《中国高新技术企业》 2011年7月下-2 - 图文(5)

影响IGCC发电系统性能的因素研究

周俊杰　李晓倩（郑州大学化工与能源学院，河南 郑州 450001）IGCC是一项先进的高新组合发电技术，其发电效率高、环保效益好，对其整体研究有很重要的实际摘要：

意义。文章采用大型模拟软件Aspen Plus建立了以shell粉煤气化炉为基础的煤气化联合循环发电的整体模型，通过改变气化炉的燃气初温和N2回注量等操作条件对整体系统的经济指标和环境指标进行了研究。对煤气净化系统进行了研究，计算了氧煤比为0.7时的净煤气分子量和发热量及其热煤气效率，结果表明：煤气净化系统对整个系统效率的提高起着重要的作用，可使热煤气效率达90%。

Aspen Plus；粉煤气化炉；热煤气效率；系统效率；N2回注量；煤气净化系统显热分析关键词：

TK229 　　　文献标识码：A 　　 　文章编号：1009-2374（2011）21-0094-02中图分类号：

一、概述

我国一次能源资源结构以煤为主，每年新增发电项目的燃煤量达1亿吨以上，对我国的煤炭及运输业和环境保护的压力都十分巨大，IGCC发电技术就是一项先进的高新组合发电技术，它以发电效率比较高、环保效益良好等显著优点逐步受到电力行业的青睐，因此，为了节能减排，深入研究影响IGCC整体系统的影响因素对我国有重大意义。

迟全虎，林汝谋等建立了适用于IGCC特点的联合循环系统模型。林汝谋,邓世敏, 刘泽龙等从热力学方面对IGCC系统特性进行了分析，提出了提高其热经济性水平的途径以及改进IGCC热力性能的新思路，并指出了提高IGCC系统效率的潜力所在。杨勇平等建立了IGCC系统中典型设备燃气轮机压气机蒸汽轮机余热锅炉在设计工况下的性能计算模型。但是大多数学者对IGCC系统的研究多是运用一定的数学手段建立特定的热力系统数学模型，对系统进行性能分析，但由于传统的建模方法有着各种缺陷，使得所建的IGCC模型存在通用性差，编程工作量大等问题。

因此本文采用大型流程模拟软件Aspen plus对其整注量对整体发电效率的影响。

硫回收装置等，联合循环发电部分包括燃烧室、燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、发电机等。

三、GT进口温度的影响

2902802702602502402302201250130013501400145015001550GT进口温度/℃净发电功率/MW（a）净发电功率0.460.440.420.400.380.360.341250130013501400145015001550GT进口温度/℃热效率/%（b）热效率NOX排放量/kg·MW-1h-111.010.510.09.59.08.51250130013501400145015001550GT进口温度/℃体系统进行流程模拟，分析了燃气轮机燃烧温度和N2回

二、IGCC系统介绍

以shell气化炉为气化系统的整体粉煤气化联合循环发电技术由煤的气化净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分两大部分组成。煤的气化净化部分包括煤气化系统、煤气净化系统和空分系统。主要设备包括空分装置、气化炉、气体冷却器、气体洗涤器、除硫及

（c） NOX排放量图1 GT燃气初温对气化性能的影响由图1可以看出，净发电功率随着GT进口合成气温

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2011.07度的增加而增加，热效率随气化温度的增加也增加，而CO2的排放量则下降。这是由于随着燃气初温的增加，空气进口过程、压气机压缩过程和排气过程的火用损失不变，涡轮膨胀过程的火用损失有少量增加，燃烧室燃烧过程的火用损失有明显的减小，但循环的总火用损失是减小的，因此净发电功率和整体热效率增加。图1(c)中NOX排放量增加是由于高温有助于N2和O2的反应，所以温度越高，形成的越NOX多，故其排放量越大。

四、N2回注量的影响

46 N442 frac=0.2 N2 frac=0.4 N422 frac=0.6 N2 frac=0.8% N2 frac=1/率40效热3836341250130013501400145015001550GT燃烧温度/℃图2 N2回注量对气化性能的影响由图2可以看出，随着氮气回注到汽轮机燃烧室的量的增加，整体的热效率增加，这是由于N2有助于驱动燃气轮机做功，使燃气轮机的净输出功率增加，从而使总的热效率增加。

五、 煤气净化系统显热分析

（一）净煤气分子量的计算在氧煤比为0.7左右时，对整体气化系统进行模拟，并对其进行了性能计算，热煤气效率与热煤气显热利用系统的设计有密切关系，热煤气显热利用得越充分，热煤气效率也越高。由所得的洁净煤气成分组成，通过下式计算其分子量FZL：净煤气参数见表1：

表1 净化系统出口洁净煤气成分表净煤气成分表

组分

CO

H2

H2O

CO2

SO2

H2S

体积分数62.924.68.14.3<0.0001<0.0001

FZL=∑(各组分分子量×体积百分比)

计算得到净煤气分子量FZL=28×62.9%+2×24.6%+18×8.1%+44×4.3%=21.45

净煤气的发热量HDW的计算：

HDW=(∑(各可燃组分发热量×体积百份比))× 22.4／FZL

计算得到净煤气的发热量为12.37MJ／kg

（二）热煤气效率ηhg的计算由公式可以得出：

η(%)=MSyn×L+气化炉系统所生成的蒸汽的焓值hg= %ηhgSynM×LHV×100=（所生成的煤气的化学能+气化炉系统所生成的蒸CoalCoal汽的焓值）/气化用煤的化学能

=(净煤气发热量+净化系统回收的显热)／煤的低位发热量=(12.37+14.65)/29.88=90.43%

由此可看出，热煤气效率与热煤气显热回收利用系统的设计有密切的关系，因此对于冷煤气效率比较低的气化系统，煤气净化阶段对整个系统效率的提高起着重要的作用。为了达到同样的热煤气效率，对于冷煤气效率高的气化炉来说，热煤气回收系统的工作任务可以减轻。

六、结论

1．建立了整体煤气化联合循环模型，分析了气化炉的燃气初温和N2回注量对IGCC整体系统的影响，结果表明：随着燃气初温的增加，净发电功率、热效率和NOX排放量都线性增加。

2．对煤气净化系统的显热进行了分析，计算了在氧煤比为0.7时的洁净煤分子量，在此基础上计算了净煤气的发热量，得出了热煤气效率超过90%，结果表明：煤气净化阶段对整个系统效率的提高起着重要的作用。

参考文献

[1] 　 迟全虎．IGCC联合循环系统建模与设计优化研究[D]．

中国科学院工程热物理研究所，2004.

[2] 　 迟全虎，

等．IGCC系统多变量综合优化设计[J]．工热物理学报，2004，25（3）．

[3] 　 林汝谋，

等．IGCC系统全工况设计优化新方法[J]．工程热物理学报，2004,25（4）．

[4] 　 林汝谋，

蔡睿贤，江丽霞．三种燃煤联合循环系统特性分析比较[J]．燃气轮机技术，1999，12（3）．

[5] 　 邓世敏，

危师让，林万超．IGCC热力系统的特点及提高热经济性潜力分析[J]．燃气轮机技术，1998，11（2）．[6] 　 刘泽龙，

金红光，林汝谋．整体煤气化联合循环（IGCC）损分布结构研究[J]．工程热物理学报，2000，21（6）．[7] 　 杨勇平,郭喜燕．100MW级IGCC机组设计工况下的性

能计算[J]．现代电力，1999，16（2）．

（责任编辑：赵秀娟）2011.0795

基于冲击电流法探测110kV电缆故障

周庆坚（广东电网公司深圳供电局，广东 深圳 518000）随着城市化的迅速发展，许多城市大量采用了既安全可靠又节省空间、美化城市的电缆输电线路，但摘要：

当电缆发生故障时如何有效的测试故障点，及时恢复送电是一项难题。文章就电缆故障测试波形分析进行了探讨。

电缆故障；冲击电流法；二次脉冲法；电缆高阻故障关键词：

TM855 　　　文献标识码：A 　 　　文章编号：1009-2374（2011）21-0096-02中图分类号：

一、概述

随着高压输电电缆在我局大量的使用，已成为城市输送电能的主角。自1989年深圳第一条110kV电缆投产以来，至2010年12月份投入运行的110kV及以上电压等级的电缆线路已达两百回。且在2010年班组管辖的区域就增加21回电缆线路。因为近年来很多新投产的线路都在抢工期的情况赶出来的，施工质量难以保证供电可靠性大打折扣，电缆故障率有所提升。

110kV马向线于2003年8月15日投入运行，当时只有8个中间接头，始端为清林站，末端为N1电缆终端塔，这8组接头采用德皇3C公司的预制式附件，电缆是费尔普斯公司生产。2004年改造工程，将清林站电缆延长至马坳站，延长的6组接头采用比瑞利电缆公司预制式附件，电缆由广州岭南电缆有限公司提供。电缆型号为YJLW03，导体截面积为800mm2，线路全长8.2km，共分14段。投运后第一次故障是2006年4月，故障位置10号接头工井A相电缆中间头，离运行不足三年时间，2010年4月又发生电缆故障。

（二）冲击电流法的介绍冲击电流法是在释放高压冲击的同时采用电流耦合器采集这一高压脉冲在击穿点和设备端来回振荡的波形，不需要用低压高频脉冲借用高压停止后的通道，所以其成功率是非常高的。当然冲击电流法要在波形分析时稍作分析然后再下结论。因为冲击电流法是采用电流耦合单元，不同于二次脉冲法的电压耦合单元。图2中向下的波形是电缆开路波形，而向上的波形是故障点反射波形。

二、电缆高阻故障定位的基本原理

（一）二次脉冲法的介绍二次脉冲法的原理是采用高压击穿故障点，在极短时间内发出低压高频的测量脉冲，利用高压击穿的燃弧通道取得故障位置的反射波形。

300 ? 高图2 冲击电流法波形图解 压单元 =G 三、故障实测过程

（一）二次脉冲法测试现场技术人员对故障电缆进行绝缘测量，发现故障相为A相绝缘电阻为0Ω，其他两相为10GΩ。随即开展电缆故障查找工作，启动故障定位设备，因此选择电

Teleflex 故障点 图1 二次脉冲法的原理图96

2011.07缆故障测试方法中高阻定位方法。

首先，在不改变金属护套交叉互联接线方式进行测试，当电压升至16kV时故障电缆才有击穿现象出现，泄露电流表的波动比较大，放电声也有明显不同，交叉互联的位置通常会由于相间的连接导致故障波形的衰减。看到电缆全长8207米，在末端有正波形的开路反射，图中没有有效故障波形。

当波形可以取得的时候也是尝试直接获得故障定位波形从上图看出，在1201米处、3600米处、4600米处、6600米处都有比较大的波形反射，经过分析上述几处为中间接头位置的波形，而且中间接头的安装应该不是很好，因为造成阻抗变化比较大的情况，而低压高频脉冲对这类阻抗不均匀的地方都会比较敏感，所以形成反射波。

多次反复测量和高压冲击扩展故障通道，没有明显故障波形出现，为了尽快找到故障点，我们尝试对上述的几个中间头位置进行排查，沿着电缆的通道精确定位测量，在电缆路径上方反复听取，确定故障点。

图2 选择二次脉冲法时测量波形（二）冲击电流法测试二次脉冲没有效果，采用解开交叉互联接线内外芯连接的方式进行测试，因路面施工，大型机械正好压住了1号接头井位置，无法打开1号接头井，但是从2号接头井至14号接头，中间的交叉互联段已经全部打开的情况下未见故障波形，金属护套交叉互联接线方式进行测试，经过反复测量，仍然得不到故障波形。选择4300米处第三峰和2058米处第二峰进行差值计算，判断故障点在2192米处，在经实际现场精确定位测量，没有发现故障点。

技术人员分析认为，上述的波形是错误的，因为没有遵照冲击电流法的原则来判断，冲击电流法的故障波形应该是选择正发射的前面两个波峰之间差值再减去测试电缆的长度即是故障位置，但是故障的波形必须具备间隔基本相同且是衰减的，只选择了前面两个波峰，但是没有注意到后面还有波峰前面所选的高，忽略了波形需要用衰减来判断。在2192米处没有找到故障波形后，技术人员继续使用冲击电流法，取得了下面图3的故障波形：

图3 冲击电流法测量波形实际已经取得故障点位置波形，（图中标示2#和3#波峰之间实际即为故障位置。而且波形从1#到4#呈衰减趋势。冲击电流法取第二和第三波峰作为分析对象。且第二到后面的波峰须呈衰减趋势）。技术人员按测出的5000米的8号工井位置进行精确定位，找到放电声音，判定电缆故障点就在8号工井处。

四、电缆故障测试分析

（一）有良好的接地系统遇到高阻故障时，虽然有击穿通道，但是接地不良好，比如说故障点和金属屏蔽或者是接地端有一些空隙的故障形式。目前的大量的环氧绝缘套筒应用在电缆接头中，其即便破碎也很难使主绝缘直接接触到外层的金属包带或者是金属网带，也就形成了上面所说的故障点和接地端的空隙。（二）波形的原理使用高压冲击脉冲将故障点之间的残留绝缘击穿从而形成电弧通道，在电弧通道形成的瞬间发射低压高频脉冲，利用低压高频脉冲在绝缘变化处有反射的原理，取得波形。

（三）冲击电流法优势高压冲击脉冲在形成电弧通道时，如果主绝缘和接地端不是有残留介质作为媒介而是有空隙的话，电弧通道形成的时间将会非常短，经过试验发现，在0.5cm的空气间隙下，想形成电弧击穿通道就需要至少6kV的冲击电压，而此次遇到厚度达2cm环氧套筒，即便是打到28kV的高压，击穿通道的形成时间也非常短，就是说在高压完成后电弧通道也就完成，给低压高频脉冲取得波形的时间过短，而维持这一2cm长度的空气电弧通道的电压又需要至少10kV以上，所以冲击电流法适合于此类故障形式的查找。

五、总结

故障定位测试除了需要先进设备，更需要有丰富经验的技术人员对波形分析。工作人员必须熟悉设备性能和使用方法，110kV电缆故障测试目前还属于起步阶段，我们应在今后工作中吸取经验教训，尽量缩短测试时间。

（责任编辑：赵秀娟）2011.0797

有关变电站二次回路及继电保护调试技巧分析

唐纯华（广西恒都输变电工程有限公司，广西 南宁 530031）变电站二次回路、继电保护及自动装置为电力系统的重要构成部分，对防止电力系统事故发生和维护摘要：

安全稳定运行起着关键性的作用。文章重点分析了变电站二次回路及继电保护调试的相关内容及技巧，并提出一些总结性建议。

变电站；二次回路；继电保护；备用电源互投装置关键词：

TM774 　　　文献标识码：A 　　文章编号：1009-2374（2011）21-0098-03中图分类号：

当前现代综合自动化变电站各种设备的保护、调

控，或数字数据量的采集和传输均借助综合自动化系统实现。而综合自动化变电站二次调试是一个相对复杂的过程，因此有必要对其进行研究，分析结果报告 如下。

一、变电站二次回路调试

（一）准备工作阶段（1）全面掌握整个变电站系统的各种设备，主要内容如综合自动化装置的安装方式，保护屏、电度表屏、直流屏、交流屏等的数量和主要功能的相关控制操作；（2）掌握一次主接线，检查其运行状态和各间隔实际位置是否正常；（3）检查二次设备的外观，如接线是否折断、脱落，屏内元件有没有保持好，装置外观有没有损坏等；（4）检查各屏电源接法有没有符合相关规定要求，无误后对装置逐一上电，以判断装置反应是否正确，之后借助软件组态查看、设置装置地址；（5）接连各设备之间通讯线，进行调试，当所有装置通讯都运行正常时，最后在后台机可观察到装置上送数据。（二）二次回路调试阶段变电站的调试阶段内容包括一次、二次系统的电缆连接、保护功能等的全面校验和调试。由于保护调试不是单独存在的，因此本文也结合其他内容分析变电站二次回路调试内容。

1．电缆连接的调试。一次、二次系统电缆连接的检查调试，其内容主要有：（1）开关控制回路的调试，主要检查控制回路、断路器位置指示灯颜色是否正确，若发现控制断路器位置指示灯红绿灯全亮或熄灭，应马上关闭控制直流电源，并查找原因；（2）控制信号回路按常规站方法安装调试，经过前期的安装及二次回路调试，以就地智能终端箱为中心，确保开关、刀闸、主变本体等控制信号回路到智能终端控制及采集端子的正确性，为后期联调扫清障碍；（3）其它如信号回路，包括开关运行状态信号、事故跳闸信

号与事故预告信号。

2．断路器本身信号和操动机构信号调试。对于液压操动机构，检验压力信号是否齐全，如时间显示或报警是否正确；对于弹簧操动机构，检验弹簧未储能信号是否正确，如在未储能时，接点闭合用以闭锁线路重合闸的装置位置正确时，由于达到充电条件，断路器合上后装置面板会有相应的充电标志。

3．开关量状态。查看后台机SOE事件名称，断路器、刀闸状态等显示是否正确。如果状态与实际不符合，原因一般为断路器、刀闸辅助触点常开、常闭接反。可改正后台机遥信量组态或更改电缆接线，但值得注意的是改后台机遥信量特性组态“常开”为“常闭”时，要适当改动调度端。

4．主变压器本体信号的检查。主变压器测温电阻通常应有三根出线，以提高测温的精度，其中两根为补偿从主变压器到主控室电缆本身的电阻而共同接测温电阻另一端用，另一根接测温电阻一端。建议在测温装置上也应按该方式连接，以避免测出的温度不准。其他就是检查如主变压器温度、压力等信号在后台机上显示的时间是否正确，一般来说压力信号应响电笛并跳主变各侧断路器；又如变压器温度在后台机显示是否正确。尤其是瓦斯保护，即指利用气体形成的压力动作的保护，其原理为：由于变压器用变压器油作冷却和绝缘介质，当变压器内部发生故障时，变压器油和其他绝缘物就会因短路电流所产生的电弧而分解，同时大量气体将产生，而这整个过程中可利用这些气体形成的冲力或压力可使其保护动作。

5．功能调试检查。主要检查内容包括：

（1）保护装置定值、精度及传动断路器，在后台机上应报开关变位信息、保护动作信息及显示动作时刻数据。具体做法：根据继电保护系统调试相关调试技术标准，调试继电保护装置，进行模拟量、开关量测试；进行故障模拟，测试保护装置动作的正确性。

（2）监控部分功能的调试：检查后台遥控断路器、电动刀闸及主变压器分接头是否正确无误。如若

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2011.07

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