直流运行模式（共7篇）
直流运行模式 篇1
0 引言
能源危机和环境污染问题已经引起了世界各国的广泛关注,大力开发和利用可再生能源进行并网发电是解决上述问题的主要措施[1,2,3]。在目前配电网中,交流配电网仍然为主流形式,其更加适合交流分布式电源接入,而接入直流分布式电源和储能单元时需要电力电子装置实现能量转换,增加了能量转换次数和投资成本,降低了工作效率[4]。随着直流负荷的不断增加,直流配电网的研究得到了快速发展,与传统交流配电网相比,直流配电网具有转换次数少、效率高、成本低、控制结构简单、无需考虑频率和相位以及无功补偿设备等优势[5,6]。
尽管直流配电网具有特有的优势,然而由于交流配电网基础设施完善、交流电源和负载的长期存在,直流配电网难以取代交流配电网;此外,在交流配电网和直流配电网中,直流负载和交流负载的供电需要经过AC/DC和DC/AC变换器进行能量转换。而采用交直流混合配电网,交流负载和直流负载可以分别接入交流母线和直流母线,减小能量转换环节,降低成本,使得交直流负载更易于接入系统,因此交直流混合配电网是未来配电网的发展趋势[7,8,9]。
交直流混合配电网中通常集成了多个柔性互联装置、分布式发电单元、负载单元以及储能单元,如何实现多个单元之间的协调控制以确保整个系统安全可靠运行是交直流混合配电网发展的主要技术挑战。针对这一问题,提出了交直流混合配电网的协调控制方法,考虑了交直流混合配电网的正常运行和交流侧发生短路故障2种情况,给出了2种不同运行模式下不同单元的控制策略,并且通过仿真软件对所提出的控制策略进行了仿真研究。
1 交直流混合配电网结构
交直流混合配电网系统结构见图1,内部含有3个柔性互联装置,其直接通过直流母线进行互联,交流侧接有交流本地负载,直流侧集成了光伏发电单元,蓄电池储能系统以及直流负载,当直流负载电压等级与母线电压等级不匹配时可以通过DC/DC变换器进行转换。
交直流混合配电网通过采用柔性互联装置实现交流网络和直流网络互联,通过对互联装置的控制能够实现能量双向流动、功率因数可控和不间断供电等功能。光伏发电单元由光伏电池板和Boost变换器构成,主要控制目标是实现最大功率跟踪。储能单元采用蓄电池和双向buck-boost变换器构成。采用交直流混合配电网,可以将直流负载直接接入或者通过DC/DC变换器接入直流母线中减少能量转换次数,提升效率。交流母线可以接入交流分布式发电单元和交流负载,在运行过程中,当直流网络内部功率出现缺额时可以通过交流网络提供支持,反之可以通过直流网络向交流网络提供功率支持。在三端互联装置交流侧出现短路故障时,保护装置将会对故障区域进行隔离,可以改变互联装置的控制策略实现重要负载的不间断供电,提高系统可靠性。
2 运行模式和控制策略
2.1 运行模式
交直流混合配电网存在2种运行情况:正常运行和交流侧发生短路故障。下面分别对2种运行模式进行分析。
1)当正常运行时,光伏发电单元采用最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)控制策略实现太阳能最大化利用,为了避免蓄电池出现频繁充放电现象,设置正常运行情况下蓄电池储能系统工作在待机模式。多个柔性互联装置采用直流下垂控制对直流网络负载功率进行均分,而交流负载功率主要由大电网提供。
2)当交流侧出现三相短路等故障时,保护装置会跳闸,同时使得互联装置的控制策略由直流下垂控制切换至恒压恒频(constant voltage constant frequency,CVCF)控制策略,以维持交流本地负载的电压和频率恒定,实现重要负载的不间断供电,而非故障侧互联装置仍然采用直流下垂控制维持直流电压在允许运行范围内。在极端情况下,3个交流源均出现短路故障时,为了保证交流网络和直流网络的稳定运行,不仅需要切换互联装置的控制策略,同时需要启动蓄电池储能系统由待机模式转为直流下垂控制策略,保证直流系统稳定运行。
2.2 控制模式
为了保证交直流混合配电网在正常运行和交流侧发生短路故障情况下能够安全稳定运行,需要对不同单元的电力电子装置控制策略进行深入研究,下面分别对互联装置、储能单元和光伏单元的控制策略进行详细分析。
2.2.1 互联装置的控制策略
互联装置的控制框图见图2,主要包括直流下垂控制和CVCF控制策略。图中:和Udc分别为互联装置直流电压参考值和实际值;idc为直流电流;为内环电流指令;为电感电流;分别为交流电压参考值和实际值;Imax和Imin分别为电流最大值和最小值;gvsc为互联装置驱动信号。
在正常运行情况,为了使多个换流站均分直流网络负载功率并且维持直流电压恒定,采用直流下垂控制策略。直流下垂控制存在2种形式:直流电流和电压下垂法、功率和直流电压下垂法[10,11],在此选用前者,直流下垂控制等式可以表示为:
式中:Udc(n)为第n台互联装置的直流电压,V;为直流电压参考值,V;k(n)为第n台互联装置的下垂系数,V/A;idc(n)为第n台互联装置变换器的直流电流,A。
由于线路阻抗的不一致导致多台互联装置输出直流电压不同,因此无法按照容量比例进行功率均分,为了抑制线路阻抗的影响,通常采用虚拟阻抗技术,增加虚拟阻抗来减小各支路阻抗的差异提高功率均分精度,通过合理的选取虚拟阻抗能够实现功率按照容量比例分配[12]。
直流下垂控制策略通过下垂特性曲线生成直流电压参考值,然后采用直流电压外环和电流内环控制,其中电流内环采用静止坐标系下的控制策略,运用比例谐振调节器实现对交流电压误差信号的零稳态误差调节[13]。CVCF控制策略同样采用静止坐标系下控制,通过交流电压外环和输出电流内环控制实现交流侧电压和频率控制。
2.2.2 蓄电池储能系统的控制策略
蓄电池储能系统(battery energy storage system,BESS)的控制框图见图3。图中:和Udcb分别为BESS输出端直流电压参考值和实际值;kpb为下垂系数;idcb为储能系统输出直流电流;和Ib分别为蓄电池内环电流指令值和实际值;Pbmax和Pbmin分别为储能系统输出功率最大值和最小值;gb为储能系统的驱动信号。
储能系统包括直流下垂控制和停止控制。在正常运行情况下,多端互联变换器负责控制直流母线电压,而储能系统此时处于停止模式,设置电流指令值为0,通过闭环控制使得实际输出电流为零。在交流侧发生三相短路故障时,保护装置跳闸隔离故障区域,由于互联装置的交流侧失去外部电网的电压和频率支撑,因此需要调整互联装置的控制策略使其切换到CVCF控制,此时需要通过直流网络向交流网络提供功率支持,蓄电池储能系统由停止模式切换到直流下垂控制模式,维持直流电压在允许范围内。
2.2.3 光伏发电系统控制策略
光伏发电系统的控制框图见图4,图中:和Udcv分别为光伏发电系统输出端直流电压参考值和实际值;kpv为下垂系数;idcv为光伏系统输出直流电流;和Iv分别为内环电流指令值和实际值;Ivmax和Ivmin分别为输出电流最大值和最小值;Upv和Ipv分别为光伏电池板输出电压和电流;gpv为光伏发电系统的驱动信号。
光伏发电系统主要包括MPPT控制和直流下垂控制。MPPT方法采用扰动观察法,通过检测电池电压和电流送入MPPT模块得到占空比,直接控制升压变换器开关管,实现最大功率跟踪[14]。直流下垂控制主要应用于蓄电池SOC达到上限时,将光伏发电单元切换到直流下垂控制,实现降功率运行。
3 仿真验证和分析
为了验证所提出控制算法的有效性,采用Maltab/Simulink仿真软件进行仿真研究,系统结构见图1。设置三端互联变换器额定功率为6 0 k W;交流电压为380V/50Hz;直流母线电压为800V;三端柔性互联装置的交流侧负载之和为90k W,其中重要负荷为30k W、非重要负荷为60k W,且分布对称;直流负载为45k W,其中重要负荷为15k W、非重要负荷为30k W;2个光伏发电系统的额定功率为30k W;为了保证重要负荷不间断供电,储能系统额定功率为60k W,蓄电池容量为40Ah。
3.1 单台换流站交流侧短路故障情况
首先对单台换流站交流侧发生短路故障情况进行仿真研究,仿真结果见图5。
图5中初始条件光照强度为800W/m2,直流网络负载为45k W,直流电压由三端柔性互联装置进行控制,直流电压在允许运行范围内,为了减小蓄电池频繁充电和放电次数,储能系统处于待机状态。在0.5s时,光照强度由800W/m2突变到1000W/m2,光伏输出功率增加且大于直流负载功率,因此多余的功率可以通过柔性互联装置传输给电网。在1s时,换流站3交流侧出现短路故障,断路器跳闸隔离故障区域,换流站3由直流下垂切换到CVCF控制维持交流电压和频率不变,输出功率为10k W提供给重要负载,换流站1和2仍然采用直流下垂控制维持直流电压在允许运行范围内。在1.5s时,直流网络内部非重要负载由30k W减小到20k W,经过调整直流电压能够保持稳定。在2s时,电网故障清除,换流站3由CVCF控制切换到直流下垂控制,三端换流站同时控制直流电压且实现功率均分。
3.2 三台换流站交流侧短路故障情况
对三台换流站交流侧发生短路故障情况进行仿真研究,仿真结果见图6。
图6给出了三台换流站交流侧短路故障情况下的仿真结果。在初始条件下,光照强度为800W/m2,直流网络负载为15k W重要负荷,交流侧接入30k W的重要负荷。在0.5s时,三台换流站交流侧均发生短路故障,为了保证重要负荷不间断供电,三台换流站由直流下垂控制切换为CVCF控制保证交流本地电压幅值和频率恒定,并且启动直流网络内部蓄电池储能系统由待机模式切换至直流下垂控制维持直流电压在允许范围内。在1s时光照强度突变至1000W/m2,光伏发电单元输出功率增加,储能吸收功率增加。在1.5s时,直流负荷增加了20k W,此时分布式发电单元输出功率小于负载需求功率,因此储能系统放电运行补偿功率的不足;在2s时,直流负荷减小了20k W,此时储能系统充电运行,因此可以看出在光照强度变化和负载投切情况下储能变换器都能够保证直流电压在允许运行范围内,系统动态和稳态性能良好。
4 结语
本文提出了含柔性互联装置的交直流混合配电网协调控制方法。分析了正常运行和交流侧发生短路故障情况下互联装置、光伏发电单元以及储能单元的运行模式,并且给出了相应的控制策略。为了验证所提出控制策略的有效性和可行性,通过Matlab/Simulink仿真软件搭建了含三端柔性互联装置的交直流混合配电网仿真平台进行仿真研究,仿真结果表明所提出的控制策略能够在光照强度变化和负载投切情况下保证系统稳定运行,而且在一端或者三端换流站交流侧发生短路故障时,通过切换柔性互联装置和储能装置的控制策略不仅可以保证直流电压运行在允许范围内,而且可以对交流侧电压和频率进行控制,维持重要负荷不间断供电。
摘要：交直流混合配电网的运行模式和协调控制方法是保证其高效可靠运行需要解决的关键技术之一。针对这一问题,提出了一种交直流混合配电网的协调控制方法,详细分析了交直流混合配电网在正常运行和交流侧短路故障情况下的运行模式,给出了不同运行模式下互联装置、储能系统和光伏发电单元的控制框图。最后通过Matlab/Simulink仿真软件进行了仿真研究,仿真结果验证了所提出控制策略的可行性和有效性。
关键词：交直流混合配电网,运行模式,协调控制,功率均分,不间断供电
直流锅炉运行特点及调节问题 篇2
大容量超临界直流锅炉具有运行经济性高、负荷适应性强的特点,是我国未来大型火电机组应用的发展方向。
直流锅炉相对汽包锅炉而言,能够在超临界压力下运行,而且效率高,煤耗率低。超临界锅炉的汽温变化特性比亚临界锅炉更为复杂,汽温调节和控制的困难程度随之增大。本文对超临界直流锅炉动态特性进行讨论,用计算机模拟出了大功率直流锅炉的动态特性曲线,分析了直流锅炉运行的特点以及运行中的调节问题。
1 直流锅炉的特点
1.1 直流锅炉的蓄热能力和热惯性
自然循环汽包锅炉由于有重型汽包、大的水容积、较粗的下降管和联箱等,使金属和工质的蓄热量都很大,它的蓄热能力是同出力的直流锅炉的2～3倍。直流锅炉无汽包,一般又采用较小直径的管子作受热面,管壁也较薄,因而蓄热能力就较小。
自然循环汽包锅炉的蓄热能力大,当受到外界扰动时自行保持负荷及参数的能力就大;并且由于蓄热放出或存储的速度慢,来得及对参数进行调节,锅炉原有的稳定工况易于维持。但蓄热能力大,蓄热放出及存储的速度慢,当主动变动锅炉负荷时,使负荷及参数的反应较为迟钝。直流锅炉由于蓄热能力小,在受到扰动时,自行保持负荷及参数的能力就差,对扰动比较敏感,这样就对调节提出了更高的要求。当主动变动负荷时,虽然每降低一个大气压所放出的附加蒸发量少,但释放的速度快,允许的降压速度也大,因而其蒸汽参数能迅速跟上变工况的需要。
锅炉的蓄热能力和热惯性对锅炉性能的影响如图1所示。根据某900MW直流锅炉试验,当截流阀突然开大、功率突然增大时,直流锅炉受到扰动而恢复到原来水平的时间一般为1～2min。由此可见直流锅炉由于蓄热能力和热惯性小对扰动比较敏感。
1.2 直流锅炉的调节特点
由于直流锅炉的结构和热工特性,使它的参数调节和自动调节系统比汽包锅炉要复杂得多。对汽包锅炉,由于汽包水容积的存在,给水量的调节和汽温调节互不相关;由于过热器受热面是固定不变的,也使汽温调节较方便。对于直流锅炉,加热、蒸发和过热各区段之间无固定界限,一种扰动将对各种参数起作用。例如给水量的变化将同时影响到锅炉蒸发量、汽压和汽温;燃料的变化将影响汽压,也影响汽温和蒸发量,并且对汽温的影响远甚于汽包锅炉中的情况。再则,由于直流锅炉的蓄热能力差,使工况变动时汽压和汽温变动剧烈。
2 直流锅炉动态特性
动态特性是热工对象从一个平衡状态过渡到另一个平衡状态的过渡特性。对锅炉来说,是指锅炉在突然受到内、外扰动时,在不加操作的情况下,汽水通道各参数(汽温、汽压、流量等)随时间变化的规律。根据锅炉的这些规律,就可以了解锅炉运行中可能产生的扰动的反应;可以确定在各种不同扰动下操作的极限允许值。因此掌握动态特性,对提高锅炉运行水平,分析处理异常工况,以及合理设计和运用热工调节系统都具有重大意义。
2.1 功率扰动
由于汽轮机负荷变化而引起的对锅炉运行工况的变化称为功率扰动。汽轮机功率扰动动态特性曲线如图2所示。
由于功率变化时炉内热负荷和给水量维持不变,因此当汽轮机功率增大时,锅炉蒸发量暂时增大,增大量依靠汽压下降所放出的附加蒸发量来补足。此外,由于锅炉热负荷未变,当锅炉蒸发量增大,会导致过热蒸汽出口温度的下降,但由于蓄热的影响,一般有延迟,下降值也不大。可见,汽轮机功率骤然增加时,锅炉参数的变化是:蒸发量暂时增大,由于给水量未变,以后又降到原值;过热蒸汽出口压力下降;过热蒸汽出口气温下降,但下降不大。所以功率扰动时主要受到影响的是蒸汽压力。
2.2 给水量扰动
给水量扰动将引起汽压、汽温以及蒸发量的变化如图3所示。当给水量增加时,保持燃料量不变,此时由于需要加热的工质增加,使加热区段增长,蒸发区段也增长,因此过热区段缩短,因此蒸汽温度会逐渐降低。直流锅炉中工质一次强迫通过各个受热面,因此给水量增加时蒸加蒸汽流量,所以蒸发量随给水量增加时使出口汽压升高,但随着调节汽门的打开,蒸汽压力将回到原来的数值。当燃料量不变而给水量减少的扰动时的动态特性图变化方向相反。
2.3 燃料量扰动
炉内热负荷的变化是促使锅炉运行工况变化的一种主要扰动。如图4给出了当给水量不变而燃料量增加时的动态特性。当燃料量增加时,由于给水量没有变化,因而产生的蒸汽量只是在一段时间内超过了给水量,几分钟后就恢复到原来的数值,仍等于给水量;开始时的蒸发量的短暂突增,使过热汽温的上升发生延迟;由于过热区段金属蓄热的作用,使过热蒸汽出口温度较过热区段开始部分汽温的延迟更大。汽压在滑压运行时,随着燃料量的增大逐渐上升。因此燃料扰动主要是引起汽温的变化,其变化程度取决于燃料扰动程度和过热区段的蓄热能力。当燃料量作减小的阶跃扰动时,可得到方向相反的动态特性曲线。
2.4 给水和燃料的复合扰动
给水和燃料负荷扰动的动态特性是给水、燃料两个单独扰动动态特性的叠加。当给水和燃料按比例变化时,可使蒸发量很快稳定在一个新的水平,而过热蒸汽出口温度可维持不变。煤水比例增加时的动态特性曲线如图5所示。
2.5 烟气再循环挡板开度扰动
烟气循环是目前大容量中间再热直流锅炉调节再热蒸汽温度的有效方法之一。烟气挡板开度扰动的动态特性曲线如图6所示。当烟气再循环风机挡板开大时(炉膛下部送入),炉膛内的温度水平下降,炉膛内吸热量也减少;而在对流烟道内由于烟气流速的增加,使对流受热面吸热量增加。当挡板突然开大时,由于炉膛吸热量减少,主蒸汽流量出现了瞬时的减少,但由于给水量不变,因此很快恢复到原值。主蒸汽压力和主蒸汽流量一样,也出现了瞬时的下降,并也很快恢复到原值。但由于主蒸汽温度有变化,因此最后值和原始值有些偏差。主蒸汽温度最初随着主蒸汽量的瞬时下降和对流烟道吸热量的增加出现瞬时的上升,随后由于蒸汽流量恢复,主蒸汽温度也逐渐恢复。
因此,烟气再循环挡板扰动时,直流锅炉的主蒸汽流量-主蒸汽压力和主蒸汽温度的变化都会出现瞬时的峰值,在操作时应注意。
3 直流锅炉的调节
直流锅炉的运行必须保证汽轮机所需要的蒸汽量以及过热蒸汽压力和温度不变。由动态分析可知,直流锅炉蒸汽参数的稳定主要取决于两个因素:汽轮机功率和锅炉蒸发量的平衡以及燃料与给水的平衡。第一个平衡能稳住汽压,第二个平衡能稳住汽温。但由于直流锅炉的加热、蒸发和过热三个区段无固定分界线,使得它的汽压、汽温和蒸发量之间又是相互依赖的,一个调节手段不仅仅只影响一个被调参数。因此,实际上汽压和汽温的调节是分不开的。除了被调参数的相关性,还在于直流锅炉的蓄热能力小,允许工况一被扰动,蒸汽参数的变化很快、很敏感。这都要求选择合理的调节手段。
3.1 蒸汽压力的调节
压力调节任务,实质上就是保持锅炉出力和汽轮机所需蒸汽量相等。只要时刻保持这个平衡,过热蒸汽压力就能稳定在额定数值上。所以压力的变动是汽轮机负荷或锅炉出力的变动所引起的,压力的变化反映了这两者之间的不相适应。在直流锅炉中,炉内放热量的变化并不直接引起锅炉出力的变化。由于纯直流锅炉送出的蒸发量等于进入的给水量,因而直流锅炉的出力首先应由给水量来保证,然后燃料量相应调整以保持其他参数。手动操作时,因为改变燃烧还涉及到风量调整而较复杂,往往先用给水量作为调节基本手段稳住锅炉汽压,然后再调喷水保持汽温。带基本负荷的直流锅炉上,如果采用自动调节,往往还需调整汽轮机调节阀门来稳住汽压。
3.2 过热蒸汽温度的调节
在锅炉运行中,过热蒸汽温度不仅随着锅炉蒸发量变化,而且随着给水稳定、燃料品质、炉膛过量空气系数以及受热面结渣等情况的变化而在较大范围内波动。在稳定工况下出口过热蒸汽所具有的热焓h″gq可表示为:
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式中:h″gq—出口过热蒸汽焓;hgs—给水焓;B—燃料量;G—给水量;Q—燃料发热量;η—锅炉效率。
由上式可知,只要锅炉效率η、燃料发热量Q、给水焓hgs保持不变,则过热蒸汽温度只决定于燃料量与给水量的比例B/G。比值B/G的变化是造成过热汽温波动的基本原因。因此,在直流锅炉中汽温调节主要是通过给水量和燃料量的调整来进行。考虑到实际运行中其他因素对过热汽温的影响,在实际运行中要保证B/G比值的精确性也是不容易的。这就迫使除了采用B/G作为粗调的调节手段外,还必须采用汽水通道上几点喷水作为细调的调节手段。
3.3 再热汽温的调节
再热器内的工质压力低,内侧放热系数小;再热器内重量流速为减小阻力又不宜过大,因此再热器管壁的冷却条件较差;低压蒸汽的比热容小,所以再热器的温度偏差比过热器的要大得多;再热器的运行工况不仅受到锅炉各种因素的影响,还与汽轮机的运行工况有关。所以再热器的调节既重要又较困难,特别是不易找到有效的调节手段。由于再热蒸汽流量与燃料量之间的单值关系,不能用燃料量与蒸发量的比值来调节汽温。用喷水量作为调节手段虽较有效,但因不经济而只能作为事故超温时的调节手段。目前常用的是把调节烟气再循环量、旁通烟气量等作为调节手段。
4 结论
超临界机组与相同容量的亚临界汽包炉相比,反应速度更快,更难于控制。由于各个直流锅炉的构造不同,对各种扰动的反应时间也不尽相同。本文通过对直流锅炉特点的分析和讨论,所得出的动态特性对直流锅炉都是普遍适用的。通过对直流锅炉运行的分析,总结出了直流锅炉的运行特点和调节方法。基于直流锅炉的特点,要求在实践中深入研究,不断摸索,了解直流锅炉运行特点,能对直流锅炉做到更好更精确的控制。
参考文献
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浅析直流锅炉运行特点及调节问题 篇3
直流锅炉的大容量、高临界点等特性, 已经渐渐成为我国未来大型火电机组的首选。直流锅炉的临界点在600MW, 这样的超临界点使直流锅炉运行过程中, 拥有耗煤率低、效率高、加热快等优点。就目前国内锅炉使用情况来看, 600MW超临界机组已经成为了电力行业的主要机组, 它具有超临界压力、一次中间再热、单炉体负压的特点, 如何调节好直流锅炉控制系统, 对我国未来大型火电机组的发展有着重大意义。
1 直流锅炉的发展历史
直流锅炉是在20世纪20年代初发明, 等到30年代才开始投入到使用当中。直流锅炉具有许多优点:第一, 直流锅炉不需要用汽包, 而且可用于亚临界压力锅炉, 又可以用于超临界压力锅炉;第二, 直流锅炉的制造方便、节省钢材;第三, 直流锅炉启动速度快, 停炉速度也快。
但直流锅炉对水处理和自动控制的要求较高, 在蒸汽参数和容量不大时, 其优点并不是十分明显。这样一来, 阻碍了直流锅炉的发展。
直到20世纪50年代末、60年代初, 随着大容量、高参数的电厂锅炉出现, 水处理技术和自动控制技术也得到极大发展后, 直流锅炉才得到迅速的发展。
我国第一台高压直流锅炉是在1968年建成, 当时只是220吨/时, 直到后来, 又陆续制成400吨/时超高压直流锅炉以及1000吨/时亚临界参数中间再热式的直流锅炉。从那以后, 直流锅炉才算是在我国得到大规模以及广泛的应用。
目前, 我国锅炉的使用主要为直流锅炉和汽包锅炉, 而随着直流锅炉的优势越发明显, 已经渐渐地成为了我国未来大型火电机组采用锅炉的主流。相对于汽包锅炉相比, 直流锅炉更适合我国大型火电机组的发展条件。
2 直流锅炉的运行特点
直流锅炉具有大容量和超临界点, 相对于汽包锅炉而言, 这是直流锅炉的优点, 而也正因为如此, 直流锅炉在我国得到了较为广泛的应用。除此之外, 相对于汽包锅炉比较, 直流锅炉运行所产生的能源消耗, 也远比汽包锅炉要低。但直流锅炉汽温变化特性, 却更为复杂, 汽温控制难度也比汽包锅炉大上太多。为此, 直流锅炉的使用, 必须要注意直流锅炉的运行特点, 保证直流锅炉能够适应未来大型火电机组的应用发展方向。
2.1 直流锅炉的蓄热能力
直流锅炉没有汽包, 所以他的蓄热能力小, 也正因如此, 直流锅炉的降热速度快。而汽包锅炉则相反, 它拥有大汽包, 降压降热的速度慢, 容易导致下降管中的水循环遭到破坏。由于直流锅炉的蓄热能力小, 这就可以更好更方便的进行调节, 尤其是在受到外界干扰的时候, 可以适应电热机组的调峰要求。
2.2 直流锅炉蒸发受热时出现的不稳定等问题
直流锅炉在蒸发受热时出现流动不稳定和脉动问题, 主要来自于蒸发和过热受热面没有明显的界线。在蒸发受热面中会出现气泡来不及脱离而形成汽膜的现象, 不利于热传导, 从而造成管壁超温, 影响锅炉运行安全。对此, 可采取烟气再循环或调整燃烧器等措施降低炉内最高的热负荷。
2.3 直流锅炉中工质的流动无自平衡性
直流锅炉运行过程中, 吸热量多的管子会因工质的比容增加, 增大阻力, 这样一来, 就会使通过的流量减少, 造成热偏差。UP型直流锅炉采用中间混合器, 会使水冷壁管中的流体在中途进入混合器, 之后再流回水冷壁, 以此消除各管间的热偏差。
3 直流锅炉应注意到的调节问题
根据直流锅炉的结果以及其运行特点, 直流锅炉的调节要比汽包锅炉的调节复杂很多, 所以在调节直流锅炉的时候, 一定要注意直流锅炉的调节特点, 避免造成失误带来的损失。进行直流锅炉的调节, 要从以下三点进行:
3.1 控制好直流锅炉的气压
直流锅炉在工作过程中, 由于电力机组的负荷增加, 汽轮机功率也会随之加大, 蒸汽流量必然随之增加, 这样一来, 就会造成直流锅炉运行过程中负荷加大。而直流锅炉具有蓄热能力小的特点, 能够更好更快的控制降压速度, 方便将其数值稳定在偏低的位置。
3.2 控制好直流锅炉的气温
直流锅炉没有汽包, 蒸发受热面和过热器连接在一起, 它的结构也较为复杂一些, 给水和燃料单一的变化对汽温影响不是太过明显。直流锅炉过热期间, 需要进行喷水减温, 保证外管的温度不要偏高。因为直流锅炉在燃水比不变的情况下, 过热器之间, 也依旧能够造成外管温度升高这个问题。保持一定的燃水比, 是控制直流锅炉温度最好的办法, 而喷水减温, 只能在一定程度上缓解温度偏高这个问题。
3.3 控制好直流锅炉的燃烧
直流锅炉在正常运行过程中, 燃烧器和燃尽风喷口的总风量, 要满足炉膛出口的过量空气。燃烧器区域的过量空气系数是随着锅炉负荷变化的, 负荷越高, 空气系数也就越大, 反之则越小。
3.4 控制好直流锅炉的给水
直流锅炉的给水量, 对汽压、汽温以及蒸发量的变化都有很大影响, 给水量增加的同时, 燃料量依旧保持不变, 蒸汽温度会逐渐降低。直流锅炉强迫通过各个受热面, 蒸发量会随着给水量增加使出口汽压升高。这个时候, 就要控制好给水量, 避免出口汽压升高幅度过大。
4 结束语
直流锅炉运行特点以及调节问题, 关系到直流锅炉在未来大型火电机组的应用, 为此, 针对于直流锅炉相对难以控制的问题, 我们更好切实的把握好相关的技术, 确保直流锅炉的正确使用。本文对直流锅炉特点以及调节问题的分析, 总结了直流锅炉的运行特点和调节注意到的问题。最为关键的, 则是在不断地实践中, 深入探索和研究, 不断摸索, 不断深入了解直流锅炉的运行特点, 掌握直流锅炉的调节方法, 对直流锅炉达到更为准确的控制。
摘要：本文以呼电热厂的直流锅炉为例, 介绍直流锅炉的蓄热能力、热惯性以及直流锅炉运行中的特点, 根据相关实验信息, 对直流锅炉的调节问题进行简要分析, 提出相关的调节方法。这里, 涉及了直流锅炉的工作机理, 从质量守恒、能量守恒、动量守恒三大定律为依据作为研究, 对直流锅炉控制系统的运行特点及调节问题, 具有一定的指导意义。
关键词：直流锅炉,运行特点,调节问题
参考文献
[1]曾汉才.关于超临界压力锅炉的若干问题[J].华中电力, 2001 (02) :1-4.
[2]张保衡.大容量水电机组寿命管理与调峰运行[M].北京:中国电力出版社, 1988.
变电站直流系统的运行维护研究 篇4
直流系统是变电站系统中非常重要的组成部分, 在直流系统的作用下, 整个电网的稳定及安全运行才能得到一定保证。近几年来, 随着我国科学技术的快速发展, 直流系统中引入了某些新型技术及设备, 这给变电站中直流系统的运行与维护带来了一定影响, 因此, 对变电站直流系统运行中的诸多问题进行研究, 加强直流系统的维护与管理, 具有重要意义。
2 变电站直流系统的概述
变电站中的直流系统是一种能向各种设备提供直流电源的、可独立操作的电源设备, 可为开关控制、事故照明、信号设备以及系统监控等提供一定保障, 其通常不会受到系统运行方式的影响。如果系统的外部交流电出现忽然中断现象, 可通过蓄电池向直流系统供电, 从而使系统得以正常运行。通过监控系统, 可对蓄电池中各功能模块的状态与参数进行监测, 从而可对直流系统进行有效的控制与管理, 并可对电源系统进行有效的安全与自动化处理, 进而可保证变电站的连续性与可靠性运行。直流系统主要包括: (1) 蓄电池组。 (2) 微机绝缘监测装置。 (3) 高频开关电源整流模块。
3 变电站直流系统的组成
一般而言, 大部分的变电站直流系统都是运用了单母线分段的双电双充的方式, 其电池都是采用阀控铅酸蓄电池, 与此同时, 大部分的充电装置都是智能高频的开关电源充电装置, 只有极少部分采用的是相控整流充电装置。变电站直流系统的组成如图1所示。
4 变电站直流系统运行中存在的问题
在变电站直流系统运行中, 会存在着一系列的问题, 包括蓄电池存在的问题、充电过程中有的问题、绝缘监察装置存在的问题、直流系统接线及上下级配合等存在问题, 如下将做简要分析:
4.1 蓄电池存在的问题
由于生产蓄电池的厂家各不相同, 同时蓄电池存在个体差异、结构不同以及维护人员维护业务不精等原因蓄电池很容易发生提前失效的问题, 甚至会导致整个蓄电池和电池组的损坏, 会给电网的运行带来严重的威胁。
4.2 充电机使用中存在的问题
维修人员没有注意充电机平时的细节的维护, 没有注意到充电机电压的日常整定问题。部分变电站的相控电源由于自身原因, 可能对运行中的设备造成过热及其它附加损耗, 可能影响到电池寿命, 给电池和直流系统的安全运行带来负面影响。
4.3 绝缘监察装置存在的问题
现场主要的绝缘监察装置问题包括插件损坏、装置死机、插件烧毁等。绝缘监察装置是否能够正常运行直接受直流系统的网络拓扑的影响, 但到下一级回路又接上小母线造成环网结构而现场大部分绝缘监察装置都是采用辐射型检测原理, 这就造成了失地时能报警却无法正确选线的问题。
4.4 直流系统接线及上下级配合等存在的问题
在直流系统接线方面, 环网结构给空开熔丝上下级配合造成困难。环网结构容易造成回路迂回, 会阻碍对故障点的查找, 尤其是在老旧变电站以及绝缘总体下降的变电站。在直流空开熔丝上下级配合方面, 直流回路中的熔断器、空气开关是直流系统各出线的过流和短路故障的保护元件, 可作为馈线回路供电网络断开和隔离之用。
5 变电站直流系统的维护对策
在变电站的日常运行中, 一旦发现微机监控设备出现故障, 应及时找出出现故障的原因, 应采取有效措施进行解决。根据符合相关规范及标准的运行方式把系统调试完毕后, 退出微机监控设备, 经再次测试与检查, 如果没有发现问题, 则可重新投入运行。
5.1 充电设备的维护
(1) 在充电设备中, 蓄电池有可能会受到以下危害: (1) 充电设备的纹波和电压因受到逆变电源谐波的影响而出现超标现象; (2) 直流系统因受到相控型充电设备的影响而出现纹波参数超标现象; (3) 蓄电池因充电设备监控系统内部参数设置失误而发生充电不足或充电过多等现象。因此, 为了对蓄电池进行有效保护, 应对充电设备的运行进行科学而合理的维护。
(2) 对充电设备进行维护时, 应注意对交流输入电压和直流输出电压进行严格而仔细的检查, 此外, 应把保护信号、电流等参数是否处于正常状态作为检查重点。根据实践可知, 如果交流电源在变电站的运作中出现中断, 就需由蓄电池组直接向直流母线供电, 遇到这种现象时, 应采取有效措施把母线中的电压调整到合适状态, 以使母线电压值的输出保持一个较稳定的状态。
(3) 变电站直流系统的运行状态正常时, 蓄电池正处于浮充状态, 此时主要由充电机为变电站的运行提供直流电源, 而蓄电池则是在交流电源发生故障时才会为变电站的直流系统供电, 因此, 为了使蓄电池的运行得到有效保证, 应保证充电机具备良好的质量。
管理人员并没有发现, 就要处罚相关的专职人员, 并且对他们进行责令整改, 如果专职人员发现了存在的问题, 也向企业的领导者报告了有关的问题, 但是管理部门并没有及时的进行处理解决, 就要处罚有关的领导部门, 并且要对其进行责令整改, 这样做可以让企业人员从中吸取到经验和教训, 有利于降低机电设备发生故障的频率。
5.2 提高企业人员的安全意识
提高企业人员的安全意识, 主要从以下两个方面来做: (1) 要对安全检查人员进行整治与培训。矿山企业中对安全检查人员的要求是要拥有广泛的专业知识, 同时还需要拥有高水平的专业素质。但事实上, 在矿山企业的安全检查工作人员的素质水平并没有达到标准, 并且目前的矿山企业的执行标准并没有具体的操作程序, 也没有一定的界限, 安全检查人员在进行检查工作的时候浮动比较大, 很难把握问题。 (2) 要对企业员工进行安全培训, 要落实员工的培训工作, 做好职务的认定的工作, 在技术管理的职务选择上要选择那些能吃苦, 并且技术知识比较扎实的人才来担任, 同时, 企业要完善激励机制, 提升待遇水平来调动员工的积极性。
5.3 便携式直流接地故障定位装置故障定位法
该类装置是近几年开始在电力系统较为广泛应用的产品。新技术特点是可在带电的情况下查找直流接地故障, 从此完全地避免用。拉回路。的方法进行检测, 极大地提高了查找故障的安全性。该类装置更大的优势在于可将接地故障定位到具体的点, 便于维护人员操作。目前生产此类产品的厂家也较多, 但所用的原理基本上都是“信号注入法”, 即:在直流系统正负母线上注入一低频交流电压信号, 然后用交流电流互感器检测每回直流回路上的低频交流电流, 根据该电流的大小及其相位来检测直流系统的接地故障点。但实际应用中真正好用的产品很少, 绝大部分产品都存在检测精度低, 抗分布电容干扰能力差, 误报较多的问题。如果变电站存在多个直流电源, 则可以采用转移负荷法。如果发生直流接地, 就把发生接地的直流系统各个馈线支路切换到正常的直流系统中, 看是否发生接地转移来判断故障线路。此处的转移负荷法实质上是拉回路法应用的改进和延伸, 其优点是在不断电的情况下查找故障支路, 适用于多支路同时接地时进行排查的情况。
目前而言, 用于故障定位和排查的便携式直流接地装置是排查直流接地的主要方法, 基本原理如图2。
如图2所示, 排查时将便捷式直流接地探测器中的信号源正负极信号线, 分别接入蓄电池正负极与被检的直流系统母线连接位置, 信号源的接地处接到可靠的大地上。
6 结语
因为直流系统重要性通常会被忽视, 因此只有我们规范直流系统的运行与维护管理, 认真检查变电站直流系统运行过程中的小问题和缺陷, 并且得到有效、及时处理, 从而避免大事故发生。提高变电站直流系统运行于维护管理, 从而保证变电站安全运行, 提高供电的可靠性。
参考文献
[1]赵军, 石光, 王浩彬, 等.变电站直流电源远程监控及维护系统设计[J].水电能源科学, 2012, 30 (4) :149~151.
[2]钟伟强.论变电站直流系统运行维护[J].科技资讯, 2010 (6) :127.
直流运行模式 篇5
其制粉系统采用正压直吹式,配6台北方重工集团的MGS4360型双进双出磨煤机,磨制晋中贫煤,五台运行,一台备用。锅炉采用墙式切圆燃烧器,主燃烧器共24组,布置于四面墙上,形成一个大切圆。主燃烧器上方设置了SOFA燃烧器,采用角式反向切圆布置,以减少炉膛出口烟温偏差。燃烧器采用水平浓淡煤粉燃烧技术,以提高锅炉低负荷运行的能力,燃烧器出口处设有带波纹形的稳燃钝体。这种布置方式为国内600MW电站锅炉所广泛采用,本文针对该炉型配置进行阐述。
1 锅炉管壁超温的重点部位
直流锅炉的受热面主要包括省煤器、水冷壁、分隔屏过热器、高低温过热器、高低温再热器等几部分,各受热面以不同的金属材料和工艺制造,锅炉受热面各部都有严格的运行温度限制规定。其中,螺旋水冷壁从设计上较好地解决了热偏差问题,出现管壁超温的现象相对较少。给水在垂直水冷壁中一次加热、蒸发、过热,没有固定的汽水分界点;分隔屏过热器、高温过热器、再热器处于复杂的温度场内,较易出现管壁超温现象。有关资料显示,大多数超温集中在垂直水冷壁、分隔屏过热器、高温过热器等受热面。(表1是某电站锅炉在试生产期间1个月内部分受热面的温度超限情况)
2 管壁超温对锅炉机组的影响
锅炉管壁超温使受热面金属材料强度下降、承压能力降低,危及电站运行的安全性,锅炉厂家对管壁温度有着严格的规定(哈电集团HG-2141/25.4-PM15型直流锅炉各主要受热面温度限制规定见表2)。超过限值,其危害不可小觑:
(1)当温度570℃以上,炉管内水蒸气与纯铁发生氧化反应,生成的氧化皮由三氧化二铁、四氧化三铁和氧化铁组成(图1),最内层的氧化铁致密性差,其结构不稳定。当表面氧化皮不锈钢超过0.1mm、铁素体钢超过0.2mm时易脱落;同时,高温受热面长期超温会导致氧化皮生成速率加剧,并由双层结构变成多层结构,造成结构组成更加不稳定。
(2)锅炉受热面的超温使材料蠕变、老化速度加快;高温氧化腐蚀导致管壁减薄,材料持久强度下降,产生爆管现象。有数据显示,12Cr1Mo V钢在585℃时约有10万小时的持久强度,而在593℃时到3万小时就将丧失其应有强度。
(3)过热汽温过高,使调节级内热降增加,在负荷不变的情况下,调节级的动叶片有可能发生过负荷现象。
(4)过热汽温过高,使汽轮机的汽缸、主汽门、调节汽门、前几级喷嘴和叶片等部件的机械强度降低,部件温差热应力、热变形增大,若膨胀受阻则有可能引起汽机差胀的变化,将导致设备的损坏或使用寿命的缩短,危及机组的安全运行。
基于上述危害,《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中关于“防止超压超温”的内容中明确规定:对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导气管等应有完整的管壁温度测点,以便监视导气管间的的温度偏差,防止高温爆管。
3 直流锅炉管壁超温的根本原因
由上式可见,在一定负荷变化范围内,如锅炉效率ηgl、燃料发热量Qar,net、给水热焓hgs保持不变,则过热蒸汽温度(热焓)hgr”取决于燃料量和给水量的比值B/G,即比值B/G变化,则是造成过热蒸汽温度变化的基本原因。
(2)结构方面,直流锅炉无汽包、蓄热小、高参数、管内工质流速高等特点,要求炉管直径更小、管壁更薄,造成直流锅炉热惯性小、管壁热敏感性高,容易出现热偏差及超温现象。
当机组出现超温现象,总体上是风煤水失调的表现。锅炉燃烧是一个连续变化的过程,扰动的因素较多。锅炉负荷的变化、给水温度、燃料品质、炉膛过量空气系数以及受热面结渣、设备性能等因素的变化,对炉膛管壁温度均有影响。
4 造成直流锅炉管壁超温的主要因素
4.1 煤粉品质
一般情况下,燃煤的挥发分含量低、水分过大、发热量低和细度大时,会造成煤粉气流着火或燃尽所需要的时间要长些、火焰中心上移,容易造成结渣、排烟温度高、过热器超温爆管等故障。有经验数据表明,一定条件下燃煤水分每增加1%,过热汽温可升高1.5度。
另外,燃用不同煤质,合适的煤水比会有较大差异;因某种原因使燃料量过大,导致煤水比变大,也会造成锅炉管壁超温。
4.2 一次风的影响
一次风输送煤粉,同时加热来煤、并为煤粉燃烧初期挥发分的析出及燃尽提供氧量。一次风率取决于煤质情况,过大危及后部受热面的安全运行。(一次风率推荐值见表3)
一次风量愈大,进入炉膛的燃料量随之增多,燃烧器出口一次风速提高,煤粉气流所需的着火热增多、着火速度慢,火焰距离燃烧器出口的着火位置延长,使燃料在炉内的有效燃烧时间减少,且容易产生煤粒离析现象,导致部分煤粉来不及混入二次风,使大量未燃尽的煤粉进入下游烟气流程,造成煤粉沉积在过热器、再热器、尾部烟道,造成管壁超温、尾部烟道再燃烧;而且当一次风压或锅炉炉膛负压不正常增大使一次风箱压差变大时,会使得各台磨煤机出力加大,锅炉燃烧加强导致燃烧不完全。这时炉膛出口烟温也会升高,不但可能使炉膛出口的受热面结渣,也会引起过热器或再热器超温等一系列问题。
机组运行制粉系统启停过程中,操作幅度大,对一次风压干扰大,或随着需启停的磨煤机分离器出口一次风速的变化,其携粉浓度快速变化,造成燃料量突增或波动。
锅炉正常运行中,炉内热负荷是均匀地按照燃烧器高度分布,如锅炉调整失误,燃烧器出力过大,炉内热负荷不均匀,热负荷过度集中,使某燃烧区域热量大幅集中。
4.3 二次风的影响
二次风为煤粉中后期的燃尽提供氧量,它是在煤粉气流着火后混入的。通过分级燃烧,实现分散高温区域、使锅炉炉内热负荷动力场均匀,控制NOX浓度的作用。
对于投运的锅炉,由于燃烧器喷口结构未变,故二次风速仅随二次风量而变化。二次风必须以很高的速度才能穿透火焰,以增强空气与焦碳粒子表面的接触和混合,通常二次风速比一次风速提高一倍以上。配风方式不仅影响燃烧稳定性和燃烧效率,还关系到结渣、火焰中心高度的变化、炉膛出口烟温的控制,从而,进一步影响过热汽温与再热汽温。二次风量(风速)过大容易造成火焰贴壁,造成炉膛结焦、水冷壁超温。随着负荷的变大,各台磨煤机出力增加,其对应的燃烧器出力加大,若二次风调节未跟上,使得未燃尽的煤粉随烟气流程进入后一级,易导致超温的发生。
燃尽风由送风机提供,设置于主燃烧器上方,其提供的氧可将未燃尽的煤粉在这一区域燃尽,使后部受热面安全、减少煤粉的不完全燃烧热损失;它采用反向切圆布置,以减少炉膛出口烟温偏差。当燃尽风过小,未燃尽的煤粉进入后面的烟气流程、炉膛烟温出现偏差,也易导致超温的发生。
4.4 给水的变化
直流锅炉的主给水流量小、温度高,造成加热段、蒸发段的长度变短、过热段延长,虽然锅炉管壁金属有一定的蓄热能力,对汽温变化速度有一定的减缓作用,但管壁吸收的热量不能及时被蒸汽带走,造成管壁超温。
直流锅炉水冷壁的流动阻力约占全部阻力的25%~30%,所需的给水泵压头高;同时,越来越多的机组为了减轻给水泵消耗电力使用了小汽轮机驱动,给水调整反应慢、调节滞后;当主汽压力与负荷不匹配,主汽压力较高时,使得给水困难,由此引起各管屏出口工质参数产生较大偏差,进而导致工质流动不稳定或管子超温、以致炉管破裂、泄露。
4.5 结焦
水冷壁结焦时,因为灰渣的热阻大,影响水冷壁的吸热,使辐射吸热量比例减少,炉膛出口烟温升高,过、再热器吸热比例增大,造成部分受热面高温腐蚀、管壁超温。
4.6 热负荷的影响
直流锅炉汽温特性偏于对流,负荷增加时汽温上升。增大燃料,炉内温度水平提高,总的辐射传热量增加,但平均到单位燃料的辐射吸热量将减小,炉膛出口烟温升高,而对流吸热相对增加,使所有对流受热面,包括过热器、再热器、省煤器、空预器等的吸热量都相对增加。
5 防止锅炉管壁超温的措施
锅炉燃烧是一个复杂的反应过程,管壁超温的原因是多方面的,需要根据具体情况进行分析,制定相应防控对策。
5.1 开机过程中
(1)锅炉启动过程中严格按启动曲线进行升温、升压,当蒸汽流量≤10%BMCR时,严格控制炉膛出口烟温≯540℃,防止再热器受热面干烧。
(2)锅炉水压试验或化学清洗后,由于过、再热器积水,启动初期受热管内形成水塞,阻碍了蒸汽畅流,在积水蒸干以前应严格控制锅炉燃烧率及炉膛出口烟温。
(3)锅炉点火前,按要求进行凝结水、给水及锅炉冷态循环清洗;点火后,保持锅炉厂家要求的炉水温度进行热态清洗;严格执行直流锅炉汽、水品质要求,当汽、水品质不合格时,严禁锅炉转入干态运行,以防止受热面内壁结垢,引起受热面金属传热恶化而超温。
(4)开机过程中,严格按旁路曲线控制高、低压旁路的开度;当前屏过热器及再热器壁温偏高时,应适当开大高、低压旁路的开度,降低主汽压力,同时适当降低给水流量、尽量通过提高辅汽联箱压力,随机投运高、低加运行来提高给水温度,增加锅炉产汽量,从而产生更多的蒸汽对屏过及再热器管壁进行冷却。
(5)为防止启动过程中各管壁之间流量不均引起水冷壁超温,锅炉点火前必须满足锅炉最小启动流量要求。
(6)汽机切缸时为防止压力波动大造成贮水箱满水及省煤器入口流量大幅减小,将给水旁路调节阀切至手动控制,当进行给水“主路”与“旁路”切换时,要注意给水流量稳定,保持给水流量稳定。
(7)锅炉干、湿态转换应平稳进行,垂直管和后墙悬吊管可能产生两相流,引起水力不均而造成管壁超温,此时应防止燃烧或给水大幅度波动,适当增加过量空气系数以改善管壁温度,尽量减少锅炉在干、湿态转换过程中停留时间。
5.2 正常运行中
(1)煤水比是控制主汽温的主要手段、烟气挡板调节是控制再热器温度的主要手段;减温水尽量少投,如需要干预应保证减温后蒸汽有20℃以上过热度。控制主、再热蒸汽温度两侧偏差分别不高于5℃和10℃,且最高温度在其额定值+5℃以下,保证45%~100%负荷范围内启动分离器内蒸汽过热度保持在10~40℃左右,使锅炉管壁温度不超规定值。
(2)中间点温度的变化能快速反应煤水比变化,维持该点温度稳定才能保证主蒸汽温度的稳定。中间点温度和机组负荷均偏高时,优先降低燃料量;中间点温度偏高、机组负荷低于目标负荷时,优先增加给水量;当汽压高、温度高,需要降低燃料量,汽压低、温度高时应增加给水量,汽压变化较大时,及时修正煤水比、检查协调是否正常,将汽压维持在正常范围。
(3)了解入炉煤质着火指标,随时掌握燃烧工况,特别在进行加减负荷、启停制粉系统、吹灰除焦等扰动工作前,对制粉系统的出力、细度等有清晰的把握,适时对燃烧器的出力进行干预、二次配风进行相应调整,保持合适的火焰中心,使炉膛内热负荷沿炉膛高度方向均匀分布,实现主燃烧区域缺氧燃烧、燃尽区域完全燃尽。
(4)合理组织制粉系统运行方式,掌握各层磨煤机的一次风携粉特性,断煤、尤其在磨煤机启动初期料位不正常时,操作应平稳,既要减小同一层燃烧器一次风粉的浓度及速度偏差,防止锅炉火焰偏斜或贴墙,又要保持一次风母管压力与热负荷匹配,防止大幅度操作造成燃烧工况的波动。
(5)锅炉升负荷前受热面沿程温度较高,可先适当加水后加风、加煤,在减负荷前如果受热面沿程温度较低,可先适当减水后减煤、减风。在调整负荷的过程中要加强启动分离器过热度的监视和分析,并以此作为煤水比调节的超前信号。
(6)对锅炉进行周期性吹扫,使各受热面保持在合适的清洁状态,防止高温过热器、再热器及屏式过热器等受热面大量积灰、结焦,以提高运行的安全经济性。
(7)机组运行中主汽压力应与负荷匹配,投入机组协调控制方式时做到平稳切换,防止设定压力高于目标值过多,造成给水困难、导致水冷壁热量不能及时带走而超温。
(8)适当调整反切辅助风的开度,减小切圆燃烧锅炉炉膛出口两侧烟温及两侧主、再热汽温的偏差。
(9)当燃烧工况受到较大扰动、投停高加、并泵退泵、给水自动失灵、机组协调工作不正常时,及时将给水切至手动方式调整,防止煤水比失调;当发生炉底漏风异常工况,及时降低火焰中心高度,控制分离器出口蒸汽的过热度和主、再热汽温的设定值。
(10)因直流锅炉汽水没有固定的分界点,要求自动系统更加灵敏。当发现减温水等自动装置异常时,要及时解除自动、进行调整。在手动调节减温水时要考虑到受热面存在较大的热容量,汽温调节存在一定的惯性和延迟,注意不要猛增、猛减,要根据汽温偏离的大小及减温器后温度变化情况平稳地对蒸汽温度进行调节。
6 结束语
锅炉燃烧是复杂的物理与化学反应过程,造成直流锅炉管壁超温的原因较多;加之直流锅炉因其工艺特点有结构上的特殊性;同时采用高参数设置,使得超温原因更具有多样性,因此防控管壁超温需要从多方面着手。积极探索一些更科学的技术、采用一些更成熟的手段,相信经过进一步努力,人们能够更有效地防控管壁超温现象的产生。
摘要：直流锅炉具有适合变压、投资小、效率高等优点,逐步取代利用汽水密度差作为循环动力的汽包锅炉,成为现代锅炉的主流。直流锅炉无汽包、蓄热小、参数高、管内工质流速大等特点,要求锅炉受热面的炉管管壁更薄、直径更小,这也使直流锅炉热惯性小、管壁热敏感性高,更容易出现热偏差及超温现象;而管壁超温将严重威胁电站的运行安全,轻则影响机组寿命,重则出现炉管爆裂等事故。加强直流炉参数调整、防止管壁超温尤为重要。
关键词：直流炉,管壁,超温,原因,防控措施
参考文献
变电站直流系统的运行维护探析 篇6
一、确定运行方式
萧山局现有9个220 k V变电站, 均使用双电双充、单母线分段的直流系统。其中使用环形供电网络为直流负荷, 每一个环的电源分别与两段母线相连。如下图1所示。
直流负荷屏输出的电源普遍可以归为七种, 分别是110k V线路控制保护电源、110k V设备操作电源、10k V设备控制保护电源、10k V设备操作电源、主变控制保护电源、公用信号电源与远动电源。采取两段母线分列运行、直流负荷断环运行的方式, 能够在最大程度上使直流系统安全可靠地运转。为了避免两套电源过长时间运转, 一般采用两套充电电源各自带动一部分直流负荷的方式, 且让两段母线的直流负荷来维持一定的平衡运转。具体直流系统在运行中的转换方式有两种:
(1) 方式一:即一般情况下使用的正常运行。在I段母线运行#1充电装置, 在II段母线运行, #2充电装置, 母线的分段开关要置于分闸处;在I段母线运行#1蓄电池组, 在II段母线运行#2蓄电池组。如此直流负荷可以平衡地分布于母线上。
(2) 方式三:即当变电站站用电交流电源均失压时使用。在这个时候, 应该使#1、#2充电装置组停止运行, #1、#2蓄电池可以分别供I、II段母线, 其中#1蓄电池组在I段母线运行, #2蓄电池组在II段母线运行, 母线分段的开关处于分闸位置, 而直流负荷则是均衡地分布在两段母线上的。
(3) 方式三:即充电装置或蓄电池组因故障而停止运行时使用。当#2充电装置或#2蓄电池组停止运行, #1充电装置和#1蓄电池组在I段母线运行, 母线分段开关处于合闸位置, 直流负荷均衡分布于两段母线。
(4) 方式四:即I段直流母线由于故障停止运行时使用。此时#1充电装置和#1蓄电池组必须停止运行, #2充电装置和#2蓄电池组在II段母线运行, 母线的分段开关处于分闸位置, 直流负荷均处于II段直流母线上。 (II段母线退出运行时的操作, 类推)
二、确定定值
充电装置的主要设备有集中控制单元、交流配电单元、充电模块、降压单元、绝缘监测单元等, 当中的充电模块使用的是n+1冗余模式。按照标准, 220V的直流母线, 其电压的合格范围在±10%之间, 由于设置了硅堆降压装置, 要加强报警的灵敏度, 且高频开关电源的充电装置精度水平高, 普遍设定当直流母线的电压超过±5%时就启动报警装置。同时, 还可以设定当正负电源对地电压小于30 V时启动母线绝缘降低报警。
三、维护系统蓄电池
在实际情况中, 各个厂家生产的蓄电池的结构不尽相同, 所以维护的方法与条件也会不太一致。为了要确保蓄电池的放电容量, 并且延长蓄电池的使用寿命, 就一定要对蓄电池进行日常维护以及定期放电工作。
1 初始充放电
蓄电池会自动地放电是由于电池当中含有化学因子, 所以在安装电池使之运行时, 要即刻开始对蓄电池充电 (恒压限流) 。在电压为2.35V/只的情况下对电池充电, 充电电流应该维持在10A/100Ah的额定容量内, 且通常充满48小时即可。对整个蓄电池组进行电力测试, 测试条件为以电池的额定容量的10h率电流恒流放电, 以额定电压的90%及10h时间为结束 (例如当100 A时, 放电电流为10 A) 。若经过三次检验之后, 电池仍没有充满90%以上 (新电池) , 则该电池需要更换。
2 浮充和均充
阀控蓄电池组通常用以浮充电的方式正常运行, 其中浮充的电压值需要控制在2.25V/单体, 如果电池没有得到均匀地充电会影响电池的工作, 所以应该尽最大可能防止此类问题的产生。阀控蓄电池在一般使用时并不需要充电。碰到如下情况, 则要进行和初始充电方式一样的均充充电:在整个电池组中, 单体之间的浮充电压差值大于0.1V;其中一个电池的浮充电压低于2.18V/单体;未进行均充达3个月;突发事件之后需要对电池再次充电时。在进行均充的时候, 电池组要退出运行, 时间为10h。
3使用后电池容量测试和维护
运行时间在三年之内的蓄电池, 每一年都要对电池进行放电, 并要求达40%的总电量。运行时间在三年以上的电池要开展全部电量放电测试。在放电之前, 电池要充满电, 若是均充之后, 则应使电池组完成8小时静止之后再开始放电容量测试。若一个电池组里存在个别电池不能工作的情况, 允许更换个别电池, 但新电池要先进行活化的过程。若一组电池大部分 (占数量的1/3以上) 都不满80%的额定容量, 应更换全部。此外, 充电时电池温度不得高于45℃, 否则应立即停止充电, 也可以改为以浮充方式继续, 这样可以起到保护电池的作用。
四、设备的故障检查与处理
如果充电装置正在运行, 却碰上变电站无故停电的情况, 就要即刻停止电流的运行来使负荷减轻, 还要注意不得使蓄电池组的端电压比放电终止电压更低。当接近于放电终止电压之时, 须得停用或者是转移电池。要有专门人员按时检查蓄电池的实际使用情况, 记录在案, 如发现有电压超标等不符合规范的电池就应及时更换新电池。一般情况下电压超标的情况为超过平均电压的±10%。在进行检查的时候, 充电机是不可以停止运行的, 这时可以减低充电机的输出电压, 确保蓄电池处于正好放电的状态。
结语
用电与人们的日常生活息息相关, 而直流系统又属于变电站的核心构成成分, 因此关于变电站的直流系统的运行与维护问题应该得到工作人员的重视。
参考文献
[1]李均甫, 张健能, 任雪涛.浅谈变电站直流系统运行维护的几个问题[J].继电器, 2009.
[2]宫贵朝.白水峪电站直流系统改造[J].湖北水力发电, 2011.
变电站直流系统运行的改进措施 篇7
直流系统作为变电站的重要组成部分,为变电站的控制、保护、信号、事故照明等提供直流电源。如果变电站的直流系统出现两点接地、断线等故障,有可能引起继电保护装置误动、拒动等,造成系统故障甚至引发事故;同样,由于误操作等人为原因也可引起直流系统故障,影响变电站设备安全稳定运行。变电站直流系统运行的可靠性直接关系着整个变电站一二次设备的运行可靠性水平。
1 改造前直流系统的情况
330 kV北郊变电站的直流电源大体有以下几种用途:蓄电池组充电电源、事故照明电源、UPS直流电源、开关和刀闸的控制电源、测控和保护用电源、通信系统电源、3台主变压器控制电源、110 kV机构电源、10 kV小车开关合闸储能电源、主控室信号电源及其他辅助设施电源等。
330 kV北郊变电站自1989年投运后,直流系统采用传统的直流小母线接线方式,所有直流馈路都是从屏柜顶上相应的直流小母线上用导线引下来。这种直流小母线接线方式的最大优点是各屏柜拆接导线很方便,但其有一个缺陷是各直流馈路之间的影响较大,绝缘监察和查找接地容易造成回路迂回,对接地故障点的检测和查找较困难[1]。
2 新直流系统的接线及运行方式
经过2008年对直流系统的改造,330 kV北郊变电站的直流系统改为单路辐射式的供电方式,其充电装置采用KCVZ系列可控硅整流充电设备。这种充电设备的输出电压和输出电流具有控制范围大、精度高和稳定性好的特点,并且其抗十扰性能较强。一块KCVZ系列可控硅整流充电模块的交流输入电压为380 V±10%,其输出直流电源的稳压精度≤1%,稳流精度≤2%[2]。在实际应用中,330 kV北郊变电站的每个充电机均由5块KCVZ系列可控硅整流充电模块并联组成,其输出的直流电源完全能满足变电站内直流负荷的需要。
新的单路辐射式直流供电系统中,主控室内信号系统等室内直流电源仍采用原先的直流小母线的接线方式(其供电电源改为两路输出的直流环网方式),110 kV机构电源(包括开关、刀闸、地刀闸的就地操作电源、弹簧储能用电机电源)采用直流环网供电方式,其余的电源均采用独立出线供电方式。虽然在敷设电缆条数以及总长度上,新的单路辐射式直流供电系统远远大于原先的直流小母线供电系统,但由于各直流供电回路之间的相对独立性,使得各直流供电回路之间的不利影响大大降低,另外,还极大地方便了在直流系统出现接地故障时对故障馈路的检测。
新的直流系统接线如图1所示。330 kV北郊变电站采用3+2(3套充电装置和2套蓄电池)装置模式的单母线分段接线形式,供电可靠性较高[3]直流装置由9块屏组成,分别是1号充电屏、2号充电屏、3号充电屏、母线联络屏、馈电屏、1号分配屏、2号分配屏、3号分配屏、4号分配屏。在正常运行情况下,1、2号充电机分别带直流Ⅰ、Ⅱ段母线,3号充电机备用;I段直流母线带1、2号分配屏,Ⅱ段直流母线带3、4号分配屏;Ⅰ、Ⅱ段直流母线分别连接1号蓄电池组和2号蓄电池组。通过操作各屏柜上的转换把手,各个充电机模块的交流进线电源Ⅰ、Ⅱ段,各个充电机所接Ⅰ、Ⅱ段直流母线以及各段直流母线所连接的1、2号蓄电池组之间可以很方便地进行切换,大大提高了直流系统的供电可靠性。
在实际运行中,主控制室信号电源、110 kV保护小室电源、110 kV机构电源等负荷较大的馈路直接接在馈电屏上,其他的馈路分别接在4个直流分配屏上。330 kV北郊变电站的110 kV电压等级的保护及测控装置系统装设在专门的110 kV保护小室内,由主控制室内的直流电源系统引出2路馈路分别带110 kV保护小室内的直流1、2号分配屏,这种接线形式简化了直流供电网络,减少了馈线电缆数量[4]。
3 新系统存在的问题
3.1 设计上的问题
(1)新的直流系统出线布置较混乱。在对直流系统进行改造的过程中,将旧的直流出线一路一路地导入到新的直流分配屏上时,对于直流出线的布置没有事先进行严格的设计,接线稍显随意。造成有的同一馈路用两路电源接在由一段直流母线供电的直流分配屏上,其供电可靠性大大降低;另外,由于出线布置上的混乱,造成在实际操作中到处找空开的问题。
(2)各直流分配屏上的空开和指示灯设计为一排分合指示灯,一排空开,由于总的排数较多,又没有明显的划分标志,在实际中有可能看错指示灯和空开的对应关系。
(3)各个直流空开的位置不尽相同。330 kV保护电源空开等布置在主控室的4个直流分配屏上;330 kV开关控制电源空开布置在直流分配屏、开关辅助保护和控制屏背面上;110 kV开关控制电源空开布置在110 kV开关辅助保护及测控柜背面上,其旁边还有其他一些交流空开,在实际操作中,有可能出现推拉错误现象,成为操作中的一个危险点。
3.2 运行中出现的问题
在阴雨天,长期存在直流负极接地现象,尤其是在雷雨、暴雨天时就更加严重。在正常情况下,直流母线正负极对地电压分别为+110 V和-110 V,所测量出的直流对地绝缘电阻为111 kΩ,在阴雨天的情况下,直流系统会出现比较严重的负极接地,使得直流负极电压达到-60 V左右,严重时甚至高于-30 V,相应的正极电压会升至+160 V左右,严重时甚至高于+190 V,所测量出的直流对地绝缘电阻降低到报警值(20 kΩ)以下,甚至低于3 kΩ。这主要是由于装设在户外多处裸露的导线和接点密封防潮湿措施不可靠。
3.3 操作、检修中出现的问题
(1)直流母线出现过严重接地现象,直流正极电压降为接近0V。经过查看直流屏上的报文,显示接地点为330 kV I母母差控制屏上的直流控制电源。在打开330 kV I母母差控制屏门后发现,由于检修中临时放置在屏内的直流线头包扎不严密,且所连接直流分配屏上的直流空开在检修间断期间没有及时断开,造成了直流正极的接地短路。
(2)10 kV小车开关直流合闸储能电源并列运行。330 kV北郊变电站的0号备用站用变压器高压侧开关为10 kV小车开关,其合闸储能电源为直流电源,为了提高运行的可靠性,在实际运行中,此开关连接有2路直流电源。在实际操作中,如果有一路直流电源出现故障,可以用另外一路供电,保证了供电电源的可靠性。在正常运行中,这两路直流电源,只能有一路供给10 kV小车开关作为合闸储能电源,实际中供哪一路,由开关就地机构箱内的直流空开控制。由于平时操作不用打开就地机构箱,使出现的两路直流供电空开均在合位,在运行一段时间后才被发现,造成两路直流电源长期并列运行。
3.4 管理上的问题
(1)在对直流系统进行改造的过程中,老的直流系统和新的直流系统并列运行,直流系统运行方式变化较快,成为改造过程中影响直流系统安全稳定运行的一个危险点。像330 kV开关控制直流电源,由直流小母线接线方式向单路辐射方式过渡的过程中,如果对相应运行方式没有进行及时的修订,就有可能出现误拉合空开等误操作行为。
(2)变电站内的直流系统的操作没有象一二次设备的倒闸操作一样,详细地制定操作、监护规则,也没有制定操作直流系统各级人员到位规定,操作的随意性比较大,存在一定的安全隐患。
4 改进措施
针对直流系统存在的问题,给出提高直流系统运行可靠性的改进措施,使直流系统的设计、操作和检修更加规范化和标准化。
(1)做好防潮等防止直流系统接地短路措施。在适当时机,对开关端子箱、机构箱等进行密封处理,并采取有效的防潮、除湿等措施;对电缆沟进行进一步改造,做好电缆沟排水、防火、电缆散热等措施,从源头上防止直流系统出现接地短路故障。
(2)在设计上对直流系统分配、出线等要设计合理,减少在实际使用中的接线随意性,大大降低后续工作出现差错的可能性。
建议将330 kV开关控制电源、330 kV电压等级的2套保护屏直流电源等有2路直流电源的馈路,必须一路接在Ⅰ段直流母线所带的1、2号直流分配屏上,另外一路接在Ⅱ段直流母线所带的3、4号直流分配屏上;对于2路110 kV保护小室电源、110 kV机构电源、UPS直流电源、主控室信号电源等,必须一路接在馈电屏的Ⅰ段直流母线所连接出线端子上,另一路接在馈电屏的Ⅱ段直流母线所连接出线端子上;对于所有的直流出线,要尽量按照方便操作、易查找的原则布置整齐。
(3)加强对直流系统改造过程中的规范化管理。在对变电站直流系统进行改造的过程中,直流馈路是一路一路地由老的直流系统分批转移到新的直流系统上的,在这一时期,对直流系统进行操作的任务比较多,运行方式变化较大。因此,为有效降低直流系统误操作的风险性,提高直流系统以及相关变电站设备运行的可靠性,在直流系统改造期间,要及时修订变电站内直流系统接线图、现场运行规程等与变电站运行紧密相关的图纸、规程等资料。
(4)加强对直流系统操作的管理。建议对直流系统中一切改变运行方式的操作都要制定严格的操作规定:所有对直流系统的操作至少由2人进行,一人操作,一人监护;对于液晶显示屏的操作,监护人为正值班员及以上人员;操作各直流出线电源空开必须有正值班员及以上人员在场监护;操作交流进线电源Ⅰ段和Ⅱ段之间的切换,操作1、2、3号充电机所接直流Ⅰ段、Ⅱ段母线之间的切换,操作1、2号蓄电池组连接在直流Ⅰ、Ⅱ段母线之间的切换,必须有值班长及以上人员在场监护;其他对于直流系统的操作,象倒换直流出线位置等,必须有站长及以上人员在场。
(5)注重外部运行环境等细节,实现直流系统的精细化管理和操作。1)首先,明确规定每一直流回路的操作,尤其是存在两处及以上直流空开的回路,要详细规定在正常的操作中,只能对哪些空开进行操作;2)建议对在倒闸操作等正常操作中需要值班员进行分合的直流空开,以及旁边有其他类型空开的直流空开上,做一不同的明显区分标志,有效降低操作中出现误操作的风险性,提高设备运行的可靠性;3)对于直流分配屏上的指示灯和空开之间对应关系容易出现差错的问题,建议在控制面板上画上明显的分界线,使操作人员能够看清所操作空开对应指示灯的变化情况。
(6)优化现场技术,提高直流系统运行安全性水平。对于10 kV小车开关的两路合闸储能电源,可以在其机构箱内加装具有相互闭锁功能的机械切换开关,使得其两路进线直流操作电源在同一时间最多只能有一路接通,有效地防止两路直流操作电源的并列运行。
(7)加强对工作班组现场工作的管理。对工作班组拉、合直流空开,在直流屏上临时接线等必须征得值班员的同意,并做好记录,在临时工作结束后,及时恢复原直流接线方式或将更改后的接线方式详细记录在案,防止发生未拆除临时接线等问题。
5 结语
对330 kV北郊变电站直流系统在实际运行中所出现的问题进行了深入的分析,从变电站直流系统的初始设计到运行中的操作、班组检修等技术以及管理层面,对提高变电站直流系统的运行可靠性提出了一些改进措施,旨在使变电站直流系统的操作和管理更加规范化、标准化,有效降低运行中变电站直流系统出现问题的可能性。
摘要：介绍了西安供电局330kV北郊变电站直流系统的运行情况,分析了实际运行过程中所出现的问题。对存在问题进行了深入探讨,并提出了改进措施,可对提高变电站直流系统运行可靠性及变电站直流系统的规范化、标准化建设提供参考。
关键词：变电站,直流系统,标准化
参考文献
[1]董明,魏秉政.变电站直流系统运行现状及存在问题分析[J].继电器,2006,34(3):82-84.
[2]KCVZ系列全自动充电设备说明书[Z].西安:西安派恩电气有限责任公司,2008.
[3]林勇锋.220kV变电站直流系统及其优化[J].上海电力, 2003,16(1):35-39.