电站主接线（精选11篇）
电站主接线 篇1
摘要：变电站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,承担着变换和分配电能的作用。电气主接线是发电厂和变电所的主要部分,电气主接线是由高压电器设备通过连接线组成的接受和分配电能的电路,又称一次接线或电气主系统。它直接影响着配电装置的布置,继电保护的配置、自动装置和控制方式的选择,对电力系统运行可靠性、灵活性和经济性起决定作用。它应满足供电可靠、高度灵活、运行检修方便且具有经济性和扩建发展的可能性等基本要求。它是变电站电气部分投资大小的决定性因素。
关键词：变电站,主接线,电力系统,电压稳定
1 概述
在各级电压等级变电所中,变压器是变电站主要电气设备之一,其担负着变换网络电压电力传输的重要任务。确定合理的变压器容量是变电所可靠供电同网络经济运行的首要保证。特别是我国的能源政策是开发与节约并重,近期以节约为主。因此,在确保安全可靠供电基础上,确定变压器的经济容量,提高网络的经济运行有突显的意义,将为我国能源政策做出突出的贡献。
变电站主变压器容量,一般按5~10年规划负荷来选择,根据城市规划、负荷性质、电网结构因素综合考虑确定其容量。对重要变电站,考虑1台主变压器停运时,其余变压器容量在过负荷能力允许时间内,应满足Ⅰ类及Ⅱ类负荷的供电;对一般性变电站,当1台主变压器停运时,其余变压器容量能满足全部负荷的60%~70%(35~110 k V变电所为60%,220~500 k V变电所为70%)。即:
变电站主变压器台数,对于枢纽变电站在中低压已形成环网的情况下,变电站以设置2台主变压器为宜;对地区孤立的一次变电站或大型工业专用变电站,可设置3台主变压器,以提高供电可靠性。
经过分析查表和综合比较,可以选用两台SFSZ7-31500/110三绕组变压器,其具体参数如表1。
2 电气主接线形式的选取
6-220 k V高压配电装置的接线分为以下两点。
1)有汇流母线的接线。单母线、单母线分段、双母线、双母线分段、增设旁路母线或旁路隔离开关等。
2)无汇流母线的接线。变压器-线路单元接线、桥形接线、角形接线等。
6-220 k V高压配电装置的接线方式,决定于电压等级及出线回路数。
3 110 k V侧主接线方案选取
本次设计中110 k V侧进出线共4回,为了满足主接线设计的基本要求,拟采用双母接线和单母线分段接线两种方案,下面分别对这两种方案进行分析比较。
方案一、双母线接线如图1所示。
3.1 双母线接线优点
1)供电可靠。通过两组母线隔离开关的倒换操作,可以轮流检修一组导线而不致使供电中断;一组母线故障后,能迅速恢复供电;检修任一回路母线隔离开关,只停该回路。
2)调度灵活。各个电源和各个回路负荷可以任意分配到某一组母线上,能够灵活地适应系统中各种运行方式调度和系统潮流变化的需要。
3)扩建方便。向双母线的左右任何一个方向扩建,均不影响两组母线的电源和负荷均匀分配,不会引起原有回路的停电。当有双回架空线路时,可以顺序布置,以致连接不同的母线段时,不会如单母线分段那样导致出现交叉跨越。
4)便于试验。当个别回路需要单独进行试验时,可将该回路分开,单独接至一组母线上。
3.2 双母线接线缺点
1)增加一组母线会使每回路增加一组母线隔离开关。
2)当母线故障或检修时,隔离开关作为倒换操作电器,容易误操作。为了避免隔离开关误操作,需在隔离开关和断路器之间装设连锁装置。
3.3 双母线接线适用范围
当出线回路数或母线上电源较多、输送和穿越功率较大、母线故障后要求迅速恢复供电、母线或母线设备检修时不允许影响对用户的供电、系统运行调度对接线的灵活性有一定要求时采用,各级电压采用的具体条件如下。
1)6-10 k V配电装置,当短路电流较大,出线需要带电抗器时。
2)35-63 k V配电装置,当出线回路数超过8回时;或连接的电源较多、负荷较大时。
3)110-220 k V配电装置出线回路在5回及以上时;或当110-220 k V配电装置,在系统中居重要地位,出线回路数为4回及以上时。
方案二、单母线分段接线如图2所示。
3.4 单母线分段接线优点
1)用断路器把母线分段后,对重要负荷可以从不同段引出两个回路,有两个电源供电。
2)当一段母线发生故障,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和不致使重要用户停电。
3.5 单母线分段接线缺点
1)当一段母线或母线隔离开关故障或检修时,该段母线的回路都要在检修期间内停电。
2)当出线回路为双回路时,常使架空线路出现交叉跨越。
3)扩建时需要向两个方向均衡扩建。
3.6 单母线分段接线适用范围
1)6-10 k V配电装置出线回路数为6回及以上时。
2)35-63 k V配电装置出线回路数为4-8回时。
3)110-220 k V配电装置出线回路数为3-4回时。
对方案一、二综合比较,见表2。
在技术上(可靠性、灵活性)第一种方案明显合理,在经济上则方案二占优势。经综合分析,在110 k V电压等级决定选第一种方案为设计的最终方案。
电站主接线 篇2
电力系统方向课程设计任务书和指导书
题目： 110kV变电站电气主接线及配电装置平面布置图的设计
指导教师：江静
电气主接线及配电装置平面布置图课程设计任务书 题目： 110kV变电站电气主接线及配电装置
平面布置图的设计
一、课程设计的目的要求
使学生巩固和应用所学知识，初步掌握部分工程设计基本方法及基本技能。
二、题目：
110kV变电所电气主接线设计
三、已知资料
为满足经济发展的需要，根据有关单位的决定新建1座降压变电气。原始资料： 1变电所的建设规模 ⑴类型：降压变电气
⑵最终容量和台数：2×31500kVA：年利用小时数：4000h。2电力系统与本所连接情况
⑴该变电所在电力系统中的地位和作用：一般性终端变电所；
⑵该变电所联入系统的电压等级为110kV，出线回路数2回，分别为18公里与电力系统相连;25公里与装机容量为100MW的水电站相连。⑶电力系统出口短路容量：2800 MVA；
3、电力负荷水平
⑴高压10 kV负荷24回出线，最大输送2MW，COSΦ＝0.8，各回出线的最小负荷按最大负荷的70％计算，负荷同时率取0.8，COSΦ＝0.85，Tmax＝4200小时/年； ⑵24回中含预留2回备用； ⑶所用电率1％
4、环境条件
该所位于某乡镇，有公路可达，海拔高度为86米，土壤电阻系数Р＝2.5×104Ω.cm，土壤地下0.8米处温度20℃；该地区年最高温度40℃，年最低温度－10℃，最热月7月份其最高气温月平均34.0℃，最冷月1月份，其最低气温月平均值为1℃；年雷暴日数为58.2天。
四、设计内容
1、设计主接线方案
⑴确定主变台数、容量和型式
⑵接线方案的技术、经济比较，确定最佳方案 ⑶确定所用变台数及其备用方式。
2、计算短路电流
3、选择电气设备
4、绘制主接线图
5、绘制屋内配电装置图
6、绘制屋外配电装置平断面图
五、设计成果要求
1、设计说明书1份 编写任务及原始资料 ⑴编写任务及原始资料
⑵确定主变压器台数、容量和型式 ⑶确定主接线方案（列表比较）
⑷计算短路电流（包括计算条件、计算过程、计算成果）⑸选择高压电气设备（包括初选和校验，并列出设备清单）。
2、变电站电气主接线图1份
采用75×50 cm方格纸，图形符号必须按国家标准符号绘制，并有图框和标签框，字体采用仿宋体字，用铅笔绘图和书写。接线按单线图绘制，仅在局部设备配置不对称处绘制三线图，零线绘成虚线。在主母线位置上注明配电装置的额定电压等级，在相应的方框图上标明设备的型号、规范。
3、屋内10kV配电装置图1份
采用75×50 cm方格纸，图形符号必须按国家标准符号绘制，并有图框和标签框，字体采用仿宋体字，用铅笔绘图和书写。该图应能显示开关柜的排列顺序、各柜的接线方案编号、柜内的一次设备内容（数量的规格）及其连接，设备在柜内的大致部位，以及走廊的大致走向等。
4、屋外110kV配电装置平断面图1份
采用75×50 cm方格纸，图形符号必须按国家标准符号绘制，并有图框和标签框，字体采用仿宋体字，用铅笔绘图和书写。该图应能显示各主要设备的布置位置及走廊的大致走向等。
5、编制设计说明书及计算书 六、日程安排
第一天：布置任务、介绍电气设备选择 第二天：电气主接线最佳方案的确定 第三天：短路电流计算
第四、五天：电气设备选择 第六天：绘制电气主接线图
第七天：绘制10kV配电装置订货图
第八天：绘制110kV配电装置平面布置图 第九天：绘制110kV户外配电装置断面图 第十天：整理设计说明书、考核 电气主接线及配电装置平面布置图课程设计指导书
第一节
一、主接线方案设计所需原始资料
设计主接线方案时，首先需要了解原始资料：
（一）水能资料
包括水电站的装机台数和容量，年装机利用小时数、调节性能、开发 形式等。
（二）电力系统资料
1．水电站在电力系统中的地位和作用； 2．电力系统的情况和参数； 3．与电力系统的耦合方式；
4．负荷的性质、重要程度、供电容量和输电距离； 5．厂用电的情况；
（三）气象情况
包括选择电气设备所需的各种温度等大气条件等
（四）其它有关资料
包括配电装置型式，各主要设备的保护方式等。
二、主变压器型式、台数和容量的确定
三、电气主接线方案的确定
（一）电气主接线的基本形式
（二）电气主接线方案的技术比较
根据任务书所列的已知资料，先拟出几个可能的电气主接线方案，先进行粗略的技术比较，筛选出2~3个满足供电可靠性和电能质量等要求的接线方案。最后进一步进行较详细的技术比较，确定出最佳方案。
技术比较一般从以下几个方面论证，分析其优缺点：
1．技术上的选择与灵活性； 2．供电的可靠性； 3．运行的安全性；
4．维护、检修方便以及布置的合理性；
5．继电保护的简化、适应运行人员的技术水平；
6．电气设备的制造问题、就地取材问题、占地面积问题等。
四、厂用电器
（一）厂用变压器的台数和容量
1．台数：有地区外来电源作备用或装机容量较小时，可采用一台，否则骨干电站应考虑两台；
2．备用方式：采用暗备用方式，若采用油浸式变压器，每台容量按70%
电气主接线方案设计 计算容量选择；若采用干式变压器，则每台容量按100%计算容量选择。
（二）厂用电源的引接原则
1．有母线的电气主接线，从电压等级较低的母线上引接厂用电源； 2．无母线的电气主接线，可从发电机——变压器之间分支上引接厂用电源。
（三）厂用电母线的接线方式
按厂用变台数进行分段或不分段，但必须装设备用电源自动投入装置（BZT）。
第二节
短路电流计算及电气设备选择
一、电气设备的配置：
（一）开关电器的配置原则
每一回路须有操作电器、保护和隔离电器。
根据设计任务书的要求及已知资料，在选定的电气主接线方案草图上配置开关电器时应考虑以下问题：
1．35KV屋外配电装置管理开关带接地刀闸问题
根据不同电气主接线具体情况需要，从检修、试验的安全角度出发，在隔离开关，在隔离开关的一侧或双侧装设接地刀闸。
2．接在主母线上的阀型避雷器与电压互感器合用一组隔离开关。3．厂用变压器高压侧一般采用熔断器作为操作、保护电器。
（二）互感器的配置
互感器的配置应充分满足保护及自动装置、测量、同期以及绝缘监察的 需要。
（三）其它
1．设备之间的连接方式
一般采用母线连接，当布置有困难时采用电力电缆连接。2．防雷保护即侵入波过电压的保护 3．通讯问题
二、短路计算条件
在短路电流计算之前，应先确定短路计算条件，包括以下内容： 1．计算电路图的确定
（1）系统容量及电抗的确定（已知系统部分参数时）；（2）最大运行方式的确定；（3）短路计算点的确定。2．短路计算时间的确定
三、短路电流的计算
1．根据电气设备选择的需要，短路电流应计算下列参数：
I‘’、Izt、Izt/
2、ich和 Ich
。2．短路电流计算步骤：
（1）选取基准Sj，Uj=Up，计算各元件电抗标么值，并绘制等值电路图
（2）网络化简，求各电源到短路点的综合电抗（3）短路电流计算
四、电气设备选择
主要选择下列设备：各电压级汇流主母线、断路器、隔离开关、熔断器、互感器、电力电缆、回路载流导体及绝缘子等。并对所选设备进行校验。
第三节
安装接线图
安装接线图是二次接线的主要施工图，也是提供厂家制造屏和柜的图纸。施工图经过施工和运行检修并修正后，就成为对二次回路进行维护、试验和检修的基本图纸。
安装接线图一般包括屏面布置图、端子排图、屏背面接线图三种。本设计是要求根据已知的二次原理展开图及所选用的设备，设计相应的屏内设备的屏面布置图，然后再由原理展开图及屏面布置图，设计出端子排图。最后根据以上三种图纸设计屏背面接线图。
一、屏面布置图
屏面布置图是加工、制造屏、台、盘和安装屏、台、盘上设备的依据。屏、台、盘上各设备的排列、布置系根据运行操作的合理性并适当考虑到维护和施工的方便而决定的，必须按照设备尺寸和设备之间的距离及一定的比例进行绘制。
二、端子排图
端子排图是表示屏、台、盘内需要装设端子排的数目、型式、排列顺序、位置，以及它与屏台排上设备和屏、台、盘外设备连接情况的图纸。
端子排土实际是屏背面接线图的一个组成部分，它主要是表示屏内设备与屏外设备的连接（电缆）情况。
三、屏背面接线图
屏背面接线图是以屏面接线图为基础，并以原理接线图为依据而绘制的接线图，它标明了屏上各个设备引出端子之间的连接情况，以及设备与端子之间的连接情况，它是一种指导屏上配线的图纸。
为了配线工作及识图的方便，在这种接线图中，对各设备和端子排一般都增加了一种采用“相对编号法”进行的编号，用以说明这些设备相互连接的关系。例如，甲接线柱上标了乙接线柱的编号，乙接线柱上标上甲接线柱的编号，这表明甲和乙两接线柱之间应连接起来。
第四节
配电装置布置图
配电装置是电气一次接线的工程实施，是发电厂及变电站的重要组成部分。它是按电气主接线的要求，由开关电器、载流导体和必要的辅助设备所组成的电工建筑物，在正常情况下用来接受和分配电能；发生事故时能迅速切断故障部分，以恢复非故障部分的正常工作。
一、绘制屋内配电装置订货图
屋内配电装置订货图是厂家根图形进设计、订货、安装的重要资料，厂家将根据订货图进行具体的配料。
二、屋内配电装置布置图
将屋内配电装置如成套开关柜合理地布置的屋内。
三、屋外配电装置平、断面图
将屋外配电装置布置合理在屋外的场地进行布置，即应满足对安全距离的要求，又应节约用地。
第五节
设计成果
一、绘制水电站电气主接线图
1．采用75×50cm方格纸，图形符号必须按国家新标准符号绘制，并有图框和标题栏，字体应采用仿宋体字，用铅笔绘图和书写。2．接线按单线图绘制，仅在局部设备配置不对称处绘制三线图，零线绘成虚线。
3．在主母线位置上注明配电装置的额定电压等级，在相应的方框图上表明设备的型号、规格。
二、绘制屋内配电装置配置图
1．采用50×375cm方格纸绘制。
2．设备的型号、规格和数量采用列表的形式。
三、绘制35kV屋外配电装置平断面图
1．两张图分别采用75×50cm和75×50cm图纸绘制。
2．屋外配电装置布置图应按与实际尺寸成比例画出，要求布置协调对称、美观。各元件的型号规格必须列在设备表中。
四、绘制设计说明书
1．任务及原始资料。
2．主变台数、容量及型式的确定（需论证）。3．主接线方案的确定（列表比较）。
4．短路电流计算（包括计算条件即计算电路图确定说明，计算过程和结果表）。
5．电气设备的选择。6．主要一次设备清单（包括设备名称、型号、规格、单位和数量等）。
电站主接线 篇3
【关键词】110KV变电站；电气主接线；选择；策略
【中图分类号】TM631 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0328-02
在我国经济发展大好的情形之下，国家对电力的需求越来越大。其中，变电站发挥着至关重要的作用，其供电系统要符合更高水平的社会发展要求。110KV变电站作为变电站系统的重要分支，它的电气主接线选择方式一定要合理、科学，才会让整个电力系统高效运行。笔者根据多年的变电站工作经验，对电气主接线的选择有一些粗浅的看法，如有不当之处，请同行朋友们多多指教。
一、电气主接线选择的标准与前提
（一）确保供电的持续性，并提高电能的质量
为给各领域提供源源不断的电力，是变电站最基本的工作任务，也是主接线的基本功能。电气主接线的选择与设计要有一定的预见性，即在变电站系统发生局部故障时，要采取紧急措施持续供电。电的输出不能间断，并要使断电的区域越来越小，来电的时间能够提前，这是主接线选择的重要衡量标准。电压、电频等的质量体现了电能的特征，电气主接线的选择还要考虑电能的质量，才会给后续工作提供安全保障。
（二）选择方便、灵活的主接线
要充分考虑到主接线的灵敏度，使其可以更好的适应各种工作环境。主接线在运行时，其状态可能不会保持稳定，需要灵活变换方式，以适应各种临时出现的状况。比如，主接线要预测运行的负荷程度，发现问题及时解决。此外，还要注重操作的便捷性，只有方便施工才会提高效率，使变电站的运作规模扩大。
（三）尽可能减少投资成本
要在保证主接线质量与连接方便的基础上，用最经济的方式进行投资，选择质优价廉的产品，从而使整个变电站系统得到经济化的运行。这样一来，就会减少投资项目，避免产生浪费的现象，同时还可以节省占地面积，实现各方资源的优化配置。
二、电气主接线选择的优化策略
在电网和变电站设计的过程中，根据110KV电压的特征和性质，能够把110KV变电站划分成终端式变电站以及中间式变电站两种。下面分别对这两种形式做进一步的分析，找到最优的电气主接线模式。
（一）终端式变电站的电气主接线选择
终端式变电站也叫做受端式变电站，它更靠近于负荷的核心区域，这就使得电能通过它的传送合理分送给使用者以及下属的配电机构。在保证供电充足的情况下，电气主接线必须从简捷化、自动化、规范化以及无人化等因素考虑，并以最小的占地面积发挥最大的功效。电气主接线要看其变压的荷载程度、负荷的条件以及机械设备等的特点，特别是电网的强弱来决定。一般而言，终端式变电站其高压一侧的主接线适宜采用线路—变压器组接线或者是内桥接线等形式。
1.线路—变压器组接线方式
这一接线方式是最简单也是最基本的选择方式，其高压配电设备只具有两个承接单元系统。具体的接线步骤比较清晰，所占区域很小，发生故障时，会将变电站的送电端直接切断，防止跳闸带来的不利影响。它的表现形式如下图：图二 内桥式主接线
这种形式很接近于上面提到的接线方式。因为其内部安设了少量的断路器，会让线路的铺设与移除都非常简单。比如发生故障时，就可以根据断路器的优势，及时切断出现故障的线路，不会对其他正常的线路产生连带影响，避免出现回路的情况。随着主变系统的制作工艺日渐提高，很多变电站都使用免维护的主变器。这样会让内桥接线运转速率更快，减少了故障率。可见，对于110KV终端式变电站，使用内桥主接线方式亦可以提高供电的稳定性，保证电力源源不断。
（二）中间式变电站的电气主接线选择
中间式变电站，一方面可以转移系统的功率，一方面又可以降低分配的功率，是主变电站与终端式变电站的纽带。这种形式的变电站一般多见于大中型的110 KV变电站系统，又以高压一侧的进、出回线路居多，起到核心的作用。因此说，中间式变电站的主接线选择不会像终端式那样简单易行， 要充分考虑主变电站的复杂情况， 依循主系统的功能与效应来确立。通常情况下，中间式变电站的高压一侧，其主接线的方式主要有单母线、单母线分段以及单母线分段带旁路三大方面。
1.单母线
单母线是母线系统中最基本的主接线方式，如下图。它最大的特点就是只拥有一对母线，进出线都在其内部。操作简单，省时省力，但其灵活性较差，需要及时的检修和配电。在选择时要考虑到这一点。图三 单母线主接线
2.单母线分段接线
水电站电气主接线的运行分析 篇4
某水电站装机18台, 单机容量770MW, 左岸电站采用3回500kV线路接入国家电网, 右岸电站采用4回500kV线路接入南方电网。电气主接线是在电站设计时根据机组容量、电站规模及电站在电力系统中的地位等, 从供电的可靠性、运行的灵活性、经济性、发展和扩建的可能性等方面, 经综合比较后确定。以下就电气主接线的接线选择、运行方式及相关问题进行分析, 提出优化建议。
2 电气主接线的选择
2.1 设计基本原则
规程规定, 电气主接线系统应保证供电的可靠性;应能灵活地适应各种工作情况, 特别是当一部分设备检修或工作情况发生变化时, 能够通过倒换断路器的运行方式, 做到调度灵活, 不中断向用户的供电;还应保证运行操作的方便以及在保证满足技术条件的要求下, 做到经济合理。该电气主接线设计按以下具体原则拟定:
1) 为限制短路电流 (使500kV侧断路器的短路开断电流不超过63kA) 和有利于系统稳定, 左、右岸电站500kV之间不考虑直接的电气连接;
2) 在严重故障下, 应尽量减少切除机组台数或切除线路回数。发生双重故障时, 一般不应切除多于两回线路或两台机组, 并满足系统稳定要求;
3) 切除一回线路的情况下, 应可以将全部容量送出;500kV任意一台断路器或母线检修时, 不影响连续供电;
4) 接线清晰, 调度灵活, 运行方便;继电保护及控制、信号回路应可靠, 保护装置维护不影响正常运行;
经可靠性计算和综合技术经济比较, 最终选择左右岸电站电气主接线均为:发电机—变压器组合采用单元接线, 设发电机出口断路器, 500kV侧为4/3与3/2混合接线。
2.2 发电机和主变压器的组合方式
发电机和变压器的组合方式一般有单元接线、联合单元接线和扩大单元接线。发电机和变压器组合如采用扩大单元接线, 发电机配电装置设备的额定电流将达到50多kA, 断路器的短路开端电流约为460kA, 这些指标都远远超出目前设备的制造水平;故不采用扩大单元接线。联合单元接线的发电机电压侧和主变压器的设备布置同单元接线一样, 500kV侧进线回数较单元接线少, 简化了高压接线, 但增加了主变高压侧设备布置难度, 供电可靠性较单元接线低。故溪洛渡发电机和主变压器的组合方式采用单元接线, 其具有简明清晰, 故障影响范围最小, 运行可靠、灵活, 继电保护简单, 应用范围广等特点。
2.3 发电机出口断路器的设置
对于发变组单元接线方式, 单元断路器可安装在发电机侧也可安装在主变压器高压侧, 考虑到溪洛渡电站需要承担系统部分事故备用容量、参与系统调峰运行, 机组开、停较频繁, 为提高电站运行的灵活性和安全性, 提高保护选择性, 提高厂用电供电的连续性和可靠性, 在发电机出口装设断路器。
2.4 500kV侧接线方式
该电站输电距离长、功率大, 因而要求主接线应有高度的可靠性和运行灵活性, 在发生故障时应能保证系统的稳定性, 在考虑进、出线回数的同时, 其500kV侧接线采用3/2断路器和4/3断路器混合接线方式。左岸电站500kV侧为2串4/3断路器接线和3串3/2断路器接线, 共有9回进线和3回出线, 3回500KV线路接入双龙换流站, 接入国家电网, 详见图1。右岸电站500kV侧为3串4/3断路器和2串3/2断路器接线, 共有9回变压器进线和4回出线, 3回500kV线路接入牛寨换流站, 1回500kV线路至甘顶变电站, 接入南方电网。
3 运行方式分析
左、右岸电站主接线基本相似, 以下就只对左岸电站进行相关分析。溪洛渡左岸电站正常运行方式为1到9号发变组都投入运行, 3回线路投入运行, 500kV系统5串合环运行, 10kV母线分段运行, 备自投入。在正常运行方式下, 系统安全可靠性高, 运行方式灵活, 一重故障基本不会影响电站的外送和系统的安全。
3.1 发变组及进线串检修运行方式
由于电站发电机出口设置有断路器和刀闸, 当机组检修时, 通过发电机出口断路器和刀闸隔离, 主变可照常运行, 对厂用电和500kV系统没有影响。
主变检修时, 应同时安排厂用高压变压器一同检修, 机组陪停, 此时应安排好10kV厂用电的运行方式。先断开与之相连的串内2个断路器, 拉开进线刀闸进线隔离, 再将串内2个断路器合环运行, 这样对500kV系统运行没有影响, 但应注意进线刀闸处的明确断点和防误动此时。
进串断路器检修时, 发变组及厂高变都陪停。对发变组及进串检修, 在系统方式允许的情况下, 其最优检修方式安排为:首先安排机组检修, 在机组检修末期安排主变压器、厂高变及发电机出口断路器检修, 在上述两项检修项目快结束时, 安排进串检修。这样减少了相关方的陪停时间, 但要考虑检修完成后相互之间的试验配合。
3.2 母线检修运行方式
母线检修时, 需要断开与之相连的所有500kV断路器, 整个电站主接线变成了单母线运行, 安全可靠性大大降低。因此, 母线检修应安排在枯水期进行, 在系统方式允许的情况下, 应尽量减少外送负荷, 尽量安排出线都运行, 靠近检修母线侧的机组尽量安排陪停。
3.3 线路检修运行方式
线路检修时, 此串一般会解环运行, 与检修线路相连的机组只能通过500kV单断路器接入母线, 其安全运行可靠性降低, 如有备用机组, 应优先考虑其备用。如果线路检修时间较长, 可考虑将出线刀闸拉开, 串内合环运行, 加强防误动措施。
4 主要问题及建议
4.1 机组同期点的选择
发电机出口断路器和主变高压侧500kV断路器都可以作为机组并网的同期点, 但在实际操作过程中会有一些区别。发电机出口断路器同期操作的允许电压差、频率差、相角差会比主变高压侧500kV断路器同期操作的相应允许值小一些, 对系统和发电机的冲击也会相对小一些。
发电机出口断路器为三相机械联动, 相间分合闸不同期时间极小, 同期操作性好, 且有足够能力切断反相电流。主变高压侧500kV断路器一般不是三相机械联动, 在同期操作时可能会发生单相或两相拒动, 从而危及发电机和变压器的运行安全, 特别对于多断口高压断路器, 在正常操作下也可能发生非全相操作。同时, 高压断路器切断反相电流的能力低于发电机出口断路器。
在实际同期过程中, 当选用主变高压侧断路器作为同期点时, 机组和系统的电压差和频率差一般都会满足条件, 但相角差可能不满足条件, 由于发电机出口断路器处于合闸状态, 机组调速器不能进行小幅扰动给予配合, 系统和机组的相角差较长时间达不到要求, 导致等待时间过长, 并网不成功。
基于上述原因, 水电站的同期点主用为发电机出口断路器。在主变压器检修后, 建议先用零起升压对主变压器升压后, 断开发电机出口断路器, 用500kV高压断路器对主变压器进行冲击合闸后, 用发电机出口断路器进行同期并网。
4.2 线路保护重合闸和GIL
GIS安装在地下GIS室内, GIS室至地面出线场的距离有510米, 线路引出线采用GIL的形式送出至地面架空线上。溪洛渡左岸电站的线路保护CT采用传统模式安装在串内断路器外侧, GIL在线路保护的范围内, 即把GIL当作了线路的一部分。GIL采用分相隔离安装, 发生短路故障一般都是永久性故障, 基本上不会发生单舜故障, 如果再对其采用重合闸, 将会对GIL故障点造成二次损伤。而线路的重合闸保护是提高线路安全可靠性的有效手段之一, 必须正常的投入运行。对于如此问题, 建议将线路保护CT安装在地面出线场出线侧, 相当于取消了GIL的重合闸保护, 把GIL段当着出线短引线来配置差动保护。
4.3 主变压器实验
根据国家和行业相关标准, 主变压器须定期进行预防性实验检验工作。主变压器高压侧和GIS采用油气套管形式进行连接, 主变高压侧断引较为麻烦, 工作量很大, 对检修工艺和现场环境要求较高。进行主变高压侧常规的直流电阻、介质损耗、直流泄露、变比等实验时, 建议可以考虑将主变压器中性点断引进行试验, 或从主变压器高压侧地刀处进行试验, 但要考虑相关的补偿问题。
5 结束语
对于装机容量大、供电范围广, 在系统中占有重要地位的水电站, 必须选择可靠性高、接线清晰、运行灵活、适应系统变化能力强的主接线方式。
参考文献
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[2]能源部西北电力设计院.电力工程电气设计手册 (2) -电气二次部分[M].中国电力出版社, 1991.
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[4]阮全荣, 施围, 李宁君.拉西瓦水电站电气主接线选择分析[J].高压电器, 2002, 38 (6) .
电站主接线 篇5
关键词：500kV；高温超导限流器；电气主接线
一、高压超导限流器
高压超导限流器主要是由直流超导绕组、常规交流绕组以及铁芯等组成，在正常工作过程中，直流电源主要是给予超导绕组提供励磁电流，从而促使铁芯处于全面饱和状态[1]。与此同时，铁芯上的交流绕组处于低感抗状态，超导限流器最终呈现为较弱的阻抗值。如果发生短路故障，短路电流促使两个铁芯在一个周期之内交替变化饱和状态，此时的磁导率会不断增加，交流绕组便处于高感抗状态，超导限流器此时便会出现较大的阻抗值，从而实现限制短路电流幅值的目的。
二、500KV高温超导限流器电气的主接线方案
（一）类似工程主接线方案简介。500KV高温超导限流器与田径220KV高温超导限流器较为类似，这一类超导限流器便具备一定的限制短路电流幅值的作用。220KV超导限流器电气主接线示意图见图1。
由图1所示，安装位置主要在预留的主变压器位置，其后期的扩建便利性也比较便利。变电站使用220KV双母线接线，本500KV高温超导限流器的电气主接线方案主要是按照该220KV超导限流器接线方式进行改进，其主要是借助预留的主变间隔新建相关设备接入系统，并且原本的路间隔与新建超导限流器间隔并联，从而形成旁路。
（二）各类500KV高温超导限流器电气接线方案。方案1：本文以500KV西江变电站为例研究主接线方案。500KV高温超导限流器主要是使用3/2断路器进行接线，其接线示意图见图2。
500KV出现总共6回，至江门站、砚都站以及罗洞站各两回，主变站3组，2好主变与4号主变进串，1号主变经断路器接入1M，组建成4个完整串。方案2：方案2见图3。这一种接线方案主要是增加了旁路隔离开关，在主回路上设置隔离开关，并且在超导限流器的两段设置对地电容器以及并联电容器。各个组成元件以及相应的功能为：（1）电流互感器TA主要是通过电流测量信号；（2）CVT为电容式电压互感器，其主要是提供电压测量信号；（3）SA为避雷器，主要是起到抑制雷电过电压的情况；（4）C1与C2为电容器，其主要是为了控制变压器侧的断路器开端短路电流情况时引发的瞬间恢复电压提高；（5）DS1与DS2主要是指隔离开关，主要是用于检修设备；（6）
DS3也是隔离开关，其主要是作用于旁路超导限流器；（7）FL为故障时的超导限流器，是整个超导限流器的主要构成元件。
方案3：方案3见图4。这一方案主要是设计一个完整的旁路回路，也就是在超导限流器主回路两段设置旁路断路器CBI，断路器的两边有用于检修的隔离开关DS3和DS4，以及接地刀闸。
（三）方案对比。笔者通过SSRE-TH软件对上述三个方案的工作效率进行对比。其主要是对比三个方案的可靠性指标，可靠性指标主要包含故障概率、可用率、不可用率、年平均故障停电时间以及同一串两回出现故障率。
方案1、2、3的故障率分别为0.47%、0.42%、0.43%；年停运时间分别为38.7h、9.4h、29.5h；可用率为0.995%、0.998%、0.996%；不可用率分别为4.40%、1.07%、3.35%；故障频率分别为0.476%、0.421%、0.429%。由此可见，方案2的故障率、停运时间、可用率、不可用率及故障频率多个方面均优于其他两个方案。但是，本次研究并不是在实际工作中的数据。对此，在实际工作中仍可能出现各类故障或影响因素，相关从业人员必须要按照自身的实际情况适当调整方案，选择最符合实际条件、最经济并且故障频率以及故障时经济损失最低的最佳方案。
总结：综上所述，当前500KV高温超导限流器的电气主接线技术已经较为成熟，关于其接线方案的文献也比较多，应用当前较为成熟的可靠性评估理论以及软件能够对各类型电气主接线方案进行全面并且详细的评估。与此同时，在实际的工作中，工作者需要分析自身的实际情况，综合评估各类主接线方案，从而选择总体经济效益、安全性最高的方案。
参考文献：
110kV变电站电气主接线设计 篇6
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.
中小型电站电气主接线可靠性分析 篇7
水能作为一种清洁可再生资源成为国家开发的重点能源。中小型水电站以投资规模小建设周期短在我国水资源丰富的西南地区得以大量建成, 其承担着区域供电和电网调峰任务, 因此其安全运行对区域经济社会发展和电网稳定运行都具有重要意义。电气主接线是电站的核心部分, 对电气主接线进行可靠性评估, 能为科学决策提供依据。根据国家规定电气可靠性主要有以下几点要求: (1) 断路器检修时不宜影响对系统的供电; (2) 断路器或母线故障以及母线检修时, 尽量减小停运的回路数和停运时间, 并要保证对一级负荷及全部或大部分二级负荷的供电; (3) 尽量避免发电站变电所全部停运的可能性; (4) 大机组超高压电气主接线应满足可靠性的特殊要求。可靠性计算就是评估待定电气主接线的供电连续性、充裕性和安全性;因元件可靠性指标的统计误差和不确定性, 故还应对元件的故障率进行敏感性分析。但是, 目前可靠性计算方法还不统一, 且缺乏符合我国实际情况的元件可靠性指标和可操作的可靠性判据, 可靠性计算仍难以得出切实可行、令人信服的结论, 还不能明确规定以计算结果来判断主接线的可靠性。所以在最近修订的《水力发电厂机电设计技术规范》中, 也只对装机容量750MW以上的水电厂作了可靠性计算的要求, 并且计算成果只供评估, 不作决策依据。国家关于电气主接线的可靠性计算, 近年来国内外有关部门已进行了大量的工作主要表现在两个方面, 其一是可靠性基础数据方面, 其二是计算方法方面。其中计算方法国内使用较多的是逻辑表格法和网络法, 又以逻辑表格法使用较多但这两种计算方法都不够完善, 和实际情况均存在着一定的差距不能很好的反应电站的发电系统可用率、投资费用等。本文所提出的使用装设发电机出口断路器的模块式电气主接线, 在运行维修和试验、发电系统可用率、投资费用等方面, 都优不装设发电机出口断路器的单元制电气主接线。中小型水电站电气主接线的特点是: (1) 电气主接线一般比较简单明了, 容易实现自动化, 水电站接入系统接线较为简单、回路数较少, 电压等级为220kV、6kV, 离负荷区较近, 承担地区性供电。 (2) 中小型电站的电气主接线中小型电站一般是指总容量为200MW及以上至1000MW以下的电站, 安装的单机容量一般为50～125MW。小型电站一般指总容量在200MW以下, 安装的单机容量一般不超过30MW.电气主接线的基本形式, 就是主要电气设备常用的几种连接方式, 概括为单母线、双母线、桥形、多角形和具有旁路母线等接线方式。本文主要研究发电机的连接方式, 通过对单元制和模块制发电机的连接方式研究对比, 得到本文所述结论。
2中小型电站的电气主接线
(1) 单元制的电气主接线方式由于发电机和主变压器容量相匹配, 有时容量相同, 其接线清晰, 事故影响范围最小, 运行可靠、灵活, 电气布置和继电保护均较简单。单元制电气主接线是由1台发电机与1台主变压器组成的发电系统, 在发电机与主变压器之间分支引出接1台厂用变压器, 再用分相封闭母线把发电机与主变压器及机组厂用变压器连接成为1个组合的整体。发电机与主变压器及机组厂用变压器之间没有断路器, 在主变压器的高压侧装设断路器, 作为发电机启动并网和停机时断开之用。为了满足机组启停机时的厂用电要求, 还要从220kV母线接1台220kV/6kV的启动备用变压器 (简称启备变) , 由220kV向2台机组的6kV厂用电母线供电, 作为2台机组公用的启动电源和备用电源, 如图1所示。
(2) 模块式电气主接线和单元制电气主接线一样, 也是由1台发电机与1台主变压器组成的发电系统, 他们的不同之处是, 发电机与断路器和断路器与主变压器及机组厂用变压器之间用分相封闭母线相互连接。还有一点就是不需要装设从220kV受电的启备变;模块化电气主接线与单元制电气主接线相比, 在运行维修和试验、可用率以及投资费用等方面均存在优势。它主要用于水电站以外的其它电站, 其接线方式为模块式电气主接线的一般方式, 但在中小型水电站的的电气主接线中。由于多数水电站的单机容量不大而且机组数量较多, 为了简化接线, 减少高压设备, 节省开支提高电厂的经济效益, 一般300MW以下的水电机组, 宜采用2台发电机配1台主变压器, 每台发电机出口装设1台断路器的模块式接线。
3一般中小型电站电气主接线可靠性分析存在的问题
第一, 电气主接线设计仍按技术经济比较的办法进行, 在可靠性方面主要是定性分析。第二, 中小型水电站应统一考虑各电站的接线及相互间的连接方式, 对相距近的电站, 一般宜优先考虑设置联合开关站的方案。第三, 中小型水电站较少采用角形接线, 因为任意断路器检修都要开环运行, 降低了可靠性, 且继保较复杂。为避免高压侧角形接线的开环运行, 一般在发电机出口处装设断路器来减少断路器开环运行的时间。若发电机电压侧为扩大单元接线时, 一般开停机由发电机出口断路器承担。若发电机电压侧为单元接线时, 也可增设发电机出口断路器来解决这个问题。国家对断路器的技术要求有如下几点:断路器灭弧室一般多为单压式, 即绝缘与灭弧同用30×104Pa一种。断口布置有两种形式:“水平布置时可以在断路器的两侧检修断口能够减小配电装置的高度, 宜在屋外或者对增大配电装置宽度影响不大的场所;垂直式布置时, 检修时需将灭弧室吊出, 要求一定的高度, 但宽度可以缩小, 特别适合于地下开关站”。发电机用的大容量断路器国外已经普遍采用, 技术上成熟且完全满足国家要求, 运行安全可靠。建议从国外引进大容量的SF6断路器应用在角形接线式水电站上。首先, 在运行维修和试验方面单元制接线的主要缺点一是:不管机组启停机时 (包括正常停机和事故停机) , 都要进行厂用电源切换, 操作复杂;二是发电机与变压器不能分开进行试验和检修, 继电保护的整定和试验也不能分开进行;在维护和实验方面的各种性能有如下区别:在并网时单元制的主变和发电机同时启动和停止, 启动时主变电压由发电机侧逐步升高用主变高压断路器并网, 如果三相电压不一致或绝缘脏污时合闸, 可能由于电压升高而发生外部闪烁。当并网成功后, 厂用电源须从启备变供电切换到机组厂变供电;而模块式接线主变由高压断路器合闸带电, 停机时主变不停, 仍维持带电正常运行。用发电机断路器并网, 中压开关设备为分相封闭, 绝缘裕度大, 在金属屏蔽下操作, 安全灵活。并网成功后, 不需要进行厂用电源切换。当单元制接线式发电机负荷摆动或三相不平衡引起转子发热温度上升时, 把厂用电切换到启备变供, 然后断开发电机, 去激磁, 待转子温度正常后, 在把发电机并入电网, 将启备变切换到机组厂变供电。而模块式只需要断开发电机断路器, 去激磁, 待转子温度正常后, 再把发电机并入电网, 不需要进行厂用电源切换当发电机内部故障时, 单元制接线除要断开主变高断路器, 还要把厂用电源从机组厂变切换到启备变, 而模块式只要断开发电机断路器, 主变仍持续运行, 不需要进行厂用电源切换。变压器故障 (包括机组厂变在内) 变压器故障时, 单元制需要断开主变高压断路器, 把厂用电源切换到启备变供电。模块式需要断开主变高压断路器和发电机断路器, 把厂用电源切换到2号机组厂变供电。变压器内部故障时, 断开发机断路器, 能防止停机过程发电机的残余电势对变压器继续造成损害, 所以发电机断路器也是变压器的保护设备。在实验和检修的时候单元制发电机与变压器不能分开, 所有试验和检修, 只能通过主变高压断路器进行。发电机试验时, 须由高压启备变供电, 需检查试验电源的相序是否相符。而模块式发电机与变压器能分成2部分, 分开进行试验和检修, 互不干扰。在发电机试验时, 由机组厂变供电。其次, 在可用率方面, 影响可用率的因素一是设备故障率, 二是修理时间。在模块式接线中断路器的故障几率只有高压断路器故障几率的1/10, 估计操作次数约为30×104次/年。发电系统的可用率较高。单元制接线用主变高压断路器进行发电机的并网和断开, 且每次启停时还要进行厂用电源切换, 因此单元制接线的故障几率比模块式接线的故障几率要高。设备和部件的修理时间与发生故障的次数和切除故障时间有关, 模块式接线分区配置继电保护, 保护的灵敏度高, 切除故障的时间较短, 设备损坏的程度相对较轻, 所以设备的修理时间也相对较少。从设备的故障几率和修理时间分析, 模块式接线的可用率比单元制接线的可用率要高。此外, 在投资费用方面, 随着电压等级的升高模块式接线的投资费用比单元制接线要少很多, 根据Alshtom公司计算, 在220kv以上电压等级水电站模块式接线的投资费用比单元制接线要少15%～25%。
4结语
综合上文的比较分析, 我们不难发现, 模块化电气主接线在运行维修和试验、可用率以及投资费用等方面均优于单元制的电气主接线。建议在中小型电站建设中电气主接线采用模块式电站电气主接线, 尽量少采用单元制电气主接线, 使电站电气主接线可靠性不断提高, 改善电站的运行条件。
参考文献
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电站主接线 篇8
1.1 山东电网概述
山东电网是一个以火电为主的电网, 现已覆盖了全省17个地市。目前, 全省已拥有1000MW容量及以上电厂16座, 最高电压等级为交流500k V, 已运行的最大发电机组为1000MW。山东电网已成为以300MW和600MW级发电机组为主力机型、220k V和500k V为主网架, 发、输、配电网协调发展的超高压、大容量、高参数、高自动化的大型现代化电网。截至2010年底, 山东省电厂总装机容量62484MW;其中统调公用电厂装机容量42524MW。
目前, 500k V电网已覆盖17个地市, 形成了“五横两纵”的主网架结构。至2010年底, 全省拥有500k V线路67条, 长度5463km, 500k V变电站29座, 变压器57台, 变电总容量41750MW;500k V/220k V联络变压器3台, 总容量1500MVA。全省拥有220k V线路712条, 长度共计16559km, 220k V变电站275个, 变压器543台, 变电总容量84802MVA。220k V电网为山东省17个地市的主要输电网, 网架结构比较坚强, 潮流分布比较均衡合理, 能够满足供电需求。
1.2 山东电网规划
2011-2012年, 随着特高压电网计入山东, 山东电网将在500k V电网上面发展更高一级的电压等级, 即交流1000k V电压等级。山东电网将以特高压骨干网架的建设为契机, 融入国家特高压骨干网, 山东电网与国家电网间的电力交换电压等级由交流500k V提升为交流1000k V, 将大大提高山东电网的受电能力。
2 临淄站在系统中的作用
目前淄博北部的主要供电电源是辛店电厂和淄博站。2009年辛店电厂关停MW机组后, 淄博北部供电能力显著减少, 供电日趋紧张;目前淄博站降压潮流较重且已达到淄博站已达规划规模。新建临淄500k V变电站, 不仅可以缓解淄博站降压潮流重的问题, 同时可接待东营南部部分负荷, 提高电网供电能力。另外, 临淄500k V变电站可为规划落点潍坊西部的呼盟直流提供接入点, 为呼盟直流兼顾淄博电网的供电提供条件。
3临淄站主要情况介绍
3.1站址概况
站址位于临淄市临淄区以北15km, ±600k V直流线路以南, 吴羔村西偏北约500km, 临淄和广饶交界牌北约200m。站址区地形平坦, 西侧有S231省道通过, 路况较好。
3.2建设规模
(1) 临淄500k V变电站规划主编容量为4×1000MVA, 本期主变容量为2×1000MVA。
(2) 临淄站为500k V变电站, 以500k V和220k V两级电压出线。临淄站500k V规划出线6回, 分别为:潍坊1回、淄博2回、青州换流站2回、备用1回。220k V规划出现16回, 分别为:茅坨2回、乐安2回、杨家2回、锦秋2回、恒东1回、辛店电厂1回、营丘2回、古城2回、郑家1回、备用1回。
4变电站的出线规模
主变压器需要4回出线。
500k V规划出线6回, 分别为:备用1回, 潍坊1回, 青州换流站2回, 淄博2回。本期出线2回, 分别为:潍坊1回、淄博1回。
220k V规划出线16回, 分别为:茅坨2回、乐安2回、杨家2回、锦秋2回、桓东1回、辛店电厂1回、营丘2回、古城2回、郑家2回。
5 500k V电气接线
目前国内所采用的500k V接线主要有一台半断路器接线与双母线双分段接线两种。
双母线接线有两组母线, 并且可以互为备用, 每一电源和出线的回路都装有一台断路器, 有两组母线隔离开关, 可分别与两组母线连接。采用双分段, 可以缩小母线故障的停电范围。
一台半断路器接线是一种没有多回路集结点, 一个回路有两台断路器供电的双重连接的多环形接线, 运行时, 两组母线和同一串的3台断路器都投入工作, 形成多环路状供电, 具有很高的可靠性。
6 220k V电气接线
目前国内所采用的220k V接线主要为双母线分段接线, 也有少数的采用一台半断路器。
一台半断路器接线和双母线双分段接线的技术比较在上表中已经给出, 对于经济比较:一台半断路器接线需要断路器29个, 双母线双分段需要断路器24个, 双母线单分段需要断路器23个。关于占地面积, 由于电网结构的加强, 线路开关的计划检修和GIS设备的性能完善, 通过合理的调度和加强运行维护管理, 可以取消旁路母线, 使220k V电气接线占地面积大大减小。因此从经济上看220k V电气接线应选用双母线接线方式。
在上表中我们可以看出双母线双分段方式较一台半断路器方式虽然在可靠性、灵活性上稍有差距, 但是依然是供电可靠的, 尤其是双分段可以满足系统降低短路电流和解列运行的要求。
高职院校职业技能竞赛的实践研究
——以计算机组装与维护竞赛为例
曾金发
(江西财经职业学院, 江西九江332000)
摘要:为贯彻落实“以服务为宗旨, 以就业为导向”的办学指导思想, 注重对学生职业技能的培养, 近年来, 高职院校都重视职业技能大赛, 很多高职院校在组队参加省赛和国赛的基础上, 事先都组织了校内职业技能大赛的选拔赛。本文结合我院职业技能大赛的举办, 探讨了院级职业技能大赛的组织与实施。
关键词:高职院校;职业技能大赛;组织与实施
中图分类号:G718.5文献标识码:A
1江西财经职业学院职业技能竞赛开展现状
江西财经职业学院职业技能大赛项目涵盖了学院不同层次的各个专业, 学生参赛积极性高, 取得了较好的成效。
1.1竞赛项目涵盖多数专业
我院学生已参加全国会计职业技能大赛、全国证券投资技能竞赛、全国沙盘模拟经营技能大赛及江西省大学生科技创新和职业技能竞赛相关赛事, 在省级以上层次的大赛中通过与兄弟院校的相互交流, 扬长避短, 提高了见识, 增长了技能。但此类大赛对参赛选手的要求较高, 能参加竞赛的学生人数有限, 而学院自身组织开展的院级职业技能大赛活动, 如会计专业职业技能系列竞赛、沙盘模拟经营技能大赛、计算机应用类系列技能竞赛等, 参赛人数均超过相应专业人数的一半。
1.2学生热衷于挑战性与趣味性的竞赛项目
信息工程系举办的计算机应用类系列技能竞赛之PPT制作大赛, 要求参赛选手结合IT文化节主题, 发挥想象力、创造力, 制作一个主题鲜明、演示效果丰富的IT文化节宣传演示文稿, 可谓寓学于乐, 学生的参赛积极性非常高, 全院大一学生中80%的人都报名参加了。通过参加职业技能大赛, 有效的激发了学生主动学习的积极性, 增强了学生的学习兴趣。
2院级职业技能大赛的组织与实施
2.1竞赛的组织与管理
为加强对职业技能大赛工作的领导与管理、协调和组织开展职业技能大赛, 学院成立了职业技能大赛竞赛委员会, 由院领导、教务处、各教学系部领导组成领导小组。领导小组负责对技能大赛竞赛项目的审批、经费预算及总体协调。竞赛领导小组下设办公室, 办公室挂靠教务处, 技能大赛办公室负责公布各类技能大赛的信息、对技能竞赛项目评审、落实竞赛获奖指导老师与学生的奖励、整理大赛相关的档案资料等。办公室下设竞赛组、宣传组、接待组、仲裁组、安全保卫组、后勤组和技术组, 各组工作职责明确, 通力合作。教学系部负责大赛项目的实施, 制订赛前具体实施方案、组织院级技能大赛及赛后总结等资料报技能大赛办公室备案。
2.2竞赛项目的设置
7 35k V电气接线
在此次设计中, 35k V部分侧不带馈线负荷, 仅接无功补偿装置和站用变电站, 可以考虑采用单元接线。单元接线是无母线接线中最简单的形式, 也是所有主接线基本形式中最简
文章编号:1673-1131 (2013) 01-0268-02
根据专业的特点, 在充分了解行业企业发展现状的基础上, 我院设置的竞赛项目主要有会计专业系列技能竞赛 (点钞技能大赛、珠算技能大赛、凭证填制与账簿登记技能竞赛等) 、计算机应用类系列技能竞赛 (网络工程竞赛、Flash广告设计大赛、计算机组织与维护、软件设计大赛等) 、金融保险专业系列技能竞赛 (银行柜员、证券投资、保险业务等) 、工商企业管理专业的“大学生企业经营管理沙盘模拟大赛”、建筑技能系列竞赛 (工程算量、工程测量、建筑CAD) 和报关技能竞赛等。
2.3技能竞赛实施方案
技能竞赛项目设置之后, 制定翔实的竞赛实施方案显得尤为关键。我院技能竞赛实施方案的设计, 通常是视学院与行业企业的情况而制定。技能竞赛实施方案的设计主体包括赛程安排、竞赛内容、竞赛规则、竞赛评判标准、参赛选手组队方式、评委的选聘、奖项设置和保障措施等内容。比如我院计算机应用类技能大赛之计算机组装与维护竞赛具体实施方案的制定如下:
2.3.1赛程安排
详细的介绍比赛的时间安排及比赛注意事项。2.3.2竞赛内容
主要依据计算机装配调试员国家职业标准高级工技能要求, 结合学生的实际, 以计算机 (台式机) 的组装调试与故障排除:技能为主题, 辐射计算机相关领域的其他知识。具体内容有: (1) 计算机组装与调试能力。将零散的计算机零部件组装成一台完整的计算机, 通过安装系统软件和应用软件使计算机可以正常使用。 (2) 计算机故障排除能力。对出故障的计算机, 能进行分析判断并充分利用提供的软硬件, 有效解决故障。2.3.3竞赛规则
(1) 所有参赛人员、各类赛务工作人员必须统一佩戴由大赛组委会签发的相应证件, 着装整齐。
(2) 参赛选手需提前30分钟抵达赛场, 凭参赛证、学生证和身份证 (三证必须齐全) 在赛场工作人员引导下进行赛前准备。进入赛场后, 将证件放在桌子指定位置, 禁止携带任何通讯设备及与比赛无关的电子设备。比赛开始后, 迟到15分钟的选手不得进入赛场。
电站主接线 篇9
随着电网不断发展和壮大, 很多重要的220kV及以上变电站均采用3/2主接线形式, 这些变电站具有设备质量好、可靠性高、安装在线监测设备等特点。近年来, 随着设备的快速增加以及状态检修等管理变化, 设备全检几率越来越少, 时间越来越长, 在线监测不到的断路器机构、保护二次回路等有问题时, 在线监测装置监测不到, 不易发现, 一旦设备故障, 若一、二次设备均正常, 故障能可靠隔离;除了定检外, 需要更多的方法来检验一、二次设备重要部件或回路是否完好。3/2主接线变电站每一完整串上具有三台断路器, 不完整串有两台断路器, 每一出线由两台断路器供电, 供电可靠性高, 发生母线故障或断路器故障时不会导致出线停电;调度运行灵活, 正常运行时两组母线和所有断路器都投入工作, 从而形成多环路供电方式;倒闸操作方便, 检修断路器时, 直接操作即可, 检修母线时, 二次回路不需要切换。
2 变电站运行风险
3/2主接线变电站二次回路复杂, 风险较高, 断路器机构、保护二次回路等部件或回路有问题时, 在线监测设备无法监测到。线路故障较高的对应断路器、保护装置及其相应二次回路, 在跳闸的可对断路器、断路器机构、保护装置及其二次回路进行检验, 但线路故障较低和长期不动的 (如主变各侧断路器) 断路器及其二次回路的故障隐患无法监测和判断。
3 解决方法
针对上述问题, 提出在安全措施满足条件的情况下, 按照设备动作次数的多少和预试定检周期的长短为依据, 对定检后运行时间较长、跳闸次数较少的断路器逐台开展在线轮试, 以检查断路器机构、二次回路是否完好, 避免设备故障时因断路器、断路器机构、保护相关二次回路缺陷原因导致拒动或误动事故的发生。
依据上述可采用在后台遥控、就地分合、短接保护屏端子三种方法进行轮试:
1) 在远方或后台监控机处, 对目标断路器进行遥控分闸操作和遥控合闸操作。此方法操作安全, 无人身风险, 检查范围较全面;但仅能检查第一组控制回路, 只能进行三相分、合闸操作。
2) 在现场的断路器汇控箱处, 对目标断路器进行就地分闸操作和就地合闸操作。此方法可检查断路器第一组跳闸回路、第二组跳闸回路、断路器合闸回路是否完好, 断路器机构各元件、断路器本体闭锁继电器及相关回路是否正常;此方法能检查两组控制回路, 但是有一定的人身风险, 检查范围较小, 只能进行三相分、合闸操作, 不能检查断路器操作箱的任何回路。
3) 在断路器操作箱跳闸出口回路处, 使用短接线对目标断路器进行短路分闸和短路合闸的操作。此方法检查范围全面, 能涵盖断路器的整个控制回路, 但具有较大操作风险, 存在电网风险。
综合比较上述三个方法, 方法二存在一定的人身风险, 方法三存在较大的操作及电网风险, 故选择方法一, 即在后台监控机处, 对目标断路器进行遥控分闸操作和遥控合闸操作。
5 轮试过程
按照变电一次、变电二次、后台监控3个专业分工, 逐台申请在后台监控机处, 对申请断路器进行遥控分闸和遥控合闸操作, 变电运行人员对试验过程中后台信号报文进行收集分析;轮试前后要对断路器分、合闸回路、断路器机构各元件、断路器本体闭锁继电器及相关回路、操作箱指示灯显示、相应保护启动、保护故障录波装置录波情况进行检查分析;对轮试试验的断路器外观及机构进行相关检查分析, 最后根据收集信息, 综合分析评估该台断路器、保护及其相应二次设备状态, 掌握设备目前运行状态, 制定下一步维护措施。
6 结束语
在不影响电网运行的基础上, 通过简单在线轮断试验, 对试验前后记录数据进行了比较, 对保护装置、录波装置录波情况进行分析, 对断路器分、合闸后的现场进行检查结果, 综合评价断路器本体、断路器机构、相关保护装置、故障录波及其相应二次回路是否完好, 掌握了设备健康状况, 为保证设备可靠运行提供了可靠保护, 也为制定设备维护奠定了基础。
参考文献
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电站主接线 篇10
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：
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[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.
电站主接线 篇11
1 关于电气主接线的可靠性评估
变电站的电气主接线主要是指在电力系统中为满足预定的功率传送和运行等要求而设计的表明高压电气等设备之间相互连接关系的传送电能的电路, 其中包括发电机、变压器、母线、断路器、隔离刀闸和线路等。变电站电气主接线的可靠性评估是指根据构成主接线的电气设备的可靠性数据通过计算得出主接线的可靠性与经济性, 一般情况下评估计算主要包括以下几方面, 越准确的可靠性评估更有利于为主接线的设计、运行及检修等工作提供依据。
首先可以根据主接线元件的可靠性利用系统网络结构来对主接线的可靠性进行预测, 并对得到的数据进行综合测评, 得出其中的最佳设计方案;
其次在运行中的主接线中, 找出可行的供电通道和薄弱点, 以便选择最优的运行方案, 为检修及相关的应对措施提供更科学的依据;
最后通过对主接线的定量评估, 以便充分发挥出主接线可靠性在电力系统运行中的有利作用。
从对主接线可靠性计算中不难看出, 设计阶段和运行阶段的评估方式大同小异, 但是两者最终的目标却是不同的, 因此, 在对主接线的可靠性进行评估的时候应注意选择不同的侧重点。在进行变电站主接线可靠性评估时一般假定某一电源为起点, 某二次母线为终点, 假定电源点安全可靠, 进行由起点到终点的可靠性计算。变电站主接线可靠性评估的方法具体如下:
(1) 确认系统所包含的所有元件;
(2) 明确每个元件的故障与修复率, 明确检修计划与停运时间;
(3) 列出主接线可能存在的故障, 明确系统正常运行的条件;
(4) 建立数学模型, 计算可靠性指标。
2 变电站电气主接线可靠性评估方法
(1) 改进逻辑表格法
在变电站主接线可靠性评估中最常见的方法就是改进逻辑表格法。改进逻辑法就是以供电的连续性作为依据, 根据电气主接线的实际接线情况, 判断元件完好、单重故障或多重故障等可能发生的所有情况, 并将待评估元件被故障切除的状态列举到表格中, 并根据相关指标利用数学公式计算出某元件的平均故障率以及正常工作修复时间等相关可靠性数据。
(2) 故障模式分析与后果评估法
故障模式与后果分析法是通过对各元件的状态分析系统状态会发生的全部可能性, 并以规定的可靠性评判为依据对所有的状态进行评估检测, 发现系统的故障模式, 并根据之前所得出的一切条件计算出系统的可靠性数据, 也可以多进行几次评估从中选择最准确的可靠性数据。
(3) 最小割集法
最小割集法指的是在割集状态内将所有的计算都限制在内, 这样就不用将全部的系统状态都计算一遍, 节省了大量的计算步骤与时间。如今水电站的建设规模越来越大, 因此电气主接线的形成结构也越来越复杂, 就不容易直接判断出系统的故障所在, 影响了检修的效率及系统的正常运行, 因此运用最小割集法能够帮助人们找出薄弱的地方, 从而进行有效地应对。
(4) 频率和持续时间法
若想要得出系统在各个状态下的不同的概率, 可以通过马氏过程和状态空间图的描述进行计算分析, 以此得出的每个单独状态下的概率就能够用来进行对系统整个状态下的运行或停运等概率的计算。但是需要注意的是并不能从这些概率中就确定系统的特性, 避免因片面的认识造成对系统正常运行的负面影响。因此除了需要了解系统在某状态下的频率之外, 还应知道这一频率停留在统一状态下所持续的时间, 这时就可以采用频率与持续时间 (简称FD法) 。FD法就是将系统的电源端到负荷端依次通过马氏过程及状态空间图将状态明列出来, 将元件可能发生故障的所有因素都计算在内, 最终得出整个系统的状态空间图。FD法的优势在于它将所有的可能性都能够通过公示或空间图清晰地展现出来, 为计算电气主接线系统的可靠性带来很大的便利条件。
3 结语
通过以上的解决方案, 我们可以很好地解决变电站电气主接线可靠性的问题。针对其出现问题的主要点, 我们有针对性地提出解决方案。
摘要：介绍了沥青拌合站变电站电气主接线可靠性评估方法。通过这样的评估, 可以很好地解决变电站电气主接线可靠性的问题, 在实践的基础上我们充分地检验了方法的正确性。
关键词：沥青混凝土,沥青拌合站,沥青拌合站变电所,电气主接线,可靠性
参考文献
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