110KV接线（精选9篇）
110KV接线 第1篇
1.1 正常运行方式
进线A接110 kVⅠ段母线运行,进线B接110 kVⅡ段母线热备用,110 k V母分开关运行;#1、#2主变运行。(如图1)。投入110 kV备用电源自投装置(四种自投方式自适应),投入#1主变保护跳进线A及110 kV母分断路器、#2主变保护跳进线B及110 kV母分断路器功能(放上相应压板)。
1.2 变化运行方式
进线A接110 k VⅠ段母线运行,进线B接110 k VⅡ段母线热备用,110 k V母分开关运行;#1主变运行,#2主变停役。(如图2)。而BZT方式不变。同时,退出#2主变保护跳进线B及110 k V母分开关功能(取下相应压板)。
1.3 110 kV BZT装置的运行方式及正确动作逻辑
在正常运行方式及变化方式下,BZT的运行方式为进线B的自投方式(即进线B开关作为备用电源开关,对母线自投)。
进线A开关在合位,110 kV母分开关在合位,进线B开关在分位,110 kVⅠ、Ⅱ段母线均有压,进线B线路有压,无外部闭锁(目前主变本体及高后备保护不闭锁此方式),则BZT满足充电条件,做好自投准备。
若110 kVⅠ、Ⅱ段母线无压,进线B线路有压,进线A线路无流,无外部闭锁,经延时跳进线A开关,确认跳开后,经再延时合进线B开关。
2 变化方式下110 kV系统不同故障情况分析
2.1 进线A线路故障
进线A线路故障,则线路对侧保护动作跳闸,进线A线路及本所110 kVⅠ、Ⅱ段母线失压,本侧由于无倒送电源,故本侧没有故障电流,则主变保护不动作。
110 kVⅠ、Ⅱ段母线失压、进线B线路有压、进线A线路无流,无外部闭锁,满足BZT动作条件,经延时跳进线A开关,确认跳开后,再延时合进线B开关,恢复本所110 kVⅠ、Ⅱ段母线及主变供电。
2.2 进线B线路故障
进线B线路故障,则线路对侧保护动作跳闸,进线B线路失压,则闭锁110 kV备用电源自投装置,本所供电方式不受影响。
2.3 110 kVⅠ段母线故障
当110 kVⅠ段母线设备故障,由于110 kVⅠ段母线在#1主变差动保护范围内,则#1主变差动保护快速动作,跳开进线A、110 kV母分、#1主变10 k V开关而隔离故障点。此时,110 kVⅠ、Ⅱ母线失压、进线B线路有压,进线A线路无流,满足BZT动作条件,经延时跳进线A开关,确认跳开后,再延时合进线B开关,恢复本所110 kVⅡ段母线供电,可以避免变电所全停考核事故(但对送电无太大实际意义)。
2.4 110 kVⅡ段母线故障
110 kVⅡ段母线故障,由于110 kVⅡ段母线设备不在#1主变差动及高后备保护范围内,则#1主变差动及高后备保护均不启动,进线A线路对侧保护动作跳闸,进线A线路及本所110 kVⅠ、Ⅱ段母线失压。此时,110 kVⅠ、Ⅱ母线失压、进线B线路有压,进线A线路无流,满足BZT动作条件,经延时跳进线A开关,确认跳开后,再延时合进线B开关,向本所110VⅡ段母线供电,由于故障点仍然存在,则进线B线路对侧保护动作开关跳闸,并进行一次重合闸后再次跳开,全所110 kV系统依然全部失压。
3 存在的危害分析
根据对不同故障情况分析可知,110 kVⅡ段母线故障时,不仅无法恢复110 kV系统的送电,而且,由于多次对故障点进行送电,可能引起设备的受损程度加重,甚至扩大事故。
4 解决建议
调整一次系统正常运行方式,进线A开关运行送110 kVⅠ段及#1主变,进线B开关运行送110 kVⅡ段,110 kV母分开关热备用做为备用电源开关,BZT仅投入110 kVⅡ段对110 kVⅠ段自投方式,#1主变主保护及高后备保护闭锁BZT。(如图3)
5 调整后各种故障情况的分析
5.1 110 kVⅡ段母线或进线B线路故障
110 kVⅡ段母线或进线B线路故障,进线B线路对侧保护动作开关跳闸,一次重合闸后再次跳开,同时,由于BZT方式投入110 kVⅡ段对110 kVⅠ段自投方式,110 kV母分BZT不会动作,本所110 kV系统送电情况基本不受影响。
5.2 110 kVⅠ段母线故障
110 kVⅠ段母线故障,由于110 kVⅠ段母线设备在#1主变差动保护范围内,则#1主变差动快速动作,跳开进线A、110 kV母分、#1主变10 kV开关而隔离故障点。同时,#1主变保护闭锁BZT,可以避免变电所全停考核事故。
5.3 进线A线路故障
进线A线路故障,则线路对侧保护动作跳闸,进线A线路及本所110 kVⅠ、Ⅱ段母线失压,本侧由于无倒送电源,故本侧没有故障电流,则主变差动及高后备保护不动作。
此时,没有外部闭锁,110 kVⅠ母线失压、进线B线路有压、进线A线路无流,满足BZT动作条件,经延时跳进线A开关,确认跳开后,经再延时合110 kV母分开关,恢复本所110 kVⅠ、Ⅱ段母线及主变供电。
6 结论
综上所述,经过一次系统运行方式及110 kV BZT方式的调整,可以确保在110 kV系统异常时,BZT可靠动作,及时恢复送电,同时,也避免了再次向故障点送电引起事故扩大的危险。
另外,若能将主变110 kV闸刀的辅助接点引入BZT,用做对运行方式的判断,同时,增加BZT各种方式的逻辑判断,实现自动适应上述的人工调整,将可以减少在方式调整过程中人为失误的几率,提高安全运行保障。
摘要：阐述了内桥接线方式的110 kV变电所的不同运行方式,以及备自投装置动作逻辑。同时对变换运行方式后不同故障下的备自投动作情况进行了分析。针对110 kVⅡ段母线故障时,可能引起设备的受损程度加重扩大事故,提出了通过合理的系统方式及备自投方式调整的方案,并通过对调整后各类故障时对电网影响进行分析,证明改进后的方案不仅可以避免重复向故障点送电故障扩大的危险,也可以最大可能地保证供电的可靠性。
关键词：内桥接线,备用电源,运行方式
参考文献
[1]DL/T 969-2005,变电站运行导则[S].
[2]承文新,等.静态备用电源自动投入装置技术条件,DL/T 526-2002[M].北京:中国电力出版社,2002.
[3]谢尚德,贾沛义,等.35~110kV无人值班变电所设计规程,DL/T5103-1999[M].北京:中国电力出版社出版,1999.
110KV接线 第2篇
【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
110kV电网三T接线方式分析 第3篇
1 三T接线与链式接线方式简介
110 k V电网三T接线方式如图1所示。
三T接线方式下, 110 k V变电站不设110 k V母线, 因此如果110 k V线路故障跳闸, 则T接在该线路上的所有变压器都将失压。此时, 失压变压器上所带负荷需通过10 k V母线转移到本站其他主变压器上去, 为了保证站内其他主变压器转带负荷能力, 须将同一座变电站的3台主变压器接在不同的110 k V线路上。
三T接线方式的特点是: (1) 110 k V变电站进线通常采用单元接线, 因而高压侧无母线, 开关设备较少, 占地面积较小, 且变压器高压侧之间无影响; (2) 110 k V三回进线, 较双回链式少一回, 较三回链式少三回; (3) 维护费用低、操作简单、安全性好; (4) 三T支线需一定长度, 但对导线线径要求不高; (5) 只能满足N-1要求; (6) 任意一条主线失压, 将失去3台主变压器供电, 任意一条T接线路有停电工作, 需停主线。
链式接线方式的特点是: (1) 线路可满足N-2要求; (2) 线路故障影响较小; (3) 变压器中性点接地灵活性较高; (4) 变电站投资较大; (5) 接线较复杂; (6) 母线有一定的穿越功率。
由此可见, 三T接线方式最大的优点是:110 k V变电站接线简单, 设备投资省, 设备维护工作量小, 操作简单;双链接线最大的优点是可靠性高, 线路可满足“N-2”要求, 运行方式灵活。
2 三T接线与链式接线方式技术经济比较
2.1 技术分析
三T接线方式与链式接线方式的经济比较, 主要包括两种接线方式的线路以及变电站内分项投资。以某市农配网规划中所用标准为例, 该项目: (1) 负荷密度为17.37 MW/km2; (2) 110 k V变电站变压器容量为3×63 MVA; (3) 变电站变压器负载率 (同时系数) 为0.85; (4) 三T接线的变电站接线方式为单元接线; (5) 双链接线的变电站接线方式为单母线分段接线; (6) 变电站设备为全户内GIS; (7) 三T接线架空线路架设方式为同塔三回; (8) 双回链式接线架空线路架设方式为同塔双回; (9) 三回链式接线架空线路架设方式为同塔三回。
导线截面积的选择应根据具体的架设条件来确定, 以其载流量满足运行要求为原则。根据线路长期允许电流, 对三种接线形式做N-1及N-2校验, 结果见表1。
变电站工程综合造价差值主要体现在占地费用、进线间隔、母线、保护装置等设备的工程综合费用上。三T接线方式采用单元接线, 占地少, 且只有三回进线, 投资最少。综合新建线路费用, 得出经济比较的结果, 三T接线形式、双回链式、三回链式工程总造价分别约为18 270, 19 751, 24 318万元。
2.2 电网适应性分析
以某市郊农网为例, 由于一直是链式接线, 如采用三T接线, 还要考虑电网中因最终存在不同接线方式而增加调度、运维工作难度和运行成本的因素, 分析如下:
(1) 既有110 k V电网双链接线基本不能向三T接线改造。原有负荷集中地区的负荷密度高, 电网密集, 站点发展空间已经不多, 现在的双链接线形式居多, 变电站单母分段接线居多, 供电安全性要求高, 对线路要求满足N-2条件, 不宜发展三T接线。
110KV接线 第4篇
【关键词】变电所；一个半开关接线；倒闸操作
倒闸操作的正确性确保了可靠稳定供电，也确保了人员的人身安全。倒闸操作是一项较为复杂的工作，它既有一次设备的操作，也有二次回路的操作，稍有疏忽，就会造成事故。因此正确的进行倒闸操作具有十分重要的意义。
1.传统接线方式变电所倒闸操作的弊端
1.1母线停役时
单母或单母分段接线的方式具有简单清晰、运行操作方便等优点，但可靠性和灵活性比较差。当母线停役时，该母线上的所有进出线必须停电，造成一部分用户供电中断（无双回路）。双母线接线的方式具有供电可靠、检修方便等优点，在一条母线停役时将停役母线上的进出线倒至另一条母线上运行，虽然可使供电不中断，但其所涉及的操作量大，一、二次配合操作较复杂，涉及范围广，一旦发生误操作引起后果非常严重。
1.2开关检修时
单母或单母分段，及双母线（不带旁路）接线的方式则必须将该开关所运行的进出线停电，对无双回路的供电用户，也将被迫停电；若有旁路的接线方式，虽然可通过旁路代替被检修开关的方法来使供电不中断，但其涉及的操作量大，二次操作较复杂。
2.传统接线方式变电所倒闸操作中应注意的问题
双母线接线方式下，倒母线操作前，应将母联改为非自动，相应的母线保护改为单母方式；旁路代操作时，应先将旁路保护定值改为与所代出线保护定值相一致，在代主变开关运行时，则应将旁路自身配置的保护装置退出，将主变保护切至跳旁路开关状态（或切至旁路），其所取的保护交流电压均应由旁路闸刀辅助接点切换后接入，交流电流则从旁路开关CT引入；在切换大电流端子时，应先将CT侧端子短路接地，后将接入保护的电流端子取下，在切换CT的同时，应将相应的保护停用。
3.一个半开关的接线方式及倒闸操作的方法
3.1一个半开关的接线方式
500kV变电所电所的一个半开关的一次主接线图。它由三个开关间隔和一条线路加变压器（或两条线路）组成一个完整的线—变串（线—线串）的，若一串中只有两个开关间隔和一条线路（或一个变压器间隔）组成，则称为不完整串。两组母线分别架设在开关串的两端并与开关串连接起来，构成了一个半开关的接线方式。
3.2一个半开关接线倒闸操作的方法
3.2.1正常运行方式下母线停役的操作更简便，无须将线路停电也无须进行复杂的倒母线操作
如母线停役，只要将母线侧的开关改冷备用，再合上母线接地闸刀。这时母线与带电设备完全隔离，而不影响其他线路的继续供电。在正常的母线停役操作时，二次操作只需考虑将停役母线的母线压变二次空开（或熔断器）断开（或取下）即可，因此无需进行大量配合操作。
3.2.2正常运行方式下，单台开关的停役操作也不影响其他设备的正常运行，只须将该开关及其两侧的隔离开关拉开即可
如开关1改冷备用，而线路可经开关2、3继续送电，而无须其他操作，使操作简单化、安全化。如果在停役开关无法正常操作时，也可以采取拉小环流的方法，直接拉开该开关两侧的隔离开关。
4.一个半开关接线方式的优越性
综上所述，可以看出一个半开关接线方式具有以下几个方面的优越性：
a.供电可靠性高，每一回路有两台断路器供电合环运行时，发生母线故障或断路器故障都不会导致出线停电。
b.运行调度灵活。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。
c.倒闸操作方便。隔离开关一般仅作检修用，避免了将隔离开关作操作用时的倒闸操作。检修断路器时，不需带旁路的倒闸操作。检修母线时，回路不需要切换。
d.对于完整串，任一断路器或任一母线檢修或故障均不影响运行，即使双母都故障，也可保证与系统最低限度连接。
5.一个半开关接线的不足之处和在操作中遇到的问题
一个半开关接线缺点是二次回路接线比较复杂，由于一个半开关联系着两个回路，故使继电保护和二次回路接线非常复杂；另外，每两个回路均必传统接线方式多增设了一台开关和电流互感器。
目前，500kV超高压系统作为电网的主网架，对运行可靠性的要求非常高。所以，在实际运行中，一个半开关接线方式的倒闸操作，我们遇到了一些新的问题。
5.1线路（主变）停役时操作顺序
（1）在完整串中应先拉开中间开关，再拉开母线侧开关，然后再将中间开关和母线开关两侧的隔离开关拉开。这样的操作顺序可防止线路（主变）间隔停役时发生故障，导致同串的线路或变压器停电。
（2）考虑到一个半开关接线中，母线停役对系统的影响低于线路或主变停役对系统的影响，所以500kV完整串的边开关和不完整串的中开关（相当于边开关）停役时闸刀的操作顺序是：先拉母线侧闸刀后拉线路（或主变）侧闸刀，复役时的操作顺序相反。
5.2二次电流回路的操作较为复杂
一个半开关的接线方式，由于每一条线路的保护电流回路为母线侧开关和中间开关的和电流接线开关，例如，线路保护电流回路接的是开关1、2CT的电流之和。这样若1开关改检修时，两侧接地闸刀合上，若在开关检修过程中将1开关合上，使与开关配套的独立CT两侧均接地，在一次形成通路，使CT励磁阻抗降低，可能对线路保护的正确采样产生不利的影响，使保护不能正确动作。为了避免影响，在开关改检修时，应将该开关CT接入保护的电流端子全部退出，并短接。
5.3 CT大电流端子，与常规一次接线方式的退流变操作的切换方式有所不同
在一个半开关接线中，继电保护的二次电流是相邻两组开关的CT和电流接线。在此情况下，如要退出一组停役开关的CT回路，则需先断开将该组CT的接入保护装置的回路，然后再在CT侧短路接地，恢复时反之。如果先把该组CT的CT侧短路接地，就相当于把另一组运行开关的CT及保护装置的接入回路短接，易造成差动保护的误动作。
5.4在线-变完整串中,我们应注意主变边开关停役时二次的保护配合问题
开关2在正常运行中作为线路与主变间隔相联系的中开关，按照运行要求，该开关的重合闸应投入运行。此时若主变开关停役，我们应将2开关的重合闸改为停用，因为当前开关2仅作为主变500kV侧开关，而作为主变开关运行时是不允许将重合闸投入的，因为主变不允许非全相运行。
6.结束语
随着一个半开关接线的广泛应用，使在一次设备的倒闸操作更加方便，缩短了操作时间，减少了倒闸危险性。但针对一个半开关接线方式，其二次回路较复杂的实际情况，在倒闸操作过程中仍需慎重，所以对人员的技术和责任心要求更高，从而才能防止误操作事故的发生，保证电网安全稳定的运行。
【参考文献】
［１］全国电力工人技术教育供电委员会.变电运行岗位技术能培训教材（500kV）中国电力出版社，1997．
［２］全国电力工人技术教育供电委员会.变电运行岗位技术能培训教材（220kV）中国电力出版社，1997．
［３］500kV变电站值班人员技能培训教材.华东电力培训中心，2000．
110KV接线 第5篇
一、110k V变电站电气主接线特点分析
电气主接线方式选择是否合理, 对整个电力系统运行效率有着重要影响, 为提高变电站运行稳定性与可靠性, 需要基于技术标准, 合理选择电气设备, 科学搭配各项电气装置、继电保护以及控制方式, 保证主接线方式具有较高的经济性。
针对110k V变电站电气主接线方式进行选择时, 要注意必须可以满足用户供电需求, 供电质量可以达到专业标准, 且接线方式简单, 操作便利安全。更重要的是在后期运行中, 要具有较高的灵活性和经济性, 减少后期维护工作量, 并且能够根据实际需求进行合理扩建, 具有一定前瞻性。
二、110k V变电站电气主接线设计原则
(一) 可靠性
主接线应具有较高的可靠性, 可以满足电力生产与分配要求, 实现对用户持续稳定的高质量供电。即检修断路器时, 不能影响系统正常供电;母线故障时, 应尽量减少线路停运回路数以及主变停运台数, 可以正常向用户供电, 减少变电站全部停运情况的发生[1]。
(二) 灵活性
即电气主接线在检修、调度方面应具有较高的灵活性。调度时可以对变压器与线路进行灵活投入与切除, 使得系统可以在事故、检修以及特殊运行方式下完成系统调度, 满足无人值班要求[2]。而系统检修时, 则可以直接对母线、断路器以及继电保护设备进行停运处理, 最大程度上来降低对用户供电的影响。
(三) 前瞻性
我国电力行业发展迅速, 电力系统建设日益完善, 要求所选变电站电气主接线方式可以适应一段时间内未达到预计负荷水平变化, 满足供电要求, 且在进行扩建时, 还能够顺利由初期接线过渡到最终接线。另外, 在停电时间最短前提下, 降低投入变压器和线路间的相互干扰, 且有效减少一次、二次部分改建工作量。
三、110k V变电站电气主接线方式选择
(一) 合理选择配电装置
110k V变电站内高压配电装置基本上选择用屋内布置和屋外布置两种。
一方面, 屋内布置又包括普通的电器装置屋内布置、SF6全封闭组合电气屋内布置以及110k V断路器小车屋内布置三种。如果应用普通短期安装和110k V断路器小车屋内布置方式, 可以将每个间隔宽度控制在6.5m、跨度12m, 所需面积大且投资多, 更适合应用于城郊变电站或者污染严重区域[3]。而SF6全封闭组合电器屋内布置方式, 对场地面积要求比较小, 后期维护工作量小, 运行效率高, 但是所需成本大, 更适合应用到城市中心等用地面积紧张区域。
另一方面, 屋外布置又包括屋外半高型布置、中型布置以及高型布置三种。其中, 半高型布置即将断路器、电流互感器等直接布置在升高母线下部位置, 降低配电装置跨度尺寸, 但是受进出线间隔因素影响, 所需横向面积较大, 一般用于进出线回路比较多的变电站。高型布置主要采取上下重叠方式来布置母线与母线隔离开关, 多用于双母线布置方式。中型布置则是直接将电气设备安装到地面装置支架上, 且不再母线下方设置任何电气设备, 后期操作简单, 运行可靠度高。
(二) 中间变电站设计
中间变电站主要作用是完成系统功率交换以及降压分配功率, 为中心变电站与终端变电站间的中间部分, 对电力系统供电质量有着较大的影响。此类变电站一般在设计高压侧进出线回路数比较多, 因此主接线方式选择时需要考虑的内容更多, 应综合分析其在整个电力系统中的地位来确定。一般情况下, 中间变电所高压侧主接线方式有单母线、单母线分段以及单母线分段带旁路三种, 需要根据实际情况来选择。
(三) 终端变电站设计
1. 变压器组接线
变压器组接线形式在应用上最为简单, 只要为高压配电装置设置两个设备单元即可, 所需用地面积小, 接线简单明了, 如果送电线路出现故障, 则送电端变电站出线断路器跳闸, 避免造成大范围影响。正常运行状态, L1、L2线路分别设置一台主变, 进行简单接线, 便可以达到运行自动化、无人化要求。对于地方电网内110k V终端变电站, 如果主变容量满足N-1要求, 则应选择用变压器组接线方式。
2. 内桥接线
内桥接线方式在110k V变电站设计中比较常见, 高压侧断路器设置断路器数量少, 如果线路运行出现故障, 操作处理时也更为方便, 且接线复杂度低。正常运行状态下, 打开桥断路器, 变压器组接线, L1、L2线路各带1台主变, 且因为内桥接线线路侧装有断路器, 线路投入和切除更为快捷。这样如果送电线路出现运行故障, 则只需要将故障电路断路器断开即可, 不会对其他回路的运行产生影响。而如果系统内部变压器故障, 则需要将与其连接的两台断路器全部断开处理, 则会对一回未故障电路的正常运行产生一定影响。因此, 在对110k V终端变电站主接线方式进行选择时, 如果主变容量未达到N-1要求, 为避免对系统整体供电质量产生影响, 应选择用内桥主接线方式。
四、结语
在对110k V变电站主接线方式进行选择分析时, 需要确定电力系统运行要求, 以提高供电质量为目的, 分析主接线方式选择需要考虑的因素, 遵循专业设计原则, 以提高系统运行可靠性与经济性为目的, 针对不同部分来选择最为合适的主接线方式。
摘要：变电站作为电气系统主要构成部分, 其运行效率在根本上决定了供电质量, 因此在设计建设时, 必须要做好每个细节管理, 降低各项因素的影响, 使其维持在良好的运行状态。其中, 电气主接线方式选择是否合理, 决定了变电站运行安全性、可靠性以及经济性, 应从综合角度出发, 遵循专业原则, 总结以往经验, 消除电气主接线常见问题。本文以110kV变电站为对象, 对其电气主接线方法进行了简要分析。
关键词：110kV变电站,电气主接线,技术要点
参考文献
[1]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, 07:79.
110KV接线 第6篇
1所用电接线设计和所用变压器的选择
变电所的所用电是变电所的重要负荷, 因此, 在所用电设计时应按照运行可靠、检修和维护方便的要求, 考虑变电所发展规划, 妥善解决分期建设引起的问题, 积极慎重地采用经过鉴定的新技术和新设备, 使设计达到经济合理, 技术先进, 保证变电所安全, 经济的运行。
所用变台数的确定:一般变电所装设一台所用变压器, 对于枢纽变电所、装有两台以上主变压器的变电所中应装设两台容量相等的所用变压器, 互为备用, 如果能从变电所外引入一个可靠的低压备用电源时, 也可装设一台所用变压器。根据如上规定, 本变电所选用两台容量相等的所用变压器。
所用变压器的容量应按所用负荷选择。
2电气主接线的选择
电气主接线的确定对电力系统整体及发电厂, 变电所本身运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关, 并且对电气设备的选择配电装置选择, 继电保护和控制方式的拟定有较大影响, 因此, 必须正确外理为各方面的关系, 全面分析有关影响因素, 通过技术经济比较, 合理确定主接线方案。
(1) 设计的基本要求为: (1) 满足对用户供电必要的可靠性和保证电能质量。 (2) 接线应简单, 清晰且操作方便。 (3) 运行上要具有一定的灵活性和检修方便。 (4) 具有经济性, 投资少, 运行维护费用低。 (5) 具有扩建和可能性。
(2) 设计主接线的原则:采用分段单母线或双母线的110kV~220kV配电装置, 当断路点不允许停电检修时, 一般需设置旁路母线。对于屋内配电装置或采用SF6全封闭电器的配电装置, 可不设旁母。35kV~6kV配电装置中, 一般不设旁路母线, 因为重要用户多系双回路供电, 且断路器检修时间短, 平均每年约2~3天。如线路断路器不允许停电检修时, 可设置其它旁路设施。6kV~10kV配电装置, 可不设旁路母线, 对于初线回路数多或多数线路向用户单独供电, 以及不允许停电的单母线, 分段单母线的配电装置, 可设置旁路母线, 采用双母线6kV~10kV配电装置多不设旁路母线。对于变电站的电气接线, 当能满足运行要求时, 其高压侧应尽量采用断路器较少或不用断路器的接线, 如线路—变压器组或桥形接线等。若能满足继电保护要求时, 也可采用线路分支接线。拟定可行的主接线方案2~3种, 内容包括主变的形式, 台数以及各级电压配电装置的接线方式等, 并依据对主接线的基本要求, 从技术上论证各方案的优缺点, 淘汰差的方案, 保留一种较好的方案。
(3) 方案的比较:110kV侧的接线:1) 单母分段带旁路;断路器经过长期运行和切断数次短路电流后都需要检修, 为了检修出线断路器, 不致中断该回路供电, 可增设旁路母线。优点:接线简单清晰, 设备少, 操作方便, 便于扩建和采用成套配电装置, 检修与其相连的任一回线的断路器时, 该回路均可以不停电, 可以提高供电的可靠性。缺点:此种接线多装了价格较高的断路器和隔离开关, 增大了投资。2) 双母线接线优点:检修任一母线时, 不会停止对用户的连续供电, 当检修任一母线隔离开关时, 只需断开此隔离开关所属的一条电路和与此刀闸相连的该组母线, 其它回路均可通过另一组母线继续运行, 从而提高了供电可靠性。缺点: (1) 投资较大, 所用设备多, 占地面积大, 增加了一组母线和一组刀闸。 (2) 配电装置复杂, 经济性差。 (3) 在运行中隔离开关做为操作电器, 易发生误操作事故。
从以上两种方案比较, 方案一虽然用设备较少, 减少了投资, 但由于供电可靠性较低故不易采用;方案二虽然操作复杂、设备较多, 投资较大, 且根据《电力设计手册》可知110kV~220kV配电装置中当线路回数为四条以上时, 易采用双母线接线方式, 提高了可靠性, 易于扩建, 故选择方案二。35kV侧的接线:所设计的变电所35kV出线, 最终四回, 本期工程一次完成, 在考虑主接线方案时, 应首先满足运行可靠, 操作灵活, 节省投资。方案一:单母线接线方式:接线简单、清晰。操作方便, 投资少便于扩建;母线或隔离开关检修或故障时连接在母线上的所有回路必须停止工作;检修任一电源或线路的断路器时, 该回路必须停电;当母线或母线上的隔离开关上发生短路以及断路器在继电保护作用下都自动断开, 因而造成全部停电。方案二:单母分段接线方式:当一段母线发生故障时, 分段断路器自动将故障段隔离, 保证正常段母线不间断供电, 不致使重要用户停电, 可提高供电可靠性和灵活性。当一段母线发生故障时, 分段断路器自动将故障段隔离, 保证正常段母线不间断供电, 不致使重要用户停电, 可提高供电可靠性和灵活性。以上两种方案比较, 在供电可靠性方面, 方案一较差, 故35kV侧应采用单母分段接线。方案一:单母线接线:具有接线简单清晰, 操作方便, 所用设备比较少, 投资少等优点, 但当母线或母侧隔离开关检修故障时, 连接在母线上的所有回路都将停止工作, 当母线发生短路时, 所有电源回路的断路器在继电保护作用中自动跳闸, 因而造成母线电压失压全部停电, 检修任一电源或线路的断路器时, 该回路必须停电。方案二:单母分段接线:接线简单清晰, 设备少, 且操作方便, 可提高供电可靠性和灵活性, 不仅便于检修母线而减少母线故障影响范围对于重要用户可以从不同段引两个回路而使重要用户有两个电源供电, 在这种情况下, 当一段母线发生故障, 由于分段断路器在继电保护装置的作用下, 能自动将故障段切除, 因而保证了正常段母线不间断供电。综上所述, 单母分段接线的可靠性较高, 而且比较经济, 故10kV侧接线应选方案二, 单母分段接线。
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, 起着变换和分配电能的作用。电气主接线是发电厂变电所的主要环节, 电气主接线的拟定直接关系着全厂 (所) 电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定, 是变电站电气部分投资大小的决定性因素。本次设计建设一座110kV降压变电站, 首先, 根据主接线的经济可靠、运行灵活的要求选择各个电压等级的接线方式, 在技术方面和经济方面进行比较, 选取灵活的最优接线方式。
关键词：110kV降压变电站,电气主接线,方案,选择
参考文献
[1]苗德刚.电气主接线各种连接方式优缺点与实际应用[J].中国新技术新产品, 2010 (4) .
110KV接线 第7篇
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110k V变电站改造的具体过程中, 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。
2 主接线方式在110k 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, 不仅要做好设计工作, 主管部门也要重视对接线的维护和检修, 以确保整个电网的安全稳定运行。
3 110k V变电站主接线原来的方式及对电网安全稳定的影响
在以前的110k V变电站的布置和运行中, 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, 难以满足当下的实际情况。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。
3.1 方式一及其对电网安全稳定的影响
如图1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。这种布置方式中, 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, 若不能将其快速地切除, 往往会导致故障进一步发展, 进而演变成为110k 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110k V变电站全站停电, 给整个电网运行带来严重的损坏。
3.2 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。
4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。
4.1 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, 母线上的其他元件不会受到影响, 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。
4.2 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。
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, 大大减少了故障的发生, 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。
总之, 主接线方式对电网的安全稳定有重要的影响。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110k 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, 促进电网更好地运行和工作, 提高电网的安全性和稳定性。
110KV接线 第8篇
1 进线保护配置及与备自投的配合
110 k V变电所110 k V侧典型的单母线分段接线方式如图1所示。由于设计时110 k V母线没有配置专门的母线差动保护, 110 k V进线线路断路器和出线线路断路器配置了线路保护[1,2], 该保护由三段相间距离保护、三段接地距离保护、四段零序电流 (方向) 保护和三相一次重合闸组成。110 k V主变压器保护配置了差动保护和各侧后备保护。
当110 k V母线故障时, 为防止110 k V备自投动作, 将正常运行的设备误投在故障设备上, 保护闭锁110 k V备自投的任务由进线线路保护承担。
2 进线保护与备自投的配合
2.1 电压互感器 (TV) 断线过流保护原理
以许继电气股份有限公司生产的WXH-811线路保护为例, 装置设有2种检测母线TV断线的判据, 2种判据都带有延时, 且在线路正常运行、起动元件不起动的条件下投入;若起动元件已起动就不进行TV断线的检测, 直到保护整组复归后重新投入。同时, TV断线信号只在三相电压恢复正常延时2 s恢复正常。装置检测TV断线后发告警信号。
(1) 三相电压向量和大于7 V, 即自产零序电压大于7 V, 保护不启动, 延时1.0 s发TV断线异常信号。
(2) 三相电压向量和小于8 V, 但正序电压小于30 V, 延时1.0 s发TV断线异常信号。
当检测TV断线后发告警信号后, 退出相间距离保护、接地距离保护、零序方向电流Ⅰ、Ⅱ保护和控制要求退出的其他段零序方向电流保护, 同时自动投入TV断线相过电流保护和TV断线零序电流保护。
2.2 进线保护的实际试验
由TV断线过流保护原理介绍可以看出, 在TV正常情况下发生短路, 该保护可能不会动作。为了验证这个假设, 以WXH-811B/G装置和PRS-711-D装置对TV断线过流保护进行整组动作试验, 验证TV断线过流保护出口动作情况。
(1) WXH-811B/G装置。在TV断线情况下加1.05倍动作电流后TV断线过流一段动作, 出口时间127 ms。先加正常电压, 加1.05倍动作电流后该保护不动作。采用状态序列, 从正常态到两相短路加1.05动作电流该保护也不动作。
(2) PRS-711-D装置。在TV断线情况下加1.05倍动作电流后TV断线过流一段动作, 出口时间117ms。先加正常电压, 加1.05倍动作电流后该保护不动作。采用状态序列, 从正常态到两相短路加1.05动作电流该保护也不动作。
2.3 保护闭锁备自投性能分析
从上述试验结果可见, 当变电所发生110 k V母线相间故障时, 110 k V进线线路保护装置的TV断线过流保护不能动作, 现运行单母线分段接线的变电所保护闭锁备自投方案存在安全隐患。
3 保护闭锁备自投的改进
将该保护的电流互感器的极性反过来接入保护装置, 即把保护方向改为由线路指向母线, 当110 k V母线相间故障时, 相间距离Ⅰ段保护就能够立即动作, 从而可防止上述保护不能闭锁备自投、备自投将运行设备误投入到故障设备上的安全隐患。
3.1 进线保护的整定配合
在变电所110 k V母线相间故障时能够迅速动作闭锁备自投的保护是相间距离Ⅰ段、接地距离Ⅰ段和零序电流Ⅰ段保护, 因此进线保护的整定主要以这3个Ⅰ段保护进行整定[2]。
(1) 距离Ⅰ段保护。相间距离Ⅰ段、接地距离Ⅰ段保护按躲过变电所最大容量变压器中、低压侧母线故障整定:
式中:Zzd为110 k V线路距离保护相间距离Ⅰ段保护整定值;ZB为最大容量110 k V变压器110 k V侧至中压侧或低压侧的正序等值电抗;Kk可靠系数, 取0.7~0.8;KZ为110 k V主电源对其他电源的最小助增系数。
(2) 零序电流Ⅰ段保护。110 k V变压器中性点一般为不接地方式, 采用经间隙接地方式。为防止零序电流Ⅰ段保护电源线路发生接地故障、110 k V变压器中性点间隙击穿时的误动作, 可将零序方向元件启用;若110 k V变压器中性点为接地方式, 则零序方向元件必须启用。零序电流Ⅰ段保护整定策略为与上级电源侧线路保护零序电流Ⅰ段或Ⅱ段定值配合整定:
式中:Izd.0为零序电流Ⅰ段整定值;IIzd.0为上级电源侧线路保护零序电流Ⅰ段或Ⅱ段整定值;Kph为配合系数, 一般取1.1~1.2。
3.2 进线保护与备自投配合分析
采用上述整定策略, 在变电所110 k V母线相间故障或接地故障时, 均有保护可靠动作去闭锁110 k V备自投, 防止了110 k V备自投误将运行设备误投入到运行上去;同时在变压器中、低侧故障时, 该保护不会动作误闭锁备自投。在变压器高压侧故障时, 虽然变压器差动保护动作切除了故障, 但该保护仍存在会动作误闭锁备自投的问题。
3.3 进线保护闭锁备自投应启用方向元件
采用进线保护作为闭锁备自投的保护时, 还要注意将零序电流Ⅰ段保护的方向元件启用。系统供110k V石狮变的一次主接线如图2所示, 供电方式为220k V华阳变110 k V华狮759线供110k V福地变1号变、并供110 k V石狮变全部负荷;220 k V华阳变110k V华福753线供110 k V福地变2号变、并作为石狮变的备供电源;110 k V石狮变一次方式为:759、753开关运行 (1号变压器由759线供电) , 700开关热备用, 110 k V备自投启用, 投700开关。
2012年5月12日22时02分, 一辆拖运施工机具的车辆超高碰触导线, 导致华阳变华狮759线路C相永久性接地故障, 华狮759开关距离Ⅰ段、零序电流Ⅰ段保护动作跳闸, 重合不成。石狮变110 k V备自投拒动。现场检查发现, 石狮变1号变压器中性点放电间隙有放电痕迹, 1号变压器中性点间隙在本该事故击穿时提供了零序电流, 使进线线路保护零序电流I段保护动作, 误闭锁了备自投。
4 专用母线保护闭锁备自投方式
变电所110 k V母线上有110 k V出线线路时, 当110 k V出线线路发生相间故障或接地故障时, 变电所110 k V进线保护与出线保护会同时动作, 无论是相间距离Ⅰ段保护还是接地距离Ⅰ段或是零序电流Ⅰ段保护, 均无法判断是该变电所110 k V母线发生了故障还是110 k V出线线路发生了故障, 会误闭锁110 k V备自投, 且上下级保护之间的配合无法协调, 因此110k V进线保护与110 k V备自投配合变得很困难。而110 k V母线差动保护有明确的保护范围, 并能区分是母线故障还是110 k V出线线路故障, 是第一段母线故障还是第二段母线故障。因此, 应配置110 k V母线差动保护, 用跳第一段母线断路器的出口继电器代替进线1保护闭锁110 k V备自投, 跳第二段母线断路器的出口继电器代替进线2保护闭锁110 k V备自投。
设置110 k V母线差动保护后, 第一段母线故障时, 母线差动保护的第一段母线小差动保护和总差动保护会动作, 跳第一段母线上断路器的同时闭锁备自投;第二段母线故障同第一段母线故障。在110 k V出线线路上或变电所变压器高压侧故障或进线线路故障时, 第一段或第二段母线小差动保护和总差动保护都不会动作去误闭锁备自投, 从而使保护闭锁备自投的配合性能达到最佳。
5 结束语
当110 k V变电所采用单母线分段接线方式且任一段110 k V母线上有110 k V出线线路时, 应优先装设110 k V母线差动保护作为闭锁110 k V备自投的措施, 不仅增加了母线故障的保护, 还可以使保护闭锁备自投的配合性能达到最佳。对于没有装设110 k V母线差动保护但110 k V母线上没有110 k V负荷线路时, 可以采用电源进线线路保护作为闭锁110 k V备自投的临时措施, 但保护的方向应由线路指向母线, 该方案已在镇江电网12座单母线分段接线的110 k V变电所得到实施, 取得了良好的运行效果。
参考文献
[1]GB/T 14285—2006, 继电保护和安全自动装置技术规程[S].
[2]DL/T584—2007, 3~110 kV电网继电保护运行整定规程[S].
[3]吴金玉, 高金伟, 张帅.常规备用电源自投装置适应双母线接线的措施[J].电力系统自动化, 2012, 36 (05) :112-115
[4]周洪益.地区电网单母分段接线变电站110 kV母线故障分析[J].今日科苑, 2010 (14) :58.
110KV接线 第9篇
1 110k V扩大内桥典型接线
图1所示为110k V扩大内桥的典型接线方式, 其可能的运行方式有:1) 进线1通过1DL开关带#1主变;进线2通过2DL开关、4DL开关带#3主变和#2主变;110k VI、II段桥3DL开关在热备用, 10k V两个分段开关9DL和10DL在热备用。2) 进线1通过1DL、3DL开关带#1主变和#2主变;进线2通过2DL开关带#3主变;110k V II、III段桥4DL开关在热备用, 10k V两个分段开关9DL和10DL在热备用。3) 进线1通过1DL开关、3DL开关、4DL开关带#1、#2、#3主变;2DL开关在热备用, 10k V两个分段开关9DL和10DL在热备用。4) 进线2通过2DL、3DL、4DL开关带#1、#2、#3主变;1DL开关在热备用, 10k V分段开关9DL和10DL在热备用。
本文根据万达变二期实际情况分析方式1) 情况下的110k V桥备自投和10k V分段备自投, (方式2) 同理) 。3) 4) 两种方式在万达变一期实际运行中, 主变低压侧是分列运行的, 备自投只用10k V侧分段备自投, 本文也只讨论其10k V分段备自投逻辑。
2 淮安电网中扩大内桥接线的实际应用
本文以2013年启动运行的110k V万达变扩大内桥接线方式进行讨论分析。110k V万达变的建成投运为我市第一个中央商务区中心———万达广场商务区的建设提供了助力。一期不完全扩大内桥接线如图2所示, 一期运行有两台主变, 万水7A23线冷备用, 万水7A24线通过730开关、710开关供#1主变和#2主变。备自投采用的是10k V低压侧分段备自投, #1主变供10k VⅠ、Ⅱ母, #2主变供10k VⅢ、Ⅳ母, 10k V分段110、130热备用, 备自投投入。
2.1 10k V分段备自投逻辑
2.1.1 充电条件
由实际运行方式, 可以得出10k V分段备自投的充电条件为:1) 10k VI、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ母均有压;2) 主变低压侧101A、101B、102A、102B开关在合位, 母联110、130开关在分位;3) 没有闭锁条件。
2.1.2 与主变保护的闭锁关系
#1主变主保护动作跳开101A、101B开关, 此时分段备自投满足10k VI母和II母均无压、10k VⅢ母和Ⅳ母有压的条件, 动作合上110、130开关, 恢复10k VI母和II母供电。但若是#1主变低后备保护动作跳开101A或101B开关, 说明10k V母线故障或线路故障开关拒动, 此时应闭锁分段备自投。#2主变同理。可以得出10k V分段备自投逻辑与主变保护的闭锁关系为:1) 主变的主保护动作后不闭锁分段备自投。2) 主变的低后备保护动作后应闭锁分段备自投。
2.2 桥备自投逻辑分析
110k V万达变二期正常方式后, 按照标准化设计, 将配置110k V桥备自投和10k V分段备自投。分析710桥备投的逻辑, 即万水7A23线通过7A23开关带#1主变;万水7A24线通过7A24开关、730开关带#3主变和#2主变;110k VI、II段桥710开关在热备用, 10k V四个分段开关110、120、130、140开关在热备用。730桥备自投可以通过相似的分析得出同样的逻辑。万达变二期实际运行方式如图3所示。
2.2.1 充电条件
以710桥备自投为例, 充电条件为:1) 110k VI母、III母均三相有压;2) 7A23开关、7A24开关、730开关在合位, 710开关在分位;3) 没有闭锁条件。
2.2.2 与主变保护的闭锁关系
上图3所示的万达变扩大内桥运行方式中共有3台主变, #1主变和#2主变主保护和高后备保护动作后分别跳开7A23、101A、101B以及730、102A、102B开关后, 此时为防止桥备自投动作合于故障主变, 必须闭锁桥备自投。#3主变主保护及高后备保护动作跳开7A24、730、103A、103B开关后, 710桥备自投满足无压无流的条件, 备自投动作合上710开关恢复#2主变的负荷。730桥备自投同理。
可以得出710桥备自投的逻辑与3台主变保护的闭锁关系为:
1) #1主变主保护和高后备保护动作后, 闭锁710桥备自投, 不闭锁730桥备自投。
2) #2主变主保护和高后备保护动作后, 闭锁710桥备自投。
3) #3主变主保护和高后备保护动作后, 闭锁730桥备自投, 不闭锁710桥备自投。
2.2.3 动作条件
综合上述分析, 如图4所示, 扩大内桥接线的710桥备自投的三个动作条件为:
1) 110k VI母无压、III母有压、进线7A23无流、备自投充电正常, 备自投动作跳7A23开关, 合上710开关。
2) III母无压, 7A24线无流, I母有压, 备自投充电正常, 备自投动作跳7A24开关, 判7A24开关在分位, 合上710开关;若判7A24开关在合位, 则跳730开关, 判730开关在分位, 合上710开关。
3) #3主变保护动作后, 110k VIII母无压、I母有压、进线7A24无流、730分闸、备自投充电正常, 备自投动作合上710开关。
3 结论
在扩大内桥接线备自投逻辑中, 主变保护对于备自投的闭锁必须综合考虑与备自投的方式、主接线运行方式、主变所处的位置等因素。本文结合淮安电网实际, 详细分析了110k V桥备自投以及10k V分段备自投逻辑, 这种备自投逻辑自适应性强, 且在断路器拒跳时也能采取合理的补救措施。对淮安电网中未涉及的扩大内桥运行方式及备自投逻辑未做深入分析, 有不妥及分析不到位的情况, 请专家指正。
摘要：近年来, 随着淮安电网负荷的飞速增长, 变电所需要增加容量, 为了节约土地资源, 降低线路负载率, 110kV变电站建成扩大内桥接线的情况逐渐增多。扩大内桥接线的备自投对于提高这种接线方式的供电可靠性非常重要。本文主要讨论了淮安地区110kV万达变扩大内桥接线的备自投逻辑, 并分析了与主变保护的闭锁关系。
关键词：110kV变电站,扩大内桥接线,备用电源自动投入,逻辑分析,闭锁关系
参考文献
[1]2010~2011年度淮安地区电网系统继电保护整定方案及运行说明.
[2]杨新民, 杨隽琳.电力系统微机保护培训教材[M].北京:中国电力出版社, 2000.