发电厂电气保护概括

发电厂电气保护概括（共8篇）

发电厂电气保护概括 篇1

330KV电气设备保护

一、继电保护简介：

当电力系统中的电力元件(如发电机、线路等)或电力系统本身发生了故障危及电力系统安全运行时，能够向运行值班人员及时发出警告信号，或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令以终止这些事件发展的一种自动化措施和设备，一般通称为继电保护基础装置。

继电保护装置是保证电力元件安全运行的基本装备，任何电力元件不得在无继电保护的状态下运行；电力系统安全自动装置则用以快速恢复电力系统的完整性，防止发生和终止已开始发生的足以引起电力系统长期大面积停电的重大系统事故，如失去电力系统稳定、频率崩溃和电压崩溃等。

一、电力系统的运行状态

(一)正常运行状态

(二)不正常运行状态：系统的正常工作受到干扰，是运行参数偏离正常值，如一些设备过负荷，系统频率异常，电压异常，系统振荡等。

(三)故障状态：常见的故障有断线故障，短路故障。其中最常见，危害最大的是各种类型的短路故障。

二、继电保护在电力系统中的任务

(一)当被保护的电力系统元件发生故障时，应该由该元件的继电保护装置迅速准确地给脱离故障元件最近的断路器发出跳闸命令，使故障元件及时从电力系统中断开，以最大限度地减少对电力系统元件本身的损坏，降低对电力系统安全供电的影响，并满足电力系统的某些特定要求(如保持电力系统的暂态稳定性等)。

(二)反应电气设备的不正常工作情况，并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同(例如有无经常值班人员)发出信号，以便值班人员进行处理，或由装置自动地进行调整，或将那些继续运行会引起事故的电气设备予以切除。反应不正常工作情况的继电保护装置允许带一定的延时动作。

三、电力系统对继电保护的基本要求

继电保护装置应满足可行性、选择性、灵敏性和速动性的要求：这四“性”之间紧密联系，既矛盾又统一。

(一)可靠性是指保护该动体时应可靠动作。不该动作时应可靠不动作。可靠性是对继电保护装置性能的最根本的要求。

(二)选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵保护切除故障。为保证对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件（如启动与跳闸元件或闭锁与动作元件）的选择性，其灵敏系数及动作时间，在一般情况下应相互配合。

(三)灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时，保护装置应具有必要的灵敏系数，各类保护的最小灵敏系数在规程中有具体规定。选择性和灵敏性的要求，通过继电保护的整定实现。

(四)速动性是指保护装置应尽快地切除短路故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。一般从装设速动保护(如高频保护、差动保护)、充分发挥零序接地瞬时段保护及相间速断保护的作用、减少继电器固有动作时间和断路器跳闸时间等方面入手来提高速动性。

五、继电保护双重化配置

防止因保护装置拒动而导致系统事故的有效措施,同时又可大大减少由于保护装置异常、检修等原因造成的一次设备停运现象,但继电保护的双重化配置也增加了保护误动的机率。因此,在考虑保护双重化配置时,应选用安全性高的继电保护装置,并遵循相互独立的原则,注意做到:(一)双重化配置的保护装置之间不应有任何电气联系。(二)每套保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组,其保护范围应交叉重迭,避免死区。

(三)保护装置双重化配置还应充分考虑到运行和检修时的安全性,当运行中的一套保护因异常需要退出或需要检修时,应不影响另一套保护正常运行。

(四)为与保护装置双重化配置相适应,应优先选用具备双跳闸线圈机构的断路器,断路器与保护配合的相关回路(如断路器、隔离刀闸的辅助接点等),均应遵循相互独立的原则按双重化配置。

六、电力系统故障状态的基本特征

对正常情况与故障情况比较可得出，电力系统故障时的基本特性(一)电流增大，即连接短路点与电源的电气设备中的电流增大。(二)电压下降，即故障点附近电气设备上的电压降低，而且距故障点的电气距离越近，电压下降越严重，甚至降为零。

(三)线路始端电压、电流间的相位差及比值将发生变化，即测量阻抗发生变化。正常运行时，测量阻抗为负荷阻抗，数值较大；而故障时，测量阻抗数值较小。

(四)对于不对称故障，将出现负序分量，而对于接地故障则可能出现零序分量。

(五)电流方向发生变化。

七、主要继电保护装置的基本原理

用于继电保护状态判别的故障量，随被保护对象而异，也随所处电力系统的周围条件而异。使用得最为普遍的是工频电气量。最基本的是通过电力元件的电流和所在母线的电压，以及由这些量演绎出来的其他量，如功率、相序量、阻抗、频率等，从而构成电流保护、电压保护、阻抗保护、频率保护等。

八、继电保护的分类

(一)按照保护原理分类:过电流保护、低电压保护、高（过）电压保护、功率方向保护、阻抗（距离）保护、差动保护、暂态分量保护、非电气量保护

(二)按照故障类型分类：相间故障保护、接地故障保护、匝间短路保护、非全相运行保护

(三)按照保护的范围分类：主保护、后备保护(近后备、远后备）、辅助保护

(四)按被保护设备分类：线路保护、发电机变压器组保护、变压器保护、母线保护、断路器失灵保护、电动机保护、电抗器保护

(五)按照保护的硬件结构分类：电磁型保护、晶体管型保护、集成电路型保护、微机型保护(六)保护的其他分类：单端采样保护(阶段式保护)、多端采样保护、序分量保护、基波分量保护、谐波分量保护、高频保护、过量保护、欠量保护、工频稳态量、工频变化量、电气量、非电气量

发电厂电气保护概括 篇2

1 火力发电厂电气控制措施概述

首先, 从建设模式来说, 一般国内2X600MW规模的火力发电厂中, 电气控制室分为两部分, 即主控室和单元控制室。一般情况下, 单机容量较小的火力发电厂 (100MV以下) 会采用主控制室, 而单机容量在200MV以上的发电厂宜采用单元控制室, 其中, 单元控制室也分为两种类型, 即独立单元控制室以及网络控制室。

参照电气工程专业知识判断, 这两种形式各有特点, 单一的主控室在安装、操作、运行、调试等方面较为便利, 但前期工作需要消耗大量时间, 多项电气设施的链接设计地理位置布置;而单元控制的方式可以进行两机或多机联控, 便于节点对接, 但缺点是运行管理较为分散, 联系沟通相对滞后, 管理人员也需要增加。

其次, 从控制方式上来说, 火电厂的控制方式有三种, 分别为:强电控制、弱电控制和微机控制。较为常见的方式, 是采用强弱电转换装置, 来实现弱电控制断路器, 可以说断路器的跳合与回路控制是紧密相联的, 但是这种控制方式非常复杂, 远没有强电控制优势更为明显;随着电子信息技术的发展, 微机技术与电气自动化控制技术逐渐作用, 从而成就了新的控制技术。新的火电厂控制方式中, 利用微机监控方式实现电气控制技术的DCS系统, 有利于实现整体自动化水平。

再次, 涉及火电厂中央信号系统。火电厂的中央信号系统会在发生异常情况时提供警报作用, 在我国现有的火电厂中, 中央信号系统的构成有两类。一种是利用冲击继电器和光字牌组成的信号系统, 特点是能够重复动作, 也可以人工手动复位;另一种是利用微机技术构建的闪光报警器系统。相比较而言, 后者的技术含量较高, 功能齐全, 灵敏度更强, 拥有瞬时记忆, 信号回路简单。国内的火电厂正在普遍向后一种产品转移。

2 火力发电厂电气控制存在的主要问题

作为一项现代化科学技术, 电气控制系统的发展和应用也不是一蹴而就的, 在进入火力发电系统中也存在磨合适应, 一些存在的问题也亟待解决。例如, 发电机组中的控制协调问题、老旧火电厂的控制系统无法兼容、企业规模限制导致无法应用等。但整体而言, 要想加快火力发电厂的运转效率, 就必须解决机组协调和整体控制的基础问题。

第一, 发电机组协调控制问题。目前我国对电气自动化技术的应用, 主要体现在火电机组控制不协调方面。由于火力发电厂中, 机组主要是由汽机、锅炉、发电机、燃煤炉等部分构成, 而在单元机组中, 锅炉、气炉等设备与厂区之间的用电控制水平往往存在误差;就国内现实状况而言, 不同的单元机组中无法实现统一值班, 而且辅助系统的自动化水平较低, 辅助车间无法满足电厂主要机房的自动化控制。

第二, 整体控制问题。不得不说, 火力发电技术在世界范围内是最早出现的, 这也就意味着, 随着可续技术的不断发展, 火力发电在技术的兼容性方面存在偏差, 火电厂的控制技术不够先进。因此, 无论采取主控室技术或是单元机组控制技术, 控制系统的技术水平和结构设计, 都无法向下实现兼容, 同时国内机组自动化功能的水平与国际先进水平相差甚远。

3 火力发电厂电气控制系统问题解决策略

电力是一项清洁高效的能源, 在我国经济发展和社会建设中发挥着重要作用, 在注重节能减排的今天, 火力发电依然是社会电力的主要来源 (超过社会电能供应的70%) 。因此, 依靠科学技术提升火力发电厂存在的问题, 提高发电效率, 利用电气化技术实现更好的控制和保护, 是具有十分重要的意义的。其途径有以下两个:

第一, 通过单元发电机组的控制中心智能化。所谓“智能化”, 是指以提高火力发电效率为目的, 将单元机组的控制中心进行智能化和自动化, 具体做法为利用微机技术, 实现DCS系统的吸纳, 缩小控制室, 提升电气控制与锅炉、汽机和监控系统的协调性。网络控制要实现全面计算机化, 实现单元控制集中统一。

第二, 提升火电企业的整体作业自动化水平。火电企业是被看作电力发生的基本单位, 任何一个节点的存在, 都是影响电力生产的要素。因此, 不能仅仅对关键部分进行智能化、自动化改造, 还要从整体上提升电气化控制和保护能力。具体来说, 包括水处理、煤炭资源运输、水泵房等辅助部分, 也要与监控设备实现联动, 为整体系统的运行确保正常作业。

参考文献

[1]张祥生.浅谈火力发电厂电气控制与保护[J].科技与企业, 2014, 04:57.

[2]管宏宇, 郝庆久, 赵金英, 张学礼.论火力发电厂电气控制系统的发展趋势[J].中国新技术新产品, 2011, 19:115.

[3]张雷.DCS在火力发电机组电气控制系统中的应用[D].山东大学, 2006.

火力发电厂电气控制与保护的讨论 篇3

关键词：火力发电；电气控制；保护；发展

1 火力发电厂电气控制的概况

1.1 建设模式，目前来说，在我国的火力发电厂中通常电器控制室分为两个部分，包括主控室和单元控制室，采用主控制室的通常是单机容量较小的火力发电厂，单机容量较大的发电厂通常采用单元控制室的模式，单元控制室也可以按类型进行分类，包括独立单元控制室和网络控制室两种。

1.2 控制方式，火电厂的控制方式通常包括强电控制、弱电控制和微机控制。目前来说常用强弱电转换的形式，但是这种控制操作较为复杂，技术要求较高，随着技术的不断发展，微机技术以及电气自动化技术的应用结合提高了操作方式的简便性，从而实现了电气控制技术的DCS系统，逐渐实现了火电厂控制的整体自动化。

1.3 火电厂中央信号系统。这种信号系统的应用主要功能是一旦火电厂机械运行发生异常会提供警报，从而避免造成事故，中央信号系统也是由两种形式构成，一类是利用微机技术结合应用的闪光报警，一类是冲击继电器以及光字牌组成的信号系统，这种系统的优点是能够进行人工复位，但是微机技术的构建具有功能简单、灵敏度更高的特性，相对来说对电气系统的保护更为全面，两种信号系统的选用要根据火电厂不同的运行情况进行科学的选择。

2 火力发电厂电气控制的应用

在火力发电厂的生产过程中整个生产系统较为复杂，人力消耗巨大，工作效率较低，在发电厂中引入电气控制系统之后，通过对电厂的统一科技化管理，可以全面的提高电厂运行效率和安全系数并且很大程度上减轻了人力负担。

2.1 安装。电气安装是整个生产过程的开始，对于火电厂企业来说，电气设备种类较多，且电路错综复杂，这就对电气安装的施工技术提出了挑战。在进行电气设备安装时，企业应对施工设备及施工人员进行科学合理的分配，防止在安装过程中发生重大的安全事故或者其他突发事件，影响工程的顺利进行。火电厂电气设备施工过程中，首先应对电缆接线进行严格控制。

电缆接线引出点位于零序互感器上时，将对变压器的输出电流产生影响，影响电流输出的稳定性，从而引发多种问题，如高压开关处于自身保护会产生跳闸现象、二次接线时变压器密封性降低从而产生的漏油现象、差动保护装置产生的误工、电动机引线鼻子由于高温熔化而引起的短路跳闸等。火电厂电气设备安装过程中应注意的另一问题是开关的安装，若开关的端头接地时不经过零序电流互器，则可能造成灰库变高压零序保护跳开关的现象，以上几种问题，均可能给电力系统的正常运行带来障碍。

2.2 现场接线的问题。现场的二次接线非常繁杂，如果有一根芯接错的话，都会造成很大的麻烦。经过详细查线，发现在自动励磁电压调节器的端子排中，一个信号端子和220V直流电源端子通过连接片连接在一起，因此将连接片解开，保护屏的电压消失。

2.3 电气设备选择。电气设备作为电气系统的主要应用基础，电气设备的选择十分重要，正确的选择电气设备能够更好的提高工作效率降低工程成本，实现电力系统的安全经济合理的运行。首先要保证的是以国家经济建设的标准为基本准则，根据既定的方针政策和技术规范选择电气设备，另外电气设备的选择还要以不同工程的具体实际情况决定，以设计任务书为参考进行科学的选择，包括电气设备断路器、隔离开关、电抗器、电流互感器、电压互感器、母线、电缆、避雷器等，在确保安全、可靠的前提下，注意节约投资，考虑引进新技术，考虑电器的装设地点、使用条件等环境条件的影响。

2.4 关于输煤系统控制方式。在对输煤系统的验收过程中，业主要求分布在各栈桥和碎煤机中的就地操作箱增加连锁功能。作为甲方，希望所配备的东西越多越好的心情完全可以理解，但是从设计角度上考虑，合理的才是正确的。输煤系统程控方式采用程序自动、程序手动、就地手动三种运行方式。其中程序自动和程序手动是在输煤控制室由操作员控制的，运行时主要是程序自动的方式，这两种方式需要考虑输煤的流程以及各个设备之间的连锁关系，但就地手动只是为方便检修和做试验用，没有必要考虑连锁。如果三种方式都要考虑连锁的话，勢必使接线复杂化而失去程控的意义。

2.5 电气系统的抗干扰问题。电气系统内部干扰源主要包括来自电器元件的噪声、分布电容引起的耦合效应、多点接地引起的电位差等，以及来自大功率电气设备和输电导线造成的电磁场、通信发射的无线电波、外界环境的温度、湿度等均可能对电气设备的运行产生不利影响。电气设备受以上因素影响后，其电磁场将会受到干扰，从而影响信息的正常传输，造成显示器画面不稳、颜色不正、存储受损等现象，严重时可能造成DCS瘫痪。出现以上严重干扰时，应对电气系统的安装工艺进行改进或者优化，以消除干扰因素。其中消除干扰最为有效的方法是切换干扰传播途径，实验证明，隔离DCS设备及磁场能有效消除电磁干扰，采取的措施为用铁皮柜将DCS系统进行屏蔽，采用屏蔽电缆传输信号，屏蔽电缆在机柜一端接地，可进一步防止线路的传送干扰；DCS接地与动力强电系统接地之间可设立隔离变压器，消除供电电路中共模干扰；而进入电网的高次谐波，可利用电源低通滤波系统进行消除。

3 火力发电厂电气控制保护的发展

3.1 智能化。随着科技的不断发展，科技的应用深入到各个领域当中，科技很大程度上提高了工作效率，发电厂发电也是如此，通过科技的应用提高工作效率和安全，锅炉、汽机和用电监控采用CRT监控，取消统控制盘等后备监控设备的使用。

3.2 全厂自动化。全厂综合自动化是一种发展趋势，提高全厂自动综合化，提高工程效率，解放生产力，在监控和管理上全部实现网络化。统一设计水处理、煤输送、车间管理等网络控制性，对监控设备也进行统一的设计并制定标准，从而提高整体发电厂系统的运行安全和高效，降低生产成本，提高公司经济效益。

4 结语

随着经济的发展，我们对电力的需求越来越大，电厂的生产压力也越大，这就要求我们在电厂发电的过程中不断运用新型科技，在整个火力发电厂电气控制运行过程中不断完善每一个环节，保证发电厂运行的安全和经济。

参考文献：

[1]王洁.浅谈火力发电厂电气控制与保护[J].三角洲，2014（8）.

[2]张祥生.浅谈火力发电厂电气控制与保护[J].科技与企业，2014（4）.

发电厂电气班长安全职责 篇4

1)负责所管辖电气设备的全面工作，对重要设备进行监护或操作，确保机组安全经济运行。

2)负责组织实施控制异常和未遂的安全目标，按设备系统进行安全技术分析预测，做到及时发现问题和不安全苗头，并进行安全控制。

3)负责监督、参与监盘和调整操作，并对监盘及调整操作的安全运行负责。

4)带领电气班组员工认真贯彻执行《电业安全工作规程》及有关制度，及时制止违章违纪行为，及时学习事故通报，吸取教训，采取措施，防止同类事故重复发生。

5)发生事故时，根据现象迅速作出正确判断和相应处理，同时尽快向上一级汇报。事故处理以限制事故扩大、消除事故根源、保证人身、设备安全为准则。尽快将完好设备投入运行，减少事故损失。

6)对本电气专业发生的事故、其他班组发生的事故或其他一切不安全情况应组织本电气班组人员进行认真分析，举一反三，从中吸取教训，引以为戒。

7)根据设备的不安全状况、运行方式的薄弱环节及季节特点，协助值长及时布置好事故预想，确保电厂安全经济运行。

8)认真审核和许可工作票、操作票，并做好相应的安全措施和相关记录。

9)负责机组定期试验以及重大操作，并对电气的各项操作、巡回检查、定期试验负安全责任。

10)负责督促各岗位按各自职责范围做好每项工作，事先进行技术、安全交底，并做好记录。

11)积极组织本电气班组员工参加急救培训，做到人人能进行现场急救。

12)开展好本电气班组的定期安全检查活动，落实上级下达的反事故措施。

13)经常检查本电气班组工作场所的工作环境、安全设施、设备工器具的安全状况。对发现隐患做到及时登记上报，本班能及时处理的应及时处理。对本班组员工正确使用劳动、安全防护用品进行监督检查，杜绝事故的发生。

14)协助值长督促做好“两票三制”工作，布置有关人员落实安全措施，发现问题及时指出、纠正，并汇报值长。

15)支持值长工作。对本电气班组发生的异常、障碍、未遂及事故，要及时登记上报，保护好事故现场，并组织分析原因，总结教训，落实改进措施。

16)设备异常运行或发生事故时，严格按有关规定办事，做到该停则停，牢固树立安全思想。

17)协助值长搞好设备缺陷管理维护，工作范围内的设备缺陷及时组织力量予以消除；对一时处理不了的重大缺陷及时汇报上级，并通知检修人员商量对策予以处理。

18)严格执行本部门重点防火区域出入制度，督促本机组人员搞好消防设施、器材和急救器具的检查维护工作，正确使用灭火器材，做好动火工作的安全措施。

19)严格贯彻执行环境管理体系，确保环保设施投运，完成各项环保指标。

发电厂电气部分复习自考2014 篇5

一、基本概念

1.断路器按灭弧介质分类可分为SF6、真空、压缩空气、少油、多油五种。

2.电弧电流过零时电弧熄灭，而弧隙的绝缘能力要经过一定的时间恢复到绝缘的正常状态的过程为弧隙介质强度的恢复过程。

3.在330kV及以下发电厂和变电所中一般选用三相式变压器。500kV及以上，三台单相变压器

4.某高压断路器型号为SN10-10/600-350，其中，S表示少油断路器。LW表示六氟化硫屋外断路器，DW,ZN 5.刀闸结构简单没有灭弧装置，不能用来拉合有负荷电流的电路。

6.接地装置由埋设在土壤中的金属接地体和接地线组成。

7.热稳定是指电器通过短路电流时，电器的导体和绝缘部分不因短路电流的热效应使其温度超过它的短路时的最高允许温度而造成损坏妨碍继续工作的性能.8.厂用工作电源因事故或检修而失电时，能替代工作电

源的是备用电源。厂用供电电源包括工作电源、启动电源、事故保安电源和备用电源。

9.发电厂主母线和引下线，导体的截面积按最大长期工作电流选择。

10.发电厂和变电所的电气主接线必须满足可靠性、灵活性和经济性。11.有汇流母线的电气主接线形式为3/2断路器接线、单母线接线、双母线接线。

12.为维持系统稳定运行，电动机正常启动时，机端电压的最低限值为额定电压的70% 13.某相产生最严重短路电流的条件是短路前电路空载且该相电动势过零值瞬间发生三相短路。

14.装设于电压互感器一次绕组的熔断器起短路保护作用。熔断器的另一个作用：过负荷保护

15.当电压互感器二次负荷超过该准确级的额定容量时，其误差将增大

16.在发电机—三绕组变压器的单元接线，为了在发电机停止工作时，主变高压和中压侧仍能保持联系，在发电机与变压器之间应装设断路器

17.断路器的技术数据中，电流绝对值最大的是额定动稳

定电流，imax为最大瞬时值。断路器的额定开断电流值是指最大短路电流周期分量有效值

18.熔断器内填充石英砂是为了吸收电弧能量，快速冷却电弧，使电弧迅速熄灭

19.三相低压动力电缆一般应选用聚氯乙烯绝缘，厂用高压电缆选用纸绝缘铅包电缆

20.限制短路电流的方法：选择适当的主接线形式和运行方式，加装串联的限流电抗器，使用低压分裂绕组变压器 21.限流电抗器分为普通电抗器和分裂电抗器两种。22.自耦变压器中性点必须直接接地 23.区域性火力发电厂单机容量大、总容量大、大多建在大型煤炭基地或运煤方便的地方 24.检修任一进出线的母线隔离开关时，其余回路均可不停电的接线形式是 双母线接线 25.旁路母线的作用是不停电检修任一台出线断路器，不能代替工作母线

26、单母线接线在检修母线隔离开关时，必须断开全部电源

27.火电厂厂用电接线的基本形式是单母线按锅炉分段 28.如果短路切除时间大于1秒时，则热稳定校验时应不

考虑非周期分量的影响

29.电压互感器一次绕组结构上的特点是匝数多、导线细 电流互感器相反，一次绕组匝数少（1匝），导线粗 30.变压器的短路电压百分值与短路阻抗百分值相等 31.铜母线短路时的发热允许温度是300℃，铝母线为 200℃

32.多油断路器中的油可作为灭弧介质以及触头间隙、带电部分与地之间的绝缘介质使用，少油断路器中的绝缘油仅作为灭弧介质和触头开断后触头间的绝缘介质。33.属于外部过电压的是直击雷过电压、感应雷过电压 属于内部过电压：工频过电压、操作过电压、谐振过电压 34.二次回路包括交流电压回路、交流电流回路、自动装置回路、断路器控制和信号回路、继电保护回路 35.用于两种电压等级之间交换功率的变压器称为联络变压器，主变压器、厂用变压器

36.单母线分段接线方式的特征之一是断路器数大于回路数

37.发电机—双绕组变压器单元接线的特征之一是断路器数小于回路数，发动机出口不装断路器

38.保护接地的作用有保证人身安全（设备外壳接地、架

构等金属部件接地）

39.低压电网常采用380／220V三相四线制系统供电，最主要是考虑取得220V单相电压需要。

40.断路器在关合过程中，当遇到电路永久性短路使保护作用于跳闸后，若合闸命令尚未解除，则可能出现“跳跃”现象，断路器极易损坏。

41.根据一次能源的不同，发电厂可分为火力发电厂、水力发电厂、风力发电厂和核能发电厂等。

42.发电机出口母线、年负荷小时数大、长度较长的导线按经济电流密度选择导线截面积

43.电气设备把发、送、供、用电直接有关的主要电气设备称为一次设备。

44.由发电机、输配电线路、变配电所以及各种用电设备连接起来所构成的整体称为电力系统。

45.高压断路器的额定电压是指断路器正常工作线电压有效值

46.当人站立在或行走在有电流通过的地面时，两脚间所承受的电压称为跨步电压

47.电弧形成后，使电弧得以维持的主要条件是介质的热游离

48.我国生产的10kV的少油断路器、真空断路器的安装地点均属户内式

49.采用两台单相电压互感器接成Ｖ／Ｖ接线方式，能进行线电压的测量

50.小接地短路电流系统的YY接线的电压互感器，在00系统发生单相完全接地时，故障相对地电压表的实际电压值为0，电压互感器输出电压为100V 51.低压开关电器最常采用的灭弧方法有快速拉长电弧灭弧

52.下列电气装置属于工作接地的是变压器星形接线绕组的中性点接地，电压互感器一次侧中性点接地 53.交流35kV母线电压是指交流三相三线制的线电压等级

54.电流互感器二次回路阻抗值增大时，误差增大 55.防雷接地：泄掉雷电流避雷针等设备接地

二、问答题 1.互感器的作用。

答：互感器分为电流互感器和电压互感器，既是电力系统中一次系统与二次系统间的联络元件，同时也是隔离元

件。它们将一次系统的高电压，大电流转变为低电压，小电流，供测量，监视，控制及继电保护使用。2.发电厂变电所中为什么要设置备用电源？什么是明备用？什么是暗备用？

答：设置备用电源原因：事故情况下失去工作电源时，保证给厂用电供电。明备用：大中型火电厂一般采用明备用，即装设专门的备用变压器，平时不工作，一旦某一工作电源失去后，该备用变压器自动代替原来的工作电源。暗备用：小型火电厂、中小型水电厂及降压变电所多采用暗备用，即不设专门的备用变压器，而是两个厂用工作变压器容量选大一些，互为备用。

3.6—10千伏的发电机电压汇流母线上装设分段电抗器的作用。

答：能有效的降低发电机出口断路器，母线分段断路器，母线联络断路器以及变压器低压侧断路器所承受的短路电流，即为了限制短路电流

4.简述什么是惰行？何谓厂用电动机的自启动？ 答：厂用电系统运行的电动机，当突然断开电源或厂用电压降低时，电动机转速就会下降，甚至会停止运行，这一转速下降的过程称为惰行。若电动机失去电压后，不与电

源断开，在很短时间内，厂用电源恢复或通过自动切换装置将备用电源投入，此时，电动机惰行还未结束，又自动启动恢复到稳定状态运行，这一过程称为电动机自启动。5.中性点经消弧线圈接地系统中一般分为几种补偿，通常采用何种补偿方式及其原因？

答：一般分三种：全补偿、欠补偿、过补偿；

通常采用过补偿，因为可以避免在线路故障时，切除线路后不容易产生电磁谐振。

6.什么是电力系统的中性点？我国电力系统常用的中性点运行方式有哪几种?电压等级在110kV及其以上的系统中性点多采用何种运行方式? 答：电力系统中性点是三相绕组作星形连接的变压器和发电机的中性点。电力系统中性点的运行方式，可分为中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点直接接地两大类。110kV及其以上的系统中性点采用直接接地 7.什么叫厂用电和厂用电率？

发电机在启动，运转、停止，检修过程中，有大量电动机手动机械设备，用以保证机组的主要设备和输煤，碎煤，除尘及水处理的正常运行。这些电动机及全厂的运行，操作，实验，检修，照明用电设备等都属于厂用负荷，总的 耗电量，统称为厂用电。厂用电耗量占发电厂全部发电量的百分数，称为厂用电率。

8.什么是内桥、外桥接线？简述内桥接线和外桥接线的适用范围。

内桥接线，桥设在靠近变压器一侧，适用于：输电线路较长，故障几率大，变压器不需要经常切换的发电厂和变电所。外桥接线，桥布置在靠近线路一侧，线路较短（故障几率小），而变压器按照经济运行要求在负荷小时需一台主变退出运行时的发电厂和变电所。当有穿越功率流过厂、所时，也可采用外桥接线。9.试述单母线分段有哪些优点和缺点？

优点：具有单母线接线简单、经济、方便、易于扩建的特点。可靠性比纯粹单母线有所提高。①母线或母线隔离开关发生故障时，仅有故障段停电，非故障段可继续工作。②对重要用户，可以从不同分段引出双回线，以保证可靠地向其供电。

缺点：每个母线段都相当于一个单母线，所以仍有可靠性低的方面。①当母线某分段检修或故障时，仍必须断开该段母线上的全部回路，因此，电源减少，部分用户供电受到限制和中断。②任一回路断路器检修时，该回路仍必须

停止工作。

10.为什么要计算导体短时发热最高温度？如何计算？ 载流导体短路时发热计算的目的在于确定短路时导体的最高温度不应超过所规定导体短路时发热允许温度。当满足这个条件时，则认为导体在短路时，是具有热稳定性的。

计算方法如下：

1）有已知的导体起始温度θw；从相应的导体材料的曲线上查出Aw；

2）将Aw和热效应值Qk值代入式：1/SQk=Ah-Aw求出Ah；

3）由Ah再从曲线上查得θh值。

11.厂用电负荷分为哪五类？是根据什么分类的？ 答：厂用电负荷，按其重要性可分为五类：

⑴ I类厂用负荷：凡是属于短时停电会造成主辅设备损坏，危及人身安全，主机停用及影响大量出力的厂用设备； ⑵ II类厂用负荷：允许短时断电，恢复供电后，不致造成生产紊乱的常用设备；

⑶ III类厂用负荷：较长时间停电，不会直接影响生产，仅造成生产不方便的厂用负荷； ⑷ 事故保安负荷

2⑸ 交流不间断供电负荷

这样分类是根据其用电设备在生产中的作用和突然中断供电所造成的危害程度。

12.试述电压互感器各主要接线方式的种类、适用范围及可测量的信号。

答：电压互感器的主要接线方式有单相接线、Vv接线、三相五柱式接线、三台单相式PT接线五种。

一个为基本二次绕组，接成星型，且中性点接地，既可测量线电压，又可测量相电压。另一个叫附加二次绕组，接成开口三角形，要求一点接地，供给绝缘监视器。

三、计算题 1.某10kV屋内配电装置中，环境温度为25℃，回路的最大持续工作电流为560A。该回路通过的最大三相短路电流I“=I0.75=I1.5=23kA。短路电流持续时间t=1.2s。现有GN1—10/600型隔离开关，其ip=60kA；5S的热稳定电流为20kA。试确定该隔离开关的热稳定是否满足要求。解：热稳定：

因短路电流持续时间t=1.2s，故短路热稳定计算时间tk1.2s

tk1.2s＞1s，故非周期分量忽略不计。

短路电流全效应为QKQPI12.5.tk2321.2634.8(kA2S)

2QITt20252000(kA2S)

QkQ,满足热稳定要求.2.所示网络中 ,电力系统S缺少有关的参考资料,只知道以下数据：系统S高压母线分界点短路时,系统供给的短路电流为15kA，求所示短路点三相短路时的次暂态短路电流。统一取Sd =1000MVA。

解: 取Sd =1000MVA , UdUav

系统对高压母线分界处提供的短路容量 Sk=3115152987.7(MVA)系统等值电抗X*=1000/2987.7=0.335 XL0.43010000.907 2115总阻抗∑X*=0.335+0.907=1.242 I=110004.04(kA)1.24231153、选择10kV配电装置出线电抗器为4％的电抗NKL-10-600-4，参数如下：

xL(%)4% ies38.25kA It2t342(kA)2s

设系统容量为150MVA，归算至10kV母线上的电源短路总电抗X΄*Σ=0.14（基准容量Sd＝100MVA），出线最大负荷为560A，出线保护动作时间tpr＝1s，断路器全分闸时间tbr=0.1s。已知短路电流有名值，I”12.1kA,I0.559.9kA,I1.19.35kA，校验其动、热稳定。

解：短路计算时间：tktprtbr10.11.1s 短路电流热效应

QkI“210It2It2k/2k1212.129.92109.352tk1.130.42(kA)2s342(kA)2s

12取Ksh=1.8，则冲击电流

ishKsh2I”2.5512.130.86(kA)38.25(kA)

发电厂电气保护概括 篇6

1.1 某新建电厂2×640 MW电气主接线方式及特点

某新建电厂2×640 MW电气主接线方式及特点如图1所示。

电气主接线系统为典型3/2断路器接线方式, 双机、双母、双线路、两串断路器, 采用同名相交替布置方式, 两路进、出线回路均设有隔离开关, 发电机出口装有出口断路器, 主接线设计500 k V一个电压等级, 启备变从500 k VⅠ母供电, 此种接线方式较为可靠灵活。由于装设有发电机出口断路器 (GCB) , 在机组起动和停机过程中如果主变、高厂变、高公变运行, 不需要进行厂用电源切换。主变容量:3×240 MVA;启备变容量:50/31.5～31.5 MVA;高厂变容量:50/31.5～31.5 MVA;高公变容量:25 MVA。

1.2 发变组保护配置

2台机组发变组保护配置均为许继WFB—800系列微机保护装置, 主保护双重化配置, A、C屏组成第1套, B、D屏组成第2套, 非电量部分为单套组装在E屏。

发变组保护装置每面保护柜设置单独的保护出口, 出口动作方式共11种。

(1) 全停Ⅰ:跳500 k V断路器1DLⅠ, 跳500 k V断路器1DLⅡ, 跳500 k V断路器2DLⅠ, 跳500 k V断路器2DLⅡ, 跳发电机出口断路器GCBⅠ, 跳发电机出口断路器GCBⅡ, 跳灭磁开关Ⅰ, 跳灭磁开关Ⅱ, 关闭主汽门, 跳A分支, 起动A分支切换, 跳B分支, 起动B分支切换。跳公用A (B) 分支, 起动公用A (B) 分支切换, 起动GCB失灵, 起动1DL失灵, 起动2DL失灵。

(2) 全停Ⅱ:跳500 k V断路器1DLⅠ, 跳500 k V断路器1DLⅡ, 跳500 k V断路器2DLⅠ, 跳500 k V断路器2DLⅡ, 跳灭磁开关Ⅰ, 跳灭磁开关Ⅱ, 关闭主汽门, 跳A分支, 起动A分支切换, 跳B分支, 起动B分支切换, 跳公用A (B) 分支, 起动公用A (B) 分支切换, 起动GCB失灵, 起动1DL失灵, 起动2DL失灵。

(3) 停机:跳发电机出口断路器GCBⅠ, 跳发电机出口断路器GCBⅡ, 跳灭磁开关Ⅰ, 跳灭磁开关Ⅱ, 关闭主汽门, 跳A分支, 起动A分支切换, 跳B分支, 起动B分支切换, 跳公用A (B) 分支, 起动公用A (B) 分支切换, 起动GCB失灵, 起动1DL失灵, 起动2DL失灵。

(4) 程序跳闸:关闭主汽门。

(5) 解列、逆变灭磁:跳发电机出口断路器GCBⅠ, 跳发电机出口断路器GCBⅡ, 逆变励磁, 起动GCB失灵。

(6) 灭磁:跳灭磁开关Ⅰ, 跳灭磁开关Ⅱ。

(7) 信号、减励磁:减少励磁电流。

(8) 信号、减出力:减出力给定值, 减出力额定值。

(9) 跳主变:跳500 k V断路器1DLⅠ, 跳500 k V断路器1DLⅡ, 跳500 k V断路器2DLⅠ, 跳500 k V断路器2DLⅡ, 起动1DL失灵, 起动2DL失灵。

(10) 跳A (B) 分支、闭锁切换:跳A (B) 分支, 闭锁A (B) 分支切换。

(11) 跳公用A (B) 分支、闭锁切换:跳公用A (B) 分支, 闭锁A (B) 分支切换。

1.3微机厂用电快切装置 (MFC2000—2型) 保护定值

微机厂用电快切装置 (MFC2000—2型) 保护定值如表1所示。

方式设置如下: (1) 控制方式:远方; (2) 保护切换方式:串联; (3) 失压切换方式:串联; (4) 就地手动切换方式:并联; (5) 远方并联切换方式:自动; (6) 失压启动:投入; (7) 快速切换:投入; (8) 同期越前相角:退出; (9) 同期越前时间:投入; (10) 残压切换:投入; (11) 低压切辅机:退出; (12) 后备失电闭锁:投入; (13) 出口投退:投入。

1.4 6 k V工作A、B段负荷开关低电压保护定值

(1) 引风机、一次风机:低电压保护不投; (2) 送风机、炉水泵、磨煤机、前置泵、凝结泵、循环泵、电泵:低电压保护投入, 定值49 V延时9 s动作; (3) 汽机、锅炉、除尘变高压侧开关、脱硫电源开关:低电压保护投信号。

1.5 01启备变保护配置

启备变差动、A/B分支零序过流、A/B分支复压过流、启备变重瓦斯及相关非电量保护。

2 500 k V特定开环运行方式事故预想及反措预案

2.1 500 k V特定开环运行方式说明

500 k V大道Ⅰ回线、大道Ⅱ回线运行, 500 k V大5011、大5012、大5021、大5022、大5023、大5071开关运行, 大5013开关检修。大#2机组运行, 负荷600 MW;大#1机组停运或运行。大#01启备变运行, #1、2机厂用电主变倒送, 运行方式正常。

2.2 大道Ⅱ回线路故障 (大5021、大5022开关跳闸) 事故预想分析

(1) #2发电机突甩100%负荷与系统解网, 而机组原始设计不具备快速甩负荷 (FCB) 功能, 机炉一次系统没有设计充足旁路容量让发电机保持自带厂用电孤岛运行, 故障发生后炉侧超压PCV电磁安全阀动作, 应立即手动紧停MFT, 立即监视汽机联跳动作正常, 主汽门关闭。

(2) 电气侧从保护配置上发变组保护没有动作逻辑, 初期短时自带厂用电运行, 汽机联跳主汽门关闭后, 电气逆功率保护无动作判据 (与系统已解网) , 此时应用盘台硬手操将发电机出口开关断开、拉开发电机灭磁开关。

(3) #2发电机组手动紧停后, 厂用电快切装置动作 (失压保护动作启动快切) , 6 k V 2A、2B、OB段工作进线开关跳闸, 2AS、2BS、OBS备用进线开关自投, 装置显示切换方式:串联切换;启动方式:失压。

(4) 由于没有配备速断保护, 大5071开关电流、2AS、2BS、OBS备用进线开关电流均严重超限, 变压器绕组发生相间短路, #01启备变差动、重瓦斯主保护动作, 大5071开关跳闸、2AS、2BS、OBS备用进线开关跳闸, 6 k V 2A、2B、OB段母线失电。原因分析:6 k V 2A、2B、OB段母线失压, 延时1.6 s残压方式切换2AS、2BS、OBS备用进线开关合闸后, 此时6 k V 2A、2B段各电动机低电压保护延时9 s未动作, 6 k V OB段主机空压机、电泵电机低电压保护延时9 s未动作, 各段未跳闸电机群启自启动, 冲击电流严重超限, 损坏#01启备变系统。

2.3 反事故措施预案

(1) 确认大道Ⅱ回线路故障, 大5021、大5022开关跳闸。

(2) 监视#2炉燃烧运行参数工况, 确认#2炉PCV电磁安全阀动作打开, 防止锅炉超压。

(3) 超压严重应立即将#2炉手动“MFT”。

(4) 汽水参数调整困难, 机应力大保护跳闸、炉给水流量低保护跳闸发出后, 确认机炉之间大联锁动作正常。

(5) 确认进入炉膛燃料切断, 汽机各进汽阀、抽汽阀门关闭。

(6) 确认#2汽轮机跳闸主汽门关闭后, 立即用发电机硬手操“紧停”按钮拉开发电机出口02开关, 拉开发电机灭磁开关 (防止发电机过激磁) 。

(7) 确认#2机厂用电快切装置动作, 6 k V 2A、2B、OB段工作进线开关跳闸, 2AS、2BS、OBS备用进线开关自投, 装置显示切换方式:串联切换;启动方式:残压。

(8) 6 k V电机成组自启动产生巨大冲击电流造成大#01启备变差动、瓦斯主保护动作, 确认大5071开关跳闸, 2AS、2BS、OBS备用进线开关跳闸。

(9) #2机组厂用电失去, 立即手动启动大机直流润滑油泵、直流密封油泵及小汽轮机直流油泵并确认油压正常, 严密监视汽轮机惰走过程中的瓦温及振动变化情况。

(10) 立即确认#2柴油发电机 (大#2保安备变) 自启动成功供汽机保安MCCA、汽机保安MCCB、锅炉保安MCCA、锅炉保安MCCB段带电正常;如某一段未联锁动作合闸应立即手动合闸恢复送电。

(11) 汽机保安MCC带电后, 2 700 r/min确认主机交流润滑油泵、顶轴油泵联启正常, 否则手动开启。

(12) 如单机运行跳闸, 立即派人启动炉点火, 尽早向辅汽供汽。

(13) 确认2台小机保安段主油泵启动正常, 2台小机顶轴油泵启动正常。

(14) 锅炉保安MCC带电后, 恢复空预器A、B运行, 恢复火检冷却风机运行。

(15) 检查各保安MCC段供110 V/220 V直流、#1/#2UPS、公用UPS、网控110 V直流、UPS段交流电源供电正常。

(16) 转速到零确认#2机盘车自启动正常, 记录转子惰走时间。

(17) 值长及时向网调、省调汇报事故现象并将大道Ⅱ回线路第一套、第二套保护屏保护动作记录, 500 k V线路故障录波器动作记录打印并传送网调。

(18) 执行网调令大道Ⅱ回线路转检修操作, 故障消除后执行大道Ⅱ回线恢复送电操作。

3 电气系统保护配置改进分析

3.1 6 kV厂用电低电压保护时限改进

原初设6 k V低电压保护定值存在不合理之处, 原始设计除引风机、一次风机 (低电压保护不投) 外所有电动机低电压保护均设定为49 V/9 s延时, 查阅原始设计资料说明为“从提高运行安全性防止误动角度出发设定此时限”, 但此种说法含糊其辞, 没有认真考虑在前述500 k V特定开环运行方式下机组发生故障停运, 厂用电失压启动残压切换备自投过程中未跳闸电动机群启动造成巨大冲击电流损害启备变的影响。

整改优化方案:按照《火力发电厂厂用电设计技术规定》 (DL/T5153—2002) 要求, 6 k V厂用电低电压保护按负荷性质设计时限配合, 重要Ⅰ类电机如引风机、循泵可设计9 s时限的低电压保护, 其余电机Ⅱ、Ⅲ类电机设计0.5 s时限低电压保护。这样就可以保证发生母线失压启动1.6 s延时残压切换时, 大多数电机开关已经跳闸, 只有极少数重要电机开关未跳闸自启动, 而这样的自启动电流是在启备变容量允许范围之内的。

3.2 发变组保护配置优化改进

提出上述500 k V特定运行方式 (5013开关检修) 下的线路故障5021、5022开关跳闸, 造成#2机组功率输出突甩100%负荷, 机组无FCB能力被迫紧急停运, 事故预想及反措预案是非常必要的, 一个边开关5013检修其余开关在合的500 k V系统接线方式并不特殊和少见, 必须引起足够重视。同理, 如果边开关5021检修其余开关在合#1机组运行, 一旦发生大道Ⅰ线跳闸也会发生#1机厂用电失去的现象。

从原发变组保护配置设计原理看, 发变组保护C、D屏中的“1DL断开2DL跳闸”、“2DL断开1DL跳闸”两个保护已经从发电机输出功率受限、突甩负荷方面考虑了处理方式, 出口动作为“停机”。考虑了发变组出口1DL、2DL两个断路器均断开后机组功率无法输出, 发变组保护动作跳闸, 启动厂用电快切装置快速切换厂用电至启备变供电, 保障机组安全停运。但其保护设计仍有需要改进优化之处, 就目前许多新建机组一期工程只有两串3/2断路器接线环网方式下, 不能只考虑本发变组侧的两个断路器状态, 还需考虑另一串边断路器的状态。

提出优化方案为:在#1发变组保护中增加“5021断开、5011在合、5012跳闸”判据保护, 在#2发变组保护中增加“5013断开、5023在合、5022跳闸”判据保护, 保护动作出口方式仍均为“停机”。这样就可以有效避免2.2描述事故现象的发生。

4 结语

通过对某2×640 MW新建电厂3/2电气主接线运行方式、发变组主保护配置、厂用电快切装置参数设定、厂用电低电压保护整定的综合分析, 发现了一些原始设计缺陷和事故处理隐患, 及时提出具体整改措施, 确保机组安全稳定运行。

摘要：通过对某新建2×640MW电厂电气主接线方式、发变组保护配置、厂用电低电压保护设定及500kV特定开环运行方式下事故预想和反措预案的综合分析, 提出了该厂电气主系统保护配置改进方案。

关键词：主接线,厂用电,残压切换,成组自启动

参考文献

[1]WFB—800微机发电机变压器组成套保护装置技术说明书

[2]MFC2000—2型微机厂用电快切装置技术说明书

发电厂电气综合自动化系统浅析 篇7

【关键词】发电厂；电气综合系统；自动化

信息技术的不断成熟和发展加快了电气设备的自动化进程，在发电厂的高效运营和提高经济效益方面都作出了重要的贡献，但是在发电厂的电气自动化系统发展中还存在一定的问题，需要进行相关的改进。

1.电气综合自动化系统概述

1.1电气综合自动化系统的概念

电气综合自动化系统，就是集测量、监控、通讯、继电保护和安全自动装置等多种功能于一体的现代电厂电气系统。

1.2电气综合自动化系统的实现

电气综合自动化系统在设计时，要从三个层次进行，首先是间隔层的设计，这一部分是完成对数据的采集还有保护数据预处理的功能；其次是通讯层的设计，通过多协议的转换来实现各信息还有控制系统之间的数据共享，同时方便实现管理、控制系统与现场采集网络的隔离和安全访问控制；最后是管理层的设计，采用POWERVIEW系统来实现上层电子综合控制系统当中的SCADA/HMI的功能、同时采用PMS来完成专业的保护管理工作。

注意现场总线的标准，出于对保护和自动装置的生产厂家不同的考虑，标准可能也会有所不同，不能进行简单的连接，可以将厂用电气系统的所有装置按照同一总线标准分为不同的子系统，每一个子系统里的设备和装置与同一种总线标准相匹配。

对电气综合自动化系统进行构建时，整个系统可以分为三层进行构建，从里到外依次是测控保护层、通信管理层和后台机系统，三层之间是相互联系的、各自履行各自的功能。电气工作站，主要就是接收来自通信管理装置上传的所有信息，进行相应的分析处理，并完成画面的反映及相关电气量的显示，实现厂用电系统的计算机监控功能。

2.电气综合自动化系统存在的问题

2.1监控系统的缺陷

监控系统的功能主要通过相关的控制软件、图形的系统软件、通信系统和电脑来实现控制过程，保证监控系统的良好运行具有重要作用，通过对电厂电气的监控系统进行调试和运行，可以发现出现一些运行管理中容易出现的问题。监控系统分为监视系统和控制系统两部分，现在很多电厂的升压站仍然采用的是传统的中央信号光字牌，随着电气一次和二次设备的改造和更新，监视的信息量逐渐增多，传统式的光字牌已无法满足新的需求，而新的光字牌又因为现场的条件限制无法实现；传统的监控系统不能对微机继电保护装置和电气自动装置实现监视，所以监控人员就无法了解相关的报告信息，要想掌握相关信息，就要到实地去进行操作查看，而且这些都需要人工的进行整理和保存，比较繁杂；现在多数的电厂升压站隔离开关和断路器的操作仍然使用的是传统的按钮操作，而这种按钮在较长时间的工作时间后，接点容易出现不到位的现象，最终导致操作出现错误；发电厂的公用系统操作很不方便，公用系统的位置比较分散，操作人员需要到实地进行操作，所有开关的操作也要进行传统的硬操作。

2.2继电保护系统存在的问题

某些线路在母线出现短路时，电流很大，母线进线不能用电流阶梯来进行速断保护整定，只能用过流保护来延时以切除故障，使得母线本身出现故障时不能实现快速保护跳闸；如果某出线出现短路而它的保护装置拒动时，就有可能导致事故已扩大后再通过其后备保护延时跳闸，即母线进线作为其后备保护跳闸；由于母线保护的整定对其它保护的影响较大，一般是在合闸过程中起作用，合闸后自动解除。因此，在母线并联运行时，任何一段母线故障或出线保护拒动都会引起两段母线全停。

3.电气综合自动化系统的发展应用

以太网具有传输速率快、容量大、所需成本低的优点，并已经成功地应用在了工业领域，如果将以太网应用在发电厂可以有效地控制现场设备，实现不同终端数据之间交换的实时性和可靠性，管理者也可以运用网络进行监督，节省了人力、节约了成本；随着电力电子技术的不断发展，PWM变换器已经被越来越多的厂家广泛的应用。直流环逆变器通过把逆变器挂在高频振荡过零的谐振支路上，因此改变了传统的在高压下切换硬件开关的模式，使电力电子器件在零电压或零电流下可以实现转换，从而大大降低了开关的损耗程度，减少了逆变器的尺寸，达到降低成本的目的。

4.电气自动化系统的改造建议

4.1做好改造前的准备工作

要在电厂电气自动化改造之前做好规划工作，本着科学、合理、节约的原则，做好准备工作，包括改造的内容和更新的设备，同时还要注意对继电保护装置、断路器等设备在型号、预留接口等在接入综合自动化系统后的问题。

4.2在设计过程中要本着实用的原则

基于发电厂监控、五防、保护等设备的工作原理和性能的差异，在进行改造时要做到整体把握，本着实用的原则，综合进行考虑，避免出现功能重复的设备同时运行。

4.3要正确认识到改造的目的是为了发电厂的高效运行

改造要着眼于长远，注重远期目标，一些发电厂由于经济条件和场地条件的限制，可能一时无法进行改造，就需要在改造时把这些不具备改造条件的设备都综合的考虑进去，在整体的改造框架下，预留出接口，便于以后的再改造。老式的发电厂设备改造比较繁杂，有的还在扩建中，要求发电厂在电气监控系统进行自动化改造时，具备一定的前瞻性，以便日后新设备在纳入综合自动化系统时具有可能性。

5.电气综合自动化系统的发展趋势

5.1变频器逐渐将由低频发展成高频

高频变频器电路在不阻碍逆变器工作频率提高的同时能将开关的损耗降到最低，进而使逆变器的尺寸减少、实现降低成本，同时还可以将逆变器在高功率下实现集成化，直流逆变器电路的发展前景是十分广阔的。

5.2电力系统自动化系统的发展逐渐将受到电子技术的影响

最初单片机技术的发展推动了电气自动化设备的更新换代，这期间电气自动化仍然存在一些问题，电气自动化得以发展的最根本原因是由于技术的发展，新产品与之前产品之间比较已经大幅度的减少了通信电缆和电力电缆的使用量，不仅降低了设备的体积，还降低了占地面积，大大的节约了所需成本，以后电力自动化系统的发展将会更加依赖于电子技术的发展。

5.3通用变频器将会大量的投入使用

通用变频器具有高速停机时响应快；丰富灵活的输入、输出接口和控制方式，通用性强；全方位的侦测保护功能，可以瞬间停电后再启动；低频转矩输出180%，低频运行特性良好；加速、减速、动转中失速防止等保护功能。可以应用在自动扶梯、线缆机械、化工机械和油田设备等行业中，种种应用优势将会扩大通用变频器的使用。

6.结语

在科学技术日新月异的今天，发电厂的电气综合自动化系统已经成为了一种发展趋势，如何搞好自动化系统的建设和发展已经成为了研究的重点，对于提高发电厂本身的自动化水平具有重要的作用，采用综合的自动化技术可以大大的降低成本和资源，还可以提高使用的可靠性。

【参考文献】

[1]于晓，冯保文，汪燕东.发电厂电气综合自动化系统浅析[J].科技创新导报，2011（6）.

[2]陈传英.发电厂电子综合自动化系统的设计与应用[J].硅谷，2012（9）.

《发电厂电气部分》课程见习报告 篇8

——— 电气工程及其自动化专业

实习项目：参观旗峰坝变电站 天楼地枕发电厂 时间：2012年4月25日

一、实习的目的

电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业，是国民经济的第一基础产业，是关系国计民生的基础产业，是世界各国经济发展战略中的优先发展重点。因此，这次见习我们需要做到以下几点

1.了解电能生产的全过程及主要电气设备的构成、型号、参数、结构、布置方 式，对电厂生产过程有一个完整的概念。2.熟悉该电厂主接线连接方式、运行特点；

3.初步了解电气二次接线、继电保护及自动装置，巩固和加强所学理论知识，为今后走上工作岗位打下良好基础。同时学习工人阶级的优秀品质，做到行动军事化、生活集体化，培养正确的 劳动观念，为今后走向基层、服务基层奠定思想基础。

二、实习的主要内容

1.初步了解变电站生产的全过程；

2.了解变电站主要设备，包括变压器、断路器、互感器、隔离开关、电抗器、母线的型式、构造特点、主要参数及作用，对其他辅助设备也应有所了解； 3.了解变电站的电气主接线形式、运行特点；

4.了解接线方式、备用方式及怎样提高用电的供电可靠性 5.了解发电厂、变电站的防雷保护措施

6.初步了解电气二次接线、继电保护、自动装置及高电压技术等有关内容； 三，发电厂与变电站的简介

恩施土家族苗族自治州天楼地枕水力发电公司（简称天电）,于1999年 3月8日根据《恩施州政发[1999]8号》文正式组建,由原州天楼地枕水电工程管理处与州天楼地枕水力发电厂合并而成，属于州电力总公司的子公司。公司位于恩施市屯堡乡境内，是清江干流梯级开发的第六级，属径流式电站。装机容量 25.2Mw(4×6.3 Mw)，年利用小时数 5324h，设计年发电量 1.34 亿 Kw.h，多年平均年发电量 1.1亿 Kw.h 220千伏旗峰坝变电站是我州第一座220千伏变电站，采用了无人值班、少人值守的运行管理模式，所有的设备监视和开关、刀闸的操作全部集中到集控中心，以减轻变电站值守人员的压力

四、见习过程

2012年4也25号下午，班上的同学都异常的兴奋，因为我们将要真正的去参观和我们以后息息相关的几个地方，发电厂与变电站。在去电厂实习参观前，在集合的教室里老师按要求对我们进行了安规教育。并给我们人手发了一顶安全帽。接着我们登上了大巴，向天楼地枕发电厂驶去。

到达发电厂后，老师把我们分为三组，每一组都配备了一名专业人员与我们讲解发电厂的电气设备与用途。

在发电厂里，我们发现变压器是变电站的主要设备，分为双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器即高、低压每相共用一个绕组，从高压绕组中间抽出一个头作为低压绕组的出线的变压器。电压高低与绕组匝数成正比，电流则与绕组匝数成反比。

变压器按其作用可分为升压变压器和降压变压器。前者用于电力系统送端变电站，后者用于受端变电站。变压器的电压需与电力系统的电压相适应。为了在不同负荷情况下保持合格的电压有时需要切换变压器的分接头。

按分接头切换方式变压器有带负荷有载调压变压器和无负荷无载调压变压器。有载调压变压器主要用于受端变电站。

在旗峰坝变电站里，环境十分幽静，装备也很现代，看着一件件电气设备，我们内心深处对中国的电力企业产生了一种膜拜，整个场面看着让人感觉是十分壮观的。看着电力公司的人面带微笑自信的给我们介绍一个又一个设备，解答一个又一个问题的时候，我好羡慕，想的是以后的自己会成为和他一样自信的人嘛？

在这个变电站里，我们了解到220千伏旗峰坝变电站是我州第一座220千伏变电站。如今新安装的设备有序地运转着，没有了往日“嗡嗡”的噪声。2008年8月31日，220千伏旗峰坝变电站综合自动化改造（简称“综自改造”）工程电气部分全部顺利竣工。因此，在恩施变电站的历史上，又翻开了新的一页。

至此，州电力公司所辖的7座220千伏变电站全部采用先进的综合自动化技术，迈入了集中控制、无人值班的崭新历史阶段。

五、变电站实习心得：

见习结束了，我们很累，在回去的车上，没有一点声音，有人睡着了，有人在回想着这一天眼见的壮观景象，还有的也许就在想这次的收获与见习报告改如何写。

通过这一次的实习，我了解了变电所电气设备的构成、了解配电装置的布置形式及特点，并了解安全净距的意义。了解控制屏、保护屏的布置情况及主控室的总体布置情。在变电站工作，安全是最重要的一件事，所以我们牢记“安全第一、预防为主”的实习方针，加强《安规》学习，提高安全意识，更是我们的必修课。“变电站安全无小事”已在每个同学的心中打上深深的烙印。在这次实习中，我收益颇多，这些都是无形资产，将伴随我一生。这次参观可以看到变电站的管理可以说是军事化的管理模式。临走前，我看着一根根的输电线把电能输送到千家万户，给我们带来了光明，给我们带来了征服大自然的力量。此外，经过和工人师傅们的交谈让我们明白了从事电力行业的责任重大，让我知道怎样在平凡之中创造出不平凡。

本次实习的目的是理论联系实际，增强我们对社会、国情和专业背景的了解；使我们拓宽视野，巩固和运用所学过的理论知识，培养分析问题、解决问题的实际工作能力和创新精神；培养劳动观念，激发我们的敬业、创业精神，增强事业心和责任感；本次实习在我们完成部分专业课程学习后进行，通过本次实习，使我们所学的理论知识得以巩固和扩大，增加我们的专业实际知识；为将来从事专业技术工作打下一定的基础；进一步培养了我们运用所学理论知识分析生产实际问题的能力。