直流分析

直流分析（精选12篇）

直流分析 篇1

0 引言

天广±500 k V直流输电工程全长960 km,额定容量为双极1 800 MW,自2001年6月双极投运以来,输送电量累计超过300亿度,为西电东送发挥了重要而积极的作用[1]。其直流控制系统由德国西门子公司设计,从实际运行情况来看,有效地保证了功率传输的准确稳定和换流站一次主设备安全运行,改善了交、直流系统运行性能。

直流输电系统在传输有功功率时,无论是整流器或逆变器,都将从交流电网侧吸收容性无功功率[2]。直流输电系统吸收的无功功率主要来自换流站内投入的交流滤波器,以及交流系统提供的无功支持。由无功控制系统控制投切的交流滤波器,除了为直流系统提供无功补偿外,还可以滤除谐波[3]。

天广直流输电系统逆变侧广州换流站交流侧采用双母线联络接线方式,共有11小组交流滤波器,分三大组,分别挂靠在两条母线上。但是,逆变侧广州换流站无功控制系统在判断交流滤波器是否可用时,并未考虑大组交流滤波器母线侧刀闸、母线联络开关及刀闸的位置,本文基于天广直流输电系统逆变侧无功控制原理,根据广州换流站交流侧的接线方式,对这一设计缺陷可能造成的后果利用RTDS实时数字仿真系统对其可能造成的后果进行了仿真分析,并提出了改进建议。

1 广州换流站无功控制原理

广州换流站无功控制采用了定无功控制方式:在满足换流站交流母线电压在规定范围之内和滤除谐波的要求的前提下,通过投切交流滤波器和调整换流变压器分接头将交直流系统间的无功交换控制在设定范围之内。

无功控制系统计算换流器消耗的无功功率,然后按照投入滤波器的情况计算出系统无功,从而根据无功情况确定滤波器的投切:

当Qsys>Qmax,经一定时间的延时后,投入一组交流滤波器;

当Qsys

小组交流滤波器的投切由直流站控控制。

2 广州换流站交流系统接线方式及交流滤波器设置简介

2.1 广州换流站交流系统接线方式

如图1所示,广州换流站交流侧采用双母线联络接线方式,正常运行时,双极直流出线、两回联络线和两回站用电分别挂在220 k V#1母线和#2母线上;第一、三大组交流滤波器连于#1母线、第二大组交流滤波器连于#2母线。

2.2 广州换流站交流滤波器简介

2.2.1 广州换流站交流滤波器配置

12脉动的直流输电系统,实际运行中,其交流侧存在n=12k±1(k=1,2,…)等特征谐波,同时由于交流系统存在非线性负荷或三相参数不完全对称,所以同时也存在3、24、36…等3倍次特征谐波[2]。交流滤波器不仅要在满负荷运行方式下保证一定的无功裕度,同时还必须满足滤除谐波的要求。

广州换流站交流滤波器具体配置如表1所示。

2.2.2 广州换流站交流滤波器投切限制

控制系统自动投切交流滤波器的原则是:

(1)保持交流母线电压在217~245 k V范围之内;

(2)按滤除谐波的最优效果进行小组的组合;

(3)保持全站的无功功率在规定范围之内。

以上三个条件首先要满足条件1,然后是条件2,最后是条件3。

无功功率的正常范围为-100~+30 Mvar。

滤波的限制则由控制系统自动完成:以双极全电压运行方式为例,控制系统根据当前可用的交流滤波器计算双极直流系统可输送的最大直流功率,如果目前输送的直流负荷高于该最大值,控制系统将按表2自动将负荷降至该限值之下。

3 广州换流站无功控制系统缺陷和隐患分析

自天广直流投运以来,广州换流站无功控制系统及交流滤波器在运行中出现了若干问题[3,5]。虽然,控制系统在判断小组交流滤波器是否可用时未考虑大组交流滤波器母线侧刀闸、母线联络开关及刀闸的位置这一隐患暂未给实际运行带来影响,但仍应引起高度重视,分析其原因及可能导致的后果,防患未然。

3.1 控制系统判断某小组交流滤波器可用的依据

控制系统判断某小组交流滤波器可投入的判据如下:

(1)该交流滤波器的地刀在定义的分位;

(2)该交流滤波器的刀闸在定义的合位;

(3)该交流滤波器的断路器在定义的分位;

(4)该交流滤波器的断路器和刀闸都暂未收到任何动作指令;

(5)该交流滤波器的断路器、刀闸和地刀的操作方式不是现场操作方式;

(6)该交流滤波器的断路器没有任何故障和告警信号,且没有任何保护跳闸指令;

(7)该交流滤波器投退方式设为“自动选择”状态——由控制系统自动控制;

(8)该大组交流滤波器母线运行正常、交流电压测量正常。

如果上述任一条件不满足,控制系统就会认为该小组交流滤波器无法投入,从而根据谐波控制条件对直流系统可输送的最大负荷进行限制。

3.2 缺陷及隐患分析

结合广州换流站交流系统接线,其无功控制原理存在着以下缺陷:

(1)控制系统在判断某小组交流滤波器是否可用时,并未考虑交流母线联络开关及刀闸的位置;

(2)大组交流滤波器既可以连接在#1母线上,也可以连接在#2母线上,但是控制系统并未对此进行判别。

不妨假设直流输电系统双极满负荷正常运行,所有交流滤波器均投入运行,此时母线联络开关突然断开。控制系统按上文所述的条件,仍然认为所有小组交流滤波器运行正常,满足滤除谐波的需要。但实际上,对于极2,仅有第二大组交流滤波器的三组小组交流滤波器可用,这并不能完全滤除极2满负荷运行时产生的谐波,将导致大量的谐波流入交流系统,产生不良影响。

再假如三大组交流滤波器均连接在#1母线上,当母联开关断开后,对于极2,实际上已经没有交流滤波器为其滤除谐波和提供无功,但控制系统却仍然无法判别,这将对交流系统产生更恶劣的影响。

3.3 仿真分析

针对这一问题,利用南方电网技术研究中心RTDS实时数字仿真系统进行了仿真分析。RTDS仿真系统由用于模拟电网(包括直流系统)一次部分的RTDS实时数字仿真器和天广实际控制保护装置两部分联接构成。

(1)仿真试验一

系统运行方式:双极1 800 MW。

交流侧接线方式:双母联络运行。

#1母线带极1、第一和第三大组交流滤波器、交流系统为一个电压幅值为230 k V的等值交流电压电源,该电源的内阻抗幅值为4.232Ω,阻抗角为84°,短路容量为12.5 GVA(短路比SCR为12 500/1 800=6.94)。

#2母线带极2、第二大组交流滤波器、交流系统为一个电压幅值为230 k V的等值交流电压电源,该电源的内阻抗幅值为5Ω,阻抗角为84°,短路容量为10.58 GVA(短路比SCR为10 580/1 800=5.887)。

手动断开母线联络开关2012后,双极直流系统正常运行,交流侧#1母线和#2母线电压波形如图2所示。

现象分析:母线联络开关断开后,控制系统按上文所述的条件,仍然认为所有小组交流滤波器运行正常,满足无功和滤除谐波的需要。但实际上,对于极1,有第一和第三大组交流滤波器可用,而对于极2,仅有第二大组交流滤波器的三组小组交流滤波器可用,极1将出现无功过剩、而极2却会出现无功不足,所以导致两条母线电压出现较大偏差;同时,极2满负荷运行时产生的谐波无法完全滤除,大量的谐波将流入交流系统。

(2)仿真试验二

系统运行方式:双极1 800 MW。

交流侧接线方式:双母联络运行。

#1母线带极1、第一、第二和第三大组交流滤波器、交流系统为一个电压幅值为230 k V的等值交流电压电源,该电源的内阻抗幅值为4.232Ω,阻抗角为84°,短路容量为12.5 GVA(短路比SCR为12 500/1 800=6.94)。

#2母线带极2、交流系统为一个电压幅值为230 k V的等值交流电压电源,该电源的内阻抗幅值为5Ω,阻抗角为84°,短路容量为10.58 GVA(短路比SCR为10 580/1 800=5.887)。

手动断开母线联络开关2012后,双极直流系统正常运行,交流侧#1母线和#2母线电压波形如图3所示。

现象分析:同上,母线联络开关断开后,控制系统按上文所述的条件,仍然认为所有小组交流滤波器运行正常,满足无功和滤除谐波的需要。但实际上,极2无交流滤波器可用,两条母线电压将出现更大的偏差;同时,极2换流产生的谐波将全部流入交流系统。

(3)仿真结论

广州换流站母线联络开关2012偷跳后,直流站控系统无法识别,对直流系统的运行不会造成直接影响,但其无功控制及谐波问题将对交流系统产生严重影响。

3.4 改进措施

针对这一设计缺陷,在控制系统判断某交流滤波器是否可用时,在上文所述的8个条件的基础上,应再加入母线联络开关、刀闸及所属大组交流滤波器母线侧刀闸的位置条件加以判断,修改后的判断条件(以连于#1母线侧的极为例)如图4所示。

类似地,可以得到某交流滤波器对极2可用的判断条件。

4 结论

随着大批直流输电系统的投运,我国已跨入交直流混合大电网时代,这也更加重视交直流电力系统间的相互作用[7]。交流滤波器是直流输电系统的重要组成部分,可以提供换流所需的无功,并滤除换流产生的谐波,显然,交流滤波器的运行状况,将直接对交直流电力系统产生较大影响。

天广直流输电系统采用直流站控系统根据交流电压、直流负荷和系统无功状况自动控制交流滤波器的投退。但是,逆变侧广州换流站控制系统在判断某交流滤波器是否可用时,存在着一定的缺陷:并未考虑到交流系统接线方式,结合母线联络开关和大组交流滤波器母线侧刀闸的位置进行判断。当母线联络开关偷跳故障时,这一缺陷将导致某极实际可用的交流滤波器不足以提供换流所需的无功,并无法完全滤除换流产生的谐波,将会对交流系统产生不良影响,在RTDS实时数字仿真系统的仿真结果也证明了这一分析。最后,本文对直流站控系统判断交流滤波器是否可用的逻辑提出了改进建议,这对我国目前直流输电系统的运行和未来直流输电工程的实施,有一定的借鉴意义。

参考文献

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[2]浙江大学发电教研组直流输电科研组.直流输电[M].北京:水利电力出版社,1985.

[3]朱韬析,黄俊波,王超.直流输电系统无功功率的控制原理及存在的问题分析[J].高电压技术,2006,32(增刊):32-35.ZHU Tao-xi,HUANG Jun-bo,WANG Chao.Theory of Reactive Power Control of HVDC System with the Analysis of Problems Existing in It[J].High Voltage Engineering,2006,32(S):32-35.

[4]段卫国,魏俊杰,陆岩.天广直流并联电容器损坏原因及改进措施.南方电网技术研究,2006,2(4):19-21DUAN Wei-guo,WEI Jun-jie,LU Yan.Causes of Damage and Improvement Measures of Shunt Capacitors on the Tian-Guang HVDC Transmission Project[J].China Southern Power Grid Technology Research,2006,2(4):19-21.

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[7]徐政.交直流电力系统动态行为分析[M].北京:机械工业出版社,2005.

直流分析 篇2

高压直流供电技术及其应用前景分析

彭大铭

（四川通信科研规划设计有限责任公司）

摘要：高压直流供电相比UPS电源具有巨大的优势，但现阶段高压直流供电存在一些制约因素，在解决了后端设备的高压供电标准化后，高压直流供电技术将会大规模商用。

近年来，随着通信技术的IP化，IT设备得到了大量的应用，作为其主要供电方式的UPS电源也在通信机房中大量应用。但UPS固有的特点，决定了其具有可靠性差、转换效率低、输入电流谐波大等一系列缺点，大型UPS系统故障造成的通信阻断频繁发生，造成重大的经济损失和社会影响，以至于工信部在近年的[2009]315文中列出的3大电源技术故障中，“UPS开关转换失灵”就占据了一席之地。

在此背景下，采用高压直流替代UPS供电的呼声越来越高，部分省市运营商已经在小规模商用试点，主流设备厂家已经在推出高压直流供电电源，通信标准化协会已经完成高压直流供电技术要求的起草工作，一个崭新的供电技术正在呼之欲出。

一、高压直流供电技术的优点

高压直流供电就是直流采用高压直流电源（区别于常用的-48V）直接对采用220V交流输入电源的设备供电，采用该技术后，电源系统将具有直流电源系统本身的天然优点：

1.技术方面

（1）可靠性大幅提升

高压直流供电技术引入的主要目的就在于提升系统的安全性。UPS系统本身仅并联主机具有冗余备份，系统组件之间更多地是串联关系，其可用性是各部分组件可靠性的连乘结果，总体可靠性低于单个组件的可靠性。反观直流系统，系统的并联整流模块、蓄电池组均构成了冗余关系，不可靠性是各组件连乘结果，总体可靠性高于单个组件的可靠性。理论计算和运行实践都表明，直流系统的可靠性要远远高于UPS系统，一个例证就是大型直流系统瘫痪的事故基本没有。

（2）大大节约能耗

目前大量使用的UPS主机均为在线双变换型，在负载率大于50％时，其转换效率与开关电源相近。但一个不容忽视的现实是，为了保证UPS系统的可靠性，UPS主机均采用n＋1（n＝1、2、3）方式运行，加之受后端负载输入的谐波和波峰因数的影响，UPS主机并不能满足运行，通常UPS单机的设计最大稳定运行负载率仅为35～53％。而受后端设备虚提功耗和业务发展的影响，很多UPS系统通常在寿命中后期才能达到设计负载率，甚至根本不能达到设计负载率，UPS主机单机长期运行在很低的负载率，其转换效率通常为80％多，甚至更低。

对于直流电源系统而言，因其采用模块化结构，可根据输出负载的大小，由监控模块、监控系统或现场值守人员灵活控制模块的开机运行数量，使整流器模块的负载率始终保持在较高的水平，从而使系统的转换效率保持在较高的水平。

（3）输入参数大大改善

现场测试发现，目前常用的12脉冲在线双变换型UPS主机，加装11次滤波器后，其输入功率因数通常在0.8～0.9，最大仅为0.95，输入电流谐波含量通常在7.5％左右。

与此对应，由于PFC电路的应用，额定工况下，开关整流器模块的输入功率因数通常都在0.99以上，输入电流谐波含量通常在5％以下。

输入参数的改善的直接效果是，前端设备的容量可以大大降低，前端低压配电柜可以不再配置电抗器，从而也可以降低补偿电容的耐压要求。

（4）带载能力大大提高

UPS系统带载能力受两个因素的制约，一是负载的功率因数，以国内某大型UPS厂商的某型主机为例，在输出功率因数为0.5（容性）时，其最大允许负载率仅为50％；二是负载的电流峰值系数，通常UPS主机的设计波峰因数为3，如果负载的电流峰值系数大于3，则UPS主机将降容使用。

对于直流系统而言，不存在功率因数的问题；因其并联了内阻极低的大容量蓄电池组，加之整流器模块有大量的富余（充电和备用），其负载高电流峰值系数的负荷能力很强，不需专门考虑安全富余容量。

（5）割接改造更为方便

对于采用UPS供电的设备来说，除非其采用双电源（或四电源、六电源），或专门配置有STS设备，否则通常只能采用停电方式割接。对于重要系统来说，这是难以忍受的，更为麻烦的是，一些没有厂家支撑的老型设备，很有可能在停机不能重启的现象。

直流电源只要做到输出电压和极性相同即可连接到一起，从而实现不停电割接，而这是非常容易做到的。

2.建设投资

电源系统投资包括UPS电源（高压直流）、前端电源（市电、油机）、机房三个部分。以成都某运营商最近完工的一个机房为例进行对比分析，该机房同层布置4套400KVA 1+1 UPS系统，采用高压直流供电，需5×4套50KW系统。

 UPS电源（高压直流）部分：采用UPS方案每套系统的投资大约为250万元，采用高压直流供电时5套直流系统投资越160万元。直流系统投资仅是UPS方案的2/3，究其原因，主要是没有UPS柜，并且其仅与交流整流输入电缆，没有旁路回路电缆。

前端电源部分：粗略测算，采用高压直流方案，市电和油机供电系统约可减少20～25％。

 机房：采用UPS方案和高压直流供电方案，所需占用的机房面积基本相同，但是采用高压直流供电方案时，开关电源安装区域机房荷载要求大大低于UPS机房，粗略测算，机房土建成本约降低10％左右。

对以上投资加权后，采用高压直流供电方案总投资降低约30％。需要说明的是，采用高压直流供电方案，不仅电源系统可分期建设，系统的电源模块也可根据需要分期建设，考虑投资折现率后，高压直流供电方案的投资节约率将更加明显。

3.运维成本

运维成本主要包括电费成本和维修成本，由于转换效率的提高，高压直流供电将大大节约电费成本。在维修成本方面，高压直流供电采用的整流模块化结构，现场替换非常方便，模块除厂家外，一些通信支撑企业也可维修，维修价格在一定程度上可由市场决定。

二、高压直流技术应用前景分析

虽然高压直流供电技术具有很多优点，但电源技术的大规模商用是一个系统工程，涉及到后端用电设备、技术标准、产业链保障等方面，只有这些方面同时具有可行性，高压直流供电技术才可能得以大规模应用。

1.高压直流技术应用现状

目前对高压直流供电的应用，总体情况是电信运营商非常热心，热切希望大规模高压直流供电，与电源系统厂商一起进行了大量了理论研究，国内业界已就包括高压直流供电电压、接地方式等关键问题达成了共识，高压直流供电已在部分本地网进行了试点。

与之形成鲜明对比的是，到目前为止，后端IT设备还没有针对高压直流供电的电源技术标准，也没有大型IT厂商宣布支持后端设备高压直流供电。

高压直流供电有多种电压可供选择，因为缺乏后端设备厂商的响应，国内高压直流供电的思路均是基于不对后端用电设备进行改造，供电电压的选择就必须保证在电源系统各种运行模式下，后端设备均可正常工作，目前国内业界对高压直流供电的标称电压已达成共识，即选用240V电压等级。

2.制约高压直流技术大规模应用的主要因素

（1）后端设备的适应性

从目前运营商的试点情况来看，尽管采用单相UPS电源供电的后端设备绝大多数都支持高压直流供电，高压直流供电基本可保障后端设备的运行。但高压直流供电毕竟不是后端设备的电源标准，采用高压直流供电实质上是改变了设备电源的标称运行环境，因而对运营商而言存在较多的风险：

技术风险：使用UPS电源供电的后端设备种类繁多，从目前运营商的试点情况来看，还是有部分设备不支持高压直流供电，对于具体的设备能否支持高压直流供电，能否在高压直流供电的额定输出电压、最低输出电压、最高输出电压下正常运行，只能针对具体设备进行电路分析和实际实验。对于在高压直流供电下能正常运行的后端设备，也需要用时间来检验其寿命是否会发生变化。

 法律风险：改变设备的电源运行环境，实质上是改变了采购合同约定的运行条件，如后端设备发生故障，运营商将处于较为不利的法律地位，面临着较大的风险。同时，对于高压直流供电最大应用场合的IDC机房，运营商通常与客户签订有严格的SLA（服务等级协议），供电电源的改变也会将运营商推向不利的地位，一旦客户托管设备发生故障，尤其是涉及到对服务连续性极为敏感的金融、大型SP等客户时，双方可能陷入长时间的纠纷，或以运营商的让步而告终。从现网试点情况来看，运营商普遍的心态还是感觉“高压直流电源稳定可靠，不会出现问题”，还没有从法律层面认真思考可能遇到的法律纠纷。

（2）电源系统的定型与量产

高压直流供电还没有相应的技术标准，仅有工信部近期拟推出通信标准类技术报告《通信用240V直流供电系统技术要求》，对高压直流供电技术进行引导。因缺乏技术标准和大规模商用实践的支撑，目前国内电源厂商的高压直流供电产品设备还没有定型，更谈不上量产，都是通过订单定制方式生产。定制生产带来的问题：

电源设备系统的不能做到标准化，设备和器件的互换性较差。

 订单式生产，厂家不能根据市场预测预先生产设备，设备交货周期较长。 设备的价格不能有效降低。

（3）配套器件

高压直流供电涉及的元器件中，整流器模块所需的功率电子器件、电容、变压器等器件较为通用，供应不存在任何问题，但熔断器、断路器等配电保护元件就较为匮乏。

高压直流供电系统日常运行电压（浮充电压）即已达到270V，普通熔断器均为交流熔断器，已不能支持这一电压等级，只能选用专用的直流熔断器，但目前直流熔熔断器生产厂家很少，市面上也难以见到。

断路器的情况要好一些，普通热磁脱扣型塑壳断路器单极工作电压已可达250V，ABB、施耐德等大型厂商也可提供直流工作电压达220V的微型断路器，这两类断路器双极使用时工作电压均远远高于高压直流系统可能的最高电压（均充电压）288V，可为高压直流系统保护。但采用这两类断路器也存在较多的问题：

技术问题：整定值易漂移；塑壳断路器安装尺寸较大；微型断路器易被碰刮误断、整定值通常不能调整、分断短路电流电流小。

 商务问题：产量较小，价格较高，供货周期长。

（4）监控系统

如要大规模商用，高压直流电源系统必须纳入动力环境监控系统，开关电源系统的监控与－48V直流电源相同，没有任何困难，但配套电池组目前还没有厂家可以提供专用的240V电池组监控单元和配套的软件子系统。

3.高压直流技术应用的推进

制约高压直流供电技术大规模应用的因素也许还有很多，根本的原因还在于没有后端设备高压直流供电的标准化，鉴于后端设备，尤其是IT设备，绝大部分的应用还在于社会的其他行业，仅仅依靠通信行业的力量难以有效推动电源标准的改进的，应该积极推动全社会对高压直流供电的认知，进而产生体现国家意志的法律、政府规章和技术标准，推动使用高压直流供电的IT设备的大规模生产和应用。

在后端设备具备高压直流供电的条件，并大规模商用后，电源系统的标准化将迎刃而解，市场这只无形的手将推动前端电源零部件及整机厂商全力进行研发和生产，现阶段前端电源系统存在的种种制约将不复存在。

三、高压直流供电技术应用的影响

分析地铁直流保护装置的设计 篇3

关键字：城市轨道交通；地铁；直流保护装置 设计

数据采集、处理判断及发出跳闸指令等是地铁直流保护装置的主要任务，且地铁直流保护装置直接作用于地铁牵引供电系统。虽然现阶段，我国地铁系统已投入使用了一批国产直流保护装置，但绝大部分运行的直流保护装置还是国外的，由此可见，研发可靠性及智能化更高的直流保护装置将有着极大的意义。

一、城轨供电系统

城市交通运营的动力源泉便是城轨供电系统，通过传输、供应电能给电动列车提供牵引供电，以及其他建筑物，如车站、区间、车辆段等所需的动力照明用电。按照不同的功能，又被分为：动力照明和牵引供电系统、电源开闭所（主变电所）、外部电源及电力监控和杂散电流腐蚀防护系统，如下图所示：

二、地铁直流保护装置的设计

直流牵引供电系统主要受保护的参量有：电压、直流电源、增量和系统阻抗及变化率的检测，即下图所示。对这些系统的主要参数进行测量，明确保护动作与否，实现对牵引供电系统进行续电保护。

（一）检测直流电流

对直流电流的检测可使用霍尔电流传感器和分流器。分流器的使用：将其串在电路中，对电流流过而产生的压降进行测量，便可直接反映出测试电流的大小，规则有75mV和60mV两种，常用于直流牵引供电系统回路的大电流测量。霍尔电流传感器却能再现电流波形，和电流测量响应时间较短的优势，因此被常用在电流瞬时值的测量，不会引起损耗现象，常用于直流屏和UPS屏中测量直流电流。

（二）设计直流保护装置

1、硬件平台的设计

通过对现阶段保护装置的分析研究，及对保护对象的摸索，将解析硬件平台的设计：

1）通用接内核的设计

以冗余设计通用接内核，其模拟输入通道、通信通道及开入开出量皆较为宽裕，下图为PROFIBUS通信模块最大串行速率12M，自適应波特率，每帧256字节用于和三位机进行通信；以冗余设计网络口和RS232/RS485，可以实现网络互联，和下载软件；由于高速电子开关提供的隔离驱动能力为24V100mA，极可能在供电线路短路时，促使其他工作电源无法正常运行，所以要将其改为电容器提供，一旦检测到装置的瞬时短路电流，要通过装置电子开光出口输出一个200ms的24V脉冲电平信号启动电容脱扣，只要此部件接收到启动信号，就会借由电容器存储的能量快速的分闸脱扣断路器。

2）显示和键盘

此模块由DSP直接进行处理，在设计时要考虑以点阵汉字液晶显示更换早期的小屏幕纯字符式显示，因为液晶显示每屏可显示160×80的点阵图形或80个汉字，且它的按键操作方便灵活，具有上下左右确认取消+-复位等9个按键。

2、直流隔离放大器的设计

1）模拟采样电路：由于ADS8364的工作钟是DSPF2812脉宽调制PWM1产生的，因此PWM1在程序中的频率应设置成4MHz-5MHz，促使ADS8364各个通道吞吐率可高达每秒采样200×103个；由于ADS8364的片选信号是DSPF2812的XZCS0AND1引脚产生，因此ADS8364使用的DSP区域为1或0，物理地址范围为2000H-6000H；为确保读指针指向第一个数据位置就必须触发ADS8364复位引脚RESET。稳定系统时钟后，PWM3输出低电平既可保证其输出的数据与通道A0 A1 B0 B1 CO C1等对应其排位，同时BYTE的引脚接地电平，其转换结果输出则是16位的方式。

2）通信电路

数据传输主要组成部分为：外围电路和DS2155。其中DS2155是较强大功能的EI/T1/J1收发器芯片，有完整EI/T1的发器功能，与DSPF2812接口电路时，内部控制、状态及数据寄存器等的访问需要使用DSPF28128位地址和数据总线。控制、状态及数据寄存器分布用于：配置芯片的各种工作方式、存储线路信息（差错告警、误码计数等信息）、存储信令及E1帧数据。

结语：

特高压宾金直流直流偏磁问题分析 篇4

宾金直流输电工程是一条连接我国西南水电基地和东部负荷中心的能源大通道, 是目前我国输电容量最大、电压等级最高的直流输电工程。特高压金华换流站是±800kV宾金直流输电系统的受端站, 站址在浙江省金华市武义县。

直流输电系统在系统调试或故障情况下, 会有大量的直流电流在受端和送端直流极之间的大地中传输。地中直流电流可能会引起直流极附近地电位的变化, 对交流系统产生直流偏磁的危害。宾金直流单极大地回线方式运行时, 金华换流站及周边数十个变电站内变压器普遍存在直流偏磁现象, 出现了中性点谐波电流并伴有噪声。

本文介绍了金华换流站直流偏磁的特点, 分析了直流偏磁原理和成因, 介绍了饱和保护的配置情况, 并结合换流站的实际给出了合理建议。

1 直流偏磁原理

1.1 原理

当换流阀触发脉冲不对称或部分丢失、站内接地点电位升高或其他相关因素影响时, 就会有直流电流通过换流变压器中性点流入变压器, 从而引起换流变压器铁芯饱和并导致换流变压器激磁电流畸变。

如图1所示, 正常情况下, 激磁电流的平均值为i0=0, 相应的磁通直流分量=0, i (t) 正负半波对称, —i曲线运行在2 max—2imax的对称范围内。当直流电流流入变压器绕组时, 会产生直流磁通, 直流和交流励磁磁通相互叠加导致了与直流方向一致的半个周波的磁通密度大大增加而另外半个周波的磁通密度大大减小, 铁芯偏于—i曲线的一边运行, 形成变压器的直流偏磁。这时, 铁芯趋向饱和, 励磁电流畸变, 在每个周期中都有一个很高的尖峰及许多谐波成分, 虽然从激磁电流曲线上无法看出直流磁通和直流激磁电流之间的关系, 但激磁电流的平均值i0就是直流激磁电流。发生直流偏磁的变压器无功损耗、金属构件损耗增加, 温升增大, 由于铁芯周期性饱和伴有低频噪声。

我国特高压换流站的换流变均采用单相结构, 研究证明, 相对于三相芯式变压器, 三相组式 (单相) 变压器受直流偏磁的影响更严重。单相结构换流变压器, 磁回路独立、磁阻低, 较小的直流就容易引起饱和。直流偏磁越大, 励磁电流的峰值越大, 谐波成分越多, 饱和也就越严重。

1.2 直流偏磁产生的原因与影响因素

单极大地回线方式或双极电流不平衡运行方式导致的地电位升高, 是直流偏磁的主要来源。

在双极电流不平衡运行或单极大地回线方式下, 入地电流造成地表电位分布不均匀, 在交流电网不同接地点间产生电位差, 部分直流电流从一端换流变中性点流入, 从其他变电站变压器中性点流出, 就会引起直流偏磁。

110kV及以上电压等级的系统为保证安全运行一般均将中性点直接接地, 从而存在直流电流的自然通路。以一个只有两台变压器的简单系统为例, 考虑了感应地电位、接地电阻后的直流网络及其单相等值电路如图2所示, 其中RW1、Rg1、RW2、Rg2分别为变压器1和变压器2的绕组直流电阻和接地电阻, RL为线路电阻, Eg1、Eg2为两变电站的接地网感应电位。

现代大型交流电网是一个庞大的直流低阻网络, 变压器绕组上的直流电流会导致直流偏磁。直流电流分布的本质是交流电网地上低阻网络通过庞大的地下接地网络吸引地中直流电流向远方传播。而交流电网直流电流分布情况和接地极周围电位分布、网络电气参数等多方面的因素有关。

直流偏磁来源还有地磁效应、触发脉冲不对称、直流线路感应电压、地磁感应电流、变压器空载合闸励磁涌流等。

触发角不平衡使得换流变阀侧绕组中正负半波电流平均值不等于0时, 才会引起直流偏磁。换流阀触发角不平衡产生的原因可能是由于交流系统电压的不对称、晶闸管触发回路的触发误差, 两个阀触发信号光纤长度的不同也会导致触发时间的轻微差别。

在工程中, 如果直流架空线路平行并靠近交流线路架设, 在稳态运行时, 直流线路上可能感应出基频电压, 从而导致直流线路上出现基频电流。由于在换流过程中换流阀按顺序通断, 直流线路的基频电流会使换流变阀侧绕组出现直流电流分量。

直流偏磁的来源之一是地磁感应电流。地磁场导致了地磁感应电流的产生, 研究表明, 纬度越高的地区, 长距离东西走向的输电线路越容易受到地磁感应电流的影响。特高压工程承担着长距离、大容量输电的任务, 这些长距离东西走向的输电线路容易受到地磁感应电流的影响。

1.3 直流偏磁对变压器的影响

直流偏磁现象使得换流变压器铁芯持续性地饱和, 空载损耗上升, 铁芯温升上升。严重情况下可能使得在饱和期内的饱和度过深, 漏磁通增加, 结构件涡流损耗增加, 甚至可能出现严重的局部过热情况, 导致变压器热损毁、寿命缩短。

随着流入单相变压器中性点直流的增加, 励磁电流各次谐波电流幅值增大, 二次谐波的增大可能会闭锁变压器的保护, 导致保护拒动, 尤其是发生小匝间故障时。

在设计阶段, 应计算出换流站在最不利条件下的直流偏磁电流, 从而计算出每台500kV单相变压器承受的直流电流, 对制造厂提出变压器直流偏磁要求, 同时换流变压器保护需要配置饱和保护功能。

2 饱和保护的整定、配置和实现

2.1 饱和保护的整定原则

从以上分析可以看出, 存在多种可能性导致换流变压器出现直流偏磁现象, 实际应用中换流变压器饱和保护主要是用来防止换流站地电位变化和触发不对称造成的换流变直流偏磁可能导致的换流变压器损坏的情况。

饱和保护只配置在Y/Y换流变压器上, 一方面角接换流变的零序阻抗较星接换流变大, 发生直流偏磁时, 星接换流变的直流偏磁更严重;另一方面区外故障时, 角接换流变其中性点电流也会有很大扰动。为防止饱和保护误动, 将保护只配置在星型接线的换流变压器上。

2.2 饱和保护的实现

金华站饱和告警分三段式, 当零序电流峰值大于告警整定值时, 饱和告警动作, 发告警信号 (只投入定时限一段) 。

反时限跳闸元件给出6个设定的值 (包括零序电流峰值I0fz和动作时间t) , 通过曲线 (图3) 拟合, 来达到反时限动作的效果。当I0fz大于反时限下限时, 反时限启动计算, 在I0fz1~I0fz6之间根据设定的值, 计算延时时间, 时间到则保护跳闸。当I0fz大于反时限上限时, 反时限仍然按照反时限上限的时间跳闸。当延时大于反时限跳闸时间的0.7倍时, 饱和保护切换系统功能动作。

为使饱和保护的动作特性与变压器承受直流饱和能力相匹配, 在进行定值整定时, t下限、t上限分别对应反时限下限延时和反时限上限延时, t1对应第一点延时时间, t6对应第六点延时时间。

3 金华换流站直流偏磁情况与分析

3.1 金华站直流偏磁情况

金华换流站单极大地回线解锁、金属回线转大地回线方式, 使得直流功率通过大地在整流站和逆变站输送, 金华站换流站主变及接地极周边的广大范围内变电站都出现了直流偏磁现象。

(1) 2014-04-19T06:35, 极2低端换流器由金属回线转为大地回线运行后直流入地电流1 800A, 极1低端换流变进线开关在合位, 极1低端换流变饱和保护动作, 极2低端换流变饱和保护动作。

(2) 2014年6月1日, 极1高端换流器调试期间, 多次出现饱和保护动作。

2014年6月1日, 极1高端换流器大地回线, 流入接地极电流500A条件下多次解锁。其余换流变进线开关均在分位。中性点峰值电流以及饱和保护动作情况如表1所示。

(3) 2014年6月11日, 极2高端换流器大地回线功率正送, 流入接地极电流500A条件下解锁, 饱和保护动作, 中性电流峰值与极1单极大地回线功率正送条件下中性电流极性相反, 中性点电位极性相反。中性点峰值电流以及饱和保护动作情况如表2所示。

(4) 2014年6月16日进行极1单换流器、双换流器大地回线试验, 测试了直流偏磁电流。入地电流500 A, 极1高低端换流变进线开关合位, 极2换流变冷备用的情况下, 针对以下几种工况, 用钳形电流表分别测量高低端换流变中性点的直流电流分量和交流电流分量实际值 (一次值) , 如表3所示。

3.2 直流偏磁情况分析

直流偏磁不是某个站的问题, 而是普遍影响到接地极周围的广大交流电网。偏磁电流通过变压器中性点在大地和交流电网传播, 浙江电网受影响的站点主要分布在金华、丽水、绍兴、杭州110kV及以上变电站。

(1) 换流变饱和保护均正确动作。4月19日极2低端Y/Y换流变8221B中性点零序电流峰值已至0.1~0.15A之间, 达到饱和反时限第一点, 从事件记录阀组控制系统切换后约90s (对应于30%的反时限跳闸延时) 后阀组闭锁, 因此可以推算对应的反时限跳闸延时约为300s, 也就是从极1低端闭锁时, 换流变中性点电流达到反时限动作定值。饱和保护正确动作。

(2) 直流偏磁电流的方向与接地极电流方向有关, 直流偏磁电流的大小与接地极电流大小有关。极1单极大地回线方式功率正送时, 接地极入地电流为正, 换流变中性点电位被抬高, 电流通过换流变中性点流向网络。极2单极大地回线方式功率正送时, 接地极入地电流为负, 换流变中性点电位被拉低, 电流通过换流变中性点流向地, 即向电网流进负的电流。随着单极大地回线方式输送功率的增加, 中性点电位变化变大, 变压器中性点电流增大, 直流偏磁现象就更严重。

(3) 在直流系统运行方式相同的情况下, 由于网络参数的变化, 直流偏磁的严重程度不同。6月1日极1高换流器大地回线运行方式, 入地电流500A条件下多次解锁, 从录波图上可以看到, 15:29极1高端Y/Y换流变峰值电流0.09A, 00:59极1高端Y/Y换流变峰值电流0.062A。由于00:59负荷水平较低, 而15:29负荷水平相对较高, 交流电网网络中中性落点多, 系统阻抗偏低, 因此换流变中性电流较大, 直流偏磁现象较严重。

(4) 换流变直流偏磁程度同进线开关在合位的换流变的数目有关。换流变进线开关在合位, 不论换流阀是否解锁, 网侧接地的中性点都为直流偏磁电流提供了流通路径。6月12日试验数据, 极1单极大地回线运行电流500A, 隔直装置未投入, 高端偏磁电流为23.3A, 低端偏磁电流为23.1A。将低端隔直装置投入后, 低端偏磁电流为0.8 A, 高端偏磁电流达到31.3A。可以看出, 接地极电流相同的条件下, 换流变中性点直接接地时, 充电或解锁的换流变数目越少, 每台换流变的直流偏磁情况越严重;充电或解锁换流变数目增多, 每台换流变的直流偏磁情况相对较轻。

3.3 直流偏磁影响因素分析

双极平衡运行的方式下, 并未检测到明显直流偏磁现象。因此, 宾金直流单极大地回线方式运行, 接地极电流分布使得接地极周围地电位抬高是交流系统直流偏磁的主要原因。变压器中性点能引起多大的直流电流分量取决于与接地极的距离、接地极周围的大地电阻率、电位升高程度、换流变压器铁芯的特性以及交流电网参数等多方面的因素。

靠近河流、湖泊的土壤电阻率较低, 而一些岩石如花岗岩地质结构的土壤电阻率较高。若接地极深层土壤电阻率较大, 入地电流则主要沿表层分布, 从而感应出较大的电位。从宜宾站、金华站水文地质情况 (表4) 也可以看出, 金华站附近土壤电阻率分布不均匀, 宜采用多层结构模型, 相对于电阻率均匀分布的土壤, 电位分布衰减缓慢。

接地极有电流流入时, 距离接地极越近电位变化越大。直流接地极附近地电位分布示意图如图4所示。接地极附近电位被抬高。

天中直流单极大地回线方式, 天山换流站接地极附近60km范围内变电站普遍存在直流偏磁现象, 而天山换流站距离接地极距离超过80km, 换流变并没有直流偏磁现象。金华换流站距离接地极约24km, 宜宾站距离共乐接地极80km, 复龙站距离共乐接地极72km, 奉贤站距离接地极约97km。

直流系统接地极电流在变电站接地网上感应出较大的电位还不足以产生直流电流, 只有形成电流的通路才会在变压器绕组中流过直流电流。

金华换流站距离接地极相对较近, 出线数目多, 交流网络复杂, 变压器中性落点多, 单极大地回线方式下换流站内地电位被抬高, 并且通过500kV线路连接至远离直流极的变压器产生直流电流。

3.4 治理情况

由于换流变压器的直流偏磁现象超过了换流变的承受能力, 金华换流站及周边大接地系统变电站都安装了容型隔直装置———南瑞PAC-50K变压器中性点电流抑制装置, 金华站共安装四台隔直装置, 每台对应YY和YD六台换流变, 一次回路原理图如图5所示。

目前的策略为使得隔直装置正常运行状态下一直处于电容隔直运行状态, 当变压器中性点发生过电压时状态转换开关快速闭合来旁路电容器, 起到保护电容器的作用, 经过2.5s延时后重新进入电容隔直运行状态。

从实际应用情况来看, 隔断直流电流在交流网络中的通路 (直流电流从变压器接地中性点流入交流架空线路最后通过另一个接地点入地) , 可以有效避免变压器中性点流过直流电流, 抑制直流偏磁。6月12日试验数据比较, 接地极电流500A, 极2高端换流变中性点投入隔直装置前直流偏磁电流35A, 投入后0.7A。

在宾金直流单极大地回线方式下, 目前的治理措施还不能完全抑制交流电网中主变中性点直流电流。电容隔直可彻底堵塞直流电流的通路, 但有可能使其他中性点直流电流增大。实际中, 为消除某台变压器的直流偏磁而不得已断开接地, 可能导致其他变电站的变压器中性点直流电流增大并引起直流偏磁。浙江电网受影响的站点主要分布在金华、丽水、绍兴、杭州, 110kV及以上有30多个变电站已安装隔直装置。

4 总结与建议

直流偏磁现象与接地极周围的大地电阻、交流电网的构成和参数等情况有关, 金华地区土壤电阻率分布不均匀、数值较高, 换流站交流出线多、周围电网结构复杂, 当宾金直流单极大地回线方式下, 金华及周边地区交流电网普遍存在直流电流。目前采用电容型隔直装置, 以有效阻塞直流电流通路。

隔直装置应具备较强的抗干扰能力, 防止在系统扰动的情况下直接接地电容接地转换开关反复动作, 提高其可靠性。

目前的治理措施还不能完全抑制交流电网中主变中性点直流电流。对未装设隔直装置的观测站应该加强变压器振动、噪声和谐波的监测, 若出现直流偏磁程度增加, 则需要采用增加隔直装置等措施加以抑制。随着电网的发展, 新增变电站时应进行直流偏磁风险评估, 确定需要采取的抑制措施。

500kV站用变压器、高压并联电抗器用三相三绕组变压器, 相对于单相换流变压器, 磁阻高, 不易引起饱和, 因此一般不配置饱和保护。而金华站换流变及周边变电站增加隔直装置后, 当宾金直流单极大地回线运行时, 换流站地电位被抬高, 直流偏磁电流通过站用变、高抗流入交流电网。在接地极电流4 000A时511B、512B直流偏磁电流达到4.84 A、5.06 A, 5906线高抗和5916线高抗直流偏磁电流为13.32 A、11.43A。因此, 需要进一步评估偏磁对站用变及高抗的影响, 单极大地回线方式或双极电流不平衡运行时, 要密切关注换流变的直流电流及温升, 加强变压器油的在线监测, 确定是否需要配置饱和保护和加装隔直装置。

摘要：宾金直流单极大地回线方式会引起换流站及周边变电站变压器中性点流过直流电流, 现分析直流偏磁现象原理和形成原因, 介绍换流变压器饱和保护的原理和配置情况, 根据调试的试验数据分析换流变直流偏磁特点及治理情况, 并结合换流站的实际提出建议。

关键词：直流偏磁,饱和保护,隔直装置

参考文献

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南方交直流并联电网运行问题分析 篇5

南方电网是中国首个长距离大容量送电的交直流并联运行电网。本文介绍了电网概况，分析了电网运行中存在的弱阻尼、动态电压支撑能力不足等主要问题。在分析电网现有相关技术策略的基础上，探讨了解决这些问题的方法和手段，并对将来的工作进行了展望。

关键词：直流输电；交直流并联；电力系统运行

引言

南方电网由广东、广西、贵州、云南四省（区）电网及南方公司直属电网组成，并通过广东电网与港澳电网相连，东西跨度2000km。两广的能源资源仅占该地区的8.9%，而国民生产总值（GDP）却占四省总和的80%。能源分布与经济发展不平衡决定了必须实施西电东送，以实现资源的优化配置和促进东西部经济可持续发展。四省（区）互联的南方电网在这一背景下应运而生。

直流输电的功率调节迅速而灵活，其本身不存在同步运行的稳定性问题且不会增加交流系统的短路容量，因而被认为是较理想的超高压、远距离输电方式[1]。2000年12月26日，天广直流输电工程极I 投运，标志着我国第一个交直流并联运行电网正式形成。2001年6月，天广直流双极投运。2002年6月天广三回交流输变电工程全线投运，南方电网形成了“三交一直”的交直流并联输电格局。至此，西电东送的能力由2000年的1.5GW提高到2002年的4.5 GW，广东入口断面极限达3.7GW。“十五”后期，随着平果串补、贵广交流、河池串补、贵广直流、三广直流等工程的投运，使西电东送能力达到10GW，将大大缓解广东电网电力不足的状况。

直流线路无线电干扰分析与应对 篇6

【关键词】自流线路；电晕；无线电十扰；频谱

无线电受到干扰的因素和种类很多，因为无线电是通过一定频率的电磁波进行传播的，只要影响了电磁波的频率的物质都会对无线电的正常工作产生影响。在目前的直流输电线路中，会产生电晕放电现象，这在现在的技术水平下是被容许的，但是当发生电晕放电以后，就会有电晕损失，这时损失的电晕就会形成粒子流，这些粒子流如果与电磁波相遇就会对电磁波的频率产生影响，从而无线电会被干扰。

一、直流输电产生干扰的原因

就目前来说，能对直流输电线路无线电干扰的因素很多，这些因素包括当时电压的具体数据，无线电设备的部署情况等，除此之外，在某些特定的自然环境下也会对直流输电线路无线电干扰产生影响，如雨雪天气或者风力级数过大等。当直流线路在运转中，会有一部分的运输电力变成直流电晕，这时电压状况会变得不稳定，而直流线路的两极波动会一直不停，产生一定的粒子流，粒子流会与无线电的电磁波进行碰撞，改变电磁波的频率，从而干扰了无线电的信号的稳定性与完整性，而且也会对电网系统造成安全隐患，

二、正负极导线电晕放电机理

输电线路的电晕产生在现代的技术标准下是容许的，它是在因为电压的压力大小不同和电流相遇时产生的变化所发生的，因此易变性较强，比较容易受到外界因素的影响而发生频率上的变化，进而对无线电产生或大或小的影响。它的发生机制是线路的导线表面不能承受过多的电位梯度，然后便将这部分动能传到了空气当中，这时空气中的粒子受到了动能的充能便开始发光发电，让这部分空气也具有了导电性。这种现象不仅会造成电力系统的安全隐患，更是造成了巨额的电力资源浪费。

因为电晕放电的原因于两极波动产生的，因此当两极的极性改变时，对电晕也会产生影响，极性的改变会让电晕在进行放电时的方式改变，运行线路也会与之前不同。根据研究表明，当放电电极为负极电极时，电晕放电时会比较均匀的扑在导线的表面，这时负电极产生的脉冲也比较弱，复制脉冲的次数也很少，因此这时产生的电晕现象就比较微弱，不会对无线电的电磁波造成较大的影响，无线电的信号基本可以正常使用。但是开始使用正极电极时情况便正好相反，放出的电晕会没有规律的铺在导线的表面，而且这些电流很活跃，脉冲量很大，复制次数也比较多，这时产生的粒子就会对电磁波的频率产生比较严重的影响，从而比较严重的干扰了无线电信号的稳定性与完整性。因此正极放出的电晕要比负极大的多，是对电磁波产生干扰的主要原因。

三、大气条件对无线电干扰的影响

因为自然的环境变化性较强，因此大气条件也是在不断变化，比如气压的强弱、温度的增减等，这也导致了在大气变化下对无线电干扰程度的变化，总体来说变化的规律比较复杂，主要与温度和湿度有关有关，具体表现为在湿度减少时干扰会变大，而增加时便会减少。当温度开始降温时对无线电的干扰开始减少，但是升温时变开始变大。

（一）下雨对自流输电线路无线电十扰的影响

在下雨的环境下，无线电干扰会发生比较明显的变化。一般在下雨的初期，由于部分水滴会与电晕放电产生反应，然后继续放电，所以会增强对无线电的干扰，但是在下雨的事件延长以后，这部分放电现象会消失，这时对无线电的干扰也会慢慢下降，下降的最大值可以到正常情况下的三分之一的程度。当下雨完毕以后，无线电的干扰的程度又会恢复到原来的正常水平。

（二）风对自流试验

1.特高压自流试验线段电晕电流驻波对无线电十扰水平影响分

特高压自流试验线段长度有限，无线电十扰测量位置与试验段末端（试验线段末端开路1距离仅为450m，山于无线电十扰电流在试验线段末端发生反射，可能出现驻波，从而，有限长的试验线段产生的无线电十扰水平与相同条件下的正常输电线路（长线段）产生的无线电十扰水平可能小同。根据理论分析，受驻波影响，正极导线外20m处无线电十扰频谱将出现震荡趋势，取震荡波形的上下包络线的几何平均值，即为短线段等效至长线段的无线电十扰水平。

2.小同风速下自流输电线路无线电十扰试验

通过试验发现，风对自流输电线路无线电十扰的影响与风速和风向有关，取风向较为稳定的冬季，统计北风（山负极性吹向正极性）情况下，双极运行小同风速时自流试验线段的无线电十扰横向分布。

3.晴天无风时无线电十扰水平试验

研究风对自流输电线路无线电十扰的影响，确定风对无线电十扰影响的修正方法，首先要确定无线电十扰的基准计算方法。

风速增大会使电晕层外积聚的正电荷容易被驱散，使正极导线流注型放电的间隔减小，强度增加，无线电十扰场强值增大。另外，山于风向为负极指向正极，风会将负极电晕产生的负电荷吹到正极导线附近，中和掉部分电晕层外积聚的正电荷，使流注型放电的间隔减小，强度增加，无线电干扰场强值增大，说明风使无线电干扰值增加的原因，主要是将负极导线放电产生的负电荷吹向正极导线，中和掉部分电晕层外积聚的正电荷，从而使正极导线电晕将更加强烈。

四、减少电晕的措施

第一种是将电力系统电压降低，使电压达不到电晕的起始电压，但是这种方法不符合电力系统的运行要求，基本不能运用。第二种是减少导体电极曲率半径小的部位。这是减少和防止电晕的最佳途径。

鉴于此，我们可以对电力系统易产生电晕的三个地方进行适当技术处理。首先，在变电所母线两端加装球形附件，使母线两端不平滑部分不暴露在空气中，以及在耐张线夹与绝缘子碗头连接处采用线夹穿钉开口销封闭装置，使开口销不会暴露在空气中。然后，在线路耐张杆塔的跳线两头套用球头状铝筒棒；对于直线杆塔悬垂线夹挂板穿钉上的开口销和耐张杆塔、终端杆塔绝缘子碗头与耐张线夹连接的穿钉上的开口销，采用线夹穿钉开口销封闭装置。

五、结论

在当前电网的建设中，电网系统的无线电干扰问题越来越得到人们的重视，因为这个问题不仅会对电网的稳定运行造成影响，而且在输电线路发生电晕现象时会造成大量的电力资源浪费。因此我们应该加大对无线电干扰问题的研究力度，用合理的控制办法去解决这个问题，让我国的电网系统保持安全和稳定。

参考文献

[1]罗来龙，徐晓英.电晕区中场强分布与伏安特性的研究[J].武汉理工大学学报（信息与管理工程版），2006（05）

[2]张国斌.高压输电线电晕噪声允许值及其电晕噪声的预估计[J].科技信息，2010（35）

云网直流系统缺陷分析 篇7

2008年1月至2009年9月共发生直流缺陷424次, 其中设备缺陷319次, 二次回路缺陷91次, 维护不当14次, 见图1

设备原因缺陷包括高频开关电源模块故障、监控元件损坏、风扇故障、蓄电池在线监测装置故障等为主。非设备原因包括直流系统接地 (二次回路电缆及端子老化, 特别是断路器与隔离开关本体操作箱内的接地故障为多) 、变电站运行维护人员维护不到位 (比如有些空开事故跳闸后没有及时复位、直流系统改造后相关定值没能及时更改、直流系统与后台通讯的地址设置错误等) 。

2 缺陷分析

2.1 人为因素

1) 很多充电模块风扇具有温度启动功能, 但现场设置混乱, 有些变电站模块温度很高也没能起动风扇, 会造成充电模块故障;此外, 站用电电压波动幅度大, 未能及时调整低压, 也是造成充电模块损害的一个原因;还有部分原因是由于未定期清理风扇, 使风扇中吸入了过多的灰尘, 导致其堵转损坏。

2) 一些变电站, 由于相关定值设置的问题, 导致模块自身限制其功能而停运, 或者充电电流设置的不合理而过充蓄电池, 导致蓄电池的损坏。

3) 在滇南地区, 由于湿度较大, 在端子箱内部易产生凝露。如果端子箱设置不合理, 晚上启动加热器, 把内部水汽蒸发起来, 而由于端子箱顶部温度低, 蒸汽在端子箱顶部凝结成水滴, 滴到端子上导致端子生锈也成为直流接地的隐患。有些端子箱内的温湿度控制器也缺乏规范的管理, 相关启动值设置及校验工作可能存在不到位的情况。

4) 在直流接地缺陷中, 有部分是户外接线盒密封不良在雨季进水引起, 有部分是因电缆老旧, 绝缘破损造成;回路接触不良主要发生在10kV开关柜内, 与开关动作过程中的振动有关。

2.2 装置插件因素

1) 充电模块损坏:

WEPR-220/20F型充电模块, 其故障较为频繁。其中非轴承密封型散热风扇, 模块交流输入电源电路中的压敏电阻, 模块的散热风扇供电电源滤波电容存在问题。

导致故障的电网原因主要是受雷击、站用电压不稳、操作过电压、电网谐波超标等原因;由于设备元器件老化发生缺陷的变电站基本上都运行了3年以上, 主要为辅助回路电容失效和电阻损坏。

2) 直流接地故障占了缺陷总数的较大部分。

故障一般产生在户外的回路, 特别是厂家配线的断路器、隔离开关本体端子箱内接地故障较多。同时端子箱内轮角锋利, 使用绑扎带过紧捆绑电缆, 也可能导致电缆划伤、损坏。

3 降低缺陷的预控措施

3.1 人为因素缺陷的预控措施

1) 对维修人员应该进一步加强防范:例如对启动风扇的温度定值进行规范;注意站用变电压的调整;设备运行中注意及时清理风扇的附近的环境卫生, 加强充电模块风扇的维护工作, 可以在检修时对风扇轴承涂抹润滑油, 减少因风扇卡涩等影响充电模块的运行。

2) 充电装置的定值需严格遵守规定, 对运行的直流系统, 及时核对相关定值是否合理。

3) 在凝露现象易发时节, 每天定时对端子箱做通风、散热处理。注意在基建阶段检查好相关回路, 有隐患的回路应及早采取措施。

4) 对老旧电缆进行及时清理、更换, 对开关柜及主变端子箱内的端子进行紧固, 同时对户外设备的密封情况要进行认真检查。

3.2 非人为因素缺陷的预控措施

1) 对WEPR-220/20F型充电模块进行改进。例如更换所有非轴承密封型散热风扇;取消所有模块交流输入电源电路中的压敏电阻;把模块的散热风扇供电电源滤波电容全部更换为长寿电解电容等。

同时, 加强产品品质过程检验。另因设备升级较快, 各单位应购买足够的常用备品备件。

3.3 其他方面

在直流系统的运行环境、操作等方面, 要保持交流输入电源的稳定, 防止交流输入电压过高或过低, 以及剧烈跳变;参数设置要正确, 尤其是充电参数, 应根据蓄电池的要求进行正确的均、浮充电压设定;对于风冷软开关模块, 如有条件需根据环境情况定期对散热风扇表面的灰尘进行清洁, 以延长风扇使用寿命;在直流系统长时间停止运行的情况下需注意蓄电池组的补充充电, 防止蓄电池因过放电而损坏。

4 结束语

对直流系统发生的缺陷进行统计, 能够对直流系统缺陷做出判断分析, 对直流系统做出科学客观的评价。这样对降低直流系统的缺陷发生率, 确保电网更加安全稳定运行有比较现实的意义。

参考文献

[1]辛慧, 李保军, 徐卫.某220kV变电站直流系统故障分析[J].河南电力, 2008年第2期

[2]张红彬.电力直流系统的维护探讨[J].沿海企业与科技, 2009年第5期.

地铁直流开关跳闸故障分析 篇8

1.1地铁直流开关跳闸故障的统计信息

选取了南京地铁1号线于2005年9月3日正是开通运营起, 至2015年5月止。直流开关跳闸故障共计32次, 详情见图1与表1所示。

由图1及表1可知, 造成地铁直流开关跳闸故障的原因中, 最主要的还是地铁车辆的缺陷。当开关跳闸后, 若能迅速的判断其原因, 可缩短处理时间, 并更快的恢复地铁正常运营[1]。

1.2 馈线保护

(1) Imax保护:电流速断保护; (2) 保护:电流增量保护; (3) 保护:电流变化率保护; (4) 过电流保护; (5) 接触网热过负荷保护; (6) 大电流脱扣保护:开关自带近端接触网短路保护, 切断较大短路电流。

1.3地铁直流开关跳闸故障的特征

(1) 牵引供电跳闸形式较为统一, 几乎全为保护跳闸:即当系统存在短路时;过负荷通过IDP、Imax保护跳闸;通常对电流变化值的反映保护会更灵敏。 (2) DC01型直流车的开关跳闸故障的发生率更高, 为83.41%; (3) 地铁直流开关跳闸故障发生的时间大多集中于早高峰之前; (4) 故障发生后, DC01型直流车的损坏部位有: (1) 制动晶闸管; (2) 电抗器; (3) 主接触器; (4) 消磁电阻; (5) 牵引电机; (6) 橡胶联轴节; (7) 门极可关断晶闸管;等。AC04型列车的损坏部位主要是辅助逆变器箱中的熔丝、主牵引箱等;AC01型列车的损坏部位主要是高速断路器。

2 地铁直流开关跳闸故障的分析

2.1 持续超载

通过对直流电动车特性的分析, 南京地铁1号线在牵引状态下, 在4台直流串激电动机中, 有2台串联, 2台并联。由此可知, 其具备软机械特性。如下图所示:

即:当南京地铁1号线的客流量变大时, 负荷相应的增大, 电动机的转速将会降低, 甚至低至运营的要求范围以下。而此时, 为了保证地铁的正常运营, 就必须采取两种办法: (1) 提高单车载重:此种方法会导致电流增加, 电机严重过载, 而产生电机运行中的隐患; (2) 提高车速:此种方法导致电阻过流, 并且增多通流时间, 致使电阻发热异常。此二种方法都是有导致地铁直流开关跳闸故障的原因之一[2]。

2.2 离散性故障性质

通过对现场列车的跟踪测试和数据采样, 以及通过向检修人员、维修更改报表的了解。损坏最频繁的列车部件为:牵引电机换向机、放电螺栓、接触器、主晶闸管、电刷、消磁电阻箱等。几处部件的位置、耐受能力等均存在差异, 导致其损坏的原因也各不相同, 因此得出, 故障性质具有离散性。而这几处部件损坏的共性皆与过电流、绝缘性能下降等原因造成的局部短路有关。

2.3 绝缘性能下降

由于不同的电气设备其绝缘性能大小不一, 以及国内设计人员习惯放大裕量, 而国外设计人员更注重经济性, 因此造成电气设备的绝缘材料的选择上存在差异[3]。因此, 当持续超载的情况发生时, 绝缘材料将会持续老化, 其性能也逐步下降, 最终导致短路, 进而发生跳闸故障。

2.4 故障处理对策

(1) 故障处理流程。故障发生后, 工作人员需第一时间进行通报, 并赶赴现场搜集相应的故障信息。以此同时, 启动故障处理预案, 将人员、材料、工具等准备齐全, 并进行抢修工作。 (2) 相关建议。 (1) 对客流进行限流、分流等, 避免超载引起的跳闸故障; (2) 定期维护和更换直流车滤波电容、消磁电阻以及电阻箱等, 并及时更新老化的设备, 防止因其绝缘性能下降而导致的部分短路, 而造成跳闸故障; (3) 开发在线记录系统, 加强检测车辆运行及牵引供电, 尤其加强对于特殊地段和特殊车况的重点检测, 以采集更全面、更广泛、更详尽的数据, 及时预防还未发生的跳闸故障; (4) 阶段性总结故障处理的问题, 并对应急机制进行调整, 以提高应急处理的效率, 为地铁的正常运营提供保障与支持。 (5) 对故障信息进行统计与分析。

3 结束语

地铁列车的安全运行在城市轨道交通系统中是最重要的基础。而在地铁直流车的故障中, 最常见的为供电系统的跳闸故障。造成地铁直流开关跳闸故障的原因中, 最主要的还是地铁车辆的缺陷。

摘要：在城市轨道交通系统中, 列车的安全是最重要的基础。作为地铁的供电动力, 供电系统的安全也是及为重要的一部分。本文就地铁供电系统直流开关跳闸故障原因进行分析, 并提出相应的处理方式及解决对策。

关键词：城市轨道交通系统,跳闸故障,地铁直流开关,故障分析

参考文献

[1]肖涛古, 李敏.广州地铁四号线牵引变电所1500V直流开关柜变送器故障分析[J].科技风, 2012, (01) :123-124.

[2]方刚, 王开康.地铁直流开关柜热过负荷保护温升校验法[J].城市轨道交通研究, 2014, (12) :112-114.

直流微电网实际方案分析 篇9

近年来世界各地接连发生大面积停电事故:2009年大型水电工程伊泰普坝供电系统突然瘫痪, 让巴西、巴拉圭6700万人陷入停电状态;2012年印度三大电网相继瘫痪, 超过一半地区电力供应中断, 6亿多人受到影响;2012年飓风桑迪引发了60余起美国公民的死亡, 造成7百万人停电, 以及上百亿的损失等。传统大电网成本高, 运行难度大, 难以适应用户越来越高的安全、可靠性和多样化供电的需求。该文将从直流微电网优势切入, 分析了直流微电网应用范围、实际案例, 为今后中国含直流微电网的配电系统的发展提供参考。微电网可孤岛或并网运行, 能够提高用户侧的供电可靠性和分布式能源利用率, 减少对大电网冲击, 具有很好的经济和社会效益。

2直流微电网的优势

2.1微电网结构

由于传统电力系统和负荷都是交流电, 目前大多微电网的研究都是围绕交流微电网而开展。直流微电网在运行和控制上有着交流微电网无法比拟的优势。直流微电网是以直流配电的形式, 用公共直流母线将分布式电源、储能、负荷和控制管理等系统融合起来。构成一个可以实现自我控制、保护和管理的自治系统, 既可以与外部电网并网运行, 也可以孤立运行的发配电系统, 如图1所示。

2.2直流微电网具有以下几个方面的优势:

(1) 分布式电源在接入直流微电网时只需要一次DC/DC或AC/DC变换, 变换器控制简单、损耗小。可以更直接、更高效的利用分布式电源;

(2) 微电网的直流母线也只需要通过一次DC/AC逆变即可与外部电网并网连接。结构简单控制方便;

(3) 直流微电网中的能量控制取决于直流母线电压, 对潮流的控制更大程度上取决于电流, 实现系统中心各单元间的协调控制;

(4) 直流微电网中的储能装置可以跟踪负荷的变化为迅速反应, 从而平衡系统中的能量变化;以及在孤岛运行时, 为负荷提供持续的供电, 不受大电网故障的影响;

(5) 目前电网中的直流负荷越来越多, 如地铁等交通工具、通讯设备和云计算数据中心服务器、直流家用电器以及LED照明等。直流微电网很好地适应了现代生活对电力能源的需求和未来负荷的发展;

(6) 整个直流微电网系统拓扑简单, 换流损耗小, 发配电效率高。

3直流微电网的应用范围

基于分布式电源特点, 直流微电网的发展主要有两个领域为:

(1) 工业园区, 大学校园, 商业楼宇或高档住宅等, 主要采用并网运行的工作方式, 提供应急与抗灾能力;改善电能质量、可靠性;提高可再生能源利用率。

(2) 山区, 孤岛等偏远地区, 主要采用孤岛运行的工作方式, 为偏远原地区提供能源, 减少远距离输电的基础设施建设成本和电能损耗, 并降低传统化石燃料的消耗。

4直流微电网解决方案

直流微电网解决方案, 由能源系统、用户负荷和动力与环境综合管理等系统组成。其中能源系统包括光伏发电单元、高压直流单元和储能单元;用户负荷包括汽车充电站单元、直流数据中心、直流通讯设备、直流家电、直流照明和直流应用测试平台等;动力与环境综合监控管理单元为该系统提供一个智能化、 信息化、精细化的设备与环境管理的支撑平台。

直流微电网解决方案采用光伏发电作为分布式电源, 地域适应性好, 使用方便;采用技术成熟, 应用广泛铅酸或铁锂蓄电池组作为储能装置。光伏发电与蓄电池组组成分布式电源, 可与孤岛运行形成独立光伏发电的直流微电网能源系统。也可与高压直流电源系统组成光电互补的直流微电网能源系统。不管是独立光伏发电系统还是组成光电互补系统都规避了微电网并网运营模式所面临的政府相关政策尚不清晰的问题;同时也避免了并网运行时对大电网的影响。该解决方案特点在于:

(1) 具有极强的地域适应性;

(2) 独立光伏发电, 100%绿色可再生能源;

(3) 光电互补改造简单, 建设周期短, 系统可搬迁;

(4) 辅助储能单元延长备电时间, 提高系统可靠性;

(5) 系统维护简单, 运行费用低;

(6) 监控管理平台可提供精细化管理金和增值业务;

(7) 系统极其易于实现, 低成本投入可实现大规模节能减排。

5直流微电网解决方案的应用

直流微电网应用实例由能源系统、用户负荷和动力与环境综合管理等系统组成。系统采用可再生能源 (光伏发电) 和高压直流系统组成光电互补的直流微电网能源系统, 提供一体化的能源保障服务。能源系统包括光伏发电单元、高压直流单元和储能单元;用户负荷包括汽车充电站单元、直流通信设备、直流数据中心、直流办公设备和家电和直流照明等;动力与环境综合监控管理单元包含光伏气象站、能源监测和管理、光伏系统管理、汽车充电站管理、设备及环境管理和状态展示平台等。

光伏发电单元可独立工作, 高压直流单元作为备用电源;两者也可组成光电互补系统, 为储能单元和用户负荷提供稳定可靠能源供给。实现节能减排、消峰填谷、提高用电可靠性等功能。

6结语

直流微电网技术的迅猛发展, 以及直流微电网应用和推广, 将在节能减排方面起到非常重要的作用;会促进新型直流节能设备及其相关产业得以迅速发展;能推进可再生能源发电的开发和利用, 特别是光伏发电向全国各地区扩散, 促进光伏发电在住宅小区、工业园区和偏远地区等得到更广泛的应用;光伏建筑一体化 (BIPV) 的理念将会有更为巨大的应用前景。

参考文献

[1]叶飞, 潘俊民.DC/DC变换器并联运行的研究[J].低压电器, 2012 (2) :51-54.

[2]施婕, 艾芊.直流微电网在现代建筑中的应用[J].现代建筑电气, 2010 (6) :47-51.

直流电动机调速方法分析 篇10

关键词：自动控制技术教学,直流电动机调速,电枢回路

0前言

《自动控制技术》是全国高等职业技术院校电气维修专业教材, 供各类高职院校、技师学院、高级技校相关专业使用, 其中直流电动机调速系统的调速原理、系统特征以及系统分析是自动控制技术学习的重点内容。

直流电动机具有良好的起、制动性能, 适宜于在大范围内平滑调速, 在轧钢机、矿井卷扬机、挖掘机、海洋钻机、造纸机、高层电梯等需要高性能可控电力拖动领域中有着广泛的应用。因此, 教授学生学习直流电动机的调速原理及方法具有积极的现实意义。

通过电力拖动课程的学习我们已经知道, 直流电动机的速度N= (U-Ia Ra) /KeФ。通过数学知识我们知道, 只需改变此公式中的任一项就可改变直流电动机的转速。下面我们逐一进行分析:

1 改变电源电压U

改变电源电压U的大小来改变直流电动机的转速是最显而易见的调速方法。在生活中我们都有这样的生活经验, 输入电压越高, 电动机的转速就越大, 输入电压越低, 电动机的转速就越低。

此种调速方法的优点是调速范围宽广, 可以从低速一直调到额定转速, 速度变化平滑, 通常称为无极调速。调速过程中没有附加能量损耗。电压降低后, 机械特性硬度不变, 稳定性好。

但此类方法的缺点也是显而易见的。首先要获得可调的直流电压就需要安装三相异步电动机拖动直流他励发电机, 由发电机产生直流电压供给直流电动机进行工作。那么在这个系统中就至少需要有三台容量相当的交流电动机、直流发电机和和直流电动机。同时这些设备在工作时耗电较大, 噪音及干扰也较大。同时为安全起见, 此类调速方法电压只能从0调至额定电压, 转速从0调制额定转速, 无法再调高 (因端电压不能超过额定电压) 。

2 改变电枢回路电阻

直流电动机速度公式中的第二项, 即Ia Ra可以理解为电动机电枢回路电阻因发热、振动、摩擦等因素而损耗掉的部分输入电压。因此我们只需要改变电枢回路中的电阻即可实现调速的目的。

此类方法的优点是:所需设备较简单, 成本低, 在小功率直流电动机中用的较多。

此类方法的缺点是:因只能在电枢回路中增加电阻, 无法减小电阻, 此方法只能用来降低直流电动机的转速。而且此调速为有级调速。特性曲线较软, 负载变动时, 电动机转速变化较大。同时因为增加了电阻也就增加了能量损耗, 经济性能变差。

3 削弱磁场

直流电动机速度公式分母中的KeФ为电动机在额定磁通下的电动势转速比。其中Ke为电动机常数, 在不改变电动机内部结构的前提下Ke保持不变, 因此我们只能通过改变Ф, 即电动机励磁回路的磁通量来改变直流电动机的转速。我们可以通过在电动机励磁回路中添加阻磁材料的方法减小电动机励磁回路的磁通量, 即削弱磁场, 从而改变电动机的转速。

此类方法的优点是:调速在励磁回路中进行, 功率较小, 能量损耗小、控制方便。同时可以做到平滑的无级调速。

缺点是:因为只能削弱磁场, 因此转速只能从额定转速往上调, 不能再额定转速一下调速。调速范围较窄, 而且当磁通减少太多时, 由于电枢磁场对主磁场的影响加大而使电动机换向困难, 火花较大。此外, 在使用此类调速方法时还必须考虑到电枢机械强度的影响, 最高转速应控制在两倍额定转速的范围内。

三种调速方法各有优缺点, 在实际工作环境中常常将两种以上的方法结合起来使用。在教学过程我们发现, 在理论课堂上学生对于每种调速方法的名称及原理都能比较好的掌握, 但对于每种调速方法的优缺点及适用场合掌握的不够, 特别是当几种方法结合起来使用时, 学生会对调速过程中的加速、减速产生很大的困扰。这就要求我们教师应引导学生在了解各类调速的方法基础上, 更进一步深入了解各类调速方法的优缺点和适用范围。在条件允许的情况下, 应组织学生在实训车间进行实际操作, 通过实际操作亲身体会各类调速方法的实际效果和局限性, 特别是改变电枢回路电阻调速和削弱磁场调速, 这两种调速方法因技术要求较高, 学生在理论学习时就很难理解, 在实训车间实习时有时也很难通过实验实现其调速过程, 这就要求实习指导教师在指导时应有侧重点, 对于较难掌握的两种调速方法应重点指导, 特别是削弱磁场调速, 在添加阻磁材料时应特别提醒学生注意, 控制磁通量不得小于额定磁通量的一半, 既转速不得超过额定转速的两倍, 以避免事故的发生。

4 总结

通过近几年来的教学实践, 理论+操作已被证明是提高学习效率的有效途径之一, 特别是对于职业院校的学生, 理论学习可能并不是他们的长处, 但动手能力强正是他们的优点, 而目前就业市场上对于既有理论知识又能实际操作的就业人员缺口很大, 待遇也水涨船高。这也正是职业院校区别于普通高校, 职业院校的学生提高社会认知度和实现自我价值的有利条件。

参考文献

[1]肖建章.自动控制技术[M].北京:中国劳动社会保障出版社, 2004.

变压器绕组直流电阻的故障分析 篇11

【关键词】变压器；直流电阻；绕组

前言

测量变压器绕组的直流电阻是一个很重要的项目。在《规程》中其次序排在变压器试验项目中的第二位。是变压器在交接、大修和改变分接开关后必不可少的试验项目。本文以08年我局春检试验中，南岗变1#变压器直流电阻的异常数据为例，进行了分析和判断。及时将缺陷二次绕组引出线松动缺陷进行了处理，从而避免了重大事故的发生。下面介绍了具体分析判断的方法和经过。

1、故障案例

2008年9月23日，66kV南岗变电站1#主变二次侧直流电阻异常。排除人为因素及外界干扰后利用多台仪器测试二次直流电阻仍超标（不平衡度达1.71%），经综合分析确认该变压器二次侧存在故障，并成功消缺。试验数据如下：

2、故障分析与处理

2.1故障部位初步判断

該变压器10kV侧绕组为角型连接，由于a相绕组的尾端焊接在C相引线上，因而由线电阻换算的线电阻Ra应为a相引线处至c相引线处的R值；Rb是a相引线处至b相引线处的R值；Rc是c相引线处至b相引线处的R值。（见图一）

从上面算式可见如故障点在f点以下时即绕组内部时会引起Rx的变化，进而导致Rx’变化，但其他两相不变化。例如故障点在a绕组会导致Ra的变化从算式①可见Ra’会随着Ra的变化而变化，而Rb’、Rc’不会变化。

而当故障点在F点及以上时会引起附加电阻fx的变化，进而导致和fx相关的两相直流电阻变化。例如，a相f点以上接触不良，会导致fa变大，从算式①可见和fa两相相关的Ra’、Rb’都会增加。

而此次故障变压器二次绕组直流电阻表征为a、b两相直流电阻偏大，c相偏低。从上面叙述可知会引起这种的部位存在四种可能，即：

4.第一种和第二种同时发生。

2.2故障类型排除

在发现变压器10kV侧直流电阻异常后我们查阅了历年该变压器的色谱分析未见异常，该变压器变比也未见变化，说明该变压器绕组短路及断股情况的可能性比较小，即1、2、4种可能性较小。同时从历年试验数据中可以看出该变压器10kV侧不平衡度从2002年至2008年逐年增加且a、c两相增长变化较为一致，若是由于两相绕组断股引起的直流电阻增加则a、c两相增长很难保持一致。而第三种情况则符合这种变化规律，即当fa变化导致Ra’、Rb’增大，且幅度相似接近fa（见算式①）。

通过综合分析，排除第1、2、4种故障位置，我们认为第三种故障类型是符合试验规律将故障点确定在a相绕组公共连接部分（图一虚框部分）。

同时经过分析我们认为10kVa相绕组引出线与导电杆的连接部分接触不良导致直流电阻增大的可能性较大，因为该处为螺栓连接可能松动，在常年变压器运行震动的影响下这种情况可能会加剧，最终导致直流电阻超标。因此将故障检修位置初步确定在该点。

2.3检修处理

现场将10kV侧观察窗打开发现a相绕组引出线与导电杆连接部分螺栓已明显松动，经现场处理后测量直流电阻恢复正常。

3、结束语

通过直流电阻测试，准确的确诊了低压侧绕组接触不良故障，防止了故障的恶化，防止了一起潜在事故的发生。从而可见变压器直流电阻测试在预防性试验中是检测变压器一个重要的试验项目，对保证变压器的安全运行具有重要意义。

参考文献

[1]陈化刚.电力预防性试验

[2]电力预防性试验规程（DL/T 596-1996）

[3]柳泽荣.变压器有载分接开关

[4]陈家斌.电力设备故障检测诊断方法及实例

直流分析 篇12

1 测量过程简述

1.1 测量依据

依据JJG 315—1983《直流数字电压表》。

1.2 环境条件

温度 (20±1) ℃, 相对湿度 (60±15) %。

1.3 测量标准

直流标准分压箱、标准数字表、多功能标准源。

1.4 被测对象

高准确度数字多用表。

1.5 测量方法

将多功能源和被校数字表并联接到分压箱高端, 标准表接到分压箱低端, 如图1所示, 同时记录标准表和被校数字表的示值。

2 测量模型

对于标准器和被检表, 在标准条件下, 温度、湿度、磁场、电源变化带来的影响可忽略, 则被检表的示值误差可表示为:

式中,

Δ———被检表示值的误差;

ZX———被检表显示的相应的读数;

ZN———标准数字表示值;

K———标准分压箱分压系数。

3 灵敏系数

依照公式

由式 (1) 得到:

4 直流数字电压表标准不确定度的评定

4.1 被检表读数重复性引入的标准不确定度分量u (ZX)

被检表读数重复性引入的标准不确定度用A类方法评定。由标准装置输出100 V的标准直流电压值给被检的设为直流电压测量功能的数字表, 并读取被检表10次的读数, 测试数据如表1所示。

测量平均值

单次测量标准偏差

故重复性带来的标准不确定度为:

4.2 标准表不准确性引入的标准不确定度u (ZN)

标准表不准确性引入的标准不确定度用B类方法评定。当使用的标准分压器为100 V:10 V (分压系数K=10.000 111) 时, 标准表读数为9.999 889 V, 其指标为0.000 010 V, 按均匀分布考虑, 包含因子k=3, 则

4.3 分压箱不准确性引入的标准不确定度u (K)

主要标准不确定度分量如表2所示。

5 合成标准不确定度

合成标准不确定度uc按下式计算:

6 扩展不确定度

7 结束语

测量不确定度是评价校准工作及校准结果是否符合要求的重要依据。目前准确度最高的多功能标准源和数字多用表的不确定度水平相当, 无法采用传统的标准源法完成直流电压的校准工作。采用本文介绍的方法可以满足标准装置的不确定度为被校对象不确定度1/3的校准要求, 解决了校准工作中的实际问题, 为即将实施的《数字多用表校准规范》的应用起到抛砖引玉的效果。

参考文献

[1]梁国鼎, 李颂扬, 李诺, 等.复合型检流计检定装置的设计[J].轻工标准与质量, 2015 (4) .

[2]姬云鹏, 李诺, 梁国鼎, 等.基于METCAL的数字多用表自动校准系统的研究[J].电子世界, 2015 (11) .