110kV主接线（通用9篇）
110kV主接线 篇1
1 电气主接线的设计原则
变电站电气主接线是电力系统接线的主要组成部分。其设计直接关系着全站电器设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定, 关系着电力系统的安全、稳定、灵活和经济高效的运行。主接线的设计是一个综合性的问题, 必须在满足国家有关技术经济政策的前提下, 力争使其技术先进、经济合理、安全可靠。
电气主接线是由高压电器通过连接线, 按其功能要求组成接受和分配电能的电路, 成为传输强电流、高电压的网络。它要求用规定的设备文字和图形符号, 并按工作顺序排列, 详细地表示电气设备或成套装置全部基本组成和连接关系, 代表该变电站电气部分的主体结构, 是电力系统结构网络的重要组成部分。
1.1 变电所在电力系统中的地位和作用
变电所在电力系统中的地位和作用是决定主接线的主要因素。不论是枢纽变电所、地区变电所、终端变电所、企业变电所还是分支变电所, 由于在电力系统中的地位和作用不同, 对主接线的可靠性、灵活性、经济性的要求也不同。
1.2 近期和远期的发展规模
变电所主接线设计应根据5~10年电力系统发展规划进行。应根据负荷的大小和分布、负荷增长速度以及地区网络情况和潮流分布, 并分析各种可能的运行方式来确定主接线的形式以及所连接的电源数和出线回数。
1.3 负荷的重要性和分级及出线回数多少对主接线的影响
对一级负荷, 必须有两个独立电源供电, 且当一个电源失去后, 应保证全部一级负荷不间断供电;对二级负荷, 一般要有两个电源供电, 且当一个电源失去后, 能保证大部分二级负荷供电。三级负荷一般只需一个电源供电。
1.4 主变台数对主接线的影响
变电所主变的容量和台数, 对变电所主接线的选择将产生直接的影响。通常对大型变电所, 由于其传输容量大, 对供电可靠性要求高, 因此对主接线的可靠性、灵活性的要求也比较高。而容量小的变电所, 其传输容量小, 对主接线的可靠性、灵活性要求低。
2 主接线设计的基本要求
2.1 可靠性
可靠性的工作是指在保证对用户不间断地供电的前提下, 衡量可靠性的客观标准是运行实践。主接线的可靠性是它的各组成元件, 包括一、二次部分在运行中可靠性的综合。同时, 可靠性不是绝对的, 不仅要考虑一次设备对供电可靠性的影响, 还要考虑继电保护二次设备的故障对供电可靠性的影响。由此得出, 评价主接线可靠性的标志是。
1) 线路、母线 (包括母线侧隔离刀闸) 等故障或检修时, 停电范围的大小和停电时间的长短, 能否保证对一类、二类负荷的供电。
2) 线路、断路器、母线故障和检修时, 停运线路的回数和停运时间的长短, 以及能否保证对重要用户的供电。
3) 变电所全部停电的可能性。
4) 大型机组突然停电, 对电力系统稳定运行的影响与后果。
2.2 灵活性
灵活性是指电气主接线能适应各种运行状态, 并能灵活地进行运行方式的交换, 其主要包括以下几个反方面。
1) 操作的方便性:电气主接线应该在满足可靠性的条件下, 接线简单, 操作方便, 尽可能地使操作步骤少, 以便于运行人员掌握, 不致在操作过程中出差错。
2) 调度的方便性:电气主接线在正常运行时, 要能根据调度要求, 方便地改变运行方式, 并且在发生事故时, 要能尽快地切除故障, 使停电时间最短, 影响范围最小, 不致过多地影响对用户的供电和破坏系统的稳定运行。
3) 扩建的方便性:对将来要扩建的发电厂, 其接线必须具有扩建的方便性。尤其是火电厂, 在设计主接线时应留有发展扩建的余地。设计时不仅要考虑最终接线的实现, 还要考虑到从初期接线到最终接线的可能和分段施工的可行方案, 使其尽可能地不影响连续供电或在停电时间最短的情况下, 将来能顺利完成过渡方案的实施, 使改造工作量最少。
3.3经济性
在满足技术要求的前提下, 做到经济合理。
1) 省投资:主接线应简单清晰, 并要适当采取限制短路电流的措施, 以节省开关电器数量、选用物美价廉的电器, 以便降低投资。
2) 电能损耗少:经济性地选择主变压器形式、容量和台数, 避免两次变压增加电能损耗。
3主接线方案的比较和确定
110 k V配电装置出线回路数4回时, 可采用单母线分段的接线、双母线接线、单母线分段带旁路接线, 10 k V配电装置出线回路数10回及以上时, 可采用单母线分段的接线和双母线接线, 在采用单母线分段或双母线的35~110 k V主接线中, 当不允许停电检修断路器时, 可设置旁路设施。当有旁路母线时, 首先宜采用分段断路兼作旁路断路器的接线。当110 k V线路6回及以上, 35~6 k V线路8回及以上时, 可以装设专用的旁路断路器。
摘要：分析110 kV降压变电站电气主接线设计。在保证供电可靠的前提下, 减低事故发生率, 降低运行费用, 设计出经济、实用、安全的变电站。
关键词：110 k V变电站,电气主接线
参考文献
[1]范锡普主编.发电厂电气部分 (第三版) [M].北京:中国电力出版社, 2004.
[2]何仰赞, 温增银编著.电力系统分析 (第三版上、下册) [M].武汉:华中科技大学出版社, 2002.
110kV主接线 篇2
关键词：110kV变电站；不同接线方式；运行规律
1 研究背景
现有的110kV变电站具有节省电源点，可以有效减少电网建设投资和征地等众多优点。因此，研究110kV变电站的不同接线方式是十分有必要的。
2 110kV变电站的不同接线方式研究
在这里以某镇110kV变电所为例，分析了变电所的生产运行及所起的作用和意义。
2.1 变电所基本情况 主变压器三台总容量31500×3kVA，二台型号为SFSZL7-31500/110有载调压变压器，一台型号为SF28-31500/110有载调压变压器，110kV配电装置采用屋外配电装置，35kV采用CBC-35F高压成套手车开关柜，10kV配电装置采用GG-1A（F）高压成套开关柜屋内双列离墙布置。
2.2 变电站现场运行 ①电气主接线：110kV侧采用单母线分段带旁母接线。35kV采用单母线分段接线，出线6回。10kV采用单母线分段接线，出线22回，I、II段母线各11回；无功补偿3组，其中7200千乏一组，采用TBB10.5一7200/200户外成套并联电力电容器组，接于II段，3000千乏2组，采用TBB10.5-3000/100 成套并联电力电容器组， I、II段母线各1组。②交流变直流，然后送至直流各馈线。简单说就是交流电源经交流小空开、交流接触器（一般为两套互为备用）送至直流充电屏交流小母线上，交流小母线上连接几个（数量根据变电站直流负荷容量而定）高频开关整流模块，交流电压经过高频开关整流模块变为直流电压，接入直流母线，直流负荷从直流母线。变电站直流系统采用高频开关整流模块而非整流系统，但是道理一样，馈线负荷的接出和10kV馈线大同小异，也是变压到直流母线，然后再从直流母线上一路一路并联接出，但是用硅整流的变电站应给投运时间比较早，有可能部分直流负荷是串联连接的，哪些设备的直流电源串在一起，就需要从本站的直流图上查找，或者向站内的老师傅请教，各变电站的设备不一样，设计不一样，接线自然就不一样。直流母线上并联一组蓄电池组，正常情况下由直流母线给蓄电池组浮充电，当交流失电时，蓄电池组供给直流负荷。③如果站内发生直流接地，如站内直流系统或二次回路有人工作，要求工作人员停止工作并检查是否因工作造成直流接地，查明原因后在恢复工作。如果不是因工作人员造成或站内二次回路没有工作责采取酸碱断开直流电源开关（或保险）的方法查找直流接地。拉路原则：先室外后室内，先信号、合闸后控制，拉路时间不超过3秒， 拉路时应从信号、光字和绝缘监察表计的指示综合判断直流接地是否消除，防止误判断，在拉路时应防止造成直流短路或另一点接地，为防止保护误动作，对于瞬间断开操作（保护）电源前，应退出可能误动的保护压板，合上操作（保护）电源后再投入。④如果发生直流接地时下雨或天气异常潮湿，可以先检查，有关二次设备的状况，特别是户外端子箱，机构箱等是否有漏雨现象，端子排有无受潮、短路、接地、烧坏。以上处理方法是针对老式直流系统，现在的新投运的直流系统使用的都是高频开关充电屏、馈电屏，发生直流接地时液晶屏上可以直接显示接地路数，可根据显示直接判断接地的具体回路。
3 实例分析
直流正极接地有造成继电保护装置误动的可能，因为一般跳闸线圈和保护出口的中间继电器线圈接在负极电源母线上，若这些回路在发生接地或绝缘不良就引起保护误动，直流负极接地时，如果回路中再有一点接地有可能造成跳闸回路回合闸回路短接，是保护拒动。若两点接地还有可能烧毁继电器，具体如以下图示：
母线为单母线接线分为单母线接线和单条分段母线接线，单母线接线或是单条分段母线接线的区分，两个进线柜中间有个柜体，单条分段母线接线，双母线接线分为普通双母线和双母线带旁母接线，双母线带旁母接线在普通双母线的基础上增设了一条旁路的母线，成为三条母线，另外一种是桥式接线，接线方案也比较简单，以上图示中，确定接线方式变电站里柜体，中间3组3个圈的是变压器，为三相三绕组变压器，高压侧接220kV母线上，接线方式为双母线接线，低压侧接110kV母线上，接线方式为双母线接线。变压器其中两个星绕组配中性点接地装置，角的绕组是电容器和站用电，从下往上看，分别为隔离开关、电流互感器、断路器、电流互感器、隔离开关、避雷器、电容式电压互感器，根据设计任务书的要求，本次设计为110kV变电站电气主接线的初步设计，并绘制电气主接线图。该变电站设有两台主变压器，站内主接线分为110kV、35kV和10kV三个电压等级，各个电压等级都采用单母线分段接线。
4 结语
本文从我国电网运行的具体实情出发，结合有关实例和特点，对110kV变电站不同接线方式进行了探讨，以期共同提高电网的稳定发展。
参考文献：
[1]许建明，陈恳.110kV变电站三种典型接线方式的探讨[J].华东交通大学学报，2006（02）：89-91.
[2]程一鸣，赵志辉，王天华.城市110kV高压配电网接线方式研究[J].电网技术，2008（S2）：113-115.
110kV主接线 篇3
在整个输变电工程建设中, 主接线方式对电网安全稳定有着重要的影响。然而, 在110 k V变电站改造的具体工作中, 发现主接线方式存在一定的问题, 其布局存在着不合理的情况。另外, 由于设备的使用时间较长, 存在着老化现象, 再加上受到周围环境所带来的不利影响, 发生事故的机率较大, 给整个电网的安全运行和正常供电也带来严重的威胁。因此, 结合110k V变电站主接线的具体情况, 指出其存在的问题, 分析其对电网安全稳定带来的负面影响, 并提出相应的解决方案无疑具有重要的现实意义。
1 主接线方式在110 k V变电站的作用
主接线方式对变电站有着重要的影响, 决定着变电站的规模。而电气设备的布置是变电站良好运行的前提与基础, 不仅有利于整个变电站的维护, 还对电网的安全稳定运行产生重要的影响。事实上, 在实际工作中, 变电站都十分注重主接线方式的选择, 做好设计工作, 主管部门也重视对其维护和检修, 以确保整个电网的安全稳定运行。
2 主接线方式对电网安全稳定的影响
在以前的110 k V变电站布置和运行中, 大多数采用单母线带旁路母线的接线方式。在以前, 由于线路的负荷较小, 该布置方式能够满足电网运行的需要, 确保整个电网的安全稳定运行。然而, 随着经济社会的发展和用电量的增长, 电力负荷出现快速增长的情况, 人们对用电的质量要求也进一步提高, 对整个电网的安全性和稳定性要求也更为严格。原有接线方式的弊端逐渐凸显, 难以满足这种变化的实际情况。下面将结合两种具体的主接线方式对此进行详细的介绍分析。
1) 方式一及对电网安全稳定的影响。如图1所示, 我们可以看出, 该接线方式在设备布置次序上就存在着不足。设备布置顺序如下:母线侧隔离开关→电流互感器→断路器→主变侧隔离开关→主变压器。对于这种布置方式, 将电流互感器布置在断路器外侧, 在实际运行中, 如果电流互感器出现故障, 跳主变断路器, 对于出现故障的电流互感器, 不能将其快速的切除。往往会导致故障进一步发展, 进而演变成为110 k V母线故障, 导致母线上正常运行的线路被切除, 最后演变成为110 k V变电站全站停电, 给整个电网运行带来严重的损坏。
2) 方式二及对电网安全稳定的影响。如图2所示, 该接线方式是单母线带旁路母线的接线方式, 并没有专用的旁路间隔。当进行线路检修的时候, 或者断路器、隔离开关、电流互感器发生故障的时候, 旁路母线无法使用, 也无法为正常运行或者线路检修带来任何便利, 大大影响线路检修的稳定性和可靠性。
3 具体的解决方案
为了应对上述两种主接线方式存在的不足, 避免其对电网安全稳定带来的不利影响, 结合变电站的具体情况, 决定采用以下方案进行改造。
1) 重新调整主变间隔电气设备布置。如果是老的变电站进行改造或者扩建, 则需要利用好这个机会, 对主变间隔电气设备的布置进行重新调整。布置顺序为:主母线隔离开关→断路器→电流互感器→主变侧隔离开关→主变压器。具体布置如图3所示。通过这样的调整, 当电流互感器出现故障, 断路器会发生跳闸, 进而切除故障点, 母线上的其它元件不会受到影响, 仍然能够正常运行和工作。避免了整个电网瘫痪, 确保电网的安全性和稳定性。
2) 改变主接线方式。不改变现场设备的位置, 主接线改变为双母线带旁路, 并增加专用母联和旁路断路器, 具体布设如图4所示。该布置方式能够有效缩小事故发生的范围, 有利于线路的正常稳定运行。即使电流互感器出现故障, 主变开关会出现跳闸情况, 母线故障切除, 非母线故障线路仍然能够正常运行, 从而减少了故障的影响范围。
3) 重新布置主变间隔电气设备。如果条件允许, 在实际工作中, 还可以利用变电站改造或者扩建的机会, 对主变间隔电气设备进行重新布置。将电流互感器与断路器进行互换, 变动二者的位置。具体布置如图5所示, 改变为双母线带旁路专用母联、专用旁路断路器的方式, 通过这样方式的改造, 能够满足变电站容量增加的需要, 确保了电力系统的安全稳定运行, 大大减少故障的发生, 对整个线路的良好运行产生积极影响。另外, 该方式一般适用于中型及其以上的变电站。该方式不仅运行灵活, 而且能够方便日常检修活动, 并且设备的布置科学合理, 从而确保了整个电网的安全稳定运行, 对整个线路运行产生积极的影响。
4 结语
总之, 主接线方式对电网安全稳定具有重要的影响。今后在实际工作中, 应该认真查找主接线方式存在的不足, 分析其对电网安全稳定带来的负面影响, 并采取相应的解决方案, 促进整个电网的安全稳定运行。除此之外, 今后还应该加强以下两个方面的工作, 以进一步保证电网的安全稳定。
1) 重视主接线的改造。在实际工作中, 电网公司应该重视对管辖范围内110 k V变电站的调查工作, 并重视利用旧变电站改造扩展的机会, 对于存在问题与不足的变电站主接线进行改造, 促进电网更好的运行和工作, 提高电网的安全性和稳定性。
2) 重视变电站设备的维护。如果旧变电站电网存在着不足, 但在短时间不能进行改造或者扩建, 工作人员应该加强对设备的维护和运行调试, 对于重点怀疑的设备进行定期检查, 及时发现存在的问题和隐患, 并立即采取措施处理和应对, 减少事故的发生, 确保电网的安全稳定运行。
摘要：分析了主接线方式在110kV变电站的作用, 结合具体工程实例, 指出了两种不同主接线方式对电网安全稳定的影响。根据存在问题, 提出了具体的解决方案, 包括重新调整主变间隔电气设备布置、改变主接线方式、重新布置主变间隔电气设备三个方面。希望能够为具体工作提供指导和借鉴。
关键词：变电站,主接线,电网安全稳定,主变间隔
参考文献
110kV主接线 篇4
关键词110kV变电站;接地系统;施工工艺
中图分类号TM645文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)081-0147-01
变电站接地网的可靠性直接影响着工作人员的人身和设备安全,如果处理不好将会造成人员伤亡事故。由于110kV变电站具有接地短路电流增大、所址面积小、微机装置多等特点,在设计过程中应该充分考虑其特点。
1变电站接地的各种形式和接地方法
接地种类及其施工方法:
1.1防雷接地
防雷接地在进行接地过程中需要坚持就地原则,与电气设备的距离尽量远一点。防雷接地是将避雷针、避雷线、避雷带、避雷器等防雷电保护装置向大地泄放雷电流直接雷装置的一种接地方法。对于户内变电站而言,往往采用的是在房屋顶部进行避雷、防雷的措施,由于场地空间的原因,避雷带引下线会与其他接地体以及建筑中金属体相碰,这是无法避免的。因此只能采用等电位的方法,将每层楼面和墙体的金属件连接到一起,成为整体。
1.2工作接地
工作按地是一种为了满足电气装置在运行过程中所需要的接地,其在现实的施工过程中运用相对比较广泛,例如.直流绝缘监测接地、交流中性点接地、电压互感器一次接地、通信电源正极接地等,这类接地可就近直接接于主接地网,也可以在经过一定阻抗后进行接地。
1.3保护接地
1)高压系统设备接地:一个设备或一组连在一起的设备利用一根引下线独立接地是高压系统设备接地的原则。有时需要用两根接地线进行分别接地,特别是对于具有二次元件的一次设备。采取这类措施对于一些不良现象有着很好的预防作用,如:高压电穿入二次回路、一根接地线断裂、出现二次设备毁坏等。2)低压系统设备接地:TN2S系统、TN2C2S系统、TN2C系统、TT系统、IT系统是低压系统设备接地的五种形式。其中,变电站中运用TT系统最为科学,这是因为TT系统的PE线属于直接接地,变电站基本都保留着完整的接地网,给PE线与接地网的连接带来了方便。另外,装置的外露导电部分也能与至PE线直接接地,而电源零线与PE线隔离后对触电保护器的准确动作有着较大的保护意义。
1.4屏蔽接地
目的将电气干扰源引人大地,抑制外来电磁干扰对弱电设备的影响,减少弱电设备产生的干扰,以免影响其他弱电设备。屏蔽接地可分三种:建筑屏蔽接地;弱电设备的外壳上和屏、柜、箱的屏蔽接地;低压电缆屏蔽层接地。其中,低压电缆屏蔽层不能承受较大的电流,因为流入接地网的短路电流如果出现分流,将导致电缆损坏且影响电子设备的使用。因此低压电缆屏蔽层只能一端接地。笔者认为大量控制电缆来自干高压配电装置,如果由于故障而将高压电传人控制电缆,必定危及二次设备,故控制电缆的屏蔽层应接于二次设备室的环形接地网,自动化通信的电缆则接于保护屏上接地铜排处。在二次设备间的电缆人口处将外屏蔽的接地,可将强电干扰信号阻挡在二次设备间外。为使屏蔽更有效,在配电装置处,尽可能地穿钢管埋地敷设。
1.5逻辑信号接地
逻辑信号接地作为微机系统的参考电位,还能称为信号接地及数据线接地。3V、5V工作电压就可满足微机系统的需要,时钟数字脉冲的频率从几MHz至几GHz。在设备外的数据线与远距离的外围设备通信时,在数据线上的不同电位将为装置间提供了一个低阻抗,引起高频电噪声和瞬时电噪声。逻辑信号接地不能乱接,低噪声或电压可能引起数据中断,高瞬间电压将破坏芯片,阻碍了微机系统的正常运行。设零电位母线是处理强、弱电接地混接问题的有效途径,在实际的操作中应该多方面优化:
1)母线接地点与强电接地保持较大的距离。由于大量设备接地时都提倡就近原则。但母线接地点需与强电接地保持足够大的距离,为避免强电对弱电的影响,弱电系统的接地必须与远离防雷接地。2)耐压不得低于弱电设备的耐压值。非接地部分必需与大地和主接地网绝缘,这是由于此母线属于专用的接地装置。采用热塑套绝缘,保持耐压不得低于弱电设备的耐压值。3)接地母线禁止出现一、二次设备的接地。若将二次保护接地与此相连将击穿互感器一、二次绕组,扩大了该母线的电位,对弱电设备构成威胁,因而该接地母线禁止出现一、二次设备的工作接地。4)接地母线长度需合理。接地母线长度需要根据具体情况进行研究,接地母线不能太长主要是为了减小一次电流所产生的感应电势,对于较长的通信线路应采用光缆,对于距离较长的开关室可分片设置接地母线。
2主接地网的具体施工操作
根据《交流电气装置的接地》(CD/T621—1997)中的要求,需要按照各变电站的地质情况决定主接地网的实际埋设深度,通常深度大小在0.6m以上。变电站经过填高处理后能防止外水倒灌和洪水带来的破坏,而废渣作为当填土材料能节省经济开支。这是因为土壤电阻率比达到了400Q·m,不适合进行接地电阻。需要把主接地网两敷设于原土层;填土层过高将带来施工敷设、运行查找的困难,造成接地引下线长度过大,扩大了引下线的电阻。把填土层控制在lm内可使主接地网敷设于原土层0.2m以下,深度控制在1.2m,这种设置方式对于施工以及检查工作很有帮助。若填土层大于lm后,主接地网敷设深度要保持在填土层0.8m以下。
3户内接地网具体施工方法
将环形接地网、接地干线、均压带设置在设备区四周,能够有效地确保户内设备接地,达到户内设置接地网的条件,给各个电气设备实现就近原则带来方便。环形接地网的方式为点与户外接地网相连,距离相隔5m~8m。水平接地体在户内、外接地网的连接中发挥了较好的保护作用,避免建筑施工过程中出现不同的问题。常常是因为接地施工的隐蔽性隐藏了漏接,当水平接地体的间距在5m以上时,水平接地体可进入户内。铁附件最多采用的是8mm或l0mm槽钢,土建预埋铁附件截面能够达到短路电流的热稳定需要。需要强调的是接地过程应将～块l00mm长的接地扁钢在此复焊眯起,其目的是保持槽钢接头处的顺畅。
4接地材料的选择
选择接地材料时需要综合考虑,钢材是最为常见的接地材料。短路电流过大时,变电所需降低施工难度,此时可选择铜接地。腐蚀方面应该根据土壤的具体环境决定材料。从部分投运时间长达l0a的接地网来看,部分钢材完好如初,只是在焊接处和距空气接近处出现了锈蚀;少数锈蚀较为严重。这就提醒设计者在设计时需考虑到腐蚀情况,根据当地实际的腐蚀数据进行材料设计。笔者认为地方相关部门需要对材料生产进行调查研究,总结出科学实际的资料提供给施工单位的设计者,以做好抗腐蚀预防工作。笔者总结出下列几点:
1)加大截面:不适合运用与腐蚀严重的地区不,这是因为截面过大会给施工带来阻碍。2)镀锌:主要用于腐蚀一般的地区。不适合在重盐碱地区使用,例如:沿海地区、化工厂等。3)防腐涂料:施工过程工艺简单,且材料价格不高。但是防腐材料作用的持续时问较短,使用寿命周期短。因而,使用效果不是很理想。4)铜材料接地:当前分为铜包钢,将一层lmm厚的铜复在接地钢材外;还有全铜线,全铜线材料运用与于接地装置,包括:铜绞线、扁铜。铜接地的连接工艺的主要方式是火泥熔焊;该方法结合化学反应时形成的超高热对接头进行内铜、钢互相融合,以此实现熔接法。这种方式将分子结合作为连接点,其优点为时间的推移不会出现松弛或老化。但此工艺应配用特制的模具和药粉,且材料价格昂贵。相反,使用铜绞线时由于以成捆出货,可大大减少接头数。防腐涂料、铜包钢是当前主要的新型接地材料。
5结语
总之,110KV变电站接地系统设计与施工一定要从各类接地特点着手,杜绝强、弱电接地混乱局面,采取等电位、均压措施,合理组成接地网。
参考文献
[1]孟庆波,何金良.降低接地装置接地电阻的新方法[J].高电压技术,1996.
110kV主接线 篇5
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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110kV主接线 篇6
110 kV外桥接线,10 kV单母分段接线是110 kV终端变电站的典型接线[1]。近年来,随着用电负荷的增加和负荷的日益集中,越来越多的变电站的负荷趋于饱和,因而必须对这些变电站进行增容。增加一台主变,110 kV侧变成扩大外桥形式,10 kV侧变成单母Ⅳ分段形式的方案由于满足了N-1原则,供电可靠性高,运行方式灵活而得到了广泛应用。增容后的主接线如图1所示。在这种主接线下,传统备自投的配置方案和备自投逻辑已经无法满足现场运行方式的需要[2,3],因此,本文通过完善备自投的配置方案和优化备自投的逻辑来实现该主接线方式下110 kV和10 kV的备自投。
1 运行方式分析
备自投逻辑和运行方式是密切相关的[4],只有在了解了变电站主要的运行方式后,才能给出备自投的配置方案和写出备自投的逻辑,从而让备自投可靠动作。该变电站的主要运行方式有:(1),#1进线通过#1主变带10 kVⅠ段母线;#2进线通过#2主变和#3主变分别带10 kVⅡ段母线和10 kVⅢ、Ⅳ段母线,10 kV侧的两个分段开关处于热备用状态。(2),#2进线通过#2主变带10 kVⅡ段母线;#1进线通过#1主变和#3主变分别带10 kVⅠ段母线和10 kVⅢ、Ⅳ段母线,10 kV侧的两个分段开关处于热备用状态。(3),#1进线通过#1主变和10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线;#2进线通过#2主变和10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线,#3主变各侧开关处于热备用状态。由此,给出全站备自投的配置方案如图1所示:110kV侧和10 kV侧各配置两个备自投。
2 备自投逻辑分析
2.1 1BZT逻辑分析
2.1.1 对于运行方式1
充电条件:110 kVⅠ母和Ⅱ母有压,710DL跳位,730DL合位,无闭锁量。
启动条件1:110 kVⅡ母无压,Ⅰ母有压,进线2无流。备自投启动后先同时跳开730DL和702DL后,合上710DL,实现#1进线通过#1主变和#3主变分别带10 kVⅠ段母线和10 kVⅢ、Ⅳ段母线,10 kVⅡ段母线的恢复供电将由4BZT动作后实现。
启动条件2:110 kVⅠ母无压,进线1无流。备自投启动后跳开701DL,10 kVⅠ段母线的恢复供电将由3BZT动作后实现。
闭锁条件:#3主变保护动作。
2.1.2 对于运行方式3
充电条件:110 kVⅠ母和Ⅱ母有压,710DL,730DL,103DL,203DL跳位,无闭锁量。
启动条件1:110 kVⅠ母无压,Ⅱ母有压,进线1无流。备自投启动后先同时跳开701DL和101DL后,同时合上730DL和103DL,实现#2进线通过#2主变和10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线;通过#3主变和10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线。
启动条件2:#1主变差动或重瓦斯动作,701DL和101DL已经跳开,110 kVⅠ母有压,进线1无流。备自投启动后同时合上710DL和103DL,实现#1进线通过#3主变和10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线,#2进线通过#2主变和10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线。
闭锁条件:其他闭锁信号。
2.2 2BZT逻辑分析
2.2.1 对于运行方式1
充电条件:110 kVⅠ母和Ⅱ母有压,710DL合位,730DL跳位,无闭锁量。
启动条件1:110 kVⅠ母无压,Ⅱ母有压,进线1无流。备自投启动后先同时跳开710DL和701DL后,合上730DL,实现#2进线通过#2主变和#3主变分别带10 kVⅡ段母线和10 kVⅢ、Ⅳ段母线,10 kVⅠ段母线的恢复供电将由3BZT动作后实现。
启动条件2:110 k VⅡ母无压,进线2无流。备自投启动后跳开702DL,10 kVⅡ段母线的恢复供电将由4BZT动作后实现。
闭锁条件:#3主变保护动作。
2.2.2 对于运行方式3
充电条件:110 kVⅠ母和Ⅱ母有压,710DL,730DL,103DL,203DL跳位,无闭锁量。
启动条件1:110 kVⅡ母无压,Ⅰ母有压,进线2无流。备自投启动后先同时跳开702DL和102DL后,同时合上710DL和203DL,实现#1进线通过#1主变和10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线;通过#3主变和10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线。
启动条件2:#2主变差动或重瓦斯动作,702DL和102DL已经跳开,110 kVⅡ母有压,进线2无流。备自投启动后同时合上730DL和203DL,实现#1进线通过#1主变和10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线,#2进线通过#3主变和10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线。
闭锁条件:其他闭锁信号。
2.3 3BZT逻辑分析
充电条件:10 kVⅠ母和Ⅲ母有压,101DL和103DL合位,110DL跳位,无闭锁量。
启动条件1:10 kVⅠ母无压,Ⅲ母有压,Ⅰ1(Ⅰ1为流经101DL的电流)无流,10 kVⅠ母失压前Ⅰ1和Ⅰ3(Ⅰ3为流经103DL的电流)之和小于#3主变额定电流的1.2倍。备自投启动后先跳开101DL后,合上210DL,再跳开203DL,最后合上110DL。实现#3主变通过10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线,#2主变通过10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线。
闭锁条件:手跳101DL。
启动条件2:10 kVⅢ母无压,Ⅰ母有压,Ⅰ3无流,10 kVⅢ母失压前Ⅰ1和Ⅰ3之和小于#1主变额定电流的1.2倍。备自投启动后先跳开103DL后,合上110DL。实现#1主变通过10 k V分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线,#2主变带10 kVⅡ段母线,#3主变带10 kVⅣ段母线。
闭锁条件:手跳103DL。
2.4 4BZT逻辑分析
充电条件:10 kVⅡ母和Ⅳ母有压,102DL和203DL合位,210DL跳位,无闭锁量。
启动条件1:10 kVⅡ母无压,Ⅳ母有压,Ⅰ2(Ⅰ2为流经102DL的电流)无流,10 kVⅡ母失压前Ⅰ2和Ⅰ4(Ⅰ4为流经203DL的电流)之和小于#3主变额定电流的1.2倍。备自投启动后先跳开102DL后,合上110DL,再跳开103DL,最后合上210DL。实现#1主变通过10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线,#3主变通过10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线。
闭锁条件:手跳102DL。
启动条件2:10 kVⅣ母无压,Ⅱ母有压,Ⅰ4无流,10 kVⅣ母失压前Ⅰ2和Ⅰ4之和小于#2主变额定电流的1.2倍。备自投启动后先跳开203DL后,合上210DL。实现#2主变通过10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线,#1主变带10 kVⅠ段母线,#3主变带10 kVⅡ段母线。
闭锁条件:手跳203DL。
3 特殊问题的处理
3.1 110 kV备自投对主变区内故障信号的处理
对于运行方式3下的110 kV备自投的启动方式2,是对应#1主变或#2主变发生区内故障时的动作逻辑。该启动条件必须同时满足主变差动或重瓦斯动作和主变两侧开关已经跳开,而在实际运行中,主变差动动作信号或重瓦斯动作信号和主变两侧开关跳位信号共存的时间很短,特别是重瓦斯动作信号,其返回只和本体机构有关,和主变两侧开关的跳位是无关的,因而两者几乎没有共存时间,此时,程序中必须将主变差动动作信号和重瓦斯动作信号做延时处理,使其和主变两侧开关的跳位信号共存,从而使备自投正确动作。
3.2 10 k V备自投对均分负荷的处理
对于备自投过负荷的处理,传统的备自投是动作后提供联切输出接点,用于切除次要负荷来满足主变的正常运行[5],若时间不能很好地配合,就可能造成主变过载运行。本文根据失压前两台运行主变低压侧的负荷电流之和与未失压主变1.2倍的额定电流的大小来判断备自投动作后主变是否会出现过负荷,如果预测到备自投动作后主变会出现过负荷,则闭锁备自投。考虑到两台主变容量和低压侧CT变比有可能不一致,为此,必须采用不同的处理方法。
3.2.1 两台主变容量相同,10 kV侧CT变比相同
当两台主变的电流之和大于主变额定电流的1.2倍,则备自投放电。
3.2.2 两台主变容量不同,10 kV侧CT变比相同
当10 kV一台主变失压,备自投准备启动时,检查两台主变的电流之和是否大于未失压主变额定电流的1.2倍,大于则备自投放电。
3.2.3 两台主变容量相同,10 kV侧CT变比不同
在备自投菜单中设置CT变比系数的整定,该系数是较小的CT变比除以较大的CT变比之值,即较大的CT变比的数值为1,较小的CT值在0-1之间。在逻辑处理中将较小CT变比的低压侧电流及该主变额定电流乘以这个系数作为过负荷判断的计算值。当两台主变的电流之和大于未失压主变额定电流的1.2倍,则备自投放电。
3.2.4 两台主变容量不同,10 kV侧CT变比不同
只需将上述主变容量不同和10 kV侧CT变比不同的处理方法综合起来即可。
3.2.5 均分负荷压板使用
对于10 kV备自投的启动条件2,为了达到主变均分负荷的效果,动作过程中需要分别跳合2个开关,其中一旦有一个环节出现故障,就可能导致备自投动作失败。同时,如果全站负荷较小时,#3主变的容量允许同时带10 kVⅡ、Ⅲ、Ⅳ段母线时,该动作过程就可以简化为跳开101DL(或102DL)后,直接合上110DL(或210DL),通过减少备自投的跳合开关的个数,来缩短10 kV母线的停电时间,同时也提高了备自投的动作成功率,为此,专设了一个负荷均分压板,可以根据全站负荷的大小来决定该压板的投退。
4 结束语
本文提出的备自投配置方案和备自投逻辑,满足了扩大外桥主接线下主要运行方式的备用电源自投的需要,提高了全站供电的可靠性。该配置方案和逻辑已经在南京供电公司成功投运多套,在几年的运行过程中,备自投均能正确动作,保障了电网的安全可靠供电。
摘要：通过对110kV扩大外桥和10kV单母Ⅳ分段的接线方式下主要运行方式的分析,给出了在110kV侧和10kV侧各配置两个备自投来实现全站备自投的方案。110kV备自投除了考虑两条进线互为备用的逻辑外,还考虑了主变区内故障时备自投的动作逻辑,同时通过110kV备自投动作逻辑直接动作于部分10kV侧开关,大大缩短了10kV侧的停电时间;10kV侧桥备自投逻辑在动作时,考虑了各台主变过负荷的情况,一旦预测到动作后主变会出现过负荷,则备自投放电,防止在备自投动作后出现主变过负荷而造成事故的扩大化。
关键词：备自投组,扩大外桥,单母Ⅳ分段,主变区内故障,主变过负荷,均分负荷压板
参考文献
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110kV电网接线方式应用研究 篇7
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
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110kV主接线 篇8
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主接线 篇9
随着国民经济的迅速发展, 电力工业的迅速发展, 对变电所的设计提出了更高的要求, 220k V区域降压变电站是电网建设和电网络改造中非常重要技术环节。220k V变电所的设计或改造需要既能保证安全可靠性和灵活性, 又能保证保护环境、节约资源、易于实现自动化设计方案。本次设计是在掌握变电站生产过程的基础上完成的。
2 设计的系统规划
系统设计是在国民经济和电力规划的指导下, 从电力系统整体出发, 提出系统的具体发展方案。电力系统设计方案应安全可靠、技术先进、过渡方便、运行灵活、切实可行, 以满足国民经济发展及人民生活不断提高的需要。在考虑能源布局时, 则应坚持以电力市场为导向, 以资源优化为基础, 发电与节约并重, 发展与保护环境并重, 实施可持续发展的原则, 控制总量, 合理布局。根据我国能源资源与分布及经济发展的特点, 按照努力提高电力发展质量、优化电源结构和机组结构的要求, 研究和提出发电厂的接入系统方式、出线电压等级及网络。变电站连接示意图如 (图1) 所示。
3 主变压器的选择
在发电厂和变电站中, 用来向电力系统或用户输送功率的变压器, 称为主变压器;用于两种电压等级之间交换功率的变压器, 称为联络变压器;只供本所 (厂) 用的变压器, 称为站 (所) 用变压器或自用变压器。在变电所中, 主变压器担负着改变电压, 进行电力经济输送和分配电能的作用, 正确合理地选择主变压器很重要。主变选择应包括选择主变型式, 主变台数和主变容量等。
4 电气主接线设计
主接线的设计满足可靠性、灵活性、经济性。通过查阅设计手册, 结合实际情况, 各电压等级可有如下接线形式: (1) 220k V可采用单母线分段式或者双母线形式。 (2) 110k V采用单母分段或者双母线;而本设计带有重要负荷的还可采用带旁路的形式。 (3) 10k V采用单母线分段形式。通过个电压等级的可能接线形式, 本设计的主接线形式为:220k V:单母线分段接线110k V:双母线接线10k V:单母分段接线。如 (图2) 所示。
5 无功补偿
电力系统的无功功率平衡是系统电压质量的根本保证。在电力系统中, 整个系统的自然无功负荷总大于原有的无功电源, 因此必须进行无功补偿。合理的无功补偿和有效的电压控制, 不仅可保证电压质量, 而且将提高电力系统运行的稳定性、安全性和经济性。
电力系统在正常运行方式时, 突然失去一回线路, 或一台最大容量的无功补偿设备, 或一台最大容量的发电机 (包括失磁) 之后, 系统无功电源事故备用的容量方式及配电方式, 应能保持电压稳定和正常供电, 避免出现电压崩溃;在正常检修运行方式时, 若发生上述事故, 应允许采取切除部分负荷或并联电抗器等必要措施, 以维持电压稳定。
6 短路电流
由于各种原因, 系统会经常出现故障, 使正常运行状态遭到破坏。短路是系统常见的严重故障。所谓短路, 就是系统中各种类型不正常的相与相之间或地与相之间的短接。计算短路电流所用的接线方式, 应是可能发生最大短路电流的正常接线方式 (即最大运行方式) , 而不能用仅在切换过程中可能并列运行的接线方式。
7 主要电气设备的选择
高压断路器是发电厂和变电站电气主系统的重要开关电器。断路器的选择, 除满足各项技术条件和环境条件外, 还应考虑到要便于安装调试和运行维护, 并经济技术等方面都比较后才能确定。
主变220k V侧, 主变断路器的选择与校验
选择SW6-220断路器, 技术参数如 (表1) 。
主变110k V侧, 主变断路器的选择和校验
根据断路器选择的具体条件得选择SW3-110G/1200断路器, 技术参数如 (表2) 。
8 结语
本文论述了电力系统中220KV变电站的设计要点。通过对变电站设计的系统规划以及对设计的主要任务和内容的分析, 设计出220KV变电站的原始资料。分析了电气主接线的基本要求和主要的接线型式, 并且制定出220KV变电站的电气主接线方案, 进行短路计算, 最后通过无功补偿和短路计算的结果, 较为详细地完成了电力系统中220KV变电站的一次部分设计。
参考文献
[1]陈跃.电气工程专业毕业设计指南电力系统分册[M].中国水利水电出版社, 2008.
[2]宋继成.220—500KV变电所电气接线设计[J].中国电力出版社, 2004年.
[3]尹克宁.电力工程[M].中国电力出版社, 2005.
[4]刘介才.工厂供电 (第四版) [M].机械工业出版社, 2007年.