电站改造

电站改造（共12篇）

电站改造 篇1

摘要：刹车制动装置是水轮机停机过程中重要的设备之一。介绍了改造前刹车制动装置的原理和缺陷以及改造后装置的原理和优点。

关键词：制动装置,电磁阀,自动,手动

一、概述

广东省韶关市溢洲水电站是韶关市武江最后一级的梯级电站, 共两台机组, 总装机容量为20MW。两台机组的刹车制动装置自投运后经常出现电磁阀卡住的情况, 后经改造为HKJZF-2型集成制动装置后, 电磁阀未出现过卡住现象。

二、原制动系统简介

1. 工作原理:

当机组给出制动信号时, 制动电磁阀1DK的电磁铁开启线圈1DK-K带电, 制动电磁阀1DK动作, 压缩空气进入机组制动器的制动腔, 机组进入制动状态。与此同时, 线圈1DK-K因线圈回路上的4、5常闭接点断开而失电, 电磁阀1DK进入不带电的稳定状态。

经过一段时间的延时, 当机组转速降至5%额定转速时, 延时继电器3KT动作, 使解除电磁阀2DK的电磁铁开启线圈2DK-K带电, 解除电磁阀2DK动作, 压缩空气进入制动器的复位腔, 又因线圈2DK-K回路上的1、2接点的闭合, 使制动电磁阀1DK的电磁铁复归线圈1DK-G带电, 制动电磁阀1DK得到复归, 机组制动器的制动腔进行排气, 机组进入解除制动状态。此外, 线圈2DK-K和线圈1DK-G都因其线圈回路上的4、5常闭接点断开而失电, 进入不带电的稳定状态。

2. 其主要缺点为:

由于制动装置所用低压气存在一些杂质和一定的水分, 通过滤器不能将水分以及杂志完全过滤, 在低压气经过电磁阀时容易造成电磁阀卡死, 而导致机组不能自动地投入和复归刹车, 且此套控制中共四个电磁阀线圈, 所以电磁阀出现卡死的机率较大, 而且每个线圈都有自锁常闭接点, 当电磁阀卡死后其他操作也不能进行。从而机组制动装置经常需要人为手动来投入和复归刹车, 给机组运行造成极大的不便。

三、HKJZF-2型集成制动装置

HKJZF-2型集成制动装置主要由一个电磁空气阀DKF和两个手动阀SDF1、SDF2以及一块集成块组成。

1. 其主要性能特点有

1.1采用进口新型电磁空气阀和手动阀把水电站常用的刹车系统回路, 集中在一块集成块上, 实现无管连接;

1.2集成块和自动化元件全部采用硬质铝合金, 体积小, 重量轻, 动作极为可靠;

1.3采用先进的电磁空气阀, 绝缘性能好, 动作可靠, 且有手动操作装置。

2. 控制方式

2.1 自动控制:

当手动阀SDF1、SDF2转到“自动”位置, 手动阀SDF3、SDF4转到“自动”位置时, 通过控制电磁空气阀DKF的左、右电磁线圈, 可实现风闸的自动加闸和自动复归功能。当机组给出制动信号时, 使电磁空气阀的制动线圈DKF (ZD) 短时带电励磁, 电磁空气阀DKF动作, 压缩空气进入机组制动器的制动腔;与此同时, 制动器的复归腔进行排气, 机组进入制动状态。电磁空气阀的制动线圈DKF (ZD) 进入不带电的稳定状态。当机组给出解除制动信号时, 使电磁空气阀的复归线圈DKF (FG) 短时带电励磁, 电磁空气阀DKF动作, 压缩空气进入机组制动器的复归腔;与此同时, 制动器的制动腔进行排气;机组进入解除制动状态。电磁空气阀的复归线圈DKF (FG) 进入不带电的稳定状态。

2.2 手动控制:

当手动阀SDF1、SDF3、SDF4转到“手动”位置时, 手动阀SDF2转到“手动加闸”位置, 可实现风闸的投入;手动阀SDF2转到“手动复归”位置, 可实现风闸的复归。

2.3 原理图分析:

如上图所示, 当机组监控根据机组转速发出刹车投入信号, DKF-K线圈带电后制动腔进气, 压力显控器1YX显示进气, 其常开点闭合使3KT时间继电器线圈带电, 其延时闭合常开接点闭合 (确保在机组投刹车90s内不能进行复归命令) , 使6KA中间继电器闭合, 从而保证当接到复归信号时能进行复归操作。当机组开机前发出复归命令后, DKF-G线圈带电后复归腔进气, 同时制动腔排气。刹车投入与复归的信号由与行程开关串联的接触器41ZJ和42ZJ所给出的常开点确定。

四、结束语

HKJZF-2型集成制动装置由于只存在一个电磁阀, 且在控制系统中不存在自锁常闭点, 很好的解决了原刹车制动装置经常出现卡死而不能自动投入和复归刹车制动。溢洲电站刹车装置自改造后运行正常, 未出现过电磁阀卡住的现象, 确保了机组的正常运行。

参考文献

[1]WZG-15型温度-制动柜说明书.哈尔滨哈控实业有限公司

[2]HKJZF-2型集成制动装置使用说明书.厦门恒科自动控制技术有限公司

电站改造 篇2

随着高新区城市建设的不断加快，高新区负荷急剧上升，根据负荷预测，2016年我处35KV变电站负荷峰值将达到 6000KW，变电站将处于超负荷运行状态，因次亟需对我处35KV变电站进行改造，增加负荷容量，以满足用电需求和发展需要。在提高供电能力的同时,也提高了供电的可靠性和安全性，确保电网的安全、稳定运行，现对企业变电站现状运行状况及几种方案进行分析比较，以供参考。

1、变电站运行现状

现我处35KV变电站主变两台，供电公司备案容量为5050KVA(3150KVA、1850+50KVA),实际安装容量为3150KVA、5000KVA，总容量为8150KVA，2015年变电站最大负荷为5300KW。系统内企事业变压器90台，路灯变压器46台，管廊变压器19台，总装机容量约43930KVA。目前，我处10KV供电线路为南万线、东风线、东营线（含东风西半场）、高实1线、高实2线、晶岳1线、晶岳2线、盐机线、建新线、机关线10路出线。

变电站改造工程存在问题及对策 篇3

关键词:变电站改造;问题分析;控制对策

中图分类号:TD611.2文献标识码:A文章编号:1006-8937(2009)22-0113-01

随着用电量的加大以及近年来科技的发展和电网运行的需要,变电站设备改造工程势在必行。但改造过程中运行操作工作量大、方式多变、现场施工面多、施工人员交叉作业等存在很多问题。针对上述情况,为保证变电站改造的顺利进行,现将改造过程中可能出现的危险点分析如下,并就改造工程存在的问题提出相应对策。

1变电站改造前期的问题分析及对策

在变电站改造过程前,要做好改造人员的技术培训,掌握过硬的本领,同时改造人员的思想状态也很重要。这些准备做得妥当与否,直接决定着整个改造工作的进程和质量。

①工作人员安全意识薄弱问题。有的工作人员认为改造工程比较轻松,就是循环作业,从而在思想上麻痹大意,事实上,在改造过程中不小心谨慎,极容易出现纰漏。要让工作人员意识到改造操作比较频繁,工期长,人员劳动量大,同时,重复同一类型的操作极容易导致人员思想麻痹,造成工作人员安全意识淡薄。

针对这种情况要做好宣传发动,从思想上高度重视。要进教育工作人员千万不能思想麻痹,安全意识要放在首位。工作之前,我们要让工作人员明确整个工作的目的、意义、任务和总体目标,充分认识到此项工作的重要性、复杂性和危险性动员全体人员牢固树立“安全第一”的思想,从自身出发,依照工作实际,认真分析工作过程中容易导致人员思想麻痹、松懈的不安全因素。真正做到防患于未然。

②改造现场危险分析不足问题。对于改造现场,通常都是作业面多、人员散乱、车辆多、旧设备拆除、新设备安装、二次回路交叉接线等,存在很多危险性,对这些情况,如果分析不够到位,很容易有危险出现,从而影响整个改造过程,同时又可能带来不必要的损失。改造现场危险要素主要有: 机构箱门、端子箱、万用钥匙使用、电缆进出口经常打开,易进水及小动物;管理不善;接地线螺丝松动;现场施工电源使用不规范等情况。另外改造现场工作面复杂,工作人员任务不同,措施变化频繁,工作人员对改造站现场的措施、工作进展及运行情况不能熟练掌握,对现场危险因素不能及时控制等都存在危险性。

针对以上现象,要全面分析现场改造过程中存在的风险因素,并有针对性的制定完善的确保安全措施,并提前做好改造过程中的现场危险分析和应急预案。结合改造现场工作性质和系统方式变化参照变电站典型危险分析档案,全面了解,提前预测,并制定好相应的安全措施来防范。以全力保障改造工程的顺利进行,并将工作前所有的技术组织措施以及相应的控制措施,认真写入《变电站改造工程风险措施专题卡》和《倒闸操作风险分析与控制措施卡》中。

③改造物资、安全用具等准备不充足、不完善问题。关于安全用具的准备如果不充分、不完善的隐患也很多,例如:绝缘手套不合格则容易触电,给改造工作人员人身危害造成影响;物资和用具准备不充分,则影响工作进度,无法保证停、送电的及时性、有效性;物资和用具不合格,则容易导致操作过程中隐患重重,如验电器不合格,在验电时不能正确判断设备是否无压,而无法保证挂地线时的安全等。这些都是因为准备不充分和不完善造成的隐患问题。

针对这种情况,我们就要提前做好改造物资和安全用具的准备工作,要精细到位,工具设施类准备充分完善,做好所有物资和用具的全面检查。如安全工器具要合格、充分;备品备件充足;接地线完好等。并要求派专人负责检查、完善,填写记录并签名。做到个人负责制,哪个过程出问题,就有负责人员承担责任。

④新设备投运与培训不同步,工作人员未能及时熟练掌握新设备运行管理问题。随着科技的发展,变电站的新设备也在不断更新和更换,工作人员对新上设备的工作原理、操作要领的掌握以及异常情况的处理方面有些欠缺,不能在较短的时间内熟练掌握新设备的运行与维护。这都与工作人员没有进行岗前培训十分不开的,其问题的严重性不言而喻。

为了避免上述现象发生,就要加强工作人员的岗前培训,提高工作人员的业务素质和技能水平。随着新设备投人运行,对工作人员在业务技能方面提出了更高的要求,因此我们更要加强实践培训,使工作人员在时间较短的情况下,尽快掌握新设备的原理、运行维护和管理,保障新投入设备安全、可靠运行。

2改造过程中问题控制

在改造中工作人员万不可麻痹大意,为了保证吧问题消灭在萌芽状态,就要确保做到以下几点:①工器具的使用管理制度要明确。使用前要进行全面检查,确保万无一失。②万用钥匙使用要有严格的审批制度。按手续启用万用钥匙,加强监护,用后及时封存;操作过程如出现问题在未查明原因前,未经许可,不得随意解除运行。③现场看板管理制度要严格。当日看板上明示的问题要有专人负责。④风险处要有专人监护。各风险点都有人监护,如有问题,马上制止。⑤改造现场安全措施要到位。室内、外高压设备要完善,主控室内的安全措施要齐全,检修区与运行区责任明确,警示牌醒目,安全通道畅通,便于检修人员的工作质量。⑥制定齐全的监督检查制度。在进行大的改造时,管理人员提前到站,开好准备会、开展安全风险分析,审核“两票”,站队长提前组织好现场各项工作及措施,监督检查到位等。及时发现问题,做到“抓大不放小”。⑦违章处罚要加大。下大力度查违章,具体查作业性违章、查管理性、指挥性和装置性违章。重点查:新设备验收、传动试验是否有人监护、万用钥匙的使用是否符合规定、交接班制度是否准时、运行人员是否明确操作任务、检修后的设备状态是否恢复到原始状态”等。

3改造后期的验收问题

验收的重要之处就看检修工作完成质量。为了保证送电过程顺利,同时不会影响到人身安全,这就要我们在验收是工作细致考虑周全,试验合格。这就我们要求务必做好以下几项工作。

首先,设备验收质量要严格。设备验收要做到明确分工、责任到人,要根据工作内容及性质,明确验收项目和验收重点,发现问题及时提出,马上处理。

其次,设备送电前的检查要细致。要精确的检查开关、刀闸的状态,送电范围内(站内控制)的接地线全部拆除,并存放归位,接地刀闸全部拉开并经闭锁;检查各压板、插件、开关投切位置正确;检查模拟屏元件位置应与实际设备位置相符;检查检修记录等是否合格、保护定值是否交代,并与调度核对正确,作好记录。

最后,设备送电后要加强巡视。由当值值班负责人负责组织对设备运行情况进行巡查,做好记录。如出现问题却没有发现并按相关流程处理,将追究值班人员的责任。

总之,在变电站改造过程中,必须认真贯彻“安全第一,预防为主”的方针,做好危险因素的分析,制订严格的预防和控制措施,要不断总结经验、完善制度、加强管理,确保在改造期间变电站安全运行。

参考文献:

[1]李泉源.城网改造110kV变电所设计思路[J].电力建设,2000,(10).

[2]刘东哲.矿区变电所的技术改造与节能[J].福建能源开发与节约,1996,(2).

[3]张志刚.大容量、高阻抗变压器负载损耗计算中应注意的问题[J].变压器,1994,(7).

[4] 孙秀文.城市电网建设与改造工程中变电所的设计模式[J].黑龙江电力,2002,(6).

[5]詹英华.变电所改造工程的施工策划[J].农村电气化,2005,(10).

[6] 王泳.变电所10kV设备改造方案[J].农村电气化,2004,(4).

水电站励磁系统改造方案 篇4

山美水电站地面厂房3号机组于1996年投产,机组容量为30MW,采用广州电科院FJL型励磁装置。FJL型励磁装置是静止机端励磁调节装置,由励磁变压器、可控硅整流装置(功率柜)、灭磁柜、励磁保护柜、励磁调节柜组成。由于该励磁装置调节器由模拟集成电路组成,采用三相全控桥整流电路,自动调节方式单一,运行参数整定、修改难,调节柜、保护柜、灭磁柜运行不稳定、维护复杂,已不能满足系统和机组安全、稳定、快速响应的运行要求,因此决定于2010年4月对3号机组励磁系统进行改造。

2 改造方案

综合考虑了技术和经济因素,本次改造保留可控硅、励磁变压器等功率回路部件,采用EXC9000型全数字式静态励磁系统,并利用原结构布置,将原励磁调节柜、励磁保护柜和灭磁柜更换为新的调节柜和灭磁柜。改造后的励磁系统由调节器、人机界面、对外接口、功率柜、灭磁及过压保护、励磁变压器等组成。

2.1 励磁调节器

励磁调节器采用微机/微机/模拟三通道双模冗余结构。A、B通道为微机通道,核心控件是32位总线工控机;C通道为模拟通道。A通道为主通道,测量信号通过机端第1套电压互感器BV1和电流互感器BA1取得;B通道为第一备用通道,测量信号通过机端第2套电压互感器BV2和电流互感器BA2取得;3个通道共用励磁变副边采集的三相同步电压信号和励磁电流信号。

3个通道从测量回路到脉冲输出回路完全独立,采用主从方式工作。正常方式为A通道运行,B通道备用,B、C通道自动跟踪A通道;当A通道故障时,自动切换到B通道;当B通道故障时,自动切换到C通道。调节器通道配置如图1所示。

励磁调节器有如下功能:

(1)调节功能。给定值预置、AVR调节器(PID+PSS)、FCR调节器、调差、恒无功/功率因数附加调节、软起励、通道跟踪、系统电压跟踪等。

(2)限制功能。V/F限制、强励限制、过励限制、欠励限制、定子电流限制等。

(3)其它功能。参数在线修改、故障录波、防误操作等。

2.2 灭磁及过电压回路

灭磁及过电压原理图如图2所示。正常停机时,励磁调节器自动逆变灭磁;事故停机时,跳灭磁开关将磁场能量转移到耗能电阻灭磁。当发电机处于滑极等非正常运行状态时,转子回路将产生很高的感应电压,安装在转子回路的转子过电压检测单元A61模块检测到转子正向过电压信号后,立即触发V62晶闸管,将耗能电阻单元FR并入转子回路,通过耗能电阻的吸能作用,消除过电压;转子反向过电压信号则直接经过V61二极管接入耗能电阻,以确保发电机转子不开路,从而可靠地保护转子绝缘。保护动作时,转子绕组会产生相反的磁场,抵消定子负序电流产生的反转磁场,以避免烧坏转子表面及转子护环;同时,可通过监测电流互感器电流信号向监控系统发相应指示信号。

2.3 功率柜

原励磁装置的2个常规功率柜中各有2个桥,采用并联运行模式,其均流通过晶闸管参数选配实现;设有指示灯,输出电流等参数采用机械表计;采用继电器接点连接模式,屏柜间连线复杂,信号点需逐个接入励磁系统。

2.4 起励方式

EXC9000励磁系统采用机组残压起励和外部辅助电源起励。当机组在10s内残压起励失败时,励磁系统可自动起动外部辅助电源起励回路。在机端电压达到额定电压的10%时,起励回路将自动退出,立即开始软起励并将机端电压建立到预置的电压值。整个起励过程和顺序控制是通过调节器的L(0U板实现的。导向二极管用于实现起励电源的反向阻断,防止起励过程中转子回路的过电压反送至外部的直流系统,同时将交流起励电源整流为直流电源。限流电阻可限制辅助电源起励时起励电流,防止起励电流过大损坏外部的直流系统。

3 现场试验效果

改造后,在现场对励磁系统进行了试验,效果如下:

(1)起励试验。起励平稳可靠,起励超调量为0.3%,起励时间为3s。

(2)灭磁试验。正常停机灭磁时,无需跳灭磁开关,从而降低了灭磁开关的磨损,减少了合闸冲击,延长直流电源寿命。

(3)甩负荷。能自动快速地减小励磁电流,抑制过电压,维持发电机电压稳定。

(4)故障诊断。在电站进行了发电状态下的断开和恢复测量TV线、厂用电源临时退出、运行方式切换等试验,结果证明励磁系统几乎无扰动。

(5)图形化人机界面。液晶屏可显示发电机电压(UAB,UBA)、电流(IA,IC)、三相有功功率、无功功率、功率因数、频率、励磁电流,电网电压、给定值等,还实时显示励磁运行方式、通道工作状态、外部命令等。

4 结束语

改造后,EXC9000励磁系统运行良好,调节器处于自动运行方式,电压调节正常,通道未切换,限制器、保护未动作,未出现因励磁造成的失磁,同时整流桥、灭磁开关运行正常。

电站改造 篇5

【摘要】确保水电站发电设备的安全与可靠是保证水电站正常运转的前提与基础。对水电站进行必要的技术改造是保证水电站安全生产、降低检修费用、提高水电站经济性的一种有效途径。在本文中，笔者根据在水电站工作的相关经验，就水电站技术改造工作进行了详细的探讨，详细阐述了水电站机组运行中的问题，指出水电站技术改造中常采取的措施，并就水电站技术改造工作中应当注意的问题进行了说明，对于促进水电站技术改造工作具有非常积极的意义。【关键词】水电站；技术改造；水运转；安全生产

1.前言

我国的广西省拥有非常丰富的水电资源丰富，截止到到2012年年末，整个地区拥有2 400多座已建成的中小型水电站，这些中小型水电站的总装机容量大约为600万千瓦，约占全国水电资源可开发总量的五分之一。虽然当前的广西地区水电资源已经有了较高程度的开发，但是很多水电站存在装机容量小、设备陈旧，电气设施老化和破损严重等现象，并且机械设备故障率较高，发电效率较低，拥有很大的技术改造增容空间。因此，为了充分发挥这些旧水电站的优势，我们应根据水电站的实际情况，采用合理的技术手段对这些水电站进行改造。

2.水电站机组运行中的问题

通过走访大量水电站，笔者发现当前这些旧有水电站存在的问题主要表现为以下几个方面： 2.1水轮机性能落后

很多水轮机技术陈旧，并且存在制造质量差现象，现在了水轮机性能。甚至在某些水电站仍旧存在使用ZZ560、HL365、ZZ460 等型号的水轮机转轮的现象，这些水轮机转轮的单位流量、转速以及模型效率等相关性能参数都很差，仅仅相当于西方发达国家二十世纪中期的技术水平。此外，受条件限制，有些小型水电站选用的水轮机加工质量不过关，容易产生故障，长期带病运行，具有较差的运行稳定性。

2.2水轮机性能参数与运行参数有出入

水轮机性能参数与运行参数有出入，导致水轮机不能再最优工况区运行，降

低了水电站机组运行效率（耗水量多一集发电损失大等），同时还会大大缩短水轮机的使用寿命。这种现象与我国早期编制的水轮机模型转轮型谱有关系[1]。转轮型谱中涉及的转轮型号少，而有些水电站找不到与本站相匹配的转轮型号，因而只能选用相近转轮，造成了某些水电站存在水轮机性能参数与该水电站实际运行参数有一定出入的现象。相关管理部门对水电站水轮机选型的不重视，以及相关设计单位不能根据水电站的实际运行情况合理选择转轮机型，都会影响水轮机转轮额定水头或额定转速等相关参数的合理选择。此外，有些水电站在建设时没有对实际的来水量的相关水文数据进行详细考察，在建成后的水电站实际水文数据与设计资料不匹配，因此导致了水电站机组性能参数偏离实际运行参数的现象发生。

2.3水轮机与电气设备不匹配

水电站的水轮机与电气设备不匹配的现象直接导致后果是浪费水电站的设备容量，增大水电站的运行损耗。水轮机与电气设备不匹配的问题主要表现在如下两个方面：（1）“大马拉小车”。即水电站的水轮机具有较大的输出功率，而水电站的发电机额定容量较小，这样的水轮机与发电机相配套必然会大大限制机组的出力。（2）“小马拉大车”。这种现象与上述刚好相反，水电站发电机容量较大，而水轮机输出功率较小，严重浪费了设备容量。2.4水轮发电机绝缘老化严重

某些小型水电站的高层管理者为一些私人老板或者个体企业，不具备水电站的系统理论相关知识，在没有对水电站设备全面把握的基础上为了短期的经济效益而对水电站设备进行盲目跟从型的投资。甚至直到某些设备出现了严重的故障问题，严重影响了水电站正常运行的条件下才会进行设备的维护和管理。此外，职能型组织结构依然在某些小型水电站得到沿用，对水电站设备的运行、维护工作采用运行、维护细致分工的模式，降低了设备的维护效率。在长期缺乏有效维护的情况下水轮发电机因运行年代长，定子、转子的绝缘老化极为严重，非常容易引发接地故障，使得水轮发电机组难以维持正常的运行。此外，某些水电站采用制造或安装质量较差的水轮发电机的推力轴承，严重降低了其安全可靠性，进而导致推力轴承烧瓦的事故发生。其中图1为传统的水电站组织结构图。

小型水电站

技术安全部 运行部 检修部 机电物资部

水务班 运行班 电气班 机械班

图1 小型水电站传统组织结构图

2.5水轮机磨蚀破坏严重

河流多泥沙的情况容易造成水电站水轮机磨损破坏[2]。根据相关行业的统计，在全国范围内的小型水电站中，大约存在三分之一的水电站的水轮机存在空蚀以及严重的泥沙磨损现象，导致了导水叶、进水阀等出现漏水问题，甚至严重的影响设备正常开、停机的程度。此外，水轮机磨蚀破坏严重造成叶片裂纹或断裂，极大的降低了设备的安全可靠性。

3.水电站技术改造分析

多数小型水电站的技术改造以水轮发电机组的改造为主[3]。针对水电站的技术改造设计中可以分如下几种具体情况进行阐述： 3.1水轮机设备陈旧、性能落后的情况

对于水轮机在长时期不断运行后设备陈旧、性能较差的水电站，为了有效提高水电站的水轮机运行效率，其技术改造的方式可选用更新改造或增容改造。技术改造选用的新型水轮机转轮应与该水电站水头段导水叶相对高度一样（或近似）。如果没有与该水头段相匹配的合适转轮，则应根据水电站的实际情况进行必要的改型设计，或者重新设计转轮，甚至可以对新型转轮的过流部件型线与结构进行必要的改进，其实满足水电站的增容、增加年发电量的技术改造要求。3.2水电站多泥沙的情况

对于处于多泥沙河流段的水电站，水电站的技术改造应注重考虑水轮机磨损问题。水电站的技术改造可选用与抗磨措施相结合的方法，充分考虑水电站水轮机的过机含沙量、泥沙中值粒径等相关因素，可使用单位转速较低、单位流量较小同时又具有较高模型效率的新型转轮，并根据水电站的实际情况适当降低和匀化导叶区流速。此外，为了有效降低水轮机的磨损，还应对水轮机采取合理的抗磨措施，如保护涂层等，以有效延长水轮机使用寿命。

3.3水头、流量与原设计不符的情况

水头、流量与原设计不符应分以下两种情况进行讨论：（1）水头、流量超过原设计，这种情况下的水电站技术改造可采用增容改造方式。（2）水头、流量小于水电站原设计，此时的水电站技术改造宜采取减容改造方式。这两种方式的技术改造都应充分考虑水电站的实际运行水头和流量[4]。不同的是，前者需要根据实际情况合理提高水轮机的额定水头，加大额定输出功率，而后者则需要根据实际情况适当降低水轮机的额定水头，减小额定输出功率。然后选用合适的新型转轮或重新设计转轮，将水轮机调整到最优或较优工况区运行。3.5水轮机与电气设备不匹配的情况

对于“大马拉小车”，可以根据水电站的具体情况单独改造水轮发电机。为提高绝缘等级或改进通风系统等实现增容。如果主变容量不满足要求，则可换用新变压器。对于“小马拉大车的水电站，可对水轮机进行改型，达到增容目的。

4.在水电站技改中应注意的问题

（1）增容改造须分清主次。由于水电站的水轮机处于原动机的地位，影响参数多，具有一定的选型技术难度，因此在改造中应以水轮机的改造为根本，其次再考虑其他机电设备的整改工作。

（2）重视竣工验收。竣工验收工作，应在水电站技术改造工程后进行的生产试运行合格后予以进行，确保水电站技术改造目的。

（3）重视水力核算。水力核算即是对水轮机输水系统的过流量和水头损失的数值关系进行核算[5]。最大过流量和水头损失是制约水轮机增容的关键[6]，因此应对水力核算予以足够重视。

5.结语

对水电站进行技术改造，有利于保证水电站安全生产、降低检修费用，同时也是提高水电站经济性的一种有效途径。水电站的技术改造应根据水电站的实际情况，如水轮机设备陈旧和性能落后、水电站多泥沙、水轮机与电气设备不匹配、流量与水电站原设计不符等，具体问题具体分析，同时在技术改造中分清增容改造的主次，重视竣工验收和输水系统的水力核算等，切实做好水电站的技术改造工作。

【参考文献】

浅谈变电站综合自动化改造 篇6

【关键字】变电站；自动化；改造

1.变电站综合自动化的特点

变电站综合自动化是将变电站的二次设备利用现代微机和通信技术，将各种功能重新组合，共享信息，从而能够实现对变电站自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化装置。

综合自动化的主要特征是将控制、保护、通信等功能有机结合，分功能模块进行结构化设计组装，然后再实现信息可视化，利用相关软件使运行管理智能化。

综合自动化的优点主要在于能共享设备、信息资源，使全站数据统一，避免设备重复投资，大量减少占地面积和二次电缆，使变电站设计简捷、布局紧凑；同时，具有抗干扰性能强，可靠性高，便于施工、调试、维护、运行和管理等优点。

2.变电站综合自动化现状

（1） 传统模式

传统模式即目前国内应用最为普遍的远方终端装置（RTU）加上当地监控系统，再配上变送器、遥信转接、遥控执行、UPS等屏柜。站内保护装置的重要信号通过硬接点方式输入RTU，其中微机型保护装置亦可通过串行口按约定的规约与RTU进行通讯。

（2） 集中配屏模式

目前大多数厂家的产品均属此类，在各地110kV无人值班变电站中应用也最广。与传统模式相比，最大的改进在于将RTU的遥控、信号、测量、电能计费、通信等功能分别组屏，并由1个或2个总控单元通过串行通信口（RS232、RS422、RS485）与各功能单元（屏柜）以及微机保护、故障录波、上位机（可选）等进行通讯。比较典型的产品有NARI系统公司的DISA一3型、BJ一1型等。

（3） 全分散式和局部分散式

全分散式的其中保护相对独立，控制和测量合一；

局部分散式综合了集中式与分散式的特点，采用了分散式的系统结构，而控制和保护仍集中配屏。

3.110kV龙泉变电站综合自动化改造

2010年公司安排110kV龙泉变电站综合自动化改造任务。龙泉变的现场情况十分复杂，任务非常艰巨。龙泉变继电保护专业完成的工作主要有：拆除旧的保护屏及回路，完成1号、2号主变综合自动化改造；完成两条110kV出现、110kVPT及母联综合自动化改造；完成110kV母差保护屏、110kV故障录波器、35kV母差保护屏改造；完成35kV出线及母联综合自动化改造；完成10kV出线、站用变、电容器及母联综合自动化改造；完成110kV备自投、110kV電压并列回路、35kV备自投、35kV电压并列回路、10kV备自投、10kV电压并列回路综合自动化改造。

龙泉变是一个比较早的变电站，原来由变电处负责维护。电力公司改革后移交到西固变电检修工区，当时由于各种原因图纸、资料丢失非常严重，现存的符合现场实际的图纸资料很少。这几年人员流动比较大，现在班组的人员对该站的实际接线情况掌握不够。

针对实际情况，保护班成立了110kV龙泉变电站综合自动化改造小组。从三月份开始，现场实际考察，查清现场回路情况，绘制端子排图、电缆走向图以及公用回路走向，召集全体成员研究具体实施方案。在现场施工过程中，稳扎稳打坚持“安全、质量、时间”这六字方针。

龙泉变改造现场坚持贯彻“安全第一、预防为主”安全管理制度。“安全”不仅仅要保证设备安全，还要保证人身安全。在工程开工前期，组织大家加强安全知识和相关专业规程学习，相互监督、相互促进。在工程现场班组的安全员时刻关注大家的行为，坚决杜绝违章现象。每一天开工之前，工程负责人都要和大家交代今天的工作任务，以及工作中存在的危险因素，每次攀爬设备之前工作负责人都会嘱咐工作班成员注意安全，现场经常听见的几句话“安全带，系好了没”、“安全帽，带好了没”“去，那边绕着走”。时间长了也许会有人忘记了，但是我们的负责人时时刻刻的提醒着我们的员工，在整个工程中，没有出现一例违章行为，龙泉变的现场环境非常复杂，我们的工作人员，没有一刻的放松，在拆除旧回路的时候，每次都是根据已经绘制好的回路图、电缆走向图、端子排图逐一排查、检查、复查，最后才将旧回路拆除。在拆除旧回路的过程中都有专人负责监督，对照复查后的结果，一人宣读，一人复诵，再拆除。经过严格的程序，没有发生一次误拆线情况，特别是在拆除公用回路的时候，这种手段非常有效，运行的设备没有发生一次不正常情况。为设备正常、安全运行提供有效的技术保障。

“争分夺秒，严把质量关”，龙泉变电站所带的负荷都是重要负荷，所以停电时间非常短。我们面临的问题很严峻。时间紧，任务中，还要保证工程质量。在工程中我们使用很多方法减少时间、提高质量。例如：接线图、旧端子箱开孔过渡法。

在整个工程阶段，没有出现一次因施工质量问题影响供电的事情发生，就是因为工艺问题返工的事件都没有发生。我们严把质量关，从人员到技术，都有严格的要求。现场根据设计图纸，制作专门的接线图。接线图是经过现场负责人严格把关，审核。再经过现场所有的负责人共同研究，最后实施。在实施的过程中要求工作班成员，不得丝毫懈怠，严格执行。利用这种方法既节约时间，又能提高施工质量。

在35kV设备改造期间，接线图和旧端子箱开孔过渡法给了我们很大的帮助。35kV所带的都是重工业负荷，每天的负荷都很大。公司要求我们在两天的时间内将改造任务完成。我们将35kV分成2个部分，每天早停晚供，给公司和社会做出了很大的贡献。在工作期间，我们先将设计好的接线图分发给所有工作人员，让他们先熟悉。在旧端子箱底部开孔，将新敷设的电缆穿出来，将新的端子箱立在旧端子箱旁边，这样将新的端子箱接线在设备停电之间完成。这样就大大减少了停电后的工作任务。而且控制室内保护屏的接线也在设备停电之前完成。

面对时间紧、任务重、现场环境复杂的情况，我们顺利的完成了龙泉变的改造任务。在这次改造任务中，我们集思广益，发扬团结奋进的精神。想出了很多好的方法，好的管理手段。为今后的工作提供了有效的支持。从工程中我们总结出“争分夺秒 严抓安全 力保质量”的工程管理方针。

4.结语

在这科技发达的现今社会，自动一体化已经成为了主流，变电站能够全部实现综合自动化也是社会的发展趋势与社会需要，它对于，节省人力、节省资源，都起着关键的作用。而其在电能的质量，变电站的安全和稳定运行上也都会发挥出现在化设备的先进性能。

变电站的无人值班改造 篇7

变电站自动化是在自动化技术、计算机技术、网络通讯技术的基础上发展起来的, 我国大约在20世纪90年代才大规模推广变电站自动化和无人值班这项工作, 经过10多年的发展基本形成了新建变电站全部采用综合自动化技术, 常规站逐步向变电站自动化和无人值班过渡的局面。而本文重点考虑的是常规变电站改造的问题。

1 改造原则

我们开展各项工作都要考虑投资的经济效益和社会效益, 即投资的“产出”是否高于“投入”。由于各地情况不尽相同, 因此, 每个供电单位在实施常规站无人值班改造工程时, 必须进行全面论证。

1.1 自动化系统是电网调度自动化的一个

子系统, 因此常规变电站的无人值班改造也应服从电网调度自动化的总体设计, 其配置、功能、设备的布置应满足电网安全、优质、经济运行的需要。

1.2 充分利用原有设备。

1.3 改造后应满足变电站实际的需要, 按

我国的实际情况, 目前变电站还不大可能完全无人值守, 即使是无人值守, 也有一个现场维护、调试和应急处理的问题, 因此改造时应考虑远方与就地控制操作并存的模式。但必须保证在同一时间只允许一种控制方式有效。

1.4 改造时应从技术上保证站内自动化系

统的硬件接口满足国际标准, 系统的支撑软件符合ISO开放系统的规定, 系统的各类数据、通讯规约应与相应的电网调度自动化系统保持一致, 以适应电力工业信息化发展的要求。

2 改造模式

由于各变电站现有设备、变电站在系统中的重要性、改造投资等情况均不一样, 其改造方案没有统一模式, 应根据具体情况而定。国内常规站的基本模式是采用RTU和当地监控系统的两遥站, 从笔者掌握的情况, 要改造成无人值班站, 可以有以下两种方案。

2.1 可以直接改为综自站, 但要注意解决以下几个问题

2.1.1 生产厂家的问题

目前在变电站自动化系统选型当中存在着所选系统功能不够全面, 产品质量不过关, 系统性能指标达不到要求等情况。主要有以下问题:由于我国市场经济体制不成熟, 厂家过分重视经济利益, 用户过分追求技术含量, 不重视产品的性能, 因而一批技术含量虽较高, 但产品并不过关, 甚至结构、可靠性很差的所谓高技术产品仍在不断使用。厂家只要有人买就生产, 改进的积极性也就不高, 甚至有些产品生产过程中缺乏起码的质量保证措施, 有些外购件的生产更是缺乏管理, 因而导致部分投产的变电站问题百出。还有一种情况, 有些厂家就某产品只组织技术鉴定, 没搞产品鉴定。另外, 生产厂家对变电站自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够, 导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻, 造成设计漏洞较多。

2.1.2 不同产品的接口问题

接口是自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一, 包括RTU与通信控制器、保护与通讯控制器、小电流接地装置与通讯控制器、故障录波与通讯控制器、无功装置与通讯控制器、通讯控制器与主站、通讯控制器与模拟盘等设备之间的通讯。这些不同厂家的产品要在数据接口方面沟通, 需花费软件人员很大精力去协调数据格式、通讯规约等问题。当不同厂家的产品、种类很多时, 问题会很严重。如果所有厂家的自动化产品的数据接口遵循统一的、开放的数据接口标准, 则上述问题可得到圆满解决, 用户可以根据各种产品的特点进行选择, 以满足自身的使用要求。

2.1.3 变电站自动化系统的抗干扰问题和采取的措施

关于变电站自动化系统的抗干扰问题, 亦即所谓的电磁兼容问题, 是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站自动化设备出厂抗干扰试验手段相当原始, 仅仅做一些开关电焊机、风扇、手提电话等定性实验, 到现场后往往也只加上开合断路器的试验, 一直没有一个定量的指标, 这是一个极大的隐患。变电站自动化系统的抗干扰措施是保证变电站自动化系统可靠和稳定地运行的基础, 选择时应注意, 合格的变电站自动化产品, 除满足一般检验项目外, 主要还应通过高低温试验、耐湿热试验、雷电冲击电压试验、动模试验, 而且还要重点通过四项电磁兼容试验, 分别是:1 MHz脉冲干扰试验;静电放电干扰试验;辐射电磁场干扰试验;快速瞬变干扰试验。

鉴于以上等诸多原因, 笔者认为如果直接改为综自站应坚持按照“运行可靠、功能实用、技术先进、价格合理、维护方便、易于推广”的选型原则去实施, 偏离了这个原则, 就收不到应有的效果。

运行可靠体现在:

本身各模块能稳定协调地工作;关键部分一定要有冗余、备份等措施, 不因单个模块的故障而影响整个系统的正常运行;抗干扰能力强。

功能实用体现在:

基本功能、日常操作所需的功能必须完备、简明;信息分流, 哪一层需要的信息才送往哪一层。

技术先进体现在:

采用当前的主流技术;符合开放、分布分散分层的标准;如果能够把握好设计开发、生产制造、安装投运的各个环节, 是可以做到先进性与可靠性相统一的。

价格合理、维护方便、推广容易也都是非常重要的因素, 与以上几个方面是相辅相成的。

另外, 各电力公司所拥有的综自站型号数量不宜过多, 不宜超过3种, 否则不利于运行人员掌握和维护。

2.2 保留站内RTU设备, 扩展其功能以实现无人值班

国际电工委员会 (IEC) 在IEC 61850-2 (术语) 中对远方终端装置 (RTU) 的定义如下:远方终端装置 (RTU) 是典型的SCADA系统中的外部子站, 它通常作为通信网络和变电站设备间的接口。此定义说明, 国际电工委员会 (IEC) 赋予RTU在变电站自动化系统中以重要作用。

过去, 人们认为, RTU为四遥 (遥测、遥信、遥控和遥调) 功能, 并用规约与主站进行通信。今天, 按国际电工委员会 (IEC) 在IEC 61850中的定义, RTU已经成为实现变电站自动化必不可少的装置。它不仅要实现变电站与调度中心主站间的通信, 而且还要作为变电站内智能电子设备 (IED) 与通信网络间进行通信的接口。

20世纪80年代和90年代中期所使用的RTU, 是不能实现国际电工委员会IEC对RTU新定义的要求的, 有必要发展成为满足IDE60870-5-103和IEC 61850国际标准的远方终端装置。

3 结论

如资金允许可直接改为综自站, 同时笔者认为第三、四种改造方案也未尝不可, 尤其是第三种方案:即扩充原有RTU, 增加遥控、遥调功能, 保护及中央等信号的采集用直接更换端子排扩展接点法已在很多地方改造成功。其优点如下:

3.1 节约投资, 以一个110 k V站为例, 改

造成综自站约需120万左右, 而采用第三种改造方案费用最低仅需20万左右。

3.2 便于管理和施工, 因为从我国目前的运

行体制、人员配备、专业分工来看, 自动化、保护、计量等专业都是相互独立的, 另据最新消息“综自”这一词在很多国际会议上已经取消, 将来的发展模式有待进一步观望, 因此没有必要将所有常规站都改成目前模式的综自站。

3.3 改造期间不停电, 如果直接改为综自站

则需要将站内所有二次设备全部更换, 也以一个110 k V站为例, 改造工期大约需要一个月左右, 这样会增加很多不安全因素。

3.4 新技术的支持, 随着计算机技术和网络

人防工程电站通风系统的改造 篇8

关键词：人防工程,地下电站,通风

随着设计标准提高及信息技术应用不断深入, 人防工程内部用电设备种类、数量日益增多, 己有发电机组有限供电量与工程内部设备用电量不断攀升之间的矛盾日趋突出, 电站扩容改造势在必行。但是人防工程电站与地面工程电站由于防护要求不同, 采用一般技术措施, 改造难度大、投入经费多, 通过多方调研、校核计算、方案优化, 设计了电站通风改造的最佳方案。

1 工程概况

原有电站为地下电站, 内有5台75k W柴油发电机组, 柴油机采用开式水冷冷却, 机房采用机械通风降温, 柴油机燃烧空气自机房吸入, 排烟风管采用石棉绳保温, 部分进排风管及排烟管浇铸在钢筋混凝土中, 部分设置在被复层外。进风机功率7.5k W、风量为11000m3/h, 排烟由DN600钢制风管集中排出, 架空敷设排烟管长度20m。由于电站容量不能满足需要, 建设单位拟拆除现有机组, 用4台300k W柴油发电机组代替原有发电机组。

2 电站内外空气参数的选取

规范规定, 柴油发电站机房室内温度冬季、夏季均取35℃。最近气象台站提供的室外通风温度:冬季为-5.3℃, 夏季为26.5℃。如果机械地套用最近气象台站提供的室外空气参数, 计算出来的发电机房夏季通风降温风量非常大, 对通风系统设计、设备选型、运行成本等方面负面影响明显。因此在充分考虑电站特殊位置、所处区域气温较低的实际情况, 经过长时间对气温观测, 实地调查研究, 最终确定电站冬季室外通风计算温度为-7℃, 夏季室外通风计算温度为20℃。

3 机组散热量计算

对于采用开式水循环冷却的柴油发电机组, 其散热量按下式计算。

式中:Q———柴油发电机组散热量, k W;

Q1———柴油机散热量, k W;

Q2———发电机散热量, k W;

Q3———柴油机排烟管散热量, 取1.14k W/m;

Ne———柴油机额定功率, 根据产品样本取343k W;

N———发电机额定功率, 根据产品样本取300k W;

B———柴油机的耗油率, 根据产品样本取0.204 (kg/k W·h) ;

q———燃料的热值, 柴油取11.63k W·h/kg;

η1———柴油机散至室内的热量百分比, 按设计手册规定取4%;

η2———发电机的效率, 按设计手册规定取90%;

经计算, 4台300k W柴油发电机散热量见表1。

4 进排风量计算及校核

改造前柴油发电机房空气采用风冷方式, 改造后如果仍然采用风冷降温方式, 排除机房余热所需风量为:

式中:G———排除机房余热风量, m3/h;

Q———柴油发电机组散热量, k W;

Tn———机房室内计算温度, 取35℃;

Tw———室外通风计算温度, 冬季取-7℃, 夏季取20℃。

经计算, 排除柴油机房余热所需风量:冬季为18444m3/h;夏季为51644m3/h, 夏季电站排除余热通风量远大于冬季。按最不利情况, 确定夏季通风量51644m3/h为排除机房余热风量, 而现电站送风量为11000m3/h, 故采用现有机械通风系统不能实现机房降温要求, 须改造通风系统以实现机房降温要求。

5 电站通风系统改造

通常电站机房降温有两种方式, 一种是风冷, 即利用室外温度较低的空气, 通过风机送风至机房降低温度, 其优点是系统简单、成本较低, 缺点是暴露征候明显, 伪装效果差。另一种是水冷, 即利用较低温度的地下水或地表水, 通过空气表面冷却器降低机房温度, 其优点是冷却效果好、安全性好, 缺点是增加冷却水库, 投资成本增加。对于己建的地下人防工程电站扩容改造, 机房空气降温无论采用风冷还是水冷, 都存在因电站部分进排风及排烟管道暗敷在钢筋混凝土内或被复层外, 更换大直径通风管道难度大、成本高, 而仅利用现有通风管道通风时阻力远远超出规定值的实际困难。通过反复论证, 设计了机械通风与吊挂空调机组相结合的机房空气综合降温冷却方法, 具体技术措施为:

1) 改造现有送排风系统。原有工程进风量包括柴油发电机组燃烧空气量和冷却机房空气温度用风量两部分, 改造后, 在保证柴油发电机组燃烧空气量和进风管道阻力不超规定值的前提下, 尽量扩大进风量, 增加通风带走热量, 以减少冷却水用量, 同时按20m3/ (k W·h) 进风量校核计算排除柴油发电机房内有害气体所需的通风量。原有进风机功率7.5k W、总进风量为11000m3/h, 其中燃烧空气量为2500m3/h、排风量为8500m3/h。柴油发电机房采用水冷却时排除有害气体所需进风量为24000m3/h, 燃烧空气量为10000m3/h、排风量为14000m3/h。更换通风机后系统排除的余热量:Q=[G× (TnTw) ×1.01×1.2]/3600=[24000× (35-20) ×1.01×1.2]/3600=121k W, 现有通风管道空气流速小于12m/s规定值;

2) 增设吊挂空调机组。电站机房设置2个KDC090吊挂空调机组, 机外余压400Pa, 冷却水由冷却水库提供。电站总余热量为261k W, 通风系统排除的余热量为121k W, 需要空调机组排除的冷量为140k W。冷却水为地下水, 水温常年为10℃左右, 设计冷却水温升为10℃, 单位时间冷却用水量为:L=140×3.6/ (10×4.18) =12m3/h, 储水时间按10h计, 电站总冷却水量为120m3。改造前电站发电机组采用开式水冷方式, 机械冷却水库容量为100m3, 扩容后冷却水库水容量增至250m3, 把机房空气冷却与柴油发电机组冷却用水结合起来使用, 充分利用了冷却水的降温能力, 同时也减小了水库扩容量, 降低了扩容投资;

3) 柴油机组排烟管加设增压风机。改造前后柴油机燃烧空气均直接从机房吸入, 吸气系统的阻力满足规范“吸气系统的阻力不应大于1000Pa”的要求, 进风系统可不作改造。改造前排烟总管排烟量为6.7×375× (273+350) / (273+20) =5376m3/h, 改造后为6.7×343×4× (273+350) / (273+20) =19615m3/h, 两者相差近4倍, 排烟管阻力增加明显, 影响发电机组工作效率。为了减小阻力对发电机组影响, 在排烟管上增加一与发电机组联动的中间加压风机, 启动时先开加压风机再开柴油发电机组, 停机时先停发电机组后停加压风机, 即加压风机按先开后停的的方法运行;

4) 系统的运行控制。扩容后的电站内部适当位置设置温度传感器, 当电站运行时进排风机启动, 既向电站输送柴油发电机组燃烧空气, 也用来输送降低机房温度的冷却空气, 当机房温度超过规定值后, 启动水冷降温系统。因此, 机房降温应优先采用风冷系统, 水冷系统仅作为备用措施使用。

6 结语

在电站柴油发电机组扩容而进排风管道不能改造的情况下, 靠单一的机械通风降温不能满足室内空气温度要求, 而采取机械通风与吊挂空调机组结合的综合方式, 改造后的电站运行一年多来柴油发电机组运行正常, 机房空气降温效果较好, 噪声没有超过规定数值, 实现了投入最小、效果最佳的目的。

参考文献

[1]孙一坚.简明通风设计手册[M].北京:中国建筑工业出版社, 1997.

[2]地下建筑暖通空调设计手册编写组.地下建筑暖通空调设计手册[M].北京:中国建筑工业出版社, 1983.

[3]中国建筑科学研究院.GB50736-2012, 民用建筑供暖风与空气调节设计规范[G].北京:中国建筑工业出版社, 2012.

碗窑水电站励磁系统改造 篇9

碗窑水库位于浙江西部, 钱塘江上游, 江山港支流达河溪下游碗窑村的附近, 距江山城11 km。其是集防洪、城市供水、灌溉、旅游、养殖、发电等综合功能于一体的大 (Ⅱ) 型水库。水库集雨面积276.5 km2, 正常库容2.08亿m3, 调节库容1.98亿m3。

碗窑电站属于坝后式电站, 于1997年5月建成发电, 装机容量2×6 300 k W, 设计发电量3 074万k Wh, 额定工作水头57.38 m, 设计流量2×13.09 m3/s, 发电机型号SF-J6300-12/2600, 到2003年底投入运行已有6个年头, 累计发电量达2.950 3亿k Wh, 为碗窑水库管理局创造了显著的经济效益, 随着运行时间的积累, 机电设备的缺陷增多, 特别是励磁装置的缺陷问题, 经常碰到不能正常开机和运行中因故障被迫停机等等, 已严重影响电站的经济效益和安全运行, 电站不得不提早实施技改方案。

1 原励磁装置及存在的缺陷

发电机原励磁装置的型号是BLZ-2E型可控硅静止励磁装置, 额定电压138 V, 额定电流300 A, 系采用直流侧并联的自复励系统。在此系统中, 发电机端电压经励磁变压器ZB降压和可控整流, 而发电机定子电流经功率变流器GLH和不可控整流, 两个回路在整流桥的直流侧并联起来, 向发电机的励磁绕组供电, 励磁调节器调节可控整流桥可控硅的控制角维持发电机端电压恒定。此励磁装置自投运以来一直不够稳定, 存在许多的缺陷, 电站曾对该励磁系统的某些部分的电路作了局部改进, 虽有所改善, 但由于整体结构上的欠缺未能有很大改观, 励磁系统仍然存在下列问题和不足:

(1) 励磁调节器柜内部电压测量放大单元YCF、电流测量放大单元LCF、移相单元YS等等采用印刷板插件, 印刷板插件与插座之间个别接触不良, 印刷板内元件虚焊等都将引起励磁装置运行不稳定和不可靠, 而且这种接触不良现象非常难以查找。

(2) 励磁调节器内部大多为分立元件, 易发热、易损坏, 故障率较高且故障查找相当困难, 检修、调试工作量极大。

(3) 发电机保护动作停机过程中经常出现过压而击穿过电压保护的电容和压敏电阻元件。

(4) 调节器的工作电源部分很不稳定。

(5) 许多元器件已属于淘汰型产品, 其备品很难购到。

2 改造方案

本站收集了周边电站励磁系统的信息, 进行分析、比较, 最后选择了广州电器科学研究院, 并请该院有关技术人员就本站励磁改造项目进行选型。结合电站目前的实际情况及以后往自动化监控方面发展的意向, 最终选择了FJL-2型双微机励磁装置, 实现一台励磁装置两个控制器, 一个工作, 另一个备用, 备用通道自动跟踪工作通道, 在检测到工作通道故障时自行切换到备用通道运行并告警。

3 FJL-2型微机型励磁装置的特点

(1) 该装置为单全控桥结构, 电路简结, 性能优越, 配以可编程序控制器 (PLC) 控制, 单片机监控的DLT6000型励磁调节器, 实现了调节和控制功能软件化, 集中了微机数字式调节器及集成电路模拟式调节器的优点。解决了模拟式调节器硬件多的矛盾;解决了计算机调节器需要大量模拟量、开关量等I/O接口器件的烦恼;梯形图编程比其他计算机语言简单、易学。

励磁系统组成原理如图1所示。

(2) 独特的外部总线结构, 如图2所示。调节器通过此外部总线, 采集外界开关量信号和模拟量信号, 并输出相应的开关量信号和模拟量信号, 使励磁系统接线从复杂、无序变为简单、有序。再也不用当心插件的接触不良等缺陷了。

(3) 采用高集成度的移相触发模块。高集成度的移相触发模块型号为MU004, 是IC数字电路和IC模拟电路的结合体, 充分发挥了两种电路各自的优越性。是一种模拟量控制的六相触发器, 适用于三相全控桥整流与逆变控制, 脉冲完全对称, 功能多, 可靠性高, 无需调试等。克服了以往由分立元件组成的移相触发电路的繁琐、维护困难、可靠性差等许多缺陷。

(4) 可编程控制器。可编程控制器是专门为工业控制领域开发的高科技产品, 具有高可靠性、耐恶劣环境能力强、使用极为方便等特点。励磁调节器依赖PLC, 实现了保护功能和控制、限制功能等大部分功能的软件化。

由于PLC在DLT6000型励磁调节器中处于核心地位, 属于关键部件, 为保证PLC安全、可靠运行, 专门为PLC设计了硬件“看门狗”信号, 保证在软件“跑飞”或“死机”时, 能自动切换到备用通道运行。

(5) 优良的人机界面。DLT6000型励磁调节器使用带触摸键功能的液晶显视装置 (IOP) , 使人机界面智能化, 可以即时显示机组参数、调节器状况和故障信息, 并可通过IOP实现相关操作, 相当方便。

(6) 其他功能。

1) 本调节器的功耗仅为50 W, 低功耗消除了温升的影响。

2) 厂用电和直流电对微机励磁调节器并列供电, 保证了电源的可靠性, 消除了以往电源部分不稳定的缺点。

3) DLT6000型励磁调节器既可通过常规继电操作方式, 也可通过串行通讯方式, 甚至还可通过组网方式与计算机监控系统联接。调节器设计了近方、远方两套操作方式, 实现了开机后自动起励、停机后自动逆变灭磁, 并且在停机后自动返回空载状态。这为本站以后实现电站“少人值班、无人值守”作好了充分准备。

4) 在DLT6000型励磁调节器中, 专门配置了一块单片机用于调节器的电源故障、脉冲故障、软硬件故障的检测和通道间的自动切换, 彻底防止了漏发、误发故障信号, 充分保证了故障时通道间的顺利切换和励磁系统的正常运行, 同时还可通过运行于上位机的调试软件, 以监测模拟励磁调节器的实时运行状况。

4 FJL-2型励磁装置应用效果

在2003年10月的机组大修期间, 本站组织技术人员拆除原励磁功率屏和励磁调节屏及发电机中性点处励磁用的功率变流器, 并在拆除变流器处直接用铜排将发电机定子线圈三相尾端进行联结, 使发电机中性点完整。更换上新型FJL-2型励磁调节屏和功率屏, 并利用原来的电缆和控制线, 其装置联接线少而简单。在11月厂家派来了调试人员进行了一些简单的检查和调试后就顺利地通过了72 h带满负荷的运行。

以前, 机组因故障停机检修的时间每年约有40 h, 其中80%是励磁装置故障直接造成的, 并且因装置故障而导致水库发电量损失, 每年达3万元以上, 以及还需其他元件备品等等费用约2万元。而技改以后每年这些损失和费用几乎降到零, 凸显了该项技改的经济效益。

6年来FJL-2型励磁装置没出现过一次故障, 不但维护简单, 而且一直稳定、可靠运行。机组事故停机电压相应时间短, 大大减轻了对发电机的冲击。此励磁装置给电站带来了安全、经济效益的同时, 也得到了全站员工的交口称赞。

5结语

科技进步是电力生产技术进步的强大动力, 通过采用新技术、新工艺可以消除设备的安全隐患, 提高设备运行的可靠性, 同时还可提高电站的经济效益。

摘要：详细介绍了FJL-2型双微机励磁装置的基本原理, 并以碗窑水电站的机组改造取得的良好效果为实例, 证明该控制系统对实现电厂的自动化控制具有重要的实际意义。

变电站照明系统节能改造 篇10

关键词：声控装置,降低,照明电能,损耗

1 引言

厂 (站) 用照明是电力系统中极其重要的负荷, 我国是一个用电大国, 厂 (站) 数目众多, 自用电十分可观。目前, 大多数厂 (站) 在照明用电经济运行方面没有实际应用到自动投切设备, 导致在很多时候厂 (站) 用电能白白被消耗。如果单纯采用手动开断负荷的方法, 有可能会造成开通不及时还可能发生误操作。随之而来的后果是对节能极为不利。据资料显示, 我国厂 (站) 用负荷在电力系统中总损耗占总发电量的1%, 2006年我国总发电量为25308.26亿千瓦时, 厂 (站) 用照明负荷的损耗将达到253.1亿千瓦时。

2 实例统计说明节约变电站照明用电的必要性

结合宁夏固原供电局各个变电站的实际情况, 为了能够及时、方便的处理发生的事故和故障, 所内主控室及走廊照明系统在夜间一直都要处于正常工作状态, 这样就浪费了大量的电能。因此, 为了有效、更好的节约电能, 结合实际情况, 研究开发“半睡眠”状态照明工作系统, 以此来达到有效降低所内照明系统电能损耗的效果。以西吉变为例主控室装有日光灯60只, 每只45瓦;配电室装有探照灯4只, 每只800瓦;设备区装有探照灯4只, 每只1000瓦;其他房间及走廊装有日光灯25只, 每只45瓦。共计总负荷为11025瓦, 夜间信息时间从11:00到次日7:00, 那么一年我站就白白浪费31752度电能。因此, 使厂 (站) 用照明系统经济合理地运行、降低厂 (站) 自身损耗是本文研究的重点。具体从设计行之有效的自动投切回路进行研究。

厂 (站) 用负荷主要包括二次设备用电和照明生活用电两部分。本文设计论证的声控站用负荷自动投入装置适用于大、中型变电站的照明系统, 控制部分选用由澳霸电工公司研制生产的声控开关以及普通接触器。声控站用负荷自动投入装置使得变电站的照明系统能够实现经济合理地运行, 以达到节约电能的目的。

3 声控站用负荷自动投入装置设计原理

本文设计的声控站用照明系统自动投入装置, 主要以澳霸电工公司研制生产的声控开关为核心, 由接触器、空气开关及外围照明电路组成控制系统, 本课题的控制对象可以用图1所示。

在站用照明系统加装智能投入系统, 此系统包括了手动和自动投入装置两个模块。夜间可以关闭所有照明灯, 当系统发生异常时, 系统预报及事故音响装置发声, 从而使就近装设的声控开关SK启动接通接触器KM启动线圈, 使接触器辅助接点KM1 KM2闭合, 使照明灯D经L、QA1、QA2、D到N形成通路而发光。接触器辅线圈C经L、QA1、KM1、KM2到N形成通路而自保持。当运行人员将问题处理完毕后断合一次空气开关QA1, 就将系统复归。同时也可以通过QA2进行手动投退照明灯。

4 声控站用负荷自动投入装置应用的意义和前景

目前, 我国面临电能不足的问题, 高效节能成为现代工业生产中的重要标准, 多种智能控制系统在工厂的应用使得能源得到大幅度节约, 本文所设计的声控站用照明系统自动投入装置正好适应我国工厂的节能需求。

本课题所设计的声控站用照明系统自动投入装置具有可靠性高, 稳定性好, 能够使站用照明系统经济合理运行, 系统所选用的声控开关、接触器、空气开关以及在电路设计里面使用的各种电气器件在工艺上已经相当成熟, 技术上也日趋完善。它全新高效的节能理念使得在理论分析计算上节电效果显著。

5 结束语

对变电站自动化改造方案的思考 篇11

关键词：综合自动化原则事故信号GPS后台监控

0引言

近年来，将变电站由常规站改为综自站渐渐成为一种趋势。综自改造后的变电站，其运行情况越来越依赖于自动化装置的实用性及成熟性。

1自动化改造的原则

将一次设备在线监测系统与变电站自动化系统集成，可以提高高压电气设备的运行可靠性，且有望实现真正意义上的变电站无人值班；继续提高二次设备的智能化水平，引入PLC技术，实现变电站从多人值班到少人值班、从少人值班到无人值班有人巡视的平稳过渡；引入先进的WEBServer技术和防火墙技术，使运行管理人员可通过Internet／Intranet实现远程访问和维护；结合通信工程，综合考虑变电站的调度通道问题。

2变电站自动化改造方案

2.1RTU兼做监控系统控制、测量模块方案该方案是在保留原远动装置基础上进行的升级、扩容改造。系统一般采用双机冗余模式，分为站级层和间隔层2层。系统以微机监控系统为核心，与站级层构成双主机冗余备份系统，间隔层按功能单元划分，综合遥测、遥信、遥控、遥调、通讯于一体。

2.2全监控方案该方案采用RCS-9000型分层布置方式，变电站保护和测控既相对独立，又相互融合。保护装置工作不受测控和外部通信的影响，确保保护的安全性和可靠性；同时可以实现信息共享，为变电站综合自动化提供了完整的解决方案。该系统可分为以下3层。

2.2.1变电站层采用分布式系统结构，由就地监控、远动、“五防”主站组成。就地监控及远动均采用双机备用，增加可靠性。该层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能。

2.2.2通信层支持全以太网双网结构。双网采用均衡流量管理，有效地保证了网络传输的实时性和可靠性。通信协议采用电力行业标准规约，可方便地实现不同厂家的设备互连。支持不同的规约向不同的调度所或集控站转发不同的信息报文。支持GPS硬件对时网络。

2.2.3间隔层保护单元、测控单元组屏布置于主控室。测控单元采用WorldFIP高速现场总线组网，保护单元采用485口接入保护信息管理系统。

3改造中应注意的问题

3.1有关事故信号的问题在常规控制方式的变电站，运行中发生事故时变电站将产生事故报警音响并经过远动设备向调度自动化系统发出事故信号，调度自动化系统采用这个事故信号启动事故相应的处理软件(推出事故画面、启动报警音响等)。由此可见，变电站的事故信号是一个非常重要的信号，特别是对于无人值班的变电站，由于监控中心的运行人员需要同时监控多个变电站的运行状态，事故信号就成为监控中心运行人员中断其它工作转入事故处理的主要标志性的信号，非常重要。

在110kV顿岗变电站综自改造竣工验收时，验收人员在操作35 Kv线路时，发现在后台和地调远方控制合开关时，都会触发“事故跳闸”信号。

在采用常规的微机远动设备和保留控制屏的无人值班变电站中，一般采用在控制回路中增加记忆继电器(双位置)的方法产生事故信号，这种方法已在以前的采用RTU进行无人值班改造工程项目中(110 kV及以下电压变电站)应用多年，其技术依据与原控制屏操作KK开关与实际开关位置不对应相同。110Kv顿岗变电站事故信号生成的原理与上述方法相同。其回路为将操作回路中的KKJ继电器(双位置继电器)的合后位置结点与断路器位置信号结点串联，形成一个电气单元的事故信号，监控系统中只须将各电气单元的事故信号进行软件或运算即可生成全站事故信号。

因为35kV、10kv均为储能开关，当断路器合上时，储能装置启动，与其相连的TWJ失磁，若将TWJ的常开位置与KKHI的常开位置相连，构成生成事故总的回路，则会避免上述问题的产生。这种解决方法可以有效的避免因为软件延时而产生的误判断。具体回路如图1所示。

3.2有关GPS对时的问题随着变电站自动化水平的提高，电力系统对统一时钟的要求愈加迫切，有了统一时钟，即可实现全站各系统在GPS时间基准下的运行监控和事故后的故障分析，也可以通过各开关动作的先后顺序来分析事故的原因及发展过程。统一时钟是保证电力系统安全运行，提高运行水平的一个重要措施。因此，在广东电网公司发布的《广东电网110～220 kV变电站自动化系统技术规范》中，明确要求采用GPS时钟对电站装置进行校时。

GPS对时一般有三种方式。

脉冲同步信号：装置的同步脉冲常用空接点方式输入。常用的脉冲信号有：1PPS，1PPM，1PPH。

串行口对时方式：装置通过串行口读取同步时钟每秒一次的串行输出的时间信息对时，串行口又分为RS232接口和RS422接口方式。

IRIG-B方式对时：IRIG-B为IRlG委员会的B标准，是专为时钟的传输制定的时钟码。每秒输出一帧按秒、分、时、日期的顺序排列的时间信息。IRIG-B信号有直流偏置(TTL)电平、1kHz正弦调制信号、RS422电平方式、RS232电平方式四种形式。

由于变电站内往往存在不同厂家的自动化装置，其接口类型繁多，装置数量也不等，所以在实际应用中经常遇到GPS对时接口与接受对时的设备接口不能通信的问题。

这个问题的出现，提醒了设计人员在前期订货时，应充分考虑各种设备的接口问题。尤其是保护测控装置及其它智能装置与后台监控设备的接口问题。因变电站综自改造多用以太网方式组网，而有些厂家的旧设备只存在串口或RS485接口，或者不同厂家设备进行通信时，因为规约不同而造成通信失败。这些问题都需要对所订购设备的通信插件进行统筹考虑，或订购充分数量的规约转换器，以免类似情况再发生。

3.3有关监控程序稳定性的问题变电站实现综合自动化后。无论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内就是在主控站或调度室内，面对显示器进行变电站的全方位监视和操作。所以监控系统能否保持长时间稳定无故障的运行，对提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的。

变电站实现综合自动化后，很多的运行维护工作都需要通过微机装置来完成。但综合自动化装置的硬件更新换代非常快，所选用的设备可能很快就变成落后产品；监控软件有时会存在难以发现的缺陷，以至导致监控维护工作不能正常进行，影响了变电站的安全运转。随着综合自动化技术的不断进步，这些问题都会逐步得到解决。这也提醒设计人员在选择综自产品及后台监控系统时，要综合考虑多方面因素。选出一种程序运行稳定，功能齐全，硬件配置相对超前的综自产品。

浅谈小水电站智能化改造 篇12

我国小水电十分丰富, 椐2006年全国农村水能资源调查, 技术可开发量为12.8万MW。到2008年底, 全国已建成小型水电站4.5万余座, 总装机容量达5.127万MW, 占全国水电装机容量的30%。年发电量1 628亿kW·h, 占全国水电总发电量的1/3。小型水电站已遍布1 600多个县 (市) , 全国1/2的地域、1/3的县、1/4的人口主要靠小水电供电, 解决了3亿多无电人口的用电问题。对我国农村尤其是老、少、边、穷地区国民经济的发展和人民生活水平的提高, 促进各民族和谐共处发挥了巨大作用。但小水电站运行的安全性却不容乐观, 绝大多数小水电站存在运行、维护人员水平不高, 自动化程度低, 设备隐患较多, 故障处理不及时或者不知如何处理等问题。因此, 加快小水电站智能化改造, 提高电站本质安全水平, 具有十分重大的意义。

1 小水电站智能化改造概述

1.1 智能化系统组成

智能化系统由两部分组成:专家系统和自动化系统。自动化系统是机组自动运行的基础系统, 可独立于专家系统自主运行, 是专家系统的信息来源;专家系统是建立在自动化系统基础之上, 对电站各机组运行参数和状态进行综合分析, 优化运行状态, 并自动处理各类事故、故障。

1.2 专家系统

专家系统是将专家团队 (由经验丰富的各类专业人员组成) 的控制思想预置到计算机监控系统中, 使每个小水电站都有一个专家团队在为之工作, 及时处理事故、故障, 帮助运行维护人员排除事故隐患。

小水电站运行、维护人员素质普遍不高, 经验、水平也各不相同, 在事故、故障处理过程中, 容易发生处置失当的情况。为避免此类事件的发生, 专家团队根据设备运行规程、检修规程和安全规程的要求, 结合小水电实际运行经验, 编制控制方案, 并将控制方案通过编程预置到计算机监控系统中, 使机组设备在计算机监控系统控制之下, 安全优化运行, 并快速地处理事故、故障, 使事故、故障造成的损失最小。

1.3 自动化系统

自动化系统是指将水电站生产过程的操作、控制和监视, 按预定的计划或程序自动地进行。自动化系统具有以下几个方面功能: (1) 实现水轮发电机组运行方式自动控制:实现机组开停机和并网自动化, 使开停机、状态转换及并网等操作按预定的程序自动完成;实现水轮发电机组经济、可靠运行。控制系统根据上游来水大小及前池水位变化情况自动开停机组, 保持电站机组最佳运行台数, 同时自动调节机组间负荷分配, 避开机组震动区, 并根据前池水位变化自动调节机组的有功和无功功率等。 (2) 实现水轮发电机组及其辅助设备运行工况的监测:例如, 监测发电机定子和转子回路电流、电压, 监测发电机定子绕组、铁芯、空冷器以及各部轴承的温度, 监测机组润滑油油位变化和冷却水流量、压力大小等。当监测到上述设备的电流、电压、温度、油位、流量和压力出现异常情况时, 控制系统将根据参数变化曲线及参数偏离正常值大小等, 自动分析判断故障情况, 并采取相应的保护措施, 如发出报警信号、给出故障处理建议或紧急停机。 (3) 实现辅助设备自动控制:主要是指集水井、渗漏井排水泵、消防水泵和空压机的自动控制, 主备泵的定期自动切换和事故情况下备用泵自动投入等。 (4) 实现主要电气设备 (主变、开关、母线及输电线路等) 的控制、监视和保护。 (5) 实现水工建筑物运行工况的监测和控制:如取水口、前池水位变化, 拦污栅是否堵塞、取水口闸门、防洪闸门、工作闸门的控制和监视以及压力钢管的保护等。

2 小水电站智能化改造方案

由于小水电站建设年代不一样, 装机大小不一样, 因而自动化水平也不一样。许多小水电站目前仍然采用仪表监控, 对这类电站宜对控制系统进行全面改造。许多1995年后建设的电站也采用了计算机监控系统, 但计算机监控系统与各功能单元 (调速器、励磁屏、空压机、直流屏和继电保护) 之间没有实现数据通讯, 计算机监控系统与各单元之间的协调工作仍然采用硬件接口, 部分监护和控制动作仍需要手工完成, 自动化水平低。这类电站需要增加自动化元件和网络通讯功能, 将监控系统更换为智能化监控系统。

2.1 智能化监控系统结构

智能化监控系统采用分层分布式开放型网络结构。系统分为3层, 即专家系统层、厂站级控制层和现地控制单元层, 各层之间采用可靠的双网冗余快速以太网总线结构。

2.2 专家系统层

专家系统由2套计算机和专家系统软件组成, 以互为热备用方式工作, 完成计算机监控系统的管理。专家系统的主控机通过以太网采集和传送实时数据, 实现对系统实时控制。

专家系统软件分为3个部分:知识库、数据库、安全监控程序。知识库是存放专家团队对电站电气、机械、自动化仪表等各方面设备安全运行的定性要求和处理经验。数据库是储存机组系统的重要参数值和事故记录, 同时进行数据库管理, 在线、离线计算, 图表曲线的生成, 事故及故障记录、查询、统计。安全监控程序在于控制、协调整个专家系统工作, 根据机组运行的当前输入数据或信息, 利用知识库的知识, 按一定的推理策略去处理、解决当前的问题。

2.3 厂站级控制层

厂站级控制层由2台操作员工作站、1台工程师站、1套通讯处理机、1套电话及语音报警系统以及其他设备 (包括GPS时钟系统、网络设备、不间断电源系统 (UPS) 、打印机) 组成。 (1) 2台操作员工作站互为热备用方式, 1台用于监控, 1台用于监视。当监控工作站因故退出时, 监视工作站可自动或手动升为监控站。实现电站运行管理的自动化, 实现运行报表的自动生成, 运行操作的自动记录, 电站设备参数或整定值的记录与保存, 所有报表均可自动或召唤打印等。 (2) 工程师站用于修改定值、增加和修改画面、系统维护、软件开发及远程诊断, 还可以离线设置, 仿真培训。 (3) 通讯处理机完成与电网调度系统进行实时数据交换, 构成调度自动化系统, 通过远动通道接收调度指令或向调度端计算机发送电站运行参数。 (4) 电话及语音报警系统用于语音报警输出、电话语音查询、报警自动传呼 (ON-CALL) 等。

2.4 现地控制单元层

现地控制单元 (LCU) 层控制主要由机组LCU、开关站LCU、公用设备LCU以及主变LCU等组成。各LCU分别完成各自监控对象的数据采集及处理, 并向网络传送数据, 接受上位机的命令和管理。同时单个LCU具有独立的控制、调节和监视功能, 配有监视器。当通讯与上位机系统脱离时, 仍可进行控制调节和监视, 如机组层机组控制单元完成机组的开停机控制, 同期控制单元完成机组的同期控制, 各功能单元通过硬件接口完成机组层的所有控制。现地控制单元由可编程序控制器 (PLC) 或智能I/O、微机继电保护装置和专用智能测控装置, 通过标准以太网、现场总线将主控机与各个现地控制站、智能装置等有机连接在一起, 构成了按功能分工协作的分布式结构。

3 智能化改造注意事项

智能化系统中采用了大量的自动化元件, 这些自动化元件是自动控制系统的传感器和执行器, 其性能好坏直接影响到机组运行的安全与否。因此, 在选型时, 应采用目前市场上最先进的自动化元件, 以保证运行的可靠性;其次, 要根据电站运行的实际情况, 不断完善专家系统软件的知识库, 使系统更加适合于电站实际, 方便操作使用。

4 结语

小水电站通过智能化改造后, 电站运行的安全性、可靠性和经济性都得到了大幅度提高, 随着小水电站本质安全建设的不断推进, 小水电站智能化将是其建设和改造的方向。

参考文献

[1]GB/T50700—2011小型水电站技术改造规范

[2]郑曲全.浅谈水电站自动化技术及其应用.大众科技, 2008 (5)

[3]何文生.浅述水电站实时监控专家系统.2006年水力发电学术研讨会论文集, 2006