电场分析范文（精选11篇）

电场分析 第1篇

1. 等量电荷电场线分布

电场线的特点: (1) 电场线从正电荷或无限远出发, 终止无限远或负电荷; (2) 电场线在电场中不相交, 这是因为在电场任意一点的场强不可能有两个方向; (3) 在同一幅图中, 可以用电场线的疏密来表示场强的大小:即电场线密的地方场强大, 电场线疏的地方场强小。

2. 等量电荷的场强

(1) 等量正、负点电荷。等量正、负点的场强的大小用点的电荷的场强公式 来计算。根据公式可知, 离场源电荷越远, 场强越小;与场源电荷等距的各点组成球面上的场强大小相等。方向:正点电荷的场强方沿着电场线的方向向外, 负点电荷的场强方向沿着电场线向内。

(2) 等量异种、同种电荷的场强。在实际应用中, 主要考查等量异种、同种电荷两条特殊线的场强, 下面就等量异种、同种电荷两条特殊线 (两电荷的连线上和两电荷连线上的中垂线) 的场强进行分析。

等量异种电荷:例一:两电荷连线上。如图1所示, 在两电荷连线上任取一点G, 设AG长度为x, 则G点场强EG为两点电荷分别在该点的场强EA、EB的矢量和, 方向从A指向B (由正电荷指向负电荷一侧) , 由点电荷场强公式知:

∴这时EG有最小值, 即在两电荷连线中点O处场强最小, 将 带入上式, 可求得EG最小值 方面由A指向B。从O点向两侧逐渐增大, 数值关于O点对称。

小结:等量异种电荷连线中点场强最小, 靠近点电荷场强渐强, 方向从正点荷指向负电荷。

例二:中垂线上。如图2所示, 在中垂线上, 任取一点H, 设OH=x, 根据对称性知:EH沿水平方向向右, 即在中垂线上各点场强水平向右 (垂直于中垂线指向负电荷一侧) , 沿中垂线移动电荷, 电场力不做功, 由电势差定义知:中垂线为一等势线, 与无限远处等势, 即各点电势为零。

H点的场强

∴在O点, 即x=0处, EH最大, x越大, 即距O点越远EH越小, 两侧电场强度数值关于O点对称。

小结:等量异种电荷的中垂线上电场强度由中点向上向下减小, 方向与两点电荷的连线平行且由正电荷指向负电荷。

等量同种电荷:例一:电荷连线上。如图3所示, 在两电荷连线上任取一点N, 设AN长度为x, 则N点场强EN为两点电荷在该点的场强EA、EB的矢量和, 方向沿AB连线, O点左侧从A指向B, 右侧从B指向A (沿两电荷连线指向较远一侧电荷, 若两电荷为等量负电荷则反之) , N点电场强度大小知:

∴当 时, EN=0, 即在两电荷连线中点O处场强最小, 从O点向两侧逐渐增大, 数值关于O点对称, 方向相反。L2

小结:等量同种电荷连线上中点场强为零, 向两侧逐渐增大。

例二:中垂线上。如图4所示, 根据对称性知:在O点两侧, 电场强度方向均沿中垂线方向从O点指向无限远 (若两电荷为等量负电荷则反之) , 由极限分析法易得:在O点处, E=0;在距O点无限远处, E=0。说明中间某位置有极大值, 可见:合电场强度的大小随着距O点的距离增大, 先从零增大到最大, 然后逐渐减小。在中垂线上, 任取一点P, 设OP=x, AP=BP=r.由点电荷场强公式, (注意:场强是矢量, 矢量求和时要考虑方向, 在P点沿AB中垂线方向和垂直于中垂线方向分解EA和EB) , 故P点场强为:

∴从中点沿中垂线向两侧, 电场强度的数值先增大后减小, 两侧方向相反, 关于O点对称的点数值相等。

小结:等量同种电荷连线的中垂线上, 从中点向两侧电场强度先增大后减小, 两侧方向相反, 关于O点对称的点数值相等。若两电荷为等量正电荷, 则电场强度方向均沿中垂线方向从中点指向无限远;若两电荷为等量负电荷, 则电场强度方向均沿中垂线方向从无限远指向中点。

3. 电势

无论哪种类型的电场中, 沿着电场线方向电势逐渐降低。

(1) 正、负点电荷。若取无穷远处的电势为零, 则正 (或负) 点电荷电场中的电为正 (或负) 。与点电荷等距的各点组成的球面是等势面, 离正 (或负) 点电荷越近, 等势面越密。如图5甲、乙。

(2) 等量异种电荷。 (1) 电荷连线上:由于沿着电场线的方向电势降低, 所以连线上从正点电荷到负点电荷电势降低。 (2) 两点电荷连线中垂线上:由于中垂线上场强方向与中垂线垂直, 所以某检验荷在中垂线上移动时, 电场力不做功, 由知, 中垂线上任意两点的电势差为零, 即中垂线上电势均为零。

(3) 等量同种电荷: (1) 可根据电势与电场线的关系 (沿着电场线的方向电势降低) 直接判断:连线上, 中点电势最小, 从中点往两边电势升高;中垂线上从中点往两边电势降低, 无穷远处为零。电场线的分布如右图所示。 (2) 也可由电势差的定义 判断。先看两点电荷的连线上:设一正检验电荷由连线上某点A向中点O移动时, 如图6所示。

根据W=FS cosθ知, F与S的方向相同, 故F做正功, q又为正电荷, 所

以 即UAO=φA-φO>0故φA>φO可知连线上从O到点电荷电势升高, 又由于两边对称, 故连线上O点电势最低。同理可知中两点电荷的垂直线上中点O电势最高, 往两边电势降低。

小结:等量同种电荷连线上, 中点电势最低, 从中点往两侧电势升高;中垂线上从中点往两边电势降低, 无穷远处电势为零。

4. 应用举例

(1) 如图7所示, 在等量异种点电荷电场中有A、B、C、D四点, 其中承B、D在两点电荷连线的中垂线上 (连线的中点为O) OA>OC, OB>OD (重力不计) 则下列说法正确的是 ()

A.EA

B.EA>EC, EB

C.将一点电荷从B处由静止释放, 则它必沿直线运动

D.将一点电荷以一定的速度V0从B处没BD直线开始进入电场, 则其运动轨迹必为曲线

答案:BD

解析:利用等量异种点电荷电场线分布特点, A处电场线较密, C处电场线较疏, EA>EB很直观。但B、D两处并不直观, 但根据电场线在该处呈对称性和两点电荷连线中垂线上距中垂线中点远处电场疏, 可得EB

(2) 如图所示, P、Q是两个电荷量相等的正的点电荷。它们连线的中点是O, A、B是中垂线上的两点, OA

A.EA一定大于EB, φA一定大于φB

B.EA不一定大于EB, φA一定大于φB

C.EA一定大于EB, φA不一定大于φB

D.EA不一定大于EB, φA不一定大于φB

答案:B

解析:从O到无穷远处场强先增大后减小, 方向沿中垂线指向无穷远, 在中垂线上电势O点最高, 沿电场线方向逐渐降低。故EA不一定大于EB, φA一定大于φB。

总结:通过学习等量电荷的电场分布、场强与电势特点, 特别是等量异种电荷和等量同种电荷在两条特殊线上的场强、电势特点的分析, 在遇到此类题目都可以运上述知识来求解, 希望能对学生有所帮助!

参考文献

[1]人民教育出版社, 课程教材研究所, 物理课程教材研究开发中心.物理选修3-1[M].北京:人民教育出版社, 2010.

地电场观测过程中的干扰因素分析 第2篇

本文主要利用榆树地震台2000年以来的地电场资料,对观测中常见的`干扰因素进行了详细的识别与归类.研究结果表明:在地电场观测过程中存在地电阻率同场观测干扰、雷电干扰、地电暴干扰、电极长期稳定性问题引起的数据漂移及数据传输错误等.

作 者：史红军 SHI Hongjun  作者单位：榆树地震台,吉林,榆树,130400 刊 名：东北地震研究 英文刊名：SEISMOLOGICAL RESEARCH OF NORTHEAST CHINA 年，卷(期)：2009 25(2) 分类号：P319.3 关键词：地电场   干扰   识别   分析  

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探究风电场生产成本分析 第3篇

【关键词】风电场；生产成本；构成；原因；措施

【中图分类号】TK83 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0037-01

风力发电，作为一个清洁能源行业，在我国拥有丰富的资源，属于我国重点扶持发展的新能源之一，前景甚是广阔。

一、风电场生产成本的构成

风力发电不需要煤或油气，没有燃料消耗成本。风电的主要成本是风电场的建设成本和运行维护成本。其中的风电建设成本具体包括有四项：风电场的基础建设费用、风电机组购置费用、风电机组的吊装和调试费用以及风电入网的建设费用。风电场运行、维护成本主要由项目投资形成的固定资产折旧、项目运营期间的贷款利息、管理费用、生产运行人员费用、运行维护费、材料费（备品备件等）及税金构成，其中：折旧费用和财务费用占整个运行成本的84%，其他成本占16%。随着运行时间的延长，成本的内部构成比例会发生动态的变化：第一，风电项目贷款的逐年偿还递减，财务费用所占比例会逐步递减；第二，随着设备使用年限的延长和老化，运行维护费用和材料费（备品备件）所占比例会逐年增加；第三，折旧费用所占比例随着财务费用所占比例递减会反向增加。材料费 ：即日常定期维护、运行所需的材料和备件费用；修理费 ：在计划及非计划 （ 临时修理、事故修理 ） 检修中需要外委的修理、设备租赁费用；变电预试和线路维护费；固定资产再投资及技术改造费等。

风力发电的成本主要是厂房和机器设备等固定资产投资成本，约占总投资的80%左右。按照我国增值税抵扣的相关政策，固定资产投资的增值税不能抵扣。多年来，风力发电和其他行业一样执行17%的增值税税率，由于没有购买燃料等方面的抵扣，因此风力发电实际税赋要明显高于火力发电，因为没有购买燃料、动力等生产资料的抵扣，因而形成了增值税实际税负高于火力发电的情况。另外，国内已经建成的风电容量高档、大型仪器设备几乎全部依赖进口，导致风电场投资高、效益低、电价高，与火电、水电、核电相比较，缺乏竞争力。国产的风电设备从而可以显著地降低可再生能源的电力成本，但目前，由于现在国内设备制造水平较低，应用规模小，国产风电机组在我国的风电场中还未占一席之地。风电项目的运行维护成本约占百分之十五。

二、当前风电成本较高的原因分析

目前，风电成本高、电价贵是中国风力发电的基本特征，也是制约风电技术商业化的关键因素，据测算，在一般条件下 目前风力发电经营期平均成本一般为 0.32 元/kW，上网电价含增值税为 0.64 元/kWh，不含增值税电价为0.55 元/kWh 同新建煤发电相比发电成本约高60%～33%，上网电价（含增值税）高94%～68%。导致风电成本偏高原因主要有两个：一个是固定资产折旧费用大、比例高，在煤发电成本中折旧费用的比重约 20-22%，而风电却高达53% 高出一倍多。风能在生产电力以前，需要大量的固定资产投资，由于近两年国内风电一哄而上，约75%的风电场选用的是国外的风电机组，导致国内风力发电设备的供不应求，国外各大风机生产厂家趁机提价，使风机购置成本居高不下，风电的成本至少有70%以上为风机设备成本，目前，中国风电成本约在0.5元以上。与此同时，风电设备维修也很高。二是风力发电容量系数低、发电量小，由于受到发电时间的限制，一般认为风力年发电时间为2300h，水力为4000h 火力为 5000h，所以，在相同容量条件下 风力发电量仅相当干煤发电量的 1/2，因而，尽管风力发电不收资源税，不消耗任何燃料 而发电成本仍高于煤电。

三、降低风电场生产成本的措施

3.1 对风机设备的购置采取集中采购、打捆招标

根据风电项目特点，开发商要根据年度风电项目建设计划，对所需产品采用合并同类产品，集中打捆招标，这样既能节约招标成本，又能节省时间，还可以降低采购成本。由于采用了集中打捆招标，采购量增大了，就会吸引更多的供方来参与投标。根据供方资质、业绩、技术水平等，经过资格预审核方式，剔除不合格供方，确定正式投标方，正式投标方可以作为今后2年内的采购战略合作伙伴，应坚持供需双方“互惠、双赢”的原则，大力提高风电等主要产品的采购质量，降低采购成本。对风电场所用小批量，不能打捆招标采购的产品（低于20万元产品），由相关部门推荐3家以上供应商进行竞价采购，在保证设备功能及质量的前提下，同一时间进行竞价揭示，为了增加采购的透明度，建议采用由物资、工程、生产及纪检等部门成立议价谈判小组，以价格最优确定供应商，强化价格纵横对比分析，提高招议标产品质量。

3.2 加强设备运行维护管理，降低设备运营成本

设备缺陷和故障发生是随机的，随时都有可能发展成设备损坏和事故，运行维护的根本目标不是被动检修，而是要提倡主动式、预防性检修，即运用专业技术，对设备进行状态监测和数据分析，并建立设备档案、状态数据库，对各部位数据的变化趋势进行分析。状态检修是根据设备运行状态来决定是否要进行检修。它主要包括设备运行维护、在线监测、带电检测、预防性试验、故障记录、设备管理、设备检修等一系列工作。其中，在线监测、故障诊断、实施维修，这三个过程构成了状态检修工作的主要内容。在线监测是在设备运行过程中利用固定安装的监测装置对设备的有关技术参数进行连续的在线测量，其目的是能及时、有效地监测设备的运行状态，发现设备的潜伏性故障，以实现设备的状态检修。一般情况下，设备运行检查、预防性试验和在线监测所得到的有关设备运行状态的信息常常是不全面的，以致无法对设备是否存在内部缺陷及缺陷程度等作出最终判断，需通过相应的试验进行进一步诊断。因此，开展变电设备状态检修有必要针对已发现的缺陷征兆对设备进行一些特殊的诊断性试验；实施维修是状态检测中必不可少的一个环节，在线监测和故障诊断为实施维修提供了检修的依据和方法。状态检修指通过对设备的历史运行、检修及试验状态和连续监测数据分析其趋势，加以预测、诊断，估计设备的寿命，然后确定检修项目、频度与检修内容。

3.3 加强人力资源规划管理，降低人工运营成本

从国内外情况看，风电项目与火电项目相比，最大特点是规模普遍较小，因此节约人工成本，做到人员的统筹规划管理，对节约运行成本非常重要。主要措施有：第一，根据风电项目规模的大小，统一进行定员定编；根据岗位的不同，统一定薪及各项福利制度。第二，建立人员的统一调配与共享机制，既避免了条块分割，人力资源浪费的现象，发挥了人力资源规模化的效应，同时又节约了人力成本。

四、对风电项目发电成本的前景分析

随着风电产业的形成、规模化发展及技术进步，我国风电场建设及运营的成本不断下降，初始投资从1994年的约12000元/kW降低到目前的约9000元/kW，风电的运行成本也降到了0.5～0.6元/千瓦时左右，上网电价0.5～0.7元。有专家预测，随着风电制造技术趋于成熟，以及单机容量不断增大，风电单位发电成本将持续下降。据预测，2020年前后，我国的风力发电成本将与煤电相当。

参考文献：

[1]王正明，路正南.风电成本构成与运行价值的技术经济分析[J]. 科学管理研究.2009，（27）.

[2]徐丽萍，林俐.基于学习曲线的中国风力发电成本发展趋势分析[J].电力科学与工程，2008，（24）.

风电场项目环境风险分析 第4篇

随着《建设项目环境风险评价技术导则》的实施,以及环保部《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》等的相关要求,环境风险分析成为建设项目环境影响评价文件中必不可少的内容。

近年来,风电场项目蓬勃发展。本文按照《建设项目环境风险评价技术导则》及其相关要求,详细分析、预测和评估风电场项目存在的潜在危险源和有害因素,并提出合理可行的防范与应急措施。

2 风险源识别

2.1 物质危险性分析

风电场项目使用的主要危险及有害物质有润滑油、变压器油、六氟化硫(SF6)等。根据《危险化学品名录》,SF6为危险化学品,UN号为22021/1080。根据《国家危险废物名录》,在风电场检修或者发生事故的情况下产生的废润滑油和废变压器油都是危险废物,类别为HW08,相关情况见表1。

2.2 重大危险源辨识

《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T 169-2004)和《危险化学品重大危险源辨识》(GB 182182009)将“长期或短期生产、加工、运输、使用或贮存危险物质,且危险物质的数量等于或超过临界量的功能单元”定为重大危险源。

SF6为非易燃无毒气体,在风电场升压站中的用量约30kg,远远小于临界量的200 t,故不属于重大危险源;变压器油、润滑油闪点远大于60℃,不属于危险化学品,也不属于重大危险源。

3 环境风险分析

风电场项目可能产生的环境风险事故有SF6泄漏、事故变压器油泄漏和风机维修与运行期润滑油泄漏。

3.1 六氟化硫

SF6具有优异的绝缘性能和灭弧能力,具有无毒无害、不易燃等特性,在我国中高压、超高压等各电压等级电气设备的应用已相当普遍[1]。在风电场项目中,SF6气体主要位于升压站中的全封闭组合电器内,用于母线、断路器、隔离开关、互感器等的绝缘或灭弧,其理化性质见表2。

SF6气体本身无毒,但用于生产和绝缘、灭弧的过程中混合了高毒性的低氟化硫、氟化氢、十氟化二硫等物质[2],一旦发生泄漏,会危及运行维护人员的生命安全。

3.2 变压器油

变压器油是天然石油经过蒸馏、精炼后而获得的一种矿物油,为浅黄色透明液体,相对密度为0.895,凝固点<-45℃;主要由3种烃类组成,主要成分为环烷烃(约占80%),其他成分为芳香烃和烷烃。变压器为了绝缘和冷却的需要,在外壳内装有大量变压器油,只有发生事故时才会排油。

3.3 润滑油

风机维修与运行期润滑油主要包括变桨偏航轴承用油脂、齿轮箱(增速箱)油脂、变桨偏航驱动用齿轮油脂、发电机润滑油脂、主轴承润滑油脂等,每台风机每年的用油量约10 kg,用量较少。风机润滑油统一储存于升压站内的油品仓库中。

4 应急预案

根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T 16112004),需要制定环境风险应急预案,包括应急组织机构及人员,应急救援保障、报警、通信联络方式,以及巡视计划等内容,还要包括防范救援和控制措施。

4.1 应急处理机构

升压站站长是突发环境事件上报的主要负责人,当升压站出现突发环境事件时,升压站运行值班人员应立即报告站长,站长了解情况后,应立即组织站内人员采取应对措施,并立即上报上级分管领导。

4.2 应急保障及物资

应急救援保障设备及器材包括防护服、消防水泵、各式灭火器材、氧气呼吸器、担架、防爆手电、对讲机、手提式扬声器、警戒围绳等,由运行维护人员负责储备、保管和维护。除此之外,还应配备一些常规检修器具、堵漏密封备件及SF6气体回收充放装置等。以上应急救援物资应存放在升压站内的指定位置,便于救援时使用。

4.3 巡视计划

(1)站内安全员是事故的主要负责人,负责定期检查设备的运行状况,监督站内值班人员做好巡视和维护工作。

(2)值班人员须每天对变电站事故油池进行巡视,对电气设备中的SF6气体在线监测设备进行监视,定期对风机设备进行维护,做好记录,发现问题及时上报。

(3)巡视工作的主要内容包括保证事故油池场地未摆放杂物,油池地面及附近的绿化保持完好,入口盖板无塌陷,无损坏;事故油池密封良好,入口盖板无缝隙;SF6气体压力表计、氧量仪、SF6气体泄漏报警仪等装置运行正常;检查风机设备是否存在滑油滑油、废液压油跑冒滴漏的情况。

4.4 防范和救援措施

4.4.1 SF6

解体用过的电气设备时,应先检测气体再拆解,拆解现场应强制通风;操作人员必须经过专门的培训,操作时严格遵守操作规程;配备SF6气体回收充放装置;远离火种、热源;抢救人员(进入事故现场)须佩戴过滤式防毒面具(半面罩)或自给式呼吸器;迅速将吸入中毒者带离现场并转移到空气新鲜处,保持中毒人员呼吸道畅通并立即就医;泄漏气体经专门的SF6气体回收充放装置收集回收利用。

4.4.2变压器油

升压站须设立事故排油系统和足够容量且不与雨水系统相通的事故油池;事故油池须有耐腐蚀的硬化地面和基础防渗层,地面无裂隙且设施底部必须高于地下水最高水位;废变压器油应由具有《危险废物经营许可证》并可以处置该类废物的单位进行处置,并严格执行危险废物转移联单制度;升压站须设置监控系统和遥视系统,及时发现问题,避免发生事故。

4.4.3 润滑油

对润滑油的容器和包装及收集、贮存、运输、处置设施、场所,必须设置危险废物识别标志;必须按照国家有关规定申报登记;油品仓库应按照《环境保护图形标识固体废物贮存(处置)场》中的规定设置警示标志,须有耐腐蚀的硬化地面和基础防渗层,设施底部必须高于地下水最高水位,还要有必要的防风、防雨、防晒措施及隔离设施;应存放于专门的收集容器,设置独立的存放空间场所,且在升压站区内的贮存时间不得超过一年;运行期维护人员定期对设备进行检查,防止发生滴漏现象;风电场设备的检修须委托有资质的电力运行维护专业公司进行,废旧机油收集后应交由有资质的危险废弃物处置单位进行处置。

摘要：文章依据《建设项目环境风险评价技术导则》《危险化学品名录》《危险化学品重大危险源辨识》对风电场项目涉及的设施和物质进行了环境风险源的识别和详细分析,提出相应的风险防范措施和应急措施。

关键词：风力发电,环境风险,防范措施

参考文献

[1]张旭东.输变电工程环境风险分析[J].环境科学与管理,2012,37(1).

电场分析 第5篇

机组安全不仅与整机质量有关，而且与风电企业的管理体制、风电场管理与运维人员有着密不可分的关系。就中国目前大部分风电场的管理体制来看，风电场维护维修人员的技术水平和责任心，对保证机组正常运行及机组安全有着最为直接和关键性的作用。下面就现场人员、风电场管理、机组运维以及风电场现状等几个方面所存在的问题予以阐述和分析。

风电场存在的问题

一、现场人员的技术水平及运维质量堪忧目前，中国绝大部分风电场，主要依靠现场人员登机判断和处理机组故障，检查和排除安全隐患。公司总部和片区的技术人员不能通过远程直接参与风电场机组的故障判断和检查，难以给现场强有力的技术支持。设备厂家的公司总部、片区除了提供备件外，难以对现场机组管理、故障判断和处理起到直接的作用。风电场与公司总部、片区之间严重脱节。

中国大多数风电场地处偏远地区，条件艰苦，难以长期留住高水平的机组维护维修人才。再者，不少风电企业对风电场运维的重视度不够，促使现场人员大量流失，造成不少经验丰富的运维人员跳槽或改行。经验丰富、认真负责的现场服务技术人员严重匮乏，这也是中国风电场重大事故频发的重要原因之一。

如果说在质保期内不少风电场的现场服务存在人才和技术问题，那么，在机组出质保后，众多风电场的运维质量和现场人员的技术水平更令人担忧。尤其是保护措施完善、技术含量高的双馈机组，由于现场人员的技术水平有限，加之，众多风电场在机组出质保后备件供应不及时，要确保机组正常的维修和运行更加困难。为了完成上级下达的发电量指标，维修人员不按机组应有的安全保护和设计要求进行维修，不惜去掉冗余保护，采取短接线路、修改参数等方法导致机组长期带病运行，人为制造安全隐患。

在机组出质保后，有些风电场业主以低价中标的方式，把机组维修和维护外包。而外包运维企业为了盈利，把现场人员的工资收入压得很低，难以留住实践经验丰富的现场人员，现场人员极不稳定，因此，确保机组的安全运行变得更加困难。

二、目前风电场开“工作票”所存在的问题

在风电场机组进入质保服务期以后，大部分风电场的机组故障处理流程通常是：在风电场监控室的业主运行人员对机组进行监控，当发现机组故障停机后，告诉设备厂家的现场服务人员；能复位的机组，在厂家现场人员的允许下，对机组复位；不能复位的，通知设备厂家人员对机组进行维修；在维修之前，厂家人员必须到升压站开工作票；只有经过风电场业主相关部门的审批同意后，厂家现场人员方可进行故障处理；机组维修后，厂家服务人员再次到升压站去完结工作票。

在风电合同中，通常把机组利用率作为出质保考核的重要指标，一些风电场开工作票的时间远远超过机组维修时间。因此，开工作票、结工作票等一系列工作流程直接会影响机组利用率，同时还会造成不必要的发电量损失。有的风电场还有这样的要求，如设备厂家的现场服务人员第一次到该风电场服务，则需先在风电场接受为期三天至一周的入场教育，方能入场登机处理现场问题。

然而，在质保期内，监控机组的运行状态及故障处理理应由设备厂家及现场人员完成，以上流程则会造成设备厂家的现场人员处于被动处理机组故障的状态，使得不少风电场的厂家现场人员对其机组运行状态难以进行长期、持续地监控和故障跟踪。由于缺乏对机组运行状态及故障产生过程的了解，还可能错过提前发现机组安全隐患的机会，最终导致重大事故的发生。从原则上讲，业主人员可以对厂家服务人员的日常维修和维护工作进行监督、提出异议，但不应过度参与其中，以免造成管理混乱，影响正常的机组维修和维护工作。

以上开“工作票”的方式，不仅增加了机组故障的处理时间，更重要的是造成了职责不清，责任不明，管理错位等问题。设备厂家现场人员的培训工作应由设备厂家进行，派遣到现场的每一位服务人员，无论是技术水平，还是安全知识都应符合相应的标准，满足现场要求。如存在问题，则应由设备厂家负责实施再次培训，或重新指派现场服务人员。

从风电场“工作票”执行效果来看，风电场的现实情况告诉我们，不少烧毁机组的风电场在这方面的管理还相当到位，然而，并没能阻止重大事故的发生。机组运维的工作流程在不断增多，但机组倒塌、烧毁事故并未减少，甚至有与日俱增的趋势。

究其原因，就是风电场的工作质量并未因管理流程的增加而得到提高。在质保期内，业主人员不负责机组维修维护的具体工作，也没有义务为厂家进行机组监控。通常业主人员也不能给故障处理者以指导，不能对故障做出客观的分析，且机组故障处理完毕后，也不能对机组是否仍然存在问题，或是否因故障处理而留下了某些安全隐患，做出合理判断。

因此，在质保服务期内的这种开“工作票”方式，不仅降低了工作效率，与风电场的具体情况不相适应，而且与职责权利相结合的基本管理原则相违背。在现场机组维护维修时，如需开据“工作票”，由设备厂家通过网络开出，并对其职工及工作过程进行管理，可能更符合管理原则，以及具有实际的意义和作用。

三、风电场维护的一些错误认识

由于兆瓦级风电机组的技术难度普遍较高，尤其是从国外引进、保护措施完善、设计先进的双馈机组，因其技术难度大，风电技术人员需具有相当雄厚的理论基础，并具有较长时间的风电场实践和深入学习经验，方能领会其关键技术，把握机组运维的关键点，有重点地检查和消除安全隐患。

在风电场机组的长期运行中，风电机组的整机性能以及风电企业的各项工作得到了充分的检验和验证。机组的设计、制造、配套、车间装配、现场安装、调试、维修、维护、整改和改造等都可能出现问题和产生安全隐患。机组如存在安全隐患，在现场运行时又未能及时发现和排除，则可能导致机组烧毁、倒塌事故的发生。

目前，中国的大部分风电场没能实现“集中监控，区域维修”。只有现场人员具备相当高的技术水平和责任心，才能保证机组故障判断和安全隐患排查的质量。因此，风电场日常运维对机组的正常运行、安全隐患排查、预防和避免重大事故起到了决定性的作用。

然而，不少风电企业却把风电场的机组维护工作，当成是一种“打螺钉、做清洁、给机器加油”等低技术含量工作，甚至被等同于一般的“民工”工作，例如：某出质保风电场，在风电场附近的当地居民中，找来一些没有经过任何培训的人员来实施机组维护。

还有人错误地认为，只要严格按“维护指导书”、单位规定和固定程序办事就定能保证机组运维质量和机组安全。殊不知，所谓“维护指导书”，其意思就已经说明，它仅仅是作为现场维护的“指导”，并不是机组运维的全部，很多现场具体的问题及处理办法，还需要根据实际情况自行进行判断和实施。在机组维护时，应根据机组前期运行出现的故障和问题对机组进行检查和调整。有的“维护指导书”则是在机组维修、维护经验严重不足条件下编制的，难以给现场以准确的“指导”，如果现场维护人员仅是严格按“维护指导书”进行，在维护过程中，可能会漏掉对机组关键部位的检查和安全隐患的排除。

四、某出质保两年以上风电场的机组调查情况

某风电场在机组出质保之前，业主从设备厂家的原留守维修人员中招聘了一名他们认为技术过硬的维修人员来充当出质保后该风电场的机组维修负责人。出质保两年后，机组运行状况很不理想，业主又再次请设备厂家的技术人员对其机组进行全面检查和评估。

其中两台故障机组的检查结果如下：

其中一台机组存在以下问题：主轴轴承润滑油泵缺油；液压站缺油；机舱主轴上方的天窗未关；主轴刹车磨损/ 反馈传感器线未接，信号线短接；主轴刹车器罩壳未安装；发电机集碳盒上方的排碳管损坏；发电机冷却风扇排气罩未安装到位；机舱控制柜上维护开关的触点脱落；机组长时间没有运行而主齿轮箱的轴承1 温度高出轴承2 温度二十摄氏度以上；变桨电机温度保护参数设置错误；机组处于停机状态，但变桨电机一直还存在电流；机舱后端通风口未安装好；热风幕机不能运行；主齿轮箱和液压站油管有漏油现象等；塔基的环网通信接线盒标号、熔纤不规范，光纤接线、布置混乱。

另一台机组存在以下问题：马鞍处动力电缆保护胶皮脱落；液压站缺油；主轴轴承润滑油泵的参数设置错误；主轴轴承排出的废油脂颜色不正常；主齿轮箱高速轴机头侧轴承外圈跑圈；主齿轮箱高速轴小齿齿面有啮合黑线，轴的表面有锈蚀；发电机后轴承有严重异响；发电机排气罩脱落；风速传感器接线头损坏；刹车磨损信号短接；主轴刹车器罩壳未安装；变桨润滑油泵损坏；主控参数设置错误；变桨电池充电器损坏；在电池柜内，电池之间的连接线不规范；塔基的环网通讯接线盒插座以及接线尾纤没有按规定标号，光纤接线混乱等。

有个别问题可能在质保期内就存在，一直未得到解决。而更多的问题则是在机组出质保后出现的，究其原因：一方面，由于此类风电场机组维修的技术难度较大，业主运维人员的技术水平有限。当机组出现疑难故障时，没有技术水平更高、维修经验更丰富的技术人员到现场处理故障或进行技术指导；另一方面，没有机组部件厂家和设备厂家及时提供备件。因此，机组的运行状况很差，并存在安全隐患。

由这两台机组的抽查结果可知，出质保后的短期内，机组出现的新问题就相当多。在机组出质保后，风电场的维修和维护工作基本在没有设备厂家参与和技术支持的条件下进行，风电

场的日常维修维护主要依靠从设备厂商招聘来的现场维修人员和维护指导书，加之，不少风电场的管理方法及体制源于火电，与风电场实际情况不相适应，且部分相关领导（尤其是基层领导，如：场长、片区经理）来自火电或水电，未参与具体的机组运维，对风电场的具体业务不了解，做决策时，会出现偏差和错误。因此，这些风电场的安全隐患随处可见。如不采取有效措施，风电场发生机组烧毁、倒塌的概率极高。

应对措施

目前，中国的众多风电场，运维人员的技术水平和责任心对保证机组正常运行、排查机组的安全隐患、减少故障几率、产品改进都起着关键性的作用。下面仅就风电场的机组维修维护及运行管理谈一些看法及应对措施。

一、充分发挥风电场维护的作用，减少机组故障，避免重大事故的发生

加强风电场的机组维护及安全隐患的排除，以达到提高机组利用率、减少维修、避免重大事故发生的目的。

在中国，不同风电场间区别较大，在现场运维时，需要根据机组的具体情况进行维护，有时还需要针对现场的具体情况特殊处理。例如：在机组维护时，发现电缆的某个部位出现了严重磨损或损坏，需立即根据具体情况进行适当的处理。对于类似问题，有时还需根据现场状况进行深入分析，以便从根本上消除隐患，方便后期机组的改进。

在机组维修的过程中，根据机组实际所报的故障状况，可能要对机组的某个部位进行重点维护；有时还需根据机位和机组的实际运行状况对主控参数进行适当地调整，以达到保护设备、降低机组报故障次数，把机组调至最佳状态的目的。每年，或半年一次的机组维护工作则是对机组的全面检查和再次调整，通过对机组的维护，防患于未然。当机组的设计和质量均不存在问题时，现场维护对减少故障、保护关键部件以及排除安全隐患起着决定性的作用。

另一方面，通过现场实践，现场人员可迅速学习和掌握风电技术，全面掌握风电场机组的特性及原理，有利于人才培养，机组维护维修水平的提高；在深入维修实践，熟练掌握机组特性的基础上，对机组的不足之处进行改进。在当今中国风电快速发展期，不少机型没有经过长时间的样机检验，在风电场运行的过程中，应尽早发现问题、及时改进，在风电场运行中完善和提高机组性能。

因此，机组维护工作不仅对保证机组的正常运行及排除安全隐患起着关键性的作用，而且，对培养人才、技术进步与持续改进也起着不可或缺的作用。

二、完善风电场管理，确保机组安全

在质保期内，设备厂家总部、片区通过网络对风电机组、现场工作及现场服务人员进行管理，采取多方面措施提高运维人员的思想和技术水平，提高现场的工作效率。每一次的机组维护都是对机组的详细检查和调整，让运行机组处于最佳状态，达到消除隐患和减少机组故障的目的，并以实际行动和业绩取得业主的信任，打消业主顾虑，不再有出质保时进行“二次调

试”之类的要求和提法。

在质保期内，机组维护维修“工作票”由设备厂家的总部或片区通过网络给厂家现场人员开出；真正实现“集中监控，区域维修”，公司总部、片区通过远程对机组及现场工作进行检查和监督，实时了解现场机组的运行状况，监督、检查现场人员的工作状况和效果。

在质保服务内，风电场业主人员给设备厂家的现场工作提供必要的便利与支持，例如：给机组送电、断电等；机组出质保后，营运企业应加强对现场维护维修工作的支持及机组管理，在互惠互利的基础上，密切保持与设备厂家的协作，保证机组的维护维修质量，避免重大事故的发生。

风电企业的公司总部、片区应从多方面给现场以支持。现场服务人员的待遇、个人生活及家庭问题等予以足够的关心和重视，以稳定现场运维队伍，提高现场人员的技术水平；及时派人到现场解决机组的疑难故障。对风电机组的日常故障、安全隐患实施多层次、多角度管理，避免出现流于形式、走过场的管理流程，保证机组运行及安全的具体措施落到实处。

结语

电场分析 第6篇

一、绪论

随着我国可持续发展改革的不断深入，寻找新能源被提上了日程，在电力方面，风电能源成为了我国主要研究领域，通过近几年的发展，已经取得了很大的成就，在规模上也实现了突破，连续五年成倍增长。由于我国得天独厚的地理条件，到如今，我国的风电装机容量已经成为了世界第一。但由于风电的不稳定性导致风电时高时低，当风电较低时，风电场呈分散式接入电网中，控制较方便，一旦发生故障能及时停止运行，不会对电网稳定性带来较大影响；而当风电较高时，影响会越来越显著。为了使电网稳定性得到增强，就应提高风电开发技术，相关专家研究出了更为严密的风电并网技术，对风电场的能力要求也越来越高，例如低电压穿越能力（Low Voltage Ride-though简称LVRT）、输出稳定性、可控能力等。其中风电场低电压穿越能力是并网发电的基本能力，维持着并网发电的运行。

二、低电压穿越能力

低电压穿越能力是维持风电场在风电电压较低时能够并网运行的基本能力，即使电网出现故障，也能保持电力的输出，维持电网稳定，带故障排出后使电力输出功率在最短时间内达到正常水平。技术支持的情况下，风电场还可以具有无功支撑能力，为电网输出无功电流，加快电网恢复速度。风电场能够在电网电压低于20%时维持电网运行0.625秒，并且在此后3秒内网络电压低于正常水平90%的情况下维持并网运行。这就是其低电压穿越能力。

三、风电机组低电压穿越能力的实现

风电场类型的不同导致了实现低电压穿越能力的方法不同。目前，风电场主要有两种，异步电机为发电机的固定转速风电场和双馈变速风电场，在双馈变速风电场中，风电场电压为690伏特，经过变压器后，输出电压为110伏特或220伏特。

1.异步电机为发电机的固定转速风电场

（1）安装无功补偿器，使其在静态条件下对不同功率电网进行补偿输出；（2）安装同步补偿器，在静态条件下使风电场具备低电压穿越能力。

2.双馈变速风电场

（1）短路保护技术；（2）正确的控制方法；（3）加装新型拓扑结构，由于外界原因造成的电网电压急剧下降时，风电场能继续运转，利用其低电压穿越能力维持并网运行。

3.同步直驱式风电场

（1）减少风电场输出功率，保持电网的功率平衡；（2）加装保护电路。

四、电力系统模型分析

1.系统仿真模型

以我国某地区为例，如下图所示。

图中的每一个风电群都包含数量不等的风电场，这些风电厂内部都得到了定量的功率补偿。该模型的建立用到了我国电力研究院研发的软件，模型中用到了百分之四十的恒阻抗，百分之六十的感应电动机。在设计时，使该风电场输出功率为60%，设置的故障为站点4与电厂二之间电路（550k伏特）发生短路，在两种情况下进行研究，（1）所有风电场都具有低电压穿越能力；（2）所有风电场都没有低电压穿越能力。

2.故障分析

根据计算得出，当电路发生短路时，具有低电压穿越能力的风电场没有发生脱网；而没有低电压穿越能力的风电场则出现了变电站低电压的状况，部分风电场脱网，总量为570MW。

3.系统频率分析

对于没有低电压穿越能力的风电场，电网出现故障时会有部分机组停止运行，共计容量是570MW，而由于容量的缺损造成电网频率下降；而对于具有低电压穿越能力的风电场则不会出现机组停工的情况。此外，具有低电压穿越能力的风电场，电网出现故障10秒后频率即可恢复正常；而没有低电压穿越能力的风电场则恢复不到初始频率（会低0.02赫兹），这表明有低电压穿越能力的风电场能更好的维持电网稳定性。

4.常规机组特性

在该模型中，已知电厂三的初始功角为86.9度，当短路发生时，经过30秒恢复稳定，之后进行测量，具有低电压穿越能力的风电场功角为87.55度，相差0.65度；而没有低电压穿越能力的风电场功角为84.57度，相差﹣2.33度，由此看出，具有低電压穿越能力的风电场能够帮助电厂三尽快恢复至初始水平，而没有低电压穿越能力的风电场由于与初始值相差过大，已经形成了新的稳定状态。

五、结论

通过对该模型的计算分析，我们了解到了低电压穿越功能对电网中电网电压、输出频率和机组特性的影响，实验结果表明有低电压穿越能力的电网稳定性更强，风电场不仅能维持低电压下电网的运行，也有助于电网的恢复。正常运行时，具有低电压穿越能力的风电场起到的作用是积极的，并且会减轻电网故障造成的影响；而没有低电压穿越能力的风电场则很容易在电网发生故障时出现风机大规模脱网，造成功率缺失，影响电网正常带来不利影响。

风电场功率控制系统分析 第7篇

随着电力电子技术与通信技术的发展, 自动化控制在风力发电机的主控系统中的应用已经相当成熟了。在广泛应用的1.5mW双馈异步风力发电机电控系统中, 通过主控控制的变桨、偏航、调速等方式已经可以很好的控制风机的功率输出, 风力发电机整机控制技术已经完善。

然而, 在多年的风电场运行中仍然暴漏出许多不可以忽视的问题:小故障引起的大范围脱网事故、风机的弃风小时数、电网容量有限等。在2011年初, 甘肃酒泉发生超过五百台风力发电机组脱网严重事故[1], 这对风力发电机组的稳定性提出了更高的要求。随即电网公司会议决定对风电提出新的要求, 未具备低压穿越功能的风机必须具备穿越功能, 风电场也必须具备功率控制功能。本文研究了以单台风机主控系统为基础的功率控制方案。

1 风机主控系统概述

风力发电机组的主控系统是风机的核心。主控系统控制风机的一切动作, 包括变桨、偏航以及变频器的控制。分为控制单元、传感器单元、执行单元、总线系统。主控系统以PLC控制器为核心, 实现风力发电机的过程控制、安全保护、故障检测、参数设定、数据记录、数据显示以及人工操作。主控系统是功率控制系统能够实现的前提, 是实现有功无功输出调节的工具。

2 功率控制系统功能要求

风电场功率控制系统的主要目的是集中控制输入电网的有功和无功, 使得风电场也能和传统发电站一样参与电网的控制。该系统以风电机组主控为控制单元, 发出控制指令。风电场功率控制系统必须具备以下功能:

1) 具备基于多种通讯协议的通讯功能, 一方面通过通讯方式将风机的理论出力值发送到功率控制系统中, 另一方面能够将理论值上传到调度部门 (如果是风电场内部控制, 则应该传送到风电场的SCADA系统) 。反之也能够接受调度下发的限制指令;

2) 具备强大的计算处理功能, 能够将风力发电机组分散的理论出力, 累计成以风电场为单元的总的有功输出值, 能够结合整个风电场实际的有功或无功输出值进行PI控制;

3) 本地控制功能:即功率控制系统不仅仅能通过远程通讯功能对风机进行控制, 也应能够通过本地方式进行控制, 控制方式可以是数字量或者模拟量, 也可以使用Modbus总线形式, 还可以以TCP协议方式等;

4) 采集功能:功率控制系统应该具有采集整个风电场实时的有功功率或无功功率的功能。通过测量模块连接电流互感器二次侧。测量电流可以在变电站高压侧得到整个风电场的总电流, 也可以分别测量单个集电线路的电流再汇成总电流。测量模块连接电压互感器的二次侧即可得到风电场的电压值;

5) 智能分配功能:风电场功率控制系统接收调度下达或者本地下达有功或无功输出设定指令, 根据风机台数进行平均分配。或者不采取平均分配原则, 即按照单台风机的理论值的比例进行比例分配。当单台风机故障时也能自动排除故障风机的影响, 使风场总的出力满足调度的要求;

6) 辅助功能:显示功能、报警功能、记录功能等必备的其他功能。

3功率控制系统的控制理论

功率控制系统的控制理论如图1所示:

图1以两台风力发电机组为例进行分析。图1中矩形框中表示功率控制系统的主要逻辑功能, 图的左侧为调度。调度可以为电网调度也可以为风场调度。图的右侧为风机, 为了方便理解, 假设两台风机组成一个风力发电厂。

风力发电机组与功率控制系统的数据交互主要有3种, 即单台风机的理论出力值和实时出力值, 同时功率控制系统向风力发电机组的主控系统下达有功无功输出指令。而功率控制系统与调度之间的交互即为理论值的上传和指令下达。

功率控制系统中具备中央控制模块, 如PLC进行理论功率累计、实际功率计算、相位角计算、PI控制、分配指令等工作;具备通讯模块和对外通讯的交换机、采集模块能够采集电压电流值;还应该具备I/O模块。当供电中断时应该具有UPS备用电源。

功率控制系统软件应有风场控制应用程序、风电场监视应用程序和各种通讯协议程序。

4 接口之间关系

接口关系包括功率控制与风机的接口关系、功率控制系统与调度之间的接口关系。

风电场的电压电流值, 首先经过电压互感器和电流互感器, 将实时测量值引入功率控制系统中。是完全的电信号接口关系, 可以采用电缆连接。风机的理论值是通过安装在风机上的风向标、测速仪测量, 经过建模计算得出的功率曲线。功率曲线数据通过通讯的方式传送到功率控制系统中, 每台风机配置一台数据交换机, 采用光纤方式与功率控制系统内的交换机连接成闭环, 从而进行数据交换。因为采用光纤通讯所以要求接口为光纤接口。

当功率控制系统跟风电场本地SCADA系统通讯时, 可以通过Modbus进行通讯。当功率控制系统与电网调度通讯时, 调度不直接从功率控制系统中取信息, 而是从本地的SCADA系统中读取, 通道的形成还必须经过远动设备和OPC网关。其接口关系如图2所示:

5 结论

风电场功率控制系能, 能够实现电网对风力发电机组的限电控制功能。方便了电网对正在运行的风电场的调度管理, 保证了电网的安全和稳定。国外知名许多的风机主控生产厂商都以实现了风电场功率控制系统的研发并且市场化。本文对于希望了解风电场功率控制系统的读者来说, 起到了帮助分析的作用。

参考文献

[1]叶杭冶.风力发电机组的控制技术[M].北京:机械工业出版社, 2002.

[2]惠晶, 顾鑫.大型风电场的集中功率控制策略研究[J].华东电力, 2008, 36 (6) .

接触网电场对人体安全影响分析 第8篇

一、接触网电场强度计算

利用镜像法, 可以把原来的边值问题的求解转换为均匀无界空间中的问题来求解。本文, 笔者以无限长直导线也大地平面镜像为例, 对接触网电场强度进行分析。无限长直导线也大地平面镜像如图1所示。

沿y轴方向的无限长直导线l位于大地平面上方, 相距为h, 单位长度带电量为ρ。在z>0的上半空间, 总电场是由原直导线上的电荷和大地表面上的感应电荷共同产生的。除了直导线所在区域z=h外, 电位φ满足拉普拉斯方程▽2φ=0, 大地上的电位φ=0, 因此, 在z=0处, 电位函数φ=0。根据唯一性定理可知, 大地表面的感应电荷可用位于直导线的对称点z=–h处的无限长镜像线电荷代替。

镜像电荷的位置和单位长度的带电量分别为ρl′=–ρ, z′=–h。此时, z>0的空间任一点A (x, y, z) 的电位函数就等于原直导线和镜像导线所产生的电位之和。即

式 (1) 中, D′为p点到镜像导线的距离;D为p点到原直导线的距离。

Φ同r理=可2πρε得0l, n位2rh于导。线表面的电位为: (2)

式 (2) 中, r为直导线的半径。

如在无限长直导线l周围电场内有一无限长直导线2, 即两根无限长的直导线平行放置在空中, 应用叠加原理可知, 每根导线上的电位等于各根导线上电荷产生电位的和。设有直导线1和2, 分别具有电压U1和U2, 其单位长度电荷分别为ρ1和ρ2, 则

式 (3) 、 (4) 中, D1′1为导线1和镜像导线间的距离, D2′1为导线1和镜像导线间的距离, D1′2为导线2和镜像导线间的距离, D2′2为导线2和镜像导线间的距离。

式 (5) 、 (6) 中, λ11为导线1的自有电位系数, λ12为导线1与导线2的互有电位系数, λ21为导线2与导线1的互有电位系数, λ22为导线2的自有电位系数。

写成矩阵形式为

如有多根导线1, 2, , n, 具有电压和单位长度电荷。则有方程组

写成矩阵形式为

因为互电位系数具有互易性, 故λij=λji, 则有

所以空间任意一点A的电位为:

其模值为:

二、接触网电场强度的仿真结果与分析

利用Matlab分别对3种不同供电方式下接触网电场强度进行仿真。如图2、图3、图4所示。x在 (–30, 30) , y在 (1, 7) 区域内进行仿真得出3种不同供电方式下接触网电场强度与坐标关系的结果。

从图2、图3、图4可以看出, 接触网空间电场强度的最大处位于与导线相当的高度, 并随离开导线距离的增大而减小, 当计算点的坐标接近导线坐标时, 电场强度急剧增大。当x较大时, 其变化趋势较为平缓。

三、工频电场的限制

1998年4月, ICNIRP正式提出了《限制时变电场、磁场和电磁场 (300GHz以下) 暴露的导则》 (以下简称《导则》) , 正式代替了IRPA/INIRC分别在1988年和1990年出版的适用于高频和50/60Hz的导则。《导则》指出, 制定该《导则》的目的是对已知的、对人体健康有不良影响的电场、磁场和电磁场的暴露加以限制, 以保护健康。因为只有被确定的影响才用来作为制定暴露限制的基础, 而长期的电场、磁场和电磁场暴露会致癌并不认为是已经确定的, 因而, 该《导则》是基于短期的、立即对健康造成影响的, 如神经和肌肉表面的刺激、因接触导电物体而受到的电击或烧伤以及因暴露在电场、磁场和电磁场下吸收能量而引起组织的温度升高等。该《导则》把工频电场、磁场和高频电磁场对人的影响分为直接影响和非直接影响。直接影响限值又分为基本限值和参照水平 (导出限制) 。对工频电场和磁场, 基本限值是指电流密度, 参照水平是指电场强度和磁通密度。非直接影响限值是指接触电流。《导则》指出, 基本限值是基于对人体健康造成影响而确定的照射限值。为了保护健康, 不允许超过这些基本限制量。参照水平是根据基本限值用数学模型和在特定频率下实验室的研究结果推算出来的, 是在与暴露个体之间处于最大耦合位置的情况下给出的, 能为人体提供最大保护。但是, 当超过参照水平时, 并不一定意味着超过基本限值。ICNIRP《导则》关于工频电场的基本限值和参照水平见表1。

从安全角度考虑, 频率从4~1 000 Hz, 对职业人员的照射限值为由场引起的感应电流密度小于10, 即所有的安全因子为10。对一般公众, 则应考虑5倍的安全因子, 即规定基本限值为2。

在许多情况下, 公众是不会觉察到他们是暴露在电场和磁场下的, 更不可能采取措施去减少或避免参照。因此, 对一般公众应比对职业人员采取更严格的暴露限值。场强方向与人体轴线平行, 对一般公众, 在5的电场照射时, 最坏的条件下感应在颈部和躯体的电流密度为2。限制接触电流是为了避免电击和烧伤危害。导出生物响应接触电流的阈值, 儿童是成年男子的1/2, 成年妇女是成年男子的2/3。因此, 取一般公众的接触电流的参照水平是职业人员的1/2。

四、接触网电场对人体安全的讨论

结合图2、图3、图4的电场分布规律, 考虑到人的身高, 及在接触网下作业时可能到达的高度等因素, 对三种供电方式的接触网下空间场强进行计算。由于电场强度在铁路沿线上较大, 所以取定点x坐标为0, 人在接触网下可能达到的高度为2 m, 计算结果见表2。

五、结论

双馈机组风电场输出特性分析 第9篇

风力发电以其清洁、可再生、技术成熟、风力资源丰富等得天优厚的优势, 日益受到人们的重视, 并得到许多国家能源政策的支持。近年来, 随着电力发电技术的发展, 双馈风电机组已逐步成为兆瓦级风力发电机组的主流机型。双馈风电机组与定速风电机组相比有显著的优越性:低风速时它能够根据风速变化, 在运行中保持最佳叶尖速比以获得最大风能;高风速时利用风轮转速的变化, 存储或释放部分能量, 提高传动系统的柔性, 使功率输出更加平稳。

双馈风电机组由绕线转子异步发电机和在转子电路上带交流励磁变频器组成。发电机向电网输出的功率由直接从定子输出的功率和通过变频器从转子输出的功率两部分组成。交直交双PWM变换器以其良好的传输特性、功率因素高、网侧电流谐波小、能量双向流动等特点而受到广泛关注。

本文在PSCAD/EMTDC仿真环境下实现了风电场并网运行系统的电磁暂态仿真, 分析由DFIG组成的风电场的运行特性, 研究风电场接入电网后由于风速的波动对电网的电压稳定性及电压质量的影响, 仿真结果验证了数学模型和控制策略正确性和有效性, 揭示了风电场并网运行的动态特性。

2 双馈风电机组的控制策略

2.1 最大风能捕获

风电机组以风作为原动力, 风速直接决定了风电机组的动态特性。风电机组的输出功率主要受三个因素的影响:风速Vw, 桨距角β和叶尖速比。根据贝兹定理, 风力机产生的机械功率Pw为:

式中, ρ为空气密度, ω为风力机角速度, R为风轮半径, TW为输出机械转矩, Cp (β, λ) 为能量利用系数, 一般为0.4~0.59。

由式 (1) 可见, 在风速给定的情况下, 风能获得的功率取决于功率系数Cp, 如果在任何风速下, 风力机都能在Cpmax点运行, 便可增加其输出功率。在任何风速下, 只要使得风能的叶尖速比为最佳叶尖速比[1] (λ=λopt) , 就可以维持风力机在Cpmax下运行, 因此, 在风速变化时, 只要调节风轮转速保持叶尖速比不变, 就可以获得最佳的功率系数。

由DFIG的功率关系可知:

式中, P1, Pcul, Pfel分别为发电机定子输出功率、铜耗、铁耗;Pe为发电机电磁功率;Pw, Pm', Pm分别为发电机输入机械功率, 机械损耗和吸收的净机械功率;Pr, Pr'为发电机转子功率和转子损耗。

在式 (2) 中, 令Pmax=Pw=kω3, 从而有:

在变速发电运行中, 通过检测转子角速度, 按照式 (3) 计算出P1作为发电机的有功参考值Pref, 实现最大风能的追踪和捕获。

2.2 DFIG的数学模型及等值电路

双馈电机定转子均为三相对称绕组, 它均匀分布在电机圆周内, 气隙均匀, 电路、磁路呈对称分布。作如下假定:a.只考虑定转子电流的基波分量, 忽略谐波分量;b.只考虑转子空间磁动势基波分量;c.忽略磁滞损耗和铁耗;d.变频电源可为转子提供能满足幅值、频率及功率因素要求的电源, 不计其阻抗与损耗。

定子正方向按发电机惯例定义, 转子方正方向按电动机惯例定义。

将定子转子上的电压和磁通转换到同步旋转坐标dq0坐标系上。

dq0坐标系下电压方程:

dq0坐标系下磁链方程:

式中, 下标“s”和“r”分别表示定子侧和转子侧;“d”、“q”分别代表直轴和交轴。

2.3 定子磁链定向矢量控制系统

在定子磁链定向矢量控制方法下, 通过定子电压电流可以计算出有功P1, Q1, 由式 (3) 得到的有功参考值Psref、Qsref与P1、Q1的偏差通过PI调节得到定子q轴和d轴电流分量的参考值。本文将转子侧逆变器等效为受控电压源, 其参考电压为转子励磁参考电压q轴和d轴分量Uqref、Udref经坐标变换得到转子励磁电压三相参考分量。

3 DFIG组成的风电场输出特性仿真分析

在PSCAD/EMTDC仿真环境下, 以渐变风和阵风为例, 对由5台单机容量为2MVA双馈感应电机 (DFIG) 组成的风电场并网前后的运行特性进行仿真分析, 采用风力机的参数如下:

风力机:风轮半径R=36.4m, 最佳叶尖速比λopt=10.35, 空气密度ρ=1.25kg/m3;额定风速13m/s。DFIG:额定功率2MVA, 定子绕组电阻Rs=0, 转子电阻Rs=0.019pu, 定子和转子漏抗Lσs=0.257pu, Lσr=0.295pu, 激磁电抗Lm=6.92pu。

风电场在t=0.8s时刻并网, 发电机A相电压的相位一致, 误差很小, 频率满足±0.2HZ误差范围, 满足并网条件。在发电机由亚同步向超同步运行状态, 风电场出口电压产生轻微的波动;有功功率可以快速的跟踪参考值的变化, 无功功率不受有功的影响, 实现了有功无功的解耦控制;定子电流也能较好的跟随有功功率而变化, 随着最大风能的跟踪控制对有功参考值进行调节;在整个过程中频率基本保持不变, 实现DFIG的变速恒频运行。

4 结论

地电场观测中雷电干扰变化特征分析 第10篇

自然电场、大地电场是构成地电场的两大电场。自然电场是地壳局部物理、化学条件变化引起的局部性电场；大地电场是太阳、太阴活动和地球自转及星际磁场等引起的地球外部的各种电流系，在地球内部感应产生的分布于整个地球表面或较大区域的变化电场[1]。一般说讲，自然电场场源的空间尺度与大地电场的场源相比要小的多，因此局部结构所造成的场的空间分布的差异，自然电场比大地电场要大[2]。

雷电在地电场观测中是不可避免且难以克服的自然电场干扰，雷电形成时，雷雨云底部集中了单极性电荷（如负电荷），由于对地电场的作用，雷雨云下部的大地感应出相应的正电荷，这就形成了静电感应电场。当雷击放电发生时，雷云和大地之间的电场消失，但雷电在周围空间形成很强的电磁场，由于电磁感应，在被保护物上会产生感应过电压[3]。虽然多数台站做了避雷装置，但就近十几年的观测条件来看，保证观测仪器在强雷电出现时不被击坏最好的方式就是关机，因此造成缺记。随着避雷技术的不断改善和发展，雷电期间的“断记”现象也许是可以避免的，这就要求分析人员提高识别此类干扰的能力。地电场日常观测资料记录到的干扰形态有多种，想区分各类噪音的来源是比较困难的工作，在分析预报工作中提取地震前地电场异常的方法有多种[4,5]，多注重地震异常特征的提取。对于雷电的影响，虽然台站多有日志备注，但雷雨对地电场观测干扰特征的详细分析，相关文献记录较少，本文旨在利用昌黎台地电场观测资料，对雷雨的干扰特征做一详细分析，从而有助于识别此类干扰并能正确排除。

1 装置系统介绍

自2001年10月起，工作人员采用ZD9A的观测仪开始观测昌黎台大地电场，分钟值采样，采用Pb-PbCl2固体不极化电极，“L”式布设，架设NS、EW、N45°E三个测向，长、短共6个测道，“O、O′”为NS、EW方向长、短极距垂直公共点，NS、EW测向长、短极距各为300m、150m。2011年1月将“九五”仪器ZD9A更换为“十五”仪器ZD9A-Ⅱ，主要技术指标如下： (1) 测量准确度优于±（0.1%读数+0.02%满度）； (2) 测量分辨力优于10μV； (3) 测量范围1000.000mV； (4) 动态范围≥100dB； (5) 频带范围DC-0.005Hz； (6) 工频共模抑制比≥150dB，工频串模抑制比≥100dB； (7) 测量通道6个； (8) 采样率1次/（分钟.通道）。

2 雷电干扰形态特征

雷电出现时多伴随降雨，故台站观测日志中此类干扰的记载一般为“雷雨”，通过整理多年资料分析，雷电和降雨的干扰形态差别不大，但根据雷的距离不同，有可能其变化幅度比降雨明显。挑选2012年6月18日雷电变化和2012年7月9日降雨变化分钟值，有雷电和降雨时，6个测道同时出现扰动，但各测道扰动形态、变幅并不一致，由此可见此类干扰是杂乱无章的，多为高频突跳，扰动大小与雷区远近有直接关系。另外雷、雨同时出现时，形态一般难以区分，类似方面的分析在相关文献有所记载，不再赘述。

3 雷电与前兆异常特征的区别

对于地电场观测数据的分析，提取有意义的地震前兆异常是一件十分困难的事情，因其受空间和环境干扰的复杂性，众多学者尝试用多种数学方法对大量资料进行过整理分析，并得到一些研究成果，但十分成熟的技术方法甚少。1981年希腊“VAN”[4,5]研究小组提出多极距观测方法提取短临异常曾轰动一时，其主张引起的争议存在多年，利用该方法研究短临异常在我国一直得到应用，其原理为：具有相同强度的信号源，与观测点相距较远的，在观测点上两个不同极距上产生的电场强度分量的数值相差无几；与观测点相距较近的，在观测点上两个不同极距上产生的电场强度分量的数值存在很大的差别；若信号源在测区内部，则两个极距上观测到的地电场分量值会符号相反。从地震信号方面来分析，往往与观测站的距离比测区尺寸大很多，可划归远源场特征，测量均匀度符合设计要求，因此将干扰时段的长短极距变化幅度进行对比，相关系数或比值接近1的，可鉴定为异常自然电场信号。另外一种方法为长短极距比值法，其原理与多极距观测原理基本类似，当观测系统稳定时，其比值基本稳定在一个固定的数值上变化，是一个无量纲的常量。每个台站和测向所测得的比值都不相同，除了测量电极极化电位不相同以外，测量区域的场地条件也是造成比值差异的主要因素之一。

利用上述原理，本文将整理的雷电干扰进行长短极距比值研究，从而可以从数学角度对其特征进行判定，而非主观的“目视定夺”。由于多数雷电期间伴有降雨，也难以区分二者，此类情况一并作为干扰处理。

主要计算方法为： (1) 干扰时段极大值减去最小值得到最大变幅； (2) 同测向长短极距最大变幅比值计算。

4 结论与讨论

通过上文分析，不难发现雷电或雷雨在地电场观测中的干扰是无规则变化，多数为高频地上下突跳，且变化幅度视雷电距离不同而各异，6个测道虽能同时记录干扰，但形态或变幅并不相同，在无法查找干扰原因的情况下，通过长短极距幅值比计算和直观视图可对此类干扰进行。

雷电属于一种场电物理变化的现象。雷暴云电场是影响其放电形式和量度的重要因素，地电场和大气电场之间在相互对立与统一的关系中逐渐形成一个场电变化体系。二者之间相互作用，存在电以及其它物理量的互换，最终形成雷电。如果没有雷暴云出现，大气电场和地电场的电能及其它物理量的交换基本持平，进而形成相对稳定的、对立统一的自然场电动态体系。大气电场瞬间畸变，这种畸变对地电场有直接影响。地电场是一个相对稳定的、有一定自身变化规律的静态电场，与大气电场中雷暴云电场相比梯度要小的多，因为地球表面的电导率远远大于空气的电导率。地球表面还是一个非均匀各向异性的无限大的导体表面，在这个导体表面上各种不同的土壤导电率决定着地电场及地物尖端放电的击穿强弱程度。在外部场电变化的干扰下，两种或以上的土壤导电率界面就会形成带电离子和自由电子的积累，并构成形式各异的尖端放电场强，从而引起电场的畸变现象。

参考文献

[1]杨明芝.赵卫叫.宁夏及邻近地区地震活动能量场的统计分析[J].地震学报, 2004, 6 (5) :516-522.

[2]罗国富, 杨明芝.云南地区地震活动能量场的时空分布特征[J].中国地震, 2005, 21 (3) :332-340.

[3]郭建芳, 周剑青, 佟鑫, 等.地电场观测中的干扰分析[J].华北地震科学, 2011, 29 (4) :38-48.

[4]Varotsos P, Alexopoulous K.1 984a.Physical properties of thevariations of the electricfield of the earth preceding earthquakes, I[J].Tectonophysics, 110:73-98.

大理风电场接入对电网的影响分析 第11篇

风电是洁净的可再生能源, 但风电受自然条件影响较大, 具有随机性、间歇性和不可控性, 多数风电具备反调峰特性, 对系统无功平衡影响很大, 风电一般远离负荷中心, 所在电网相对比较薄弱, 大规模风电接入对系统安全稳定运行影响巨大。

大风坝/者磨山风电场地处大理州西南面的者磨山上, 大风坝风电场规划装机容量47.6MW, 者摩山风电场规划总装机容量40.8MW, 均计划2008～2009年间投产。

目前云南电网电源以水/火电为主, 大理州大风坝/者磨山风电场作为云南首批建设的风电电源, 鉴于风力发电的随机特性, 其接入系统对电网电能质量及安全稳定的影响必须给予高度重视。以下介绍风电场对电网电能质量的影响, 对大风坝/者磨山风电场接入系统后对电网电能质量及稳定性的影响进行分析, 并提出了相关建议, 为今后风电场并网工程分析提供指导和借鉴。

2 风电场接入对电能质量的影响

大理两座风电场地处同一风带, 考虑经济性及有效节省线路走廊, 推荐的接入系统方式为者磨山风电场以单回110kV线路接入大风坝风电场, 大风坝风电场以单回110kV线路接入大理110kV新七五变。大风坝/者磨山风电场建成后接入系统见图1。

风电场对电能质量的影响主要为电压偏差、闪变及谐波等方面, 下面分别进行具体分析。

2.1 无功电压分析

风电机组并网时风电场出口处35kV母线的电压偏差控制在-10%～+10%范围内;正常运行时, 电网中各220kV变电站中的110kV、220kV母线的电压偏差控制在系统额定电压的-3%～+7%。

在两座风电场机组类型均为V52-850kW双馈变速风电机组或均为定速风电机组情况下, 以两座风电场投产年份丰大、丰小、枯大、枯小四种方式潮流为基础, 随着风电场出力的变化, 对电网中各主要节点的电压变化曲线进行了分析, 结果如下:

1) 风电场及电网中各主要节点的电压偏差及电压变动均满足规程要求。

2) 风电场采用恒功率因数控制的变速风电机组时, 不需要加装无功补偿装置。

3) 风电场采用定速风电机组时, 如果要求风电场与电网之间的无功交换为零, 或为了控制电压水平, 大风坝和者磨山风电场分别需补偿18Mvar和12Mvar。

2.2 谐波及闪变

1) 在两座风电场机组类型均为V52-850kW双馈变速风电机组情况下, 运行过程中大风坝风电场产生的谐波电流 (2～4次中3次最大, 为3.06A) 远远小于其机组机端变压器35kV母线谐波限值 (3次为12～14A) , 者磨山风电场产生的谐波电流 (2～4次中3次最大, 为1.97A) 远远小于其机组机端变压器35kV母线谐波限值 (3次为11～12A) , 因此两座风电场的并网运行不会对接入点的电压质量造成影响。

2) 在两座风电场机组类型均为V52-850kW双馈变速风电机组情况下, 两座风电场传递至新七五变110kV侧的闪变合成值为0.037, 在两座风电场机组类型均为定速风电机组情况下, 两座风电场传递至新七五变110kV侧的闪变合成值为0.047, 均在国标的要求内。

3 风电场接入对电网的影响

对者磨山和大风坝风电场接入系统前后, 主要输电线路发生短路故障时的系统稳定性, 网内机组跳闸引起的稳定性, 者磨山和大风坝风电场满发状态下切除以及下关变主变故障时的系统稳定性进行分析, 分析结果表明:者磨山和大风坝风电场并网运行后不会恶化云南电网的稳定性。者磨山和大风坝风电场满发状态下切出, 不会对系统稳定性产生实质影响。

4 结束语

以上介绍了风电场对电网电能质量的影响, 对大风坝/者磨山风电场接入系统后对电网电能质量及稳定性的影响进行了分析, 并提出相关建议, 保证风电场接入电网后电源及电网能够安全稳定运行, 为今后风电场并网工程提供借鉴。

参考文献

[1]GB/Z19963—2005.中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.风电场接入电力系统技术规定 (报批稿) [S].

[2]云南省电力设计院.大理大风坝风电场接入系统设计[Z].2006.