配电装置论文汇总十篇

时间:2023-03-22 17:32:34

配电装置论文

配电装置论文篇(1)

1概述

随着人民生活水平的不断提高,人们对电力的需求已经不仅仅满足于有电用,良好的供电质量和服务水平,成为社会对供电企业要求的重要部分。在电力管理发展过程中,原来以拉闸限电为目的的负荷控制正逐渐向用电管理方向过渡,电力企业为提高供电质量和服务水平,需要有一套完善的用电侧电能管理系统,对与用户直接相关的低压电网运行状态进行实时监测,及时掌握低压配电网运行的情况,适时根据供电需求的增长调整电网负荷,及时发现和定位电网故障,发现异常供电和异常线损,杜绝供电隐患。低压配电监控装置是整套用电侧电能管理系统中的最重要的一个环节,它一般以低压网中的配变为监测对象,使电力部门及时了解设备运行状况,为线损分析、负荷预测、电压合格率、配电规划等提供科学的依据。

2配电监控装置在用电侧电能管理中的应用

长期以来,低压配电网络一直是供电系统运行可靠性的薄弱环节之一,一些配电变压器和配电线路因过载发热、线损率高、电压质量合格率低等,既容易烧毁设备,也容易危及低压电网安全可靠运行,而这些故障却常常被人们忽视,为此,原能源部规定各基层单位要定期上报电压质量合格率和作配电网的可靠性统计,并在"用电管理信息技术规范"中明确提出要掌握配电网络负荷情况及重点用户的年、季、月、日各种负荷曲线等重要信息。但多年来,由于低压配电网络缺乏这方面的自动化检测手段,一般都在每年或每季的几个典型日,由工作人员用钳式电流表逐个测量配电装置负荷的简单方法,结果是费时费工,既不能反映真实情况,也不能解决实际问题。为此,研发、推广一系列低压配电网络的监控装置仪表是十分必要的。

2.1配电监控装置硬件构成与工作原理

该类仪表的系统构成一般由电源模块、数据采集模块、数据处理及控制模块、显示模块、CPU模块和通讯模块五大部分组成。模块化的设计使得该系统结构简单、便于维护与升级。仪表在工作时,对低压配电房内低压配电柜的三相电压、三相电流分别取样后,送到放大电路进行缓冲放大,再由A/D转换器变成数字信号,送到CPU进行处理,CPU将处理过的数据根据需要送至显示部分、通讯部分等数据输出单元。

2.2配电监控装置的功能描述

(1)测量、显示及存储功能:

在工作中,配电监控装置对低压配电柜内的各种电压、电流进行采样后,经过计算模块,将电流、电压、频率、有功和无功功率、功率因数、电能量、环境温度等各类数据传输给CPU或DSP,进行数据处理,这样最终得到的电网状态信息将会通过显示模块反映给工作人员进行数据的读取,对于那些需要存储的数据,系统会将其存储在大容量的存储器中。

(2)数据的现场采集及远程通讯功能:

目前,这类仪表除了可以利用手抄机对测量所得数据进行手工抄表外,一般还可以扩展各种通讯接口,支持RS232、RS485、ISDN等多种通讯协议,从而实现了数据采集效率更高、操作更简单。随着USB技术的日渐成熟,利用电子盘进行数据的现场采集已经成为可能。这种方式具有传输误码率低、采集速度快、成本低廉等优点,比较适合于目前我国电力系统的需要。在实现数据的远程通讯方面,可以利用监控装置的RS232、RS485通讯接口与光端机联系,通过光纤实现数据的远程通讯;还可以在监控装置表内置一个modem通讯模块,通过固定电话网络拨号连接的方式访问监控装置,进行远程数据采集;更新的技术是在监控装置内置GPRS通讯模块,使监控装置成为一个GPRS终端,管理中心便可以利用移动通讯的GPRS网络进行远程数据采集。

(3)停电抄表和电路保护功能:

在停电或设备电源模块发生故障时,工作人员仍然可能需要对测控仪数据存储器进行读取操作,因此监控装置应设有备用电源接口,从而实现测控仪存储的数据在任何时候都可以供读取。此外存储器还应具备静态存储功能,保证在停电时,数据可以有效的保存在内部存储单元,而不会丢失。测控仪应配置过流、过压保护元件,可以对短路、过载或过压状况进行自动保护。

(4)动态无功补偿功能:

在低压配电网中,尤其对公用配变台区,由于负荷的分散性和用电的不定期性等因素,决定了其三相电流及无功功率很难分配得完全平衡,在此方面,利用低压配电监控装置的动态无功补偿功能,可实现对电容器组的智能投切。监控系统的控制软件可以在配电网的多种接线方式下,通过中央处理器来控制电容器的投切开关,实现补偿功能。当需要进行无功补偿时,配变运行的三相无功电流及三相电压输入到无功补偿控制器的模块,无功补偿控制器根据配变当时需要补偿无功量,决定补偿电容的投入或切除。

(5)数据综合处理功能:

配电监控装置还应具备配套的后台管理软件,帮助用电管理中心的工作人员对采集到的数据进行处理和分析。目前此类管理软件的主要功能一般包括报表分析(日报表,月报表,年报表);采集记录数据的统计;电压、电流等参数曲线的绘制;无功补偿的电容器投切状态分析等。

通过后台管理软件对数据的统计与计算,工作人员可以根据软件分析结果,及时调整配电网的运行状态,保证电网的安全运行。

2.3监控系统的控制软件设计

配电监控软件的设计一般包括两个部分:配电监控装置控制软件和后台管理软件。本文重点介绍配电监控装置控制软件的设计流程和实现功能。系统的软件设计部分遵循模块化的设计方法,以便于调试。

系统复位以后,硬件电路便开始对电网数据进行采集,根据GB检验规范采集到的数据应该在规定范围以内,CPU根据此标准来判断数据是否达到规范,若采集数据不准确,程序返回到初始化部分重新开始。若这样循环一定的次数,那么系统便会发出报警信号来提示技术人员检修,否则,CPU便对得到的准确数据进行各种计算并存储。接下来显示程序便将准确的数据通过LCD或数码显示模块显示出来。系统监测到电网电压、电流的不平衡,便会通过程序进行自动补偿。这样,一次操作完成后,程序便返回到采集部分,进入循环状态,直到系统被重新复位。

3配电综合监控装置在用电侧电能管理系统中的作用

随着电力工业的飞速发展,电力供需矛盾发生了很大的变化,特别是随着电力企业改革的进一步加速,如何利用高新科技手段来适应市场经济,如何提高效率,降低成本,实现高效优质服务,已经成为实现用电营销现代化的重要任务。利用现代化的配电监控手段对用电网络进行实时监测与控制,可给用电管理提供直接的、便利的技术支持,为负荷预测、电网规划、电力调度、用电营销管理、营销服务水平、用电检查、电能计量管理等提供科学的分析依据。在此,我们把配电综合监控装置在电能负荷管理系统中的作用归纳为以下6点:

(1)为及时了解电力市场需求,合理进行电力资源配置提供了有效的数据资料。

(2)帮助电力企业更好地为客户服务,从而制定长远的营销策略,提高电力资源的配置效率。

(3)利用远程通信功能,可以推动用户远程抄表的普及工作。

(4)利用软件管理系统,为配网管理系统提供实时的用户用电信息,提高配网管理水平,为配网运行、维护和用户接入提供分析、决策依据。

(5)配套使用的管理软件,可以强化计量装置的工况监视,防止窃电和因装置故障而漏抄电量。

配电装置论文篇(2)

1概述

随着人民生活水平的不断提高,人们对电力的需求已经不仅仅满足于有电用,良好的供电质量和服务水平,成为社会对供电企业要求的重要部分。在电力管理发展过程中,原来以拉闸限电为目的的负荷控制正逐渐向用电管理方向过渡,电力企业为提高供电质量和服务水平,需要有一套完善的用电侧电能管理系统,对与用户直接相关的低压电网运行状态进行实时监测,及时掌握低压配电网运行的情况,适时根据供电需求的增长调整电网负荷,及时发现和定位电网故障,发现异常供电和异常线损,杜绝供电隐患。低压配电监控装置是整套用电侧电能管理系统中的最重要的一个环节,它一般以低压网中的配变为监测对象,使电力部门及时了解设备运行状况,为线损分析、负荷预测、电压合格率、配电规划等提供科学的依据。

2配电监控装置在用电侧电能管理中的应用

长期以来,低压配电网络一直是供电系统运行可靠性的薄弱环节之一,一些配电变压器和配电线路因过载发热、线损率高、电压质量合格率低等,既容易烧毁设备,也容易危及低压电网安全可靠运行,而这些故障却常常被人们忽视,为此,原能源部规定各基层单位要定期上报电压质量合格率和作配电网的可靠性统计,并在"用电管理信息技术规范"中明确提出要掌握配电网络负荷情况及重点用户的年、季、月、日各种负荷曲线等重要信息。但多年来,由于低压配电网络缺乏这方面的自动化检测手段,一般都在每年或每季的几个典型日,由工作人员用钳式电流表逐个测量配电装置负荷的简单方法,结果是费时费工,既不能反映真实情况,也不能解决实际问题。为此,研发、推广一系列低压配电网络的监控装置仪表是十分必要的。

2.1配电监控装置硬件构成与工作原理

该类仪表的系统构成一般由电源模块、数据采集模块、数据处理及控制模块、显示模块、CPU模块和通讯模块五大部分组成。模块化的设计使得该系统结构简单、便于维护与升级。仪表在工作时,对低压配电房内低压配电柜的三相电压、三相电流分别取样后,送到放大电路进行缓冲放大,再由A/D转换器变成数字信号,送到CPU进行处理,CPU将处理过的数据根据需要送至显示部分、通讯部分等数据输出单元。

2.2配电监控装置的功能描述

(1)测量、显示及存储功能:

在工作中,配电监控装置对低压配电柜内的各种电压、电流进行采样后,经过计算模块,将电流、电压、频率、有功和无功功率、功率因数、电能量、环境温度等各类数据传输给CPU或DSP,进行数据处理,这样最终得到的电网状态信息将会通过显示模块反映给工作人员进行数据的读取,对于那些需要存储的数据,系统会将其存储在大容量的存储器中。

(2)数据的现场采集及远程通讯功能:

目前,这类仪表除了可以利用手抄机对测量所得数据进行手工抄表外,一般还可以扩展各种通讯接口,支持RS232、RS485、ISDN等多种通讯协议,从而实现了数据采集效率更高、操作更简单。随着USB技术的日渐成熟,利用电子盘进行数据的现场采集已经成为可能。这种方式具有传输误码率低、采集速度快、成本低廉等优点,比较适合于目前我国电力系统的需要。在实现数据的远程通讯方面,可以利用监控装置的RS232、RS485通讯接口与光端机联系,通过光纤实现数据的远程通讯;还可以在监控装置表内置一个modem通讯模块,通过固定电话网络拨号连接的方式访问监控装置,进行远程数据采集;更新的技术是在监控装置内置GPRS通讯模块,使监控装置成为一个GPRS终端,管理中心便可以利用移动通讯的GPRS网络进行远程数据采集。

(3)停电抄表和电路保护功能:

在停电或设备电源模块发生故障时,工作人员仍然可能需要对测控仪数据存储器进行读取操作,因此监控装置应设有备用电源接口,从而实现测控仪存储的数据在任何时候都可以供读取。此外存储器还应具备静态存储功能,保证在停电时,数据可以有效的保存在内部存储单元,而不会丢失。测控仪应配置过流、过压保护元件,可以对短路、过载或过压状况进行自动保护。

(4)动态无功补偿功能:

在低压配电网中,尤其对公用配变台区,由于负荷的分散性和用电的不定期性等因素,决定了其三相电流及无功功率很难分配得完全平衡,在此方面,利用低压配电监控装置的动态无功补偿功能,可实现对电容器组的智能投切。监控系统的控制软件可以在配电网的多种接线方式下,通过中央处理器来控制电容器的投切开关,实现补偿功能。当需要进行无功补偿时,配变运行的三相无功电流及三相电压输入到无功补偿控制器的模块,无功补偿控制器根据配变当时需要补偿无功量,决定补偿电容的投入或切除。

(5)数据综合处理功能:

配电监控装置还应具备配套的后台管理软件,帮助用电管理中心的工作人员对采集到的数据进行处理和分析。目前此类管理软件的主要功能一般包括报表分析(日报表,月报表,年报表);采集记录数据的统计;电压、电流等参数曲线的绘制;无功补偿的电容器投切状态分析等。

通过后台管理软件对数据的统计与计算,工作人员可以根据软件分析结果,及时调整配电网的运行状态,保证电网的安全运行。

2.3监控系统的控制软件设计

配电监控软件的设计一般包括两个部分:配电监控装置控制软件和后台管理软件。本文重点介绍配电监控装置控制软件的设计流程和实现功能。系统的软件设计部分遵循模块化的设计方法,以便于调试。

系统复位以后,硬件电路便开始对电网数据进行采集,根据GB检验规范采集到的数据应该在规定范围以内,CPU根据此标准来判断数据是否达到规范,若采集数据不准确,程序返回到初始化部分重新开始。若这样循环一定的次数,那么系统便会发出报警信号来提示技术人员检修,否则,CPU便对得到的准确数据进行各种计算并存储。接下来显示程序便将准确的数据通过LCD或数码显示模块显示出来。系统监测到电网电压、电流的不平衡,便会通过程序进行自动补偿。这样,一次操作完成后,程序便返回到采集部分,进入循环状态,直到系统被重新复位。

3配电综合监控装置在用电侧电能管理系统中的作用

随着电力工业的飞速发展,电力供需矛盾发生了很大的变化,特别是随着电力企业改革的进一步加速,如何利用高新科技手段来适应市场经济,如何提高效率,降低成本,实现高效优质服务,已经成为实现用电营销现代化的重要任务。利用现代化的配电监控手段对用电网络进行实时监测与控制,可给用电管理提供直接的、便利的技术支持,为负荷预测、电网规划、电力调度、用电营销管理、营销服务水平、用电检查、电能计量管理等提供科学的分析依据。在此,我们把配电综合监控装置在电能负荷管理系统中的作用归纳为以下6点:

(1)为及时了解电力市场需求,合理进行电力资源配置提供了有效的数据资料。

(2)帮助电力企业更好地为客户服务,从而制定长远的营销策略,提高电力资源的配置效率。

(3)利用远程通信功能,可以推动用户远程抄表的普及工作。

(4)利用软件管理系统,为配网管理系统提供实时的用户用电信息,提高配网管理水平,为配网运行、维护和用户接入提供分析、决策依据。

(5)配套使用的管理软件,可以强化计量装置的工况监视,防止窃电和因装置故障而漏抄电量。

配电装置论文篇(3)

中图分类号:TF82 文献标识码:A

1 概述

我国的电力能源主要依赖于煤炭,即火力发电,随着我国煤炭资源的日益紧缺,加上一年一度的夏季用电高峰的到来,很多生产制造企业都不同程度的出现了用电紧张,作为用电大户的氧化铝厂,其电能需求量十分庞大,因此,在用电日益紧张的今天,如何为氧化铝厂提供充足可靠的电力能源是十分重要的,这就需要氧化铝厂需要构建一套全面完善的变电配电系统,而氧化铝厂的变电设备也以设备众多、安装复杂而出名。

本论文主要结合笔者所参加的某氧化铝厂的变电设备的安装为具体工程进行分析,从中对变电设备安装事宜和技术问题展开分析探讨,以期能够从中找到安全可靠的变电设备安装技术方法,并以此和广大同行分享。

2 氧化铝厂变电设备安装工程概述

800Kt/a氧化铝项目工程110/10.5kV总降压站,整个电力系统总体配置为:

全厂设一座110/10.5kV总降压站,整个110/10.5 kV总降压站由110kV GIS开关站、10kV总配电所、中央控制室三部分组成。110kV配电装置为气体绝缘金属封闭开关(GIS)配置方案。变电站为二层建(构)筑物,110kV配电装置的进线为架空线,出线采用电缆线。10kV总配电所为三层建(构)筑物,紧靠主变压器10kV侧,与110kV变电站平行布置,一层为电抗器室、二层为电缆夹层、三层为10kV配电装置及站用电等装置。10kV配电装置采用双母线中置式开关柜。中央控制室为三层建(构)筑物,紧靠10kV总配电所布置,可作为全厂动力车间办公楼,一层为会议室及办公室、二层为电缆夹层、三层为配电室及主控室。

其中,需要重点安装施工的变电设备主要有动力变压器,110KV GIS高压配电装置,高压隔离开关,氧化锌避雷器,中性点隔离开关,中性点避雷器,各种控制、保护柜,各种高、低压开关柜,电容补偿柜,直流系统,五防模拟屏,电抗器,各种支架、配管及桥架,防雷接地,照明工程,暖通工程,消防工程,各种高、低压电缆、控制电缆等安装调试工程。

3 氧化铝厂变电设备的安装探讨

3.1 变电设备安装前的准备工作

(1)技术准备

①配备齐全有关的施工规范以及标准图集等技术资料。

②组织所有施工人员认真学习图纸和技术资料,熟悉和掌握图纸要求、技术标准和规范及操作规程,使有关人员对本工程的质量和工期要求有高度的重视。

③参加设计交底和图纸会审,了解设计意图,掌握施工要点。

④组织施工人员学习施工方案,合理安排组织施工,掌握施工中的重要环节,编制作业指导书。

⑤各管理人员要认真学习合同文件,严格执行合同条款。

⑥编制施工预算和施工进度计划网络图,提出主要和辅助材料、施工措施用料需用计划、劳动力计划和机械进场计划。

(2)工机具准备

①根据机械进场计划,组织机械设备进场,准备投入施工的机械、机具、工具运出前应进行检查、维修、保养,使其处于良好状态。

②施工机具的技术、安全、经济性能必须符合施工对象的需要。

③所有量具及实验仪表,在施工前必须按规定送有关部门校验合格。

3.2 变电设备的安装与施工探讨

(1) GIS的安装调试

本工程110kV GIS配电装置采用GIS SF6气体绝缘金属封闭开关设备。主接线为单母线分段,配置成七个间隔:两回进线、两回主变馈线、两回电压互感器及一个母线分段间隔组成。

吊装用器具及吊点选择应符合产品技术要求。如吊装元件中心不平衡,应采用吊链来调节平衡后再起吊。制造厂已装配好的各电器元件,在现场组装时不应解体检查;如需现场解体时,应经制造厂同意,并在厂方人员指导下进行。按产品技术规定,在充气前对设备内部进行真空净化处理。抽真空时,应防止真空泵突然停止或因误操作而引起倒灌事故;在使用麦氏真空计测量真空度时,应严格按操作程序并检查水银量是否符合要求,防止水银进入GIS设备内。应专人负责,正确操作,并在管路一侧加装电磁逆止阀。GIS设备安装完毕后,一定要检查各部开口销开开,防止销子脱落造成指示位置同实际位置不符。

(2)高压电气的安装

安装前必须要找正,如果绝缘子较高,防止中心偏移翻倒,绝缘子顶部用绳子将牵引绳与绝缘子捆成一体。

支柱绝缘子底座槽钢与绝缘子连接统一找正(平),要求同一平面或垂直面上的支柱绝缘子,应位于同一平面上;其中心线位置应符合设计要求,母线直线段的支柱绝缘子的安装中心线应在同一直线上。满足要求后,与预埋件焊接,同时焊上接地线,焊接时应做好防护工作避免损伤瓷件,防腐采用刷两遍樟丹漆,一遍灰调和漆。绝缘子串则挂到设定的位置上。

(3)配电盘、柜及二次接线的安装

①盘、柜及盘、柜内设备与各构件间连接应牢固。主控制盘、继电保护盘和自动装置盘等不宜与基础型钢焊死。

②盘、柜单独或成列安装时,其垂直度、水平偏差以及盘、柜面偏差和盘、柜间接缝的允许偏差应符合表的规定。

③盘、柜、台、箱的接地应牢固良好。装有电器的可开启的门,应以裸铜软线与接地的金属构架可靠地连接。

④盘、柜内的配线电流回路应采用电压不低于500V的铜芯绝缘导线,其截面不应小于2.5mm2;其它回路截面不应小于1.5mm2;对电子元件回路、弱电回路采用锡焊连接时,在满足载流量和电压降及有足够机械强度的情况下,可采用不小于0.5mm2截面的绝缘导线。

结语

氧化铝厂是生产铝制品的重要场所,对于电能的需求量十分庞大,是真正的用电大户,因此氧化铝厂内电气设备,不论是设备的电压等级,还是设备的安装复杂程度,都可以与专业的变电所相提并论了,因此一般都需要专业的安装人员进行安装。本论文针对氧化铝厂内的生产需求,对相关的变电设备的安装进了分析探讨,并给出了安装过程中需要注意的技术问题,对于提高氧化铝厂内变电设备的安装水平、加强对相关变电设备的管理有着较好的指导和借鉴意义,因此,本论文所探讨的有关变电设备的安装问题,是值得推广应用的。当然,本论文仅仅是针对氧化铝厂的变电设备的安装所进行的探讨,更多的变电设备的安装技术问题还有赖于广大专业电气安装技术人员的共同探讨,才能够实现变电设备的安全安装施工。

参考文献

[1] 柳国良,张新育,胡兆明.变电站模块化建设研究综述[M].电网技术,2008,32(14):101-102.

配电装置论文篇(4)

0. 引言

智能电网建设是我国电力工业发展的现实选择。智能变电站是衔接智能电网发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节的关键,是智能电网中实现能源转换和控制的核心平台之一,是智能电网的重要组成部分。集成装置是智能变电站实现装置配置简化、接线优化的重要载体。

智能变电站设备对常规变电站设备实现的功能进行整合和重新划分,把进线侧的断路器和隔离开关进行集成或者取消,部分原保护和测控装置实现的功能下放到就地安装的智能终端实现,电流和电压信号有合并单元采集后通过光缆发送至信号量需求装置。设备的集成、功能的整合和重新划分直接导致变电站主接线的简化和新装置的出现。

本文重点介绍隔离断路器(隔离开关和断路器集成装置)、保护测控合一装置(集成保护、测控、非关口计量功能)、合智一体装置(集成合并单元、智能终端功能)、多合一装置(集成保护、测控、合并单元、智能终端、非关口计量功能)的配置。

1. 工程概况

本文所依托的智能变电站本期及终期规模如下:

本站为110kV新建新一代智能变电站,终期2回110kV进线,1回来自220kV某变电站110kV间隔,1回T接至某变电站―某变电站110kV线路。

主变压器规模:本期2×50MVA,终期3×50MVA;

110 kV侧接线方式:本、终期进线2回,本期采用内桥接线,终期采用扩大内桥接线;

35kV侧接线方式:本期6回出线,单母分段接线;终期9回出线,单母三分段接线;每段母线配电压互感器1组;

10 kV侧接线方式:本期8回出线,单母分段接线;终期12回出线,单母三分段接线;每段母线配电压互感器1组,电容器2组;2台站用变兼接地变分别接至10kVⅠ母线和Ⅱ母线上。

2. 集成装置配置

2.1 隔离断路器的应用

常规智能站仍采用与以往综合自动化变电站相同的隔离开关和断路器分开配置模式,导致110kV进线间隔设备配置多,纵向距离长,给安装施工、运行维护、检修等带来不便。常规智能站下,110kV侧接线方式见图2。

在新一代变电站设计中,采用隔离开关和常规断路器集成的隔离断路器,可以将接地开关、电流互感器集成至隔离断路器,减少站内一次设备的数量,能够简化主接线,缩短110kV进线间隔的纵向长度,减少征地面积,降低工程成本,符合国家土地保护政策。另外由于设备的集成,原来隔离开关和断路器之间通过电缆传输的连闭锁信号及接线均由厂家在隔离断路器内部完成,减少设计工作量。厂家在隔离断路器的设计中,使其具有完备的机械闭锁系统和电气闭锁系统。隔离断路器与其集成的接地开关之间设置有机械闭锁装置,即在隔离断路器合闸状态下不允许接地开关合闸,并将其闭锁在分闸位置,大大提高设备动作的可靠性。

在依托的变电站设计中,对2个110kV进线间隔和2个110kV内桥间隔的一次设备进行集成。采用常规智能站设计时,需要13组隔离开关、4组(每组3支)电路互感器和4台断路器,而采用新一代智能变电站进行设计,对设备进行集成优化后,仅需要7组隔离开关和4台隔离断路器。

2.2 保护测控集成装置配置

在新建常规智能变电站设计中,由于在建站初期多为终端负荷站,在主接线为扩大内桥接线模式下,110kV进线间隔和2个内桥一般只配置单独的测控装置,不配置保护测控集成装置。

在新一代智能变电站设计中,要求保护测控集成装置集成费关口计量功能,非用户专线不允许配置独立的电能计量表。在图1所示的110kV变电站中,2回进线及2个内桥均配置保护测控集成装置。与与常规智能站只配置测控装置相比,装置数量没有增加,功能增强。对于作为终端负荷站,进线保护功能不是必须的。但随着电网的发展,本站一旦变成联络站,则需要保护功能。采用保护测控合一装置配置,能够减少后期改造工程量。

另外由于110kV进线所配置的保护测控集成装置集成考核计量,与常规智能站相比,新一代智能站优化减少电能表屏1面。本站配置4套保护测控集成装置,组一面屏,与常规配置110kV线路测控屏和桥测控及备自投屏相比,也优化减少屏柜1面。

2.3 合智一体装置配置

常规智能站通过在就地的智能控制柜内安装合并单元实现对电流和电压量的数字化,通过智能终端收发信号和控制命令实现对断路器的监测和控制。新一代智能变电站采用合智一体装置。合智一体装置是合并单元与智能终端的集成,一方面具有对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合功能,另一方面具有与一次设备采用电缆连接,与保护、测控等二次设备采用光纤连接,实现对一次设备(如:断路器、刀闸、主变压器等)的测量、控制等功能。

对于图1所示变电站,在常规智能站建设模式下,2个110kV进线间隔和2个内桥分别配置1套智能终端和2套合并单元,主变35kV及10kV进线间隔分别配置1套智能终端和2套合并单元。110kV I母线PT和III母PT分别配置1套智能终端和1套合并单元,每台主变本体配置1套智能终端和1套合并单元。35kV和10kV除主变进线间隔外,均不配置合并单元和智能终端。而在新一代智能站建设模式下,2个110kV进线间隔和2个内桥分别配置2套合智一体装置,主变35kV及10kV进线间隔分别配置2套合智一体装置。110kV I母线PT和III母PT分别配置1套合智一体装置,每台主变本体和35kV及10kV每段母线配置1套合智一体装置。

通过以上分析可以看出,合智一体装置的配置的采用有利于减少柜内设备数量,简化二次接线,方便维护,提高可靠性,降低成本。

2.4 多合一装置配置

在常规智能变电站设计中,35kV及10kV电压等级除主变进线间隔外,其余间隔按常规综合自动化变电站模式设计,根据间隔需要配置保护测量装置、计量装置、并列装置等。在新一代智能变电站设计中,主变35kV及10kV进线间隔和35kV及10kVPT柜间隔配置合智一体装置,其余间隔按断路器对应均配置1套多合一装置。由于多合一装置集成保护、测量、计量、合并单元和智能终端的功能,通过多合一装置的配置,能够极大的减少开关柜内装置数量,压缩开关柜柜体尺寸,降低投资成本,提高运维效率。

3. 结论

通过集成装置的配置,能够优化二次设备室内屏柜数量,减少开关柜内设备的数量,简化接线,提高设备运行的可靠性。本文结合某新建新一代110kV智能变电站设计,对在新一代智能站建设模式下的二次集成装置配置进行论述,以供同仁参考。

参考文献

配电装置论文篇(5)

中图分类号:TM72 文献标识码:A 文章编号:1671-7597(2014)04-0133-01

配电系统对于工厂生产的重要意义不言而喻,它保证了工厂生产经营活动的正常进行,也涉及到工厂的经济和员工的人身安全,对于工厂的和谐化和竞争优势有着重要意义。在保证工厂配电系统的诸多方法中,线路保护地位重要,继电保护的方法也有很强的适用性。

1 继电保护概述

1.1 继电保护的作用

在工厂、企业的配电系统中,系统的主要构成原件是变压器、电机、电容器和一些配电装置,它们所容许通过的电流和负荷都是根据绝缘损坏时间在合理阶段内的长短来判断的。但是因为配电系统本身具有故障易发性和非正常运转性,所以配电系统中也常常会发生故障,最常见的是各种类型的短路,如三相短路、两相短路和单相接地短路,除短路外,断线故障也很常见,以及短路、电机事故、断线等故障组合而成的复杂故障。

在系统出现短路等故障时,会对工厂和人们的生产生活带来很大的不便。要保护几点系统,最有效的方法就是迅速地诊断并切除故障点,并使其能够在极短地时间内重新恢复。继电保护装置就是实现这样一种功能的自动化装置,它可以在小到百分之几秒的时间内利用各种电器量的变化来自动处理事故。

当前工厂安装的继电保护装置的作用主要有诊断故障、发出故障信号;自动切除故障;配合其他装置减少故障发生率三个任务。

1.2 继电保护装置的基本要求

继电保护装置对于工厂配电系统的线路保护有着重要的意义,若想达到这样的目标,继电保护装置必须要达到以下几个要求。

1)具有自动选择性,即在故障发生时,选择性的保护一些装置,使故障影响范围缩小。

2)要灵活,对于所保护的装置组成部分,要可以迅速地察觉出问题所在,及时发出警报,在业界,一般将继电保护的灵敏性用Ksen系数来进行判断。

3)继电保护装置的快速性要求也很高,动作能否迅速决定了能否将停电范围缩小到最小。

2 工厂配电系统的特点

一般来说,工厂配电系统的高压供电线路一般在6到10 kV,供电半径一般不超过3千米,供电容量也不是很大,因而这种线路的继电保护是比较简单的,出现的线路保护问题也是较少的。一般,如果出现线路间的相间短路时,常常会自动触发带时限的过电流保护。

在一些观点的场所或者配电单元出现特殊问题时,配电单元会临时采用电流速断保护。如果线路出现了相见的短路,一般的继电保护方法是直接处置断路器及跳闸设备,使得断路器即使跳闸,故障被切除。

在我国,6至10 kV的配电系统是不属于接地的配电系统的,所以当线路间发生相间短路时,接地的相对电压是0,其他两相对地电压由相电压升高为线电压,但这并没有改变线路的电压相位和大小,也不影响另外的三相用电设备的正常运转。机电保护器此时工作也相对简单,安装设置绝缘监察或者安装设置接地,就可以处理故障。而当单相接地短路发生时,继电保护器会发出警报信号,工作人员便可及时处理。

根据我国目前现行的电力规章制度的规定,电源中性点发生单行接地故障时,可以再故障运行两小时,这时对不接地系统而言的;如果发生了接地故障,那么情况就完全不同,必须严格限制电路的继续运行。短路电流将会很大程度上损坏和冲击电路设备。

3 工厂配电系统中线路保护方法

目前我国通行的工厂配电系统中的线路保护方法主要有这样几种:定时限过电流保护、反时限过电流保护、电流速断保护、单相接地保护等,本文因篇幅原因,仅对内容较为复杂的单相接地保护作介绍。单相接地保护也有两种方法:一是绝缘监视保护;二是零序电流保护。

3.1 绝缘监视保护

这种方法利用的是中性点不接地系统发生单相接地故障时出现的零序电压特点,为变电所母线装置套三相五柱式电压互感器,三只相电压表和一直线电压表的互相配合和配置可以发实时监测单相接地故障。当故障发生,电压表会出现“一低、二高、三不变”的反应。继电器发出指示,工作人员对电压表逐个拉开进行检查,可以轻松发现哪条线路是故障线路。

3.2 零序电流保护

零序电流的线路保护原理是根据单相接地的线路故障时的电流变化特点,即单相接地线路故障的零序电流的产生,进而对其进行针对性保护。不过这种方法的应用范围有限,主要集中在安装有大中型配电系统的企业,故障的预警和解决都依赖零序电流传感器的信号。需要注意的是,这种装置的工作相对复杂,而且适用范围有限。

4 结束语

本文从当前社会经济用电的主要形式和工厂配电系统的现状出发,分析了常见的几种配电系统的问题,并对解决线路问题的继电保护及继电保护装置做了分析,针对工厂配电系统中的单相接地线路保护方法进行详细的论述。

参考文献

[1]陆志平.论无人值班变电所的运行管理与故障处理[J].中国高新技术企业,2008(14):15-18.

[2]路建涛,李超,陈乃科.煤矿供电专业设计有关问题探讨[J].科技信息,2010(21):41-44.

[3]李春平,薛海鸿.花土沟电力系统继电保护改造方案的探讨[J].科技经济市场,2006(12):28-29.

配电装置论文篇(6)

1.接闪器设置不当

据调查显示,在现有的一些液化气储配站内,都普遍存在防雷装置的缺陷问题,具体体现在液化气储配站的储气罐均未加装接闪器来对其进行防雷保护,多数储配站都是仅仅采取了接地措施来进行防雷。在建筑防雷规范中,液化气储配站现已被归为二类防雷建筑。原本按照GB50156-92中的有关规定要求,装设有阻火器的储气罐可以不需要再加装防直击雷装置,即接闪器,但是根据GB50057-2000中却有以下规定:排放蒸气、危险气体、易燃易爆气体、粉尘等排风管、呼吸管、放散管等管口外的以下空间应当在接闪器的防护范围以内。虽然储气罐的壁厚均在20mm左右(这一厚度已经超过规范中壁厚应在4mm以上的要求),然而若储气罐没有接闪器的保护,一旦罐上的呼吸阀与阻火器出现接触不良的情况时,储气罐受雷击,仍会存在较大的爆炸风险。

2.防感应雷问题

GB50057-2000中对二类防雷建筑中的长金属物有如下要求:1.当金属物之间的净距≤10cm时,应采用金属线进行跨接,接点的实际间距应控制在30m以内;2.当金属物的交叉净距≤10cm时,交叉位置也应进行跨接。然而,笔者在对一些液化气储配站的调查中发现,有些储配站输气管之间的间距明显超出规范中要求的范围,但却并未进行跨接,这样一旦发生雷击产生电流,则很有可能会在管间产生火花,从而引起爆炸。此外,充装枪是液化气储配站内必备的工具之一,有些气站由于没有做好防感应雷措施,一旦发生雷电感应时,会在枪头与设备之间产生火花,这样极易引起爆炸。

3.电源线路问题

3.1低压线路引入不规范。在GB50057-2000中对于二类防雷建筑的低压线引入有明确规定。虽然大部分储配站的电源线路均按照规范要求安装了防雷装置,但还有极少部分未按规范要求施工,这些储配站的电源线缆直接从外部低压线引入,并且未安装防雷装置。如果外部低压线遭受雷击,雷电波则会沿线路侵入站内,从而会造成站内电气设备损坏。另外,有些储配站进户电缆的埋地深度也与规范中要求的不符。

3.2防浪涌保护装置与规范要求不符。按照有关规范的要求,液化气储配站的供电应采用TN-S或TT的接地方式进行可靠接地,并在总电源位置处加装防浪涌保护装置。但是有的储配站却采用了TN-C的接地方式,极少数的甚至连配电柜都没有,而且也没有安装过电压保护装置及防浪涌保护装置,这都不利于防雷。此外,随着市场上防浪涌保护装置的种类日益繁多,产品质量也较为参差不齐,有的储配站为了节省成本,选择了一些廉价的防浪涌保护器,而这些产品并不符合防雷行业的要求。其中最为突出的是防浪涌保护装置的接地线过长、过细、线路走向迂回曲折,这都与GB50057-2000规范中的要求严重不符。

二、液化气储配站的防雷措施

为了确保液化气储配站的安全,必须加强站内的防雷设施,对于存在防雷问题的储配站应进行必要的整改,如聘请有资质的设计单位进行防雷设计等。储配站内的充装车间、储气罐以及办公楼均应进一步完善防雷设施。在条件允许的前提下,应在罐区位置加装独立的避雷带,充装车间内的电气设备应做好等电位连接和跨接,借此来防止雷电作用下产生火花引起爆炸,并对站内配电系统进行科学合理的防浪涌保护。

1.直击雷的防护

液化气储配站在进行直击雷的防护设计时,应重点注意以下几个方面:其一,充装车间应按照二类建筑进行防雷设计;其二,站内办公楼可按照三类建筑进行防雷设计;其三,储配站内的储气罐区则必须设置两个以上的接地点,且罐体与地面之间的实际距离应大于3m;其四,安装避雷针时,其与被保护物之间的水平距离应在3m以上,避雷针的接地电阻应小于4Ω。

2.等电位连接及接地

储配站内的电气设备接地、防静电接地、信息系统接地、保护接地以及防雷接地不可共用同一组接地装置,应分别设置接地装置,这样能够有效地避免因接地装置故障造成整个接地系统失效,各个接地装置的接地电阻值应小于4Ω。另外,站内的卸气场应加装防静电装置,接地电阻也应小于4Ω。

3.供电系统防雷及浪涌保护器安装

首先,应在储配站内的供电设备及电子设备上加装防浪涌保护器,并选择质量合格的产品;其次,总配电箱应采用TN-S系统,并在进线处做重复接地,需注意的是,PE线与N线不可并接,必须分开;再次,储配站内的信息系统的配线应采用铠装电缆,并在设备与线路联接处加装防浪涌保护装置。

4.防静电保护

各金属管道的法兰盘等的连接位置应进行跨接,为了避免胶管及法兰两端因接地不良产生静电火花,应进行跨接。同时,位于地上或管道沟内的管道,应在其始、末端和分之处设防静电及防感应雷的联合接地装置,并将接地电阻控制在10Ω以内。

四、结论

总而言之,液化气储配站的防雷是一项较为复杂且系统的工作,其重要性不言而喻。雷电本身属于一种自然现象,其存在是不可避免的,由雷电产生的危害也必须引起我们的高度重视。储配站作为易燃易爆场所,一旦站内发生爆炸后果不堪设想。因此,必须采取科学合理的防雷措施,来确保储配站的安全。

参考文献:

[1]黄鹏棵.许文进.阮金富.液化石油站系统防雷设计[A].第七届中国国际防雷论坛论文集[C].2008(12).

配电装置论文篇(7)

 

0 引言

电力作为当今社会的主要能源,对国民经济的发展和人民生活水平的提高起着极其重要的作用。论文参考,电力系统。现代电力系统是一个由电能产生、输送、分配和用电环节组成的大系统。论文参考,电力系统。电力系统的飞速发展对电力系统的继电保护不断提出新的要求,近年来,由于电子技术及计算机通信技术的飞速发展,继电保护技术已然进入了微机保护的时代。如何确保微机继电保护装置的安全运行,正确应用继电保护技术来遏制电气故障,提高电力系统的运行效率及运行质量已成为迫切需要解决的技术问题。

1 继电保护装置的任务及可靠性分析

1.1 继电保护装置的任务

继电保护主要利用电力系统中元件发生短路或异常情况时电气量(电流、电压、功率等)的变化来构成继电保护动作。继电保护装置的任务在于:在供电系统运行正常时,安全地、完整地监视各种设备的运行状况,为值班人员提供可靠的运行依据;供电系统发生故障时,自动地、迅速地、并有选择地借助断路器跳闸将故障设备切除,保证非故障部分继续运行;当供电系统中出现异常运行工作状况时,它应能及时、准确地发出信号或警报,通知值班人员尽快做出处理。

1.2 继电保护可靠性分析

继电保护装置的可靠性主要是指解决装置的拒动作和误动作两大问题。继电保护是电力系统的重要组成部分。是保证电网安全稳定运行的重要技术手段,电力系统的事故速度快,涉及面广,会给国民经济和人民生活造成很大影响。影响继电保护可靠性的因素主要有以下四个方面:

(1)继电保护系统软件因素。软件出错将导致保护装置误动或拒动。目前影响微机保护软件可靠性的因素有:需求分析定义不够准确、软件结构设计失误;编码有误;测试不规范;定值输入出错等。

(2)继电保护系统硬件装置因素。论文参考,电力系统。继电保护装置、二次回路、继电保护辅助装置、装置的通信、通道及接口、断路器。这些电力网络的重要元件,其可靠性不仅关系到继电保护的可靠性,还关系到电力系统主接线的可靠性。继电保护系统硬件的质量和可靠性直接影响了系统保护的可靠性。

(3)人为因素。安装人员不按设计要求接线或者误接线问题和检修、运行人员的误操作问题在不少电网中都曾发生过。

2 配电系统继电保护存在的问题

2.1 电流互感器饱和

随着供电系统规模的不断扩大,很多低压配电系统短路电流会随着变大,当变、配电所出口处发生短路时,短路电流往往很大,甚至可以达到电流互感器一次侧额定电流的几百倍。在稳态短路情况下,一次短路电流倍数越大,电流互感器变比的误差也越大,使灵敏度低的电流速断保护就可能拒绝动作。在线路短路时,由于电流互感器饱和,感应到二次侧的电流会很小或接近于零,造成定时限过流保护装置拒动。若是在变电所出线故障则要靠母联断路器或主变压器后备保护来切除,延长了故障时间,使故障范围扩大;而若是在配电所的出线过流保护拒动,则将使整个配电所全停。

2.2 二次设备及二次回路老化

现在我国很多配电系统的继电器是20世纪七八十年代的老式继电器,节点氧化尘太多,压力不够,也会造成保护误动,出口不可靠。我们知道,二次回路分直流和交流两个部分,如果交流回路实验端子老化,锈蚀,接触电阻过大,严重时会引起开路,引起保护误动或拒动。论文参考,电力系统。直流部分在系统失电和系统严重低电压时可靠性难以保证,事故情况下更难以保证可靠动作,会导致越级跳闸,扩大事故范围。

2.3 环网供电无保护

目前我国环状配电网基本采用负荷开关为主,目前不设断路器,也没有保护。若装设断路器,由于运行方式变化,负荷转移等因素,继电保护选择性无法协调。目前环网运行方式是开口运行,故障时,故障环网全部停电,绝大部分网络是用人工操作对网络重构来恢复供电。

3 电力系统继电保护的安全管理要点

3.1 强化人员理念,建立岗位责任制

做到每个设备均有值班人员负责,做到人人有岗、每岗有人。值班人员对保护装置的操作,一般只允许接通或断开压板,切换开关及卸装熔丝等工作,并严格遵守电业安全工作规定。同时要对维护人员进行继电保护专业知识的培训,以提高运行其继电保护专业水平。

3.2 完善环网结构的配套建设

目前环网结构是电缆网络采用的主要形式,目前还没有性能颇为理想的继电保护装置,为快速隔离故障、恢复供电,可以考虑结合配电自动化系统的建设,继电保护与自动化系统相互配合使用。论文参考,电力系统。

3.3 增加投入,更新设备

及时更新保护校验设备,完善供电网络建设,在不影响正常安全生产的情况下,确保各回路均有足够保护整定时间,使保护装置校验做到应校必校,不漏项,不简化。论文参考,电力系统。

3.4 超前预防,安全生产

通过故障管理,对掌握的故障数据,在其未酿成事故之前,就要及时分析,制定对策。

对能立刻消除的故障,立刻组织安排人员消缺;对不能立刻消除的故障,进行再次分析,制定补救措施,并认真做好事故预想。

3.5 实现责任追溯

对未按照规定日期安排或完成消除故障者,对同一故障出现多次消缺者,对出现的故障不按规定汇报而引起严重后果者等,通过故障信息管理,可以实现责任追溯,追究有关管理人员、工作人员的责任。明确了各方应承担的责任后,要从中吸取教训,能激励大家共同努力、相互协作的精神,把所管辖的设备及电网的安全稳定运行工作做得更好。

4 结语

继电保护是电力系统的安全卫士,是保证电力系统安全、稳定运行的有利手段,只有对继电保护装置进行定期检查和维护,按时巡检其运行状况,及时发现故障并做好处理,才能保证系统无故障设备正常运行,提高供电可靠性。

参考文献:

[1]张秋增.浅谈电力系统继电保护技术的现状与发展[J].科技资讯,2009(4).

[2]张国锋,梁文丽,李玉龙.电力系统继电保护技术的未来发展[J].中国科技信息,2005(2).

配电装置论文篇(8)

 

0 引言

电力作为当今社会的主要能源,对国民经济的发展和人民生活水平的提高起着极其重要的作用。论文参考,电力系统。现代电力系统是一个由电能产生、输送、分配和用电环节组成的大系统。论文参考,电力系统。电力系统的飞速发展对电力系统的继电保护不断提出新的要求,近年来,由于电子技术及计算机通信技术的飞速发展,继电保护技术已然进入了微机保护的时代。如何确保微机继电保护装置的安全运行,正确应用继电保护技术来遏制电气故障,提高电力系统的运行效率及运行质量已成为迫切需要解决的技术问题。

1 继电保护装置的任务及可靠性分析

1.1 继电保护装置的任务

继电保护主要利用电力系统中元件发生短路或异常情况时电气量(电流、电压、功率等)的变化来构成继电保护动作。继电保护装置的任务在于:在供电系统运行正常时,安全地、完整地监视各种设备的运行状况,为值班人员提供可靠的运行依据;供电系统发生故障时,自动地、迅速地、并有选择地借助断路器跳闸将故障设备切除,保证非故障部分继续运行;当供电系统中出现异常运行工作状况时,它应能及时、准确地发出信号或警报,通知值班人员尽快做出处理。

1.2 继电保护可靠性分析

继电保护装置的可靠性主要是指解决装置的拒动作和误动作两大问题。继电保护是电力系统的重要组成部分。是保证电网安全稳定运行的重要技术手段,电力系统的事故速度快,涉及面广,会给国民经济和人民生活造成很大影响。影响继电保护可靠性的因素主要有以下四个方面:

(1)继电保护系统软件因素。软件出错将导致保护装置误动或拒动。目前影响微机保护软件可靠性的因素有:需求分析定义不够准确、软件结构设计失误;编码有误;测试不规范;定值输入出错等。

(2)继电保护系统硬件装置因素。论文参考,电力系统。继电保护装置、二次回路、继电保护辅助装置、装置的通信、通道及接口、断路器。这些电力网络的重要元件,其可靠性不仅关系到继电保护的可靠性,还关系到电力系统主接线的可靠性。继电保护系统硬件的质量和可靠性直接影响了系统保护的可靠性。

(3)人为因素。安装人员不按设计要求接线或者误接线问题和检修、运行人员的误操作问题在不少电网中都曾发生过。

2 配电系统继电保护存在的问题

2.1 电流互感器饱和

随着供电系统规模的不断扩大,很多低压配电系统短路电流会随着变大,当变、配电所出口处发生短路时,短路电流往往很大,甚至可以达到电流互感器一次侧额定电流的几百倍。在稳态短路情况下,一次短路电流倍数越大,电流互感器变比的误差也越大,使灵敏度低的电流速断保护就可能拒绝动作。在线路短路时,由于电流互感器饱和,感应到二次侧的电流会很小或接近于零,造成定时限过流保护装置拒动。若是在变电所出线故障则要靠母联断路器或主变压器后备保护来切除,延长了故障时间,使故障范围扩大;而若是在配电所的出线过流保护拒动,则将使整个配电所全停。

2.2 二次设备及二次回路老化

现在我国很多配电系统的继电器是20世纪七八十年代的老式继电器,节点氧化尘太多,压力不够,也会造成保护误动,出口不可靠。我们知道,二次回路分直流和交流两个部分,如果交流回路实验端子老化,锈蚀,接触电阻过大,严重时会引起开路,引起保护误动或拒动。论文参考,电力系统。直流部分在系统失电和系统严重低电压时可靠性难以保证,事故情况下更难以保证可靠动作,会导致越级跳闸,扩大事故范围。

2.3 环网供电无保护

目前我国环状配电网基本采用负荷开关为主,目前不设断路器,也没有保护。若装设断路器,由于运行方式变化,负荷转移等因素,继电保护选择性无法协调。目前环网运行方式是开口运行,故障时,故障环网全部停电,绝大部分网络是用人工操作对网络重构来恢复供电。

3 电力系统继电保护的安全管理要点

3.1 强化人员理念,建立岗位责任制

做到每个设备均有值班人员负责,做到人人有岗、每岗有人。值班人员对保护装置的操作,一般只允许接通或断开压板,切换开关及卸装熔丝等工作,并严格遵守电业安全工作规定。同时要对维护人员进行继电保护专业知识的培训,以提高运行其继电保护专业水平。

3.2 完善环网结构的配套建设

目前环网结构是电缆网络采用的主要形式,目前还没有性能颇为理想的继电保护装置,为快速隔离故障、恢复供电,可以考虑结合配电自动化系统的建设,继电保护与自动化系统相互配合使用。论文参考,电力系统。

3.3 增加投入,更新设备

及时更新保护校验设备,完善供电网络建设,在不影响正常安全生产的情况下,确保各回路均有足够保护整定时间,使保护装置校验做到应校必校,不漏项,不简化。论文参考,电力系统。

3.4 超前预防,安全生产

通过故障管理,对掌握的故障数据,在其未酿成事故之前,就要及时分析,制定对策。

对能立刻消除的故障,立刻组织安排人员消缺;对不能立刻消除的故障,进行再次分析,制定补救措施,并认真做好事故预想。

3.5 实现责任追溯

对未按照规定日期安排或完成消除故障者,对同一故障出现多次消缺者,对出现的故障不按规定汇报而引起严重后果者等,通过故障信息管理,可以实现责任追溯,追究有关管理人员、工作人员的责任。明确了各方应承担的责任后,要从中吸取教训,能激励大家共同努力、相互协作的精神,把所管辖的设备及电网的安全稳定运行工作做得更好。

4 结语

继电保护是电力系统的安全卫士,是保证电力系统安全、稳定运行的有利手段,只有对继电保护装置进行定期检查和维护,按时巡检其运行状况,及时发现故障并做好处理,才能保证系统无故障设备正常运行,提高供电可靠性。

参考文献:

[1]张秋增.浅谈电力系统继电保护技术的现状与发展[J].科技资讯,2009(4).

[2]张国锋,梁文丽,李玉龙.电力系统继电保护技术的未来发展[J].中国科技信息,2005(2).

配电装置论文篇(9)

1 小电流接地系统简述

在我国许多大型煤矿中运行的10KV配电网中,广泛使用的小电流接地系统主要包括三种方式,即中性点不接地,经消弧线圈接地和经电阻接地。小电流接地系统的优点表现为,如果一旦发生单相接地故障则不需要对故障部分进行立即断开,突出优点是还可以维持矿山等供电,在一定程度上保证了,煤矿等行业供电的稳定性。小电流接地系统的缺陷在于电力系统安全运行规程规定接地故障后,只有一到两个小时的可持续运行时间,这时工作人员要对已发现的接地故障做到迅速消除,为了避免由于系统非故障相对地电压长期升高的现象出现,进而发展为多相接地短路故障,这会威胁到设备地绝缘,此时若工作人员不及时处理,则会出现两相短路故障,而且还会由于弧光放电引起全系统过电压。

在各种矿山和煤矿企业中,小电流接地系统应用较为广泛。在矿山运行的10KV配电网中对供电的安全性与可靠性有较高的要求,所以,矿山供电系统一旦发生接地故障,对于其故障点的判断要及时,准确和可靠,体现出了小电流接地选线装置在矿山供电系统中的重要性。

2 小电流接地选线装置的原理

当供电系统某处有电箱接地故障发生,其小电流接地系统中电流互感器中,就会通过零序电流。此外故障相和非故障相通过的零序电流,其零序电流的大小和方向在通过时明显不同,因此根据零序电流的的大小和方向进行故障的准确判断,就是小电流接地选线装置的零序功率方向原理;极电流接地选线装置还具有谐波电流方向原理:当中性点不接地系统发生单相接地故障产生时,线路就会出现谐波电流。由于谐波的次数增加,与之相对的感抗也会增加,反而容抗慢慢减小,由此总是能够找到一个n次谐波,非故障线和故障线的谐波电流方向相反。小电流接地线装置还具有:外加高频信号电流原理和首半波原理。

3 小电流接地选线装置在配网中的应用中会出现的故障

在小电流接地系统中影响各种矿山供电的安全可靠的重要因素是,小电流接地系统单相接地故障的危害。

3.1 小电流接地系统单相接地故障的危害

在小电流接地系统中如果一旦发生单相接地故障,其产生的过电压极可能高于正常电压几倍,若处理不及时会击穿配电网变电设备绝缘,造成不可挽回的经济损失,还极可能致使电气火灾的发生。

3.2 小电流接地系统单相接地故障造成后果

(1)如果单相接地故障严重,会破坏区域电网系统的稳定性和对统一电网的用电企业的供电安全造成影响。

(2)小电流接地系统如果未安装接地选线装置,对于潜在的单相接地故障一般是人工接线方式进行应对。其一般方法是对供电线路逐个停电之后,工作人员要检测到发生故障的接地线路,再对其进行维修与维护措施。这样的检测维修方法造成的后果是,出现的停电面积广泛与停电时间较长,对矿山用电供给造成严重影响。

3.3 常规检测方法

小电流接地系统中一旦出现单相接地故障,采用副二次绕组接成开口三角形的,三相电流互感器进行检测这是传统的单相接地故障的检测方法。在寻找故障线路过程中,煤矿企业工作人员一般采取的方法是轮流拉闸来确定线路具置,这种方法的局限性在于会造成矿山长时间停电和不利于施工作业,对10KV配电网的安全运行也造成一定程度影响。

为了达到迅速找到接地点和及时隔离的目的,由于微机技术的发展而出现了,微机型的小电流接地选线装置。这种微机型装置的优越性体现在,可以摒弃传统的轮流拉闸方式,而且能能准确及时的找到故障线路,并做到有效避免瞬间接地,从而达到出口跳闸,所以与之前的检测方案相比较而言,其优越性体现充分。从目前看小电流选线装置的普遍选线方法主要包括五种,即:谐波分析法,功率方向法,小波分析法,首半波分析法和信号注入法。立足于矿山10KV配电网供电的实际情况总结而出,对于故障中的漏选和误选情况,单靠一种检测方法是不可能全部排除的,许多接地选线装置正确率较低的原因,就是因此造成。

4 新型小电流接地选线装置在10KV配电网中的应用

例:以WLD-6型小电流接地选线装置在煤矿中的应用做出讨论

WLD-6型小电流接地选线装置,它的选线式接地保护装置,与之配套的是系统的FLHO-2型零序电流互感器。微机型选线式接地保护装置作为,10KV中性点不接地,经电阻接地的小电流接地系统,其系统中有辐射式和环形配出线路的选择性接地保护这一最大特点,可以中性点接地方式不论属于那种,WLD-6型小电流接地选线装置都能做到选线准确。这种装置的抗干扰措施十分强悍,其原理较为新颖,且保护性能较好,最关键是选线准确率较高。目前在我国已经有许多家煤业集团公司把WLD-6型小电流接地选线装置,在6~10KV配电网中应用,而且通过调查发现都取得良好的保护效果。

在矿山施工作业当中,操作自动装卸的工作人员,在工作中对于工程车停放在,处于上方的带电线路这个举措很难意识其作用,会致使车体升起后,造成带电线路接地现象的发生。其中因为车辆车体的作用,这时的接地对于车上人员不会有威胁,但是,如果一旦操作人员下车,就必定产生人体对地放电的严重后果,情况较轻者会造成烧伤,情况严重者就会出现伤亡。WLD-6型小电流接地选线装置,这种装置能够有效减轻矿山供电所有线路巡线的工作压力,而且小电流选线装置与频繁告警设置,能够有效检测10KV配电网的运行状态,对其运行状态提供强有力的保障,为煤矿企业带来更多的社会效益与经济效益。

5 结语

文章通过对小电流接地选线装置在10KV配电网中的应用研究发现,在小电流接地系统中如果一旦发生单相接地故障,若处理不及时会造成不可挽回的经济损失,还极可能致使电气火灾的发生。最后得出新型小电流接地选线装置的应用十分有必要,新型装置抗干扰措施十分强悍,其原理较为新颖,且保护性能较好,最关键是选线准确率较高。能为企业煤矿10KV配电网运行状态提供强有力的保障,带来更多经济效益。

参考文献

[1]沈宗怀,小电流接地选线装置在配电网中的应用[J].云南电力科技论坛论文集,2011.

[2]邵晓伟,微型机小电流接地选线装置在煤矿中的应用[J].科技信息,2013.

配电装置论文篇(10)

0前言

社会的持续发展,人们对电量需求的增加,对我国供电系统提出了更严格的要求,随着技术手段的改革,电力电子设备被应用到了配电系统继电保护装置中,但与此同时,系统的稳定运行也被电力电子设备的存在相威胁,将安全隐患带到配电系统的继电保护系统的正常工作中。本文主要针对电力电子设备对配电系统继电保护的影响进行探究,希望能对电力电子设备对配电系统继电保护的影响程度全面掌握,并作出预防。

1电力电子设备对配电系统的电流保护方法分析

1.1电流速断保护

电流速断保护,是电流对于短路电流幅值增大而做出的瞬间保护反应。电流速断保护,一般只可以保护配电网中继电保护的一部分,是因为要保证继电保护选择性的运行。电流速断保护因其获得了广泛的使用,如反应动作快速、简单却可靠。但电流速断保护也有缺点,比如其保护具有范围性,不能使全长线路都得到保护。

1.2限时电流速断保护

由于电流速断保护具有选择性,不能对全长线路进行保护,限时速断电流是在此基础上,增加的一段带有时限性的动作保护。限时电流速断保护要求,具有足够的灵敏性,且无论发生什么情况,都能满足保护线路全长的要求。且要求限时电流速断保护在最短的动作时限内完成保护线路全长的运行。

1.3定时限过流保护定时限过流保护,一般是指在过负荷时、在本条线路主保护拒动时、在断路器拒动和下级线路主保护共同拒动时,采用的继电保护措施。

2电力电子设备对配电系统继电保护的影响

根据配电系统继电保护的类型不同,电力电子设备对配电系统继电保护的影响也不同。因此,电力电子设备对配电系统继电保护的影响有以下几个方面。(1)电力电子设备的安装位置,与配电网继电保护装置安装的位置近。(2)继电保护装置在机器中安装的位置不正确,将其安装在严重放大谐波的位置,如将其安装在并联电容器的位置,阻碍了继电保护装置发挥其作用。(3)继电保护装置的组成元件中,存在对谐波十分敏感的元件,导致电力电子设备对其影响加大。(4)在电力运行系统中,出现了基波负序电流存在的情况,或者出现负荷失去平衡的情况,电力系统中同时存在电力电子设备中的谐波与电流,导致继电保护装置无法发挥其保护作用,使继电保护装置失去存在于系统中的意义。结合上文分析可知,由电力电子设备产生的谐波是电力电子设备对配电系统继电保护系统的最大影响。目前,对于降低谐波产生的影响问题,国内外对继电保护系统采取了很多措施。

2.1辅助措施。利用配电系统中的其他装置,使继电保护正确,动作可靠,是辅助措施的出发点。通过利用在配电系统中安装的频率测试仪对谐波频率进行测试,从而对报纸装置在电流值、电压的测量和比较上起到辅助作用。此外,要想使继电保护装置中的信号不产生畸变,就要在配电系统中安装滤波装置。在继电保护装置的执行元件之前,加入一个微分电路,使继电保护装置不反应稳态量,只反应突变量,即采用反应“增量”的装置。加装谐波闭锁环节,是配电系统中的各类保护环节都需要安装的环节,对继电保护减小谐波影响有重要作用。

2.2合理设定动作整定值。目前在继电保护的参数整定和故障检测中,应用了越来越先进的技术,和越来越精准的算法改进。比如,在阶段式电流的保护上应用单机片技术,大量的继电器可以被单机片取代,使保护装置因元件不稳定和接线复杂等原因造成的装置拒动、误动现象不再发生,有利于供电安全性、可靠性的提高。因此,在配电系统继电保护中设定合理的动作整定值对降低谐波对继电保护装置影响有显著效果,是十分有必要的。

3结论

配电系统在输电系统、发电系统和用电负荷之间有着联络枢纽的作用,配电系统中之所以存在着越来越多的电力电子设备,是因为电力电子设备可以为配电系统提高配送电能的质量。但是,对于电力电子设备在配电系统中的影响也是不可忽视的。本文从电力电子设备对配电系统的电流保护方法分析、电力电子设备对配电系统继电保护的影响两方面进行分析,希望为电力电子设备对配电系统继电保护的影响有一定的探究结果,对我国电力行业稳定持续的发展提供科技理论。

参考文献

[1]李凌.电力配电系统的继电保护[J].中国高新技术企业,2009,12:23-24.

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