自动并联装置原理图

1. 自动纠偏装置工作原理图谁能帮忙提供下

你好，以下是天机传动自动纠偏装置工作原理图

2. 求水位自动控制装置的原理图

水位自动控制装置（液位自动控制）的原理图如下：

工作过程：

假定由于某一因素使得疏水生成量突然增大，那么系统原有的平衡被破坏，加热器内水位上升，相应地信号筒内水位也上升，使得槽孔处汽体的通流面积减小，调节管路内汽相流量减小，液相流量增大，导致调节阀喉部汽相通流面积减小，疏水有效通流面积增大，从而疏水排出量不断增大，最后在新的水位高度上建立平衡，反之亦然。控制系统的调节过程可分为减压、抽吸、控制3个不同环节。

(2)自动并联装置原理图扩展阅读

1、减压环节：

疏水从加热器排出经疏水管路进人调节阀，在收缩段内加速，压力降低到喉部混合点压力的过程，称为减压环节。减压环节的计算任务是根据控制环节的疏水流量分配，确定出喉部混合点的压力。在其它条件不变的情况下，减小节流阀开度，能降低混合点处的压力。

2、抽吸环节：

根据信号筒感受到的加热器内水位讯号，调节汽体和一部分疏水按一定比例混合，经调节管路到达调节阀喉部混合点的过程，称为抽吸环节。抽吸环节是根据减压环节获得的压力降，求出调节管路内的汽液两相流量。

3、控制环节：

两股流体在调节阀喉部相互作用后混合，压力迅速降低，而后在扩张段内充分回流，压力有所升高的过程，称为控制环节。控制环节是确定疏水流量在调节阀前疏水管路及调节管路内的分配比例，以满足系统管路内的压力平衡。

由于两股流体的相互作用发生在调节阀喉部处很短的距离内，且汽液两相间存在着极其复杂的传热传质过程，液体内蒸时由于相间热阻的存在，汽液两相间达到热平衡需要一定的时间。汽化速率的大小与闪蒸时液体的过热度、传热系数、传热面积及流型都有关系，在计算时必须做一些简化处理。

3. 自动控制系统原理图

脱硫 将煤中的硫元素用钙基等方法固定成为固体防止燃烧时生成SO2
1 脱硫技术
通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。
其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。
1．1脱硫的几种工艺
（1）石灰石——石膏法烟气脱硫工艺
石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。
它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95% 。
（2）旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺
喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3,烟气中的SO2被脱除。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾轮雾化，另一种为气液两相流。
喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围（8%）。脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。
（3） 磷铵肥法烟气脱硫工艺
磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法，以其副产品为磷铵而命名。该工艺过程主要由吸附（活性炭脱硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷矿萃取磷酸）、中和（磷铵中和液制备）、吸收（ 磷铵液脱硫制肥）、氧化（亚硫酸铵氧化）、浓缩干燥（固体肥料制备）等单元组成。它分为两个系统：
烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于200mg/Nm3，用风机将烟压升高到7000Pa，先经文氏管喷水降温调湿，然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组（其中一只塔周期性切换再生），控制一级脱硫率大于或等于70%，并制得30%左右浓度的硫酸，一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫，净化后的烟气经分离雾沫后排放。
肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O5 含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。
（4）炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺
炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850~1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.0~2.5时，系统脱硫率可达到65~80%。由于增湿水的加入使烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。
该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。
（5）烟气循环流化床脱硫工艺
烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。
由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈摩擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3 和CaSO4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。
此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。
典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于1.3时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。
（6）海水脱硫工艺
海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-，并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫，先后有20多套脱硫装置投入运行。近几年，海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。
（7） 电子束法脱硫工艺
该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的烟气，经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨水、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒（硫酸氨(NH4)2SO4与硝酸氨NH4NO3的混合粉体）。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品除尘器所分离和捕集，经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。
（8）氨水洗涤法脱硫工艺
该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。
1。2燃烧前脱硫
燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化、水煤浆技术等。洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法，它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫的目的；微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有：属硫杆菌的氧化亚铁硫杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。煤的气化，是指用水蒸汽、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H2、CO、CH4等可燃混合气体（称作煤气）的过程。煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一种先进的洁净煤技术。水煤浆（Coal Water Mixture，简称CWM）是将灰份小于10%，硫份小于0.5%、挥发份高的原料煤，研磨成250~300μm的细煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成，水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧，燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出，雾化成50~70μm的雾滴，在预热到600~700℃的炉膛内迅速蒸发，并拌有微爆，煤中挥发分析出而着火，其着火温度比干煤粉还低。
燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，应用最广泛、最经济，但只能脱无机硫；生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离；煤的气化和液化还有待于进一步研究完善；微生物脱硫技术正在开发；水煤浆是一种新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，被称为液态煤炭产品，市场潜力巨大，目前已具备商业化条件。
煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。
1．3 燃烧中脱硫，又称炉内脱硫
炉内脱硫是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。其基本原理是：
CaCO3→CaO＋CO2↑
CaO＋SO2→CaSO3
CaSO3＋1／2×O2→CaSO4
（1） LIMB炉内喷钙技术
早在本世纪60年代末70年代初，炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30％，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。一度被冷落。但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉内喷钙多段燃烧降低氮氧化物的脱硫技术，简称LIMB，并取得了一些经验。Ca／S在2以上时，用石灰石或消石灰作吸收剂，脱硫率分别可达40%和60%。对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说，只要能满足环保要求，不一定非要求用投资费用很高的烟气脱硫技术。炉内喷钙脱硫工艺简单，投资费用低，特别适用于老厂的改造。
（2） LIFAC烟气脱硫工艺
LIFAC工艺即在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在锅炉空气预热器后增设活化反应器，用以脱除烟气中的SO2。芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺，于1986年首先投入商业运行。LIFAC工艺的脱硫效率一般为60%～85％。
加拿大最先进的燃煤电厂Shand电站采用LIFAC烟气脱硫工艺，8个月的运行结果表明，其脱硫工艺性能良好，脱硫率和设备可用率都达到了一些成熟的SO2控制技术相当的水平。我国下关电厂引进LIFAC脱硫工艺，其工艺投资少、占地面积小、没有废水排放，有利于老电厂改造。
1．4 燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）
燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD将是控制SO2排放的主要方法。目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为：脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。
1．3．1干式烟气脱硫工艺
该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。
（1） 喷雾干式烟气脱硫工艺：喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。
（2） 粉煤灰干式烟气脱硫技术：日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3／h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1／4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。
1．3．2 湿法FGD工艺
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%～98％)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6％，石灰石法占47.4％，两法共占87%；双碱法占4.1％，碳酸钠法占3.1％。世界各国(如德国、日本等)，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰／石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。
石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2
其主要优点是能广泛地进行商品化开发，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。
传统的石灰／石灰石工艺有其潜在的缺陷，主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。为了解决这些问题，各设备制造厂商采用了各种不同的方法，开发出第二代、第三代石灰／石灰石脱硫工艺系统。
湿法FGD工艺较为成熟的还有：氢氧化镁法；氢氧化钠法；美国Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工艺；氨法等。
在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(45℃），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。
1．5等离子体烟气脱硫技术
等离子体烟气脱硫技术研究始于70年代，目前世界上已较大规模开展研究的方法有2类：
（1） 电子束辐照法(EB)
电子束辐照含有水蒸气的烟气时，会使烟气中的分子如O2、H2O等处于激发态、离子或裂解，产生强氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。这些自由基对烟气中的SO2和NO进行氧化，分别变成SO3和NO2或相应的酸。在有氨存在的情况下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。
（2） 脉冲电晕法(PPCP)
脉冲电晕放电脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照脱硫脱硝的基本原理基本一致，世界上许多国家进行了大量的实验研究，并且进行了较大规模的中间试验，但仍然有许多问题有待研究解决。
1．6 海水脱硫
海水通常呈碱性，自然碱度大约为1．2～2．5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。国外一些脱硫公司利用海水的这种特性，开发并成功地应用海水洗涤烟气中的SO2，达到烟气净化的目的。
海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成

4. 继电保护自动装置的二次原理接线图和展开图有什么区别

1、原理图和展开图从原理上是一样的，是可以互相转化的；

2、原理图偏重于说明接线原理，多用于学校教学；展开图偏重于接线关系，用于生产实际，厂家和现场使用。

5. 求自锁装置原理图

自锁装置的具体原理：

摩擦角与自锁现象法向反力N与摩擦力F的合力R称为支持面对物体的全反力。 即摩擦力F达到最大值Fmax时，这时的夹角a也达到最大值b,把b称为摩擦角。

自锁装置原理图如下：

6. 如何把BZT装置原理接线图转换为二次分开式原理图

有备自投的型号，找到相关厂家说明书资料，里边有原理图

7. 自动重合闸装置原理

、断路器跳闸后，不用人工操作而很快使断路器自动重新合闸的装置叫自动重合闸。原理图在电工图有

8. 继电保护并联式防跳回路的基本结构和原理

一、跳跃

所谓"跳跃"是指当断路器合闸时，由于控制开关未复归或控制开关接点、自动装置接点卡住，致使跳闸控制回路仍然接通而动作跳闸，这样断路器将往复多次地"跳一合"，我们把这种现象称为"跳跃"。使断路器合闸于故障线路而跳闸后，不再合闸，即使操作人员仍将控制开关放在合闸位置，断路器也不会发生"跳跃"。

二、线路保护的防跳回路原理及时间过程

（一)防跳回路的作用

1.防止因控制开关或自动装置的合闸接点未能及时返回(例如操作人员未松开手柄, 自动装置的合闸接点粘连) 而正好合闸在故障线路和设备上, 造成断路器连续合切现象。

2. 对于电流启动、电压保持式的电气防跳回路还有一项重要功能, 就是防止因跳闸回路的断路器辅助接点调整不当(变位过慢) , 造成保护出口接点先断弧而烧毁的现象。这种现象对于微机保护装置来说是不可容忍的, 而这一点却常被人们忽视。

(二)线路保护的防跳回路原理及时间过程

常用防跳回路有串联式防跳回路、并联式防跳回路、弹簧储能式防跳回路、跳闸线圈辅助接点式

防跳回路等。国产断路器多采用串联式防跳回路

断路器多采用并联式防跳回路。其中串联式防跳回路最合理,应用也最广泛,它除具有防跳功能外,还具有防止保护出口接点断弧而烧毁的优点,这也是应用微机保护装置不可缺少的技术条件。其他防跳回路只具有防止断路器跳跃的功能,跳闸线圈辅助接点式防跳回路在执行防跳功能时,跳闸线圈长期带电有可能烧毁。

1.串联式防跳回路

所谓串联式防跳,即防跳继电器TBJ由电流启动,该线圈串联在断路器的跳闸回路中。电压保持线圈与断路器的合闸线圈并联。当合闸到故障线路或设备上,则继电保护动作,保护出口接点TJ闭合,此时防跳继电器TBJ

的电流线圈启动,同时断路器跳闸,TBJ的常闭接点断开合闸回路,另一对常开接点接通电压线圈并保持。若此时SK(5—8)或HJ接点不能返回而继续发出合闸命令,由于合闸回路已被断开,断路器不能合闸,从而达到防跳目的。另外,当TBJ启动后,其并联于保护出口的常开接点闭合并自保,直到“逼迫”断路器常开辅助接点变位为止,有效地防止了保护出口接点断弧。串联式防跳回路，如下图1所示。

(三)应用过程中需注意的问题

1.对于没有防跳装置的断路器应加装电气防跳回路,串联式防跳回路性能最优,应优先采用,可收到一举两得的效果。

2.串联式防跳继电器的启动电流线圈应按灵敏度不小于2选型,且安装时应注意电流线圈与电压线圈的极性一致。

3.当保护装置内部和开关操作机构都有电气防跳回路时,推荐采用保护装置内部的防跳回路,而将操作机构中的防跳回路甩掉,这样使用可靠,维护方便。

4.对于弹簧储能式操作机构,有人认为其储能机构本身已具有防跳功能,似乎不必再加电器防跳回路。但储能机构并不能防止因合闸接点粘连而造成的开关跳跃,又没有防止保护出口接点断弧烧毁的功能,所以还是加装电气防跳回路为好。

9. 电压并列装置是什么原理、什么作用啊能不能通俗一点讲。

1、电压并列装置的原理：

两段母线，每段母线一台PT，当II母PT预试时，需要退出运行，而此时I母的保护继续运行（考虑到带低压闭锁功能），保护失去电压会发生误动，此时需要用II母PT维持两段母线上的保护电压，因此，需要 PT并列。

并列时先并一次，合母联、分段开关，再将PT并列把手打在并列位置。需要将母联、分段开关的两侧刀闸、开关接点串接到二次 PT并列回路中，确保只有在一次并列的情况下，二次才能并列。

2、电压并列装置的作用：

PT并列装置当一段母线的母线PT故障或检修时，该段母线的电压信号将失去，所以使用电压并列装置将另一段母线的母线PT信号提供给该段电压小母线，以确保该段母线有电压信号。

(9)自动并联装置原理图扩展阅读：

电压并列装置的适用范围：

PT并列装置应用范围广泛，既适用于电力系统110KV及以下电压等级的变电站，也适用于发电厂、水电站中的开关站，也适合于有人值班、少人值班或无人值班的变电站；既适合于新建变电站的综合自动化系统。

也适合于常规变电站（老变电站）的自动化改造；既能以集中组屏方式构成变电站自动化系统，又能以全分散或者两者兼顾的局部分散模式构成变电站自动化系统；既能构建保护、监控相对独立配置的变电站自动化系统，也能构建保护监控一体化配置的变电站自动化系统。

同样适用于公路、电气铁路、地铁、矿山、石化、冶金、港口、供水、环保、机房及其他工业自动化领域。

10. 电力系统自动装置原理准同期并列和自同期并列的区别

区别在于准同复期先调节后发电制机并列条件，再并入系统运行，自同期是未先进行励磁的发电机升速到允许范围，再有系统拉入同步运行。
具体概念如下：
准同期并列是将未投入系统的发电机加上励磁，并调节其电压和频率，在满足并列条件（即电压、频率、相位相同）时，将发电机投入系统。
自同期并列操作是将一台未励磁电流的发电机组升速到接近于电网频率，在滑差角频率不超过允许值，且机组的加速度小于某一给定值的条件下，首先合上并列断路器开关，接着立刻合上励磁开关，给转子加上励磁电流，在发电机电动势逐渐增长的过程中，由电力系统将并列的发电机组拉入同步运行。