启动发电（共10篇）
启动发电 篇1
近日, 国家发展改革委批准同意了《贵州省节能发电调度试点工作方案》, 2007年12月30日贵州省在全国率先启动节能发电调度试点工作。节能发电调度在贵州启动的当天, 全省发电消耗标煤减少约592吨, 预计全年贵州省可减少原煤消耗30万吨, 减少二氧化硫排放1.5万吨。
节能发电调度改变了传统的发电调度方式, 取消了按行政计划分配发电量指标的做法, 制定并实施新的调度规则, 也就是以节能、环保为目标, 合理调用电力系统内发、供电设备能力, 优先调度可再生和清洁发电资源, 按照机组能耗和污染物排放水平, 由低到高进行排序, 依次调用化石类发电资源, 最大限度地降低能源消耗, 减少污染物排放, 保证电力系统的高效、清洁运行。
节能发电调度的实施, 对实现“十一五”时期节能降耗、污染减排的两个约束性指标, 以及保护生态环境都将发挥十分重要的作用。■
启动发电 篇2
ddd发电厂1×300MW机组配套的HG-1025/18.2-YM6型锅炉系哈尔滨锅炉有限责任公司引进美国ABB-CE公司技术设计制造的亚临界压力、一次中间再热，Ⅱ型布置、控制循环汽包炉，锅炉设计燃用烟煤，采用钢球磨中间储仓式热风送粉系统、部分摆式喷嘴、平衡通风、固态间断排渣，锅炉本体为全钢架悬吊结构。
锅炉采用直流式燃烧器、四角布置、切园燃烧；每角燃烧器共有14只喷嘴，其中一次风喷嘴4只、二次风喷嘴8只，三次风喷嘴2只。
一、二次喷嘴采取间隔布置，三次风位于最顶层。本炉设有两层简单机械雾化油枪和一层侧点火空气雾化油枪，它们分别装于第三、五层（自下向上数）和最上层一次风喷口边的前后墙上，各油枪均配有高能点火装置，设计的主油枪入口额定工作压力为3.43MPa，油枪最大总出力为21.6吨／时，可满足锅炉30%BMCR的要求。
与本省已投运的电站锅炉相比，本锅炉燃烧器设计上有以下几个新特点：从型式上讲，采用了多种燃烧器，最底层的一次风喷口采用蒸汽引射的双通道自稳式煤粉燃烧器，其余三层一次风采用水平浓淡煤粉燃烧器，顶部两层三次风组合形成双通道引射式燃烧器，为提高低负荷时投用燃烧器的灵活性，在最上层一次风喷口边设置了侧点火油枪装置。从喷嘴摆动方式上讲，采用了部分喷嘴摆动和手动、自动摆动等多种摆动方式，不同喷嘴摆角差异较大，其中除下层二次风喷嘴、下油枪层喷嘴、底层一次风喷嘴、顶层三次风喷嘴固定外，顶部三只0FA喷嘴可手动调整上摆30º、下摆5º，其余喷嘴由气缸带动作分组整体摆动，上三层风下摆动27和20º，二次风可上下摆动30º，通过喷嘴的摆动实现了对再热汽温的粗调，各角燃烧器自下而上的排列顺序为二、一、二、一、二、一、二、一、二、二、二、三、二、三。
锅炉采用二级减温对过热汽温进行控制，第一级设于低过到分隔屏前的管道上，第二级设在末过前的连接管上。在墙再入口管上设置了事故喷水装置。为加快锅炉冷、热态启动速度，本炉还装有5%MCR的启动旁路系统。为了控制锅炉启停时炉膛出口烟温不超过538℃，保护再热器不超温，在炉膛出口装设了烟气温度探针。
根据燃烧特性，锅炉在炉膛、对流受热面、空预器等区域布置了墙式、长伸缩式吹灰器，吹灰采用微机程序控制。
锅炉热控设备采用机、电、炉单元集中方式分散控制系统(DCS)，为上海代表工业公司的MAX1000型系统，具有自动化程度高技术密集的特点，DCS系统所含功能性系统有：机炉协调控制系统(CCS)，数据采集系统(DAS)，锅炉安全监控系统(FSSS)，机组辅机顺序控制系统（SCS），汽轮机配置数字电液控制DEH-Ⅲ系统等。
锅炉主要特性参数如下： 1.1 锅炉主要设计性能参数
机组功率 过热蒸汽流量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽出口温度 再热蒸汽流量 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口温度 给水温度
1.2 煤质资料（工业分析）
应用基水份 应用基灰份 可燃基挥发份 应用基低位发热量
设计煤种 7.74 32.78 23.2 18920
校核煤种 9.8 36.43 22.46 17070
单位 ％ ％ ％ kJ/kg
MCR 333 1025 18.3 541 822.1 3.81 3.64 319.4 541 279.4
ECR 300 908.5 17.27 541 744.1 3.40 3.25 317.9 541 273
单位 MW t/h MPa ℃ t/h MPa MPa ℃ ℃ ℃
1.3 锅炉配备主要辅机型号及台数 名称 送风机 一次风机 引风机 炉水循环泵
台数 2 2 2 3
型 号
FAF19-10.6-1 1688B/1025 AN30e
LUVC250×2-410/2
备 注
轴流、动叶可调 冷一次风机 轴流、静叶可调 筒式铜球磨 排粉风机 空预器 电除尘 4 2 2
MTZ3570 M5-29-11NO.21D 29-VI(T)-1880
三分仓、容克式
RWD/TL-1-230×2×32 三电场 锅炉整套启动前应具备的条件
2.1 锅炉冷态空气动力场试验已结束，并已提供有关数据。
2.2 锅炉已完成主蒸汽和再热蒸汽管的冲管，各管道系统已全部恢复正常。在冲管阶段发现的有关缺陷已全部消除，结尾项目和必要的修改项目均已处理完毕。
2.3 炉循泵对低压注水水质的要求比调试阶段锅炉对给水水质的要求高得多，为了缩短调试工期、节约除盐水，有必要安装两台炉循泵专用低压注水泵，注水泵间设置满足炉循泵运行中安全要求的联锁保护，并做到在机组的任何运行工况下，注水泵都不会丧失电源。机组启动前，上述工作应完成并检验合格。
2.4 锅炉工作压力下的水压试验合格。汽包、过热器、再热器安全门均在投用状态。PVC阀已整定好，一次门开启，电源送上，并投入自动状态。
2.5 电除尘气流均布试验、空升试验、振打试验等已结束，可投入使用。2.6 锅炉机组的安装及消缺工作（包括炉本体、烟道、一二次汽系统）均已结束，燃烧室、烟风道、空预器、电除尘内部确已无人工作，脚手架已全部拆除，内部杂物清理干净；各看火孔、打焦孔、人孔门、检查门均已关闭。
2.7 锅炉给水系统以及一、二次汽系统减温水管道已经冲洗干净，具备进水条件。
2.8 准备好足够的轻柴油和符合设计要求的原煤及合格的化学除盐水，制水能力能够满足启动阶段的要求。
2.9 锅炉辅机冷却水、冲灰水、出灰、出渣系统均已具备通水、通气条件，灰渣系统可以投用。
2.10 锅炉各辅机均已试转结束，具备投用条件。
2.11 热控气源已具备使用条件，空压机的自动联锁功能正常。2.12 锅炉燃油系统已充油备用，各调节阀、快关阀已经调试正常。2.13 各风门、挡板、电动阀门均已送气、送电。所有软、硬手操动作正常。2.14 制粉系统各设备均已试转合格，给粉机转速校验合格并空转48小时以上；粉仓内部清理干净，密封性符合要求，机械粉标指示正确。
2.15 锅炉各电气大联锁、热工保护、辅机自身联锁保护、光字牌信号等均已校验合格。
2.16 锅炉安全监控系统（FSSS）调试结束。CRT画面显示的系统状态、参数等应正确。
2.17 协调控制系统、辅机顺控系统均已调试合格，打印设备已具备随时打印数据条件。
2.18 所有热工仪表校好，指示正确，限位报警已整定好，正确可用。2.19 原煤仓加入合格的原煤，并是供工业分析数据，输煤系统可靠投入。2.20 检查制粉系统（蒸汽）灭火装置可用，防爆门应符合规程要求。2.21 分别启动各制粉系统排粉机进行通风试验，检查各风门是否灵活、方便，动态校验磨入口负压、差压、制粉系统各点负压是否正确。
2.22 调整各组火嘴暂处于水平状态。
2.23 炉膛火焰、汽包就地水位等工业电视系统监视及炉膛出口烟温探针具备投用条件，火检冷却风机调试结束并处于备用。
2.24 检查本体各吊件无松动，弹簧吊架临时固定应解除，各部位膨胀间隙合格，膨胀指示器指针处于零位。
2.25 设备和系统的保温工作已全部结束，仪表管，变送器的加热防冻装置可用，系统应标明介质流向，管道涂色符合要求。
2.26 锅炉定期排污，连续排污扩容器设备完整，阀门位置正确，事故放水系统正常。
2.27 炉本体及预热器吹灰器已调整试验完毕，程控功能正常。蒸汽吹灰系统完整可用。
2.28 现场消防设施齐全可用。特别加强对燃烧器区域的油枪及预热器部位的消防巡视与检查值班。增加临时照明，及时清理漏油。空预器的清洗水箱充足水备用，清洗水系统试验合格。
2.29 现场环境清洁，道路畅通。临时设施和脚手架尽量拆除。各平台栏杆安全可靠。下水道畅通，阴沟盖板齐全。各处照明充足，生活设施已投用。
2.30 设备及系统所有阀门，风门等各部件均已统一命名，挂牌齐全。运行规程、系统图、运行日志表等齐全，工具、劳保用品齐全。各岗位备有正式通讯装置，信号可靠。
2.31 集控室、计算机等重要场所空调装置已能投用。2.32 汽机高、低压旁路系统已调试结束，具备使用条件。2.33 锅炉化学加药系统调试完毕，备好药品。2.34 老厂来汽已具备供汽条件。
2.35 厂用电源可靠，自投功能正常。柴油发电机处于备用状态。2.36 工作照明良好，事故照明可随时投用。
2.37 调试、安装、运行三方人员配备齐全，名单张榜公布，分工明确。2.38 电梯经电厂验收合格，可以投运。2.39 备足Φ6.3、5.1、4.2mm油枪雾化片。3 锅炉整套启动方案 3.1 锅炉进水
3.1.1 锅炉进水前汽机高、低压给水系统已经清洗结束，水质合格。联系化学制备足够的除盐水。
3.1.2 进水前应检查锅炉各疏、放水门，空气门在点火位置。3.1.3 炉循泵注水排气工作完成，低压冷却水已投入。
3.1.4 联系汽机投入除氧器加热，水温70～110℃，检查电动给水泵使其处于备用状态。
3.1.5 检查关闭锅炉给水总门，开启旁路隔绝门。3.1.6 锅炉进水方式有两种： 3.1.6.1 通过锅炉上水泵上水；
3.1.6.2 通过给水泵上水。启动电动给水泵，向锅炉缓慢进水。上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。
3.1.7 当水上至汽包可见水位时，减慢进水速度。当水进至汽包水位计+200mm处时，停止锅炉进水，关闭省煤器出口排气阀。
3.1.8 充分检查三台炉水循环水泵，将炉循泵所有仪表及联锅保护都投运。3.1.9 严格按锅炉运行规程、炉水循环泵调试大纲仔细、全面检查炉水循环泵，确认已经具备启动条件，逐一启动锅炉循环水泵（三台泵运行）。在泵启动过程中及启动后应密切监视泵的运行，详细记录各有关参数。
3.1.10 联系汽机维持辅汽联箱压力稳定（0.8～0.9MPa）。锅炉具体点火时间可视现场情况由试运指挥组决定。3.2 锅炉点火
3.2.1 点火前2小时，可联系汽机全开高、低旁路，对过热器、再热器抽真空。抽真空时应关闭过、再热器系统疏水门与空气门。抽真空完毕后，关闭高、低压旁路，并恢复上述疏水门、空气门在点火位置。
3.2.2 点火前8小时通知电除尘投入瓷瓶加热，点火前2小时，投入电除尘斗加热与振打装置。
3.2.3 点火前1小时，投入冲灰水及除渣系统。
3.2.4 点火前通知热工，投入炉膛出口烟温探针监测系统，炉膛火焰监视，汽包水位监视工业电视系统投用正常。
3.2.5 启动火焰监视冷却风机，检查火检及炉膛火焰监视器冷却风系统。3.2.6 通知燃油泵房启动燃油泵，打油循环。
3.2.7 根据锅炉安全监控系统FSSS的吹扫条件进行逐项检查与操作，按预热器、引送风机的启动条件，依次启动两组预热器及引、送风机，控制入炉总风量＞30%，对油系统进行轻油泄漏试验和炉膛的吹扫工作，投入锅炉总联锁。
3.2.8 检查油枪点火条件许可后，对角投入下层两只油枪，检查油枪雾化良好，待着火正常后，调整炉膛负压-49～-98Pa，30分钟后切换到下层另两只对角油枪运行。点火1小时后投入下层四只油枪。
3.2.9 锅炉点火后即通知化学人员，根据要求开启连排至定排扩容器排污阀。
3.2.10 当汽包压力达0.172MPa时，投入汽机高、低压旁路，关闭各空气门（应事先对Ⅰ、Ⅱ级旁路暖管）。
3.2.11 锅炉点火后即开启5%启动旁路。
3.2.12 锅炉点火后应投入空预器吹灰程控，定期对预热器吹灰。3.2.13 在锅炉没有建立起连续给水流量之前，省煤器再循环门应处于开启位置。
3.3 锅炉升温、升压
3.3.1 严格按锅炉冷态启动曲线（见附图）控制升温升压速度，通过投、停油枪，调整油压等方式控制燃烧率。
3.3.2 在油枪投运初期，应加强对燃烧情况的检查与监视，避免油枪缺角运行。
3.3.3 当锅炉建立起连续给水流量后，即可关闭省煤器再循环门。3.3.4 升压过程中应定期检查记录锅炉各部位膨胀情况，并作好记录。3.3.5 汽包压力升至0.2～0.3MPa时，冲洗汽包就地水位计。
3.3.6 汽包压力升至0.3～0.5MPa时，通知安装人员热紧螺丝，并通知热工对仪表管路进行排污与冲洗。投入给水流量表等。
3.3.7 锅炉升温、升压过程中应严格控制燃烧率使炉膛出口烟温在538℃以下，直到汽机达到同步转速。
3.3.8 锅炉第一次整组启动，其间各专业试验由现场指挥决定。3.4 锅炉蒸汽严密性试验及安全门校验（见大纲）。3.5 配合汽机冲转、暖机、并网。
3.5.1 当汽机侧过热蒸汽压力升至3.9～4.0MPa时，过热汽温350℃，再热汽温300℃，汇报值长，联系汽机冲转（热态、半热态开机参数由汽机决定）。
3.5.2 在汽机升速中，应满足汽机参数的要求。可通过调整高、低压旁路，启动旁路或改变燃烧率来维持主汽压及一、二次汽温在规定范围内。汽机冲转期间，尽量避免使用减温水，防止汽温大幅度波动。
3.5.3 在汽机冲转至3000r/min时，锅炉应对燃烧、油枪、冷灰斗、主要辅机，包括制粉系统及设备作全面检查（此时汽机、电气作试验），退出烟温探针。
3.5.4 当确认机组已并网后，关闭锅炉有关疏水门，视机组带初负荷的情况增投第二层油枪，逐步升负荷。
3.6 锅炉制粉、投粉、升负荷、洗硅。
3.6.1 按启动曲线进行升温、升压，配合汽机做好低负荷暖机。3.6.2 启动制粉系统。
3.6.2.1 当汽包压力5.0MPa，电负荷达50MW以上，二次风温达177℃以上即可启动一组制粉系统进行冷炉制粉。
3.6.2.2 启动制粉系统，当磨出口风温达60℃以上时，即刻给煤，调节热风门，使磨出口温度≯80℃。
3.6.2.3 制粉系统运行正常后，通知化学取样测定煤粉细度，调整折向门开度，控制煤粉细度合适。
3.6.2.4 制粉系统启动正常后，应及时调整燃烧，加强汽温水位的调整。同时应加强对制粉系统设备的巡回检查，特别是磨煤机大瓦温度，各段压差，磨后温度、锁气器、粉标动作是否正常等监视。3.6.2.5 根据燃烧情况及粉仓位适时启动第二套制粉系统。3.6.3 锅炉投粉
3.6.3.1 当粉仓粉位达2～3m，高温对流过热器后烟温达450℃，二次风温达177℃以上，即可投粉。
3.6.3.2 投粉前炉内燃烧稳定，油枪雾化良好，汽温、汽压、水位稳定。3.6.3.3 投粉时应按自下而上的原则对角逐只投入（应最先投用B层），单只着火稳定后，再投下一只。如投粉不着火应立即停止相应给粉机，进行充分吹扫后再重新投入。投粉时，给粉机应从低速逐渐升至所需要转速，投用D层给粉机时，可相应投入侧点火油枪运行。
3.6.3.4 投粉过程中要严密监视分隔屏、后屏、高过、高再壁温，适当调整减温水量，禁止超温运行。
3.6.3.5 当汽包压力达10.0MPa时，按化学要求开始洗硅。
3.6.3.6 当负荷达100～150MW时，要求汽机启动一台汽泵与电泵并列运行。适时进行给水方式切换。
3.6.3.7 当负荷达150MW以上时，要求汽机启动第二台汽泵，当第二台汽泵并列运行后，可将电动给水泵退出运行，投自动备用。投入给水自动（三冲量），加强监视，若给水自动失灵，立即切换手动控制。
3.6.3.8 负荷大于150MW，且总燃油量≤6吨／时，即可投用电除尘器，配合汽机投用高加。
3.6.4 锅炉断油全烧煤
3.6.4.1 锅炉第一次断油可机组负荷达80%MCR以上情况下进行，并具备下列条件方可断油：
a.炉膛温度在1400℃以上，给粉机运行12只以上；
b.机、炉、电设备运行工况稳定，燃烧工况良好，汽压、汽温正常，制粉系统运行正常，给粉机下粉均匀，运行稳定，双侧粉仓粉位≥3m。
c.煤粉细度符合规程要求。
d.由上至下逐层停用主油枪，相应增加燃煤量，保持负荷、汽压、汽温、水位正常。加强锅炉风量与燃烧情况的调整与监视，在主油枪全部停用后，可视燃烧情况逐只停用侧点火油枪。
3.6.4.2 锅炉全部断油后，仍应维持油系统循环保持油压稳定及吹扫蒸汽正常可用。若断油后发现燃烧不稳并判明锅炉未熄火后，应立即投主油枪助燃，查明原因并消除，为再次断油创造条件。
3.7 锅炉满负荷连续试运行
3.7.1 锅炉断油全烧煤后，逐渐机组负荷升至300MW运行，并根据锅炉运行规程的有关规定，进行调整和维持。
3.7.2 何时进入168小时连续运行计时，由试运指挥组决定。
3.7.3 在锅炉试运行期间，应加强定期工作（如测量粉仓位，清理木屑分离器等）并做好运行数据、设备缺陷及其处理情况的记录。启动过程中的安全注意事项： 4.1 人身安全
4.1.1 机组启动试运应按启动验收委员会批准的整套启动措施进行，试运行中进行的各项试验应有专门的试验措施，试验人员应服从指挥的统一安排。
4.1.2 现场一切安全事项按《电业工作安全规程》执行。4.2 设备安全
4.2.1 防止锅炉灭火放炮
4.2.1.1 严格执行有关防止锅炉灭火放炮的规定。
4.2.1.2 要求燃用煤种尽量接近设计煤种，原煤工业分析每班一次，并将结果通知运行人员。
4.2.1.3 试运行期间每班分析一次煤粉细度，及时调整粗粉分离器折向门和制粉出力，保证煤粉细度合适。
4.2.1.4 加强煤中“三块”的处理，减少煤中杂物，定期清理木块及木屑分离器。
4.2.1.5 粉仓吸潮阀开度合适，保持粉仓内煤粉适当干度，按规定进行定期降粉工作。
4.2.1.6 加强对运行火嘴的检查，发现给粉机卡涩及下粉不均时应及时处理。
4.2.1.7 调整每台给粉机出力，保持给粉均衡，控制一次风出口风速25～28m/s。一次风管堵塞，疏通应缓慢谨慎，不可将大量煤粉突然送入炉膛，以防爆燃，禁止使用氧气等可燃气体吹扫、疏通堵粉管道。
4.2.1.8 投粉时应对角投入，不允许层给粉机单角运行或层给粉机非对角运行。
4.2.1.9 投粉时应有专人监视着火情况，保证燃烧良好，若投粉不着火应立即停止送粉，详细查明原因后方可再投。
4.2.1.10 做好锅炉安全监控系统FSSS的调试和投入工作，保证其动作及时、可靠。
4.2.1.11 判断锅炉发生灭火时，应立即紧急停炉，切除所有进入炉膛的燃料，加强吹扫，严禁强制炉膛吹扫条件，不利用爆燃法点火。
4.2.2 防止锅炉缺满水
4.2.2.1 要求两只就地水位计指示清晰可辨。
4.2.2.2 所有二次水位指示正确，并经常与就地水位进行校对，事故放水系统处于良好备用状态。
4.2.2.3 给水调节“自动”好用，发现失灵，立即切至“手动”。4.2.2.4 注意给水压力的变化及给水泵运行是否正常，发现异常应及时查明原因。
4.2.2.5 汽压、负荷大幅度波动时，应判明虚假水位的影响，避免由虚假水位造成给水调节失衡。
4.2.3 防止过热器、再热器超温爆管。
4.2.3.1 锅炉启动及运行过程中，在高、低旁未开，汽机未冲转前，应投入炉膛出口烟温探针，严格控制炉膛出口烟温不超过538℃。
4.2.3.2 调整、保持燃烧工况稳定，注意避免三次风大量携带煤粉，控制高过的两侧温差不超过50℃。
4.2.3.3 尽量使用过热器Ⅰ级减温，合理使用Ⅱ级减温。
4.2.3.4 严密监视各段汽温、壁温、合理调整各级减温水，避免受热面局部超温。
4.2.3.5 在任何运行工况，过热器、再热器壁温都不得超过相应的最高允许温度。
4.2.4 防止空预器发生二次燃烧。4.2.4.1 空预器二次燃烧的原因判断：
a.由于锅炉不完全燃烧给预热器蓄热元件带来的可燃性沉积物，在有氧气存在和一定温度的情况下会发生自燃，并导致金属融化和烧蚀，这就是空预器着火，即二次燃烧。
b.当锅炉频繁启停和设备热备用时，由于燃烧不良及锅炉余热的影响，是空预器最易发生二次燃烧的时期。c.调试期间，应采取相应措施防止燃油倒入低压蒸汽吹扫系统，由预热器蒸气吹扫将燃油喷在空预器受热面上。
d.如果正常运行的预热器烟气和空气出口温度异常升高，或是停运中的预热器烟气入口和空气出口温度异常升高，而且无法用当时的运行情况解释时，应予以极大关注，则很可能是预热器内部着火了。
4.2.4.2 预热器着火时应急措施： a.切断锅炉燃料供应，紧急停炉。
b.解列风机，关闭预热器烟气进口及空气出口挡板，严禁打开人孔门。c.打开预热器冷、热端冲洗管路上的阀门，投入冲洗水，同时检查疏水斗是否畅通，所有疏水管应全部开启。
d.维持预热器转动，以保证全部受热面得到消防水流。
e.只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能关闭清洗水阀门，当进入预热器内部检查时，可以手持水龙，扑灭任何残存的火源。
f.二次燃烧扑灭后，短期内应留人看守，以防复燃。
g.若不是燃油倒入蒸汽系统所引起的预热器二次燃烧，应先用蒸汽灭火，视具体情况再决定是否进行预热器水冲洗。
4.2.4.3 防止预热器二次燃烧的措施：
a.周密计划，认真消缺，尽量减少锅炉的启停次数。
b.经常检查燃油系统的运行状况，对雾化不良，冒黑烟或漏油的油枪及时处理。保证油枪对角投入，保持炉内良好的燃烧方式。
c.坚持预热器吹灰，并做好燃油系统与蒸汽吹扫母管的隔绝工作。d.停炉较长时间，应对预热器受热面进行检查，是否保持清洁（必要时可水冲洗受热面）。
e.加强监视烟、风温度指示，尤其在热备用状态和预热器突然故障停转的情况下，更应密切监视预热器上部烟风温度的变化。
4.2.5 防止锅炉煤粉管堵管的措施：
a.认真校对给粉机转速，DAS所显示的给粉机转速应与就地实际转速保持一致。
b.在168试运初期，手动操作使各台给粉机出力均匀，条件满足时投燃烧自动。
c.保持一次风速不低于22m/s（煤粉管内流速），锅炉投粉后密切监视一次风静压，若发现静压测点堵则应及时联系处理。经常检查一次风动压是否正常。发现管内动压明显降低，应及时降低给粉机转速，正常后方可升至需要转速。
启动发电 篇3
【关键词】柴油发电机；调速器；一次启动成功率
大唐洛阳首阳山发电厂#4柴油发电机组型号为6300ZL-1，额定功率为552KW，额定转速为500r/min；柴油机为船用柴油机，出厂时间为1993年，生产厂家为广州柴油机厂。从2005年起。多次出现一次启动不成功；启动后电流摆动；柴油发电机超速；远方不能停机等问题。
1、影响柴油发电机一次启动成功率因素分析
1.1使用工况的影响
大唐洛阳首阳山发电厂#4柴油发电机为船用柴油机，该型柴油机设计针对经常使用柴油机的客户，而不是针对电厂紧急备用。在启动方法上，该型号柴油机要求有预热运转，初期转速为160-200r/min，启动过程中不少于10分钟；。柴油发电机停车时，应逐渐降低转速到200r/min，继续运行3-5分钟；而电厂柴油机为机组紧急备用柴油机，通过油水循环加热系统进行预热，目标转速直接标定为500r/min，启动时间不大于30秒，该种启动方式对于柴油发电机本身来说，属于非正常启动，势必对柴油发电机本身造成破坏。
1.2检修技能的影响
柴油机调速器旋钮初设值指针指向5.5，对应转速为额定转速500 r/min。由于调速器动力弹簧弹性力及预紧力的变化，#4柴油机调速器调速旋钮目前对应额定转速指针指向6.2—6.5。
运行方面。发电部在柴油机常规检查项目中仍采用5.5的初始值，柴油机启动时在规定时间内达不到额定转速，发【冷却水压力低】【润滑油压力低】信号，导致启动失败。
检修方面。通常在柴油机启动失败后检修才到场，此时柴油机燃烧室内存有未燃尽柴油。检修人员通常会调整调速器钮，使启动转速达到500r/min，但由于燃烧室内存油爆燃的作用，调整旋钮对应的位置不是正常状态下的启动标定位置。下次启动时采用此位置会导致转速不够或超速现象出现，同样导致启动失败。再则柴油发电机分属汽机部，电气部，设备部热工专业维护，维护人员对柴油机结构、原理不是很清楚，缺乏必要的培训，影响对设备的检修。
1.3设备本身的影响
综合历史一次启动不成功的原因，大部分属调速器故障引起。2009年12月30日对调速进行解体，发现调速旋钮磁轮脱落，重新安装后不能确定起始位置，需要专业人员进行现场多次调试。再则#4柴油发电机于1995年安装使用，调速器内部磨损较严重，已影响机组运行。2010年1月，更换新的调速器，型号：YT170-3厂家：广州柴油机厂。目前为止，运行情况较好。
柴油发电机燃油系统，润滑油系统，冷却系统都需要精心的维护和保养，任何一个附属系统出现问题，都会影响柴油发电机的启动。应制定维护、保养计划，定期清理滤芯，维护好水泵和油泵，定期向各加油点加油，特别是调速器内润滑油不得低于1/2。
2、防范措施
2.1运行人员要建立定期检查制定，每月1日、15日及做启动实验时进行。
3.结束语
柴油发电机作为发电厂的备用电源，其重要性不言而喻，需经过精心的维护和检修，做到关键时候能转起来，需要停能停下来。
参考文献
[1]田慕玲，杨洁明.自動化柴油发电机组的智能化控制与监测[J].煤矿机电，2005.05
[2]吴金兵.柴油发电机组系统配置及安全性研究[J].电子制作，2012.11.
作者简介
燃煤汽轮发电机组启动节能分析 篇4
广东某电厂汽轮发电机组为超高压、中间再热、双缸双排汽、单轴、冲动凝汽式机组,与WX21Z—073LLT型空冷发电机及SG—440/13.7—M566循环流化床锅炉配套,锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。汽轮机组配备低速盘车装置(变频)和中速盘车装置(工频),配有两台顶轴油泵。该循环流化床锅炉采用平衡通风单汽包自然循环、集中下降管、全膜式水冷壁炉膛,属中温燃烧,采用床上点火方式,床上布置有4支3t/h的点火油枪,A、B侧各2支,炉膛前墙布置有4个给煤口,设有石灰石脱硫装置,SNCR脱硝系统,烟气经过FE270/2-1Q型电袋复合式除尘器从烟窗排向大气。
随着电力供需矛盾缓解,该电厂机组利用小时下降,调峰次数增多,增加了开、停机的费用,提高了发电成本,面对这种不利的局面,该电厂组织各专业技术人员积极分析做好内部挖潜,不断降低生产费用,提高公司的市场竞争力,其中,特别是对2015年机组冷态启动费用进行了估算,并对开机过程中影响较大的费用进行了深入的比较和分析。
1 机组启动费用和消耗情况分析
2015年该汽轮发电机组冷态启动4次,经过对整个启动过程各个阶段的油煤水电的消耗量和费用进行统计分析,统计时间为锅炉点火前启动第一台6KV高压电机至锅炉四支油枪全部退出,给煤量按统计时间内给粉机转速进行估算,三次风按统计时间内磨煤机运行时间T乘以额定出力的15%估算,统计分析情况详见表1中。
按2015年12月份的上网电价、燃煤、燃油、商业用水价格计算,冷态启动平均启动费用为302180元,其中燃油耗量212.4t,占总费用的70.18%,耗煤64.65t,占总费用的21.4%,消耗厂用电23862kwh,占总费用的8.0%,消耗除盐水1222t,占总费用0.42%,燃油占总费用的比重最大[1],从各个阶段的费用情况分析:点火至冲转消耗费用57233元,占20.83%,冲转至并网消耗费用27241元,占10.01%,并网至全退油枪217705元,占69.16%,并网至全退油枪的费用最大,启动油耗方面,与集团内同类型机组相比有一定差距,广东云浮某电厂冷态启动用油130t左右,我公司去年平均每次205t,在降低油耗方面有较大的潜力,同时也是降低启动费用的关键。
2 降低油耗分析
2.1 充分利用科技进步成果,采用小油枪煤粉直接点火燃烧技术,对喷燃器进行改造,对降低启动费用是最有效的措施[2]。
2.2 充分利用邻炉加热装置,如果投入邻炉加热将炉水从60℃加热到100℃,可节约启动用油4t以上。邻炉加热的投入不仅可以节油,而且减小汽包上、下壁温差,缩短启动时间,建议在机组启动前尽早投入,以往在这方面由于工期、时间投用效果不明显[3]。
2.3 采用低风量启动方式,启动时风量的调整各不相同,运行人员按自己的经验调整,启动风量偏大。其中存在二方面的原因:一是设备问题,由于引、送风机风门严密性差,漏风大,在启动初期只能增加风量来平衡炉膛负压,这方面需要通过设备改造[4],提高风门严密性来解决;二是运行人员调整方面的问题。启动风量大在启动过程的影响主要体现在以下几方面:
2.3.1 汽包起压慢,风量大,烟气带走的热量多,炉膛温度上升慢,水冷壁吸热量少,所以汽包起压慢。
2.3.2 主蒸汽温度和主汽压力不匹配,风量过大时热量带到烟道[5],过热器、再热器等尾部烟道受热面吸热量多,主汽温度上升快,当主汽压力达到冲转压力时主汽温度过高,经常使用减温水来降低主汽温满足冲转参数,开机过程中使用减温水在安全方面存在风险,同时也不经济,减温水的使用容易造成主汽温度的大幅波动,蒸汽过热度不足,引起机组的振动,另外启动初期蒸汽量少,减温水使用不当容易引起水塞,严重时有过热器爆管的潜在危险,所以在启动初期慎用减温水。
2.3.3 延长启动时间,冷态启动时汽缸温度低,主汽温度上升过快[6],导致汽机胀差上升过快,只有通过控制主汽温度、延长暖机时间、投入法螺加热的措施来缩小胀差,延长机组启动时间,另一方面由于炉温低,延长投煤时间。
采用低风量启动,能满足燃油完全燃烧的风量即可,在这方面有过成功的经验,正常情况下冷态启动用油控制在30t以下。
2.4 及时调整旁路系统,缩小冲转前主、再温差。在启动过程中常出现主、再汽温不匹配问题[7],温差过大,延长机组启动时间,当主汽参数达到冲转要求时,汽机侧再热蒸汽温度仍达不到冲转要求,主要原因在于旁路系统调整滞后,当主汽压力达到1 MPa时应适当关小二级旁路,对中压缸进汽管道进行充分的暖管,减少冲转前主、再汽温偏差,缩短启动时间。
3 节约用煤分析
节煤方面的主要措施是利用邻炉送粉启动,锅炉点火后通过输粉机进行邻炉送粉,提高粉位,并网后可及时投粉提高炉温,以往是并网后烟温达到要求时启动制粉系统运行[8]。在启动初期由于炉温低,启动制粉系统后,带有大量的煤粉三次风未经燃烧直接进入尾部烟道,试验组提供的资料三次风占制粉出力的15%以上,每小时大约有6吨左右的煤粉,造成大量的煤粉损失,从启动制粉至煤粉着火需要2h左右的时间,从中可以节约12t左右的原煤。
制粉系统在煤粉着火燃烧稳定后启动,充分利用三次风[9],减少原煤损失。过早启动制粉还存在着火初期燃烧波动大,炉温上升快,主汽压力和温度上升快的情况,对过热器的安全运行存在不利的影响。
4 节约用电分析
现阶段开机辅机的启动方式是启动两台引风机、送风机的方式,但从节能角度考虑电耗较大,不经济。启动初期用风量较小,风门开度很小,单台引、送风机能满足50~60MW负荷的风量,从点火到机组带50MW负荷需要7h左右时间,采用单台风机启动方式可节省引风机、送风机的电耗[10],启动初期每台引风机每小时电耗为270KWh、每台送风机每小时电耗为420KWh,按7h计算可节省厂用电4830KWh。
5 意见与建议
5.1 做好启动前的凝结水系统、除氧给水系统的冲洗工作,使机组启动用水能及早回收,并网后可以让机组尽快带上负荷,缩短启动时间,减少补水量。
5.2 建议将原来开机的节油奖励改为启动成本竞赛奖,通过竞赛来充分调动公司运行人员的积极性,不断探索节能降耗经验,提高开机水平,降低启动成本。
5.3 在技术角度的节能分析,机组启动是一个复杂的操作过程,需要各个岗位的通力合作,相互配合才能做到安全、经济启动。
6 结论
经过汽机、锅炉、电气、热控等专业技术人员的协同合作和深入分析,对该电厂135MW汽轮发电机组启动过程进行了优化,分别对启动过程中的油耗、煤耗、电耗进行了多角度的分析,通过采用小油枪煤粉直接点火燃烧技术、喷燃器升级改造、邻炉加热炉水等措施,使机组启动过程的费用大幅下降,节能成效显著,具体指标参数及费用见表2中所示。
由表2可以看出,机组采用多种具有针对性的节能措施后,启动费用为199268元,比前四次启动所耗费的启动总成本降低了约34%,油耗、煤耗、电耗、水耗均得到了有效的控制,使整个机组的启动过程得到了明显的优化,节能降耗的效果很显著。
摘要：主蒸汽温度和主汽压力不匹配。风量过大时热量带到烟道,过热器、再热器等尾部烟道受热面吸热量多,主汽温度上升快,当主汽压力达到冲转压力时主汽温度过高,经常使用减温水来降低主汽温满足冲转参数。开机过程中使用减温水在安全方面存在风险,同时也不经济。减温水的使用容易造成主汽温度的大幅波动,蒸汽过热度不足,引起机组的振动。另外启动初期蒸汽量少,减温水使用不当容易引起水塞,严重时有过热器爆管的潜在危险,所以在启动初期慎用减温水。
关键词：燃煤机组,冷态启动,低油耗,节煤,节电,节水
参考文献
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[5]李琳.基于SVM的火电厂锅炉飞灰含碳量软测量方法研究[D].华北电力大学,2013.
[6]徐剑锋,彭琦,付加林.火电厂热力系统分析[J].能源工程,2001(5).
[7]程伟良,陈党慧,等.火电机组的热经济性分析[J].动力工程,2004(4).
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[9]李华.热电厂能量利用与节能技术改造研究[D].山东科技大学,2010.
启动发电 篇5
2、发电机断路器、隔离开关、电制动开关等已安装检验合格。
3、发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。
4、主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，具备带电试验条件，
5、相关厂用电设备已安装完工检验并试验合格，已投入正常工作，并至少有两路独立电源供电。备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。
6、与本机组发电及送出有关的高压配电装置已安装完工并检验调试合格。
7、全厂接地网和设备接地已检验，接地连接良好，接地测试井已检查。
总接地网接地电阻和升压站的接触电位差、跨步电位差已测试，符合规定值的要求。
启动发电 篇6
在2006年5月份运行中发现2号机直流轴承油泵出现频繁启动的情况之后, 笔者进一步对4台机直流轴承油泵的工作情况进行了观察, 发现4台机的直流轴承油泵都有频繁启动的现象, 其中2号机和4号机启动较为频繁 (2号机每隔3分钟左右启动一次;4号机每隔5分钟左右启动一次) , 1号机和3号机的启动间隔时间则比较长。
2 原因分析
在控制回路中, 直流轴承油泵的启动条件是: (1) 高位油箱油位低; (2) 交流轴承油泵泵后压力低; (3) 安全回路启动。也就是说, 造成直流轴承油泵的启动只有以上3种情况, 而其中有可能由于电气控制回路出现问题, 造成误动作, 使得油泵频繁启动。
针对以上几种可能的原因, 笔者依次进行了检查。从检查中发现电气控制回路及泵后压力继电器并没出现问题。造成直流轴承油泵频繁启动的原因是由于轴承润滑油系统的用油量大于油泵的供油量造成高位油箱的油位低。笔者就相关详细情况叙述如下。
从2号机和4号机高位油箱油位的工作情况来看:2号机高位油箱的油位浮动范围为3cm, 每隔3分钟左右启动一次;4号机高位油箱的油位浮动范围为5cm, 每隔5分钟左右启动一次。如此, 再根据高位油箱的尺寸 (长为1.1m, 宽为1.3m) 便可计算出每分钟的油量差值。
2号机: (11×13×0.3) ÷3=14.3L/min;
4号机: (11×13×0.5) ÷5=14.3L/min。
然后, 笔者又记录了机组在运行中润滑油系统的用油量 (如表1) , 根据用油量和油量差值, 便可知道交流油泵的实际供油量。
单位:L/min
从以上情况可以看出, 实际上油泵的供油量已达到了设计要求, 而另一方面, 从上面的数据可以看出1号机和3号机的总用油量比2号机和4号机总用油量要小, 并且对照最初的调试值 (反推轴承:54L/min;正推轴承:105L/min;水轮机导向轴承:22L/min;发电机导向轴承:18L/min;总用油量:199L/min) , 可以看出4台机实际上的用油量都大于设计值的用油量。由此, 使得油泵的供油量不能满足润滑油系统的用油量, 从而造成直流轴承油泵也频繁启动。
另外, 当时正处于夏季, 环境温度和机组的油温都较其它季节要高, 而油温一高, 就使透平油的粘度降低, 就相应的使油的流速加快, 这样也有可能会使润滑油系统的用油量比平时要大, 加速了直流轴承油泵的启动频率。
按照机组的正确及可靠运行方式, 在正常情况下, 只由交流轴承油泵泵油来保证机组轴承油系统的用油, 直流轴承油泵的设计思想和运行方式只是在交流轴承油泵出现故障的情况下作为备用泵投入, 而不应出现这种频繁启动的情况。
3 处理方案
3.1 调整用油量
根据最初设计值, 目前的实际用油量偏大。在处理此问题时可依照设计值并结合1号机和3号机的用油量以及机组的温度情况适当的将用油量调小, 此为方案一。从温度情况来看, 除2号机正推瓦温较高不适宜于调整之外, 其他的都还有调整余量, 再结合用油量来看, 也都可进行调整, 调整为:反推由59.4L/min调整为55L/min;水导由42.6L/min调整为36L/min;发导由21L/min调整到20L/min。这样, 可将用油量和供油量的差值缩小到2.3L min, 从一定程度上减少油泵的启动频率 (二十分钟左右启动一次) 。再对4号机, 也依据以上原则, 反推由63.9L/min调整为55.9L/min;水导由46.2L/min调整为38.2L/min, 这样, 将用油量调小了16L min, 已完全弥补了用油量与供油量达14.3L/min的差值。可基本使直流轴承油泵不启动 (调整前后数值比较见表2) 。
另外, 以上的调整是以1号机和3号机的用油量作为参考。按照这种调整数值, 2号机还仍有一点差距, 而4号机已基本上可以达到要求。然而, 从调整后可见, 4台机的用油量值仍大于设计值, 而若以设计值为基准, 则还可进行调整, 直到调整到满足要求为止。但是, 需要注意的是, 因轴承油流值直接关系到瓦温及机组的安全运行, 所以用油量的调整还需做相应的试验。而且, 因为油流值与油温的关系, 到了冬季, 油温低了, 相应的油流值也会自动减小。所以, 目前减少油流值, 到温度低时就可能会使油流值较难满足, 到时又要做重新调整。
单位:L/min
3.2 更换油泵
根据用油量与供油量的差值, 在方案一从用油量上进行调整的同时, 在另一面, 也可以在供油量上采取措施, 对目前的用油量不做调整, 而是根据差值适当增加油泵的容量 (更换容量更大的油泵, 此为方案二) , 将油泵容量增加到240L/min就完全可以满足要求。
4 结束语
直流轴承油泵的频繁启动, 容易造成直流轴承油泵及电机的损坏和缩短它的使用寿命, 而在这种情况下, 万一直流轴承油泵或交流轴承油泵任意一个不能正常工作, 就将造成机组因为高位油箱油位低而事故停机, 属重大的安全隐患。
启动发电 篇7
一级负荷中特别重要的电力负荷(应急负荷)中断供电后会造成重大损失,因此供电可靠性要求越来越高。一级负荷中特别重要的负荷,除由两个电源供电外,应增设应急电源,并严禁将其它负荷接入应急供电系统。在化工厂,备用柴油发电机组通常用做应急电源供电,在一路市电供电系统检修或故障,另外一路市电供电系统又发生故障时,保证应急负荷的正常供电。因此,化工厂备用柴油发电机组在线自启动控制非常关键。
现代化工厂的生产普遍采用集散控制系统(DCS)和安全仪表系统(SIS)来实现对应急负荷的控制与监视。
1 柴油发电机组
柴油发电机组主要由柴油机部分和发电机部分组成,并配备必要的冷却、油路、电气控制等系统。
1.1 柴油发电机组原理
柴油发电机原理如图1所示。柴油引擎的转动,带动发电机的几个内部部件转动,主转子的剩磁在主定子产生一个低交流电压;自动调压装置将此交流电压整流成直流电压,作用于励磁定子,并产生一个磁场,从而在励磁转子感应出一个交流电压;此交流电压经旋转二极管转变为直流电压,送至主转子,于是产生一个更强的磁场;相应地,在主定子产生一个更高的交流电压;如此循环,发电机的正常输出电压在短时间内(一般小于1s)建立起来,自动调压装置便开始限制电压到励磁定子,从而稳定、调节好发电机的功率输出,即供电输出。
1.2 柴油发电机组固有特性
柴油发电机的运行一般需经过冷启动阶段、过渡阶段和正常工作阶段。冷启动阶段只有几秒时间;过渡阶段一般在3min内;正常工作阶段指机组带额定负载(允许分段加载,但须在产品技术条件中说明)工作至柴油机水温、油温达正常值。
自动化柴油发电机组自启动成功后的首次允许加载量,对于额定功率不大于250kW者,不小于50%额定负载;对于额定功率大于250kW者,按产品技术条件规定施加。
柴油发电机过电流或过负荷都易出现故障停机。
1.3 柴油发电机组的自动化性能
根据国家标准GB/T4712-1996《自动化柴油发动机组分级要求》,柴油发电机组必须具有自动化控制功能。
化工厂备用柴油发电机组自动化程度属于一级,性能要求:
(1)单台发电机组自动化,用于应急供电。运行期间保持电压和频率恒定。
(2)发电机组应自动维持应急准备运行状态(蓄电池自动充电、储气瓶自动充气),柴油机起动前自动进行预润滑。
(3)能按自动控制指令或遥控指令实现自动起动、运行或停机。
(4)发电机组在运行过程中,若出现过载、短路、超速、过频、水温过高、机油压力过低等异常情况,均能进行自动保护。
(5)发电机组应配备表明正常运行和非正常运行的声光信号系统,用指示信号和报警信号表明机组的运行情况。
(6)发电机组在无人值守的情况下应能连续运行4h。
1.4 专用控制器
按自动化程度分级,柴油发电机组配置相应的专用控制器,用于柴油发电机组的监测、控制、停机报警和告警。
2 工厂供电系统
按照国标要求和地方电力网络的配置,对一级负荷中带有特别重要负荷的化工厂,其供电系统需要合理设计,以保证供电的高可靠性。供电系统单线示意图如图2所示。
正常供电来自地方电网的两路供电,接至正常供电母线段;应急供电来自备用柴油发动机。市电供电母线与备用柴油发动机,通过相应的开关配置,接至应急供电母线段。
正常情况下,应急供电母线1和应急供电母线2的供电分别来自市电供电母线1和市电供电母线2,属于正常供电。
异常情况分两种:
(1)当市电供电母线1或市电供电母线2其中一路出现异常时,电气自动切换装置(ATS)会自动将应急供电母线1或应急供电母线2的供电切入另一路正常供电的市电供电母线,同时备用柴油发动机自动启动,但不对应急供电母线1或应急供电母线2供电。这种也属于正常供电。
(2)当市电供电母线1和市电供电母线2两路都出现异常时,电气自动切换装置(ATS)会自动将应急供电母线1和应急供电母线2的供电切入备用柴油发动机供电。这种属于应急供电。
3 备用柴油发电机组在线自启动控制系统
备用柴油发电机组在线自启动控制系统结构如图3所示。
DCS是全厂控制与监视的核心,包括备用柴油发电机组在线自启动控制、柴油发电机状态监控和所有应急负荷监控。
SIS是全厂工艺安全控制与监视的关键,负责所有安全仪表回路的控制与监视,包括对柴油发电机状态、应急母线状态和所有应急负荷的控制与监视。
备用柴油发电机组专用控制器是柴油发电机组本身实现自动化性能要求的必备部件。
4 在线自启动控制的程序设计
4.1 应急负荷优先等级
每个单位应对已有的所有应急负荷确定优先等级,从而确定每个应急负荷的启动运行顺序。如图2中,应急负荷确定好优先等级依次为电机A、电机B、电机C、电机D。UPS因自身有一定的续航能力,优先等级可以定得低一点。
4.2 在线自启动方案
当其中一路市电供电母线失电时,备用柴油发电机必须自动启动。当第二路市电供电母线失电时,备用柴油发电机必须立即接入应急供电母线1和应急供电母线2进行供电。
为避免柴油发电机因过电流或过负荷而出现故障停机,在柴油发电机接入应急供电母线1和应急供电母线2进行供电时,各应急负荷应按预先确定的优先等级先后启动。在确定柴油发电机尖峰负荷时,采用两个阶段启动应急负荷:
(1)第一阶段:优先等级较高应急负荷,如电机A、B、C、D等,依次按优先等级顺序启动。
(2)第二阶段:优先等级较低应急负荷启动,如UPS等。
在柴油发电机启动短时间内,只要工厂生产安全允许的条件下,切入的应急负荷少一点为宜。
4.3 在线自启动控制程序
在明确应急负荷优先等级、柴油发电机固有特性和在线自启动方案后,就可以着手编制在线自启动控制程序。以图2为例,在线自启动控制程序流程如图4所示。
5 结语
2011年3月福岛核事故也出现备用柴油发电机在线自启动故障,导致严重后果。因此,对有应急负荷的化工厂乃至于其它类似工厂,应提高备用柴油发电机的安全等级,不断完善安全管理程序,严格执行备用柴油发电机在线自启动周期性测试,保证工厂的安全稳定运行。
摘要：阐述备用柴油发电机的原理、特性及与其相关的工厂供电系统,重点介绍柴油发电机在线自启动控制。
关键词：柴油发电机原理,柴油发电机特性,在线自启动控制
参考文献
启动发电 篇8
关键词：ZQF-80直流启动发电机,反馈,性能测试
随着我国铁路事业的飞速发展, 人们对电机试验在节能、准确性和快速性方面提出了越来越高的要求, 而机车用ZQF-80直流启动发电机在检修时进行的空转、超速、不同速度下的温升等试验, 要求电机在1115～3280r/min间不断转换, 这就使节约能源显得更加重要, 同时随着检测和在线监测技术的不断发展, 使试验平台的检测方法得到了更进一步的改善。
1 反馈试验系统主电路设计
启动发电机反馈实验的原理如图1所示。
系统由三相交流电源供电, 经过三相变压器变压, 以满足系统电压变化要求, 变压器输出的电压经过三相桥式全控整流电路整流之后给被试启动发电机供电, 调节变压器和整流器, 进一步满足被试电机的试验要求, 陪试电机 (F) 与被试发电机 (D) 是同型号的直流启动发电机, 通过联轴器将两台电机的输出轴连接, 陪试电机作为被试电机的负载, 陪试电机发出来的电经过升压电路升压 (必须大于前端整流电压) 继续供给被试电机, 升压电路采用升压斩波电路, 系统消耗的部分电能由电源补充。
2 试验系统测控系统
根据《ZQF-80型启动发电机试验大纲》提出的实验内容和方案试验主要包括冷态直流电阻测定、空载试验、小时温升试验和超速试验等内容, 主要包括阻值、温度、电压、电流和速度等参数的测量。
由于被测信号包括数字信号和模拟信号, 数字信号输入通道比较简单, 而模拟信号的输入通道则比较复杂, 在本测试系统中大多数输入的都是模拟信号, 有电压、电流、温度等, 微机检测系统往往需要同时检测多个物理量, 所以系统采用了多通道分时采集单端输入结构。
2.1 测试系统组成
本测试系统由试验台, 信号检测单元、输入输出接口、试验电源、数字仪表和工控机等几部分组成。原理如图2所示。
电机待测的各电压、电流、温度和转速信号经过各自匹配的传感器转换为0～5V的模拟信号, 经过相应的隔离控制模块, 分成两路, 一路直接送至数字仪表显示, 一路送至A/D采集卡, 采集后经工控机进行处理。而电阻的测量, 直接将测量结果送至数字表显示, 便于记录和处理。
2.2 电阻检测
电阻测量又分直接测量和间接测量。直接测量需将待测电机拆卸后才能测量, 由于拆卸时间较长, 进而影响测量精确度。
由于碳刷的电阻值随温度变化非常小。只要碳刷满足:阻值远小于绕组的电阻值, 并且阻值的变化量也远小于绕组电阻值, 即可采用间接测量。一般在断开电源瞬间, 测量转子电阻时将碳刷一起测量, 这样不用拆卸样品, 节省了时间, 减小了温度变化对实时阻值的影响, 保证了测量的精度。
传统的电阻测量一般采用伏安法测电阻, 但本试验系统所测冷态直流电阻较小, 采用伏安法误差较大;而常规测量电阻方法中, 中值电阻采用单电桥法, 低电阻采用双电桥法, 由于冷态直流电阻很小, 其中电枢绕组、换向绕组、启动绕组阻值均为0.003Ψ左右, 他励绕组一般也不超过9Ψ, 本文采用双“单电桥”法, 不但可以准确测量作为待测电阻的电枢电阻, 而且还可以将作为双“单电桥”电路的标准电阻和待测电阻“联线电阻”的总电阻测量出来。
测量电路如图3所示。
如图3所示, Rx为待测电阻, R0为标准电阻, rx和ro为可变电阻箱, G为平衡指示仪, B、C之间的总电阻Rf为待测电阻Rx和标准电阻RO之间的“连线电阻”, 可以把总电阻作为他励绕组电阻, 根据双“单电桥”电路特点, 直接得到总电阻值, 简化了电路。
(1) 当S“0”, 并将G调节到平衡时, 记下可变电阻箱rx和rO的值, 分别为rx0和r00, 即rx=rx0、r0=r00, 有如下:
(2) 当S“X”, 并将G调节到平衡时, 记下可变电阻箱rx和rO的值, 分别为rxx和r0x, 即rx=rxx、r0=r0x, 有如下:
由以上 (1) 和 (2) 两式得:
由 (3) 和 (4) 式, 根据标准电阻R0, 能够得出待测电阻 (电枢、换向、启动绕组) 和连线电阻的值。
2.3 温度测量
本试验系统小时温升试验的温度测量主要包括:绕组的温升、换向器和轴承及端盖温升的测量。
由于绕组的特殊位置, 直接测量温度有一定难度, 所以其温升测量是采用间接的直流电阻法测绕组温升, 利用电机温度变化时其绕组直流电阻相应变化的原理, 通过对其绕组直流电阻的测量, 计算相应的温升。
直流电阻法温升公式如下:
式中:R2———试验结束时绕组电阻;
R1———冷态时绕组电阻;
T1———冷态环境温度;
T0———热态环境温度。
换向器和轴承温升的测量是采用热电阻测量电动机或发电机的前后轴承温度、环境温度以测量轴承温升。热电阻是利用金属导体或半导体的电阻随温度而变化的特性来测量温度的。考虑到各方面的需要, 本系统采用了广泛用于高精度工业测量的铂热电阻 (Pt100) 传感器。将铂热电阻传感器放置在测量点, 来自热电阻的测量信号直接进入数字显示温度调节仪表。测量信号经前置放大调节后, 与设定信号一起通过选择开关, 送入大规模集成电路A/D转换器, 将模拟信号转换为数字量, 并用LED数码管对温度值直接显示。
2.4 电压、电流测量
测量电压的方法有多种, 传统的电流、电压测试方法是利用分流器, 但存在着精度低、体积大、适用波形范围窄、不能很好的电隔离、响应慢等缺点, 不能满足自动测试系统的要求。
为了能捕捉到瞬变的电压, 系统采用LEM模块, 将被测电机的电压信号转换为反映其真实波形的0～5V范围内的电压信号。
对于电流信号由于本系统被测电流信号都在几百安左右, 故采用分流器采集电流信号, 另一方面, 分流器的电阻比较准确, 所以也可以满足系统的测试精度, 使之转换为0～75mV的电压信号可直接接入隔离模块。
2.5 速度的测量
由于试验内容中的空转和超速试验, 牵引电机需要在不同转速下进行相关试验内容, 因此速度的精确测量显得格外重要, 系统速度测量采用非接触式光电速度传感器。转速信息可由测速传感器输出得到。其优点是非接触式, 因此使用寿命长, 可靠性高;此外它可以检测零速度, 得到相位信息, 分辨率高, 精度高, 抗干扰能力强, 测速范围宽。
2.6 采集卡的选择
在ZQF-80直流启动发电机试验台信号采集处理系统中, 选用了PCL-813B采集卡完成模拟信号的采集, PCL-813B是一款12位32路A/D数据采集卡, 其主要器件有AD 574转换器、多路开关和保持器。AD 574是一种高精度快速12位A/D转换器, 主要由D/A转换器 (AD 565) 、比较器、逐次比较逻辑寄存器、时钟电路、逻辑控制电路和三态输出数据锁存器等组成。PCL-813B板卡能够对每路模拟量输入提供电压保护, 是工业测量和监控的理想解决方案。具有良好接地的四层PCB上提供了32路模拟输入量和2个DC/DC转换器。每路模拟量输入的增益都可以软件编程。光隔离在模拟量输入和工控机之间提供了500V直流隔离保护, 能够防止工控机外设被输入线上的高电压损坏。同时PCL-813B带有PCL-881接线端子板和1根DB-37电缆。
3 系统软件设计
ZQF-80型启动发电机试验系统软件设计平台采用windowsXP操作系统, 信号采集处理系统选用VisualBasic6.0作为程序设计开发工具, 建立必要的动态链接库, 解决了高级语言对底层设备控制的可靠性问题;采用SQLServer数据库, 提高数据库的访问容量与访问速度, 针对Windows的多用户特点, 解决好系统实时性问题;严格按照国家标准和试验工艺流程来编制程序, 以实用为原则, 采用丰富的容错措施, 对各种可能发生的错误和无操作设置出错信息提示, 能使程序返回相应界面而不会导致死机, 对有参数输入的地方设置字符过滤器以防止输入非法字符系统主程序流程如图所示
系统同时使用Office的Access数据库及Excel电子表格等软件来实现试验系统的各种功能。
在电机试验中检测出来的数据是电机工作状态的综合反映, 也是试验过程的凭据。所以, 除各种参数实时显示外, 还要进行数据存储、报表、图形曲线的生成。存储的数据作为电机历史档案以备查阅;报表是每台电机试验完成后向验收部门以及上级主管部门报送的试验数据, 另外, 对电机试验过程中的各种数据还要进行分析判断, 判断是否在规定的范围内, 是否显示提示框, 是否停机检查等。
4 结束语
ZQF-80直流启动发电机反馈试验系统, 与传统的试验方法相比较, 具有节能和提高输入侧和输出侧功率因数的作用。系统中运用的双“单电桥法测电阻电路, 提高了绕组阻值的测量精度, 更为其间接温升测试的准确性提供了有力保证, 其输入隔离功能具有很强的抗干扰能力和耐高压冲击能力, 提高了系统的安全性, 同时PCL-813B采集卡采集处理的数据完全能够满足能试验系统的精度要求。
参考文献
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[2]李慧艳.牵引电机反馈试验站测控系统设计[J].铁道机车车辆, 2004 (6) .
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[4]张丽慧, 郑华耀.电机状态在线监测系统的设计与开发[J].上海大中型电机, 2008 (1) .
启动发电 篇9
变桨驱动器作为风力发电变桨系统中重要的组成部分,对执行的伺服电机起控制作用,伺服电机在风机桨叶角度变化过程中直接起着驱动作用。直流电机结构简单、启动转矩大、过载能力强,当驱动器出现问题时,可由备用直流电源直接拖动电机进行紧急顺桨,加上考虑行业成本因素,所以直流伺服电机在风力发电变桨领域占有一席之地。
目前兆瓦级风机的桨叶材质一般采用碳纤维增强塑料,制造的桨叶薄、刚性好,减轻了风机的重量,但是,变桨启动时,为了有好的动态响应,必须尽量缩短伺服电机的启动时间,如果启动电枢电流为电机过载能力所允许的最大电流值,必然会以最大的转矩启动, 但容易损坏风机桨叶等附件。所以,本文提出了一种伺服电机启动控制方式,既能将启动电枢电流控制在允许的过载电流范围内,又能提供大的转矩,实现快速变桨,满足快速动态响应的需求。
1永磁直流电机的启动方法
1.1全压启动
全压启动是直接将电动机接到额定电压下启动, 由公式Ia=(U-Ea)/Ra、Ea=CeΦn和T=CTΦIa(其中,Ce为电动势常数,CT为转矩常数,T为电磁转矩, U为电枢电压,Ra为电枢电阻,Ea为感应电动势,Ia为电枢电流,n为电动机转速,Φ 为磁通量)可知,全压启动初始阶段,转速n从零开始增大,电动机的电枢绕组Ra很小,而感应电动势Ea不能瞬间增大,此时电机电枢中电流Ia会突增,过大的电流将使电枢过热, 降低使用寿命,同时会使电动机换向时产生强烈火花, 而与电流成正比的电磁转矩很有可能损坏传动结构。 此种启动方式虽然操作简单,不需要添加其他设备,但只适用于小型电动机,对于脆弱的变桨传动结构和采用碳纤维增强塑料材质的桨叶是不适合的。
1.2分级启动
分级启动其实质是在电机启动过程中,将电阻串联到电动机电枢和电源两端,通过不同时段切除电阻的方法,改变电机的机械特性,将启动电流限制在允许的范围内,达到安全启动的目的。
图1为永磁直流电机分级启动的机械特性。其中,I1为最大启动电流,I2为最小启动电流,IN为电机额定电流,n0为直流电机空载转速。启动开始时, 电机电枢在接有三级启动电阻R1、R2和R3的情况下启动加速,此时电机运行在第一条特性曲线n0ba上的ab段;在加速过程中,转速n沿ab线段逐渐上升,而电枢电流Ia则逐渐变小,随着电流的减小,电机的转矩值下降,为了使电机得到较大的加速度,当转速升到b点时,将第一级电阻R1切除,在电阻R1切除的瞬间,由于电机的惯性,转速n不能突变,电枢电动势Ea也保持不变,由直流电动机电枢电流公式Ia= (U Ea)/Ra可知,电枢两端电压U不变,Ea不变,当Ra减小时,Ia增加,所以电枢电流Ia将随R1被短接而突增,图1中表现为从b点过渡到c点,同时,电机的转矩也按比例增加,R1切除后,电机便运行在第二条启动特性曲线n0dc上;重复之上的运行过程,使电机有较均匀的加速度,沿着固有特性继续加速,当输出转矩值等于负载转矩时,电机进入平稳运行。该启动方式能缓和转矩对传动机构与工作机械的有害冲击,改善电动机的换向情况,但是变阻器比较笨重,需要消耗许多能量,用于风机上加重了机身的重量,同时不能给定一个恒定增大的转矩值,不适合于风机变桨伺服电机的启动。
2直流伺服驱动器的构成
2.1驱动器的控制框架
直流伺服驱动器控制系统的结构框架如图2所示。 主要由6个模块组成:以DSP芯片R5F70844AD80FPV为处理器的核心处理单元;电压、电流、位置信号的检测单元完成闭环控制的信号检测采集过程;晶闸管主电路模块驱动电机转动;触发电路实现直流电机的调速;上位机模块实时改变控制伺服电机的各类参数,根据实际需要达到最优控制;LED显示实时监测的电机转速、故障信号等。
2.2驱动器的正反桥主电路结构
图3为驱动器的正反桥主电路结构。主电路由12个晶闸管构成正反桥可逆电路,可实现直流电机的正转和反转,三相交流输入的电压标准值为380V,整流滤波直流输出侧的电压为520V左右。因关断时环路中寄生电感的作用,晶闸管在关断时两端所承受的尖峰电压可以达好几百伏,因此也在晶闸管两端并联了阻容电路来吸收尖峰电压。根据需要,选取的晶闸管型号为MCC 95-16iO1B,其反向重复峰值电压为1 600V, 额定正向平均电流为95A,满足变桨伺服驱动器功率和裕量的要求。
2.3晶闸管触发电路模块
图4为晶闸管触发电路模块。由Q1、Q2构成的脉冲放大环节和脉冲变压器TR以及附属电路构成的脉冲输出环节两部分组成。当Q1、Q2导通时,通过脉冲变压器向晶闸管的门极和阴极之间输出触发脉冲, D1和R3是为了使Q1、Q2由导通变为截止时脉冲变压器TR释放其储存的能量而设的。
3驱动器主系统控制思路及其软件功能实现
根据风力发电变桨的需求,驱动器输出可控的直流电压,控制伺服电机的正转、反转、调速、制动,以达到变桨控制系统精确桨叶位置控制和快速动态响应的要求。驱动器主系统控制程序流程如图5所示。系统完成上位机对各额定值的读取及各参数的初始化设置,为了使开通晶闸管的触发脉冲与施加于晶闸管的交流电压保持合适的相位关系,同时触发电路工作频率与主电路交流电源频率保持一致,利用一个同步变压器,将其一次侧接入为主电路供电的电网,由其二次侧提供同步电压信号。
驱动器的主电路是三相桥式反并接可逆电路,三相桥式全控整流电路的6个晶闸管触发脉冲相位依次相差60°,相位控制是以变流电路的自然换相点为基准,经过一定的相位延迟后,再输出控制信号给晶闸管触发电路,产生相应的触发脉冲。以C相电压为例, DSP芯片检测到C相同步电压信号,启动定时器工作,当定时器计数溢出,输出第一个脉冲触发的控制信号,同时上次给予晶闸管导通的控制电路补发一次触发脉冲的控制信号,这样实现了全控电路的双脉冲触发,避免了因为电网波动所带来的电位误差。这种双脉冲触发方式,能防止脉冲变压器饱和,降低了触发电路的功率。
同时在整流输出端采用电压输出的闭环控制,实现输出直流电压连续可调。利用DSP芯片采集输出的直流电压信号,并与程序中所预设的输出电压值进行比较,若小于预设值,则继续进行触发脉冲的移相处理,增大输出电压,直到输出电压和输出电压预设值相等,则保持恒定输出,完成启动。
4仿真辅助及结果比较分析
以Simulink仿真平台为辅助,设计仿真参数,将得到的降压启动电流波形与分级启动和直接启动的仿真电流波形作比较,如图6~图8所示。
降压启动方法与分级启动、全压启动相比,降压启动能将电枢电流限制在驱动器的过载电流可承受范围之内,缩短了启动时间,加快了整个驱动器的响应,同在变桨过程中渐变大的转矩保护桨叶和伺服电机之间的传动机械,是符合风力发电变桨系统的需求的。
摘要：针对风力发电变桨系统的实际需求,提出了一种新的降压启动伺服电机的策略。通过与分级启动、全压启动的仿真结果对比,该降压启动的方法能将启动电枢电流控制在允许的过载电流范围内,又能提供大的转矩实现快速变桨,满足快速动态响应的需求。
启动发电 篇10
同期操作是一项非常重要的操作, 若误操作会造成非同步并列, 给电力系统带来及其严重的后果:可能产生巨大的冲击电流;引起电力系统电压严重下降;可能使电力系统发生振荡以至于瓦解。而巨大的冲击电流将产生强大的电动力, 可能对电气设备造成严重的损坏。
而当一个发电厂启动备用电源与送出线路分属不同电网时, 同期并列运行方式尤其重要。厂用电工作电源、备用电源的同期切换必须在解列的条件下进行, 防止不同电网间的并列运行。
1 厂内同期运行方式
某大型坑口发电厂一期工程安装6*350MW汽轮发电机组, 每台机组配备一台550±2×2.5%/21KV升压变压器经500KV升压站输出线路给华东电网供电;同时配备一台21±2×2.5%/6.3/6.3KV与一台21±2×2.5%/38.5/6.3KV高压厂用变压器给厂用系统及公用系统供电。而启动备用电源引至华北电网经220±2×2.5%/38.5/6.3KV高压启动备用变压器给发电机启动时提供启用备用电源。具体电气接线图如图一所示:
⑴当#1发电机组经500KV升压站5011开关并网运行于华东网时, 厂内35KVⅠ段经工作电源开关00BDA03、6KV厂用Ⅰ段经工作电源开关10BBA01、6KV厂用Ⅱ段经工作电源开关10BBB01、6KV公用Ⅰ段经工作电源开关01BCA01随机组运行于华东网;接于华北网的#1启备变通过厂内35KVⅠ段备用电源开关00BDA01、6KV厂用Ⅰ段备用电源开关10BBA03、6KV厂用Ⅱ段备用电源开关10BBB03、6KV公用Ⅰ段备用电源开关01BCA20作为其备用电源。
⑵当#1发电机组停机时, 必须先通过500KV升压站断开5011开关将发电机组与华东网解列, 即发动机组自带厂用电后再进行厂内35KVⅠ段备用电源开关00BDA01与工作电源开关00BDA03、6KV厂用Ⅰ段备用电源开关10BBA03与工作电源开关10BBA01、6KV厂用Ⅱ段备用电源开关10BBB03与工作电源开关10BBB01、6KV公用Ⅰ段备用电源开关01BCA20与工作电源开关01BCA01同期切换;切换后汽轮机打闸, 发电机停运;此时厂内35KVⅠ段、6KV厂用Ⅰ段、6KV厂用Ⅱ段、6KV公用Ⅰ段经备用电源开关运行于华北网。
⑶当#1发电机组启机并网时, 当发电机达到额定转速起励正常后必须先将厂内35KVⅠ段、6KV厂用Ⅰ段、6KV厂用Ⅱ段、6KV公用Ⅰ段由华北网备用电源到#1、#2高厂变工作电源的同期切换后, 即厂用电与华北网解列后再进行机组与华东网的同期并网操作。
2 存在危险
由运行方式分析可知在厂内公用系统存在多点非同期点, 在这些非同期点严禁并列运行。当如图二运行方式时:
备注:图中实心开关表示合闸状态, 空心开关表示分闸状态。
当#1机组运行、#2机组停运时, 此时厂内35KVⅠ段由#1机组#2高厂变带, 属于华东网, 厂内35KVⅡ段由#2启备变带, 属于华北网;6KV公用Ⅰ段由#1机组#2高厂变带, 属于华东网, 6KV公用Ⅱ段由#2启备变带, 属于华北网。
在此种运行方式下, 图二中云线框住的开关严禁合闸, 即厂内35KVⅠ、Ⅱ段, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段, 380V公用化学水处理Ⅰ、Ⅱ段严禁并列运行。如果云线框住的开关误合闸将造成华北网与华东网的并列运行, 由于不同电网间运行参数存在差异, 不同电网的并列运行会造成电力系统振荡, 造成电力系统重特大事故。
3 预防措施
3.1 开关逻辑闭锁
3.1.1 380V公用系统
在厂内380V公用系统输煤、煤场、空压机、除灰、化学、污水、网控、综合泵房PCⅠ、Ⅱ段母联开关合、跳闸回路设置闭锁。具体电气接线图如图三所示:
从图三中看出在Ⅰ、Ⅱ段母联开关合闸回路并联接入Ⅰ、Ⅱ段进线开关在分闸位辅助闭接点, 即只有在Ⅰ、Ⅱ段进线开关至少有一个在分闸位才允许Ⅰ、Ⅱ段母联开关合闸;在跳闸回路串联接入Ⅰ、Ⅱ段进线开关在分闸位辅助开接点, 当Ⅰ、Ⅱ段进线开关全部在合闸位时, Ⅰ、Ⅱ段母联开关合闸回路不通, 跳闸回路接通。确保Ⅰ、Ⅱ段进线开关和母联开关不同时在合闸位, 防止图二中华东网与华北网非同期并列运行情况的发生。
3.1.2 35KV/6KV系统
厂内35KV、6KV厂用以及6KV公用系统因为需要在单元集控室进行同期操作, 所以不能在电气控制回路设置进行相关电气闭锁。在厂内35KV、6KV厂用以及6KV公用系统工作电源开关和备用电源开关同期操作加入了主变高压侧500KV开关位置条件, 只有在主变高压侧500KV开关在分闸位置, 即发电机组与华东网解列情况下才允许进行厂内35KV、6KV厂用以及6KV公用系统工作电源开关和备用电源开关的同期操作。
3.2 制定相关运行操作规程
为防止厂内35KVⅠ、Ⅱ段, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段及380V公用Ⅰ、Ⅱ段母联开关的非同期合闸造成不同电网的非同期并网制定了相关的运行操作规程。
3.2.1 厂内35KV系统
由于厂内35KV系统是给水源地供电, 可短时停电。所以在机组事故停机厂用电切换时将35KV工作电源开关 (00BDA03) 到备用电源开关 (00BDA01) 的快切退出运行, 当事故停机时, 35KV段工作电源开关 (00BDA03) 跳闸母线失电后, 由运行操作人员现场将工作电源开关 (00BDA03) 拉至隔离位后再远方操作合上备用电源开关 (00BDA01) , 恢复35KV段供电。
当#1、#2机组并网运行时, 厂内35KVⅠ、Ⅱ段运行于华东网, 35KVⅠ、Ⅱ段母联开关00BDA05处于冷备用状态, 即断路器在隔离位, 断开其控制电源。当#1、#2机组停运时, 厂内35KVⅠ、Ⅱ段运行于华北网, 此时#1启备变需停电检修时, 35KVⅠ、Ⅱ段母联开关可合闸由#2启备变串带厂内35KVⅠ、Ⅱ段。
3.2.2 6KV公用系统
当#1、#2机组至少有一台机组运行时, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段母联开关01BCA03为非同期点, 严禁并列运行。为防止在01BCA03开关处发生非同期并列, 对01BCA03开关的操作作如下规定:
⑴正常运行中, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段分别由#1机#2高厂变、#2机#2高厂变带, 两段母线分段运行, 母联开关01BCA03拉出开关柜, 开关柜门上挂“非同期点, 严禁并列”标示牌;正常运行中, 严禁使用01BCA03开关将6KV公用Ⅰ、Ⅱ段进行并列。
⑵当#1、#2机组一台运行, 一台停运时, 6KV公用段一段由#1 (#2) 启备变带, 一段由#2 (#1) 机组#2高厂变带, 严禁使用01BCA03开关将一单元6KV公用Ⅰ、Ⅱ段进行并列。
⑶#1、#2机组均停运, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段分别由#1、#2启备变通过6KV启动备用Ⅰ、Ⅱ段带, 若#1 (#2) 启备变需检修时, 可通过6KV启动备用Ⅱ (Ⅰ) 段串带Ⅰ、Ⅱ段, 进行运行方式倒换, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段可短时并列运行。
01BCA03开关的使用, 需由当值值长下令, 电气运行专工同意后方可操作。
3.2.3 公用380V系统
公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段母联开关平常处于冷备用状态, 即开关在隔离位, 控制保险在断开位。
当#1变压器需要检修时, 先将公用380V系统Ⅰ段母线所带的负荷依次停运后断开公用380V系统Ⅰ段进线电源开关拉至试验位, 再将#1变压器高压侧开关断开, 最后合上公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段母联开关用#2变压器串带公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段母线。当#1变压器恢复送电时, 先断开Ⅰ、Ⅱ段母联开关, 再合上Ⅰ段进线电源开关恢复公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段分段运行。
4 结束语
当一个发电厂启动备用电源和送出系统不属于同一电网时, 在电厂电气运行方式中存在多点非同期点, 这些非同期点的运行方式非常重要, 必须制定非常全面安全的操作规程, 防止不同电网间的非同期运行的发生, 造成电力系统振荡瓦解。
参考文献
[1]何永华.发电厂及变电站的二次回路.中国电力出版社.
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