电厂电力系统范文

电厂电力系统范文（精选12篇）

电厂电力系统 第1篇

1 电厂电力拖动系统节能研究的重要性

1.1 电厂提高竞争力的要求

近年来, 我国不断推动电力企业市场化改革, 电力行业的市场化程度不断提高, 并逐步打破了电力行业的垄断局面, 电力行业的竞争性和活力更强。例如我国21世纪放松电力市场价格管制, 实行厂网分开, 造成电力企业市场竞争显著提高。另外, 在我国电力工业改革的推动下, 市场竞争增加促使各个垂直垄断的企业实体开始发生转变, 企业逐渐从垂直垄断体系脱离来, 成为市场竞争的主体。在缺少垄断作用及市场竞争增强的背景下, 电厂要增强竞争力, 获取更多的市场份额, 必须减少发电能耗, 提高发电效率, 降低成本。

1.2 缓解资源紧缺形势的要求

改革开放以来, 我国经济发展过程中消耗的大量资源, 资源形势日益紧张。为此, 近年来政府倡导节能减排, 并加强对节能减排的监管。而电力企业属于高能耗和高污染行业, 做好电厂节能减排工作对做好全国节能减排工作有着极大的促进作用。据统计, 以电力行业为首的工业能耗以及污染物排放量占总数的70%。因此, 有必要做好电厂电力拖动系统的节能研究, 促进我国建设资源解决性、环境友好型社会。

2 电力拖动系统节能措施

拖动系统主要由电动机、生产机械、电气控制系统、传动系统几部分构成, 任一部分的运行情况对拖动系统的节能效果都会产生, 尤其是电动机, 电动机选择、供电电能质量、日常运行维护都对电力拖动系统的影响都较为显著, 为此, 本节从电动机角度分析电力拖动系统的节能措施。

2.1 选择合适的电动机

首先, 选择大小合适的电动机, 电动机功率大于运行需求会导致电动机的负载率低于80%。其次, 根据目标要求选择不同类型的电动机。例如基于转子效率, 应选择鼠笼式电动机;基于功率因素考虑则应选择高速电动机;基于电压考虑则应选择高压电动机。其次, 选择与运行速度匹配的电动机。电厂的风机类和泵类电动机能耗最高, 电动机吸收能量的速度也更快, 因而选择与运行速度匹配的电动机可降低电动机吸收的电能量。据统计, 电动机运行速度超出额定值的2%, 电动机多的电能消耗增加8%。最后, 最好电动机的重绕和更换选择。电动机重绕可降低电动机的效率及可靠性, 而更换电动机则涉及多项因素。针对电动机重绕和更换, 可根据以下原则进行。如电动机功率超过20k W且运行时间超过15年, 应更换电动机。如重绕费用比节能电动机的一半或更多, 应选择更换电动机。电动机重绕时应选择高质量绕线, 如符合ISO9000标准的清洁绕线。如重绕成本高于新式节能电动机的50%以上, 应选择更换电动机。

2.2 提供供电电能质量

一是控制电动机运行电压值, 将电压控制在设计值内。电动机运行时电压允许出现10%的偏差, 但是在电压长期偏高或偏低情况下, 电动机的运行效率和功率因素更低, 电动机的使用寿命也大大降低。二是减少三相电压不平衡状况, 将三相电压不平衡度控制在1%以内。引起电压不平衡的主要因素包括某项加有单项负载、三根线大小不完全相同、线路故障。如三相电压不平衡度超过1%, 将引起电动机定额量降级, 进而影响电动机的运行效率。三是电动机处于高运行功率因素状态下运行。电厂发动机需要大量的无功功率, 需采用补偿措施保障电动机运行功功率因素处于高水平状态, 否则电动机容易因功率因素问题而降低运行效率。根据电厂的实际情况, 电厂可通过并联电容器组方式, 就地无功补偿。选择并联电容器组的同时要采取相应的措施使电容器组的投入快速而无冲击。此外, 安装功率因数静补装置, 进行滞相运行。

2.3 做好电动机运行维护工作

维护人员要根据电动机生产厂商给出的建议和标准, 制定电动机检测和维护计划, 定期检测电动机运行状况, 及时和排出发现电动机可能存在的故障, 保证电动机可靠运行。例如以天或周为单位巡查电动机运行时的声音、振动和温度, 以年为单位对电动机进行绕组和绕组对地阻抗测量, 判断电动机是否出现接地故障。根据电动机使用情况进行润滑工作, 选择高质量润滑油, 润滑过程中要预防异物或水污染润滑部位。最后, 建立电动机管理档案, 记录每台电动机运行、测试数据和维修技术, 以时间为顺序记录电动机绕组阻抗等参数测试结果, 为电动机运行维护提供参考。

3 结语

在电厂市场化程度不断提高、资源形势日益紧张以及政府倡导可持续经济发展战略的背景下, 电厂必须重视电力拖动系统节能研究, 做好电动机节能措施, 不仅可以降低发电成本, 提高电厂在市场中的竞争力, 树立良好的市场形象。也会带来良好的社会效益, 为我国绿色经济做出贡献。

参考文献

[1]李建军.电力拖动控制线路在安装中的应用[J].科技创业家, 2014 (09) .

[2]王永静, 赵勇.电力拖动系统的节能[J].防爆电机, 2014 (04) .

发电厂及电力系统专业 专业介绍 第2篇

一.培养目标：

本专业以就业为导向，以岗位能力和综合素质培养为目标，旨在培养具备发电厂及电力系统电气一次、二次运行、检修、安装、调试的基本知识和基本技能，能适应电力系统生产、服务和管理等第一线需要的检修、运行、设计及管理方面的高等技术应用性人才。

二.基本要求：

毕业生应获得以下知识和能力：、具有扎实的数学、外语、电子技术、电机等电气类专业必需的基础理论知识。2、具有扎实的电气设备及系统工作原理、结构的专业理论知识；具有扎实的发电厂、变电所、电气设备和电力系统正常运行、故障处理、安装、检修、调试、试验等方面的专业知识。、掌握与本专业相关的热能动力部分的基础知识。、具有一定的技术经济分析和生产管理知识。、具有一定的社会科学和人文科学知识。、具有电气运行、电气检修、电气设备试验和安装调试的能力。7、具有电气设备与系统局部工程设计和技术改进的能力。、具有一定的阅读、翻译本专业英文资料的能力。、具有扎实的计算机应用知识；具有熟练的计算机应用能力。、具有本专业必需的工程制图和专业识图能力。

三.主干课程：

高等数学、英语、计算机文化基础、工程制图、电路、模拟电子技术、数字电子技术、电机学、发电厂动力部分、电气设备、电力系统自动装置、高电压技术、电力系统分析、电力系统继电保护、电能计量与电测仪表、电气控制技术与PLC。

四.主要实践性教学环节：

金工实习、认识实习、电工工艺实习、模拟电子课程设计、数字电子课程设计、电力系统分析课程设计、电力系统继电保护课程设计、电气设备课程设计、仪表安装与调试实习、变电运行仿真实习、设备数字仿真实习、专业技能实训、毕业设计。

五.知识结构与能力结构：

知识结构：掌握较扎实的自然科学知识、人文和社会科学知识；掌握必需的专业基础理论知识；较好的掌握本专业的专业知识和技能。

能力结构：具有下列专业技术能力，发电厂及电力系统的设计能力、发电厂及变电所电气运行能力、电气设备安装调试及检修能力、发电厂及电力系统专业知识和技术的综合应用能力。

六.专业特色：

以就业为导向，以突出岗位群能力培养为宗旨，突出“工作过程导向”的课程体系开发，注重实践动手能力的培养。

七.毕业合格标准：

完成教学计划所要求的教学过程，毕业生获得的总学分应不少于132.5学分，理论课不

少于94.5学分，实践环节不少于32学分，课外培养不少于6学分，并获得相应岗位操作技能

证书，并参加全国大学外语等级考试达到学校规定的相关标准。

八.专业课群组说明：

主要岗位群

大型发电厂的运行、检修；

电力设计院的设计、检验；

供电企业的运行、检修；

电力研究所的试验、检修、调试；

电力修造厂的制造、安装、检修、维护；

电建公司的设计、安装、调试；

次要岗位群

煤炭行业的自备电厂、自备变电站；

石油行业的自备电厂、自备变电站；

冶金行业的自备变电站、动力车间；

制药行业的自备变电站、动力车间；

纺织、印染行业的动力车间、自备电站；

其他岗位群

为电力行业服务的各类公司、厂家的设计、安装、技术支持；

小区楼宇物业管理的用电管理、计量、维护、检修。

就业方向：发电厂、供电公司、电力设备生产、电力工程施工、企业自备电厂、企业供电等

部门，从事电力工程电气设计、电气设备安装与调试、发电厂与变电站运行与管理等技术和

管理工作

求职意向：

求职类型：全职

应聘职位：发电厂，供电局或电力系统与所学专业相关的职务

希望地点：不限

希望工资：面议

个人评价：

* 工作认真负责，学习能力强，良好的工作适应性，富有创新精神

* 性格开朗，良好的组织策划及协调沟通能力，富有团队合作精神；具有很强的社交能力

* 动手能力强，勤奋好学，吃苦耐劳，多次在假期参加社会实践，敢于面对挑战并喜

电厂电力系统 第3篇

【关键词】稳定控制装置；作用；原理；运行方式

[文章编号]1619-2737（2016）01-12-151

1. 概述

电力系统主要构成是发电厂、变电站、输电线路、用电设备，各构成要素分别完成电能产生、电压变换、电能传输、电能使用。各环节相互紧扣，分工明确，形成一个不可分割的整体，共同担负电力系统在保持我国经济稳定持续发展、广大人民安居乐业方面的重要职责。随着我国电网规模的不断扩大，电压等级的逐步升高、远距离电能输送的增多，以及超临界大容量机组的增加，对电网安全稳定运行的要求也就越来越高。为适应电网安全新要求、新标准，越来越多的发电厂配置了稳定控制装置。在电网出现故障，引起大扰动，威胁电网安全运行时，实现快速减出力、切机等功能，和变电站侧稳定控制装置相互配合，共同确保电网安全稳定运行。

2. 发电厂稳定控制装置的主要作用

2.1针对电力系统各种不稳定因素，在电力系统安全稳定运行保障体系中共设置了三道防线，第一道为快速可靠的继电保护；第二道为稳定控制装置；第三道为失步解列、频率及电压控制装置。稳定控制装置在电网发生概率较低的严重故障时起到重要作用，确保电网安全稳定运行。

2.2如某电厂GIS 220kV双母线配置三条出线，两台660MW超超临界燃煤机组通过GIS 220kV母线向外供电。其中有两路出线为双回线同杆运行，另一路出线为单回线运行。当出现同杆双线跨线故障，或同杆双线其中一回线检修状态，另一回线故障跳闸，而导致单回线事故过负荷时，只要机组的运行功率大于发电机允切门槛功率定值时，稳定控制装置就会动作，联切两台660MW燃煤机组中功率较大的一台机组，以保障电网和机组的安全。

3. 发电厂稳定控制装置的主要原理

3.1以上述发电厂为例，设置了GFWK-C稳定控制装置，检测运行单回线的三相电压、三相电流、两台660MW燃煤机组的机端三相电压、三相电流，用于实现就地判别功能。通过测得的各电气量，实时计算出线路的功率，判断出线路的运行状态，系统故障情况下的线路过载情况，以及实时计算两台机组功率。

3.2稳定控制装置动作切机需满足以下条件：

接收到两路同杆双回线的跳闸信号，装置判断出同杆双回线跨线故障，或同杆双回线任一线检修，另一运行线跳闸。

运行单回线出现事故过负荷，主要为有功功率≥750MW与任两相电流≥2150A。

两台机组的总功率大于允切门槛定值600MW。

3.3当装置接收到同杆双回线的跳闸信号，装置启动开放时间15S，在15S内进行判断，当判断出以下5个判据同时满足时，装置确定运行单回线为事故过负荷：

（1）运行单回线有功功率突增，且符合功率突增判据。

（2）运行单回线功率方向为送出时。

（3）运行单回线任两相电流达到热过载电流允许值时。

（4）运行单回线功率达到热过载功率允许值时。

（5）在运行单回线过载联切的延时时间定值内，电流值和功率值始终大于整定值时。

3.4在判断确定运行单回线事故过负荷的同时，如此时机组允切功率大于切机门槛值时，装置进入选切判断回路。此时，装置将自动对两台机组的功率进行比较，选择联切功率较大的一台机组，若两台机组的功率相等，则选择联切装置设定的默认机组。

4. 发电厂稳定控制装置的运行方式

稳定控制装置的运行方式各发电厂根据电网调度中心下发的管理规定、输电线路和发电机组的运行状态、稳定控制装置的运行情况都作了详细的技术规定，由运行岗位严格对照执行。

如上述发电厂采用双机配置，共设置两套GFWK-C稳定控制装置，命名为第一、第二套稳定控制装置，两套装置的输入、输出、电源及出口压板均各自独立。如其中一套装置因调试、修改定值等原因退出运行时均不影响另一套装置的正常运行。

4.1正常运行方式。

当GIS 220kV双母线、三条出线，两台660MW燃煤机组均运行正常，两套装置均无异常时，两套装置按主、辅方式运行。这是为了避免两台机组功率很接近时，由于测量误差，两台机组可能选择不同的机组联切。通过第一套稳定控制装置柜面上的“主/辅切换开关”即可设置两套装置的主、辅状态。两套装置的总功能压板、出口总控制压板、允切压板、切机压板、以及机组保护柜安稳动作联跳机组压板均投入。主运装置先动作时，同时闭锁辅运装置；若主运装置未动作，则经50ms延时后辅运装置动作，同时闭锁主运装置。两套装置这种相互独立，并列运行，主辅配合的形式，很大地提高了稳定控制装置在电网发生概率较低的严重故障时动作的可靠性。正常情况下，应将第一套稳定控制装置设为主运装置。

4.2两台660MW燃煤机组其中一台停役。

由于机组大小修、临时消缺或电网方式安排等原因，当有一台机组停役时，则在该机组解列后将允切压板退出。同时，因电网系统运行要求，在两台660MW燃煤机组单机运行时稳定控制装置禁切机组，所以应将两套稳定控制装置通过不同压板的退出投信号或停用状态。

同样，在机组复役时，一般选择在机组并网后负荷低于200MW前，投入该机组的允切压板，并将两套稳定控制装置投跳闸。

需要注意的是，按照电网调度中心规定，稳定控制装置属调度管辖，所有投退操作，须在调度中心发令后方可操作，不得自行变更方式。

4.3两路同杆双回出线同时停役。

两路同杆双回出线同时停役时，须控制机组出力，在双线停役操作前，调度中心会将发电厂出线相关口子潮流控制在稳定控制装置停用的对应限额内。即控制GIS 220kV系统上网负荷不大于750MW，运行的单回线电流一般不超过2014A。

4.4一套稳定控制装置停用。

当有一套稳定控制装置由于修改定值、调试、消缺需停用时，不会影响另一套装置的正常运行。若需停用的稳定控制装置为主运装置，应先将另一套装置设为主运装置，然后进行退出停用操作。但同时需注意，一套装置动作有闭锁另一套装置的功能，所以，为避免装置进行动作调试而造成正常运行的装置误闭锁，在一套装置停用调试时，应断开闭锁正常运行装置的接点。

4.5两套稳定控制装置同时停用。

当两套稳定控制装置需同时进行校验，或同时出现异常、故障需停用时，在停用前，应将发电厂出线相关口子潮流限制在两套稳定控制装置同时停用的稳定限额之内。也就是控制GIS 220kV系统上网负荷不大于750MW，运行的单回线电流不超过2014A。这也就需要发电厂网控、机组集控值班人员共同监视机组负荷、GIS 220kV系统上网负荷和潮流。发现有超限额趋势，应立即降低机组出力，及时调整。对于发电机组，因总功率控制在稳定限额之内，两台机组运行在较低负荷区域，需合理调配好两台机组的出力，提高机组运行安全稳定性。

5. 结论

电厂辅机系统 第4篇

1 火电厂水系统

水处理系统是电厂重要的辅助系统, 特别是大型电厂及供热电厂的化水处理车间水处理量大, 工艺复杂, 水质要求高, 其运行的好坏直接关系到电厂的安全性和可靠性。水处理系统包括循环水、综合水泵房、化学水处理、废水处理、凝结水精处理等部分。上述各部分组成电厂的水网系统。

电厂机组的大型化, 对电厂水处理的自动控制水平提出了更高的要求, 全过程自动化及网络化是电厂水处理为满足大机组高效运行而必须确定的发展方向。利用网络技术和软件技术将电厂原来互相孤立的各部分水系统联系起来, 采用PLC和上位机的二级控制结构, 利用PLC对各个系统中的设备进行数据采集和控制, 上位机和PLC之间通过数据通信接口进行通信, 形成全厂水系统集中控制, 实现全厂水系统集中操作, 集中监督和集中管理。

2 输煤系统

输煤系统主要承担从煤源至储煤场, 再由储煤场到主机煤仓, 或者直接到主机煤仓的备煤和上煤任务。火电厂输煤程控系统主要控制的对象包括:给煤机、三通挡板、皮带机、碎煤机、除铁器、犁式卸煤器等设备。

3 输煤系统的特点

3.1 输煤系统设备较多, 相互连锁繁杂。

3.2 控制过程具有很强的时序性。

3.3 现场环境恶劣, 粉尘、潮湿、振动、噪声、电磁干扰都比较严重, 给电气设备运行及检修都带来不便。

3.4 整个系统控制分散, 覆盖距离远。

4 辅机状态综合诊断系统的开发

包括电站风烟系统故障诊断系统和电站泵组故障诊断系统两部分。电站风机故障预测及诊断维修的关键在于当设备的振动水平超过设定的报警值后能快速、准确地诊断出振动原因, 并根据综合分析结果给出相应的处理方案。电站风机的振动故障主要表现在:轴承损坏、质量不平衡、弯轴、联轴器不对中、机械松动等问题。泵组故障诊断的主要内容有轴系振动、轴承温度、油液分析等, 采用轴系振动、轴承温度和液力偶合器工作油温度等状态参数, 分析评价泵组的运行水平, 预测和诊断泵组故障, 及时消除隐患, 提高设备可用率。

热工研究院开发了通用诊断平台, 并在此基础上构建了辅机故障诊断软件, 可实现包括振动在内的综合故障分析和诊断, 并给出解决的措施。

5 火电厂除灰除渣系统

5.1 石子煤的处理。

石子煤的成分主要是磨煤机无法磨碎的石子, 在机组调试初期, 还常含有大量的煤。处理方式有机械方式和水力喷射泵输送方式。

5.2 底渣部分的处理。

底渣是锅炉底部燃烧产生的废物, 大排渣温度高, 需要

有贮渣及水冷装置。如水封式排渣或刮板捞渣机的水槽, 经过连续的冷却水冷却, 然后采用机械方式和水力喷射泵输送方式, 另外还有适于北方干旱少雨缺水地区的空气冷却后加机械输送的输送方式。

5.3 灰的处理。

大型机组的省煤器、空气预热器和电气除尘器飞灰一般采用

气力输送系统, 以便灰综合利用和保护厂区环境。灰库中的灰可进一步经分选装置, 把粗灰中的细灰分离出来, 提高细灰产量, 同时达到商品优质灰的细度要求。

5.4 厂外输送。

出于安全运行方面的因素, 底渣和飞灰输送到灰渣场。常有的输送方式有灰渣泵水力输送或干灰调湿后皮带、汽车、装船等。

以下介绍几项技术在辅助设备中的应用:

(1) 强化传热技术在凝汽器中的应用

凝汽器是汽轮发电机组重要辅助设备, 其主要任务是将汽轮机的排汽凝结成水并在汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度, 凝汽器及其附件设备可靠性好与坏, 会影响发电机组的可用率达3.8%左右。凝汽器真空下降, 发电提高。研究结果表明, 采用强化管取代光滑管可有效地降低凝汽器的背压。

(2) 强化传热技术在冷油器中的应用

广泛用于电厂汽轮发电机组和磨煤机等大型设备轴承润滑油冷却的油冷却器, 目前仍以壳管式为主, 传热管为光滑管, 弓形隔板作为管间支撑物, 传热效能低, 用于电厂磨煤机的润滑油冷却器其总传热系数为305~667W/ (m2·K) 。在这种壳管式1结构中, 油一般设计为走壳程, 水走管程。管外油侧传热膜系数为管内水传热系数的1/10~1/20, 热阻主要在油侧, 提高油冷却器油侧的传热系数是提高油冷却器传热效能的技术关键。

下图为整体辅机系统:

摘要：随着电力体制改革的深入, 发电厂对发电成本的控制越来越严格, 如何合理的减少维修费用, 同时有效提高运行安全性己是当务之急。汽轮机、锅炉等主机虽然是关键设备, 但其制造技术已较成熟, 监测技术也较完善, 故其可靠性都比较高, 由于火电厂系统复杂, 而一些辅机设备往往是火电厂设备状态监测的薄弱环节, 是造成机组非计划停机的主要原因之一, 保证辅机设备的安全运行是电厂日常维护和维修的重要内容。同时, 任何一个系统或主要辅机设备的故障都会影响电厂的经济性, 造成发电成本的增加。

电力电厂社会实践报告 第5篇

一、社会实践内容：

1、学习安全知识和有关电力的政策法规。同供电所工作人员一起到用电客户家里检修线路，并向用户宣传安全用电知识。7月30日，赶赴七一金鸡11KV线路50#电杆断裂抢修作业点，在施工监护人的监护下协助施工人员抢修。8月6日，同供电所配电人员一起三友村移民台区，测低压到户整改线路，并制定预算表。

2、学习涓桥供电所完善的管理运行模式和安全生产责任体制。参加供电所会议四次。会议的主题分别是：加强用电管理和对安全生产的监督；部署迎峰度夏工作；总结7月份工作并制定八月份工作计划；学习实践“三个代表”总结座谈会。

3、学习涓桥供电所“对‘供电部门实行优质服务’的落实办法”。在供电所营业厅实践，实行规范化优质服务。接受广大客户咨询，向用电客户解释有关收费和电价问题。

4、学习《供电管理信息系统JN2000》，了解系统功能及运行环境，掌握JN2000的使用。向JN2000系统中录入各用电台区的低压线路图、客户信息、客户计量表台帐，修改计量表表记局编号和表箱号，并按每月电费流程操作电脑，实行微机开票，打印电费发票。

二、实践总结与建议：

涓桥供电所统管涓桥镇所辖的14个行政村全部居民的生活用电和厂矿用电，在各级电力公司和省、市政府的关心支持下，其农电工作蓬勃发展，通过全所广大干部职工的辛勤努力，各项工作取得了显著的成就。涓桥镇的农网建设和改造工程，除少数台区因铁路和高速公路建设需重新改造外，全部工程已基本完成，且成绩显著。农电管理步入规范化轨道，对农村电工基本实现了“准职业化、正规化、专业化”的管理，基本完成了对农村电工的统一考核，择优聘用，持证上岗工作。农电管理体制已基本理顺，并达到一户一表，实现“五统一”、“四到户”、“三公开”。下面一组数据是农电改造前与农电改造后的一些参数的对比，通过比较，可以说明农电改造有效地促进了农民群众生活水平的提高。【第 一范文§网整理该文章，版权归原作者、原出处所有。】

供电可靠率电压合格率线损抢修时间电价（元/KWH）

农电改造前80%左右75%左右25%以上3小时以上1.00 以上

农电改造后95%以上92%以上10%以下90分钟以内生活：0.557

生产：0.8同时我也清醒的看到：农电的改革和发展进程、农电的规范化管理与农村经济的发展、农民物质文化生活水平的提高还不太适应；农电部门的规范化管理，服务水平和服务质量，用户还不太满意。分析投诉举报较多的地方，主要有以下几个方面的原因：

1、个别地方电工属供电部门临时聘用，其业务水平不够高，业务素质不够因硬。

2、少数设施计划检修停电提前通知不到位。

3、客户报装用电程序繁杂。

4、营业网点少，企业交费不方便。

结合乡镇农村地区的实际情况，我有如下建议：

供电所加强对电工特别是临时聘用人员的业务素质和水平的考核，组织学习，提高服务质量。计划检修停电应尽量做到提前一周向社会公告。简化客户报装用电程序，缩短其等待通电时间。为方便用户，供电所可与当地银行和信用社协商，使用户可就近在银行或信用社交纳电费。

三、实践体会：

人的一生中，学校并不是真正永远的学校，而真正的学校只有一个，那就是社会。大学生社会实践是引导我们学生走出校门，走向社会，接触社会，了解社会，投身社会的良好形式；是促使大学生投身改革开放，向工农群众学习，培养锻炼才干的好渠道；是提升思想，修身养性，树立服务社会的思想的有效途径。通过参加社会实践活动，有助于我们在校大学生更新观念，吸收新的思想与知识。

电厂电气监控管理系统应用探讨 第6篇

关键词：电厂电气；监控管理；组网方式；接入DCS方式

中图分类号：TP277 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）14-0028-02

随着技术的不断发展和实践经验的积累，我国电力系统自动化程度越来越高。电气系统设备的运行管理水平，将直接关系到发电厂运行的安全经济性。基于电力系统发展的需求，电气监控管理系统（ECMS）应运而生。ECMS是为实现电气系统运行监测、维护而开发的自动化在线监控管理系统。该系统的建设以降低运行成本、减少投资、节约人力资源为目标，以期更好地保障电厂电气的稳定、经济运行。

1 电气监控管理系统的构成分析

电气监控管理系统的结构整体上可分以下三层：保护间隔、通信管理和中心监控，从而极大地提高了系统的安全性与可靠性。现将这三层的结构组成及功能分述如下：

1.1 保护间隔层

由于考虑到目前ECMS系统一般为全数字遥控方式，同时考虑到要与DCS的快速信息交换以及需要配备智能保护系统装置这三点因素，因而ECMS的保护间隔层在配置方案上，一般从配置类别、接入方式和构成单元三个方面进行考虑。间隔层设备主要包括微机型保护测控装置和遥控闭锁装置，保护测控装置集保护、测量、开关量采集、断路器控制、故障录波、通讯等功能为一体，采用通讯方式接入DCS系统，在DCS中无需重复设置采集和控制点。

1.2 通信管理层

从ECMS的结构来看，通信管理层是系统的中间层，其主要功能是适配和作接口的用途。功能各异的通信管理机是通信管理层的核心构成内容，完成通信控制和协议转换的功能。因此，对通讯主控单元的硬件方面要求较高，必须具备很高的可靠性和通用性；而在软件方面，则应该具备实时、扩展、通讯功能。厂用段按地理位置划分为多个区域，每个区域就地配置通信管理机和以太网交换机，用于间隔层各种智能设备通信接口和规约转换，保护测控装置优先选用以太网接口。

1.3 中心监控层

在电气监控管理系统结构中，中心监控层发挥着指挥作用，是该系统的核心构成部分。它负责系统的监测、控制、管理功能。该层集中了总服务器、数据库、工作站、通信服务器、相关终端设备等。因而系统结构往往较为复杂，各种设备的配置也由于企业不同的需要而有所差异。监控管理系统采用Client/Server体系结构，支持ODBC和QSL，具有很好的开放性，综合实现对电厂电气系统各信息的分析、处理以及做出反馈、指令完成对电气设备的控制、调节。在中心监控层中，网络采用多并行接口及动态访问技术，极大地提高了设备运行的稳定性和可靠性。

2 电厂电气监控系统的组网方式

从现有的技术水平来看，电气监控管理系统是作为DCS系统中的子系统独立运行的，也同步实现了系统信息的共享。在此，就当前两种主要的电气监控系统的组网方式介绍如下：

2.1 “混合通信”模式

根据通信方式的不同，ECMS的组网方式之一，就是“混合通信”模式。在该模式当中，主要设备是通过硬接线方式予以控制，而其他电气设备则用全通信方式实现与DCS保持信息互通。同时，为了提高系统的稳定性和可靠性及快速运行能力，采用高速、稳定的现场总线技术以实现这一目的。

2.2 “全通信”模式

ECMS的组网方式的第二种模式就是“全通信”组网模式。相对“混合通信”模式来说，在“全通信”模式中没有采取硬接线方式，而是在系统中电气设备全部采用全通信方式，从而实现控制并与DCS保持信息互通。与“混合通信”模式相似的是，同样采用高速、稳定的现场总线技术，以实现提高系统的稳定性和可靠性及快速运行能力的目标。

3 ECMS接入DCS的方式

在电厂电气监控管理系统中，主要是借助网络通信的方式将采集到的信息（比如电压、电流等数据信息）传输至DCS，以此来实现二者的互联与数据通信。其方式主要有串口接入、网关接入和串口+网关接入三种。以下就ECMS接入DCS的方式作详细的分析：

3.1 串口接入

通过串口接入方式，就是ECMS应用通信管理单元提供的与DCS的通讯接口（包括串行接口和Ethernet接口）来实现与DCS的接入。这一方式在接入方案上较为简单，也容易协调，但由于该方式实时性差，故应用较少。

3.2 网关接入

在这接入方式当中，ECMS Ethernet通过Gateway与DCS Ethernet连接，可以实现数据通信。相比串口接入而言，网关接入在实时性方面有所改善，但是由于ECMS Ethernet应用层协议及网络分层太多，因而实践应用中也带来一些

问题。

3.3 串口+网关接入

本方案是综合了以上两种方案的各自优势，而避开了它们的不足。但是由于在建设实践中该方案难度大、价格高，因而往往是对于一些自动化程度高的情况下才采用。

可见，以上3种方案有各自的应用优势，在具体实践中要根据实际情况合理选择。

4 结语

综上所述，随着科学技术的不断发展，近年来大量的新技术、新设备在电力系统广泛的应用。电厂电气监控管理系统作为提高电力系统自动化程度，维护电网的稳定运行的重要工具，也必将随科技的发展而不断地完善和向前发展。本研究从电气监控管理系统的结构的保护间隔、通信管理和中心监控层进行了介绍，并对ECMS接入DCS方式中的串口接入、网关接入、串口+网关接入三种方式进行了详细论述，研究表明，串口接入、网关接入有着一定的应用空间，但缺点也明显，串口+网关接入的方式综合了以上两种方案的各自优势，避开了它们的不足。但是由于在建设实践中该方案难度大、价格高，因而往往是对于一些自动化程度高的情况下才采用。希望本文能为此类实践应用和研究起到抛砖引玉的作用。

参考文献

[1] 曹昌鸿，徐丽.火电厂电气监控系统在DCS控制的应用[J].中国仪器仪表，2009，（8）.

[2] 张波，王金海，李兴旺，陆凯.电气监控系统在火电厂的应用[J].华北电力技术.2009，（S1）.

电厂系统节电改造 第7篇

集团公司目前有四个综合利用自备小电厂, 用做所在矿区的供电供热源。各电厂都存在设计建造较早, 设备选型老旧, 能耗高等缺点, 特别是引送风机设备容量选型较大, 几个电厂厂用电率都远高于设计值。各电厂仅在局部较少辅机采用变频调节控制, 解决了一些设备“大马拉小车”现象, 但未能系统的建立节电优化管理。本文针对各电厂存在的实际情况, 较系统地分析了各节能空间, 同时采用相关技术降低电耗, 将对电厂起到更好的节电效果。

1 电厂在早期设计时存在的主要问题

(1) 设计分析:电厂是按照在最大生产能力的条件下来进行电机的配置, 即以其最大设计负荷的1.3~1.5倍左右确定电机的额定功率。由于生产量、生产工艺等因素的变化, 所需要电机的负荷量在发生变化;而电机全部都在设计负荷 (满负荷) 状态下运行, 这样不但浪费了电能, 而且增加了电机的易损部件磨损。 (2) 工艺分析:为满足正常生产需求, 操作人员常通过调节阀门、叶片, 以及叶片的开度来满足生产工艺, 使系统长期在满负荷状态下运行。在此情况下, 不但不能满足系统工艺调节的及时性, 而且降低了电机的运行效率, 增加用电量, 缩短电机及阀门的维修周期, 增加系统的维修费用。 (3) 供电电源分析:电厂实际的电网供电电压在6.2KV~6.5KV之间, 而电机的设计电压为6KV。电机长时间在超电压状态下运行, 不但浪费电能, 也增加了电机的磨损。 (4) 启动分析:电机启动时, 启动电流一般是额定电流的4~7倍。电机启动不但对电网造成很大的冲击, 而且也增大了电机的磨损, 缩短了电机的使用寿命, 增加了电机的维修成本, 同时也增加了用电量。 (5) 实际运行工况分析:空载情况严重, 且没有任何补偿措施;电机功率因数比较低, 无功输出较大;由于是阀门或液力耦合器调整工况, 系统稳定性差。 (6) 电厂低压厂用电分析:长期处在电压较高 (电厂电源侧电压规定比用电端额定高5%, 可达410V) 。同时各相负荷运行性质存在差别, 造成三相电压不平衡, 易产生谐波, 中性点存在较高残压, 从而对变压器设备造成安全威胁, 电量消耗增加。如芦岭电厂厂用电率高达17%, 远远大于设计时12%的要求。

以上原因造成各电厂自身节能降耗空间较大。

2 系统节电方案设计

智能化节电系统分为三部分: (1) 采用智能变频系统智能化节电设备在变频器的基础上, 依据计算机模糊控制理论, 结合PID控制原理, 根据系统实际需求, 检测变频器、电机、负载的运行曲线, 使三者始终处在最佳状态下运行, 确保在满足系统需求的前提下大幅度提高系统效率, 尽可能地降低用电量。 (2) 采用谐波治理技术。随着大功率、非线性元器件在电力系统中的大量应用, 使得电力系统波形严重畸变, 电网电能质量令人担忧。另外, 电网上各种负载的频繁启动、关闭, 在电网中形成一系列尖峰干扰、电压波动甚至是瞬间失电。所有这些电能质量问题, 在用户负载上必然表现为各种损耗增加、发热量增大、电机力矩下降、运行效率降低。产生的谐波严重威胁到用电设备的安全。先进的谐波治理设备, 完全能抑制谐波, 使谐波含量低于国家标准。 (3) 采用电磁节电技术。在保证用电设备正常工作的前提下, 通过智能化电磁转换方式调控最佳功率输出。将工作电压调整为匹配值, 降低用电设备的工作电流, 提高设备的功率因数COS准, 降低线损和变损, 从而达到节电目的。电磁节电装置, 通过电磁调控, 可以优化工作电压, 给用电设备提供更为优质、稳定且经济的工作电压使用, 达到省电及延长用电设备寿命的目的。

3 改造方案说明

系统治理的技术实现: (1) 高、低压变频节电设备。可以根据负荷的实际需要, 实现水泵、风机等设备的最佳运行方式。 (2) 电磁节电设备。可以针对不能调节转速的设备 (破碎机、皮带机等) , 实现最合理、最经济的用电配置。 (3) 谐波治理设备。可以针对电网中形成的一系列尖峰波干扰、电压波动甚至是瞬间失电等电能质量问题, 进行治理, 实现清洁能源;可以降低用户负载上的谐波损耗、提高运行效率, 实现保障用电设备安全和节电。

系统节电治理如图1、图2。

4 节电效果分析 (以芦岭电厂为例)

4.1 智能变频改造节能效果分析

工况厂用负荷共1570KW。由于循环硫化床锅炉独特的流态化、循环燃烧等特点, 系统配备电机及负载都是按照最大负荷的1.5~2倍来设计的, 因为要考虑到在极端不利情况下满足系统正常工作的需要。比如管道系统老化、煤质较差、风机效率低等。这在实际运行中就造成了“大马拉小车”的现象。这种情况下系统的效率是不高的。

引风机节电率计算:710KW

工频运行时功用为:

引风机变频节电改造后功用为:

依据风门挡板调整控制风机流量后下降到70%左右,

根据流体力学公式:Q1/Q0=N1/N0和P1/P0= (N1/N0) 3

引风机理论节电率为:

节电率= (489.3-270.6) /489.3×100%=45%

考虑到风管阻力及生产中的压力要求, 初步确定引风机节电率约35%左右 (其他电机同理, 略去计算) 。

4.2 谐波治理节电分析

根据现场电压等级分为高压和低压动态补偿, 安装设备后谐波含量低于国家标准, 节电率在5%左右。

4.3 电磁节电分析 (以一台变压器1250KVA为例) :

变压器型号SCB9;额定电压;6.3KV±5%/400V/230V;额定电流1800A;工作电流:A相357A, B相476A, C相357A;平均397A;节电改造方案:变压器低压侧安装1台1250KVA的系统高效电磁节电装置;节电改造前:系统功耗节电改造后:系统工作电流下降15%~20%, 约为337A~318A;系统功耗

按照每度电单价0.7元计算, 每年节约电费1000万元。

4.4 间接效益分析

智能化节电设备对负载电机具有过压、欠压、短路、缺相等保护功能。延长水泵电机的使用寿命, 减少水泵电机的维保费用。智能化节电设备具有平滑软启动功能, 降低启动电流对电网及水泵电机的冲击, 减少水泵电机的损用、噪音, 延长电机使用寿命。而且也减少对水泵电机维修时投入的人力、物力。使用智能化节电设备后, 风机、水泵、电机的维修同期减少了一半以上, 大大降低运营成本。电磁节电装置, 应用最优化控制原理控制输出功率, 控制供给到电器设备的功率为实际需要的功率, 达到用电匹配, 并将多余的能量反馈给电网。提高电器设备的功率因数, 降低线损, 提高系统用电效率, 增大线路容量, 使电压平衡得到改善, 减少电器设备附加损用, 延长电器设备的使用寿命, 从而有效实现了系统综合节电, 大幅度提高了节电效率。

4.5 社会效益分析

进行节电改造后不仅仅能为企业创造了很高的经济效益, 同时又创造了环境效益, 每年节约的电能1433万度, 按照国家标准:1k Wh=0.342kg标准煤;1吨标准煤=2.5吨二氧化碳排放量;1吨标准煤=0.0165吨二氧化硫排放量;1吨标准煤=0.014吨TSP排放量 (总悬浮颗粒物) 。每年节约的电能600.00万度 (每年按11个月预算) , 折合成标准煤:4900吨;每年减用2052.00吨标准煤, 可以减少二氧化碳排放量:7249吨;每年减少二氧化硫排放量:47.84吨;每年减少TSP排放量:40.6吨。

5 结论

综上所述, 系统治理后可彻底消除系统设计的富余量, 提高系统运行效率, 净化电源质量降低系统运行成本, 延长设备使用寿命, 降低系统故障率, 减少设备维修成本, 降低维修人员的劳动强度。该项节能改造, 符合国家的“十一五”期间制定的节能减排政策, 是一个能够使企业深挖内潜、降低生产成本的好项目。

参考文献

[1]魏连容.变频器应用管理技术变频器应用节能分析化学工业出版社, 2010-06.

[2]韩晓东.一种大功率系统电磁节电装置专利号:201120524769.5.

[3]王兆安.谐波抑制与无功功率补偿 (第二版) [M].机械工业出版社, 2009.

电厂热力系统节能分析 第8篇

1 电厂热力系统经济指标

从当前的实际情况来看, 我国大多数的电厂常常利用全场热效率和热耗损作为自身热力系统经济性的重要考察指标。

1.1 全场热效率

我们所说的全厂热效率是指电厂在运行过程中的综合指标, 在进行具体的系统分析时, 可以将这个综合指标进行逐步分解, 用来区分各个厂家相关责任与主攻方向, 因此可以写为:ηb是指锅炉吸热量与煤实际发热量的比值;ηp是指汽轮机循环吸热量与锅炉实际吸热量的比值;ηi是指汽轮机内部吸热量与循环吸热量的比值;ηm是指汽轮机输出功率与内部功率的比值;ηg是指发电机上网功率与前端功率的比值;∑ξi是指电厂消耗电的总功率与发电机上网功率的比值。

1.2 热耗率

所谓热耗率是指对汽轮机发电机组热经济性的综合评价, 它的实质是当发电机每发电1k W·h的时候, 其从锅炉吸收的热量数值。公式为:

2 电厂热力系统的节能分析和改进

2.1 锅炉排烟余热回收利用技术

在发电厂中, 排烟管道的温度一般较高, 通常维持在150~160℃, 而有的锅炉由于装配了暖风器, 所以它的排烟温度还会有一定的提升, 有的温度可以达到180℃, 在整个锅炉的热损耗中, 因为烟气而损失的热量占有较高的比重, 充分合理的利用这一部分热量是节能的重要因素。当前主要的方法就是将锅炉的排烟热量与电厂的热力系统联系在一起, 从而使烟道的余热转化为电能, 不仅可以有效的降低排烟的热量, 还能够使发电厂的发电量得到进一步提升。

锅炉上还会常常见到的一种节能设备就是低压省煤器, 它经常被安装在锅炉的末端, 是一种与常见省煤器外观相似的汽水换热器, 但是它的内部流通的是低压凝结水而不是高压水。这一装置可以以串联或并联的方式热力系统进行连接。

一般来讲用于低压省煤器的水, 大多是锅炉系统中一些低压加热器出口处的水, 这些水的自身热量不高, 在经过低压省煤器后, 可以有效的吸收烟气中的热量, 经过加热的水又会重新进入锅炉的加热系统中。通常刚刚使用的锅炉机组一般采用串联的方式, 这样可以保证能够有充足的水流过低压省煤器。对于低压省煤器而言, 它自身的受热面积一定时整个省煤器的热转换功率才能保持最大, 从而更好的实现预期的节能要求。此外, 低压省煤器的热转换效率还会受到低压省煤器的连接位置影响, 一般来讲会存在一个最适合的引水位置和回水位置, 这两个位置直接影响着低压省煤器的热转换效率, 其位置的确定受下面几个条件的影响:1) 锅炉系统排出烟气的具体热能量;2) 低压省煤器中不能出现影响热交换的物质和问题, 如腐蚀、堵灰等;3) 尽量增加整个低压省煤器的热转换效率。从当前的电厂实际情况来看, 这一技术已经得到了相当广泛的应用, 而且实际的应用效果显著, 可以有效的降低烟气排放温度22~26℃, 整个锅炉的效率提升1.5~2%, 可以有效的降低供电标准煤耗6~9g/kWh, 使用过程中并没有出现降低转换效率的腐蚀和堵灰现象。因此这一技术可以有效的提升发电厂的节能效果, 特别是那些排烟温度较高的发电厂, 效果更加突出。

2.2 化学补充水系统的节能技术

对于那些利用抽凝式机组的发电厂而言, 一般可以通过两种方法将化学补充水添加到整个热力系统中来, 一种是通过除氧器, 另一种是利用凝汽器。如果利用凝汽器来对热力系统进行化学补充水的补充, 还可以起到一定的除氧作用。当补充的化学补充水的温度比较低时, 在凝汽器中利用特定的装置可以使补水以喷雾的形式进入凝汽器, 从而吸收一部分的排汽热量。此外, 化学补水进入低压加热器后, 通过低位能抽汽进行逐级的加热, 从而降低了高位能蒸汽量, 使得整个热力系统的节能效果得到了显著的增强, 通过实践应用, 这一技术在发电厂的应用可以使其标准煤耗量减少2~4g/kWh。

2.3 除氧器排汽和锅炉排污水余热回收利用技术

首先, 在除氧器的使用过程中, 为了更好的完成除氧的目的, 通常会对一定的蒸汽进行排放, 从而造成热量和效率的损失。因此, 在进行除氧器的设计和安装过程中, 应该注重对这一部分蒸汽进行有效的利用和控制, 从而降低能耗损失。实际操作中, 我们可以在除氧器上加装一个余热冷却器, 并利用化学补充水对散失的热量进行回收利用。

其次, 在电厂生产过程中, 锅炉排污水的热量损失在总的能源损失中占有重要地位, 一般可以占到2%~5%左右, 尤其是锅炉的连续排污, 造成大量的热量和工质的损失, 所以应该对这一部分引起足够的重视。一般我们可以设计一套排污扩容器利用系统来解决这一问题, 该系统通过扩容蒸发吸收一部分工质和热量, 实现了节能的目的。但是蒸发扩容后的污水仍然具有一定热量, 为了回收这一部分热量, 我们可以在系统中增加一个排污水冷却器, 这一装置中的化学补充水可以对这一部分热量进行有效的吸收, 并在热力系统中的其他部分进行利用, 从而使整个热力系统的节能效果更加优秀。

2.4 供热蒸汽过热度的合理利用技术

在很多的火力发电厂中, 它的工业供气量非常高, 并且蒸汽过热度很高, 而工业用户只需要普通的饱和蒸汽即可, 所以发电厂常常采取喷水降温的方式来对蒸汽进行降温, 从而造成了热量的浪费。此时我们可以将供热蒸汽过热度的热量通过一汽水换热器不断的加入热力循环, 这一热量进入热力循环必将排挤加热器的抽汽, 使之继续在汽轮机中做功, 完成了过热度热量的利用和转换。

综上所述, 火力发电厂热力系统节能潜力大。经济效果显著。火力发电厂热力系统实用节能技术可以伞面推广应用于火力发电厂的科研, 设计和节能技术改造中, 应大力提倡和推广。

摘要：随着社会的快速发展, 能源问题越来越成为人们关注的焦点。电能作为一种清洁的二次能源, 在人们的生产生活中发挥着越来越重要的作用, 但是电能的生产过程中也存在着一定的能源消耗。本文对电厂的热力系统经济指标进行分析, 提出了电厂节能的有效措施。

关键词：电厂,热力系统,节能分析

参考文献

[1]邵峰.典型热力系统节能诊断分析.热力发电, 2011.

[2]欧阳凯.浅析发电厂热力系统的节能模式.机电信息, 2011.

电厂设备缺陷管理系统 第9篇

电厂设备缺陷管理系统的结构如附图所示。

(1)设备目录树。电厂根据其生产管理形式和设备的系统结构，在系统中建立设备的分级结构，形成电厂所有设备的目录，用于逐级录入和查看缺陷。用户点击任何一个设备，系统将会将该设备及其子设备的缺陷以表格的形式显示出来。

(2)设备缺陷录入。当运行人员发现某个设备存在缺陷时，登陆该系统，并在设备目录树中找到相应的设备，录入缺陷情况。检修人员和值长等生产管理人员即可通过网络浏览该缺陷。

(3)消缺流程管理。设备缺陷管理是一个流程：运行人员发现缺陷→运行人员录入缺陷→检修人员提交检修意见→值长提交检修意见→开工作票→运行人员验收等。消缺流程管理模块将根据消缺人员各自的权限提供相应的工作界面，实现缺陷消除全程网络化管理。

(4)缺陷查询分析。用户根据查询需求，提交包括缺陷发现时间、机组、设备、缺陷现象、缺陷所处状态等条件，组合查询和统计设备缺陷。既可以快速准确地查到某次缺陷，同时也能进行复杂的统计分析。

(5)消缺权限管理。在缺陷处理的过程中，生产和检修人员根据各自的职责分工进行不同的操作，系统应该分配给其相应的操作权限，同时为了避免不必要的误操作和恶意破坏，消缺人员在系统中的操作权限又严格限定在其必要的操作权限中。

(6)用户管理。可实现增加、修改和删除用户的功能，并对用户分配相应的操作权限。

2 消缺流程

(1)缺陷录入：运行发现缺陷后，通知检修班组，并通过计算机将缺陷录入系统中。当运行人运发现录入存在错误时可以重新编辑录入的内容。(2)检修确认：检修人员接到通知后，登入该系统，找到该缺陷记录，录入检修意见，提交后发现问题时可再次编辑。检修意见提交后等待值长审批。(3)值长确认：值长接到缺陷报告后，登录该系统。找到该缺陷检修提交的检修意见，并审核。如果同意，则检修开工作票给运行，如不同意，检修则需要重新设计检修方案，再待值长审批，直到值长认可，检修方案一旦被值长认可，则不得更改。(4)开工作票：检修人员根据检修方案开工作票，并提交运行人员，由运行人员登陆该系统录入工作票号。(5)缺陷处理：运行人员提供检修必要条件，检修人员开始检修。(6)消缺验收：检修人员处理完缺陷后，提交运行人员验收，验收结果为验收通过或延迟处理。运行人员登陆该系统录入相应的缺陷处理结果。

3 缺陷查询统计分析

缺陷查询统计分析功能是缺陷管理的一个重要组成部分，主要包括以下组成部分：

(1)按时间查询：用户可以根据需要查询任意时段发现的缺陷。(2)按机组查询：用户可以只查询单台机组的设备缺陷，也可以同时查询多台机组的设备状况。(3)按设备查询：根据设备名称查询单台或多台机组设备的缺陷记录。(4)按缺陷现象查询：根据缺陷现象，查询单一缺陷或多个缺陷的记录。(5)按检修部门进行查询：按检修班组进行统计分析。(6)组合查询：组合多个查询条件，进行复合查询。(7)统计分析：计算各车间及全厂每月的消缺率、消缺及时率、缺陷重复率。

4 系统界面

电厂设备缺陷管理系统具有用户登录退出模块、缺陷处理模块、查询统计模块、系统管理模块、用户管理模块等。

在界面上提供了各种工作入口：(1)用户登录、缺陷查询、用户管理、常用链接和常见问题解答等入口。(2)用户可以逐级点开设备目录树，并浏览各设备及其子系统的缺陷。(3)待处理缺陷，运行人员、检修人员和值长可以根据自己的权限点击进入，并对缺陷进行相应地处理;点击某一设备时，显示该设备及其子设备的缺陷，其中采用不同的颜色表示不同的缺陷状态。缺陷一共分为新发现缺陷、正在处理缺陷、验收已通过缺陷、延迟处理缺陷4种。点击某一具体缺陷的表格时，显示该缺陷的详细内容。

5 结束语

电厂电气监控系统初探 第10篇

1 发电厂电气监控系统发展的必要性

电厂电气监控系统侧重于机炉控制, 电气系统反映的信息量小, 控制较为简单, 不利于电气运行人员快捷、便利的进行操作与事故分析。一般情况下, 厂用电气系统的保护及安全自动装置基本独立运行, 如发变组保护、自动励磁调节装置 (AVR) 。

400 V电动机等通常由DCS系统完成控制, 电气运行人员关心的测量、保护动作、定值及参数整定、事故追忆等信息在DCS系统都无法反应。因此, 电厂电气运行人员迫切希望能提高电气自动化水平。传统的电气控制均是通过硬接线~对一的形式采集电气信号, 这需要安装大量的变送器和控制电缆, 而且采集信息有限。经过近几十年的经验积累和通信技术的发展, 现场总线技术及智能前端设备的已趋于成熟, 使得厂用电电气系统通信联网成为可能及发展的必要。ECS系统一方面接入DCS交换有关数据, 另一方面, 通过接入电气监控后台, 充分利用电气系统联网后信息全面的优势, 在深层次的数据挖掘中提高整个电气系统的运行维护管理水平。如某2×600 MW机组工程, 原采用传统方式, DCS能监控到主厂房电气系统2800信息点, 而采用ECS系统后, 后台能监控到的信息剧增至13400信息点, 信息量增加了4倍多, 而此项工程投资却有所减少[2]。由此可见, ECS系统的应用将大大提高电厂电气运行市场上的竞争力, 有利于与国际先进机组接轨。

2 发电厂电气监控系统发展的误区

现阶段, 发电厂电气监控管理系统还没有明确的国家规范和行业标准可以参照, 市场准入门槛低, 发展中存在一定的误区, 不利于发电厂电气监控管理系统的长足发展。

2.1 ECS仅做搬运工, 简单的把设备的信

息采入后台, 而对这些信息不进行归纳和处理, 忽视后台开发工作。这就不能在深层次提高整个电气系统的运行维护管理水平, 违背了设立发电厂电气监控管理系统的出发点。

2.2 将变电站综合自动化系统完全替代

ECS。变电站综合自动化系统设备是针对变电站开发的, 其通信接口较少, 通信负荷率较小, 后台功能弱。而ECS系统要求通信的接口众多, 通信的信息庞大。如果只是简单将变电站综合自动化系统应用于ECS, 必将造成通信设备数量庞大、组网能力差、通信速率较低、监控管理功能弱, 也造成了不必要的浪费。

3 发电厂电气监控系统发展的问题

3.1 通信问题

工程中普遍存在着通信接口不规范、通信可靠性和实时性差、通信设备可扩展性不强等问题。这些将成为制约ECS发展的主要瓶颈。

3.1.1 ECS需通信联网的不同设备厂的前

端设备多, 而设备制造厂技术水平的差异大, 通信接口又没有统一规范, ECS系统组网的工作量相当大。很多通信接口方式需在工程现场决定实施方案、通信协议需现场开发。还有些设备尤其是进口设备通信需有偿开放, 有些通信协议还需软件工程师根据经验现场破译。以上这些因素给ECS系统的通信速率及通信的稳定性埋下了隐患, 给工程实施带来了巨大的阻力。统一各电气设备制造商通信接口, 将是能否促进ECS系统深层次应用的关键性问题之一[3]。

3.1.2 通信方式和硬接线方式相比, 信息中

转环节多, 在可靠性与实时性方面还有一定的差距。6 k V综合保护装置部分厂家采用光纤以太网接入, 通信速率较高, 工程实测通信上行与下行均能在1秒内完成。而对于400 V及其它设备, 往往采用的是串口通信的方式, 而以RS485 Modbus居多, 工程实测结果上行需2 S, 而下行则需要2"-6 S不等, 而且通信极不稳定, 经常中断。

3.2 操作权限问题

电厂电气设备一般是纳入DCS系统集中控制, ECS系统作为DCS系统的备用操做手段, 往往也保留了遥控功能, 此外, 开关柜或设备就地还有就地操作功能。为了保证在同一时间只允许一种控制方式有效, 设计中需要采取闭锁措施。方式一, 在间隔层控制单元上设置两位置“就地/远方”转换开关, 将DCS与ECS置于同一工作位置, 通过ECS后台设置密码保护将其的操作权限屏蔽。仅当在某些应急情况下时, 通过运行人员授权, ECS才能控制设备。

此方式的缺点在于操作权限没有硬件的闭锁手段, 存在DCS与ECS同时操作的可能。方式二, 在间隔层控制单元上设置三位置或四位置转换开关, 将设备就地、开关柜、ECS、DCS置于不同的操作位置。此方式控制地点太多, 不方便运行。

3.3 EC$性能差异大

ECS系统要求的基本性能有:实时数据采集与处理;数据库的建立与维护;控制操作与同步检测:报警处理事件顺序记录;画面生成及显示;在线计算及制表;电能量处理;时钟同步;人一机联系;系统自诊断及自恢复;与其它设备接口;运行管理功能;远动功能等。每一功能都有各自的内容, 如运行管理功能包括:运行操作指导, 事故分析检索, 在线设备分析, 模拟操作, 操作票、工作票管理, 运行记录及交接班记录管理, 设备运行状态、缺陷、维修记录管理、规章制度等。

由于国家没有相关的标准明确ECS的性能, 各个厂家产品开发的功能五花八门, 市场很难界定产品的优劣。希望国家尽早出台相关标准, 规范各厂家产品的性能, 规范电气监控系统的健康良性发展。

3.4 与DCS接口问题

目前, 国内DCS硬件多采用进口设备, 而进口DCS的通信开放性受到很大限制。ECS与DCS接口存在一些问题。

3.4.1 DCS系统侧重于机炉控制, 而对于电

气自动化控制开发的比较有限, 因此, 对于ECS的许多数据均不接受。

3.4.2 DCS系统的扫描周期大约为200

ms, 比较快。而信息量个数, 通讯周期、数据包长度都对通信的实时性有很大影响, ECS通信速率存在不稳定

4 电厂电气监控系统的发展趋势

ECS除应将现有的厂用电监控功能向深层次发展外, 还应将发电机、主变压器、SF6断路器等主要设备的在线诊断功能融入同一监控平台, 有条件的电厂也可以将NCS系统也纳入ECS这个平台, 甚至可以将厂用电的纯电气功能从DCS系统独立出来, 也纳入ECS系统监控[4]。

结束语

随着提升电气自动化水平的市场要求进一步加强, 电气前端智能设备的发展, 通信的规范, ECS将向功能强大、界面友好的方向发展。指出了现阶段ECS发展的误区和工程实践中制约ECS发展的因素, 并提出ECS的发展趋势, 对促进ECS的良性发展具有一定的参考价值。

摘要：随着国民经济的发展, 对电气自动化水平的要求也逐渐提高, 电厂电气的监控系统进一步深入发展显得极为迫切, 而目前这方面还存在着不少问题, 如ECS的发展存在误区, 遇到了许多阻碍发展的诸多问题, 就针对电厂电气监控, 归纳了这些问题, 并提出了ECS相应发展趋势。

关键词：电厂电气监控,ECS,电气自动化,趋势

参考文献

[1]黄小悦, 常盛.新型发电厂厂用电电气监控系统[J].继电, 2008.36 (12) :35.39.

[2]单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定.

[3]火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定.

火电厂直流系统的调试技术研究 第11篇

关键词：火电厂；直流系统；调试

火电厂的直流系统是为给信号设备、保护、自动装置、事故照明、应急电源及断路器分、合闸操作提供直流电源的电源设备。直流系统是一个独立的电源，它不受发电机、厂用电及系统运行方式的影响，并在外部交流电中断的情况下，保证由后备电源——蓄电池继续提供直流电源的重要设备。

对直流系统进行调试，是保证集控室直流系统运行参数正常的重要手段，调试过程中要确定直流系统各保护参数、告警信号手否正确，确认均流特性是否符合厂家设计要求。

调试应由工程师及以上资格的调试人员负责，或具有调试同类装置经验的助理工程师负责。为保证试验数据的准确性和可靠性，同时为了安全考虑，应组成两人以上试验小组完成试验。

1.系统初调

1.1调试前准备

确定机柜内部无短路，用万用表检查交流输入端子，确定各端子之间无短路，否则必须查明原因并排除故障；初始化各开关状态，确定监控模块开关为断开状态，交流输入空气开关、模块交流输入空气开关、电池熔芯、控制回路和合闸回路空气开关均为断开状态；测算电池参数。

1.2初调交流电

通交流电，测三相电压并作记录，交流电压应在380±15%的范围内，如果超过范围，应先调整交流电；上电，看交流监视模块灯是否亮。

1.3系统模块送电

蓄电池充电时，合上蓄电池组充电，这时蓄电池组的电压表将会显示此时蓄电池组电压值。

2.直流电源微机监控系统调试

2.1控系统上电

当监控系统第一次上电时，系统开始自检，查询各功能模块的工作状态，传递初始化参数，显示当前时间及软件版本信息等。

2.2显示界面组成

显示界面由上电自检画面、主运行画面及多个参数设定显示画面构成。主运行画面主要显示运行时各主要参数状态，如整流器输出电压、电流，当前电池组容量，电池组输出电压、电流，电池组温度，母线电压，母线绝缘等。

2.3参数设定及显示画面

正常运行后，通过操作面板上按键，可直接弹出系统操作主菜单，并通过上下键选择各功能项，按“确认”键后进入各级子菜单，进行参数设定或修改操作。

3.参数设定

3.1电池运行参数设定

在系统设定菜单项中设定监控系统基本的控制参数，包括：电池容量、电池类型、单体数量、均充电压、浮充电压、转换电流、均充时间、自动均充、均充周期、充电限流、温度补偿、补偿系数。

3.2系统报警参数设定

在“报警参数”项设置系统运行时告警参数的上下限定值及报警是否允许标志；过报警标志允许时，当报警参数越限时系统告警。告警参数包括：电池电量、交流电压、合母电压、控母电压、电池电压、绝缘电阻。

4.整流模块调试

4.1开机前准备

检查电源的各条连线是否正确，接地线是否安全可靠，检查交流输入电源是否正常。

4.2开机试运

确认手动1QS1、1QS2开关在整流器位置，给系统模块供电，给微机监控系统供电，给HY-DC2000型直流系统微机检测装置供电，电源开关置于开位置，电源指示灯亮。

4.3输出电压调节

电源模块面板上设有输出电压装置，可根据需要自动/手动调整输出电压。

5.均充、浮充电

该装置单母线分段，把转换开关1QS1和1QS2置于#1蓄电池位置，微机监控器可自动对蓄电池根据亏容情况进行恒流均充电或浮充电并且自动转换。

6.电源柜运行程序调试

正常浮充电运行状态时，电网事故停电，这时充电浮充电装置停止工作，蓄电池通过自动跟踪电压，不间断地向二次控制母线送电。

交流电源恢复送电运行时，微机控制充电浮充装置自动进入恒流充电状态运行，当蓄电池电压达到整定值时，微机控制充电浮充电装置自动转入恒压充电运行，当充电电流小于整定值时，微机开始计时，微机控制充电浮充电装置自动转入浮充电状态运行。

7.参数监测功能调试

验证系统的监控模块监测到的参数是否正确。

7.1充电柜参数

查看交流输入电压值，与实测值比较。查看电池电压和电流值，与实际值比较。

7.2馈电柜参数

查看合闸母排电压、控制母排电压和总电压，与实测值比较。

7.3模块参数

查看模块输出电压电流、限流点、控制状态。

8.报警功能调试

8.1模块通信

断开模块空气开关，监控模块显示此模块通信中断。

8.2直流回路跳闸故障

合上任一控制母排或合闸母排空气开关，轻触其试验触点，空气开关跳闸，监控模块报警。

8.3试验电池熔断信号器

按下电池熔断信号器试验触点，监控模块报警正确。

8.4交流过、欠压报警

将交流过、欠压的报警点设置到当前值以下或以上，监控模块报警。

8.5直流过、欠压报警

将控制或合闸母排的过、欠压报警点设置到当前值以上或以下，监控模块报警。

8.6绝缘监测

在任一支路对机壳接一个小于绝缘整定值的大功率电阻（一般5k10W），合上该支路开关，绝缘监测装置应能监测到绝缘故障，并发出报警信号。

9.整体联调

9.1所有设置恢复正确值

将调试过程中修改了的设置值全部恢复正确的值，并仔细检查核对。

9.2参数一致性确认

确认系统在不同位置监测的同一个参数是否正确。主要有：电池电压与合闸母排电压，总电流与馈电柜电流。

9.3绝缘监测

在绝缘监测装置监测到绝缘下降并发出报警时，监控模块应能接收到该报警信号并纪录，以及发出高层次的报警。

參考文献：

[1]火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996）.

[2]电力安装工程电气设备交接试验标准（GB50150-91）.

[3]王启南.浅谈火电厂直流系统蓄电池组的安装管理[J].华中电力.2013.11.

[4] 鲁庆初 等.变电站及电厂直流系统的讨论[J].电源技术与应用.2012.05.

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电厂直流系统接地故障分析 第12篇

关键词：电厂,直流系统,接地

发电厂和变电站均有直流辅助系统, 直流系统作为不间断电源, 为整个系统的保护、监控以及大合闸电流的电磁操动机构等提供电源。直流系统的安全稳定运行对整个电力系统有安全性和可靠性至关重要。直流系统是一个独立的电源系统, 与电厂的运行方式的运行无关。直流系统具有支路多、涉及面广且工作环境恶劣等特点。直流系统发生故障时可能造成保护装置误动和拒动, 严重时可能造成大面积停电严重后果。本文首先给出电厂直流系统的模型及其等效电路, 在此基础上分析直流系统故障类型, 以及各类故障的影响, 分析当前种类直流系统故障检测方法, 总结实际运行中的一些注意事项。本文的研究内容可为今后电厂直流系统运行与维护提供理论支持。

1 电厂直流系统模型及等效电路

畜电池故障总是先从个别电池中发生, 整组畜电池发生故障的机率较小, 因此, 与其他电源相比, 畜电池组的安全性和可靠性具有无可比拟的优势, 发电厂的直流系统的电源部分包括畜电池组和充电装置构成。目前充电装置主要是高频开关型充电装置, 高频开关型充电装置具有质量体积较小, 效率高等优点。发电厂直流系统结构图如图1所示, 主要还包括供电网络、保护设备及负载等几部分。

直流系统构成有以下基本原则:选择的设备应该具有先进、可靠、经济合理的特点;在保证可靠性的条件下, 使接线尽可能简单。直流系统的保护设备主要有用于过电流保护保险丝和空气开关以及接地告警装置。直流系统的等电路如图2所示。

2 直流系统故障分析

直流电源是有极性的, 与交流系统不同的是, 直流电源的地是相对于中性点而言的, 并不一定会和交流系统中的大地相连, 当直流电源系统的某一极相对于中性点的绝缘电阻低于某一定值时即认为直流系统发生了接地故障。直流系统本身接线复杂, 工作环境恶劣, 接地故障时有发生。直流系统发生接地故障的原因大致有以下几种: (1) 直流线路和设备受潮、接地盒进水。 (2) 设备金属外壳生锈。 (3) 直流回路因质量问题或老化及某些外力损伤还引起的绝缘性能下降。直流系统故障类型分为电阻性接地故障、有源接地故障及多分支接地故障三类, 其中电阻性接地故障又分为单点接地故障和多点接地故障。

当直流系统发生一点故障时, 故障电流并没有形成回路, 因而对系统影响不大, 但若不及时排除, 很容易诱发多点接地故障而对系统形成致命的影响。一般中间继电器线圈和跳闸线圈都与直流电源负极相连, 因此正极接地故障时可能造成保护误动;负极接地时可能造成跳闸回路或合闸回路短路而使保护拒动, 而使停电范围扩大 (越级跳闸) 。因此当直流系统发生一点故障时必须及时发现排除。如图3所示, 当A、B两点发生接地故障时, KA1、KA2被短接, 从而导致KM误跳闸。同理, AC、AD及DF发生两点接地故障时都会引发误动作, 而DE、BE及CE发生两点接地故障时则会引起开关拒动。

图5

3 直流系统接地故障检测

直流系统的安全稳定运行是电厂安全稳定运行的基础, 如何快速的检测并排除直流系统的接地故障显的独尤为重要, 实际运行中使用故障检测仪来检测直流系统故障, 各个生产商生产的故障检测原理不尽相同, 各有优缺点, 主要有直流母线电桥法、信号注入法、差流检测法几种, 下文将分析这几种检测方法的原理及其特点, 为实际运行提供理论依据。

3.1 直流母线电桥法

电桥法在直流系统绝缘监测中应用较多, 通过在直流母线之中入电阻, 形成平衡电桥来检测直流系统是否发生短路故障, 原理如图4所示。

当直流系统没有发生接地故障时, 电桥平衡, 继电器C中没有电流流过;当直流系统发生接地故障时, 电桥不平衡, 继电器C中线圈会有电流, 且接地故障极可以通过该电流的方向确实。若直流母线电压为U, 继电器线圈电阻为CR, 则可以计算出继电器C上的电压为:

若R1=R2=R时, 继电器线圈电流为:

当R+=R-时, IC=0;

当R+=0, , 即正极接地故障时有:

当R+=0, , 即负极接地故障时有:

实际运行中会给继电器C设定一个门槛值, 当流过的电流大于门槛值时即判定直流系统发生了接地故障。直流母线电桥法有如下特点: (1) 设备简单、经济性较强; (2) 由于在实际运行中, 监测装置中桥臂电阻很难相等, 因此会造成一些误差; (3) 继电器C的线圈电阻应该足够大, 如此才能降低其动作电流, 以免引起系统其他继电误动; (4) 若直流系统正负极均出现相同程度的绝缘下降电桥仍平衡, 无法检测。

3.2 信号注入法

信号注入法是在直流系统发生接地故障时, 向故障母线和地之间注入低频信号, 通过钳型电流检测仪检测[5]各条馈线中是否含有低频信号, 因为注入的低频信号会从故障馈线流出, 该原理如图5所示。钳型电流检测仪可以识别出馈线电流中的阻性电流分量, 经过处理可以得出馈线的绝缘电阻, 从而找到接地点。该方法可以实现不停电检测直流接地故障, 便仍有不足之处, 如钳型电流检测仪检测的灵敏度受直流系统分布电容影响较大、注入的低频率信号会增大直流系统电压的纹波系统等。

为了克服分布电流的影响到, 可以注入变频信号, 设注入的两种交替低频信号频率分别为f1和f2, 测量点后的分布电容为C, 接地电阻为Rx, 则电流分别为:

根据以上两式可以得出钳型电流检测仪测得的阻性电流为:

3.3 差流检测法

差流检测法的原理图如图6所示, U+、U-分别为直流母线正负极电压, I+、I-分别为馈线正负极电流。假设Rr、Ir分别为接地电阻和接地电流, 因此: (1) 当直流系统正常运行未发生接地故障时, I+=I-, 正极电流与负极电流大小相等, 方向相反。 (2) 正极发生短路故障时有:I+=I-+I。 (3) 负极发生短路故障时有:

单馈线发生接地故障时, 可计算出故障馈线的对地绝缘电阻为:

式中U为直流母线正负极电压差的绝对值。根据故障电流的Ir方向即可确定故 (b) 变频等级回路障极的极性。

差动检测法可以对接地馈线进行定位, 且可以确定故障极的极性, 对不同馈线正负极绝缘程度等同下降判断时也可以作出判断, 但对同一支路正负极绝缘程度等同下降无法判断。

4 直流系统运行接地故障防范与处理

对于首次投入的直流系统设备, 应该进行以下试验: (1) 绝缘监测及信号报警试验; (2) 耐压及绝缘试验。在实际运行和管理中应该注意以下几点: (1) 规范直流系统设备运行维护人员的职责管理权限, 禁止运行人员随意操作; (2) 定期对直流电流系统设备进行状态评估, 找出直流系统中存在的缺陷, 并进行改造和检修, 防范于未然; (3) 对于具有两组或以上畜电池组的直流系统应该采用分段母线运行方式, 提高系统可靠性; (4) 尽量改善直流电源系统的运行环境。定期做好卫生清理、防潮等工作。

5 结语

直流系统为发电厂监测、保护等二次设备提供电源, 并作为电厂事故保安电源, 相当于电厂的“神经”。直流系统的发生接地故障时必须尽量的找出排除, 确定一次系统的安全可靠运行。本文给出了电厂直流系统模型及其等效电路;总结了直流系统接地故障的类型, 分析了电厂直流系统一点接地故障和两点接地故障时的影响;深入研究了当前国内外直流系统故障检测方法原理, 分析各方法原理的特点;针对直流系统故障提出了相应的防范和处理措施。为电厂直流系统运行人员提供理论支持。

参考文献

[1]白忠敏.电力工程直流系统设计手册[M].北京:中国电力出版社, 1991.

[2]徐玉凤.直流系统接地故障检测[M].广州电仟顺电子设备有限公司, 2010.

[3]Jose Marrero.Understand Ground Fault Detection&Isolation in DC Systems[J].IEEE, 2000, 1707-1711.

[4]王金凤.直流系统接地故障检测方法的研究[D].天津大学硕士学位论文, 2005.

[5]林慧文.变电站直流系统的运行维护与接地处理[J].广东科技, 2010, 2:18-23.