供电改造方案篇1

【关键词】技改；dcs；设计

一、概述

随着社会经济的发展，一方面人们对于生活质量有了更高的要求，越来越多的人希望在寒冷的冬天能够在家中享受到暖气，另一方面许多企业对于热蒸汽的需求也越来越多，负责城市供暖的热电厂其现有规模已经无法满足日益增长的城市供热负荷，纷纷通过新增机组或拆除原由机组在其基础上新建大容量机组的方式来满足日益增长的城市供热负荷。

为了使电厂前、后期工程能够更好的衔接，电厂工作人员能够更好的对后期工程进行维护和检修，我们在改造方案中建议业主后期机组热工控制系统及热工仪表尽量选用与前期工程相同的产品或同一家公司的产品，热工控制室尽量共用，热工系统的机柜也尽量布置在同一个机柜间内。

下面以合肥南区集中供热热源二期工程为例简单介绍我们在城市供热电厂技改项目中热工控制系统改造方案的设计思路。

二、改造方案

合肥南区集中供热热源一期工程厂址位于合肥市南七煤厂内，于2004年11月开工，建设规模为2台75t/h循环流化床锅炉，1台12mw抽凝式汽轮发电机组，工程已于2005年11月正式对外供热。二期工程于2006年9月完成项目申请报告，准备在一期工程预留的场地上建设，建设规模为：3 台75t/h次高压循环流化床锅炉，1台6mw背压式汽轮发电机组、1台12mw背压式汽轮发电机组及相应的辅助系统。

1、热工控制系统方案

本项目一期工程热工控制系统采用集散控制系统——dcs，锅炉、汽机、除氧给水、减温减压等系统均纳入集散控制系统（dcs），系统选用的是浙大中控技术股份有限公司webfield jx-300x系统，系统由3台控制柜、2台辅助柜、4个操作员站、1个工程师站和过程控制网络组成。一期工程燃料输送系统采用plc控制系统+上位机，在控制室内控制；化学水系统采用就地控制+集中显示方式控制。

二期工程为了更好地与一期工程兼容，我们在设计时集散控制系统（dcs）仍选用的是浙大中控技术股份有限公司webfield jx-300x系统，系统配置为：6台控制柜、4台辅助柜、6个操作员站。过程控制网络和工程师与一期工程合用，但是必须对过程控制网络和工程师站进行软、硬件升级，使整个控制网络在系统大规模增容后能继续保证整个系统通讯的速度能够满足系统运行要求，工程师站能通过过程控制网络对一期工程和二期工程的机组控制站进行组态和编译，实现一、二期工程的无缝联接。二期工程燃料输送系统在一期工程plc系统的基础进行扩容，增加i/o模块，由一期plc系统实现整个工程燃料输送系统的控制；二期化学水系统也与一期工程的控制系统共用，新增设备安装在一期工程化学水控制室内。

其中一期工程包括：1～2#锅炉控制柜cs1～cs2，1#汽机控制柜cs3，1～2#锅炉辅助柜ac1，1#汽机辅助柜ac2，工程师站 os130，1～2#锅炉操作员站os131～os132，1#汽机操作员站os133，公用系统操作员站os134；二期工程包括：3～5#锅炉控制柜 cs4～cs6，2～3#汽机控制柜cs7～cs8，公用部分控制柜cs9，3～5#锅炉辅助柜ac3～ac4，2～3#汽机辅助柜ac5，公用部分辅助柜ac6，3～5#锅炉操作员站os135～os137，2～3#汽机操作员站os138，公用部分操作员站os139。

2、热工控制室布置方案

一期工程采用机、炉、电集中控制方式，控制室设在一期工程主厂房7m运转层，包括电子设备间、设备配电间，集中控制室、工程师站。

二期工程与一期工程相同，也采用机、炉、电集中控制方式。一期工程控制室内预留了二期工程集散控制系统（dcs）操作员站的位置，因此二期操作员站与一期工程操作员站布置在一起，形成一个整体（一期工程为二期操作员站留有备用位置）。一期工程电子设备间内预留的控制柜的位置不能满足二期工程的需要，因此系统控制柜和辅助柜布置在二期工程主厂房7m运转层的电子设备间内。由于二期工程主厂房紧邻一起工程主厂房，建成后将与一期工程主厂房连成一体，因此二期工程电子设备间设在二期主厂房7m运转层的西侧，紧邻一期工程的集中控制室。

这种布置方式一方面使二期工程的现场热工仪表和二期操作员站至热工系统控制柜的距离最短，减少控制电缆和通讯电缆长度，节约投资；另一方面使电厂的运行

人员能在集中控制室内同时监视和控制一期和二期发电机组及其辅助系统，使整个电厂更好的运行。

3、热工检测仪表方案

为了使电厂检修人员能够更方边地维护和检修现场热工仪表，设计时二期工程基本沿用一期工程的仪表型号，对于在一期工程中运行效果不好或不方便维护的仪表，我们根据当前实际情况并结合业主意见，选用其他品牌的同类型优质仪表。

例如一期工程测量主蒸汽流量的装置为长颈喷嘴+差压变送器，由于长颈喷嘴这种截流装置本身就存在一定测量误差，长期运行后，随着过热蒸汽对测量倾角的磨损，其误差会更大，导致测得的主蒸汽流量更不精确，导致电厂耗费更多的燃料，长此以往将给业主带来巨大的损失，因此在二期工程中我们选用精度和耐磨性更好的平衡流量计来解决这个问题。

三、结束语

对于供热电厂技改项目中热工控制系统的改造方案在设计前一方便要详细了解前期工程的具体情况，另一方面与业主进行仔细地沟通，这样才能更好地完成改造方案设计，使前后期工程顺利衔接，为业主节省工程投资，提高电厂的运行效率。

参考文献

[1]呼延斌.电厂dcs系统应用分析[j].科技传播，2010年第10期（下）

[2]藏志刚，藏国民.火电厂dcs系统改造方案[j].内蒙古科技与经济，2009年10月第19期

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供电改造方案篇2

[关键词]四―11080机巷；供电系统；改造

中图分类号：TM727 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）36-0396-01

一、问题

该矿井的综合生产能力125万吨/年，其主要生产系统如下：

1.1 运输系统

主斜井倾角21度～24度，斜长1245米，安装DTL100型强力胶带输送机一部，带宽1000毫米，带长1275米，带速3.15米/秒，运输能力300吨/小时，电机功率2×450千瓦。提升能力132万吨/年。

副斜井倾角25度，斜长582米，双钩串车提升。升降人员采用XRC15-6/6型人车，每钩提三节人车。矸石、材料提升采用1吨固定式矿车，600毫米轨距，每钩串车4辆。提升机选用2JK-2.5×1.5/20加宽型单绳缠绕式双滚筒提升机1台，电动机功率220千瓦。

二煤轨道上山，倾角21.5度，斜长628米，采用串车提升，升降人员采用XRC15-6/6型人车，矸石、材料采用1吨固定式矿车，600毫米轨距，每次串车3辆。提升机选用JKY-2/1.5B型单滚筒液压防爆提升机1台，电机功率220千瓦。

四五煤轨道上山，倾角19-21度，斜长662米，采用串车提升，升降人员采用XRC15-6/6型人车，矸石、材料采用1吨固定式矿车，600毫米轨距，每次串车3辆。提升机选用JKY-2/1.5B型单滚筒液压防爆提升机1台，电机功率220千瓦。

二煤运输机上山，倾角18～22度，斜长664米，安装DTL100型强力胶带输送机一部，带宽1000毫米，带速2.5米/秒，运输能力400吨/小时，电机功率2×315千瓦。

1.2 通风系统

矿井通风方式为中央并列抽出式通风，主、副斜井进风、立风井回风。主扇选用BDK618-8-№26型防爆轴流对旋式通风机2台，一台工作，一台备用。风机叶轮直径2.6米，转数740转/分，配套电机四台，功率2×220千瓦 ，电压6000伏，转速740转/分。目前，已形成永久通风系统，主扇双级运行，风叶角度为-6度，风量95立方米/秒，负压2.2千帕。

1.3 排水系统

预计矿井正常涌水量1021立方米/小时，最大涌水量1488立方米/小时，在-250m水平井底车场建立有主排水泵房及水仓，安装5台MD580-60×9型多级离心泵，配套电机功率1250千瓦，敷设4趟直径377×14毫米无缝钢管作为排水管路。正常涌水期两泵两管运行，最大涌水期三泵三管运行。水仓长度998米，容积10878 立方米。

1.4 供电系统

该矿井110千伏变电所位于矿井工业广场东南角，所内6千伏配电装置、并联电容器成套补偿装置、6千伏变压器及低压配电装置均为室内布置，安装2台SFZ9-8000/110kv/6kv主变压器。

双回路110千伏电源，两回路均采用OPGW复合光缆，光纤通信，以满足避雷线、话音及数据传输的需要。

由变电站入井五趟6千伏电缆向井下负荷供电，其中，两趟MYJV22-3×95沿主斜井井筒去-20m水平的四五煤变电所和二煤变电所，另三趟MYJV22-3×185沿主斜井井筒去-250m水平中央变电所，―157临时配电点所用电源由四五煤变电所供给。

该矿施工的四―11080机巷其供电系统由―157配电点供给，―157配电点安装时掘进巷道少，负荷也不大配置了一台400KVA移动变压器一台DW―350馈电一台KBZ―400馈电，分别供给四―11080机巷和四―11060机巷。初期巷道不长，设备较少400KVA移动变压器容量能满足需要。随着巷道延伸，设备负荷越来越大，移动变压器容量已不能达到设备所需要求，供电事故频繁经常出现馈电开关跳闸，变压器电缆发热严重，甚至出现烧毁接线柱现象。四―11080机巷是四―11080综采面配套工程，而四―11080综采面是四―11050综采面的接替面也是矿重点工程。随着生产的快速发展，四―11080机巷供电系统已不能满足巷道掘进需要。为了保证掘进进度顺利进行，四―11080机巷供电系统的改造就成为了我们正常生产的迫在眉睫。

通过对改造项目技术方案的论证与实施，矿上在2009年8月17日完成了该改造项目。

二、施工方案

为了加快我矿现代化矿井建设需要，根据高产高效矿井的发展方向，公司及矿领导站在发展的高度，本着又快又好的原则经过科学论证，及时做出四―11080机巷供电系统改造的决策。考虑矿正常生产对供电系统的的需要，决定对四―11080机巷供电系统进行改造

方案的确定：四―11080机巷供电系统改造项目技术方案的确定：根据正常生产对供电系统的的要求对四―11080机巷供电系统进行改造，针对系统改造需要和改造技术要求考虑两种方案：

2.1按原来的供电方式更换移动变压器、电缆。移动变压器容量换成630KVA，干线电缆换成120平方毫米，换干线电缆相对容易些。而从移动变压器订货、到矿卸车、试验、装车固定、运到工作地点施工，正常情况下也需2个半月，且工人劳动强度大，设备投入大，整个工期长，时间紧、人员少任务重。此种方案不可取

2.2 充分利用现有移动变压器、现有设备、现有电缆。只增加了300多米70平方电缆和人员消耗。采用了在中央变电所选择一台隔爆真空断路器带动四―11060机巷负荷，通过验算重新采用了一台矿用隔爆真空断路器，保证供电系统的供电质量

2.3 经济效果分析：

第一种方案需要：

人工：23800元

材料：228000元

影响生产：10天*2000吨/天（按综采一天产量）*300元/吨=6000000元

合计：6000000元

第二种方案一次需要：

人工：4000元

材料：10000元

合计：5000元

影响生产：1天*2000吨/天*300元/吨=600000元

2）纯经济效益计算

ΔM=M-M0

=6000000-600000

=540（万元）

式中：ΔM---------纯经济效益， 万元

M---------常规方案费用

2.4 施工效果分析：方案2

1）使用后用于掘进供电安全，运行平稳可靠。

2）改造完成后不影响原有供电系统运行。

3）该技术一次投入综采结束前一直使用、

无论从技术和经济对比看，采用方案2最适合。

方案2充分利用现有移动变压器、现有设备、现有电缆，增加了300多米70平方电缆和人员消耗，采用了在中央变电所选择一台隔爆真空断路器带动四―11060机巷负荷，利用现有的技术、现有的人员，降低了人工费用，减少了劳动强度。

通过几个月使用情况看利用我矿移动变压器、现有电缆；现有设备作为四―11080机巷供电系统的改造应用解决了我矿供电系统可靠的问题。该技术革新使用于实际生产中，安全可靠，在整个掘进过程中供电的过程没有掉闸、设备发热现象等供电事故发生，

由于使用了该方案，节约了大量的人力，减少了施工时间，为我矿掘进的供电安全打下了基础；提供了可靠保障，

该改造方案设计合理、科学性强、有创造性、切合现场实际、施工简便、使用便利。

三、应用效果

供电改造方案篇3

关键词：300MW机组；孤网；保护；设计方案

一、设备及系统概述

霍林河电厂2×300MW机组工程，发电机（QFSN-300-2）由哈尔滨电机股份有限公司生产，额定功率为300MW；主变型号（SFP10-370000/220）：电压组合242±2×2.5%/20kV、额定容量370MVA；高厂变（SFF10-45000/20）：电压组合（20±2×2.5%）/6.3-6.3kV、额定容量为45/27/27MVA；启备变（SFFZ10-45000/220）：电压组合230±8×1.25%/6.3-6.3/6.3kV、额定容量为45/27-27/15MVA。发变组采用单元式接线。2009年12月实现两台机双投。

铝厂分为一期和二期，一期负荷由2×50MW、2×100MW、2×150MW共六台机组供电，六台机组与东北电网通过两条联络线联结；二期由供电，二期所需总有功负荷为440MW；2×300MW机组与电网没有联络，通过一条2×400mm2线路直接为铝厂二期送电，完全实现孤网运行。由于此项工程原有设计方案为并网考虑，所以为保证安全可靠的为铝厂供电，在随后的试运阶段进行了很多相应的改造，其中以电气专业和热工专业改造最多，本文着重从电气专业方面分析改造方案。

二、发变组保护改造方案

针对孤网运行，两台机组从保护方面进行了多次论证和实际实验，因为这种设计在全国尚属首例，所以只能逐渐摸索，保护方面的改造势在必行：

因为两台机组孤网方式运行，一台机组运行中发生跳闸或甩负荷，另一台机组将接带全部负荷，势必造成频率降低，汽轮机转速低至不允许的程度，因此低频保护必须迅速作用于机组跳闸，而按常规机组全部作用于跳闸又影响机组的恢复时间，基于此将低频保护跳闸矩阵进行了更改，即低频保护动作后只跳发电机主开关，不灭磁，实现机组自带厂用电运行，通过试验此方案可行。

两台机互联保护。

本设计方案主要是考虑某一台机事故跳闸后将负荷转移至另一台机造成非故障机组低频。基于此，在每台机保护屏增设了一个互联压板（具体方案见下图），即：一台机事故跳闸后通过此压板将另一台机联跳，而且只跳主开关，不灭磁，实现机组自带厂用电，待机组参数稳定后立即合上发电机主开关，使机组迅速接地负荷，使损失降低至最小程度。

三、厂用电改造方案

1、6KV备用电源改造方案。

因为本工程原始设计方案为两台机组并网，所以两台机设计一台启动备用变压器，而针对孤网运行的特点，在任何一台机发生事故的情况下全厂必将失电，启动备用变在本厂220KV母线接引，所以也不能提供备用电源，基于此原因，厂用备用电源从相邻2×600MW电厂的两台启备变低压侧接引，提供了一套可靠的厂用备用电源。

2、保安电源改造方案。

本工程原设计为每台机两段保安电源、一台柴油发电机，正常方式保安段由本机锅炉变供电，事故情况下柴油发电机为本机保安段供电，保证安全停机。但由于孤网运行，为保证安全，从市电接引另一路电源至两台机的保安段，最大程度的保证了保安电源的可靠性。

3、6KV厂用工作电源和备用之间的闭锁。

由于此工程的6KV备用电源由相邻600MW机组（与东北电网联网）接引，与我厂完全为非同期系统，厂用电源不能按设计的快切方式进行

切换，即事故情况下采用“串联”，正常备用时采用“并联”。因为并联就定会造成非同期并列。所以我们对快切方式进行了改造，一是将原有的并联切换方式彻底屏蔽，只允许进行串联切换；二是在工作电源进线开关和备用电源开关的合闸回路中分别串入彼此开关的跳闸节点，以保证任何时候都不会使两个开关同时合闸，即在硬回路中避免了非同期事故的发生。

供电改造方案篇4

【关键词】：电视台 UPS负载不断电 供电安全性

Abstract: In this paper, a brief introduction of a system of CCTV existing process UPS usage will focus on analyzing the UPS system to ensure that the load case uninterruptible power upgrade in order to improve the security of supply of rehabilitation programs.

Keywords: television load on the UPS uninterruptible power supply security

中图分类号：TP273文献标识码：A

引言

UPS(Uninterruptible Power Supply)意为不间断电源系统，它能够为负载提供连续稳定的电能。随着计算机、精密电子仪器等用电设备的普及以及电信、医院、银行、体育场馆、机场等重要场所对供电质量要求越来越高，UPS得到了广泛的应用，已经逐步发展成为高可靠、高性能、高度自动化的局部供电中心。广电系统为保证节目制作播出的供电安全性，大量核心工艺设备采用UPS作为主供电方式。

伴随广播电视事业飞速发展，以中央电视台为代表，7x24小时不间断播出已成为普遍现象，一旦中断播出就会造成重大的政治经济影响。这就对相关供电系统的可靠性提出了更高的要求，同时也造成了工艺用UPS一旦投入使用就无法离线更新的尴尬局面。随着一批台内部早期安装的UPS投入使用近十年期限，UPS故障造成播出中断的隐患越来越大，需采取措施提供备用供电手段保证特殊情况下供电的正常。

一．UPS系统工作方式

广电系统作为较早采用UPS设备的行业，UPS系统工作方式也伴随UPS技术发展经历了几个不同的阶段。归纳总结一下，广电系统内UPS设备主要有以下几种不同的工作方式：

大容量单机运行式：顾名思义，大容量单机运行式就是采用一个大容量UPS设备为所有重要工艺用电负荷统一供电。早期设计多采用该方式。该方式优点是大容量UPS设备相对于小容量UPS设备工作可靠性高，系统简单，易于维护；缺点是下端工艺设备供电安全级别无法区分，容易因为非核心工艺设备故障影响核心工艺设备正常工作，前期投入成本较高。

多台小容量单机运行式：多台小容量单机运行式可以看作是大容量单机运行式的风险控制版，系统采用多台小容量UPS设备分别为重要工艺用电负荷供电，各UPS设备独立运行。该方式优点是配置灵活，前期一次性投入较少，可根据工艺设备配置情况逐步增加UPS设备，且重要工艺设备可按系统功能或主备链路分别接入不同的UPS设备，设备故障影响面相对于大容量单机运行式而言要小，对整体安全性有一定改善；缺点是系统复杂度增加，维护工作量增大。

多台小容量并机冗余运行式：多台小容量并机冗余运行式是在多台小容量单机运行式基础上发展出的技术，通过专用数据通讯线使多台UPS设备协调工作，保证各UPS设备输出电源相位、波形、幅值等参数近乎一致，实现由各UPS设备平均分摊负载的目标，并提供冗余备机手段以应对单台设备故障的情况。该方式由于引入了冗余备机的措施，系统可靠性较多台小容量单机运行式有较大提高；缺点是投资较大，不考虑电池组的情况下，UPS主机设备投资比多台小容量单机运行式增加1/N（N为主用UPS设备台数），UPS设备退出检修完成后并机复位时存在一定风险。

二．中央电视台某系统工艺用UPS设置概况

本次改造对象为中央电视台某系统现有工艺UPS，该系统现有6台UPS设备，目前为多台小容量单机运行方式，单机额定功率60kVA，供电系统接线方式如图示1所示。

图示1：UPS调整前接线图

该6台UPS设备于1997年投入使用并一直运行至今，单台设备负荷量为满负荷的60~70%。UPS所带负荷为极其重要的播出系统电源，相应对UPS系统常规运行和例行检修时的可靠性提出很高的要求。

三．现状描述及存在的安全隐患

（一）现状描述

现状6台60kVA的UPS的主供回路由各自对应的开关供给电源，分别取自421低压母线段6个独立出线开关；UPS备用旁路两两并联后分别取自420低压母线段3个独立开关。

（二）常规运行风险分析

UPS正常运行时，当421母线段发生瞬闪故障时，UPS自动转入电池供电，瞬闪结束后自动恢复正常运行方式。

（三）例行检修工况风险分析

当某台UPS检修（按厂家售后服务要求，每台UPS年检修4次）时，负载由旁路420母线段市电供电，此时若供电质量下降（严重畸变、尖刺、顺闪等），将会直接影响工艺负荷，可能造成设备掉电，影响播出，存在安全隐患。

（四）故障维修工况风险分析

当某台UPS本身故障损坏时（设备已运行10年，进入老化期），值班员手动转入旁路运行，UPS核心模块可就地检修或回场更换。此时工艺设备同检修时由420母线供电，存在安全隐患。

（五）供电中断工况风险分析

当421母线段上端失电时，6台UPS自动转入电池放电（放电时间30分钟），电池放电结束后若421母线仍未恢复供电，UPS设备自动转到420母线段供电，此时不只存在电源质量畸变的安全隐患，同时，由于旁路供电为两台UPS公用一个开关（原设计单台UPS负荷率不超过50%，两台UPS旁路共用一个开关可满足使用要求），随着电视设备飞速发展，UPS负荷率大大提高，原旁路开关已无法满足两台UPS负荷要求，存在过载掉电的安全隐患。

四．改造目标

此次改造希望在现有条件许可下，尽可能解决以上情况发生时供电安全隐患，同时兼顾技术经济性。

五．改造方案

结合现场情况，为解决以上问题，实现改造目标，可以从两个方面着手进行分析。一方面是解决两台UPS备用旁路问题；另一方面是解决非正常工况下安全隐患问题，暨提升UPS系统整体应对二次故障能力。针对这两方面问题，下文分别提出相应改造方案。

（一）UPS旁路电源拆分方案

两方面问题中较易解决的是两台UPS共用旁路问题。将原有链接的第二台UPS重新引一路电源至420母线备用回路，即可解决该问题。施工组织是整个工作的重点，必须先将电缆自420母线备用回路下口引接至UPS旁路接线处，此时断开原UPS旁路，该路链接的两台UPS旁路同时失电报警，拆除两台UPS间的链接电缆后，先恢复原旁路电源，一台UPS旁路恢复供电。同时接好新旁路，检测无误后恢复供电即可完成改造。施工过程中如出现421母线失电等特殊情况，UPS自动转入电池供电，故整个施工过程（自原有旁路断电起）应尽量安排于30分钟之内完成。同时注意施工安全，防止误操作或短路故障导致UPS掉电影响供电。

（二）UPS系统整体应对二次故障能力提升改造方案

就现有成熟UPS技术而论，重要负荷UPS应用方式主要为多台小容量并机冗余运行方式。该方式可在1台（N+1冗余方式）主用UPS检修或发生故障时将备用UPS自动投入，保证系统运行稳定性。但针对本工程具体情况，原有6台UPS皆为单机运行方式，且为保证供电不间断，无法调整负荷后实现多台冗余运行方式。要改为冗余运行，唯一方法就是新增6台UPS实现6组1+1冗余运行，但从经济性角度考虑，该方案明显不合理。同时，现场场地条件也无法解决新增6台UPS放置问题。故该方案不可行。

同样由于现场条件所限，新增大容量UPS以解决421母线失电时6台UPS自旁路420母线供电安全问题不现实。结合具体情况，方案基本定位于新增1台60kVA的UPS作为备用解决主用UPS旁路供电质量问题。确定方案A如图示2。

图示2：新增UPS方案A

一般情况下，主用UPS由421母线段供电，新增UPS由420母线段供电，馈出至各UPS旁路母线。当某台UPS检修时，该UPS转到旁路供电，既由新增UPS馈出电源供电。该路电源由新增UPS保证电源质量及供电安全性。当某台UPS发生故障时，UPS自动切换至旁路运行，同样由新增UPS保证供电，解决了UPS旁路供电安全性问题。

但是，经过细致分析，发现该方案存在一定不足之处。当421母线失电时，6台UPS转入电池放电，放电陆续结束后自动倒入旁路供电，由新增UPS出线供电。由于负荷过大，将使新增UPS上端开关过负荷，造成6台UPS全部失电的严重后果。

针对以上问题，调整设计方案，确定方案B如图示3所示：

图示3：新增UPS方案B

一般情况下，主用UPS由421母线段供电，各UPS旁路由420母线供电，新增UPS由420母线段供电。当421母线失电时，各UPS自旁路由420母线供电。当某台UPS检修时，提前断开该UPS上端QL开关，闭合QR开关，由新增UPS出线带该UPS旁路，此时切换到旁路状态检修改主用UPS。检修结束后切换回主回路供电，断开QR开关，闭合QL开关恢复常态。但该方案仍存在不合理之处，既当某台主用UPS故障时，UPS自动切换到旁路状态，此时旁路波形与420母线一致。若闭合QR开关将备用UPS投入，由于备用UPS出线波形与420母线不一致，将可能造成备用UPS掉电。

为解决以上问题，调整设计方案，确定方案C如图示4所示：

图示三：新增UPS方案C

该方案与方案B比较交换了新增UPS主供及旁路电源引接位置，可解决主用UPS发生故障后备用UPS投入问题。当某台主用UPS故障时，UPS自动切换到旁路状态，该UPS旁路输入波形与420母线一致。此时首先将新增UPS切换到旁路状态，闭合新增UPS的Q3BP开关，使新增UPS输出波形与420母线段一致。此时闭合故障UPS上端QR开关，断开QL开关，负载改由新增UPS带。之后将新增UPS倒回主回路，备用UPS投入。该方案关键是利用新增UPS旁路跟踪特性保证投入UPS波形与运行波形一致。最终，确定该方案为实施方案。

六．经验与反思

广电系统设备发展迅速，导致设备用电量不断增加，设计阶段应充分考虑发展需要，预留足够的供电负荷容量，以免供电成为制约广电系统发展的瓶颈。

广电系统特殊重要负荷（主要针对断电将造成重大政治影响）供电于方案设计时就应考虑相关设备、线路的备份问题，以便在不中断供电的情况下对设备线路进行检修维护更新。

供电改造方案篇5

目前，智能电网在我国电力行业和IT行业都炙手可热，但它却是一项巨大复杂的工程。因为电能不能大量存储，从发电、升压、传输、降压、配电到用户，整个发、输、变、配的能源活动过程是瞬间完成的，而整个产业链条的生产运营也是异常纷繁复杂。

就以配电网络为例，如何更科学地对接上游输电与下游用电，规划电网建设与改造及计划投资，都是电网公司必须要直面解决的问题。

配电网的软硬问题

什么是配电网络？IBM大中华地区全球企业咨询服务部高级咨询经理章毅利以水管连接水池与水壶的比喻来形象地向记者展开介绍。他说，配电网络的上游是发电和输电，就像是一个很大的水池，然后需要通过水管把里面的水瞬时配送到下游的水壶――终端用户那里。这些终端用户可能是政府用户、企业用户或者是社会用户，可能是公用事业部门，也可能是个人用电，这些用户分布在全国各地，需求各异。

一方面，配电网络要同上游电网相匹配，与上游电网的输送容量以及网络结构（电源点的分布）匹配，它必须有能力把电源点发出的电力全部送到下游，所以水管不能太细，否则就造成电力资源浪费。但并不是简单地加粗水管就能解决问题，因为另一方面，配电网络还要与下游数量巨大、分布各地且需求不一的用户对接，每根小管的需求都不一样。比如，炼钢厂的用电要求就非常高，一是用电量巨大，二是绝对不能停电。因为一旦停电，钢水就会粘在地上，整个炼钢炉就报废了。所以，必须科学地规划建设和改造配电网络，使其同时协调满足上游和下游的需求。而我国现在配电网络的现状不容乐观，在硬件和软件方面都存在一些问题。

在硬件方面，配电网络的问题是网络结构不合理、配网装备技术水平低以及各设备新旧程度严重不一。配电网络的网络结构最合理应该是符合N-1校验规则，这样，即使发生单点故障也不会影响用电负荷，同时还要和上一级电源匹配。而另外困扰电网公司的问题是硬件装备水平落后，一是像配电变压器、配电线路（架空线、电缆线）、配电房、配电箱等设备本身老化，基本功能受影响；二是装备的技术水平落后，设备不符合网络结构规范标准，不能收集、传输配电网络运营中的所有数据信息。

在软件方面，做配电网络规划需要获取、采集很多数据信息，包括社会发展相关的数据，例如，市政规划数据就很重要。因为通过市政规划，电网公司可以清晰地知道在什么时间、什么地点会建一个耗电量很大的工业园，只有市政规划才会告诉电网公司在铺设电缆的时候，地下管线包括水管、煤气管道、电信通信管线是怎么走的，遇到河流或者穿越路口的时候是否有可利用的现成通道还是需要重新投资铺设等。

作为关系国计民生的电力行业，规划配电网络，必须获取大量信息，而且这些信息是实时动态变化的。另外，当下我国电力行业做电网规划更多地是靠个人的专家经验，没有形成知识库，而且目前做规划的人员年龄正不断年轻化，存在经验不足的情况。所以就需要借助得力的软件工具帮助电网公司更高效地做出更专业、更全面、更高水平的配电网络的电网规划。

与从前大不同的电网规划

原来，电网公司做规划是这样的一个过程：首先由各个专业部门收集相关的信息，包括用户信息、设备信息等，判断确定要做哪些项目，然后将初稿交由规划计划编制部门，再收集信息，考虑所有问题，进行人工判断，编制出规划。

这样依据模糊的电网规划方法让电网公司面临四道难题：第一是整合应用难，数据分散于各个信息系统，需要借助一体化平台进行整合；第二是及时评估难，网架结构复杂且变化快，需要自动化的、实时的电网现状评估工具，及时发现薄弱环节；第三是全局协调难，方案制定牵涉多部门，需要智能方案设计工具辅助生成供电和改造项目方案；第四是通盘考虑难，改造项目众多，需要投资优化工具辅助决策者优化投资。

为解决电网公司的四大难题，IBM提出智能电网评估和投资优化辅助决策方案（iGAP，intelligent Grid Analysis Planning)。iGAP基于电网结构和海量运行数据，建立配网节能降损的独特技术经济模型，利用智能规则引擎，融合空间分析、模式识别和数据挖掘技术，能对复杂的电力网络加以快速有效的诊断，并使用ILOG ODM 优化平台，在考虑资金、收益、可靠性等复杂目标和约束的情况下，对大规模电网资源优化问题实行智能求解。

结合不断持续改进的PDCA管理理念，章毅利介绍，iGAP包含了评估电网、识别薄弱、生成方案和优化投资四个核心环节。在评估环节，它利用全方位、多维度的电网现状评估指标体系，结合现有基础数据，通过指标计算引擎，自动实时计算各类指标，对电网进行全方位、多维度的评估；识别环节以评估环节的结果作为输入，结合专家经验，通过分析引擎，找出电网的薄弱环节，进而辅助电网公司考虑成本、进度、社会影响、地理位置、用户需求等多约束条件并消除电网薄弱环节，形成最优解决方案；最后还会对方案进行事后评估总结、分析优化，以不断滚动修编电网规划，完善投资规划。

业扩报装，即业务扩充报装，是指电力公司办理新增用电和变更用电的业务。设计业扩报装供电方案作为电网规划的关键一环，是电网公司面向用户的第一站。目前电网公司在做业扩报装时普遍存在以下四方面的问题：一是工作效率低下，散落各处的电子表格、冗长的方案讨论会、基于文件交换的协作和审批流程使得供电方案制作效率低，留给分析决策的时间很少，二是指标计算粗略，三是专家经验缺乏，四是科学决策乏力，难以全面兼顾成本、降损、电能质量、施工便利性、地理约束等多种因素。

而iGAP能综合设备台账信息、电气连接信息、运行信息及GIS信息，充分考虑规划及结存，遵循典设规范，自动生成供电方案。在方案生成的过程中基于详实、科学的业务规则进行用户接入点的自动搜索、校验并对供电方案进行优先级排序，实现方案管理的标准化、方案编制过程智能化和方案接入效果最优化。

对行业的理解最关键

对于iGAP的价值，章毅利说：“它帮助电力公司在电网规划前期，更好地识别电网薄弱点，了解未来电力需求，确定电网改造的重点；在年度投资决策环节，进行电网升级改造方案优化与辅助投资分配决策，以期在给定投资额度下，达到网损最低、供电可靠率最高等更好的改造效果，或给定改造效果的要求（如网损低于多少），使得改造成本最低；在日常业扩报装过程中，对新用户提供优化的供电方案，降低供电成本、网损，提高电能质量等；在电网改造后，对改造和投资效果进行事后评价。”

iGAP能将专家经验固化到系统中，基于IBM软、硬件对海量数据的实时分析决策能力，帮助电力公司更科学、更合理地编制电网规划，设计供电方案，将人的主观因素影响降到最低，实现精细化管理。江南某电力公司的案例告诉我们，iGAP能在提高电网规划编制效率和准确性的同时，帮助电力公司改善投资计划，节约资金和人力成本。

供电改造方案篇6

关键词：UPS 综合自动化系统 并联冗余

中图分类号：TP29 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2013）04-0131-01

1 引言

由于综合自动化系统在电厂和变电站的突出重要地位，其工作电源的可靠性越来越引起更多、广泛层次的关注。UPS作为重要的不间断供电电源，如何更好的实现与综合自动化系统的融合，开展对UPS电源供电系统的研究，具有非常重要的现实意义。

2 问题的提出

2004年热电分厂综合自动化改造项目实施后，电源配置为两立运行的UPS，承担着服务器、操作员站、工程师站、交换机、通信服务器供电任务，网络结构为冗余式双以太网。2005年、2006年分别出现过单台UPS故障导致现场一半交换机失电，出现远程监控失控现象，对电厂综合自动化系统的稳定运行造成严重安全威胁。

3 分析及解决方案

原因分析：供电方式不灵活和UPS独立配置是供电可靠性差的主要问题所在。为解决该问题，我们提出了采用冗余式UPS配置方案，但是根据厂家提供的资料，该方案仅能解决UPS频繁故障的问题，但供电方式存在弊端仍然未得到很好的解决。

为解决上述问题，我们对UPS冗余接线技术要求进行了深入分析，结合电厂电气系统供电方式设计理念，2008年对老系统综合自动化系统UPS电源输入、交流输出系统做了部分改进，使其更好应用于现场实践。下面是具体改造前后电源系统接线图。

3.1 改造前老系统综合自动化系统UPS电源系统接线图

（图1）中，正常运行时联络开关1、联络开关2有一个处于断开状态，所有负载由两台UPS分别独立供电；当任意一台UPS故障时，都会出现负载断电现象，部分系统失去监控，需要合络开关后方可恢复系统运行。

3.2 改造后老系统综合自动化系统UPS电源系统接线图

（图2）改造后电源系统运行方式为：正常运行时交流输出11、21及联络开关1、2均处于合闸运行状态，交流输出开关12、22只允许合入其中任意一个开关；另外，两台ups处于并联冗余运行状态。从运行方式上来看，既提高了UPS本身运行的可靠性，同时改变了负载母线的运行方式，提高供电可靠性。

4 实施效果及技术特点

该项目实施后，老系统综合自动化系统至今五年来未出现过一次负载断电现象，另外UPS定期维护清扫都可以在停机状态下进行，解决了过去在线运行状态下的设备维护清扫不彻底问题，提高了检修维护质量。

该方案主要技术特点有几个方面：（1）根据负载的运行容量，灵活选取1+1或1+N的冗余并联运行方式；（2）采用公共短接线，保证UPS的并联输出条件；（3）大胆采用电力系统单母分段+双电源供电的主接线设计理念。

5 结语

该方案主要是针对重要负载供电时，在不改变并联冗余式UPS电源系统结构的情况下，即不违背UPS并联冗余运行的工作条件，同时又满足对负载供电可靠性要求条件下，提出新的UPS电源供电运行方案。它为UPS如何实现更灵活、更可靠、低成本运行搭建了一个技术应用平台，对UPS在该领域的广泛应用将会起到积极的推动作用。

参考文献

[1]易映萍.电力系统UPS接线方式探讨[J].继电器，2001，29（4）：45-47页.

供电改造方案篇7

关键词：水电站增容方案分析要点

中图分类号：TV731文献标识码： A 文章编号：

一、电站基本概况

东深供水工程对港二期电站位于深圳市罗湖区深圳水库下游东湖公园内，利用由深圳水库向香港供水的流量和落差发电，电站为坝后式厂房，集中引水，压力钢管直径2.8m，厂房前分三叉，分别连两台水轮机进水蝶阀和一个锥形阀。。电站装机容量2×1600kW，水轮机型号：HL260-LJ-145，水轮机额定水头17.7m，额定流量：12m3/s，水轮机额定出力1700kW，额定转速：214.3rpm，发电机额定功率1600kW，额定电压：6.3kV，功率因数：0.8，水轮机额定点效率82%左右，发电机额定点效率约94.5%，机组转动惯量52t-m2。

二、增容改造的必要性

1、电站运行参数的改变

东深供水工程对港二期电站自1984年投产运行以来，现已运行29年，电站科学管理，合理调度，有固定的大小修周期。近年来机组常规运行水头范围20~23 m，与电站原设计水头范围存在偏差。对港供水的流量范围为18~32 m3/s，根据流量范围分配机组开启台数，出现最大、最小流量的时间均为2~3个月，最常出现的供水流量范围为20~30 m3/s。由以上数据可以看出，由于水库水位的变化，现机组运行水头、流量范围均有所提高，与原设计水头范围存在较大偏差，造成不小的资源浪费，改造刻不容缓。

2、机组出力下降

电站投产运行以来，机组出力均达到或者超过设计出力。随着时间的推移，近年来，机组出力逐渐下降，现机组单机运行范围实际控制在800~1500kW，过高或者过低都会引起设备振动超标。

根据电站近年来机组大修及安全鉴定报告分析，造成机组出力下降的主要原因有四：一是机组运行时，由于进水阀门关闭不严，导水机构导叶关闭不严，存在漏水，导致引用流量减少，机组出力下降；二是水轮机老化，锈蚀严重，应用流量增大而水流作用面积减少，出力下降；三是机组运行时振动严重，消耗了能量，降低了发电力；四是设备严重老化，尤其是机组带病运行，效率显著下降，且维修工作量增大，相应缩短了发电时间，出力减少。

3、设备严重老化

电站投产至今已近30年，水轮机导水叶间隙大，顶盖、底环、导叶等锈蚀磨损严重，与导叶各配合间隙超标，造成导水机构漏水严重，有时出现停机刹车后关不死机；水轮机效率下降；大修时测得1#发电机A相绝缘电阻和吸收比都较低，不满足规范要求，发电机绝缘老化严重，由于发电机绝缘老化，电站运行中不敢让机组带更大出力运行；机组单机出力运行范围实际只能控制在800kW～1500kW，机组运行稳定性较差；辅助设备已使用近30年，特别是高压气系统、供水及通风系统，设备陈旧；电站进水蝶阀及其油压装置，从1984年投运，已超过25年使用年限，从安全运行的角度，改造迫在眉睫。

三、改造方案

1、主机部分

（1）机组的选型

水轮机改造原则，除保留埋入部件外，更换其它所有部件。根据电站实际情况重新选用新的水轮机，由于蜗壳进口与尾水管的位置、尺寸不宜改变，因此新的水轮机选型受到限制。

电站现实际经常运行水头范围20～23米，与原设计水头范围存在较大偏差，最常出现的供水流量实际在20～30 m3/s之间，理论上单机可增大到近2500kW；由于受限于对港供水管道，同时考虑到改造后机组的发电机基础及厂房土建部分的承载力等因素，流量维持在原额定流量12m3/s左右，将额定水头提高到20m；经过对水轮发电机厂商的初步调研，适合选用的水轮机型号有HLD260B-LJ-145和HLTF50-LJ-145，两种机型导叶高度与原有机型一样，机组容量可增至2000kW，水轮机仅更换转轮，推荐更换活动导水叶、导叶密封件、主轴密封及轴承等。

在额定转速选择方面，若采用额定转速214.3r/min不变的方案，水轮机、发电机轴不用更换，发电机仅更换定子线圈、转子磁极、空冷器（含测温）、碳刷及集电环、转子引线、自动化元件，推力轴承采用金属塑料瓦，定子需运回厂进行处理，其他部件可直接在电站进行更换和安装，改造后水轮机额定点效率可提高到89%，发电机绝缘等级提高至F级；同样的水轮机，若额定转速提高到250r/min，水轮机、发电机轴均将更换，发电机除机座外全换，水轮机额定效率可提高至93 %以上，同时由于转速提高，发电机尺寸减少，对发电机基础及厂房土建部分的承载有利。比较两个方案，250r/min方案（发电机及主轴等全换）在设备价格上比214.3r/min方案（发电机部件部分更换）高出近100万，但若考虑拆卸、运输、部件重新试验检验鉴定等费用，214.3r/min方案优势不明显，且250r/min方案水轮机效率可相对提高约4%，因此，现阶段推荐额定转速250r/min方案。

初拟机组主要参数如下：

水轮机型号： HLD260B-LJ-145

额定水头： 20m

额定流量： 11.49m3/s

额定转速： 250r/min

额定效率 ： 93.4%

发电机型号： SF2000-24/2860

额定电压： 6.3kV

发电机效率： 94.8%

飞逸转速： 546r/min

水轮机运转特性曲线见图1、图2。

图1 （HLD260B-LJ-145 运转特性曲线214.3r/min）

图2 （HLD260B-LJ-145 运转特性曲线250r/min）

（2）调速器

调速器于2006年更换，型号YDT-1800。由于机组改造后，单机容量由1600kW增加至2000kW，初步计算调速器的调节功会有所加大，建议更换调速器。如果机组选定后经核算调速器的调节功足够，则只需要更换主配压阀，以解决调速器出现的溜负荷、漏油、锁定不了等问题。

（3）进水阀

现水轮机进水蝶阀直径1.75m，两台机共用一台油压装置，油压装置额定压力2.5MPa。按照新的压力容器运行规范，油压装置已到报废年限，通过对制造厂咨询调研，现水轮机进水蝶阀多采用一阀配一台油压装置的方式，且多采用体积较小的高压油压装置。根据电站进水蝶阀的实际布置情况，新的进水阀采用直径为1.75m双接力器（不带重锤）的液控蝶阀，每台配一套额定压力16MPa的油压装置和电气控制柜，压力油源可实现无电黑启动（手摇泵和直流电源）。

2. 辅助机械设备

（1）供水系统

供电改造方案篇8

【关键词】DEH系统；应用；改造

随着人民生活水平的提高以及国民经济的快速发展，对电厂供电品质提出了更高的要求，进而要求机组拥有更好的负荷适应能力和更快的响应速度。机组传统的纯液压调节系统在可控性方面己无法满足高品质供电要求，急需先进的数字式电液调节系统（DEH系统）的应用来实现机组的高效、稳定运行，以符合电厂安全性、经济性、可靠性等方面的要求。目前我国电厂中DEH系统的应用主要包括两种形式，一种是电厂新建机组DEH系统的应用，另一种是电厂原机组DEH系统的改造应用，这两种形式以第二种较为复杂，需要考虑诸多方面的因素，而且应用也较为普遍，比较适合于我国目前电厂发展现状，因此，文章主要结合具体实例对DEH系统在电厂原机组改造中的应用进行分析，可为类似DEH系统的应用实践提供参考。

1.工程概况

某电厂一台200MW的机组，建于20世纪80年代，锅炉为自然循环锅炉，汽轮机为冷凝式汽轮机，机组原热控系统在功能、可靠性、控制水平等方面已不能满足机组现代化控制的要求。因此，从机组安全性、稳定性、经济性等方面考虑，有必要用自动化水平高、功能齐全、经济性能指标好的DEH控制系统进行改造应用。目前在国内关于汽轮机调节系统的DEH改造应用有多种方案可供选择，但是，不同的方案有其不同的适用范围，该汽轮机在大修期间对其液压调节系统进行DEH改造应用，采取什么样的应用方案将是至关重要的一环，直接影响到改造后机组运行的经济性、安全性和稳定性。

2.DEH改造应用方案的比选

根据该电厂机组的实际情况，在DEH改造过程中制定以下三种方案，并结合安全性、稳定性、经济性、长远性等指标选择最佳方案。

2.1 电液并存方案

电液并存方案是在原有的机械液压式控制系统基础之上，增加切换阀、电气回路、电液转换器以及跟踪部分。对于改造后的系统，电液控制部分的功能有所增加，但由于电液转换器的限制，阀门的管理将无法实现。这种方案电调与液调独立运行，相互跟踪，无扰切换。由于有液调系统作为后备，可以适当降低电子设备的冗余度。无单独的供油要求和供油设备，投资和检修维护量明显降低。机械配汽机构的保留将影响系统特性，有时会出现油质干扰现象。

2.2 汽轮机油纯电液方案

汽轮机油纯电液方案根据具体条件要求，以电气液压式控制系统取代原有机械液压式控制系统，改造范围有较大差别，其主要差别在于执行器和液压源部分。对于执行器的改造，有两种方法。一种是保留凸轮，用一个油动机控制两个阀门；另一种是取消凸轮，由每个油动机控制一个阀门。对于液压源部分的改造，采用直接使用原供油系统，或将原供油系统改为专供轴承油使用，系统增加两台专门用于电液控制系统的油泵。取消凸轮的改造方案工作量大，但有利于汽轮机油处理。由于国内机组原有的液压控制系统中采用的是低压油源，油品质要求较低，其油系统和控制系统使用同一油源，油系统受金属颗粒、水等的污染比较严重。这种改造方案工作量和投资随着改造范围的不同而异，比电液并存的改造方案增多，适用于改造后能够长期服役的机组。

2.3 抗燃油纯电液方案

抗燃油纯电液方案即将原液压控制系统改造为高压抗燃油数字式电液控制系统，控制系统基本上全部要进行改造，改为DEH控制系统的操作员站、工程师站、遥控接口给定的方式，将采用同步器、启动阀给定的方式取消。将液压测速改为磁阻测速，功率和压力分别用功率变送器和压力变送器进行测取。DEH的控制器采用多路PI控制器，并且将原有的低压双侧油动机进行改造，改造成高压单侧油动机。驱动方式也进行改变，采用独立油动机直接驱动阀门的方式。通过计算机采用单阀和多阀两种配汽方式来完成阀门的管理。保留原有的机械危急遮断系统，增加OPC超速控制、AST超速保护，以实现OPC-AST-机械遮断三重保护。

以上各种改造方案各有其特点，经过对改造方案的全面论证，决定采用第三种方案，将该机组的液压调节系统改为高压抗燃油纯数字电调系统。

3.DEH改造应用方案

汽轮机DEH改造时将取消原系统凸轮配汽机构，更换高压油动机、中压油动机和阀门操纵座，改造后每个调节汽门配有单独的高压伺服执行机构，采取一对一的方式来实现对机组的控制，即DEH发出的阀位控制指令通过8个VCC卡分别送到8个调节汽门（4个高压调节汽门、4个中压调节汽门）的电液伺服阀（MOOG阀）上；MOOG阀将电气信号转换成液压信号，控制安装在油动机上的高压抗燃油执行机构，直接开启和关闭调节汽门的蒸汽阀头。这种方式使得机械液压调节部套固有的弊病从根本上得到了解决，提高了闭环阀位控制精度。高压抗燃油系统（EH）供油由EH供油装置及管路和附件组成。新增加了OPC电磁阀组及AST电磁阀组等部套，实现汽轮机保护功能。汽轮机危急遮断系统保留了传统的透平油危急遮断装置，由危急遮断器、危急遮断器杠杆等部件组成。汽轮机危急遮断系统是通过薄膜阀与高压抗燃油系统相联系的。系统的特点是通过隔膜阀将高压抗燃油和低压透平油隔离开来，当机组安全油压建立起来后，隔膜阀在安全油压的作用下自动关闭，从而隔断高压抗燃油和低压透平油的联系，保证机组的正常运行。当保护系统动作时，泄掉安全油压，隔膜阀打开，高压抗燃油直接泄到抗燃油箱调速汽门和同时关闭所有的主汽门。

另外，为实现单元制机组的协调控制，必须将汽轮机本身的控制回路上加入协调控制回路中。协调控制未投入时，汽轮机控制系统可以独立控制转速、功率等被调量；当投入协调控制回路时，DEH退出功率等控制回路，接受协调控制发出的指令，处于开环状态，功率调节通过协调控制系统完成。

采用先进的DEH系统对汽轮机控制系统进行改造，可以实现汽机转速控制、自动同期控制、负荷控制、协调控制、快速减负荷控制、多阀（顺序）控制、阀门试验、OPC控制、超速保护及超速保护试验、手动控制等多种功能，并具有硬件手动操作功能作为备用手段。整体方案对于整台机组的经济、安全运行和维护上将有重大改善。

4.DEH改造应用问题

该机组DEH改造运行了一段时间后，发现在协调控制方式下，DEH系统综合阀位在72%～74%区间运行时，负荷时常出现较大幅度的异常波动，且波动是等幅震荡，尤其在机组变负荷的动态过程更加明显。经多方面查找原因，分析认为是阀门特性曲线不合理引起的调节阀门波动，当线性度不好，在协调控制系统升降负荷时，同样的负荷指令会有不同的调门流量来响应。对于重叠度而言，重叠度大对机组控制的稳定性有益，但影响经济性。重叠度过小则会造成阀位与总流量曲线不平滑，在后续调节阀门主阀丌启的瞬时出现负荷波动现象，从而引起调节阀门的波动，于是采取了以下调门曲线优化措施：测取多阀方式下，阀门重叠度为零时，高压调门行程和流量特性原始数据；根据以上测取的阀门流量特性原始数据，对各个调门进行流量特性进行整定并优化；通过试验测试、整定、优化计算，提高机组的运行稳定性和机网协调能力。在优化调门流量特性曲线后，没有再出现高压调速汽门摆动现象，表明这次的处理是成功的，达到了预期效果。对同类型的机组出现类似故障的处理具有一定的借鉴意义。

5.结语

通过对该电厂汽轮机的DEH改造应用，降低了汽轮机的热耗，延长了转子的寿命，提高了机组的安全运行水平，减少了机组停机检修的次数，改善了机组调节精度，减轻运行人员工作强度，充分说明了改造方案的合理性，具有一定的借鉴价值。

参考文献

供电改造方案篇9

关键词：增容改造；线损；电压；理论计算；经济运行

中图分类号： F407.6文献标识码： A

0 引言

随着330kV延安变增容改造工程的完工，北部电网选择合理的运行方式，对延安电网的安全、稳定、经济运行具有重要意义。本文从线损、电压理论计算角度出发，应用高压线路潮流法对不同运行方式下的电网损耗，电压及负荷分配进行研究。

1 延安变增容改造前北部电网状况

1.1 北部电网概况

延安变增容改造前两台150MVA主变，担负着延安城区以及北部石油开采区的供电任务。由于两台主变参数不同，并列运行负荷分配不均，且2号主变局放不合格，制约了主变输送能力，最大有功下传245兆瓦。若带110kV安塞、杏河及高-麻-宜供电，将导致延安变过载运行，同时，由于延马双线电流总和达到480A，超过了单回线路保护允许电流及150型导线的允许载流量。为了满足电网负荷输送，将110kV安塞、杏河、高-麻-宜负荷分别转由330kV朱家变和黄陵区域供电，延安-朱家变高低压环网开环点设在110kV延家双线开关处，南部高低压环网开环点设在110kV高马开关处。在此方式下北部110kV线路损耗加大，志丹、吴起变电压质量下降，严重影响了北部电网的经济运行。

1.2 增容改造前理论计算

1、线损理论计算：延安变增容改造前，受延安变满载与延马不满足N-1制约，安塞、杏河负荷由朱家变转供，供电半径增加一倍，造成线路损耗加大，同时导致志丹、吴起北部区域电压质量低下。理论计算结果如下：

表1-1 增容改造前主网线损理论计算结果单位：MWh,%

线损率 2.73

从计算结果可以看出，110kV延塞、家延Ⅱ理论线损率分别为3.392%、1.885%，主网理论线损率为2.73%，110kV线路总损耗高达233.2528MWh，由于迂回供电造成主网高损线路条数增加，致使主网线损率升高。

2、电压理论计算：

表1-4 增容改造前电压理论计算结果 单位：kV

从电压计算结果可以看出，由于迂回、远距离大负荷供电，110kV安塞、志丹、吴起变电压合格率低下，兰家坪110kV电压越上限运行。

2 延安变增容改造后北部电网状况

2.1 北部电网概况

随着330kV延安变双台240MVA有载调压主变与110kV延高线路的投入运行，方式趋于灵活，下传负荷能力提升，使得降损、电压调整、负荷分配均具有可操作性。根据电网经济运行要求，重新调整供电区域，选择开环点，最大限度的发挥现有电网作用尤为重要。

2.2 增容改造后理论计算

1、延安变增容改造后110kV安塞、杏河、高-麻-宜由延安变供电，其余110kV变电站分别由330kV黄陵、朱家变供电。理论计算结果如下：

表2-1 增容改造后主网线损理论计算结果（第一方案） 单位：MWh,%

表2-2 增容改造后电压理论计算结果（第一方案） 单位：kV

从表2-1计算结果可以看出，在330kV延安变增容改造后将110kV安塞、杏河、高-麻-宜负荷倒由延安变供电，缩短了供电距离，减少了迂回供电，使得110kV线路损耗由原来的233.2528MWh降低为164.355 MWh；主网线损率也由2.73%降低为2.11%，降低0.62个百分点，少损电量68.7337MWh；同时，高损线路减少两条，安塞区域线损率由原来的3.392%降低为3.214%，降低0.178个百分点，少损电量2.3318MWh。该运行方式降损效果最显著，但存在延安变最高负荷达30万千瓦（不满足N-1），而朱家变负荷仅15万千瓦（轻载），出现负荷分配不平衡的问题。

从表2-2计算结果可以看出，运行方式调整后，北部各站电压质量有所提高，110kV安塞变电压由原来的104kV、9.5kV提高至109kV、10.1kV，但存在兰家坪110kV越上限运行问题，这样制约延安变有载调压能力的发挥，因此在安塞、杏河、高-麻-宜由延安变供电的情况下，从负荷平衡角度与延安变电压灵活调整出发，将兰家坪倒由朱家变供电，南部电网维持第一方案。

2、兰家坪变由朱家变供电，其余方式维持不变。理论计算结果如下：

表2-3 增容改造后主网线损理论计算结果（第二方案）单位：MWh,%

表2-4 增容改造后电压理论计算结果（第二方案） 单位：kV

从表2-3计算结果可以看出，将兰家坪变转由朱家变供电后，主网线路损耗变化不大，线损率由2.11%升高为2.17%，较第一方案仅升高0.06百分点，多损电量6.544 MWh，但从延安变电压调整，区域负荷均衡上看，该方式更为合理。

从表2-4计算结果可以看出，将兰家坪变转由朱家变供电后，兰家坪110kV电压由119kV降低为117kV，而北部各站电压基本不变，这样有利于延安变电压调整，也可解决延安变主变不满足N-1，朱家变轻载的问题（兰家坪变可转移负荷30兆瓦）。

3 结语

通过对330kV延安变增容改造前后及改造后不同运行方式下的线损、电压进行理论计算，并考虑负荷分配，在110kV安塞、杏河、高-麻-宜负荷由延安变供电，同时将兰家坪负荷转由朱家变供电的情况下，不但可以解决延安变有载调压出口近距离变电站电压高的问题，而且对降低网络损耗及兰家坪变短路电流，平衡区域负荷也起到了积极的作用。该运行方式下，110kV线路损耗电量由改造前的233.2528MWh降低为170.763MWh，主网线损率由2.73%降低为2.17%，少损电量61.08MWh，较兰家坪变转供前仅多损电量6.544MWh，但解决了330kV朱家变由于负荷转移带来的轻载问题（延安变带负荷27万千瓦，朱家变带负荷18万千瓦时），并且使得兰家坪110kV电压降低2kV，有利于延安变有载调压能力的发挥。

1、330kV延安变增容改造后北部电网最优经济运行方式为：110kV安塞、杏河、高-麻-宜负荷均由延安变供电，降损效果显著，年节约电量约720万千瓦时，经济效益明显。

2、为有效平衡各330kV变电站负荷分配，实现事故情况下的互联互供，建议将110kV兰家坪变倒由330kV朱家变供电，该方式下线损率略有升高，但可以解决延安变调压困难和兰家坪变短路电流过大的问题，在此方式下兰家坪变应安装安全自动稳控装置。

供电改造方案篇10

一、基本情况

按照《xxx冬季清洁取暖试点城市实施方案》要求，我市积极谋划、周密部署，强化组织领导，完善配套政策，想方设法、克难攻坚，寻求重点区域突破，强力推进清洁取暖工作取得成效。一是“双替代”工程。2019年，市定xx“双替代”目标任务xxx户，我市已完成双替代供暖改造xxx户，占总任务的114%。其中电代煤完成xxx户，气代煤完成2427户，超额完成市定年度目标任务。二是既有建筑节能改造工程。我市2019—2020年既有建筑节能改造任务共计xx万平方米，其中城区xx万平方米，农村xx万平方米，改造项目总建筑面积为xx万平方米，超额完成改造任务。三是气厨炊改造工程。2019年，我市气厨炊任务目标完成天然气气厨炊改造xxx户。已完成气厨炊改造xx户，铺设中压管道xx公里，低压管道xx公里，完成xx个村的改造工作，已超额完成年度目标任务。四是集中供暖改造工程。我市2019年度集中供暖任务是xx万平方米，已开展利用国电投**电厂热电联产项目