新型变电所（精选7篇）
新型变电所 篇1
0 引言
目前, 国内煤矿中央变电所供电系统普遍采用单一形式的隔爆型高压真空配电装置, 用于控制、保护和测量三相交流中性点不直接接地的供电系统, 并可直接启动高压电动机。而这种供电系统由于存在技术上的不足, 即控制电源的不稳定性, 使得煤矿中央变电所经常发生越级跳闸、断路器拒动等现象。针对上述问题, 笔者介绍一种新型煤矿中央变电所供电系统的设计思路。
1 煤矿中央变电所的技术现状
采用单一形式的隔爆型高压真空配电装置的煤矿中央变电所供电系统结构如图1所示。
(1) 该供电系统存在的技术问题
① 从图1可看出, 虽然该系统有双电源供电, 但目前矿用隔爆型高压真空配电装置还不能做到当一路电源出现故障时, 另一路处在热备用中的矿用隔爆型高压真空配电装置能在很短的时间内合上 (有的煤矿企业通过人工将另一路备用电源合上) 。随着煤矿自动化技术的实施, 如何实现煤矿中央变电所备用电源的自动、准确、可靠地投入, 减少备用电源投入时间是煤矿面临的一个实际问题。
② 由于母线联络配电装置的电源只能在一端获得电源。所以, 在一路电源出现故障, 另一路如何将控制电源送到综合保护器中去控制断路器合闸, 是煤矿普遍存在的问题。
③ 当供电线路的任一台出线柜出现接地故障时, 那么所有的高压真空配电装置就会出现零序电压, 每台高压真空配电装置就会检测到零序电压。由于零序电压值受电压互感器的容量、测量误差和综合保护器的检测精度的影响, 很容易出现每台高压真空配电装置检测到的零序电压值不一样, 这给综合保护器的判断带来不确定性。将电压互感器安装在断路器小车上不利于隔爆腔体的小型化。
④ 现有的高压真空配电装置都采用交流电源供电, 很难实现将煤矿中央变电所高压真空配电装置的信息 (断路器的现在状态及现在位置、故障记录信息等) 传送到地面调度中心, 以便全面掌握中央变电所每台高压真空配电装置的状况信息[1]。虽然有的综合保护器增加了直流电容或蓄电池蓄电, 但由于容量有限, 维持的时间很短。煤矿企业通常为减少误合、误分回路断路器而普遍将母线联络断路器设置在退到位的状态, 这时处于备用状态的高压真空配电装置将不能上传状态信息。
(2) 该供电系统控制电源存在的技术问题
高压真空配电装置的控制和操作回路有直流操作电源和交流操作电源2种。目前矿用隔爆型高压真空配电装置的控制和操作电源采用交流操作电源, 它通过电压互感器将一次主回路电压变换为100 V供断路器和综合保护器使用。在采用微机综合保护器以后, 继电保护跳闸由微机综合保护器的跳闸继电器的输出接点接通分励线圈控制, 微机综合保护器的控制电源与合分闸电源的可靠性必须保证, 本身的供电电源的可靠性也必须得到保证, 以上任一电源出现故障, 继电保护回路都会拒动。这就是微机综合保护器用于交流操作的矿用隔爆型高压真气配电装置时出现的新问题[2]。
由于煤矿井下环境比较恶劣, 供电线路的可靠性无法得到保证。在高压真空配电装置的母线和出线发生短路故障时, 母线电压突然下降很多, 难以保证继电保护动作的可靠性。
为此, 《JB8739—1998矿用隔爆型高压真空配电装置》第5.3.4.3规定短路保护采用复式电源应满足下述要求:当配电系统发生近端短路、电源电压为零、电流互感器一次通过4倍额定电流时, 其二次电流源绕组的输出应为25 V·A (负载电阻为25 Ω) , 使断路器可靠分闸[3]。而断路器能够可靠分闸使用的电流源及母线电压主要受下列因素的影响:
① 标准规定短路点为近端短路, 电源电压为零;短路时产生的电流在电流互感器二次侧形成的电压及容量是否能够推动断路器的分励线圈 (考虑失压线圈失效) 。
② 电流互感器的磁滞饱和曲线;电流源变压器磁滞饱和曲线以及输出容量。
③ 如果短路点介于近端和远端之间, 此时线路的残压是否能够满足高压真空配电装置控制电源的需求。
2 新型煤矿中央变电所供电系统的设计思路
新型煤矿中央变电所供电系统主要由中央变电所的新型供电系统和直流操作电源控制系统2个部分组成。
2.1 新型供电系统图
新型供电系统结构如图2所示。
2.1.1 新型供电系统采用的断路器
矿用隔爆型高压真空配电装置的断路器目前主要有弹簧操作机构断路器和永磁操作机构断路器2种。弹簧操作机构断路器在弹簧进行储能时, 需要从电压互感器获得比较大的电流。而永磁操作机构断路器由于在充电回路中限流电阻的存在使得电压互感器的容量相应要比弹簧操作机构断路器的电压互感器小很多。所以, 新型供电系统采用永磁真空断路器。
2.1.2 新型供电系统的组成
从图2可看出, 该系统主要由以下几种隔爆型高压真空配电装置组成:
(1) 进线隔离开关配电装置:进线隔离柜用于对电源进行有效的电气隔离, 并和另一路的电源进线隔离柜进行电气闭锁。
(2) 电压互感器配电装置:将每台电压互感器柜的输出电源引到双电源切换装置, 并通过控制电路对蓄电池进行浮充电。同时, 电压互感器柜提供零序电压信号, 为别的矿用隔爆型高压出线柜电缆是否接地的判断提供依据, 减少由原来每台电压互感器和测量回路形成的误差, 并依据综合保护器检测各回路的零序电流形成判断依据。
(3) 母线联络配电装置:母线联络柜是在保证1号或2号回路出现问题时进行有效的故障隔离, 防止故障进一步扩大;或当母线联络柜出现故障时形成分裂运行状态, 确保各自回路能够正常运行。
(4) 出线配电装置。
2.2 直流操作电源控制系统
2.2.1 双电源装置一次系统
随着永磁真空断路器在煤矿的推广应用, 采用直流电源作为矿用隔爆型高压真空配电装置的控制和操作电源成为可能, 直流操作电源具有供电可靠性高的优点。直流操作电源控制系统的双电源装置一次系统结构如图3所示。
2.2.2 主要功能
(1) 为保证控制的可靠性, 双电源装置具有双电源输出:一路作为断路器的工作电源, 一路作为综合保护器的工作电源。这两路电源相互独立。
(2) 具有实时直流电压、电流检测、显示功能。
(3) 由于煤矿井下比较潮湿, 增加了输出直流电源的绝缘监视功能。
(4) 具有通信功能, 能够传输直流电源装置的基本信息。
(5) 具有可靠的开盖直流放电回路。
2.3 矿用隔爆型高压真空配电装置设计更改内容
(1) 将原来每台高压真空配电装置的电压互感器去除, 采用专门一台电压互感器配电装置, 有利于高压真空配电装置的小型化;
(2) 每台高压真空配电装置增加了开门断控制电源的机械闭锁装置;
(3) 将电流互感器电流源绕组恢复为原来保护测量功能, 降低了原来测量、保护公用一组绕组而引起的磁滞饱和现象, 使综合保护器测量的电流值更加准确, 范围更宽;
(4) 解决了高压真空配电装置由于近端短路所带来的控制电源不稳定而引发断路器拒动、误动现象。
3 结语
通过分析目前煤矿中央变电所供电系统的技术现状, 提出了一种新型供电系统的设计思路。该新型供电系统解决了煤矿中央变电所配电装置控制电源的可靠性问题, 使得煤矿中央变电所能够实现真正意义上的无人值守, 为煤矿全矿井综合自动化的实施创造了又一有利条件。
参考文献
[1]张宏伟, 吕洪生, 颜之静.矿用高压配电装置的信号采集设计[J].山东煤炭科技, 2009 (1) :97-98.
[2]丁宁.井下高压配电装置微机综合保护器的研究[D].焦作:河南理工大学, 2009.
[3]国家煤炭工业局.JB8739—1998矿用隔爆型高压配电装置[S].北京:煤炭工业出版社, 2000.
新型变电站综合测控装置优化设计 篇2
随着1 000 kV特高压输电技术的推广应用[1],需要研究适应将来以特高压为基础的电力系统对测控装置新的技术需求。首先,要优化测控装置的信息采集。目前,各种电力自动化应用系统采集的信息分散、重复且缺少统一的时标,如果在测控装置上实现信息的统一采集和标准化,可以简化变电站自动化系统结构,并为调度中心提供标准化的信息。而要赋予采集信息统一的时标,需要采用高可靠、高精度的对时方式。另外,测控技术需要考虑支持IEC 61850标准和智能一次设备接入,从而实现标准化综合信息的传输和共享[2]。为此,本文对测控装置功能进行了综合优化设计,对硬件进行灵活配置,使其可应用于各种电压等级的变电站自动化系统。
1 变电站综合测控优化设计需求
目前变电站自动化系统中数据采集与监控(SCADA)系统的稳态数据、保护及故障录波的暂态数据、相量测量单元(PMU)的动态数据分别由3套不同的系统采集,并且SCADA系统的稳态数据、PMU的动态数据均由电压互感器、电流互感器采集,现场接线非常复杂。如果在信息采集源头集中采集并进行标准化,不仅可以解决以往多套系统的多数据源不统一问题,而且可以减少变电站的设备配置,简化变电站的二次接线及二次系统设计。另外,信息集中采集和整合,有利于提高事故分析能力,并为智能电网调度技术支持系统提供归一化的信息源。
1.1 变电站采集信息的整合
电网相量数据随时间快速变化,而现在广泛使用的SCADA系统只能提供稳态、低采样率、不同步的电网时间断面信息,调度中心难以根据这些信息跟踪系统的发展轨迹,准确掌握系统运行的动态[3]。电网故障时的暂态数据主要由故障录波装置和继电保护装置采集记录。故障录波数据的采样频率一般在几千赫以上,并带有时标信息,但只是在故障时间点附近数秒内的数据,只能记录扰动前后局部的动态信息,难以用于对全系统动态行为监视和分析。
目前PMU的测量通道与电厂和变电站中使用的测控装置相同。在数据共享原则下,在变电站中采用具有同步相量测量功能的新型测控装置是变电站自动化系统的发展方向。新型测控装置具有传统的远动功能,并具有同步相量采集计算功能和故障数据记录功能,将提升变电站自动化系统的动态监测能力,为电力系统的实时分析和控制奠定基础。
随着电力电子技术、电弧炉以及轨道交通等技术的广泛应用,电网的谐波污染问题日益严重,对变电站测控装置的交流采样计算产生影响。新型测控装置的设计和算法都需要有较大改进才能在电网受到谐波等干扰情况下保证测量精度,并进行电网电能质量的监测,保障电网安全运行。
1.2 统一时标的变电站采集信息
在整合变电站信息的同时,还需统一信息时标,以便于广域范围内在主站将稳态、动态和暂态信息集成。利用统一时标综合管理不仅可以实现功角、频率、电压在线分析和事故处理决策,还可以实现预防和紧急控制在线决策以及电网模型参数校核。不同应用的同源数据(如调度、运方、保护等数据)时标不一致,不利于集约式管理。目前利用SCADA系统数据进行状态估计,稳态数据的时间断面不同步是其不收敛原因之一;另外,跨区域事故分析的数据时间断面不一致问题加大了事故分析难度。
2 IEC61850标准数字化功能的开发
IEC 61850标准是方便变电站中各种智能电子设备(IED)的管理以及设备间互联的一个通用的通信标准体系。随着数字化变电站的技术发展,通用面向对象的变电站事件(GOOSE)机制、采样值等技术使变电站信号采集控制模式发生了变化,为变电站信息共享、数据综合提供了良好的基础。
基于IEC 61850标准的数字化变电站中,电子式电流互感器、电压互感器和合并单元(MU)等过程层设备取代了传统测控装置中的模拟量采集部件,开关设备状态信号和控制信号先接入智能终端,然后通过GOOSE网络接入测控装置,一次侧采样值和状态信号不再是由电缆传送的模拟量,而是由通信网络传送的数字量。
过程层网络化信息传输有以下优势:
1)使用光缆代替电缆,简化了屏柜设计,减少了控制小室面积,大大降低了变电站的建造成本。
2)解决了电缆带来的伴生问题,降低了一次设备产生的干扰被引入到控制小室的概率,提高了系统运行的可靠性。
3)所有配置好的信息(如跳闸、互锁、断路器状态)能在一个简单的网络上传输;IDE之间通信数据的增加或更改变得更加容易实现。
过程层GOOSE网络采用双网配置,在二次设备双重化的情况下,冗余的二次设备可以采用单网接入其中一个GOOSE网,在提高可靠性的同时降低系统成本。同时,通过对GOOSE报文优先级的设置,来提高保护跳闸等重要报文的传输速度[4]。
电子式互感器的应用改变了保护测控装置直接模拟采样并进行数据运算的方式[5],并对装置数据运算处理有了新的要求。由于电子式互感器分散采样并采用数字输出,为了保证测量精度及保护动作的可靠性,各个电子式互感器必须同步采样,即在电力系统的不同采样点同时开始等间隔采样,使不同互感器采样点的采样值在时间上同步,同步采样对故障判断和系统稳定分析与控制等都具有重要意义。
交流电气信号是一种特殊的周期信号,其频谱是分布在基波及其整数倍频率上的线谱,为了保证测量精度,需要保证采样信号与原信号严格同步,否则将出现频谱泄漏,造成信号频谱中各谱线之间相互影响,同时在谱线两侧其他频率点上出现一些幅值较小的假谱,使测量结果偏离实际值。可以采用基于频率跟踪的软件重采样方法提高计算精度。
3 对时网络的优化设计
为了保证测控装置采集的交流量信息、状态量信息有统一的时标,以便进行更好的广域调度决策,测控装置的对时功能尤为重要。
目前,变电站自动化系统对时方式主要有:方式1为串行时间报文+脉冲对时;方式2为IRIG-B码总线对时方式。方式1的对时精度能达到1 μs,但由于受负载限制,对时网络需要采用多分支的架构,增加了自动化系统的复杂性和工程成本。方式2的对时精度能达到几微秒,难以满足功角测量、线路行波故障测距、广域保护等高精度对时要求。
基于IEEE 1588[6]的对时方式可以与自动化系统通信网复用,不需配置独立的对时网络,结构简单,时间精度最高可达10 ns~100 ns,可满足自动化系统所有对时功能要求。现在基于IEEE 1588的全球定位系统(GPS)主时钟单元、采用边界时钟或透明时钟的交换机等网络技术设备已接近成熟。测控装置实现IEEE 1588对时有以下几种方式:
1)基于应用层解释机制:
在应用层中实现IEEE 1588报文解释,此时IEEE 1588时间戳由于受操作系统、应用任务等多种因素影响,精度约为1 ms~500 ms。
2)网络中断驱动层解释机制:
在中断程序中实现IEEE 1588报文解释,响应快。此时,IEEE 1588时间戳通常受中断响应方式、中断优先级等因素影响,精度约为1 μs~500 μs。
3)硬件实现:
采用具有IEEE 1588功能的网络收发器或CPU平台,精度可以高达10 ns~100 ns。特高压变电站测控装置的对时最好采用硬件实现,以提高IEEE 1588对时精度。
4 综合测控装置实现
基于以上功能优化的考虑,新型变电站综合测控装置采用了性能先进的微处理器(MPC)、现场可编程门阵列(FPGA)、数字信号处理器(DSP)多CPU硬件平台。装置包含高速通信模块、高精度对时模块、高性能信号处理和测控模块、采样值和GOOSE接口与处理模块,实现电参量数据同步采集,完成监控、故障录波、相角测量、电能质量分析等功能,提高了数据处理能力和采样精度。新型测控装置结构如图1所示。
MPC模块提供多个百兆以太网接口和千兆以太网接口,实现与站控层以IEC 61850等协议高速通信。另外,它还在硬件上实现 IEEE 1588时钟对时功能,通过通用输入输出(GPIO)模块产生时间脉冲信号输出到FPGA模块产生中断。该模块还实现故障信号、动态信号等录波功能,包括长期实时数据记录,以及系统发生扰动时完整记录系统扰动发生后暂态及动态过程各阶段的电参量变化过程。录波文件以Comtrade文件格式存放在大容量USB接口的Nand Flash存储器中。
FPGA模块采用Xilinx公司基于90 nm 技术的Spartan-3A 器件,它不仅集成了专用 DSP 模块,与逻辑门加乘法器的实现方案相比,逻辑资源使用效率平均提高70%,而且无需额外的协处理器芯片,即可达到与专用集成电路(ASIC)相当的性能。FPGA模块实现装置精确对时和守时、交流量信息的同步采集和运算、MPC与DSP的信息交互等,接收IEEE 1588的秒脉冲、GPS IRIG-B码差分或秒脉冲对时信号,输出5 kHz 和10 kHz高速同步采样脉冲以及GPS对时时标,时钟误差不大于1 μs,采样脉冲与秒脉冲之间的时间误差只有20 ns~30 ns。该模块给整合的采集信息加上统一时标。
高性能信号处理和测控模块采用32位主频为150 MHz高速DSP,实现直流模拟量、开入量信号高精度信号采集和处理,以及断路器、刀闸等对象的控制输出和闭锁控制输出。采样值和GOOSE模块实现电子式互感器数字采样及断路器、母线设备智能终端的GOOSE信息采集与控制。
5 结语
随着特高压电网建设的加快和智能电网研究的深入,优化设计的新型综合测控装置将在变电站信息源头对基础数据标准化,保证未来智能电网数据的可用性,同时极大地减少变电站的设备配置,简化变电站二次系统接线。
参考文献
[1]刘振亚.特高压电网.北京:中国经济出版社,2006.
[2]赵希才,曹冬明.2008年国际大电网会议系列报道——电力系统保护与自动化.电力系统自动化,2008,32(23):1-3.ZHAO Xicai,CAO Dongming.A review of CIGRE’2008 onprotection and automation.Automation of Electric PowerSystems,2008,32(23):1-3.
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[4]王松,陆承宇.数字化变电站继电保护的GOOSE网络方案.电力系统自动化,2009,33(3):51-54.WANG Song,LU Chengyu.A GOOSE network scheme forrelay protectionin digitized substations.Automation of ElectricPower Systems,2009,33(3):51-54.
[5]陈文升,唐宏德.数字化变电站关键技术研究与工程实现.华东电力,2009,37(1):124-128.CHEN Wenshen,TANG Hongde.Key technologies of digitalsubstations and related engineering i mplementation.East ChinaElectric Power,2009,37(1):124-128.
新型变电所 篇3
1 新型值班方式案例分析
以XX班为例, 目前全班23人, 2人外派, 3位班组管理, 剩余18人分为甲乙丙3个班, 1进2出。负责1个500 k V、10个220 k V站的所有操作、维护和事故处理业务, 特殊点是10个220 k V站原分属2区2县, 历史管理制度、地理分布和路程远近都不同。协商之后, 经班组民主投票后, 实行了大三班制度。全班员工分为甲乙丙三个班开展工作。
甲班6人使用的是目前比较常见的排法, 500 k V和220 k V分开工作, 现状如下。
贾X是500 k V正值, 张X是500 k V副值, 陆XX是220 k V副值, 姚X、吴X、周X三人是220 k V老正值兼500 k V新副值。排为3档, 1档贾X、张X驻在班组驻地500 k V车X变, 2档姚X、陆XX, 3档吴X、周X。
第1档基本工作在500 k V变电站, 另2档只做220 k V业务, 搭档固定。若晚上至第二天交班之前计划上没有工作, 2、3档中默认一档轮流回家休息。白天两档人分别外出工作, 跟车X也缺乏呼应。因为没有在一起工作, 少有相互学习。工作主要靠班长逐项安排。
乙班小班共有6个人, 其中华X X是500 k V正值, 王XX是500 k V副值, 其余4人是具备500 k V副值资格的220 k V正值。在讨论融合上班方式时, 班组员工提出了如下要求。
(1) 要求公平、合理。
(2) 要求陈X和周X燕不能搭班, 女同志搭班干不了重体力活, 比如挂220 k V地线。
(3) 由于王XX没有做过220 k V业务, 不熟悉设备, 平X觉得和王XX搭班不放心。
(4) 班组管理要求, 要在原来日班的基础上保证安全, 且减少工作时间, 以利于上班时集中精力, 上更少的班完成更多工作。
综合考虑后, 研究出一种满足要求的上班方式, 见表1。
其中“0”代表上车X变的班, 职责与500 k V值班员相同。“1”代表作为220 k V的第一档工作人员上班, 有工作先由第一档去完成。“2”代表作为220 k V第二档上班, 完成每日第二档工作。再有工作, 仍由第一档完成, 依次循环。同时有4档工作时, 第4档由班组管理来处理。同时有五档以上, 班组管理安排休息班加班。
此排班方式以15天 (5个班) 为一个循环, 除了500 k V正值华XX每个班都是“0”不变外, 另5人在一个周期内都能轮到1次“0”、2次“1”、2次“2”。从而满足了第1点要求:公平。轮流上班的500 k V副值5人, 在表格里若处于上下相邻的位置, 则他们不会配合搭班。从而满足了第2点和第3点:陈X、周X燕不搭班, 王XX、平X不搭班。
三集五大前的上班方式是500 k V每天2人24小时值班不外出, 220 k V有一档人上三班, 三档人上日班。上三班的一进两出, 上日班的休周末。对于220 k V业务, 工作日白天可以同时处理5档工作, 但周末不可同时处理2档工作。时间分配不合理有两点:工作日下午4点半之后同时有2档以上工作 (包括:操作、许可、事故处理、复归信号、现场检查异常等) 就需要日班人员加班。若白天没有同时的3档以上的工作, 就造成日班人员劳动力浪费, 上班干坐。新的排班法解决了这两个问题:由于6个人都上三班, 一进两出, 基本不存在加班。其次, 每个班220 k V方面都至少有2档人, 如果遇到需要同时3档人的情况, 则当天上“0”班的一个人可以跟220 k V现场工程师组成220 k V的第三档人外出工作。由班长或500 k V现场工程师其中之一顶入“0”档待命。此时仍有2位班组管理作为第4档备班。相比以前就可以做到不减人员, 也保证安全。最后, 如果下午4点直至第二天早晨交班前没有工作, 那么上“2”班的人就可以回家待命, 从而使员工休息时间增多, 做同样的工作, 花更少的时间。由于小班内人员多至6人, 内部分工自然而然完成学习对方业务, 促进了跨电压等级融合。
丙班有2个500 k V正值, 排班方式略有不同, 本文不作具体介绍。
2 比较结论
通过一段时间的实践, 每个人都接触到了班组管辖下的11个变电站, 结合系统的业务知识培训, 在技术技能上, 将会逐渐融汇贯通。由于接触增多, 人际关系也将越发融洽, 更适合展开各种大强度、高要求工作。
新模式下, 确保了员工的休息权, 故相应可以和谐的提高工作时间的负荷密度。经测算, 可以满足再增加2~3个220 k V变电站, 而不需要新增人员。从内部提高了生产效率, 由于搭配得当, 3个小团队在学习的积极性、互补性和竞争意识上也都有了明显提高。各地区可以依据人员实际情况, 参照我们的排班方式, 来提高效率、促进发展。
3 结语
以上是国网江苏电力在“三集五大”生产关系改革历史背景下的一种新型值班方式, 可以使企业的最小生产团队班组融合起来, 高效、更有活力。实践证明成效明显、值得参考。
参考文献
[1]刘纪堂.探讨无人值班变电站运行管理[J].科技与企业, 2011 (13) .
新型变电所 篇4
智能变电站是智能电网发展的重要基础,被认为是未来变电站的发展模式。智能变电站应用智能一次设备及先进的通信、控制、信息技术,构建高度集成一体化的系统和信息化平台,具备全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化等特点。同时,智能变电站的电能计量技术也迈入了新的阶段。
目前变电站普遍采用的电能计量模式是分布式计量模式。分布式计量模式按照计量间隔配置电能表,结构清晰,但具有组网复杂、工程造价及维护成本高等缺点。集中式电能计量终端建立在智能变电站先进、可靠的高度集成化信息平台上,大大节约了工程成本,是智能变电站新一代电能计量终端。集中式电能计量终端具有以下特点。
1)全光纤以太网数字接入方式
智能变电站采用电子式互感器,将电气量信号通过合并单元经光纤组网送至电能计量终端,实现电能采集和处理。光纤数字接入方式无需大量电缆,1台集中式电能计量终端即可完成全站的电能量采集、处理及信息远传。
2)计量精度高
模拟电能计量系统的综合误差主要由模拟互感器误差、二次导引线压降、模拟电能表误差组成[1]。而新型集中式电能计量终端为数字光纤输入模式,不存在模拟量采样、A/D转换等误差,采用先进的设计理念和数据处理算法,具有很高的计量精度。
3)基于IEC 61850标准的信息交换
计量终端基于IEC 61850标准实现信息的共享和交换[2],互操作性好,可无缝接入远端电能计量分析系统和智能化变电站计量相关系统。
4)集约、低碳、环保的设计理念
新型集中式电能计量模式仅需1台集中式电能计量终端即可完成全站的电能信息采集,符合智能变电站集约、低碳、环保的设计要求。
5)信息化程度高
集中式电能计量装置有专用的远程维护平台,可实现远程在线维护、监视等功能,信息化程度高。
1 集中式电能计量终端的组网架构
现阶段智能变电站电能计量终端组网架构主要有光纤点对点接入、光纤组网接入和光纤混合接入3种组网模式。集中式电能计量终端组网架构灵活,板件扩展即插即用,可通过不同的功能板件的配置满足不同电压等级、不同规模智能变电站的多样化需求。不同的光纤接入模式组网架构见图1。
1)光纤点对点接入模式
间隔合并单元输出的数字信号经光纤点对点接入计量终端的采集功能板。该模式无需光纤以太网交换机,成本低,但要求计量终端具有强大的接入和数据集中合并处理能力。对这种接入模式,集中式电能计量终端需配置多块采集功能板,每块采集功能板可采集多路间隔信号,可根据现场间隔数量灵活配置采集板数目。采集功能板对信号进行采集和处理后通过智能背板实现信息的共享,由计量主板完成计量和信息集中处理任务。采集功能板配置灵活,即插即用,能满足不同规模变电站的计量需求。
2)光纤组网接入模式
间隔合并单元输出的数字信号接入光纤以太网交换机,组网后由光缆接入计量终端的采集功能板。计量终端仅需配置1块采集功能板、1块计量主板、1块智能交换板即可完成全站的电能计量。
3)光纤混合接入模式
根据电压等级或控制小室分别组网,同一电压等级或控制小室的间隔合并单元输出信号分别经光纤交换机组网后接入计量终端的采集功能板。
3种光纤接入模式各有优点,可以根据变电站的规模和实际现场情况进行配置。模式1无需配置光纤以太网交换机,节省硬件成本,但需要铺设多根光纤,适用于中小规模的变电站。模式2需要配置交换机,但铺设简单,仅需1根光缆即可接入计量终端。对于大中规模的变电站,建议采用光纤混合接入模式,分别根据电压等级或按控制小室区域配置光纤交换机后接入计量终端采集板。
2 集中式电能计量终端的硬件特点
集中式电能计量终端标准配置板件由电源板、采集功能板、计量主板、智能背板总线组成。集中式电能计量终端要实现全站信号的采集和计量,数据共享平台是硬件设计的关键和重点,本文采用前置数据服务器处理和智能背板总线相结合的方案实现高效实时的数据共享平台。集中式电能计量终端的硬件平台架构如图2所示。
采集功能板为计量终端的前置数据服务器,完成信号的采集、处理和数据共享服务功能。采集功能板采用MPC8247处理器及嵌入式实时操作系统。每块采集板提供8路光纤接入口,可点对点接入8路间隔合并单元输出信号或接入光纤以太网交换机的组网输出信号。采集功能板支持IEC 61850-9-1和IEC 61850-9-2标准,对内提供百兆以太网口通过智能总线平台实现数据的共享服务。
计量主板为计量终端的核心单元,完成全站所有间隔的电能计量及计量信号的远传任务。计量主板采用MPC8247处理器及嵌入式实时操作系统,对外提供4路光纤以太网口或电以太网口,支持IEC 61850协议或部颁电能表通信协议,可无缝接入远方抄表系统、计量分析系统或调度系统等完成电量的远传任务。
智能背板总线内置百兆数据总线交换芯片、百兆管理总线交换芯片和低压差分信号(LVDS)控制总线,为计量终端提供实时高速共享平台。
3 集中式电能计量终端的软件实现
3.1 终端基本功能
集中式电能计量终端完成全站所有间隔的电能计量功能。各间隔需要完成的核心计量任务与常规复费率多功能电能表要求一致[3]。基本功能包括:①实时测量电压、电流、频率、功率、功率因数、谐波数据、最大需量等;②分时计量A相、B相、C相正反向有功,输入、输出无功及总的正反向有功,四象限无功等;③分时计量正反向有功最大需量、正反向无功最大需量和四象限无功最大需量及发生时间;④可设置10种费率、14个时区、12套日时段表、14个时段、13个节假日,节假日及周休日可预设置不同日时段表;⑤完善的记录功能,包括运行记录、断相、过压、失压、失流、逆相序、越限、超需量、超负荷、电流不平衡、校时、电压合格率等;⑥可设置时间间隔和记录模式记录负荷曲线;⑦包括清需量、清记录、编程、调试、开盖检测、调表、报警等常规功能。同时,集中式电能计量终端提供友好的大屏幕彩屏界面,可独立显示查询每个间隔的电能信息,同时所有间隔的电能信息通过IEC 61850协议实时上送到抄表系统和计量分析系统等。
3.2 软件实现关键技术
3.2.1 提高电能计量精度
计量精度是电能计量装置的重要考核指标。常规电能计量装置的综合误差主要由电流互感器误差、电压互感器误差、二次导线压降误差、电能表采集误差、电能表计算误差等组成。假设电流互感器、电压互感器的精度为0.2级,加上导线传输误差,整个计量系统的精度大约为0.7级[4]。
集中式电能计量终端采用光电或电子式互感器,具有无磁饱和、频带宽、动态测量范围大、测量准确度高、暂态特性好等优点。信号传输采用光缆,传输速度快,抗干扰能力强,传输基本无压降。
集中式电能计量终端采用数字化光纤输入接口,不引入模拟采样和A/D转换误差,计算模块采用超级中断技术保证了中断的实时响应,可实时处理高达10 kHz采样速率的浮点运算。终端的数据源为合并单元或电子式互感器输出的数字采样信号[5],对于基于IEC 61850-9-1或IEC 61850-9-2标准的采样数据,采用全站同步时钟源实现站内数据的同步。采样同步处理模块检测报文中采样计数实现站内数据的同步处理。采样插值处理模块实时检测采样数据,对采样信号进行采样插值处理,提高了计量精度。集中式电能计量终端的精度可达到0.1S级。
通过以上设计方案,整个计量系统的精度主要由电子式互感器和合并单元的精度决定。
3.2.2 防窃电管理功能
集中式电能计量终端的防窃电管理功能模块实时监测光纤网的通信状态,当在运行过程中监测到光纤通信中断时,发出窃电预告警信号,提醒工作人员巡检故障线路,同时计量进入自主计量模式,独立计量各相电能量,直到光纤通信恢复正常[3]。
3.2.3 双机冗余切换技术
计量装置是发电公司、电网公司与电力用户之间公平、公正结算电量的法定计量器具,可靠性是关键。常规变电站如果采用冗余设计,每个间隔均需要配置2块电能表,成本很高。集中式电能计量终端采用双机冗余设计方案,大大降低了硬件故障率,提高了可靠性。
双机采用硬件竞争机制决定主机和从机。主机和从机同时进行电能计量,双机冗余处理模块实时获取对侧机状态,主机实时同步从机电能量数据。若主机故障,从机无缝切换成主机,同时发出主机故障告警信号。同样,若主机监测到从机故障,则发出从机故障告警信号,提醒工作人员及时处理。
3.2.4 基于IEC 61850标准的信息交换技术
集中式电能计量终端采用IEC 61850标准与远端计量采集系统实现电能量和电能信息的共享和交换。
1)基于IEC 61850标准的模型[6]
IEC 61850标准的核心之一是对象分层建模的理念。IEC 61850-7-4规范了13个逻辑节点(LN)组,包括系统组(L)、控制组(C)、保护功能组(P)、计量和测量组(M)等。对于标准没有规范的,根据标准的开放性和扩展性规则,可根据功能需求扩展自定义逻辑节点。
集中式电能计量终端采集全站间隔电能信息,为了结构清晰,模型按照间隔定义多个电能逻辑设备(LD),其编号可以为间隔序号,如MTLD1,MTLD2,…。每个逻辑设备除了包含LLN0,LPHD等必须的系统逻辑节点外,还定义测量逻辑节点MMXU传输实时测量数据,计量逻辑节点MMTR传输复费率电能等计量数据,以及PTOC,PTOV,PTUC,PTUV等保护逻辑节点传输过流、过压、失流、失压等保护事件,扩充逻辑节点GGIO传输告警事件等。
2)IEC 61850标准服务的实现
集中式电能计量终端的服务实现包括周期性地将电能数据上送到电能计量和分析系统等远端设备,将突发性信息如事件记录、告警等信息上送,也可以有选择地将实时电压等数据信息上送。
电能的上送采用IEC 61850标准的非缓存报告URCB实现,周期主动上送,完整性周期和使能标志可由远方客户端设置;记录事件等通过缓存报告BRCB实现,事件触发上送。
3.3 软件模块架构
集中式电能计量终端软件采用VxWorks操作系统及模块化设计思想,不同的板件之间通过智能背板总线实现数据的共享。集中式电能计量终端的软件模块架构如图3所示。
1)前置数据处理服务器模块
主要完成数字交流量的采集、采样数据的同步、数据预处理(傅里叶运算、采样插值)、数据处理、防窃电管理等功能。此功能模块主要在采集功能板实现,是计量终端的前置服务处理部分。经过计算处理的相量值实时放入数据共享区,由数据共享处理模块进行信息的分发和共享。
2)主功能处理模块
主要完成电能表的实时计量任务,并保存峰、平、谷历史电量,进行运行、越限、失压、失流、不平衡等事件信息的统计记录和双机冗余处理等任务。本模块为终端的核心处理软件,在计量主板内实现。
3)I/O处理模块
I/O处理模块完成电能计量终端清需量按钮输入、告警输出、负荷控制等I/O量处理功能。
4)通信处理模块
主要完成电量的远传任务,支持远程抄表。有多种通信协议可供选择,支持IEC 61850标准,互操作性好,可无缝接入电能计量分析系统和智能化变电站相关计量系统。
5)数据共享处理模块
数据共享处理模块实时监视前置数据处理服务器的共享数据区,将共享数据区的数据实时分发给主功能模块进行处理。实时监视任务采用VxWorks高优先级实时任务处理流程,保证了软件处理的实时性。
6)辅助软件模块
辅助软件包括显示软件、配置软件、调试软件等。显示软件支持大屏幕显示,下拉式菜单,方便信息的查询;配置软件完成全系统的配置,适应不同的工程现场需求。配置软件、调试软件均采用专用的调试网口实现。
4 结语
智能变电站高压集中式电能计量终端采用先进的硬件平台和软件设计技术,具有先进、可靠、集成等诸多优点,已应用于山东省某智能变电站试点项目。由于目前国内的智能变电站还处于试点建设阶段,与电子式互感器配套的电能计量终端最终取得国家法定计量检定机构的认证还需一定时间。目前,电子式互感器的运行经验少,其输出精度和稳定性的完全评估系统还处于筹建和探索阶段。国家电网公司已经制定了《智能电能表功能规范》,将为智能计量装置的研制及认证提供强有力的支持。
摘要：介绍了一种新型智能变电站高压集中式电能计量终端。该终端采用先进的硬件平台和软件处理技术,支持全光纤以太网接入,组网结构灵活,能够适应不同规模智能变电站电能计量的需求。终端具有较高的计量精度,支持基于IEC 61850标准的信息共享和交互。产品已成功应用于某智能变电站试点项目。
关键词：智能变电站,集中式电能计量终端,IEC 61850,电子式互感器
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新型变电所 篇5
关键词：工业企业变电站,电源快速切换装置,无流启动,逆功率启动,频率及电压变化量启动,方向过流闭锁
0 引言
电源快速切换装置在发电厂厂用电系统(以下简称厂用电)的应用已有多年,并已成为标准配置。
工业企业变电站(以下简称工企变电站)要求对现有电源快速切换的相关判据进行改进,当工作电源故障时在几百毫秒内将备用电源投入,母线电压幅值在降低到低压保护动作值之前恢复,使生产负荷不间断运行。
本文首先介绍了工企变电站电源切换的现状和电源快速切换的基本原理;然后分析了电源快速切换装置在工企变电站应用的难点并提出解决办法,进行了案例介绍;最后提出后续仍需研究的课题。
1 国内工企变电站电源切换的现状
在石化、钢铁及煤矿等大型工企,由于连续生产及安全的重要性,都会在各个电压等级进行双电源配置,目的就是在某一电源故障情况下,将另一电源投入,以使生产得以继续。目前,工企变电站仍广泛使用备自投装置或双电源切换模块来实现工作电源与备用电源之间的切换。由于备自投都是低压启动(70%额定电压)、残压切换(30%额定电压),在备用电源投入前,工作母线电压已经降到30%以下,而电动机通常配置的低电压保护定值是70%,延时0.5 s,这种情况下,低电压保护基本都已动作跳开负荷开关,即使开关未跳开,电机面对如此低的电压在备用电源投入后也无法自启动成功(自启动电压临界值为60%~70%的额定电压),生产的中断在所难免,给企业造成巨大的经济损失甚至安全事故。在此意义上,故障情况下的备用电源形同虚设,以致有一些企业用户直接将备自投退出运行[1,2,3]。
2 电源快速切换的基本原理
工作电源因故障切除后,工作母线失电,由于惯性及存储的磁场能量,电动机在短时间内将继续旋转,并将磁场能转变为电能。由于各电动机的容量、参数不一致,电动机之间将有电磁能与动能的交换,此时部分异步电动机实际上已转入异步发电机运行工况,因此工作母线的电压即是多台异步发电机发出的反馈电压的合成,称为母线残压。由于不存在原动力和励磁,残压的幅值和频率将随时间逐渐衰减,残压与备用电源电压间的相位将逐渐增大。残压变化相量图如图1所示,Us为备用电源电压,Ud为母线残压。
电源快速切换主要由启动逻辑、切换逻辑和实现逻辑等3个部分组成。所谓启动逻辑,就是电源快速切换装置启动电源切换的条件判据,主要有保护启动、无流启动、变位启动及失压启动等;切换逻辑是指跳开工作开关和合上备用开关的顺序,主要有串联切换、同时切换和并联切换;实现逻辑就是什么条件下发合备用开关命令的判据,主要有快速切换、同期捕捉等。
实现逻辑是电源快速切换理论中的核心内容,根本任务是既要在工作母线电压幅值较高的时候将备用电源投入,更要确保投入时对负荷设备的冲击在允许范围之内。为保证切换安全,一般应使合闸时电动机承受的电压不大于1.1倍额定电压。图1中ABCD螺旋形曲线为残压变化轨迹,幅值逐渐变小,与备用电压Us的相位差在0°~360°变化。AB段为允许合闸范围,在此段内实现的切换称为“快速切换”;BC段不允许合闸;CD段再次允许合闸,该阶段完成的切换称为“同期捕捉切换”。快速切换和同期捕捉实时跟踪和计算工作电压与备用电压之间的压差、频差和相差,以整定频差、0°或整定相差为目标,通过负荷预测、频率变化及相差变化预测等相关逻辑运算,适时将备用电源投入,达到工作母线电压降幅最小、对负荷冲击尽可能小的效果[4,5,6,7,8,9]。
3 电源快速切换装置在工企变电站应用的难点
典型工企变电站主接线如图2所示。
在厂用电应用中,主接线基本都是单母方式,而且工作电源和备用电源是固定不变的,电源快速切换装置的切换过程就是将高厂变跳开、投入起备变。而在工企变电站,大多数情况都是单母分段方式,而且运行方式多样,工作电源和备用电源不固定,一般都是2条进线互为备用。这就要求装置能自动适应各种运行方式,不管哪个电源发生故障,都能迅速将其所带负荷转到另一个电源。
电源快速切换装置之所以能够实现快速切换,先决条件就是要能够在第一时间捕捉到工作电源故障信息,然后启动切换逻辑,而不能等到工作母线电压低于70%额定电压才启动。电源快速切换装置在厂用电应用时,快速启动条件主要靠接入工作电源的主保护动作信号实现,当工作电源发生故障时,主保护的动作延时一般在30 ms左右,保护动作跳闸同时以信号方式通知电源快速切换装置启动切换。
而在工企领域,由于管辖范围以及距离等原因,电源快速切换装置需要的保护动作信号往往无法接入,这种情况下,原来的快速启动条件就无法使用。由于一些工企变电站在工作母线接有自备发电机,正常运行时只需从电网吸收很小的功率,甚至还会向电网倒送功率,这种情况下,基于电流幅值和功率方向的启动判据就存在问题。可见,鉴于工企变电站的复杂情况,任何一种启动判据都无法适用于所有场合,必须设计多种启动判据以适应不同的工况。
另外,强调电源快速切换装置快速切换能力的同时,也不能忽视安全的重要性,需要充分考虑各种因素,尤其要防止误切换或将事故扩大,在工作母线及其所带设备发生故障时,电源快速切换装置要及时可靠闭锁切换,绝对避免将备用电源投入到故障中。在厂用电中同样依赖于其他保护装置提供的信号,而在工企变电站,也会遇到这些信号无法提供的问题。
4 问题的解决
首先要适应工企变电站接线及运行方式的多样性。电源快速切换装置可由定值整定区分单母和单母分段接线。而对于不同运行方式,电源快速切换装置依靠自身采集的开关位置等信息自适应。如图3所示,假设正常运行时母线分段运行,即进线1、2各带一段母线,QF1、QF2在合位,QF3在跳位。当进线1发生故障后,装置跳开QF1,合上QF3,由进线2带2段母线;同样,当进线2发生故障后,装置跳开QF2,合上QF3,由进线1带2段母线;如果正常运行时,进线2带2段母线,进线1处于备用状态,即QF2、QF3在合位,QF1在跳位,当进线2发生故障时,装置跳开QF2,合QF1,由备用电源进线1带2段母线;如果正常运行时,进线1带2段母线,进线2处于备用状态,即QF1、QF3在合位,QF2在跳位,当进线1发生故障时,装置跳开QF1,合QF2,由备用电源进线2带2段母线。
其次,设计多种启动判据以适应工企变电站的复杂工况。主要有以下几种。
a.保护启动:装置引入工作电源主保护动作节点,利用此信号来启动切换。
b.无流启动:电源快速切换装置采集进线开关处的三相电流,以无流门槛值判断,配合工作母线电压判据,主要用于当工作电源开关和上级开关无跳或因故障跳开后启动切换,正常运行时的最小进线电流要大于无流门槛值,否则此判据应退出。
c.逆功率启动:利用进线电流和工作母线电压实时计算各相功率方向,当功率方向出现由工作母线流向电网时,配合电流幅值和电压幅值等判据,确认是工作电源发生故障,启动切换,如果正常运行时工作母线就有可能向电网倒送功率,此判据宜退出运行。
d.频率及电压变化量启动:当工企变电站接有自备发电机时,可能出现进线电流很小甚至流向电网的情况,此时基于电流幅值和方向的判据都不能很好区分故障和正常运行。但在工作电源主保护动作跳开后,母线电压幅值及频率都将逐渐降低,利用这一特性启动切换。与单纯的低电压启动相比,此判据因结合频率元件,可在电压刚开始下降时就启动,而不必等到70%额定电压左右。
e.变位启动:利用接入电源快速切换装置的进线开关辅助接点,加以无流辅助判据,用于在进线开关发生偷跳情况下快速切换。
与此同时,为避免出现误切换,专门设计开发了闭锁逻辑组,在各种异常情况下闭锁切换逻辑,如开关位置异常、TV断线及装置异常等。其中,首次在电源快速切换装置中加入方向过流闭锁逻辑,依据采集进线开关处的电流和工作母线电压,实时计算电流的幅值和方向,当出现幅值大于整定值且方向流向工作母线时,结合电压幅值降低,判断出工作母线或其所带设备发生故障,经短延时闭锁切换逻辑。
其他相关逻辑也要进行针对性的改进和开发,诸如判合闸条件中可能遇到的频差正负问题等[10,11,12,13,14,15]。
5 应用实例
电源快速切换装置在茂名石化的应用案例如图4所示,现场正常运行时单母分段,2条进线各带1段母线,互为备用。安装于110 k V母线处的电源快速切换装置的作用是在一条进线发生故障情况下跳开该进线与母线之间的开关,合上母联QF3,由另一条进线带2段母线,保证2台变压器所带的4台电机不间断运行。由于该企业地处雷电多发区,110 k V进线是架空线,故障概率较高。自改造后,共发生7次外线路故障,电源快速切换装置均以快速切换或同期捕捉切换将备用电源投入,都在400 ms内切换成功,生产负荷不间断运行,避免了巨大的经济损失和安全隐患。
某次实际动作情况如下:进线B相发生单相金属性接地故障,该相电压瞬间接近于0,装置在故障发生1个周期后即检测到,发跳开进线开关命令,2个周期后开关跳开,故障切除,B相电压恢复为电机反馈的残压。然后电源快速切换装置进入判断合备用开关条件逻辑,再过3个周期后备用开关合上,完成切换,工作母线电压最低为75.72%额定电压,生产负荷无一中断运行。
6 后续要研究的问题
工企变电站工作母线所带设备众多,除了一般的异步电动机外,比较常见的还有同步电动机、高压并联电容器组及发电机等。有必要对各种负荷特性进行深入研究:一是要了解这些设备的存在对电源快速切换的影响;二是要清楚在电源快速切换过程中对这些设备有哪些影响,在什么情况下会对其造成冲击损害,从而需要在投入备用电源前将其切除。
7 结语
新型变电所 篇6
随着国民经济的快速发展,国家对矿产资源、地下水、地质环境的探测越来越迫切,特别是在目前浅部资源枯竭的情况下,对深部隐蔽矿床的探测越发显得尤为重要。瞬变电磁法(Transient Electromagnetic Method)是一种时间域的电磁探测方法,其原理是利用发射线圈向地下发射一次场,地下地质体在一次场的感应下会产生二次场信号,研究二次场信号随时间变化的关系就可以得到地下地质体的物理特性[1,2]。瞬变电磁法具有场源灵活、稳定高效、探测深度深等优点。但是由于我国在瞬变电磁仪的研制上起步较晚,目前国内研制的瞬变电磁仪与国外商品化的仪器相比还有较大的差距,在瞬变电磁仪的使用场合,往往还是选择国外进口的仪器,因此,研制我国具有自主知识产权的瞬变电磁仪具有比较深远的战略意义[3]。
瞬变电磁发射机的发射电流在瞬变电磁系统中起到了至关重要的作用。减小发射电流的关断时间(从最大值下降到零所需的时间),可以在一定程度上提高仪器测量的准确性[4]。为了尽可能地减小发射电流的关断时间,参考文献[5]提出了2种准谐振型电流陡脉冲整形电路。这2种电路利用谐振原理,在电路的参数选取比较适当的时候,可以比较好地降低发射电流的下降时间,提高关断能力。但是该电路的参数选取与线圈寄生电感量和发射电流大小有关。在多数情况下,线圈寄生电感量和发射电流大小都是不固定的,因而,这2种电路的性能不能发挥至最佳。
针对瞬变电磁发射机研究中的发射电流问题,本文提出了一种新型瞬变电磁发射机快速关断电路。在发射电流下降沿期间,该电路利用晶体管的通断将发射线圈接入一个特殊的放电回路,通过减小放电时间常数的方法加速发射电流的下降,减小关断时间。仿真和实验结果证明,该电路能极大地减小发射电流的关断时间。
1 瞬变电磁发射机全桥电路
为了能够在与发射机相连的负载线圈上得到双极性矩形脉冲电流,瞬变电磁发射机常采用MOS管或者绝缘栅双极性晶体管(IGBT)构成的全桥电路,只要控制全桥电路中功率晶体管的驱动信号,即可在负载线圈上得到双极性矩形脉冲电流。发射机全桥电路如图1所示,双极性脉冲电流的具体控制方法详见参考文献[6]。
在图1所示电路中,电感L和电阻RL表示发射线圈的寄生参数,二极管D1、电阻R1和电容C1构成瞬变电磁发射机常用的RCD吸收电路。根据参考文献[7]可知,该电路的关断时间为
式中:U1为电源电压和二极管导通压降之和;I0为关断时刻发射线圈的电流大小,即发射电流。
由式(1)可知,RCD吸收电路的关断时间与电源电压有关系,电源电压越高,关断时间越短。由于瞬变电磁发射机的电源电压一般都不会很高,所以,RCD吸收电路的关断时间很长。取线圈参数L=1.2mH,RL=0.5Ω,在发射电流I0=10A时,关断时间约为1.3ms。
2 新型快速关断电路设计
瞬变电磁发射机发射电流的关断过程可以等效成一个电感的放电过程。根据参考文献[8],电感在放电的过程中,其放电时间常数τ=L/R,其中,L为发射线圈的等效电感,R为放电回路的等效电阻。放电时间常数越小,电感中的能量消耗得越快,电流下降得越快。在τ=L/R中,L不可改变,因此,如果能够增大电感放电回路中的等效电阻,即可减小其放电时间常数,加速电流的下降。
据此思想,本文设计了一种新型瞬变电磁发射机快速关断电路,如图2所示,发射线圈的供电过程可分为正向供电、正向停供电、反向供电、反向停供电。其中,在正向供电和反向供电时,Q5、Q6均是导通的,反向供电过程和正向供电过程类似,所以本文只介绍正向供电过程。
正向供电开始时刻,Q1、Q4、Q5、Q6导通,Q2、Q3截止,负载线圈中流过正向电流,电流流向为VCC→Q1→Q5→L→RL→Q6→Q4。由于晶体管导通电阻极小,电阻R3、R4被短路,所以,电阻R3、R4上电流很小,不会增加系统额外的损耗。
正向供电结束时刻,Q1、Q4、Q5、Q6同时截止。负载电感通过电阻R3和晶体管的寄生二极管与电源构成放电回路,放电过程中,电流的流向为L→RL→R3→Q2→VCC→Q3→Q5,如图2中箭头所示。由于电阻R3的值比较大,负载电感放电回路中的时间常数就会比较小,从而使负载电感中的电流快速下降,减小关断时间。
3 理论分析
在负载线圈正向供电电流下降沿期间,负载电感放电回路的等效电路如图3所示。
根据基尔霍夫定律,由图3可列出电感的线性微分方程:
当t=0时,即关断时,线圈上电流等于发射电流I0,由此可得电流i(t)的表达式为
令i(t)=0,可得关断时间为
由式(4)可看出,在发射电流一定的情况下,本文提出的电路的关断时间t与R3和电压U有关,其中,U等于电源电压和3个二极管导通压降之和,在电源电压固定的情况下,可以认为U值是不变的,因此,关断时间仅与R3有关。根据式(4)可知,发射机的关断时间随R3的增大而变小。
为了与RCD吸收电路进行比较,在发射线圈参数和发射电流取值一样的情况下,即L=1.2 mH,RL=0.5Ω,I0=10A,用Matlab绘出关断时间t与R3的关系曲线,如图4所示。
由图4可看出,关断时间随着R3的增大有明显的下降趋势,理论上来说,R3取无穷大可以使关断时间趋近于零。但是R3并不能无限大。一方面,t=0时,电阻两端的电压UR3=I0R3=VCCR3/RL,R3越大,其两端的电压就越大。由于电阻R3和晶体管Q5是并联的,电压过高可能会击穿晶体管;另一方面,根据图4可看出,虽然发射机的关断时间会随着R3的增大而减小,但是这种减小的趋势随着R3的增大越来越小,当R3大到一定程度之后,继续增加R3几乎不会减小关断时间。因此,为了保证系统的安全性与稳定性,R3大小应有所限制。
4 仿真与实验验证
4.1 仿真结果
采用Matlab/Simulink仿真本文提出的电路,电路参数设置如下:L=1.2mH,RL=0.5Ω,I0=10A,仿真结果如图5所示。
由图5可以看出,R3越大,发射机的关断时间越短,且仿真结果和理论计算基本完全吻合。当R3=50Ω时,关断时间已经下降到100μs左右,此时电阻两端的电压在关断的一瞬间已经达到了500V。
4.2 实验结果
对RCD吸收电路和本文提出的快速关断电路进行实验验证。参数设置如下:L=1.2 mH,RL=0.5Ω,I0=10A。实验过程中,采用安捷伦示波器(DSO7052B,500 MHz,4GSa/s)在线性电流传感器(ACS712)上观测发射电流波形。由于实验中采用耐压值为650V的晶体管,故R3不能超过65Ω,实际实验过程中,R3=51Ω。实验结果如图6所示。
在参数相同的情况下,由图6(a)可以看出,RCD吸收电路的关断时间约为1.3ms,由图6(b)可以看出,本文提出的快速关断电路的关断时间大约为100μs。与RCD吸收电路相比,本文提出的快速关断电路将发射电流的关断时间减小到原来的1/10以下,且实验结果与仿真结果一致。
5 结语
瞬变电磁发射机中发射线圈的寄生电感极大地减小了发射电流的下降速度,从而导致发射电流关断时间过长。新型瞬变电磁发射机快速关断电路利用电阻和晶体管减小电感放电时间常数,为瞬变电磁发射机的研制提供了一种较好的减小发射电流关断时间的方案。电阻取值越大,发射电流的关断时间越短,但是对晶体管的耐压值要求也就越高。在实际应用中,应该根据发射电流的大小和晶体管的耐压值合理选取电阻阻值。
摘要：针对瞬变电磁发射机中发射线圈存在寄生电感导致发射电流关断时间过长的问题,设计了一种新型快速关断电路。在发射电流下降期间,该电路利用晶体管给发射线圈提供一条新的放电回路,利用该回路上电阻大、放电时间常数小的特点实现发射电流的快速关断。仿真和实验结果表明,该电路能够有效地降低瞬变电磁发射机的关断时间,且稳定性好。
关键词：瞬变电磁发射机,放电回路,时间常数,快速关断
参考文献
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新型变电所 篇7
江苏省南京地区以往的220 k V变电站大多采用户外型设计,即主变、带电构架及配电装置均布置于室外。该类型变电站设备占地面积大,对变电站周围环境产生的工频电场、工频磁场影响较大,电磁污染水平较高。为解决以往传统变电站的这些缺点,供电部门新建了一批新型的220 k V半户内型变电站。本文将通过对南京市河西奥体新城区某新型220k V半户内型变电站运行期间变电站周围工频电场、工频磁场的实际监测,并与同地区同等级的典型220 k V户外型变电站运行期变电站周围工频电场、工频磁场监测数据进行对比、分析,了解该新型变电站运行后对周围环境产生的电磁污染水平,并就其原因进行分析、讨论。
1 监测对象及监测点位
该新型变电站位于南京市河西奥体新城区,变电站南侧和西侧距居民小区不足百米。为降低变电站运行期对周围环境造成的电磁污染,该变电站将原设计方案中的典型户外型布置改为2台主变位于主控制楼和生产综合楼之间,带点构架和配电装置均位于主控制楼户内的新型布置,其平面布置情况如图1所示。
该变电站现有2台主变,主变容量2×240 MVA,220 k V电缆进线2回,110 k V电缆线路4回。
根据《500 k V超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》(HJ/T24-1998)和《高压交流架空送电线路、变电站工频电场和磁场测量方法》(DL/T988-2005)中规定的监测规范和布点要求,在该变电站四周厂界外5 m分别布设工频电场、工频磁场测点,共计8个监测点。
2 监测条件及结果
监测天气:晴,温度5.5℃,湿度23.2%RH,风速2.7 m/s
监测仪器:HI-3604型工频电磁场强度测量仪
主变型号:OSFSZ-240000/220 2台
监测时1号主变工况:U=230.7 k V,I=54.98A,P=25.38 MW
监测时2号主变工况:U=230.7k V,I=70.62A,P=30.16 MW,监测结果见表1。
监测结果表明,该变电站周围工频电场为1.00×10-3k V/m J9.42×10-3k V/m,工频磁场为1.59×10-5m T J9.47×10-5m T。远小于《500k V超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》(HJ/T24-1998)中所规定的工频电场4 k V/m和工频磁场0.1 m T的评价标准。
3 对比监测条件及结果
对比监测时,选取了南京地区220 k V电压等级,主变容量2×180 MVA、正常运行的某典型户外型变电站进行工频电场、工频磁场监测。其平面布置情况如图2所示。
监测天气:晴,温度10.1℃,湿度18.5%RH,风速1.1 m/s
监测仪器:HI-3604型工频电磁场强度测量仪
主变型号:SFZ10-180000/220 2台
监测时1号主变工况:U=230.7 k V,I=113.8 A,P=45.24 MW
监测时2号主变工况:U=230.7 k V,I=20.86 A,P=8.52 MW,监测结果见表2。
监测结果表明,该变电站周围工频电场为1.22×10-2k V/m~1.05 k V/m,工频磁场为2.70×10-5m T~1.80×10-4m T。
4 监测结果对比及分析
监测结果对比及分析见表3。
从表3的数据对比可知,新型变电站周围的工频电场最大监测值仅为同等级户外型变电站的0.9%,工频磁场最大监测值为户外型变电站的52.6%。
根据《500 k V超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》(HJ/T24-1998)附录A、B中推荐的工频电场、工频磁场计算模式可知,高压变电站内主变、带电设备在无屏蔽情况下,当运行电压恒定,对外界产生的工频电场强度不会发生变化,工频磁场强度将随着主变负荷功率的增大,即运行电流的增大而增大,二者基本呈正比关系。新型变电站与对比的典型户外型变电站相比,实际工作电压相同,实际工作负荷稍大。因此,在不考虑屏蔽等影响因素的情况下,两者产生的工频电场强度应相同,新型变电站产生工频磁场稍大。
然而本次对比监测中,新型变电站厂界周围的工频电场最大值仅为同等级典型户外型变电站的0.9%,工频磁场最大值为户外型变电站的52.6%,对变电站周围环境造成的电磁污染水平远低于典型户外型变电站。分析其原因主要有以下两点。
(1)根据以往对江苏省境内众多高压变电站监测经验以及相关文献[1,2,3,4]中对工频电场、工频磁场的研究结果表明,工频电场受墙壁、建筑物等的屏蔽作用明显,经这些障碍物屏蔽后,工频电场强度衰减较大。新型变电站采用的是半户内型设计,其主变和带电构架运行时所产生的工频电场经主控制楼、生产综合楼及隔音防火墙屏蔽后衰减较大,对变电站周围环境产生的工频电场污染水平较低。
(2)工频磁场受墙壁等的屏蔽影响较小,但随着距离的增大衰减迅速,新型变电站由于采用了高度紧凑的半户内型布局,设备占地面积较典型户外型变电站大为减小,主变及带电构架距厂界距离较大,工频磁场强度随着距离衰减较大,对变电站周围产生的工频磁场污染水平也较低。
5 结论
通过对南京地区新型220 k V变电站周围电磁环境的现场监测以及与同等级典型户外型变电站监测结果的对比得出结论,新型220 k V变电站运行时对变电站周围环境产生的电磁污染水平较典型户外型变电站显著减低,符合国家相关环境保护要求。从环境保护的角度来看,该类型变电站与典型户外型变电站相比有着显著的优越性,随着南京地区市区变电站不断增多,该新型半户内型变电站的设计具有一定的参考价值。
参考文献
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