发电厂厂用电（通用10篇）
发电厂厂用电 篇1
0 引言
众所周知, 只有合理选择发电厂用电系统的接地方式, 才能保障发电厂安全可靠地运行。然而发电厂用电系统与配电系统的结构不同, 所以在选择中性点接地方式就会有不同的侧重要点。因此, 应当正确认识用电系统的特点, 并且选择合理的接地方式, 以提高用电系统的运行效率。
1 接地方式简介
1.1 中性点不接地方式
一些电容或电流较小的厂用电方式则是采用的中性点不接地的方式, 然而这种方式的用电存在着一些缺点, 比如较高的工频过电压影响到了系统中若绝缘设备的正常运行, 带来一系列的安全隐患。还有这种方式的系统能够在一定的故障之下运行, 导致某些设备的故障则长时间存在, 给电厂的设备埋下了安全隐患。因此, 这种方式的接地并不能有效满足电厂的发电需求。
1.2 中性点直接接地方式
中性点直接接地方式能够有效满足低过电压的要求, 但是其中出现的较大故障的电流不仅会损坏设备, 还会导致一系列不良反应, 如果无法及时排除故障, 则会导致更大不良效应的产生, 并且此类方式也无法充分满足发电厂用电系统的相关要求。
1.3 中性点电阻接地方式
1) 低阻接地方式。低阻接地方式的主要优点是其无工频电压和操作过电压较小, 然而其故障电流较大、跳闸频率较高的缺点难以满足发电厂用电系统的安全与可靠性的要求。主要是因为其继电保护装置不能够在一个较大的范围内保证其准确度, 从而导致其动作的不正确性。
2) 高阻接地方式。高阻接地方式在一定程度上克服了低阻接地方式故障电流较大的缺点, 但若将其在单相接地时继续运行, 则还会出现较高工频过电压和操作过电压的问题。与此同时, 长时间的故障电流会对员工的人身安全造成威胁, 如果未能及时找到问题所在, 并且无法采取相应的措施, 则会引发潜在的安全隐患。因此, 该接地方式也存在一系列不足之处, 无法达到相应的发电厂的供电要求。
1.4 中性点消弧线圈接地方式
有些电容电流较大的发电厂则采用消弧线圈接地的方式, 其工作原理是利用消弧线圈的电感电流补偿电容电流, 这种方式能够有效解决大故障的电流, 将可恢复性的故障自动消除, 提高系统的稳定性以及可靠性等。但是消弧线圈在使用过程中也难免出现问题, 因而其应用也受到一定的限制。
1.5 快速消弧线圈接地加快速选线
这种接地方式不仅能够消除瞬时性接地故障, 而且能够在发生非瞬时性故障时快速跳闸以减少安全问题的出现。快速消弧线圈接地加快选线接地方式既能自动消除可恢复性的故障, 又能够使系统中的暂态过电压的倍数限制到低阻接地方式时的水平, 实现接地故障的回路识别和隔离, 有效提高系统运行的可靠性与安全性。因此, 此类接地方式是目前较为理想的一种接地方式, 可同时兼顾各种接地方式的优点也能避免缺陷, 具有广阔的应用前景。
2 综合考虑用电系统运行中出现的过电压
2.1 弧光接地过电压
在中性点不直接接地的系统当中要考虑弧光接地过电压, 这种过电压主要在单相接地时电弧间接性熄灭和重燃时由于电磁能的强烈振荡而产生的, 其主要特点是持续时间长、造成的破坏性较大等。弧光接地过电压的范围主要是不超过3.5 Um, 一般的主要是在3.0 Um以下, 这是比较正常的峰值。若运用中性点经电阻接地其电流与电压能够达到比较接近的一个值, 这样电流较小甚至达到零时电弧熄灭不会立刻重燃, 避免了过大电压导致的问题等。若系统对地电容上存储的电荷过大就会导致一系列的问题, 如果采用中性点经电阻接地就会对地泄露一定的电荷, 大大降低暂态过电压。
2.2 谐振过电压
1) 基波和谐波谐振。在中性点不接地系统当中, 由于其阻抗较大, 切除熔丝时的难度加大, 导致的结果就是产生过电压从而会损害设备。谐振回路的Q值以及接近谐振频率的程度影响着过电压的幅值, 所以只要任何一方出现问题其过电压也会产生问题。因此, 若采用中性点经电阻接地则可以减轻甚至消除这种过电压, 以此避免由于过电压而带来的危害。
2) 铁磁谐振。尤其是在不接地系统当中, 电磁式电压互感器在系统中起着重要的作用, 若没有较重的电阻性负荷就可能会导致电压互感器的励磁电抗和系统的电容产生振荡回路, 甚至产生铁磁谐振过电压, 甚至带来无法弥补的危害。
2.3 操作过电压
由于高压厂用电系统中存在很多的电容元件或电感, 尤其是在断路器的操作过程中, 回路能够转变成另一种工作的状态, 这就会产生过电压。所以, 在断路器的操作过程中采用系统中性点直接接地方式将电磁能量释放出来, 就能够有效减轻操作过电压带来的影响。
3 继电保护
从以上介绍的相关的中性点不接地系统的相关内容可知, 若在使用过程中不能够确定具体线路存在故障或威胁, 极易延长事故的处理时间, 导致故障存在时间较长, 产生较大的影响。并且难以确定电动机中的零序过流保护定值, 甚至不能真正有效起到保护的作用。所以, 在低电阻接地系统当中, 要想得到较强灵敏度或选择性, 可以将三个相电流互感器并入到零序过流继电器当中或者视具体情况而定;在高电阻接地系统当中, 可以根据实际状况限制暂态电压值, 充分发挥继电保护的作用, 防止给员工带来人身威胁。
4 供电的连续性
当不接地系统发生单相接地时, 其可以在一定的故障下运行, 但仅仅是短时间之内, 但是高幅值过电压的风险也会扩大。而高电阻或者消弧线圈接地的方式中的电流在10 A以下才能保证供电连续性, 因而该方式可以将地电压上升到线电压, 具有相对较强的灵活性与稳定性。
5 对于发电厂电压厂用电系统接地的看法
由于发电厂用电系统中的设备的绝缘效果较为薄弱, 耐热能力较低, 所以要对其用电系统的接地方式进行综合考虑。比如, 要考虑发电厂和高压厂用电系统中出现的过电压以及工频过电压等;要考虑发电厂或高压厂用电系统中出现的故障电流幅值问题;还要考虑发电厂及高压厂中的用电系统能够安全、稳定、连续运行等。所以, 根据以上考虑的内容提出了相应的一些看法, 以供有关人员参考。
1) 由于电容电流的数值影响着中性点的接地方式的选择, 所以要做到精确计算用电系统中的电容以及电流。在设计当中所用到的计算方法的结果与实际测量的结果有一定的偏差, 因而要用实际测量的方法进行测量, 这样才能够保证数据的准确性。
2) 若发电机机组在125 MW及以下或对地电容电流<5 A时, 就可以采用中性点不接地的方式, 这样才能够做到合理利用。
3) 若对于在200 MW及其以上的机组或者对地电容电流在5~10 A之间, 就可以运用高电阻接地的方式。
6 结语
总而言之, 随着科技水平的提高, 发电厂高压厂用电系统的接地方式将会越来越完善, 所以应当根据具体的情况采用相应的用电系统接地方式, 并且综合考虑其过电压、继电保护、供电连续性, 以便推动用电系统工作效率的进一步提升。
摘要：由于发电厂高压厂用电系统的接地方式影响到发电厂的安全情况, 因此, 如何选择其接地方式是企业所面临的重要抉择。文章主要分析及探讨了发电厂高压厂用电系统接地问题, 以供行业人员借鉴。
关键词：发电厂高压厂,用电系统,接地
参考文献
[1]卢燚.高压厂用电系统中性点接地方式的选择[J].科技致富向导, 2013, 9 (10) :89-90.
[2]黄亚军, 杨开黎, 姜平.发电厂高压厂用电系统的安全与稳定性研究[J].大机电技术, 2012, 7 (3) :56-57.
[3]肖冰, 路平.发电厂低压厂用电系统接地制式的探讨[J].低压电器, 2012, 4 (22) :34-35.
发电厂厂用电 篇2
批 准:
审 定：
审 核:
编 制:运行部值长组
锡林热电厂
2010年11 月 05 日
锡林热电厂反事故演习方案
一、反事故演习目的
1、为了强化“安全第一，预防为主”的意识，推动我厂各级生产人员岗位技能培训工作，切实提高全体生产人员的反事故能力。在安全生产的前提下保障我厂10年度各项任务的全面完成。提高生产人员的责任心。
2、按照锡林热电厂《内蒙古国电能源投资有限公司关于开展2010年百日大练兵活动的通知》，为坚决贯彻电力生产“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。本着安全生产人人有责，组织实施本次反事故演习。
3、我厂机组长期稳定运行，实现全厂安全运行1000天的良好纪律，值班人员事故处理少，为了加强值班员的培训，尤其现场实际操作的培训，针对现场设备运行状况和可能出现的问题，进行此次反事故演习，提高每个值班员操作技术水平，保证机组的安全、运行和供热安全运行，并做好机组故障情况下空冷防冻工作。
4、进一步提高运行人员对规程、系统的理解和掌握，提升对事故判断的准确性和正确处理能力。增强运行值班员的全局观念，提高各专业间及值长与上级调度的协调、配合处理事故能力。
5、针对我地区入冬以来气候多变的实际特点，通过开展此次联合反事故演习，从而指导实际运行工作，锻炼和提高生产队伍在机组突发事故情况下快速反应能力，确保发电机组安全停运；
6、通过此次反事故演习，找出存在的问题，有的放矢，做到举一 反三，提升培训水平。
二、反事故演习的组织机构
1、领导小组：
组 长：卢万根 马 刚
副组长：孙启 刘舒平栗志强 孙志远
2、演习指挥部：
总 指 挥：马刚
副总指挥：孙启 栗志强 孙志远 成 员：生产各副部长、专业主管及值长
3、演习及监护组：
演习三 值值长冯有刚及运行人员，监护 二 值值长高庆欣 及运行人员。
时间： 11月 26日 15 时
4、观摩组：值长及各专业班长
5、安全监督组：
组长：刘舒平
成员：安监部及相关成员
6、生产配合组：
组长：孙志远
成员：生产部各专业主管及相关成员
三、对反事故演习准备及实施的要求
1、参演各专业结合自己的实际情况，做好充分准备，认真对待。
2、观摩组及其他同志一律站在工作台后，不得影响和干预演习正常进行。
3、演习过程中，运行系统发生故障时，立即停止演习，演习人员撤离现场待命，由当值人员组织处理事故。
4、演习结束后，召开评比会，将各专业在本次反事故演习中暴露的问题，提出整改意见并制定出相应措施。
四、题目：
220KVI、II母跳闸，全厂厂用电中断
五、事故演习前运行方式：
220KV系统：
I、II母线运行，母联212合环；＃1机、浩塔I线、启备变上I母；#2机、浩塔II线上II母；母线电压230KV，高周切机保护投切#1机。单元工况：
＃1机有功250MW，无功70MVar,保护正常投入。6KV厂用自带，400V PC段正常方式运行；A、B引、送、一次风机，A、B、C、D、E磨运行，F磨备用；＃1凝结泵、＃
1、2给水泵运行，#2凝结水泵、＃3给水泵备用,＃2辅机循环水泵运行,＃
1、3辅机循环水泵备用；
＃2机有功220MW，无功80MVar,保护正常投入。6KV厂用自带，400VPC段正常方式运行；A、B引、送、一次风机，A、B、C、E磨运行，D磨退备＃2凝结泵、＃2给水泵运行，#
1、3 给水泵、#1凝结水泵备用，#2EH油泵、#2定冷泵、#2闭式泵、#3真空泵运行；锅炉#
1、3空压机运行，#
2、4空压机备用,辅汽联箱由#1机接带。
供热运行工况：
#
1、2机正常供热，供热站#1-4加热器运行，#1、2、3热网循环泵，#
1、4热网疏水泵运行，#4循环泵投备用，供水压力0.75MPa，回水压力0.49MPa,供水温度105℃，回水温度55℃，供水流量3500吨/h，回水流量3400吨/h；
外围系统运行情况：
输煤皮带均备用，斗轮机备用，＃2供油泵运行，＃
1、3备用； 除灰电除尘投运;#
1、2脱硫系统运行。
六、反事故演习：
(一)总指挥下令：演习开始(二)各专业事故处理：
（1）电气：
（I）现象：
1、事故音响报警，220KVI母电压指示为零，220KVII母电压指示为零，浩塔I线251开关跳闸，浩塔II线252开关跳闸，#01启备变开关200跳闸，#1发变组出口开关201跳闸，#1机灭磁开关跳闸，＃1发电机有功、无功回零，#2发变组出口开关202跳闸，#2机灭磁开关跳闸，＃2发电机有功、无功回零 2、6KVIA段、6KVIB段厂用电快切装置闭锁光字牌亮、6KVIIA段、6KVIIB段厂用电快切装置闭锁光字牌亮
3、故障滤波器启动，220KVI母差动保护动作，系统保护动作，220KVII母差动保护动作，系统保护动作，母联开关212失灵保护启动，母联开关212控制回路故障拒动
4、集控室事故照明切换正常（II）处理:
1、汇报值长，厂用失电
2.、查#
1、#2柴油机自启动，出口开关合闸
3、查保安IA、IB段电压380V，保安IIA、IIB段电压380V，派人就地检查柴油机燃油油位、吸风口百叶窗联动正常
4、查事故照明MCC双电源装置切换成功，厂房事故照明正常
5、就地查直流段电压、蓄电池电压、UPS切换正常，就地查#
1、#2机汽机零米保安MCCA、MCCB双电源装置切换正常，电压正常
6、派人就地查升压站事故原因，发现升压站内一软铁皮搭在I母线B、C相间，瞬间短路故障，检查母线无烧伤痕迹；母联开关 212 合闸位置，外观无异常，汇报值长
7、值长令，手动打掉母联开关212，并将220KVI母线、II母线转检修，并联系电气检修人员处理母线异物，联系保护班人员处理母联212开关拒动，退高周切机装置
8、查6KV工作进线开关6101、6201、6301、6401已跳闸，备用进线开关6110、6210、6310、6410分闸位，查6KVIA段、6KVIB段6KVIIA 段、6KVIIB所带负荷开关位置，未跳闸开关手动打掉（III）220KV升压站及#、2机恢复
1、升压站I母线故障已排除、母联开关212拒动为控制回路故障已 排除，值长令，220KVI母线、II母线检修转冷备用
2、值长令，退出母线差动保护、失灵保护，投入母线充电保护；退 出浩塔I线重合闸保护，投入沟通三跳保护，用浩塔I线对I母线 充电，用母联开关212对II母线充电，恢复#01启备变、浩塔II 线，退母线充电保护、投母线差动保护、失灵保护，退沟通三跳保 护、投重合闸保护
3、查#01启备变正常，退出6KVIA、IB段，6KVIIA、IIB段快切装置，用启备变对6KVIA、IB段，6KVIIA、IIB段充电，充电正常后，逐一恢复#
1、#2机照明变、锅炉变、汽机变、空冷变、公用变、化学变，查6KV各转机在工作位置，汇报值长
4、汽机、锅炉专业逐一启动设备
5、将保安段恢复正常运行方式，就地查直流段电压、蓄电池电压、UPS切换正常；就地查#
1、#2机汽机零米保安MCCA、MCCB双电源装置切换正常，电压正常；就地查#
1、#2柴油机已停运；
6、逐一恢复其他各厂用变压器
7、值长令，投入#1发电机突加电压、启停机保护，退热工保护；
8、#1机3000r/min，#1发电机升压，19.7KV，电流空载值，合上同 期装置电源，投入同期装置，DEH投同步，启动同期装置，#1发电机 并网，退同期装置，退#1发电机突加电压、启停机保护，投热工保 护；60MW，倒#1机厂用电源
9、值长令投入#2发电机突加电压、启停机保护，退热工保护；
10、#2机3000r/min，#2发电机升压，19.7KV，电流空载值，合上同期装置电源，投入同期装置，DEH投同步，启动同期装置，#2发电机并 网，退同期装置，退#2发电机突加电压、启停机保护，投热工保 护； 负荷60MW，倒#2机厂用电源
11、投入#1高周切机装置
(2)锅炉：
现象：
1、＃
1、2炉安全门动作，各层火检及火焰电视指示无火“灭火保护”动作，首出“汽机跳闸”；
2、事故喇叭响，A、B一次风机，A、B送风机、A、B引风机、A密封风机，A、B、C、E磨及给煤机跳闸，A、B空预器辅电机运行，运行空压机跳闸，各油角阀关闭，燃油跳闸阀、快关阀关闭、燃油再循环阀开启；
3、汽包水位先降后升，过、再热器减温水调门、快关门关闭；（I）事故处理
1、立即按下后备紧急停炉按钮；
2、确认灭火保护动作正常，检查进入炉内风、粉、油切断；
3、复位跳闸转机，就地检查设备有无损坏，做好启动前准备4、5、6、（II）机组恢复
1、得值长令启动#1机组，维持点火水位，启动空压机，维持压缩空气压力正常。启动A、B引、A、B送风机，调整吹扫风量，炉膛吹扫，锅炉经吹扫结束后投入炉前燃油系统维持燃油压力3.0Mpa，锅炉点火；
2、启动A、B一次风机、A密封风机，投入等离子，启动A磨。通知汽机投入旁路，调整5%疏水，控制升温、升压速度；
3、控制汽包壁温差不大于50℃，主气温升温率不大于2℃/min；
4、主汽压力10Mpa,主汽温度510℃，再热气压1Mpa,再热气温490℃通知汽机冲车；
5、汽机定速后，启动B磨煤机控制参数稳定；
6、机组并网以5MW/min速率升负荷，B磨出力达50%时启动C磨
7、根据升负荷的需求启动第四台磨煤机撤全部油枪，停等离子；
9、全面检查系统，汇报值长。
(3)汽机：
现象：
1、#
1、2机事故喇叭响，所有运行转机跳闸，空氢侧直流密封油泵联启，2、#
1、2机脱扣指示灯亮，高、中压主汽门、调速汽门关闭，高排逆止门关闭；
3、#
1、2机各段抽汽电动门、逆止门关闭，本体疏水、高压通风阀 开启；
3、交流润滑油泵、顶轴油泵、高压密封备用油泵联启；
4、“电气故障”“汽机跳闸”、光子牌亮；
5、#1凝泵跳闸，#2凝泵工频联启；
6、#
1、2机供热联动解列。处理：（I）安全停机
1、立即汇报值长，确认机组转速下降，高、中压主汽阀、调阀、高排逆止门，各抽汽逆止门、电动门联动关闭，高压通风阀联开，本体疏水开启；
2、监视润滑油压力、温度，顶轴油压力正常，严密监视机组惰走情况，确认本体各部金属温度正常；
3、切断所有进入排汽装置疏水；
4、通知空冷值班员加强测温，通知检修拉苫布；
5、复位所有跳闸转机；
6、切换轴封汽源至辅汽，维持轴封压力、温度，投辅汽至除氧器加热；
7、控制排汽装置、除氧器水位正常，维持凝结水箱低水位运行；
8、#2机组转速到零及时投入盘车。（II）#2机组启动：
1、接值长令#2机组启动；
2、锅炉点火后开启主、再热蒸汽管道启动疏水；
3、确认空冷各列蒸汽隔离门关闭
4、根据锅炉要求投入旁路，保证最小防冻蒸汽流量，维持背压30Kpa； 管道疏水倒排气装置；
5、参数达冲车参数，汇报值长，对机组进行全面检查，准备冲车； 冲车参数：
主再热汽温过热度大于100℃。
主汽压力10Mpa,主汽温度510℃，再热气压1Mpa,再热气温490℃ 主机冷却器油温40±2℃, EH油压正常,润滑油压0.1 Mpa, 背压维持正常，30 Kpa, 高、中压缸温差在规定的范围内, 机组振动、胀差、轴向位移、偏心正常 DEH正常；
6、#2机高速率冲车，汽机转速3000转/分定速后，#2机组自动准同期并网；
7、投入低加汽侧运行，投入高加汽侧运行
8、以5MW/min速率升负荷至30MW，确认高压疏水自动关闭
9、升负荷至45MW，关闭低压缸喷水，确认四抽压力倒除氧器加热汽源；
10、升负荷至60MW，确认中压疏水自动关闭
11、升负荷至150MW，轴封系统形成自密封，全面检查系统，切顺序阀控制；
12、投#2机供热.(4)供热：
现象：
1、#2机供热抽汽压力回零，#
1、#2加热器出口温度下降，水位上升；
2、#3循环泵跳闸，#4循环泵联启；
3、供水压力、回水压力、流量波动； 处理：
1、值长通知#2机组跳闸；
2、解列#
1、#2加热器；调整#
1、#2加热器汽侧液位正常，汇报值长；
3、#3循环泵跳闸，#4循环泵联启，调整#4循环泵频率维持流量；
4、开大#
1、#2加热器进汽门，维持供水温度；
5、全面检查系统，复位跳闸转机开关；
6、#2机组启动正常后，接值长令投入#2机供热。
（5）值长组织全厂事故处理：
1、令电气立即抢合6KVIIA段备用电源开关恢复6KVIIA厂用电；
2、电气确认厂用电正常，#2机厂用电由#01启备变供电，退出高周切机自动装置；
3、令电气就地检查220KVII母确认故障点以及6KV快切装置拒动原因；
4、令#1机组加强运行调整，增大#1机组负荷，调整供热抽汽；
5、立即将保护动作情况记录并及时汇报中调及各级领导，通知相关 12 人员到场检查；
3、令汽机确认汽机跳闸联锁正常，机组转速下降，润滑油压力、温度，顶轴油压力正常，严密监视机组惰走情况及各部金属温度，倒轴封及除氧器加热汽源，关闭进入排气装置所有疏放水，维持凝结水箱低水位运行，联系检修空冷防冻拉苫布；
4、令锅炉确认“灭火保护”联锁动作正常，所有进入炉内风、粉、油切断，开PCV阀泄压，控制汽包水位，启A侧引、送风机维持风量吹扫；
5、通知热站#2机跳闸，令供热站解列#
1、#2加热器，开大#
3、#4加热器进汽门，维持供水温度；确认#4热网循环泵联启，调整供、回水流量稳定；
6、令除灰解列#2电除尘，停运#2脱硫系统；
7、确认220KVII母故障由大风刮上异物造成母线短路，汇报中调II母故障原因，令电气220KVII母转检修，通知检修处理6KVIIA快切以及220KVII母故障缺陷；
8、申请中调同意浩塔II线由冷备用转运行（上I母）；
9、令锅炉点火，升参数主汽压力10Mpa,主汽温度510℃，再热汽压1Mpa,再热气温490℃，控制汽包壁温差不大于50℃，主气温升温率不大于2℃/min；
10、令汽机开启动疏水；
11、确认各列蒸汽隔离门关闭，投一、二级旁路配合锅炉升温升压，维持背压20-30Kpa;保证最小防冻流量；
12、令电气检查发电机、励磁系统、主变、厂变，退出#2发电机热工保护，投突加电压、启停机保护；
13、到达冲车参数，令锅炉启B磨，维持参数稳定；
14、令汽机确认冲车条件满足，#2机冲车；
15、严密监视机组振动、胀差、轴向位移；
16、#2机汽机转速3000转/分定速后，退出调排比保护；
17、申请中调#2发电机上I母准同期并网；
18、#2发电机并网后根据汽机缸温及胀差的变化情况尽快接代负荷退出旁路系统，控制主汽压力10Mpa 主汽温度510℃，再热气温500℃；速率5MW/min，升负荷至60MW，投入高、低压加热器汽侧，关高、中压疏水；
19、退出自动准同期装置，退出突加电压、启停机保护，投入发电机热工保护，调排比保护；
20、启C磨控制主汽压力11Mpa 主汽温度520℃，再热器压力再热气温510速率5MW/min，升负荷至90MW；
21、切换厂用电由高厂变供电；
22、给水倒主路，控制气温稳定，撤#
1、#3角油枪，投水位保护，投入汽机跳闸保护；
23、启动D磨，控制主汽压力12Mpa 主汽温度530℃，再热气温520℃，速率5MW/min，升负荷至150MW，切CCS控制，撤油枪停等离子；
24、投#2炉电除尘，投#2脱硫系统；
25、切顺序阀控制，升负荷至210MW；
26、#2机供热抽汽管道暖管、疏水，投#1加热器运行，控制供水温度105℃；
27、待220KVII母故障消除后，申请中调220KV系统恢复正常运行方式，令各专业全面检查系统；
28、汇报。
发电厂厂用电 篇3
关键词：用电系统 保护定值配合 教学建议
国家对火力发电厂的技术设计有一定的规范性文件。相关的规范要求：将配电的低压变压器进行短断电保护、定时限过电流保护和接地保护等，将变压器进行一定的保护，保证电流的使用符合安全规定。这方面就要求教师在培养专业人才时，一定要注重学生理论知识和实践能力的综合培养，不仅让学生掌握其主要的系统工作原理，同时，还应该注重培养学生实践的能力。
一、低压厂用电系统设备简介
大容量机组的厂用系统低压变压器是备用的电压器，即用两台相互备用的低压母线进行正常的运营，当一台变压器出现故障的时候可以通过另外一台变压器进行辅助的使用。一般的变压器主要是通过断电保护器进行断电的保护和过流的保护，在电流过大的时候进行自动的断电动作，自动切断电源。在实践教学中，学生对于概念的理解如果存在误差，或者是仅仅知道理论知识，而没有掌握实践操作方法，也会影响学生专业课程的学习效果，所以，教师要针对教学难点和问题，给予针对性的建议。
二、保护整定计算中的问题分析
根据国家的相关规定，低压厂通过变压器进行过流保护的设置，对变压器进行一定的保护，防止相关的原件出现短路的故障，并在电流过大的情况下进行自动断电，两侧的开关可以自动地进行断电处理。变压器的低压侧开关可以通过自身的脱扣器进行一定的自我保护，脱扣器一般是在提供延时和短暂时间内进行电路保护的，因为其自身需要和下级进行配合，就造成在进行配合的过程中出现不能长久进行保护的现象。
在进行教学的过程中，教师一般会根据实际的需要，将母线连接的问题进行关注，因为在设计的过程中会出现因为母线的进线过流保护不完全而出现的电流问题，给正常运作的电流造成一定的负担和问题。因此应该对所有电机的启动电流进行考虑。
三、用电系统保护定值配合专业课程教学建议
1.掌握系统接线原理
为了不断提升电压等级系统接地短路时的短路电流，一般在设计的过程中低压变电器是DYN接线，变电线低压侧中性点直接接地，在低压母线接近接地短路的短路电流与三相短路情况接近。因此在进行电路的保护中，分支的配电线的开关脱扣器接地故障的后备保护，配置低压变低压侧重性点零序CT的零序过流保护做整个低压系统的接地故障后备进行保护。
2.注重教学难点环节设计
因为低压电机一般是采用熔断器和热继电器作为保护，一旦电线的长度超过规定，就会因为接地的故障产生电流的短路，使得短路电流小于熔断器的速溶门槛。当接地的电流不断地缩小的时候，动作的延长时间就越长。因为变压器低压中性点零序过流一般是按照正常运行的零序电流进行考虑，因此在进行零序电流的门槛设计的过程中很有可能造成过流保护而跳闸，因此在进行设计的过程中要关注这一部分。这个是在教学中教师应该提醒学生注意的部分，针对重难点进行着重讲解。
3.积极开展实践教学活动
组织学生小组进行实践活动，根据反时限进行整定，在电缆长度较大的情况下，就会为了与电缆的末端接地故障时本支路段熔断器的特性进行关注，使其和电缆末端的接地线的特性进行融合，将变压器中性点零序过流保护整定为反时限特性。在这样的情况下，应该将故障进行迅速的切断。在进行脱扣器的设置时，延时的动作和熔断的特征要进行一定的比对，在动作的门槛方面进行一定的配合，在进行开关脱扣器设置在短期延时过段流和接地线的位置，将电流整定出瞬时段。通过实践教学，使学生真正掌握课本内容。
四、小结
发电厂厂用电 篇4
1.1 接线方式
低压厂用电系统电压采用380/220V ( 母线电压400/230V) 。对于1000MW级机组, 根据对汽机、锅炉等主要工艺专业电负荷资料的分析, 大部分辅机采用双重化配置, 一用一备。
主厂房低压厂用电系统采用动力中心 (PC) 和电动机控制中心 (MCC) 的接线方式。动力中心 (PC) 和电动机控制中心 (MCC) 成对设置, 建立双路电源通道, 每套PC-MCC的电源由互为备用的两台变压器构成。互为备用的负荷分接于成对的不同母线段上。母线联络断路器与两台变压器进线断路器形成联锁回路, 正常运行时母联断路器断开, 两段PC分别由各自电源变压器供电, 当其中一个电源断路器由于变压器停运或其他原因断开时, 母联断路器才会合闸, 由另一台变压器负担全部两段PC的负荷。母联设备不用电源自投装置。
MCC也成对设置, 互为备用的负荷分别接于成对的不同MCC段, 两段MCC中间不设联络断路器。成对的两段MCC的电源分别来自两个不同PC段或一个成对PC的不同段。
电动机控制中心和容量为75k W及以上的电动机由动力中心PC供电, 75k W以下的电动机由电动机控制中心MCC供电。成对的电动机分别由对应的动力中心和电动机控制中心供电。
若有单台或没有备用的I类负荷, 则可设置一段有两个电源进线的MCC, 两个电源互为备用, 互相联锁。两个电源可根据需要采用ATS实现自动切换。
1.2 主厂房内PC、MCC段设置
每台机设置2 段汽机PC段;每台锅炉设置2 段锅炉PC段;每台机组设置1 段正常照明段、1 段应急照明段、1 段检修段、1 段公用PC段。
每台机设置汽机MCC A、B、C段, 成对的电动机或电负荷分别由MCC A、B段供电, 单台负荷由MCC C段供电, MCC C段有两路电源;每台炉设置锅炉MCC A、B段, 成对的电动机或电负荷分别由A、B段供电;主厂房区域在负荷相对集中的区域还设置了汽机检修MCC、锅炉检修MCC、凝结水处理MCC、除渣MCC、暖通MCC、煤仓层MCC等, 这些MCC段均有两路引自不同PC段的电源。两路电源可根据用电负荷特性采用手动切换或ATS自动切换。
2 中性点接地方式
2.1 中性点不接地或经高阻接地的特点
低压厂用电系统的中性点不接地或经高阻接地的优越性在于馈线回路发生单相接地时, 允许继续运行一段时间, 给运行人员一定的处理事故时间。可以避免电动机由于单相接地故障而跳闸, 提高380V电动机供电的可靠性。
采用中性点不接地方式后, 使用低压厂用电十分不便。采用220V电源供电的用电设备需要单独设置380/220V、二次侧中性点直接接地的隔离变压器。每段母线需装设微机型小电流接地选线装置和PT, 每个分支回路需装设零序CT, 以便及时找到发生接地故障的回路。
针对本工程设计, 每台机组至少需要设置两台汽机D/P变压器, 两台锅炉D/P变压器, 一台公用D/P变压器, 一台应急照明D/P变压器。相应还需增加馈线和进线开关柜, 增加设备投资费用的同时, 给主厂房设备布置也带来一定困难。
2.2 中性点直接接地的特点
优点:发生单相接地故障时, 中性点不发生位移, 防止了相电压出现不对称和超过250V, 而且保护装置动作于跳闸, 可防止故障扩大化;节省了每段母线的接地检测装置和专用CT, 简化了接线和布置;取消了高阻接地系统需各处设置的控制变压器, 减少了设备和故障点, 提高了可靠性, 节约了投资;本期主厂房、辅助厂房厂用电系统接线方式一致, 便于运行、维护和管理, 同时避免了由于厂家配套设备的问题导致到处悬挂小变压器的现象。
缺点:距离较远的馈线回路单相短路电流太小, 需要根据短路电流大小选择相应的接地短路保护, 满足保护灵敏度的要求。
2.3 技术经济分析
由表1 可见采用了中性点不接地方式后, 两台机需增加一次性投资约311.6 万元。技术上两种方式各有优缺点, 均为可行方案。本工程推荐采用:低压厂用电系统中性点直接接地方式。
3 照明/ 检修电源引接方案
3.1 照明检修段的设置
方案一:主厂房每台机组设一台照明检修合用的干式变压器, 容量1600k VA, 两台机组的照明检修变压器互为备用。检修段布置在照明检修变低压侧进线开关之后, 照明调压器之前;照明段电源从调压器之后引接。调压器装入低压开关柜内, 与低压变压器、检修段PC柜、照明PC柜排列在一起。
方案二:主厂房每台机设置一台容量为800k VA有载调压变压器为照明负荷供电, 两台机组的照明变互为备用;每台机设置一台容量为800k VA检修变压器为检修负荷供电, 两台机组的检修变互为备用。
3.2 技术经济分析
由表2 可见方案二较方案一投资约增加25%, 方案一设备数量少, 布置紧凑, 占用厂房面积小。技术上两个方案均为可行, 可根据工程实际情况择优选用。本工程推荐采用照明、检修电源为2 台照明检修合用的照明、检修变。
4 保安电源引接
4.1 保安电源选择
本工程推荐每台机组设置一套快速起动的柴油发电机组作为事故保安电源, 柴油发电机的容量经计算为1600k VA。
4.2 保安电源接线
每台机组设置两段保安段, 机组保安负荷接于保安段, 每段保安段的正常工作电源引接方式有以下两种接线方式。
说明:设备价格采用最近工程实际招标价格和询价计列。
说明:低压开关柜仅比较进线柜和母联柜, 两个方案馈线柜配置相同。设备价格取最近工程实际招标价计列。
方案一:每台机单独设置两台低压厂用保安变容量为1600k VA, 为保安段提供正常工作电保安段设置母联互为备用。正常工作电源消失后经保护闭锁快速合母联开关, 并同时起动柴油发电机组, 若另一段保安段工作电源也消失, 则切至柴油发电机供电。具体接线形式详见图1。本方案接线清晰, 电缆联系较少, 动力电缆用量较少, 可减轻主厂房内电缆通道的压力, 但需要增加4 台干式变压器、4 面高压开关柜。
根据工艺专业提供的电负荷清单, 每台机设置2 台低压汽机变压器容量为1600k VA, 每台炉设置2 台低压锅炉变压器容量为1250k VA。
方案二:每段保安段由汽机工作段引接正常工作电源, 并从锅炉工作段和柴油发电机各引接一路正常工作备用电源和应急备用电源, 电源引接均采用电缆连接。正常工作电源消失后快速切换至锅炉段供电, 并同时起动柴油发电机组, 若锅炉段也失电, 则切至柴油发电机供电。具体接线形式详见图2。在1000MW机组中, 根据工艺专业提供的电负荷清单, 每台机设置2 台低压汽机变压器容量为1600k VA, 每台炉设置2 台低压锅炉变压器容量为1250k VA, 保安负荷的容量为800k VA。汽机变和锅炉变增加保安负荷后, 使得汽机变、锅炉变容量增大至2500k VA。
4.3 技术经济分析
说明:1) 低压开关柜仅比较进线柜和母联柜, 两个方案馈线柜配置相同, 不作比较;2) 电缆长度根据本工程投标阶段推荐的主厂房布置方案测量得到, 仅考虑高低压进线电缆;3) 设备、电缆价格取最近工程实际招标价计列;4) 以上数量均为2 台机总数。
由表3 可见方案二较方案一投资约增加10%, 方案一接线清晰, 电缆联系较少, 动力电缆用量较少, 可减轻主厂房内电缆通道的压力设备数量少。
技术上两个方案均为可行, 可根据工程实际情况择优选用。本工程推荐采用每台机单独设置两台低压厂用保安变, 为保安段提供正常工作电源, 两段保安段设置母联互为备用, 每段保安段由柴油发电机引接一路应急电源。
5 结束语
通过以上技术经济比较, 本次投标主厂房低压厂用电系统设计, 推荐方案如下:
1) 主厂房内的低压厂用电系统采用三相四线制, 中性点直接接地方式;
2) 照明、检修电源采用2 台照明检修合用的照明、检修变容量为1600k VA;
3) 交流保安电源采用保安段每台机单独设置两台低压厂用保安变容量为1600k VA, 为保安段提供正常工作电源, 两段保安段设置母联互为备用, 每段保安段由柴油发电机引接一路应急电源。
摘要：本文从技术和经济两方面对主厂房低压交流厂用电接线方案优化设计进行了论述, 主要包括以下内容:根据工艺专业提供的电负荷清单, 本次设计推荐采用:主厂房内的低压厂用电系统采用三相四线制, 中性点直接接地方式;照明、检修电源采用2台照明检修合用的照明、检修变容量为1600k VA;交流保安电源采用保安段每台机单独设置两台低压厂用保安变容量为1600k VA, 为保安段提供正常工作电源, 两段保安段设置母联互为备用, 每段保安段由柴油发电机引接一路应急电源。
关键词：低压厂用电系统,照明、检修变,交流保安电源
参考文献
[1]GB50660—2011大中型火力发电厂设计规范[S].
厂用电中断热工总结 篇5
2014年4月22日变电站#1母线接地导致事故停机，全厂厂用电丢失，导致某些设备在点炉过程中出现一些问题，现将点炉检修过程中出现的问题以及处理方法做以下总结：
1、厂用电丢失会导致热控电源柜及继电器柜断电，在厂用
电正常之检查热控电源柜及热控继电器柜供电电压是否恢复正常，有无断路器或空开跳闸现象。
2、检查火焰电视冷却风压力是不是正常，需不需要退出视
情况而定。
3、现场检修过程中发现罗托克电动门显示屏上显示电量
低的部分电动门出现阀位丢失现象，需要在送电后重新设定阀位。
4、在点炉过程中需要我们强制或者恢复一些信号，我们一
定要在强制信号切除记录登记本上登记并在值长签字以及唐凯的同意下强制或者恢复信号。
5、主控LED屏在断电后组态工程数据丢失，导致LED屏
在送电后无显示，需要我们在日常工作中做数据备份。
6、脱硫电除尘在断电后高、低压侧组态画面无显示，需要
发电厂不同厂用电环并操作问题 篇6
现对具有不同电压等级高压母线电厂的厂用电环流进行了分析,主要针对稳态环流,指出影响环流大小的因素,分析了当环流造成设备过载时应采取的措施,以保证厂用电的安全运行。
1 环网中循环功率的形成与控制
1.1 循环功率产生机理分析
在环并电网中,由于变压器、线路等电气元件参数匹配不合理,会在环网内产生功率环流,形成环网[6,7]。本文以一典型环网为例进行分析,如图1所示,图中变压器两侧电压等级不同。
将图1中的电气参数归算到同一电压等级。令图中环网的总阻抗为Z鄱,节点1和节点2的电压分别为U1、U2。令节点1、2的电压差为d U=U1-U2。各支路中流通的功率可看作2个功率分量的叠加:一个是两端电压相等时的功率,称为固有输送功率;另一个是取决于两端电压差值d U和环网总阻抗的功率,称为循环功率,以Sc表示:
其中,UN为合环点的额定电压。
当变压器变比不匹配,环网开环运行时,开口两侧电压差可表示为:d U=ΔU+jU,一般情况下,d U的实部ΔU是决定U1与U2之间幅值差的主要因素,d U的虚部U是决定U1与U2之间相位差的主要因素。
环网总阻抗为Z鄱=R鄱+j X鄱,则合环运行时网络中将产生循环功率Sc,可近似表示为
由于电网中电抗X鄱远大于电阻R鄱,因此循环功率可化简为式(2)。可以看到,循环功率中有功成分由U决定,即主要由U1与U2之间的相位差决定,无功成分由ΔU决定,即主要由U1与U2之间的幅值差决定。
1.2 循环功率的控制措施
由式(2)可知,循环功率主要受2个方面因素的影响,一方面取决于开口电压差d U,因此可以通过改变d U来控制循环功率,从而改善潮流分布。通过调节变压器分接头和利用FACTS设备,如移相器等,可改变d U的大小和相位[8]。
另一方面决定于环网的总阻抗Z鄱,可以采取调节变压器分接开关、对接入环网的变压器和线路进行合理匹配等措施来改变Z鄱;当环网结构不能改变时,可采用柔性控制技术改变环网运行参数,如通过可控串补(TCSC)等控制功率环流和潮流分布[9,10,11,12]。
本文研究主要针对在电厂低压厂用电的环并切换时,所产生的环流的控制。如果采用FACTS设备改变电网的系统结构,投资较大,没有必要[13,14]。本文将主要依靠采取调节变压器分接头等简单易行的措施来控制循环功率。
2 实例分析
某电厂总装机容量为1 200 MV·A,全厂出线为1回500 kV线路,3回220 kV线路。厂内220 kV母线和500 kV母线正常情况下分列运行,上级丰泉变电站500 kV母线和220 kV母线通过站内联络变压器(下简称联变)相连。电厂拥有6台火力发电机组,其中1～4号机组接入220 kV母线,5、6号机组接入500 kV母线;正常运行时各机组厂用电由本机高厂变自带,厂内联变5-2接入220 kV母线,与500 kV解环运行。高备变20 B丙由5-2联变低压侧引出,电厂电气主接线简图如图2所示。
在检修5、6号机高厂变或切换5、6号机厂用电时,需进行高厂变和高备变的环并切换,这时由于5、6号机高厂变电源取自500 kV系统,而5、6号机高备变电源取自220 kV系统,将形成高低压环网产生环流。如果此环流过大将有可能造成高厂变或高备变过载,危及厂用电的安全运行。
选取电厂机组满发运行方式,对5号机组高厂变25 B的6 kV侧母线BⅤB与高备变6 kV侧备B丙母线并列操作的环流进行分析。因为环流的大小还受丰泉站联变运行方式的影响,所以将分为如下2种情况进行讨论。
2.1 丰泉站联变投入运行
高厂变、高备变都是有载调压变压器[15]。通过BPA程序潮流计算分析,在计算中考虑丰泉站联变档位在0档,电厂内联变档位在8档,高备变20B丙档位在4档,各变压器分接头参数情况如表1所示。此时环网内潮流分布如图3所示(图中功率的单位为MW和Mvar,图4～6同)。
图3中,6 kV联络线上的功率为4.1-j12.8 MV·A,使5号机组高厂变25B流过的功率超过了变压器的额定容量25 MV·A,达到14+j33.8 MV·A,将造成高厂变25B过载,甚至有可能烧毁变压器。显然此种运行方式下的厂用电环并操作,将危害到厂用电的用电安全。
为了改善环网的潮流分布,首先判断该运行方式下环网的循环功率究竟有多大[16]。先将6 kV侧环并联络线断开,可计算得到6 kV备B丙母线电压UBL=5.08∠18.1°kV,而6 kV侧BⅤB母线电压U5B=6.22∠14.8°kV,则电压差d U=1.19+j 0.01 kV。
两母线电压的相位相差不大,因此可以通过调节变压器分接头将开口电压差调至最小。因调节丰泉站联变分接头对外部网络潮流影响改变过大,因此选择只调节厂内联变和高备变20B丙变。调节厂内联变档位在-1档,20B丙变档位在0档,这时两母线电压分别为UBL=6.22∠18.1°kV,U5B=6.22∠14.8°kV。然后将联络线连上,通过BPA程序计算,得到的潮流分布如图4所示,此时6 kV联络线上的功率为4.6+j 0.1 MV·A。
这时的潮流分布是近似开口电压差为0时的潮流分布。根据前面的理论分析,图3所示的潮流分布正是循环功率叠加上固有输送功率形成的,循环功率的大小也很容易计算出。可以看出循环功率中无功成分远大于有功成分,主要是ΔU远大于U的缘故,此时循环功率主要是无功环流。
由此,可判断出没有调压之前,联络线上的较大无功功率主要是由无功环流产生的。而也正是这一无功环流造成了高厂变25B过载,因此消除该无功环流将能改善潮流分布,保证厂用电切换时的安全性。
要消除该环流只需消除开口电压差即可,因此选择升高备B丙母线的电压。综合考虑下,厂用电发生环并切换时,调节厂内5-2联变档位在-1档,高备变20B丙档位在0档,由图6可知,此时环网中的无功环流近似为0,流过联络线的电流最小,对高备变20B丙等的冲击也最小,且不会发生高厂变25B的过载,有利于环并切换的操作,能保证厂用电的安全稳定运行。
2.2 丰泉站联变退出运行
由图2可知,当丰泉站联变退出运行时,电厂在发生厂用电切换时,仍可通过外部电网形成高低压环网。假设厂内联变5-2的档位在8档,20B丙档位在4档,丰泉变电站联变档位在0档时(变压器分接头参数情况如表1所示),通过BPA程序潮流计算分析,此时环网内潮流分布如图5所示。
由图5可知在此运行方式下,发生厂用电的环并切换时,也将造成高厂变25 B过载。
计算高备变6 k V侧备B丙母线和BⅤB母线的开口电压分别为
则电压差d U=1.93-j1.69 kV,此时6 kV联络线上的功率为21.1-j10.6 MV·A。
由于通过调节变压器分接头无法改变电压的相位差,但可将电压幅值差调至最小,调节厂内联变5-2的档位在1档,20 B丙档位在0档,这时两母线电压分别为UBL=6.16∠38.8°kV,U5B=6.14∠14.5°kV,电压差d U=1.14-j2.32 kV。这时再将联络线连上,通过BPA潮流程序计算,此时潮流分布如图6所示。图6所示的潮流分布也是循环功率叠加上固有输送功率形成的,循环功率的大小也很容易计算出来,此时6 kV联络线上的功率为24.6-j1.7 MV·A。
在图6中,循环功率的有功成分相对无功成分的比值比丰泉联变投运下的比值显著增大,主要是因为此时开口电压相位差过大,造成U显著增大的结果。可以发现此时再调变压器分接头,将不能更好地改善潮流分布,因为此时联络线流过的无功已经接近于0,只能采用别的方法来减小环流,如移相器等。
而在站内联变投入运行的方式下,厂用电发生环并切换时,调节厂内联变5-2档位在1档,高备变20 B丙档位在0档,此时的潮流分布满足要求,且不会造成高厂变或高备变的过载,威胁厂用电的安全运行。
通过对某电厂环网环流控制的实例分析研究发现,环流的产生主要是由于开口电压差的存在,而开口电压差与变压器分接头档位的选择及电气设备运行方式安排等因素密切相关。通过对环流的有效控制改善了潮流分布,避免发生设备过载,保证厂用电运行的安全性。
3 结论
发电厂6kV厂用电互联改造实践 篇7
某发电公司有2台机组, 启动变电源取自相邻电厂220kV母线。由于本厂机组采用发变组接线方式, 因此一旦启动变检修停电, 2台机组都会失去备用电源, 同时, 启动变由220kV系统供电, 计算电价高出发电成本许多, 给公司经济效益造成一定影响。鉴于此, 计划对厂用电供电方式进行改造。
1 改造总体方案
发电公司2台机组采用#03启动变作为高压启动备用电源, 其高压侧开关合闸。#03启动变为双分裂变压器, 容量为50MVA/30MW+30MW。正常时, 启动变空载运行;当机组停运或检修时, 启动变向停运机组供电, 同时作为运行机组的备用电源, 由国电南自WBKQ-01B型快切装置实现快速切换。鉴于启动变由220kV系统供电, 计算电价高出发电成本很多, 以及2台机组厂用电互为备用能提高机组可靠性, 计划将原厂用电供电方式改造为2台机组厂用段相互供电的方式。这样, 当一台机组调停、检修和启动时, 由运行机组通过备用开关向停运机组供电;当2台机组全部运行时, 厂用电运行方式与改造前相同。厂用电互联改造如图1所示。
在启动变低压分支上分别加装备01、备02开关。当2台机组全部运行时, 备01、备02开关在合位;当某台机组调停、检修和启动时, 由运行机组通过备用开关向停运机组供电。
新增4套快切装置, 实现备01开关与备11开关、备01开关与备21开关、备02开关与备12开关、备02开关与备22开关的手动并联自动切换, 确保了厂用电手动倒换时不间断切换。当运行机组保护动作时, 能启动新增快切装置, 实现合备01、备02开关, 由启动变为6kV厂用段供电。#1机组新增的2套快切装置组屏放在#1机继保小室, #2机组新增的2套快切装置组屏放在#2机继保小室。
由于原4套快切装置仍可实现611开关与备11开关、612开关与备12开关、621开关与备21开关、622开关与备22开关间的切换功能, 因此不做改动。
2 切换策略
下面以6kV 11段为例, 介绍具体切换策略。
2.1#1机组停机检修切换过程
正常情况下, 611开关、备01开关在合位, 备11开关在分位。当#1机停机检修时, 手动启动11段原快切装置, 合备11开关、跳611开关, 实现切换功能, 由启动变带11段。
为减少外部电的使用量, 由21段带11段, 21段新增快切装置实现由启动变到21段的切换。首先, 给21段新增快切装置发手动并联自动切换命令, 新增快切装置在检测到条件满足后合备21开关, 在确认备21开关合闸后再跳开备01开关, 实现由21段带11段。此时621开关、备21开关在合位, 21段原快切装置检测到开关位置异常, 闭锁快切。若此时#2机组发生故障 (包括非正常工况切换及事故切换) , 则启动21段新增快切装置, 由其跳开621开关后合备01开关, 实现启动变带6kV厂用11段和21段。
2.2 恢复#1机组运行切换过程
#1机组检修完毕, 启机并网带负荷后, 手动启动21段新增快切装置, 合备01开关、跳备21开关, 由启动变带11段。手动复归21段原快切装置, 再手动启动11段原快切装置, 合611开关、跳备11开关, #1机组恢复运行过程完成。
停机检修和恢复运行切换操作均在DCS中实现, 开关机快切信号均在DCS中显示。
3 改造过程控制
(1) 方案确定后, 联系快切厂家确定快切逻辑, 要求厂家对快切装置软件进行修改, 确保快切装置能够满足切换要求, 并签订订货合同及技术协议。
(2) 联系6kV开关厂家, 确定开关配置并签订订货合同及技术协议。
(3) 确定电缆、母线桥等材料计划, 并采购。
(4) 土建专业在启动变低压侧新建开关室。
(5) 电气施工人员进行开关、快切装置、6kV封闭母线的安装以及控制电缆的敷设与接线。
(6) 装置静态调试后, 结合机组停运完成整体调试, 调试内容主要包括DCS远方操作备01、备02开关, 手动并联切换, 事故切换等。
4 改造经济性分析
改造前, 启动变年平均消耗电量为280万kW·h, 除去变压器自身损耗, 全年使用启动变电量约为250万kW·h。改造后, 每年可节约启动变电量约为250万kW·h。按启动变与高厂变的电价差为0.4元/ (kW·h) 计算, 每年可节约100万元左右。
改造中, 开关、TA、TV、一次电缆、控制电缆等设备的费用为50万元;新装4套快切装置以及改造原快切装置的费用为40万元;设计、土建、安装、调试等的费用约为40万元。因此, 改造工程总投资费用约为130万元。
改造工程总投资约为130万元, 改造完成后每年节约100万元左右, 因此1.5年便可收回投资。
改造工程结束时, #1机组正处于调停状态, 根据事先制定的送电措施, #1机组厂用电成功切换至#2机组。#1机组启动并网带负荷后, 厂用电先切至启动变, 紧接着切至本机组。该项目改造后, 2台机组厂用电互联相当于各机组增加了一路厂用电备用电源, 有利于启动变检修期间机组的安全运行。
参考文献
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发电厂厂用电 篇8
1 电动机进入DCS的接线模式
因电动机的工艺系统联锁及机械故障跳闸(油压、温度保护等)和辅机直接有关,故根据热工专业的要求进行,目前电动机进入DCS的方式和接线主要有以下几种模式:
(1)%模式一,如图1所示。联锁触点和启动继电器KC,在电动机就地控制柜内,KC触点引至单元控制室与DCS键盘操作触点构成与门2,启动出口继电器KCO,KCO触点引至就地控制柜操作断路器。就地/远方选择开关SA放在就地控制柜,SA在就地位置时,可用按钮PB进行操作。
(2)%模式二,如图2所示。联锁条件触点引至单元控制室构成与门1和就地/远方选择开关SA放在就地时接通的触点启动出口继电器KCO1,KCO1触点引至就地控制柜,可用铵钮PB进行操作。与门1和DCS启动出口继电器KCO2操作断路器。DCS控制不受SA的位置限制。SA放在单元控制室。
(3)%模式三,如图3所示。联锁条件触点引至单元控制室与DCS键盘操作触点构成与门3启动出口继电器KCO,KCO触点引至就地控制柜操作断路器,不设就地/远方位置选择开关,就地不设操作手段。
(4)模式四,如图4所示。联锁条件触点在单元控制室,和DCS键盘操作触点构成与门3启动出口继电器KCO,KCO触点引至就地控制柜操作断路器。联锁条件与与门1启动联锁继电器KC,KC触点引至就地控制柜作为就地操作断路器的必要条件,就地/远方选择开关SA放在就地控制柜。
(5)%模式五,如图5所示。联锁条件触点在就地控制柜与DCS键盘操作触点构成与门2启动出口继电器KCO,KCO触点和设在单元控制室的就地/远方选择开关SA选择远方操作断路器。联锁条件触点的与门1启动联锁继电器KC,KC触点与SA串联后作就地操作的必要条件。
2 设计中应注意的问题
电动机的控制接线与电动机的电压等级、选用电源开关型式(6kV采用真空断路器或FC,380V为PC或MCC柜的自动开关、交流接触器或启动器等)、就地控制柜地点、离单元控制室距离,以及操作电缆的长短等因素有关。图1~图5的接线都是可行的,根据上述因素采用其中之一,国外电厂和我国引进国外技术或设备的电厂,380V多为PC或MCC提供电源,离电动机较近,PC、MCC都有较大空间布置设备,故不设就地控制箱。国外运行人员较少,根据热工自动化的特点,不设就地/远方选择开关,由DCS直接操作,或将SA放在单元控制室或键盘软件完成,并且不设电动机事故按钮。我国有些辅机由制造厂配套供就地控制柜,SA多放在就地控制柜或PC、MCC处,很多电厂仍设事故按钮等。设计中,可能会出现的问题及解决措施:
(1)就地/远方选择开关SA。国内设计院为保护现场检修调试人员安全,多将SA放在就地。但热工系统以DCS为操作手段,如SA放在就地,如检修后忘记切换SA,可能延误操作时间,故国外电厂和国内少数电厂将SA放在单元控制室,或由DCS键盘软件实现闭锁。设计中2种方式都可以,如果将SA放在就地,在单元控制屏上宜设位置信号。
(2)就地设合、跳闸按钮或开关,只作现场试验电源开关时,跳、合闸回路可不设联锁回路。如果就地设按钮或开关作现场操作用,也应设联锁回路,可与DCS的联锁回路合用。如果联锁回路触点在现场引接方便,也可另设联锁回路硬接线。
(3)电动机的事故按钮。国外设计和国内少数电厂在电动机旁不设事故按钮,以前国内大多数电厂设有事故跳闸按钮,在现场发生误碰跳闸事故,操作电缆很长,为简化接线,建议取消该按钮。装设时,事故按钮不经联锁回路,用硬接线单独引接至断路器跳闸线圈。
(4)对重要电动机,在操作台或BTG屏上设紧急跳闸按钮,在逻辑柜M/A站有后备操作手段时,它们与DCS共用联锁回路,不另设硬接线。
3 结语
电气设计人员在进行厂用电动机控制接线的设计时,除了要了解系统的工艺过程外,还应做好与DCS厂家的沟通工作,与DCS设计者协商确定接口,比如各类设备的AI、DI和AO、DO点数量,DI、DO点是有源接点还是无源接点,以及接点容量是否满足要求等等。在设计过程中,设计人员要做到事先考虑,协调好接口,才能使设计进行得流畅。
摘要：介绍发电厂厂用电动机进入DCS的接线模式,以及在电动机控制回路设计过程中应注意的一些问题。
关键词：厂用电动机,DCS,控制模式
参考文献
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发电厂厂用电 篇9
1 厂用电影响因素统计分析
1.1 辅机耗电率统计分析
厂用电辅机按工作电压等级不同, 分为高压辅机和低压辅机两种。达拉特发电厂的机组, 生产耗电量最主要的就是6k V和380V辅机电机的耗电量。火力发电厂厂用电率 (以下简称厂用电率) 是指机组在正常运行状态下某一时间段内全厂各主辅系统耗用的电力总和占同一时期机组发电容量的百分率。厂用电率直接影响电厂的经济效益, 要降低厂用电率必须从降低生产消耗电量入手。
1.2 机组负荷率与厂用电率相关统计
厂用电率是厂用辅机耗电量占机组发电量的百分比。机组负荷率低, 发电量必然减少, 发电厂用电率将增加。如30O M W燃煤机组负荷率每变化10%, 发电厂用电率将变化0.3%左右。机组负荷率受机组运行方式的影响, 随着电网容量的不断扩大, 负荷结构的变化, 电网负荷的峰谷差加大, 一般达到电网最高负荷的30%, 有的电网甚至高达50%, 在机组低负荷运行时, 辅机出力不足, 耗电量增大。因此, 机组负荷率是影响厂用电率的另一个主要因素。
2 降低厂用电率措施及效果统计分析
2.1 电动给水泵改汽泵改造效果统计分析
300M W等级机组配套的给水泵驱动方式最常用的是电动和汽动两种, 即电动机驱动和小汽轮机驱动。达拉特电厂六台330M W机组均为电动给水泵。我厂1号机组电动给水泵改为汽泵后, 小汽轮机采用三段抽汽作为工作汽源, 抽汽量增加后, 主蒸汽流量相应增加, 节省厂用电和降低供电煤耗。
2.1.1 不同负荷情况下改造效果统计分析
改造完成后, 于2012年5月, 在电动给水泵和汽动给水泵运行时, 分别在三种负荷下进行试验, 根据实验结果统计分析证明改造后在节省厂用电、供电煤耗率下降方面效果显著。
1) 220M W负荷工况:厂用电率低0.99个百分点, 供电煤耗低0.68g/ (k W·h) 。2) 270M W负荷工况:厂用电率低2.90个百分点, 供电煤耗低2.00g/ (k W·h) 。3) 310M W负荷工况:汽泵与电泵运行比较:厂用电率低2.97个百分点, 供电煤耗低2.19g/ (k W·h) 。
2.1.2 同负荷情况下改造效果统计
机组在负荷260M W左右时, 汽泵较电泵运行时热耗高124.47kj/kw h, 影响机组发电标煤煤耗升高4.64g/kw h。按2012年机组的发电量1204500万千瓦时计算 (利用小时3650小时计算) , 相当于多耗标准煤5588.9吨, 按标煤单价206.4吨/元计算, 折合人民币为114.35万元。
汽泵运行比电泵运行使本机生产厂用电率大约下降2.4个百分点, 相当于年供电量增加了2890.8万千瓦时电量, 按电价0.2957元/千瓦时计算, 折合人民币854.81万元, 年综合效益为740.46万元。
2.2 电除尘及其控制系统改造效果统计分析
达拉特发电厂#4机组配套除尘设备由于原设计效率偏低, 集尘面积偏小, 实际燃用煤种与设计煤种偏差较大且不断变化, 使粉尘性质、电除尘器入口烟气量及粉尘浓度发生较大变化, 电除尘器除尘效率显著下降, 出口粉尘浓度较高, 耗电量大, 还影响到脱硫设备运行, 因此原电除尘器提效改造势在必行。
按电费0.35元/k W h, 运行时间按7000h/年计算, 袋式除尘器的厂用电电耗费用明显高于旋转电极式电除尘器。
单位:k W
在炉煤品种相同, 负荷不同的条件下对#4炉电除尘高低压控制系统改造前后的耗电量进行比较。 (如下表2)
按照4号机组去年运行2378.2小时计算, 按满负荷计算, 改造后年节约电费 (361×2378.2×0.3105) =266573.6元。
3 结论
本文通过对达拉特发电厂给水泵、除尘器等辅机设备耗电率的数据统计及机组负荷率对厂用电率影响分析, 从中找出影响厂用电率的相关因素, 重点对电动给水泵改汽泵, 电除尘及其控制系统改造进行了介绍和改造效果分析。节能工作是一项长期性工作, 只有不断总结节能经验不断完善、改进和提高节能技术, 才能真正达到企业节能降耗的目标。因此, 今后的工作中, 应及时针对机组运行情况和设备特性, 全方位、多角度的降低发电成本, 促进企业经济效益的提高和可持续发展。
摘要：电耗过大己经成为我国经济社会发展中面临的一个突出问题, 作为电力工业重要组成部分的发电企业, 也是电力消耗高的重点企业, 所以节能增效、降低发电成本是每个发电企业最关心的问题之一。本文通过搜集达拉特发电厂厂用电情况的统计数据, 统计不同负荷下给水泵、除尘器等辅机设备耗电率的数据, 找出影响厂用电率的相关因素, 从电动给水泵改汽泵、除尘器改造等方面阐述了降低厂用电率的可行措施, 并进行改造效果分析。
关键词：厂用电率,节能措施,统计分析
参考文献
[1]马士东.600Mw超临界汽轮机循环水泵双速节能改造的技术分析.黑龙江电力, 2010.
发电厂厂用电 篇10
关键词：发电厂,电气监控管理系统,厂用电
随着人们生活水平越来越高, 电气化系统的应用逐渐普遍。发电厂是为工厂及居民提供电力的场所, 因此对于电压等级的管理、生产规模的自动化以及运行和管理水平的处理直接关系到发电厂的经济效益。电气监控系统的应用, 实现了发电厂厂用电的自动化控制, 促进了电厂的技术发展。
1 发电厂厂用电电气监控管理系统的现状
“发电厂厂用电电气监控管理系统”是指以计算机为工具, 应用计算机软件进行信号处理、现场总线及通讯、继电保护等进行计算机控制处理, 实现对发电厂内发电机、变压器、电动机、馈线等电子设备及电气自动装置进行测量、保护、计量、监控以及故障诊断等功能, 并且通过与DCS协调完成相关的工艺电动机控制功能, 从而实现电厂系统的监控、管理和维护等功能的自动化子系统[1]。
中国目前发电厂厂用电电气监控管理系统一般采用“硬接线+通信”的方式, 将和热工工艺流程控制相关的控制命令和位置信号通过应县接入DCS系统, 电流、电压、功率和电能等电器参量和机电保护动作信息通信方式接入DCS系统, 电器系统的高级应用功能在电器维护工程师站实现控制。
2 发电厂厂用电电气监控管理系统的设计
2.1 进行系统网络架构的设计
为保证当工艺流程出现故障或遭到破坏时, 设备间的连接不实效, 以及人身和设备安全得到保障, 可以采用网络通讯稳定的双网互为备用的模式, 以实现网络通讯的稳定性。如果该发电站的要求不高也可以采用节省组网费用的单网模式。
2.2 进行系统数据库的设计
现阶段数据库的系统结构主要有两种:①双服务器结构 (Client/Server, 简称C/S) 结构。主要是有两个数据库服务器和工作站三部分组成的。②分布式数据库结构。主要有三个或以上工作站/数据库服务器共同组成的。为保障数据库的安全可靠性和系统设计的复杂性, 一般选用C/S结构, 该结构具有结构简单、操作方便、安全性高等特点[2]。
2.3 进行电气系统各保护监测装置的通讯设计
对于监测系统的设计主要要看监控系统通讯所需传递的信息。主要信息有:保护测控装置之间的数据传输、数据库和服务器等上位系统的自动控制的遥控等信息和保护自动装置送达数据库信息、工作站上位机系统的遥测和遥脉信息等。因此, 需要建立上位机与保护测控装置之间的通信, 以实现不同种类装置之间的信息链接。系统可设计为三个子部分即0.4KV电机测控装置、6KV测控保护装置IXB段和6KV WDZ-4系列测控保护装置IXB段备用段。三个子部分分别与前置机相连接, 前置机再与上位机相连接, 实现各个部分数据的传输[3]。
2.4 进行系统软件的设计
为使发电厂厂用电电气监控管理系统能够做到实时监控将系统软件设计分为实时运行子系统、数据库组态子系统、人机操作子系统、公式计算子系统等几部分进行分类设计。发电厂厂用电电气监控管理系统通过前置机采集电器侧装置的信息, 经过规约转换从以太驱动进行传送到服务器, 将数据的实时信息进行采集和建模, 从而实现监测的功能。
3 发电厂厂用电电气监控管理系统的应用
我们以陕西市第二热电厂的2台350MW的供热机组和2台50MW背压机组新建工程为例。电气监控管理系统和DCS接口的技术处理中每台机组通过一台专用通讯网将电气监控管理系统和DCS进行数据交换和命令传递。通过实时库和历史库通过管理工具进行数据处理, 将服务器的历史数据传递给客户端的数据库中间层, 中阶层再通过网络管理和客户端管理工具进行处理。客户端HMI通过命令设置进行数据召唤, 或通过实时库映像和管理工具对数据进行处理。服务器的数据处理过程更为复杂, 服务器中间层分为数据库和数据处理两部分, 数据处理的信息有历史库和实时库获得, 在转化给客户端的数据库中层, 服务器终端的数据中间层实施命令给网络管理, 网络管理再通过前置数据库传递给数据处理器, 最终在对实时库进行数据更新。服务器和客户端通过各自的数据中间层和网络管理进行数据和命令的传递, 已完成电气监控管理系统和DCS的技术接口处理。
在该供电厂实施发电厂厂用电电气监控管理系统的实时效果:①由于电厂信息处理量大, 应用了电气监控管理系统可以对信息进行大量的处理, 减少了人员维护的成本, 提高了工作效率;②电气监控管理系统结构清晰、数据流畅使该电厂的网络数据稳定性和安全性提高, 减少了数据缺失和由于网络符合过大造成的供电系统瘫痪;③实现了全场的信息化处理, 提高了电厂的运行速度和管理水平。
4 结语
采用电气监控管理系统能够有效提高发电厂的控制技术和管理水平, 从根本上加快发电厂电力信息的处理。随着电气监控管理系统的普遍应用, 电厂的自动化电气监控系统将成为电厂发展的必然趋势。
参考文献
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