充电站(机)范文（精选9篇）
充电站(机) 第1篇
1 门式启闭机的控制和保护
坝顶门机由起升机构、门架、运行机构、夹轨器、司机室、电缆卷筒、轨道等组成。门机上的主要电气设备包括:主起升电动机22kW, 1台;运行电动机7.5kW, 2台, 以及卷线器电机。
门机的供电电源为380/220V, 控制方式为按钮开关加接触器常规控制。各电气设备的控制箱均安装在司机室内。门机的电源电缆经电缆卷筒引至司机室控制柜隔离开关QS, 然后进入总断路器QF。AC380电源一路接断路器QF1向启闭电气设备供电, 一路接断路器QF2向行走电气设备供电, 一路接断路器QF3向电缆卷筒卷线器供电;AC220电源一路接控制线路断路器QF4, 一路接照明箱断路器QF5为门机照明、插座等回路供电。所有断路器均为就地手动合闸, QF配有分励线圈可在司机室进行远方跳闸。
门机的起升机构控制采用“上升”、“下降”、“停止”控制按钮来控制, 设有机械上下限位和开度仪, 使操作任何一扇闸门均能在其要求的位置自动停机, 并能双重保护。开度仪设有小开度, 使开启检修闸门时, 通过预置开启上节门叶高度100mm, 进行节间充水, 闸门前后平压后, 方可开启检修闸门。行走机构控制采用自复型转换开关“向左”、“向右”来控制, 设有左右极限限位, 运行到左右极限位置时自动停机。设有风速仪, 当风速大于极限风速时, 发出停止作业信号, 并自动切断行走机构的电源。配有机械夹轨器和锚定装置, 使夹轨器未夹紧以及锚定装置未启动的情况下行走机构不能工作。
门机行走和启升控制操作器件和信号指示灯等布置在司机室操作台平面上, 开度仪、风速仪及电压表、电流表布置在司机室操作台立面上, 主要控制原件布置在控制柜里, 照明及插座等布置在照明箱, 司机室内还设置了警示电铃。
在门机的起升、行走等控制回路中均设置了电动机热保护闭锁、限位保护回路, 启闭机机械过载回路, 行走机构锚定装置等。限位保护回路使各运行机构一旦达到运行极限位置即立即自动停机;当起升荷载达到110%额定荷载时, 提升回路自动断电, 保护门机不受重载破坏;启闭与行走互为闭锁, 保证起升机构、行走不允许同时工作。
2 固定快速闸门卷扬式启闭机、固定弧门卷扬式启闭机的控制和保护
固定快速闸门卷扬启闭机 (2×250kN, 2套) 用于操作进口快速闸门, 电动机容量为15kW;固定弧门卷扬启闭机 (2×450kN, 3套) 用于启闭泄洪闸工作闸门, 电动机容量为22kW。采用1门1机布置方式。卷扬启闭机的主要电气设备有:电动机1台, 制动器1台及启闭机电气控制装置1套。另外还有开度测控装置、荷载测控装置、主令控制器等。电控柜提供与计算机监控系统的接口。
卷扬启闭机应能在现场和集控室启闭闸门。在启闭机室设有一面控制柜。控制柜上布置有闸门开度显示仪、荷载控制显示仪、电流表、电压表、现地/集控转换开关、信号灯、按钮、断路器、电流互感器、接触器、热继电器、继电器等, 闸门运行至上下限位置时自动停机。为了提高可靠性, 通过闸门开度测控装置和主令控制器互为备用方式实现闸门运行位置的控制。现地/集控转换开关置于现地, 通过柜上按钮进行操作;置于集控, 通过集控室进行操作。现地控制柜为集控提供闸门工作状态信号, 运行、停止、故障及控制电源信号, 启闭机过负荷报警信号, 闸门开关到位信号, 切换开关位置信号, 开度传感器模拟信号, 荷重传感器模拟信号;接受集控室控制下送的启、停、关信号。其中, 固定快速闸门卷扬启闭机开度仪设有小开度, 开启快速闸门时, 通过预置小开度, 进行充水, 闸门前后平压后, 自动开启闸门。
为防止启闭机超负荷运行, 安装荷重传感器。运行中, 当启闭荷载达到额定荷载的90%时, 传感器发出声光警报;当启闭荷载超出额定荷载10%时, 传感器发出声光警报, 并自动切断电源, 启闭机停止工作。闸门在运行过程中, 若发生电气过负荷, 相应保护动作停机, 并发出声光信号。
3 固定卷扬式启闭机的控制和保护
固定卷扬启闭机 (2×250kN, 2套) 用于启闭冲沙孔工作闸门, 电动机容量为15kW;160kN, 2套用于启闭排冰闸工作闸门, 电动机容量为7.5kW。采用1门1机布置方式。卷扬启闭机的主要电气设备有:电动机1台, 制动器1台及启闭机电气控制装置1套。另外还有开度测控装置、荷载测控装置、主令控制器等。
卷扬启闭机采用现场控制, 在启闭机室设有一面控制柜。控制柜上布置有闸门开度显示仪、荷载控制显示仪、电流表、电压表、信号灯、按钮、断路器、电流互感器、接触器、热继电器、继电器等, 闸门运行至上下限位置时自动停机。为了提高可靠性, 通过闸门开度测控装置和主令控制器互为备用方式实现闸门运行位置的控制。
固定卷扬式启闭机的保护同上。
充电站(机) 第2篇
比特币矿机泡沫：疯狂时承包水电站挖矿，而今矿机显卡遭抛售!
金融市场上从不缺少泡沫从膨胀到崩溃，比特币以及比特币背后的矿机都正在经历泡沫的崩溃。随着9月4日监管部门的一锤定音，比特币价格开始了暴跌之旅。从最高的32350元，一度暴跌到最低的16827元，而且仅仅是在15天内。按照9月4日中国人民银行等七部门联合发布的《关于防范代币发行融资风险的公告》，要求从即日起各类代币发行融资活动应当立即停止，已完成代币发行融资的组织和个人应当做出清退等安排。除了比特币价格因此而暴跌，用来挖比特币的矿机和显卡价格也是一落千丈，而曾经矿机曾在一些偏远地区异常繁荣。曾有矿友介绍，第一家petahash挖矿矿场建在了煤矿资源廉价且丰富的山西省和内蒙古。其中一个比特币矿场和外界唯一的联系就是一条150米开外的公路。2016年这里曾发生过强震，正是这条公路发挥了作用，并在救援物资抵达之前为附近发电站的工人们运输了吃了数周的土豆。 什么会在四川呢?因为这里不仅有非常廉价的电力，还有低密度的人口和寒冷的气候，对解决矿机噪音和散热问题有先天优势。出于节省铺设线路成本以及用电便利性方面的考虑，比特币“矿场”大多直接建在水电站内部。除马边彝族自治县外，更多的比特币“矿场”设在大渡河旁的另一座小城――康定。据说全球最大比特币矿机生产商，只在全球两个城市设立维修中心，康定就是其中之一。康定这座小城，比特币挖矿成为拉动经济的`新产业，传闻这座城的快递员，拿起包装就知道是哪一型号的矿机。很多藏族的青年，遍布大大小小的矿场，成为新时代的矿工。矿场内，几千台矿机24小时不间断的运转工作，所以厂房内很热，棚室内部部署着两台巨大的风扇，把热气流吹向水冷墙，后者为一面庞大的铁丝帘，冷水从上往下流动，每一个铁丝帘洞都挂着水珠，风扇把热气流吹向铁帘，加速水珠的蒸发，从而带走室内的热量，使得室内的温度保持在38度以下。矿场选择在大渡河，必然是因为这里的水电便宜而丰沛。作为国内最知名的比特币钱包商HaoBTC，旗下的自营矿场也一样知名，以直接承包水电站的形式，获得最便宜的电力。比特币大“矿场”每天能挖60万元，每小时耗电4万度。1000W的PC电源一个月就受不了更换。一张高性能显卡一个月就会烤出黄斑。这里光是电费的开销每个月就要超过100万美元。但这些，随着比特币交易平台的关闭，受到很大的影响。很有可能成为历史。在国内比特币交易平台被整顿的同时，开采比特币的“矿机”也遭遇被抛售的厄运。在二手“矿机”交易网站彩云比特和二手交易平台“闲鱼”上，近日买卖比特币“矿机”、显卡的信息逐步增多，“转让‘S9矿机14T’，九成新，1.2万元，需要可以联系”，大部分价格都大幅下跌，曾经一台上万元的“矿机”，如今只要2000元就能买到。2011年到2013年是比特币“矿机”价格涨幅的高峰，部分高配置的比特币“挖矿机”甚至从1万元涨到了30万元，有的高配置机器一天能挖出3个比特币。当谈及“矿机”品牌时，多位“矿工”告诉记者，此前较出名的“矿机”名为“阿瓦隆”，也被称为“挖矿神器”，最高时甚至炒到20多万一台。而如今，阿瓦隆也已逐渐销声匿迹。随着挖矿成本的不断提升，以及多国对比特币的加强监管，这轮矿机和显卡抛售可能只是刚开始。
核电站机组长机组监控方法的应用 第3篇
关键词：机组长；监控；全局观；独立性；偏差探测
中图分类号： TM92 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）16-17-2
0 引言
机组监控方法的应用是核电站机组长履行其职责必须具备的核心能力，但是由于学习机组长对自身定位存在偏差，往往陷入日常繁杂工作中成为第三操纵员，从而缺乏对机组大局观，对安全的大局观。随着安工离线、值长逐步接替安工的日常安全监督工作，机组长如何充分发挥在机组安全运行和值内团队建设中的作用，成为一个重要课题。下面针对核电站机组长机组监控方法的应用进行相应的探讨，分析机组长在值内的作用，机组长与监控的关系，监控机组保持独立性，具备探测机组团队偏差的能力，并掌握核电站日常监控的方法，使核电站机组长能够有效监控机组。
1 核电站机组长岗位特点
1.1 核电站机组长岗位设置背景
自从安工离线以后，运行值长承担了部分安工在线时的责任，随着核电发展需要，运行值长担负更多的管理和决策职责。借鉴国外核电运行经验，设置了机组长岗位，机组长协调和控制好运行值的运行活动，能够承担原由值长负责的日常运行活动控制等方面的工作，使值长有更多时间和精力关注机组核安全方面事情，从组织上、人员技能上，满足安工离线计划的实施，能确保机组的核安全水平，确保机组安全、稳定、经济运行。
1.2 核电站机组长岗位特点
根据运行值成员角色与运行团队的管理的要求，运行值分为执行层和决策层。机组长（UM）协调管理下的执行层：机组长、一回路操纵员、二回路操纵员。当执行层遇到专业问题时可以寻求外部维修、技术等部门支持，遇到决策问题时，机组长可以找值长以及运行值决策层。运行值决策层：值长、机组长、安全工程师。决策层在遵守程序和公司规定的前提下进行决策，否则或遇到不能解决的问题时，可以向上汇报，向厂长以及应急组织寻求支持。
机组长负责指挥协调运行值日常生产活动，维持两台机组安全、稳定和经济运行。机组长是电站两台机组的负责人和管理者。机组长当班期间的办公地点在两个主控室之间的中间控制室，这也意味着机组长当班期间需要时刻对两台机组以及值内人员进行监控。
2 核电站机组长与监控的关系
2.1 核电站机组长与监控
核电站机组长岗位特点确定机组长当班期间保证对两台机组状态进行独立监控并组织运行值内各岗位成员对机组良好的监控。那对于机组长来说，“监控”的含义是什么？我们对机组长和培训机组长进行了访谈，归整后的结果如下：“监控”就是监视与控制。“监控”就是发现、纠正、掌握，发现存在的问题；纠正偏差；掌握机组变化的趋势。“监控”就是保持距离，纵观全局。“监控”就是了解和掌握关键点、关键问题。“监控”就是观察、思考、组织，观察机组和团队的状态；独立地思考与分析；组织团队解决问题。“监控”就是收集重要信息，控制团队的活动。“监控”就是协调。“监控”就是独立检查。“监控”就是控制和组织。
机组长协调和控制好运行值的运行活动，确保机组的核安全水平，确保机组安全、稳定、经济运行，需要开展较多的工作并监控机组的各项生产活动，但是全局观的监控机组并不是需要机组长监控全局，机组长必须掌握监控的核心，机组长工作中必须将队伍的状态监控、设备的状态监控、使用文件的正确性监控三方面作为“监控”核心。
2.2 机组长监控机组的全局观
全局观的定义：联系地、多角度地、动态地分析问题，宏观地、系统地把握整体局势。
全局观是一种看问题或分析局势的方式，而不是思维能力，即通常所说的：全面地看问题、站高一层看问题或动态跟踪局势的发展。思维能力与相关知识背景是全面准确地看问题的基础因素，但全局观是灵活有效地运用自身思维能力及其知识的重要方法，是在自己的能力范围内保持看问题的全面性和准确性预测局势发展方向的重要因素。具有全局观的人典型行为有：在解决涉及多方因素或利益的问题时所表现出的全面性，在不确定因素较多的情况下分析问题时所体现出的全面性。
全局观的具体要求有（从低级到高级排列）：①思考问题时，根据规程要求，考虑与问题直接相关的基础信息；②分析/处理问题时，注重对事实的全面收集与了解；③针对具体问题，能从局部现象中发现细节对整体可能造成的影响；④在具体分析问题时，从不同的角度分析其可能的影响因素与范围，以获得对问题的全面把握；⑤跟踪问题的进展，并针对性地调整个人对问题的认识；⑥当问题或事件的局部发生变化时，及时调整个人的思维角度，更新个人对问题的认识；⑦通过对各种关联信息的组合式分析，预测问题或事件的变化与发展趋势；⑧准确理解/诠释组织的发展目标，以组织利益最大化为判断标准，追求长期与短期发展的平衡。
2.3 机组长监控机组的系统化方法
全局观是一种看问题或分析局势的方式，即通常所说的：全面地看问题、站高一层看问题或动态跟踪局势的发展。系统化方法是一种分析和处理问题的方法，也就是分析和处理问题时要有全局观。牵一发动全身。局部的改变可能会引起整体的变化。例如，1+2+3=6，去掉“1”，等式就不成立了。又如，GCT阀开启，会引起很多参数的变化。
如果我们将机组的监控分为三个部分：队伍的状态监控、设备的状态监控和使用文件的正确性监控，那么机组长的监控作用就是：关注运行值每一个成员的状态；监视和控制每一个系统及其对整体的影响；监督所使用的工作文件是否正确以及是否正确地使用文件。
3 核电站机组长有效监控机组
3.1 机组长监控机组探测偏差的方法
机组长偏差探测，必须明确什么是偏差。机组偏差简单的理解为实际状态与参考标准的比较存在不符合的状况。“参考标准”可以是基准文件的规定（如技术规范、程序等），可以是大家认可的“正常范围”，可以是行为规范，也可以是领导或团队集体制定的“标准”等，具体的说，参考标准来自于以下方面：行为规范、管理规定、技术规范、监督大纲、维修大纲、在役检查大纲、FSAR、运行维修规程、性能试验、会议纪要、专业意见，纵向横向比较。
机组长对设备、机组状态偏差的探测，包括以下几种方法：①冗余信息中寻找偏差、预期和预测；②变化曲线和不合理的改变；③向限制或异常趋势变化中；④波动的趋势和周期；⑤与程序要求不符合；⑥报警；⑦超出程序规定的限制；⑧超出设计限制和报警、保护定值。
机组长对团队人因偏差的探测，包括以下几种方法：①严格管理人员的行为；②独立审查机组信息；③独立分析事件；④质疑、讨论操纵员的结论。
3.2 机组长监控机组的独立性
3.2.1 机组长监控机组位置独立
机组长不是操纵员，他不需要操作，其主要任务是监控机组，因此当他监控机组时，他不能太靠近机组台面，否则视线很窄，难以全面监控机组。同时机组长要避免所有人扎堆。
3.2.2 机组长监控机组思维方式独立性
思考及行动是人工作时的两个纬度，很难边想边做。运行值这个团队，操纵员偏重于行动，值长、STA偏重于思考，机组长处在一个中间位置。机组长监控机组时，存在不能合理安排思考及行动的困难，如果偏重与行动，机组长失去了对机组目标，中期策略以及关键点的思考，可能导致机组走向、风险控制不当的情况，因此，机组长需要正确定位角色，合理安排思考及行动的精力，做到先思考，再行动，保持思维方式独立性。
3.2.3 独立审查工作风险和步骤，独立思考
核电站机组长对接到的工作，特别是临时工作，要独立审核规程或文件，分析风险，判断工作是否可以执行。
当操纵员、现场等人员提出质疑时，机组长要独立思考，澄清疑问。
3.2.4 对值内人员合理分工，屏障独立
核电站机组长注意针对人员特点，合理分工；压力下，调动和有效使用资源，确保角色分工的独立和冗余；保持与操纵员的距离，从人员组织角度体现纵深防御；纵员执行规程时，需要对其中关键点进行监护。
人员分工不明确的表现：①人员扎堆，只关注一个信息；②协调员完全代替操纵员操作、查文件；③操纵员没有独立思考，只是机械执行指令；④协调员没有独立收集信息，羊群效应；⑤低位决策；⑥超职权范围决策。
3.3 核电站机组长机组日常监控要求
3.3.1 核电站机组长机组日常监控工作流程
①班前会后立即打印机组长巡盘表格，对机状态进行全面细致的了解；②参与主控室和现场主管碰头会，并对工作进行必要提醒；③调出机机组长工作站巡盘数据，每半小时BUP盘和KIC工作站巡盘一次；④审查定期试验，专项操作单，文件包的开工条件，风险及控制措施，监控参数，并要求操纵员进行讲解；⑤按照管理程序要求，对重要活动实施监护制；⑥对操纵员和现场人员进行的重要活动，结合具体参数进行独立验证，确保与预期相符；⑦对于临时性操作核实操纵员已经将设备记录在临时操作记录本上；⑧工作完毕，再次独立核实机组参数和设备恢复正常状态。
3.3.2 核电站机组长机组日常监控工作方法
①检查主控室操纵员行为规范符合要求；②跟踪检查主控室操纵员对机组的监控符合管理规程的要求；③对于机组发生的任何事情要独立分析，独立验证，确保屏障作用；④对于任何操作，独立核实参数，并对重要工作进行复查；⑤工作完毕，核实收尾工作全部完成，尤其确认规程之外的操作已经恢复，机组参数恢复正常。⑥所有运行活动必须召开工前会。A/B类运行活动必须使用《工前会检查单》，由当班值长或机组长主持（注：A/R类运行活动，以及可能涉及反应性变化的运行操作/试验的工前会必须由当班值长主持）。⑦明确各项活动的分类，其中A/R类活动必须实施监护制；⑧组织当值人员实施对系统、设备的状态控制，确保机组的安全生产。⑨组织定期试验实施前的准备和风险分析；组织并监控定期试验的实施，并对定期试验执行过程中出现的问题向主控室操纵员提供支持，组织和协调运行值对机组的实时监控和运行操纵活动。
3.3.3 核电站机组长机组日常监控工作技巧
①要求操纵员在工作之前将即将开展的活动，工作过程，风险及控制措施以及监视参数进行介绍；②工作过程中，独立验证；③工作完毕独立核实程序，设备，参数已经恢复正常。
4 结束语
核电站机组长在核电站运行中担负着重要的职责，只有正确理解了机组长在机组监控中应发挥的作用，并且具备了良好的监控机组的方法，才能在核电站日常运行期间保持机组长全局观以及独立性，按照日常监控机组的要求及技巧开展工作，是机组长履行职责的必要条件。
参 考 文 献
[1] 《运行岗位管理规定》.
[2] 机组长管理能力培训教案.
[3] 机组长管理能力培训教材.
某电站机组状态监测上位机系统改良 第4篇
该电站装有2台单机150MW的混流式发电机组, 年设计发电量3.6亿k W.h, 于2008年6月全部投入运行。两台机原投产时状态监测系统投运后, 常出现死机或数据传送异常等情况。新建设的街面电站机组状态监测上位机系统, 可实现对机组运行状态进行全面的监测及机组运行数据分析, 建立功能较为完备的跟踪分析系统, 提供报警、预警、状态分析、性能评价、故障诊断等一系列工具和手段, 为机组的安全运行, 优化调度和检修指导提供有力的技术支持。同时利用在线监测数据和处理结果, 进行故障分析及诊断 (包括数据共享和远方诊断) , 实时掌握水轮发电机组健康状况, 为状态检修提供辅助决策并实现与其他系统的信息共享, 并为其他系统提供数据。
电站自投产以来, 两台机组的振摆系统常出现误报, 信息传输中断, 现场振摆装置死机等现象, 无法完整的收集其运行过程的相关数据, 不能为机组的状态检修提供数据供分析。如按一定周期对电站设备进行检修, 就会耗费大量的人力物力和资源, 充分利用好在线监测装置, 对电站机组信息进行收集分析, 就可以有针对性的开展检修工作。故该电站通过考察、取证选取机型:DELL R710的服务器与相关配套设施进行改造, 以提升电站远程监测管理水平。
2 改造方案
通过采用成熟的、可靠的、标准化的硬件、软件、网络结构和汉化系统, 从部件、单机和系统多层次保证高可靠性要求, 具有良好的可维护性, 同时兼顾经济性、实用性的要求;系统配置和设备选型符合计算机发展迅速的特点, 硬件、软件采用模块化、结构化的设计, 便于硬件设备的扩充, 适应功能的增加和系统规模的扩展及软件升级;系统设计具有开放、标准的现场总线接口能力;人机接口功能强, 操作控制简洁、方便、灵活, 适应电厂运行操作习惯。汉化功能符合国标GB2311-80和GB2312-80, 支持双字节的汉字处理能力。命令和实用程序都应有相应的汉字功能。具有汉字显示和打印功能;系统升级的设计满足《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》和《电力二次系统安全防护规定》的要求;符合流域状态监测系统网络的建设要求。
3 系统配置及技术指标
3.1 系统配置
系统配置1台数据服务器、1台应用服务器、1台网络隔离装置, 1台机架式折叠液晶显示器 (含鼠标、键盘) , 以及辅助网络设备等, 所有设备均为机架式设备, 安装于独立的网络盘柜中。数据服务器具有足够的存储容量, 可自动或由人工操作有针对性地下载、存储和备份从下位机传送过来的机组实时状态数据、历史状态数据及各特征数据, 更好的建立起包含多个电厂的状态信息数据库。
应用服务器负责与状态监测系统的数据通讯, 接收系统的各种数据及分析诊断结果, 并连接电厂局域网, 电厂各用户终端可以通过它访问状态监测系统的数据及分析诊断结果。具备与监控系统GPS接收装置接口和对时的功能, 以保证数据与报警信息的记录时间与监控系统一致。
3.2 系统主要性能指标要求
数据服务器的性能及配置满足下列要求:操作系统符合开放系统标准的实时多任务多用户成熟安全的操作系统, 至少支持Windows 2000 Server及以上操作系统。电源冗余 (N+1) 电源供给系统, 可热插拔电源模块, 硬件应支持掉电保护和电源恢复后的自动重新启动功能。
应用服务器的性能及配置满足下列要求:操作系统符合开放系统标准的实时多任务多用户成熟安全的操作系统, 至少支持Windows 2000 Server及以上操作系统。电源冗余 (N+1) 电源供给系统, 可热插拔电源模块, 硬件应支持掉电保护和电源恢复后的自动重新启动功能。工程师工作站的性能及配置满足下列要求:操作系统符合开放系统标准的实时多任务多用户成熟安全的操作系统, 至少支持Windows 2000 Server及以上操作系统。电源冗余 (N+1) 电源供给系统, 可热插拔电源模块, 硬件应支持掉电保护和电源恢复后的自动重新启动功能;网络隔离装置的性能及配置满足下列要求:技术条件满足中国电力行业需求的网络安全产品。适用于电力安全Ⅰ/Ⅱ区与安全Ⅲ/Ⅳ区之间的安全连接, 可以文件单向传输、数据库单向同步、实时数据流单向广播等不同环境的应用。技术特点产品采用2+1结构设计, 双主机系统+硬件隔离控制器;采用非INTEL指令集的网络处理器;硬件隔离控制器采用专用数据处理芯片, 无操作系统, 延时小于1毫秒;中间硬件隔离控制器通过电子开关实现安全隔离和单向控制, 使生产控制大区与管理信息大区之间的隔离强度接近物理隔离;安全、固化的操作系统, 采用嵌入式LINUX系统内核, 内、外网关取消所有网络功能;内外网关TCP/IP协议栈被裁剪掉, 内外网关之间采用私有通讯协议;应用层数据完全单向传输, TCP应答包禁止携带应用层数据;高可用性:支持双机容错, 支持冗余电源, 支持双链路。
结束语
电站机组状态监测上位机系统建设完成后, 实现了对机组运行状态进行全面的监测及机组运行数据分析, 建立功能较为完备的跟踪分析系统, 提供报警、预警、状态分析、性能评价、故障诊断等一系列工具和手段, 为机组的安全运行, 优化调度和检修指导提供有力的技术支持。同时利用在线监测数据和处理结果, 进行故障分析及诊断 (包括数据共享和远方诊断) , 实时掌握水轮发电机组健康状况, 为状态检修提供辅助决策并实现与其他系统的信息共享, 并为其他系统提供数据。在远方即可进行数据、故障分析与诊断, 提高机组的安全运行水平。
参考文献
[1]王劲夫, 林峰, 李伶.流域梯级水电站集中监控设计模式的探索[J].水电站机电技术, 2010 (3) .
东江水电站扩机必要性初探 第5篇
东江水电站位于湘江支流耒水上游的资兴市境内,大坝高157m,水库正常蓄水位285m,调节库容52.5亿m3,是目前国内已建和在建水电工程中调节性能最好的水库之一。东江水电站下游9km左右,已建有小东江梯级电站作为配套反调节电站,非补偿期进行反调节,补偿期与东江水电站同步运行。
近年来,随着经济发展,湖南电网电源结构、用电结构及负荷特性等均发生显著变化,系统调峰需求日益突出,调峰容量需求不断加大。东江水电站现有500MW的装机规模明显偏小,不利于充分发挥大东江水库库容大,库容系数高的特点。为有效缓解湖南电网系统调峰需求,更好发挥大东江水库调峰潜力,需扩大东江水电站的装机容量。
2 东江水电站扩机的必要性
2.1 有利于湖南电网丰枯水期季节负荷均衡
当前湖南电网主要电源为常规水电和燃煤为主的火电,其中水电比重占35.90%(截止2014年10月)。特别是湖南电网小水电众多,2015年湖南小水电装机约4800MW,约占水电总装机的45%左右;虽然装机容量50MW以上的规模水电站有50个,但装机容量200MW的大型水电站仅11个。
大型水电站除三板溪、东江、江垭等三个电站为多年调节水电站外,其他大多为季调节,甚至为无调节能力径流式电站,其总体调节能力不强。小水电多为径流式电站,丰枯出力差别大,调节能力差,枯水期无水发电,丰水期满发都可能无法满足洪水下泄流量要求,必须泄洪或者受主电网消纳能力限制而被迫弃水。因而造成水电在丰、枯期出力和电量相差很大,存在季节性缺电问题,枯水期电网缺电量,运行困难;丰水期缺容量,对电网的调峰能力提出考验。
东江水电站目前装机500MW,作为多年调节水电站,正在湖南电网中主要起补偿和调峰、调频作用,水库正常蓄水位285.00m,调节库容52.50亿m3,库容系数高达1.16,是目前国内已建大型水电工程中调节性能最好的水库。东江水电站扩机,特别是扩建可逆式机组后可更好发挥大东江水库坝高库容大,库容系数高的调峰能力,一方面替代系统装机,成为系统调峰容量,承担尖高峰负荷,另一方面还可以在丰大期承担填谷功能,吸纳电网小水电廉价低谷电量并转化为上游水库水量储存起来,均衡丰枯水期季节负荷,从而有效缓解湖南电网的调峰压力,改善电网火电运行工况,降低电网运行成本。与新建同等规模的燃煤火电相比,东江扩机后可降低电网火电年均调峰率2.82%,提高火电年利用小时110h,节省电网火电标准煤耗10.66万t。
2.2 有利于缓解湖南电网调峰压力,提高供电可靠性
在主电网运行过程中,一般电网负荷呈曲线波动变化,形成峰谷,如机组出力不能跟上负荷的快速变化,电网频率将随负荷变化而反向变化,当频率超过一定区间后,不仅将影响电能质量,还可能影响电网安全稳定运行。故随着负荷增长和峰谷差的加大,一般需要较多机组参与电网调频、备用。各类机组调峰特性与功能参见表1。
由表1可见,水电与抽蓄机组的爬峰能力远优于火电机组和燃气轮机,从抽蓄机组的启动速度来看,一般2分钟内即可由静止达到满载,适合作为电网调峰、备用容量。湖南电网内随水电装机比例较大,但如前文所述,大部分机组为季、周、日调节或径流电站,调节性能差,且常规水电资源开发殆尽,扩建大东江可逆式蓄能机组有利于湖南电网系统调峰调频及作为事故备用容量,提高电网供电质量。
2.3 有利于消纳区外电力输入,提高电网运行安全性
按照全国能源基地的建设规划和特高压电网发展规划,“十三五”期间特高压交、直流均将落点湖南,其中酒泉-湖南+800KV特高压直流将落点长沙西南地区以长株潭地区为主;荆门-长沙1000特高压交流将落点长沙北环以北区域,兼顾长沙和岳阳地区的供电。依据湖南电网“十三五”规划及湖南电网的现有的“湘鄂联络线”的实际运行情况,预计2020年湖南省大负荷方式丰水期将接受外区电力5500MW,丰水期接受8500MW,在省内主电网基本潮流流向仍将维持现有“北电南送、西电东送”格局。
大规模区外电力的送入虽可解决湖南一次能源较为缺乏的问题,但大容量、长距离的潮流输送对湖南电网的安全稳定运行将成为一个严重的考验。2010年长沙投运的黑糜峰抽水蓄能电站在吸纳区外电力送入,稳定长株潭电网发挥了重要作用。
湘南电网涵盖衡阳、永州、郴州三市,地处京广电气化铁路、京广高铁沿线,是湖南经济较为发达的地区之一,特别是郴州、永州两市利用境内矿产资源丰富的优势,承接粤港澳地区的产业转移,用电负荷发展较快,已成为继长株潭地区之后的第二大负荷中心。该区电源装机较少,主要靠接收外区供电来满足区域内用电负荷的高速增长,区外供电基本占全区统调最高负荷的41%~63%左右。与黑糜峰抽水蓄能电站类似,东江扩建抽水蓄能机组将对湘南电网作为第二负荷中心的受端形成有力的支撑作用,为特高压远距离、大容量潮流的安全输送创造有利条件,更有利于区外大力汛期基荷电力的输入;利用其良好的备用作用和迅捷的动态响应特性,将对湖南电网特别是湘南电网的稳定运行提供有力的安全保障。
同时,东江扩建可逆机组通过小方式抽水弥补发电工况耗水量,可使大东江水库长时间保持较大的蓄水量,在系统高峰负荷及电网需要时更有能力运行于较大出力的工况,给湖南电网提供有力的电源支撑,有利于保证电网的安全稳定运行。
2.4 有利于合理利用现有水库资源,提高发电效益
东江扩建可逆式机组后可基本维持东江水库原设计的补偿运行方式,并具有增加枯水期发电出力、改善电站年季运行状况、利于容量全年充分发挥作用;有利于现有电站资源合理利用,符合电网运行需要。经计算分析,东江扩机后,原大东江和小东江两梯级电站发电量增加0.16亿KW•H,电能质量进一步提高,枯水期电量增加1.2亿KW•H,枯水期电量占全年比例由64.6%提高到72.5%。另外,根据湖南电网2015年电力平衡计算成果,蓄能机组年发电量为2.38亿KW•H,相应转换系统火电低谷和水电弃水电量3.17亿KW•H。
随着我国经济社会的快速发展,电网规模不断扩大,广大用户对供电服务质量的要求不断提高,但在电力体制改革后,电网企业可控直接调控的电厂容量不断减少,增加了电网调度控制的工作难度。采取各种措施保证电力系统安全,是电网企业的社会责任。东江扩建可逆蓄能机组作为湖南电网自有保安电源,由电网统一建设和运营管理,可以很大程度上保证电网运行安全,且有利于东江现有电站资源合理利用,充分发挥现有电站的多年调节库容和电网系统调峰、调频、备用的作用和效益。
2.5 有利于保护环境,促进社会经济可持续发展
首先,东江水电站扩机工程是清洁的可再生能源,符合湖南电力能源的发展方向;与新建火电机组相比,其生产过程不会引起大气污染,可减少因燃煤发电排放CO2等导致全球气候变暖的温室气体,总体上对环境保护是有利的。其次,东江扩机项目系利用原有的大、小东江水库,不需要新建水库,无水库淹没和新增移民,基本上不会对周围环境产生不利影响。另外,东江扩机在优化湖南电网能源结构、实现总体节能降耗、促进社会经济协调发展、环境保护和资源节约等方面发挥着巨大作用。因此,结合湖南环境生态建设目标及一次能源和用电需求特点,东江扩机有利于环境保护,对促进社会经济可持续发展有积极作用。
3 结论
湖南经济正处于快速发展时期,对电力的需求和供电质量要求与日俱增,电网对调峰电源和快速启动电源需求越来越大。但湖南油气资源贫乏,煤炭能源也不多,水能资源较多,但目前开发利用程度已较高。因此,进一步对已建水电站挖潜改造,提高水能资源的利用程度十分必要。东江水电站扩机项目,利用其难得的多年调节库容,可为湖南电网提供优质的调峰容量,且不增加水库淹没损失和移民安置费用,具有投资省、工期短、见效快等优点,有利于湖南经济和能源的可持续发展。
参考文献
[1]张勤,俞东江等.东江水电站扩建抽水蓄能机组研究[J].湖北水力发电,2002(04):5-7.
[2]李纯,李蓓蓉.东江水电站扩建可逆式蓄能机组必要性分析[J].水力发电,2010(07):16.
[2]韩忠晖,刘静等.基于湖南电网特性的抽水蓄能电厂运行情况分析[J].科技与企业,2013(12):187.
[3]刘建雄.湖南电网对抽水蓄能电站的需求分析[C].抽水蓄能电站工程建设文集,2013:62.
[4]姜新凡,李辉等.湖南电网AGC的应用现状及对策分析[J].湖南电力,2011(S1):100.
[5]国家电网公司年鉴编辑委员会.国家电网公司年鉴(2014版)[M].北京:中国电力出版社,2014:265-268.
充电站(机) 第6篇
关键词：响水,接地电阻测量,自动抗干扰
1 接地电阻测量的意义
接地装置是确保电气设备在正常和事故情况下可靠和安全运行的主要保护措施之一。接地电阻值是衡量发变电站接地系统的有效性、安全性以及判定接地系统是否符合设计要求的重要参数。近年来, 国内许多地区连续发生多起因接地网不满足要求而引起的设备损坏事故, 多数与地网接地电阻不合格有关。接地网起着工作接地和保护接地的作用, 若接地电阻过大, 则发生接地故障时, 中性点电压偏移增大, 可能使健全相和中性点电压过高, 而造成设备损坏;而在雷击或雷电波袭击时, 由于电流很大, 产生很高的残压, 会使附近的设备遭到反击而损坏设备。同时接地系统的接地电阻是否合格直接关系到电站运行、检修人员的人身安全。因此在接地工程施工完成后, 必须通过测量来确定其真实的接地电阻值, 以判定是否达到设计要求。
2 工程概况
贵州六盘水响水水电站扩机工程是贵州省重点建设项目, 位于六盘水北盘江上游云贵两省界河河段, 是在已建成的响水水电站的基础上进行扩机的工程, 装机容量为130兆瓦。扩机工程是在已建电站的基础上, 利用已建成的水库, 在库首右岸上游增设一进水口, 经引水隧洞和高压埋管引水至已建电站上游附近建厂发电。工程主要有进水口工程、引水隧洞工程、调压井及高压埋管工程、厂房工程等。
3 接地装置施工情况
工程地处山区, 大部分都是石类的地质条件, 山区的地质较硬, 土层稀薄。而工程设计要求厂房及出线场接地网接地电阻需小于0.42Ω, 这就对接地网的施工提出了更高的要求。目前常用的降低接地电阻的技术措施有以下几种:
1) 换土。这种方法是采用电阻率较低的土壤替换原有电阻率较高的土壤, 置换范围在接地体周围半米以内及接地体长度的1/3处, 替换土壤应采用随取随埋的作法, 不破环土壤原有的特性, 以保持此法的有效性。但这种方法对耗时耗力;
2) 深埋法。当地下深处的土壤或水电阻率较低时, 深埋接地体, 对降低接地电阻的作用非常显著。这种方法对含砂土壤最有效果, 且无须考虑土壤冻结和干燥等其它影响土壤电阻率的不稳定因素, 但施工困难, 土方量大, 造价高, 在岩石地带困难更大;
3) 外引接地法。当在接地装置附近有导电良好的土壤或不冻的河流湖泊时, 可采用此法, 对降低接地电阻也有效。外引接地一般采用排状或环状。水底安装接地体最好装在有河沙堆积的地方, 如果水中含有腐蚀性物质, 必须对接地体进行防腐处理;
4) 人工处理法。在接地体周围土壤中加入化学物, 如煤渣、木炭、炉渣、炭粒以及盐类等, 提高接地体周围土壤的导电性。这种方法虽然工程造价较低且效果明显, 但土壤经人工处理后, 会降低接地的热稳定性、加速接地体的腐蚀、减少接地体的使用年限。因此, 万不得以的情况下才建议采用;
5) 降阻剂法。在接地极周围敷设了降阻剂后, 可以起到增大接地极外形尺寸, 降低接触电阻的作用。降阻剂是由多种无机盐或有机物所组成的, 因而有较好的吸水保湿性能, 保持了土壤的湿润度, 加强盐类溶液的离子化, 增强它的导电性。
结合响水电站地质条件, 为降低接地网的接地电阻, 通过比较分析采取了外引接地法来降低接地网的接地电阻。厂房及出线场接地网从在尾水出口沿河道使用热镀锌扁钢外引了约50m宽200m长的接地网。施工完成后整个接地网面积约14500m2, 最大对角线约310m。
4 接地电阻测量方法
4.1 工频电流电压表法测量电流电压表法测量
当前, 较为常用的接地电阻测量方法是工频电流电压表法。其测量方法如图1所示, 测量时在电源两端分别接上电流表、电压表和开关。当开关闭合后, 用电流表测出线路中的电流I。用高内阻电压表测出接地极与电压极之间的电位差U。最后用公式R=U/I计算出接地电阻值。
图中, T为隔离电源, S为开关, E为接地体, P为电压极, C为电流极, ○电压表。图中, T为隔离电源, S为开关, E为接地体, P为电压极, C为电流极, A为电流表, V为电压表。
其原理是在接地体E与电流极C之间加上交流电源U后, 通过大地构成电流回流从接地体E向大地扩散时, 在接地体周围土壤中产生压降。距离接地体E和电近, 土壤中电流密度越大, 单位长度上的压降越大;距离接地体E和电流极C越密度越小, 单位长度上的压降越小;当处于接地体E和电流极C之间合适的区域时，压降近乎为零。测量过程中就是改变电压极P的位置, 找到这个区域后, 用电压表测得电压值U, 除以电流表测得的电流值I, 计算出接地电阻值。
4.2 工频电流电压表法测量的不足之处
使用工频电流电压表法测量接地电阻时, 由于受不平衡零序电流以及射频等各种干扰, 使得测试结果产生很大的误差。另外外界环境对测试结果也影响较大, 特别是在气候多雨、空气潮湿, 地形多山、土壤电阻率不均匀的地方, 使用工频电流电压表法测量存在很大的难度, 测量结果的准确性也无法保证。
4.3 自动抗干扰地网电阻测量仪测量
自动抗干扰地网电阻测量仪是测量接地装置特性参数的专用仪器。仪器采用变频抗干扰技术, 能在强干扰环境下准确测量。仪器符合JJG 984-2004《接地导通电阻测试仪检定规程》和DL/T 475-2006《接地装置特性参数测量导则》, 适用于发电厂、变电站、配电站、建筑物等在建或运行接地系统的测试。
4.4 自动抗干扰地网电阻测量仪测量的优点
与工频电流电压表法相比, 自动抗干扰地网电阻测量仪采用变频抗干扰技术, 能将工频干扰抑制到万分之一以下。采用了5A大电流测量, 这种情况下可以基本忽略干扰的存在。同时自动抗干扰地网电阻测量仪的数据准确性高, 仪器采用了全数字信号处理技术, 测量数据准确、可靠、稳定。采用标准四极法测量, 消除了导线引起的测量误差, 更能真实反映地网的实际特性。
4.5 测量方法的比较与选择
由于工频电流电压表法测量是通过加大测试电流来加大信号电压和信号电流, 从而提高信噪比, 减小测量误差。因此这种方法需要很大的测试电流 (DL/T475-2006推荐不宜小于50A) , 这就使得试验设备非常笨重, 且放线劳动强度很大, 耗时耗力。而使用自动抗干扰地网电阻测量仪测量, 由于采用自动变频测量技术, 具有优异的抗干扰能力, 测试数据非常稳定, 能在强干扰环境下测得50Hz的准确数据;该仪器还采用傅立叶变换数字波形分析技术, 测量数据准确可靠。不需很大的试验电流, 就能准确地测得地网的接地电阻。综合比较后确定使用自动抗干扰地网电阻测量仪来进行接地电阻的测量。
5 试验方案
试验使用自动抗干扰地网电阻测量仪进行测量。响水水电站扩机工程厂房及出线场沿下游方向有一条简易公路, 公路在1500m范围内近似为直线, 故采用直线法的原理进行放线测量。其测量原理如图2所示, 电流极、电压极与待测接地装置呈直线。通常电流极C与被试接地装置边缘的距离dCG应为地网对角线长度的4~5倍;电压极P与被试接地装置边缘的距离dPG通常为 (0.5~0.6) dCG。在放线时, 应使电流线和电压线保持尽量远的距离, 以减小电磁耦合对测试结果的影响。应尽量减小电流极电阻, 如果必要可浇水降低电阻。用仪器“电流极”或“电压极”方式测量, 电流极电阻应小于80Ω, 电压极应小于200Ω。
据此原理, 整个接地网形状呈长方形, 面积约14500m2, 最大对角线约310m。则dCG= (4-5) D= (4-5) ×310=1240-1550m, 电流极距接地网距离控制在1300米左右;相应的电压极距接地网距离dPG= (0.5-0.6) dCG= (0.5-0.6) ×1300=650-780m。
另外试验过程中还应注意以下事项:
1) 由于土壤湿度对接地电阻的影响很大, 因此不宜在刚下雨后进行;
2) 注入接地电流测量接地电阻时, 会在接地装置注入处和电流极周围产生较大的电压降, 因此, 在试验时因采取安全措施, 不应有人或动物进入;
3) 试验时全站所有架空避雷线与地网断开, 使被测地网成为孤立地网。
6 试验步骤
1) 将电压极、电流极布线。电压极引线和电流极引线使用2×2.5mm2铜芯胶质线。电压极距地网距离为dPG, 电流极距地网距离为dCG。电压极引线和电流极引线之间距离不小于2m, 以减小互感耦合对测试结果的影响;
2) 电流极由6根1.2m长Φ20圆钢打入实土并联组成, 电压极各采用1根1.2m长Φ20圆钢打入实土;
3) 布线完成后将自动抗干扰地网电阻测量仪按使用说明接线;
4) 加电源, 用仪器“电流桩”或“电压桩”方式测量, 电流桩电阻应小于80Ω, 电压桩应小于200Ω;
5) 将自动抗干扰地网电阻测量仪的输出电流升至试验电流 (5A) ;
6) 准确读出测得的地网接地电阻值;
7) 记录数据后关掉电源;
8) 改变电压极位置, 使dPG2=dPG-0.05×dCG;
9) 重复上述步骤 (5) , (6) , (7) 进行测量;
10) 改变电压极位置, 使DPG3=dPG+0.05×dCG;
11) 重复上述步骤 (5) , (6) , (7) 进行测量;
12) 将上述三次测量结果相比较, 如三次测量的电阻值误差在5%以内即可;
13) 试验结束, 清理现场。
7 试验结果
实际试验过程中测量的线路从厂房门口测量接地极向下游方向放线, 电流极距地网约1300m, 电压极距地网约800m。采用自动抗干扰地网电阻测量仪根据直线法的原理, 在间隔约50m的位置设置了三个电压极测量比较。分别测得的接地电阻值为:0.4026Ω, 0.3973Ω, 0.4155Ω.由此可以确定响水电站扩机工程厂房及出线场接地网的接地电阻值符合设计与规范的要求。
8 结论
试验结果表明在地质条件不好的地区, 通过使用外引接地法能有效的降低接地电阻, 使接地网的接地电阻符合设计要求, 从而有效的防止设备损坏, 为工作人员创造一个安全可靠的工作环境。而使用采用变频法的自动抗干扰地网电阻测量仪进行接地电阻测量, 有效的避免了各种干扰, 测量数据准确可靠。同时较工频电流电压表法减少了大容量电源的需求以及布线的难度, 工作量显著降低, 在今后的测量中应大力推广, 以充分发挥现代智能方法的综合优势, 不断提高测量方法的准确性和实用性。
参考文献
[1]JJG984-2004接地导通电阻测试仪检定规程.
[2]DL/T475-2006接地装置特性参数测量导则.
充电站(机) 第7篇
随着电力改革及电力技术的不断推进, 目前我国一些220 kV及以下的变电站都实施了无人值班管理方案, 无人值班变电站在各地的供电系统遍地开花, 占有相当大的市场份额。以湖南省电力公司邵阳电业局为例, 截止2011年12月底全局35 kV及以上的变电站共计130座, 其中实施无人值班的变电站有86座, 大约占全部变电站的66%。湖南省电力公司邵阳电业局所管辖的无人值班变电站, 大多采用综自后台机与调度主站通讯的方式。变电站这个无人值守系统所用的综自装置的硬件不是出自同一个厂家, 其系统中的硬件及软件设备的质量、性能等会出现或大或小的差异。在这些无人值守变电站的实际运行管理中, 其综自后台机有时会出现死机的状况, 针对这种情况, 及时委派维操队到变电站对综自后台机进行重新启动, 一般能使变电站恢复正常运行。虽然故障解决了, 但是故障的出现已经造成了该变电站设备监控的较长时间中断, 从而致使变电站设备运行的可靠性降低, 特别是对于一些较为偏远地区的变电站, 这种人为地对综自后台机进行死机后的重启操作, 不仅仅使变电站维护操作人员的工作负担加重, 而且使变电站在运行过程中的设备事故发生的机率大大增加。
基于以上变电站运行及维护情况, 考虑到这些变电站的综自后台机在死机的同时, 电网系统内的通讯线路始终保持畅通, 内线电话依然能够通讯这一特点, 笔者设计了远方运行重启方案, 即在电网系统内部通讯电路的电话拨号回路中加入了中间继电器, 利用继电器接点的开闭来代替维护操作人员的手动复位综自后台机电源按钮, 从而实现了变电站综自后台机死机后的重新启动。
1 建设无人值班综自站的必要性及无人值班综自站的功能特点
1.1 建设无人值班综自站的必要性
无人值班变电站是变电站实现自动化的发展方向, 是科学技术发展的必然。我国市场经济及现代工业技术的迅猛发展, 给变电站的运行管理提出了更高的要求, 要求变电站设备的运行管理更为快捷、可靠。在传统的变电站管理中主要是依靠运行值班人员直接对站内设备进行管理, 由于运行人员极易受个人情绪、疾病及所处环境等诸多因素影响而不能及时发现设备的故障信号, 因此传统的管理方式已经不能适应当前变电站管理的需求。实践证明, 以往传统管理的很多设备事故都是人为的因素引起的, 因此无人值班综自站对提高供电网络运行的可靠性有着绝对的优势。
随着我国电网发展规模的不断扩大, 变电站的数量也大幅上升, 从而使供电网络结构更为复杂, 这就对变电站运行管理提出了更高的要求。现代控制技术、计算机技术、通讯技术及电力技术的快速发展, 为变电站综自站的建立提供了强有力的支持。因此, 建立无人值班综自站是提升变电站运行管理水平及效益的必然要求, 它可以减少传统变电站运行管理中人为因素的影响, 并能降低电力企业的综合成本, 提升其经济效益, 是电力企业发展的必然趋势。
1.2 无人值班综自站的特点
无人值班综自站由于取消了变电站内现场运行人员24 h值班, 采用综合自动化装置将全站设备运行情况传送至监控中心集中监视, 因此与常规变电站相比较有如下功能特点: (1) 无人值班综自站有数据采集、设备安全运行及检测、继电保护、数据通信等功能。 (2) 无人值班综自站通过电力系统的计算机网络能实现信息的呼唤、电力数据的共享, 让电力调度管理及运行监控人员更方便地对变电站实施监管、控制等, 从而使变电站的控制及维护性能大幅提升, 进而使变电站在电力网络中的运行更加可靠、更为稳定。但当监控人员发现变电站设备出现故障时, 需要维操队人员到现场检查处理, 而维操队基地距离变电站较远, 有可能因故障处理不及时而造成设备损坏, 特别是综自后台机死机时, 监控中心无法正常监视设备的运行状况, 从而更容易发生设备损坏甚至扩大事故。
2 后台机远方重启方案介绍
2.1 主要元件的技术参数及工作原理
(1) 隔直电容:10μF/160 V 1只。隔直电容器的工作原理就是利用电感对电流的阻碍特点使继电器中无电流通过, 从而是直流继电器在整个系统中都不能正常工作, 其具体应用中分为低频扼流圈和高频扼流圈2种。变电站综自站后台机远方重启方案选用的就是这种高频扼流圈。
(2) 全波整流回路:1N4007整流二极管4个。全波整流回路就是一种对交流电电流进行整流的电路。其工作原理就是在前半个周期内, 交流电流流过一个整流器件, 在后半个周期内, 交流电流流经第二个整流器件, 且两个整流器件的连接能使流经它们的电流按同一方向流过负载。全波整流回路不但提高了整流器的效率, 并且能让整流后的电流平滑。
(3) 直流干簧小继电器:24 VDC, 线圈电阻约600Ω。当直流干簧小继电器的线圈通电时, 线圈因电流的作用而产生电磁场, 电磁场的吸引力使常开触点吸合, 从而接通电源;反之当直流干簧小继电器的线圈断电时, 触点恢复常开状态使电源断开。
(4) 印刷电路板一小张, 铜芯细导线若干。
2.2 后台机远方重启方案接线图
后台机远方重启方案接线图如图1所示。1、2接至电话接线盒正、负极, 3、4接至电脑复位按钮两端。
3 后台机远方重启方案原理分析
电话正常挂机时是48 V的直流电压, 而震铃时则是90 V左右的交流电压。电话正常挂机时, 由于隔直电容中电感对电流的阻碍作用, 就会导致直流继电器中无直流电流通过, 没有了直流电流, 直流继电器在整个系统中就不能正常工作。在进行电话通讯时, 90 V交流电压经过全波整流后, 大约会产生60 m A的直流电流通过继电器, 这时继电器在电流的作用下使电路中的断开接点闭合, 从而使电路形成闭合回路, 此时电网系统中的电话交换机会因该电话回路输出的电流超过规定值 (规定值电流大约在40 m A) 而使电话接通, 同时让电话的震铃停止, 在此过程中电路的常开接点闭合持续时间大约为3 s, 因此有足够的时间让电脑系统重新启动。停止震铃后, 电话回路的输出电流就降为0, 从而使电话交换机能够判断通话已结束而恢复到正常状态, 这样维护操作人员在拨号端听到的就是电话接通后立即挂断的声音。
4 无人值守变电站综自后台机远方重启方案调试与运行
(1) 按照上述接线图 (a) 连接好各个元件, 此时拨电话时, 拨叫方听到响铃声时直流继电器将吸合。再按上述接线图 (b) 用导线将直流继电器常开接点分别与电脑复位开关的两线相连, 此时拨打该电话时电脑就能重启。 (2) 该设计方案要求电力调度所提供一个专用内线电话号码, 该号码仅作为监控中心对变电站综自后台机死机时拨打使用。 (3) 该设计方案一样可用于其他类似的电子设备故障, 从而实现远程重启功能, 具体的实施方案要依据系统设备的额定功率及设备性能需求来选用合适的继电器, 并要考虑增加直流继电器接点开出回路的保护元件。
参考文献
充电站(机) 第8篇
传统能源的日益枯竭以及人类愈发膨胀的用电需求之间的矛盾使得新能源的开发和利用得到了世界各国普遍重视[1,2]。新能源以其低碳化、可持续的独特优势很好地缓解了能源紧张局势,促进了电网和谐发展。目前,以风能、太阳能为代表的新能源步入快速发展阶段并且已经成为国内第三大主力电源。
中国能源资源分布不均,长期存在电能大规模远距离输送的需求[3]。从中长期来看,大规模光伏、风力发电都将迎来快速发展。光伏发电主要呈现“规模化分散开发、低压接入、就地消纳”和“大规模集中开发、中高压接入、高压远距离外送消纳”两种方式[4],后者对于电力系统安全稳定运行的影响更为显著。随着光伏并网规模的日益扩大,其对于系统安全稳定的影响不容忽视[4,5]。
针对新能源对于电力系统低频振荡影响的研究,已取得了一些成果,且主要集中于风能[6,7,8,9,10,11],而针对光伏并网对低频振荡影响的研究则相对较少。文献[4]从有功频率特性、无功电压特性、功角稳定性、电能质量等角度分析了大规模光伏并网对系统可能产生的影响,并对未来需要进一步研究的内容提出了合理化建议。文献[11]指出包括风电、光伏发电在内的新能源并网会产生新的低频振荡模式,但并未具体分析该模式与光伏电站间的关系。文献[12]研究了大规模光伏并网对美国西部区域互联电网暂态稳定性的影响,认为渗透率、网络拓扑、扰动形式及故障位置是其主要影响因素。文献[13]指出光伏并网系统特征值对于逆变器电压外环及有功电流内环的变化较为敏感,但并未考虑同步电机的动态模型,因而无法得到系统机电振荡模式的相关信息。文献[14]研究了大规模光伏并网对新英格兰系统区间模式阻尼特性的影响,认为光伏渗透率的增加可能会削弱区间模式阻尼特性,但并未对局部模式的变化进行具体研究。文献[15]采用详细的光伏并网模型,对光伏接入单机无穷大系统的低频振荡稳定性进行研究,认为其影响与运行工况密切相关。文献[16]认为光伏并网可能会对系统阻尼特性产生正面或负面影响,其研究侧重于系统潮流变化情况下光伏并网对系统阻尼特性的影响。文献[15,16][15,16]均采用双级式光伏并网模型,这与实际大型光伏电站多采用单级式结构的特点不符。
上述研究为光伏发电并网对系统低频振荡的影响奠定了很好的基础。然而,以往的研究大多数是基于典型算例的仿真计算,欠缺理论分析,少量文献(如文献[15])通过光伏接入单机无穷大系统的线性化建模,分析光伏与同步机组的动态交互作用,尚未从理论角度说明多机电力系统中光伏本身究竟通过何种方式影响系统低频振荡特性。此外,现有文献大都单独考虑光伏接入对局部模式或区间模式的影响,并未就光伏接入对于多机系统局部模式、区间模式的影响及二者间的共性进行全面分析。针对上述问题,本文在现有研究基础上,基于完整的光伏模型,详细推导并建立了含光伏电站的多机系统状态方程及其线性化模型。在此基础上,基于两区四机系统这一经典算例,采用模式分析法研究系统转动惯量改变和保持不变两种典型场景下不同接入点、不同渗透率的光伏接入对于低频振荡局部模式、区间模式阻尼特性的影响,并通过时域仿真验证其正确性。最后,以区间模式为例,结合特征值灵敏度法进一步验证光伏接入对多机系统低频振荡的影响。
1 光伏发电系统动态建模
目前,大型光伏电站多采用单级式结构,主要由光伏阵列、逆变器、控制系统等部分组成。典型的单级式光伏并网模型如附录A图A1所示。对于光伏阵列,本文采用工程实用模型[17]。
1.1 逆变器及其控制模型
为了方便控制器的设计,需要对逆变器交流侧电压方程进行dq变换,其数学模型为:
式中:ω为电力系统角频率;L为输出滤波器电感;Idpv和Iqpv分别为并网电流的dq轴分量;Vd和Vq为逆变器交流侧电压的dq轴分量;Vdpv和Vqpv为节点电压pv的dq轴分量。通常将d轴固定在节点电压上,因此Vqpv=0。
光伏逆变器一般采用双环控制策略[18],其中,外环为电压环,控制直流侧电压;内环为电流环,控制逆变器交流侧电流,如图1所示。图1中电压外环、电流内环均采用比例—积分(PI)控制,为实现单位功率因数运行,将q轴参考电流设为0。其动态特性采用下列方程组描述:
式中:S为光照强度;x1,x2,x3为中间变量;其他符号含义见文献[13]。
1.2 直流电容方程
忽略逆变器的损耗,根据直流侧、交流侧功率平衡,可以得到直流侧电容方程:
式中:Cdc为直流滤波电容;Udc为电容电压;Iarray为光伏阵列输出电流。
2 含光伏电站的多机系统线性化模型
对于一个多机系统,假设其中一台为等值光伏电站,采用第1节所述动态模型。其余均为同步发电机,采用四阶模型。设光伏电站交流侧电压V-pv相角为δpv,以V-pv方向为旋转坐标系下的直轴,其xy坐标系与dq坐标系下的节点电压关系为:
对于含一个光伏电站的N机电力系统(其结构图见附录A图A2),前N-1台机组为同步发电机,第N台为等值光伏电站,其网络方程为:
式中:分别为同步发电机和光伏电站的端口输出电流向量矩阵;分别为同步发电机和光伏电站端口电压向量矩阵;为除了电源节点的其他节点自导纳矩阵;分别为同步发电机和光伏电站节点自导纳矩阵;导纳矩阵中的其他元素分别为不同类型节点间的互导纳矩阵。
消去式(5)中的m,有
对式(6)作进一步坐标变换并进行线性化处理(坐标变换后的表达式见附录A式(A1)),可以得到简化后的同步发电机输出电流dq轴分量矩阵表达式:
式中:Id和Iq分别为同步发电机输出电流dq分量;δ为同步发电机偏移同步参考轴的角度;为同步发电机q轴暂态电动势。
对于同步发电机,表征多机系统动态特性的微分、代数方程组的矩阵形式为[19]:
式中:ω为同步发电机转速;P为同步发电机输出电磁功率;Eq为同步发电机的空载电动势;E·q′为同步发电机q轴暂态电动势;d′为自动电压调节器的输出电压;Vg为同步发电机机端电压幅值。
式(1)—式(3)、式(7)、式(8)和式(9)分别构成了光伏电站、系统网络、同步发电机的微分代数方程组。将其在平衡点处线性化,可以得到整个系统的线性化状态方程组,如式(10)所示。矩阵中非零元素表达式见附录B。
此外,得到系统线性化框图模型见图2。
可以看出,光伏电站的状态变化量ΔIdpv和ΔIqpv与系统内同步发电机机电振荡回路通过不同的系数矩阵建立动态联系。光伏电站向其他N-1台同步电机注入的附加电磁转矩决定了其对系统不同模式阻尼特性的影响。进一步地,光伏电站不会产生新的振荡回路,仅通过向同步电机机电振荡回路中注入附加分量而影响系统原有振荡模式。
3 两区四机系统模态分析
本文以两区四机系统为例,研究光伏发电并网对于系统低频振荡的影响。两区四机系统单线图见附录A图A3,系统的详细参数见文献[20]。其中,同步发电机采用四阶模型,光伏采用第1节所述动态模型。按照上述方法将系统在平衡点处线性化,可得系统的小信号模型:
比较式(10)和式(11),可知状态向量
为了验证模式分析法计算结果,采用时域仿真法提取系统响应分量的振荡频率[21]。假定在第1s时母线6、母线10处发生三相短路故障,40ms后故障切除[22]。分别对同步发电机G2和G4输出的有功功率及联络线功率响应曲线进行Prony分析[23],联络线功率响应的Prony拟合曲线如附录A图A5所示,总的Prony分析结果见附录A表A1。可以看出,局部模式1和2可以分别在G4和G2的输出有功响应中体现,而区间模式可以同时在G2和G4及联络线功率响应中体现,与模式分析法的结果相吻合。
4 含光伏电站的多机系统模态分析
4.1 系统旋转惯量改变
在高渗透率光伏并网条件下,部分常规机组为光伏电站所替代[12]。零惯量的光伏电站接入、同步发电机退出会导致系统旋转惯量下降,本节具体分析这种变化产生的影响。
1)不同接入位置对局部模式的影响
首先,考察基本运行方式下分别退出一台机组并在其母线上接入等容量光伏电站对局部模式的影响。模式分析法计算结果分别见表2和表3。
综合表2和表3的结果,可以得到:①随着其中一台同步机组的退出运行,系统减少1个振荡模式。这说明光伏电站本身并不参与系统低频振荡,而振荡模式的减少是由于其中一台同步发电机的退出引起,验证了线性化模型的分析结果;②随着同步机组的退出运行,减少的振荡模式为该区域的局部模式,光伏不参与低频振荡,区域内原有两台同步电机的相互摇摆因其中一台退出而消失;③同步机组退出和光伏接入几乎不会对另一区域的局部模式产生影响。参与因子量度了振荡模式与状态变量间的相互参与程度。由表1可知不同区域的局部模式间耦合性较弱,因而不会对另一区域的局部模式产生明显影响,另一区域内机组在其所属区域的局部模式中参与因子基本保持不变。
2)不同接入位置对区间模式的影响
类似地,研究基本运行方式下分别退出一台机组并在相应母线上接入等容量光伏电站后对区间模式的影响,其结果如图3所示。
可以看出:同步机G2退出、母线6处接入光伏电站后区间模式阻尼比最大,同步机G1和G4次之,而同步机G3退出、母线11处接入光伏电站后区间模式阻尼比最小。附录A图A6给出了同步机G3退出、母线11处接入光伏电站后发生持续40ms三相短路故障的时域响应Prony拟合曲线,拟合结果、模式分析结果分别见附录A表A2和表A3。可以看出,由于该区域局部模式的消失导致此时G4的输出有功响应中只能提取出区间模式而无局部模式。G2的输出有功响应中体现的该区域局部模式、区间模式的信息与模式分析法的结果相符。限于篇幅,下文将不再列出模式分析法与时域仿真法结果的比较。
由表1可知,原区间模式参与因子由高至低依次为:G3,G4,G1,G2。而图3的结果表明4台机组分别退出后区间模式阻尼比由高至低依次为:G2,G1,G4,G3。可以看出:退出的同步机在原区间模式中参与因子越高,则在其对应母线接入等容量光伏电站后区间模式阻尼越弱,反之则越强,二者存在负相关关系。光伏电站为零惯量单元,在无附加控制的条件下缺乏对于低频振荡的阻尼作用。而对于原区间模式参与因子越高的同步发电机,其旋转惯量在平衡该模式下功率振荡中的作用越显著。该同步机的退出伴随其旋转惯量的消失,因而阻尼越弱,反之亦然。
为了进一步验证所得到的结论,分别在联络线传输功率为300,200,100 MW运行方式下退出不同机组,研究接入光伏电站后区间模式阻尼比和所退出机组在原区间模式中参与因子的关系,结果见附录C图C1—图C3。同样的,在所有的运行方式中,二者均满足负相关关系,与上述分析相吻合。
4.2 系统旋转惯量不变
目前光伏电站容量大都低于常规机组,如不考虑负荷增长,光伏渗透率增加过程中需相应减少同步发电机有功出力以保持功率平衡,系统旋转惯量不变。下面具体分析该场景下光伏并网对低频振荡的影响。
1)不同接入位置对局部模式的影响
分别在母线5、母线11处接入光伏电站并逐步增加其有功出力,分别减少同步机G1和G3有功出力以保持功率平衡。采用模式分析法计算不同接入位置下光伏电站有功出力对局部模式的影响,分别如图4和图5所示。
可以看出:无论接入位置如何,任意区域内光伏渗透率的增加均不会对另一区域的局部模式产生影响;而其接入区域内的局部模式阻尼比均呈显著增长趋势。在光伏出力增至600 MW时,其所在区域的局部模式阻尼比达14%左右,大大提升了该区域的低频振荡稳定性。由表1可知:对于任一区域的同步发电机,其在该区域局部模式中具有很高的参与程度,而不参与另一区域的局部模式。因而在相应母线接入的光伏电站向其注入的附加电磁转矩对该区域的局部模式阻尼特性影响显著,而不会对另一区域局部模式产生影响。
2)母线5处接入光伏对区间模式的影响
类似地,采用模式分析法研究该场景下母线5处接入光伏对区间模式的影响,结果如图6所示。随着光伏渗透率的增加,系统区间模式阻尼比呈先减小后增大的趋势,但变化并不显著。区间模式参与程度相对较低的G1对于阻尼该振荡模式能力有限,且光伏电站在无附加控制情况下无法有效抑制系统振荡,阻尼性能下降。而光伏渗透率的提升在一定程度上改善了其向同步机G1机电振荡回路注入附加电磁转矩的能力。接入容量大于400 MW后阻尼比稍有增加,但由于G1的参与程度较低,这种变化并不明显,阻尼比仍低于基本运行方式。因此,在母线5处接入光伏不利于系统区间模式的低频振荡稳定。
3)母线11处接入光伏对区间模式的影响
同样,考虑该场景下母线11处接入光伏对于区间模式的影响,结果如图6所示。与在母线5处接入光伏电站后区间模式阻尼比先减小后增大、变化幅度较小的情况不同,随着光伏渗透率增加,区间模式阻尼比呈显著上升趋势。由表1可知:同步机G3对于区间模式的参与程度要明显高于G1,因而在G3附近接入的光伏电站向其注入的附加电磁转矩对该模式阻尼特性影响程度明显高于后者。此外,由图5可知:在母线11处接入光伏的渗透率增加能够显著改善区域2的局部模式阻尼特性,而不会对区域1的局部模式产生影响。因此该场景下在母线11处接入光伏能够显著改善包括本区域局部模式、区间模式在内的阻尼特性,提升系统低频振荡稳定性。
综上所述,在系统旋转惯量不变的分析场景下,光伏渗透率的增加对局部模式、区间模式的影响具有显著差异,与同步机组参与因子密切相关。
5 阻尼比对光伏出力的灵敏度计算
由上述分析可知,在系统惯量不变场景下光伏接入对系统区间模式的影响与接入位置、接入容量有关。下面将通过计算该场景下区间模式阻尼比对于不同位置光伏电站有功出力的灵敏度,进一步验证光伏渗透率的增加对于区间模式的影响。特征值对于系统参数α的变化灵敏度为:
式中:λi=σ±jγ,为系统第i个振荡模式的特征值,其中σ和γ分别为特征值的实部和虚部;A为系统特征矩阵;ui和vi分别为对应特征值的左、右特征向量;参数α为光伏电站有功出力Ppv。
特征值灵敏度能够反映不同接入位置光伏出力在一定范围内变化对于特征值的影响。由阻尼比表达式,可进一步推导出阻尼比对系统参数α变化灵敏度的表达式[24]:
表4、表5分别为光伏接入母线5、母线11时区间模式阻尼比对光伏出力变化的灵敏度。在光伏接入母线5时,若其出力分别为0,100,200,300 MW,灵敏度为负;而当其出力为400,500,600 MW时,灵敏度为正,由于灵敏度值偏小,区间模式阻尼性能改善效果并不明显。而当光伏接入母线11时,其灵敏度均为正值,因而区间模式阻尼比呈上升趋势。模式分析法的结果得到了进一步验证。此外,对比表4、表5中阻尼比灵敏度的绝对值大小可知:光伏接入母线11处对于区间模式的影响程度显然大于母线5处,验证了4.2节的分析结果。同样,该场景下局部模式阻尼特性变化规律也可通过灵敏度分析得到验证,限于篇幅,不再一一列出。
6 结论
1)光伏并网不会产生新的低频振荡模式,主要通过向同步发电机机电振荡回路注入附加分量而间接改变原有振荡模式阻尼特性。
2)对于系统惯量改变的分析场景,退出的同步发电机参与因子越大,说明该机组的惯量在调节该振荡模式下的系统功率平衡中发挥的作用越显著,退出后产生的影响也越大,即该模式阻尼比越小。
3)对于系统惯量不变的分析场景,光伏电站的接入位置、接入容量对系统阻尼特性的影响存在显著差异,与同步发电机参与因子密切相关。从仿真结果来看,为了保证主导振荡模式稳定性,应尽量考虑在参与程度较高的同步机组附近接入光伏电站。
4)无论对于哪种分析场景,若所接入光伏电站附近的同步发电机不参与所关心的振荡模式,则接入光伏后该模式阻尼性能几乎不变。
充电站(机) 第9篇
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