配电装置论文十篇

配电装置论文篇1

长期以来，低压配电网络一直是供电系统运行可靠性的薄弱环节之一，一些配电变压器和配电线路因过载发热、线损率高、电压质量合格率低等，既容易烧毁设备，也容易危及低压电网安全可靠运行，而这些故障却常常被人们忽视，为此，原能源部规定各基层单位要定期上报电压质量合格率和作配电网的可靠性统计，并在“用电管理信息技术规范”中明确提出要掌握配电网络负荷情况及重点用户的年、季、月、日各种负荷曲线等重要信息。但多年来，由于低压配电网络缺乏这方面的自动化检测手段，一般都在每年或每季的几个典型日，由工作人员用钳式电流表逐个测量配电装置负荷的简单方法，结果是费时费工，既不能反映真实情况，也不能解决实际问题。为此，研发、推广一系列低压配电网络的监控装置仪表是十分必要的。

该类仪表的系统构成一般由电源模块、数据采集模块、数据处理及控制模块、显示模块、CPU模块和通讯模块五大部分组成。模块化的设计使得该系统结构简单、便于维护与升级。仪表在工作时，对低压配电房内低压配电柜的三相电压、三相电流分别取样后，送到放大电路进行缓冲放大，再由A/D转换器变成数字信号，送到CPU进行处理，CPU将处理过的数据根据需要送至显示部分、通讯部分等数据输出单元。

2配电综合监控装置在电能需方管理系统中的作用

随着电力工业的飞速发展，电力供需矛盾发生了很大的变化，特别是随着电力企业改革的进一步加速，如何利用高新科技手段来适应市场经济，如何提高效率，降低成本，实现高效优质服务，已经成为实现用电营销现代化的重要任务。利用现代化的配电监控手段进行实时监测与控制，可给需方管理提供直接的、便利的技术支持;为负荷预测、电网规划、电力调度、用电营销管理和服务水平、用电检查、电能计量等提供科学的分析依据。为此，配电综合监控装置在电能需方管理中的作用可归纳为以下六点:

2.1为了解电力市场需求，合理配置电力资源提供有效的原始数据资料。

以往的电力需求预测依赖政府提供的资料和待业用电统计报表。由于这些资料的准确性及实时性较差，用于分析电力需求时，往往显得较为粗糙。要提高电力需求预测的精度，应选取典型电力用户作为电力需求分析的用户样本，收集其实际用电信息。配电监控装置可以准确采集和存储典型电力用户的日负荷曲线、分时电量及最高、最低负荷等关键数据，反映特定用户受市场、经营状况，宏观政策情况，以及季节、天气、节假日时用电状况的影响，再结合政府部分有关资料及行业用电量统计数据进行分析，便可大大提高负荷预测的精度，为确保电力规划的经济性、前瞻性、合理性和电力资源配置的有效性提供坚实的基础。

2.2帮助电力企业合理制定长远的营销策略，提高电力资源的配置效率，从而更好地为客户服务。

随着市场经济的深入，价格导向使电力用户对自身的电力消费情况越来越重视;但由于大多数客户缺乏技术条件和现代化用电管理手段，很难对电力消费情况做进一步深入的分析。另外，供电企业的公用变压器配置的合理性也缺乏有效的、科学的数据分析依据。具有配套管理软件的配电监控装置所采集的分段电量、负荷曲线、最高最低负荷、时段电量比例、功率因数、分时电压等实际数据，经分析整理后，可由电力企业客户服务部的营销人员向客户提供合理用电建议，并充分分析利用现行的分时电价政策，帮助他们减少不必要的电力消耗，降低生产成本，提高经济效益。从表面上看，这项工作使电力企业的销售量减少；但从长远看，经营进入良性循环轨道，必将扩大再生产，最终会增加用电量，即扩大电力企业在能源终端市场的占有率。客户按分时电价合理用电，从表面看，使供电企业收入减少，但实际上用户避峰用电，平滑负荷曲线，增加了系统的调峰能力，减少了低谷期间火电压火，水电弃水的情况，提高了电力资源的配置效率。t

2.3利用监控装置的远程通讯功能，推动远程抄表的普及工作。

营业抄表是电力部门向用户收取电费的依据。传统的人工抄表往往因气候、道路及交通工具等外界条件及人为因素而不可避免地影响抄表的及时性、准确性。利用低压线路载波等技术，加上配电监控装置可与管理中心进行远程通讯的功能，就可以形成从用户计量终端到台区配电变压器端、再到管理中心的用户营业自动化联网，实现用户远程抄表，提高抄表的及时性和准确性。

2.4利用监控装置的软件管理系统为配网管理系统提供实时的用户用电信息，为配网运行、维护和用户接入提供分析、决策依据。

以往，配网管理利用变电站10kV侧反映的分时电流、电压及电量、功率因数以及配网巡视中对线路设备观察和营业统计报表中所得到的信息来分析、决策，比较粗糙。对配网运行的经济性、变压器配置的合理性、用户接入的可靠性都缺乏有效的、科学的数据分析。而配电监控软件管理系统所提供的一系列数据，可给出用电企业和公用变压器的负荷曲线和电能质量信息。通过这些信息的分析，可以提高管理措施的合理性和实效性。

2.5与监控装置配套使用的管理软件，可以强化计量装置的工况监视，防止窃电和因装置故障而漏计电量。

配电监控装置所具备的实时数据采集和通信功能，可定时将用户计量电能表中储存的各时段用电量、最大需量、电能表缺相时间、过载时间等数据纪录下来，并随时采集。用电检查部门定期或不定期进行逐一巡查，可有效杜绝窃电和因计量装置故障造成的漏计电量，并可在与客户交涉时出具计算机原始数据，增加了裁决的依据，减少纠葛。

2.6可以提供真实线损情况，为电力企业商业化运营服务。

长期以来，线损分析数据源于变电站关口表及其他相关表计的人工抄读数据，同样存在诸如气候、道路及交通工具等外界条件及人为因素的影响，数据统计时间缺乏统一性。这种统计线损的方法过去曾为各电网经营企业的电价测算、经营效益分析等起过积极的作用，但可靠性和可信性不太高，经常出现波动太大的异常现象。在电力体制深入改革的今天，这一传统的线损分析方法已不能适应要求。利用配电综合监控装置的远程抄表功能和数据采集、可存储功能，以及管理系统功能强大的分析软件，可以实现对线损的实时分析，数据详实可靠，并能够节约专项投资。

利用监控装置形成完整的低压配电网信息采集系统，为供电企业的用电侧电能管理提供科学可靠的决策依据，其经济效益和社会效益是不言而喻的。与此同时，我们也应该注意到目前该类监控装置尚无统一的国家或行业标准，配套软件功能也有待提高。希望各生产企业与供电企业紧密协作，在实际运行中发现问题，及时改进，进一步完善和提高监控装置的各项功能，也希望有关部门加快该类监控装置国家或行业标准的制定工作，规范企业生产标准，使低压配电监控装置在用电侧电能管理中切实发挥作用。

配电装置论文篇2

关键词：110kV智能变电站；技术方案；配置

中图分类号： TM411 文献标识码： A

1引言

智能变电站是智能电网的重要基础和支撑。设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化以及运行管理自动化是智能变电站的基本特征。本文研究的技术方案是以国家电网公司的《智能变电站技术导则》、《智能变电站继电保护技术规范》、《IEC 61850工程应用模型》等标准为设计依据。根据智能电网功能需求、结合通用设计和“两型一化”标准化建设成果，以信息交互数字化、通信平台网络化和信息共享标准化为基础，严格遵循安全可靠、技术先进、资源节约、造价低廉的原则，实现信息化、自动化、互动化的智能变电站综合自动化系统。本文以某110KV变电站实际工程为模型研究智能变电站的系统配置方案，该变电站总体工程概况如下：

主变：两卷变，本期2台。

电气主接线：110kV户内GIS布置，内桥接线；10kV单母分段接线，开关柜安装。

110kV进线3回，PT间隔2个，分段间隔1个。

10kV出线20回，电容器组4台，所用变2台。

2整体技术方案

站控层与间隔层保护测控等设备采用通信协议；间隔层与过程层合并单元通讯规约采用 通信协议；间隔层与过程层智能终端采用GOOSE通信协议。站控层设备、 线路、内桥及主变间隔保护和过程层设备采用 对时， 间隔层常规保护设备采用 码对时。

过程层与站控层的独立组网：站控层主要采用双星型100MB电以太网，各小室间交换机通过光纤进行级联；过程层采用单星型光以太网来传输 信息。

信息的传输模式：保护装置的跳合闸 信号采用光纤点对点方式直接接入就地智能终端；测控装置的开出信息、逻辑互锁信息、断路器机构位置和告警信息以及保护间的闭锁，启动失灵通过GOOSE网络进行传输。

采样值信息传输模式：保护、计量等设备与合并单元均采用点对点的光纤直接连接模式。变压器的非电量保护采用电缆直接跳闸。

变电站层按照IEC 61850通信规范进行系统建模和信息传输，采用100M电以太网，变电站内各个小室之间的站控层交换机通过光纤进行连接，采用双星型结构级联。继电保护信息子站系统与监控系统共网传输，不再独立配置传输网络。

3间隔层设备配置方案

本小节主要阐述保护、测控、计量设备的配置方案，智能变电站使保护测控装置的信息采集和输出产生了质的变化，为了保证智能变电站继电保护装置满足可靠性、选择性、速动性、灵敏性的要求，以及参照《智能变电站继电保护应用基本技术原则及具体实施方案》的最新要求。

（1）主变间隔

1）2台主变各配置1套主变差动、后备保护测控一体化装置实现差动及后备保护功能；主变高低压2侧配置数字化电度表。

2）主变保护、测控装置具备2个 以太网通讯接口与站控层系统通讯。

3）主变保护至少具备5个过程层光纤接口。

4）保护跳闸采用光纤点对点直跳方式，装置通过光纤分别接入 侧和侧智能设备终端，装置提供一个 网口接入过程层网络交换机，本体智能终端通过网络与保护装置通信。

5）主变保护装置通过光纤采用点对点方式接入主变各侧合并单元进行采样，并遵循标准。

6）数字化电度表至少提供1个光纤接口用于点对点方式接入主变各侧合并单元9-2采样值。

（2）110kV线路

1）每条110线路配置1台线路测控装置，配置1台数字化电度表。

2）测控装置具备2个MMS以太网通讯接口与站控层系统通讯。

3）测控装置采样通信遵循IEC 61850-9-2标准。

4） 数字化电度表至少提供1个光纤接口，采用点对点方式接入合并单元9-2采样值。

（3）10kV保护

10kV线路、电容器配置常规保护测控装置，装置集成保护、测控、开入开出、常规模拟量接入功能，装置采用IEC61850规约通过站控层网络与站控层设备通信。间隔配置接入常规模拟量的电度表，保护装置组屏安装于开关柜。

（4）备自投保护

1）采用网络分布式方式实现站内备自投功能。不设置独立备自投装置，其功能分布于桥保护装置及相应进线间隔的装置中。

2）进线自投：2条进线判断本进线的有压无压、有流无流信息，将判断结果以GOOSE信息传送给桥保护装置，由桥保护进行综合逻辑判断，并发出GOOSE执行命令到线路间隔的智能终端实现断路器跳合。

3）10kV分段自投：主变低压侧保护装置判断本进线的有压无压、有流无流信息，将判断结果以GOOSE信息传送给分段保护装置，由分段装置进行综合逻辑判断后实现自投。

4过程层设备配置方案

本节主要阐述过程层智能终端、合并单元的配置方案和布置方式，为了保证数据传输的可靠性、实时性的原则，本方案遵循下面的几项原则：1）合并单元采样值采取点对点的方式输出和 通信协议；2）主变压器智能终端通过点对点的方式接收间隔保护装置的跳闸命令，以此来实现跳闸功能；与此同时，还提供光纤网络接口接入过程层网络，可以为间隔层设备提供机构的准确位置及预警信息，并接收测控装置的控制命令。3）安装方式，合并单元采用就地安装。

（1）110kV配置方案

1）110kV线路、内桥间隔的电子式互感器为单采集线圈，因此配置1套合并单元完成数据采集。

2）110kV主变侧断路器为三相操作结构，跳闸线圈为单套。每个间隔断路器配置1套三相操作机构的智能终端，每套智能终端同时具备网络和点对点传输GOOSE信息的光纤接口。

（2）10kV分段间隔配置方案

考虑到主变保护动作需跳10kV分段开关的情况，10kV分段间隔需配置分段智能终端，并配置一台采集器，将10kV分段间隔常规互感器输出的模拟量就地转化为数字量输出，分段智能终端通过主变GOOSE间隔交换机接入主变保护装置。

（3）主变本体配置方案

主变的本体采用电缆直跳各侧断路器的方式跳闸。主变压器配置有具有非电量保护功能的本体智能终端，同时还可以采集主变档位、温度和遥调控制。本体智能终端单配置提供1个 接入主变保护。

（4）过程层 网络交换机配置方案

1）110kV 线路及内桥间隔配置1台16口过程层交换机；

2）2台主变各配置一台8光口的过程层 网络交换机；

3）站控层交换机和过程层交换机均需支持1588对时。

主变间隔交换机接线如下图所示：

站控层设备、110KV线路、内桥以及主变间隔层保护和过程层设备采用IEC61588对时；10KV间隔常规保护设备采用IRIG-B码对时。

5结束语

IEC61850是智能变电站的技术标准，本文讨论的110KV智能变电站技术完全遵循该标准。本文主要包括主站系统配置方案、间隔层设备配置方案、过程层设备配置方案以及对时系统方案。本文的研究可为变电站智能化改造以智能变电站的运行维护提供理论基础。

参考文献

[1] 高翔. 数字化变电站应用技术[M]. 北京：中国电力出版社，2008

配电装置论文篇3

关键词：船舶 配电系统 电力变换装置

中图分类号：F407 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）04（b）-0097-01

随着船舶综合电力系统的发展，越来越多的电力变换装置逐渐应用到船舶配电系统中。电力电子器件本身的非线性特性会使得电力变换系统之间产生互相影响，从而发生不稳定、谐波以及其他的系统级问题。船舶电力系统在船舶上具有极为重要的地位，电力系统供电的连续性！可靠性和供电品质，将直接影响船舶的经济指标、技术指标和生命力在现代化船舶上，电站操作越来越复杂、电站自动化程度日益提高，对电站管理人员的要求也越来越高。

1 船舶配电系统的概述

船舶电站是船舶的一个重要组成部分，其自动化程度是船舶技术的重要标志。船舶电站供配电系统一是供电质量和供电可靠性，二是船舶电站自动化程度。随着计算机技术、控制技术、通信技术以及网络技术的发展，船舶电站自动化系统的结构也发生了很大程度的变化，船舶电站逐步形成以网络集成自动化系统为基础的船舶电站自动化控制、管理信息系统，集监、控、管于一体的网络型船舶电站综合自动化系统。

船舶电力系统发展到一定阶段以后必然会进入船舶综合电力系统阶段，其主要标志之一就是集成化和模块化。所谓综合全电力推进系统，就是动力推进和日常用电共同用一个电力系统，从而构成一个综合的电力系统。IPS最大的特点是模块化，根据功能不同，这些模块在具体的舰艇IPS系统中，被划分在4个子系统中，即发电和推进子系统、舰艇日用电配电子系统、区域配电子系统和系统监控子系统。

在船舶综合电力系统中，发电机组、配电装置、系统调度和监控、电力推进和高能武器通过电力网络集成在一起共同工作和运行。电能在船舶电力系统中一开始只是作为一种辅助能源，实现船舶的照明等一般。随着综合电力推进技术的发展以及采用电力作为能源的先天优点，原先一些采用常规动力系统作为能量来源的设备，也逐渐向电力化方向发展，另外电能开始逐渐取代传统动力成为舰船的推进能源。因此，综合电力系统（IPS）的出现满足了船舶的实际应用需求，促进了船舶电力系统向集成化与模块化方向的过渡。

2 船舶配电系统的新技术

作为船舶综合全电力推进技术的重要研究内容之一，基于电力变换装置的船舶直流区域配电系统得到了越来越多的关注和研究。传统的船舶辐射式配电方式静态和动态负载自动调节性能比较差，冗余电源实现方案较为复杂，难以满足余度供电和不间断供电的要求。

船舶区域配电系统具有和分布式电源系统类似的特点，比如：（1）系统容量有限，同时由于推进负载和高能武器等大功率负载的存在，负载的容量和发电机的容量接近；（2）电能经过多次变换，最终为全船负载供电。同一个电力变换装置既是前端变换装置的负载，同时也是后端负载变换装置的源，各个电力变换装置之间相互耦合，源效应与负载效应较明显；（3）全控型半导体器件在电力变换装置的大量使用，提高了功率密度。但是由于半导体器件本身具有开关特性，因此电力变换装置也同样具有非线性特性。这种情况下，在某一稳态工作点对电力变换装置作小信号线性化处理和分析而得到的阻抗特性也会随着电力电子器件的开关频率不同而发生一定的变化。

随着综合电力系统的发展，仅仅对电力变换装置的功率器件、拓扑结构以及各种先进的控制算法进行研究已经不能满足船舶电力变换系统的要求了。因此，需要从系统的角度出发，对电力变换装置进行优化设计和稳定控制，以便更好的满足不同类型负载的供电要求。

船舶电力变换系统具有冗余度高、控制灵活等优点。在船舶配电系统中，其电能的主要来源是燃气轮机发电机组和储能系统，系统中的各种独立、并联的负载从左右直流母线上获取电能。虽然系统中的这些电力变换装置能够独立稳定运行，但在系统中运行由于模块之间互联的相互影响，会导致系统性能的下降甚至发生不稳定现象。

在进行船舶电力变换系统设计的过程中，由于缺少了对船舶电力变换系统稳定性方面的系统级分析和设计，因此，影响了船舶区域配电系统的可靠性。一般情况下，船舶电力变换系统设计的主要标准是各个电力变换装置模块的电气性能、功率密度和外部接口等，而没有考虑模块在系统中运行的稳定性和对其他装置的影响。在实际应用中，由于电力变换装置的互联，可能出现独立工作时性能指标合格的电力变换装置在系统中发生啸叫或者振荡的现象，极端情况下还会导致器件损毁。目前，关于船舶电力变换系统的稳定性分析和验证主要还是通过实验进行验证，这种方法缺乏有效的理论指导，造成了大量时间的浪费，增加了系统研发和制造成本。在实际船舶区域配电系统中，存在着各种不同的用电设备，很多电力变换装置的负载往往是容性或者感性，亦或是其他电力变换装置。在设计的过程中，如果没有考虑和分析单个电力变换装置对系统整体的影响，那么即使装置满足单独测试时的性能要求，在系统中运行时也可能会出现不稳定现象，影响配电系统和其他电力变换装置的安全性及可靠性。因此有必要在单个电力变换装置设计过程中从系统级角度出发，通过优化设计和控制方法的研究使得电力变换装置能够在满足自身各方面电气性能要求的同时，也能够保证其在系统中稳定运行而不对系统产生严重影响。

3 船舶配电系统的发展趋势

目前，我国船舶自动化技术发展达到了世界先进水平，正朝着微机监控、全面电气化、综合自动化方向发展。高可靠性、功能齐全、分布式、多微机网络式自动化系统，将是未来船舶电站自动化的发展方向。

4 结语

综上所述，船舶电力变换系统稳定性研究的目的和意义是为了从系统级的角度出发，对船舶电力变换系统及其互联系统的相互影响进行分析和研究，为船舶区域配电系统的稳定性研究奠定理论分析基础，为故障情况下船舶配电系统的供电路径重构提供理论依据和现实参考，从而提高船舶配电系统的运行稳定性和生命力。

参考文献

配电装置论文篇4

【关键词】智能配电装置 电气自动化 应用

当前可以说无论是居民生活用电，还是工业方面用电，又或者是商业等等方面用电均基于电力发展予以了较高要求的提出，而在该种用电环境之下电力行业就需要对电力生产进行不断提升，而要想优化电力生产仅仅是依托于自动化系统还远远不够，尤其是现今信息技术以及电子技术的良好发展，在自动化系统之上添加具备较强智能化的相应配电装置就显得至关重要。

1 初探“智配装置”应用意义

现今自动化电子系统在社会各个领域行业应用较为普遍，而应用在电力行业还比较少，如果是站在电力行业视角，那么自动化电子系统本质上依托着网络通信的便捷性以及时效性能够对发电机组进行机组容量的迅速扩大，更加能够将发电机组参数良好提高，这些优势功能可以说是对电力行业实现长足发展起着重要的影响作用，尤其是在社会用电实际需求迅猛增加的当下，电力行业供电压力十分艰巨，而“智配装置”的应用能够将电气方面自动化系统升级到自动化电子系统上，这对于自动化电子系统普及于电力行业意义深远，或者可以说是自动化电子系统进入到电力行业的奠基石。此外单单从“智配装置”来讲，随着现今微电子以及计算机和通信网络方面相应技术的快速发展，“智配装置”融合了多样性技术内容，将其实际应用到电气系统之中有利于对系统故障以及参数检测实施智能化有效控制，总结来讲“智配装置”应用保障了社会持m用电以及电网强效运行，更加促使配电网络走向信息化以及透明化发展道路，对于配电系统具备集成性以及可操作和相应多功能性起到了拖动作用，促使电气系统优化管理并良好处理电气信息数据[1]。

2 探析“智配装置”于电气相应自动化系统具体应用

2.1 应用之系统监测

“智配装置”于电气相应自动化系统具体应用体现在实时监测上，具体可以从以下两方面来讲，其一是应用在系统对窃电的监测上，电力系统无论是以往还是现今均时常出现窃电现象，而在系统中应用“智配装置”则可以将智能仪表良好安装其中，该种智能仪表有着远程监测或者是监视功能，这样就能够便于供电企业通过电气相应自动化系统的操作及时发现窃电行为，并对窃电具置和来源予以掌握，将窃电现象予以良好控制，最大化降低供电企业经济损失和相应用电损耗；其二是应用在用电需求监测上，“智配装置”的出现可以说是现今电力行业的福音，一经应用便迅速推广起来，尤其是在商业区以及相应住宅区应用“智配装置”则能够对电力消耗相关时段数据进行良好统计，如予以智能统计仪表的安装则可以便于供电企业通过电气相应自动化系统操作对区域时间性以及阶段性用电予以科学计费，之后在用电消耗数据的统计之下对用户集中电力消耗对应时段予以掌握了解，进而在后续的供电工作中加大高峰期电量供应，而降低低峰期电力供应，进而将配电网内在负荷有效平衡，更加满足了高峰用电需求并促使电价持续稳定[2]。

2.2 应用之系统服务

“智配装置”于电气相应自动化系统具体应用还体现在系统服务上，具体来讲，对“智配装置”的良好应用一方面能够实现系统实时远程以及用电需求监测，另一方面也能够将配电重要资产寿命予以延长，促使系统故障被及时预测出，最终将提供给客户的服务大大改善。一般以往供电设施对点点两者之间的通信系统较为依赖，为了便于电气相应自动化系统能够实时监控往往在配电网络区域进行故障开关以及指示器的安装，并将其于总部控制室连接，此外还需要专门性的构建信息传输以及发送通道，而在此环节中则常常出现不完全连接或者是信息通道堵塞状况，加之电气相应自动化系统具备复杂配网管理，因此并不能真正的保障故障被良好检测出，而应用“智配装置”则无需构建信息通道，仅仅需要外部安装智能化传感器，该种传感器具备较强稳定性，能够代替信息通道对故障信息予以良好传输和发送，此外该种智能化传感器还增加有故障人工提醒，一旦出现系统故障则可以及时发现促使维修人员及时处理，最终进而真正将系统供电服务大大提高[3]。

2.3 应用之系统运行

“智配装置”于电气相应自动化系统具体应用除了体现在上述两方面之外，还体现在系统运行方面，具体来讲，应用“智配装置”可以将电气相应自动化系统监控对象范围大大扩增，并且能够对采集数据方面速度予以提升，这对于整个自动化系统可靠性以及有效性予以了保障，此外更加能够对通信成本良好降低，在突破原有系统设施限制基础上将系统容量扩大，便于系统整体管理，提升了系统日常顺畅运行和有效运行，这对于供电企业电气系统无疑是带来了运行便利。

3 结语

综上分析可知，走进新时期之后各行各业迎来了较大的发展空间，而电力行业身上肩负的义务以及责任也就越来越重，责任压力之下电力行业更加应该迎难而上，依托于“智配装置”促使电力生产在以往自动化的基础上之上实现智能化，并本文将“智配装置”于电气相应自动化系统实际应用作为研究核心旨在为未来电力事业长足发展献出自己的一份微薄之力。

参考文献：

[1]李继香，杨平，张希峰.浅谈变电所电气自动化系统中智能配电装置的有效应用[J].科技风，2012，18：83.

配电装置论文篇5

关键词：建筑工程；电气设备；安装调试；维护措施

1、工程实例

某住宅项目的电气分部工程的施工过程主要包含低压配电安装、照明设备安装和通风系统配电等等。该项目总的安装容量超过了10000kW，且计算容量也达到了6000kW。该住宅小区由区域变电所10kV的高伏电源进行供电，先送至开闭站，然后通过开闭站经高伏电缆送至0#变配电室、1#变配电室、2#变配电室、3#变配电室和4#变配电室，五个变配电室均拥有两台变压设备。为了保证用电安全有序，特别针对此项目特点及要求对建筑电气设备安装调试工作进行了简要归纳，并根据要求提出相关地维护措施。

确定建筑电气设备安装和调试的过程内容；建设期和工作规划，是一个世界上最重要、最复杂的工程系统。负责完成发电厂和变电站的任务将电力系统高电压交流变量处理和分配电能，和住宅用户最直接的电力对象。因此，建筑电气设备安装质量和安全运行是非常重要的。它也对社会经济的正常发展和人民生命财产的安全有重大影响。所以我们需要认真对待建筑电气设备的安装调试和运行维护工作，减少事故发生的可能性。

2、安装调试准备工作及先前试验

2.1准备工作

（1）必需准备好应用安装调试的工具（如图1所示）；

（2）整理好所有的施工图纸，包括平面图纸，地下车库系统图纸，接线图纸和安装图等；

（3）整理安装施工记录，包括所有的隐蔽工程安装质量验收记录，中间验检记录、绝缘电阻和接地电阻等相关测试记录等；

（4）准备响应的安装调试记录表格等。

2.2先前试验

（1）电源调试0.4kV低压配电屏

本项目主要是对照明和电源低压配电柜安装PI组柜。

A.传输校验。电缆及低压配电柜安装完成并经过验收合格；电力电缆的相间和相对之间的绝缘电阻值应大于0.5m；试验电压1KV采用交流电源频率的电力电缆的耐压试验。实验持续时间为1分钟，无闪络。（当绝缘电阻值大于10 MΩ，采用2500V兆欧表摇测试替代）；电力电缆外壳接地已完成，并连接牢固可靠；低压配电柜的母线连接螺栓的拧紧力矩的检测应符合要求（见图2所示），拧紧螺栓应在螺母的端面3～5扣，螺母方向朝外；低压配电柜的所有水平母线，垂直母线、分支线与主电路带电部件之间安全距离要大于20mm的要求也要满足。

B.低压配电柜的验收测试。每个配电开关及保护装置的规格，型号，应符合设计要求；相间和相对地的绝缘电阻值应大于0.5m；二回路必须大于1MΩ。通过测试电压1KV的交流工频耐压试验。实验持续时间为1分钟，无闪络问题出现。

C.交流工频耐压试验。当绝缘电阻值大于10 MΩ，2500V兆欧表摇测1min。应无闪络现象；当绝缘电阻值大于1 ～ 10 MΩ，1000V兆欧表摇测1min，无闪络击穿现象；检查低压配电柜的接地母线排必须接地可靠连接，配电柜必须连接可靠。低压配电柜内必须清洁无杂物应特别注意之间的联系，与螺丝等金属物体及开关出线端附着的铜粉末保证清洁。

3、送电调试的操作步骤

电力传输后立即上述检查和纠正，每侧的传输和接受方不得少于两调试人员，一个负责操作，另一个负责监督。传动送电应严格遵循以下程序：

（1）电气调试人员检查传输条件；

（2）由电气调试人员从后面的动力装置，位于安全区；

（3）用对讲机与权力监督人员联系电气主管，确认是否可以送电接触，使用对话如下：在配电箱开孔位置的所有开关；地面检查配电箱（PE）连接必须可靠；验收合格测试电源配电箱，其中包括各配电开关及保护装置的规格，型号，应符合设计要求；相间和相对价值之间的绝缘电阻应大于0.5米；交流工频耐压试验电压1kV测试，测试的持续时间1min，无击穿闪络；两个交流电源的频率耐压试验，当绝缘电阻值大于10 m，采用2500V兆欧表测试1min，应无闪络现象；当绝缘电阻值大于1 ～ 10米，使用1000V兆欧表测试1min，应无花悬停现象。

通过以上检查之前的电力传输。电气传动送电的检查和测试：

（1）相序表测试――检查，如果发现错误，应立即断开主开关，并调整；

（2）是否测试工作电压，在正常的配电箱的电流；

（3）是由信号控制电路的信号灯配电箱测试，按键等动作和信号显示准确，各种仪表指示正常。

4、终端用电设备的调试与维护

（1）电气设备通电调试之前要做好相应的检查工作。电缆线的绝缘电阻要满足测阻不大于0.5欧姆；配电箱输出线接线要紧固，需无松动问题，且出线回路要严格按照设计图纸进行配装；配电箱的接地需稳固可靠，各型号要识别清楚；检查全部的开关装置和插座装置，安装灯具无遗漏。检测合格后，要按部就班地一一调试线路的通电状态。

（2）通电测试完成后，每个照明电路的电流测试要与照明回路设计电流值相一致；正常的漏电断路器保护动作应该以通电状态下启动漏电测试，只有试验结果合格才能达到设计标准；插座装置检测仪对于每个插座装置的面板进行检测，检测插座面板是否存在短路、缺项或者其他异常情况；检查开关装置在通电状态下是否存在危险火花问题。启动所有照明灯具进行负荷测试，在连续通电8h中，每2h做一次运行状态的记录。

5、电动机及其控制箱的测试

5.1通电之前的检查

（1）电气控制箱交接测试并符合要求；

（2）电线电缆连接电机的绝缘电阻值之间的线控制箱符合要求（不小于0.5米）。

（3）根据电线电缆设计图纸的要求已连接，且连接螺钉松动现象；

（4）功率测试运行。在控制配电箱一开关，二次控制回路，次级电路的正确动作是断开主回路中主电路测试；点动电机，检查电机转向是否正确，机械转动也不例外。

6、通风系统设备的调试

控制箱已进行验收，且达到了基本要求；连接线设备及控制盒电线和电缆的绝缘电阻值符合要求（大于0.5 MΩ）。电线电缆已按设计图纸要求，连接，和连接螺丝没有松动现象；设备外壳均应可靠接地，并明确标识；通过设备厂家技术人员检查确认。电试运行，检查无误后，送至电气设备（控制箱），由厂家技术人员负责设备调试，试运行生产完成后提交试运行记录

7、结束语

在本文中，笔者对电气设备的安装调试及维护进行了介绍，并简要论述了电气设备的安装、调试和维护措施的优点和缺点，其研究结果为我国建筑电气安装，调试，进一步深化相关设计规范的理论依据。

参考文献

[1]祝莹.论建筑消防电气的安装与维护[J].民营科技，2013（02）.

配电装置论文篇6

关键词 机电一体化 集成装配装置 电气控制

引言

随着现代制造业的飞速发展，零件产品的制造和金属加工逐渐从原来的机械化进入到现在的自动化时代。但现有的集成装配技术还是现代制造业的薄弱环节，实现集成装配的自动化对提高现在生产效率和减少成本等有着极其重要的意义，对未来的工业生产有着不可估量的重要作用。

一、 机电一体化集成装配装置

机电一体化集成装置是指由机械本体、控制系统、工控机测量系统、真空系统、力传感器系统、工装系统和气动系统等组成[1]。其中的工控机测量系统是和系统的控制系统是两个相互独立的单元，故本文将不再详述。装配过程是将零件移动并装配到其他零件上。而自动化后的装配过程只需将上述装配顺序依次如下即可完成：退出吸具、工件吸取、测量工件的姿态、移动工件、进行装配和最后释放工件，然后上述动作不断循环即可。

二、 机电一体化集成装配装置的可靠性和安全性

随着现代社会的生产力的不断提高，产品的可靠程度越来越受到人们的关注。可靠性是指 “系统在固定条件下和规定时间内，完成规定功能的能力”。从使用角度来分可分为使用可靠性和固有可靠性，从设计的角度来分可分为任务可靠性及基本可靠性。在装配产品中最核心的任务就是保证装配任务能够可靠有效的完成，因此在设计装配系统时需要重点考虑完成任务的可靠程度。在实际的自动装配过程中出现问题基本上都是由于自动装置的操作失误造成的，因此在具体设计时首先需要考虑的就是要将自动装配装置的电气控制系统要尽可能的设计完善，同时需要有预防操作失误的具体措施，只有做到上述两点自动装配控制系统的可靠性才能得到极大的提升。在自动装配装置中，安全性问题主要从两方面考虑：一是操作者的安全；二是被装配工件或产品的安全[2]。操作者的安全主要通过立警示标语牌和严格按照操作规程来实现。下面将具体讲述安全性问题。

在实际的装配过程中产品出现的安全性问题主要有产品的掉落和在装配时产生的挤压问题。工件被吸取时掉下的原因主要是以下几种：电源突然断电；真空泵的突然停止工作；真空的线路出现泄漏。针对上述问题可以从以下几个方面来改进，首先针对突然断电的情况是将真空泵尽可能的增大来弥补。其次，对真空线路出现泄漏的情况可以采取如下措施即是在工件被抓起来到装配上的过程中可以采用由气动型手爪来保护被抓工件。在装配时，如果真空泵的真空值一旦低于设定值时，控制系统应有报警来提示，如声音和信息。至于保护工件不至掉下的手爪的主要操作的控制主要是通过气缸来实现的。同时为了保证手爪的安全可靠性，设置了只有系统的两个检测元件同时检测到手爪是处于闭合的状态才能继续后面的操作的程序。

三、 电气控制系统的具体优化措施

电气控制系统优化的主要目标是以原有的设计为基础，同时不减少装置的具体功能，经过一系列的改进措施和优化措施使装配装置的安全可靠性达到一个很高的程度，同时尽量精简原有的结构设计，达到控制操作更加简洁的目的。

具体的改进思路如下：首先，在原有的装配装置的电气控制系统结构基础上，通过采用降额设计或者是冗余设计等一系列技术来提高任务的可靠性[2]。同时适当增加一些安全检测部件来提高整个装配装置的安全度。并在具体设计时增加故障诊断和报警的程序；这样能够增加整个系统的程序的灵活性，减少安全隐患。

由于自动化装置系统中的设备种类繁多，会产生电或磁或噪声的干扰，严重影响装置的独立工作能力，这是装置系统在实际的操作过程中产生的一些误差的最主要的来源。因此减少装置系统的电磁干扰对提高装配装置的可靠度具有非常重要的意义。

在实际的装配装置中，要考虑周围环境温度的影响，并且从整个装配装置的模块化程度来说，由于每个模块都会释放大量的热量，因此不可避免的会影响整个装配装置的具体性能。因此在实际设计过程中，为了使整个装置的温度控制在指定的工作状态温度，因此在操作台附近采用安装一个冷却风扇的方式来解决这个问题。

四、 装置优化设计之后的主要优点

在原来基础上对结构进行精简之后，相比原来复杂的结构在精简之后能够大大提高装配装置控制系统的控制效率和控制步骤，同时在一定程度减少了软件开发过程中的难度。在优化进行之后由于结构的简化，因此在软件开发过程中大大缩减了开发的工作量。同时在结构进行优化之后由于控制过程更加精简因此在装配装置具体操作过程中能在很大程度上减少由于装配系统的通讯误差的产生，因此消除了由于系统故障导致整个系统不能正常工作的状况。大大提高了装配装置的工作可靠性和工作效率，同时也能够在很大程度上装配产品的工作效率。

总结

随着现代社会的迅猛发展，产品质量和可靠性越来越受到人们的重视，原来的装配装置在工作效率和工作质量上也跟不上现代生产的需要，因此机电一体化集成装配装置应运而生。本文主要讨论了机电一体化集成装配装置的主要优点，同时在原有基础上对装配装置的电气系统结构进行结构简化，极大的简化了控制操作，在一定程度上简化了装配装置，极大的提高了装配装置的工作效率和工作质量。不仅在装配装置的结构进行简化同时为了提高装配装置的安全可靠性，在最初的软件设计过程中加入诊断故障信息和及时反馈的程序，同时通过对软件的在很大程度上的灵活改进，在很大程度上降低了软件开发初期的工作难度和工作量，在一定程度上减少了开发软件人员的工作时间，同时也使软件能够更加可靠有效的运行，并且在很大程度上减少了软件运行过程中产生的误差，大大提了装配装置的工作效率，适应了时展的潮流，并且在出现故障后能够及时采取措施避免损失的进一步扩大，间接为机电一体化的装配装置增色不少。

参考文献

[1]姜荣东.机电一体化集成装配的电气系统的优化和改进设计[J].技术探析：259.

配电装置论文篇7

关键词：配电网 快速复电 故障监测 故障

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）08（b）-0023-02

一直以来，人们对于输电网的故障定位算法的研究要远远多于配电网，但由于网络结构和特点的不同（配电网多采用架空线或以架空线为主的混合结构，一般为放射型供电方式）。绝大多数输电线路故障定位算法却并不适用于配电网。

这里先简要介绍配电网故障定位的几种方法。这些方法可以分为两种：

基于阻抗检测的方法；基于行波检测的方法。

基于阻抗检测的方法主要是通过检测馈线前端的电压和电流信号中的基波分量实现的，这类方法的实现虽然比较简单，且成本也较低，但是这种方法的准确性较较差。行波法是根据行波传输理论实现输电线路故障测距的，这种方法虽然比较精确，但是复杂度和成本非常高，所以不适合配电网的故障定位。

基于故障监测装置的故障定位方法相对于上述的两类方法更适合于配电网：一方面省略了故障测距的过程，加快了故障定位速度；另一方面它不是估算而是可以直接确定出故障区段，准确性和有效性也大大增强。

1 分析方法介绍

1.1 停电损失

1.2 运行成本和供电恢复成本

运行成本和供电恢复成本可以分成以下两部分：

（1）供电恢复操作的员工的人工成本。

（2）供电恢复操作的设备成本。

2 多目标最优化

这里μi是第i个目标函数，g和h是不等式和等式约束条件，x是最优化或者决策变量向量。这个问题的解是一组收敛到最优的Pareto解。不同于唯一解问题，多目标问题的解是Pareto无限集。

2.1 解决方法

对多目标最优化问题求解的方法有很多，下面提出一些：

（1）构造聚合目标函数（Aggregate Objective Function）。

（2）进化算法（Evolutionary algo rithms）。

（3）采用进化算法的多目标最优化方法（Multi objective Optimization using Evolutionary Algorithms）。

（4）多目标遗传算法（Multi Obje ctive Genetic）。

（5）其他算法。

而在这些方法中，我们选择多目标遗传算法进行最优化，多目标遗传算法在下面将作详细解释。

2.2 多目标遗传算法

2.2.1 初始种群

最初许多随机生成的个体解可形成一个初始种群。初始种群大小决定于这些问题的属性，包含了几百或者几千个可能解。一般情况下，随机生成的种群涵盖了所有的可能解。个别情况下，最优解也许就存在于这些可能解之中。

在这个阶段中，可输入网络参数。现在将运用于适应度函数中的n个bit位的0和1数据可用来初始假定故障监测装置的分布：（见图1）

这些基因是随机遗传产生的，网络计算可处理这些假定的基因。如果第i个bit位为1，这意味着第i个分段有故障监测装置，否则就没有不能纳入网络计算。

2.2.2 遗传算子

遗传算子是应用于由一个旧的种群生成一个新的种群的染色体的随机转变规则。一个遗传算子通常由复制、交叉和变异算子组成。

（1）交叉。

交叉是指在一个字符串中选择一个随机位置，并与另一个字符串交换该位置左或右字符的过程。这个被随机选取的位置被称为交叉点。在该文中，所交换的均为交叉点右侧的字符。父染色体被交叉的几率定位0.7。

（2）变异。

变异是指一个字符串位由‘0’变为‘1’或者由‘1’变为‘0’的小概率随机更改过程。它通过保证在问题空间内搜索任一区域的概率永远不会为零，防止遗传物质在经过复制和交叉后完全丢失。在本文中，变异的概率被假定在0.01和0.1之间。

3 多对象遗传算法的应用

这里以宁波慈溪供电局在2013年建设的配电网快速复电系统中的一条10 kV线路（游源线）上故障指示器的实际安装情况为例，说明采用多对象遗传算法计算故障监测装置的配置和分布的方法。

下面我们先为这次算法研究列出所需要的一些参数：

种群大小=20；遗传代的最大数量=100；变异概率=0.05；交叉概率=0.7

该线路单线图如图3所示，线路总长度为21.2 km，其中主干线长3.585 km，带有12个主要负载。

这条线路其他数据如表1所示。5210，2480

根据图2和表1，通过计算得到装置最优配置数量为13，其最优分布如图2所示。

4 结论

本文根据配电网中的故障区段估算的问题和故障监测装置的应用，提出了一种新的对象函数。采用这种多目标遗传算法，解决了故障监测装置的最佳数量和分布的问题，通过优化故障监测装置的数量和分布可以提升快速复电系统的综合运行效果。

参考文献

[1] 康忠健，李丹丹，刘晓林.配电网故障测距方法研究现状[J].电气应用，2010（22）.

配电装置论文篇8

[关键词]继电保护；模型；可靠性指标

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）44-0065-01

继电保护系统是一个由继电保护装置、测量装置（电压互感器、电流互感器）、断路器及其操作机构及二次回路（由继电器、电器元件和连接不同电器设备的导线及电缆所组成）构成的统一整体。电力系统二次系统，如继电保护、自动装置等是保护一次设备的哨兵，它们能自动、快速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，直接关系到电力系统的安全运行与可靠性。过去人们一直把可靠性分析的重心放在一次系统上，这造成了二次系统可靠性理论研究的空白。近几十年来，一些国家大停电的教训使得建立二次系统可靠性标准越来越迫切。因此，电力系统二次系统可靠性研究的理论意义和实践意义也越来越深远。

1 电网可靠性分析中继电保护模型

1.1 继电保护保护模式分析

电力系统继电保护一般遵循主保护加后备保护的配置模式。不同的电压等级，保护的配置模式也有着很大差别。不同的保护硬件和软件配置模式，使得保护装置切除故障的概率不一样，而且由主保护或后备保护切除故障的概率也不一样。继电保护切除故障的机理均可认为是由主保护或后备保护通过操作断路器来切除故障完成的。当一次元件发生故障时，则可能由主保护或后备保护切除故障，其中包括主保护正确切除和主保护未及时动作后备保护误动切除。如果主保护发生拒动，在被保护元件故障的情况下，主保护不可能再出现误动，因为误动一般出现在被保护元件受到扰动的情况下，则由有后备保护切除故障。

1.2 继电保护运行原理

在配电网可靠性分析中，某一元件发生了金属性接地故障，如果其所配置的保护都完好，则由该区段的主保护动作切除故障，故障被切除后该元件所在的负荷点对其他负荷点没有影响但会使整个系统的供电可用度降低。主保护发生了故障而拒动则由其近后备保护来断开故障元件，和主保护一样切掉的是同一故障区域，对其他负荷点的影响也相同。如果近后备保护也故障，不能正确动作切除故障，必然使停电范围扩大。由于上段线路的保护无故障，其作为本段线路的远后备保护正确切除故障，使停电范围仅保留在本段和上段线路，避免了事故的继续扩大，多重保护的设置使得系统更能稳定可靠运行。

1.3 继电保护对系统运行可靠性响应

保护系统的不同配置直接影响保护系统的可靠性，而保护系统的动作行为将影响电网可靠性评估的准确性，因此，对于由不同保护单元（主保护、后备保护）组成的保护系统，根据各保护单元之间的动作逻辑，计算在一次元件故障情况下各保护单元的正确动作概率。设一次元件的保护配置为一套主保护以及近、远后备保护。当一次元件故障时，如果主后备保护都正常，则首先由主保护正确切除故障，也可能是由于主保护未来得及动作而由近后备保护或远后备保护误动切除故障；如果主保护故障，近后备保护也可能未及时动作而由远后备保护误动切除故障；如果主保护故障而拒动，则近后备保护由备用状态转启用并且正确切除故障；如果主保护和近后备保护都故障，则远后备保护由备用状态转启用并且正确切除故障；如果主保护和近远后备保护都故障，则保护系统完全失效。

2 继电保护装置的可靠性指标

2.1 可靠性指标的引出

继电保护装置即指能反映电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作与断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。它的基本任务是自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，保证其他无故障部分迅速恢复正常运行；反映电力设备的不正常运行状态，并根据运行维护条件而动作并发出信号或跳闸。继电保护装置的可靠性是指在该装置规定的范围内发生故障时，它不应拒动，而在任何其他不应动作的情况下，它不应误动。对传统继电保护装置可靠性的研究已经有很多，随着微机保护的发展，微机继电保护装置逐渐取代了传统继电保护装置，本文针对微机保护的特点运用马尔科夫理论建立其状态空间模型，准确全面评估微机保护装置的可靠性指标。

2.2 可靠性指标含义

可靠性指标是用数值大小来表示可靠性各个方面性质的量，它既可以从成功的观点出发，也可以从失败的观点出发。通常采用以下可靠性指标：

各项指标分析

2.3 继电保护装置可靠性指标的分析

继电保护装置的运行状态一般有正确工作和不正确工作2种，相应的，继电保护装置运行的可靠性指标也存在正确工作率和不正确工作率2种。过去，继电保护装置运行的正确动作率的定义为保护区内故障正确动作次数/总动作次数）×100%，不正确动作率的定义为保护区内故障拒动作次数+区内、外故障误动作次数+正常运行时的误动作次数）/总动作次数]×100%。这里总动作次数等于正确动作次数和不正确动作次数之和。如果将保护装置在正、反方向区外动作统计在不正确动作次数内，则保护装置在正、反方向区外故障不动作也应认为是一种正确动作而计入正确动作率内，否则将出现不正确结论。

若某一继电保护装置在1年内因为系统未发生内部故障而没有区内故障动作次数，但在正、反方向区外发生的100次故障却有1次误动，按前述正确动作率计算方法，则保护装置的正确动作率为0，不正确动作率为100%。这种结论当然是不能接受的，对保护装置的评价也极不合理。而更加准确的可靠性指标定义为：正确动作率包括区内故障正确动作率、正反方向区外故障正确不动作率、正常运行时的正确不动作率；不正确动作率包括正常运行时的误动率、正反方向区外故障的误动率、拒动率。

3 结语

总之，继电保护系统是防止故障及扰动对电力系统危害的第一道防线，是电力系统必不可少的组成部分，对保证系统安全运行、电能质量、防止事故的发生和故障的扩大都有着极其重要的作用。

参考文献

[1]王树春，双重化继电保护系统可靠性分析的数学模型，继电器，2005，23（18）：6～10

配电装置论文篇9

【关键词】IEC61850标准；智能变电站；二次设备配置；二次设备布置；优化整合

1、概述

由于受技术水平发展的制约，大多数变电站二次系统细分为多个相对独立的系统，互操作性差、规约不一致、I/O重复设置，这些问题使得二次专业的整合存在技术难题。为此IEC起草并正式IEC61850标准。

基于IEC61850标准的智能变电站提供了系统整合的技术平台，基本解决了常规站的监控、保护、故障录波与计量等功能单一、分散、互操作差等问题。同时基于IEC61850标准的变电站自动化系统技术也对二次设备配置及组柜布置的优化提供了机会。经过整合优化、合理配置、紧凑布置，既减少了建筑面积，又方便施工维护，增进系统的可靠性。

2、二次设备配置

2.1站控层设备

1）主机兼操作员工作站。主机兼操作员工作站是变电站自动化系统的主要人机界面，应满足整个系统的功能要求及性能指标要求，容量应与变电站的规划容量相适应。主机兼操作员工作站还应能采集、处理各种所需信息，实现保护及故障信息管理功能，能够与调度中心进行通信。主机兼操作员工作站宜单套配置。

2）远动通信装置。远动通信装置直接采集来自间隔层或过程层的实时数据，以及一体化信息平台高级应用所决策出来的分析报告。其容量及性能指标应能满足变电所远动功能及规范转换要求。

3）网络通信记录分析系统用于管理、分析各项设备当前的状态，以及与其它设备通信情况。一般情况下每个变电站宜配置一套网络通信记录分析系统，对于扩大内桥变电站可取消过程层网络，采用点对点传输方式，取消配置网络通信记录分析系统。

4）打印机。基于IEC61850标准的变电站自动化系统，实现互操作的网络化的二次设备，统一、高速的信息传输网络平台，为打印机的集中配置提供了完全可行的技术支持。因此可取消装置柜内上的打印机，设置网络打印机，通过站控层网络通信打印全站各装置的保护告警、事件等。

2.2间隔层设备

间隔层设备包括测控装置、保护装置、电能计量装置、集中式处理装置以及其它智能接口设备等。间隔层设备应具备光纤通信接口，实现与过程层设备之间采样数据、控制数据的交换。所有间隔层设备应能按照IEC61850协议建模，实现与站控层通信，

1）继电保护装置、测控装置。保护装置及测控装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。主变压器保护按单套配置，主变保护采用主、后备保护分开配置的方式，后备保护与测控装置一体化配置；110kV线路测控装置与保护采用一体化配置；10KV采用保护测控计量一体。

2）故障录波。采用10kV分布式故障录波和110kV集中式故障录波相结合的方式。集中故障录波装置应支持通过过程层网络接收SV/GOOSE报文录波，必要时可通过站控层MMS获取10kV分布式装置上的录波信息，进行配电网故障分析。扩大内桥变电站考虑到不设置过程层网络，取消故障录波装置。

3）其他装置。备自投装置、低周减载装置等应按照DL/T860标准建模。低频低压减负荷装置无需独立配置，其功能宜由站控层主机兼操作员站实现。

2.3过程层设备

过程层设备主要包括电子式电流电压互感器、智能一次设备等。电子式电流电压互感器采用有源的Rogowski线圈互感器来实现互感器设备的数字化。

2.3.1合并单元。合并单元作为电子式互感器、智能化一次设备、传统互感器与智能化二次保护、测控和计量设备的中间连接环节，其主要功能是接收一次设备的信号，对采样的数据进行汇总；并输出给二次设备。

2.3.2智能终端。智能终端是连接一次开关设备和二次保护、测控装置的智能化设备，其作用是采集一次开关设备的状态，通过GOOSE网络传输至保护和测控装置，同时通过GOOSE网络接收保护和测控装置的命令，对一次开关设备进行操作。可在一次设备就地安装智能终端，完成控制信号的光电转换。

3、二次设备配置的优化整合

3.1站控层设备优化整合

由于变电站按无人值班站设计，本地功能仅在建设、调试、检修时使用，正常运行由远端完成监控。因此可对站控层设备进行优化整合，设置一套本地功能监控主机，集成主机、操作员站、工程师站、网络打印服务器功能，站控层其余功能设备独立设置。

3.2间隔层、过程层设备优化整合

1）依据“逻辑集成的概念”，将全站低周减载功能嵌入电网故障分析和站域保护软件中实现，利用过程层网来接受各个单元的电气量和开关量，并传输GOOSE报文，从而实现网络化低周。与常规低周/低压减载装置相比具有简化二次接线、运行方式灵活、维护简单等优点。

2）间隔层设备间的联系如间隔相互闭锁等，从站控层通过光纤来实现数据的交换。

3）《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GWD 441-2010）规定：110kV变压器电量保护宜按双套配置，当保护采用双套配置时，各侧合并单元宜采用双套配置，各侧智能终端宜采用双套配置。主变保护采用单套配置，主、后备保护分开配置，后备保护与测控装置一体化配置，取消各侧智能组件的双重化配置，节约了成本。

4）主变非电量保护由就地的本体智能组件实现，采集主变零流、间隙零流、油温等信号，实现非电量保护功能，包括主变中性点接地刀、主变有载调压分接头位置、风冷等的控制。

5）两段110kV母线设备共用一台智能组件，实现电压并列功能。

4、二次设备布置优化整合

由于110kV变电站110kV电压等级间隔少，10kV电压等级一次设备采用开关柜，户内布置，因此，往往采用110kV电压等级、主变二次设备集中布置，10kV电压等级二次设备又下放在10kV配电装置室内。采用基于IEC61850标准的智能化变电站新技术，可将一些二次设备下放至配电装置场地。如将主变差动保护、后备保护测控装置组柜下放至相应的断路器汇控柜旁；本体保护测控装置下放至主变本体智能控制柜；将110kV线路保护测控装置下放相应的汇控柜，减少主控室屏柜数量。

配电装置论文篇10

关键词：智能变电站；IEC61850；检修机制；公共数据类

引言

常规的变电站中，为了不干扰综自后台及调度正常采集站内信息和便于检修调试，检修一次或二次设备时，在保护自动化装置中专门设立了检修压板，这样在传动调试时，装置就不会向后台发送任何因检修时所上送的保护信号，也就不会影响本站后台或者各级调度正常的监测工作。常规变电站中保护装置的检修就是在检修过程中不向其他任何设备发送信号，其功能比较单一。实际上，在检修过程中由于人为的种种原因并未对保护装置降低安全隐患。因此，为了避免保护装置因设备检修时造成误动我们需要一种新的检修方式来解决检修时带来的这些弊端。随着整个电力行业的不断发展以及十二五规划，建立坚强的智能电网成为最终目标。因此，智能化变电站将会越来越普及，而智能变电站中的一次或二次设备检修时，所出现的联带问题越来越值得关注，我们需要一种新的检修机制，来适应变电站发展和维护的需求。因IEC61850规范标准的出现，在智能变电站中具有逻辑判断能力的设备数量开始增加。因此，可以置检修的设备也就随之增加，这样为新机制的产生创造了条件，并在设备之间形成了一种配合关系，即在检修调试过程中，同一个间隔不同设备之间或者公用系统与某一个间隔或者某一个设备之间置检修后的相互配合。这种配合关系，目的在于检修过程中避免检修设备发生误动，造成事故，这也就是我们要讨论的检修机制。检修机制也就是为了在任何可能出现的检修调试的状态下，在保证任何保护装置不会误动作，测控装置不会误发信，开关不会误跳的前提之下，保证检修调试可以顺利的进行。

1 基础概念

在了解检修机制之前需要先对智能电子设备（Itelligent Electric Device，IED）设备传输数据属性即公用数据类（Common Data Classes， CDC）进行了解，公用数据类包括：品质、模拟值、模拟值配置、范围配置、带瞬间指示的步位置、脉冲配置、原发者、单位定义、向量定义、点定义、控制模式定义、操作前选择定义等[1]。所有的数据类型都有自己的属性。而与检修机制密切相关的类型，称之为品质类。

品质包含从服务器来的信息的品质属性，不同品质标识符不是独立的。基本上包括validity（有效性）、detailQual（细化品质）、source（源）、test（测试）、operatorBlocked（操作员闭锁）。品质的属性类型就指各属性的数据类型。值域各属性数据类型的范围，它包含good（良好）、invalid（可疑）、reserved（保留）、questionable（可疑）。数据对象指定或可选是指数据对象的重要性，它包含数据对象的属性是强制的或者是可选的。在品质类的所有属性中，test就是代表装置检修的品质位，它属于布尔类型数据，是一个附加的标识符，可用于标记一个值为正在测试的值，不能用于运行目的[2]。在客户中测试品质的处理是当地的事情。在品质描述词中这个比特完全和其他比特无关。测试标识符通常由所有分层的各个层次传送。

2 IEC61850标准规约三大服务的检修机制

2.1 IEC61850标准规约的三大服务

基于IEC61850标准规约所包含的三大服务分别为：制造报文规范服务（Manufacturing Message Specification，MMS）、面向通用对象的变电所事件服务（generic object oriented substation event，GOOSE）、采样测量值服务（Sampled Measured Value，SMV）。智能化变电站在结构上我们可以将其分为三层两网，三层即：过程层、间隔层、站控层；两网即：过程层网络和站控层网络[2]。根据其所提供的服务和其网络结构的特征，我们可以从三个方面来解析各个IED（Itelligent Electric Device）设备检修状态之间的配合。

2.2 基于SMV网中智能设备的检修机制

SMV网属于过程层网络，连接所有合并单元与保护装置和测控装置，根据国网规范和总体要求，今后所有IED设备最终方向是功能整合，所以以后的智能设备都会朝着保测一体化发展，但现状是对于220kV电压等级以上的装置一般都是保护、测控分开的装置，而对于220kV电压等级以下的一般都是保测一体的装置如表1所示。

2.3 基于GOOSE网中智能设备的检修机制

GOOSE网连接所有保护、测控装置和智能终端。GOOSE网中保护、测控装置的配置和SMV网一样只与电压等级有关系。

2.4 基于MMS网中智能设备的检修机制

MMS网连接所有保护、测控装置和后台主机及远动机。此网主要用于保护软报文的上传及测控遥信、遥测、遥控的实现。

遥信、遥控一般只是测控与智能终端的配合，遥测是测控装置与合并单元的的配合，因此在这里分别列举出来；远动机是为各级调度提供遥测、遥控、遥信[4]，所以检修状态下可以根据情况进行设定是不是要向各级调度上报，目前一般都是不向各级调度发送检修状态下的信息。

3 变电站中母线间隔的检修机制

下面就智能变电站内母线间隔配置来展开讨论，如图1所示，讨论的逻辑主要是从保护动作到出口和遥信、遥测到各级采样及各级远方操作到智能终端执行两各方向出发：一是牵扯到合并单元、保护装置、智能终端；二是牵扯合并单元和智能终端、测控装置、后台及远动机。

对于220kV及其以上电压等级的保护配置都是双套配置原则，当任何一套二次设备检修或者运行过程中出现问题时，可以只将需要检修或出现问题的这一套停止运行，另外一套必须继续正常运行。那么，另外一套怎么才可以保证正常运行呢？首先我们要知道，对于一次设备而言，电子式电压互感器（Electronic Current/Voltage Transformer，EVCT）和断路器机构都是单套的，所以在一套检修另外一套运行时这两个设备必须是正常运行的。这也就是说，我们另外一套设备的检修调试不能影响到这两组设备，因此我们在调试时最好采用表5中序号7的方式来进行调试，因为这样，这一组的合并单元、保护装置、智能终端都可以进行单装置调试。如果必须得对跳闸逻辑进行调试，我们就可以在采用表5序号3的方式进行，因为一次设备没有停运所以断路器不能动作，所以我们只需要对其出口报文进行抓取以分析保证其能正常出口。对于有PT切换的配置来说，当一个母线PT一次检修时，我们可以强制检修母线PT到正常母线PT，这时检修母线PT的二次值就就会输出正常运行母线PT的二次值[4]。

4 结束语

智能化变电站的检修机制与常规变电站有许多不同的方面，在调试过程中我们不难发现对于智能化设备的检修调试，我们有必要把其检修机制进行单独的调试试验，在此过程中也会深刻理解到各品质位在智能变电站的作用和意义。

参考文献

[1]中华人民共和国国家发展和改革委员会.DL/T 860.2（IEC 61850-1）.变电所通信网络和系统 第1部分：术语[S].北京：中国电力出版社，2007.

[2]何彦昊.数字化变电站的系统联调[J].宁夏电力，2011，4：12-16.

[3]中华人民共和国国家发展和改革委员会.DL/T 860.6-2004（IEC 6

1850-5）.变电所通信网络和系统 第5部分：功能通信要求和装置模型[S].北京：中国电力出版社，2007.