750kV系统

750kV系统（精选8篇）

750kV系统 篇1

摘要：为满足电容式电压互感器现场使用的要求, 根据电压互感器检定规程要求, 定期进行电容式电压互感器检定。本文主要从电容式电压互感器的原理出发, 分析检定过程中采用的方式方法及注意事项, 通过对试验结果的分析, 判断检定方法的正确性及互感器精度是否满足运行要求。

关键词：电容式电压互感器,检定,谐振

在电力系统中, 电容式电压互感器[1] (以下简称CVT) 因其具有绝缘强度高, 价格低, 同时可兼作载波通讯或线路高频保护的偶合电容等特点, 被广泛的使用在110k V系统中。宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司750k V升压站内共使用三组电容式电压互感器, 根据《JJG1021-2007电力互感器检定规程》每四年进行一次检定的要求, 我公司与2013年8月对我公司750k V升压站内电容式电压互感器进行检定。

1 CVT 工作原理

CVT主要由电容分压器和电磁单元组成, 采用电容分压原理, 由高压电容C1和中压电容C2[2] (分压电容) 串联构成分压器, 把一次侧的高电压降为中亚, 由于容抗很大, C2上的电压会随着负荷的变化而发生剧烈变化, 使变比误差无法满足精度要求, 因此在分压回路中串联一个电抗器L, 使之与电容产生串联谐振, 以补偿容性内阻压降。当适当配合后, 负荷电流在电感上产生的压降与电容上产生的压降大小相等, 方向相反, 使电容分压器输出电压稳定, 再通过电磁感应原理, 经电磁式中压变压器传递到二次侧。其工作原理见图1。

2 试验方法

本公司使用的为日新电机有限公司制造的WVL750-5HG型CVT, 一次额定电压765/√3k V, 二次绕组额定电压100/√3V, 二次额定容量30VA, 准确级为0.2S。

CVT检定试验使用的标准装置为750k V工频电压比例装置 (准确级为0.02级, 用于校准765k V及以下0.2级电容式电压互感器) 。使用600k V高压标准电容器及330k V标准电压互感器作为750k V工频电压比例装置的主标准器。试验电源部分采用变频电源及励磁变压器进行提供。

试验采用串联电抗器与被试电压互感器并联的谐振电路进行。电压互感器检定时, 应在额定功率因数, 分别加额定负荷及下限额定负荷2.5VA, 测量80%、100%、110%额定电压时的误差, 比差小于0.2%, 角差小于10′。试验接线见图2。

试验中所用电容分压器在使用前通过替代法进行校准。首先在较低电压下 (如20%×UN) , 用330k V标准电压互感器配合200V感应分压器校准标准电容分压器。330k V标准电压互感器配合200V感应分压器的变比与被检CVT相同。

3 注意事项

1) 试验接线一定要正确, 一次导线要与周围导电体保持安全距离。

2) 每次升压前要检查放电线确已拆除, 并检查设备接地线可靠。

3) 升压时要进行呼唱, 并在周围拉设围栏, 防止无关人员进入。

4) 升压过程中密切监视检定装置及被试互感器状况, 防止过压烧损设备。

4 结论

随着CVT在高压电力系统中的广泛应用, CVT检定工作已越来越普遍。对于750k V系统CVT的检定, 通过我公司实际检定工作及结果验证, 采用谐振回路对被试CVT加入高电压的方法是可行的。我公司此次CVT检定工作的顺利进行, 也为750k V系统CVT的检定工作提供了宝贵的经验。

参考文献

[1]JJG 1021-2007电力互感器检定规程.

[2]凌子恕.高压互感器技术手册.北京:中国电力出版社, 2005.

750kV系统 篇2

关键词：电网系统；750KV变电站；安装施工；应用

目前西北地区电网的变电站等级远远无法满足西北地区的用电需求，研究更高等级的变电站对实现电网的技术升级，实施国家西部崛起战略，将西部资源优势转变为经济优势具有重要意义。750KV的变电站输电具有距离远、容量大、经濟高效的特点，在建设变电站之前首先应该对变电站的选址进行详细的分析，本文对在喀什建设的75KV变电站选址的分析给出了相关性的研究。

一、变电站项目选址意义和原则

（一）选址意义。变电站的站址选择是电力网络系统建设和规划中最基础的部分，选址的好坏直接关系到电网系统的安全运行和长期稳定性，也会对电网架构的合理性、适应性产生较大的影响。如果选址位置不好，不仅电压质量难以满足居民和工业用电需求，整个电网系统结构容易受到干扰影响，很难保证系统的经济、安全、高效运行。

（二）选址原则。变电站选址是电网规划中最基础的环节，也是相当重要的环节，选址的合理性有利于提高电能输送的质量和运行的经济可靠性，在实际选址中还应该遵循以下原则：

1、供电安全原则。供电安全原则指的是选址应该考虑到供电是否安全，如是否周围有易燃易爆物、是否有纤维和粉尘积累、是否处在人员密集场所、是否处在工作单位下风侧等等。

2、经济性原则。变电站的选址应遵循经济适用的原则，例如应该尽可能的靠近负荷中心，否则会导致远离变电站的负荷的相应馈线长度更长，增加项目成本。

3、防洪、防震原则。一般变电站的选址标高应该高出平均水位1m以上，地势尽量高一点，防止洪水内涝，导致电站不能正常运行等等。

二、变电站选址的基本步骤

一般的初选址应该在可行性研究之前确定好，确定初址后要考虑到变电站建设模式及设计电气布置方案，同时对所选变电站站址进行现场实地踏勘收资、工程地质勘探、钻探等外业勘探工作，可利用初步设计阶段资料等多种勘测手段完成。勘测工作根据《变电所岩土工程勘测技术规程（DL/T 5170—2002）》以及设计任务书要求进行，具体项目如下：

（一）初址选择。按选择的变电站模式和等级基本选定电气接入系统方案，并进行负荷预测，找出负荷中心，在负荷中心区域选择变电站初址。

（二）收集资料。初址选择完成后应该前往水利、土地规划等部门收集所选站址的地质、水文、气象等基础资料，分析选址的可行性。

（三）实地勘测。在站址实地采集土层、水质样本进行检验，具体有土常规及湿陷、自重湿陷、固结及剪切性试验；土壤易溶盐分析和土腐蚀性判定；土样的粘粒分析试验；水的腐蚀性分析等等。

（四）探井钻孔评价。实地勘测后还需要利用探井和钻孔结作业来对更深处地质进行试验分析。钻孔分为一般性钻孔和控制性钻孔，深度为25m，主要是确定地层力学特性并评价饱和粉土的液化特征。

二、喀什750KV变电站项目的地质条件

（一）地质评价。依据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），得到站址区域地震动峰值加速度为0.20g，相对应的地震烈度为Ⅷ度。根据站址实际勘测得到的岩土性质以及收集的相关资料并结合根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），站址场地土类型为中软场地土，建筑场地类别为Ⅱ类，根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）第4.1.1条，站址场地属抗震不利地段。

（二）站址粉土的液化评价。根据《建筑抗震设计规范》，抗震设防烈度为8度，地基土存在饱和粉土及砂土，上覆非液化土层厚度和地下水位深度也不满足要求，所以要对粉土进行标准贯入试验来进一步判定液化情况。由于探井钻孔深度为25m，应按下式计算标准贯入锤击数的临界值：

其中N0是液化判别标准贯入锤击数的基准值，p为粘粒含量百分率。判断出土层存在液化后，应计算每个钻孔的液化指数，公式如下：

其中I为液化指数，N’和N分别为标准贯入的实测值与临界值，W为层位影响权函数值。根据其中24个钻孔进行的标准贯入试验可知，在C20孔附近存在液化现象，土层液化指数为1.78，液化层厚度为上部2m左右，土层液化等级为轻微液化。

三、施工设计方案

（一）地基选择。场地地层岩性主要以粉土、粉质黏土为主，局部夹粉细砂薄层，设计人员经过承载力计算如能满足抗震、抗洪等基本要求，可考虑选用天然地基，若不能满足，则可采用人工地基或采用变形及承载力要求的基础形式，人工地基采用换土垫层法。

（二）降、排水方案。根据站址地形拟采用轻型井点法，可沿基坑周围埋设井点管，距离基坑0.8～1.0m，井点管间距为0.8～2.0m，在地面铺设集水总管，将各井点管与总管用软管或钢管连接，在总管中段适当位置安装抽水泵或抽水装置，在管路中形成一定的真空度，使基坑水位降低，使地下水得到有效输干。井点平面布置可采用“U”型布置。

（三）勘探结构设计。根据设计资料，站址建筑物均采用砖混结构和钢筋混凝土条形基础，基础埋深2.2m～3.5m，结合建筑物边线和设备基础布置勘探线，拟采用9条水平和5条垂直勘探线。布置勘探点34个，全部为鉴别孔，深度为12.0m，钻孔25个，其中控制性钻孔13个，深度为25.0m，一般性钻孔12个，深度为20.0m，全部钻孔均采取标贯试验。

结束语

750KV的变电站对于电网等级提升和运行具有重要意义，在实际安装施工中，要合理利用各种优势安装施工技术，保证变电站施工质量和施工速度，以确保高电压电网系统的正常运行。

参考文献：

[1]程志国.世界海拔最高城市光伏电站并网发电日月山750kV变电站工程施工技术资料控制管理[J].青海电力，2011，30（z2）：67-69.

750kV系统 篇3

陕西电网位于西北电网的东部,是西北电网电力外送的主要通道,也是西北电网电力外送的受电端。随着负荷水平的提高和近年来国家能源政策的调整,陕西330 kV电网作为输电网的局限性越来越明显,因此加快发展更高电压等级的输电网迫在眉睫。结合陕西电网实际,陕西电网最终采用750 kV电网作为330 kV电网的升级电压等级。根据规划,至2015年,陕西750 kV电网将起到输电网的作用,电网将辐射到陕南和陕北,关中地区有可能形成环网结构。为明确陕西750 kV电网建设中陕西电网可能出现的问题,陕西电网开展了多方面研究。本文依据2010年、2012年和2015年陕西电网规划[1],通过对这些年份陕西电网短路电流水平的校核计算确定陕西750 kV电网发展对短路电流的影响,分析引起短路电流发生较大变化的750 kV输变电工程,提出陕西750 kV电网建设中需注意的短路电流持续增长或保持较高水平的变电站,为陕西电网设备更新或方式安排提供依据。本文计算中主要采用的计算工具是PSASP程序的短路电流计算模块[2],计算时不基于潮流。

1 2010年陕西短路电流

2010年陕西750 kV电网结构见图1。2010年陕西750 kV电网的特点是:与西北电网形成双回750 kV输电通道;陕西境内750 kV线路呈双回延伸到陕北;接入750 kV电网的电厂仅有榆横电厂和秦岭电厂。在此基础上陕西电网750 kV母线短路电流计算结果见表1,330 kV母线短路电流计算结果见表2(表中只给出了短路电流超过35 kA的母线,以下类同)。

从表1和表2的计算结果可知:2010年陕西电网750 kV母线短路电流水平较低,其中三相短路电流最大未超过25 kA,单相短路电流最大未超过14 kA,与750 kV开关50 kA的遮断容量相比差距较大;2010年陕西电网330 kV母线短路电流超过40 kA的母线分别是庄头330、乾县(750)330、北郊330、池阳330和草滩330,其中短路电流超标的母线是庄头330、北郊330和池阳330;2010年陕西电网330 kV短路电流较高的母线(超过35 kA)集中在关中双环网上。

从陕西750 kV电网发展来看,2010年陕西750 kV电网和330 kV电网不具备解环的条件,但若将局部地区进行解环也是可以的。根据目前的相关研究[3,4],本文计算中将330 kV庄头变附近的750/330 kV电磁环网从330 kV段家-庄头、330 kV汤峪-庄头和330 kV乾县-雍城进行了解环。计算结果表明,330 kV变电站不再有短路电流超过40 kA的母线。

另外需注意的是,陕西750 kV变压器将主要采用高阻抗变压器(Uk1-2=18%),若再考虑这个因素,陕西330 kV电网短路电流水平可再降低0.3 kA。

对2010年陕西电网短路电流校核计算可知,需将330 kV庄头变、北郊变和池阳变的开关更换为50 kA的开关,或将陕西750 kV电网和330 kV电网实现局部解环,解环方案可参照目前相关的研究结论。

2 2012年陕西短路电流

2012年陕西750 kV电网结构见图2。与2010年陕西750 kV电网相比,2012年陕西750 kV电网的主要特点是:与西北电网形成2条双回750 kV输电通道;750 kV线路在陕北进一步延伸到神木和清水川;750 kV线路在陕南基本建成但未与750 kV电网相连,处于降压运行状态;接入750 kV电网的机组和容量有所增加。在此基础上陕西电网750 kV母线短路电流计算结果见表3,330 kV母线短路电流计算结果见表4。

从表3和表4的计算结果可知:2012年陕西电网750 kV母线短路电流水平增加明显,其中三相短路电流最大达到35 kA,单相短路电流最大达到26 kA,但与750 kV开关50 kA的遮断容量相比仍有较大差距;2010年陕西电网330 kV母线短路电流超过40 kA的母线分别是乾县(750)330、庄头330、大杨330、渭南(750)330、雍城330、河寨330、南郊330、北郊330、宝鸡(750)330、草滩330、东南郊330、沣河330、池阳330和渭南330,其中短路电流超标的母线是庄头330、雍城330、北郊330、沣河330、池阳330和渭南330;2012年陕西电网330 kV短路电流较高的母线(超过35 kA)集中在关中双环网及延伸网上。

对于短路电流超标的330 kV母线来说,庄头330 kV母线的三相短路电流超过了50 kA,即使将330 kV庄头变全部更换为50 kA的开关也不能解决短路电流超标的问题,若将其全部更换为63 kA的开关,就330 kV庄头变在电网中的地位和需更换的开关数目来讲也是比较困难的。因此治理330 kV庄头变短路电流超标问题首先可考虑将330 kV庄头变附近的750 kV电网和330 kV电网实现解环。在相关研究的基础上,本文计算中将330 kV庄头变附近的750/330 kV电磁环网从330 kV段家—庄头、330 kV汤峪—庄头和330 kV乾县—雍城进行了解环。计算结果表明,除庄头330(45 kA)和北郊330(41.38 kA)短路电流超标外,其他超标母线已不再超标。此时330 kV庄头变也只需将开关更换为50 kA的开关。

需注意的是,陕西750 kV变压器若采用高阻抗变压器(Uk1-2=18%),则在不解环时可使330 kV渭南变母线不再超标(39.9 kA),其余超标母线仍然超标。

对2012年陕西电网短路电流校核计算可知,若只采用更换开关的方法解决330 kV庄头变短路电流超标的问题,则需将庄头变全部开关更换为63 kA的开关,而其余超标变电站需全部更换为50 kA的开关;若解开如前所述部分线路,则只需将330 kV庄头变和330 kV北郊变的开关更换为50 kA的开关即可;陕西电网采用750 kV高阻抗变压器可将330 kV渭南变母线短路电流限制到40 kA以下,但其余短路电流超标母线仍然超标。

3 2015年陕西短路电流

2015年陕西750 kV电网结构见图3。与2012年陕西750 kV电网相比,2015年陕西750 kV电网的主要特点是:与西北电网间的750 kV输电通道得到了进一步加强,形成了3条双回750 kV输电通道;陕南750 kV电网和关中750 kV电网实现了互联;接入750kV电网的机组和容量进一步增加。表5和表6是陕西电网750 kV母线和330 kV母线短路电流计算结果。

由于2015年陕西750 kV电网结构更加坚强,同时与之配套的330 kV电网得到了更大的加强,因此2015年陕西750 kV电网和330 kV电网在某些地区具备了局部解环的条件。

从表5和表6的计算结果可知:2015年750 kV乾县变三相短路电流达到了49 kA,接近50 kA的开关遮断容量,需注意750 kV乾县变接入的机组容量,而其余750 kV母线三相短路电流水平在40 kA以下;750 kV母线单相短路电流超过40 kA的有彬长HL750和乾县750,均是大容量电厂的接入站,可通过减少电厂升压变接地数目来降低单相短路电流;2015年陕西电网330 kV母线短路电流增加迅速,其中三相短路电流超过60 kA的母线有庄头330、乾县(750)330、南郊330和渭南(750)330,三相短路电流超过50 kA的母线有河寨330、西安南330、东南郊330、渭南330和大杨330,三相短路电流超过40 kA的母线有北郊330、池阳330、东郊330、草滩330、雍城330、宝鸡(750)330、沣河330、丰塬330、榆横330、泾河330、南郊热B330、灞桥330、咸阳热B330、灞桥B330和代王330;2015年陕西330 kV母线短路电流超标的母线有庄头330、南郊330、河寨330、东南郊330、渭南330、北郊330、池阳330、东郊330、雍城330和沣河330;2015年陕西330 kV母线短路电流普遍较高,三相短路电流超过40 kA的变电站占全部变电站的21%左右,而且大部分(三相短路电流超过35 kA)集中在关中双环网及延伸网上。

从2015年陕西330 kV电网的短路电流计算结果看,2015年陕西750/330 kV电磁环网必须解开以降低短路电流。2015年陕西关中地区电磁环网解环330 kV线路为:段家—庄头、汤峪—庄头、乾县—雍城、庄头—河寨、渭南—北郊和东南郊—南郊。与2012年解环线路相比,增加的线路是关中双回网上的联络线。按此方案解环后,陕西750 kV侧母线三相短路电流平均降低了0.4 kA,其中降低最大的西安南750降低了1.98 kA,降低最小的神木750没有明显变化,对于750 kV母线三相短路超过40 kA的乾县750来讲仅降低了0.17 kA;陕西330 kV侧三相短路电流降低明显。表7给出了关中地区电磁环网解环后三相短路电流较大的母线。

从表7可以看出,330 kV侧三相短路电流超过40 kA的母线除了750 kV变压器的中压侧外仅有池阳330和大杨330,而330 kV大杨变的开关全部更换为了63 kA的开关,也就是说仅有330 kV池阳变短路电流有所超标。而且,三相短路电流超过35 kA而低于40 kA的母线减少很多。因此,2015年陕西电网在关中地区若实现电磁环网解环则陕西电网内330 kV母线短路电流超标的母线仅有池阳330。

4 影响短路电流较大的输变电工程

根据前面的计算分析,2010—2015年陕西电网750 kV短路电流水平虽变化比较迅速,除了需注意750 kV乾县变的短路电流外,其余750 kV变电站的750 kV短路电流水平总体在可控范围内,但330 kV短路电流水平却增加迅速,而且到2015年不解环的话短路电流将控制不住。讨论了750 kV输变电工程投运对330 kV电网短路电流水平的影响,得出以下结论:

(1) 2010年750 kV乾县变输变电工程投运会造成庄头330、北郊330和池阳330三相短路电流超标。

(2) 2010年750 kV渭南变输变电工程投运会造成北郊330三相短路电流超标。

(3) 2010年750 kV乾县—宝鸡线路、750 kV乾县—渭南线路和750 kV乾县变的投运对三相短路电流超标的庄头330、北郊330和池阳330短路电流影响较大,需注意这些项目投运前完成庄头变、北郊变和池阳变运行方式的安排和设备的更换。

(4) 2010—2012年,对于庄头330母线短路电流超标起决定性作用的是750 kV乾县变扩容和750 kV天水—宝鸡线路投运。

(5) 2010—2012年,对于雍城330母线短路电流超标起决定作用的是750 kV宝鸡变扩容和750 kV天水—宝鸡线路投运。

(6) 2010—2012年,对于沣河330母线短路电流超标起决定作用的是750 kV乾县变扩容和750 kV天水—宝鸡线路投运。

(7) 2010—2012年,对于池阳330母线短路电流超标起决定作用的是750 kV乾县变扩容。

(8) 2012—2015年,对三相短路电流超过50 kA母线影响较大的750 kV输变电工程是渭南一西安南—安康输变电工程投运、渭南变扩容、榆横变扩容。

具体计算结果和内容可参见相关的研究报告[5]。

5 结论

通过对2010—2015年750 kV电网接入后陕西电网750 kV和330 kV侧短路电流的计算分析可知:

(1) 2010—2015年陕西电网750 kV侧短路电流水平增加明显,但需引起注意的是750 kV乾县变。

(2) 2010—2015年陕西电网330 kV侧短路电流水平增加迅速,若不解开750/330 kV电磁环网,2015年330 kV庄头变三相短路电流将达63 kA。

(3)陕西电网750 kV变压器采用高阻抗变压器对限制全接线情况下330 kV母线短路电流水平有限。

(4) 2010年陕西电网全接线情况下330 kV三相短路电流超标的母线是庄头330、北郊330和池阳330;2012年陕西电网庄头变附近解环时330 kV三相短路电流超标的母线是庄头330和北郊330;2015年陕西电网关中地区部分解环时330 kV三相短路电流超标的母线是池阳330。

6 建议

(1) 2012—2015年陕西750 kV电网建设中应适当考虑330 kV电网解环的问题,避免后期工作紧张。

(2)优先安排330 kV短路电流超标严重和后期解环后仍然可能超标变电站的开关工作。

(3)在重要750 kV或330 kV输变电的工程投运前提前进行电网短路电流校核,并做好电网安全运行预案,避免出现电网设备不能保证电网安全运行的情况。

(4)对陕西电网解环方案进行优化分析,避免更换设备和浪费电网资源。

摘要：根据陕西电网发展规划,750 kV电网将是未来陕西电网的主网架,它将起到替代330 kV电网输电网的作用。至2015年,陕西750 kV电网将延伸到陕北和陕南,关中地区也有可能形成环网结构。因此陕西750 kV电网和330 kV电网协调发展和运行的问题成为迫切需要解决的问题。本文通过对2010年、2012年和2015年陕西电网短路电流水平的校核,研究陕西电网发展中需重点关注短路电流超标或接近超标的变电站。

关键词：750 kV电网,330 kV电网,短路电流,超标

参考文献

[1]陕西省电力公司,中国电力工程顾问集团西北电力设计院.陕西电网“十二五”及2030年电网规划设计[Z].2008.

[2]中国电力科学研究院.电力系统分析综合程序短路计算用户使用手册[K].2004.

[3]高一级电压等级接入对陕西电网安全稳定影响及陕西电网结构优化研究[R].西安:陕西省电力公司;北京:中国电力科学研究院,2009.

[4]750 kV系统接入后陕西电网安全稳定分析[R].西安:陕西电力科学研究院,2009.

750kV系统 篇4

750 k V系统用无间隙金属氧化物避雷器(MOA)是为配合750 k V输变电示范工程建设,为系统提供过电压保护而进行研制开发的。该产品是使750 k V交流系统中电气设备免受雷电及操作过电压损坏的重要保护电器[1,2,3]。

750 k V系统用MOA在我国为首次研发[4]首次使用,其运行时间短,维护经验少。而MOA无串联间隙,在运行中长期直接承受电力系统运行电压的作用,阀片将逐渐产生劣化;因结构不良导致密封不严,使阀片在运行中容易受潮;阀片受潮后泄漏电流增大又会加剧劣化,从而进一步导致泄漏电流增大,产生有功损耗,形成热崩溃,甚至导致MOA损坏或爆炸,从而使被保护设备失去保护,影响电网安全[5,6,7]。

目前,多数MOA阻性电流在线监测系统是将被测信号引入站内主机,然后由主机进行集中检测和处理的[8,9]。但由于被测信号很小,而与低电压等级变电站相比,750 k V变电站内电磁干扰和杂散电容的影响大,加上到模拟量传输过程中的引入干扰,传统监测系统无法保证测量结果的有效性和稳定性。本文提出将总线式结构应用于750 k V MOA在线监测系统,其监测单元具备信号提取、数字化和处理功能,采用全数字化通信方式,彻底消除了电磁干扰导致的模拟信号传输失真,实现了750 k V MOA阻性电流的实时测量。

1 CAN总线式在线监测系统

CAN总线式750 k V MOA阻性电流在线监测系统包括本地监测系统、数据管理系统两大部分,它们之间通过局域网服务器连接用以实现监测终端用户的远程监测和系统维护。通过局域网,用户可以实现对MOA的实时监控、历史数据查询及生成诊断报告等操作。图1为CAN总线式750 k V MOA阻性电流在线监测系统的结构示意图。

2 本地监测系统

本地监测系统分为传感器、本地监测单元、CAN控制器与CAN收发器4部分,如图2所示。本地监测单元实现信号的采集、数据本地化处理及存储。传感器将采集到的数据通过A/D转换器存入处理器进行处理。当收到查询命令时,由总线控制器对处理器进行访问后,CAN收发器将数据发出。本地监测模块结构图如图2所示。

2.1 传感器

在线监测系统中,传感器是取样器件也是关键器件,其性能的优劣直接影响测量精度及系统分析诊断的可靠性和准确性[10,11]。所设计的监测系统采用了先进的自动补偿式电流传感器,除了选用起始导磁率较高、损耗较小的坡莫合金作铁心外,还采用了深度负反馈补偿技术,能够对铁心的激磁磁势进行全自动补偿,保持铁心工作在接近理想的零磁通状态,同时对线圈进行双层屏蔽,有效提高传感器角差和比差的稳定性[12]。这种穿心结构(穿心孔径Φ为25 mm)的电流传感器在检测100μA~1 000 m A的工频电流信号时,相位变换误差均不大于±0.01°(tanδ误差约为0.02%),并且不受环境温度及电磁干扰的影响,有效提高了取样的精确性。

2.2 信号处理单元

本地监测模块的信号处理单元中包括A/D转换器、处理器、总线控制器、总线收发器及电源模块5部分。传感器将采集到的信号通过A/D转换器转换后传送至处理器。处理器是本地监测模块的核心,主要实现数据的处理及存储等功能。本系统采用89C55型处理器,它与常用的Intel 80518微处理器相比有内存大、工作电压范围宽、集成度高、运行速度快等优点[13],可以满足750 k V设备监测系统的数据处理及存储要求。

CAN控制器采用SJA1000芯片,它支持CAN 2.0规范,在硬件上集成了物理层和数据链路层的功能,可以完成对数据帧处理。总线收发的电平转化功能由高速CAN收发器TJA1040实现。

2.3 总线设计

本系统采用了在通信能力、可靠性、实时性、灵活性、易用性、传输距离远、成本低等方面有着明显优势的CAN总线作为传输通道[14,15]号,传输距离达到10 km时,CAN总线仍可提供高达5 Kbit/s的数据传输速率,而且其最高传输流量可达300帧/s。

3 数据管理系统

数据管理系统是以专家系统为主要构架,包含历史数据查询、诊断分析及状态预警等功能。系统功能结构如图3所示。

通过局域网通信方式,数据管理系统可定时获得被测设备的监测数据,并自动装载到SQL数据库,实现实测值与历史值的对比分析。

系统根据绝缘参数特征值的相对变化量,提供数据诊断功能。此外,监测系统的上层软件还为设计专家系统的人员提供了访问数据库和显示结果(包括特征量、曲线、表格等)的工具,专业人员可利用这些接口开发出更为完善的诊断模块。

在诊断系统中,还嵌入了发展趋势预测模块,对监测数据进行分析判断(具有监测数据分析、查询、打印等功能),筛选出绝缘参数异常的设备,及时发出状态预警信号,形成监测报告,并提供包括绝缘参数变化趋势图在内的相关信息,便于管理人员做出更为精确的诊断。

4 应用实例

本系统以某变电站750 k V MOA为例,对其运行状态下的阻性电流i、阻性电流与容性电流比值γ及运行电压测量量u等参数进行实时监测,实验表明所设计的系统能真实有效地反映被测设备的运行状态,其结果如图4~6所示(图4中,曲线1、2、3分别为A、B、C相阻性电流i;图5中,曲线1、2、3分别为A、B、C相阻容比γ;图6中,1、2、3分别为A、B、C相电压u)。

5 结论

750kV系统 篇5

建设“安全水平高、适应能力强、配置效率高、互动性能好、综合效益优”的坚强智能电网是促进可再生能源发展、实现节能减排、优化能源布局、提高供电可靠性的重要手段和必然趋势,也是推动低碳经济发展、促进经济发展方式转变的重大举措。智能变电站以其先进的信息化、自动化和分析技术为基础,灵活、高效、可靠地完成对输电网的测量、控制、调节、保护、安稳等功能,保证电网安全性提高、可靠性加强、灵活性提升和资源优化配置水平提高等目标的实现[1]。

国家电网公司经过充分的考察、论证和分析,于2009年5月在北京正式发布了中国建设坚强智能电网的目标。按照“统一规划、统一标准、试点先行、整体推进”的建设原则,于同年8月启动了第一批试点工程,部分项目已取得了阶段性的成果。智能电网建设作为国家的重点建设项目,已经得到了政府的高度重视和全社会的关注[2,3]。

延安750 kV变电站是国家电网公司首批智能变电站试点工程之一,是目前国内电压等级最高的智能变电站。该站采用先进、可靠、集成、低碳节能的智能设备,集成应用智能传感器、电子互感器、网络通信、实时监测、专家系统等技术、全景数据采集及高级应用功能,从主系统到辅助系统全面实现变电站测量数字化、控制网络化、状态可视化、操作程序化、检修状态化、运行智能化,占地面积小、节能环保,投资效益、综合效益显著。本文通过对750 kV延安智能变电站技术经济分析,研究智能化变电站的技术特征、智能方案和设计特点,分析研究工程造价构成与变化特点,以达到提高智能变电站工程建设和管理效率,合理确定智能变电站工程造价,有效控制工程投资,降低智能变电站工程建设成本的目的。

1 LCC基本理论与特点

20世纪80年代初,英国工程造价管理界提出了建设项目全寿命周期成本理论(简称LCC理论),认为建设项目全寿命周期成本不仅包括建设项目的建造成本,还要考虑运营维修和保养翻新成本,从而实现建设项目的利益最大化[4]。建设项目全生命周期成本分析主要任务是在满足特定的性能、安全性、可靠性、耐久性以及其他要求的同时,评估或优化建筑产品的生命周期费用[5]。主要从技术、经济和管理方面进行,具有全系统、全费用和全过程的特点,即从项目的长期经济效益出发,全面考虑设备或系统的规划设计、建造购置、运行维护、更新改造、直至报废的全过程,是LCC最小的1种管理理念和方法,从系统最优的角度考虑成本管理问题,与传统的经济技术分析相比,LCC管理着眼于长期得失,以追求项目总的所耗资源最省为目标。

电网企业作为资金、技术密集型企业,具有设备初始投资大、运行成本高、服役时间长的特点,设备的初始投资固然重要,但检修维护和运行成本也不容忽视。延安750 kV变电站采用先进、可靠、集成、低碳节能的智能设备,集成应用智能传感器、电子互感器、网络通信、实时监测、专家系统等技术、全景数据采集及高级应用功能,从主系统到辅助系统全面实现变电站测量数字化、控制网络化、状态可视化、操作程序化、检修状态化、运行智能化,占地面积小、节能环保,投资效益、综合效益显著。以延安智能变为模型,从智能技术特点、工程投资分析、变电运行维护成本出发按照全寿命周期理论的关键要素进行讨论分析,为智能变电站建设管理提供借鉴。

2 智能技术方案及特点

750 kV变电站工程智能化主要表现在一次设备智能化、电子式互感器的应用、变电站自动化配置、系统整合、高级应用等方面均有重大创新和突破[6]:

(1)“常规一次设备+智能组件”实现超高压一次设备智能化。实现断路器机械、气体、局放,以及主变压器油色谱、局放等状态参量在线监测功能;智能终端实现高压设备测量、控制、计量、监测功能。智能高压设备通过自我参量检测、就地综合评估、实时状态预报,实现高压设备测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化;实现设备“体检”由单项查验向综合诊断转变,定期检修向状态检修转变。提高设备使用效率,提升设备安全可靠水平,减少检修维护工作量,节省运行成本,保证一次设备全寿命周期成本最优。

(2)全站配置唯一的设备状态监测后台系统对站内各类设备的状态监测数据进行汇总、诊断分析。智能变电站综合状态监测系统的建立和运用,使传统的状态监测从1个孤立的、参考性的系统过渡到全局的、网络化的、智能化的综合状态监测、数据分析、诊断和服务管理系统,为实现真正的状态检修提供了技术支撑。

(3)全站采用多种类型电子式互感器,包括有源电子式、无源光纤式电流互感器及电容分压型电子式电压互感器。

(4)对330 kV电子式互感器安装方式进行了优化。

(5)取消了独立微机“五防”装置,由监控系统实现面向全站的防误闭锁功能,在监控系统操作员工作站的系统软件中嵌入“五防”逻辑判断功能,保留间隔内的电气联锁回路。

(6)取消电压无功综合控制柜,计算机监控系统自动按照既定电压无功调节策略对电压一无功进行联合调节。

(7)采用直流一体化系统,将直流电源系统、UPS逆变电源系统、通信电源系统统一设计、系统整合,形成站内唯一的直流电源系统,满足站内各种直流负荷用电需求。

(8)采用智能站用电系统,实现了低压交流电源系统的信息化、自动化、互动化。

(9)结合智能化变电站中光缆多、电缆减少、自动化程度高、少人值班等特点,优化电缆沟截面和二次设备布置,整合功能房间。整合原2个750 kV继电器室为1个,建筑面积减少69.37 m2。整合原3个330 kV继电器室为1个,建筑面积减少119.91 m2。

(10)户内采用新型LED节能灯具,户外采用节能高效照明灯具,使变电站内照明系统具有节能环保的特点。

(11)电缆沟内采用复合电缆支架,改善电缆敷设质量。电缆沟防火墙采用新型防火膨胀模块,具有耐火时间长、扩建施工方便、使用寿命长的特点。

3 智能变电站投资成本分析

3.1 智能变电站造价构成

智能变电站工程造价由设备购置费、安装工程费、建筑工程费和其它费用4项费用构成,与常规变电站相同。延安750 kV智能变电站工程批准概算动态投资28 626万元,单位造价279.17元/kVA,静态投资56 570万元,单位造价269.37元/kVA。其中建筑工程费12 532万元,安装工程费3 948万元,设备购置费28 971万元,其它费用11 118万元,分别占静态总投资的22.15%、6.98%、51.21%和19.65%。

3.2 变电站智能化前后投资差异分析

750 kV延安变电站工程属于从常规变电设计改进为智能变电站试点工程。所以经历了常规设计向智能化设计改进的过程,具有常规站设计方案又有智能化方案设计方案。智能化前后的概算投资变化对比分析如表1所示。

万元

(1)投资增加分析。主要是设备智能化引起的设备购置费增加,合计增加费用2 081万元。其中,一次设备(主变压器、断路器)增加智能单元、状态监测单元等新组件,设备费用增加1 669万元;在线监测系统集成了750 kV变压器、750 kV高压电抗器、750 kV断路器及全站避雷器的状态监测系统,主变压器状态监测由原单一的油色谱在线监测系统扩展为包括油色谱、铁心接地电流、局放监测的综合在线监测,增加避雷器放电计数及漏电流在线监测系统等,监测系统费用增加59万元:互感器由常规互感器调整为电子式互感器,费用增加87万元;网络交换机等通信设备费用增加266万元。

(2)投资减少分析。主控楼由2层减为1层,750 kV保护小室有2个单体合并为1个,330 kV保护小室由3个单体合为1个,全站建筑面积减少375 cm2,减少20%;采用大联合构架、电子互感器和隔离开关组合电器,可节约占地8.92亩,节约5%,合计土建费用减少约422万元(含土地费用约94万元);二次电缆由控制电缆变为光缆,减少费用27.21万元。合计初期投资减少370.21万元。

3.3 750 kV延安智能变电站造价特征

750 kV延安智能变电站工程批准概算动态投资58 626万元。实际结算静态费用49 947万元,节余6 622万元,概算节余率11.70%。通过价格指数折算,与相同规模常规变电站在相同水平造价对比,750 kV智能变电站工程造价具有明显的特征。

(1)设备购置费。一次设备购置费由传统功能设备组建费用加上智能组件费用构成,主要增加了在线监测设备费用,电子式互感器比常规互感器略为减少。二次设备增加了智能控制/过程层交换机、智能辅助控制系统、智能巡检系统等设备,智能化使设备购置费增加6.58%。

(2)安装工程费。为实现站内智能化、智能电网调度、变电站设备信息智能化动态监控等自动化网络结构,使网络线数量增加、智能化测控单元、多模光缆增加、光缆数量及尾纤、光纤熔接点等增加,而控制电缆数量减少。材料量和安装工作量增加等使安装工程费增加2.81%。

(3)检测检验调试费。智能设备出厂前的联调试验,设备智能终端、智能呼吸器、智能测控单元、状态检测单元、智能判断系统、智能辅助系统、网络报文监测分析系统、PMU同步相量系统、交直流一体化系统等智能系统的检测检验调试方式变化巨大,人员和调试仪器仪表增加,使检测检验调试工程费大幅增加95.23%。

(4)建筑工程费。智能站系统结构更加紧凑,主控楼布置优化,继电器室整合使建筑面积减少,数字化电气量检测系统体积减小,控制电缆数量大量减少使电缆沟长度减少、截面缩小使建筑费用减少4.64%。

(5)其它费用。因智能站推行初期试点工程而增加的整体联调模拟仿真试验、智能变电站设计研究、智能设备及网站等特殊调试费以及智能设备费增加引起的相关取费增加等使其他费用比常规变电费用增加8.23%。

4 经济效益分析

4.1 投资效益

(1)延安750 kV变电站位于Ⅳ级自重湿陷性黄土地区,针对湿陷性黄土厚度大、湿陷等级高等特点,地基处理首次在国内应用了挤密桩和灌注桩复合处理技术,消除了地基土湿陷性,提高了桩体的承载力,通过现场浸水试验对孔内深层强夯灰土挤密桩进行优化(主要优化处理深度和范围),节约资源并节省投资约500万元。

(2) 750 kV、330 kV构架取消温度缝、节约2个基础及地基处理费用;通过设备选型的优化,增加集中控制和智能化程度,主控楼由2层减为1层,750 kV保护小室有2个单体合并为1个,330 kV保护小室由3个单体合为1个,全站建筑面积减少375 cm2;采用大联合构架、电子互感器和隔离开关组合电器,占地面积同比节约5%;减少电能损耗约140 MW·h,同比节约7%。

4.2 环境效益

(1)主变压器采用智能通风控制系统和节能电机、风扇,房间采用直流变频空调和节能温控电采暖,变电站采用LED“绿色照明”,减少电能损耗约7%。

(2)建筑外墙采用外保温,采用节能型门窗,LOW-E中空玻璃,采用节水型卫生洁具及中水系统,达到污水零排放节能环保的目的。

(3)围墙采用粉煤灰蒸压砌块,不使用粘土砖,节约土地资源。变电站围墙可节约粘土约830 cm3。

(4)高强度钢材的应用,在构架部分主材采用Q345高强钢,减少钢材用量和基础工程量,较普钢节省钢材约7%。

(5)钢结构采用冷喷锌工艺,较已往采用热镀锌更环保、更节能。采用冷喷锌工艺,省去了传统热镀锌、热喷锌大量的升温能耗,费用更低,经济性能更好,更加环保。

(6)站内设置地埋式污水处理及雨污水再生利用设备1套,用于生活污水处理及雨污水回收利用,经处理后用于站区绿化、冲厕及喷洒,余水排入站区雨污水管网,可节约大量水资源。每年减少污水排放超过2 000 t,节约用水超过4 500 t。

5 智能变电站成本分析

750 kV延安变电站工程按照全寿命周期成本理念进行设计建设,采用了无人值班、在线监测等技术,统筹安全、性能和成本的关系,在适当增加初期投资的情况下,实现设备检测由单项指标向综合诊断转变,由定期检修向预防性状态检修转变,由有人值班向无人值班转变,将大幅减少后期运行维护成本,从而实现全寿命周期的成本最优化管理即LCC最优化[7]。

相比常规变电站,智能变电站的投入约增加9%,主要是设备费用增加较多。目前少人值班预计每年节省运行费用84万元,站用电减少21万元,减少污水排放、节约用水约4 500 t,运行成本减少约30%。实现设备“体检”由单项查验向综合诊断转变,定期检修向状态检修转变。减少检修维护工作量,节省运行成本15%。通过自我参量检测、就地综合评估、实时状态预报,实现高压设备测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化,降低故障成本20%。通过采用新材料、新工艺和新技术延长变电站使用寿命,同比减少废弃成本9%。

6 结语

延安750 kV智能变电站工程建成投产,翻开了坚强智能电网建设崭新的一页。通过强化管理,推行标准化建设、深化全寿命周期管理建设理念,优化设备选型和电气布置,加强一、二次设备集成、整合二次系统配置和功能,减少冗余、提高智能变电站装备水平和可靠性,最大限度地发挥技术优势,严格控制费用比重较大的设备成本,使工程的整体设计更加科学,智能变电站建设费用更趋合理,智能电网工程造价和电网运行成本达到全寿命周期最优,实现环境友好、资源节约、安全可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动的坚强智能电网建设目标。

参考文献

[1]余贻鑫,栾文彭.电网与清洁能源[J].智能电网,2009,25 (1):7-11.

[2]胡学浩.智能电网,未来电网的发展态势[J].电网技术, 2009,33(14):52-53.

[3]刘振亚.智能电网技术[M].北京:中国电力出版社,2010.

[4]沈维春.浅议全寿命周期成本控制理论在电力项目建设生产中的实践[J].电力工程经济,2008,1(9):22-23.

[5]董士波.建设项目全生命周期成本管理[M].北京:中国电力出版社,2009.

[6]吴建华.延安750 kV智能变电站技术专题报告[R].西安:陕西省电力设计院,2010.

750kV系统 篇6

1 常规处理方案

目前, 电力线路在施工及运行中, 所采取防止边坡滑坡、坍塌常规处理方案有两种。

1.1 处理方案一:放坡

1.1.1 处理方案

放坡, 及将原边坡按设计角度进行开挖, 减小边坡角度, 减少滑坡、坍塌的几率 (如图1) 。

1.1.2 适用范围

放坡处理法, 适用于小角度边坡, 对地质情况要求较高, 放坡后, 原状土胶合能力较大, 雨水冲刷对原状土影响不能过大。

1.1.3 缺点

放坡处理法对于西北地区湿陷性黄土区段保护效果明显减小, 放坡后, 在雨水浸泡及冲刷后, 极其容易造成滑坡和二次坍塌 (如图2) 。

1.2 处理方案二:修筑护坡

1.2.1 处理方案

将边坡沿坡底挖开, 自下至上修筑护坡。

1.2.2 适用范围

修筑护坡法, 适用于地形条件较好, 边坡长度较小的情况。

1.2.3 缺点

西北地区750 k V电力线路, 沿线地形环境恶劣, 部分边坡角度过大, 如修筑护坡, 往往过分追求强度功效, 造价太高, 破坏了生态自然, 景观效果差, 而且随着时间的推移, 混凝土面、浆砌片石面会风化、老化, 甚至造成破坏, 后期整治费用高。

2 优化处理方案

鉴于以上所述, 采取适合西北地区复杂地形及恶劣天气情况的处理方案, 是刻不容缓的任务。

经过对对750 k V在运行线路边坡情况进行现场勘查, 结合理论计算, 得出结论:采用边坡防护网 (亦称主动防护系统) 是最合理、经济的选择。

2.1 定义

主动防护系统是以钢丝绳网为主的各类柔性网覆盖包裹在所需防护斜坡或岩石上, 以限制坡面岩石土体的风化剥落或破坏以及危岩崩塌 (加固作用) , 或将落石控制于一定范围内运动 (围护作用) 。

2.2 特点

具有较高的柔性, 高防护强度, 易铺展性。适应任何坡面地形, 安装程序标准化、系统化。系统采用模切化安装方式, 工期短, 施工费用低。系统材料的特殊制造工艺和高防腐防锈技术, 决定了系统的超高寿命。系统能将工程队环境的影响降到最低点, 其防护区域可以充分的保护土体、岩石的稳固, 便于人工绿化, 有利于环保。

2.3 结构配置

金属网、锚杆、支撑绳、缝合绳、格栅网。

3 绿化

采用边坡防护网之后, 可使用有生命的植物来实现护坡之目的, 在网眼内种植适合的植物。植物的垂直根系可穿过坡体浅层的松散风化层, 锚固到深处较稳定的岩土层上, 起到预应力锚杆的作用。禾草、豆科植物和小灌木在地下0.7~1.5 m有明显的土壤加强作用, 乔木根系的锚固作用可影响到地下更深的岩土层。浅根性的草本植物, 其根系在土中盘根错节, 使边坡土体成为土与草根的复合材料, 草根犹如带预应力的三维加筋材, 使土体强度大大提高。边坡的失稳与坡体水压力的大小有着密切关系, 降雨是诱发重力侵蚀的重要因素之一。植物通过吸收和蒸腾坡体内水分、降低土体的孔隙水压力, 提高土体的抗剪强度, 进而促进边坡体的稳定。具有植被覆盖的坡面, 降雨在到达坡面之前, 就被植被截流, 植被茎叶对降落的雨滴和集中股流具有明显的销能作用, 可有效地防止坡面水蚀。植被的覆盖还可有效地防止风沙灾害。

参考文献

[1]中华人民共和国电力法[S].1995, 12.

[2]电力安全工作规程:电力线路部分[M].

[3]架空送电线路运行规程[S].DL/741-2001.

750kV系统 篇7

关键词：构架,结构型式,空间计算,温度作用,风荷载

1 结构选型

1.1 国内外构架设计简介

750k V构架高度高、跨度及导线张力荷载大, 与500k V及以下电压等级的变电构架差别明显。目前, 我国西北地区已经建成如兰州东、官亭、西宁、银川东、乌兰等一批750k V变电站, 但与以往电压等级的构架相比, 国内750k V构架的设计仍未形成一个成熟的体系。国外有美国、俄罗斯、加拿大、巴西、韩国等国家建有750k V电压等级的变电站, 从相关资料看, 750k V配电装置构架采用格构柱、格构梁的结构形式。韩国765k V变电站采用圆钢管格构结构;日本1000k V变电站构架柱采用角钢格构式结构;我国的1000k V荆门变电站构架采用钢管格构式结构;美国部分765k V构架采用变截面高强度多边形钢管结构;750k V配电装置构架横梁高度在30~42m之间, 构架跨度在38~45m之间。

综合国内外各电压等级变电站设计经验, 750k V构架有以下几种可供选择的型式。

等截面普通钢管结构:该结构由A型普通钢管柱和三角形断面格构式钢梁组成, 梁柱采用铰接, 多跨构架纵向设端撑。圆形钢管由于截面特性好, 受力合理, 受压和抗扭特性好, 在500k V及以下电压等级构架中得到广泛使用。

薄壁离心钢管混凝土结构:该结构由A型薄壁离心钢管混凝土构架柱和三角形断面格构式钢梁组成, 梁柱采用铰接, 纵向设置端撑。构架柱采用薄壁离心钢管混凝土结构, 通常情况下钢管内衬3.5cm厚的离心混凝土, 混凝土处于三向应力状态, 较大地提高了柱压弯受力的承载能力, 并提高了人字柱的整体刚度。目前, 国内220k V电压等级构架在山东、浙江等地应用较多, 在500k V电压等级构架中应用较少。

等截面或变截面高强度多边形钢管结构:该结构由A型等截面或变截面高强度多边形钢管构架柱和单杆式高强度多边形钢管梁组成, 梁柱采用刚接, 纵向设置端撑。该结构的特点是:钢材屈服强度高 (450MPa) , 杆件重量轻。目前, 国内已有一些500k V变电站在做这方面的尝试。

格构式钢结构:该结构体系由矩形断面格构式柱和矩形断面格构式钢梁组成, 梁柱采用铰接。格构柱有自立式和带端撑式两种, 以自立式使用较多。该结构又分为钢管格构式和角钢格构式两种。目前, 国内东北地区部分500k V变电站采用角钢格构式构架, 其他地区较少采用。

综合以上结构型式的优缺点, 本文主要计算分析等截面普通钢管结构、钢管格构式结构、角钢格构式结构3种结构型式以确定750k V构架最优型式。

1.2 计算输入

构架计算采用国际通用的STAAD.Pro空间杆系分析与设计软件。

基本风压:0.40k N/m2;

水平拉力:导线按70k N/相设计;地线按14k N/相设计;

最大允许偏角:10°

750k V出线构架导线挂点高度35m, 地线挂点高度51m, 单跨梁跨度46m。构架按最终规模所产生的荷载进行分析计算, 计算过程根据实际情况只考虑单侧挂线情况。

1.3 结构设计

1.3.1 等截面普通钢管结构

根据文献[1]、[2]的技术规定, A型构架柱根开7m, 端撑根开7m, 端撑设置2道横撑。三角形钢梁宽3m, 矢高3m, 构架梁底面采用交叉杆腹杆, 梁侧采用大节间单斜杆。等截面普通钢管结构在每组连续构架一端设置端撑。

柱计算简图如图1所示。

梁的计算简图如图2所示。

1.3.2 钢管、角钢格构柱结构

根据文献[1]、[2]的技术规定, 格构柱底部断面取6m×2.5m, 顶部挂地线柱断面取0.3m×0.3m, 中部断面6m×2.5m~2.5m×2.5m, 格构柱主杆的计算长度底部控制在2.5m左右, 柱中部控制在3m左右。设置横隔对提高格构柱结构的整体稳定十分重要, 在设计中格构柱每隔2~3个节间设置一道横隔, 在柱变坡及有较大荷载处也设置横隔[3,4]。

构架横梁采用矩形格构式钢梁, 梁宽2.5m, 高2.5m。构架梁每隔3~4个节间设置一道横隔, 可加强构架整体抗侧刚度。

角钢格构结构, 由于角钢压弯整体稳定性差, 采用刚接柱脚会加大柱身用钢量, 设计按铰接柱脚考虑。

格构梁计算简图如图3所示。

格构柱计算简图如图4所示。

构架三维计算简图如图5所示。

1.3.3 计算结果比较

从表1可以看出, 钢管格构结构较等截面普通钢管结构和角钢格构结构节省钢材, 采用钢管格构结构从经济上最省。

2 节点优化

钢结构的破坏, 很大一部分发生在构件的连接节点上, 因此设计安全可靠的节点显得尤为重要[5]。同时, 节点设计必须保证节点构造与结构计算模型吻合, 并且节点设计还关系到构架的加工和安装。在确定连接节点的构造形式及其连接时遵守的原则:在节点处内力传递简捷明确, 安全可靠;确保连接节点有足够的强度和刚度;节点承载力大于主材的承载力;节点加工简单、施工安装方便。

2.1 腹杆与主材的连接节点

构架梁、柱腹杆连接形式有T型连接、十字型连接、槽型连接及一字型连接等。十字型连接用于构件内力较大的节点, 连接螺栓按双剪设计, 连接螺栓数量较少, 但管头构造相对复杂, 焊接工作量大。槽型连接和一字型连接用于构件内力较小的节点, 节点构造简单。T型连接介于二者之间。综合各方面因素, 750k V构架柱腹杆管头连接推荐采用T型连接, 构架梁腹杆管头连接采用槽型连接, 避雷针部分管头连接采用一字型连接。具体形式如图6所示。

2.2 主材拼接节点

对于钢管主材的梁和柱, 其主材拼接节点目前钢结构构架较多采用法兰连接。法兰连接虽然增加了一定的用钢量, 但却极大地减少了现场焊接及补防腐工作量, 质量容易保证, 现场吊装进度快, 工期短[6]。与现场焊接接长杆件相比, 也不容易受施工现场气候条件的限制。在法兰连接中, 国内500k V交流变电站及换流站工程中的变电构架更多地采用了刚性法兰连接节点, 钢管主材直径越大, 刚性法兰的适应性越好。因为一般意义上讲, 刚性法兰较柔性法兰的厚度薄, 是通过加劲板来加强节点构造的, 如小直径的钢管连接仍采用刚性法兰连接, 在节点处容易引起较大的焊接变形和焊缝应力集中, 且小直径的刚性法兰加紧板在视觉上效果更差, 不够美观;从二者的用钢量上讲, 对于小直径的钢管, 柔性法兰的用钢量甚至略低于刚性法兰[7]。

对于750k V变电构架而言, 梁、柱均为小直径钢管主材, 壁厚一般大于6mm, 钢管与法兰的焊接质量也易于保证, 因此, 梁柱主材推荐采用柔性法兰拼接节点。与刚性法兰相比较, 在不增加用钢量的情况下, 极大地减少了工厂焊接加劲板的工作量, 且结构外形也简单、美观。

2.3 梁、柱连接设计

梁、柱连接可考虑图7、图8形式。图7所示为由柱身伸出短梁, 梁主材与短梁通过法兰连接;或梁主材直接通过节点板连于柱身, 同时通过隅撑支撑。图8所示为在构架柱身设置牛腿, 构架梁搁置于牛腿上, 紧固连接螺栓连接。以上各连接方法, 设短梁以法兰连接形式对加工精度要求较高, 设置牛腿施工相对复杂, 以节点板连接同时以隅撑支持最为简洁。考虑到大多构架露天温度区段超过限值, 计及温度应力通过计算可见此种连接方法可靠, 能充分发挥构件自身刚度。

3 温度作用影响分析

为了防止因温度作用在结构体系内引起过大的作用效应, 各专业规范里都根据自己的结构特点规定温度区段的长度。在规定的温度区段之内可以不考虑温度作用对结构的影响。文献[3]规定, 露天结构温度区段小于120m可不作温度变化作用效应的计算。文献[2]规定, 两端设有刚性支撑的连续排架, 当其总长超过150m或为连续刚架, 当其总长度超过100m时, 应考虑温度作用效应的影响。比较各规范可以看出, 结构形式对温度区段长度的影响很大。竖向支承结构水平刚度大的, 对横向水平构件约束作用强的, 温度效应大。对于超过温度区段限制的结构, 需要考虑温度作用的影响。本工程连续4跨构架, 单跨跨度46m, 连续构架长度184m。温度区段大大超过规范允许范围。

针对本文所述构架, 根据有限元模型计算分析对比可得到如下结论:

1) 温度作用对钢构架在出线方向和竖向的变形基本没有影响, 但温度作用对钢构架在垂直出线方向的变形影响相当明显;

2) 构架梁上下弦杆与构架柱铰接和刚接两种模型的变形基本一致;

3) 文献[3]附录A受弯构件的挠度容许值中规定, 桁架梁由永久和可变荷载标准值产生的挠度容许值为[νT]=L/400, 文献[7]中500k V及以上构架横梁跨中允许挠度[νT]=L/300。出线粱跨中竖向位移6.5cm, 跨度46m, 出线梁跨中挠度νT=L/712<[νT]=L/400, 挠度满足规范要求。

4 风荷载影响分析

文献[8]中对750k V构架这种结构类型的风荷载分布没有明确的规定, 由于钢管铁塔与750 k V构架在结构的布置和节点的构造方面有很多相似性, 参考文献[9]中对铁塔的规定确定变电构架的风荷载分布, 由此计算风荷载沿Z轴、X轴、X轴偏Z轴450°各构件内力。风荷载所产生的内力及其在总内力中的比重如表2所示。由表2可知, 在只考虑风荷载的情况下, 构件的最大内力大部分出现在45°风工况下, 因此, 计算750 k V构架时, 需考虑风沿45°作用的工况。

由表2的计算结果可以看出, 虽然对不同部位的构件风荷载产生的内力占总内力的比例不同, 但总体来说都比较大, 并且45°方向风载起控制作用。不同的构件截面、不同的节点构造都会对构件的迎风面大小产生影响, 进而对构件总的内力产生较大的影响, 从而影响到构架的经济效益。所以设计时, 要尽量选择迎风面较小的布置, 并且考虑不同风向的影响。

5 结论

综合以上分析可知:

1) 钢管格构结构取材方便, 用钢量节省, 技术经济指标好。750k V变电构架推荐采用钢管格构结构, 构架柱采用矩形变断面钢管自立柱, 构架梁采用矩形等断面钢管格构式梁。同样的构架形式, 其用钢量比等截面普通钢管结构节省约17%;比角钢格构结构节省钢材约27%, 经济效益明显。

2) 钢管格构结构构架柱腹杆体系的变化对整个构架柱的用钢量产生影响, 采用K型钢管布置相对较优, 由于杆件数量少, 节点板用钢量较小。构架柱腹杆管头连接采用T型连接, 构架梁腹杆管头连接采用槽型连接, 避雷针部分管头连接采用一字型连接。

3) 温度效应对超长联合构架影响可以控制。构架连续段总长度184m。温度区段超过规范允许范围, 从计算结果可知, 温度作用对构架受力有一定的影响, 需考虑温度效应, 工程中温度效应可依靠结构自身刚度抵抗。

4) 本工程风载引起内力占相当比例, 且45°风起控制作用。

参考文献

[1]DL/T5218—2012 220~750kV变电站设计技术规程[S].

[2]DL/T5457—2012变电站建筑结构设计技术规程[S].

[3]GB50017—2003钢结构设计规范[S].

[4]GB50135—2006高耸结构设计规范[S].

[5]李星荣, 魏才昂, 丁峙崐.钢结构连接节点设计手册 (第二版) [K].北京:中国建筑工业出版社, 2009.

[6]《钢结构设计手册》编辑委员会.钢结构设计手册 (第三版) [K].北京:中国建筑工业出版社, 2009.

[7]中南电力设计院.变电构架设计手册[K].武汉:湖北科学技术出版社, 2006.

[8]GB50009—2012建筑结构荷载规范[S].

750kV系统 篇8

1) 750kv主变的故障大致可以分为3种类型, 即放电型、过热性型和绝缘受潮型

(1) 过热性故障

致使设备出现绝缘性能恶化的主要因素就是过热性故障, 因为过热性故障很大程度上提高着设备的温度, 加速了设备绝缘材料老化分解的速度。过热性故障按照里面所含的CO和CO2的多少可分为固体绝缘过热和裸金属过热两种, CO和CO2的含量高低是区别设备故障是固体绝缘过热还是裸金属过热的标准。一般固体绝缘过热是CO和CO2的含量较低, 而裸金属过热则交高。

(2) 放电性故障

放电性故障按放电的强弱可分为电弧放电、火花放电和局部放电三种, 它一般是由于设备内部放电而导致的设备的绝缘性能降低。

(1) 电弧放电属于高能放电。在电弧放电过程中在较短的时间内产生乙炔和氢气, 与此同时, 也会产生一定量的甲烷和乙烯。因此这种故障很难预兆而无法用色谱法进行分析; (2) 火花放电属于低能放电, 火花放电产生的气体和电弧放电一样。它一般常见于引线和铁心接地片接触不良、套管未固定的套管引线、均压圈、分接开关拔插和电位悬浮等引起的放电。它是一种间歇性放电故障; (3) 局部放电主要因制造工艺和设备的维护的不当加之设备受潮引起, 因此多发生在互感器和套管上。。局部放电时通常情况下会有氢气和甲烷释放出来, 如果经过一段时间之后放电能量上升到了一定的指标的时候就可能会有少量乙炔出现。

(3) 变压器绝缘没有密封好, 进入了多余的水分, 受潮之后就会产生大量的氢气, 相对而言的其它气体成分就变少了很多。在电场作用下变压器油中芳烃含量的不同产生的气体量也不同。芳烃具有很好的“抗析气”性能, 在电场作用下芳烃含量越少“抗析气”性能越差, 此时主变设备内部就越容易产生氢气和甲烷, 严重时会产生蜡状物质;反之产生的氢气和甲烷就越少, 因此在分析变压器绝缘受潮时时应考虑该原因。

2) 色谱分析法诊断故障的基本步骤

(1) 分析特征气体成分含量。所谓特征气体含量也就是H2、C2H2、总烃的含量。当H2、C2H2、总烃中任意一个含量超出规定的20%时, 可以大致判断。若其中氢气含量很大则很可能是由于设备进水受潮引起, 若有乙炔可能是由于电弧或火花放电引起, 总烃中烷烃和烯烃含量超过规定值而炔烃过小或甚至没有的特征的状况下, 就表明可能有过热性故障出现;

(2) 特征气体产生速率大小做好相关的计算和记录, 然后对主变设备故障发展的速度做出相应的评估;

(3) 的分析特征气体里的所有成分的含量。按照三比值法判断主变故障所属的类型;

(4) 核对主变设备之前的运行数据, 同时对相应试验进行比较分析才能得出合理的结论。

3) 主变油中特征气体含量达到注意值时设备故障分析

如何才能判断750kV主变设备是否具有无故障, 第一是要对特征气体含量中的H2, ∑CH, C2H2等关键性指标做好分析, 然后把它与色谱分析导则中规定的注意值 (表1) 做出对比。

特征气体含量超标不是判断设备故障的唯一标准, 因此不能说特征气体含量超过注意值设备就存在故障。因为当特征气体含量超标主要因素是外界引起的, 具体表现为基数较高, 而不是设备本体故障。设备存不存在故障还应与该主变设备的正常时数据相比较。当缺乏之前的数据时, 可以采取适当的检测周期获得部分数据来做分析综合判断的材料。而判断设备是否出现故障的主要方法就是看其结果有没有在规定的注意值范围内。如果说分析出来的产气速度大于注意值的10%就可以被断定为有问题产生。

(1) 注意值不受制于变压器停运状态, 而是按照实际情况来判断的。因此当电路发生故障时, 主变设备可以缓停运检查;

(2) 如果变压器油中的特征气体含量始一直是处在一个比较合理的水平, 并且没有大于意值时, 则认为变压器设备不存在故障;

(3) 变压器油中CO、CO2所占的比列多少直接影响到主变设备是否出现故障。主变设备中内部的电气绝缘材料, 在长期运行中受各种因素影响和应力作用, 其性能逐渐发生不可逆的劣化, 产生CO和CO2。由于CO、CO2含量及比值随设备本身结构、运行负荷和温度变压器运行年限的变化而变化。所以现在没有标准化一的注意值。目前仅仅能够大致觉得, 如果开放式的变压器的CO的含量不大于300μl/L, 而且CO2/CO比值在7左右这样的情况下, 主变设备就能够正常运行;然而对于密封变压器来说, 其中的CO2/CO比值不能大于7, 主变设备才是正常状态。

4) 主变设备故障产气速率判断法

(1) 实践表明, 变压器设备出现故障的这一个过程完全不是一触而就的, 它的从无到有的发展是一个循序渐进的过程。因此仅有油中含有的特征气体含量来分析设备存在的故障和严重性往往是很困难的。为了及时发现设备中存在的潜伏性故障, 可以通过判断特征气体的产生速率的大小来分析是否有主变设备故障。依据业内所公认的判断导则我们可以知道。当相对产气速率和总烃的产气速率大于10%时就能证明主变设备已经有问题产生了, 如果说产气速率没有小于40μl/L/月则表明了主变设备受产生了影响力比较大的问题。然而, 如果说变压器中总烃起始含量太少的话最好不要使用这样的方法来做判断[2]。

(2) 根据总烃含量、产气速率判断750kV主变故障的方法

(1) 变压器运行顺利的时候总烃的绝对值不大于注意值以及其总烃产气速率不大于注意值;

(2) 总烃含量没有小于注意值, 而低于注意值的3倍以及总烃产气速率不大于注意值, 这样的情况出现的话, 说明750kV主变设备出现了问题, 只是问题没有扩大, 所以还能够维持运行并进行综合性分析判断;

(3) 总烃不小于注意值, 但低于注意值的3倍, 则750kV主变设备已经出现问题了, 需要减短试验间隔时间, 更加密切的做好监视工作;

(4) 总烃不小于注意值的3倍, 总烃产气速率也不小于注意值的3倍的情况下就说明750kV主变设备已经出现了比较大的并且处在严重恶化状态的问题, 此时必须马上采取行动停用整修, 最好能够对其做吊罩检修。

5) 根据三比值法分析判断方法

通过对C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6做出计算之后, 选用5种特征气体构成三对比值, 把通过统计分析出来的各种故障类型和相关的编码做好对应。

采用三比值法有以下几个需要注意的地方:

(1) 一般来说变压器油中特征气体含量都在标准范围内的话就没有必要计算他们的比值; (2) 综合分析变压器油中的特征气体含量是否超过注意值, 由此确定变压器是不是存在故障, 再通过分析气体成分浓度。若此时气体成分浓度超过其灵敏度极限值的10倍时, 才可运用三比值法分析变压器故障性质。假如忽略了变压器运行是否正常这样的情况, 而不顾实际的通通采用三比值法来应付的话, 完全可能造成变压器故障误判, 这样一来影响到变压器的运行, 带动其他设备的停用, 造成了完全因该避免的经济损失; (3) 变压器油中气体含量色谱分析方法能有效诊断变压器内部潜伏性故障的早期存在。具体应用中要根据故障或缺陷的不同发展阶段, 采用不同的分析方法, 结合设备的实际运行状况及外部电气试验数据, 充分发挥油化学检测的灵敏性, 正确评判设备状况或制定针对性的检修策略, 提高变压器的运行可靠性。

6) 结论

通过色谱分析法可以有效的判断变压器内部存在的潜伏性故障, 分析出一些隐性的不利因素, 这对变压器故障的早期检测有重要意义。只有早发现问题才能及时有效的采取合理的措施进行解决。实际应用中应根据故障的不同发展阶段, 实施相应的解决措施, 不能一概而论。与此同时这样的方法要与设备的实际运行状况及外部电气试验数据结合, 这样才能够从实际出发, 准确无误的判断设备状况并制定相应的检修策略。只有通过这样合理的措施才能有效的提高变压器的运行可靠性。

摘要：750kV主变故障分析除电气量检测外还可通过色谱分析法进行。本文主要通过研究色谱分析法, 来找到检测变压器故障的简单易行的方法。色谱分析法主要通过以下三个指标:变压器油中特征气体含量, 比值法和产气速率, 对故障进行分析。实际运用中, 可根据设备的历史运行情况、特征气体含量等再通过色谱分析判断设备运行潜伏的故障。

关键词：色谱分析法,变压器故障分类

参考文献

[1]钟亢.色谱分析在变压器故障诊断和维护中的应用[J].昆明冶金高等专科学校学报, 2008 (3) .

[2]朱文喜.色谱技术在变压器故障诊断中的应用[J].武钢技术, 2005 (6) .

[3]孙颖.色谱分析方法在变压器故障诊断中的应用[J].广州化工, 2010 (8) .

[4]薄新全, 李壮和.变压器故障的色谱分析及判断[J].中州煤炭, 2001 (6) .