电厂调节阀四篇

2024-09-11

电厂调节阀篇1

某电厂的3根调节阀发生断裂,断裂位置如图1所示,按顺序编号为1#、2#和3#,调节阀杆的材质为1Cr11MoV。将断裂的阀杆从螺帽中取出,做断口分析和材质检验分析。

2 断口分析

2.1 宏观断口分析

调节阀断裂的宏观形貌如图1(a)、图1(b)和图1(c)所示,1#调节阀杆只有一个断面,断口呈浅红色,边缘局部呈深灰色,有清晰的贝纹线。2#、3#调节阀杆有3~5个断面,自定位销及螺纹处开裂,形成多个断面,2#断口呈浅红色,边缘有小区域呈黑色,3#断口全部呈黑色,局部可见海滩装花样。3根调节阀断面都与调节阀杆垂直,没有明显的塑性变形的痕迹,断面已被严重氧化和磨损。

2.2 微观断口分析

因为2#、3#调节阀断口磨损严重,把1#调节阀断口放入电镜观察,微观形貌如图2所示,断口源区磨损较为严重,扩展区有明显的贝纹线,收敛于断口边缘的螺纹处,见图2(a),断口扩展区大部分是解理断裂,见图2(b),断口上未见疲劳辉纹。

3 材质分析

3.1 化学成分分析

在1#、2#和3#调节阀上取样,测试了调节阀的化学成分,分析结果如表1所示。由表1可知,3根调节阀的化学成分都符合标准B/HJ479-2006的规定。

3.2 硬度分析

1#、2#和3#调节阀的硬度值分别为HB222、HB224和HB233,调节阀杆设计要求的屈服强度等级为490MPa,相对应的硬度值规定为HB217~248,3根调节阀的硬度值都符合标准B/HJ479-2006的规定。

3.3 金相分析

在1#、2#和3#调节阀杆的螺纹处的纵剖面制备金相样品,做低倍检查,夹杂物检查结果为A1、B2、D1.5e。分别在调节阀杆端面上制备金相样品,金相组织如图3(a)、(b)所示。在金相样品的边缘观察到氮化层,氮化层深为0.25~0.38mm,在氮化层边缘及内部有许多微小的显微裂纹,对调节阀杆的螺纹处进行腐蚀,发现螺纹处局部有氮化的痕迹,且被氮化的螺纹处大都有螺纹剥落发生,调节阀杆金相样品的晶粒度都为4级,金相组织为回火索氏体。

4 综合分析

按照调节阀杆的设计要求,阀杆上的定位销孔的位置应位于自阀杆端部螺纹长度的约四分之一处,1#调节阀杆上定位销孔的位置符合设计要求,在定位销孔处未出现开裂,2#和3#调节阀杆的定位销孔的位置都靠近阀杆螺纹上部的端面,都不符合设计要求,在2#和3#调节阀杆的定位销孔都出现开裂,导致阀杆多处发生断裂。阀杆的断口分析表明阀杆的断裂性质是疲劳断裂,裂纹自螺纹表明萌生,向内部扩展。设计上要求阀杆氮化时对螺纹以上区域应做好防护,防止氮化,阀杆的材质检验结果表明,阀杆端部的大面积及螺纹的局部有氮化层,表明阀杆在氮化过程中未能对螺纹进行有效的防护,致使阀杆端部及螺纹局部被氮化,在氮化组织中形成显微裂纹,增加了螺纹的脆性,导致螺纹在运行中出现局部剥落现象,形成偏载,进一步加剧了螺纹处的应力集中,最终导致阀杆疲劳断裂。

5 结语

1#、2#和3#调节阀杆的断裂性质是疲劳断裂,材质都符合B/HJ479-2006的规定。阀杆在做氮化处理时未对螺纹进行有效防护,致使阀杆端部及螺纹局部被氮化,这是阀杆发生疲劳断裂的主要原因。

建议今后调节阀杆氮化时严格按照设计要求做好防护,防止螺纹被氮化。

摘要：某电厂3根调节阀杆在运行过程中发生断裂,活塞杆的材料牌号为1Cr11MoV,由于活塞杆淬火冷却速度慢,调质后形成淬火冷却不足组织。阀杆的断口分析表明阀杆的断裂性质是疲劳断裂,阀杆端部及螺纹局部被氮化,在氮化组织中形成显微裂纹,增加了螺纹的脆性,导致螺纹在运行中出现局部剥落现象,形成偏载,进一步加剧了螺纹处的应力集中,最终导致阀杆疲劳断裂。

关键词：疲劳,氮化,脆性,应力集中

参考文献

[1]崔约贤,王长利.金属断口分析[M].哈尔滨:哈尔滨工业大学出版社,1998.

[2]沈虹.汽车主消声器失效分析[J].理化检验物理分册,2002(11):519-520.

电厂调节阀篇2

为推进区域电力市场建设、规范市场秩序、消除电力系统运行中的安全隐患, 国家电力监管委员会在全国范围内推广了《辅助服务管理实施细则》和《发电厂并网运行管理实施细则》[1] (简称“两个细则”) 。华北电网电力调度通信中心按照“两个细则”的要求, 参与首批试点并研发了与“两个细则”相对应的并网电厂管理考核系统, 从2009年5月开始正式结算处罚与补偿, 系统运行稳定, 实现了对华北电网所有火电、水电机组发电计划、一次调频、自动发电控制 (AGC) 、自动电压控制 (AVC) 以及调峰等功能的投入和运行情况的实时监视及性能统计分析。该系统能够满足“两个细则”所对应的各项条款规定, 各项软件功能实现均已完成。

本文根据“两个细则”并网电厂管理考核系统在京津唐电网中的实际运行情况, 针对系统中AGC补偿所存在的实际问题, 提出一个表征AGC机组调节性能差异的综合性能指标Kp, 并提出合理的补偿措施以体现其性能差异。在京津唐电网中实际运行的效果证明该算法合理地补偿了电厂的AGC性能及调节贡献。

1 “两个细则”并网电厂管理考核系统

为满足华北电网发电厂并网运行及辅助服务管理考核的需要, 建立统一的管理平台, 整合数据申报、数据交换、处罚和补偿、结果发布、报表分析等各项功能, 华北电网研发了并网电厂管理考核系统, 实现了对电厂并网运行和辅助服务的各种处罚及补偿。

该系统数据平台采用基于Java2 Enterprise Edition (J2EE) 构架的C/S和B/S多层体系。这种C/S和B/S相结合的软件架构, 既能够满足调度中心用户频繁操作、大量数据访问和复杂图形展示的要求, 又能够满足远端电厂客户端配置维护方便和使用简单的要求。系统框架如图1所示。从而建立了规范统一的数据交换机制, 将AGC和AVC调节记录 (Ⅰ区) 、机组实时出力 (Ⅲ区PI平台) 和机组上网电量 (Ⅲ区OMS) 等来自多安全区系统、多交换机制、多数据格式、多采样周期的统一数据接入[2], 实现交换数据的统一管理。

在此基础上, 并网电厂管理考核系统的功能实现以月度为周期, 提供从调度管理、安全管理、技术指导, 到发电计划、一次调频、AGC、AVC、无功、调峰、非停、检修和黑启动等并网电厂相关业务的处罚功能, 并提供调峰、AGC、AVC、无功和黑启动的补偿功能, 建立了完整的处罚和补偿并重的奖惩机制。最后完善了系统的月度结算和数据分析功能。

2 AGC调节综合性能指标

表征AGC机组综合调节性能最重要的3个指标是响应时间、调节速率和调节精度[3,4,5,6]。响应时间、调节速率和调节精度的测量流程相互独立, 首先捕捉响应指令的时间, 机组开始执行指令后测量其调节速率, 最后在达到目标值后维持一段时间开始计算其调节精度。

2.1 指标定义

1) 响应时间

根据“两个细则”规定, 响应时间多于机组标准响应时间时受到处罚, 少于机组标准响应时间时将得到补偿, 因此可以构造第i次调节的响应时间指标K1i:

$Κ_{1 i} = 2 - \frac{Τ_{E 1} - Τ_{S 1}}{Τ_{Ν}} (1)$

式中:TS1为第i次机组调节的起始时间;TE1为机组第1次跨出与调节方向一致的调节死区对应的时间;TN为机组额定容量。

火电机组AGC响应时间应小于1 min, 水电机组AGC的响应时间应小于10 s。

2) 调节速率

“两个细则”中调节速率低于机组标准调节速率时受到处罚, 高于机组标准调节速率时将得到补偿, 因此第i次调节的调节速率K2i可表达为:

$\begin{array}{l} Κ_{2 i} = {\begin{cases} \frac{Ρ_{E i} - Ρ_{S i}}{(Τ_{E 2} - Τ_{S 2}) v_{Ν}} Ρ_{d} \notin (Ρ_{E i}, Ρ_{S i}) \\ \frac{Ρ_{E i} - Ρ_{S i}}{[(Τ_{E 2} - Τ_{S 2}) - Τ_{d}] v_{Ν}} Ρ_{d} \in (Ρ_{E i}, Ρ_{S i}) \end{cases} \\ (2) \end{array}$

式中:PEi为调节结束时的出力;PSi为调节开始时的出力;TE2和TS2分别为调节结束时刻和开始时刻;Pd为机组启停磨临界点功率;Td为启停磨消耗的时间;vN为机组标准调节速率, 单位MW/min。

3) 调节精度

同样在“两个细则”中规定调节偏差量高于机组额定容量1%时受到处罚, 低于机组额定容量1%时将得到补偿, 因此可构造第i次调节的调节精度K3i如下:

$Κ_{3 i} = 2 - \frac{\int_{Τ_{S 3}}^{Τ_{E 3}} | Ρ_{i} (t) - Ρ_{i} | d t}{0.01 Ρ_{Ν}} (3)$

式中:TS3为第1次进入调节死区的时间;TE3为新的AGC指令设点命令时刻;Pi为该时段内的设点指令值;PN为机组额定容量。

在计算响应时间和调节精度的对应指标时, 若指标值小于0.1甚至为负, 指标值取为0.1。

2.2 AGC综合性能指标Kp

目前国内所采用的AGC调节性能绩效评估方法大都采用加权求和的方法:文献[7]将调节容量、调节速率和调节偏差的加权求和作为AGC机组调节效能;文献[8]则将调节容量、调节速率、调节精度和响应时间作为AGC调节效能评估的输入。

在实际系统应用中, 加权求和方法具有以下缺点:

1) 各个机组之间的综合性能指标Kp值差别较小, 未能有效地发挥处罚和补偿对机组AGC调节的激励作用。

2) 当响应时间、调节速率和调节精度中的某一指标较好, 其他指标较差时, 加权求和法仍然会得到一个较好的综合性能指标Kp, 即较好的指标掩盖了其他指标对Kp的影响。

3) 加权求和法的权重设置较为复杂, 每个指标对应的权重直接影响最后的综合性能指标, 很难找到一个普适的权重以体现处罚和补偿的合理性。

根据目前指标求解存在的问题, 建议采用乘法公式计算Kp, 第i次调节的性能指标计算公式为:

$Κ_{p, i} = Κ_{1 i} Κ_{2 i} Κ_{3 i} (4)$

对7月份历史数据进行测试, 所有机组的综合性能指标Kp的分布如表1所示。

从表1可以看出:

1) 本文综合性能指标Kp的计算方法能够较好地区分AGC机组调节性能的差异, 有10%机组的指标低于1.0, 将受到处罚;有6台机组的调节性能大于5.0, 可满足系统频繁调节的要求;同时, 所有机组的Kp值大致服从正态分布。

2) 乘法计算综合性能指标全面考虑了响应时间、调节速率和调节精度3个指标对Kp值的影响。当其中一个指标较好 (大于1) 而其他指标较差 (小于1) 时, 较差的2个指标与其相乘会降低最终的Kp值, 因而更合理地表征了AGC机组的调节性能。

3 AGC调节的补偿措施

AGC综合性能指标Kp反映了机组AGC调节的能力;在对AGC机组进行补偿时, 同时还需要考虑机组调节量的大小。

3.1 AGC调节量

在计算AGC调节量时, 时间步长的选择对计算结果有很大的影响。因此, 建议采用基于有效AGC指令时间间隔来计算调节量, 假设本次AGC指令与上次AGC指令的时间差为T, 计算T内机组出力的调节量。对于T内上调的AGC指令PAGC, T, 机组实际出力有如下4种情况:①P1为跟随指令变化但欠调;②P2为未响应AGC指令, 仍然维持原出力不变;③P3为机组出现超调;④P4为机组调整方向与AGC指令变化方向相反。根据图2所示, 分别计算其T内的调节量。

从图2中可以看出:图2 (a) 中机组随着指令上调但未达到设定值, 其对系统的调节贡献可表示为P1-P0;图2 (b) 中机组未响应AGC指令的变化, 因此其对系统的调节贡献为0;图2 (c) 中机组随着指令上调, 但调节量超过设定值, 假设机组实际出力等于设点值时, 调节贡献量最大, 因此超调对系统的贡献减少至2PAGC, T-P3-P0;图2 (d) 中机组实际出力与AGC指令变化方向相反, 机组AGC调节贡献为负。

3.2 AGC补偿措施

综合考虑AGC调节性能和调节量对系统的贡献, 本节在综合性能指标Kp的基础上, 考虑调节次数和调节深度对补偿费用的影响。AGC补偿按天统计补偿费用, 综合性能指标Kp采用第j天内的平均值, 假设第j天内发生Nj次AGC调节, 第i次调节的调节量Di由2.1节所描述的方法计算求得。因此, 第j天的补偿费用计算如下:

$C_{j} = Y_{A G C} \sum_{i = 1}^{Ν_{j}} (α D_{i}) \sum_{i = 1}^{Ν_{j}} \frac{Κ_{p, i}}{Ν_{j}} (5)$

式中:YAGC为AGC调节性能补偿标准, 取30元/MW;α为折返调节系数, 机组折返调节时α取为与机组容量相关的参数, 否则取1, 这是因为折返调节对机组本身提出更高的性能要求, 以满足系统的功率平衡, 因此在计算时需要额外的补偿。

4 算例分析

AGC主站控制软件在对AGC机组进行远方控制时, 可以采取多种控制模式。将系统内的所有机组分成带基点方式的AGC机组、人工设定基点方式 (SUB) 的AGC机组和非AGC机组, 其中带基点方式的AGC机组又可分为按机组基点功率跟随发电计划调整发电功率的BLO (base load off-regulated) 方式、按机组基点功率参与动态经济调度的DED (dynamic economic dispatch) 方式[9,10]和按区域控制误差 (ACE) 自动调节的BLR (base load regulated) 方式。动态经济调度是根据超短期负荷预报的结果计算1 h内每5 min的发电机输出功率, 动态地调整发电机出力, 以满足负荷变化的要求。严格意义上讲, DED方式也是BLO方式的一种, 为方便阐述, 本文中BLO方式是指除DED之外的控制模式。

综上所述, 系统实际运行中存在4种典型调节方式的AGC机组:SUB, BLO, DED, BLR。为了将系统频率和联络线交换功率维持在计划值, 系统中必须有一定数量的BLR机组, 用以补偿各种随机事件引起的发电与负荷之间的实时偏差, 因此BLR机组的调节较为频繁。由于不同的AGC机组响应速率不一, BLR方式的AGC机组数量相对有限。本文选取4台典型机组分别代表4种调节方式, 并对其调节量和补偿费用的计算结果加以分析。

4.1 调节量计算

根据4台机组的调节记录, 分别计算7月份和9月份某1 d内机组的AGC调节量, 并分析折返调节系数α对调节量的影响, 如表2所示。折返系数恒定, 表示机组在折返调节时α仍然取1;而折返系数变化是指在折返调节时, α取为与机组容量相关的参数, 其他情况下α取为1。

从表2中可以看出:

1) SUB方式的机组调节次数相对较少, 但每次的调节量较大, 因此折返系数对其影响不大。

2) BLR方式的机组虽然每次调节量较小, 但是由于其每天调节次数很多, 其调节量计算结果均为最大。同时, 由于BLR方式的机组折返调节相对频繁, 因此折返系数对调节量的影响很大。

3) 折返系数变化时, BLR方式和DED方式的机组调节量相比折返系数恒定时较大, 更为合理地反映了BLR方式和DED方式的机组频繁调节对系统功率平衡的贡献。

4) 9月份同一台机组在相同AGC方式下, 其调节量有较大的增加 (SUB方式的机组除外) 。

4.2 AGC补偿费用的计算

考虑综合性能指标Kp的影响, 根据式 (5) 计算AGC机组的补偿费用, 如表3所示。

从表3可以知道, 典型的BLR方式的机组每天AGC补偿达到将近20万元, 真实地反映了其对系统贡献量的大小。一方面, 机组是否投BLR方式由其综合性能指标Kp决定, Kp越大, 投BLR方式的可能性就越大;另一方面, BLR方式的机组参与出力的频繁调节, 调节量的增大使得AGC补偿增加。

从全系统所有机组的角度看, Kp的平均值和补偿总费用均有小幅增加, 如表4所示。

从表4中可知, Kp的平均值由7月份的1.54上升至9月份的1.62, 所有机组的补偿总费用也增加了500万元左右。同时, 折返系数变化后补偿总费用变化幅度不大, 反映了系统中仅有少部分机组参与折返调节。

比较7月份和9月份的补偿费用可知, 机组不但增加了AGC的调节量, 同时也提升了调节的综合性能指标Kp, 因此9月份补偿费用显著增加, 表明“两个细则”并网电厂管理考核系统的补偿算法对提高AGC性能有较大的激励作用。

5 结语

“两个细则”并网电厂管理考核系统即将在全国范围内推广, 可激励电厂加强运行管理, 加快技术改造, 更好地参与系统的调节。本文以AGC补偿费用为例, 在本文提出的补偿机制下, 机组通过提高AGC调节性能和增加调节量获得更高的补偿费用, 从而形成了一个行之有效的良性循环, 激发机组改善调节性能并参与AGC调节。

从算例分析可知:①BLR方式调节频繁, 折返系数使其得到更多的AGC补偿;②SUB方式的机组调节次数不如DED方式的机组, 但是每次的调节量较大, 使得SUB, BLO, DED方式的机组的AGC补偿相差不大;③9月份的数据表明本文算法和补偿措施对电厂提高AGC性能有较大的激励作用。

摘要：在并网电厂管理考核系统的基础上, 首先简单介绍了系统的架构, 然后提出了一套基于自动发电控制 (AGC) 调节综合性能指标和调节量的补偿费用计算方法。响应时间、调节速率和调节精度3个指标的乘法计算和折返系数的调整使得AGC补偿费用更为合理, 从而激发了机组改善调节性能并参与AGC调节。实际应用表明, 该算法可准确有效地评估并网电厂管理考核系统中的AGC补偿, 对电厂提高AGC性能和参与调节有较好的激励作用。

关键词：自动发电控制 (AGC) ,调节性能,综合性能指标,响应时间,补偿措施

参考文献

[1]国家电力监管委员会.辅助服务管理实施细则和发电厂并网运行管理实施细则[EB/OL].[2009-10-01].http://www.serc.gov.cn/jgdt/pcjg/200903/t20090302-11081.ht m.

[2]谢开, 刘军, 宁文元, 等.华北电网一体化调度计划和实时发电控制系统的设计与实现.电网技术, 2005, 29 (18) :6-11.XIE Kai, LI U Jun, NI NG Wenyuan, et al.Design and realization of integrated scheduling and dispatching system for North China power grid.Power System Technology, 2005, 29 (18) :6-11.

[3]贾德香, 程浩忠, 熊虎岗, 等.考虑控制性能标准的AGC机组经济补偿研究.中国电机工程学报, 2007, 27 (31) :62-66.JI A Dexiang, CHENG Haozhong, XIONG Hugang, et al.Financial compensation of AGC unit considering control performance standard.Proceedings of the CSEE, 2007, 27 (31) :62-66.

[4]冯玉昌, 滕贤亮, 涂力群.AGC机组调节速率和精度的实时计算方法.电力系统自动化, 2004, 28 (4) :75-77.FENG Yuchang, TENG Xianliang, TU Liqun.Real-ti me calculation of regulation speed and regulation precision on AGC software.Automation of Electric Power Systems, 2004, 28 (4) :75-77.

[5]邹斌, 许卫洪, 丁峰.一种新的AGC机组绩效考评方法.电力系统自动化, 2005, 29 (11) :23-28.ZOU Bin, XU Weihong, DI NG Feng.Anewevaluation method for AGC generators performance.Automation of Electric Power Systems, 2005, 29 (11) :23-28.

[6]谢旭, 刘国旗, 杨小煜.基于CC-2000系统的华北电网AGC机组调节效能在线测定软件的开发.电网技术, 2005, 29 (18) :22-25.XIE Xu, LI U Guoqi, YANG Xiaoyu.Development of on-line measurement software for adjust ment efficiency of AGC units in North China power grid based on CC-2000platform.Power System Technology, 2005, 29 (18) :22-25.

[7]李端超, 江山立, 陈家庚, 等.AGC机组调节效能定量评估与补偿方式研究.电网技术, 2001, 25 (8) :15-19.LI Duanchao, JI ANG Shanli, CHEN Jiageng, et al.Quantitative evaluation of regulation efficiency of generating sets with AGCand study onthe compensation modes.Power System Technology, 2001, 25 (8) :15-19.

[8]张慧琦, 曹宇鹏, 王海波.黑龙江省电网AGC定量评估与经济补偿方法.黑龙江电力, 2009, 31 (1) :13-16.ZHANG Huiqi, CAO Yupeng, WANG Haibo.Method of AGC quantitative evaluation and economy compensation for Heilongjiang power grid.Heilongjiang Electric Power, 2009, 31 (1) :13-16.

[9]杨明, 韩学山, 梁军, 等.基于等响应风险约束的动态经济调度.电力系统自动化, 2009, 33 (1) :14-17.YANG Ming, HAN Xueshan, LI ANG Jun, et al.Dynamic economic dispatch with equal response risk constraints.Automation of Electric Power Systems, 2009, 33 (1) :14-17.

电厂调节阀篇3

关键词：发电机励磁调节器应用

1 系统概述

我厂自备电厂有1台30MW汽轮发电机组，发电机并在热电6kV I段，通过热电6kV I段联络线与总降连接，为系统提供有功及无功功率补偿。

机组励磁系统于2010年1月23日投入运行，励磁方式为两机无刷旋转整流励磁，励磁系统图如下：

■

如图所示：交流励磁机发出的交流电通过旋转整流二极管整流，得到直流电，通过导电螺栓与转子大轴中心孔内的励磁引线相连接，给发电机转子绕组提供励磁功率。

2 TDWLT-01微机励磁调节器的主要功能

TDWLT-01微机励磁调节器以80C198单片微机为核心，辅以几片大规模集成电路组成，该装置采用完全双通道技术，双机混合工作模式，STD总线结构，硬软件均采用模块化设计。具有可靠的硬件系统及丰富的软件功能。其功能如下：①多种调节模式和控制规律。TDWLT-01微机励磁调节器具有电压调节、电流调节、无功调节、功率因数调节模式，以适应各种运行方式的需要。一般情况均运行在电压调节模式下，以适应系统电压的变化。具有PID、PD、PSS、EOC、NEOC多种控制规律，满足系统的需要。②保护和限制功能。TDWLT-01微机励磁调节器具有PT断线保护、空载过电压保护、误强励保护欠励保护。限制功能包括：顶值限制、低励限制、过励限制、V/F限制。可对发电机的极限工作状态做出反映确保发电机的安全运行。③具有自动零起升压和系统电压自动跟踪功能，接到建压指令后发电机电压从零递升至额定电压，并保证发电机机端电压与系统电压一致。停机自动灭磁。④双机混合工作模式。两套装置采用独立的交流及直流供电电源，以确保装置的正常工作。正常运行时工作主机运行，备用机跟踪主机运行状态，当主机发生故障时，自动切换。同时TDWLT-01微机励磁调节器具有自诊断、自恢复功能：所有参量和状态均具有纠错和检错功能。

3 TDWLT-01微机励磁调节器的主要技术参数

①晶闸管励磁调节器分辨率：0.018度/码（50Hz），移相范围：10度~150度。②调节范围：调压精度≤0.5%；频率特性：≯±0.25/0.5Hz；10%阶越超调量＜10%，振荡次数＜3次，调节时间＜5秒。零起升压：超调量＜10%，振荡次数＜3次，调节时间＜5秒。调压范围10%~130%。③调节参数。调差系数-15%~+15%；放大倍数10~200；积分时间：2~30秒；微分时间：0~5秒。

4 运行中遇到的问题

①发电机并网过程中在起励建压时，建压时间过长，从而导致并网时间过长。原因：TDWLT-01微机励磁调节器起励电压预置参数是60。由于起励电压设置为额定电压的60%，即起励后电压只能到3.78KV（二次值60V），要通过增励调到与系统电压一致这一调节时间过长。后将电压预置参数改为80，起励后电压能达到5.04KV（二次值80V），这样就缩短了建压时间，从而也缩短了发电机的并网操作时间。②发电机并网运行后，TDWLT-01微机励磁调节器在恒电压调节模式下工作时，主机与备机的导通角显示相差1度，切换至电流调节模式后，主机与备机显示导通角相差6度。在电流模式下无论是故障状态切换还是正常情况下切换主、备机会出现扰动。解决办法：修改控制器内参数。

5 运行效果

发电机自2010年1月投运至今，TDWLT-01微机励磁调节器控制输出平稳，切换无扰动。运行效果较好。

参考文献：

[1]梁国玲.微机励磁调节器应用与问题探讨[J].青海电力，1997(02).

[2]区干生，容太平.同步发电机微机励磁调节器的设计与实现[J].水电自动化与大坝监测，2004(02).

[3]高大全，皮思维，张南建等.微机励磁调节器在攀钢发电厂的应用[J].四川电力技术，2000(01).

电厂调节阀篇4

沙溪口水电厂4台机总装机容量为300MW,#1、#2机构成I单元,#3、#4机构成Ⅱ单元,均采用扩大单元接线法。励磁系统由1台南瑞SAVR-2000型励磁调节器、2台可控硅整流装置(FLZ1、FLZ2)、1台灭磁及过电压保护装置(FLM)、1台ABB励磁变压器等组成,励磁方式为自并励。系统以DSP为控制核心,采用A、B 2套可互换的控制插箱;双通道及双功率柜形成冗余结构;引入机端电压、系统电压、转子电流、定子电流等模拟量,两路机端电压UTV1、UTV2经模拟量板隔离整流后分别供给A、B控制箱,其它量同源。励磁系统框图如图1所示。

(1)励磁调节器。2套微机通道互为备用,每套微机通道的运行工况为发电机机端电压调节(AVR)和发电机转子电流调节(FCR)。正常运行时,调节器处于AVR调节工况,机端电压UTV1、UTV2同时进入2套微机通道。对于A套微机通道,UTV1用于AVR调节,UTV2用来判断TV1是否断线;对于B套微机通道,UTV2用于AVR调节,UTV1用来判断TV2是否断线。当TV1或TV2断线时,UTV1、UTV2整流值将降低,通过比较找出断线TV,从而将其对应的微机通道自动切换为备用通道(输出跟踪主用通道但被闭锁)并运行在FCR调节工况,没有断线的TV对应的微机通道自动切换为主用通道并运行在AVR调节工况。这样,发生TV断线的微机通道由于输出被闭锁将不会引起误强励。

(2)可控硅整流装置。励磁系统正常运行时,2组可控硅整流桥并列运行,当某一组可控硅整流桥发生故障时,另一组整流桥可独立调节所有负荷。每个可控硅柜均有1台同步变压器,A套微机通道仅采集A同步变压器的输出进行移相触发,B套微机通道仅采集B同步变压器的输出进行移相触发。当A同步变压器故障时,退出A套微机通道,系统仅采用B套微机通道;当B套微机通道也发生故障时,将导致励磁系统故障。

2 系统功能

SAVR-2000型励磁调节器的功能如下:

(1)调节及控制功能。保证发电机按要求升压、并网、增减无功负荷及逆变停机;保证发电机稳定运行于空载、发电、调相、停机等工况;可按要求选择起励方式(100%额定电压起励、零起升压);保证机组在突甩负荷时机端电压迅速稳定在额定电压;恒发电机机端电压的PID调节规律;恒发电机转子电流的PID调节规律;系统电压跟踪方式;主备励无扰动切换;可将调节中的数据实时传至上位机,并接收上位机的控制命令;具备实时数据库及历史数据库,能进行事件录波辅助分析,并给出有效提示。

(2)实时故障诊断及异常状态的限制功能。可实现电源电压过低(或消失)、TV断线、可控硅同步电压信号断线、可控硅脉冲丢失、通信故障的检测;欠励瞬时限制及保护;过励延时限制及保护;发电机强励反时限限制及保护;最大励磁电流瞬时限制及保护;V/F限制及保护;空载过压限制及保护;可控硅整流柜快速熔断器熔断、停风、部分柜切除时的励磁电流限制。

(3)调节器模拟量及开关量的容错。

(4)智能调试及计算机辅助分析功能。

(5)调节器维护时系统自检功能。

3 软件控制

SAVR-2000型励磁调节器利用软件实现励磁调节和保护的大部分功能,应用程序主要包括主程序和控制调节程序,如图2、图3所示。另外,通过工控机可动态显示并修改发电机和调节器的参数量和状态量,可利用人机接口命令进行动态试验。

3.1 电压调节计算

沙溪口水电厂#4机为扩大单元接线,为保证各台并联机组间无功的合理分配,必须进行无功补偿,因此需进行调差计算。工程中,系统采用正补偿方式,其原理及计算流程如图4、图5所示。

3.2 限制判别

在SAVR-2000型励磁调节器中,设置了发电机空载下最大磁通V/F限制、强励反时限限制、滞相无功延时限制、进相无功瞬时限制等。

(1)V/F限制。机组转速过低时,可防止发电机及其出口变压器磁饱和。当发电机频率在47.5～45Hz时,限制电压给定值;当频率小于45Hz时,逆变灭磁。

(2)强励反时限限制。当励磁电流实际值Ifd大于额定值Ifdn时,通过反时限特性曲线求出允许强励时间t。若Ifd>Ifdn连续时间超过t,则置强励限制标志,从而驱动强励控制程序,限制励磁电流。

(3)过励限制。根据实际有功功率,求PQ特性曲线对应的最大允许滞相无功功率QLG。若实际无功功率QL>QLG,且持续20s,则置过励限制标志,从而驱动过励控制程序,限制滞相无功功率。