发电厂装置（精选十篇）
发电厂装置 篇1
关键词：发电厂,继电保护装置,故障
0 引言
继电保护装置在发电厂中, 可以监测到发电系统的故障, 以警报的形式提醒工作人员, 装置会自动执行断电隔离, 防止扩大故障范围。继电保护装置在运行中, 也会出现故障, 影响了其在发电厂中的保护效果, 必须根据继电保护装置的故障状态, 提出有效的解决措施, 才能保障装置的保护性能, 保障其在发电厂中的作用。
1 发电厂继电保护装置的故障
发电厂继电保护装置的故障, 按照属性可以分为两类, 分别是外部环境引起的故障和内部故障, 对其做如下分析。
1.1 环境因素
外部环境对继电保护装置的影响, 容易造成装置工作异常。例举常见的几类故障表现, 如: (1) 指示灯异常, 指示灯可以提示继电保护装置的状态, 一般有错误信息或故障时, 指示灯会异常, 提醒工作人员注意故障检查, 基本都是受到外部环境因素干扰引起的; (2) 烧损故障, 是指继电保护装置的线圈烧损, 导致装置外壳变形, 伴随异味; (3) 不复位、不运行故障, 当继电保护装置出现此类问题时, 对发电厂电力系统的影响较大, 电力人员应该迅速确定环境原因并解决, 以免干扰电力系统的运行; (4) 绝缘故障, 外部环境破坏了继电保护装置的绝缘层, 引起老化、腐蚀等问题, 导致继电保护不灵敏而出现故障。
1.2 内部故障
继电保护装置的内部故障较为复杂, 对保护装置的影响最大。以某发电厂为例, 分析继电保护装置运行中出现的内部故障。分析如: (1) 接点故障, 此类故障发生在装置的接点位置, 干扰继电保护装置的内部结构, 该火电厂的继电保护装置的内部接点, 受到SO2、H2S的腐蚀, 多处出现接地故障, 导致接地点偏离正常的位置; (2) 差拍, 继电保护装置发生差拍故障, 是由电压设置不当引起的, 也有可能是继电器选择不合理造成的, 导致继电保护装置出现差拍异常; (3) 装置元件失效, 继电保护装置内部元件失效, 直接影响装置的运行性能, 不能正常服务于电力系统, 当装置发生故障时, 就会在电力系统内引起过电流或过电压, 烧坏装置设备, 还会造成大面积的系统故障。
2 发电厂继电保护装置故障的解决措施
2.1 定期巡检
定期巡检是发电厂继电保护装置故障处理的一项主要措施, 能够在很大程度上预防装置故障。发电厂安排人员在继电保护装置运行中, 实行定期巡检, 可以掌握继电保护装置的运行状态, 排查潜在的故障隐患, 以免降低继电保护的性能。定期巡检中, 二次回路检查是比较重要的工作, 因为二次回路是继电保护装置的主要电路, 连接了互感器、继电器等多项组件, 起到调控、保护的作用, 所以巡检人员专门检查二次回路, 消除回路中的性能缺陷。巡检人员检查二次回路时, 重点检查继电器运转、信号灯操作和各种运行线路, 规范继电保护装置的运行环境, 有效解决二次回路及装置中的问题。
2.2 替代法
替代法是继电保护装置故障排除中常用的策略, 电力人员利用替代的方法, 完善继电保护装置的运行, 减小故障的范围。替代法不仅可以应用到继电保护桩, 还可以辅助解决自动保护中的故障问题。例如:发电厂的继电保护装置有故障时, 电力人员确定可能存在故障的元件, 采用正常的元件代替, 恢复继电保护装置的正常运行状态, 促使其快速投入到发电厂的电力保护中, 由此隔离了继电保护装置的故障, 此时电力人员检修替换的元件, 如果发现故障问题, 维修至正常状态, 重新更换到继电保护装置的系统内, 不会影响继电保护装置的实际运行, 还能降低检修、维护的工作量。
2.3 经验法
经验法是继电保护装置故障处理中常用、传统的方法, 主要是凭借电力人员的经验, 根据继电保护装置的故障表现, 识别故障的原因并提出解决措施。电力人员记录了以往装置发生的故障, 逐渐积累了故障处理的经验, 当继电保护装置有问题时, 电力人员会按照故障记录, 对比故障的状态, 比较两次故障的特征和设备状态。经验法的优势是可以降低故障诊断的时间, 提升故障处理的时间效率, 但是容易出现故障误差, 而且不适合应用在新型的装置故障内。所以, 继电保护装置故障在选择经验法时, 应该先判断是否可以采用经验法, 再安排相关的诊断方式, 以免影响装置故障的处理过程。
2.4 抗干扰措施
继电保护装置中, 需采取抗干扰的措施, 其可分为软件抗干扰和硬件抗干扰两个部分, 积极维护继电保护装置的性能状态。分析如: (1) 软件抗干扰, 继电保护装置线路布设时, 需考虑到相邻线路存在的干扰问题, 特别是平行布线方式, 除了线路布设, 还有芯片、电源等设备, 通过合理的布设方法, 控制装置中的干扰源, 电力人员操作继电保护装置时, 掌握输入量的变化规律, 避免受到干扰影响而出现错误信息, 及时取消有干扰的采样值, 防止装置运行中的脉冲干扰, 确保数据的准确性; (2) 硬件抗干扰, 采取隔离、屏蔽的方法, 解决继电保护装置的硬件干扰故障, 落实电磁屏蔽的措施, 切断发电厂继电保护装置的电磁能量, 预防电磁干扰, 装置中的保护柜设备, 采用铁质材料, 可以屏蔽继电保护装置运行时的电场、磁场, 假如装置中有较强的电场, 还需配合铝板、铜网等设备, 提高电磁屏蔽的水平。
3 结束语
继电保护是发电厂中的重要装置, 起到重要的作用, 其可有效检测发电系统的故障。结合继电保护装置在发电厂中的运行, 汇总可能出现的故障, 同时提出合理的解决措施, 专门控制继电保护装置的性能, 满足发电厂的运行需求, 最主要的是保障继电保护装置的质量, 充分发挥其在发电厂中的保护作用。
参考文献
发电机同期装置要点 篇2
1.1台机组配一面同期屏，包括一台同期装置配选线器，每台机组有三种同期方式，同期方式的选择由DCS远方和按钮就地选择，由同期装置实现自动准同期。
2.1号机组同期方式说明：方式一：#1机与500KVⅡ母线；方式二：#1机与500KV出线一；方式三：#1机与500KVⅠ母线；
3.2号机组同期方式说明：方式一：#2机与500KVⅠ母线；方式二：#2机与500KV出线一；方式三：#2机与500KVⅡ母线；
4.同期屏布置：上部第一列：同期检查继电器、中间继电器；第二列：同步表；第三列：自动准同期装置SID-2CM-S-V，转换开关WY（单侧/退出/双侧），按钮QA启动同期工作；第四列：选线器SID-2X-A-4；第五列：按钮4个1AN、2AN、3AN、4AN，分别为启动1、2、3、4（备用）号并列点；第六列：按钮4个1SA、2SA、3SA、4SA，分别为手动降压、手动升压、手动减速、手动加速，HA合闸按钮一个，DTK自动准同期切换（自动/退出/手动，自动短接，手动断开）手把；
继电保护装置在发电厂中的应用分析 篇3
【关键词】发电厂；继电保护；装置性能
1.引言
在电力系统中，继电保护装置作为重要的安全卫士可以在短时间内将故障隔离，从而防止故障的继续蔓延，对电网造成更大的危害。在电厂中使用继电保护装置同样重要。就继电保护技术本来来说，其技术性较强，其关键技术体现在分析故障和处理故障上。本文对此进行了探讨。
2.发电厂继电保护作用及要求分析
将继电保护技术应用于发电厂中，主要原理是检测系统出现的异常信号并给出报警，同时将故障自动切离系统，提前对可能出现的故障进行防范。具体而言，继电保护在发电厂中的作用表现为：进行故障监测，如：在设备发生故障之前，继电保护装置能够进行异常信号的感知，并将故障切离系统，有效防止了元件的损坏；另外，继电保护装置在处理故障时十分迅速，可以避免停电。分析继电保护的基本要求，由于它要完成检测、报警、故障隔离等多种功能[1]；因此，满足继电保护装置运行的基本要求是非常有必要的，应该符合其选择性、灵敏性和速度性。
3.继电保护装置工作原理分析
在发电厂中，常常会出现设备线路故障现象，这些故障必然会导致系统电流和电压的改变，如果改变值超出了系统所能够承受的范围，智能控制系统会给出相应的报警信号，技术人员也可以直接向断路器给出断开指令，以此实现故障的隔离，尽可能的减少故障所涉及的范围，这就是继电保护装置的工作原理。就其本质来说，它是对系统中的故障电流、故障电压或者是其他参数的变化进行监测，从而做出判断，给出动作指令。同时，继电保护装置也可以依据实际需要，将动作依据设定为其他参数，如：在变压器油箱中，可以将瓦斯的变化设定为其故障的参考信号。不管是采用什么参数，其基本原理和结构都是类似的；包括：测量装置、逻辑装置以及执行装置[2]。
4.继电保护装置基本性能
分析继电保护装置的基本性能，主要有以下几点：
1）可靠性
继电保护装置的可靠性直接关系到其使用效果；其可靠性主要表现在两个方面，一是故障动作的准确性，另一个是不会产生误动作。可靠性是最基本的要求，对此，需要从多个方面来保证：在配置上要合理，装置的制造质量要过关，技术性能要满足要求等。在电厂中，电力设备通常都有两个独立的回路，在断路器上分别装有不同的继电保护装置，两套设备互补，以实现对线路的保护。
2）选择性
在电厂中，继电保护装置需要进行故障判断，在决策制定时存在一定的选择性，是先断开故障的设备还是先断开故障的线路；此外，装置中的保护元件也具有选择性，需要配合其灵敏系数，以实现对设备和线路的保护。
3）灵敏性
继电保护的灵敏性可以通过灵敏系数体现，它是指能够允许的电流和电阻的变化范围。一旦电流超出灵敏系数范围，装置就会启动隔离功能。通过整定的方式可以实现灵敏系数和选择性的确定。
4）快速反应性
继电保护的快速性要求很容易被理解，当故障出现时，只有快速的将其隔离出去，才能保证其对系统造成的伤害最小。
5.继电保护装置的应用
继电保护装置在发电厂中的具体应用体现在以下几个方面。
5.1 对发电变压器组的保护
继电保护装置在保护发电厂中的发电变压器組时，需要对机组的型号予以充分的考虑；如：在某一大型的发电厂中，机组等设备的造价很高，维护起来十分复杂，停机检修会造成较大的经济损失。对此，在使用继电保护装置时，要求其配置可靠、灵敏并且快速。考虑到该电厂的实际情况，在对发电机和变压器进行保护时，选择了G60以及T60等保护设备；在对厂用变压器以及励磁变压器进行保护时，采用了C30保护设备。采用的这些保护装置具有十分成熟的技术，功能十分全面，在其硬件上包含有能够实现数组控制的相应处理器和芯片。可以采用DSP进行数据处理；因此，保护装置的效率能够得到提高。在实际应用中，可以依据具体情况对保护装置进行灵活选择，其依据是：发电机组的型号、电气控制系统的具体特点等；只有这样才能保证保护与运行控制之间的良好配合。另外，还应该考虑到装置的经济性和维护方面。
5.2 对发电厂电力系统的保护
机电保护装置在进行电厂电力系统保护时，需要充分考虑配合性，即：基于合理减少二次电缆，有效提高对应网络的自动化水平。如：在某发电厂中，将一套电厂用电监控系统配置在两台低压机组上，另外，将系统与上层的DCS相连接，并通过通信网络与继电保护装置相连接；利用监控系统可以实现对电度量的采集，并完成传输，最终实现对保护动作量的遥测以及通信。这种方式最终实现了对电源及保护装置的控制，它不仅提供开关遥控，还可以实现保护定值的查询和修改；自动化控制的可控性提高了，整个发电厂的电力系统更加安全。
5.3 对发电厂直流系统的保护
在发电厂中，直流系统是重要的组成部分，它为保护、开关以及自动装置等提供直流电[3]。因此，保证直流系统的可靠稳定对于整个电厂来说意义重大，它同时也是继电保护装置准确动作的前提条件和有力保障。对于厂用直流系统而言，其配置原则依据的是电气一次系统的分区；考虑到直流系统的远近，可以实现直流系统的冗余配置。如：在某发电厂中，由一套直流供电系统负责机组主厂房发电机组、自动控制装置、输煤系统保护等供电[4]。因此，继电保护装置需发电厂中的直流系统实施保护。
6.结束语
本文分析了电厂中继电保护的作用，对其工作原理进行了阐述，重点对其基本性能和特殊处理以及具体应用进行了探讨。总而言之，发电厂中的继电保护装置应用十分普遍。继电保护装置不仅需要具备共性的功能和性能，还应该依据发电厂的实际情况，在保证可靠性、选择性和灵敏性的前提下，针对具体网络实施保护。另外，为了满足发电厂智能化生产的需要，在选择继电保护装置时，应该配合自动控制系统，实现保护系统的自动化，从而提高保护效果。
参考文献
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发电厂继电保护装置的应用探索 篇4
一、继电保护装置简介
传统继电保护装置主要由两个部分组成,分别是移相器和调压器,其缺点是体积较大,并且不够精准,导致其在线路安全校验工作中不能有效发挥作用。随着科技水平的提升,新型微机继电保护测试仪已经诞生,并在电网线路保护中得到较为广泛的应用,继电保护装置的自动化和智能化水平也得到显著提高。体积重量较大是现代继电保护测试仪的形式之一,它采用了传统功放,动态范围相对有限,精度较低;另一形式为体积和重量较小,设置电源的开关,效率相对较高,且并采用数字功放。继电保护测试仪将以第二种形式为主要形式,继电保护装置体积和重量将更小,精度、功能以及安全性、可靠性均将得到提升。
逻辑判断元件、执行输出元件以及测量比较元件在继电保护装置组成中必不可缺。现阶段继电保护装置主要包括以下几点特征:主机的处理器采用的是具有一定智能化水平的数字信号处理器,其性能强大,可在单机状态下单独工作。采用主机一体化单机箱的结构,可以连接计算机和计算机结为一体实施操作。采用“傻瓜式”的操作方法以及使用16位DAC芯片,操作难度较低。使用LCD大屏显示以及新型功放,数字化水平更高,具有更好的保真效果。其具有的接点较多,能够保护的范围更大,能够直接实现电流和电压的输出,性价比较高,此外,发生故障时,可以自动开启保护。此外,继电保护装置包括高频保护、平衡保护、距离保护、电流保护、电压保护等各种类型。
二、继电保护装置的工作原理分析
电力系统中的线路或设备出现故障,通常会导致电网电流与电压出现波动,严重影响到电力系统运行的安全,然后智能控制系统或技术人员发出警报,断开断路器,将故障及时隔离,使故障范围不再扩大,在这个过程中,继电保护装置发挥着十分重要的作用。
继电保护装置的工作原理就是根据电压参数或电流的变化来进行故障的识别。继电保护装置的总单元由比较鉴别单元、取样单元、执行单元、处理单元、控制单元和操作单元组成。取样单元通常是电流互感器或者电压互感器,它能够将电力系统参数转化成比较鉴别单元所认可的信号。给定单元存在于比较鉴别单元中,取样单元又参照事先所设定的数据对接收到的信号进行比较分析,接着又将信号传输给下级处理单元。比较鉴别单元包括两个进行过电流保护的电流继电器,以及两个进行速断保护的电流继电器。电流继电器在接收取样单元电流信号的同时又和给定单元进行对比,如果电流信号达到电流整定值,电流继电器发生动作,接点将断路器断开的信号向下级传输处理。如果电流信号小于整定值,电流继电器不发生动作,信号传送不发生改变。处理单元接收比较鉴别单元的信号,根据接收到的指示进行处理,若需断电,则中间继电器发生动作,如果电流大于额定电流,则中间继电器发生动作。执行单元实际上就是继电保护装置的专属电源,其负责故障的处理,控制和操作电源。
除上述之外,油箱变压器可以通过油流或者瓦斯速度的变化的识别其是否发生故障,同样油流或者瓦斯速度的变化也可以引入至继电保护装置中作为参数,从而引发保护动作。被采用引入的参数,其各装置的基本结构差异不大。发电厂运行过程中,继电保护装置的保护作用具有重要影响。
三、继电保护装置的基本性能分析
继电保护装置具有以下特性:选择性、速动性、灵敏性以及可靠性。一是选择性:继电保护装置要能够迅速识别故障,并且根据具体情况将故障的线路或设备进行断开。在电网系统中逐级配合是必不可少,这样才能在发生故障时可以对故障进行选择性切除,使停电的范围尽可能减小。二是速动性:继电保护装置在切除故障的过程中,其反应必须及时,从而减少由于故障带来的损失,让电力系统更加趋于稳定。继电保护动作时间的方法包括使用速度保护以及降低继电器设定的动作时间等。三是灵敏性:继电保护装置中电力系统运行过程中电压和电流的变化可以反映装置的灵敏性,应该在允许范围之内,也就是互搜,装置应有一定的灵敏系数。通过继电保护的整定值控制继电保护装置的选择性以及灵敏系数,每年需要对整定值进行一次校验。四是可靠性:就继电保护装置而言,一是要对故障发出准确的动作,二是不发出错误的动作。可靠性对继电保护装置而言十分重要。
四、继电保护装置的应用分析
(一)保护发电机变压器。
根据机组的型号选择合适的继电保护装置,在进行继电保护装置的安装前需确保机组可靠安全、高配置,并且其灵敏度以及选择性均符合要求。同时结合电厂实际进行考虑,首先应当考虑的是发变组的型号及维护,从而使继电保护装置设计方案最为合理。尽可能购进先进的装置,例如具有可以进行数组控制的芯片和处理器,从而实现DSP数据处理,加上处理器的判断作用,使继电保护装置的工作效率得到提高。
(二)保护发电厂电力系统。
综合配合性这一问题选择继电保护装置,也就是适当减少二次电缆,从而使得电力网络系统的整体自动化水平上升到一个更高的档次。如果电厂采用“2低压机组配置+1用电监控系统”的模式,首先应该使电监控系统和上层的DCS连接,然后通过通信网络对下层的继电保护装置进行连接。此外,也可对DCS或监控系统进行利用,从而采集并传输厂用电系统电度量。
(三)保护发电厂直流系统。
为发电厂直流系统配置继电保护装置的过程中,应对电气一次系统的分区配置以及直流供电系统的距离进行考虑,在直流系统配置继电保护装置的过程中需要超量。如果发电厂的直流供电系统对整个电厂的升压电站的自动控制系统、保护系统、机组的输煤系统的自控和保护系统以及机组主厂房内部发电机的运作及保护,以及自动控制装置等进行直接控制,那么另一直流系统需要为脱硫系统及其保护装置和自动控制系统提供110V电压,并配备两套充电装置和蓄电池。
五、结语
总而言之,继电保护装置在发电厂中的作用十分重要,能够及时检测、感知并切除故障,可以使系统故障的影响降到最低。在继电保护装置配置的过程中,不仅要保证装置性能可靠,也要保证考虑到电厂的实际情况,根据具体的电力网络系统,设计出切合实际并且行之有效的继电保护方案,从而使继电保护装置的保护作用能够得到有效发挥。继电保护装置今后的发展应进一步提升其自动化和智能化水平,从而在发电厂中得到更加有效的应用。
参考文献
[1]宫胜男.发电厂继电保护整定计算系统的开发[D].东北石油大学,2015
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[5]刘兴光.发电厂继电保护装置的故障探讨[J].山东工业技术,2016,11:194
发电厂装置 篇5
关键词:路面发电;液压系统;能量转换
1引言
进入21世纪以来，随着人民生活水平的提高，机动车的保有量越来越大，但随之而来的是交通事故的急剧增长，严重影响了人们的生命安全。据统计资料表明，自2001年以来，因车辆超速行驶而导致的交通事故数量一直位于各种违法行为的第二位，超速行驶是导致交通事故的最主要原因之一。
为保证安全交管部门在事故易发路段设置大量的减速装置，车辆通过这些减速装置时能量被大量的浪费掉。本文设计了一种新型路面发电装置的系统，该系统安装在需要减速的路段，既可起到减速作用又可以将浪费的能量加以有效利用。
2系统组成2.1需要考虑的因素根据汽车的行驶以及路面的特点，设计一套合适的发电系统，主要从以下几个方面考虑:①装置依靠汽车重力进行发电，设计的发电系统应将重力转换为可以驱动发电机的其他能量形式;②单个发电装置输出的不稳定性。通过发电装置的汽车的大小种类不同发电装置的输出功率相差比较大，此问题可用适当的缓冲存储装置解决;③要有足够大的速度输出。器械的转速直接用来发电的话，可能与发电机的转速不太匹配，需要借助一定的齿轮变速装置来匹配转速;
④输出要稳定。汽车通过发电装置具有不确定性，故发出的电量可能时大时小，故在系统中需加储能装置，最后由储能装置将高压油液稳定输出驱动液压马达做功。
2.2组成原理图
发电装置由液压囊、液压飞轮(马达)、齿轮变速器、发电机组等组成。原理如图1所示。
3系统原理及分析
3.1系统工作原理此装置布置在车流密集的路段，多个小液压囊相互并联而组成一个液压囊组。小液压囊中充满液压油，当汽车通过铺设这种特殊液压囊的路面时，汽车本身的重力使特殊液压囊受压变形，囊内的油压升高，单向阀打开，油液由出油口排出，排出的油通过出油管汇总到主出油管，再充入蓄能器中。高压油液一种相对平稳的压力输出驱动液压飞轮转动，液压飞轮通过齿轮变速装置调速后带动发电机发电。从液压飞轮排出的较低压力的液压油经过油液缓冲室中;缓冲室中的液压油液依次经过主回油管、回油管重新回到液压囊中(在回油回路上设有油液补充装置)，等待另一个供油发电过程的开始，至此完成一个供油发电的循环(如图1箭头所示)。
如上所述，系统各组成单元中的运动形式如图2所示。系统工作时，能量在系统各组成单元间传递，从汽车的势能到电能的转化过程如图3所示。
图2系统的运动形式图
图3能量转化原理图汽车路过发电装置的运动规律是不能确定的，因此直接用不稳定的机械能来发电是没有意义的，但通过一定的缓冲装置将不稳定的机械能先转化为其他形式的稳定能量，如液压能，再来发电，效率就会提高很多。故将液压囊传来的油先存储在蓄能器内，当蓄能器内的油压达到一定值时，驱动马达转动带动发电机发电，并维持油压在这一定值附近，以保证液压马达叶轮的转速在一个不大的范围内变化，发出的电能波动也不大，再通过相关的处理装置就可以得到较高质量的电能。
3.2系统分析
假设一辆重量为10 t的汽车以36 km/h通过液压囊，液压囊的上表面面积为30 cm×30 cm，液压囊上面板向下移动距离为5 cm。汽车在通过液压囊时重力所做的功为:W=Mgh(1)式中:W为汽车压过液压囊所做的功(J);M为汽车压在液压囊上的重力(kg)，按1/4车计算;g为重力加速度(10 N/kg);h为下降距离(m)。
汽车通过液压囊的时间为:
t=h/V(2)式中:t为时间(s);V为汽车的速度(m/s)。
每个液压囊的功率为:
P=W/t×η(3)式中:P为液压囊的功率(kW);η为液压囊的能量转换效率(按30%计算)由式(1)得W=250 J，由式(2)得下降时间t=0.03 S，代入式(3)可得每个液压囊的功率p=2.5 kW。
每个液压发电机组装机容量为100 kW/h，目前国内火力发电能耗的平均标准为:每产生一度电消耗344 g标准煤、4 L淡水并产生150 g灰渣、800 g二氧化碳、10 g二氧化硫。按照每台新型发电装置功率100 kW，每天工作8 h计算一年(365天)产生的电能为29.2万度。按火力发电的能耗标准计算，一年可以节约标准煤100.448 t;节约用水1168 t;减少灰渣垃圾排放43.8 t;减排二氧化碳233.6 t;减排二氧化硫2.92 t。同时生产出来的电能按每度电0.5元计算可产生经济效益14.6万元。
4结语
发电厂装置 篇6
关键词：发电厂 变电所 接地装置问题分析
发电厂、变电所的接地好坏直接关系到设备和人身的安全，因而愈来愈受到人们的重视，因为发电厂、变电所的接地网不但要满足工频短路电流的要求，还要满足雷电冲击电流的要求。以前由于接地网的缺陷，曾发生了不少事故，事故的原因既有地网接地电阻方面的问题，又有地網均压方面的问题。随着电网的发展，特别是发电厂、变电所内微机保护、综合自动化装置的大量应用，地电位的干扰对监控和自动化装置的影响不得不引起人们的重视。
接地网作为隐蔽工程具有一次性建设、维护困难等特点，在设计和施工过程中，要从接地电阻与短路电流的关系、接地装置的比选、地网防腐措施、接触电势与跨步电压验算及合适的埋设深度等方面全面认识和把握接地问题。
关键字：短路电流，接地网，热稳定，接地电阻，
1，正确分析短路电流
《交流电气装置的接地》(DL／T6211997)中对接地电阻值有具体的规定，一般情况下规定通常不大于0.5Ω。在高土壤电阻率地区，当要求接地装置做到规定的接地电阻在技术经济上很不合理时，大接地短路电流系统接地电阻可以为R≤5Ω，但应采取相应措施，如防止高电位外引、均压设计、验算接触电势、跨步电压等。根据规程规定，主要是以发生接地故障时，接地电位的升高不超过2kV进行控制，其次以接地电阻不大于0.5Ω和5Ω进行设计。实际中，人们往往认为，接地电阻测量值小于0.5Ω即为合格，大于0.5Ω就是不合格，而没有认清其背后的机理，忽视短路电流的大小，这是不恰当的。
接地的实质是控制变电所发生接地短路时，故障点地电位的升高，因此接地主要是为了设备及人身的安全，起作用的是电位而不是电阻。接地电阻是衡量地网合格的一个重要参数，但不是唯一的参数。随着电力系统容量的不断增大，一般情况下单相短路电流值较大，从安全运行的角度出发，不管在什么情况下，都应该验算地网的接触电势和跨步电压，必要时应采取防止高电位外引的隔离措施。当系统发生接地故障时，产生的接地短路电流经三种途径流入系统接地中性点。①经架空地线杆塔系统；②经设备接地引下线、地网流入本站内变压器中性点；③经地网入地后通过大地流回系统中性点。而对地网接地电阻起决定性作用的只是入地短路电流，所以，正确地考虑和计算各部分短路电流值，对合理地设计地网有着很大的影响。
对于有效接地系统110kV以上变电所，线路架空地线都直接与变电站出线架构相连。当发生接地短路时，很大一部分短路电流经架空地线系统分流，在计算时，应考虑该部分分流作用。发生接地故障时，总的短路电流是一定的，增大架空地线的分流电流，入地短路电流就相应减小，因此，降低架空地线的阻抗也是接地设计需要考虑的重要方面。架空地线采用优良导体，正确利用架空地线系统分流，将使地网的设计条件更为有利。
经分析可知，入地短路电流是总的接地短路电流减去架空地线的分流，再减去流经变压器中性点的电流。如此计算，实际入地短路电流值就相对比较小，根据R≤2000／I的要求，接地电阻相应的允许值就比较大，此时按规定值控制，设计自然就容易满足。
2，发电厂.变电所接地装置的热稳定
在有效接地系统中，发电厂、变电所电气装置中电气设备接地线的截面，应按接地短路电流进行热稳定校验。钢接地线的短时温度不应超过400度，铜接地线不应超过450度，铝接地线不应超过300度。在工程施工中有些施工单位为节省资金，投机取巧，更换接地材料的材质，或将接地材料的截面变小，这将严重影响接地装置的热温定和设备的安全运行。
3.发电厂.变电所接地装置的防腐要求
计及腐蚀影响后，接地装置的设计使用年限，应与地面工程的设计使用年限相当，接地装置的防腐蚀设计，应按当地的腐蚀数据进行，在腐蚀严重地区，敷设在电缆沟中的接地线和敷设在屋内或地面上的接地线，必须使用热镀锌，对埋入地下的接地体宜采用适当的防腐措施，如在接地体四周施加高效膨润土降阻防腐剂，或者采用阴极保护等措施，焊接点必须涂防腐材料。
4，接地装置布置方式的比选
在接地设计中，采用的土壤电阻率要准确，否则会造成设计的误差。土壤电阻率的测量是工程接地设计重要的第一手资料，由于受到测量设备、方法等条件的限制，土壤电阻率的测量往往不够准确，尤其是地质结构复杂或有不均匀地质结构的地区。为保证电阻率准确性，勘测时可以采用两种以上方法(如按地摇表法和电流电压法等)，对所测结果相互对照，提高精度，减小误差。
根据地网接地电阻的估算公式：
R＝0.5 p／s
式中：p为土壤电阻率，Ω·m；s为接地网面积，m2；R为地网接地电阻，Ω。
p一定时，接地电阻基本上由接地网面积决定，地网面积一旦确定，其接地电阻也就基本确定。因此，在地网布置设计时，应充分利用变电所的全部可利用面积，如果地网面积过小，其接地电阻是很难降低的。
接地网布置方式有长孔与方孔两种，当包括地网外周4根在内的均压带总根数在18根及以下时，常采用长孔接地网，如图1(a)所示。110kV变电所占地面积一般不超过100×100m2，考虑均压线间屏蔽作用，均压线总根数通常为8～12根左右，较多采用长孔方式布置，但与方孔布置相比，存在以下问题。
(1)长孔地网某一条均压线断开时，均压带的分流作用明显降低。方孔地网纵、横向均压带相互交错，当某条均压线断开时，对分流效果影响不大，优于长孔地网。
发电厂装置 篇7
1 故障情况
连州发电厂#2机组汽轮机安装有7个转速探头, 其中3个探头的转速信号采用三取二方式用作汽轮机超速保护, 另外4个探头分别送信号至汽机开机仪表盘、BTG盘、汽轮机机头转速表及DCS进行显示。但自投产后出现过多次转速探头磨损的情况, 严重时可在运行中听到机头有轻微摩擦声, 透过观察镜可见转速探头处有微弱火花, 停机后揭开前轴承箱检查转速探头已磨损。
2 分析
经过技术人员查找资料认真分析, 认为探头固定在支架上, 而支架又固定在前轴承箱上, 探头在运行中应该是保持不动的。唯一产生该摩擦的可能应为测速齿轮盘晃动, 导致其与转速探头摩擦。经过分析认为, 60齿转速测量盘安装在汽机前箱短轴主油泵轴的尾部, 主油泵轴与阻尼轴、汽轮机高中压转子用螺栓连接, 由于转速测量盘远离汽轮机大轴, 晃动的可能性非常大。但由于没有彻底的解决办法, 特别是用作保护的探头磨损后, 只能将其他用作显示作用的探头改接保护信号。
后经调查广东粤嘉电力有限公司梅县发电厂也遇到同样情况, 该厂#3、4汽轮机与连州发电厂#1、2汽轮机同属上海汽轮机厂生产的125MW汽轮机, 也出现过转速探头磨损的情况, 该厂在阻尼轴靠背轮圆周中间段上开齿, 并安装新支架安装探头, 取得了很好的效果。连州发电厂技术人员在详细了解后决定参照梅县发电厂进行相关改造。
3 进行的工作
2011年5月连州发电厂#2机组大修, 在参照了梅县发电厂的改造后, 进行了#2机组汽轮机测速装置的改造。
3.1 准备工作
(1) 在机组停机前制作新转速探头安装支架 (简称新支架)
由于此项工作在机组停机前提前开工, 前轴承箱内的尺寸无法测量, 经咨询上海汽轮机厂及梅县发电厂技术人员, 连州发电厂和梅县发电厂的汽轮机为上海汽轮机厂的同型号汽轮机, 前轴承箱内尺寸一样, 可按梅县发电厂新支架尺寸制作。
按梅县发电厂提供的图纸, 制作一个类似阿拉伯数字“2”的与大轴同心1/4圆转速探头安装支架, 转速探头安装支架半径较靠背轮大约2厘米, 这样支架安装后距靠背轮圆周约2厘米, 以方便调整探头与测速键槽间距离。支架上均匀开孔以安装探头, 保证至少可安装10个测速探头。探头安装孔间距均匀, 车好螺纹可直接安装磁阻探头, 而且必须保证探头安装后垂直于大轴方向以防测量出现偏差。
(2) 在机组停机后靠背轮开槽
机组停机后揭开前轴承箱, 将新支架放到汽轮机阻尼轴靠背轮处比对尺寸, 测量靠背轮与前轴承箱盖之间距离, 确定有足够空间安装新支架及探头, 如空间不足则取消改造。将汽轮机阻尼轴靠背轮圆周中间段上均等开60个长30mm×宽10mm×深6mm大的测速键槽, 要确保靠背轮的强度, 并控制加工精度, 防止出现不平衡量。对轮上的键槽沿轴向两端保留不开口, 取在阻尼轴靠背轮圆周中间位置而不单边或两边开缺口, 目的是防止靠背轮转动后出现风力扰阻引起风鸣异音等后患。
(3) 安装新端子箱
由于新支架较前轴承箱出线孔较远, 探头电缆长度不能直接引入原来的端子箱, 对比新支架位置及探头电缆长度重新安装一个较靠近的新端子箱。
3.2 开始工作
开工后, 先拆除旧支架上的损坏探头及与之配套的前置器。保留4个探头, 其中2个作监视用, 2个探头备用。备用的探头电缆保持不变, 依旧接到原来的端子箱。如改造后使用中的探头有磨损现象, 可在端子箱直接更改接线使用备用探头而不需要揭开前轴承箱。
新支架由于制作、安装等原因不可能完全与大轴同心, 但一定要使支架垂直与大轴方向, 以防有探头恰好正对测速键槽边缘而导致测量不准确。由于新支架只是在1/4圆的下端固定, 上端悬空, 所以在安装新支架时, 不能使支架顶端承受较大压力, 以防变形。新支架使用弹簧垫片加螺栓固定, 固定好后轻摇支架应无松动、晃动。安装好支架后在每个安装孔用记号笔做好记号, 以方便数据记录。
新支架安装8个探头, 其中3个至DEH作为控制及三选二超速保护停机, 3个至ETS三选二超速保护停机, 1个BTG盘显示, 1个汽轮机机头数字表显示。新支架的探头电缆接至新端子箱, 布线时应将电缆集中捆扎在附近的油管上, 同时要考虑受油冲刷摆动产生摩擦的可能。在前轴承箱出线口处, 应将电缆向下绕一个低于出线口的弯曲半圆后再穿入出线口, 以防止油顺电缆流出电缆口。
由于新支架为1/4圆, 只有下端固定, 上半部分悬空, 应将探头尽量安装到靠下端, 理论上上端振动较下端大。为防止上半部分由于振动导致探头磨损, 安装时也应尽量拉大探头与测速键槽间距离, 以1.2mm左右为宜 (旧支架安装1.1mm左右) 。
3.3 数据记录
4 结束语
发电厂装置 篇8
潮州电厂2*600MW+2*1000MW四台机组于2010年5月份新投入一套自动电压控制 (AVC) 装置, AVC子站一主一备为四台机组共用。在调试及试运行期间AVC子站与中调主站通讯链接频繁中断, 潮州电厂针对不同中断现象进行深入研究分析, 制定出一系列有效改进措施, 处理了自动电压无功调控系统与主站通讯链接中断的问题, 确保168h试运行一次成功, 这对提高电力系统运行的稳定性和安全性, 降低网损, 减小运行人员劳动强度均有积极的作用。
2 系统概况
潮州电厂2*600MW+2*1000MW四台机组新投的自动电压无功调控系统采用的是中国电力学研究院根据电网需求最新开发完成的电力系统电压自动调控系统的调控执行装置PAC-4000A。由主备上位机以及下位机构成电厂测AVC子站, 该子站与调度中心主站共同组成AVC系统。主站-子站通过RTU装置专线通道和调度数据网104通道进行信息交换。省调度中心AVC主站每隔15分钟通过远动通道对网内具备条件的发电机组下发目标值, 同时通过调度数据网104通道每隔15分钟下发母线电压曲线, 子站上位机接受主站的目标指令后, 经过综合运算处理发电机无功出力, 使母线电压维持在省调下达的目标指令附近。
AVC子站-主站通讯网络结构图如图1所示
3 AVC系统主要通讯问题
潮州电厂AVC子站装置与主站联合测试时暴露出诸多问题, 其中AVC子站-主站通讯链接频繁中断这一现象最为凸显, 在调试期间, 有两次不同病因的104通道中断, 主要如下:
3.1 调试期间, AVC上位机与主站104通道频繁中断, 但中断后重新建立链接, 在24小时内中断可达数十次。
3.2 2011年1月5日AVC上位机装置与RTU装置通讯中断, 并不再重复建立链接, 重新将装置上电, 中断现象消除, 正常运行一周, 通讯又中断。
4 AVC系统通讯链接中断原因分析及优化
4.1 与AVC主站通讯链接中断
4.1.1 AVC主站通过调度数据网104通道连接到电厂侧AVC子站, 采用LAN网络接口, 通讯规约采用标准104规约。
4.1.2 调试期间, 2010年12月20日AVC上位机与主站104通道频繁中断, 经测试上位机板卡工作正常, 子站与主站104链路完好, 查看地址配置正确, 通过查看AVC装置打印信息发现中断时间都是在电压曲线下发那一时刻。AVC主站下发电压曲线具体要求:前一天下发电压曲线从0时0分到23时55分一共288个量的计划值, 每条计划曲线共分配289个地址。为了节约传输时间, 采用拐点传输的策略, 其中曲线地址点, 第一个和最后一个曲线值点必传, 其余曲线计划值点连续的每三个点只传第一个点, 即每条曲线最终只传98个点。电压计划 (上/下) 限曲线共有8条。分别为220KV两条母线次日电压曲线上限、次日电压曲线下限;500KV次日电压曲线上限、次日电压曲线下限。如果每条曲线最终只传98个点, 一共八条曲线, 那总计784个点一起向子站下发。广东电网IEC60870-5-104规定一个APDU报文最长为255个字节 (包括启动字符和长度标识) , 所以APDU的最大长度为253, APDU长度包括APCI的4个控制域8位位组和ASDU, 因此ASDU的最大长度为249, 如果子站采集的信息量超过此数目, 则须分成多个APDU进行发送。
针对上述病因进行了整改, AVC子站系统与主站104通道不再中断。
4.1.3 2011年3月1日AVC上位机与主站104通道中断次数达到一天15次, 通过对链路、地址、装置软硬件的检查都没有异常, 厂家也查不清原因所在, 这样运行几天发现104通道每天中断的次数都在增加, 但又不影响曲线的正常接收。检查无果重新更换新的通讯板依然无法改变频繁中断现象, 最终决定对硬盘进行专业测试, 硬盘是用来存储主站下发的曲线、目标值、系统定值等, 经测试硬盘的磁头确实存在一些问题, 硬盘的磁头用来读取或者修改盘片上磁性物质的状态。更换新的测试完好的硬盘, 通过几个月的观察, AVC104通道恢复正常。
4.2 与RTU通讯链接中断
4.2.1 AVC装置与RTU通讯采用RS232/422接口, 通讯规约采用标准101、CDT规约。
4.2.2 AVC子站与RTU装置的物理通道采用的转换设备为EPRS-4020, 如图2所示
通道1-AVC为的IEC101子站, 串口通道1;通道2-AVC为的IEC101主站, 串口通道2;
4.2.3 2011年1月5日AVC上位机装置与RTU装置通讯中断, 将装置重新上电, 中断现象消除, 运行一周, AVC子站装置又与RTU装置通讯中断。
通讯板经测试一切正常, 检查EPRS-4020发现其与通讯板相连的接口部件不牢靠, 更换新的EPRS-4020备件, 运行半个月观察AVC上位机装置偶尔还会与RTU装置中断一下, 时间只有1S, 继续更换EPRS-4020转换设备观察几个月子站不再与RTU装置通讯链接中断。目前这种4020转换设备生产厂家只有一家, 产品质量有些差强人意, 对于使用方比较局限。建议设计单位以后再对装置部件进行选型时要注意这一问题, 充分做好市场调查, 避免产品单一化。
5 结束语
通过对上述通讯故障的分析及优化, 全面提高了潮州电厂自动电压无功调控系统运行的稳定性, 为全厂乃至系统母线电压稳定可控提供了保障。电压自动调控系统的稳定运行对减小运行人员劳动强度也起到积极的作用, 同时也将取得显著的社会效益和经济效益, 这也标志潮州电厂自动化生产和管理水平又迈上了一个新的台阶
摘要：随着调度自动化的不断发展以及用户对电压质量要求的提高, 自动电压控制装置 (AVC) 已成为电网安全、优质和经济运行的重要手段。本文通过潮州电厂2*600MW+2*1000MW四台机组自动电压控制装置在与中调联调时频繁出现通讯链接中断的现象进行深入研究分析, 制定出一系列有效整改措施, 确保了AVC系统168h试运行一次成功。
关键词：自动电压控制装置,调试,通讯中断
参考文献
[1]殷骏.无功自动调控装置在AVC系统中的应用[J].华东电力, 2005, 33 (9) :1～3.
发电厂装置 篇9
2001年以来,自动电压控制(AVC)系统在中国各大电网都得到了迅速的发展。除了早期开展工作的湖南电网以外,福建、安徽、江苏等电网的AVC系统已经在无功、电压控制方面发挥了重要作用,华北电网以及广东、内蒙古、河北、山西、吉林等电网已经规划或正在建设全网的AVC系统[1,2,3,4,5,6]。
从技术上看,由于AVC系统与自动发电控制(AGC)系统在架构、通信方式上有相似之处,中国电网已经成熟的AGC系统为AVC系统提供了很好的借鉴。新一代电力系统调度数据网的建设为AVC系统的应用提供了通信支撑;新投运电厂机组广泛采用了网络控制系统(NCS)、电气监控系统(ECS)和分布式控制系统(DCS),电厂设备的组网和通信能力大大加强。
目前,发电厂AVC装置主要存在以下问题:
1)受现场条件和算法原理的限制,控制精度难以尽如人意。目前,AVC常用算法使用的系统阻抗难以适应电网潮流的变化,在实际工程应用中存在较大误差,采用算法折算出的机组理想无功目标与系统实际无功目标间存在较大偏差,导致调节完成后无功目标和母线电压目标不能同时到达,影响了AVC的使用效果[2]。
2)难以合理设计电压/无功调节死区。目前,已有的AVC装置多采用12位A/D采样,测量精度偏低。实际运行过程中,如果死区设置过大,会影响AVC的调控效果;如果死区设置过小,则会导致AVC系统频繁调节。
3)系统结构设计困难。目前,已有的系统硬件以可编程逻辑控制器(PLC)或工控机为平台,采用上下位机分布式结构,上下位机通信采用RS-485总线方式。这种传统的硬件配置、通信模式无论是从制造成本,还是控制的灵活性、可靠性,都越来越难以满足电力系统生产自动化的要求。
4)缺乏试验方法。研制生产单位缺乏对AVC闭环调节效果的有效检验手段,难以搭建有效的仿真平台,难以保证系统的有效性。由于AVC系统涉及全网的闭环控制,制造商在设备出厂前很难或基本不能检验整个AVC装置的动态调控性能,实际控制效果只能等到AVC装置接入实际系统后才能考察,给电网的安全稳定运行带来风险。
1 装置构成、原理及特点
1.1 装置构成
PAC-4000A发电厂AVC装置(以下简称本装置)典型配置包括上位机、下位机、后台机3个部分,采用分布式结构。上位机接收来自主站的调控目标,与实时监测的母线电压比较,根据控制策略实时给出各个发电机励磁电流调控目标,通过现场总线发送到各下位机;下位机对闭锁和约束条件进行校核后,经机组自动电压调节器(AVR)或DCS进行励磁调节;后台机完成数据的分析和管理功能。
1)上位机根据电网AVC主站的要求和系统运行方式的变化,实现电压/无功的当地、遥调和人工优化3种模式控制。在通信故障情况下,装置根据预设的逻辑,实现3种控制模式的无缝切换。根据发电机组不同情况,可采用等功率因数、无功等比例分配、相似调整裕度等方法为参与调节的不同机组分配无功目标。按照控制的约束目标,可以选择设定为电压目标或无功目标。
2)下位机接收本站上位机调控量并输出调控脉冲,完成机组级的闭锁控制功能;测量本机组的电压、电流、厂用电电压等电气量。
3)利用后台机可以灵活实现就地、远方及人工优化方式的切换;按照选定的控制策略分配无功;实现AVC功能的投入和退出以及通信波特率的更改设置和通信协议的选择;实现参数的回调和显示,也可以整定AVC的定值参数;实现电气量、开关量显示,电压曲线的显示与分析。
1.2 调控原理
在无功调节的过程中,发电厂AVC装置需要自动识别厂外系统的等值阻抗,当AVC装置接收到主站下发的电压目标时,将其折算为对应的无功目标,并利用等裕度、等功率因数、等比例等方法将总无功分配到每台机组。本装置采用智能化调节方式,当电压无功目标和当前电压无功值相差大于设定阈值时,本装置采用等裕度、等功率因数算法在机组间自动调整无功,当无功缺额较小或系统处在电压无功的跟踪状态时,只对裕度最大(小)或功率因数最小(大)的某一机组进行调节,保证了调节的平滑、可靠。同时,在母线电压目标和无功目标的控制上采用逐步求精、逐次逼近的方法,有效保证调控结束时电压和无功目标都能够达到,保证了控制的精度。
对于某个确定的电厂AVC装置,AVC日调节的最大频度是确定的,具体到某台机组,则其某时段的最大调节次数也是确定的。可以通过在本装置上位机、下位机上设置合理的调节时间窗口来限制AVC的调节速率,以达到调节的快速性和安全性的有效统一。
1.3 特点
与其他同类装置相比,本装置有如下特点:
1) 采用大闭环和小闭环结合的控制结构。其中,由下位机和机组AVR或DCS共同组成执行小闭环,执行本机的无功调控目标,直至新的无功目标到达为止;由上下位机组成电厂小闭环,可完成电厂级的调节,将全厂母线电压或机组无功保持在目标值,本闭环可以在全网AVC系统建设没有完成前独立完成电厂内部的调节;由主站、远程终端单元(RTU)、电厂上下位机组成全网的闭环AVC,主站按照一定时间间隔(一般为数分钟)下发本厂的电压无功目标,通过电厂小闭环、机组级执行小闭环最终完成AVC调节过程。控制逻辑环见图1。
2)参与控制的前台机(上位机、下位机)与后台机分开,前台机可以单独运行。由于后台机采用工控机和Windows操作系统,容易出现死机、感染病毒等问题,后台机只完成定值整定、统计分析、报表等辅助功能,不参与AVC控制链,整个闭环控制由嵌入式系统完成,正常运行时后台机可关机或离线运行。
3)装置将控制器局域网(CAN)现场总线技术引入电厂AVC,解决了系统结构设计上的困难,系统具备多主机支持功能,支持AVC下位机的动态接入和退出。AVC对可靠性要求高,但频率一般为数秒一次,且上下位机间需要交换的数据较少,适合采用CAN总线标准数据帧传输数据。
4)装置采用16 bit A/D交流同步采样技术,既可以测量交流信号也可以测量直流信号,能有效利用就地采集信息判断系统故障并闭锁AVC。
5)控制效果可预知。辅助开发了装置测试仿真平台,将校核过程引入装置出厂检验、调试等各个环节,在装置投运前即可保证装置的控制效果[7]。
2 软硬件平台
2.1 硬件平台
AVC装置需要完成大量的计算、通信和显示等功能,装置硬件需要具有强大的计算能力。本装置采用嵌入式ARM处理器,结合高速数字信号处理器(DSP)和大规模现场可编程门阵列(FPGA)模块,以及实时多任务操作系统VxWorks实现了装置安全可靠运行。装置核心控制板硬件采用AT91RM9200工业级通用嵌入式处理器;采用Altear公司CyClone EP1C系列开发板完成辅助逻辑控制;采用3片TMS320VC5416芯片分别完成AVC算法、数据采集计算、电气量计算等功能[8,9]。
装置的核心控制板硬件框图如图2所示。
2.2 软件平台
本装置软件以嵌入式VxWorks操作系统为基础,实现了软件设计的模块化、可配置化。本装置的上下位机采用统一软件结构,根据上下位机的不同对软件模块进行不同的配置选择。从功能上将软件
划分为数据采集、无功分配计算与调节、通信、显示、数据存储及人机接口等模块,上下位机各模块的配置如表1所示。
调控量分配模块运行在上位机,其主要功能包括:阻抗自识别、安全约束条件判断、目标无功分配、下位机调节状态刷新、相关越限事件上报。
调节约束模块运行在下位机,其功能是对上位机下发的调节指令进行进一步的校核,根据自身检测的开关状态信息及机组电气量,判断是否要对上位机下发的调节指令进行执行,判断本机执行目标是否已经达到。
主站通信模块用来接收AVC主站下发的调节电压或者无功目标值,同时向主站上报本装置的相关机组调节信息。
上下位机现场总线通信模块完成下位机到上位机电气数据及开关量信号的上传,同时把上位机分配的调节指令进行下发;完成上下位机开关及状态数据的交换。
人机接口模块为了方便运行人员调试及日常的运行维护,可以对下载的定值参数进行查看,实时显示各电气量、开关量值。
数据采集接口模块只运行在下位机,DSP与ARM处理器间通过主机接口(HPI)共享内存并进行信息交互,完成电气量和开关量的采集。
网络服务模块运行在上位机,完成定值参数的配置查看、事件顺序记录(SOE)、历史数据及调节目标指令的记录与查看。
3 安全性设计
整个AVC系统是一个闭环控制系统,正常情况下,运行人员不需要干预。当AVC系统正常运行时,本装置自动跟踪调度下发的母线电压或机组无功目标值,自动根据系统情况调整和分配无功负荷,或闭锁不具备调节条件的发电机调节,并将本装置运行情况上送至主站。
AVC是一个以优化和经济性为目标的实时闭环控制系统,设计上要求一旦系统出现异常,本装置能够处理并迅速作出响应。例如,当电气量越限时,AVC必须闭锁相应方向上的无功调节;当通信异常时,迅速切换到预定的控制方式运行;当AVC需要切换控制模式时,必须保证切换控制的平稳过渡。本装置设计的异常响应逻辑分为如下几类[10,11]:
1)外部电力系统异常、通信通道异常、装置异常。当主上位机故障时,控制功能迅速切换到备上位机;当外部电力系统发生大的扰动或低频振荡时,闭锁AVC调节;当电厂一次系统接线方式改变时,AVC能有效识别拓扑变化并对应处理;如果装置和主站通信中断,装置自动从远方控制转换到电厂控制,按设定曲线或历史曲线运行;如果某下位机与上位机通信中断,对应机组的AVC调节闭锁。
2)调控命令异常、调控异常处理。当主站下达的调控命令超过上下限时,本装置不执行此调控命令;当主站下达的电压目标或无功目标与当前电压或无功相比阶跃过大时,本装置不执行此调控命令;当本装置处在全厂模式,不执行单机无功调控命令;当本装置处在单机模式,不执行全厂调控命令。
3)电气量闭锁。当电气量越限时,AVC必须闭锁相应方向上的无功调节。例如:当机组无功越上限时,对应机组增磁调节闭锁;当机组有功越上限时,对应机组调节闭锁;当母线电压双量测异常时,本装置闭锁;当机组无功双量测异常时,对应机组AVC调节闭锁。
4)过渡过程。当机组启停或机组有功出力低于AVC控制门槛时,不投入AVC控制功能,此设计对于频繁启停的液化天然气机组或水电机组尤为重要;当AVC由退出转投入时,取当前电压或无功作为调节量(即不调节);当AVC从全厂控制模式转入单机控制模式时,取机组当前无功作为调节量(即不调节);当AVC从单机控制模式转入全厂控制模式时,取机组当前无功作为调节量(即不调节)。
4 结语
本装置已在全国多个电网主力电厂投入运行。运行结果表明,本装置的系统设计能够灵活满足现场应用的要求,控制迅速、可靠。目前,国家电网已经制定了电网AVC技术规范,对于电网AVC的功能、实施方式、技术指标、通信等作了明确的规定[11]。规范的实施将对发电厂AVC装置的研发、试验、调试起到极大的促进作用。
参考文献
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发电厂装置 篇10
1 油质快速劣化原因分析
2009年8月, 大庆油田电力集团油田热电厂200 MW机组汽轮机在B级检修末期进行了汽轮机油的换油处理, 新油酸值 (以KOH计) 为0.01 mg/g, 机组调试运行中发现汽轮机油颜色急剧变深, 酸值 (以KOH计) 变为0.17 mg/g[2], 说明油质快速劣化, 严重威胁着汽轮机的安全运行, 应立即对油进行处理。汽轮机油油质化验结果如表1所示。
从表1可以看出, 汽轮机油的酸值增长了17倍, 油水分离时间 (破乳化度) 由1 min延长至15 min, 油的颜色也发生了多个等级变化, 说明机组内的油质已严重劣化。经现场检查分析, 认为换油后汽轮机油油质快速劣化的原因如下:
1) 在机组检修前, 汽轮机润滑油系统中汽轮机油已经劣化, 因此进行了换油处理, 但换油过程中操作人员没有对油箱进行清洗, 也没有对油管路进行冲洗, 导致新换的汽轮机油被润滑油系统内的变质汽轮机油污染, 从而加速了新充装汽轮机油的油质劣化。
2) 新油抗氧化能力差, 其二叔丁基対甲酚 (T501) 抗氧化剂[3]含量检测结果为痕量, 远低于0.15% (质量比) 的标准要求, 在高温和残余劣质油的催化诱导下, 使刚刚加入油系统内的新油块速劣化。
通常有效的快速处理方法是换油, 但需要停运机组, 而且需要一定的资金, 所以换新油是不切合实际的。普通油净化方式为板框压力法、滤芯法、真空净油法[4], 这几种方法只能除去油品中的机械杂质、水分和气体, 而不能除去油中有害的酸性物质, 因此现场决定采用汽轮机油再生处理装置[5]。
2 再生净化处理系统组成及处理结果
2.1 汽轮机油在线再生净化处理装置系统组成
现场选用的汽轮机油在线再生脱水净化装置, 主要由再生部件、脱水器部件、过滤部件、保安部件、加热系统、电气系统、进油部件和卸油部件等组成。
1) 再生部件由2个并联再生器组成, 每个再生器内装有7支再生除胶滤芯, 内部填充的活性物质为改性后硅藻土, 可以将油中劣化产物 (如胶质、油泥和酸性产物等) 和机械杂质除去, 从而达到消除油泥、降低酸值、降低油水分离时间的目的。
2) 脱水器内装有6支聚结滤芯和7支分离滤芯, 当含有水分的汽轮机油通过时, 由于聚结滤芯的亲水作用, 使油中的水分聚结成较大的水滴, 因此应通过分离滤芯的憎水作用使水滴与油分离, 操作排水阀排出游离水, 实现油水分离的目的。
3) 过滤部件包括粗滤器和精滤器。粗过滤器内装有18支线隙式滤芯, 过滤精度为5μm, 其纳污容量大, 可以除去油中大量机械杂质。精滤器内装有1支过滤精度为3μm的精滤芯。粗过滤器与精过滤器的结合使用, 即使再生器因除胶滤芯破裂而使吸附剂泄漏, 也可以充分保证再生后油的清洁度, 不会使吸附剂遗留在再生后的汽轮机油里面。
4) 保安部件包括溢流阀、系统压力报警器和压差报警器。溢流阀主要保证系统的压力稳定, 当油在再生系统中的阻力太大时, 可以通过溢流阀分流, 对进油泵、阀门及零部件起到保护作用;压差报警器主要对精滤器起保护作用, 以免精滤芯损坏使颗粒进入油箱内。当精滤器和主油箱油压差超过0.35MPa时报警停机, 提醒操作人员及时更换滤芯, 以保证滤出油的清洁度。如果不更换滤芯, 电气系统保护启动, 该设备主油泵就不能被启动。
5) 加热系统包括加热器和热电偶, 当再生除胶器的阻力较大时, 通过加热器升高油温 (50℃左右) , 适度降低油的粘度, 降低再生除胶器的阻力, 有利于取得较好的再生过滤效果。
6) 电气系统用于控制设备的启动、停止, 以及压力报警器报警发出报警信号, 并及时停机。
7) 进油部件包括进油阀、补油阀、吸油滤油器、进油泵和油泵出口阀。进油部件功能主要是向在线再生脱水净化装置提供待处理的压力油。
8) 卸油部件包括再生卸油阀、粗滤卸油阀、精滤卸油阀、脱水卸油阀和系统卸油阀, 其功能是需要对相关部件进行更换滤芯操作时, 将壳体内的油排出。
2.2 汽轮机油再生净化处理结果
现场安装汽轮机油再生净化装置后, 立即投入运行, 在不停机的情况下, 经过10d的再生处理, 机组的汽轮机油各项指标得到明显改善, 油质化验结果如表2所示。
从表2可以明显看出, 经过再生处理的汽轮机油, 各项指标明显好转。再生完成后, 及时向汽轮机油中添加了0.5% (m/m) 二叔丁基対甲酚抗氧化剂, 添加0.02% (m/m) 十二烯基丁二酸 (T746) 防锈剂[6], 以增加汽轮机油的抗氧化能力和防锈能力。
经过了90 d、180 d时间运行后, 再次对机组冷油器中运行汽轮机油取样化验, 其化验结果如表3所示。
从表3可以看出, 酸值 (以KOH计) 由0.08 mg/g变为0.13 mg/g;破乳化度由5 min变为8 min, 是因为再生结束后添加了十二烯基丁二酸防锈剂的缘故。所以, 防锈剂是一种有机酸, 酸值会升高, 同时防锈剂的添加也一定程度的影响油品的破乳化度。油品各项性能经过180 d的运行, 没有发生明显改变。
大庆油田电力集团油田热电厂在总结上述机组汽轮机油在线再生经验后, 又对其它2台200 MW机组的汽轮机油进行了在线再生处理, 再生处理后及时补加了抗氧化剂和防锈剂, 同样获得了理想再生处理结果, 既提高了汽轮机油的抗氧化能力和防锈蚀的能力, 又确保了机组润滑油系统安全运行。
3 结论
1) 汽轮机油在线再生脱水净化装置在油田热电厂已安装运行4 a, 经过处理后的油颜色没有明显进一步加深, 酸值稳定在一个固定区域, 波动很小;破乳化度始终不超过20 min, 液相锈蚀试验无锈表明防锈效果良好, 汽轮机油各项指标均处于合格状态, 3台200 MW汽轮机平稳安全运行。
2) 汽轮机油在线再生装置可以即投即用, 并在不停机的情况下对运行中汽轮机油进行再生处理。当机组汽轮机油质发生劣化而且又不具备停机条件时, 采用在线再生处理油品则是最佳选择。
摘要：针对大庆油田电力集团油田热电厂200 MW机组检修期间更换新油后出现汽轮机油快速劣化、油质酸值升高、破乳化度增加和颜色变深等问题, 分析了油品快速劣化原因, 阐述了在线汽轮机油再生净化装置的结构、性能特点以及采用在线再生净化装置对劣化的汽轮机油进行再生处理。实践证明, 通过在线汽轮机油再生方式, 不用降低机组负荷、停机, 可以使汽轮机油各项指标快速达到运行油质量标准, 解决了油品劣化后不停机在线净化处理难题。
关键词：汽轮机油,在线,再生装置,发电厂,应用
参考文献
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