低压变电站（精选7篇）
低压变电站 篇1
1 故障概况
2008年7月22日, 某220kV变电站站内电缆沟电缆着火, 造成站用电系统全停。根据站内监控系统故障记录信息分析, 20∶32∶11, #4主变冷却系统电源故障报警, 且伴有间隔在160～180ms左右的间断恢复过程, 确定故障起始点为#1站用变低压侧电缆发生单相接地短路故障。20∶33∶16, #1站用变低压空气开关低电压脱扣跳开, 站用电380VⅠ段母线失压。20∶33∶53, #2站用电低压侧电缆故障, 站用电380VⅡ段母线失压。
该变电站共有#0、#1、#2三台站用变压器 (SZ9-800/35) , 其中#1、#2站用变高压侧经熔断器 (SMD-2C/20E) 分别接至#2、#3主变压器35kV侧母线上, #0站用变高压侧经熔断器接站外35kV电源。380V站用电为单母分段接线, #0站用变低压侧经2只空气开关分别接至380VⅠ、Ⅱ段母线, 作为2台站用变的备用电源, 采用手动切换方式。3台站用变低压侧通过每相2根500mm2单芯电力电缆并联接入站用电屏。
经事故现场勘察发现, 电缆沟主要着火部位为站用电室进出线电缆沟第一直角转弯处。该电缆沟内近百根电缆 (光缆) 遭受不同程度损伤;其中烧损380V站用电缆51根 (主要为#0、#1、#2站用变低压侧电缆、主变冷却系统电源电缆、站用电屏分路电缆、直流电机电源电缆) ;通信光纤和高频电缆13根。
除站用电室进出线电缆沟第一直角转弯处电缆着火严重烧毁外, 在高压设备区电缆沟内还发现另外4处电缆起火点 (均自熄) , 所有起火点均位于电缆支架处。5处起火点中有3处发生在电缆转弯处, 2处发生在电缆直线段。对事故电缆剩余部分外观检查发现, 电缆外护套层在电缆支架处均存在明显压痕。
2 原因初探
(1) 变电站站用低压电缆设计选型采用了磁性钢带铠装的单芯电力电缆 (VV22-0.6/1 1×500) , 违反了《电力工程电缆设计规范》 (GB50217) -1994 3.5款“交流单相回路的电力电缆, 不得有未经非磁性处理的金属带、钢丝铠装”规定。电缆在运行中长期存在磁性铠装层涡流发热, 使电缆内外护套层绝缘老化加速。
(2) 电缆敷设施工过程中转角处电缆外护套局部绝缘层拉薄, 电缆磁性铠装层存在涡流, 对电缆支架持续性间隙放电并形成环流, 铠装层局部出现过热, 致使电缆主绝缘层逐渐融化并击穿, 引发单相接地短路故障, 最终导致电缆起火燃烧。
(3) 变电站站用变高压熔断器熔体设计配置上未对熔体保护范围和动作可靠性进行严格计算校核, 存在保护死区, 站用变低压出线电缆末端单相故障时不能可靠熔断, 无法快速切除电缆故障, 致使电缆持续燃烧并波及同沟其他电缆。
3 暴露出的问题
(1) 电缆选型上存在严重失误。设计人员对电缆制造有关国家标准 (GB12706) 及其变更不熟悉, 既未按老标准 (1991版) 对选用的单芯电力电缆 (型号VV22) 铠装层防磁性能提出明确说明, 也未按新标准 (2002版) 及时修改设计选用的电缆型号 (新标准应为VV62) , 直接导致工程中使用了不符合规定的电力电缆。
(2) 站用变高压熔断器熔体设计配置不当。由于站用变布置在高压设备区, 站用变至站用电室之间使用了较长距离的低压电力电缆。设计人员在熔断器熔体选择上仅依据站用变额定容量计算, 未对熔体规格选择的合理性、可靠性进行严格计算校核, 导致保护上存在死区, 站用变低压侧电缆末端故障不能可靠快速切除, 造成了事故扩大。
(3) 施工单位施工前验收把关不严格, 未对电缆作抽样试验分析。电缆敷设过程中未采取有效保护措施, 致使电缆外护套局部绝缘层受损拉薄, 监理单位也未能及时发现设计和施工质量问题, 遗留了事故隐患。
(4) 供货厂家未按规范要求核实用户的使用条件, 向用户提供了带有磁性铠装的单芯电力电缆。从事故电缆检测和解剖检查看, 电缆还存在绝缘电阻常数不符合要求以及绝缘厚度不均匀、钢带向绝缘层方向内嵌等质量缺陷。
(5) 低压电力电缆与保护、控制电缆同沟集中敷设。由于站用变低压电力电缆工作电流大, 发生故障的概率较控制、通信电缆高, 一旦发生火灾事故, 极易波及同沟的控制、通信电缆, 造成全站控制、通讯失灵而酿成全站停电事故。
4 整改措施
(1) 立即对220kV及以上变电站站用电电力电缆选型和站用变保护方式开展核查, 对不符合规范的电力电缆应全部撤换, 对高压熔断器保护范围进行重新计算校核, 制定整改措施, 消除电缆火灾隐患。
(2) 变电站内电缆在设计与施工时应将1kV及以下电缆与1kV以上电缆分沟敷设。对不满足要求的在运220kV及以上变电站应制定具体实施计划, 进行分沟敷设改造;在运110kV变电站应逐步实现分沟敷设, 如确实不能实现电缆分沟布置的一定要分层敷设。分层敷设一般应按电压等级由高至低的电力电缆、弱电的控制和通讯电缆的顺序“由上而下”排列, 且层间需采取增加防火隔板等阻火措施。
(3) 强化对基建工程全过程管理, 严格设计审查、采购、施工、验收等过程, 对重要环节建立风险控制制度, 确保工程建设质量。
(4) 加强对站用电系统的专业技术管理及电缆定期巡视检查, 针对运行中出现的问题进行完善制订防止变电站全停的应急预案。
变电站低压备自投的原理 篇2
1 变电站备自投的原则
变电站在日常运行当中, 需要承受很多方面的压力, 例如设备上的压力、运行上的压力、电力供需上的压力等等, 当无法承受压力的时候, 就会发生一系列的事故, 此时, 备自投就会自动运行, 维护正常工作, 给维护人员提供更多的抢修时间, 尽量不耽误广大居民的正常用电。经过大量的总结分析, 文章认为, 变电站备自投原则可以分为以下几个方面:第一, 备自投装置属于应急装置, 在投入工作时, 必须是变电站失去工作电源、备用电源正常状态下投入。倘若备用电源不满足相关电压条件, 备自投装置不应该有任何动作, 需要立即放电。从以往的工作来看, 这一条原则并没有被打破。第二, 工作电源的母线失压时, 工作人员应该及时对电源进行相应的检查, 主要是进行无电流的检查工作。在符合标准的情况下, 启用备自投。此项原则主要是为了防止电压互感器, 在二次电压断线的时候, 造成不必要的失压情况, 防止引起备自投误动。第三, 备自投装置在理论上, 只允许动作一次。倘若变电站的工作电源发生失压的情况, 备自投装置在及时的动作以后, 如果继电保护装置再一次发生动作, 同时将备用电源断开, 证明可能存在永久故障。此时必须进行细致的检查, 同时避免备自投装置再一次动作, 减少不必要的问题和隐患。综合来说, 在变电站低压备自投的原理当中, 工作原则占有很大一部分, 日后需继续总结、分析, 制定实际效用更好的工作原则。
2 变电站低压备自投逻辑
变电站低压备自投的原理研究, 需要在逻辑上努力, 图1为某变电站110k V内桥接线典型的主接线图, 文章以此展开研究。
2.1 充电条件、放电条件
根据图1所表示出来的相关信息, 总结出充电条件有两点, 一是10k V I母、II母均三相有压;二是1#主变10k V开关、2#主变10k V开关在合位, 10k V母分开关在分位;三是功能软压板投入, 外部总闭锁无开入的情况。充电条件与放电条件有所不同, 充电条件相对较少, 并且在实际的工作当中, 基本上不会被打破。在此, 文章将着重阐述一下放电条件, 由于变电站低压备自投的工作标准比较严格, 放电条件也因此得到了补充, 经过总结分析, 放电条件主要有以下几个方面:首先, 10k V母分开关在合位;其次, 10k VI母、II母均无压, 经过15s的延时以后, 再进行放电处理;第三, 备用电源总比所压板放上, 此条件属于硬性条件, 必须在实际的工作当中, 得到有效落实;第四, 动作一次闭锁;第五, 软压板为退出位置;第六, 1#主变10k V后备保护动作闭锁开入, 2#主变10k V后备保护动作闭锁开入。从以上的表述来看, 充电条件和放电条件属于变电站低压备自投原理的重要组成部分, 并且对日常工作的指导和维护操作人员的安全, 都具有较强的规范作用。
2.2 动作逻辑
根据图1所示, 变电站低压备自投的原理, 还包括动作逻辑, 结合上述的充电条件和放电条件, 动作逻辑主要有以下两个步骤。第一, 当充电完成后, 10k VⅠ母无压, 1#主变10k V侧无流, 10k VⅡ母有压, 2#主变10k V开关在合位, 10k V母分开关分位, 则经延时跳开1#主变10k V开关, 确认1#主变10k V开关分位后, 经延时合上10k V母分开关。由于变电站低压备自投在实际的工作当中, 属于后续保障部分, 而动作逻辑又要符合一系列的规范和准则, 因此, 在研究变电站低压备自投的原理时, 是根据实际情况来进行的。第二, 当充电完成后, 10k VⅡ母无压, 2#主变10k V侧无流, 10k VⅠ母有压, 1#主变10k V开关在合位, 10k V母分开关分位, 则经延时跳开2#主变10k V开关, 确认2#主变10k V开关分位后, 经延时合上10k V母分开关。
3 对变电站低压备自投原理的讨论
3.1 备自投原理取得了较大的进步
变电站是城市供电当中的重要机构, 备自投又是变电站当中的一项基础设备, 原理上的研究不仅仅是理论, 还包括大量的实践成果。从文章列举的案例以及具体的工作发展来看, 备自投原理已经取得了较大的进步。首先, 变电站低压备自投的原理, 符合城市用电发展趋势, 不再服务某一个领域, 总体上的工作进展迅速, 成效显著。其次, 备自投在实际的工作当中, 能够严格遵守相应的规范和条件, 不会因为主观上的因素, 导致客观上的恶性循环。第三, 变电站低压备自投, 能够不断融合全新的工作措施和一些全新的研究成果, 帮助实际工作取得更大的经济效益和社会效益。
3.2 变电站低压备自投还需进一步研究
随着人口的不断增长, 城市化进程的不断加快, 变电站低压备自投的原理还需要进一步深入研究。从目前的情况来看, 即便是各项问题得到了解决和控制, 但无法保证将来不出现任何问题, 也无法保证现有的策略和原理能够应对将来的情况。在进一步研究的过程当中, 需通过多项努力来实现:首先, 进行大量的矛盾、冲突试验, 找出关键点, 采取最有效的解决措施, 通过最少的步骤来解决, 而不是一味的制定各种繁琐工作, 造成不必要的影响。其次, 搜集更多的数据和资料, 对比各个地区的处理办法, 制定有效的方案和备案, 实现工作体系的不断健全和工作水平的提升。综上所述, 变电站低压备自投的原理正在不断的健全, 各项工作也得到了预期成果, 日后需要通过更加健全的工作体系, 健全原理内容, 促进更大的进步。
4 结束语
文章就变电站低压备自投的原理展开了分析, 目前的工作成果还是比较令人满意的, 无论是经济效益还是社会效益, 都达到了一个理想的状态。未来的工作需要在原理、原理衍生出的实践方式、以及变电站的低压特征等多个方面努力, 建立更加健全的工作系统, 应用先进的设备和技术, 减少固有的矛盾和冲突, 实现变电站低压备自投的更大成功。相信在日后的发展中, 变电站低压备自投会开拓出更广泛的空间, 实现更高水平的进步。
参考文献
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[2]潘锐标, 沈建辉.浅析滨海热电备自投装置原理与应用[J].科技资讯, 2011 (14) .
[3]钟钟, 张海英.白石窑水电厂厂用电备自投装置的技术改造[J].黑龙江科技信息, 2010 (24) .
低压变电站 篇3
1 变电站的基本情况
220kV秋长变电站位于惠州市惠阳区秋长镇, 原有主要设备为I、II段进线柜各一面, 馈线柜共4面, 分段柜1面, 母线排为12*10MM铝排, 进线柜开关为老式开关, 馈线柜的开关是老式空气开关, 站内原有的380V低压配电系统由于时间使用较长, 部分仪表和灯光已不能正确显示, 运行安全性较差。为了保证运行的安全性, 本期将站内原有的380V低压配电系统全部更换。原有馈线柜内电缆不变, 本站现为有人值班站。
2 变电站综合自动化系统设计原则
(1) 按无人值班、四遥站设计, 采用二个进线柜和分段柜综合自动化实现控制、保护、计量、远动等功能。 (2) 保护监控全部采用微机综合自动化系统, 并实现就地、远方两种控制方式。 (3) 全部四遥量采用大容量通讯双网送至调度中心, 支持通讯规约。 (4) 计量均采用三相四线电子表, 计量点留双表位置, 双485口分别用于自抄系统及采集系统。
3 主要施工方法
3.1 施工技术要点:
3.1.1 查清原馈线电缆回路, 熟悉施工图纸
原有馈线电缆回路的熟悉以站内保存的原有竣工图纸、现场各部件标签、电缆牌为参考, 设计变更、工程联系单等资料及根据图纸对照设备实际接线, 查清原有馈线电缆的接线去向;查找中重点查清楚直流充电电源、通信电源、场地端子箱电源回路等 (包括电源环供方式) 。
新施工图纸的熟悉包括:1) 、图纸的设计意图;2) 、图纸中闭锁、控制原理清晰、明确;3) 、端子排接线图与原理图、到货设备是否相符。
3.1.2 加强与运行部门、建设单位的沟通、交流
技改项目施工通常是在边运行边施工, 项目部主动及早与运行部门、生产技术部门沟通, 确定总体施工步骤、明确每一步的施工任务 (每一步施工任务应环环相扣) 、确定每一步验收办法等。项目部统筹策划、科学管理, 避免在施工中可能的同一设备多次重复停电。同时了解运行部门在闭锁方面的特殊要求等。与运行部门、建设单位建立密切沟通平台, 对施工过程中存在的问题等及时、有效的解决, 确保站内设备正常安全运行。
3.1.3 总体施工方案编制
更换低压配电系统的施工方案尽可能编制详细具体、具有很强的可操作性和指导意义, 该方案应包括:工程概况、施工组织机构、施工进度计划 (每一工序的工作任务、计划工作时间、涉及的需停电设备等) 、施工准备、施工程序、方法、质量控制及措施、安全保证措施。
3.1.4 重要工序的施工控制
每一工序必须做好相关的安全、技术措施准备, 并由有经验的工人负责施工。
电缆转接时的拆除步骤如下:馈线电缆拆除前应先用笔记本写下其电缆型号、电缆的走向、原来所用的空气开关大小等原始资料;馈线电缆拆除应先根据其电缆牌、标签确定其去向及其用途, 若此电缆已无标签又无电缆牌的, 可以与运行人员商量, 断开开关, 看主控室里面是否有那一装置的交流失压的音响报警等到来办断;应先断开其空气开关, 用万用表对其下端头进行电压测量, 若无电压, 才可开始拆除 (应先拆除接地线、零线, 再拆除相线, 每拆除一根相线后要用绝缘胶布包好其裸露部分;接回时与其顺序相反) , 无电也要当作有电来施工。
4 安全技术管理措施
4.1 建立健全完善的安全保证体系及网络
建立以项目负责人为第一安全责任人, 工作负责人为安全直接责任人。落实各级安全责任制度, 做到层层抓安全, 人人管安全, 安全责任和风险全员承担, 实现安全管理目标。
4.2 加强安全教育, 施工过程安全控制
对所有施工人员在进场前必须参加安全管理制度文件、《安全工作规程》、施工方案、危险点分析及评价等学习并经考试合格才上岗, 《安规》中的保证安全技术措施、带电作业、仪表等二次回路上的工作等章节列入重点学习。
安全技术措施交底:每分项工作必须认真按照施工分项方案编写的详细安全技术交底, 危险点分析及措施, 作业流程表格, 做到安全技术交底清楚, 作业严格按程序执行。
4.3 做好施工危险点分析及防范措施
每一工序编制有安全技术措施, 并对其进行安全风险评估及防范 (主要工序的分析) , 详见表1。
5 结语
220kV秋长变电站低压配电系统更换施工中, 确保了站内设备安全正常运行, 投产至今低压配电系统安全稳定运行, 提高了电网供电可靠性, 发挥了出色的经济效益。技改项目工程具有工期紧、技术性强、危险点多、协调量大等特点, 在施工技术、施工管理、安全技术措施等方面的成功经验, 为类似变电站低压配电系统更换项目提供了宝贵的经验。
摘要：随着微机技术在电力系统中的广泛应用和迅速发展, 提高电网运行管理水平, 目前许多变电站低压配电柜都采用智能化自动装置的运行方式, 为此, 各地区电网将老式的低压配电柜进行改造、更换, 针对220kV以下变电站的低压配电柜更换总结了设计、设备配套、施工技术方面的经验, 使得变电站低压配电柜技改项目施工技术进一步提高。
低压变电站 篇4
1 兼顾限流与压降要求的计算分析
1.1 短路电流计算的电气接线
某变电站已有2台150 MVA的主变压器T1、T2, 10 kV侧接有限流电抗器L1、L2。在进行三期扩建时, 根据该地区的电网的需求, 要扩建1台180 MVA的变压器。为了和前期工程保持一致性, 扩建工程的变压器T3仍采用普通阻抗变压器, 10 kV侧也采用电抗器L3限流。此时, 该站的短路电流计算接线图如图1所示。
由于该站10 kV侧的短路电流不存在零序短路电流的计算, 而且10 kV侧为分列运行, 所以本文在讨论扩建部分电抗器选择时, 仅以扩建部分 (即主变压器T3及其10 kV部分) 的正 (负) 序电抗等值电路 (见图2) 进行计算。根据系统短路电流的计算结果, 220 kV母线侧正 (负) 序电抗X1标么值为0.005 58, 110 kV母线侧正 (负) 序电抗X2接近∞。主变压器T3的等值电抗X3、X4、X5标么值分别为0.080 56、-0.002 78、0.0472 20。
1.2 10 kV侧未加限流电抗器时的短电流计算
当主变压器T3的10 kV侧未加限流电抗器 (见图2) 时, 进行短路电流计算, 算得在k1点的短路电流为67.6 kA, 这样就需要在k1点后加装限流电抗器。
1.3 限流电抗器的初步选择
限流电抗器选择时, 其电抗百分数Xk%和压降损失百分数ΔU必须分别满足:
式中:Uj为基准电压, kV;Ij为基准电流, A;Xj*为在Uj、Ij基准下, 从网络计算至所选用电抗器前的电抗标么值;Uek为电抗器的额定电压, kV;Iek为电抗器的额定电流, A;I″为被电抗限制后所要求的短路次暂态电流, kA;Ig为正常通过的工作电流, A;φ为负荷功率因数角, 一般取sinφ=0.6。
由于该站主变压器T3 10 kV侧采用5组10.02 Mvar电容器组, 10 kV的工作电流不小于电容器组回路电流3.55 kA, 因此选择限流电抗器额定电流为4 kA, 10 kV开关柜断路器的开断电流为31.5 kA。按式 (1) 计算得Xk%=6.47, 为此, 先初步选Xk%=8%, 按 (2) 校验电压损失, 也满足要求。
1.4 10 kV侧加限流电抗器后短路电流计算
主变压器T3 10 kV侧接入电抗X6百分数值为8%的限流电抗器L3后的等值电路图如图3所示。按此等值电路进行短路电流计算, 标得在k2点的短路电流为27.93 kA。根据广东省的情况, 10 kV配电网设备短路耐受电流最多为20 kA, 计及变电站到配电网用户端的线路阻抗后, 为使配电网断路器能够开断短路电流, 一般也要将变电站10 kV的短路电流限制在25 kA以内。显然, 若接入8%电抗百分数的限流电抗器, 不能满足此限流要求。因此, 改选10%电抗百分数的限流电抗器, 再按图3计算, 算得k2点的短路电流降为24.40 kA, 满足小于25 kA的要求。但此时, 电抗器的电压损失却达到5.32%, 超过了规范的要求。
2 限流电抗器选择的综合考虑
从上述计算可见, 选择两种不同电抗值限流电抗器时各有利弊。安全运行是电力生产的关键, 限流电抗器的作用就是要限制短路电流, 以便选择轻型的开关设备。从本例的实际情况看, 宜采用10%的限流电抗器, 将短路电流限制到合乎要求, 以保证开关设备安全运行的需要。虽然此时电压损失超过5%, 10 kV母线上的电压 (10.41 kV) 比供电基准电压 (10.5 kV) 略为偏低, 短时间的并列运行时也会因为母线的电压不同造成环流的问题, 但这可通过电压/无功控制VQC及有载调压变压器的调压功能予以解决。
摘要：限流电抗器电抗值选择时既要将短路电流限制到规定值, 又不能使电压损失过大。结合变电站扩建时主变压器10 kV侧限流电抗器的选择, 介绍了短路电流计算等值电路、计算方法和电抗器电抗值的选择步骤。
关键词：限流电抗器,短路电流,压降
参考文献
低压变电站 篇5
1 集成式变电站的自动化系统
集成式的中低压数字化变电站自动化系统以传统的中低压变电站特征为基础, 并将IEC 61850理念融入到传统的中低压变电站的自动化系统设计当中, IEC 61850理念在IEC61850-9-1标准的基础上, 并且利用通用事件网, 来采集系统内数据, 这样配电网的跳闸功能就收到了保护, 配电站耶同时建立了全站的集中保护和控制体系。这个数字化变电站通过分散保护建立了装置的集成模式, 达到了合并单元和智能操作箱的目的, 而没有使用数字变电站典型设备中常使用的合并单元、智能操作箱。不仅建立了传统的控制单元和后台连接体系, 分散保护装置还利用数据收集把对应的标准格式发送到集中装置中。
2 实现过程层采样
在现在的行业中, 通常都是利用IEC60044-7/8以及9-1的标准来进行单元合并, 来实现采集数字化变电站过程的数据。合并单元将数据用点对点的形式发送到间隔层装置, 数字化变电站在目前建设的标准中也有过程层总线的方式, 而和其他的标准相比不同的, 就是这种方式的报文格式。
35 kV变电站中, 大部分保护装置将其安装到开关柜上, 由此能有效节约输电线路中所使用的输电缆线。而这个类型的中低压变电站, 若是使用合并单元采集过程当中的数据, 将增加数字变电站的运行费用以及维护的费用。由此可针对自动化数字变电站的实际状况, 在保证了正常的测控功能的前提下, 加入了相应的数字化变电站采样数据的功能。在开关柜上保护了测控装置的交流采样板以电缆采集模拟量之后, 所中断的采样值按照相应的标准, 而后根据以太网发送到集中式的保护装置中。并且现有分散保护测控装置都有32点采样模式, 由此以这样的标准也是每个周期为32点, 能直接被集中式保护装置所使用, 并不需要进行额外的插值运算。
3 GOOSE
GOOSE通过IEC 61850标准中符合变电站自动化系统快速报文需求机制。可将GOOSE应用到跳闸、合闸以及闭锁等实时性要求较高的情况, GOOSE通信一般以以太网的组播技术为基础, 根据相应的规定了解到, GOOSE信号的通信延迟小于4 ms, 为了保证数据传输的实时性以及可靠性, 在GOOSE传输报文的同时不应进行回执确认, 而是使用顺序重发的机制进行。同时GOOSE报文在
GOOSE报文在发送和接收端没有经过TCP/IP协议, 而是直接将报文映射到数据链路层以及物理层, 有效减少了报文传输的延时, 保证了传输的实时性。
当前, 多数GOOSE厂家的实时装置都由实时性操作系统保证的, 例如VxWorks系统。可根据当前成熟的分散装置系统进行开发, 同时还应综合考虑到数字信号处理器的实时性特征, 一般采样硬中断能够及时并且准确的启动, 例如32点采样, 在一个周期内2个中断之间的时间间隔为625/s。那么这样的一个硬中断能满足系统的实时性要求。
4 集中式保护测控
数字换变电站自动化系统的设计以及应用过程当中, 集中式的保护测控装置有着十分重要的作用。集中式的保护装置未对保护原理进行一定程度的改进, 一个方面是没有考虑到项目的实际状况, 另一个方面则是针对中低压保护也没有进行原理改进的必要。此外, 集中式的保护方式受到了一定的条件限制, 同时没有采用工控机对所有间隔进行及时的处理, 并且使用了多个CPU板并行处理完成了所有间隔的处理, 同时也使用了多个CPU板并行处理实现对间隔的保护。每个CPU的空间仅仅限定在程序内部, 当前的系统也仅仅只能处理几个间隔。虽然结果如此, 当在实际的功能上, 依旧实现了集成。也就是一个CPU板实现了多条线的跳闸控制以及多个间隔的保护。实际上也就是, 将过程数据的获取和跳闸的命令控制是通过以太网进行实现的。由此在很大程度上降低了数字化自动化变电站的构建以及系统维护的成本, 同时也满足了数字化变电站的相应要求。
数字换的集中式保护装置是通过CPU板、电源板以及PowerPC板三个部分构成的。PowerPC板实际上也就是数据接收装置, 负责接收数字化变电站所收集的采样数据。当前所设计开发的PowerPC板的最大接收范围是16台分散装置的采样数据。并将这16台采样数据进行整理组合之后以高速串行总线的发送方式, 将所收集到的采样数据发给总线板上的CPU板。各个CPU板根据其不同的需求获得不同地址上的数据, 这时候就实现了传统意义上的数据采样功能。集中式的装置内部是基于高速串行总线的方式发送采样数据, 高速总线氛围A、B两个总线方式发送数据, 由此可发送出去较大长度的报文, 从而有效提高了集中式保护装置的性能。
摘要：通过对中低压变电站和变电站执行标准的特点, 实现了集中式变电站的保护装置, 设计出了集成式的数字变电站系统。建立了集成式数字化变电站自动化系统的整个构架, 实现了集成式中压数字化变电站自动化的系统设计和应用, 为集成式的数字化变电站自动化系统设计提供了可供参考的经验。
关键词：集成式,中低压,数字化变电站,自动化系统,设计,应用
参考文献
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低压变电站 篇6
地铁位于地下,用电设备负荷等级高、数量多,一旦发生停电事故将给地铁系统的运营和旅客人身带来严重的危害;地铁车站降压变电所低压系统复杂,回路众多,一般采用无人值班制。设置的电力监控系统(SCADA)只监控所内高压回路和0.4 kV总进线,母联和三级负荷总进线及少数几个低压供电回路,对所内低压系统缺乏有效的监控和管理,给及时发现故障、排除故障和完成故障后的恢复以及日常维护保养带来诸多困难。随着计算机技术、微电子技术、电力电子技术、抗干扰技术等新技术的迅速发展,特别是网络通讯技术的发展使得电力自动化技术得到了空前发展,基于现场总线技术的低压智能监控技术已步入成熟阶段,并逐步应用于地铁领域。
1 系统管理体制研究
目前,地铁系统均设置电力监控系统(SCADA)对其供电系统进行远程监视与控制。SCADA系统由设在控制中心的主站系统、设在被控站内的综合自动化系统和通信通道构成,采用两级管理(控制中心和车站级)、三级控制(控制中心控制、车站级控制和就地控制)的方式,安全可靠,具有很强的网络传输和数据处理能力。
为了优化资源配置,避免重复投资,便于地铁供电系统的统一调度和管理,低压智能配电系统不单独组网和设置控制中心,在变电所处就地纳入SCADA系统,由SCADA系统统一监控和管理。
2 监控方案比选
低压智能监控可采用两种控制方式:
1)集中控制方案。集中设置智能控制元件,低压柜单元内设置模拟仪表和变送器,采用控制线连接。
2)分层分布控制方案。控制系统分为工作站和现场智能电子装置(IED)两层设置,采用现场工业总线进行通信。现场智能电子装置(IED)内置微处理器,是集信息采集、显示、处理、通信和优化控制为一体的嵌入式智能装置,分散设于低压柜单元内。
控制方案结构见图1。控制方式比较见表1。
由上可知,相对于集中控制方式,分层分布控制方案具有安全可靠、结构简单、易于扩展和环境适应力强等突出优点,适合用于地铁降压所低压智能监控系统。
3 系统构成
低压智能监控采用分层分布系统,由现场工作站、智能电子装置(IED)和现场工业总线构成。为了保证系统的安全可靠,现场工作站和现场工业总线采用冗余配置,以5类双绞屏蔽线作为传输媒介。现场工作站负责对降压所内的低压设备进行监控和管理,设于降压所低压室,由两台相互冗余配置的控制器组成,当其中一台故障时,不影响系统正常运行;现场智能电子装置(IED)设于低压柜配电单元内,负责对降压所低压系统进行遥控、遥信和遥测。两者通过现场冗余总线相连接,进行通讯,当线路发生单点故障时,不影响数据正常传输。冗余控制器通过网络交换机和通信协议转换接口与车站级SCADA系统相连,接收控制指令和上传各种现场数据。
4 现场智能监控装置配置
4.1 地铁车站降压变电所低压系统构成
地铁车站降压所低压主接线一般采用单母线分段中间加母联断路器的方式,并设照明和三级负荷分母线。0.4 kV总进线、母联和三级负荷总进线需要SCADA系统控制(见图2)。
4.2 低压系统三遥量配置
根据SACADA系统的监控要求和《电测量仪表装置技术规程》的有关规定,结合降压所低压主接线、用电负荷等级和地铁运营管理的需要,变电所低压系统遥控、遥信、遥测量配置见表2,表3。
5 结语
基于现场总线技术的低压智能监控系统将正常及事故情况下的保护、控制、测量、信号同集散控制系统融合在一起,具有简单、可靠、经济、实用等突出的优点。实时对地铁降压变电所低压系统进行监控和管理,能够及时的发现故障、排除故障和完成故障后的恢复,提高了地铁供电系统的安全可靠性、自动化水平和工作效率,降低了日常维修保养工作量和运营成本,以较小的代价为地铁运营管理者提供了高效透明的管理手段,必将成为地铁变电所自动化系统的发展趋势和方向。
参考文献
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低压变电站 篇7
目前, 断路器和熔断器是变电所直流电源系统中使用最广泛的主要保护电器, 在回路故障时有选择性地切除故障回路, 把系统的故障限制在最小范围内。
断路器和熔断器往往需要多级串联使用, 其上下级之间具有选择性保护是保证电力系统安全可靠运行的重要条件。国内电力系统发生多起变电站低压直流系统开关设备因上下级失去了配合关系, 而造成故障扩大的事故。这种隐患严重威胁着系统的安全运行, 需要从根本上解决此类问题。
目前, 直流系统保护元件级差配合存在的主要问题有以下四个方面:
1) 变电所直流系统的终端控制屏和保护屏中, 尚存在着不少用交流断路器代替直流断路器的现象, 存在着不安全的隐患。交流断路器用于直流回路, 造成实际定值偏大, 与上级实际级差变小。
2) 熔断器本身不规范, 熔体的分散性和内阻不一致。
3) 产品质量问题。目前国内低压电器生产厂家过多, 质量难以保证。
4) 上下级间的额定值级差选择不当。
对于直流断路器之间、直流断路器与熔断器之间的级差配合照搬熔断器间的配合规定。熔断器与直流断路器动作原理不同, 安秒特性曲线不同, 配合级差也不同。另外仅选择两段保护直流断路器作保护操作电器的直流系统, 在一定条件下存在着上下级配合不可靠的隐患。
在对吉林省变电所直流系统参数调研的基础上, 我们制定了直流系统级差配合的整体试验方案。
对目前常用的进口和国产的二段、三段保护直流断路器、交直流两用断路器、熔断器的短路分断特性和它们之间的级差配合的选择性以及交流断路器分断临界小直流电流等方面进行了试验研究。
直流试验系统接线电路如图1所示。
通过大量的试验, 得到了丰富的、宝贵的试验数据。结合吉林省电网直流系统当前存在的主要问题, 对试验数据进行了详尽而细致的分析与归纳, 最后总结出一系列级差配合的具体配置原则。
1 断路器———断路器之间级差配合
1) 同厂家、同类型 (均为塑壳或微型的) 的两段式直流断路器上、下级配合时, 当级差控制在4-5级时, 短路电流不超过8-10倍上级断路器额定电流, 即可保证断路器选择动作的可靠性和正确性。
2) 不同厂家、同类型的两段式直流断路器上、下级配合时, 当级差控制在4-5级时, 短路电流不超过8-10倍上级断路器额定电流, 即可保证断路器选择动作的可靠性和正确性。当配合条件满足了两级断路器的级差配合时, 三级断路器的级差配合也满足。
3) 相同厂家上级三段式断路器、下级两段式直流断路器配合时, 短路电流可以延伸到25-30倍的上级断路器额定电流, 可保证断路器选择动作的正确性。
4) 不同厂家上级三段式断路器、下级两段式直流断路器配合, 当级差控制在2-5级时, 短路电流可以延伸到25-40倍上级断路器额定电流, 可保证断路器选择动作的正确性。
5) 相同厂家、上下级均为三段式直流断路器配合时, 应避开上、下级之间相同短延时动作区段, 根据各级短路电流计算结果, 按照厂家推荐的断路器选型方案执行。以保证断路器选择动作的正确性。
6) 相同厂家、上下级均为三段式直流断路器配合时, 当无法避开上、下级之间相同短延时动作区段时, 应控制下级短路电流全分断时间在上级断路器短延时时间内恢复到额定电流, 即可保证断路器选择动作的正确性。三段式断路器保护动作曲线见图2所示。
7) 上级配塑壳断路器、下级配微型断路器配合时, 由于微型断路器固有分断时间短, 极限短路电流可以延伸到20倍左右的上级断路器额定电流, 能够保证断路器选择动作的正确性。
8) 在三级三段保护式直流断路器串联的级差配合中, 合理选用GMB三段保护式直流断路器, 上下级之间能具有保护的选择性。选用方法为短路短延时脱扣器动作值全部选用10In (In为额定电流) , 断路器短路短延时时间按从负荷侧向电源侧逐级加大时延的方法 (0ms、10ms、30ms、60ms) 选择。
2 熔断器———熔断器之间级差配合
1) 同厂家、同型号的熔断器配合时, 因其具有相同的安秒特性, 两级之间级差的配合应在3级, 必要时应加大级差到4级或以上。在短路电流达到上级的10~20倍范围内, 可保证熔断器选择动作的正确性 (符合反时限特性) , 配合特性良好。
2) 同厂生产的熔断器间易实现级差配合, 但不同厂家的熔断器间存在离散性, 原因是熔断器生产厂家众多, 产品工艺及质量参差不齐, 难以保证。
3 熔断器———断路器之间级差配合
1) 当直流断路器装设在熔断器的下一级时, 熔断器的额定电流应为直流断路器额定电流的2倍及以上, 则在短路电流小于一定范围时具有选择性保护。
2) 运行中的熔断器保护性能会随着下级保护动作次数 (工作电流大或冲击负荷长期多次受热) 增加而降低, 直到影响熔断特性, 因此建议定期更换新品。
3) 上级熔断器的额定电流应不小于下级断路器额定电流的2倍以上, 并核定下级最大短路电流不应超过上级熔断器额定电流的8~10倍 (短路电流过大时易使熔体受热而降低熔丝使用寿命) , 不同厂家的熔断器在使用前须经过动作特性校核。选择性配合的级差应随着可靠性要求的提高而加大。
4) 蓄电池出口选用熔断器时, 应按照蓄电池1 h放电容量并加大一级选择 (与直流断路器选择相似) , 建议蓄电池出口采用断路器。
4 断路器———熔断器之间级差配合
当熔断器装设在直流断路器的下一级时, 一般直流断路器的额定电流应为熔断器额定电流的4倍及以上, 则在短路电流小于一定范围时具有选择性保护。
另外, 根据《国家电网公司———变电站直流电源系统技术改造指导意见》, 同一支路中空气断路器与熔断器不应混用, 直流断路器与熔断器配合时, 调整级差保证动作选择性, 原则上选用同一厂家产品, 尤其在直流断路器下一级不应再接熔断器。
本文是以吉林省内主要一次变电所直流系统接线图为基础, 依据典型的上、下级间的配合情况来编制级差配合试验方案进行试验。试验所得到的数据与曲线真实准确, 由此分析提出的变电所低压直流系统开关设备级差配合的具体配置方案具有实际的应用价值。
参考文献
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