略说电站用电的设备设计论文

略说电站用电的设备设计论文（通用3篇）

略说电站用电的设备设计论文 篇1

1.常用备投方案

国内现有的备投型式大致可分为三种：①传统继电器型式，虽价格便宜，但备投装置体积大，开关动作慢，接线复杂，触电易损坏，灵活性较差，现今已经很少使用；②微机型备投装置，其特点是有完善的故障逻辑判别和可靠的故障响应，维护方便；仅适用于内部逻辑预置的模式，用于典型厂用电接线；③可编程控制器控制（PLC）备投装置，PLC备投装置具有通用性强，灵活性好，接线简单，易扩展，可靠性高，抗干扰能力强，定时准确等优点。本站10.5kV三段母线及0.4kV自用厂用电四段母线备投均采用PLC备投装置。但此方案中，PLC装置本身不具有继电保护功能，需要另配母线、进线及母联的微机保护装置。

1.1概述

10.5kV厂用电分三段母线供电，分别定义为为I、II、III段，两两之间设有母联断路器，进线共四条。参与备投控制的断路器有21QF，22QF，61QF，413QF，432QF，412QF。6QF为常闭状态，不参加备投操作。PLC可根据母线及断路器输入的不同的状态，通过内部程序的逻辑判断，发出执行命令，动作相关断路器，实现厂用电的备投功能。其内部程序可根据不同工况进行修改。

1.2备投动作分析

动作原则a.正常情况下I，II段母线互为备投，PLC判断I，II段母线任一段有电情况下，不启动III段备投；只有判断I,II段母线均失电，才b.为了简化在“母线检修”情况下的程序并保证运行安全，三个联络开关均设允许/禁止合闸限制位（置“1”为允许合闸；置“0”为禁止合闸）；三段母线各设检修状态位（置“1”为检修状态）。限制位及状态位信号均输入PLC。c.此动作原则并非通用原则，而是根据电站的运行特点，为了更方便、安全的完成供电任务而制定，仅适用于本电站高压厂用电的设计，必要时可进行修改。几种工况的动作说明工况1、I段（或II段）母线失电，另两条母线正常运行a.当PLC检测出I段（或II段）母线失压无流，且II段（或I段）母线有压时，根据（1）项中原则a，PLC发出命令分I段（或II段）母线进线断路器21QF（或22QF），合I，II段母联断路器412QF；b.在a过程中，如故障范围扩大，PLC检测I，II段均失压无流且III段母线有压时，PLC发出命令分两段进线断路器21QF和22QF及I，II段母联断路器412QF，合I，III段母联断路器413QF和II，III段母联断路器432QF。工况2、I，II段母线同时失电，III段母线正常运行a.当PLC检测I段和II段母线同时失压无流，且III段母线有压，PLC发令分进线断路器21QF，22QF，分I，II段母联断路器412QF，合I，III段母联断路器413QF和II，III段母联断路器432QF。b.在a过程中，如故障范围扩大，PLC检测I，II，III段母线均失压无流时，进入“黑启动”准备状态，同时通过通讯接口向0.4kV厂用电PLC发出进入黑启动状态指令。PLC发出指令分21QF，22QF，412QF，413QF，432QF；并发出指令跳开10.5kV母线上部分负荷回路（即甩负荷，保留重要负荷回路以保证电厂内安全，如渗漏排水泵。具体跳开哪些回路可在PLC逻辑中设定），并要求有跳闸反馈信号送回至PLC，10.5kV负荷跳闸完成信号作为启动柴油发电机的一个条件待用。工况3、I，II，III段母线同时失电PLC检测I、II、III段母线同时失压无流时，PLC直接进入黑启动准备状态，PLC操作过程与b状态相同。工况4、I段（或II段）母线检修，另两条母线正常运行根据（1）项中原则c，I段（或II段）母线检修态置“1”，I，II和I，III母联开关412QF和432QF合闸允许位置“0”，即禁止合闸。如此时II段（或I段）母线发生失电，PLC发出合II，III段母联断路器432QF。工况5、III段检修，I，II段母线正常运行根据（1）项中原则c，III段母线检修态置“1”，I，III和II，III母联开关合闸允许位置“0”，即禁止合闸。如此时I段（或II段）母线发生失电，合I，II段母联断路器412QF。以上几种工况是电站运行中较为常见的工况，其他未列出工况出现几率较小，这里不予论证。

2.0.4kV厂用电备投设计简析

2.1概述

0.4kV自用电备投（公用电备投）操作均采用PLC控制，自用厂用电用于4台发电电动机组及其辅助设备的电源供给，公用厂用电用于全厂公用设备的电源供给。自用电和公用电电源均由10.5kV厂用电母线，经低压厂用变供电，各分为四条母线，分别定义为为I、II、III、IV段，相邻两段母线之间配置母线断路器。

2.2备投动作分析

动作原则a.每段母线只考虑带另外一段母线运行，不考虑带两段及以上母线运行；b.I，II段母线之间及III，IV段母线之间为两组优先备投关系母线，例如在II段和IV同时失电，而I段母线有电情况下，I段母线要首先向II段母线备投，而不向IV段母线备投；优先母线的分组是根据电源来源划分的，I，II段母线电源来自10.5kV不同的母线段，因此设定为优先关系。c.由图2可知每段母线均有两个与之互为备用的母线，在其中一条母线向其备投过程中，如出现母联断路器合闸后又马上跳开的情况，说明失电母线上有尚未解决的故障点，此时不启动另一条母线再向失电母线备投。d.在母线检修情况下，四个联络开关各设允许/禁止合闸限制位（置“1”为允许投入，置“0”为禁止投入）；四段母线各设检修状态位（置“1”为检修状态），限制位及状态位信号均输入PLC。e.两段及两段以上母线检修，不在考虑工况范围内。几种工况的动作说明工况1、任一段母线失电，其他三段母线正常运行a.根据项中备投原则b，任一段母线失电，按其优先备投关系母线对其进行备投，即当PLC检测I段（或II段）失压无流，II段（I段）母线有压，则分进线断路器41QA（或42QA），合母线断路器412QA；III段、IV段任一段失压无流，动作过程与之相同。b.在a过程中，如事故范围扩大，发生第二段母线失电，则按照工况2的任二段母线失电动作。工况任二段母线失电，其他两段母线正常运行a.当I，II段母线之一和III，IV段母线之一同时发生失电，且另外两条母线有电，则备投过程同工况1；b.当I，II段同时发生失电，且检测III，IV段有电，此时不能遵守优先级原则进行备投，则PLC发出命令分进线断路器41QA，42QA，段母联断路器412QA；合II，III段母联断路器423QA和I，IV段母联断路器414QA；III，IV段同时发生失电与之相似。这种不按照优先级的运行方式，还会发生在母线检修，实验时人为手动操作，或优先关系母联断路器故障等情况中。c。在以上过程中，如果事故范围扩大，发生第三段母线失电，则按照工况3中描述的任三段母线失电动作。工况3、任三段母线失电，另外一根母线正常运行a.根据项中备投原则a，任三段母线失电，带电母线只向具有优先备投关系的母线进行备投，而不考虑向第三条母线进行备投。b.需要特殊说明的是，当三段母线失电的原始状态为两组非优先级备投投入时，根据备投原则3，没有故障的母线仍然保持原状态向非优先关系母线供电。例如：在I段母线向IV母线备投，II段母线向III段母线备投时，I段母线发生失电，此时II段仍然向III段母线供电，而不执行优先级原则去备投I段母线。c.在情况三过程中，如事故范围扩大，发第四段母线失电，则启动0.4kV黑启动程序。工况4、四段母线失电当0.4kV备投PLC装置检测到0.4kV四段母线均失压无流时，并收到10.5kV备投PLC装置发出的黑启动指令信号后，启动0.4kV黑启动程序，PLC发出指令跳开0.4kV母线上部分负荷回路（甩负荷，负荷回路可设定）并要求有跳闸反馈信号送回PLC，0.4kV负荷跳闸完成信号作为启动柴油发电机的另一个条件待用。工况5、任一段母线检修，另外三段母线正常运行根据项中备投原则d，检修段母线检修态置“1”，与其连接的母联开关合闸允许位置“0”，即闭锁合闸。当发生其他母线失电情况，按照以上工况情况动作。以上几种工况是0.4kV厂用电系统运行中较为常见的工况，其他未列出工况出现几率较小，这里不予论证。

3.黑启动

3.1黑启动概念

整个电站由于系统故障造成机组停运并全厂厂用电消失后，处于全“黑”状态，不依赖其他电源帮助，通过柴油发电机，给发电机启动辅助设备提供交流电源，同时利用电厂直流蓄电池系统提供的直流电源，共同带动无自启动能力的发电机组，使发电机组向厂用电供电，逐渐扩大厂用电恢复范围，最终实现整个电站电力的恢复。另外，全厂的公用设备的运行，如渗漏泵等，也需要及时的恢复电源，以保证厂房的安全。因此黑启动功能不仅电网发展的需要，还是电站在全厂失电情况下安全生产自救的必要措施。

3.2黑启动投入

如前面所述，当10.5kV备投PLC收到10.5kV甩负荷完成信号、0.4kV自用电及公用电甩负荷完成信号之后，PLC发出启动柴油发电机命令，合61QF，待柴油发电机怠速启动至额定频率后，PLC检测到III段母线电流电压正常，合母联断路器413QF，432QF，逐次恢复各级厂用电。总结综上所述，使用PLC备投装置对于像抽水蓄能电站这样厂用电复杂的大型电站极其适用。利用软件的可编程，最大限度的满足了千变万化的现场要求；使用灵活方便，且接线简单，大大节省了资源，使成本降低；并易于安装和维护。值得在大中型水电站厂用电系统中全面推广。

略说电站用电的设备设计论文 篇2

【关键词】水电站；PLC；厂用电自动切换控制系统；设计；应用

将PLC加入到厂用电自动切换控制系统中，既提高了运行的可靠性，其自动化水平也有效的提高，最重要的是其使用性效果非常好，除此之外，该系统结构非常简单，容易操作，这也是其可靠性提高的重要原因，再加之，该系统维护能力比较强，即使出现了差错，也能够通过程序的改变，对其进行维护，而不需要改变硬件系统，因此这种系统的设计具有非常大的推广价值。

1.水电站PLC厂用电自动切换控制系统的设计

我国某些水电设备已经呈现出老化的态势，因此需要对其进行系统的设计与改造，否则会影响系水电站的安全运行，在系统设计中，PLC是设计应用的重点，将其应用在自动化切换系统中，能够大大提高水电站的安全运行效果，而且因为PLC的特性，其维护能力也比较强，本文主要以莲花站水电站为例来具体的介绍一些对该系统的设计。

1.1水电站概况

莲花发电厂10.5kv厂用电系统自动切换为主线，莲花发电厂10.5kv厂用电分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段，其中Ⅰ、Ⅱ段分别通过电缆接至高压厂用变压器低压侧，且Ⅰ、Ⅱ段互为备用，Ⅲ段接至地方电网莲花变电所，Ⅲ段作为Ⅰ、Ⅱ段的后备电源厂用电系统自动切换。

1.2设计要点

针对莲花水电站的具体情况应该要对其PLC厂用电自动切换控制系统进行设计，其设计要点如下：

1.2.1系统软硬件的设计

首先要选择合适的PLC型号，一般情况下选择FXON-40MR-D型号即可，因为这个型号的可编程控制器属于小型结构，而且其输入利用的是光电隔离技术；输出利用是继电器，这种输入与输出方式，有很大的优势，其中最重要的优势就是抗干扰能力与其他方式相比很强，另外，这种型号PLC具有LED指示的功能，这种功能的运用，能够快速的查找与设备故障；其次，选择好型号之后，就要从硬件设施开始设计，绘制硬件接线图以及相关的逻辑框图，之后开始编程，在绘制相关图形时，一般设计人员会使用原水电站逻辑框图，之后再对其进行简单处理，这种方式最大的弊端就是设计人员需要对原水电站使用的自动切换装置非常熟悉与了解，对其动作逻辑掌握清楚，否则非常容易出现寄生回路，影响设计效果。而采用PLC编程的方式，出现寄生回路的情况就比较小，只要根据已经设计好的切换方式进行切换即可；最后，设计结束之后，要进行实际的检验，根据莲花站水电站的具体情况，利用PC机将设计人员设计的程序输入到PLC中，之后将利用相关设备进行调试，如果调试结果符合水电站现场的实际要求，就设计符合要求，可以对其进行安装。

在安装的过程中，安装人员要十分了解厂用电的运行模式，而且编制程序要与实际相符，主要注意的是，要对通电联进行验证，并对验证结果进行分析，如果符合要求之后，还要对设计回路进行检查，检查的主要目的就是为了降低调试的工作量，同时也能够降低电气切换出现差错的概率。通过这几方面工作的准备，设计出来的系统在安装结束之后就可以马山投入使用，而且其实用化水平也会非常高。

1.2.2抗干扰措施的设计

选择FXON-40MR-D型号的可编程控制器的主要目的就是其抗干扰能力比较强，但是因为各种因素的综合影响，不可能不会产生干扰，为了降低这种干扰能力，提高PLC的可靠性，需要对其进行优化设计。一般情况下，在设计过程中，主要就是PLC供电方式的选择，如果是220V直流电源来供电，就会降低干扰的概率。之后选择电源模块，针对莲花水电站的具体情况，选择的是DC24V供电模块，与此同时将开关电源方式选择好，实践证明这种设计方式，非常有效而且可靠。除了上述设备达到要求之外，控制电缆也要符合要求，一般情况下，使用的电缆是屏蔽电缆，并且保证电缆屏蔽层能够可靠接地。

1.2.3输出继电器选型

PLC输出模块内的小型继电器的接点容量较小。其输出性能指标是：负载交流电压240V时为80VA；负载直流电压30V时为100W。因此，不能直接用于发电厂的DC220V控制回路中，必须用PLC驱动外部继电器，用外部继电器的接点驱动DC220V的负载。在调试时发现PLC输出直接带DC220V的ST2-2A2B继电器不行，故改用DC24V的ST2-2A2B型中间继电器。

2.水电站PLC厂用电自动切换控制系统的应用

2.1厂变微机保护在电流互感器大变比下的测量精度问题

由于厂变10kV侧电流互感器变比为5000A/5A，太大，厂变过流保护二次电流整定仅为0.14 A，因此要求RCS-9621AⅡ保护装置满足此测量精度要求。若选RCS-9621AⅡ保护装置的额定电流为5A，其整定值范围为0.5A～100A，不能满足现场要求。在现场不更换电流互感器、不加装电流互感器的情况下，为避免存在保护死区及提高保护的灵敏度等问题，采用了额定电流1A的装置，其整定值范围为0.1A～20A，只要满足故障时装置二次电流不大于20A即可安全运行，在现场采用新型高压限流熔断器负荷开关时可以满足此条件。同时，将厂变低压侧中性线的电流互感器变比适当增大，由300A/5A更换为600A/5A。由于RCS-9621AⅡ微机保护装置的抗干扰性能很好，当保护的动作电流整定在很小的电流值情况下，仍能安全可靠地运行。

2.2厂变微机保护与高压限流负荷开关的整定值和操作回路配合问题

莲花水电站1号、2号厂变10.5kV开关的型号为SN4-10G，长期运行导致其运行可靠性降低，同时其遮断容量不满足现场要求。为此，将厂变高压开关更换为凯立FURN-01型高压限流熔断器负荷开关，其熔断器与氧化锌元件配合的电气特性能有效地限制一次短路电流值。电动机操作机构系ABB公司产品，合闸时间需4s。因此，RCS-9621AⅡ控制回路与FURN-01开关操作回路要进行配合，当开关操作把手KK合闸后，经4s负荷开关触头闭合，由FURN-01的辅助接点重动RCS-9621AⅡ中的KKJ，TWJ和HWJ；当开关操作把手KK分闸后，KK接点直接启动KKJ，以确保KKJ和TWJ及保护动作后才能发出保护动作事故信号。将RCS-9621AⅡ出口板TWJ-HBJ的407（1D30）到406（1D29）连线断开，并把出口跳闸接点与其他控制回路分开，以防止两个操作回路之间发生短路。RCS-9621AⅡ的其他控制回路不用，仅用开关本身的电机操作控制回路。

3.结语

综上所述，可知针对水电站的具体情况，对其进行PLC厂用电自动切换控制系统的设计实用价值非常高，其应用效果也非常好，尽管本文是以莲花水电站为例，但是其他水电站完全可以从中总结经验，根据自身水电站自动切换控制系统的要求来选择设计出更加科学合理的系统。 [科]

【参考文献】

[1]许德荣，邓东.飞来峡水利枢纽10kV厂用电PLC备自投试验[J].水电站机电技术，2003（01）.

[2]陈学杰，张军，申日海.MFC—2000—2型厂用电快切装置改造应用与分析[J].太原科技，2006（08）.

略说电站用电的设备设计论文 篇3

关键词：煤矿 变电站 设计

中图分类号：TD63 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2012）010-042-02

1 郭家河煤矿概况

郭家河煤矿是陕西郭家河煤业有限责任公司下属的设计能力为年产500万吨的特大型现代化矿井，位于陕西宝鸡市麟游县天堂镇。该矿属高瓦斯煤矿，煤层属易自燃煤层，煤尘具有爆炸危险性。井田开拓采用斜井+立井综合开拓方式，矿井初期投产时共布置四个井筒。分别为主斜井（缓坡）、副斜井（缓坡）、左家沟回风立井和措施（进风）立井。经矿井用电负荷统计估算，全矿井设备安装总容量为53247.3kW，其中工作容量为49561.0kW。

2 变电站方案确定

煤矿变电站方案确定时，应严格遵守《煤炭工业矿井设计规范》及《煤矿安全规程》中的相关条款进行设计。另外方案确定时也应该结合矿区总体规划、当地电力部门的规划、地方行业规程规范、业主的意见或建议。

煤矿主变电站一般规模为110kV及以下电压等级，具体要按照煤矿规模、用电负荷数量、供电距离等因素来确定是建设110kV、35kV还是10kV变电站。本煤矿属于特大型（5.0Mt/a），包括选煤厂的建设，用电负荷较多，因此，煤矿专用变电站推荐采用110kV电压等级供电。

2.1 供电电源确定

分析煤矿周围已有电源和未来的供电规划可知，供电部门在煤矿工业场地规划了1座区域110kV变电站。区域110kV变电站有两回外部电源。煤矿110kV变电站2回110kV电源分别接自区域110kV变电站110kV不同母线段。由于电源距离较近，2回110kV电源采用电缆连接，型号为YJV-110kV-3*（1€？00mm2）。

2.2 主变压器确定

2.2.1 主变压器绕组数确定

按照郭家河煤矿煤层覆存条件及采区的划分，前20年，开采Ⅰ盘区时，10kV电压等级完全可满足煤矿需要。20年之后，开采Ⅱ盘区时，随着井下工作面的延伸，供电距离较远，10kV电压等级不能满足供电质量。因此确定前期主变压器选择三相双绕组有载调压型变压器，110kV/10kV。后期主变压器更换为三相三绕组有载调压型变压器，110kV/35kV/10kV。

2.2.2 主变压器容量确定

按照需用系数法对煤矿用电负荷进行统计计算后，煤矿10kV母线侧最大计算负荷（经高压电容器补偿9000kvar，并考虑总负荷同时率后）有功功率为24346.2kW；无功功率为4700.4kvar；视在功率为24795.7kVA；功率因数为0.98。主变压器选用2台25MVA的容量时，当1台主变压器故障或检修时，另1台能100%保证全矿井生产和生活用电。

2.3 变电站主接线及布置形式的确定

2.3.1 电气主接线形式确定

变电站电气主接线方式有多种（单母线、单母线分段、双母线、桥型接线等），应按照可靠性、经济性、灵活性的原则来确定。本煤矿变电站采用单母线分段接线方式能满足矿井用电负荷要求，也是规范中推荐使用的一种主接线方式。因此，110kV及10kV均采用单母线分段接线方式。

2.3.2 布置形式确定

110kV变电站布置形式分为户外布置和户内布置，按照设备不同，又分为COMPASS组合电气布置、GIS布置、普通构架布置。本煤矿变电站靠近原煤仓及准备车间附近，污染大，为了电气设备的安全运行，变电站采用全户内布置方式。

3 煤矿110kV变电站主要设备选型

3.1 变电站的设置

变电站面积为4096m2，64m€？4m（长€卓恚D谏璧缙酆下ァVG电容器室、事故油池、砂箱及消防器材库等。变电站内设环形通道，电气综合楼靠近东侧布置、SVG无功补偿装置采用室内安装方式布置在变电站西侧。电气综合楼采用两层式布置：110kV配电装置布置在室内二层，10kV配电装置、主控室，通信室均布置在室内一层。变电站场地呈正方形，主变压器采用户内布置。

3.2 主要电气设备的选型

3.2.1 一次设备选型

变电站内设主变压器2台，型号为SZ11-25000/110、110€？€？.25%/10.5kV、25000kVA三相自冷式双绕组有载调压变压器，正常2台同时分列运行，负荷率为0.50。

110kV设备选用户内ZF7A-126型SF6封闭式组合电器。进线2个间隔均采用电缆进线，主变2个间隔均采用架空出线，PT间隔2个、分段1个。

10kV设备选用KYN28A-12型金属铠装移开式封闭开关柜，内设VS1-12型户内真空断路器，附弹簧操作机构。进线、母联断路器柜额定电流2000A，额定开断电流31.5kA。其它馈出线柜额定电流为1250A，额定开断电流31.5kA。10kV配电装置室采用双列式布置，电缆出线方式。

10kV母线上装设静止型无功发生器（SVG+并补）2套，每套补偿容量为7000kvar。其中SVG部分：有效补偿容量为€？Mvar；并联补偿部分：容量为5Mvar。每套SVG装置额定补偿容量可实现-2～7Mvar无功连续可调。无功补偿装置考虑一定的富裕量。全站基波补偿总容量14000kvar，屋内安装方式。SVG+FC的治理方案具有无功补偿能力强、滤波特性好、响应速度快、改善电压波动与闪变、运行损耗少等优点。经治理后，使矿井变电站10kV母线功率因数不低于0.95，电能质量满足国家标准现值。

为降低矿井电容电流，设计选用XBSG-10/70型消弧线圈及选线成套装置2套，设备采用KYN28A-12型柜体布置在独立的房间内。实现电网中对地电容电流的自动跟踪补偿。

变电站操作电源选用微机控制高频开关直流（-220V）电源系统，内设PZDWK-200Ah/220型铅酸免维护蓄电池。

为防止雷电波入侵，在变电所各侧母线上装设避雷器保护。为防止真空断路器的操作过电压，设计选用组合式金属氧化物避雷器保护。变电站电气综合楼采用避雷带进行保护，防止直击雷。全所接地电阻要求小于0.5€%R。

3.2.2 二次设备选型

矿井110kV变电站装备1套分层分布式变电站综合自动化系统，按无人值守设计。110kV线路、变压器测控保护设备及公用测控设备集中组屏安装，10kV间隔测控保护装置就地分散安装于10kV开关柜。变电站继电保护和自动装置均按国家标准给予配置。

微机保护及监控系统采用国电南自系列产品。

4 结论

郭家河煤矿110kV变电站按照全户内无人值班变电站设计，设备按照高可靠性、高技术含量、少维护或免维护、无油化、小型化的原则进行选取。本工程特点如下：（1）变电站按照全户内布置方式，减少占地面积，造型美观大方，设备抗污秽能力强。（2）变电站设备选用高技术含量、高可靠性设备，采用最先进的无功补偿方式，为变电站的可靠运行提供保障。（3）变电站采用简单可靠的供电系统，减少供电环节，采用多种备自投功能，提高了供电的可靠性。（4）变电站采用新型接地材料，具有安装效率高、寿命长、强度高的特点，为变电站的安全稳定运行奠定了基础。（5）变电站采用微机监控系统，自动化程度高，实现了变电站的无人值班化。郭家河煤矿110kV建成投运一年多以来，一直穩定无事故运行，为郭家河煤矿安全生产、高产高效的顺利实施奠定了基础。本工程为煤矿供电系统的设计发展提供了新的思路。

参考文献：