配变电量

配变电量（共5篇）

配变电量 篇1

0 引言

我国中压配网的节点多、分支线多、元件多, 且多数元件不具备测录运行参数的条件, 因此精确计算配网电能损耗是困难的, 在满足实际工程计算精度的前提下, 一般采用平均电流法及等值电阻法等在计算机上进行计算[1]。根据南方电网相关技术标准[2], 广东地区主要采用基于配变容量的等值电阻法进行中压配网电能损耗计算。等值电阻法的基本思想是将整个配网的线损看成由两部分组成:一部分是对应于变压器铁心产生的不变损耗 (又称“固定损耗”) ;另一部分是对应于线路和变压器绕组产生的可变损耗。其中, 可变损耗等于供电首端均方根电流流过等值电阻所产生的损耗[3]。基于配变容量的等值电阻法还假设所有变压器平均负荷率均相同[2], 这虽然简化了计算过程, 但是在一定程度上降低了计算精度。

为了提高配网线损计算结果准确性, 国内外都对配网线损计算方法进行了大量的研究和分析[4,5,6], 但是这些算法大多处于理论研究阶段, 实际工程应用较少。本文结合广东地区电网现状, 深入开展基于配变电量和平均电流的配网线损计算方法研究。

1 配网结构及数据特点

我国中压配网多为单辐射型接线形式, 整个配网由多个配线段 (以下简称“节段”) 和多个配变构成, 首端通过10kV配电开关柜与变电站10kV母线相连。典型的配网结构如图1所示。根据广东电网现有信息化水平, 可通过各生产业务信息系统获知大部分配网的各节段和各配变设备参数、各配变电量信息及运行数据等。这为本文所研究的基于配变电量和平均电流的配网线损计算方法提供了工程实际应用的基础条件。

2 算法基本原理

基于配变电量和平均电流的配网线损计算方法以配变电量为基础, 通过配变电量计算出各配变和各节段的平均负载电流 (以下简称“平均电流”) , 由此推算出各配变和各节段的损耗电量, 最终求得整个配网的总损耗电量。以下介绍具体计算方法。

(1) 计算各配变平均电流。在各配变有功电量和无功电量等电网数据已知的情况下, 可求出各配变高压侧的平均电流。其计算式为:

式中, ITj为第j台配变平均电流, kA;ETj为第j台配变有功电量, MW·h;QTj为第j台配变无功电量, Mvar;U为配变额定电压, kV;T为第j台配变运行时间, h;m为整个配网配变总数量。

(2) 计算各节段平均电流。由于流经各节段的平均电流等于其下挂所有配变平均电流的总和, 因此各节段平均电流为:

式中, ILi为第i个节段平均电流, kA;mi为第i个节段下挂配变数量;n为整个配电网节段总数量。

(3) 计算各配变固定损耗。各配变的固定损耗在负荷变化的过程中可近似认为不变, 其计算式为:

式中, 为第j台配变的固定损耗, MW·h;为第j台配变空载损耗功率, MW。

(4) 计算各配变可变损耗。各配变的可变损耗随负荷变化, 其计算式为:

式中, 为第j台配变的可变损耗, MW·h;为第j台配变额定电流, kA;为第j台配变负载损耗功率, MW;为第j台配变额定容量, MVA。

(5) 计算各节段可变损耗。各节段的可变损耗随负荷变化, 其计算式为:

式中, ΔWLi为第i个节段的可变损耗, MW·h;rLi为第i个节段的电阻值, Ω。

(6) 计算整个配网总损耗电量。整个配网总损耗电量ΔW为各配变固定损耗、各配变可变损耗和各节段可变损耗的总和, 即:

3 配网中小电源的处理方法

广东地区部分中压配网中有地方小电源 (小水电和小火电) , 而小电源的存在对配网线损计算造成了困难。等值电阻法主要采用“等效容量法”对其进行处理[2]。同样, 基于配变电量和平均电流的配网线损计算方法亦将小电源作为一个等效配变看待, 即将小电源等效为一个向配网输出负载电流的配变。等效配变的平均负载电流计算式为:

式中, ISTj为第j台等效配变的平均负载电流, kA;ESTj为第j台等效配变有功电量, MW·h;QSTj为第j台等效配变无功电量, Mvar;x为整个配电网等效配变总数量。

计算含小电源的配网线损时, 式 (2) 中各节段下挂配变将包含等效配变和常规配变。其中, 等效配变的平均负载电流为负值, 常规配变的平均负载电流为正值。

4 算例分析

以图2中的配网A (S2为小电源等效配变) 为例, 采用基于配变电量和平均电流的配网线损计算方法进行线损计算。该配网各设备参数及电量数据见表1。

根据式 (1) 、式 (7) 计算出各配变S1、S2、S3、S4的平均电流分别为0.013、-0.009、0.004 3、0.003 1kA。

根据式 (2) 计算出各节段L1、L2、L3、L4、L5的平均电流分别为0.0117、-0.001、-0.004、0.004 3、0.003 1kA。

根据式 (3) 计算出各配变S1、S3、S4的固定损耗分别为0.345 6、0.345 6、0.489 6MW·h;等效配变S2不计损耗。故配变总固定损耗为1.180 8MW·h。

根据式 (4) 计算出各配变S1、S3、S4的可变损耗分别为1.344 5、0.146 0、0.041 8MW·h。故配变总可变损耗为1.532 3 MW·h。

根据式 (5) 计算出各节段L1、L2、L3、L4、L5的可变损耗分别为0.048 5、0.000 3、0.003 0、0.003 1、0.002 7MW·h, 故节段总可变损耗为0.057 5MW·h。

综上, 整个配网总损耗电量为2.770 6MW·h。

5 结束语

我国中压配网网架结构复杂、自动化程度不高、运行管理经验不足, 一些计算精度较高的电网损耗计算方法难以适用, 而传统的基于配变容量的等值电阻法计算精度仅能满足工程应用。为此, 本文提出了一种基于配变电量和平均电流的配网线损计算方法, 通过配变电量计算出各节段和配变的平均电流, 进而推导出整个配电网总损耗电量。该算法不仅有效提高了配网线损计算精度, 还解决了含小电源的配网线损计算问题。

参考文献

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[5]李秀卿, 汪海, 许传伟, 等.基于免疫遗传算法优化的神经网络配电网网损计算[J].电力系统保护与控制, 2009, 37 (11) :36-39

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配变电量 篇2

随着社会经济的快速发展,用户对电力的需求也不断增大。配电变压器作为电力系统中广泛应用的重要电气元件,既是电压变换的核心设备,又是用户用电取电的关键部分,其建设、改造乃至运行的经济性和安全性直接影响到整个电力部门的经济效益和广大电力用户的用电质量,对其进行科学的规划和设计可获得巨大的社会和经济效益。因此,将需求侧资源与配变容量规划相结合,提高规划项目评价结果的科学性与合理性,己经成为近年来国内外相关领域的研究重点。

配变容量规划的两个关键环节是负荷需求预测以及配变参数(主要指容量)的确定。传统的负荷需求预测方法主要有单位指标法和单位面积法[1,2],随着用户规模的扩大逐渐产生了一些新的负荷预测方法,其中最常用的是需要系数法[3,4],该方法在实际工程应用中取得了很好的效果,成为目前最常用的负荷预测方法。配变参数包括配变容量和数目等,通常在规划中只需要确定配变容量大小即可,文献[5]借助配电容载比的概念对配变的容量和台数进行了分析,文献[6]根据配电线路的线路类型和接线方式确定了接入配变的容量上限,文献[7]对现有的配电线路接入配变容量的标准进行了分析,从安全性角度给出了比较理想的接入标准。

配变容量的提升可以满足用户的用电需求,但过高的配变容量会导致电力设备轻载甚至空载,造成电力部门及国家的投资浪费,经济效益变差,因此,在满足用户需求的同时,应尽可能使配变运行在经济区间内。文献[8]通过对配变的经济运行区间进行划分来确定配变容量,文献[9-10]分别以经济性最好和损耗最小为目标针对区域农村配电网进行分析并相应确定了配变容量,文献[11]引入了总拥有费用的概念来确定配变的经济容量,文献[12]从配变的全寿命周期成本的角度对配变的经济容量进行了分析。

目前除了负荷预测和经济运行之外,配变容量规划的研究也仅限于配变规划建模[13]和计算机辅助规划[14]等方面,而对于用户的实际需求以及户均配变容量均很少有相关研究。本文在基于上述各方面研究的基础上,提出了一种考虑用户行为及户均容量优化的配变容量规划方法,从负荷特性、用户数目以及负荷总量等方面全面分析规划区域的用户行为,通过计算经济运行区间来确定配变的负载率,并在对户均配变容量进行分析的基础上对配变容量进行优化,最后利用上述规划方法对某省的典型居民小区配变进行规划,通过实际算例证明了该方法的有效性和实用性。

1 基于用户行为的负荷预测

本文中主要研究的用户为居民用户,因此用户行为相应的也主要指居民用户的用电特性。

1)居民负荷特性分析

利用回归分析法和平均值法对居民负荷特性进行分析。回归分析法主要通过处理所获得的统计数据,确定几个特定变量之间的数学关系形式即建立回归模型,并对回归模型的参数进行估计和统计检验,来分析影响因素对预测对象的影响程度,可以借此求出设备的需用系数、同时率,并可用于负荷指标的预测。平均值法是利用不同的方法来计算数据的平均值从而得到需要的信息,中值法、期望值法、加权平均值法等方法均是平均值法,而在负荷特性分析中,平均值法作为常用方法,可用于计算负荷年均增长率、户均最大负荷、负荷密度等负荷特性指标。

2)居民用户数预测

对于已建成或者有建设方案的居民区可以直接统计用户数,而对于没有建设方案或者未建设的居民区则需要进行用户数预测。通常可以采用基于控规的用户数预测方法,根据城市的控规中各地块的用地性质、占地面积、容积率、建筑面积等详细数据参数,参考现有相同区域或相似区域,对该居民区的用户数进行预测。计算得到用户数Nres的具体公式如下:

式中Nres为用户数;VR为容积率;SA为占地面积;SC为建筑面积;Sav为户均面积。

3)居民负荷预测

常用的居民负荷预测方法有自然增长率法、综合用电水平法、单位指标法和需要系数法等,本文采用需要系数法来对居民负荷进行预测。需要系数是在一定的条件下根据统计方法得出的,它与用电设备的工作性质、设备效率、设备数量、线路效率以及生产组织和工艺设计等诸多因素有关,可以将这些因素整合为一个用于计算的系数,即需要系数,有时也称为需用系数。显然,在不同地区、不同类型的建筑物内,对于不同的用电设备组,用电负荷的需要系数也不相同。利用需要系数法进行负荷预测的计算公式如下:

式中Ppre为预测的负荷总量;Kx为需要系数,表示不同性质的民宅对电器负荷的需要和同时使用的一个系数,与用电设备的工作性质、使用效率、数量等因素有关,一般而言,当用电设备组内的设备数量较多时,需要系数应取较小值,反之则应取较大值,设备使用率较高时,需要系数应取较大值,反之则应取较小值;Ptot为规划区用电设备总容量。

2 配变容量选取与户均容量优化

根据《10 k V及以下变电所设计规范》(GB50053-94)以及《20k V及以下变电所设计规范》(GB50053-2013),在民用建筑中,当建筑物中的负荷总量确定后,配电变压器的容量可以利用下式计算:

式中S为配电变压器的容量;Ppre为预测的负荷总量;β为变压器的负载率;cosφav为补偿后的平均功率因数。

由于负荷变化导致负载率变化,变压器的损耗也随之发生变化,如果要使变压器处于经济运行区间内,则必须使负荷变化区间的大部分或者全部处于经济运行区间对应的负载率变化范围内。变压器的经济运行及容量选取可参考变压器的最佳负载系数:

式中β0为变压器最佳负载系数;P0为变压器空载损耗;Pk为变压器短路损耗;KG为无功当量,对于一级变压器取0.02-0.04,二级变压器取0.05-0.07,三级变压器取0.08-0.1;I0为变压器空载电流百分比;Uk为变压器短路电压百分比;S为变压器的额定容量,单位为k VA。

但是在实际运行中,变压器容量往往并不能按照最佳负载系数来选择。在变压器的运行过程中,自身的有功、无功消耗均随着负载的变化而发生非线性变化,而在该非线性曲线中始终存在一个损耗最低点,将此损耗最低点的负载系数称为综合功率经济负载系数,选取该系数作为变压器负载率的基准,其计算公式如下:

式中βJZ为综合功率经济负载系数;T为统计周期总时间,单位为h;Ai为统计周期内第i小时的用电量,单位为k Wh。

配电变压器的容量大致确定之后,需要从户均配变容量的角度对选取的配变容量的合理性进行分析,并对配变容量进行一定程度的优化。一般而言,配变容量的优化遵循如下三个方面的原则:(1)协调性原则;(2)差异化原则;(3)经济性原则。基于上述几个方面对配变容量进行优化,户均配变容量的计算公式如下:

式中Sav为户均配变容量;Nc为配变涉及的用户数;cosφi为第i个用户的功率因数,其中变电站10 k V侧应达到0.9及以上,容量达到100 k VA及以上的电力用户的功率因数应达到0.9以上,农业用户的功率因数达到0.8及以上。

3 算例分析

以某省的典型居民小区为例进行配变容量分析与规划。

1)负荷特性分析

分别选取A、B、C类区域中的一个居民小区进行负荷特性分析,采集A1、B1、C1三个小区的每小时负荷值,得到这三个小区的负荷特性指标如表1所示。

从表1可以看出,这三个小区的户均最大负荷、日平均负荷、日最小负荷率、日峰谷差、日峰谷差、日峰谷差率呈逐年上升趋势,最大负荷利用小时基本成下降趋势,说明居民最大负荷逐年上升,波谷与波峰差增大,这样会导致设备利用率降低,如果不能够合理配置配变容量,则会导致配变在最大负荷时可能会发生过载现象,但是假如配变容量过大则会使得最小负荷时设备利用率低。

2)负荷预测

仍然以A1、B1、C1这三个小区为例进行分析,使用方法为需要系数法,预测结果如表2所示。

3)配变容量选取

利用负荷预测结果以及式(4)计算A1、B1、C1这三个小区的配变容量值,计算结果如表3所示。

4)户均配变容量优化

利用式(7)计算优化后的户均配变容量如表4所示。

不同区域经济发展程度不同,负荷密度不同,负荷特性不同,户均配变容量也不同,A、B、C类供电区域的经济发展水平越高,户均配变容量要求越高。由表4可见,利用本文所述的配变容量规划方法,户均配变容量得到了优化,且能够满足一定时间内的负荷增长需求并实现配变的经济运行,证明了本文所述配变规划方法的有效性和实用性。

4 结束语

浅谈配变电设备的防雷技术 篇3

进入夏季,中国便进入了雷电频发时节,北方地区大部分属于温带大陆性气候,气候较干燥,所以,一发生雷电天气,所造成的危害更为严重。有些地区的年平均雷暴日达到36.4 d,已经属于中雷区。随着电力自动化改造的深入,雷电对配变电设备的危害更加突出,配变电设备的防雷技术更加重要。下面通过对雷电对配变电设备造成的危害来分析配变电设备防雷技术的技术措施。

1 雷电对配变电设备造成的危害

1.1 雷电的直击和绕击

雷电放电是带电荷的雷云引起的放电现象。当雷云移动经过配变电所的时候,地电荷会导致突出物顶端电场畸变集中,造成直击或者绕击,这样会造成危险[1],雷击放电释放相当大的能量,瞬间产生猛烈冲击波,导致建筑物倒塌,或者造成配变电所电气设备损毁等多种危害。

1.2 雷击反应

雷电能够通过引下线被引入地下,由于大地存在电阻,这将会使地网的电位上升。雷电流能够沿着防雷系统中的引下线在泄放过程中,将在防雷系统中产生暂态高电压,如果引下线和网络设备的绝缘距离不够,而且设备与防雷系统不共地,将出现高压,发生放电击穿,导致配变电设备严重损坏,严重时危机他人人身安全。

1.3 雷电波侵入

雷电通过静电感应和电磁感应,很容易在电力线上感应出高电位,这些高电位便沿电力线运动,形成雷电波,并从电力线的负载保护地线入地,击穿设备。

2 配变电设备防雷技术措施

配变电站遭受的雷击是下行雷,主要来自2个方面:a)雷直击在变电站的电气设备上;b)架空线路的感应雷超过电压、直击雷超过电压形成的雷电波沿线路侵入变电站[2]。因此,配变电设备的防雷措施十分重要。

2.1 变电站的直击雷防护

避雷针是保护电气设备、建筑物不受直接雷损坏的雷电接受器。它将雷吸引到自己的身上,并安全导入到地中。安装避雷针时,对于110 k V及以上的变电站,可以将避雷针直接装设在配电装置的架构上,使雷击所产生的高电位不会对电气设备造成反击事故。

2.2 变电站对侵入波的防护

在配变电设备的进线上安装阀型的避雷器,能够预防侵入波的入侵,保护配变电设备。阀型避雷器的基本元件是火花间隙及非线性电阻,现代情况下,阀型避雷器能够保护小型配变电器设备以及大容量的变电站的电气设备。

2.3 变电站的进线防护

对变电站的进线进行预防雷电的保护,主要的目的就是限制流经避雷器的雷电电流幅值和雷电波的陡度。当线路上的电压过高时,将有行波沿导线向变电站运动,线路的冲击耐压比变电站设备的冲击耐压要高很多[3]。如果没架设避雷线,当靠近变电站的进线上遭受雷击时,流经避雷器的雷电电流幅值可能超过5 k A,必然会对线路造成破坏。

2.4 对变压器的保护

变压器的保护措施是在靠近变压器的地方安装避雷器,这样可以防止线路侵入的雷电波损坏绝缘。在安装避雷器时,要使避雷装置尽量靠近变压器,并尽可能的减少连线的长度,以减少雷电电流在连接线上的压降[4]。避雷器的接线要与变压器的金属外壳连接在一起,这样做的目的就是使作用在变压器上的电压变小,这样相对减少了雷电对变压器的破坏频率。

因为雷击时,雷电坡陡度太大,为了防止这种现象的出现,可在离配电变压器一基或二基电杆处,把高压线路的绝缘子铁脚良好接地,这样在雷击时,雷电压击穿绝缘子对地放电,可避免避雷器、变压器直接承受陡度太大的雷电流,确保配电变压器安全。

2.5 安装避雷器的注意事项

2.5.1 避雷器安装之前要做好交接试验

避雷器被损坏后没有能够及时发现,在雷击的时候不能起到防雷的作用,雷电则会直接施加在配电变压器上,将会导致击穿烧坏。所以避雷器在安装之前,必须应对避雷器进行一次交接试验,避雷器的各种部件应完整无缺。在避雷器安装好之后,其上端接相线,下端接地保护线,之间的距离不能小于安装设计规程的规定;避雷器在运行中应定期进行巡视和检查,引线连接及接地是否牢固可靠。

2.5.2 避雷器接地引下线的要求

安装避雷器的接地引下线时要采用焊接或螺栓连接。引下线的选择原则:铜线不应小于16 mm2,钢线不应小于25 mm2。

2.5.3 接地电阻偏高,造成配电变压器损坏

根据规定,容量在100 k VA和以上的变压器,接地电阻不能大于4Ω,变压器每路出线重复接地点不能够少于3个,其接地电阻值不大于10Ω;容量100k VA以下变压器的接地电阻不应大于10Ω,每路出线重复接地点不能够少于3个,其接地电阻值不大于30Ω[5]。

2.6 变电站的防雷接地

变电站防雷保护的另一个方面就是,还要根据安全和工作接地的要求架设1个统一的接地网,并且在避雷针和避雷器的下面增加1个接地体,已达到防止雷电的目的,或者在防雷装置下安装1个单独的接地体,这样也能达到预防雷电的目的。

3 结语

雷电天气对配变电设备的危害极大,会造成设备击穿,严重时将损毁设备,同时也会对他人的人身财产造成危害。所以,为了避免雷电对配变电设备造成损害,加强配变电设备的防雷技术势在必行。

参考文献

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配变电量 篇4

10 kV及10 kV以下配变电所的“智能化” (即微机综合保护自动化) , 就是将测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等二次设备, 经过功能的组合和优化设计, 利用计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术, 实现对全配变电所的自动监视、测量、自动控制和微机保护。其主要特点是电子信息设备集中、主要电气设备电压等级高以及可靠性要求高。采用适合的接地技术对于提高智能化配变电所的可靠性至关重要。

1 接地电流的特性

接地电流的直接成因大致有3种:雷电或电源开关的冲击;绝缘损坏造成设备部分带电;电源设备运行时, 谐波感应促成接地回路偶然带电。我们对设有接地装置的电气系统进行的研究和试验表明, 接地电流除了经大地闭环流动之外还具有脉冲特性, 即接地装置受到由于雷击或线路故障引起的电流脉冲时, 如果辐射场的梯度超过土壤的击穿梯度, 接地体周围的土壤便发生电离。这种现象有增大接地体有效半径的作用, 因而减小了接地电阻。如果脉冲电流的持续时间超过几秒钟, 接地体周围的土壤逐渐干燥, 接地电阻便开始增大而超过原有电阻, 其增大程度与土壤及电流的特性有关。

接地电流的危害主要包括:形成沿大地表面的危险电位梯度;由于过电压上升而造成电源设备绝缘的损坏;电源系统中性点的偏移;智能化继电保护装置误动;通过管线和低压线路形成高压转移;电气设备机壳的危险电压和接地体周围土壤风干。这些危害是可以通过有效的接地技术进行控制的, 主要包括低压配电系统的接地、智能化系统的接地、屏蔽电缆的接地、网状接地装置以及等电位联结。

2 低压配电系统的接地

在GB 50054—95《低压配电设计规范》以及IEC标准中, 按接地制式将低压配电系统划分为IT、TN和TT。

IT系统是指电源端带电部分对地绝缘或经电阻接地, 而用电设备外露导电部分直接接地。IT系统适用于环境不良、易发生单相接地、火灾或爆炸的场所, 如煤矿、化工厂、纺织厂等, 也可用于农村地区。近几年逐步应用于重要建筑物内的应急电源系统以及医院手术室等重要场所的动力和照明系统。IT系统不宜配出N线, 如有N线配出时, 需要在N线装设过电流保护器, 并用来使包括N线在内的所有导线断电。

TT系统是指电源中性点直接接地, 电气设备的外露导电部分用保护线接至与电源中性点接地无电气联系的接地板上, 简称保护接地。TT系统适用于农村居住区、市电用户和分散的民用建筑以及对接地要求高的电子信息设备场所。TT系统应采用RCD作为保护电器。

TN系统是指电力系统有一点直接接地, 受电设备的外露可导电部分通过保护线与接地点连接。按中性线与保护线的组合情况, 又可分为TN-C、TN-C-S、TN-S等3种形式。TN-C系统的不安全因素较多, 在民用建筑中不应采用, 可用于仅有单相的携带式、移动式用电设备的场合 (不必接零) ;TN-C-S系统适用于工业企业, 当负荷端装设RCD、干线末端装有断零保护时, 也可用于住宅小区;TN-S系统适用于工业企业、大型民用建筑等。

低压配电系统接地是一项复杂的工程, 它不仅对配变电所的安全运行具有举足轻重的作用, 同时对保障配变电所工作人员的安全也十分重要。

3 智能化系统的接地

电子信息设备是智能化系统的重要组成部分, 保证其可靠性也就在一定程度上保证了智能化配变电所的可靠性。由于电子信息设备对噪声电平干扰非常敏感, 如果不加以限制, 会导致电子信息设备的误动作, 造成10 kV及10 kV以下智能化配变电所的非正常断电。因此, 对于智能化系统, 选择适宜的电子信息设备接地是必要的。电子信息设备的接地方式有:交流工作接地 (中性线) , 接地电阻应≯4 Ω;安全保护接地, 接地电阻应≯4 Ω;直流工作接地 (逻辑接地) , 接地电阻按计算机系统的具体要求确定;防雷接地, 应按GB 50057—94 (2000) 《建筑物防雷设计规范》设计。

在实际的工程应用中, 对于上述接地方式如果没有电子信息设备本身的特殊要求, 通常可考虑“一点接地”的节点型接地分配系统, 即全部电子信息设备都以一点作为参考点, 而这个参考点是与建筑物的地线相连接的, 全部电子信息设备又与这个参考点连接。从理论上讲, 这样做可以将接地系统组成星形或树干形, 以免形成磁场敏感回路而引入噪声。

在考虑智能化系统接地的同时, 对系统的电源最好采用隔离变压器隔离, 并采取一系列的措施防止各种干扰 (如谐波干扰、雷电干扰和地电位干扰) , 特别是地网的均压要可靠, 以保证智能化系统的可靠运行。

4 屏蔽电缆接地

在10 kV及10 kV以下智能化配变电所中, 被控制的设备往往在高压室或室外设备区, 计算机控制系统一般通过屏蔽电缆与被控制设备连接, 而屏蔽电缆也需要“一点接地”。如果“屏蔽电缆在一次被控设备处接地, 而在计算机控制系统处悬空”, 会因反击将接地网局部电位的升高引入到计算机内部使芯片损坏。因此, 正确的接地方式是“屏蔽电缆在一次被控设备处悬空, 而在计算机控制系统处接地”。但这种接地方式主要是防止反击问题, 要求被控设备的接地电阻小, 与接地网就近连接, 以限制反击电压。

5 网状接地装置

一般来讲, 接地装置的复杂程度与土壤的性质有关。在土层厚、土质和导电率良好的土壤中, 只要将1根简单的接地极打入地下即可;而在干燥、土质和导电率不良的土壤中, 则可能需要埋设1组复杂的接地网。采用网状接地装置能有效地降低接地电阻。

由于电位梯度形成“跨步电压、接触电压、转移电压”, 危及配变电所工作人员的安全, 所以, 可以借助网状接地装置来消除电位梯度, 事实证明这也是最有效地方法。网状接地装置的网格尺寸一般≯20 m×20 m, 可以根据现场情况调整。

6 等电位联结

等电位联结对于用电安全、防雷以及电子信息设备的正常工作和安全使用都是十分必要的。有文献指出, 接地本身其实也是大范围的等电位联结。也有理论分析认为, 等电位联结的作用范围越小, 对电气设备越安全。就10 kV及10 kV以下智能化配变电所而言, 良好的等电位联结不仅满足了用电安全和防雷的要求, 同时也满足了电子信息设备“一点接地”的要求。

2003年颁布实施的03D201—4《10/0.4 kV变压器室布置及变配电所常用设备构件安装》以及03D501—4《接地装置安装》, 比原标准增加了等电位联结端子板的应用, 这种形式对智能化配变电所更为有益。

另外, 对于等电位联结线, 03D201—4《10/0.4 kV变压器室布置及变配电所常用设备构件安装》列举了扁钢作为联结线。本文认为, 从降低接地电阻以及减少杂散电流的角度考虑, 采用铜芯软电缆是最好的。

7 结语

10 kV及10 kV以下智能化配变电所的接地技术涉及的问题很多, 不仅要限制配变电所内因雷电产生的电磁脉冲过电压和因电气设备操作产生的内部过电压, 同时还要控制噪声电平对电子信息设备本身的干扰。

参考文献

[1]GB 50054—95, 低压配电设计规范[S].

[2]GB 50052—95, 供配电系统设计规范[S].

智能变电站中计量装置的应用 篇5

随着智能电网的快速发展, 智能变电站建设步伐的加快, 使用智能变电站数字技术标准的数字化电能计量装置在工作中应用也越来越广泛, 本文针对在智能变电站计量方案的应用及计量装置交接实验、验收、维护等方面遇到的实际问题进行了讨论。

二、智能变电站的技术特点

智能变电站是采用先进、可靠、集成和环保的智能设备, 以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求, 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检测等基本功能, 同时, 具备支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策和协同互动等高级功能的变电站。

(一) 智能变电站与IEC61850标准。

IEC61850系列标准的中文译名是“变电站通信网络和系统” (Communication Networks and Systems in Substations) , IEC61850代表了变电站自动化系统SAS技术的最新趋势, 是实现数字化、智能化变电站的关键技术。IEC61850制定的目标主要包括操作性、功能的自由配置、良好的扩展性三个方面, 以适应变电站自动化和通信技术的发展。它主要有四方面的特点, 即:建立信息模型、建立信息服务模型、配置描述文件、IEC61850应用范围的扩大。IEC61850标准定义了变电站3层通信接口模型, 除了传统变电站层和间隔层外, 将采用数字化接口的一次设备定义为过程层。通过3层通信接口模型, IEC61850涵盖了现在和将来变电站自动化系统的各种通信需求。

(二) 智能变电站配置语言SCL。

IEC61850-6定义了一种基于智能变电站配置语言 (SCL) 。制定SCL语言的目的是为不同厂商的工程工具提供一种统一、标准的描述格式, 使各种工程工具之间能够实现互操作, 从而简化变电站各个设备之间集成过程并降低费用。SCL是IEC61850技术体系的重要组成部分。

(三) 智能变电站设备定义和组成。

过程层:一次智能化设备 (电子式电流、电压互感器、智能断路器等) 、合并单元 (MU) 等;间隔层:保护装置、计量装置、测控装置;站控层:监控、远动、故障信息子系统。

三、智能变电站中的计量装置

在智能变电站中计量装置主要是由电子式互感器和数字化电能表或者由传统电磁式互感器和数字电能表组成。

(一) 电子式互感器。

基本原理是将一次侧高电压、大电流转变成方便传输的信号, 一般为数字信号或频率变换信号, 经传输系统送到二次侧, 在二次侧做一定的处理后, 可以以模拟量形式或数字量形式输出, 供计量和保护使用。

主要特点有:一是可从实现原理上根本地避免磁路饱和、铁磁谐振等问题。二是频率相应宽, 动态范围大, 可有效进行高频大电流的测量, 二次信号通过光纤传输, 避免了二次侧TA开路和TV短路的危险。三是二次信号通过光纤传输, 没有电缆传输的电磁干扰问题。四是绝缘结构简单, 一次高压与二次设备通过光纤连接, 无电磁式互感器的绝缘问题。五是二次侧可直接输出数字信号与其他设备连接, 满足IEC61850标准的要求。

(二) 数字式电能表。

在智能化变电站中采用的数字式三相多功能电能表与传统的三相多功能电能表的工作原理完全不同, 数字式电能表所接收的信号是以光纤传送的数字化电流、电压信号, 而不是传统的57.7V/100V的电压信号和5A/1A的电流信号。

数字式电能表采用数字信号处理器与中央微处理器相结合的构架, 将数字信号处理器的高速数据吞吐能力与中央微处理器复杂的管理能力完美结合。通过协议处理芯片获取合并单元的数据协议包, 传送至数字信号处理单元完成对电参量测量, 电能累计以及电能的计算等任务, 后与中央微处理器进行数据交换, 由中央微处理器最终完成表计的显示, 数据统计, 储存, 人机交互, 数据交换等复杂的管理功能。由于数字计算过程理论上不会产生任何误差 (实际可能产生的误差为浮点数运算时有效位误差, 为计算机系统固有误差, 与电能表型号无关, 这种误差小于1/10000) , 所以不规定精度等级。

数字式电能表具有分时计量、最大需量、月统计电量、实时测量、监控、负荷曲线记录、脉冲输出与通信接口等功能。

(三) 合并单元。

合并单元虽然不属于计量装置, 但是在智能变电站中, 所有的电压、电流信息均由合并单元转换成数字信号, 经处理发送给二次保护、控制设备、计量设备。合并单元的正常运行是计量准确、稳定运行的重要保证。

四、智能变电站计量方案

(一) 基于电子式电流互感器、电子式电压互感器输出的计量方案。

如采用电子式电压、电流互感器, 互感器本身输出就是数字信号, 所以无需通过合并单元的处理即可以直接使用光纤接入数字电能表。 (这种方案必须保证互感器自身有专有的计量信号输出接口。如与测量共用仍需通过交换机进行转接。)

(二) 基于合并单元输出计量解决方案。

使用的互感器仍是传统的电流、电压互感器, 由于电子式互感器在使用中仍存在计量精度差的缺点, 所以这种计量方案使用很多。

(三) 智能变电站的计量特点。

数字式电能表的电量输入采用了数字输入接口模式。它的信号接收通过光纤以太网传送的数字化电流电压瞬时值, 传输数据快, 抗干扰能力强, 可以和电子式互感器实现真正意义上的无缝连接。其实际意义上是一个高精度的积分运算器, 从功能上说具备了现行电子式多功能电能表的所有功能, 数字计算理论上可保证计算出的各项电量值完全没有误差。

智能化变电站的电子式电流、电压互感器与数字式电能表的接口在物理和链路层上采用了IEC61850推荐的高速光纤以太网, 减少了传统二次回路的各种损耗, 具有传输数据快, 抗干扰能力强, 接线简洁等特点。计量系统的误差由电子式电流、电压互感器决定。电子式互感器的测量精度能够满足电能计量装置技术管理规程要求, 它的使用可以大大减少电能计量装置的测量误差, 从而提高了计量装置的精度。下面就传统计量装置和数字式计量装置的测量系统进行简要对比。第一, 传统计量系统由电磁式模拟互感器、电能表通过电缆连接构成。假设电流、电压互感器、电能表均为0.2级, 加上线缆传输误差, 最终计量系统准确度为0.7。第二, 数字式互感器和数字式电能表之间通过光纤传输电流、电压信号, 可采用诸如CRC校验等检错手段保证数据传输的正确性。因此数字式计量系统的准确度由电子式互感器决定。假设数字式光电电流、电压互感器均为0.2级, 最终计量系统的准确度为0.4。

五、智能变电站计量装置的验收与调试

虽然智能变电站的建设已经开展多年, 但是对于智能变电站内计量装置安装、验收、调试的工作, 仍处于探索阶段, 以下是根据工作中具体的操作情况对于计量装置验收、调试等工作取得的一些经验。

(一) 交接实验阶段。

1. 交接实验工作开展时间节点及必要条件。

进行交接实验工作的时间节点应为合并单元及后台设备的调试已经完成后开展。需要取得本变电的SCL文件。 (由合并单元厂家提供, 每个智能变电站的SCL文件为独有, 不可通用)

2. 工作开展的具体内容。

(1) 装固定电能表并连接光纤。此工作中需连接电能表的直流工作电源, 进行光纤连接时首先要确认该线路电能表在交换机上对应的接口。接口信息可以由后台调试人员提供, 也可以使用红光笔在合并单元输出侧光纤接口打光确定。连接光纤均为输入、输出两个接口, 电能表正常运行只需接入输入。

(2) 电能表参数调试。此工作需要使用电能表厂家提供的设表软件及解析SCL文件软件进行。一是在电能表参数设置中应设置该线路的一次二次电流、电压比值。二是从解析SCL文件中获取MAC地址, 使用电能表设表软件进行设置。三是根据SCL文件中获取的数据通道对电能表的电压、电流通道进行设置。四是根据SCL文件中获取的Usv ID对电能表的Usv ID进行设置。

(3) 电能表是否接收到光纤信号。一是可以通过观察电能表工作指示灯来进行判断 (各厂家规格不同, 观察方法也不同) 。二是可以通过在互感器二次侧升压、升流, 观察电能表电流、电压值来判断。三是可以通过报文接收软件, 使用笔记本电脑接收光纤传输的报文。

3. 需要注意的事项。

第一, 连接光纤时需确认光纤是否连接正确, 即确认交换机侧连接的光纤头对侧是否连接进电能表。第二, 进行电能表参数设置时, 应仔细核对电能表端口号是否与SCL文件规定的端口号一致。如电能表端口号起为0, SCL的端口号起为1。在设置电能表端口号时就应该相应-1端口设置。在使用笔记本接收报文时也需要注意解析报文软件的端口号是否与电能表的一致。如不一致也需要相应+1或-1。第三, 由于一些变电站中保护测量与计量共用一组互感器绕组, 测量要求的电流方向与计量规程中要求的电流方向有时相反, 传统情况下是在电能表接线处进行调整, 但是数字式电能表是光纤传输信号, 没有进行调整的条件。现阶段一般是以保护测量的电流方向为准, 送电后, 电流数值即为负电流, 电能表应为反向计量。第四, 在二次侧升压升流后, 也可以使用笔记本安装的抓包工具对传输到电能表的数字信号进行分析, 检查二次接线是否正确。

(二) 日常维护调试阶段。运行中可能出现的问题:

1. 电能表接收不到信号。

一是光纤损坏, 可使用红光笔进行检查通断。二是合并单元端口进行调整, 需与保护进行协调。在合并单元进行调整时, 电能表也需要进行调整。三是如出现一项没有数据, 应检查互感器二次侧是否连接良好, 进入合并单元的电流、电压线是否连接良好。

2. 电能表计量不准确 (在不考虑电能表故障的情况下) 。

一是如出现计量不准确, 应立即核对电能表设置的变比参数是否有误;二是由于计量可能与保护共用电压互感器统一绕组, 电压变比应与保护定值进行核对。如:35000V/100V的电压互感器保护定值可能会与此变比不一样。在这样的情况下电能表电压变比设置为35000V/100V。电压值就会相应出现偏差。造成计量不准确。三是应该检查电流、电压互感器的二次线接入合并单元的接线是否正确。

六、未来展望

智能变电站计量装置的应用, 必然会随着数字技术的发展逐步全面过渡到数字化。现阶段电子式互感器的技术已经日趋成熟, 精度及运行稳定程度也不断提高。在很多的大型变电站已经进行了使用。符合精度要求有专门计量接口的电子式互感器大量使用将给计量装置在智能变电站带来更大的变化, 计量电能表可以脱离合并单元的控制, 在IEC61850统一数据中直接接收到来自于电子式互感器的电流、电压的数字信号, 运行变得更加独立, 精度也会更有保证。

在数据采集上传方面, 随着以太网技术的大量使用, 未来的电能表必将淘汰485接口上传的数据形式。改由IEC61850标准的数据传输模式。这些技术的使用将使得电能表数据传输的速度大幅度提升, 上传数据由于使用了统一的数据模式, 也可以直接传输至站控层, 由其他设备共享。数据将会更加开放。

七、结语

虽然智能变电站已经推广多年, 技术也相对成熟。但是我们对于智能变电站计量装置应用还处在探索阶段。依据IEC61850-9-2标准格式的生产的数字化电能表, 还缺乏可以对其进行检定的计量装置以实现数字电能表计量值溯源。使得数字化电能表在定期检定及维护方面还存在不足之处。在调试方面也存在诸多限制需要协调解决。文中提出的关于验收调试及日常维护的方法相对简单, 只能为一些常规问题提出解决方案, 仍需要继续探索。

参考文献

[1]浙江省电力公司, 陈安伟.IEC61850在变电站中的工程应用[M].北京:中国电力出版社, 2012