《供电技术余建明》PPT课件

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现代供电技术余健明自动化与信息工程学院1ppt课件

11绪论（1-1）电能是能源的主要组成部分，它与其它能源比较，易于转化，输配简单，便于调节测量、准确控制。因此，保证可靠、安全、经济、高质量的供电，对工农业生产与人民生活影响很大。合理用电已成为目前的当务之急。一、电力系统的基本概念1、电力系统的构成如图1-1所示，电力系统由各种不同类型的发电厂、输配电网及电力用户组成。它们分别完成电能的生产、输送、分配及使用。在目前的电力系统中，主要的发电厂为以煤、石油和天然气作为燃料的火力发电厂、利用水力发电的水力发电厂和利用核能发电的原子能发电厂。此外，利用可再生能源的风能、太阳能、地下热能和潮汐能发电也在不断发展与研究中，有的已具有一定的规模。2ppt课件

21绪论（1-2）图1-1电力系统示意图3ppt课件

31绪论（1-3）输电网络的作用是将各个发电厂通过高压(如220、330、500kV甚至750kV)线路相互连接，使所有同步发电机之间并列运行，并同时将发电厂发出的电能送到各个负荷中心。由于每条线路输送功率大小以及传输距离不同，在同一个输电网络中可能需要采用几种不同等级的电压，这就要求在输电网络中采用各种不同容量的升、降压变电所。电能传输的方式分为交流输电和直流输电两种形式。组成大型电力系统的优点有：1)发电量不受地方负荷的限制，可以增大单台机组容量，充分利用地方自然资源，提高发电效率，降低电能成本。2)充分利用各类发电厂的特点，合理地分配负荷，使系统能保持在最经济的条件下运行。3)在减少备用机组的情况下，能提高对用户供电的可靠性。4ppt课件

41绪论（1-4）2、电力网的额定电压电力网的额定电压等级是根据国民经济发展的需要、技术经济的合理性以及电气设备的制造水平等因素，经全面分析论证，由国家统一制定和颁布的。我国公布的标准额定电压如表1-1所示。表1-1我国交流电力网和电气设备的额定电压电力网和用电设备额定电压发电机额定电压电力变压器额定电压一次绕组二次绕组低压（V）220／127380／220660／380230400690220／127380／220660／380230／133400／230690／400高压（kV）3610—351102203305007503.156.310.513.8,15.75,18,20------------3及3.156及6.310及10.513.8,15.75,18,20351102203305007503.15及3.36.3及6.6lO.5及1138.5121242363550--5ppt课件

51绪论（1-5）电气设备的额定电压如下：1）用电设备的额定电压它是设备最经济合理的工作电压，它应与电网的额定电压一致。2）发电机的额定电压发电机的额定电压一般比同级电网额定电压高出5％。3）电力变压器的额定电压变压器的额定电压分为一次和二次。对于一次额定电压，当变压器接于电网末端时，性质上等同于电网上的一个负荷（如用户降压变电所的变压器），故其额定电压与电网一致；当变压器接于发电机引出端时（如发电厂升压变压器），则其额定电压应与发电机额定电压相同，即比同级电网额定电压高出5％。对于二次额定电压，是指变压器的空载电压，考虑到变压器承载时自身电压损失（通常在额定工作情况下约为5％），变压器二次侧额定电压应比电网额定电压高5％；当二次侧输电距离较长时，还应考虑到线路电压损失（约5％），此时，变压器二次侧额定电压应比电网额定电压高10％。6ppt课件

61绪论（1-6）3、电力系统的中性点运行方式电力系统的中性点是指星形联结的变压器或发电机的中性点。其中性点运行方式可分为中性点有效接地系统和中性点非有效接地系统两大类。中性点有效接地系统即中性点直接接地系统，中性点非有效接地系统包括中性点不接地和中性点经消弧线圈(或电阻)接地，使接地电流被控制到较小数值的系统。1）中性点不接地系统在正常运行时，各相对地电压、、是对称的，其值为相电压；各相对地电容相同（设线路单位长度电容为，线路长度为），电容电流对称且超前相电压90°，其值为，故三相电容电流矢量和为零。7ppt课件

71绪论（1-7）但是，当发生一相接地故障时(如C相,图1-2所示)，故障相对地电压为零，非故障相对地电压将升高至原来相电压的倍，而线电压在大小和相位上都没有变化。故障相对地电容被短接，非故障相由于对地电压的升高其电容电流升至原来电容电流的倍。此时，流经故障点的电流为非故障相A、B两相电容电流的矢量和，其有效值为。图1-2中性点不接地系统发生单相接地故障8ppt课件

81绪论（1-8）以上分析表明，中性点不接地系统发生单相接地故障时，线间电压不变，而非故障相对地电压升高到原来相电压的倍，故障相电容电流增大到原来的3倍。因此，对中性点不接地系统应注意：（1）电气设备对地绝缘要求必须按线电压数值来考虑。（2）若单相接地电容电流超过规定值(6～10kV线路为30A，35kV线路为10A)，会产生稳定电弧致使电网出现暂态过电压，危及电气设备安全。这时应采取中性点经消弧线圈（或电阻）接地的运行方式。9ppt课件

91绪论（1-9）2.中性点经消弧线圈接地系统消弧线圈实际上是一个铁心可调的电感线圈，安装在变压器或发电机中性点与大地之间，如图1-3所示。当系统发生单相接地故障时，接地故障相与消弧线圈构成了另一个回路，接地电流中增加了一个感性电流，它和装设消弧线圈前的电容电流方向相反，相互补偿，减小了接地点的故障电流，使电弧易于自行熄灭，从而提高了供电可靠性。图1-3中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地故障10ppt课件

101绪论（1-10）中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时，与中性点不接地的系统一样，非故障相电压仍升高倍，三相导线之间的线电压仍然平衡，电力系统可以继续运行。电力系统经消弧线圈接地时，有三种补偿方式，即全补偿、欠补偿和过补偿。全补偿方式即，此时系统将发生串联谐振，产生危险的高电压和过电流，可能造成设备的绝缘损坏，影响系统的安全运行。因此，一般系统都不采用全补偿方式。欠补偿方式即，此时接地点有未被补偿的电容电流流过，当系统运行方式改变而切除部分线路时，整个系统的对地电容电流将减少，有可能发展成为全补偿方式，从而出现上述严重后果，所以也很少被采用。过补偿方式即，在过补偿方式下，即使系统运行方式改变而切除部分线路时，也不会发展成为全补偿方式，致使系统发生谐振。因此，实际工程中大都采用过补偿方式。消弧线圈的过补偿度一般为5％～10％。11ppt课件

111绪论（1-11）3.中性点直接接地系统当发生一相对地绝缘破坏时，即构成单相接地故障，供电中断，可靠性降低。但是由于中性点接地的钳位作用，非故障相对地电压不变，电气设备绝缘水平可按相电压考虑。此外，在380／220V低压供电系统中，采用中性点直接接地，因此可以减少中性点的电压偏差，同时可以防止一相接地时出现超过250V的危险电压。在我国电力系统中，110kV及以上高压系统，为降低设备绝缘要求，多采用中性点直接接地运行方式；6～35kV中压系统中，为提高供电可靠性，首选中性点不接地运行方式，当接地电流不满足要求时，可采用中性点经消弧线圈（或电阻）接地的运行方式；低于1kV的低压配电系统中，通常为中性点直接接地运行方式。12ppt课件

121绪论（1-12）二、用户供电系统的特点和决定供电质量的主要指标1、用户供电系统的特点用户供电系统由用户内部变配电所、供电线路和用电设备等组成，其中变配电所是电力系统的终端降压变配电所。对于某些大型工业企业，在可靠性要求或技术经济比较合理时，也可建立自备发电站。用户供电系统的供电电压一般在110kV以下。2、决定供电质量的主要指标决定用户供电质量的指标为电压、频率和可靠性。13ppt课件

131绪论（1-13）1）电压理想的供电电压应该是幅值恒为额定值的三相对称正弦电压。由于供电系统存在阻抗、用电负荷的变化和用电负荷的性质(如冲击性负荷、非线性负荷)等因素，实际供电电压无论是在幅值上、波形上还是三相对称性上都可能与理想电压之间存在着偏差。(1)电压偏差电压偏差是指电网实际电压与额定电压之差。实际电压偏高或偏低对用电设备的良好运行都有影响。我国对用电单位的供电额定电压及容许偏差规定：35kV及以上供电电压：电压正、负偏差绝对值之和为10％；10kV及以下三相供电电压：±7％；220V单相供电电压：＋7％，－10％。14ppt课件

141绪论（1-14）(2)电压波动和闪变电网电压幅值（或半周波方均根值）的连续快速变化称为电压波动。由电压波动引起的灯光闪烁对人眼脑产生的刺激效应称为电压闪变。(3)高次谐波电网电压波形发生非正弦畸变时，电压中出现高次谐波。高次谐波的产生，除电力系统自身背景谐波外，在用户方面主要由大功率变流设备、电弧炉等非线性用电设备所引起。高次谐波的存在将导致供电系统能耗增大、电气设备尤其是静电电容器过流及绝缘老化加快，并会干扰自动化装置和通信设施的正常工作。(4)三相不对称三相电压不对称指三个相电压在幅值和相位关系上存在偏差。三相不对称主要由系统运行参数不对称、三相用电负荷不对称等因素引起。供电系统的不对称运行，对用电设备及供配电系统都有危害，低压系统的不对称运行还会导致中性点偏移，从而危及人身和设备安全。15ppt课件

151绪论（1-15）2）频率一个交流电力系统只能有一个频率。我国规定的电力系统标称频率(俗称工频)为50Hz。国际上标称频率有50Hz和60Hz两种。当电能供需不平衡时，系统频率便会偏离其标称值。频率偏差不仅影响用电设备的工作状态、产品的产量和质量，更重要地影响到电力系统的稳定运行。大多数国家规定频率偏差在(±0.1～±0.3)Hz之间。在我国，300万kW以上的电力系统频率偏差规定为±0.2Hz；而300万kW以下的小容量电力系统，其频率偏差规定为±0.5Hz。16ppt课件

161绪论（1-16）3）可靠性供电可靠性指供电系统持续供电的能力，应根据负荷等级来保证供电系统的可靠性。衡量供电系统供电可靠性的主要指标有：(1)供电可靠率在统计期间内，对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值。即（1-1）(2)用户平均停电时间用户在统计期间内的平均停电小时数。即（1-2）(3)用户平均停电次数用户在统计期间内的平均停电次数。（1-3）(4)用户平均故障停电次数用户在统计期间内的平均故障停电次数。即（1-4）17ppt课件

172用户供电系统（2-1）用户供电系统的基本设计目标是为各电力用户的生产活动和人民生活提供一个安全、可靠、合理、优质的供电环境。近年来，工业生产过程和设备与日俱新，自动化水平日益提高，商业用电和人民生活用电更是日益丰富，这些都对供电系统提出了更高的要求，也使得供电系统更加复杂。尽管不同用户的供电系统会因具体情况不同而异，但是电气设计的基本要素是相同的，它们包括：电力负荷及其计算；供电电压的选择与调整；电源（包括备用电源和应急电源）的选择；配电系统（包括变电所和配电网）的设计；供电系统的电能节约与电能质量控制；掌握上述要素，再考虑到不同用户的具体情况加以灵活运用，则可以设计出满足用户要求的用户供电系统。18ppt课件

182用户供电系统（2-2）一、电力负荷与负荷计算1、关于负荷的基本概念1）设备安装容量设备安装容量（亦称设备功率）是指连续工作的用电设备铭牌上的标称功率。但是，用电设备往往因工作性质不同而具有不同的运行工作制，这时，从供电安全和经济性两方面来考虑，应按设备铭牌功率予以折算。用电设备工作制分为：(1)连续运行工作制此类用电设备的连续运行时间较长，通常不小于10min。此类设备的铭牌容量就作为设备安装容量。(2)短时运行工作制此类用电设备的连续工作时间很短、但停歇时间相对很长。这类设备的数量很少。在计算包含短时工作制设备在内的一组用电设备的计算负荷时，若此类设备容量相对较小，则一般不予考虑。(3)断续周期工作制此类设备有一定的运行周期（小于10min），时而工作，时而停歇，反复运行。19ppt课件

192用户供电系统（2-3）2）负荷与负荷曲线电力负荷是指单台用电设备或一组用电设备从电源取用的电功率，包括有功功率、无功功率和视在功率。电力负荷随时间变化的曲线称为负荷曲线。根据负荷曲线绘制的时间长度，负荷曲线可有工作班（8小时）负荷曲线、日负荷曲线、周负荷曲线、月负荷曲线和年负荷曲线，其中日负荷曲线和年负荷曲线最为常用。日负荷曲线表示在一天中一定时间间隔t内的平均负荷随时间的变化情况，年负荷曲线表示全年负荷变动与负荷持续时间关系的曲线，如图2-1所示。通常，年负荷曲线是由不同季节典型日负荷曲线推算而来的。20ppt课件

202用户供电系统（2-4）在我国，求计算负荷的日负荷曲线时间间隔t取为30min。t的取值与导体的发热时间常数有关，导体截面越大，发热时间常数越大。由于中小截面（35mm2以下）导体的发热时间常数一般在10min左右，而导体达到稳定温升需要(3~4)的时间，因此时间间隔选为30min是合适的。通过对负荷曲线的分析，可以掌握负荷变化的规律，并从中获得一些对电气设计和运行有指导意义的统计参数。图2-1日负荷曲线与年负荷曲线a)日有功负荷曲线b)年有功负荷曲线21ppt课件

212用户供电系统（2-5）3）平均负荷、最大负荷、有效负荷与计算负荷(1)平均负荷Pav平均负荷是指电力负荷在一段时间内的平均值。电力用户的年平均负荷Pav可由年电能消耗量与年工作时间之比来计算：(2-4)式中，Wa——年电能消耗量（kWh）；Tgz——年工作时间（h），若全年无间断工作，则Tgz=8760h。(2)最大负荷Pmax最大负荷是指一年中典型日负荷曲线（全年至少出现3次的最大负荷工作班内的负荷曲线）中的最大负荷，即30min内消耗电能最大时的平均负荷，记作Pmax或P30。22ppt课件

222用户供电系统（2-6）(3)有效负荷Pe有效负荷是指由典型工作班负荷曲线（工作班时间为T）按下式计算所得的有效值：(2-5)对同一负荷曲线而言，有效负荷大于平均负荷而小于最大负荷。有效负荷是从等效发热的角度出发的，因此也可作为电气设计的依据。(4)计算负荷Pc电力用户的实际负荷并不等于用户中所有用电设备额定功率之和。因此，在用户供电系统设计中，必须首先找出这些用电设备的等效负荷。所谓等效是指用电设备在实际运行中对配电设备所产生的最大热效应与等效负荷产生的热效应相等，或实际负荷产生的最大温升与等效负荷产生的温升相等。23ppt课件

232用户供电系统（2-7）(3)有效负荷Pe有效负荷是指由典型工作班负荷曲线（工作班时间为T）按下式计算所得的有效值：(2-5)对同一负荷曲线而言，有效负荷大于平均负荷而小于最大负荷。有效负荷是从等效发热的角度出发的，因此也可作为电气设计的依据。(4)计算负荷Pc电力用户的实际负荷并不等于用户中所有用电设备额定功率之和。因此，在用户供电系统设计中，必须首先找出这些用电设备的等效负荷。所谓等效是指用电设备在实际运行中对配电设备所产生的最大热效应与等效负荷产生的热效应相等，或实际负荷产生的最大温升与等效负荷产生的温升相等。24ppt课件

242用户供电系统（2-8）4）负荷系数、利用系数、需要系数与形状系数(1)负荷系数负荷系数是指平均负荷与最大负荷之比，它反映了负荷的平稳程度。负荷越平稳，则负荷系数越大。负荷系数常分为有功负荷系数和无功负荷系数：（2-6）由于变压器和电机等设备在空载的情况下也需要一定的无功电流来建立工作磁场，而这部分无功功率基本不随有功负荷有无而变，因此，无功负荷曲线比有功负荷曲线变化平稳一些。通常，工业企业的有功负荷系数=0.65～0.75，无功负荷系数=0.70～0.82；智能建筑的有功负荷系数=0.35～0.80，无功负荷系数=0.40～0.85。25ppt课件

252用户供电系统（2-9）(2)利用系数利用系数是针对用电设备组而言的。利用系数Kx定义为用电设备组在最大负荷工作班内消耗的平均负荷Pav与该设备组的总安装容量PN之比。对某一用电设备组，统计其在最大负荷工作班的耗电量，除以该工作班的时间，便可以求出在该工作班内的平均负荷。附录表1为部分用电设备组的利用系数Kx值。(3)需要系数需要系数也是针对用电设备组而言的。需要系数Kd定义为用电设备组的最大负荷Pmax（或P30）与该设备组的总安装容量PN之比。需要系数反映了计算负荷与设备安装容量之间的关系。附录表2列出了各种类型用电设备组的需要系数值。26ppt课件

262用户供电系统（2-10）(4)形状系数形状系数也是针对用电设备组或用户整体而言的。形状系数Kz定义为有效负荷Pe与平均负荷Pav之比。形状系数与负荷的平稳程度有关。当负荷曲线无间断时，1Kz<1.5。负荷越平稳，Kz越小。一般情况下，Kz值在1.05～1.25之间。5）年最大负荷利用小时数Tmax年最大负荷利用小时数Tmax是这样一个假想时间：电力负荷按照最大负荷Pmax持续运行Tmax时间所消耗的电能恰好等于该电力负荷全年实际消耗的电能Wa。27ppt课件

272用户供电系统（2-11）如图2-2所示,年最大负荷Pmax延伸到Tmax的横线与两坐标轴所包围的矩形面积，恰好等于年负荷曲线与两坐标轴所包围的面积，即全年实际消耗的电能Wa，因此年最大负荷利用小时数为：（2-10）图2-2年负荷曲线和年最大负荷利用小时数附录表3列出了某些企业的年最大负荷利用小时数。28ppt课件

282用户供电系统（2-12）2、负荷估算负荷计算需要知道电力用户中所有用电设备的功率、工作性质、地理位置以及设备组的组成情况。但是，在工业企业或商住建筑的前期规划、可行性研究或初步设计阶段，还难以获得负荷计算所需要的基本数据，此时，多采用负荷估算的方法来初步估计用户的计算负荷，从而为供电电源的选择和供电系统的初步设计提供依据。1）单位产品耗电量法工业企业的年耗电量与年产量直接相关。对于生产同类产品但产地和规模不同的车间或工厂，生产单台产品的耗电量具有统计规律上的相似性。表2-1列出了部分产品的单位产品耗电量的统计平均值。29ppt课件

292用户供电系统（2-13）表2-1单位产品的电能消耗量若已知某企业的产品和产量，查表可得该产品的单位产品耗电量ω和该类工厂的年最大负荷利用小时数Tmax，进而按下式求出企业年电能需要量Wa和计算负荷Pc：(2-11)式中ω——单位产品耗电量；n——年产品数或年产量。标准产品单位单位产品耗电量kWh标准产品单位单位产品耗电量kWh有色金属铸件铸铁件锻铁件拖拉机汽车静电电容器1t1t1t1台1辆lkvar600～100030030～805000～80001500～25003变压器电动机量具刃具重型机床纱橡胶制品1kVAlkW1t1t1t1t2.5146300～8500160040250～40030ppt课件

302用户供电系统（2-14）2）负荷密度法商住建筑的用电负荷常与建筑面积直接相关。对于具有相同功能、用途和档次的商住建筑，尽管建筑的规模不同，但单位建筑面积上的负荷密度具有统计规律上的相似性。表2-2列出了当前经济发展情况下各类建筑物的负荷密度和需要系数。若已知建筑面积A(m2)，并查表得到同类建筑的负荷密度指标(W/m2)，则计算负荷Pc可按下式求得：(2-12)31ppt课件

312用户供电系统（2-15）表2-2各类建筑物的用电指标建筑类别负荷密度(W/m2)需要系数备注低档中档高档住宅1类：别墅6070800.35~0.50家庭全电气化2类：高级506070家庭基本电气化3类：普通304050家庭有主要家电公共设施行政办公5065800.70~0.80办公楼、一般写字楼商业金融服务701001300.80~0.90金融、商业、旅馆文化娱乐50701000.60~0.70体育305080医疗卫生50658032ppt课件

322用户供电系统（2-16）续表科教456580文物古迹203040其他102030宗教活动、社会福利工业企业一类工业3040500.30~0.40高科技企业二类工业4050600.30~0.45一般工业企业三类工业5060700.35~0.50中型与重型工业企业仓储普通仓储5810危险品仓储5812堆场1.522.5道路广场道路0.010.0150.02广场0.050.100.15停车场0.030.050.0833ppt课件

332用户供电系统（2-17）3）形状系数法用形状系数法估算计算负荷的具体步骤如下：(1)将用电设备分组，求出各用电设备组的总安装容量；(2)查出各用电设备组的利用系数及对应的功率因数，计算平均负荷：(3)根据负荷的平稳程度，适当选择形状系数Kz的值（一般情况下可取Kz=1.15），按下式估计计算负荷：(2-14)(2-13)34ppt课件

342用户供电系统（2-18）3、负荷计算根据工艺和建筑设计等部门提供的用电设备及其安装容量确定计算负荷的工作称为负荷计算。负荷计算的理论依据是相似性原理，即性质相同、功能相近的用电设备组、生产车间或电力用户，其负荷曲线应相似，其负荷曲线的特征参数值（负荷系数、利用系数、需要系数、最大有功负荷利用时数等）应相近。根据负荷曲线的不同的特征参数，人们总结提炼出了多种负荷计算方法，譬如需要系数法、附加系数法、二项式法等。其中，需要系数法以其计算简单、适用面广、需要系数数据齐全等特点，在用户供电系统设计中应用广泛，尤其适用于变（配）电所的负荷计算。35ppt课件

352用户供电系统（2-19）以工业企业用户为例来说明需要系数法在负荷计算中的应用。1)单台用电设备的计算负荷考虑到设备可能在额定工况下运行，单台用电设备的计算负荷就取设备的安装容量。(2-15)式中PN——用电设备的安装容量(kW)；tan——用电设备铭牌给出的功率因数角的正切值；UN——设备的额定电压(kV)；Pc——有功计算负荷(kW)；Qc——无功计算负荷(kvar)；Sc——视在计算负荷(kVA)；Ic——计算电流(A)。36ppt课件

362用户供电系统（2-20）对于某些设备，考虑到设备的运行效率或辅助设备的功率，设备铭牌功率并不一定是设备的额定电功率。譬如，考虑到荧光灯镇流器的功耗，荧光灯的电功率是灯管额定功率的1.2倍；考虑到电动机的运行效率，单台电动机的计算负荷Pc.M应按下式计算：(2-16)式中M——电动机在额定功率下的效率。37ppt课件

372用户供电系统（2-21）2)用电设备组的计算负荷当计算配电干线（譬如，第j条）上的计算负荷时，首先将用电设备分组，求出各组用电设备的总安装容量PN.i，然后查表得到各组用电设备的需要系数kd.i及对应的功率因数cosi和功率因数正切值tani，则需要系数与用电设备组中设备的负荷率、设备的平均效率、设备的同时利用系数以及供电线路的效率等因素有关。此外，操作工人的熟练程度、材料的供应、工具的质量等随机因素也对Kd有影响。设计时，设计人员应综合考虑上述各种因素，在给出的需要系数的变化范围内适当选择。(2-17)38ppt课件

382用户供电系统（2-22）表2-3工业用电设备的需要系数Kd值用电设备名称Kdcostan金属冷加工机床金属热加工机床液压机木工机械生产用通风机卫生用通风机冷冻机组压缩机拉单晶炉0.12~0.200.20~0.280.300.20~0.300.75~0.850.65~0.700.85~0.900.75~0.850.70~0.750.500.600.600.50~0.600.80~0.850.800.80~0.900.800.901.731.331.331.73~1.330.75~0.620.750.75~0.480.750.48需要系数法适用于用电设备台数较多、设备容量差别不大的场合，当用电设备组的设备台数较少时，需要系数法的计算结果往往偏小。对于设备台数为3台及以下的用电设备组，其计算负荷应取各设备功率之和；4台用电设备的计算负荷宜取设备功率之和乘以0.9的系数。39ppt课件

392用户供电系统（2-23）3)车间或全厂的计算负荷车间或全厂的负荷计算以车间内用电设备组或配电干线的计算负荷为基础，从负荷端逐级向电源端计算，而且需要在各级配电点乘以同期系数K，即求出变压器低压侧总计算负荷后，变压器高压侧的计算负荷等于低压侧计算负荷与变压器功率损耗之和。在初步设计时，变压器的功率损耗可按下式近似估算:(2-19)(2-18)40ppt课件

402用户供电系统（2-24）表2-4为同期系数的参考值。取值一般为0.85～0.95，但各级同期系数的连乘积不宜小于0．8，由于愈趋向电源端，负荷愈平稳，所以对应的值也愈大。应用范围K∑1.确定车间变电所低压母线的最大负荷时，所采用的负荷同期系数：冷加工车间热加工车间动力站2.确定配电所母线的最大负荷时，所采用的负荷同期系数：计算负荷小于5000kW计算负荷为(5000～10000)kW计算负荷超过10000kW0.7～0.80.7～0.90.8～1.00.9～1.00.850.8表2-4需要系数法的同期系数值注：当由各车间直接计算全厂最大负荷时，应同时乘以表中两种同期系数。41ppt课件

412用户供电系统（2-25）4）单相用电设备计算负荷的确定当单相用电设备的总容量小于三相设备总容量的15％时，不论单相设备如何分配，均可直接按三相平衡负荷计算；若单相用电设备的总容量大于三相用电设备总容量的15％时，则需将其换算成三相等效负荷后，再参与负荷计算。单相用电设备换算为三相等效设备容量的方法如下：(1)单相设备接于相电压时，将三相线路中单相用电设备容量最大的一相乘以3作为三相等效设备容量。(2)单相设备接于线电压时，首先应将接于线电压的单相设备容量换算为接于相电压的设备容量，然后再分相计算各相的设备容量，取最大负荷相的设备容量的3倍来作为等效的三相负荷容量。接于线电压的单相设备容量换算为接于相电压的设备容量时，换算公式如下：42ppt课件

422用户供电系统（2-26）(2-20)式中PAB、PBC、PCA——接于AB、BC、CA相间的有功负荷(kW)；PA、PB、PC——换算为A、B、C相的有功负荷(kW)；QA、QB、QC——换算为A、B、C相的无功负荷(kvar)；pAB-A、qAB-A、…——换算系数，如表2-5所示。表2-5相间负荷换算为相负荷的功率换算系数功率换算系数负荷功率因数0.350.40.50.60.650.70.80.91.0pAB-A、pBC-B、pCA-C1.271.171.00.890.840.80.720.640.5pAB-B、pBC-C、pCA-A-0.27-0.1700.110.160.20.280.360.5qAB-A、qBC-B、qCA-C1.050.860.580.380.30.220.09-0.05-0.29qAB-B、qBC-C、qCA-A1.631.441.160.960.880.80.670.530.2943ppt课件

432用户供电系统（2-27）4、功率因数及其提高功率因数反映了用电负荷的性质。当功率因数为1时，用电负荷为纯电阻性负荷，负荷从电源只吸收有功功率；当功率因数小于1时，用电负荷为阻感性或阻容性负荷，负荷不仅从电源吸收有功功率，还将吸收一定的无功功率。无功功率增大了负荷电流，进而导致设备容量增大、电网能耗增加等。因此，无功功率宜就近平衡或补偿。在电气设计阶段，应保证电力用户的功率因数满足供电部门的要求。根据《供配电系统设计规范》的规定，高压供电用户的功率因数应不小于0.9，低压供电用户的功率因数应不小于0.85。当功率因数不满足要求时，应采取适当的提高措施。44ppt课件

442用户供电系统（2-28）1）功率因数按照无功补偿前后划分，功率因数分为自然功率因数和总功率因数，无补偿时用电设备组的功率因数称为自然功率因数，而补偿后的功率因数称为总功率因数。按照功率因数的测算方法来分，有瞬时功率因数和平均功率因数。瞬时功率因数是某一工频周期的功率因数，由功率因数表读出，其原理是测量一个工频周期中电流与电压的相位差，或测量一个工频周期中有功功率、无功功率与视在功率，并按下式计算而得：(2-21)45ppt课件

452用户供电系统（2-29）平均功率因数是指一段时间内（譬如一天或一个月等）功率因数的平均值。对于已经运行的负荷，平均功率因数是通过测定用户在一段时间内的有功电能和无功电能由下式计算：(2-22)式中W——用电设备组在计量时段内的有功电能消耗量；V——用电设备组在计量时段内的无功电能消耗量。46ppt课件

462用户供电系统（2-30）2）功率因数的提高电气设计中，首先应该提高用户的自然功率因数。(1)无功补偿方式无功补偿应本着就近平衡的原则，低压设备的无功功率宜在低压侧补偿，高压设备的无功功率则应在高压侧补偿，补偿装置应尽量靠近无功负荷。按照补偿电容器的安装位置，无功补偿方式分为就地补偿和集中补偿，如图2-3所示。图2-3补偿电容器的布置方式47ppt课件

472用户供电系统（2-31）电容器a为就地补偿。它可以最大限度减少系统中流过的无功功率，使整个供电线路的功率及能量损耗、送电线路的导线截面、开关设备和变压器容量都相应减少或降低，单从补偿效果来看，这是最好的补偿方式。但这种补偿方式也有不足之处：①电容器利用率低，因为在用电设备切除的同时电容器也切除，否则产生无功功率的倒送；②易受到机械震动及其他环境条件的影响。电容器b为分组集中补偿，和就地补偿相比，所需的电容器总容量较少，即电容器的利用率较高，但其补偿效果稍差。电容器c为低压集中补偿，电容器d为高压集中补偿。48ppt课件

482用户供电系统（2-32）(2)无功补偿容量在新建工厂的设计阶段，无功功率补偿前的自然平均功率因数可按下式确定：(2-23)式中Pc——用电设备或用电设备组的有功计算负荷(kW)；Qc——用电设备或用电设备组的无功计算负荷(kvar)；——用电设备组的有功负荷系数；——用电设备组的无功负荷系数；49ppt课件

492用户供电系统（2-33）(2-24)若采用固定补偿装置，无功补偿容量可按下式确定：当采用分组自动投切的补偿装置时，无功补偿容量应按下式确定：式中tan1——补偿前功率因数cos1对应的正切值；tan2——补偿后期望的功率因数cos2对应的正切值；自动补偿后的总功率因数为：(2-25)(2-26)50ppt课件

502用户供电系统（2-34）5、供电系统负荷计算示例某用户供电系统结构和负荷数据如图2-4所示，按照需要系数法，各级负荷计算如下。图2-4负荷计算示例图51ppt课件

512用户供电系统（2-35）1）用电设备组的负荷计算(1)通风机通风机：PN=29kW，查表得Kd＝0.85和tan=0.75，于是(2)高频加热设备高频加热设备：PN=80kW，查表得Kd=0.6和tan=1.02，于是(3)机加工车间冷加工机床：PN=50kW，查表得Kd=0.16和tan=1.73；热加工机床：PN=92kW，查表得Kd=0.3和tan=1.33；于是52ppt课件

522用户供电系统（2-36）(4)点焊机点焊机：PN=90kW，查表得Kd=0.35和tan=1.33，于是2）1＃变电所低压侧计算负荷取1＃变电所各组负荷的同期系数为：K=0.90，于是3）低压集中补偿容量的计算采用电容器分组自动投切的低压集中补偿方式，设补偿后功率因数为cos=0.93，则53ppt课件

532用户供电系统（2-37）补偿后变压器低压侧计算负荷为（108kW+j30kvar），Sc=112kVA。4）变电所高压侧计算负荷1＃变电所变压器损耗按下式估算：1＃变电所高压侧计算负荷为：5）全厂总计算负荷取全厂负荷的同期系数为：K=0.90，于是54ppt课件

542用户供电系统（2-38）二、供电电压与电源的选择供配电电压的高低对供电系统方案、有色金属消耗、电能质量及用电经济性等均有重大影响。决定用户供电电压高低的主要因素是用户供电系统的电压质量与安全经济性。一般而言，供电电压越高，用户供电系统的电压质量越好，线路能耗也越小，但供电系统的建设投资越大。线路电压损失是影响用户供电系统电压质量的主要因素。用电负荷越大，供电距离越长，则线路电压损失越大。供电电压的选择主要取决于负荷大小、供电距离和用电设备特性，但它往往受到用户所在地区供电条件的限制。55ppt课件

552用户供电系统（2-39）1、线路电压损失由于线路存在阻抗，当输送一定负荷时，线路首末端将存在电压之差。线路首末端电压的相量差称为线路中的电压降，记作；线路首末端电压的幅值差称为线路中的电压损失，记作。图2-5a所示为末端有一集中负荷的线路AB，以末端相电压为基准，作出一相的电压相量图如图2-5b所示。图2-5电压损失计算示意图a)电路图b)相量图56ppt课件

562用户供电系统（2-40）根据定义，线路AB的电压降为：式中UZ——电压降的纵分量；UH——电压降的横分量，分别计算如下：对于用户供电系统，由于线路首末端电压相角差小，在讨论电压对用户电气设备的实际影响时，往往只考虑电压幅值的大小。根据定义，线路AB的电压损失为：(2-28)(2-27)57ppt课件

572用户供电系统（2-41）通常，电压损失用电压损失实际值对电网额定电压的百分数来表示，由于用户供电系统输电距离短，可以认为UB≈UN，则有图2-6为分段接有负荷的干线线路。图中，p、q分别为支线上的负荷；P、Q分别为干线上的负荷；l、r、x分别为每段线路的长度和阻抗；L、R、X分别为各负荷点至线路首端的长度和阻抗。线路首末端总电压损失计算如下：或(2-30)(2-29)(2-31)58ppt课件

582用户供电系统（2-42）(2-32)对于图2-6，各参数关系如下：如果各段导线的截面是相同的，则：式中r0、x0——分别是单位长度导线的电阻和电抗值。由式(2-32)可知，输送功率与输送距离的乘积决定着线路上的电压损失，常称其为负荷距，它是判断电压质量的重要技术指标。图2-6分段负荷的电压损失计算示意图59ppt课件

592用户供电系统（2-43）2、电压与负荷容量和输送距离的关系由于受导线截面的限制和线路电压损失的要求，每一标称电压下线路的输电能力是有限的。1)通常用户供电系统所用的导线最大标称截面为240mm2，其承载电流的能力限制了某一电压下输送功率的大小。对截面为A的导线，设在满足经济性条件下其可承载的最大电流为Imax，则其可输送的最大功率为：式中，cos为负荷功率因数。譬如，对截面为240mm2的铝心架空线而言，在满足经济性条件下其可承载的最大电流约为216A，设负荷功率因数cos=0.8，则在lOkV电压下可输送的最大功率为：60ppt课件

602用户供电系统（2-44）2)按线路电压损失要求(一般不应大于5％)，在额定电压UN下，对某一截面导线的负荷矩限制如下：故譬如，对截面为240mm2的铝心架空线，线间几何均距为lm，设负荷功率因数cos=0.8，则在lOkV电压下的最大负荷距为最大负荷下的传输距离为：此例说明，在lOkV电压下，240mm的铝绞线可输送的最大功率约为3000kW，并在此功率下可传输的最大距离约为5km。261ppt课件

612用户供电系统（2-45）基于上述考虑，在不同电压下线路的输送容量和输送距离参考值如表2-6所示。当然，当输送功率减小时，输电距离可相应延长。额定电压/kV传输方式输送功率/kW输送距离/km0.22架空线小于500.150.22电缆小于1000.20.38架空线1000.250.38电缆1750.356架空线120015～46电缆3000小于310架空线200020～610电缆5000小于635架空线2000～800050～2035电缆1500020110架空线10000～50000150～50表2-6线路的输送容量和输送距离62ppt课件

622用户供电系统（2-46）3、电压的选择用户供电系统的电压等级应符合电力系统的额定电压。由于用户负荷相对较小、供电距离较短，从安全和经济的角度考虑，用户供电系统的电压等级一般在35kV及以下。1)供电电压的选择供电电压的选择应根据用电容量和供电距离参照表2-6并考虑当地电网现状、用户的用电负荷性质及未来发展规划等因素综合而定。一般用户的供电电压为(6～10)kV，大中型工业企业的供电电压可为35kV。对于个别电力用户，当用电负荷很大、输电距离长且有大功率冲击性负荷(如电弧炼钢炉、轧钢设备及大型整流装置等)时，在技术经济合理的条件下，可考虑采用更高一级电压供电。63ppt课件

632用户供电系统（2-47）2）高压配电电压的选择用户供电系统的高压配电电压一般采用(6～10)kV。而高压配电电压应首选lOkV。当用户有多台6kV用电设备、且容量较大、在技术经济上合理时，才采用6kV。当用户有少量3kV电动机时，可用10(6)／3kV专用变压器供电。对于具有下列情况的工业企业，可考虑采用35kV深入厂区直接配电的方式：(1)厂区和负荷都不大的用户，且取得35kV电源很方便时，可用35／0.4kV变压器直接供给用电负荷；(2)厂区十分分散，而分区负荷又相对集中，可采用35kV架空线深入厂区直接给各分区配电。3）低压配电电压的选择1000V以下的电压，除非因为安全所规定的特殊电压外，对于供给用户直接使用的交流动力及照明电压，我国是380／220V。对于矿山和油田等特殊场合，由于负荷分散，供电距离长，为了保证电压质量，动力用电可采用660／380V或1140/660V。64ppt课件

642用户供电系统（2-48）3、电源的选择由于生产性质或使用场合的不同，不同用户或同一用户内的不同设备对供电可靠性的要求是不同的。可靠性即根据用电负荷的性质和突然中断其供电在政治或经济上造成损失或影响的程度对用电设备提出的不允许中断供电的要求。供电电源首先应满足用电负荷的特定要求。1)负荷等级按照用电负荷对供电可靠性的要求，即中断供电对人身生命、生产安全造成的危害及对经济影响的程度，用电负荷分为下列三级：65ppt课件

652用户供电系统（2-49）(1)一级负荷（关键负荷）突然停电将关乎人身生命安全，或在经济上造成重大损失，或在政治上造成重大不良影响者。如重要交通和通信枢纽用电负荷、重点企业中的重大设备和连续生产线、政治和外事活动中心等。(2)二级负荷（重要负荷）突然停电将在经济上造成较大损失，或在政治上造成不良影响者。如突然停电将造成主要设备损坏或大量产品报废或大量减产的工厂用电负荷，交通和通信枢纽用电负荷，大量人员集中的公共场所等。(3)三级负荷（一般负荷）不属于一级和二级负荷者。66ppt课件

662用户供电系统（2-50）2）电源及其选择电力用户可由多种电源供电，以满足不同设备对电力和供电可靠性的需要。直接来自电力系统的电源是绝大多数电力用户的主要电能来源，它为用户提供了满足长期稳定持续供电需要的大宗电能，属于正常电源。除正常电源外，用户根据需要可以设置一些应急电源，以备正常电源故障中断时的急需之用。譬如，独立于正常电源的备用发电机组、独立于正常电源的备用馈电线路、蓄电池组、不间断电源（UPS）等。各级用电负荷的供电电源和供电方式，应根据负荷对供电可靠性的要求和地区供电条件，按下列原则考虑确定：67ppt课件

672用户供电系统（2-51）（1）一级负荷应由两个独立电源供电，有特殊要求的一级负荷，两个独立电源应来自两个不同的地点。两个供电电源应在设备的控制箱内实现自动切换，切换时间应满足设备允许中断供电的要求。除正常电源外，还需增设应急电源。（2）二级负荷应由两回线路供电，并可在配电装置内实现切换，当一回线路故障时，应不影响另一回线路供电。当负荷较小或取得两回线路有困难时，可由一回专用线路供电。小容量负荷可以采用一路电源加不间断电源，或一路电源加设备自带的蓄电池组在末端实现切换。（3）三级负荷对供电方式无特殊要求，但在不增加投资或经济允许的情况下，也应尽量提高供电可靠性。68ppt课件

682用户供电系统（2-52）三、用户变电所用户变电所是用户供电系统的主要组成部分，它向用户分配电能并进行控制，其组成结构如图2-7所示。图2-7用户供电系统结构框图1－总降压变电所2－配电所3－10(6)kV变电所4－高压用电设备69ppt课件

692用户供电系统（2-53）1、变电所的作用与组成变电所的主要作用是降低电压并向用电设备或用电设备组配电。降压变压器是用户变电所的最重要的设备。用户供电通常采用高压(35～110)kV或中压(6～10)kV进线，而大多数用电设备是低压设备，必须通过变压器降压使用。用户变电所按电压等级分为总降压变电所和10(6)kV变电所（在工业企业称为车间变电所）。高低压开关、供配电线路和测量保护设备等是变电所中的主要电气设备，实现着电能的控制与分配和供电系统的监视与保护。安全、可靠、合理、经济是对用户供电系统的基本要求，也是对用户变电所的要求。70ppt课件

702用户供电系统（2-54）2、变电所的设置1）总降压变电所或总配电所当用户供电电压为35kV及以上时，一般应考虑设置总降压变电所。对于以35kV供电的用户，若用户没有高压用电设备，为简化供电系统，减少投资和电能损耗，在周围环境允许时，也可以不设总降压变电所，而以35／0.4kV的变压器直接向负荷供电。总降压变电所可以设置1～2台降压变压器。当供电电压为10(6)kV且有多台高压用电设备或10(6)kV变电所较多时，宜设置总配电所。对负荷不大的小型用户，可将总配电所与某个10(6)kV变电所合并，扩充为变配电所，或仅设一个独立式变电所。71ppt课件

712用户供电系统（2-55）2）10(6)kV变电所10(6)kV变电所（在工厂供电系统中常称为车间变电所）的设置主要取决于车间（或小区）负荷的大小、车间（或小区）之间的距离、各生产车间之间工艺联动要求以及经济效果。车间（或小区）负荷较小时，可考虑几个邻近车间（或小区）或工艺上有联动要求的车间合建一个变电所，合建时要考虑低压线路供电的负荷矩。车间（或小区）负荷较大时，可考虑单独建立一个变电所。当车间（或小区）负荷很大时，也可在该车间（或小区）建立多个变电所。根据负荷的大小和负荷等级，一个10(6)kV变电所一般设置1～2台变压器，单台变压器容量一般不大于1600kV·A。72ppt课件

722用户供电系统（2-56）3、变电所位置的确定1）总降压变电所或总配电所总降压变电所的位置应接近负荷中心，并适当靠近电源的进线方向，以便使有色金属耗量最少和线路功率及电能损耗最小。同时，还应考虑变电所周围的环境、进出线的方便和设备运输的方便。在确定负荷中心时，通常画出负荷指示图，如图2-8所示。在工厂或车间总平面图上，根据不同的电压、负荷类型(动力或照明)，按照负荷大小画成圆，圆心为车间负荷的重心，圆的直径，其中S为负荷的视在容量，n为比例尺，如lmm2=kVA／n。通过观察负荷指示图，可以大致确定负荷中心，必要时也可按下述计算方法求取。73ppt课件

732用户供电系统（2-57）图2-8负荷指示图注：1．圆中带斜线者为动力负荷，不带斜线者为照明负荷2．分线值为示例，分子为动力负荷，分母为照明负荷74ppt课件

742用户供电系统（2-58）图2-9给出全厂负荷分布示意图，坐标原点可任选。假设在(x，y)处设置总降压变电所，则有色金属消耗的体积V为(2-33)式中Ai——第i回线路的导线截面(i=1，2，3，…，n)；li——第i回线路的导线长度。假定各回导线的电流密度相同，则式(3-9)可改写为式中J——导线电流密度(A／mm2)，J=I/A；(xi、yi)——第i个负荷点在坐标系中的坐标位置。图2-9负荷分布示意图75ppt课件

752用户供电系统（2-59）为求其有色金属消耗量最少，令和可以得出：根据式（2-34），可以解出（x，y）的坐标。用上述方法，按线路功率损耗最小的条件，也可求出（x，y）的坐标，其结果如式(2-34)所示。(2-34)76ppt课件

762用户供电系统（2-60）2）10(6)kV变电所10(6)kV变电所的位置也应深入到低压负荷的中心，但往往受到生产工艺和建筑的制约。考虑到运输的方便及进出线方式，10(6)kV变电所的位置主要有以下几种类型：(1)独立变电所具有独立完整的变电所建筑。主要是用在负荷过于分散，将变电所建在任一厂房均不合适，或由于生产环境的限制，如防火、防爆、防尘、有腐蚀性气体等，才考虑设置独立变电所。设置独立变电所时要考虑低压的合理送电容量及距离。独立式变电所具有建筑费用高、馈电距离远、线路损耗大等缺点。77ppt课件

772用户供电系统（2-61）(2)附设变电所附设变电所利用厂房一面或两面墙壁建造，如图2-10所示。当厂房生产面积有限、生产环境特殊、或因生产工艺要求设备经常变动时，宜采用外附式，否则应采用内附式。附设变电所最好布置在厂房较长的一边上，并使其略偏向电源的方向，在两个跨度或三个跨度的厂房，也可以将变电所棋布在厂房的两端。如果厂房布局允许，也可将变电所设置在厂房内部或梁架上，以便供电点最大程度地接近负荷中心。图2-10附设变电所位置示意图a)内附式b)外附式78ppt课件

782用户供电系统（2-62）(3)箱式变电所箱式变电所集配电变压器和开关电器于一体，装配在箱内，整体可独立置于户外，具有体积小、安装灵活、无需建筑等特点，适用于小型工业企业、居民小区、广场和道路照明等场合。(4)地下变电所地下变电所设于地下，通风不良，投资较大，用于有防空等特殊要求的场合，此外，民用高层建筑的变电所常设置在地下室内。79ppt课件

792用户供电系统（2-63）4、变压器的选择为了降低电能损耗，变压器应首选低损耗节能型。当厂区配电母线电压偏差不能满足要求时，总降压变压器可选用有载调压变压器。车间变压器一般采用普通变压器。在具有三级高压的大型工厂变电所，如通过主变压器各侧的功率均达到该变压器容量的15％以上，宜采用三绕组变压器。对于10(6)/0.4kV变压器，其绕组型式可以是Yyn0或Dynll接法，但Dynll接法具有零序过电流保护灵敏度高和抑制零序谐波等优点，宜优先采用。变压器台数应根据供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等综合确定。在确定变压器容量时，除考虑正常负荷外，还应考虑到变压器的过负荷能力和经济运行条件。80ppt课件

802用户供电系统（2-64）1）变压器的过负荷能力变压器在额定条件下可以持续正常运行。但实际情况是，变压器在许多时间内的实际负荷远小于额定容量，因而使得变压器在不降低规定使用寿命的条件下具有一定的短期过负荷能力。变压器的过负荷分为正常过负荷和事故过负荷两种。(1)正常过负荷在实际运行中，变压器的负荷和环境温度是经常变化的。当负荷较轻或环境温度较低时，绝缘材料的老化速度减缓；当出现过负荷或环境温度较高时，绝缘材料的老化加速。因此，在不降低变压器预期使用寿命条件下，上述两种运行方式可以互相补偿。(2)事故急救过负荷即使在变压器正常过负荷的情况下，其绝缘老化程度也只相当于绝缘自然损坏率的80％，余量20％是为了满足急救过负荷而储备的。81ppt课件

812用户供电系统（2-65）2）变压器的经济运行变压器是变电所中电能损耗最大的设备，因此，变电所的经济运行主要取决于变压器的经济运行。所谓变压器的运行是经济的，是指变压器在运行中传输单位kVA所消耗的有功功率损耗最小。显然，变压器的经济运行与变压器负荷率（变压器实际容量占额定容量之百分比）有关。通常，变压器的经济负荷率约在70%左右。对于多台并列运行的变压器，也存在经济运行方式的问题。随着负荷的变化，可以改变运行变压器的台数，以便在不同的负荷区间，总运行损耗最小。关于变压器的经济运行条件和并列运行条件的具体计算，请参阅本章第七节“供电系统中的电能损耗与节约”。82ppt课件

822用户供电系统（2-66）3）变压器数量和容量的选择(1)变压器台数的选择一个变电所中变压器的台数通常为(1～2)台。当一、二级负荷较大时，为满足供电可靠性，应采用两台变压器供电。若一、二级负荷较小，并且可由低压侧取得足够容量的备用联络电源，也可装设一台变压器。当负荷为三级时，宜采用一台变压器。但当负荷较大或认为经济合理时，也可采用两台变压器。(2)变压器容量的选择变压器的容量首先要满足在计算负荷下变压器能够长期可靠运行。单台变压器的额定容量SNT与计算负荷SC的关系应满足：(2-35)83ppt课件

832用户供电系统（2-67）(2-36)对于两台并列运行的变压器，则应满足式中SNT1、SNT2——分别为并列运行的两台变压器的额定容量；SCI、SCII——分别为负荷SC中一级和二级负荷的容量。变压器容量的选择除必须满足上述基本要求外，还应考虑：①为适用工厂发展和调整的需要，变压器容量应留有15％～25％的裕量。②满足变压器经济运行条件。84ppt课件

842用户供电系统（2-68）对于设有两台变压器的变电所，通常选用两台等容量的变压器，单台变压器的容量视它们的备用方式而定：(1)明备用一台变压器工作，另一台变压器停止运行作为备用。此时，两台变压器均按最大负荷时变压器负荷率为100％考虑。(2)暗备用两台变压器同时运行，正常情况下每台变压器各承担约全部负荷的50％。因此，每台变压器的容量宜按全部最大负荷的70％选择。变压器互为暗备用的特点是：①正常情况下，变压器最大负荷率约为70％，符合变压器经济运行要求，并留有一定裕量。②若一台变压器故障，另一台变压器可以在承担全部最大负荷的情况下继续运行一段时间，这段时间完全有可能调整生产，切除部分不重要负荷，保证生产秩序。85ppt课件

852用户供电系统（2-69）5、变电所的主要电气设备变电所的电气设备分为一次设备和二次设备。高低压开关柜是变电所的主要一次成套设备。高压开关的操作控制系统、继电保护系统、测量与信号系统以及通信系统是用户变电所的主要二次设备，保障着一次设备和供电系统的安全可靠运行。下面介绍主要一次设备的功能和用途。1）高压断路器供电系统中最重要的开关电器之一。线路正常时，用来通断负荷电流；线路故障(短路)时，在保护装置的作用下用来切断巨大的短路电流。断路器具有良好的灭弧装置和较强的灭弧能力。按灭弧介质划分，断路器分为油断路器、真空断路器、SF6断路器等，油断路器目前正在逐步淘汰。86ppt课件

862用户供电系统（2-70）2）负荷开关线路正常时，用来通断负荷电流，但不能用来切断线路短路电流。负荷开关只有简易的灭弧装置。负荷开关必须与高压熔断器配合使用，利用高压熔断器切断短路故障电流。3）隔离开关隔离开关没有灭弧装置，其灭弧能力很小。仅当电气设备停电检修时，用来隔离电源，造成一个明显的断开点，以保证检修人员的工作安全。在10(6)kV变电所中，允许采用隔离开关作为下列设备和线路的正常通断操作开关：(1)电压互感器和避雷器。(2)励磁电流不超过2A的空载变压器。(3)电容电流不超过5A的空载线路。(4)感性负荷电流不超过5A的用电设备，如所用变压器等。在上述情况下，当采用隔离开关作为负荷通断开关时，必须与熔断器配合，利用熔断器来切除故障。87ppt课件

872用户供电系统（2-71）4）熔断器线路或设备故障时，用于切断强大的短路故障电流。在某些情况下，熔断器常与负荷开关或隔离开关配合使用，以代替价格昂贵的高压断路器，节约工程投资。5）避雷器避雷器主要用来抑制架空线路和配电母线上的雷电过电压和操作过电压，以保护电气设备免受损害。6）静电电容器主要用于补偿无功功率。7）所用变压器小容量10(6)kV变压器，主要向变电所内部的动力负荷、照明负荷、继电保护操作电源等提供电力。8）电流互感器将主回路中的大电流变换为小电流信号，供计量和继电保护用。9）电压互感器将高电压变换为低电压，供计量和继电保护用。88ppt课件

882用户供电系统（2-72）如图2-11所示，电压互感器常用的三种接线方式及应用范围如下：(1)图2-11a是两个单相电压互感器联结成V/V形，或称开口三角形联结法，这种接线方式常用于中性点不接地系统中，可以测量三相相间电压，也可接电度表或功率表。(2)图2-11b为三相三芯式的Y/Y0联结法，这种联结方式可用来测量三相相间电压，也可接电度表和功率表，但不能测量相对地电压。(3)图2-11c是三相五芯三绕组电压互感器的Y0/Y0/△联结法，这种联结方式用得最广泛。二次侧Y0联结法可用来测量线电压、相电压及接电度表和功率表，另一个二次辅助线圈联结成开口三角形，用来测量电路对地绝缘，即测量零序电压值。89ppt课件

892用户供电系统（2-73）图2-11电流互感器常用的三种接线a)两个单相电压互感器的V/V联结法b)三相三芯式电压互感器的Y/Y0联结法c)三相五芯式电压互感器的Y0/Y0/△联结法90ppt课件

902用户供电系统（2-74）四、变电所的电气主接线1、电气主接线及其要求电气主接线表示电能从电源分配给用电设备的主要电路，主接线图应表示出所有的电气设备及其联接关系。安全、可靠、灵活、经济是对变电所主接线的基本要求。安全包括设备安全和人身安全。可靠就是变电所的主接线应能满足各级负荷对供电可靠性的要求。灵活就是在保障安全可靠的前提下，主接线能够适应不同的运行方式。经济是在满足以上要求的前提下，尽量降低建设投资和年运行费用。但是，在投资增加不多或经济许可的情况下，应尽量提高供电可靠性，减少停电损失。确定供电方式还应考虑未来用电负荷的发展。91ppt课件

912用户供电系统（2-75）2、母线制母线是从配电变压器或电源进线到各条馈出线路之间的电气主干线，它起着从电源接收电能和给各馈出线分配电能的作用。母线制是指电源进线与各馈出线之间的连接方式。常用母线制主要有三种：单母线制、单母线分段制和双母线制。1）单母线制单母线制如图2-12所示，用于只有一回进线的情况。单母线制的可靠性和灵活性都较低，母线或直接连接于母线上的任一开关发生故障或检修时，全部负荷都将中断供电。图2-12单母线制92ppt课件

922用户供电系统（2-76）2）单母线分段制在两回电源进线的情况下，宜采用单母线分段制，如图2-13所示。母线分段开关可采用隔离开关，但当分段开关需要带负荷操作或继电保护和自动装置有要求时，应采用断路器。单母线分段制在可靠性和灵活性方面较单母线制有所提高，但其缺点是，某分段上的母线或母线隔离开关发生故障或检修时，该段母线上的负荷将中断供电，而且电源只能通过一回进线供电，供电功率较低。图2-13单母线分段制a)用隔离开关分段b)用断路器分段93ppt课件

932用户供电系统（2-77）3）双母线制对于特别重要的负荷，可考虑采用双母线制。图2-14为双母线制接线图，B1为工作母线，B2为备用母线，每一条进线或馈线经由一个断路器和两个隔离开关接于双母线上。双母线制的优点有：①轮流检修母线或母线隔离开关，不致引起供电中断。②在工作母线发生故障时，通过备用母线能迅速恢复供电。缺点有：开关数目增多，联锁机构复杂，切换操作繁琐，造价高。对用户供电系统不推荐采用双母线制。图2-14双母线制94ppt课件

942用户供电系统（2-78）3、总降压变电所的主接线用户供电系统中，总降压变电所的常用电气主接线可概括为两类：线路—变压器组方式和桥形接线方式。1）线路—变压器组接线图2-15为线路—变压器组的几种典型接线方式，其共同特点是一回电源进线经过一台主降压变压器供电到厂内配电母线上。图2-15线路—变压器组接线方式95ppt课件

952用户供电系统（2-79）图2-15a在变压器两侧均设有断路器，当变压器内部故障时，继电保护装置动作于QF1跳闸；当变压器二次侧母线故障时，继电保护装置动作于QF2跳闸。隔离开关QS1和QS2在检修变压器及断路器时打开，起隔离两边电源的作用。在操作顺序上，合闸时，首先闭合QS2和QS1，然后闭合QF1和QF2；打开时，先打开QF2和QF1，然后打开QS1和QS2。图2-15b与图2-15a的区别在于，省去了电源侧断路器，这时，变压器内部故障必须依靠线路电源端继电保护装置来完成，而且隔离开关QS1应能切断变压器的空载电流。这种简化接线的使用条件是：1)变压器由上级变电所或配电所专线供电；2)供电线路较短，上级变电所或配电所出口处继电保护能可靠实现对变压器的保护；3)变压器容量小，能满足用隔离开关切断变压器空载电流的要求。96ppt课件

962用户供电系统（2-80）图2-15c通常用于35/0.4kV直接降压变电所，具有接线简单、投资少等优点。变压器的过电流和内部故障由跌落式熔断器保护，低压母线故障由变压器二次侧的低压断路器保护。上述单回电源进线的线路—变压器组接线可用于对二、三级负荷供电。当用户有两回电源进线时，可采用双回线路—变压器组接线配以单母线分段制，用于对一、二级负荷供电，如图2-16所示。如继电保护和自动装置无要求，母线分段开关可仅设隔离开关。图2-16双回线路—变压器组接线方式97ppt课件

972用户供电系统（2-81）2）桥形接线桥形接线分为内桥和外桥两种，如图2-17所示，其共同特点是在两台变压器一次侧进线处用一桥臂将两回线路相连。桥臂连在进线断路器之内称内桥，连在进线断路器之外称外桥。两种桥形接线都能实现线路和变压器的充分利用，桥形接线可用于给一、二级负荷供电。图2-17桥形接线方式a)内桥接线b)外桥接线98ppt课件

982用户供电系统（2-82）4、10(6)kV配电所的主接线配电所是用户电能的中转站。10(6)kV配电所接收来自电源或总降压变压器的电能并分配给各馈出线的用户，每个配电所的馈出线路一般不少于4～5回。此外，在配电母线上常设有电压互感器、避雷器、静电电容器、所用变压器等。(1)10(6)kV电源进线电源进线的常用接线方式如图2-18所示。图2-18a适用于外来电源进线或引自总降压变压器的二次侧，用于需带负荷操作或继电保护和自动装置有要求的情况；图2-18b仅设一个隔离开关，适用于专线供电，且继电保护和自动装置无要求的情况。图2-18配电所10(6)kV电源进线的接线方式99ppt课件

992用户供电系统（2-83）(2)10(6)kV馈出线馈出线的常用接线方式如图2-19所示。图2-19a适用于向负荷比较大或需要频繁操作的下一级配电所或高压用电设备配电；对于没有倒送电可能的线路可采用简化的图2-19b接线；对于小容量线路或设备，当满足保护和操作要求时，可用带熔断器的负荷开关代替断路器，如图2-19d所示；对于电压互感器、所用变压器等很小容量的设备，可采用图2-19c接线方式以减少投资，熔断器作为过流和短路的保护装置，隔离开关兼作正常操作开关。图2-19配电所10(6)kV馈出线的接线方式100ppt课件

1002用户供电系统（2-84）5、10(6)kV变电所的主接线10(6)kV变电所供电线路往往较短，并考虑环境美化因素，常采用电缆配电。10(6)kV变电所主接线的典型方案如图2-20所示。图2-20a在变压器高压侧不设开关，变压器的操作和保护在总降压变电所或总配电所馈出线处实现，低压母线故障由低压侧断路器保护。当需要在车间变电所操作空载变压器时，可选用图2-20b或图2-20c所示方案，其中，图2-20b适用于变压器容量不大于630kVA的变电所。图2-20由电缆供电的10(6)kV变电所典型主接线101ppt课件

1012用户供电系统（2-85）当10(6)kV变电所由架空线供电时，其典型方案如图2-21所示。图2-21a和图2-21b适用于变压器容量不大于630kVA的变电所，图2-21c则适用于变压器容量较大的变电所。通常，跌落式熔断器安装在变压器室外墙上或架空线终端杆上。对于变压器低压侧，宜采用低压断路器和刀开关，如图2-20和图2-21所示。当低压母线为单电源供电时，可以不设刀开关；当低压侧无保护要求和自动切换电源要求且不需要带负荷操作时，可仅设刀开关。图2-21由架空线供电的10(6)kV变电所典型主接线102ppt课件

1022用户供电系统（2-86）关于10(6)kV变电所低压馈出线的接线方式，在满足安全隔离、短路及过流保护的要求下，接线比较灵活，图2-22列出几种典型方式供参考。图2-22a、b、c适用于对非频繁操作的线路、动力设备和照明配电箱配电，图2-22d、e、f用于对由交流接触器操作的电动机、要求频繁操作的用电设备等配电。图中，刀开关起隔离电源的作用，低压断路器和熔断器起过流和短路保护的作用，热继电器作过流保护用。图2-22变电所低压馈出线的典型接线方式103ppt课件

1032用户供电系统（2-87）6、变电所主接线的绘制变电所主接线中各支路的开关设备及其联接关系通常作成标准高压开关柜和低压配电屏以供选用(参考附录表24～25)，故而主接线图的绘制应与柜、屏的实际布局相对应。绘制变电所主接线图时，所有电气设备均表示处于不带电状态。变电所主接线图应说明：①电源电压、电源进线回路数和线路结构；②变电所的接线方式和运行方式；③高压开关柜和低压配电屏的类型和电路方案；④高低压电气设备的型号及规格；⑤各条馈出线的回路编号、名称及容量等。通常，变电所主接线的高低压部分分别绘制，图2-23为35kV总降压变电所高压供电系统图示例，图2-24为10kV变电所低压配电系统图示例。图2-23中，高压开关柜采用手车式，其插接头起到隔离开关的作用。104ppt课件

1042用户供电系统（2-88）图2-23某35kV变电所高压配电系统图105ppt课件

1052用户供电系统（2-89）图2-24某10kV变电所低压配电系统图106ppt课件

1062用户供电系统（2-90）五、变电所的二次接线除一次设备外，变电所还存在大量的二次设备，实现电能的监测与控制、供电系统的监视与保护等。二次设备包括：电压、电流和电能的测量表计等。根据测量、控制、保护和信号显示的要求，表示二次设备互连关系的电路称二次接线或二次回路。变电所二次系统与一次系统的关系如图2-25所示。图2-25变电所二次系统与一次系统的关系107ppt课件

1072用户供电系统（2-91）1、电气测量仪表及测量回路对电气测量仪表，要保证其测量范围和准确度满足变配电设备运行监视和计量的要求，并力求外形美观，便于观测，经济耐用等。具体要求如下：1)测量精度应满足测量要求，并不受环境温度、湿度和外磁场等外界条件的影响。2)仪表本身消耗的功率应越小越好。3)仪表应有足够的绝缘强度、耐压和短时过载能力，以保证安全运行。4)应有良好的读数装置。图2-26为6～lOkV线路电气测量仪表的接线原理图。图2-27为6～10kV母线电压测量和绝缘监视的接线原理图。108ppt课件

1082用户供电系统（2-92）图2-266～10kV高压线路电气测量仪表接线原理图109ppt课件

1092用户供电系统（2-93）图2-276～10kV母线的电压测量及绝缘监视接线原理图TV－电压互感器S－联锁开关Q－电压切换开关KV－电压继电器KS－信号继电器110ppt课件

1102用户供电系统（2-94）2、断路器的操作控制与信号回路断路器的控制与信号回路一般分为控制保护回路、合闸回路、事故信号回路和预告信号回路等。断路器的控制与信号回路应能监视断路器操作电源和分合闸回路的完整性，应能指示断路器的分合闸位置和是否自动分合闸，并有防跳闭锁功能。图2-28为灯光监视的断路器的控制与信号回路，SA为手动操作断路器分合闸过程的控制开关。111ppt课件

1112用户供电系统（2-95）图2-28灯光监视的断路器的控制与信号回路112ppt课件

1122用户供电系统（2-96）图2-29为LW2-Z型控制开关的触点表，它有六种操作位置，控制着断路器的分合闸过程。图2-29LW2-Z型控制开关触点表113ppt课件

1132用户供电系统（2-97）(1)手动合闸合闸前，断路器处于“跳闸后”位置，断路器的辅助触点QF2闭合。由图2-29的控制开关触点表知SAl0-11闭合，绿灯GN回路接通发亮。但由于电阻R1限流，不足以使合闸接触器KO动作，绿灯亮表示断路器处于跳闸位置，且控制电源和合闸回路完好。当控制开关扳到“预备合闸”位置时，触点SA9-10闭合，绿灯GN改接在BF母线上，发出绿闪光，说明情况正常，可以合闸。当开关再旋转45至“合闸”位置时，触点SA5-8接通,合闸接触器KO动作使合闸线圈YO通电，断路器合闸。合闸完成后，辅助触点QF2断开，切断合闸电源，同时QF1闭合。当操作人员将手柄放开后，在弹簧的作用下，开关回到“合闸后”位置，触点SAl3-16阐合，红灯RD电路接通。红灯亮表示断路器在合闸状态。114ppt课件

1142用户供电系统（2-98）(2)自动合闸控制开关在“跳闸后”位置，若自动装置的中间继电器接点KM闭合，将使合闸接触器KO动作合闸。自动合闸后，信号回路经控制开关中SAl4-15、红灯RD、辅助触点QF1与闪光母线接通，RD发出红色闪光，表示断路器是自动合闸的，只有当运行人员将手柄扳到“合闸后”位置，RD才发出平光。(3)手动跳闸首先将开关扳到“预备跳闸”位置，SAl3-14接通，RD发出闪光。再将手柄扳到“跳闸”位置，SA6-7接通使断路器跳闸。松手后，开关又自动弹回到“跳闸后”位置。跳闸完成后，辅助触点QF1断开，红灯熄灭，QF2闭合，通过触点SAl0-11使绿灯亮。(4)自动跳闸如果由于故障继电保护装置动作，使触点K闭合，引起断路器跳闸。115ppt课件

1152用户供电系统（2-99）(5)闪光电源装置闪光电源装置由DX-3型闪光继电器K1、附加电阻R和电容C等组成，接线图见图2-28左部。当断路器发生事故跳闸后，断路器处于跳闸状态，而控制开关仍留在“合闸后”位置，这种情况称为“不对应”关系。在此情况下，触点SA9-10与断路器辅助触点QF2仍接通，电容器C开始充电，电压升高，待其升高到闪光继电器K1的动作值时，继电器动作，从而断开通电回路，上述循环不断重复，继电器K1触点也不断开闭，闪光母线(+)BF上便出现断续正电压使绿灯闪光。SB为试验按钮，按下时白信号灯WH亮，表示本装置电源正常。(6)防跳装置断路器的所谓“跳跃”，是指运行人员手动合闸断路器于故障时，断路器又被继电保护动作于跳闸，由于控制开关位于“合闸”位置，则会引起断路器重新合闸。为了防止这一现象，断路器控制电路设有防止跳跃的电气联锁装置。116ppt课件

1162用户供电系统（2-100）3、信号装置在变电所装设的中央信号装置，主要用来示警和显示电气设备的工作状态，以便运行人员及时了解、采取措施。中央信号装置按形式来分有灯光信号和音响信号。灯光信号表明不正常工作状态的性质地点，而音响信号在于引起运行人员的注意。中央信号装置按用途分有事故信号、预告信号和位置信号。事故信号表示供电系统在运行中发生了某种故障而使继电保护动作。预告信号表示供电系统运行中发生了某种异常情况，但并不要求系统中断运行，只要求给出指示信号，通知值班人员及时处理即可。位置信号用以指示电气设备的工作状态。117ppt课件

1172用户供电系统（2-101）4、操作电源变电所的控制、信号、保护及自动装置以及其他二次回路的工作电源称为操作电源。为了保证供电系统的安全可靠运行，操作电源应满足如下基本要求：1)正常情况下，提供信号、保护、自动装置、断路器跳合闸以及其他二次设备的操作控制电源。2)在事故状态下，当电网电压下降甚至消失时，应能提供继电保护跳闸和应急照明电源，避免事故扩大。变电所中的操作电源有直流电源和交流电源两种。重要用户或变压器总容量超过5000kVA的变电所，宜选用直流操作电源；小型配电所中断路器采用弹簧储能合闸和去分流跳闸的全交流操作方式时，宜选用交流操作电源。118ppt课件

1182用户供电系统（2-102）1）直流操作电源用户变电所的直流操作电源多采用单母线接线方式，并设有一组储能蓄电池，如图2-30所示。在交流电源正常时，整流装置通过直流母线向直流负荷供电，同时向蓄电池浮充电；当交流电源故障消失时，蓄电池通过直流母线向直流负荷供电。图2-30单母线直流系统接线图119ppt课件

1192用户供电系统（2-103）根据对操作电源的可靠性要求和是否采用蓄电池电源，所用变压器可接于不同的位置，如图2-31所示。图2-31a中，所用变压器接于电源进线断路器之前和10(6)kV配电母线上；图2-31b中，所用变压器接于10(6)kV母线进线断路器之前。图2-31所用变压器的接线方式120ppt课件

1202用户供电系统（2-104）2）交流操作电源交流操作电源比直流操作电源更简单，保护跳闸可以采用直接动作式继电器或跳闸线圈去分流的方式（如图2-32所示），即靠断路器弹簧操作机构中的过电流脱扣器直接跳闸，跳闸能源直接来自电流互感器。图2-32交流操作电源下断路器保护跳闸原理接线图a)直接动作方式b)跳闸线圈去分流方式c)中间继电器去分流方式121ppt课件

1212用户供电系统（2-105）交流操作电源从所用变压器、电压互感器或电流互感器来。来自于所用变压器和电压互感器的交流电压型操作电源主要供给信号、控制、断路器合闸回路和断路器分励脱扣器线圈跳闸回路，而来自于电流互感器的交流电流型操作电源主要供给断路器的电流脱扣器线圈跳闸回路。由于交流操作电源取自于供电系统电压，当供电系统故障时，交流操作电源电压降低或消失，因此，交流操作电源的可靠性较低。使用交流不间断电源（UPS）可以提高交流操作电源的可靠性。如图2-33所示，当系统电源正常时，由系统电源向断路器操作机构储能回路和UPS电源供电，并通过UPS向控制回路和信号回路供电；当系统发生故障时，由UPS电源向控制回路及信号回路供电，使断路器可靠跳闸并发出信号。122ppt课件

1222用户供电系统（2-106）图2-33带UPS的交流操作电源接线图123ppt课件

1232用户供电系统（2-107）六、高低压配电网1、配电网的接线方式用户供电系统的配电网主要是10(6)kV高压配电网和380V低压配电网。配电网常用的典型配电方式分为放射式、树干式和环式三种。1）放射式放射式的特点是配电母线上每条馈出线仅给10(6)kV变压器、高压电动机、高压配电所的配电母线等设备单独供电，配电线路通常采用电缆，如图2-34所示。放射式的优点是：供电可靠性高，故障发生后影响范围小；继电保护装置简单且易于整定；便于实现自动化；运行简单，切换操作方便。放射式的缺点是：配电线路和高压开关柜数量多，投资大。124ppt课件

1242用户供电系统（2-108）图2-34放射式接线图a)单回路放射式b)双回路放射式c)带有公共备用线路的放射式125ppt课件

1252用户供电系统（2-109）2）树干式树干式的特点是一条配电线路沿厂区走线T接多个设备，为检修方便，线路通常采用架空线，一般用于对三级负荷供电，如图2-35所示。树干式的优点是变配电所的馈出线回路数少、投资小、结构简单，其缺点是可靠性差、线路故障影响范围大。图2-35单树干式接线图a)架空线b)电缆126ppt课件

1262用户供电系统（2-110）为满足二级负荷的供电要求，可采用图2-36所示的双回路树干式。若低压系统加装自动切换的备用联络线，还可提高供电可靠性。图2-36双回路树干式接线图127ppt课件

1272用户供电系统（2-111）3）环式若将两条树干式配电线路在末端用开关连接起来，就构成环式接线，如图2-37所示。环式接线的供电可靠性较高，运行方式灵活，可用于对二、三级负荷供电。图2-37环式接线图128ppt课件

1282用户供电系统（2-112）低压配电系统的接线方式与10(6)kV配电网基本相同，有放射式、树干式和链式等。分别如图2-38所示。对容量较大、负荷性质重要或环境恶劣的车间的用电设备，宜采用放射式配电。在正常环境下，当大部分用电设备容量较小又无特殊要求时，可采用树干式配电；对某些距供电点较远、彼此相距又很近、容量也很小的次要用电设备，可采用链式配电，链接的设备一般不超过5台，总容量不超过10kW。图2-38低压配电系统的接线方式129ppt课件

1292用户供电系统（2-113）低压配电系统担负着直接向用电设备配电的任务，其配电方式直接影响着各个设备的供电可靠性和用电质量。低压配电系统设计中应遵循以下基本原则：1)低压配电系统应满足用电设备对供电可靠性和电能质量的要求，同时应注意简化接线，操作安全方便，并能适应生产和使用上的变化及设备检修的需要。2)合理选择配电方式。3)根据生产工艺要求，对于平行的生产流水线上或互为备用的用电设备组，宜由不同的配电母线或线路配电；但对于同一生产线上的用电设备，宜由同一母线或线路配电。4)对于单相用电设备，应尽量平衡地分配于三相中。5)为减小干扰，对冲击性负荷宜采用放射式单独配电。130ppt课件

1302用户供电系统（2-114）2、配电网的结构工厂高低压配电网最普通的两种户外结构是架空线和电缆。架空线的主要优点有：①设备简单，造价低。架空线与电缆比较，电缆的造价约为架空线的4倍。②露置空中，依靠定期巡线便能及时发现缺陷，有故障时易于检修和维护，电缆线路埋设在地下，不易发现缺陷，有故障时较难寻找，修复工作量也大。③利用空气绝缘，建造比较容易，这一优点在超高压线路上尤为明显。架空线路也存在以下问题：①需占一定的空间，导线距地高度及距邻近建筑物的距离根据电压高低都有明确的规定，往往因为厂区生产厂房密集，人员较多，运输频繁，加之负荷分散，采用架空线时线路纵横交错，占地较大。②架空线影响厂区美化，这也是厂区供电采用电缆线路的原因之一。131ppt课件

1312用户供电系统（2-115）按照供电电压和用户的重要程度，架空线路可分为三级，如表2-7所示。表2-7架空线路的等级架空线路等级架空电力线路额定电压／kV电力用户级别I超过11035～110所有等级一级和=级II35～1101～20三级所有各级III≤1所有各级132ppt课件

1322用户供电系统（2-116）为了保证导线在运行中有足够的机械过载能力，要求导线的截面积不能太小。因为导线截面积越小，其机械过载能力也越小，所以在规程中对上述不同等级的线路和不同材料的导线分别规定了最小的允许截面积，如表2-8所示。表2-8允许的导线最小截面积或直径导线结构导线材料线路等级IⅡⅢ单股线铜青铜钢铝及其合金不允许10mm23.5mm3.5mm不允许6mm22.5mm2.75mm10mm2多股线铜青铜钢铝及其合金16mm216mm216mm225mm210mm210mm210mm216mm26mm26mm210mm216mm2133ppt课件

1332用户供电系统（2-117）电缆的导电部分和绝缘部分都在一个整体中，所以电缆线路的结构问题实际上就是电缆的敷设方法。电缆户外敷设有三种类型：1)直接埋地(见图2-39)。2)敷设在混凝土管中(见图2-40)。3)敷设在电缆沟中(见图2-41)。图2-39电缆直接埋地134ppt课件

1342用户供电系统（2-118）图2-40电缆敷设在混凝土管中图2-41电缆沟a)户内b)户外c)厂区1-盖板2-电缆支架3-预埋铁件135ppt课件

1352用户供电系统（2-119）3、供电线路的电阻和电抗1）电阻截面为A和长度为l的导线，其电阻可用下式计算：(2-37)在工频交流电路中，导线材料电阻率应加以修正，如表2-9所示。(2-38)式中——导线材料的电阻率（m10-9）；l——导线长度（km）；A——导线截面(mm2)；r0——导线单位长度电阻(/km)。表2-9各种导线材料电阻率导线材料电阻率的计算值／(m10-9)铜18.8铝31.7136ppt课件

1362用户供电系统（2-120）2）电抗导线电抗的大小，与导线的几何尺寸，三相导线的排列方法及相间距离有关。导线的单位长度电抗(x0)可以用下式计算：(2-39)式中x0——线路单位长度电抗(/km)。r——导线的外半径(cm)；r——导线材料的相对磁导率，对于有色金属r=1。f——交流系统频率(Hz)Dav——三相导线间的几何平均距离(cm)。137ppt课件

1372用户供电系统（2-121）如图2-42所示，设三相导线间的距离分别为D1、D2、D3，则；若三相导线为水平排列，则。当导线排列不对称时，则三相中各相导线电抗实际数值不等，导致各相电压降不等。为消除此现象，架空线的各相需要换位，如图2-43所示。图2-42三相交流线路中的线间距离图2-43导线的换位138ppt课件

1382用户供电系统（2-122）对于系统频率为50Hz的电网，且导线为有色金属，则式(2-39)为(2-40)在三相电缆中，由于相间距离小，其电抗值远比架空线小。导线的电阻随着截面的增大而显著降低，但其电抗值随导线截面积的变化并不显著。这是因为，即使（Dav/r）变化很大，lg（Dav/r）变化却很小。架空线路每千米电抗一般可取x0≈（0.35～0.4）/km，电缆可取x0≈0.08/km，这两个数值在短路电流计算及电压损失计算中会经常用到。实际中，导线的每千米电阻和电抗一般由制造厂家提供，使用时可查阅有关手册。导线电抗为(2-41)139ppt课件

1392用户供电系统（2-123）4、导线截面的选择从导线本身安全的角度出发，导线截面的选择应考虑两个最基本的要求：架空线路的机械过载能力和导线最高允许工作温度。机械过载能力决定了导线的最小允许截面，参见表2-8。除上述两个基本要求外，还可根据实际情况提出附加要求，如考虑线路电压损失大小按电压损失要求选择法等。1）按照发热选择导线截面当导线传输一定负荷时，其电阻上能耗使导线温度升高，导致绝缘老化和机械强度降低。因此，各种导线通常都规定有其最高允许长期工作温度。当周围介质温度一定时，在允许温度的条件下，某一截面的导线必然对应地有其最大允许电流，这一电流(常称载流量)通常是由生产厂家列表给出以备查用，附录表6～9列出部分导线允许载流量。140ppt课件

1402用户供电系统（2-124）按照发热要求，所选截面为A的导线在实际介质温度下的载流量必须满足下式所示关系：(2-42)式中Ial——导线允许载流量；Ic——计算电流。当实际介质温度1’不同于表中规定的基准数值1时，可按下式对导线所能通过的允许电流进行修正。(2-43)式中Ial——实际介质温度1下导线允许通过的电流；Ial——表中所列基准介质温度1下导线允许通过的电流；2——该种导线允许最高温度。在设计时，导线截面应根据计算电流和实际介质温度查表选择。141ppt课件

1412用户供电系统（2-125）2）按经济电流密度选择导线截面在建设电网时，从经济上要考虑两方面的问题，一是要减少建设的初投资，另一方面也要考虑如何减少以后每年所支付的年运行费用。线路上的电能损耗是供电系统运行费用的一个组成部分。建设电网的投资费用包括与导线截面无关的基本费用(Z0)和与导线截面有关的费用，截面越大则投资费用越大。总投资费用Z可表示如下：(2-44)式中Z0——单位长度的第一项费用(元/km)；b——线路造价与导线截面间的关系系数；A——导线截面(mm2)；l——线路长度(km)。142ppt课件

1422用户供电系统（2-126）电网的年运行费用F应包括设备折旧费Fz(元/年)、网路的维护修理费Fx(元/年)、管理费Fg(元/年)以及电网中年电能损耗费Fs。前三项往往是用投资费的百分数来衡量确定的：(2-45)式中——反映以上三项费用的系数，根据国家规定，可在有关手册中查出。(2-46)式中R——导线电阻()；——电价(元/kWh)；Imax——设计时求得的最大电流即Ic(A)；——最大负荷损耗时数(h)；l——导线长度(km)。电网中年电能损耗费Fs在设计阶段可按下式计算：143ppt课件

1432用户供电系统（2-127）经济电流密度是根据年运行费最少的方法求得的。年运行费与导线截面的关系为：(2-47)则式中Jn即为经济电流密度，由式(2-48)可以看出：1)经济截面与通过的最大电流成正比，但经济电流密度却是一个常数。2)Tmax越大，则Jn应越小。3)经济电流密度Jn与电价成反比，电价越高，电能损耗在总费用中所占比例越大，则电流密度应取得小些。令(2-48)144ppt课件

1442用户供电系统（2-128）在用户供电系统设计中，经济电流密度法主要用于电能损耗量较大的电源进线和电弧炉的短网等截面的计算，经济电流密度Jn的值可查相关手册。图2-44给出了6～10kV交联聚乙烯电缆在不同电价下的经济电流密度随Tmax的变化曲线，若已知电价和年最大负荷利用小时数，则可查出相应的经济电流密度值。图2-44不同电价下6～10kV交联聚乙烯电缆的经济电流密度曲线145ppt课件

1452用户供电系统（2-129）3）按电压损失要求选择导线截面为保证供电质量，导线上的电压损失应低于最大允许值，通常不超过5％。因此，对于输电距离较长或负荷电流较大的线路，必须按允许电压损失来选择或校验导线截面。设线路允许电压损失为Ual%，则由式(2-27)可得由于导线截面对导线电抗的影响不大，对架空线路可初取x0=0.4/km，对电缆可初取x0=0.08/km，因此可由上式求出r0：于是，由式(2-37)可导出满足电压损失要求的导线截面A：根据上式所得A值选出导线标称截面后，再根据线路布置情况得出实际r0和x0代入式(2-49)进行校验。若导线截面按电压损失来选择，则还必须按发热条件进行校验。(2-49)(2-50)(2-51)146ppt课件

1462用户供电系统（2-130）例2-1设有一回10kVLJ型架空线路向两个负荷点供电，线路长度和负荷情况如图2-45所示。已知架空线线间距为lm，空气中最高温度为37℃，允许电压损失Ual%=5%，试选择导线截面。图2-45例2-1图解设线路AB段和BC段选取同一截面LJ型铝绞线，初取x0=0.4/km，则由式(2-32)有于是可得147ppt课件

1472用户供电系统（2-131）选取LJ-70铝绞线，查附录表19可得：r0=0.46/km，x0=0.344/km。将参数代入式(2-32)可得可见，LJ-70导线满足电压损失要求，下面按发热条件进行校验。导线最大负荷电流为AB段承载电流，其值为查附录表6，得LJ-70导线在40C条件下载流量为215A，大于导线最大负荷电流，满足发热条件。148ppt课件

1482用户供电系统（2-132）七、用户供电系统的电能损耗与节约1、电能节约的途径电力用户是电能的主要消费者，电能消费的形式包括电能损耗和电能消耗。电能损耗是指供电系统在电能传输和变换过程中所耗费的电能，主要包括变压器的电能损耗和线路的电能损耗。电能损耗越大，则供电效率越低。电能消耗一般指用电设备在运行过程中由于能量转化所耗费的电能，这些电能大部分转化为生产设备所需的机械能、热能、光能等，另有一小部分电能由于设备转化效率不高而以发热等形式浪费掉了。设备转化效率越低，则电能利用率越低。149ppt课件

1492用户供电系统（2-133）2、供电系统中的电能损耗与节约供电系统中的电能损耗包括变压器和线路中的电能损耗，降低电能损耗的主要途径有变压器的经济运行、线路的经济运行、供电系统负荷的经济调配、无功功率补偿等。1）变压器的电能损耗与经济运行(1)变压器的功率损耗变压器中的有功功率损耗PT和无功功率损耗QT可按下式计算。(2-52)(2-53)150ppt课件

1502用户供电系统（2-134）式中，P0.T——变压器空载时的有功功率损耗（铁损）(kW)，变压器手册可查；PCu.N.T——变压器在额定负载下由负荷电流引起的有功功率损耗增量（铜损）(kW)，变压器手册可查；SC——变压器的计算负荷(kVA)；SNT——变压器的额定容量(kVA)；Q0.T——变压器在空载情况下的无功功率损耗(kvar)；QN.T——变压器在额定负载下的无功功率损耗(kvar)。其中，Q0.T和QN.T可由变压器的铭牌参数I0.T%和Uk%分别按下式计算：(2-54)(2-55)式中，I0.T%为变压器空载电流占额定电流百分数，Uk%为变压器短路电压占额定电压百分数。151ppt课件

1512.用户供电系统(2-135)(2)变压器的电能损耗变压器的功率损耗由空载损耗和负载损耗增量两部分组成，空载损耗与负荷无关，也称固定损耗，负载损耗增量与负荷有关，也称可变损耗。变压器本身的年电能损耗量为：式中WT——变压器的年电能损耗（kWh）Tgz——变压器全年投入运行的时数(h)——年最大负荷损耗小时数(h)152ppt课件

1522.用户供电系统(2-136)年最大负荷损耗小时数是一个假想时间，其含义为：当输配电设备以最大负荷(Sc)输送时，在时间内产生的电能损耗，恰好等于设备中全年的实际电能损耗。它与年最大负荷利用小时数Tmax及功率因数的关系如图2-46所示。图2-46与Tmax和cos的关系153ppt课件

1532.用户供电系统(2-137)(3)变压器的经济运行变压器的经济运行条件是：传输单位kVA所消耗的有功功率损耗归算值最小。变压器的有功功率损耗归算值包括变压器本身的有功损耗和变压器无功损耗在电网传输时所引起的附加有功损耗。对于单台变压器，其有功功率损耗归算值为：式中KL-——变压器的负荷率，KL=S／SN.T；S——变压器的负荷；kq——功率损耗归算系数，它表示从供电电源到该变压器的输配电系统中传输单位无功功率所产生的有功功率损耗。kq的取值一般为0.05～0.1。154ppt课件

1542.用户供电系统(2-138)于是变压器的损耗率为：令则可得到满足经济运行条件的变压器经济负荷率KL.e：按计算负荷求得的经济负荷率可作为变压器容量选择的参考依据。通常，变压器的经济负荷率约在70%左右。多台并列运行的变压器可有多种运行方式，在负荷相同的条件下，变压器总有功损耗归算值最小的运行方式称为经济运行方式。155ppt课件

1552.用户供电系统(2-139)对于两台等容量同参数的变压器，在单台运行和两台并列运行方式下，变压器的损耗随负荷的变化曲线如图2-47所示。显然，两条曲线的交点为单台与两台并列运行方式相互切换的临界容量Scr，当负荷小于临界容量时宜单台运行，而当负荷大于临界容量时两台并列运行较为经济。图2-47变压器运行方式与损耗的关系曲线156ppt课件

1562.用户供电系统(2-140)目前，除以变压器有功功率损耗归算值最小作为变压器经济运行条件外，也有采用变压器运行效率最高或变压器运行时年有功和无功电能综合效率最高作为变压器经济运行条件的做法。157ppt课件

1572.用户供电系统(2-141)2.线路的电能损耗与经济运行(1)线路的电能损耗在设计时，三相线路中的电能损耗可近似地按下式估算：式中Wl——线路计算电流(kWh)；Ic——线路计算电流(A)；Sc——线路计算负荷(kVA)；R——线路的电阻(Ω)；r0——线路的单位长度电阻(Ω/km)；l——线路的长度(km)；158ppt课件

1582.用户供电系统(2-142)(2)线路的经济运行线路的经济运行包括：⑴合理选择导线截面和材质，必要时按经济电流密度法选取；②合理走线，避免线路迂回，减少线路长度；③采用灵活的主接线，可能时双回线路并列运行；④如果用多回载流导体并联供电，应将三相载流导体正确排列以减小近矩效应，从而使电抗减小，譬如，图2-48b所示排列方法的线路损耗要比图2-48a约大2倍。图2-48载流导体的排列方法a)正确b)不正确159ppt课件

1592.用户供电系统(2-143)3.供电系统的节电措施在用户年用电量一定的条件下，设用户年用电量为Wa，负荷功率因数为cos，则计算负荷可表示为：可以得到如下结论：在输送同等电能的条件下，Tmax越大或功率因数cos越高，则计算负荷Sc越小，变压器和线路中的电能损耗就越小。因此，通过负荷调配来平稳负荷和装设电力电容器来补偿无功是供电系统节电的两个重要措施。(1)供电系统负荷的经济调配以降低供电系统损耗为目的，通过负荷调配，使总用电负荷趋于平稳的措施称作电力负荷的经济调配。160ppt课件

1602.用户供电系统(2-144)负荷经济调配主要包括三个方面的内容：1）在空间上对负荷进行调整，使供电系统各个变压器和电力线路实现经济运行；2）在时间上对负荷进行调整，削峰填谷，使负荷曲线接近均衡；3）在三相负荷分配上，使三相的负荷尽量均衡。所谓削峰填谷，就是将负荷曲线高峰负荷时段的部分负荷调整到低谷负荷时段，即要求用户按照负荷变化规律，让部分用电设备躲过系统负荷高峰，而在系统低谷时段运行。下面以某工厂负荷调整为例，说明削峰填谷的巨大节电潜力。161ppt课件

1612.用户供电系统(2-145)例2-2某起重机厂总降变电所有一台5600kVA变压器，P0.T=12kW，PCu.N.T=50kW。调整前，每日6时至22时平均负荷为3100kVA（不含电炉），10时至18时投入2500kVA电炉使负荷达到5600kVA高峰，22时至次日6时进入低谷，负荷为400kVA。为降低供电系统的电能损耗，将电炉投入时间改为22时至次日6时，试计算负荷调整后仅变压器的一年的节电效果。162ppt课件

1622.用户供电系统(2-146)解设工厂采用无功功率自动补偿装置，任何情况下功率因数都基本保持在cos=0.9，年运行360天，调整前后的负荷曲线如图2-49所示。图2-49负荷调整前后的日负荷曲线(a)负荷调整前(b)负荷调整后163ppt课件

1632.用户供电系统(2-147)调整前，变压器的年电能损耗量为：调整后，变压器的年电能损耗量为：因此，负荷调整后变压器一年的节电量为：164ppt课件

1642.用户供电系统(2-148)(1)供电系统的无功功率补偿电力用户中，大量使用着感性用电设备，它们从电网吸收感性无功功率。无功功率本身并不消耗电能，但是，无功功率增大了负荷电流，从而增大了供电系统中的电能损耗。因此，无功补偿是供电系统节能降耗的主要措施之一。以电力线路的无功补偿效益为例。设补偿前线路负荷的功率因数cos1=0.7，补偿后的功率因数cos2=0.9，则补偿前后线路中的电能损耗及其减小率为：165ppt课件

1652.用户供电系统(2-149)可见，功率因数从0.7提高到0.9将使线路中的电能损耗减小40％，节电效果显著。166ppt课件

1662.用户供电系统(2-150)三、用电系统中的电能节约用电系统中的电能节约主要指各种用电设备的合理选择和经济运行，包括电机拖动设备节电、电热设备节电、整流设备节电、照明节电等。1.电动机节电电动机节电可从以下几个方面考虑：(1)采用高效电动机，合理选择电动机额定功率(2)大力推广交流电机变频调速技术(3)提高电机负载率采用自动装置，在不同负载下自动调整电动机电压，限制电动机的空载运行167ppt课件

1672.用户供电系统(2-151)2.照明节电照明节电应从如下四个方面综合考虑：(1)充分利用天然采光节电(2)推广使用高效节能光源(3)合理选择高效灯具(4)使用智能照明控制系统用电系统中的电能节约涉及面很广。我国的工厂企业在节约电能的工作中积累了不少经验，各行业已有不少节电技术汇编资料可供参阅。168ppt课件

1682.用户供电系统(2-152)归纳起来，其主要途径如下：1)利用工业余热发电供热。2)改进旧设备，提高效率及性能。3)在保证设备安全运行条件下，缩短生产周期，增加产量，提高质量。4)减少工序和压缩每道工序所需时间。5)改善工艺，改进操作。6)加强设备维修，减少机械磨损。7)减少工业用气、用风、用水的漏失。8)采用新技术、新工艺。169ppt课件

1692.用户供电系统(2-153)供电系统的方案比较方案的比较需从技术和经济两方面出发。供电系统的技术指标包括：供电可靠性；电能质量；运行和维护的方便及灵活程度；自动化程度；建筑设施的寿命；占地面积；新型设备的利用等。供电系统的经济指标有投资费和年运行费，其中，投资费中应包括变电所投资、建筑物投资、电网投资以及线路功率损失在发电厂引起的附加损失投资；年运行费中应包括变电所折旧费、电网年折旧费、年维修费、年管理费以及供电系统中年总电能损耗费。技术比较应对每一方案在各个技术指标方面作定性或定量的分析比较，而且，无论哪种方案都必须在可靠性、电能质量、生产效果和安全等方面达到相同的基本要求。170ppt课件

1702.用户供电系统(2-154)经济比较是两种方案间的经济指标的综合比较。设方案1和方案2的投资费用分别为Z1和Z2，年运行费分别为F1和F2，若某一方案的投资费和年运行费均小，则该方案经济性好是明显的。但实际情况往往是，某一方案(譬如方案1)投资费用低，则其年运行费用就高，这时，可用回收期T的大小来决定方案的优劣。即回收期反映了用年运行费用的减少量去补偿初投资费用的增加量所需的年限。计算回收期T应与国家对该部门基本建设规定的标准回收期Te作比较，若T≥Te，则应采用投资费用较低的方案，否则应采用年运行费用较低的方案。171ppt课件

1712.用户供电系统(2-155)除回收期外，经济比较也可采用年计算投资最小的方法，即方案比较时，经济分析应与系统负荷预测、电力电量平衡、电源安排、电网规划、系统供电可靠性分析等项技术工作密切配合进行。供电可靠性是供电系统的一个重要技术指标，由于提高可靠性往往需要增加投资，无疑会在可靠性要求的必要程度和投资额多少方面存在不同的见解。172ppt课件

1722.用户供电系统(2-156)确定最优方案，需要作大量的计算分析工作。根据技术经济比较结果，可以合理选择用户各级供配电系统，包括：1)优化选择供配电系统的接线方式。2)根据需要和可能，选择自备电源的容量和最佳运行方案。3)结合地方特点，确定符合技术经济要求及最小有色金属消耗量的供电电压。4)总降压变电所及车间变电所中最合理的变压器容量、数量和运行方式。5)选择电气设备及导线、母线。6)选用安全接地策略。173ppt课件

1733.短路电流计算(3-1)概述所谓短路，就是供电系统中一相或多相载流导体接地或相互接触并产生超出规定值的大电流。造成短路的主要原因是电气设备载流部分的绝缘损坏、误操作、雷击或过电压击穿等。由于误操作产生的故障约占全部短路故障的70％。供电系统中短路的类型与其电源的中性点是否接地有关。短路的基本类型分三相短路、两相短路、单相短路和两相接地短路。它们的原理图及表示符号如图3-1所示。其中三相短路称为对称短路，其它为不对称短路。174ppt课件

1743.短路电流计算(3-2)图3－1短路类型及其表示符号175ppt课件

1753.短路电流计算(3-3)无限大容量电源系统供电时短路过程的分析一、无限大容量电源供电系统的概念所谓无限大容量电源是指内阻抗为零的电源。当电源内阻抗为零时，不管输出的电流如何变动，电源内部均不产生压降，电源母线上的输出电压维持不变。实际上系统电源的容量不可能无限大。这里所说的无限大容量是一个相对极大的容量，即当用户的负荷容量远小于给它供电的电力系统容量(约为1／50)时，用户内部供电网路发生短路，电力系统出口母线电压基本维持不变。根据这样的假设来计算短路电流，不会引起较大的误差。在实际工程计算中，当电力系统的阻抗不大于短路回路总阻抗的5％～10％时，可将该系统看作无限大容量电源供电系统。176ppt课件

1763.短路电流计算(3-4)二、短路过程的简单分析一般的用户供电系统内某处发生三相短路时，经过简化可用图3-2a的典型星形联结电路来等效。假设电源和负荷都是三相对称，则可取一相来分析，电路如图3-2b所示。177ppt课件

1773.短路电流计算(3-5)图3－2分析三相短路时的三相等效电路图和单相等效电路图a）三相等效电路图b)单相等效电路图178ppt课件

1783.短路电流计算(3-6)此电路在k(3)点发生短路后被分成两个独立回路，与电源相连接的左端回路电流的变化应符合：式中u——相电压的瞬时值；ik——每相短路电流瞬时值；Rkl、Lkl——由电源至短路点k(3)的电阻和电感。179ppt课件

1793.短路电流计算(3-7)这个微分方程的解为式中Um——相电压幅值；——电路中每相短路阻抗——相电压的初相角kl——短路电流与电压之间的相角Tfi=Lkl/Rkl——短路后回路的时间常数c——积分常数，其值由初始条件决定Izm——三相短路电流周期分量的幅值180ppt课件

1803.短路电流计算(3-8)设短路前整个回路流过的负载电流为，Im为负载电流幅值，为它与电压的相角差。当t=0发生三相短路瞬间，电流不能突变，由式(3-2)有解出ifio称为短路全电流中非周期分量初始值，因此，短路电流的全电流瞬时值为上式第一等号右端第一项称为短路电流的周期分量，以iz表示，显然，iz的幅值是Izm，有效值用Iz表示；第二项称为短路电流的非周期分量，以ifi表示，ifi0是ifi在t=0的初值。181ppt课件

1813.短路电流计算(3-9)ifi在短路后按时间常数为Tfi的指数曲线衰减，经历(3-5)Tfi即衰减至零，暂态过程将结束，短路进入稳态，稳态短路电流只含短路电流的周期分量。上述现象的相量图及电流波形图如图3-3所示。图3－3短路时电压、电流相量图及电流波形图182ppt课件

1823.短路电流计算(3-10)在电源电压及短路地点不变的情况下，要使短路全电流达到最大值，必须具备以下的条件：1)短路前为空载，即Im=0，这时。2)设电路的感抗X比电阻R大得多，即短路阻抗角kl≈90。3)短路发生于某相电压瞬时值过零值时，即当t=0时，初相角=0。这时，从式(3-4)、式(3-5)得183ppt课件

1833.短路电流计算(3-11)其相量图及波形图如图3-4所示。图3－4短路电流为最大值时的相量图及波形图（A相）184ppt课件

1843.短路电流计算(3-12)经过0.01s后，短路电流的幅值达到冲击电流值，短路电流的冲击电流ish在此情况下为令冲击系数ksh为的范围可分析如下：假设短路阻抗为纯电感时，即;如果短路阻抗为纯电阻时，即,因此的变化范围是1≤ksh≤2185ppt课件

1853.短路电流计算(3-13)通常，高压供电系统低压系统中，。这里的是短路电流周期分量有效值。如前所述，在任一瞬时短路全电流ik就是其周期分量iz和非周期分量ifi之和。某一瞬时t的短路全电流有效值Ik.t是以时间t为中点的一个周期内iz的有效值Iz和ifi在t时刻瞬时值ifi.t的方均根值，即当t=0.01s时短路全电流的有效值就是对应于冲击电流ish时的有效值，叫做短路冲击电流有效值，用Ish来表示，186ppt课件

1863.短路电流计算(3-14)在高压系统中，;在低压系统中，;因此187ppt课件

1873.短路电流计算(3-15)当时，非周期分量早已衰减完毕，短路全电流就是短路电流周期分量，称之为稳态短路电流，以Iz表示其有效值。。如果电源电压维持恒定，则短路后任何时刻的短路电流周期分量始终不变。所以有习惯上把这一短路电流周期分量有效值写作，即。188ppt课件

1883.短路电流计算(3-16)无限大容量电源条件下短路电流的计算方法由本章第二节分析可知，在无限大容量电源供电系统中发生三相短路时，短路电流的周期分量的幅值是不变的，因此它的有效值也是不变的。该有效值可按下式计算式中——短路点所在网路段的平均额定电压。在计算中取;、——电源至短路点间的总电阻和总电抗，且已归算至短路点所在段的平均额定电压等级下。189ppt课件

1893.短路电流计算(3-17)在工程设计中，由于高压供电系统中,为了简化计算，若时，可忽略，用代替；同样在低压供电系统中，若时，可忽略，用代替；在这样的简化条件下求出的短路电流值，误差不超过15％，在工程计算及选择设备上是完全允许的。因此对于高压供电系统，式(3-14)可写成从式(3-15)可看出，计算短路电流的关键便是求出的值。求有两种方法：一种是有名值法，另一种是标么值法。由于标么值法是电力工程计算中广泛应用的一种基本方法，因此下面进行重点讨论。而有名值法在将本章第四节中结合例题做一简介。190ppt课件

1903.短路电流计算(3-18)一、标么值法在标么值法中，参与运算的物理量均用其相对值表示。因此，标么值的概念是：所谓基准值是衡量某个物理量的标准或尺度。例如，如果我们选定：基准功率容量Sj，基准电压Uj，基准电流Ij和基准电抗Xj，那么，供电系统中的容量S、电压U、电流I和电抗X的标么值可用上述的基准值来表示，即191ppt课件

1913.短路电流计算(3-19)式（3-17）中、、和分别为功率容量、电压、电流和电抗相对于其基准值的标么值。要特别注意，用标么值表示的物理量是没有单位的。在三相交流系统中，容量S、电压U、电流I和电抗X有如下的关系式：当然，这种关系式对各基准值也成立，即192ppt课件

1923.短路电流计算(3-20)式(3-20)、式(3-21)说明，四个基准量中，只要选定其中两个，另外两个便可通过关系式计算出来。在短路电流计算中，通常选定容量和电压，而和可依下式确定：基准值可以任意选定，但为了简化短路电流的计算，对于容量的基准值Sj可以任选(MVA)，而基准电压一般都是选取短路点所在网路段的平均电压值。193ppt课件

1933.短路电流计算(3-21)用式(3-20)和式(3-21)分别去除式(3-18)、式(3-19)可得到由此可知，用标么值表示的三相系统的各物理量关系如同单相系统的关系一样，这是标么值表示法的一个重要特点。194ppt课件

1943.短路电流计算(3-22)为方便起见，常将标么值的下角j去掉，即用S*、U*、I*和X*表示它们对其基准容量的标么值。复数量的标么值表示法可分别用其实部和虚部或模数对基准值的标么值来表示，例如:这里，=arctan(Q*/P*)，=arctan(X*/R*)。195ppt课件

1953.短路电流计算(3-23)二、供电系统中各元件电抗标么值的计算供电系统中的元件包括电源、输电线路、变压器、电抗器和用户线路，为了求出电源至短路点的短路电抗标么值，需要逐一地求出这些元件的电抗标么值。(一)输电线路已知输电线路的长度l，每公里电抗值为x0，线路所在区段的平均电压为,则输电线路的有名值电抗相对于基准容量Sj和基准电压Uj的标么值可按式(3-17)和式(3-23)求得196ppt课件

1963.短路电流计算(3-24)在短路计算中，通常选取短路区段的平均电压作为基准电压，如果线路电抗与短路点在同一电压等级下，则式(3-29)可改写为如果供电系统经过好几级变压，式(3-30)仍能适用，证明如下：设供电系统如图3-5，短路发生在第4区段内，选择本系统的基准容量为，基准电压为短路段的线路平均电压，则第1区段的归算至短路点的电抗为197ppt课件

1973.短路电流计算(3-25)再对和，取标么值为图3－5多级电压的供电系统示意图198ppt课件

1983.短路电流计算(3-26)上式分析说明：不论短路发生在哪一电压等级区段，只要选取短路段的平均电压为基准电压，则任一段线路电抗(欧姆值)对基准值的标么值，等于该电抗有名值乘以基准容量后，被该线路所在区间段的平均电压的平方值去除。即选取了短路段的平均电压为基准电压后，元件电抗的标么值就只与元件所在段的平均电压有关，而与短路点发生在哪一段无关。这也是用标么值法进行短路计算的特点之一。199ppt课件

1993.短路电流计算(3-27)(二)变压器由于变压器的铭牌参数中给出了变压器的短路电压百分数200ppt课件

2003.短路电流计算(3-28)(三)电抗器电抗器是用来限制短路电流用的电感线圈，其铭牌上给出额定电抗百分数、额定电压(kV)和额定电流(kA)，类似变压器一样有201ppt课件

2013.短路电流计算(3-29)(四)电源如已知电力系统变电站出口断路器处的短路容量为(MVA)，则系统阻抗相对于基准容量(MVA)的标么值是三、求电源至短路点的总电抗计算出每个元件的电抗后，就可以画出由电源至短路点的等效电路图。图3-6就是图3-5的等效电路图。求总电抗时，可根据元件间的串、并联关系求出总的电抗标么值。202ppt课件

2023.短路电流计算(3-30)图3－6图3－5所示系统的等效电路图四、短路参数的计算将式(3-15)对基准容量，和基准电压取标么值，则有203ppt课件

2033.短路电流计算(3-31)因为选，且故有或将上式两端乘以204ppt课件

2043.短路电流计算(3-32)这里的定义为三相短路容量，用来校验所选断路器的断流能力或断开容量(或称遮断容量)是否满足可靠工作的要求。供电系统的短路电流大小与系统的运行方式有很大的关系。系统的运行方式可分为最大运行方式和最小运行方式。最大运行方式下电源系统中发电机组投运多，双回输电线路及并联变压器均全部运行。此时，整个系统的总的短路阻抗最小，短路电流最大；反之，最小运行方式下由于电源中一部分发电机、变压器及输电线路解列，一些并联变压器为保证处于最佳运行状态也采用分列运行，这样将使总的短路阻抗变大，短路电流也相应地减小。在用户供电系统中，用最小运行方式求，供继电保护校验灵敏度用。205ppt课件

2053.短路电流计算(3-33)例3-1设供电系统图如图3-7a所示，数据均标在图上，试求处的三相短路电流。图3－7例3－1的供电系统图a)电路图b）等效电路图206ppt课件

2063.短路电流计算(3-34)先选定基准容量(MVA)和基准电压(kV)，根据求出基准电流值。或选100MVA，或选系统中某个元件的额定容量。有几个不同电压等级的短路点就要选同样多个基准电压，自然也有同样多个基准电流值。基准电压应选短路点所在区段的平均电压值。1)本题选=100MVA对于处，取Uj1=6.3kV则对于处，取Uj2=0.4kV则2)计算系统各元件阻抗的标么值，绘制等效电路图，图上按顺序标出其阻抗值。(本例中max表示最大运行方式，min表示最小运行方式).207ppt课件

2073.短路电流计算(3-35)最大运行方式及最小运行方式下，系统电抗各为208ppt课件

2083.短路电流计算(3-36)作等效电路图如图3-7b所示。3)求电源点至短路点的总阻抗处：处：4)求短路电流的周期分量，冲击电流及短路容量。处的短路参数：209ppt课件

2093.短路电流计算(3-37)最大运行方式：210ppt课件

2103.短路电流计算(3-38)最小运行方式：同理点的短路参数为：211ppt课件

2113.短路电流计算(3-39)通过例3-1的运算说明，用标么值法计算短路电流公式简明、清晰、数字简单，特别是在大型复杂、短路计算点多的系统中，优点更为突出。所以标么值法在电力工程计算中应用广泛。212ppt课件

2123.短路电流计算(3-40)低压配电网中短路电流的计算一、低压配电网短路电流计算的特点lkV以下的低压配电网中短路电流计算具有以下的特点：1)配电变压器一次侧可以作为无穷大功率电源供电来考虑。2)低压配电网中电器及元件的电阻值较大，电抗值较小，当X>R／3时才计算X的影响。因X=R／3时，用R代替Z，误差5.4%，在工程允许范围内。3)低压配电网电器及元件的电阻多以mΩ计，因而用有名值比较方便。213ppt课件

2133.短路电流计算(3-41)4)因低压配电网的非周期分量衰减快，值在1～1.3范围。可通过求出X∑∕R∑比值后在图3-8中的曲线查出，也可按下式直接计算图3－8冲击系数与的关系曲线214ppt课件

2143.短路电流计算(3-42)二、低压配电网中各主要元件的阻抗计算1.高压侧系统阻抗由于配电变压器一次侧可视为无穷大功率电源供电来考虑。高压系统阻抗一般可忽略不计。若需精确计算时，归算至低压侧的高压系统阻抗可按下式计算：式中——归算至低压侧的高压系统阻抗(mΩ)——配电变压器低压侧电网的平均线电压(V)——配电变压器高压侧的短路容量(MVA)215ppt课件

2153.短路电流计算(3-43)在工程实用计算中，一般高压侧系统电抗；高压侧系统电阻。2.配电变压器的阻抗变压器电阻式中ΔPCu·NT——变压器额定负荷下的短路损耗(kW)SN·T——变压器的额定容量(kVA)UN·T2——变压器二次侧的额定电压(V)216ppt课件

2163.短路电流计算(3-44)变压器阻抗式中Δuk%——变压器的短路电压百分数。变压器的电抗3.长度在(10-15)m以上的母线的阻抗母线的电阻式中——母线的电阻(mΩ)l——母线长度(m)——母线材料的电阻率(Ω·mm2)/mA——母线截面积(mm2)217ppt课件

2173.短路电流计算(3-45)水平排列的平放矩形母线，每相母线的电抗可按下式计算：式中——母线的电抗(mΩ)l——母线长度(m)——母线的相间几何均距(mm)b——母线宽度(mm)在工程实用计算中，母线的电抗亦可采用以下近似公式计算：母线截面积在500mm2以下时母线截面积在500mm2以上时218ppt课件

2183.短路电流计算(3-46)4.电流互感器一次线圈的电阻及电抗，低压断路器过流线圈的电阻以及刀开关和低压断路器的触头接触电阻通常由制造厂家提供，计算时可参考相应的产品手册。三、低压配电网的短路计算三相阻抗相同的低压配电系统、短路电流可根据下式计算式中——低压侧平均线电压（V）；R∑及X∑——电源至短路点的总电阻及总电抗(mΩ)；——三相短路电流周期分量有效值(kA)。219ppt课件

2193.短路电流计算(3-47)通常在三相不接地系统中只在其中一相或两相装设电流互感器（见图3-9），虽然是三相对称短路，但各相短路电流周期分量不相等，要校验低压断路器的最大短路容量时要用不装设电流互感器（如B相）短路电流。但要校验电流互感器的稳定度时，可按AB或BC相间的短路电流值算，即式中、——分别为电流互感器一次侧的电阻和电抗(mΩ)。220ppt课件

2203.短路电流计算(3-48)图3-9三相系统中只有A、C两相装设电流互感器221ppt课件

2213.短路电流计算(3-49)不对称短路电流的计算方法一、对称分量法对称分量法指出，任意一组不对称的相量、和，可分解为对称的正序、负序和零序三个分量之和：即但因正序的A、B、C三相按反时针相差120。角，而负序的三相则按顺时针相差120。角，零序的三相同向。222ppt课件

2223.短路电流计算(3-50)令，，，显然的关系，将式(3-53)的右边第二、第三行的分量都用第一行的A相分量来表示，，，，式(3-53)可改写为简写成其逆变换关系是223ppt课件

2233.短路电流计算(3-51)这里式(3-53)有变量12个，但式(3-54)变量减至6个。应该说明：式(3-54)～式(3-56)各式的变量既可是电压也可是电流，但变量必须是周期分量。224ppt课件

2243.短路电流计算(3-52)二、利用对称分量法分析供电系统中不对称短路当供电系统内某处发生三相不对称短路时，短路点的三相电压、和不对称，可利用式(3-56)将这组不对称电压分解成三组各自对称的正序、负序和零序分量。这样，研究供电系统不对称短路只需举出其中一相(往往是A相)来分析即可。图3-10a是一个简化的供电系统计算图，图中k处的、、是从该点的不对称三相电压分解出来的各序电压分量。在这个系统中，线路上相应地要流过正序、负序和零序电流，各序电流流经回路的不同相序阻抗产生相应的压降,225ppt课件

2253.短路电流计算(3-53)其值可以表示为226ppt课件

2263.短路电流计算(3-54)图3－10用对称分量法分析供电系统的不对称短路a）供电系统不对称短路的计算图b)正序网络c)负序网络d)零序网络227ppt课件

2273.短路电流计算(3-55)由于各回路相互独立，其等效图如图3-10的b）、c）、d）。无论是正常情况或是故障情况，电源发电机的电势总被认为是纯正弦的正序对称电动势，不存在负序和零序分量。综合三序网络的方程为228ppt课件

2283.短路电流计算(3-56)式中的电源电动势为已知量，、、可根据短路点的三相不对称电压分解得出，故只需求出各序网络的序阻抗值X∑1、X∑2和X∑0短路处的电流、和即可求出，并根据式(3-54)合成各相短路电流的周期分量值。为此，用对称分量法的一个关键是求从电源点至短路点的各序网络阻抗值。三、供电系统元件的各序阻抗(1)正序阻抗正序阻抗即各个元件在三相对称工作时的基波阻抗值，也就是在计算三相对称短路时所采用的阻抗值。229ppt课件

2293.短路电流计算(3-57)(2)负序阻抗因交流电路中同一静止元件相与相之间的互感抗与相序无关，故各元件的负序阻抗与正序阻抗相等，即X2=X1，如架空线、电缆、变压器和电抗器等。至于作为负荷的主要成分的感应电动机，其负序电抗可近似地认为等于它的短路电抗对其额定容量的标么值，此值在0.2～0.5之间。因此，实际上综合电力负荷在额定情况下负序电抗的标么值取为0.35。(3)零序阻抗供电系统各类元件各序电抗值如表3-4所示。230ppt课件

2303.短路电流计算(3-58)表3-4各类元件的平均电抗值注：为发电机的次暂态电抗，详见电机学教材。231ppt课件

2313.短路电流计算(3-59)供电系统是由各类元件连结组成。它的零序阻抗与变压器的接法很有关系，所以需要着重分析一下变压器的零序电抗。变压器的零序电抗决定于其绕组接法和结构，图3-11表示双绕组变压器在绕组各种不同接法下计算零序阻抗时的接线示意图。根据变压器绕组的不同接法，可以想像开关置于不同的相应位置。图中分别表示变压器一次绕组与二次绕组电抗，Xμ为其励磁电抗。232ppt课件

2323.短路电流计算(3-60)图3－11双绕组变压器计算零序电抗时不同接法示意图233ppt课件

2333.短路电流计算(3-61)根据以上示意图分析变压器零序阻抗的等效电路，图3-12a联结成Y，d，零序序电流便不能流通，相当于零序回路开路，此时；图b联结成YN，y,图c联结成YN，d，。当变压器两侧绕组都接成YN(图d)，则零电流可以通过，。应当指出，如果下一级变压器的一次侧联结成Y(图e)，零序电流便不能流通，相当于零序回路开路，此时。从结构来看，如果变压器的零序磁通可以在铁心中形成回路，即磁阻很小，因而励磁电流很小，在此条件下可以认为，对于YN，d联结法的双绕组变压器，显然也可以认为。234ppt课件

2343.短路电流计算(3-62)图3－12不同接线方式情况下变压器的零序等效电路235ppt课件

2353.短路电流计算(3-63)四、不对称短路的计算方法应用对称分量法分析供电系统不对称短路时，总共有、、和12个变量，而依据对称分量法和序网络方程组则有共9个方程，再加上供电系统发生不对称短路时的初始条件，即可求出在供电系统中发生不对称短路是对短路参数。236ppt课件

2363.短路电流计算(3-64)五、正序等效定则正序等效定则就是不对称短路下最大一相短路电流用正序短路电流分量来表示的方法。其通式为式中——某种类型短路时最大一相短路电流周期分量。n为短路类型符号，参阅表3-5；——该短路类型的正序电流分量值；m(n)——与短路类型有关的系数；Xa——与短路类型有关的附加电抗。m(n)与Xa的数值详见下表3-5。237ppt课件

2373.短路电流计算(3-65)表3-5不同类型短路的Xa、m(n)计算值238ppt课件

2383.短路电流计算(3-66)由于正序等效定则的应用，使计算不对称短路电流变得非常简捷。因此，计算供电系统不对称短路电流可按下列步骤进行：1)求出短路点至供电电源的序阻抗，作出各序等效网络图，忽略电阻，可得X∑1、、X∑2、X∑0。2)根据短路类型从表3-5查出Xa和m(n)的算式，进行计算。3)按式(3-64)求出短路参数等。239ppt课件

2393.短路电流计算(3-67)感应电动机对短路电流的影响在计算靠近电动机处发生三相短路的冲击电流时，应把电动机作为附加电动势来考虑。因为当电网发生三相短路时，短路点的电压为零，接在短路点附近的电动机因端电压的消失而转速下降，但由于电动机有较大的惯性，其转速不可能立即下降到零，故此时出现电动机的反电动势大于该点电网的剩余电压，它相当于发电机，电动机有反馈电流送到短路点。如图3-13所示。240ppt课件

2403.短路电流计算(3-68)图3－13计算感应电动机端点上短路时的短路电流241ppt课件

2413.短路电流计算(3-69)电动机向短路点反馈的冲击电流为式中——电动机的次暂态电动势，一般为0.9；——电动机的次暂态电抗，，为电动机起动电流对其额定电流的标么值，一般可取5倍，此时；为电动机的额定电流；——短路电流冲击系数，对高压电动机取1.4～1.6，对低压电动机取1。242ppt课件

2423.短路电流计算(3-70)因为感应电动机供给的反馈短路电流衰减很快，所以只考虑对短路冲击电流的影响。当计及感应电动机的反馈冲击电流，系统短路电流冲击值为在实际的工程计算中，如果在短路点附近所接的容量在100kW以上的感应电动机或总容量在100kW以上的电动机群，当值为短路冲击电流的5％以上时需考虑其影响。243ppt课件

2433.短路电流计算(3-71)供电系统中电气设备的选择及校验一、短路电流的力效应和热效应1．短路电流的力效应两根平行敷设的载流导体，当其通过电流i1、i2时，它们之间的作用力F(单位为N)为式中i1、i2——载流体中通过的电流(A)；l——平行敷设的载流体长度(m)；a——两载流体轴线间的距离(m)；k——与载流体的形状和相对位置有关的形状系数。k值可根据，查曲线图3-14，对圆形、管形导体k=1。对其它截面需查曲线确定。244ppt课件

2443.短路电流计算(3-72)图3－14矩形母线的形状系数曲线245ppt课件

2453.短路电流计算(3-73)如果三相载流导体水平敷设在同一平面上，且三相短路电流、、流过各相导体时，根据两平行导体间同相电流力相吸，异向电流力相斥的原理，标出各载流体的受力情况如图3-15所示，显然中间相受力最大。图3－15平行敷设的三相载流导体的短路受力分析246ppt课件

2463.短路电流计算(3-74)可以证明，平行敷设的三相矩形母线在短路时受力最严重的中间相所受电动力的计算式为：2.短路电流的热效应图3-16是载流导体的温度对时间的变化曲线。它表示载流导体通过短路电流期间及切断电流后温度变化的情况。设载流导体周围介质温度为θ0，正常通过额定电流时产生额定温升τN，达到额定温度θN，τN=θN-θ0；在t0时刻发生短路，到t1时刻切除，因t1-t0时段很短，可认为是一个绝热过程，即短路电流产生的热量不向外扩散，全部转化为载流导体的温升，于是，载流导体产生短路温升τk，最后达到的温度为θk，τK=θK-θN。247ppt课件

2473.短路电流计算(3-75)所谓热稳定校验，就是以导体允许温度θN·max与θk比较，以满足θk≤θN·max条件为合格。不同的载流导体其最大允许温度θN·max如表3-6所示。图3－16短路后导体温度对时间的变化曲线248ppt课件

2483.短路电流计算(3-76)求出θk，必须先求出τk。这便要求找出短路电流作用下发出的热量与导体温升之间的关系，设短路作用的时间为(图3-16)，则热量Qk为式中Ikt——短路全电流的有效值(A)；R——导体的电阻()。由于短路全电流的有效值Ikt在整个短路过程中并不是常数，特别是发电机端短路，其变化比较复杂，为了便于计算，工程上以短路稳态分量的有效值I∞代替Ikt，于是式(3-69)可改写成下面的形式：249ppt课件

2493.短路电流计算(3-77)式中tj——短路电流作用的假想时间；tjz——短路电流周期分量作用的假想时间；tjfi——短路电流非周期分量作用的假想时间。由于无限大容量电源供电的用户供电系统短路电流的周期分量保持不变，即，周期分量的包络线是与横轴时间坐标平行的直线。因此，周期分量的假想时间tjz与短路电流持续的时间t相同，也就是保护装置的动作时间tb和断路器切断电路的实际动作时间(固有分闸时间)tQF之和，即250ppt课件

2503.短路电流计算(3-78)保护装置的动作时间将在第五章阐明。断路器的固有分闸时间是指脱扣线圈接通起到各相触头完全息弧所需的时间。在缺乏适当数据且保护装置无延时要求时，对于快速及中速动作的断路器t=0.15s；慢速动作的断路器t=0.2s。非周期分量的假想时间tjfi可计算如下:当t>0.1s,且Tfi=0.05s时251ppt课件

2513.短路电流计算(3-79)由于所以,由于无限大容量电源供电系统其,故：tjfi=0.05s在无限大容量电源供电系统中，当<1s时，短路电流非周期分量产生的热量相对于周期分量产生的热量来说，不宜忽视，但当>1s，由于非周期分量衰减较快，产生的热量有限，相对而言Qkfi可以忽略。在上述分析中，由于假设了短路的过程是一个绝热过程，即短路电流作用产生的热量全部转化成了导体的温升。于是可列出短路过程的热平衡方程如下：252ppt课件

2523.短路电流计算(3-80)式中A——导体的截面积；——导体的长度；γ——导体材料的密度；ρ——导体材料的电阻率，该值实际上是温度的函数，即其中ρ0是0℃时的电阻率，α是ρ0的温度系数；c——导体的比热容，，其中c0是导体在0℃时的比热容，β是c0的温度系数。253ppt课件

2533.短路电流计算(3-81)整理式(3-74)并积分后可得式中在导体的材料确定后，M值仅为温度的函数，即为了使Mk、MN的计算简化，工程上是将不同材料的导体其的关系作出曲线，如图3-17所示。254ppt课件

2543.短路电流计算(3-82)图3－17M=f(θ)关系曲线255ppt课件

2553.短路电流计算(3-83)利用图3-17曲线求的步骤如图3-18所示。1)从纵坐标上找出导体在正常负荷电流时的温度θN值。2)由向右查得对应于该导体材料曲线上的a点，进而求出横坐标上的MN值。3)根据式(3-75)可求出4)由计算出的值查出对应曲线上的b点，进而求出纵坐标上的θk值。载流导体和电器设备承受短路电流作用时满足热稳定的条件是256ppt课件

2563.短路电流计算(3-84)图3－18由θN查θk的步骤说明257ppt课件

2573.短路电流计算(3-85)在工程设计中，为了简化计算，对于载流导体常采用在满足短路时发热的最高允许温度下所需导体的最小截面Amin来校验导体的热稳定性。即式中——与导体材料有关的热稳定系数，如表3-6所示。258ppt课件

2583.短路电流计算(3-86)表3-6导体或电缆的长期允许工作温度和短路时允许的最高温度259ppt课件

2593.短路电流计算(3-87)对于一般电器设备，在出厂前都要进行热稳定试验，从而确定了设备在t时间内允许通过热稳定电流It数值，根据短路电流热效应的等效法，即或式中——设备出厂时t秒的热稳定试验电流。t——设备出厂时热稳定试验时间。二、供电系统中电气设备的选择及校验(一)按正常工作条件选择时要根据以下几个方面260ppt课件

2603.短路电流计算(3-88)(1)环境供电系统的电气设备在制造上分户内型及户外型，户外型设备工作条件较恶劣，户内型设备不能用于户外。此外，还应考虑防腐、防爆、防尘、防火及海拔等要求。(2)电压通常规定一般电气设备允许的最高工作电压为设备额定电压的（1.1～1.15）倍，因此，在选择电气设备的额定电压时，应使设备的额定电压不低于设备装设地点的电网额定电压UN。即(3)电流电气设备的额定电流是指在规定的环境温度θ0（θ0一般由设备生产厂家规定）下，电气设备长期允许通过的电流。选择设备或载流导体时应保证满足以下条件：261ppt课件

2613.短路电流计算(3-89)式中IN·et——设备铭牌标出的额定电流；Ir·max——设备或载流导体长期通过的最大工作电流。目前我国普通电器产品的额定电流所规定的环境温度为θ0=40℃，如果电气设备或载流导体所处的周围环境温度是θ1时，则设备或载流导体允许通过电流可修正如下：式中θN、θ1——分别为设备或载流导体在长期工作时允许的最高温度和实际环境温度。262ppt课件

2623.短路电流计算(3-90)(二)按短路情况进行动稳定和热稳定校验(1)动稳定校验即以设备出厂时的最大动稳定试验电流与短路电流的冲击电流相比，且式中iet——设备出厂时的最大动稳定试验电流幅值。——设备在系统中安装处的短路冲击电流。某些电气设备(例如电流互感器)由制造厂家提供动稳定倍数kd，选择设备时要求：式中IN1·TA——电流互感器一次侧的额定电流。263ppt课件

2633.短路电流计算(3-91)(2)短路情况下的热稳定热稳定应满足式(3-75)的要求。对电流互感器则要满足下面的热稳定关系式中kt——产品目录中给定的热稳定倍数；IN1·TA——电流互感器一次侧额定电流；t——由产品目录中给定的热稳定时间。(三)电气设备的选择与校验在工程设计中，选择各类电气设备和载流导体时，除了上述的基本条件外，还应考虑它们在供电系统中不同的功能，根据其特殊的工作条件进行校验。表3-4列出了各种电气设备选择时应校验的项目。264ppt课件

2643.短路电流计算(3-92)表3-4选择电气设备时应校验的项目265ppt课件

2653.短路电流计算(3-93)1.断路器高压断路器是供电系统中最重要的开关电器之一。所以在选择高压断路器时，除了考虑其额定电压、额定电流及动稳定和热稳定等因素外，还应校验其断流容量。(1)按工作环境选型按使用地点的条件选择，如户内式、户外式，在井下及具有爆炸危险的地点要选择防爆型的设备。(2)按正常工作条件选择断路器的额定电压及额定电流，要求：式中——断路器安装处电网的额定电压（kV）。——断路器安装回路的最大负载（A）。≥,≥266ppt课件

2663.短路电流计算(3-94)(3)按短路电流校验动、热稳定性动稳定性校验若要断路器在通过最大短路电流时，不致损坏，就必须要求断路器的最大动稳定试验电流峰值不小于断路器安装处的短路电流冲击值，即热稳定性校验当断路器在通过最大短路电流时，为使断路器的最高温升不超过最高允许温度，应满足：式中，——分别为断路器出厂的热稳定试验电流及该电流所对应的热稳定时间；，——分别为断路器安装处的短路稳定电流及短路电流的持续时间。≥267ppt课件

2673.短路电流计算(3-95)(4)断流容量的校验断路器能可靠切除短路故障的关键参数是它的额定断流容量。因此，断路器的额定断流容量应大于安装处的最大三相短路容量，才能保证断路器在分断故障电流时不至于损坏。即式中——断路器安装处的最大三相短路容量（MVA）。断路器额定断流容量的大小，取决于断路器灭弧装置的结构和尺寸。如果断路器安装在较其额定电压低的电网中使用时，其断流容量相应降低，即268ppt课件

2683.短路电流计算(3-96)在用户高压配电网中，也有采用负荷开关与熔断器配合使用，以替代断路器。负荷开关的灭弧装置简单，断流容量较小，只适宜于切、合线路的负荷电流，不能切断短路电流。切断短路电流要依靠与它配套的高压熔断器来实现。这种与负荷开关配套的高压熔断器的选择原则与高压供电系统中选择高压熔断器的原则相同，并需要校验它的断流能力，即熔断器的分断容量要大于熔断器安装处的最大三相短路容量。由于负荷开关一般情况下多与熔断器配合使用，故选择负荷开关只需按照上述选择电气设备的一般条件进行，不需进行动稳定和热稳定校验。269ppt课件

2693.短路电流计算(3-97)2.隔离开关隔离开关在供电系统中只用于接通和开断没有负荷电流流过的电路，它的作用是为保证电气设备检修时，使需检修的设备与处于电压下的其余部分构成明显的隔离。隔离开关没有特殊的灭弧装置，所以它的接通和切断必需在断路器分断以后才能进行。隔离开关因无切断故障电流的要求，所以它只根据一般条件进行选择，并按照短路情况下进行动稳定和热稳定的校验。270ppt课件

2703.短路电流计算(3-98)3.电流互感器在高压电网中，计量仪表的电流线圈(如电流表、功率表等)和继电保护装置中继电器的电流线圈都是通过电流互感器供电的。这样可以隔离高压电，有利于运行人员的安全，同时还可以使仪表及继电器等制造标准化。由于测量仪表和继电保护对准确度要求不同，故也有电流互感器设有一个一次线圈、两个铁心和两个不同准确度的二次线圈，准确度高的接测量仪表用于计量，低的用于继电保护。电流互感器的绕组线圈可以长期通过120％的额定电流而不致造成故障。271ppt课件

2713.短路电流计算(3-99)电流互感器应根据二次设备对互感器的精度等级要求以及安装地点的电网额定电压与长期通过的最大负荷电流来选，并按短路条件校验其动、热稳定性。即：(1)电流互感器的额定电压应大于或等于安装地点的电网额定电压。(2)电流互感器一次侧的额定电流应大于或等于线路最大工作电流的1.2～1.5倍。(3)电流互感器的测量精度与它的二次侧所接的负荷大小有关，即与它接入的阻抗Z2大小有关。如果二次侧接入阻抗的功率消耗。则电流互感器的测量精度将会降低。应按准确度等级允许的额定容量SN·TA选定二次侧的接入负荷Z2。272ppt课件

2723.短路电流计算(3-100)(4)电流互感器的动、热稳定性校验可按式（3-85）、(3-86）进行。(5)校验短路冲击电流通过它一次侧绕组时在出线瓷帽处出现的应力F是否低于绝缘瓷帽上给定的最大允许应力Fal,式中的Fal为产品说明书上给出的数据。0.5是考虑互感器所受的外部冲击力在其绝缘瓷帽与间距为l的两绝缘子之间的分布系数。4.电压互感器电压互感器在供电系统中是用来测量高电压的，其一次绕组与高压电网并联。273ppt课件

2733.短路电流计算(3-101)电压互感器二次侧不能短路运行。为了保护电压互感器，在高、低压两侧均装设熔断器来切除内部故障。电压互感器的选择项目如下：1)其额定电压要与供电电网的额定电压相同。2)合适的类型：户内型、户外型。3)应根据电压互感器的测量精度要求来确定二次侧允许接入的负荷。即：式中的及为二次侧所连接仪表并联线圈所消耗的功率及其功率因数。此值可查有关手册得到。274ppt课件

2743.短路电流计算(3-102)电压互感器的测量误差是随二次侧的负荷不同而改变的。同一互感器在不同的准确度等级下工作时，有不同的容量。一般互感器的容量通常只有几十～几百伏安。所谓互感器的额定容量，是指对应于最高准确度等级时的容量。如果降低准确度等级，互感器的容量可以相应增大。由于电压互感器两侧均装有熔断器，故不需进行短路的力稳定和热稳定校验。5.母线目前变电站的母线除因大电流用铜母线以外，大都采用铝母线，而电流不大的支干线或低压系统的中性线则有时也采用钢母线。母线的形状有圆形、矩形和楔形，如图3-19所示。275ppt课件

2753.短路电流计算(3-103)图3－19母线在绝缘子上的设置a）单条矩形b)两条矩形c)楔形276ppt课件

2763.短路电流计算(3-104)母线截面一般按满足长期最大工作电流的发热条件选择，对于平均负荷较大，线路较长的主母线，则可按经济电流密度选择。同时用短路条件校验其动稳定和热稳定性。动稳定校验如下：设支柱式绝缘子在四个或四个以上时，最大弯曲力矩M为(N.m)式中l——母线同一相支持绝缘子之间距离(m)；F(3)——三相短路时的作用力(N)。如果只有三个支柱绝缘子，则(N.m)277ppt课件

2773.短路电流计算(3-105)母线材料在弯曲时产生的计算应力为(N／m2)式中ω——母线的截面系数()。当矩形母线竖放时，，横放时，对于直径为d的圆形母线，ω=0.1d3。求得的σ应小于等于材料的允许应力σal，式中σal——母线的允许应力(N／m2)，铜为400×105N／m2，铝为(500～700)×105N／m2，钢为1000×105N／m2。278ppt课件

2783.短路电流计算(3-106)如σ不满足式(3-97)要求时，就需采用一定措施：如限制短路电流；变更母线放置方式以增大ω；增大母线相间距离；减小绝缘子间的跨距或增大母线截面等。其中最经济有效的方法就是减小绝缘子之间的跨距。根据母线的机械强度的条件来计算绝缘子的最大可能跨距lamx的方法如下：已知式中f——单位长度所受的电动力(N／m)。因此又279ppt课件

2793.短路电流计算(3-107)故代入解之得如果求得lmax很大，为了布置方便，选取的跨距不得超过(1.5～2)m，最好等于配电装置间隔的宽度。280ppt课件

2804.供电系统的保护(4-1)继电保护的基本概念一、继电保护所谓继电保护，泛指继电保护的技术和由各种继电保护设备组成的保护系统，具体包括：继电保护的设计、配置、整定、调试等技术；从获取电量信息的互感器二次回路、经过继电保护装置、至断路器跳闸线圈的一整套设备。如果需要利用通信手段传送信息，还包括通信设备。继电保护装置是一种能反映供电系统中电气元件（电力线路、变压器、母线、用电设备等）发生故障或处于不正常运行状态、并动作于断路器跳闸或发出信号的自动装置。如图4-1所示，继电保护装置由三部分组成：281ppt课件

2814.供电系统的保护(4-2)图4-1继电保护装置的组成框图1.测量比较部分测量通过被保护对象的物理量，适当处理后并与给定的值进行比较，根据比较的结果给出“是”或“非”性质的一组逻辑信号，从而判断保护装置是否应该启动。2.逻辑判断部分根据测量比较部分各输出量的大小、性质、逻辑状态、出现顺序、持续时间等，使保护装置按一定逻辑关系判定故障的类型和范围，最后确定是否应使断路器跳闸、发出信号或不动作，并将有关指令传给执行输出部分。282ppt课件

2824.供电系统的保护(4-3)3.执行输出部分根据逻辑判断部分传来的指令，最后完成继电保护所担负的任务。如：故障时动作于跳闸；不正常运行时发出信号；正常运行时不动作等。要完成继电保护的基本任务，必须首先区分供电系统的正常、不正常和故障三种运行状态，并甄别出发生故障和出现异常的电气元件。为此，必须寻找电气元件在这三种运行状态下的可测参量（继电保护主要测电气量）的“差异”，提取和利用这些“差异”，实现对正常、不正常工作和故障元件的快速区分。目前，已经发现不同运行状态下具有明显差异的电气量有：流过电气元件的相电流、序电流、功率及其方向；元件的运行相电压幅值、序电压幅值等。依据这些可测电气量的差异，就形成了继电保护的基本原理，这也是实现保护装置动作的关键。283ppt课件

2834.供电系统的保护(4-4)继电保护一般应满足以下四个基本要求：1.可靠性可靠性是指继电保护该动作时应动作、不该动作时不动作，这是对继电保护最基本的要求。继电保护的可靠性可以用拒动率、误动率来衡量，显然，拒动率及误动率愈小，则保护的可靠性愈高。为保证可靠性，宜选用性能满足要求、原理尽可能简单的保护方案，应采用由可靠的硬件和软件构成的装置，并应具有必要的自动监测、闭锁、报警等措施。2.灵敏性灵敏性是指在设备的被保护范围内发生金属性短路时，继电保护装置应具有必要的反应能力，通常以灵敏系数来衡量。灵敏系数应根据最小正常运行方式和不利的故障类型来计算。284ppt课件

2844.供电系统的保护(4-5)在国家标准GB14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》中，对各类继电保护的灵敏系数要求都做了具体的规定，一般要求其在1.2~2之间。高灵敏度的保护装置使故障易于反应，从而减小了故障对系统的影响和波及范围；但高灵敏度的保护装置比较复杂，有可能使继电保护的可靠性降低。3.选择性选择性是指首先由故障设备的继电保护切除故障，当故障设备的继电保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备的继电保护切除故障。如图4-2所示的单端供电系统中，当k2点短路时，继电保护动作只应使断路器QF2跳闸来切除故障线路。285ppt课件

2854.供电系统的保护(4-6)图4-2继电保护选择性动作的图示当k1点发生短路时，只应使断路器QF1跳闸，切除电动机M，而其它断路器不跳闸；但是若由于某种原因造成QF1跳不开，上级线路的继电保护动作（起到远后备作用）才跳开QF2，那么相对的停电范围也较小，这种保护的动作也是有选择性的。为保证选择性，对相邻设备有配合要求的继电保护，其灵敏系数及动作时间应相互配合。在某些条件下必须加速切除故障时，可使保护无选择动作，但必须采取补救措施，例如采用自动重合闸或备用电源等装置自动投入来补救。286ppt课件

2864.供电系统的保护(4-7)4.速动性速动性是指继电保护应能尽快地切除短路故障。其目的是提高电力系统稳定性，减轻故障设备的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。故障切除时间等于继电保护装置与断路器的动作时间之和，一般快速保护的动作时间为0.06~0.12秒，最快可达0.01~0.04秒；一般的断路器的动作时间为0.06~0.15秒，最快可达0.02~0.06秒。对大量的中、低压电气设备来说，不一定都采用高速动作的保护。但是有些情形的故障必须快速切除，例如：大容量电动机内部故障、中低压线路导线截面过小而为避免过热不允许延时切除的故障、可能危及人身安全、对通信系统或铁路信号系统有强烈干扰的故障等。287ppt课件

2874.供电系统的保护(4-8)此外，继电保护除应满足上述基本要求外，还要求其投资省、便于整定、调试和运行维护，并尽可能满足系统运行时所要求的灵活性。二、继电器与继电特性继电保护装置是由若干个继电器组成的。继电器是一种能自动执行断、续控制的部件，当其输入量达到一定值时，能使其输出的被控制量发生预计的状态变化，如触点打开、闭合，或电平由高变低、由低变高等，具有对被控电路实现“通”、“断”控制的作用。常用继电器的实现原理随相关技术的发展而变化，目前仍在使用的继电器按实现型式可分为：电磁型、感应型、数字型等；按照反映的物理量可分为：电流继电器、电压继电器、功率方向继电器、瓦斯（气体）继电器等；按照继电器在保护回路中所起的作用可分为：量度继电器、时间继电器、中间继电器、信号继电器和出口继电器等。288ppt课件

2884.供电系统的保护(4-9)量度继电器是实现保护的关键测量元件，量度继电器分过量、欠量继电器。过量继电器如过电流继电器等；欠量继电器如低电压继电器等。过电流继电器是供电系统中主要继电保护——电流保护——的基本元件，它也是反映于一个电气量而动作的简单过量继电器的典型，下面就过电流继电器的构成原理分析来说明一般量度继电器的构成原理。图4-3过电流继电器的原理框图289ppt课件

2894.供电系统的保护(4-10)如图4-3所示，来自电流互感器TA二次侧的电流I，加入到过电流继电器的输入端。当电流I大于由继电器的安装位置和工作任务而预先给定的动作值Iop时，比较环节有输出。在电磁型继电器中，由于需要靠电磁转矩驱动机械触点的转动与闭合，需要一定的功率和时间，继电器有自身固有动作时间（几毫秒），一般的干扰不会造成误动；在数字型继电器中，由于其动作速度快、功率小，为提高动作的可靠性并防止干扰信号引起的误动作，故考虑了必须使测量值大于动作值的持续时间超过2~3ms时，继电器才能动作于输出。290ppt课件

2904.供电系统的保护(4-11)为保证继电器动作后可靠地有输出，防止当输入电流在整定值附近波动时输出不停地跳变，对继电器有明确的动作特性要求。例如图4-4所示，对于过电流继电器，流过正常状态下的电流I时不动作，输出高电平E0（或其触点是开的）；只有其流过的电流大于动作电流Iop时才能够迅速起动、稳定可靠地输出低电平E1（或闭合其触点）；一旦流过继电器的电流减小，并小于返回电流Ire（其值能够确保继电器复位到初始状态），继电器又能立即返回到输出高电平E0（或触点重新打开）。无论起动和返回，继电器的动作都是明确的，它不可能停留在某一个中间位置，这种动作特性常称之为“继电特性”。291ppt课件

2914.供电系统的保护(4-12)图4-4过电流继电器的继电特性曲线292ppt课件

2924.供电系统的保护(4-13)返回电流Ire与起动电流Iop的比值称为继电器的返回系数kre，可表示为为了保证动作后输出状态的稳定性和可靠性，过电流继电器的返回系数恒小于1。在实际应用中，常常要求过电流继电器有较高的返回系数，如0.85~0.95。三、继电保护用的电流互感器当供电系统设备发生故障或状况异常时，其电流或电压均会瞬间或永久发生变化。除极少数如温度、压力等继电器外，绝大多数继电器的输入量为电流及电压。293ppt课件

2934.供电系统的保护(4-14)然而，不可能将继电器直接作用于强电流、高电压的电力设备上，这就得借助于某些设备例如电流互感器及电压互感器，将强电流、高电压按变比变换为较低的电流、电压，供继电器使用，以满足设备与人身的安全要求，并达到经济设计的目的。互感器二次电流及电压必须与工业规范的要求相配合，保护用电流互感器在稳态短路电流下的准确性能应符合GB1208《电流互感器》的有关规定，有些场合还应符合GB16847《保护用电流互感器暂态特性技术要求》；保护用电压互感器的传变误差及暂态响应应符合GB1207《电压互感器》的有关规定。鉴于供电系统中主要是采用电流保护，下面着重对电流互感器的两个重要方面进行介绍。294ppt课件

2944.供电系统的保护(4-15)1.电流互感器的10%误差曲线电流互感器的电流误差是指测出的电流kTAI2对实际电流I1的相对误差百分值，即式中kTA为变流比。我国规程规定：保护用电流互感器的电流误差范围为±10%。一个电流互感器的输出电流幅值、相角和输入量之间的相对误差与接到其二次侧的负荷阻抗密切相关。如果大，则允许的一次电流对其额定电流的倍数k=就较小，反之，小，则允许的就较大。295ppt课件

2954.供电系统的保护(4-16)所谓电流互感器的10%误差曲线，是指互感器的电流误差为10%时一次电流对其额定电流的倍数k=与二次侧负荷阻抗的关系曲线，如图4-5所示。通常是按电流互感器接入位置的最大三相短路电流来确定其值，从相应型号互感器的10%曲线中找出横坐标上允许的阻抗欧姆数，使接入二次侧的总阻抗不超过此值，则互感器的电流误差保证在10%以内。当然与接线方式有关。296ppt课件

2964.供电系统的保护(4-17)图4-5电流互感器的10%误差曲线297ppt课件

2974.供电系统的保护(4-18)2.电流互感器的接线方式电流互感器的接线方式是指互感器与电流继电器之间的联结方式。为了表述流过继电器线圈的电流IK与电流互感器二次电流的关系，引入一个接线系数kkx：kkx=图4-6电流互感器的连接方式298ppt课件

2984.供电系统的保护(4-19)图4-6a为全星形联结方式，它是利用三个电流互感器串接三个电流继电器而成，=1。这种结线方式对各种故障都起作用，当短路电流相同时，对所有故障都同样灵敏，对相间短路动作可靠，至少有两个继电器动作。因此它主要用于高压大电流接地系统，以及大型变压器、电动机的差动保护、相间保护和单相接地保护。图4-6b为非全星形联结法，它广泛地应用在中性点不接地系统中。因为这种联结法对单相接地的误动作率低。299ppt课件

2994.供电系统的保护(4-20)图4-6c为差接法，应用于中性点不接地系统的变压器、电动机及线路的相间保护。差接法的接线系数kkx随不同的短路方式而不同。如发生三相短路时，流过继电器的电流为，kkx=，如图4-7a所示；当AB或BC两相短路时，流过继电器的电流为，kkx=1，如图4-7b所示；当在AC两相短路情况下，流过继电器的电流为2，kkx=2，如图4-7c所示。因此，不同的短路情况下，差接法具有不同的灵敏度。300ppt课件

3004.供电系统的保护(4-21)图4-7差接法过电流保护在不同短路情况下流过继电器的电流a)三相短路，kkx=；b)AB或BC两相短路，kkx=1；c)AC两相短路，kkx=2301ppt课件

3014.供电系统的保护(4-22)单端供电网络的保护一、过电流保护当流过被保护元件中的电流超过预先整定的某个数值时，保护装置启动，并用时限保证动作的选择性，使断路器跳闸或给出报警信号，这种继电保护称为过电流保护。其时限特性有定时限和反时限两种。1.定时限过电流保护所谓定时限，是指过电流保护的动作时限是固定的，与通过其上电流的大小无关。302ppt课件

3024.供电系统的保护(4-23)(1)定时限过电流保护的原理接线如图4-8所示某定时限过电流保护的原理接线，它由电流继电器1KA与2KA、时间继电器KT和信号继电器KS组成。其中，1KA、2KA是测量元件，用来判断通过线路电流是否超过预设值；KT为延时元件，它以适当的延时来保证装置动作有选择性；KS用来发出保护动作的信号。正常运行时，1KA、2KA、KT、KS的触点都是断开的，当被保护区故障或电流过大时，1KA或2KA动作，通过其触点起动时间继电器KT，经过预定的延时后，KT的触点闭合，将断路器QF的跳闸线圈YR接通，QF跳闸，同时起动了信号继电器KS，信号牌掉下，并接通灯光或音响信号。这样，不正常状态或故障被切除。303ppt课件

3034.供电系统的保护(4-24)图4-8定时限过电流保护的原理接线a)原理图b)展开图304ppt课件

3044.供电系统的保护(4-25)(2)工作原理与动作电流为保证在正常情况下各条线路上的过电流保护绝对不动作，显然保护装置的起动电流必须整定得大于该线路上出现的最大负荷电流；同时还必须考虑在外部故障切除后电压恢复，负荷自起动电流作用下保护装置必须能够返回，其返回电流应大于负荷自起动电流。一般情况下，负荷自起动电流大于最大负荷电流，因此往往以负荷自起动电流决定过电流保护的起动电流。能使电流继电器起动的最小电流称为继电器的动作电流，以表示。若电流互感器的接线系数为kkx，变流比为kTA，则与相对应的电流互感器一次侧动作电流以Iop表示，且=。305ppt课件

3054.供电系统的保护(4-26)另一方面，当保护动作后流入电流继电器的电流将减小。能使电流继电器返回到原先状态的最大电流称为继电器的返回电流，以表示，与这一电流对应的电流互感器一次侧的返回电流以Ire表示，有=。在供电系统中整定保护装置的电流值时，必须使返回电流Ire大于线路出现且能持续1～2s的尖峰电流，也可考虑为被保护区母线电压恢复后其它非故障线路的电动机自起动时所引起的最大电流，这常以计算负荷电流IC的倍来表示。于是，>，再引入可靠系数表示成如下等式=()式中，可靠系数一般取1.15~1.25；自起动系数由负荷性质及线路接线决定，一般取1.5~3。306ppt课件

3064.供电系统的保护(4-27)将式(4-4)代入返回系数表示式(4-1)得电流互感器一次侧的继电器的动作电流=则电流互感器二次侧的继电器的动作电流为由上式可见，返回系数kre越小，则保护装置的动作电流越大，因而其灵敏性就越差，这是不利的。因此，要求过电流继电器应有较高的返回系数，工程上一般采用0.85~0.95。307ppt课件

3074.供电系统的保护(4-28)(3)按选择性要求整定过电流保护的动作时限各级过电流保护中时间继电器KT的延时时限是按阶梯原则来整定的。图4-9为一单端电源供电线路，当k点发生短路故障时，设置在定时限过电流装置I中的过电流继电器和装置II中的过电流继电器等都将同时动作，但根据保护动作选择性要求，应该由距离k点最近的保护装置I动作使断路器QF1跳闸，故保护装置I中时间继电器的整定值应比装置II的时间继电器整定值小一个值。同理能推出装置II的时间继电器又比装置III的时间继电器小值等。设，则，。考虑到保护装置动作时间有一定的误差，断路器动作需要一定的时间，并计及一定的时间裕度，过电流保护的时限一般确定在0.5~0.7s之间，对于微机型过电流保护，可取=0.35s。308ppt课件

3084.供电系统的保护(4-29)图4-9按照阶梯原则整定的定时限过电流保护原理图309ppt课件

3094.供电系统的保护(4-30)(4)灵敏系数的校验定时限过电流保护的灵敏系数是以其保护末端最小短路电流与动作电流Iop之比ks来衡量，要求ks≥1.3~1.5。对于中性点不接地的供电系统，最小短路电流出现在最小运行方式下末端两相短路时的短路电流，故2.反时限过电流保护由图4-9可见，供电系统中越靠近电源的定时限过电流保护，其动作时间越长，这对有些系统的安全稳定是很不利的。为克服上述缺点，可以采用动作时间与流过继电器中电流的大小有关的动作时限特性，当电流大时保护的动作时限短，而电流小时动作时限长，此即反时限。310ppt课件

3104.供电系统的保护(4-31)(1)反时限过电流保护的原理接线如图4-10所示某反时限过电流保护，1KA、2KA带有瞬时动作元件的反时限过电流继电器，其本身动作带有时限并有动作指示掉牌信号，所以回路不需接时间继电器和信号继电器。当线路有故障时，继电器1KA、2KA动作，经过一定时限后，其常开触点闭合，常闭触点断开，这时断路器的交流操作跳闸线圈1YR、2YR（去掉了短接分流支路）通电动作，断路器跳闸，切除故障部分，在继电器去分流的同时，其信号牌自动掉下，指示保护装置已经动作。当故障切除后，继电器返回，但其信号牌却需手动复位。311ppt课件

3114.供电系统的保护(4-32)图4-10交流操作的反时限过电流保护原理接线a)原理图b)展开图312ppt课件

3124.供电系统的保护(4-33)(2)反时限过电流保护的整定配合下面以图4-11所示系统为例来说明反时限过电流保护的整定方法。图4-11反时限过电流保护动作时限a)短路点距离与动作时间的关系b)反时限动作特性曲线313ppt课件

3134.供电系统的保护(4-34)保护装置I和II继电器的动作电流和按式(4-6)确定。保护装置动作时限的整定，首先应从距离电源最远的保护装置I开始，具体步骤如下：1)根据已知的保护装置I的继电器动作电流和动作时限，选择相应的电流继电器的动作特性曲线，如图4-11b中的曲线①。2)根据线路l1首端k1点三相短路时流经保护装置I继电器的电流，计算出保护装置I的继电器动作电流倍数n1：314ppt课件

3144.供电系统的保护(4-35)根据n1就可以在保护装置I的继电器电流时间特性曲线上查到保护装置I在k1点短路时的实际动作时间t1，而线路l1中其它各点短路时，保护装置I的动作时间可以用同样的方法求得。即得到了线路l1中各点短路时保护装置I的动作时间曲线，如图4-11a的曲线1。3)根据k1点短路时流经保护装置II继电器的电流，求出保护装置II此时的动作电流倍数n2：当k1点短路时，保护装置II也将起动，为了满足保护装置动作的选择性，保护装置所需的动作时限t2应比保护装置I的动作时限大一个时限，即315ppt课件

3154.供电系统的保护(4-36)n2和t1的坐标交点为P，过P的特性曲线②(见图4-11b)为保护装置II的继电器电流时间特性曲线。由曲线②又可得线路上其它各点短路时保护装置II的时限特性，如图4-11a中的曲线2。从图中还可以看出，当k1点发生短路时，其较线路l1上其它各点短路时小，所以，如果k1点短路的时限配合能达到要求，则其它各点短路时，必定能保证动作的选择性，这就是为什么选择这一点来进行配合的原因。3.定时限与反时限过电流保护的比较定时限过电流保护的特点是时限整定方便，且在上下级保护的选择性上容易做到准确的配合。它的缺点是所需继电器数量较多，因而接线复杂，继电器触点容量较小，不能用交流操作电源作用于跳闸，靠近电源处保护装置动作时限长。316ppt课件

3164.供电系统的保护(4-37)反时限过电流保护的优点是所需的继电器数量少，接线简单，用一个继电器有可能实现不带时限的电流速断保护和带时限的过电流保护；继电器触点容量大，可以用交流操作电源作用于跳闸，可使靠近电源端的故障具有较小的切除时间。但反时限过电流保护装置在整定动作时限的配合上比较复杂，继电器误差较大，尤其在速断部分不易配合，以及当系统最小方式下短路时保护的动作时限可能较长。但鉴于反时限过电流保护装置具有简单、经济等特点，在中小型6~10kV供电系统中应用得较为普遍，主要用于单侧电源供电的终端线路和较小容量的电动机上。317ppt课件

3174.供电系统的保护(4-38)二、电流速断保护定时限过电流保护装置的时限一经整定便不能变动，如图4-9所示，当k3处发生三相短路故障时，断路器QF3处继电保护动作时间必须经过才能动作，达不到速动性的目的。为了减小本段线路故障下的事故影响范围，当过电流保护的动作时限大于0.7s时，便需设置反应电流增大而瞬时动作的电流保护即电流速断保护，以保证本段线路的短路故障能迅速地被切除。具有电流速断和定时限过电流保护的线路如图4-12所示。318ppt课件

3184.供电系统的保护(4-39)图4-12具有电流速断和定时限过电流保护的线路图a)原理图b)展开图319ppt课件

3194.供电系统的保护(4-40)为了保证电流速断保护动作的选择性，在下级线路上可能出现的最大短路电流时保护不应动作。因此，速断保护的动作电流必须按躲开本段末端在最大运行方式下发生三相短路时的电流来整定。即引入可靠系数kk是考虑到短路电流计算误差、继电器动作电流误差、短路电流中非周期分量的影响和必要的裕度，一般kk=1.2~1.3。继电器上的动作电流为==320ppt课件

3204.供电系统的保护(4-41)速断保护的灵敏度是在系统最小运行方式下保护安装处两相短路电流与其动作电流Iop之比，即由于可靠系数kk的引入，速断保护的动作电流大于被保护范围末端的最大短路电流，使保护装置不能保护线路全长而有一段死区，因此速断保护不能作主保护，必须和过电流保护配合使用，作为辅助保护是比较经济合理的。图4-13是两种保护配合后的动作时间示意图。速断保护与定时限过电流保护配合使用，既适用于线路保护，也可用于容量为6300kVA及以下的变压器保护。=321ppt课件

3214.供电系统的保护(4-42)图4-13定时限过电流保护与电流速断保护配合的动作时间示意图322ppt课件

3224.供电系统的保护(4-43)例4-1某工厂10kV供电线路,已知计算负荷电流=180A，=1.5，在最大运行方式下末端和始端的短路电流分别为＝2300A，＝4600A；在最小运行方式时，＝2200A，＝4400A，线路末端出线保护动作时间为0.5s，线路首端保护的继电器为非全星形联结，试整定该保护的各个参数。解：1)过电流保护整定如下：因=1.5×180A=270A，选用300/5A电流互感器，=300/5=60。保护动作一次侧电流323ppt课件

3234.供电系统的保护(4-44)继电器1KA动作电流时间继电器的整定时限保护灵敏度2)因动作时限大于0.7s，需加速断保护装置，其整定计算如下：一次动作电流(选用DL型)324ppt课件

3244.供电系统的保护(4-45)继电器2KA的动作电流速断保护的灵敏度三、低电压保护低电压保护主要用在以下几个方面。1.低电压闭锁的过电流保护325ppt课件

3254.供电系统的保护(4-46)图4-14过电流保护与低电压保护联锁接线原理图326ppt课件

3264.供电系统的保护(4-47)定时限过电流保护的动作电流是按躲过最大负荷电流来整定的，在某些情况下可能满足不了灵敏度要求。为此，可采用低电压闭锁的过电流保护来提高其灵敏度，其闭锁接线如图4-14所示。此时，过电流继电器的动作电流不必按躲过线路的最大负荷电流（一般为线路计算负荷电流IC的1.5~3倍）来整定，而只需按躲过IC来整定，即低电压继电器的动作电压按躲过正常最低工作电压来整定，即327ppt课件

3274.供电系统的保护(4-48)式中，Umin指线路最低工作电压，通常可取为(0.85~0.95)UN，UN系线路的额定电压；kk表示低电压保护的可靠系数，可取1.2；kre表示低电压保护继电器的返回系数，可取1.15；kTV表示电压互感器的变压比。过电流继电器的灵敏度校验方法与不带低电压闭锁的过电流保护相同。低电压继电器由于是反应于数值下降而动作，其灵敏系数按下式校验式中为最大运行方式下相邻电气元件末端发生三相金属性短路时保护安装处感受到的最大残压。一般要求灵敏系数1.25.328ppt课件

3284.供电系统的保护(4-49)2.用于电动机的低电压保护电动机采用低电压保护的目的是当电网电压降低到某一数值时，低电压保护动作，将不重要的或不允许自起动的电动机从电网切除，以保证重要电动机在电网电压恢复时顺利地自起动。因此，保护装设的原则和动作电压的整定为：1)在电网发生故障时往往伴随着电压暂时下降甚至消失，当故障切除后系统电压又恢复时，为了保证重要电动机此时能顺利自起动，对不重要和不准许自起动的电动机，可装设动作电压为(60%~70%)UN、时限为(0.5~1.5)s的低电压保护，即329ppt课件

3294.供电系统的保护(4-50)2)对于由于生产工艺或技术、安全的要求不允许“长期”失电后再自起动的电动机，可装设动作电压为(50%~55%)UN、时限为(5~10)s的低电压保护。即四、中性点非有效接地系统的单相接地保护由第一章第一节可知，用户供电系统采取中性点非有效接地方式，当发生单相接地时，流经故障点的电流IC由线路相对地的分布电容决定（IC为正常时每相对地电容电流的3倍），比负荷电流小得多，而且三相之间的线电压仍然保持对称，对接于线电压上负荷的供电没有影响，因此在一般情况下允许系统再继续运行1~2小时。330ppt课件

3304.供电系统的保护(4-51)但是，在单相接地以后，故障相对地电压为零，非故障相对地电压升高到倍，如果流过故障点的接地电流数值较大，就会在接地点产生间歇性电弧以致引起约3.5倍的过电压、损坏绝缘，故障有可能进一步扩大成为相间或两相对地短路。此时，应及时发出信号，以便工作人员查找发生接地的线路，采取措施予以消除；特别是，当单相接地对人身和设备的安全有危险时，则应动作于跳闸。因此，根据中性点非有效接地系统发生单相接地时的特点，对供电系统应当装设绝缘监测装置，必要时还装设零序电流保护。331ppt课件

3314.供电系统的保护(4-52)1.绝缘监视装置这种装置是利用供电系统单相接地后出现的零序电压给出信号。在中性点非有效接地的供电系统中，只要本级电压网络中发生单相接地故障，则在同一电压等级的所有母线上都将出现数值较高的零序电压。利用这一特点，在变电所的母线上一般装设网络单相接地的绝缘监视装置，它利用接地后出现的零序电压，带延时动作于信号，表明本级电压网络中出现了单相接地。如图4-15所示，在变电所的母线上接一个三相五心式电压互感器，其二次侧的星形联结绕组接有三个电压表，以测量各相对地电压；另一个二次绕组接成开口三角形，接入过电压继电器，用来反应线路单相接地时出现的零序电压。正常运行时，三相电压对称，故不出现零序电压，电压继电器不动作。332ppt课件

3324.供电系统的保护(4-53)当任一回线路发生单相接地故障时，故障相对地电压为零，其它两相对地电压升高到倍，同时出现零序电压，使电压继电器动作，发出接地故障信号。这种保护方法简单，但给出信号没有选择性，值班人员想判别出故障发生在哪一条线路上，还需要依次断开各条线路来寻找。若断开某线路时接地信号能消失，即表明故障是在该线路上。这种监视装置可用于出线不太多、负荷电流允许短时间内切断的供电网中。此外，在电网正常运行时，由于电压互感器本身有误差以及高次谐波电压的存在，开口三角形绕组有不平衡电压输出，因此继电器的动作电压要躲过这一不平衡电压，一般整定为15V。333ppt课件

3334.供电系统的保护(4-54)图4-15绝缘监视装置接线图334ppt课件

3344.供电系统的保护(4-55)2.零序电流保护利用单相接地故障线路的零序电流较非故障线路大的特点，实现有选择性地发出信号或动作于跳闸，此即线路的零序电流保护。这种保护一般用于变电站出线较多或不允许停电的系统中。当供电系统某一线路发生单相接地故障时，其他线路上都会出现不平衡的电容电流（零序电流），而这些非故障线路属于正常线路，其保护装置不应动作，因此，非故障线路保护装置的动作电流应至少大于本线路的电容电流。335ppt课件

3354.供电系统的保护(4-56)图4-16零序电流保护装置a)架空线路用b)电缆线路用336ppt课件

3364.供电系统的保护(4-57)(1)对于架空线，采用图4-16a的零序电流过滤器。电流继电器的整定值需要躲过正常负荷电流下产生的不平衡电流和其它线路单相接地故障时本线路的电容电流，即(2)对于电缆线路，采用图4-16b的专用零序电流互感器接线。整定动作电流时只需躲过本线路的电容电流即可，因此337ppt课件

3374.供电系统的保护(4-58)上述两式中——可靠系数，保护装置不带时限时取=4~5；保护装置带时限时取=1.5~2；——其它线路单相接地故障时时，本线路的电容电流；——正常运行时负荷不平衡在零序电流过滤器输出端出现的不平衡电流；kTA——电流互感器的变比。338ppt课件

3384.供电系统的保护(4-59)按式(4-19)、(4-20)整定后，还需要校验在本线路发生单相接地故障时的灵敏度系数。由于流经故障线路上的零序电流为与该线路有电联系的总电网电容电流与该线路本身的电容电流之差，即，在此电流作用下保护应可靠动作，因此零序电流保护的灵敏度系数校验为339ppt课件

3394.供电系统的保护(4-60)需要指出的是，对于中性点非有效接地系统，迄今为止还没有一种原理完善、动作可靠、实现简单的单相接地保护，这是因为中性点非有效接地电网中发生单相接地时流过故障和非故障线路的电流变化仅为对地电容电流的变化，其值都较小，特别是当系统经消弧线圈接地且采用过补偿方式工作时，更是难于区分故障线路与非故障线路。五、过负荷保护对于可能时常出现过负荷的电缆线路，应装设过负荷保护，延时动作于信号，必要时可动作于跳闸。过负荷保护的原理如图4-17所示，由于过负荷电流对称，过负荷保护采用单相式接线，并和相间电流保护共用电流互感器。340ppt课件

3404.供电系统的保护(4-61)过负荷保护的动作电流按线路的计算负荷电流Ic整定，即式中kk为可靠系数，取为1.2~1.3；kTA为电流互感器的变比。动作时间一般整定为10~15s。341ppt课件

3414.供电系统的保护(4-62)图4-17过负荷保护的原理接线图342ppt课件

3424.供电系统的保护(4-63)电力变压器的保护电力变压器是供电系统中的重要设备，包括总降变电所的主变压器和车间变电所或建筑物变电所的配电变压器，它的故障或异常工作状态对供电的可靠性和用户的生产生活将产生严重的影响。因此，必须根据变压器的容量和重要程度装设性能良好、动作可靠的继电保护装置。变压器的故障按发生在油箱的内外，分为内部故障和外部故障。内部故障主要有绕组的相间短路、匝间短路和单相接地，这很危险，因为短路电流产生的电弧不仅会破坏绕组绝缘，烧坏铁心，而且使绝缘材料和变压器油受热而产生大量气体，有可能引起变压器油箱爆炸。外部故障有套管及其引出线的相间短路、单相接地故障。343ppt课件

3434.供电系统的保护(4-64)变压器的异常工作状态有：外部短路或过负荷引起的过电流，风扇故障或油面降低引起的冷却能力下降等，这些都会使绕组和铁芯过热。此外，对于中性点不接地运行的星型接线变压器，外部接地短路是有可能造成变压器中性点过电压，威胁变压器绝缘。对于上述电力变压器的常见故障及异常运行状态，一般应装设下列继电保护：(1)差动保护或电流速断保护反应变压器的内、外部故障，瞬时动作于跳闸。(2)瓦斯保护反应油浸式变压器的内部故障或油面降低，瞬时动作于信号或跳闸。(3)过电流保护反应变压器外部短路引起的过电流，带时限动作于跳闸，可作为上述保护的后备。344ppt课件

3444.供电系统的保护(4-65)(4)过负荷保护反应过载而引起的过电流，一般作用于信号。(5)温度保护反应变压器油、绕组温度升高或冷却系统的故障，动作于信号或跳闸。一、变压器的瓦斯保护电力变压器通常是利用变压器油作为绝缘和冷却介质。当变压器油箱内故障时，在故障电流和故障点电弧的作用下，变压器油和其它绝缘材料会因受热而分解，产生大量气体。气体排出的多少以及排出速度，与变压器故障的严重程度有关。利用这种气体来实现保护的装置，称为瓦斯保护。对于容量在800kVA及以上的油浸式变压器和400kVA及以上的户内油浸式变压器，均应装设瓦斯保护。345ppt课件

3454.供电系统的保护(4-66)图4-18瓦斯继电器的安装及结构示意图a)瓦斯继电器在变压器上的安装1一变压器油箱2一联通管3一瓦斯继电器4一油枕b)FJs一80瓦斯继电器的结构示意图1一容器2一盖3一上油杯4一永久磁铁5一上动触点6一上静触点7一下油杯8一永久磁铁9一下动触点10一下静触点11一支架12一下油杯平衡锤13一下油杯转轴14一挡板15一上油杯平衡锤16一上油杯转轴17一放气阀346ppt课件

3464.供电系统的保护(4-67)瓦斯保护的主要元件是瓦斯继电器，它装设在变压器的油箱与油枕之间的联通管上，如图4-18a所示，图4-18b为FJ3-80型瓦斯继电器的结构示意图。其大致工作原理如下：在变压器正常工作时，瓦斯继电器的上下油杯中都充满油，油杯因其平衡锤的作用使其上下触点都是断开的。当变压器内部发生轻微故障时，油箱内产生的气体较少且速度较慢致使油面下降，上油杯因其中盛有剩余的油使其力矩大于平衡锤的力矩而降落，从而使上触点接通，发出报警信号，这就是轻瓦斯动作，其动作值采用气体容积（cm3）表示。347ppt课件

3474.供电系统的保护(4-68)当变压器内部发生严重故障时，故障点周围的温度剧增而迅速产生大量的气体，迫使变压器油迅猛地由变压器油箱通过联通管冲入油枕，在油流经过瓦斯继电器时冲击挡板，使下油杯降落，从而使下触点接通，直接动作于跳闸断路器而切除变压器，这就是重瓦斯动作，其动作值采用油流速度（m/s）表示。如果变压器出现漏油，将会引起瓦斯继电器内的油也慢慢流尽。这时继电器的上油杯先降落，接通上触点，发出报警信号，当油面继续下降时，会使下油杯降落，下触点接通，从而使断路器跳闸。348ppt课件

3484.供电系统的保护(4-69)瓦斯继电器虽然简单灵敏经济，但它动作速度较慢，并且只能反应变压器内部的故障或异常工作状态等，而对变压器外部端子上的故障情况则无法反应。因此，瓦斯保护需要与下述的过流、速断、差动等保护共同使用。二、变压器的电流保护变压器内外部故障或异常运行都可能导致其过电流现象，应设置相应的电流保护。1.过电流保护和电流速断保护规程规定，电压10kV及以下、容量在10MVA及以下的变压器，对其内部、套管及引出线的短路故障应采用电流速断保护；35~66kV及以下中小容量的降压变压器，对其外部相间短路引起的过电流，宜采用过电流保护。同时，对于供电系统中单侧电源的双绕组或三绕组变压器，过电流保护宜安装于变压器的各侧。349ppt课件

3494.供电系统的保护(4-70)变压器过电流保护和电流速断保护的工作原理、整定原则与线路保护的基本相同，在此不赘述。由于降压变压器绕组结线不同，当低压侧发生不同类型的短路故障时，反映到高压侧的故障电流分布就不同；同时，变压器保护用电流互感器采用不同的结线方式，流过保护继电器的电流也不相同，这些都会影响到变压器电流保护的参数计算和灵敏度。图4-19为D,ynll结线的配电变压器低压侧发生ab相间短路时，高低压侧故障电流的分布和电流相量图（设变压器电压比为1）。通过对电流相量图的分析可以得出，当变压器低压侧ab相间短路时，流过变压器高压侧A、C相的故障电流均为，且方向相同。而B相流过的故障电流为2。由此可见：350ppt课件

3504.供电系统的保护(4-71)1)若变压器保护用电流继电器采用非全星形结线，则由于A、C相都是流过较小的故障电流，因此灵敏度较低。2)若电流互感器采用全星形结线或两相三继电器结线，则总有一个继电器流过的故障电流为2，因此比非全星形结线灵敏度高。3)若电流互感器采用两相电流差结线，则通过继电器的故障电流为零，保护装置不动作。因此，变压器过电流保护互感器的结线方式，通常采用全星形或非全星形，有时为了提高保护装置灵敏度，在非全星形结线的中性线中接入一个电流继电器，构成两相三继电器结线方式。351ppt课件

3514.供电系统的保护(4-72)容量400kVA及以上、一次电压10KV及以下、线圈为三角-星形连接的变压器，可采用两相三继电器式的过流保护。变压器电流保护互感器一般不采用两相电流差结线。图4-19D,yn11变压器低压侧ab相间短路电流分布及相量图352ppt课件

3524.供电系统的保护(4-73)2.零序电流保护规程规定，一次侧接入10kV及以下非有效接地系统中Y,yno联结的变压器，对低压侧单相接地短路，可以选择在低压侧中性点回路装设零序电流保护。其接线如图4-20所示。零序电流保护的动作电流按躲过变压器低压侧最大不平衡电流整定，最大不平衡电流取变压器二次侧额定电流I2N的25%，即式中kk为可靠系数，取为1.2；kTA为零序电流互感器的变比。零序电流保护的动作时间一般取0.5~0.7s，以躲过变压器瞬时最大不平衡电流。353ppt课件

3534.供电系统的保护(4-74)此处零序电流保护灵敏度的校验按变压器低压侧干线末端最小单相短路电流来校验，如下式，其中要求架空线路的灵敏度ks≥1.5，电缆线路的ks≥1.25。图4-20变压器的零序电流保护原理接线图354ppt课件

3544.供电系统的保护(4-75)3.过负荷保护对于400kVA及以上数台并列运行的变压器和作为其他负荷备用电源的单台运行变压器，根据实际可能出现过负荷情况，一般应装设过负荷保护。由于过负荷电流在大多数情况下是三相对称的，只需在一相中安装一个电流继电器即可构成过负荷保护装置。对经常有人值班的变电所，过负荷保护作用于信号；在无经常值班人员的变电所，过负荷可动作于跳闸或切除部分负荷。为了防止变压器外部短路时，变压器过负荷保护发出错误的信号，以及在出现能自行消除的过负荷时不致发出信号，通常过负荷动作时限为10~15s。355ppt课件

3554.供电系统的保护(4-76)变压器过负荷保护的动作电流可按下式计算：式中，INT为变压器的额定电流；可靠系数kk一般取为1.05；kre为返回系数；kTA指电流互感器的变流比。三、变压器的差动保护1.差动保护的工作原理差动保护是反映被保护元件两侧电流的差额而动作的保护装置。变压器差动保护的原理接线如图4-21所示。将变压器两侧的电流互感器同极性串联起来，使继电器跨接在两联线之间，于是流入差动继电器的电流就是两侧电流互感器二次电流之差，即。356ppt课件

3564.供电系统的保护(4-77)在变压器正常工作或保护范围外部发生短路故障时，流入差动继电器的电流为变压器一、二次侧的不平衡电流，由于不平衡电流小于差动继电器的动作电流，故保护装置不动作。如图4-21a所示。当变压器差动保护范围内发生故障时，在单电源情况下，流入继电器回路的电流，大于差动保护的动作电流，保动装置动作，使QF1、QF2同时跳闸，将故障变压器退出工作，如图4-21b所示。变压器差动保护的工作原理是：正常工作或外部故障时，流入差动继电器的电流为不平衡电流，在适当选择好两侧电流互感器的变流比和结线方式的条件下，该不平衡电流值很小，并小于差动保护的动作电流，故保护不动作；在保护范围内发生故障，流入继电器的电流大于差动保护的动作电流，保护动作于跳闸。357ppt课件

3574.供电系统的保护(4-78)因此，它不需要与相邻元件的保护在整定值和动作时间上进行配合可以构成无延时速动保护。其保护范围是变压器两侧电流互感器安装地点之间的区域，包括变压器绕组内部及两侧套管和引出线上所出现的各种短路故障。图4-21变压器差动保护工作原理图a)外部故障，保护不动作；b)内部故障，保护动作358ppt课件

3584.供电系统的保护(4-79)2.变压器差动保护的不平衡电流为了保证差动保护能正确动作，必须使其动作电流大于最大的不平衡电流；另一方面，为了提高差动保护的灵敏度，在变压器正常运行或保护区外部短路时希望流入继电器的不平衡电流尽可能小。因此，分析变压器不平衡电流的产生原因及其克服方法是十分必要的。变压器差动保护中的不平衡电流包括：(1)变压器一、二次绕组结线方式的不同而引起的不平衡电流359ppt课件

3594.供电系统的保护(4-80)总降变电所的变压器通常采用Y,d11结线，其两侧线电流间存在的相位差，这样即使电流互感器二次电流的大小相等，在差动回路中也存在一个由相位差引起的不平衡电流。为了消除这一不平衡电流，必须消除上述相位差。为此，如图4-22所示，一般将变压器一次侧的电流互感器联结成三角形而变压器二次侧联结成星形，使得两侧电流互感器的二次电流的相位相同，同时电流互感器的变流比还应满足下式：式中，、分别为变压器一、二次侧的额定电流；、分别为变压器两侧电流互感器的变流比。360ppt课件

3604.供电系统的保护(4-81)图4-22Y,d11接线方式的变压器差动保护联结法及采用自耦变流器平衡循环电流361ppt课件

3614.供电系统的保护(4-82)(2)电流互感器的实际变比与计算变比不同而引起的不平衡电流如果变压器两侧电流互感器所选的变流比与计算变比完全相同，则不平衡电流为零。但由于变压器的变压比和电流互感器的变流比都有规格等级，实际所选电流互感器的变流比不可能与计算值完全一样，致使继电器回路产生不平衡电流。这种不平衡电流可通过（电磁式保护装置中）平衡线圈或（数字式保护装置中）简单计算来补偿。362ppt课件

3624.供电系统的保护(4-83)(3)变压器两侧电流互感器的型号不同而引起的不平衡电流当变压器两侧电流互感器型号不同时，其饱和特性也不同，特别是在变压器差动保护范围外部出现短路时，两侧电流互感器在短路电流作用下其饱和程度相差更大，因此在差动回路中出现不平衡电流，这可通过提高保护动作电流来躲过。(4)有载调压变压器分接头的改变而引起的不平衡电流供电系统中经常采用有载调压的变压器，利用改变变压器的分接头位置来保持运行电压。改变分接头的位置，实际上就是改变变压器的变比。这样，电流互感器的二次电流也将改变，引起新的不平衡电流。所以，差动保护的动作电流应躲过采用分接头调压而造成的不平衡电流。363ppt课件

3634.供电系统的保护(4-84)(5)变压器励磁电流产生的不平衡电流变压器正常工作时励磁电流只流经电源侧，其值很小，一般不超过额定电流的2%~5%，由此引起的不平衡电流可以不计。但在变压器空载投入和外部故障切除后电压恢复的暂态过程中，由于变压器铁心中的磁通不能突变，在变压器一次绕组中可能会产生很大的冲击励磁电流（也称励磁涌流），如图4-23所示。励磁涌流数值很大，因此在差动回路中产生很大的不平衡电流。励磁涌流的波形和试验数据显示其具有如下特点：励磁涌流的最大值可达到变压器额定电流的4～8倍；励磁涌流中含有很大成分的非周期分量及高次谐波并以二次谐波为主，初值约为基波的40%~60%，0.5~1s后衰减至25%～50%，但完全衰减则要数十秒；励磁涌流的波形中出现间断角。364ppt课件

3644.供电系统的保护(4-85)图4-23变压器空负荷投入时的励磁电流变动曲线365ppt课件

3654.供电系统的保护(4-86)依据这些特点，在变压器差动保护中，可以采用具有速饱和铁心的中间变流器，以减少励磁涌流中非周期分量的影响；在微机型变压器差动保护中，还可以采用二次谐波或间断角的方法鉴别励磁涌流与故障电流，使涌流出现时差动保护能可靠闭锁或不动作，从而完全躲过励磁涌流的不利影响。3.变压器差动保护动作电流的一般整定原则变压器差动保护的动作电流应满足以下三个整定原则：(1)躲过变压器外部故障时的最大不平衡电流366ppt课件

3664.供电系统的保护(4-87)动作电流Iop的整定式为：其中，可靠系数kk取为1.3；为外部故障时的最大不平衡电流，它是由变压器两侧的电流互感器可能不同型号、电流互感器实际变比与计算变比不一致、变压器分接头位置可能改变等因素综合引起的，可按下式计算367ppt课件

3674.供电系统的保护(4-88)式中——保护范围外部短路时的最大短路电流；——电流互感器的同型系数，型号相同时取0.5，型号不同时取1；——电流互感器实际变比和计算变比不一致而产生的相对误差，可取为5%；——变压器分接头改变引起的相对误差，一般取调压范围的一半即。368ppt课件

3684.供电系统的保护(4-89)(2)躲过变压器的最大励磁电流动作电流Iop的整定式为：Iop=kkkeIN式中，可靠系数kk取为1.3~1.5；ke为励磁涌流的最大倍数（即励磁涌流与变压器额定电流的比值），取为4~8。由于励磁涌流很大，实际的纵差动保护通常采用其它措施来减少它的影响：一种是采用速饱和中间变流器以减少励磁涌流产生的不平衡电流，即取ke=1，但此措施已逐渐被淘汰；另一种是微机保护中通过鉴别励磁涌流和故障电流，在励磁涌流时将差动保护闭锁，这时在整定值中不必考虑励磁涌流的影响，即取ke=0。369ppt课件

3694.供电系统的保护(4-90)(3)躲过电流互感器二次回路断线引起的差电流在变压器正常运行情况下，为防止电流互感器二次回路断线时引起差动保护误动作，保护动作电流应大于变压器的最大负荷电流，如下式其中，可靠系数kk取为1.2~1.3。当最大负荷电流不能确定时，可采用变压器的额定电流。370ppt课件

3704.供电系统的保护(4-91)4.变压器差动保护的灵敏度校验变压器差动保护的灵敏度可通过下式校验式中变压器区内端部故障时流经差动继电器的最小差动电流所对应的一次侧故障电流，灵敏度ks一般不应低于2。当按上述整定原则计算的动作电流不能满足灵敏度要求时，需要采用具有制动特性的差动继电器，在微机保护中还可以采用鉴别励磁涌流而构成的差动保护，这些内容将在本章第六节中进行介绍。371ppt课件

3714.供电系统的保护（4-92）第四节.低压配电系统的保护一、熔断器保护1.熔断器及其安秒特性曲线当被保护区出现短路故障或过电流时，熔断器熔体被熔断，使设备与电源隔离，免受过电流损坏。熔断器熔断器的技术参数熔管熔体额定电压、电流分段能力熔体额定电流熔体安秒特性372ppt课件

372决定熔体熔断时间和通过其电流的关系曲线t=f(I)称为熔断器熔体的安秒特性曲线如图所示。该曲线由实验得出，它只表示时限的平均值，其时限相对误差会高达±50%。4.供电系统的保护（4-93）373ppt课件

3734.供电系统的保护（4-94）2.熔断器的选用及其与导线的配合如采用熔断器保护，应在各配电线路的首端装设熔断器。熔断器只装在各相相线上，中性线是不允许装设熔断器的。374ppt课件

3744.供电系统的保护（4-95）对保护电力线路和电气设备的熔断器，其熔体电流的选用可按以下条件进行：(1)熔断器熔体电流应不小于线路正常运行时的计算电流，即(2)熔断器熔体电流还应躲过由于电动机起动所引起的尖峰电流，以使线路出现正常的尖峰电流而不致熔断。因此k——选择熔体的计算系数，根据熔体的特性和电动机的拖动情况确定；——尖峰电流。375ppt课件

3754.供电系统的保护（4-96）(3)为使熔断器可靠地保护导线和电缆，避免因线路短路或过负荷损坏甚至起燃，熔断器的熔体额定电流必须和导线或电缆的允许电流相配合，因此要求：——熔断器熔体额定电流与被保护线路的允许电流的比例系数。——变压器的额定电流。376ppt课件

3764.供电系统的保护（4-97）3.熔断器保护灵敏度校验熔断器保护的灵敏系数计算如下：——熔断器保护线路末端在系统最小运行方式下的短路电流，对中性点不接地系统，取两相短路电流；对中性点直接接地系统，取单相短路电流；——熔断器熔体的额定电流。377ppt课件

3774.供电系统的保护（4-98）4.上下级熔断器的相互配合用于保护线路短路故障的熔断器，它们上下级之相的相互配合应是这样：设上一级熔体的理想熔断时间为，下一级为因熔体的安秒特性曲线误差约为±50%，设上—级熔体为负误差，有，下一级为正误差，即，如欲在某一电流下使，以保证它们之间的选择性，这样就应使，对应这个条件可从熔体的安秒特性曲线上分别查出这两熔体的额定电流值。一般使上、下级熔体的额定值相差2个等级即能满足动作选择性的要求。378ppt课件

3784.供电系统的保护（4-99）5.熔断器(熔管或熔座)的选择和校验选择熔断器(熔管或熔座)时应满足下列条件：(1)熔断器的额定电压应不低于被保护线路的额定电压。(2)熔断器的额定电流应不小于它所安装的熔体的额定电流。(3)熔断器的类型应符合安装条件及被保护设备的技术要求。(4)熔断器的分断能力应满足>379ppt课件

3794.供电系统的保护（4-100）例4-2图4-25b的虚线框内是某车间部分的配电系统图。其负荷分布如下表，各电动机均属轻负荷起动，试选定各熔断器的额定电流及导线截面。380ppt课件

3804.供电系统的保护（4-101）解1)第1组负荷各熔断器及导线截面可根据式(4-32)和式(4-33)计算21.4A或=(0.25-0.4)×139.1A=(34.8-55.6)A选RTO-100熔断器，熔丝额定电流选用塑料绝缘铝导线BLV-3×4，穿管，车间环境温度25°C时，≥=50A=25A/=50／25<2.5，合格。381ppt课件

3814.供电系统的保护（4-102）2)同理选择第II组负荷的熔断器及导线截面如下：因选RTO-50型熔断器，熔丝规格，配用BLV-3×2.5穿管导线，查得其，同时合格3)BC段支干线选择如下：≥(0.25~0.4)×98.8A=(24.7~39.5)A=40A=19A>=15.2A/=40/19<2.5=[51.3+(6.5-1)×21.4]A=169A382ppt课件

3824.供电系统的保护（4-103）由或选用RTO-100型熔断器，考虑要与I级负荷熔断器相差两个等级，选熔丝电流，导线用BLV-3×10，明敷线，，，合格。4)选择AB段干线时，由于AB段后接电动机较多，可按频繁起动考虑。，或电动机频繁起动时，考虑到和BC段的配合，选，选用RTO-200型熔断器。导线选用BLV-3×25明敷线，查得且。校验合格。≥=51.3A≥(0.25~0.40)×169A=(42.3~67.6)A=80A=55A>=51.3A/=80/50<1.5≥=99．9A=(0.5~0.6)=(0.5~0.6)[99．9+(6.5~1)×21.4]=(110.3~131.7)A=120A=100A>/=120/100<1.5383ppt课件

3834.供电系统的保护（4-104）二、低压断路器保护低压断路器又称低压自动开关。它既能带负荷通断电路，又能在短路、过负荷和失压时自动跳闸，其原理结构如图所示。384ppt课件

3844.供电系统的保护（4-105）低压断路器在低压配电系统中的配置方式如图所示。配电用低压断路器分为选择型和非选择型两种，所配备的过电流脱扣器有三种：①具有反时限特性的长延时电磁脱扣器；②延时时限分别为0.2s、0.4s、0.6s的短延时脱扣器。③动作时限小于0.1s的瞬时脱扣器。385ppt课件

3854.供电系统的保护（4-106）低压断路器各种脱扣器的电流整定如下：(1)长延时过流脱扣器(即热脱扣器)的整定这种脱扣器主要用于线路过负荷保护，故其整定值比线路计算电流稍大即可，即——长延时脱扣器(即热脱扣器)的整定动作电流热元件的额定电流比大(10～25)%好≥(1.1~1.25)386ppt课件

3864.供电系统的保护（4-107）(2)瞬时(或短延时)过电流脱扣器的整定瞬时或短延时脱扣器的整定电流应躲开线路的尖峰电流，即——瞬时或短延时脱扣器的整定电流值——可靠系数。(3)灵敏系数——线路末端最小短路电流。=/≥1.5387ppt课件

3874.供电系统的保护（4-108）例4-3供电系统如图4-28所示，所需的数据均标在图上，试选择低压断路器，导线按40°C温度校验。解：1)选用保护电动机用的DZ系列低压断路器。整定计算如下：因，故选定低压断路器的额定电流=200A长延时脱扣器整定电流==182.4A=1.1=200A388ppt课件

3884.供电系统的保护（4-109）瞬时过电流脱扣器电流整定值，(取1.7)选定=2000A(10倍额定值)灵敏系数==，合格配合导线>=200A，选BBLX-3×100，查得T=40°C时其，满足的要求。2)选用DW系列低压断路器以保护变压器用。因变压器二次侧额定电流，故选定低压断路器的额定电流=1500A。===5.29>1.5＝224A/<1≈1500A389ppt课件

3894.供电系统的保护（4-110）可选长延时脱扣器电流整定为短延时脱扣器动作时间整定为0.4s，整定电流要考虑1#电动机起动时产生的峰值电流，取，于是可选定，(3倍额定电流以下)。选用LMY-120×8矩形铝母线，T=40°C时，=1500A=1.35===4000A===6.3>1.5=1550A>390ppt课件

3904.供电系统的保护（4-111）三、低压断路器与熔断器在低压电网保护中的配合低压断路器与熔断器在低压电网中的设置方案如图。若能正确选定其额定参数，使上一级保护元件的特性曲线在任何电流下都位于下一级保护元件安秒特性曲线的上方，便能满足保护选择性的动作要求。391ppt课件

3914.供电系统的保护（4-112）第五节供电系统的微机保护一.微机保护的特点微机保护具有以下显著的特点：1)微机具有强大的存储记忆、逻辑判断和数值运算等信息处理功能，在应用软件的配合下有极强的综合分析和判断能力，不仅可以实现各种继电保护原理，而且可以解决机电式、静态保护装置无法解决的问题，不仅可以实现复杂原理的保护，而且为原理算法的完善和发展提供了良好的实现条件；；2)微机保护的动作特性和功能主要是由软件决定的，可以通过改变软件程序以获取所需要的保护性能，使得保护性能的选择和调试都很方便，具有很大的灵活性、适应性；392ppt课件

3924.供电系统的保护（4-113）3)可用相同的硬件实现不同原理的保护，使得保护装置的制造大为简化，生产标准化批量化，硬件可靠性高；4)可以不断地对本身的硬件软件自检，发现装置异常情况并排除干扰和通知运行维护中心，使得保护装置工作可靠性很高，大大减轻运行维护的工作量；5)微机保护还可兼有故障录波、故障测距、事件顺序记录等辅助功能，微机保护装置设有的通信接口，可以方便地将各地的继电保护装置纳入融测量、控制、保护和数据通信为一体的变电站综合自动化系统，这对于保护的运行管理与远方监控、电网事故分析与处理、实现无人值班与提高系统运行的自动化水平等具有重要意义。393ppt课件

3934.供电系统的保护（4-114）存在的问题：1)对硬件和软件的可靠性要求较高，且硬件比较容易过时；2)微机保护与传统保护有根本性的差别，后者每个部分都是硬件构成，保护的接线和整个动作过程直观易理解，使用者对装置的动作原理、接线及维护较易掌握；而微机保护的软件只有专门的设计人员才能改写或调试，使用者较难掌握它的操纵和维护过程。一台完整的微机保护装置主要由硬件和软件两部分构成，硬件指模拟和数字电子电路，硬件提供软件运行的平台，并且提供数字保护装置与外部系统的电气联系；软件指计算机程序，由它按照保护原理和功能的要求对硬件进行控制，有序地完成数据采集、外部信息交换、数字运算和逻辑判断、动作指令执行等各项操作。394ppt课件

3944.供电系统的保护（4-115）二.微机保护装置的基本构成如图所示微机保护装置的硬件系统示意框图，包括：模拟量输入、开关量输入、微机系统、开关量输出、人机对话、外部通信等六部分，其中微型机主系统是核心部件，其他五部分是外围接口部件。395ppt课件

3954.供电系统的保护（4-116）396ppt课件

3964.供电系统的保护（4-117）1.模拟量输入部分模拟量输入部分就是将互感器输入的模拟电信号正确地变换成离散化的数字量，也称为数据采集系统。按信号传递顺序，交流模拟量输入部分又主要包括以下几部分：(1)输入变换及电压形成它接受来自电力互感器二次侧的电压、电流信号，并将这些信号进一步变小，同时使互感器与保护装置内部之间实现电气隔离和电磁屏蔽，以保障保护装置内部弱电元件的安全和减少来自高压设备对弱电元件的干扰。信号的变换对交流电压可直接采用电压变换器，对于交流电流，由于通常使用的弱电电子器件为电压输入型器件，因此还需将电流信号转换为电压信号，这个转换过程称为电压形成。397ppt课件

3974.供电系统的保护（4-118）(2)低通滤波器作用是抑制输入信号中对保护无用的较高频率的成分，以便采样时易于满足采样定理的要求。低通滤波器可采用简单的有源或无源低通滤波电路。(3)采样保持器S/H所谓采样保持，就是在某一时刻抽取输入模拟信号的瞬时值，并维持适当时间不变。如果按固定的时间间隔重复地进行这种采样保持操作，就将时间上连续变化的模拟信号转换为时间上离散的模拟信号序列。(4)多路转换器它可由CPU通过编码控制将多通道输入信号（由S/H送来）依次与一路输出端连通，其输出端与模数变换器的输入端相连。此时，只用一路模数变换器即可实现所有通道的模数变换，能大大简化电路和降低成本。398ppt课件

3984.供电系统的保护（4-119）(4)模数变换器A/D它将由S/H抽取并保持的输入模拟信号的瞬时值变换为相应的数字值，实现模拟量到数字量的变换，通常采用逐次逼近型A/D变换器。输入变换、电压形成及模拟低通滤波三部分电路合起来通常又被称为信号调理回路。采样保持器、多路转换器以及模数变换器既有各自独立的、也有组合在一起的集成电路芯片，需要根据具体设计指标来选择。399ppt课件

3994.供电系统的保护（4-120）2.开关量输入部分开关量泛指那些反映“是”或“非”两种状态的逻辑变量，如断路器的“合”或“分”闸状态、开关或继电器触点的“通”或“断”状态、控制信号的“有”或“无”状态等。这些状态正好对应二进制数字的“1”或“0”，所以开关量可作为数字量读入（每一路开关量信号占用二进制数字的一位）。开关量输入部分就是为开关量提供输入通道，并在保护装置内外部之间实现光电隔离，以保证内部弱电电路的安全和减少外部干扰。400ppt课件

4004.供电系统的保护（4-121）3.微型机主系统微型机主系统执行编制好的程序，对由数据采集部分输入的原始数据进行分析处理，并指挥各种外围接口部件的运转，从而实现继电保护和测量、逻辑、控制等功能。微型机主系统一般由中央处理器CPU、存储器、定时器/计数器及控制电路等部分组成，并通过数据总线、地址总线、控制总线连成一个系统，实现数据交换和操作控制。401ppt课件

4014.供电系统的保护（4-122）(1)CPU它是整个微机保护的指挥中枢，程序的运行依赖于CPU来实现。当前，应用于微机保护装置的CPU主要有单片微处理器、通用微处理器、数字信号处理器几种类型，而多采用16位单片微处理器构成供电系统大功率电力设备的微机保护装置。(2)存储器它用来保存程序和数据。根据微机保护中所需的数字信息类型，相应采用三种不同的存储器件：①随机存储器RAM，暂存一些临时数据；②紫外线可擦除且电可编程的只读存储器EPROM，保存微机保护的运行程序和一些固定不变的数据；③电可擦除且可编程只读存储器E2PROM，保存有时需要在线改写且在装置失电后不会丢失的控制参数，如整定值等。此外，目前还广泛使用快闪存储器FlashMemory，其存储容量更大且可靠性更高，可以用来保存程序或整定值，还可用来保存大量的故障记录数据。402ppt课件

4024.供电系统的保护（4-123）(3)定时器/计数器除了为延时动作的保护提供精确计时外，它还起提供定时采样触发信号、形成中断控制等作用。目前很多CPU中已将定时器/计数器集成在其内部。(4)控制电路它用以保证整个微机数字电路的有效连接和协调工作，包括地址译码器、地址锁存器、数据缓冲器、晶体振荡器及时钟发生器、中断控制器等。这些控制电路目前广泛采用大规模可编程逻辑器件（如CPLD和FPGA等器件），既大大简化了印制板连线，又提高了微型机主系统的可靠性。403ppt课件

4034.供电系统的保护（4-124）4.开关量输出部分开关量输出部分为正确地发出开关量操作命令提供输出通道，并在微机保护装置内外部之间实现光电隔离。微机保护装置通过开关量输出的“0”或“1”状态来控制执行回路（如报警信号、跳闸回路继电器触点的“通”或“断”等）。404ppt课件

4044.供电系统的保护（4-125）5.人机对话部分人机对话部分建立起微机保护装置与使用者之间的信息联系，以便对保护装置进行人工操作、调试和得到反馈信息。继电保护的操作主要包括整定值和控制命令的输入等；而反馈信息主要包括被保护的一次设备是否发生故障、何种性质的故障、保护装置是否已发生动作以及保护装置本身是否运行正常等。而数字保护装置采用智能化人机界面使人机信息交换功能大为丰富、操作更为方便。人机对话部分通常包括：紧凑键盘、显示屏、指示灯、按钮、打印机接口、调试通信接口等。405ppt课件

4054.供电系统的保护（4-126）6.外部通信部分外部通信部分提供信息通道与变电站计算机局域网以及电力系统远程通信网相连，实现更高一级的信息管理和控制功能，如信息交互、数据共享、远方操作及远方维护等。此外，微机保护装置还需要工作电源。由于电源必须保证对所有有源器件安全稳定、优质可靠地供电并满足它们的特殊要求，因此电源也是最重要的部件之一。目前通常采用开关式逆变电源组件。406ppt课件

4064.供电系统的保护（4-127）三.微机保护的软件实现微机保护的软件以硬件为基础，通过算法及程序设计实现所要求的保护功能，包括监控软件和运行软件两部分，如图所示。407ppt课件

4074.供电系统的保护（4-128）监控软件（即主程序）包括对打开中断、人机接口与键盘命令的处理程序和为装置中各个单元进行调试、整定值设置、报告显示等配置的程序。中断打开后，每当采样周期到就向微处理器申请中断，响应中断后即转入运行软件（即中断服务程序），进行数据采样和数字滤波、保护算法、故障判断和处理等子程序，以完成某种原理的保护功能。运行软件中的保护算法是微机保护的核心，根据模数变换器提供的输入电气量的采样数据进行分析、运算和判断以实现各种继电保护的功能。408ppt课件

4084.供电系统的保护（4-129）在微机保护中，算法可分为两大类：一类是特征量算法，它用来计算保护所需的各种电气量的特征参数，如电流或电压的幅值及相位、序分量、基波分量、某次谐波分量的大小等；另一类是保护动作判据的算法，它用特征量算法的结果来实现保护的动作方程和特性，因此与具体的保护功能密切相关。为此，下面首先介绍供电系统微机保护中的一些基本算法，包括求解电流或电压幅值（特征量）的半周绝对值积分算法、全周傅氏算法以及微机保护的突变量起动判据算法；409ppt课件

4094.供电系统的保护（4-130）1.微机保护中的一些基本算法在供电系统的微机保护中，需要求取的特征量主要是电流或电压的基波分量、谐波分量的幅值大小，可用的方法有半周绝对值积分、全周（半周）傅氏、采样值乘积算法以及故障分量算法等，下面着重介绍其中常用的两种。（1）半周绝对值积分算法半周绝对值积分算法可以求取电流或电压的基波幅值。该算法的依据是一个纯正弦量在任意半个周期内绝对值的积分为一常数。410ppt课件

4104.供电系统的保护（4-131）对于正弦电流，、分别为电流的幅值、相位，其半周绝对值积分S上式积分值S与积分起始点的初相角无关，因为如下图所示的两块阴影面积显然是相等的。上式中的积分可以用下图所示的梯形法近似求出：只要采样率足够高，用梯形法近似积分的误差可以很小。求出积分值S后，即可求得正弦量的幅值=411ppt课件

4114.供电系统的保护（4-132）半周绝对值积分算法本身具有一定的抗干扰和抑制高次谐波的能力，算法的数据窗长度为10ms，此外这种算法运算量极小，可以用非常简单的软件实现，因此，对于一些要求不高的电流、电压保护可以采用这种算法，必要是可另外配一个简单的差分滤波器来抑制信号中的直流分量，提高算法的精度。412ppt课件

4124.供电系统的保护（4-133）（2）全周傅里叶算法全周傅氏算法可求取电流或电压的基波幅值以及谐波分量的幅值，包括实部、虚部的大小。该算法的基本思想源于傅里叶级数。假设输入信号i中除基频分量外，还包含直流分量和各种整次谐波分量，即可表示为：其中413ppt课件

4134.供电系统的保护（4-134）根据三角函数系在区间上的正交性和傅立叶系数的计算方法，可导出谐波分量实、虚部为取每基频周期点采样，i(k)表示第k点采样值，采用按采样时刻分段的梯形面积之和来近似上两式的连续积分（即梯形法积分），求得414ppt课件

4144.供电系统的保护（4-135）该算法的数据窗为一个完整的基频周期，称之为全周傅氏算法。注意到全周傅氏算法中系数、为可事先算得的常数，故算法的实时计算量不大。特别地，如取，则得到基频分量的实部和虚部，将它们代入上两式中，便可求出基频分量的有效值和相角，即==415ppt课件

4154.供电系统的保护（4-136）全周傅氏算法的幅频特性如图所示。可见，该算法不仅可以保留基波，完全滤除纯直流分量和整次谐波分量，而且对非整次谐波分量和按指数衰减的非周期分量有一定的抑制作用，尤其对高频分量的滤波能力相当强。正是因为全周傅氏算法具有良好的数字滤波作用，加之原理清晰又计算精度高，在供电系统微机保护中应用极为广泛，但不足之处是需要的数据窗较长(为一个基频周期的20ms)，使保护的动作速度受到限制。为了提高算法的响应速度，还可以在式(4-59)与(4-60)中将数据窗压缩到半个基频周期，从而得到所谓的半周傅氏算法，不过这对消除直流分量和偶次谐波的效果比全周傅氏算法有所削弱。416ppt课件

4164.供电系统的保护（4-137）（3）突变量启动判据的算法微机保护中用于判断是否有故障发生的起动元件广泛采用反应两相电流之差突变量的元件。对于两相电流之差、、，突变量启动判据为：为防止干扰引起误启动，上式需要使用连续多点采样值进行连续多次判定（通常取为3次）。417ppt课件

4174.供电系统的保护（4-138）在正常运行时，系统中流过数值较稳定的负荷电流，相邻三个周期对应采样点的每相电流采样变化很小，理论上接近零，即使考虑了各种测量、计算和随机误差，其值也比较小。因此，整定值可选择得很小，突变量起动元件具有较高灵敏度。在系统发生故障时，故障相电流将急剧变化。需要说明的是，上式中采用了两个绝对值相减的形式，这是为了消除系统正常运行但频率偏离50Hz时可能引起起动元件的误动作。因为频率变化时，相邻三个周期对应采样点的每相电流值将不相等，使得、不为零。==418ppt课件

4184.供电系统的保护（4-139）2.微机型电流保护微机型线路电流保护的中断服务程序流程如图所示419ppt课件

4194.供电系统的保护（4-140）其过程简述如下：1）控制数据采集系统，将各模拟输入量的信号转换成数字量的采样值i(k)，然后存于RAM区的循环控制器中。2）进行时钟计时，便于在报告和报文中记录带有故障时刻的信息。3）采用前面所述的半周绝对值积分算法、全周傅氏算法，依据测量到的采样值i(k)计算幅值I，如电流、电压等。此处为清晰起见，上图中将用于比较的电流取为各输入电流中的最大值。4）将测量电流I与电流速断定值II进行比较。如果测量电流大于速断定值，则立即控制出口回路，发出跳闸命令和动作信号，同时保存电流速断的动作信息，用于记录、显示、查询和上传。420ppt课件

4204.供电系统的保护（4-141）5）在电流速断功能之后，执行过电流保护的功能。当过电流元件持续动作到tII时，立即发出跳闸命令。当测量电流小于过电流定值III时，可以考虑一个返回系数后才让过电流元件返回。此处，过电流保护的逻辑中需要用到延时功能，采用计数器TN2的计数值结合采样间隔计时为TN2*Ts，此计时与过电流保护延时tII进行比较，从而判断“时间继电器”是否满足动作条件。6）当电流速断、过电流保护元件都不动作时，再控制出口回路，使出口继电器处于都不动作状态，达到收回跳闸命令的目的。421ppt课件

4214.供电系统的保护（4-142）3.微机型变压器差动保护对于微机型变压器差动保护，为了减小或消除不平衡电流的影响，使变压器外部短路时差动保护不致于误动作，在电流差动保护基本原理的基础上引入制动量，从而构成具有制动特性的差动保护，其动作电流值随外部短路电流的增大而按比率增大。变压器差动保护的不平衡电流随外部故障时穿越变压器的短路电流（简称穿越电流）的增大而增大。因此，引入一个能够反应穿越电流大小的制动量，使穿越电流大时产生的制动作用大，保护的动作电流也随着增大；穿越电流小时产生的制动作用小，保护的动作电流也减小。这种制动作用称之为比率制动。422ppt课件

4224.供电系统的保护（4-143）制动量通常由变压器各侧的电流综合而成，常见的形式有平均电流制动、复式制动、标积制动等，下面以复式制动量为例进行说明。如图4-21所示的变压器差动保护基本原理及电流方向定义，对差动量Id引入制动量Ir，构成如下图所示的比率制动式差动保护动作判据（“两折线”特性），表示如下423ppt课件

4234.供电系统的保护（4-144）由图可见，制动特性两折线a-b-c高于变压器正常情况与外部故障时不平衡曲线2，从而可以确保变压器在正常运行和外部故障时差动保护不会误动。当供电系统的变压器内部故障时，差动量与制动量的关系是，如图中的直线3所示，其与制动特性线相交于点d，此时差动量只要大于最小动作电流就可以使保护动作。而不具制动特性的差动保护的动作电流为固定的。采用制动特性后，故差动保护的灵敏度大为提高。424ppt课件

4244.供电系统的保护（4-145）另外一方面，为了进一步提高差动保护的可靠性和灵敏性，目前我国的微机型变压器差动保护中还广泛采用二次谐波制动的方法来防止励磁涌流引起差动保护的误动。这是因为变压器励磁涌流中含有大量二次谐波分量而区别于短路电流，可以利用这个特点使差动保护在励磁涌流作用下闭锁，而只在短路电流作用下进行差动保护动作判据的判别。二次谐波制动元件的动作判据为425ppt课件

4254.供电系统的保护（4-146）K2称为二次谐波制动比，按躲过各种励磁涌流下最小的二次谐波含量整定，整定范围通常为实际应用中常将二次谐波制动判据(4-59)与比率制动判据(4-57)一起构成二次谐波和比率制动差动保护，这样当变压器外部故障时比率制动起主要作用，而出现励磁涌流时二次谐波制动起主要作用。考虑到内部故障时差动电流中也会包含一些二次谐波分量，从而会对灵敏度产生不利影响，所以通常先用比率制动判据判断是否在动作区，若在动作区，再用二次谐波制动判据判定励磁涌流存在与否，以便决定是否闭锁差动保护。426ppt课件

4264.供电系统的保护（4-147）下面就以利用二次谐波鉴别励磁涌流、采用比率制动特性的微机型变压器差动保护方案为例，介绍其软件流程中中断服务程序的故障处理部分，如图所示。427ppt课件

4274.供电系统的保护（4-148）保护装置通常在中断服务程序中通过监测到差动电流或者相电流突变量而起动，起动后先保留主程序中断返回地址，再进入故障处理程序入口。1）第⑴、⑵框计算如式(4-55)、(4-56)所示的差动量Id和制动量Ir2）第⑶框根据Ir的大小分别转至第⑷或⑸框判别是否满足相应的比率制动判据，此判据如式(4-57)所示；3）若第⑷或⑸框判别在制动范围内，则转至第⑾框作外部故障处理。为防止干扰或内部轻微故障时偶然计算误差等原因使保护误复归，设置了一个外部故障复算次数ne。在未到ne之前，返回第⑴框继续计算下一时刻的Id；达到ne后即判定为外部故障。由第⑿框428ppt课件

4284.供电系统的保护（4-149）设置区内无故障标志，并等候中断。中断服务程序检查到区内无故障标志后，恢复原中断返回地址，待中断返回后保护复归。4）若第⑷或⑸框判别为内部故障，先转至第⑹框进行二次谐波电流Id2的计算，并进行第⑺框励磁涌流鉴别，鉴别的判据如式(4-58)所示。在排除了是励磁涌流之后做出内部故障的判断，若第⑻框连续计算内部故障判断次数达到ni时，才发出跳闸命令，否则回到第1框重新计算。5）第⑼框发出跳闸命令后进入事故报告的整理输出过程，并等待复归命令。429ppt课件

4295.供电系统的保护接地与防雷（5-1）第一节供电系统的保护接地一.电流对人体的危害触电是指人体直接接触电气设备的带电部分或人体不同部位同时接触不同电位时发生的电流通过人体的现象。电流对人体的伤害程度与通过人体的电流强度、持续时间、频率、路径及人体健康状况等因素有关。电流大小不同，引起人体的生理、病理效应不同。电流通过人体的效应是研究触电安全技术，制定安全防护标准以及设计有关电气设备的基本依据之一。一般情况下通过人体的工频电流超过50mA时，心脏就会停止跳动，发生昏迷，并出现致命的电烧伤。工频lOOmA电流通过人体时，很快使人致命。430ppt课件

4305.供电系统的保护接地与防雷（5-2）下图是国际电工委员会(IEC)提出的人体触电时间和通过人体电流(50Hz)对人身肌体反应的曲线。431ppt课件

4315.供电系统的保护接地与防雷（5-3）通过上图可以看出，图中的三条曲线将电流对于人体的不同效应分成了4个区。区①为无反应区；区②为无有害的生理病变反应区；区③为对人体无危险，但可能出现病理生理反应区，如呼吸困难、肌肉收缩、血压升高、心脏电刺击等；区④除会发生区③的病理生理反应外，还可能出现心室纤维颤动。随着通过人体电流的增加和持续时间的延长将会出现心脏停跳、呼吸停止和严重烧伤等后果。432ppt课件

4325.供电系统的保护接地与防雷（5-4）我国规定触电时间不超过ls的安全电流30mA(50Hz)，并以此规范了我国国家标准GB3805－1983安全电压等级如下表所示．433ppt课件

4335.供电系统的保护接地与防雷（5-5）二.接地和接地装置在供电系统中，为了保证电气设备的正常工作，保障人身安全、防止间接触电而将供电系统中电气设备的外露可导电部分与大地土壤间作良好的电气连接，即为接地。具有接地装置的电气设备，当绝缘损坏，外壳带电时，人若触及电气设备，接地电流将同时沿着电气设备的接地装置和人体两条通路流过，流过每一条通路的电流值与其电阻的大小成反比，接地装置的电阻越小，流经人体的电流也越小，当接地装置的电阻足够小时，流经人体的电流几乎等于零，因而，人体就能避免触电的危险。434ppt课件

4345.供电系统的保护接地与防雷（5-6）1.接地装置的构成接地装置是由接地极和接地线所组成。由若干接地极在大地中相互连接而组成的总体，称为接地网。2.接地装置的散流效应当发生电气设备接地短路时，电流通过接地极向大地作半球状扩散，这一电流称为接地电流，所形成的电阻叫散流电阻。接地电阻是指接地装置的对地电压与接地电流之比，用RE表示。由于接地线电阻一般很小，可忽略不计，故接地装置的接地电阻主要是指接地极的散流电阻。即接地极的对地电压与经接地极流入大地中的接地电流之比。根据通过接地极流入大地中工频交流电流求得的电阻，称为工频接地电阻；而根据通过接地极流入大地中冲击电流求得的电阻，则为冲击接地电阻。435ppt课件

4355.供电系统的保护接地与防雷（5-7）在离接地体20m处的半球面处对应的散流电阻已经非常小，可忽略不计，因而接地电流产生的压降已近似于零，故将距离接地体20m处的地方称为电气上的“地”电位。电气设备从接地外壳、接地极到20m以外零电位之间的电位差，称为接地时的对地电压，用uE表示。电位分布如图所示。436ppt课件

4365.供电系统的保护接地与防雷（5-8）根据上述电位分布，在接地回路里，人站在地面上触及到绝缘损坏的电气装置时，人体所承受的电压称为接触电压，用utou表示；人的双脚站在不同电位的地面上时，两脚间(一般跨距为0.8m)所呈现的电压称为跨步电压，用usp表示。根据接地装置周围大地表面形成的电位分布，距离接地体越近，跨步电压越大。当距接地极20m外时，跨步电压为零。3.接地电阻的组成及电力系统对接地电阻的要求接地电阻主要由以下几个因素所决定：437ppt课件

4375.供电系统的保护接地与防雷（5-9）(1)土壤电阻(2)接地线(3)接地极438ppt课件

4385.供电系统的保护接地与防雷（5-10）应首先选用自然接地极。自然接地极主要有：地下水管道，非可燃、非爆炸性液、气金属管道；建筑物和构筑物的金属结构和电缆外皮。人工接地极可以用垂直埋入地下的钢管、角钢以及水平放置的扁钢、圆钢等，一般情况下采用管形接地体较好，其优点是：1)机械强度高，可以用机械方法打入土壤中，施工较简单。2)达到同样的电阻值，较其它接地体经济。3)容易埋入地下较深处，土壤电阻系数变化较小。4)与接地线易于连接，便于检查。5)用人工方法处理土壤时，容易加入盐类溶液。439ppt课件

4395.供电系统的保护接地与防雷（5-11）一般情况下可选用直径50mm、长度2.5m的钢管作为人工接地极。因为直径小于该值，机械强度小，容易弯曲，不易打入地下，但直径大于50mm，流散电阻降低作用不。例如125mm比50mm流散电阻大约只减小15%。长度与流散电阻也有关系，管长小于2.5m时，流散电阻增加很多，但增加长度，流散电阻值减小很少。为了减少外界温度、湿度变化对流散电阻的影响，管的顶部距地面一般要求约为500~700mm。通常，电力系统在不同情况下对接地电阻的要求是不同的。下表给出了电力系统不同接地装置所要求的接地电阻值。440ppt课件

440441ppt课件

4415.供电系统的保护接地与防雷（5-12）4.工频接地电阻的计算(1)人工接地极工频接地电阻的计算不同类型的单个接地极的接地电阻计算公式，在设计手册中均有介绍，读者可根据需要参考有关设计手册。这里不再赘述。在实际的供电系统设计中，往往单个接地极的接地电阻不能满足某些系统对接地电阻的要求，因此，必须将数根接地极进行并联成组。接地极间的距离一般取为接地极长度的1~3倍(远小于40m)。此时电流流入各单根接地极时，将由于互相之间的磁场影响而妨碍电流的散流，即等于增加了各单根接地极的电阻，这种影响电流散流的现象称为屏蔽作用。442ppt课件

4425.供电系统的保护接地与防雷（5-13）由于屏蔽作用的影响，接地体组的电阻值并不等于各单根接地极散流电阻的并联值，而相差一个利用系数。即组合接地极是用扁钢连接的，扁钢对接地极也有屏蔽作用，设扁钢长度为，考虑扁钢的利用系数为，其电阻为443ppt课件

4435.供电系统的保护接地与防雷（5-14）人工接地网的总接地电阻可表示为于是人工接地极组的总电阻为钢管数考虑扁钢的作用，接地体一般可减少10%左右。简化的计算公式为444ppt课件

4445.供电系统的保护接地与防雷（5-15）5.冲击接地电阻的计算冲击接地电阻的计算方法与工频接地电阻的计算方法相同，但阻值有差别。雷电波冲击电流幅值很大，所以接地体的电位很高，当电流密度增加时，靠近接地体的电场强度可以达到土壤的击穿程度，产生强烈的火花放电，因而使土壤电阻系数显著下降，这一效应使冲击接地电阻小于工频接地电阻。冲击接地电阻可用下式计算：冲击系数随土壤电阻系数及接地导体的长度而变，土壤电阻率越大，电场强度越大，值越小，接地极的长度越小，冲击电流密度越大，值也越小。445ppt课件

4455.供电系统的保护接地与防雷（5-16）下表列出接地装置冲击电阻与工频接地电阻之间的近似关系：由于不易测量，为了检查方便起见，工程上总是拿工频接地电阻作为标准来衡量的。446ppt课件

4465.供电系统的保护接地与防雷（5-17）三.保护接地为保证人体触及意外带电的电气设备时的人身安全，而将电气设备的金属外壳进行接地即为保护接地（又称安全接地）。在用户供电系统中，依据低压配电系统的对地关系、电气设备（或装置）的外露可导电部分的对地关系以及整个系统的中性线（neutralwire，简写N线）与保护线（protectivewire，简写PE线）的组合情况，低压配电系统接地型式有IT系统、TT系统和TN系统（包括TN-C、TN-S、TN-C-S系统）共五种。在这五种系统中：447ppt课件

4475.供电系统的保护接地与防雷（5-18）第一个字母第二个字母T——电源端有一点直接接地I——电源端所有带电部分不接地或经消弧线圈(或电阻)接地N——电气设备（或装置）外露可导电部分与低压配电系统的中性点有直接的电气连接T——电气设备（或装置）外露可导电部分与大地有直接的电气连接448ppt课件

4485.供电系统的保护接地与防雷（5-19）第三个字母根据低压配电系统中，防止因电气设备绝缘损坏引起人体触电事故原理的不同，可将这五种接地型式分为两类：S——整个系统的中性线和保护线是分开的C——整个系统的中性线和保护线是共用的C-S——系统中有一部分中性线与保护线是共用的449ppt课件

4495.供电系统的保护接地与防雷（5-20）一类是当人们接触到绝缘损坏的电气设备外壳时，使通过人体的电流在安全容许范围之内。另一类是将电气设备外壳用保护线与中性点直接接地的电源的接地装置相连。1.IT系统IT系统即在中性点不接地系统中将电气设备正常情况下不带电的金属部分与接地体之间作良好的金属连接。下图表示在中性点不接地系统中，电气设备的接地电阻为，当绝缘损坏，设备外壳带电时，接地电流将同时沿接地装置和人体两条道路流过，流经人体的电流与流经接地装置的电流比为450ppt课件

4505.供电系统的保护接地与防雷（5-21）为了限制流过人体的电流，使其在安全电流以下，必须使＜。安全电流值一般可取为：交流电流30mA；直流电流50mA。451ppt课件

4515.供电系统的保护接地与防雷（5-22）2.TT系统这种保护系统是在中性点接地系统中，将电气设备外壳，通过与系统接地无关的接地体直接接地，下图所示。452ppt课件

4525.供电系统的保护接地与防雷（5-23）在TT系统中，如发生设备绝缘损坏，则设备外壳上的电压为，只要限制的大小，就能保证在安全电压范围内。而要使在安全电压以下，如则设，则，要实现这样小的接地电阻是比较昂贵的。为了安全起见，要求接设备的电源处熔体熔断，但当设备容量较大时，按照熔体额定电流453ppt课件

4535.供电系统的保护接地与防雷（5-24）必须小于或等于3倍导线按发热允许通过电流的原则为了保证人身安全，接地电阻应不大于接地电阻要做到这样小非常困难，特别是当土壤电阻率较高的地区，根本就无法达到。而且这时根据余弦定律，当时，其它两相的对地电压为454ppt课件

4545.供电系统的保护接地与防雷（5-25）3.TN系统是指在中性点直接接地系统中电气设备在正常情况下不带电的金属部分用保护线或者中性线与系统中性点相连接。按照中性线N与保护线PE的组合情况，TN系统分为以下三种形式：（1）TN-C系统整个系统中的中性线N与保护线PE是合一的(过去曾称为保护接零)。455ppt课件

4555.供电系统的保护接地与防雷（5-26）(2)TN-S系统这种保护系统是整个系统的中性线N与保护线PE是分开的。如下图所示。即将设备外壳接在保护线PE上，在正常情况下，保护线上没有电流流过，所以设备外壳不带电。456ppt课件

4565.供电系统的保护接地与防雷（5-27）（3）TN-C-S系统该系统中有一部分采用中性线与保护线合一的，局部采用专设的保护线，如下图所示。457ppt课件

4575.供电系统的保护接地与防雷（5-28）4．共同接地与重复接地下图表示在中性点不接地系统由同一变压器供电的供电系统中，电气设备分别接地也是一种不合理的接地方式。458ppt课件

4585.供电系统的保护接地与防雷（5-29）例如在当电动机a在A相上发生碰壳短路，电动机在B相上发生碰壳短路，此时流经电动机的电流为作用于电机外壳上的电压为同理，作用于电机外壳上的电压为459ppt课件

4595.供电系统的保护接地与防雷（5-30）式中——相电压。当显然，是危险电压。因此，这种接法无论电阻如何变化，接触到电机外壳上都是危险的。要想简单可靠的方法保证安全，就应当采取共同接地的方式(下图)。这样就可以将两相分别接地短路变成相间短路，迅速使保护装置动作。时时时460ppt课件

4605.供电系统的保护接地与防雷（5-31）在中性点直接接地的1000V以下的低压电网中，由同一台发电机、随一台变压器或同一段母线供电的线路，也不应采取两种不同的接地方式。如下图所示。如果电机上B相发生碰壳接地时，凡是与中性线连接的设备外壳都可能带上危险的电压。461ppt课件

4615.供电系统的保护接地与防雷（5-32）除此之外，在TN系统中，还应当采用重复接地，以确保接地装置的可靠。以TN-C系统为例，如下图，如果保护中性线断裂，则在断裂后的某一电气设备发生碰壳短路时，所有连于该段中性线上的电气设备外壳均承受接近于相电压462ppt课件

4625.供电系统的保护接地与防雷（5-33）右图为有重复接地时中性线断裂的情况463ppt课件

4635.供电系统的保护接地与防雷（5-34）如果发生C相碰壳，则断裂点前后的电压分别为————重复接地电阻如果则一般来说，重复接地时的接地电阻，所以即大于。464ppt课件

4645.供电系统的保护接地与防雷（5-35）5．漏电保护器的应用漏电保护（又称剩余电流保护）是从泄漏电流，人体触电等非金属性单相接地故障考虑，用来保护人身及设备安全的一种保护方式。漏电保护器的类型按其工作原理可分为电压动作型、电流动作型、电压电流动作型、交流脉冲型和直流动作型等。由于电流动作型的检测特性较好，既可作全系统的总保护，也可作各干线、支线的分级保护，所以是目前应用较为普遍的一种。电流动作型漏电保护器主要由零序电流互感器、脱扣机构及主开关组成。零序电流互感器是一个检测元件，可以安装在变压器中性点与接地板之间，构成全网总保护，也可安装在干线或分支线上，构成干线或分支线保护。如下图所示。465ppt课件

4655.供电系统的保护接地与防雷（5-36）干线或分支线回路的漏电保护原理可用右图来说明466ppt课件

4665.供电系统的保护接地与防雷（5-37）在正常情况下，漏电保护装置所控制的电路中没有人体触电及漏电等接地故障时，无论负载对称与否，各相电流的相量和等于零，即同时，各相电流在电流互感器铁芯中所产生的磁通的相量和也等于零，即此时，零序电流互感器的二次线圈没有感应电压输出，漏电保护器不动作。467ppt课件

4675.供电系统的保护接地与防雷（5-38）当被保护支路发生绝缘损坏或其它接地漏电故障时，三相电流的相量和不等于零。在零序电流互感器环形铁芯中所感应的磁通相量和亦不为零。这时，在零序电流互感器的二次线圈上感应电压E2加在漏电保护器的脱扣线圈上，产生感应电流I2流过线圈，当故障电流达到漏电保护器的动作整定值时，推动脱扣器动作，使主开关迅速切断电源。由于漏电保护采用“差动”原理，当配电线路发生相－地故障或绝缘损坏时，漏电保护器能否可靠动作，主要取决于故障电流或漏电电流的路径。因此，漏电保护与接地系统的形式有很大关系。下面分别讨论漏电保护在不同形式接地系统中的应用。468ppt课件

4685.供电系统的保护接地与防雷（5-39）以便当发生相一地绝缘损坏时，漏电电流流经设备外壳，保护线回到电源中性点。此时零序电流互感器中才能出现电流差值，使保护装置动作，切断主电源。(1)漏电保护用于TN系统中，从使用漏电保护装置的地点起，TN－C系统应改用TN－S系统，即保护线不再用作中性线，使整体成为TN－C－S系统。敷设时应注意将相线和中性线穿过漏电保护装置的零序电流互感器，但不可将保护线PE穿在零序电流互感器中。469ppt课件

4695.供电系统的保护接地与防雷（5-40）从而使，当的值达到保护器的额定动作电流时，漏电保护就会产生误动作。在TN系统中，通常在中性线上间隔一定的距离设置重复接地，以确保接地装置的可靠。采用漏电保护装置后，应注意中性线不可重复接地。但如图中所示，如中性线上设置重复接地，则部分不平衡电流经重复接地点、大地、电源中性点形成闭合通路。470ppt课件

4705.供电系统的保护接地与防雷（5-41）(2)漏电保护应用于TT系统中，可以降低对设备接地电阻值的要求。但是装设漏电保护和不装漏电保护的设备不能共用一个接地装置。如下图所示。471ppt课件

4715.供电系统的保护接地与防雷（5-42）当未装设漏电保护器的电动机M1绝缘损坏时，该设备外壳上出现对地电压，由于电动机M1与M2共用同一接地装置，电动机M2的外壳上也出现对地电压。如操作人员接触到电动机M2的外壳，漏电电流沿着A1、M1外壳、M2外壳、触电者、大地返回电源中性点。这样虽然电动机M2装设了漏电保护，而漏电电流却未经过M2所装设的漏电保护器。因此漏电保护装置不动作。正确的接法是M1，M2各用各自的接地装置，并根据现场条件，尽可能使两接地体间相距得远些。472ppt课件

4725.供电系统的保护接地与防雷（5-43）第二节供电系统的防雷保护在电力系统中，由于过电压使绝缘破坏是造成系统故障的主要原因之一。过电压包括内过电压和外过电压。系统中磁能和电能之间的转化，或能量通过电容的传递，以及线路参数选择不当，致使工频电压或高次谐波电压下发生谐振等产生的过电压，都称之为内过电压。操作切换网路故障就是能量激发的重要原因，其中，由于操作而引起的内过电压，也称为操作过电压。此外，由于电源设备运行情况的变化，如电网上的不对称短路等也会引起内过电压。内过电压的能量来自于电网本身，所以过电压的大小与电网电压成正比，过电压与工频相电压之比称为过电压倍数k，k值与电网结构、系统容量和参数、中性点接地方式、断路器性能以及操作方式等因素有关。外过电压则是由雷击引起的，所以又叫雷电过电压或大气过电压。473ppt课件

4735.供电系统的保护接地与防雷（5-44）一、雷电冲击波的基本特性当输电线路受到雷击时，在输电线路上产生的冲击波向导线两侧流动和传播。用快速电子示波器测得的雷电流波形如下图所示。474ppt课件

4745.供电系统的保护接地与防雷（5-45）雷电流由零增长至最大幅值的这一部分称为波头，通常只有(1~4)µs，电流值下降的部分称为波尾，长达数十微秒，这种波的形状称为半余弦波，用数学式表达为在波头部分，电流对时间的变化率a=di/dt称为陡度，陡度的数值开始时很快地增加，a最大值对半余弦波来说应在i/2处，以后逐渐变小，当雷电流的幅值达到最大时，a=0，即雷电流的最大值与陡度的最大值并不是同时出现的，如下图所示。475ppt课件

4755.供电系统的保护接地与防雷（5-46）为了简化计算，在工程设计中也可取用斜角波头。这种波形与半余弦波进行比较，在计算线路防雷时所得的结果是非常一致的。476ppt课件

4765.供电系统的保护接地与防雷（5-47）1．行波的概念用分布参数回路表示的输电线(如图)。、分别表示以大地为回路的导线每米电感值和对地每米电容值，可按下式计算。477ppt课件

4775.供电系统的保护接地与防雷（5-48）等效回路中长度为dx的电感为，电容为，如果从上图中左侧加雷电压冲击波，则左侧的第一个电容将立即充电，但第二个电容以及后面的电容受到各个电感的影响，电压并不能立即升高，而是在时间上有一定的时延，电容距离起始点越远，冲击波达到的时间越晚，这样雷电冲击波就在线路上以一定速度传播开，从而形成行波。下面进一步研究雷电冲击波沿线路传播的速度。假设在t=0时把i=at的斜角波雷电流加在无限长导线的左端A点，在任一时间t，电流的分布如下图所示。478ppt课件

4785.供电系统的保护接地与防雷（5-49）设斜角波雷电流作用在B点的电位为零，从A到B的电感为其上的压降就是A点的电压，即同时A点的电压也显然与A点dx段对地部分电容上储藏的电荷量有关，设单位长度导线上的电荷为q，则在A处dx段上的电荷为qdx，则479ppt课件

4795.供电系统的保护接地与防雷（5-50）由于即则可得480ppt课件

4805.供电系统的保护接地与防雷（5-51）v就是冲击波传播的速度。如以式(5-12)，式(5-13)代入，则由于雷电压冲击波对电容依次充电后再放电，可以得出，伴随电压冲击波也必然有电流冲击波，电流波是和电压波同时、同速度、同方向的在输电线路上以光速传播。冲击波在电缆中传播的速度约为上值的1/2~1/3。481ppt课件

4815.供电系统的保护接地与防雷（5-52）若以及代入式(5－14)则即称为导线的波阻抗。这个公式从形式上来看和欧姆定律一样，但物理意义不同。对于任意波形的雷电压冲击波和雷电流冲击波都是适用的。482ppt课件

4825.供电系统的保护接地与防雷（5-53）2．波的折射与反射从上式可得即该式的物理意义可以解释为：当冲击波沿无损导线传播时，沿导线单位长空间中储存的磁能，恰好等于单位长空间储存的电能。也就是说，冲击波沿导线传播，当无损失时，其能量中的一半用来建立磁场，而另一半用来建立电场。483ppt课件

4835.供电系统的保护接地与防雷（5-54）因此，当冲击波沿线路传播遇到结点，如由架空线进入电缆、电抗器、变压器、线路断开的开关、线路短路或经接地装置入地等情况，由于结点两侧元件的分布参数不同，波阻抗改变，则在保持建立电场和磁场耗用能量相等的规律下，进入结点另一侧的电压幅值和电流幅值必然发生相应的改变。这也就是冲击波在沿导线传播过程中遇到结点时，会发生折射和反射484ppt课件

4845.供电系统的保护接地与防雷（5-55）假设冲击波沿导线由左向右传播为正方向，则称沿波阻抗Z1为的导线正方向传播的冲击波为前行波uq，遇到结点A后，继续沿波阻抗Z2为的导线正方向传播的冲击波为折射波uz，而称沿波阻抗Z1为的导线反方向传播的冲击波为反射波uf。则根据分界能量守恒的原则：结点处在任何瞬间只能有一个电压值和电流值，即485ppt课件

4855.供电系统的保护接地与防雷（5-56）联立以上四式求解，则有上式可以用一个集中参数的等效电路代表。称之为等效集中参数定理。应用等效集中参数定理可以将雷电波击于地面的情况表示如下图的等效线路。486ppt课件

4865.供电系统的保护接地与防雷（5-57）于是其中——折射系数又因为所以式中——反射系数487ppt课件

4875.供电系统的保护接地与防雷（5-58）下面讨论几种特殊条件：1)当时，，，可知：，，即经A点，行波仍按原来幅值前行，这说明A点前后线路波阻抗未发生变化。2)当时，相当于导线在A点开路，此时，，同时，，形成了电压波的全反射，使A点电压增大到行波电压的2倍。而电流波形成负的全反射，使A点电流为零。由于雷电压冲击波在开路端口电压会增高一倍，将严重威胁绝缘安全，所以必须采取防雷保护措施。488ppt课件

4885.供电系统的保护接地与防雷（5-59）3)当时，相当于导线在A点接地，此时，，即，，，电流波形成正的全反射，使折射电流增加到行波的两倍即，电压波形成负的全反射，使A点电压降低到零。二、防雷装置1．避雷针（线）避雷针（线）是拦截雷击将雷电引向自身并泻入大地，使被保护物免遭直接雷击的防雷装置。由接闪器，引下线和接地极三部分组成。489ppt课件

4895.供电系统的保护接地与防雷（5-60）避雷线又称架空地线，它的接闪器是架设在被保护物上方水平方向的金属线或金属带，是架空输电线路最常用的防雷设施。其主要作用是对架空输电线路的导线进行屏蔽，将雷云对架空线路的放电引向自身并泄人大地，使线路导线免遭直接雷击。避雷线也可用以保护屋外配电装置和其它工业与民用建筑与构筑物。由于其保护区域可沿被保护物的顶部结构水平延伸，易于实现较大面积的遮蔽，且外形易于同周围景观协调，所以在建筑物的防雷措施中使用避雷线的做法也很普遍。避雷针的保护范围，以它对直击雷所保护的空间来表示。490ppt课件

4905.供电系统的保护接地与防雷（5-61）单支避雷针的保护范围如图所示。从针的顶点向下作45°的斜线，构成锥形保护空间的上部，从距针底各方向处向避雷针0.75高处作连接线，与45°斜线相交，交点以下的斜线构成保护空间的下半部。当当491ppt课件

4915.供电系统的保护接地与防雷（5-62）单根避雷线的保护范围如图所示，其保护空间可用下式确定：当时当492ppt课件

4925.供电系统的保护接地与防雷（5-63）2．避雷器避雷器的作用是限制由线路侵入的雷电波对变电所内的电气设备造成的过电压。它一般装设在各段母线与架空线的进出口处。为了使避雷器达到预期的保护效果，必须满足下列基本要求：1)由于电气设备的冲击绝缘强度都是由伏秒特性曲线表示的，所以避雷器与被保护电气设备的伏秒特性之间应有合理的配合。493ppt课件

4935.供电系统的保护接地与防雷（5-64）2)避雷器的绝缘强度要有自恢复能力。避雷器在冲击电压的作用下放电，造成接地短路，此时过电压消失，但工频电压相继作用在避雷器上，开始流过工频短路接地电流。所以避雷器应具有自行切除工频续流，恢复绝缘强度的能力，使供电系统继续正常工作。目前常用的避雷器有管式避雷器、阀式避雷器和氧化锌避雷器。（1）管式避雷器（2）阀式避雷器（3）氧化锌避雷器494ppt课件

4945.供电系统的保护接地与防雷（5-65）三、供电系统的防雷1．供电系统架空线路的防雷供电线路防雷的目的是尽量保护导线不受雷击，即使遭受雷击，也不致发展成为稳定电弧而中断供电。由于用户供电系统是电力系统的负荷末端，又具有以下特点：1)一般架空线路都在35kV以下，是中性点不接地系统，当雷击杆顶对一相导线放电时，工频接地电流很小，不会引起线路的跳闸。2)配电网路一般不长，同时架空线路多受建筑物和树木的屏蔽，遭受雷击的机会比较少。3)对于有重要负荷的供电系统采用双电源供电或自动重合闸装置，可以减轻雷害事故的影响。495ppt课件

4955.供电系统的保护接地与防雷（5-66）由此决定用户供电系统35kV架空线路的防雷一般可采用以下措施：1)增加架空线绝缘子个数，采用较高等级的绝缘子，或顶相用针式而下面两相改用悬式绝缘子，提高反击电压水平。2)部分架空线装设避雷线。3)改进杆塔结构，譬如当应力允许时，可以采用瓷横担等。4)减小接地电阻，以及采用拉线减少杆塔电感。5)采用电缆供电。而对于6~10kV架空线，一般比35kV线路高度低，不须装设避雷线，防雷方式可利用钢筋混凝土杆的自然接地，必要时也可采用双电源供电和自动重合闸。496ppt课件

4965.供电系统的保护接地与防雷（5-67）2．变电所的防雷根据运行经验表明，按规程规定装设避雷针或避雷线对直击雷进行防护，装设避雷器对线路侵入波进行防护，是非常有效的措施。对直击雷和线路侵入冲击波的防护应考虑：(1)独立避雷针受雷击时的高电位对附近设施的反击和电磁感应根据运行经验表明，按规程规定装设避雷针或避雷线对直击雷进行防护，是非常可靠的。但独立避雷针受到雷击时，在接闪器，引下线和接地体上都产生很高电位，如果避雷针与附近设施的距离不够，它们之间便会产生放电现象。这种情况称之为反击。497ppt课件

4975.供电系统的保护接地与防雷（5-68）为了防止反击，务须使避雷针和附近金属导体间有一定的距离，从而使绝缘介质闪络电压大于反击电压。为此，需要求出如右图中所示避雷针上离该设施最近的A点的电位uA和sK。498ppt课件

4985.供电系统的保护接地与防雷（5-69）假设雷电流i的幅值为150kA，波头形状为斜角波头，避雷针单位长度电感取1.3，于是，L=1.3h(h是从地面至A点的高度，单位为m)，故A点的电位(kV)的数值公式为由于电位的电感分量，只存在于斜角波的2.6内，而电阻分量却存在于雷电波的整个持续时间，约几十微秒，所以二者对空气的绝缘作用有所不同，对前者可取空气的平均耐压强度750kV/m，后者取500kV/m，于是，可以求出不发生避雷针向被保护物反击的空间距离499ppt课件

4995.供电系统的保护接地与防雷（5-70）规程规定一般不应小于5m。雷击避雷针还会产生感应过电压，如下图所示，当雷电流击中避雷针时，在避雷针周围产生强大突变的电磁场，处在这一电磁场中的金属导体会感应出电动势，从而使间隙ab产生火花放电，如金属管路即使未形成间隙，但如果接触不良，也会产生局部发热，这对于存放易燃，易爆物资的建筑物是比较危险的。消除这一现象的方法是将互相靠近的金属物体很好地连接起来。另外，在条件允许时，还可以适当增大。500ppt课件

5005.供电系统的保护接地与防雷（5-71）(2)对线路侵入雷电冲击波的防护当雷击于线路导线时，沿导线就有雷电冲击波流动，从而会传到变电所。变电所的电气设备中最重要、价值最昂贵、绝缘最薄弱的就是变压器，因此，避雷器的选择，必需使其伏秒特性的上限低于变压器的伏秒特性的下限，并且避雷器的残压必需小于变压器绝缘耐压所能允许的程度。但是它们的数值都必需小于冲击波的幅值，以保证侵入波能够受到避雷器放电的限制。501ppt课件

5015.供电系统的保护接地与防雷（5-72）避雷器应尽量靠近变压器。这是因为避雷器离开变压器有一段电气距离l，当雷电波作用时，由于避雷器至变压器连线间的波过程(这时变压器可以用一个入口电容代替，对用户供电系统等级的变压器，一般只有500~2000pF左右，该数值是用频率f≥500kHz测量的)。侵入波在变压器处可以近似地认为开路，发生雷电压波的全反射，从而使作用在变压器上的过电压超过避雷器的放电电压或残压，连线越长，这一电压越高。也就是说，避雷器有一定的保护距离，变压器如果处在这个距离以外，就不能受到有效的保护。502ppt课件

5025.供电系统的保护接地与防雷（5-73）设避雷器离变压器的距离为l，有陡度为a的行波流向避雷器，其值为u=at，假定t=0时行波到达A点，于是A点的电压随行波的到来逐渐以陡度a上升。当时，行波波头到达变压器B点处，由于该点处于近似开路，因此行波在变压器入口处产生全反射，作用在变压器B点的电压是前行波电压的2倍，即，陡度为2a。503ppt课件

5035.供电系统的保护接地与防雷（5-74）当时，反射波到达A点，与原来的行波叠加，A点电压则以2a的陡度继续上升(mn段)，当时与避雷器的伏秒特性曲线相交，避雷器放电，于是限制了的继续上升，基本上变为平直线。避雷器放电效果经过时（即）才能到达变压器，在这一段时间之前，作用在变压器B点的电压，一直以2a的陡度继续上升，也就是说在变压器上承受一个比避雷器放电电压高的电压。即在工程设计中避雷器应尽量靠近变压器安装。504ppt课件

5045.供电系统的保护接地与防雷（5-75）(3)变电所防雷的进线段保护对于全线无避雷线的35kV变电所进线，当雷击于附近的架空线时，冲击波的陡度必然会超过变电所电气设备绝缘所能允许的程度，流过避雷器的电流也会超过5kA，当然这是不能允许的。所以，这种线路靠近变电所的一段进线(1～2km)上必须装设避雷装置。下图为这种保护的典型接线。505ppt课件

5055.供电系统的保护接地与防雷（5-76）在进线保护段装设避雷保护装置后，只有保护段外发生雷击时才会有侵入波。由于进线段本身的阻抗作用，流过避雷器的电流幅值将受到限制，而沿线路的行波陡度也将由于冲击电晕作用而降低。另外行波在具有避雷线保护的1～2km线路中往返一次约6.7～13.3μs，此时雷电波已通过避雷器F2，故不考虑反射波的作用。对一般线路来说，无需装设管式避雷器F2，但当线路的耐冲击绝缘水平特别高的线路，致使变电所中阀式避雷器通过的雷电流可能超过5kA时，才装设一组F2，并使处的接地电阻尽量降低到10以下。506ppt课件

5065.供电系统的保护接地与防雷（5-77）当线路进出线的断路器或隔离开关在雷季可能经常断开而线路侧又带有电压时，为避免雷电波在开路末端的电压上升为行波幅值的2倍，以致使开关电器的绝缘支座对地放电，在线路带电压情况下引起工频短路，烧坏支座，可装设管式避雷器F3。管式避雷器F3外间隙的整定，既要在开关断开时能够可靠工作，以保护高压电气设备，又能在开关合上时不误动作。当F3整定有困难或缺乏适当参数的管式避雷器，可用阀式避雷器。一般在经常闭路运行的场合，不要求在入口处装设F3。对雷季中不经常断开的断路器，采用保护间隙在经济上较合适，保护间隙数值可参考有关规范及手册。507ppt课件

5075.供电系统的保护接地与防雷（5-78）母线上的阀式避雷器，主要用于保护变压器、电压互感器等高压电气设备。根据规程规定，变电所的每组母线都应装设阀式避雷器，变电所内所有避雷器均应以最短的接地线与配电装置的主接地网连接。对于容量较小的用户供电系统变电所，还可以根据其重要性和雷曝日数采取简化的进线段保护，例如对容量为3150~5600kVA的变电所，可以考虑采用避雷线长仅为500~600m的进线保护段如下图所示。对负荷不很重要，容量在3150kVA以下的变电所，可采用下图a的保护方式，对1000kVA以下的变电所。508ppt课件

5085.供电系统的保护接地与防雷（5-79）还可按图b的保护方式，应当注意的是，不论怎样简化，阀式避雷器距变压器和电压互感器的最大电气距离不宜大于10m。509ppt课件

5096.供电系统的电能质量与无功补偿（6-1）第一节.电能质量概述电能质量是指电气设备正常运行所需要的电气特性，任何导致用电设备故障或不能正常工作的电压、电流或频率的偏差都属于电能质量问题。在三相电力系统中，理想的电能质量是：系统频率恒为额定频率；三相电压波形是三相对称的、幅值恒为额定电压的正弦波形；三相电流波形是三相对称的正弦波形；供电不间断。任何与理想电能质量的偏差都属于电能质量扰动。根据扰动的频谱特征、持续时间和幅值变化，通常将电能质量扰动划分为如下几个类型：510ppt课件

5106.供电系统的电能质量与无功补偿（6-2）（1）暂态扰动通常指持续时间不超过3个周波的扰动。并联电容器投切和雷击都会造成暂态扰动。暂态扰动又分为脉冲型和振荡型，脉冲型暂态扰动持续时间不超过1ms，具有陡峭的上下沿；振荡型暂态扰动持续时间一般不超过1个周波，振荡频率在5kHz以上。（2）短期电压变化包括电压跌落、电压突升和短暂断电。此类扰动的持续时间通常为半个周波到1min。（3）长期电压变化电压幅值长期偏离其额定值，包括电压偏差和持续断电。此类扰动通常持续1min以上。511ppt课件

5116.供电系统的电能质量与无功补偿（6-3）（4）电压波动电压幅值周期性下降和上升。（5）波形畸变包括电力谐波、电压缺口、直流偏置和宽带噪音。相控型电力电子装置是引起电力谐波和电压缺口的主要因素。（6）三相不平衡供电电源的三相电压不对称或负荷三相电流不对称，即三相幅值不等或相角差不等于120。（7）频率变化基波频率偏离其额定频率，包括频率偏差和频率波动，典型的频率波动周期为10s之内。512ppt课件

5126.供电系统的电能质量与无功补偿（6-4）由于电能质量的各种扰动相对独立，它们对电气设备的影响也不同，因此，分析评价电能质量整体上尚没有一个统一的标准，而是针对不同的扰动进行不同的处理。目前我国已经颁布的电能质量标准有：GB12325-2003《电能质量供电电压允许偏差》、GB12326-2000《电能质量电压波动和闪变》、GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》、GB/T15543-1995《电能质量三相电压允许不平衡度》、GB/T15945-1995《电能质量电力系统频率允许偏差》、GB/T18481-2001《电能质量暂时过电压和瞬态过电压》。电能质量标准是保证电网安全经济运行、保护电气环境、保障电力用户正常使用电能的基本技术规范，是实施电能质量监督管理、推广电能质量控制技术、维护供用电双方合法权益的法律依据。513ppt课件

5136.供电系统的电能质量与无功补偿（6-5）电能质量扰动是客观存在的，它严重干扰着用电设备尤其是信息处理设备的正常运行。因此，一方面应该规定电网的电能质量扰动允许值，另一方面，用电设备也应该具有一定的电能质量扰动耐受容限。为了防止电压扰动造成计算机及其控制装置的误动和损坏，美国信息技术工业协会（ITIC）提出了电压容限曲线，如下图所示。514ppt课件

5146.供电系统的电能质量与无功补偿（6-6）若电压落在包络线内阴影部分，则该电压是合格的，否则电压是不合格的。该曲线主要与4种典型的电压扰动相对应，包括电压跌落、电压突升、尖峰脉冲和断电。譬如，按照该曲线，允许电压出现20ms以内的短时断电、允许出现持续1ms但幅值不超过200％的电压尖峰脉冲、允许长期电压偏差为10％等。电压质量是电能质量的核心。由于发电机发出的电压是比较理想的，所以，公用电网中的电压扰动主要是由负荷电流扰动在电网阻抗上的压降引起的。譬如，大容量整流设备是电力谐波的主要发生源，交流电弧炉等波动负荷是电压波动的发生源，电力机车等单相用电设备是导致三相系统不平衡的主要因素。515ppt课件

5156.供电系统的电能质量与无功补偿（6-7）第三章给出了供电系统电压损失的计算公式：对于高压供电系统而言，系统等效电抗远大于系统等效电阻。于是，忽略电阻，上式可简化为：上式表明，影响电压质量的主要因素有：①负荷无功功率或无功功率变化量；516ppt课件

5166.供电系统的电能质量与无功补偿（6-8）②电网短路容量或电网等效电抗。负荷无功功率或无功变化量越大，对电压质量的影响越大；电网短路容量越大，则负荷变化对电网电压质量的影响越小。并联无功补偿可以减小负荷无功功率或负荷无功变化量，线路串联补偿则可以降低电网感抗，提高系统短路容量。因此，无功功率补偿既是电网节能降耗的措施，也是改善电网电能质量的措施之一。517ppt课件

5176.供电系统的电能质量与无功补偿（6-9）第二节电压偏差及其调节一、电压偏差及其限值电压偏差是指电网电压偏离电网额定电压的程度。系统运行方式的改变，或用户负荷的变化，都会使电网上某一点的实际电压偏离其额定电压。电压偏差定义为实际电压与额定电压之差对额定电压的百分数，即电压偏差是用户用电质量的重要指标之一，产品质量、产量、用电设备的寿命等都和电压偏差有一定关系。518ppt课件

5186.供电系统的电能质量与无功补偿（6-10）系统供电电压的偏差直接影响到用户供电系统中各级配电电压的偏差。为了保证供电电压的质量，国标GB12325-2003《电能质量供电电压允许偏差》中规定，供电部门与用户的产权分界处或供用电协议规定的电能计量点的最大允许电压偏差应不超过：35kV及以上供电电压：电压正、负偏差绝对值之和为10％；10kV及以下三相供电电压：7％；220V单相供电电压：+7％，-10％。由于供电电压随着系统运行方式和负荷的变化而有所变动，对供电电压偏差的考核常采用电压合格率来衡量。519ppt课件

5196.供电系统的电能质量与无功补偿（6-11）通过电压监测装置，对供电点的电压进行监测，统计监测时间内的电压超限时间，按下式计算电压合格率：线路和变压器中的电压损失是产生电压偏差的主要原因，变压器的分接头调整也直接影响到下级电网的电压偏差。第二章已经讨论了线路中的电压损失的计算方法，此处不再赘述，下面主要讨论变压器对电压偏差的影响。520ppt课件

5206.供电系统的电能质量与无功补偿（6-12）二、变压器对电压偏差的影响1．变压器分接头对电压偏差的影响降压变压器的一次侧，根据容量的不同都设有若干个分接头。小容量变压器一般设有0％和5％三个分接头，大容量变压器则设有0％、2.5％、5％五个分接头。普通变压器只能在不带电的情况下改换分接头，所以，对每一台变压器在投入运行前都应该选择一个合适的分接头。521ppt课件

5216.供电系统的电能质量与无功补偿（6-13）首先，定义变压器参数的表示符号如下：tap％——变压器的分接头位置；Uf——变压器一次侧的分接头电压；UT1——变压器的一次侧额定电压；UT2——变压器的二次侧空载额定电压（在零分接头和一次侧额定电压的条件下）；U1——变压器一次侧实际输入电压；U2——变压器二次侧实际输出电压。U20——变压器二次侧空载输出电压（在实际分接头和一次侧实际电压的条件下）；522ppt课件

5226.供电系统的电能质量与无功补偿（6-14）变压器的分接头电压和二次侧空载输出电压分别可表示为：显然，当同一进线电压接在不同的分接头时，二次电压对电网额定电压的偏差量则不同。以容量为1000kVA、电压比为10／0.4kV的变压器为例，其一次侧额定电压为10kV，二次侧额定电压为0.4kV。523ppt课件

5236.供电系统的电能质量与无功补偿（6-15）当进线电压为10kV且接在0％分接头时，二次侧空载输出电压为0.4kV，即电压偏差为+5％；当进线电压为10.5kV且接在+5％分接头时，二次侧空载输出电压仍为0.4kV，电压偏差仍为+5％；但当10kV电压接在+5％的分接头时，则二次侧空载输出电压为0.38kV，电压偏差为0％；反之，如将10kV接在-5％的分接头上，二次侧空载输出电压为0.42kV，电压偏差为+10％。当在变压器一次侧分接头上所加电压为电网额定电压，即U1=UN1时，单纯由变压器分接头调整而引入的电压偏差Uf%可按下式计算：524ppt课件

5246.供电系统的电能质量与无功补偿（6-16）2．变压器中的电压损失变压器中的电压损失与线路一样，可按下式计算3．变压器引起的电压偏差考虑到变压器的电压损失和分接头调整后，变压器二次侧电压为当U1=UN1时，可得仅由变压器本身所产生的总的电压偏差量：525ppt课件

5256.供电系统的电能质量与无功补偿（6-17）三、电压偏差的计算如下图所示，设供电电源母线上的电压偏差量为UA%，高压线路l1的电压损失为Ul1%，变压器引起的电压偏差量为UT%，低压线路l2的电压损失为Ul2%，则B、C、D各点的电压偏差分别为526ppt课件

5266.供电系统的电能质量与无功补偿（6-18）将上述概念推广到任一供电系统，如果由供电电源到某指定地点有多级多压或装有调压设备，则指定地点的电压偏差可由下式计算四、电压偏差的调节调节电压的目的是要在正常运行条件下，保持供电系统中各用电设备的端电压偏差不超过规定值。527ppt课件

5276.供电系统的电能质量与无功补偿（6-19）1．电压调节的方式电力系统中，供电的负荷点很多，不可能也不必要对各点的电压都进行调节，通常选择地区内负荷较大的发电厂或区域变电所作为电压中枢点，也可以选择本用户总降压变电所作为电压中枢点，对其电压进行监视和调节。中枢点调压方式有常调压和逆调压两种，如下图所示。所谓常调压，就是不管负荷怎样变动，都要保持中枢点的电压偏差为恒定值；所谓逆调压，就是在最大负荷时，升高母线电压，在最小负荷时，降低母线电压。逆调压方式下，借助选择合适的变压器分接头，就可达到改善电压偏差的目的，因此，逆调压是中枢点常用的调压方式。528ppt课件

5286.供电系统的电能质量与无功补偿（6-20）讨论调压问题，在考虑正常运行方式的同时，还要考虑电网的故障运行方式，因为这时的电压偏差可能最大。因此，在故障条件下，对电网的电压偏差水平的要求也较低。529ppt课件

5296.供电系统的电能质量与无功补偿（6-21）2．电压调节的方法对于用户供电系统，电压偏差调节主要从降低线路电压损失和调整变压器分接头两方面入手。（1）减小线路电压损失通过正确设计供电系统，并采取各种措施，努力达到降低线路和变压器的电压损失的目的，如高压深入负荷中心供电、配电变压器分散设置到用电中心、按允许电压损失选择导线截面、设置无功补偿装置等。（2）合理选择变压器的分接头在用户降压变电所中，变压器一次侧电压及变压器中电压损失随负荷大小而变。530ppt课件

5306.供电系统的电能质量与无功补偿（6-22）在最大负荷时，设变压器一次侧电压为U1max，变压器中电压损失为UTmax%，由式(6-4)可得变压器二次侧电压为：在最小负荷时，设变压器一次侧电压为U1min，变压器中电压损失为UTmin%，同样由式(6-4)可得变压器二次侧电压为：531ppt课件

5316.供电系统的电能质量与无功补偿（6-23）若要求变压器二次侧电压在最大负荷时不低于U2max.al，在最小负荷时不高于U2min.al按照式(6-10)和式(6-11)，变压器的分接头电压应满足下列条件：最大负荷时最小负荷时根据上述要求，应就近选取标称的分接头。如果降压变压器为普通变压器，则不能在带电的情况下改换分接头，这时只能选取一个平均值后再作校验。如果普通变压器不能满足调压要求，必要时也可采用有载调压变压器，根据负荷变化情况适时调整电压。532ppt课件

5326.供电系统的电能质量与无功补偿（6-24）例6-1某变电所装设一台10MVA变压器，其电压比为11022.5％／6.6kV。在最大负荷下，高压侧电压为112kV，变压器中电压损失为5.63％；在最小负荷下，高压侧电压为115kV，变压器中电压损失为2.81％。要求变电所低压母线的电压偏差为额定电压6kV的：最大负荷时0％，最小负荷时+7.5％。试选择变压器的分接头。解依题意533ppt课件

5336.供电系统的电能质量与无功补偿（6-25）由式（6-12）和（6-13）可得最大负荷时最小负荷时结论：选取+5％分接头，分接头电压为115.5kV。534ppt课件

5346.供电系统的电能质量与无功补偿（6-26）第三节电压波动和闪变及其抑制一、电压波动和闪变的计算与评价电网电压幅值（或半周波方均根值）的连续快速变化称为电压波动。照明用白炽灯对电压波动特别敏感，电压波动使灯光闪烁，刺激眼睛，干扰人们的正常工作，电压波动的这种效应称为电压闪变。电压波动会使用电设备的性能恶化、自动装置及电子设备工作异常、产品质量变劣、照明灯光闪烁等。随着生产过程自动化和人民生活电气化水平的提高，电压波动与闪变业已引起国内外的广泛注意与研究，我国早在1990年就颁布了关于电压波动和闪变的国家标准，并于2000年重新进行了修订。535ppt课件

5356.供电系统的电能质量与无功补偿（6-27）1．电压波动将电网电压每半周波的方均根值按时间序列排列，其包络线即为电压波动波形，如图所示。电压波动波形上相邻两个极值之间的变化过程称为一次电压变动，譬如t1~t2和t2~t3各为一次电压变动。国标规定，电压变动的电压变化速率应不低于每秒0.2％，低于此速率时不认为是一次电压变动，而当作电压偏差来考虑，如t6~t7间的电压变化。此外，当电压向同一方向变动时，若本次变动结束到下一次变动开始的时间不大于30ms，只算作一次变化。536ppt课件

5366.供电系统的电能质量与无功补偿（6-28）电压波动用电压变动值d和电压变动频度r来综合衡量。电压变动值d用各次电压变化量与电网额定电压之比来表示，即537ppt课件

5376.供电系统的电能质量与无功补偿（6-29）电压变动频度r是指单位时间（1h或1min）内电压变动的次数。电压从高到低的变化和从低回到高的变化，各算一次电压变动。因此，对于周期性的电压波动而言，电压变动频度是电压波动频率的2倍。电压波动主要是由用户中的波动负荷从电网取用快速变动的功率而引起的。典型的波动负荷有炼钢电弧炉、轧机、电弧焊机等。根据负荷的变化特征，电压波动可分为：①电压变动频繁且具有一定规律的周期性电压波动，如由电力电子装置供电的轧钢设备产生的电压波动。②电压变动频繁且无规律的随机性电压波动，如炼钢用交流电弧炉产生的电压波动。③偶发性的电压波动，如电动机起动产生的电压波动。538ppt课件

5386.供电系统的电能质量与无功补偿（6-30）国标规定，采用上述一系列实测值的95％概率大值(即将实测值按由大到小的次序排列，舍去前面5％的大值，取剩余的实测值中的最大值，要求实测值不少于50个)作为衡量随机性电压波动的评价指标。下表6-1列出了频繁波动负荷在电网公共连接点引起的电压波动的允许值。539ppt课件

5396.供电系统的电能质量与无功补偿（6-31）电压波动是由波动负荷的剧烈变化引起的。大容量负荷的剧烈变化在供电系统阻抗上引起电压损失的变化，从而引起各级电网电压水平的快速变化。设供电系统中某一评价点的电力负荷由(P+jQ)变化为(P+P)+j(Q+Q)，由式（6-1）可得负荷变化在该点引起的电压变动值为由上式得出的重要结论是：在冲击性负荷下，电压变动值与负荷的无功功率变化量成正比，与电网的短路容量成反比，计算时宜采用负荷的最大无功变化量和电网的最小短路容量。540ppt课件

5406.供电系统的电能质量与无功补偿（6-32）2．电压闪变如前所述，当波动负荷引起电网电压波动时，将使由该电网供电的照明灯光发生闪烁，进而引起人们视觉不适和情绪烦燥，影响正常生产和生活。因此，电压闪变的评价还要考虑电光源的光电响应特性、人眼的感光特性以及大脑的反应特性等因素。在同等电压变化量条件下，白炽灯的光通量变化比日光灯显著得多；但是，白炽灯具有较大热惯性，对于高频度的电压波动，其光闪反应的灵敏程度较低。由光闪引起的人眼和大脑的不适，与光源种类和闪烁频度有关，也包含生理和心理方面的因素，。调查结果表明，对于等幅的正弦电压波动引起的灯光闪烁，在不同的波动频率下，人眼和大脑的感受程度是不同的。541ppt课件

5416.供电系统的电能质量与无功补偿（6-33）下图6-5所示曲线称作视感度曲线，它反应了不同频率正弦电压波动所引起的灯光闪烁在人眼一脑中产生的主观感觉的相对强弱。Kf称为视感度系数，其含义是在同等程度电压闪变条件下，频率为f的正弦电压波动归算为8.8Hz的正弦电压波动时的幅值归算系数。542ppt课件

5426.供电系统的电能质量与无功补偿（6-34）由于电压闪变问题涉及因素颇多，不同国家的供电环境也不同，因此，各国关于电压闪变的评价方法并不统一，我国采用国际电工委员会(IEC)的电压闪变评价标准。IEC推荐的电压闪变测试仪的原理模型如下图6-6所示。543ppt课件

5436.供电系统的电能质量与无功补偿（6-35）首先，对输入电压信号进行调理（框1），经过平方解调器（框2）得到电压波动信号；波动信号经过带通加权滤波器（框3）和平方一阶低通滤波器（框4）处理后，反映了人眼对由电压波动在白炽灯上引起的照度变化的敏感程度，并模拟了灯－眼－脑环节的暂态非线性响应和记忆效应，框4的输出信号S(t)反映了电压闪变的瞬时水平，称作瞬时电压闪变；最后，通过在线统计评价环节（框5）对瞬时电压闪变进行统计处理，得到衡量电压闪变大小的统计评价指标。544ppt课件

5446.供电系统的电能质量与无功补偿（6-36）图6-7所示为瞬时电压闪变信号的统计处理示意图。S(t)为一个连续变化的信号，可将其划分为若干个等级（譬如10级），取10min为一次统计处理周期（T=10min），对S(t)进行一次统计处理，计算S(t)在第k等级下的概率Pk，即S(t)在第k等级下出现的时间Tk（譬如第7级时间T7=t1+t2+t3+t4+t5）与统计周期之比，可得到不同等级下的概率分布及其累积概率(CPF)曲线，如图6-8所示。545ppt课件

5456.供电系统的电能质量与无功补偿（6-37）由累积概率曲线按照式(6-16)计算得到的值称为短时（10min）电压闪变值Pst，由各次短时电压闪变值按照式(6-17)计算得到的值称为长时间电压闪变值Plt。546ppt课件

5466.供电系统的电能质量与无功补偿（6-38）式中，P0.1、P1、P3、P10、P50分别为累积概率等于0.1％、1％、3％、10％、50％时的瞬时闪变S(t)值；n为测量时间段内所包含的短时间闪变值的个数。547ppt课件

5476.供电系统的电能质量与无功补偿（6-39）国标GBl2326—2000规定，在电力系统公共连接点，由波动负荷引起的电压闪变允许值如表6-2所示。其中，Pst的每次测量周期为10min，Plt的每次测量周期为2h。对于随机性不规则的电压波动引起的电压闪变，短时间电压闪变值每天不得超标7次，长时间电压闪变值每次均不得超标。548ppt课件

5486.供电系统的电能质量与无功补偿（6-40）电压波动和闪变是由接入电网中的各个用户中的波动负荷引起的。就单个波动负荷用户而言，波动负荷能否直接接入电网运行，需要根据用户负荷大小、协议用电容量和供电电压等级进行电压变动和闪变的核算，具体核算方法在国标中有具体说明。但若用户中的负荷变动满足下表6-3的要求，则该用户可以不经核算直接接入电网。表中，S为波动负荷的视在功率的变动，Sk为公共连接点的系统短路容量。549ppt课件

5496.供电系统的电能质量与无功补偿（6-41）二、电压波动和闪变的估算波动负荷引起的电压波动和闪变应以实测结果作为评价的依据。但在设计的初始阶段，往往需要根据经验初步估算电压波动和闪变水平，并作出是否需要采取措施来抑制电压波动的判断。当电压波动波形具有一定规律且比较规则时，电压波动和闪变可按下述方法估算。1．电压波动的估算要估算电压波动，首先需要熟悉波动负荷的性质和工作特性，根据经验和相关资料，确定波动负荷的功率变化规律，譬如每次功率变动的大小、功率变动的波形特征以及功率变动的频度。估算出波动负荷的功率变化量后，按照式（6-15）即可估算出电压变动值。550ppt课件

5506.供电系统的电能质量与无功补偿（6-42）2．周期性矩形（或阶跃）电压波动的闪变估算对于周期性等间隔的矩形（或阶跃）电压波动，当已知电压变动值d和电压变动频度r时，首先按照r在图6-9中查出与单位闪变曲线（Pst=1）相对应的电压变动dlim，则相应的短时电压闪变Pst可估算如下：如果电压变动波形不为矩形波或阶跃波，则需要查阅相关图表，首先将其它波形的电压变动换算为等效阶跃电压变动。551ppt课件

5516.供电系统的电能质量与无功补偿（6-43）3．非周期性阶跃电压波动的闪变估算对于非周期性阶跃电压波动(要求相邻两次电压变动之间的时间间隔不小于1s)，首先按式（6-19）求出最严重的10min测评时段内每一次电压变动d所对应的闪变时间tf(s)，然后计算该10min时段内各次闪变时间之和，则可按式（6-20）求出该时段内的短时电压闪变值。如果某个电压变动波形不为阶跃波，则需要查阅相关图表，首先将其它波形的电压变动换算为等效阶跃电压变动。552ppt课件

5526.供电系统的电能质量与无功补偿（6-44）例6-2某阶跃波动负荷在10min工作周期内，在公共连接点产生了12次4.8％的电压变动，30次1.7％的变动和100次0.9％的变动，试估算该负荷引起的电压闪变水平。解依题意，该电压波动属于不规则的阶跃波形。每种电压变动的闪变时间为对应于d＝4.8%，得tf=2.34.83=254.4s对应于d＝1.7%，得tf=2.31.73=11.3s对应于d＝0.9%，得tf=2.30.93=1.7s总闪变时间为：短时电压闪变值为：553ppt课件

5536.供电系统的电能质量与无功补偿（6-45）三、电弧炉引起的电压波动和闪变的估算交流炼钢电弧炉是引起电网随机性电压波动和闪变的一个典型的波动负荷。图6-10为电弧炉供电系统简图。554ppt课件

5546.供电系统的电能质量与无功补偿（6-46）图a为其等效电路图。由于X>>R，且电弧炉在熔化期电弧电阻r变化范围可达0～∞，因而电弧炉在熔化期无功功率变化量巨大，产生严重的电压波动和闪变。图b为电弧炉的运行功率圆图。在忽略电弧炉供电系统等效电阻R的情况下，随着电弧电阻r从0变化到∞，电弧炉的视在功率沿着半园轨迹从D点移动到O点。555ppt课件

5556.供电系统的电能质量与无功补偿（6-47）电弧炉在三相电极短路时的功率Sd可按下式计算：设A点为电弧炉溶化期的额定工作点，相应的功率因数角为N，B点为三相电极短路时（计及电弧炉供电系统等效电阻）的工作点，相应的阻抗角为d，则电弧炉在溶化期发生的最大无功功率变化量为：根据式(6-15)，电弧炉在电弧炉变压器一次侧配电母线上产生的最大电压波动值为：556ppt课件

5566.供电系统的电能质量与无功补偿（6-48）国标推荐，电弧炉引起的短时电压闪变可按下式估计：当同一母线上接有多台电弧炉时，多台共同引起的电压闪变值不能取各单台估算值的代数和，可按下式估算：557ppt课件

5576.供电系统的电能质量与无功补偿（6-49）式中，当多台电弧炉的溶化期重叠时，m=2；当多台电弧炉的溶化期重叠率较低时，m=3；而当多台电弧炉的溶化期不重叠时，m=4。与交流电弧炉相比，直流电弧炉的电弧比较稳定，对电网的干扰明显减小。直流电弧炉产生的电压波动和闪变约为同容量交流电弧炉的一半。558ppt课件

5586.供电系统的电能质量与无功补偿(6-50)四、电动机起动引起的电压波动的估算大容量电动机起动时，会在配电母线上引起短时的电压波动，只要该波动不危及供电安全并能保证电动机正常起动，可以允许电机配电母线上（非用户与电网的公共连接点）有比较大的电压波动值。但当电动机频繁启动时，电动机起动引起的公共连接点上的电压波动和闪变应按国标要求进行校验:1)一般情况下，电动机频繁起动时不应低于母线额定电压的90％，电动机非频繁起动时；不宜低于额定电压的85％。2)配电母线上未接照明负荷或其它对电压下降较敏感的设备且电动机非频繁起动时，不应低于母线额定电压的80％。3)配电母线上未接其它用电设备时，可按保证电动机起动转矩的条件决定。对于低压电动机，还应保证接触器线圈电压不低于其释放电压。559ppt课件

5596.供电系统的电能质量与无功补偿(6-51)为了限制电动机起动时引起的电压波动，通常采取降压起动方式，如电动机回路串联电抗器、设置自耦变压器、Y一△变换等。在设计电动机起动线路时应考虑：①电动机在残余电压下起动的可能。②电压波动对其它用电设备的影响。③电网各元件的过负荷情况。④电动机本身绕组的发热。⑤电动机如为同步机，是否能迅速达到引入同步转矩等。560ppt课件

5606.供电系统的电能质量与无功补偿(6-52)电源电压标么值为:式中US*—电源实际电压对其额定电压的标么值，该值在电动机起动前后保持不变；UB0*—电动机起动前母线电压额定标么值；UN—配电母线额定电压；XKB—从配电母线至无穷大电源处总等效电抗；QL—配电母线上其它负荷无功功率；SKB—配电母线上三相短路容量。561ppt课件

5616.供电系统的电能质量与无功补偿(6-53)在电动机起动瞬间，电动机回路等效电抗为Xst。参照图6-12，根据阻抗分压原理可得电动机起动时配电母线的电压标么值为:其中：式中kst.M——电动机起动电流倍数；PNM——电动机额定功率；M——电动机运行效cosM——电动机额定功率因数。562ppt课件

5626.供电系统的电能质量与无功补偿(6-54)电动机起动时，电动机端电压为：电动机起动时，配电母线上电压波动或电压突降为：可以发现，电抗XLR越大，则母线电压波动越小，但电动机起动时电动机端电压越低。这表明，在电动机供电回路串接电抗器可以抑制母线电压波动，但应注意电动机起动转矩的相应降低。563ppt课件

5636.供电系统的电能质量与无功补偿(6-55)五、减小电压波动和闪变的措施要减小电压波动和闪变，可从提高供电系统短路容量和减小波动负荷的无功功率变化量两个方面入手。此外，采用合理的供电方式，如给波动负荷以专线单独供电或提高波动负荷的供电电压等级，不失为一条简便易行的有效途径。提高系统短路容量的方法有：1）提高供电电压。通常，高一级供电电压的系统其短路容量也较大。2）采用双回线路并联供电。3）采用线路串联补偿，降低输电线路电抗或动态补偿线路压降。564ppt课件

5646.供电系统的电能质量与无功补偿(6-56)减小波动负荷无功功率变化量的方法有：1）改进操作过程和运行工艺，减小负荷波动。譬如，电弧炉电极自动升降调节、大块炉料预先加以破碎等。2）改变波动负荷供电回路参数，如串联电抗器、根据运行工况调节设备端子电压等。3）采用动态无功功率补偿装置。目前，国内外普遍采用了静止无功补偿器SVC来完成负荷无功功率的动态补偿。采用电力电子技术的SVC有不同的结构类型和控制方法，如晶闸管控制电抗器TCR型、晶闸管开关电容器TSC(ThyristorSwitchedCondenser)型及饱和电抗器型等。565ppt课件

5656.供电系统的电能质量与无功补偿(6-57)图6-15为TCR型SVC主回路及其工作原理图，固定容量的电容器用于补偿基波无功功率，通常电容器支路串一电抗器使其兼作电力谐波滤波器。图6-15TCR型静止无功补偿器的主电路结构和调节原理a)主电路结构b)TCR无功电流调节原理示意图566ppt课件

5666.供电系统的电能质量与无功补偿(6-58)由于负荷一般是感性的，设负荷的无功功率变化量为QL，利用晶闸管的相位控制，使TCR的无功功率QLR对应于QL相反的变化量，从而使（QLR+QL）为一恒定的感性无功功率。电容器产生的容性无功功率Qc与（QLR+QL）相互补偿，控制QLR可使系统的无功功率QS基本保持恒定。关于其它动态无功功率补偿装置与技术请参阅本章第六节“供电系统的无功功率补偿”。567ppt课件

5676.供电系统的电能质量与无功补偿(6-59)第四节电力谐波及其抑制谐波定义：对于一个周期为T的非正弦周期波形，按照付利叶级数可以将其分解为直流分量和许多不同频率的正弦交流分量之和，即：其中A0为周期波形在一个周期中的平均值，称为直流分量；在正弦交流分量中，最低频率(h=1)的正弦分量称基波分量，其频率为1，幅值为A1；除基波分量外的其余正弦交流分量称为谐波分量，简称谐波，其频率为基波频率的整数倍(h≥2)，该整倍数h称为谐波次数。所以，h次谐波的频率为(h1)，幅值为Ah。568ppt课件

5686.供电系统的电能质量与无功补偿(6-60)在工程实践中，通常用波形的频谱结构图来表示，横坐标为谐波次数，纵坐标为谐波幅值或谐波幅值与基波幅值之比（此时常用分贝数表示）。图6-16所示为方波及其频谱结构图，每一谐波分量以谐波幅值对基波幅值的相对值的分贝数来表示，下式为其对应的频域数学表达式：图6-16方波及其频谱结构图a)方波波形b)方波频谱结构图569ppt课件

5696.供电系统的电能质量与无功补偿(6-61)谐波对应的频域数学表达式：在三相系统中，三相谐波分量也有其相序。对于三相对称的非正弦电压或电流而言，（3n-2）次谐波为正序，（3n-1）次谐波为负序，（3n）次谐波为零序，其中n为正整数。由于零序谐波频率为3倍于基波频率的整数倍，故常称为3倍次谐波。三相零序谐波电流的相位相同，在三相三线制系统中无法流通，因而它仅存在于三相四线制系统中。570ppt课件

5706.供电系统的电能质量与无功补偿(6-62)在供电系统中，直流分量对供电设备有严重危害，因而要求大容量谐波发生设备不向电网注入直流分量电流。在下面的谐波分析中，均假设电网电压和负荷电流中不含直流分量。在供电系统中，除上述整数次谐波外，还存在有谐间波。谐间波是指那些频率不是基波频率整数倍的谐波分量。在电力系统谐波中，谐间波的成分较小。571ppt课件

5716.供电系统的电能质量与无功补偿(6-63)2．谐波发生源在供电系统中，理想的电压和电流波形应为纯正弦波，实际上，电压和电流波形都含有谐波。使电力系统产生谐波的因素很多，可归纳为两大类：第一类为电力系统中的发电机和变压器，通常发电机产生的谐波很小，而变压器由于其铁心的非线性磁化特性，变压器励磁电流波形严重畸变。变压器励磁电流中谐波成分主要为3次和5次，3次谐波约为励磁电流的5％～10％，5次谐波则可达励磁电流的15％～20％。第二类谐波源主要为电力用户中的非线性用电设备，如冶炼电弧炉、电力机车、大容量变流设备、家用电器和办公自动化设备等。572ppt课件

5726.供电系统的电能质量与无功补偿(6-64)第二类谐波源是电力系统谐波的主要来源，现仅就用户谐波发生设备分述如下：（1）整流装置整流装置常用于电解电镀装置、轧机和直流电动机调速控制、蓄电池充电装置、直流电弧炉等。（2）交流电弧炉电弧炉在熔化期将产生较大的谐波电流，主要为(2～7)次的低次谐波。据有关实测报导，电弧炉产生的各次谐波电流值的范围如表6-6所示。表6-6交流电弧炉主要谐波电流值(相对值)573ppt课件

5736.供电系统的电能质量与无功补偿(6-65)（3）家用电器及办公自动化设备随着家电产品的电子化和自动化，许多家用电器和办公自动化设备的电流波形都有显著畸变，各类家用电器产生的主要谐波电流列于表7-7中。虽然家用电器和办公自动化设备单台功率小，单台设备产生的谐波电流绝对值小，但在家用电器、办公自动化设备及电子仪器密集的区域，它们仍是不可忽视的重要谐波发生源。表6-7家用电器和办公自动化设备主要谐波电流值(相对值)574ppt课件

5746.供电系统的电能质量与无功补偿(6-66)3．谐波危害供电系统中的谐波源主要是谐波电流源，谐波电流通过电网将在电网阻抗上产生谐波压降，从而导致谐波电压的产生。谐波电压和电流的危害是广泛的，必须引起供用电科技工作者的重视。谐波对发电机、变压器、电动机、电容器等几乎所有连接于电网的电气设备都有危害，主要表现为产生谐波附加损耗，使设备过热以及谐波过电压加速设备绝缘老化等。在三相四线制低压系统中，各相3次谐波电流在中性线中叠加，导致中性线过电流。575ppt课件

5756.供电系统的电能质量与无功补偿(6-67)当配电系统存在并联电容器时，并联电容器与系统等效电抗可能在某次谐波附近发生并联谐振，导致谐波电压和谐波电流的严重放大，影响供电系统的安全运行。谐波对变压器差动保护、线路距离保护及电容器过流保护等保护和自动装置亦有影响，主要表现为引起继电保护和自动装置误动作。谐波对电能计量精度有影响。当供电系统含有谐波时，工频电度表对谐波电压和谐波电流产生的谐波功耗的计量存在误差；此外，谐波的存在会影响电度表的磁电特性，从而导致基波计量误差。谐波对通信质量有影响。当含有谐波电流的电力线路与通信线路并行敷设时，由于高次谐波的辐射作用，将使通信信号产生杂音干扰。576ppt课件

5766.供电系统的电能质量与无功补偿(6-68)1．谐波的评价计算供电系统中谐波的严重程度通常用单次谐波含有率和总谐波畸变率来表示。第h次谐波含有率定义为第h次谐波分量方均根值与基波分量方均根值之比，即：式中HRUh——第h次谐波电压含有率；Uh——第h次谐波电压方均根值；U1——基波电压方均根值；HRIh——第h次谐波电流含有率；Ih——第h次谐波电流方均根值；I1——基波电流方均根值。577ppt课件

5776.供电系统的电能质量与无功补偿(6-69)从原畸变波形中去除基波分量后，剩余部分称谐波分量，谐波分量在一个工频周期中的方均根值定义为谐波含量。谐波电压含量UH和谐波电流含量IH分别计算如下：总电压（电流）方均根值与基波分量方均根值和谐波含量之间有如下关系：578ppt课件

5786.供电系统的电能质量与无功补偿(6-70)总谐波畸变率则定义为谐波含量与基波分量方均根值之比，即：上述定义表明，谐波含有率仅反映了单次谐波在总量中的比重，而总谐波畸变率则概括地反映了周期波形的非正弦畸变程度。579ppt课件

5796.供电系统的电能质量与无功补偿(6-71)2．谐波限值我国国标GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》中对谐波电压限值及谐波电流允许值作了明确规定。表6-8列出了各级电网电压下的谐波电压限值：表6-8公用电网谐波电压(相电压)限值580ppt课件

5806.供电系统的电能质量与无功补偿(6-72)表6-9列出了各级电网电压下用户注入到公共连接点的谐波电流允许值。表6-9注入公共连接点的谐波电流允许值581ppt课件

5816.供电系统的电能质量与无功补偿(6-72)注意，当电网公共连接点的实际最小短路容量Sk不同于表中基准短路容量Sj时，实际允许注入的谐波电流值Ih应根据表中数据Ij按下式修正：譬如，某10kV系统，系统实际短路容量为150MVA，则实际允许注入的5次谐波电流为：582ppt课件

5826.供电系统的电能质量与无功补偿(6-73)三、供电系统谐波分析计算供电系统的谐波分析，就是在给定系统结构和参数情况下，预测系统各点谐波电压和各条线路谐波电流的分布情况，同时分析采取谐波抑制装置和无功补偿电容器后对系统谐波分布情况的改善或影响的程度。谐波分析计算的方法目前主要有:1)稳态分析法:简便实用,适合于具有一个或几个较显著的谐波电流源的单端放射式供电网络的谐波分布分析.2)谐波潮流分析法:较为复杂，一般适用于具有多个谐波源的大型电力系统的谐波分布分析583ppt课件

5836.供电系统的电能质量与无功补偿(6-74)供电系统各元件谐波等效模型供电系统各元件谐波等效模型是谐波分析的基础和关键，在分析计算中，通常近似认为：式中X、Xh——分别为元件基波和h次谐波感抗；Xc、Xch——分别为元件基波和h次谐波容抗；R、Rh——分别为元件基波和h次谐波电阻；此外，为简化计算，通常假设供电系统三相对称，并根据用户供电系统的实际特点对元件的等效模型作相应的简化处理。584ppt课件

5846.供电系统的电能质量与无功补偿(6-75)供电电源：通常认为供电电源为正弦波电压源。分析时，将该电源等效为一个基波电流源与电源内电抗的并联，如图6-17a所示。图6-17供电系统各元件谐波等效模型a)供电电源585ppt课件

5856.供电系统的电能质量与无功补偿(6-76)供电电源等效基波电抗和电流为：式中UN——供电电源额定电压(kV)；Sk——供电电源三相短路容量(MVA)。586ppt课件

5866.供电系统的电能质量与无功补偿(6-77)供电线路：对用户供电系统而言，由于用户供电线路较短，可以忽略线路对地分布电容。线路等效模型如图6-17b所示：图6-17供电系统各元件谐波等效模型b)供电线路587ppt课件

5876.供电系统的电能质量与无功补偿(6-78)变压器：用户供电系统中的变压器容量相对较小，可略去变压器励磁电抗不计。变压器等效模型如图6-17c所示：图6-17供电系统各元件谐波等效模型c)变压器588ppt课件

5886.供电系统的电能质量与无功补偿(6-79)并联电容器用理想电容器来表示，如图6-17d所示，其等效基波容抗为：式中Qc——并联电容器的额定容量(Mvar)。图6-17供电系统各元件谐波等效模型d)电容器589ppt课件

5896.供电系统的电能质量与无功补偿(6-80)电抗器：以理想电感来表示，如图6-17e所示，其等效基波电抗为：式中1——基波角频率；L——电抗器电感量。图6-17供电系统各元件谐波等效模型e)电抗器590ppt课件

5906.供电系统的电能质量与无功补偿(6-81)电力负荷可按等效电阻和等效电抗的并联来考虑，如图6-17f所示。感性负荷等效基波阻抗计算如下：式中，Pc、Qc——电力负荷的计算负荷。图6-17供电系统各元件谐波等效模型f)电力负荷591ppt课件

5916.供电系统的电能质量与无功补偿(6-82)谐波源：谐波源设备通常用各次谐波电流源的并联来表示，如图6-17g所示。对于整流装置，首先可根据额定容量和额定电压求出基波电流，然后可按表6-5计算各次谐波电流值。图6-17供电系统各元件谐波等效模型g)谐波源592ppt课件

5926.供电系统的电能质量与无功补偿(6-83)系统等效电路及其谐波分布分析将供电系统各元件的等效模型按系统联接关系逐一替换，即可得系统等效电路，供电系统在基波和h次谐波下的等效电路的一般结构如图6-18所示：图6-18供电系统等效电路一般结构a)基波等效电路b)谐波等效电路593ppt课件

5936.供电系统的电能质量与无功补偿(6-84)确定了谐波等效电路之后，采用经典的电路分析方法即可求出各支路h次谐波电流和各节点h次谐波电压，也可采用诸如MATLAB等仿真计算软件来分析计算。如果该系统中含有多个独立谐波源，按照叠加原理，可以先逐个计算每一谐波源在各个节点产生的h次谐波电压及在各条支路产生的h次谐波电流，然后求各谐波源在同一节点产生的h次谐波电压的相量和以及在同一支路上产生的h次谐波电流的相量和。当然，计算中必须已知各个谐波源之间的相位关系。594ppt课件

5946.供电系统的电能质量与无功补偿(6-85)四、并联电容器对谐波的放大作用在用户供电系统中，并联电容器作为无功功率补偿设备得到广泛应用。供电系统中的电容器，一方面由于其谐波阻抗小，系统高次谐波电压会在其中产生显著的高次谐波电流，使电容器过热，严重影响其使用寿命；另一方面，电容器的投入可能引起系统谐波放大。595ppt课件

5956.供电系统的电能质量与无功补偿(6-86)1．电容器对谐波的放大作用图6-20所示为供电给整流装置的供电系统简图及其等效电路，L为系统等效电感，R为系统等效电阻，C为无功补偿电容器的电容量，Ih为谐波源注入的h次谐波电流。图6-20整流装置供电系统简图596ppt课件

5966.供电系统的电能质量与无功补偿(6-87)由等效电路可得：令上式表明，电容器对谐波是否具有放大作用，取决于系数Kh的大小，Kh与的关系如图6-21所示。显然，电容器对落在0～cr区间内的所有谐波分量均有放大作用，尤其是对r附近的谐波会有显著放大。597ppt课件

5976.供电系统的电能质量与无功补偿(6-88)谐波放大的防止与消除并联电容器之所以能够引起谐波放大，在于电容器回路阻抗在谐波频率范围内呈现出容性。若在电容器回路串接一个电抗器，如图6-22所示，通过选择电抗值使电容器回路在最低次谐波频率下呈现出感性，则可消除谐波放大现象。图6-22串联电抗器防止谐波放大598ppt课件

5986.供电系统的电能质量与无功补偿(6-89)为避免谐波放大，串联电抗器的电感量L应满足下式关系：式中XLR——串联电抗器等效基波电抗；XC——并联电容器组等效基波容抗；hmin——谐波源最低次谐波的次数。考虑到电抗器和电容器的制造误差，通常取：599ppt课件

5996.供电系统的电能质量与无功补偿(6-90)或式中，kLR称为串联电抗器的电抗率。对于6相整流装置，hmin=5，则可取kLR=(5~6)%，对于含有三次谐波的供电系统，可取kLR=(12~13)%。并联电容器回路串接电抗器后，电容器端电压、电容器回路电流以及电容器回路向负荷提供的无功功率均放大了约（1+kLR）倍。因此，应选择电容器的额定电压高于电网的额定电压，以确保并联电容器能够长期安全运行。600ppt课件

6006.供电系统的电能质量与无功补偿(6-91)综上所述，在含有谐波的供电系统中，装设并联电容器时应注意以下几点：1)在含有谐波的供电系统中，无功补偿用并联电容器组的投入运行，会引起系统谐波电流和谐波电压的放大。因此，电容器支路应串联防谐电抗器，以防止发生谐波放大现象。2)当供电系统存在谐波时，即使电容器组对谐波无放大作用，电容器也会因谐波的存在而出现过电流和过电压。因此，在选择电容器参数时，应根据实际情况核算电容器中电流和电压的方均根值，使其不超过电容器的允许值。我国电容器生产厂家通常规定，电容器可在1.1倍额定电压和1.3倍额定电流下长期运行。601ppt课件

6016.供电系统的电能质量与无功补偿(6-92)谐波的抑制工业企业供电系统中高次谐波的抑制，首先应考虑采用新技术或新装置，尽量减小谐波源设备的谐波发生量。减小谐波源设备谐波发生量的主要方法有：（1）增加整流装置的相数增加整流装置的相数是降低大容量整流设备谐波发生量的基本和常用方法之一。（2）采用PWM整流器PWM整流器既可以改善交流输入电流的波形，还可以提高装置的功率因数，使装置的总体功率因数为1，因而也称为单位功率因数整流器。602ppt课件

6026.供电系统的电能质量与无功补偿(6-93)（3）改变供电系统的运行方式改变供电系统的运行方式，保持三相系统平衡，可以减小整流器的非特征谐波电流。此外，合理布局无功补偿装置，避免电容器对谐波的放大作用。采取上述措施后，若谐波仍不能满足要求，应考虑设置谐波滤波器。按照滤波器与谐波源的串并联关系，滤波器分为并联型滤波器和串联型滤波器。按照滤波器的滤波原理和电路结构，电力滤波器又分为无源滤波器和有源滤波器。603ppt课件

6036.供电系统的电能质量与无功补偿(6-94)无源电力滤波器由电力电容器、电抗器和电阻器按一定方式连接而成，利用电抗器与电容器的串并联谐振来达到抑制谐波的目的，因此，无源滤波器也称调谐滤波器。调谐滤波器分为单调谐滤波器、双调谐滤波器和高通滤波器。一组单调谐滤波器只能滤除单次谐波，对于谐波含量较大的低次谐波，可采取多组单调谐滤波器的并联组合，对于剩余的谐波含量相对较小的高次谐波，可以统一采用一组高通滤波器来滤除。因此，一套无源电力谐波滤波装置通常包括多组单调谐滤波器和一组高通滤波器。604ppt课件

6046.供电系统的电能质量与无功补偿(6-95)单调谐滤波器的滤波电抗器和电容器的理论参数应满足下式关系：式中h——单调谐滤波器期望滤除的谐波次数；1——系统基波频率当电容和电抗值满足式(6-57)时，单调谐滤波器在h次谐波下呈现的总阻抗最小，滤波器的滤波效果最好。图6-23滤波装置在供电系统中的联结示意图①②单调谐滤波器,③高通滤波器605ppt课件

6056.供电系统的电能质量与无功补偿(6-96)引起滤波器失谐的原因有：①电网工频频率的偏差。②组成滤波装置的元件，如电容器和电抗器本身在制造和测量上的误差。③环境温度的变化对元件参数的影响。④滤波器成组的配合精度等。为了防止滤波器失谐引起谐波放大，单调谐滤波器通常采用偏调谐设计方法。在选择滤波器参数时，使滤波器的理论谐振频率低于谐波频率约6％，譬如，5次谐波滤波器按照4.7次设计，7次谐波滤波器按照6.6次设计等。针对调谐滤波器的失谐问题，科技工作者提出了多种具有自动补偿失谐功能的改进方案，譬如基于电感电容自动调整的自动调谐滤波器、基于连续可调电抗器的交流连续可调滤波器、基于谐波磁通补偿原理的连续多调谐滤波器等。606ppt课件

6066.供电系统的电能质量与无功补偿(6-97)图6-23中③所示为高通滤波器，由于L与R并联，其合成阻抗低于R值，当谐波频率低于截止频率时，滤波器因电容器容抗较大而呈高阻抗，阻止低次谐波电流通过；当谐波频率高于截止频率时，滤波器呈低阻抗，旁路高次谐波电流。无源滤波器具有抑制电网谐波和补偿负荷无功功率的双重功能，同时具有投资少、效率高、结构简单、运行可靠及维护方便等优点，在高低压电力系统中均得到广泛应用，尤其在超高压系统应用中目前仍然是唯一的选择。无源滤波器在基波频率下均呈容性，所以，滤波器除抑制谐波外，还可兼作基波无功功率的补偿装置，设计时应与该处无功补偿要求相配合。通常先按照无功补偿的需求确定滤波电容器的容量，然后按照谐振关系并考虑到失谐问题来确定滤波电抗器的电感参数，最后按照滤波性能要求和安全运行要求对滤波器参数进行校验。607ppt课件

6076.供电系统的电能质量与无功补偿(6-98)有源电力滤波器是一种广谱滤波器，能够滤除多种谐波分量，目前可以滤除25次以下的谐波。有源滤波器具有高度可控性和快速响应性，滤波特性不受系统阻抗的影响，可消除与系统阻抗发生谐振的危险，并且具有可以重置的优点。有源滤波器具有自适应功能，可自动跟踪补偿变化着的谐波。随着容量的不断提高，有源滤波技术作为改善电能质量的关键技术，其应用范围也将从补偿用户自身的谐波向改善整个电力系统的电能质量的方向发展。608ppt课件

6086.供电系统的电能质量与无功补偿(6-99)图6-24所示是一个并联型有源电力滤波器的原理结构609ppt课件

6096.供电系统的电能质量与无功补偿(6-100)有源滤波器由两大部分组成，一部分是用于产生谐波补偿电流的电压源逆变器及其控制系统，另一部分是负荷电流的谐波分量的检测系统。图中，iS、iL、iC分别为电源电流、负荷电流和有源滤波器发出的补偿电流。首先，检测电源电压、负荷电流和直流侧电压Udc，通过补偿电流运算单元得到负荷电流中的谐波分量，即补偿电流指令iC.ref，然后由电流跟踪控制电路产生6路PWM信号，通过驱动之后控制APF主电路元件，产生谐波补偿电流。610ppt课件

6106.供电系统的电能质量与无功补偿(6-101)设负荷电流波形如图所示，可将其分解为基波分量iF和谐波分量iH。有源电力滤波器首先实时检测出负荷电流中的谐波分量iH，再通过逆变器产生与iH大小相等的补偿电流iC，注入电网以抵消iH，从而使系统侧电流iS仅为负荷电流的基波分量iF。目前，谐波电流检测普遍采用基于瞬时无功理论的瞬时谐波电流检测方法，而电流发生器主回路则采用基于电流跟踪控制的电压源逆变器。负荷电流波形例及其分解611ppt课件

6116.供电系统的电能质量与无功补偿(6-102)就目前的实际情况而言，由于受电力电子器件和装置工艺的限制，有源滤波器的耐压和容量还非常有限，只限应用于中低压系统。此外，有源滤波器的单位容量成本较高，也是限制其推广应用的一个因素。无源滤波器与有源滤波器各有其优缺点。无源滤波器容量大、简单可靠、成本低，但滤波性能较差；有源滤波器滤波性能好，但装置容量有限、电压水平低、成本高。因此，将有源滤波器与无源滤波器有机地结合起来，形成了混合滤波器（HybridFilter），在技术和经济两方面将是一个比较好的折中方案。混合滤波器尚处于试验研究阶段。612ppt课件

6126.供电系统的电能质量与无功补偿(6-103)第五节供电系统的三相不平衡三相不平衡的概念与危害在三相正弦系统中，当三相相量间幅值不等或相位差不为120时，称三相不对称或三相不平衡。供电系统在正常运行方式下出现的三相不平衡主要是由三相负荷不对称所引起的。根据对称分量法，三相不对称电压或电流可以分解为正序分量、负序分量和零序分量等三个对称分量之和。由于负序分量的存在，三相不平衡对电气设备有如下不良影响：613ppt课件

6136.供电系统的电能质量与无功补偿(6-104)（1）感应电动机首先，负序电压在电动机中产生反向转矩从而降低了电动机的有用输出转矩。此外，由于电动机负序电抗只有其正序电抗的1/5～1/7，负序电压将产生显著的负序电流。负序电流的出现，不仅产生负序功耗，使电动机效率下降，而且还会使电动机总电流增大，电动机过热，绝缘老化加快。（2）变压器由于三相电流不对称，当最大相电流达到变压器额定电流时，其它两相电流低于额定值，变压器容量不能充分利用。（3）整流装置对于多相整流装置，三相电压不对称将严重影响多相触发脉冲的对称性，使整流装置产生较大的非特征谐波，进一步影响电能质量。此外，三相不平衡也会增大线路中的功率损耗614ppt课件

6146.供电系统的电能质量与无功补偿(6-105)三相不平衡度的计算及其限值供电系统三相不平衡的程度用不平衡度来表征。不平衡度定义如下：式中U%、I%——分别为三相电压和电流的不平衡度；U1、I1——分别为电压和电流的正序分量方均根值；U2、I2——分别为电压和电流的负序分量方均根值；615ppt课件

6156.供电系统的电能质量与无功补偿(6-106)供电系统三相不平衡度宜用专用测量仪器测定。在三相电源及负荷对称的系统中，由于在某一相上增设了单相负荷而引起的三相电压不平衡度也可按下式进行估算:式中SL(1)——单相负荷的容量；Sk(3)——计算点系统三相短路容量。在没有零序分量的三相系统中，当已知三相电压或电流的幅值a、b、c时，可用下式计算三相电压或电流的不平衡度：616ppt课件

6166.供电系统的电能质量与无功补偿(6-107)式中国标GB/T15543—1995《电能质量三相电压允许不平衡度》规定：电力系统公共连接点正常不平衡度允许值为2％，短时不得超过4％；接于公共连接点的每个用户，引起该点正常电压不平衡度允许值一般为1.3％。617ppt课件

6176.供电系统的电能质量与无功补偿(6-108)三相不平衡的解决途径有：合理分配和布局单相用电负荷；采取补偿装置，补偿系统中的不平衡负荷。单相用电负荷在三相系统中容量和位置的不合理分布是造成三相不平衡的主要原因之一。在设计供电系统时，首先要将单相负荷平衡地分布于三相中，同时要考虑到用电设备功率因数的不同，尽量兼顾有功功率与无功功率均能平衡分布。在低压系统中，各相安装的单相用电设备其各相之间容量最大值与最小值之差不应超过15％。618ppt课件

6186.供电系统的电能质量与无功补偿(6-109)比较图6-26所示照明负荷在三相系统中的两种不同分布，图b由于其三相负荷矩相等而优于图a。619ppt课件

6196.供电系统的电能质量与无功补偿(6-110)2．三相不平衡补偿装置对于三相不平衡负荷可以分解为三个独立的相间负荷，如图6-28所示，设ab间接有单相用电设备。首先采用无功补偿使其功率因数cos=1(即为纯阻性负荷)，于是该负荷用纯阻性导纳Gab表示。620ppt课件

6206.供电系统的电能质量与无功补偿(6-111)然后，在bc间接入容性电纳，在ca间接入感性电纳，此时各相电流如下:对bc相间负荷和ca相间负荷可以依次用同样的方法来加以平衡。621ppt课件

6216.供电系统的电能质量与无功补偿(6-112)3.采用特殊接线的变压器为了解决大容量且较恒定的单相负荷，具有实际意义的有效措施是采用高电压大容量的平衡变压器，这是一种用于三相一两相并兼有降压及换相两种功能的特种变压器。平衡变压器可以提高电能质量，减少电能损耗，当前多用于电气化铁道和大型感应加热电炉供电。622ppt课件

6226.供电系统的电能质量与无功补偿(6-113)第六节供电系统的无功功率补偿在用户供电系统中，广泛使用着电力变压器、交流电动机及交流电抗器等感性设备，他们从电网吸收大量无功功率，不仅在输电线路和配电变压器中引起额外的附加电能损耗，而且无功功率是影响电压质量的主要因素。无功补偿是降低电网电能损耗和改善电压质量的有效措施。1.无功功率与功率因数无功功率是交流电磁设备工作的需要，也是交流电网的基本特征。对于正弦交流电路而言，无功功率是指电路中电感元件和电容元件在一个工频周期中所吸收的最大功率。623ppt课件

6236.供电系统的电能质量与无功补偿(6-114)无功功率的重要特征是，感性无功功率与容性无功功率可以互补。譬如，在感性设备的两端，并联一组电容器，电容器就可以向感性设备提供一定的无功功率，从而减少感性设备对电网的无功功率的需求，这就是无功补偿的基本原理。若三相电压和电流正弦且对称，则有：式中U、I——分别为三相线电压和电流的有效值。对于非正弦交流电路，无功功率比较复杂，按照正弦对称系统的定义，可分为基波正序无功功率、基波负序无功功率、各次谐波的正序和负序无功功率等。首先，利用傅立叶变换可以求出三相电压和电流的基波相量和各次谐波相量，再利用对称分量法可以求出基波和各次谐波的正序分量和负序分量，应用上式则可求出各种无功功率。624ppt课件

6246.供电系统的电能质量与无功补偿(6-115)功率因数与无功功率有着密切的联系。任意三相系统的总功率因数PF（PowerFactor）定义为：式中，P为三相有功功率，S为三相视在功率。上式既适用于三相正弦对称系统，也适用于三相非正弦系统或三相不对称系统。对于正弦系统，每相的功率因数定义为该相电流与电压的相位差的余弦值cos，通常也称为位移因数。对于非正弦系统，通过傅立叶变换可以得到各相的基波位移因数。在对称的三相正弦系统中，三相功率因数相等，即三相总功率因数等于各相的位移因数。625ppt课件

6256.供电系统的电能质量与无功补偿(6-116)2无功补偿的意义与途径无功功率是电气设备或系统正常工作的需要，它本身并不产生能耗，但当它在电网中传输时，会产生各种不良影响：1）无功功率增大了输电线路中的电流，在线路电阻上产生额外的电能损耗。因此，无功补偿可以达到节能降耗的目的。2）无功功率增大了系统供电容量，因而增大了线路和开关设备的规格以及变压器的容量需求。换句话说，在现有的电网中，无功功率降低了线路和变压器的利用率。因此，无功补偿有助于降低供电系统的投资费用。626ppt课件

6266.供电系统的电能质量与无功补偿(6-117)3）无功功率增大了线路电压降，降低了电网的电压质量。因此，无功补偿具有调节和稳定电压的作用，是改善电压质量的有效手段。降低供电系统的无功功率、提高功率因数的途径主要有：1）提高用电设备的自然功率因数。合理选择用电设备的型式和容量，避免设备轻载运行；开发和采用新技术，提高设备的功率因数，如采用PWM整流技术和功率因数校正技术改造传统相控整流器等。2）就近装设无功补偿装置。作为一个无功电源，向负荷提供一定的无功功率，减少负荷对电网的无功需求。627ppt课件

6276.供电系统的电能质量与无功补偿(6-118)3无功补偿的方式：按照无功补偿容量的调节方式，无功补偿方式分为动态补偿和静态补偿。动态补偿是指补偿容量能够快速连续地自动跟踪负荷无功功率的变化，静态补偿是指补偿容量在相对比较长的一段时期内是固定不变的。按照无功补偿装置的安装地点，无功补偿方式分为就地补偿和集中补偿。就地补偿适用于个别设备容量较大且负荷较平稳的场所，补偿装置与用电设备同时投入运行和断开。集中补偿时电容器的利用率较高，但其补偿效果稍差。在工业企业供电系统中，多采用集中补偿与就地补偿相结合的混合方式，而在商业与民用供电系统中，则多为集中补偿方式。628ppt课件

6286.供电系统的电能质量与无功补偿(6-119)4无功补偿容量的确定：无功补偿装置容量的确定与补偿装置的功能要求和补偿目的密切相关，有的补偿装置用于补偿用户中的较为稳定的基本无功功率以期提高功率因数和降低系统能耗，有的补偿装置用来补偿负荷无功的变化以期抑制电压波动和闪变，还有的补偿装置用于改善线路末端的电压水平，等等。下面给出补偿容量的估算方法。（1）按提高功率因数确定补偿容量设补偿装置安装点负荷的平均有功功率为Pav，最大有功功率为Pmax，补偿前的平均功率因数为cos1，希望补偿后的平均功率因数达到cos2，则采用一组固定补偿电容器时，补偿容量按下式计算，但在负荷较轻时不应发生过补偿。629ppt课件

6296.供电系统的电能质量与无功补偿(6-120)若希望短时（譬如半小时）平均功率因数都达到cos2，则应采用分组自动投切的电容器组，此时总补偿容量按下式计算，至于组数、每组容量和投切时段需要根据负荷无功的变化特性来确定。值得指出，将功率因数从0.9提高到1.0所需要的补偿容量，与将功率因数从0.72提高到0.9所需要的补偿容量相当，即高功率因数下的无功补偿效益会显著下降。因此，补偿后的总功率因数不必都要达到或接近单位功率因数。630ppt课件

6306.供电系统的电能质量与无功补偿(6-121)（2）按抑制电压波动和闪变确定补偿容量电压波动和闪变是由负荷的变动，尤其是无功负荷的变动所引起的。设负荷无功功率的最大变动量为Qmax，允许补偿后的最大电压变动为dlim，可得：（3）按调整运行电压来确定补偿容量在配电线路的末端，加装补偿电容器可以提高末端设备的运行电压。设装设补偿电容器后欲将线路末端电压提高U％，根据线路电压降的近似计算公式（6-1），可按下式估算补偿容量：式中，Sk为补偿装置安装点的系统短路容量。631ppt课件

6316.供电系统的电能质量与无功补偿(6-122)5无功补偿装置的类型按照补偿装置与被补偿设备的连接关系，补偿装置分为并联型和串联型。并联型无功补偿装置与被补偿设备并联连接于配电母线上，而串联型无功补偿装置则与被补偿设备串联连接于配电母线上。按照补偿装置中调节机构的类型，补偿装置分为静止开关型和机械开关型。静止型补偿装置采用晶闸管等电力电子器件作为补偿容量调节的机构，而机械开关型补偿装置则采用机械式开关（譬如交流接触器、真空开关等）作为补偿容量调节的机构。632ppt课件

6326.供电系统的电能质量与无功补偿(6-123)无功补偿装置按其补偿原理可划分为无源型和有源型。无源补偿装置采用交流电容器或电抗器实现负荷无功功率的补偿，而有源补偿装置采用电力半导体逆变器向电网注入无功补偿电流来达到无功补偿的目的。无源补偿装置等效为一个固定或可控的电容器或电抗器，有源补偿装置则等效为一个可控的无功电流发生器。并联无源型补偿装置的补偿原理是，在控制系统作用下，使补偿装置的等效电抗与负荷电抗大小相等而性质相反。并联有源型补偿装置的补偿原理是，在控制系统作用下，使无功电流发生器发出的无功电流与负荷无功电流大小相等而相位相反。633ppt课件

6336.供电系统的电能质量与无功补偿(6-124)二、常规无功补偿装置常规无功补偿装置是指采用机械开关实现电容器分组自动投切的无功补偿装置，这是目前低压系统中应用最广的一种无功补偿装置，其目的在于补偿负荷无功，提高功率因数，降低供电系统的电能损耗。补偿装置由电容器组、电容器支路保护和投切开关、自动补偿控制器等组成。图中，断路器作为过电流保护和检修隔离开关，接触器作为电容器的投切开关，由无功补偿自动控制器控制，电容器作为感性无功功率的补偿设备，自动控制器根据控制目标实现各组电容器的投切控制。634ppt课件

6346.供电系统的电能质量与无功补偿(6-125)常规无功补偿装置的系统结构如图所示635ppt课件

6356.供电系统的电能质量与无功补偿(6-126)目前，无功补偿自动控制器基本上全部采用单片机系统来实现。首先采集系统电压和负荷电流，计算负荷有功功率、无功功率、功率因数、母线电压、负荷电流和电压的总畸变率等，根据控制判据发出电容器组的投切指令，同时完成用电负荷的监控。低压无功补偿控制器通常采用以无功功率为主、以电压和谐波为约束条件的复合投切判据。以无功功率为判据，可以避免以功率因数作为判据时容易发生的电容器投切振荡现象。当补偿后电源侧感性无功功率大于一组电容器容量时投入一组电容器，当补偿后出现过补偿时切除一组电容器。当母线电压高于限值时，无条件切除一组电容器，当母线电压低于限值时，则无条件投入一组电容器。当补偿电容器发生谐波过流时，逐组切除电容器，以免发生电容器对谐波的放大现象。636ppt课件

6366.供电系统的电能质量与无功补偿(6-127)为了使各组电容器和开关的运行均衡化，避免个别电容器支路因频繁投切而过早损坏，各组电容器之间宜采取循环投切的控制策略，即按照组别遵循“先投先切”的原则。由于常规无功补偿装置采用机械式开关作为无功控制器件，因而存在如下缺点：1）投入时刻不能精确确定，导致投入时在电容器中产生很大涌流；2）切除时刻不能精确确定，导致切除时在开关器件触头处产生电弧；3）投切速度慢，动态跟踪补偿性能差；4）机械开关投切次数有限，寿命短。637ppt课件

6376.供电系统的电能质量与无功补偿(6-128)为了解决开关投切时刻不能精确控制的问题，目前在低压系统出现了一种机械开关与晶闸管开关并联协调控制的复合开关。当要投入电容器时，先开通晶闸管开关以实现电容器无涌流投入，稍后闭合机械开关以消除晶闸管通态损耗；当要切除电容器时，则先断开机械开关，稍后在电流过零时刻断开晶闸管开关以消除电弧。638ppt课件

6386.供电系统的电能质量与无功补偿(6-129)三、静止无功补偿器针对常规无功补偿装置的缺点，随着电力电子技术的发展，出现了以晶闸管开关为代表的静止无功补偿器，实现了电容器投切时刻的准确控制，解决了投入涌流和切除电弧问题，实现了快速投切和补偿无功的连续调节。静止无功补偿器SVC是一种基于电力电子技术的无功功率快速连续调节装置。SVC分为电力系统用SVC和工业用SVC，两者的电路结构是相同的，只是应用的目的和控制目标不同而已。电力系统用SVC主要用于稳定系统电压和阻尼系统振荡，而工业用SVC主要在于动态补偿负荷无功、抑制电压波动和闪变以及平衡三相不对称负荷。工业用SVC装置主要用于炼钢电弧炉、轧钢机等供电系统中。639ppt课件

6396.供电系统的电能质量与无功补偿(6-130)SVC有两种基本的电路结构——晶闸管投切电容器TSC和晶闸管控制电抗器TCR。TSC只能有级地调节补偿无功功率，而TCR可以连续调节补偿无功功率。晶闸管投切电容器TSC的基本结构如右图所示。利用晶闸管无触点开关替代常规补偿装置中的机械式接触器，实现并联电容器的适时投切，跟踪补偿感性负荷的无功功率。640ppt课件

6406.供电系统的电能质量与无功补偿(6-131)由于晶闸管在电流过零时自然关断，TSC自然实现了“切除无电弧”的目标。但要实现“投入无涌流”的目标，需要选择晶闸管的初始开通时刻。下图列出了电容器初始电压不同的情况下使电容器投入电流最小的几种可能时刻：641ppt课件

6416供电系统的电能质量与无功补偿(6-132)由图可以看出，使电容器投入涌流最小的条件是：电容器在电源电压瞬时值与电容器当前初始电压相等的时刻投入电网。尽管通过投入时刻控制已经降低了投入涌流，但在实际系统中仍然在每个电容器支路串入阻尼电抗器，以降低可能产生的电流冲击，也避免电容器与系统阻抗发生谐振。2TCR型静止无功补偿装置利用晶闸管相位控制，可以连续调节电抗器支路在一个工频周期中的接通时间，实现了补偿无功功率的动态连续调节。由于负荷通常是感性的，因而，TCR常与固定电容器支路FC（FixedCapacitor）并联，一起构成双向无功补偿装置。642ppt课件

6426.供电系统的电能质量与无功补偿(133)图6-31TCR型静止无功补偿装置的主电路结构和无功调节原理a）主电路结构b）TCR无功电流调节原理示意图643ppt课件

6436.供电系统的电能质量与无功补偿(6-134)图6-31b所示为TCR无功电流调节原理图，可以看出，调节晶闸管的触发角可以连续调节无功补偿电流的大小，而且晶闸管触发角的控制范围为90~180。TCR支路电流是周期性的非正弦波，即TCR在系统中会产生一定的谐波干扰。从无功补偿的角度，通常主要关注基波无功功率，因此，对TCR电流波形进行傅立叶变换，可以得到TCR基波无功电流与触发角的关系，如下式所示：式中，为晶闸管在半个基波周期的导通角，BTCR为TCR的等效基波电纳。644ppt课件

6446.供电系统的电能质量与无功补偿(6-135)BTCR与导通角的关系如式：上述公式表明，TCR支路相当于一个连续可调的电抗器，控制晶闸管的触发角就可以调节TCR的等效基波电纳。由于三相TCR支路的每一相晶闸管的触发角都可以单独控制，因此，TCR与FC混合而成的TCR型静止无功补偿装置具有平衡三相不对称负荷的能力。设BFC表示FC的基波电纳，则TCR+FC型SVC的等效基波电纳为：645ppt课件

6456.供电系统的电能质量与无功补偿(6-136)右图给出了TCR型SVC的伏安特性曲线，在180和90的不可控区间，TCR呈现出固定电容器或固定电抗器的特性。晶闸管不导通时，SVC只有电容器组工作，特性如OA，当晶闸管全导通时，电抗器特性为OD，合成特性如OC。在可控区段，根据母线电压的高低，通过控制触发角自动调节补偿电纳或补偿电流的性质和大小，使SVC呈现出期望的补偿特性如AB。当系统电压高于参考电压Uref时，SVC吸收感性无功，使系统电压下降；反之，SVC发出容性无功，使系统电压上升。线段AB的斜率称作调差率，是SVC稳压特性的重要参数。646ppt课件

6466.供电系统的电能质量与无功补偿(6-137)除TCR与FC组合构成静止无功补偿装置外，TCR也可与TSC组合构成更加灵活的静止无功补偿装置。若采用多组TSC并联支路，还可以降低TCR装置的容量要求。TCR型SVC的主要缺点是：产生较大的谐波，而且补偿容量受到电源电压的影响，当电源电压较低时，补偿容量明显下降。通常，在FC支路串联电抗器，构成抑制谐波的调谐滤波器。理论上讲，三相平衡控制的TCR只产生（6n1）次特征谐波。若SVC用于补偿三相不平衡，则还将产生三倍次谐波。647ppt课件

6476.供电系统的电能质量与无功补偿(6-138)四、静止同步补偿器静止同步补偿器STATCOM是交流柔性输电系统FACTS的一个重要组成部分。由于它将PWM控制的电压源逆变器技术应用到无功补偿领域，不需要大容量的电容、电感等储能元件，因而大大发展了传统的无功控制概念。与SVC相比较，STATCOM具有谐波含量少、控制能力强、同容量下占地面积小等优点。目前，国内已有两套STATCOM装置分别在河南和上海投入运行。应用于配电系统中的STATCOM则称作配电系统静止同步补偿器DSTATCOM（DistributionSTATCOM），主要用于中低压系统无功功率的动态补偿。648ppt课件

6486.供电系统的电能质量与无功补偿(6-139)图6-33DSTATCOM的原理结构649ppt课件

6496.供电系统的电能质量与无功补偿(6-140)它由电压源逆变器主电路和无功控制系统组成。将负荷电流iL可分解为有功电流分量iL.p和无功电流分量iL.q，若使DSTATCOM的输出电流iC等于负荷无功电流分量，则电源仅向负荷提供有功电流分量，达到无功补偿的目的。首先检测系统电压和负荷电流，计算出负荷的无功电流分量iL.q作为DSTATCOM的输出无功电流的参考信号，再检测DSTATCOM发出的无功电流，根据电流误差由调节器生成PWM调制波信号（控制角和调制深度），通过PWM发生器产生PWM信号去控制逆变器的工作状态。在理论分析中，假设直流侧电压稳定，则可把电压源逆变器看作一个与电源电压同频率的交流电压源，如下图所示：650ppt课件

6506.供电系统的电能质量与无功补偿(6-141)在理想情况下，电压源逆变器输出一个与电网电压uS同频同相的三相正弦电压uc，从而通过滤波电抗器产生纯无功补偿电流ic。调节逆变器输出电压uc的幅值大小，可以调节无功补偿电流ic的大小和性质，达到双向连续调节无功功率的目的。图6-34aDSTATCOM的等效电路651ppt课件

6516.供电系统的电能质量与无功补偿(6-142)实际上，电压源逆变器在工作过程中必然伴随着能量损耗，滤波电抗器也存在一定电阻，因而，uc与uS之间不再同相，而是必须保持一定的相移角，以便由电网来补充补偿装置中的能量损耗。下图为DSTATCOM的等效电路的相量图：R表征等效损耗电阻，包括接入点电网等效电阻、连接电抗器的等效电阻及表征逆变器有功损耗的等效电阻。逆变器等效为一个无能量损耗的与电网电压同步的正弦电压源，其输出正弦电压的大小及其与电网电压之间的相位差受到控制系统的控制。652ppt课件

6526.供电系统的电能质量与无功补偿(6-143)设三相电网电压正弦对称，线电压有效值为US，电压源逆变器输出电压基波分量有效值为Uc，基波分量滞后于电网电压一个角，忽略逆变电压中的谐波分量，可得DSTATCOM的稳态功率表达式：DSTATCOM是一种动态无功补偿装置，其控制目标是发出或吸收系统所要求的无功功率。由于控制角通常很小，由上式可知，DSTATCOM产生无功的性质和大小基本上取决于Uc的大小。当Uc低于US时，DSTATCOM从系统吸收感性无功，而当Uc高于US时，DSTATCOM向系统发出容性无功。653ppt课件

6536.供电系统的电能质量与无功补偿(6-144)根据DSTATCOM输出无功电流的误差，调节控制角δ或电压源逆变器的PWM调制深度，可以调节DSTATCOM输出无功功率的大小和方向。调节控制角的方式称作DSTATCOM的间接电流控制方式，其动态响应较慢。DSTATCOM的另一种控制方式是直接电流控制方式，即根据瞬时无功补偿电流指令直接控制PWM脉冲宽度，达到调节DSTATCOM输出电流瞬时值的目的。直接电流控制动态响应速度很快，易于实现三相不平衡补偿，电流波形基本不受电网电压畸变的影响。下图示出了直接电流控制方式下DSTATCOM输出电流从容性突变到感性的过渡过程。654ppt课件

6546.供电系统的电能质量与无功补偿(6-145)图6-35补偿电流从容性突变到感性的过渡过程655ppt课件

6556.供电系统的电能质量与无功补偿(6-146)DSTATCOM装置的连接电感不仅决定着补偿装置的最大容量，对装置的性能也有全面影响。滤波电感小，则对电力电子器件的耐压要求低，装置结构简单，体积小，成本低，动态响应速度较快。但是，滤波电感小，输出无功电流的谐波含量稍大，装置抵抗电网电压扰动的能力差，而且对控制系统的要求高。因此，滤波电感的选择，需要根据现有器件和控制系统的水平，按照装置容量和性能要求，从技术经济等方面全面权衡而定。从谐波特性和装置经济性而言，滤波电抗标么值宜选择在0.15~0.3之间。至于直流侧电容器，主要起到稳定直流侧电压的作用，可根据装置容量和直流电压纹波要求按照经验公式选择。656ppt课件

6566.供电系统的电能质量与无功补偿(6-147)随着计算机控制技术和电力电子技术的发展，无功功率补偿技术和装置不断得到改进，以适应供电系统不断发展的需要。无功补偿装置的发展分为主电路和控制器两个方面。主电路的发展在于：①提高无功连续调节的程度；②提高无功调节的响应速度；③具有分相补偿或平衡三相不对称负荷的能力；④不受谐波的干扰或具有抑制谐波的功能；⑤补偿容量不受电网电压变化的影响。控制器的发展主要在于：①应用计算机控制技术；②采取更为复杂的控制策略和完善的监控措施；③提高控制的精度；④实现复合控制功能。657ppt课件

6576.供电系统的电能质量与无功补偿(6-148)表6-10无功补偿装置的性能比较658ppt课件

6587.供电系统变电所的自动化（7-1）在供电系统的变电所中，以往大都采用机电式的继电保护装置。用仪表屏、操作屏及中央信号系统等二次设备对运行状态进行监控。这种配置，结构复杂，信息采样重复，资源不能共享，维护工作量大。随着计算机技术和控制技术的发展，这种配置对供电系统中的正常操作，故障判断和事故处理等主要工作，由于不具备数据处理功能，对运行设备出现的异常状态难以早期发现，也不便于和计算机联网、通信。因此，整个变电所的自动化程度受到限制。659ppt课件

6597.供电系统变电所的自动化（7-2）变电所的自动化系统就是将变电所的二次设备（包括：继电保护装置、控制装置、测量装置、信号装置）通过计算机网络和现代通信技术综合集成为一体，实现变电所运行管理自动化的系统。它具有微机保护，数据、信号采集与测量，自动控制，运行监视，打印记录，故障录波与测距，信息储存与分析，自诊断，与调度所通信以及接受、处理和传送来自线路需经变电所传送的信号等功能。它的应用提高了变电所的自动化程度，缩短了系统处理事故的时间，提高了系统的供电可靠性并为变电所无人值班创造了条件。而且由于取消了常规的控制屏、中央信号系统以及光字牌、指针式仪表等二次设备，压缩了变电所主控室的面积，节省占地，并能节省大量的控制电缆，节省投资。变电所自动化系统的设备配置具有微机化、模块化、多功能组合的特点。因此应用越来越广泛。660ppt课件

6607.供电系统变电所的自动化（7-3）变电所自动化系统的基本功能：1监视控制功能：变电所综合自动化系统的监控功能，应包括变电所模拟量、状态量、脉冲量的数据采集，时间顺序记录，故障录波，谐波监测与分析，变电站操作控制，人机联系，变电所内通信以及与上级调度通信的全部功能。2微机继电保护功能：微机继电保护是变电所自动化系统中的关键环节，主要包括线路保护、电力变压器保护、母线保护、电容器保护、小电流接地系统自动选线、自动重合闸。3自动控制装置的功能：变电所自动化系统必须具有保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能。4远动及数据通信功能：变电所自动化的通信功能包括系统内部的现场级的通信和自动化系统与上级调度的通信两部分。661ppt课件

6617.供电系统变电所的自动化（7-4）一、监视控制功能1.数据采集：对供电系统运行参数的在线实时采集是变电所自动化系统的基本功能之一，运行参数可分为模拟量、状态量和脉冲量等2．数据处理与记录：数据处理的内容为电力部门和用户内部生产调度所要求的数据3.运行监视：即对采集到的反映变电所运行状况和设备状态的数据进行自动监视4.故障录波：10kV及以上的重要配电线路距离长、发生故障影响大，当配电线路故障时必须尽快查出故障点，以便缩短维修时间，尽快恢复供电，减少损失。5.事故顺序记录与事故追忆：事故顺序记录就是对变电所内的继电保护、自动装置、断路器等在事故时动作的先后顺序自动记录。6.控制及安全操作闭锁：操作人员可通过显示器屏幕对断路器、隔离开关进行分、合闸操作；对变压器分接头进行调节控制；对电容器组进行投、切控制。并且所有的操作控制均能就地和远方控制、就地和远方切换相互闭锁，自动和手动相互闭锁。662ppt课件

6627.供电系统变电所的自动化（7-5）二、微机继电保护功能包括以下几个方面：1.系统的微机继电保护按被保护的电力设备单元(间隔)分别独立设置，直接由相关的电流互感器和电压互感器输入电气量，保护装置的输出，直接作用于相应断路器的跳闸线圈。2.保护装置设有通信接口，供接入站内通信网，在保护动作后向变电所层的微机设备提供报告，但继电保护功能完全不依赖通信网。3.为避免不必要的硬件重复，以提高整个系统的可靠性和降低造价，对35kV及以下的变（配）电所，在不降低保护装置可靠性的前提下，可以配给保护装置其他一些功能。4.除保护装置外，其他一些重要控制设备，例如备用电源自动投入装置、控制电容器投切和变压器分接头有载切换的无功电压控制装置等，也不依赖通信网，设备专用的装置放在相应间隔屏上。663ppt课件

6637.供电系统变电所的自动化（7-6）三、自动控制装置的功能包括以下几个方面：1.备用电源自投控制当工作电源因故不能供电时，备用电源自动投入装置应能迅速及时将备用电源自动投入使用或将用电负荷切换到备用电源上去。典型的备用自动投入装置有进线备投、分段断路器备投、变压器备投等。2.自动重合闸装置在供电系统的架空线路发生“瞬时性故障”被继电保护迅速断开后，由于故障的瞬时性，故障点的绝缘强度会自动恢复。利用这一特点，采用自动重合闸装置能够自动将断路器重新合闸，恢复供电，提高供电的可靠性。664ppt课件

6647.供电系统变电所的自动化（7-7）3.电压、无功综合控制变电所电压、无功综合控制是利用有载调压变压器和母线无功补偿电容器及电抗器进行局部的电压及无功功率补偿的自动调节控制，使负荷侧母线电压偏差在规定范围以内以及用户供电系统的功率因数达到电力部门的要求。变压器的分接头开关调整和电容器组的投切控制方式可以是远方控制，也可以是根据给定电压曲线或无功曲线由变电所自动化系统就地进行控制。4.小电流接地选线装置在中性点不接地系统中发生单相接地时，接地保护应能正确地选出接地线路及接地相，并予以报警。665ppt课件

6657.供电系统变电所的自动化（7-8）四、远动及数据通信功能包括以下两个部分：(1)自动化系统的现场级通信，主要解决变电所内部自动化各子系统间和各子系统与上位机(监控主机)间的数据和信息交换问题。它们的通信范围是变电站内部。对于集中组屏结构的自动化系统来说，实际上是在变电所主控室内部；对于分散分层结构的自动化系统来说，其通信范围扩大至主控室与现场单元的安装地。(2)自动化系统必须兼有远动终端（RemoteTerminalUnit,RTU）的全部功能，应该能够将所采集的模拟量和开关量信息，以及事件顺序记录等远传至上级调度中心；同时应该能够接收调度中心下达的各种操作、控制、修改定值等命令。666ppt课件

6667.供电系统变电所的自动化（7-9）第三节变电所综合自动化系统的结构在供电系统中，由于变电所的电压等级，容量大小，值班方式，重要程度以及投资能力的不同，所选用的变电所自动化系统的硬件结构也不尽相同。但是将变电所内的正常操作，运行监视，事故处理，继电保护以及事件的记录等功能均由计算机完成，所内和所外的通信由计算机网络实现，是变电所自动化系统硬件结构所具有的共同特征。因此，在选用和设计变电所自动化系统时，应结合供电系统的特点，在满足功能要求的前提下，力求经济。667ppt课件

6677.供电系统变电所的自动化（7-10）根据变电所在供电系统中的地位和作用，对变电所自动化系统的结构设计应考虑可靠、实用、先进的原则:1)可靠性是变电所自动化系统结构设计的基础，它与系统的总体设计及软、硬件结构和工艺密切相关，在设计系统结构和选择硬件配置时，应保证系统本身应有较强的抗干扰能力和自检恢复功能，对于重要的部件可采用双CPU互为备用，微机保护与监控系统要保持紧密通信联系，微机保护的软件、硬件设置，既要与监控系统相对独立，又要相互协调，即在系统运行中，继电保护的动作行为仅与保护装置有关，不依赖于监控系统和其他环节，保证自动化系统中某一环节故障只影响局部功能的实现，不影响保护子系统的正常工作。且都应设有手动跳、合闸功能及防跳功能。668ppt课件

6687.供电系统变电所的自动化（7-11）2)实用性是要求对自动化系统的结构和功能设计从实际应用的对象出发。选用集中式，分层分布式，完全分散式等不同结构的系统。从而提高变电所自动化系统性能价格比，减少投资。同时系统本身在结构配置上应有可扩充余地、通用性要强、操作使用要方便，便于修改和增删。3)先进性通常是以系统的整体结构、功能水平及其可靠性、实用性等综合指标为衡量依据的。在设计自动化系统及硬件配置时，无人值班变电所的实施已成为供电系统自动化进一步发展的必然趋势，因此，变电所自动化系统的整体结构和功能水平设计，要求安全可靠、运行稳定、经济效益等综合指标好，并为变电所的进一步自动化和人工智能应用提供平台，满足和促进变电所无人值班的实施。同时应符合国家或部颁标准，使系统开放性能好，便于升级。669ppt课件

6697.供电系统变电所的自动化（7-12）变电所自动化系统的结构可分为集中式、分布分散式和分散集中组屏式三种类型。1)集中式变电所自动化系统集中式结构的变电所自动化系统，如图所示。670ppt课件

6707.供电系统变电所的自动化（7-13）集中式变电所自动化系统的基本特点是：①结构简单，投资少。②功能简单，综合性能差，通常要采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。③程序设计复杂，调试和维护不方便。④组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，不利于推广。集中式变电所自动化系统，一般适合于小型变电所的新建或改造。671ppt课件

6717.供电系统变电所的自动化（7-14）（2）分布集中组屏式变电所自动化系统结构示意图672ppt课件

6727.供电系统变电所的自动化（7-15）分布式系统集中组屏结构,这种按功能设计的分散模块化结构具有软件相对简单、调试维护方便、组态灵活、系统整体可靠性高，便于扩充和维护，而且其中一个环节故障，不会影响其它部分的正常运行。适用于主变电所的回路数相对较少，一次设备比较集中，从一次设备到数据采集柜和控制柜等所用的信号电缆不长，易于设计、安装和维护管理的(10~35)kV供电系统变电所。673ppt课件

6737.供电系统变电所的自动化（7-16）（3）分布分散式变电所自动化系统结构示意图674ppt课件

6747.供电系统变电所的自动化（7-17）分布分散式结构是以变压器、断路器、母线等一次主设备为安装单位，将变电所内各回路的数据采集，微机保护及监控单元综合为一个装置，就地安装在数据源现场的开关柜上。每个回路对应一套装置，装置的设备相互独立，通过网络电缆连接，与变电所主控室的监控主机设备通信。的特点是减少了所内的二次设备及信号电缆，避免了电缆传送信息时的电磁干扰，节省了投资，简化了维护，同时最大限度地压缩了二次设备的占地面积。由于装置相互独立，系统中任一部分故障时，只影响局部，因此提高了整个系统的可靠性，也增强了系统的可扩展性和运行的灵活性。675ppt课件

6757.供电系统变电所的自动化（7-18）第四节备用电源自动投入装置在具有工作电源及备用电源供电的变(配)电所中，设置备用电源自动投入装置APD。其目的就是当工作电源因故障被断开后，能自动而迅速地将备用电源投入，保证用电负荷的正常供电。工作电源和备用电源的接线方式分为两类：明备用接线方式和暗备用接线方式。明备用方式是指在正常工作时。备用电源不投入工作，只有在工作电源发生故障时才投入工作。暗备用的接线方式是指在正常时，两电源都投入工作，互为备用.676ppt课件

6767.供电系统变电所的自动化（7-19）右图是明备用电源的接线方式，APD装设在备用电源进线断路器处QF2。在正常情况下，由工作电源A供电，备用电源由于断路器QF2断开而处于备用状态。当工作电源A故障时，APD动作，将断路器QF1断开，切除故障的工作电源，然后将断路器QF2闭合，使备用电源投入工作，恢复供电。677ppt课件

6777.供电系统变电所的自动化（7-20）右图是暗备用电源的接线方式，APD装设在母联断路器QF3处。正常工作时，两路电源同时工作，母线上的分段断路器处于断开状态，I段母线和II段母线分别由电源A和电源B供电，通过断路器QF3相互备用，假设电源A发生故障时，APD动作，将失压电源的断路器QF1断开，随即将母联断路器QF3自动投入，此时母线I的负荷改由电源B供电。678ppt课件

6787.供电系统变电所的自动化（7-21）对备用电源自动投入装置的基本要求如下：1)当常用电源失压或电压很低时，APD应将此路电源切除，随即将备用电源投入，以保证不间断地向用户供电。2)常用电源因负荷侧故障被继电保护装置切除或备用电源无电时，APD均不应动作。3)APD只应动作一次。以避免将备用电源合闸到永久性故障上去。4)APD的动作时间应尽量缩短。5)电压互感器的熔丝熔断或其刀开关拉开时，APD不应误动作。6)常用电源正常的停电操作时APD不能动作，以防止备用电源投入。679ppt课件

6797.供电系统变电所的自动化（7-22）第五节自动重合闸装置供电系统架空线路的故障大多是瞬时的。这些瞬时性故障中由于雷击引起的绝缘子表面闪络、大风引起的线路对树枝放电、碰线、鸟害等造成的短路约占故障总数的80%~90%，当故障线路被断开后，由于故障的瞬时性，故障点的绝缘强度会自动恢复，故障会自动消除，这时若能重新将断路器合上就可以重新恢复供电。自动重合闸装置ARD就是利用瞬时故障这一特点，当线路故障时在继电保护装置的作用下将断路器跳开，同时启动自动重合闸装置，经过一定时限自动重合闸装置使断路器重新合上。若线路故障是瞬时性的，则重合成功又恢复供电；若线路故障是永久性的且不能消除，再借继电保护装置将线路再次切断。680ppt课件

6807.供电系统变电所的自动化（7-23）自动重合闸装置分三相一次重合闸、二次重合闸和三次重合闸三种形式。根据对架空线路自动重合闸成功率的统计，一次重合成功率达80％左右，二次重合成功率占15%~16%，三次重合的成功率约5%。因此在35kV及以下的供电系统的架空线路上大都采用三相一次重合闸装置。自动重合闸装置应满足下列基本要求：1)线路正常运行时，自动重合闸装置（ARD）应投入，当值班人员利用控制开关或遥控装置将断路器断开时，ARD不应动作。当值班人员手动合闸，由于线路上有永久性故障而随即由保护装置将断路器断开时，ARD亦不应动作。2)除上述情况外，当断路器因继电保护装置或其它原因跳闸时，ARD均应动作。681ppt课件

6817.供电系统变电所的自动化（7-24）3)ARD可采用控制开关位置与断路器位置不对应原则启动重合闸装置，即当控制开关处在合闸位置而断路器实际上处于断开位置的情况下，使ARD启动动作。4)ARD的动作次数应符合预先的规定（如一次重合闸只应动作一次）。无特殊要求时对架空线路只重合一次，而对电缆线路一般不采用ARD，因其瞬时性故障极少发生。5）ARD的动作时限应大于故障点灭弧并使周围介质恢复绝缘强度所需时间和断路器及操作机构恢复原状，准备好再次动作的时间，一般采用0.5～1s。6)ARD动作后，应能自动复归，为下一次动作做好准备。7)应能和保护装置配合，使保护装置在ARD前加速动作或ARD后保护加速动作。682ppt课件

6827.供电系统变电所的自动化（7-25）图7-5所示为单电源线路三相一次重合闸的工作原理框图，其主要由重合闸启动、重合闸时间、一次合闸脉冲、手动跳闸后闭锁、手动合闸于故障时保护加速跳闸等元件组成。图7-5三相一次重合闸的工作原理框图683ppt课件

6837.供电系统变电所的自动化（7-26）（1）重合闸启动当断路器由继电保护动作跳闸或其他非手动原因而跳闸后，重合闸均应启动。一般使用断路器的辅助常闭触点或者用合闸位置继电器的触点构成，在正常情况下，当断路器由合闸位置变为分闸位置时，立即发出启动指令。（2）重合闸时间启动元件发出启动指令后，时间元件开始记时，达到预定的延时后，发出一个短暂的合闸命令。这个延时即重合闸时间，可以对其整定。（3）一次合闸脉冲当延时时间到后，它立即发出一个可以合闸的脉冲命令，并且开始记时，准备重合闸的整组复归，复归时间一般为15s～25s。在这个时间内，即使再有重合闸时间元件发出命令，它也不再发出可以合闸的第二次命令。此元件的作用是保证在一次跳闸后有足够的时间合上(暂时性故障)和再次跳开(对永久性故障)断路器，而不会出现多次重合。684ppt课件

6847.供电系统变电所的自动化（7-27）（4）手动跳闸后闭锁当手动跳开断路器时，也会启动重合闸回路，为消除这种情况造成的不必要合闸，常设置闭锁环节，使其不能形成合闸命令。（5）重合闸后加速保护跳闸回路对于永久性故障，在保证选择性的前提下，尽可能地加快故障的再次切除，需要保护与重合闸配合。当手动合闸到带故障的线路上时，保护跳闸，故障一般是因为检修时的保安接地线未拆除、缺陷未修复等永久性故障，不仅不需要重合，而且还要加速保护的再次跳闸。685ppt课件

6857.供电系统变电所的自动化（7-28）在供电系统中，重合闸与继电保护的关系极为密切。为了尽可能利用自动重合闸所提供的条件以加速切除故障，继电保护与之配合时，一般采用如下两种方式。1.自动重合闸前加速保护采用自动重合闸前加速保护具有使用设备少，简单经济，能快速切除瞬时性故障，使瞬时性故障来不及发展成为永久性故障，从而提高重合闸的成功率等优点。但会增加首端断路器的动作次数且重合于永久性故障时再次切除故障的时间会延长。特别是若重合闸装置拒动，则将扩大停电范围。因此“前加速”方式主要用于35kV变电站引出的直配线路上，以便快速切除故障。686ppt课件

6867.供电系统变电所的自动化（7-29）前加速保护方式的构成原理示意图图7-6重合闸前加速保护方式的构成原理示意图（a）网络接线图（b）时间配合关系687ppt课件

6877.供电系统变电所的自动化（7-30）假设线路l1、l2、l3上均装设有定时限过电流保护，其动作时限按阶梯型原则配合。前加速保护就是在保护3处采用自动重合闸前加速保护动作方式。在图示系统中，不管哪一段线路发生故障（如图中的k1点），均由装设于首端的保护装置3动作，瞬时切断全部供电线路后，ARD动作使首端断路器立即重合。若此时故障是瞬时性的，则系统在重合闸以后就恢复了供电；如属永久性故障，则由各级线路按其相应的保护装置整定的动作时限有选择地动作.688ppt课件

6887.供电系统变电所的自动化（7-30）2.自动重合闸后加速保护下图为后加速保护，其构成原理是每段线路相应均装设重合闸装置，当线路第一次出现故障时，利用线路上设置的保护装置按照整定的动作时限动作。然后相应的ARD动作，使断路器重合一次。如为瞬时性故障，则有可能重合成功；如果重合于永久性故障，则断路器合闸后再加速保护动作，实现无延时的第二次跳闸，瞬时切除故障。后加速保护第一次跳闸是有选择性的，不会扩大停电范围，且保证了能快速、有选择的切除永久性故障。但每段线路都需装设ARD，与前加速相比较为复杂。689ppt课件

6897.供电系统变电所的自动化（7-31）第六节变电站的电压、无功综合控制变电所电压、无功综合控制装置的控制对象是有载调压变压器的分接头和在低压母线上设置的并联补偿电容器组。控制的目的是保证主变压器低压侧母线电压在允许范围内，且尽可能提高进线的功率因数，故一般选择电压和进线处的功率因数（或无功功率）作为状态变量。电压、无功综合控制装置实质上是一个多输入多输出的闭环自动控制系统。从控制理论的角度上来说，它又是一个多限值电压上下限、功率因数(无功)上下限、主变分接头断路器调节次数、并联电容器组日投切次数及用户特殊要求等多目标(电压及功率因数合格)的最优控制问题。690ppt课件

6907.供电系统变电所的自动化（7-32）根据状态变量的大小，可将变电所的运行状态划分为九个区域，如图所示。图中纵坐标为变电所低压侧的母线U，横坐标为变电所进线的功率因数。691ppt课件

6917.供电系统变电所的自动化（7-33）根据控制要求划分，1、5区间是单纯的调压区，3、7区间是单纯调无功区，2、4、6、8四个区间是综合调控区。当运行参数值进入1～8区间时，为了使其返回到“0”区间，控制器依控制要求应发出如下指令：1区间——进线功率因数满足要求，但母线电压超越上限，控制器发出指令调节变压器分接头降压。如分接头已调到极限而电压仍高于上限，则强切补偿电容器组以调节电压。2区间——母线电压和进线功率因数均超越上限，此时往往电力负荷较小，控制器发出指令应先切补偿电容器组，一方面改善进线功率因数使其在正常值范围内，另一方面降低母线电压。如电压仍超越上限，则再调节变压器分接头降压。692ppt课件

6927.供电系统变电所的自动化（7-34）3区间——母线电压正常，但进线功率因数超越上限，控制器发出指令逐步切除补偿电容器组，以调节进线功率因数。4区间——电压低于下限，但进线功率因数超越上限。此时若先切补偿电容器调节进线功率因数，则母线电压会更低，所以指控制器指令先调节变压器分接头升压，待电压满足运行要求后，再切补偿电容器组来调节进线的功率因数。5区间——该区间的母线电压低于下限，而进线功率因数在要求范围内，则控制器指令调节变压器分接头升压。如果变压器分接头已调至极限位限时，则强制投入补偿电容器组来改善母线电压。693ppt课件

6937.供电系统变电所的自动化（7-35）6区间——进线功率因数和母线电压均低于下限值，此时，控制器优先发出投入补偿电容器组的指令。这样一方面提高进线功率因数；另一方面可改善母线电压，若母线电压仍低于下限，则再调节变压器分接头升压，使母线电压水平满足要求。7区间——电压正常，但进线功率因数低于下限要求，则指令投入补偿电容器组，以提高进线功率因数。8区间——运行参数是电压越上限，而进线功率因数低于下限值，如果此时，仅投入补偿电容器组来提高进线功率因数，会使母线电压进一步升高。因此，控制器指令先调节变压器的分接头降压，然后再投入补偿电容器组来提高进线的功率因数。694ppt课件

6947.供电系统变电所的自动化（7-35）除正常运行方式外，还应考虑系统的异常运行状态，如：1)当电容器组因故障保护动作切除后，应能自动闭锁控制在未排除故障前不能再发出投入电容器组的指令。2)当电压太低时(如低于额定电压的80%)，应自动闭锁调压功能。3)在变压器过负荷时，应自动闭锁调压功能。4)为了避免控制器过于频繁动作，除在电压限值的上、下限范围内设置一定的调节死区处，还应在控制动作一次后，有一定的延时，在此时间内只监视运行情况，而不发出新的控制命令。695ppt课件

6957.供电系统变电所的自动化（7-36）在用户供电系统中，一般10（6）kV变电所大都采用无载调压变压器改变其变比，使低压母线电压在最大负荷时出现的负偏差与最小负荷时出现的正偏差调整到允许的范围内，但不能缩小电压正负偏差之间的范围。对于一些35kV变电所因其用电负荷变化特殊或距地区变电所较远的原因，电压偏差不能满足电压质量的要求，经常采用有载调压变压器和并联补偿电容器组进行电压和无功功率补偿容量的自动调节，以保证变电所低压侧母线电压偏差在允许的范围及进线的功率因数满足电力部门的要求。如果系统中不缺乏无功功率，采用有载调压变压器就可以达到预期的调压要求。若供电系统中无功功率不足造成电压较低时，并联在变压器低压母线上的补偿电容器组可以补偿用户内部的无功，有利于母线电压的提高和稳定。696ppt课件

6967.供电系统变电所的自动化（7-37）第七节中性点不接地系统单相接地自动选线装置在10～35kV供电系统中，普遍采用中性点不接地或中性点经消弧线圈接地方式。单相接地故障是这种运行方式的系统中最常见的故障之一。此时由于线电压仍然保持对称，允许系统继续运行一段时间，而不影响正常的供电。但单相接地故障如果不作及时处理，很有可能发展成为两相接地短路故障，因此正确而及时地把单相接地故障点检测出来，对提高供电可靠性具有重要的实际意义。对于单相接地故障，传统的检测方法是利用设置在变电所低压母线上的三相五柱式电压互感器进行绝缘监视。697ppt课件

6977.供电系统变电所的自动化（7-38）图7-9中性点不接地系统单相接地时零序电流分布示意图698ppt课件

6987.供电系统变电所的自动化（7-39）在中性点不接地系统中发生单相接地时，可得如下结论：（1）由于单相接地故障，全系统将出现零序电流。（2）非故障回路（包括电源变压器回路）中的零序电流有效值等于正常情况下该回路每相对地的电容电流的3倍，其方向由母线指向线路。（3）故障回路上的零序电流为全系统非故障回路对地电容电流之总和，其方向由线路指向母线。（4）变电所低压母线上出线回路越多，则故障回路上反映的零序电流就越大。越有利于单相接地自动选线装置的故障选线判断。上述结论，就是中性点不接地系统基于基波零序电流方向单相接地自动选线装置的工作原理。699ppt课件

6997.供电系统变电所的自动化（7-40）当中性点采用经消弧线圈接地后，在某一出线回路发生单相接地时，由于消弧线圈支路的感性电流作用使整个系统的零序电流分布发生变化，如图所示。700ppt课件

7007.供电系统变电所的自动化（7-41）线路上A相接地以后，电容电流的大小和分布与不接消弧线圈时是一样的，不同的是电源（变压器）中性点消弧线圈支路有一电感电流经接地点流回消弧线圈。此时，流过非故障回路的零序电流与中性点不接地系统发生单相接地故障的情况相同；但对于故障回路，其始端所反应的零序电流为：为消弧线圈上的电压，为消弧线圈电抗。式中701ppt课件

7017.供电系统变电所的自动化（7-42）在工程实际应用中通常采用过补偿的方式（一般选择过补偿度为5％～10％），即补偿后的残余电流是感性的。此时流经故障点的零序电流是流过消弧线圈的零序电流与非故障线路零序电流之差，而流经故障线路和非故障线路始端的电容电流都是本线路的，其方向都是由母线流向线路。在这种情况下，由于过补偿度不大，无法利用故障回路的电流大小和方向来区别故障线路和非故障线路作为自动接地选线的依据。702ppt课件

7027.供电系统变电所的自动化（7-43）第八节电力负荷管理电力负荷管理从整体上讲，应包括负荷特性调查与管理决策、负荷分析与预测、负荷调整及直接控制等内容：1）负荷特性调查与管理决策不同类型的电力消费，有其不同的负荷特性。负荷特性调查的目的在于了接其特有的用电规律，以便为科学地管理负荷提供决策依据。2）负荷分析与预测研究各类用电负荷的构成以及随时间的变化规律，了解用电负荷的均衡程度，从中分析用电负荷调整的潜力。而正确预测负荷的增长，是确定电网建设发展规划，拟定系统运行方式，确定市场营销策略的基本依据。703ppt课件

7037.供电系统变电所的自动化（7-44）3）负荷调整及直接控制负荷调整是用电负荷管理的一项主要内容。在电力系统合理调度、及时调整发电厂发电出力的同时，合理调整用户供电系统的电力负荷，减小系统运行的负荷峰谷差，促使用电负荷曲线趋向平坦。负荷直接控制是指当电网发生事故或出现电力供应不足时，为保证电网的安全运行和重要负荷的用电，利用技术手段限制某些具有可控性、可替代性的负荷的运行；或在负荷高峰时段，对某些用电进行削峰或避峰施行的中断供电措施。704ppt课件

7047.供电系统变电所的自动化（7-45）我国的用电负荷管理工作起始于50年代初期，当时主要借鉴了前苏联通过开展用电监察进行用电负荷管理的办法。60年代末，由于国家经济的发展和电源建设的不足，电力短缺与日剧增，从1970年开始，电力供应被迫采用计划用电方式对用电负荷进行管理。主要措施有：（1）在用户端安装电力负荷管理装置，直接对用户用电进行控制。先后安装的电力负荷管理装置有电力定量器，定时开关钟，音频或无线电、载波电力负荷管理装置。（2）规定轮流周休日制度，必要时还采用了减少每周供电天数的办法。（3）对超过分配指标用电的，采用扣减电量或实行罚款。80年代初，开始试行了峰谷分时电价和丰、枯水电价。705ppt课件

7057.供电系统变电所的自动化（7-46）综合利用计算机技术、控制技术和通信技术，对用电负荷实施广泛的监测、控制和管理的技术手段即为电力负荷管理系统。按其工作方式可分为分散负荷管理和远方集中负荷管理两种模式：1）分散型负荷管理装置：一般安装在电力用户的供电线路或需监控的大型设备上，按预先整定的时间或分时段定值对用电状况进行监控。2）集中型负荷管理系统集中型负荷管理系统由电力负荷管理中心、数据传输信道及安装在被监控侧的控制终端构成。706ppt课件

7067.供电系统变电所的自动化（7-47）分散型负荷管理装置如电力时控开关钟和电力定量器等。分散型负荷管理装置功能有限，不灵活，但价格便宜，常用于一些简单的负荷管理控制。1.电力定量器电力定量器以感应式三相有功电能表作为功率和电能的取样源，将采样值通过功率转换或实时电能累加与设定的功率定值进行比较，当用电负荷未超出给定的各时段用电指标时，电力定量器不动作；超过用电指标时，电力定量器即发出报警；在限定的延时内，如用电负荷未减到限定的用电指标内，即启动跳闸输出电路，实施跳闸，限制用户超指标用电。跳闸后，装置自动闭锁，经一定手续由人工复位后，方可合闸供电。707ppt课件

7077.供电系统变电所的自动化（7-48）2.电力时控开关电力时控开关按预定时间启闭电路控制用电负荷。它是利用时钟按预置时间程序，定时控制其输出继电器的接通和切断，作用于供电系统的一次开关设备以控制需要定时运行的供电回路或用电设备等。我国曾主要将电力时控开关用于控制用户或部分大型用电设备，使这些用户或设备避开电网高峰负荷时段用电；控制电能计量装置的计量时段，以适应用电负荷调整或实行分时电价的需要。708ppt课件

7087.供电系统变电所的自动化（7-49）集中型负荷管理系统的主要功能有：监测变电所馈电线路负荷、变电所馈电线路断路器、馈电线路末端电压和用户各种表计；在正常和紧急情况下，进行过负荷减载，削峰、填谷，调整负荷曲线，改善负荷率，包括降压减负荷、用户负荷周期控制和用户负荷切除；通过控制终端，将用户各种负荷信息传送给负荷管理中心，使供电部门掌握用户的负荷情况，进行跟踪处理。包括设备管理、负荷预计、负荷管理方案研究和评价等。709ppt课件

7097.供电系统变电所的自动化（7-50）根据所采用的信息传输方式有三种：1）无线电负荷管理：无线电负荷管理系统采用特高频（我国为230MHz频段）无线电信号传送信息和数据，系统的特点是远方终端数量多，但每个终端的实时信息量不大，而且对实时性的要求也比变电站自动化系统或电力调度系统要低些。且具有双向通信、不与强电系统耦合、安装调试和运行方便等优点，因而在工程中获得广泛应用。无线电负荷管理系统一般由一个管理中心和若干个装于用户处的远方负荷管理终端所构成。管理中心通常由计算机网络、数据传输信道机和电源系统组成，如下图所示：710ppt课件

7107.供电系统变电所的自动化（7-51）图7-11电力负荷管理系统管理中心组成示意图711ppt课件

7117.供电系统变电所的自动化（7-52）负荷管理终端一般由主控单元、显示操作单元、通信单元、输入输出单元、交流采样单元及开关电源组成。如图所示：图7-12负荷管理双向终端原理框图712ppt课件

7127.供电系统变电所的自动化（7-53）2）音频电力负荷管理系统：他的数据信息传输方式是在输电线路上耦合音频信号，借以传输监控用户电力负荷的信息。该系统在管理中心装设中央控制机，在电力系统向用户供电的各变电所内安装终端控制器、音频信号发生器及相应的耦合设备，在被监控的用户端安装音频电力控制接收机。中央控制机根据用电负荷管理的需要，发出控制命令，经通道(有线或无线)传送到变电所的当地控制器。当地控制器有两种控制方式。一种是把接收的信号转换成相应的控制信号，经音频信号发生器转换成音频信号，通过向用户输送电力的配电线路将信号传送到用户的音频电力控制接收机，以控制用户的不同配电馈路或电气设备；另一种是由当地控制器独立发出控制命令来控制用户的不同配电馈路或电气设备。713ppt课件

7137.供电系统变电所的自动化（7-54）图7-13音频电力负荷控制系统框图714ppt课件

7147.供电系统变电所的自动化（7-55）音频电力负荷管理系统特点：输送距离较长，衰减小，不易受外界电磁波干扰，但是发射装置数量多，尤其是需要反馈信息的双向监控管理时，还需要在用户接收端另增设音频发生器和耦合设备，因而总造价昂贵，限制了该装置在实际工程中的应用和发展。3）电力线载波负荷管理系统：借助在输电线路上的载波信号，传输用户的电力负荷信息。该系统在管理中心装设中央控制机，在各变电所安装当地控制器及载频信号发生器及相应的耦合设备，在被监控的用户端安装载波电力控制接收机或含有电力载波收发讯机的双向负荷控制终端。中央控制机通过信息传输信道将监控命令发至变电所的当地控制器并被变换为载波信号经电力线路传送至各用户，经载波解调的监控信号给终端执行，以完成各种负荷监控命令。715ppt课件

7157.供电系统变电所的自动化（7-56）图7-14载波电力负荷控制系统框图716ppt课件

7167.供电系统变电所的自动化（7-57）载波电力负荷管理系统与音频电力负荷管理系统除在电力线路上传输的载波频率不一样外，其余结构基本相同，由于电力载波的信号频率比音频高100倍，故其传输信息的速率较高，相关设备体积小，容易实现双向信息的传输。但利用载波传输数据信息的方式与电力线路关系密切，在比较复杂的配电网中还需加装阻波器、增音器，在实际施工、系统安全及信号传输等方面都有一定的困难。717ppt课件