高压大容量（通用7篇）
高压大容量 篇1
北京时代金能电气科技有限公司通过自主创新, 研发成功高压大容量交流直接变频技术, 其研制生产的系列高压大容量交流直接变频器产品日前在北京通过专家鉴定。此前, 该技术已获得中国和美国发明专利, 并通过《专利合作条约》 (PCT) 国际专利审查。
研发的系列高压大容量交流直接变频器, 其工作原理及电路结构新颖, 解决了当前常规高压变频器的诸多缺点, 是通用高压变频器技术领域的一个重大突破。该产品功能齐全, 技术先进, 可靠性高, 安装维护费用低, 可在诸多领域推广应用。
目前, 新型高压大容量交流直接变频器样机已通过国家电控配电设备质量监督检验中心的检验, 结果表明:该产品满足高压大容量变频器通用技术条件和国家标准要求, 可广泛应用于火力发电、城市供水、采油采矿、化工、冶金、水泥、造纸、制药、煤矿等领域, 通过对各类高压电动机驱动的风机、水泵、空气压缩机等中高压负载设备变频调速, 实现最大化节能。
电动机在电能总消耗中占据一半以上, 其中3kv以上的交流电动机用电量占总电动机用电量的70%。该项交流直接变频技术应用于高压电动机, 其最优化运行将实现最大化节能达30%~60%。
高温高压大容量锅炉水压试验研究 篇2
1 大容量锅炉概况
以本单位安装的超超临界压力直流锅炉为例, 它在运行负荷时能够达到2035t/h的最大蒸发量。锅炉型式为超临界参数、直流变压运行、带启动循环泵、单炉膛、Ⅱ型布置、一次中间再热、平衡通风露天布置、全钢构架、全悬吊结构锅炉、固态排渣煤粉炉, 燃烧器采用四角切圆摆动燃烧技术。其中过热器出口压力可以高达26.15MPa, 而再热汽进口压力可以达到5.75MPa。
2 水压试验的原则
本单位的大容量锅炉水压试验为超压水压试验, 所以在试验之前首先确定试验范围。一般来说, 将试验分为一次和二次汽系统两部分同时进行。一次汽系统水压试验范围:启动系统 (启动分离器、贮水箱、下降管至启动系统电动闸阀等高压侧全部设备) 、水冷循环系统 (水冷壁、集箱、管道及水循环系统其它部件) 、过热蒸汽系统 (炉顶过热管、包墙过热器、屏式过热器、低温过热器、末级过热器、过热器集箱、蒸汽连接管道、定位管、一二级减温器) 、省煤器系统 (低过侧省煤器、低再侧省煤器、省煤器集箱、连接管道) 。即从省煤器进口集箱堵板至末级过热器出口管道堵板之间的所有受压件。它所涉及的操作步骤中含有诸如排污、排空、取样、减温水、加药、疏水等等管道至二次门;二次汽系统水压试验范围:各级再热器管束、集箱、蒸汽连接管道、低再抽汽管道临时堵板、即从再热器进口外管道端堵阀前至末级再热器出口外管道端堵阀前之间的所有受压组件。需要实施例如疏水、放空等步骤。
近些年来, 随着本单位在安装与实践中不断积累经验也发现, 各个工程项目中的试验范围有所不同, 并没有按照严格遵守企业对于锅炉水压试验的要求, 基于此主要有两点考虑。第一点, 锅炉安装的进度需要。一般情况下, 大多数工程都会有明确的里程碑精度, 因为对水压试验来说, 里程碑进度一定要按照规定时间进行, 但同时有些管路安装工作还没有完成, 所以在上述所提到的试验范围从实际来看并没有被完全包含进去;第二点, 虽然锅炉本体部分安装进程会很快, 但是锅炉管道一般都要在后期才能安装。所以为了不影响正常工期, 管道系统的试压试验常常会被忽略, 这就造成了各个工程项目中水压试验范围的不一致。比如说, 有些给水管道的试验只做到给水泵出口, 而有些则试验到了给水操作平台截止阀以后。但按常理来说, 由于所有管道在安装后都要试试1.25倍严密性试验, 如果某些部分部件不能同锅炉本体水压试验一同展开, 在以后的施工中也将很难弥补, 所以还是应该与锅炉本体一起进行水压试验。
另外在试压试验的试验压力方面, 采用国家标准, 其不同的规程限定情况下, 试验压力的标准也是不同的。例如本次试验中二次汽系统的试验压力设定为再热器进口压力的1.5倍, , 一次系统试验压力为过热器出口设计压力的1.25倍, 且不小于省煤器进口设计压力的1.1倍。
3 水压试验重点问题分析
3.1 试压前的风压试验
考虑到大型锅炉机组的复杂性, 且其结合面多而焊口数量大, 所以要防范它有较大的泄漏可能性。利用空气泄漏能力大于水50倍这一特性在正式的水压试验之前进行一次风压试验。风压试验的主要目的就是检验水压试验所涉及的容器以及管道的严密性, 如果在试验中检查发现管道裂纹、裂纹、漏焊等问题, 一定要适当减少试压次数。另外, 也要保证风压试验与水压试验的试验范围相同。本单位为了风压试验, 准备一台空压机, 空压机出口管道接至临时上水泵出口阀门后上水管道上。在对系统进气过程中, 当压力上升至0.2~0.3Mpa (本次风压试验压力取0.3Mpa) 时系统充气结束, 组织人员对整个锅炉水压范围内汽水管道、受热面等进行检查, 若有泄露点, 及时进行消缺。保证之后水压试验的正常展开。
3.2 水压试验压力标准
本单位在本次水压试验中严格遵照我国《电力建设施工技术规范》 (锅炉机组) 中的规定, 并按照劳动部所颁发的《蒸汽锅炉安全技术监察规程》行使技术操作流程, 对水压试验过程中所涉及的试验压力标准作出了以下要求:
首先, 一次系统试验压力为过热器出口设计压力的1.25倍, 且不小于省煤器进口设计压力的1.1倍, 注意控制升压速度每分钟不超过0.3MPa。二次汽系统的试验压力设定为再热器进口压力的1.5倍, 注意控制升压速度每分钟不超过0.3MPa。在标准确定过程中, 应该考虑水压试验依据来源, 它是从安全材料、系数的选用准则和计算公式两方面得来的。所以必须率先考虑提供锅炉设备厂家的制造依据规范, 如果锅炉设备要严格遵照所指明压力进行实验, 则必须遵照说明规范。另一方面, 要按照规范中主汽管道试验压力为过热器出口额定压力的1.25倍进行试验。如果主汽管道在与锅炉本体同时进行试压时, 主汽管可能承受的试验压力应该大于所规范的常规压力标准。此时应该注意在试压前对主汽管道的检查, 一旦发现问题要实施快速降压处理措施。
本单位结合我国锅炉水压试验的实际情况, 将试验重点主要放在检验锅炉在制造安装过程中可能存在的问题, 如工艺方面的不足之处、材料缺陷以及现场焊接操作不完全可能导致的泄漏问题, 而在受热面强度试验方面则按照普通情况处理。通常讲, 锅炉超压超过1.25倍而引发危险事故的案例在我国还十分罕见, 所以在进行锅炉水压试验标准制定时没有考虑此方面因素, 但是如果锅炉种类及型号不同, 还是要按照不同的标准来执行试验。当锅炉机组是按照国际标准设计时, 一般采用ASME标准展开水压试验, 如果锅炉是国内设计, 则必须参照国内标准进行水压试验[2]。
3.3 水压试验准备工作
本单位在水压试验进行前部署了两方面准备工作, 首先是试验用水和压力表的准备。在水压试验之前, 要对试验用水进行加药处理, 水压试验后锅炉采用湿法保养。保养过程中控制除盐水的联氨浓度为300mg/L, 氨水浓度为500mg/L, PH值为10~10.5。防止锅炉设备因为水压试验而遭到氧化腐蚀。
其次是压力表的准备, 压力表首先按照规范要求, 保证精度不能低于1.0级。如果在实际试验操作中发现所安装单位的压力表不符合上述精度, 要进行压力表的调整。一般来说, 保证压力表的量程为试验压力的1.5~2.0倍, 而且压力取样点一次汽系统应该选取在高温过热器出口连接管就地压力测点处, 而二次汽系统选取在高温再热器出口连接管就地压力测点处。在进行升压操作时, 应该时刻观察压力表的数据变化, 实时发现堵塞等问题的出现并及时解决。
3.4 水压试验合格判别标准
基于《电力建设施工技术规范》 (锅炉机组) , 中所规范的水压试验合格判别标准, 首先受压元件的金属壁与焊缝应该无泄漏及湿润现象, 比如水雾和水珠的出现;其次在水压试验以后, 不应该发现任何元件出现残余变形状态。规程中就指出, 焊缝处不应该有裂缝和裂纹、管道没有泄露现象而且管道不会变形。所以在水压试验过程中应该特别强调和注意这些细节。
4 结束语
本单位对此次高温高压大容量锅炉水压试验给予了极高的重视程度, 严格按照规程制度, 调试、监理等在各个试验环节进行了核查和技术加强, 并统一规范标准, 做到了试验的一步步稳妥实施, 确保了日后锅炉机组的正常生产。
摘要：高温高压大容量锅炉水压试验就是以水作为介质, 以高于锅炉的正常工作压力进行承压部件的超压试验。它的目的就是为了检验锅炉中受压部件在运行中是否具有可靠的耐压强性和密闭性。基于高温高压锅炉水压试验的测试过程, 重点探讨了水压试验压力标准、合格判别标准等问题, 以期为同行在锅炉安全稳定运行方面提供参考。
关键词：高温高压大容量锅炉,水压试验,风压试验,压力标准
参考文献
[1]党林贵, 张海营, 王焱, 等.超临界机组锅炉水压试验参数分析[J].热力发电, 2012, 41 (3) :18-21.
高压大容量 篇3
在电力机组中, 高压加热器是回热系统中最为重要的设备之一, 如果其出现问题就会对机组的运行带来危害, 首先会引起汽轮机的冲击故障, 当高加渗漏出现是就会造成其给水大量进入到蒸汽侧, 使得水位与压力增加, 水位达报警值。此时如果降压系统出现故障, 就会导致电动门不能关闭, 从而导致汽轮机的水冲事故;其次, 高加系统故障会影响其本身对系统的循环作出的贡献, 降低了锅炉的给水温度从而增加了燃料使用量, 系统经济性将受到影响;最后, 高加系统出现故障还有导致系统中一些辅助接头出现过载现象, 导致其爆裂等对人员造成伤害。
2 导致高加出现故障的一些原因分析
2.1 材料因素
高压设备出现故障首先要考虑的及时材料因素, 如材料的等级过低就会在高温高压下形成疲劳性损伤, 材料强度下降且抗腐蚀性差, 这样就容易导致其出现损坏而泄露。
2.2 蒸汽冲蚀因素
高加设备的工作环境恶劣, 在高温高压下管件会手受到蒸汽与水的长期冲击。因为两相流中蒸汽携带水进行管壁进行长期的冲刷, 就会导致管壁变薄, 最后不能承受压力而破裂。
2.3 腐蚀因素
腐蚀是在高压管道中存在的一种不可消除的破坏因素, 高加管道存在的化学与电化学腐蚀两种腐蚀, 电化学是最为普遍的。因为凝汽器出现泄漏而提高了循环水的硬度, 除氧器工作效率不好会提高含氧量, 蒸汽侧不凝结的气体聚集等, 都会引起管道内的电化学腐蚀。
2.4 运行操作因素
设备的运行操作也会导致设备的故障, 因为操作不当而形成的故障也是常见的高加故障形式。如:高加设备运行时应先投水侧后蒸汽侧, 在机组启动或者停驶时, 高加应随着机组的参数进行启停控制。高加投入运行之前应先进行注水, 即开启注水门缓慢注水, 待水侧压力达到标准后才能开启高加的进水与出水阀门。如果实际上工作人员操作不当, 在水侧没有注水的情况下直接启动投运高加设备, 这样就会因为水侧空气没有排空, 就容易导致水锤冲击的故障, 使得水侧压力突然提高数倍, 导致管道爆裂。所以操控不合理也会导致高加设备出现故障。
2.5 其他故障因素
其他设备故障如:疏水弯头故障, 弯头因为疏水的冲击与两相冲击而强度下降, 尤其是弯头位置, 当管道减薄到一定程度时就会出现爆裂的情况。当现场发现泄漏的时候应及时停运设备并进行检修, 严禁在运行中打开保温进行检查与维护, 在维护中应重点检查这些薄弱环节。
再如:一些阀门不严密也容易导致故障, 如进水阀门密闭不好在故障中, 就不能将系统隔离开来进行常规检修;给水阀门密封不严则会造成部分给水没有经过高加就进入锅炉, 影响其运行的经济性指标;如疏放水密封不良, 就会使得高加运行中热量损失增加, 在停机检修时不能保证蒸汽侧压力为检修提供帮助。
3 大容量机组高压加热器故障防范措施
3.1 提高材料质量
在设计中应对管道的材质进行改善, 以往多采用的是低碳钢无缝管, 其材料的化学成分与机械性能是有一定的保证, 同时应对其进行检测保证其合格。如果采用不锈钢或者钼钢管也可以满足设备的需求, 钼钢是一种耐热钢并带有一定的抗腐蚀性能, 但是焊接性能稍逊于碳钢, 因此焊接工艺相对严格;不锈钢则可以采用奥氏体类型的不锈钢管, 同时在冲击腐蚀严重的位置应适当的增加管壁厚度, 提高抗腐蚀能力。
3.2 在设计中进行结构改进
在高加设计与制造的时候对某些环节可进行改进, 如疏水进口和蒸汽进口通常会有缓冲装置, 降低冲击力。但是其挡板的面积小蒸汽与水流没有经过充分的散流就进入管道, 反而造成了冲蚀;同时防冲击挡板材料控制不严格, 更容易造成自身的腐蚀。所以在设计中应增加其面积和采用抗冲击和腐蚀的材料。在系统设计上可以在三通阀门到高加进口处增加一个进口阀门, 在高加原有的出口上串联一个阀门, 这是为了在出现问题的时候对整个系统进行及时的控制, 降低故障危害。
3.3 控制高加中的蒸汽与水参数
高加运行中对其产生腐蚀的主要是其中的介质, 即水和蒸汽, 所以在运行中应控制其品质, 如温度、酸碱性、含氧量等。在正常的运行中管壁内应形成保护膜以降低腐蚀的几率, 因此水与蒸汽应保持一定的酸碱度与含氧量。
3.4 规范运行操作
在高加投入到运行中的时候, 总体的原则就是控制加热其的温度变化波动。各个不同的制造厂提供的产品有不同的要求, 较高的温度变化率会导致设备焊接位置出现温度应力而被破坏。所以在运行的时候应利用注水管先进行缓慢注水, 同时对高加设备进行预热, 并尽量利用水对系统内的空气进行排除, 避免出现水锤而产生系统振动;最后还要在启停的时候针对性的适应机组的参数, 配合生产需求。
3.5 将其日常维护
在日常的工作中应对高加出现的问题及时发现及时控制, 创造条件进行停车检修, 主要是避免事故扩大;在日常的大小检修中应对关键的位置进行检测和检查, 如疏水管道、弯头等, 发现减薄的情况应及时更换;对附件中的关键部位应利用压力与温度等级稍高的阀门, 保证阀门工况正常与严格整定, 保证其对系统确实有保护的效果, 对存在问题的阀门进行及时的处理与更换;如利用磁翻板双色水位计的应进行替换, 选用玻璃管双色水位计;对关键的温度测点要安装温度计, 利于监视操作;加强检修全过程的工艺、纪律管理, 严格检验、验收手续。
4 结束语
大容量机组的高压加热器是重要的辅助设备之一, 其作用是提高锅炉的热效率, 是大容量机组经济性运行的重要保障, 在实际的应用中高加设备会因为多种因素而产生故障影响生产, 而利用合理选择、合理设计调整、规范操作、及时检修等措施可以有效的降低其故障发生的概率, 提高生产稳定性。
参考文献
[1]牛卫东, 沙济通.某N200MW机组高压加热器故障分析[J].电站系统工程, 2006, (02) [1]牛卫东, 沙济通.某N200MW机组高压加热器故障分析[J].电站系统工程, 2006, (02)
[2]吕林芝.火电厂高压加热器泄漏原因分析及对策[J].热力发电, 2007, (05) [2]吕林芝.火电厂高压加热器泄漏原因分析及对策[J].热力发电, 2007, (05)
高压大容量 篇4
一、本届论坛主题:“大容量试验及测控技术”
二、征文范围
高压大容量试验及测控技术发展状况及其应用研究成果;特高压输电绝缘研究、柔性直流输电技术、超高压合成回路技术等高压核心技术研发;电力电子技术、智能电器检测等在高压领域的应用发展;高压领域有关技术的设计、研究、开发和应用等与本届论坛主题相关内容。
三、投稿要求
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高压大容量 篇5
关键词：三相对称短路,高压大容量异步电动机,反馈电流,开断电流
钢铁厂供电系统的负荷主要是同步电动机和异步电动机。当系统发生三相对称短路时, 同步电动机由于转动惯性及励磁装置作用将转为发电机的运行状态, 向短路点馈送短路电流, 在以往的设计中, 在短路电流计算中往往仅考虑同步电动机的反馈短路电流, 忽略异步电动机的反馈短路电流。在设计标准中规定, 电网发生短路时, 网内连接的异步电动机将向短路点反馈短路电流, 在三相对称短路中反馈电流衰减很快, 在电动机的额定电流之和小于等于不计电动机算出的对称短路电流初始值的1%时, 不考虑其影响。近几年随着钢铁厂建设规模的日益扩大, 为其配套建设的辅助设施如氧气站、空压站及鼓风机站内为风机配套的异步电动机的数量及装机容量也越来越大, 会对供电系统中的电气设备造成很大威胁, 甚至会发生重大安全事故。
本文将介绍大容量异步电动机在系统发生对称三相短路时对短路点提供反馈短路电流的大小。举例说明供电给数量众多的大容量电动机的供电系统, 在系统发生三相对称短路故障时, 大容量电动机对短路点反馈的短路电流有可能很大, 直接影响开关设备稳定运行。
1 对称短路电流初始值I"
异步电动机在正常运行时可看作同步转速运行, 当系统发生三相对称短路故障时, 如异步电动机定子绕组端点突然三相短路, 由于短路后机端电压降为零, 而电动机电势仍具有相当大的数值, 因此电动机此时可看作一个附加电源点, 并向短路点提供短路电流, 通常称为异步电动机对称短路电流初始值。计算公式如下:公式 (1) 中:E*"d为电动机的次暂态电势标幺值, 一般约为0.9;X*"d为电动机的次暂态电抗标幺值, 一般取0.14;Ied电动机的额定电流, k A;I"电动机对称短路电流初始值, k A;
异步电动机向短路点反馈的短路电流的大小, 直接关系到供电系统是否能够稳定、安全运行, 配电设备是否能够满足动稳定要求。
2 对称开断电流值Ib
异步电动机对称开断电流Ib是电流I"在经一短暂时间衰减后达到的值, 用系数μ表示衰减常数, 用q表示异步电动机对称开断电流系数, 即Ib=μq I"
μ与tmin和I"/Ied比值有关, 可根据I"/Ied比值和选择的tmin计算, 推荐算式如下:
对tmin=0.02s, μ=0.84+0.26e-0.26I"/Ied;对tmin=0.05s, μ=0.71+0.51e-0.3I"/Ied;对tmin=0.1s, μ=0.62+0.72e-0.32I"/Ied;对tmin≥0.25s, μ=0.56+0.94e-0.32I"/Ied;式中的I"和Ied应归算到同一电压下的值。
μ值也可通过查《三相交流系统短路电流计算》GB/T-15544-1995中图16得出。
异步电动机对称开断电流系数q规定为最小延时tmin的函数:q=1.03+0.12ln m, tmin=0.02s;q=0.79+0.12ln m, tmin=0.05s;q=0.57+0.12ln m, tmin=0.10s;q=0.26+0.10ln m, tmin≥0.25s式中:m为电动机每对极的额定有功功率 (MW) , 不知道具体值时可用0.05MW。
q值也可通过查《三相交流系统短路电流计算》GB/T-15544-1995中图25得出。
异步电动机对称开断电流是对供电系统中开关设备额定短路开断电流参数有重要影响, 所选开关设备额定短路开断电流参数必须满足能够开断系统短路电流与异步电动机对称开断电流之和。
3 实例分析
国内某大型钢铁公司在2010年新建一套40000m3制氧机组, 其中包括一台空压机配同步电机功率为20400k W, 两台中压氮压机配异步电机功率4800k W, 三台氧压机配异步电机功率为4800k W, 一台低压氮压机配异步电机功率为4000k W。在氧气站偏跨设一10k V开关站, 10k V系统采用单母线分段接线, 两路供电电源引自为该氧气车间供电的110k V变电站的10k V系统, 上述高压电动机平均分配在两段母线上。下面根据上述供电系统的接线方式, 采用标幺制计算法, 基准值选取, Sj=100M VA, Uj=10.5k V, 并结合该工程提供的系统参数, 给出上述供电系统的阻抗图:
当图1中A点发生三相对称短路时, 图1中各电动机支路短路电流初始值I"为:
1) N1支路的同步电机供给的短路电流计算方法与同步发电机相同, 经计算I"1=6.38 k A。2) N2支路异步电动机供给短路点的短路电流初始值:I"2=1.7 k A。3) N3~6支路异步电动机供给短路点的短路电流初始值:I"3~6=2.04k A。
说明:由于缺少上述电机最终供货资料, 上述计算值依据类似电机参数进行的估算。
依据目前国内微机综合保护装置电流速断出口动作时间通常为0.035s以内, 真空断路器分闸时间通常在0.045s以内, 上述电动机支路主保护采用的是差动保护, 短路时保护分闸信号无延时输出, 距离短路点最近断路器动作的最小延时tmin至少在0.05s以上, 则取tmin=0.05s进行异步电动机对称开断电流值Ib的计算。计算如下:1) Ib2=0.76*0.45*1.7=0.58k A2) Ib3~6=0.76*0.45*2.04=0.70k A
综上所述, 考虑工况最严重的情况, 当只有一回电源进线, 制氧10k V分段断路器处于合闸状态时在图中A点发生三相对称短路时, 距离短路点最近断路器需开断的短路电流I"Z为I"Z=I"X+I"1+Ib2+4*Ib3=25.5+6.38+0.58+4*0.7=35.26k A
根据上述计算结果, 制氧车间10k V开关站内各馈出回路所选断路器的额定短路开断电流≥35.26k A, 考虑一定的安全裕量, 该10k V开关站内各馈出回路所选断路器的额定短路开断电流确定为40k A。
4结论
高压大容量 篇6
近年来,节能减排成为人们日益关注的焦点。在火力发电厂中,风机和水泵是主要能耗设备,通常情况下其输入能量的15%~20%被电机、风机或水泵本身所消耗,约35%~50%的输入能量被挡板或阀门节流所消耗,能源浪费严重。
高压变频器通过改变高压电动机定子绕组的频率,从而改变同步转速来实现调速,是目前最有效的节能方式之一。并且高压变频器可以改善工艺,延长设备使用寿命,提高工作效率,也被广泛用于石油化工、冶金钢铁等行业,其前景广阔。
在我国,也迎来了高压变频器爆发式增长时期,各厂家均推出自己的高压变频装置,市场竞争激烈。这就要求相关厂家控制设备的成本,降低生产、调试、服务以及用户维护成本,提高自己产品的竞争力。
2 研发背景
高压变频装置一般由单独的旁路柜、变压器柜、功率单元柜和控制柜四个部分拼柜组成,目前市场上的许多高压变频器组成柜体多,占地面积大,风机数量多,在包装、运输过程中需要拆线,到现场安装时再拼柜接线。增加了不少工作量,并且容易出现错误。
对于1000kW以下的变压器柜而言,变压器本体高度不需要那么高,由于为了并柜的需要,将旁路柜、变压器柜、功率单元柜的高度设计成一样,造成变压器柜空间的浪费。本装置针对上述存在的问题,提出一种针对1000kW以下功率等级的小型化高压变频装置,将变压器柜、功率柜、控制柜一起集成在一个柜体。减少占地面积和体积,运输装卸简便,结构紧凑。
3 设计思路
3.1 总体设计思路
本文通过以下技术方案实现:一种紧凑集成结构的高压变频器包括2个可旋转控制室,1个控制进出线室,变频功率单元,变压器单元。其特征在于柜体分上下两部分,变压器单元位于装置下部。装置上部分前后两部分,前部放置控制室、控制进出线室,后部放置变频功率单元。
装置中,冷却风有2路,一路是通过装置下部前后两侧的进风窗进入装置,经过变压器铁芯,然后从装置前侧控制室与变频功率单元之间的空间处,由顶部风扇排出;一路从装置上部后侧进风窗进入装置,经过变频功率单元,也通过装置前侧控制室和变频功率单元之间的空间处,与第1路风同时排出。前侧控制室与其后侧的通风空间采用半密闭设计,控制室内的热风,也同时通过通风空间由顶部风机排出。
1.上左前门2.下左前门3.装置底座4.下右前门5.装置侧门6.顶部散热风机7.前侧左控制单元8.前侧中控制单元9.前侧右控制单元10.变压器单元11.变频功率单元
前侧的控制室为可旋转形式,在检修时可以打开,便于观察变频功率单元的检查和维护。
装置前侧的上下门可以独自打开,在装置需要带电检查调试时,有效地做到对于人员安全的防护。
3.2 柜体结构设计
图1、图2是该紧凑集成结构的高压变频装置的实例结构示意图,图1(b)包括前侧左控制单元7、前侧中控制单元8、前侧右控制单元9、变频功率单元11在装置上部;变压器单元10在装置下部;和上左前门1、下左前门2、装置底座3、下右前门4、装置侧门5、顶部散热风机6一起组成紧凑集成结构的高压变频装置。装置侧门5上,留有和相邻柜体的接线孔,设备进出线均从侧面进出。减少底部开挖电缆沟的工作量。
图1(c)中,将前侧左控制单元7、前侧中控制单元8能够旋转打开,便于观察变频功率单元11的前部情况,也便于变频功率单元11的前部零部件装配。
3.3 风路设计
图1(d)中冷却风从共同风道经顶部散热风机6排出。风道分2路,一路通过下左前门2,下右前门4的进风窗以及后部的进风窗进入,经由变压器单元10中部,流向共同风道;另一路从后上部进风窗进入,经由变频功率单元11,流向共同风道。
4 结语
此种柜型能解决1000kW功率以下的高压变频装置的占地体积大,安装不便的问题;减少客户单独建房的费用,降低用户投资;减少装卸、接线的工作量。
高压大容量 篇7
以往的经验表明, 绕组辐向失稳是造成大容量变压器损坏的重要原因。所以, 本文以一台120 MVA/220 k V双绕组电力变压器为例, 运用ANSYS有限元软件, 以磁势平衡原理为基础[3,4], 基于“场-路耦合”方法建立了低压绕组出口发生短路时的二维有限元模型。通过对短路阻抗计算值与实测值的比较验证模型的可靠性, 进而计算出低压绕组和高压绕组的辐向短路电动力。利用瞬态分析方法[5], 建立高压绕组的三维模型, 将之前求出的高压绕组短路动态力加载到三维模型上, 然后求出高压绕组的位移形变量, 最后对高压绕组的辐向稳定性进行校核。
1 计算原理
在“场-路耦合”法中, 将变压器低压绕组和高压绕组各线饼按场考虑, 并将它们作为电路元件分别与低压绕组和高压绕组相互连接形成外部等效闭合电路。当低压绕组出口处发生三相短路时, 绕组的外电路如图1所示。
左侧NH1~NHn为高压绕组线饼, 右侧NL1~NLm为低压绕组线饼。因为低压绕组短路, 所以低压侧负载大小为零, 高压侧所加相电压为u1 (t) 。左侧高压绕组边值条件表达式为
式中:Ak、Jk、NHk、Kk、Sk、ek、lk、Rkσ、Lkσ分别对应高压绕组第k个线饼的向量磁位、电密、匝数、占空比、横截面积、感应电势、线饼长度、等效电阻及等效漏电感;n为高压绕组线饼数;u1 (t) 为高压绕组外接电压源。
右侧低压绕组边值条件表达式为
式中:Ai、Ji、NVi、Ki、Si、ei、li、Riσ、Xiσ、Liσ分别对应低压绕组第i个线饼的向量磁位、电密、匝数、占空比、横截面积、感应电势、线饼长度、等效电阻、等效漏电抗及等效漏电感;m为低压绕组线饼数;Zσ为低压绕组等效漏阻抗;u2 (t) 为低压绕组端电压。
对于油区域, 有
将式 (1) —式 (3) 离散处理, 可得到“场-路耦合”有限元方程为
式中:Ci A表示电感阻尼矩阵;KAA表示向量位刚度矩阵;KAi表示向量位-电流耦合刚度矩阵;Kii表示电阻刚度矩阵;Kie表示电流-电动势耦合刚度矩阵A、I、E分别对应节点向量位矩阵、电流矩阵、电动势矩阵;V0为外施电压矩阵。
2 实例分析
根据上述原理, 以一台120 MVA/220 k V双绕组电力变压器为例进行计算分析, 变压器主要参数如表1所示。
2.1 建立模型
根据变压器结构和漏磁通路径等情况, 对变压器做以下假设:
1) 漏磁场简化为二维非线性磁场。
2) 考虑对称性, 求解区域只取剖面一半。
3) 忽略绕组涡流去磁作用, 并设硅钢片的磁导率为无穷大。
对于绕组短路电动力来讲, 铁芯对绕组区域的漏磁影响很小, 所以不参与建模, 其中绕组区域自由度为矢量磁位A、电流CURR和电势降EMF, 非导电区油的自由度为矢量磁位A。以饼为单位进行建模, 各线饼实常数均按实际参数考虑, 如图2所示。
左侧N1~N98对应低压绕组98个线饼, 在N1和N98之间采用阻值很小的电阻连接 (视为导线) , 即低压侧出口发生短路;右侧N99~N190对应高压绕组92个线饼, 在N99和N190之间施加相电压。
2.2 结果分析
2.2.1 短路阻抗校验模型
变压器在额定分接情况下的短路阻抗软件计算值与实测值结果如表2所示。
%
从表2可以看出, 用有限元法计算的短路阻抗与实际测量值的偏差仅为-0.4982%, 说明所建模型是准确的, 可利用模型继续计算。
2.2.2 短路电流及漏磁分布
时间为0.01 s时刻, 绕组电流密度三维云图如图3所示。从图3可以看出, 低压绕组电密分布中间大, 两头小, 这是由于低压绕组采用连续式, 上下两端部线饼匝数较少, 所以出现较小电流密度;高压绕组则由于采用内屏连续式, 使线饼饱满程度沿绕组高度分布不一致。
变压器绕组短路瞬间属于瞬变过程[6], 短路电流由正弦分量和暂态分量组成, 暂态分量按指数衰减, 随着衰减分量的降低逐渐趋于正弦变化。短路电流随时间变化曲线如图4所示。
从图4可以看出, 高、低压绕组短路电流均在t=0.01 s时达到峰值, 分别为-6000和11 545.5 A, 是对应额定电流的14.08倍, 在轴向漏磁场的作用下, 产生辐向短路电动力, 进而致使变压器绕组发生辐向失稳。时间为0.01 s时的漏磁场分布如图5所示。
从图5可以看出, 位于两绕组间主空道处的磁力线最为密集, 漏磁最大;在靠近绕组端部处, 根据磁力线沿磁阻最小路径闭合原理, 漏磁通沿着铁轭等高导磁材料方向形成流通路径, 进而引起较大辐向漏磁。
由于变压器辐向短路电动力是由短路电流和轴向漏磁相互作用的结果, 故提取t=0.01 s时刻低压绕组和高压绕组轴向平均漏磁密, 如图6所示。
从图6可以看出, 绕组中间线饼轴向漏磁密较大, 上下端部磁密很小, 并且基本呈对称分布。高、低压绕组最大漏磁密都达到了1.75 T。
2.2.3 辐向短路电动力
t=0.01 s时刻高、低压绕组的辐向短路电动力如图7所示。
从图7可以看出, 低压绕组力为负值, 表明短路电动力使其向内侧压缩;高压绕组力为正值, 表明短路电动力向外拉伸高压绕组。低压和高压绕组最大辐向短路电动力分别出现在48号线饼和46号线饼, 并分别为-80.4019 k N/m和78.5749 k N/m。
3 高压绕组短路强度与辐向稳定性
3.1 模型建立与求解
因为高压绕组所承受的短路电动力是向外拉伸的, 所以可以忽略撑条对高压绕组的影响。建立高压绕组92饼三维模型, 线饼以梁为基础单位, 由于本文中变压器的线饼采用铜, 故输入铜的弹性模量和泊松比, 线饼的轴向高度、辐向宽度、平均半径以及饼间油道均按实际尺寸分析, 如图8所示。
低压绕组短路时, 短路电流和绕组周围漏磁通是随时间变化的, 线饼上的辐向短路电动力也是随时间变化的, 并非定值;每个线饼上承受的辐向短路电动力也不相同。故在分析时, 应施加各线饼随时间变化的动态短路电动力, 才能够准确分析高压绕组稳定性。为此, 提取之前所求出高压绕组1~92饼在0.1 s时间内的辐向短路电动力结果, 利用APDL语言将其存入数组, 进而将其施加到对应的线饼模型上, 最后采用瞬态分析方法求解。
3.2 绕组形变结果
由于在t=0.01s时, 短路电动力达到峰值, 故提取此时刻绕组形变结果, 如图9所示。
从图8、图9可以看出, 绕组上下端部位移变化最小, 随着短路电动力向中部的逐渐加大, 变形也逐渐增大, 绕组在第46号线饼处产生最大位移形变量为0.18 mm, 在端部92号线饼处产生最小位移形变量为0.09 mm。分别提取第46号和92号线饼处位移随时间变化的关系, 如图10所示。
由图10可以看到, 在t=0.01 s时位移变化达到峰值, 随着时间的继续增加, 位移变化开始衰减, 这与线饼所承受辐向短路电动力的变化趋势相似, 由此证明了模拟是正确的。
46号线饼位移随应力大小变化的曲线如图11所示。由图11可以看见, 图11a中曲线由多条曲线组成, 多条曲线能够重合, 证明力和位移是线性变化的;各条曲线位移都是从零开始增加, 并没有产生不可恢复的变形, 说明高压绕组在该辐向力的作用下是稳定的。
3.3 辐向稳定性校核
3.3.1 辐向位移校核
导线允许最大辐向位移公式为
式中:σsav为导线辐向弯曲应力, N/mm;Fr为绕组辐向力, N;I0为极惯性矩, mm4;tv为单根普通导线或换位导线沿绕组辐向厚度, mm。
对于普通导线:
式中:wv为单根普通导线或换位导线沿绕组轴向高度, mm;nr为导线辐向并联根数。
由式 (4) 、式 (5) 求得高压绕组最大允许拉伸位移为1.72 mm, 远大于高压绕组在最大短路电动力情况下的实际位移量0.18 mm, 由此可验证高压绕组在辐向短路电动力作用下是稳定的。
3.3.2 辐向强度校核
平均环形拉伸应力公式为
式中:σt为平均环形应力, MPa;Fr为辐向力, N;ACu为绕组横截面积, mm2。
按照国家标准GB1094.5—2008进行评估[7], 对于心式变压器, 连续式绕组、螺旋式绕组及多层式绕组中每层上平均环形拉伸应力为σt≤0.9RP0.2, 其中, 屈服极限RP0.2=120 MPa。线饼辐向强度校核如表3所示。
由表3辐向强度校核同样得出:高压绕组在该辐向短路电动力作用下是稳定的, 并留有足够裕度。
4 结论
通过对120 MVA/220 k V大容量电力变压器的仿真分析, 求出了在低压绕组出口发生短路时的短路电动力, 并进一步计算得出在该短路电动力的作用下, 高压绕组所发生的最大辐向位移形变量。通过对辐向位移及辐向强度的校核表明:在该短路电动力的作用下, 高压绕组是稳定的, 并不会出现线饼曲翘、绝缘破损等失稳现象。
参考文献