水轮机改造方案分析（共7篇）
水轮机改造方案分析 篇1
摘要：针对我国早期投运的国产600MW汽轮机组出现的热耗高于设计值、缸效低等问题, 介绍了优化通流、改进汽封结构等改造方案, 排除了机组运作中存在的安全隐患, 并提高了机组的经济性。
关键词：汽轮机,600MW,改造
0 引言
某电厂亚临界600MW机组为哈尔滨汽轮机厂设计制造的首批完全国产化600MW等级机组。随着机组运行, 逐步出现了一些突出的问题。如:机组实际运行的热耗值远远高于设计值;高、中压汽缸效率与设计偏差较大;各抽汽段参数高于设计值较多, 低压缸5、6段抽汽参数表现较为严重;轴端汽封漏汽严重等。由于上述问题的存在, 严重制约了机组的安全性和经济性。为此, 我们通过使用先进的通流设计软件, 优化并重新设计机组的通流部分;同时, 优化机组的汽封等结构, 解决了机组运行中存在的问题, 从而排除了安全隐患。
1 改造方案优点
此次改造主要是降低转子根径、增加通流级数、采用高效叶型的方案, 在保持转子跨距不变的情况下, 提高机组效率。相对于原机组设计, 该方案有如下优点:
1) 级数增加后, 每级的焓降减小, 每级都可在材料强度允许的条件下减小叶片宽度, 从而保证转子跨距不变。
2) 级数增加后, 各级速比更接近最佳速比, 有利于提高级效率。
3) 级数增加后, 排汽级排汽更加接近轴向, 减小了余速损失。
4) 根径降低后, 减小了通流部分内外直径, 减小了汽封漏汽面积, 可进一步减小了动叶顶部和静叶根部隔板漏汽损失。
5) 根径降低、级数增加后, 为了保证通流面积, 叶片高度增加, 各级叶片的展弦比提高, 减少了叶片级的二次流损失。
6) 采用高效的后加载叶型, 减小了叶型损失和二次流损失, 并且提高了机组变工况运行的经济性。
2 叶片的选型
在亚临界600MW机组改造中, 为提高机组的效率, 叶片的选型十分重要。
为了设计出气动性能良好的反动式涡轮级, 必须深入研究各种气动损失产生的机理, 并且有针对性地采取措施来尽量减小并有效地抑制各种气动损失。气动损失主要包括以下几个方面:叶型损失, 这里所谓的叶型损失包括叶型的摩擦损失、尾迹损失和攻角损失。静叶和动叶的叶型损失各约占总损失的15%;静叶和动叶端壁处的二次流损失, 静叶和动叶的二次流损失各约占总损失的15%;动叶叶顶汽封的漏气损失约占总损失的22%;静叶根部隔板汽封的漏气损失约占总损失的7%;摩擦鼓风损失约占总损失的3%;其他加工制造安装等不确定因素造成的损失约占总损失的4%。
2.1 选择先进的后加载叶型减小叶型损失和二次流损失
优化方案采用先进的后加载叶型, 进气侧内背弧曲率平直, 攻角适应范围广, 变工况特性好。叶片出汽边较薄, 尾迹损失小, 进汽边小圆较小, 滞止区较小, 有效提高叶型效率。高中压各级均采用了可控涡设计方法, 可控制反动度沿叶高的分布, 使其沿叶高方向更加均匀, 以减小静叶根部和动叶顶部的漏汽量。
2.2 合理控制展弦比减小二次流损失
当叶片较长、展弦比较大时, 叶片的中部主流区受叶片两端二次流的扰动作用就会相应地减少, 势流区相对流量增大, 总损失必然减小。当叶片较短、展弦比较小时, 端壁处的二次流对主流的扰动作用相应地增加, 势流区相对流量减少, 总损失必然增加。优化方案静叶所有叶片叶型的弦长与叶高的比值都在0.5以下, 表面的压力分布曲线更加光滑, 对抑制叶型表面附面层的增厚或分离, 减小叶型损失有利;优化方案的动叶叶型吸力面压力最低压力点更加接近于叶型尾缘, 吸力面上的逆压流动段相对来说短一些, 也有利于降低叶型的型线摩擦损失。
3 叶顶汽封结构的改进
对于高中压模块来说, 其动叶顶部的漏汽损失约占整体损失22%左右, 完善和优化高中压模块汽封结构, 降低动叶顶部漏汽损失, 是提高机组整体经济性的另一主要途径。
对高、中压动叶叶顶汽封结构、隔板汽封结构进行改进, 改为密封效果好的迷宫式汽封, 并对汽封间隙进行调整;低压末级、次末级动叶改进后加3道直通式汽封, 动叶顶部通流间隙由10.5 mm改为7.5 mm, 可减少漏汽量, 提高低压末级、次末级效率;低压末级隔板汽封结构采用悬挂式低直径汽封, 使得汽封直径降低, 从而减小漏汽面积, 提高末级效率。
4 连通管改造
原连通管设计在水平管端与垂直管端时直角连接, 增加了在管道内的流动阻力。为减小流动阻力, 在对接处采用了导流叶栅的结构。改进后90°直管用热压弯头结构代替, 去除了原结构中的导流叶栅, 解决了原机组导流叶栅易脱落的问题。
5 低压模块的改进
针对原机组低压缸5、6抽汽温度偏高现象, 采用哈汽公司600MW超临界机组低压内缸模块, 即将原来1、2号低压内缸合为1缸, 从而在根本上解决低压进汽未经通流部分做功而直接漏入5、6段抽汽腔室的问题, 改进后由整体大面积漏气到局部小面积漏汽, 隔板套密封键处密封效果提高近400%, 漏气量大大减少。
6 结语
亚临界600MW汽轮机经过优化方案的实施, 如通流部分改造、汽封间隙调整和结构优化、连通管优化改造等, 机组的安全性、经济性大幅提高。预计热耗值将降低约399 k J/ (k W·h) , 将为电厂节约大量资金, 起到了降耗增效的作用。
参考文献
[1]王仲奇, 秦仁.透平机械原理[M].北京:机械工业出版社, 1988.
[2]靳智平.电厂汽轮机原理及系统[M].北京:中国电力出版社, 2006.
[3]宁哲, 赵毅, 王生鹏.采用先进汽封技术提高汽轮机效率[J].热力透平, 2009 (9) :15-17, 24.
[4]潘步春.国产300MW汽轮机改造的必要性分析[J].上海电力, 2002 (1) :6-8.
浅谈汽轮机低压导汽管改造方案 篇2
国电康平发电有限公司1、2 号机在供热改造过程中对低压导管进行了重新设计、制造并增加了两只低压缸进汽液控蝶阀, 以便在供热抽汽不足的情况下对抽汽压力、流量进行调节。在运行过程中为提高供热抽汽压力并以此对供热抽汽进行节流调节, 在低压缸进汽液控蝶阀开度为较大时, 低压导管振动明显增大, 供热改造后的低压导管高度有所增加, 结构强度是影响漏泄的原因之一。
2 号机在2013 年的B级检修中发现低压导管膨胀节的冷拉值均不符合设计要求, 这也是影响低压导管结构稳定性的原因之一。供热改造以来我厂两台汽轮机的低压导管法兰发生了多次泄漏, 影响了机组安全稳定运行。
2 原因分析
(1) 低压导管振动过大是B低压缸蝶阀出口法兰泄漏直接原因, 供热改造后的低压导管高度有所增加, 结构强度的降低也是影响原因之一。咨询哈汽主机供热设计人员, 了解到供热抽气调节阀一定开度的情况下, 会产生一定程度的振动, 在其它单位曾经发生过导管振动引起的法兰漏泄及焊口开裂。 (2) 抽汽管膨胀节不能完全吸收作用在低压缸导汽管上的垂直推力 (停供热后, 现在两台机导汽管法兰都不漏泄) 也是法兰漏泄的原因之一。 (3) 垫片是法兰连接系统中的关键元件, 是借助于螺栓的预紧载荷由法兰面实施压紧, 使其产生弹性塑性变形, 填充一对法兰密封面之间的几何间隙, 切断或阻止介质泄漏, 在高温情况下, 垫片由于受到高温影响而产生脆化、高温蠕变等一系列变化, 从而导致垫片密封能力下降, 最后产生泄漏, 我厂低压联通管垫片的选型不当、质量不佳也是法兰漏泄的主要原因 (平面法兰无法使用金属缠绕垫) 。 (4) 我厂在供热改造之后低压联通管法兰均出现不同程度的泄漏, 在咨询设计单位时, 了解到施工中没有安装设计单位指定的管道补偿器, 热补偿能力不足导致法兰泄漏。 (5) 施工方法工艺不当也是法兰泄漏的重要原因, 检修单位仅仅使用大锤对螺栓进行紧固, 没有对角交替逐步拧紧螺栓, 拧紧不一致, 这些都是我们在今后的工作中应关注的细节。
3 其他电厂导汽管漏泄的原因
(1) 河南省投资公司开封电厂东方汽轮机厂生产的600MW超临界机组, 改造后发生漏泄。漏泄的原因是施工时焊接、紧法兰时产生应力, 使法兰漏泄, 机组进行检修时将法兰重新对口消除应力, 现在没有发生漏泄。 (2) 河南国电荥阳电厂东方汽轮机厂生产的600MW超临界机组, 改造后发生漏泄。漏泄的原因是管道补偿器, 热补偿能力不足导致法兰泄漏, 更换补偿器后现在没有发生漏泄。 (3) 华电铁岭电厂哈尔滨汽轮机厂生产的600MW超临界机组, 改造后发生漏泄。漏泄的原因是哈尔滨汽轮机厂生产的法兰垫片不能满足现场要求, 虽经多次更换不同形式的垫片还是漏泄, 最后更换成高强石墨垫片, 现在只有一个法兰漏泄, 初步分析是法兰夹有异物造成的。
4 工程主要内容
(1) 按照设计要求核对膨胀节冷拉值并达到其设计值, 对膨胀节外观进行检查, 视情况决定是否进行更换, 恢复膨胀节的冷热补偿能力, 消除热态管道应力。 (2) 抽汽管膨胀节由东北配送找厂家进行设计, 重新制作更换。 (3) 低压导管法兰更改垫片形式 (使用高强石墨垫片, 铁岭电厂2014年6 月改造此形式, 只有一个法兰轻微漏泄) 。 (4) 对导管法兰与管道进行垂直度校准, 变形严重的必要时进行更换;对有冲刷沟痕的法兰进行车削处理, 必要时更换法兰;能在厂家内进行焊接的法兰都在厂内进行。 (5) 安装时, 先安装垂直方向的中压缸、低压缸及蝶阀, 使相应的法兰密封面至连通管轴线垂直距离相等, 而且垂直方向进、出口中心距在水平方向上一致, 再水平安装膨胀节管端各法兰。 (6) 安装时将大拉杆 (M78) 及调整螺杆 (M30) 打开, 按照气流方向先后安装膨胀节。 (7) 在对接法兰安装时, 采用调整垫块 (3.5mm) 进行定位, 使每对法兰密封面相对水平。 (8) 上螺栓时, 必须对角交替逐步拧紧螺栓, 拧紧力应均匀一致。不许以圆周方向逐个拧紧螺栓。 (9) 厂家对连通管水平端膨胀节进行修复, 安装时厂家进行指导安装。
5 安全技术措施
(1) 开工前, 应办理开工报告, 审批施工技术方案, 并办理相应的热力机械工作票和动火票, 工作中严格执行工作票中的安全措施和注意事项。 (2) 施工过程中严格执行本方案要求及管道电力安装的相关标准, 不得随意更改。严格执行施工规定的质量监督和验收程序, 加强质量控制。 (3) 施工人员的服装必须符合《电业安全工作规程》中相关规定。 (4) 施工人员必须做好防止人员高空坠落的安全措施。工作人员高空作业必须系好安全带, 安全带要挂着牢固的构件上, 保证高挂低用。并设监护人。必须使用经检验合格的安全带。 (5) 使用电动工器具应由电气人员装接好电源线和漏电保护器。 (6) 禁止无证使用电火焊, 使用电火焊前备好消防器材, 测可燃气体浓度合格, 清除易燃物。焊接时保护好地面, 防止烫伤地面, 工作人员退出现场时不留火种。 (7) 防止电火焊烫伤、触电、发生火灾, 穿好专用的电焊工作服, 做好焊机可靠绝缘, 工作人员穿好绝缘鞋, 氧气瓶和乙炔瓶之间保持最少5 米的安全距离。 (8) 起重作业由专人指挥, 起重司机、指挥必须持证上岗。 (9) 打开的进汽孔必须进行可靠遮挡与封闭, 防止异物落入。 (10) 按照标准化作业要求布置检修现场, 标志、围拦、胶皮 (下面铺塑料布) 等摆置规范、整齐;设备零部件在地面放置必须有垫板支撑。现场在施工中、施工结束后应保持卫生清洁
6 所需材料及资金 (单机) (如表所示)
摘要：文章以国电康平发电有限公司1、2号机组为例, 通过阐述实际生产中产生的问题并分析其原因, 列举其他电厂的相关案例加以佐证, 提出低压导汽管改造的方案。
汽轮机低真空采暖改造效果分析 篇3
汽轮机凝汽器低真空运行, 提高循环水温度供暖, 减少了冷源损失, 是能源综合利用、节能环保的1项技术革新措施, 符合国家节能减排的能源政策。中石化济南分公司公司生活区采暖面积约40×104 m2, 采暖换热站经过多次改造, 逐步完善, 形成了目前以汽轮机低真空换热为主, 蒸汽和热媒水加热为辅的采暖换热系统。经过采暖季的考验, 显示出运行稳定、调整灵活、切换方便、节能降耗等多方面的优点, 满足了公司生活区采暖的需要, 同时有很好的经济性。
1 低真空采暖系统介绍
1.1 汽轮机组介绍
公司1#发电机组汽轮机为青岛汽轮机厂生产的C6-35/10抽汽凝汽式汽轮机, 机组1981年投产, 已运行30年。该机组抽汽部分停用多年, 目前纯凝方式运行。因机组运行年限长, 经常发生凝汽器铜管或胀口泄漏现象, 多次进行不停机半面查漏堵漏, 2010年4月对凝汽器进行了更新。该发电机组在公司生产中起着重要的作用:a) 平衡瓦斯的重要手段。在石油化工企业生产中, 瓦斯是副产品, 用途为各装置加热炉燃料和动力锅炉燃料。因气柜储存空间有限, 需要1#发电机根据瓦斯产供情况增减负荷来平衡瓦斯, 所以1#汽轮机负荷调整相对频繁;b) 低真空采暖。冬季, 瓦斯整体不足, 瓦斯平衡的压力小, 1#汽轮机主要任务是低真空运行带供暖, 减少损失, 节能降耗。
1.2 低真空采暖系统
生活区采暖方式为汽轮机低真空供暖, 1#汽轮发电机低真空运行供南北2个生活区采暖。采暖换热站南、北生活区管线对称布置, 有2个采暖水罐 (各200 m3) , 4台900 m3/h采暖水泵, 南北区各2台 (一开一备) 。南、北2个生活区的采暖回水在换热站混合后进入汽轮机凝汽器吸收蒸汽凝结潜热, 提高温度后进入采暖水罐, 然后用泵加压后作为采暖给水送往2个生活区。在采暖泵后设有蒸汽加热器作为低真空采暖的备用和补充手段。2011年, 为节能降耗, 利用原蒸汽换热器增加了热媒水与采暖水换热流程, 更好的利用了炼化企业低温余热。
1.3 系统流程的特点
采暖换热系统有以下特点:a) 采暖回水进凝汽器, 换热提高温度后进采暖水罐, 此流程凝汽器循环水侧压力为采暖回水压力, 小于0.1 MPa, 凝汽器不用加固;b) 此流程凝汽器出水进常压采暖水罐, 不存在凝汽器超压的情况, 安全性好;c) 辅助蒸汽加热和热媒水加热的换热器在采暖供水泵后, 与低真空流程无关联, 运行调整灵活。
2 采暖换热站的运行
1#发电机在生产中有平衡瓦斯的任务, 这决定了在采暖季的不同阶段, 采暖系统有不同的运行模式。
2.1 采暖季初期
低真空换热不投, 采暖回水直接进水罐, 泵加压后经热媒水 (或蒸汽) 换热器后送入生活区。根据热媒水的平衡情况投入部分热媒水, 如不足可以补充少量1.0 MPa蒸汽。采暖季初期, 上水温度45℃即可满足采暖要求。另外这时企业仍有瓦斯平衡的压力, 1#汽轮机有可能带满负荷, 采暖水温过高 (可达65℃) 不舒适;另外, 此时真空过低, 机组效率低, 不利于节能, 所以采暖初期只投入热媒水 (蒸汽) 加热器。
2.2 采暖季中期
根据气温下降情况, 一般在11月下旬或12月初, 切换为汽轮机低真空运行, 热媒水换热继续投用, 停用蒸汽, 节能降耗。采暖供水温度的调整根据气温情况增减汽轮机进汽量达到调节水温的目的。典型运行工况, 环境温度-5℃~-10℃, 采暖水流量1 800 t/h, 汽轮机进汽量23 t/h, 真空-80 k Pa (排汽压力21.3 k Pa) , 排汽温度59℃, 采暖水进出凝汽器温度48.3℃/55℃, 加压后再与热媒水换热, 采暖温度提高到58℃, 满足采暖需要。
2.3 采暖季末期
随着气温上升, 将低真空切出, 继续用热媒水 (或少量蒸汽) 加热, 采暖水温在45℃, 满足采暖需要, 直至采暖季结束。
2.4 汽轮机低真空切换
1#汽轮机凝汽器非采暖季使用循环水, 采暖季低真空运行用采暖换热站采暖水, 这就带来了两者之间如何切换的问题。切换有2种方法:a) 冷态切换, 即在切换前, 机组处于停运状态下, 进行循环水和采暖水的切换, 这种切换方法可靠, 但必须在停机状态时进行;b) 热态切换, 即在机组处于运行状态下, 进行切换。这种切换方法机组不必停运, 经济性好, 而且只要操作得当, 同样安全可靠。经过几次不停机切换, 积累了一些经验。切换的要领是在汽轮机最低负荷下进行, 行动上做到统一指挥, 各阀门开关迅速, 才能做到串水少, 凝汽器不超压、不断水。
3 运行效果分析
3.1 采暖效果
从运行效果来看, 在济南地区冬季最低气温-10℃的情况下, 汽轮机进汽量在28 t/h左右, 采暖上水温度可以达到58℃左右, 生活区绝大部分室内温度在20℃以上, 很好地满足了生活区采暖要求。由表1看出, 采暖水换热温差基本在5℃~8℃, 凝汽器换热端差平均3.6℃, 最大4.7℃, 最小只有2.5℃, 效果很好, 说明凝气器工作正常, 铜管没有明显的结垢, 运行良好。
3.2 机组安全性
由表1可见, 低真空运行凝汽器换热端差小于5℃, 在采暖温度最高60℃的情况下, 排汽温度低于65℃, 对于机组安全性影响很小, 缸胀、轴向位移、振动等参数变化不大[1]。
整个采暖季, 凝汽器凝结水电导合格, 说明没有出现因排汽温度高铜管胀口漏等现象。
4 经济性分析
4.1 汽轮机低真空经济性分析
通常凝汽式发电机的循环热效率只有25%~35%, 而60%以上的热量被冷却水带走, 变为冷源损失。低真空运行时, 将凝汽器作为一级加热器, 利用排汽的凝结潜热加热采暖水, 从而将排汽凝结热加以利用, 使凝汽式汽轮发电机的循环热效率大大提高。
为简化计算, 用平均值进行计算[2]。
低真空参数:蒸汽流量21 t/h, 发电3 500 k W, 采暖水流量1 700 t/h, 温升6.1℃。
非低真空参数:蒸汽流量21 t/h, 发电4 200 k W。
每小时实际利用的热量:
q1=cm△t=4.2×103×1 700×103×6.1=43.6×109J=43.6 GJ
每少时少发电:4 200-3 500=700 k W·h, 折合成热量损失:
q2=700×3 600×10-6=2.52 GJ
实际每小时节约热量:
q=q1-q2=43.6-2.52=41.08 GJ
整个采暖季平均供暖120天, 低真空采暖的总经济效益:
Q=120×24×q=120×24×41.08=118 310.4 GJ
折合标油2 816.9 t。
4.2 增加热媒水换热流程经济性分析
公司有完善的热媒水系统, 充分利用装置余热替代蒸汽, 节能降耗。在现有运行条件下, 热媒水在满足气分装置用热及油品系统伴热的情况下仍有富余能力。2011年夏季, 增加热媒水与采暖水换热流程, 新铺热媒水管线, 利用原蒸汽换热器对采暖水进行加热, 节约蒸汽。
热媒水加热采暖水, 提高采暖水温度1.5℃以上, 采暖流量按1 700 t/h计, 每小时节约热量:
4.2×1 700×103=10.71 GJ
热媒水增加流量350 t/h, 水泵电耗增加400 k W, 折合热量:
400×3 600×10-6=1.44 GJ
节约热量 (采暖季按120天计算) , 节约热量:
120×24× (10.71-1.44) =26 697.6 GJ
折合标油635.7 t。
两项合计, 一个采暖季, 低真空采暖水站累计回收热量145 008 GJ, 折合标油3 453 t, 经济效益和环保效益可观。
5 结语
小型汽轮机改造为低真空循环水采暖是一项安全可行、投资小收益大的技术, 应用范围广, 经济效益和环保效益俱佳, 值得推广。在改造过程中, 要根据各家机组的实际情况和当地气候条件采取不同的改造方案, 真正做到在保证机组安全的情况下, 回收冷源损失, 为节能减排做出贡献。
参考文献
[1]李建刚.汽轮机设备及运行[M].2版.北京:中国电力出版社, 2009.
水轮机改造方案分析 篇4
汽轮机润滑油低油压联锁保护是防止汽轮机断油烧瓦事故的重要保证措施,从历年发生的汽轮机断油烧瓦事故特征来看,许多事故与油系统控制回路设计有关,当然也存在运行操作人员操作失误的情况。从事故案例分析来看,许多机组存在低油压联锁保护设计不完善的情况,需要引起相关运营维护人员的重视。
1汽轮机直流油泵运行中存在问题
某厂2015年3月12日17分在机组停运过程中,在汽轮机转速低至2 800 r/min时润滑油泵联动成功,但CRT上显示润滑油压力异常,直流油泵联动正常,运行人员分析判断为压力异常造成直流油泵联动,就手动停用直流油泵,并解除联锁,后造成汽轮机断油烧瓦事故的发生。事故检查后确认为,润滑油泵跳闸后接触器黏连烧毁,造成控制室认为润滑油泵运行正常,压力测点异常,对整个事件造成误判,经济损失巨大。
华亭电厂直流油泵联锁条件为:(1)润滑油压力过低保护(取自压力开关);(2)交流润滑油泵启动失败;(3)交流润滑油泵故障跳闸。如果发生上述同类型事故,将对公司经营和安全造成难以估量的损失。
根据国家能源局新颁布的《防止电力生产事故二十五项重点要求》9.4.2条要求:“涉及机组安全的重要设备应有独立于分散控制系统的硬接线操作回路。汽轮机润滑油压力低信号应直接送入事故润滑油泵电气启动回路,确保在没有分散控制系统控制的情况下能够自动启动,保证汽轮机的安全。”这又是另一种极端情况。华亭电厂汽轮机润滑油低压联动直流油泵是通过压力开关向DCS系统送信号,DCS系统根据压力开关动作情况向电气控制回路发送启动指令的方式完成,如果全厂失电DCS系统瘫痪,整个润滑油控制回路将瘫痪,这对汽轮机系统的安全来讲是一重大隐患。
2直流油泵控制改造
2.1直流油泵控制改造方案
华亭电厂2×145 MW汽轮发电机组润滑油系统在低压回油管路上装有压力开关7块,压力变送器1套,其中,3块压力开关用于ETS停机保护信号,1块用于盘车启动允许、1块用于联锁跳闸盘车、1块用于联启交流润滑油泵、1块用于联启直流润滑油泵,压力变送器为润滑油压力测点。
目前,华亭电厂汽轮机直流油泵只有DCS系统内部的低油压联动直流油泵功能,无硬接线直启回路,在DCS系统控制失灵时,无法联锁启动直流油泵,不符合二十五项防事故措施的具体要求。根据华亭电厂直流油泵联锁启动的仪表配置情况,制定如下改造优化方案:
(1)将汽轮机润滑油回油压力测点作为直流油泵DCS联锁启动的信号源,该测点布置于润滑油箱上部仪表柜内,采用逻辑判断的信号处理方式,在润滑油油压低于0.06 MPa且直流油泵投入联锁时,联启直流润滑油泵。
(2)将原送入DCS系统,用于联锁启动直流油泵的压力开关取消,改为硬接线方式直启直流润滑油泵,将压力开关的干接点信号送入直流油泵电气控制回路,直接启动直流油泵。考虑到直流油泵在机组停运阶段,汽轮机未建立润滑油压力,压力开关始终发送低油压信号,这样将直接启动直流油泵,如需停运直流油泵则需要打掉压力开关接线,而且压力开关校验拆除时检修人员手需要触碰接线,有可能造成直流系统接地。鉴于以上两种情况,须在电气控制回路中加入投切开关,以便于直流油泵在机组停运时控制及压力开关检修时方便隔离。
图1为压力开关联动直流油泵硬接线示意图。其中3、7触点接入压力开关常闭触点,4、8触点并入原直流油泵远方启动指令DCS5即电气控制柜50+、50-节点。
图2为DCS逻辑控制部分,将原压力开关输入变为从润滑油压力变送器取点,在逻辑中作比较运算后,在直流油泵控制投入联锁情况下向直流油泵发启动指令。
2.2直流油泵控制改造中的技术要求
因压力开关安装在主油箱上方控制箱内,因此低压联动压力开关选用防爆型进口压力开关,触点容量符合要求。所选压力开关经过校验,确认开关触点接地绝缘合格、触点低压动作值合格后方能投入使用。将此压力开关作为重要连锁保护的热工仪表,按照压力开关的检定周期,对其保护定值进行检定和校验,对控制回路的绝缘、接地情况进行检查,防止出现联锁误动和拒动事件。
投切开关必须选用质量可靠的进口开关,在汽轮机启动、运行中以及停机过程中,投切开关必须可靠地投入,在停机后,将该投切开关退出,为了保证汽轮机直流油泵低压联动投切开关正常投入和退出,将此开关安装至集控室操作员辅盘上,方便运行操作人员投入、退出并监视。
改造结束后必须进行硬接线和DCS系统逻辑的联动试验,确保系统工作正常。
3工艺的实施过程
表1为工程实施所需材料。工程具体实施方案为:(1)硬回路改造部分,直流油泵控制柜切电后,从压力开关控制箱敷设电缆至直流油泵控制柜,从直流油泵控制柜敷设电缆至集控室操作台,在集控室操作台安装直流油泵低压联动投切开关,见图1所示对各段线路进行线号标记,并按照图示接线,确保接线牢固,线号清晰且接线无裸露部分。(2)逻辑改造部分,图2为软逻辑改造方案,即将润滑油压力实时测量值引入此逻辑中,使用CMP功能块对压力实时测量值进行判断,作为联动直流油泵的备用条件,组态结束需做联动实验验证。
4结束语
汽轮机断油烧瓦事故是发电厂重大事故隐患之一,硬接线并联软逻辑低压联动汽轮机直流油泵在华亭电厂的实践与应用,有效防止此类隐患的发生。通过现场测试,硬接线低压联动直流油泵启动速度远快于软逻辑保护响应速度,特别是在汽轮机交流润滑油泵事故联动失败情况下毫秒级的润滑油压建立速度对保障汽轮机润滑油压力有重要意义。硬逻辑响应速度快,可快速保障油压正常,为汽轮机事故情况下的安全停运提供了保障,其中软逻辑作为后备保护的设计方式为其他重要保护的配置提供了一种思路,值得类似重要设备保护配置借鉴。
摘要：汽轮机断油烧瓦事故是发电厂重大的事故隐患之一,此事故隐患是火力发电厂重要的防范对象,由于原技术标准及防范措施未对直流油泵控制提出明确要求,造成各厂直流油泵控制回路在设计和运行阶段均存在一定问题。本论述以华亭电厂#1汽轮机为例,结合某厂发生的断油烧瓦事故分析了华亭电厂直流油泵在设计和运行过程中存在的问题,针对此问题结合新《防止电力生产事故二十五项重点要求》提出了直流油泵联锁启动回路改造的方案,并对相关技术要求和工程实施方案进行了介绍,通过改造后验证认为,这种改造方案简单、可行和安全,为其他同类型机组的改造提供了借鉴。
关键词：汽轮机,直流油泵,启动回路
参考文献
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水轮机改造方案分析 篇5
关键词：汽轮机通流部分,节能项目评价,节能量,IPMVP,效益分析
0 引言
能源、环保和碳减排形势的发展,迫使燃煤电厂必须挖掘节能潜力,提高机组的经济性和可靠性,以降低成本、提高竞争力。作为节能降耗的一项重要技术措施和手段,老机组的通流技术改造已为多家企业实践[1,2,2],也被很多电厂纳入改造计划。
节能项目评价是技改工程实施后的一项重要工作,其中节能量是常用的评价指标。节能量,即一定时期内节约和少用能源的数量。目前节能量在节能工程中日益受到关注。2007年财政部、国家发改委联合发布《节能技术改造财政奖励资金管理暂行办法》,其中一项申报条件即为“节能量在1万吨(暂定)标准煤以上”。2010年6月,财政部、国家发改委发布《合同能源管理项目财政奖励资金管理暂行办法》的通知,也以节能量作为申请奖励的依据,该政策标志着我国节能工作正向节能市场培育转变。在节能量审核、合同能源管理中,节能量是发放节能奖励资金以及投资方与技改方资金交割的重要依据。相对传统的单耗分析法,基准线能耗模型计算结果可验证,具有较高精度,对投资方与技改方具有较强的说服力。目前项目节能量主要计算方法有:单耗法[3]、节能量确定和监测方法[4]以及国际节能效果测量和验验证规程(International Performance Measurement and Verification Protocol,IPMVP)[5]。计算节能量的关键在于科学的计算方法与可靠基准能耗数据的获得。由于前两者没有考虑生产运行变化的影响,对于基准能耗数据也无法进行合理验证,因此对计算无法提供充足的解释。IPMVP规定了节能量计算需要考虑的原则,使基准能耗计算更加合理、可验证;但由于节能工程复杂多样,IPMVP未提供针对具体对象的计算方法。
基于以上分析,本文介绍IPMVP节能量计算原则与方法,以某电厂汽轮机通流部分改造为例,依据IPMVP原则建立节能量计算模型,并应用节能量计算结果对节能效益、污染物和二氧化碳减排效益进行财务分析和国民经济分析,为节能量计算和价值分析提供一种新的思路。
1 IPMVP节能量计算的原则与方法
IPMVP由非营利私人团体国际能效评估组织(Efficiency Valuation Organization,EVO)出资赞助出版,是一份指导性文件,概述了节能量的测量、计算和报告的通用方法。
1.1 IPMVP节能量定义
节能量=调整后基准线能耗-报告期能耗±调整量(1)
式(1)中报告期能耗是指报告期内测得的能源消耗量。调整后基准线能耗指的是如果没有采取节能措施,将会消耗的能源量,其数值可通过建立改造前即基准期内能耗与产量的数量关系获得。式中引入调整量的目的是为了将基准期和报告期的能耗量或负荷换算到同样的运行工况条件下。通过引入调整量,而不仅仅是简单比较节能措施实施前后的能源成本或能耗量,将使节能量报告的结果更加合理。图1形象地表示IPMVP所定义的节能量[5]。
1.2 IPMVP的原则
IPMVP的原则包括:精确性、完整性、保留性、一致性、相关性和透明性。
1.3 IPMVP框架和选项方法
(1)测量边界的选择
整个耗能体系:管理整个耗能体系的能效或节能改造引起的其他变化(包括有意的和无意的)。
隔离方式:管理受到节能措施所影响的设备,节能量不受测量边界以外的变化因素影响,通常需要安装新的测量仪表,调整可能是简单的。
(2)测量期的选择
基准期应包含能耗量由极大值到极小值的一个完整的运行循环。报告期应至少包含设备或耗能设施的一个运行周期,以便全面反映所有正常运行工况下的节能效果。所有节能量报告期的长度应考虑两个因素,即节能措施的寿命和初期节能量随时间而减少的可能性。
(3)调整量基础
常规调整:因报告期内预期会发生正常变化,并显著影响能耗的因素而作的调整,例如天气或产量。
非常规调整:因不可预见但显著影响能耗的因素而作的调整,例如设施尺寸、已安装设备的设计和运行、每周换班次数等。
(4) IPMVP选项方法
IPMVP给出了4个选项方法来确定节能量(A、B、C和D)。选择时需要考虑包括测量边界的地点等多个因素。如果要确定整体耗能设施层次的节能量,选项方法C或D是较合适的;如果仅关注节能措施本身的性能,则隔离改造部位的方案更加适合(选项A、B或D)。选项方法A和B均针对隔离改造部分,其不同在于前者测量关键参数,后者需测量全部参数。选项方法C的能耗数据通常来自电能计量单位,D则采用模拟预测方法。
1.4 IPMVP与其他文件的关系
IPMVP尊重ASHRAE 14—2002《能源和需求节约量测量》在校准模拟方面的细节问题,如ASHRAE14—2002规定基准线总能耗应与基准期实际总能耗完全一致(误差≤0.005%)。其他与IPMVP相关的文件还有《联邦能源项目的测量和验证》(Measurement and Verification for Federal Energy Projects)、《项目温室气体盘查规程》(Greenhouse Gas Protocol for Project Accounting)。
2 汽轮机通流部分改造节能量计算
2.1 通流改造前机组安全性、经济性情况
某电厂1号机组(300 MW纯凝汽机组)于1998年2月并网发电,截至2007年12月底,该机组累计运行74 489.86 h,累计发电169.187×108 kW·h。改造前机组安全可靠性低、能耗高、经济性较差。
(1)安全可靠性低:机组自投产以来存在高压缸体变形漏汽、高压喷嘴室变形错位、转子轴颈磨损拉伤、高压转子晃度超标等问题,严重影响机组的长期安全可靠运行。
(2)能耗高、经济性差:该汽轮机组额定工况下高压缸效率为82.1%,较设计值低4.7%;中压缸效率为90.6%,较设计值低1.1%。机组修正后的热耗率为8 429.6 kJ/(kW·h),比机组热耗保证值高424.6 kJ/(kW·h),相对偏高5.0%。
2.2 改造技术方案
汽轮机通流部分改造方案:更换高中压转子及高压喷嘴室、喷嘴、各级动叶及隔板、隔板套、静叶,中压各级动叶、隔板和隔板套静叶,高、中压内缸,低压转子,低压各级动叶、隔板及静叶;同时优化改造热力系统。改造后机组高压缸效率可达到87%,中压缸效率不低于91%,低压缸效率达到88%。
2.3 测量边界设定及基准期、报告期选择
由于汽轮机必须与锅炉(或其他蒸汽发生器)、发电机(或其他被驱动机械)以及凝汽器、加热器、泵等机械设备组成成套装置共同工作,因此难以将通流部分与其他系统隔离开来进行节能分析,故将锅炉、汽轮机、发电机以及辅助热力系统等纳入了系统边界,改造前后系统边界如图2所示。
基准期选用2008年全年数据,报告期选用2009年6月至2010年5月数据。数据来自该电厂机组分类情况月报表,该厂计量仪表均在检定有效期内,满足测量要求。基准期紧邻改造施工期,反映机组一个完整的运行周期,可体现机组的全部运行工况;报告期是机组正常投运后的一个完整运行周期。
2.4 基准期机组运行参数分析
(1)发电煤耗
基准期不同负荷率下机组发电煤耗有较大幅度的变化,如图3所示。如负荷为60%左右时,发电标准煤耗的差距为20 g/(kW·h)。若采用发电标准煤耗进行节能量计算,可能会出现较大误差。
(2)机组耗量特性曲线
火电机组的耗量特性曲线是机组在稳定状态运行时的燃料量和功率之间的关系。根据该机组2008年运行记录,可得其耗能特性曲线,如图4所示。燃料消耗量与机组运行时间相乘,得到某负荷下耗煤量。但由于机组运行时间数值较大,即使较小的误差,也可能被放大。因此不宜采用耗量特性曲线进行节能量计算。
2.5 建立基准线能耗模型
每月机组的耗煤量与机组运行负荷、运行时间紧密相关。对该机组基准期运行数据进行分析,得出每月机组耗煤量与机组运行负荷、运行时间有如下关系:
式中:Bm为月消耗燃料折标准煤,t;P为月平均负荷率,%;h为机组月运行小时数,h。
该回归方程统计参数R2=0.992 8,F=624.02,拟合效果比较理想。将该机组2007年运行数据带入回归方程,检验模型的有效性。如表1所示,拟合值与2007年实际发电用标准煤量十分接近,总体误差为0.005%,符合《能源和需求节约量测量》的要求,说明式(2)可用作改造前基准线煤耗的估算。
2.6 节能量计算
根据报告期机组运行数据,将机组运行时间和运行负荷代入式(2),求得的基准线煤耗如表2所示。基准线煤耗与实际煤耗的差值,即为节能量,如图5阴影部分所示。报告期节能量为36371.53×10 t(标准煤)。
如采用单耗法,不同时期由于负荷、运行时间不同,发电平均煤耗也不同。如以2008年为基准年,改造后取得的节能量为20 254.54 t标准煤;而以2007年为基准年,则改造后的节能量为26 236.19 t标准煤。显然以2007年、2008年数据计算无法进行有效验证,不能反映基准线运行情况。同时因未根据机组实际运行情况进行调整,使得节能量计算结果偏低。
3 节能减排经济效益计算[6]
3.1 能源节约计算
在对项目进行财务评价时,计算节能效益时采用当时的实际能源价格,即679.194 6元/t标准煤。
节能效益=36 371.54×679.194 6=2 470.335 4万元
分析认为:通流部分改造投资8 900万元,按机组改造后运行年限15年,以后时间按2009年运行情况计算(未考虑大修),该技改项目内部收益率为27%,具有较高的经济效益。
进行国民经济评价时,计算节能效益的能源价格选取能反映各种能源真实价值的价格,即影子价格。由于我国煤炭、燃油价格很大程度上已实行市场化,在分析经济效益和费用时,可分别选择其市场价格进行计算,即项目财务评价、国民经济评价条件下的节能效益相同。
3.2 常规污染物减排效益计算
(1) SO2减排价值
在节能项目财务评价下,对SO2减排价值的计算主要参考相关排污费以及罚款价格。目前该电厂所在地区对SO2排污费征收标准为0.6元/kg。根据机组2008年SO2排放分析,该机组每t标煤排放SO2 2.4289 kg。
SO2减排价值=0.6元/kg×SO2污染当量数=0.6×1/0.95×2.428 9×36 371.54=5.579 5万元
据文献[6]介绍,每排放1 t SO2所造成的国民经济损失约为2万元人民币,则国民经济评价下该项目的SO2减排价值约为185.984 9万元。
(2)NOx和烟尘减排价值
由于目前烟尘和NOx对国民经济影响的单独定量研究较缺乏,将节能项目烟尘产生的国民经济损失近似等于财务评价损失。目前该厂所在地区对NOx、烟尘排污费征收标准均为0.6元/kg。根据机组2008年NOx、烟尘排放分析,该机组每t标煤排放NOx9.979 4 kg、烟尘1.657 1 kg。
NOx减排价值=0.6元/kg×NOx污染当量数=0.6×1/0.95×9.979 4×36 371.54=22.924 2万元
烟尘减排价值=0.6元/kg×烟尘污染当量数=0.6×1/2.18×1.657 1×3 6371.54=1.658 8万元
3.3 CO2减排效益计算
对于CDM (清洁发展机制)和自愿性碳减排交易,通过财务分析的方法来计算一个项目的收益率是评价项目额外性的一种方法。电力工业财务基准收益率暂定为:全部投资的8%或资本金的10%[7];如高于以上2个值,说明项目不具备额外性。从该项目内部收益率看,其减排量难以实现CDM和自愿性碳减排交易。在财务评价条件下,如没有发生CO2的市场交易,则CO2减排价值为零。
从国民经济角度考虑,无论是否能够实现市场交易,节能项目产生的CO2减排量都具有一定的环境价值。确定国民经济评价下的CO2减排量价值,可通过参考国际上不同的碳交易价格以及实施碳资源税国家的碳税,也可通过CO2边界减排成本来确定。由于汽轮机通流部分改造具有显著的经济效益和节能效果,因此是必要的措施,其减排价值可采用文献[8]10%减排率时不同模型的平均边际减排成本(140.343 9元/t)进行计算。
CO2减排量=36 371.54×1 000×7 000×1 000×4.181 6/1012×87.41=93 060.06 t
CO2减排价值=93 060.06×140.349 3=1 306.091 4万元
3.4 节能减排经济效益总体情况
综上所述,该电厂汽轮机通流部分改造可取得的节能减排经济效益如表3所示。
万元
4 结语
本文依据IPMVP原则,提出了汽轮机通流部分改造节能量计算方法,可为其他节能改造项目节能量计算提供参考。分析结果表明,在对运行时间较长的汽轮机进行能耗诊断试验分析、可行性研究以及科学设计的基础上进行通流部分改造,可取得良好的经济效益和环境效益。
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水轮机改造方案分析 篇6
茂名热电厂#5机是哈尔滨汽轮机厂生产的200MW汽轮机, 于2003年8月投入商业运行。该汽轮机为超高压、中间再热、双缸、双排汽、单轴、凝汽式, 高压缸为双层缸, 中压缸为单层, 隔板套低压缸为单层, 对称分流布置, 分别在3、9、12、15、17、20、22、23/28、25/30级后抽出, 共有九段, 其中三级后高压抽汽供茂名石化炼油厂中压热用户, 低压供热由再热热段经减温减压器后供茂名石化炼油厂。
从机组整机调试开始, 一直到移交试运行后在温、热态开机或机组, 送轴封抽真空后, 出现中压缸下缸温度快速降低的现象, 特别是在机组跳机后, 该温度急剧下降, 造成中压内缸上外壁、外缸内壁;内缸上、下温差高达40~55℃, 有时高时100℃, 严重影响机组的安全, 延长了机组再次启动的时间, 并危及机组安全。
(二) 温差大现象
对缸温变化数据及其趋势进行详细分析, 发现每次温、热态开机, 中压缸上内、下内温差为40~55℃, 幅度相当大, 具体如下:
1.2006年4月30日, #5机冷态滑参数启动, 在启动过程中中压缸上内壁及下内壁温差为48℃, 且逐渐增大。
2.2007年5月18日, #5机组大修已结束, 5月18日机组启动后做调速汽门严密性试验合格, 在恢复机组额定转速过程中发生振动, 经查历史曲线查得中压缸进汽温度在调门关闭后急剧下降引起中压缸上下缸温差增大。
3.2004年5月6日, #5机组低压缸末级叶片断裂大修结束, #5机冷态滑参数启动, 在启动过程中中压缸上、下内壁温差为68℃, 整个启动过程中温差逐渐增大。
4.2006年12月8日, #5机组极热态启动过程中中压缸上内壁及下内壁温差在极短的时间内增大至58℃, 且增大幅度较大。
(三) 上、下缸及内外壁温差大引起的不良后果
过大的上、下缸;内外壁温差大可能导致汽缸“猫拱背”, 引起汽轮机动静部分碰磨, 诱发振动甚至造成大轴的弯曲, 国内外汽轮机制造厂生产的汽轮机均曾发生过因上、下缸温差大而导致的严重事故, 发生都是惨痛的。为此, 国家电力公司“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”中有明细要求。
(四) 产生温差大的原因
上、下缸温差的产生一般是由于汽缸的保温不良, 疏水倒串和进冷汽、冷水等因素引起的, 对汽缸保温进行详细检查后, 排除了保温方面的原因, 制造厂和设计院在防止汽缸进水和进冷气方面一般均采取有效措施, 普遍参照了美国ASOME“TDT-1-1980”建议。但必须注意不同机组的实际情况并不一致, 为此, 着重对运行操作和疏水系统进行了全面的分析, 根据每次温热态开机及甩负荷后出现中压内下缸温度下降的现象, 分析原因有疏水系统的设计不完善, 原设计只考虑了正常运行机组冷态启动疏水压力的高低分布。而未考虑温、热态开机以及机组甩负荷后机组启动的情况, 机组温、热态开机以及机组甩负荷后重新启动时, 锅炉蒸汽参数高, 机组冲转前要求开启本体和主蒸汽管道疏水, 特别是电动主汽门前后疏水门的开启, 使大量高温、高压疏水和蒸汽进入疏水扩容器, 使原本处于真空状态的扩容器变为正压状态, 压力高至0.2~0.5 MPa, 而此时汽机本体处于真空状态, 这样, 部分低温蒸汽经疏水母管, 再经高中压疏水管倒流回到中压缸内部, 从而导致了中压下缸外壁和外缸内壁温度的下降, 使缸温差增大。
(五) 设备改造
针对上述缺陷, 利用机组的大修, 进行以下方面的改造。
汽轮机本体、中压导管的疏水由疏水扩容器直接接至凝汽器。所有的疏水按压力高低的实际情况重新排列, 从而更有利于疏水的畅通, 防止疏水的回流。
(六) 结论
机组改造后运行的实践证明, 改造是成功的, 没有产生其他的负面影响, 保证了机组的安全运行, 汽缸和管道的疏水从疏水扩容器返回汽缸, 是非常严重的问题, 一些机组上时有发生。国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求, 第10点防止汽轮机大轴弯曲事故中的明确强调, 疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。实践证明, 接入疏水扩容器的管道的压力排列应根据实际的运行情况和机组的运行方式做出合理处理。
参考文献
[1]廖元聪.汽轮机原理[M].北京:水利电子出版社, 1990.
水轮机改造方案分析 篇7
关键词：水轮发电机,励磁调节器,改造,运行分析
我国有着丰富的水利资源, 随着能源体制改革的推进, 人们对水利资源的利用越来越重视。电力体制改革竞价上网的实施, 更是给水利发电企业带来了前所未有的发展机遇。由于竞价上网对电能电压和电流稳定性的要求较高, 水轮发电机励磁调节器作为维持母线电压给定水平的设备, 对水电企业生产的电能安全上网并实现经济效益具有重要意义。
一、水轮发电机励磁调节器工作原理分析
水轮发电机励磁调节器对母线电压的调节有重要作用, 水轮发电机励磁调节器能够稳定的分配机组间的无功功率, 并有效的提升电力系统的运行动态性能和输电线路的传输能力, 水轮机励磁调节器能够有效的实现对水轮机发电电力系统静态稳定、暂态稳定和动态稳定的调节。保证电力系统在遭受微小扰动后能够自动回复到原来的运行状态, 当系统遭受短时间大扰动后, 励磁调节器能够在第一个摇摆周期内实现同步发电机的同步和新稳态, 并且提升系统对某些大扰动的发电机同步运行回复能力, 提升发电机的稳定性。
一般来说, 励磁调节器根据工作原理划分有改变励磁机励磁电流、改变励磁机的附加励磁电流和改变可控硅的导通角三种。由于在发电机转子回路中改变励磁电流十分困难, 故而改变励磁机励磁电流的方法一般不采用。现在水轮发电机励磁调节器常见的工作原理为改变励磁机的附加励磁电流和改变可控硅的导通角, 改变附加励磁电流的装置一般都是电磁型励磁调节器, 电磁型励磁调节器没有失灵区, 并且能够有效的提升并列发电机的工作稳定性。
二、水轮发电机励磁调节器的任务及要求
2.1水轮发电机励磁调节器的工作任务
水轮发电机励磁调节器在电力系统中起着调节各发电机同步电压的作用, 具体来说, 水轮机励磁调节器必须能够实现维持发电机端电压水平并合理分配各机组无功符合的任务, 还需要能够提升电力系统的运行稳定性和输电线路的传输能力。除此之外水轮发电机的励磁调节器还能够提升带时限动作继电器的灵敏度, 并改善异步电机的启动条件和加速短路后系统电压的恢复速度。同时, 水轮机发电机励磁调节器还要求能够改善发电机失磁运行时的电力系统工作条件并防止水轮发电机突然电压过度升高。
2.2水轮机组励磁调节器的工作要求
水轮机组励磁调节器对于发电和发电企业电力系统的运营有着重要影响, 因此水轮机励磁调节器需要满足以下几点要求。首先水轮机励磁调节器必须能够可靠工作, 如果励磁调节器发生故障很可能使机组停机, 甚至对电力系统造成严重的影响。其次, 水轮机励磁调节器必须具有足够的输出容量, 使其能够在满足正常运营水轮机励磁调节的同时还能够满足短路等故障发生时强励磁调节的需求。再次, 水轮机励磁调节器需要具有较迅速的系统反应速度, 并能够具有高输送能力, 实现对发电机第一时间的励磁调节。最后, 还需要保证励磁调节器的静态稳定性, 保证水轮机励磁调节器没有失灵区和调节死角。
三、水轮发电机励磁调节器的改造与运行分析
目前在水利发电领域常用的励磁调节器为可控硅励磁调节装置, 本文针对水轮发电机可控硅励磁调节器的改造和运行进行分析, 以促进可控硅励磁调节器在水利发电领域的推广和应用。水轮发电机可控硅励磁反馈控制的基本工作原理为:通过PT和CT测量发电机电压和无功, 与给定电压Ug.n比较后获得电压差ΔUg=Ug.n-Ug, 经综合放大后得到控制信号Uc。根据控制信号和同步信号计算可控硅的导通角α, 从而控制发电机的励磁电流, 使发电机运行在稳定状态。可控硅励磁调节器能够较好的满足计算机控制的需要, 随着水电厂计算机监控统的逐步实施, 要完善励磁调节器与计算机监控的有关接口电路, 可采用先进的数字电位器调整给定电压。现场要求调节器设计更合理, 有更加完善有效的限制和保护电路, 保护电路的整定配合要经过现场试验。笔者认为调节器更新改造要根据现场情况确定, 根据机组的大小及其在电网中的重要性, 选择采用励磁调节器的种类。提升励磁调节器的可靠性、性能、维护性, 与功能。通过对励磁调节器的选择, 实现对水轮发电机组励磁调节的自动控制, 从而提升我国水利发电企业生产电能的电流和电压稳定性, 保证上网的电能符合安全标准。
综上所述, 虽然我国水利发电领域发展较晚, 但随着近年来我国经济和科技的发展, 自动励磁调节器已经能够实现国产。相信在不久的将来, 我国水轮机励磁自动调节器必然得到进一步发展, 并被推广应用到我国水利发电领域, 为我国水利资源的利用和能源改革的成功贡献力量。
参考文献
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