热稳定化（精选7篇）
热稳定化 篇1
1 引言
在配电回路发生短路故障时,大电流将通过保护装置和被保护导体,保护装置会迅速动作,切断供电回路,对导体起到保护作用。但是保护装置有一定的动作时间,在这段时间内,导体应能承受短路电流的热效应,否则将发生严重的事故。因此,《低压配电设计规范》GB50054-95第2.2.2条三款规定:导体应满足动稳定及热稳定的要求。塑壳断路器是常用的保护装置,但是随着塑壳短路器技术的发展、新产品的诞生,原有校验过程参数取值出现了很多不确定因素,本文针对这些问题,发表个人见解。
2 参数选择
《低压配电设计规范》GB 50054-95第4.2.2条一款:当短路持续时间不大于5s时,绝缘导体的热稳定性应按下式进行校验S≥I/K√t,其中:S为绝缘导体的线芯截面(mm2);I为短路电流有效值(A);t为短路电流持续时间;K为不同绝缘的计算系数。不同绝缘、不同线芯材料的值可参见表1。
但是,I、t的取值却存在难以确定的问题,下面将分别说明。
1)短路电流有效值I的取值分为两种情况,远端短路时取三相短路电流稳态有效值,近端短路时应再计入短路电流非周期分量的影响。这似乎很合理,但是事实是,随着塑壳断路器的发展、各种新技术的出现,如采用上进线静触头导电回路设计以增强触头区磁场、双断点分断技术、压力喷弧技术[1]。目前国际上各大品牌的塑壳断路器均有较高的分断能力并可以在故障电流第一次过零时分断,使电流峰值低于预期短路电流峰值,即限流能力。下面以ABB公司生产的塑壳断路器T3N250 In=160A为例,说明其限流能力是明显的。图1为T3 250在400V电压的情况下,经试验得出的限流曲线[2],X轴为预期短路电流有效值,Y轴为短路电流峰值。当预期短路电流有效值为20kA时,实际短路电流峰值仅为19.2kA。而没有限制功能时,实际短路电流峰值为40kA,两者相差20.8kA。并且随着预期短路电流的增加,他的限流特性会越来越明显。可见,在峰值受限的情况下,I的取值更加不确定,至少可以肯定的是I取三相短路电流稳态有效值是偏大的。
2)短路电流持续时间按《工业与民用配电设计手册》提供的公式:t=tb+tgu+thu
其中:tb为主保护装置动作时间;tgu为断路器固有分闸时间;thu为燃弧持续时间。
断路器固有分闸时间可以从产品手册中查到,但是tb及tgu均为不确定值。实际上短路电流从发生开始到被判定为短路电流的时间(超过10×In),对于电子脱扣器取决于脱扣器的逻辑设计和周波峰峰值采样速率;对于热磁脱扣器是电流增长速度越快,分断的速度越快(电磁力越大)。为保证断路器在接近下一个峰值前分断完成,分断过程一般是保证在1/4周波的时间内完成断路器分断的物理过程。因此分闸时间难以确定,而它们的取值将影响最终计算结果。
3 允通能量曲线
发生短路时,受故障热能影响的设备部件,其受到热能影响的程度与故障电流有效值的平方及保护设备分断短路电流的时间成正比。脱扣期间导线允许通过的能量称为“特定允通能量”I2t,单位A2s。
将式S≥I/K√t进行变换[3]
可见,若已知特定允通能量值,即可计算出导线最小截面S。
对于断路器的脱扣时间,由脱扣器定时调节的情况下,特定允通能量值可直接计算得出。其他情况下(比如短路瞬动),可由不同级别塑壳断路器对应的特定允通能量曲线查得。比如图2为塑壳断路器T3N250 In=160A的特定允通能量曲线,X轴为预期短路电流值,Y轴为能量。当预期短路电流为20kA时,断路器允许通过1.17MA2s的能量。
假设导线为YJV-0.6/1kV电缆,查表1得K=137。由此可准确的得出,热稳定满足要求的最小电缆截面为:S≥7.89,取10mm2。
4 结论
综上所述,针对导体短路热稳定校验公式中参数取值的不确定性,为了保证设计的合理、经济,本文采用允通能量曲线的方法,准确的得出导体最小截面,避免盲目放大导线截面造成的浪费。另一方面,介绍了国际品牌塑壳断路器的限流作用,使用此类塑壳断路器可以保证复杂配电系统中电气设备规格的最优配置[4],及保证在大容量变压器下或发电机近端等可能发生特大短路电流场合的安全问题。
参考文献
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[4]王彤.ABB ISOMAX SX系列限流型塑壳断路器的特点与应用[J].低压电器,2004(7):38-41.
[5]中国航空工业规划设计研究院.工业与民用配电设计手册[M].3版.北京:中国电力出版社,2005.
OPGW融冰光纤热稳定研究 篇2
关键词：OPGW,OPGW融冰,涂层剥离力,光纤拉出力,光纤长期稳定性
0引言
2008年在中国南方、华中、华东地区出现了历史上罕见的低温雨雪凝冻灾害,对电网造成极大破坏。目前,采用直流大电流加热方式对导线融冰的技术已基本成熟。在对导线融冰取得经验的基础上, 2011年至今,中国南方电网覆冰多发的省份已经对近百条输电线路OPGW进行绝缘化改造,以达到在覆冰季节可以对OPGW进行融冰的目的。
南方电网在OPGW融冰时对融冰电流的选择依据是:融冰时间1 h,OPGW表面温度90 ℃。由于融冰过程是一个对OPGW的加热过程,因此在OPGW 20~30年寿命期内,反复融冰加热过程对光纤衰减及寿命是否会带来不利影响是广大线路设计、运管和通信维护人员普遍关心的问题。
本文针对OPGW地线融冰对光纤热稳定性能的影响进行了试验研究。通过试验,了解了地线融冰温升过程对OPGW光纤长期寿命、光纤传输性能的影响,为OPGW融冰操作提供决策依据。
1试验内容及结果
对某线路 所用7种OPGW进行电流—温升试验,仅给出其中的OPGW-140结构的试验结果。 OPGW-140结构如图1所示,参数如下:光纤芯数24芯,外径15 mm,额定拉断力(Rated Tensile Strength, RTS)147 k N,20 ℃ 时直流电 阻0.557 Ω/km。 为了达到用分布式光纤测温系统(Distributed Optical Fiber Temperature Testing System,DTS)监测升温时光纤的环境温度,试验样品皆按原结构重新生产, 重新生产时光纤单元内增加2根多模A1a光纤供DTS测试用。
试验室内用于架设试验样品的2个杆塔距离100 m,高度10 m。将试验所用OPGW样品100 m张力架设在100档距试验杆塔之间,两端耐张线夹加装绝缘子与杆塔绝缘。A端留出5 m用于光纤测试,B端余缆OPGW留在盘上。在杆塔A、B两端用并沟线夹将交流大电流发生器通流母线与OPGW相连形成 回路。G.652D光纤测试 回路长度 约为4 000 m,较长的测试回路使得光纤衰减变化测试结果可信。A1b光纤回路用于测试OPGW光纤钢管内光纤环境温度变化,测试长度约为200 m。在试验段中间的OPGW表面间隔3 m用纱线捆绑若干热电偶探头。用可调式轴流风机模拟环境风速。
试验时,用光时域反射仪(Optical Time Domain Reflectometer,OTDR)监测光纤衰减变化,用DTS监测光纤温度变化,用热电偶监测OPGW表面温度变化及试验室环境温度,用风速计测试OPGW表面处风速。
1.1温升试验
OPGW-140的电流 – 温升、风速 – 温升、衰减变化曲线如图2所示。在整个升温过程中,OPGW内部光纤温度始终高于表面温度,温度越高,温差越大。 当表面温度为90 ℃时,内部光纤温度接近110 ℃。 而当OPGW处于2 m/s风速的环 境下,内部光纤 温度与表面温度相差不大,约在5 ℃。当无风处的OPGW表面温度达到110 ℃时,2 m/s风速下的OPGW表面温度仅有63 ℃。在整个试验过程中,光纤衰减变化小于0.02 d B/km。
1.2模拟20年寿命期内OPGW的融冰加热过程
自然界覆冰现象每年都会出现,对架空输电线路而言,每年都要经受冰灾的考验。这就要求对输电线路导、地线进行反复融冰,而OPGW含有通信用的光纤,是否能承受这种反复的长时间的通流融冰操作,还需要进行试验验证。考虑到OPGW设计寿命一般为20~30年,假设平均每年融冰2次,每次融冰时间1 h。对OPGW-140进行了20次、每次2 h的电流 – 温升试验,模拟输电线路20年寿命期内,每年2次的融冰过程。
试验缆长度200 m,在2个杆塔之间“U”型架设。每天对OPGW通入230 A的电流,保持OPGW表面温度在100 ℃左右,维持2 h,此时内部的光纤温度约在120 ℃,试验周期20天,同时监测光纤衰减变化情况。在整个试验过程,光纤衰减保持不变。 20年寿命期内的OPGW融冰加热过程的衰减变化如图3所示。
虽然融冰时OPGW的表面温度设定为90 ℃, 考虑到20年寿命期的光纤自然老化过程,将试验时的OPGW表面温度提高了10 ℃。以下为描述方便,将经受过这个加热过程的OPGW称为“热老化OPGW”,热老化OPGW内光纤单元的光纤称为“热老化光纤”。
1.3热老化OPGW的各项性能试验
将热老化OPGW样品做机械、环境试验,检验在经过120 ℃、40 h的热老化后,在各种试验条件下的光纤衰减变化性能。试验参照IEEE 1138–2009及DL/T832–2003标准进行。部分试验结果见表1所列。由试验结果可知,热老化OPGW的各项机械、 环境性能满足标准要求。
1.4涂层剥离力和光纤拉出力试验
在研究光纤涂层老化性能时,一般采用光纤拉出力(pull-out force)表示光纤涂层与光纤包层之间的粘结力。尽管一般认为涂层剥离力与涂层粘结力的关系不大[2],但还是有较多文章采用涂层剥离力 (coating strip-force)[1]表示涂层的老化性能。文章按2种试验方法进行了试验,由于光纤拉出力目前国际上暂无统一标准,本次试验是按照某光纤涂料厂家企业标准进行。
试验中,试样1— 9为经过热老化的光纤,试样A/B是与试样1— 9同一批、未经过热老化的着色光纤。试样C/D与试样A/B是同一根光纤,但是经过了125 ℃、48 h的连续快速老化。这个老化过程为:从试样A、B光纤上折取约5 m长的光纤,成圈后放入一个装有光纤膏的容器中,光纤浸入纤膏内以模拟光纤单元中光纤的实际环境。将此容器放入125 ℃的高温试验箱,保温48 h。对比3种光纤的涂层剥离力和光纤拉出力变化,了解光纤加热过程对光纤涂层与光纤包层之间粘结力的影响。涂层剥离力试验结果见表2所列,光纤拉出力试验结果见表3所列。
在表3中,试样2和试样3的着色层在试验中脱落,数据不是真实反映。从试验结果可以看出,老化光纤的涂层剥离力及光纤拉出力与未老化光纤相比,有明显下降。快速老化光纤的涂层剥离力与试验前相比变化不大,但光纤拉出力明显下降。由于光纤拉出力更能真实反映涂层粘结力的大小,因此, 试验结果说明光纤的加热老化过程会使涂层粘结力降低。
2融冰过程与光纤衰减、光纤寿命的讨论
2.1融冰过程与光纤衰减
Andrei A.Stolov等人利用TGA方法研究 了光纤涂层在不同高温环境下的失重速率,利用阿累尼乌斯公式推算了不同失重情况下的寿命[3,4]。康宁及DSM公司Valery A.Kozlov等人在研发中温光纤涂料时,就是以涂层失重10% 做为光纤寿命终结的判据[5],即将光纤放置在某一特定高温环境下维持一定的时间,当涂层失重达到10% 时,所用时间即为此温度下的光纤寿命。
虽然上述研究结果给出了光纤在不同高温环境下的热失重计算寿命,但该结论在实际应用中无法预测光纤涂层的失重会对光纤衰减有多大的影响。 目前尚不能确认的是,在OPGW 30年寿命期内,每年冬季1~2次的融冰过程是否会使得光纤涂覆层出现例如5% 或更小的失重,这个失重值是否会对光纤衰减带来0.01 d B/km的衰减增加。因为这个衰减增加对于长距离的电力光纤传输也是不能容忍的。
由于目前绝大多数光缆的应用环境皆为大气环境,温度在 –30~+60 ℃。因此,对光缆中光纤使用寿命(或衰减增加)的影响因素研究较多集中在如应力、弯曲、氢损、潮气、溶剂等方面,而对于光纤处在一个相对较高的温度下(高于85 ℃)的长期使用寿命研究相对缺乏。特别是光纤经受高温环境后对光纤衰减变化量影响的研究未见有详细报导,大多研究涂层热老化后模量或伸长率的变化,而对模量或伸长率变化是否会带来光纤衰减的变化,变化量有多少,还未见有研究报导。
因此,对OPGW内光纤进行加热老化后检验其在各种试验环境下的衰减变化,可在OPGW融冰过程对光纤的热老化影响,以及对光纤衰减的影响有较清晰、全面的了解。通过模拟20年寿命期融冰操作对OPGW的加热过程,可以了解经历过高温的光纤是否还能满足光纤通信的要求。如果由于光纤经受了高温过程,引起光纤涂层失重或劣化,缓冲功能降低,在OPGW受到风激振动、舞动等外力作用时, 这些外力有可能传导到光纤表面引起光纤损耗增加。在低温时,由于纤膏和涂层的冷缩导致光纤受力等原因,因光纤涂层缓冲功能降低,也可能会导致光纤衰减增加。
热老化OPGW的各项机械、环境试验结果表明, 在经历了120 ℃的20年寿命期模拟融冰加热过程后,光纤衰减性能在各项试验中显示正常。试验结果表明,20年寿命期的融冰加热过程不会对光纤衰减产生明显影响。
2.2融冰过程与光纤寿命
光纤涂层的作用有2个:一是保护光纤不受外力破坏,减小光纤弯曲损耗;二是涂层与光纤包层之间的粘结力可防止包层微裂纹扩大,增加光纤强度和寿命。Skutnik等人的研究结果表明,涂层粘结性能较强的涂覆光纤具有较高的n值[6]。
从试验结 果得知,老化光纤 的涂层剥 离力和光纤拉出力与同一批次的未老化光纤相比,均有明显下降,意味着光纤一次涂层与玻璃的粘结力下降。由于粘结力与光纤长期寿命有关,粘结力下降意味着光纤断裂的可能性增加。在中国,220 k V以下电压等级输电线路OPGW的设计寿命要求一般为25年,而电压等级在500 k V以上的输电线路, 对OPGW的寿命要求为30~40年。当融冰电流使OPGW外层温度达到90 ℃时,长期融冰过程的高温可能会对光纤寿命产生影响。因此,OPGW融冰电流的选取应以光纤的安全使用温度为依据。建议融冰电流的选取以OPGW表面温度为70 ℃控制,尽量减少融冰电流,延长融冰时间,以保证光纤长期安全寿命。
3结语
根据试验结果可以得出以下结论。
1)在对OPGW进行融冰操作时,内部光纤温度要高于OPGW表面温度。表面温度越高,该温度差越大。当OPGW表面温度为90 ℃时,内部光纤温度有可能超过110 ℃。
2)当融冰时OPGW表面温度选取90 ℃时,模拟了20年寿命期、每年2次的OPGW融冰加热试验过程。试验后OPGW在各机械、环境温度试验条件下的光纤衰减没有明显增加。
热稳定化 篇3
PAN原丝分子的侧链上含有氰基,经过γ-射线辐照后,在陷落自由基引发下,同时存在生成交联或者环化结构的反应,其化学结构的转变是预氧化进程改变的根源,本研究通过紫外、红外和核磁共振碳谱等表征手段,探究了辐照后原丝分子结构的变化,同时,采用Kissinger方法研究了经辐照后原丝预氧化反应动力学参数的变化,计算了相应的反应活化能与指前因子,推导了辐照原丝结构形成以及预氧化过程的反应动力学特点。
1 实验部分
1.1 样品制备
聚丙烯腈(PAN)原丝及辐照原丝样品(上海应用物理研究所)的制备:将国产3K PAN原丝用铝箔包覆,在室温真空条件下采用γ-射线辐照,在一定的辐照条件下,获得辐照PAN原丝。
1.2 分析测试
采用紫外可见分光光度计(UV,UV-2450型)对样品进行结构分析。将PAN纤维均匀缠绕在样品板外层,形成可以发生漫反射的PAN表面层,放入样品室固定好。测试中以硫酸钡为参照物,设定狭缝宽为0.5,测试范围为240~850nm。
采用傅里叶变换红外光谱仪(FI-IR)对样品进行结构表征。采用KBr压片法制备测试样品,将样品充分剪碎,取少量样品混入KBr粉末后研磨均匀并压成半透明测试样片,设置实验扫描的波数范围为400~4000cm-1,分辨率4cm-1。
采用核磁共振谱仪(13C-NMR,Av-300型)表征样品的链结构。将PAN纤维剪成粉末后取适量放入仪器中,实验采用4mm的CP/MAS探头,设置转子旋转速率为8kHz,共振频率为73.5MHz,脉冲宽度为6.6μs。累积扫描次数为300~3175次,循环延迟时间为5s,接触时间为3ms。
称取1g左右的样品,先用滤纸包裹,再用不锈钢网包裹,然后放入纯净的二甲基亚砜(DMSO)溶剂中,80℃下溶解24h。取出样包,然后用乙醇进行抽提12h,烘干至恒重,称重,根据溶解后残余的不溶物含量计算其凝胶含量。
采用差示热量扫描分析仪(DSC,Q100型,美国TA公司)。将PAN样品剪成粉末状,取3~5mg样品放入Al坩埚中,氮气气氛,流量50mL/min,温度范围为150~350℃,设定升温速率分别为25、20、15、10和5℃/min。
2 结果与讨论
2.1 辐照PAN原丝的结构变化
PAN原丝的辐照效应主要包括交联与裂解,陷落自由基以及氰基不饱和叁键的变化,图1为未经辐照处理的PAN原丝和经过辐照处理的PAN原丝的FT-IR谱图,图中2240cm-1附近代表C≡N伸缩振动的吸收峰(νC≡N),1630cm-1附近为亚氰基双键的伸缩振动区域,从结果中可以看出,PAN原丝经过辐照处理后,C≡N含量减少,C=N的相对含量增多,表明由于叁键的不饱和活性,辐照产生的主要结构变化是发生了氰基向亚氰基的转变。
图2是未经辐照处理的PAN原丝和经过辐照处理的PAN原丝的UV谱图。两种PAN原丝的紫外光谱均在250~300nm波长范围内出现吸收峰,这个峰为n→π*跃迁吸收峰。从图2可以看出经过辐照后,吸收峰的波长由267nm红移至271.5nm,这是由于辐照后PAN出现了共轭结构,使得n→π*跃迁所需能量变小,从而导致n→π*吸收带向长波长移动。同时,辐照后的PAN产生了与预氧化过程中相似的颜色变化,而预氧化中的颜色变化一般也被认为是由于反应产生了连续共轭结构,使得吸收光的能量变小,波长变长造成的。因此,从上述两方面推断,双键共轭结构是辐照后产生的主要结构。
图3为经辐照处理前后PAN原丝和的13C-NMR谱图,图中,30×10-6处为亚甲基和次甲基的特征峰,120×10-6处为氰基结构的特征峰。计算I30/I120,即两种结构的相对含量比,可以发现辐照后氰基特征峰相对强度下降了,与红外分析中辐照过后相对C≡N含量下降相一致。对样品做凝胶含量测定,辐照前原丝的凝胶分数为15.7%,而辐照后,纤维的凝胶分数上升到70.6%,凝胶含量大幅提高,进一步证明了共轭交联结构的生成。
以上分析说明,辐照引发的反应使得氰基含量相对减少了,并产生了共轭结构。可以产生的共轭结构包括环共轭和线形共轭,如图4所示。
2.2 辐照原丝的热稳定化动力学分析
运用Kissinger法[6,7,8,9]计算辐照前后原丝热稳定化反应的动力学参数,只需要一系列不同升温速率下的热力学行为曲线即可。Kissinger公式如式(1)所示:
式中,为升温速率,℃/min;Tp为对应升温速率下的峰值温度,K;Ea为活化能,kJ/mol;A为指前因子;R为理想气体常数。通过实验获得不同升温速率下的Tp值后,将对1/Tp作图,通过拟合直线的斜率可计算反应的活化能Ea,通过截距可求得指前因子A。
不同升温速率下辐照前后原丝的DSC谱图如图5所示。从图5中得出不同升温速率条件下的峰顶温度,根据Kissinger方法将作线性拟合,如图6所示,根据拟合曲线的斜率和截距所求得的活化能Ea、指前因子A列于表1。
[(a)未辐照;(b)辐照后PAN原丝]
[(a)未辐照原丝;(b)辐照后原丝]
表观活化能反映了热稳定化反应发生所需的起始能量,从表中结果可以看出,辐照后原丝的热稳定化反应表观活化能提高,这是由于辐照导致了部分线性共轭结构的产生,相对于PAN线性高分子链的相邻氰基的环化反应,该类结构由于受化学环境的影响,发生环化反应的能垒较大,表观活化能较高,导致反应温度区间相对偏高。而辐照后原丝的热稳定化反应的指前因子有所增大,表明辐照后原丝尽管起始反应温度较高,但反应发生的速度相对较快。
3 结论
PAN原丝经γ射线辐照后,由于叁键的反应活性,在产生环状共轭结构的同时,会产生线性共轭交联结构,这类结构的生成,导致热稳定化反应的表观活化能升高,反应起始温度相对较高,但引发反应后速度相对较快。
参考文献
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热稳定化 篇4
关键词：电力系统,预想故障,热稳定,断面,限额计算
0 引言
电力系统运行方式专业的主要任务是保障电网的安全稳定运行。年度运行方式及重大检修运行方式下的电网分析计算及对策研究是电网运行方式专业的重要工作[1,2,3,4,5]。随着电力负荷的快速增长、区域电网的互联、电源及电网的逐步建设,以及电网计算规模的不断增大,运行方式计算的难度及工作量也随之增大。
由于电力系统事故的实时处理在技术上仍存在较大困难,故电网运行方式研究的着眼点在于预防事故,使电网运行于正常安全状态,此时除了需要满足系统负荷需求外,还需要满足运行约束(无潮流和电压越限)和可靠性约束(能承受一定预想故障的冲击)[6,7,8,9,10]。当某一电力设备发生故障并退出运行时,将引起潮流在电网中的重新分配,并可能导致部分电力设备潮流增大[11,12,13]。为避免引发连锁故障,给调度人员处理事故留出充足的时间,需要对电网正常运行时的潮流进行适当的控制,以保证可信的预想开断发生时,不至于引起电力设备超短时载流量。
由于电网的可靠性约束与预想故障后的电网状态有关,且与电网调度人员的主要调节手段(如机组有功出力)之间的关系较为复杂,很不直观,给电网调度人员监视与控制电网带来困难,这就要求能够通过对电网正常运行状态的监视与控制,来保证电网的可靠性约束。事实上,提供断面热稳定限额的目的就是希望通过对电网正常运行状态的监视,实现对电网可靠性约束的监视,只要保证电网正常运行状态下各断面的潮流不超过断面限额,则电网的可靠性约束就能够得到保证。
断面热稳定限额可以定义为预想开断前断面有功潮流的允许控制上限。热稳定限额计算是华东电网运行方式专业的重要工作之一。在年度运行方式及重大检修方式下,均需要计算重要断面的热稳定限额,并提供给调度台进行断面潮流的监视及控制。
预想故障集的选择一般采用N-1安全准则,主要考虑线路N-1故障、主变压器N-1故障及母线N-1故障,对于部分同杆率较大的线路,需考虑双回线同时开断的情况。
在目前的工程计算中,运行方式专业人员一般依据经验选择重要预想故障,手工编辑预想故障后的电网运行方式,并利用BPA或PSASP等离线分析软件进行潮流计算。在此基础上,根据预想故障前后的潮流计算结果,手工计算预想开断设备组的潮流剩余系数及向其他设备组的潮流转移系数,进而采用试探的方法计算断面热稳定限额。该计算过程繁杂,工作量巨大,且计算结果的正确性与专业人员的经验关系密切相关。借鉴热稳定限额工程计算方法的基本原理,将预想开断后潮流剩余系数及转移系数的计算程序化,提出了热稳定限额计算问题的线性规划模型及相应的求解方法。根据本文所提出的方法,基于C++语言开发了断面热稳定限额实用计算软件,并实际应用于浙江电网,取得了良好的效果。
1 断面热稳定限额计算模型及算法
1.1 长期允许载流量与短时过载能力的归算
电网正常运行时应满足热稳定约束,即任意电力设备的潮流应不超过设备的长期允许载流量,以保证电力设备的安全运行。
电网的可靠性约束要求电网能够承受一定的预想故障并安全运行,即电网在发生可信的预想开断之后,电网内任意一个电力设备的潮流均不应超过设备的短时过载能力,从而给电网调度人员处理事故留出时间,保证电气设备及电网的安全运行。
实际电网中的潮流越限主要是因为有功潮流太大造成的,断面热稳定限额计算时主要关注电网的有功潮流分布。部分3绕组变压器的低压绕组可能纯粹用于无功补偿,但绕组的容量与补偿设备的容量在设计时就应匹配,故不可能出现过载的情况。
主变压器的铭牌参数一般直接给出其额定容量,线路则一般按电流给出长期允许载流量Imax及短时过载能力,可根据电网额定电压UN计算其最大容量Smax,即
有功潮流P与容量S之间的关系如下:
为保证电网电压质量,抑制电网有功损耗,实际运行中重载线路及主变压器的运行力率一般较高(一般高于0.92)。在限额计算时可适当保守,按力率取0.9核算有功潮流上限Pmax,即
要使电力设备不过载,一般只要保证线路或主变压器的有功潮流不超过Pmax即可。
1.2 剩余系数和转移系数的概念
总体而言,在高压、超高压及特高压电网中,有功潮流间一般具有较好的线性关系,局部线性化效果较好,计算误差较小,故可以通过线性化近似表示电网预想故障前后有功潮流间的关系。对于并联运行的线路或并列运行的主变压器,其有功潮流分配由设备参数决定,各设备的有功潮流呈近似线性关系,在电网监视与控制中只能当成一个自由变量来考虑,这里将其定义为设备组。
当预想开断发生时,电网中各设备的有功潮流将重新分布,预想开断前后的潮流变化与预想开断的位置及开断前的潮流有关。当预想开断发生于某一设备组时,该设备组的有功潮流有一部分将通过设备组内的剩余设备进行传输,另一部分则将转移至其他设备组。预想开断设备所在设备组的剩余潮流与开断前的有功潮流之间的比例称为剩余系数,其他设备组预想开断前后的有功潮流增量与预想开断设备组开断前的潮流之间的比例称为转移系数。
对于线路或主变压器N-1开断故障,预想故障将开断单一设备(即单个设备组内的单个设备);对于母线故障或多重故障,预想故障可能开断多个设备,且这些设备可能位于多个不同的设备组。这里将单重故障看成是多重故障下的一个特例。假设预想故障k将开断SkST(ST为设备组集合)内的设备,由于预想故障后的潮流分布将与Sk中各设备组故障前的潮流有关,为计算预想故障前后设备组有功潮流间的关系,可将预想故障k看成逐一开断与设备组i∈Sk相关设备的结果。设预想故障k第s步开断与设备组f相关的设备,根据剩余系数及转移系数的定义,有
式中:Wkff,s为预想故障k第s步开断时设备组f的剩余系数;Wkft,s为第s步开断时设备组f向设备组t的转移系数;Pfk,s为预想故障k第s步开断时设备组f的有功潮流。
由式(4)和式(5)综合可得:
由式(6)递推可得,预想故障k发生后设备组j的有功潮流为:
式中:Rkij为预想故障k开断后的综合剩余系数或综合转移系数;Pi0为预想故障开断前设备组i的有功潮流。
关于剩余系数及转移系数的示例见附录A。
1.3 设备组运行潮流约束
电网的潮流运行约束可描述为:
式中:珚Li为设备组i的长期允许载流量,可通过设备组内设备间的潮流比例及关键设备的长期允许载流量获得。
电网的可靠性约束可描述为:
式中:珚Eik为预想故障k发生后设备组i剩余设备的短时允许载流量,可通过预想故障后设备组内剩余设备间的潮流比例及关键设备的短时载流量获得;SC为所考虑的预想故障集。
由式(8)及式(10)可得:
式(9)及式(11)给出了设备组有功潮流之间的约束关系,描述了设备组有功潮流的可行域空间。只要各设备组的初始有功潮流满足该约束,电网的热稳定性即能得到保证。
1.4 设备组热稳定限额优化模型及算法
将设备组热稳定限额定义为设备组初始有功潮流的允许控制上限,只要将各运行设备组的初始有功潮流控制在该限额之内,就能够保证电网的安全运行。显然,设备组热稳定限额应该是一个特殊的正常安全运行状态,由此可得:
式中:珚Pi为设备组i的热稳定限额。
显然,从电网运行的角度来看,在保持电网正常运行的条件下,希望设备组热稳定控制限额尽可能大。由于式(13)约束的存在,设备组的热稳定控制限额之间存在协调关系。考虑到电网初始潮流运行状态大致描述了电网的有功潮流状态,协调的目标可定义为使设备组热稳定限额与初始有功潮流的最小比值最大化。由此可将设备组热稳定限额计算问题描述为:
式中:s为各设备组热稳定限额与初始有功潮流的最小比值。
对于电厂升压变压器,由于其最大可能出现的有功潮流是确定的,且电网运行时应该使机组具备满出力的能力,因此,其设备组限额可以按机组满出力直接给定。
式(14)至式(17)构成一个线性规划问题,可采用线性规划单纯形法求解,其优化结果很可能不是所有设备组的热稳定限额与初始潮流的比例同时达到最大值,可根据单纯形法最优解处的基变量信息判断起作用约束,从而确定限额不能进一步增大的设备组,以及相应的限额和瓶颈。取定这些设备组的热稳定限额,并将式(15)及式(16)中的相应约束剔除,更新式(17)中的约束条件,即可构造出新的热稳定限额优化计算模型,通过新一轮的优化计算能够取定一部分新设备组的热稳定限额。循环该过程直至所有设备组的热稳定限额均给定为止。如果设备组热稳定限额超过初始潮流的20倍,则可以不进行进一步优化,这些设备组有着很充足的裕度,实用中一般不太关心其热稳定限额。
由于式(17)约束的存在,使得各设备组的热稳定限额之间存在耦合关系。采用广度优先或深度优先的方法搜索存在耦合关系的设备组,将其合并为一个岛,并逐岛计算各设备组的热稳定限额,将有利于减小优化问题的计算规模,提高计算效率。
1.5 断面热稳定限额计算
上述分析过程将设备组定义为基本控制单元,但实际电网中可能对多个设备组给出总的控制限额,目前复杂断面的给定仍需由运行方式专业人员根据经验给出。对于没给定所属断面的设备,则由程序按设备组逐一生成相应断面。断面热稳定限额则直接由设备组的限额叠加给出。
2 算例分析
以浙江电网2011年夏大运行方式为例,表1给出了瓶窑变电站部分相关设备组的热稳定限额计算结果。从表1后3行来看,算法求解结果与年度运行方式计算结果具有较高的一致性,只是年度运行方式计算结果相对保守。但从前3行来看,一方面,年度运行方式中将杭瓶2412_杭窑2413及瓶青2425这2个设备组合并为一个断面,可相应地将2个设备组的限额叠加以与年度运行方式计算结果进行比较;另一方面,算法计算结果与年度运行方式之间存在较大差异。分析发现,年度运行方式计算中通过压低湖瓶2414_湖瓶2418断面的有功潮流,以提高杭瓶2412_杭窑2413及瓶青2425断面的潮流。大量的算例分析结果表明,多数情况下,算法所给结果与手工计算结果一致,少数情况下也可能出现一定差异,偏差原因主要来源于优化时采用的限额与初始潮流最小比值最大原则及手工计算时并不完全一致。即使在这种情况下,算法给出的剩余或转移系数仍是正确的,可通过灵敏度分析给出设备组或断面的期望限额,减轻计算工作量。
表2给出了部分设备组在不同运行方式下的热稳定限额计算结果。表2的前3行数据分别对应于单回线、双回线和主变压器设备组,比较它们在夏小、夏大、冬大3个运行方式下的初始潮流和断面限额可以发现,初始潮流随着运行方式的改变有较大差异,但是得到的设备组限额差异并不大,说明算法的计算结果受初始潮流的影响不大;对于第4行数据,二白2447在3种运行方式下初始潮流的差异并不大,但2个季节下差异比较明显,这是由于夏季和冬季之间该线路附近的电网结构发生了改变,限额优化计算结果较好地反映了该变化。
3 结语
本文提出了基于电力系统安全运行约束条件的电网断面热稳定限额计算方法,给出了断面限额优化计算模型,自动寻找需要计算的断面,给出断面限额优化结果。编写的软件可以以树状报表形式清晰地给出设备组潮流的剩余系数和向其他设备组的转移情况,以及断面限额结果的相关信息。浙江电网的实际应用证明了断面限额计算结果的有效性和可靠性,大大减轻了运行方式专业人员的计算工作量,有力保证了电力系统的安全稳定运行。
热稳定化 篇5
关键词：决策空间,热稳定安全域,交流潮流,决策变量,线路电流限值约束,临界点
0 引言
电力系统的热稳定安全域 (thermal security region, THSR) 是使系统所有输电线路的电流限值约束都得到满足的节点注入功率空间上的或决策空间上的集合, 它是仅计及热稳定约束的电力系统静态安全域[1,2,3]。其应用可以使电力系统的在线安全监视、评估与控制更加科学和有效[2,4]。
确定THSR边界的最基本方法是首先通过大量交流潮流迭代计算得到足够数量的临界点 (节点临界注入功率向量) , 进而对这些临界点进行拟合来确定THSR边界, 其计算量较为庞大, 故已开展了THSR边界快速生成方法的探索[1,2,4]。其中文献[4]所确定的THSR工程实用边界精度较高, 较适用于系统实时运行调度, 但由于该文所基于的线路有功和无功电流的解耦表达式[5]是在忽略线路电阻的假设下导出的, 而且没有计及松弛节点的注入复功率的影响, 因而制约了准确性的提高。
本文进一步表明, 在工程实际关心的范围内, 决策空间中THSR边界面可用超平面近似描述, 并且基于交流潮流模型推导出了计算超平面系数的解析表达式。由于推导过程未对交流潮流模型进行任何形式的简化, 因此, 本文方法能够更好地保证计算所得边界的准确性。
1 热稳定安全域的表达式
假设系统由n+1个节点和nb条支路组成, 其中节点0为松弛节点s, 并用表示该节点复电压相量, ;用G={1, 2, …, ng}表示发电机节点的集合, 则其有功和无功功率注入向量可分别记为PG∈Rng和QG∈Rng, 其节点电压幅值向量可记为VG∈Rng;用L={ng+1, ng+2, …, n}表示负荷节点的集合, 则其有功和无功功率注入向量可记为, 其节点电压幅值向量可记为;用N=G∪L∪0表示全部节点的集合;用B表示全部线路的集合。
电力系统的静态安全域[5]通常定义为:
式中:f (x) =y为潮流方程, x∈Cn+1为节点复电压向量, y∈Cn+1为节点注入复功率向量;V为节点电压幅值向量, V=[VLTVGT]T;Il为线路电流幅值向量;RV, Rl, RGP分别为如式 (2) 所示的节点电压幅值约束、线路电流约束和发电有功功率约束;上标M和m分别表示变量的上、下限。
考虑到在电力系统实时控制中, PG和VG以及PL和QL属于决策变量[6], 分别对应于潮流方程求解中的P-V指定向量和P-Q指定向量。为便于与潮流分析相配合, 本文假设为指定值不变, 把向量[PLTPGTQLTVGT]T∈R2n所处的空间作为决策空间。于是本文研究的THSR定义如下:
式中:;RGV表示发电机节点电压幅值约束, 。
为了简便起见, 在下述推导中可定义:P=[PLTPGT]T∈Rn, Q=[QLTQGT]T∈Rn。
在不考虑实际工程约束的情况下, THSR边界在决策空间内为高维的非线性曲面。如在9节点系统[7]中, 保持其他决策变量为常数, 采用逐点法在由负荷节点8的有功注入功率P8、发电机3有功注入功率P3和发电机3电压幅值V3组成的截面上计算大量临界点, 可得如图1所示的线路8-7的电流限值为200A的THSR边界面。
二次表达式可用于描述安全域的非线性[8], 但由于解析项数量太多, 难以在优化计算和在线可视化[9]监测中应用, 因此, 本文考虑求取一次近似表达式。在实用安全域的研究中, 工程所关心的范围不会超出设备的容许使用范围 (如图1所示, P3∈[0, 130]MW, V3∈[13.80, 15.18]kV (即标幺值1.0到1.1) 与P8≥0 MW的范围) 。在这样的范围内, 安全域可用一个或少数几个超平面近似描述[4], 因此, 需要推导超平面的解析表达式来近似描述工程关心范围内的THSR边界 (如图1的着色面) 。
2 线路电流限值边界的快速计算
如图2所示, 设线路k的首末端节点为i和j, 分别表示流入线路k首端i和末端j的电流, 分别表示在线路k首端i和末端j经对地导纳流入中性点的电流, 表示线路k上由首端i流向末端j的电流。下文中的线路k电流专指:
若设yij=gij+j bij, yi0=j bi0, 以θ表示节点电压相角, 且考虑到1∠θij=cosθij+jsinθij和, 则可得
令|Ik|2=fI (θi, θj, Vi, Vj) , 设系统当前运行点为[ (θ0) T (V0) T (P0) T (Q0) T]T, |Ik0|2=fI (θi0, θj0, Vi0, Vj0) , 对fI泰勒展开并略去二次及以上的高次项可得:
式中:Xk=Δ[θiΔθjΔViΔVj]T;JI∈R1×4是由|Ik|2关于θi, θj, Vi, Vj的一阶导数组成的Jacobi矩阵, , 表示运行点变化后产生的线路电流平方的差值。
在节点注入功率增量与节点电压增量之间, 可用潮流方程的灵敏度矩阵[10,11]建立如下的近似关系:
通过代换消去式 (7) 中的ΔQG, 可得Δθ和ΔVL与ΔP, ΔQL, ΔVG的如下转换关系:
Δθi, Δθj, ΔVi, ΔVj与ΔP, ΔQL, ΔVG在式 (8) 中所对应的关系可整理为:
式中:S′∈R4×2n。
用|IkM|表示线路k的电流限值, 当|Ik|2=|IkM|2时, 将式 (10) 代入式 (6) 得:
式中:Δ|IMk|2=|IMk|2-|I0k|2, 表示线路k电流限值平方|IMk|2与当前电流幅值平方|I0k|2的差值。
为了提高计算的精度, 一般在一个使|Ik0|=|IkM|的临界点[θTcrVTcrPTcrQTcr]T处生成JI和S′。显然临界点处Δ|IkM|2=0, 所以式 (11) 可简化为:
式 (12) 是响应域[12]形式 (指在以临界点为原点的邻域内使线路k仍处于热稳定安全状态的[ΔPTΔQTLΔVTG]的集合) 的近似表达式。将ΔP=P-Pcr, ΔQL=QL-QLcr和ΔVG=VG-VGcr代入式 (12) 并归一化, 可得决策空间中全域形式的线路k的THSR边界的一次近似表达式:
其中常数项
式 (13) 最终可整理为式 (15) 的形式:
式中:系数ai, bi, ci由JIS′∈R1×2n给出。
综上, 由既定临界点所确定的超平面所围成的线路k的热稳定安全域可由下式定义:
需要注意的是, 式 (16) 是针对既定线路的既定电流越限方向的THSR。由于线路k的电流极限可为±|IkM|, 即有2个不同的电流越限方向, 它们分别对应于2个不同的常数项C, 所以任一线路k会有2个式 (16) 形式的安全域。如果分别用ΩT, (+k) 和ΩT, (-k) 表示, 则线路k的热稳定安全域为ΩT, k*=ΩT, (+k) ∩ΩT, (-k) 。它是2个超平面之间的空间, 这2个超平面一般情况下已不再平行。
于是, 整个电网的热稳定安全域可由所有线路热稳定安全域的交集给出:
式 (17) 所给出的ΩT是2n维实空间上的超多面体[5], 形状十分复杂, 但在某个时段内实际电网中可能越限的线路数量是有限的 (令其集合为) , 而且目前可能越限的电流方向也是明确的。因此, 可以重点关注这些线路在目前可能越限的电流方向上所对应的热稳定安全域ΩT, k, k∈B′。
需要强调的是, 对于既定的电力网络, 式 (16) 和式 (17) 所定义的热稳定安全域是唯一确定的, 与运行状态无关。故可以离线计算所有的超平面系数并存储起来, 供在线安全监视、评估和优化[4]时调用。只是考虑到电网运行的实际可能性, 不必对全部线路k∈B计算出ΩT, k边界的超平面数学描述, 而只需针对选定集合, 离线计算出相应边界的近似超平面系数即可。并不需要在线实时地计算边界的超平面系数。
本文在确定边界面的近似超平面系数时, 采用了灵敏度分析技术。而当进行在线安全监视、评估和优化时, 则是直接使用如式 (16) 所示的的数学描述。
3 运行点转移的迭代计算
为求解超平面表达式 (15) , 需已知一个线路k在可能越限的电流方向上的THSR边界面上的临界点 (为简单起见, 后文叙述中略去“在可能越限的电流方向上”几个字) 。而决策空间中实际存在着无数个这样的临界点, 但本文方法仅需其中的1个。为求得某特定临界点, 需先设定发电机控制节点集合GC={g1, g2, …, gm}, m≤ng, 。
描述线路k的某个THSR临界点的非线性方程组可写为由1个线路k电流幅值平方的不平衡方程式、ng-m个节点注入功率不平衡方程式和2n-2ng+m-1个转移方向的不平衡方程式组成的非线性方程组:
式中:ΔPi (i∈GC) 为选定的发电机控制节点的有功注入功率增量;αi为可能的负荷节点有功注入功率和发电机控制节点有功注入增量之比;βi为可能的负荷节点无功注入功率增量和有功注入增量之比ΔQi/ΔPi (i∈L) ;由αi组成的行向量α和βi组成的行向量β表示运行点的转移方向, Δci组成的行向量Δc和Δdi组成的行向量Δd表示每次迭代后转移方向的偏差值。
采用牛顿法求解该方程组, 设, 则第t次迭代过程中ΔP′ (t) , Δ|Ik|2 (t) , Δc (t) , Δd (t) , Δθ (t) , ΔV (t) 有如下对应关系:
式中:J′为根据式 (18) 求得的Jacobi矩阵。
通过运行点转移的迭代计算 (见图3) , 可求得1个线路k的THSR临界点。该迭代过程的计算时间很短, 与1次潮流计算的耗时相当。
4 算例分析
在验证近似边界的精度时, 以交流潮流边界 (由交流潮流逐点法生成的THSR真实边界) 为基准, 并根据下式计算误差:
式中:ε和n分别为在工程关心的范围内, 超平面边界的平均误差和进行比较的临界点总数;SiAC为交流潮流边界上的第i个临界注入点的决策空间向量, Si为相应的近似边界上的第i个临界注入点的决策空间向量, 上述2个临界注入点分别处于由初始运行点所绘的同一条放射线上。
4.1 算例1
图4所示的9节点系统[7]中包含3个负荷节点 (节点5, 6, 8) 、2个发电机节点 (节点2和3) 和1个松弛节点 (节点1, ) 。若不考虑无节点注入复功率的连接节点, 则该算例的决策向量可简化为。
设额定功率为100 MVA, 以标幺值 (负荷节点的注入功率为负值) 来表示的初始运行点为, 将运行点转移到线路8-7电流为200A的THSR临界点, 在该临界点处可求得式 (15) 的超平面系数如表1所示。
鉴于高维空间THSR无法进行几何上的直观表示, 所以下文采用由P8和P3组成的THSR边界二维断面[13,14]来表示, 此时其他节点注入维持临界点的值不变。图5给出了分别由交流潮流逐点法、本文方法及文献[4]方法得出的THSR边界, THSR即为图中阴影覆盖的区域。由于本文方法在推导中对交流潮流模型本身未进行任何省略, 因此, 在该算例中本文方法的误差 (0.52%) 明显小于文献[4]方法的误差 (2.74%) 。
为验证不同临界点对生成边界的影响, 本文又取了2个不同的临界点1和2, 分别生成THSR的近似边界, 如图6所示, 其误差分别为1.03%和0.71%, 与图5中本文方法生成边界相比变化不大。观察图6可见, 2条近似边界均与真实边界上经过1个临界点的切线极为接近;而如图5所示, 文献[4]生成边界上的点分布于交流潮流边界的两侧, 与真实边界上经过一个临界点的切线相差较大。
为验证本文方法计及发电机电压幅值变化时的有效性, 由P8和V3组成THSR边界二维断面如图7所示, 当发电机电压幅值V3在正常范围 (V3∈[13.80, 15.18]kV, 即标幺值1.0到1.1) 内变化时, 最大误差发生在电压上限所对应的P8处, 约为2.31%。如果按照式 (20) 检查10维空间上的THSR超平面的误差, ε仅为0.19%。说明依本文方法所确定的含发电机电压幅值在内的决策空间上线路THSR边界的近似超平面描述在工程上是可接受的。需要注意的是, 如式 (16) 所示, 本文研究的ΩT, k是在满足电压约束VG∈RGV的条件下定义的。因此, 这里限定发电机电压幅值V3在正常范围内变化。
4.2 算例2
为了检验本文方法, 采用包含1 117条线路、145个负荷节点和86个发电节点的河南电网973节点系统, 计算了其THSR的边界。
选取姚计Ⅱ线为监视线路, 对除平东发电节点和英章负荷节点有功注入功率以外的其他节点注入功率保持不变, 将THSR降维至平东—英章的二维空间上。如图8所示, 本文方法所得边界的误差 (2.26%) 小于文献[4]方法误差 (4.83%) 。在Intel Pentium Dual 2GHz CPU和2GB内存的惠普电脑上, 文献[4]方法耗时1.38s, 而本文方法平均耗时4.3s。这是因为本文方法为了计及发电机电压幅值变化对线路电流幅值的影响, 在求取超平面系数过程中进行了多次逆矩阵运算, 计算量较大的缘故。然而, 如上文所述, THSR是可以离线计算在线使用的, 因此, 这样的计算时间完全不影响在线工程应用。
5 结语
本文定义了由发电机节点有功功率注入和电压幅值、负荷节点的有功功率和无功功率注入所组成的决策空间上的THSR, 该域特别适合于电力系统在线安全监视、评估与控制的需要。说明了其边界图形虽在较大范围内是非线性的, 但在工程关心范围内实用THSR边界可用超平面近似表达。进而推导出了实用THSR超平面系数的解析表达式, 使实用THSR边界面的确定变得更为简易。由于推导过程未对交流潮流模型进行任何形式的简化, 因此与现有方法相比, 本文方法所得结果更加准确。实际大系统的算例表明, 本文方法在速度和精度2个方面均可满足工程上的需要。
热稳定化 篇6
1 热控自动化技术分析
社会生产生活均离不开电力资源的支持, 为满足发展现状需求, 电厂生产面对的挑战更大, 逐渐投入更多机组, 提升机组容量, 对生产体系自动化管理系统有着更高的要求, 争取持续提高电阻运行效率。同时, 还需要遵循低碳经济理念, 将节能降耗原则贯彻到底, 积极应用热控自动化技术, 对传统生产与管理体系进行改造优化。即利用编程语言, 来实现对系统操作的控制, 从根本上来提高电能生产自动化水平。通过对电厂生产体系中温度变化进行有效控制, 以相同燃料来获取更多电力资源产量, 在提高生产效率的同时, 保证生产活动开展的安全性。
2 电厂热控自动化系统技术分析
2.1 分散控制系统
分散控制系统为电厂热控自动化系统的主要组成部分, 包括网间通信接口、开发维护接口、现场过程控制接口以及运行操作接口四个相互独立部分, 采取集中显示与分散控制的方式[1]。此子系统能够与内热控自动化系统整体内部通信网络有效结合在一起, 组合成为过程控制系统。在对此模块进行设计时, 应以应用模块为主, 通过合理配置与灵活组态来保证各项功能的顺利实现。
2.2 实时监控系统
电厂生产系统复杂性比较高, 在生产过程中经常会因为各项因素影响而出现故障, 为保证生产设备运行可靠性, 就需要设置实时监控系统, 争取及时发现存在的各类问题, 将问题扼杀在萌芽中, 减少各类故障的发生。实时监控系统的存在, 可以在检测到故障隐患时, 及时告警并采取自动保护动作。电厂实时监控系统分为信息管理系统与厂级实时监控系统两部分, 利用控制器与数据连接口实现连接, 来达到数据共享的目的。
2.3 视频网络监控系统
视频网络监控系统对提高电厂生产安全性具有重要意义, 对此子系统进行设计优化, 便于实现电厂生产全过程的监控, 尤其是可以将此技术应用到危险程度高, 且无人值班操作管理难度大的区域, 可以随时掌握生产系统运行状态[2]。视频网络监控系统在实际应用中, 需要与辅助系统中通信接口进行结合, 来实现对整个电厂运行的实时监控, 同时也可以对工作程序与工作工程进行监控。积极应用数字化技术, 建立数字视频网络监控系统, 实现与厂级管理信息系统、通信接口的连接, 利用共享信息来对各类问题进行综合分析。
2.4 辅助控制系统
辅助控制系统在电厂热控自动化系统中占据重要位置, 通过合理设计可以实现在无人控制状态下运行。此子系统在运行时, 能够通过可编程控制器来设置自动控制指令, 并利用数据交换机以及其他数据接口来保证系统能够安全、稳定运行, 并通过综合数据的传输来达到信息共享的目的。另外, 可以通过中央控制室来实现对辅助控制系统的集中控制, 确保电厂生产系统可以在无人控制状态下完成相应工作。
3 电厂热控自动化系统常见问题与原因分析
3.1 热控元件故障
常见热控元件故障即元件信号失真, 生产过程中设备拒动或误动, 是影响电厂生产安全性与稳定性的主要因素。如果出现故障的元件是FSSS或者ETS等相关设备, 将会造成生产系统直接跳闸, 甚至会造成设备损坏, 不但会降低生产安全性, 同时也会造成巨大的经济损失[3]。导致热控元件出现故障的原因比较多, 尤其是电厂生产环境相对特殊, 受到环境因素、元件安装因素、设备服务时间因素以及系统电源故障因素等影响, 再加上管理不及时, 最终会出现运行故障。想要减少热控元件故障的发生, 需要总结以往管理经验对各项影响因素进行综合分析, 重点预防系统容量与系统负荷超载。
3.2 DCS系统故障
即集散控制系统, 其综合性比较高, 涉及到的专业学科包括计算机技术、网络技术、CRT技术以及过程控制技术, 不同技术功能不同, 通过组合应用, 可以实现远程遥控现场设备、数据记录、数据采集以及状态监控等功能。其中, 中央处理器与组态监控画面为两个主要部分, 其中中央处理器作用于控制板、电源、I/O模件以及底板等部分。而组态监控画面则主要实现数据显示、操作员站监控以及历史数据查询等功能。对于DCS系统来说, 其还可以通过网络实现监控数据与各服务器的交换, 一旦其出现故障, 势必会影响数据的收集效果, 影响监视质量。对诱发故障原因进行分析, 常见有操作站问题、辅助DPU切换失败、主DPU死机以及服务器死机等, 降低生产系统运行安全性, 情况严重时甚至会出现机组停机、设备损坏等问题。
3.3 系统逻辑故障
常见于新投入设备, 因其投入运行时间较短, 很容易因为逻辑设计不完善因素而导致系统故障, 出现判断失误、信号发送错误以及错误动作等问题, 最终造成发电机组非正常机组。一般对于电厂新投入机组, 在正式投入运行前均需要进行试运行操作, 会多次出现系统逻辑缺陷问题, 延误正常投产时间, 降低设备运行安全性。因此, 在试运行阶段, 需要重点做好热控系统设计合理性的分析, 并根据试运行结果来确定系统逻辑设计优化方案, 对存在的漏洞进行修复, 避免因为逻辑缺陷而导致电厂机组设备非正常停机。
4 电厂热控自动化系统稳定性优化措施分析
4.1 系统控制单元设计优化
对热控系统控制单元DCS系统进行设计优化, 提高单元控制的智能化与响应性, 在根本上提高DCS系统运行智能化与灵敏度, 对系统监控能力进行完善。基于此需要积极应用各项新型技术, 做好与计算机技术、电子技术的联系, 对传统技术体系进行更新, 形成高智能、现代化分散控制系统, 如利用DEH控制系统。同时, 还需要对自动控制过程控制软件进行优化, 即在对控制程序模块进行设计时, 需要对系统控制范围内以及控制指标进行优化, 提高系统整体抗干扰性能。其中要求自动控制过程优化设计, 争取提高系统过程控制处理能力, 在每个过程控制中实现软件服务, 最大程度上来满足电厂生产监控需求。
4.2 系统硬件管理优化
硬件设施是热控系统重要组成部分, 如果其出现故障势必会降低热控自动化系统运行稳定性, 因此需要以其为对象建立完善管理体系。将功能质量为前提, 采取措施对系统设备进行管理, 提高其耐老化性能, 可以适应生产环境, 避免因为外界因素的而影响而出现故障。在对硬件选型时, 需要对设备运行环境进行综合考察, 保证所选硬件型号、质量以及性能合适, 能够较强的适应环境。同时, 还需要做好质量验收工作, 将日常管理落实到位, 重点做好机房温度、系统电源、终端工作状态、通信状况等方面维护工作, 严格落实各项管理措施, 做好各个细节的养护管理工作, 减少硬件故障发生的概率。
4.3 系统逻辑设计优化
电厂热控系统逻辑设计的合理性是生产稳定性的基础, 应通过措施优化来减少误动、拒动等故障的产生。要求在逻辑设计初期阶段进行性能测试, 选择用三取二保护逻辑, 通过质量码对每个测点质量进行判断。此种测量方式具有较高的可靠性, 可以保证取样信号的逻辑判断, 减少误动作的产生。同时, 在满足系统功能运行条件下, 通过逻辑优化, 来降低运行人员劳动强度与操作风险, 尤其通过对单点保护逻辑的优化, 来减低故障发生的概率。
4.4 APS技术应用优化
即顺序控制系统, 对其进行优化, 可以在提高操作人员技术水平的同时, 实现对操作行为的有效控制, 提高行为实施的规范性, 减少违规操作行为的发生。对顺序控制系统进行优化, 还可以减少机组启停时间, 在整体上提高电厂热控自动化系统运行性能, 提高其反应能力。另外, 还可以对热控设备维护工作进行加强, 建立设备故障、检修与更换台帐, 做好各项故障的记录分析, 提高热控设备运行稳定性。
5 结论
在对电厂热控自动化系统进行优化时, 需要结合其特点, 对常见故障进行分析。目前电厂热控自动化系统应用技术已经相对成熟, 但是仍需要结合机组实际生产状态, 从技术角度分析, 对系统各个子系统进行改造, 争取不断提高系统运行稳定性。
摘要：电厂控制系统自动化程度在很大程度上决定了生产管理效果, 一直都是重点研究内容。电厂热控自动化系统结构比较复杂, 可以分为公共网络系统、分散控制系统、在线监控系统以及辅助系统等部分, 在实际应用过程中经常会因为自身设计, 以及能耗过大等因素影响, 而出现稳定性降低的情况。因此需要结合热控自动化系统特点, 做好管理措施研究, 争取不断提高系统运行稳定性, 本文就此方面进行了简要分析。
关键词：电厂,热控自动化系统,稳定性
参考文献
[1]姜英伟.电厂热控自动化的改造策略探究[J].山东工业技术, 2015 (22) :188.
[2]黄浪涛.关于电厂热控自动化系统稳定性分析[J].科技资讯, 2014 (36) :103.
热稳定化 篇7
随着大电网的建设,按照“升压、增容、换代、优化通道”的发展思路,电网发展愈发需求系统接入大容量变压器,以提升配电网的供电能力和适应性。继电保护对保证电网安全稳定有着极其重要的作用,而优化保护配置及定值整定计算策略是保证继电保护安全可靠运行的重要因素。大容量变压器得到普遍使用,其短路阻抗相对较小,致使变压器外部发生故障时穿越变压器的短路电流往往大于变压器的热稳定电流。规程规定,发生该种情况变压器后备保护动作时间不应超过2.0s,但枢纽变220k V变压器复压过流后备保护延时因考虑与下级配合的需求,远大于热稳定2.0s的规定,如采用常规增加限时速断电流保护的方案,则会发生与中压侧110k V出线距离保护动作原理不一致导致严格配合很困难的问题。本文提出220k V变压器保护采用按阻抗原理特殊配置的方案,可以解决上述常规方案不配合的问题。
2 大容量变压器运行中存在的问题
2.1 变压器后备保护配置及整定原则
当前,宁夏地区220k V变压器配置双套后备保护,高、中压侧普遍配置两段或三段式复合电压闭锁过流保护及零序过流保护,装置逻辑可定义各段是否选择经方向闭锁。高压侧复压方向过流保护方向由220k V母线指向变压器,过流定值按躲过主变高压侧额定电流整定,延时须满足220k V电源线配合限值并与主变中压侧复压方向过流延时配合,带方向的后备跳闸延时普遍长达4.0s左右。主变110k V中压侧复压闭锁方向过流保护,方向由变压器指向110k V母线,方向过流定值躲过中压侧额定电流,延时须满足高压侧方向过流配合限值并与中压侧110k V出线距离末段时间配合。因中压侧出线多作为110k V终端变的供电线路,经与下级变压器、负荷出线后备保护的数级配合,其相间距离III段延时在3.0s左右,则主变中压侧保护跳本侧延时配合出线保护最长延时整定为Δt+3.0s=3.3s左右。
2.2 规程对与电网配合有关的变压器保护规定
电力行业标准《3~110k V电网继电保护装置运行整定规程》规定,与电网配合有关的变压器保护,当变压器外部发生短路故障时,如短路电流大于任一侧绕组热稳定电流时,变压器过电流保护的动作时间不应超过2.0s。220k V变压器阻抗参数远小于110k V电网变压器阻抗,其中低压侧母线故障时短路电流远超过主变热稳定电流,故势必考虑220k V主变后备保护的整定应满足行业标准规定。
2.3 变压器热稳定电流与热稳定切除时间
热稳定是指电器通过短路电流时,电器的导体和绝缘部分不因短路电流的热效应使温度超过其短路时的最高允许温度而造成损坏并妨碍继续工作的性能。
电力变压器GB1094.5-85中要求“对称短路电流I的持续时间:当使用部门未提出其它要求时,用于计算变压器承受短路耐热能力的电流I的持续时间为2s,对于短路电流超过25倍额定电流的变压器,经制造厂与使用部门协商后,采用的短路电流持续时间可以小于2.0s。”热稳定电流与对称短路电流I的定义相近,且允许时间与规程中的相同,下文中统称为热稳定电流。
2.4 实例计算变压器外部短路电流
以地区220k V枢纽变电站实际参数进行主变中压侧110k V母线短路故障电流的计算,运行方式为1#、2#主变高、中压侧并列运行,低压侧分列运行。文中计算出110k V中压侧母线发生各种故障短路电流,接线如图1所示。
2.4.1 主变参数及基准参数
两台主变参数较一致:
基准容量:100MVA
110k V基准电压:121k V
110k V基准电流:477.2A
2.4.2 归算至变电站110k V母线参数
方式综合考虑两台主变并列、分列运行:
大方式正序阻抗Z1*max=0.03518;
小方式正序阻抗Z1*min=0.08294;
大方式零序阻抗Z0*max=0.01917589;小方式零序阻抗Z0*min=0.0209369。
2.4.3 110k V母线故障短路电流计算值(考虑大方式下)
以上计算结果可以表明,大方式下大型220k V变压器外部母线短路故障点处电流最大达到主变额定电流17倍,考虑流过两台主变电流分支系数后(参数较一致),流过主变绕组的电流最大达到8.5倍额定电流,后备保护延时却大于热稳定电流的允许时间2.0s,不利于设备安全运行。
2.5 变压器后备保护延时超过热稳定允许时间的后果分析
220k V变压器中、低压侧母线故障流过变压器的短路电流大,由于后备保护带延时动作,因此变压器必然要承受一定时间段内的外部故障造成的过电流,不仅引起变压器绕组过热,还可能造成绕组的动稳定破坏,诱发严重的内部故障。在此时间段内变压器是否损坏主要取决于变压器的热稳定性。因此,变压器后备保护的定值整定与变压器自身的热稳定要求之间存在着必然的联系。
3 220k V变压器采用常规措施解决热稳定问题的分析
3.1 主变中压侧后备增加限时电流速断保护
通常,对于变压器中压侧后备延时长且短延时后备保护缺位的情况,会考虑增加一段限时速断电流保护来补充。电流整定原则按至母线故障有规定的灵敏度整定,延时可与110k V出线距离I段或Ⅱ段配合,取值不超过1.0s。
3.2 采用常规措施存在的整定配合问题
因220k V主变高、中压侧带方向的电流保护均指向负荷侧,其中压侧110k V线路一般会配置阶梯式相间距离、接地距离保护。中压侧后备增加限速速断电流保护,其保护范围已伸入中压侧110k V出线距离Ⅰ段或Ⅱ段保护范围,因两种保护动作原理不一致,上下级配合界限不明确,若达到阶梯特性严格配合存在很大困难。
4 采用配置220k V变压器阻抗原理保护的特殊措施
4.1 220k V主变后备保护采用阻抗保护的分析计算
主变阻抗为变压器的部分绕组的后备保护,不作为变压器低压侧故障的后备保护。
4.1.1 220k V主变110k V中压侧阻抗保护与110k V出线距离保护之间的配合
110k V单电源供电线路一般配置距离保护。其中,相间距离Ⅰ段保护范围一般按本线全长80%整定,Ⅱ段保护大多按单回线终端变压器方式伸入变压器不超出差动范围整定。220k V主变110k V侧两段式阻抗保护可分别与110k V线路Ⅰ、Ⅱ段距离保护配合。
整定策略如下。
(1)110k V侧阻抗保护按保证母线故障有足够灵敏度整定,时间定值应躲系统振荡周期并满足主变热过负荷的要求,不小于1.5s。
(2)因保护出口即为母线,故也可按与线路距离Ⅰ段或Ⅱ段保护配合,使整定有确凿配合数据。
其中:Zdz,110为220k V主变110k V阻抗保护距离Ⅰ段或Ⅱ段整定值;Zldz为110k V线路距离保护Ⅰ段或Ⅱ段整定值,Kk为可靠系数,取0.7;Kz为220k V主变110k V侧最小助增系数。
220k V主变110k V侧阻抗Ⅰ段或Ⅱ段定值应兼顾考虑与变电站各条110k V出线Ⅰ段或Ⅱ段定值配合取舍。
4.1.2 220k V主变220k V高压侧阻抗保护与110k V中压侧阻抗保护之间的配合
整定策略:220k V主变高压侧带偏移特性的阻抗保护,指向变压器的阻抗不伸出中压侧母线,可靠系数宜取0.7。
其中:Zdz,220为220k V主变220k V阻抗保护整定值;Zh为220k V主变高压侧绕组正序阻抗值;Kk为可靠系数,取0.7;n为220k V主变220k V侧与110k V侧的额定电压之比;Kz为220k V主变220k V侧对110k V侧的最小助增系数;Zm为220k V主变中压侧绕组正序阻抗值。
220k V主变高压侧阻抗保护时间定值应躲系统振荡周期并满足主变热过负荷的要求,不小于1.5s,并保证与主变110k V侧阻抗保护延时保留Δt配合级差。
4.2 220k V变压器阻抗保护的配置
220k V变电站110k V出线距离有长有短,还有T接支路,为了满足主变外部故障热稳定运行需求,考虑配合和灵活整定,220k V主变阻抗保护按以下策略配置。
(1)110k V侧一般宜配置两段,Ⅰ段保护在110k V母线故障时有足够的灵敏度,Ⅱ段保护用作改善与线路保护配合的性能。两段功能须结合实际整定取向合理选取,配置无固化形式。
(2)220k V侧一般宜配置一段阻抗保护,主要作为110k V母线故障或110k V死区故障的后备。整定时确保与110k V侧Ⅰ段或Ⅱ段阻抗保护定值及延时的配合性能。
5 运行情况
2011年9月和10月,某公司4套WBH-801B/G1/JX型220k V变压器保护装置和2套RCS-978EN型220k V变压器装置分别接入宁夏某地区3座220k V变电所总计3台主变保护回路,其中WBH-801B/G1/JX型装置接入220k V智能变电站,该型装置设计仅110k V中压侧配置不同方向的两段式相间、接地阻抗保护,RCS-978EN型装置高压侧及中压侧均设计配置相间阻抗保护。
因考虑试运行,整定策略中仅在主变中压侧投入Ⅰ段阻抗保护,按至110k V出线末端有规定灵敏度整定,并满足与出线Ⅱ段保护范围的配合,延时取0.9s/1.2s(切母联/切本侧)整定,极大弥补了中压侧3.3s跳本侧长延时后备的弊端。上述6套装置阻抗保护分别经受220k V变压器高、中压侧5次空载冲击试验,已正常运行7~8个月,试运行期间经历了区外故障的考验,保护装置运行正常,未出现误动作现象。
6 结论
由上述分析和运行实践可以得出以下列结论:
(1)220k V变压器后备保护应用按阻抗原理配置的特殊措施,能有效解决变压器后备保护延时超过主变承受外部故障热稳定允许切除时间的问题。
(2)应用变压器阻抗保护优于常规措施,解决了上下级保护原理不一致的配合困难,使保护配置阶梯性和方向性明确,上下级保护之间能够相互达到预期的配合效果。
(3)变压器阻抗保护利用反向偏移阻抗作为母线的后备保护。当一侧母差停时,主变同侧阻抗保护时间可按运行要求调整缩短,以补充母线保护缺位。
摘要：针对地区枢纽变220kV变压器后备保护延时普遍存在超出规程规定的变压器外部故障时热稳定允许运行时间,研究并提出220kV主变保护增加按阻抗原理特殊配置的保护方案,以达到缩短变压器后备延时满足热稳定限时需求,解决采用常规增加限速过流方案存在的与线路距离保护之间配合困难的问题。对方案进行了分析,提出变压器阻抗保护整定策略,举例表明该方案在实践中取得上下级保护相互配合的预期效果,使主设备保护满足热稳定运行需求。
关键词：220kV变压器,变压器绕组热稳定电流,后备保护延时,变压器阻抗保护,整定策略
参考文献
[1]国家发改委.3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程[DL/T].2008-06-01实施.
[2]国家电网公司.国家电网继电保护整定计算技术规范[Q/GDW].国家电网公司2010-02-26实施.