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电力系统接线方式及电力系统运行秘籍湘乡世纪拉直机

发布时间:2019-11-20 16:08:41 来源:广佛五金网

经济要发展,电力必先行。电力是整个现代工业的血液,随着我国经济飞速发展和电力市场化的推进,电力行业正在迅速发展。电力系统及其自动化专业围绕电能的生产、传输、变换、使用各个环节,涉及设计、制造、运行、科研等不同部门,为实现电力系统的安全、稳定、高效、高质量运行提供技术保障。良好的行业前景使得电力系统及其自动化专业成为近几年的考研热门。一个完整的电力系统由分布各地的各种类型的发电厂、升压和降压变电所、输电线路及电力用户组成,它们分别完成电能的生产、电压变换、电能的输配及使用。也就是说电力系统是由发电厂、变电所、输电线、配电系统及负荷组成的。是现代社会中最重要、最庞杂的工程系统之一。对于电力系统的相关知识,大家是否想要有进一步的了解呢?下面贤集网小编来为大家介绍电力系统接线方式、电力系统运行秘籍、电力系统的常见故障的诊断。一起来看看吧!

电力系统接线方式

一、供电系统接线方式的要求

1、供电可靠。针对不同类别的电力负荷应采取不同的接线方式,以保证各类负荷不同的可靠性要求。在设计时,不考虑双重事故,不可因片面地强调供电可靠而造成不应有的浪费。

2、操作万便、运行灵活。供电系统的接线方式应当简化接线,减少供电层次和操作程序,使系统运行灵活、切换方便,有利于正常运行和发生故障时的操作与检修。

3、经济合理。在满足用户要求的前提下,接线方式应力求简单,以减少设备投资和运行费用。

4、便于发展。接线方式应方便供电系统未来的发展,同时亦能适应分期建设的需要。

二、供电系统的接线方式

供电系统的接线方式有三种基本类型:放射式、干线式、环式。

1、放射式

放射式接线是指从变电所母线向各用户分别引出专用线路,直接向用户供电,线路上不连接其他用电设备。放射式接线的优点是供电线路相互独立,线路运行互不影响,任一线路发生故障时,都不影响其他线路的正常运行,操作维护方便;继电保护简单,易于实现自动化。缺点是电源出线回路多,设备用量大,投资大。放射式可分为单回路放射式和双回路放射式两种形式,如图1所示。单回路放射式接线只有一个电源,供电可靠性低;双回路放射式接线有两个电源,供电可靠性高。双回路放射式接线中的母线分段隔离开关QS也可换成断路器,以实现自动切换,提高供电可靠性。

2、干线式。

干线式接线是指从变电所母线引出一回供电干线,沿着干线分接一般不超过5个用户。干线式接线的优点是电源出线回路少,供电线路总长度短,有色金属和配电设备的用量较少,投资较小。缺点是供电可靠性不高,干线故障或检修将导致全部用户断电。干线式可分为单回路干线式和双回路干线式两种形式,如图2所示。双回路干线式有两路电源互为备用,其可靠性高于单回路干线式。

3、环式

①环式接线是指两个及以上的用户,彼此联络后共同由两路电源供电,如图3所示。环式接线其实是干线式接线的改进,两路干线式线路连接起来就构成环式线路。环式接线的优点是设备用量较少,投资较小;各电源线路的途径不同,不易发生故障,供电可靠性高;运行灵活。缺点是故障时经过线路切换,部分用户的供电线路变长,电压损失增大;两回线路的导线截面均应按故障时负担环网全部负荷考虑,有色金属消耗量较大。

②环式接线有开环运行和闭环运行两种运行方式。开环运行是将环路中用户之间的联络线断开,两路电源各带一部分负荷运行,闭环运行是将环路中用户之间的联络钱接通,各用户由两路电源共同供电。闭环运行时的继电保护装置较为复杂,一般多采用开环运行方式。开环点的选择原则是:正常运行时,两路干线负担的容量尽可能接近,所用导线截面相同;或者将开环点设在较重要的负荷处,并在开环断路器上配备自动装置。

根据对供电可靠性的要求,供电系统的接线方式也可以分成无备用系统接线和有备用系统接线两大类。单回路放射式、单回路干线式都属于无备用系统接线;双回路放射式、双回路干线式、环式都属于有备用系统接线。无备用系统接线的一般特点是接线简单、运行方便、供电可靠性不高,主要用于三类负荷和部分次要的二类负荷的供电:有备用系统接线的一般特点是设备多、投资大、供电可靠性高,主要用于一类负荷和重要的二类负荷的供电。

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电力系统运行秘籍

1、母线操作的方法和注意事项是什么?

答:(1)备用母线充电,在有母线断路器时应使用母联断路器向母线充电。母联断路器的充电保护应在投入状态,必要时要将保护整定时间调整至零。这样,如果备用母线存在故障,可由母联断路器切除,防止扩大事故。

(2)母线倒闸操作中,母联断路器的操作电源应拉开,防止母联断路器误跳闸,造成带负荷拉隔离开关事故。

(3)条母线的所有元件须全部倒换至另一母线时,一般情况下是将一元件的隔离开关合于一母线后,随即断开另一母线隔离开关。另一种是将需要倒母线的全部元件都合于运行母线之后,再将另一母线侧对应的所有隔离开关断开。采用哪种方法要根据操作机构布置和规程规定决定。

(4)由于设备倒换至另一母线或母线上电压互感器停电,继电保护和自动装置的电压回路需要转换有另一电压互感器供电时,应注意勿使继电保护及自动装置因失去电压而误动。避免电压回路接触不良及通过电压互感器二次向不带电母线反充电,而引起的电压回路熔断器熔断,造成继电保护误动作等情况出现。

(5)进行母线倒闸操作时应注意对母差保护的影响,要根据母差保护规程作相应的变更。在倒母线操作过程中无特殊情况,母差保护应投入运行。

(6)有电感式电压互感器的空母线充电时,为避免断路器触头间的并联电容与电压互感器感抗形成串联谐振,母线停送电操作前将电压互感器隔离开关断开或在电压互感器的二次回路并(串)联适当电阻。

进行母线倒闸操作前要做好事故预想,防止因操作中出现异常,如隔离开关绝缘子断裂等情况,而因起事故的扩大。

2、高频保护为什么规定每天定时对高频通道进行实验检查?

答:高频保护是由分装在被保护线路两侧的保护盘与传送高频讯号的通道所组成。当任何一部分发生问题,它将不能正常工作。对于相差高频、方向高频等保护,对侧讯号送不过来时,在外部故障时会发生误动,对于远方跳闸高频保护会拒动,为了检查通道的完好性,要求每天定时、定向检查通道。当检查发现有问题时应及时处理或退出保护。

3、在检定同期和检定无压重合闸装置中,为什么两侧都要装检定同期和检定无压继电器?

答:如果采用一侧投无电压检定,另一侧投同期检定这种接线方式。那么,在使用无电压检定的那一侧,当其断路器在正常运行情况下由于某种原因(如误碰、保护误动等)而跳闸时,由于对侧并未动作,因此线路上有电压,因而就不能实现重合,这是一个很大的缺陷。为了解决这个问题,通常都是在检定无压的一侧也同时投入同期检定继电器,两者的触点联工作,这样就可以将误跳闸的断路器重新投入。为了保证两侧断路器的工作条件一样,检定同期侧也装设无压检定继电器,通过切换后,根据具体情况使用。但应注意,一侧投入无压检定和同期检定继电器时,另一侧则只能投入同期检定继电器。否则,两侧同时实现无电压检定重合闸,将导致出现非同期合闸。在同步检定继电器触点回路中要串接检定线路有电压的触点。

4、试述变压器差动保护为什么不能代替瓦斯保护?

答:瓦斯保护能反应变压器油箱内的任何故障,包括铁心过热烧伤、油面降低等,但差动保护对此无反应。如变压器绕组产生少数线匝的匝间短路,虽然短路匝内短路电流很大会造成局部绕组严重过热产生强烈的油流向油枕方向冲击,但表现在相电流上却并不大,因此差动保护没有反应,但瓦斯保护却能灵敏地加以反应,这就是差动保护不能代替瓦斯保护的原因。

5、系统振荡事故与短路事故有什么不同?

答:(1)振荡时系统各点电压和电流值均作往复性摆动,而短路时电流、电压值是突变的。此外,振荡时电流、电压值的变化速度较慢,而短路时电流、电压值突变量很大。

(2)振荡时系统任何一点电流与电压之间的相位角都随功角的变化而变化;而短路时,电流与电压之间的角度是不变的。

(3)振荡时系统三相是对称的;而短路时系统可能出现三相不对称。

6、运行中的变压器瓦斯保护,当现场进行什么工作时,重瓦斯保护应由“跳闸”位置改为“信号”位置?

答:(1)进行注油和滤油时;

(2)进行呼吸器畅通工作或更换硅胶时;

(3)除采油样和气体继电器上部放气阀放气外,在其他所有地方打开放气、放油和进油阀门时;

(4)开、闭气体继电器连接管上的阀门时;

(5)在瓦斯保护及其二次回路上工作时;

(6)对于充氮变压器,当油枕抽真空或补充氮气时,变压器注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器时,在上述工作完毕后,经1小时试运行后,方可将重瓦斯投入跳闸。

7、什么是主保护、后备保护、辅助保护和异常运行保护?

答:(1)主保护是满足系统稳定和设备安全要求,能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。

(2)后备保护是主保护或断路器拒动时,用来切除故障的保护。后备保护可分为远后备和近后备两种。

1)远后备保护是当主保护或断路器拒动时,由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备保护。

2)近后备是当主保护拒动时,由本电力设备或线路的另一套保护来实现后备的保护;当断路器拒动时,由断路器失灵保护来实现后备保护。

(3)辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护。

(4)异常运行保护是反映被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。

8、变压器并联运行的条件是什么?并简要说明不满足条件有何后果?

答:所有并列运行的变压器变比相等、短路电压相等、接线组别相同。变比不同,会在并列运行的变压器间产生均衡电流,该电流增加了变压器的损耗,同时使变压器的负荷增大或减少。短路电压不等时,使短路小的变压器易过负荷,变压器容量不能得到合理利用。将接线不同的变压器并联运行,会因较大的相位差较大的均衡电流烧毁变压器。

9、试述电力系统谐波产生的原因及影响。

答:高次谐波产生的根本原因是由于电力系统中某些设备和负荷的非线性,即所加的电压与产生的电流不成线性关系而造成的波形畸变。如变压器、交直流换流器、电弧炉在传递、变换、吸收系统发电机所供给的基波能量的同时,有把部分基波能量转化为谐波能量,向系统倒送大量的高次谐波,使电力系统的正弦波形畸变。当前,电力系统的谐波源主要有三大类:磁饱和型,电子开关型,电弧型。谐波对电网的影响是:对旋转设备和变压器的主要危害是引起附加损耗和发热,并因长时间的振动致使金属疲劳和机械损坏;谐波会引起线路线路产生附加损耗;谐波会引起系统谐振,保护装置误动,损坏系统设备,危机电力系统的安全运行;谐波还会干扰通信设备。限制谐波的主要措施是:增加换流装置的脉动次数,加装交流滤波器、有源电力滤波器,加强谐波管理。

10、当系统频率低于49.1赫兹、49.0赫兹时,对频率异常处理是如何规定的?

答:(1)当频率低于49.1赫兹时,各发电厂、变电监控中心(变电站)值班人员应主动迅速地将装有自动低频减负荷装置应动而未动的线路拉闸。

(2)当频率低于49.0赫兹时,各地调值班调度员应主动按“事故拉路序位”拉闸,使频率恢复到49.0赫兹以上;

(3)低频率运行时,对拉闸和自动低频减负荷装置动作跳闸的线路,需在频率恢复到49.8赫兹以上,并征得省调值班调度员的同意,方可送电(需送保安电源者除外)。省调下令拉闸的线路由省调下令恢复送电。

11、为了迅速处理事故,防止事故扩大,哪些情况无须等待调度指令,事故单位可自行处理?

答:(1)对人身和设备安全有威胁时,根据现场规程采取措施;(2)厂、站用电全停或部分全停时,恢复送电;

(3)电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时,将有关保护停用;(4)将已损坏的设备隔离;

(5)电源联络线跳闸后,开关两侧有电压,恢复同期并列或并环;

(5)安全自动装置(如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置)应动未动时手动代替;

(6)本规程及现场规程明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。上述操作事后应尽快报告值班调度员。

12、对母线故障处理是如何规定的?

答:(1)发电厂母线电压消失时,现场值班人员应首先将可能来电的开关断开,然后断开所有开关(如双母线均有电源时,应先断开母联开关),一面迅速恢复受影响的厂用电,一面检查母线,同时报告值班调度员。

(2)具有两个及以上电源的变电站母线电压消失时,现场值班人员在每条母线上保留一个电源线路开关,断开其它开关(如双母线均分布有电源时,应先断开母联开关),一面检查母线,一面报告值班调度员。

(3)装有备用电源自投装置的变电站母线电压消失,备用电源自投装置拒动时,现场值班人员不必等待调度指令,立即拉开供电电源线路开关,合上备用电源开关,若母线仍无电压,立即拉开备用电源开关,再拉开其它开关。一面检查母线,一面报告值班调度员。

(4)母线电压消失时,如发现母线有明显故障,则应该将母线的所有开关、刀闸断开,用另一条母线送电。倒换母线操作时,应先拉开故障母线侧刀闸,再合非故障母线侧刀闸。

母线如无明显故障,可用发电机由零升压或选用适当电源线试送。

(5)母差保护动作跳闸,并伴有故障象征而使母线电压消失时,在未查明原因前,一般不应试送。

(6)母线因后备保护动作跳闸电压消失(多为线路故障开关拒动越级跳闸所致),在查明故障点并切除后,再恢复母线送电。

(7)试送母线时,尽可能用外来电源,只有在无其它试送条件时,方可使用带有充电保护的母联开关。

(8)母线有带电作业时电压消失,应先进行母线检查,不得立

即试送。

13、电力系统中性点直接接地和不直接接地系统中,当发生单相接地故障时各有什么特点?

答:电力系统中性点运行方式主要分两类,即直接接地和不直接接地。直接接地系统供电可靠性相对较低。这种系统中发生单相接地故障时,出现了除中性点外的另一个接地点,构成了短路回路,接地相电流很大,为了防止损坏设备,必须迅速切除接地相甚至三相。不直接接地系统供电可靠性相对较高,但对绝缘水平的要求也高。因这种系统中发生单相接地故障时,不直接构成短路回路,接地相电流不大,不必立即切除接地相,但这时非接地相的对地电压却升高为相电压的1.7倍。

14、为保证电网继电保护的选择性,上、下级电网继电保护之间配合应满足什么要求?

答:上、下级电网(包括同级和上一级及下一级电网)继电保护之间的整定,应遵循逐级配合的原则,满足选择性的要求,即当下一级线路或元件故障时,故障线路或元件的继电保护整定值必须在灵敏度和动作时间上均与上一级线路或元件的继电保护整定值相互配合,以保证电网发生故障时有选择性地切除故障

15、简述220千伏线路保护的配置原则是什么?

答:对于220千伏线路,根据稳定要求或后备保护整定配合有困难时,应装设两套全线速动保护。接地短路后备保护可装阶段式或反时限零序电流保护,亦可采用接地距离保护并辅之以阶段式或反时限零序电流保护。相间短路后备保护一般应装设阶段式距离保护。

16、简述线路纵联保护的基本原理?

答:线路纵联保护是当线路发生故障时,使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置,是线路的主保护。

它的基本原理是:以线路两侧判别量的特定关系作为判据,即两侧均将判别量借助通道传送到对侧,然后两侧分别按照对侧与本侧判别量之间的关系来判别区内故障或区外故障。因此,判别量和通道是纵联保护装置的主要组成部分。

17、距离保护有哪些闭锁装置?各起什么作用?

答:距离保护有两种闭锁装置,交流电压断线闭锁和系统振荡闭锁。交流电压断线闭锁:电压互感器二次回路断线时,由于加到继电器的电压下降,好象短路故障一样,保护可能误动作,所以要加闭锁装置。振荡闭锁:在系统发生故障出现负序分量时将保护开放(0.12-0.15秒),允许动作,然后再将保护解除工作,防止系统振荡时保护误动作。

电力系统的常见故障的诊断

1、振动

对于旋转机械,异常振动是机械内部缺陷的表征。旋转机械的大部分故障都可以从振动中表现出来。

低频振动时振动体的振动强度与位移成正比;中频振动时振动强度与速度成正比( 电机振动的主要频率范围) ; 高频振动时振动体的振动强度与加速度成正比。

2、异常声响

(1)电力变压器的异常声响

根据异常情况的不同,发生异常的原因主要有:

①声音均匀持续,但比平时明显增大。电网发生单相接地或谐振过电压、变压器过负荷,使变压器电流超过额定值。

②声音比平时增大,且有明显杂音,紧固部件如内部夹件、铁芯压紧螺钉松动,在电磁应力下引起硅钢片共振,使振动增强。

③声音中夹杂劈啪的放电声或不均匀的爆裂声,多是由于绕组或引出线对外壳闪络放电,接地不良或未接地的金属部件发生静电放电,变压器内部绝缘击穿,产生严重放电。此时应立即停运并通知检查。

④声音中有像水沸腾的咕嘟声。变压器内部发生匝间短路或分接开关接触不良,造成局部严重过热,使油温急剧升高沸腾,必须立即退出运行进行检修。

(2)其它电气设备的异常声响

①电压互感器的声音异常

电压互感器中有游离放电、静电放电等原因引起听得见的噼啪、咝之类声音,因螺栓、螺帽等的松动引起的共振声等。

②电流互感器的声音异常

当电流互感器开路时,会发出比正常时大得多的嗡嗡声。

③绝缘子的电晕放电声

端子金具上突出部分的电晕放电,被污染的绝缘表面产生的沿面放电会发出可听得见的声音,还有其它如绝缘子、套管的龟裂和内部缺陷等原因。

3、温度异常

(1)铁心过热点

①早期特征是铁心的涡流和局部区域的温度过高。

②可通过红外热成像准确测量。

(2)绕组局部过热点

①电机和变压器的绕组由于匝间短路、股线断裂造成内部放电,因绝缘磨损造成局部漏电流增大,导致局部过热是较常见的故障。其先兆是局部温升,出现绝缘分解的异味等。

②局部过热的测量主要有: 分布测点温度测量(如热电偶、光纤温度传感器) 、红外热成像、绝缘分解物监测等手段。

(3)变压器绝缘油油温异常

导致变压器油温异常的原因主要有:

①变压器内部故障引起的发热剧增,发热不平衡,油循环死角。

②变压器绕组的匝间短路、线圈的放电、铁芯及夹件的环流、内部引线接头发热乃至铁芯起火等都引起变压器温度异常增高。

③冷却装置散热不正常。冷却装置运行不正常或发生故障,如潜油泵停运、风扇损坏、散热管道积垢不畅、散热器冷却效果差等都引起温度升高。

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上述是贤集网小编为大家介绍的电力系统接线方式、电力系统运行秘籍、电力系统的常见故障的诊断。随着电力系统容量的增大,大机组不断增多,在电力主设备上要求装设优越完善的或者双重化的继电保护装置,这不仅对电力系统的可靠运行有着重大的意义,而且可保护重要而昂贵的主设备减少在各种故障和异常运行中所造成的设备损坏,还有着显著的经济效益。因此,在电力主设备的保护设计中应遵守的原则是符合现行的《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB14285-2006),对具体的工程设计项目,则要求保护在配置、原理接线和设备选型等方面,根据电气主接线和被保护设备的一次接线及主设备的运行工况和结构特点,达到可靠性、灵敏性、速动性和选择性等四性要求。当灵敏性与选择性产生矛盾时,首先要保证灵敏性,没有灵敏性即失去了装设保护的意义;当快速性与选择性产生矛盾时,宜优先满足选择性,但特殊情况下也可以考虑快速无选择性动作并采取补救措施。

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