110KV接线（精选9篇）
110KV接线 篇1
摘要：文章针对110kV内桥接线变电站在不同运行方式下110kV母线发生故障后保护动作情况进行分析, 提出故障处理注意事项及单主变运行情况下110kV备自投方式改进措施, 保证故障发生后的及时处理和非故障母线的可靠运行。
关键词：内桥接线,母线故障,运行方式
引言
目前, 随着电网结构的不断发展和完善以及内桥接线变电站设备少、接线清晰简单等优点, 110k V内桥接线变电站慢慢增多。随着供电可靠性要求的不断提高, 110k V变电站已基本达到两回进线一供一备和两台主变运行的状态, 并配有110k V备用电源自动投入装置 (以下简称备自投) 以保证供电可靠性。当110k V进线发生故障后, 均能通过重合闸及备自投装置实现对低压侧用户的可靠供电。内桥接线中, 110k V母线在对应主变的差动保护范围内, 基本未单独配置保护, 当母线发生故障后, 对应主变跳开所连开关。但当110k V母线发生故障后, 因保护动作或处理不当可能会造成全所失电, 下面就针对未单独配置母线保护的内桥接线变电站在不同情况下发生110k V母线故障进行分析。
一、运行方式
(一) 双主变运行
在主变无工作, 且进线无故障、未退出的运行情况下, 内桥接线变电站有两种运行方式:第一种是进线A接110k V I段母线运行, 进线B接110k V II段母线热备用, 110k V母分运行, 110k V线路备自投投入 (进线B运行, 进线A热备用, 110k V母分运行, 110k V线路备自投投入的运行方式情况同一) , 见图1。
第二种是进线A接110k V I段母线运行, 进线B接110k V II段母线运行, 110k V母分热备用, 110k V母分备自投投入, 见图2。
(二) 单主变运行
当110k V内桥接线变电站单主变运行时, 运行方式一般采用一回进线供全所负荷, 另一回进线开口热备用, 110k V备自投装置投入的方式。当#1主变运行, #2主变停役检修时, 有两种运行方式:第一种是进线A接110k V I段母线运行, 进线B接110k V II段母线热备用, 110k V母分运行, 110k V进线备自投投入, 见图3。
第二种是进线A接110k V I段母线热备用, 进线B接110k V II段母线运行, 110k V母分运行, 110k V线路备自投投入, 见图4。
二、母线故障后保护动作情况
(一) 如图1所示运行方式
进线A运行, 进线B热备用, 110k V母分运行, 110k V I、II段母线有压, 进线B线路有压, 110k V线路备自投充电。
1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开进线A开关、110k V母分开关及#1主变低压侧开关, 因110k V I、II段母线失压, 进线A无流, 进线B有压, 110k V备自投动作合上进线B开关, 保证对#2主变的供电。
2.当110k V II段母线故障时, #2主变差动保护动作, 跳开进线B开关、110k V母分开关及#2主变低压侧开关, 此时110k V I段母线有压, 110k V备自投不动作, 保持由#1主变供全所负荷。
(二) 如图2所示运行方式
进线A运行, 进线B运行, 110k V母分开关热备用, 110k V I段和II段母线有压, 110k V母分备自投充电。
1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开进线A开关及#1主变低压侧开关, 并闭锁110k V母分备自投装置。此时由#2主变供低压侧全所负荷。
2.110k V II段母线故障时同上。
(三) 如图3所示运行方式
当#2主变停役检修时, #2主变保护跳110k V母分开关及进线B开关的跳闸压板已取下。进线A运行, 进线B热备用, 110k V母分开关运行, 110k V I、II段母线有压, 110k V线路备自投充电。
1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开进线A开关、110k V母分开关及#1主变低压侧开关, 此时110k V I、II段母线无压, 进线A无流、进线B线路有压, 110k V备自投动作, 合上进线B开关, 110k V II段母线带电。但此时#2主变停役, 已造成该变电站低压侧失电。
2.当110k V II段母线故障时, 因110k V II段母线不在#2主变的差动范围内, 且不在#1主板的差动保护及高后备保护范围内, 只能通过进线A对侧保护动作跳闸。重合失败后, 110k V I段和II段母线失压、进线A无流, 进线B线路有压, 此时110k V备自投动作, 经延时跳开进线A开关后合上进线B开关, 恢复对110k V母线的供电。由于故障点仍存在, 此时进线B对侧保护动作跳闸, 并进行一次重合, 对故障母线再次冲击后加速跳闸, 全所失电。
(四) 如图4所示运行方式
当#2主变停役检修时, 主变保护跳110k V母分开关及进线B开关的跳闸压板已取下。进线B运行, 进线A热备用, 110k V母分开关运行, 110k V I、II段母线有压, 110k V线路备自投充电。
1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开110k V母分开关及#1主变低压侧开关。此时110k V II段母线仍有压, 110k V线路备自投失电, 但全所低压侧已失电。
2.当110k V II段母线故障时, 同理, 进线B对侧保护动作跳闸, 重合失败, 此时110k V I段和II段母线失压、进线B无流、进线A有压, 110k V线路备自投动作, 跳开进线B开关, 合上进线A开关, 恢复对110k V母线的供电。但故障点仍未隔离, 进线A对侧保护动作跳闸, 重合失败, 全所失电。
三、故障分析及处理建议
由上文可以看出, 在双主变运行时 (见图1、图2) , 110k V备自投装置可以实现在故障母线隔离后的备用电源倒入, 保证低压侧负荷的正常供电。但当单主变运行且110k V备自投装置正常方式投入情况下 (如图3、图4) , 在110k V母线发生故障后会造成全所失电, 且可能会多次对故障点进行送电, 造成故障设备损坏加重, 甚至扩大事故。本文就110k V内桥接线变电站110k V母线故障处理过程中注意事项及对图3、图4运行方式下备自投方式调整提出整改建议。
1.母线发生故障后, 应及时调整现场设备状态 (含保护投退) , 并及时查找故障点。如故障点查明已隔离或故障已检修完毕后 (如经检查无明显故障点, 建议对母线进行绝缘试验) , 对母线进行冲击应使用相应进线的对侧开关进行冲击 (修改定值及停用重合闸) 或使用配置有过流保护的母分开关进行冲击, 避免事故范围扩大。
2.图1和图2方式下母线发生故障后, 虽低压负荷未损失, 但应注意观察供电主变的负载情况, 必要时转移部分负荷, 防止主变过载。
3.在图3和图4运行方式下, 110k V I段母线故障会产生引起停电, 但110k V II段母线故障并未切断110k V对低压供电的通道 (通过110k V I段母线、#1主变供低压负荷) , 因110k V备自投装置的动作造成了全所失电。建议在#2主变检修工作时, 将110k V运行方式调整为进线A、B分列运行且110k V备自投仅投入110k V II段对110k V I段自投方式, 以保证#1主变的可靠供电, 且避免对故障点的重复送电。
四、结论
随着电网的不断发展和完善, 110k V内桥变电站不断增多, 碰到110k V母线故障的机率也不断增大。本文对不同运行方式下110k V母线故障进行了分析, 以防止处理过程不当造成事故范围扩大。特别是单主变运行方式下, 通过110k V备自投方式的调整, 确保停役主变对应母线故障后, 及时隔离故障点, 并且避免对故障点的重复送电, 以保证电网设备的安全, 提高10k V用户的供电可靠性。
参考文献
[1]刘天琪, 邱晓燕.电力系统分析理论[M].北京:科学出版社, 2005.
[2]李坚.电网运行及调度技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2004.
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[4]刘东红, 郭玉萍.110k V内桥接线变电所110k V系统BZT运行方式的探讨[J].电力系统保护与控制, 2010, (9) .
110KV接线 篇2
【关键词】110kV变电站；电气主接线；分析
0.引言
随着我国经济的不断发展和人民生活水平的不断提高，对电力的需求也也来越多，用电量越来越大，新的发展形势对变电站的供电能力提出了新的挑战。在这样的情况下，110kV变电站的建设速度和建造数量都得到很大的提高。变电站供电的可靠程度是考察变电站供电能力的重要指标，而影响变电站供电可靠程度的因素各种各样，其中对变电站电气主接线的选择显得尤其重要。
1.变电站电气主接线概况
变电站电气主接线部分是变电站电气设计过程的最开始部分，同时也是电力系统中的一个非常重要的环节。变电站电气主接线不仅连接着各种高压电器，负责接收和分配高压设备的电能，还能反映各种电器设备之间的相互作用、连接方式以及各个回路之间的互相关系，是变电站电气部分的一个重要组成部分。变电站电气主接线的性能不仅直接影响着变电站的可靠性，还对电力输变过程中的配电装置的布置、继电保护的配置、自动装置以及控制方式的选择方面起着决定性的作用。因此，变电站电气主接线的选择不仅要考虑供电的可靠性、经济性、质量等方面的问题，还要考虑变电站的运行、扩建等方面的影响。[1]
2.变电站电气主接线选择时考虑的问题
2.1影响变电站电气主接线的因素
首先，决定电气主接线的主要因素是变电所在电力系统中的地位和作用。变电站有不同的类型，有枢纽变电站、地区变电站、终端变电站、企业变电站和分支变电站等不同的类型，它们在电力系统中的位置和作用不同，对电气主接线的可靠程度、灵活程度和经济性等方面的要求也不相同。
其次，负荷分级和出线回数也会对电气主接线造成影响。一级负荷必须要有两个独立电源供电，而且当一个电源不能工作时，要保障全部的一级负荷能够不间断的进行供电；而对于二级负荷，一般也要有两个电源负责供电，而且当一个电源不能工作时，要保障大部分的二级电荷能够供电；对于三级电荷而言只需要一个电源进行供电。再次，主变台数也会对电气主接线造成影响。变电站的主变台数会对电气主接线的选择产生直接影响，不同的传输容量对于电气主接线的可靠程度、灵活性的要求也不相同。
最后，备用容量也会对电气主接线产生影响。备用容量的有无、大小也会对电气主接线的选择造成影响，备用容量是为了适应负荷突增、设备检修、故障停运等状况而设置的，是为了保障可靠地供电。[2]
2.2选择电气主接线时要满足的要求
首先要保障供电的可靠性。保障供电的可靠性是电力生产的首要要求，电气主接线要能可靠地工作，对用户进行不间断的供电。
其次，要保证运行检修时的灵活性。在调度运行中可以灵活的投入和切除变压器，满足整个系统的调度要求；在检修时，可以方便的停运断路器、母线等设备，进行系统检修而又不影响对用户的供电。
最后，要经济合理。主接线在满足可靠性和灵活性的前提下，要做到经济合理，即投资成本要节省、占地面积要小、能量损失不能过大。
3.选择电气主接线时的关键因素
3.1配电装置的选择
目前110kV高压配电装置主要采用屋内布置以及屋外布置两种，而屋内布置又包括普通电器安装在屋内布置和110kV断路器小车屋内布置以及SF6全封闭组合电器屋内布置三种方式。在采用普通电器安装在额内布置和110kV断路器小车屋内布置时，每个间隔可以设计成宽度6.5m，跨度12m，占地面积相若，投资成本也差别不但，大多在城郊或污染较严重的地区采用。SF6全封闭组合电器屋内布置占地面积最小，运行维护的效果最好，但这种布置需要较高的成本投入。
因此这种布置大多用在城市中心地带和用地面积十分紧张的地区。而屋外布置分为三种形式：屋外半高型布置、屋外高型布置、屋外中型布置。屋外半高型布置就是把母线和母线之间的隔离开关升高，在已经升高了的母线下方直接布置断路器、电流互感器等设备，减少配电装置的跨度尺寸，但是由于进出线路之间的间隔不能合并，各自占有一个间隔，使得横向面积大为增加。而高型布置是将母线与母线之间的隔离开关进行上下重叠布置，这种布置方式适用于双母线的布置。而屋外中型布置是将所有的电气设备都安装在布置在地面上的设备支架上，在母线下方不布置电气设备，这种布置方式具有布置清晰、容易操作、运行比较可靠、施工和维修都比较方便、投入成本低等特点，而且各地的电业部门在进行运行维护和安装检修方面都有比较丰富的操作经验。[3]
3.2相关的电气设备以及典型的接线方式
变电站电气主接线包括的相关的电气设备有：
主变压器、变压器高压引出线、母线、隔离开关、断路器、避雷器等等电气设备。而在110kV变电站电气主接线的设计选择中，主要考虑两种功能的变电站：
终端变电站和中间变电站。终端变电站又可以称为受端变电站，这类变电站的设置比较接近负荷中心，110kV的进线一般分为两路，通过两台主变压器然后将电能分配给低压用户使用。变电站电气主接线设计应该在确保供电可靠性的前提下，进行规范化、简单化以及自动化方面的设计，应该尽可能的减少设备占地面积，此外，变电站电气主接线的选择还要确定负荷性质、电气设备特点以及上级电网强弱等方面的因素造成的影响。而一般的终端变电站电气主接线主要采取线路一变压器组接线、外桥接线以及内桥接线三种方式。
4.结语
在变电站电气主接线的设计选择过程中，除了考虑供电可靠性、检修的灵活性、适应性、经济性等方面的因素，还要考虑那些影响主接线的关键因素，对变电站电气主接线的选择进行全面综合的考量。
【参考文献】
[1]朱虹森.小议变电站主接线的设计[J].项目管理，2007（1）.
[2]唐岳柏.浅议110kV变电站电气主接线的选择[J].科技创新导报，2010（07）.
110kV电网接线方式应用研究 篇3
配电网中, 为可靠、经济分配电能及满足供电需求, 按照一定的连接规则, 将区域范围内的某电压等级的电源点及本级用户之间通过配电线路连接构成的网络连接方式, 称为配电网的接线方式。目前, 我国110k V电网中最典型的接线方式有链型、环型及辐射型等类别。而不同的地、市的电网结合自身区域的实际特点, 对110k V电网的接线方式进行了一系列的改进和组合, 形成了一些各具特色的110k V电网接线方式, 极大地丰富了上述三种接线类别。
2 110k V电网接线方式概述
电网的接线方式是影响电力供应可靠性的最主要因素之一。同时, 接线方式也是影响电网建设投资的重要因素。110k V电网的接线方式应从以下两个方面来进行描述:
a.电源节点与负荷节点之间经线路连接成的拓扑关系, 即网架结构。
b.负荷节点接入线路的方式, 即接入方式。
2.1 网架结构
电网网架结构从复杂到简单一般有以下四大类: (1) 网型接线:在多个电源节点和负荷节点之间, 通过单回或双回线路链接成的网孔数大于1的接线方式。 (2) 链型接线:以两个电源节点为两端, 通过单回或双回线路链接多个负荷节点的接线方式。 (3) 环型接线:从一个电源节点出发, 通过单回或双回线路链接多个负荷节点后回到该电源节点所形成的网孔数等于1的接线方式。 (4) 辐射型接线:每个负荷节点只有一个到电源的供电路径 (单回或双回) 的接线方式。从网架结构可靠性的角度来说, 一般可靠性高低满足:网型接线>链型接线>环型接线>辐射型接线, 多电源>单侧电源, 双回通道>单回通道。而从电网线路建设规模和投资的角度来说, 一般投资大小满足:辐射型接线<环型接线<链型接线<网型接线;单侧电源<多电源;单回通道<双回通道。通常, 电压等级越高, 负荷节点的数量越少, 单个节点失压的影响区域范围越大, 电网对供电连续性的要求也越高。相反, 电压等级越低, 负荷节点的数量越多, 单个节点短时失电的影响也越小。
2.2 接入方式
线路分支接入负荷节点的接入方式一般有T接和Π接两种方式:
(1) T接:线路直接分支接入负荷节点。主干线路在分支点处没有设置开关设备。 (2) Π接:线路解口接入负荷节点。接入负荷节点的输电线路进、出线端均连接有开关设备。在采用T接方式时, 由于无法利用开关设备隔离线路的故障段, T接于线路上的所有效地隔离故障段, 节点的供电不受影响。若网架结构为辐射型, 在切除故障区段线路后, 仍能保证节点都将与故障一起被切除。在采用Π接方式时, 若网架结构为非辐射型接线, 在某一回线路发生单一故障时则可以有电源与故障点之间的负荷的供电。
3 110k V电网配电网接线方式的命名原则
对110k V电网的接线方式进行分类时, 到底是以网架结构, 还是以接入方式来作为其第一性, 有必要对国内主流的几种110k V电网接线方式命名原则和分类方法进行梳理和比较。国内对110k V接线方式的命名和分类情况见表1。
对上述四份标准文件简要总结如下: (1) 《国网设计导则》一般按照“线路类型+电源数量+网架结构”的原则命名。《城网设计规范》一般按照“电源数量+网架结构+接入方式”的原则命名。 (2) 《国网技术导则》对双回环型接线和双回链型接线的定义比较含糊。 (3) 《国网设计导则》没有对环型接线、辐射型接线以及T型接线作出定义。 (4) 《城网设计规范》没有对环型接线和辐射型接线作出定义。 (5) 对于以负荷开关为开关设备的Π型接线, 《国网设计导则》称之为“T型接线的支接形式”, 《城网设计规范》称之为“电缆线路的T型接线”。而《国网技术导则》和《南网技术导则》中并没有把Π型接线的概念纳入标准化的范围。
综合来看, 目前国家电网公司和南方电网公司在同一种接线、同一类接线的命名上存在不少差异。在四份标准文件中, 《南网技术导则》所涵盖的接线方式较为全面, 其命名原则的条理清晰、可读性强, 在进一步扩展完善后可以推广。但是, 四份导则型文件对110k V电网接线的命名均存在有待完善的地方, 表现在从命名上不能有效的区分和描述出一种接线方式在“网架结构”和“接入方式”上的全部特点。
本文以《南网技术导则》为主要框架, 对110k V电网接线方式的命名规范化方式提出了建议, 并对其作出一定的补充和完善。推荐对110k V电网接线方式采用以下两种标准命名格式:
[格式A]:电源点数+完整性+线路回数+网架结构+节点站变数+接入方式
[格式B]:电源点数+网架结构+线路供电节点数+接入方式
由此可见, 格式A与B分别对应110k V变电站有和无母线时接线的命名。
4 结论
本文针对110k V电网的接线方式进行深入研究, 从网架结构和接入方式出发, 对110k V电网的接线方式进行分析, 最后对国内主流的几种110k V电网接线方式命名原则和分类方法进行梳理和比较, 提出一套概念明确、涵盖范围较广的110k V电网接线方式命名规则, 能有效区分和描述出一种接线方式在“网架结构”和“接入方式”上的特点, 可在实践中广泛应用。
摘要：本文从网架结构和接入方式角度出发, 对110k V电网的接线方式进行了深入研究, 并对国内主流的几种110k V电网接线方式命名原则和分类方法进行梳理和比较, 提出一套概念明确、涵盖范围较广的110k V电网接线方式命名规则, 能有效区分和描述出一种接线方式在“网架结构”和“接入方式”上的特点, 可在实践中广泛应用。
关键词：110k V电网,网架结构,接入方式,命名原则
参考文献
[1]程一鸣, 赵志辉, 王天华.城市110 k V高压配电网接线方式研究[J].电网技术, 2008, 32 (2) .
[2]葛少云, 郭明星, 王成山等.城市高压配电网接线模式比较研究[J].电力自动化设备, 2004, 24 (2) .
110KV接线 篇4
关键词：220 kV双母双分段；接地母线；保护
中图分类号： 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）27-0109-02
1 概 述
针对220 kV双母双分段接线母线电路方式，在高压线路中的运用，有利于确保高压线路电流量的稳定性，进而实现对高压线路组成中相关电力设备的保护。因此220 kV双母双分段接线方式在高压线路等电网配电工程中，得到广泛应用。如图1所示。
2 220 kV双母双分段接线母线保护原理
220 kV双母双分段接线母线保护，主要指运用220kV电线进行双母双分段的母线接线设计，有利于实现对母线分段中发生电路故障过程中，科学控制母线跳闸范围[1]。其中母线发生电路故障，其跳闸范围一般控制在全段电路的1/4左右，通过其他母线对电力的输送，以确保母线输电线路电力输送的稳定性。
220 kV双母双分段接线母线保护技术，是对220 kV双母线技术的创新和完善，有利于推动双母双分段接线母线保护技术在电力输送中的全面发展[2]。如图2所示。
针对220 kV双母段线路容易造成线路短路的现象，应通过对双母线路改造为双套含失灵功能的双母段线路，以实现
220 kV输电线路的稳定运行，避免线路故障造成整个线路系统的“瘫痪”。
3 220 kV双母双分段接线母线的具体运用
3.1 220 kV双母双分段接线母线在主变跳段线路中的 运用
220 kV双母双分段接线母线在主变跳段线路中的运用，应结合主变跳段电路的运行要求进行科学设计，同时严格要求施工人员按照施工设计进行电力线路建设，针对主变跳运行方式和工作方式进行全面设计和监控，以实现对主变跳段线路的完善管理，进而减少主变跳运行过程中的联跳、误跳现象，有利于减少对主变跳线路的破坏。
运用220 kV双母双分段接线母线进行主变跳段线路的设计，有利于对主变跳段跳闸设置的简化处理，进而确保跳闸设置的方便操作和稳定运行，同时确保联跳阶段出口回路的科学工作[3]。
220 kV双母双分段接线母线在主变跳段中的具体应用，如图3所示。
通过上图得知：220 kV双母双分段接线母线在主变跳阶段中的运用，通过对不同灵重跳的管理，有利于实现各自的主变跳处理，同时通过主电源的控制，有利于避免其他子线进行主变跳过程中，对相邻线路的影响。
3.2 220 kV双母双分段接线母线在主变跳段分段线路中 的运用
220 kV双母双分段接线母线在主变跳段分段线路中的运用，主要借助联跳段分段跳闸设置的运行情况判断主变跳段电力输送情况，因此相对存在管理不及时的特点，针对相关电路故障不能进行及时发现。
220 kV双母双分段接线母线在主变跳段分段线路的运用，对主变跳母线的依赖程度较高，对分段相关接点的实际运行不能进行具体分析，因此应运用技术设备进行对主变跳分段线路的监控，以确保对主变跳分段线路的实时分析，同时有利于减少主变跳线路运行中线路故障的发生和安全隐患。
4 220 kV双母双分段接线母线的全面运用
4.1 220 kV双母双分段接线母线的完善措施
为确保220 kV双母双分段接线母线的全面运用，应切实做好220 kV双母双分段接线母线的完善措施，以确保对输电线路的全面监控，及时发现电路故障和安全隐患，结合220 kV双母双分段接线母线的运行措施，制定完善的改进措施，以实现对相关问题的科学处理和相应安全隐患的科学预防。
例如运用短接线连接技术，实现对输电线路的保护，其中主要运用在失灵开出回路的检查中，应加强对输送电流的检查，以确保输送电流的稳定性，进而实现对输送线路相关失灵设备的科学判断，以便线路维护人员根据相关规定制定完善的维护措施。
4.2 完善220 kV双母双分段接线母线的的接地设置
为确保220 kV双母双分段接线母线的全面运用，应结合220 kV双母双分段接线母线在输电线路中的运用，完善其接地设置，以实现对输电线路电流过大的科学处理，有利于实现对输电线路电力设备的维护，从而确保电力设备和输电线路的稳定运行。
例如针对220 kV双母双分段母线的设置，应加强对输电线路的分析，通过对电流回路安装接地装置的形式，实现对回路电流的科学处理，避免电流过于集中对电力设备或者输电线路分段线路的破坏，有利于实现输电线路的稳定运行和减少电力抢修过程中的安全隐患。其中运用CT端子箱实现双母双分段母线电流的处理，有利于确保多点接地装置对输电线路的保护。
4.3 加强对电力设备的保护
为确保220 kV双母双分段接线母线的全面运用，应加强对电力设备的保护，以确保电力设备在输电线路中的稳定运行，进而确保220 kV双母双分段接线母线的稳定工作。
针对电力设备的保护，应结合输电线路的母联和分段短路进行全面保护，其中对输电线路母联短路的保护，应结合母联短路的运行方式和电力输送量进行全面分析，以确保对母联短路电力设备的科学判断，进而加强对母联短路电力设备的检查和维护，以确保母联短路电力设备得到完善保护。
对输电线路分段短路电力设备的保护，应结合分段短路电力设备的运行，加强对短路电力设备的全面检查，以确保及时发现电力设备运行问题和安全隐患，进而有利于实现输电线路分段短路电力设备的保护，实现输电电路电力输送的稳定运行。
5 结 语
针对220 kV双母双分段接线母线在输电线路中的运用，应加强对主变跳阶段电力运输的全面分析，同时结合对电力设备的保护和接地设置的完善，以实现220 kV双母双分段接线母线的稳定运行，以实现对电路故障和安全隐患的科学处理，推动220 kV双母双分段接线母线在输电线路中的全面发展。
参考文献：
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[2] 朱伟，胡慧艳，苏晓.220 kV双母双分段母线单失灵保护改造探讨[J].继 电保护技术，2012，（12）：25-26.
110KV接线 篇5
备自投保护装置是110 k V及以下系统保证供电连续性的一个重要设备,因此,必须保证必要的变电站配置有效、可靠、功能完善的备自投装置。由于一次主接线的不同,各套备自投厂家及与其相关的主变保护型号不同,不同投产时期要求各异,各设计模式不同等,造成备自投保护较为复杂。
福清供电有限公司现有7座110 k V无人值守或综合自动化变电站,其中6座已经装设110 k V微机型备用电源自动投入装置,具体型号如表1所示。
2008年6月19日,在做110 k V周店变110 k V进线备投方式2实际带负荷试验时,备自投拒动,试验失败。本文结合作者在运行、维护方面的一些经验,对福清电网备用电源自动投入装置在现场应用中遇到的合闸回路接线方式问题,进行了分析及探讨。
1 线路备自投试验失败问题
图1为110 k V周店变线路备自投主接线示意图。
1.1 进线备自投方式1
动作逻辑为:中周线做主供电源,迳周线为备用电源。当主供电源中周线因故障对侧开关跳闸或本侧开关偷跳后,110 k V I、II段母线失压,经延时备自投装置动作,首先跳开主供电源开关193,再经一定延时出口合上备用电源开关194,继续供电。
动作过程为:正常运行时,中周线193开关、桥路19M开关运行带#1、#2主变负荷,迳周线194开关断开(处热备用状态)。断开中周线对侧163开关后,经过延时BZT跳开193开关、合上迳周线194开关,备投成功。
1.2 进线备自投方式2
动作逻辑为:迳周线做主供电源,中周线为备用电源。当主供电源迳周线因故障对侧开关跳闸或本侧开关偷跳后,110 k V I、II段母线失压,经延时备自投装置动作,首先跳开主供电源开关194,再经一定延时出口合上备用电源开关193,继续供电。
动作过程为:在方式1动作之后,迳周线194开关、桥路19M开关运行带#1、#2主变负荷,中周线193开关断开(处热备用状态)。断开迳周线对侧141开关后,备自投拒动,试验失败。
1.3 原因分析
经检查,回路、装置均不存在问题,故怀疑备自投装置未充电是试验失败的关键。此后,厂家人员进行194开关置位,在确定备自投装置确已充电完成后进行试验,方式2备投成功。
备自投装置是否充电与充电条件有关,而充电条件是否满足归根结底是与合闸回路的接线方式相关的。为了更好地应用备自投装置,保证系统供电可靠性,现就110 k V线路备自投装置在现场试验中出现的充电方式问题,分析如下。
2 充电原理分析
2.1 方式1充电条件
(1)I、II母均三相有压,#2进线(迳周线)有压;
(2)TWJ1=0、TWJ2=1、TWJ3=0且KKJ1=1、KKJ3=1,同时不满足其它的放电条件,经备自投充电时间后充电完成。
从上可知,方式1充电条件与KKJ2为0还是为1无关,在方式1下KKJ2=0。
2.2 方式2充电条件
(1)I、II母均三相有压,#1进线(中周线)有压;
(2)TWJ1=1、TWJ2=0、TWJ3=0且KKJ2=1、KKJ3=1,同时不满足其它的放电条件,经备自投充电时间后充电完成。
从上可知,方式2充电条件与KKJ1为0还是为1无关。
其中:TWJ1为中周线193开关跳闸位置继电器;TWJ2为迳周线194开关跳闸位置继电器;TWJ3为110 k V桥路19 M开关跳闸位置继电器。
TWJ为1或者为0自动与系统的一次运行方式相适应。
KKJ1为中周线193开关双位置继电器;KKJ2为迳周线194开关双位置继电器;KKJ3为110 k V桥路19 M开关双位置继电器。
KKJ为1或者为0与开关合闸方式有关,手合或遥合时KKJ=1,此外,其它的合闸方式KKJ=0。而影响KKJ合后位置的是备自投合闸回路的接线方式,以下对两种不同接线方式进行具体分析。
3 备自投合闸回路的两种接线方式
(1)接在110 k V线路的重合闸回路,回路不经KKJ继电器,见图2。
在上述的方式1试验后,因为回路未经过KKJ继电器,故KKJ继电器不会变位,存在KKJ1=1、KKJ2=0、KKJ3=1的情况,虽然满足TWJ1=1、TWJ2=0、TWJ3=0的条件,但是不满足方式2的KKJ2必须为1这一充电条件,故装置不会充电,备投不成功。
(2)接在110 k V线路的手合或遥合回路,接通KKJ继电器。
在进行方式1试验时,因为回路接通KKJ继电器,故KKJ2继电器相应变位,有KKJ1=1、KKJ2=1、KKJ3=1的条件,同时又满足TWJ1=1、TWJ2=0、TWJ3=0的充电条件,即方式2的所有充电条件均满足,经备自投充电时间后充电完成,备投成功。
可见,接在重合闸回路时,方式1动作之后KKJ2不会自动置位,所以想让备自投准备好下次动作,必须人为将开关置位。但是,人为置位时存在以下的操作问题。
4 接在重合闸回路时存在的缺陷
4.1 接在110 k V线路的重合闸回路
满足备自投装置只动作一次的要求。如果是这种接线方式的话,在进线备自投方式1动作之后,运行人员必须将迳周线194开关的KKJ2继电器置位,使之满足KKJ2=1的充电条件。
具体的操作过程是:将110 k V备投装置屏上的KK切换开关切换至“强制手合”位置,同时需要“五防”解锁,手动合闸按钮。
存在的问题是:BZT已经将迳周线194开关合上,运行人员无法模拟对194开关由分到合的操作,也就无法用“五防”解锁,存在违规操作的隐患,现场运行人员不敢操作。
4.2 接手合或遥合回路的方式
这种方式不需要将迳周线194开关的KKJ2继电器置位。经与厂家沟通得知,该种接线方式自动满足充电条件,在方式1动作之后,无需任何操作,备自投装置自动满足一次运行方式进行充电。
因此,笔者认为选择接在“110 k V线路手合或遥合回路”比选择接在“110 k V线路的重合闸回路”的接线方式更为合理,既排除了违规操作的隐患,另外,更有利于无人值守变电站的运行。
4.3 相应的解决措施
(1)尽快安排技改工程,将110 k V周店变、安民变、南曹变的110 k V备自投合闸回路改接在手合或遥合回路。
(2)学习泉州电业局“继电保护目视看板管理”的先进经验,对尚不能解决问题的变电站应在备投装置上设置提示运行人员操作的步骤、措施和注意事项,使运行人员看板即可完成操作。
5 运行中还应注意的几个问题
目前,备自投装置已广泛应用于110 k V及以下变电站,其可靠性直接影响着整个变电站乃至系统的安全稳定运行。因此,在正常运行、维护过程中,还应注意以下几点:
(1)加强对施工图纸的审查,确保在施工阶段根据反措要求提出建设性意见。
(2)备自投装置要完全独立于保护装置,不能影响保护的正确动作,其回路应避免与保护回路混杂。
(3)备自投逻辑试验时,必须严格按照备自投逻辑进行,尤其应注意对备自投闭锁逻辑的试验。
(4)在变电站新投运时,必须做备自投装置的实际带负荷试验,不能用模拟试验来代替,模拟试验只能用来检测备自投装置的一般逻辑功能。
(5)运行人员在投备自投装置时,应注意装置的充电标志,如有现场不能解决的异常情况,及时反映,以便迅速得到解决。同时在备自投装置动作后要及时检查装置是否充满电,以备下一次动作。
6 结论
电网规模的不断扩大,网络结构的日益复杂,电力技术的日新月异,使备自投装置在110 k V及以下变电站中广泛被采用来保证系统的稳定运行及提高系统供电可靠性。运行实践证明,这是一种很有效的方式。对备自投的分析研究,对于系统安全、稳定、可靠运行具有重要的现实意义。
参考文献
[1]南京南瑞继保电气有限公司.RCS-9652,备用电源自投装置说明书[Z].Nanjing Nari-relays Electric Co.,Ltd.RCS-9652,Type Automatic Throw-in Equipment of Emergency Power Supply Instruction Book[Z].
110KV接线 篇6
现以我省某110 kV内桥接线变电站线路故障自投不成功为例, 对其自投动作逻辑进行分析探讨。
1 内桥接线的备自投装置
110 kV内桥接线是110 kV终端变电站较普遍的一种接线方式, 已纳入南方电网公司110 kV变电站的典型设计。为保障供电可靠性, 备自投有两种常用工作方式:第一种是一回110 kV线路带两台主变运行, 桥开关在合位, 另一回电源进线备用, 当运行线路故障时, 且满足备自投充电条件, 备自投动作切除故障线路, 合上备用电源线路, 这种方式为电源进线备投;第二种是每回110 kV线路各带一台主变分裂运行, 桥开关在分为, 当其中一回进线故障跳闸时, 且满足备自投充电条件, 备自投动作切除故障线路, 合上桥开关, 这种方式为桥开关备投。
2 备自投逻辑分析
以我省某110 kV内桥接线变电站为例, 该站使用的是RCS-9651C型数字式备用电源自投装置。
(1) 第一种电源进线备投, 如图1。
充电条件:11DL、13D L合位, 12DL分位, 110 kV I母、II母三相均有压, 有备用电源。
放电条件:13DL在分位, 有外部闭锁信号开入, 11DL、12DL及13DL位置信号异常。
动作过程:I母、II母均无压, 工作电源均无流, 有备用电源, 备自投动作, 跳开11DL, 合12D L。
(2) 第二种电源进线备投, 如图2。
充电条件:11DL、12DL合位, 13DL分位, 110 kV I母、II母三相有压。
放电条件:13DL在合位, 有外部闭锁信号开入, 11DL、12DL及13DL位置信号异常, 母线电压不满足要求。
动作过程:I母或II母无压, 备自投动作, 跳开11DL和13DL或12DL和13DL, 合13DL。
3 现场情况分析
结合该变电站线路故障备自投装置拒动分析, 该站110 kV部分电气一次接线方式如图3。
该站当时现场的运行方式为第二种, 即内桥开关备投, 11DL及13DL在合位, 12DL在分位, 进线1带2台主变运行。电压重动及并列装置取13DL位置作为并列条件, 11DL、12DL分别作为1PT、2PT的重动开关, 原理如图4。
为防止PT断线时备自投误动, 取线路电流作为母线失压判据, 线路电压取线路A相电压作为判据。
由于本站为终端负荷变电站, 本站本侧线路均不装设线路保护, 此时进线1故障时, 由于保护方向性问题对端微机保护装置动作, 对端断路器跳闸, 此时本站检测到110 kV I母及II母无压, 电源进线均无流, 备用进线2线路有压, 同时11DL及13DL在合位, 12DL在分位, 因此满足备自投起动条件, 备自投动作跳开11DL, 而后合上12DL, 通过12DL带2台主变。
进线1故障备自投拒动, 备投不成功, 现场工作人员检查备自投二次接线及装置整定值设置;检查备自投压板投切正确, 整定值设置正确, 主变保护不动作, 无外部闭锁信号开入。最后检查发现, 备自投装置线路电压开入量的取值是PT经11DL、12DL重动后的电压。由于三相PT安装于线路侧, 母线上不安装三相PT, 母线电压取PT经11DL、12D L重动后的电压。由于现场线路电压的取值为经11DL、12DL重动后的电压, 当进线2处于备用状态时, 12DL在分位, 备自投装置采不到进线2线路侧电压, 而备自投装置整定值设定控制字要求检查相应的线路电压, 不满足备自投起动条件, 备自投不动作。
4 备自投装置接线改进
规程要求[1]: (1) 应保证在工作电源或设备断开后, 投入备用电源或设备。 (2) 工作电源或设备上的电压, 不论何种原因消失, 除有闭锁信号外, 自动投入装置均应动作。 (3) 自动投入装置应保证只动作1次。检测工作电源是否断开的模拟量为电压量, 为避免电压断线引起装置误动, 常以工作线路有流为闭锁条件。
本站中不应将线路PT经11DL、12DL重动后的电压模拟量开入到备自投装置, 备自投装置线路电压采样应直接取线路PT经11DL、12D L重动前的电压模拟量, 这样当进线2处于备用状态, 12DL在分位时, 备自投装置仍能采到进线2线路电压模拟量, 使得备自投满足充电条件, 保证备自投正确动作。或者在备自投装置控制字设定时, 设定备自投装置可不检线路电压充电条件, 只检测110 kV I母、II母均无压, 进线1、进线2均无流, 即可满足备自投装置充电条件。
5 结语
进线及桥开关备自投方式目前在内桥接线方式的110 kV变电站得到了广泛应用, 可在很大程度上减少负荷的停电概率。备自投装置及其接线的改进主要是为了使装置能自动适应一次设备各种运行方式的变化, 包括进线断路器偷跳、线路故障对侧跳闸等造成的电源失电, 在极短时间内准确地完成电源的自动投入, 提高供电可靠性。
小小的接线偏差可能会使继电保护装置拒动或误动, 造成巨大的损失, 这个事例提醒我们, 一定要提高设计图纸原理的正确性, 加强现场的标准化检验, 加强反事故措施的执行力度。
摘要：备用电源自动投切装置是指当工作电源因故障或失电被断开后, 能自动而且迅速的将备用电源投入工作或将用户切换到备用电源上去从而不至于使用户停电的一种装置。结合110 kV内桥接线变电站实际运行方式, 找出造成失电的各种原因及备自投拒动原因, 兼顾各微机保护厂家备自投的逻辑设计, 以我省某110 kV内桥接线变电站线路故障自投不成功为例进行逻辑分析。
关键词：内桥接线,备自投,桥备自投,进线备自投
参考文献
[1]GB/T14285-2006, 继电保护和安全自动化装置技术规程[S], 2006.
[2]南瑞继保电气有限公司.RCS-9651C数字式备用电源自投装置技术说明书.
110KV接线 篇7
1 变电站的地位及作用
在电力系统中, 变电站占有重要的地位, 是变化电压、配送电、控制电流流向及调整电压的重要场所, 变电站通过主变压器将各级电压与电网联系起来。它的作用主要是变化高低电压[2]。其中, 部分变电站是将发电厂发出的电升压, 一方面电能的远距离运输, 同时也能够降低输电线路的损耗;一方面, 部分变电站将高压电降压, 然后输送给电力用户使用。地网的结构不同, 则变电站升压、降压的幅度也不同, 按照电压等级与作用, 可将变电站分为好几类, 比如110k V变电站、220k V变电站及500k V变电站等。
由于110/220k V变电站数量较多, 且分布广, 所以110/220k V变电站设计必须具有可靠性、安全性和经济性, 提高区域内电力用户供电的安全性和可靠性, 降低电网故障及变电站建设的费用, 更好地服务于经济社会发展的需求。
2 110/220k V变电站电气一次设计
2.1 电气主接线设计
1) 设计原则介绍。电气主接线设计原则有三个:可靠性、经济性和灵活性。而可靠性是电力供应的首要原则, 同时也是供电安全性的第一要求, 电气主接线设计必须体现这一原则[3]。灵活性原则, 是指主接线在运行、调度、检修及扩建时, 具有足够的灵活性。经济性是指主接线的规划设计, 在满足上可靠性、灵活性的基础上, 尽可能减少设计的成本。
2) 主接线设计。在选择变电站电气时, 设计依据为:一是变电站的地位与作用, 二是变电站的分期及建设规模, 三是变电站的负荷大小。同时, 一级负荷配备两个独立电源, 当一个电源失效后, 保证一级负荷持续供电;二级负荷配备两个独立电源, 当一个电源失效后, 保证二级负荷供电;三级负荷只需配备一个供电电源。
此外, 主接线的设计还应考虑系统备用容量的大小, 对于装有两台以上变压器的变电站, 如其中一台断开, 则其余变压器可满足该变电站70%以上的负荷, 且在允许的范围内, 保证电力用户的一级、二级负荷。
2.2 主接线的选择
某工业区, 规划了一座110k V变电站, 规划站从本站获取110k V电源。根据《变电站设计技术规程》的规定, 110~220k V配电装置如出现数为2, 接线可采用桥形形式, 如出线<4回, 可采用分段单母线接线形式。同时, 采用单母分段及双母线配电装置, 在路旁设置。
在110/220k V电气设计中, 需综合考虑多重因素, 特别是终端变电站与中间变电站。其中, 终端变电站接近110k V变电站负荷中心, 分两路进线, 由两台主变压器实现。终端变电站高压侧主接线形式有三种:单母线接线、内桥接线和线路变压器组接线。但如何选择接线方式, 需要根据变电站情况, 如容量大小、接线设计等来确定。
2.3 主变压器的选择
1) 110/220k V主变压器选型的原则。选择变电站主变压器, 首先应确定相数, 通常330k V以下的变电站采用三相主变;其次确定绕组数, 目前包括三绕组式、低压绕组分裂式及双绕组普通式等, 在满足供电规划要求同时, 可采用双绕组变压器。再次, 确定绕组接线组别, 110/220k V上绕组接线一般采用“YN”形式。第四, 确定调压方式, 目前有有载调压、无激磁调压两种, 通常采用前一种调压方式。第五, 合理确定冷却方式, 并按照主变容量、本体结构特点及外部运行环境, 合理确定冷却方式。
2) 按照上述主变压器的选型原则, 由于该变电站的远期负荷为9万千瓦, 且负荷变化比较大, 所以选定本期主变2台、终期3台、三相双绕组及有载调压, 且选用自然冷却方式。
2.4 断路器的选择
变电站主系统中, 高压断路器是一个重要的设备。选择高压断路器时, 需要考虑多方面的因素, 具体包括:首先, 在合闸运行时, 断路器为良导体, 能够保证长期通过负荷电流和短路电流通过, 且动稳定性、热稳定性均符合相应的技术规范;其次, 在跳闸条件下, 高压断路器绝缘性能良好;第三, 断路器断路能力利郎好, 且可分断时间;最后, 尽量延长机械设与电气设备的寿命, 结构简单、体积小, 安装与维护费用低。
按照以上的设计要求, 根据该变电站的实际情况, 对于110k V侧断路器的核算如下:一是变电站主接线为110k V单母分断接线, 选用额定电压UN≥110k V断路器, 也就是126k V六氟化硫断路器;二是安装于户外, 选择户外式断路器;三是额定电流为2000A;四是为了便于管理、维护, 选取110k VSF6断路器。
断路器选定后, 还必须通过校验。按照上述假设变压器及首期建设110k V出线, 结合该地区的相关数据, 应校验断路器的断流能力、短路关合电流及热稳定校验设备保护动作时间等。其中, 固有分闸时间为0.03s、熄弧时间为0.03s。
2.5 其它电气设备的选择
电气设备、载流导体的用途、工作条件各不同相同。所以电气设备的选择校验项目及方法不尽相同。不过电气设备及载留导体在正常及短路时, 均必须可靠动作。电气设备的选择原则为:一是综合考虑变电站正常运行、检修及过电压条件下的各项要求, 以及远景发展规划;二是符合当地安装地点及环境的校核;三是尽可能选择新产品, 且使其具备可靠的试验数据, 在特殊情况下, 未选用正式鉴定的新产品。
3 结语
对于变电站的设计及建设来说, 电气一次设计是重要的部分之一, 也是一项十分重要的工作。变电站电气一次设计是电力系统中重要、复杂的工作之一, 确保变电站电气一次设计成功, 则应保证设计方案的综合性、科学性。同时, 合理选择主接线方式、主变压器及配电器等。在本文中, 笔者结合相关理论文献, 从变电站的重要性、电气一次设计等两个方面探讨了该命题。
摘要：变电站是电力系统的重要组成部分, 变电站的运转是否正常, 直接关系到电力系统的安全性与经济性。在本文中, 笔者探讨了110/220k V变电站电气一次设计, 主要详细分析了主变压器的选择、电气设备的选择、电气主要接线设计以及配电装置等。同时, 笔者还指出了设计中需注意的问题。
关键词：变电站,电气设计,电力系统
参考文献
[1]张超峰.110k V变电站电气一次设计的探讨[J].科技致富向导 (科技论坛) , 2013.
[2]耿伟.变电站电气一次设计的分析及探讨[J].黑龙江科技信息, 2013.
110KV接线 篇8
智能变电站是建设坚强智能电网的关键环节之一,经过若干年的工程实践,积累了大量经验,同时也暴露出了在智能变电站设计、施工、运行和管理等诸方面存在的技术问题。特别是在常规变电站的智能化改造中,由于各制造商对规范、标准的理解存在差异,设备制造和设计施工过程不规范,导致智能变电站呈现出多种技术形态,表现最突出的环节在于过程层和间隔层的IED(智能电子设备)配置方案过于繁杂,缺乏统一规范[1]。
本文从110 k V智能变电站二次设备的规范化配置出发,以相关规范[2]为依据,结合工程实践[3,4,5],研究了在内桥接线、线变组接线、扩大内桥接线和单母线分段等典型接线型式下过程层和间隔层IED的配置方案。通过配置方案的规范化,为IED设备的研制和生产提供了原则性的指导意见,减少了IED设备的种类和型号,既有利于提高智能变电站的施工和运行管理水平,也有利于IED设备研发、制造成本的降低。
1 110 k V智能变电站IED配置原则
众所周知,智能变电站以信息数字化和通信网络化为基本技术特征,信息数字化的实现以非常规互感器和智能一次设备为主要手段,通信网络化主要通过基于IEC 61850的以太网技术实现。然而如何实现以上技术特征,在具体工程实践中应该区别对待。相比较高压变电站,110 k V智能变电站的建设具有一定的特殊性,IED配置的基本原则包括:
1)采用常规互感器,由MU内部的AD转换模块实现模拟量信息数字化,MU同时具备电子式互感器接入能力。
2)除特殊要求外,过程层不采用交换机[6],SV报文和GOOSE信息的传输采用点对点模式采用点对点直连方式,SV采用IEC 61850-9-2格式[7]。
3)采用常规一次设备,为断路器和变压器配置智能终端[8],分别完成断路器的操作、控制和变压器的状态监控、非电量保护等功能。
4)全站继电保护功能使用的采样值信息不依赖于GPS时钟,跨间隔数据同步由保护装置采用数据插值方式实现。
5)变压器保护接入的MU全部采用双重化冗余配置,变压器保护装置采用主后一体化设计,双重化配置;低电压等级采用功能一体化的IED,实现分布式就地安装。
2 110 k V电压等级的过程层IED配置方案
110 k V变电站中110 k V电压等级的主接线型式相对固定,按照上文确定的IED配置原则,本节详细阐述四种典型接线型式下过程层IED的配置方案。
2.1 内桥接线型式
内桥接线型式以较少的一次设备投资获得了较灵活的运行方式,在按照终端负荷站设计的110 k V智能变电站中被广泛采用。图1给出了内桥接线型式的MU和智能终端的配置方案。
与2台变压器保护相关的MU均按照双重化冗余配置,包括1#进线MU1、2#进线MU5及桥开关MU2。MU直接采集3组常规电流互感器(保护、测量和计量)的输出并进行AD转换,同时接收由母线合并单元MU3、MU4发送来的SV9-2帧格式的电压采样值,并完成数据同步功能。母线MU按照保护与计量分开配置的原则,MU4完成计量电压的采集和并列功能,MU3采集2组PT的保护电压,通过判断桥开关位置完成电压并列功能,将并列后电压发送给各间隔MU和母线测控、备自投、录波以及低周减载装置等。
以桥开关2DL配置的智能终端为例,继电保护以点对点直连方式发送GOOSE跳闸信号,需接入2台主变的差动保护、各侧后备保护以及备自投动作的跳闸GOOSE信号,同时将桥开关的位置信号GOOSE发送给母线MU和录波装置。
1#进线MU1与2#进线MU5的输出可分别适应变压器保护主后备一体化及主后备分置两种间隔层IED配置方案,具体SV输出的连接对象见图1描述。
2.2 线变组接线型式
随着用电负荷的增加和日益集中,内桥接线型式的变电容量趋于饱和时,需对变电站进行扩建,增加一台主变后主接线型式可有两种选择,即内桥+线变组接线和扩大内桥接线。
内桥+线变组接线方式中,有2台变压器采用内桥接线,第3台变压器按照线路变压器组方式接线。图2给出了线变组接线型式下MU的配置方案。差动保护与计量公用MU。
2.3 扩大内桥接线型式
图3给出了扩大内桥接线型式下MU的配置方案。相比内桥接线,增加了1台主变和1台桥开关,主变高压侧配置独立的3组常规电流互感器,用于高后备保护、测控和计量,主变差动保护仍直接使用进线电流和桥开关电流。
母线合并单元MU3、MU4分别接入3段母线的保护电压和计量电压,根据2台桥开关的位置完成3段母线的电压并列功能,母线MU需要接入5路GOOSE信号以完成电压并列功能。
2.4 单母线分段接线型式
对于110 k V进线回数较多的变电站,为获得更灵活的运行方式,采用单母线分段的接线型式,图4给出了该接线型式下MU的配置方案。与(扩大)内桥接线型式的主要差别在于需要单独配置出线MU,并且主变保护装置不再接入进线MU和桥(分段)开关MU。
3 间隔层IED配置方案
3.1 变压器保护测控装置
主变保护测控功能的实现可以按照以下两种方案配置:1)主后备保护一体、双重冗余配置,单独配置主变的测控装置;2)主保护与后备保护分置,后备保护测控合一。
无论采用上述两种方案的哪种,MU都采用双重冗余配置,如图1所示。第一种方案采用的IED数量较少,而且可以做到保护功能的完全双重化,但在采用保护GOOSE直接跳闸时,需要IED提供足够多的GOOSE光口;当变压器中低压侧存在分支开关时,采用第二种方案将使IED的数量有所增加,IED之间的信息交换也会同时增加。
3.2 备用电源自投装置
备自投装置在智能变电站中的应用与常规变电站中最大的差异在于以下两个环节:模拟量的输入和跳合闸信号的输出。在智能变电站中,前者采用点对点模式从对应的MU接收SV9-2数据帧实现;后者采用点对点模式的GOOSE信号,发送给对应的断路器智能终端实现。
智能变电站中110 k V电压等级的备自投应用在四种典型接线型式中以扩大内桥接线最为复杂。扩大内桥接线的常规变电站中往往囿于模拟量采集通道限制,需要使用2台装置相互配合实现备自投逻辑,在智能变电站中即便采用点对点接入SV9-2采样值的模式也完全可以用1台装置实现扩大内桥接线备自投逻辑。
扩大内桥接线的备自投装置需要接收的保护动作闭锁信号数量较多,若采用GOOSE直连方式,必然要求备自投装置具备大量通信口,为减少光口数量可增加保护闭锁信号接入的过程层交换机。
3.3 中低压馈线间隔的IED配置
在110 k V智能变电站的新建或改造工程中,35k V及以下电压等级的间隔如果按照过程层与间隔层设备分别独立配置,必然会增加大量的合并单元、智能终端等过程层设备,不但增加投资而且不易就地安装,需占用屏柜空间。因此,对于中低压馈线间隔采用功能一体化IED[9],实现分散就地安装于开关柜上。
如图5所示,功能一体化IED将过程层的合并单元、智能终端以及间隔层的测控、保护功能全部在1台物理装置中实现。电流和电压信号仍采用电缆连接方式,多段母线的电压并列功能由传统电压并列装置实现。为实现跨间隔的信息共享,如果采用过程层网络,功能一体化IED也可以接入SV网络和GOOSE网络。
4 结论
针对110 k V变电站的特点,依据相关标准和规范文件,研究了内桥、线变组、扩大内桥和单母线分段等主接线型式下过程层和间隔层二次设备的典型配置方案,根据配置方案总结了IED应该满足的基本功能需求。
按照本文给出的典型接线型式的IED配置方案已经成功应用于山东、安徽、宁夏等近二十座110 k V智能变电站的新建和改造工程中,实践证明本文的配置方案在保证技术先进性的同时,很好的兼顾了经济性和可靠性,进一步规范了110 k V电压等级的智能变电站IED配置方案,对常规变电站的智能化改造有一定的指导意义。
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110KV接线 篇9
1 一座典型110kV变电站主接线方式的初步选择
一座典型3条进线3台主变压器的110kV变电站的主变压器本期规模为2×63MV·A,远景规模为3×63MV·A;110kV进线远景规划为3回,分别接入不同的3座220kV变电站;110kV进线本期为2回,分别接入不同的2座220kV变电站。
国家电网公司通用110kV变电站设计中的普通内桥接线加线路-变压器组方式,是本期加远期建设的接线方式选择。下面通过对线路-变压器组接线、内桥接线和T型接线的分析,来对该典型110kV变电站主接线方式进行初步选择。
1) 线路-变压器组接线是最简单的110kV变电站主接线方式。该接线方式的高压配电装置只配置3个设备单元,接线简单清晰,占地面积小,送电线路故障时由送电端变电站出线断路器跳闸。在正常运行方式下,变电站1条进线带1台主变压器,不仅接线简单,而且运行可靠、经济,有利于变电站实现自动化、无人化操作。
2) 内桥接线方式在线路侧装有断路器,当送电线路发生故障时,只需断开故障线路的断路器,不影响其他线路的正常运行,线路的投入和切除十分方便。但当变压器故障时,则与其连接的两台断路器都要断开,从而影响了一回未故障线路的正常运行。但随着主变压器制造工艺和质量的迅速提高,主变压器大都为免维护式,且运行可靠性较高,其每百台的故障率一般小于1.5次/a,而且主变压器也不需要经常切换,而送电线路每百公里的故障率高达0.36次/a。因此,内桥接线方式是110kV变电站常用的接线方式。内桥接线方式分为扩大内桥接线和普通内桥接线这2类:
(1) 扩大内桥接线也称双内桥接线,其采用3条进线3台主压器运行方式,接线布置繁琐,二次回路复杂。
(2) 普通内桥接线采用2条进线2台主压器运行方式,是终端变电站最常用的主接线方式,其高压侧断路器数量较少,线路故障操作简单、方便,接线布置清晰。在变电站正常运行方式下,桥断路器打开,2条进线各带1台主变压器。
3) T型接线(环进环出)运行可靠性最高,但由于该接线在变电站规划为3条进线3台主压器运行方式下,需要两侧电源,且均需3条出线。
通过对以上几种110kV变电站典型接线方式的分析,并按照电网规划情况和相关技术导则,在该典型110kV变电站本期规模为2台主变压器时,考虑实际运行中有可能负载率会大于0.5～0.65,则优先采用普通内桥接线方式。变电站在远景规模为3条进线3台主变压器的运行条件下,作为长期运行需要,负荷率应控制在0.67～0.87,所以3号主变压器建议采用线路-变压器组接线方式。因此,对该典型110kV变电站初步选择如表1所示的2个主接线方案。
2 2个方案的经济性比较
对该典型110kV变电站初步选择的2个方案进行经济性比较。
1) 2个方案的主体设备的数目及配电装置(间隔采用电子式组合电流、电压互感器)比较如表2所示。
2) 计算2个方案的综合投资C,其计算公式如下:
C=C0(1+a/100) (1)
式中:C0为变电站主体设备的综合投资;a为不明显的附加费用比例系数,一般110kV侧取110,10kV侧取10。
按表1所示的2个方案主体设备的配置数量,以及目前设备的市场单价和式(1),可计算得到:方案一,变电站110kV主体设备的总投资(按远期规模)为224万元,综合投资为470万元;10kV主体设备的总投资(按远期规模)为143万元,综合投资为158万元;方案二,变电站110kV主体设备的总投资(按远期规模)为319万元,综合投资为670万元;10kV主体设备的总投资(按远期规模)为225万元,综合投资为248万元。由此可知,该典型变电站采用方案一后,从主接线上优化后可节省投资290万元。如计入变电站简化接线后可节省投资200多万元产生的时间价值,按现值工程估算法,本工程主接线优化后可节省投资350万元(现值)。
3 对2个方案的运行灵活性分析
方案一远期主接线采用普通内桥加线路-变压器组接线,运行灵活,按方案一本期规划与方案二扩大内桥接线运行灵活性相同。方案一与方案二远期接线的区别在于:方案一的3号主变压器由于采用线路-变压器组接线,只能由3号进线供电,3号主变压器受限于3号进线的停运,3号进线的停运率直接影响到3号主变压器的可靠运行,提高了3号主变压器的停运率。但由于3台主变压器正常运行时,负载率控制在0.67～0.87,当3号进线停运时,可利用低压侧备用电源自动投入装置的投切来保证供电。而方案二的扩大内桥接线应用于3条进线3台主变压器运行方式下,运行操作繁琐,继电保护配置复杂。
4 对2个方案的可靠性分析和比较
假设110kV架空线路每百公里停运率为0.2次/a,每百公里平均修复时间为50h/a;气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)停运率每百台为3次/a,每百台平均修复时间为45h/a;主变压器每百台停运率为2.5次/a,每百台平均修复时间为80h/a。110kV架空线路按10km进行分析,依据电力系统可靠性原理分析,计算线路-变压器组接线和内桥接线方式下,不同台数变压器停运引起的“不允许”事件发生的次数及期望修复时间如表3所示。
由表3可以看出,线路-变压器组接线、内桥接线方式下,3台主变压器停运引起的“不允许”事件发生的次数相同,修复时间也相同,每年平均修复时间不足1min;2台主变压器停运时,线路-变压器组接线引起的“不允许”事件发生的次数是内桥接线的8倍、修复时间约为5倍;1台主变压器停运时,线路-变压器组接线引起的“不允许”事件发生的次数是内桥接线的2～3倍、修复时间约为2倍,线路-变压器组接线每年的修复时间约为4h。
根据以上分析结果,建议采用普通内桥接线加线路-变压器组接线方式。但是由于该典型变电站现有接线情况为3条进线3台主变压器,按照城市电网规划导则,主变压器负载率为0.67～0.87,以满足“N-1”安全准则,即可采用主变压器低压侧备用电源自动投入装置来提高供电可靠性。因此,对主变压器负荷率在0.67～0.87的情况下,线路-变压器组接线和普通内桥接线的可靠性指标可认为相同,但当负荷率较高时(大于0.87),且3号进线故障影响到3号主变压器停运,此时10kV负荷应依靠提高配电网自动化程度来进行负荷转移。
5 典型110kV变电站主接线方案的确定
根据以上分析,可确定该典型110kV变电站的110kV侧主接线方案为:当本期规模为2进线2台主变压器时,考虑实际运行中有可能负载率会大于0.5～0.65,则优先采用普通内桥接线方式;变电站远景规模为3条进线3台主变压器,由于可靠性要求负荷率应控制在0.67～0.87,因此3号主变压器采用线路-变压器组接线方式。该典型110kV变电站采用的主接线方案简单、造价经济、运行灵活,符合国家电网公司“两型一化”原则要求。
该典型110kV变电站的10kV侧采用单母线六分段和六分段环形的接线方式相比较,六分段环形接线更有利于平衡负荷,但六分段环形接线继电保护和自动化实现较为复杂,不利于运行的简单操作。因此,该典型110kV变电站的10kV侧采用单母线四分段主接线方式,该接线方式可通过2号主变压器双段供电进行负荷平衡,并可通过配电网自动化的投切实现可靠性。
6 结语
3条进线3台主变压器的110kV变电站的主接线设计不仅有扩大内桥接线、线路-变压器组接线、T型接线(环进环出),而普通内桥加线路-变压器组接线方式同样具有适用条件。若电网规划的3条进线3台主变压器的110kV变电站的本期规模为2条进线2台主变压器,远景规模为3条进线3台主变压器时,普通内桥加线路-变压器组接线方式造价最为经济,运行最为灵活。但不同的110kV变电站的主接线方式各有特点。
1) 对于线路-变压器组接线方式,如变电站主变压器容量满足低负载率标准(3台主变压器负载率取0.67～0.87),在电网发生故障时,恢复供电操作十分方便。当变电站1台主变压器或一条线路故障退出运行时,只需在变电站低压侧作转移负荷操作,就能确保变电站负荷100%正常用电,且对相邻变电站无影响。如变电站主变压器容量按高负载率配置(2台主变压器负载率高于0.65,3台主变压器负载率高于0.87),在主变压器或线路发生故障时,需要通过相邻变电站联络线来转移部份负荷。因此,对于地方电网中110kV终端变电站,如主变压器容量满足“N-1”安全准则要求,即主变压器容量满足低负载率标准,首先应推荐采用线路-变压器组接线方式。
2) 对于内桥接线方式,如地方电网中110kV终端变电站的主变压器容量不能满足“N-1”安全准则要求,则采用内桥接线方式有利于提高电网的供电可靠性。但对于采用3条进线3台主变压器运行方式的扩大内桥接线方式,由于接线较为繁琐,二次回路复杂,如2号主变压器的差动侧就有5侧(高压进线2、桥1、桥2、低压2分支)。因此,对于3进线3台主变压器的110kV变电站的主接线设计不推荐采用扩大内桥接线方式。
3) T型接线(环进环出)运行最为可靠,适用于供电半径小的一线城市电网,环进环出可带2座变电站。
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