220kV升压站（共8篇）
220kV升压站 篇1
摘要：本文首先介绍了母线差动BP-2CS保护原理与功能, 并介绍该保护在华电国际邹县发电厂220k V变电站的改造安装及应用情况。经过改造后运行情况证明了此次母差保护改造及施工的合理性, 且此保护相比原保护人机界面更友好、保护功能更完善、系统及元件性能更稳定。
关键词：母差保护,原理,改造
1 邹电220k V升压站一次接线及母差保护装置概况
邹县发电厂升压站交流系统主要有500k V系统、220k V系统、35k V系统组成, 变电容量为6488MVA, 是山东电网重要的枢纽变电站。
220k V系统采用双母线带专用旁路E型接线方式, 现有五回220k V线路出线、两回联变出线、两回发变组出线和四回高备变出线运行, 一回线路出线间隔备用。
220k V#1、2母线按双重化原则配置两套母线差动保护, 一套为南京电力自动化研究院生产的BP-2A型微机母线保护装置, 一套为南京南瑞继电保护公司生产的RCS-915型微机母线保护装置。其中BP-2A型母差保护装置于2000年投入运行, 已使用了近13年时间, 设备元件老化, 为保证升压站安全稳定运行, 特升级改造为深瑞厂家生产的BP-2CS母线保护装置。
2 220k V母线差动BP-2CS保护装置
2.1 概述
BP-2CS微机母线保护装置适用于1000k V及以下电压等级, 包括单母线、单母分段、双母线、双母单分段以及双母双分段在内的各种主接线方式, 母线上连接元件的最大规模为24个支路。
2.2 装置性能特点
装置具有母线分相比率差动保护、母线充电保护、母联失灵 (死区) 保护、断路器失灵保护出口回路、母联过流保护、复合电压闭锁、CT断线闭锁及告警、PT断线告警功能。其中差动保护与断路器失灵保护可经硬压板、软压板及保护控制字分别选择投退。
3 母差保护改造施工
220k V母差保护保护改造涉及#1发变组、#2发变组、#01高备变、#03高备变、#04A高备变、#04B高备变、#1联变、#2联变、220k V母联开关、邹八Ⅰ线、邹八Ⅱ线、邹接Ⅰ线、邹宿Ⅰ线、邹宿Ⅱ线、220k V旁路共15个间隔。
保护改造工作包括:旧保护柜拆除;BP-2CS新保护柜的安装以及拆除和恢复上述15个间隔的跳闸回路、电流回路、失灵启动回路、刀闸状态回路以及相应的信号、录波和交直流电源回路;保护校验;安装后的调试和核相工作等。
3.1 重点检修工序说明
在保护改造期间, 上述15个间隔和220k V RCS-915型母差保护装置将按调度方式保持正常运行, 施工过程中存在极大的风险, 为保证改造工作的顺利进行, 改造前分别对施工危险点、安全措施票、图纸遗留问题等进行了讨论, 对改造过程中可能发生的意外进行了风险分析和事故预想, 对改造进行了检修全过程管理。
3.1.1 改造前的图纸设计
母线保护接线复杂, 牵扯面广。经多方搜集资料、多次与厂家沟通, 技术人员多次开会座谈, 历时30多天, 完成了BP-2CS母线保护改造相关的原理图和端子排图并签字。
3.1.2 提前对保护装置进行校验、调试
保护装置一到货即马上接上临时交直流电源, 进行安装前的调试和保护校验。
3.1.3 安装前的风险分析及安全措施的制定
生技部、电气队、运行三方两次召集座谈, 对旧保护的拆除、新保护的安装调试、保护投运时的核相等工作进行风险分析, 制定防范措施, 并对相关继电保护安全措施票进行了会审签字。
3.1.4 旧电缆拆除
旧电缆拆除时, 对每一根接线的线号进行核对确认, 对每一根电缆的使用情况进行核实记录, 对每一根线芯对地及线芯间的绝缘进行检查, 确保无一遗漏。
3.1.5 电缆的重新接入
根据新图纸, 参照旧图纸中回路的用途, 将新旧电缆重新接入端子排。接线中重视压接质量, 兼顾整体美观。
3.1.6 新保护柜上电调试
检查电源电压合格, 先合直流电源空开DK2 (操作电源) , 再合直流电源空开DK1 (装置电源) 。对保护装置压入新定值, 并对其进行相关设置。
3.1.7 保护开入、开出传动
(1) 重新确认之前所做安全措施完好无误后, 压上各支路保护出口压板及保护功能压板。从各支路保护柜处传动失灵起动、ⅠⅡ母刀闸位置等母线保护的开入; (2) 向母线保护加入故障电压、电流, 从各支路保护柜处测量跳闸回路通断情况。 (3) 同期检查确认保护至控制屏信号报警回路和至故障录波器回路正确, 工作、显示正常。
3.1.8 核相
待电压、电流全部接入后, 对CT的极性和保护方向进行检查核对, 并与改造前的核相记录进行对比。同时查看柜前液晶显示情况, 此时大差及ⅠⅡ母小差电流应为0。
3.2 检修工期及质量控制
(1) 根据批准的改造工期, 编制详细的工作计划。
(2) 旧回路拆除的基本原则:1) 电源侧线先拆, 非电源侧监视;2) 拆线前尽量先核对电缆的备用芯线以确认电缆的正确性;3) 拆线时每次只能进行一个间隔的工作。
(3) 具体危险点分析及措施:1) 拆母差保护跳闸出口线时, 需要轮流退出#1主变201、#2主变202、#01备变204保护屏内“母差保护跳闸”的压板, 做好措施后再重新投入;2) 拆母差保护跳闸出口线时, 根据需要轮停#03备变205、#04A备变206、#04B备变207第一路控制电源, 做好2路电源都失去、开关跳闸的预想;3) 拆母差保护跳闸出口线时, 申请母线分裂运行。但电网要求, 220k V双母线并列运行, 故工作钱要做好210跳闸的预想;4) 母差支路CT极性确定不具备条件, 做好旧回路CT极性的标注;5) 封各支路CT时, 做好电流的监视工作, 做好误封CT的预想。母差支路CT临时措施过渡期间, 做好巡视。禁止不经运行变更临时措施。
4 结束语
由于制定的技术改造方案合理可行, 经过检修和运行人员的仔细工作和用心操作, 技术改造过程中没有发生一起异常情况, 确保了技术改造工程的安全与质量。经过一段时间的试运行, 证明BP-2CS型母线差动保护装置功能较齐全, 有一定的精度、稳定性好、人机界面清晰, 保护适用于双母线带专用旁路E型主接线方式, 具有可靠性, 灵敏性, 符合继电保护基本要求, 能保证继电保护操作电源的可靠性, 提高了继电保护装置抗干扰能力, 提高了电厂安全稳定运行水平。
参考文献
[1]贺家李, 宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:水利电力出版社, 1991.
[2]王春生, 卓乐友, 艾素兰.母线保护[M].北京:中国电力出版社, 1987.
220kV升压站 篇2
一、工程简介
唐郏县云阳风电场工程位于郏县东南部、与襄城县交界，场区中心距离郏县县城约20km，距离平顶山市中心约20km，海拔240～500m 左右，属山地地形。工程建设规模为34MW，安装单机容量2000kW 的风电机组17 台。考虑马鹏山风电场4 台2MW 风电机组的接入，郏县云阳风电场升压站按照最终规模42MW 进行设计。本工程在风电场址就近建造110kV 升压站，风电场电能经1 台110kV、50MVA 主变压器升压后，通过1 回110kV 架空线路送至贾庄变电所。
二、施工范围
在本工程中，我公司承担着建筑、安装和调试工作。土建工程有生产综合楼、辅助楼、110kV区架构和基础、35kV配电间等。安装工程有主变压器系统设备安装、110kV户外配电装置安装、35 kV户内配电装置、主控及直流系统设备安装等单。调试工程为全站所有设备、控制和保护系统的动、静态调整试验。
三、施工管理 3.1 施工进度
为实现移交工期目标，云阳升压站及集电线路工程项目部遵照公司的质量方针和管理目标，精心组织，统筹安排，确保所有工程项目的施工，严格按计划进度控制，克服了因设计、设备、人员、天气等诸多方面造成的制约因素，通过对各主要建筑、安装和调试工期进行分析，倒排工期，确定每个阶段工程的施工期限，使施工进度管理保证重点，兼顾一般，符合连续、均衡施工要求。同时全面考虑施工过程中受天气、设备材料、设计图纸等因素的影响，提前制定好应急赶工措施。通过进行施工进度科学的管理，保质保量的完成主变基础、生产综合楼、辅助楼施工、110kV配电区构架基础及构支架的吊装、主变压器安装、各配电区设备安装、电缆敷设接线等节点施工，为2014年7月30日临时带电打下了良好的基础。
主要工程施工进度
2013年4月30日 云阳升压站及集电线路工程开工 建筑专业：
2013年 10 月 4日主变压器基础施工完毕 2013年 9月20日生产综合楼结构封顶 2013年 8月12日辅助楼结构封顶
2013年 11月 10 日110kV架构基础施工完毕 2013年 6 月 26日35kV配电间施工完毕 2013年 11月12日110kV区电缆沟施工完毕 安装及调试专业
2013年 12 月 03日主变压器安装完毕 2013年 01月 16日110kV配电GIS安装完毕 2013年 01 月04日35kV SVG安装完毕 2014年 06月20日蓄电池充放电完毕
2014年 04月 15日110kV区、主变及35kV区电缆敷设接线完毕 2014年 06月 25日单体调试及静态试验完毕 2014年 06月30日动态试验完毕
3.2 施工赶工措施
由于郏县地区每年11月至第二年2月份为多雨雪和多风季节，7月至9月为高温季节，天气将直接影响工程进度。为确保工程按计划进度施工，项目部针对工程进度拖延的原因进行全面具体详细的分析，制定出合理的赶工措施，项目部全体员工战严寒斗酷暑按期完成各项工作任务。
1、在施工条件允许的情况下，采用连班工作制，部分施工区在保证安全施工的前提下实施立体交叉作业。
2、加强组织措施管理：增加管理及技术人员，加强施工管理力度；进行技术攻关和技术创新，提高施工效率和加快施工进度；实行奖励措施，对在赶工过程中做出重大贡献的人员实施奖励。
3、对受天气因素影响的赶工措施：加强对天气的预测工作，及时调配施工进度和步骤，减少天气对施工进度的影响。在受天气因素影响时，可在施工现场搭设防雨棚、防雨布等进行施工，增加安全设施，确保施工如期进行。在受天气因素影响确实无法施工时，及时调整作息时间。
四、安全管理
项目部在一开始就结合工程的实际情况，制定出安全管理措施及相关的安全检查大纲和安全检查表，要求对检查出的问题要有详细地记录，搞清楚问题的根源；检查结束后要落实整改方案，切实做到闭环管理。为此成立了以项目经理为第一安全责任人组长的项目安全管理小组，施工期间安全管理小组从安全管理工作、现场作业安全措施落实情况、消除安全隐患入手，进行全面排查，不留死角，对查出的安全隐患要求及时处理，对于屡犯安全违章的人员进行安全教育并给予一定的经济处罚，对于发现和及时处理安全隐患的人员给予奖励。
在施工中，项目部就十分重视现场安全文明工作，始终围绕着“安全第一”的指导方针，严格执行《安全生产法》《建设工程安全安全生产安全管理条例》等有关要求，积极做好现场安全管理工作。同时，还实行“安全工作一票否决制”，只要是存在安全隐患，不消除坚决不让施工，没有措施不让施工，真正作到了“以人为本”，处处讲安全。在施工现场做到“工完料净场地清”和“边施工，边清理”。由项目部在施工现场统一进行宣传策划和实施，制作大量安全、文明施工宣传牌并合理布置，这些宣传牌不仅时时刻刻规范和提醒施工人员，还成为施工现场一道美丽的风景线。
五、质量管理 在本工程中，我公司根据项目管理的有关要求，依据我公司《质量/环境/职业健康安全管理文件》及相应的质量管理程序的要求成立了以班组、工地和项目部三级质检机构，在施工过程中严格按照施工工艺施工规范进行施工，严格过程控制，严格质量检查，严把质量关，实行责任到人，落到实处，断强化施工过程动态控制和监督，做到“凡事有人负责”、“凡事有人监督”、“凡事有据可查”、“凡事有章可循”，在施工中还推行“跟踪检查，分项验收”的管理，把质量隐患消灭在萌芽中，力争杜绝返工现象，并采取以下具体措施取得了良好的效果，；
1、建立质保体系。成立以项目经理为首的质量管理领导小组，建筑和安装分别由有经验的专职质检员负责每道工序的检查验收，与工地施工人员实行责任连带，层层把关，严格按照三级质量保证体系运行。
2、建立健全各项质量责任制度，明确施工采用的规范标准。实行责任到人，明确具体目标，要求制度上墙。分别制定了“个人质量责任制”“质量事故报告和处理制度”“质量验收制度”“质量奖惩制度”等文件。
3、要求做到施工有方案、技术有交底、材质有证明、检查有记录、交工有资料，分别制定了“技术责任制度”、“技术措施编审制度”、“技术交底制度”、“档案管理制度”、“计量管理制度”、“材料验收制度”、“资料登记制度”等文件。
目前现场质量验收情况为：
建筑专业共有 11 个子单位工程：分别为生产综合楼、辅助楼,屋外配电装置（有110kV架构及设备支架、主变基础、SVG基础及防火墙、电缆沟、避雷针），所区工程（场内道路、围墙、大门）。目前共完成 47 个分部，118 个子分部，282个分项，431个检验批。工程验收达到了一次验收合格。
电气安装专业已经完成主变压器系统设备安装，主控及直流设备安装、110kV外配电装置安装，35kV配电装置安装，全站电缆施工，全站防雷及接地装置安装 7个子单位工程中（除带电项目）所有 54 分项和 24个分部工程的自检验收合格，及时进行验收资料整理和上报工作。
在安装工程整体自检过程中发现问题和缺陷累计 35 项，整改完成 35 项。联合验收组整体检查验收过程中发现问题和缺陷累计 66 项，整改完成 66项。
电气调试专业电气单体试验和调试工作的试验报告已经出齐。工程资料的管理，是工程管理的重要环节；我公司按ISO9000标准，自始至终进行规范化管理。为保证资料的完整性，项目经理和总工定期对有关人员进行检查，对检查中发现的问题及时予以纠正和完善。工程所有文件及资料均采用微机管理和激光打印。各种管理制度、作业指导书、施工记录、质量验评表、设备的开箱记录、厂家资料、材质证明、设计修改联系单、各种往来单据、验收资料、调试报告、重要会议文件等资料，均按照随时发生，随时记录，做到与工程同步。
220kV升压站 篇3
1 电气紫外线探伤检测在220KV升压站中应用的必要性
当前, 在大气环境下工作的变电站, 日晒雨淋和冷热变化等多种因素的作用, 导致升压站的悬挂式瓷瓶和支撑绝缘子的绝缘性能逐渐降低, 长此以往便会造成悬挂式瓷瓶被击穿、以及支柱瓷瓶断裂等故障, 对变电站的安全运行造成巨大威胁。鉴于此种情况, 就必须对悬挂式瓷瓶和支撑绝缘子进行必要的检测, 尤其是使用时间较长的劣质绝缘子的检测更是保证变电站安全运行的关键。传统的对升压站瓷瓶和绝缘子的检测方法即采用停电环境下超声波探伤或变电站工作人员的目视检查, 这两种方法, 一种严重影响用电客户的生活和工作, 一种变数较多, 并不科学, 而且人为的目视检查劳动量大, 总之, 两种方法都具有一定的局限性。随着人们生活水平的提高和对用电需求量的增加, 显然此两种方法已经无法满足变电站安全运行的需要。近年来, 随着科技的不断发展和创新, 利用缺陷设备的光学特征, 对设备进行带电紫外线电子光学测试的方法已经得到广泛应用, 这也为变电站瓷瓶和支撑绝缘子的检测问题带来了曙光。
2 电气紫外线探伤检测技术原理及优势
2.1 紫外线电子光学检测的原理
电气紫外线探伤检测技术, 是基于利用有缺陷设备的异常光学特征, 进而分析设备性能的技术。对升压站悬挂式瓷瓶和支撑绝缘子而言, 当其绝缘强度降低, 或是表面存在缺陷或污垢时便会产生明显的电晕和局部放电现象, 这两种现象发生过程中都会大量辐射紫外线, 如此便可根据电晕的产生, 以及表面局部放电的强弱评估升压站运行设备的绝缘状况, 进而及时发现绝缘设备的缺陷, 采取相应的处理措施。当前, 在220kv升压站中, 普遍采用的是利用高灵敏度的紫外线辐射接收器, 记录瓷瓶和绝缘子的电晕和表面放电过程, 然后根据此过程中辐射的紫外线情况进行分析、处理, 进而达到有效评价设备绝缘状况的目的。
2.2 紫外线电子光学检测的优势
紫外线电子探伤检测技术, 可有效提高变电站和其线路的维护水平。比如, 在传统人为检测中的听声检查, 即放电异常现象通过超声波故障检测即听声音或夜间巡查放电情况等方式进行检测, 此种方式虽然在一定程度上可以实现对设备的有效判断, 但是鉴于很多设备的放电现象有时并不影响其正常运行, 而听声音的方法亦不能将这些干扰因素和主观因素进行有效区分, 所以无法将干扰因素进行有效排除, 而且听声音的方法还受距离的限制, 所以并不能起到良好的设备检测判断作用。而若绝缘设备, 比如瓷瓶或绝缘子在夜间发出明显的可见光, 那么其缺陷已经十分严重, 可以说随时都有导致发生事故的可能, 这也是很多事故在没有出现可见光情况下突然闪络击穿而发生的原因。而紫外线探伤检测技术可在经验的基础上判断电晕是否正常, 进而达到动态监控设备异常现象的发生和发展速度, 所以说其可为变电站和线路维护工作提供有力的参考依据。与传统的停电检测和人为检测相比, 其存在的优点如下: (1) 其针对性明显, 紫外线探伤技术主要是针对电晕和表面局部放电的强弱程度而对设备进行检测评价; (2) 其可进行带电检测, 即不需要停电作业, 也无须人工到现场进行检测, 经济性和灵活性高; (3) 在现有的检测中, 它还具有明显的实时性, 即可随时通过电晕和放电过程中辐射紫外线强弱, 对瓷瓶和绝缘子的污染程度和缺陷状况进行检测和分析; (4) 采用紫外线探伤检测技术还可发现支撑绝缘子的内部缺陷, 这亦是传统方法无法实现的优点之一, 它可在一定的距离即灵敏度内对劣质绝缘子或复合绝缘子, 以及相应的护套电蚀检测进行准确的定位、测量, 然后评估其缺陷可能导致的危害性, 进而采取相应的解决措施。
紫外线探伤检测技术除了对瓷瓶和绝缘子进行有效的检测之外, 对于导线的情况亦可进行较为准确的检测。比如导线损伤是出于人为还是其他因素, 以及常见的断股和散股的检测。这也是根据电晕的原理, 因为当导线发生损坏时, 势必会导致其表面内部变形, 根据物理学原理其附近的电场必然会增强, 这就会产生相应的电晕, 显然这种相对轻微的损伤或缺陷, 在传统的人为检测或巡查中是很难发现的, 所以其意义不言而喻。除此之外, 在利用紫外线探伤检测技术进行带电设备检测时, 其检测结果还可为电力产品的绝缘诊断和使用寿命提供大量而准确的信息, 可方便工作人员建立相应的综合诊断档案和预测信息。
3 紫外线探伤检测技术在220kv升压站中的应用
以某220kv升压站内所有瓷支柱绝缘、悬瓶、导线和引线为检测对象。使用非林-6紫外电子光学探伤仪进行检测, 夜间进行, 环境温度>0℃。检测结果发现27处异常亮点, 比如220kv II母线南侧和I母线东侧的悬式绝缘子, 以及刀闸门型架构等等。
检测完毕后, 对拍摄到的异常图谱进行分析, 并对220Kv II、I母线进行分段停电检测, 经现场检测发现其确实存在低阻或零值的情况, 具体如下, 对刀闸门型架构进行停电处理后, 通过现场检查并未发现绝缘缺陷, 初步分析造成其异常亮光可能是因为此站的地理位置导致, 即此站属于工业区, 污染相对严重, 应是久积的污染物引起的。在对III母线进行停电处理后, 在电晕和局部放电较强区域, 分析原因可能是风沙过大导致其击打在这些导线上, 形成了粗糙表面, 进而产生了电晕和局部放电现象, 而对于个别特别强的电晕和局部放电现象, 可能是放电产生的臭氧在一些特定的环境下具有了一定的腐蚀性, 进而加速了该部位的缺陷程度, 所以其光谱异常明显, 而长此以往势必会形成恶性循环, 因此对这些部位必须进行及时处理。
4 总结
在使用紫外线探伤检测技术对升压站进行检测时, 应客观地看待其作用和地位, 将其作为一种对设备缺陷检测的辅助设备使用, 且不可鉴于其优势而舍大求小, 对一些光学特征异常的绝缘子或使用时间较长的悬式绝缘子应进行必要的定期停电检查, 而且在检测时不同的天气或时间都会对检测结果造成影响, 所以为取得有效且符合实际的检测结果, 在检测时应及时收听天气预报, 尽可能在雨雪等恶劣天气之前进行检测, 以便及时发现问题采取应对措施, 此外, 鉴于此种技术应用时间相对较短, 因此相关的使用规程和标准应及时的补充和完善, 以确保工作人员使用的科学性和合理性。
参考文献
[1]任秀勤.潘俊贵.李文忠.杨利忠.紫外线探伤检测技术在海勃湾发电厂110kv和220kv升压站的应用[J].电气, 2011 (3) .[1]任秀勤.潘俊贵.李文忠.杨利忠.紫外线探伤检测技术在海勃湾发电厂110kv和220kv升压站的应用[J].电气, 2011 (3) .
220kV升压站 篇4
1 所区总平面与交通运输
1.1 所区总平面布置
原站区墙内占地面积1.232 4 hm2, 东西长158 m, 南北长78 m。为减少占地面积和对外界的干扰, 根据所站址现状及综合工艺布置的要求, 站区总平面布置方案为:保留110 k V户外配电装置, 继续向北出线, 将原站区35 k V户外配电装置拆除并向南扩, 布置为220 k V户外配电装置, 并向南出线, 将站区中部的主变拆除后布置为35 k V配电室, 将原站区东侧的10 k V配电室拆除, 布置6组电容器, 在站区西侧新建2层主控制楼, 主控制楼呈“一”字型布置, 主立面正对进所大门, 在与110 k V户外配电装置之间形成所前区, 原变电站辅助房及主控室保留, 进站道路沿用原有进站道路。改造后站区围墙内占地面积为1.682 7 hm2, 南北长158 m, 东西长106.5 m。
1.2 竖向布置
站区新增占地部分均为深沟及土丘, 为减少土方量, 竖向以原有110 k V南侧道路为+0.00, 向南按0.3%的坡度进行设计, 竖向设计采用标高法。建筑物室内外高差主控制楼为0.4 m, 35 k V配电室为0.3 m。
1.3 道路及场地处理
站区道路采用城市型混凝土双坡路面, 根据工艺布置要求, 主要建构筑物场区设置了道路, 并形成环路, 除运输主变道路宽为4.5 m外, 其余道路宽均为3.5 m, 道路转弯半径为9.0 m。站区场地及户外配电装置场地地面回填时需夯实平整。根据该地区气候和水源情况, 户外场地地面以铺设水泥方砖为主, 以便检修和防尘。
1.4 围墙及进站大门
围墙为砖柱实体围墙, 高2.5 m, 基础采用普通浆砌块石条形基础。大门沿用原变电站大门。
2 建筑物
主控制楼为2层, 35 k V配电室为一层, 均呈“一”字型布置, 建筑面积分别为780 m2和376 m2。主体框架结构:楼屋面结构为现浇钢筋混凝土板, 墙体为240 mm厚非承重粘土空心砖。主控制楼布置了值班员休息室、工具间、资料室、卫生间, 为了减少投资, 户内外装饰采用中等装饰。
3 构筑物
3.1 220 k V配电装置和主变构、支架
因原110 k V屋外配电装置构、支架采用薄壁离心钢管混凝土等径杆, 为了与原变电站构、支架保持一致, 保证变电站的美观性, 220 k V屋外配电装置和主变构、支架采用薄壁离心钢管混凝土等径杆, 构、支架柱的直径为400 mm和300 mm, 构架梁为矩形断面、螺栓连接, 设备支架为型钢横梁, 所有钢构件均采用热浸镀锌防腐。构、支架杯口基础采用C15素混凝土基础。
3.2 设备基础
所有设备基础均采用C15素混凝土基础。主变油坑内设一个事故排油泄油井, 由于当地无卵石, 油坑内不采用常规铺垫卵石的方法, 用铺设钢筋混凝土带孔预制板来代替。
4 地下设施
本工程地下设施有:电缆沟、事故集油井、阀门井、检查井。新建电缆沟采用混凝土结构, 沟盖板采用单面配筋, 四周设角铁框, 沟内铁件热浸镀锌防腐。设置一个40 m3事故油井, 采用混凝土结构, 用于事故时容纳变压器及电容器泄漏的油。检查井、阀门井、化粪池采用《陕西省02系列建筑标准设计图集》标准。
5 地基处理
根据地质勘查情况, 地层表面1～5层为中砂及粉砂, 承载力低, 不能做持力层, 需要对该层进行处理。
处理方法为: (1) 在原场地区且已平整的场地时, 将基础底面至该层砂底板的砂挖出, 采取水坠砂方法进行回填, 每回填0.3 m厚, 水坠砂一次。处理深度为2.5 m, 每边比基础放宽1.0 m。 (2) 在原场区外且需回填平整的场地时, 将该层土清除, 分层回填碾压夯实。
6 消防设施
根据各房间和室外电气设备的性质, 分别采用不同的化学灭火器材, 配置干粉类型的灭火器, 配置型号数量及规格按《电气设备典型消防规程》及电力部门的有关文件执行。主变附近设置2个消防器材柜, 电缆沟附近设置3座砂箱。
7 所区绿化
位于站前区的主控制楼是变电站的生产指挥中心, 又是进出生产区的必经之地, 同时也是各类人员活动频繁的场所, 所以需对所前区重点绿化和美化。 (1) 在节约用地的前提下, 总平面布置中尽量扩展了主控制楼前的场地, 为绿化美化环境创造了良好的条件。 (2) 在围墙外种植灌木林, 在美化环境的同时, 可阻止风沙堆积于墙根。 (3) 绿化根据所址的气候、土壤等情况, 选用抗性强及滞尘能力强的树、草等品种。
8 环境保护
变电站主要污染源来自生活污水、含油废水及变压器噪音。在设计中采取措施为: (1) 各类废、污水排放按GB 8978—88《污水综合排放标准》的二级标准执行。 (2) 生活污水治理措施是将污水送入化粪池处理, 再经所区下水管网排出所区。 (3) 含油废水处理措施是因含油废水在变压器发生事故时才产生, 对于这些含油废水, 通过设置的事故油池进行油水分离、油回收, 水排入排水系统。 (4) 变压器噪音主要是在变压器运行时, 冷却风扇产生的噪音, 但变压器位于所区中部, 变电站又位于郊区, 将变压器噪音指数控制在规定值, 对周围环境不会产生影响, 不需采取措施。
9 采暖通风
站区建筑物主控制楼采用空调和电暖器采暖, 主控制室、继电器室及通讯机房分别装设2台、4台、1台3 P柜式空调。35 k V配电室装设7台轴流风机通风。
1 0 给排水
(1) 原变电站水源来自院内深井, 经实地调查, 深井出水量能满足升压改造后变电站用水, 故沿用原变电站水源, 通过原供水管网送到新建的用水点。 (2) 站区生活污水排放经化粪池排入排水检查井;事故排油经事故油池后, 将油截流, 池中积水在油压的作用下, 在池的底部排出, 然后排入排水检查井;道路及所区场地雨水流入雨水口再排入排水检查井, 最后将各个排水检查井连在一起, 汇总排在站外沟内。
1 1 结语
神木北郊220 k V变电站升压工程是在原神木北郊110 k V变电站基础上进行的。初步设计时, 根据变电站建设规模和所址地理情况进行了多个方案的设计比选和论证, 最终确定了本文所述的方案。220 k V配电装置为户外布置, 采用了PASS组合电器, 母线采用管型母线。35 k V配电装置为户内布置, 采用35 k V高压开关柜。在土建设计上:平面布置做到了紧凑合理, 所区占地面积1.682 7 hm2, 较原站增加了0.450 3 hm2, 远远低于占地限额指标 (3 hm2) , 土方工程量达到最低, 并且充分、有效地利用了原有设施, 与原建构筑物做到了协调一致, 完全满足了电气工艺要求。在原平整过的场地新建设施的地基处理上, 根据地质土壤情况采取了水坠砂和机械碾压的处理方法。总之, 在土建设计上本着优化设计、安全可靠、美观大方、厉行节约的原则, 得到了设计预期的效果, 经过经济技术比较, 大大降低了工程投资, 减少了110 k V线路大量改线工作。为变电站升压改造土建设计提供了一个很好的思路。
参考文献
[1]DL/T5218—2005220～500kV变电所设计技术规程
[2]DL/T5056—2007变电站总布置设计技术规程
[3]DL/T5352—2006高压配电装置设计技术规程
[4]DL/T5143—2002变电所给水排水设计规程
500kV升压站保护特点分析 篇5
某500kV升压站自投运至今,一直运行良好。该升 压站采用的保护装置大多采用国内外先进技术,且各有特点。其与以往的保护装置相比,也有着诸多差异。所以,本文拟通 过详细的分析比较全面掌握该保护系统的功能特点,以便于相关设备维护工作的开展。
13/2接线保护
1.13/2主接线保护配置
首先,所有开关仅配置 单个RCS-921A保护,用以实现 失灵保护及重合闸功能,且单个开关仅配置一个操 作箱。其次,将双套RCS-922保护配置于单个边开关屏柜之上,双套RCS922保护分别作用在中、边开关的跳圈之上。最后,在每条线路之上配置数套RCS925远跳装置,远跳动作由边中失灵保护予以启动,电抗器保护和过电压保护启动远跳。
1.23/2接线失灵保护的跳闸对象
在边断路器的失灵保护动作之后,实现了边断路器所在母线上全部中断路器和断路器的跳开动作,并实现了远方跳闸功能的启动。在启动中断路器的失灵保护动作之后,实现两侧边断路器的跳开动作,并启动对 侧相应的 断路器。需要 注意的是,由于中断路器和边断路器所保护的跳闸对象有所差异,因此失灵保护务必单独跟着断路器进行设置。
1.3断路器失灵保护
由充电保 护、变压器 保护、线路 保护或者 母线保护 来启动边断路 器的失灵 保护 ,在失灵保 护动作之 后 ,接着再跳 该断路器一次 ,并对该母 线上的全 部中断路 器和断路 器进行跳开。 另外 ,对于连接 元件为变 压器或线 路的情况 ,还应当对应地 启动跳闸 继电器跳 各侧的断 路器 ,或者启动 此线路的远 跳。
由充电保护、变压器保护或者线路保护来启动中断路器的失灵保护,在失灵保护动作之后,接着再跳该断路器一次,并对两个边断路器进行跳开。另外,对于连接元件为变压器或线路的情况,还应当对应地启动跳闸继电器跳各侧的断路器,或者启动此线路的远跳。
1.43/2接线死区保护
基于TA的位置和 数量来对 死区范围 进行判定,如图1所示。
TA与断路器之间(图1中TA1与断路器1之间)一旦发生故障,在跳开开关之后,就无法消除故障。由于该类 型的站内故障呈现出电流大、对系统影响较大的特点,且失灵保护 动作通常都有着较长的时延,因此有必要设置相应的死区保 护,以缩短动作响应时 间。其动作逻 辑主要如 下:当装置接 收到TWJ信号和跳闸信号之后,并且死区过流元件动作依旧没有返回,死区保护由死区保护投入控制经整延时予以启动,失灵保护与出口回路保持一致。
1.5瞬时限跳回路
由用户设定决定,瞬时限跳 回路可以 分为三相 及三相限跳、两相跳闸联跳和单相跟跳等方式。瞬时限跳回路的出口接点和对应的保护出口接点一道实现开关的跳开动作。
1.63/2接线重合闸
为了日常检修和维护的方便,应当按照断路器来进行3/2接线重合闸的配置。另外,为了有效降低对系统 的冲击,一定要使两断路器按照顺序重合。需要注意的是,后重合断路器务必先成功重合,只有这样,才能产生和发送重合脉冲。
通常情况下,将边断路器作为先合断路器。这是由于边断路器重合于永久性故障上拒动,实现失灵保护跳相邻母 线,对停电范围不产生负面影响。反之,如果先合中断路器重合于永久性故障上拒动,就会使该串处于停用状态,对停电范围 产生负面影响。
在由于断路器退出工作或因故检修而使先合 重合闸停 用的状况下,后合重合闸以先合重合闸整定时限动作,以便杜绝日后重合闸整定时限重合,缩短非必要的时延,从而有效 增强系统的稳定性。
1.7瞬时单相故障线路两侧重合顺序
如图2所示,一旦线路出现瞬时性单 相接地故 障,首先两侧断路器单相跳开,其断路器重合顺序为:变电站侧1DL→发电厂侧3DL→变电站侧2DL→发电厂侧4DL。
1.8永久性单相故障线路两侧重合顺序
如图3所示,一旦线路出现永久性单 相接地故 障,首先两侧断路器单相跳开,接着重合的是变电站侧1DL断路器,合于故障保护动作跳变电站侧断路器。发电厂侧无重合机会,通过非全相对跳开进行保护。
1.9自动重合闸
对于该500kV升压站来说,所采用的中断路器和边断路器的双套RCS-922装置存在明显的重合闸顺序问题。为了满足现实需要,装置内设置了“闭锁先合”以及“投先合”等开关量输入。
在“先合投入”压板投入的情况下,该升压站装置的重合闸设定为先合重合闸,该方式具有合闸脉冲发送时延较短的特点(合闸脉冲持续120ms)。
启动先合重合闸的 情况下,马上闭合 输出开关 量接点的“闭锁先合”,此接点作 为后合重 合闸的“闭 锁先合”的开 关量输入。
2RCS-921A压板投退
(1)功能压板:投先重、投充电保护、投检修状态、重合方式切换把手。(2)RCS-921A装置面板介绍:图4中,“运行”指示灯为绿色,正常运行装置时,该灯处于长亮状态。“TV断线”指示灯为黄色,在出现电压回路断线的情况下,该灯处于长 亮状态。“充电”指示灯为黄色,完成重合充电的情况下该灯 点亮。“跳A”、“跳B”、“跳C”3个指示灯均为红色,在保护动作出口时点亮,当“信号复归”后立即熄灭。“重合闸”指示灯为红色,在保护重合闸动作的情况下点亮,而当“信号复归”后立即熄灭。
RCS-921A可作为辅助保护装置,实现过电压启动远跳,有着就地判别功能的过压保护和收信直跳。
3结语
220kV升压站 篇6
关键词：强油循环风冷,变压器,跳闸,反事故措施
近期, 公司系统内发生了一起因两台油泵同时启动造成重瓦斯动作导致主变跳闸事件, 影响了电网的安全可靠运行。省公司要求对主变油泵控制回路开展专项检查, 核实现场符合国家能源局2014年颁布实施的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》中12.6.8条款规定, 强油循环结构主变的油泵应逐台启动, 延时间隔在30S以上, 以防止气体继电器误动。我公司梳理辖区内强油循环结构的主变, 对不满足该项要求的主变冷却油泵控制回路进行改造, 为了使作业过程可控、在控, 特制定本方案。
1工器具要求
时间继电器、万用表、工具箱、扎带、2.5mm二次线、线针 (叉) 、号头机 (号头) 、固定导轨 (螺丝) 、手电钻 (钻头) 、电源线架、标签机、图纸、安全帽、工作服。
2风险评估及措施 (表1)
3作业内容:
3.1改接前
图1所示, 分别通过K11、K21、K31、K41、K51、K61接触器对应启动六台油泵。 (图2)
3.2改接后
图3所示, 在每个接触器上并接的对应的时间继电器J1、J2、J3、J4、J5、J6, 其延时常开接点串接入原接触器控制回路。
3.3作业步骤
X2端子 (~N) 与#1接触器K11的A2端连接, 其它接触器的A2端由相邻接触器A2端两两跳线实现;使用冷却器逐个轮流退出的方法改造, 为了使作业时不影响运行中冷却器, 按先尾后头顺序开展, 即按#6、#5、#4、#3、#2、#1顺序逐个轮流退出冷却器改造, 其中#1冷却器时间继电器设定为零, 其他时间继电器逐个递增30S设置。
3.3.1对待换时间继电器进行整定校核, 做好刻度标记和标签粘贴 (提前完成) 。
3.3.2将#6冷却器转换开关SA6切至停止位置, 间隔30S将其它五组油泵转换开关切至工作位置;
3.3.3退出#6冷却器空气开关;
3.3.4测量#6冷却器接触器K61线圈及辅助接点无带电, #6冷却器空气开关下侧无带电;
3.3.5分别完成J6-A2与J6-13 (J6-11与J6-13为时间继电器常开接点) , J5-A2与J5-13, J4-A2与J4-13, J3-A2与J3-13, J2-A2与J2-13, J1-A2与J1-13的连接线;
3.3.6分别完成J6-A2与J5-A2, J5-A2与J4-A2, J4-A2与J3-A2, J3-A2与J2-A2, J2-A2与J1-A2的连接线;
3.3.7在风冷箱空隙位置固定全部时间继电器, 完成J1-A2与X2端子 (~N) 的连接线;
3.3.8增加#6冷却器接触器K61的A1端至#6冷却器时间继电器J6的A1端的连接线, 即K61-A1连接至J6-A1;
3.3.9增加#6冷却器接触器K61的A2端至#6冷却器时间继电器J6-11端子的连接线, 即K61-A2连接至J6-11;
3.3.10万用表核对二次接线正确, 二次线无短接现象;
3.3.11运行人员投入#6冷却器空开, 将转换开关SA6切至工作位置, 核对油泵启动时间符合时间继电器整定要求, 冷却器各功能工作正常, 后台信号正确。
#6冷却器试验正确且投入运行后, 用上面方法按#5、#4、#3、#2、#1顺序逐个轮流退出冷却器改造。
3.4其它要求
3.4.1根据现场接线情况修改图纸, 确保图实一致, 并签名确认;
3.4.2在风冷箱粘贴本次改造后各冷却器时间整定情况描述的标签;
3.4.3对运行人员交底, 修改现场操作票库及运行规程。
结束语
220kV升压站 篇7
TCR+FC型静止无功补偿装置(SVC)的原理图如图1所示。其中,TCR由可控硅阀组和空心线性电抗器组成,是SVC吸收无功或调节无功的主体,通过改变可控硅阀组触发角可控制无功吸收;固定电容器组(FC)则主要向系统提供足够的容性无功。FC中的电容(实际为多组可分别投切的电容器组)为固定值,故超前的无功功率QC为固定值;TCR中可控硅的触发角可在90～180°间变化,使无功功率QL从100%变化到0。当负载滞后且其无功功率QF发生变化时,可通过调整可控硅导通角控制滞后无功功率QL,使SVC总的无功输出QZ=QC-QL发生变化。当负荷QF增大时,TCR产生的无功功率QL减少;当负荷QF减小时,TCR产生的无功功率QL增加。即不管负载的无功功率如何变化,总要使由系统供给的无功功率QS=QF+QL-QC近似为常数,以抑制负载波动造成的系统电压波动和闪变。
2 220kV象山站SVC设备概况
220kV象山站SVC设备主要由断路器、空心线性电抗器、可控硅阀组、固定电容器组、滤波器组、阀组冷却水处理系统及SVC二次控制、保护系统组成,其一次接线图如图2所示。SVC二次控制系统统一调控可控阀组触发角及投切电容器组,实现SVC系统无功的“无级”补偿,有利于抑制负载波动造成的系统电压波动和闪变。
3 SVC二次回路存在的问题
220kV象山站中,SVC二次控制系统主要对TCR、FC进行控制。目前,采用的电容器组投切判据为电容器组保护动作的开入和电容器组开关的分合位。电容器组保护动作无开入且电容器组开关在分位时,该电容器组可投;电容器组保护动作无开入且电容器组开关在合位时,该电容器组可切。SVC电容器组开入回路图如图3所示,SVC二次控制系统接入电容器组分合闸位置的是电容器组保护的TWJ和HWJ,而不是电容器组开关的辅助接点。
由于系统判别电容器组是否可投切时未考虑电容器组实际的运行情况,即未考虑电容器组开关上下刀闸位置,因此在对电容器组或其对应开关进行一、二次检修或缺陷处理时,开关处于冷备用或检修状态,系统就可能误判电容器的投切情况。为此,按目前二次接线情况,只能退出电容器组开关控制电源或解开电容器组至SVC二次控制系统相关接线。但这样不仅会增加相关电容器组工作难度和风险,还会因控制电源的退出,导致长发该段母线控制回路断线信号而不利于其它间隔异常的及时发现。
此外,由于象山站SVC为孤立系统,与变电站综合自动化系统无联系,因此SVC系统的投退只能在SVC控制小室的后台进行操作。如果将SVC 10kV开关柜上的RCS-9631 ASZ电容器组保护测控装置接入变电站综合自动化系统,那么在主控室、远动主站及调度终端均可对其进行远方遥控操作。需要注意的是,强制分合SVC 10kV开关对SVC进行投切可能会损坏SVC设备,因此建议运行时将SVC 10kV开关的控制选择方式置于“就地”位置,不进行遥控操作。
4 SVC二次回路改造方案
针对系统误判电容器组可投切的情况,对SVC二次回路进行了改造。
(1)给每组电容器组增加1块电容器组检修连接片LP,并将其并至对应判别回路,如图4所示。当电容器组开关处于冷备用或检修状态时,投入该连接片,人工将电容器组置于不可用状态。
(2)增放1条从SVC控制小室至主控室的通信光缆,通过规约转换装置将SVC系统接入变电站综合自动化系统,实现主控室、调度终端对SVC系统的全面监控。若条件允许,在改造中可使SVC二次控制系统从综合自动化系统中直接获取各相关电容器组的运行状态信息,包括电容器组上下刀闸位置、开关位置,以实现SVC二次控制系统对电容器组运行状况的全面判断。
5 结束语
本文通过分析220kV象山站SVC装置二次回路工作过程,指出在检修或缺陷处理时可能存在的电容器组可投切误判问题,并提出了可行的解决方案,以便及时发现其它异常情况,从而更好地改善电能质量和确保电网的安全运行。
摘要：介绍了电力系统中无功补偿装置SVC的原理,分析了象山站SVC装置二次回路在检修或缺陷处理时可能存在的问题,提出了可行的解决方案。
关键词：SVC,电容器组,投切,误判
参考文献
[1]粟时平,等.静止无功功率补偿技术[M].北京:中国电力出版社,2006
220kV升压站 篇8
站用变一次接线方式主要有以下几种:a.两台站用变接于不同电压等级母线或不同电源系统 (如其中一台为外接电源) ;b.两台站用变接于本站同一电压等级不同母线上。两台站用变采用不同电源及电压等级母线方式时, 当其中一台站用变检修, 其二次不允许并列操作。本区220k V变电站的站用电系统正常运行方式为一台站变运行带全站交流负荷, 另一台站变空载运行备用A, 1 (2) 号站变在正常运行时通过2 (1) 号站变低压侧开关的动断触点实现闭锁一台投运, 一台备用。当工作站变失电后, 利用自动切换装置将备用站变投运。
1 站用变在实际运行中出现的问题和危害
1.1 站用变在实际运行中出现的问题
a.站变定期切换时失败。工作站变低压侧开关断开, 备用站变低压侧开关未合上, 全站失去交流电源;工作站变低压侧开关未断开, 备用站变低压侧开关合上, 两台站变二次并列。
b.站变在正常运行方式下突然发生两台站变二次并列;
c.工作站变一次跌落保险一相或多相熔断后, 其低压侧开关未断开, 而备用站变备用站变低压侧开关合上, 两台站变二次并列。
d.工作站变一次跌落保险一相或多相熔断后, 工作站变低压侧开关断开, 备用站变低压侧开关未合上全站失去交流电源。
e.备用站变一次跌落保险一相或多相熔断后未及时发现, 而工作站变因故失电, 备用站变投运失败, 全站失去交流电源。
f.一台站变检修, 另一台站变运行带全站交流负荷时, 工作站变一相跌落保险熔断, 站变发生非全相运行。
(a-e) 1SA、2SA在自动位置, SA在手动位置; (f) 1SA (2SA) 在手动位置, SA在手动位置, 2SA (1SA) 在解锁位置。见图1。
1.2 问题产生的危害a.全站失去交流电源
站用变带的所有负荷将全部被迫停用, 强迫油循环变压器因失去冷却电源紧急停用, 油浸自冷变压器因失去散热器电机电源出力降低。直流电源只剩下蓄电池供电, 直流系统供电可靠性降低。如果这时由于蓄电池电解液外溢造成正负极板短路, 蓄电池电压降低, 不能满足保护动作条件, 在设备发生故障时保护拒动, 扩大事故。
b.两台站变二次并列
站变二次电压过高, 使站变烧毁。
c.站变发生非全相运行
正在运行的交流电机烧毁, 严重时将使站变烧毁。
2 防止站用变发生异常的控制方法
2.1 从日常维护中控制
为了有效的控制站用变发生异常, 变电站值班员应在每天值班期间, 对站用变回路认真巡视, 重点测温, 站用变所带负荷控制在额定范围内。站变定期切换前先检查备用站变二次开关是否到位;一台站变检修, 另一台站变运行带全站交流负荷时增加站用变的巡视次数, 做好事故预案, 根据事故预案进行科学准确的处理, 保证各种方式下站用变的安全、经济运行。
2.2 从站用变的跌落保险型号上进行控制
将跌落保险更换为带弹性的T型扣式, 防止跌落保险在运行中自动跌落。
2.3 从站用变二次回路进行控制
在站用变二次接线图上可以看出, 其二次回路中任何一块继电器的接点接触不良都会造成站变异常发生, 对运行时间较长的继电器检查不合格的进行更换。对站用变二次回路进行改造, 增加一条跌落保险熔断预告回路, 及时提醒值班人员更换损坏的跌落保险。
结束语
随着变电站综自改造步伐的不断推进, 220k V变电站将实现无人值班, 针对站用变运行中出现的问题及危害进行了分析, 并提出控制站用变异常发生的方法, 对保证变电站的正常运行, 有一定的实用价值。
摘要：介绍站用电在变电站的重要性, 提出站用变在实际运行中存在的问题, 从安全性、可靠性方面分析了此种情况的危害, 并对此提出建议。