运行方式的改进论文

运行方式的改进论文（精选12篇）

运行方式的改进论文 篇1

在病理制片过程中，组织的脱水、透明、浸蜡是制片的关键步骤，一张好的切片与组织的处理有着密切关系，直接影响诊断结果的准确性。在病理组织处理过程中，大体组织大多使用自动组织脱水机来处理，但像气管镜、胃镜、肠镜等粘膜组织和大体组织一起入脱水机进行组织处理，组织处理时间长，脱水过度，制片质量不佳，影响病理诊断工作。过去，对于这些组织，人们大多采用手工操作，不但浪费人力，还会因工作杂乱，忘记运行时间，导致脱水效果不理想。现在，许多医院病理科由于病例量的增加，都会利用闲置脱水机对微小活检组织进行组织处理，两全其美。我科利用闲置脱水机进行组织脱水，通过对运行程序及运行时间反复实践摸索，取得了满意效果，现介绍如下，供同行参考。

1 仪器和方法

1.1 仪器

采用ZT-12P2湖北孝感亚光生物组织全自动脱水机。

1.2 运行方式

将已固定的微小活检组织用眼科镊子夹取放在擦镜纸[1]上，使粘膜面与擦镜纸垂直，并用伊红染液染色[2]，防止组织丢失，用擦镜纸包好，放入一次性包埋盒中，按病理编号依次进行编号[3]，编号写在包埋盒开口处，字迹要清晰。包埋盒有粗孔和细孔2种，微小活检组织一般用细孔包埋盒包埋，所有组织包埋结束后，一同排列整齐放入脱水篮中，送入脱水机准备组织处理。脱水机运行程序已设定完毕，运行前检查核对。脱水一般在上午9:00开始运行，首先按运行按钮，脱水篮进入第1缸(中性缓冲甲醛液)，中性缓冲甲醛液能更好地保存组织抗原性[4]，利于免疫组化染色。微小活检组织运行程序，见表1。第1缸运行5min后，自动提篮进入第2缸(95%乙醇)运行2min，再依次进入第3缸(95%乙醇)运行3min，进入第4缸(95%乙醇)运行5min，进入第5缸(无水乙醇)运行10min，进入第6缸(无水乙醇)运行10min，进入第7缸(无水乙醇)运行10min，进入第8缸(二甲苯)运行15min，进入第9缸(二甲苯)运行15min，进入第10缸(石蜡Ⅰ)运行10min，进入第11缸(石蜡Ⅱ)运行10min，进入第12缸(石蜡Ⅲ)运行10min，运行全过程105min，上午11:00前就可以包埋。一般组织脱水机有12～14缸。

注：组织在入脱水机前，已在中性缓冲甲醛液中固定

2 结果

用此方式对微小活检组织进行组织脱水处理，结果显示此方式简单、方便、时间短，只需105min左右。蜡块软硬适度，切片不断裂，形成连续蜡带，镜下组织结构、细胞形态清晰。

3 讨论

组织脱水处理的好坏直接影响病理切片诊断的准确性，用此方式明显优于手工方式及大体组织脱水运行方式。它的优点是方便、省时、提高工作效率，减轻病理技师工作强度，但应注意在对脱水机运行时间、温度及程序进行反复试验[5]后得出的程序不要轻易改动。同时还应重视以下几点：(1)试剂及时更换和添加。一般以500mL试剂为准，每500块组织需更换一次[6]。(2)固定：使用中性缓冲甲醛液[7]。(3)石蜡缸的温度设置在65℃左右[8]。(4)科学的工作流程是，每天上午9:00取材结束后，准时上机，以保证下午切片工作顺利进行。(5)专人负责：以免延误时间，影响脱水效果。

总之，用此方式对微小活检组织进行组织处理，脱水效果好，制片效果佳，工作效率高，具有应用价值。

摘要：目的 探讨微小活检组织在组织脱水运行方面的改进和完善方法。方法 利用科内闲置脱水机重新设定运行时间。结果 提高了组织块的脱水质量,减少了病理技术人员的工作强度。结论微小活检组织脱水运行方式的改进对组织脱水处理十分有益。

关键词：微小活检组织,自动脱水机,病理制片

参考文献

[1]杜卓民.实用组织学技术[M].北京:人民卫生出版,1982.

[2]王伯沄,李玉松,黄高昇,等.病理学技术[M].北京:人民卫生出版社,2001:77-81.

[3]徐思行,余心如.病理诊断与技术规范[M].杭州:浙江大学出版社,2003.

[4]王文勇.免疫细胞(组织)化学和分子病理学技术[M].西安:第四军医大学出版社,2010:1-2.

[5]中华医学会.临床技术操作规范[M].北京:人民军医出版社,2004.

[6]梁英杰,凌启波,张威.临床病理学技术[M].北京:人民卫生出版社,2011.

[7]周庚寅.组织病理学技术[M].北京:北京大学医学出版社,2006.

[8]梁晓俐.病理学基础与实验技术[M].北京:军事医学科学出版社,2004.

运行方式的改进论文 篇2

摘要：集中供热的目的在于维持室内温度适宜，使建筑物失热与得热始终处于平衡，因此，供热期间随着室外气候因素的改变需适时进行调节，最大限度的节约能源。本文通过比较几种常用的集中供热运行调节方式，力争找到适合换热站运行调节的模式。

关键词：集中供热 运行调节 量调节 换热站

一、质调节

进行质调节时，只改变供暖系统的供水温度，而系统循环水量保持不变。这种调节方式，网路水力工况稳定，运行管理简便，采用这种调节方法，通常可达到预期效果。集中质调节是目前最为广泛采用的供热调节方式，但由于在整个供暖系统中，网路循环水量总保持不变，消耗电能较多。

二、量调节

在供热设计及运行中，根据室外温度对循环水泵进行工况调节从而满足实际热负荷的需求是一个比较重要的问题。通过比较2种循环水泵工况调节方式，介绍水泵变频控制的节能情况和效用分析。循环水泵运行时工况点的参数是由水泵性能曲线与管网性能曲线共同决定的。但是用户需要的流量在采暖期中可能经常会产生变化。为了满足这种流量变化的要求，必须进行一定的工况调节。所用的方法从原理上讲就是设法改变管网性能曲线或者水泵性能曲线。为了进行全网均匀调节，在二次网系统中利用水泵变频调速，达到较好的控制效果。

1循环水泵工况调节方法比较

1.1改变管网性能曲线

改变管网性能曲线的方法是出口节流调节，即在水泵出口安装调节阀，通过改变调节阀的开度来改变管网性能曲线，使之变陡或变缓，从而改变管路的阻力特性，改变水泵的工况点，进行流量的调节。出口节流的调节方法是增加出口阻力来调节流量，是不经济的方法。尤其当水泵性能曲线较陡而且调节的流量(或者压力)又较大时，这种调节方法的缺点更为突出，目前很少采用这种调节方法。对于液体管网，水泵的调节阀只能安装在出口管上，这是因为吸口管上设置调节阀，增加吸人口的真空值，可能引起水泵的气蚀。

1.2改变水泵性能曲线

改变水泵性能曲线最常用的方法是转数调节。当水泵电机转速改变时，其性能曲线也随之改变，所以可以用这个方法来改变工况点，以满足流量上的调节要求。因为水泵电机的功率近似正比于转数的三次方，所以用转速调节方法可以得到相当大的调节范围。改变转速调节并不引起其他附加损失，只是调节后的新工况点不一定是最高效率点，导致效率有些降低。所以从节能角度考虑，这是一种经济的调节方法。最常用的方法是变频调速，即通过改变电机输入电流频率来改变电机的转数。这种方法不仅调速范围宽、效率高，而且变频装置体积小，便于施工安装。

1.3水泵工况调节方法的对比分析

改变管网性能曲线、改变水泵性能曲线、调节水泵工况点的压力一流量图如图1所示。图1中曲线 I为转数n时水泵的性能曲线。曲线Ⅱ为管网性能曲线。曲线Ⅲ为转数n′时泵的性能曲线。曲线Ⅳ为出口节流调节后的管网性能曲线。A点为设计工况点，转速为n，流量为Qa。现需把流量改变为Q′，当采用出口节流调节，关小管网中阀门，阻力增大，管网特性曲线变陡为曲线Ⅳ，工况点移到C点;此时阀门关小额外增加的压力损失为△H =Hc-Ha，可见，由于增加阀门的阻力，额外增加了压力损失，相应的多消耗了额外功率，是不经济的。

当采用转数调节，水泵特性曲线下移为曲线Ⅲ，流量调节为Q′，由于管网性能曲线Ⅱ不变，压头则随着下降，工况点调节为B点。有相似率可知，改变水泵的转数，可以改变水泵性能曲线，从而使工况点移动，流量随之改变。对于这种转数调节方式，随着所需流量的改变，转速应与流量同比例改变，压头与转速的平方同比例改变，功率则与转速的立方成比例改变。

分别从工况 B点和工况C点向横轴、竖轴作垂线，垂线与横轴、竖轴围成的矩形面积即可直观地反映出各工况点功率的大小。图1中阴影矩形面积更是直观地反应出改变水泵性能曲线比改变管网性能曲线多节省电机功率的情况。在节能效果方面，改变水泵性能曲线的方法比改变管网性能曲线要显著得多。因此，改变水泵性能曲线成为工况调节及水泵节能的主要方式。变频调速在改变水泵性能曲线和 自动控制方面优势更为明显，因而应用广泛。

2、进行流量调节的几个前提条件：

2.1、在供热前期或供热期间必须进行系统初调节，减少水力失调度，尽量避免由于系统流量分配不均而引起的近热远冷现象。由系统的水压图可以看出近端用户的资用压力很大，这种现象在设计阶段是不可避免的。所以必须通过有效途径加大近端并联用户的阻力如调节控制阀门的开启度，把多余的资用压力消耗掉才能保证系统流量按需分配，合理控制水力失调。

2.2、尽量减小系统运行阻力使管网性能曲线变缓，保证循环水泵出力，提高运行效率。单位长度的沿程阻力称为比摩阻。一般情况下，主干线采取30～70Pa/m，支线应根据允许压降选取，一般取60～120Pa/m，不应大于300 Pa/m。一般地用户系统阻力2～4m，换热站管路系统阻力8～15m水柱。减小系统最不利环路的运行阻力的途径：

2.2.1使用软化水。由于系统循环水结垢会使管壁的粗糙度增大，从而会引起系统的沿程阻力的增加。由板式换热器的结构特点可以看出，它是由带有人字形波纹的板片相互叠加而成，在板换里面形成蜂窝状的水流通道。通道面积本来就不大，如果再出现水结垢现象不仅会影响换热效果还会减小通道面积严重时甚至完全堵死，大大增加板换的运行阻力。使用软化水可以使系统循环水呈弱碱性即 PH值大于等于10，避免系统中管道及附件和散热器由于受酸性腐蚀而增加运行阻力。

2.2.2定期排污。当除污器前后压差超过2m水柱时考虑排污。

2.2.3最不利环路、主干线和站内主阀门应全开，尽量不用阀门去调节系统的循环流量，应通过调节变频器的频率改变系统的循环流量，从而减小由于阀门节流引起运行阻力的增加。

三、分阶段变流量的质调节

把整个供暖期按室外温度的高低分成几个阶段：在室外温度较低的阶段，管网保持较大的流量;而在室外温度较高的阶段，管网保持较小的流量。在每一个阶段内，网路均采用一种流量并保持不变，同时采用不断改变网路供水温度的质调节，这种调节方法叫分阶段变流量的质调节。由于水泵扬程与流量的平方成正比，水泵的电功率与流量的立方成正比，在大型供暖系统中，整个采暖期可分为 3个或 3 个以上的阶段。如果采用 3个阶段，各个阶段中循环 水泵的流量可分别为计算值的 1 0 0 %、8 0 %和 6 0 %，扬程可分别 为 1 0 0 %、6 4 %和 3 6 %，而循环水泵的耗电量相应为 1 0 0 %、5 1 %和 2 2 %。这种调节方法综合了质调节和量调节的优点，既较好地避免了水力失调，又显著地节省了电能。所以，它是一种公认的、比较经济合理的调节方法，在热水供暖系统中得到了较多的应用。

换热站设备以及庭院管网一般都是根据发展负荷一次性投资建设的，在实际运行过程中换热站的实际供热面积和建站负荷存在着不一致现象，有的差距较大，还有一部分可能已经超过发展面积;另一方面是换热站设备如换热器、水泵等都是按设计参数计算订购的。所以在实际运行时应该根据各换热站的实际供热面积并结合室外温度对循环泵的流量进行调节，调节依据如下：

1、普暖用户

设计供回水温度为85—60℃，供回水温差为25℃，循环流量为2—2.5kg/h。

2、地暖用户

设计供回水温度为50—40℃，供回水温差为10℃，循环流量为5—6kg/h。

公司调度下达的指令是宏观调节，我们每个换热站应根据实际情况进行微观调节。对老建筑、九十年代末建筑、节能建筑在实际供热参数上区别对待，各供热区域应在调度指令宏观调控下适当微调，尽量按需供热、挖掘节能潜力。

判断庭院管网循环流量是否合理，由于大部分换热站未安装流量表可参考供回水温差，普暖用户供回水温差宜控制在10—15℃，地暖用户供回水温差宜控制在5—10℃。

进行流量调节还应注意以下事项：

1、对水力工况差、供热半径大、供热负荷分布差异较大的庭院管网流量调节幅度不宜太大。

2、庭院管网必须进行水力平衡调节，在各热力站注水试压或试运行期间对二次网系统进行水力平衡初调节;供热运行稳定后，结合生产性测温对二次网系统进行水力平衡精细调节。

3、在水力工况较稳定的情况下调节循环流量，各用户的流量不是成比例变化的，因此循环流量每调整一次，相应的庭院管网都要进行细微的水力平衡调节。

4、水力平衡调节是一个繁琐的过程，不可能一次调节成功，需要我们反复摸索、调整，即使调节好了随着用户负荷变化、循环流量的变化也会对其有所影响，所以我们应转变观念，定期调整，使有限的热量合理分配。

四、质量-流量调节

同时改变热水网路供水温度和流量的供热调节方法称为质量-流量调节。在供热调节过程中不仅热网的供水温度随热负荷的减小而降低，同时热网的循环流量也随热负荷的减小而减小，这样可以大大节省热网循环水泵的电能消耗。但是它对热网的稳定行要求比较高，为了防止发生水力失调，进入热网的流量不能太少，通常应不小于设计流量的60%。

五、结论

由以上分析可以看出：质调节方式虽然系统水力工况较稳定，但流量不变使水泵消耗的电能较多：量调节方式节约了水泵的电耗，但在室外温度较高时流量很小，容易引起严重的热力工况水力失调;质量-流量调节方式即最大程度的节约了水泵电耗，又起到了调节的目的，但它对系统的自动化程度及热网稳定性要求比较高，目前还不宜采用;分阶段改变流量的质调节方式结合了以上几种调节方式的优点，结合我们现状是可以实现的，应予以推广。

参考文献

1.陆耀庆主编，供热通风设计手册。中国建筑工业出版社。

2.李善化、康慧等编著《实用集中供热手册》，中国电力出版社，2006年。

城市配电网运行方式的优化 篇3

【关键词】城市配电网；运行方式；优化

引言

随着城市配电网不断向大容量、高参数、复杂结构等智能电网方向发展，配电网运行方式的合理安排和优化对配电网安全运行、节能经济高效运营起着越来越重要的作用。合理、科学的运行方式编排和优化对及时掌握配电网运行状态，故障及安全隐患排查，对配电网安全、经济、优质运行都有着显著成效。

1、深圳配电网存在的问题

城市电力网是为城市送电和配电的各级电压电力网的总称，其中6、10、20kV电压电网为中压配电网，目前深圳中压配电网的电压等级基本上为10kV，还有少量为20kV。本文提及的城市配电网均为10kV中压配电网。

因深圳配电网建设初期未能超前规划、各区发展不均衡等原因，导致配电网络构架复杂，配电网络结构存在多种历史遗留问题，例如：线路联络关系复杂，多条线路无序联络，常见五条以上、极端情况甚至十多条配网线路相互关联，但转供能力却没有因此得到提升；配电网线路供电区域不清楚，常见在某一区域存在多条线路供电，且这些线路同时供区域外的负荷的情况；主干线路供电节点多，常见某些配网线路给十几个环网柜供电的情况；某些架空线路之间的联络点，未选用柱上开关，而是利用单一刀闸作联络点；支线多级放射，某一开关引自主干线路后，后端带多个环网柜或变压器，若开关断电将造成多用户停电；互相联络的两条配电网线路，其供电电源来自同一个变电站的同一段母线，若母线停电，将造成两条线路同时停电且无法转供电等等。

复杂薄弱的配电网络结构给配电网的安全运行带来了许多问题，例如：负荷密集区配网线路不满足N-1安全准则，线路故障停电后，常常因联络点设置不合理或正常供电线路重载而导致故障线路的负荷无法转供；线路走向复杂、供电区域交叉、无序联络等，使得平时的线路运维和故障情况下故障点的查找效率低下；联络点设置不合理、使用单一刀闸作联络点、运行人员操作时操作步骤复杂，存在安全隐患；因联络点没有经过优化设置，线路转供电经常需要移动多个地方，有时因需进客户电房而需操作人员耗费大量时间跟客户协调，故障情况下影响线路的复电进程等等。

上述配电网存在的问题，最主要的原因是配电网的规划与生产运行脱节引起的，解决上述问题从根源上还是要有规划和运行一体化的管理思路，在规划设计阶段就考虑到以后的生产运行中会碰到的问题，并予以规避或优化。此外，也有配电网运行方式的管理不够规范的因素，这正是本文所尝试探讨的。深圳配电网调度目前实行集约化的调度模式，配网调度负责全市配网的调度运行管理，因配网自动化只覆盖了城市中心区的一部分，大部分区域主要依赖配网单线图进行调管操作，目前没有固定的运行方式安排。

2、配电网运行方式的优化

那么，应该如何着力配电网运行方式的规范化管理以提升配电网运行管理水平呢？从上述配电网络的薄弱环节入手，配电网的运行方式安排及改造优化中应考虑以下因素：

2.1 满足线路N-1安全准则

N-1安全准则即：中压配电网一回线路或配电站内一台配电变电器发生故障停运时，在正常情况下，经转供电后除故障段外不停电；在计划检修情况下，又发生故障停运时，允许部分用户停电，待故障修复后恢复供电。为最大限度保证线路满足N-1安全准则，新建或改造的组网线路应优先选择N供一备（N<=4）、单环网、双环网方式的接线方式，实现接线方式的标准化，避免无序联络、避免支线多级放射。

2.2 线路负荷和供电节点均衡

各相关联络线路的负荷分配须基本平衡，且满足线路安全载流量的要求；单条线路所带的配电站或开关站数量须基本均衡，一般不宜超过6个，防止主干线路供电节点过多。

2.3 固定联络开关点的选择

优先交通方便，且属于供电局资产的户外设备，没有无特殊原因不将联络点设置在用户设备及户内设备，避免转供电操作耗费不必要的时间；对架空线路，应避免使用单一刀闸作为线路联络点，规避操作风险；对已经进行配网自动化改造的线路，联络点优先选择具备遥控功能的开关，利于调度台端对设备的遥控操作，如未进行配网自动化改造的线路，联络点的选择应考虑是否适合进行配网自动化改造。

2.4 满足用户供电要求

对相互联络的线路，应避免线路供电均来自同一变电站的同一母线，防止母线失压时用户供电电源全失。此外，还应考虑重要用户的可靠供电，目前深圳配电网的重要用户分一级、二级两类，对一级重要电力用户具备两路电源供电条件，两路电源应当来自两个不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电；对二级重要电力用户具备双回路供电条件，供电电源可以来自同一个变电站的不同母线段；尽量避免单条线路供多個重要用户，一条线路不宜超过1个重要用户。

2.5 配电网的分区供电

中压配电网应根据上级变电站的布点、负荷密度和运行管理需要，划分成若干相对独立的分区配电网，分区配电网应有明确供电范围，不宜交叉和重叠。分区的划分应随着情况的变化适时调整。有条件的地区可根据负荷和道路分布，按道路划定地理区域上的网格，在网格内按标准接线方式组网，形成具备独立的区域性电能特征的配电网单元，即进行配电网分片的“网格化”供电。

2.6 其他因素

可考虑的其他因素有：中压配电线路的供电距离满足末端电压质量的要求，线路长度不宜太长；用户专线也是配电网的重要组成部分，对其方式安排也应提出相应的技术指导意见；对同沟铺设的多条电缆线路应考虑避免出现电缆沟着火造成大面积停电且无法转供电的情况等等，不一一赘述。

3、配电网运行方式优化的成效

考虑上述因素的城市配电网方式安排与优化，一方面提出了在现有配电网络结构下运行方式的安排原则，另一方面提出对配电网络构架薄弱环节进行优化改造的大体思路。遵循上述原则的城市配电网方式安排与优化，固化了配电网联络开关点，优化了配电网络，对配电网的安全、优质、经济运行有着显著促进作用。基层运行人员通过制定线路联络表、转供电操作开关表、正常方式图等手段，不仅便捷地掌握了本区配电网线路、联络开关、重要用户等信息，利于开展日常运行维护，更可在故障停电情况下，快速掌握故障停电范围，快速进行转供电操作，缩短停电时间，提高供电可靠性，提高客户服务水平。从运行指标的提升来看，试点地区的配电网线路可转供率逐年攀升，用户平均停电时间、用户平均停电次数均逐年减少，供电可靠率有所上升。此外，上述原则还可以前移至规划建设环节，用于指导配电网的规划，在配网规划与运行之间形成闭环的一体化管理，实现配电网络架构的超前规划，从根本上提升配电网的运行管理水平。

参考文献

[1]方向晖.中低压配电网规划与设计基础.水利水电出版社，2004，4.

运行方式的改进论文 篇4

关键词：备自投,运行方式,方案改进

1 站用电系统基本情况

1.1 站用电系统介绍

1.1.1 站用电源介绍

某变电站站用电源采用三回供电 (见图1) 。

Ⅰ回站用电源为工作电源, 引自1#主变110k V 2#母线;

Ⅱ回站用电源为备用电源, 引自220k V变电站110k V间隔。

1.1.2 400V系统介绍

站用电系统低压母线由400V 1#母线 (380V/220V工作Ⅰ段) 和400V 2#母线 (380V/220V工作Ⅱ段) 组成。

站用备用变压器经过两级断路器接入400V 1#母线和400V 2#母线;Ⅰ回站用电工作, 给400V 1#母线供电;Ⅱ回站用电冷备用或充电备用, 两段工作母线分列运行。

1.1.3 Ⅲ回站用电备用状态介绍

冷备用:11001隔离开关合上, 1100断路器拉开, 403断路器合上, 400V 3#母线停电, 413、423断路器拉开。

充电备用:11001隔离开关合上, 1100断路器合上, 113B、13B充电, 403断路器合上, 400V 3#母线充电备用, 413、423断路器拉开。

1.2 备自投系统介绍

1.2.1 备自投功能

该站用电系统配有两台备自投装置:备自投1作为Ⅲ回站用电源自动投入Ⅰ回站用电源的自动投入装置。当400V 1#母线故障时, Ⅰ回站用变低压侧零序电流保护带延时动作且闭锁备自投1。备自投2作为Ⅲ回站用电源自动投入Ⅱ回站用电源的自动投入装置。当400V 2#母线故障时, Ⅱ回站用变低压侧零序电流保护带延时动作且闭锁备自投2。

1.2.2 备自投装置的工作条件 (以备自投1为例)

1) 备自投1充电的条件: (1) 400V 1#母线有压; (2) Ⅲ回站用电源有压; (3) 401断路器在合闸状态; (4) 413断路器在分闸状态。

2) 备自投1放电的条件: (1) Ⅲ回站用电源无压; (2) 413断路器在合闸状态; (3) 手跳401断路器; (4) 401断路器跳闸拒动。

1.2.3 备自投动作过程

以备自投1为例, 备自投装置动作过程如下: (1) 1100断路器在合上时。当满足备自投可用性条件, Ⅰ回电源故障, 造成400V 1#母线因非母线故障失压, 备自投装置判别备用电源有电, 动作跳开401断路器, 自动合上413断路器。 (2) 1100断路器在拉开时。当满足备自投可用性条件, Ⅰ回电源故障, 造成400V1#母线因非母线故障失压, 备自投装置判别备用电源有电, 动作跳开401断路器, 自动合上1100、413断路器。

2 备自投动作过程分析

以下对站用电保护及备自投系统的动作行为进行分析 (均以备自投1为例) , 图2为备自投1原理接线图。

2.1 工况一 (正常工况下的工作过程)

(1) 备自投动作前运行方式。Ⅰ回站用电工作, 给400V 1#母线供电;Ⅲ回站用电冷备用。 (2) 备用电源投入过程。在备自投充电完成后, 如果Ⅰ回站用电发生非母线故障, 备自投装置检测到:400V 1#母线失压 (=NE01-TU) , 且401断路器无流 (=NE01-TI) 。 (3) 二次装置动作过程分析。备用电源投入之后, 备自投装置检测到413断路器在合闸状态 (=NE21-4DL.TWJ为0) , 备自投放电, 备自投功能不再起作用。这样的设计也符合所用电设计规程的要求。

2.2 工况二 (特殊工况)

(1) 备自投动作前运行方式。Ⅰ回站用电工作, 给400V 1#母线供电;Ⅲ回站用电充电备用。Ⅲ回站用变保护动作, 跳开1100断路器, Ⅲ回站用电处于冷备用状态。 (2) 备用电源投入过程。Ⅲ回站用电保护动作不会闭锁备自投功能, 如果运行人员未能及时手动退出备自投功能, 短时间内Ⅰ回站用电发生非母线故障, 造成400V 1#母线失电。此时备自投动作, 将处于冷备用状态的Ⅲ回站用电投上。 (3) 保护动作过程。若13B低压侧故障为永久接地故障, 保护再次动作, 跳开1100、413断路器。 (4) 二次装置动作行为过程。这种运行工况造成了一次Ⅲ回站用电合于故障的事故, 保护短时间内由于同样的故障动作两次。造成事故的原因是Ⅲ回站用电保护动作之后, 如果短时间内Ⅰ回站用电源故障, 备自投装置将会投于故障电源。

2.3 工况三 (特殊工况)

(1) 保护动作前运行方式。Ⅰ回站用电工作, 给400V 1#母线供电;经413、423断路器联络, 给400V 2#母线供电。 (2) 保护动作过程。Ⅲ回站用变检修后试充电时, 如果站用变保护区域内存在故障 (13B低压侧接地) , 1100断路器合于故障后站用变保护动作, 跳开413、423断路器, 造成400V 2#母线非正常失电。 (3) 二次装置动作行为过程。403断路器在设计上相当于一把刀闸的作用且没有接入保护跳闸回路, Ⅲ回站用变保护动作会跳开413、423断路器。在试充电失败时, 造成400V 2#母线非正常失电, 扩大了事故造成的停电范围。 (4) 反措。为避免400V 2#母线非正常失电, 可以采取如下措施:Ⅲ回站用变试充电前退出Ⅲ回站用变保护跳413, 423联络断路器的压板。在试充电正常之后, 由运行人员操作恢复设备正常运行方式。

3 备自投改进方案

上面的两种特殊工况, 给设备的安全稳定运行带来了隐患, 增加了运行人员倒闸操作的风险。为解决这些问题, 提出了以下几种站用电系统的改造方案。

3.1 方案一

(1) 改造目的。取消Ⅲ回站用电冷备用时的备自投功能。 (2) 改造内容。将Ⅲ回站用电源有电的判据改为400V 3#母线有电:将=ALA0.TU至备自投的接线改为接入=NE23.TU。 (3) 方案分析。如果取消Ⅲ回站用电冷备用时的备自投功能, 备用电源在正常运行时必须处于充电备用状态。备用电源在充电备用时存在空载损耗, 备用电源充电备用一年的损耗将达到5.807k W×24h×365=50869.32k W·h。该方案降低了站用电系统的经济性。在Ⅲ回站用变试充电之前仍需要退出Ⅲ回站用变保护跳413, 423联络断路器的压板。在试充电正常之后, 由运行人员操作恢复设备正常运行方式。

3.2 方案二

(1) 改造目的。增加Ⅲ回站用电保护动作闭锁备自投功能的回路。 (2) 改造内容。增加备用变保护动作闭锁备自投的信号回路。 (3) 方案分析。Ⅲ回站用变保护由4套装置实现见表1。

备用电源保护动作闭锁备自投之后, 不会发生保护动作跳闸后, 备自投再次动作合于故障的情况但是外接闭锁信号过多, 且目前备自投装置本身并不具备这样的保持信号继电器, 如果采用外置磁保持信号继电器, 改造难度很大, 很难实施。

3.3 方案三

(1) 改造目的。将Ⅲ回站用变保护跳闸出口由跳413, 423联络断路器改为跳403断路器。 (2) 改造内容。将备自投装置的控制字由备自投方式1改为备自投方式3;在备自投1的充电条件中增加“403断路器在合闸状态”的判据;将Ⅲ回站用变保护 (共4套装置) 动作跳413、423断路器改为跳403断路器。 (3) 方案分析。该方案通过将Ⅲ回站用变保护跳闸出口由跳413, 423联络断路器改为跳403断路器, 备自投装置将会投于故障电源的问题;同时保留了Ⅲ回站用电冷备用备自投的功能, 运行方式更灵活经济。实施该方案需要对403断路器的设计功能及灭弧能力重新进行验证和考虑, 需要对Ⅲ回站用变保护配置及备自投装置的功能进行重新分析。

3.4 方案比较

几种方案比较来看, 方案一的工作量小, 易于实施。方案二改造难度大, 基本不具可行性。方案三需要增加两路信号且对装置外围接线改动较大, 但是改造工期长, 无法在站用电系统投运前实施。

4 结语

随着电力市场化运营改革的不断深入, 电网结构将会产生很多变化, 同时也会出现各种非常态的运行方式, 备自投与其他保护、安全自动装置之间的配合关系也将会变得更加复杂, 从而找出并采取合理的、优化的解决方案, 提高供电可靠性。这样的设计思路, 可以作为将来类似站用电备自投系统设计的参考。

参考文献

[1]周涛.电力系统广域备自投系统的分析[D].广州:华南理工大学, 2010

编制电力系统年度运行方式的规定 篇5

为适应电网运行管理的需要，进一步加强电力系统运行方式管理，现颁发《编制电力系统年度运行方式的规定》（试行）（以下简称《规定》），请依照执行。

为及早发现电力系统运行中存在的问题，以便采取必要的措施，请各网、省局在抓好电力系统年、季（月）日运行方式的同时，组织力量编制电力系统两年滚动运行方式，其内容参照《规定》第十五条执行，重点是电力电量平衡、重要线路及断面稳定水平分析，短路容量分析和无功电压分析等以及应采取的措施。

本《规定》在执行中如发现问题，请随时告国家电力调度通信中心。

第一章 总 则

第一条 为加强电力系统年度运行方式编制工作，使年度运行方式编制工作制度化、规范化，以保证电力系统安全、优质、经济运行，制定本规定。

第二条 电力系统年度运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分，年度运行方式是保证电力系统安全、优质、经济运行的年度大纲。

第三条 电力系统年度运行方式应保证实现下列基本要求：

1.充分而合理地发挥本系统内发输变电设备能力，以最大限度地、合理地满足负荷需求。

2.使整个系统安全运行和连续供电。

3.使系统内供电的质量符合规定标准。

4.根据本系统的实际情况和与外部购售电的条件，合理使用本系统燃料和水力资源，使整个系统在最经济方式下运行。

第四条 下一级电力系统（局部）的年度运行方式，应服从上一级电力系统（整体）年度运行方式的要求。

第五条 本规定适用于跨省（区）电业管理局和省电力局。

第六条 本规定解释权属国家电力调度通信中心。

第二章 管理办法

第七条 电力系统年度运行方式由各调度局（所）负责编制。

第八条 编制年度运行方式所需基础资料，由网（省）局决定由有关部门提供。

第九条 各级调度机构应定期与下一级调度机构就电力系统年度运行方式进行协调。

第十条 电力系统年度运行方式需经网、省局总工程师批准后执行。

第十一条 电力系统年度运行方式应于2月底前报上级调度局（所）及国家电力调度通信中心，同时抄报部规划计划司、安全监察及生产协调司。

第三章 编制要求

第十二条 电力系统年度运行方式全篇可分上一年电力系统运行情况分析、本年度新（改）建项目投产计划、本年度运行方式三部分。

第十三条 上一年电力系统运行情况分析应包括如下内容：

一、上一年内新（改）建项目投产日期及设备规范

二、上一年底电力系统规模（包括全网及统调两部分）

1.总装机容量（其中：火电、水电（含抽水蓄能）、核电）。

2.各电压等级输电线路条数、总长度。

3.各电压等级变电站座数、变压器台数及总变电容量。

三、生产、运行指标

1.年发电量（（分全网、统调、部属），（其中：火电、水电、核电））。

2.年最大负荷、最大峰谷差及其发生时间。

3.跨省电网之间，跨省电网内部省电网之间以及独立省电网间年最大交换电力（送、受）及发生时间。

4.跨省电网之间，跨省电网内部省电网之间以及独立省电网间年总交换电量（送、受）、抽水蓄能电厂的发电量和抽水耗电量。

5.中枢点电压合格率及各电压等级出现的最高、最低电压值及其发生地点和时间。

6.频率合格率及高频率持续时间、低频率持续时间。

7.发电标准煤耗率和供电标准煤耗率。

8.发输变电事故造成的停电的最大电力、全年的停电电量，及折算为全网装机容量的停电时间。

9.年最小发电负荷率、年平均发电负荷率（全网、火电、水电、核电）。

四、电力系统规模及生产运行指标的分析和评价

五、主要水电厂运行情况

1.来水情况。

2.水库运用分析。

3.水电调峰及弃水情况分析。

4.年弃水调峰电量。

六、电力系统安全情况总结和分析

1.系统事故过程简述。

2.事故原因分析。

3.改进和防范措施。

七、系统安全稳定措施的落实情况和效果

八、电力系统运行中出现的问题

第十四条 本年度新（改）建项目投产计划应包括如下内容：

1.各项目预计投产日期。

2.各项目的设备规范。

3.本年度末电网地理接线图，本年度新投产项目以特殊标志画出。

第十五条 本年度运行方式编制的内容如下：

一、电力电量平衡

1.全系统和分区用电需求

用电需求的内容应包括年和分月最大负荷、年和分月平均最大负荷、年和分月最大峰谷差、年和分月用电量、各季典型日负荷曲线。应说明负荷预计的根据。

2.预测系统内主要水电厂来水情况，制定相应的水库运用计划。

3.发电计划

（1）分月全系统及分区火电最大可能出力和发电量计划，主力火电厂最大可能出力和发电量计划。

（2）分月全系统及分区水电最大可能出力和发电量计划（按75%来水保证率计算），主要水电厂最大可能出力和发电量计划（按75%来水保证率计算）。

（3）说明影响最大可能出力的原因。

4.设备检修安排。

5.备用容量安排。

备用容量应包括检修备用、负荷备用和事故备用容量。

6.电力电量平衡（统调口径）按年及分月对全系统和分区进行电力电量平衡。

电力平衡应包括：①最大负荷、最大可能出力、联络线交换功率、检修容量、最大可调出力、电力盈亏。②平均最大负荷、平均最大可能出力、联络线交换功率、检修容量、平均最大可调出力、电力盈亏。

电量平衡应包括需电量、发电量、联络线交换电量和电量盈亏等内容。

如平衡结果出现缺电力或电量情况，提出准备采取的措施及实现上述措施所需具备的条件。

7.制定网外紧急支援电力电量计划。

二、网络结构

1.电力系统中较大的网络结构变化及各时期网络结构特点。

2.典型的正常运行方式及重要的检修方式下的电气结线方式。

三、潮流分析

1.典型运行方式下高峰、低谷潮流图。

2.N—1静态安全分析。

四、重要线路及断面稳定水平分析及提高稳定水平的措施。

五、短路容量

1.编制短路容量表。

2.指出短路容量越限的设备及所应采取的措施。

六、无功与电压

1.无功补偿设备。

2.无功分层分区平衡情况。

3.系统电压水平、本年度电压可能越限的地点及其原因分析和准备采取的措施。

七、调峰、调频及经济调度

1.分月系统调峰能力分析，调峰能力缺额及补救办法。

2.调峰调频工作中存在的问题及改进意见。

3.本年度经济调度方案及经济分析（包括典型日运行方式的经济分析）。

4.线损率、网损率预测及减少线损、网损准备采取的措施。

八、安全自动装置及按频率减负荷装置的配置情况及整定方案

九、本年度电网运行中存在的问题、改进措施或建议。

附： 有关指标的名词解释

1.负荷

《规定》中未冠以发电、供电或用电的负荷是指：

负荷＝发电负荷±联络线功率（送出为-，受入为+）-抽水蓄能电厂抽水负荷。

2.最大负荷

报告期内负荷的最大值。

3.负荷峰谷差

每日最大负荷与最小负荷之差。

4.最大峰谷差

报告期内负荷峰谷差的最大值。

5.抽水蓄能电厂发电量和抽水耗电量

抽水蓄能电厂发电状态的发电量记入的总的水电发电量中，抽水耗电量单列一条统计。

6.平均最大负荷

Σ报告期每日最大负荷报告期日历天数

7.出力

发电机发出的功率。

8.可能出力

在机组和升压站等设备的共同配合下，同时考虑水电站受水量和水位、火电厂受燃料供因素的影响，发电设备实际可能达到的最大生产能力。即：可能出力为报告期内机组铭量，加经技术措施改造并经技术鉴定后综合提高的出力，减去机组之间、机组与主要辅升压站之

间不配套减少的出力，减去设备本身缺陷减少的出力，减去封存设备能力，减于水量和水位造成的水电机组减少的出力、火电因外部条件造成机组减少的出力。

9.最大可能出力：

报告期内可能出力的最大值。

10.平均最大可能出力

Σ报告期每日最大可能出力

报告期日历天数

做年度运行方式时，可直接预测年平均最大可能出力或月平均最大可能出力。

11.可调出力

可调出力＝可能出力-检修（含故障停机）机组可能出力

12.最大可调出力

报告期内发电设备可调出力的最大值。

在做年度运行方式时，年或月的最大可能出力可按下式计算。

年（月）最大可调出力＝年（月）最大可能出力-年（月）发电设备平均检修容量。

13.平均最大可调出力

Σ报告期每日最大可调出力

报告期日历天数

在做年度运行方式时，年或月平均最大可调出力可按下式计算。

年（月）平均最大可调出力＝年（月）平均最大可能出力-年（月）发电设备平均检修容量。

14.发电设备平均检修容量

发电设备平均检修容量

Σ报告期停机检修的发电设备容量×本期内停机检修的日历小时数报告期日历小时数

运行方式的改进论文 篇6

摘 要：电网企业是重要能源骨干企业、公用事业企业，在推动经济发展方式转型的进程中肩负着重要责任，是绿色发展的表率。本文为实现电网绿色低碳化发展目标，剖析了电网低碳产生低碳效益的具体实施路径，通过内部低碳运营，提高自身节能减排，高效运作，推进清洁能源发展，培育电网低碳运营理念和公司低碳管理理念；通过外部低碳引领，促进资源节约环境友好型发展，推动电能替代，服务电动汽车产业发展，建设绿色产业链，引导电力用户绿色消费、低碳生活，培育需求侧节能用电理念，促进全社会节能减排。

关键词： 电力企业；绿色低碳；运行发展

一、电网低碳发展的概念

低碳发展是以低能耗、低污染、低排放为基础的发展模式，是指在保证经济社会健康、快速和可持续发展的条件下最大限度减少温室气体的排放，是加快转变经济发展方式、有效控制温室气体排放的“双赢之策”和必由之路。其实质在于提升能效技术、节能技术、可再生能源技术和温室气体减排技术，促进产品的低碳开发和维持全球生态平衡。电网是促进经济社会发展的重要基础设施产业，是资源优化配置的重要载体，在应对气候变化、促进低碳经济发展中，具有不可替代的重要作用。

二、电网低碳发展目标分解

围绕电网绿色低碳化发展的总体目标，研究其发电侧、电网侧、用电侧的低碳目标，细分形成“降低生产碳排放”、“减少运行损耗”、“负荷整形”以及“用户低碳节能理念”四个子目标。

为实现电网低碳化子目标，剖析智能电网低碳产生低碳效益的具体实施路径，得出包括接纳可再生清洁能源、降低线损、电动汽车发展等6个具体实施路径。

三、电网低碳化运行发展思路

电网低碳化是响应电网企业深化“两个转变”发展方式号召的重要发展思路，旨在通过内部低碳运营，提高自身节能减排，高效运作，推进清洁能源发展，培育电网低碳运营理念和公司低碳管理理念；通过外部低碳引领，促进资源节约环境友好型发展，推动电能替代，服务电动汽车产业发展，建设绿色产业链，引导电力用户绿色消费、低碳生活，培育需求侧节能用电理念，促进全社会节能减排。

四、电网低碳化发展的建议与启示

（一）发挥绿色低碳电力生产引领作用推进高效清洁能源发展

建立低碳电源电网一体化规划低碳电源电网一体化规划过程中，电网企业需要将发电侧的碳排放水平纳入电网规划目标中，保证国家制定的电力系统碳减排指标能够充分消化。其次充分发挥能源管理部门在能源领域标准管理方面的作用，尽快完善可再生能源发电电源接入配电网的并网国家标准。

建立发电权交易低碳化，实现电力节能减排和交易共赢。拓宽发电权交易的开展范围，进一步完善电力交易机制。可以尝试推行水火发电权交易。水电超出计划电量和必须跨省消纳的水电电量，由水电企业购买火电机组（本省或受电省）的发电权，以火电机组电价结算该部分电量进行。进一步加强发电权交易和其他电力交易品种的协调衔接，引导市场主体采取理性的市场博弈策略，促进行业良性、健康发展。

（二）充分开发电网企业自身运营全过程减碳潜力

加强基于绿色电网的降损管理，提升低碳化管理水平通过研究针对智能电网的降损措施及整合型的网损管理对策。在坚强智能电网降损环节，可以通过以下方式如基于智能电网反馈技术，加强线损统计管理；合理规划输配电路径及新技术应用等方式降低网损，提高低碳化效益。

SF6作为六种温室气体之一，随意排放后产生的温室效应影响是二氧化碳的近2万4千倍。应在智能电网推广建设过程中引入科学的管理手段和技术完善维护措施，减少SF6气体泄漏；并建立完善SF6回收机制。

（三）促进需求侧全面节能，推进电能替代

电网企业应鼓励发展电能替代项目，比如扶持电采暖等政策，对居民相关改造进行适当财政补贴，提高用户的积极性。其次，电网企业还应充分挖掘潜在目标客户，扩大电能市场。同时对煤炭、石油、天然气和电力进行终端能源竞争力分析，寻找论证可能存在煤改电、油改电、气改电的领域、行业和设备。只有政府部门、电网企业和市场三者共同推动，才能最终电能替代工程真正成为一项利国利民的举措。

（四）培育低碳发展、全面节能理念

运行方式的改进论文 篇7

2008年3月28日07点54分,110 k V盘梓I线发生C相接地故障,约868 ms后发展为BC两相接地故障,因220 kV盘古石站盘梓I线1511开关机构故障,开关拒动,致使220 kV盘古石站母联1012开关、#1主变变中1101开关、#2主变变中1102开关跳闸;110 kV坑梓站110 kV盘梓I线1511开关跳闸,重合不成功;110 kV工业区站110 kV盘区I线1513开关跳闸,重合成功;110 k V南布站盘布I线1515开关跳闸,重合成功。造成220 kV盘古石站110k V I M、II M失压,110k V南布站、110 kV工业区站、110 kV坑梓站和110 kV坪地站全站失压。

1 事故分析

1.1 事件前运行方式

220 kV盘古石站两台主变带110 kV南布站、110 kV坑梓站、110 kV工业区站和110 kV坪地站运行,220 kV盘古石站#1主变变高、变中中性点接地运行,运行方式详见图1。

1.2 相关间隔的保护配置详见表1

1.3 相关保护动作报文摘要详见表2

1.4 保护动作分析

3月28日7点54分,110 kV盘梓I线发生C相接地故障,后转为BC两相接地故障。

110 kV坑梓站为负荷侧,部分故障电流经盘梓Ⅱ线流向110 kV坑梓站,再沿盘梓Ⅰ线流向故障点,因此110 kV盘梓I线两侧主保护动作,但由于盘古石侧盘梓I线1511开关机构故障,开关拒动,坑梓侧跳开盘梓I线1511三相开关后,重合闸动作,因故障未消除,后加速保护动作再次跳开三相开关。

盘古石侧#1主变提供的故障电流直接流向盘梓I线故障点,#2主变提供的故障电流经母联1012开关流向故障点,#1、#2主变后备保护动作,延时0.9 s跳开110 kV母联1012开关。

盘古石站110 kV母联1012开关跳闸后,110 kV母线分裂运行,故障电流重新分布情况详见图2,#1主变提供的故障电流路径保持不变,#1主变后备保护保持动作状态,延时1.2 s跳变中1101开关;#2主变故障电流路径有变化,由盘布II线、盘区II线流至南布站的110 kV母线、工业区站的110 k V母线,经盘布I线、盘区I线流回盘古石站110 k V IM,再流向盘梓I线故障点,#2主变后备保护保持动作状态,延时1.2 s跳变中1102开关;从图2电流分布图可以看出,盘区I线工业区侧、盘布I线南布侧开关保护均感受为正方向故障,距离II段保护动作,延时0.3 s跳闸,这0.3 s是从母联1012开关跳闸后开始计时,也就是说#1主变、#2主变变中后备保护跳变中开关和工业区站盘区I线、南布站盘布I线保护动作跳闸几乎是同一时间,跳闸后故障点切除,工业区站盘区I线、南布站盘布I线开关重合成功。

盘古石片区整定方案:主变变中后备保护是作为110 kV出线的后备保护,变中零序Ⅰ段大小、时限与110 kV出线零序Ⅱ段大小、时限相配合;另需考虑双回线间的时限配合,110 kV双回线的负荷侧零序Ⅱ段时限要比电源侧零序Ⅱ段时限少一个时间级差,即:110 kV出线电源侧零序Ⅱ段时间为0.6 s,负荷侧零序Ⅱ段时间为0.3 s,主变变中零序Ⅰ段0.9 s跳母联1012开关,1.2 s跳变中开关。同理,110 kV出线电源侧距离Ⅱ段时间为0.6 s,负荷侧距离Ⅱ段时间为0.3 s,主变变中过流Ⅰ段0.9 s跳母联1012开关,1.2 s跳变中开关。110 kV出线零序Ⅱ段与主变变中零序Ⅰ段时间配合情况详见图3。从整定方案的角度分析,本次事故中所有保护均正确动作。

在本事故中,因220 kV变电站110 kV出线断路器拒动,造成了220 kV变电站两条110 kV母线和四个110 kV变电站失压,虽然继电保护都正确动作,但事故扩大范围太大,停电面积太大。那么问题的根本原因在哪里呢?传统的运行方式都是将双回线分别安排在不同的母线上运行,如图1所示,在220 kV变电站110 kV出线断路器或保护拒动时,都会造成这种结果,也就是说,220 kV变电站站内采取传统运行方式存在弊端。那么我们应该如何使事故扩大范围尽量缩小,使停电范围尽量缩小呢?

2 反事故措施

我们可以从整定方案、运行方式、保护配置等方面考虑,尽量使事故扩大范围缩小、停电范围缩小。

方案一:将变中后备Ⅰ段Ⅱ时限调整到1.5 s。

在运行方式维持不变的情况下,如果将主变变中后备Ⅰ段Ⅱ时限(跳变中开关)由现在的1.2 s调整到1.5 s,时间配合情况详见图4。

110 k V出线对侧(即坑梓侧、工业区侧、南布侧)后备II段时间保持0.3 s,虽然盘区I线工业区侧、盘布I线南布侧距离II段保护仍然会动作跳闸,但重合后开关会再次跳开,#2主变变中后备保护不会跳变中1102开关,坑梓站、工业区站和南布站不会失压,减少了停电范围。这种整定方案存在的弊端是:220 k V主变隔离110 k V电网故障的时间增加了0.3 s,这不满足省中调的相关要求。

为防止220 kV变电站110 kV出线保护或断路器拒动,造成220 kV线路越级动作,使事故范围扩大,影响主网供电可靠性,广东省电力调度中心下发了广电调继[2007]22号文,明确了对220 kV变压器110 kV侧后备保护定值的时间要求:“变压器110 kV侧能作用于110 kV线路的、可以反应接地故障和相间故障的后备保护应分别配置两段,第一段动作延时不大于1.2 s,第二段动作延时不大于2.7 s,动作出口要求能有效隔离110 kV电网故障”。本着局部电网服从整个电网,下一级电网服从上一级电网,局部问题自行消化的原则,主变后备保护跳变中的后备Ⅰ段Ⅱ时限只能保持现行的1.2 s。

方案二:将变中的后备Ⅰ段Ⅰ时限调整到0.6 s。

在运行方式维持不变的情况下,如果将主变后备保护Ⅰ段Ⅰ时限(跳母联开关)由现在的0.9 s调整到0.6 s,为了保证主变与110 kV出线之间的选择性,110 kV出线后备II段时限必须由现在的0.6 s调整到0.3 s。在此整定方案有两个弊端:双回线间失配置;220 kV变电站110 kV第一级出线和第二级、第三级出线后备保护失配。

因此,地区电网整定方案只能采取现行的整定方案,试图从调整整定方案的角度来缩小停电范围是行不通的。

方案三:110 kV变电站110 kV母线分裂运行,并加装110 kV分段备自投装置。

由双回线路供电的110 kV变电站,将其110 kV母线分裂运行,并加装110 kV分段备自投。这种运行方式可以使事故扩大范围大大缩小,不会出现任何一个110 kV变电站全站失压,仅会使110 kV坑梓站一段母线(一台主变)失压,这一点还可以利用110 kV分段备自投进行补救。

早在2005年,110 kV进线备自投在深圳电网试点运行,目前已全面进入推广阶段,在功能也较由最初的进线备投增加了分段备投的功能,所以此方案是切实可行的。

方案四:将双回线路安排在220 kV站的同一条110 kV母线上运行。

由双回线路供电的110 kV变电站,将双回供电线路安排在220 kV站的同一条110 kV母线上运行。这种运行方式同样可以使事故扩大范围大大缩小。只是当母线故障时,会造成相应110 kV变电站全站失压。

近些年,随着变电站建设用地日益紧张,变电站从室外敞开布置已经逐步发展为室内站或室内GIS站,220 kV站的110 kV母线故障几率大大降低,而因保护直流消失、电源异常、采样异常、开关机构故障造成110 kV保护拒动、开关拒动的概率逐年上升,因此,将双回线路安排在220 kV站的同一条110 kV母线上运行,有利于提高供电可靠性。

方案五:配置110 kV断路器失灵保护。

在《电力系统继电保护实用技术问答》中提到:“线路保护采用远后备,如果由其他线路或变压器的后备保护切除故障将扩大停电范围(例如采用多角形接线,双母线或分段单母线等时),并引起严重后果时,可以装设断路器失灵保护。”如果必须保持目前的运行方式,在220 kV变电站配置110 kV断路器失灵保护,可以使停电范围大大缩小,弊端在于增加了保护装置、电缆等投资,回路较复杂,增加了运行维护工作量。

3 结束语

目前,深圳供电局正在创建国际一流供电企业,供电可靠率有待进一步提高,为此,根据各片网的实际情况,因地制宜,为各片网安排最可靠的运行方式、设计最优的整定方案,这是提高供电可靠率的基石,也是强有力的保障。为此,对于双回线供电的110 kV变电站,我们推荐方案三,将110 kV变电站110 kV母线分裂运行,并以110 kV分段备自投装置作为补救措施,此方案比较容易实现,方案四次之,方案五再次之。

摘要：以一起110kV线路开关拒动引发220kV站110kVI、IIM和四个110kV站全站失压的事故为引言,详细地分析了保护的动作行为,揭示220kV变电站站内传统运行方式的弊端,并从调整整定方案和站内运行方式的角度提出缩小事故的反事故措施,并在文章最后择优推荐了改进措施。

关键词：拒动,整定方案,运行方式,分裂运行,失灵保护

参考文献

[1]DL/T559—1994,220～500kV电网继电保护装置运行整定规程[S].DL/T559—1994,The Regulations of Relay Protection Device Running and Setting About220～500kV Power Network[S].

[2]DL/T584—1995,3～110kV电网继电保护装置运行整定规程[S].DL/T584—1995,The Regulations of Relay Protection Device Running and Setting About3～110kV Power Network[S].

运行方式的改进论文 篇8

1.1 结构特点

地区电网基本以220k V变电站为中心, 环网建设, 但为防止形成220/110k V电磁环网, 110k V线路及变电站以辐射状的网络运行。地区电网110k V线路结构中“T”接形式较多, 多数线路有一个及以上“T”接支路。地区电网设备的密集程度受城市范围影响密切, 城市配网一般以道路为依托, 形成纵横交错的网格型, 多条线路沿相同路径架设, 以满足供电能力的要求。

1.2 负荷特点

地区电网负荷分布受工商业发展程度、交通运输业发展集中程度等因素的影响较大, 其分布呈现多中心的特点, 即市区为负荷中心, 各县城为次负荷中心。城区内部负荷主要分布在工业园区、主干道周边的密集生活商业等区域, 农村地区负荷主要沿国道、省道等主要道路分布。

从负荷变化情况来看:工业园区负荷基本平稳;生活区与商业区受空调等大功率电器负荷影响显著;其余地区负荷分布较均匀。

1.3 电源分布特点

并入地区电网电源主要为小水电和新能源电厂, 其分布主要呈现以下特点:小水电、风电集中在山区, 一般远离市区, 通常接入地区末端电网;光伏、冷热电联产、垃圾焚烧和企业自备电厂主要集中在市区, 处于地区电网的中心。并入地区电网的小水电一般以径流式小水电居多, 无调节能力, 季节性强。

1.4 变电站母线形式

地区电网110k V变电站的110k V母线一般为单母分段接线或内桥接线, 中、低压侧一般采用单母分段接线, 部分老站采用单母分段带旁母的接线形式。110k V变电站一般有2条进线, 少数区域枢纽变电站有110k V线路转出。

1.5 设备特点

地区电网110k V变电站一般配置2台主变, 主变容量常选用3.15~6.3MVA, 110k V输电线路导线截面积一般选用240~300mm2。10k V出线一般选用可负载400A左右的设备, 可供负荷7~8MW。城区配网线路电缆较多, 电容电流大, 单相接地故障熄弧难, 引发过电压造成次生故障的现象时有发生。

2 地区电网运行方式安排原则

2.1 母线运行方式安排

地区电网220k V变电站的110k V母线一般并列运行, 安排运行方式时遵循以下原则: (1) 保证在一条母线故障时不至于造成所供负荷损失或所供变电站失压; (2) 尽量保证供向同一方向的线路接入不同母线; (3) 每条母线保证一条来自不同220k V变电站110k V母线; (4) 尽量减小正常运行时的母联电流; (5) 尽量减少事故处理时的操作步骤和难度。

2.2 电网联网方式安排

为防止220k V/110k V电磁环网运行, 降低短路电流, 提高电网输电能力, 地区电网采用开环运行的方式。一般而言, 负荷不高的变电站, 采取双进线一主一备的方式运行, 线路之间采用备自投的方式进行投切, 以确保线路故障时, 备自投能将负荷转移至其他变电站供带, 减小负荷损失。负荷较重的变电站, 如负荷接近线路送电能力时, 将110k V母联开环运行, 以便充分利用两回线路的输电能力, 并确保其中任意一回线路故障时, 备自投能实现负荷自动转供, 防止负荷损失。

从供电方向来看, 负荷相对集中的区域, 通常安排2个不同方向的220k V变电站供电, 或选用不同线路供带负荷时对220k V站母线方式的影响。

2.3 中性点方式安排

为防止地区电网因运行方式变化导致零序电流分布变化过大而频繁调整零序保护, 通常以220k V变电站为中心, 将中性点固定在220k V变压器上, 以便有效地避免零序网络频繁变化。

地区电网中性点方式按以下原则安排:220k V变电站只安排一台主变中性点接地, 不采用主变联跳来防止电网失去中性点, 通过放电间隙和零序过压保护解决失去中性点后的绝缘保护和电气保护问题;110k V变电站中性点一般不接地;所有半绝缘变压器中性点接地;有发电厂接入的110k V变电站中性点接地。

2.4 检修停电及新设备投运运行方式安排

由于新设备接入和电网设备检修停电, 电网并不总是运行在全接线状态下, 因此必须充分考虑非全接线情况下的电网方式安排。

为避免220k V单电源对电网造成的安全风险, 通常将变电站110k V母线分列运行, 其中一条母线由该站供电, 供带主要负荷, 另一条母线由相邻220k V变电站供带, 作为其备用电源。按此方式运行, 既保证了电压质量, 也不会因较长电气距离的串供降低供电可靠性, 充分利用备自投的配置方案, 可以有效解决220k V单电源失去后引起的全站失压及负荷损失问题。

由于地区电网有“T”接线路多的特点, “T”接线路停电时带来的多个站单电源问题比较突出。尤其是在工作周期比较长的检修停电工作中, 电网长期处在一种安全风险较大的方式下, 因此, 地区电网检修停电方式安排时, 通常将工作线路段解头施工, 通过断开电气连接的方式, 既保证了施工需求, 又减少了变电站单电源的时间。

2.5 配网运行方式安排

由于城市配电网有互连多和用户密集的特点, 因此城市配网运行方式主要按如下原则来安排: (1) 为保障重要用户的供电安全, 其电源不安排由同一个变电站供电; (2) 运行方式安排中尽量缩短重要用户供电半径, 将互联线路的开断点, 选取在重要用户附近; (3) 确保高层建筑可靠供电, 对高层用户采用2条并架线路相向互供的形式, 按二级重要用户的要求保证其消防和电梯用电; (4) 尽量避免过多的电缆线路集中由同一母线供电, 防止单相接地引发次生故障; (5) 尽可能地将配电网分片运行, 减少电容电流, 城区变电站10k V母联开环运行。

3 地区电网备自投安排原则

由于地区电网110k V变电站通常只有2路进线电源, 因此备自投的互投开关一般选择2路进线开关, 但负荷较重的内桥接线变电站, 可考虑使用母联进行备投, 以减轻进线负载。

备投逻辑一般采用尽量简单的原则设置, 即母线无压进线无流则启动备自投, 可以有效地保证备投动作的可靠性, 避免备投不成功带来的整站失压。

对于一些不能反复冲击的负荷或并入了电源的线路, 可采取备投联切的形式, 保证备投可靠动作和用户设备安全。

4 地区电网继电保护相关原则

4.1 地区电网保护配置原则

地区电网中110k V变电站高压侧一般不设母线保护, 母线故障切除多靠上级线路Ⅱ段保护实现, 低压侧母线故障靠主变低后备切除。

由于地区电网多为辐射状结构, 110k V线路保护仅配置在220k V变电站一侧, 通常使用距离、零序等保护;10k V线路一般使用三段式过流保护;主变配置非电量、差动、复闭过流和中性点零序过流、过压等保护。

4.2 密集城区线路保护配置原则

由于密集城区线路过短, 常有本级保护Ⅰ段深入下级设备的现象, 通常采取新上差动保护的方式来避免保护失去选择性。因此, 随着电网接线日益变短, 新施工的城区线路多使用光纤差动保护。

5 地区电网运行方式安排面临的挑战

5.1 日益增加的电容电流

随着城市电缆使用数量的增多, 配电网电容电流不断增大, 单相接地故障时引发的过电压次生故障越来越多。部分配电网即使采用分割网络或配置更大容量消弧线圈的方法难以解决此问题, 因此, 快速的接地故障切除成为了配电网运行的难点。目前较好的解决方法是提高配网电压增加输送能力, 减少电缆总长度, 或者采用小电阻接地, 实现接地故障跳闸, 缩短接地故障持续时间。

5.2 用户集中接入影响配网供电可靠性

受负荷分布的影响, 部分重要用户或高层建筑用户为节省投资, 按就近接入的原则接入配电网, 造成多个重要用户分布在同一条线路不同位置, 影响了联络线开断点的选择, 无法满足供电可靠性要求。

5.3 电网容量不断增加

新能源电厂接入地区使得电网容量不断增加, 将导致配网潮流与传统形式发生一定变化, 由原来单一方向的潮流可能转换为双向潮流, 对于电能质量的控制、保护配置和备自投配置等均将带来新的挑战。

5.4 协调安全与经济指标是安排的难点

随着电力体制改革的深入, 供电企业盈利模式将转变为收取过网费的形式, 在新的运营模式下, 如何协调供电安全与经济指标将成为地区电网方式安排的新难题。

6 地区电网运行方式的发展方向

6.1 配电自动化引入

配电自动化的发展为配电网运行方式实时调整提供了可能, 配电网可通过配电自动化系统实现电网的实时安全分析、电网故障诊断及实时线损分析, 运行人员通过配电自动化系统可以实时监测电网运行情况, 及时调整运行方式, 确保电网安全及可靠供电。

6.2 智能电网的发展将实现电网可靠、经济运行

电力运行方式的选择 篇9

为使分析计算简单化,计算中取电网运行电压U等于额定电压UΝ,各负载功率因数cosφ为平均值cosφp。这是因为电网运行电压在规定的范围内,与额定值的偏差最大不超过10%;目前在电网中普遍应用无功补偿装置,基本实现无功就地平衡,各变(配)电所负载的功率因数都比较高,这些假设对计算结果造成的误差很小。

本文首先对3个变(配)电所电网开式经济运行方式进行分析讨论,再深入到有多个变(配)电所的电网。

1 三个变(配)电所电网经济运行方式的判定

1.1 有功经济运行方式的临界负载。令变电所A、B、C的负载分配系数分别为DA、DB、DC,其与各负载间的关系为

DA和DB的关系有;

DA+DB=1

当变电所C的负载SC由电源甲供电时,既要在线路L1C的R1C产生有功功率损失,又要引起线路L11的R11损失的增加,由负载SC所产生的总有功功率损失的ΔP甲C(k W)计算式

当变电所C的负载SC由电源乙供电时,既要在线路L2C的R2C产生有功功率损失,又要引起线路L21的R21的损失增加。由负载SC所产生的总有功功率损失的ΔP乙C(k W)计算式

以上二式中,当R11、R21、R1C、R2C、和Sσ、DC为常数时,则ΔP甲C=f(DA)和ΔP乙C=f(DA)。令ΔP甲C=ΔP乙C整理后得:

(2DLPADC+DC2)R11+DC2R1C=[2DC(1-DLPA)+DC2]R21+DC2R2C

化简后,可求得临界负载分配系数DLPA

进行分析,在DLPA=f(DC)函数关系中,有下列三种情况:(1)当(R21+R2C)-(R11+R1C)>0时,DLPA=f(DC)的曲线变化;(2)当(R21+R2C)-(R11+R1C)=0时,DLPA=f(DC)的曲线变化;(3)当(R21+R2C)-(R11+R1C)<0时,DLPA=f(DC)的曲线变化。

当实际工况负载DADLPB时应由电源乙供电为经济运行方式。

1.2 综合功率经济运行方式的临界负载。

变压器(电力线路)综合功率损失是指:由变压器(电力线路)的有功功率损失和无功功率消耗,使受电网增加的有功功率损失与变压器(电力线路)自身的有功功率损失之和。综合功率损失的概念和计算方法已纳入GB/T13462-92国家标准中。

同理也可给出变电所C的负载由电源甲和电源乙供电的二种运行方式综合功率损失计算式(略),并可导出变电所C由电源甲供电方式的综合临界负载分配系数DLZA的计算式。

无功经济当量KQ的物理意义是:变压器(电力线路)每减少1kvar无功功率消耗时,引起连接系统有功功率损耗下降的k W值。有功经济当量KP的物理意义是:变压器(电力线路)每减少1k W有功功率损耗时,引起连接系统有功功率损耗下降的k W值。

经济运行方式要考虑到负载波动。因此,对工况负载分配系数计算要按动态计算式进行计算负载波动损耗系数KT值可在GB/T13462-92国家标准中查找。

对经济运行方式判定时,要用动态负载分配系数DTA对DL-PA、DLQA、DLZA进行对比。

2 三个变(配)电所电网经济运行方式节约功率

设电源乙供变电所C的负载SC为经济运行方式,则用式(3)的ΔP甲C减去式(4)的ΔP乙C,并考虑负载波动损失时。

同理也可导出电源乙供变电所C比电源甲供时的无功功率节约ΔΔQ(kvar)计算式

例1某35k V两端网络,有松(A)、南(B)、兴(C)三个变电所和双(甲)、永(乙)两个电源,开式运行。线路参数和变电所负载。现运行方式是变电所松、兴由电源双站供电,变电所南由电源永站供电。

首先判定现运行方式是否经济运行,并计算经济运行方式的节电效果。

解:各变电所负载视在功率

根据式(1)分别计算出各变电所的负载分配系数

然后,计算有功临界负载分配系数DLPA

同理可计算出无功临界负载分配系数DLQA

计算出工况负载分配系数DTA

由于本例的DTA(0.335)>DLPA(0.067)和DTA(0.335)>DLQA(0.142),所以按有功经济运行和无功经济运行判定现运行方式都不是经济运行方式,应改为变电所兴由电源永站供电。

由此可见,不用花投资,充分利用现有的电力线路,仅改变运行方式就能取得显著的节电效果。节约有功功率39.18k W,比原运行方式的线路有功功率损失(63.05k W)下降62%;节约无功功率38.09kvar,比原运行方式的线路无功功率消耗(80.54kvar)下降47%。

3 多个变(配)电所电网经济运行方式的判定

有多个变(配)电所的两端供电网络。开式运行时,变(配)电所C由电源甲或电源乙供电的择优临界负载计算。用与前述类似的方法,作如下推导和分析判断。

3.1 有功经济运行方式的临界负载。

变(配)电所C的负载由电源甲供电时,根据前述简化计算条件,在线路L11的R11产生的有功功率损失ΔP甲L11(k W)。

变(配)电所C的负载由电源乙供电时,在线路L11的R11产生的有功功率损失ΔP乙L11(k W)。

变(配)电所C的负载由电源甲供电时,在线路L11的R11增加的有功功率损失ΔΔPL11(k W)。

同理可导出变(配)电所C的负载由电源甲供电时,在线路L1i的R1i增加的有功功率损失ΔΔPL1i(k W)算式。

变(配)电所C的负载由电源甲供电时,在线路L11经L1n和L1C的R11至R1n和R1C上增加的总有功功率损失ΔΔP甲C(k W)。

3.2 无功经济运行方式的临界负载。

同理可导出变电所C的负载由电源甲供电的无功经济运行方式。前面对有功临界负载分配系数的分析方法,同样适用于对无功临界负载分配系数的综合临界负载分配系数的分析。

对工况负载分配系数和经济运行方式的判定,都应按动态算式进行计算。

4 小结

污泥消化池运行工艺的改进 篇10

关键词：污泥消化,PLC可编程序,串联运行,并联运行

乌鲁木齐市河东创威污水处理厂, 是引进国外成熟技术和设备建成的大型城市污水处理厂, 污水处理采用AB两段活性污泥法, 污泥处理工艺采用二级重力浓缩、一级中温消化机械脱水。

其中对污泥进行厌氧消化的目的, 是为了使污泥中的有机物质变为稳定的腐殖质, 同时可减少污泥量, 改善污泥的性质, 使之易于脱水, 破坏和控制致病的微生物, 并获得沼气可用作燃料、能源。

我厂设四座消化池, 每座池直径20m, 池顶锥角30°, 池底锥角15°, 圆柱部分高20m, 消化池总高30.20m, 每座池容积7164m, 消化池总容积28656m3。采用中温一级消化, 消化池温度33℃~35℃, 池型为圆柱形固定盖式, 挥发性固体容积负荷1.24kg/m3·d, 设计污泥投配率494%、消化时间20天。

污泥消化工艺流程为:经浓缩池浓缩的污泥, 分别进入到1#、3#;2#、4#消化池。消化池分两组运行, 每组两座消化池串联运行。生污泥与循环污泥混合后, 通过热交换器加热循环, 污泥消化后通过排泥管排出。经消化后污泥污泥含水率97.5%, 生产沼气为120000m3/d。

1 工艺改进

我厂采用AB两段活性污泥法, 在实际生产中水处理区产泥量较大, 运行后工艺负荷较设计值偏大, 污泥量较高成了困扰我厂运行的一个难题, 为了增大消化池的进泥量, 提高消化效率, 进一步增大污泥减量。经过对污泥处理工艺分析研究后, 我们通过对控制运行的PLC程序进行更改, 实现了两组消化池并联运行, 增大了投泥量, 提高了消化效率。现对2组消化池串并联运行状态做以阐述。

系统内设施设备说明:消化池数量4座, 消化池投泥泵2台, 污泥循环加热泵4台与消化池一一对应, 污泥加热热交换器2台, 污泥流量计2台, 管线及配套阀门若干, 污泥温度计12个污泥泥位计4台。

原串联工作模式:1#、2#投泥泵分别向两组消化池1#、3#供泥, 间歇运行;1#、2#投泥泵之间有联通管道, 通过阀门控制, 当1#或2#投泥泵单台故障时, 可以由1台泵通过阀门切换向两组消化池连续进行投泥;2#、4#消化池分别作为1#、3#消化池的后级处理, 污泥由底部、顶部联通管自流分别从1#、3#消化池进入2#、4#消化池。污泥进入1#、3#消化池后, 消化池对应的阀门开启或关闭。污泥通过搅拌器均匀混合, 同时, 1#、3#污泥循环泵将污泥通过加热器加热, 使污泥温度保持在37℃, 泥温高于37℃后切换管线超越过加热器循环;1#、3#池的污泥通过底部、顶部连通管将污泥分别与2#、4#池混合 (由于无动力支持, 进泥效率低) , 2#、4#消化池污泥通过对应2#、4#污泥循环泵自循环, 当污泥温度低于设定值、同时1#、3#消化池温度达到37℃后, 相关阀门调整, 污泥通过加热器进行加热循环。

改造后并联运行模式:污泥投泥泵运行方式与串联相同, 但在程序上加入了时序控制器, 对泵的启动设置了必要的延时。同时将进泥流量计FT20、FT21程序进行适当更改, 通过流量计统计来设定两座消化池的进泥量, 使其随时能满足工艺对4座消化池进泥量比例的更改。

通过对进泥流量计FT20、FT21程序的的修改, 使其能方便的对进泥量比例进行设定。以一组消化池运行为例说明:先是1#池进泥, 此时相应阀门调整, 1#、2#循环泵开启, 1#消化池循环泵加热循环, 2#池污泥不加热自循环;当进入1#池的泥达到设定统计进泥量后, 重新调整阀门位置, 系统进入2#池进泥状态。当流量达到设定值后, 进泥泵停止投泥, 相应阀门调整, 1#、2#池进行自循环;泥温过低需加热时, 设定进泥量大的消化池拥有优先权, 具体加热方式同串联。

2 总结

(1) 串、并联运行方式的效果比较。

串联:2台投泥泵交替运行, 运行1.5h, 停1.5h, 3h进泥720方/天, 理论消化时间:7164方×2/720方=20天 (实际由于连通管的效率较低实际消化主要集中再三号消化池, 实际消化时间还要短些约在15~16天左右) 。

并联:投泥泵交替运行, 运行1h, 停30min, 投泥量960方/天, 消化时间:7164方×2/960方=16天。

经过比较, 实际混合时间并没有减少, 并联运行后增大了投泥量, 提高了2#、4#后级消化池的效率, 对污泥消化减量效果明显, 同时增加了沼气的产气量。

(2) 管道阀门切换时, 为了减少对阀门、泵的冲击, 利用PLC时间功能块, 设置了不同组的延时, 对工艺管线、阀门、泵都起到了保护作用。

电力系统中性点的运行方式研究 篇11

关键词：电力系统；中性点；接地

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）17-0090-02

电力系统中性点是指三相系统中星形连接的发电机和变压器的中性点。电力系统中性点接地运行方式是指电力系统中性点和大地之间的连接方式。经过多年的经验累积，目前我国电力系统采用的中性点接地运行方式主要有四种：中性点不接地方式、中性点经消弧线圈接地方式、中性点经低电阻接地方式和中性点直接接地方式。

1 中性点不接地方式

由于中性点不接地，因此故障点不产生大的短路电流。且非故障相导线对地存在电容，故对地电容电流可从大地经故障点通过故障相导线流回电源。正常运行时，如变压器输出三相电压对称、三相对地电容相等、三相负荷平衡，则三相电压、电流均对称。此时，变压器的中性点、负荷的中性点和大地三者电位相等，即等电位。

中性点不接地系统中，任一相绝缘受到破坏而接地时，各相之间的线电压不变，可以继续运行一段时间；而各相的对地电压及对地电容电流均发生变化，中性点的电位远远偏离大地电位。此时，其他两相全相的对地电压升高倍，无疑使这两相发生绝缘事故的概率增大。如果它们中的某一相因此发生对地绝缘击穿，则就构成两相接地短路事故。因此，中性点不接地系统中发生单相接地故障时的运行时间至多不超过2 h。

2 中性点经消弧线圈接地方式

对于中性点不接地系统，为了防止接地故障时电容电流过大引起间隙性电弧造成过电压，可通过缩小电网中有电气连接的线路长度来减少电容电流；也可采取中性点经消弧线圈接地的方法来补偿电容电流。

所谓消弧线圈，其实就是在变压器中性点与大地之间接入一个电抗线圈，当发生单相接地故障时，除了在接地点流过对地电容电流外，还流过消弧线圈的电感电流，电容电流和电感电流方向相反，从而使接地故障点处的电流减小，电弧自行熄灭，防止发生间隙性弧光过电压。此时，发生单相完全接地时接地相的对地电压为零，其他两相的对地电压升高到原值的倍。因此，中性点经消弧线圈接地的系统和中性点不接地的系统一样，各相对地绝缘必须按线电压考虑。

3 中性点经低电阻接地方式

在我国的配电网中，采用中性点不接地或经消弧线圈接地的运行方式，并已累积了不少成功的经验。但随着国民经济的发展，某些经济发达地方配电网已改变了过去以架空线路为主的局面，而是以电缆线路为主，同时，一些新型设备，如紧凑型封闭式开关柜、氧化锌避雷器等得到越来越广泛的应用，原来使用的非有效接地方式有些不相适应，主要表现为：

①采用中性点经消弧线圈接地的方式，在切合电缆线路时，电容电流变化较大，需要及时调整消弧线圈的调谐度，操作麻烦，并要求有熟练的运行维护技术。另外，随着配电网的发展，电缆增多，电容电流很大，消弧线圈的补偿容量也需增大，使得投资增大。

②电缆线路造成单相接地故障的概率较架空线路小得多，电缆单相接地，其绝缘一般不会自行恢复，因此，不宜带接地故障继续运行，以免扩大事故。中性点采用非有效接地，难以实现快速检出接地故障点。

③采用非有效接地方式的配电网，其工频过电压、弧光接地过电压、各种谐振过电压的幅值较高，持续时间长，对设备绝缘和无间隙氧化锌避雷器的安全运行造成严重威胁。

基于以上情况，我国个别配电网中性点已采用经低电阻接地的运行方式。这种方式可降低单相接地时的暂态过电压、消除弧光接地过电压和一些谐振过电压，并能采用简单的继电保护装置迅速选择故障线路，切除故障点。但是伴随而来的问题是，线路跳闸较频繁，断路器维护工作量增加等现象较为明显。

4 中性点直接接地方式

为防止单相接地产生间隙电弧过电压，可采用中性点直接接地。此时，当发生单相接地时，故障相直接经过大地形成单相短路，继电保护立即动作，开关跳闸，因此不会产生间隙性电弧。另外，由于中性点直接接地后，中性点电位为接地体所固定，不会产生中性点位移。因此，发生单相接地时，其他两相也不会出现对地电压升高的情况。电力网中各设备的对地电压可以按照相电压考虑，从而降低电网造价。

5 中性点不接地系统存在的问题

在当下的电力系统正常运作中，中性点不接地一直是普遍存在的问题。因为由于受到环境电压运行等诸多因素的原因，从而导致在绝缘水平因素达不到的情况下，及其容易出现中性点不接地系统出现故障，从而导致电力系统的正常运作受到影响。分析当下中性点不接地的原因，主要有以下几种：

①由于受到电力系统内部电压的影响，从而导致中性点不接地，是其中存在的主要原因。因为长时间的处于内部电压较高的情况，电缆会产生较高的负荷。但是由于电缆和内部的绝缘体不能够有效的进行相应的负荷，加上我国的同等电压设备不能够承受相应的负荷，从而导致在实际中会使得设备同电压之间存在一定的等级差别，最终会在实践当中出现电力系统中性点运行故障。而且，当下我国的电力系统内部的电压设备装置并不是统一的，有些地区采用国外的进口设备，绝缘能力会同国内存在一定的不同，工作当中电压相同，设备的差异会导致设备被击穿之后，不能够进行接地故障的修复，从而影响电力系统的正常运作。

②在接地中，避雷设备在工作过程中因为电压不稳定加上工作时间较长，尤其是在单相接地的过程中因为负荷不稳定，极其容易发生损毁和爆炸的事故。因为电压运行本身就存在着不稳定性，单相接地更是会加重避雷设备的负担。这种问题存在具有一定的普遍性，而且事故发生之后隐患较大，从经济层面上讲，造成电力系统的损失是不可衡量的。

6 中性点经消弧线圈接地系统存在的不足

在电力系统中，中性点问题出现的较多。因此，要正确认识中性点和电力系统的稳定发展，就需要从全面把握中性点的各个环节。通过认真剖析其中存在的不足，来有效的认识问题。其中，接地系统是电力系统的重要组成部分，也是发生问题较多的疑难症结点所在，具体表现为：

①消弧圈的位置一直是保证接地系统和中性点之间能够运作的一个枢纽。在系统的运行状态下，消弧圈可以在电压震动过程的那个中，产生安全维护的效果。但是如果消弧圈的位置出现偏差，它的相应功能就会得到削弱，这样，电力系统同电压之间便会出现运行故障。因为产生的临时电压不稳定，便会导致电气设备不能够在运作中发挥正常水平，从而影响绝缘性能，导致更严重的问题出现。

②在监测接地装置过程的那个中，由于不能够明确的探测问题和接地故障线路的症结点，是导致电力系统不能够及时发现并解决问题的关键。因为当下的接地装置缺乏高度领命的设备来及时接收危机信号，从而导致在实际当中不能够发挥自身的作用，使得电力系统不能够得到相应的稳定发展。

7 企业配电网中性点经电阻接地方式的可行性

在当下的企业配电网优化改进中，中性点的优化也在伴随着研究的深入而不断的优化升级。因为在这个过程当中，解决单相接地是从根本上优化接地电压的关键。

在电阻电流的研究过程中，我们结合实际情况，不难发现问题的根源，因此，通过深入研究，强化继电保护功能，在正确认识弧光接地的利害之后，更进一步的优化研究，是实现我国电力系统正常运作的关键。

参考文献：

[1] 王雷.浅析中性点接地方式及其在保护中的差别[J].研究与探讨，2012.（7）.

[2] 常湧.城市配电网中性点接地方式探讨[J].应用技术，2012，（3）.

[3] 杨丽宏.论电力系统中性点的接地方式[J].信息通信，2012，（119）.

运行方式的改进论文 篇12

核安全是在核设施设计、制造、运行及停役期间为保护核电厂工作人员、公众和环境免受可能的放射性危害所采取的所有措施的总和。这些措施包括:1.保障所有设备正常运行, 控制和减少对环境的放射性废物排放;2.预防故障或事故的发生;3.限制发生的故障或事故的后果。

核安全的三大功能 (也称作三要素) 是:反应性控制、堆芯冷却和放射性产物的包容。三要素是保护核电厂工作人员、公众和环境免受放射性危害的根本。

为了实现核安全的目标, 在正常运行工况、故障或事故工况下, 都要保证这三方面功能的实现。

(1) 对于反应性的控制, 需要控制棒和硼的共同协调作用。其中的硼控制是通过改变硼浓度实现的, 又因为是硼控制是慢效应, 故而硼浓度的监视成为了反应性控制的重要组成部分, 硼浓度取样的代表性和准确性就成为了重中之重。RCP系统控制的喷淋阀极化控制很好地解决了硼浓度取样代表性和准确性的问题。

(2) 对于堆芯冷却而言, 需要同时满足冷却剂、循环动力、热阱三个条件, 其中的热阱在不论正常或故障工况下、甚至事故工况下, 蒸汽发生器都扮演了重要角色。保证蒸汽发生器的正常液位对于实现蒸汽发生器的热阱功能具有非常意义, 特别是在故障工况或事故工况下, 蒸汽发生器中沸腾形式不稳定等因素的影响, 使得非正常工况下的蒸汽发生器液位的控制成为反应堆控制的难点。ARE系统控制的极化运行方式在一定程度上缓解了蒸汽发生器非正常工况下控制难的问题

(3) 对于放射性产物的包容, 正常工况下需要保证燃料包壳、一回路压力边界、安全壳三道安全屏障限值不被突破;故障工况和事故工况下则除了三道安全屏障的要求, 还需要安全壳喷淋、氢气复合、高放废气废液、由碘过滤通风及废液系统收集后重新打入安全壳等功能的实现。因核安全三要素中放射性产物的包容并没有应用到极化运行, 本文不再累述。

2 ARE系统极化运行方式

秦山第二核电厂的蒸汽发生器是一个立式的、自然循环式的、产生饱和蒸汽的装置。它由外壳、U形传热管、汽水分离器和套筒等部件组成。反应堆冷却剂在传热管内流动, 把热量传递给管外的二回路水, 二回路水在蒸汽发生器内自然循环, 在它流经传热管外时有一部分水变成饱和蒸汽, 供给主汽轮机和辅助设施。作为反应堆的第二道屏障的组成部分, 蒸汽发生器在有放射性的一回路系统和无放射性的二回路系统之间提供了屏障。

在反应堆自动跳闸 (P4) 及一回路平均温度低 (Tavg<295.4℃) 的情况下, 引入了旁路调节阀的极化运行方式。通过ARE系统极化运行方式可以:

(1) 减少了ASG系统的启动次数, 同时能够保持ASG水箱处于满水状态, 保证了ASG系统的专设安全设施的可运行性, 并且避免了频繁的补水和因补水需要而导致的一系列繁琐操作。

(2) 减少了主给水给水管道的热冲击。由于极化运行时供给蒸汽发生器的还是由除氧器来的热水, 而一旦ASG系统启动, 供给蒸汽发生器的将是7℃到50℃之间的冷水。

(3) 减少了蒸汽发生器水位因为给水流量和给水温度变化带来的波动。一旦ASG系统启动, 蒸汽发生器的给水温度降低使蒸发器下降通道中水的过冷度增加, 在上升通道中沸腾区减小, 沸腾减弱, 含汽量减小, 导致两相流流动加速, 水位下降。另外, 由于沸腾区减小, 含汽量减小 (即蒸汽流量降低) , 使带入再循环的水量也减少, 也使水位降低。如若此时过度加大向蒸发器的ASG流量, 则待蒸发器内水温上涨, 又必将导致蒸发器水位上涨。通过极化运行可以在一定程度上减小蒸发器的水位扰动, 有利于整齐发生器的水位控制。

大致来说, ARE系统极化运行方式一经触发, 相应的继电器动作, 自动切除调节回路的输出信号, 极化模块401MS2投入运行, 在自动/手动控制站处于自动控制状态下, 使得旁路调节阀处于预置的开度下, 从而使给水流量保持在10%Qn左右。当蒸汽发生器的水位恢复至程序水位时, 极化运行方式被切除, 旁路调节阀重新恢复至正常自动调节模式。

2.1 ARE系统极化运行方式的触发

ARE系统在自动方式下极化运行方式的触发只需要两个条件:反应堆紧急停堆信号P4与Tavg低信号 (Tavg<295.4℃)

2.2 ARE系统极化运行方式触发时的报警和必要的响应

一旦极化运行触发, 主控室P5盘面出现报警:3RPA 079 AA, 提示信息为:停堆后给水隔离。此时二回路操纵员应及时确认ARE系统在自动运行方式, 避免极化运行失败, 导致ASG系统的启动;并且时时关注蒸发器的液位变化趋势。

2.3 ARE系统极化运行方式的动作

(1) 主给水调节阀和隔离阀:在极化运行信号存在时关闭。

(2) 给水旁路调节阀:在极化运行信号存在时将固定在一个预定值上 (约为全部额定流量的11.5%) 。

即使有大量余热的情况下, 这个流量可以使蒸汽发生器的水位在8分钟内得以恢复。

2.4 ARE系统极化运行方式的切除

(1) ARE系统自动方式下极化运行一旦触发, 至少运行30S。

(2) 极化运行30S后, 当蒸汽发生器水位不低于 (水位设定值-5%) 时, 即当蒸发器液位低报警不存在时, 记忆门复位, 极化运行切除。

(3) 极化运行方式的切除需要两个条件同时满足:1.极化运行已经运行30S;2.蒸发器液位低信号不存在。

参考文献

[1]张松柏.核恐怖事件风险评估方法及乏燃料特征属性分析[D].中国工程物理研究院, 2006.

[2]徐雪春.辐射变色薄膜研究[D].四川大学, 2006.