抽水蓄能发电论文

抽水蓄能发电论文（共11篇）

抽水蓄能发电论文 篇1

1 概述

随着社会的发展和化石燃料的开发, 不可再生能源日趋枯竭, 应运而生的水能、风能、太阳能等新能源得以大规模发展。利用新能源发电其存在的缺陷给我国电力系统安全稳定运行带来了较大的压力。电力系统急需配置大容量的储能装置, 优化电源结构, 改变运行方式, 适应新能源的大规模发展[1]。抽水蓄能是迄今为止较为经济、成熟的储能技术, 在电力系统中配置适当规模的抽水蓄能系统, 是当前新能源发电并网过程中对电网所产生的安全稳定问题的有效解决途径。

多能互补抽水蓄能发电系统是利用风能和太阳能发电产生的不稳定电能直接带动抽水泵组进行抽水蓄能, 待到用电负荷回升时利用所储存水的势能实现稳定供电的发电系统。文章将按照以下思路进行分析:首先, 了解水能、风能、太阳能等能源在西藏的分布形势;其次, 根据西藏的能源状况来确定太阳能电池板、风力发电机组的日内有效工作时间, 分析多能互补抽水蓄能发电子系统之间的关系;最后, 对此发电系统在西藏的应用进行合理评价。据此, 全文展开探讨。

2 西藏得天独厚的新能源分布优势

拥有“世界屋脊”之称的西藏位于平均海拔4KM的青藏高原之上, 该地区的新能源主要有水能、风能、太阳能与地热能, 能源的时空分布存在不同程度的聚集, 但大体来看分布特点还算明显:西藏的太阳年平均辐射量达到了3300~4800MJ/m2, 全区年均总辐射量达到了5850~8400MJ/m2, 直接辐射量占总辐射量的56%~78%, 6到8月份可达到71%~88%[2]。西藏年风能储量极为丰富, 达到了93×108k W·h, 年均有效风能密度维持在130~200W/m2, 年均有效风力时数达到了3500~4000h[3]。西藏的河流众多, 全区水能资源的理论储量大概为2×108k W, 水能年发电总量为17600亿k W·h, 其中可供开发利用的水能资源产电量就高达5.6×107k W, 占全国总量的17.1%[4]。西藏的地热资源高举我国榜首, 地热显示点达到了666处。对350处显示点的统计结果进行分析, 热泉水的流速为20m3/s, 地热总能量高达276.28×104k J/s, 折合成标准煤炭3×106t/a, 其发电潜力高达8×105k W[2,3,4]。

3 多能互补抽水蓄能发电系统的发电体系

多能互补抽水蓄能发电系统由太阳能电池板、风力发电机组、抽水泵组、水力发电机组、蓄水池和尾水池等几部分构成。储能时, 系统利用风能、太阳能分别通过风力发电机和太阳能电池板产生的不稳定电能, 推动抽水蓄能系统中抽水泵组的转子转动, 将不稳定的电能转化为抽水泵组的机械能;抽水泵组利用其机械能将水抽到高处的蓄水池, 此过程又将抽水泵组的机械能转化成了水的势能储存起来;发电时, 打开蓄水池的放水闸门使抽上去的水从高处蓄水池流下, 推动水力发电机组的转子转动, 其间将水的势能转化成稳定的电能供给, 稳定的电能通过变压器转化成功率为50Hz的电并入电网。

4 系统的影响因素

4.1 外部环境及约束条件

西藏的年均总辐射高达7560MJ/m2, 白天年均的太阳幅射量大, 太阳幅射强度强。除去太阳的升起与落下的过程外, 日内的太阳能分布规律极为相似。根据太阳能发电材料的光电效应分析可以得出:现阶段的有效发电时间仅仅与太阳能电池板对太阳能幅射的敏感程度有着密切的关联。因此可近似按日内不同光照强度的具体分布, 找出对应发电时间的起止点, 起点和终点的时间间隔即可认为是太阳能电池板对光的可感应时间, 同时也是太阳能电池板的日内有效工作时间[5]。

风力发电机的日内有效工作时间具体体现在日内各时段风速的大小及风向的持续稳定性, 可以通过类似于太阳能电池板的日内有效工作时间的分析方法, 找出对应发电时间的起止点, 确定风力发电机的日内有效工作时间。

建立数学模型对太阳能电池板、风力发电机的日内有效工作时间T进行描述:

式中:T为日内有效工作时间;n为日内发电周期数;Ti为日内某一发电周期内的有效工作时间;T1为某一发电周期内的发电的开始时间;T2为某一发电周期内的发电的结束时间。

与此同时, 抽水蓄能系统要受当地的来水量、水质、可供水量和地形地势等因素的限制, 但本系统的蓄能发电用水可通过抽水泵组和水力发电机组的运行从而构成自身的水循环, 大大节约了用水量, 外部的水源供给主要作为工作期间的蒸发、渗透等水量损失的补充用水, 由此可得, 本系统对需水量的要求并不高。

通过对太阳能电池板、风力发电机的日内有效工作时间进行计算, 可以确定太阳能电池板、风力发电机组、抽水泵组和水力发电机组的装机容量。

4.2 子系统间的相互关系

由于本系统的开发方式是利用了水能、风能、太阳能三种能源在时空上分布的不均匀从而进行互补开发的, 因此系统必须满足以下几个条件:

(1) 理想状态下三种能源在能量转换的过程应保持能量的平衡。

建立数学模型对能量平衡进行描述:

式中:th1、th2、ts、tw为抽水泵组、水力发电机组、太阳能、风能的运行时间, 单位为h;ICh1、ICh2、ICs、ICw为抽水泵组、水力发电机组、太阳能、风能发电系统的装机容量, 单位为KW;Ps、Pw、Ph1、Ph2为太阳能、风能、抽水泵组、水力发电机组的能源利用效率。

(2) 为保证系统内的所有电能转换为水的势能, 抽水泵组的装机容量应为各个周期中在同一时间段的太阳能和风能输入电能最大值之和。

建立数学模型对抽水泵组的装机容量ICh1进行描述:

(3) 理想状态下抽水蓄能系统的蓄能、发电过程中所构成的自身水循环的总水量应当保持平衡状态[5]。

建立数学模型对水量平衡进行描述:

式中:CPA为蓄水池的库容;QI为蓄水池的总进水量;QO为水力发电机组的总用水量;A为水库死库容;QS为利用太阳能发电系统的蓄水量;QW为利用风能发电系统的蓄水量。

通过配置各子系统间的合理容量, 使它们相互匹配, 达到最优。既要尽可能的提高水能、风能和太阳能的能源利用率, 也不宜过多的增加投资, 如若至此, 开发一套多能互补抽水蓄能的发电系统是经济可行的。

5 系统作为独立供电电源在西藏应用评价

5.1 资源评价

西藏具有十分丰富的水能、太阳能、风能等自然资源, 但面临着由于各种因素的限制导致不能运行亦或运用以上资源单独发电都存在各自的缺陷。多能互补抽水蓄能系统能够将水能、风能、太阳能发电系统进行优势互补, 弥补了风能和太阳能发电系统由于气候的季节性变化而产生的不必要的能源消耗和发电不稳定的缺陷。

5.2 技术评价

风能发电系统出力受来风情况的影响, 太阳能发电系统受云层情况的影响, 都具有不连续性、不确定性和不可控性的特点[1]。风能、太阳能发电系统的大规模并网将在较大程度上影响到西藏电网的安全稳定运行, 其主要表现在以下两个方面:

安全性方面, 由于西藏地区昼夜温差大, 天气条件极不稳定, 加之风能和太阳能发电系统具有不确定性和局部反调峰性, 当遇到有风或晴天时瞬间大规模并网、遇到无风或阴天时瞬间大规模停机, 系统的频率稳定性和电压稳定性遭到影响的同时更对西藏电力系统造成非常大的冲击[1]。

经济性方面, 西藏的电源结构以水电为主以其他清洁能源发电为辅。由于风能和太阳能发电系统的出力受天气条件影响巨大, 其产生的不稳定电能大规模接入电网致使用户的供电质量波动较大。为保证西藏整体电网的供电质量, 则需要根据并网的风能和太阳能发电系统波动情况, 增加相应的旋转备用机组的装机容量。风能和太阳能发电系统上网的电量越多, 旋转备用机组的装机容量也随之相应的增大, 从而导致电力系统整体的经济投入增加。

本系统有效地解决了这些问题:利用抽水蓄能的理念, 将风能和太阳能所产生的不稳定电能为水泵抽水提供机械能, 使能量通过水的势能储存起来。多能互补抽水蓄能发电系统可根据西藏用电负荷特征和资源条件进行系统容量的合理配置, 既可保证西藏地区系统供电的安全稳定性, 又可降低发电系统的运行成本, 在很大程度上提高了社会效益和经济效益。

6 结束语

西藏在以保护生态环境的理念下发展的必然趋势是大力发展新能源, 加强对新能源发电技术的研究是改善西藏电力供给结构的重要组成部分。

(1) 通过对多能互补抽水蓄能发电系统的分析, 展现了这种多能互补开发方式突出的技术经济优势。与传统单纯的水能、风能和太阳能发电系统相比较, 虽然成本略微升高, 却能够解决西藏地区部分小水电站酷寒时期发电中断和能源浪费的问题, 极大程度上提高了资源利用率并保护了当地的自然生态环境。可以得出多能互补抽水蓄能发电系统可作为西藏的一种能源的利用方案, 是西藏地区提高各能源有效利用率的有效途径。

(2) 提出了太阳能电池板和风力发电机的日内有效工作时段。应用此概念根据相关数据可以推算出水能、风能、太阳能的互补开发系统中各部分容量配置的最优值。同时, 也可以在抽水蓄能电站的装机容量为定值的条件下, 寻求风力发电机和太阳能电池板的最优容量比值。

基于西藏得天独厚的新能源分布优势及发电潜力对多能互补抽水蓄能发电系统进行理论上的初步探讨, 为西藏地区供电、用电体系的选择提供相关的理论参考, 为发展符合西藏特色的新能源利用模式的建立建言献策。

参考文献

[1]刘殿海.抽水蓄能是适应新能源大规模发展的最有效工具[N].中国能源报, 2011-1-24 (005) .

[2]王玉群, 王俊乐.西藏太阳能开发存在的问题及几点建议[J].西藏科技, 2007 (2) :26-28.

[3]刘威, 罗红英, 余强, 等.西藏新能源开发利用现状分析与对策[J].水电与新能源, 2015 (5) :76-78.

[4]洪亮, 多吉, 胡新凤.西部大开发中西藏发展新能源的重要性和展望[J].西藏科技, 2000 (5) :23-27.

[5]陈新, 赵文谦, 万久春.风光互补抽水蓄能电站系统配置研究[J].四川大学学报 (工程科学版) , 2007, 39 (1) :53-57.

抽水蓄能发电论文 篇2

关键字 抽水蓄能 发展历史 作用 运行 管理

KEY WORDS： PUMPED STORAGE HISTORY FUNCTION OPERATION MANAGEMENT 摘要 随着大批抽水蓄能电站的陆续建成和投产，为使其发挥和创造更大的经济效益，越来越多的水电行业人员开始关注和分析如何创立先进的抽水蓄能电站运行管理模式。本文仅从作者所了解到的国内外抽水蓄能电站的运行管理模式，就其工作原理、结构特点、运行方式和作用、调度方式、运营方式、人员编制和值班方式等方面进行了介绍和分析，供运行管理人员和关注于抽水蓄能电站运行管理模式的人士共同交流和探讨。

SUMMARY： With many pumped storage power plant finishing and in operation，it plays more and more important part in the national net , many people want to find how to create the advantage operation management mode.In this article ,the author only introduce the operation management mode about China and foreign country ,the principle , characterize, function, scheduling mode, people arrangement and duty method are introduced for the operation manager and the people who are interested in the pumped storage power plant.1、抽水蓄能电站的发展历史及概况

随着我国国民经济的迅猛发展，电力系统的供电形势日趋紧张，随之而来的电网容量短缺、能源结构不合理、峰谷差加大、供电质量及安全可靠性下降等问题也逐步显现。正是在这种形势下，抽水蓄能电站开始应韵而声，并在我国得到了蓬勃发展。

抽水蓄能电站从1882年在欧洲问世以来已有百余年的历史，尤其是在欧美国家发展速度较快，已在电网结构中占有相当大的比重，其技术和运行管理模式已日趋成熟。抽水蓄能电站作为一种新兴的能源项目，直至上世纪60年代才开始研究开发和进入实质建设阶段。由于不同地区能源分布上的差别，电力系统的构成有所不同，据有关分析表明，在以火电为主的电网中建设7%～12%的抽水蓄能电站是比较合理的。但在我国的起步较晚，目前已建成并投入运行的大型的抽水抽水蓄能电站主要有广州抽水蓄能电站（8×300MW）、浙江天荒坪抽水蓄能电站（6×300MW）和北京十三陵抽水蓄能电站（4×200MW）等，其总装机容量在570MW左右，约占全部装机容量的1.8%。近年来，随着系统供电的日益紧张和人们对抽水蓄能认识的不断提升，抽水蓄能电站开始迅速发展，并列入了各区域电网的发展规划，在建的大型抽水蓄能电站有山东的泰安（4×300MW）、浙江的桐柏（4×300MW）、江苏的宜兴（4×250MW）、安徽的琅岈山（4×150MW）等，并有多处在选址和规划当中。

2、抽水蓄能电站的作用

抽水蓄能电站是一个特殊类型的水电项目，除具备常规水电的作用外（如图例），特别适合于电力需求的峰荷调节。抽水蓄能电站的工作原理就像一个大型的蓄电池，按照电力的需求进行充电和放电。在负荷需求较低期间，如清晨，常规电站发出的多余电能可用来将下水库的水抽到上水库。峰荷期间，放出上库水，通过水轮机发出电能。这种将抽水蓄能设备和其它发电形式结合，通过对基荷电站更有效地利用，大大节约了生产成本。抽水蓄能设备具有以下一些显著特点：

―与常规水电站相比，利用小型水库能够取得相对较大的电力输出；

―重复利用水库中储存的水力资源而不必需要大的天然来水量；

―常规水电站只能用于发电，然而当系统能源过剩时，抽水蓄能电站能够吸收多余的电 力。抽水蓄能电站比常规水电站具备更强的平荷能力。

前两个特点意味着，抽水蓄能电站的建造在很大程度上不受水文和地形条件的限制，同时对周围生态系统的影响比大容量的常规水电站要小得多。这些特点使抽水蓄能电站为电网的运行提供了良好的辅助服务。在放宽监管的市场上，系统的可靠性和电力质量（频率和电压稳定）是一个主要的问题。由于抽水蓄能是一个能有效改善附属服务的方法，如今在不断放宽监管的电力市场上为大力改善电力系统的稳定发挥着重要的作用。抽水蓄能电站提供的附属服务包括：

―由于其快速的负荷跟踪运行能力，可进行频率控制；

―其负荷平衡功能能使大型火电站和核电站以常规输出运行；

―可储能运行以满足电力需求和系统故障的突然变化；

―其备用容量以备其它电站或系统的意外故障使用。

常规水电站也能提供频率控制。然而，当系统中发电机的输出过剩，为平衡负荷需要容量来吸收多余的电能。通过吸收这些多余的电能，即使负荷需求很低，抽水蓄能电站也能使大容量的火电站或核电站高效率地以最优输出工况运行。这就有利于减少火电站产生的温室废气的排放。除了平衡负荷，抽水蓄能电站在峰荷之外能将风力和潮汐发电设备发出的低价值电能转换成更有用的能源，为峰荷期间利用。因此有利于联合发电系统效率的全面改善。

抽水蓄能电站作为备用发电机的作用对于促进指定电力系统的稳定是非常重要的，而且，从环保的角度看，利于减少温室废气的排放，这是很有价值的。实际上，抽水蓄能在能源再生产过程中的循环效率大致为70~75%，并且使人误认为抽水蓄能会增加温室废气排放。然而，系统中若没有抽水蓄能电站，许多火电站运行时要将其部分负荷作为备用电力来应付电力需求的意外增加，或者系统故障造成的发电量的突然损失。这样，其备用运行迫使火电站以更低的效率运行，导致燃料消耗的增加和温室废气的排放。如果在电力系统中增加抽水蓄能，火电站的备用运行就不再需要。因此，抽水蓄能有利于减少系统中温室废气的排放。英国开展的最近一次研究显示，迪诺维格抽水蓄能电站（6台330MW机组）的运行每年减少了7,136~16,177吨二氧化硫SO2的排放（占所有英国电站的0.45~1%），使氮氧化物NOX的排放量减少了123~1,264吨（占全部电站的0.02~0.25%）。

因此，抽水蓄能的作用不仅体现在促进电力系统的稳定，而且还消除了以火力发电为主的电力系统中的副作用。与所有其它水电一样，抽水蓄能电站促进了对能源部门更持续性的管理。

旋转（同步）备用

接入电力系统时，能够空载以零负荷启动运行。当负荷增加时，更多的电力将输送到系统以满足需要。水电能提供这种电力服务而不用消耗燃料，因此保证了最少的有害物排放。

能够使非并网能源进入电力系统。其它能源也可以提供旋转备用，但水电的快速启动能力是不可比拟的，与其它的30分钟启动和热电几小时的启动相比，它仅仅需要几分钟，为火电站的启动和关闭节约了费用，同时，使火电站的运行更加稳定（燃料节约、延长运行寿命）。能够满足电力系统中时时波动的要求。当系统不能正确响应负荷变化时，其频率变化不仅将导致电力损失，而且将对系统连接的设备造成潜在的危害，特别是计算机系统。水电迅速响应的特点尤其利于通过迅速的负荷跟踪，满足大负荷变化幅度（坡降率）。能够控制无功功率，因此保证电力从发电端流向负荷端。非旋转备用

调节和频率响应

电压支持

黑启动能力

不需要外来电力，能够启动发电。此项服务允许系统运行人员为需要几小时甚至几天来重新启动的更为复杂的发电系统提供附属电力。具有水力发电的系统比那些独立的火力发电系统能更快地重新投入运行。

（图例）

3、抽水蓄能电站的运行人员编制和值班方式

传统方式下运行人员的职责范围包括监盘、机组开停机及设备停复役操作、巡回检查、定期试验和切换、工作票的办理和事故处理等，每值运行人员的数量通常是按照处理事故情况下所需的人数来配置的，每值的运行人员也多达几个甚至十几个，在电厂的总人数中占据比重较大。这种值班方式的弊端在于机组正常运行时运行人员显得过多，但因其职责并不明确，往往出现人浮于事的现象，不利于运行生产的管理和提高效率。随着计算机技术在电厂的广泛应用和不断发展，设备保护和监视、运行数据的抄录等工作需要人为干预的情况越来越少，大部分工作将由计算机及监控系统来完成，这时值班方式和人员编制的问题就显得越来越突出。如何在保证电厂安全的前提下充分发挥每个运行人员的作用，并实现运行人员的合理裁减和分流，从而真正意义上的实现“无人值班（少人值守）”是目前抽水蓄能电站运行管理模式的发展方向。

目前我国新建和在建的抽水蓄能电站在设计和规划上大都采用了先进的自动控制和计算机监控系统，故起点都很高，运行人员的编制也较少，整体运行管理技术和水平比较先进，已投运的几个大型抽水蓄能电站都已基本上实现了运行“无人值班（少人值守）”，有些抽水蓄能电站甚至达到或超过国外同类电站的运行管理水平。下面仅就本人所了解的国内外几个典型电力系统及抽水蓄能电站的具体运行管理模式做以简单介绍：

3.1 国外抽水蓄能电站的基本运行管理模式。

以法国电力公司（EDF）所属的几座大型抽水蓄能电站为例，运行人员的编制情况一般如下：1台机组运行人员定为3人，其中1人为班长，2名为巡回检查工；2台机组运行人员为2名班长和4名巡回检查员；3台机组以上则要增设1名副值长和2名巡回检查工，专门负责公用设施的巡回检查。班长必须具有5年以上的运行经验，并且要取得模拟系统培训合格证。全厂设1名值长，从有比较丰富经验的班长中选拔，班长只管自己的1台机组，1名巡回检查工负责水泵水轮机、主阀等机械系统，另1名则负责电动发电机等电气系统。机组的开停机大都集中在流域控制中心进行远方操作，现场控制室不设人值班，采用“无人值班”方式。运行操作上允许单人操作，可不设人监护，这点与国内管理理念存在较大差异。

3.2 天荒坪抽水蓄能电站的运行管理模式。

运行部目前现有人员26人（含新参加工作人员3人），实际在岗当班工作人员23人，其中部门管理人员2人，值长5人，值班工程师10人，值班员6人。具体运行值班体系分为两大块：即值守组和ON-CALL组。

值守组共设8组，每组由2名正式工和1名临聘工组成，采用2+1方式，其中中控室值班人员由值班工程师担任，另外1名值班员带1名临聘工在地下厂房值班（由于机组在运行初期主轴密封温度不稳定，所以聘用工的主要作用是负责人工调节其操作腔压力）。值守组中每2个月抽出2个组参加运行ON-CALL工作，其余6组采用6班4倒方式进行倒班。值守

组在ON-CALL值长的直接领导下具体负责机组的开停机操作及与总调的联系、监视全厂设备的运行状态和调整设备的运行方式、运行数据的记录和计算机输入、机组及主要辅机设备的巡检记录等工作。

ON-CALL组共设A、B、C、D 四组，由4名值长和2个值守组的成员组成。其中每组设1名值长和1名值班工程师或值班员。按照白班ON-CALL、巡检、晚班ON-CALL、休息的顺序进行轮换，其中白班ON-CALL人员主要负责全厂设备的停复役操作、办理地面及地下厂房的工作票、全厂设备的异常情况及事故处理等工作；巡检组主要负责全厂设备的日常巡视、全厂设备的定期试验和切换等工作；晚班ON-CALL主要负责夜间的事故处理及应急操作等工作。

3.3 广州抽水蓄能电站的运行管理模式

广州抽水蓄能电站是目前世界上装机容量最大的抽水蓄能电站，也是我国最早建成并率先实现运行“无人值班（少人值守）”的大型抽水蓄能电站，一期和二期工程各安装了4台300MW机组，且一期和二期厂房分离设置，但机组开停机操作及监盘一期和二期合并实行集中控制。

广州抽水蓄能电站运行管理模式的发展思路是将设备巡检、定期试验、隔离操作、工作票的办理、事故处理等工作从运行值班职责中剥离出来，运行值班人员只负责单纯的值守或机组启停操作工作，人数按照机组正常运行所需的人数来配置，由最初的每值3人、2人减少到最后六班四倒，每值1人在中控室值班。运行管理改革的第二步是实行待命值班（即ON-CALL）制度，即成立三个小组，每组由一个值长带一个值班员组成，分别承担从运行值班职责中剥离的各项工作。其中一个小组24小时待命值班，负责隔离操作、工作票的办理和事故处理等，作为对运行待命的补充，检修部的机械、电气、自动化也分别安排1人随运行ON-CALL组一起待命值班，上班时除了待命外还需做正常的维护工作；另一个小组负责设备的巡检、定期试验和运行状况分析，只上白班，第三小组则休息。上述三个小组每周轮换一次，其中负责设备隔离和办理工作票的小组跨周末工作。这样的改革，不仅减少了运行人员，而且加强了设备的巡检和运行状况分析。95年实现了中控室1人值班，随着设备的不断完善和稳定，以及少人值守经验的不断积累，2000年元月又将这位值守人员撤出到离厂房2公里的办公大楼集控室，从而实现了一期的无人值班。二期从首台机组投产就开始实行1人值班。2001年6月二期的值守人员也撤离了集控室，真正实现了一期和二期的无人值班。2002年实现了在集控室1人对A、B两厂的集中控制。

3.4 综述

根据国内外抽水蓄能电站的运行管理经验，综合本电站的实际情况，将本电站的运行管理模式分为值守和ON-CALL相结合应该是一套行之有效的值班体系。然而，鉴于本电站的运行人员较少，故而在倒班分组时应做少许调整，由于是新建电站，机组不稳定因素较多，刚开始机组投产的几年，ON-CALL模式可能暂时还不能真正融合在电站的日常运行管理之中，几年后随着电站运行的日趋成熟及稳定，可以借鉴同类单位的管理模式作出调整，甚至可以实现真正的无人值班。

4、结论

抽水蓄能电站规划设计研究 篇3

摘要：对抽水蓄能电站在电力系统中具有调峰填谷的独特运行特性进行了分析，从抽水蓄能电站的选址、关键技术的引进和抽水蓄能电站的建设与环境三方面出发，给出抽水蓄能电站科学合理的规划建议。

关键词：抽水蓄能电站规划设计关键技术环境

0引言

近二十多年来，我国经济和社会有了快速发展，电力负荷迅速增长，峰谷差不断加大，用户对供电的要求也越来越高。抽水蓄能电站作为我国电源结构中一种新型电源，以其调峰填谷的独特运行特性，在电力系统中发挥着调节负荷、促进电力系统节能和维护电网安全稳定运行的功能。抽水蓄能电站将成为水电建设的主流。因此，科学合理的规划这一有效的、不可或缺的抽水蓄能电站势在必行。

1抽水蓄能电站选址规划

抽水蓄能电站的运行原理是利用电力负荷低谷时的电能把水抽至上水库，将水能转化为电能，在电力负荷高峰时期再放水至下库发电，将水能转化为电能，它将电网负荷低谷时的多余电能转变为电网高峰时期的高价电能，从而起到电网调峰的作用。因此，建设抽水蓄能电站的关键是选好站址。

抽水蓄能电站的站址规划是在负荷中心的周围地区寻找可能开发的站址。其可选面不象常规水电站那样只能沿着河流寻找合适的站址，它的可选面比较宽。一般要求上、下池之间的落差愈高愈好。选址时首先要开展普查工作，调查所给区域内所有可开发的抽水蓄能电站站址的基本建设条件，弄清所在电网的负荷水平、负荷特性和电源结构，调峰电源的缺口，以及对调频、调相、事故备用等动态功能的需求。通过比较从中选出建设条件较好的站址，然后进行规划阶段勘测设计工作，通过理论推正和实际考察来确定一期开发工程的实施。针对抽水蓄能电站的特点，大多选址是在已有水库的地方寻找山头建设上池，其中上池用于蓄水，以原有水库作为下池。部分站址也可选择已有水库附近的谷地建设下池，以原有水库作为上池。大多是汛期抽水，枯水期发电。因此，站址选对了可大量节约建设资金。例如广州抽水蓄能电站(简称广蓄电站)是一个纯抽水蓄能电站，其位于广东省从化县吕田镇，距广州市90km。上水库位于召大水上游的陈禾洞小溪上，下水库位于九曲水上游的小杉盆地。广蓄电站承担广东电网的调峰、填谷、调相、事故备用要求的任务和西电东送电量不均匀性的调节作用。该站址的自然条件较好，无论是上、下库成库条件还是落差，都比较理想，选择的合理科学，其电站装机可达到240万kW。考虑到电力系统的需求，广蓄电站分两期建设。一、二期工程装机120万kW，年发电量分别为23.8、25.089亿kW·h。广蓄电站的上、下水库容量，可供8台机组满负荷发电约6h，抽水约7h。经多年运行，循环效率可达76％。

2关键技术的引进规划

在抽水蓄能电站关键技术方面，对高悬水库基础的渗流场进行分析，提出渗流控制标准和相应的渗流控制措施。一般防渗漏规划设计，可行方案有3种：①上游坝面喷混凝土；喷混凝土方案造价适中，施工便利，但要在实验过后准确把握其有效性。②坝体灌浆：灌浆方案造价最低，但耐久性、可靠性不如钢筋混凝土面板。③上游坝面增设钢筋混凝土面板防渗，钢筋混凝土面板方案造价最高，但防渗及加固效果最好，耐久性强，坝体实际承受的扬压力最小。

抽水蓄能电站的关键设备是水泵、水轮、电动发电机组。抽水蓄能电站的机组能起到作为一般水轮机发电的作用和作为水泵将下池的水抽到上池的作用。在电力系统的低谷负荷时，其作为水泵运行，完成上池蓄水：在高峰负荷时，其又作为发电机组运行，利用上池的蓄水发电，送到电网。在抽水蓄能电站机组运行技术方面，需要开展机组起动方式，工况转换及变频起动装置(SFC)谐波分析和预防措施研究。这样不仅能进一步优化水泵水轮机和发电电动机的主要技术参数(上、下库正常蓄水位，死水位，调节库容以及装机容量等)和机组总体结构而且提高了抽水蓄能电站的运行稳定性。初期的机组是水泵与水轮机分开的组合式水泵水轮机组。后来才发展为可逆水泵水轮机，正转是水轮机，反转即是水泵。电动发电机也是一台特殊的电机机组，受电时是电动机驱动水泵抽水，为上池放水：水泵变为水轮机时，电动发电机也就成为发电机。

除上述外，还应进一步开展抽水蓄能电站工程结构问题研究：开展大PD值预应力钢筋混凝土高压管道结构及埋藏式钢岔管道结构受力分析研究，提高我国大PD值压力管道的设计，降低工程造价。

3抽水蓄能电站建设与环境规划

众所周知，具有调峰填谷功能的抽水蓄能电站对于电厂、电网的安全和经济运行有重要作用。为了与国内大规模的核电建设及大容量的火电机组相配套，抽水蓄能电站的大规模建设已是必然。从总体来讲，抽水蓄能电站建设对自然环境的影响比一般常规水电站要小。但由于抽水蓄能电站的位置大多紧靠负荷中心，建在用电集中的大城市附近，有时靠近甚至位于风景名胜区(如：天池抽水蓄能电站)，因此，选址建站是一定要注意对环境的保护。

首先，要考虑工程建筑物对周围自然景观及旅游的影响。针对这点，我们选址建站时要考虑上库进、出水口的布置以及下水库和地下厂房的建设。如天池抽水蓄能电站的上库进／出水口布置在天池湖天然坝体东北角湖湾北侧山体中。该建筑物在风景名胜区的旅游中心，所以建筑物设计时，其造型、色彩等应符合风景区总体规划要求，并与周围整体自然景观和环境相协调。其下水库是在石门景点以下三工河峡谷中新建的一座拦河水库。这样的建设避免了对核心旅游区的影响，同时通过导流洞及旅游公路的局部改线，把下水库施工场地与旅游交通分开。

其次，考虑工程对水环境的影响。为了减少施工期废水、废气、废渣对自然环境的破坏，应对施工期间库盆和道路的开挖、施工场地和生活区的布置、废渣和建筑材料的堆放、运输车辆的管理进行详细的规划设计研究，采取科学合理的防治措施，并认真执行。

最后，考虑工程对生态环境的影响。大多数抽水蓄能电站的建设仅在施工期对周围的环境有一定的影响。建站工程对土壤、植被的影响主要有以下四方面一是修建下水库，二是修建施工道路，三是施工生产、生活区和工程临时管理设施的占地，四是地下厂房、输水系统、导流洞、交通洞、施工隧洞及下水库扩容开挖的废渣堆放场地对土壤、植被的破坏。针对四点，建议采取的对策：①施工道路及改线旅游公路两侧必须采取人工种树、种草恢复植被；②对堆渣场要覆土绿化，减少对自然景观的影响。坝后堆渣场绿化树种可选用落叶松、桦木、蔷薇等观赏价值较高的树种。③施工期间，严禁施工人员狩猎和进入林地用火，并要经常开展保护野生动物及护林防火的宣传教育，提高施工人员保护自然资源的思想意识。总之，科学合理的规划抽水蓄能电站不仅不会污染和破坏环境，反而会改善、美化环境，甚至可为当地环境生辉。

4结论

抽水蓄能发电论文 篇4

目前, 大规模使用化石燃料带来许多负面影响:

1、化石能源资源的枯竭, 影响人类社会的平稳发展。

2、生态环境的恶化, 影响人类社会的可持续发展。

此外, 在远离电网的地区, 独立供电系统就成为人们最需要的电源。部队的边防哨所、邮电通讯的中继站、公路和铁路的信号站、地质勘探和野外考察的工作站、偏远的农牧民都需要低成本、高可靠性的独立电源系统。于是, “基于抽水蓄能的新能源多能互补发电体系”应运而生。

一、基于抽水蓄能的新能源多能互补发电体系

运作原理:

该系统将风能、太阳能、潮汐能等清洁能源转化的不稳定的电能供给水泵, 带动水泵抽水到蓄水池, 将清洁能源作为水的重力势能储存起来 (代替蓄电池储能, 简单又环保) , 然后在特定时期拉开闸门, 使水流下带动发电机发电。

系统将风能、太阳能、潮汐能分别通过风力发电机、太阳能电池板和磁流体发电机首先转化为不稳定的电能;该电能推动水泵转子的转动, 转化为其机械能;水泵抽水到高处的蓄水池, 将能量转化为水的重力势能;水从高处流下, 推动发电机转子转动, 发电机发电, 重力势能转化为稳定的电能;与此同时, 经发电机后剩余的水的重力势能转化为水的动能流经磁流体发电机, 再次供给水泵抽水;稳定的电能通过变压器并入电网成为工频50Hz的电能。

二、关于本系统作为独立供电电源应用于偏地区的评价

1、资源评价

大多数无电地区人烟稀少, 环境较为恶劣, 与此同时, 其太阳能、风能等能源丰富。海岛供电一般需要海底电缆, 但海底电缆的铺设需要大量的成本。因此, 利用其太阳能、风能、潮汐能等可再生能源进行独立供电成为最佳选择。

2、技术评价

光电系统系统供电可靠性高, 运行维护成本低。风电系统发电量较高, 系统造价较低, 运行维护成本低。潮汐发电相对稳定, 很少受气候、水文等自然因素的影响, 全年总发电量稳定, 不存在丰、枯水年和丰、枯水期影响。

风电、光电和潮汐发电系统都存在一个共同的缺陷, 就是资源的不确定性导致发电与用电负荷的不平衡, 而本系统解决了这一问题:利用抽水蓄能的理念, 将不稳定的电能共给水泵抽水, 转化为水的重力势能储存起来。多能互补发电系统可以根据用户的用电负荷情况和资源条件进行系统容量的合理配置, 即可保证系统供电的可靠性, 又可降低发电系统的造价。

三、多能互补发电系统的合理配置

多能互补发电系统由太阳能光电板、风力发电机组、磁流体发电机、水泵和蓄水池等几部分组成, 要保证发电系统的可靠性, 需要合理配置发电系统各部分容量。我们从以下几方面因素进行分析:一方面, 满足用户用电负荷的特征。最大用电负荷和平均日用电量是需要注意的两个参量。另一方面, 太阳能、风能和潮汐能等可再生能源的当地状况。在合理分析当地用电需求的前提下, 需要根据当地的资源状况来确定光电板、风机和磁流体发电机的容量系数, 目的是确定光电板、风机和磁流体发电机的容量。

四、小结

多能互补发电系统是将多种可再生能源相结合的一种新兴发电系统, 具有高可靠性。它在一定程度上解决了日益严重的化石能源危机。多能互补发电系统将作为最合理的独立电源系统, 在更多领域得到广泛应用, 有着光明的发展前景。

参考文献

[1]庞万才:《多能互补综合利用, 建立生态农业系统》, 《内蒙古农业科技》, 1991第1期。

[2]熊焰、王海峰、崔琳、郭毅、黄勇:《大管岛多能互补独立发电系统的发电量设计》, 《海洋技术》, 2009第1期。

[3]徐锦才、董大富、张巍:《可再生能源多能互补发电综述》, 《小水电》, 2007第3期。

[4]朱俊生:《中国新能源和可再生能源发展状况》, 《可再生能源》, 2003年。

抽水蓄能发电论文 篇5

关键词：LCU；抽水蓄能；优化

中图分类号：TV554 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）18-0137-02

1 LCU 的任务和功能

现地控制单元 LCU是保证电站有效可靠投运，保证机组安全运行的基础层，是全厂监控、检测等系统分布式结构中的智能终端。由它实现监控系统與电站设备的接口，完成监控系统对抽水蓄能系统设备定时、变位的监控。它可以作为所属设备的独立监控装置运行，当现地控制单元与主控层失去联系时，由它独立完成对所属设备的监控，包括在现地由人员实行的监控及由现地控制单元对设备的自动记录各个重要事件的动作顺序、事件发生时间、事件名称、事件性质，并根据规定产生报警。

2 系统结构及机组LCU控制流程

系统主要由电气一次设备（隔离开关、断路器）、调速器系统（转速控制、负荷控制）、励磁系统（电压调节、电流调节）、辅机系统（油、气、水、自动化元器件）、计算机控制系统上位机、计算机控制系统下位机——LCU组成。根据转换暂态和运行稳态，定义了相应的转换序列，每一步根据要求控制相应的具体设备。根据现场设备实际动作情况和保障设备安全运行要求， 在执行每一步操作时，设定了单步操作时间。在操作时间内，相应设备没有达到运行要求时，控制程序将发出超时报警并自动执行相应的停机序列流程。

抽水蓄能机组主要运行工况为发电和抽水，CAE逻辑图如图1所示。控制程序编程方式采用模块化，每步均由若干辅助模块和一个主模块组成，程序可读性强、结构清晰。在执行操作中，我们可以根据实际情况设置时间限制。如果在规定时间内，执行的结果已返回，则自动执行下步操作；如执行的结果没有返回，则程序发超时信号并转停机。这样可有效防止控制程序出现“死锁”且对现地控制设备可起到有效的保护作用，同时又不会影响机组正常的开机时间。在程序执行过程中，一直监测与机组运行工况相关的初始条件，一旦初始条件消失，立即转停机。

3 励磁系统

3.1 基本组成及保护

励磁系统主要包括励磁变、调节柜、两个功率柜及灭磁开关柜。励磁变接在主变低压侧，可长期带电运行。调节柜又分为主用、备用调节器，正常运行时，两套互为备用。调节器的是实现发电机电压的自动调节以及相应的限制和保护等作用。两个功率柜也是互为备用。灭磁开关柜主要由灭磁开关、灭磁电阻及过压保护回路构成，主要作用是在事故停机时吸收转子中的能量，励磁系统电源通过三相励磁变压器取自发电机出口母线。励磁变压器二次侧向励磁系统阳极母线供电。由可控硅整流桥将此交流电进行整流向转子供电。交流侧保护可以采用三相整流式阻容保护和硒堆三相并联式保护。灭磁与转子过电压保护。励磁变压器的保护可以采用过流、过负荷、接地保护等。同时，励磁变保护也在发电机保护中存在，但二者的跳闸出口不一样。在励磁系统中，当该保护动作后只停机、解列、灭磁；而在发电机保护中，励磁变保护除了停机、解列、灭磁外，还跳主变高压侧断路器、厂用变高压侧断路器以及启动断路器失灵保护。

3.2 控制功能

励磁系统在机组不同的运行方式下，可选择不同的控制功能。下面根据机组的运行工况来分析其控制功能。

（1）机组在发电工况启动时：机组在发电工况启动时，如机组选择GCB作为同期点，励磁系统将选择他励方式启动；如机组选择MTCB作为同期点时，由于机组启动前励磁变不带电，故励磁将选择自并励方式启动。（2）机组在并网运行方式时： 励磁系统可运行在AVR、VAR（无功调节方式）以及手动运行方式。（3）机组在抽水工况启动时（SFC、BTB）：励磁系统在他励运行方式，且为转子电流控制方式启动。当机组转速>95%时，自动切换至AVR方式。（4）励磁系统的停止方式：首先励磁系统减无功，当GCB分开后，励磁（有源）逆变停止，将转子中的能量通过励磁变反馈给系统，然后跳开FMK。励磁系统电制动投入，工作在转子电流控制方式。当机组在抽水工况下正常停止时，前面过程与发电方式一致，只不过在抽水工况下不投电制动。励磁系统事故停止时，FMK直接跳开，转子中的能量将通过非线性电阻和灭磁开关直接灭磁。

4 上位机系统

可以采用WS版本，即硬件采用SUN的工作站，操作系统使用UNIX （SOLARIS）。也可采用PC版，即硬件采用PC机，操作系统使用WINDOWS NT。

4.1 系统配置

工作站SUN ULRA10 共有5台：2台PRK，1台工程师工作站，2台操作员工作站。任意一台工作站都配有VIS，可作为操作员工作站，在软件设置上限制其权限以避免非当值人员的越权操作。网关机：机型为PC，CPU为P3 660，内存为256M，作用为通讯规约的转换，与调度通讯。彩色和黑白激光打印机各一台，针式打印机2台。3COM交换机6台。每台都有光纤接口，将4台LCU与工作站连成环以太网。 CISCO交换机一台。远控中控室的工作站、打印机以及PC机连成星型以太网。光纤模块：将现地和远端用光纤连接。路由器：将现地和远端分成两个网段，设置访问列表。卫星同步时钟（GPS）。不间断电源（UPS）。

4.2 系统特点

采用局域网的分布式开放系统结构，厂级计算机和操作员工作站采用国际上先进的工作站系统先进。冗余化的设计和开放式系统结构，使系统可靠实用、便于扩充，整个系统性价比高。

4.3 功能完善

为了适应无人值班的要求，可以对调速器油压装置、蝶阀油压装置、厂用电的备自投、厂房的排风机等设备增加远方控制点。为了对机组的总体运行情况进行实时的了解，可以对机组的发电和抽水的启动成功率加以统计。此外，降雨量和机组发电和抽水的用水量对于电厂的运行参考非常重要，通过安装雨量计并对其进行回路的改造，使其能被监控系统实时监控和统计。通过对流量的分时段累加来对用水量进行实时而精确的监控。

参考文献

[1] 毕明爽，张允.水电站微机监控系统现地控制单元LCU设计的探讨[J].吉林水利， 2003，53（9）.

[2] 杨洪涛.天堂抽水蓄能电厂机组LCU控制程序设计与改造[J].水电站机电技术，2004.

抽水蓄能发电论文 篇6

随着国民经济的增长,电力需求问题越来越突出[1],特别在冬夏季节电力供应尤为紧张,而电站设备是电厂的核心命脉,电站设备的及时维护和抢修就显得非常重要。

2011年8月国网宝泉抽水蓄能有限公司300 MW发电机组在大修后启动过程中发生了推力轴承挡油板双头螺栓全部断裂的现象,当时转子转速约为200转/min(额定转速为500转/min)。

1 断裂现场情况及试验分析

1.1 现场情况勘察

经现场检查发现挡油板上吊挂连接螺栓共有18条,已全部损坏,其中,16条螺栓脱落,2条螺栓尚留在挡油板上,但已经发生严重弯曲变形(见图1)。

1.2 现场情况分析

多数螺栓断口呈典型脆性特征形态,断口附近没有明显的塑性变形,断面平整,断裂由螺栓的一侧螺牙底部起始,横向发展至螺栓截面的1/2～1/3处时,由于裂纹开口,螺栓受力发生改变,而在断面上留下明显的痕迹。这些均属于受到一次冲击性的过载应力作用下的典型的快速脆性断裂。

有6条螺栓存在有显著的宏观弯曲塑性变形和严重碰磨情况,同时,螺栓上的碰磨位置和弯曲方向有明确的对应关系;螺栓粗端头部全部存在脆性断裂面和严重碰磨损伤;而在螺栓细端,有两条螺栓存在撸丝后脱扣现象,3条螺栓有明显碰磨损伤,1条螺栓端部为典型的弯曲断裂形态特征(见图2)。可以判定,这6条螺栓当前的损伤状态是事件的后续扩大过程造成的。

1.3 螺栓断口分析

图3所示为断掉的1个螺栓的两个匹配断口断裂特征形态。裂纹由一处螺牙底部起始后,沿螺栓横截面逐步扩展,整个断面明显可见4个断裂区域,相邻区域交界处存在明显的痕迹线,这是裂纹扩展时,由于应力发生突然变化,而在裂纹前沿留下的特殊的断裂形态特征。即,该螺栓断裂是在相对较低应力作用下,裂纹多次发展形成的。这与其它螺栓的一次性冲击载荷下断裂有着显著的不同,这说明它可能是相对最早开裂的螺栓之一。

1.4 螺栓尺寸检查

由于螺栓安装于两侧螺栓孔内,如果发生断裂或脱扣现象,其内部丝扣会有一定损伤,而外露丝扣部分一般不会有损伤现象。通过宏观观察所有可测量的损坏螺栓丝扣的完好情况,发现螺栓两头仅旋入有3扣～4扣、约5 mm～7 mm,损坏前螺栓外露长度普遍在58 mm～60 mm范围内。

据制造厂家介绍,设计要求挡油板螺栓两端应分别旋入丝扣长度为15 mm,螺栓外露长度应为40 mm。显然,#4机挡油板螺栓损坏前的外露长度与设计要求相差甚远。

2 材质试验分析

2.1 化学成分分析

在损坏的挡油板螺栓中,随机取样进行化学成分检验,结果除含碳量稍高外,其它元素均符合GB/T700-2006碳素结构钢标准中对Q235B材质的成分要求[2]。

2.2 硬度试验

在损坏的挡油板螺栓中,随机取样2根,在台式硬度计上进行硬度测试,硬度值位于140 HB左右,未见异常。

2.3 微观组织检验

在螺栓横截面上取样进行微观金相组织检验,组织为铁素体+珠光体,未见异常[3](见图6)。

3 螺栓损坏过程分析

挡油板螺栓外露长度接近60 mm,远远大于设计要求值的40 mm,连接丝扣数量的严重不足和螺栓联接长度的加大,一方面会严重降低螺栓抵抗冲击、弯曲和剪切载荷的能力;另一方面,螺栓端部丝扣存在有锥度,仅有3道～4道的丝扣连接,又极容易发生松动、紧力不足或退扣现象,并导致螺栓间的受力不均匀现象。

机组启动、停机和负荷变化期间,挡油板两侧油压差突然发生较大变化,螺栓根部存在一定的冲击性的弯曲应力,造成个别螺栓首先发生裂纹,并在随后的冲击性应力作用下逐步发展,直至完全脆性断开。

先期断掉的螺栓短节可能会残留在螺栓孔内,但也可能由于松动而脱掉落,并卡塞于挡油板和推力轴承之间,造成动静碰磨,并使得其它螺栓根部骤然间承受很大的的剪切力和弯曲应力,继而引发所有螺栓在上丝扣处或下丝扣处断裂、或弯曲变形后脱扣拔出。

挡油板落下后旋转运动中,上丝脱扣或断掉的螺栓和下丝脱扣或断掉的螺栓之间,由于位置的一致性和相对运动,必然会发生碰磨现象;单侧脱扣或断掉的螺栓也可能与其它存在相对运动的部件之间发生碰磨现象。这些碰磨都会进一步造成大部分螺栓的严重磨损、弯曲变形和整体脱落。

4 结论

a)挡油板螺栓硬度和金相组织等材质检验结果均符合有关标准要求,化学成分检验结果除含碳量稍高外,其它元素均符合GB/T700-2006碳素结构钢标准中对Q235B材质的成分要求,螺栓断裂与材质因素无关;

b)挡油板螺栓连接丝扣数量不足,外露长度大于设计要求,造成承载能力显著下降,导致运行期间发生断裂。

参考文献

[1]黄超,达庆利.中国电力工业发展和经济增长的关系[J].中国电力,2005,38(3):9-12.

[2]唐一凡,栾燕.GB/T700-2006碳素结构钢[S].北京,中国标准出版社,2006.

抽水蓄能电站的分类 篇7

a) 按电站有无天然径流分。 (a) 纯抽水蓄能电站:厂房内安装的全部是抽水蓄能机组, 其主要功能是调峰填谷、承担系统事故备用等任务, 而不承担常规发电和综合利用等任务; (b) 混合式抽水蓄能电站:其电站厂房内所安装的机组, 一部分是常规水轮发电机组, 另一部分是抽水蓄能机组。相应地这类电站的发电量也由两部分构成, 一部分为抽水蓄能发电量, 另一部分为天然径流发电量。所以这类水电站的功能, 除了调峰填谷和承担系统事故备用等任务处, 还有常规发电和满足综合利用要求等任务;

b) 按水库调节性能分。 (a) 日调节抽水蓄能电站:其运行周期呈日循环规律。蓄能机组每天顶1次 (晚间) 或2次 (白天和晚上) 尖峰负荷, 晚峰过后上水库放空、下水库蓄满;继而利用午夜负荷低谷时系统的多余电能抽水, 至次日清晨上水库蓄满、下水库被抽空; (b) 周调节抽水蓄能电站:运行周期呈周循环规律。在1周的5个工作日中, 蓄能机组如同日调节蓄能电站一样工作。但每天的发电用水量大于蓄水量, 在工作日结束时上水库放空, 在双休日期间由于系统负荷降低, 利用多余电能进行大量蓄水, 至周一早上上水库蓄满; (c) 季调节抽水蓄能电站:每年汛期, 利用水电站的季节性电能作为抽水能源, 将水电站必须溢弃的多余水量, 抽到上水库蓄存起来, 在枯水季内放水发电, 以增补天然径流的不足;

c) 按站内安装的抽水蓄能机组类型分。 (a) 四机分置式:这种类型的水泵和水轮机分别配有电动机和发电机, 形成两套机组。目前已不采用; (b) 三机串联式:其水泵、水轮机和发电电动机三者通过联轴器连接在同一轴上。三机串联式有横轴和竖轴两种布置方式; (c二机可逆式:其机组由可逆水泵水轮机和发电电动机二者组成。这种结构为目前主流结构;

d) 按布置特点分。 (a) 首部式; (b) 中部式; (c) 尾部式;

e) 抽水蓄能电站的运行工况。静止;发电工况;抽水工况;发电调相工况;抽水调相工况;

抽水蓄能电站规划设计研究 篇8

关键词：抽水蓄能电站,规划设计,关键技术,环境

0 引言

近二十多年来, 我国经济和社会有了快速发展, 电力负荷迅速增长, 峰谷差不断加大, 用户对供电的要求也越来越高。抽水蓄能电站作为我国电源结构中一种新型电源, 以其调峰填谷的独特运行特性, 在电力系统中发挥着调节负荷、促进电力系统节能和维护电网安全稳定运行的功能。抽水蓄能电站将成为水电建设的主流。因此, 科学合理的规划这一有效的、不可或缺的抽水蓄能电站势在必行。

1 抽水蓄能电站选址规划

抽水蓄能电站的运行原理是利用电力负荷低谷时的电能把水抽至上水库, 将水能转化为电能, 在电力负荷高峰时期再放水至下库发电, 将水能转化为电能, 它将电网负荷低谷时的多余电能转变为电网高峰时期的高价电能, 从而起到电网调峰的作用。因此, 建设抽水蓄能电站的关键是选好站址。

抽水蓄能电站的站址规划是在负荷中心的周围地区寻找可能开发的站址。其可选面不象常规水电站那样只能沿着河流寻找合适的站址, 它的可选面比较宽。一般要求上、下池之间的落差愈高愈好。选址时首先要开展普查工作, 调查所给区域内所有可开发的抽水蓄能电站站址的基本建设条件, 弄清所在电网的负荷水平、负荷特性和电源结构, 调峰电源的缺口, 以及对调频、调相、事故备用等动态功能的需求。通过比较从中选出建设条件较好的站址, 然后进行规划阶段勘测设计工作, 通过理论推正和实际考察来确定一期开发工程的实施。针对抽水蓄能电站的特点, 大多选址是在已有水库的地方寻找山头建设上池, 其中上池用于蓄水, 以原有水库作为下池。部分站址也可选择已有水库附近的谷地建设下池, 以原有水库作为上池。大多是汛期抽水, 枯水期发电。因此, 站址选对了可大量节约建设资金。例如广州抽水蓄能电站 (简称广蓄电站) 是一个纯抽水蓄能电站, 其位于广东省从化县吕田镇, 距广州市90km。上水库位于召大水上游的陈禾洞小溪上, 下水库位于九曲水上游的小杉盆地。广蓄电站承担广东电网的调峰、填谷、调相、事故备用要求的任务和西电东送电量不均匀性的调节作用。该站址的自然条件较好, 无论是上、下库成库条件还是落差, 都比较理想, 选择的合理科学, 其电站装机可达到240万k W。考虑到电力系统的需求, 广蓄电站分两期建设。一、二期工程装机120万k W, 年发电量分别为23.8、25.089亿k W·h。广蓄电站的上、下水库容量, 可供8台机组满负荷发电约6h, 抽水约7h。经多年运行, 循环效率可达76%。

2 关键技术的引进规划

在抽水蓄能电站关键技术方面, 对高悬水库基础的渗流场进行分析, 提出渗流控制标准和相应的渗流控制措施。一般防渗漏规划设计, 可行方案有3种: (1) 上游坝面喷混凝土;喷混凝土方案造价适中, 施工便利, 但要在实验过后准确把握其有效性。 (2) 坝体灌浆;灌浆方案造价最低, 但耐久性、可靠性不如钢筋混凝土面板。 (3) 上游坝面增设钢筋混凝土面板防渗;钢筋混凝土面板方案造价最高, 但防渗及加固效果最好, 耐久性强, 坝体实际承受的扬压力最小。

抽水蓄能电站的关键设备是水泵、水轮、电动发电机组。抽水蓄能电站的机组能起到作为一般水轮机发电的作用和作为水泵将下池的水抽到上池的作用。在电力系统的低谷负荷时, 其作为水泵运行, 完成上池蓄水;在高峰负荷时, 其又作为发电机组运行, 利用上池的蓄水发电, 送到电网。在抽水蓄能电站机组运行技术方面, 需要开展机组起动方式, 工况转换及变频起动装置 (SFC) 谐波分析和预防措施研究。这样不仅能进一步优化水泵水轮机和发电电动机的主要技术参数 (上、下库正常蓄水位, 死水位, 调节库容以及装机容量等) 和机组总体结构而且提高了抽水蓄能电站的运行稳定性。初期的机组是水泵与水轮机分开的组合式水泵水轮机组。后来才发展为可逆水泵水轮机, 正转是水轮机, 反转即是水泵。电动发电机也是一台特殊的电机机组, 受电时是电动机驱动水泵抽水, 为上池放水;水泵变为水轮机时, 电动发电机也就成为发电机。

除上述外, 还应进一步开展抽水蓄能电站工程结构问题研究;开展大PD值预应力钢筋混凝土高压管道结构及埋藏式钢岔管道结构受力分析研究, 提高我国大PD值压力管道的设计, 降低工程造价。

3 抽水蓄能电站建设与环境规划

众所周知, 具有调峰填谷功能的抽水蓄能电站对于电厂、电网的安全和经济运行有重要作用。为了与国内大规模的核电建设及大容量的火电机组相配套, 抽水蓄能电站的大规模建设已是必然。从总体来讲, 抽水蓄能电站建设对自然环境的影响比一般常规水电站要小。但由于抽水蓄能电站的位置大多紧靠负荷中心, 建在用电集中的大城市附近, 有时靠近甚至位于风景名胜区 (如:天池抽水蓄能电站) , 因此, 选址建站是一定要注意对环境的保护。

首先, 要考虑工程建筑物对周围自然景观及旅游的影响。针对这点, 我们选址建站时要考虑上库进、出水口的布置以及下水库和地下厂房的建设。如天池抽水蓄能电站的上库进/出水口布置在天池湖天然坝体东北角湖湾北侧山体中。该建筑物在风景名胜区的旅游中心, 所以建筑物设计时, 其造型、色彩等应符合风景区总体规划要求, 并与周围整体自然景观和环境相协调。其下水库是在石门景点以下三工河峡谷中新建的一座拦河水库。这样的建设避免了对核心旅游区的影响, 同时通过导流洞及旅游公路的局部改线, 把下水库施工场地与旅游交通分开。

其次, 考虑工程对水环境的影响。为了减少施工期废水、废气、废渣对自然环境的破坏, 应对施工期间库盆和道路的开挖、施工场地和生活区的布置、废渣和建筑材料的堆放、运输车辆的管理进行详细的规划设计研究, 采取科学合理的防治措施, 并认真执行。

最后, 考虑工程对生态环境的影响。大多数抽水蓄能电站的建设仅在施工期对周围的环境有一定的影响。建站工程对土壤、植被的影响主要有以下四方面:一是修建下水库, 二是修建施工道路, 三是施工生产、生活区和工程临时管理设施的占地, 四是地下厂房、输水系统、导流洞、交通洞、施工隧洞及下水库扩容开挖的废渣堆放场地对土壤、植被的破坏。针对四点, 建议采取的对策: (1) 施工道路及改线旅游公路两侧必须采取人工种树、种草恢复植被; (2) 对堆渣场要覆土绿化, 减少对自然景观的影响。坝后堆渣场绿化树种可选用落叶松、桦木、蔷薇等观赏价值较高的树种。 (3) 施工期间, 严禁施工人员狩猎和进入林地用火, 并要经常开展保护野生动物及护林防火的宣传教育, 提高施工人员保护自然资源的思想意识。总之, 科学合理的规划抽水蓄能电站不仅不会污染和破坏环境, 反而会改善、美化环境, 甚至可为当地环境生辉。

4 结论

中国的抽水蓄能电站建设正处于高峰期, 抽水蓄能电站主要作用集中在削峰填谷、调频调相、事故备用等动态功能上。由于抽水蓄能电站既是电源点又是电力用户, 因此, 抽水蓄能电站将成为我国电力系统有效的、不可或缺的调节工具。它对于确保电网安全、经济、稳定起到了至关重要的作用。因此, 科学合理的规划、建设抽水蓄能电站具有重大实际意义。

参考文献

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[4]赵旺初.我国抽水蓄能电站[J].发电设备.2007.21 (5) :375.

抽水蓄能机组继电保护配置研究 篇9

近年来,核电及大容量机组建设对电网调峰提出了新的要求。抽水蓄能电站对电网负荷的峰谷调节、事故备用和所产生的经济效益已得到越来越多的重视。自20世纪90年代以来,我国加大了对抽水蓄能电站的建设力度,引进西方先进设备,一批具有国际先进水平的抽水蓄能电站先后建成并投入运行。随着我国自动化设备和一次设备制造水平的提高,以安徽响水涧电站为代表的多个国产化抽水蓄能机组正在建设中。

蓄能机组具有运行工况多且转换频繁的特点,除发电运行工况外,蓄能机组还有发电调相、抽水调相、抽水运行、电气制动、变频启动、背靠背启动等多种工况。抽水工况运行时,发电机作为电动机运行,转子反向旋转,电压、电流相序与发电工况相反。另外,由于蓄能机组较常规发电机组增加了抽水启动装置、启动母线、换相刀闸、电气制动开关等一次设备,一次电气接线复杂。蓄能机组的上述特点对发变组保护提出了新的要求。

1 抽水蓄能机组对继电保护的要求

1.1 逻辑运算及组态功能

抽水蓄能机组有多种运行工况且转换频繁,不同工况下要求所投入保护不同。例如,电气制动过程中,为防止发电机差动保护动作,要求发电机差动要可靠闭锁,同时低频过流保护应投入运行。因此,抽水蓄能机组保护应具有基本的逻辑运算和灵活的组态功能,能对工况信号进行逻辑运算,其结果可用来控制保护的投退、定值切换或保护跳闸出口的开放、闭锁。保护闭锁逻辑与一次电气系统接线、保护装置特性、保护配置、顺控逻辑等因素密切相关,不同抽水蓄能电站的保护闭锁逻辑和其实现方法也不同。

1.2 保护相序设置

抽水工况运行时,发电机通过换相刀闸与系统换相连接[1](例如,系统ABC三相分别与发电机ACB连接,本文假定换相连接均为BC换相),发电机作为电动机运行,其转子反向旋转,机组正常运行时的电压、电流相序为逆时针方向与电网相反,此时的机组保护应能调整为同步电动机保护,其相序应与机组在抽水工况运行的一次相序一致,否则保护的序分量计算将会出现错误,保护将不能正常工作。

对保护范围包含换相刀闸的差动保护应考虑抽水工况换相对其产生的影响。抽水工况运行时,差动保护的差流计算应根据实际一次连接情况做相应调整,即系统ABC三相分别与发电机ACB分别计算差流。因此,在每次换相刀闸合于不同位置时,差动保护的电流通道应做相应调整以保证差流、制动电流的正确计算。

1.3 交流量的低频采样

抽水起动和电气制动停机时都存在着低频区。抽水启动一般以变频起动为主,两台机组之间背靠背起动为辅的起动方式[2]。被启动机组先加励磁,然后其转速逐步上升。而电气制动时,通过合上机端制动开关,控制发电机励磁,利用发电机出口三相短路来减少转速下降的时间。

对于常规机组保护,随着发电机转速、频率的下降保护采样误差明显增大,如图1所示。由于采样的幅值、相位误差变大,保护计算的负序电流也将增大。在这种情况下,常规机组保护将不能正常工作甚至引起误动。因此,抽水蓄能电站在设备选型时宜选用具有频率自适应功能的保护装置和低频传变特性好的电压、电流互感器。

2 蓄能机组保护典型配置方案[3,4]

抽水蓄能机组保护配置与保护装置的性能密切相关,因保护装置选型不同,保护配置方案差异很大。

2.1 常规机组保护装置配置方案

常规机组保护主要用于火力或水力发电厂的同步发电机,保护装置内部默认相序为顺时针方向,交流采样、谐波等算法一般基于工频50 Hz,且允许频率上下波动的范围较小。

常规机组保护应用于抽水蓄能机组时,通常配置四套保护(双重化配置),两套为发电工况下的机组保护,两套为抽水工况下的保护。发电工况与抽水工况保护的投退闭锁可用监控系统的工况信号或换相刀闸的辅助接点来实现。为了解决抽水工况的电气换相影响,电压、电流互感器的二次回路经换相后接入抽水工况保护。另外,对于抽水启动等工况的低频过程,需配置低频过流保护。

因需要为抽水工况额外配置两套保护,保护的硬件投资为常规机组保护的两倍。电压、电流互感器二次回路进行大量串、并和换相连接,回路接线复杂。由于保护没有换相等其他逻辑,只有简单的保护投退控制,保护逻辑相对简单,运行较为可靠。

2.2 发电/电动机保护装置配置方案

发电/电动机保护既能应用于发电机也能用于大型同步电动机。保护装置通过自动跟踪交流量的频率变化,保证在较广的频率范围内正常运行,如西门子公司生产的7UM62保护装置。保护的相序可根据工况信号自动改变以适应抽水运行工况。因同一套保护装置即能用于发电工况又能用于抽水工况,所以在硬件配置上与常规机组保护没有明显区别。通常,该类保护逻辑复杂,对于不同厂家的保护装置其逻辑实现差异很大,因而保护的可靠性也因逻辑的实现的不同而不同。

3 蓄能机组保护换相方法

目前常用的方法主要有以下三种。

3.1 二次回路换相

如图2所示,当机组发电运行时,换相刀闸触点1、2、3闭合,机组与系统正常连接;当抽水工况运行时,换相刀闸触点1、4、5闭合,机组与系统换相连接。互感器二次回路的正常接线和换相接线都引入保护装置,发电工况保护通过正常接线交流回路采样,而抽水工况保护则通过换相接线回路采样。该方法适用于传统机组保护装置,其二次回路需要进行串并连接,接线复杂。

3.2 采样通道设置换相

对于有组态配置功能的保护装置,可利用采样通道设置对抽水工况保护进行换相。发电工况保护可与采样通道正常连接,抽水工况保护可与采样通道换相连接,保证进入保护交流量的相序为正序,如图3所示。相对二次回路换相,采样通道设置换相的保护二次回路简单,但在保护装置内部仍然对发电工况和抽水工况各配置一套保护,保护装置计算量为常规保护的两倍,对装置的处理器、内存等资源要求较高。

3.3 保护相序设置换相

抽水工况运行时,保护装置可根据工况信号改变相序设置,如图4所示[5]。当保护装置收到抽水工况信号时,保护装置的相序将自动设置为逆时针方向,与抽水工况运行时的实际一次相序一致,保护序分量计算将不会受换相影响。因此,同一套保护装置即能用于发电工况又能用于抽水工况,减少了保护投资。应注意,只有在所有交流采样幅值近似为零,即机组处于停机状态时,相序设置才能被改变,以防止机组运行中因干扰等其他原因导致保护相序设置改变而引起保护误动。

4 差动保护范围与可靠性探讨

抽水蓄能电站的发电机、变压器差动保护通常将电气制动回路、抽水启动回路纳入差动保护范围内。在抽水启动或电气制动过程中,由于低频电流流向不同的电气分支(如图5所示),发电机、变压器差动保护将产生差流。为防止差动保护误动,在抽水启动和电气制动过程中将差动保护闭锁,使其暂时退出运行。如果机组运行中闭锁逻辑出现问题,差动保护将误动或被强制退出运行。因此,差动保护的可靠性在一定程度上依赖于工况信号和保护闭锁逻辑。另外,因蓄能机组工况转换频繁,差动保护经常处于被闭锁状态,不利于机组的安全运行。

对于将换相刀闸纳入保护范围的差动保护还应考虑抽水运行时的电气换相问题。国内抽水蓄能电站较为常见的做法是,单独配置抽水工况下的差动保护,CT二次回路与差动保护装置的连接与机组抽水时的一次电气连接一致,差动保护的投退由工况信号控制。也有的蓄能电站抽水、发电工况共用一套差动保护,保护装置利用组态功能在抽水工况下自动改变差动保护与电流采样通道的连接来实现换相。抽水蓄能电站的工况转换较为频繁,后者的可靠性还有待检验,在实际运行中曾出现过在采样通道频繁切换过程中差动保护误动和退出运行的状况。

差动保护作为发电机、主变的主保护其重要性是不言而喻的,为提高抽水蓄能发变组差动保护的可靠性,应合理地选择差动保护范围,尽量减少工况转换和电气换相对差动保护的影响。在进行发变组差动保护配置时应注意以下问题:

1)考虑到在抽水蓄能电站,主变为长期运行设备,选择主变差动保护范围时应尽量减少由于机组工况转换对主变差动保护的影响;

2)主变差动保护范围尽量覆盖机组未并网时主变低压侧100%的带电区域,消除差动保护死区;

3)机组的双重化配置要求;

4)发电机差动保护能够正常工作的频率范围;

5)保护闭锁逻辑的可靠性;

6)所用抽水启动方式的使用频率。

图5为典型的蓄能机组一次系统单线图,如图所示差动保护CT选取的位置不同,其受工况转换的影响也不同。表1、表2分别对常见的发电机和主变差动保护配置、闭锁逻辑进行对比。可以看出,配置方案1的发电机、主变差动保护不受任何机组工况影响,其可靠性最高,但差动保护范围较小。蓄能机组一般以变频起动为主,两台机组之间背靠背起动为辅的起动方式,因背靠背启动使用较少,所以配置方案3的主变差动保护受机组工况闭锁影响的程度较小,同时其保护范围也可覆盖机组未并网时主变低压侧100%的带电区域。

考虑到差动保护的可靠性和双重化配置原则,主变和发电机可各配置一套不受工况转换和换相影响的差动保护(方案1)以提高差动保护的可靠性,差动保护可在任何工况下投入运行;而作为双重化配置的另一套发电机、主变差动保护,其保护范围可进行重叠(方案3),以对整个发变组100%区域进行保护。

5 蓄能机组设计应注意的问题

5.1 背靠背启动对注入式定子接地保护的影响

为保护发电机中性点附近的接地故障,抽水蓄能机组普遍配置注入原理的100%定子接地保护。在机组运行时,向发电机注入低频交流量,通过测量低频电压、电流来计算发电机的对地电阻[6]。

发电机正常运行时其中性点接地刀闸通常在合闸位置。在背靠背启动过程中,拖动与被拖动机组通过启动母线相连,如图6所示,对两台机组连接的整个系统而言就有两个接地点,100%定子接地保护将另外机组的中性点接地视为接地故障,保护出口动作。因此,在背靠背启动过程中参与启动的两台发电机只能允许一台机组中性点接地运行。背靠背启动后被拖动机组进入抽水工况继续运行,而拖动机组将进入停机流程。基于上述情况,背靠背启动过程中被拖动机组的100%定子接地保护应投入运行且其中性点接地刀闸应保持合闸位置,拖动机组的100%定子接地保护应退出,中性点接地刀闸应处于分闸位置。该问题在背靠背顺控逻辑设计时应给以注意。

5.2 工况信号时序与保护配合问题

蓄能机组保护的正常运行在很大程度上依赖于监控系统送出的工况信号。抽水蓄能电站采用的设备不同,造成工况转换顺控逻辑和工况信号送出时序差异很大。例如,有的电站工况信号在工况转换完成之前送出,有的在之后送出,有的电站在工况转换过程中工况信号衔接上存在死区。这些现象在一定程度上影响保护的正常运行。某电站曾出现过因工况信号时序的问题造成保护短时退出和保护误动。通常工况信号为保护、励磁、调速等多个系统共用,在调试后期和机组投运后不能轻易对监控系统的工况信号逻辑进行修改。对因工况信号时序不合理导致出现问题的保护,只能修改保护时间定值,使其尽量与工况信号配合,例如逆功率、低功率等保护。因此,在监控逻辑设计阶段应重视工况信号与保护配合问题。

5.3 故障录波装置问题

故障录波器对于机组电气事故分析的重要性是不言而喻的。在蓄能电站,故障录波装置对低频故障数据分析时,如抽水工况启动和电气制动过程中的录波数据,存在序分量、谐波计算误差较大的问题,给电气故障分析造成一定困难。特别是在抽水运行时,故障录波装置将正常运行电流、电压量视为负序分量,导致录波装置频繁启动甚至经常出现死机现象。因此,在对故障录波装置设备选型时应考虑到抽水蓄能机组的特殊性,以满足蓄能机组的使用要求。

6 结束语

抽水蓄能电站一次接线复杂,运行工况多且转换频繁,这对机组保护的配置、性能提出了新的要求。因选用的保护装置不同,在保护配置、二次回路复杂程度、保护闭锁逻辑实现等方面引起的差异很大。在进行抽水蓄能保护设计、配置时应综合考虑,保证机组保护的可靠性。

参考文献

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抽水蓄能发电论文 篇10

关键词：抽水蓄能；自动化设备；国产化改造

中图书分类号：TV743 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）32-0118-02

我国抽水蓄能设备主要通过进口成套采购，随着近年我国抽水蓄能电站的建设，通过打捆招标，技术引进等途径，主机制造水平得到较大提升，达到国际水平，但是自动化设备仍然以进口为主。

1 江苏沙河抽水蓄能电站自动化设备概述

江苏沙河抽水蓄能电站（以下简称沙河电站）是江苏省投产的首座大中型抽水蓄能电站，地处江苏省溧阳市境内，装机容量2×50 MW，自2002年建成投产以来，在江苏电网较好地承担了削峰填谷、事故备用等作用，主机设备通过国际招标，由法国ALSTOM中标，自动化设备也基本由其成套供货。经过近10年的技术改造，电站大胆采用国产自动化设备替代进口设备，设备稳定性和维护能力大幅提升，基本摆脱了国外自动化设备厂家的制约。

2 自动化设备国产化实践

电站在建设期就尝试采用国产监控系统替代进口设备，投产后，结合机组技术改造，对机组保护、励磁系统进行了国产化改造，静止变频启动装置（SFC）国产化联合试制工作也正在开展当中。

2.1 计算机监控系统

计算机监控系统是抽水蓄能电站的“大脑”，主要承担电站运行监视、操作控制和维护管理等工作，功能包括数据采集处理、数据通讯、控制调节、语音报警、人机联系等功能。

沙河电站在建设时期，就从计算机监控系统入手，开始了国产设备替代进口设备的开发，当时，国网南京自动化研究院设计制造的监控系统技术上基本满足电站要求。该系统投入运行以来，虽然也暴露出部分控制程序不够清晰，不具备数据整理分析功能等问题，总体运行稳定。2007年，针对运行中发现的问题及结合监控系统的技术发展情况，对监控系统上位机进行了升级改造，将上位机以太网络由单网改为双网，增加2个厂级数据服务器，对监控软件进行了部分更新，同时更新了部分硬件设备等，现系统能够对生产数据进行数据分析汇总，历史数据查询也较为方便。沙河电站国产监控系统的应用在一定程度上推进了抽水蓄能监控系统国产化进程，这是首次采用国内监控系统和国外主机配套，拥有完全自主知识产权。

2.2 机组保护

可逆式抽水蓄能机组的水泵工况启动过程相当复杂，工况转换多，机组保护要在保证这些功能实现的同时，保障机组的安全。

沙河电站原机组保护采用分列式元件配置，由不同厂家的多台保护装置和中间继电器组合而成，经过几年运行，该套保护逐步暴露出设计、运行方面存在的一些问题：其一，任一保护装置电源丢失或电源模块损坏，保护动作出口跳闸；其二，断路器失灵保护所用电流错误取自中性点侧，且断路器失灵保护的电流判据只采用相电流元件，缺少负序电流元件，不符合国内技术规范；其三，发电电动机差动保护和发变组差动保护没有CT断线闭锁功能，在机端或中性点CT任一相发生断线时，装置会出口跳闸；其四，单元件横差保护未滤除三次谐波分量，靠抬高定值躲过三次谐波，灵敏度低。

单位决定从2010年开始，分别对两台保护进行了国产化改造。改造后的保护装置运行稳定，不仅能够满足国家相关要求，性能也得到了提升：

①原有机组保护装置仅部分保护功能实现双重化，多项重要保护功能为单套配置，影响机组的安全可靠运行，同时也不符合国家电网公司十八项反事故措施要求和相关标准。本次改造严格执行国内技术规程和反措要求，按照保护功能完全双重化配置原则，每台发电电动机组设置2套保护装置，机组保护装置实现完全双重化，机组可靠性得到本质提高。

②原有机组保护装置硬件配置为单处理器系统，保护部件中任一故障都将造成装置出口跳闸，改造后保护装置采用双处理器系统，两个处理器系统之间进行自检和互检，其中之一处理器板故障，立即闭锁保护装置并发报警信号。

③原有机组保护装置由11只单元件保护继电器、61只中间继电器以及2只出口继电器组合而成，元件众多，二次回路复杂，不便于维护，并且保护继电器和中间继电器来自于多个生产厂商，备件采购困难，采购周期长、费用高。改造后信号回路辅助接点直接接入保护装置，由软件完成保护功能闭锁开放和工况判别，取消原有大量中间继电器，简化了二次回路，提高了保护装置的可靠性。

④差动保护在不失可靠性的前提下具有更高的灵敏度。原有差动保护为常规的两折线比率差动，由于原理本身限制已不可能有太大突破，改造后采用近年来在大型机组上应用较多的变斜率稳态比率差动和工频变化量比率差动的新原理。变斜率比率差动不设拐点，一开始就带制动特性，在区内故障时保证最大的灵敏度，在区外故障时可以躲过暂态不平衡电流。

此次保护装置改造抓住了国内厂家在5万kW及以上抽水蓄能机组上应用产品的契机，在经济上也做到了最优化，最终使得机组保护装置的合同费用远远低于抽水蓄能行业机组保护改造标准，另外此套保护在电站的成功应用，有力地推动了抽水蓄能机组保护国产化进程。

2.3 机组励磁系统

抽水蓄能的励磁系统需要根据机组运行工况的不同自动调节励磁电流以满足运行要求，沙河电站承担着江苏电网黑启动任务，励磁系统还要满足机组黑启动要求。电站原机组励磁系统也由ALSTOM成套供货，运行相对稳定，2006年后，随着设备运行时间的加长，操作次数的增加，机械部件损坏频繁，电气部件稳定性逐渐下降，特别是控制系统电子元器件已接近寿命，备件价格昂贵，维护成本不断攀升。为此，电站从2009年底对公司励磁系统的使用情况进行了分析梳理，并组织人员对励磁系统改造的可行性、经济性进行调研分析，考虑到原厂家备件昂贵、供货周期长、技术保密、售后服务渠道不畅通等因素，电站决定先进行一台机组励磁的国产化替代改造。

此次改造严格执行国内励磁技术规程和相关要求，每台机组励磁配置两套励磁调节器，实现双冗余配置：

①原励磁系统使用继电器搭建逻辑，新励磁系统使用智能模块来实现，省去了大量的逻辑继电器回路，使得整个励磁系统结构简单，清晰，且通过计算机来对逻辑进行运算，速度更快，更加可靠、稳定，维护更方便，排除故障容易。

②原励磁系统采用单路电源，一旦电源丢失后即报故障并直接跳机，改造后，新励磁系统电源回路为双路供电（包括双交流、双直流供电），两路电源可以相互切换，任一路电源丢失，均不会影响整个励磁系统的安全稳定运行，可靠性大大提高。

③原励磁系统的故障量报警仅仅只报一个总的故障信号并直接跳机，这个故障信号直接报给监控系统，它包含了励磁系统多种故障，如此多故障出现都通过一个信号报出，非常不利于运行人员在最短时间内准确找到故障点并加以解决。改造后，故障发生后，均单独将信号送至监控系统，能直接反映出故障点的位置和故障性质，大大方便了运行人员确定故障。

④原励磁系统每年需20万元的备品备件，改造完成后备件的费用大大降低，技术服务响应也及时。

改造投运后，运行稳定，效果较好，通过改造，生产人员对励磁系统的维护能力大幅提升，公司将结合机组检修工作，对另外一台机组也实施改造工作。

2.4 静止变频启动装置

抽水蓄能机组作为水泵启动时，为减少对电网的冲击，一般采用静止变频启动装置（SFC：Static Frequency Converter）作为机组抽水启动装置，它的主要优点是无级变速，启动平稳，调整方便，它由功率部分、控制部分及测量部分组成。SFC启动是抽水蓄能机组泵工况主用启动方式，沙河电站两台机组共用一台SFC，一旦设备发生故障，只能依靠背靠背启动方式，降低了机组使用率。长期以来，国内抽水蓄能机组所用SFC装置全部依赖进口，沙河电站SFC装置由主机厂家法国ALSTOM配套供货，运行多年来，基本稳定，但是随着设备运行时间的增长，SFC的机械部件损坏和电气部件稳定性逐步下降，维护困难，有些问题长期存在，却无法得到根本解决，影响电站的正常运行：

①技术支持力度不够，原制造厂商出于技术保密和商业垄断等原因，不向运行单位提供完整的技术资料，因此，电站技术人员不能独立承担技术维护和检修工作，国内的代理机构也不具备完整的技术能力，一旦故障产生，无法解决，只能依赖国外厂商。

②技术支持不及时，当SFC故障发生后，国外厂商沟通困难，响应慢，解决问题过程长，影响电站正常运行，电站拖不起。

③维护费用昂贵，进口备件价格高，技术服务费用昂贵，进口设备的备件只要设备类型相近，备件价格及技术服务费用基本一致，大型抽水蓄能电站规模大，能够消化这些费用，沙河电站属于中小型的抽水蓄能电站，备件占据了大量的日常维护费用，成本压力大。

④后续技术改造费用高，改造难度大，因为存在技术垄断，设备进行原厂家升级改造费用高，国内厂商进行局部改造也不具备技术条件。

随着近年来国内技术水平提高，关键性技术也取得了突破性进展，南瑞继保电气有限公司基于多年在无功补偿装置、高压直流融冰装置及励磁系统等产品中的技术积累，研制出了全套完全国产化的静止变频系统。该系统采用成熟可靠的控制系统硬件和软件平台，硬件系统采用多分布式处理器系统，通用性好、可靠度高；采用可视化、模块化编程，软件成熟度高；可控硅阀采用光电触发，隔离安全、触发一致性好，具有完全自主知识产权。

沙河电站和南瑞继保合作，将在2012年机组检修期间，进行SFC现场试验工作，目前该装置经过了试运行，并通过了省级技术鉴定。

3 结 语

沙河电站自动化设备国产化改造系统地解决了长期以来设备存在的诸多“疑难杂症”，提高了设备可靠性，另外，通过降低改造费用，减少设备日常维护费用，提高了电站的盈利能力，取得了很好的效果。

参考文献：

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抽水蓄能机组转轴加工工艺研究 篇11

宝泉水电站为河南省重点水电工程项目, 是我国目前建造的最大的抽水蓄能机组, 单机容量为300MW, 法国ALSTOM公司为主承包商, 哈电公司为分承包商。

宝泉发电机转轴作为轴系中一段, 长3817mm, 转轴与转子支架联接后总长9860mm, 高转速机组的轴系摆度要求相对较高。转轴法兰平面度要求0.02mm, 外圆跳动要求0.02mm, 滑转子外径跳动要求0.02mm, 联轴摆度要求0.076mm, 其加工精度高, 超过哈电公司设计产品。转轴的法兰孔, 按照外方提供的镗模进行加工。

针对其特殊性, 决定进行转轴加工的工艺研究, 通过充分准备、开拓思路、密切配合, 制定合理的工艺方案, 选取合适刀具, 克服了许多困难, 成功解决了宝泉水轮发电机转轴加工及联轴摆度问题。

2 研究主要内容

2.1 转轴加工

因生产周期问题, 宝泉转子支架为整体外购, 进厂后与转轴联轴找摆度, 所以转轴在厂内的加工必须为保证生产周期创造有利条件。

2.1.1 假止口的应用

转轴水端与中间轴联接方式为联轴销钉, 两轴法兰孔分别用同一镗模加工, 镗模由外方提供。由于镗模正面按中间轴法兰面设计, 用其加工转轴水端法兰孔时, 需翻转过来把合在法兰平面上, 而镗模背面的凹止口无法与转轴凹止口配合固定。在外方坚持用镗模加工、模具改造周期长的前提条件下, 研究制定了在转轴水端增加假止口的工艺方案, 解决了镗模无法使用的难题 (如图1) 。

(1) 水端止口留量。为保证转轴加工质量, 水端止口直径留余量4mm, 完成镗孔后再按照图纸尺寸进行最终精加工。精确测量转轴止口实际尺寸, 按照紧量0.1~0.12mm配加工钢套止口, 均达到了工艺要求。

(2) 冷冻镶套。钢套采用Q235钢板焊接结构, 配合段按照转轴止口配车后, 采用冷冻工艺进行镶套, 按照专用冷冻工艺规程进行, 装配效果良好。

(3) 配车假止口。钢套装配后, 精确测量镗模凹止口尺寸, 根据装配间隙配车假止口, 经检查及镗模实际安装检验, 假止口完全能够满足镗模的装配要求。

2.1.2 法兰孔加工

(1) 镗模找正。根据外方标准, 转轴法兰平面找正为0.01mm, 基准找正为0.01mm。经外方技术人员现场确认后组合镗模。镗模通过工具螺栓, 按照外方要求装配方式固定, 止口间隙要求四点均匀。外方对找正精度要求高, 虽然给工作带来难度, 但这也是保证高质量产品的前提。

(2) 法兰孔精镗。按照镗模基准孔的找正要求同样很高, 精确到0.01mm, 对法兰孔18-φ90H8进行镗削。外方要求实作法兰孔必须达到图纸尺寸, 法兰孔应具有互换性。技术人员经过刀具验证, 选取适合切削量, 精心操作, 克服诸多困难, 最终达到外方要求。

2.1.3 转轴加工

除按照镗模加工法兰孔的难度大以外, 转轴 (图2) 的其它部分精度同样要求很高。转轴两个法兰平面度要求均为0.02mm, 法兰外圆跳动要求均为0.02mm, 滑转子外圆面跳动要求0.02mm, 表面粗糙度为Ra0.8。经过与卧车操作者研究, 根据车间现有设备加工条件, 改进加工找正方法, 最终完成了转轴加工, 并获得外方认可。

2.2 转轴与转子支架联轴摆度

根据图纸要求, 转子支架作为轴系的一部分, 需要与转轴联接检查摆度。合格后进行把合面合缝部位12-φ100H6销孔加工。

(1) 转轴与转子支架的联接。确认把合面上的高低点后, 转轴与转子支架通过12-M120×6工具螺钉组合, 把合面依靠止口定位, 装配间隙小。按照图纸力矩要求拧紧螺钉, 经外方确认合格。

(2) 联轴摆度。轴系摆度是检验机组制造质量、检验安装运行质量的重要指标。ALSTOM公司及哈电对此都非常重视, 外方监造人员自始至终跟踪指导检验。发电机轴系摆度检查在大型卧车上进行, 按照要求装夹转轴法兰端, 架转子支架小头端 (如图3) , 并在紧邻滑转子处作为另一支撑点。

轴系长近10m, 但外方仍要求按照转轴单件加工的精度进行找正, 基准部位找正要求高, 特别是转轴法兰外圆及平面、转子支架小头端、环键卡槽部位三处找正要求达到0.02mm。通过耐心细致多次反复地调整找正, 最终通过了ALSTOM公司对检测结果的认可。联轴摆度检测结果记录见表1。

/mm

(3) 径向销孔的加工。联轴摆度合格, 为合缝面销孔加工创造了前提条件。此12-φ100H6销孔结构特点是末端平底, 距端部深10mm位置有φ120.50+0.5×15环槽。虽然表面粗糙度为Ra3.2, 但底部平底给加工带来了难度, 且销孔公差小, 使用传统的铰刀无法保证图纸要求。经过与操作者研究, 确定用镗杆配直角刀片镗削加工销孔的方案, 制定粗镗、半精镗、精镗工步, 同时严格控制切削量, 按照尺寸下差加工。如果尺寸未达到公差要求, 则进行手工抛修到公差内。在外方监造人员见证下, 径向销孔一次加工合格。

3 结论

宝泉发电机转轴加工过程中, 同一镗模用于加工相把合的应用假止口, 不仅圆满解决了关键技术问题, 也为今后镗模加工法兰孔提供了新的思路。宝泉项目是哈电公司目前制造的单机容量最大的抽水蓄能水轮发电机组, 从设计、制造、安装等方面来说, 对哈电公司都是新的挑战。转轴的加工及联轴摆度工艺研究也是哈电发电机制造工艺新的课题, 无论是转轴的结构、尺寸长度、加工精度, 还是联轴方式、找摆度方法, 在抽水蓄能结构机组上都是首次。这一课题的成功完成, 填补了国内抽水蓄能发电机制造工艺的空白, 为哈电公司蒲石河项目机组的制造打下了坚实的基础, 并且丰富完善大型抽水蓄能机组的制造工艺技术。

摘要：宝泉水轮发电机转轴与转子支架联接后长度较长, 且此类高转速机组的轴系摆度要求相对较高。文中针对其特殊性, 进行转轴加工的工艺研究, 制定合理的工艺方案, 选取合适刀具, 保证了转轴加工及联轴摆度质量。