下面就是小编整理的高压开关柜操作程序论文，本文共16篇，希望大家喜欢。
篇1：高压开关柜操作程序论文
高压开关柜操作程序论文
电气安装工程中的1KV及以上高压系统设备，一般由具有高压施工资质的安装公司承担；在我国，电气系统95以上的高压设备的施工和安装，基本上是由工程所在地的供电部门承担；高压设备的操作、调试也由供电部门进行，施工过程中，安全方面的管理也极为不便，对各位同行来说具有一定的神秘感；为了方便同行们在施工过程中对施工的监督和管理，方便变电室值班人员的操作，现将高压开关柜操作程序上传，供参考；注意：具体操作，按照相应工程中，高压设备供应商提供的操作资料为准。
一、高压开关柜柜概述
高压金属封闭开关设备是由柜体和手车两大部分构成。柜体由金属隔板分隔成四个独立的隔室：母线室、断路器手车室、电缆室和继电器仪表室。手车根据用途分为断路器手车、计量手车、隔离手车等，同参数规格的手车可以自由互换，手车在柜内有试验位置和工作位置，每一位置都分别有到位装置，以保证联锁可靠。高压开关柜有安全可靠的'连锁装置，能满足“五防”要求：(1防止误操作断路器；2防止带负荷拉合隔离开关，即防止带负荷推拉小车；3防止带电挂接地线，即防止带电合接地开关；4防止带接地线送电，即防止接地开关处于接地位置时送电；5防止误入带电间隔)
a）断路器手车在试验或工作位置时，断路器才能进行合分操作，且在断路器合闸后，手车无法移动，防止了带负荷误拉、推断路器。b)仅当接地关处于分闸位置时，断路器手车才能从试验位置移至工作位置，仅当断路器手车处于试验位置时，接地开关才能进行合闸操作，实现了防止带电误合接地开关及防止接地开关处于闭合位置时关合断路器。C)接地开关处在分闸位置时，下门及后门都无法打开，防止了误入带电间隔。d)断路器在工作位置时，二次插头被锁定不能拔出。为保证安全及各联锁装置可靠不至损坏，必须按联锁防误操作程序进行操作。
二、进线柜送电操作程序
1)关闭所有柜门及后封板,并锁好。（接地开关处于合位时方可关出线柜下门）
2)推上转运小车并使其定位，把断路器手车推入柜内并使其在试验位置定位，(推断路器时需把断路器两推拉把手往中间压,同时用力往前推(往柜内推),断路器到达试验位置后,放开推拉把手,把手应自动复位。)手动插上航空插，关上手车室门并锁好。
3)观察上柜门各仪表、信号指示是否正常。（正常时综合继保电源灯亮，手车试验位置灯、断路器分闸指示灯和储能指示灯亮，如所有指示灯均不亮，则打开上柜门，确认各母线电源开关是否合上，如已合上各指示灯仍不亮，则需检修控制回路。）
4)将断路器手车摇柄插入摇柄插口并用力压下，顺时针转动摇柄，约20圈，在摇柄明显受阻并伴有“咔嗒”声时取下摇柄，此时手车处于工作位置，航空插被锁定，断路器手车主回路接通，查看相关信号。（此时手车工作位置灯亮，同时手车试验位置灯灭。）
5)观察带电显示器，确定外线电源已送至本柜。（带电显示器面板开关压下为ON位置，如带电显示灯亮表示外电源已送至本柜断路器下触头。如带电显示）灯不亮，则需先送外电源至本柜。）
6)操作仪表门上合、分转换开关使断路器合闸送电，同时仪表门上红色合闸指示灯亮，绿色分闸指示灯灭，查看其它相关信号，一切正常，送电成功。（操作合、分转换开关时，把操作手柄顺时针旋转至面板指示合位置，松开手后操作手柄应自动复位至预合位置。）7)如断路器合闸后自动分闸或运行中自动分闸，则需判断何种故障并排除后才可按以上程序重新送电。（当线路故障断路器分闸后，会发声光报警，即面板红色故障指示灯亮，同时故障音响鸣响。此时观察综合继保，如TRIP灯亮，同时IL1，IL2，IL3灯任一灯亮或同时亮，则故障为线路过流，如TRIP灯亮，同时IRF灯亮，则故障为综合继保异常。在故障检修时可按消音按钮取消音响鸣响，在检修完毕后，需按综合继保面板RESET/STEP按钮手动复位综合继保。）
三、进线柜停电操作程序
1)观察所有柜相关信号，确认所有出线柜断路器均处于分闸位置。
2)操作仪表门上合、分转换开关使断路器分闸停电，同时仪表门上红色合闸指示灯灭，绿色分闸指示灯亮，查看其它相关信号，一切正常，停电成功。（操作合、分转换开关时，把操作手柄逆时针旋转至面板指示分位置，松开手后操作手柄应自动复位至预分位置。）
3)将断路器手车摇柄插入摇柄插口并用力压下，逆时针转动摇柄，约20圈，在摇柄明显受阻并伴有“咔嗒”声时取下摇柄，此时手车处于试验位置，航空插锁定解除，打开手车室门，手动脱离航空插。（手车主回路断开）
4)推上转运小车并使其锁定，拉出断路器手车至转运小车，移开转运小车。(拉断路器时需把断路器两推拉把手往中间压,同时用力往后拉(往柜外拉),断路器拉到转运小车并到位后,放开推拉把手,把手应自动复位。)
5)观察带电显示器，确认不带电方可继续操作。（进线柜下门有电磁锁强制闭锁，只有在进线端不带电时方可解锁，但在进线端带电时也可用钥匙紧急解锁。进线断路器分闸并不代表进线柜不带电，如外电源没停，此时电缆室是带高压电的，强行进入有生命危险。）
6)打开下门，验电（必需验电），放电（必需放电），挂接地线（必需挂接地线），维修人员可进入维护、检修。
四、出线柜送电操作程序
1)关闭所有柜门及后封板,并锁好。（接地开关处于合位时方可关柜下门）
2)将接地开关操作手柄插入中门右下侧六角孔内，逆时针旋转，使接地开关处于分闸位置，取出操作手柄，操作孔处联锁板自动弹回，遮住操作孔，柜下门闭锁。
3)推上转运小车并使其定位，把断路器手车推入柜内并使其在试验位置定位，(推断路器时需把断路器两推拉把手往中间压,同时用力往前推(往柜内推),断路器到达试验位置后,放开推拉把手,把手应自动复位。)手动插上航空插，关上手车室门并锁好。
4)观察上柜门各仪表、信号指示是否正常。（正常时综合继保电源灯亮，手车试验位置灯、断路器分闸指示灯和储能指示灯亮，如所有指示灯均不亮，则打开上柜门，确认各母线电源开关是否合上，如已合上各指示灯仍不亮，则需检修控制回路。）
5)将断路器手车摇柄插入摇柄插口并用力压下，顺时针转动摇柄，约20圈，在摇柄明显受阻并伴有“咔嗒”声时取下摇柄，此时手车处于工作位置，航空插被锁定，断路器手车主回路接通，查看相关信号。（此时手车工作位置灯亮，同时手车试验位置灯灭。）
6)操作仪表门上合、分转换开关使断路器合闸送电，同时仪表门上红色合闸指示灯亮，绿色分闸指示灯灭，查看带电显示及其它相关信号，一切正常，送电成功。（操作合、分转换开关时，把操作手柄顺时针旋转至面板指示合位置，松开手后操作手柄应自动复位至预合位置。）
7)如断路器合闸后自动分闸或运行中自动分闸，则需判断何种故障并排除后才可按以上程序重新送电。（当线路故障断路器分闸后，会发声光报警，即面板红色故障指示灯亮，同时故障音响鸣响。此时观察综合继保，如TRIP灯亮，同时IL1，IL2，IL3灯任一灯亮或同时亮，则故障为线路过流，如TRIP灯亮，同时IRF灯亮，则故障为综合继保异常。如TRIP灯亮,同时IO灯亮,为线路接地故障，在检修完毕后，需按综合继保面板RESET/STEP按钮手动复位综合继保。如面板信号继电器掉牌，则为变压器超温故障，表明变压器有故障或严重过载,在排除故障后需手动复位信号继电器才能重新合闸。）
五、出线柜停电操作程序
1)操作仪表门上合、分转换开关使断路器分闸停电，同时仪表门上红色合闸指示灯灭，绿色分闸指示灯亮，查看其它相关信号，一切正常，停电成功。（操作合、分转换开关时，把操作手柄逆时针旋转至面板指示分位置，松开手后操作手柄应自动复位至预分位置。）
2)将断路器手车摇柄插入摇柄插口并用力压下，逆时针转动摇柄，约20圈，在摇柄明显受阻并伴有“咔嗒”声时取下摇柄，此时手车处于试验位置，航空插锁定解除，打开手车室门，手动脱离航空插。（手车主回路断开）
3)推上转运小车并使其锁定，拉出断路器手车至转运小车，移开转运小车。(拉断路器时需把断路器两推拉把手往中间压,同时用力往后拉(往柜外拉),断路器拉到转运小车并到位后,放开推拉把手,把手应自动复位。)
4)观察带电显示器，确认不带电方可继续操作。
5)将接地开关操作手柄插入中门右下侧六角孔内，顺时针旋转，使接地开关处于合闸位置，确认接地开关已处于合闸后，打开柜下门，维修人员可进入维护、检修。
6)接地开关和断路器及柜门均有联锁，只有在断路器处于试验位置或抽出柜外才可以合分接地开关，也只有在接地开关分闸后才可把断路器由试验位置摇至工作位置，不可强行操作。接地开关与柜下门联锁可紧急解锁，只有在确认必要时才可紧急解锁，否则有触电危险。
六、计量柜操作程序
计量手车为动静触头直接连接，不具有分断能力及灭弧能力，绝对不能带负荷摇进摇出计量手车，计量手车和进线开关柜断路器具有电气及机械连锁，在进线断路器分闸后才能操作摇进或摇出计量手车，不可强行操作，以免损坏联锁装置。摇进摇出计量手车的方法同断路器手车。
七、所用变柜操作程序
摇进摇出所用变熔断器手车的方法同断路器手车，所用变熔断器手车的熔断器虽然具有一定的分断及消弧能力，但在操作切除和投运所用变时，也不能带负荷操作，即在摇进或摇出熔断器手车前，一定要先打开柜下门，分断所有低压断路器，关好柜下门并锁紧，才能操作。所用变柜后封板和熔断器手车没联锁，即在所用变投运时，也可用专用工具打开柜体后封板，这时所用变的低压端可直接接触，一般情况下一定要先摇出熔断器手车再打开后封板，如特殊情况下必须带电开后封板时，需特别注意安全。
篇2：高压开关柜的运行维护
(1)配电间应防潮、防尘、防止小动物钻入
(2)所有金属器件应防锈蚀(涂上情漆或色漆)，运动部件应注意润滑，检查螺钉有否松动，积灰须及时清除
(3)观察各元件的状态，是否有过热变色，发出响声，接触不良等现象，
(4)对于真空断路器：
a.有条件时应进行工频耐压(只能加42KV)，既可间接检验真空度，又可作电压老练，很有好处。
b.对于玻璃泡灭弧室，应观察其内部金属表面有否发乌，有无辉光放电等现象。
c.更换灭弧室时，应将导电杆卡住，不能让波纹管承受扭转力矩。
d.合闸回路保险丝规格不能用得过大，保险丝的熔化特性须可靠。
e.合闸失灵时，须检查故障：电气方面可能是合闸电源电压过低(压降太大或电源容量不够)，合闸线圈受潮致使匝间短路，熔丝已断;机构方面可能是合闸锁 接量过小，辅助开关调得角度不好，断电过早。
f.分闸失灵时，须检查故障：电气方面可能是电源电压过低，转换开关接触不良，分闸回路断线;机械方面可能是分闸线圈行程未调好，铁芯被卡滞，锁 接量过大，螺丝松脱，
g.辅助开关接点转换时刻须精心调整，切换过早可能不到底，切换过慢会使合闸线圈长时带电而烧毁。正确位置是在低电压下合闸，刚能合上。
h.经常检查拉动辅助开关的传动件连接螺丝有否松动，必要时可用紧固胶粘住。
i.注意导电夹的夹紧连接。
(5)对于隔离开关：
a.注意刀片、触头有无扭歪，合闸时是否合闸到位和接触良好。
b.分闸时断口距离是否≥150mm。
c.支持及推杆瓷瓶有否开裂或胶装件松动。
d.其操动机构与断路器的联锁装置是否正常、可靠。
e.打开隔离开关检修柜内时，为安全起见，须在隔离断口间插入干净的绝缘插板。
f.隔离开关操合时，往往需利用冲击合闸力。
(6)对于电流互感器：
a.注意接头有无过热，有天响声和异味。
b.绝缘部分有无开裂或放电。
c.引线螺丝有无松动，绝不能使之开路，以免感生高电压，并使磁性能劣化。
篇3：高压开关柜正常使用条件
1.环境温度:周围空气温度不超过40℃(上限)，一般地区为-5 ℃(下限)，严寒地区可以为-15 ℃ ，环境温度过高,金属的导电率会减低,电阻增加,表面氧化作用加剧另一方面, 过高的温度,也会使柜内的绝缘件的寿命大大缩短,绝缘强度下降.反之,环境温度过低,在绝缘件中会产生内应力,最终会导致绝缘件的破坏。
2.海拔高度:一般不超过1000米. 对于安装在海拔高于1000米处的设备,外绝缘的绝缘水平应将所要求的绝缘耐受电压乘以修正系数Ka[ka=1÷(1.1-H×10-4)]来决定。由于高海拔地区空气稀薄,电器的外绝缘易击穿,所以采用加强绝缘型电器，加大空气绝缘距离，或在开关柜内增加绝缘防护措施。
3.环境湿度: 日平均值不大于95%，月平均值不大于90%，
4.地震烈度: 不超过8度。
IP3X 防止直径大于2.5mm的物体 1.防止直径大于2.5mm的固体进入壳内;
2.防止厚度(直径)大于2.5mm工具或金属线触及柜内带电部分或运动部件
IP4X 防止直径大于1mm的物体 1.防止直径大于1mm的固体进入壳内;
2.防止厚度(直径)大于1mm工具或金属线触及柜内带电部分或运动部件
IP5X 防 尘 1.能防止灰尘进入达到影响产品的程度;
2.完全防止触及柜内带电部分或运动部件
IP6X 尘 密 1.完全防止灰尘进入壳内;2.完全防止触及柜内带电部分或运动部件
篇4：论矿用高压开关柜弧光监测及保护系统论文
论矿用高压开关柜弧光监测及保护系统论文
近年来，国外已经研发出一些弧光监测与保护系统，典型产品包括德国 Moelle 公司的 ARCON 故障电弧保护系统，ABB 公司的 ARC Guard System 保护系统和芬兰 Vaasa 公司的 VAMP 保护系统等。这些系统是基于监测电弧故障时发出的弧光以及过流双判据，以提供快速而安全的母线保护，为限制电弧故障损坏提供了有效的解决方案[9]。但这些系统往往比较复杂，实现起来难度较大，价格高昂，因而限制了其的推广使用。
相对于国外在这一领域的研究，国内在电弧诊断与保护方面仍处于起步实验研究阶段。西安交通大学开发了基于光纤传感器和弧光信号监测单元的弧光单判据监测系统，这是国内首次开发成功的开关柜内部电弧在线监测和保护装置。此外国内也有基于电弧光谱中紫外线来分析故障电弧的装置[10-11]以及基于电弧电磁能量[12]和压力特性[13]等的故障电弧监测保护装置，但上述一般均采用单判据监测方法，可靠性仍有待论证，暂时还无法推广到工程实践中去。因此在现有研究成果的基础上，针对矿用开关柜的特殊要求，提出一套可靠性高，抗干扰性强，动作快速，使用简便，成本低廉的故障电弧监测和保护装置是非常有必要的。基于此背景，本文提出了一种基于故障电流和故障电弧弧光双判据的监测方法以实现故障电弧定位监测和保护的双重功能，结构简单，具有较强的稳定性和可靠性。
系统总体方案
本系统由故障电流监测模块、弧光监测模块、柜内温湿度监测模块以及中央控制单元构成。其中，故障电流监测模块用于监测开关柜的进线侧电流;故障电弧监测模块用于监测开关柜的弧光信号;温湿度监测模块对开关柜母线室和电缆室温湿度实时监测。中央控制单元搜集上述 3 个模块的监测信息，运用专家系统进行综合判断，识别并定位故障电弧，输出保护控制信号及故障信息数据。系统的结构框图如图 1 所示。如何通过搜集得到的电流、弧光和柜内温湿度信号，准确预测并识别电弧故障，是系统研究的关键点。故障电弧产生的时候，进线侧电流会瞬间变大，因此，同时监测到弧光信号与电流瞬间增强，可准确判断电弧故障的>文秘站－中国最强免费！<发生，避免单一监测可能带来的误判。当同时检测到故障电流和弧光信号时，发出跳闸指令;当仅检测到两者之一时，发出报警信号。故障电弧保护原理如图 2=“” 所示。另外，柜内温湿度过大是造成电弧故障的一个重要因素，因此，当柜内温湿度过大时，自动启动风扇实现降温除湿;如果温湿度依然过高，启动报警。
系统硬件设计
1.故障电流监测模块:故障电流监测模块完成故障电流的采集和辨识，为开关设备的动作提供依据。电流互感器对开关设备每相进线上的电流进行监测，实时动态地输出所监测到的电流信号，依次经过整流分压电路单元、信号转换单元、电平判断单元、积分单元、输出单元，产生开关设备的故障电弧信号，送入中央控制模块进行分析和存储。
2.故障电弧监测模块:故障电弧采集模块完成对弧光信号的调理和采集功能，包含安装于开关设备母线室内用于采集弧光信号的凸透镜，以及依次串联的弧光感测电路、比较电路、锁存电路、多路选择开关。凸透镜按照像距和物距的位置放置于开关设备母线室需要监测的位置。本系统根据母线室和电缆室内的位置布局和易于发生故障电弧的`所在地，将 8 个不同焦距的透镜分别安装在母线室和电缆室内，以全面监测可能产生的电弧光信号。经过透镜后的电弧成像光路如图 3 所示。弧光感测元件为光敏三极管阵列，本设计中将其组成 8×8 的阵列，将从凸透镜聚焦的光信号转换为电信号。图 4 为利用虚拟仪器技术模拟的电弧成像分布图。图中圆圈代表感光元件，阴影部分为故障电弧的成像，根据凸透镜、弧光故障位置和光敏三极管之间的位置关系即可换算出设备中发生电弧故障的位置，因而可以很好地反映电弧的发生、发展过程，为后续的弧光故障分析提供很好的依据。如图 4 所示，每个凸透镜后面有 64 个光敏三极管阵列，而每个光敏三极管都对应着独自的信号处理电路。如图 5 所示，先经过信号放大，再通过比较电路与设定的基准电平比较，确定电弧成像有没有到达后方相应的弧光感测电路光敏元件所在区域，从而形成电弧图像信号;锁存电路锁存电弧图像信号，并通过多路开关与中央控制单元进行数据传输，而后送入监控后台进行模拟电弧成像处理。本系统中 8 路弧光信号通过或门或多路选择器循环采样，任何一路发生弧光即可产生故障信号。
3.温湿度监测模块:本系统采用温湿度传感器 SHT71 实现对母线室和电缆室的温湿度监测。SHT71 是一款基于两线数字输出的集成温湿度传感器，能同时测量温度和相对湿度，具有露点值计算输出功能。传感器中还集成了 14 位的 A/D 转换器、标定数据存储器和稳压电路，输出数字信号可以直接送到微控制器，无需外围元件，测量精度高，抗干扰性好。
4.中央控制模块:中央控制模块完成对故障电流监测模块，故障电弧采集模块和温湿度监测模块输入信号的分析，准确判断故障电弧是否产生，并利用故障电弧图像反向定位电弧发生位置。同时，通过 CAN 总线实现与上位机通信，发出故障信息与动作指令(包括启动风扇)。本设计中 STM32 系列 ARM 处理器作为主控芯片，共采集 3 路进线电流信号，8 路弧光信号，2 路温湿度信号。主控板的整体硬件结构如图 6 所示。
系统软件设计
中央控制模块完成的主要任务包括电流信号，弧光信号，温湿度信号的采集分析并与监控后台的CAN 总线通信。主程序流程图如图 7 所示。系统启动后，首先进行初始化，然后运行主程序。主程序是一个无限循环的采集、判断与通信过程。通过对弧光、电流、柜内温湿度信号的采集并与设定值简单比较，如果超过设定值即启动专家系统进行智能化分析。如果发现异常，则根据异常情况启动风扇、报警及跳闸。每一次监测与判断完成后，都通过 CAN 总线将监测结果及故障分析与处理结果上传给后台 PC 机。本系统建立了故障电弧监测专家系统，用于对监测信息进行智能化分析和处理，其原理框图如图8 所示。电弧故障发生时，进线电流的突变与电弧之间的相互关系可以通过仿真与实验来得到，这将作为专家知识写到系统中。另外，设备使用过程中的老化，比如传感器本身感测能力的下降，以及对温湿度敏感程度的增加，在系统中都加以考察，从而使故障判断阈值柔性化，更能准确的识别、定位电弧故障并实现保护功能。系统采用 CAN总线实现与后台机的信息交互。CAN 总线的仲裁模式，可以保障信息按优先级别实现主动上传，及时反映故障信息。发送与接收程序流程图如图 9 所示。发送时，将待发送信息按特定格式组合成一帧报文，送入发送缓冲区中，启动发送位，即可发送报文。当监测到接收缓冲器中存在有效报文后，接收子程序将缓冲器中的内容读入CPU 的数据存储区，完成接收后检查总线状态及溢出情况等并做相应处理。
结论
本文从目前矿用高压开关柜故障电弧监测和保护的需求出发，分析比较了目前国内外常见的监测手段，提出了一种基于电弧弧光信号和电流信号的双判据监测和保护方法，克服了单一故障电弧监测方法易产生误判的不足之处。采用光敏三极管阵列实现电弧故障的定位，并可以分析故障的发展趋势。采用ARM为核心的控制单元结合专家系统分析方法，可以及时有效地检测到故障电弧的产生并对其进行定位，有助于提高开关设备的寿命和安全性，具有较大的实用价值。
篇5：基于WinCE高压开关柜智能断路器iCB900数据采集的论文
基于WinCE高压开关柜智能断路器iCB900数据采集的论文
0 引言
随着科技进步，智能电网技术不断深入到输电、配电行业，智能高压开关柜是智能电网中重要的设备，在智能开关柜子通断电时，需要及时监测重要的电气参数，以便于输配电企业及时了解设备的运行状态，以便更好地为输、配电服务。
1 问题的提出
在高压开关柜控制系统中，断路器具有极其重要的作用，为了达到高效灭弧的目的，高压开关柜中断路器合闸、分闸等操作往往在极短的时间内完成整个动作。高压开关柜在储能、合闸、分闸等操作中需要采集如储能电机电流、合闸线圈电流、分闸线圈电流、合闸行程及分闸行程等重要参数，这些参数的好坏将会直接影响到设备的工作性能，因此，在实际工作中，往往需要将这些参数绘制成曲线显示在屏幕上。如何采集断路器各项参数及绘制性能曲线是本文的重点。
2 断路器数据采集
在高压开关柜控制系统中，常常采用模块化设计理念进行设计，各个模块之间通信采用RS-485方式连接在一起，这些模块称为IED设备。高压开关柜中最重要的控制模块莫过于断路器模块，下面我们以河南森海iCB-900型断路器为例，详细介绍断路器数据采集过程。
iCB-900型断路器是目前市面上比较新型的断路器，该断路器采用先进的DSP芯片作处理器，外加高速ADC，可以高速采集如存储能电机电流、合闸线圈电流、分闸线圈电流、合闸行程参数、分闸行程参数等重要数据，这些数据往往具有突发性和偶然性。一旦发生，往往是极短时间内需要高速采集，所以一般的CPU很难胜任，所以一般以高速DSP作为处理器，采用高速的ADC进行数据采集，然后将这些数据以文件的方式存放在数据缓冲区里，等待上层IED或上位机系统及时取走。
iCB-900断路器采用RS-485通信，波特率9600pbs，8位数据位，1位停止位，无奇偶校验，这种通信方式是典型的半双工通信方式，通信双方采用主（Master）/从（Slave）模式，工作方式为主设备轮询从设备，从设备收到轮询指令后，先判断是否是与本机的地址相同，如果相同则将本机数据封包上传，否则不予理会。这种轮询方式对于周期性数据，如各种状态信息比较有效；而对于非周期性数据如：储能电机电流、合闸线圈电流、分闸线圈电流、合闸行程参数、分闸行程参数等突发性数据上传就比较困难了。因此在工程实践中往往需要把这种具有突发性、偶然性数据单独封装成一个一个独立的数据包，但是这种数据又无法主动上传给上位机或上层IED设备。在工程为了可靠起见，常常采用类似信令的工作方式，在信令中规定某几位用于指示不同的`数据包，当上位机或上层IED设备轮询的时候，将该信令以状态的方式封装在周期性状态数据包中，当采集到这些突发性数据时，将该信令对应的数据位置1，通知上位机或上层IED设备，上位机或IED设备将以不同的指令及时从缓冲区中读取对应的数据文件，当上位机或上层IED设备收到该数据文件后，向丛机设备发送一个应答数据包，同时将该数据写入到上位机或上层IED设备数据库中；并且将该数据以曲线的方式显示到绘图模块中，方便用户及时查看。
对于周期性数据如状态数据、累计合闸次数、累计分闸次数、累计储能电机次数、累计开断电流、当前开断电流等数据，这些数据存放在不同的缓冲区里，参见iCB-900数据地址表1。该数据与状态信息及信令信息一起上传，上层IED设备收到这些信息后，及时刷新断路器状态栏，以方便用户及时了解设备工作状态。
3 曲线绘制
断路器需要检测的数据比较多，在工作过程中，常常需要监测储能电机电流数据、分闸线圈电流数据、合闸线圈电流数据、分闸行程数据、合闸行程数据、为了方便显示用户查询数据，在人机界面分别设计5个功能按钮。
4 改进措施
需要做的改进措施主要有四点：
（1）实际上iCB-900断路器采集的有效数据点仅仅87个，为了方便绘制图形往需要补足101个点。
（2）为了实现程序功能，在程序设计过程中自定义了C2DGraphS类专门实现图像绘制功能，本程序中直接引用该类实现图像绘制功能。
（3）为了方便用户查询数据，在WinCE系统中集成了SQLCE数据库，通过相应的数据接口，将数据写入库中，用户可以及时查询历史曲线，方便了解系统的工作性能。
（4）为了方便在同一个模块上绘制曲线，我们将绘图曲线规格化，然后以自适应方式绘制曲线。
5 结论
该程序在35kV智能开关柜远程控制项目中测试通过，在实际运行过程中，目前程序运行正常。实践证明这种方法在iCB-900断路器数据采集和性能曲线绘制效果非常理想。
【参考文献】
蒋柱葱，谢云.基于嵌入式WinCE与MSP430单片机多串口通信设计.电子设计工程，，4，19（7）.
尚秋峰，陈于扬，姚国珍，李灏.基于Wince嵌入式内核的新型电力参数实时测量系统.电力系统保护与控制，，38（22）.
汪兵，李存斌，陈鹏，等.EVC高级编程及其应用开发（Embedded Visual C++嵌入式编程）.中国水利水电出版社，，3.
篇6：浅谈电网中高压开关柜点式光纤测温系统的运用论文
浅谈电网中高压开关柜点式光纤测温系统的运用论文
引言
影响高压开关柜安全可靠运行的因素较多，而导电连接处的接触不良是最重要的因素之一，由于电流流过产生热量，所以几乎所有的电气故障都会导致故障点温度的变化。变电站开关柜的动静触头、电缆接头等连接处位置由于接触不良而导 致 过 热 是 一 种 严 重 的 事 故 隐 患。近年 来，35kV窑子坡变电站、35kV 四台沟变电站均发生过类似的事故，轻则造成断电，重则引发爆炸和火灾，严重影响生产安全。一般从开关柜接头过热开始到形成事故会有时间间隔，若能及早发现温度异常并快速处理，将大大减少电气事故发生率。
通过分析研究，决定应用“AT501高压开关柜点式光纤在线测温系统”,通过在线监视的方法，对电气设备的运行温度，尤其是敏感位置温度的监测是故障预警和预防事故的重要手段，提前发现开关柜内设备接头发热的迹象，防止出现恶性事故。
1 AT501点式光纤测温系统构成
1.1 AT501点式光纤测温系统结构该系统主要由 ATS-100光纤传感器、AT501D光纤测温仪、AT501M 集中监控主机等部件，以及上位监控计算机（含远程监控管理软件）、监控机柜及所需辅助设备组成。系统结构如图1所示。
1.2 ATS-100光纤传感器ATS-100光纤传感器（见图2）将被监测部位的温度信息转换为光信号，并传送给AT501D 光纤测温仪，光纤传感器的探头尺寸为目前业内最小，可直接安装在被测点上，测温准确，响应迅速。
1.3 AT501D点式光纤测温AT501D点式光纤测温仪实时接收 ATS-100光纤传感器送来的携带有温度信息的光信号，并解调为温度数值，实现对被监测部位的'温度测量，当实际测量值大于报警设定值时发出报警信号。AT501D点式光纤测温仪既可单机独立工作，也可多台组网使用。
1.4 AT501M点式光纤集中监控主机AT501M 集中监控主机（见图3）采集总线上所有 AT501D 的温度、报警、故障等数据，并通过以太网接口送入上层管理系统；当有火灾发生时，还可以把每个测温度的火灾报警信号通过继电器节点送入消防火灾报警系统。
AT501M 集中监控1设置等操作，1台集中监控主机还可同时监控管理64台 AT501D光纤测温仪。
2 AT501点式光纤测温系统与无线测温系统的性能比较
通过借鉴国内先进的技术和经验，AT501点式光纤测温系统在同行业中具有先进性。决定将AT501点式光纤测温系统应用在同煤电网高压柜温度监测系统中，对高压柜内部温度监测的全方面要求，提高变电站运行的安全可靠性，见下表1.
3 改造实施过程
以改造向阳寨110kV 变电站10kV 高压开关柜为例具体说明。向阳寨变电站主要承担着金庄煤业的生产、生活供电任务，共有39面10kV高压开关柜，要实现对39面开关柜的上静触头（A、B、C）三相、下静触头（A、B、C）三相、电缆头（A、B、C）三相的温度实行在线监测，共计351个检测点（39×9=351），每面开关柜配置1台9通道测温仪安装在开关柜最上层的仪表室，在主控室中配置1台集中监控主机。光纤传感器安装在静触头与汇流排的接合部位。对传感头的固定选高绝缘、高导热、高弹性、耐高温、耐腐蚀的专用卡具，光纤沿着柜体角落和弱电线槽一起走线，或是跟柜内二次线用绝缘扎带捆在一起，见图4.该监测系统具有完善的监测和报警功能，时刻保证高压设备处于受监控状态，完全不受人为因素影响，发生报警时，系统发出相应的声、光报警信号，值班人员有充分的时间采取相应的措施，这对避免事故的发生或引起火灾尤为重要。
4 结论
1）将点式光纤传感技术应用于输电系统高压开关柜的温度监控，在关键设备点（触头、电缆接头）实现了实时在线温度检测。同时，采用具有高电压等级的特制光纤，因为光纤具有电绝缘、本征安全、不受电磁干扰等特性，满足高压电力开关柜设备对光纤耐压等级的要求。
2）AT501点式光纤测温系统的应用有效地提高了电网供电的安全性、可靠性，在同行业中具有一定的推广价值。
参考文献
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[3]张志鹏，GAMBLING W.光纤传感器原理[M].北京：中国计量出版社，1991.
篇7：开关柜结构设计与制造的实践论文
开关柜结构设计与制造的实践论文
摘要：开关柜是电力系统内极为重要的设备之一，其结构设计与制造是否合理直接决定了电力系统稳定性的高低。本文简要介绍了开关柜操作要点，同时简要介绍了开关柜的结构以及特点，并从结构设计形式、结构制作形式两方面分析了应如何设计与制造开关柜结构，以期保证开关柜的质量，提高电气系统整体的安全性。
关键词：开关柜结构；设计工作；制造工作
如今，开关柜在生活中的应用较为频繁，往往应用于电力系统、金属冶炼以及高层建筑物当中。通常情况下，外线直接同开关柜相接，之后再通过各个分控开关。故而，开关柜结构设计是否合理直接影响了电力系统能够良性运转，同时也可以确保电力能源合理分配。
1.开关柜操作重点
送电时，工作人员需先安设开关柜后封板，确认安装完毕之后，把前下门关停之后，同时对接地开关主轴进行分闸处理。工作人员运用运转车把手车放置在开关柜当中，同时接通电源。此刻，静电插座中的显示灯便会呈现亮起状态，之后关闭开关柜前门以及中门，并将手车从实验位置推动至工作位置，随后令断路器手车处于分闸状态。上述工作完成后，工作人员通过手柄对位于工作位置的手车进行处理，将其转变为实验位置。此时，工作显示灯便会关闭，而实验显示灯亮起。工作人员将中门开启，与此同时，拔出二次插头，实验显示灯均关闭。工作人员将手车自开关柜撤除，使接地开关处于合闸状态，并打开封板与前下门。
2.开关柜加工方式分析
第一，焊接方式。焊接方式的主要优势在于加工更为方便，且焊接所构建的开关柜结构较为牢固以及可靠。但是缺点也较为明显，即容易形成误差以及变形，且由于焊接之后的开关柜牢固，焊接完成之后，工作人员难以对其进行调整。而且工作人员通过焊接方法对开关柜进行焊接，对开关柜的外观也造成负面影响。此外，由于开关柜整体面积相对较大，所以喷漆难度相对较大，需要企业提高工作人员的焊接工艺以及基础技能。第二，组装方式。由该方式构成的开关柜，往往用于工件一般加工，工作人员可先实施喷涂作业，调节工作与外观处理工作难度均有所下降，构架外部尺寸不容易产生误差，开关柜占地面积小。而该组装方式，焊接牢固度不足，对零部件精度的要求相对较高，需要企业在加工方面投入大量加工成本。第三，焊接同组装联合使用。该方式集合了上述两种方式的所有优势，更为适合开关柜结构的构建。通常情况下，工作人员在柜体的连接部分使用电焊这一焊接方式，而部分可以变化或是可以调节的部件则通过紧固件相连。
3.开关柜结构设计与制造方式
3.1结构形式方面的考虑
若企业已经指定了型号，设计人员必须按照国家与行业相关规范完成设计工作。工作人员在设计工作中，需将用户维护纳入考虑范围当中，尽可能扩大维修所需的空间，抽屉柜内大式抽屉、灯、按钮以及表等仪器应安设于相对较低的位置，方便值班维修人员应用部分构件，同时也便于维修人员对仪器进行监测。当开关柜内部分构件发生问题需要更换时，维修人员的维修工作也更为容易、方便，确保元件的更换具有可操作性、接线端子所处区域的合理性。为了使电缆的连接更为便捷，工作人员应思考进线孔以及出线孔的规格，且需要考虑进、出线孔所处位置，同时考虑进、出现位置的封闭性是否良好。此外，企业还需在不影响开关柜整体结构分布的前提下，尽可能提高开关柜整体性能与质量，以提升用户的用电体验。为了保证开关柜的可操作性，设计人员需对仪表面板高度进行调整，按钮以及转换开关所在位置也应偏向于下方，方便相关工作人员对其进行操作，调节回路，确保所有承载元器件分布均匀，同时也保证了电流的分布更为平衡，且能够存留一部分余量。若企业并没有指定开关柜的型号或是结构，则企业需按照用户提供的实际需求以及元件本身结构特征等内容，选用更为合适的开关柜类型。
3.2结构制作形式方面的考虑
不同规格的开关柜型由其自身规范进行确定，针对部分尚未指定的柜型，工作人员应按照柜内元器件本身所具有的特征以及电器设计的基础原则完成确认。针对体积相对较大，且自重较重的元器件，建议设计人员优先选用焊接的方式对其进行处理，而针对部分元件或是场地更换较为频繁的开关柜，则应选用组装式开关柜。若对开关柜整体精度要求较低、元件数量相对较少，建议设计人员选用焊接结构。若元件数量较多，且种类难以确定，而且工作人员在设计过程中可能存在较大的变动性，针对上述情况，建议设计人员优先使用组装式开关柜。此外，企业还需结合用户提出的要求制造开关柜。而且随着近年来，人们对环保的提倡，焊接工艺的应用范围不断缩减，组装时开关柜应用范围扩大。但该焊接方式更为经济实惠。所以企业需灵活运用两种方式，既满足业主要求，也符合环保的要求，同时也保证企业经济效益的提高。如用户明确要求希望开关柜外观美观、高档，且拆装便捷，则建议企业使用组装式开关柜。除此以外，工作人员也可选用设计工艺焊接孔的方法作为开关柜制作的主要方法。该方法可有效提高焊接式开关柜的美观度，同时也提高了焊接的精准度，使得焊点分布更为均匀。且工作人员在使用该方法之后，再对表面进行抛光与喷漆处理，基本可以将焊点遮掩。工作人员完成开关柜体框架的焊接工作后，实施磨平处理，并对其表面进行喷塑处理，所得开关柜不仅稳固，且极为美观。而企业在开关柜结构设计与制造过程中，必须将企业当前施工水平纳入考虑范围当中，在不影响开关柜稳定性的前提下，对开关柜制造的经济性进行考量，将材料的利用率发挥至最大化。以面板显示灯安设孔的设计工作为例，元器件样本开孔的规格为φ25，但大部分企业的冲床模具规格仅有φ25.5。针对该情况，工作人员可直接将开孔规格设计为φ25.5，不仅不会对开关柜的安装与使用构成影响，同时也无须添加模具以及安装工位。
3.3安全性能设计方面的考虑
在电气设备运行当中，电弧是一种一定会发生的现象，会对电气设备运行造成较为严重的影响。因此为了提升开关柜的抗电弧能力，可以通过在开关柜内部当中增加金属隔板的方式进行处理，通过隔离的形式提升开关柜的抗电弧水平。同时可以为开关柜增加电弧的相关检测设备来对开关柜的电弧情况进行监督检测，这二者的设计来实现对于开关柜内导电体的电弧绝缘设计，从而提升开关柜的电气安全性能。另外可以通过泄压通道来实现对于开关柜内的安全性能的提升，这种设计主要是要求必须提升开关柜的人身防护等级，同时要防止外来物的单元置换，采用相应的隔离设施处理。通过这3个方面的设计，提升开关柜的整体质量和安全性能水平。
3.4开关柜结构辅助设计方面的考虑
为了提升开关柜的`整体质量水平，可以在传统开关柜设计的基础上为其增加一些辅助性的设计，从而提升开关柜的质量与性能水平。对于开关柜的操作方面可以采用对于仪表板的重新设计，从而优化开关柜的操作效果；对于开关柜的外观设计可以通过在完成焊接以后对相关焊接点以及表面进行抛光，使开关柜的外观效果更加美化；对于钣金加工可以采用一些现代化的高精度仪器进行处理，从而实现对于开关柜的夹具、模具的改良设计。
4结语
开关柜结构设计与制造的合理性对开关柜整体性能有极为深刻的影响。故而，作为开关柜而的制造商，必须注重对产品自身性能以及品质的提高，以便扩大开关柜的应用范围，促进企业经济的发展。
作者:黄海燕 单位:施耐德电气（厦门）开关设备有限公司
参考文献:
[1]张永峰.开关柜结构设计与制造的分析与实践[J].机电工程，（1）：108-110.
[2]陈金舰.开关柜结构设计与制造的分析与实践探讨[J].现代制造技术与装备，2014（4）：33-34.
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[4]汤继东.中低压开关柜结构及柜型的选择[J].电气工程应用，2013（3）：2-17.
篇8：水利水电高压喷射灌浆技术研究论文
水利水电高压喷射灌浆技术研究论文
摘要：水利水电是各地区发展农业和带动相关产业的关键工程项目，应合理运用各类施工技术方法，彻底解决质量问题，提高施工质量。喷射灌浆这种施工技术的应用已经较为普遍和广泛，当然在实际施工中还存在一些不足，本文就针对此项技术的应用情况和问题，提出相应的应对策略。
关键词：水利水电；喷射灌浆；施工
水利水电的工程管理和施工项目都较为复杂，涉及到很多种施工技术，如果其中一项技术没有得到良好的应用，就会对整个工程造成很严重的质量隐患和安全威胁。高压喷射及其灌浆技术的应用在施工中显得尤为关键，要克服很多不良影响因素和条件，在施工环境较为复杂的情况下开展施工作业，并且要大幅度提升工程主体结构的防水防渗性能。可见，当前高压喷射及其灌浆作业对于总体工程的质量而言具有举足轻重的作用。
1高压喷射灌浆技术的概念
在某种意义上，高压喷射灌浆技术是通过传统灌浆法改良而形成的，并且高压喷射灌浆技术在运用过程中，其施工原理与传统灌浆法工作原理具有一定联系，其主要是在传统灌浆法工作原理上引入高压喷射技术。因此，高压喷射灌浆技术在实际运用过程中，主要将搅拌地层中充分注射浆液或高压水，接着换换灌入水泥浆，在此操作过程中需要保证两者之间相互凝结，进而保证在硬化后所产生的强度较高，以提高地基防渗性以及承载力，达到工程施工预期效果。除此之外，高压喷射灌浆技术在实际运用过程中，其难度较低，工程造价较小，并且具有较高的耐久性及可靠性，进而在水利水电工程施工中被广泛运用。
2高压喷射灌浆技术在水利水电施工中的作用
2.1搅拌及冲切作用。
由于喷射过程中使用高压喷枪，对原有的泥浆层形成较大的.冲击，所以会对其产生搅拌作用，经过高压喷射出的泥浆材料会对底层形成冲切，使得底层材料得到更加充分的搅拌，其密实度和均匀性都会得到增强，如此在硬化反应时也会更加顺利，底层结构的强度和承载能力也会得到提升。
2.2置换及升扬作用。
高压设备可以利用喷射高压空气来达到扬水所需要的施工效果，在水利水电作业中，钻孔作业后会在孔隙内留下很多碎屑和杂质，此时就可以利用高压喷枪中的空气将这些杂物进行清理，方便后续的施工作业正常开展，然后再向钻孔内部喷射砂浆材料，将杂物置换掉，完成灌浆作业。
2.3渗透挤压作用。
由于喷射时产生的高压作用，会对地层产生很大的冲击和挤压作用，提高地层本身的密实度，就如同被压实一样，大大提升了工程主体结构的防水和防渗性能，同时也提高了这部分结构的强度和抗压性。
3高压喷射灌浆技术施工中常见问题及解决方案
3.1喷射压力强度不够。
目前所使用的喷射设备所具备的压力压强不足，难以满足施工的需求，也就无法发挥出高压喷射的各项优势功能作用，强度的下将还会造成很多质量问题和隐患出现。此时应暂停施工，检查设备是否出现故障，及时维修，排除故障后再开展作业。
3.2冒浆状况。
在喷射灌浆作业过程中，一些强度较小的土层在高压作用下随着砂浆材料一起冒出，造成严重的冒浆问题。这就要求施工人员控制好高压设备的使用强度，适当降低压力值，设备的喷嘴也要得到良好的维护和严格的控制。
3.3固体结构问题。
目前喷射灌浆作业中存在固体结构之类的问题，主要是结构不健全，存在缺陷，喷射的砂浆材料粘合性较差，一段时间后出现松脱、脱离的问题。因此在实际施工作业中，要防止钻孔出现倾斜的问题，做好现场勘查和分析工作，对于钻孔的各项指标数据进行科学的核算。
4高压喷射灌浆技术质量控制措施
在初期设计者要会同施工人员对地质环境、水文状况等关键自然条件进行全面细致的勘查和调研，掌握详实、精准的信息资料，为设计方案提供信息支持。在准备工作中要将地层中存在的一些杂物垃圾提前清理出去，这是为了不影响施工的效率和速度。在喷神灌浆的作业中，要注意控制好压力强度和钻进的速率，不可操之过急，引发质量病害和安全隐患频发。总之，每项施工作业都必须要遵守设计方案的规划化要求，严禁擅自修改施工程序和流程，尤其是喷射灌浆作业时，要采取严格的质量监管，对喷射以及灌浆的作业程序进行全过程监管，并且要对钻孔等固体结构进行检测和检查，及时发现其中存在的质量病害并迅速排除。在进行灌浆操作过程中，应当尽可能避免由于灌浆压力作用而导致裂缝两边混凝土异常变形。因此，在施工过程中，施工人员需要严密监控裂缝情况，并确保单孔基本不再吸浆。综上所述，国家对水利水电工程施工重视程度的增加，在实际施工过程中，施工人员应当广泛应用施工技术，提高水利水电工程施工质量。高压喷射灌浆技术在当前水利水电工程施工中被广泛使用，并且具有非常积极的促进作用。在高压喷射灌浆技术的实际应用过程中，施工人员应当严格按照相关标准进行施工，并尽可能避免故障问题，提高工程施工效率，保障施工质量。
参考文献
[1]李梅.高压喷射灌浆技术施工优点以及在水利水电施工中的应用[J].建材与装饰，（46）：198.
[2]吴国翰.水利水电施工中的高压喷射灌浆技术[J].农业科技与信息，2015（14）：201-203.
篇9：高压电容自动补偿的探讨论文
关于高压电容自动补偿的探讨论文
摘要：本文就电容自动补偿中实际遇到的问题，结合工程实践情况，对高压电容自动补偿装置有关技术问题进行初步探讨。
关键词：感性负载 自动补偿 就地补偿 功率因数 电压叠加 补偿精度 步长
一、概述
在电力系统中，随着变压器和交流电动机等电感性负载的广泛使用，电力系统的供配电设备中经常流动着大量的感性无功电流。这些无功电流占用大量的供配电设备容量，同时增加了线路输送电流，因而增加了馈电线路损耗，使电力设备得不到充分利用。作为解决问题的办法之一，就是采用无功功率补偿装置，使无功功率就地得到补偿，尽量减少或不占用供配电设备容量，提高设备的利用效率。最常见的办法就是采用电容器组提供电容性电流对电感性电流给予补偿，以提高功率因数。目前，在配电系统中，已经普遍使用了低压电容集中自动补偿装置，根据需要,使低压无功功率就地得到补偿。而在高压系统中，目前使用比较多的补偿还是传统的固定式电容补偿装置，集中的自动补偿装置使用还很不普遍。由于传统的补偿方式存在安全性能差、补偿精度低和劳动强度大等问题，大家都希望有一种更加安全可靠、补偿精度更高、自动化水平更高的补偿装置供设计选用。
我们从1995年开始，在天津经济技术开发区二期雨、污水泵站；东海路雨、污水泵站；泰丰路雨水泵站和天津市月牙河雨水泵站等工程中试用6kV高压电容自动补偿装置。经过几年来的使用，证明补偿后功率因数达到0.95以上，自动化水平高，补偿效果满意。得到各使用单位的一致好评。本文结合工程使用情况，就高压电容集中自动补偿装置有关技术问题进行简单介绍。以作抛砖引玉。
二、补偿实施方案和补偿容量的确定
要想得到理想的补偿效果，首先要确定合理的补偿实施方案、准确计算需要补偿的容量。目前常见的补偿方法有传统的固定式电容器组人工插拔熔断器控制补偿容量法；单台设备随机就地电容补偿法和集中电容器自动补偿法。其中传统补偿方法简单，但补偿精度低，劳动强度大，危险性大，受人为因素影响太多。
单台设备就地补偿法就是针对单台设备在当地进行补偿，其优点是从设备需求点补偿，深入到需求补偿第一位置，补偿范围大。其缺点是确定补偿容量困难。既不能过补偿，又必须保证电路不得发生LC谐振和避免发生自激现象。因在计算无功电流时，无功电流主要成分是由电机励磁电流I0，满负荷运行时的无功电流增量ID1、欠载运行时的无功电流增量ID2等组成的。因为随着电动机运行状态的变化，上述各参数都在不停地变化，动态变量变化因素太多，很难确定准确的无功补偿需求量。不同的生产设备在选配电动机时的启动容量裕度各不相同，所以，在设备运行中其电动机的饱和程度各不相同，其欠载运行的无功电流增量ID2各不相同；其次，电动机的实际工作状态随时变化，如：水泵电机随着进水水位、出水水位的变化电动机负载率随时都在变化，无法确定准确的工况。而单台设备就地补偿法在补偿容量确定后，是以固定不变的补偿容量，去平衡随时浮动变化的动态工况，就很难得到满意的高精度补偿效果。
此外，在单台补偿的电容器装置中，补偿电容器是与主机一对一固定配套安装的，随着主机的运行而补偿电容器同时投入运行，当主机停止运行时补偿电容也一齐被切除，各机组之间的电容器相互独立不能互补，电容器得不到充分利用，增加了设备投资。而且，市政工程的特点是运行时间集中、设备容量较大；备用设备的运行利用率更低等。再者，由于补偿电容器随着主机的运行而一齐投入运行，则主机的启动电流与电容器合闸涌流是同时处于最大值，两个电流最大值相加增大冲击电流效应。
如果采用成组设备集中自动补偿法，则补偿容量可根据当时整体运行工况需要，自动投入所需容量，可以达到比较高的补偿精度。随着补偿设备的步长越短则补偿精度越高，如果步长为无级变化则功率因数从理论上讲可以精确到1，这将为高精度准确补偿打下基础。而且不论任何一台电机工作时，补偿电容器均可根据线路总体需要投入运行，使每组补偿电容器得到充分利用。
三、补偿设备步长划分与设备配置
虽然理论上无级自动补偿装置补偿精度可以达到1，但是在一般市政工程实际应用中，为了合理地利用有限的资金投入，并不要求理论上的最大值，只要满足工程精度需要就可以了。所以工程中大多数情况都是由多台设备并列运行，通常设备在4台以上时，如将所需最大补偿电容量分成6~8步等步长容量投入，就可以基本满足工程实际精度需要。如同目前常见的低压电容器自动补偿装置一样，一般分8步等容量投入方案的使用已经非常普遍，其理论可以推广到高压电容补偿装置中使用。但是在高压系统中如果沿用低压补偿的思路，对于采用高压真空接触器控制的方案，仍可采用等容量配置。而对于使用真空断路器的情况而言，则因为真空断路器价格相对较高，所以，在保证相同功能的基础上尽量减少真空断路器的使用数量，对节约投资是有着非常明显的作用的。工程中如果合理选用控制器，可以减少真空断路器数量，例如：对于采用等步长容量分配电容器组的设备组，7步补偿需要7台真空断路器，如果采用1+2+4的不等容量控制器的配置，只需3台真空断路器就可以达到7步等步长容量补偿的效果，其形式为1、2、1+2、4、4+1、4+2、4+2+1。这样既保证了补偿精度又将大大节约设备的.一次性投资。
四、保护与控制
高压电容器自动补偿装置的保护和控制，除常规的保护和控制外，还有一些特殊的需要注意的问题。我们在实际工程中遇到的一些在保护系统设计和调试过程中容易忽略的问题，一并在此作简单介绍。在实际工程中，根据电动机数量，一般采用7~8步控制投入。保护系统除过电压、过电流等常规保护外，必须注意采用完善的三相保护，避免因单相故障造成的保护失灵和故障扩大。合理配置限制涌流的电抗器，严格防止电磁谐振现象造成的破坏。
另外，保护系统必须注意补偿电容器在自动投入时，电容器上的电压叠加问题，当一组电容器退出运行后，在再投入前，必须保证其充分放电后再投入运行。保证其在再投入时其上的残余电压值降低到允许的电压范围以内，避免由于再投入时残余电压与额定电压的叠加造成电容器上的过电压损坏。
其次控制系统中，特别需要注意的是工作电源、信号电源等检测量的相位的正确配置。正确的向量配置是设备调试能顺利进行的有力保证和最起码的要求，否则，会给调试工作带来不必要的麻烦和增加许多不必要的工作量，以至于有时可能会调不出正确结论。
控制系统的设计随着使用元件不同结构略有差异。例如：补偿装置的接触器，若使用电磁式真空接触器，开/停为一个信号的1―0状态，若使用机构式接触器或者采用真空断路器时，其开/停必须是两个独立的信号。两种控制各有优缺点，从节能、噪音等不同角度各有不同结论。仁者见仁，智者见智。设计可根据工程具体情况采用经济、合理、实用和技术先进的设备配置。采用机构式接触器或者采用真空断路器时的控制原理见《电容器自动补偿装置控制原理图》。
五、结论
目前广泛使用的补偿方式，大多数都是有级补偿，为了达到更精确补偿效果，最理想的补偿方式是实现微机调控的无级自动补偿方式，它可以根据需要使补偿后的功率因数达到最理想的精度，但是由于其技术含量高，投资费用也相对高，还要求较高的管理维护水平。综上所述，电容补偿的方式，可根据工程具体情况进行选择。在补偿精度满足要求前提下优先选择工程造价低、运行管理可靠、维修方便的设备。那么，采用不等容量配置的分级自动补偿方式就是经济合理和可行的方案之一。
篇10：高压输电线路工程造价分析论文
高压输电线路工程造价分析论文
摘要：
高压输电线工程由于施工较为复杂，施工周期较长，很多因素都会对高压输电线工程的造价产生较大影响。本文针对高压输电线中的造价控制的有关措施进行了针对性的分析，对高压输电线造价不足和控制措施进行了详细的分析和探讨。
关键词：高压输电线；造价分析；控制；措施
一、前言。
经济发展直接导致区域用电规模的扩大，在这样的背景下，需要加强电网系统的配电能力，从而对于电力的稳定性和质量带来一定的影响，因此电力系统必须推进输电线路的建设以及完成区域内高压输电线施工。高压输电线路是电力系统建设中的基础项目，但是有在造价管理中存在潜在的风险较多，往往会在一定程度上降低高压输电线路建设的管理水平，因此针对高压输电线路管理存在的问题，提出相应的解决策略，能够有效避免出现投资失控等问题。
二、输电线路工程造价分析。
工程造价管理是任何一个项目管理的重要一部分，在高压输电线路施工中也是重要的一部分，规范施工过程中的成本投入以及落实相应的预算支出，可以最大程度的提高施工企业的经济效益。随着我国大规模的投入高压输电线路建设，很多企业的造假管理一直保持高风险，主要体现在以下几个方面：
1、多样性。
高压输电线路由于线路较长，在施工的过程中，由于不同区域的施工难度和需要的人手材料不同，所以必须重视施工过程中的平衡，实现多主题的控制，避免由于造价管理单一带来的风险；
2、动态性。
高压输电线路自施工的过程中常常会受到许多因素的影响，造价工程无法保持在一个静态水平上；
3、系统性。
高压输电线路中各项子工程存在内在的而联系，在进行造价管理的过程中，不能独立进行划分，存在一定的整体和系统性。
三、高压输电工程造价的影响因素。
高压输电线路单位主要是以“万元/km”作为指标是，随着我国高压输电工程建设过程中更加的多样化，相应的气离散程度也会越来越复杂，影响高压输电工程造价主要包括以下几个方面：
1、自然环境因素。
不同地区由于环境差别较多，对于平原地带，其相关的造价较低，对于处于山区和风速较大的地区，其造价也会在一定程度上提高，根据目前相关研究表明，地区的风速没提高一级，相应的杆塔数量会增加3成，相对而言，增加了工程造价。
2、技术因素。
同样技术原因也会对工程造价产生较大的影响，目前的研究发现，在进行高压输电线路建设中，需要队工线路的'输送量，导线的界面和回路等参数进行具体的分析，其中在这些参数中，输送量是影响造价工程最为重要的因素。如果要扩大工程的输送量，就必须在一定程度上增加导线的斜面积，因此在碱性输电网的建设之前，需要选择合理的输电导线，这样能够在一定程度上提高输电能力。如果上述工作没有统计好，在进行实际施工中，截面积就会大大增加，截面积的巨大变化会造成耗材指标的变化，最终对整个工程的耗材也会产生较大影响。
所以，在施工设计的过程中，需要合理的选择导线分裂数，紧凑施工的线路一方面可以通过增加分裂数来完成，另外导线方案的实施和塔形的合理建设也能够降低工程造价，也可以提高输电设备的电气功能。耐张比是高压输电线路施工的影重要概念，值得是耐张塔的数量和杆塔总数量的比值，由于耐张塔的结构较为复杂，同时耐张塔的结构较为复杂，对于材料和结构的要求更高，因此会增加工程的造假，耐张比需要控制在一定的范围以内。另外，在线路设计中，需要尽量的减少曲折系数，受到区域的影响，曲折系数会有很大的变化，但是无论曲折系数怎么变化，最终需要降低曲折系数，实现造价控制。
四、控制输电线路工程造价的技术措施。
1、做好施工准备工作。
在进行高压输电线路施工之前，对线路进行有效的勘察较为重要，由于高压输电线路较长，同时在进行施工的过程中宏还会涉及到林区的砍伐，房屋的拆迁，合理的规划线路是施工准备工作的重要一步。线路优化的原则是减少房屋的拆迁，同时还需要避开一些煤炭长等比较稀疏的地带，另外在对地形进行勘察的过程中，还需要沿线地区污染位置的分布图，有效规划高压输电线路周边污区的分布图，能够有效实现绝缘配置优化，在技术上实现串联布置的方式，降低施工成本。
2、做好杆塔排位设计。
杆塔的排位问题一直是设计中的重点，在进行杆塔排位的过程中，可以采用黄金分割法，对噶他的水平在和垂直在和等受力进行分析，从而最终的确定杆塔的数量，研究表明，通过科学设计最大能够降低3%它重。另外在进行施工的过程中，需要做好基础的配置工作，根据杆塔设计的位置，做好土方开挖量的计算，对施工现场的地下水和土石的开挖量进行计算，做好相关钢筋材料使用的预算工作。
3、优化材料运输、使用。
针对具体的造假控制，一方面按照环境勘测人员勘测的数据，对塔基的平面图做好准确的计算工作，高压输电线路施工需要做到零基础进行开挖，一方面能够降低施工过程中的成本，另外一方面能够降低水土流失，由于工程造价中，运输费用在工程造价中占有非常重要的比例，在材料的选购中，做好采购点的制定和运输方案的选择，能够最终降低造价成本。此外，材料的合理利用是造价管理的重要方面，优化材料，避免材料浪费。因此从这个角度上讲，高压输电线路的施工造价管理贯穿于整个工程造价中，采用全面的造价管理，能够为企业合理的工程造价提供指导，保证在高压输电线路质量安全的前提下，最大程度的降低工程造价。
五、结束语。
综上所述，高压输电线路和普通的工程建设存在一定的差异，由于建设较为复杂，同时工程的不确定因素较大，因此在进行高压输电线路施工中，为了实现造价控制，必须在高压输电线路建设之前，做好相应的准备工作，优化线路设计，从而保证高压输电线路质量的前提下，实现高压输电线路的造假控制。
参考文献：
[1]杨巍。高压输电线路工程造价分析及其控制[J]。环球市场信息导报：月末版，（07）：106。
[2]史玮。浙江省输电线路工程造价管理研究[D]。华北电力大学，。
[3]李惠。浅析以主材为基础的输电线路主体费用计算[J]。科技创业家，（21）。
[4]徐掀云。高压输电线路的基础选型及优化[J]。中华建设，2012（08）：236―237。
篇11：高压输电线可靠性评价的论文
线路绝缘子性能的优劣直接影响到输电线路，特别是超高压《EHV》输电线路运行的可靠性和经济性。因此，如何评价EHV输电绝缘子的可靠性，已成为电力部门和绝缘子制造部门尤为关注的问题。
在架空输电线路上现在使用的有三种材料绝缘子——瓷绝缘子、玻璃绝缘子和有机复合绝缘子。我国目前的生产现状是以生产和使用瓷绝缘子为主，玻璃绝缘子国内生产能力只占国内绝缘子总需求量的20%；我国复合绝缘子的研制起步较晚，由于近年来国内外在此技术上的进展较快，生产和使用量已呈上升态势。
1对绝缘子可靠性评价的五项准则
运行的可靠性是决定绝缘子生命力的关键。最好的评价是大量绝缘子在输电线路上长期运行的统计结果和可靠性试验所反映出来的性能水平。因此，评价绝缘子应遵循下述准则：
⑴寿命周期
产品在标准规定的使用条件下，能够保持其性能不低于出厂和标准的最低使用年限为“寿命周期”，此项指标不仅反映绝缘子的安全使用期，也能反映输电线路投资的经济性。我国曾先后多次对运行5—30年的玻璃和瓷绝缘子进行机电性能跟踪对比试验。结果表明：玻璃绝缘子的使用寿命取决于金属附件，瓷绝缘子的使用寿命取决于绝缘体。玻璃绝缘子的寿命周期可达40年，而瓷绝缘子除全面采用国外先进制造技术后有可能较大幅度地延长其寿命周期外，其平均寿命周期仅为15—25年，复合绝缘子经历了“三代”的发展。但从迄今世界范围内的试验及运行结果分析来看，其平均寿命周期只有7年。[2]
⑵失效率
运行中年失效绝缘子件数与运行绝缘子总件数之比称为年失效率。对于国产玻璃绝缘子，其寿命周期内平均失效率为（1—4）×10-4/a[1]A，对于国产瓷绝缘子的失效率，除个别合资企业产品将有可能降低外，比玻璃绝缘子约高1—2个数量级；对于复合绝缘子，由于寿命周期不能预测、复合材料配方和制造工艺还不能安全定型。其失效率很难预测。
⑶失效检出率
绝缘子失效后能否检测出来的检出率对线路安全运行的影响是比失效率本身更为重要的因素，检出率取决于绝缘子失效的表现形式和失效的原因。玻璃绝缘子失效的表现形式是“自动破碎”和“零值自破”[1]。“自破”不是老化，而是玻璃绝缘子失效的唯一表现形式，所以只需凭借目测就可方便地检测出失效的绝缘子，其失效检出率可达百分之百，瓷绝缘子失效的表现形式为头部隐蔽“零值”或“低值”，复合绝缘子失效的主要表现形式为伞裙蚀损以及隐蔽的复合“界面击穿”，此外，瓷和复合绝缘子失效的原因是材料的老化，而老化程度是时间的函数。老化是隐蔽的，因此给检测带来极大的困难，造成检出率极低，对于复合绝缘子，实际上根本无法检测。
⑷事故率
年掉线次数与运行绝缘子件数之比称为年事故率。绝缘子掉串是架空输电线路最为严重的事故之一。对于EHV输电，若造成大面积、长时间停电，后果则不堪设想。
国产玻璃绝缘子30年来的运行经验证明：在220—500KV的输电线路上，从来没有因为玻璃绝缘子失效而发生过掉线事故。而国产瓷绝缘子掉线事故率则高达2×10-5。前苏联的研究指出，即使失效率相同，瓷绝缘子较玻璃绝缘子的事故率也至少高一个数量级[3]。由于复合绝缘子为长棒式，掉线事故一般很少发生。但导致内绝缘击穿、芯棒断裂和强度下降的因素始终存在，一旦失效，事故概率会高于由多个元件组成的.绝缘子串。
⑸可靠性试验
为对绝缘子进行可靠性评价，国内外曾对玻璃绝缘子和瓷绝缘子作过各种方式的加速寿命试验和强制老化试验。如：陡波试验、热机试验、耐电弧强度试验、1500万次低频（18．5HZ）和200万次高频（185—200HZ）振动疲劳试验及内水压试验，都从不同角度得出结论：与玻璃绝缘子相反，绝大多数瓷绝缘子都不能通过这些试验[1]。对于复合绝缘子，可靠性试验则还是一个有待于继续探索的课题。
2影响绝缘子可靠性的三大因素
⑴材料是基础
玻璃和瓷均属铝硅酸盐，瓷是三相（结晶相、玻璃相和气相）共存的不均质体，而玻璃是液态和玻璃态互为可逆的均质体。“均质性”是影响绝缘材料介电强度的重要因素。脆性材料的机械强度和热稳胜，不完全取决于材料力学性质，而极大程度上取决于材料内部的缺陷和表面状态。这就是钢化玻璃较之退火玻璃和瓷，上釉的瓷较不上釉的瓷强度高得多的原因。此外，玻璃的“热钢化”技术，赋予玻璃表层一个高达100—250Mpa和永久预应力。这就是“钢化玻璃”强度钢铁化，热稳定性高，较瓷不易老化和寿命长的道理，对于复合绝缘子的难点是解决有机材料在户外条件下的老化、芯棒的脆断的蠕变。可见，钢化玻璃既较瓷有高得多的机械、绝缘强度，又较有机材料具有优良的抗老化性能，为绝缘子的可靠运行奠定了良好的基础。
⑵产品结构和耐污性能是关键
玻璃绝缘子采有圆柱头结构，承力组件受力均匀。较之国内传统瓷绝缘子数十年一贯制的圆锥头结构，具有尺寸小、重量轻、强度高和电性能优良的特点。由于玻璃的线膨胀系数较瓷大得多，较复合绝缘材料小得多，且与金属附件和水泥的线膨胀事故接近，因而受力组件材质匹配良好。在各种气候条件下，不会象瓷绝缘子和复合绝缘子那样容易产生危险应力而导致老化。且复合绝缘子很难解决复合界面的结构质量。
但复合绝缘子具有优良的耐污性能，而且通常无需清扫这就极大地减少了线路维护费用。就此而论，复合绝缘子发展前景广阔。玻璃的介电常数较大，因而单只玻璃绝缘子的干闪络电压比瓷绝缘子的低，但有较大的主电容来改善表面的电压分布，使之与瓷绝缘子串的闪络电压相当。加之玻璃绝缘子泄漏比距大，表面产生的凝聚物少，抵抗由污秽引起的热应力的能力强，因而不易因闪络而出现事故。污闪实践一证明，玻璃绝缘子的耐污性能优于瓷绝缘子。
⑶制造水平是保证
在国外，优质产品的生产均已形成相当经济规模、且具有工艺先进的高自动化生产线。因而，整个西欧和前苏联，玻璃绝缘子的市场占有率高达90%以上，整个北美复合绝缘子使用量为世界之最占本地绝缘子市场总量的25%—30%；在日本，瓷绝缘子则一统天下。在我国，所幸的是国产玻璃绝缘子通过技术引进和自己开发，已具备了上述生产条件，对于瓷和复合绝缘子，除个别合资企业外，上述制造水平有我国尚未达到。可见，选用何种产品还取决于产品的制造水平和对产品性能及使用环境的全面了解。
3结束语
⑴绝缘子的寿命周期、失效率、失效率检出率、事故率和可靠性试验，应居为综合评价EHV绝缘子可靠性的五项准则。
⑵扩大使用国产玻璃绝缘子在当前在着较大的优势。作为玻璃绝缘子制造者应精益求精，有效降低绝缘子运行头几年的失效率。
⑶复合绝缘子有着较为广阔的发展前景，应集中力量开发研制，以求在延缓材料老化和预测寿命周期上取得突破。
⑷具有悠久生产历史的国产瓷绝缘子，应加大技术改造力度，在材料配方、产品结构和制造水平上取得更大的进展。
篇12：电气自动化高压交流的论文
电气自动化关于高压交流的论文
电气自动化关于高压交流的论文，就是为各位电气自动化的同学们整理的论文，随着时代的发展，这一方面的发展也是很好的哦，下面就来看看吧！
大型输变电站系统的设计
一、课题研究的意义
大型输变电站是供电系统的枢纽，学会和掌握其设计、计算和供电设备的合理选用对电气自动化专业的学生至关重要，开展本课题的研究，可以了解和熟悉整个高低压供电系统的结构、结线方式及其计算方法的全过程，实际掌握设计的能力和设备选型的本领。
二、课题研究的基本思路
利用学过的电机及电器原理和使用知识、电气控制技术方面的知识、工厂供电技术知识等完成本设计，根据参观得来的变电站结线结构知识以及一般应用实例进行，要考虑到高压低压各种电气设备以及短路电流的影响，结合设计合理选用各种电气设备。
三、课题研究所涉及到的知识
电工技术、电气控制技术和供配电技术以及其他相关电气专业知识，利用掌握的电气绘图知识完成电气线路图的绘制。
起重机电气控制线路设计
一、课题研究的意义
根据指导教师的指导将任意一台比较先进的机床或者注塑机以及起重机等任意一台设备，使用学过的电气控制技术和其他相关知识，设计出一套独立的电气控制线路。要求电气控制技术经济合理，各种元器件选用符合要求。
二、课题研究的基本思路
根据已经学过的专业知识和绘图能力进行设计，设计思路要明确，设计方法要合理，技术路线和方案要求比较先进，元器件选用要符合技术要求，电气控制线路绘制要符合规范及标准要求。
三、课题研究所涉及到的知识
高、低压电器知识，电器元件的工作原理和使用注意事项，电气控制技术和plc的基本知识。电气制图的知识。
电气工程与自动化专业毕业论文
高压交流变频调速技术在火力发电厂的应用
内容摘要：介绍变频调速的方法和节能原理，对高压变频调速同液力耦合器调速进行经济比较，分析了风机、水泵的节能情况，认为变频调速技术方案已经成熟，节电效果显著，一定会在各电厂得到广泛应用。
关键词：变频; 调速; 液力耦合器; 节能; 降低厂用电
高压交流变频调速是2o世纪9o年代迅速发展起来的一种新型调速技术，其性能胜过其它任何一种调速方式(如：降压调速、变极调速、滑差调速、内反馈串级调速和液力耦合调速)。它以显著的节能效益，高精度，宽范围，完善的电力电子保护功能，以及易于实现的自动通信功能，得到了广大用户的认可，在运行的安全可靠、安装使用、维修维护等方面，也给使用者带来了极大的便利，使之成为国内外企业采用电机节能方式的首选。
1 变频调速的方法及节能原理通过流体力学的基本定律可知：风机、水泵类
设备均属平方转矩负载，其转速 与流量q、压力(扬程)h 以及轴功率p具有如下关系： q1/q2一 1/ 2 (1)
hl/h 2一( 1/ 2) (2)
pl/p2一( 1/ 2) (3)
式中，q 、 、p —— 风机(或水泵)在7"/ 转速时的流量、压力(或扬程)、轴功率; q 、h 、p ——。风机(或水泵)在 转速及相似工况下的流量、压力(或扬程)和轴功率。 由公式(1)、(2)、(3)可知，风机(或水泵)的流量与其转速成正比，压力(或扬程)与其转速的平方成正比，轴功率与其转速的立方成正比。
由公式(3)可知，在其它运行条件不变的情况下，通过下调电机的运行速度，其节电效果是与转速降落成立方的关系，节电效果非常明显。例如若工况只需要5o 的风量或水量，则可以将电机的转速调节为额定的一半，此时电机消耗的功率仅为额定的12.5 ，即理论上节能可达87.5 。
2 高压变频调速系统与液力耦力器比较
2.1 液力耦合器存在的主要缺陷
火力发电厂一般采用液力耦合器进行风机调速，由于液力耦合器本身具有如下技术缺陷，在电厂中将无法较好地满足安全生产的要求。
(1)液力耦合器调速属耗能型调速方式，在调速范围较大时，产生机械损耗和转差损耗，消耗能量，效率较低，节能效果一般。
(2)液力耦合器是一种以液体为介质，靠液体动量矩的变化传递能量的装置，工作时是通过一导管调整工作腔的充液量，从而改变传递扭矩和输出转速来满足工况要求。因此，对工作
腔及供油系统需经常维护及检修。
(3)液力耦合器故障时，无法再用其它方式使其拖动的风机运行，必须停电检修。
(4)采用液力耦合器时，在低速向高速运行过程中，延迟性较明显，不能快速响应，同时这时候的电流较大，如整定不好会引起跳闸，影响系统
的安全稳定性。
(5)液力耦合器本身控制精度差，调速范围窄，通常在4o%～9o%之间。
(6)电机启动时，冲击电流较大，影响电网的稳定性。
(7)在高速运行时，液力耦合器有丢转现象，严重时会影响正常运行。从以上情况来看，如果继续使用液力耦合器，将会制约电厂节能降耗、降低生产成本、提高生产效率、增加企业竞争力的目的。
2.2 高压变频器的优点
同传统的液力耦合器比较，高压变频器具有以下优点：
(1)采用先进的拓扑结构与输入变压器副边多级绕组移相整流技术，减少了输出侧的电流谐波，提高了功率因数，解决了对电网的谐波污染，无需任何滤波或功率因数的补偿。
(2)电动机实现了真正的软启动、软停运，变频器提供给电机的无谐波干扰的正弦波电流，峰值电流和峰值时间大为减少，可消除对电网负载的冲击，避免产生操作过电压而损伤电机绝缘，延长了电动机和风机、水泵的使用寿命。同时，变频器设置共振点跳转频率，避免了风机、水泵会处于共振点运行的可能性，使风机、水泵工作平稳，轴承磨损减少，启动平滑，消除了机械的冲击力，提
高了设备的使用寿命。
(3)变频器自身保护功能完善，同原来继电保护比较，保护功能更多、更灵敏，瞬间过流保护(超过200 额定电流峰值)10 s动作，有效过流保护(15o%额定电流)3 s动作，过载保护(12o%额定电流)1 rain动作，大大加强了对电动机保护的可靠性。
(4)调速工段内的设备调节和优化控制由机组dcs完成，dcs负责采集模拟量、开关量等信号，变频器输出的模拟量、开关量信号全部进入dcs系统，形成闭环控制，同时实现相关辅机联锁功能等。
(5)采用变频调节，实现了挡板、阀门全开，减少了挡板、阀门节流损失，且能均匀调速，满足调峰需要，节约了大量的电能，具有显著的节电效果。
(6)整机的运行噪音改善明显。采用液力耦合器时，无论低速高速，由于电机均处于工频运行，整机的噪音明显，达到9o db左右;但是进行变频改造后，整机的运行频率下降至40 hz左右，电机的运行噪音明显下降，低于8o db，在低速运
行时基本上听不到噪音，达到65 db以下，大大改善了现场的噪音污染。
(7)由于电机降速运行及工作在高效区，电合器时的59℃下降至44 c，电机前后轴承的温度都有相应的下降，延长了风机系统的.使用寿命。
(8)低负荷下转速降低，减少了机械部分的磨损和振动，延长了风机大修周期，可节省大量的检修费用。
(9)日常维护保养工作量和费用下降。采用液力耦合器估计每年的维护费用在5万元左右，采用变频器后，这项费用下降为数千元左右。
(10)采用液力耦合器时的调速范围具有很大限制，而用变频器可实现智能调速，调频范围0～ 50 hz，大大地增强了工艺调节能力。
2.3 高压变频调速同液力耦合器调速经济比较为了检测高压变频装置的节能情况，某电厂在风机上采用液力耦合器与某公司的harsvert—a高压变频装置调速做对比试验，数据如下。
(1)采用变频器拖动风机时高速状态：
p1= ~/r ulcos~=1.732×6.3×40.2×0.96= 419.01(kw )
低速状态：
p2= 、/r ulcos~=1.732x 6.3x18×0.95— 186.59 (kw )
平均功率p=p x 0.8+p。x 0.2—372.52(kw)(高速状态约8o ，低速状态约2o%)。
(2)采用液力耦合器时
高速状态：p l = 、/r ulcos~=1.732x 6.3x 52x 0.93=527.68(kw )
低速状态：
p2 一~/3 ulcos~=1.732x 6.3×44×0.9—432.1(kw )
平均功率p 一p1 ×0。8+p2 ×0。2—508.56(kw)(高速状态约8o ，低速状态约2o )。
(3)节能率对比
f 一(p 一p)/p一(508.56—375.52)/508.56— 26.17
由此得出结论：变频改造后，风机运行效率明显提高，比液力耦合器调速节电26.17 。
3 变频器节能分析
火力发电企业消耗的厂用电量中，75 以上的负荷为水泵与风机，这些水泵与风机都是经过调整门挡板来实现的，不但调节质量差、响应慢，而且存在着浪费电能的问题。
3.1 风机节能分析
3.1.1 风机风量控制
送风机和引风机是火电厂中的耗电大户，其耗电量约占厂用电量的3o ，占机组发电量的2 ～4 。因此，正确选择送风机和引风机的调风方式，对火电厂的安全和经济运行有着重要意义。
电机以定速运转，调节风机风量典型的方法是采用挡板控制。根据挡板在风道中的安装位置可分为出口挡板控制和入口挡板控制，采用挡板控制时，当挡板关小则增加风阻，且不能在宽范围调节风量。
例如，要求风量在8o 的情况下，电机消耗的功率约为9o ，能量损失严重。风机在变速状态下运行，保持挡板全开，通过改变风机转速来调整风量，采用变频控制时，电动 机消耗的功率为(80 )。≈50 ，与其他控制方式相比，转速控制的节电效果十分明显。电厂风机的各种调速装置的比较如图1所示。
3.1.2 送风机变频改造后的节能分析
某电厂使用某公司的harsvert—a高压变频器，选定在机组带5o% 、75 、1oo 负荷3种工况下，对4号炉2台送风机进行工频和变频2种运行方式下的对比试验，机组运行工况和测试计算结果见表1。
从表1可以看出，送风机变频调节方式运行效率基本在75 ～8o ，而工频调节方式运行效率为55 左右(见图2);机组在100 kwh、15omw、200 mw 负荷时，2台送风机变频运行比工频运行每小时分别节电750 kwh、602.5 kwh、733.6 kwh。变频改造后，送风机运行效率明显提高，节电效果显著。
图2 送风机运行效率比较4号炉2台送风机变频改造后以年运行7 000 h计算，全年可节约电量492.9万kwh。按该公司上网电价0.30元/kwh计算，直接经济效
益约为148万元。
3.2 水泵节能分析
3.2.1 水泵流量控制水泵是由恒速电机驱动出口阀及调节阀控制水的流量和压力，通过人为增加阻力和回流的办法以达到调节流量的目的，因而在运行中产生了大量的能量损失。
水泵的转速在某一范围内变化时，流量、总扬程、轴功率依次有线性、平方、立方关系。但对于实际的水泵负载，通常存在一个与高低差有关的实际扬程，扬程越小，轴功率越接近于同转速成立方关系的定常特性，而且转速控制产生的节电效果也越大。
根据实际调查表明，一般老电厂大型水泵平均流量的余量大于2o% ，即有多于2o%的流量损耗在节流阀和回流调节上，若所需要的流量减少2o ，则相应的电动机转速也应降低2o% ，即实际转速为8o% ，则根据流
量与转速的关系式我主蒸汽温度(甲/l)/c 534/540 529/538 531/534 535/537 538/537 530/532主蒸汽压力/mpa 11.8o 12.1o 13.43 13.66 13.37 13〃41风机入vi挡板开度(甲/乙)/ 25/20 loo/loo 30/30 loo/loo 38/36 94/90风机电流(甲/乙)/a 80/79 41/21 81/80 43/36 90/87 50/49电动机输入功率(甲/乙)/kw 729.0/720.0 452.8/246.2 778.4/743.2 476.0/443.1 886.2/822.9 470.2/505.3风机设备运行效率/ 58.47/50.14 75.53/75.33 52.34/49.73 87.oo/79.53 56.73/58.42 52.34/49.73平均运行时间/ 6o 3o 1o们可得出：(8o%)。≈51% ，即按此工况水泵节电近5o% 。
由此可见，节能潜力之大，效益之高。电
厂水泵的各种调速装置的比较，如图3所示。
1—— 排出霄路阀门控制时电动机输入功率;
2—— 转差功率调节控制(转差电动机或液力耦合器)时的电动机输入功率;3—— 变频器调速控制时电动机的输入功率;4—— 调速控制时电动机轴功率
图3 泵的输入功率一流量特性当采用变频调速时，5o hz满载时功率因数接近1，工作电流比电机额定电流值要低许多，这是由于变频装置的内滤波电容产生的改善功率因数的作用，可以为电厂节约容量2o 左右。
3.2.2 凝结水泵变频改造后的节能分析某电厂使用某公司的harsvert—a高压变频器，选定在机组带350 mw、315 mw 、280 mw 、240 mw、210 mw、175 mw 负荷6种工况下对某电厂1号机1台凝结水泵进行工频和变频2种运行方式下的对比试验，机组运行工况和测试计算结果见表2。
凝结水泵改造为变频无级调节运行后，一方面减少了运行中的节流损失，凝结水泵电流下降，起到节能作用，另一方面由于凝结水泵出口水压的下降，大大改善了低压加热器的工作条件，减少了低压加热器泄漏，降低了检修工作量，取得了较为明显的安全和经济效益。
(1)耗电量计算
工频运行时，累计年耗电量为：cd一7 000× (652.55×10 + 633.38×5%
+617.61×2o%+609.0×5 +564.38×10 +539.24×5o%)一4 038 675.23(kwh) 因此，采用变频运行时，每年凝结泵耗电量约为403.9万kw h。
变频运行时，累计年耗电量为：
cb一7 000× (573.58×10%+454.18×5%+384.14×2o 9/5+349.95×5% +44.09×10%+193.92×5o )一2 070 343.93 (kw h)因此，采用变频运行时，每年凝结泵耗电量约为207.0万kw h。
1号机组2号机组 3号机组4号机组
图3 1号机组改造前后4台机组的真空度比较大约降低了2 g/kwh，由此而产生的经济效益约157万元/a。
(2)网板由原来的平板状改为半弧形状，可以使进入滤网的垃圾从底部被带到地面，然后被冲洗水冲至专用垃圾笼里，有效地防止了垃圾附在滤网正面，造成滤网前后压差大而压弯滤网的情况发生。从而使1号机组的1号和2号一次滤网更换率由2o块/a降为0块/a，既节省了材料，又节约了人工费用。
(3)一次滤网冲洗水喷嘴改为在滤网外清洗，不用再像以前那样，要钻进湿滑的滤网里面，骑在离水面12 m 高的管道上清理喷嘴，为检修人员提供了安全保障。
(4)网板、链板、导轨及密封装置均采用不锈钢制成，提高了部件的防腐性能，延长了使用寿命。
(5)网板与导轨紧贴在一起，密封性能好，使未过滤的水和过滤过的水完全分开，净水质量得到了保证。
(6)1号机组二次滤网维修量由21次/a降为1次/a，凝汽器、主机冷油器、小汽机冷油器、
闭式水冷却器、发电机定子冷却水冷却器、发电机密封油冷却器、励磁机空气冷却器的钛管检修率都下降了8o 以上，节约了大量人力、物力，初步计算节约成本达36万元/a。
(7)新型一次滤网结构简单，操作方便，并可实现程控操作。
4 结论
(1)经过一年的试运行证明，1号机的一次滤网改造是成功的，由此产生的直接经济效益约500万元/a。
(2)节能计算：
年节电量：ac—cd—cb一403.9—207.0—196.9万kwh节电率：(△c/cd)×1oo 一(1 96.9/403.9)× 1o0 一48.75按该公司上网电价0.334元/kwh计算，则每年直接经济效益为65.77万元。
(3)随着厂网分开，竟价上网改革的深入，节能已成为各发电企业的重要工作，只有降低厂用电率，降低发电成本，才能提高上网电价的竞争力，因此，采用变频技术对电厂辅机进行节能改造，是各电厂的当务之急。
经现场运行证明，采用高压大功率变频器性能好，可靠性高，其节能效果明显优于其他任何一种调速方式，特别是在低负荷时更为显著。
电厂辅机采用变频调速后，提高了机组自动装置的稳定性，大大改善了电机的启动性能，延长了电机的寿命，在老电厂的大功率风机、水泵系统上实现变频调速，是理想的节能项目，一般1～3年即可收回设备改造投资成本。
参考文献
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篇13：高压直流电源控制系统的工学论文
高压直流电源控制系统的工学论文
[论文关键词]高压输电 直流输电 控制系统
[论文摘要]高压直流输电(HVDC)作为一种新兴的输电技术，目前已经得到了广泛的重视和应用。随着“西电东送”和“全国联网”战略规划的实施，我国将出现越来越多的直流输电工程。主要介绍高压直流输电的特点，并且着重针对高压直流电源控制系统的运行特点进行研究。
一、引言
利用高压直流系统固有的快速、大范围可控制的输送电能的特点，可以借助交直流系统联合调节的手段来提高与直流系统相连接的交流系统的运行稳定性。为了实现这一目的，必须在直流输电系统主控制器上附加特殊的稳定控制器。文章基于此在介绍了高压直流输电的特点的基础上对高压直流电源控制系统的运行特点进行了研究。
二、高压直流输电的特点
1、功率传输特性。随着输送容量不断增长，稳定问题越来越成为交流输电的制约因素。为了满足稳定的要求，常需要采用串补、静补、调相机、开关站等措施，有时甚至不得不提高输电电压。但是这将增加很多电器设备，代价昂贵。直流输电没有相位和功角的问题，当然也就不存在稳定问题，只要电压降、网损等技术指标符合要求，就可以达到传输的目的，无须考虑稳定的问题，这是直流输电的重要特点，也是它的一大优势。
2、对线路故障的自防护能力好。交流线路单相接地后，其消除过程一般约0.4-0.8s，加上重合闸时间，约0.6―1s恢复。直流线路单极接地，整流、逆变两侧晶闸管阀立即闭锁，电压降到零，迫使直流电流降到零，故障电弧熄灭不存在电流无法过零的困难，直流线路单极故障的恢复时间一般在0.2-0.35s内。若线路上发生的故障重合(对直流输电系统为再启动)过程中重燃，交流线路就三相跳闸了。直流输电系统则可以用延长留待去游离时间及降压方式来进行第二、第三次再启动，创造线路消除故障、恢复正常运行的条件。对于单片绝缘子损坏，交流系统必然三相切除，直流系统则可降压运行，而且大多能取得成功。
3、潮流和功率控制可实现自动化。交流输电的潮流取决于网络参数、发电机与负荷的运行方式，控制难度较大，需由值班人员调度。直流输电系统的功率传输可全部自动控制。
4、对短路容量无影响。两个电网以交流互联时，将增加两侧系统的短路容量，有时会造成部分原有断路器不能满足遮断容量要求而需要更换。如果两电网以直流系统互联(背靠背方式)，无论哪里发生故障，在直流线路上增加的电流都是不大的，因此不会影响交流系统的断路容量。
5、调度管理简便。由于通过直流系统互联的两端交流系统可以有不同的频率，输送功率也可保持恒定(恒功率、恒电流等)。对于送端而言，整流站相当于交流系统的一个负荷。对于受端而言，逆变站则相当于交流系统的一个电源。两个电网相互之间的干扰和影响小，运行管理简单方便，对我国当前发展的跨大区互联、合同售电、合资办电等形成的联合电力系统非常适用。
三、高压直流输电控制系统的特点
高压直流输电系统的快速潮流控制能力以及其高度可控性在世界上的很多工程中得到了充分应用。它的有效运用决定于适当利用它的可控性以保证电力系统的所需性能。以提供高效而稳定的运行、最大限度地提高功率控制的灵活性而不危及设备的安全为目标。以下将主要论述高压直流输电控制系统的特点。
(一)控制系统基本结构。直流输电控制系统通常被分为三个层次，第一层为主控制级，也称为双层控制级。通常包含3个模块，分别是接受调度中心发来的输送功率指令的模块、功率调制和快速功率变化控制的模块和计算直流电流指令值的模块，即期望的直流电流值，电流控制的期望值从这个模块被传送到第二层次的'控制系统，即极控级。第二层为极控制级。直流输电极控制级中各控制器的目标是使直流输电系统按照某种特定的特性曲线来运行。极控制级的主要控制功能是经过控制运算以后发送一个触发角指令给第三层次阀组控制级的各个阀组控制单元。第三层为阀组控制级。阀组控制级主要有两个功能：取触发脉冲的同步信号和产生满足要求的触发脉冲系列以触发晶闸管阀。触发脉冲的同步信号应严格与换流站交流母线电压频率保持确定的倍数关系，以满足当系统发生严重故障，换流站交流母线电压大幅度跌落时仍能正常工作的要求。直流输电的阀组控制主要涉及系统硬件电路的设计。
(二)高压直流输电控制方式。直流小方式调制控制；小方式调制的目的主要是阻尼一种或多种模态的振荡，控制信号一般加于直流基本控制的电流指令环节。由于调制功率幅值不大的缘故，小方式调制无需两端换流站之间的通信。直流大方式调制控制：大方式调制控制旨在扩展系统暂态稳定极限，从而保障系统在大扰动下的安全。控制作用点通常取为直流基本控制的功率直流环节。相对于小方式调制控制，大方式调制对直流功率改变幅度较大，作用时需要与对端换流站通信。有的大方式调制控制信号取为两端交流系统的频率偏差，这样的控制器也可被称为频率调制控制器，因为由它的控制作用可以提高两侧交流系统的频率稳定性。Y角调制：对于直流联系的弱交流系统，直流功率调制的功效将大大削弱。假设整流侧调制作用使得直流电流上升，由于直流电压是由逆变侧电压控制环节以及换流站交流母线电压决定的，随着电流的上升逆变侧无功功率的需求量将增加。该问题的一种解决方法是在逆变侧引入Y角调制从而保障整流侧功率调制的有效性。
(三)钢铁企业直流输电系统的发展。在钢铁企业中积极有序地推进节电技术与管理对提高企业的节能水平尤为重要。在供配电环节，变压器等电能基础设施配置、更新及高效运行：传统的节电方法和渠道已经在钢铁企业广泛采用，并取得一定成效。在此基础上钢铁企业如何采取新的举措，开辟新的节电渠道，挖掘节电潜力。成了企业当务之急。伴随着全球性的通胀，电价上涨将是一个长期趋势，生产用电成本的上升只能靠企业加强用电管理，提高节电水平来逐步消化。其中，在技术层面的节电技术发展较快，已经或者正在钢铁企业中得到大力的推广和应用。
四、结论
HVDC系统的基本控制在整流侧基本采用恒定电流控制和α限制控制相结合的方式；逆变侧多采用恒定熄弧角控制或恒定电压控制，以保证系统获得正常的直流电压，也配合有特殊情况下的恒定电流控制。直流基本控制的环节众多、控制过程相对较复杂。在这种基本控制的作用下的直流系统并不能直接提高整个交直流混合系统的稳定性，因此常常需要附加控制来拓展直流联络线的控制能力，以提高交流系统的动态性能。
篇14：高压变频技术的推广应用论文
高压变频技术的推广应用论文
摘要：对风机实施变频技术改造，实际上是在拖动风机的电力传动系统中应用了变频调速技术。使用变频调速技术不但可以有效提高电力传动系统的节能水平，还能加强电力传动系统的控制性。文章通过实例对高压变频技术的推广应用进行了探讨，对煤矿通风机进行变频调速改造，能创造很大的经济效益。
关键词：变压变频技术；拖动风机；电力传动系统；节能水平；变频调速改造
1概述
1.1项目背景
据调查研究显示，风机配套电机就目前而言占据全国电机装机量高达60%，其耗电量相当于我国发电总量的1/3。尤其需要注意的是，很多水泵以及风机等机械设备在使用中往往出现大材小用的现象，另因生产制造工艺发生变化，需时常对机械的温度、流量和压力等参数进行调节，以保证正常运转，但当前一些企业仍使用阀门、调节挡风板等落后的方式对机械参数进行调节。简单说就是通过人力加大阻力，同时耗费更多的电能或金钱达到生产要求。这种方式增加了资源的浪费，同时调节准确度低，生产需求不能得到很好地满足，严重阻碍生产的稳定开展。代池坝煤矿大功率设备：264kW主扇风机、地面130kW压风机等设备，启动电流大，电机和传动机械的冲击应力大，消耗了电能，对电网冲击大；从理论和实践上论述了煤矿大型设备节能利用的方法，成功应用“SP500系列烁普变频器”的经验做一介绍，为今后提供了实践经验和理论借鉴，本报告主要针对代池坝煤矿张家湾抽风机成功应用“SP500系列烁普变频器”为例。
1.2项目研究的主要内容
主扇风机使用变频节能技术，选择安全、经济、实用的设备。
1.3项目研究的技术路线
本成果首先通过调查，确定各种设备节电能力，查阅大量相关节能技术资料，分析研究设备相关运行参数，提出主扇风机采用变频节能技术。总结在使用中遇到的技术难题，并提出解决方法，最后对本项目进行技术总结。
1.4项目研究的主要技术难点
主扇风机使用SP500-P型矿用变频调速节能设备的可靠性。
1.5项目研究的创新点
大型设备启动平稳，减小设备高电压、大电流、传动机械冲击，延长设备使用寿命，达到节能效果。
1.6项目完成情况
本成果以代池坝煤矿张家湾抽风机房2台主扇风机、热水池2台加压水泵、地面压风机房2台压风机、矿井主提升绞车为研究对象，现已成功投入7台变频控制器使用，达到了节能和保护设备的目的，为今后广泛使用节能设备提供了理论依据和技术支撑，并以代池坝煤矿张家湾抽风机成功应用“SP500系列烁普变频器”为例。
2代池坝煤矿实例
2.1代池坝煤矿主扇风机原启动方式
代池坝煤矿主扇风机原启动方式采用直接启动，直接采用工频供电，定速驱动，通过调节风门开关大小来控制风量。矿井主扇风机的额定通风能力（风量、风压）是根据设计计算的矿井末期的通风阻力和达产时的风量确定。矿井刚开始投入生产时，风机通常都有较大的富余力；为使矿井能够正常生产，过去一般采用人为关闭小风门挡板的做法来增加通风阻力，从而改变主扇风机的运行工况达到调节风量的目的。在生产过程中，风机的风量与风压裕度以及在生产过程中绝大部分时间都不是满负荷，同时由于生产系统所需求的风量随之变化，导致风机的运行工况点与设计高效点相偏离，从而使风机的运行效率大幅度下降。目前，风机的变频调速节能在高、低压领域均有涉及，380V、3kV、6kV、10kV都有应用，行业涵盖水泥、石化、工矿、电力、化工、造纸、石油、食品、医药、市政、建筑、水利等诸多关系国计民生的`领域。变频节能设备是利用变频器所具有的软启动功能通过把启动电流归置成零。通过了解变频器在启动时所承载的负荷曲线可知，机械启动时几乎不发生任何冲击，电流变动都是从零开始，电流的增加同转速相关，随转速的增加而增加，因此不会超越额定电流的最大值。所以说，使用变频风机能够增加电动机以及开关的使用年限，减少了启动电流等对电机造成的过大压力，减少了很多维修保养费用。
2.2功率因数补偿节能
我们知道无功功率能导致线材以及设备等的发热，增加损耗，甚至因功率因数的下降造成电网中无功功率下降，加大了线路中无功功率的损耗，致使设备使用率大幅下降，资源浪费严重，由公式P＝S×COSФ，Q＝S×SINФ，式中：S为视在功率；P为有功功率；Q为无功功率；COSФ为功率因数，可知COSФ越大，有功功率P越大，普通风机的功率因数在0.7～0.85之间，使用变频调速装置后，由于变频器内部滤波电容的作用，COSФ≈1，从而减少了无功损耗，增加了电网的有功功率。代池坝煤矿主扇风机总功率为2*132kW，全年12个月连续运行，每天工作24小时，我们保守估计按转速降低10%计算，由前面计算可知节电率为27.1%，对电费按每度0.736元计算，负载系数为0.75，那么每年的可节约电费支出：每年节约电费计算：264kW×24h×360天×0.736×0.75×27.1%＝341213.3元代池坝煤矿张家湾抽风机房2台主扇风机、热水池2台加压水泵、地面压风机房2台压风机，现已成功投入7台变频控制器使用，每年可为矿节约电费约50万元。
3效益分析
3.1经济效益
代池坝煤矿大型设备节能技术的成功应用，不仅给煤矿本身带来了巨大的经济效益，同时对社会也提供了技术范例：（1）设备低电压启动，速度缓慢、平稳上升、冲击力小，保护了设备；（2）降速以及软启动运行大大降低了设备的振动和磨损，使设备使用寿命延长，提高了设备的MTBF（平均故障维修时间）值，并减少了对电网冲击，提高了系统的可靠性；（3）节能系统的使用能够提供多种保护措施，不但增加了系统的运转率，而且提高了系统的安全性能；（4）采用变频技术设备同期节电25%；（5）使用软启动设备同期节电10%～20%；（6）限制防爆高压电动机的启动电流、电压，有力地降低了电网的波动，减少变压器负荷输出，保护高压电机的使用寿命，对用电设备的机械部件减少磨损，减少故障的发生，降低维修量，节约费用成本。据调查在煤矿矿山企业中使用老式启动器每年都产生巨大的维修费用，其中防爆电动机每年的维护费用为2～3万元。提高功率因数、降低供电线路损耗和变压器损耗，每年可以节省很多的用电费用支出，给企业带来经济效益，达到安全生产；（7）风机采用变频技术后可以根据井下用风量变化随时改变电机转速，达到调节风量的目的，不再需要调节风门开启大小来调节风量，操作简单，降低了操作人员的劳动强度。
3.2社会效益
使用变频技术设备，延长控制设备使用周期。降低能源消耗，控制温室效应，可持续发展。
4结语
通过此例应用及其他的风机变频改造应用实例，可以认为：如果可以对煤矿通风机进行变频调速改造，能创造更大的经济效益。对风机实施变频技术改造，实际上是在拖动风机的电传动系统中应用了变频调速技术。使用变频调速技术不但可以有效提高电力传动系统的节能水平，还能加强电力传动系统的控制性。变频调速技术如能进一步在风机拖动、泵类机械拖动及整个电力传动系统中推广应用，将对推动企业科技进步起到重要作用。
篇15：高压断路器故障及产生原因论文
高压断路器故障及产生原因论文
论文摘要：高压断路器是电力系统中最重要的控制电器之一，其运行状态的好坏直接影响系统的安全与稳定运行。基于断路器重要作用，介绍了高压断路器的常见故障并对各种故障的原因进行了详细分析，为电力系统的运行和检修人员提供参考。
论文关键词：电力系统；高压断路器；故障原因
随着经济的快速发展，用户对电能质量的要求也越来越高，保证电力系统的安全可靠运行也越来越重要。高压断路器是电力系统中最重要的开关设备之一，在电网中起到控制和保护作用，即正常运行时通过开合断路器来投入或切除相应的线路或电气设备从而变换电网的运行状态；当线路或电气设备发生故障时，将故障部分从电网中快速切除，保证电网无故障部分正常运行。若断路器不能在系统发生故障时正确动作、消除故障，就可能使事故扩大甚至发生系统崩溃。因此高压断路器性能优劣、工作是否可靠是电力系统能否安全稳定运行的重要决定因素。
由于受设计、生产、运行工况、检修与维护、电动力及大电流冲击等因素的影响，断路器在系统中发生故障的几率较大。下面详细介绍高压断路器的故障及其产生原因。
一、绝缘故障
因绝缘问题而引发高压断路器故障发生的次数是最多的，主要有内、外绝缘对地闪络击穿，相间绝缘闪络击穿，雷电过电压击穿，瓷套管、电容套管污闪、闪络、击穿、爆炸，绝缘拉杆闪络，电流互感器闪络、击穿、爆炸等。其中以内绝缘故障、外绝缘和瓷套闪络故障发生次数较多。
（一）内绝缘故障。在断路器安装或运行过程中，断路器内出现的异物或剥落物可导致断路器本体内发生放电。此外，因触头及屏蔽罩安装位置不正而引起的金属颗粒磨损脱落也可导致断路器内部发生放电。
（二）外绝缘和瓷套闪络故障。主要原因是瓷套的外型尺寸和外绝缘泄露比距不符合标准要求以及瓷套的质量有缺陷。由于断路器与开关柜不匹配、柜内隔板吸潮、绝缘距离不够、爬电比距不足、无加强绝缘措施等原因导致高压开关柜发生绝缘故障的次数也较多，主要有电流互感器闪络、柜内放电和相间闪络等。此外开关柜内元件有质量缺陷也将导致相间短路故障。
二、拒动故障
高压断路器的拒动故障包括拒分和拒合故障。其中拒分故障最严重，可能造成越级跳闸从而导致系统故障，扩大事故范围。造成断路器拒动主要有机械原因和电气原因。
（一）机械原因。机械故障主要由生产制造、安装调试、检修等环节引发。因操动机构及其传动系统机械故障而引发断路器拒动占拒动故障65%以上，具体故障有机构卡涩，部件变形、位移、损坏、轴销松断，脱扣失灵等。
（二）电气原因。由电气控制和辅助回路故障而引发。具体故障有分合闸线圈烧损、辅助开关故障、合闸接触器故障、二次接线故障、分闸回路电阻烧毁、操作电源故障，保险丝烧断等。其中分合闸线圈烧损一般因机械故障而引起线圈长时间带电所致；辅助开关及合闸接触器故障虽表现为二次故障，实际多为接点转换不灵或不切换等机械原因引起；二次接线故障基本是由于二次线接触不良、断线及端子松动引起。
三、误动故障
高压断路器的误动主要是由二次回路故障、液压机构故障和操动机构故障引起。
（一）二次回路。二次回路故障主要由因接线端子排受潮绝缘降低，合闸回路和分闸回路接线端子间发生放电而产生的.二次回路短路引发。此外还有二次电缆破损、二次元件质量差、断路器误动、继电保护装置误动等原因。
（二）液压机构。断路器出厂时因阀体紧固不够、装配不合格、清洁度差而造成密封圈损坏，从而促发液压油泄露或机械机构泄压，最终导致断路器强跳或闭锁。
（三）弹簧操动机构。检修断路器时，因调整操动机构分(合)闸挚子使弹簧的预压缩量不当，导致弹簧机构无法保持而引起断路器自分或自合。
四、开断与关合故障
少油和真空断路器出现开断与关合故障较多，主要集中于7.2~12kV电压范围内。少油断路器发生故障主要是因为喷油短路烧损灭弧室，导致断路器开断能力不足，在关合时发生爆炸；真空断路器发生故障主要是因为真空灭弧室真空度下降，导致真空断路器开断关合能力下降，引起开断或关合失败；SF6断路器发生故障主要是由于SF6气体泄漏或者微水含量超标引起灭弧能力下降。
五、载流故障
载流故障主要是由于触头接触不良过热或者引线过热而造成。触头接触不良是由于装配过程没有使动、静触头完全对准或对准偏差过大，操作过程中灭弧室喷口与静弧触头碰撞导致喷口断裂造成开关事故。7.2-12kV电压等级开关柜发生载流故障主要是由于开关柜中触头烧融或隔离插头接触不良过热导致燃弧而引发。
六、外力和其他故障
外力和其他故障主要为泄露故障和部件损坏，主要包括：气动部分漏气、液压部分漏油、断路器本体漏油等，约占此类故障的55%以上。
（一）泄露故障。主要由气动部分漏气和液压部分漏油引发（内漏也引发打压频繁）。泄露一般由阀系统密封不严、密封圈(垫)老化损坏、压力表接口部分泄露、压力泵接头质量差和清洁度差而引起，此外安全阀动作值错误、环温升高致安全阀误动以及安全阀动作后不复位都会引发泄压。由于生产制造水平的限制，国产断路器液压机构露油现象普遍，SF6断路器本体或者气动部分泄露点主要位于表计和管路的接头处。
（二）部件损坏。易损坏的部件主要有传动机构部件、密封部件、阀体及拉杆等。损坏主要是由于传动部件机械强度不足、密封部件质量差而引起，此外安装、检修水平不高，发现隐患不及时也将使断路器缺陷加剧而形成故障。密封件质量差易老化或是安装或检修中，密封件因受损、安装位置不正或紧固力过大而变形是密封件损坏的主要原因。
七、结语
高压断路器是电力系统中重要的控制和保护器件，其可靠动作关系到系统能否安全、稳定和优质运行。对断路器故障种类及原因的详细分析可为系统的运行和检修人员提供参考，为开展断路器的在线监测和状态检修工作提供依据。
篇16：高压电网技术的发展趋势论文
高压电网技术的发展趋势论文
1能源资源与消费呈逆向分布，需要大范围优化配置资源
能源基地与负荷中心距离1000～3000km左右。我国区域煤炭生产消费分布情况:东部地区煤炭缺口逐步加大，中部地区煤炭输出不断下降，对西部煤炭输入依存度增加。
2煤电油运紧张矛盾日趋严峻，输煤输电并举是当务之急
煤炭的高效开发利用事关能源发展全局，电力就地平衡发展模式带来一系列矛盾，造成煤价不断攀升，运力持续紧张，缺煤停机频繁发生，电设备利用率大幅下降。煤电运紧张反复出现:(1)2008年初，全国普遍出现电煤紧张，缺煤停机达40GW，占全国总装机的5。6%。(2)2009年11月，受大雪影响，山西煤炭外运受阻，秦皇岛港口平均煤价上涨30－40元/吨。(3)2009年末到2010年初枯水期，电煤紧张导致华中电网限电1.175×103GWh，高峰时期湖北电网日均缺电5×102GWh。铁路输煤中间环节多、成本高:单纯依靠输煤难以为继。公路输煤能耗更高，是铁路的17。7倍，水运的22倍;我国输煤输电比例失衡，电煤运输体系亟待优化:“三西”(山西、陕西、蒙西)输煤输电比例按电煤外调口径计算为20∶1。华东地区输煤输电比例按电煤调入口径计算为48∶1。华中地区为13∶1。煤炭运输量长期超过铁路货运量的一半，铁路运输长期面临巨大压力。未来煤炭基地70%产量用于发电，电煤运输任务将更加艰巨。(1)发展大煤电需要特高压国家正加快建设山西、陕北、宁东、准格尔、锡盟、呼伦贝尔、霍林河、宝清、哈密、彬长、准东、伊犁、淮南等13个煤电基地，装机规模1。8×108kW左右，通过特高压输送煤电约1。3×108kW。2020年，煤电基地外运的输煤量与输电量之比约为4∶1，能够解决我国煤电运紧张和东部能源短缺问题。(2)发展大水电需要特高压我国水能资源丰富，经济可开发容量约4×108kW，待开发的水电主要分布在四川、云南、西藏等西南地区，国家正在加快金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江以及雅鲁藏布江下游等水电基地的开发建设，需要走大规模、集约化开发，远距离输送的道路。(3)发展大核电需要特高压加快核电开发是能源发展的基本国策，国家优先在一次能源资源缺乏的东部沿海等负荷中心开发核电，尽早在能源资源匮乏、经济条件及站址条件较好的中部内陆地区延伸。我国大型核电站规模达到8×106kW，需要特高压电网支撑。(4)发展大风电需要特高压我国风能资源具有分布集中、规模大、远离负荷中心等特点，国家规划建设河北、蒙东、蒙西、吉林、江苏沿海、甘肃酒泉、新疆哈密等七个千万千瓦级风电基地，需要走大规模、集约化开发，远距离、高电压输送和大范围消纳的道路。(5)大规模开发太阳能需要特高压我国太阳能资源非常丰富，理论储量达每年1。7万亿吨标准煤。我国已经成为世界上最大的太阳能光伏电池组件的生产国。我国沙漠、戈壁和沙漠化土地的分布范围相当广阔，总面积约130。8×104km2，为太阳能发展提供广阔空间。
3发展特高压是解决电网突出问题，实现科学发展的`内在要求
3.1电网建设严重滞后于电源发展
建国以来，我国累计电网投资约占电力工业投资的36。2%(其中2001－2009年约占电力投资的45%)，远低于国际上50%－60%的水平，电网电源发展不协调，尤其是骨干网架与配电网“两头”薄弱的问题尤为突出。
3.2短路电流超标问题越来越严重
华东电网等部分地区500kV网络已相当密集，短路电流问题十分突出，甚至超出现有断路器制造能力水平，给电网和设备的安全运行带来影响，厂家生产最大短路电流50kA。
3.3走廊资源紧缺矛盾越来越突出
东部地区站址、输电走廊越来越紧张，征地、拆迁费用大幅增长。西电东送走廊资源有限，常规方法提升送电能力余地有限，迫切需要通过特高压建设提高单位走廊的送电能力。
3.4电网安全水平亟待进一步提高
长链式500kV互联电网的低频功率振荡问题较为突出;对于华东等受端电网，亟需通过提高电网电压等级实现更合理的分层分区布局;电网抗灾能力较弱，骨干电网有待加强。
3.5电力大规模送入需要坚强电网支撑
目前单回特高压直流输送容量达到8GW，需要坚强受端电网提供电压支撑并应对直流闭锁等故障冲击。
4发展特高压是推动我国电力和装备业创新发展的重要途径
(1)有利于占领世界电网技术的制高点。特高压是世界电网技术的制高点，发展特高压电网，可使我国电网科技水平再上一个新台阶，超越西方发达国家。(2)有利于增强电工企业自主创新能力。特高压是一个创新性强的系统工程，通过发展特高压，增强理论研究能力、基础试验能力，培养创新型团队，提升自主创新、集成创新、消化引进再创新能力，并促进我国特大型工程建设管理水平的提高。(3)有利于带动电工装备产业链的发展发展特高压可以带动材料、工艺和设计水平的提升，可以使国内超高压设备制造技术更加成熟。日本正是通过特高压研究，实现了500kV设备水平的整体提升。(4)有利于提升装备企业的核心竞争力发展特高压，有利于提升国内输变电设备制造企业的制造水平，实现我国交、直流设备制造技术升级和关键设备的国产化，显著提高国际竞争能力。总之，从基本国情和未来发展需要出发，发展特高压，实施“一特四大”(特高压、大煤电、大水电、大核电和大型可再生能源基地)战略，是转变电力发展方式、大范围优化配置资源、保障国家能源安全的根本要求，是实现煤电集约化发展、提高煤炭资源综合利用，促进电力工业节能减排的重要举措，是落实国家能源战略，促进清洁能源发展，构筑我国稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系的重要基础，同时是立足自主创新、建设创新型国家的重要实践。
5特高压交流试验示范工程
2009年1月16日，国内首条特高压示范工程———晋东南－荆门1000kV特高压交流输电示范工程正式投运，该程包括三站两线，起于山西晋东南，经河南南阳，止于湖北荆门，连接华北、华中两大电网:线路全长640km;变电容量18000MVA;标称电压1000kV;最高电压1100kV。2010年7月8日，向家坝－上海±800kV高压直流输电示范工程成功投入运行。特高压电网输电能力达0.33TW，每年可输送电量1.98×106GWh，相当于输送煤炭8。5亿吨，极大的满足我国能源战略需求。
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