大容量机组（精选7篇）
大容量机组 篇1
摘要：为了提高发电效率, 我国发电机组逐步进入大容量、高参数的发展阶段, 1000MW等级超临界发电机组正逐渐成为主导我国今后一段时间电源建设和发展的主力机组, 因此对1000MW超临界发电机组的设计技术进行创新和优化非常有必要。现结合国内外相关工程经验阐述了1000MW超临界发电机组的优化设计方案, 为大容量、高参数超临界发电机组优化设计提供可供借鉴的经验。
关键词：1000MW机组,超临界发电机组,优化设计
1 背景
作为电力行业最成熟的节能减排技术之一, 优化设计高效率、大功率燃煤发电机组是实现我国“十二五”期间节能减排目标不可或缺的有效措施。
到2009年12月, 我国已经发电的1 000 MW超临界机组达到19台, 虽然运行负荷小于70%, 但是平均煤耗达到了293 gce/k Wh的先进水平。值得注意的是, 外高桥第三发电厂煤耗为282gce/k Wh, 超过了国际最先进水平。
高参数超临界机组的发电煤耗比传统火电机组低40 gce/k Wh, 同时CO2单位发电排放量减少34%左右。
目前我国正在开发高参数、大容量级高参数超临界技术, 其热效率可以达到52%～55%, 如果该项技术取得突破, 单机发电煤耗就可以达到251 gce/k Wh, 同时CO2排放量降低约40%以上。
不同参数的火力发电机组热效率如表1所示。
2 优化设计与供电煤耗
目前, 主要有以下原因导致我国火力发电机组煤耗大:
(1) 机组没有优化设计;
(2) 实际运行负荷与设计最优负荷偏差大且机组频繁启停;
(3) 实际燃煤性质与设计煤种偏离。
根据有关报告, 德国某电厂的1 025 MW高参数超临界机组经过设计优化以后供电煤耗降为286 gce/k Wh。鉴于该经验, 我国开始重视对大功率机组设计优化。经过优化设计, 外高桥第三发电厂1 000 MW高参数超临界机组与传统设计的1 000 MW高参数超临界机组相比, 平均发电煤耗降低了10 gce/k Wh。
火电机组热效率、发电煤耗与CO2排放量这3个指标的发达国家平均水平、欧盟国家水平、世界平均水平如表2所示。
3 提高锅炉热效率
最近已发电的1 000 MW高参数超临界锅炉是由东方锅炉厂生产的。该种锅炉水冷壁采用螺旋管, 其考核试验热效率超过了93%。由于塔式锅炉的配风合理, 燃烧效率高, 所以飞灰和炉渣中未燃尽碳含量少, 所以热效率可以达95%。
3.1 锅炉优化设计
设计余热回收装置, 充分利用锅炉排烟热损失, 将烟煤锅炉的排烟温度设计在115～120℃, 进一步降低排烟温度;利用排烟余温加热、预热二次风和凝结水。通过这些设计手段可以大大提高锅炉热效率。
3.2 锅炉辅机单列
由于国外锅炉辅机性能稳定, 已经逐步取消了备用设备。近几年我国在辅机设计方面也逐步采用一台送风机、一台引风机、一台一次风机、一个回转式空气预热器的优化设计方案。通过这种方式不仅可以降低电站建设初期投资, 而且达到了减少电站建设投资总成本、免去系统切换、提高机组运行稳定性能、简化DCS系统、减少厂用电 (锅炉及其相关辅机的厂用电率控制在1%以内) 的多重目的。不过, 由于目前国内装备制造技术不是很成熟, 相关设备厂家开发出的适合于大功率发电机组配套使用的锅炉辅机性能尚不能达到实际要求。
4 汽轮机取消调节级
高参数超临界的汽轮机取消了调节级, 并且采用滑压方式运行。由于高压缸内取消了套环结构, 所以减小了汽机启停过程产生的热应力, 同时也可以减轻外缸质量。为了减小热应力, 高、中、低压缸轴可以采用焊接方式;汽机高压缸可以沿径向布置一级喷嘴, 缩小汽机轴的总体长度;改变气缸内进汽方式, 采用旋流进汽, 减少蒸汽湍流, 可以减小蒸汽节流损失;如果转子采用单点支撑方式, 还可以减小轴的长度;汽轮机调节系统、控制系统、保护系统的抗燃油可以取消;采用自吸斜齿结构替换机组中心油泵传统结构, 取消加注油的设备;采用三流环结构替换传统密封油系统结构;主汽阀和调节阀均采用浮动支撑方式;为了简化调节结构, 其他调节阀门之后的导汽管可以取消。根据相关报道, 到目前为止在国内投入使用的取消调节级同时采用滑压方式运行的汽机当中, 不少汽机高压缸8年以上无开缸大修经历, 稳定性以及安全性均处于国际先进水平。
5 再热蒸汽压力损失
国内电力设计院再热蒸汽压力损失一般设计取值为高压缸出口排汽压力的10%, 而蒸汽流经再热器压力损失约占一半, 蒸汽流经再热管段 (冷段再热蒸汽管压降为2%, 热段再热蒸汽管压降为3%) 压力损失占一半, 在以上压力损失的假设条件下, 设计再热蒸汽管道热段温降为3℃。发达国家的再热蒸汽压力损失设计不超过高压缸出口排汽压力的8%。再热系统的压力损失每降低1%, 汽轮机的热效率就减低0.1%。
我国外高桥二电厂的再热系统总的压力损失为7%。外高桥三电厂的再热系统不仅采用了外高桥二电厂的结构, 同时还进行了优化, 即没有完全采用加粗弯头直径的方法, 而是除了某些位置因设备空间狭小仍然采用1.5倍直径的弯头外, 其他弯头都采用管径大于3倍的弯管;为了减少该管道压损, 除上述措施之外, 外高桥三电厂还适当扩大了再热冷段直管道的直径。通过以上技术优化, 带来的效益有:
(1) 减少电厂建设投资。由于使用弯管减少了1.5倍直径弯头的数量, 而弯管的价格又低于弯头, 所以可降低工程造价20%左右。
(2) 减少蒸汽局部阻力损失。大于3倍管径的弯管局部阻力小于1.5倍管径弯头, 这样可以减少蒸汽在流经管道时的压力损失。优化设计之后的汽轮机效率得到提高, 热损失可减少18 k J/k Wh。
(3) 减少蒸汽管道振动。蒸汽流经1.5倍管径弯头时激振比较大, 而在大于3倍管径的弯管中则流速平稳, 产生的振动能量明显减少, 有利于系统的安全稳定运行。
6 给水泵采用全容量自带凝汽器汽动技术
高参数超临界机组给水泵采用全容量自带凝汽器汽动技术, 可独立开启 (具备独立功能) 。该改造有2个问题需要强调:
(1) 泵的运行不消耗电能, 从相邻的汽轮机抽取蒸汽作为汽源启动汽泵;
(2) 给水泵的汽动汽轮机有自己的凝汽设备。
受制于国内锅炉辅机产品不成熟, 我国已建和在建的1 000 MW高参数超临界机组关键部件和系统如全容量给水泵和自带凝汽器给水泵汽轮机都采用进口设备, 这无疑增加了机组初投资和发电成本。国外能生产相关配套设备的公司主要集中在欧洲。生产锅炉给水泵的有Sulzer、KSB等公司, 生产大功率汽机的有法国的阿尔斯通和德国的西门子。
现代大功率机组要求给水泵系统简单, 可控性好, 方便操作和控制, 并且具有很高的兼容性。全容量自带凝汽器汽动给水泵从技术、经济上与半容量共用凝汽器汽动给水泵比较, 能达到大功率机组对辅机设备的要求。国外电厂给水泵主泵、前置泵、给水泵汽轮机采用100%全容量自带凝汽器汽动技术之后比半容量给水泵效率提高大约3%左右。由此可见, 无论从技术还是经济角度来说该技术都是值得推广的。
该技术在我国没有大规模推广, 但是由于其有着调节简单等优点, 所以机组被迫停机次数大幅降低, 工作效率和稳定性大为提高。随着国内发电设备制造技术的成熟, 600 MW超临界和1 000 MW高参数超临界机组安装全容量自带凝汽器汽动给水泵将会成为我国大机组设计的主流发展方向。
7 辅助蒸汽预加热启动技术
传统直流锅炉启动存在消耗燃油量大、相关资源浪费严重的问题, 针对这个现象我们引入了辅助蒸汽预加热启动技术。此项技术的关键是改变了传统直流锅炉启动过程中的燃油点火方法, 引入了辅助蒸汽对直流锅炉进行预加热。
改造后待启动直流锅炉通过利用相邻汽轮机所排放的蒸汽进行预加热, 到点火时它已经可以达到相当的温度和压力, 从而使启动锅炉所需要的燃油强度和燃油时间大大缩短, 总体耗油量因此可以下降一个数量级以上, 能源消耗和启动成本显著降低。
此技术还可以与稳燃技术同时使用, 使锅炉由冷启动转变为热启动, 从而大大优化烟风系统的运行条件, 改善锅炉的点火和稳燃条件, 显著提高锅炉启动的安全性。
8 加装低温省煤器降低能耗
通过在锅炉尾部 (吸收塔前端) 加装低温省煤器装置, 以补充水或凝结水作为冷却水, 这样就可以取消脱硫系统的烟气换热器 (GGH) 。低温省煤器采用并联或者串联方式接入热力系统, 从低压加热器出口引出全部或者部分凝结水, 凝结水在低温省煤器中加热升温后返回低压加热器的入口端。
加装低温省煤器具有如下优点:
(1) 提高机组热效率。随着脱硫技术的不断进步, 低温省煤器技术也随之变得更加成熟。通过在脱硫吸收塔入口位置引入低温省煤器加热装置, 利用凝结水加热吸收锅炉尾部烟气的热量以降低排烟温度, 可以使烟气进入脱硫塔时温度由原来的140～150℃降低到50℃左右, 而凝结水则被加热到了51℃。这就有效减少了因锅炉排烟热损失带来的能源浪费, 较好地提高了余热回收效率, 节约了燃煤, 经济效益较为明显。
(2) 节水效果明显。通过将低温省煤器加热装置布置在脱硫吸收塔的上游, 可以大大降低脱硫系统对工业冷却水的使用量。根据百万千瓦机组相关数据, 通过加装低温省煤器装置, 可以使用于脱硫冷却系统的工业水消耗量平均值由原来的157.04 t/h减少到93.2 t/h, 和之前相比消耗量减少了40.6%, 每年的节水费用相当可观。同时, 因使用冷却工业水所导致的污水排放量和水处理费用都将大大减少, 相比于传统意义上高压机组的低压省煤器具有更高的经济效益。
9 烟塔合一技术
采用烟塔合一技术可以简化烟气系统设计, 取消GGH, 避免未净化烟气通过GGH向脱硫装置泄漏问题;降低烟气的进塔温度, 减少热损失, 减小烟气阻力;可以将锅炉引风机和脱硫增压风机合并以节省增压风机, 进而优化设计, 降低发电成本;烟气通过冷却塔进行排放可以有效提高冷却塔的冷却效率, 降低循环水泵功耗, 进而提高电厂的热效率。
1 0 高压加热器
在我国, 百万千瓦高参数超临界机组普遍采用卧式管板U型管双列高压加热器设计。电厂通过配置高压加热器系统, 可以有效提高热效率, 节省燃料, 并有助于机组安全运行。同时, 高压加热器系统安装调试较为简单, 可以在需要时进行快速投入与退出。
1 1 高低压旁路系统
高低压旁路系统是现代热力系统的一个组成部分, 在国内外许多大型机组上已经得到了广泛应用。当锅炉和汽轮机的运行情况不相匹配时, 多余部分蒸汽可以不进入汽轮机而经过旁路减温减压后直接引入凝汽器, 从而提高机组运行可靠性。
旁路系统的容量和功能配置在各国均不相同, 根据对旁路系统的具体需求不同, 目前世界上主要有以下几种旁路配置:在美国, 小于20%BMCR的小旁路系统得到了广泛应用, 其主要作用是用于机组启动;欧盟各国更倾向于使用100%BMCR高低压大旁路系统, 在德国, 这种配置更是被应用到了大部分的高参数超临界大机组中。在具体使用中, 应根据汽轮机不同型号进行选型, 选取容量合适、功能符合要求的高低压旁路系统。
根据汽轮机发电系统不同需求, 高低压旁路系统具体功用如下:
(1) 改善机组启动特性。旁路系统可以满足机组在冷态、温态、热态各种不同方式下启动的要求。启动初期, 旁路控制系统控制打开旁路阀门, 保证一定蒸汽流量流向旁路, 加速主蒸汽和再热蒸汽的压力及温度提升, 进而有效地缩短机组热启动时间。旁路控制系统能保证锅炉汽温与金属温度尽可能匹配, 建立与汽轮机相适应的汽温和气压, 降低金属部件的热应力和疲惫寿命损耗, 延长汽轮机组使用寿命。
(2) 使机组故障时停机不停炉。当发生电气故障机组甩负荷时, 旁路系统可以保证锅炉在允许的蒸发量下运行, 多余蒸汽则被引往凝汽器, 从而保证锅炉能维持在某一稳定负荷运行而不必停炉;故障排除后能够迅速恢复发电, 减少停机时间, 保证发电系统的稳定运行。
(3) 使机组带厂用电运行。当电网发生故障时, 通过投入旁路系统, 锅炉可带厂用电在不投油最低稳燃负荷状态维持运行, 以作为电网的备用电源, 加快电网的恢复供电。电网可以有选择地使少数机组旁路系统具备带厂用电功能, 这样既节约投资, 又可以保证电网的安全可靠运行。
(4) 提升机组安全性能。配备高低压旁路系统, 当机组出现故障时, 高压系统可以实现快速开启, 泄走多余蒸汽, 取代再热器安全门发挥作用。在这里需要注意的是低压旁路仍须配置再热器安全门, 因为出现真空故障时低压旁路将被闭锁, 大量蒸汽将无法进入凝汽器, 这时高压旁路来的蒸汽就可以通过再热器安全门进行释放。
1 2 背压参数优化
目前在我国应用较为广泛的是1 000 MW高参数超临界机组, 设计参数为四缸四排汽机, 双背压范围为4.5～5.7 k Pa, 平均背压达到5.1 k Pa。在国外, 丹麦Skaebaek电厂400 MW超临界二次中间再热机组设计背压为2.2 k Pa (海水冷却) , 净效率可达49%;德国已成功研制五缸六排汽的百万千瓦级高参数超临界机组。
受目前国内五缸汽轮机成功应用案例较少、对轴系稳定性仍存忧患等问题的困扰, 我国目前对汽轮机背压优化设计研究还比较少。随着汽轮机技术的发展, 例如西门子汽轮机推拉杆和单支点轴系等技术的出现, 单轴四缸已不再是大机组发展的限制因素, 轴系稳定性也已不存在任何问题, 国内已有成功应用案例, 这些都有助于推动我国百万千瓦级汽轮机技术的发展。
通过采取增加汽轮机的排汽面积, 增加气缸数量, 减少余速损失等优化措施, 可以获得更低的背压, 汽轮机的发电效率因此可以大大得到提高, 从而优化了汽轮机组的经济性能。
1 3 结语
本文介绍了我国高参数超临界机组的发展状况, 对目前较为成熟的高参数超临界机组优化方案进行了分析, 指出不同优化方案的优缺点, 为以后高参数超临界机组的优化设计提供了相关参考。同时, 对于将投运的高参数超临界机组进一步完善集成优化设计方案, 提高运行经济性具有重要指导意义。
参考文献
[1]宋宝军, 郝莉丽.浅谈大容量高效褐煤锅炉的发展现状及发展趋势[J].锅炉制造, 2007 (2)
[2]曹红加, 张清峰, 李悦, 等.600MW高水分褐煤锅炉结渣特性[J].华北电力技术, 2008 (3)
[3]王占宽, 李俊忠.600MW机组高水分褐煤燃烧技术分析[J].华北电力技术, 2008 (3)
[4]黄新元.电站锅炉运行与燃烧调整[M].北京:中国电力出版社, 2007
大容量机组 篇2
近年来, 随着我国社会经济的快速发展, 电网建设得到快速推进, 各个地区的电网建设已经得以形成, 电网的结构变得越来越强。在超高远距离输电线路的投入加大, 电力系统的无功逐渐增多。除此之外, 由于很多电网中设置了电容器, 这在一定程度上会导致线路呈现小负荷, 电网电压得到升高, 超出了电网所允许的数值[1]。这种情况不仅会对整个电网的质量造成影响, 并且也会损坏电网。因此, 为了进一步降低系统电压, 需要实现发电机的进相运行。
1 积极改善电网电压的主要措施
根据整理与分析, 笔者认为积极改善电网电压的措施主要包括五点: (1) 加大投入并联电抗器。 (2) 增加相应的载调压变压器的数量。 (3) 针对性地安装调相机。 (4) 增加相应的自动投切装置。 (5) 积极采取措施抑制谐波所带来的影响[2]。虽然从本质上分析这些措施能够对电网电压有所改善, 但是从整体角度分析, 其成本较高。要想从根本上降低成本, 需要将发电机中的励磁运行现状进行改变, 并积极吸收电网过剩的无功功率。只有这样, 才能真正对电网电压进行改善。
此外, 在通常情况下由于感性负荷比较多, 常用的发电机在发出有功功率时还会发出感性无功功率, 导致发电机的电压与电流增加, 功率因数呈现出滞后的现象。而对于超高压输电线路, 由于在整个线路中电容效应要对感性效益较大, 所以需要积极提高其无功功率, 这时, 如果积极降低发电机的励磁电压与电流, 那么发电机的功率因数得到提高, 这种情况被称为进相运行。一般情况下, 发电机的进相运行的参数是相互对称的, 发电机的转速是同步的, 所以进相运行的方式在一定程度上拓宽了发电机的运行范围。
当发电机在进相运行时, 相对应的出口电压比较低, 并且厂用电压也比较低。所以相关人员在订货的时候需要提出特殊的要求。发电机在进相时主要是为了避免在整个电网负荷处于低谷时候因为无功过剩所形成的电压增强现象, 在这种发展趋势下, 电网也希望发电机能够实施进相运行。但实际上当发电机进相运行时, 其稳定性会降低, 结构温度也会上升, 根据《发电机运行规程》中可以得知, 不管发电机是否为进相运行, 都需要遵守要求, 利用实验进行确定。
2 对进相运行造成限制的因素
根据相关研究资料分析得知, 在发电机进相运行的时候需要注意的问题包括四个方面: (1) 要积极降低静态稳定性。 (2) 要注意因为端部漏磁所引起的子端部温度升高现象。 (3) 要积极降低电压。 (4) 要在保证机端电压的输出功率保持不变的情况下增加发电机的定子电流, 否则会引起负荷现象。
1) 在进相运行的时候, 内部电势会降低, 静态储备会降低, 这种情况下会导致静态稳定性有所降低。
2) 当发电机的输出功率处于标准要求的时候, 需要积极降低其中所包含的数值, 在保证输出功率不变的情况下, 积极增大攻角, 这样一来才能真正降低动稳定水平。
3) 在进相运行的时候如果出现电枢反应, 则会导致发电机的端部出现漏磁现象, 并且该现象比较严重。一旦出现漏磁现象, 定子端部的温度会升高, 发电机的端部漏磁也会形成合成现象。在整个进相运行过程滞洪, 磁场之间的关系非常密切, 这种关系会导致合成磁通之间的非进相运行变大, 也会导致子端部的温度逐渐升高。
4) 厂用电电压得到降低。一般而言, 厂用电会引起发电机出口或者发电机电压母线等现象。在实施进相运行的时候, 发电机的励磁电流会得到降低, 并且在受到无功潮流倒送的影响下会引起机端电压的降低, 这在一定程度也会导致厂用电电压的降低。
3 影响机组无法进相的原因
对机组进相造成影响的因素很多, 主要包括以下三种。
1) 由于电网的无功储备不足, 对于这种情况需要审计电网公司进行进相实验, 并且要要求其他网上机组输送给进相机组无功功率。
2) 由于厂用电压有所降低, 并且降低的数值已经超过了标准数值。一般在出现这种情况的时候可以利用切换厂用电的方式进行改善。其中在作进相实验的时候可以将厂用电源切换成备用电源, 这种方案对机组的进相能力有所考察, 但是却无法将正常运转过程中机组的实际带负无功能力进行检验。
3) 由于机组主变压器以及厂用变压器的分接头调整的不合适, 对于这种情况则需要改变主变压器与厂用变压器的分接头进行完成。
4 结语
综上所述, 积极调整发电机进行运行的方式可以有效改善电网的无功潮流分布, 并且能够对系统电压进行调整, 能够起到提高供电质量的作用。
摘要：在本次研究中笔者对大容量发电机现场进行实验总结, 并对影响大容量发电机组进相深度的原因进行分析, 提出解决方案, 以此为同行人士提供理论帮助。
关键词：大容量,发电机,进相深度,原因
参考文献
[1]缪春琼, 李含霜, 梁鸿飞.影响大容量发电机组进相深度原因分析[J].电子测试, 2014 (23) :106-108.
大容量机组 篇3
关键词：大容量机组,一次调频,死区,调差系数,频率特性
0 引言
近年来,随着电网容量的不断扩大和发电机组容量的不断提高,大容量机组在电网中所起到的作用也越来越大;并且随着风电的大规模投入,要求电网中具有更多能够调度的一次调频备用容量。由于我国水电受能源分布的限制,发电比例相对较小,各大电网大都是以火电为主,因此大容量火电机组在参与一次调频中发挥着更加重要的作用[1,2,3]。近年来,对发电机组一次调频特性的研究主要分为两个方面:一是对一次调频能力的在线估计[4],CCS参与的火电机组一次调频能力试验研究[5]等;二是对一次调频稳定性进行研究,文献[6]中针对单机不稳定机组并网后可能稳定这一现象进行了动态分析,证明了当电网有足够的一次调频稳定储备时,单机不稳的机组并入电网运行时,其自身的不稳定随之消失,但在一定程度上降低了电网的一次调频稳定性。文献[7]强调重视小容量机组并入大电网运行时系统稳定性的现象,足够的单机调节系统稳定性可以保证多机调节系统的稳定。但对于大容量机组一次调频参数对电网频率特性影响的研究涉及较少。本文针对大容量机组在一次调频中所发挥的重要作用,通过大容量机组一次调频参数的设置对电网频率特性影响的理论研究,并以甘肃电网为例进行仿真分析,提出了大容量机组调速器死区和调差系数与电网频率特性的影响关系,为大容量机组选择合理的一次调频参数提供参考依据。
1 机组一次调频的调节机理
1.1 调速器的工作机理
调速器是通过改变发电机的蒸汽气流(或进水量)使之满足发电机的转速调节需求,从而达到功率调节的目的[8]。根据自动调节原理,通过转速负反馈来实现闭环控制,方法即为测量转速,将其放大后反馈到输入端并与给定值作比较来控制调节汽阀行程的大小,从而改变蒸汽流量,实现控制转速的目的。转速调节系统的框图如图1所示。
在闭环控制系统中,调速系统根据给定值和实际值的偏差进行调节。由于反馈回路的存在,若实际输出值不等于给定值,调节系统将进行调节,直到给定值与实际输出值基本相等为止[9]。因为闭环系统容易引起过调,使得系统长时间来回摆动。所以,稳定性是汽轮机调节系统的一个重要性能指标。
1.2 机组的一次调频特性分析
电网负荷的变化是由并网运行的机组共同承担的,当电网负荷变化时将影响电网频率的高低,并网运行的各机组能够自动地增大或减小自己的功率,从而达到新的功率平衡,将电网频率的变化限制在一定的范围内。调节系统在受到外界干扰时,会进行相应的调节。在调节过程中各元件的运动规律和相互关系叫做调节系统的动态特性;在稳态条件下,各元件参数的相互关系,就叫做调节系统的静态特性。
(1)死区作用的分析
设置调速器死区有两个用途:一是当系统中存在小扰动时,死区的存在可以过滤转速小扰动信号,使机组功率稳定;二是当设置死区较大时,可以使机组不参与电网一次调频,只带基本负荷。
然而调速器死区设置必须在一定的范围内,过小及过大都是不合理的。死区过小或是完全没有,轻微的频率偏差都会引起调速器动作,会使阀门的调节过分频繁,损害机组;死区过大,在发生较大功率缺额时调速器不动作,将影响系统一次调频。
(2)调差系数作用的分析
发电机的单位调节功率标志了随频率的升降发电机组发出功率减少或增加的多寡。机组的调差系数和单位调节功率互为倒数。用σ表示调差系数:
当汽轮机单机运行,在同一同步器位置下,从空负荷变到全负荷时,转速相应从n0变到Nn,通常称转速差n0-nN与额定转速Nn比值的百分数为调节系统的转速不等率,以符号δ标之,并可表示为
由发电机的转速与频率之间的关系:
其中,p为电机的极对数。
所以机组的调差系数与转速不等率在数值上是一样的。
多机系统中,各发电机调速器须具有下降特性的转速-输出功率静态调节特性。当功率输出变大时,稳态转速或频率会有一定的下降,以保证功率在各机组间的分配比例。静态调差系数决定了发电机稳态转速与负荷的关系[10,11]。
系统中有多台发电机并联运行时,第i台发电机的调节方程为
对上式求总和,并考虑到稳态时整个系统内频率的变化Δf是相同的,则得
如用一台等值机组来代替时,则有
由公式(5)可知:对于单台大容量机组来说,机组的调差系数小所承担的负荷增量要大,机组的调差系数大所承担的负荷增量要小。由公式(7)可知:对于整个电网来说,系统中的并联运行的各机组的调差系数越小时,系统中一次调频能力就越大;系统中的并联运行的各机组的调差系数越大时,系统中一次调频能力就越小。
2 机组一次调频参数对电网频率稳定的影响
调节系统的静态方程为
R为无量纲的给定量,与油动机构的放大倍数有关,一般认为R=0。
汽轮机发电机机组的转子方程
其中:χP=ΔPTP0T;χPL=ΔPTP0L;χn=Δw0w;aT为转子的惯性时间常数;β为自平衡系数。
一次调频是并列运行的所有同步机共同参加的,是电力系统的整体行为。假设某电网有M台机组,则对于第i台机组,可知:
如假设各台机组的转速相同,可知:χn=χni,且β通常很小,可以忽略,则得
对(11)式两边同乘以αi,并且两边求和,可得:
令,表示电网中总的负荷变化相对于电网总容量的百分比。令,Ta∑称为电网的惯性时间常数,它是每一台机组的惯性时间常数Tai的加权平均[12,13]。
所以式(12)可以写成如下形式
将上式进行拉氏变换,得
将式(16)系统中有多台发电机并联运行时的数学模型表示为如框图2形式。
则对第i台机组,有第i台机组的转速与机械功率对应关系框图,如图3所示。
并由图3可知多机在并网运行时的稳定判据为
由上式知,若在每台机组的油动机时间常数sT和容积时间常数0T以及整个电网的惯性时间常数Ta∑不变时,电网平均转速不等率的大小将是影响电网稳定性的主要因素。
由公式(4)可知,转速不等率和调差系数是从两个不同方面描述的两个数值相同的物理量。
电网中各机组的调差系数的大小影响了电网的频率稳定性。电网中各机组的调差系数越大,系统的频率稳定性越好。因此调差系数的选择要充分考虑一次调频能力和一次调频稳定性两个方面。调差系数σe大则调频能力不足,σe小则电网的稳定性较差。
3 甘肃电网大容量机组一次调频参数的实例仿真
甘肃电网位于西北电网的中心,北连宁夏、东连陕西、西连青海和新疆,最高电压等级750 k V。2010年,甘肃电网总装机容量为15 030 MW,具有调峰能力的机组容量为6 500 MW,其中火电机组4 500 MW,水电机组2 000 MW。甘肃电网内300MW以上的大容量火电机组占全网总装机容量的50%以上。随着大容量机组的不断投入,大容量机组一次调频对甘肃电网的稳定运行中将起到越加重要的作用,为此研究大容量机组一次调频参数对电网频率特性的影响尤为重要。
3.1 大容量机组的调速器死区对频率特性影响的仿真分析
选取甘肃电网总负荷为8 434 MW的典型运行方式,设甘肃电网瞬时失去800 MW发电功率,参与一次调频的机组为崇信电厂2台600 MW机组、平凉二期电厂2台600 MW机组、景泰电厂2台600 MW机组,均为甘肃电网的大容量机组,且各机组一次调频的备用容量均为30%。分析以上三个电厂中的机组在不同调频死区下一次调频的特性。在给定的不同的死区条件下,即机组的死区分别设置为2 r/min、3 r/min、4 r/min、5 r/min、6 r/min时,电网的频率特性曲线如图4所示,以崇信电厂为例,其一次调频出力情况如图5所示。
甘肃电网失去800 MW发电功率时,在不同调频死区下,甘肃电网的频率特性曲线The frequency characteristic of Gansu power grid under different dead zone conditions,when the grid lost the output power 800 MW
甘肃电网失去800 MW发电功率时,在不同调频死区条件下,崇信电厂2台600 MW机组的出力情况 The output of two 600MW generators in Chongxin Power Plant under different dead zones condition,when Gansu power grid lost the output power 800 MW
由图4和图5可以看出,调速器的调频死区对系统频率影响主要有以下几点:
1)调速器死区对系统频率的初始变化速度影响较小。但对频率下降的最低点有一定的影响,死区越小,最低点频率越高。
2)调速器死区对频率下降动态过程有较大的影响,调速器死区较大的频率动态过程波动较大,调速器死区较小,系统的后期频率波动较小,并且频率能较快的趋于稳定,但稳定频率较低。
3)调速器死区较小能较快的穿越死区,有利于旋转备用的快速调出,发生有功功率缺额后系统最低频率较高。
通过以上仿真可知,在甘肃电网受到大的功率扰动时,系统中参与调频的大容量机组调频死区为6 r/min时,最低点频率最低,频率动态过程波动较大,而死区为2 r/min时,最低点频率最高,并且频率能较快稳定。所以甘肃电网中参与调频的大容量机组调频死区取2 r/min较为合适。
3.2 大容量机组调差系数对频率特性影响的仿真分析
选取甘肃电网运行方式、损失功率和参与调频的机组同样的条件下,再分析以上三个电厂中的机组在不同调差系数下一次调频的特性。在给定的不同的调差系数条件下,即机组的调差系数分别设置为2%、3%、4%、5%、6%时,甘肃电网的频率特性曲线如图6所示,崇信电厂2台600 MW机组的一次调频出力情况如图7所示。
由图6和图7可以看出调差系数对系统频率的影响如下:
1)调差系数较大时频率下降较大,调速系统能调出的有功功率较少,但系统的稳定性较好,从图中可以看出当调差系数为6%时,系统频率稳定在49.66 Hz,并很快趋于稳定。
甘肃电网失去800 MW发电功率时,在不同调频调差系数条件下,甘肃电网的频率特性曲线 The frequency characteristic of Gansu power grid under different adjustable deviation coefficients condition when the grid lost the output power 800 MW
甘肃电网失去800 MW发电功率时,在不同调频死区下,崇信电厂2台600 MW机组的出力情况 The output of two 600 MW generators in Chongxin Power Plant under different adjustable deviation coefficients conditions,when Gansu power grid lost the output power800 MW
2)调差系数较小时频率下降较小,能有效的控制频率的下降,但系统的稳定性变差,从图中可以看出当调差系数为2%时,系统频率稳定在49.93Hz,但需要较长的时间才能趋于稳定。
3)调差系数的大小对频率下降动态过程初期有较大的影响,调差系数较小能调出更多的功率,提高系统稳定时的频率。
综合分析以上各因素,系统中参与调频的大容量机组调差系数取4%较为合适。其一次调频的贡献量有利于系统的频率能恢复到合格的频率范围内,且能较快地趋于稳定。
4 结语
大容量机组 篇4
日本大地震造成的福岛核电站核燃料泄漏事件使全球出现核恐慌,国际社会对于核电的认识也在发生改变,在安全与绿色之间寻求平衡,风能、太阳能、水能和传统的火电将被重新认识。在过去的一段时间,以风能为代表的可再生能源装机容量保持了迅猛的增长并将可能进一步大规模增长。维基百科全书显示,截至2011年3月底,我国风电累计装机容量已达到4.2×107 k W,但是落后的电网建设和调度管理让将近1/4的风电设备处于空转状态,风电产能浪费问题日趋严重。其主要原因之一是由于风能等可再生资源具有间歇性、随机性和反调峰性[1,2,3,4,5,6],大规模并网后,需要在原来的运行基础上额外安排一定容量的旋转备用以响应间歇式电源功率的随机波动,这会给电力系统安全调度带来负面影响。
为了平抑风电场的间歇性和随机性,很多文献从不同的角度考虑了可再生资源的间歇式发电问题,从技术层面来分析大致可以分为以下6种方式:
a.提高风力发电系统短期功率预报精度[7,8],尽可能减少由于风电接入对系统调峰容量增量的需求;
b.完善风机并网技术标准,引导产业开发适应电网要求的装备,使风机具有低电压穿越和有功、无功控制等技术[9];
c.允许放弃一定的边际电量,降低电网的总体调峰需求和成本,避免电力系统为保障电网安全而增加昂贵的调峰边际成本[10];
d.利用可中断负荷等用户激励响应,减少负荷需求,变相增加系统调峰容量[11];
e.在更广域的范围内配置风电,增强系统调节能力[12];
f.加快储能等新兴能源技术的发展[13,14,15]。
事实上,除了可以采用上述方法抑制风电场间歇性和随机性,还可以在现有的电力生产条件下,加大大容量燃煤机组等常规机组的调峰深度,充分挖掘下调备用空间,但平抑风电间歇性除了要满足负荷和功率平衡约束、发电机组的技术约束以及足够的旋转备用外,还应该具有较强的负荷跟踪能力,而大容量燃煤机的负荷跟踪能力较差,因此文中拟结合大容量燃煤机和可中断负荷建立风电场调度优化模型。一方面可以充分利用经济手段,加大大容量燃煤机组的深度调峰;另一方面充分利用可中断负荷,快速跟踪风机的出力,缓解系统的调频压力。本文拟针对上述问题,提出计及大容量燃煤机组深度调峰和可中断负荷的风电场调度模型,在现有电网条件和电源结构下提高电网消纳大规模间歇式电源的能力。
1 深度调峰与可中断负荷
2006年11月,国家电监会对并网发电厂辅助服务的管理明确规定,要求各区域电监机构结合本区域系统特点出台实施细则,将调峰辅助服务分为无偿调峰和有偿调峰。无偿调峰是机组应达到的基本调峰能力,不进行补偿;基本能力之上的为有偿调峰,采用事先确定的补偿方案。我国的燃煤机组具有很高的装机容量比例,如果能在现有补偿框架下,充分利用经济手段,加大大容量燃煤机组的调峰深度,充分挖掘现有下调备用空间,将是平息风电功率波动的最有效的方式之一,但是大容量燃煤机组深度调峰会面临安全性和经济性两方面的问题。
从安全性角度考虑,大容量燃煤机组深度调峰将增加设备磨损、疲劳和损伤,降低设备安全性和寿命。标识机组安全性的指标主要包括2个,即寿命损耗和最大降负荷速率。从经济性角度考虑,机组能耗特性与负荷量是呈U型变化关系的,过低与过高的负荷量都会造成机组经济性能降低,增大发电成本。因此利用大容量燃煤机组深度调峰平抑风电功率波动应该从2个角度3个方面来考虑,即机组寿命损耗、最大降负荷速率以及机组能耗特性。
可中断负荷能够根据系统的调度指令,减少负荷需求量。当风力机组出力迅速下降时,切除可中断负荷能有效缓解系统的调频压力,变相增加系统旋转备用容量。可中断负荷具有响应速度快、经济性高等优点,对于可中断负荷主要根据用电可中断合同进行建模。
风电机组有功出力变化直接与风速变化相关,出力上升速度可通过调节燃煤机组出力、风轮角度等技术手段加以应用,但是如果风停止,风电机组出力的下降速度是没有任何手段能够调节的,极端情况下风电机组出力可在数分钟内从满发降到零值,这对电网备用容量的调节速率提出了更高的要求,通常的火电机组无法胜任。深度调峰与可中断负荷可在不同的时间尺度下平抑风电场功率波动,前者可调容量大,但响应速度慢,经济性较差;后者可调容量小,但响应速度快,经济性较好。两者之间互为补充,增大大规模风电的接入能力。需要注意的是,利用大容量燃煤机组深度调峰平抑风电波动时,首先需要深刻了解深度调峰机组的调峰性能,提前做好危险点分析与预控措施,做好事故处理预案并进行演练;然后可利用日负荷曲线和典型风电出力曲线,结合优化结果安排调度方案。
2 优化模型
从上述分析可知,如果从经济性来考虑调峰问题,那么优化目标可定义为深度调峰费用和可中断负荷费用最小化。深度调峰费用需要从机组煤耗特性、单位发电容量补偿费用以及机组寿命损耗3个方面考虑;可中断负荷费用则包含负荷备用费用和实际发生的负荷损失补偿2个内容。通过深度调峰和负荷中断方式可以实现含间歇式电源出力的电力系统功率平衡,但是会改变电力系统的潮流,使得电力系统网损增大,应将网损最小化作为优化目标之一。因此可将优化目标定义为
其中,F为调峰的总费用;T为研究周期内的总小时数;N为系统内常规发电机的总数;Pit为第i台发电机在时段t的输出有功功率;M为系统内可中断负荷数;Pjt为第j个可中断负荷在时段t的负荷损失;h(P)为当前潮流下系统中的网损;C为折算为经济指标的系数;f为该发电机对应的深度调峰费用;g为该负荷损失的补偿费用。
其中,a、b、c分别为运行成本函数的系数;Petp i为有偿深度调峰容量,其大小为调峰总容量减去无偿调峰容量;d为深度调峰时的经济补偿系数,也包括了机组寿命损耗补偿费用;e为可中断负荷的赔偿系数。
约束条件则包括动态约束、静态约束以及不等式约束。动态约束主要为发电机爬坡率约束:
其中,αidown为机组出力下降率;αiup为机组出力爬坡率。
静态约束则包括潮流方程约束、发电机出力约束、电压幅值约束、线路潮流约束和可中断负荷量约束:
其中,N为发电机的个数;Nw为风电机组的个数;Dt为负荷在t时刻的大小;Pimin和Pimax分别表示机组i的最小和最大有功功率;Qit表示发电机i在t时刻的无功出力,Qimin和Qimax分别表示机组i的最小无功功率和最大无功功率;Ui表示节点i的电压,Uimin和Uimax分别表示节点i的最小电压和最大电压;P ibranch表示支路i的潮流,Pibranch,min和Pibranch,max分别表示支路i的最小潮流和最大潮流。
3 模型求解
文中利用内点法求解优化调度模型。求解非线性规划首先需要构造如下函数:
其中,f(X)为目标函数;G(X)为等式约束;H(X)为不等式约束;λ、μ为对等式和不等式约束的拉格朗日乘子;γ为扰动因子;Z为松弛变量;ni为不等式维数。
上述方程对各个变量偏微分方程如下:
Hessian矩阵则可写为
上述拉格朗日最优KKT条件为
利用牛顿-拉夫逊法求解上述方程:
通过变换可得:
将式(20)和式(21)代入式(19),得出:
通过如下步骤进行求解:
a.利用式(22)计算△X和△λ;
b.利用式(21)计算△Z;
c.利用式(20)计算△μ。
在求解的过程中,为了得到严格的可行解,提出使用如下仿射步长:
其中,ξ为固定比例因子,本文取0.999 95。
变量的更新规则如下:
4 算例
以新英格兰39节点测试系统为例,对文中算法进行验证。该系统共包含10台发电机,假定第5台发电机为风力发电机,系统的发电机相关参数如表1所示。系统可中断负荷共有3个,分别位于母线3、5和21,可中断负荷的费用按5 000苊/(MW·h)补偿。
图1和图2分别给出了某区域电网负荷预测曲线和典型风机出力曲线,接下来结合该数据和新英格兰39节点测试系统对文中算法进行分析。从图中可以看出负荷最小值在凌晨1点左右,最大值在晚上8点左右;而风机出力最大值在凌晨1点、中午12点及晚上8点左右,风力最小值在晚上8点左右。需要特别注意的是,在凌晨1点风机出力最大而负荷最小,在晚上8点左右风机出力最小而负荷最大,应将此2种情况作为典型情况进行分析。
为了证明文中算法的有效性,利用场景分析法进行分析以下4种典型场景。
a.场景1:风机出力最大而负荷最小,可中断负荷不参与调峰。
b.场景2:风机出力最小而负荷最大,可中断负荷不参与调峰。
c.场景3:风机出力最大而负荷最小,可中断负荷参与调峰。
d.场景4:风机出力最小而负荷最大,可中断负荷参与调峰。
在4种场景下优化结果对比如表2所示。从表中可以看出,场景1与场景3的数据相同,说明可中断负荷在场景3下并没有作用,其原因是此时系统负荷较轻,而可中断负荷的赔付高于发电机深度调峰所需要的费用;场景2与场景4相比,可以发现场景4下,其发电的平均费用下降了1.03苊/(MW·h),这是因为此时负荷较重,风力机组由于无风,几乎没有发电,所有的负荷均有煤电机组承担,煤电机组由于投油枪而导致发电成本增加,其增加幅度高于可中断负荷的赔付金额,尽管此时火电机组仍然有备用容量,优化算法还是选用了切断可中断负荷进行优化,使得总发电成本降低。
利用内点法对日前发电计划进行优化的算法如下:首先利用风机出力及负荷预测曲线计算1点钟的优化调度结果,然后利用该结果和机组的爬坡率确定机组下一个小时的发电容量上限及下限,然后逐步求出所有时刻的计及深度调峰和可中断负荷的优化调度模型。文中求出了24小时优化调度总费用:可中断负荷不参与调峰时,总费用为苊1 200 231;可中断负荷参与调峰时,总费用为苊1 140 893。可以看出,当计及深度调峰和可中断负荷优化时,每天可节省费用苊59 338。
5 结语
本文从含大规模风电场电网经济运行角度出发,提出了一种计及大容量燃煤机组深度调峰和可中断负荷的优化调度模型,以新英格兰测试系统为例,设计多个算例场景,分析了不同场景下的优化结果。当计及深度调峰和可中断负荷时,每天可节省费用$59 338,经济效益显著,具有很好的实用价值。
摘要：从含大规模风电场的电网经济运行角度出发,提出了一种计及大容量燃煤机组深度调峰和可中断负荷的优化调度模型。该模型首先从机组煤耗特性、单位发电容量补偿费用以及机组寿命损耗3个方面定义了深度调峰费用,从负荷备用费用和实际发生的负荷损失补偿2个方面定义可中断负荷费用,建立以深度调峰费用、可中断负荷费用及网损费用之和最小的优化目标,利用内点法对含风电场的电网调度模型进行优化。以新英格兰测试系统为例,分析了4种典型场景下的负荷及费用情况,最后给出了日前调度计划优化结果,结果显示节省费用达4.9%,验证了所提算法的可行性和有效性。
大容量机组 篇5
1.1 应急电源的概念
应急电源[1]是用作应急供电系统组成部分的电源,且与电网在电气上独立的各式电源。在一级负荷中,当中断供电将造成人员伤亡或重大设备损坏或发电中毒、爆炸和火灾等情况的负荷,以及特别重要场所的不允许中断供电的负荷,应视为一级负荷中特别重要的负荷。一级负荷中特别重要的负荷的供电除由双重电源供电外,尚需增加应急电源。由于在实际中很难得到两个真正独立的电源,电网的各种故障都可能引起全部电源进线同时失去电源,造成停电事故。对特别重要负荷要由与电网不并列的、独立的应急电源供电。工程设计中,对于其他专业提出的特别重要负荷,应仔细研究,凡能采取非电气保安措施者,应尽可能减少特别重要负荷的负荷量。
1.2 应急电源的分类[2]
应急电源应根据其容量、供电时间等因素选择相应的形式,并可采用独立于正常电源的柴油发电机组、供电网络中独立于正常电源的专用的馈电线路、蓄电池、干电池等。本文将针对二级医院柴油发电机组容量与台数的选择进行论证。
1.3 应急电源应根据允许中断供电的时间选择,并应符合下列规定:
按照JGJ312-2013《医疗建筑电气设计规范》[3]第4.4.6条、4.4.7条:
1.3.1要求中断供电时间小于或等于0.5s的一级负荷中特别重要的负荷,应设不间断电源装置(UPS),且宜为在线式。TN-S系统中的不间断电源装置(UPS)输出端为三相时,应加装三相隔离变压器并做重复接地。
1.3.2 应急电源为柴油发电机组时,不间断电源装置(UPS)应急供电时间不应小于15min。
1.4 柴油发电机组的选择应符合下列规定:
按照JGJ312-2013《医疗建筑电气设计规范》第4.4.5条:
1.4.1 对于柴油发电机组的供油时间,三级医院应大于24h,二级医院宜大于12h,二级以下医院宜大于3h。
1.4.2 柴油发电机组应配有电压自动调整装置、快速自启动装置及电源自动切换装置,当正常供电电源中断供电时,应能自动启动,并应在15s内向规定的用电负载供电;
当正常供电电源恢复供电后,应延时切换并停机。
1.5 柴油发电机的自动化应符合下列规定:
按照JGJ16-2008《民用建筑电气设计规范》[4]第6.1.10条:
1.5.1 机组与电力系统电源不应并网运行,并应设置可靠连锁。
1.5.2 选择自启动机组应符合下列要求:
1)当市电中断供电时,单台机组应能自动启动,并应在30s内向负荷供电;
2)当市电恢复供电后,应自切换并延时停机;
3)当连续三次自启动失败,应发出报警信号;
4)应自动控制负荷的投入和切除;
5)应自动控制附属设备及自动转换冷却方式和通风方式。
1.5.3 机组并列运行时,宜采用手动准同期。当两台自启动机组需并车时,应采用自动同期,并应在机组间同期后再向负荷供电。
1.6 储油设施的设置应符合下列规定:
按照JGJ16-2008《民用建筑电气设计规范》第6.1.11条:
1.6.1 机房内应设置储油间,其总储存量不应超过8h的燃油量,并应采取相应的防火措施。
2 医疗建筑事故停电的损失或危害
在一级负荷中,当中断供电将造成人员伤亡或重大设备损坏或发电中毒、爆炸和火灾等情况的负荷,以及特别重要场所的不允许中断供电的负荷,应视为一级负荷中特别重要的负荷。
按照JGJ312-2013《医疗建筑电气设计规范》表4.2.1可知二级医院的急诊抢救室、血液病房的净化室、产房、烧伤病房、重症监护室、早产儿室、血液透析室、手术室、术前准备室、术后复苏室、麻醉室、心血管造影检查室等场所中涉及患者生命安全的设备及其照明用电;大型生化仪器、重症呼吸道感染区的通风系统等负荷等级定义为一级负荷中特别重要负荷。其中,涉及患者生命安全的设备:如无影灯、呼吸机、心电监护仪。
事故一旦发生能够及时处理,防止事故扩大,保证工作人员的抢救和撤离,而必须保证的用电负荷,亦为特别重要负荷。事故停电所带来的损失或危害难以估量。因此,在工程设计时,应急电源系统的设计成为工程设计的关键环节之一。
3 柴油发电机组容量的计算表达式
3.1 机组容量与台数应根据应急负荷大小和投入顺序以及单台电动机最大启动容量等因素综合确定。
当应急负荷较大时,可采用多机并列运行,机组台数宜为2~4台。当受并列条件限制,可实施分区供电。当用电负荷谐波较大时,应考虑其对发电机的影响。
3.2 在方案或初步设计阶段,按下述方法估算并选择其中容量最大者[2]:
3.2.1 按建筑面积估算。建筑面在10000m2以上的大型建筑按15~20W/m2,建筑面在10000m2及以下的中小型建筑按10~15W/m2.
3.2.2 按配电变压器容量估算。占配电变压器容量的10%~20%。
3.2.3 按电动机起动容量估算。
当允许发电机端电压瞬时压降为20%时,发电机组直接起动异步电动机的能力为每1KW电动机功率,需要5KW柴油发电机组功率。若电动机降压起动或软起动,由于起动电流减小,柴油发电机容量也按相应比例减小。按电动机功率估算后,然后进行归整,即按柴油发电机组的标定系列估算容量。
3.3 在施工图阶段可根据一级负荷、消防负荷以及某些重要的二级负荷容量,按下述方法计算并选择其中容量最大者:
3.3.1 按稳定负荷计算发电机容量
3.3.2 按尖峰负荷计算发电机容量
3.3.3 按发电机母线允许压降计算发电机容量
3.4 柴油发电机的主用功率
3.4.1 柴油发电机的额定功率[2]
系指外界大气压力为101.325k Pa(760mm Hg)、大气温度为20℃、相对湿度为50%的情况下,保证能连续运行12h的功率(包括超负荷110%运行1h)。如连续运行时间超过12h,则应按90%额定功率使用。如气压、气温、湿度与上述规定不同,应对柴油发电机的额定功率进行修改。
柴油发电机的额定功率,又称主用功率、连续功率或长行功率。柴油发电机在我们国内是用主用功率即连续功率来标称的,发电机组能够在24小时之内连续使用的功率我们称之为连续功率,而在某一时段内,标准是每12个小时之内有1个小时可在连续功率的基础上超载10%,此时的机组功率就是我们平时所说的最大功率,即备用功率,也就是说,如果您购买的是主用500k W的机组,那么您12个小时之内有1个小时可以运行到550k W,如果您购买的是备用500k W的机组,假如您不超载平时都开在500k W,其实该机组一直都开在超载状态(因为该机组实际额定功率只有450k W),这对机组是非常不利的,将会缩短机组的寿命和造成故障率增高。
3.5 柴油发电机的综合效率
3.5.1 柴油发电机的综合效率是指发电机组通过内燃机将柴油燃烧所产生的热能转化为动能,再通过电球(康明斯、斯坦福等)将动能转化为电能的过程中能源的转化效率。
内燃机发电机一般是30~80%满载运行,是指运行在额定功率下。发电机的额定功率的定义就是指能长时间运行的功率。因此,可以长期满载运行。不过也要注意使用条件,比如说,环境温度过高的话,发电机长期额定运行可能导致温升过高。必要时应增加温度监视和报警装置。
3.6 全压起动大容量笼型电动机时,母线电压不应低于额定电压的75%(无电梯负荷时)或80%(有电梯负荷时)。
电动机全压起动允许容量取决于发电机的容量和励磁方式;宜选用高速柴油发电机组和无刷型自动励磁装置。
3.7 多台机组时,应选择型号、规格和特性相同的机组和配套设备。
4 计算实例
某工程为二级医院,根据规范及甲方要求,2路市电断电后,需由柴油发电机组供电的用电负荷统计如下表1:
已知:上述负荷中最大电动机为55KW/台,启动电流倍数为7,电动机的功率因数为0.8,电动机效率为0.92,启动时的功率因数为0.5,直接但不同时启动。
4.1 确定计算数据
根据GB50052-2009《供配电系统设计规范》第3.0.5.1条:允许中断供电时间为15s以上的供电,可选用快速自启动的发电机组。已知条件中的洁净手术区用电、普通手术区用电要求自恢复供电时间为0.5s,则应设不间断电源装置(UPS),且宜为在线式,15min,过渡转换期内由不间断电源装置供电。应急照明的自恢复供电时间为5s,则应设应急电源装置(EPS),30min,过渡转换期内由应急电源装置供电。在柴油发电机稳定运行后洁净手术区用电、普通手术区用电、应急照明转切换至柴油发电机供电,表格中的其余负荷可直接由市电切换至柴油发电机供电。
工程应用中一般不考虑平时用电与消防时用电同时使用的情况,柴油发电机容量按两者的最大值选取。故本工程案例实际计算有功功率为375k W。
4.1.1 若发电机功率因数0.8,综合效率为0.82,按稳定负荷计算,发电机的容量为:
4.1.2 当采用柴油发电机作为应急电源,最大一台电动机启动前,发电机已经带有负载400KVA,功率因为为0.8,不考虑因尖峰负荷造成的设备功率下降,发电机的短时过载系数为1.5,按短时过负载能力校验,发电机的容量为:
根据《钢铁企业电力设计手册》(上册)[5]第7.9.2.2条:大容量负荷起动或自起动时应符合发电机过负荷能力。发电机组起动后,大容量电动机投入之前,有些负荷已经投运,要综合考虑大容量电动机负荷起动时发电机的过负荷情况。
根据《工业与民用配电设计手册》(第三版)P270表6-16:
4.1.3 当采用柴油发电机作为应急电源,已知电机为无刷励磁,它的瞬变电抗X'd=0.2,当要求最大电动机启动时,满足发电机母线上的电压不低于80%的额定电压,则发电机的容量为:
由4.1.2可知,Sst△=Sst M=492.33,则
4.1.4 按上述三种方法计算并选择其中容量最大者,为SG2=594.89KVA(PG2=475.91k W)。
按稳定负荷计算的发电机视在功率就如同变压器的计算视在功率,只能满足在额定负载及以下长期运行时适用,如用电单位在现有安装容量下,需用系数较计算用系数大,并长期运行,则按计算负荷大小所选用的发电机就不适用。一台发电机,功率增大一级所付出的代价是第一次投资成本提高,而其优点是:便于用电单位将新增一、二级负荷设备接入,避免因选用发电机组容量不够而需更新设备。
选择发电机容量时,应多方面考虑用电单位将来有可能接入的用电,尤其是供电条件差的地区。
综合上述分析,针对本二级医院工程案例,对于柴油发电机组的供油时间,二级医院宜大于12h,可按柴油发电机的100%额定功率选择,故建议选用1台康明斯C690 D5型柴油发电机,其主用功率为500k W,4KV/50HZ,1500rpm。
4.2 总结
综合上述三种方法的计算分析及比较,可最终求得柴油发电机组容量及台数的设计依据。
以本二级医院工程为例,柴油发电机房设计时,在变配电所贴临处设置一座发电机房,拟设1台500k W(主用功率),4KV/50HZ,1500rpm发电机组。发电机组采用自起动方式,发电机起动后在15秒内供电。发电机组设有短路、过负荷、接地、故障及过、欠电压保护。发电机房设日用油箱间,总储存量不应超过8小时的燃油量。建筑物主体外设置供油时间大于12小时的地下储油罐。
5 结束语
柴油发电机组容量与台数的选择是建筑电气设计的一个重要组成部分,牵涉到暖通、给排水等相关专业,关系到整个系统是否安全合理的运行。事故停电所带来的损失或危害难以估量。因此,在工程设计时,应急电源系统的设计成为工程设计的关键环节之一。
柴油发电机组容量与台数应根据应急负荷大小和投入顺序以及单台电动机最大启动容量等因素综合确定。笔者建议电气设计人员在设计过程中能结合柴油发电机组产品性能指标,仔细计算和校验,保证安全供电,减少损失,维护建筑电气生产安全。
摘要：柴油发电机组容量与台数的选择是建筑电气设计的一个重要组成部分,牵涉到暖通、给排水等相关专业,关系到整个系统是否安全合理的运行。本文在二级医院柴油发电机组容量与台数的选择的计算上作了理论分析,并结合工程实例进行计算与比较,供工程设计人员借鉴和参考。
关键词：应急电源,事故停电,稳定负荷,尖峰负荷,允许压降,主用功率
参考文献
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[4]中国建筑东北设计研究院等.JGJ16-2008民用建筑电气设计规范[S].北京:中国建筑工业出版社,2008.
大容量机组 篇6
同时控制温度与湿度的空气处理设备是非常耗能的, 这也是没有被普遍使用的一个重要原因。当空气为低温高湿时, 机组除湿需要能耗, 同时要维持合适温度也需要能耗, 因此, 既能实现温湿度的控制又能减少能耗的空气处理设备, 成为各空调设备生产商研发的对象。这里介绍一款采用变容量压缩机与回风旁通、比例调节热气再热相结合实现上述功能要求的处理设备, 它很好地解决了高温高湿到低温高湿等各工况下温湿度的精确控制及能耗问题, 提供了最优的系统性能。
1 变容量回风旁通空气处理机组的构成及工作原理
1.1 构成
图1为变容量回风旁通空气处理机组的工作示意图。由图1可见, 该机组制冷系统的主要配置有:变容量压缩机、冷凝器与冷却盘管、节流阀, 一个热气再热器、两个比例式再热调节阀。与传统制冷系统相比, 增加了一个热气再热器和两个比例式热气调节阀。空气侧新风、回风配有比例调节风阀, 设置了回风旁通空气流路并配有比例式调节风阀。
1.2 工作原理
机组压缩机采用变容量控制, 可以在不同的制冷、除湿工况下使压缩机输出能力与工况所需的制冷与除湿能力相符, 避免了压缩机开关次数增加及过分冷却而带来的能耗浪费。新风侧、回风侧及回风旁通侧分别设置比例式调节阀, 可灵活处理新风量与回风量的大小比例, 以便于在过渡季节采用通风或新风制冷的功能, 而对回风旁通调节阀的控制可以最大限度地节省除湿工况的能耗。制冷系统中设置了两个比例式热气调节阀, 用于调节进入再热盘管与冷凝器的热气流量比例, 满足空气侧再热的要求, 与传统空调采用电加热再热相比, 节省了再热的能耗。
机组运行的总体思路是, 当室内温度上升或下降时, 调节压缩机的能力大小将室内温度控制在设定的范围内;当室内湿度上升或下降时, 调节压缩机的能力大小将室内湿度控制在设定的范围, 同时调节回风旁通阀的开度, 从而保持室内温度不变, 如果回风旁通阀的开度已达到某一限值, 再打开再热盘管侧的调节阀, 达到保持室内温度不变的目的。
2 变容量回风旁通空气处理机组与传统方式空调在不同工况负荷下的热力过程计算
下面我们从满负荷和部分负荷两种状态来分析机组运行的热力过程、冷量及再热量情况。首先, 我们选定机组的送风量为2000m3/h, 新风量为400m3/h, 室内要求温度为27℃干球、相对湿度为50% (焓为55.8kj/kg) 。
2.1 满负荷状态
假设室外新风工况为35℃干球/28℃湿球时室内总负荷为10.7kw, 显热负荷为7.74kw、潜热负荷为2.96kw;图2、图3为传统空调的空气处理焓湿图, 图2为回风与新风混合后再处理到所需的送风状态点。
2.1.1 以干球温度控制为主的传统空调空气处理过程
由图2可见, 当以干球温度控制为主时, 由室内负荷可确定出送风状态点为:15.5℃干球/15℃湿球, 焓为42kj/kg, 则室内最终的状态为27℃干球, 相对湿度为53.8% (此点焓为58kj/kg) , 则:
全热Q= (1.2×2000/3600) × (58-42) =10.7 (kw)
显热Qx= (1.2×2000/3600) ×1.01× (27-15.5) =7.74 (kw)
潜热Qq=2.96 (kw)
机组制冷量计算:
室内回风O点与室外新风A点的混合点B的状态参数为:干球温度为28.6℃, 焓值为64.4kj/kg,
制冷量:Q1=1.2×2000/3600× (64.4-42) =14.9 (kw)
2.1.2 温湿度同时控制的传统空调空气处理过程
如果采用传统的空气处理方式, 仍需要达到要求的室内状态点, 则空气焓湿图如图3所示, 回风与新风混合冷却后经再热处理到所需状态点。由室内负荷可确定出送风状态点为:15.5℃干球/14℃湿球, 焓为39.7kj/kg, 室内最终的状态为27℃干球, 相对湿度为50% (焓为55.8kj/kg) , 则:
机组制冷量计算:
室内回风O点与室外新风A点的混合点B的状态参数为:干球温度为28.6℃, 焓值为62.8kj/kg, 机组冷却盘管后状态点为13.6℃干球/13.2℃湿球, 焓为37.2kj/kg。
制冷量:Q2=1.2×2000/3600× (62.8-37.2) =17.1 (kw)
再热量:H2=1.2×2000/3600× (15.5-13) =1.7 (kw)
2.1.3 温湿度同时控制的变容量回风旁通机组空气处理过程
图4显示了变容量回风旁通机组同时控制温度与湿度的空气处理过程, 部分回风与新风混合后冷却到要求的状态点, 再与另一部分回风混合而达到所需要的送风状态点。由室内负荷可确定出送风状态点为:15.5℃干球/14℃湿球, 焓为39.7kj/kg, 室内最终的状态为27℃干球, 相对湿度为50% (此点焓为55.8kj/kg) , 则:
机组制冷量计算:
为实现上述送风状态点, 机组采用了369m3/h的旁通回风量, 同时机组冷却盘管后状态点为13℃干球/12.5℃湿球, 焓为35.4kj/kg。
室内回风O点与室外新风A点的混合点B的状态参数为:干球温度为29℃, 焓值为64.4kj/kg,
制冷量:
2.2部分负荷状态
假设室外新风工况为28℃干球/22℃湿球时室内总负荷为5.92kw, 显热负荷为2.96kw、潜热负荷为2.96kw。下面的四个焓湿图分别表示了不同的处理过程, 图5、图6皆为传统空调的空气处理焓湿图, 图5为回风与新风混合后再处理到所需的送风状态点, 图6回风与新风混合冷却后经再热处理到所需状态点。图7、8为变容量回风旁通机组的空气处理焓湿图, 图7与图8处理过程相同, 只是采用了不同的旁通风量。
采用与满负荷状态相同的分析计算方法, 我们可以分别计算出各空气处理过程的送风状点及冷量与再热量, 具体计算过程这里不再赘述, 计算的具体结果列于表一:
3 结论
由表一及上述分析我们可以发现, 变容量回风旁通机组具有如下优点:
1) 变容量回风旁通机组在各工况负荷下皆能满足室内温湿度的控制要求, 采用传统方式虽然也可以达到室内温湿度的控制要求, 但是其所需制冷量皆大于变容量回风旁通系统, 同时还需要额外增加电加热量, 能耗大大增加。而当以图2、图5传统方式进行空气处理时, 室内湿度会偏离需求, 特别在低温高湿时室内高湿度可能会达到我们不能接受的程度。
2) 采用回风旁通, 同样工况下减少了所需制冷量的大小并能再热除湿空气;随着旁通风量的增加, 所需的制冷量也相应减小, 同时再热量也减少。当然, 旁通风量不能无限的增加, 这需要根据冷却盘管的状态进行控制。
3) 设置热气再热, 节省了再热的能量, 避免了传统耗能的电加热再热方式。
综上所述, 变容量回风旁通空气处理机组是一种能同时控制温度和湿度且节能的空调设备, 具有广阔的应用前景。
摘要：随着人们从单纯关心室内的温度逐渐转变为关心室内空气品质和室内的舒适性, 同时控制温度和湿度的空气处理设备会得广泛使用。本文介绍了一款采用变容量压缩机与回风旁通、比例调节热气再热相结合实现温湿度同时控制的空气处理设备, 通过满负荷与部分负荷两种状态的计算与分析可以看出, 同样工况负荷下该机组所需的冷量及再热量皆减少, 且采用冷凝热再热而非电加热, 大大降低了能耗。
关键词：变容量,回风旁通,热气再热,湿度,能耗
参考文献
[1]空气调节.清华大学、同济大学、西安冶金建筑学院、重庆建筑工程学院编.中国建筑工业出版社出版, 第二版.
大容量机组 篇7
自2005年《可再生能源法》颁布之后,国内风电等可再生能源装机容量快速增长,使系统对调峰容量的需求急剧增加[1],如何通过调峰辅助服务市场的建立和完善促进电网调峰能力的释放,已经得到越来越多的关注。文献[2]提出了基于凸包重心法的有偿调峰与无偿调峰划分方法和判断准则;文献[3]提出了基于合作博弈方法的调峰费用分摊方法;文献[4]根据机组调峰能力和平均调峰系数建立了深度调峰补偿方法;文献[5]建立了基于节能发电调度模式的有偿调峰补偿新机制。
为保障电力系统可获取充足的调峰辅助服务,建立合理的调峰补偿机制十分必要。但现行的调峰辅助服务补偿机制存在一些不公平因素,主要体现在以下2个方面:①有偿调峰与无偿调峰划分标准单一,未考虑不同机组调峰能力差异,导致调峰能力较低的中小容量机组难以获取调峰补偿,却需要承担较高的辅助服务分摊费用,使得现有的调峰补偿办法在一些地区难以实行;②对调峰积极性不同(即调峰能力实现程度不同)的机组采用统一标准补偿,即无论机组调峰能力实现程度如何,单位深度调峰电量可获取的补偿额均相同,因此,难以对机组深度调峰进行有效激励。
为解决现有调峰补偿机制中存在的问题,本文采取K均值聚类分析法,将火电机组按照调峰能力差异(主要由机组容量差异体现)进行聚类,对于不同类的火电机组确定不同的有偿调峰和无偿调峰划分界限。同时,提出一种考虑火电机组调峰能力实现程度的新的补偿模型,以增加对火电机组深度调峰的激励性。
1 火电机组的K均值聚类分析
进行聚类分析的关键在于选取合理的聚类指标,聚类指标的选取需要考虑聚类目的和样本特性2个关键因素。本文的聚类目的是将火电机组按照深度调峰能力差异分为不同类别。从样本特性来看,机组的深度调峰能力主要受到最大技术出力和最小技术出力的限制。由于多数火电机组的最大技术出力与额定容量相等,且不同容量机组的调峰能力存在显著差异,大容量机组较小容量机组其调峰裕度(直接反映调峰能力)往往更优[6],故可认为额定容量本身即为反映机组深度调峰能力的一个指标;最小技术出力与机组稳燃性能有密切关系,最低不投油稳燃负荷状态下所对应的调峰率(最高调峰率)能直观反映火电机组深度调峰的安全性与经济性。因此,本文将额定容量和最高调峰率作为聚类分析的指标。
由于机组的额定容量和最高调峰率具有不同的量纲,需要先对额定容量进行标幺化处理,其计算公式可表示为:
Pkmax=max{P1,P2,…,Pn} (2)
式中:Xk为第k台机组标幺化后的容量值;Pk为第k台机组的额定容量;Pkmax为额定容量的最大值;n为电网系统内火电机组台数。
最高调峰率作为比例值,不需要进行标幺化,设其为Yk。则系统内的n台火电机组经过K均值聚类分析,最终形成m类,其类中心可表示为(Xic,Yic),其中i=1,2,…,m。
2 基于火电机组容量差异的调峰辅助服务补偿模型
2.1 有偿调峰与无偿调峰划分标准的确定
在对机组进行聚类后,每类机组具有更相似的特性。由于第i类机组最高调峰率类中心Yic可能非常接近于或等于该类中多数单个机组的调峰深度极限,若直接以该值作为有偿调峰与无偿调峰的界限,则多数机组可能仍难以得到补偿。因此需要确定一个比例指标,明确机组分类后调峰达到所在类平均深度调峰能力的何种程度能得到补偿。这一比例指标称为修正系数Ψ(0≤Ψ≤1)。为体现公平性,各类机组的Ψ值应该相同。若已知火电机组的最高调峰率(一般介于30%～60%[7]之间),则可以计算出当有偿调峰界限取不同值时Ψ的取值范围。具体结果如表1所示。
表1显示,有偿调峰界限为0时对应的Ψ也为0,即所有机组只要处于不停机状态即可得到调峰补偿;随着有偿调峰界限的提高,Ψ的取值下限逐渐逼近1,代表有能力获取补偿的机组越来越少,获取补偿的难度也越来越高。Ψ=1时,机组在不投油降负荷调峰情况下基本无法获得补偿。
在激励中小容量火电机组参与调峰的同时,不应该影响大容量火电机组的调峰积极性。因此,研究中将现有有偿调峰标准C(如东北电网目前为机组容量的40%)作为装机容量最大的第m类机组的有偿调峰标准,同时根据大容量火电机组的最高调峰率类中心值,计算得到修正系数Ψ。并将该Ψ值应用于其他类机组,进一步根据其他类机组最高调峰率类中心的值,计算得到其他类机组有偿调峰界限。计算公式如下:
式中:Ymc为第m类机组的最高调峰率类中心;Yic′为计算得到的有偿调峰界限,即火电机组的实际调峰深度大于Yic′时视为有偿调峰,否则视为无偿调峰。
2.2 调峰辅助服务补偿模型的改进
对火电机组调峰辅助服务的补偿应考虑不同机组调峰能力实现程度的差异,即调峰能力实现程度越高,单位补偿额也应越高,以增强调峰补偿机制的激励性。因此,本文提出一个考虑机组调峰能力实现程度的补偿模型。该模型的基本思想是:在现有对火电机组参与深度调峰基本补偿标准(S)的基础上(如东北电网规定深度调峰补偿标准为0.50元/(kW·h)),增加一个调峰能力实现系数(αj)指标,该系数可以衡量机组j相对于系统内其他机组的调峰能力实现程度水平。系数αj大于1时,代表机组j的调峰能力实现程度超出了系统平均调峰能力实现程度,即机组j的调峰积极性水平超出了系统平均水平,因此,参与运行调峰的单位补偿额αjS将高于系统平均单位补偿额S,反之则低于系统平均水平。改进后机组j在单位时段T内的调峰补偿模型如式(4)—式(6)所示:
Cj=ηjαjS(Pj-Fj-PjYic′)T (4)
Wj=TFlj(1-δ) (6)
式中:Cj为机组j在单位时段T内可获得的总补偿金额;ηj为机组j的启停机判断函数;Pj为机组j的容量;Fj为机组j在单位计量时间段T内的平均出力,T可根据各省市或区域的实际情况确定,一般可设置在30 min以内;Wj为机组j的运行状态门槛值[4];Flj为机组j的最小技术出力;δ为厂用电率。
其中,调峰能力实现系数αj的计算方法如下:
式中:Bj为机组j的调峰能力实现度,即机组j的实际调峰量占最高可调峰量的比例;B为某时段系统内所有火电机组的平均调峰能力实现度;γj为机组j的最低不投油稳燃负荷率。
式(4)—式(9)表明,机组的单位深度调峰电量可得到的补偿额αjS与其调峰能力实现程度,即调峰积极性,呈正相关趋势。因此,新模型可以对火电机组的调峰积极性形成有效激励。
值得注意的是,基准补偿标准S是为了补偿机组的深度调峰成本,理论上应包含机组降出力调峰带来的上网电量损失、煤耗率上升带来的发电成本上升等。目前各发电区域已经对调峰补偿标准作出了不同规定,例如西北区域、华中区域规定单位深度调峰电量补偿标准为100元/(MW·h)。限于篇幅,如何更科学地制定调峰补偿标准,本文不作重点研究。
3 算例分析
以东北电网为例,对上文的理论分析进行实证计算。东北电网统一调度的63台火电机组的基本调峰性能数据来源于东北电监会。为简化分析,将这些火电机组视为一个发电系统。
3.1 聚类分析结果
采用K均值聚类分析方法对东北电网统一调度范围内的63台火电机组的调峰性能进行聚类分析,结果如图1和表2所示。
图1显示采用机组容量和最高调峰率作为参与聚类分析的数值型变量,可以将63台机组分为3类。由于机组型号的重复率较高,因此重合点较多。
根据表2的聚类分析结果,3类机组的机组容量标幺值类中心Xic(i=1,2,3)对应的机组容量范围分别为300 MW及其以下,300～600 MW,600 MW及其以上;最高调峰率类中心Yic(i=1,2,3)代表3类机组的平均最高调峰率为39%,46%和53%。
对于聚类结果的合理性,采用方差分析进行检验。方差分析结果如表3所示,最高调峰率和机组容量标幺值2个变量中任意一个变量的类间均方值(分别为0.072和1.849)均远大于类内的误差均方值(分别为0.000和0.002)。从概率来看,上述2个变量使类间无差异假设成立的概率均小于0.1%。即最高调峰率和机组容量标幺值这2个变量能很好地区分各类,类间的差异足够大。
由于容量上限最高的第3类机组类中心Y3c=0.53,假设该类机组按目前有偿调峰标准C=40%,可以计算出修正系数Ψ=0.755,则可得出这3类机组的有偿调峰界限(见表4)。超出该有偿调峰界限的机组即可根据其调峰能力实现程度分别得到补偿。
注:F值为统计检验值,用于检验计算结果的显著性,F值越大,表明结果的显著性水平越高,结论可信性越强。
3.2 调峰辅助服务补偿计算结果
以某一计量时段为例(设单位计量时间段T=15 min),按照东北区域现有调峰补偿标准中设定的基本调峰标准S=500元/(MW·h),根据改进的调峰辅助服务补偿模型计算补偿结果如图2和表5所示。
采用新的调峰辅助服务补偿方式下,在计算时段内3类机组分别有12,13,7台机组可以得到补偿,与按现行规则可有1,5,7台机组获得补偿相比,积极参与调峰的中低容量机组能够获取补偿的机会大大提高。例如:图2第1类机组中,编号为51的机组,其调峰深度达到了39.56%,调峰能力实现程度已经接近100%,调峰能力实现程度系数高达1.23,但按现行规则无法得到补偿;而根据改进后的补偿规则,由于其调峰深度超出了其所在类的有偿调峰界限29%,根据补偿模型(式(4)),该时段内可获得补偿额2.44元(见图2)。
4 结语
本文依据机组容量与最高调峰率的聚类分析指标,在对火电机组进行分类的基础上,提出了针对不同类机组的有偿调峰与无偿调峰划分标准;通过引入调峰能力实现系数的概念,建立了考虑机组调峰积极性的调峰辅助服务补偿模型,以解决现有调峰补偿机制存在的补偿标准单一、补偿费用分配不公等问题。
东北电网的实际算例分析表明,本文提出的调峰辅助服务补偿模型在不改变对原有大容量火电机组调峰补偿力度的情况下,可以增加对中小容量火电机组的补偿范围和补偿力度,提高中小容量机组参与深度调峰的积极性。本文的研究结果也将为跨省调峰辅助服务交易市场的建立提供理论借鉴。同时,仍有以下2个问题有待深入研究:①深度调峰(即有偿调峰)补偿标准如何更科学、合理地制定;②在调峰补偿标准的确定上,如何既能体现公平原则,又能激励大容量机组更充分地发挥其调峰潜力。
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