运行试验方法

运行试验方法（通用7篇）

运行试验方法 篇1

1 引言

基于模块化多电平换流器(Modular Multi-level Converter,MMC)的电压源型换流器高压直流输电(Voltage Sourced Converter HVDC,VSC-HVDC)技术,克服了传统两电平、三电平技术面临的开关损耗高、谐波含量大及不适合应用于高压大容量场合的难题,具有模块化程度高易扩容、有功无功功率独立控制、可无源供电等独特优势,成为未来智能电网构建和改革的重要解决方案[1,2,3,4,5,6,7]。

MMC在正式投运前需要进行型式试验,主要包括绝缘试验和运行试验。其中运行试验主要是考察功率器件在长期实际工况下对电压、电流及热等关键应力的耐受能力。换流阀运行试验的试验项目包括最大负载运行试验、最大暂态过负荷运行试验、最小直流电压试验、阀短路电流试验、阀过电流关断试验、故障旁路试验和阀电磁干扰试验[8],其主要的研究热点在于MMC换流阀运行试验的电路设计和控制保护策略。

针对MMC换流阀运行试验的关键技术,国内外已有一些相关的研究。文献[9]研究了阀段运行试验的等效试验机理和等效试验方法;IEC 62501制定了阀段运行试验的相关标准,但没有给出明确的运行试验电路结构[10];文献[11]提出了一种单个功率模块的运行试验装置和控制方法;文献[12]提出了一种阀段运行试验的电路结构并研究了其等效数学模型,基于此给出了设计系统参数的方法;文献[13]研究了阀段运行试验中基频和直流电流分量大小的控制方法,并通过试验验证;文献[14]提出了一种改进的阀段运行试验装置,并提出了一种回路电流的闭环控制策略。

本文在文献[13]研究的运行试验中基频和直流电流分量的控制方法基础之上,提出了一种二倍频电流分量的控制方法,从而实现了同时控制运行试验中基频交流分量、直流分量和二倍频交流分量的目的,并在所搭建的阀段运行试验平台中验证了该方法的效果。

2 MMC运行特性

MMC的电路拓扑结构如图1所示。其由六个结构相同的桥臂组成,每个桥臂由n个功率模块和一个电抗器L串联组成。功率模块由一个电容、两个IGBT和两个分别与IGBT反并联的二极管组成,称若干个功率模块级联而成的结构为一个阀段。功率模块及阀段的结构如图1中虚线框内所示。

MMC工作时,每个功率模块有投入、切除和闭锁三种工作状态。通过特定的调制方法和电容均压策略[15,16,17],控制每个桥臂输出直流偏置相同、相位不同的正弦电压波形。在MMC稳态运行时,直流母线电压Udc、交流输出相电压uac(t)、上桥臂电压up(t)、下桥臂电压uq(t)应满足如下电压关系:

在MMC稳态运行时,直流母线电流Idc、交流侧电流iac(t)、上桥臂电流ip(t)、下桥臂电流iq(t)应满足如下电流关系:

综上所述,换流器实际工况下桥臂电压由多个功率模块电容电压叠加而成,为带有直流偏置的正弦电压波形;桥臂电流为带有直流偏置的正弦电流波形。阀段运行试验的目的在于等效产生MMC实际工况下的电压、电流和热应力,以检验功率模块在实际工况下的性能。

3 MMC阀段运行试验方法研究

阀段运行试验所采用的电路结构如图2所示。其一次电路主要由陪试阀段、被试阀段、补能系统和负载电感组成,每个阀段均由n个功率模块级联组成。补能系统由三相电网、调压器、多绕组变压器和二极管不控整流桥构成,用于补充运行试验过程中功率模块电容上的有功损耗。

所有功率模块的电容充电至额定电压后,控制陪试阀段输出电压u1(t)、被试阀段输出电压u2(t)具有相同的直流分量和不同的交流分量,则负载电感L上流过的电流为带有直流偏置的正弦电流。定义图2中的电压、电流表达式如下:

由文献[13]的推导可知,回路中产生的直流电流Idc、基频交流电流有效值I50Hz与陪试阀段基频交流参考电压的有效值U1、被试阀段基频交流参考电压的有效值U2、参考电压的相角差δ满足如下关系:

式中,Udc为阀段的n个功率模块全部投入时输出的直流电压;L为负载电感的值。

定义陪试阀段充电功率P1(t)和被试阀段的充电功率P2(t)为:

充电功率引起的陪试阀段总能量波动ΔW1(t)及被试阀段总能量波动ΔW2(t)为:

设一个阀段所有功率模块电容储存的总能量为W(t),所储能量的直流分量为Wdc,所储能量的波动分量为ΔW(t),则有

式中,UCref为模块电容电压的额定值;n为阀段所包含的功率模块个数。在实际的运行试验中由于使用一定的均压策略,使功率模块电容电压波动一般控制在±10%之内,且认为一个阀段内的所有功率模块电容电压的变化规律一致,因此可得功率模块电容电压的时域表达式如下:

由式(6)可知,ΔW(t)中包含基频和二倍频分量,因此在功率模块电容电压上也必定含有基频和二倍频的纹波,回路中存在二倍频电流。定义陪试阀段和被试阀段功率模块的开关函数分别为F1(t)和F2(t),陪试阀段和被试阀段输出电压调制比为m1和m2,则有如下关系式存在:

阀段输出的电压是由每个功率模块输出的电压叠加而成,可以利用每个功率模块电容电压与开关函数的乘积表示。在实际运行中,由于投入的功率模块数较少,IGBT死区效应产生的不利影响也相对明显。以7电平调制为例,仿真分析基波幅值损失率和相角偏移随电压调制度的变化关系,结果如图3所示。

由图3可知,在模块数一定的情况下,死区效应的不利影响会随着电压调制度的升高而减小,因此可以采用提高电压调制度的方法来减小死区效应产生的不利影响。

为了同时降低死区效应对陪试阀段和被试阀段产生的不利影响,设置其具有相同的基频电压调制度,对应的参考电压有效值为U,且U应尽可能地增大。由式(4)可知,通过改变U和δ可以控制回路中电流的交直流分量大小。但在实际的运行试验中,δ的取值并非是任意的。若δ的取值较大,则两阀段投入模块个数偏差较大,电感上瞬时电流峰值很大,功率模块电容电压波动过大,容易使系统崩溃;若δ的取值很小,则两阀段投入模块个数偏差很小,电感两端的电压差主要是由两侧功率模块电容电压波动的差值和死区效应而形成的,这样使得系统振荡不稳定。

综上,为使运行试验安全稳定,应使陪试阀段和被试阀段具有相同(或相近)且尽可能大的调制度,相角差δ不能过大或过小。在满足以上两个条件(m1=m2=m且5°<δ<15°)的前提下,利用式(8)和式(9)计算陪试阀段输出电压u1(t)和被试阀段输出电压u2(t):

式中,Pdc为直流功率;k为电流调制度;ω为工频角频率;D1(2ωt)、E1(ωt)、D2(2ωt)、E2(ωt)、k的表达式如下:

分析式(10)可知,陪试阀段和被试阀段输出的电压可认为由两部分组成:①理想情况下,功率模块无电容电压波动时输出的电压值,记作uref1(t)和uref2(t);②由于电容电压波动和调制所引起的输出电压偏差值,记为uΔ1和uΔ2。展开式(10),得到uΔ1和uΔ2的表达式如下:

在区间(0,δ)上利用微分中值定理可近似求出电感L两端的电压uL的表达式,其主要包含基频电压uL 50Hz(t)、二倍频电压uL100Hz(t),表达式如下:

由于功率模块电容电压波动一般控制在±10%之内,因此电容电压纹波对输出的基频电压的幅值、相位偏移影响较小,故可近似认为θ≈π-δ/2。因此式(13)可以化简为:

由此可以求出由于电容电压波动和调制策略而产生的二倍频电流的幅值IM100Hz约为:

以初相为零的正弦函数代表的相量为横轴的正方向,画出回路中各电压、电流的相量图,如图4所示。

综上,在运行试验过程中,功率模块电容电压除直流分量外,还主要存在基频和二倍频的纹波,使电感两端产生了二倍频的电压,回路中产生了二倍频电流。因此,若在调制过程中注入二倍频参考电压,使其在电感两端产生的二倍频电压与图4中UL100Hz方向相同,则可以增大回路中的二倍频电流;若使其在电感两端产生的二倍频电压与UL100Hz方向相反,幅值大小满足式(15),则可使二倍频电流减小。此外,由于参考电压改变将衍生出新的谐波,为减小这一不利影响,选择受到二极管不控整流桥电压嵌位的陪试阀段,其电容电压波动较小,在其参考电压中注入二倍频参考电压,被试阀段参考电压保持不变,以产生所需的电感两端的二倍频电压。现给出陪试阀段和被试阀段电压参考值的取值方法如下:

式中,Idc为运行试验所需的直流电流分量大小;I50Hz为基频电流分量的有效值;I100Hz为二倍频电流分量的有效值。如此,可以实现运行试验中同时控制回路中的直流、基频和二倍频电流分量。

4 试验验证

为验证第3节所述方法的正确性和有效性,搭建了阀段运行试验的试验平台,其原理图如图2所示,实物图如图5所示,关键参数如表1所示。

为了检验所示的阀段运行试验方法对二倍频电流分量控制的有效性,要求阀段运行在两种不同的工况下。这两种不同的工况要求产生的直流电流、基频电流分量相同,二倍频电流分量不同。每项电流分量的要求值如表2所示。

为得到表2中两种不同工况下所要求的各电流分量的大小,使用本文所述的运行试验控制方法并在式(16)计算的理论值附近进行参数调整,最终陪试阀段和被试阀段参考电压的表达式分别为式(17)和式(18),其中电压的单位为k V。

在式(17)和式(18)两种参考电压的取值下,回路中产生两种不同的电流,利用录波软件得到其电流波形,如图6所示。

工况1和工况2中电流的直流分量、基频分量和二倍频分量的实际值如表3所示。

分析表2和表3的数据可知,两种工况下运行试验各电流分量的实际值和要求值的偏差均在±5%以内,表明该控制方法对各电流分量的大小有较为精确的控制作用,验证了其正确性和有效性。

5 结论

本文提出了一种柔性直流输电系统中模块化多电平换流器的阀段运行试验方法,其特点是在原有的陪试阀段调制电压中注入二倍频参考电压以控制运行试验产生的二倍频电流分量的大小。在所搭建的运行试验平台上检验该方法,发现得到的各电流分量的实际值和要求值的偏差均在±5%以内,因此该方法可以较精确地控制二倍频、基频和直流电流分量的大小,验证了该方法的正确性和有效性。

摘要：本文研究了现有的柔性直流输电系统中模块化多电平换流器的阀段运行试验方法。分析了死区效应产生的影响,并基于此给出了阀段的调制电压幅值和相位的计算方法。分析了运行试验回路中二倍频电流的成因,推导了其幅值大小的计算方法,提出了二倍频电流分量的控制方法并通过了试验验证。

关键词：模块化多电平换流器,运行试验方法,二倍频电流,控制方法

运行试验方法 篇2

电力变压器是电网核心设备, 其安全稳定运行至关重要。突发短路是导致变压器故障的主要因素, 存在变压器抗短路能力无法满足实际运行要求的情况, 甚至是远低于技术要求的情况, 因此需要对变压器的抗短路能力进行校核, 防患未然[1,2]。

现有的变压器短路能力校核一般考虑变压器绕组材质、结构及所在电网的结构等, 计算变压器辐向力和安全因数, 以此作为变压抗短路能力的标志。但该方法仅考虑设计参数、材料参数、出厂状态等固化因素, 而忽略了运行中的短路累积效应等动态因素对变压器状态的影响。以静态的校核方法校核动态变化的变压器难免造成校核失准, 导致在实际应用中存在安全因数较高的变压器也出现突发短路故障而跳闸[3,4]。

基于以上问题, 只有充分考虑设计、绕组现有状态及短路冲击次数等因素的综合影响, 才能准确的评判变压器的抗短路能力。在基于专家经验和数据分析的基础上, 本文利用设计计算校核、试验考核及运行考核综合考虑在运变压器抗短路能力校核问题, 提出了一种计及试验与运行信息的短路校核新方法。

1 校核模型

抗短路能力指数K计算如公式 (1) 所示:

公式 (1) 中:ω1、ω2、ω3分别为设计计算、试验考核、运行考核的权重系数, 三者之和为1。K1为设计计算校验的稳定安全系数对应取值;K2为阻抗电压试验结果;K3为绕组频率响应试验结果;K4为短路影响因素。

设计利用校核结果, 按照K值将在运变压器的抗短路能力划分5挡, K值越大抗短路能力越好, 具体见表1。下文将论述K1、K2、K3、K4的计算过程。

2 设计计算校核

K1表示设计计算的稳定安全系数, 主要是通过计算绕组的辐向力和临界失稳强度, 从绕组的材质、结构等方面对变压器抗短路能力进行评价[5]。

外线圈的轴向漏磁通, 产生辐向力。按左手定则 (磁通朝掌心, 四指朝电流方向, 拇指为受力方向) , 内外线圈受到使其分离的作用。即外线圈在圆周方向受张力, 有扩大直径的趋势, 导线受到拉力;内线圈在圆周方向受到压力, 有朝铁芯方向变形的趋势。表现为在某一撑条间距内, 某些线饼的所有线匝同时向内凹陷, 而在相邻撑条间距内, 这些线饼的所有线匝同时向外凸出, 这就是内线圈的机械失稳。内线圈辐向力校核算法如下。

最大漏磁通密度:

其中:1.256×10-6为空气导磁率 (H/m) ;Im为短路电流的最大峰值 (A) ;N为绕组匝数;Hw为绕组几何高度 (mm) 。

绕组每匝导线单位长度受力 (N/m) :Fu=0.5BmIm。

整个内绕组的辐向力:Fr=πDmNFu×10-3。Dm为绕组平均直径 (mm) 。

绕组每一线饼受力:Fc=Fr/ (πM1×Dm) 。M1为绕组的线饼数。

每个线饼的临界失稳强度:FB=EI (m2-1) /R3。

E为铜导线的弹性模量, 对于软铜导线取1.25×105N/mm2;I为导线的惯性矩;m为内绕组有效支撑数, 为实际支撑数的一半;R为内绕组的平均半径 (mm) 。

导线的惯性矩I (mm4) :I=nbyb3ntt/12。

上式中:nb为线饼中辐向的导线根数;nt为线饼中轴向的导线根数;b为每根导线的辐向高度;t为每根导线的轴向高度;y为经验系数, 取决于线饼和导线的结构, 对于普通结构的线饼和导线, 一般取y=1;对于采用自粘性换位导线, 其具体数值通常取决于制造厂的试验结果。

而稳定安全系数为:S=FB/FC。将S值划分为5挡, S值越大表示承受短路能力越强, 以稳定安全系数为参考, 结合样本数据分析, 按表2将S值折算为K1值的五个区间。

3 试验考核

频率响应法及短路阻抗法反映绕组的状态, 即通过试验对绕组进行评价。频率响应法对测量绕组扭曲、鼓包等局部变形和引线、绕组整体移位比较有效, 短路阻抗对测量绕组电感变化比较有效, 因此考虑绕组变形需要综合考虑频率响应法和短路阻抗的测量结果。

3.1 短路阻抗试验

1) 基于短路阻抗试验判断绕组变形的原理。变压器的每一对绕组的漏电感是这两个绕组相对距离 (同心圆的两个绕组半径R之差) 的增函数, 而且与这两个绕组的高度的算术平均值近似成反比。由于绕组对的短路电抗和短路阻抗都是函数, 因此, 该绕组对其中任意绕组的变形都会引起发生相应的变化[6]。

2) 评估方法。运行中根据相关导则规定, 当短路阻抗与原始值差异大于2%时, 变压器绕组可能发生异常, 抗短路能力变差, 已引起注意, 并可结合绕组频率响应测试、绕组电容量测试进行判断绕组是否发生形变。K2的取值范围见表3。

3.2 绕组频率响应测试

1) 基于绕组频率响应判断绕组变形的原理

在较高频率的电压作用下, 变压器的每个绕组均可视为一个由线性电阻、电感 (互感) 、电容等分布参数构成的无源线性双口网络, 其内部特性可通过传递函数H (jω) 描述。如果绕组发生变形, 绕组内部的分布电感、电容等参数必然改变, 导致其等效网络传递函数H (jω) 的零点和极点发生变化, 使网络的频率响应特性发生变化。

典型的变压器绕组幅频响应特性曲线通常包含多个明显的波峰和波谷。经验及理论分析表明, 幅频响应特性曲线中的波峰或波谷分布位置及分布数量的变化, 是分析变压器绕组变形的重要依据[7]:

(1) 幅频响应特性曲线低频段 (1~100 k Hz) 的波峰或波谷位置发生明显变化, 通常预示着绕组的电感改变, 可能存在匝间或饼间短路的情况。频率较低时, 绕组的对地电容及饼间电容所形成的容抗较大, 而感抗较小, 如果绕组的电感发生变化, 会导致其频响特性曲线低频部分的波峰或波谷位置发生明显移动。对于绝大多数变压器, 其三相绕组低频段的响应特性曲线应非常相似, 如果存在差异则应及时查明原因。

(2) 幅频响应特性曲线中频段 (100~600 k Hz) 的波峰或波谷位置发生明显变化, 通常预示着绕组发生扭曲和鼓包等局部变形现象。在该频率范围内的幅频响应特性曲线具有较多的波峰和波谷, 能够灵敏地反映出绕组分布电感、电容的变化。

(3) 幅频响应特性曲线高频段 (>600 k Hz) 的波峰或波谷位置发生明显变化, 通常预示着绕组的对地电容改变, 可能存在绕圈整体移位或引线位移等情况。频率较高时, 绕组的感抗较大, 容抗较小, 由于绕组的饼间电容远大于对地电容, 波峰和波谷分布位置主要以对地电容的影响为主。

2) 评估方法

K3的取值范围见表4。

注:RLF为曲线在低频段 (1~100 kH z) 内的相关系数;RMF为曲线在中频段 (100~600 k Hz) 内的相关系数;RHF为曲线在高频段 (600~1 000 k Hz) 内的相关系数。

4 运行考核

运行考核主要评估短路电流大小及冲击累计次数对设备机械性能的影响。传统的抗短路能力校核更多从变压器绕组结构、材质等方面着手, 缺少对变压器实际运行中受短路冲击导致绕组状态劣化的影响考虑, 对在运变压器来说不够全面。为解决以上不足。本项目在Q/CSG 11001-2010《110~500 k V油浸式电力变压器 (电抗器) 状态评价导则 (试行) 》中规定的基础上[8], 即将短路电流和短路冲击累计划分成三个等级评估, 短路冲击电流在允许短路电流的50%~70%之间, 次数累计达到6次及以上;短路冲击电流在允许短路电流的70%~90%;短路冲击电流达到允许短路电流90%以上。本项目结合对变压器进行多次短路冲击试验分析及专家经验, 建立变压器短路影响程度系数与短路电流的大小以及短路冲击次数数学模型如表5所示。

注:Ik表示冲击电流大小;I0表示允许冲击电流;Ni表示相应冲击类型下的冲击次数累计。

根据表6, 定义短路影响程度系数SF如下:

5 算例分析

某220 k V变电站在完成35 k VⅠ段母线所属各间隔检修、试验、清扫以及新增35 k V备用329开关柜接入工作后恢复送电。当合35 k V电容器342开关时, #1主变双套差动保护动作, 重瓦斯保护动作, 同时35 k V电容器342过流保护动作。故障造成#1主变损坏, 故障变压器返厂大修。故障的原因经分析为:在35 kV电容器342合闸送电时产生的过电压导致电缆头三叉口处绝缘击穿三相短路, 致使#1主变承受近区短路冲击, 短路电流达到10.188 kA, 持续时间约100 ms, 变压器低压绕组动稳定遭到破坏, 导致绝缘击穿放电。

对该变压器按照传统校核方法进行抗短路能力校核, 其安全稳定系数为1.75, 属于异常状态。

采用本文校核方法对该变压器进行校核, 具体计算过程如下。

1) 根据其设计数据计算K1值。根据短路阻抗和额定电流计算短路电流最大峰值Im=32 575.01 A;根据短路电流和绕组参数计算绕组每一线饼受力Fc=148.55 N;根据绕组参数计算每个线饼临界失稳强度FB=284.63 N/mm;根据临界失稳强度和每一线饼受力计算安全系数S=1.75;根据安全系数, 查表计算K1值, 得K1=0.5。

2) 根据试验参数计算K2和K3值。在没有运行中的短路阻抗、频响试验、抗短路试验数据的情况下, 可认为这些试验均合格, K2、K3均取最大值1。

3) 根据运行中的短路次数计算K4值。该变压器共经历5次短路冲击, 每次短路电流6 k A (均以最后一次短路电流计算) , 计算K4=0.01。

4) 根据K1、K2、K3、K4计算抗短路能力系数K。K=0.5K1+0.3× (0.5K2+0.5K3) +0.2K4=0.55。

5) 根据抗短路能力系数K, 经查表1确定变压器抗短路能力为危急状态, 抗短路能力差, 需立即更换。

通过传统校核方法与本文方法的对比, 可以得到以下结论, 考虑运行参数, 即短路累积效应后, 该变压器抗短路能力由异常变为危急。挡位的变化说明内线圈的动稳定特性在运行过程中发生了变化, 短路冲击的累积效应使内线圈动稳定性劣化。此时, 如果仍采用静态的传统设计校核方法进行校核, 必然不能反映变压器线圈动态的变化过程, 故不能准确地判断抗短路能力。而通过运行参数修正后的校核结果与实际发生的结果更为一致, 更容易监测变压器抗短路能力劣化的过程, 及时发现系统的薄弱环节。

6 结语

对变压器进行抗短路能力校核是预防短路故障, 保障变压器安全运行的重要措施。传统的抗短路能力校核考虑绕组结构和材料参数, 是一种静态的计算校核方法。

本文提出了一种计及试验信息与运行信息的变压器抗短路能力校核方法, 该方法以设计校核为基础, 采用短路阻抗信息、绕组频响试验信息、运行信息对设计校核参数进行修正, 实现变压器抗短路能力的动态校核。采用该方法对某变压器进行了算法验证, 计算结果表明新的校核方法比传统设计校核方法更为严格。

摘要：介绍了变压器传统抗短路能力校核方法的不足, 提出了一种计及试验与运行信息的变压器抗短路能力校核新方法。该方法以传统的设计计算校核为基础, 增加试验信息与运行信息对设计校核结果进行修正, 实现变压器抗短路能力的动态校核。经实际算例验证表明, 新方法更容易发现系统薄弱环节。

关键词：抗短路能力,设计校核,短路阻抗,频率响应,运行参数

参考文献

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运行试验方法 篇3

1 试验原因

近年来, 稠油区块来油含水率均在90%以上, 为保证稠油脱泵含水控制在8.0%以下, 因此选取含水量作为试验的评价指标。主要因素:破乳剂加药量、沉降罐油层厚度、来油进罐温度。

2 试验部分

2.1 试验依据

根据生产实际, 对含水量影响因素的优化采用试验来确定。运行参数主要可分为:破乳剂加药量、沉降罐油层厚度、来油进罐温度。

2.2 试验安排

针对各因素的水平状态, 根据欢一联合站的实际情况分别定出水平, 见表1。

2.3试验研究

根据试验挑选出的因素及各因素所处的水平, 选用L9 (33) 正交表安排做9次试验。试验结果及分析见表2。

2.4试验结果

(1) 计算各因素的水平效应值:

同理可以求得:

通过对各因子水平的分析, 可以得出影响各因子水平的效果。

(2) 计算各平均水平效应值k i。K1=ⅠA/3=5。同理可求其它水平效应值, 见表2。

(3) 求出极差R。R A=m a x (ⅠA, ⅡA, ⅢA) -min (ⅠA, ⅡA, ⅢA) =15-12.2=2.8

同理可求得:RB=3.4;RC=2.4。

极差R是衡量实际数据波动大小的重要指标, 极差大的因素, 其变化程度对试验结果影响就大, 反之则小。

2.5 结果分析

在影响稠油脱水的因素中对因素A水平1最好, 对因素B水平2最好, 对因素C水平3最好。

影响稠油脱水性能因素的主次关系:沉降罐油层厚度—破乳剂加药量—来油进罐温度 (表3) 。

3 效益分析

3.1 气费分析

5月-10月停运3台加热炉。

节气量:150天× (1000+1100+1100) m3/10000=48万m3

节省气费W1=48×0.52元/方=24.96万元

3.2 药剂分析

进入夏季, 破乳剂加药量由120kg/d降至80kg/d。

节药量:1 5 0天× (1 2 0-8 0) k g/d=6000kg

节省药费W2=6000×8.812元/kg=5.28万元

W总=W1+W2=30.24万元

4 结论

(1) 稠油脱水性能的影响因素很多且相互制约, 仅靠单独研究某个影响因素并不能获得有效的研究结论, 而正交试验可以较好地解决这一问题, 而且研究方法科学、简便。

(2) 正交试验优化法是在某种特定条件下进行的, 如果条件发生变化, 影响因素的主次关系和最佳组合也会发生变化。

(3) 通过正交试验法优化稠油脱水运行参数, 将欢一联合站的生产指标进行了重组, 使稠油脱泵含水控制在8.0%之内, 保证了外输含水指标合格, 生产运行平稳。

摘要：欢一联采用化学加热联合脱水的方法, 致使进站加热燃气量逐年增加。针对此情况, 采取对稠油系统运行参数通过正交试验法进行优化。2012年夏季对稠油脱水运行参数进行优化, 试验使脱水达到预期的效果。

关键词：稠油脱水,正交试验,含水量

参考文献

运行试验方法 篇4

1 曝气溶氧的方式及机理

污水处理站采用传统的活性污泥法, 采取人工措施以创造适宜条件, 强化活性污泥微生物的新陈代谢功能, 加速污水中有机物降解。活性污泥微生物都是好氧菌, 在混合液中保持一定浓度的溶解氧至关重要。对混合液中的游离细菌来说, 一般溶解氧保持0.3 mg/L浓度即可满足要求, 但活性污泥是微生物群体“聚居”的絮凝体, 溶解氧必须扩散到活性污泥絮凝体的深处, 才能繁殖足够量的好氧微生物, 这就必须保持混合液中溶解氧浓度在2～3 mg/L以上。对此, 重要的人工措施就是向活性污泥反应器—曝气池中的混合液提供足够的溶解氧, 使混合液中的活性污泥与污水充分接触, 通过曝气方式来实现。只有这样, 曝气池中的各种微生物、菌胶团才能进行正常的生长、繁殖、代谢等生命活动, 以污水中的有机物 (COD或BOD) 为食, 从而使有机物得到降解。

现在通行的曝气方法:鼓风曝气、机械曝气和二者联合的鼓风曝气。

鼓风曝气是将空压机送出的压缩空气通过一系列管道运送到安装在曝气池底的空气扩散装置 (曝气装置) , 空气从那里以微小气泡的形式逸出, 并在混合液中扩散, 使气泡中的氧转移到混合液中, 而气泡的强烈扩散搅动, 使混合液处于剧烈混合、搅拌状态。

机械曝气则是利用安装在水面上、下的叶轮高速转动, 剧烈地搅动水面, 产生水跃, 使液面与空气接触表面不断更新, 使空气中的氧转移到混合液中。

2 生活污水站运行方式及各单体型式

该生活污水处理站采用传统的活性污泥法, 是一种早期使用并一直沿用至今的运行方式。废水从池首端进入池内, 回流污泥由泵送回池内, 废水在池内呈推流式流动至池的末端。废水在反应器内与活性污泥充分接触, 使其中的有机物得到降解。

该生活污水处理站曝气池共有2座, 在其底部空气管道安装了双螺旋曝气器。池型尺寸为10 m×6 m×4.5 m, 池底标高-1.90 m, 池顶标高2.60 m, 安全高度0.50 m, 有效水深4.00 m。单体池有效容积V有效=240 m3, 设计水力停留时间HRT=V有效· (Q实际/n) -1=4.8 h。

经过连续多日记录统计分析, 生活污水处理站实际处理流量20～30 m3/h。

实际水力停留时间HRT=V有效· (Q实际/n) -1=16～24 h。式中, n为曝气池个数, 取2。

曝气池中微生物、菌胶团的生长代谢活动需要一定的氧量, 罗茨风机担负着向水中充氧的任务。该公司生活污水处理站罗茨风机共有2台, 一台使用, 另一台备用, 空气流量39 m3/min, 风机压力49 050 Pa。

3 生活污水站鼓风曝气方式的调整

由于该公司职工家属楼建在异地, 产生的污水没有进入该生活污水站, 使该生活污水站实际处理水量要比其设计水量小许多 (只有15 m3/h左右) , 集水池内的污水提升泵是根据集水池内的污水最高水位、最低水位自动启动运行、停止的。当集水池内的污水水位达到最高水位时, 污水提升泵自动启动运行;当集水池内的污水水位达到最低水位时, 污水提升泵自动关闭, 停止运行。因此, 各单体处理构筑物的进出水是间断性的, 这对一单体构筑物而言, 有时是没有进出水的, 构筑物内水是上一时段的进水, 直到污水提升泵运行时, 构筑物内的污水才能得到更替。

通常, 一些污水处理厂、处理站的污水是连续的, 罗茨风机是24 h连续运行。由于该生活污水站进水间断的非连续性, 罗茨风机24 h连续运行没有必要, 不仅使设备受到严重损耗, 同时造成电能浪费, 因此调整罗茨风机的运行方式能够节能降耗, 满足使用, 无疑是该污水站首选的运行方式。根据该污水站处理污水的特点以及设计与实际处理量的显著差别, 决定以曝气池溶解氧变化来确定罗茨风机的运行方式, 为曝气池内的混合液提供充足的溶解氧。

在综合考虑电动设备运行维护特点、运行管理人员交接班制度等因素, 决定每间隔4 h启动风机运行1次, 每次运行时间由溶解氧的变化情况确定。为此, 进行如下试验:在罗茨风机运行20 min后停止, 将氧传感器放入曝气池出水口附近水面下0.5 m处进行监测, 每隔30 min读取一个溶解氧 (DO) 值, 试验结果如表1、图1所示。

从图1曲线可以看出, 在风机刚停止运行时, 溶解氧 (DO) 达到8.34 mg/L, 溶解氧 (DO) 随着时间不断降低, 这是微生物在利用氧来降解有机物 (BOD) 的结果。在经过4 h后, DO值降到3.24 mg/L时, 这时将风机投入运行20 min, 连续监测DO值, 发现溶解氧 (DO) 值又降到3.11 mg/L。在此运行过程中, 二次沉淀池水面不时有上浮气泡产生, 污水在二次沉淀池的实际水力停留时间16～24 h, 远大于设计水力停留时间4.8 h, 使二次沉淀池底部污泥乏氧而发生厌氧反应, 产生H2S、CH4等气体。这种现象会使二次沉淀池污泥上浮, 影响其出水效果, 对污泥活性有一定影响。

鉴于此, 改变罗茨风机运行方式, 运行30 min, 间隔4 h进行调整试验。在罗茨风机运行30 min后停止, 将氧传感器放入曝气池出水口附近水面下0.5 m处进行监测, 每隔30 min读取一个溶解氧 (DO) 值, 获得试验结果如表2、图2所示。

为合理地确定罗茨风机的运行方式, 对二次沉淀池出水的CODCr、BOD5、SS等水质指标进行监测。从二次沉淀池出水看, CODCr为10～20 mg/L, COD去除率为90%左右, BOD5为2～8 mg/L, BOD5去除率为90%左右, SS为4～15 mg/L, SS去除率为85%左右, COD、BOD5、SS的处理效果较好。二次沉淀池水面上浮气泡的现象几乎消失, 二次沉淀池出水的效果非常理想, 满足设计和回用要求。因此, 上述运行方式是合理、可行的。

罗茨风机按每间隔4 h运行30 min, 每天共计运行3 h, 比原来每天少运行21 h, 罗茨风机功率为29 kW, 每年可节约电能22万kW·h。

4 结论

a.从曝气池出水口水面下0.5 m处溶解氧 (DO) 值、二次沉淀池出水指标 (COD、BOD5、SS) 以及水面几乎无上浮气泡产生情况分析, 该运行方式是可行的。

b.罗茨风机运行间隔4 h运行30 min的运行方式比罗茨风机24 h连续运行 (在保证二次沉淀池出水满足要求的情况下) , 节约了大量电能。

参考文献

[1]王宝贞.水污染控制工程[M].北京:高等教育出版社, 1992.

[2]张自杰.排水工程 (下册) [M].北京:高等教育出版社, 1998.

[3]沈耀亮, 王宝贞.废水生物处理新技术[M].北京:中国环境科学出版社, 1999.

[4]钱易, 米有祥, 王宝贞.现代废水处理新技术[M].北京:中国科技出版社, 2001.

运行试验方法 篇5

火电机组在滑压运行过程中,通过调整机组运行压力,分析机组的经济运行压力,确定机组最佳的定—滑—定运行控制方式,可以进一步提高机组运行的经济性[1]。

在做优化运行试验时,有很多因素影响到试验的准确性:一是基准流量不能准确测量;二是参数波动,由于煤质变化等各方面的原因,参数并不能维持稳定,采用参数修正必然会影响到试验的准确性;三是由于测量仪表和计算误差的影响,使热耗试验本身测量的不确定度就在0.3%以上[2],而同一负荷不同主汽参数下,热耗相对值变化在30 kJ/kWh以内。所以采用热耗值对优化效果进行分析评价,在现场试验条件受限的情况下,并不能得到准确的试验结果。参数优化调整后,将反映到对系统各个部分的影响上,逐项分析后综合起来,可以比较优化前后的效果。

1 设备概况

某电厂2#机组系某汽轮机厂生产的N330-16.7/538/538型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。汽轮机设有七段非调整抽汽,高压缸设有二段抽汽,分别供1#、2#高加;中压缸设有三段抽汽,分别供3#高加、除氧器及5#低加;低压缸设有二段抽汽, 分别供6#及7#低压加热器。六个调门的开启顺序是GV1-GV2-GV4-GV5-GV6-GV3。

给水泵型号为FK5F32M筒体芯包,卧式、五级叶轮,机械密封,配套于330 MW发电机组50%容量的电动泵,共设三台,二用一备。

2 优化运行试验方法

优化试验通过改变调门开度来调整主汽压力,通过经济性比较,确定机组最佳运行压力。研究主汽压力变化对整个机组的影响[3],主汽压力变化后,会影响到整个系统运行状况。给水压力变化,给水泵的耗功会发生变化。主汽力发生变化后,由于汽包压力的变化,在水冷壁中的吸热比例会发生变化,同时加上高排温度的变化,会影响到蒸汽在过热受热面和再热受热面的吸热量,进而影响到减温水量的变化。

同负荷下,各工况的比较分析主要集中在高压缸做功量变化、给水泵电耗变化和减温水量的变化对机组热耗的影响,以分析机组各工况下的最佳运行方式。

2.1 高压缸做功量变化对热耗的影响

为了计算高压缸效率变化对热耗率的影响,首先按设计参量计算得到高压缸效率变化1%,对机组热耗的影响值,其计算值如下[4,5]。

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式中 G0z——高压缸折算流量/kg·h-1;

Gr——高排(再热)流量/kg·h-1;

H0HP——高压缸等熵焓降/kJ·kg-1;

ηHP——高压缸相对内效率(设计值);

ηm——机械效率/[%];

ηd——发电机效率/[%];

Nd——发电机端功率/kW;

HR——机组热耗率/kJ·(kWh)-1。

2.2 给水泵电耗变化对机组经济性的影响

电动给水泵耗功变化,导致厂用电变化。厂用电率变化同供电煤耗变化间的关系如下。

Δb=bf×Δg/100

式中 bf——当前机组负荷下的煤耗率/g·(kWh)-1;

Δg——厂用电率的变化率/[%]。

2.3 减温水量变化对机组经济性的影响

过减水和再减水的投入,使循环的效率降低,热耗增加[6,7]。过减水的投入对机组的经济性产生一定的影响,这种影响可以采用等效热降法计算对机组煤耗的影响值。

(1)过减水的影响

新蒸汽等效焓降变化值

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式中 αg——过减水和主汽流量之比;

τ3、τ2、τ1、τb——给水经3#、2#、1#高加和给水焓升/kJ·kg-1;

ηundefined,ηundefined,ηundefined——一、二、三段抽汽设计效率。

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ΔQzr-1、ΔQzr-2排挤1 kg一段、二段抽汽引起大的再热器吸热量变化。

汽轮机相对内效率变化

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对煤耗率的影响值为

Δb=bbf×Δηi

(2)再减水的影响

循环吸热量变化值

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式中 H0、h2——分别为主蒸汽焓和高压缸排汽焓(二段抽汽焓)/kJ·kg-1。

汽轮机相对内效率变化

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对煤耗率的影响值为

Δb=bbf×Δηi

3 不同负荷下最佳运行压力的确定3.1 165 MW工况的比较分析

机组原165 MW工况下,运行压力为13.2 MPa。这时GV5阀门开度仅为10%,节流比较严重。通过关小阀门,GV4调门关到44%,这时GV4还处于大开状态,GV5开度为8%,GV5通过的流量较小。GV5这时虽然节流很严重,但其通过流量很小,总的来说,缸效还有所提高。热耗降了15 kJ/kWh。同时主汽压力升高后,由于炉内受热面的吸热比例和高排温度的变化,过减水和再减水量也有所下降。压力提高后,给水泵的耗功略有增加。综合分析后,机组净热耗降低18.6 kJ/kWh。继续关小调门,压力进一步升高,缸效也开始下降。当压力升高到14.4 MPa,调门节流变化影响热耗升高了8.4 kJ/kWh。虽然减温水量有所下降,但同时给水泵的电耗也增加了。总体分析,热耗随压力升高增加了18.4 kJ/kWh。

当GV4开度在44%时,是处于接近三阀的运行状态,将其同三阀运行状态相比较,缸效要低0.4%。但综合来比较,此运行状态是同三阀状态经济性是一致的。

在各个工况下排烟温度基本不变化,不用考虑锅炉变化对机组经济性的影响。

所以,在165 MW运行工况下,主汽压力控制在13.3 MPa时,经济性最好。同原运行压力工况比较,热耗下降18.6 kJ/kWh,煤耗下降0.75 g/kWh。

165 MW工况具体试验及计算结果见表1。

3.2 200 MW、220 MW工况比较分析

(1)200 MW工况

原200 MW运行工况下,GV5开度为15%,主汽压力为15.15 MPa。GV5关至11.8%,主汽压力提高到15.63 MPa,缸效并不下降,虽然GV5调门的节流增加了,但通过GV5的流量也减小很多,所以GV5关小后,缸效还略有增加。调门开度变化,引起高缸做功变化,进而影响热耗降低43.6 kJ/kWh。

当降低压力到14 MPa,总体热耗也略有降低。但压力降到13.23 MPa,虽然缸效提高到了75.5%,但是循环效率降低许多。综合减温水和给水泵电耗,热耗增加了30 kJ/kWh。

(2) 220 MW工况

原工况运行压力为15.4 MPa,把压力提高到额定压力,由于调门节流影响高压缸做功,热耗降低39.5 kJ/kWh。压力提高后,减温水量减小,折合降低热耗7.2 kJ/kWh。压力提高后,给水泵的压头增加引起给水泵电耗增加0.3%,折合升高热耗12.5 kJ/kWh。总体降低机组热耗34.2 kJ/kWh。

所以在220 MW,机组在额定压力下运行,经济性最好,可较原运行压力下,供电煤耗降低1.4 g/kWh。

3.3 240 MW工况比较分析

由表2可知,240 MW工况下,原机组的运行主汽压力为15.8 MPa,两台给水泵运行。当把压力提高到16.7 MPa,热耗降低24.8 kJ/kWh。

压力降到14.41 MPa,停运一台给水泵。由于高压缸做功变化和减温水量增加,热耗增加30 kJ/kWh。但一台给水泵运行,较以前两台泵运行,给水泵电耗下降1.06%,折合热耗90.4 kJ/kWh。总体热耗下降了59.4 kJ/kWh。

当提高压力到15.5 MPa,给水泵的转速为5 181 r/min,稳定运行2 h,泵的各项安全指标均合格。综合热耗下降66.2 kJ/kWh。

通过做单泵最大出力试验,在240 MW工况下,主汽压力为15.5 MPa,单台给水泵可以连续稳定运行。这时厂用电较双泵运行方式下,下降0.95%左右,经济性明显提高。与定压15.8 MPa两台泵方式下运行,单泵方式下,虽然主汽压力降低了,汽轮机运行热耗增加了。但单泵运行方式下厂用电下降所带来的经济性远高于双泵方式热耗下降所带来的经济性。

在240 MW工况下,以单泵方式运行为优化前提。可以适当降低主汽压力运行。为了保证单台给水泵连续稳定运行,240 MW工况下,主汽压力控制在15 MPa左右,这时可以保证给水泵的转速不高于5 100 r/min。热耗降低60 kJ/kWh,折合煤耗2.4 g/kWh。

优化后,机组在240～230 MW工况下运行,较以前运行方式可以少投运一台给水泵,节约厂用电近1%。

3.4 基本的定—滑—定运行参数的确定

在高负荷区维持压力为额定值基本不变。通过以上的分析知,220 MW以上负荷区域,机组处于定压运行方式,压力为16.7 MPa。

220～140 MW工况处于滑压运行方式,机组运行压力由16.7 MPa滑压运行到12.0 MPa。

考虑到单泵运行方式的经济性,在240 MW工况下,主汽压力降到15 MPa运行,可以保证机组连续稳定运行。优化后主汽压力运行曲线如图1所示。

4 结论

通过对机组各个负荷段变压力试验,综合各个方面对热耗的影响重新确定了机组的定-滑-定运行曲线。根据电泵机组的电耗特性,70%左右负荷,可以适当降低机组的运行压力,保证机组在单泵方式下运行,厂用电率可以下降1%,机组综合经济性提高。优化后,机组在各个负荷段的运行经济性得到一定的提升,平均供电煤耗下降1.5 g/kWh以上。

参考文献

[1]茹林.提高火电机组运行经济水平的若干方法初探[J].中国勘察设计.2012(1).

[2]刘凯.汽轮机试验[M].北京:中国电力出版社.

[3]肖延.汽轮机主机经济运行优化试验若干问题的分析与研究[J].西北电力技术,2002(2).

[4]许文.主蒸汽压力变化对汽轮机运行的影响[J].新疆大学学报:自然科学版,2002(S1).

[5]洪文鹏.汽轮机各缸相对内效率变化对热耗率影响的计算模型[J].东北电力学院学报.

[6]李晓华.再热器事故喷水减温对机组运行的影响[J].山东电力技术,2002(1).

运行试验方法 篇6

电力作为国民工业的先行官, 关系到国民经济的可持续发展。随着现代社会和经济的快速发展, 使得电力系统向超大容量、跨区域和超高压的方向发展。但是, 随着电力系统容量的增大和电力网络规模的扩大, 电力设备故障给人们的生产和现代生活所带来的影响越来越大, 并且对系统的稳定经济运行也提出了越来越高的要求, 而保证电力系统的经济性以及稳定性的一个有力措施就是在提高电力设备使用率的同时保障其正常运行。

1 绕组直流电阻分析

电力变压器绕组的直流电阻的测量是一项既简单又非常重要的试验项目, 通过测量绕组的直流电阻, 可以有效地检查出电流回路的连接情况, 能够反映出绕组内部的焊接质量、绕组断股、绕组匝间短路、分接开关接触不良等情况。一般是通过变压器电阻的不平衡率参数来判断直流电阻是否合格。对于1.6MVA以上的变压器呢, 各相器的电阻相互间的差别不应该大于三相平均值的2%, 而无中性点引出的绕组, 它们线间的差别不应该大于三相平均值的1%, 而对于1.6MVA及其以下的变压器, 绕组直流电阻相间的差别不应该大于三相平均值的4%, 而线间的差别则不应该大于三相平均值的2%, 另外, 各绕组与以前相同部位测得的值折算到相同温度各电阻的变化不应该大于2%, 三相间电阻值的大小关系如果与出厂不一致, 也应该引起注意。

2 绝缘电阻、吸收比和极化指数分析

绝缘电阻测试是电气试验人员最经常使用的方法, 这种方法操作比较简单, 而且很方便判断, 根据测得的设备一分钟时的绝缘电阻的大小以及它的吸收比, 能够检查出绝缘是否有贯通性的集中缺陷、贯通性的受潮或是整体受潮。

绝缘电阻通常是指施加与绝缘结构上的直流电压值与流过其中的泄漏电流值的比值。绝缘电阻高的话就说明其绝缘性能良好, 如果绝缘电阻有下降的趋势, 则说明设备的绝缘已经受潮了或者出现了老化或劣化。绝缘电阻值会随着环境温度的变化而发生变化, 一般规定将绝缘电阻换算至20度的值, 可用式 (1) 进行计算:

式中:R1表示温度为t1时的绝缘电阻值, R2表示温度为t2时的绝缘电阻值。

在同一次试验中, 该设备1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值的比值为吸收比, 用字母K表示, 即

1min时的绝缘电阻值与1min时绝缘电阻值之比就叫做极化指数, 用字母P来表示, 即

预防性试验规程要求变压器的绝缘电阻满足以下的条件:

(1) 绝缘电阻换算到同一温度值下, 与前一次测试的结果相比较必须没有明显的变化, 一般要求不能低于前一次所测得值的70%。

(2) 对于35kV及其以上的变压器要测量吸收比, 吸收比在常温下不能低于1.3;要是吸收比偏低, 可以对极化指数进行测量, 极化指数不能低于1.5。

(3) 当绝缘电阻大于10000MΩ的时侯, 吸收比不能低于1.1或者极化指数不可以低于1.3。

3 泄露电流分析

泄漏电流的测量和绝缘电阻测量的原理与作用相似, 然而, 因为泄漏电流的试验电压比较高, 它的灵敏度以及准确性都比测量绝缘电阻要高, 所以测量变压器的泄漏电流值可以发现一些尚未完全贯通的集中性缺陷, 也能够反映出其他试验项目所不能反映的电力变压器的局部缺陷。

泄漏电流值与电力变压器的温度以及绝缘结构等因素有关, 所以在《电力变压器预试验规程》中没有做出规定。一般情况下, 对于220kV变压器而言, 泄漏电流的值应小于50μA, 如果大于50μA而小于80μA, 就须引起注意, 若是大于80μA, 就可以判定为不良的状态, 另外, 当年测量值也不应该大于上一年测量值的50%。

4 绕组介损分析

介质损耗角正切值也可以叫做介质损耗因数或简称为介损, 用tanδ来表示。测量介损是一项灵敏度比较高的试验项目, 通过它可以发现电力设备绝缘整体受潮、劣化变质及小体积被试电力设备贯通和未贯通的局部缺陷等。例如:某台变压器的套管, 正常时介损值为0.5%, 但是受潮后介损值为3.5%, 两个数据之间相差了7倍;如果用测量绝缘电阻的方法来检测的话, 则会发现受潮前后的数值相差并不大。正是由于测量介损对反映一些局部缺陷具有比较高的灵敏度, 因此在电工的制造和电力设备的交接以及预防性试验中都得到了较为广泛的应用。

通常时候, 介损值tanδ会伴随着温度的升高而有所增大, 现场测量的时候, 温度是以变压器的顶层油温为准的, 因为每次试验时电力变压器的温度都是变化的, 所以应该将不同温度下测得的介损值换算到温度为加℃时的介损值。可使用公式 (4) 计算:

式中:tanδ1表示温度为t1时的tanδ值, tanδ2表示温度为t2时的tanδ值。

5 铁芯绝缘分析

电力变压器在正常运行的时候是不容许存在铁芯多点接地的, 因为, 在正常运行的时候, 变压器绕组的周围会出现交变的磁场, 在电磁感应的作用下, 高低压绕组、低压绕组与铁芯以及铁芯和外壳之间都会存在着寄生的电容, 带电的绕组会经过寄生电容的祸合作用使铁芯对地产生电位。因为铁芯和另外的金属部件与变压器绕组的距离不一样, 这就会使得各个部件之间存在着电位差。一旦两点间的电位差达到可以击穿其间的绝缘的时候, 就会产生火花放电, 这种放电是断断续续的, 时间一久, 就会对固体的绝缘以及变压器油产生不良的影响。为了避免这种现象的发生, 可以把铁芯和外壳可靠地连接以使它和外壳呈等电位的状态, 但是如果铁芯有两点或者是多点接地, 就可能会造成不同的接地点在磁场中感应出不相等的电位, 形成环流引发局部过热从而造成绝缘油分解, 另外, 还可能会会烧坏铁芯, 造成电力变压器不能正常运行。

6 电容型套管介损及电容量分析

高压套管一般都采用油纸电容型的绝缘结构, 这类绝缘结构既经济又比较实用。然而, 当绝缘结构中的纸纤维吸收了水分之后, 就会加强它的导电性能, 机械性能也会减弱从而造成绝缘破坏。受潮纸纤维中的水分有可能来自绝缘油也有可能来缘于原本就存在的局部受潮的部分, 这一类的电力设备受潮之后, 介损tanδ会有所增加。另外, 在变压器油等这类液体的绝缘材料如果受到了污染之后, 极性物质会增加, 从而导致介损tanδ也会上升。同时, 通过电容量的变化也能够发现电容型设备绝缘的损坏, 例如如果有一个或者几个电容屏发生击穿短路的时候, 电容量就会明显的上升。

因此, 通过介损tanδ以及电容量能够有效地体现出绝缘受潮以及其他一些局部的缺陷, 尤其是测量末屏对地的tanδ, 更加能够帮助发现缺陷。另外, 电容型套管的电容量比较小, 很容易遭受到各种各样的干扰。

7 结束语

总之, 随着在线监测技术以及故障诊断技术的迅速发展, 状态检修已经逐渐进入了实用化。它带来了巨大的经济效益, 因此在国内外的电力行业都引起了广泛的重视。在这方面的理论研究以及生产实践都在不断地深入, 应用的范围也在不断扩大。目前, 状态检修在技术研究以及实践应用方面都已经取得显著的成效。

参考文献

[1]陈绍光.电力系统二次设备状态检修探讨[J].云南水力发电, 2005, 21 (5) :53-56.

运行试验方法 篇7

关键词：钢球磨煤机,制粉系统,优化

制粉系统的耗电量占到发电厂厂用电量的20%以上,是电厂节能改造的一个关键点。某电厂3号机组为50 MW燃煤发电机组,配备甲、乙2套中间储仓式制粉系统,制粉系统磨煤机为390/350型钢球磨煤机。机组大修后由于运行调整等原因,使制粉系统处于低效运行状态,制粉系统能耗过高。因此,根据该制粉系统的特点,采用试验方法探求制粉系统优化运行的实际操作参数就显得尤为必要。文中专门介绍了中间储仓式钢球磨煤制粉系统的优化运行调整试验方法及其效益分析。

1 制粉系统工作过程

钢球磨煤机中间储仓式制粉系统的基本工作过程是皮带输煤机将原煤送入原煤仓,原煤仓内原煤由给煤机输送,在下行干燥管与干燥用热风相遇后,一同进入球磨机。具有一定细度的煤粉由干燥剂从磨煤机内带出,经木块分离器带到粗粉分离器。在粗粉分离器中,不符合要求的煤粉颗粒在重力、惯性力以及离心力的作用下被分离出来,经回粉管送至磨煤机重新碾磨;合格的煤粉继续由干燥剂输送至细粉分离器。在细粉分离器中,约有90%的煤粉被分离出来,经锁气器和筛网落到煤粉仓。煤粉仓中的煤粉根据锅炉的需要由可调节的给粉机送入一次风管,由一次风送入炉内燃烧[1]。

2 制粉系统的优化运行试验

制粉系统优化的目的是在既满足锅炉负荷所需要的制粉出力,同时又保证最佳的煤粉经济细度和煤粉均匀性的前提下,获得较低的制粉系统制粉单耗,从而保证机组的经济运行,提高锅炉效率,降低供电煤耗,实现全厂的低成本经营策略。制粉系统优化运行调整试验主要包括给煤机出力标定试验、粗粉分离器性能试验、最佳钢球装载量试验和最佳通风量试验。该燃煤机组制粉系统现场试验测点布置如图1所示。

通过给煤机出力标定试验对给煤机出力进行标定纠正,从而得出准确的给煤量。通过粗粉分离器性能试验,得到粗粉分离器的煤粉分离效率、煤粉均匀性改善系数和循环倍率,确保粗粉分离器出口煤粉质量符合要求。在给煤量和煤粉质量符合要求的前提下,进行最佳钢球装载量试验和最佳通风量试验,得出制粉系统磨煤机出力最大、制粉单耗最低时的操作参数即为制粉系统优化运行的操作参数[2]。

3 给煤机标定试验和粗粉分离器性能试验

试验机组的甲、乙2套制粉系统的给煤机均为皮带式给煤机,根据皮带式给煤机的工作原理,测出给煤机给煤量与给煤机转速之间的关系如图2所示(其中,甲、乙分别为甲制粉系统和乙制粉系统的给煤机转速与给煤量关系曲线)。

由该曲线图2可知,在2套制粉系统给煤机转速相同的情况下,甲制粉系统的给煤机出力大于乙制粉系统的给煤机出力,这一点运行人员应予以重视,避免误操作。根据给煤机转速与给煤量关系曲线和给煤机转速,可以得出制粉系统运行时给煤机的给煤量值,为后续试验结果的计算准确性提供了基本保证。

试验中对甲、乙2套制粉系统粗粉分离器性能分别在3种不同工况下进行了测试,在每个工况下,制粉系统至少稳定运行15 min;通过等速取样装置及煤粉取样装置在木块分离器出口管、粗粉分离器回粉管和细粉分离器落粉管中取得粉样。根据给煤机出力标定的结果获得该工况下的磨煤量,进而计算出该工况的粗粉分离器分离效率、循环倍率和煤粉均匀性改善系数等性能指标。试验结果如表1所示(其中,甲1、甲2和甲3分别为甲制粉系统在3种工况下测得的粗粉分离器性能试验数据;乙1、乙2和乙3分别为乙制粉系统在3种工况下测得的粗粉分离器性能试验数据。)。

由表1可知:(1)甲、乙制粉系统在上述运行工况所测得的粗粉分离器的平均分离效率分别为55.01%、55.95%,该粗粉分离器的设计效率为保证粗粉分离器效率大于40%,因此粗粉分离器分离效果较为明显;(2)甲、乙制粉系统的平均循环倍率分别为1.87、1.77,鉴于该粗粉分离器的设计循环倍率在1.4～1.9之间,循环倍率合理。

由上述试验结果及其分析可知,该粗粉分离器能较好的满足制粉系统的运行要求。

4 磨煤机钢球装载量试验和最佳钢球装载量

4.1 最佳钢球装载量试验

在进行磨煤机最佳钢球装载量试验之前,将原本磨煤机内的钢球全部倒出筛选,进行新、旧钢球的合理配比。制粉系统加煤前,测量磨煤机不同钢球装载量(分别为0 t、5 t、10 t和15 t)时所对应的磨煤机电流,得到磨煤机钢球装载量与磨煤机电流的变化关系。根据磨煤机钢球装载量与磨煤机电流的变化关系,试验过程中每次加载钢球2.5 t,直至磨煤机电流达到35 A;然后根据试验方案,进行3种不同工况的试验。试验结果如图(3,4)所示,其中甲制粉系统在3种不同工况下的磨煤机钢球装载量分别为:21.56 t、21.91 t和22.62 t;乙制粉系统在3种不同工况下的磨煤机钢球装载量分别为:20.46 t、21.13 t和22.39 t。

在一定范围内,随着磨煤机钢球装载量的增加,磨煤机出力显著上升,但磨煤出力上升的速度逐渐下降,制粉系统单耗则随着磨煤机出力的增加而逐渐降低;当钢球装载量超过某一数值时,磨煤机出力增加的幅度很小甚至反而下降,而制粉系统的制粉单耗反而增加。因此,对于钢球装载量必然存在这样一点,即在该点磨煤机出力最高但制粉单耗最低,则该点所对应的钢球装载量即为磨煤机最佳钢球装载量。由图(3,4)可知,甲制粉系统磨煤机的最佳钢球装载量在21.91～22.62 t之间,乙制粉系统磨煤机的最佳钢球装载量在21.13～22.39 t之间。

4.2 最佳钢球装载量

钢球磨煤机的钢球装载量一般用钢球容积占筒体体积的百分比,即磨煤机钢球充满系数ψ表示:

式中:G为钢球装载量,t;V为球磨机筒体容积,m3;ρ为钢球的堆积密度,t/m3。

由式(1)可知,ψ∝G,并有:

式中:Gm a x为最大钢球装载量,根据筒内钢球的装载面比进出口料管的下边缘低50 mm来确定的,本试验中Gm a x为26 t;为最大钢球装载系数;ψm a x为最佳钢球装载量;Gz j为最佳钢球装载系数;ψz j与筒体工作转速关系为ψz j=0.12/(n/nl j)1.75,本试验中ψz j取0.188,式中n为筒体转速。

由上述关系式计算可得,理论最佳钢球装载量为21.298 t。

5 制粉系统通风量试验和最佳通风量

5.1 制粉系统通风量试验

在最佳钢球装载量下(甲、乙制粉系统磨煤机均取22 t),磨煤机保持较大的稳定出力时,通过调节再循环风门开度及磨煤机冷风门、热风门开度,在设计通风量附近选择3种不同的工况进行试验(磨煤机设计通风量为45 000 m3/h)。

试验结果如图5、图6所示,其中甲制粉系统在3种不同工况下所对应的通风量分别为39 467m3/h、43 824 m3/h和47 724 m3/h;乙制粉系统在3种不同工况下所对应的通风量分别为39 692 m3/h、42984 m3/h和44 415 m3/h。

对于甲制粉系统,在最佳钢球装载量下,磨煤机保持较大稳定出力时,再循环门开度在34%～66%之间,制粉单耗的大小主要取决于磨煤机通风单耗。当通风量较大时,通风单耗较大,制粉单耗偏大;通风量较小时,则反之。这主要是因为通风量增加时,制粉出力并未明显增大,导致磨煤单耗变化很小,此时制粉单耗的大小主要取决于通风单耗。对于乙制粉系统,磨煤机保持较大稳定出力时,再循环门开度在15%～45%之间,制粉单耗的变化也是主要取决于磨煤机通风单耗的变化,通风量与制粉单耗关系与甲制粉系统相同。

5.2 最佳通风量

磨煤机在某一筒体通风量下磨煤和通风总电耗最小时,可达到最佳通风量[4],即:

式中:KKM为磨制煤的可磨性指数;R90″为细粉分离器后的煤粉细度,%;D为磨煤机筒体外径,m。

计算时取煤粉细度为17,可磨性系数为1.3,得出的最佳通风量为40 051 m3/h。

6 试验结果与效益分析

通过试验可知,该燃煤发电机组甲制粉系统磨煤机运行时的最佳钢球装载量约为22 t,对应的磨煤机的空载电流约40.5 A,最佳通风量在40 000～44 000 m3/h之间,推荐再循环门开度在30%～50%之间;乙制粉系统磨煤机运行时的最佳钢球装载量约为21.5 t,对应的空载电流约为39.0 A,最佳通风量在40 000～43 000 m3/h之间,推荐再循环门开度在15%～30%之间。

甲、乙2套制粉系统经过优化调整试验后,通风单耗、磨煤单耗和制粉单耗与优化调整试验前相比有较为明显的降低。优化调整试验后制粉系统平均制粉单耗约为27.06 kW·h/t,与优化前28.76 kW·h/t相比降低了1.7 kW·h/t。如果机组全年燃煤量按50万t计算,则全年节约辅机电量85万kW·h,折合年节约资金17万元(电价按0.2元/(kW·h)计算),经济效益明显。

7 结束语

(1)优化调整试验之前,虽然甲、乙2套制粉系统的煤粉细度符合要求,但是制粉系统电耗较高。通过优化,2套制粉系统的制粉单耗均达到较好的水平,制粉系统的运行状况趋于合理,对于同类型制粉系统的优化调整具有指导意义。

(2)制粉系统是发电厂节能改造的关键点,制粉系统经济运行对电厂的节能降耗具有积极的影响,可通过试验方法优化调整制粉系统的运行参数,实现机组运行的最佳经济效益。

参考文献

[1]周名亮.300 MW机组中储式制粉系统优化运行的试验研究[J].上海电力学院学报,2006,(3):216-220.

[2]贾鸿祥.制粉系统设计与运行[M].北京:水力电力出版社,1995.

[3]徐刚.中储式制粉系统的优化运行试验研究[D].武汉:华中科技大学,2006.