负荷功率范文（精选7篇）
负荷功率 第1篇
汽轮机组自动保护是维持单元机组安全运行的主要技术措施之一。其中, 功率负荷不平衡保护 (以下简称PLU保护) 是为了提高电力系统稳定性而采取的一种保护措施, 它能在电力系统故障, 如瞬间短路、并列运行线路部分故障切除时, 避免机械功率与电功率不平衡引起发电机功角过大而瞬间使机组甩负荷, 同时减小汽轮机机械功率输出, 抑制汽轮机转速飞升, 以避免汽轮机超速。
某电厂与电网属于点对网关系, 即电厂出口通过双回线经约200km的长距离输电线直接输送至华北电网, 若其中一回线或双回线同时故障, 将造成某台或全部机组脱网运行。由于输电线路较长, 加上地理位置及气候条件恶劣, 该输电线路发生故障的频率较其它类型电网要高, 而PLU保护可及时将机组切除, 避免汽轮机功率与发电机负荷长时间处于不平衡状态, 对发电机的保护及电网的稳定起着积极作用。
2 PLU保护应用中的问题
该电厂#2机组采用AGC、单阀方式运行。某时刻, 机组负荷为597MW, 中排压力为719.6kPa, 主汽压力为16.26MPa, 汽轮机主控指令为98.5%, 各调门的开度在39.6%左右 (因煤质差, 正常情况下机组额定负荷单阀方式下各阀门开度不大于34%, 在35%以上进入阀门拐点区域) 。此时, 机组一次调频动作, 4个高调门开始出现摆动, 摆动最大值达62%, 持续13s后调门摆动发散, #1、#2高调门出现全开至全关现象, 机组负荷波动频繁, 促使PLU保护动作。PLU保护动作后, 机组负荷为181MW, 中排压力为644.7kPa。经确认, 控制系统、逻辑回路及高调门控制回路正常;中压缸排汽压力、发电机有功功率信号采集回路及逻辑处理回路、信号传输正确。随后, 在#2机组上以18MW/min的速率做50MW快速变负荷试验, 期间中压缸排汽压力和机组负荷趋势一致, 线性良好, 证明PLU保护正常动作, 如图1所示。
PLU保护动作逻辑如图2所示, 当“中排压力×0.12-发电机功率×0.156>40”时保护动作, 逻辑中考虑了中排压力测点故障、功率信号故障时保护动作屏蔽的情况。
3 PLU逻辑分析
3.1 防超速功能逻辑设置
(1) OPC。DEH系统采集汽轮机转速信号, 经三取中选择, 在不存在OPC禁止条件 (超速试验时通过OPC禁止条件来屏蔽103%超速) 下, 汽轮机转速大于3 090r/min时OPC动作, 汽轮机所有调门GV、IV关闭;当汽机转速小于3 060r/min后, OPC信号消失, GV和IV调门重新开启。
(2) DEH电超速、ETS电超速与ETS后备超速。DEH超速和ETS超速分别设置有各自的测量保护回路, 在汽轮机前箱内设置有3个转速探头送往DEH系统进行三取二逻辑判断, 在盘车齿轮箱处设置有3个转速探头送往ETS系统进行三取二逻辑判断。当汽轮机转速达到110%额定转速时, DEH系统确定汽机110%超速后, 便会发出DEH超速信号送往ETS系统, ETS发跳机信号;若ETS确定汽轮机110%超速, 则直接发跳机信号。两者只要有一个达到保护动作值都会使汽轮机跳闸, 增加了保护的可靠性。此外, 为防止110%保护失灵, 设置了114%后备电超速保护, 即当ETS确定汽机转速达到114%超速后, 再次发跳机保护信号使汽轮机跳闸。
(3) 负荷下跌预测。机组脱网时, 如果中压缸排汽压力测点故障或通过中压缸排汽压力判断汽轮机机械功率大于30%, 则通过脉冲块输出使RS触发器输出置位, 从而输出负荷下跌预测信号 (LDA) ;而当机组重新并网、汽机跳闸、机组脱网且汽机转速小于3 060r/min等任一条件满足时, RS触发器复位, 负荷下跌预测 (LDA) 输出信号复位。同时, 负荷下跌预测作为OPC动作的一部分, 构成OPC动作输出指令, 如图3所示。
(4) 功率负荷不平衡。当发电机甩负荷量不小于40%额定负荷时, 检测到进入汽轮机的热负荷 (中排压力) 和发电机负荷之间的不平衡值不小于40%额定负荷, 在“中排压力×0.12-发电机功率×0.156>40”时, PLU动作。
3.2 PLU逻辑优化分析
(1) 取消PLU保护。从国内三大主流机组的防超速保护设计情况看, OPC、负荷下跌预测、超速保护等防超速保护功能配备均比较齐全, 在机组异常脱网情况下, OPC、LDA能快速可靠地触发保护快关调门, 同时110%电超速及机械超速保护作为后备手段即可有效防止汽轮机超速。由此可考虑取消PLU保护或在PLU保护动作后去快关中调门, 动态减小汽轮机输出功率而不使汽轮机跳闸, 以避免一些临界特殊工况下保护误动。由于该电厂点对网输电线路长且环境恶劣的特殊性, 输电线路出现故障的频率较大;另外在中间再热机组甩负荷后, 即使进汽调门和主汽门完全关死, 中间再热器及其管道的巨大容积所存的蒸汽仍能使汽轮机严重超速。据估算, 中间再热容积的蒸汽量能使汽轮机超40%~50%的额定转速, 在线路发生故障甩负荷时瞬间汽轮机的飞升速度很高。因此, 通过直接动作停机更能有效地防止汽轮机超速。
(2) 增加判断条件, 防止保护误动。根据目前PLU保护设计的现状, 结合同类机组的防超速保护设计情况, 从可靠性出发, 保留PLU保护, 但增加其触发判断条件:一是增加功率负荷微分判断条件;二是增加转速高判断条件。由于负荷微分时间及动作定值均需要进行多次试验来最终确定, 相较而言增加转速判断条件更加安全可靠, 但需要注意的是, 转速高值应足够合理且应在103%额定转速OPC动作之前。
4 采取的措施
(1) 进一步检查和优化PLU保护设置, 增加3 020r/min转速高判断条件, 以发挥其防止电网事故造成机组超速等作用, 从而避免由内部负荷波动引起的不必要的动作。
(2) 机组检修热力系统的变化可能会造成中排压力的些微变化, 应选取最能代表本台机组中排压力与汽机机械功率对应关系的系数进行保护参数设置。
(3) 通过高调门总流量指令来修正一次调频指令, 在阀门接近拐点附近通过减弱高调门总流量指令修正系数, 达到减弱一次调频作用造成阀门在拐点区域大幅摆动的影响。
(4) 机组检修时, 重点检查汽轮机调速系统和阀门配汽系统, 同时针对阀门特性曲线、调速系统性能参数等进行相关试验, 开展阀门特性线优化工作。
5 结束语
汽轮机PLU保护是ETS系统的一项重要保护, 它也是DEH系统防止超速控制功能的一部分, 虽然比较简单, 却往往容易被忽略。本文对PLU保护的分析和优化方法对抑制电网振荡、迅速恢复功率、防止事故扩大和保障汽轮机设备有一定的借鉴意义, 希望能够真正发挥其防止电网事故造成机组超速等作用, 同时避免特殊工况下引起不必要的动作。
摘要：介绍汽轮机功率负荷不平衡控制功能, 通过对功率负荷不平衡逻辑保护动作情况进行分析, 指出其设计中存在的不合理问题, 并提出优化方法, 以期对抑制电网振荡、迅速恢复功率、防止事故扩大和保障汽轮机设备有一定的借鉴意义。
关键词：汽轮机,PLU,OPC,LDA,超速,甩负荷
参考文献
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[2]过小玲, 郑渭建.取消东汽机组PLU保护的可行性探讨[J].浙江电力, 2012 (1) :56~58
负荷功率 第2篇
70年代以来, 因电压失稳而导致系统瓦解的事故在国外一些大电网多次发生, 造成了长时间大面积的停电和巨大的经济损失。电压稳定问题受到普遍重视, 成为国际电工界研究的热门课题之一。随着我国经济的快速发展和人民生活水平的不断提高, 用电负荷逐年增长, 电力系统的输电线路越来越接近极限方式运行, 系统的电压稳定容易遭到破坏, 有必要准确分析计算负荷节点的功率极限以利于保证系统的电压稳定。目前电力系统电压稳定分析方法有很多, 动态时域仿真法和小扰动稳定分析方法是其中的两种重要方法。因此, 本文应用EuroStag对动态功率极限和小扰动功率极限进行了比较, 分析研究各自不同的影响因素。
1 分析方法与分析工具介绍
动态时域仿真法能充分计及系统中的各种动态, 如发电机励磁系统、调速系统、原动机系统、负荷动特性、继电保护装置动作等, 然后将电力系统各元件模型根据元件间拓扑关系形成全系统模型, 这是一组联立的非线性微分方程组和代数方程组, 然后以稳态工况或潮流解为初值, 求扰动下的数值解, 即逐步求得系统状态量和代数量随时间的变化曲线。动态时域仿真法仿真的时间范围可以从暂态、中期到长期, 能更贴合实际系统分析电压稳定性。但是对于做实际系统研究的电力工作者, 如何建立现实电力系统的各种动态元件的模型, 如何获得典型的参数和实时数据, 如何向实用性方向发展等问题都存在一定的难度。
小扰动稳定分析方法就是把描述电力系统动态行为的非线性微分方程组和代数方程组在运行点处线性化, 形成状态方程, 通过判定线性系统线性化系数矩阵的特征值是否都在复平面的左半平面 (特征根具有负实部) 来判断该运行点的稳定性。小扰动稳定分析方法在分析实际电力系统时, 一般是根据研究对象考虑恰当的动态元件, 建立描述系统动态过程的模型, 这样就避免了动态时域仿真法出现的问题, 实用性更强。
最近二十几年, 由于计算机技术的快速发展, 大型的电力系统动态仿真软件应运而生, EuroStag就是一种可以计及电力系统动态元件的中长期时域仿真软件, 它可以很好的仿真缓慢的电压失稳过程, 通过结果曲线得到功率传输极限, 成为动态时域仿真法分析电压稳定性的一个有力的工具。此外, 它还提供了计算状态矩阵和状态矩阵特征根的事件文件, 可以方便灵活的计算出任何时刻的特征矩阵和特征根, 以利于快速简便的进行小扰动稳定分析。
2 系统描述
图1为单机4节点系统。该系统的发电机采用外部参数定义的6阶模型, 包括一个恒定励磁电压的励磁系统模型和一个2阶的调速器模型, 变压器包括一个固定变比升压变压器T1和一个可变变比降压变压器T2, 采用的初始负荷为600+j200MVA。
本文采用了3种不同的负荷特性来分别比较小扰动功率极限和动态功率极限。
A类负荷选取了对电压和频率敏感的静态负荷模型:
其参数为:
B类负荷选取了商业室用空调的静态负荷模型, 其典型参数为:
功率因数PF=0.75,
负荷中电动机所占的比例PF=0.75,
C类负荷选取了A类负荷与五阶感应电动机模型的组合, 其中感应电动机占37.67%。感应电动机的典型参数为:
惯性常数H=0.8MW.s/MVA,
额定机械功率mP=320MW,
额定角速度0ω=100 rad/sπ,
额定视在功率nS=320MVA,
最大转矩maxT=4 p.u.,
启动转矩0T=0.73 p.u.,
有功功率所占的比例αp=0.75,
无功功率所占的比例αq=0.4792。
3 不同负荷特性下的动态功率极限与小扰动功率极限的比较
在仿真计算的过程中, 设置了负荷从1s开始等功率因数持续增加这种扰动事件。
3.1 A类负荷特性下的功率极限
A类负荷特性下的仿真计算在11.05 s因为达到了最小步长停止计算。在3.67 s有功功率达到动态功率极限627.30MW, 对应的电压标幺值为
0.97, 利用Eurostag计算状态矩阵特征根的事件可以发现, 在11.03 s开始出现正实部的特征根, 系统出现小扰动的电压不稳定。所以小扰动功率极限也发生在3.67s, 达到了627.30MW, 对应的电压标幺值为0.97。
A类负荷特性下动态功率极限与小扰动功率极限之间的偏差为0。
3.2 B类负荷特性下的功率极限
B类负荷特性下的仿真计算在6.22 s因为达到了最小步长停止计算。在4.42 s有功功率达到动态功率极限652.76MW, 对应的电压标幺值为0.91。
与A类负荷特性的输出曲线比较来看, 负荷节点有功功率和电压的变化趋势都是相同的, 但B类负荷特性下时域仿真的时间更短, 有功功率和节点电压的下降幅度更小。这是因为负荷选取的是商业室用空调静态负荷特性, 而空调负荷具有较小的惯性常数, 因此容易失速。测试表明, 当故障清除时间在5周波及以上时, 空调负荷在电压降至60%左右时减速直至失速。所以由图3可以看出, 空调负荷节点电压降至0.55p.u., 大约53%时失速, 系统的电压稳定性遭到破坏, 仿真结束。而A类负荷特性下可以仿真到电压降至0 p.u.。
利用Eurostag计算状态矩阵特征根的事件可以发现, 在3.3 s开始出现正实部的特征根, 系统出现小扰动的电压不稳定。所以在3.2 s, 负荷节点的有功功率达到小扰动功率极限643.9MW, 对应的电压标幺值为0.985。
B类负荷特性下动态功率极限与小扰动功率极限之间的偏差为:
3.3 C类负荷特性下的功率极限
C类负荷特性下的仿真计算在20.70 s因为达到了最小步长停止计算。在4.76 s有功功率达到动态功率极限632.60MW, 对应的电压标幺值为0.97。
与前两类负荷特性的输出曲线比较来看, 负荷节点的有功功率和电压的变化趋势是相同的, 但C类负荷特性下时域仿真的时间更长, 有功功率和节点电压在持续降至同一时刻后, 下降的程度有所缓和。这是因为C类负荷特性中包含感应电动机模型, 而电动机的无功值对电压水平较灵敏, 当电压开始降低时, 无功就会减少, 但当电压进一步降低时, 无功反而增加。当电压降低至0.3 p.u.时, 无功反而增加, 导致系统的无功得到了一定程度的补偿, 有功功率和节点电压的下降幅度有所缓和, 但由于系统的平衡已经破坏, 所以负荷节点的无功功率经过短暂的增加后又开始缓慢降低, 使系统电压进一步恶化, 最后导致电压崩溃。
利用Eurostag计算状态矩阵特征根的事件可以发现, 在3.1s开始出现正实部的特征根, 系统出现小扰动的电压不稳定。所以在3 s, 负荷节点的有功功率达到小扰动功率极限624.90MW, 对应的电压标幺值为1.025。
C类负荷特性下动态功率极限与小扰动功率极限之间的偏差为:
3.4 动态功率极限与小扰动功率极限的比较
根据上面仿真计算的结果, 列出了三类不同负荷特性下的动态功率极限与小扰动功率极限, 如表1所示。
对以上结果进行比较分析, 本文得出了下面的结论:
1) 三类负荷特性下的小扰动功率极限与动态功
率极限之间的偏差都很小, 是实际工程可以接受的。所以用小扰动稳定分析方法研究实际电力系统的电压稳定性具有可行性和科学性。
2) 三类负荷特性下的小扰动功率极限都要小于
或者等于动态功率极限, 但两者之间的偏差又都很小, 说明小扰动稳定分析方法比动态时域仿真法稍稍趋于保守, 对我们分析实际电力系统的电压稳定性更具有预警价值和研究价值。
3) 含有感应电动机负荷的C类负荷特性下的小
扰动功率极限是最小的, 对应的电压是最高的, 也就是说电动机的比重越大, 系统的电压稳定性就越脆弱。这是因为当电压水平降低时, 电动机需要从系统中吸收更多的无功功率, 使系统的最大传输能力降低, 功率极限减小。
4) B类空调负荷特性下的功率极限和其他两类
负荷特性下的功率极限的差值很大, 相差了大约20MW, 进一步证明了在动态负荷特性中空调负荷对系统电压稳定性不容忽视的影响和重要性。
4 结论
本文应用动态时域仿真法和小扰动稳定分析方法来分析计算负荷功率极限时都充分计及了发电机、励磁系统、调速器和负荷等元件的动态特性。动态时域仿真法真实的反映了系统非线性的动态过程, 而小扰动稳定分析方法则将非线性过程进行了线性化, 所以用小扰动稳定分析方法来分析计算负荷功率极限自然会产生一定的误差。本文正是用动态功率极限来验证小扰动功率极限, 得出了小扰动功率极限与动态功率极限之间的偏差是实际工程可以接受的结论, 从而证明了小扰动稳定分析方法在分析动态电力系统电压稳定性中的科学性和实用性。
摘要：针对三种不同的负荷特性, 应用动态时域仿真法和小扰动稳定分析方法, 分别分析计算了系统的负荷功率极限, 得出了不同情况下小扰动功率极限与动态功率极限之间的偏差都是实际工程可以接受的结论。动态时域仿真法能真实的反映电力系统非线性的动态过程, 本文用动态功率极限来验证小扰动功率极限, 从而证明了对复杂多变的实际电力系统运用小扰动稳定分析方法的科学性和准确性。
关键词：小扰动稳定,动态时域仿真,功率极限,负荷特性
参考文献
[1]CARSON W.TAYLOR.Power System Voltage Stability.北京, 中国电力出版社, 2002.
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[7]蔡小玲.基于EUROSTAG的电力系统后稳定分析.北京:华北电力大学, 2003.
负荷功率 第3篇
关键词：客运专线,牵引供电,谐波含量,电压畸变,评估
1 概述
为了适应我国铁路运输市场的需求, 国家大力发展铁路建设, 特别是客运专线的建设。客运专线一般采用交直交牵引机车, 一般要采用国外引进的机车, 这种机车的谐波水平比一般整流型机车有很大改善, 机车功率因数较高 (大于0.96) 。为了正确进行牵引供电系统设计, 本文通过对谐波含量和电压畸变率的分析以及对牵引变电所一次侧平均功率因数的仿真估算, 来确定是否要在牵引变电所设置无功和谐波补偿装置。
2 相关标准
2.1 英国欧盟标准
BSEN50160-2000《公共输配电系统电压特性》对公共电网35kV及以下系统谐波电压有以下规定:“在正常运行条件下, 每周10分钟谐波电压r·m·s值的95%概率的最大THD值 (谐波次数统计至40次) 不大于8%。”
2.2 IEC标准
IEC是国际电工委员会 (International Electro Technical Commission) 1000-3-6 (1996.10) 《电磁兼容 (EMC) 关于中、高压电力系统畸变负荷的限值评估》有以下规定:
(1) 标准电压为35kV～230kV为高压 (HV) 系统;超过230kV为超高压系统 (EHV) ;
(2) 电压畸变的兼容标准和应用标准
兼容标准是指电力系统能与谐波源兼容的标准, 它是基于谐波源取95%最大概率时的允许畸变率。该限值应有一定富裕度。中压 (MV) 和高压 (HV) 电网的谐波电压允许标准如表1。
(3) 谐波次数一般统计至40次。
(4) 总电压畸变允许限值 (THDV) 中压 (MV) 为6.5%;高压 (HV) 为3%;
(5) 总电流畸变允许限值 (THDi) 如表2。
2.3 日本新干线高次谐波电流含有率限制标准
日本新干线高次谐波电流含有率限制标准见表3。
日方的新干线谐波电流资料可以看出, 日本对交直交大功率电力机车的谐波问题没有采取任何防护措施。他们根据一列高速车的谐波电流小于电网允许的谐波电流限值, 不考虑多个谐波源叠加和电气牵引负荷占PCC安装功率比重等因素, 认定新干线不会在谐波问题上对电力系统产生危害, 虽然根据不足, 但至少表明, 新干线经多年运行, 并未发生问题。
2.4 我国客运专线采用标准
通过对上述谐波标准的分析, 国标规定110kV PCC的总电压畸变率为2%, 同时又规定了各次谐波电流的允许值, 该标准中还缺少标称电压在110kV以上的允许标准。IEC标准比较详细。建议我们国家客运专线的谐波评估可采用IEC标准。
2.5 德国西门子公司交直交机车特性
交直交机车的主要技术参数见表4。
西门子公司列车在100%负荷时的谐波频谱如图1。由图1可见, 频谱中基波电流为470A左右时, 各次谐波电流的安培值在0.1～1A之间, 统计至40次谐波的总THDi约为0.76%, 其安培值约为3.57A。
法国SNCF的带强制转换单相整流桥电压转换器 (IGBT半导体, PWM脉宽调制) 的谐波电流频谱如图2和图3, 其中图2为单整流桥的典型频谱, 而图3则为有两个交错整流桥的典型谐波频谱图。
由图可见, 单整流桥时谐波电流含量较大, 且有两个谐波高峰簇, 分别在频率为15次至21次和31次至41次。当基波电流为50A时, 第一簇谐波电流在0.5～7A之间, 而第二簇谐波电流则在0.5A以下。经估算其总谐波电流含有率约为14%。当采用有两个交错整流桥电压转换器时, 只有一个明显的谐波电流高峰簇, 其频率在29次至41次之间, 当基波电流为100A时, 其单次谐波电流的最大值在0.8A 左右, 总谐波电流含有率在1.8%左右。
可以看出, 具有三点式变流器 (GTO) 或交错整流桥电压转换器的交直交机车其谐波电流频谱大都集中在31次以上的音频范围内, 对电力系统影响较大的3、5、7次等较低次频率的高次谐波含量基本为零。此外, 总的谐波电流含有率也比一般交直型整流车低得很多。
3 客运专线谐波电压仿真计算
3.1 仿真条件
(1) 在客运线运行时220kV电网PCC的最小短路容量可达2000MVA, 此值可作为系统最小短路容量。
(2) 电气牵引变电所视在功率按50MVA考虑;
(3) 牵引负荷谐波电流含量按西门子交直交机车考虑。
(4) 牵引变电所向PCC的允许注入谐波电流分量按牵引变电所功率与PCC总功率比例分担。不掌握该比例时, 可取比例系数为0.6。
3.2 仿真计算结果
通过仿真计算, 交直交机车谐波电流大都在音频范围内, 较低次高次谐波含量很小。
对客运专线而言, 在各次列车具有相同谐波频谱时, 变电所产生谐波可按列车谐波电流叠加考虑。其单次最大谐波电流约为1.84A, 总谐波电流含量IH约为5.9A。当牵引变电所为单相结线时, 最大一相的总谐波电流含量约为10.2A, 总谐波电流含有率 (THDi) 约为0.74%。与表4的允许值相比, 有很大的富裕度。
谐波电压的计算电路如图4, 图中Ih1、Ih2为两臂归算至220KV的h次谐波电流, Z1为PCC母线的系统基波短路阻抗。当PCC短路容量为2000MVA时, 归算至220KV的基波阻抗Z1为24.2Ω。最大总计算谐波电压为7877V, 总电压畸变率THDv为3.58%。如果考虑在较高次频率时电源谐波电流有较大分流的实际情况, 引入 (7) 式中系数K, 并取K=0.6, 则THDv值为2.1%。再设牵引变电所负荷功率占PCC安装功率的比值为0.6, 则牵引负荷的允许THDv为1.8%, 略小于计算的最大THDv值。应该指出, 在总谐波电流畸变率THDi大大低于标准限值的情况下, 总谐波电压畸变率THDv却超过了限值, 这是不正常的。分析其原因, 可能是由于背景谐波电压变动造成的。西门子公司机车在50%负荷 (两组变流器工作, 基波电流为235A) 时的谐波电流频谱如图5。其中各次谐波电流含量均较100%负荷 (四组变流器工作) 时高出很多。其唯一合理解释是背景谐波起了主导作用。一列满负荷的列车功率可达11.2MW, 如此巨大的负荷只能在现场试验中获得。因此在测得的谐波频谱中不可避免地会有所背景谐波存在。
通过以上分析, 可以认为, 牵引变电所的谐波电压应在允许限值之内。
4 一次侧平均功率因数评估
交直交机车功率因数一般在0.96以上, 机车功率因数提高不仅提升了牵引变电所一次侧的平均功率因数水平, 还显著减少输电环节中的电压损失。当牵引网负荷功率因数为0.96时, 网络中的单位电压损失可较功率因数为0.8时减少35%以上, 显著改善了牵引网的工作电压水平。
5 评估结论
建设客运专线, 实现客货分离, 提高运输效率, 是国家为建设发达完善的铁路网, 解决铁路运输制约国民经济发展的重大战略举措。运专线在采用交直交机车时, 其谐波和变电所一次侧平均功率因数能够满足德国IEC关于谐波电压和我国供电部门对负荷功率因数的要求。因此, 在客运专线的牵引供电系统设计中可不考虑在牵引变电所设谐波和功率因数补偿设备。
参考文献
[1]王正风, 潘本琦, 王凤霞.无功功率的最佳补偿容量[J].电力电容器, 2001.3.
[2]刘新东.如何确定10kV线路分散补偿电容器容量及安装位置[J].电工技术, 2000.2.
负荷功率 第4篇
原因: (1) 外力破坏。这种情况在杆架变压器上出现较多, 一般杆架变压器和配电盘之间的距离较远, 数据线长, 遭到外力破坏的概率高。因此, 合理布局数据线走向及路径, 避开人和机械经常触及的地方, 就能够大大降低外力破坏的可能。 (2) 数据线之间接头接触不良。尽量使用整根线, 中间避免有接头, 可防止出现该故障。
2 信号异常离线造成不能正常采集
信号异常离线有几种情况:一是通信模块及SIM卡烧坏;二是通信参数设置错误;三是SIM卡欠费营运商停止服务;四是信号源问题。对前三种情况, 排查更换通信模块和SIM卡, 重新设置通信参数, 保证营运商正常服务即可解决。第四种情况常出现在市与市、省交界的地方, 在市与市、省交界的地方信号源不稳定, 这时需要特别开SIM卡省际漫游功能, 不论接收到哪方的信号, 都能够正常上传采集数据。
3 客户电能表停电造成不能正常采集
导致电能表停电的主要原因是欠费跳闸, 由于时间原因当天不能购电。为了避免欠费跳闸, 要认真地在数据采集系统中维护好客户信息基本参数, 凡是出现过欠费跳闸的客户要核对客户的电话号码, 修改报警电能量, 报警电能量一般要在客户最大负荷时能维持3—4天的用电时间, 在低于报警电能量时能够准确下发报警短信, 使客户能够有充足的购电时间。还有一个原因是电能表电源接线位置, 现在电能表电源接线一般都接在配电变压器低压断路器负荷侧, 当客户出现欠费或者其他原因低压断路器跳闸时, 电能表失去工作电源, 导致终端采集不到数据。在以后的电能表安装中, 应把电能表电源接在低压断路器电源侧, 这样即使断路器跳闸也能保证电能表带有工作电源。
4 配电变压器暂停造成不能正常采集
负荷功率 第5篇
我国的低压配电网主要采用三相四线制供电, 由于低压配电网中存在着大量的如照明、电热器、空调等单相负荷, 加之用电的季节性、时段性、随机性等诸多因素, 使得三相四线制的中低压配电变压器经常处在三相不平衡的运行状态下, 有时可能出现严重的不平衡状况。变压器的不平衡运行, 使电网中产生负序电流和零序电流, 这一方面增加了电网及配电变压器的损耗;另一方面可能对用户电器如电机等产生不利影响。严重的不平衡运行还降低了配电变压器的容量利用率, 尤其在用电高峰季节, 可能出现一方面是电力负荷高需求需要增加设备的供电能力, 另一方面是配电变压器容量达不到充分利用的矛盾现象。配电变压器点多面广, 数量特别庞大, 所以解决好配电变压器的不平衡运行问题对电网节能、提高配电变压器容量利用率、减少电网投资将具有显著而重要的现实意义。
目前, 对电网进行无功补偿, 提高电网的功率因数越来越受到各级电网管理部门的重视。常规的无功补偿对电网的降损节能无疑起到了十分重要的作用, 在提高配电变压器的容量利用率上也有一定的效果, 但在平衡配电变压器的三相负荷上却鲜有效能。因此供电部门只能根据经验, 在不同的用电季节和时段, 用人工改线的方法定期来调整平衡负荷。这种方法只在一定程度和时段上对三相功率平衡起到一定作用, 效果显然难尽人意, 且费时费力。那么有没有一种更高效、精准的方法, 将无功补偿和三相负荷平衡完美结合, 既解决电网无功补偿又解决配电变压器的不平衡运行呢?答案是肯定的, 本文就将针对这一问题进行一些分析探讨。
1 相间负荷传递的理论依据
在一个电路元件的两端加上交流电压, 电路元件上就有交流电流流过, 我们可以巧妙地利用电路元件的这一特性, 在相间实现功率传递。下面就以电阻、电感和电容元件分别加以说明。
由相量图可以看出:
1) 当在任意两相间跨接电阻时, 相当于在跨接两相各自的线电流上, 分别叠加与线电压同相位的电流 (电阻电流) 。叠加的效果:一方面使跨接两相的有功负荷增加 (因为电阻电流的纵轴分量与跨接相的相电压同相位) , 这其实就是跨接电阻消耗的有功;另一方面改变了跨接两相的无功功率分配, 跨接电阻从滞后相吸收无功, 向超前相注入无功, 吸收和注入的量值相等, 从而起到了在跨接两相间传递无功的效果。注意, 无功的传递是有方向性的, 即从滞后相向超前相传递 (顺相序传递) 。如果在三相间两两跨接阻90值相等的电阻, 则无功功率在三相间互相传递, 而且相互间传递的量值相等9, 0互相抵消, 其等价效果是各相的无功功率不变。而每相的有功功率却始终是增加的, 这是显而易见的, 每相增加的有功就是一只电阻消耗的有功。
2) 当在任意两相间跨接电感时, 相当于在跨接两相各自的线电流上, 分别叠加滞后于线电压90°的电流 (电感电流) 。叠加的效果一方面增加了跨接两相的无功负荷 (因为电感电流横轴分量滞后相90电压) , 这其实就是跨接电感所90吸收的无功;另一方面改变了跨接两相的有功分配, 即跨接电感使滞后相有功功率减小, 使超前相的有功功率增加, 减少和增加的量值完全相等, 从而实现有功功率在跨接相之间的传递。应当注意, 电感元件对有功功率的传递也是有方向性的, 传递的方向是从滞后相向超前相 (即顺相序传递) 。如果在三相间两两跨接相同的电感, 则有功功率在三相间互有传递, 而且互相传递的功率相等, 互相抵消, 其等价效果是各相的有功功率不变, 而无功需求增加, 每相增加的无功实际上就是一只电感 (或电抗) 吸收的无功。
3) 当在任意两相间跨接电容时, 相当于在跨接两相各自的线电流上, 分别叠加超前于线电压90°的电流 (电容电流) 。叠加的效果一方面减少了跨接各相的无功负荷, 因为电容向跨接相注入2了无功 (电容电流横轴分量超前相电压90°) , 使跨接两相从电网吸收的无功减少;另一方面还改变了有功功率在跨接相之间的分配, 使超前相的有功功率减少, 滞后相的有功功率增加, 减少和增加的量值相等, 从而实现有功功率在跨接相之间的传递。跨接电容对有功功率的传递同样是有方向性的, 跨接电容时, 有功功率是从超前相向滞后相传递 (即逆相序传递) 。如果三相间两两跨接相同的电容, 则有功功率在三相间互有传递, 且量值相等, 所以各相的有功功率不变。但各相的无功负荷都相应减少, 减少的量实际上就是一只电容输出的无功, 此时电容只有无功补偿的作用, 而没有了有功传递和分配的功能。
由以上分析可知, 通过在相间跨接电阻、电感和电容, 既可在相间进行无功功率传递, 又可进行有功功率传递, 同时还可进行无功补偿。所以将三相有功负荷平衡和无功补偿结合起来综合调补是完全可能的。但是应当注意:
1) 当在相间跨接电阻时, 虽然能够实现无功功率的传递和平衡, 但是那是以增加电网的有功消耗为代价的, 所以是不可取的, 实际工程中应避免这种跨接。
2) 实际的电网系统, 几乎都是感性网络, 在相间跨接电感会使电网的功率因数更低, 这与无功补偿是相悖的, 所以在感性的电网中应避免在相间跨接电感。
由前面的相量分析我们知道, 相间跨接电感, 可以实现有功功率从滞后相向超前相传递。那么如何保证在不增加电网无功负荷即不降低电网功率因数的情况下, 来实现这一功能呢?可不可以用电容代替电感来实现相同的有功传递呢?现简要分析如下:
2 三相有功平衡及无功综合调补
通过以上分析我们知道, 在感性电网中, 对于三相功率不平衡的配电台区, 可以用电容构建不平衡调补网络, 来对三相负荷进行调整, 同时对无功进行补偿。那么各相间跨接的电容容量如何计算?又按什么方法和步骤进行确定呢?
我们知道, 三相负荷不平衡一般包括两个方面:一是三相有功不平衡, 二是各相功率因数不相等。负荷平衡的任务, 既要使三相有功平衡还要使三相的功率因数相等。因此三相负荷平衡要从有功和无功两方面着手。根据前面分析我们知道, 对于感性电网, 有功的平衡需要在相间跨接电容, 跨接电容在实现有功负荷相间传递的同时, 还将改变跨接两相的功率因数, 如果先对无功进行平衡的话, 那么平衡有功时又将打破无功的平衡, 所以功率平衡宜先从有功平衡做起, 有功功率达到平衡后再根据情况进行无功平衡。下面举例说明具体的确定方法和步骤。
假如我们能够测得A、B、C各相线电流分别为IA、IB、IC, 各相相电压分别为UA、UB、UC (或测得线电压为UAB、UBC、UCA) , 各相有功功率分别为PA、PB、PC, 各相无功功率分别为QA、QB、QC。在正常运行条件下, 虽然各相电压和线电压会因负荷的不平衡而出现偏差, 但三相的差别不会太大, 可以忽略, 而取电压为三相平均值。则确定跨接电容的步骤如下:
2.1 确定有功功率传递的方向和数量
比较PA、PB和PC, 找出其中最大值Pmax、最小值Pmin和中间值Pmid, 按下面三种情况确定有功功率的传递方向和大小
1) 当Pmax+Pmin=2Pmid时, , 则功率最大相需向功率最小相传递有功, 传递量PI为:
2) 当Pmax+Pmin>2Pmid时, , 则功率最大项需向另两相传递有功, 向功率介中相传递的功率PII 1和向功率最小相传递的功率PII 2分别为:
3) 当Pmax+Pmin<2Pmid时, , 则功率最小相需接受来自其它两相的功率传递。功率最大相传至最小相的功率III 1P和功率介中相传递至最小相的功率PIII 2分别为:
2.2 确定相间跨接的元件
当有功传递的方向确定后, 再根据有功最大值、中间值、最小值各相间的相位关系, 依据顺相序有功传递在相间跨接电感、逆相序传递在相间跨接电容的原则, 先确定需要跨接的元件。
比如上述第一种情况需要从最大值相向最小值相传递, 如果功率最大值所在的相超前于功率最小值所在的相, 则在两相间跨接电容, 反之, 则在两相间跨接电感。对于第二种情况, 需要将功率从最大值相向另两相传递, 那么最大值所在的相两边, 超前的一边跨接电感, 滞后的一边跨接电容。同理, 对于第三种情况, 其余两相都要向功率最小值所在的相传递功率, 所以在最小值所在的相两边, 超前的一边跨接电容, 滞后的一边跨接电感。
2.3 确定跨接元件的参数
依据两相之间功率传递的量值, 来确定跨接元件的参数。
由相量图可以看出:
式中:x为跨接元件的电抗 (其中:感抗用xL表示, 容抗用Cx表示) , P∆为相间需传递的有功功率, Ix为流过跨接元件的电流, Ul为线电压, Uph为相电压。线电压或相电压取三相平均值。
计算出元件的电抗后, 就可以根据xL=~L和计算出跨接元件的电感和电容。
2.4 进行元件置换
在感性的电网中, 应将跨接电感用其它两个相相间跨接电容来置换, 置换的电容为:。
同理在容性的电网中, 应将跨接电容用其它两个相相间跨接电感来置换, 置换的电感为:。只是一般的电网除空载线路外, 都是呈感性的, 所以不必考虑电容向电感的置换。
2.5 无功平衡及补偿
通过以上跨接后, 三相有功在跨接元件的传递下就实现平衡了。下面就可以根据跨接电容的参数计算出各相在跨接后的功率因数。
由相量图可以看出:。其中:Q∆为跨接电容注入某相的总无功, 是某相通过跨接电容输入、输出的有功功率代数和。对于有电感置换的情况, 尤其值得注意。现将各种功率传递情况下各相输入、输出有功功率代数和列表如下:
根据跨接电容注入各相的总无功, 求出各相经过相间跨接电容补偿后的无功需求, 即:Q A2=Q A-Q∆A, Q2B=Q B-Q∆B, Q C2=Q C-Q∆C。Q A2、Q B2、Q C2分别是跨接电容补偿后A、B、C相的无功负荷。
求出Q A2、QB2、QC2后, 就可以对三相进行无功均补, 均补的原则使无功负荷最小的相cos{=1, 不能出现过补现象。所以均补电容Cj在各相的无功补偿量, 等于Q A2、QB2、QC2中的最小者。即:
对于三相三线制网络, 至此无功补偿及平衡就算完成。可以看出各相的有功功率被调平了, 但无功功率却不一定完全平衡, 这是网络结构所造成的。
对于三相四线制网络, 因为有零线的存在, 所以功率因数达不到1的相可以通过相补 (即在相线与零线间接入电容) 的方法, 来进一步提高各相的功率因数, 直至cos{=1。各相的相补电容分别为:
可见, 三相四线制系统可以使三相有功功率和无功功率均达到平衡, 而且各相的功率因数达到1。
3 三相有功平衡及无功补偿结论
通过以上分析可以看出:
1) 对于三相负荷不平衡的配电台区, 是可以通过构建不对称调补网络, 使负荷在相间传递, 从而实现负荷平衡的;
2) 不对称电容网络在相间传递有功负荷的同时, 还向电网注入无功, 起到无功补偿的效果, 而且向跨接相每相注入的无功容量是传递的有功负荷的倍。所以对于功率因数较低的配电台区优为实用。但是对于有功偏差较大, 功率因数又较高, 即无功负荷需求不大的网络, 为了避免出现无功过补现象, 单纯利用跨接电容的方法, 三相有功平衡的效果可能就不太理想。这时调补网络的搭建就需要考虑电感的参与 (跨接电感从电网吸收的无功也是传递有功负荷的倍) ;
3) 理论上, 对于三相四线制网络, 通过构建不对称补偿网络, 采取均补和相补相结合的方法可以做到三相有功平衡, 各相功率因数达到1。对于三相三线制系统, 三相有功可以做到平衡, 但各相的功率因数不一定都能达到1, 即无功不一定完全平衡。事实上, 三相负荷的调平水平还有另外一个制约因素, 那就是配备电容的分级精细程度, 分级越细, 平衡水平越高。由于补偿配备的电容不是任意小随意可调的, 即使对于三相四线制网络, 往往也难以使有功完全平衡, 各相功率因数都达到1, 但是即使这样, 亦完全满足工程精度要求;
负荷功率 第6篇
1 分析县级供电企业电网无功率负荷平衡的影响因素
1.1 电感性设备与电力变压器设备的运行
在县级供电企业的电网无功率运行中,其中,有大量的电感性设备,譬如,异步电动机、感应电炉等,这些设备是无功功率的主要消耗设备。在县级供电企业的无功功率的运行中,可以通过对这些设备的综合运行管理,来控制对整个电网无功功率的消耗。因此,可以通过减少异步电动机空载时间消耗无功功率,来实现对系统电网功率因数提升,并尽可能的提高设备负载效率。在县级供电企业中,要结合无功功率消耗情况,对用电设备进行改善,在改变电力系统和企业的功率因数的过程中,尽可能不要让变压器长期处于低负载的状态。
1.2 县级供电企业超出规定范围对功率因数的影响
在系统正常运行中,在系统供电电压相对较高的情况下,实际电压比额定值高于10% 时,在磁路饱和度影响下,电网无功功率将会呈现更大的增长。从相关资料显示来看,在供电电压为额定值的110%的时候,就会将无功功率消耗会增加到35%。相反,在供电电压低于额定值的时候,无功功率也会发生相应的变化。因此,为了减少影响,要加强对供电企业电网中供电电压的管理,以保证其稳定性。
2 分析县级供电企业电网无功率负荷中的无功补偿
2.1 低压配电网的无功补偿
在电网负荷无功功率的平衡中,要形成低压配电网无功补偿的有效方式控制。其中,在随机补偿的运行中,可以通过个别用电设备对无功的需要量,进行单台或者多台低压电容器组分散补偿,与用电设备形成并接方式,在控制保护装置与电动机同时投切的基础上,适当补偿大容量电容的连续运行方式,通过大中型异步电动机的无功消耗,形成补励磁无功的方式,形成无功补偿投入。此外,在随器补偿的运行中,主要是通过对低压电容器,用低压开关接在配电器二次侧的运行,形成无功补偿配电网的补偿方式。跟踪补偿方式主要是通过无功补偿装置作为保护装置,加强对低压电容器组在补偿,主要补偿用户0.4k V母线上无功缺额进行补偿。对于100k VA以上的专用配电用户,采用替代补偿、随器补偿的方式运用,从而全面提升了整个电网无功功率与用户负荷的平衡性。
2.2 提高系统自然功率因数
在系统电网无功功率负荷平衡与电网调整策略的基础上,要形成多方面的技术控制。一是要合理选择电动机。通过结合系统电网运行特点的基础上,保持尽可能保持其在高负荷状态下运行,用户在安装使用电动机的过程中,要注重对电动机机械性能、电气指标等方面的选择。其中,对于核算负荷小于40% 的感应电动机,应该要换成与其匹配容量的电动机,形成一系列科学的设计与使用,这样,可以全面提升系统电网的自然功率因数。二是提高异步电动机的检修质量。在异步电动机定子绕组匝数变动以及电动机的功能方面进行技术把关,包括在转子间的气隙变动,注重整个检修技术的综合利用,形成对电网无功率负荷平衡的整体控制。
2.3 正确选择变压器容量
在电网的整个运行过程中,要充分考虑变压器容量的配置,要结合多方面的因素进行充分考虑,主要包括,合理选择变压器的容量,不要因为容量设计配置不合理造成电网无功损耗。其中,变压器容量越大,空载需要的无功率就会增大。因此,在长期处于轻载运行状态的变压器,应该及时更换为符合标准的变压器。尤其是在县级供电企业管理中,要结合配电变压器的运行,要人工对用电设备进行无功补偿以及合理配置补偿容量。
3 探讨县级供电企业电网无功率负荷平衡与电网调整的策略
3.1 功率因数的人工补偿
电网的运行状况和利用程度是无功功率消耗中具有代表性的重要指标 , 也是保证电网安全、经济运行的一项主要指标。供电企业仅仅依靠提高自然功率因数的办法已不能满足工业客户对用电质量的要求 , 工业客户自身的设备中也需要安装补偿装置 , 通过功率因数控制无功补偿装置。补偿方式一般采用静电电容器,静电电容器既电力电容器。利用电容器进行补偿方式具有投资省、有功功率损耗小、运行维护方便、故障范围小等优点。但当补偿装置通风不良、运行温度过高时 , 油介质电容器易发生漏油、鼓肚、爆炸等故障。
3.2 动态无功功率补偿
动态无功功率补偿一般应用于大容量用电企业、由于生产过程要求对电压要求严格,其负载变化大且负荷重复冲击性较高。对这种波动频繁、幅值很大的用电设备,宜采用动态无功补偿方式 , 通过调相机或固定电容器进行补偿已远远满足不了电网的需求 , 目前一般采用的新型动态无功功率补偿设备是静止无功补偿器。它具有稳定系统电压、改善电网运行性能、动态补偿反应迅速、调节性能优越等优点。但最明显的缺点是投资大、设备体积大、占地面积大。当单台并联电容器的额定电压不能满足电网正常工作缺额时,需要由两台或多台并联电容器串接组成并联电容器组,以满足系统电网无功功率的正常需求。
4 结语
在县级供电企业电网无功负荷的平衡以及电网调整策略的运行中,要形成科学的技术控制方式,尤其是在功率因数的控制中,通过对用户功率因数的分析,可以查找电网中无功功率的损耗原因,这样就可以减少系统电网中的电压损失和电压波动等,通过对电网调整策略的运用,可以提升县级供电企业电网的供电能力。同时,在提高整个电力系统功率因数的基础上,全面提升供电企业的社会效益与经济效益。
摘要：文章主要围绕县供电企业电网无功率负荷的平衡以及电网调整的相关策略进行分析,并对功率因数对供电企业带来的影响进行阐述,介绍配电网无功补偿的方法与功率因数人工补偿的相关方式。
负荷功率 第7篇
关键词：额定功率,过渡过程,性能,调节保证
1 概述
碗米坡水电站位于湖南酉水中下游保靖县境内,下游距保靖县城28km。电站以发电为主,兼有航运、养殖等综合效益。电站控制流域面积10 415m2,占酉水流域56%,多年平均流量299m3/s,年径流量94.3亿m3。水库正常蓄水位248m,总库容3.78亿m3,调节库容1.25亿m3,具有不完全季调节性能。电站总装机容量240m W,安装三台单机容量80m W的立轴混流式水轮发电机组,设计年发电量7.92亿千瓦时。该电站是湖南湘西电网内唯一一座统调电站,对湘西电网的安全稳定运行起支撑作用。在丰水期该电站承担基荷运行,枯水期主要是调峰、调频、调压及事故备用。
碗米坡电站水轮机、发电机、励磁系统、主变压器、发电机出口开关及GIS设备、出线设备的额定值与正常运行值均有较大裕度,每台机组具备增加5~10m W出力的能力。
碗米坡水库调节库容仅1.25亿m3,稍有较大来水就会面临弃水的可能,为充分利用水能资源,尽可能减少弃水量,使发电效益最大化,在保证机组安全运行的前提下适度超额定出力运行可取得较大经济效益和社会效益,在不增加一分钱投资的前提下,可多获得一座中小型水电站的效益。因此笔者对超额定功率运行时甩负荷后的过渡过程性能进行分析,找出其中制约超出力的关键因素,使之符合安全要求和调节保证要求。
2 设备概述及主要性能指标
2.1 水轮机主要参数
型号:HL(P050)-LJ-525额定出力:82.5 m W最大出力:92.5m W(对应水头42.80 m)
额定流量:243.77m3/s最大净水头:44.68m额定水头:39m最小水头:34.67m
额定转速:100r/min飞逸转速:200r/min转轮重量:650t
2.2 发电机主要参数
型号:SJ80-60/10400额定出力:80m W最大出力:90m W
额定电压:13.8k V额定电流:3718.8A功率因数:0.9
额定效率:98.11%转动惯量:17400t·m2
2.3 调速器主要参数
型号:BWT-100步进式PLC微机调速器
频率测量方式:残压测频+齿盘测速
工作油压:6.3MPa
3 机组调节保证技术要求
1)该电站设计单位中南勘测设计研究院设计报告提出的技术要求为:
(1)导叶关闭时间:活动导叶关闭分两段进行:第一段关闭时间3.5s,第二段关闭时间7s,第二段关闭导叶起始相对开度为30%K。
(2)蜗壳最大动水压力:蜗壳最大动水压力出现在最大水头下甩最大负荷的工况,其值为0.57MPa。
(3)机组转速最大升高:机组转速最大升高的控制工况是设计水头下甩额定负荷,其值为144r/min。
2)该电站机电设备生产厂家提出的技术要求为:
(1)导叶分两段关闭,第一段关闭时间约为3.5s,第二段关闭时间约为7s第二段关闭导叶起始相对开度为30%K。
(2)机组在设计水头发额定出力运行甩满负荷时的最大转速不超过145r/min。
(3)机组在最大水头发额定出力(或最大出力)运行突甩满负荷时的蜗壳最大压力上升值不超过30%。蜗壳最大承压为0.58MPa。
4 甩负荷试验分析
鉴于以上技术要求,电站联系湖南省电力试研院对1#机进行了甩负荷试验(三台机水力性能基本相同,选取1#机为试验机组),笔者作为电站调度协调人员,全程参与了该项目的试验。该试验进行时上游水位为247.89m,下游水位为201.84m,水头为46.05m。试验结果见表1。
试验结果分析:在该水头下,甩80m W负荷时,蜗壳进口压力最大值为0.5857MPa,甩85m W负荷时,蜗壳进口压力最大值为0.5917MPa,均高于设计院及厂家的技术要求,同时还发现导叶分段关闭拐点及关闭速度均比设计值高。因此,必须对导叶关闭规律进行优化,以确保超额定功率运行时甩负荷过渡过程中蜗壳进口压力上升满足调节保证计算要求。
5 机组甩负荷过渡过程仿真分析
1)建模基本原则:仿真的核心是机组甩负荷后机组转速上升值和蜗壳进口水压上升值,根据甩负荷后调速器的工作特点,可以将甩负荷情况下的仿真模型设计为根据导叶开度变化的开环控制过程。即根据导叶开度的变化过程,仿真计算出机组转速上升过程和蜗壳进口水压上升过程,模型中只考虑导叶开度变化的模型、水轮机模型、发电机模型、引水系统模型,不考虑调速器模型。
仿真模型框图如图1所示。
2)模型的验证:为保证仿真结果的准确性,必须保证模型结构与模型参数能够基本反映机组的特性。通过甩负荷过渡过程的实测数据,与相同工况下的仿真结果进行比较,并调整模型参数,使仿真结果与实测结果基本一致,保证模型结果与模型参数反映机组的真实特性[1]。在相同工况下,仿真计算结果与实测结果见表2。
从仿真结果和实测结果比较,机组转速上升和蜗壳进口水压上升最大值基本一致,可以将该模型及参数作为机组甩负荷过渡过程仿真计算的模型。
3)机组甩负荷过渡过程仿真分析:对于机组超额定出后甩负荷过渡过程的仿真分析,主要计算最大水头和能发85m W出力的机组最小水头的过渡过程结果。最大水头下的计算,主要验证蜗壳进口水压的上升是否满足调节保证计算要求;相应最小水头下的计算,主要验证机组转速上升是否满足调节保证计算要求。根据水轮机综合特性曲线,在导叶最大开度下,发85 m W出力时机组相应最小水头为41.2m(以下称相应最小水头)。
1)试验时机组的工作水头与设计的最大水头基本接近,因此,可以将该水头下的试验结果最为机组最高水头下的试验结果,无需对其进行仿真计算。
2)相应最小水头下机组甩85 m W负荷的过渡过程仿真计算机组转速上升最大值为143.9R/min,蜗壳进口水压上升为0.5488MPa,甩负荷过渡过程结果满足调节保证计算要求。
3)在设计导叶关闭规律下的甩负荷过渡过程仿真计算:最大水头下甩85 MW负荷过渡过程中,机组转速上升最大值为135.8R/min,蜗壳进口水压上升为0.589MPa;相应最小水头下甩85m W负荷过渡过程中,机组转速上升最大值为148.1R/min,蜗壳进口水压上升为0.5367MPa。
因此,在设计导叶关闭规律下,相应最小水头下的甩负荷过渡过程结果满足调节保证计算要求,但在最大水头下的甩负荷过渡过程中蜗壳进口水压上升虽有所改善,但仍然超过调节保证计算要求。
6 优化导叶关闭规律分析
导叶关闭规律的优化原则,是保证机组在最大水头和相应最小水头下甩85m W负荷时,蜗壳进口水压上升和机组转速上升均应满足调节保证计算的要求[2]。在该指导原则下,对导叶关闭规律进行优化计算,最后确定的优化后的导叶关闭规律为:第一段关闭时间3.8s,第二段关闭时间7s。第二段关闭导叶起始相对开度为30%K。
优化导叶关闭规律下的甩负荷过渡过程仿真计算结果为:
1)最大水头下甩85m W负荷过渡过程中,机组转速上升最大值为137r/min,蜗壳进口水压上升为0.5735MPa。
2)相应最小水头下甩85m W负荷过渡过程中,机组转速上升最大值为14r/min,蜗壳进口水压上升为0.5219MPa。
在优化后的导叶关闭规律下,最大水头和相应最小水头甩85MW负荷时,蜗壳进口水压上升和机组转速上升均满足调节保证计算的要求。
7 结论
在优化后的导叶关闭规律下,最大水头和相应最小水头甩85m W负荷时,蜗壳进口水压上升和机组转速上升均满足调节保证计算的要求,说明该电站机组具备超定功率运行的基本条件。下一步可根据优化后的导叶关闭规律调整导叶关闭时间和分段关闭拐点值,并进行最大水头和相应最小水头下的甩最大负荷验证试验,以确保甩负荷过渡过程性能指标满足调节保证计算的要求。
参考文献
[1]陈飞勇,汪定扬.混流式水轮机过渡过程数值模型研制.长江科学院院报,1992(2).