配电装置论文范文
时间：2023-10-09 01:23:11
配电装置论文篇1
关键词：氧化铝厂；变电设备；设备安装
中图分类号：TF82 文献标识码：A
1 概述
我国的电力能源主要依赖于煤炭，即火力发电，随着我国煤炭资源的日益紧缺，加上一年一度的夏季用电高峰的到来，很多生产制造企业都不同程度的出现了用电紧张，作为用电大户的氧化铝厂，其电能需求量十分庞大，因此，在用电日益紧张的今天，如何为氧化铝厂提供充足可靠的电力能源是十分重要的，这就需要氧化铝厂需要构建一套全面完善的变电配电系统，而氧化铝厂的变电设备也以设备众多、安装复杂而出名。
本论文主要结合笔者所参加的某氧化铝厂的变电设备的安装为具体工程进行分析，从中对变电设备安装事宜和技术问题展开分析探讨，以期能够从中找到安全可靠的变电设备安装技术方法，并以此和广大同行分享。
2 氧化铝厂变电设备安装工程概述
800Kt/a氧化铝项目工程110/10.5kV总降压站，整个电力系统总体配置为：
全厂设一座110/10.5kV总降压站，整个110/10.5 kV总降压站由110kV GIS开关站、10kV总配电所、中央控制室三部分组成。110kV配电装置为气体绝缘金属封闭开关（GIS）配置方案。变电站为二层建（构）筑物，110kV配电装置的进线为架空线，出线采用电缆线。10kV总配电所为三层建（构）筑物，紧靠主变压器10kV侧，与110kV变电站平行布置，一层为电抗器室、二层为电缆夹层、三层为10kV配电装置及站用电等装置。10kV配电装置采用双母线中置式开关柜。中央控制室为三层建（构）筑物，紧靠10kV总配电所布置，可作为全厂动力车间办公楼，一层为会议室及办公室、二层为电缆夹层、三层为配电室及主控室。
其中，需要重点安装施工的变电设备主要有动力变压器，110KV GIS高压配电装置，高压隔离开关，氧化锌避雷器，中性点隔离开关，中性点避雷器，各种控制、保护柜，各种高、低压开关柜，电容补偿柜，直流系统，五防模拟屏，电抗器，各种支架、配管及桥架，防雷接地，照明工程，暖通工程，消防工程，各种高、低压电缆、控制电缆等安装调试工程。
3 氧化铝厂变电设备的安装探讨
3.1 变电设备安装前的准备工作
（1）技术准备
①配备齐全有关的施工规范以及标准图集等技术资料。
②组织所有施工人员认真学习图纸和技术资料，熟悉和掌握图纸要求、技术标准和规范及操作规程，使有关人员对本工程的质量和工期要求有高度的重视。
③参加设计交底和图纸会审，了解设计意图，掌握施工要点。
④组织施工人员学习施工方案，合理安排组织施工，掌握施工中的重要环节，编制作业指导书。
⑤各管理人员要认真学习合同文件，严格执行合同条款。
⑥编制施工预算和施工进度计划网络图，提出主要和辅助材料、施工措施用料需用计划、劳动力计划和机械进场计划。
（2）工机具准备
①根据机械进场计划，组织机械设备进场，准备投入施工的机械、机具、工具运出前应进行检查、维修、保养，使其处于良好状态。
②施工机具的技术、安全、经济性能必须符合施工对象的需要。
③所有量具及实验仪表，在施工前必须按规定送有关部门校验合格。
3.2 变电设备的安装与施工探讨
（1） GIS的安装调试
本工程110kV GIS配电装置采用GIS SF6气体绝缘金属封闭开关设备。主接线为单母线分段，配置成七个间隔：两回进线、两回主变馈线、两回电压互感器及一个母线分段间隔组成。
吊装用器具及吊点选择应符合产品技术要求。如吊装元件中心不平衡，应采用吊链来调节平衡后再起吊。制造厂已装配好的各电器元件，在现场组装时不应解体检查；如需现场解体时，应经制造厂同意，并在厂方人员指导下进行。按产品技术规定，在充气前对设备内部进行真空净化处理。抽真空时，应防止真空泵突然停止或因误操作而引起倒灌事故；在使用麦氏真空计测量真空度时，应严格按操作程序并检查水银量是否符合要求，防止水银进入GIS设备内。应专人负责，正确操作，并在管路一侧加装电磁逆止阀。GIS设备安装完毕后，一定要检查各部开口销开开，防止销子脱落造成指示位置同实际位置不符。
（2）高压电气的安装
安装前必须要找正，如果绝缘子较高，防止中心偏移翻倒，绝缘子顶部用绳子将牵引绳与绝缘子捆成一体。
支柱绝缘子底座槽钢与绝缘子连接统一找正（平），要求同一平面或垂直面上的支柱绝缘子，应位于同一平面上；其中心线位置应符合设计要求，母线直线段的支柱绝缘子的安装中心线应在同一直线上。满足要求后，与预埋件焊接，同时焊上接地线，焊接时应做好防护工作避免损伤瓷件，防腐采用刷两遍樟丹漆，一遍灰调和漆。绝缘子串则挂到设定的位置上。
（3）配电盘、柜及二次接线的安装
①盘、柜及盘、柜内设备与各构件间连接应牢固。主控制盘、继电保护盘和自动装置盘等不宜与基础型钢焊死。
②盘、柜单独或成列安装时，其垂直度、水平偏差以及盘、柜面偏差和盘、柜间接缝的允许偏差应符合表的规定。
③盘、柜、台、箱的接地应牢固良好。装有电器的可开启的门，应以裸铜软线与接地的金属构架可靠地连接。
④盘、柜内的配线电流回路应采用电压不低于500V的铜芯绝缘导线，其截面不应小于2.5mm2；其它回路截面不应小于1.5mm2；对电子元件回路、弱电回路采用锡焊连接时，在满足载流量和电压降及有足够机械强度的情况下，可采用不小于0.5mm2截面的绝缘导线。
结语
氧化铝厂是生产铝制品的重要场所，对于电能的需求量十分庞大，是真正的用电大户，因此氧化铝厂内电气设备，不论是设备的电压等级，还是设备的安装复杂程度，都可以与专业的变电所相提并论了，因此一般都需要专业的安装人员进行安装。本论文针对氧化铝厂内的生产需求，对相关的变电设备的安装进了分析探讨，并给出了安装过程中需要注意的技术问题，对于提高氧化铝厂内变电设备的安装水平、加强对相关变电设备的管理有着较好的指导和借鉴意义，因此，本论文所探讨的有关变电设备的安装问题，是值得推广应用的。当然，本论文仅仅是针对氧化铝厂的变电设备的安装所进行的探讨，更多的变电设备的安装技术问题还有赖于广大专业电气安装技术人员的共同探讨，才能够实现变电设备的安全安装施工。
参考文献
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配电装置论文篇2
一、液化气储配站防雷设计中存在问题
1.接闪器设置不当
据调查显示，在现有的一些液化气储配站内，都普遍存在防雷装置的缺陷问题，具体体现在液化气储配站的储气罐均未加装接闪器来对其进行防雷保护，多数储配站都是仅仅采取了接地措施来进行防雷。在建筑防雷规范中，液化气储配站现已被归为二类防雷建筑。原本按照GB50156-92中的有关规定要求，装设有阻火器的储气罐可以不需要再加装防直击雷装置，即接闪器，但是根据GB50057-2000中却有以下规定：排放蒸气、危险气体、易燃易爆气体、粉尘等排风管、呼吸管、放散管等管口外的以下空间应当在接闪器的防护范围以内。虽然储气罐的壁厚均在20mm左右（这一厚度已经超过规范中壁厚应在4mm以上的要求），然而若储气罐没有接闪器的保护，一旦罐上的呼吸阀与阻火器出现接触不良的情况时，储气罐受雷击，仍会存在较大的爆炸风险。
2.防感应雷问题
GB50057-2000中对二类防雷建筑中的长金属物有如下要求：1.当金属物之间的净距≤10cm时，应采用金属线进行跨接，接点的实际间距应控制在30m以内；2.当金属物的交叉净距≤10cm时，交叉位置也应进行跨接。然而，笔者在对一些液化气储配站的调查中发现，有些储配站输气管之间的间距明显超出规范中要求的范围，但却并未进行跨接，这样一旦发生雷击产生电流，则很有可能会在管间产生火花，从而引起爆炸。此外，充装枪是液化气储配站内必备的工具之一，有些气站由于没有做好防感应雷措施，一旦发生雷电感应时，会在枪头与设备之间产生火花，这样极易引起爆炸。
3.电源线路问题
3.1低压线路引入不规范。在GB50057-2000中对于二类防雷建筑的低压线引入有明确规定。虽然大部分储配站的电源线路均按照规范要求安装了防雷装置，但还有极少部分未按规范要求施工，这些储配站的电源线缆直接从外部低压线引入，并且未安装防雷装置。如果外部低压线遭受雷击，雷电波则会沿线路侵入站内，从而会造成站内电气设备损坏。另外，有些储配站进户电缆的埋地深度也与规范中要求的不符。
3.2防浪涌保护装置与规范要求不符。按照有关规范的要求，液化气储配站的供电应采用TN-S或TT的接地方式进行可靠接地，并在总电源位置处加装防浪涌保护装置。但是有的储配站却采用了TN-C的接地方式，极少数的甚至连配电柜都没有，而且也没有安装过电压保护装置及防浪涌保护装置，这都不利于防雷。此外，随着市场上防浪涌保护装置的种类日益繁多，产品质量也较为参差不齐，有的储配站为了节省成本，选择了一些廉价的防浪涌保护器，而这些产品并不符合防雷行业的要求。其中最为突出的是防浪涌保护装置的接地线过长、过细、线路走向迂回曲折，这都与GB50057-2000规范中的要求严重不符。
二、液化气储配站的防雷措施
为了确保液化气储配站的安全，必须加强站内的防雷设施，对于存在防雷问题的储配站应进行必要的整改，如聘请有资质的设计单位进行防雷设计等。储配站内的充装车间、储气罐以及办公楼均应进一步完善防雷设施。在条件允许的前提下，应在罐区位置加装独立的避雷带，充装车间内的电气设备应做好等电位连接和跨接，借此来防止雷电作用下产生火花引起爆炸，并对站内配电系统进行科学合理的防浪涌保护。
1.直击雷的防护
液化气储配站在进行直击雷的防护设计时，应重点注意以下几个方面：其一，充装车间应按照二类建筑进行防雷设计；其二，站内办公楼可按照三类建筑进行防雷设计；其三，储配站内的储气罐区则必须设置两个以上的接地点，且罐体与地面之间的实际距离应大于3m；其四，安装避雷针时，其与被保护物之间的水平距离应在3m以上，避雷针的接地电阻应小于4Ω。
2.等电位连接及接地
储配站内的电气设备接地、防静电接地、信息系统接地、保护接地以及防雷接地不可共用同一组接地装置，应分别设置接地装置，这样能够有效地避免因接地装置故障造成整个接地系统失效，各个接地装置的接地电阻值应小于4Ω。另外，站内的卸气场应加装防静电装置，接地电阻也应小于4Ω。
3.供电系统防雷及浪涌保护器安装
首先，应在储配站内的供电设备及电子设备上加装防浪涌保护器，并选择质量合格的产品；其次，总配电箱应采用TN-S系统，并在进线处做重复接地，需注意的是，PE线与N线不可并接，必须分开；再次，储配站内的信息系统的配线应采用铠装电缆，并在设备与线路联接处加装防浪涌保护装置。
4.防静电保护
各金属管道的法兰盘等的连接位置应进行跨接，为了避免胶管及法兰两端因接地不良产生静电火花，应进行跨接。同时，位于地上或管道沟内的管道，应在其始、末端和分之处设防静电及防感应雷的联合接地装置，并将接地电阻控制在10Ω以内。
四、结论
总而言之，液化气储配站的防雷是一项较为复杂且系统的工作，其重要性不言而喻。雷电本身属于一种自然现象，其存在是不可避免的，由雷电产生的危害也必须引起我们的高度重视。储配站作为易燃易爆场所，一旦站内发生爆炸后果不堪设想。因此，必须采取科学合理的防雷措施，来确保储配站的安全。
参考文献：
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[3]陈晓东.惠良.孙金华.浅谈新建危化品罐区的综合防雷技术[J].化学工程与装.备2011(8).
配电装置论文篇3
【关键词】 小电流接地选线装置 矿山供电
1 小电流接地系统简述
在我国许多大型煤矿中运行的10KV配电网中，广泛使用的小电流接地系统主要包括三种方式，即中性点不接地，经消弧线圈接地和经电阻接地。小电流接地系统的优点表现为，如果一旦发生单相接地故障则不需要对故障部分进行立即断开，突出优点是还可以维持矿山等供电，在一定程度上保证了，煤矿等行业供电的稳定性。小电流接地系统的缺陷在于电力系统安全运行规程规定接地故障后，只有一到两个小时的可持续运行时间，这时工作人员要对已发现的接地故障做到迅速消除，为了避免由于系统非故障相对地电压长期升高的现象出现，进而发展为多相接地短路故障，这会威胁到设备地绝缘，此时若工作人员不及时处理，则会出现两相短路故障，而且还会由于弧光放电引起全系统过电压。
在各种矿山和煤矿企业中，小电流接地系统应用较为广泛。在矿山运行的10KV配电网中对供电的安全性与可靠性有较高的要求，所以，矿山供电系统一旦发生接地故障，对于其故障点的判断要及时，准确和可靠，体现出了小电流接地选线装置在矿山供电系统中的重要性。
2 小电流接地选线装置的原理
当供电系统某处有电箱接地故障发生，其小电流接地系统中电流互感器中，就会通过零序电流。此外故障相和非故障相通过的零序电流，其零序电流的大小和方向在通过时明显不同，因此根据零序电流的的大小和方向进行故障的准确判断，就是小电流接地选线装置的零序功率方向原理；极电流接地选线装置还具有谐波电流方向原理：当中性点不接地系统发生单相接地故障产生时，线路就会出现谐波电流。由于谐波的次数增加，与之相对的感抗也会增加，反而容抗慢慢减小，由此总是能够找到一个n次谐波，非故障线和故障线的谐波电流方向相反。小电流接地线装置还具有：外加高频信号电流原理和首半波原理。
3 小电流接地选线装置在配网中的应用中会出现的故障
在小电流接地系统中影响各种矿山供电的安全可靠的重要因素是，小电流接地系统单相接地故障的危害。
3.1 小电流接地系统单相接地故障的危害
在小电流接地系统中如果一旦发生单相接地故障，其产生的过电压极可能高于正常电压几倍，若处理不及时会击穿配电网变电设备绝缘，造成不可挽回的经济损失，还极可能致使电气火灾的发生。
3.2 小电流接地系统单相接地故障造成后果
（1）如果单相接地故障严重，会破坏区域电网系统的稳定性和对统一电网的用电企业的供电安全造成影响。
（2）小电流接地系统如果未安装接地选线装置，对于潜在的单相接地故障一般是人工接线方式进行应对。其一般方法是对供电线路逐个停电之后，工作人员要检测到发生故障的接地线路，再对其进行维修与维护措施。这样的检测维修方法造成的后果是，出现的停电面积广泛与停电时间较长，对矿山用电供给造成严重影响。
3.3 常规检测方法
小电流接地系统中一旦出现单相接地故障，采用副二次绕组接成开口三角形的，三相电流互感器进行检测这是传统的单相接地故障的检测方法。在寻找故障线路过程中，煤矿企业工作人员一般采取的方法是轮流拉闸来确定线路具置，这种方法的局限性在于会造成矿山长时间停电和不利于施工作业，对10KV配电网的安全运行也造成一定程度影响。
为了达到迅速找到接地点和及时隔离的目的，由于微机技术的发展而出现了，微机型的小电流接地选线装置。这种微机型装置的优越性体现在，可以摒弃传统的轮流拉闸方式，而且能能准确及时的找到故障线路，并做到有效避免瞬间接地，从而达到出口跳闸，所以与之前的检测方案相比较而言，其优越性体现充分。从目前看小电流选线装置的普遍选线方法主要包括五种，即：谐波分析法，功率方向法，小波分析法，首半波分析法和信号注入法。立足于矿山10KV配电网供电的实际情况总结而出，对于故障中的漏选和误选情况，单靠一种检测方法是不可能全部排除的，许多接地选线装置正确率较低的原因，就是因此造成。
4 新型小电流接地选线装置在10KV配电网中的应用
例：以WLD-6型小电流接地选线装置在煤矿中的应用做出讨论
WLD-6型小电流接地选线装置，它的选线式接地保护装置，与之配套的是系统的FLHO-2型零序电流互感器。微机型选线式接地保护装置作为，10KV中性点不接地，经电阻接地的小电流接地系统，其系统中有辐射式和环形配出线路的选择性接地保护这一最大特点，可以中性点接地方式不论属于那种，WLD-6型小电流接地选线装置都能做到选线准确。这种装置的抗干扰措施十分强悍，其原理较为新颖，且保护性能较好，最关键是选线准确率较高。目前在我国已经有许多家煤业集团公司把WLD-6型小电流接地选线装置，在6～10KV配电网中应用，而且通过调查发现都取得良好的保护效果。
在矿山施工作业当中，操作自动装卸的工作人员，在工作中对于工程车停放在，处于上方的带电线路这个举措很难意识其作用，会致使车体升起后，造成带电线路接地现象的发生。其中因为车辆车体的作用，这时的接地对于车上人员不会有威胁，但是，如果一旦操作人员下车，就必定产生人体对地放电的严重后果，情况较轻者会造成烧伤，情况严重者就会出现伤亡。WLD-6型小电流接地选线装置，这种装置能够有效减轻矿山供电所有线路巡线的工作压力，而且小电流选线装置与频繁告警设置，能够有效检测10KV配电网的运行状态，对其运行状态提供强有力的保障，为煤矿企业带来更多的社会效益与经济效益。
5 结语
文章通过对小电流接地选线装置在10KV配电网中的应用研究发现，在小电流接地系统中如果一旦发生单相接地故障，若处理不及时会造成不可挽回的经济损失，还极可能致使电气火灾的发生。最后得出新型小电流接地选线装置的应用十分有必要，新型装置抗干扰措施十分强悍，其原理较为新颖，且保护性能较好，最关键是选线准确率较高。能为企业煤矿10KV配电网运行状态提供强有力的保障，带来更多经济效益。
参考文献
[1]沈宗怀，小电流接地选线装置在配电网中的应用[J].云南电力科技论坛论文集，2011.
[2]邵晓伟，微型机小电流接地选线装置在煤矿中的应用[J].科技信息，2013.
[2]赵广存，WLD-6型小电流接地系统微机选线装置的应用技术成果总结报告[J]，康城矿机电区，2011.
作者单位
配电装置论文篇4
【关键词】内陆；核电站；配电装置；选型
1.主接线方式
2.500kV配电装置的型式
2.1 500kV常规敞开式配电装置（AIS）
2.1.1 AIS的布置
按照断路器的不同布置方式，一台半断路器接线的屋外配电装置有平环式、单列式及三列式三种基本型式。现以四进四出（考虑本工程最终规模）对三种基本型式的典型布置作论述。
平环式方案：两组主母线紧靠在一起，布置在一端，进线断路器，出线断路器顺线路方向布置，各占用一个间隔，中间联络断路器垂直线路方向，横向布置在两间隔之间。本方案4个完整串占12个间隔，间隔宽度28m，配电装置共占地336X137.25m。
单列式方案：双母线布置在进出线两侧，母线构架采用双层布置，上面一层为主母线，下面一层为连接过渡线，每个间隔只能放一个断路器，有的工程为了将进出线交叉布置，有的间隔只能用于过渡连接。但本期工程设计有两个完整串和一个不完整串，不需要考虑进出线交叉布置，因此共用12个间隔，间隔宽度28m，配电装置共占地336X108m。
典型三列式方案：两组主母线布置在两端，中间有三列断路器，即进线断路器，中间联络断路器，出线断路器形成纵向的一串。每间隔宽度29m，本方案共4串，占4个间隔，配电装置共占地116X173.5m，占地面积是3个方案中最小的。
2.1.2 使用环境
2.2 SF6绝缘金属封闭开关设备（GIS）
2.2.1 GIS主要优点
2.2.2 使用环境
2.3 复合SF6绝缘金属封闭开关设备（HGIS）
3.方案比较
3.1 AIS、GIS、HGIS三个方案的可靠性比较（如表1所示）
由上述计算可以看出，GIS可靠性最高，而且在我国现有核电工程中升压站也基本采用GIS，而HGIS的可靠性与GIS相差不大，可以认为GIS和HGIS完全能够满足核电可靠性的要求。
虽然AIS的可靠性比GIS稍差。但是根据简单计算，其在整个核电60年运行周期里面仅有70%的几率出现1次因为升压站故障而导致全厂断电。
可见AIS的可靠性完全能够满足核电站对可靠性的要求的。AIS在核电中的应用情况，目前国内已投运的核电站升压站较少采用AIS，主要原因是因为都是沿海项目，盐雾污染较大。但在国外尤其是法国的核电站（内陆）却有大量的应用业绩。
3.2 AIS、GIS、HGIS三个方案的技术、经济比较（如表2所示）
4.结论
通过上述详细的论证和综合的分析比较，我们认为AIS在本工程是完全适用的。主要理由有：
1）本工程有足够的用地布置500kV AIS；
2）本工程位处内陆，环境条件良好，适合布置AIS；
3）虽然AIS的可靠性比GIS低，但能满足核电厂可靠性的要求；
4）价格低，约为GIS价格的1/3，对本工程节省约5千万元；
5）国外大量的内陆核电厂采用AIS；
6）我国无论电厂还是变电站都有大量的AIS存在，具有丰富的运行维护经验，可以减少运行维护工作量及保证运行维护的安全性及可靠性。
故本工程推荐采用500kV AIS。
参考文献
[1]姜柏卿，蔡传卫.台山发电厂国产2台600MW机组主变选型的分析[J].黑龙江电力，2002，24（3）：210-212.
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配电装置论文篇5
【关键词】RCMS 甚高频监控 GV201
由于甚高频机房距离设备大厅较远，实现电台遥控是监视电台运行的重要手段。通过RCMS监控系统，维护人员可以远程监控各收发信机状态，并根据告警信息及时处理电台运行问题。故加深对RCMS监控系统的认识，保障监控系统的正常工作对VHF系统的稳定运行意义重大。
R&S公司RS200模拟电台是投产较早的VHF设备，但是由于运行稳定，故障率低，其在现行的VHF设备中仍然起着重要的作用。而其监控RCMS是基于电台模块化和数字化的技术产物。使用电台监控单元GV201进行远端电台的信息处理和转发，功能简单，稳定性强。在实际使用中，根据传输距离选择网线直连或利用Modem局域联网传输。
1 GV201和RCMS软件简介
1.1 GV201简介
REM总线驱动单元GV201是R&S公司生产的RCMS配套设备，GV201有2个REM总线驱动接口，使用RS232接口连接电脑。GV201能够储存电台的配置，然后按照配置的地址扫描REM总线上的电台，再通过RS232把扫描的电台数据传输给电脑，实现远程控制。
1.2 RCMS软件简介
RCMS软件主要任务是实时监控电台运行状态、参数远程配置和显示记录电台运行过程中的告警信息以方便对电台故障的及时处理。
2 RCMS平台的搭建和测试
2.1RCMS平台的搭建
RCMS监控主要使用的传输总线接口X1/X2/X3和 X13。接口X1至X3为9针母头连接电台，最多达24台。X13为25针RS232接口。
RCMS监控电脑通过GV201的X13口连接，提取连接电台当前参数配置及状态信息，而GV201通过X2/X3口用REM BUS总线连接监控电台X8口，实现设备监控信号传输。
2.1.1 RCMS软件的安装及配置
RCMS安装默认操作平台为win NT，但目前主流使用的操作系统为win XP和win7。分别在XP和win7下安装RCMS，在XP下可正常安装，在win7下安装将会自动终止安装进程，可以在推荐配置下安装。
2.1.2 GV201和RCMS软件配置
GV201软件的配置：完成GV201CFG.EXE安装；在配置菜单下有两个基本配置，X14的基本配置和X13的设备配置；在X14口读出基本数据，在X13口读出驱动数据，若成功，则GV201处于正常工作状态；若不成功，需配置基本配置，然后通过X14口发送。
RCMS软件的配置：通信端口波特率设置。基本配置：设置供电类型、终端地址和波特率等。波特率：X13口设300-19200，X14口设9600;使用电台对应机型设置。设备配置：设置有效总线地址、连接设备地址、设备类型、频率和频偏设置。
2.2 RCMS平台测试
对RCMS平台的测试主要体现在三个方面：测试软件配置是否正确；测试线路连接是否正常；测试监控软件RCMS是否能够对电台进行正确的实时监控。
2.2.1 软件配置测试
对RCMS软件的配置主要体现在系统配置和信道配置。
系统配置：首先选择监控计算机的工作角色为主用方式；选择连接总线驱动单元GV201或者Modem的COM接口，COM1为计算机自带接口，其它接口需要额外配置多串口卡，对发射机和接收机的监控需要分别选择不同的COM接口，数据传输速率选择9.6kbit/s；目标选项选择GV201，输入监控的发射和接收电台的命名；最后，对GV201进行配置，点击ADD，选择GV201的地址，默认为90。
信道配置：首先选择监控电台的编号及电台的类型为多信道方式，选择合适的电台类型，在可选项中选择激活及无直流供电选项；根据发射机或者接收机选择对应电台主备机的地址。
对上述配置保存之后，在操作菜单中选择上传配置，则可将配置写入软件。
2.2.2 RCMS平台电台的监控
RCMS软件配置和平台搭建完成后，就可以在PC尝试对电台的监控。若能够正常监控，则GV201和电台在RCMS软件的状态指示为绿色，反之为红色。
正确监控电台后，可以点击电台查看信息，当某电台断电后，该电台对应的状态指示会变为红色，出现告警信息。
3 RCMS故障处理
3.1 故障描述
在2013年某次华东地区设备部门周维护设备巡检中，发现模拟电台RCMS监控PC死机，重启计算机，不能正常启动。故障发生后，通过更换PC部分硬件无效，采取安装一台新监控的方式以尽快恢复电台监控。
3.2 故障的解决
3.2.1 收发信机监控信道数目扩大
R&S公司提供不同的软件安装权限，在安装过程中，发现现有的权限提供信道数目不足。为解决该受限问题，复制故障监控PC中安装配置文件于新监控。将软件配置信息文件GV201.ini中权限部分替代，将以前的安装文件除程序文件外覆盖新安装的RCMS下，重启计算机后即可扩大监控信道数目。
使用旧文件替代安装文件后，只须系统配置即可。
3.2.2 RCMS通信连接测试
线路的连接测试主要需要的确定的方面为：GV201 X14口与PC COM口针脚对应关系；通信建立所需针脚；MODEM的数据传输协议；电台与GV201针脚对应关系。
经测试，GV201与PC间的通信建立对各针脚对应关系要求很高，需根据两端针脚的对应关系正确焊接。这里用Telindus的ASTER 4的MODEM，使用超级终端对链路分段测试，MODEM前端链路可以正确回环，而在收发信机房无法正确回环，通过网络搜索对应型号MODEM，发现支持协议不包括V.24/RS-232，使用旧的多串口连接线代替测试，PC可与GV201建立通信。电台的X8可与GV201电台接口连接。本次故障中，GV201和电台的线路连接正常。
4 总结与展望
本次论文的重点是介绍RCMS相关知识，软件配置，线路连接和平台通信测试，通过故障分析、研究、解决，进一步对RCMS进行了相关研究，并对运行中的潜在问题提出了相关的建议。
甚高频电台是空管地空通信主要设备，RCMS作为主要监控手段，保障其正常运行十分重要。RS模拟电台由于稳定性高，故在华东地区地空通信领域仍起重要作用，本论文对其他地区RCMS问题也有参考意义。
作者单位
配电装置论文篇6
关键词：电力系统 继电保护 装置 配置原则
中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）03（c）-0128-02
现代社会的进步决定了电子及计算机信息等科技技术的发展，有了这个契机，电力系统继电保护技术也得到了更为先进的技术支持。在不断发展的现代社会中，随着电力系统容量的提升和电力需求的猛增，为电力系统继电保护装置配置带来了更多的问题。电力故障的及时遏制是继电保护装置的主要功能，如何保障电力系统的运行质量和运行效率的有效提升是继电保护工作人员需要加以思考的技术问题，本文就从电力系统中继电保护装置的配置原则方面展开讨论，谈谈其装置配置的一些原则和当下普遍存在的一些问题。
1 当下电力系统中继电保护的任务及应用状况
1.1 继电保护装置的任务
电力系统中，出现元件短路状况时，继电保护系统通过一些电气量的变化来判断故障线段或位置，再通过保护动作来降低或避免由于电气故障带来的损失。继电保护设备为电力系统的正常运行提供数据依据，而工作或值班技术人员可以通过继电保护装置来对整个供电设备的运行状态进行监视和控制。一旦出现系统故障，保护装置会自动采取迅速且精确的行为判断，将故障部分从输电线路中隔开，并维持非故障部位的正常运行。当系统出现较为异常的工作状态时，警报系统会通过信号传输和警报声来通知工作人员，使得拯救工作的进行更为及时。
1.2 装置的基本构成
电力系统中继电保护装置主要应用于两个方面：（1）电源进线端：该线路的继电保护装置主要有定时限定过流保护、定时限速切断保护和轻、重瓦斯保护及温度保护等功能，在过负荷的状态下还会进行报警，并自动采取差动保护。（2）馈出线路：馈出线路即输出线路，继电保护装置在该线路中所涉及到的保护动作有，电流速断保护、过电流保护和小电流接地报警等。
1.3 电力系统继电保护装置配置原则
根据电力系统配电特点分析可知，系统的继电保护装置配置需要遵从以下几点配置原则：（1）配电系统进线端一般不需要配备继电保护装置。（2）控制系统开关的出线保护系统及变电站要的继电保护功能上要具备零序电流保护、过电流保护，当线路中存在架空线时，还要保护功能中还要具备前加速一次重合闸保护。（3）控制系统开关站点的母线分段和配电站要配备电源自切和切后加速保护继电装置。（4）变压器保护装置应该选用有零序电流保护和过电流保护的，由熔断器和继电器的继电保护装置。
1.4 电力系统继电保护装置需满足的要求
1.4.1 选择性要求
供电系统作为电力系统的核心部位，当其发生电力故障时，继电保护装置应该能够将故障部位进行选择性的切除，特别是离故障点最近的断路器线路，要及时切断，进而保证供电系统中其他无故障发生线路的正常运行。
1.4.2 灵敏性要求
继电保护系统的灵敏性以设备的灵敏系数为衡量标准，若电力系统的电气量处于继电保护装置的规定范围以内，则无论短路点处于任何线路位置，其短路的性质又是哪种，其保护装置都应该采取及时动作。同样的，当电气故障处于继电保护装置保护范围外的线路上时，无论其短路点的位置和短路状况的性质，保护装置都不能有误动作发生。
1.4.3 速动性要求
继电保护装置的速动性是指在电气故障发生时，装置能够及时迅速地切断故障线路。而这一要求的满足，能够减短故障切除的时间从而减小短路电流对电气设备损坏的程度，使系统电压的恢复更为平稳及时，便于电气设备的自启，进而使得发电机的并列运行质量有所提升。
1.4.4 可靠性要求
继电保护装置的可靠性是保证电气事故得到有效控制的基础，保护装置可靠性的实现要从设备设计原理、整定计算规划、安装调试无误方面入手，装置的元件质量要可靠，能够保证电力系统的运行质量，进而简化电力系统的整体控制，提升电力系统的保护性能。
2 当下电力系统中继电保护装置存在的一些问题
2.1 电气二次设备和回路的老化问题
由于我国电力系统的组建时间较晚，一些基础的设备都是20世纪70、80年代的老设备，即使保养够好，继电器节点的氧化尘也积累了太多，压力施加不够到位，从而导致保护的误动作。而二次回路的分直流、交流两部分的端子出现老化或腐蚀状况时，接触电阻增大，严重时会出现开路现象，导致保护的误动作；直流部分的可靠性在系统无电或低电压状态时的情况不容乐观，严重时会出现越级跳闸的状况，事故的范围会有所扩大。
2.2 电流互感器的饱和问题
供电需求的增大促使电力系统的规模急剧扩大，而许多低压配电的系统短路电流也会随之变大，一旦系统的出口处发生短路现象，其电流大小可达到电流互感器的一次侧额定数值的几百倍。一次短路电流的数值越大，稳态短路状况下，电流互感器的变化误差也会随之变大，这时，灵敏度较低的电流速断保护会拒绝做出动作；而线路中出现短路现象时，处于饱和状态的电流互感器的二次感应电流的数值将趋近于零，定时限过电流保护装置也会拒绝做出动作。这时只能靠母联断路器或主变压器的后备保护来进行故障切除，如此一来，故障时间被延长，故障范围也被扩大，影响了供电系统的质量和水平。
3 所遇问题的解决方案
3.1 设备的状态检修和更新
继电保护设备的研制开发到发展，其保护原理的设计、设备制作工艺的提升、售后服务的提供等方面都十分完善，保护装置的性能已经处于一个十分平稳的状态，像笔者所处的地区，电力系统中由于保护装置性能的不稳定而带来的状况事件几乎没有发生。一般情况下，这些误动作都是由于装置的检修不及时或保养不恰当而引起的，所以相关的技术人员要提高对机电保护装置检修的良好习惯。
与此同时，设备的更新校验也是当下解决设备老旧问题的关键，在能够保障供电需求的前提下，对供电网络进行完善和建设，保证回路的保护整定时间，进而提升电力系统的供电效率和质量。
3.2 避免电流互感器的饱和
这一点的重要性通过上述段落的简述已经较为明确，针对这一问题，技术人员应该从以下几个方面入手：（1）考虑线路短路状态的电流激增问题，选用变比较大的电流互感器。（2）避免在保护和计量时共用同一电流互感器，减少其二次负载的阻抗。（3）速断保护原则的遵循。高压电动机可靠系数的确定可以按其起动电流的1.2或1.3倍来确认，若超过了这个数值则可以确定其故障电流的值，再通过等级的划分来确立其延时时间，保证其选择性。
4 结语
现代经济不断发展和进步的同时也增大了社会的供电需求，电网系统的不断升级必然会随之出现一些新的问题，继电保护系统作为电力系统运行的基础设备，其配置的原则和问题是电力工作人员必须进行掌握，进而促进电力系统的持续发展，本文以继电保护装置的配置原则为切入点，针对当下电力系统中与继电保护相关的一些问题进行了讨论和阐述，希望能够对相关技术人员起到一定的参考作用。
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配电装置论文篇7
关键词：配网线路；小水电；孤网运行；重合闸；解列 文献标识码：A
中图分类号：TM73 文章编号：1009-2374（2016）28-0117-03 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.28.059
韶关地区水电资源非常丰富，有大量的小型水电站上网。但由于丘陵地形限制，上网小水电的建设比较分散，设施通常位于负荷附近，在配电网的末端或者中间接入系统。随着小水电在配电网的大量接入，传统的配电网由单电源辐射型网络逐步发展成复杂的双电源甚至是多电源网络。多电源网络的继电保护比单一电源复杂得多，需要线路过流保护、重合闸装置、水电解列装置配合作用，才能在线路发生瞬时非永久性故障后快速与主电源侧恢复连接。由于配网线路没有电压抽取装置，重合闸不能实现检无压或检同期，直接重合将面临非同期并网对上网水电的发电机组造成冲击的风险。因此目前的继电保护方案中，含水电上网线路不投重合闸，线路跳闸后待水电解列装置全部动作、机组与线路解列后，才合上线路的主电源侧开关。水电解列装置动作于水电机组开关，以电压为主判据，一定时限内过压或低压将动作。该工作方式下，装置容易受系统电压波动影响发生误动，为减少对机组正常运行的影响，最大化发电收益，厂站运维人员大多采用退出解列装置动作出口，一旦线路与变电站10kV母线解列，发生过压工况时，过电压无法及时消除，很可能会大面积烧坏用户设备。针对上述问题，本文旨在探讨一种解决方案，通过增加频率判据提高水电解列装置的可靠性，同时增加配网线路检无压重合闸功能，最终实现快速复电。
1 含小水电配网线路跳闸后运行分析
配网线路跳闸大多为瞬时故障，线路跳闸后短时间内上网水电与用户短时间内还将保持孤网运行。下面将对孤网的电压和频率特性进行分析：
1.1 孤网过电压分析
如图1所示为含小水电地区电网的等值简化模型图，根据戴维南定理，将线路上全部小水电等值为单电源来分析。
雷雨多发的丰水期，小水电向主网输送有功和无功，即%e5%9b%be%e5%83%8f1658840.PNG、%e5%9b%be%e5%83%8f1658858.PNG。从式（1）可知，当孤网运行时，一旦线路跳闸，与主网解列，%e5%9b%be%e5%83%8f1658875.PNG与%e5%9b%be%e5%83%8f1658891.PNG迅速降至0，同时功角%e5%9b%be%e5%83%8f1658910.PNG减小，因此电压增大。
在仿真软件DIgSILENT/PowerFatory中按照图1搭建模型进行分析验证丰水期配网线路中大量水电上网、跳闸后孤网中不平衡功率将较大引起电压大幅波动的工况。设置小水电额定视在功率1658924.png为0.32MVA，机端额定电压1658931.png为0.4kV，额定功率因数0.8。变压器高压侧额定电压为10kV。输电线路参数1658938.png=0.3321658948.png，1658957.png=0.3561658965.png。在t=30s时断开与外网连接的断路器，得到孤网运行仿真结果如图2：
由图2仿真结果中可以看到，孤网形成后，bus1和bus2电压均从1.014p.u.上升至1.207p.u.，远远超出电压允许范围，导致严重过电压。仿真结果与理论分析结论一致，可验证丰水期孤网将产生严重过压。
1.2 孤网频率分析
并网稳态运行时，水轮机组和系统同步运行，转速与频率的关系满足：
我们从式（4）中可知，%e5%9b%be%e5%83%8f1659141.PNG由出水量（汽轮机由蒸汽量）决定，%e5%9b%be%e5%83%8f1659156.PNG则由电磁功率决定，即电机转速变化取决于电机出力和用电功率的平衡情况。并网运行时，整个大电网是一个整体，有功功率供需处于动态平衡状态，局部负荷的波动对大容量电网的干扰可以忽略。但在孤网状态下，水电机组成为了主要电源，线路上机组转速直接决定了孤网的频率。孤网中负荷的变化造成%e5%9b%be%e5%83%8f1659175.PNG的改变。小水电机组没有安装自动调频装置，即%e5%9b%be%e5%83%8f1659194.PNG不能进行实时调节，因此负荷变化基本决定了不平衡力矩的产生，造成机组转速变化。
丰水期水电机组向主供线路输出大量有功，当主供线路跳闸后，负荷大幅度减少，使得电磁功率减少，此时%e5%9b%be%e5%83%8f1659208.PNG为正，转子角速度增大，孤网频率随之增大。若在枯水期间，与主供线路解列后水电有功出力小于用电需求，由于%e5%9b%be%e5%83%8f1659225.PNG，转子减速运动，孤网频率降低。
主供线路跳闸后，孤网中水电出力长期用电负荷的几率极低，而且负荷必会随时间变化，转动惯量不可能一直保持为零，因此可以判断的是，孤网运行时频率一定会偏离工频。
综上所述，孤网运行的配电线路其电压和频率均发生变化。当水电出力大于用电负荷时，容易出现高压、高频的工况；出力小于负荷时，孤网将出现低频、低压工况；出力与负荷大致平衡时，负荷的波动将引起频率的变化，由于小水电机组无自动调频装置，频率将逐渐偏离工频。
2 新型发电机解列装置研发
2.1 常规过电压保护解列装置局限性
目前韶关地区大部分小水电机组安装的水电解列装置只有单一过电压保护，运行中过压启动条件具备时将动作，将机组从系统上切开。这种装置的不足之处在于：
2.1.1 在长距离线路上网的特殊运行方式下，机端电压偏高，装置容易误动。由于配网线路的阻抗的影响，在转供电特殊运行方式下，线路被加长，线路阻抗增加导致总阻抗增加，机端电压会被抬高，位于线路末端的机组电压抬升幅度最大。同时在转供电期间，多个小水电站纷纷抬高励磁以增大无功输出、满足功率因数考核要求，导致恶性循环，电压被进一步抬高。多个因素综合影响，很可能使电压幅值超过解列装置过压启动条件的整定值，引起装置动作切机。
如图3所示为某水电站在转供电期间机端电压的实测数据，可见该特殊运行方式下电压升高的幅度较大，电压由230V升至接近300V，接近甚至超过了部分线路孤网运行电压上升的幅度，足以验证上述分析。
2.1.2 线路与主电源解列后，若保持孤网运行，水电机组和负荷大致平衡，电压偏离幅度不满足解列装置过电压保护整定要求，机组和用户保持上网运行，迟迟不能解列，延误了复电时间。
上述两种工况的可能性使得单一电压判据的发电机解列装置电压整定值难以确定：若降低动作电压整定值，在小水电长线路上网的运行方式下则容易误动；若提高该整定值，则在线路瞬时故障跳闸后孤网运行情况下装置可能拒动，即降低了装置灵敏度。
2.2 新型发电机解列装置的特点
考虑到此种现况，研制一种新型小水电解列装置，增设频率判据，解列装置持续采集机组出口母线电压幅值和频率值并对其进行监测和判断，具备以下功能：（1）孤网下不平衡功率较大引起严重过电压时，解列装置应立即响应，第一时间将机组从系统切开；（2）在特殊运行方式电压波动而非线路故障跳闸的工况下，解列装置应不发生误动；（3）当孤网中不平衡功率较小，电压变化较小时，应能根据频率、电压复合判据准确识别孤网工况，快速切开机组。
设计的新装置能够实现过频过压保护、过频保护、过压保护满足以上要求，还具备低压告警和低频告警功能。过压保护、过频保护的整定值较高、动作时间较短；过频过压保护分为两段式保护，Ⅰ段电压整定值较Ⅱ段高，频率整定值较Ⅱ段低。各保护动作区间如图4所示：
（1）当孤网严重不平衡而发生大幅过压工况，装置过压保护应立即动作切开机组，保护用户设备安全；（2）在小水电长线路上网的特殊运行方式下，若发生电压波动，由于高压保护整定值较高、动作时间较长，此情况下保护不易误动，且线路保持并网运行，频率稳定，过频过压保护可靠不动作。待电压恢复至正常值后，线路继续正常运行，因此新装置的保护整定可有效避免该方式下装置误动跳机；（3）当孤网时出力与负荷大致平衡时，频率或电压的偏离没有达到高频保护、过压保护的整定值，而两段式过频过压保护灵敏度高，能快速识别孤网过频过压工况，使机组快速解列。
3 全新10kV线路间隔电压互感器研发
过去10kV配网线路中没有电压抽取装置，并没有检无压或检同期功能，直接进行重合闸。典型的配网线路为单电源供电，直接重合闸方式既经济又高效。但对于含小水电上网的分布式电源配网线路，若直接进行重合闸，将发生非同期并网，在并网瞬间的高压对发电机组产生强烈的冲击，也可能对用户设备造成破坏。为了降低该种工况发生的可能性，现有的解决措施是，对于含水电上网的配网线路不投入重合闸，若线路跳闸，只能静待一段时间，预估水电全部或大部分解列后强送线路。该措施耗时太长，影响供电，且仍有非同期合闸的风险。考虑在配网线路的主电源馈线开关侧安装电压抽取装置，实现对线路电压监测，能够在无压条件满足后迅速合上线路开关，减少复电耗时。现研发一种新型的10kV电子式电压互感器，结构如图5所示。互感器主要由电阻分压器、传输系统和信号处理单元组成。电阻分压器由高压臂电阻R1、低压臂电阻R2和过电压保护的气体放电管S构成，低压臂电阻R2的下端与带螺纹的接地嵌件连接，从而通过接地嵌件实现可靠接地。电阻分压器作为传感器头，主要将一次母线电压成比例转换为小电压信号输出；传输单元由双层屏蔽绞线和连接端子构成，主要将分压器输出信号传递到信号处理单元，同时实现外界电磁干扰屏蔽功能；信号处理单元主要由电压跟随、相位补偿和比例调节电路组成，实现电压互感器的阻抗变换、相位补偿和幅值调节功能，使得互感器输出信号满足准确度要求。
目前韶关供电局已经成功研制出此电压互感器，其最大直径为81mm，高222mm，体积小，可安装在10kV馈线柜中，经过实测，能在此环境下正常工作，采集线路电压给保护装置，丰富了配网线路重合闸的检定方式。
4 优化方案分析
针对上文提到现含小水电上网的配网线路在瞬间故障跳闸后不投重合闸、小水电不能及时解列的问题，提出一种复电解决方案：（1）在10kV馈线开关处安装新型电子式电压互感器用于抽取线路电压，投入检线路无压重合闸；（2）在小水电上网线路中用新型小水电解列装置代替原有装置。
下面将讨论配网线路发生瞬间故障跳闸后，该优化方案的工作过程，假设该配网线路上除水电机组上网，用户侧均无电源上网，水电解列装置全部正常工作、动作出口压板合上。分三种情况讨论：（1）该线路上水电出力小于用电负荷。线路与主供线路解列后，由于水电机组仍在运转，线路仍带电，重合闸并没有动作。根据上文结论，将出现低频工况，线路上各机组的小水电解列装置低频保护陆续启动，将水电机组与上网线路解列。待全部机组解列，线路无压条件满足，重合闸动作，线路合闸成功；（2）该线路上水电出力大于用电负荷。在天气恶劣、事故频发的丰水期，该线路上水电充盈，大于该线路用电负荷，并向主电源送电。跳闸后出现高压高频工况，不符合馈线检无压重合闸条件。水电解列装置过压过频保护快速启动，将水电机组陆续跳开。待全部机组解列，线路无压条件满足，重合闸动作，线路合闸成功；（3）该线路水电出力与用电负荷大致相等。跳闸后线路上机组和用户形成孤网运行，机组无调频功能，孤网频率不能稳定，当满足过频过压Ⅰ段或Ⅱ段保护的整定条件，装置迅速动作，将机组跳开，配网主线路无压条件满足，馈线开关重合闸启动，线路合闸成功。
从图6可以直观地看到10kV F11大桥线上小水电和用户的分布情况。线路上小水电上网数量多，分布较零散，在旱岩一级、二级电站、白石角电站处局部集中。变电站侧投入线路检无压重合闸，各机组上网线路装设新型小水电解列装置。丰水期该线路向变电站侧供电，瞬时故障跳闸后变电站侧负荷消失，孤网频率增大，末端小水电上网集中处过电压最为严重，小水电解列装置率先动作。该区域水电跳开后，出力大幅减少，孤网过渡到低频低压状态，源九塘电站、陈家排电站、温山电站的水电解列装置低频低压保护启动跳开机组。至此F11大桥线上分布电源全部跳开，大桥变电站馈线开关侧检无压重合闸启动，经整定时间t后合闸成功。枯水期各电站出力不足以满足该线路负荷需要，线路跳闸后无主电源供电，孤网直接往低频低压状态过渡，各机组陆续跳开，线路无压条件满足后重合闸启动。
5 结语
（1）新型小水电解列装置弥补了原小水电解列装置特殊运行方式误动的不足，提高了可靠性，减少电站经济损失，投入使用后能够有效防止过电压烧坏用户电器，提高小水电上网线路的供电的安全稳定性，有较好的经济效益和社会效益，能够在线路孤网运行时准确判断工况和及时将机组解列，成为配网线路实现检无压重合闸的有效前提；（2）全新10kV间隔电压互感器的研发与使用，为实现配网线路检无压重合闸提供了有力的数据支撑，且成本低廉，安装难度小，环境适应性好，具有良好的经济适用性，可实现性强；（3）配网线路检无压重合闸方案有效解决了目前含小水电上网的配网线路无法实现自动重合闸的问题，实现了配网线路检无压和自动复电，减少经济损失，加强了电网的安全稳定，为韶关地区未来解决配网馈线自动化课题提供了条件。
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配电装置论文篇8
关键词：电气主接线，接线方式，优缺点，分析
电气主接线是发电厂和变电所电气部分的主体，它反映各设备的作用、连接方式和回路间的相互关系。高压电气设备包括发电机?变压器?母线?断路器?隔离刀闸?线路等，它们的连接方式对供电可靠性?运行灵活性及经济合理性等起着决定性作用?因此，建立一个科学的电气主接线评价系统，全面分析相关影响因素，综合评价各项技术经济比较，合理确定主接线方案是十分必要的。
一、电气主接线接线要求
对一个电厂而言，电气主接线应该根据电厂在电力系统中的地位、变电站的规划容量、负荷性质、线路、变压器连接元件总数、设备特点等条件确定，并应综合考虑供电可靠性、运行灵活性、检修操作方便、节约投资、便于过渡和扩展等要求。
1、可靠性
电气可靠性的要求与其在电力系统中的地位和作用有关，由其容量、电压等级、负荷大小和类别等因素决定。评价电气主接线可靠性的标志是：断路器检修时，不宜影响对系统的供电；线路或母线发生故障时应尽量减少线路的停运回路数和主变的停运台数，尽量保证对重要用户的供电；尽量避免变电站全部停运的可能性。
2、灵活性
应满足调度、检修的灵活性，能灵活地投入或切除机组、变压器或线路，灵活地调配电源和负荷，满足系统在正常、事故、检修及特殊运行方式下的要求；在扩建时应能很方便的从初期建设到最终接线?
3、经济性
主接线系统还应保证运行操作的方便以及在保证满足技术条件的要求下，做到经济合理，尽量减少占地面积，节省投资。
二、电气主接线常见接线方式优缺点分析
1、不分段的单母线接线
单母线接线的特点是整个配电装置只有一组母线，每回进出线都只经过一台断路器固定接与母线的某一段上。优点是：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。科技论文。缺点：灵活性和可靠性差，当母线或母线隔离开关故障或检修时，必须断开它所连接的电源，与之相联的所有电力装置，在整个检修期问均需停止工作。此外，在出线断路器检修期问，必须停止该回路的供电。适用范围：6～10kv配电装置的出线回路数不超过5回；35~66kv配电装置的出线回路数不超过3回；1l0~220kv配电装置的出线回路数不超过2回。
2、单母线分段接线
与不分段的单母线接线相比较，提高了可靠性和灵活性。适用范围：6～10KV配电装置出线回路数为6回及以上时；35~66KV配电装置出线回路数为4～8回时；l10～220KV配电装置出线回路为3～4回时。
3、单母带旁路母线的接线
断路器经过长期运行和切断数次短路电流后都需要检修。为了检修出线断路器，不中断该回路供电，可增设旁路母线和旁路断路器，提高供电可靠性。这种接线方式广泛的应用于出线数较多的110KV及以上的配电装置中，而35KV及以下配电装置一般不设旁路母线。
4、 双母线接线
双母线接线就是每个回路都通过一台断路器和两组隔离开关连接到两组工作母线上，两母线之间通过母线联络断路器连接?
与单母线相比，它的优点是供电可靠性大，可以轮流检修母线而不使供电中断，当一组母线故障时，只要将故障母线上的回路倒换到另一组母线，就可迅速恢复供电，另外还具有调度、扩建、检修方便的优点；其缺点是每一回路都增加了一组隔离开关，使配电装置的构架及占地面积、投资费用都相应增加；同时由于配电装置的复杂，在改变运行方式倒闸操作时容易发生误操作，且不宜实现自动化；尤其当母线故障时，须短时切除较多的电源和线路，这对特别重要的大型发电厂和变电站是不允许的。
5、双母线分段带旁路接线
双母线分段带旁路接线就是在母线上增设分段断路器，并设置旁路母线。双母线分段原则是：当220KV进出线回路数为10～14回时，在一组母线上用断路器分段；当进出线回路为15回及以上时，两组母线均用断路器分段。500KV进出线回路数为6～7回时，在一组母线上用断路器分段；当进出线回路为8回及以上时，两组母线均用断路器分段。在双母线分段中，均装设两台母联兼旁路断路器。
6、3/2断路器接线
3/2断路器接线就是在每3个断路器中间送出2回回路，一般只用于大型电厂和变电所220kV及以上、进出线回路数6回及以上的高压、超高压配电装置中。它的主要优点是：
（1）运行可靠，任一母线故障或检修（所有接于该母线上的断路器断开），均不致停电；
（2）任一断路器检修都不致停电，而且可同时检修多台断路器；
（3）隔离开关只作为检修电器，不作为操作电器，不需要进行任何倒闸操作，处理事故时，利用断路器操作，消除事故迅速；
3/2断路器接线的缺点是使用断路器和电流互感器多，投资费用大，保护接线复杂。
7、 桥形接线
桥形接线采用4个回路、3台断路器和6个隔离开关，是接线中断路器数量较少、一般采用断路器数目等于或小于出线回路数，从而结构简单，投资较小，在35KV~220KV小容量发电厂、变电所配电装置中广泛应用。根据桥形断路器的位置又可分为内桥和外桥两种接线。由于变压器的可靠性远大于线路，因此应用较多的为内桥接线；若为了在检修断路器时不影响和变压器的正常运行，有时在桥形外附设一组隔离开关，这就成了长期开环运行的四边形接线。
8、 角形接线
角形接线就是将断路器和隔离开关相互连接，且每一台断路器两侧都有隔离开关，由隔离开关之间送出回路。多角形接线所用设备少、投资省、占地少，运行的灵活性和可靠性较好。科技论文。正常情况下为双重连接，任何一台断路器检修都不影响送。由于没有母线，在连接的任一部分故障时，对电网的运行影响都较小。其最主要的缺点是回路数受到限制，因为当环形接线中有一台断路器检修时就要开环运行，此时当其它回路发生故障就要造成两个回路停电，扩大了故障停电范围，且开环运行的时间愈长，这一缺点就愈大。科技论文。环中的断路器数量越多，开环检修的机会就越大，所以一般只采四角(边)形接线和五角形接线，同时为了可靠性，线路和变压器采用对角连接原则。
三、结束语
总之，在电气主接线的选择确定过程中通过详细分析系统、原始的数据、系统负荷的大小以及分配，同时结合上述各种主接线的特点综合考虑，以较优化组合方式组成最佳可能方案；然后筛选，组合，保留可能接线方案；最后，对这几个方案进行综合比较：通过对主接线可靠性，灵活性和经济性的综合考虑，辨证统一，确定最终方案。