一次系统

一次系统（精选11篇）

一次系统 篇1

从李机到平板电脑, 我们毎天甭要为各种用电设备充电, 也常常为找不到充电0成者充电绳懷恼不已。

无线充电技术, 源于无线电力输送技术。无线充电, 又称作感应充电、非接触式感应充电, 是利用近场感应, 也就是电感耦合, 由供电设备 (充电器) 将能量传送至用电的装置, 该装置使用接收到的能量对电池充电, 并同时供其本身运作之用。由于充电器与用电装置之间以电感耦合传送能量, 两者之间不用电线连接, 因此, 充电器及用电的装置都可以做到无导电接点外露。

电子设备获取电量的方式在过去几十年发生巨大变化, 从有线到无线。现在, 我们能够使用的无线电子设备可谓五花八门, 其中包括手机、移动显示器、平板电脑, 甚至于电池。韩国科学技术院的科学家开发出了一个名为"偶极子线圈共振系统 (DCRS) “的实验性无线充电系统, 有望终结有线充电的时代。这个充电系统可以安装在咖啡馆、办公室和私人住宅, 作用距离可达到5米, 一次能够为40部手机充电。

偶极子线圈共振系统也能为一些大型设备供电, 它的作用距离可达到5米, 能够为一台宽屏LED电视和3台40瓦风扇供电。该系统通过使用发射器和一个专门设计的线圈结构无线传输电力, 是截至目前作用距离最远的无线充电系统。当前的手机无线充电系统需要用户将手机放在充电垫上。借助于这个新系统, 用户无须将手机掏出手袋或者口袋。这项技术证明无线远程充电系统具有可行性。

在此之前, 科学家从未尝试过在如此远的距离进行无线充电。2007年, 麻省理工学院的科研人员幵展了名为“Wi Tricity"的实验, 可以在2米范围内无线点亮一个60瓦的灯泡。此次, 科研团队对"Wi Tricity"实验进行了改进, 解决了诸多技术难题, 包括复杂的线圈结构、低传输销量以及对温度、湿度等外界条件的敏感性。

虽然远程无线电力传输仍处在商业化的初级阶段并且成本极高, 但这是未来供电方式的一个发展方向。现在的Wi-Fi服务几乎无所不在, 未来的无线充电系统也是如此。未来, 可以在餐馆和街道安装Wi-Power�为电子设备提供无线充电服务。有了这种系统, 人们便可告别讨厌的充电线, 在任何地点和任何时间为电池充电。

浅谈风力发电场电气一次系统 篇2

根据国家电力公司《全国风力发电“十五”计划及2015年远景规划研究报告》的有关情况，我国风电发展规划到2015年底全国累计装机9544MW，2020年底全国累计装机15000MW到20000MW。根据国家利用风力发电来改变能源结构并改善环境，是我国在能源开发领域中重要的策略之一。

本文通过对大唐文登二期风电场、莱州三期风电场、黑龙江立宏集团大庆风云风电场、大庆九间房风电场、吉林大安海坨风电场、印度PALSI风电场、土耳其MYENERGY风电场等工程的招标文件、可研文件、初设或施工图资料及部分厂家资料的分析，结合相关规程规范，对风电场电气设备及系统做简单描述。

1.接入电力系统

接入电力系统应从整体着眼，考虑当地电网布局，消除薄弱环节，增强抗事故干扰能力且降低损耗。送电线路输电容量应充分考虑风电场的规划容量并兼顾地区电力负荷发展的需要。电压等级选择应根据线路长度、输电容量等选择符合国家电压标准要求的最佳电压等级。常见风电场接入系统线路为一回110kV线路（如文登二期、土耳其MYENERGY等）或一回220kV线路（如莱州三期、大庆风云、大庆九间房、大安海坨、印度PALSI等）。

2.风电场电气主接线

风电场一般采取一机一变接线方式，集电线路电压等级选择35kV，这种接线方式最为经济实用。每台风机旁设置一台箱式变。国内风机厂风机出口电压一般为690V，电能经低压动力电缆（以文登二期为例，电缆选择为14×（YJV22-1/1-1×240mm2））输送至箱式变低压侧。

箱式变高压侧选择35kV电力电缆（以大庆风云为例，电缆选择为YJV22-26/35-3×50mm2））直埋敷设至较近的集电线路杆塔。风电场集电线路方案根据场区现场条件和风力机布局确定，一般选择架空线敷设，但当现场条件不允许时，也可选择电缆直埋敷设。

3.升压站电气主接线

升压站电气主接线设计根据风力发电场的规划容量、接入电力系统的要求进行，并进行多个方案的经济技术比较和分析论证。对于分期建设的风电场，第一期设计时应说明风力发电场分期建设的过渡方案，并提出切实可行的措施。常见风电场升压站的电气主接线方式有变压器-线路组接线、单母线接线和桥型接线。

风力发电机的功率因数一般设定为1，本身不需要配置无功补偿装置。但因风电场内线路、变压器运行时有一定的无功损耗，根据规程要求，无功损耗应尽量就地补偿，因此升压站内设无功补偿装置。

4.主要电气设备选择

选择电气设备时，必须根据选定的接入电力系统方式和电气主接线方案，计算短路电流并根据短路电流选择，主要电力设备包括：箱式变压器、无功补偿装置、35kV配电装置、主变压器、110/220kV高压配电装置等设备。

箱式变有欧式变与美式变之分。欧式变占地面积大，造价略高，但维护检修方便，美式变占地面积小，造价低，维护检修较复杂，选用时可根据实际情况选择。选择箱变容量时需考虑风机过负荷发电的情况，一般1500kW风力发电机选用1600kVA变压器即可满足要求。

风电场升压站无功补偿装置常见有SVC和SVG两种。SVC占地面积较大，但目前技术已经十分成熟，价格也较低。从原理上来说，SVG性能更好，且占地面积小，但目前国内技术尚不成熟，只有几家企业可以生产，关键部件需要进口，生产周期较长，价格远超同等容量SVC（以10Mvar无功补偿装置为例，SVG报价280万，MCR-SVC报价160万，TCR-SVC报价180万）。常规情况50MW风电场需配置10Mvar容量的无功补偿，电网有更高要求时按满足电网要求配置。

35kV配电装置一般选用户内固定式金属封闭开关，技术较为成熟。

主变一般为三相双绕组油浸式有载调压变压器，变压器油型号、冷却方式等应根据当地气象条件确定。选择主变容量时，考虑风力发电场负荷率较低的实际情况以及风力发电机组的功率因数在1左右，可以选择等于风电场发电容量的主变压器。有载调压开关是主变的重要组成部分，进口有载调压开关性能较好，但价格比国产贵近40%（莱州三期主变有载调压开关选择时，进口MR型开关价格约60万，国产苏州MR型开关价格为40万），实际选择时应根据性价比选择。

110/220kV高压配电装置可选用户内GIS式，也可选用户外布置。户内GIS占地面积小，故障几率小，价格并不昂贵，因此在目前风电场升压站中得到了广泛的应用。风电场污秽等级较高（一般为IV级），设备选型时需要注意过电压与绝缘配合（爬电距离为31mm/kV）。

5.风电场及升压站自用电

风电场自用电负荷包括风机控制系统用负荷、风机塔筒內部照明检修负荷、箱变照明检修负荷等，在箱变低压侧设置一台干式变压器，为风电场自用电负荷提供电源。变压器容量根据风机、塔筒、箱变厂家提供的负荷清单选择，一般在24kVA至50kVA之间。

升压站自用电负荷包括升压站内照明负荷、空调取暖负荷、断路器储能电机负荷以及水泵、电脑、电视等生活设施负荷。一般设置一台35/0.4kV干式变压器作为升压站自用电变压器，电源取自35kV母线，变压器容量约500kVA到700kVA之间。为确保升压站用电的可靠性，设置一台柴油发电机或从电网引一路10kV电源作为后备电源。

6.防雷接地

箱变一般安装在风机厂家自带防雷设施的保护范围内，无需加装防直击雷保护，箱变高压侧、线路末端开关柜内都装设过电压保护器或避雷器以实现防操作过电压保护或线路侵入雷电波保护。

根据《GB50061-2010 66kV及以下架空电力线路设计规范》，架空线网络应采取防雷措施，架空线全程敷设GJ-35镀锌钢绞线或OPGW复合地线实现防直击雷保护。

升压站内防雷通过独立避雷针实现，避雷针的数量及高度可根据《GB50057-94 建筑物防雷设计规范》中的要求选择。

风电场及升压站的接地应能满足《DLT621-1997 交流电气装置的接地》中的相关要求。风机与箱变共用一套接地网，升压站设一套接地网。但因为风能资源的分布，大量风电场位于山区，土壤电阻率非常大，接地电阻值很难满足要求。这种情况下，可选用增加接地体、降阻剂回填、深井接地等方式尽量降低接地电阻值，也可采用新兴的等离子接地体方式接地。

7.总结

风电场电气一次设计，除应满足风力发电相关的规程规范。在设备选择时，应根据当地情况，通过技术经济比较，选用最合适的设备。

随着风电如火如荼的发展，大量工程师投身风电事业，希望我的经验对大家起到一定的借鉴作用。■

【参考文献】

［１］风力发电场设计技术规范.DLT5383-2007.

［２］国家电网公司.全国风力发电“十五”计划及2015年远景规划研究报告.

中储式制粉系统一次风管堵塞分析 篇3

某发电有限公司一期工程2×300MW 燃煤发电机组, 1号锅炉为DG1025/ 18.2 -Ⅱ8 型亚临界一次再热自然循环汽包炉, 燃烧器为四角布置双切圆切向燃烧、直流摆动式。制粉系统采用中间储仓乏气送粉。四套制粉系统供锅炉24个煤粉喷燃器燃烧 (每套制粉系统对应锅炉6只燃烧器) , 24根粉管配备24台给粉机。

自投入运行以来, 每次机组启动期间, 一次风管常会发生堵塞故障, 更为严重是, 锅炉曾发生一次锅炉灭火事故, 而一次风管堵塞也是导致锅炉灭火主要原因之一。

以下针对此次粉管堵塞故障, 分析其原因及以后应采取的防范措施, 以杜绝类似故障发生。

2 煤粉一般特性

煤粉是由不规则形状细微颗粒组成, 尺寸多数在20～50μm , 煤粉有很强吸附空气的能力, 借助空气薄层有很好的流动性。煤粉有结块和粘附在金属壁上的作用, 煤粉之间有粘结性。在制粉系统中, 煤粉是靠气体输送, 气体与煤粉混合成云雾状混合物在管道中流动, 对管道壁尤其弯头等部位冲刷、磨损严重。

3 堵管原因分析

3.1 煤粉结块

1) #1炉在停炉C修期间, 各粉仓中积粉未清理完全, 煤粉和湿空气接触, 受潮结块。

2) 制粉系统启动初期, 热风温度较低 (约140℃) , 磨煤机出口风粉混合温度约50～60℃, 粉仓入口温度30～40℃, 加之C修期间正值雨季, 粉仓壁面和湿空气 (湿度60～70) 充分接触, 使粉仓壁面受潮粉仓温度较低, 煤粉进入粉仓后, 因煤粉结露造成粉仓内局部区域煤粉结块。

结块煤粉潮、比重大、粘性大、流动性差, 煤粉沉积在风管底部, 导致风管流通面积逐渐减小, 阻力大增, 一次风动压不能克服管道的阻力损失, 造成煤粉逐渐积压, 最后堵管。

3.2 给粉机下粉不均

由各种原因导致给粉机下粉不均, 下粉量忽大忽小, 造成风粉比例不当, 一次风动压无法将煤粉全部送走, 随着时间积累, 逐渐将一次风管堵死。

3.3 煤质较差

由当天的入炉煤取样化验报告 (B、C、D仓原煤灰分44～48%, 低位发热量14.89～16. 14MJ / kg) 可知, 燃烧的是劣质煤。其质量重、粘性大、流动性差, 后果是造成输粉不畅, 堵管的概率增加。

4 防范措施

针对以上原因分析, 为了有效预防类似故障再次发生, 今后将采取以下措施:

4.1 检修方面

1) 加强粉仓的清仓工作, 清除了粉仓内全部积粉及内部附着的全部结块, 杜绝因积粉造成煤粉结块。

2) 减小煤粉的粘性系数, 提高煤粉流动性。保持粉仓的密封、保温和干燥, 保证吸潮管处于良好的工作状态, 使煤粉不至于吸潮或结块。

3) 对制粉系统各部严密性进行检查, 消除制粉系统漏风。包括对制粉系统所有防爆门、输粉机、粉仓、粉标钢绳孔、锁气器、木块及木屑分离器等设备进行检查, 发现漏风点及时封堵, 确保制粉系统各部的严密性, 减少煤粉水分。

4) 调整各给粉机下粉挡板尽量使量一致, 防止无粉及给粉自流造成下粉不均。

4.2 运行方面

1) 锅炉升炉过程中, 制粉系统启动初期, 尽可能的提高热风温度, 保证磨煤机出口风粉混合温度≮80℃, 降低煤粉结块机率。

2) 锅炉升炉过程中, 建议A、B仓及C、D仓使用同一种煤, 减少煤粉之间会互相粘附的混煤的使用, 在实践中发现无烟煤和烟煤混煤的流动性明显低于单一煤种的流动性。

3) 定期对粉仓进行降粉及给粉机切换, 以避免粉仓内局部区域流动性较差的煤粉受潮结块。

4) 根据负荷合理投入给粉机数量, 调整好各层给粉机转速, 在相同转速下, 各给粉机转速相差不大于30～40 转/ 分, 不超过5%, 使各一次风管风粉混合浓度趋于一致。

5) 运行调整时, 一次风速不得低于22 m/s, 尤其应注意, 在负荷下降、总风压下降时, 会导致一次风速降低, 此时应适当减少下粉量, 使风粉比例相匹配。有堵塞现象时, 应及时减少该风管的给粉量或停止对应的给粉机, 用一次风进行吹扫。

6) 在现有条件的情况下, 锅炉运行人员应根据一次风速在线监测装置, 了解锅炉各角各层燃烧器的粉量、风量、风温等参数, 从而有效地避免一次风管的堵塞。

5 结束语

通过一次风管堵塞原因分析和处理可知, 只有加强各个方面的管理, 提高运行、检修人员专业技能, 增强分析判断解决问题的能力, 才能更好地保证设备的安全稳定运行。

摘要：介绍中储式制粉系统一次风管因为各种原因发生堵塞, 影响机组的安全稳定运行的情况, 分析一次风管堵塞原因及其应采取的防范措施。

关键词：中储式制粉系统,一次风管,堵塞,煤粉结块,下粉不均,劣质煤

参考文献

[1]段学农等.四角切圆锅炉一次风送粉管道优化改造[J].湖南电力, 2010, 30 (3) :51-53.

[2]孙献斌等.漳泽电厂670 t/h锅炉三次风管烧红和一次风管堵粉的原因及改进措施[J].热力发电, 1998 (2) :47-53.

一次系统 篇4

中国电子口岸数据中心

2015/11/16

根据总署的工作安排，将电子口岸预录入系统中的关检“三个一”一次申报系统（以下简称“三个一”系统）和报关申报系统合并为新的“一次申报”系统。

用户在新的一次申报系统中可以进行原报关申报系统和原“三个一”系统的所有业务操作，并且操作方式不变。

相比原报关申报系统，新的一次申报系统最大的变化是根据用户自己的选择，将会在报关单暂存申报后向检验检疫发送公共数据。具体变化见下述操作说明。

一、电子口岸预录入系统子系统列表

合并后，新的一次申报系统和原报关申报系统将并行存在一段时间。11月30日前，将关闭原报关申报系统。

二、新的“一次申报”系统

新的一次申报系统将原来两个系统的菜单和功能合并在一起。

大的红色圆圈中是原报关申报系统的菜单，小的红色圆圈是原“三个一”系统的菜单。

三、原报关申报系统增加提示信息

在一次申报系统和报关申报系统并行期间，用户进入报关申报系统后，系统将会弹出提示框，提醒用户尽快转到新的一次申报系统中进行操作。

（1）进入原报关申报系统：

（2）报关单录入、备案清单录入、转关提前录入、出口二次转关录入、修撤单等界面会弹出提示。

（3）报关单查询界面会弹出提示 四、一次申报系统增加报检参数设置提示

（1）用户进入新的一次申报系统

（2）用户进入报关申报界面时，系统会检查用户是否设置了报检参数，如果没有，则弹出提示框，提醒用户到参数设置界面进行报检参数设置。

如果用户暂时不想进行报检操作，可以直接在这个界面上选择“不操作报检业务”。

用户也可以点击“（关检）参数维护”菜单下的“参数配置”子菜单，进入参数配置界面，选择“国检通讯参数设置”：

五、报检参数设置

如果用户暂时不想做报检业务，可以在“操作报检业务”参数项中，选择“否”，此时不需要进行其它参数项的设置。别忘了点击“保存”按钮。

如果用户要在一次申报系统中进行报检业务，并且有报检帐号信息，则需要在参数设置界面设置好报检参数并保存。

如果用户要做报检业务，但是还没有报检帐号，则需要先向检验检疫申请帐号，这方面操作参见原关检“三个一”一次申报系统操作手册。

六、报关单暂存申报时向检验检疫发送公共数据项

如果用户在上面的参数设置中选择要在一次申报系统中操作报检业务，并配置了报检账号，那么一次申报系统中的报关单暂存、上载和申报操作成功后将向检验检疫发送公共数据。例如：报关单暂存操作

暂存成功后向检验检疫发送公共数据：

发送公共数据成功后，系统并没有相应提示信息，只是回到当前报关单数据录入界面，允许企业进行其他操作。如果发送公共数据失败，系统会弹出提示框，提醒用户是否暂停向检验检疫发送公共数据：

如果用户选择“是”，则本次登录期间报关单的暂存、上载和申报操作成功后将不再向检验检疫发送公共数据。

如果用户选择“否”，则继续发送公共数据给检验检疫，但是每次发送失败后都会弹出同样的提示框让用户选择。

另外，报关单暂存、上载或申报操作成功后，如果系统检查到用户还没有进行相应的报检参数设置

那么系统仍然会弹出提示框，提醒用户要进行参数设置（见上面第五节说明）

八、以上是对一次申报系统中报关单界面的操作变化说明，即下图所示红色圈中涉及的菜单项对应界面：

一次系统 篇5

摘要：在区域电网电力系统的电能传输的过程中，由于孤立电网运行的特点，220kV变电站发挥着枢纽变电站的作用，它为整个电力系统的安全、稳定运行提供保障的基础，分析在区域电网系统中的220kV 枢纽变电站一次系统具有极其重要作用和意义。文章主要对区域电网220kV枢纽变电站一次系统进行探析，为类似变电站技术工作提供技术参考。

关键词：区域电网；220kV；枢纽变电站；一次系统

前言

在区域电网的建设中，220kV枢纽变电站是电力系统中的核心电力设施之一，它承担着区域电网电力系统电压变换、接受和分配电能、对电压进行调整等电力系统核心功能，同时也能控制电力系统潮流的流向，从而对整个电力系统的安全稳定与经济运行产生重要影响。由于区域电网网架结构薄弱，采用孤网运行方式，存在电源容量小，系统稳定性差，用电负荷特殊等问题，为保证电力系统的安全稳定和高效运转，有必要对变电站的一次系统进行分析。

1.220kV枢纽变电站主变压器

根据现有电力系统的调查分析和电力系统中长期电力负荷需求预测以及潮流分析结论，结合本区域电网规划建设情况，通过分析典型设计方案，计算变电站需要的变电容量，查阅相关行业标准与技术要求，选择主变压器的容量为2×180MVA。

变电站设三个电压等级，分别为220kV、110kV、10kV，所选择的主变压器为三绕组变压器，型号为SFSZ11-180000/220，接线组别YN，yn0，d11，额定电压比230/115/10.5，阻抗电压百分比分别为Ud（1-2）=14%，Ud（1-3）=23%，Ud（2-3）=8%。

主变中心点接地方式为：220kV及110kV侧采用经隔离开关和保护间隙接地方式，10kV侧采用不接地方式。

2.220kV枢纽变电站电气主接线

2.1主接线的基本要求

2.1.1可靠性

枢纽变电站中电气主接线的可靠性是满足整个区域电网电力系统稳定运行的根本条件，影响电气主接线可靠性的主要方面包括各种电气设备元件的可靠性参数、主接线方式、电网系统结构，如断路器、隔离开关、母线、继电保护装置等电气设备元件的可靠性。电气主接线应满足电气设备检修时减少对区域电网系统供电的影响，设备和线路故障检修时，减少停电用户的数量和停电时间，以保证对重要用户的供电。

2.1.2灵活性

枢纽变电站中主接线正常运行时可以根据调度的要求灵活的改变运行方式，达到调度的目的，而且在各种事故或设备检修时，能尽快地退出设备，切除故障，停电时间最短、影响范围最小，并且在检修时可以保证检修人员的安全。

2.1.3经济性

主接线在保证安全可靠、操作灵活方便的基础上，还应使投资和年运行费用小，占地面积最少，使其发挥最大经济效益。

2.2枢纽变电站的几种主接线方式

影响变电站的电气主接线选择结果的要素有变电站在区域电网系统中所处的环境和地位、负荷的性质、出线回路数、区域电网结构等。主接线代表变电站电气部分的主体结构结线方式，同时还是电力系统网架结构中不可替代的组成部分，它与电力系统的运行可靠性、电气设备的选择、各电压等级配电装置布置、继电保护配置及安全自动装置的设计、主要电力负荷的特性及分布情况等方面都有着密切的联系。

2.2.1单母线接线及单母线分段接线

（1）单母线接线。单母线接线的每一回路都通过一台断路器和一组母线隔离开关接到这组母线上，这种接线方式的优点是简单清晰，设备较少，操作方便和占地少。缺点是供电可靠性低。

（2）单母分段接线。用分段断路器对单母线进行分段，可以提高供电可靠性和灵活性；当一段母线发生故障，通过分段断路器切除故障段母线，减少停电范围，缺点是母线故障或检修时，仍有停电回路。

2.2.2双母线接线及双母线接线分段接线

（1）双母线接线。双母接线就是布置两组母线可同时相互进行备用的电气主接线方式。利用母线联络断路器将两组母线互相联系在一起。它的主要特点有供电可靠、调度灵活、便于扩建等。

（2）双母线分段接线。为使母线故障的停电范围进一步缩小，可应用双母分段接线，把工作母线分为两段，每一段工作母线利用各自的母联断路器与备用母线相连，把出线回路以及电源在两段工作母线上均匀地分布。双母接线分段接线具有更高的可靠性，当其中一段工作母线出现故障后，通过继电保护的作用下，退出故障段母线运行，将故障段母线所连的回路切换到备用母线上，即可恢复供电。缺点是增加了断路器数量，增加占地面积，投资有所增加，但不仅具有双母线各种优点，并且任何时候不会造成非故障回路停电，有很高的可靠性和灵活性。

2.3枢纽变电站电气主接线选择结果

电压等级：220/110/10kV

各电压侧出线回路数如下：

220kV：14回，接線方案：双母线分段接线

110kV：8回，接线方案：双母线接线

10kV：12回，接线方案：单母分段接线

3.主要配电装置的型式

3.1短路电流计算

按2030年系统容量水平设置计算条件，计算结果如下表：

短路点编号短路平均电压三相暂态短路电流三相稳态短路电流三相冲击短路电流单相短路电流单相冲击短路电流两相短路电流两相冲击短路电流两相接地短路电流两相接地冲击短路电流

d123027.427.468.523.458.523.959.825.263.8

d211526.226.265.5 22.857

d3（电抗器之前）10.583.583.5208.8

d3（电抗器之后）10.525.624.260.5 21.152.8

3.2电气总平面布置

区域电网枢纽变电站的主变压器布置在变电站中区，220kV和110kV配电装置采用户内GIS双列布置，分别布置在站区北侧及东侧，其中220kV和110kV 出线线路电压互感器采用户外敞开式常规布置，10kV配电装置采用户内双列布置；10kV电容器组和电抗器采用户外常规布置。

3.3主要配电装置型式

母线采用三相共箱式主母线，额定电流3150A；220kV SF6断路器采用三相联动分相操作机构，额定电压252kV，额定电流3150A，额定开断电流50kA（3S）；220kV 隔离开关额定电压252kV，额定电流3150A，额定开断电流50kA（3S）；220kV电流互感器额定变比2×2000/1A；220kV电压互感器变比220/0.1/0.1/0.1/0.1kV。110kV SF6断路器采用三相联动共箱式操作机构，额定电压145kV，额定电流3150A，额定开断电流40kA（3S）；110kV 隔离开关额定电压145kV，额定电流3150A，额定开断电流40kA（3S）；110kV电压互感器变比2×1200/1A，110kV电压互感器变比110/0.1/0.1/0.1/0.1kV。电容器组无功补偿装置容量2×（4×8Mvar），串联电抗器电抗率5%和12%；并联电抗器容量2×（2×10Mvar）；

4.继电保护和自动装置

一次泵变流量系统的工程设计实例 篇6

通常来说,空调系统是按照满负荷设计的,当负荷变化时,虽然冷水机组可以根据负荷调节相应的冷量输出,但是常规冷水系统在冷水机组的蒸发器侧的流量配置是固定的,定流量的冷冻水泵没有跟随主机的部分负荷运行而变化水量,也没有跟随冷水机组减载。

近年冷水机组的制造技术得到了有效的提高,尤其是机组对负荷变化的响应时间大大缩短。先进的冷水机组可以在极大的范围内变流量运行,同时与通过供水温度来控制机组负荷一样,变蒸发侧水流量控制机组负荷运行,同样能够保证出水温度在允许的偏差范围内正常运行。因此,当负荷变化时,可以使冷水机组的蒸发器侧流量随用户的需求而变化,从而节约蒸发器侧水泵的能耗。

在管路系统固定不变的前提下,变频水泵的效率特性和水系统的阻力特性接近,理论上水泵的能耗与流量成3次方的关系,系统的阻力随着部分负荷时流量的下降而下降。如果蒸发侧的流量允许随着负荷的变化而变化,那么冷冻水泵就无需全年保持夏季设计日的满载流量,在部分负荷运行时段,冷冻水泵如冷水机组一样,部分负荷时流量减小,扬程也作相应的减小以配合系统的阻力下降,从而达到节能目的。由于具备变流量能力的冷水机组的出现、变频器的普及、冷水系统群控技术的发展,使得一次泵变流量系统日趋成熟。一次泵变流量系统选择可变流量的冷水机组,使蒸发器侧流量随负荷侧流量的变化而改变,从而最大限度的降低水泵的能耗。与一次泵定流量系统相比,显然把定频水泵改为变频水泵,故水系统设计和运行调节方法不同,控制更复杂,但节能效果更明显。与二次泵变流量系统相比,一次侧配置变频泵,冷水机组配置自动截止阀,冷水机组和水泵的台数不必一一对应,启停更可分开控制。本文就一次泵变流量系统在实际工程中的运用进行说明。

1工程概况

本工程为成都市双流县综合保税区国际商展中心,其规划总建筑面积为116 446.91 m2,地下1层为汽车库及设备用房,地上部分分为独立的三座塔楼:非生产性科研用房A塔楼、非生产性科研用房B塔楼以及商业展览中心C塔楼。其中非生产性科研用房A塔楼共22层,建筑高度为98 m,建筑面积为31 035.41 m2,1～3层包括会议室、餐厅、阅览室、活动室、厨房等,3层以上均为办公。非生产性科研用房B塔楼共11层,建筑高度为56.9 m,建筑面积为26 838 m2,1～7层包括会议室、餐厅、厨房、多功能厅等,8层及8层以上均为客房。商业展览中心共4层,建筑高度为30.35 m,建筑面积为30 194.1 m2,均属于一类高层公共建筑。

2空调室内外设计计算参数及设计原则

2.1 空调室内外设计及计算参数

(1)室外气象参数(成都)。

(中国建筑热环境分析专用气象数据集)详见表 1。

(2)室内空调设计参数(根据建设单位要求,并结合相关规范确定)详见表2。

2.2 暖通设计原则

双流县综合保税区国际商展中心由三个独立分区组成,对于暖通专业来说,有以下特点:①非生产性科研用房A塔楼及商业展览中心C塔楼的使用功能比较单一,使用时间的不确定性及空调负荷比较多变;②非生产性科研用房B塔楼的使用功能比较复杂,其空调的使用时间及空调负荷的变化情况比较集中。

因此,在做本项目设计时,一定要弄清楚各个单体的功能性,负荷变化情况,各功能分区的温湿度要求。

3空调系统设计

3.1 空调负荷

根据逐时负荷计算,夏季空调的总冷负荷(综合最大值)为:① A塔楼计算冷负荷:3 296.94 kW,空调面积冷负荷指标为139.8 W/m2,计算热负荷:1 746.6 kW,空调面积热负荷指标为74.6 W/m2;②B塔楼计算冷负荷:2 415.3 kW,空调面积冷负荷指标为122.1 W/m2,计算热负荷:1 443.9 kW,空调面积热负荷指标为74 W/m2;③C塔楼计算冷负荷:3 295.9 kW,空调面积冷负荷指标为139.8 W/m2,计算热负荷:1 640.3 kW,空调面积热负荷指标为69.6 W/m2。

3.2 空调冷热源设计

根据该项目的使用时间、使用性质及空调负荷变化情况等特点,并综合业主方意见,方便于以后的运行管理及独立计费,分别独立设置冷、热源,空调冷源为离心式电制冷机组,空调热源为燃气热水机组,集中设置于地下1层设备用房内。

(1)非生产性科研用房A塔楼水系统为一次泵变流量,两管制异程式系统,5层及5层以上采用两管制同程式系统,空调冷冻水供、回水温度为7/12 ℃,空调热水供、回水温度为60/50 ℃。采用高位膨胀水箱定压、补水,在水系统的最不利环路末端设置压差传感器。

(2)非生产性科研用房B塔楼水系统为一次泵定流量,两管制异程式系统,空调冷冻水供、回水温度为7/12 ℃,空调热水供、回水温度为60/50 ℃。采用高位膨胀水箱定压、补水,在水系统的分、集水器之间设置压差旁通电动调节阀。

(3)商业展览中心C塔楼水系统为一次泵变流量,两管制异程式系统,空调冷冻水供、回水温度为7/12 ℃,空调热水供、回水温度为60/50 ℃。采用高位膨胀水箱定压、补水,在水系统的最不利环路末端设置压差传感器。空调冷、热源设备配置详见表3。

3.3 空调末端系统设计

非生产性科研用房A、B塔楼入口门厅、大堂,非生产性科研用房B塔楼多功能厅均分别采用全空气系统,其气流组织为上送上回与上送下回相结合以确保该区域能达到设计的空调效果,其余会议室、办公室、客房等房间均采用风机盘管加新风的空调形式。对于商业展览中心C塔楼,因各层均为展厅属高大空间区域,分别独立设置全空气系统,一层的门厅及中庭区域气流组织为上送下回,其余各层均为上送上回,中庭顶部预设电动百叶窗根据空调季节与过渡季节的不同开启不同数量的电动百叶窗进行自然通风换气,以保证空调区域内的空气质量。

4自控系统设计

非生产性科研用房A、B塔楼及商业展览中心C塔楼的空调系统除就地手动控制外,要求空调系统的自动控制独立设置,均纳入BAS控制系统,由于本文仅对一次泵变流量系统进行阐述,因此本项目中关于非生产性科研用房B塔楼一次泵定流量系统就不在作阐述。

4.1 冷热源侧的自动控制

一次泵变流量系统中选择可变流量运行的冷水机组,当机组运行时,蒸发器的供回水温差基本恒定,蒸发侧流量随负荷侧流量的变化而改变,并使得降低水泵在部分负荷时的供水量成为可能,最终降低系统运行能耗。末端冷量由冷冻水量调配,冷水机组生产的冷量由流经蒸发器的水流量和相对固定的温差决定。其系统形式类似于一次泵定流量系统,定频水泵变为变频水泵,并按照一定的控制逻辑运行,其主要自控要求如下。

4.1.1 对所选设备及阀件的技术要求

(1)冷水机组最小流量限值不低于额定流量的30%,冷水机组允许每分钟相对额定流量的变化率应大于20%,冷水机组带群控功能。

(2)冷冻水循环水泵的性能曲线应为陡降型,且能在额定频率的30%情况下正常运行。

(3)流量计采用电磁流量计,其校准后的精度应达到±0.5%。

(4)对应每台冷水机组的电动两通阀采用电动蝶阀,并要求该阀缓慢开启,其行程时间应根据冷水机组的相关参数确定。

(5)旁通阀采用阀位行程。流量的调节性能曲线成线性关系的电动两通阀,并具有弹簧复位功能。

4.1.2 供冷工况下的控制要求

(1)冷水机组加机控制策略。

冷水机组的加机控制以压缩机的实际运行电流与设计电流的比值RLA%为依据,机房内的DDC控制器通过冷水机组的协议接口读取压缩机的运行电流RLA%,并与设定值比较(设定值为90%),如果大于设定值,且持续15 min,则另一台冷水机组投入运行。冷水机组加载时,该冷水机组冷冻水管、冷却水管上的电动两通阀同时开启,其中冷冻水管上的电动两通阀缓慢开启。

(2)冷水机组减机控制策略。

冷水机组的减机控制也以压缩机的实际运行电流与设计电流的比值RLA%为依据,机房内的DDC控制器通过冷水机组的协议接口读取压缩机的运行电流RLA%,当∑RLA%/(运行台数-1)的值小于设定值(设定值为80%)时,则选择停止一台冷水机组。冷水机组停止时,该冷水机组冷冻水管、冷却水管上的电动两通阀同时关闭。

(3)冷冻水泵及旁通阀控制策略。

每台冷冻水泵加装变频器,由系统最不利环路的压差数据控制水泵变频,水泵的台数控制以水泵的最低输入功率为依据作为水泵台数的切换点,水泵的输入功率有水泵控制系统中的功率计进行监测。当末端负荷减少使通过冷水机组的流量接近单台机组的最小允许流量时,旁通阀打开,使冷水机组在最小流量下安全运行,流量由设于每台冷水机组冷冻水管上的流量计监测。当系统关闭或阀门失电时旁通阀自动复位到开启状态。

4.1.3 供热工况下的控制要求

(1)热水机组加机控制策略。

燃气热水机组的加机控制以热水机组的负载率及供水温度为依据,机房的DDC控制器通过热水机组的协议接口读取热水机组的负载率,当机组负载率大于95%且供水温度低于设计温度的情况持续10 min,则另一台热水机组投入运行。

(2)热水机组减机控制策略。

燃气热水机组的减机控制以热水机组的负载率为依据,机房的DDC控制器通过热水机组的协议接口读取热水机组的负载率,当机组负载率均小于45%的情况持续10 min,则停止一台热水机组运行。

(3)热水泵控制策略。

每台热水泵加装变频器,由系统最不利环路的压差数据控制水泵变频;水泵的台数控制以水泵的最低输入功率为依据作为水泵台数的切换点,水泵的输入功率有水泵控制系统中的功率计进行监测。

4.2 空调末端的自动控制

(1)风机盘管由室内温控器控制其回水管上的电动二通阀的开关。

(2)采用单风机定风量全空气方式的区域。以焓值比较方式控制空调机组新风比、变频控制排风系统风量,并维持空调区域5～10Pa的正压;空调季节设置最小新风比;非空调季节加大新风比以充分利用室外新风冷源,相应排风机最大风量运行。空调机组冬、夏由设于回风总管上的温度传感器控制位于盘管回水支管上的电动比例调节阀的开启度以确保室内设计温度;设置过滤器压差报警。

(3)新风机组。冬夏季由设于送风干管上的温度传感器控制位于盘管回水支管上的电动比例调节阀的开启度,设置过滤器压差报警。

(4)末端两通阀。与二次泵变流量系统相同,一次泵变流量系统的末端采用模拟量或开关量的两通阀控制,房间温度传感器控制两通阀的开度。当房间的负荷增加时,室内温度高于房间的设定温度,两通阀开大,供回水间压差随之减小;反之当房间的负荷减少时,室内温度低于房间的设定温度,两通阀关小,供回水间压差随之增大。利用压差传感器控制水泵的流量,保证末端的所需的水量,同时维持末端的压差设定值。在一次泵变流量系统中,压差信号直接控制系统中变流量水泵。

5结语

(1)一次泵变流量系统中,冷水机组和水泵台数不必一一对应,它们的台数变化和启停可分别独立控制。

(2)与二次泵变流量系统相比,一次泵变流量系统省去了一次泵即定速水泵,节省了初投资和机房面积。

(3)能根据末端负荷的变化,调节负荷侧和冷水机组蒸发器侧的流量,从而最大限度的降低变频水泵的能耗。

(4)可以消除一次泵定流量系统与二次泵系统的“低温差综合症”,使冷水机组高效运行。

(5)能充分利用冷水机组的超额冷量,减少并联的冷水机组和冷却水泵的全年运行时数和能耗。冷水机组是按照设计工况选择的,当冷却水进水温度低于设计工况时,冷水机组满负荷运行的制冷量通常大于其设计冷量。由于一次泵变流量系统的冷水机组和水泵台数不是一一对应,因此通过加大冷水机组蒸发器的流量,可以充分利用冷水机组的超额冷量,不必开启另一台冷水机组和相应的冷却水泵,从而减少并联的冷水机组和冷却水泵的全年运行时数和能耗。

(6)一次泵变流量系统中,冷水机组的蒸发器流量允许变化范围和允许流量变化率是系统设计的首要问题,而冷水机组控制器对稳定出水温度起关键性的作用。在相应的冷水机组群控时,主要关注旁通阀和流量传感器,变频水泵运行以及冷水机组的加减机。

摘要：在介绍一次泵变流量系统的基础上,根据具体的工程项目分析了一次泵变流量系统在实际应用及设计中应注意的相关问题及设计要点,总结了一次泵变流量系统的主要特点。

关键词：一次泵变流量系统,节能,变频

参考文献

[1]特灵空调.一次泵变流量系统.中央空调节能系统设计指南(二)[Z].

[2]陆耀庆.实用供热空调设计手册[M].

[3]GB50736-2012,民用建筑供暖通风与空气调节设计规范[S].

转炉一次干法除尘控制系统的改进 篇7

1 概述

转炉一次干法除尘控制系统总体由两部分组成, 一是转炉车间内的蒸发冷却器和粗输灰系统, 简称转炉区;另外是包括静电除尘器、风机、切换站、放散烟囱在内的车间外部分, 简称现场区, 两个区域分别设置一套西门子S7400PLC系统, 之间采用光纤以太网通讯。

系统按照功能分为7个功能区:蒸发冷却器区、粗输灰功能区、静电除尘器区、风机区、切换站区、放散区、细输灰区, 各个功能区紧密结合组成大的系统, 同时由自成相对独立的系统。

为了施工和日后的维护方便并且更好地提高系统的可靠性, 控制系统做出了如下几个方面的改进。

2 由集中控制改为分布式控制

1) 转炉一次干法除尘通常控制方式为集中式控制, 转炉区PLC控制柜和电机控制柜分开, 并放置转炉电气控制室。现场区PLC控制柜和电机控制柜分开, 并放置现场区电气室。由于供配电柜和控制柜统一放置, 电气施工过程中, 大量的电缆堆一起敷设, 为现场的施工和日后的检修增加了难度。

在榆钢3#、4#转炉施工项目中, 电气系统放弃集中控制方式, 改为分布式控制, 并且PLC柜和MCC柜整合为一, 增加了系统的灵活度, 并降低了电气施工和检修的难度。

转炉区, S7400PLC控制柜放置于转炉电气室, 蒸发冷平台和粗灰仓平台分别设置ET200s远程站操作箱, 内置电机驱动电气设备, 如图1所示。

2) 现场区, 供配电柜和S7400PLC控制柜及风机变频柜放置现场区电气室, 干油站、除尘器二层平台、除尘器三层平台设置ET200Pro远程控制柜, 液压站一层、液压站二层分别设置ET200s远程控制柜, 柜内放置电气驱动电气设备, 如图2所示。

3 使用ET200Pro驱动电机

1) ET200Pro系列是西门子推出的具有IP65防护等级的采集和控制模块, 马达启动器可以直接配置在远程站中驱动电机, 在国内控制系统中鲜有使用。考虑本地气候条件和其他环境因素, 除尘器室外平台的远程柜采用防爆设计, 柜内电气元器件防护等级也相应提高采用ET200Pro系列。

2) 马达启动的试用, 不仅节约了远程柜内空间, 并且大大减少了PLC系统的IO点, 同是减少了系统故障点, 降低了施工和检修难度。

3) 马达启动器模块同时还具有故障诊断、设备电流检测等实用功能, 方便系统维护人员及时发现和处理问题。马达启动器电流计算方法如图3所示。

4 顺序功能由GRAPH语言实现

1) 根据转炉一次干法除尘工艺及设备的特点, 程序实现时, 将整个系统分为七大功能区, 蒸发冷功能区、粗输灰功能区、静电除尘器功能区、风机功能区、切换站功能区、放散功能区、细输灰功能区。各大功能区实现各自区域的电机控制、元器件检测、仪表检测。

2) 每个电机作为一个单独的个体可实现手自动运行, 顺序运行则交由上一层的功能区统一安排。即单独设备功能作为功能区的神经元, 而功能区又作为整个系统的神经元, 整体程序系统采用塔式结构。

3) 梯形图语言 (即LAD) 由于简单明了, 在工业逻辑控制中被广泛接受和采用, 但在顺序控制中, GRAPH语言则显示出其无可比拟的优势。干法除尘系统各个功能区, 尤其是静电除尘器和输灰系统, 功能区启动和停止时, 各设备需要按照规定的顺序逐一动作。GRAPH结构清晰明了, 可轻易的对单体设备的启动停止命令进行触发。

5 蒸发冷温度控制采用趋势控制

1) 蒸发冷却器的前期喷水量是根据蒸发冷却器入口温度、蒸发冷却器出口温度设定值以及静电除尘器之后的烟气流量进行计算的, 中后期的喷水量主要根据蒸发冷却器出口温度进行调节。蒸发冷却器的出口温度控制的是否稳定直接影响蒸发冷却器的后续设备的工作。通常温度控制方法是在双PID调节法, 即温度PID控制加冷却水PID调节。

2) 由于温度的反映滞后性, 温度PID环节往往出现大的波动, 影响系统的整体运行, 根据温度量变化的特性并结合实际情况, 提出温度趋势控制法。在温度PID工作过程中, 加入温度变化率, 将其作为决定参数修改PID的死区, 以达到温度PID提前反应的目的。

3) 温度的变化率, 即温度在固定时间的变化值。温度的变化率给温度的变化做出定量的描述, 并以此参与PID调节。

Tc=T2-T1

式中:T1——目前的温度;

T2——1min前的温度 (具体的间隔时间根据实际情况调节) 。

Tc——温度的变化率。

温度PID的死区, 即设定值与实际值之间的差值小于死区时, 设定值与实际值在程序中认为相等。

Er=|Ts-Ta|-Te的绝对值

式中:Er——PID调节时采用的误差值;

Ts——温度设定值;

Ta——温度实际值; Te——PID死区。

对于PID, 其输出量大小由Er决定, 当Er≤0, PID停止调节, Er>0, PID开始调节, 并且Er越大调节的输出量越大。当Er>0, Tc大于设定值, 并且实际温度向设定的温度变化时, 调整PID的Te, 使Te=|Ts-Ta|, PID停止调节, 进入温度自动变化阶段;其他阶段正常PID调节。图4为温度趋势控制法示意。

6 结束语

转炉一次干法除尘控制系统改进, 降低了电气施工和检修的难度, 提高控制程序的可靠性和可读性, 有效降低了堵灰和卸爆的几率。

摘要：转炉一次干法除尘, 根据工艺和安装设备的特点, 控制系统做了如下方面的改进:由集中控制采用ET200s分布式IO控制;传动的PLC带中间继电器驱动电机, 改为直接采用ET200Pro电机驱动器直接驱动;顺序功能直接由GRAPH直接实现;蒸发冷却器温度控制采用趋势控制法。

关键词：ET200s,分布式,ET200Pro,GRAPH,蒸发冷却器,温度控制

参考文献

[1]邹波.转炉一次干法除尘Step7程序[M].北京:机械工业出版社, 2005.

浅谈风电场电气一次系统设计 篇8

关键词：主接线,集电线路,无功补偿,电气设备,过电压

近年来, 在气候变化和能源安全两个因素的推动下, 世界风电发展平稳而迅速。世界风电的快速发展给我国提供了经验、机遇和挑战。在吸收国外风电发展经验的基础上, 我们国内也逐渐积累了一些发展风电、建设和管理风电场的经验。目前, 风能是我国开发利用比较成熟的一种新能源, 风电事业正在我国蓬勃发展, 为了帮助大家了解风力发电知识。以下阐述对风力发电电气一次设计问题的理解, 供各位同仁参考。

1 风电场电气主接线

1.1 主接线接线原则

风电场电气主接线的设计应在确定风电场项目接入电力系统方案确定的前提下, 即风电场与电力系统连接的方式、输电电压等级、出线回路数、输送容量, 以及配套输变电工程等确定的前提下, 结合风电场装机规模、单机容量、出口电压等级及其在电力系统中所占的比重, 初选风电场的主接线:一机一变或多机一变。从国内外的运行经验, 一般采用一机一变的单元接线方式, 将风机电压升至中压后采用多台风机-变压器单元组合后经集电线路接入风电场的升压变电站。然后经过技术经济比较选定若干串的一机一变组成一组, 根据风电场的装机容量, 确定一机一变的组数。从而确定风电场专用变电所高压进线柜数量, 并留有发展的余地。参与比选的主接线方案一般不少于两个。

对分期建设的风电场, 为考虑分期投资的经济效益, 应研究电气主接线及其电力设备布置方式, 以能适应分期过渡的要求, 并提出可行的技术措施。

1.2 风电场集电线路方案

风力发电场集电线路方案可采用架空线路方式、电缆敷设方式, 也可采用二者相互结合的方式。与电缆相比, 架空线受环境影响较大, 有可能发生雷击、污闪事故, 可靠性较电缆低, 且施工周期较长, 但可以降低成本。若采用架空线网络, 应考虑防雷设施。具体选择哪种方案, 要根据场区现场条件和风力机布局来确定集电线路方案。在条件允许时应对接线方案的运行可靠性、运行方式灵活度、维护工作量、经济性等几方面进行比较论证。

1.3 风电场自用电电源

风电场自用电电源可取自箱式变低压侧, 在箱式变低压侧装设一台小型的干式变压器, 作为风机以及箱式变的开关操作、控制、照明、继电保护、通信等的交流电源。

1.4 无功补偿

由于风力发电机功率因数可在一定范围内调节, 一般设定为1, 因此风机本身不需要配置无功补偿装置。但由于风电场内线路、变压器在运行时, 均有一定的无功损耗, 可能会向系统吸收一定的无功, 在电网无功缺乏时, 电网部门可能对风电场的功率因数进行考核, 因此在风电场无功补偿除了可整定风电机组的cosΦ以外, 可能需装设一部分无功补偿容量, 需在升压变电站内预留电容补偿装置和开关的位置, 及以满足电网对风电场无功补偿的要求。

2 升压站电气主接线

主接线接线原则:

1) 根据风力发电场的规划容量和区域电网接线方式的要求进行升压站主接线的设计, 应该进行多个方案的经济技术比较、分析论证, 最终确定升压站电气主接线

2) 根据风力发电场的规模和电网要求选定无功补偿方式及无功容量。

3) 符合其他相关的国家或行业标准的要求

4) 对于分期建设的风力发电场, 说明风力发电场分期建设和过渡方案, 以适应分期过渡的要求, 同时提出可行的技术方案和措施。

5) 对于已有和扩建升压站应校验原有电气设备并提出改造措施。

站用电系统为380/220V中性点接地系统, 可采用照明与动力系统混合供电。站用电系统在站用变的容量选择方面, 需考虑补偿风电场电力电缆产生的电容电流的容量。

3 主要电气设备的选择

主要电力设备应按选定的接入电力系统方式和电气主接线方案, 计算短路电流, 提出短路电流计算结果表, 选定的主要电力设备是指风力发电机组、主变压器、箱式变压器、断路器、隔离开关、负荷开关、熔断器、电力电缆、母线电流、电压互感器、避雷器、无功补偿设备和各种盘柜等主要电力设备。

3.1 短路电流计算

叙述短路电流计算基本资料, 列表提出短路电流计算成果, 包括短路点、短路点平均电压、短路电流周期分量起始值 (有效值) 、全电流最大有效值、短路电流冲击值。

3.2 主要电气设备选择

1) 在选择电气设备时, 可以参考地区电网其他升压站、变电所的电气设备的型号和厂商, 风电场变电站宜按用户站考虑。

2) 根据环境条件、短路容量等要求对电气设备进行选择, 提出主要电气设备的型号或形式、规格、数量及主要技术参数。

3) 变压器的选择。箱式变压器的选择应根据接入变压器的风力发电机组的容量之和, 并考虑风力发电机组的超负荷的余量, 同时, 也需考虑风力发电机组的抗短路电流的能力, 为了降低机端的短路电流, 选择的箱式变压器的短路阻抗值不要过小。箱式变的型号可选择干式也可选择油浸, 视风电场的具体情况, 如风电场周围的树木较多, 则选择干式变压器较好, 反之, 也可选用油浸变压器或选用干式变压器。

3.3 主要电气设备的布置

1) 高压架空集电线路走向应尽量结合风力发电机组排布进行设计, 距离风力发电机组塔架要满足一定的距离。

2) 汇流电力电缆、风力发电机组-变压器汇流柜的电力电缆宜采用直埋方式。

3) 根据经济技术比较确定箱式变压器组高压集电线路所采用单元集中汇流或分段串接汇流方式。单元集中汇流:多台风力发电机组的电缆汇集到电缆分支箱, 然后通过主电缆送至变电站;分段串接汇流:第一台机组电缆汇集到第二台机组, 依次汇集到下一台机组, 最后机组通过电缆送至变电站。

4) 普通变压器组距离风力发电机组的距离应满足规程规范的要求;箱式变压器组距离风力发电机组不应小于10米, 风电场箱变按一机一变配置时, 箱变宜布置于风机塔架旁。

5) 升压变电站的布置要考虑电缆敷设的方便, 考虑对外交通方便, 便于后期风机的接入, 同时应预留无功补偿装置所需场地。

4 照明

风电场变电站设置正常照明和事故照明。正常照明电源为交流220V, 事故照明电源为直流逆变成为交流220V。

各建筑物室内采用荧光灯 (电子镇流器) 、节能灯或白炽灯。

所区内沿着道路设置庭院灯照明灯具, 在绿化带内设置草坪灯。

照明设计具体按照《建筑照明设计标准》GB50034-2004的规定进行。

5 总结

风电场电气一次系统的设计, 除升压站、中央监控室及厂区建筑物较为集中外, 其主设备风力发电机组的安装场地较为分散。因此厂区集电线路的布置, 风力发电机组变电单元的布置、中央监控通讯网络的布置、厂区道路的布置除应满足风力发电相关的规程规范要求外还应满足相应专业规程规范的要求。从根本上达到工程设计的要求。为风电机组的安全运行打好坚实的基础。

参考文献

[1]风力发电场设计技术规范DL5383-2007.

110kV变电站一次系统设计 篇9

随着电力系统的发展,电网结构越来越 复杂,各级调度 中心需要获得更多的 信息,以准确掌 握电网和 变电站的 运行状况。同时为提高电力系统的可控性,要求更多地采用远方集中监视和控制,并逐步实现无人值班管理模式。因此,变电站可起到保障供电可靠性的作用。本文就如何优化110kV变电站一次系统的设计进行分析,并给出相应建议,以期提高不同 区域电网的建设水平。

1主变压器与主接线的设计

1.1主变压器的选择

变电站配电设施的架构及主接线模式会受主变 压器特性即其台数、容量及模式的影响,因此,110kV变电站的主变压器需按5~10年发展规划的电力体系、馈线回路数、输送功率及传递容量的信息来进行全方位、整体性的研究后再予以挑 选。设计者选择主变容量时,对于重点变电站需考虑某台主变若停止运作待选主变所需容量及其超负荷水平,以确保其可为 Ⅰ、Ⅱ类负荷供应足够 的电量。对于 普通变电 站,若一台主 变停运,其他主变必须可负载整体负荷的60%~70%。根据负荷能挑选出110kV变电站主变的台数与容量,但在其正常运行与发生事故时,还应将超负荷水平纳入考虑的范畴内。

1.2电气主接线的设计

110kV变电站电气主接线应达到经济、可靠、灵活、可扩展的要求。为了使变电站的供电具有可靠性与灵活性的特点,电网规划与设计人员在进行相关变电站设计工作时,时常会出现将主接线电气图设计得过于繁杂的问题。如此,即使能确保电气主接线拥有如上特征,其同样会出现不少状况,如投资、占地面积、维修检查工作量均会加大,操作步骤较为繁琐等,而这将导致维修及运作时需付出更多的时间、人力。因此,电网规划与设计人员在设计不同职能及水平的110kV变电站电气主接线时,需根据不同要求进行整体考量,既要考虑运作经验、电气设施特征、主变负载比例、运作模式及负荷特性,还要使调 度、运作便捷、运作及扩建与不大的损耗、不多的占地面积及投 资成本少等,来对其主接线的一次部分进行确立。

1.2.1城区110kV 中心变电站

城区110kV中心变电站较常运用汇流模式的主接线,包含双母线、旁路母线单母线分段及单母线分段3种模式。通常单母线分段接线被断路器划分成2~3段,若某段母线出现问题,那么断路器的分段功能便得以体现,它能自行阻隔问题段,让正常段的母线继续工作。由于各段母线一起出现问题或 需维修的概率不高,所以单母线分段接线可提升供电的灵活性及可靠性。而双母线接线模式可使变电站拥有两组互为备 用的母线,其供电可靠性更高,具体体现在经2组阻隔开关的 互换运作,能对2组母线进行轮番维修,以免停电。此外,双母线接线模式可以选取不同的运作形式,即并列、分列及一备一主等,从而实现调度的灵活性。所以,面对供电范围内主要的110kV枢纽变电站时,要明确选出主接线模式,仅需对比旁路母 线单母线分段及双母线这2种较为经济的接线模式。

1.2.2终端110kV 变电站

普通终端110kV变电站多 运用母线 无汇流的 主接线模式,具体包括变压器—线路接线及桥形接线。变压器—线路接线模式不是很复杂,其仅分为2个单元,优势是占地面积不大、接线简单,若遇上某主变发生问题需从运行中退出,维修时仅需转移 变电站低 压部分的 负荷,便能保障 正常供电。 终端110kV变电站的主变如能满足“N-1”规则,那么运用内桥接线模式即可极大地提升系统的供电可靠性;若变电站需经常转换变压器,可运用外桥接线模式。

2COMPASS-145kV组合电器的设计应用

2.1运行中可靠性很高

常规电气设备方案每个间隔包括1台断路器、3台电流互感器和2组隔离开关,共有18个对地闪络点,而COMPASS145kV组合电器将上述电气设备组合在一起,每个间隔只有9个对地闪络点,对地闪络的可能性减少了一半,提高了运 行可靠性。COMPASS-145kV组合电器间隔中断路器与隔离开关的闭锁在间隔中已经实现,无需考虑二次电缆、加装电磁锁,因此简单可靠,有效地防止了断路器在合闸位置时带负荷 分、合隔离开关。

2.2接线方式布置非常美观

COMPASS-145kV组合电器的接线及母线采用管母线即用铝锰合金管制成,满足电气动热稳定的要求。间隔至母线考虑了自支撑力,使其可以直接连接而不需要任何构架和支撑绝缘子,位于固定在金属框架上的绝缘子接线桩头可支撑整个母线系统,母线连接后构成一个倒△型结构,使变电所接线 布置整齐美观。

2.3现场安装调试非常快捷

COMPASS-145kV组合电器的活动部分全部在制造厂组装调试完毕,现场只需把整个间隔安装在6个立柱上,这就大大缩短了安装周期,简化了调试工作量。而常规电气设备则安装时间长,调试繁琐。

3 消弧与过电压保护装置的相关设计技术

随着我国对城市及农村电网的大规模 技术改造,城市、农村的配电网必定 向电缆化 发展,系统对地 电容电流 在逐渐增大,弧光接地过电压问题也日益严重起来。运行经验 证明,当这类电网发展到一定规模时,内部过电压,特别是电网发生 单相间歇性弧光接地时产生的弧光接地过电压,及特殊条件下产生的铁磁谐振过电压已成为110kV变电站电气设备安全运行的一大威胁,其中以单相弧光接地过电压最为严重。消弧与过电压保护装置能将中性点非有效接地系统的相间、相地过电压限制在电网安全范围内,能较好地阻隔35kV和10kV两类体系的谐振电磁能及弧光接地,从而彻底消除了各种过电压对电网的威胁,提高了变电站安全供电的可靠性。

4结语

一次系统 篇10

【关键词】变电站；500kV；电气一次部分；监控系统；设计

在国家不经济建设不断取得新发展、新突破的同时，与经济建设相关的能源问题开始受到人们的广泛关注。能源是经济建设的重要支持，但是在能源需求不断增加的情况下，输变电工程中的电压等级处于不断变化状态，而且电网结构日趋复杂化，实施传递的信息量呈现出不断增加的趋势，对电网系统设计提出了更高的要求。

一、电气一次部分和监控系统设计的重要性

电气一次部分的设计涉及到电气主接线等重点设计内容，而电气主接线的形式对变电站及其电力系统的运行稳定性、灵活性和建设经济性均有着重要的影响，与此同时，电气主接线的形式决定了电气设备型号、相关的继电保护装置以及控制方式的选择，因此，需对主接线形式进行合理规划和设计，以提高电气一次部分设计的科学性。

变电站监控系统主要负责收集变电站系统中的各项数据，并对设备运行情况进行监控，是排除系统故障和问题的重要途径，对于保障电网安全、稳定运行有着重要意义。

二、变电站的电气一次部分设计方案

本文将500kV变电站作为案例，提出了关于电气一次部分的设计方案及对应的监控系统。本研究选取的某500kV变电站属于枢纽性超高压变电站，主要包括500kV的进线共4回和8回110kV的馈出线。其中2回距负荷端40km，2回距负荷端50km，2回距负荷端60km，另有2回距负荷端70km。同时，设置主变单台共计四台（规格：4*370MVA）。在设计系统时，考虑无穷大作为基准。

（一）主接线的设计

主接线指的是通过连接高压电器而形成的分配、接受电能的电路，是变电站中电气部分的主体。其设计对电力系统的稳定性、安全性和继、配电装置、控制方式等均有影响，在实际设计工作中，要以灵活调度、稳定可靠、方便检修、经济可持续为标准，综合各方面要素得出科学合理的设计方案，下面就2/3式断路器接线的设计方案进行探讨。

该种接线设计方案是于每3个断路器间引出两回回路，将其作为该电网系统的母线主接线，具有如下具体优劣势：优势方面，能够实现灵活的运行调度，当其处于正常运行状态时，全部断路器和母线之间能够构成多路环状供电。每一回回路都有两台断路器提供电能，若母线出现故障，其他回路都不受影响，能够继续正常运行。若有一组母线出现停支情况，其他回路无需切换，在检修任意一台断路器时，其他回路依然能够在原接线系统中正常运行，无需切换。劣势方面，主要体现在该种接线设计需投入较多的设备，如电流互感器、断路器等，其保护接线工作十分复杂。

（二）主变压器容量的选择

为了确保电气一次部分的设计能够顺利落实，需要选择对应的主变压器。一般情况下，主变压器容量较大，容易增加变压器空载损耗，容易造成过多损耗，不符合能源节约的要求；而变压器容量过小，则无法保证电力负荷，也不能适应如今不断增长的电力负荷要求。基于上述分析，在选择变电站主变压器时，需将长期使用情况下其电力负荷的预期增长情况纳入考核标准中，还要充分考虑到一旦有1台主变压器故障时，有无其他供正常使用的主变压器（电能负荷达成其6～7成）。因为500kV变电站属于枢纽性超高压变电站，其主变压器容量的选择应保证在370MVA左右，变压器型号考虑SFPZ500/370000。

三、500kV变电站监控系统的设计和规划

变电站的长期稳定运行往往离不开一个科学的、全面的监控系统，针对500kV的变电站，其在建设监控系统时，需考虑应用高性能通讯技术和信息化技术，以实现在线控制和全面监督，及时获取电气一次部分体系中电气设备的实际运行信息和相关数据，并将分析结果及时反馈给监控系统终端。

在该500kv变电站监控系统中，主要包含三层结构。首先，第一层设计中包含上位机，作为监控系统整体的中心，主要由计算机、组态软件组成。其次，第二层设计主要是PLC，主要分布在监控系统控制室中，属于软冗余。最后，第三层设计包括主要的控制电气设备，如隔离开关和断路器等，能够对电流和电压等具体参数进行监督和控制。除了PLC是通过以太网进行连接以外，其余主控制计算机均通过普通网卡与以太网相连，从而与控制系统构成了一个相对完整的通信体系，能够实现实时通信和切换。

四、小结

通过将该变电站的电气一次部分和监控系统投入调试和运行试验，证实了该电气一次部分设计能够维持电网系统长期稳定运行，当母线故障时，其他回路仍不受影响而正常运行，且在使用断路器检修过程中不涉及到回路切换处理，检修十分方便，同时该监控系统能够满足设备运行监测和隐患排查的需求，在很大程度上提高了该变电站的自动化程度。

参考文献

[1]覃予春.35kV变电站电气一次部分设计技术分析[J].科学之友，2010，14：4-15.

[2]白鑫龍.500kV变电站电气一次部分及其监控系统设计[J].甘肃科技，2010，20：67-70.

深圳抽水蓄能电站一次系统的设计 篇11

深圳抽水蓄能电站 (简称深圳电站, 下同) 选址位于深圳市盐田区与龙岗区内, 距市中心约20 km、香港25 km、大亚湾及岭澳核电站25 km, 处于广东电网的负荷中心位置, 也是国家“西电东送”的支撑点和香港电网的连接点。电站安装4台单机容量为300 MW的可逆式混流水泵水轮机组, 总装机容量1 200 MW, 为日调节的Ⅰ等大 (1) 型抽水蓄能电站, 承担广东电力系统调峰、填谷、调频、调相及紧急事故备用等重要作用。

1 工程概况

深圳电站枢纽工程由盐田区小三洲上水库、龙岗区铜锣径下水库、输水系统、地下厂房系统等部分组成。上水库包括1座主坝、5座副坝, 正常蓄水位526.8 m, 调节库容825×104 m3, 上下库落差约445 m。下水库包括1座主坝、3座副坝、溢洪道及放空底孔, 正常蓄水位80 m, 调节库容1 625×104 m3。输水系统包括上库进出水口及闸门井、引水隧洞、上游调压井、上斜井、中平洞、下斜井、下平洞、高压岔支管、尾水岔支管、尾水调压井、尾调通气洞、尾水隧洞、下库进出水口及闸门井等。厂房系统包括主副厂房及安装间、主变洞、母线洞、高压电缆洞、排水廊道、尾闸廊道、交通洞、通风洞及支洞、尾闸运输洞及地面开关站等, 其中地下厂房长164.5 m、宽24 m、高55 m。

电站安装4台立轴、单极可逆混流式水泵水轮机, 单机额定出力306 MW, 最大出力321 MW, 水泵工况最大出力322 MW。发电电动机为立轴、半伞式、密闭空冷、可逆式同步发电电动机, 发电工况和抽水工况的额定容量分别为334 MW和325 MW。主变压器为4台340 MVA双线圈强迫油循环水冷升压/降压电力变压器。

2 电气主接线设计

2.1 设计原则

2.1.1 接线可靠, 任一断路器或进出线检修不影响系统供电。

2.1.2 运行经济、投资省、耗能低。

2.1.3 适应抽水蓄能电站运行方式多且转换频繁的特点, 操作简单灵活。

2.1.4 布置简单紧凑, 减少地下厂房开挖量。

2.2 设计方案

2.2.1 发电电动机侧接线

由于存在发电电动机起动、换相等问题, 抽水蓄能电站发电电动机电压侧的接线十分复杂, 因此, 电气主接线设计应力求简化。深圳电站靠近负荷中心, 主接线没有穿越功率, 不作为枢纽变电站考虑。参考广蓄 (广州抽水蓄能电站, 装机容量8×300 MW, 是中国第一座也是目前世界上最大的抽水蓄能电站) 和惠蓄 (惠州抽水蓄能电站, 装机容量8×300 MW, 是世界上一次性建成的最大抽水蓄能电站) 的设计模式, 深圳电站发电电动机和主变压器采用了联合单元接线方式, 简化了起动回路接线和设备布置, 运行可靠灵活, 维护工作量小。

2.2.2 升高电压侧接线

根据设计原则, 深圳电站采用2回220 kV线路接入电网, 220 kV高压侧配电装置选择SF6气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 地下布置型式。经过单母线接线、桥形接线、四边形接线这三种接线方式的比较, 选定升高电压侧的接线采用四边形接线, 见图1。接线方式较为简单, 运行方式灵活, 其技术性与经济性属于较优方案, 只是继电保护和二次接线较为复杂。

3 起动、换相方式及起动母线

3.1 起动方式选择

抽水蓄能电站在电动机运行方式下的启动方式选择, 须考虑电网特性、起动设备的可靠性、机组和设备的制造水平、电站条件及综合投资等因素。深圳电站采用一套静止变频起动装置 (SFC) 作为水泵工况的主要起动方式, 同步背靠背起动作为备用的起动方式。

广蓄电站二期运行初期, 曾发生过静止变频起动装置 (SFC) 投入使用时, 其他机组无故发生保护跳闸导致停机的事故。分析结果认为采用变频起动会使电源侧产生较大的谐波, 影响其他负荷的正常工作。故对静止变频起动装置 (SFC) 的输入阻抗有一定要求, 深圳电站采取在变频器输入端加装限流电抗器和输入变压器的措施, 见图2, 减少了静止变频起动装置 (SFC) 产生的谐波电压对供电系统的影响, 也起到了隔离和限制故障电流的作用。

3.2 静止变频起动装置 (SFC) 的技术要求

3.2.1 容量要求

a.水轮机转轮在压水条件下起动。

b.机组加速时间不超过5 min, 即在5 min内机组从静止状态加速到额定转速。

c.连续逐台起动4台机组, 连续工作时间不小于36 min。

d.满足电站工况变换时间:

静止→满载发电 ≤90 s

静止→发电调相 (空气中) ≤180 s

静止→满载抽水 (SFC) ≤460 s

静止→抽水调相 (空气中) ≤340 s

满出抽水→满出发电 (正常) ≤360 s

满出抽水→满出发电 (紧急) ≤90 s

3.2.2 可靠性指标

a.可用率≥99.9%;

b.平均无故障工作时间>40 000 h;

c.平均修复时间<14 h;

d.可用寿命>40 a。

3.3 换相方式

抽水蓄能电站设置换相开关, 以实现发电、抽水两种工况互换时电源相序的转换。抽水蓄能电站换相方式分为主变低压侧换相和升高电压侧换相两种, 由于深圳电站升高侧电压等级较高, 从简化高压侧接线、便于厂用电及励磁变分支回路从主变低压侧引取、节省投资的角度考虑, 深圳电站采用主变低压侧换相方式。

参考广蓄和惠蓄的设计经验, 考虑用真空断路器代替隔离开关作为换相开关, 选用ZN63A-12型大电流真空断路器, 额定电压12 kV, 额定电流4 000 A, 动稳定电流130 kA, 热稳定电流50 kA, 予计动、热稳定可满足主回路要求。

3.4 起动母线的设置

根据确定的主变低压侧换相方式, 将起动母线设置于电动发电机电压侧, 使变频起动与同步背靠背起动两种起动方式共用同一条母线, 简化了接线和设备布置, 降低了母线投资。为提高母线设备运行的灵活性及可靠性, 将起动母线分为两断, 每段对应两台机组, 两段中间用隔离开关连接。

4 发电机断路器

考虑深圳电站担负电力系统调峰、填谷、调频及紧急事故备用等任务, 机组开停机较为频繁的因素, 且需要由发电电动机电压侧引接厂用电源和起动装置电源, 根据《水力发电厂机电设计技术规范》 (SDJ173-85) 规定, 深圳电站发电机回路均设置发电机断路器。

根据比较可知, SF6断路器较真空断路器具有体积小、噪音低、性能可靠的特点, 因此, 选用SF6断路器, 三相风冷, 额定电压17.5 kV, 额定电流6.3 kA, 额定开断电流63 kA, 无须检修的机械操作次数>10 000次。

5 机组制动方式

制动停机是抽水蓄能电站起停频繁的关键问题之一。由于电气制动力矩在很大范围内与转速成反比, 即低转速区制动力矩反而增大, 而机械制动力矩与转速成正比, 在低转速区制动力矩也低。根据这一特性, 深圳电站机组采用机械制动和电气制动相结合的方式加快停机, 即在较高转速 (额定转速的50%) 下先投电气制动, 在较低转速 (额定转速的5%～10%) 下投机械制动, 可缩短停机过程、减少机械制动时制动块的磨损。

电气制动所配置的三相短路开关, 不但要求承受短时的发电电动机额定电流, 还要具备关合发电电动机残压的能力。选用与换相开关相同型式的ZN63A-12型大电流真空断路器作为电气制动开关, 安装在高压开关柜中, 三相星点短路连线布置在开关柜内, 能满足短路开关的功能要求, 且便于布置。

6 结束语

我国对抽水蓄能电站技术的开发起步较晚, 但近年来得到了相当规模的发展, 积累了较为丰富的设计与运行经验。深圳抽水蓄能电站一次系统的设计, 参考了国内大型抽水蓄能电站广蓄和惠蓄的建设和运行经验。深圳抽水蓄能电站计划在2010年建成投产, 这对今后保证大亚湾、岭澳核电站按基荷方式长期稳定运行, 大大提高核电站的安全性, 改善华南电网结构与电能质量, 加快深圳特区社会经济的发展, 将起到重要作用。

摘要：大型抽水蓄能电站以其工况转换多、运行方式灵活、反应速度快等优点, 作为保证电力系统安全稳定运行和灵活经济调度的一种发电方式, 其一次系统的设计及设备选型, 是抽水蓄能电站设计的重点, 存在诸多不同于常规电站之处。通过技术、经济分析比较, 采用合适的电气主接线与起动方式, 并完成设备选型, 能保证抽水蓄能电站可靠、安全的运行。

关键词：抽水蓄能电站,电气主接线,起动方式,机压设备

参考文献

[1]SDJ173-85, 水力发电厂机电设计技术规范[S].北京:中国水利水电出版社, 1986.

[2]DL/T5208-2005, 抽水蓄能电站设计导则[S].北京:中国电力出版社, 2005.

[3]梅祖彦.抽水蓄能发电技术[M].北京:中国标准出版社, 2000.