运行试验

运行试验（通用10篇）

运行试验 篇1

我国水资源相对贫乏, 水资源供需矛盾日益严重, 如何合理开发和利用现有的水资源是关系国民经济发展的迫切任务。目前, 我国修建了各类型水库, 这些水库在防洪、蓄水、灌溉、发电、供水等方面起到有益的作用。然而, 我国许多河流水体含沙量大, 由于排沙不当造成水库泥沙严重淤积。减少水库泥沙淤积, 是保证水库正常运行、延长水库寿命的一个关键性问题。

减少水库淤积最根本的办法就是在允许的范围内最大限度地将入库泥沙排出水库。水库可以看成一个巨大的水体, 当上游挟沙水流进入水库, 水库水深和水面面积突然增大, 进入水库的浑水流速将迅速减小, 按一般明渠水流挟沙力公式计算, 水流挟带泥沙的能力将迅速减小, 大量的泥沙都将在入库不久逐渐沉积下来淤积到库底, 严重影响水库的蓄水能力。另一方面, 正因为水库可以看成一个巨大的水体, 并且有较大的水深, 一旦水库有足够的比降, 入库浑水就有可能在水库底部形成异重流, 以异重流的形式运行到坝前。异重流的挟沙能力远远大于明渠水流, 可以挟带部分泥沙甚至大部分入库泥沙到达坝前, 并由水库运行调洪排出库外, 达到排淤的效果[1,2,3]。因此, 异重流排沙成为调节水库库容的一个重要手段, 但异重流流态十分复杂, 研究非常困难[4,5,6]。本文在前人研究的基础上, 以河南省某水库为例, 采用理论和试验相结合的手段探讨异重流的运行特性, 为工程应用提供参考。

1 模型设计与验证

1.1 工程简介

河南省某抽水蓄能电站地处辉县市薄壁乡的峪河上, 下距大坝约1.6km。电站设计抽水流量为200m3/s, 总装机容量为1 200MW, 年发电量为20.1亿kWh, 年抽水耗电量为26.42亿kWh, 电站建成并网后, 主要承担调峰、填谷及事故备用等任务。将其作为概化模型研究异重流的头部运行速度。图1为模型示意图。

1.2 模型设计[6]

(1) 水流运动相似。

模型几何比尺:

模型变率:η=2.5

由惯性力重力比相似得流速比尺:

由阻力重力比相似得糙率比尺:

据此, 要求整体模型糙率为0.022~0.026, 局部模型的糙率为0.014~0.016, 通过精化局部地形及选沙, 可满足阻力重力比相似。

由水流连续相似得流量比尺:

水流运动时间比尺:

(2) 泥沙运动相似。本文采用不同的模型沙来分别模拟悬移质泥沙运动和推移质泥沙运动, 其中特别考虑了异重流运动。

由沉降相似得,

由起动相似可得到粒径比尺关系为:

由异重流挟沙相似可得到含沙量比尺为:

1.3 物模的验证

为检验模型的相似性, 本文采用1994-2003年库区的两次实测地形验证模型的冲淤变化, 图2为淤积验证图, 可以看出试验结果与实测值符合较好, 表明模型与原型相似。

2 异重流运行距离试验研究

异重流的运行距离是指从异重流产生至消失之间的距离, 即异重流能到达的最远距离。本文试验研究的初始时刻均保持水库完全处于清水状态下, 试验采用不同流量级进行, 重点研究异重流的产生、发展以及运行。表1为试验观测的该水库库区异重流运行的特征参数, 由表可知:

(1) 水库库区异重流发生的时机多在汛期的初次不连续洪水期;本文水库异重流发生部位多处于在距坝址4 138 m附近。前者主要在于清、浑水的重率差相对较大;后者主要在于弯曲库段的水面比降相对平缓。

(2) 随着含沙浓度的增大, 异重流的潜入位置, 也会向上游延伸。这与该水库河床突然变陡, 平面形态弯曲有关。在离心力的作用下, 重率较大的浑水水流, 易于直接入侵河底, 形成异重流。

(3) 该水库中, 当含沙浓度约大于8kg/m3, 流量约大于300m3/s时所发生的异重流更容易运行达到坝址。

(4) 试验中只要洪峰时间足够长, 浑水不断补给, 异重流运行到坝前的可能性就大。反之如果入库流量小, 洪峰持续时间短, 则异重流根本不足以形成, 即使形成也运行不到坝前。

图3、图4分别为异重流运行距离与流量和含沙量的关系。可以看出异重流的运行速度与入库流量和含沙量密切相关, 具有较好的线性关系, 异重流的运行距离随入库流量或水体含沙量逐渐增大。此外, 由图3、图4拟合的趋势线可以看出, 异重流的运行距离与入库流量的相关系数为0.91, 与入库含沙量的相关系数为0.88, 相对而言, 入库流量对对异重流运行距离的影响大于含沙量。对于本文水库, 在异重流发生的情况下, 异重流可运行的最远距离可按式 (1) 估算:

式中:l为异重流可运行的距离, m;Q为入库流量, m3/s。

3 异重流头部运行速度试验研究

3.1 异重流头部运行速度公式推导

图5为异重流示意图, 可建立异重流能量方程:

式中:h为清水的深度;z0为床面基准面的高度;α为动能修正系数;h′为异重流深度;u′为异重流流速;γ′为浑水容重;γ为清水容重。

由式 (2) 可知:

令Je′为异重流的能坡, J0为床面底坡, 则式 (3) 可简化为:

由于清水水面近似于水平, 可认为常数, 则有:

可化为:

如果密度沿程不变, 异重流连续方程为:

即可得到:

将式 (6) 和式 (8) 代入式 (4) :

由达西-韦斯巴赫公式可得到异重流的能坡表达式:

将式 (10) 代入 (9) 可得到:

由于, 式 (11) 可变为:

由于异重流清浑水分界面的形态与底坡密切相关, 并且考虑其他因素的影响, 可假设:

β为综合系数, 反映综合的影响作用, 将式 (13) 代入式 (12) 得到异重流运动速度:

令, 则式 (14) 变为:

式 (15) 为异重流运动速度表达式。

3.2 水库异重流头部运行速度计算式的确定

采用物理模型进行试验率定式 (15) 中的参数。在物模中施放不同的水沙组合, 观测异重流的发生位置、含沙量、运行速度、厚度等参数, 如表2所示。

根据表中的相关参数, 建立f (J0) 的关系式, 图6所示。

将式 (16) 代入式 (15) , 可得到异重流运动速度计算式:

3.3 计算式的验证

采用已有的水库模型, 开展不同条件的异重流试验, 测量异重流的运行速度, 并将式 (17) 的计算值与实测值进行比较, 测量结果和计算结果如表3所示。表中计算值与实测值较为接近, 式 (17) 能用于计算该水库的异重流头部运行速度。

4 结语

异重流是水库排沙的一个重要手段, 本文采用模型试验对水库异重流的运行特性进行了研究, 结果表明:

(1) 水库库区异重流发生的时机多为汛期的初次不连续洪水期, 异重流运行距离与入库流量和含沙量近似线性关系, 含沙浓度越高、流量越大, 异重流运行距离越长, 只要洪峰时间足够长, 浑水不断补给, 异重流运行到坝前的可能性就大, 反之如果入库流量小, 洪峰持续时间短, 则异重流难以运行到坝前。

(2) 基于能量方程建立了异重流头部运行速度公式, 该式反映了河床比降、异重流厚度、浑水容重等因素对异重流运行速度的影响。能较好反应水库异重流的头部运行速度, 能用于预测预测异重流到达坝前的时间, 可为水库异重流的调度提供参考。

参考文献

[1]范家骅.沉沙池异重流的试验研究[J].中国科学A辑, 1984, (11) :1 053-1 064.

[2]曹如轩, 任晓枫, 卢文新.高含沙异重流形成与持续条件分析[J].泥沙研究, 1984, (2) :1-10.

[3]范家骅.浑水异重流水量掺混系数的研究[J].水利学报, 2011, 42 (1) :19-26.

[4]宋策, 周孝德, 李国栋, 等.泥沙异重流影响下的水库垂向水温分布预测模拟[J].水利学报, 2009, 40 (11) :1 357-1 368.

[5]吴腾, 李远发, 洪建.聚类统计方法在高含沙水流挟沙力公式验证中的应用[J].水利学报, 2007, 38 (7) :852-856.

[6]吴腾, 詹义正.多沙水库异重流运动特性试验研究[C]∥第八届全国泥沙基本理论研究学术讨论会论文集, 南京:河海大学出版社, 2011:488-492.

[7]詹义正.水库及过机泥沙物理模型试验研究报告[R].武汉大学, 2003.

运行试验 篇2

关键词 ：干式变压器；巡检；除尘；除湿

环氧树脂浇注绝缘干式变压器一般简称干式变压器，由于其具有良好的电气绝缘、机械强度、耐雷电冲击能力特性，且抗温度变化、湿度变化、短路能力强，重量轻、体积小、损耗低、易于维护，已经广泛应用于以中高压（一般10.5kV）或低压（一般0.4 kV /0.23 kV）方式受电的用户，同时也是国家推广的、在铁路供电系统大量采用的节能降耗设备。然而，作为电力系统的终端设备，特别是车站等大负荷重要用户，变压器的运行维护、检修试验直接影响着受电用户的供电安全和供电质量。下面结合本单位十几年来的设备运行情况提出一点看法。

1 运行维护

自变压器投入运行之后即进入运行维护阶段。运行记录是保障设备良好运行必不可少的，内容一般包括三相绕组的温度、环境温度、异常响声、风机状况等。除此以外，还应重点做好以下几方面。

1.1认真做好日常巡视检查

巡视检查是保障变压器安全运行的基础性工作，绝不可敷衍，作为一级负荷用户，特别是一级特别重要负荷用户尤其如此。变 （配）电所内部的变压器，每小时巡视一次，夜间负荷较轻可以每两小时一次；对于无人值守的变电所的变压器，每班次（8小时工作制）不少于2次，在认真做好运行记录基础上还应注意观察有无漏雨、进水及变压器室的门窗状况等。遇有下列情况时，应对变压器增加巡视检查次数：新装或经过检修、改造的变压器投入运行在72h内，停运时间超过半年以上再次投运的变压器，雷雨、浓雾、大风、暴雪等异常天气，高温季节、负荷高峰时段，过负荷运行。值得注意的是，在使用条件中规定的温度值是变压器正常的运行条件。在不超过GB6450-1986《干式变压器》、IEC726-82《干式变压器》和DIN42523-87《浇注树脂干式变压器》规定的绕组平均温升前提下，变压器是可以在限定时间内超过额定容量运行（允许过载量与环境温度、冷却方式有关）的。各种绝缘材料的耐热的允许最高温度是一定的，详见下表。

1.2 定期做好设备除尘

定期除尘对干式变压器良好运有着至关重要的作用。运行中的变压器积尘量过多，将会直接影响散热，气候潮湿极易形成安全隐患。这不仅降低变器的工作效率，还有可能导致变绝缘降低，甚至造成绝缘击穿。特别是北方地区，气候干燥、沙尘暴无孔不入且异常天气时有发生，每年至少应进行1-2次全面清理，首先用吸尘器或干布清洁变压器构件、绝缘子、分接引线等表面尘土，再用手提吹风机或干燥压缩空气（氮气亦可）把内部风道的积尘吹出，同时人工启动变压器自身冷却风机，这样既能检验强迫风冷设备，也能清理风道内尘土，保持变压器良好的散热环境。我单位在枣庄西站采用的一台10kV/400kVA车站综合用变压器，在负荷高峰季节，就曾经发生一起爬电打火现象，由值班员巡视发现及时，停电后对变压器风道内外进行了全面清洁除尘，问题得到了解决。

1.3定期检查温控设备的运行状态

变压器在完成电能传输转换的过程中，正是自身的电能损耗造成了变压器绕组的温升。众所周知，变压器寿命就是绝缘寿命。电力变压器的绕组温度超过其绝缘耐受温度，是导致变压器不能正常工作的主要原因之一。因此，不仅要做好变压器的温度记录，注意观察变压器的温升变化，而且要每个季度检查一次温控设备，防止温控设备故障导致误动作或异常指示影响设备安全运行，目前简便可行的工具首选红外测温仪。自2000年以后，我单位配发了红外测温仪作为值班巡视检测用工具，以提高巡检针对性、可靠性、安全性。2010年我单位在枣庄西站采用的一台10kV/400kVA车站综合用变压器就发生了超温报警并造成高压馈线柜自动跳闸停电，经过几次用红外测温仪检查，发现变压器运行温度没有出现异常，判断自动温控器可能存在故障。之后更换一台新型温度控制器运行至今没有出现超温报警现象。

1.4定期做好去潮除湿，保持环境干燥

环氧树脂浇注干式变压器虽然具备耐潮、抗湿的特点，但是绕组绝缘能力除了容易受发热温升破坏以外就是环境潮湿了。环境潮湿受自然气候制约，特别是到了夏天的雷雨季节，环境潮湿既不利于本体散热，又容易破坏绕组绝缘能力，用2500V摇表就可以简单判断绝缘强度高低。在潮湿、多雨季节来临后，除了加强巡视预防漏雨、进水发生外，采取一定技术措施是必要的，安装进排风系统，定期检查、定时开启循环风，定期打开变电室的门窗进行通风，以保持变压器周围适当的湿度和温度。

1.5 定期检修，确保接点紧固连接可靠

电能在变压器铁心和绕组中的损耗转变为热能，引起各部位发热。随着负载调整、季节变化，负载损耗使得变压器温升变化剧烈，各部位连接点不可避免地发生应力变化、紧固件及连接点出现松动等现象。它们一旦松动后不能及时紧固，就有可能产生振动、发热，巡检不到位有可能造成过热现象，这将严重影响运行安全。因此每年在春、冬季节安排两次停电检修是非常有必要的。检查主要有：一、二次侧线路连接是否紧固；一次绕组分接头连接是否紧固；铁心轭铁的夹紧螺栓是否紧固，有否退火现象；软连接螺栓、接地端子是否紧固；绝缘子有无龟裂、放电痕迹。检修周期：干燥清洁场所，每年进行一次；若是有灰尘或化学污染的空气、潮湿的环境，应该每半年进行一次。

2变压器检修试验

变压器试验是变压器安全、可靠运行的技术保证，也是决定变压器是否投入运行或退出运行的依据。每次全面检修完毕，都需要对变压器进行简要的项目试验，以便掌握变压器运行状态。

2.1绕组直流电阻的测试

从高、低压侧母线的开口端测量高、低压侧的线电阻，其每侧三相电阻的不平衡率不应超过２％，以确定高、低压母线分别与本产品的连接是否坚固可靠，如超过此值应检查母线连接处是否可靠等。另外，对比测试数据与设备出厂试验参数，并做好记录，作为每次检修试验参考。

2.2繞组绝缘电阻的测试

使用2500V摇表检查高压侧对地和低压侧对地的绝缘电阻不应小于下列值：

高压侧/地≥250MΩ

低压侧/地≥50MΩ

高压侧/低压侧≥250MΩ

10kV变压器绝缘电阻的最低合格值与温度有关。运行的变压器绝缘电阻最低合格值参考如下表所示。

如果测量值大大低于以上值，则应检查变压器是否受潮，再重新测量。在比较潮湿的环境下，变压器的绝缘电阻会有所下降，一般地若每1kV的额定电压，其绝缘电阻不小于2MΩ（25℃时的读数），就能满足要求。但是如果变压器遭受异常潮湿发生凝露现象，则不论绝缘电阻如何，在其进行耐压试验或投入运行前，必须进行干燥处理。

参考文献

运行试验 篇3

1 试验原因

近年来, 稠油区块来油含水率均在90%以上, 为保证稠油脱泵含水控制在8.0%以下, 因此选取含水量作为试验的评价指标。主要因素:破乳剂加药量、沉降罐油层厚度、来油进罐温度。

2 试验部分

2.1 试验依据

根据生产实际, 对含水量影响因素的优化采用试验来确定。运行参数主要可分为:破乳剂加药量、沉降罐油层厚度、来油进罐温度。

2.2 试验安排

针对各因素的水平状态, 根据欢一联合站的实际情况分别定出水平, 见表1。

2.3试验研究

根据试验挑选出的因素及各因素所处的水平, 选用L9 (33) 正交表安排做9次试验。试验结果及分析见表2。

2.4试验结果

(1) 计算各因素的水平效应值:

同理可以求得:

通过对各因子水平的分析, 可以得出影响各因子水平的效果。

(2) 计算各平均水平效应值k i。K1=ⅠA/3=5。同理可求其它水平效应值, 见表2。

(3) 求出极差R。R A=m a x (ⅠA, ⅡA, ⅢA) -min (ⅠA, ⅡA, ⅢA) =15-12.2=2.8

同理可求得:RB=3.4;RC=2.4。

极差R是衡量实际数据波动大小的重要指标, 极差大的因素, 其变化程度对试验结果影响就大, 反之则小。

2.5 结果分析

在影响稠油脱水的因素中对因素A水平1最好, 对因素B水平2最好, 对因素C水平3最好。

影响稠油脱水性能因素的主次关系:沉降罐油层厚度—破乳剂加药量—来油进罐温度 (表3) 。

3 效益分析

3.1 气费分析

5月-10月停运3台加热炉。

节气量:150天× (1000+1100+1100) m3/10000=48万m3

节省气费W1=48×0.52元/方=24.96万元

3.2 药剂分析

进入夏季, 破乳剂加药量由120kg/d降至80kg/d。

节药量:1 5 0天× (1 2 0-8 0) k g/d=6000kg

节省药费W2=6000×8.812元/kg=5.28万元

W总=W1+W2=30.24万元

4 结论

(1) 稠油脱水性能的影响因素很多且相互制约, 仅靠单独研究某个影响因素并不能获得有效的研究结论, 而正交试验可以较好地解决这一问题, 而且研究方法科学、简便。

(2) 正交试验优化法是在某种特定条件下进行的, 如果条件发生变化, 影响因素的主次关系和最佳组合也会发生变化。

(3) 通过正交试验法优化稠油脱水运行参数, 将欢一联合站的生产指标进行了重组, 使稠油脱泵含水控制在8.0%之内, 保证了外输含水指标合格, 生产运行平稳。

摘要：欢一联采用化学加热联合脱水的方法, 致使进站加热燃气量逐年增加。针对此情况, 采取对稠油系统运行参数通过正交试验法进行优化。2012年夏季对稠油脱水运行参数进行优化, 试验使脱水达到预期的效果。

关键词：稠油脱水,正交试验,含水量

参考文献

运行试验 篇4

运行部化学试验室班长工作标准 范围

本标准规定了甘肃平凉发电有限责任公司运行部化学试验室班长的职责和工作内容等。本标准适用于甘肃平凉发电有限责任公司运行部化学试验室班长的工作岗位。主要职责：

2.1 试验室班长在运行部主任的领导下，全面负责班组的生产、行政、安全、技术培训、劳动纪律等工作，完成上级下达的月、计划。

2.2 认真执行运行部安排的任务，搞好化学监督工作，防止和减缓热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油质劣化，及时发现变压器等热力设备潜伏的故障，提高设备健康水平。2.3 负责制定本班生产计划、药品仪器等材料计划，审查试验分析报告。

2.4 在生产中出现异常、事故时，组织试验室人员到现场及时分析试验、查找原因和处理事故。2.5 深入各岗位，了解各岗位生产工作情况，帮助解决存在的问题，并掌握各项工作进展情况。2.6 合理安排技术讲课、学习等各种活动，完成上级下达的培训、学习等工作。2.7 搞好班组建设，开展民主管理，调动班组人员积极性，增强班组凝聚力。2.8 负责班组人员工作的调配、工作考核以及奖金的二次分配。2.9 负责班组各种记录、台帐、档案的审阅工作。

2.10 负责化学专业玻璃器皿、试验药品、贵重物品的管理和发放工作。2.11 对汽水化验站人员有业务指导的责任。基本技能

3.1 政治思想及职业道德

坚持四项基本原则,坚持改革开放,具有一定的政治理论水平,有从事本岗位工作的高度责任感和事业心,实事求是,兢兢业业；忠于职守，团结同志，作风民主。3.2 文化程度与所学专业 中专及以上文化程度，有较丰富的化学工作经验和较强的实际工作能力，从事化学试验工作四年以上，并熟悉化学试验室各岗位工作，经班长岗位培训考试合格，在班长岗位见习半年，有一定的班组管理经验，有较强的组织领导能力和做好班组思想政治工作的经验。3.3 专业及相关知识

精通发电厂化学的相关理论知识，全面熟悉《化学监督制度及实施细则》、《化学监督制度》、《汽水监督规程》、《化学药品管理制度》、《锅炉、汽机停机防腐制度》、及《电业安全工作规程》、《运行管理制度》等与管理有关的各项规章制度。3.4 综合工作能力

熟悉化学试验室、化学运行各岗位使用的仪器、仪表的工作原理、结构、使用方法和注意事项，熟悉有关化学药品的性能及其操作、使用注意事项，熟悉有关热力设备工作原理、性能及有关参数；水汽循环系统、排水系统等有关热机系统；有关充油电气设备的性能、参数及透平油、抗燃油系统流程和有关质量标准、试验方法，熟悉《火力发电厂水、汽试验方法标准汇编》和水、汽控制标准，熟悉燃料一般性试验方法和质量控制规定，熟知工时定额、材料消耗定额有关知识，掌握一定的企业管理知识，具有一定的组织能力和管理水平，坚持原则、办事公道。工作标准

4.1 着装和劳保用品符合安规要求。4.2 清扫本岗位卫生。

Q/PFD-305-13.11-2002

4.3 检查全班人员出勤情况。

4.4 听取运行部领导指示，接受上级下达的各项任务，安排当天工作。

4.5 根据当天班组出勤情况，调配人员，协调各岗位工作，做到日常工作有计划、有安排、有落实。4.6 经常深入现场，了解机炉运行情况和各岗位工作进展情况，检查规程、制度执行情况，对班内发生的不安全现象，坚持按“三不放过”的原则处理并考核，同时解决工作中存在的问题。4.7 检查各岗位记录、台帐等，要求做到记录全面，技术资料保管完善。4.8 编制各种仪器、药品、备品购置计划。4.9 负责组织和领导有关技术项目的攻关工作。

4.10 安排和参加技术讲课、安全活动、工会活动、政治学习等活动。

4.11 按照考核标准进行班组内资金二次分配，在分配上应充分体现按劳分配，调动班员的积极性。4.12 每月开班会总结上月生产情况，奖金发放情况，表扬好人好事等，布置当月工作。4.13 检查各岗位卫生应保持清洁，物品摆放有序，落实工作进展情况。4.14 做好班长日志、记录、向运行部主任汇报工作。检查与考核

5.1 由运行部主任按本标准进行检查与考核。

5.2 按运行部、班组经济责任制等有关规定进行考核与奖惩。5.3 按平凉发电公司的有关规定进行考核。

运行试验 篇5

关键词：膜下滴灌；系统运行；措施

中图分类号：S275.6 文献标识码： A 文章编号： 1674-0432（2014）-02-62-1

1 山西省膜下滴灌系统的主要特点

1.1 系统组成

山西省2013年的大田作物膜下滴灌系统主要结构模式为：机井-首部枢纽-主干管-分干管-支管（-辅管）-单翼迷宫式毛管。首部枢纽由潜水电泵、离心+筛网（120目）过滤器、100～150升施肥罐组成。干管采用PVC-U管材，主要的管径规格为DN110或DN125，支管为DN63-90的纳米PE管，辅管为32PE管，毛管采用DN16单翼迷宫式滴灌带，流量为1.38～2.1升/小时。管网采用“鱼骨式”布设，干管、支管、毛管依次相互垂直。为方便田间管理与运行操作和调节各滴灌带进口压力，达到滴头滴水均匀，大多数地块，在每条支管上增设了与之平行的数条辅管。毛管按一管两行铺设于两行窄行作物中间，间距为1～1.2米，单侧铺设长度60米左右。

1.2 系统特点

山西省2013年的大田作物膜下滴灌系统，属低压滴灌系统，是目前农区推广的主要模式。水源通过水泵加压进入滴灌系统首部，过滤后输送到地表的支管、辅管、毛管，由毛管上部的出水孔流出，均匀灌溉作物根部土壤，供作物吸收。可通过首部施肥罐，将肥料随水滴入。滴灌系统需要电力条件，项目区一次性亩投入1000元左右，投入较高。但首部、干管等使用期长，均摊价格低。滴灌系统适应范围广，灌溉质量高，灌溉均匀，管理方便，故障率低，容易控制，其对整地质量要求不高，节水增产效果明显。

2 滴灌系统运行管理主要措施

2.1首部设备

春季播种完成时，及时做好灌溉的准备工作。首先，将系统首部设备和材料重新组装连接，仔细检查水泵、过滤器、施肥罐等设备及配套的连接件安装是否正确。其次，对已安装好的首部设备进行冲洗。秋季作物收获后，彻底清洗首部设备。将所有阀门打开，把水排放干净。对于压力表、排气阀等易损易拆卸的配件，分拆下来妥善包装保存，以备下一年生产季节使用。

2.1.1 水泵 水泵运行时，不要频繁进行开启、关闭的操作，否则会缩短水泵的工作年限。所以，运行中应考虑各轮灌组流量基本均衡，使水泵达到一个较好的工作状况。水泵开启后，应使其运转3～5分钟，检查系统压力是否正常，当压力表针不再上下摆动，无噪音时，可视为正常，过滤器可进入工作状态。

2.1.2 过滤器 过滤器的使用和运行中，必须定期检查离心过滤器的集砂罐，经常打开罐体下部的冷门进行排砂，避免罐体中沉积的砂粒过多，这样不但影响离心过滤器，不能正常工作，而且容易造成沉积的泥沙再次被带入管道中，进而流入滴灌带中，造成滴头的堵塞，影响滴水均匀性。

注意观察过滤器上的压力表，当网式过滤器前后压力差超过原压差0.02兆帕时，立即进行过滤器的清洗。

过滤器的清洗方法：首先将网芯从过滤器中抽出，用软毛刷刷净，再用清水冲洗，注意网芯两端保护密封圈的清洗。当过滤器的网芯内外都冲洗清净后，再将过滤器罐体内的杂物用清水冲净，由排砂口排出。最后按原样安装好，重新装入过滤器。特别要注意，过滤器的不锈钢网一般很薄，在冲洗和拆装的过程中不得损坏，一旦发现破损，就应立即更换，严禁网芯破损使用。

2.1.3 施肥装置 选择可溶性肥料（农药）。首先打开施肥罐上部盖，将所需滴施的肥料（农药）缓慢倒入施肥罐中，肥料注入量不得超过罐容积的2/3；然后打开进水阀门进水，至罐容量的1/2后关闭进水阀门，拧紧施肥罐上盖。待罐中肥料（农药）溶解后，先开启施肥罐出水阀门，再打开进水阀门，然后缓慢关闭进出水阀门间的闸阀，使前后压力表差保持在0.05兆帕左右，罐中肥料（农药）将在压力差的作用下带入滴灌系统管网中，随水滴入作物根部。在每个轮灌小区滴水1/3时间后方可滴肥，滴肥时间约20～40分钟左右，在轮灌组滴水结束前1小时停止施肥。

一个轮灌小区滴完水，打开下一个轮灌区，先关毕进水阀门，后关毕出水阀门，将施肥罐罐底球阀打开，将水排至罐容量的1/2后停止，再进行下一轮灌组施肥（农药）。

2.2 管网的运行管理

系统的管网使用中，要经常对地面管网进行巡查，检查管网的运行情况，如果有漏水或滴灌带脱离的现象要立即处理。注意要遵循先开后关原则，即先开启漏水处邻近处的球阀，再关闭漏水处的球阀进行处理，以免系统压力突然增加，产生爆管或脱离。

滴灌系统运行时，必须按照设计要求严格控制压力表读数，以确保系统安全高效的运行。每当某个轮灌小区滴水结束后，必须先开启下一个轮灌组，再开闭当前的轮灌小区，严禁先关后开。

秋季作物收获后，要打开管道末端排水球阀，避免冬季管道存水冷冻，导致管道冻裂。及时将地面部分的管材和管件收回，进行清洗、晾干，存入库房妥善保管，以备下一个作物生产正常使用。注意各类球阀、阀门保管时，都应处于开启状态，以免低温冻裂。

参考文献

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[2] 严以绥.膜下滴灌系统规划设计与应用.中国农业出版社，2002.

浅谈变压器安装及运行前试验 篇6

1 变压器的安装

1.1 变压器安装前的准备及检查

安装前的准备:熟悉图纸资料, 注意图纸和产品技术资料提出的具体施工要求, 确定施工方法且进行技术交底;并准备搬运吊装和安装机具及测试器具。变压器的安全性检查:变压器应有产品出厂合格证、随带的技术文件应齐全;应有出厂试验记录;型号规格应和设计相符;备件、附件应完好;干式变压器的局放试验PC值及噪声测试d B (A) 值应符合设计及标准要求。变压器外观检查:外表不应有机械损伤;油箱密封良好, 带油运输的变压器, 油枕油位应正常, 无渗漏油现象;所有附件应齐全, 瓷体无损伤等;变压器轮距离应与设计轮距相符。变压器身的检查:变压器到达现场后应进行器身检查。但凡满足下列条件之一时, 才可不进行器身检查。1) 制造厂规定可不作器检查者;2) 容量为1000k VA及以下, 运输中无异常情况;3) 就地产品作短距离运输时, 器身总质量符合要求, 运输中无异常情况。

1.2 变压器就位安装应注意以下问题

1) 变压器安装的位置, 应符合设计图纸的要求;在推入室内时要注意高、低侧方向应与变压器室内的高低压电气设备的装设位置一致, 否则变压器推入室内之后再旋转方向就比较困难了。

2) 变压器基础导轨应水平, 轨距与变压器轮距相吻合。装有气体继电器的变压器, 应使其顶盖沿气体继电器气流方向有1%~1.5%的升高坡度 (制造厂规定不需要安装坡度者除外) 。防止气泡积聚在变压器油箱与顶盖间, 只要在油枕侧的滚轮下用垫铁垫高即可。垫铁高度可由变压器前后轮中心距离乘以1%~1.5%求得。调整时使用千斤顶。

3) 变压器就位符合要求后, 将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定;不允许用电焊焊死在轨道上。

4) 装接高、低压母线时, 母线中心线应与套管中心线相符。母线与变压器套管连接, 应用两把板手, 以防止套管中的连接螺栓跟着转动。特别注意不能使套管端部受到额外拉力。

5) 变压器的外壳接必须作良好接地。如果变压器的接线组别是Y/Yo, 则还应将接地线与变压器低压侧的零线端子相连。变压器基础轨道亦应和接地干线连接。接地线的材料可用铜绞线 (16或25mm2) 或镀锌扁纲 (-40×4) , 其接触处应搪锡以免锈蚀, 并连接牢固。

6) 当需要在变压器顶部工作时, 必须用梯子上下, 不得攀拉变压器附件;变压器顶部应做好防护措施, 严防工具材料跌落, 损坏变压器附件。变压器油箱外表面如有油漆剥落, 应进行喷漆或补刷。

7) 变压器就位安装完毕后, 再次进行外观检查;并用1k V兆欧表测量各绕组间及绕组与外壳间的绝缘电阻。

2 变压器投入运行前的试验

2.1 试验前的补充注油

在施工现场给变压器补充注油应通过油枕进行。在补充注油过程中, 一定要采取有效措施, 使绝缘油中的空气尽量排出。补充注油工作全部完成以后, 应保持绝缘油在电力变压器里面静止6~10h, 再拧开瓦斯继电器的放气阀, 检查有无气体积聚, 并加以排放;同时, 从变压器油箱中取出油样作电气强度试验。一般10k V及以下变压器在注满油后, 要停放24h以上才能进行耐压试验。

2.2 变压器交接试验

1) 电力变压器试验目的是验证变压器性能是否符合有关标准和技术条件的规定, 制造上是否存在影响运行的各种缺陷, 在交接运输过程中是否遭受损伤或性能发生变化。

2) 试验标准符合规范要求和当地供电部门的规定及产品技术资料的要求;干式或油浸式变压器交接试验项目应按“交接试验标准中的第十章的规定执行”。

3) 试验过程采用方法及应注意问题。直流电阻的测量:最简单试验方法是电压降法。一般所用电桥有单臂电桥和双臂电桥两种。当被测线圈电阻有10Ω以上时采用单臂电桥;10Ω以下时则采用双臂电桥。当测得三相电阻的相互差值超过规定标准时, 除要分折有无测试误差外, 还应考虑下面几种因素, 是否可能造成测试不准。分接开关接触不良;焊接不良;三角形接线一相断线;三相绕组使用的导线规格、型号不同;变压器的套管中导电杆和引线接触不良等。

变压比测量:测试方法有双电压表法和变压比电桥法, 现场试验一般采用变压比电桥法。优点如下:不受电源稳定程度的限制;准确度和灵敏度高;试验电压低, 比较安全;误差可以直读;变比试验的同时, 也完成了连续组别的试验。

结线组别试验:结线组别相同是变压器并联运行的必要条件之一, 因此判断变压器结线组别是变压器试验不可缺少的一项。常用的试验方法有:直流感应法、交流电压表法、相位表法, 变压比电桥法和组别表法等。组别表是一种试验变压器相序、组别、极性的专用仪表, 该表具有反映直观、使用简便、指示正确等优点。

3 试运行前检查及试运行

3.1 试运行前的检查

变压器在试运行前, 应按规范、标准及产品的技术说明书中的要求进行全面检查, 确认其符合运行条件后, 方可投入试运行。特别注意是接地线要连接良好牢固, 在试验过程中如有拆卸的部位, 一定要恢复原状并要连接牢固。

3.2 变压器送电试运行

电力变压器只有在试运行中不发生异常情况, 才允许正式投入生产运行。第一次投入运行, 在安装现场常用方法为安全电压冲击合闸。冲击合闸时, 一般宜由高压侧投入。接于中性点接地系统的变压器, 在进行冲击合闸时, 其中性点必须安全接地。变压器第一次受电后, 持续时间应不少于10min, 变压器无异常情况, 即可断续进行。一般变压器应进行3~5次空载全电压冲击合闸, 应无异常情况, 励磁涌流不应引起保护装置误动作;冲击合闸正常, 空载运行24h, 无任何异常情况, 则可认为试运行合格。变压器试运行中要注意冲击电流、空载电流, 一、二次电压、温度并做好详细记录。

4 结语

运行试验 篇7

火电机组在滑压运行过程中,通过调整机组运行压力,分析机组的经济运行压力,确定机组最佳的定—滑—定运行控制方式,可以进一步提高机组运行的经济性[1]。

在做优化运行试验时,有很多因素影响到试验的准确性:一是基准流量不能准确测量;二是参数波动,由于煤质变化等各方面的原因,参数并不能维持稳定,采用参数修正必然会影响到试验的准确性;三是由于测量仪表和计算误差的影响,使热耗试验本身测量的不确定度就在0.3%以上[2],而同一负荷不同主汽参数下,热耗相对值变化在30 kJ/kWh以内。所以采用热耗值对优化效果进行分析评价,在现场试验条件受限的情况下,并不能得到准确的试验结果。参数优化调整后,将反映到对系统各个部分的影响上,逐项分析后综合起来,可以比较优化前后的效果。

1 设备概况

某电厂2#机组系某汽轮机厂生产的N330-16.7/538/538型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。汽轮机设有七段非调整抽汽,高压缸设有二段抽汽,分别供1#、2#高加;中压缸设有三段抽汽,分别供3#高加、除氧器及5#低加;低压缸设有二段抽汽, 分别供6#及7#低压加热器。六个调门的开启顺序是GV1-GV2-GV4-GV5-GV6-GV3。

给水泵型号为FK5F32M筒体芯包,卧式、五级叶轮,机械密封,配套于330 MW发电机组50%容量的电动泵,共设三台,二用一备。

2 优化运行试验方法

优化试验通过改变调门开度来调整主汽压力,通过经济性比较,确定机组最佳运行压力。研究主汽压力变化对整个机组的影响[3],主汽压力变化后,会影响到整个系统运行状况。给水压力变化,给水泵的耗功会发生变化。主汽力发生变化后,由于汽包压力的变化,在水冷壁中的吸热比例会发生变化,同时加上高排温度的变化,会影响到蒸汽在过热受热面和再热受热面的吸热量,进而影响到减温水量的变化。

同负荷下,各工况的比较分析主要集中在高压缸做功量变化、给水泵电耗变化和减温水量的变化对机组热耗的影响,以分析机组各工况下的最佳运行方式。

2.1 高压缸做功量变化对热耗的影响

为了计算高压缸效率变化对热耗率的影响,首先按设计参量计算得到高压缸效率变化1%,对机组热耗的影响值,其计算值如下[4,5]。

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式中 G0z——高压缸折算流量/kg·h-1;

Gr——高排(再热)流量/kg·h-1;

H0HP——高压缸等熵焓降/kJ·kg-1;

ηHP——高压缸相对内效率(设计值);

ηm——机械效率/[%];

ηd——发电机效率/[%];

Nd——发电机端功率/kW;

HR——机组热耗率/kJ·(kWh)-1。

2.2 给水泵电耗变化对机组经济性的影响

电动给水泵耗功变化,导致厂用电变化。厂用电率变化同供电煤耗变化间的关系如下。

Δb=bf×Δg/100

式中 bf——当前机组负荷下的煤耗率/g·(kWh)-1;

Δg——厂用电率的变化率/[%]。

2.3 减温水量变化对机组经济性的影响

过减水和再减水的投入,使循环的效率降低,热耗增加[6,7]。过减水的投入对机组的经济性产生一定的影响,这种影响可以采用等效热降法计算对机组煤耗的影响值。

(1)过减水的影响

新蒸汽等效焓降变化值

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式中 αg——过减水和主汽流量之比;

τ3、τ2、τ1、τb——给水经3#、2#、1#高加和给水焓升/kJ·kg-1;

ηundefined,ηundefined,ηundefined——一、二、三段抽汽设计效率。

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ΔQzr-1、ΔQzr-2排挤1 kg一段、二段抽汽引起大的再热器吸热量变化。

汽轮机相对内效率变化

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对煤耗率的影响值为

Δb=bbf×Δηi

(2)再减水的影响

循环吸热量变化值

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式中 H0、h2——分别为主蒸汽焓和高压缸排汽焓(二段抽汽焓)/kJ·kg-1。

汽轮机相对内效率变化

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对煤耗率的影响值为

Δb=bbf×Δηi

3 不同负荷下最佳运行压力的确定3.1 165 MW工况的比较分析

机组原165 MW工况下,运行压力为13.2 MPa。这时GV5阀门开度仅为10%,节流比较严重。通过关小阀门,GV4调门关到44%,这时GV4还处于大开状态,GV5开度为8%,GV5通过的流量较小。GV5这时虽然节流很严重,但其通过流量很小,总的来说,缸效还有所提高。热耗降了15 kJ/kWh。同时主汽压力升高后,由于炉内受热面的吸热比例和高排温度的变化,过减水和再减水量也有所下降。压力提高后,给水泵的耗功略有增加。综合分析后,机组净热耗降低18.6 kJ/kWh。继续关小调门,压力进一步升高,缸效也开始下降。当压力升高到14.4 MPa,调门节流变化影响热耗升高了8.4 kJ/kWh。虽然减温水量有所下降,但同时给水泵的电耗也增加了。总体分析,热耗随压力升高增加了18.4 kJ/kWh。

当GV4开度在44%时,是处于接近三阀的运行状态,将其同三阀运行状态相比较,缸效要低0.4%。但综合来比较,此运行状态是同三阀状态经济性是一致的。

在各个工况下排烟温度基本不变化,不用考虑锅炉变化对机组经济性的影响。

所以,在165 MW运行工况下,主汽压力控制在13.3 MPa时,经济性最好。同原运行压力工况比较,热耗下降18.6 kJ/kWh,煤耗下降0.75 g/kWh。

165 MW工况具体试验及计算结果见表1。

3.2 200 MW、220 MW工况比较分析

(1)200 MW工况

原200 MW运行工况下,GV5开度为15%,主汽压力为15.15 MPa。GV5关至11.8%,主汽压力提高到15.63 MPa,缸效并不下降,虽然GV5调门的节流增加了,但通过GV5的流量也减小很多,所以GV5关小后,缸效还略有增加。调门开度变化,引起高缸做功变化,进而影响热耗降低43.6 kJ/kWh。

当降低压力到14 MPa,总体热耗也略有降低。但压力降到13.23 MPa,虽然缸效提高到了75.5%,但是循环效率降低许多。综合减温水和给水泵电耗,热耗增加了30 kJ/kWh。

(2) 220 MW工况

原工况运行压力为15.4 MPa,把压力提高到额定压力,由于调门节流影响高压缸做功,热耗降低39.5 kJ/kWh。压力提高后,减温水量减小,折合降低热耗7.2 kJ/kWh。压力提高后,给水泵的压头增加引起给水泵电耗增加0.3%,折合升高热耗12.5 kJ/kWh。总体降低机组热耗34.2 kJ/kWh。

所以在220 MW,机组在额定压力下运行,经济性最好,可较原运行压力下,供电煤耗降低1.4 g/kWh。

3.3 240 MW工况比较分析

由表2可知,240 MW工况下,原机组的运行主汽压力为15.8 MPa,两台给水泵运行。当把压力提高到16.7 MPa,热耗降低24.8 kJ/kWh。

压力降到14.41 MPa,停运一台给水泵。由于高压缸做功变化和减温水量增加,热耗增加30 kJ/kWh。但一台给水泵运行,较以前两台泵运行,给水泵电耗下降1.06%,折合热耗90.4 kJ/kWh。总体热耗下降了59.4 kJ/kWh。

当提高压力到15.5 MPa,给水泵的转速为5 181 r/min,稳定运行2 h,泵的各项安全指标均合格。综合热耗下降66.2 kJ/kWh。

通过做单泵最大出力试验,在240 MW工况下,主汽压力为15.5 MPa,单台给水泵可以连续稳定运行。这时厂用电较双泵运行方式下,下降0.95%左右,经济性明显提高。与定压15.8 MPa两台泵方式下运行,单泵方式下,虽然主汽压力降低了,汽轮机运行热耗增加了。但单泵运行方式下厂用电下降所带来的经济性远高于双泵方式热耗下降所带来的经济性。

在240 MW工况下,以单泵方式运行为优化前提。可以适当降低主汽压力运行。为了保证单台给水泵连续稳定运行,240 MW工况下,主汽压力控制在15 MPa左右,这时可以保证给水泵的转速不高于5 100 r/min。热耗降低60 kJ/kWh,折合煤耗2.4 g/kWh。

优化后,机组在240～230 MW工况下运行,较以前运行方式可以少投运一台给水泵,节约厂用电近1%。

3.4 基本的定—滑—定运行参数的确定

在高负荷区维持压力为额定值基本不变。通过以上的分析知,220 MW以上负荷区域,机组处于定压运行方式,压力为16.7 MPa。

220～140 MW工况处于滑压运行方式,机组运行压力由16.7 MPa滑压运行到12.0 MPa。

考虑到单泵运行方式的经济性,在240 MW工况下,主汽压力降到15 MPa运行,可以保证机组连续稳定运行。优化后主汽压力运行曲线如图1所示。

4 结论

通过对机组各个负荷段变压力试验,综合各个方面对热耗的影响重新确定了机组的定-滑-定运行曲线。根据电泵机组的电耗特性,70%左右负荷,可以适当降低机组的运行压力,保证机组在单泵方式下运行,厂用电率可以下降1%,机组综合经济性提高。优化后,机组在各个负荷段的运行经济性得到一定的提升,平均供电煤耗下降1.5 g/kWh以上。

参考文献

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[5]洪文鹏.汽轮机各缸相对内效率变化对热耗率影响的计算模型[J].东北电力学院学报.

[6]李晓华.再热器事故喷水减温对机组运行的影响[J].山东电力技术,2002(1).

运行试验 篇8

1.1 电力系统高压试验

电力系统高压试验是根据标准规范, 在电力系统运行过程中, 对电力系统执行间断电力以及连续电力试验。得出的数据可以作为判断电力系统运行状态之有效依据。电力系统高压试验最根本的目的是保障电力系统安全运行, 也是当下最有效的解决措施之一。这主要是因为电力系统对安全运行有重要影响, 对设备的使用寿命, 企业经济效益有直接影响。在不断运行的电力设备, 定期对其开展电力设备试验, 这个实验方式可以称为预防性试验。借助预防性试验, 可以发现电力系统中存在的性能和安全隐患问题, 及时选择有效措施应对, 避免系统在运行中出现故障, 从而导致电网失灵。

1.2 电力系统高压试验的要求

在电力系统高压试验中, 主要有三种要求。 (1) 电力系统高压试验进行中, 需要严格根据要求填写变电站的工作票、简单而言, 电气设备在试验中发现要检修, 这需要工作票作为凭证。但是在实际工作进行中, 设备检修之前, 要得到领导人的认可。当工作票发出以后, 认真检查工作票, 做好填写工作。 (2) 电力系统高压试验现场要做好相关安全防护工作, 可以借助安全网提升试验安全性, 防护栏和高压设备要有一定的距离, 最好是挂起警示牌, 保障工作人员安全。 (3) 电力系统运行出现故障, 禁止有接地网连接电阻工作出现。遇见恶劣天气, 应该保障电路处于绝缘状态。

2 电力系统高压试验内容

电力系统高压试验一般都是在户外进行, 一般情况下, 工频高压选择的是高压试验变压器。针对于一些电容量比较大的试品, 像电容器。这可以使用串联谐振的方法来产生出大量的工频高电压。选择变压器作为电力系统试验, 这不是经济选择方式, 因此, 一般都会选择交流高压设备作为试验。这主要包含两个部分, 串联谐振设备和高压试验变压器。在该过程中, 高压试验变压器还主要包含电力变压器, 这是因为变压器是电力系统一种结构模型, 在电力系统运行中有着很强的适应能力。电力高压试验, 对于电源要求非常高。电力系统高压试验是根据步骤进行的。 (1) 根据试验区域内不同的电力系统试验设备, 确定出每一种设备所需的电源, 配置所需的软件。在使用之前, 需要将配置进行初始化设置, 检查设备参数。 (2) 根据现场检测到的数据, 进行分析和判断电力运行情况。 (3) 全面去评估电网运行状态, 准确定位出电网故障所在, 提升电力运行水平。

3 电力系统高压试验安全措施探讨

3.1 实验前的检查工作

进行电力系统高压试验是具有特殊性的, 在实验设备之前, 对接线方式、实验设备以及实验标准都具有特殊性要求。因此, 在试验之前需要做好详细检查工作。需要两个或者是两个以上的工作人员负责检查, 检查的内容主要包含电力设备所属的安全范畴和安全距离。在检查中有问题出现, 就要及时上报, 在各项工作都完成了质量检查之后, 才开始进行高压试验。

3.2 接地可靠性

电力系统高压试验要求所需的设备具有可靠接地, 接地的电阻要小于0.5欧姆。这样才能保障试验人员的生命安全, 也保障了试验准确性。在可靠接地基础上, 应该将六面屏蔽看成是一个等电位体。高压试验设备它们的外部接地效果都比较好, 被试验和接地设备之间应该有可靠的金属进行保障。试验需要的金属构架, 最好是选择采暖水管以及工艺循环作为可靠的接地, 还需要在该位置标记。在高压试验进行过程中, 六面屏蔽法拉第兼做引下线和防雷接闪时, 与建筑物基础绝缘。当电力系统高压试验完成之后, 要将接地井的接地闸刀关上, 保障安全。在该过程中, 还需严格的根据安全距离开展试验。在进行高低试验场时, 要选择一定的遮拦, 这个遮拦网孔最好控制在50mm以下, 高度最好是控制在2m。最重要的是具备可靠接地。另外, 遮拦上应该悬挂上警示语, 在高压试验中, 更好的保障工作人员安全。

3.3 防止感应电压和放电反击方法

进行高压电力系统试验时, 需要防止感应以及放电反击问题出现, 因此需要选择有效应对措施。所有的电气设备都要进行有效短接处理, 并且要实现接地。在电容器内, 可以配置起可靠的短路接地, 配置起可靠的接地系统, 就可以将一些闲置的设备执行短路接地。为了避免在高压试验过程中, 因为电磁场原因导致反击状况出现, 就应该在实验室内选择一定的安全技术作为屏蔽体。众所周知, 电力系统高压试验过程中, 这是一个封闭、六面屏蔽体之过程, 在这样的封闭状态下, 可以很简单就实现电位联结。但是操作人员也非常容易忽视, 在放电的一瞬间里, 周边建筑还有六面屏蔽体会因为局部放电原因而使得电位升高, 产生出不一样的电位梯度。因此, 这就要求工作人员在进行试验过程中, 要认真分析环境, 排除高压电缆存在电位梯度问题, 从而选择有效地措施进行应对。需要保障金属保护管长度大约15m, 在每隔5m做好接地连接。

4 结束语

随着我国经济不断发展, 这对我国电力系统运行提出更高要求, 在保障人们生产生活需求同时, 还应该提升电力系统的稳定性和安全性。这样才能在保障我国经济建设同时, 提升电力系统作用。

摘要：电力系统主要由互感器、发电机、动力电缆等等部分组成, 设备性能直接影响电力系统安全运行。为了保障电力系统运行, 需要进行电力系统高压试验。在实验过程中, 选择有效地安全防护措施。文章分析了高压试验使用的安全措施。

关键词：电力系统,高压试验,安全措施

参考文献

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[3]路遥, 干渊, 陈豫朝, 等.查显光特高压试验线段与实际线路产生的电场和可听噪声的等效性分析[J].高电压技术, 2011 (2) .

[4]冀晨.浅谈电气高压试验设备技术改进要点分析[J].广东科技, 2013 (12) .

运行试验 篇9

关键词：钢球磨煤机,制粉系统,优化

制粉系统的耗电量占到发电厂厂用电量的20%以上,是电厂节能改造的一个关键点。某电厂3号机组为50 MW燃煤发电机组,配备甲、乙2套中间储仓式制粉系统,制粉系统磨煤机为390/350型钢球磨煤机。机组大修后由于运行调整等原因,使制粉系统处于低效运行状态,制粉系统能耗过高。因此,根据该制粉系统的特点,采用试验方法探求制粉系统优化运行的实际操作参数就显得尤为必要。文中专门介绍了中间储仓式钢球磨煤制粉系统的优化运行调整试验方法及其效益分析。

1 制粉系统工作过程

钢球磨煤机中间储仓式制粉系统的基本工作过程是皮带输煤机将原煤送入原煤仓,原煤仓内原煤由给煤机输送,在下行干燥管与干燥用热风相遇后,一同进入球磨机。具有一定细度的煤粉由干燥剂从磨煤机内带出,经木块分离器带到粗粉分离器。在粗粉分离器中,不符合要求的煤粉颗粒在重力、惯性力以及离心力的作用下被分离出来,经回粉管送至磨煤机重新碾磨;合格的煤粉继续由干燥剂输送至细粉分离器。在细粉分离器中,约有90%的煤粉被分离出来,经锁气器和筛网落到煤粉仓。煤粉仓中的煤粉根据锅炉的需要由可调节的给粉机送入一次风管,由一次风送入炉内燃烧[1]。

2 制粉系统的优化运行试验

制粉系统优化的目的是在既满足锅炉负荷所需要的制粉出力,同时又保证最佳的煤粉经济细度和煤粉均匀性的前提下,获得较低的制粉系统制粉单耗,从而保证机组的经济运行,提高锅炉效率,降低供电煤耗,实现全厂的低成本经营策略。制粉系统优化运行调整试验主要包括给煤机出力标定试验、粗粉分离器性能试验、最佳钢球装载量试验和最佳通风量试验。该燃煤机组制粉系统现场试验测点布置如图1所示。

通过给煤机出力标定试验对给煤机出力进行标定纠正,从而得出准确的给煤量。通过粗粉分离器性能试验,得到粗粉分离器的煤粉分离效率、煤粉均匀性改善系数和循环倍率,确保粗粉分离器出口煤粉质量符合要求。在给煤量和煤粉质量符合要求的前提下,进行最佳钢球装载量试验和最佳通风量试验,得出制粉系统磨煤机出力最大、制粉单耗最低时的操作参数即为制粉系统优化运行的操作参数[2]。

3 给煤机标定试验和粗粉分离器性能试验

试验机组的甲、乙2套制粉系统的给煤机均为皮带式给煤机,根据皮带式给煤机的工作原理,测出给煤机给煤量与给煤机转速之间的关系如图2所示(其中,甲、乙分别为甲制粉系统和乙制粉系统的给煤机转速与给煤量关系曲线)。

由该曲线图2可知,在2套制粉系统给煤机转速相同的情况下,甲制粉系统的给煤机出力大于乙制粉系统的给煤机出力,这一点运行人员应予以重视,避免误操作。根据给煤机转速与给煤量关系曲线和给煤机转速,可以得出制粉系统运行时给煤机的给煤量值,为后续试验结果的计算准确性提供了基本保证。

试验中对甲、乙2套制粉系统粗粉分离器性能分别在3种不同工况下进行了测试,在每个工况下,制粉系统至少稳定运行15 min;通过等速取样装置及煤粉取样装置在木块分离器出口管、粗粉分离器回粉管和细粉分离器落粉管中取得粉样。根据给煤机出力标定的结果获得该工况下的磨煤量,进而计算出该工况的粗粉分离器分离效率、循环倍率和煤粉均匀性改善系数等性能指标。试验结果如表1所示(其中,甲1、甲2和甲3分别为甲制粉系统在3种工况下测得的粗粉分离器性能试验数据;乙1、乙2和乙3分别为乙制粉系统在3种工况下测得的粗粉分离器性能试验数据。)。

由表1可知:(1)甲、乙制粉系统在上述运行工况所测得的粗粉分离器的平均分离效率分别为55.01%、55.95%,该粗粉分离器的设计效率为保证粗粉分离器效率大于40%,因此粗粉分离器分离效果较为明显;(2)甲、乙制粉系统的平均循环倍率分别为1.87、1.77,鉴于该粗粉分离器的设计循环倍率在1.4～1.9之间,循环倍率合理。

由上述试验结果及其分析可知,该粗粉分离器能较好的满足制粉系统的运行要求。

4 磨煤机钢球装载量试验和最佳钢球装载量

4.1 最佳钢球装载量试验

在进行磨煤机最佳钢球装载量试验之前,将原本磨煤机内的钢球全部倒出筛选,进行新、旧钢球的合理配比。制粉系统加煤前,测量磨煤机不同钢球装载量(分别为0 t、5 t、10 t和15 t)时所对应的磨煤机电流,得到磨煤机钢球装载量与磨煤机电流的变化关系。根据磨煤机钢球装载量与磨煤机电流的变化关系,试验过程中每次加载钢球2.5 t,直至磨煤机电流达到35 A;然后根据试验方案,进行3种不同工况的试验。试验结果如图(3,4)所示,其中甲制粉系统在3种不同工况下的磨煤机钢球装载量分别为:21.56 t、21.91 t和22.62 t;乙制粉系统在3种不同工况下的磨煤机钢球装载量分别为:20.46 t、21.13 t和22.39 t。

在一定范围内,随着磨煤机钢球装载量的增加,磨煤机出力显著上升,但磨煤出力上升的速度逐渐下降,制粉系统单耗则随着磨煤机出力的增加而逐渐降低;当钢球装载量超过某一数值时,磨煤机出力增加的幅度很小甚至反而下降,而制粉系统的制粉单耗反而增加。因此,对于钢球装载量必然存在这样一点,即在该点磨煤机出力最高但制粉单耗最低,则该点所对应的钢球装载量即为磨煤机最佳钢球装载量。由图(3,4)可知,甲制粉系统磨煤机的最佳钢球装载量在21.91～22.62 t之间,乙制粉系统磨煤机的最佳钢球装载量在21.13～22.39 t之间。

4.2 最佳钢球装载量

钢球磨煤机的钢球装载量一般用钢球容积占筒体体积的百分比,即磨煤机钢球充满系数ψ表示:

式中:G为钢球装载量,t;V为球磨机筒体容积,m3;ρ为钢球的堆积密度,t/m3。

由式(1)可知,ψ∝G,并有:

式中:Gm a x为最大钢球装载量,根据筒内钢球的装载面比进出口料管的下边缘低50 mm来确定的,本试验中Gm a x为26 t;为最大钢球装载系数;ψm a x为最佳钢球装载量;Gz j为最佳钢球装载系数;ψz j与筒体工作转速关系为ψz j=0.12/(n/nl j)1.75,本试验中ψz j取0.188,式中n为筒体转速。

由上述关系式计算可得,理论最佳钢球装载量为21.298 t。

5 制粉系统通风量试验和最佳通风量

5.1 制粉系统通风量试验

在最佳钢球装载量下(甲、乙制粉系统磨煤机均取22 t),磨煤机保持较大的稳定出力时,通过调节再循环风门开度及磨煤机冷风门、热风门开度,在设计通风量附近选择3种不同的工况进行试验(磨煤机设计通风量为45 000 m3/h)。

试验结果如图5、图6所示,其中甲制粉系统在3种不同工况下所对应的通风量分别为39 467m3/h、43 824 m3/h和47 724 m3/h;乙制粉系统在3种不同工况下所对应的通风量分别为39 692 m3/h、42984 m3/h和44 415 m3/h。

对于甲制粉系统,在最佳钢球装载量下,磨煤机保持较大稳定出力时,再循环门开度在34%～66%之间,制粉单耗的大小主要取决于磨煤机通风单耗。当通风量较大时,通风单耗较大,制粉单耗偏大;通风量较小时,则反之。这主要是因为通风量增加时,制粉出力并未明显增大,导致磨煤单耗变化很小,此时制粉单耗的大小主要取决于通风单耗。对于乙制粉系统,磨煤机保持较大稳定出力时,再循环门开度在15%～45%之间,制粉单耗的变化也是主要取决于磨煤机通风单耗的变化,通风量与制粉单耗关系与甲制粉系统相同。

5.2 最佳通风量

磨煤机在某一筒体通风量下磨煤和通风总电耗最小时,可达到最佳通风量[4],即:

式中:KKM为磨制煤的可磨性指数;R90″为细粉分离器后的煤粉细度,%;D为磨煤机筒体外径,m。

计算时取煤粉细度为17,可磨性系数为1.3,得出的最佳通风量为40 051 m3/h。

6 试验结果与效益分析

通过试验可知,该燃煤发电机组甲制粉系统磨煤机运行时的最佳钢球装载量约为22 t,对应的磨煤机的空载电流约40.5 A,最佳通风量在40 000～44 000 m3/h之间,推荐再循环门开度在30%～50%之间;乙制粉系统磨煤机运行时的最佳钢球装载量约为21.5 t,对应的空载电流约为39.0 A,最佳通风量在40 000～43 000 m3/h之间,推荐再循环门开度在15%～30%之间。

甲、乙2套制粉系统经过优化调整试验后,通风单耗、磨煤单耗和制粉单耗与优化调整试验前相比有较为明显的降低。优化调整试验后制粉系统平均制粉单耗约为27.06 kW·h/t,与优化前28.76 kW·h/t相比降低了1.7 kW·h/t。如果机组全年燃煤量按50万t计算,则全年节约辅机电量85万kW·h,折合年节约资金17万元(电价按0.2元/(kW·h)计算),经济效益明显。

7 结束语

(1)优化调整试验之前,虽然甲、乙2套制粉系统的煤粉细度符合要求,但是制粉系统电耗较高。通过优化,2套制粉系统的制粉单耗均达到较好的水平,制粉系统的运行状况趋于合理,对于同类型制粉系统的优化调整具有指导意义。

(2)制粉系统是发电厂节能改造的关键点,制粉系统经济运行对电厂的节能降耗具有积极的影响,可通过试验方法优化调整制粉系统的运行参数,实现机组运行的最佳经济效益。

参考文献

[1]周名亮.300 MW机组中储式制粉系统优化运行的试验研究[J].上海电力学院学报,2006,(3):216-220.

[2]贾鸿祥.制粉系统设计与运行[M].北京:水力电力出版社,1995.

[3]徐刚.中储式制粉系统的优化运行试验研究[D].武汉:华中科技大学,2006.

运行试验 篇10

1 运行维护

自变电所或开闭所正式送电，其变压器即进入运行维护阶段。运行记录是保障设备良好运行必不可少的，内容一般包括三相绕组的温度、环境温度、异常响声、风机状况等。除此以外，还应重点做好以下几方面。

1.1 认真做好日常巡视检查

巡视检查是保障变压器安全运行的基础性工作，绝不可敷衍，作为一级负荷用户，特别是一级特别重要负荷用户尤其如此。变（配）电所内部的变压器，每小时巡视一次，夜间负荷较轻可以每两小时一次；对于无人值守的变电所的变压器，每班次（8小时工作制）不少于2次，在认真做好运行记录基础上还应注意观察有无漏雨、进水及变压器室的门窗状况等。遇有下列情况时，应对变压器增加巡视检查次数：新装或经过检修、改造的变压器投入运行在72h内，停运时间超过半年以上再次投运的变压器，雷雨、浓雾、大风、暴雪等异常天气，高温季节、负荷高峰时段，过负荷运行。

值得注意的是，在使用条件中规定的温度值是变压器正常的运行条件。在不超过GB6450-1986《干式变压器》、IEC726-82《干式变压器》和DIN42523-87《浇注树脂干式变压器》规定的绕组平均温升前提下，变压器是可以在限定时间内超过额定容量运行（允许过载量与环境温度、冷却方式有关）的。各种绝缘材料的耐热等级的允许最高温度是一定的，详见表1。

1.2 定期做好设备除尘

定期除尘对干式变压器良好运行有着至关重要的作用。运行中的变压器，积尘量过多，将会直接影响散热，气候潮湿极易形成安全隐患。这不仅降低变压器的工作效率，还有可能导致变压器绝缘降低，甚至造成绝缘击穿。特别是北方地区，气候干燥、沙尘暴无孔不入，而且异常天气时有发生，每年至少进行1-2次全面清理，首先用吸尘器或干布清洁变压器构件、绝缘子、分接引线等表面尘土，再用手提吹风机或干燥压缩空气（氮气亦可）把内部风道的积尘吹出，同时人工启动变压器自身冷却风机，这样既能检查试验强迫风冷设备，也能清理风道内尘土，以保持变压器良好的散热环境。我单位一台10kV/800kVA动力变压器，在负荷高峰季节，就曾经发生一起爬电打火现象，由于值班员巡视发现及时，停电后对变压器风道内外进行了全面清洁除尘，问题得到了解决。

1.3 定期检查温控设备的运行状态

变压器在完成电能传输转换的过程中，正是自身的电能损耗造成了变压器绕组的温升。众所周知，变压器寿命就是绝缘寿命。电力变压器的绕组温度超过其绝缘耐受温度，是导致变压器不能正常工作的主要原因之一。因此，不仅要做好变压器的温度记录，注意观察变压器的温升变化，而且要每个季度检查一次温控设备，防止温控设备故障导致误动作或异常指示影响设备安全运行，目前简便可行的工具首选红外测温仪。自2003年非典以后，我单位中心变电所就把红外测温仪作为值班巡视工具，以提高巡检针对性、可靠性、安全性。2007年制冷站用11#变压器发生超温报警并造成高压馈线柜自动跳闸停电，经过几次用红外测温仪检查，发现变压器运行温度没有出现异常，判断自动温控器可能存在故障。之后更换一台新型温度控制器运行至今没有出现超温报警现象。

1.4 定期做好去潮除湿，保持环境干燥

环氧树脂浇注干式变压器虽然具备耐潮、抗湿的特点，但是绕组绝缘能力除了容易受发热温升破坏以外就是环境潮湿了。环境潮湿受自然气候制约，特别是南方梅雨季节、北方暑热季节，既不利于本体散热，又容易破坏绕组绝缘能力，用2500V摇表就可以简单判断绝缘强度高低。在潮湿、多雨季节来临后，除了加强巡视预防漏雨、进水发生外，采取一定技术措施是必要的，安装进排风系统，定期检查、定时开启循环风，条件允许可以安装空调，以保持变压器周围适当的湿度和温度。

1.5 定期检修，确保接点紧固连接可靠

电能在变压器铁心和绕组中的损耗转变为热能，引起各部位发热。随着负载调整、季节变化，负载损耗使得变压器温升变化剧烈，各部位连接点不可避免地发生应力变化、紧固件及连接点松动等现象。它们一旦松动后不能及时紧固，就有可能产生振动、发热，巡检不到位有可能造成过热现象，这将严重影响运行安全。因此每年在春、冬季节安排两次停电检修是非常有必要的。检查主要有：一、二次侧线路连接是否紧固；一次绕组分接头连接是否紧固；铁心轭铁的夹紧螺栓是否紧固，有否退火现象；软连接螺栓、接地端子是否紧固；绝缘子有无龟裂、放电痕迹。检修周期：干燥清洁场所，每12个月进行一次；若是有灰尘或化学污染的空气、潮湿的环境，应该每3-6个月进行一次。

2 变压器检修试验

变压器试验是变压器安全、可靠运行的技术保证，也是决定变压器是否投入运行或退出运行的依据。每次全面检修完毕，都需要对变压器进行简要的项目试验，以便掌握变压器运行状态。

2.1 绕组直流电阻的测试

从高、低压侧母线的开口端测量高、低压侧的线电阻，其每侧三相电阻的不平衡率不应超过2%，以确定高、低压母线分别与本产品的连接是否坚固可靠，如超过此值应检查母线连接处是否可靠等。另外，对比测试数据与设备出厂试验参数，并做好记录，作为每次检修试验参考。

2.2 绕组绝缘电阻的测试

使用2500V摇表检查高压侧对地和低压侧对地的绝缘电阻不应小于下列值：

高压侧/地≥250MΩ

低压侧/地≥50MΩ

高压侧/低压侧≥250MΩ

10kV变压器绝缘电阻的最低合格值与温度有关。运行的变压器绝缘电阻最低合格值参考如下表2所示。

如果测量值大大低于以上值，则应检查变压器是否受潮，再重新测量。在比较潮湿的环境下，变压器的绝缘电阻会有所下降，一般地若每1k V的额定电压，其绝缘电阻不小于2MΩ（25℃时的读数），就能满足要求。但是如果变压器遭受异常潮湿发生凝露现象，则不论绝缘电阻如何，在其进行耐压试验或投入运行前，必须进行干燥处理。

参考文献

[1]孟宪章,罗晓梅.10/0.4kV变配电实用技术.机械工业出版社.