发电可靠性范文

发电可靠性范文（精选9篇）

发电可靠性 第1篇

由于风能具有取之不尽用之不竭、较好的环境和社会效益等特点,风力发电已越来越受到世界各国政府和企业的大力支持[1,2,3,4]。目前,国内外许多电力公司投资新建风电场,但由于缺少风力发电系统可靠性评估的有效工具,致使政府和企业难以评估和分析一个实际风电系统的价值。因此,国内外迫切需要研究和开发风力发电系统可靠性评估的技术和软件,这样,电力公司才可应用计算软件以确定最优的风电机组配置、风电系统最佳的功率穿透率(Power Penetration Level,即风电机组装机容量占系统总装机容量的比重)等。目前常用的风能资源评估软件WAs P[5,6](Wind Atlas Analysis and Application Program)能完成风电场风功率密度分析、年度发电量的估计等,但不涉及系统可靠性评估,不能直接用于风电场对电力系统影响的分析。

风速分布的模拟是风力发电系统可靠性评估的关键一步。文献[7-8]提出应用威布尔分布(Weibull)描述风速分布。文献[9-10]提出一系列自回归模型以模拟风速的统计特征,建立风速的时间序列模型。文献[11-15]应用时间序列技术建立自回归滑动平均(Auto-Regressive and Moving Average,ARMA)模型。该模型已在加拿大多个地方得到应用,如:Saskatoon、Swift Current、Regina和North Battleford等地的风电场。为简化ARMA模型,文献[15]应用多状态模型表示风电场的出力分布。该模型中,概率依赖于ARMA模型模拟的风速数据以及模拟的时间长度,这些因素都将影响风速的计算时间和风速模型的精度。

通常,建立风速模型需要两类数据:第一类是每小时风速平均值μt和偏移量σt(下标t表示第t小时,t=1,2,3,,8 760);第二类是近年来每小时风速的统计值。ARMA模型[11,12,13,14,15]同时需要这两类数据。基于ARMA模型应用Monte Carlo方法[11,12,13,14,15]即可实现风力发电系统可靠性评估。换句话说,当前已建立的风速模型大多采用模拟技术,且同时采用上述两类数据。

由于需统计风速的地方多、时间长等原因,致使风速数据具有海量、存储困难等特征,因此很多国家环境等相关部门常常只保留每小时风速的均值和方差,以及统计当年的实际风速数据,而不会保留所有实际的风速数据。当统计得到新的风速数据时,则更新风速均值和方差。也就是说,很多环境部门通常只有前述第1类数据,以及少量第2类数据(通常1年)。对于这种情形,因第2类数据的不足,常用的ARMA风速模型将无法求解模型参数,或因数据少ARMA模型常失真,致使该模型不能用于发电系统的可靠性评估。为此,本文提出一种新的风速解析模型。该模型只需要第1类数据,即每小时风速均值和标准差。当一个地方风速收集时间足够长,比如20年,则第t小时的风速可认为近似服从正态分布。因此,由概率理论可确定任意风速区间的概率。通过风速概率分布、机组功率输出与风速的非线性关系即可确定发电出力的概率分布,进而实现电力系统的可靠性评估。

1 标准正态分布

标准正态分布已在工程实践中得到广泛应用。本文应用正态分布模拟风电场的风速。

标准正态分布的概率密度函数如式(1)所示。

变量z∈[z0,+∞)的概率可以用图1阴影部分的面积表示,积分可得

虽然标准正态分布的累积分布函数没有精确的解析表达式[16,17,18],但式(2)可用多项式进行近似表示[16],当z0≥0时,有

式中:t=1/(1+rz0);r=0.2316419;b1=0.31938153;b2=-0.356563782;b3=1.781477937;b4=-1.821255978;b5=1.330274429。

式(3)具有较高的估计精度,其最大误差小于7.510-8[16-18]。当z0<0时,其概率可以应用函数f(z)的对称性得到。

2 风速分布模型

当某地的风速统计数据足够长时,则在统计时间内第t小时的风速可认为近似服从正态分布。比如,加拿大环境部门经过20年统计(1984年1月到2003年12月)得到的Swift Current、Saskatoon、Regina和North Battleford等4个地方每小时风速的均值和标准差,这4个地方每小时的风速可看作服从正态分布。

设第t小时风速满足均值和标准差分别为μt和σt(t=1,2,,8 760)的正态分布。下面讨论第t小时的风速(SWt)在风速区间(S1,S2]的概率计算。

第t小时的风速可用正态分布概率密度函数进行表示为

设

由标准正态分布和一般正态分布间的关系,则式(4)可以变为

用分别表示z1和z2,则风速

SWt∈(S1,S2]概率为

由式(2)、式(3)和式(8)即可计算风速属于区间(S1,S2]的概率,即P(SWt∈(S1,S2])。从该式可知,该概率值不是用模拟的方法得到,而是应用前述3式直接解析得到。

现用一简单例子阐述上述方法。设某地第5 h风速的均值和标准差分别为20 km/h和10 km/h,则第5h风速SW5∈(24,25]的概率计算为

同样地,可计算风速SW5∈(-∞,+∞)时任意风速区间的概率分布,如表1所示。

根据搜集到的8 760 h风速的均值和标准差,可得到年度风速SW∈(S1,S2]的概率,即

注:*表示风速为0。

需要指出的是,由于风速连续变化的特征,如使用10 min或秒级风速统计特征数据,计算结果应该更加准确,式(9)需稍作调整即可应用。

3 风电机组出力分布模型

风电机组的出力和风速之间具有明显的非线性关系。当风速小于切入风速Vci或高于切除风速Vco时,机组出力为0;当风速从Vci到额定风速Vr逐渐增大时机组出力逐步增大;当达到和超过额定风速时功率保持为额定功率Pr不变[13,19,20]。

风电机组的输出功率和风速间的数量关系如下所示[19,20](常量A、B的计算见为文献[19-20])。

在计算风电机组出力时,可取区间(S1,S2]的中点表示平均风速,即

式(11)的精度与风速区间(S1,S2]的长度有关。对于给定的每小时风速参数,区间越短发电机组出力的误差越小。风电机组出力的概率分布可以通过式(9)~式(11)得到。

下面举例说明上述方法。假设一台风电机组安装在加拿大Saskatchewan省Swift Current,机组额定功率为Pr=2 MW,切入风速、额定风速和切除风速分别是12 km/h、38 km/h和80 km/h。风速区间(S1,S2]的长度为1.0 km/h。应用前述模型即可得到风电机组各出力水平及其对应的概率,如表2所示。

从上述分析和表2的计算结果可以看出,本文模型是一种解析模型,它不需象ARMA模型那样经过漫长的数据模拟才能得到机组出力分布。

4 解析模型的有效性分析

采用加拿大Saskatchewan省Swift Current的风速数据对本文风速模型进行算例分析,并比较该模型和ARMA模型在风速分布和机组出力分布等方面的差异。

4.1 风速分布

基于Swift Current 20年统计得到的每小时风速的均值和标准差,应用本文模型得到其风速概率分布。

图2分别给出本文模型和ARMA模型(ARMA模型的计算模拟时间为200年)的风速概率分布。从图2可以看出,本文模型和ARMA模型差别甚微,即本文模型正确、有效。

由式(9)和式(11)即可得到本文模型模拟风速的均值和标准差为

从图3可以看出本文解析模型的均值和标准差与ARMA模型、观测数据的均值和标准差非常接近。本文解析模型、ARMA模型、统计数据的均值分别为19.54 km/h和9.72 km/h和19.36 km/h,标准差分别为9.54 km/h、19.46 km/h和9.7 km/h。

从图2和图3可以看出,本文模型可真实地反映实际风速特性,可在较高的精度下用于风力发电机组出力的计算。

4.2 风电机组出力的概率分布

风电机组出力的概率分布分析仍采用Swift Current风电场数据。假设单台风电机组额定功率,风速切入、额定和切除风速等数据同前。

应用本文解析模型和ARMA模型分别计算Swift Current单台风力发电机组出力的概率分布,图4给出单台机组5容量状态及其对应概率。

由图4风电机组出力的概率分布知,本文解析模型和ARMA模型的等值强迫停运率[21]分别为78.76%和78.82%。从图5可以看出,本文模型和ARMA模型模拟结果非常接近。因此,可用本文模型对风力发电系统进行充裕度评估。

注:图中A和B分别代表本文解析模型和ARMA模型,数字1、2、3、4分别代表算例1、2、3、4。

4.3 风速参数对风电机组出力分布的影响

风速参数对风电机组出力的概率分布有较大影响,可通过修改风电机组切入、额定和切除风速等进行分析。下面用四种情形对本文解析模型和ARMA模型进行比较。

算例1:基本算例(所有参数同前);

算例2:把Vci由12 km/h改为5 km/h;

算例3:把Vr由38 km/h改为25 km/h;

算例4:把Vco由80km/h改为65 km/h。

A和B分别表示本文解析模型和ARMA模型,如:A3表示本文解析模型在Vr由38 km/h改为25km/h对应的情形。从图5可以看出,这两种模型的差别很小。换句话说,本文方法可对不同风速参数的风电系统进行有效且较为精确的模拟,证实本文方法具有较广泛的适应性。

4.4 风速区间长度对机组出力概率分布的影响

本文模型的精度与风速区间(S1,S2)的长度有关。现分别给出5种不同风速区间长度对机组出力概率分布的影响,区间长度介于0.25~4 km/h之间,具体如下。

算例5:区间长度为0.25 km/h;

算例6:区间长度为0.5 km/h;

算例7:区间长度为1 km/h;

算例8:区间长度为2 km/h;

算例9:区间长度为4 km/h。

从图6可以看出,当风速区间长度小于4 km/h时,区间长度对机组出力概率分布的影响不大。从图6还可以看出,当区间长度在0.5和2之间变化时可得到一个精度较高的机组出力概率分布,已能满足工程的需要。

5 风速解析模型在电力系统可靠性评估中的应用

用RBTS[22]和IEEE-RTS[23]可靠性测试系统验证本文模型在电力系统可靠性评估中的应用,系统负荷曲线采用RBTS和IEEE-RTS的年负荷数据。风电机组的额定功率同前,单台机组的强迫停运率(FOR)为0.04。

5.1 RBTS算例分析

RBTS系统有11台发电机组,总装机容量为240MW,系统峰荷185 MW。发电机额定功率和可靠性参数见文献[22]。

在RBTS中加入一个风电场。风电机组强迫停运率、额定输出功率、切入风速、额定风速、切除风速等同前。风电机组的不同加入模式如表3所示。

采用本文解析模型和ARMA模型的可靠性计算结果见图7和图8。从图7和图8可以看出,对于不同情形,本文模型的计算结果都和ARMA模型非常接近。对于不同可靠性指标,如缺电时间期望LOLE和电量不足期望EENS,两种模型计算结果的差别不足0.0015%和0.140%。因此,本文风速模型具有可行性,可用于含风电机组的电力系统可靠性评估。

5.2 IEEE-RTS算例分析

将本文解析模型应用到IEEE-RTS[23]系统。该系统有32台发电机组,总装机容量为3 405 MW,系统峰荷2 850 MW。在IEEE-RTS系统中加入一个风电场,风电场机组数在50和250间不等。风电机组的FOR、额定输出功率、切入风速、额定风速、切除风速等同前节。

可靠性评估结果如表4所示。从表中可以看出,两种模型的计算结果也非常接近,其LOLE和EENS指标的差别不足0.15%。从而再一次证实本文模型是一种有效的风速模型,可用于含风电机组的电力系统可靠性评估。

6 结论

风速模拟是风力发电系统可靠性评估的关键步骤之一。许多国家都收集了多年来不同地点每小时风速的均值和标准差数据。本文假设每个小时风速在长时间统计中服从正态分布。如果收集风速时间足够长,如20年,则此假设具有合理性。基于此,本文提出一种风速解析模型。此模型只与风速的统计特性(均值和标准差)有关,与地理位置、风速模拟中随机数的产生机制等无关,而ARMA模型则不然,其除了风速均值和标准差,ARMA模型还需要近年来统计的风速序列来计算ARMA模型的参数。当近年风速数据缺乏或较少时,该模型则失效。还有,采用ARMA的风速建模和模拟过程非常耗时,进而导致在相同精度下计算机组出力概率分布比本文方法耗时。

本文风速解析模型可得到风速处于任意风速区间的概率,可以通过风速概率分布、风速和风机功率数据见的非线性关系得到风电机组出力的概率分布,进而实现风力风电系统的可靠性评估。

文中使用Swift Current的风速数据比较了本文解析模型和ARMA模型的风速概率分布和机组出力概率分布。结果证实本文模型和ARMA模型计算结果非常接近,且本文方法还具有以下特点:1)因模型为解析模型,不用模拟产生计算数据,因此计算速度快;2)应用的数据量小,与ARMA模型相比,可以不需要近年统计的风速时间序列。

把本文解析模型应用到2个可靠性测试系统中,算例结果证实本文模型是一个行之有效的风速模型,可实现风力发电系统的可靠性评估。

摘要：为了进行风力发电系统的可靠性评估,基于小时风速的平均值和标准差,建立了较为精确的风速概率解析模型,弥补了常用的ARMA模型需要每小时风速实际数据和长时间模拟的不足。进而利用风电机组输出功率与风速的关系,建立了风电机组输出功率分布的解析模型。应用IEEE-RTBS和IEEE-RTS系统,将该模型和ARMA模型在风速概率分布、发电功率概率分布、可靠性指标等方面的计算结果进行比较分析。算例结果验证了所建立的解析模型的正确性和有效性,能实现包含风电场的电力系统的可靠性评估。

发电可靠性 第2篇

1.1 在生产部主任的领导下，全面负责发电设备的可靠性管理工作。1.2 认真贯彻执行国家及系统内各项关于发电设备可靠性管理的方针和政策。

1.3深入现场及时掌握设备运行技术状况，及时、准确、真实地统计现场发生的事件数据，并于每月5号前将上月主机可靠性数据进行整理报有关领导和上级有关部门。

1.4负责每月进行发电设备可靠性分析,分析该月各机组的运行状况及影响机组可靠性的因素报有关领导。

1.5负责每季、各机组发电设备可靠性分析工作，分析影响机组可靠性的因素并对规律性和频发性事件系统整理,为有关领导的决策提供依据。

1.6 负责每季度7日前对上季度输变电设施可靠性数据进行整理汇总至有关领导和上级主管部门。

1.7负责发电设备可靠性的考核指标的计算统计与分解管理，并随时对各有关单位指标完成情况进行检查。

1.8 负责对可靠性指标完成情况进行定期发布，督促全公司可靠性管理的正常开展。1.9 负责根据机组的检修情况提报机组月度、季度及检修计划。1.10 负责对影响设备可靠性的设备问题提出考核意见。

1.11负责可靠性管理资料的收集、整理和存档工作，及公司领导及上级有关部门交付的一些临时性的工作。2 任职条件 2.1思想政治条件

坚持四项基本原则，坚持改革开放，具有一定的事业心和责任感，实事求是，忠于职守，解放思想，坚持原则，清正廉洁。2.2文化程度及工作经历

具有大专及以上学历或具有中级专业技术职务任职资格，并具有电力生产或管理三年以上工作经历。2.3 专业知识和技能 2.3.1 应知

2.3.1.1 熟悉并掌握发电设备可靠性管理方面的基本知识。2.3.1.2 掌握所学电力类专业的基础知识，熟悉电力生产全过程并了解锅炉、汽机、电气、热工、化学、燃料各专业的主要生产设备的作用和性能，做到一专多能。2.3.1.3 熟悉企业法和电力企业技术管理法规和发电设备可靠性管理的有关规定。2.3.1.4 熟悉企业管理基础知识，了解管理信息原理，运用计算机管理。2.3.1.5 掌握一门或一门以上外语，并能阅读和翻译有关外文资料。2.3.1.6 了解档案管理知识。2.3.2 应会

2.3.2.1对有关方针、政策、文件指令、目标任务能正确理解，对本职工作中面临的问题能分析综合，能灵活运用上级规定中的一切精神。

2.3.2.2 能根据上级文件精神,正确分析、判断、决策实际工作的能力。

2.3.2.3 能指导和组织各专业科技负责人开展工作，有协调各有关部门共同完成综合性工作的能力。

2.3.2.4 有较强的语言表达能力，能起草文字通顺的工作文件，撰写调查报告和经验总结。2.3.2.5 能树立全局观念，正确贯彻领导的精神，指导和帮助各专业可靠性管理有关人员发挥作用。

2.3.2.6能针对搞好可靠性管理性及如何更好地开展工作这些问题，能有效地同各部室、专业、班组的职工谈心，让大家共同关心和参与可靠性管理工作，能协调好全公司各级工程技术人员的关系。

2.3.2.7能不断发现管理新问题，敢于管理创新，争取使我公司设备可靠性管理水平走在同类型机组前列。2.4 实际工作能力

2.4.1能正确理解上级有关方针、政策及领导意图，并能在工作中坚持贯彻执行，分清工作主次，综合分析，实事求是地协助领导决策。

2.4.2 有一定的组织协调能力，能从大局出发，协调好各方面关系。

从可靠性角度看太阳能热发电体系 第3篇

目前世界上的太阳能热发电体系主要分为两大类：槽式太阳能热发电体系和塔式太阳能热发电体系。下面就这两类太阳能热发电形式运行时的可靠性发表一下个人的看法。

槽式太阳能热发电体系：

槽式太阳能发电体系主要是由大面积槽式聚光镜、集热管道、导热油以及蒸汽发电模块组成。基本发电原理是把太阳能经槽式反射镜的聚光效应，把太阳光的能量汇聚到处于反射镜焦点位置的管道上，借此加热管道内的导热油，导热油可以被加热到400~500度左右，然后经过热交换，把液态水加热到可以推动汽轮机发电的热蒸汽，下面部分就跟普通的火力发电体系相同了。在这个过程中，太阳能的光能 €H7 导热油的热能 €H7 蒸汽的内能 €H7 汽轮机转子的机械能 €H7 发电机的机械能 €H7 电能。在这个过程中，蒸汽发电部分的技术已经相当成熟，但是前期收集热量的技术尚处于摸索阶段。

槽式太阳能发电体系需要大片的土地来安排其庞大的集热镜场，所以一般槽式太阳能热发电厂需要建在比较偏僻的地方，一般会建在沙漠边缘地区，但是这些地区一般风沙较大，并且不时会出现强烈的极端天气，所以大规模的镜场必然会受到影响。除此之外，由于集热镜暴露在户外环境中，所以镜场中的电线、软管等设备极易遭到老鼠、野兔等野外生物的啃噬，从而对电厂的安全运行造成威胁。并且鸟类的粪便极易污染聚光镜，这对镜面的清洁性以及聚光效率带来很大考验。其次，由于导热油管道很长，需要多处连接，其连接的可靠性也受到考验。一旦发生管道泄漏等突发事件，如何安全的处理温度高达400摄氏度的泄露导热油是一大难题。因为温度很高，所以很容易对抢修人员带来安全威胁，轻则烫伤，重则危及生命。除此之外，如果高温的导热油处理不当，很可能将其他怕高温的部件烧毁，从而给电厂带来巨大损失。所以我们有必要制定更加严密的应急情况处理措施，确保即使在管道破裂的情况下在最短的时间内把损失降到最低。笔者认为可以在管道阀门的布局和控制上做合理的规划：每个分路的开关在紧急情况下能灵活的开关；主管路最好有并联安全系统，即在主管道发生泄漏时也能选择其他备用管路来保证正常运行；当发生泄漏的管路部分出现不可修复的损坏时，管道的更换一定要方便、安全；泄漏的导热油因为温度极高，为了保证工作人员以及其他设备的安全，最好规划废油回收专用通道，以便能最快控制漏油的面积。

一般太阳能热发电场都要配备一定功率的其他常规发电形式，这样能保证电厂运行的稳定性和可靠性，保证不会对电网造成大的冲击。并且要有足够容量的能量储备系统，以维持夜间的正常发电。由于夜间很长时间储能系统得不到能量补充，这就对储能技术提出了巨大考验。

塔式太阳能热发电体系：

太阳能塔式热发电体系与槽式发电体系相比，系统结构更复杂，运行起来的风险系数更高，但是其发电效率与槽式相比更高。

塔式太阳能发电体系主要由大面积集热镜场、集热塔、吸热器、蒸汽发电部分组成。运行形式与槽式很相近，只不过目前塔式太阳能体系直接以水作为加热工质，省去了导热油的热交换环节，所以热传导效率更高。塔式太阳能体系基本原理是各个分布的集热镜将阳光反射到集热塔顶部的吸热器上，在多束太阳光线叠加下，集热器的温度会达到400~600摄氏度，这个温度加热水就能得到用来发电的高温蒸汽。但这其中存在较多的运行可靠性问题：

由于每个反射镜系统是单独调节的，在室外多风的环境中，经过一段时间的运行，集热镜的精确度势必会降低，一个热电厂有相当多的集热镜，保证所有镜子反射角度的精确性是一件相当困难的事情。即便是调节所有镜子精度符合要求，在定日跟踪过程中保证每一个镜子的准确跟踪运行也是相当难的，这就使得塔式太阳能发电体系的可靠运行系数大打折扣，所以这的确是目前太阳能塔式发电体系存在的一个很棘手问题。其次，塔式太阳能的集热塔一般会有上百米高，所以输水管道的压力会很大，给水系统的安全性问题不容忽视，一旦发生紧急情况，对高温热水以及高温蒸汽的处理措施也要详细考虑。由于集热器在顶部，如果里面的水位不足，极易烧坏集热器，所以供水的可靠性也很关键；与此同时，在出现紧急情况，快速分散所有的集热镜技术也需要考虑进来，如何在不对顶部集热器造成损坏的情况下，合理安排集热镜的分散形式需要我们认真去研究规划。

不论是槽式太阳能热发电体系还是塔式太阳能热发电体系，都处于初步发展阶段，在投入商业运行之前，还有很多问题需要解决，但是我们相信太阳能热发电产业前景一片光明，在不久的将来，必将会成为可再生能源的重要构成部分。我国太阳能热发电产业仍处于探索研究阶段，这需要广大研究工作人员不断探索研究，以推进我国太阳能热发电事业的快速稳定发展。

（作者单位：华北电力大学）

发电厂电气主接线可靠性研究 第4篇

1发电厂电气主接线可靠性内涵与指标

1.1发电厂电气主接线可靠性内涵

早在上世纪八十年代,我国就已经对可靠性的名词解释进行确定,认为可靠性是产品在规定条件下与规定时间内,完成规定功能的能力。由此可见,可靠性并不是一个明确的可执行指标,其需要按照故障发生的脉络:失效———故障———可靠性的基本方向展开思考。因此,可靠性往往会以解决故障为研究的主要内容。

可靠性与电力系统的结合出现在上世纪三十年代,相关学者在统计学理论的支撑下,分析了电力系统设备维修工作中的可靠性;而随着电力行业不断发展,人们对可靠性的研究不断深入,目前,发电厂电气主接线可靠性分析已经成为电力系统综合管理中必不可少的一部分内容。目前普遍认为的发电厂电气主接线可靠性定义为:在组成电气主接线系统元件可靠性参数已知和可靠性准则给定的条件下,按可靠性准则评估整个主接线系统满足电力系统电能和电量的量度。

1.2发电厂电气主接线系统的可靠性指标

在有关发电厂电气主接线系统可靠性指标研究中,需要以故障为中心。发电厂主接线的可靠运行需要满足三个基本条件,包括运行安全、供电连续性、充裕性等,因此在有关电气主接线系统可靠性分析中,也需要按照上述三个指标进行深入的探讨:

1)供电连续性指标。在发电厂生产过程中,主接线供电连续性主要指对输电线路的连续性供电,它所需要研究的指标包括故障频率(次/年)与输电线路可用度。2)供电充裕性指标。主要采用发电厂输出容量受阻概率与故障导致年发电量下降期望值两个指标进行研究。但需要注意的是,上述两个指标主要从整体上研究了主接线的可靠性,而无法反应某一故障的严重性。因此在分析中,还需要重视对这一特点的研究。3)运行安全性指标。目前,常见的发电厂电气主接线运行安全性指标主要体现在发电机停运概率、出线停运概率等方面,这些基本反映了电厂所在网络可能出现的动态、静态性特征。

2常见的发电厂主接线可靠性分析方法

2.1网络法

网络法主要将电力系统按照实际出现的逻辑顺序进行划分,并根据每个部分的实际情况,进行单独的指标测试,并根据每个指标的测试结果,确定整个发电厂主接线的可靠性情况。一般在采用网络法进行评估过程中,相关人员需要提出一系列的假设条件,并对其中可能出现的风险误差进行分析,以降低人为因素与外界干扰等对可靠性评估结果的影响。

从当前应用效果来看,网络法的应用效果良好,且适用性广,是当前一种常见的发电厂电气主接线可靠性分析方法。

2.2故障模式与后果分析方法

在应用该方法过程中,需要首先确定每个关键器件的状态类型,再对这些故障类型进行统一的研究,并以此为基础确定故障与逻辑关系的发生几率,同时,相关人员也可以以此为基础确定可靠性参数。

从应用来看,故障模式与后果分析方法与系统器件数量存在密切关系,器件总量越大,则需要分析的时间越长。

2.3模拟法

模拟法由著名物理学家Metropolis提出,其原理就是通过设定一组随机过程,通过研究其反复生成时间序列,确定其参数估计量与统计量,最终确定序列分布特征的方法。从应用效果来看,模拟法的主要优点就是能按照试件序列有效的完成操作,且其采样次数不会受到系统规模影响。但相关人员如果想获取较高的计算经济,还需要进行长时间运算。因此在应用过程中,不建议相关人员将这种方法应用在相互联系紧密的系统中,避免因为计算难度较大而影响计算质量。

3发电厂主接线可靠性改进策略

总体而言,发电器主接线在不同发电厂的接线方式存在明显差异,且造成电器故障的原因也不尽相同。当前主流的接线方式主要采用4/3断路器接线与3/2断路器接线,其可靠性效果明显优于双母接线形式。其主要体现为以下几点:

1)双母线接线在供电模式上无法形成多环路形式,导致每台断路器都会对应一个环路完成供电,这种模式下的接线十分脆弱。相比之下,3/2断路器界限有助于形成环网供电方式,一个回路能对应2~3台断路器,并且在进线端、出线端都具备双母线优势,且任一断路器断开不会对回路造成影响,保证了运行质量。

2)3/2断路器接线中的隔离开关不需要进行倒闸操作,在运行过程中仅被作为检修设备。在这种情况下,相关人员就不需要因为防范错误操作隔离开关而导致出现安全隐患;若发生安全事故,断路器也会快速切断电源,而双母接线不具备上述功能。由此可见,3/2断路器接线的效果优于双母接线。

3)4/3是在3/2基础上发展而来的一种技术,是将断路器的一个串中连上4台断路器,并在进出线回路中接三回。与3/2断路器接线相比,其安全性、灵活性更好。但需要注意的是,该技术的二次接线技术较为复杂,但在母线连接、减少投资方面具有优势,因此同样具有良好的应用价值。

4结语

本文主要研究了发电厂电气主接线可靠性的相关问题。总体而言,电气主接线可靠性是影响发电厂运行质量的关键因素。因此相关人员在该问题研究中,需要全面分析该技术的适用性,并结合技术发展趋势,加深对其可靠性的研究,为更好的推动发电厂安全运行奠定基础。

参考文献

[1]戴苏平.发电厂电气主接线可靠性比较分析[J].电气技术,2014(01):76-77+103.

[2]董波,林明.发电厂电气主接线可靠性研究与实践[J].山东工业技术,2015(09):202.

发电可靠性 第5篇

电力是保证国家经济健康发展的重要因素之一。当前, 中国的发电方式主要是火力发电、风力发电等, 所用的继电保护、自动化设备也是各种各样。而继电保护装置对所有电力系统设备安全性和稳定性起着积极重要作用, 当电厂电气设备运行出现故障时, 继电保护装置在故障发生之时就能够立即检测到异常信号, 继而在短时间内排除故障, 减轻设备的损伤和破坏, 从而隔离故障元件和电源系统, 保护设备不受损伤。

继电保护具有在维护电力系统安全运行过程中其他装置完全代替不了的作用, 不仅能够提高故障处理的效率, 在某种程度上还是电力供应的保障, 影响着经济的发展, 同时在保障人民群众正常的社会生活方面具有不可忽视的作用。因此, 必须高度重视电力系统中的继电保护技术。它本身就是一项很复杂的技术, 对于怎样才能提高它的工作效率是电力工作者们长久以来一直关注的热门话题。

2 发电厂继电保护可靠性影响因素

发电厂继电保护装置在发电过程中发挥了至关重要的作用, 继电保护装置可以快速地检测出设备的异常, 在设备异常运行时, 能够快速反应切断故障。不过, 从继电保护的实际效果来看, 发电厂继电保护装置因为各种因素干扰, 继电保护装置的性能降低, 从而对电厂安全稳定运行产生不利的影响。

2.1 雷电因素

危害电厂设备安全运行的主要因素之一, 就是雷电因素, 这是由于电厂内使用的地网是高阻抗地网, 一旦发生雷击, 发电厂的接地元件避雷针就会导致电厂地网系统中的高频电流的暂态电位升高, 这就降低了发电厂继电保护装置的灵敏性和稳定性, 导致继电保护装置运行时出现问题。

2.2 电源因素

直流电源对于继电保护装置的干扰作用不容被忽略, 一旦发电厂出现接地故障, 发电设备就会有情况异常, 导致发电厂地网电位超过正常范围。分布电容和抗干扰电容使直流的恢复时间很短, 因此一旦发生直流回路故障, 即使短时电源中断或电源干扰都会严重影响继电保护装置的稳定性。由于电子设备内部的逻辑回路发生故障而造成的继电暂态电位差, 同样会破坏继电保护系统。

2.3 高频因素

在电力系统中, 如果发电设备隔离开关动作时间过长, 运动速度过慢, 会导致隔离开关的触点之间形成“电弧闪络”现象, 产生过电压、高频电流。高压电频会在总线附近形成一个强有力的磁场, 使得二次侧回路、二次设备的操作出现故障。一旦磁场强度超过设备逻辑元件的承受值, 继电保护装置的正常操作会受到影响, 继电保护装置运行异常。

2.4 静电因素

电厂的工作人员长期在高电压的环境中工作, 衣服上会积聚较多的静电, 这些静电会干扰继电保护装置的正常运行。特别是当工作人员在接触继电保护设备时, 会产生放电的现象, 这会对继电保护装置的运行状态产生影响, 进而会引起保护装置误动。

2.5 人为因素

人为因素也是影响继电保护可靠性的重要因素。在电力系统中, 因为某些运行人员自身专业知识基础不牢固, 在操作继电保护装置时, 继电保护装置可能会不动或者误动;或者由于继电保护检修人员技能水平不够, 未能及时发现问题, 及时解决问题, 导致继电保护装置误动、拒动现象频发。因此必须对相关操作人员进行继电保护方面的知识培训, 并使其能够看懂相关图纸, 了解每个元件, 熟悉设备运行方式, 能够正确操作继电保护装置。另一方面, 各发电厂都制定了相应的继电保护规章制度, 但由于一些领导干部不够重, 对规章制度实施力度不够, 工作人员在操作时不按照规章制度执行, 给设备安全留下了许多隐患。

3 加强发电厂继电保护可靠性的措施

3.1 提升继电保护管理水平

部分电厂企业在管理制度, 管理内容等方面做的不够好, 制度缺失, 管理松懈, 致使电厂继电保护不能充分发挥作用。因此, 提升继电保护管理水平是加强发电厂继电保护可靠性的重要措施。 (1) 注重现场管理。1) 发电厂的继电保护现场环境应清洁, 避免脏、乱、差以及卫生死角等情况。装置应保持干净卫生, 设施完善, 安全附件齐全。要严格执行装置检查制度, 预防事故隐患的发生。2) 检修现场的材料、装备、附件应码放井然有序, 各种安全设备要放到固定位置。安全色醒目, 安全标志齐全。3) 严格按照安全规程、工艺规范、劳动纪律进行操作, 各种原始数据的记录需要做到标准并且规范。4) 做好继电保护现场的信息收集整理以及分析, 能够全面掌握装置运行情况, 并能够在第一时间解决设备缺陷。 (2) 加强继电保护反措执行。继电保护反事故措施是过总结长时间的运行经验而得到的, 其中大部分源自于事故教训, 因此, 必须加强继电保护反措执行, 避免同样的事故发生在自己上, 那时再总结经验代价巨大, 发电厂的继电保护技术人员切不可抱有任何侥幸心理, 因一时疏忽造成大的事故。 (3) 建立继电保护校验记录。继电保护人员在实际操作不断进行探索并总结经验, 因此, 工作时间越长、保护校验次数越多、缺陷处理范围越广, 其经验就越丰富。建立继电保护校验记录就是要求继电保护人员将每一次校验、缺陷处理的的事故经过、原因、处理过程、注意事项、经验教训详细记录在班组公用的记录本上, 供所有人学习讨论, 这样可以逐步提升所有工作人员的技术素质。 (4) 加强二次图纸资料管理。继电保护的现场应严格按照图纸执行, 严禁不按图纸仅凭记忆进行操作。若现场实际接线与图纸资料不符, 会给继电保护的维护工作带来麻烦及隐患。一旦发现接线和图纸不一致时, 必须及时查线核对, 接线确认后, 及时在图纸上做出改正, 同时班组留用资料和档案资料也要作出改正。

3.2 加强继电保护装置运行的维护

解决继电保护装置故障的效率在一定程度上保证电力的供应, 因此, 平时应注意加强对电厂继电保护装置的检查和维护。 (1) 电厂应搞好设备的维护, 设备的正常运行是电厂正常运行的基础, 因此, 电厂内部需要有完善的检修维护队伍, 建立完善的维护管理秩序, 对发生的故障能够及时解决, 能够进行专业的维护继电保护装置。 (2) 要做好设备的更换, 在运行一段时间后, 会发生电厂继电保护装置及其一些相关的设备的耗损, 设备陈旧等问题, 为了保障继电保护设备稳定工作, 相关人员应充分掌握设备的运行状况, 做好及时更换设备的准备, 从而保障继电保护装置的可靠性。 (3) 要充分掌握电网的实际状况, 由于电网的覆盖面非常广泛, 要想加强电力设备的维护, 使得电厂继电保护装置可以发挥保护整个电网的作用, 相关人员必须掌握电网的实际状况, 避免设备运行时出现继电保护死角的情况。

3.3 强化技术人员专业素质

技术人员是电厂继电保护装置安全运行中的重要影响因素, 技术人员的专业素质是制约继电保护系统运行可靠性的直接因素。鉴于此, 必须强化技术人员专业素质, 通过对继电保护运行维护人员的专业素质的提升来提高继电保护可靠性。可以通过以下几个方面: (1) 邀请厂家派出专业工程师对技术人员进行培训, 并在培训后对技术人员考核, 考核结果合格的可以成为继电保护系统的培训员, 以骨干引领的方式对全体技术人员起带动作用, 在强化全体技术人员专业素质的同时, 提高了各级继电保护工作人员的专业素质和水平。 (2) 及时解决各岗位人员配置不合理的问题, 对每个工作人员的责任进行详细划分, 避免继电保护运行中到处有人管但无人负专责的现象发生。对人员流动大、专业技能要求高的岗位, 应经常举办技术竞赛等活动带动技术人员的学习热情, 这样不仅可以提高其技术水平, 还能够提高工作效率, 确保继电保护系统的稳定运行。

4 结束语

继电保护是保护电力系统正常运行的重要因素, 是维护电力系统安全稳定, 创造电网运行良好环境的重要保障。鉴于此, 相关技术人员应充分掌握设备的运行状况, 懂得继电保护技术的原理, 能够及时解决继电保护技术在实际应用中存在的问题, 以探寻有效而具有针对性的措施消除干扰继电保护的因素, 确保继电保护技术的实施具有可行性, 以保证电力系统的可靠性。

参考文献

[1]张孟宽.发电厂继电保护可靠性影响因素研究[J].电力科技, 2014 (27) :153.

发电可靠性 第6篇

关键词：发电厂,继电保护,可靠性,干扰因素

0 引言

电力系统的异常运行状态如不及时发现并处理, 将演变为电力系统的故障。而电力系统的故障和异常工作状态如不及时处理或处理不当, 就可能在电力系统中引起事故, 造成人员伤亡及设备损坏。因此为防止事故的发生, 就必须在每一个电气设备上装设继电保护装置, 根据发生故障和异常运行的情况, 动作于断路器跳闸或发出信号。

1 发电厂继电保护的目的和任务

发电厂继电保护装置是指反映发电厂电力系统中电气设备发生的故障或不正常运行状态, 并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。发电厂由于受到自然灾害 (如雷击、风灾等) 和人为因素 (如设备制造上的缺陷、误操作等) 的影响, 会不可避免地发生各种形式的短路故障和异常运行状态。

1.1 发电厂继电保护的目的

发电厂的电力系统短路故障总是伴随着很大的短路电流, 同时系统电压大大降低。电力系统一旦发生短路故障, 将会产生如下后果:

(1) 短路点的电弧将故障的电气设备烧坏;

(2) 短路电流通过故障设备和非故障设备时发热并产生电动力, 使电气设备的机械性能和绝缘损坏, 从而缩短设备的使用寿命;

(3) 电压下降, 使大量电能用户的正常工作遭受破坏, 影响产品的质量;

(4) 电压下降可能导致电力系统各个发电厂间并列运行的稳定性遭受破坏, 引起系统震荡, 甚至使整个系统瓦解。长时间的过负荷会使电气元件的载流部分和绝缘材料的温度过高, 加速设备的绝缘老化, 甚至损坏设备。

1.2 电力系统继电保护的任务

电力系统继电保护的基本任务:

(1) 电力系统发生故障时, 继电保护将自动、快速、有选择地将故障设备从电力系统中切除, 保证非故障设备的继续运行, 尽量缩小停电的范围。

(2) 电力系统出现异常运行状态时, 继电保护会根据运行维护的要求, 自动、及时、有选择地发出告警信号或者减负荷、跳闸。

电力系统继电保护的基本要求:

(1) 选择性。继电保护的选择性是指继电保护装置动作时, 仅将故障设备从电力系统中切除, 使停电范围尽量减小, 以保障系统中非故障设备继续安全运行。

(2) 速度性。继电保护的速度性是指继电保护装置应以尽可能快的速度切除故障设备。快速切除故障设备具有以下优越性:可提高电力系统并列运行的稳定性;可使电压尽快恢复正常, 减轻对用户的影响;可减轻电气设备的损坏程度;可防止事故扩展, 提高重合闸成功率。事故切除的总时间等于保护装置的动作时间和断路器动作时间之和。在实际应用中, 应根据不同电网对故障切除时间的具体要求、电网的经济性以及运行维护水平等条件来确定合理的保护动作时间。

(3) 灵敏性。继电保护的灵敏性是指保护装置对其保护范围内发生故障或异常运行状态的反应能力。在预先规定的保护范围内发生故障时, 不论短路点的位置、短路形式以及系统的运行方式如何, 满足灵敏性要求的保护装置都应能敏锐感觉, 正确反应。

2 发电厂继电保护的干扰因素

继电保护在发电厂生产期间起到了关键性的保护作用, 既能对设备异常状态有效检测, 又可在故障发生时紧急切断处理。但从实际保护状态来看, 发电厂继电保护受到了多方面因素的干扰, 从而造成了继电保护装置的性能减弱, 这将不利于发电厂的安全稳定运行。

2.1 意外因素

(1) 雷击因素。雷电对发电厂设备的破坏力较大, 且自然雷击形式多样, 如直击雷、感应雷、球形雷等。由于电厂内的地网为高阻抗地网, 因此当发电厂的接地元件、避雷器受到雷电袭击时, 这种高阻抗地网就会使雷击导致的高频电流在变电站地网系统中的暂态电位升高。在这种高阻抗干扰状态下, 发电厂继电保护装置的误动作率会明显上升, 同时保护装置的灵敏性、稳定性等也大大减弱。

(2) 高频因素。发电厂设备内隔离开关动作时间过长、动作速度过慢, 在隔离开关触点之间就会形成“电弧闪络”, 由此形成过电压、高频电流等。这种高频状态会使母线附近形成强烈的电场和磁场, 导致二次回路、二次设备的运行状况发生异常, 当干扰强度超出装置逻辑元件承受的范围时, 便会使继电保护装置动作异常, 从而干扰了发电厂继电保护装置的运行。

(3) 辐射因素。为了满足电能生产调控的需要, 发电厂内部电力系统也配备了相应的移动通信设备。通信设备在使用期间会形成强辐射电场和磁场, 这种强辐射电场和磁场会对继电保护造成一定的干扰, 如变化的磁场耦合到附近的弱电子设备的回路中时, 回路就会感应出高频电压而产生假信号源, 这往往会误导继电保护装置的正常动作, 从而影响了设备的保护效果。

(4) 静电因素。静电因素对继电保护造成的干扰主要来源于工作人员的衣物, 若技术人员长时间处于高电压环境中工作, 其衣物上就会留有高电压电荷。当工作人员进入发电厂接触设备时便会产生放电现象, 对继电保护装置的电子 (下转第23页) (上接第21页)

元件造成破坏, 并扰乱继电保护系统结构, 不利于发电厂设备的安全运行。

(5) 电源因素。直流电源对发电厂设备造成的干扰作用不容忽视, 发电厂接地故障发生后会导致设备状态异常, 发电厂地网电位超出正常值。抗干扰电容与分布电容使直流的恢复时间极短, 因此直流回路故障造成的短时电源中断及电源干扰破坏了继电保护的稳定性。另外, 电子设备内部的逻辑回路异常变化而导致的继电暂态电位差, 也会对继电保护系统造成破坏。

2.2 人为因素

(1) 在人员方面, 由于运行人员缺乏相关专业知识而导致继电保护装置不动或者误动, 这就需要每个操作安装人员学习继电保护的有关知识并能看懂相关图纸, 对各个元件的位置了解清楚, 从而保证运行操作的正确性。

(2) 在硬件方面, 由于资金不可能无限供应, 所以在供电系统中一些设备损坏后, 在维修方面就会存在配件和工具不足及在运行中电网没有完善供电采用的保护装置的问题, 从而就会使供电安全就产生巨大隐患。

(3) 在软件方面, 各单位都制定了相应的规章制度, 但实施力度不够。由于领导干部对机电事故不够重视, 因此具体工作人员在操作时对各类制度、措施的实施大打折扣, 从而留下了许多隐患。

3 结语

发电厂是我国生产电能的主要基地, 继电保护设备是发电厂内部电力系统运行必不可少的装置, 它能够及时检测到系统运行的突发故障或异常运行状态, 不仅可以在短时间内发出报警信号, 而且能直接对故障部分采取切断、隔离处理, 从而为发电厂设备的运行提供安全、稳定的环境。

参考文献

[1]朱浩骏, 蔡泽祥, 侯汝峰, 等.面向对象的图形化地区电网继电保护整定软件研究[J].电网技术, 2004 (22)

[2]郑俊良, 许冬成, 张雷, 等.关于6kV (10kV) 异步电机综合保护装置的整定的探讨[J].电机与控制应用, 2008 (2)

[3]郭谋发, 杨耿杰, 黄巍, 等.基于模块的发电厂继电保护整定系统[J].高电压技术, 2005 (9)

风力发电厂电气设备及可靠性分析 第7篇

在中国, 风力发电已经成为改善能源结构和解决能源安全问题的主要替代能源技术之一, 目标是在2020年风电装机容量达到3 000万k W, 但实际的发展远远超出预期。就目前情况, 尽管是最保守的估计, 2020年的总装机容量也将超过8000万k W。统计至2012年底, 广东省范围内共有32个在运风电场, 总装机容量达143万k W, 占统调总装机容量1.4%, 其中, 2012年新增风电容量52万千瓦, 同比增加57%。2012年, 全省风电最大出力约100万千瓦, 累计发电量23.72亿度, 发电小时1971小时, 全年风电实现全额消纳, 没有出现调度原因的弃风限电情况。

伴随着更多的风电项目投入生产, 风力发电机组接入导致的电网电压、频率和稳定性的冲击日渐严重。如普遍在风电基地沿线变电站220 k V母线电压接近额定电压的110%, 最大与最小负荷方式下的电压差值达16 k V。

本文所提到的上川岛风电场风力发电机组总容量达85MW, 由一、二期共安装100台单机容量为850k W的风力发电机组成, 一、二期风电场共同建设一座110k V升压站, 所发的电能经110k V主变压器升压至110k V后接入系统。

1 风电机组的发电特征

以上川风电场采用Vestas V52-850所采用的双馈异步风力发电机为例。风力发电机组发电的首要条件是从电网中吸收无功建立磁场。

根据双馈电机的数学模型得到转子、定子无功功率关系为

从上式可以看出定子无功Qr和转子无功Qs功率之间的关系, 当双馈电机转子端输入的无功功率满足双馈电机励磁和定子侧无功功率控制时。风电机组输入到电网的无功功率为Qr与Qs的差值。一般双馈型风机采用的变频器功率约为风力发电机组总功率的30%。因此在双馈电机额定工作范围内的定子侧有功和无功功率将会受到变频功率严重制约。

因此, V52-850k W在风机满发条件下, 必须从网侧中吸收部分无功。

2 上川风电场整体可靠性设计

2.1 电气设备选择

考虑到本工程的总装机容量为85MW, 变压器选择2台容量为50000KVA, 三相铜绕组自冷型油浸式无载调压电力变压器。设置这两台变压器使得系统具有安全、可靠、灵活的特点, 根据不同的风力资源, 选择变压器的运行状况。在风力较小的季节, 风力发电的电力有限, 可投入1台变压器运行, 这样可以减少变压器损耗并且降低风电场的运行成本。在一台变压器发生故障需要检修时, 投切另一台变压器运行, 确保电力的持续供应, 大大降低了风电场全部出力的受阻率。

2.2 过电压保护及接地

在系统设计时, 一般都会配有过电压保护装置, 该装置由过电压保护器、微机控制技术及单相真空开关共同构成一套自动控制系统, 该系统能够将中性点非有效接地网的相间过电压限制在电网能够安全运行的电压范围之内, 即能使中性点非有效接地, 又可以将过电压限制在比较低的的水平, 以上措施消除了电网过电压对电网安全运行的威胁, 提高了电网运行的安全性和可靠性。

系统中真空接触器在系统发生间歇性湖光接地时将高能限压器投入到故障相, 高能限压器可以限制故障相的电压, 使故障相的相电压维持在比较低的电压等级, 并且可以保证电弧的可靠熄灭, 这种方法给电网的扩容和改建带来了很大的方便。系统还会采用微控制器抑制过电压, 当系统需要过电压保护的时候, 微控制器根据电压互感器传来的电压信号进行判断, 查找故障点, 选择合理的解决办法, 发出指令, 投入需要的设备解决问题。

2.3 升压站电气设备布置

本工程的升压站地处海岛, 有着较为恶劣的自然环境, 考虑到主变设备的安全可靠地运行, 采用主变压器及采用户内布置方式的中性点设备。主变压器为单层建筑, 紧靠生产综合楼与35KV配电装置及110KV高压配电装置, 方便联系。

110k V GIS高压设备布置在生产综合楼二楼, GIS本体设备布置在GIS室。GIS主变回路出线套管布置在相应的主变压器室平台处, GIS套管与主变高压套管采用软导线连接。GIS出线则采用侧面出线方式, GIS出线套管为户外布置。

35k V配电装置设在生产综合楼一层, 开关柜采用双列布置方式, 二列开关柜中间设置操作通道。35k V开关柜与主变压器套管连接采用共箱母线连接。

3 风电对电网的主要影响

3.1 风力发电机组对电网系统频率的影响

风力发电机组对电网系统频率的影响, 主要取决于风力发电机组装机容量占电网系统总容量的比例。当风力发电机组装机容量在电网系统中所占比例较大时, 风机输出功率的随机波动性对电网频率的影响显著, 同时影响电能质量和频率敏感负荷的正常工作。若风力发电机组进一步大量投入, 将要求电网系统中其他常规机组进一步加强频率响应能力, 才能有效抑制频率的波动。就目前情况, 由于风力发电机组出力的间歇性, 当发生大面积大风条件下失速保护失去出力后, 会导致电网系统频率突然降低。

截至2012年底, 广东全省共有风电场32家, 风电总装机容量143万千瓦, 占统调总装机容量1.4%。就目前情况, 风电占电网比例较低, 并未对电网频率稳定性造成太大影响。

3.2 风力发电机组对电网系统电压的影响

风力发电机组出力受风速大小以及风向变化等因素影响。同时, 受风资源分布的影响, 上川风电场与风电场大多数风场一样, 都不得不建设在电网的末端, 因此电网网络结构比较薄弱。在风力发电机组并网运行时会影响电网系统的电源质量以及电压稳定性。此外, 现阶段风力发电机采用永磁电机还未成为主流, 较多机组还是采用感应发电机。因此, 在风力发电机组运行期间, 其感应发电机需要建立磁场。从电网系统角度分析, 并网运行的风力发电机组是一个无功负荷。

以采用双馈机型V52-850k W的上川风电场为例, 从表格1可以看出, 当负荷达到30 000k W时, 即风机平均负载为35%时已经需要从网侧吸收部分无功。当负荷达到78 091k W时, 风机需要从网侧吸收1 7712k Var的无功, 网侧电压明显下降。

4 针对发电组特征的可靠性设计

4.1 应对电网电压缓慢变化无功补偿装置

无论是双馈风力发电机还是直驱发电机, 都受到变频器的无功容量限制。所以必须采取相应的无功补偿装置来平衡场内的感性和容性无功, 从而实现降低电网系统损耗, 提高电网整体的经济性。一般通过就地投切和控制无功补偿装置来降低电网系统损耗, 避免长线路输送无功。从而实现提高功率因数, 降低电能线损率, 增加电网线路有功功率的输送比例。

为了提高功率因数, 上川风电场设置有4组4200k Var可投切并联电容补偿装置。

4.2 应对电网系统电压突然下降低电压穿越改造

电网系统在实际运行中比较容易出现不对称短路等故障, 且其中大多数的故障在继电保护装置的控制下, 可以在<0.5s的时间内能恢复。但在这段短暂的时间内, 由于电网电压突然大幅度下降, 因此要求风力发电机组必须在该时间内作出对无功功率调整。以确保风力发电机组不发生脱网故障, 防止出现由电网波动引起大面积风机停机导致电网系统供电质量进一步恶化。

假设在电网发生故障时, 风力发电机组没有脱网。那么电网电压大幅度下降, 并网运行的发电机相当于甩开负荷, 转矩变得非常小。同时定子侧的磁链不能跟随电压突变, 而转速在惯性作用下没有显著变化, 突变的滑差就致使转子侧过压和过流。发电机表现出纯电感电路特性, 从系统中吸收大量的无功功率。没有脱网的风力发电机组在没有无功功率的补充下将加剧电网电压的崩溃。

截止于2013年10月, 上川风电场所有的V52-850k W风机已经进行低电压穿越升级。升级内容包括对VCS控制器升级到CT318, 更换变频器以及对控制系统增加UPS。其原理是当双馈电机网侧电压突然下降的同时, VCS控制器通过变桨系统降低转矩的输入, 同时限制转子侧电流实现保护变频器以及发电机转子。

5 总结

风力发电机组的效率以及风电场运行的可靠性与许多因素有关。由于风机系统是一个随天气变化的系统, 发展的方向将会是采用风向风速预报以及风光互补等能量管理系统, 以实现电网的科学负荷调配。

本文对上川岛风电场的运行状况以及设备的可靠性进行分析, 针对该地区的环境条件选择合适的设备, 对在运行中会发生故障的部分进行分析, 安置保护测量装置, 为了便于发电厂的管理, 对电气设备布置进行优化, 使上川岛风电场能够稳定可靠运行。

摘要：本文针对风力发电的特点, 以上川岛风力发电厂电气设备的选择及其可靠性进行分析, 特别针对双馈机型对电网的影响进行分析。并对该发电厂电气设备及主接线存在的故障因素, 提出了一些预防和解决措施, 进而提高该风力发电厂电气设备的可靠性。

关键词：风电场,电气设备,可靠性,无功

参考文献

[1]许珉.发电厂电气主系统[M].北京:机械出版社, 2011, 2.

[2]韩立权.发电厂电气设备检修的必要性与实践经验分析[J].科学与财富, 2012, (11) :372-372.

[3]国家发展改革委员会关于风电建设有关规定的通知.国家发改委[2009]1204.

发电可靠性 第8篇

安康水力发电厂总装机容量为852.5 MW,是陕西省最大的水力发电厂,在陕西电网中承担着重要的调峰、调频、事故备用等任务,并为陕西工农业生产以及襄渝、阳安两条电气化铁路提供可靠动力。

安康水力发电厂机电设备设计于20世纪80年代,1992年4台机组全部投运。受当时技术水平和制造水平的限制,机组测温系统长期存在测温精度低、可靠性差(温度报警信号误报、测温电阻断线故障信号频发)等问题。这些问题一直困扰着电厂的运行、检修人员,增加了运行维护的难度,给机组安全埋下了隐患。

为了能有针对性地进行技术改造,本文分析了安康水力发电厂机组测温系统存在的问题,提出了提高测温系统可靠性的技术措施[1,2]。

1 水轮发电机组测温系统及存在问题

1.1 机组测温系统

安康水电厂水轮发电机组测温系统由各部测温传感器、RTD测温模板和单点温控表组成(见图1),除定子线棒采用G分度号测温电阻外,其他测温热电阻采用WZC-200型Cu50热电阻。测温回路为不完全三线制,即测温传感器采用两线制,接线盒至测温盘电缆采用三线制。

1.2 存在问题

(1)机组稳定工况下轴承瓦温显示波动幅值较大(RTD模板、智能数字表温度量显示波动均较大),测温系统抗干扰信号性能差。

(2)测温回路数值误差大。同一轴承相邻瓦温差超过2℃。

(3)轴承接线盒处导线接触不良及渗油。由于轴承接线盒型号陈旧,测温导线易发生接触不良故障。上导接线盒结构不合理,容易渗油。

(4)导线根部断线情况比较严重,有的直接断掉,有的外部绝缘层断开,其中推力测温电阻根部断线发生几率最大。

2 影响测温系统可靠性的因素

2.1 测温系统抗干扰性能差

测温系统抗干扰性能差的主要原因是测温电阻电缆的屏蔽效果不好,另外现场使用的测温电阻不是一体化屏蔽。通常水电厂发电机的功率都非常大,发电机产生的强电场特别是漏磁产生的强磁场对上导瓦和推力瓦测温电阻干扰非常大,因而对传感器及其导线的抗干扰能力的要求很高。测温系统的端子箱、接线盒、仪表、模块等都应该就近接到电厂的公共接地端。

2.2 测温回路测量误差大

测温回路测量误差大的主要原因是现场测温电阻为Cu50铜电阻,并且测温回路为不完全三线制。采用不完全三线制测量,会将测温电阻后端导线2倍的电阻值直接加到测温电阻的元件中,这样会造成很大的测量误差[3]。如:导线长度为10 m,单股导线的电阻值为0.5Ω,这时两线制测量加入的误差为1Ω,温度误差为2.5℃,该误差远远超出了国家计量规程中的B级规定。如果采用三线制测温,在室温为20℃时,B级测温电阻在系统中的误差可以控制在±0.4℃。

2.3 轴承接线盒处导线接触不良及渗油

轴承接线盒处导线接触不良的主要原因是接线盒使用时间长,接线盒的结构不合理。

2.4 测温电阻和测温导线易损坏

测温电阻和测温导线易损坏的主要原因是现场使用的导线耐油、耐高温性能不符合要求,导线线径太小。测温电阻是水电厂机组温度保护中最基础、最重要的环节,测温电阻性能不稳定会导致温度信号误报,严重时可造成机组事故停机。安康水电厂自投运以来,对机组测温系统进行过多次改进,使机组测温保护系统可靠性有所提高,但是并没有从根本上解决温度测量信号误差大、运行不稳定和电阻断线等问题。因此,全面分析测温电阻故障原因,进行机组测温系统改造,提高机组测温系统长期稳定性和可靠性是一项非常紧迫的工作。

3 提高可靠性的技术措施

针对以上问题,在参考新建大、中型水电站机组测温系统的设计和一些老电站机组测温系统改造经验的基础上,提出以下技术措施。

3.1 采用屏蔽抗干扰措施

对于测温系统抗干扰信号性能差的问题,测温电阻及引出导线可采用一体化的网状屏蔽。这样可以确保测温电阻引出线和传感器本身的屏蔽。整个测温环节的关键节点上的接地端要就近接在电厂的公共接地端。

3.2 采用三线制Pt100测温电阻

对于测温回路数值误差大的问题,可将两线制Cu50测温电阻更换为Pt100三线制测温电阻。按照《水力发电厂自动化设计规范》,新设计的水轮发电机组应选用Pt100测温电阻[4]。与Cu50测温电阻相比,Pt100测量电阻具有测温精度等级高、稳定性好和测温元件体积小的特点。Pt100三线制测温电阻与三线制接线等能真正构成三线制测温回路,把导线电阻对测量结果的影响降到最低。Pt100测温元件体积小的特点决定了Pt100测温传感器可以实现单传感器多元件结构,即在同一传感器护套内安装2个或3个测温元件。

推力、上导、水导三大轴承中重要的测温点的测温电阻可采用双元件结构,双路信号可以分别送到测温RTD模块和相应单点温控表。这样轴承瓦温度信号的记录更完备,也提高了温度保护的可靠性。

3.3 采用耐油耐温导线

对于测温电阻和测温导线易损坏问题,可采用聚全氟乙丙烯电缆来解决。聚全氟乙丙烯电缆具有优良的耐油、耐腐蚀和耐热性能,极限温度-250℃、250℃。除在高温高压下氟元素和熔融状态的碱金属对它有腐蚀作用,其他诸如强酸(包括浓硝酸和王水)、强碱、强氧化剂、油脂、酮、醚、醇等即使在高温下对它也不起作用。聚全氟乙丙烯电缆适合在高温、低温和酸、碱、油、水及腐蚀性气体的恶劣环境中作电器仪表和自动化控制系统的信号传输电缆。而且其非常突出的耐开裂性能,可以彻底解决导线长时间泡在油中出现开裂的问题。

3.4 测温电阻根部保护措施

(1)采用锥形弹簧保护

对测温电阻根部电缆加装保护装置。采用高弹性模量系数的弹簧钢制作锥形弹簧保护管,弹簧管内径与导线的外径要有适当的比例,弹簧管的一端需焊接在传感器内壁上,这样才能有效起到保护作用。

(2)铠装丝保护管

采用铠装丝保护管,相当于把传感器尾部的导线制作成带不锈钢外套的导线。这是对导线最好的保护方式,能比较有效地解决现场断线问题。

3.5 接线盒处导线接触不良及渗油的控制措施

(1)采用油槽出线方式

将导线捆在一起从油槽臂弯管中穿出,弯管出口高于油槽导线,在弯管中可以用乙烯带缠绕包扎导线,防止油溅出。

(2)采用密封接头

测温电阻导线中部采用密封接头,测温电阻从油槽中出线时可以起到可靠密封的作用,由于密封接头属于活动接头结构,因此螺帽拧紧时导线不会跟着旋转。密封接头结构见图2。

除了上述技术措施外,还可以采取减少测温回路接线转接、选择合适的屏蔽电缆等措施,提高测温系统的可靠性。

4 结语

安康水电厂2009年底对该厂2号机组测温系统进行了改造,测温电阻更换为Pt 100,测温电阻出线采用密封接头方式。机组测温系统的运行情况,有待于时间的检验。

本文抛砖引玉,旨在与同行交流,共同研究解决好水电厂机组测温系统稳定性、可靠性问题。

对安康水电厂运行分场、电气分场仪表班同志,深圳市泰士特科技有限公司的支持和帮助,在此表示感谢。

参考文献

[1]周廷虎,李幼木,刘晓波.安康水电厂计算机监控系统升级改造[J].陕西电力,2008,36(12):77-80.

[2]赵守忠,夏勇.传感器及其应用[M].合肥:中国科技大学出版社,1997.

[3]GB/T 11805—1999,水轮发电机组自动化元件装置及其基本技术条件[S].

发电可靠性 第9篇

发电厂的应急保安电源又称为保安电源。根据我国《火力发电厂设计技术规程》规定, 200MW及以上机组需设置保安电源, 以保证机组在全厂停电时能够顺利停机, 避免设备损坏。保安电源主要为DCS热控电源、UPS交流电源、主机润滑油泵电机、主机盘车电机电源等重要负荷供电[1]。本文将结合某发电厂实际保安电源设计方案进行深入探讨, 分析该方案在运行过程中可能存在的问题并进行相应改造。

1 原设计方案概述

1.1 保安电源一次接线

某发电厂保安电源一次接线如图1所示, 保安PC段母线为单母接线形式, 作为柴油发电机出口母线。

柴油发电机经K0向保安PC段母线供电。正常运行方式下, K0断开, 即保安PC段母线无电压。以#3机汽机保安MCC A段为例, 正常运行方式下, #3机汽机保安MCC A段母线由#3机汽机PC A段供电, #3机汽机PC B段为一级备用, 柴油发电机为二级备用, 即A、B段进线互为备用, 一旦A、B段均失电, 将发出启动指令启动柴油发电机, 由柴油发电机通过保安PC段母线给保安MCC母线供电。K7~K21为伊顿NZM3型断路器, 配备LZM N3型过电流保护。

1.2 保安段电源切换方式

在原设计方案中, 三路电源切换方案如图2所示。L12、L22、L32分别取自三路进线接触器上端口相电压。QF11、QF21、QF31为闭合状态。

以I路电源供电为例分析切换过程。I、II路电源均有电, S1处于电源1供电位置。正常情况下, K1、K2继电器带电, 其节点闭合, KM1闭合, KM2、KM3均断开, 整个回路在S1的1-2位置处于导通状态。一旦I路失电, K1节点断开, KM1释放, II路电源在S1的7-8位置导通, 完成II路电源供电。

在I、II路电源均失电的情况下, K1、K2常闭节点连通柴油发电机启动回路, 完成III路电源供电。

1.3 方案设计缺陷

整个方案具备三路电源切换及启动柴油发电机的功能, 但是存在缺陷。

(1) 整个切换过程全由接触器、继电器辅助节点完成, 对节点要求高, 一旦某节点故障, 将造成保安段失电, 可靠性较低。

(2) 保安MCC段某负荷发生短路故障时, 如果断路器保护拒动, 那么短路电流将由接触器切断, 接触器会损坏严重。

(3) 在I路电源失电, II路电源供电的情况下, 某大功率负荷启动过程中母线电压可能会下降, 此时K2继电器电压低于起励电压, 将默认II路电源失电, K1、K2闭合误启动柴油发电机, 不但造成柴油发电机频繁启动, 而且也会导致系统在不检同期情况下合环运行。

(4) 未考虑与下级负荷保护的配合, 不能满足继电保护装置选择性要求。系统发生接地故障时, 若故障电流未达到断路器过流定值, 则断路器不会动作, 但是, 此时母线电压下降导致接触器释放, 造成整条保安段母线失电或盲目切换。

2 改造方案

为杜绝出现问题, 在尽可能不改动原一次回路接线的情况下进行改造。

(1) 将原切除故障电流的断路器及接触器改为MT框架开关, 同时给开关本体配备Micrologic5.0A脱扣器保护, 使保安电源具备长延时电流保护、短延时电流保护及接地保护功能, 只要保护定值设置正确, 即可消除原设计方案中的越级动作情况。

(2) 控制回路电源增设抗晃电装置, 该装置输入电压分别为AC 220V及DC 110V, 输出电压为DC 110V, 以防止控制回路电源因电压波动而不稳定。

(3) 将原继电器改为直流继电器, 其节点仅用于控制电源监视功能, 同时取消电源切换按钮S1, 三路电源切换改由东大金智MFC-5208A装置实现。

3 试验验证

3.1 装置定值整定

为验证改造方案切实可行, 进行了试验和全程录波。MFC-5208A装置接线完毕后, 设置定值。

(1) 有压定值为当电压大于该定值时判断电源有压, 否则判断电源无压, 整定值为70%。

(2) 无压启动定值为当母线电压小于该定值时判断母线满足失压条件, 整定值为60%。

(3) 无压合闸定值为切换过程中, 只有当母线电压小于该定值时才可以闭合备用开关, 整定值为30%。

(4) 无流定值为当进线电流小于该定值时判断进线无流, 整定值为0.06A。

(5) 失压延时1、2、3分别对应自投方式一、二、三的失压启动延时, 即在母线被判定失压且无流的情况下, 经该延时未能恢复, 则装置启动切换, 整定值为1s。

(6) 自投合延时为切换过程中当运行开关跳开后, 经该延时才进行合待并侧开关条件的判断, 整定值为0s。

(7) 手动恢复合延时为手动恢复串联切换时, 运行开关跳开后, 经该延时才进行合待并侧开关条件的判断, 整定值为0s。

(8) 二次失压延时为在成功切向第一备用电源后, 经该延时, 装置将判断母线电压是否恢复正常, 若未恢复正常, 则执行二次失压切换, 即跳开第一备用, 闭合第二备用电源, 整定值为1s。

(9) 并联压差、频差、相差为手动恢复并联切换同期合闸的3个必要条件, 整定值分别为5%、0.2Hz、20Deg。

(10) 并联跳闸延时为当执行完手动恢复并联切换合闸操作后, 经该延时跳开原运行开关, 整定值为2s。

3.2 电源进线变位切换试验

电源进线变为切换试验仅针对进线1、2路电源的切换。进线1切换至进线2变位启动录波波形如图3所示, 录波过程中, 通道输入选取进线2开关合位电压反馈 (进线2合) 、进线1开关合位电压反馈 (进线1合) 及母线A相电压波形 (母线) 。进线1开关合位启动至进线2开关分位启动反馈间隔为750ms, 并在进线2合闸位置反馈信号动作的同时, 母线电压恢复正常, 完全满足厂用电电源切换要求。

3.3 电源进线失压启动切换试验

失压启动切换试验的试验对象及通道输入与3.2节一致, 录波波形如图4所示。根据整定值, 在母线失压启动过程中具有1s延时, 母线失压至70%到进线1开关合位电压反馈间隔为1 063ms, 满足失压启动定值;进线1、2开关合位电压反馈时间间隔为114ms。

3.4 柴油发电机并网试验

柴油发电机并网试验利用MFC-5208A装置自带功能, 输入密码, 即可进行发电机并网试验。其中, K0开关合闸逻辑为柴油发电机出口电压达到90%UN;K3开关在MFC-5208A检同期后合闸, 合闸后30s跳开完成整个试验过程。录波通道输入选取进线3开关合位节点反馈、进线1A相电压及母线A相电压。柴油发电机并网试验各采样量切换波形如图5所示。

因开关位置反馈信号与实际开关位置有一定延时误差, 故开关位置反馈信号变动不能正确反映合闸瞬间相位差。平移进线3电压中轴线直至与母线电压中轴线重合, 截取距开关变位最近重合点至开关位置反馈信号变动时间, 时间差仅为3.4ms, 可判断开关在检同期合闸时满足5%并联压差要求。进线3波形周期T为30ms, 取切换压差在5%, ΔT为0.5ms, 故相位差为, 满足并联切换相位差条件 (20°) 。

综上分析知, 柴油发电机满足并网试验要求。

3.5 电源进线恢复试验

系统由柴油发电机供电时, 若市电恢复, 则需将负荷从柴油发电机转至市电, 进行供电方式恢复。图6、图7分别是并联切换恢复为进线1及串联切换恢复为进线1的切换波形图。录波通道分别为进线1合位电压反馈 (进线1合) 、进线1A相电压 (进线1) 、母线A相电压 (母线) 、进线3合位电压反馈 (进线3合) 。通过2次切换波形可看出, 在切换恢复过程中, 母线电压没有波动, 十分平稳。

4 结束语

发电厂保安电源在全厂停电时为机组安全停机及重要设备安全运行提供可靠的交流电源。本文以某火电厂交流保安电源实际情况为依据, 详细阐述改造前相关设备投入情况和可能出现的问题以及改造后相关设备参数。同时, 对改造后电源各类工况进行全程录波切换试验, 验证了本次改造的合理性及必要性。

参考文献