110kV电力系统（共12篇）
110kV电力系统 篇1
0 引言
随着中国经济的持续发展,电力负荷增长幅度较大,为了避免电力传输损耗,在110 k V电力系统中传输的电压也越来越高;由于110 k V电力系统中存在大量的不同功能电力设备,这些设备之间的互连相当的复杂紧密,同时电力系统传输区域较大,容易受到环境因素的干扰,也容易受到人类活动的影响,因此电力系统容易发生不同的电气故障;电力系统由发电系统、供电系统和用电系统构成,这些系统是同步运行的,如果电力系统中存在任何的事故,都容易对电力系统不同子系统的正常运行造成影响,因此继电保护技术对于110 k V电力系统的安全可靠运行具有重要意义[1,2]。
1 继电保护技术
继电保护技术可以有效保证110 k V电力系统安全可靠地运行,当110 k V电力系统因为短路等故障处于不正常工作状态时,继电保护装置能够及时诊断故障并向控制器发出故障信号,控制系统及时对电力系统相关故障区域进行处理,以保障非故障区域正常工作。在110 k V电力系统中,继电保护技术主要通过以下两种方式进行系统保护:快速实现电力系统的电压调节,保证供电电压稳定,使得终端系统的电力供应不受影响;通过继电保护装置快速切除电力系统故障区域,减轻由于故障对用电设备的影响,保证重合闸的快速完成[2]。
对于110 k V电力系统而言,继电保护技术可以实现准确快速地对电力系统进行保护,因此电力系统对继电保护技术存在一定的技术要求。电力系统的继电保护需要满足速动性、可靠性、选择性等要求。继电保护速动性要求保护系统能够快速对故障反应,快速实现故障切除;继电保护可靠性要求保护系统能够可靠工作,提高电力系统的可靠性;继电保护选择性要求保护系统首先对自身保护区域实现可靠的故障反应,不跨区域发生误动问题。
2 继电保护系统设计
110 k V电力系统主要有一次电力系统和二次电力系统构成,一次电力系统主要有输电线路、变压器设备构成,系统构成简单,但是不具备任何电力系统保护设备;二次电力系统主要负责对一次电力系统进行保护,主要有继电保护设备、自动保护装置和控制回路等构成,系统构成比较复杂;为了确保110 k V电力系统的正常运行,必须对二次电力系统的继电保护装置进行正确地设计,使得继电保护装置能够可靠地对一次电力系统进行监测和保护,最终有效提高110 k V电力系统的故障及保护设计水平。在实际的110 k V电力系统中,继电保护设备的具体设计如下[3,4]:
输电线路继电保护设计:110 k V输电线路由于短路故障等容易发生过电流问题,因此需要在输电线路配备过电流保护装置,电流保护设计需满足速动性;如果不需要多个电流保护装置相互配合进行保护,电流速断的要求可以适当放宽;输电线路的变配电所等属于重要设备,需要在相应线路中配备瞬时过电流速断保护装置;当线路装备多个瞬时过电流速断保护装置时,容易发生同时触发保护的问题,导致故障区域扩大化,因此应该选择时限电流速断保护装置,满足故障发生时保护装置能够选择性地进行保护动作。
变压器设备继电保护设计:当电力系统配备的变压器设备容量小于350 k VA时,此时系统容易发生过压问题,可以在系统中配备高压熔断器,对系统过电压进行保护;当电力系统配备的变压器设备容量为350 k VA~650 k VA时,变压器设备的高压端需要配备过电流保护装置,过电流保护设备速动性要求小于0.4 s,如果速动性不能满足要求,需要在高压端添加过电流速断保护装置,以便能够快速进行故障切除;当电力系统配备的变压器设备容量达到较高水平时,此时电力系统需要考虑过电流问题,因此需要添加过电流保护装置,增加系统运行可靠性。
3 继电保护系统协同工作设计
在110 k V电力系统实际运行过程中,不仅需要添加继电保护设备对电路系统的相关电气设备和线路进行保护,同时需要考虑同级继电保护设备之间的协同工作问题,以达到较好的保护效果。继电保护可以分为主保护和后备保护两种,由于电力系统中会有两套甚至多套保护设备处于同时运行状态,为了满足不同故障类型和保护系统可靠运行的要求,不同保护设备之间反应速度是不一致的,有的保护设备反应速度比较快,有的保护设备反应速度比较慢,反应速度快的保护设备称为主保护设备,运行中需要满足以尽可能快的速度对被保护设备和线路故障进行有选择性地保护;反应速度比较慢的就称为后备保护设备,运行需要满足在主保护失效的情况下保证快速进行故障保护[5]。
主保护和后备保护在电力系统保护中占据同等重要的地位,主保护主能够对线路进行快速保护,但是存在着一定的保护范围,不能实现线路全长保护;后备保护可以实现对主保护的死区线路进行保护,还一定程度上避免了主保护的失效问题,保证故障发生时能够达到切除故障的最终目的。
在110 k V电力系统继电保护设计中,还需要考虑上下级继电保护设备之间的相互配合问题。上下级继电保护设备保护的配合不仅需要考虑过电流保护问题,还需要考虑时限控制问题,必须综合对两个方面进行保护设计,否则容易发生保护继电保护设备不同级发生误保护等问题。由于固定时限的过电流保护中间保护反应时间较长,所以上下级设备的保护配合相对较为容易;由于多级电网的存在,保护时限会变得越来越长,这样保护的反应速度大大降低,因此在实际操作中需要不同级之间的时限长度越短越好,但是时限保护也需要考虑保护动作具有针对性,从而使得保护时限限定在一定范围之内。因此在继电保护设计过程中,需要进行实际的测试工作,同时参考继电保护系统的时效特性曲线,选择合适的保护时限。
随着国家经济对电力能源需求的不断增加,为了保证110 k V电力系统的安全可靠运行,系统研究了电力系统继电保护技术,阐述了110 k V电力系统继电保护的原理,针对电力系统继电保护提出了参考设计,为电力系统继电保护更好更快的发展提供了参考性研究。
摘要：随着中国经济的持续发展,电力负荷增长幅度较大,传输电压也越来越高,因此电力系统对于继电保护的可靠性提出了较高的要求。为了确保110 kV电力系统的正常运行,必须对二次电力系统的继电保护装置进行正确的设计,使得继电保护装置能够可靠地对一次电力系统进行监测和保护,最终有效提高110 kV电力系统的故障及保护设计水平。
关键词：110kV电力系统,继电保护,主保护,后备保护
参考文献
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110kV电力系统 篇2
变电所一次系统设计探究
摘要：随着工业时代的发展，电力已成为人类历史发展的主要动力资源，要科学合理的驾驭电力必须从电力工程的设计原则和方法上理解和掌握其精髓，提高电力系统的安全可靠性和运行效率。从而达到降低生产成本提高经济效益的目的。变电所是电力系统的重要组成部分，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。目前，国内110kv及以下中低压变电所，主接线为了安全，可靠起见多选单母线接线。另外，合理的选择各种一次设备也能够提高变电所的安全系数及其经济性。关键词：变电所 /安全/可靠/经济
永城化工厂110kV降压变电所一次系统设计 我国电能与变电站现状
电能是发展国民经济的基础，是一种无形的、不能大量存储的二次能源，同时也是现代社会中最重要也是最方便的能源[3]。电能的发、变、送、配电和用电，几乎是在同一时间完成的，须相互协调与平衡[2]。变电和配电是为了电能的传输和合理的分配，在电力系统中占很重要的地位，其都是由电力变压器来完成的，因此变电所在供电系统中的作用是不言而语的。
变电所是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用[2]。因此，变电所的作用显得尤为重要。首先要满足的就是变电所的设计规范。安全可靠地发、供电是对电力系统运行的首要要求[10]。
（1）变电所的设计要认真执行国家的有关技术经济政策，符合安全可靠、技术先进和经济合理的要求。
（2）变电所的设计应根据工程的5~10年发展规划进行，做到远、近期结合，以近期为主，正确处理近期建设与远期发展的关系，适当考虑扩建的可能。
（3）变电缩的设计，必须从全局出发，统筹兼顾，按照负荷性质、用电容量、工程特点和地区供电条件，结合国情合理的确定设计方案。
（4）变电所的设计，必须坚持节约用地的原则。其次，变电所所址的选择，应根据要求，综合考虑确定[1]。设计变电站着手方面
2.1 电气主接线方案的选定
电气主接线是整个变电所电气部分的主干。变电所电气主接线指的是变电所中汇集、分配电能的电路，通常称为变电所一次接线，是由变压器、断路器、隔离开关、互感器、母线、避雷器等电气设备按一定顺序连接而成的。[4]它是电力系统总体设计的重要组成部份。变电站主接线形式应根据变电站在电力系统中的地位、作用、回路数、设备特点及负荷性质等条件确定，并且应满足运行可靠、简单灵活、操作方便和节约投资等要求[2]。主接线设计的基本要求为：
(1)供电可靠性。主接线的设计首先应满足这一要求；当系统发生故障时，要求停电范围小，恢复供电快。
(2)适应性和灵活性。能适应一定时期内没有预计到的负荷水平变化；改变 2
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运行方式时操作方便，便于变电站的扩建。
(3)经济性。在确保供电可靠、满足电能质量的前提下，要尽量节省建设投资和运行费用，减少用地面积。
(4)简化主接线。配网自动化、变电站无人化是现代电网发展必然趋势，简化主接线为这一技术全面实施，创造更为有利的条件。
(5)设计标准化。同类型变电站采用相同的主接线形式，可使主接线规范化、标准化，有利于系统运行和设备检修[1]。
随着电力系统的发展、调度自动化水平的提高及新设备新技术的广泛应用，变电站电气主接线形式亦有了很大变化。目前常用的主接线形式有：单母线、单母线分段、单母线分段带旁路、双母线、双母线分段带旁路、1个半断路器接线、桥形接线及线路变压器组接线等[6]。
1997年后建成的变电站中接线型式以单母、桥形和线路变压器组为主。达到了85％。而带旁路母线的，接线型式只有1座，仅占5％[5]。我国变电站设计开始趋向于变电站接线方案简单，近期国内新建的许多变电站220 k V及110kV电压等级的接线采用双母线而不带旁路母线。采用GIS的情况下，优先采用单母线分段接线。终端变电站中，尽量采用线路变压器组接线等。大量采用新的技术，变电站电气设备档次不断提高，配电装置也从传统的形式走向无油化、真空开关、SF6开关和机、电组合一体化的小型设备发展。从形式上看，主接线的发展过程是由简单到复杂，再由复杂到简单的过程。在70年代，由于当时受电气设备制造技术、通信技术和控制技术等条件的制约，为了提高系统供电可靠性，产生了从简单到复杂的主接线演变过程。在当今的技术环境中，随着新技术、高质量电气产品广泛应用，在某些条件下采用简单主接线方式比复杂主接线方式更可靠、更安全，变电站主接线日趋简化。因此，变电站电气主接线形式应根据可靠性、灵活性、经济性及技术环境统一性来决定。
电气主接线方案的选定对变电所电气设备的选择，现场布置，保护与控制所采取的方式，运行的可靠性、灵活性、经济性，检修、运行维护的安全性等，都有直接的影响，因此，选择优化的电气主接线方式，具有特别重要的意义。选择更安全可靠的一次电气设备
3.1 变电所主要电气设备及其作用
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（1）高压断路器（或称高压开关）线路正常时，用来通断负荷电流；线路故障时，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、空气断路器、SF6断路器等。
（2）负荷开关 线路正常时，用来通断负荷电流，但不能用来切断短路电流。负荷开关只有简易的灭弧装置，其灭弧能力有限。负荷开关在断开后具有明显的断开点。
（3）隔离开关（或称高压刀闸）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。
（4）高压熔断器 在过负荷或短路时，能利用熔体熔断来切除故障。在某些情况下，熔断器可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，以节约工程投资[17]。
（5）电流互感器 将主回路中的大电流变换为小电流，供计量和继电保护用。电流互感器二次侧额定电流通常为5A或1A[16]，使用中二次侧不允许开路。
（6）电压互感器 将高电压变换成低电压，供计量和继电保护用。电压互感器二次侧额定电压通常为100V[16]，使用中二次侧不允许短路。
（7）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可操作过电压，以保护电器设备免受损害。
（8）所用变压器 向变电所内部动力及照明负荷、操作电源提供电力[8]。如上所述，各种电器对我们的变电站设计都有至关重要的作用。所以合理的配置是关键中的关键。
首先就要说到具备更高可靠性的SF6和真空断路器全面取代少油或多油式断路器。设置旁路设施的目的是为了减少在断路器检修时对用户供电的影响。SF6断路器和真空断路器的检修周期可长达20年，在变电所中选用了SF6断路器和真空断路器后，断路器检修几率大为减少，提高单回线路供电可靠性的根本措施转变为建设第二供电回路．因为在单回线路供电情况下中断供电的主要因素已经是线路故障．而不是断路器检修。故随着近十多年来SF6和真空断路器在110kV变电站中的普遍应用，带旁路母线的接线方式在110kV及其以下电压等级已告别了历史舞台。其他设备我们也应该按照计算和设计的需要合理选择，从而保证安全性 4
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和经济性。
3.2 电气配置
3.2.1 隔离开关的配置
（1）中小型发电机出口一般应装设隔离开关：容量为220MW及以上大机组与双绕组变压器为单元连接时，其出口不装设隔离开关，但应有可拆连接点[11]。
（2）在出线上装设电抗器的6—10KV配电装置中，当向不同用户供电的两回线共用一台断路器和一组电抗器时，每回线上应各装设一组出线隔离开关[11]。
（3）接在发电机、变压器因出线或中性点上的避雷器不可装设隔离开关。（4）中性点直接接地的普通型变压器均应通过隔离开关接地；自藕变压器的中性点则不必装设隔离开关[12]。
3.2.2电压互感器的配置
（1）电压互感器的数量和配置与主接线方式有关，并应满足测量、保护、同期和自动装置的要求。电压互感器的配置应能保证在运行方式改变时，保护装置不得失压，同期点的两侧都能提取到电压[11]。
（2）6—220KV电压等级的每组母线的三相上应装设电压互感器。旁路母线上是否需要装设电压互感器，应视各回出线外侧装设电压互感器的情况和需要确定。
（3）当需要监视和检测线路侧有无电压时，出线侧的一相上应装设电压互感器[11]。
（4）当需要在330KV及以下主变压器回路中提取电压时，可尽量利用变压器电容式套管上的电压抽取装置[15]。
3.2.3 电流互感器的配置
（1）凡装有断路器的回路均应装设电流互感器其数量应满足测量仪表、保护和自动装置要求。
（2）在未设断路器的下列地点也应装设电流互感器：发电机和变压器的中性点、发电机和变压器的出口、桥形接线的跨条上等。
（3）对直接接地系统，一般按三相配置。对非直接接地系统，依具体要求按两相或三相配置。
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（4）一台半断路器接线中，线路—线路串可装设四组电流互感器，在能满足保护和测量要求的条件下也可装设三组电流互感器。线路—变压器串，当变压器的套管电流互感器可以利用时，可装设三组电流互感器[11]。
3.2.4 避雷器的装置
（1）配电装置的每组母线上，应装设避雷器，但进出线装设避雷器时除外。（2）旁路母线上是否需要装设避雷器，应视在旁路母线投入运行时，避雷器到被保护设备的电气距离是否满足要求而定。
（3）220KV及以下变压器到避雷器的电气距离超过允许值时，应在变压器附近增设一组避雷器。
（4）三绕组变压器低压侧的一相上宜设置一台避雷器。（5）下列情况的变压器中性点应装设避雷器
1）直接接地系统中，变压器中性点为分级绝缘且装有隔离开关时。2）直接接地系统中，变压器中性点为全绝缘，但变电所为单进线且为 单台变压器运行时。
3）接地和经消弧线圈接地系统中，多雷区的单进线变压器中性点上。（6）发电厂变电所35KV及以上电缆进线段，在电缆与架空线的连接处应装设避雷器。
（7）SF6全封闭电器的架空线路侧必须装设避雷器。（8）110—220KV线路侧一般不装设避雷器[11]。做好变电站的防雷和保护接地
变电所的防雷设计应做到设备先进、保护动作灵敏、安全可靠、维护试验方便，并在在保证可靠性的前提下力求经济性。[14]防止雷电直击的主要电气设备是避雷针，避雷针由接闪器和引下线、接地装置等构成。[13]避雷针的位置确定，是变电所防雷设计的关键步骤。首先应根据变电所电气设备的总平面布置图确定，避雷针的初步选定安装位置与设备的电气距离应符合各种规程范围的要求，初步确定避雷针的安装位置后再根据公式进行，校验是否在保护范围之内。[13]同时做好变电站的接地电网，也可以有效的防止电力事故的发生。
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4.1 所用变的设置
为保证重要变电所的安全用电，所以需装设两台所用变以备用。为了保证供电的可靠性应在低电压等级即10KV母线上各装设一台变压器（每段各一台）。这样就可以避免由于低压线路故障率较高所引起的所内停电事故，从而保证变电所的不间断供电[11]。
4.2 继电保护的配置
在电力系统的运行中，变电所可能出现各种故障和不正常运行状态。最常见同时也是最危险的故障是各种类型的短路，其中包括相间短路和接地短路。此外，还可能发生输电线路断线，旋转电机、变压器同一绕组的匝间短路等，这样，供电系统就不能顺利完成输送电。此时，继电保护就显的很重要。继电保护系统的主要作用：保护作用、控制作用、监视作用、事故分析与事故处理作用、自动化作用。继电保护装置在电力系统中的主要作用是通过预防事故或缩小事故范围来提高系统可靠性，是电力系统中重要的组成部分，是保证电力系统安全可靠运行的重要技术措施之一。在现在电力系统中，如果没有继电保护装置，就无法维持系统正常运行[7]。
鉴于其在系统中的重要性，有如下要求：（1）选择性，即仅将故障元件从系统中切除，保证非故障元件正常运行，提高系统供电可靠性；（2）速动性，快速地切除故障元件可以提高系统并列运行的可靠性，减少用户在电压降低的情况下的工作时间，以缩小故障元件的损坏程度。只要求速动性是不行的，要根据电力系统的接线以及被保护元件的具体情况来确定，例如当发电厂或母线电压低于允许值时，继电保护动作等；（3）灵敏性，它要求保护装置在事先规定的保护范围内发生故障时，不论短路点的位置，短路类型，以及短路点是否有过渡电阻，都应敏锐感觉，正确反应；（4）可靠性，它主要针对保护装置本身的质量和运行维护水平而言，一般来说，保护装置的组成元件的质量越高，回路中继电器的触电就越少，保护装置的可靠性就越高，同时，正确的设计和整定计算，保证安装、调试试验的质量，提高运行维护水平，对提高保护装置的可靠性有重要作用[9]。因此在电气设计中将继电保护配置好是一个很重要的环节，同时我们应该按照要求进行合理配置。
现如今在我国，变电所设计还存在很多不足，面临很多问题比如损耗和可靠
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性问题。我国经济的发展也电力带来了很多问题比如：（1）对电能的需求日益增长，城市和农村用电密度每天都在变化，所以给变电所的容量设计带来了很多麻烦。（2）我国国土面积大，尤其是西北地区电力用户较分散，电力的传输需要导线，这样就会使线路的功率损耗增加。（3）建立稳定的变电所必须占用较大的土地，然而在城市土地单价昂贵环境要求严格在用电用户稠密的地域建设变电所相对较困难，从而增加了在线路上的电能损耗。以上所说的问题都是我国先目前变电手面临的问题，这些问题正期待我们的解决[2]。
如果上面所述的部分我们都能够很好的综合考虑那么变电站的初步设计就会相对来说比较安全经济。这也就达到我们的提高电力系统的安全可靠性和运行效率，从而达到降低生产成本提高经济效益的目的。
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结束语
电网运行的最基本要求是安全与稳定。电网安全稳定的核心问题是要建立一个与该供电网络相适应的、合理的电网结构[19]。110kV电力网络和变电站在系统中的地位和功能发生了很大变化。110kV电力网络已下降为配电网络，大多数110KV变电站也沦为负荷型的终端变电站[5]。配电电压升高，电力系统安全更要时刻抓紧。建设变电站时，在保证安全的前提下还要保证其经济性和灵活性。随着电力人不断的努力，变电站的设计一定会不断完善的。
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关键词：变电站；施工技术；设备调试
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）29-0124-021 变电站变压器设备调试及安装技术分析
1.1 变电站变压器设备的调试步骤及变压器的附件组
装
1.1.1 变压器的附件组装
变电站的变压器采取散件运输的方式，各个附件运达指定现场以后，采用吊车将所有的附件组装在一起，例如50 MVA的变压器采取散装运输方式，到达现场后，就需要用负载量有30 t的吊车进行组装作业。变压器的一些特殊组成部分，还需要在特定的环境条件下才能进行组装作业。由于变压器的内部环境需要保持干燥的状态，因此在变压器的充氮状态被破坏时，处于充油状态下才能进行变压器的储油柜和散热器等附件的组装作业。
1.1.2 变压器的储油柜和散热器的安装
如果变压器采用的是胶囊式的储油柜，在进行附件组装作业之前，首先需要对胶囊进行检查，查看是否存在裂痕以及胶囊损伤等情况。其次，就要检查变压器储油柜的内部是否干净，有无氧化腐蚀、异物杂质，如果存在污染，需要立即清除留存的污染物体，以确保变压器安装之前储油柜的安全性。
在变压器厂方的技术人员指导之下，可以通过封闭气孔，对储油柜内部加入一定程度的压力，并保持半个小时左右的高压环境，来测试储油柜的密封状况，查看是否存在气漏现象，此方法切记一定要在专业技术人员在场确认的情况下进行，不能擅自作业，以免发生危险。
安装油位表的时候，要首先检查油位表的连杆的伸缩情况是否正常，能否灵活作业，油位表的指针转动是否正常，当油位接近最低或最高限制时是否能正常报警。
一般情况下，变压器的储油柜需要用承载负荷20 t的吊车来进行组装作业。检测储油柜之后，还要检测瓦斯继电器，如果继电器质量合格的话，储油柜和瓦斯继电器两者可以一起进行组装作业。
接来下就是变电器的散热器检测。散热器在组装之前，要完成主油路管的连接，还需要检查散热器是否存在氧化腐蚀、异物污染等情况，散热片是否完好无缺，一切正常的话，就可以进行散热器的组装作业。
在组装的过程中，还要注意不能有碰撞，需要有专业人士指挥监督保护，散热器的组装作业一般需要承载负荷10 t的吊车完成。散热器和储油柜都分别组装完成后，两者可以通过油路管来进行连接。如果是一个风冷变压器，还应该检查变压器的风扇是否完好之后才可以进行安装。
1.1.3 瓦斯继电器的检验方法步骤
检验瓦斯继电器是否正常，需要对其进行密封性试验，试验中，瓦斯继电器的干簧管内如果没有油滴渗入，气体继电器轻重瓦斯的动作属于正常的话，则可以进行组装作业。组装瓦斯继电器的时候，正确的组装方式是要求其顶盖上方的箭头标志需要指向储油柜，瓦斯继电器和储油柜相连的连通管应该确保良好的密封性。
1.1.4 变电站变压器的绝缘油检测方法
变压器组装完成后，还需要对与变压器先后到达组装现场的补充绝缘油进行检验。按照试验相关的标准以及电力设备的相关规定，对绝缘油进行抽样检验，要对其进行色谱分析和简化分析，如果变压器的本体油和补充油不是同一型号或是不是相同厂家的，还要进行两种油的混合油试验，研究两种油的性能，排除一切有可能成为隐患的现象发生。
例如，根据国家相关规定，63kV以上电压等级的变压器在受到电压升级或者冲击合闸，并且还在额定电压之下运行了一天24 h的情况下，如果对变压器的器身下部和中部的绝缘油分别进行油溶解气体的色谱分析和简化分析，得出的结果在正常范围内，且没有明显差别，则变压器处于正常安全状态，可以进行下一步安装作业。
1.2 变压器安装工艺流程
变压器安装工艺流程如图1所示。
①高压变电器的安装步骤：第一步，对变压器附件的清点、检查，各个附件及连接管道的清洗作业；第二步，密封设备和连接面的检查工作；第三步，对有载负荷调压设备的安装；第四步，变压器冷却装置的检查与安装，例如风扇的电动机和叶片、阀门等的安装；第五步，储油柜的安装；第六步，电流感应器及套管的安装；第七步，压力阀门、气体继电器的检验与安装；第八步，散热器、储油柜等所有变压器附件的组装作业；第九步，绝缘油的注入。
②安装变压器之前，需要保证安装场地的整洁，确保接地系统在安装过程中可以顺利进行。
③变压器组装完毕以后，需要会同设备供应商与业主对变压器的外观及附件的检查，经过供应商、业主及施工方三方确认以后就可以吊装到位了。
④由于变压器安装后的重量达到60 t，所以对于安装变压器的场所有严格的规定，必须在已经建成的且相对宽敞的混凝土路面进行安装作业，周围也没有其他建筑物的影响。
⑤在进行变压器吊装时，要注意保护变压器上的高压瓷瓶，因此吊装时，坚决不能吊在变压器的线圈吊环上，钢丝绳只能吊在变压器外壳的环上，而且在吊装时，钢丝绳与变压器的夹角需要保持在30°以上，绝不能让变压器在吊装时发生丝毫损伤。
⑥变压器吊装完成以后，可以先暂时不予固定。由于封闭式铜母线的长度是固定的，等安装好铜母线，再来固定变压器就比较科学。万一先固定好变压器才发现铜母线的长度不够，不能安装，之前的工序就会成为无用功，还要耗费时间与人力拆除并重新安装。因此变压器吊装完成后，可采取先不固定的方式较为合理。
2 变压器电缆的敷设、接线以及通道安装工序分析
电气设备安装的工艺水平和质量，可以体现在电缆敷设与接线的工序上。电缆敷设接线与电缆导管的敷设安装有着紧密联系，也与电缆桥架的安装和电缆防火作业也是密不可分的。
2.1 电缆的通道安装步骤有着如下的要求
电缆通道安装前，要对电缆的敷设程序和路径进行详细分析与校对，必要时可以与相关技术设计单位协商处理。
托架与支吊架的固定方式要严格安装工程设计标准来执行，电缆的支架必须安装牢固，需要做到同层横档在一个水平面的高标准，误差控制在正负5 mm的范围之内；以桥架作为参照，托架、吊架的走向偏差要小于
10 mm；梯架要固定牢固，尤其是连接板上的螺栓；超过30 m的直线段钢制电缆桥架应该采用伸缩连接板的方式进行连接，必要的时候要设置伸缩缝，便于电缆桥架跨越建筑物；电缆支架要设有良好的接地装置；应当使用热镀锌钢管作为电缆导管，并且要严格控制热镀锌钢管的镀层厚度与镀层质量。
2.2 电缆敷设规定以及一些注意事项
要根据国家标准设计电缆敷设的弯曲半径；当电缆穿管敷设时，在必要的情况下可以使用润滑脂；根据设计要求及各层电压等级来进行电缆在支架或桥架上的敷设；电缆敷设要避免交叉，并且用尼龙扎带固定电缆沿线，使其排列整齐；电缆标识牌上要标有电缆接头、终端头的方向以及特定要求，此标识牌要求清晰牢固且防氧化腐蚀。
3 接地装置的施工技术分析
①接地装置要满足工程设计标准与要求。
②接地体之间的距离需要在5 m以上，接地体与建筑物的距离要大于1.5 m、与避雷针的距离大于3 m，这样才能做到安全保障。
③接地装置与连接设备之间采用焊接连接，其表面要确保无铁锈与污染物，焊接时保证不间断且焊接处平整，焊接完成后，在焊接处做好绝缘处理。
④接地干线与引线之间的长度要大于100 mm，用管箍连接接地极与接地干线。
⑤焊接时，要确保管箍与扁钢处于45°角的位置，尽可能减少焊接高度与扁钢厚度的偏差。
⑥埋没在地下的金属管、与地面有连接的建筑或者构成建筑物的金属结构都可以作为接地体来使用。
4 结 语
结合110 kV变电站的实际情况，对其电力施工技术进行分析，可以了解该变电站的回路进线方式，总降压站进线柜的连接方式以及10 kV的高压柜的组成情况等。通过了解变压器的安装过程、安装条件与安装设施的要求，可以为进一步深入研究变电站电力施工技术起到促进作用。
参考文献：
110kV电力系统 篇4
由于电力行业高速前进, 整个体系的传输量不断的变大, 而且电压的级别也开始变高, 体系对于机电保护的精准性等有了非常高的规定。继电保护在整个电力体系中起到非常关键的作用。其运作是不是安稳等, 使用者的用电规定是不是能够确保, 而且关乎到整个体系的运作是不是良好。电力系统由发电、变电、输电、配电和用电等五个环节组成。所有种类的电气装置有机的融合起来, 因为其覆盖范围非常的广, 而且运作氛围繁琐, 同时又由于多项要素的干扰, 电气生产问题就很容易发生了。电力体系的各项活动是在同一时间中开展的, 所有出现的不利现象的话, 都会对整个体系的运作带来非常多的负面效益。因为该体系涵盖一次体系以及二次体系。同时因为一次的非常的单一, 而且便于查看, 在分析以及布局上非常的方便。然而二次的就比较的繁琐了, 而且它还涵盖非常多的继电装置等。所谓继电保护装置就是在供电系统中用来对一次系统进行监视、测量、控制和保护, 由继电器来组成的一套专门的自动装置。要想保证该体系的运作顺利, 就应该设置该项装置。
2 体系的继电保护装置
2.1 其布局规定
2.1.1 110k V线路应配置的继电保护
通常来讲, 其要设置过电流措施。如果该时间能够控制在0.7s之内的话, 并没有保护配合上的要求时, 可不装设电流速断保护;自重要的变配电所引出的线路应装设瞬时电流速断保护。
2.1.2 配电变压器应配置的继电保护
(1) 当配电变压器容量小于400k VA时:一般采用高压熔断器保护; (2) 当配电变压器容量为400~630k VA, 高压侧采用断路器时, 应装设过电流保护, 而当过流保护时限大于0.5s时, 还应装设电流速断保护; (3) 当配电变压器容量为800k VA及以上时, 应装设过电流保护。
2.2 关于装置的布局内容
2.2.1 主保护和后备保护
供电体系的电气装置以及线路都要设置短路问题保护要素。短路故障保护应有主保护、后备保护, 必要时可增设辅助保护。如果体系中的相同区域或者是不一样的区域有超过一套的保护的时候, 一套的活动较快, 而剩下的相对来说不是很快, 此时我们就把快的那个叫做主保护。很显然另外的就被称作后备形式的。也就是说, 为了确保符合体系安稳性的规定, 可以凭借非常迅猛的速度, 合理的切除先关装置的问题的保护, 我们叫它为主要的保护。如果它不活动的时候, 用来处理问题的就成为后备保护。我们不能认为它的意义不关键, 事实上它是和前一种一样的关键。它不但能够在前一种无法活动的时候发挥作用, 而且还能够在前一种活动之后, 继续的处理余下的不利现象的作用。除了这些内容之外, 它还具备别的含义。为了使快速动作的主保护实现选择性, 从而就造成了主保护不能保护线路的全长, 而只能保护线路的一部分。换句话讲, 发生了无法应对的保护的话, 该区域就应该使用后备形式的来进行处理。该种形式涵盖两类, 分别为近后备和远后备。
2.2.2 辅助保护
为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护, 称为辅助保护。
3 简述装置在体系的各种状态中的具体特征
3.1 当供电体系运作合理的时候
该类模式是说体系中的所有的装置或者是路线都在它的定额模式下开展活动, 所有的信号和设备等都运行在规定的区间中。这时候, 该装置要确保综合全面的监控所有的装置的运作状态, 进而确保工作者可以合理的分析。
3.2 当供电体系出现问题的时候
此类状态是说一些装置或者是路线发生了影响到它自身或者是体系的正常运行, 而且有潜在的特征导致问题不断的变严重的运作模式。这个时候, 装置应该可以及时, 而且有目标的处理问题要素, 确保没有出现问题的区域能够进行活动。
3.3 当供电体系运作不正常的时候
此类状态是说体系的合理运作受到了影响, 不过还没有发展成为不利现象时的运作模式。这个时候, 装置可以非常快速而且精准的进行预警, 告知工作者及时的分析问题。
3.4 体系中要布局的继电保护
3.4.1 110k V线路的过电流保护
110k V线路一般均应装设过电流保护。当过电流保护的时限不大0.5~0.7s, 并没有保护配合上的要求时, 可不装设电流速断保护, 但自重要的变配电所引出的线路应装设瞬时电流速断保护。
3.4.2 110k V配电变压器应配置的继电保护
(1) 当配电变压器容量小于400k VA时, 一般采用高压熔断器保护。
(2) 当配电变压器容量为400~630k VA, 高压侧采用断路器时, 应装设过电流保护。当过流保护时限大于0.5s时, 还应装设电流速断保护。
4 针对继电保护开展的全面的测评
4.1 定时限过电流保护与反时限过电流保护的配置110k V系统中的上、下级保护之间的配合条件必须考虑周全, 如果分析的不合理或者是配型不正确等, 都会导致保护出现不合理的活动, 导致跳闸等情况发生。
保护的选择性配合主要包括上、下级保护之间的电流和时限的配合两个方面。要注意的是, 定时限过电流保护的配合问题较易解决。由于定时限过电流保护的时限级差为0.5s, 选择电网保护装置的动作时限, 一般是从距电源端最远的一级保护装置开始整定的。要想降低装置的运行时间, 尤其是降低多级电网靠近电源端的保护装置的动作时限, 在所有的要素中时限级差发挥着非常关键的意义, 所以当该差越小的时候越合理。不过为了确保动作的针对性, 还不能让其太小。虽然反时限过电流保护也是按照时限的阶梯原则来整定, 其时限级差一般为0.7s。而且反时限过电流保护的动作时限的选择与动作电流的大小有关。换句话讲, 反时限过电流保护随着短路电流与继电器动作电流的比值而变, 因此整定反时限过电流保护时, 所指的时间都是在某一电流值下的动作时间。还有, 感应型继电器惯性较大, 有一些不合理的现象存在, 其特性等都不是完全一样的, 而且新的和以前的特征也不一样。因此, 在具体的运行整定的时候, 就无法只是借助特性曲线当成是参考信息, 还要开展好有关的测试等活动。因此, 反时限过电流保护时限特性的整定和配合就比定时限过电流保护装置复杂得多。经过合理论证, 我们发现, 现在的正在建设的或者是已经建成的110k V项目中, 应以配置三段式或两段式定时限过电流保护、瞬时电流速断保护和略带时限的电流速断保护为好。
4.2 一相接地的保护方式
110k V中性点不接地系统中发生一相接地时, 按照传统方式是采用三相五铁心柱的JSJW-10型电压互感器作为绝缘监视。但是, 如果选用手车式高压开关柜后, 如果还是进行上述的安装的话, 很显然问题较多, 所以合理的措施是使用零序电流保护装置。
5 结束语
110kV电力系统 篇5
110kV 变电站综合自动化系统的现状及改进设计
邓业刚
（张家界电业局输变电管理所）
摘 要：电力设备飞速发展，变电站综合自动化系统得到了广泛的应用。本文详细分析了 110kV 变电站综合自动化系统的含义、优点、应用现状以及存在的问题等基本概况，进而从继电保护、监控系统、抗干扰装置等几个不同方面对我国 110kV 变电站综合自动 化系统的优化设计提出改进建议。
关键词：110kV 变电站；自动化系统；改进设计
上个世纪 90 年代以来，变电站自动化系统就沿着变电站的综合自动化方向发展。随着近年来科学技术和人民生活水平的不断提高，电力设备也得到飞速发展，110kV 变电站的综合自动化系统的应用越来越广泛，也面临着诸多问题
。1 110kV 变电站综合自动化系统基本概况 110kV 变电站综合自动化系统就是指利用先进的计算机自动化技术、信息信号处理技术、现代电子通信技术，将包括测量仪、信号系统、继电保护、自动装置等在内的变电站二次设备经过功能的优化组合，以实现对整个变电站以及输电配电线路的主动监控、自动测量、自动控制、微机保护和调度通信等综合性的自动化控制。110kV 变电站综合自动化系统的具体结构如下图所示：
变电站综合自动化系统结构示意图
110kV 变电站综合自动化系统具备的功能综合化、结构微机化、操作监视视频化、运行管理智能化等特征。其广泛应用一方面实现了电网的现代化管理，提高了劳动生产率，提高了变电站正常运行的可靠性；另一方面也通过对变电站二次系统的优化设计，节约了变电站的建设造价；同时，变电站的综合自动化系统利用计算机的高速计算能力和超强逻辑判断能力更方便地采集到齐全的数据和信息，提高了调度中心的全局监控和控制能力。目前，110kV 变电站的综合自动化系统在我国的运用已经比较普遍，但是其使用中存在不少的问题： 目前国家对110kV 变电站综合自动化系统的设计还没有统一的标准，因此不同厂家生产的产品在技术、自动化模式、自动化管理等方面都没有统一规范的指标，产品设计漏洞较多，产品质量存在很大的问题； 传统的二次设备如继电保护、自动装置、远动装置等几乎都采取电磁型或者小规模的集成电路，其结构复杂，自检和自诊能力都很缺乏，可靠性低； 传统的110kV 变电站使用了较多的电缆，电压互感器和电流互感器的负担较重，二次设备的冗余配置较多，占地面积较大； 变电站二次设备的远动功能不够完善，不能为调度中心提高那个大量、高精度的信息，导致其内部自动控制和调节滞后，协调和配合能力较差；变电站综合自动化系统还不能实现不同厂家生产的设备间的互相操作，且抗干扰能力较差。
广东科技 2011.11.第 22 期 对 110kV变电站综合自动化系统继电保护设备实施大量的微机保护
众所周知，常规的变电站自动化系统的二次部分主要由继电保护、故障录波、就地监控和远动四大类装置组成。随着近年来微机继电保护装置、微机故障录波器、微机监控以及微机远动装置的逐步运用，这些功能各异但硬件装置却大抵相同的装置，都要对各种模拟的数据量进行采集以及对 I/O 回路进行控制，而且装置所需采集的量和需要控制的对象都有着很多共同点，因此出现设备重复、互联复杂等现象。因此，110kV 变电站综合自动化系统的创新设计的一个重点就是对变电站的二次部分进行全微机化的优化设计，建立继电保护装置、防误锁装置、测量控制的装置、远动装置、故障录波的装置、电压无功测量装置、同期操作装置、在线状态检测装置等基于标准化和模块化的微机处理和设计制造，在设备之间采用高速的网络通信，以实现真正意义上的数据资源的共享。而在上述优化设计措施中继电保护设备的微机保护则是重中之重。
一般的，变电站的综合自动化系统都采用三层分布式的结构，由综合的保护装置组成的间隔保护层是其关键部位，通过各个装置相对独立的工作，起着隔离变电站一次设备故障，保护设备的重要作用。110kV 变电站综合自动化系统的间隔层要实现其对被控对象的保护功能，就要在系统发生故障时自动采取切断线路等措施，对继电断路器、隔离开关、变压器分接头调节、保护压板的投退等进行实质性的控制，使得各类保护装置具备故障记录、多套定值的存储、与监控系统及时通信等功能。改造设计 110kV变电站综合自动化系统的监控系统
110kV 变电站的综合自动化系统的优化设计另一个主要方面就是对其监控系统进行改造。系统的监控系统数据采集主要通过数据量、模拟量和脉冲量三种方法进行，对断路器状态、隔离开关状态、有功功率、无功补偿电容的无功功率、电能表输出的电能量等进行采集。对其进行改进后，应该加强数据记录和处理的形成并且存储历史数据的功能，为变压器内部的调度、管理以及故障分析等提供方便：引入人机联系的功能，使得各种画面的显示、实时数据的显示、人工控制操作、事故报警、诊断和维护等功能得到实现，为现场的维修或巡视提供方便；设置两条以上可以互为备用的远方通信通道，更方便地传输遥测、遥控、遥调等常规的远动数据，加强远动系统数据传输的实
（下转第 100 页）
电力建设
2.3 加强供用电合同管理的建议及对策
（1）健全供用电合同管理机制，配备专职管理人员，避免因合同管理缺失引发的法律纠纷发生。
（2）实行分级审核制、分项签字制、专工审查制、责任追究制等四制，规范高压供电合同和低压供电合同的管理，提高合同修签质量。
（3）建立合同内部会签流转分级审核责任，严把合同签约质量关，降低和杜绝合同修签错误和遗漏。
（4）建立合同计算机管理系统平台，统一模式，提升供用电合同管理水平。
析标准，形成科学的线损指标统计及考核体系。
（6）深入开展反窃电专项活动，建立反窃电常态化管理机制；加大稽查力度，注重用缉查分析成果指导营业检查和用电检查，提高稽查工作成效，确保经营效益提高。
2.6 加强营销信息系统管理的建议及对策
（1）要通过调查研究，摸清当前电力营销管理信息系统安全管理各个环节的状况和存在的问题集思广益对可能的风险进行研究和判别，采取相应的防范措施。
（2）建立预警机制，提前防范风险要落实专门的机构和人员，负责对电力营销管理信息系统的安全进行不间断跟踪和监控，以便及时发出风险预警。
（3）开展事故演练，提高应变能力。
2.4 加强农电工管理的建议及对策
（1）完善用人机制，严格招聘纪律和制度，稳妥做好农电工招聘工作。
（2）完善薪酬体系，合理提高农电工待遇。（3）健全完善培训机制，采取个人自学和举办各种培训班相结合的工作方式，提升农电工的整体素质。
（4）引进竞争机制，严格业绩考核，实行末位淘汰，增强农电工危机感和责任感。
2.7 加强供电服务的建议及对策
（1）加强需求侧管理，深入开展用电市场的调查，了解供电区域内经济发展的走势，准确预测电力供应的需求现状。
（2）规范用电报装工作流程，强化报装环节时限考核。逐步开放电话报装、网上报装、上门报装，提供多渠道、多层次的优质服务方式。
（3）在营业窗口公布设计、施工、电力设备供应的候选单位名单，让用户自由选择，以杜绝“三指定”现象的发生。规范并统一工程报价，建立工程预算模板系列。2.5 加强线损管理的建议及对策
（1）明确工作责任，强化考核管理。将各单位线损管理工作纳入单位负责人年度业绩考核，重点是强化对县（市）公司、基
层供电所线损管理工作的考核。
（2）完善 TMR（电能量计量管理）系统，强化过程管理，实现 结束语
电力营销服务作为电网企业的重要业务内容和落实国网公司“四个服务”的窗口，不仅关系到电网企业本身发展，而且对其他行业和各类用户有巨大影响。它不仅与建设节约型社会密切有关，而且与建立和谐社会密不可分。因此必须转变观念，开拓思路，坚持“三抓一创”，坚持以人为本，加强电力营销理论方法学习，提高营销技术水平，强化电力营销管理，开创电力营销工作新局面。“分压、分线、分台区”统计分析及各变电站母线电量平衡分析。（3）加快改造步伐，打造降损硬平台；加快“三高”台区改造及后续管理；加大变电站无功补偿设备项目及重损变压器线路 改造；严格计量装置改造计划管理，严格轮换制度的执行与考核；严格抄表日程，消除因抄表时间差出现的线损波动。（4）加强地调、县调两级网损管理；加强无功设备的投运管理，确保无功设备的高可用率和投运率；抓计划检修管理，统筹计划检修，合理安排检修时间。
（5）建立县公司一把手负责的线损分析例会制度，规范分
！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！!
（上接第 98 页）
时性、遥测的精度以及遥信变位的响应速度。
进行警报提醒。其次装置还有断电保护措施以及热恢复功能，即使发生断电现象数据也不会丢失。
装置的操作界面友好，在运行维护以及扩充方面操作方便。并且各功能相对独立，对后台主机无依赖性，这样即使后台主机产生故障，变电站仍旧可以正常运行。
参考文献： 4 改造设计 110kV变电站综合自动化系统的抗干扰能力
针对安装在 110kV 变电站中的二次设备抗干扰能力较差 的现状，我们必须考虑在系统中实施加强抗干扰能力的措施。
通过建设能抗击各种干扰的电路，需要对四级静电放电干扰、[1]曾一凡，毛立新.变电站 RTU 及远动信道故障诊断监测系统设计[M]．三级射频的电磁场辐射干扰、[2] 蔡颖时，周 萍，刘桂莎．变电站综合自动化原理及应用[M]．北京：中国 四级电快速瞬变的脉冲群干扰、北京：清华大学出版社，2008．
三级浪涌冲击的干扰、三级射频感应的传导干扰、五级脉冲磁场的电力出版社．2007．
干扰等设置专属的抗击设备；同时，在综合保护自动化系统装置[3]杨风玲．110kV变电站自动化技术原则[J]．江西电力学院学刊，的工作电源结构中加装对电源电压具备吸收、缓解和释放功能的2008，[4]张 笠．浅谈发电厂变电站变电装置设计的几点要求[J].中国
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置具有自动诊断的功能，一旦检查出故障便可
要求，同时其采用了交流采样，对采样精度有大幅度的提高，并且装
[5]杨奇逊，李雪梅．变电站综合自动化技术发展趋势[J]．电力系统自动装置能够达到电力系统几点保护发事故处理手段与调度自动化的化，2008，12：36~45．[6]蒋年德，马康柯．变电站综合自动化系统
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110kV电力系统 篇6
关键词：110kV变电站；直流系统；运行；维护
中图分类号： TM63 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）24-232-2
0 引言
在当前阶段中，直流系统得到了广泛的应用，与其他电力系统相比，其具有相对的独立性，其他系统的运行不会对其产生影响，在一些重要的行业内都加入了直流系统的作用，在电力部门将交流系统停止运行后还能继续工作，例如电缆输电线路中，如果使用交流系统进行供电的话，就会产生较大的损耗，而直流系统的损耗较小，增加了电力系统的供电效率。同时，与交流电流相比，其电压更加稳定，如果在这些工作中使用交流电流，线路出现短路时就会产生低电压的现象，严重的甚至导致断路器拒分。因此，在具有回路故障的电路中使用直流系统，可以使电路更加稳定、整个电力系统更加安全。
1 对110kV变电站直流系统的运行监控
在当前阶段中，110kV变电站直流系统在信号设备以及应急照明灯位置进行了大量的使用，对我国社会发展所需要的电力提供了保障，在这种情况下，就要保证安全性能其性能的良好，使其在运行的过程中具有较高的安全性，因此，就要对其进行监控工作。在直流系统中包括了熔断器、断路器、信号灯等。在监控的过程中，监控人员主要就是对这些设备进行监控，将其工作过程中产生的输出值、电压值等数据进行监控，根据数据对设备的性能进行判断，并且还要对报警装置进行检查，确保其在工作的状态[1]。同时，还要对直流系统的线路进行监控，通过对正、负母线的检查，确定对地阻值是否在安全范围内，一般情况下，要求对地组织要大于10MΩ，当阻值较小时，就说明直流系统中出现了正极接地的现象，这时就要使用电桥法快速地对线路进行查找，准确地找出故障的出现地点，并对其进行快速处理，使其对整个直流系统造成的影响降到最低。
2 对110kV变电站直流系统的日常检查
在对110kV变电站直流系统维护的过程中，对其进行日常检查也尤为重要。在检查的过程中，首先要对直流系统主要的工作环境进行检查，查看工作环境的通风效果是否良好，工作环境内的消防设备是否完善，在夜晚或者阴暗的天气时是否有足够的光源进行照明工作等，并且还要对工作环境的温度以及湿度进行控制，使其达到正常的运行要求，而且，要保证工作环境的整洁，保证室内无与工作无关的物品[2]。然后就要对直流系统中的设备进行检查，在检查时先对蓄电池进行检查，检查其表面是否存在杂质，是否出现损坏等，并且还要对其外部结构进行一定的观察，是否存在连片松动的问题；然后对运行过程中的各个结构依次进行检查，确保其工作性能的稳定，在直流系统中能发挥出重要的作用。最后，还要对自动开关进行检查，查看其是否出现脱口的现象，如果发现这一现象就要对自动开关附近的其他部件进行检查，查看其他部件是否出现问题。
3 对110kV变电站直流系统出现问题时的处理措施
3.1 对直流模块故障的处理对策
直流模块发生故障分为两种情况，一种情况是单个直流模块出现问题，如果直流模块无显示，就表示是模块中的保险丝出现问题，只需要对其进行更换就可以解决；如果出现的是显示异常现象问题，就是模块的工作系统出现紊乱的现象，只需要将模块进行重新启动就可以解决。如果还是无法对显示进行改善，那就要对系统进行全面的检查，最终确定出现问题的部位来进行处理。另一种情况就是整个模块出现了问题，就需要先使模块停止运行，对其进行检修，并且，在检修过程中为了使系统能够继续进行工作，还要根据需要检修时间长短来对其进行管理，检修时间较短时，可以加入电池组来保证其正常地运行，如果检修的时间较长，就要选择一个性能良好的模块暂时代替其进行工作[3]。
3.2 对母线电压出现异常的处理对策
在直流系统母线电压出现异常的故障中，首先就要对电压进行有效的测量，并与系统正常运行时的电压做出比较，如果出现的是电压增大的情况，将浮冲电流进行就一定的减小就可以了，如果出现的是电压减小的情况，这就需要对浮冲电流进行检查，观察其是否出现突然增加的现象，如果出现这一现象，就要对自动调压设备进行检查，反之则表示浮充电流无故障，将电流进行一定的提高就可以了，这样就可以将异常的的问题进行解决，然后通知专业的修理人员来对其进行进一步修理工作[4]。同时，直流系统母线还会出现缺项的问题，在出现这种问题时，就要马上对电源进行检查，查看电源开关是否存在问题，并且对与电源连接的各条线路进行检查，是否存在松动、断线等现象。
4 对110kV变电站直流系统接地故障的分析
4.1 存在的危害
在直流系统接地故障中，存在着以下两种情况：如果发生的是一点接地，不能造成系统的短路，对直流系统无影响，可以使直流系统保持正常地运行，但是要对其进行快速地检修，以免另外一点接地，对系统造成影响。然后就是两点同时接地了，如果出现这种情况，就会对系统内部的各种设备造成一定的影响，使系统出现短路的现象，对继电器进行一定破坏，影响系统的正常运行，甚至会出现严重的安全事故。而在直流系统中，往往是先发生一点接地，在对其不重视的情况下才产生的两点接地，因此，当直流系统出现一点接地时就要进行及时地处理，降低两点接地的发生概率，使直流系统的运行得到有效的保证[5]。
4.2 产生原因
在直流系统中线路比较多，结构比较复杂，其进行工作的过程又是一个漫长的过程，这种情况下，其内部结构随着时间的推移，功能逐渐的下降；并且直流系统中很多部分往往是裸露在室外的，例如端子箱、机构箱等，在一些天气的影响下，比如酸雨、大风等，会对其进行一定的腐蚀，由于直流系统在运行的过程中存在着这些因素，就会导致直其出现节点的现象；而且，在直流系统的运行过程中，缺乏有效的护理工作，没有对其进行定期的检修，致使一些设备的绝缘性能得不到保证，也会造成系统接地现象；并且，在人员对系统进行操作时，由于使用的操作方式不正确，导致一些具有导电性能的物品掉落到元件上也会造成接地现象的出现[6]。
4.3 解决对策
4.3.1 绝缘监控装置
在对直流系统进行设计时，可以在其中加入相应的绝缘监控装置，当系统出现接地故障时，电路中就会出现相应的信号，该装置就会对这些信号进行收集，将收集到的信号进行分析，将分析出来的结果提供给相关的工作人员，工作人员根据其提供的结果就可以准确地判断出故障的发生地点，对其进行处理。
4.3.2 瞬间拉力法
根据每条线路负载的重要程度将其排序，依次将这些支路由轻到重拉开，当对某一条支路拉开后，发现系统的运行全部回归正常，就表示该条支路上出现了接地故障。虽然进行这项工作时不受其他因素的影响，但是需要对每一条支路进行拉开，对直流系统的工作造成了一定的影响。
5 总结
在当前社会中，随着直流系统应用的增加，加强对其运行以及维护研究的重视程度。在直流系统运行与维护过程中，要严格按照工作要求来进行，最少需要两个工作人员来进行，同时还要对电流回流的现象进行控制，以防电流进入其他的接口，对整个电力系统产生严重的影响。
参 考 文 献
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[5] 蔡艺强.110kV变电站发生直流系统接地现象与处理分析[J].科技创业家，2012，05（21）：137.
110kV电力系统 篇7
110k V输电线路在线监测系统主要是指利用太阳能电池供电, 并通过无线公网3G/EDGE/GPRS/CDMA1X等通信传输方式, 对输电线路的运行情况进行监测, 再将监测信息传至监控中心, 监控中心对现场运行情况进行研究、分析, 预测和诊断。当在线监测系统预测输电线路有故障异常等现象发生时, 及时采取科学、合理、针对性的技术措施避免或降低故障的发生, 可有效保证输电线路的正常运行。
2.110k V输电线路在线监测系统应用
在线监测系统于110k V输电线路中应用时, 具有安装简单方便、无干扰、数据传输存储方式合理、可靠性高、适应恶劣气候环境等特点。而为了保证其使用的科学、全理与安全, 在安装架设时也需以《架空输电线路在线监测系统通用技术条件》作为参照, 根据数据传输规约, 采集不同厂家不同类型的监测数据, 对所监测的数据进行统一接收、管理与分析。并根据110k V输电线路的实际需求, 合理选择输电线路图像视频、微气象、覆冰、杆塔倾斜等在线监测子系统, 对输电线路进行针对性的监测。
2.1 110k V输电线路图像视频在线监测
110k V输电线路图像视频在线监测系统的使用, 主要是为了防止输电线路被外力破坏而设置的, 其可以通过3G信号, 将前端视频所采集的信号传输到监控中心, 对周围危险点进行实时、动态的监测, 并通过配置的红外探测器、高音喇叭、拾音器等辅助设备, 对输电线路周边违章、违法施工作业的现象进行抓拍、录拍与警示。110k V输电线路中图像视频在线监测系统的应用, 有效地避免了传统人工巡视所浪费的财力、物力与人力, 大幅地提高了保护电网安全的工作效率。
2.2 110k V输电线路微气象在线监测
110k V输电线路微气象在线监测系统是指根据输电线路走廊局部气象环节监测, 进行设计的一种多要素微气象监测系统。其不仅可以对环境湿度、温度、风向、风速、气压气象等参数进行实时地监测, 也可根据输电线路的特殊需求, 定制针对性的测量监测要素。微气象在线监测系统将所采集监测到的数据参数, 通过网络上传至分析系统当中, 分析系统再根据对数据的统计、分析, 预测可能出现的异常情况, 并及时以多种方式发出预警信息, 帮助输电线路管理人员对线路异常现象进行解决与管理。
2.3 110k V输电线路覆冰在线监测
在我国北方等地区, 由于天气较为寒冷气候恶劣, 很容易在冬春季节出现冰雪灾害, 当冰雪灾害覆盖范围广、持续时间长时, 将会给110k V输电线路的正常运行造成严重的危害。基于此种现象, 覆冰在线监测系统在110k V输电线路中的应用也尤为重要。输电线路覆冰在线监测系统能够在恶劣的冰雪环境中运行, 其根据110k V输电线路导线的悬挂载荷、绝缘子串风偏角、绝缘子串拉力、绝缘子串倾斜角、风向、风速、温度、湿度等特征参数, 建立覆冰载荷计算模型对其计算, 从而获知单位导线的覆冰重量、导线不均衡张力差、覆冰厚度等情况, 为输电线路提供准确、可靠、及时的预警信息, 尽最大程度地保证线路的正常运行。
2.4 110k V输电线路杆塔倾斜在线监测
110k V输电线路在正常运行中, 其杆塔容易受自然地质灾害、建筑施工、地线与导线覆冰、塔材及拉线被盗、采矿区地陷等多种的因素而导致倾斜。由于杆塔倾斜的发展大多比较缓慢, 因此可采取杆塔倾斜在线监测系统对其进行监测并预防。杆塔倾斜在线监测系统可以对杆塔、拉线倾斜角度测量, 对环境风向、风速、温湿度等参数测量, 并将测量数据发送至监控接收中心。中心系统再通过对这些数据的分析, 来计算杆塔的倾斜趋势、倾斜角度以及倾斜速度, 当其达到某个临界值后, 及时地以多种方式发出预警信息, 以避免杆塔倾斜事故的发生。
2.5 110k V输电线路绝缘子泄漏电流在线监测
110k V输电线路在长期不间断运行中, 其绝缘子会因为各种的因素作用而引起绝缘子泄漏电流增大, 这对线路的正常运行会造成严重的影响, 而应用在线监测系统可对绝缘子泄漏电流情况进行有效的监测。当现场环境的温湿度变化过大, 绝缘子覆冰、绝缘子表面过多污秽、零值绝缘子等因素导致绝缘子泄漏电流增大时, 在线监测系统通过实时、动态的监测, 可及时向输电线路运行、维护部门发出预警信息, 维护管理人员再采取有效的手段进行处理, 进而降低绝缘子闪络、跳闸等事故的发生, 为线路的安全运行打好基础[1,2]。
2.6 110k V输电线路风偏、舞动、弧垂在线监测
导线舞动、风偏、弧垂对110k V输电线路安全运行带来的负面影响也是十分严重的, 其多会造成线路跳闸、导线电弧烧伤、断线、断股等故障的发生。基于以上现象, 利用在线监测系统对线路风偏、舞动、弧垂现象进行监测也很有必要。系统将所采集到的线路风偏、舞动、弧垂等信息数据及变化状况, 通过网络传达给监控中心, 监控中心根据所接收的信息数据进行分析, 当发现有异常情况发生时, 及时发生预报警信息, 以便于管理部门在紧急情况下快速制定应对策略。
2.7 110k V输电线路导线 (金具) 温度在线监测
110k V输电线路导线 (金具) 温度在线监测是指对导线 (金具) 温度进行实时、动态的监测与显示, 以3G/EDGE/GPRS/CDMA1X网络构建远程信息传输途径, 组成在线监测系统, 进而实现110k V输电线路导线 (金具) 温度的在线监测。近年来, 随着科技的进步, 110k V导线 (金具) 温度在线监测系统也开始采用多层屏蔽技术, 并将线路上所部署的系统均统一以金属外壳封装, 从而有效保证了系统防尘、防水、连接可靠的特点, 在恶劣的气候环境下也可正常、高效地工作[3]。
3. 结束语
随着在线监测系统在110k V输电线路中的应用, 其通过对线路运行状态的实时监控, 为线路的管理与故障预测提供了极大帮助, 进而有效避免或降低了线路故障的发生, 促进了110k V输电线路的安全、可靠、稳定运行。
摘要：本文主要以我国110kV输电线路为例, 介绍在线监测系统在其中的应用, 并逐个分析110kV输电线路的远程视频、杆塔倾斜、微气象、覆冰、导线 (金具) 温度、绝缘子泄漏电流、线路弧垂舞动等线路情况的在线监测措施, 以供相关人员参考所用。
关键词：110Kv,输电线路,在线监测系统,应用
参考文献
[1]张强.乌鲁木齐市220KV、110KV线路绝缘子在线监测研究[D].新疆大学:电力系统及其自动化, 2009.
[2]文华, 周文俊, 唐泽洋, 喻剑辉, 张亚魁, 郭婷.基于紫外成像技术的110kV输电线路复合绝缘子融冰闪络预警方法及判据[J].高电压技术, 2012, 38 (10) :2589-2590.
110kV电力系统 篇8
1 故障现象
2011-12-11, 廉江某变电站110k V出线158线出口发生L2相电缆接地、保护动作故障;重合于永久性故障后, 保护再次动作。故障发生时, 变电站接地运行的1号变压器差动及本体重瓦斯保护动作且烧损, 不接地运行的2号变压器带负荷运行。之后, 系统再次发生故障, 致使变电站110k V系统内部分TV被击穿。
2 故障原因
廉江电网内, 凡是安装2台主变压器的220k V变电站均采用1台主变压器220k V侧及110k V侧中性点直接接地, 而另1台的中性点经间隙接地的运行方式。这种方式下, 当接地变压器跳闸时, 就会出现110k V电网失去中性点接地的情况, 当再次故障时由于110k V系统失地而产生过电压。
此次事故中, 变电站因1号接地变压器跳闸后, 2号变压器所带的110k V系统变成了无接地点的“失地”系统。当系统再次发生接地故障时, 因中性点偏移使电压升高至原来的3倍, 系统过电压造成了设备损坏事故。
3 110k V系统失地故障影响分析
3.1 零序电压计算
系统发生单相接地故障时, 故障点稳态零序电压U0
(1) 为:
式中Z0Σ—零序阻抗, Ω;
UΦ—系统故障前相电压, k V;
Z1Σ—正序阻抗, Ω。
系统发生两相接地故障时, 故障点稳态零序电压U0 (1.1) 为:
从式 (1) 、式 (2) 可以看出, 接地故障产生的零序电压取决于系统的Z0Σ与Z1Σ。一般情况, 电网结构固定后正序阻抗Z1Σ恒定, 而零序阻抗Z0Σ则会随着系统接地点的数量发生变化:Z0Σ增大时, 接地故障时产生的零序电压亦相应增大。
3.1.1 局部不接地系统
当所有变压器同时失去接地中性点时, 此时系统成为局部不接地系统, Z0Σ=∞, 故障点零序电压等于系统故障前相电压UΦ (此时为最大值: ) , 变压器中性点过电压最严重, 会造成设备的严重损坏。
3.1.2 有效接地系统
只要变压器110k V侧中性点中有1个接地, 则该变压器配出的110k V系统就是有效接地系统。当Z0Σ=3Z1Σ, 系统相电压UΦ=66.4k V时, 代入式 (1) 中可计算出故障点零序电压为39.84k V。说明只要保证变压器110k V侧中性点有1个接地, 即可有效降低零序电压。系统接地后, 由于故障点零序电压小于变压器中性点的耐压值, 系统故障时不会发生变压器损坏事故。
由于Z0Σ减小时, 接地故障时产生的零序电压亦相应减小, 因此科学、合理地改变变压器中性点的运行方式, 减小零序阻抗的标幺值, 就能在系统发生接地故障时, 通过降低系统的零序电压来减少或避免设备烧毁事故的发生。
3.2 失地过电压及故障电流
3.2.1 失地过电压
变电站1台主变压器中性点直接接地, 另1台主变压器中性点经间隙接地的运行方式下, 当中性点接地运行的变压器跳闸后, 在110k V系统失去接地点期间, 110k V母线发生接地故障时母线电压计算值见表1。
由表1可见, 变电站110k V母线单相接地短路故障零序电压是两相接地故障零序电压的2倍。
3.2.2 主变压器故障电流
变电站1台主变压器中性点直接接地, 另1台主变压器中性点经间隙接地的并网运行方式下, 110k V母线发生单相接地故障时, 1号、2号变压器大方式运行时的电流值及分布分别见表2。
4 处理办法及效果
为了降低事故情况下系统的零序过电压及短路电流, 将变电站主变压器中性点并网运行方式改为2台主变压器的220k V侧及110k V侧中性点均直接接地运行。变电站1号、2号变压器现运行双套继电保护装置且运行状况良好, 继电保护二次回路正确、完善, 变电站1号、2号变压器及110k V系统保护定值无需大面积修改, 为方案的实施提供了方便。新运行方式取得的效果:
4.1 降低了系统故障时的零序过电压
变电站采用新运行方式后, 当1台接地变压器跳开后, 110k V系统将仍有1台带接地点运行。110k V母线发生接地故障时, 系统的零序电压见表3。
1台中性点接地运行的变压器跳闸后, 运行前、后110k V母线的零序电压对比见表4。
由表4可见, 方案实施后110k V母线L2相发生接地短路故障时, 零序电压大幅降低 (下降了171k V) ;110k V母线L2、L3相发生接地短路故障时, 零序电压降低了60.3k V。
4.2 降低了单台变压器接地故障时的短路电流
新方式下, 110k V母线L2相发生接地故障时, 1号、2号变压器大方式运行时的电流值及分布分别见表5。
110k V母线L2相发生接地短路故障时, 方式改变前、后变电站1号、2号变压器承受的零序电流比较见表6。
变电站增加1个接地点后, 原接地变压器所承受的故障电流由12.6k A大幅降至7.02k A。
5结束语
实践证明, 通过采用本文所述的办法后, 原故障问题得到了很好的解决, 且大大降低了故障时的零序过电压及变压器所承受的故障电流, 避免故障对变压器造成损坏。变压器中性点的新运行方式彻底解决了系统过电压问题, 提高了电网连续供电的可靠性及网内设备运行的安全稳定性。
摘要：随着社会用电需求的逐年增长, 这对供电的安全可靠性也提出了更高的要求。因此, 及时诊断、消除故障, 对提高用户供电可靠性和供电企业服务水平具有重要意义。下面, 对一起110kV系统故障进行了分析, 并制定了故障解决方案, 取得了令人满意的效果, 为今后类似故障的解决提供了重要参考。
关键词：110kV,故障,零序电流,解决办法,效果
参考文献
[1]周洁, 吴俊美.一起线路故障引起主变压器零序过电压动作的分析[J].四川电力技术, 2011 (02) .
110kV电力系统 篇9
随着我国城市建设规模的扩大, 地价的上涨, 高层建筑和地下设施的增多, 以及城市用电负荷的不断增加, 人们对电力变压器在防火、环保、占地和节能等方面的要求不断提高。干式变压器与传统油浸式变压器相比, 在这些方面有着不可比拟的优势, 例如干式变压器不带油, 不存在油对环境的污染、火灾及爆炸的危险;使用干式变压器安装费用低, 线路损耗少, 供电成本低。正是因为这些优势, 使得干式变压器迅速得到了广泛的应用。本论文主要结合110k V干式变压器, 对其测控系统进行设计探讨, 以期从中找到对于干式变压器测控系统的设计应用方案, 并以此和广大同行分享。
2 干式变压器测控系统应用现状
对干式变压器, 其安全运行和使用寿命, 很大程度上取决于变压器绕组绝缘的安全可靠。绕组温度超过绝缘材料的耐受温度使绝缘破坏, 是导致变压器不能正常工作的主要原因之一。所谓的使用年限, 一般都是以绕组热点“热寿命”的到期而终结。此外还有过压、欠压、过载等因素。为确保干式变压器具有20年的正常设计寿命, 需要对变压器的运行温度进行实时监测及报警, 并适时控制风冷装置进行强迫风冷。同时还应对运行电压、运行电流进行实时监测。
干式变压器冷却方式分为自然空气冷却 (AN) 和强迫空气冷却 (AF) 。自然空冷时, 变压器可在额定容量下长期连续运行。强迫风冷时, 变压器输出容量可提高50%, 适用于断续过负荷运行, 或应急事故过负荷运行。由于过负荷时负载损耗和阻抗电压增幅较大, 处于非经济运行状态, 故变压器通常不处于长时间连续过负荷运行。
对于普通的干式变压器, 目前市场上已出现多种样式的温度控制器, 如膨胀式、电子式、及由单片机控制的智能电阻式温控器等。以单片机控制的智能电阻式温控器为例, 该种温控器主要是在变压器绕组顶端表面的绝缘介质上钻一小孔, 将传感器如Pt100热电阻预埋在测温孔中, 来测量绕组的温度, 并进行纯数字循环显示, 根据设定温度点自动启停风机对绕组进行风冷, 同时还提供简单的报警、记录等功能。
3 110KV干式变压器测控系统设计
3.1 测控系统的结构组成
110k V干式变压器的测控系统主要由6部分组成:传感器、A/D、D/A模块、PLC主机、输入输出模块、可控硅控制器及触摸显示屏等。
在该系统的测量部分, 绕组温度采用先进的红外温度传感器进行非接触式测量:铁芯温度采用Ptl00热电阻插入铁芯叠片中进行接触式测量;另外根据需要在变压器室内也安装Pt100测温传感器, 对室温进行监控, 这样会使变压器处于更加良好的工作环境, 从而减少故障的产生。电压测量选用电压互感器, 电流测量选用电流变送器。
在系统的控制部分, 选用SEIMENS的S7-300PLC对采样信号进行快速、可靠的处理, 组态软件为s IMATICSTEP7;采用单相可控硅控制器与PLC软件编程相结合, 实现对冷却风机的调压调速控制。
在系统的显示输出部分, 显示器选用SEIMENS的TP2706触摸式人机界面 (HMI) , 组态软件为SIMATICPor Tool。HMI和PLC之间采用MPI (多点) 通讯方式, 通过对HMI画面上所设元件属性和与PLC的数据交换地址的定义, 实现HM I上相关元件对应的暂存器对PLC存储单元的读写。
该测控系统将红外温度传感器与PLC和触摸显示屏结合在一起, 并采用PLC和触摸屏的相应软件对各采样值进行控制、处理, 在温度的实时显示、数据记录、报警等方面具有很大的优越性。
3.2 开关量输入输出回路设计
1) 开关量输入回路。对变压器测控中的开关量的监测是变压器保护装置中的一个重要环节, 对外部开关量状态反应的正确与否直接关系到保护装置能否对外部故障做出及时反应, 这是因为保护逻辑程序的执行依赖于外部开关量状态字的状态。装置的开关量输入回路主要完成状态信号的输入, 包括断路器断合, 变压器瓦斯保护, 压力释放等输入。
开关量信号首先经过滤波, 然后经过隔离, 进入PLC模块的输入口, 以反映开关量的状态, 并做出相应的逻辑运算或判断。
2) 开关量输出回路。开关量输出部分主要包括跳闸出口、重合闸出口及各种信号出口。开关量输出部分是对断路器实现控制的出口通道, 由于PLC模块开关量口输出的是3.3V的低电压微电流信号, 不足以直接驱动断路器实现各种操作, 因此开关量输出回路需要将PLC模块输出的小信号放大为大功率信号, 从而驱动断路器。另外, 为了防止断路器操作过程中产生的瞬时脉冲对微机保护装置的反馈干扰, 还必须对出口通道进行隔离。测控装置的开出回路采用光电耦合器与继电器相结合的方法来实现开出信号的隔离与放大。出口回路的稳定与可靠直接影响到整个保护装置的性能。在硬件电路设计上, 我们在数字输出和继电器之间选用光电耦合器TLP-521来提高出口回路的抗干扰能力。
3.3 测控系统抗干扰设计
由于输入输出通道直接与外部设备相连, 对于干式变压器测控系统而言, 因此无论是数字量的输入输出通道, 还是模拟量的输入输出通道, 都是干扰窜入的渠道。
1) 模拟通道抗干扰技术。使用隔离放大器来实现对模拟信号的隔离, 隔离放大器内的电磁隔离器可将信号磁耦合, 隔断通路的线路连接, 从而切断干扰源。使用电流传输代替电压传输, 选用电流输出的传感器来测量被测对象, 在输出端接入精密电阻, 将电流信号变换成ADC可识别的电压信号输入。在交流信号输入通道中加入前置模拟低通滤波器, 减少高频信号的影响。
2) 数字通道抗干扰技术。对数字通道的抗干扰技术通常主要采用光电耦合器隔离内与外的联系, 使用光电耦合器避免了电信号的直接连接, 隔离了干扰的传递途径, 能有效地抑制尖峰脉冲及各种噪声的干扰, 从而使过程通道的信噪比大大提高。
4 结语
110kV变电站一次系统设计 篇10
随着电力系统的发展,电网结构越来越 复杂,各级调度 中心需要获得更多的 信息,以准确掌 握电网和 变电站的 运行状况。同时为提高电力系统的可控性,要求更多地采用远方集中监视和控制,并逐步实现无人值班管理模式。因此,变电站可起到保障供电可靠性的作用。本文就如何优化110kV变电站一次系统的设计进行分析,并给出相应建议,以期提高不同 区域电网的建设水平。
1主变压器与主接线的设计
1.1主变压器的选择
变电站配电设施的架构及主接线模式会受主变 压器特性即其台数、容量及模式的影响,因此,110kV变电站的主变压器需按5~10年发展规划的电力体系、馈线回路数、输送功率及传递容量的信息来进行全方位、整体性的研究后再予以挑 选。设计者选择主变容量时,对于重点变电站需考虑某台主变若停止运作待选主变所需容量及其超负荷水平,以确保其可为 Ⅰ、Ⅱ类负荷供应足够 的电量。对于 普通变电 站,若一台主 变停运,其他主变必须可负载整体负荷的60%~70%。根据负荷能挑选出110kV变电站主变的台数与容量,但在其正常运行与发生事故时,还应将超负荷水平纳入考虑的范畴内。
1.2电气主接线的设计
110kV变电站电气主接线应达到经济、可靠、灵活、可扩展的要求。为了使变电站的供电具有可靠性与灵活性的特点,电网规划与设计人员在进行相关变电站设计工作时,时常会出现将主接线电气图设计得过于繁杂的问题。如此,即使能确保电气主接线拥有如上特征,其同样会出现不少状况,如投资、占地面积、维修检查工作量均会加大,操作步骤较为繁琐等,而这将导致维修及运作时需付出更多的时间、人力。因此,电网规划与设计人员在设计不同职能及水平的110kV变电站电气主接线时,需根据不同要求进行整体考量,既要考虑运作经验、电气设施特征、主变负载比例、运作模式及负荷特性,还要使调 度、运作便捷、运作及扩建与不大的损耗、不多的占地面积及投 资成本少等,来对其主接线的一次部分进行确立。
1.2.1城区110kV 中心变电站
城区110kV中心变电站较常运用汇流模式的主接线,包含双母线、旁路母线单母线分段及单母线分段3种模式。通常单母线分段接线被断路器划分成2~3段,若某段母线出现问题,那么断路器的分段功能便得以体现,它能自行阻隔问题段,让正常段的母线继续工作。由于各段母线一起出现问题或 需维修的概率不高,所以单母线分段接线可提升供电的灵活性及可靠性。而双母线接线模式可使变电站拥有两组互为备 用的母线,其供电可靠性更高,具体体现在经2组阻隔开关的 互换运作,能对2组母线进行轮番维修,以免停电。此外,双母线接线模式可以选取不同的运作形式,即并列、分列及一备一主等,从而实现调度的灵活性。所以,面对供电范围内主要的110kV枢纽变电站时,要明确选出主接线模式,仅需对比旁路母 线单母线分段及双母线这2种较为经济的接线模式。
1.2.2终端110kV 变电站
普通终端110kV变电站多 运用母线 无汇流的 主接线模式,具体包括变压器—线路接线及桥形接线。变压器—线路接线模式不是很复杂,其仅分为2个单元,优势是占地面积不大、接线简单,若遇上某主变发生问题需从运行中退出,维修时仅需转移 变电站低 压部分的 负荷,便能保障 正常供电。 终端110kV变电站的主变如能满足“N-1”规则,那么运用内桥接线模式即可极大地提升系统的供电可靠性;若变电站需经常转换变压器,可运用外桥接线模式。
2COMPASS-145kV组合电器的设计应用
2.1运行中可靠性很高
常规电气设备方案每个间隔包括1台断路器、3台电流互感器和2组隔离开关,共有18个对地闪络点,而COMPASS145kV组合电器将上述电气设备组合在一起,每个间隔只有9个对地闪络点,对地闪络的可能性减少了一半,提高了运 行可靠性。COMPASS-145kV组合电器间隔中断路器与隔离开关的闭锁在间隔中已经实现,无需考虑二次电缆、加装电磁锁,因此简单可靠,有效地防止了断路器在合闸位置时带负荷 分、合隔离开关。
2.2接线方式布置非常美观
COMPASS-145kV组合电器的接线及母线采用管母线即用铝锰合金管制成,满足电气动热稳定的要求。间隔至母线考虑了自支撑力,使其可以直接连接而不需要任何构架和支撑绝缘子,位于固定在金属框架上的绝缘子接线桩头可支撑整个母线系统,母线连接后构成一个倒△型结构,使变电所接线 布置整齐美观。
2.3现场安装调试非常快捷
COMPASS-145kV组合电器的活动部分全部在制造厂组装调试完毕,现场只需把整个间隔安装在6个立柱上,这就大大缩短了安装周期,简化了调试工作量。而常规电气设备则安装时间长,调试繁琐。
3 消弧与过电压保护装置的相关设计技术
随着我国对城市及农村电网的大规模 技术改造,城市、农村的配电网必定 向电缆化 发展,系统对地 电容电流 在逐渐增大,弧光接地过电压问题也日益严重起来。运行经验 证明,当这类电网发展到一定规模时,内部过电压,特别是电网发生 单相间歇性弧光接地时产生的弧光接地过电压,及特殊条件下产生的铁磁谐振过电压已成为110kV变电站电气设备安全运行的一大威胁,其中以单相弧光接地过电压最为严重。消弧与过电压保护装置能将中性点非有效接地系统的相间、相地过电压限制在电网安全范围内,能较好地阻隔35kV和10kV两类体系的谐振电磁能及弧光接地,从而彻底消除了各种过电压对电网的威胁,提高了变电站安全供电的可靠性。
4结语
110kV电力系统 篇11
【关键词】主接线设计；短路电流；电气设备选择
0.引言
随着城市的快速发展人口的极速增加给交通带来的压力越来越大，城市不可避免的需要建设更多公共交通工具来缓解压力，其中地铁电车作为一种绿色的交通方式，能够减少能耗和对城市的污染，安全便利能有效缓解交通压力更是成为了建设首选，但也不可避免的给供电设施带来了新的要求，本文进行了牵引变电所电气一次系统的设计首先通过对负荷资料的分析，安全，经济及可靠性方面考虑，确定了110kV主接线，确定了站用变压器的容量及型号，并根据最大持续工作电流及短路计算结果，对设备进行了选型校验，从而完成110kV变电所电气一次系统的设计。
1.原始资料的分析
该110kv牵引变电所中的两台牵引变压器为一台工作，另一台备用。电力系统1、2均为火电厂，选取基准容量S为750MVA，在最大运行方式下，电力系统1、2的综合电抗标幺值分别为0.10和0.12； 在最小运行方式下，电力系统1、2的综合电抗标幺值分别为0.11和0.14。对每个牵引变电所而言，110kV线路为一主一备。图中，L1、L2、L3长度分别30km、50km、20km。线路平均正序电抗X1为0.4Ω/km， 平均零序电抗X0为1.2Ω/km。
表1 牵引变电所基本设计数据
2.方案的拟定和变压器的选择
110KV变电所主接线方案的比较。
方案一：110KV采用双母带旁路母线接线方式，27.5KV也采用双母带旁路母线接线， 110KV进出线为4回路，两回路一级负荷都为大型工厂供电，考虑到110KV侧的特殊性，装设专用母联断路器和旁路断路器。
27.5KV母线出线为6个回路，有2回路连接27.5KV电源，为了保证供电的可靠性和检修时的灵活性，特装设专用母联断路器和旁路断路器。
10KV母线出线为10回路，预留2回路，可采用单母分段接线方式。
其接线特点：
（1）110KV、27.5KV都采用双母带旁母，并设专用的旁路断路器，其经济性相对来是降低了，但是保证了各段出线断路器检修和事故不致影响供电的情况下，而且也不会破双母运行的特性，继电保护也比较容易配合，相对来可靠性即提高了。并且设计专用的旁路断路器，即使断路器检修或故障时，不致破坏双母接线的固有运行方式，及不致停电，保证供电可靠性。
（2）10KV虽然负荷较低，但出线有10回。如采用单母接线时，接线简单清晰，设备少，操作方便等优点。但如果某一元件故障或检修，均需使整个配电装置停电，将影响全所的照明及操作电源、控制电源保护等。
10KV采用单母线分段运行时，操作灵活、可靠。
方案二：
110KV、27.5KV都采用双母不带旁路，断路器检修或故障时，会造成停电，严重情况时：主变压器进线断路器检修或故障时，影响供电可靠性。
10KV虽然负荷较低，但出线有10回，为了满足所用电的可靠性，有用装设两台所用变压器，为互备方式运行，其接线方式为单母分段接线方式。
其接线方式的特点：
（1）双母不带旁路，其经济性相对来是提高了，但是各段出线断路器检修和事故会影响供电的情况下，会破双母运行的特性，继电保护也比较容易配合，相对来可靠性即降低了。
（2）10KV为了保证所用电可以从不同段两出线取得电源，同时一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电。
以上二种方案相比较，方案一的可靠性略高于方案二，其经济性略低于方案二，操作灵活性居于方案二之上，根据原始资料，方案一满足要求，而且根据可靠性、灵活性、经济性，只有方案一更适合于本次设计切身利益，故选择方案。
3.短路电流的计算
在发电厂和变电所电气设计中，短路电流计算是其中的一个重要环节。
（1）验算导体电器的动稳定、热稳定以及电器开断电流所用的短路电流，应按本工程设计规划容量计算，并考虑电力系统远景的发展计划。
（2）选择导体和电器用的短路电流，在电器连接的网络中，应考虑具有反馈作用的异步电动机的影响和电容补偿装置放电电流影响。
（3）选择导体和电器时，对不带电抗回路的计算短路点，应选择在正常接线方式时短路电流最大地点
（4）导体和电器的动稳定、热稳定和以及电器的开断电流，一般按三相短路计算。
图1 系统的电路图等效电路
因为系统在最大运行方式下计算，所以选取系统2沿线路L3向电网供电；又因为系统在正常运行和三相短路时只有正序分量，无零序分量，故L3的电抗标么值为：
本文的27.5kv短路电流计算如下：
变压器电抗标么值：
短路电流标么值：
基准电流：
次暂态短路电流：
短路电流最大有效值：
冲击电流：
4.电气设备的选择
（1）根据以上计算结果，进行110kV，27.5kV，10kV侧所有短路器以及隔离开关的选型和动稳定、热稳定校验。
表2 开关电器的选择
（2）室内27.5kV硬母线选型及校验
由I=1365A，S=76.882，可初步选型LMY—100X8平放的硬铝母线。
动稳定性校验：三相短路时间电动力
满足要求，选用LMY—100X8平放的硬铝母线
5.结论
本文完成了110kv牵引变电站电气一次系统的设计。根据电力牵引对电流和电压的不同要求，转变为适用于电力牵引的电能，然后分别送到沿铁路线上空架设的接触网，为电力机车供电，或者送到地下铁道等城市交通所需的供电系统，为地铁电动车辆或电车供电提供更加稳定高效的供电环境。
【参考文献】
[1]张少强.地铁牵引供电系统的接地分析[J].电气化铁路，2012，2（3）：47-51.
[2]于利民.牵引变电所地下引线选择[J].电气化铁路，2012，2（8）：4-9.
110kV电力系统 篇12
兰州石化公司年产60万t乙烯改扩建工程中, 新建一座总变电站——110kV乙烯变电站, 以满足大乙烯所有装置生产用电需要, 所接入的负荷均为一二级负荷, 供电可靠性要求非常高。兰州石化公司年产60万t乙烯改扩建工程由于建设的装置生产规模大、生产连续性强, 停电会造成连续生产中断并造成严重后果, 经济损失很大, 因此, 给各装置供电的负荷等级要求很高。在保证供电要求的同时, 如何最大限度的提高供电系统运行的长周期效益。此外乙烯工程中还有6kV (10kV) 装置配变电所6座, 均按无人值班设计, 并全部采用微机综合自动化系统进行高中压系统的保护监控和运行管理。各装置变电所设有独立的变电站综合自动化系统, 实现对本装置变电所供电系统的保护与监控。大乙烯各装置变电所及110kV乙烯变电站均采用微机综合自动化系统, 在此基础上建立全厂电力监控与调度系统。
2 方案的确定
为了便于管理和监视的及时性, 通过监控系统的远方通信功能将各装置变电所信号送往110kV变电站进行集中监控与调度。实现本变电站的电力系统运行监控与保护, 而且通过通信, 实现对各下级变电所运行状态及运行数据的监控和调度, 完全实现无人值班, 提高变电站的技术水平和管理水平, 提高电网和设备的安全、可靠、稳定运行水平, 降低运行维护成本, 提高乙烯工程的供电质量。
为提高系统运行操作的安全可靠性, 110kV乙烯变电站中配置了独立于监控系统的微机防误操作联锁系统, 将“五防”要求与平时的操作有机的结合起来, 使人为误操作的可能降为最低。
为了准确、及时的分析故障原因, 考虑到变电所事故时系统参数的变化, 在变电综合自动化中单独增加一套专门用于故障录波的NSR2000系统, 可以对主变、进线的故障电能参数进行精确到200ms的记录, 对于分析故障原因的查找提供有力的支持。
3 总体思路
针对大乙烯供电要求, 大乙烯所有装置均为一二级用电负荷, 供电可靠性要求非常高, 电压等级较多, 作为大乙烯中心变电站要保证为大乙烯各装置的安全长周期供电, 110kV乙烯变电站一、二次系统和设备都是经过反复论证, 尤其是对系统方案进行了充分的讨论而且综合自动化系统充分考虑了系统用于进行变电站监控的环境, 所采用的技术应满足安全性、可靠性、先进性、实用性的原则。可以使值班人员把握安全控制、事故处理的主动性, 减少和避免误操作、误判, 应用微机系统完成一次设备监视、控制、数据采集、事件顺序记录和屏显、打印功能, 提高电网的运行管理水平, 减少变配电损失。
4 技术方案
针对大乙烯安全供电要求, 110kV乙烯变电站工程建设中电气技术人员便经过各方面考察论证, 在设备技术谈判时充分考虑满足大乙烯安全供电任务, 从电气安全技术上保证供电可靠性:
1) 鉴于大乙烯工程属于石油化工连续性生产装置, 生产规模大、生产连续性强, 停电会造成较大经济损失。因此, 110kV乙烯变电站采用双回电源线路供电。正常运行方式为两条线路并列运行, 一回线路故障或者检修停运, 另一回线路承担全部供电任务, 增大了系统运行的可靠性, 最大限度的减少了停电的几率。
2) 6kV系统使用3台变压器, 采用三段接线方式供电, 正常时两台变压器运行, 1台变压器备用, 10kV系统考虑到大乙烯三聚10kV大电动机启动时引起的电压降对电网的影响, 110kV乙烯变电站10kV系统采用单元方式接线专为三聚大电动机供电。该方案损耗小、运行可靠、系统简单, 投资适中, 运行成本低。
3) 110kV乙烯变电站NSC200综合自动化系统采用德国西门子原装进口的第四代微机保护产品, 110kV系统监控与保护分开设置, 每个间隔单独组屏安装在控制室, 监控单元、保护单元及相关控制设备均安装在屏内。6 (10) kV系统采用测控与保护一体的测控保护单元及控制装置分散安装在中压开关柜上。现场间隔层设备通过RS485通信接口连接到前端通信层总线接口, 采用直接上网通讯, 形成分层分散式现场总线结构。前端通信主站层采用台湾艾迅公司嵌入式工控机, 采用冗余热备用模式, 通过RS485总线和现场间隔层设备实现相互通信、以太网和计算机监控管理层设备实现相互通信, 并按要求将信息送到上级调度中心, 同时可以接收下级变电所的信息。计算机监控管理层采用多主机分布式结构, 配置3台DELL计算机作为监控后台, 采用双网络通信系统, 基于windows-NT/2000平台, 应用NSC-200NT SCADA/EMS操作系统实现了变电站自动化监控管理功能;通信网络采用高速以太网, 传输速率可达到100Mbit/s, 其拓扑结构采用总线型, 预留接口可与上级广域网连接。 系统采用双机热备用方式, 完成网络数据同步功能。主网的双网配置是为了完成负荷平衡及热备用双重功能。在双网正常情况下, 系统负荷双网平衡, 一旦其中一网络故障, 另一网络接替全部通信负荷, 保证实时系统的可靠性。变电站监控系统需采集大量的信息, 用于当地监控并根据需要传送相关信息到上级监控系统或调度中心, 称为远动信息, 包括遥测、遥信、计数脉冲、遥控、遥调、时间顺序记录、系统时钟、数字值等。变电站电压等级不同, 其在电网的作用不同, 所需采集的远动信息内容也不同。监控系统信息的采集包括模拟量采集 (遥测) 、状态量采集 (遥信) 等。根据采集到的遥测、遥信信息、操作人员控制命令及计算分析结果, 形成遥调、遥控命令, 输出执行, 即所谓的“四遥”。
采用光纤通信总线模式。将6个下级变电站的信息上传至110kV乙烯变电站实现了远方监视及下级变电站的无人职守。
4) 110kV乙烯变电站NSC2000监控系统采用NSC-200NT SCADA/EMS系统。具有标准数据库接口、符合商用数据库规范的后台监控系统。SCADA/EMS系统基于客户/服务器 (Client/Server) 体系结构, 逻辑上由两大部分组成, 即服务器系统 (Server) 和客户机系统 (Client) 。服务器的基本任务是数据维护和数据处理, 并响应客户机的请求向客户机传送格式化的数据信息。客户机则负责提供用户界面, 如, 图形、表格甚至声音、动画等。乙烯变电站NSC-200NT Client和Server两个进程运行在同一台机器上, 这时同一台机器即是客户机又是服务器。为保证系统可靠, 两台操作员工作站采用双机互为热备用, 始终有一台服务器处于运行状态, 当一台出现故障时, 另一台将自动进行投入 (切换时间小于30s) , 也可通过人工进行切换。操作员工作站完成对电网的实时监控和操作功能, 包括显示各种图形和数据, 并进行人工交互。它为操作员提供了所有功能的入口;显示各种画面、表格、告警信息和管理信息;提供遥控、遥调等操作界面。
5) 对变电综合自动化系统进行全面升级和改造可以实现对大乙烯各装置变电所进行全方位监控, 为防止误操作事故发生, 在综合自动化系统中增机微机“五防” 操作票专家, 使各供电回路事故变位及操作信息全部上传到中控室, 同时实现在中控通过“五防”判断进行遥控操作, 同时实现在110kV乙烯变电站可以对大乙烯各变电所全方位监控, 在微机综合自动化系统中添加了故障录波装置, 可以对故障电能参数记录精确到200毫秒, 便于进行事故分析。
5 实施效果
110kV乙烯变电站及全厂电力监控与调度系统的建立完成后, 又将装置变电所信息与110kV乙烯变电站信息完全分开, 在110kV乙烯变电站日常工作中通过监视装置变电所情况进行调度操作, 避免调令中出现设备位号和名称对不上的情况, 尤其是在进行系统并网操作时。
通过对装置变电所后台查看核对可以进行下一步操作, 可以减少误操作同时缩短送电时间。另外, 在装置变电所值班人员进行其他工作时, 也可以由110kV乙烯变电站对装置变电所通过后台系统进行监视, 出现问题可以立即联系进行处理。110kV乙烯变电站主要电气设备已全部完成性能考核, 满足大乙烯供电需要。
参考文献
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