调压节能

调压节能（精选七篇）

调压节能 篇1

关键词：电动机,调压,节能,控制系统,控制策略

0 引 言

目前,电动机作为机械设备的动力装置应用范围非常广泛。尤其是异步电动机在工矿、油田等行业是必不可少的拖动装置,而这些企业耗能比较严重,为了满足机电设备启动和安全运行的要求,电动机容量选择须留有足够余量,因而不可避免地存在“大马拉小车”的现象,不需要调速的机械设备也比较多[1,2,3,4]。鼠笼型异步电机由于起动力矩很大,导致异步电机在许多场合都处于轻负载的状态下工作,从而引起电动机负载率低,功率因数低,浪费电能严重的问题[5,6]。据统计,在电动机系统中存在20% ~40% 的情况是空载或轻载运行,大量电能被浪费。随着半导体功率器件性能不断完善、发展,性价比不断提高,大范围推广先进的节能技术的硬件条件已经具备[7,8]。随着国家对于节能问题非常重视,尤其看重工矿、油田等行业的节电。近年来我国油田、工矿等企业的自动化水平在不断提高,应用了许多高新技术,基于电力电子技术的电动机节能控制系统已具备了应用条件。

1 控制装置结构

补偿式交流电压跟踪控制装置简化原理图如图1所示,由主电路和控制电路两部分组成。主电路如图2所示,由EPWM桥式逆变电路、桥式整流电路、输出补偿变压器Tr和输出交流滤波电路L、C组成。

EPWM桥式2 - 逆变电路T5 ~ T8工作在桥式斩波器状态。由它的EPWM工作方式、直流电源电压波形和直流电容C值的大小及其功能来区分的。

补偿式交流电压跟踪控制装置的控制电路,是由采样控制保护电路、EPWM波生成电路、整流逆变驱动电路等组成。

2 PWM 逆变器控制策略研究

2. 1 控制方式选择

当PWM逆变器作为电压跟踪控制装置的主电路应用时,逆变器产生的补偿量,应实时地跟踪其基准指令信号的变化,要求PWM逆变器有很好的实时性,因此装置中采用了跟踪型PWM控制方式,跟踪型的共有特点是属于闭环控制。较实用的跟踪型PWM控制法有两种[9,10,11],既瞬时值滞环比较方式和三角波比较方式。

三角波比较方式与传统用三角波作为载波的SPWM控制方式不同,它不直接将指令信号与三角波进行比较,而是将指令信号与补偿量信号的误差值,经过放大器之后再与三角波进行比较。放大器往往采用比例放大器或比例积分( PI) 放大器。这样组成的控制系统是基于把补偿量的误差值控制到最小来进行设计的。但硬件设计相对复杂[12,13,14]。

在本控制装置中,因为想要达到无级调节电压跟踪控制、带任意负载跟踪、功率因数高、谐波少、精度高的目标,所以设计采用三角波比较方式,其中放大器设计成PID调节器作用。

2. 2 PID 调节器设计研究

由于系统设计的是一个纯电子电路单闭环系统,要实现串联校正,电压的无级调节,常用运算放大器组成的PI( 或滞后) ,PD( 或领先) ,PID( 或滞后 - 领先) 三类调节。因为要带电机负载,有很大的裕量变化,需要微分控制,所以设计中采用PID闭环控制方式对PWM脉宽进行调节。

2. 2. 1 设计电路分析

在实际电路设计中,需要考虑信号干扰,脉冲幅度限制等问题,本系统中设计PID调节器如图3所示。

由图3可知,运放反相输入端,即点O,输入给定信号电压Ur和反馈信号Uf两者进行比较,其偏差量ΔU对反馈电容Cn进行充电或放电,电阻R0和电容Cdn组成微分反馈可以防止超调,提高动态抗干扰性。同时反馈微分电路带有滤波环节,防止纯微分引入的干扰。电阻Rdn起到一定的限流作用。基准输入端设计R0/2和C0组成的给定滤波电路。Rb为补偿电阻,以保证集成运放输入级差分放大电路的对称性,其值为Rb的值等于R0与Rn并联后的值。D1、D2为3 V稳压管,作为限幅电路对其输出最大电压进行限幅,保证电器设备和机械设备的安全。

在此电路中由于是负反馈,可以应用“虚短”“虚断”的概念,所以对图3中各支路电流( 假定电流方向向右) ,用拉氏变换表示为:

根据基尔霍夫电流定律,虚地点O的电流平衡方程为:

即:

上式中τn= RnCn—PI调节器的领先时间参数;

τdn= R0Cdn—微分时间常数;

Todn= RdnCdn—微分滤波时间常数;

T0= R0C0/4—电流滤波时间常数

则式( 6) 为:

设系统被控环节传递函数为G( S) ,则系统动态框图如图4。

图4中当Uf= 0时图示为比例积分调节器,其传递函数为

式中Kn= Rn/ R0,进一步简化:

式中τn= RnCn,Ki= Kn/ τn

Kn为比例放大作用,Ki相当于以Kn为积分的增益系数的积分作用,二者合成比例积分控制。

2. 2. 2 参数整定与仿真

本文设计一个合理的自动控制器,需要对各电阻电容进行合理选择。设计中采用经验数据法确定PID参数,把比例、积分、微分参数确定在一定范围内,然后使用试凑法测出最优参数搭配。

由于采用的是纯电子电路设计方法,使用Multisim电子电路设计仿真软件,在仿真设计中搭建完成全部设计电路进行仿真调试。

参照类似系统,经过一定理论分析与计算,估算出近似值,然后在实际调试中进行必要的修正。以正补偿为例仿真图如图5所示。

从图5中可以看出反馈中滤波环节对改变微分作用的强弱有一定的影响。在系统中更看重跟踪电压的稳定性,所以要求超调比较小,在图( c) 中上升速度相对缓慢,但其达到稳定时间比较快速约2. 2 ms,完全符合设计要求。

在电路仿真输出中,只是获得了一个相对较理想的结果,把数据确定于一定范围内,实际安装焊接的数据可以在实际装置中进行调试。

3 结束语

调压节能 篇2

我国配电网分布广、设备多、网架结构较为薄弱[1], 尤其对于山区, 居住点多且分散, 农网显得尤为薄弱。所以农村配网存在以下问题[2,3,4]:第一, 10k V配电线路长, 平均长度达16.24公里;第二, 台区数量不足, 低压供电半径长, 未能严格按照“小容量, 密布点”的原则进行改造;第三:低压供电线路线径小, 造成线路压降进一步增大。基于此, 笔者对肇庆市低电压台区配网情况进行了详细的调查, 目前, 肇庆市低电压台区共有1592个, 其中末端电压低于180V的台区有999个。由于受配电网供电半径长、线路及配变重过载等情况的制约, 可靠性和电压合格率指标难以得到有效提升, 同时群众意见大, 在用电高峰期灯管不亮、电饭煲无法用。低电压严重影响用户用电, 影响客户满意度, 所以应加强对居民端电压质量的重视程度。

截至目前, 国内外对电力调压器的研究主要是针对10k V输电线路, 研发的调压器装置也是解决10k V输电线路低压问题为主, 而针对农村电网380V输电线路的低压问题却少之又少。受配电网供电半径长、线路及配变重过载等情况的制约, 低压台区可靠性和电压合格率指标难以得到有效提升, 严重影响用户的生活、生产。因此, 有必要对农网低电压问题进行研究, 其中, 文献[3]对基于单相变和混合供电辅助解决农村低电压问题进行了探讨, 提出需按照最大限度缩短配变到户距离的原则采用单相配电变压器和三相配电变压器混合供电的新模式;文献[5]针对我国电力系统低压配电网现行的三相四线制供电技术存在供电半径长、低压线损率高、电压损失大以及三相动力电和单相居民用电共用配电变压器使得配电变压器损耗大等缺陷提出了一种单三相混合配电技术;文献[6]发明了一种原边调节的农网低压线路末端补偿器, 通过使变压器末端电压和电网电压反向叠加以实现对末端电压的降压补偿;文献[7]则发明了一种自动调容调压配电变压器, 但造价太高;文献[8, 9]则分别提出一种用于农村电网的高效率稳压器和一种对于分散农村配电系统的固态调压器, 但控制方法较繁琐, 操作不方便;文献[10]则介绍了中/低压农村配电的电压降低分配模型, 以帮助网络规划者选择参数, 以尽量减少网络的生命周期成本, 可适用于不同负载和类型的网络的最优分配。

对于目前肇庆农网来说, 输电线路末端电压低的配电台区主要存在如下问题[11,12]:1) 低压供电线路半径小、线径小;2) 用电负荷小、负荷波动大;3) 用户电压存在明显的负荷高峰, 且高峰期内的供电电压不足。比如, 用户电压大部分时间能够保持在合格范围内, 但在用户煮饭期间, 尤其是春节期间, 天气寒冷, 外出人员返乡过年, 集中用电, 出现负荷高峰期, 电压则低于198V, 甚至低至170V左右, 持续时间为0.5h~3h。对于第3) 点, 供电所人员为了满足长线路末端电压, 将配变抽头调至最高档位, 导致出现线路首端电压高至240V, 末端电压低至170V, 严重影响电压合格率。

针对上述3个集中问题, 一般的解决办法为1) 线路改造:将低压供电线路中的小线径导线更换为大线径导线, 这种方法治标不治本, 而且线路更换的工程费用较高;2) 新建台区:通过新建台区拆分用电负荷, 这种方法需要架设高压线路, 增加配变, 实施周期长, 短期内难以见效, 而且工程量大, 工程费用很高。因此, 现有的解决办法都很难有效解决台区配变低压端线路电压低的问题。

基于此, 为了减少投资并快读解决低电压问题, 本文开发一种低压智能开关节能型控制调压装置, 该装置主要结构包括:第一智能开关、第二智能开关、开关装置和调压器。利用该调压装置, 相当于在线路末端用户前加装升压装置, 采用投退调压器的方式实现电压提升, 解决农网低电压问题。

1 低压台区几种典型接线方式

通过对肇庆全市低电压台区 (单相电压低于国标198V) 的普查分析, 低电压台区有以下几种典型接线形式[13,14,15,16,17], 分别如下图1 (a) ~ (d) 所示。其中, 接线类型1:低压线路主线供电线路长、线径小, 负荷高峰期时导致末端用户电压偏低;接线类型2:低压线路某一支线由于供电线路长、线径小, 负荷高峰期时导致该支线末端用户电压偏低;接线类型3:线路T接较多, 造成供电线路长、线径小, 负荷高峰期时导致末端用户电压偏低;接线类型4:由于10k V电压偏低, 导致整个低压台区电压偏低。

所以, 根据对接线类型的划分, 可知供电设备 (配变、线路) 重过载、低压线路供电半径过长、低压线路线径小是造成台区电压偏低的主要因素。逐步优化低压配网网架结构, 改造重过载台区和线路, 增加电源点分布, 是解决低电压问题的根本途径。经调查, 肇庆市共有1219个低电压台区供电半径超过500米, 占低压台区总数的76.57%;部分低压线路长达2~3千米。低电压台区主干线路线径低于50mm2占低压台区总数的84.55%, 主干线路线径低于35mm2占低压台区总数的71.42%。在煮饭等用电负荷高峰期, 电压由正常降到198V以下, 甚至170V左右, 持续时间一般不超过3个小时。低电压台区中月用电量在5000度以下占83.2%, 相当部分自然村用户数在30户左右, 村平均月用电量不足1500度。具体的低电压台区原因分析如下表1所示。

根据表1, 配电台区低电压原因分布如图2的饼图所示。

在每年有限的资金中, 把大量资金用在改造电量少、低电压持续时间短的台区, 投资效益低。按照目前每年的投资, 资金缺口巨大, 且要较长时间才能全面解决低压台区问题, 所以调压器才是快速解决农网低电压问题的有效途径。经过调查, 市场上常规调压器采用调节抽头变比调压, 工作环境要求高;试验性的调压器设计复杂, 效果不明显。现有调压器不适用于农村配网运行安装方便、运行维护简单、电压波动量大、经济耐用的特点。因此, 需要打破常规, 跳出原有模式, 设计一种低压智能调压装置, 采用投退调压器的方式, 有效解决农网低电压问题, 在实际应用中也是十分有必要的。下面章节介绍该装置的开发。

2 总体结构设计

如下图3所示为低压智能开关节能型控制调压装置的总体结构设计图。该装置结构包括:第一智能开关、第二智能开关、开关装置和调压器。其中, 调压器为变比参数为1.1~1.2的变压器, 且为三相调压器, 该变比范围是通过检测人员实测得到的, 调试人员可以根据当地的台区配变低压侧线路的电压状况进行适当的调整, 并不限于所述范围。开关装置为交流接触器。台区配变低压侧线路包括A相输电线、B相输电线、C相输电线和零线, 分别为图3所示的L1、L2、L3和N。

基于图3, 各组件具体连接方式为:调压器的输出端通过开关装置与台区配变低压侧线路的用户侧的A相输电线、B相输电线和C相输电线连接;第二智能开关的输入端与台区配变低压侧线路的电源侧的A相输电线、B相输电线、C相输电线以及零线连接, 第二智能开关的输出端的A相输电线、B相输电线、C相输电线与调压器的输入端连接, 同时台区配变低压侧线路的零线与调压器的输入端连接;第一智能开关的输入端与台区配变低压侧线路的电源侧的A相输电线、B相输电线、C相输电线以及零线连接, 第一智能开关的输出端和台区配变低压侧线路的用户侧的A相输电线、B相输电线以及C相输电线连接。

第一智能开关的控制发送端分别与第二智能开关的控制接收端、开关装置连接;第二智能开关的控制发送端分别与第一智能开关的控制接收端、开关装置连接;第一智能开关检测台区配变低压侧线路的A相输电线、B相输电线、C相输电线分别与零线之间的相位电压值, 并根据检测的相位电压值输出控制信号至第二智能开关和开关装置, 接收第二智能开关输出的控制信号;第二智能开关检测台区配变低压侧线路的A相输电线、B相输电线、C相输电线分别与零线之间的相位电压值, 并根据检测的相位电压值输出控制信号至第一智能开关和开关装置, 接收第一智能开关输出的控制信号。

装置工作原理可描述为:第一智能开关构成正常供电链路, 第二智能开关、调压器以及开关装置构成电压调整链路。第一智能开关和第二智能开关同时检测台区配变低压侧线路的电源侧的相位电压值, 并根据检测的电压大小和预设值进行比较, 对其所连接的智能开关和开关装置发送合闸/分闸信号, 并执行接收到的信号。

具体来说, 当出现用电高峰时, 如可预设检测到台区配变低压侧线路电压下降至200V及以下时为用电高峰出现, 第一智能开关发送合闸信号给第二智能开关和开关装置, 第二智能开关合闸的同时发送分闸信号给第一智能开关并且发送合闸信号给开关装置, 开关装置合闸, 约0.2s后第一智能开关分闸, 台区配变低压侧线路的电源侧经由电压调整线路中的调压器进行调压后给用户侧输电。

当用电高峰过去时, 如可预设检测到台区配变低压侧线路电压回升至215V时为用电高峰过去, 第二智能开关发送合闸信号给第一智能开关和分闸信号给开关装置, 第一智能开关合闸的同时发送分闸信号给第二智能开关和开关装置, 开关装置分闸, 约0.2s后第二智能开关分闸, 台区配变低压侧线路的电源侧切换回正常台区配变低压侧线路直接给用户侧输电。此时, 调压器处于不带电状态, 避免了调压器一端带电引起的空载损耗, 在节能方面有极大的提高。

需要补充的是, 为了避免由于第一智能开关和第二智能开关同时处于合闸而导致第一智能开关、第二智能开关、调压器和开关装置形成回路, 所以第一智能开关需要通过接收第二智能开关的信号来执行合闸或分闸动作;第二智能开关需要通过接收第一智能开关的信号来执行合闸或分闸动作;开关装置需要同时接收第一智能开关和第二智能开关的信号才动作, 从而提高装置的安全性。

该低压智能开关型控制调压装置, 增设调压器对供电电压进行调整, 利用智能开关对调压器的投退进行选择, 同时当调压器退出时, 调压器处于不带电状态, 避免了调压器一端带电引起的空载损耗, 在节能方面有极大的提高。使用时只需台区配变低压侧线路中安装该装置即可, 无需进行大规模的线路更换或者架设高压线路, 实施周期短, 见效快, 工程量小, 工程费用较低, 有效解决台区配变低压端线路电压低的问题并且有节能效果。

3 具体硬件设计

如下图4所示为低压智能开关节能型控制调压装置的第一智能开关和第二智能开关的结构示意图。下面结合图4分别对第一、二智能开关和第一、二处理器进行硬件设计。

3.1 第一智能开关设计

如上图4所示, 第一智能开关包括第一电压检测电路、第一处理器和第一接触器。第一电压检测电路与第一接触器串联。第一电压检测电路、第一接触器、第二智能开关、开关装置分别与第一处理器连接。第一电压检测电路与台区配变低压侧线路的电源侧连接。第一接触器与台区配变低压侧线路的用户侧连接。其中, 第一电压检测电路与台区配变低压侧线路的电源侧的A相输电线、B相输电线以及C相输电线连接, 第一处理器与台区配变低压侧线路的零线连接。

3.2 第二智能开关设计

如上图4所示, 第二智能开关包括第二电压检测电路、第二处理器和第二接触器。第二电压检测电路与第二接触器串联。第二电压检测电路、第二接触器、第一智能开关的第一处理器、开关装置分别与第二处理器连接。第二电压检测电路与台区配变低压侧线路的电源侧连接。第二接触器与调压器连接。其中, 第二电压检测电路与台区配变低压侧线路的电源侧的A相输电线、B相输电线以及C相输电线连接, 第一处理器与台区配变低压侧线路的电源侧的电源侧的零线连接。

3.3 智能开关工作原理

当台区配变低压侧线路的电源侧接入到第一智能开关时, 首先将由第一电压检测电路对相位电压进行检测, 然后检测结果发送至第一处理器, 第一处理器根据检测结果发送合闸/分闸信号给第二智能开关的第二处理器和开关装置, 第二处理器控制第二接触器执行动作。

当台区配变低压侧线路的电源侧接入到第二智能开关时, 首先将由第二电压检测电路对相位电压进行检测, 然后检测结果发送至第二处理器, 第二处理器根据检测结果发送合闸/分闸信号给第一智能开关的第二处理器和开关装置, 第二处理器控制第二接触器执行动作。

3.4 处理器设计

第一处理器包括单片机、ARM芯片、FPGA芯片或DSP芯片, 第二处理器包括单片机、ARM芯片、FPGA芯片或DSP芯片。如下图5所示为嵌入式ARM架构设计图。

该架构以ARM920T芯片为核心, 在设计中, 芯片外部搭载了LCD触屏显示部分、3G部分、WIFI部分、SD卡存储部分、Flash闪存、电源部分、USB接口部分、SPI总线接口、JTAG接口部分、串行RS232、RS485接口部分, 搭建起一个稳定、功能齐全的嵌入式控制系统。芯片外部通过异步传输标准接口RS232串口在底层直接与DSP芯片链接, 实现ARM芯片与DSP的信息交互。LCD触屏显示部分实现了检测操作的触屏化, 人机交互功能更加完善, 实现了输电线路复杂参数的快速输入, 添加和删除方便。

4 测试应用

四会市虾罗村全村用电户共有28户, 平均月用电量683度, 所在大布台区分4路出线, 虾罗支线长度1.45km, 线径BLV25线, 最大用电负荷25千瓦, 最小负荷0.2千瓦。用户在负荷高峰期时电压低于170V, 经常发生用户投诉。虾罗村电压情况如下图6所示。

在虾罗村村头加装一台30k VA低压智能调压器, 基本解决了虾罗村用户电压过低而影响生活、生产的问题, 现场试验如下图7所示。

现场试验分析如下:

1) 电压情况

加装调压器后, 监测系统显示, 低电压得到明显提升, 电压值全在合格范围内, 解决了低电压问题。虾罗村调压器安装后电压如下图8所示。

2) 损耗情况

安装的低压智能调压器是设计了旁路接触器, 通过检测到配电变压器的低压侧线路电压, 并根据配电变压器的低压侧线路电压控制变压器的投退 (当电压偏低时, 自动投入调压器进行升压, 使供电电压提高, 符合电压要求;当电压属于正常范围时, 通过旁路供电, 供电电压满足要求。) 所以在电压水平满足要求时, 调压器不投入运行, 直接消除了这期间调压器的运行损耗, 起到了显著的节能效果, 如下图9所示。

所以只有在虾罗村的低压智能调压器安装处的电压低于预设值, 低压智能调压器才会投入运行。查询计量自动化系统数据, 调压器实时损耗小, 为0.13千瓦, 10月18日16:30至10月19日16:15 (累计24小时) 电量数据:调压器前录得电量为1.61*20 (倍率) =32.2千瓦时, 调压器后录得电量为1.45*20 (倍率) =29千瓦时, 损耗32.2-29=3.2千瓦时, 损耗率为3.2/32.2=9.94%。

查询营销系统, 大布台区前2个月线损8.87%, 前2个月供电量55499千瓦时, 日均供电量约为910千瓦时。如按目前的损耗情况下, 调压器日损耗电量3.2千瓦时, 对台区的损耗率3.2/910=0.35%, 也即虾罗村的调压器增加了大布台区0.35%的线损率, 增加了0.35%/8.87%=3.96%, 在可以接受范围内, 每天损耗不到3度电, 对其他支路用户电压影响很小。

3) 对比分析

以四会虾罗村为例, 通过仿真计算, 在解决农村电网低压问题的各种方案对比如表2所示。通过比对可以看出, 线路改造以及新建变压器拆分台区的方案在投资上是安装低压智能调压器的20倍左右, 而且实施方案的周期远远大于安装低压智能调压器, 所以综合看来, 加装低压智能调压器达到了“小投资解决大问题”的效果。

5 总结

调压器远程调压控制策略研究 篇3

关键词：优化控制策略,燃气调压箱,用气规律建模,小流量工况

随着城市化进程的发展和能源结构的调整, 各行业 (工业、商业、市政及民用等) 对天然气的需求量越来越大。随着天然气需求量的增大和应用范围的扩展, 需要将自动化技术、测控技术、计算机技术及通信技术等信息化技术与天然气输配控制系统相融合, 提高并完善天然气输配系统的工艺故障分析、区域天然气需求分析及远程调控等智能化管理调度水平。

1 情况简介

图1所示为用气高峰日和非高峰日下游用户一天内用气量随时间的变化过程;图2为一年内260天的日平均用气量。从图1、2可以看出:高峰日和非高峰日, 高峰时段和非高峰时段内, 天然气的流量变化范围很大, 在考虑性价比的情况下, 实际流量计的选择必须覆盖流量上限。由此可能会出现用气量低谷时, 实际运行流量接近或低于流量计下限, 无法准确测量流量。

在现有调压设备配置情况下, 在高峰日和高峰时段内, 随着下游用户对天然气需求的增大, 下游管网的压力会出现降低的趋势, 即表现出:调压箱下游管网运行压力不平稳, 用户用气质量不能保证的情况。同时结合上游管网的供给能力, 即供给充足和供给不足时, 分别采用调压运行和限流保供的控制策略, 降低上游管网的天然气供给负荷压力, 并保证调压箱上、下游管网运行压力平稳。

通过调压箱运行过程中关键工艺参数的监测, 分析现场设备运行状态、建立下游用户的用气规律, 并以此为基础计算出不同工况下的控制策略, 实现调压箱在实际运行中的优化控制, 满足特定情况下的限流保供运行、调压运行和小流量工况运行, 保证用气高峰时段的调压箱上、下游管网运行压力平稳、天然气供应充足和用气低谷时段流量计计量的准确性。

笔者以区域调压箱为研究对象, 通过对现有调压设备和数据采集系统的改造, 搭建可实现远程调压限流控制、工艺故障分析、历史数据分析、优化控制策略生成和执行的平台, 为燃气集团实现增强安全供气指数, 提高数据测控效率, 推进天然气输配控制系统的智能化建设提供有力支持。

2 远程调压系统平台搭建

2.1 远程调压系统

目前现场调压单元的配置为:切断阀+监视调压器+工作调压器, 其中切断阀配置与否取决于调压箱进、出口压力的压力等级, 如果进、出口压力等级是跨级的, 则需要配置切断阀。

在现有配置条件下实现:调压、限流及小流量控制等, 都需要由现场操作工人根据调度中心的调度命令来实现。为了实现上述功能的远程操控和自动执行, 首先需要对现有工作调压器进行相应的技术改造, 使其改造为可实现远程操控的远程调压/限流系统。

可实现远程操控的调压系统有:LC21-圣诞树系统、CS系统、五合一智能调压器及RCS8000系统等。

2.2 控制平台的搭建

现场硬件配置:过程数据远传仪表 (温度、压力、流量、可燃气体浓度及阀位状态等) ;远传调压设备;控制系统 (PLC/RTU) ;数据远传单元 (远传DTU) ;现场工控机。

在上述硬件配置的平台上, 通过上位软件的编程实现:调压站设备运行过程的组态显示;工控机中历史数据的建模, 流量预测;优化控制策略的生成;以及同现场控制器配合实现具体控制。

通过上述硬件配置和软件编程, 搭建可实现远程操控、历史数据建模、关键过程数据预测、调压控制、限流控制及小流量运行控制等目的的控制平台。

3 下游用户用气规律建模

通过3~5年的历史数据 (历史数据越多越好) , 通过数据处理、模型选择和参数回归的方式, 建立关键过程参数-时间的预测模型, 用于后续优化调度控制, 下游用户用气规律建模过程如图3所示。

由于天然气的用气特性曲线有高峰时段和低谷时段, 因此其数据表现出非平稳数据序列的特性, 需要在建模之前对数据进行处理, 使其处理后的数据具有近似平稳数据序列的特性。

按预测周期可分为:短期、中期、长期预测模型;按预测单位可分为:分钟预测、小时预测、日预测、月预测、年预测, 预测单位不同则使用的技术方案不同。按其技术路线可分为:主元回归分析法、时间序列法、灰色系统法GM (1, N) 、粗糙集法、神经网络法、支持向量机法和组合预测法, 各种技术路线的侧重点不同。

在短期预测建模过程中, 常用的技术路线有时间序列法、神经网络法及小波分析法等, 但是在技术路线可执行这个特点上, 时间序列法更有优势。方案中采用的技术路线为ARIMA建模。日用气规律建模需要出口压力-时间、瞬时流量-时间的相关数据。

具体步骤包括:原始数据处理、ARIMA的建模确定和参数辨识实现。

当时间序列{k1, k2, k3, …, kn}本身不是平稳时间序列时, 如果其增量 (即一次差分) 稳定在零点附近, 可将其看成是平稳序列。在实际的问题中, 所遇到的多数非平稳序列可以通过一次或多次差分后成为平稳时间序列。

对于非平稳数列{k1, k2, k3, …, kn}进行如下处理:

构建新数列{k1', k2', k3', …, kn'}, 如果新数列还是非平稳数列, 则重复上述过程。

确定自回归和滑动平均模型的阶数, 建立ARIMA模型:

通过历史数据, 使用最小二乘的辨识算法, 计算ARIMA模型中的未知参数:

即:

通过求解上述矩阵方程, 计算出ARIMA模型中的未知参数。

具体建模过程的思路是:通过当前年度的前3~5年历史数据 (历史数据越多越好) , 根据每年中相应日、相应时间点的流量数据和压力数据 (同一时间点的5个历史数据, 即2009~2013年11月20日9:30的瞬时流量数据/压力数据) , 以5min作为时间差, 预测下一个时间点的瞬时流量数据和压力数据 (2014年11月20日9:35的瞬时流量数据/压力数据) , 循环执行上述过程, 一次性预测出5~7天内的下游需求预测数据, 用于后续的优化调度和控制。

黑箱建模中不同模型的补偿思路如图4所示。通过‘周’模型计算下一周的周预测累积流量;通过‘天’模型计算下一周内每天的预测累积流量, 并以天预测累积流量为基础计算出7天的累积流量;通过两个7天的预测累积流量, 使用加权的方式计算出最终的周预测累积流量, 同时结合每日的日累积流量的比例关系, 计算出最终日累积流量数据;循环执行上述过程, 直至最后生成一周内以‘分’为周期的过程参数预测数据, 用于后续的优化调度和控制。

4 优化控制策略的生成

通过调整调压站出口压力的设置值, 调整调压站所能供给的天然气流量, 但最终调度目的是减少对调压站上游管网负荷的冲击, 保证调压站下游管网压力的平稳, 并保证足够的天然气供应量。控制策略决策示意图如图5所示。

通过天然气用气流量模型, 预测下游用户一天内天然气用量的流量-时间分布数据, 判断出用气高峰时段和低谷时段, 并最终计算出不同时段相应的运行压力数据。

在用气高峰且上游管网供气充足时:结合模型预测数据和调压箱实际出口压力数据, 执行调压运行控制策略, 计算出最终调压站出口压力设定值随时间的变化曲线, 在保证下游管网压力稳定的同时, 保证天然气的供应量。

在用气高峰且上游管网供气不足时:结合模型预测数据和调压箱实际出口压力数据, 执行限流运行控制策略, 计算出最终调压站出口压力设定值随时间的变化曲线, 使得实际运行调压箱的瞬时流量不超过限流设定值, 实现限流保供的目的, 并保证调压箱上、下游管网的运行压力平稳。

在用气低谷时段时, 结合调压箱实际出口压力数据, 周期性调整调压器出口压力的设定值, 在保证下游管网压力平稳的同时, 保证运行流量计的计量准确性。

5 结束语

箱式调压器与区域调压器的对比解析 篇4

一、箱式调压器与区域调压器的对比

1、技术对比

(1) 安全性

(1) 箱式调压器

邯郸市的箱式调压器均为单路设置, 日常检测、维修须停气进行, 如此大的数量和频繁的停、供气作业, 致使户内发生安全事故的概率大大增加。

箱式调压器虽有超压放散功能, 但属微量放散, 当调压器出口压力出现超压现象时, 无法实现有效泄压。

当箱式调压器出现阀口关闭不严等情况, 且切断装置不灵活或失效时, 由于安全阀只能放散少量气体, 易导致户内燃气设施发生超压现象。

邯郸市燃气管道投入运行以来, 由于前期一直处于重建设、轻管理的阶段, 且燃气管网中存在一定的积水现象, 每到夏季, 积水现象尤为突出。由于箱式调压器数量多、分布分散, 很难有效地采取供暖或保温等措施, 冬季易发生调压器结霜、冰堵等设备故障。另外, 这类调压器的有些生产厂家过于追求结构紧凑, 往往使主调压器阀口与切断装置的阀口间距太小, 当出现大的杂物或萘块堵塞时, 会出现切断装置无法有效关闭阀口的现象, 易导致户内燃气设施超压事故的发生。可见, 箱式调压器安全性较差。

(2) 区域调压器

区域调压器安全设施较完备, 当调压器发生故障而超压供气时, 该类调压设备既能快速切断, 又能安全泄压放散, 不至于危及户内燃气设施。现有区域调压器还具有低压保护装置, 当供气压力不稳, 调压器出口压力下降, 影响到燃气用具的正常燃烧时, 可及时切断气源, 对低压燃气设施进行安全保护。

现行较先进的主、辅路区域调压器, 还能根据调压设备的运行工况完成主、辅路供气通道的自动切换。正常工作时主路调压设备正常工作, 辅路调压设备处于备用状态。当主路调压设备出现故障导致出口压力升至1.5倍额定出口压力时, 主路调压设备紧急切断, 自动切换至辅路调压设备, 继续维持正常供气, 当主路设备维修正常后, 再进行人工切换。当燃气出口压力降至辅路调压设备的设定出口压力时, 辅路调压设备自动投入工作, 依然可保证下游的不间断供气。

这样, 日常检测、维修不需要停气, 可以有效保证用户24 h不间断供气, 从而大大降低了户内发生安全事故的概率。因此, 区域调压器安全性能良好。

(2) 可靠性

箱式调压器一般为单路设计, 维修、检修时必须停气, 可靠性较差。

区域调压器能根据调压设备的运行情况完成主、辅路供气通道的自动切换, 日常检测不需停气, 可以有效保证用户24 h不间断供气, 可靠性较好。

(3) 维修

箱式调压器虽然单台维修相对比较简单, 但是该类调压器多挂在楼房外墙上, 往往由于其位置所限, 增加了维护检修的难度, 而且数量多、分布分散, 实际维修性较差。

区域调压器虽然单台维修技术要求较高, 相对费时费力, 但是按照每1台供应1 000~2 000户用户来比较, 维护检修方面基本与箱式调压器的工作量及难度相当。

(4) 操作

箱式调压器结构简单, 操作方便。区域调压器结构较复杂, 操作技术要求较高。

(5) 适用条件

箱式调压器主要解决分散楼房的供气问题。箱式调压器设计紧凑, 安装工序简单, 所需安全距离易于满足, 适合在安全距离较小的地方安装。

区域调压器主要用于用户集中、用户对安全可靠供气要求较高的小区。设置区域调压器时, 所需安全间距较大。

2、经济对比

(1) 设备成本

箱式调压器价格一般在2 000元/台以内, 平均供应用户数量约100户/台, 折算到每1户的价格为20元/户。

区域调压器价格一般在2万元/台以上, 对于市场价格为2万元/台的区域调压器, 平均供应用户数量约1 500户, 折算到每1户的价格为13.33元从折算到每1户的价格看, 区域调压器价格相对较低。

(2) 安装成本

箱式调压器一般安装于用气建筑物的外墙或专用的支架上, 单从安装的角度看, 该类调压器安装成本低, 简单方便。由于邯郸市的供气模式基本为每栋楼设置1台箱式调压器, 并在调压器中压进口处加装一个球阀, 实际1台调压器的安装费用 (含配套球阀费用, 不含调压器费用) 约需1 000元。

区域调压器一般选配柜式箱体, 落地安装, 有安全间距要求, 安装条件较为苛刻。调压柜需设置足够面积的泄压口、自然通风口。现有区域调压器安全设施完备 (具有快速切断装置、安全放散装置等安全设施) , 一般占地面积较大。

在安装方面, 从条件要求和难度上考虑, 单台区域调压器高于单台楼栋调压器。从安装成本上对比, 1台区域调压器按每台调压柜前设置1座控制阀门井的供气模式来计算 (含配套阀门井、球阀费用, 不含调压器费用) , 约需3000元。若折算到每1户, 则箱式调压器的安装成本为10元/户, 区域调压器安装成本为2元/户。由此可见, 区域调压器的安装费用更为低廉。

(3) 运行管理费用

箱式调压器平均单台维修材料费 (以2008年为例) 就高达150元/台, 折算到每l户为1.5元/户。对于堪称燃气管网在线运行设备“心脏部位”的调压装置, 定期的巡检、维修等工作必不可少, 且一刻也不得松懈。对于数量庞大的调压器, 势必要投人大量的人力、物力。随着调压设备的日益老化和数量的快速增长, 各设备维护、检修部门的工作强度迅速增加, 安全方面的压力不断增大, 运行管理费用居高不下。

另外, 箱式调压器设置在室外的调压箱内, 箱体常年受风吹日晒、雨淋, 致使调压器及箱体除锈防腐工作量大。由于布置过于分散, 还常常出现调压器测压嘴被人为打开、调压箱箱体丢失等不安全现象。

区域调压器平均单台维修材料费 (以2008年为例) 为400元/台, 折算到每l户为O.27元/户。若使用区域调压器, 可有效抑制调压器数量的增长趋势, 缓解设备维护、检修部门的工作压力和工作强度;另外, 安全方面的压力也有所减小, 运行管理费用可得到有效控制。

3、社会影响

作为供应洁净能源的燃气行业, 应该为广大用户提供优质、高效的服务, 而安全可靠供气已成为燃气经营行业应该担负的行业职责和社会责任。

区域调压器在安全可靠性方面具有箱式调压器无可比拟的优势。较先进的区域调压器还具有良好的扩展性能, 可根据需要增加遥测遥控装置、伴热装置 (可解决冬季调压器处结冰的问题) 、监控装置等, 易于实现先进的、科学的运行管理, 使燃气企业真正地实现安全可靠供气。

二、总结

在技术和社会影响方面, 区域调压器都具有明显的优势, 可见, 在邯郸市采用区域调压器方案比箱式调压器方案更可行。

电网调压技术分析 篇5

关键词：电压不合格,原因,措施

1 电网电压偏差大的原因

1.1 电压偏低的原因 (1) 供电网络或配电网络结构不合理, 特别

是一些农电线路送电距离太长, 供电半径过大, 导线截面太小, 使线路电压损失太大。 (2) 电网无功功率电源不足或无功补偿设备管理不善, 长期失修、经常停用等, 使无功平衡破坏, 这是电网电压水平普遍下降的根本原因。 (3) 变压器分接头位置放置不合理。 (4) 电网接线不合理, 负荷过重, 负荷功率因数低, 电力设备检修及线路故障等, 均可能使电网电压下降。

1.2 电网电压偏高的原因随着现代化电网的发展, 20—30万

KW大容量机组直接接入超高压电网, 以及500KV超高压线路的投入运行, 其线路充电功率较大, 每百公里充电功率 (电容性无功功率) 约10万Kvar, 使220KV—500KV超高压电网内无功过剩, 使主网电压过高。这是电网发展的新课题。

2 调压措施分析

拥有充足的无功功率电源是保证电网有较好运行电压水平的必要条件。但要使所有用户处的电压质量都符合要求, 还必须采用各种调压手段。就电力网而言, 目前调整用户端电压的手段, 主要采取如下措施: (1) 适当选择变压器的变比; (2) 改变线路参数R和X及改变无功功率分布, 以减少网络的电压损耗。为了保证中枢点电压变动不超过规定范围, 在无功功率平衡的前提下, 可以采用如下几种调压方法:

2.1 利用调整变压器分接头调压改变变压器的变比可以升高或降低次级绕组的电压。它分两种方式, 即无载调压和有载调压。

2.1.1 无载调压所谓无载调压, 即是不带负荷调压, 这种调压

必须在变压器断开电源之后停电操作, 改变变压器分接头, 达到调整二次电压的目的。因为无载调压时需要停电, 所以这种调压方式适用于季节性停电的变 (配) 电站。由于不能根据负荷变化, 灵活调节电压, 故许多城市电网对110KV及以上变压器都已逐步采用有载调压变压器。

2.1.2 有载调压有载调压变压器可以在带负荷运行的条件下

切换其分接头, 而且调压范围也较普通变压器大, 调压级数多, 调压范围可达额定电压的20%—30%。所以在110KV及以上变压器得到广泛应用, 并随着农网改造二期工程的收尾, 在农网中也得到了大力推广。

2.2 改变电力网的无功功率分布进行调压改变电力网无功功率

分布的办法是在输电线末端, 靠近用户处装设并联的无功补偿设备。电网的无功补偿设备主要有同期调相机、静电电容器、静止补偿器。

2.2.1 同期调相机同期调相机实质上就是只能发无功功率的发

电机, 它在过激运行时向系统供应感性无功功率, 欠激运行时从系统吸取无功功率。所以改变同期调相机的励磁, 可以平滑地改变它的无功功率的大小和方向, 因而可以平滑地调节所在地区的电压, 既可提高电压, 也可降低电压。同期调相机可以装设自动调节励磁装置, 能自动地在电网电压降低时增加输出的无功功率, 以维持系统电压。

2.2.2 静电电容器静电电容器可按三角形和星形接法接在变

电站母线上, 只能供给电网无功功率, 而不能吸收无功功率。它供给的无功功率Q C值与所在结点的电压U的平方成正比。所以电压下降时, 它供给的无功功率也减小, 因此, 在电网发生故障或其它原因而使电压下降时, 其输出的无功功率反而减少, 结果导致电网电压继续下降, 这是静电电容器的缺点。为了在运行中调节电容器的功率, 可将电容器连接成若干组, 根据负荷变化, 分组投入和切除。它广泛地应用在系统变电站和用户配电所中。

2.2.3 静止补偿器静止补偿器又称可控静止无功补偿器, 是一

种动态无功补偿电源。其特点是将可控的电抗器与静电电容器并联使用, 电容器可发出无功功率, 可控电抗器则可以吸收无功功率, 可以按照负荷变化情况进行调节, 因而使母线电压保持稳定。它能快速、平滑地调节电压, 运行维护方便, 功率损耗小, 对不平衡的负荷变化可以作到分相补偿, 对冲击负荷的适应性较强, 我国500KV变电站大都安装了静止补偿器。

2.3 改变线路参数R和X的方法调压电压损耗可近似为电压

降的纵向分量:从上式可知, 在输送功率一定时, 改变参数R和X的大小, 可以改变电压损耗, 起到调压作用。

2.3.1 用串联电容补偿线路参数的方法调压在高压电网中, 通

常电抗X比R大得多, 用串联电容的方法, 改变线路电抗以减小电压损耗。对于负荷功率因数低、输送功率较大、负荷波动大、导线截面较大的线路, 串联电容器调压, 效果尤其显著。

2.3.2 按允许电压损耗选择导线截面在低压电网中, 用户很多

又很分散, 容量又不大, 且导线截面较小, 电压损耗中PR/U分量所占的比重较大, 并联补偿和串联补偿不仅不经济, 且均受到限制, 对于这种电网, 改变导线电阻将取得一定的调压效果。因此在低压电网的设计和建设中, 按照规定的允许电压损耗, 选择适当的导线截面, 是保证用户电压质量的重要措施之一, 随着农网改造二期工程的进行, 这一措施得到了很大程度的落实, 农网中, 因导线截面小造成线路功率和电压损耗大的状况得到了很大程度的改善。

2.3.3 用串联电感线圈增加线路无功功率和电压损耗的方法调

压对于一些输电距离远、输送功率大的500KV线路, 由于线路的充电功率较大, 整个线路呈现容性, 功率因数高, 使线路末端的电压很高, 这时通常采用在线路上串联电感线圈的方法, 吸收线路上过剩的容性无功, 增加电压损耗, 以达到调压的目的。

2.3.4 辅助性调压措施———通过变更发电机的励磁电流改变发

电机的端电压来调整电压这种方法一般可在额定电压的±5%范围内调节电压。对孤立电厂直接供电的小型电网, 因线路不长, 其电压损耗不大, 故改变发电机电压就可满足用户的电压质量要求。但对多级变压的供电范围大的系统, 仅借发电机调压一般不能满足要求。

3 电压事故的处理方法

3.1 处理中枢点电压过低事故的措施

3.1.1 令与低电压中枢点相邻近的发电厂和装有无功补偿设备

的变电站增加无功出力, 必要时可降低发电厂的有功出力 (但频率要合格) , 增加无功出力。但处理位于远距离送电的受端中枢点电压过低时, 应考虑增加受端发电厂的有功出力;

3.2.2令其它乃至全系统的发电机、调相机、静止补偿器、静电电容器均加满无功出力, 但注意不要使本来就高的中枢点电压超过允许值;

若上述处理方法无效, 中枢点电压仍然过低, 则应限制用电, 必要时可以拉闸。

3.2 处理中枢点电压过高事故的措施

3.2.1 令与高电压中枢点相邻近的发电厂和装有调相机、静止

补偿器和静电电容器的变电站降低无功出力至最低, 调相机改为进相运行 (吸收感性无功功率) ;

3.2.2 令其它乃至全系统的发电机和调相机、静止补偿器和静

电电容器均降低无功出力, 乃至最低, 但不要使本来就低的中枢点电压低于允许值;

3.2.3 令与高电压中枢点相邻近的发电厂带轻负荷的部分机组停机。

调压节能 篇6

目前在全国各地区的电网中,正在运行的电力变压器大部分都是十几年前生产的无励磁调压变压器,俗称无载调压变压器。无载调压变压器转接电压时,必须停电进行,因此不可以频繁操作。调压不方便和不能够及时进行调整电压,因此就必须对其改造更新。但近年来,铜材、硅钢片价格大幅提升,更新为有载调压变压器不但需要大量资金,而且淘汰后的无载调压变压器的可利用价值大大减小。如果将现运行的无载调压变压器直接改造成有载调压变压器,则无需购置新的有载调压电力变压器,便可以达到采用有载调压变压器的目的和效果,这样既节约了资金又更新了设备,是电力系统和用电单位技术改造时节约资金的较为理想的方法。下面对35 kV级无载调压变压器改有载调压变压器的可行性技术方案和经济效益予以说明和分析。

1 可行性技术方案

35 k V级无载调压变压器的调压范围一般为±5%。对调压绕组在线圈中部的变压器可根据调压绕组所占位置计算调压范围,一般情况下都可满足5级调压范围,即35(1±0.05)kV。要将一台无载调压变压器改为有载调压变压器,必须对油箱、线圈及其一些零部件进行改造,并增加有载开关设备。

1.1 线圈的改造

1.1.1 铜导线线圈的改造

在35 kV级变压器无载改有载的过程中,由于分段的增多使得高压线圈的总匝数增加,如果按常规办法,必须将高压线圈重新绕制,这必然使得改造成本增加,如果将原线圈充分利用,那么将极大的降低改造成本。在原线圈的结构形式不变的情况下,改造调压段线圈,是利用原变压器线圈上的无载调压分接区直接改造成有载线性调压。按照计算的匝数和外形尺寸及线圈型式进行绕制,并引出相应调压范围,要处理好线圈的绝缘和紧固程度。下面以S7d-3150/35变压器为改造实例进行说明,表1为S7d-3150/35变压器改造前的电压比测量及电压矢量关系校定,表2为室温为20℃时,改造前直流电阻测量值,表3为负载损耗及阻抗电压测量值,其中假定变压器的参考温度为75℃。表4为空载损耗及空载电流测量值。

通过试验得出了该产品的基本数据,但还不能够确定高压线圈各部分匝数。为了得到线圈的匝数,采用临时线圈法:首先,在需测量的线圈所在铁心柱上,增加一个临时线圈(设为5匝),通过测量高压线圈各段与临时线圈的变比值,推算出高压匝数[1]。通过试验得出了试验数据,如表5所示。

通过试验可知,高压线圈各部分匝数。由于分段的增多使得高压线圈的抽头数增加,如将变压器S7d-3150/35改SZ7-3150/35,原高压线圈最大分接匝数为883匝,额定分接匝数为841匝,最小分接匝数为799匝,如图1所示。

改造后需在最大分接和额定分接及额定分接和最小分接之间各抽出一个分接头,匝数简图如图2所示。

但是原线圈采用连续式绕制方法(分接段采用二段纠结绕法),如图3所示。

而该绕法是无法满足改造后分接抽头要求的,则必须改变分接段的绕制方法来满足抽头需要。经过分析验证,部分纠结的绕法可满足要求,如图4所示。

这种绕制方法一般用在大型变压器的调压线圈上,优点是在分接出头过多时可以有效的降低轴向高度,这样可以利用原线圈调压段的空间,将重新调整后的调压段线圈绕制出来。

采用以上方法经过实际生产,产品总装完工后进行试验,试验数据如下表6、7所示,表6为变压器SZ7-3150/35的电压比测量及电压矢量关系校定,表7为室温为20℃时,直流电阻测量值。可以看出该方法完全可以解决35 kV级无载调压变压器改为有载调压变压器的线圈改造难题。

1.1.2 铝线圈改造

铝线圈变压器一般都是20世纪70年代和80年代初的产品,使用寿命也基本达到了使用年限,因此铝线圈必须由铜线圈替代,因铜导体的电导特性大大优于铝导体,所以铝改铜是完全可实现的。由于铜导线电流密度的提高,可以节省线圈在变压器铁心窗口内占有的空间,利用这一空间,在铝线圈改铜线圈时实现提高变压器的性能水平,即降低变压器的空载和负载损耗指标,同时还可以结合性能指标高低,将旧变压器改造增容[2]。

1.2 选择分接开关型号及容量

根据原变压器的电压等级、额定电流选择有载开关型号及容量,有载开关应满足等级电压差2.5%,在带负载的情况下实现调压要求,各部分的绝缘试验电压应符合有关规程的规定[3]。有载开关已为开关生产厂的定型产品,为无载调压变压器改有载调压变压器提供了可靠的技术条件。

1.3 油箱的改造

有载调压变压器分接开关应安装在变压器油枕对侧,油箱要进行相应的改造。加装有载开关的油箱,改造部分的箱体与原箱体焊接牢固,必要时要重新加工油箱。为了使改造后的外壳不易变形,外壳主筋在副油箱尺寸符合的情况下不动,否则考虑加固,并对副油箱底部加筋,提高副油箱强度。尽管油箱改造的工作量相对较大,但油箱改造是完全可以按照相应的技术条件而实现。

1.4 其它改造

根据引线的布置情况,适当的改制铁心夹件尺寸和零部件。根据引线图的分布情况,制作相应尺寸、数量的木件。分接开关引线采用电缆线,用支架固定引线要求排列整齐,绝缘处理符合技术标准,使引线满足其机械性能和电气性能要求。

2 经济性分析

2.1 改造费用及工期

由SJL型号改造为SZ型号,改造所需费用大约为每台12万元,改造工期大约为20天;SJ型号改造为SZ型号,改造所需费用大约为每台8万元,改造工期大约为20天;S型号改为SZ型号,4 000～5 000 kVA/35 kV变压器改造所需费用大约为每台8万元,改造工期大约为20天;3150 k VA/35 k V及以下变压器改造所需费用大约为每台6万元,改造工期大约为18天。

2.2 改造后直接经济效益

以一台SJL7-5000/35举例,改造成有载调压变压器大约需要12万元,而更换一台新的同样容量的有载调压变压器大约需要30多万元,更换下来的旧变压器按废品处理,也只可卖几万元,同时又造成了环境污染。并且铝线圈变压器一般都是20世纪70年代和80年代初的产品,使用寿命也基本达到了使用年限,而变压器的使用寿命主要指的就是线圈的使用寿命。更换一台变压器线圈的费用大约在变压器售价的50%。即把一台快要淘汰的变压器花一半的费用就可变成一台新变压器。

2.3 改造后运行经济效益

电网电压降低时,输送同容量的电能,电流要增大,而电能的损失与电流的平方成正比。电网的运行电压对变压器的损耗影响很大,变压器过电压5%左右运行时,一般铁损将增加15%,若过电压10%时铁损将增加50%以上;过电压运行还会使变压器空载电流大幅度增加[3]。因此变压器在运行中,应随时观察电网的运行电压水平,及时调整变压器的电压,避免过电压运行,降低铁损和励磁损耗。在日负荷曲线低谷时刻或年负荷曲线非高峰季节,端用户电压过高时,采用调整变压器有载调压,不仅改善了供电质量,而且减少了损耗。

现以S7d-3150/35主变为例进行经济效益计算:

设未使用有载调压前10 k V母线电压为9.5 k V,电流为I1。使用有载调压后10 kV母线电压为10.3 kV,电流为I2,则输送同容量的电能,电流比的关系为:n=I1/I2=U2/U1=10.3/9.5=1.084。改有载调压后减少的电能损失为:ΔW=I12R-I22R=I22R(1.0842-1)=0.176I22R。

可以看出输送同容量电能,使用有载调压后电能损失可减少17.6%,考虑7%的电网损耗(含6%配网理论线损和近似l%主变损耗)则输送3150 kVA容量(设cosφ=0.85),日减少的电能损失为:3 150×0.85×7%×17.6%×24=791.68 kW·h。全年减少损失为:791.68×365≈28.9×104k W·h。

如每千瓦时(以居民用电为例)按0.51元计算,仅一台3 150 kVA产品一年就可产生14.739万元利润。如果将现运行的所有无载调压变压器全部改为有载调压,全年可节省的电量和可获得的经济效益将是相当可观的。

3 结语

上述35 k V无载调压变压器改有载调压变压器的技术方案造价适中,经济效益可观,特别在当今电力供需矛盾突出,且对电能质量要求愈来愈高的形势下,对无载调压变压器的改造是十分必要的。

参考文献

[1]赵家礼.配电变压器修理手册[G].北京:中国电力出版社,2004.

[2]方大千,方立.实用变压器维修技术[M].北京:金盾出版社,2005.

地区电网的综合调压 篇7

保证用户的电压接近额定值是电力系统运行调整的基本任务之一, 电压偏移过大, 除了影响用户的正常工作以外, 对电力系统本身也有不利的影响。电压降低, 会使网络中的功率损耗和能量损耗加大, 电压过低还可能危及电力系统运行的稳定性;而电压过高时, 各种电气设备的绝缘可能受到损害, 在超高压网络中还将增加电晕损耗等。

在电力系统的正常运行中, 随着用电负荷的变化和系统运行方式的改变, 网络中的电压损耗也将发生变化, 要严格保证所有用户在任何时刻都有额定电压是不可能的。因此, 系统运行中各节点电压出现偏移是不可避免的。实际上, 大多数用电设备在稍许偏移额定值的电压下运行, 仍有良好的技术性能。从技术上和经济上综合考虑, 我国规定了各级电压允许偏移的极值, 在此范围内的电压就是合格的。

因此, 采取各种措施以达到所规定的各级电压值, 是电力系统的重要工作之一。

1 调压措施的合理应用

电压质量问题, 从全局来讲是电力系统的电压水平问题。为了确保运行中的系统具有正常电压水平, 系统拥有的无功功率电源必须满足正常电压水平下的无功需求。

利用发电机调压不需要增加费用, 是发电机直接供电的小系统的主要调压手段。在多机系统中, 调节发电机的励磁电流要引发发电机间无功功率的重新分配, 应根据发电机与系统的连接方式和承担有功负荷情况, 合理地规定各发电机调压装置的整定值。利用发电机调压时, 发电机的无功功率输出应不超过允许的限值。

当系统的无功功率供应比较充裕时, 各变电所的调压问题可以通过选择变压器的分接头来解决。当最大负荷和最小负荷两种情况下的电压变化幅度不很大又不要求逆调压时, 适当调整普通变压器的分接头一般就可满足要求。当电压变化幅度比较大或要求逆调压时, 宜采用带负荷调压的变压器。有载调压变压器可以装设在枢纽变电所, 也可以装设在大容量的用户处。加压调压变压器可以串联在线路上, 对于辐射型线路, 其主要目的是调压, 对于环网, 还能改善功率分布。装设在系统间联络线上的串联加压器, 还可起隔离作用, 使两个系统的电压调整互不影响。

在系统无功不足的条件下, 不宜采用调整变压器分接头的办法来提高电压。因为当某一地区的电压由于变压器分接头的改变而升高后, 该地区所需的无功功率也增大了, 这就可能扩大系统的无功缺额, 从而导致整个系统的电压水平更加下降。从全局来看, 这样做的效果不好。

从调压的角度看, 并联电容补偿和串联电容补偿的作用都在于减少电压损耗中的QX/V分量, 并联补偿能减小Q, 串联补偿则能减小X。只有在电压损耗中QX/V分量占有较大比重时, 其调压效果才明显。对于35k V或者10k V的较长线路, 导线截面较大 (在70mm2以上) 、负荷波动大而频繁、功率因数偏低时, 采用串联补偿调压较为适宜。这两种调压措施都需要增加设备费用, 采用并联补偿时可以从网损节约中得到抵偿。

对于10k V及以下电压级的电力网, 由于负荷分散, 容量不大, 常按允许电压损耗来选择导线截面, 以解决电压质量问题。

对于实际电力系统的调压问题, 需根据具体情况, 对可能采用的各种调压措施进行技术经济比较后, 才能找出合理的解决方案。

在处理电压调整问题时, 保证系统在正常运行方式下有合乎标准的电压质量是最基本的要求, 此外, 还要使系统在某些特殊 (例如检修或故障后) 运行方式下的电压偏移不超出允许范围。如果正常状态下的调压措施不能满足这一要求, 还应考虑采用特殊运行方式下的补充调压手段。

2 各种措施调压效果的分析

为了合理地使用各种调压措施, 必须对各种措施的调整效果进行综合的分析。

综合调压模拟系统如图1所示。为了调整节点3的电压V和输电线L-1的无功功率Q, 可能采取的措施有:调节发电机G-1和G-2的电势, 以改变各发电厂高压母线的电压V1和V2;调整变压器T-4;改变无功补充装置的输出功率q。把电压V1和V2、变压器T-4的变比k和补偿设备的无功输出q作为控制变量, 线路L-1的无功功率Q和节点3的电压V作为状态变量。包含上述各量的系统有关部分的等值电路见图1 (b) , 其中, R1+j X1为线路L-1和变压器T-4的阻抗;R2+j X2为线路L-2的阻抗;R3+j X3为变压器T-3的阻抗 (变压器的励磁功率和线路电容均略去不计) 。为了分析各种措施的调节效果, 可以只研究上述各参数变化量之间的相互关系, 于是, 等值电路图可以简化为图1 (c) 。采用标幺值时, 假定改变前变比为k=1, 则变比变化△K相当于网络中串入了一个电势增量△e=△k。由于有功功率不变, 电压损耗的变化仅由无功潮流的变化而引起, 因而电阻也可不引入该电路图中。略去网络功率损耗对调节效果的影响, 根据简化的等值电路图可以得出:

由此可以解出:

由式 (2) 可见, 改变发电机G-1的高压母线电压V1或调整变压器的变比来调整节点3的电压, 其效果是相同的, 而且与比值X1/X2有关, 这个比值愈小, 影响愈显著。改变补偿设备的无功输出对节点3电压的影响, 则与补偿点同两个发电厂的距离有关, 距离愈大, 效果愈好。

改变节点1和2的电压, 对线路L-1无功潮流的影响正好相反。当△V1和△V2的数值相等时, 线路L-1的无功潮流就可维持不变。改变变压器的变比k对无功功率的影响与改变节点1对电压的影响效果相同。补偿设备的无功功率输出增量按与线路电抗成反比的关系向两侧流动, 其结果是减小线路L-1的无功潮流, 而增加线路L-2的无功潮流。

对于更复杂的系统, 也可以写出类似的关系:

式中:

△Vi为要求控制电压的节点i的电压变化量;△QL为要求控制无功潮流的线路L的无功变化量;△Xj (X代表V、k、q) 为第j个调节设备 (或控制设备) 的调整量。

在电力系统中, 要求控制电压的节点一般只是中枢点, 需要控制无功潮流的也只是少数线路。式 (3) 中的各项系数可以计算, 也可以通过系统运行中的实测来确定。各种调压措施的调节效果与网络的结构和参数有关。在现代电力系统中, 一般采用各地区分散自动调节电压和集中自动控制相结合的方法。以一个或几个发电厂 (或变电所) 为中心的地区网络, 可根据无功功率就地平衡的原则, 在调度中心的统一协调下, 自动地维持本地区的一个或几个中枢点的电压在规定范围内。而对全电力系统有广泛影响的枢纽点的电压、重要环形网络和主干输电线路和无功功率以及各重要无功电源和调压设备的运行状态, 则均由集中控制中心进行监视和控制。在进行集中自动控制时, 应满足以下基本要求:

(1) 电力系统内各重要枢纽点的电压偏移应在给定的允许范围内。

(2) 在被控制的系统内线路功率损耗PL为最小。

(3) 调整设备的运行状态在允许范围内, 即:

式中, Xjo、Xjmax和Xjmin分别为调节设备的运行参数的初值、上限和下限值。

3 结语

对电压质量问题分地区解决, 将中枢点电压控制在合理的范围内, 再辅以各种分散安排的调压措施, 就可以将各用户处的电压保持在容许的偏移范围内。尽量减少无功功率长距离、跨电压级的传送, 也是实现有效的电压调整的基本原则。

参考文献

[1]孟祥萍, 高嬿.电力系统分析[M].北京:高等教育出版社, 2008