就地无功补偿装置（精选7篇）
就地无功补偿装置 篇1
1引言
交流电能在输送和使用过程中, 包含有功功率和无功功率2种能量, 其中用于能量转换的能量叫做有功功率, 系统中除有功电源和有功负荷 (电阻元件) 外, 还存在感性容量 (视作无功负荷) 和容性容量 (视作无功电源) 。交流系统运行的目的是传输和消费能源, 无功系统的存在保持了交流电力系统的电压水平, 保证了电力系统的稳定运行和供电质量, 从而使电网传输电能的损失最小。无功电源不足对电力系统的影响有设备出力不足、电力系统损耗增加、设备损坏、电力系统稳定度降低等几个方面。并联无功补偿一般是指补充无功电源、满足无功负荷的需要, 以达到无功电源和无功负荷在额定电压下的基本平衡。电力系统的无功电源为发电动机、调相机、并联电容器、线路充电功率、静止无功补偿器等。电力系统中无功负荷为异步电动机、变压器、线路无功损耗及串并联电抗器等[1]。 根据接入电网的基本要求在进行有功规划的基础上, 同时要进行无功规划, 原则上应使无功就地分区分层基本平衡。避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率[2]。
2现场应用
电力系统中向电网提供可阶梯调节的容性无功, 以补偿多余的感性无功, 减少电网有功损耗和提高电网电压为目的补偿方式为安装并联电容器装置 (集中并联电容补偿和分散就地并联电容补偿装置) 。大庆油田天然气油气加工生产装置大部分压缩机高压电动机安装了就地无功补偿装置, 安装后从多年的运行情况看, 节能效果非常显著, 极大地减轻了生产运行成本, 提高了经济效益。详细计算结果, 见表1。
由表1可知, 安装了无功就地补偿装置后, 电动机的运行电流由原来的433.0 A降低为364.7 A, 降幅为15.8%;电动机的功率因数从补前的0.8升高为0.95, 有了明显的提高; 视在功率由补偿前的4500 k VA下降为3790 k VA, 由此可大幅度增加变压器的出力。在有功功率相同的情况下, 可减少损耗近29.6%, 节电效果明显。
3经济效益分析
高压电动机安装了就地补偿装置后所取得的综合经济效益是非常可观的, 主要有以下4个方面:
1) 3600 k W电动机电流下降了68.3 A, 功率因数提高了0.15, 无功功率减少了1519 kvar, 无功经济当量值取0.07;该电动机年运行时间为8760 h, 其年节电量为93.15×104k Wh, 按工业用电平均价格为0.81元/k Wh计算, 年节约电费75.5万元, 这套就地无功补偿装置的投资费用在35万元左右, 不到1年即可收回投资。
2) 高压电动机通过就地补偿后, 由于功率因数的提高, 从而使工作电流下降, 增加了变压器的有效容量, 计算如下:
式中: S1——就地补偿前变压器容量, k VA;
S2——就地补偿后变压器容量, k VA;
P——有功功率, k W;
cosф1——就地补偿前功率因数;
cosф2——就地补偿后功率因数;
ΔS——变压器容量增量, k VA。
以3600 k W高压电动机为例, 补偿前功率因数为0.80, 补偿后功率因数为0.95, 根据式 (1) 计算其容量增量为 ΔS =3600 × (1/0.8- 1/0.95) =710.5 k VA。因此, 高压电动机经过就地补偿后, 等效于为其供电的变压器进行了增容, 可以提高变压器带负载能力, 为生产装置扩大再生产规模节约了成本;对于新建工程, 可以选择相对较小容量的配电变压器以降低工程造价。
3) 高压电动机安装就地无功补偿装置后, 不仅能起到节电、增容的效果, 而且由于电流的下降, 降低电器设备的温升, 从而延长电器设备的使用寿命, 延缓线路老化, 减少高压断路器及高压接触器火花放电, 降低了电器设备的故障率, 从而节约了维修费用, 为油田安全生产提供了可靠的保障。
4) 高压电动机安装就地无功补偿装置后, 提高了电动机的工作效率, 增大了电动机的有效出力, 提高了生产能力。
4结束语
无功就地补偿是一项成熟的技术, 目前低压就地无功补偿装置应用广泛, 而高压就地无功补偿装置因为存在很多实际困难, 所以目前应用的还相对较少, 但随着高压电力电容器制造技术水平的提高, 提出了供配电系统中高压电感性负荷的无功缺额主要依靠就地无功补偿来解决的新理念。实践证明, 高压无功就地补偿装置是一种故障率低、维护量少、使用寿命长、一次投资长期受益的静止型电力设备, 针对电网无功不足的现状, 建议在各生产装置中容量较大的高压电动机上推广安装就地无功电容补偿装置。电力系统中的高压无功就地补偿技术既有巨大的经济效益又关系到电力系统的可持续性发展, 值得进一步推广和应用。
摘要：在油田生产装置中大量使用高低压电动机 (含高压同步电动机) 及变压器, 这些负荷属于感性负载, 需要吸收大量的无功功率, 输送无功功率的过程中要消耗大量的有功功率, 加大了输配电线路的线损, 为了响应国家的节能环保政策, 降低生产装置的运行成本, 油田公司对高低电动机及变压器等感性负载进行了集中或就地补偿, 经过多年的运行情况分析, 节能效果显著。
关键词：电动机,就地无功补偿装置,感性负载,功率因数线损,节电率
参考文献
[1]纪雯.电力系统设计手册[M].北京:中国电力出版社, 1998:220-233.
[2]戈东方.电力工程电气设计手册 (电气一次) [M].北京:中国电力出版社, 1989:469-477.
无功就地补偿节电技术的应用研究 篇2
关键词：无功就地补偿,节电技术,应用
1 前言
无功功率的产生基本上不消耗能源, 但是, 无功功率沿电力网传送却要引起有功功率损耗和电压损耗。所谓提高功率因数, 不是指给负载, 而是指给负载供电的电力系统提高功率因数。具体来讲, 无功补偿指的是利用电容器产生的超前无功电流和电感性负荷产生的滞后无功电流相互补偿。如果把具有容性功率负荷的装置与感性功率负荷并联接在同一电路, 当容性负荷释放能量时, 感性负荷吸收能量;而感性负荷释放能量时, 容性负荷却在吸收能量, 能量在两种负荷之间互相交换。这样, 感性负荷所吸收的无功功率可由容性负荷输出的无功功率中得到补偿。
2 问题研究
2014年某供电局对五家有代表性的工业用户 (用电设备在50k W以上) 进行了节电测试和节能诊断, 测试内容包括运行电压、运行电流以及有功功率、无功功率和视在功率等进行了分析和研究, 同时, 对用电设备的运行温度进行了监测。结合测量数据, 对用电设备运行工况也进行了现场调查, 进行了节能诊断。
根据相关的统计资料表明, 在企业电网中循环的无功功率, 可以达到有功功率的65%以上, 因此, 在环流无功功率的过程中, 就会导致极大的有功损耗。我们知道, 接在电网中的许多用电设备是根据电磁感应原理工作的。例如, 通过磁场, 变压器才能改变电压并且将能量送出去, 电动机才能转动并带动机械负荷。磁场所具有的磁场能是由电源供给的, 电动机和变压器在能量转换过程中建立交变磁场。在一定的有功功率下, 当用电企业cosθ越小, 则所需要的无功功率越大, 其视在功率也越大。为满足用电的需要, 供电线路和变压器的容量也越大。
针对以上情况, 首先通常将自然补偿法给应用过来, 对电动机容量合理选择, 这样电动机无功消耗就可以得到降低, 避免有大马拉小车问题的出现;不允许出现电机或者设备的空载运行;对变压器合理配置, 并且对变压器容量合理选择;对生产班次进行调整, 促使用电负荷得到均衡, 实现用电负荷率得到提升的目的。
3 无功的危害
企业的用电设备大部分都是感性负载, 0.6~0.7之间往往是设备的功率因数, 对于供电系统来讲, 这样的功率因数是较低的。在工作的过程中, 用电设备有着越低的功率因数, 那么就需要越大的无功功率和无功电流。
具体来讲, 无功功率和无功电流会造成这些危害:增大系统的总电流, 那么就会增大系统中元件的容量, 如变压器、电气设备、导线等, 在较大程度上增加投资费用。如果输送的有功功率是相同的, 那么就会大大的增加设备和供电线路的损耗, 越低的功率因数, 就会造成越大的损耗。还会增大线路以及变压器的电压损失, 增加了调压的难度, 降低电压, 如果情况较为严重, 还会影响到设备的正常启动。供电公司在电费结算过程中, 非常重要的一个经济指标就是功率因数, 除电网有特殊要求的用户外:100k VA及以上高压供电的用户功率因数为0.90以上。如:高压供电的用户功率因数在0.9以下, 那么就会对功率因数调整电费进行加收;如果在0.9以上, 就会给予一定的奖励。
4 补偿无功功率的原理
电力系统中的负载, 大部分是感性的。因此总电流I将滞后于电压一个角度θ。如果将并联电容器与负载并联 (补偿原理如图1所示) , 则电容器的电流IC将抵消一部分电感电流, 从而使电感电流IL减小到IL′, 总电流从I减小到I′, 功率因数将由cosθ提高到cosθ′, 这就是并联补偿的原理。
5 提高功率因数补偿容量计算
在有功功率已经确定的条件下将功率因数由cosθ1从提高到规定的数值cosθ2需补偿的无功功率QC, 根据功率补偿图中功率之间的向量关系, 可求出无功补偿容量QC为:
式中:P——最大负荷月的平均有功功率, k W;
tgθ1、tgθ2——补偿前后功率因数角的切值;
cosθ1、cosθ2——补偿前后功率因数值。
补偿的电容值为:
式中:f——电流频率 (HZ) , 工频时为50HZ;
U——电源电压 (V) ;
C——并联电容量 (μF) 。
为了正确地选择补偿电容器, 首先应了解补偿前的平均功率因数, 然后再考虑是否需补偿, 对已投产的一年以上的工厂来说, 可根据过去一年的电能消耗来计算补偿前的平均功率因数, 即
式中:Ppj——年平均有功负荷 (k W)
Qpj——年平均无功负荷 (kvar)
Wn——年有功电度 (k W·h)
Vn——年无功电度 (kvar·h)
8760——全年的小时数365*24小时
Wn和Vn均可由工厂过去一年的电能消耗量 (用电量) 记录资料查得, 也可根据无功电度和有功电度的比率查“比率与功率因数对照表”直接查到补偿前的平均功率因数cosθ。
求得平均功率因数后, 需补偿的电容器容量Qc为:
按经验上式可变为
式中:α——负荷系数, 经验上取0.7~0.8
△Qc——每千瓦有功功率所需补偿的电容器的无功容量 (kvar/k W)
△Qc可发根据补偿前的平均功率因数cosθ1和补偿后的功率因数cosθ2从表“比率与功率因数对照表”中查得, 并取比率值之差就可得到。
结语
通过上文的叙述分析我们可以得知, 随着时代的进步和社会经济的发展, 传统的无功补偿在实践过程中逐渐暴露出来了一系列的问题, 除电网需进行无功补偿外, 用户端也需要充分应用无功就地补偿节电技术。
参考文献
[1]赵曰营.无功就地补偿节电技术的应用[J].山东煤炭科技, 2011, 02 (04) :123-125.
就地无功补偿装置 篇3
为推动配电网低电压解决与高效降损工作, 本文推荐一种实用型的全无功随器自动补偿装置, 实际运行数据证明它完全符合无功就地补偿原则, 使配电网降损、提高电压质量与最大限度的减少无功补偿投资3个指标同时达到最佳状态。
1 配电网无功补偿主体
10kV农村电网的无功损耗组成见表1。城市电网的负荷比农村电网大, 配电变压器的无功损耗比例稍大, 但配网整体的无功损耗比例组成也相差不了多少。
可见, 只要用户及配电变压器的无功损耗做到完全补偿, 配电网的输电线路中就只有少量无功 (5.1%) 流动。因此, 配电网无功补偿的主体是用户及配电变压器的无功损耗。
2 全无功随器自动补偿方法
配电网降损节能方法很多, 本文着重介绍全无功随器自动补偿方法。随器是指安装在配电变压器低压侧, 即就地补偿;全无功即指把配电变压器的无功损耗及0.4kV用户无功负荷完全补偿;自动补偿就是说自动跟踪无功负荷变化并进行补偿。
图1是全无功随器就地补偿方式示意图, 10kV输电线路上及配电变压器中只有有功功率流动 (用实线条p表示) 。图2是在10kV线路杆塔上高压无功补偿方法示意图, 它仅补偿了10kV线路出口界面的无功功率, 在10kV线路及变压器中有异地无功补偿分量 (用虚线条q表示) , 仍有大量无功电流流动, 浪费了投资, 增加了损耗, 降低了电压质量。
3 高效降损
3.1 理论计算
控制策略是全无功、就地、自动跟踪无功补偿, 任何负载率下都能将变压器高压侧的功率因数补偿到1.0或略微倒送无功。用等值变压器法, 以几种不同型号变压器为例, 不计用户无功, 不同负载率下从低压侧对变压器无功损耗进行完全补偿, 节电效益在4%～15%之间。
3.2 科学鉴定
国家电网计量中心对郑州电网的某木材加工厂无功补偿效益进行了科学鉴定。该系统有S9型变压器1台, 容量为250kVA、10/0.4kV、无载调压, 低压侧安装了全无功随器自动补偿装置, 装有6、10、15、20、20kvar 5组电容器, 合计71kvar, 接触器控制方式, 测试时间1天。表2列出8种电容器组合方式下的补偿结果。测试结果充分说明所有负载率下电容器组的投切, 都基本保持了变压器高压侧的功率因数为1.0的补偿效果。
3.3 工程实践
以河南省伊川电力公司高山变电站工程为例。共4条出线, 其中高南线是1条典型的农村供电线, 长为20公里, 37台变压器, 容量合计3900kVA, 月供电量30～40万k Wh, 负荷率10%～15%, 大部分时间轻负载运行。安装全无功随器就地补偿装置前, 采用在高压线路中间进行无功补偿方式, 安装电容器300kvar。改造后线损降低, 由14%降低至9%, 下降5%, 详细数据见表3、4。
4 全无功随器自动补偿装置特征
全无功随器自动补偿装置通过了国家发改委与财政部2010年8月31日公布的节能服务公司及节能产品第一批第283项检测认证以及国家电网计量中心测试报告认证, 其具有无功平衡优先、系统架构适应性强、运行可靠、监测功能齐全、容量大、运行可分为普通模式和节电模式、实用于农村城市及工矿企事业单位电网降损节能、1～2年内回收投资等良好特征。
5 结束语
面向农网的就地补偿解析 篇4
一、无功功率
无功功率比较抽象,在交流电路中,除了电阻负载外,还有电感负载和电容负载。例如在电力网中使用最多的电动机与变压器,在运行中需要产生磁场;而电容器和空载输电线路则产生电场。交流电在电源与这类电感或电容负载之间往返流动,在流动中产生磁场和电场时,不会使电能转换成热能、机械能、化学能或其他任何类型的能量,此电能即不做功也不消耗,这种电能我们称它为无功电能,由于它不对外做功,才被称之为“无功”。无功功率的符号用Q表示,单位为乏(var)或千乏(kvar)、兆乏(Mvar)。
二、无功作用
无功功率决不是无用功率,它的用处很大。电动机需要建立和维持旋转磁场,使转子转动,从而带动机械运动,电动机的转子磁场就是靠从电源取得无功功率建立的。变压器也同样需要无功功率,才能使变压器的一次线圈产生交变磁场,在二次线圈感应出电压。因此,没有无功功率,电动机就不会转动,变压器也不能变压,交流接触器不会吸合。
在交流电的发电、输电、配电、用电整个过程中,随着有功功率产生,必然同时孪生出无功功率。在理论上,有功功率是电压与电流间夹角的余弦与电压电流的乘积;无功功率是夹角的正弦与电压电流的乘积。国际电工委员会给出的无功功率的定义是:电压与无功电流的乘积为无功功率。值得注意的是在实际应用中由于无功功率的问题,是电网投资增加,年运行费用增加,而且由于无功功率的缺乏(指容性无功),造成电压质量下降,甚至发生故障,给工农业生产造成极其严重的后果。
我们以电感元件和电容元件的并联回路(图1a)来说明无功功率这个问题,在电压的作用下,电感回路中电流滞后电压90°,而在电容回路中电流却是超前电压90°,即在同一电压作用下,任一瞬时,IL和IC在时间轴对称。我们将每一瞬间电感上的电压与电感电流IL相乘得到电感的功率曲线PL(图1b),同样的,将电容上的电压与电容电流IC相乘得到电容的功率曲线PC(图1c)。
功率在第二个和第四个1/4周期内电感在吸收功率,并把所吸收的能量转化为磁场能量;而在第一和第三个1/4周期内电感就放出功率,储存在磁场中的能量将全部放出。这时电感好象一个电源,把能量送回电网。磁场能量和外部能量的转化反复进行,电感的平均功率为零,所以电感是不消耗功率的。在电容中,在第一个1/4周期内,电容在吸收功率进行充电,把能量储存在电场中。在第二个1/4周期内电容则放出功率,原来储存在电场中的能量将全部送回给外部电路。第三和第四个1/4周期内各重复一次。电容的充电和放电过程,实际上就是外部电路的能量和电容的电场能量之间的交换过程。在一个周期内,其平均功率为零,所以电容也是不消耗功率的。
与电感电路和电容电路比较,不难看出感性电流方向与容性电流方向正好相反;同样容性功率与感性功率也正好相反,而且能起到相互抵消的作用。因此,在电力系统中往往采用容性功率来补偿感性功率,电容和电感并联接在同一电路时,当电感吸收能量时,正好电容释放能量;电感放出能量时,电容正好吸收能量。能量就在它们中间互相交换。即电感性负荷所需的无功功率,可以由电容器的无功输出得到补偿,因此我们把具有电容性的装置称为“无功补偿装置”。当容性功率过剩时也才用感性功率补偿容性功率,
当今电厂受水、环保等多方面的制约,它的位置越来越远离负荷中心,即使建在靠近负荷点,由于单机容量越来越大,发电机的额定功率因数也越来越高,这样,电网实际接受的无功功率就越来越少,单靠发电机和高压线路供给的无功功率,远远不能满足用户对无功功率的需要,必须在电网中配置一些无功功率补偿装置。来补充无功功率,以保证用户对无功功率的需要,这样用电设备才能在额定电压下工作。这就是电网需要装设无功补偿装置的道理。
三、无功的影响
无功功率对有功功率的影响:输电线路的主要任务是输送有功功率,而为了实现有功功率的传输,同时维持系统电压水平,一般需要输送一定量的无功功率。输送无功功率将造成有功功率损耗。当有功功率一定时,输送无功功率越大,则网络中的有功功率损耗就越大,当电力线路的传输能力一定时,传输无功功率越小,可以传输的有功功率越大。
无功功率对电压水平的影响:电力系统的电压水平和无功功率密切相关,电力系统电压的高低可直接反映电网无功功率的平衡情况。若系统的无功电源比较充足,系统就有较高质量的电压运行水平。反之,如果无功功率不足,系统只能在较低质量的电压水平下运行。另外,电能在电网中传输时,要损失部分有功功率和无功功率。当无功功率损耗较大时,将引起系统电压大幅度下降,影响系统运行的稳定性、经济性。
无功功率对电压质量的影响:电力系统是向用户提供电能的网络,因而电能质量是供电部门生产经营活动中一个重要经济技术指标。电压是电能质量的主要指标之一,其质量对电力系统稳定运行、降低线路损耗和保证工农业的安全生产有着重要意义。在工农业生产和人民生活中使用的各种电器设备都是按照额定电压来设计制造的。这些设备在额定电压下运行,才能取得最佳的运行状态。电压超出所规定的范围时,对用电设备将产生不良后果。
当电网有能力提供足够的无功功率时,负荷的电压就能维持在正常的水平上。如果无功电源容量不足,负荷的端电压就会降低。所以,我们要保证电力系统的电压质量,就必须先保证电力系统无功功率的平衡。
无功功率对网损的影响:无功电源的布局、无功功率的传输以及无功功率的管理,直接影响线路的损耗和电力系统经济运行。当有功功率和无功功率通过网络电阻时,会造成有功功率损耗。当网络结构一定,输送有功功率一定时,总的功率损耗完全决定于无功功率传输的大小,故无功功率通常不宜大量传输。
四、无功功率就地补偿
无功补偿装置的分布,首先要考虑调压的要求,满足电网电压质量指标,同时,也要避免无功功率在电网内的长距离传输,减少电网的电压损耗和功率损耗。无功功率补偿的原则是做到无功功率分层分区平衡,就是要做到哪里有无功负荷就在那里安装无功补偿装置。这既是经济上的需要,也是无功电力特征所必需的,如果不这样做,就达不到最佳补偿的目的,解决不了无功电力就地平衡的问题。在实际电网运行中,无功功率的平衡不仅需要发电机的支持,还需要用户安装无功补偿设备。
五、结语
随着国家建设社会主义新农村政策的实施,农村经济得到了快速发展,对农村供电电压质量提出了更高的要求,特别是电力体制改革,使各供电企业越来越重视电网运行经济效益。优化农网电压无功是提高农村电网经济运行和企业效益的需要。
参考文献
[1]郝志宇,徐金明,李建辉.面向电力应用的SVC技术点研究[J].硅谷,2012(12)
[2]李宏仲.地区电网无功补偿与电压无功控制[M].机械工业出版社,2012(4)
就地保护测控装置抗干扰措施 篇5
就地安装的保护测控装置较靠近高压一次设备, 母线及其它一次设备运行中产生的电磁场, 对保护测控装置及二次回路有直接影响。流过接地系统的雷电流和接地短路故障电流, 在接地系统中引起的电位升高, 可能对保护及控制回路产生危害, 特别是二次设备分散布置时, 接地系统不同点之间的暂态电位差可成为一种干扰源。靠近雷电流注入处与接地导体其它点间暂态电位差最大, 高出稳态值的数倍。如单相接地短路故障引起母线电压突变的幅度, 与开关操作引起的浪涌相当, 快速瞬变的高频干扰和后期的稳态低频干扰, 存在于电网故障发生过程之中。
1 采用等电位接地网
所谓的接地就是把设备、系统或设备外露 (不带电的导电部分之间采用低阻抗连接在一起。等电位接地网是用导体将原有各孤立的金属构件连接在一起, 组成一个地面的接地网, 给二次回路用, 适用于对高频信号敏感的微电子装置的电磁兼容要求。等电位接地网能为微机保护测控装置提供更好的电磁环境搭接和接地构成三维立体接地网络, 可提供最低接地阻抗。
降低高频干扰的一个重要原则就是要尽量减少接地阻抗。对高频干扰而言, 多回路接地要比相同导体截面的单根导线接地好得多。将不同功能的接地网捆绑成一个接地网, 对降低接地阻抗是极其有效的。
2 高压开关柜接地
对10kV及以下高压开关柜上的微机保护测控装置抗高频干扰, 应将开关柜体、底座槽钢、接地铜排、平行接地导线等连接在一起, 所有的地面接地体捆绑成一个立体接地网架, 形成一个等电位接地体, 再与地下接地网多点相连。柜内引出的屏蔽接地经接地引线接至工作 (屏蔽) 地。这样, 通过机箱内部的屏蔽接地把保护接地和工作接地连接在一起了。在工程安装中, 虽然接地铜排用绝缘子与柜体隔开, 把保护接地和工作接地分开, 但其他的屏柜没有这样做。当把柜与柜、铜排与铜排连接成一体后, 很自然地把不同的地连在一起。
高压开关柜的底座槽钢虽按要求对点接地, 接地阻抗很小, 这一接地阻抗属于所有经开关柜接地的装置及其回路。如果将在高压开关柜内安装的电压互感器、避雷器等一次设备的接地线连接到开关柜的底座上, 不可避免高压侧强电流经开关柜体入地网, 特别是避雷器对地泄放雷电流。此电流流经柜体的接地阻抗而产生高电压, 构成共阻抗耦合干扰。因此, 柜内一次设备的接地, 应采用独立的接地引线, 就近接入地网, 如高压设备的金属外壳与高压绝缘, 且与一次接地端是分置的, 则金属外壳及二次回路中性点接地。但应注意接地引线的走向不与电缆平行, 尽量做到接地引线短些, 引线要用绝缘线, 不能与柜体金属件在电路上连通。
3 装置的接地
装置的接地包括装置机箱直接经金属构件接地、经接地引线接地以及装置屏蔽接地。将箱体与柜体搭接, 装置内、外电路的接地, 就可利用机箱实现短引线接地。如果机箱不与柜体搭接, 而是经长引线接地, 即机箱的接地回路串入了一个电感;另外, 机箱与柜体间又存在电容, 柜体是接地体, 机箱与地的连接阻抗表现为电感与电容并联时的阻抗特性, 会在某个频率时发生并联谐振, 即使不发生谐振, 或呈电感性, 或呈电容性, 都会对装置的抗干扰产生不同影响。因此, 不能忽略接地引线和机箱与柜体间的寄生电容的不良影响, 须采用直接搭接, 消除接地引线和机箱与柜体间的寄生电容。接地引线应尽量的短, 以不用引线直接连接地为最佳。
对于10kV高压室, 应在室内的二次电缆沟中敷设截面不小于100mm2二次专用接地铜排, 其末端在高压室内以截面不小于100mm2铜缆一点与变电站主地网引下线可靠连接, 该铜排还应通过截面不小于100mm2铜缆与主控室、保护室内二次接地网可靠连接, 各10kV保护测控装置应用截面不小于4mm2铜导线与该铜排可靠连接。
4 网络及控制电缆的布线和敷设
在安装接线时应尽量避免采用接地引线, 在不得已的情况下可采用短 (10cm) 接地引线。如对网络线与装置网络端口的接线, 屏蔽层应直接接到装置的机箱螺丝上, 借助于屏柜接地, 这样可避免因接地引线太长影响屏蔽效果。
10kV及以下高压母线在开关柜的上部, 在其周围的线缆都会受到干扰。产生这种干扰的原因是2根导线间的杂散电容和互感造成, 以及与线缆的对地电容有关。减小导线间电容, 增大导线对地电容, 减小互感系数就可以减少干扰。最简单的办法就是增加2根导线之间的距离, 受干扰导线靠近地面和接地体可在增大电容的同时, 减少受干扰导线与地构成的环路面积, 也可减小互感器值。因此, 施工中二次回路电缆及网络线的布置及敷设, 要尽量避免与高压母线或高压设备一次线的接地引下线近距离平行敷设, 并尽量增大二者间的距离。高压开关柜侧电缆屏蔽层接地时, 接地点应尽量远离大接地短路电流中性点接地点和其它高频暂态电流的入地点, 如避雷器、避雷针、电容式电压互感器等接地点。
5 装配电源滤波器
目前, 变电站的直流系统均采用微机型高频开关电源, 但考虑直流输送过程中直流电缆的干扰, 在保护测控装置的电源进线处装设电源滤波器还是必要的。电源滤波器是一种低通滤波器, 实际上在电路中兼顾了对差模干扰和共模干扰的抑制。虽然从电路上看是一个简单的两端口网络, 但要注意滤波器外壳尽量直接与柜体紧密搭接, 避免经长引线接地。如经长引线接地, 相当于在共模滤波电容对地回路增加了一个阻抗, 干扰不能顺利通过电容入地, 而是通过两端电容串接形式, 将输入端的干扰耦合到输出端, 滤波器外壳经长引线接地, 严重影响了其滤波效果。经滤波器后, 引入装置在柜内的走线, 应远离直流操作回路的导线及高频输入 (出) 回路的导线, 更不得与这些导线捆绑在一起。
6 结束语
开关柜就地遥控装置的设计与实现 篇6
随着国民经济的快速发展, 对电力需求的迅猛增加, 城市配电网建设也日新月异, 配电网架结构日益复杂。为了提高供电可靠性, 实现负荷转供, 停电检修等工作, 对开关设备的倒闸操作也越来越频繁。而现场运行操作人员由于开关设备质量等原因, 在操作过程中有可能危及人身安全。
本文针对开关柜现场操作所带来的安全隐患, 设计实现了一种就地遥控装置, 操作人员可以通过遥控器在距离环网柜、开闭所开关柜安全距离以外的场所对开关柜遥控操作, 并且装置具有编码功能, 通过对开关编码防止误操作。
1.终端设计要求
1.1总的要求
系统设计输出产品适用于各种类型的开关柜成套设备, 实现开关柜内断路器或负荷开关的遥控操作功能。
1.2功能要求
(1) 系统构成分为接收控制设备和手持遥控设备。
(2) 接收控制设备能够方便地进行现场安装固定和接线, 具备多个回路的控制和位置监测 (断路器位置、接地刀) 功能, 具备可扩展性, 可支持6路、12路、18路开关柜。
(3) 接收控制设备能够进行设定, 能够进行五防逻辑判别;能够与手持遥控设备进行信息交互。
(4) 接收控制设备预留在线升级接口, 便于现场维护和升级;
(5) 手持遥控设备具备按键输入功能、方便携带和操作。
(6) 操作防勿动, 防交叉作业串扰, 防操作抖动且分闸优先。
(7) 系统设计产品符合电力行业自动化产品设备制造标准规范和电磁兼容方面相关标准。
2.整体结构设计
终端装置采用。具体硬件构成如图1所示。
3.硬件设计
3.1遥控编码
遥控编码主要由遥控按键, 编码CPU和输出通信接口3部分组成。
编码CPU识别当前被按下的按键生成控制命令, 并前缀加入96位唯一识别ID, 形成一个完整的遥控命令帧。然后根据特定的滚动算法对遥控命令帧进行加密。完成加密后将生成的完整帧以二进制数据流的格式送入信号调制电路。
3.2信号调制与解调
主要由调制电路和解调电路组成, 遥控设备和接收终端设备中均设计。
信号调制, 采用ASK数字信号调制方式, 将编码好的控制命令以二进制方式注入一定频率的载波。然后通过发送电路发送出去。
信号解调, 采用超再生接收电路, 将收到的无线信号经过选频电路选频后, 将某一频率载波上的“0”, “1”编码逐一解调, 并送往CPU解码。
因此来说, 能够在不同的频率上同时建立多个 (256个) 信道, 且互相之间不构成串扰。
3.3遥控解码
遥控解码主要有通信接口, CPU组成, 信号出口。
利用通信接口, CPU将解调电路输出的二进制数据, 流接收并保存。待收到完整的帧的时候, 首先启动滚动解码算法, 将加密的二进制数据流中的遥控命令解码出来, 并根据遥控命令, 执行信号出口操作。
3.4执行输出
执行输出主要由驱动电路和执行继电器组成, 安装于接收终端装置中。
CPU通过驱动电路控制执行继电器, 最终输出跳合闸信号, 最终完成受控对象 (断路器、负荷开关等) 的合分闸操作。
3.5无线收发
采用串口无线透传模块实现, 其支持65535个地址和255个信道。
其工作方式有4种:一般模式, 唤醒模式, 唤醒模式, 省电模式, 休眠模式。通过外部引脚M0、M1来实现模式切换。模块有4种工作模式, 由引脚M0、M1设置;详细情况见表1。
终端常规状态为省电模式, 遥控器处于唤醒模式。遥控连接失败进入休眠模式, 终端连接失败进入0信道。通过跳频和修改通信地址, 防止交叉作业时串扰。
4.遥控过程
4.1遥控学习
本方案采用特征码固定方式。每个遥控器有一个固定的特征码 (设备ID) , 用于中断对遥控器的学习识别。
操作方式采用终端学习的方式来进行。开放两个独立的信道一个用于学习 (CH_Sty) , 一个用于操作 (CH_Act) 。在学习频道, 遥控器将特征码写入终端, 终端此时只认知该遥控, 并每秒钟被询问一次, 如果询问中断则, 遥控器进入关闭模式。
特征码学习流程示意图如图2所示。
4.2终端运行流程
(1) 常规状态下处于0信道监听状态 (手操器召唤信道) , 红灯亮, 不接受按键遥控的任何指令;
(2) 按下终端学习按键, 进入按键遥控学习模式, 调到信道1;
(3) 10秒钟之内收到按键遥控任何数据帧, 记录当前遥控ID, 并回复确认帧, 进入状态4;否则, 返回状态1;
(4) 进入步骤3遥控器约定的信道和地址, 至少每10秒钟接收到一个数据帧, 如果未收到返回状态1, 如果收到了, 判断数据帧。如果数据帧是联络询问帧, 则恢复确认帧, 并保持此状态;如果数据帧是操作帧, 则进入状态5;
(5) 判断当前操作回路是否完整, 和是否具备操作条件, 如具备则执行操作, 操作完成后, 返回执行操作确认帧, 否则不执行操作, 返回拒绝操作确认帧。然后回到状态4。
4.3遥控器运行流程
(1) 设备上电, 此时未建立链路, 黄灯长亮, 遥控自动进入信道1, 地址为广播。
(2) 按下遥控器任意按键, 发送遥控指令 (附带一个随机的信道和地址协商) , 如果收到正确的返回帧, 表明建立了链路, 则进入状态3。
(3) 进入协商的约定信道和地址, 绿灯长亮, 每秒钟发送一个链路询问帧, 如果收到回复, 清除连接失败记录, 并点亮绿灯, 如果收不到回复则将红灯点亮半秒钟, 绿灯熄灭, 并记录一次连接失败, 如果失败次数超过10, 则进入状态4。
(4) 连接中断, 关闭遥控无线功能, 红灯常量, 等待关机。
结语
本文利用现代微处理器技术和无线通信技术设计实现了一款适用于环网柜、开关柜断路器就地遥控操作的终端装置。方便现场运行操作人员采用就地遥控方式进行开关操作, 降低人身伤害风险, 为现场操作人员的人身安全提供了技术保障。
本文中的设计方案和终端设计均已投入到了实际产品和应用当中, 取得良好的运行效果。今后, 根据现场运行情况和经验, 对终端进行进一步地功能优化和完善。
摘要：本文针对配电网现场操作存在的人身安全隐患, 设计实现了就地遥控装置, 实现开关柜安全距离外的现场遥控倒闸操作, 为现场操作人员的人身安全提供技术保障。遥控装置具备自学习功能, 编码功能, 现场操作简单方便, 有着广阔的应用前景和较强的市场竞争力。
关键词：配电网,开关柜,就地遥控
参考文献
[1]孙锦华.现代调制与解调计数[M].西安:电子科技大学出版社, 2014.
[2]ST《STM32F系列ARM内核32位高性能微控制器参考手册V10_1》[Z].
[3]ST《STM32F103x CDE数据手册》英文第5版[Z].
就地无功补偿装置 篇7
特、超高压大电网是现代电力工业发展的趋势。至2010年底, 华东电网500 k V厂站已达100余座, 500 k V线路200余条, 全长13 954.243 km。由此可见, 500 k V输变电系统已经成为国家电网的主架。徐州地处江苏北部, 由于煤资源丰富, 当地建设了4座百万级火电厂, 是华东电网重要的电力能源基地。徐州区域有任庄、三堡、东明3座500 k V变电站, 广泛应用了远方跳闸装置, 但由于设备技术、运行经验等方面的原因, 远方跳闸装置曾多次发生误动现象, 给电网的安全稳定运行带来了一定的压力。所以, 必须分析远方跳闸装置的误动原因, 找出改进措施, 避免类似事故的发生。
1 远方跳闸装置
某500 k V线路5021、5022开关跳闸, 6组低抗联切, 线路远方跳闸装置动作, 线路保护没有动作。得到调度同意后, 停用任江5201线551慢速通道。调度用5021开关对线路充电, 远方跳闸装置第二次动作跳开5021开关。汇报调度后, 停用线路远方跳闸装置。调度用5021开关再次充电, 送电成功。根据事故处理经过可以清晰地判断, 对侧远方跳闸装置异常, 造成5021、5022开关误动。
1.1 远方跳闸装置的作用
远方跳闸装置是一种安装于线路两侧, 通过通道 (如载波通道、微波通道、光纤通道) 传输动作信号, 在一侧故障或异常时, 由本侧发出远方跳闸信号送至对侧, 当对侧线路保护收到远方跳闸命令后, 迅速跳开线路开关, 使故障及时切除的装置。远方跳闸一般由过电压、开关失灵、高抗保护来启动。
远方跳闸装置采用的是直跳命令, 其速度快于线路第Ⅱ段保护, 可有效提高系统的稳定性。但是, 由于传输通道可能受到其他信号的干扰而误发信号, 造成开关误跳闸, 因而必须采取措施防止装置误动作。
1.2 动作原理
远方跳闸装置利用载波通道实现远方跳闸, 远跳回路一般是利用2台电力载波机中的2个NN-40接口装置来传输信号的。远方跳闸装置载波通道接口电路如图1所示。
正常时NN-40接口送出监频信号 (音频) 来监视通道的完好状态, 一旦远方跳闸命令启动, NN-40接口自动将监频移至跳频, 快速切除故障。远方跳闸回路原理如图2所示。 (1) 继电器107、307:跳频动作继电器, 出现跳频被启动, 30 ms动作; (2) 继电器101、301:监频、跳频动作继电器, 30 ms动作, 240 ms返回, 正常运行闭合; (3) 接点1G2-1:第一台载波机监频继电器接点, 监频消失时闭合; (4) 接点2G2-1:第二台载波机监频继电器接点, 监频消失时闭合; (5) 接点1T2-1:第一台载波机跳频继电器接点, 出现跳频时闭合; (6) 接点2T2-1:第二台载波机跳频继电器接点, 出现跳频时闭合。
1.3 跳闸方式
从动作原理可以分析出, 远方跳闸装置可以实现“二取二”、“一取一”、“二取一”3种跳闸方式。但无论是何种方式的跳闸行为, 必须满足运行中的NN-40监频消失的条件, 目的是提高远方跳闸装置的可靠性。
2 WGP-01型微机远方跳闸就地判别装置
解决远方跳闸装置保护可靠性与安全性之间矛盾的较合理方法是, 在开关装设地点装设能反映异常现象的判别回路。对于判别回路, 只要求它能捕捉到远方跳闸装置保护具备跳闸条件时在电力系统中所伴随的异常现象。
2.1 装置的特点
WGP-01型微机远方跳闸就地判别装置功能多、适应性强、灵敏可靠, 有线路变压器组保护、并联电抗器保护、开关失灵保护的远方跳闸装置功能, 具体到本站只采用开关失灵保护及过电压启动的远方跳闸装置功能。其主要特点如下: (1) 采用6个编程软件, 分别为低电流判别元件、低功率因数元件、分相低功率元件、零序电流元件、电流突变量元件、过电压元件。 (2) 与本保护配合的收发信机可采用导频信号, 也可采用不带导频信号。为保证可靠跳闸, 保护收信可采用双通道并联工作方式 (即“二取二”) , 也可采用单通道工作方式 (即“二取一”) 。 (3) 灵敏性好, 可靠性高, 界面友好。 (4) 装置共有5个模块, 分别是交流输入及通道信号输入模块、采样保持模块、CPU模块、电源及信号模块、跳闸模块。
2.2 装置的逻辑功能
远方跳闸装置配合的收发信机采用导频信号, 就地判别逻辑框图如图3所示。
2.2.1 通道信号处理
导频消失的tch时间内出现跳频信号, 且持续时间不大于t4, 则确认为有效的远方跳闸装置命令;当远方跳闸装置命令长期出现并超过t4时间, 则认为是异常情况而立即将该通道闭锁, 直至远跳命令消失, 再延时t5恢复该通道正常跳闸功能。
导频与跳频信号同时出现或消失, 且超过tch时间, 则认为通道故障, 立即闭锁该通道并点亮该通道故障指示灯, 同时给出通道故障报告。当通道故障消失后200 ms内不再出现故障, 方可恢复远方跳闸装置功能, 以可靠防止误跳闸。为防止通道故障在一段时间内频繁出现, 装置设置一时间ta, 在第一次通道故障后的ta时间内, 装置只记录第一次故障报告, 对其他故障将不作存储。
2.2.2 出口跳闸处理
根据不同的情况, 装置有3个出口跳闸回路: (1) 当就地判别与远方跳闸装置命令基本同一时间动作时, 经t1时间快速跳闸, t1延时主要是考虑躲开通道暂态干扰。 (2) 当就地判别先于跳频信号出现并大于ts时间时, 则自动闭锁t1回路而经t2时间延时跳闸。t2应躲过通道可能出现的干扰时间。t2回路的开放由控制字SW的第4位控制决定是否投用, 当SW.4=1时投用, 当SW.4=0时退出。 (3) 当母线电压发生PT断线时, 如果就地判别恰好采用功率或功率因素, 则就地判别元件将失去闭锁作用。此时装置不管选用“二取一”还是“二取二”方式, 都将自动切换到“二取二”不经就地判别回路, 经t3时间出口跳闸。
考虑到在某些特殊情况下, 就地判别元件因灵敏度等原因不能启动, 如果此时通道出现跳闸命令, 装置将会拒动。为此, 装置设置了“二取二”不经就地判别的跳闸回路作为后备保护。是否投入此回路, 用户可根据实际情况通过控制字选择。当选用“二取二”方式时, 如某一通道发生故障, 此时装置将自动转到“二取一”经就地判别回路。
2.2.3 就地判别元件动作处理
就地判别元件动作后, 启动继电器的常开接点闭合, 接通跳闸回路的负电源。
2.2.4 发跳令后处理
当跳闸命令发出后, 立即检查线路的三相电流, 当三相电流均<0.05In时认为开关已跳开, 立即收回跳闸命令, 以确保后备保护可靠工作;当跳闸命令发出后, 10s之内三相电流不为0 (仍≥0.05In) , 认为跳闸出错, 将跳闸命令强行收回并出示报告;跳闸命令发出后装置将闭锁判别元件的启动, 直至2个通道的跳频信号均消失且延时后, 方能开放判别元件的再次启动。
2.2.5 PT断线处理
(1) 不对称断线判据:∣Ua+Ub+Uc∣>10 V, t>5 s。
(2) 三相失压判据:U (A、B、C) <30 V, I>0.1 A, t>5 s。
当发生PT断线后, 将闭锁功率及功率因素判别元件。装置逻辑自动转入“二取二”不经判别回路 (低电流元件不受PT断线影响) 。
3 结语
随着电网的不断发展, 电力科学技术的不断进步, 远方跳闸就地判别装置的原理、功能、使用条件已经有了很大的变化, 其使用领域也越来越广泛。如果远方跳闸信号通过保护装置 (如分相电流差动保护) 以数字编码方式 (带自检功能) 传输到通讯设备, 并通过数字通道传至对侧, 或远方跳闸信号直接由专用光缆传输到对侧, 则远方跳闸回路可不装设就地判别装置。远方跳闸信号以接点方式直接接至通讯设备, 则远方跳闸回路应装设就地判别装置。
摘要：以500kV远方跳闸装置因通道干扰造成开关误跳闸为出发点, 阐述了远方跳闸装置的作用、动作原理、跳闸方式, 提出解决远方跳闸装置保护可靠性与安全性之间矛盾的较合理方法是在开关装设地点装设能反映异常现象的判别回路, 在此基础上介绍了WGP-01型微机远方跳闸就地判别装置的特点和逻辑功能。
关键词：远方跳闸,通道,就地判别
参考文献
[1]蓝增钰, 叶景星.500kV变电站电气设备设计及运行.水利电力出版社, 1986
[2]邱关源.电路.第4版.高等教育出版社, 1999