配电变电站范文（精选11篇）
配电变电站 第1篇
1 总降压变电所主接线选择
110KV母线选择双母线接线, 保证供电的可靠性和灵敏有性所以选择双母线接线形式;35KV选择单母分段接线, 供电可靠性要求很高, 同时全部采用双回线供电, 为满足供电的可靠性和灵活性, 应选择单母分段接线形式;10KV选择单母线分段接线, 供电可靠性要求较高柜, 所以单母分段接线可以满足要求, 为满足供电的可靠性和灵活性, 应选择单母分段接线形式。
按照设计规范, 可以两台主变, 110KV侧单母线分段, 35KV侧单母线分段, 10KV侧单母线分段;如果为了提高供电可靠性, 110KV侧可以是双母线接线, 35KV侧双母线接线, 主要的10KV负荷从两段母线出线。
2 电路短路确定
按照传统的计算方法有标么值法和有名值法等。采用标么值法计算时, 需要把不同电压等级中元件的阻抗, 根据同一基准值进行换算, 继而得出短路回路总的等值阻抗, 再计算短路电流等。计算短路电流的目的, 是为了在电气装置的设计和运行中, 用来选择电气设备、选择限制短路电流的方式、设计继电保护装置和分析电网故障等。
本设计计算短路电流时按总配电所高压母线侧各主要开关电器动稳定校验、母线动、热稳定校验和继电保护整定计算选四处短路点 (变压器高压侧、低压侧) 进行短路计算。
K8点短路电流作为高压侧断路器、电流互感器、母线、电缆动、热稳定校验用, 作为继电保护整定计算用。
K1, K2, K3, K4, K5, K6, K7短路电流作为低压侧断路器、电流互感器、母线、电缆动、热稳定校验用, 折算到变压器高压侧作为继电保护整定计算用。
3 继电保护与电流保护
3.1 继电保护
为了保证工厂供电系统的安全运行, 避免过负荷和短路引起的过电流对系统的影响, 因此在工厂供电系统中装有不同类型的过电流保护装置。
继电保护, 适用于要求供电可靠性较高、操作灵活方便特别是自动化程度较高的高压供电系统设计。为了防止外部短路引起变压器线圈的过电流, 并作为差动和瓦斯保护的后备, 变压器还必须装设过电流保护。对单侧电源的变压器, 过流保护安装在电源侧, 保护动作时切断变压器各侧的开关, 过流保护的动作电流应躲过变压器的最大电流整定。带时限的过电流保护, 按其动作时间特性分, 有定时限过电流保护和反时限过电流保护两种。我们采用反时限过电流保护, 反时限就是保护装置的动作时间与故障电流大小有反比关系, 故故障电流越大, 动作时间越短。采用两相两继电器式接线, 选用GL-11型继电器, 电流互感器的变比取为110/5。
3.2 变压器过电流保护
为了防止外部短路引起变压器线圈的过电流, 并作为差动和瓦斯保护的后备, 变压器还必须装设过电流保护。
对单侧电源的变压器, 过流保护安装在电源侧, 保护动作时切断变压器各侧的开关, 过流保护的动作电流应躲过变压器的最大电流整定。带时限的过电流保护, 按其动作时间特性分, 有定时限过电流保护和反时限过电流保护两种。我们采用反时限过电流保护, 反时限就是保护装置的动作时间与故障电流大小有反比关系, 故故障电流越大, 动作时间越短。采用两相两继电器式接线, 选用GL-11型继电器, 电流互感器的变比取为110/5。
3.3 电流速断保护
带时限的过电流保护, 有一个明显的缺点, 就是越靠近电源的线路的过电流保护, 其动作时间越长, 而短路电流则是越靠近电源其值越大, 危害也就更加严重, 因此GB50062-92规定, 在过电流保护动作时间超过0.5～0.7s时, 应装设瞬动的电流速断保护装置。
利用以上所选GL型继电器的电流速断装置实现速断保护, 速断电流速断电流倍数=
速断保护采用两相不完全星型接法, 动作电流应躲过系统最大运行方式时, 变压器二次侧三相短路值, 即
Idz=Kk×I (3) dz.max=1.3×2420×6/35=539.3A, 已经归算到35KV侧
灵敏度按系统最小运行方式时保护装置安装处的两相短路电流来校验
K=Id.min/Idz=0.866×2190/593.3=3.371.5, 满足要求。
4 防雷措施
避雷针:室外配电装置应装设避雷针来防护直接雷击。
避雷器:这主要用来保护主变压器, 以免雷电冲击波沿高压线路侵入变电所, 损坏了变电所的这一最关键的设备。为此要求避雷器应尽量靠近主变压器安装。在每路进线终端和每段母线上, 均装有阀式避雷器。如果进线是具有一段引入电缆的架空线路, 则在架空线路终端的电缆头处装设阀式避雷器或排气式避雷器, 其接地端与电缆头外壳相联后接地。
摘要：本文是对某冶金机械修造厂总降压变电所及高压配电系统的设计。运用数据分析的方法确定工厂降压变电所的电气主接线方式, 阻抗矩阵法进行短路电流计算。同时介绍了继电保护的设计整定等相关方面的知识等。
关键词：主变电站,主接线,车间负荷,高压器件选择
参考文献
[1]朱金花, 徐政.基于PSS/ADEPT的配电网可靠性分析[J].电气应用, 2006.
[2]余贻鑫, 董存.美加“8.14大停电”过程中的电压崩溃[J].电力设备, 2004.
配电变电站 第2篇
护要点
一、什么是变电站(配电室)？
变电站(配电室)是指电力系统中对电压和电流进行变换，接受电能及分配电能的场所,是利用变压器将高电压转化成居民生活所需的低电压并结合保护、计量、分配等功能于一体的室内综合系统。变电站内的电气设备分为一次设备和二次设备，下面徐州送变电公司简单介绍下变电站内的主要设备：
1、一次设备
一次设备指直接生产、输送、分配和使用电能的设备，主要包括变压器、高压断路器、隔离开关、互感器（电流互感器、电压互感器）、母线、避雷器、电容器、电抗器等。
2、二次设备
变电站的二次设备是指对一次设备和系统的运行工况进行测量、监视、控制和保护的设备，它主要由包括继电保护装置、自动装置、测控装置、计量装置、自动化系统以及为二次设备提供电源的直流设备。
二、变电站(配电室)的安装调试注意事项
变电站（配电室）安装必须严格按照电力工程设计的施工图进行的，施工图是严格按照国家或电力行业颁布的有关规程、导则绘制的，相与相间母线距离，过道与母线距离，母线与天花板间距离，电缆采用什么材质，多大线径等都有严格要求，施工单位严格按图纸规定作业即可，这是技术层面应注意的事项。
在人身安全方面要注意防止高处坠落，防止人员触电。如：施工者要正确佩戴安全帽，登高时应系好安全带，楼梯切忌打滑，要有专人监护，搭接火线时应穿绝缘鞋，戴绝缘手套，站在绝缘垫上等。
1、变电站电气设备的安装
在变电站中，变压器、隔离开关、电力线缆、断路器、母线等都属于其本身较为重要的电气设备组件，下面徐州送变电公司将主要对变压器、隔离开关、电力线缆、母线这四种较为容易出现安装问题电气设备的安装进行详细论述。
（1）变压器的安装
在变电站变压器这一电气设备的安装中，由于其本身属于变电站的核心设备，这就使得变压器的安装具备着较大的安装工程量与工序。在具体的变压器安装中，技术人员需要对变压器进行结构检查，保证其不存在损坏、移位、温控装置缺少、高压绝缘破损等问题。
变压器的安装工作量和工序要结合变压器的结构特点来确定，变压器一般设计成不可分拆的情况，再放到油箱中，运到施工安装地，但对于大型变压器，在施工现场必须采用索具进行；另外，变压器的安装工作量和工序还要看变压器的一些主要设备的结构特点。在施工前需注意：找好变压器的放置方式和地点；拆封变压器时，保证绝缘的完好性；备好施工安装时所需的各种必需设备、工具和材料等；选择卸车和移动到安装施工现场的技术方法；确定变压器安装工序和调试的内容；规划好施工期限与工作量、安装人员人数等，这样才能够较好的保证变压器安装的高质量完成。
（2）隔离开关的安装
在变电站中，隔离开关属于其较为常用的一种电气设备，而在这一设备的高质量安装就能够较好的保证电力线路运行的稳定。
隔离开关安装的地点有：电缆和架空线的连接处；断路器的电源侧；分支线T接处位置；架空引下线和跌落式开关之间的位置；架空线T和用户电源电缆的接触点。
在安装过程中，避免用力过大，那样会产生内部齿轮的不吻合，从而导致三相电流的不同期情况发生；在安装调整触点时，要特别注意动静触头接触问题，比如插入不深，触头只是局部接触，或有发热现象发生等；注意接地刀的同期调整，接地刀的连杆较长，操作时要难一些，另外要给动静触头沫润滑油，避免卡涩现象的发生；对于触头应注意清除表面的污浊，保持清洁，对触头表面磨损情况要打磨，使其平整，因为触头上的油脂易粘灰尘，从而磨损触面而导致接触不好，容易出现电弧等过热情况。
（3）电力线缆的安装 变电站电力线缆的安装要从敷设和安装两方面考虑，要注意电缆的规格和型号有没达到要求、图纸的设计有没合理、电缆的芯线有没潮湿等，这样才能够较好的完成电力线缆的安装。比如：塑料护套要根据电缆支架到电气连接头的长度来截取；相序的标记要做好，可以在三相芯线套上各种颜色的塑料管进行区别；户外电缆端部可以套上防雨罩，而且要进行固定，避免潮湿；电缆弯曲程度与电缆外径比值要大于油浸纸绝缘电力电缆铝包的二十五倍，铅包的十五倍。
（4）母线的安装
在变电站中母线的安装尤其重要，因为它给电气设备的安装质量以及施工进度直接带来影响。母线安装时，要对母线进行特殊处理。如果碰到比较硬的母线，在拉运工程时有可能会造成母线弯曲和变形，大量弯曲就应该用矫正机来矫正母线。安装后每隔半年或一年都要清理母线的绝缘子，每种型号的线夹两年就要进行一次的紧固检查。
2、变电站电气设备调试要点
在变电站电气设备的调试中，主要分为一次设备和二次设备的调试。一次设备的调试主要包括对变压器、电力线缆、高压断路器、隔离开关、接地刀闸、开关柜等设备的调试。在变压器的调试中，需要应用电流电压表法、平衡电桥法、微机辅助测量法进行具体的调试，这一调试主要集中在绕组直流电阻与接头质量的检查中，并保证匝间无短路、分接开关位置正确。在调整电力线缆时，需严格按照规范要求对电力线缆进行全面检查，及时对出现损坏问题的部分进行修补，这样就能够较好的保证变电站的安全运行。
变电站二次设备的调试主要是对继电保护装置、自动装置、测控装置、计量装置、自动化系统、直流电源等调试。电气设备二次调试通过各种专业技术手段，以保护装置为调试核心，使全站一次设备与二次设备之间的运行状态相互配合，从而达到提高全站可靠性与安全性的目的。
三、变电站(配电室)的运行维护
加强电力的维护工作是电力行业不断发展的重中之重，电力维护工作主要指维护电力系统、电力运行、电力设备等。徐州送变电公司是一家专业从事电网建设运维及检修的电力公司，积极服务企事业客户，提供专业的变电站(配电室)及配套线路运行维护，含日常巡视、检查、操作、合同内小项目检修、设备维护、线路内通道维护。
1、变电站电力设备的维护检修原则
（1）认真抓好设备检修工作，加强设备检修管理，使电力设备经常处于健康完好状态，保证电网安全经济运行。
（2）贯彻“预防为主”的方针，坚持”应修必修，修必修好“的原则，并逐步过渡到状态检修。
（3）设备检修应采取停电与带电作业相结合的方式进行，并逐渐减少停电检修的次数。
（4）采用先进工艺方法和检修机具，提高检修质量，缩短检修工期，确保检修工作安全。
2、变电站（配电室）值班人员运行维护要点
变电站（配电室）的运行和维护工作一部分由值班人员完成，值班人员的运行维护任务主要包括倒闸操作、巡视检查、配合检修、作好记录和突发情况处理五个方面，其任务完成情况对供电的安全性和持续性具有直接的影响。
（1）倒闸操作
倒闸操作即设备的运行状态在运行、备用、检修三种形式上发生改变，主要发生在四种情况：一种是变压器、电容器、避雷器的投入状况、供电方式、备用设备等发生改变时进行的倒闸行为；一种是受具体的实际需要而进行的配合生产、工作计划或检修需要而进行的倒闸；一种是如高峰限电这种有关规定强制要求的倒闸操作，还有一种是突发情况，如设备异常或生命财产受到威胁等被迫进行的倒闸行为。
（2）巡视检查
检查巡视主要针对接入系统准备送电的所有设备进行。
（3）配合检修
配合检修工作即在检修人员对设备进行检修时，值班人员要辅助其完成，例如停电、挂指示牌等。
（4）做好运行记录
做好运行记录不仅包括全面准确记录设备运行情况，还包括设备检修情况、倒闸操作情况、设备相关计量表的数据情况以及上级调度安排等，记录的全面性和准确性为变配电室的可靠运行提供依据。
（5）值班人员的突发情况处理
值班人员的突发情况处理，主要指未发生电力事故之前，设备仍在运行，但其参数与设定标准却出现一定的偏差的情况下，值班人员应针对问题进行及时、有效处理，例如电压互感器二次短线现象，这就要求变配电室的值班人员对设备运行的正常状态和指标全面、准确掌握，并具有一定的维修经验，能够在发现问题的同时有效解决问题，这样才能够避免电力事故的发生。
四、总结
配电变电站 第3篇
关键词：变电所 配电装置 供电系统 更新改造优化
国投河南新能开发公司王行庄煤矿位于郑州市南40KM处。矿井设计生产能力120万t/a,在地面设35KV变电站一座，装机容量4万KVA。中央变电所布置在井底车场副井井筒附近，受井筒淋水影响，夏季中央变电所空气湿度较大，设备绝缘降低，不能保障矿井生产安全。2010年经设备更新改造后，满足了矿井需求。
一、原中央变电所概况及存在问题
（一）原中央变电所概况
中央变电所从地面变电站引入四回路10KV电源进线，单母线分段供电，综自保护。装备22面KY型双层高压真空开关柜和11台KDG型低压开关柜，提供采掘需用动力、车场照明和主要信号电源。
（二）设备存在问题
配电设备为KY型，防护级别低。主要电器元件易受潮使绝缘降低，发生放电甚至击穿现象，导致全井下停电事故时有发生，极大威胁了矿井的生产安全。
为防止事故，矿井加大了维修力度，增加了维修次数，储备了各种电气元件。频繁的停电维修，高昂的维护成本，凸显出原装备的配电柜已不能满足矿井的安全需求。
二、变电所设备更新改造及供电系统的优化方案
（一）选择BGP系列高压配电装置（防护级别为IP55），解决原配电柜防护级别低导致的一系列问题。
（二）原中央变电硐室尺寸不能满足新设备安装要求，在井底车场选址另做一个辅助变电硐室。
中央變电所安装进线柜、中央泵房启动柜和变频柜，辅助变电硐室安装供采区高低压动力的变配电设备。
（三）借鉴维护原配电柜时，经常停电、倒闸检修积累的经验。为减少在以后的检修维护中的停电范围，把原单母线二段供电方式改为单母线四段电源供电，四趟入井电源各供一段，互相联络闭锁，分列运行。
（四）母联柜的并柜方式改为硬连接，不用预留检修距离，最大限度的利用硐室尺寸，同时消除了电缆接头制作质量不过关或长时间使用带来绝缘降低的不安全因素。
（五）淘汰原主排水泵采用串电抗启动方式，更换为高压变频启动。减小了水泵启动、停止时对系统的冲击，同时节约了电耗，降低了生产成本。
（六）井下局部通风机，全部实现“双三专”电源供电，使局部通风机的主备用电源达到同一等级，提高了对局部通风的保障能力。
三、更新改造后设备特点
（一）变频柜特点
1、该产品采用创新设计的快开门型隔爆外壳，小车式结构，操作简便可靠，并采用新型PMC固体绝缘材料，绝缘等级高。
2、选用美国原装进口控制器，采用先进的电力电子元器件和全数字速度控制技术、可实现电流、速度的闭环控制，能够精确控制起动电流。该控制系统采用了最先进的全闭环PID精密电流算法加电压斜坡控制模式，是当今煤矿井下最可靠的起动方式，其特点是：电机在轻载时，在斜坡电压上升结束前已达全速，控制系统反振荡电路会自动把全电压加到电机上，可防止任何浪涌电流或电机转矩的脉动。
3、采用高性能的数字信号处理器（32的DSP芯片）为控制核心，先进的电子式电压互感器高精度采样，提高了可靠性和安全性。
4、多种软起动方式（如：限流模式、恒转矩、电压模式、双斜坡、泵控等），满足不同领域不同设备的需求。
5、配备全中文液晶汉显人机界面，实时显示三相电压、电流、软起状态、功率因素、有功、无功、故障诊断等。
6、所有参数设置键及操作按钮都设置于前门上,不用开门即可完成所有操作,适用于井下复杂环境使用并可设密码保护。
7、具有完善的电机保护功能，40种过载曲线选择，可在线监测多种参数，旁路后仍对电机运行状态进行检测保护等功能；具有先进的自检功能和完善的监测监控、电机保护功能，晶闸管短路、电源电压、电流、频率、功率因数、用电量、及过载(有多种过载曲线可选择)、电流不平衡、过压、欠压、相序、接地、过热等监控保护，另有差动保护(可选件),故障记忆可达99个最近事件。
8、具有起动电流平滑可调、起动速度平稳、起动性能可靠、减小起动过程中起动电流对电网冲的冲击，避免巨大的机械冲击对设备造成的损坏等优点；其“S”形起动曲线可根据现场实际工况进行调整。
9、控制器具有自检、故障自诊断、事件长期记忆功能，抗干扰能力强。
10、根据需要配合矿用隔爆型双回路真空电磁起动器实现一拖二、一拖三、一拖四、二拖四等模式。
11、配有标准的RS485通讯接口，可实现遥测、遥信、遥控、遥调等四遥功能。
（二）BGP高压配电装置特点
1、BGP高压配电装置采用永磁启动器，ZKJB-2000微电脑综合保护器。微电脑综合保护系统采用双CPU控制，主CPU采用高速DSP芯片（32位）。DSP数字信号处理器，采用超哈佛结构，能同时处理多条指令，与一般的MCU相比其计算速度有很大提高，具有智能化、功能多样化、小型化、模块化、可靠性的特点。采用的工业级和军工级芯片和完善的电气隔离和电磁屏蔽设计，使装置的硬件系统具有较高的抗干扰能力和工作可靠性。电流和电压的采样采用高速、高精度的互感器（0.5级），每周波32点的采样密度以及频率跟踪技术，使综合保护器采集的电流和电压信号是真有效值，使得开关的故障动作迅速可靠。
2、综合保护器具有三段式电流保护（短路、过载、过流）并可带方向、三段式零序电流保护 、过欠电压、绝缘监视、定时限、反时限、漏电、瓦斯闭锁、风电闭锁、故障录波、短路小延时、短保经低电压闭锁、防止越级跳闸的闭锁等功能，可以实现供电系统的分级、分段整定（能分辨最小时间间隔为10ms）。
3、综合保护器数据采集部分由高可靠性,高精度的A/D 转换器及滤波回路两部分组成。最新技术的A/D 转换芯片内部包含了采样保持及同步电路,具有转换速度快、采样偏差小、超小功耗及稳定性好等特点,最大达到8路模拟输入通道；另有达到0.5级的电度计量功能，能实时显示和上传三相电度、有功功率、无功功率、功率因数等。
4、显示器为大屏幕高亮度全汉化液晶显示器，中文菜单操作，界面友好， 全部定值、运行参数、事件报告（可存储22次事件）均汉化，内容详细明了，操作方便，可通过按钮或者遥控器整定保护参数。
5、保护器具有远程通讯组网接口（保护器提供标准的RS232、RS485、RS422、CAN等多种通讯方式），配合KJ系列煤矿供电远程测控系统可以实现远程监测、监控，实现地面调度（指挥）中心对井下高、低压供电设备的遥测、遥控、遥调和遥信（四遥），提高煤矿井下供电系统的集中化、智能化、信息化管理和调度。
6、保护器的供电采用开关电源（直流逆变电源）,在PT二次无输出电压或在开关出口短路时可能造成电压偏低,此时由保护器后备工作电源来保证它至少再工作5S(用来进行逻辑出口和存储故障信息)和保证开关至少跳开一次。
7、保护器增加电流继电器实现线路保护的可靠性。当配电装置的负荷侧发生短路或过流时，综合保护的“短路保护功能”巧合出现故障时，对电网无法实现保护的情况下，“短路后备保护功能”可实现在短路故障发生的瞬间、有效断开断路器的控制回路，使断路器分闸，把短路故障控制在特定的范围内。
四、结语
自改造以来，设备运行稳定，特别是四段电源分列运行、局部通风机“双三专”供电方式和智能化设备的推广使用，方便了设备检修，保障了供电安全，提高了矿井的自动化、信息化管理水平和抗灾变能力。
参考文献：
[1]煤矿电工手册
配电变电站 第4篇
关键词：配电网,变电站,规划,全寿命周期成本,变电站选址定容,风险
0 引言
配电网变电站规划要解决的主要问题就是变电站的选址、定容以及确定各变电站供电范围等问题。变电站的选址定容是一个需要同时考虑各种不确定因素的大规模组合优化问题,它的合理与否直接影响着电网投资、网络构架、运行经济性等一系列问题。因此,配电网变电站的规划是一项非常重要的基础工作[1,2,3]。
文献[4]首次提出了一种无需事先给定候选变电站的位置和数量的大规模自动寻优的规划方法,此方法的提出极大减少了规划人员的前期工作量,使变电站的规划工作进入了无待选站址的自动寻优阶段。文献[5]在变电站规划的投资和运行费用最低模型的基础上,利用占地费用的经济性指标和站址的地理适宜性指标形成的综合适应度对初始方案进行调整与优化。文献[6]对变电站选址时涉及的不确定性因素众多且很多因素无法量化的问题,提出了采用模糊层次分析法将更多不确定性因素计入规划工作中。而对选址定容工作中的不确定地理因素,文献[7]将土地费用加入目标函数中,建立了基于地理信息的新模型。
上述文献的规划模型均将重心放在了项目的前期投入成本,忽视了后期的运行、维护和报废等诸多过程。而从规划项目长远的经济效益来看,方案的运行成本、维护成本、故障成本和废弃成本的总和会大于它的投资建设成本,这种传统的规划模型存在着重眼前轻长远、重局部轻全局的缺点,难以最大限度地实现变电站规划的经济效益。鉴于以上文献模型的不足之处,为了切实提高变电站规划的投资效益,需要对全寿命周期成本LCC(Life Cycle Cost)管理理论展开全面的研究。文献[8]在LCC的基础上加入地理惩罚因子和隐性成本因子,建立了新建变电站的最小LCC目标函数。文献[9]则分别建立了变电站进线侧、出线侧和变电站站内设备的LCC规划模型。这些研究成果都充分证明了基于LCC的变电站规划模型具有重要的意义。而随着配电网变电站规划风险因素的日益多样化和复杂化,现有的变电站规划研究文献中缺乏从各种不确定风险与经济角度的综合分析,所以考虑各种风险因素的变电站选址定容模型有一定的研究意义。文献[10]采用三角模糊数来描述负荷的不确定性,将它对变电站规划的影响计入到数学模型中。文献[11]中负荷的不确定性、征地费用的不确定性和社会补偿的不确定性分别采用简化的概率密度函数形式来描述,建立了全寿命周期内的期望利润最大的目标函数,但各种不确定风险因素的量化均是在忽略一些实际情况的影响作用下进行的。对此,本文基于LCC理论,从各种不确定风险因素的量化角度出发,对设计、运行、维护到报废的全过程进行风险识别。将负荷的不确定性、电价的不确定性和土地价格的不确定性分别予以具体量化并建立了LCC最小的数学模型,使得方案在满足经济性与可靠性的同时更符合实际情况。
1 变电站规划模型中的不确定风险因素
配电网变电站建设项目风险方面的研究多还处于理论层面,没有太多的参考文献可供研究,所以很有必要对其存在的不确定风险因素进行量化分析。对于配电网变电站规划面临的各种不确定风险,本文从设计、运行、维护和报废的全寿命周期过程进行分析,重点考虑的不确定因素有:负荷的不确定性、电价的不确定性以及土地价格的不确定性。
1.1 负荷的不确定模型
区域负荷的概率分布,既可以反映负荷的不确定性,又可以反映负荷的规律性。所以,采用负荷的概率分布形式来描述负荷的不确定性。
通过该地区某区域一年时间内的历史负荷数据进行概率统计分析发现负荷值为一个服从正态分布的随机变量。因此,规划区域的不确定负荷如式(1)所示:
其中,x为规划区域的负荷;f(x)为规划区域负荷的概率密度函数;μ为正态分布的均值;σ2为方差。负荷的正态分布取值位于(μ-3σ,μ+3σ)的概率为99.74%,其值落在(μ-3σ,μ+3σ)内几乎是肯定的,可以满足负荷不确定性的要求。所以区域负荷的不确定结果表示为[Pμ-3σ,Pμ+3σ],即[Pmin,Pmax]。一般又认为区域内的各负荷相互独立,它们的和或差仍服从正态分布[12],所以各负荷点的负荷值也为服从正态分布的随机变量,单点负荷j的不确定区间为 。
1.2 电价的不确定模型
电力市场中电价的影响因素众多,但对于相同的电力市场很多因素都是相对稳定的。而电力负荷却随着经济发展、生活水平、时间等因素的变化而变化,它和各因素共同影响着电价的变化[13,14]。电力负荷在电价的不确定模型中是一个不容忽视的主要因素,对于负荷有弹性的市场,其电价与负荷需求的反向函数[15]为:
其中,β为电价;Q为规划区域的不确定负荷需求;k1、k2均为不小于0的常数;f(x)为规划区域负荷的概率密度函数。
1.3 土地价格的不确定模型
经济的快速发展使人们对电力的需求不断增加,直接导致变电站建设项目的快速增长。然而由土地资源紧缺引发的土地供求矛盾使得变电站的土地费用表现出了很大的不确定性。传统变电站规划中土地费用投资的常规化处理已不符合实际的发展情况。所以根据规划工作的实际情况,本文将变电站土地征用补偿费用的不确定性计算计入到目标函数中。
土地管理法规定的征地补偿标准倍数是一个区间,所以计算得到的补偿价格一般是价格的区间,即最小值和最大值是确定的,而具体的补偿价格受一些不确定因素的影响是不易计算得到的。本文以集对分析方法[16]为理论基础确定的土地补偿价格的表达式为:
其中,Cmin为土地补偿的最低价格;Cmax为土地补偿的最高价格;m为不确定系数,0≤m≤1。
对于变电站选址用地的价格补偿,考虑影响m取值的不确定因素有:位置因素、当地经济情况、被征地者的生活水平和土地供需情况。其中,位置因素用与城市中心的距离表征;当地经济状况用人均GDP表征;被征地者生活水平用人均收入表征;土地供需情况则通过土地征用者和被征用者的想买卖的对比程度来表征。
其中,ωk为各影响因素的权重;Ek为各因素指标的实际值;Fk为各因素指标的理想值。
2 变电站的规划模型
2.1 变电站容量和数量的配置
由上述负荷的不确定模型得到的规划区域负荷为[Pmin,Pmax],然后对规划区域的负荷性质分析确定负荷的同时率,根据规划区域变压器的容载比范围计算出所需的变压器容量范围。利用不确定负荷的最小值和最大值分别计算的所需变压器的容量范围及最终确定的容量分别如式(5)—(7)所示。
其中,Pmin为不确定负荷的最小值;Pmax为最大值;Rmax为规划电压等级系统的最大容载比;Rmin为最小容载比;η为规划区域负荷的同时率;Semin为所需变电站总容量最小值;Semax为所需变电站总容量最大值。
根据备选变电站的规模容量,利用确定的所需容量范围计算得到需要新建的变电站数量范围如式(8)所示。
其中,S为已有变电站总容量;Sbxmin为新建变电站规模中的最小值;Sbxmax为新建变电站规模中的最大值。
2.2 变电站的LCC规划模型
基于LCC的变电站规划模型的核心内容是对规划变电站的LCC进行分析计算。本文将负荷不确定性、电价不确定性和土地价格不确定性的量化计算分别计入全寿命周期的各个阶段,从而计算规划模型的目标函数值。
配电网变电站的LCC规划模型为:
其中,i=1,2,…,N;LCCHV、LCCLV、LCCS分别为高压侧进线、低压侧配电线路、变电站的LCC;Pj为负荷点j的不确定负荷;Ji为变电站i所带负荷集合;Si为变电站i的容量;e(Si)为变电站i的最大负载率,cosφi为变电站i的功率因数;ULV-ij为变电站i与负荷点j之间的压降值;z为低压侧线路的单位长度电阻;ULV-i为低压侧线路的额定电压;ΔUm为低压侧允许电压偏差的最大值;f(xj)为负荷点j的概率密度函数;N为新建变电站的数量;gij为负荷点j是否由变电站i供电的判别因子,gij=1对应“是”,gij=0对应“否”;lLV-ij为变电站i到负荷点j的距离;Yi为变电站i的最大供电半径。
2.2.1 变电站高压进线侧LCCHV模型
其中,CHV-I、CHV-O、CHV-M、CHV-F、CHV-D分别为规划变电站进线侧的初始投资成本、运行成本、维护成本、故障成本和废弃成本;δPV=1/(1+r)n为折现系数;δPVsum=[(1+r)n-1]/[r(1+r)n]为按年度投资成本的现值和的折算系数;n为寿命周期;r为折现率。考虑到线路的残值较小,本文假设其残值收入和处置成本相互抵消,故CHV-D=0。
由于考虑了负荷的不确定性和电价的不确定性对各阶段成本量化的影响,因此运行成本CHV-O和故障成本CHV-F和文献[9]有所不同,分别如式(11)、(12)所示。而初始投资成本CHV-I和维护成本CHV-M的计算方法与文献[9]相同,因此不再赘述。
其中,M为高压电源点个数;lHV-qi为高压电源点q到变电站i的距离;
为不确定电价;βh2为高压侧线路的单位长度电阻;βh3为高压侧线路的年最大损耗小时数;Uh为高压侧的额定电压;φh为高压侧的功率因数角;f(xj)为负荷点j的概率密度函数;μj+3σj、μj-3σj分别为不确定负荷积分区间的上限值和下限值;R为规划地区的产电比;θ为规划地区的售电利润;thi为变电站i进线侧线路设备故障平均修复时间;λhi为变电站i进线侧线路设备故障率。
低压侧出线LCCLV的构成和计算方法与LCCHV类似,本文不再赘述。
2.2.2 变电站站内LCCS模型
其中,CS-I、CS-O、CS-M、CS-F、CS-D分别为变电站的初始投资成本、运行成本、维护成本、故障成本和废弃成本。
由于本文考虑的土地价格的不确定性、电价的不确定性和负荷的不确定性量化计算分别影响了变电站的初始投资成本CS-I、运行成本CS-O和故障成本CS-F,所以其计算公式分别如式(14)—(16)所示,而维护成本CS-M和废弃成本CS-D的计算方法与文献[9]相同。
其中,f(Si)包括变电站的设备购置费和安装工程费;Cli为变电站i的土地费用;Cmini为变电站i土地的最低价格;Cmaxi为变电站i土地的最高价格;mi为不确定系数;poia1为变电站i中变压器a1的空载损耗;pkia1为变电站i中变压器a1的负载损耗;ρ为变压器的负载率;τmax为变压器的年最大损耗小时数;Ai为变电站i中主变集合;tsi为变电站i主变设备的故障平均修复时间;λsi为变电站i主变设备故障率。
3 算例
某开发区预测10 a后的负荷位置和预测大小值见表1,该开发区中心位置有一个湖泊,总负荷预测量为128.32 MW。为了满足开发区未来负荷的需求,需新建35 k V变电站,占地面积为1 800 m2,新建变电站的规模选择有3×16 MV·A和3×20 MV·A,表2为候选变压器的参数,2种规模的变电站造价(不包括占地费用)分别为1 625.05万元和2 486.69万元。规划变电站的容载比要求为1.8~2.2,负荷同时率为0.8。新建变电站的2个上级110 k V电源节点坐标分别为(2.09 km,4.31 km)和(7.34 km,4.35 km),其他参数如表3所示。
3.1 算例分析
35 k V变电站的占地面积取常规面积1 800 m2。算例中的一些参数取值如下:负荷的不确定性计算中,通过该地区历史负荷数据的最大值和开发区域的负荷预测值之间的比例关系,并利用历史拟合正态分布的均值和方差确定开发区负荷正态分布概率密度函数的均值μ=80.76,方差近似取历史负荷方差σ2=253.351。电价的不确定计算中,利用文献[13]中不同电价与用电量的原始数据线性拟合所确定的系数k1=0.688,k2=9.05×10-7。
文献[9]中变电站的占地费用计算中,占地1 800 m2,合2.7亩,每亩按照购地费45万元来计算,那么可以知道变电站的土地价格为121.5万元。而本文中土地价格的确定首先采用层次分析法分别对规划区中7个不同地块中影响土地价格的各个因素分析得到其权重,然后选择北京市土地价格影响因素的测算值作为理想值分别计算不同的m值。按倍数法评估土地价格的不确定区间的具体标准详见文献[17],则规划区内7个不同地块中的变电站的最高与最低土地价格及最后确定的土地价格如表4所示。
3.2 算例结果
本文规划方法与文献[9]方法的不同规划结果如表5所示,表中CI、CO、CM、CF、CD分别为整个规划方案总的初始投资成本、运行成本、维护成本、故障成本、废弃成本。
表5中为本文规划模型与文献[9]模型的不同规划结果,而本文规划方案的变电站位置坐标、容量如表6所示,其详细布局接线如图1所示。由表5中全寿命周期内不同阶段的计算结果来看,方案的后期运行、维护、故障和报废成本之和远远大于方案的初始投资,所以单纯以初始投资最小为目标函数的传统规划方法的不足之处已显而易见。对比本文规划模型与文献[9]模型的不同规划结果,通过分析可知,由于本文模型中不同变电站位置土地价格的差异,导致本文方案初始投资成本较文献[9]增大,但负荷变化的不确定性及电价的不确定性使方案运行成本相应减少。本文中全寿命周期内各阶段成本的改变使规划方案的LCC较文献[9]中的结果也有所减少,所以计入负荷不确定性、电价不确定性和土地价格不确定性的规划模型使方案的结果更符合实际情况,具有一定的实用价值。
4 结论
面对配电网变电站规划过程中不确定风险因素的日益增多,本文在LCC理论的基础上,将负荷的不确定性、电价的不确定性和土地价格的不确定性计入了变电站的规划研究中,并通过算例验证了其科学性与实用性。所以,本文建立的最小LCC配电网变电站规划模型的目标函数,在满足可靠性的同时兼顾经济性与实用性。
配电变电站 第5篇
2011年6月18日下午14时，由江苏省宏源电力建设监理有限公司监理的斗山变电站220kV配电装置改造工程启动投运，并且一次投运成功。
斗山变电站位于江苏省无锡市锡山区八士镇，是华东电网500kV输电工程的7座枢纽之一。本次启动投运的斗塘2532/2533、斗戴2535、斗芙4565/4566是220kV配电装置改造工程共14个间隔中的5个间隔，本次启动投运的成功对于下一步的工作有至关重要的意义，将为剩余9个间隔的成功投运开个好头，也为下一步的投运打下坚实的基础。
江苏省宏源电力建设监理有限公司在接到该工程项目的监理通知后，立即配备最优秀的总监和具有丰富监理经验的监理人员组成监理项目部，为本工程的建设提供监理支持。在整个工程的建设监理工作中，监理项目部严格按照“四控制两管理一协调”的制度执行，建立以总监为首的现场轮流巡查制度，保证施工现场一直有监理人员的身影，为施工过程中突发的情况提供帮助，确保了工程按期、保质、安全的完成。
配电变电站 第6篇
关键词：分布式小水电 电压调整 电压管理 问题 措施
1 岚皋县电网现状及分布式小水电站基本情况
1.1 电网现状
①主要电源点：国网安康供电局所属110kV岚皋变（主变40MVA/2台）、110kV月星变（主变31.5MVA/1台）。②岚皋县供电分公司所属35kV及以下配电网现状：35kV变电站7座（均为户外式半高型布置），主变55.35MVA/10台（均为有载调压变压器），35kV线路18条，总长180km。10kV馈路条，线路总长873km，配变46.78MVA/644台，0.4/0.22kV线路总长2450km。
1.2 分布式小水电站基本情况
①全县小水电概况：境内岚河、大道河、洞河三大流域水力资源理论蕴藏量54.8万kW，可开发量达24万kW，已建成小水电站32座，总装机15.2万kW，年发电量约4.5亿kW.h。②接入地方配电网小水电站统计岚皋县供电分公司所属电网接入小水电站24座，装机总容量3.46万kW（其中：35kV专线上网电站4座，装机容量2.18万kW，10kV专线上网电站11座，装机容量1.0万kW，10 kV挂网电站9座，装机容量0.28万kW）。
2 分布式小水电站存在的问题和影响
2.1 小水电站自身管理存在问题
如小水电站建设及竣工验收环节缺失，给小水电站埋下安全隐患，受资金和技术的影响，技术装备落后，安全培训和业务培训不到位，小水电站工作人员业务水平及技能掌握程度不够，导致小水电站运行水平偏低，管理制度不健全、安全工器具不完善，值班人员安全意识不强，线路故障机组不跳闸、配网电压逐渐升高形成安全隐患，丰水期和枯水期对电网电压造成波动和超限等。
2.2 对配电网造成的影响
①小水电接入点造成电网布局不合理。由于电网形成在前，小水电站建设在后，一般就近接入电网（有10kV线路挂网、10kV线路专线上网、35kV线路专线上网几种方式），存在线路过长超供电半径、系统网损增大、故障率升高、经济性下降。②自动化水平不高，继电保护装置不配套。由于小水电多建于偏远山区，设备及自动化水平相对落后，继电保护装置配置简单，运行人员较少且业务技能跟不上，维护调校等工作缺失，系统发生故障时，经常发生保护装置拒动、误动等情况，造成局部地区不能正常供电。③电压越限问题。岚皋县电网在运行过程中经常出现小水电接入点电压越限、变电站母线电压越限、小水电电量不能就地平衡消纳以及上级电网限电导致弃水等各类问题，其中最常见和影响较大的是电压越限问题，其对当地电能质量、供电可靠性、设备安全及电网运行等方面造成较大影响。
3 分布式小水电对配电网电压影响分析
因小水电运行状态不稳定，10kV配电网实际运行中负荷不断变化，导致网络潮流随机性，理论计算比较复杂。为此，仅以单一10kV线路为例，将小水电站简化为一个功率的输入源，只是进行简单直接的电压损失分析。
根据公式：△U=PR+QX/U，电压降与线路阻抗和输送的功率成正比。分析得出：①对于1条10kV线路，在没有小水电接入情况下功率潮流从线路首端流向末端，由于线路阻抗的存在，电压从首端至末端逐步降低，距离馈路首端越近对末端电压增加影响越小，当小水电接在馈路末端时，对末端电压影响最大。②当有小水电接入时，会造成线路电压升高，升高的程度与小水电有功和无功的出力有关，越大对电压的影响也越大。
4 分布式小水电造成配电网电压越限的应对措施
①加强监测和调度管理以及考核处罚，控制各小水电站上网电压。在丰水期实际运行中，小水电站因经济利益驱动，为使发电机出力最大化，不断调高出口电压，各小水电站接入点电压上抬，导致整条线路的电压越限。必须合理控制小水电站的上网电压。②要求小水电站在低压侧（或者高压侧）安装TCR（自动无功补偿装置），其具有连续调节能力，可根据小水电运行工况自动投切相应补偿容量，控制小水电站出口电压在合理范围，使得接入点和配电网首、末端电压不越限。③在小水电较多的35kV变电站，将主变更换为宽幅有载调压型，对电压进行有效的调整。如我县35kV铁佛变电站，原主变为普通型，10kV母线电压合格率较低，现更换为宽幅有载调压型后，母线电压合格率大幅提高。④当10kV馈路较长，而在小水电接入点在线路中前端，用电负荷又集中在线路末端时，可采用10kV调压变。如我县10kV铁铜馈路，从35kV铁佛变电站出线，末端至大道镇，线路全长54公里，中间接入解放岩水电站，容量125kW，用电主要集中在末端、铁炉乡和大道镇，最大负荷为2600kW，10kV末端电压越下限严重，最低处10kV电压仅为9kV，居民照明电压仅为160v，用户反响强烈。现在在铁炉乡附近10kV主干线上安装3000kVA调压变1台，配置自动调压装置，将电压设定在10.5kV，通过调查采样，电压质量明显改善，效果较好。⑤局部地区，在有小水电接入的10kV线路上，T接着较长10kV分支线，分散型安装有少数农村配变，可采用调容调压型配电变压器，即可控制投资造价在合理范围，又能有效解决农村偏远地区负荷高峰、低谷差较大，电压质量差的问题。
5 分布式小水电站与电网企业关联性管理的思考
①成立小水电协会。成立小水电协会是在借鉴国内协会管理经验的基础上形成的管理理念。可以增强小水电站各部门之间的沟通，协调各种发展关系。小水电协会应该由政府授权，主要职能是管理和指导小水电经营行为和遵守电网调度管理。②以安全生产监督为手段，确保电网安全运行。随着社会经济发展，小水电站投资主体逐步多元化。因此，应该高度重视安全管理工作，积极采取有效措施监督和督促小水电企业加大安全投入，配置齐全安全工器具，完善各类标志、标示等，认真开展安全培训工作。为小水电企业安全生产和电网安全运行奠定基础。③加快小水电站技术升级。伴随着科技的发展，各种新技术、新设备以及新工艺在电力企业获得广泛应用。电力企业必须有计划、有步骤地推行新技术的使用。小水电站应该以科技创新为动力，重视科技对电站发展的促进作用，全面提高小水电站的技术装备水平，电网安全可靠运行提供技术保障。④提高管理人员综合水平。小水电站要高度重视管理人员和运行人员综合素质，提高准入门槛，积极鼓励职工通过自学或者培训等方式，提高自身的业务技能和综合素质。应该不定期抽取部分职工参与技能培训，为培育骨干人才打下坚实基础。应该注重小水电站内部改革的重要性，建立健全的法人制度，以有效的奖励机制鼓励企业职工，不断提高小水电站管理人员和运行操作人员的综合素质。⑤把好验收、整改关。小水电站应该注重验收和整改的重要性，建设项目各分項和环节必须符合设计，达到质量要求，实行“零缺陷”投运。在各项验收和竣工验收合格并提供相关资料的前提下，才能并入电网运行。⑥加强小水电调度管理。要求小水电站安装调度信息监测系统，在上网接入点安装智能型真空开关等，通过技术手段逐步实现对小水电的遥信、遥测、遥控。要根据电网情况和小水电实际制定合理的负荷曲线和运行方式，编制和修订调度规程，实现安全经济运行。
参考文献：
[1]彭炽刚，陈晓华.小水电集中上网电网无功电压建模分析与控制策略[J].水电站机电技术，2010（02）.
[2]王利国.错峰发电提升小水电上网线路电压质量[J].农村电气化，2012（05）.
[3]刘友仁，詹涛，黄瑛，程振宇.小水电电压调整及监测系统的前期研究[J].农村电气化，2011（05）.
配电变电站 第7篇
箱式变电站 (简称箱变) 的叫法在国内外并不统一。箱式变电站术语是现国标 (报批稿) 《3~35kV交流箱式变电站》统一的称谓。于1995年11月, IEC 1330 (1995年11月) “高低压预制式变电站”标准正式颁布。
箱式变电站不同于常规土建变电站, 其主要特点为:变电站在制造厂完成设计、制造与安装, 并完成内部电气接线;变电站经过规定的型式试验考核;变电站经过出厂试验的验证。
箱变是一种把高压开关设备、配电变压器和低压配电装置按一定接线方案排成一体的工厂预制型户内、户外紧凑式配电设备, 具有成套性强、体积小、占地少、能深入负荷中心、提高供电质量、减少损耗、送电周期短、选址灵活、对环境适应性强、安装使用方便、运行安全可靠及投资少、见效快等一系列优点。
箱变用在市区, 可装在人行道旁、绿化区、道路交叉口、生活小区、生产厂地、高层建筑等处。同容量箱变的占地面积仅为土建站所占面积的1/5~1/10, 同时大大减少了工程设计量和施工量, 加之箱变可免除用户申报基建项目, 减少审批手续, 作到投资少、见效快。这种变电站已在欧美普遍使用, 在我国也为越来越多的用户接受, 受到青睐。
2 箱式站的总体结构
箱式站的总体结构是指作为箱式站的三个主要部分——高压开关设备、变压器及低压配电装置的布置方式。从国内外看, 箱式站的总体布置主要有两种形式:一为组合式, 一为一体式。所谓组合式, 是指这三部分各为一室而组成“目”字型或“品”字型布置。而一体式是指以变压器为主体, 熔断器及负荷开关等装在变压器箱体内, 构成一体式布置。我国是IEC标准的积极采标国家, 因此我国的箱式站为组合式布置。
组合式箱变中, 高压开关设备所在的室一般称为高压室, 变压器所在的室一般称为变压器室, 低压配电装置所在的室称为低压室。这三个室在箱式站中可有两种布置, 即“目”字型布置和“品”字型布置。
北京北能德理施尔公司引进德国德理施尔公司技术开发研制的箱式变电站其箱体材料具有独到之处, 这种材料由带多种硬浮泡的强化玻璃纤维聚脂材料构成, 此种壳体材料的主要特点如下:
机械强度高, 重量轻, 表面抗敲击和耐刻划, 并可防止有害物质和害虫的侵袭。
抗紫外线辐射, 抗曝晒性能好, 内部装有难燃的特殊材料, 壳体的热传导率相当于约24cm厚的砖砌体的热传导率。可避免因外部温度而引起箱内温度升高。
此种材料靠嵌入的硬浮泡达到最佳绝缘值, 噪声减小值在2500Hz时达到379分贝。
易成型, 外型可变性好, 装饰性强, 对环境具有适应性和协调性, 其表面可根据用户的选择装饰成仿毛皮表面、小碎石表面等多种形式, 对环境有点缀效果。
防潮、阻燃、抗腐蚀, 能适应各种气候条件, 壳体不会因冷热交变产生凝露。
装配简易方便, 适合各种结构的要求。
经过北能德理施尔公司的不断市场开拓, 目前, 此种箱式站已在国内多个城市的城网改造中被广泛采用, 如北京供电局、平顶山供电局等。因其有优良的技术性能和完美的质量而赢得了许多用户的赞誉。
3 箱变内的中压开关设备
箱式站中, 若是终端接线, 使用负荷开关——熔断器组合电器:若为环网接线, 则采用环网供电单元。
环网供电单元一般配负荷开关, 它由两个作为进出线的负荷开关柜和一个变压器回路柜 (负荷开关+熔断器) 组成。由于我国在城网建设和改造中, 推行环网供电, 以减少供电的中断, 预期环网供电单元将有大的发展。德国德理施尔公司采用了SF6绝缘的中压开关设备, 开创了SF6绝缘的中压开关设备的先河。
SF6环网供电单元的特点是大大提高了人身安全, 同时安装容易, 维修少, 省地方, 经济效益显著。环网供电单元由间隔组成, 一般至少由三个间隔组成, 即2个电缆进出间隔和1个变压器回路间隔。城网一般用环缆, 在用架空线的地方, 可将架空线引至环网供电单元旁, 再由电缆引进和引出。一般来说, 母线和开关封闭在充SF6的壳体内, 充气压力一般为0 2~0 5bar表压。由于壳体封闭, 故不受外界环境的影响, 提高了设备的可靠性, 又由于用SF6绝缘, 故可做到体积小, 还由于充气压力低, 密封等问题好解决。
SF6环网供电单元的壳体一般按第一类设备来设计, 这就是说壳体由2 5~3mm厚的钢板或不锈钢焊成, 在寿命期间一次密封。壳体焊成无密封处, 可保证最大限度的气体密封性。
为了防止内部故障引起壳体爆炸, 使用了独特的故障电弧限制器, 即当出现内部故障时, 因压力上升而使壳体鼓肚, 这一变形经机械连杆而使接地刀立即接地, 即可消除故障电弧。
4 KSP型户外箱式变电站的特点
户外箱式变电站的额定电压:12、17 5、24KV;容量级别:250、630、1250KVA;外壳壁板由带多种硬浮泡的强化玻璃纤维聚脂材料成构成, 其表面耐大气腐蚀、抗紫外线、抗刻划的树脂层作为保护层。内部装有难燃的特殊材料, 变电站内部的热量传导到外部较慢, 从而避免了凝露的形成;外壳由可旋螺丝的防腐蚀铝材支架和聚脂壁组成, 多层板能将噪音减小在37 9分贝内;带有不锈钢螺栓和导轴衬的铝材门条确保免于维护, 拧紧的门条密闭, 可以有效防盗;箱式站的销售配备有一个手动的应急门栓, 在门销关闭的情况下, 可以从里面把门打开;箱变顶盖为单体且可提起, 它有硬浮泡填充的强化玻璃纤维聚脂壳构成, 壳体、壁板和门板符合高绝缘的要求, 两侧环流通风借助铝材筛板可防止异物进入, 杜绝小动物引起的接地、短路事故。变压器散热用可动的通风窗, 当内部可能出现压力波时, 通风窗便能自动关闭。在可维护的箱式变压器内, 设有可防水的多层木制复合地板, 而不同间隔用可靠的铁板隔开。
户外箱式变在结构上采用了顶盖与箱体之间用弹簧拉紧的措施, 在正常情况下顶盖紧闭, 出现故障发生电弧时, 故障电弧产生的巨大能量使箱体的内部压力迅速上升, 此时, 由弹簧拉紧的顶盖被抬高几厘米将压力迅速释放, 避免发生爆炸事故。
装有故障电弧限制器的箱式变, 在箱变内出现故障时, 可有效防止辐射, 通过安装带一体化故障电弧限制器的中压配电设备, 可确保设备的安全运行。具有防雨雪、防风尘、防潮、防小动物、防爆、防触电、防误操作等多种功能。
5 结束语
箱式站在国外已普遍使用, 在我国已兴起。在我国, 箱式站的制造厂家越来越多, 使用也越来越多。在这方面必须熟悉国际标准在这方面的规定, 特别是对内部故障电弧的试验方法和试验判据, 借鉴国外在防御内部故障电弧上采取的种种措施, 提高箱式站防御内部故障电弧的能力, 使之最好不发生, 一旦发生, 也能将其影响减至最小。结合我国的实际, 完善箱式站的多种功能, 以优良的性能、创新的结构、优质的服务, 迎接来自国内同行的挑战。
参考文献
[1]陈东.浅论箱式变电站及其发展方向[J].科技情报开发与经济.2003-12-30.
变电所配电装置设计 第8篇
1 对配电装置的基本要求
1.1 保证运行可靠;
1.2 便于操作、巡视和检修;
1.3 保证工作人员的安全;
1.4 力求提高经济性;
1.5 具有扩建的可能。
2 配电装置的类型
配电装置按电气设备装设的地点不同, 可分为屋内配电装置和屋外配电装置;按其组装方式, 又可分为装配式和成套式。在现场将电器组装而成的称为装配配电装置;在制造厂按要求预先将开关电器、互感器等组成各种电器成套后运至现场安装使用的称为成套配电装置。
3 配电装置的应用
在发电厂和变电站中, 35k V以下的配电装置多采用屋内配电装置, 其中3-10k V的大多采用成套配电装置;110k V及以上的大多采用屋外配电装置;对于110-220k V的配电装置有特殊要求时, 如建于城市中心也可以采用屋内配电装置。
目前我国采用一般的屋内配电装置, 3-35k V的各种配电装置, 在发电厂和变电所已经广泛使用, 110-500k V的全封闭组合电器以已经得到广泛使用。
4 配电装置的设计步骤
4.1 选择配电装置的型式。选择时应考虑配电装置的电压等级、电气设备的型式、出线多少和方式有关的电抗器、地形、环境条件等因素;
4.2 配电装置的形式确定, 接着拟定配电装置图;
4.3 按照所选电气设备的外形尺寸、运输方法、检修和巡视方便的安全等要求, 遵照配电装置设计的有关规定。
并考虑各种配电装置的典型设计和手册, 设计绘制配电装置平面图和断面图。
变电所为屋内配电装置;框如图1所示。
如图2其中1S GGD-36G柜包括:B楼负一层照明、B楼一层照明、B楼二层照明、B楼三层照明、B楼四层照明、B楼五层计算机房、备用。
2S GGD-36G柜包括:B楼六层计算机房、B楼七层照明、B楼八层照明、B楼九层照明、备用、备用。
3S GGD-36G柜包括:A楼负一层照明、A楼负二层照明、A楼一层照明、A楼二层照明、A楼三层照明、A楼四层照明、备用。
4S GGD-08G柜包括:Ilm段受电。
5 S GGD-09G柜包括:I段受电。
6 S柜包括:无功优化补偿装置。
7 S GGD-12G柜包括:Ixf段受电。
如图3为2#变压器配电装置图8S GGD-09G柜包括:消防电梯1备用、消防电梯2、正压风机、消防污水泵、B楼负一层人防电力备用、备用、变点所用电。
9 S GGD-36G柜包括:A楼消防电力干线备用、A楼消防照明干线、B楼消防照明干线、B楼进风机、直流屏电源高压柜内照明、备用。
1 0 S GGD-09G柜包括:母线联络。
1 1 S GGD-36G柜包括:消防电梯1、消防电梯2备用、正压风机、消防污水泵备用、B楼负一层人防电力、变点所用电备用、备用。
1 2 S GGD-36G柜包括:A楼消防电力干线、A楼消防照明干线备
用、B楼消防照明干线、B楼进风机备用、直流屏电源备用、备用。
13S GGD- 12G 柜包括：ILxf段受电。
14S 柜：无功优化补偿装置。
15S GGD- 10G 柜包括：Il 段受电。
16S GGD- 08G 柜包括：ILlk段受电。
17S GGD- 36G 柜包括：A 楼负二层电力、B 楼负一层电力、备用、备 用。
18S GGD- 36G 柜包括：B 楼负二层电力、B 楼三层电力、B 楼四层电 力、备用。
摘要：本设计的主要内容包括:配电装置设计。根据电气主线设计应满足可靠性、灵活性、经济性的要求, 本变电所配电装置采用成套配电装置。
关键词：变电所设计,继电保护,应用
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].北京:中国水利水电出版社, 2003.8.[1]陈跃.电气工程专业毕业设计指南电力系统分册[M].北京:中国水利水电出版社, 2003.8.
[2]丁毓山, 雷振山.中小型, 变电所实用设计手册[M].北京:中国水利水电出版社, 2000, 6.[2]丁毓山, 雷振山.中小型, 变电所实用设计手册[M].北京:中国水利水电出版社, 2000, 6.
[3]陈化钢.实用供配电技术手册[M].北京:中国水利电力出版社, 2002.[3]陈化钢.实用供配电技术手册[M].北京:中国水利电力出版社, 2002.
配电变电站 第9篇
做好施工工作对确保供配电线路正常运行和35KV变电所正常工作有着重要的现实意义。但是, 35k V变电所供配电线路施工是一项比较复杂的工作, 尤其是其中的关键施工步骤, 更需要专业的施工技术人员, 按照施工技术规范进行施工。但在实际工作中, 由于施工人员没有按照施工技术规范进行施工的情况较为普遍, 影响了35KV变电所供配电线路的正常运行和工作。因此, 结合35k V变电所的实际情况, 探讨分析供配电线路的关键施工技术无疑具有重要的现实意义。
1 35k V变电所供配电线路施工方案的确定
施工方案对整个施工有着重要的指导意义, 因此必须合理确定施工方案。在制定方案的时候, 要结合工程量, 并考虑施工特点, 妥善安排施工, 对人力、物力、财力进行合理安排, 实现各种因素的最优配合。施工顺序一般是按照先地下后地上进行, 并且需要确保施工材料、设备的供应, 促进施工的顺利进行。要根据线路施工的实际需要, 合理安排施工材料、设备进场, 确保材料质量合格, 设备正常运行。做好施工图纸的审核工作, 明确施工计划和施工要求, 并严格按照施工图纸的要求进行施工。另外, 还要加强施工技术管理, 质量管理, 安全管理工作, 确保整个供配电线路施工顺利进行。
3 35k V变电所供配电线路的关键施工技术
在确定好施工方案, 做好施工准备的前提下, 为了提高施工质量, 接下来就是需要把握好其中的关键施工技术, 以确保线路的正常运行。具体来说, 需要从以下几个方面入手:
1) 定位放线施工。结合设计的具体规定和要求, 考虑防雷装置接地体的要求, 做好放线工作。放线的时候沿接地体线路开挖接地体沟, 这样既满足放线要求, 也为线路敷设创造良好的条件。为了确保安全, 按照施工规范的要求, 接地装置要设在地表层以下。做好接地体的安装工作, 根据具体施工的需要, 将其安装在正确的位置。与道路或者建筑物的出入口距离应该大于或等于三米, 如果小于三米的时候, 需要采取相应的措施进行处理, 例如, 包上绝缘物, 敷设沥青层, 装设网格压网, 运用帽檐式的压带做法等等, 以达到降低跨步电压的目的, 满足施工规范和要求;
2) 人工接地体安装。安装垂直接地体需将其放在沟中心线上, 用大锤打入地下, 顶部距地面不小于0.6m, 间距不小于5m。接地极与地面垂直, 镀锌扁钢置入沟内, 将扁钢与接地体焊接。安装水平接地体将扁钢侧放, 敷设地沟内, 避免平放, 顶部埋设深度距地面不小于0.6m。铜板接地体垂直安装, 顶部距地面不小于0.6m, 接地极间的距离不小于5m;
3) 自然接地体安装。在安装的时候, 需要根据接地体的不同采取相应的措施, 具体安装方法如下。第一, 接地体为钢筋混凝土桩基基础, 在防雷引下线柱子处, 将桩基础的抛头钢筋与承台梁主筋焊接, 再与柱中钢筋焊接;第二, 接地体为钢筋混凝土板式基础, 如果是无防水层底板, 将柱主筋与底板钢筋焊接, 如果是有防水层的板式, 在适当位置用预埋连接板与镀锌圆钢或者镀锌扁钢焊接, 作为连接线, 并同有防水层的板式基础的接地装置连接;第三, 接地体为钢柱钢筋混凝土基础, 如果只有水平钢筋网接地, 有一个地脚螺栓与水平钢筋网焊接连接。有垂直和水平钢筋网连接时, 要将与地脚螺栓连接的一根垂直钢筋焊接到水平钢筋网上。如果基础底部只有柱基, 要将每一桩基的一根主筋与承台钢筋焊接;
4) 柜、屏、台、盘安装。首先进行的是设备开箱检查, 并填写检查记录, 核对设备数量, 本体和附件, 说明书等等。开箱之后应该尽快将设备就位, 进入施工现场, 安排施工。在设备搬运的时候, 柜、屏、台吊装由起重工作业, 电工配合。吊装时要注意保护好设备, 不能拆除包装箱底盘, 索具也不能直接接触柜体, 避免对设备造成损坏。室内搬运用手动插车, 卷扬机等, 以防止对设备破坏, 一般不采用人工撬动方式;
5) 基础型钢安装。先将型钢调直, 确保型钢干净, 对于上面存在的锈迹应该采取措施除去。首先安装基础型钢架, 严格按照施工规范要求进行, 钢架安装可以采用不同的方式进行, 常用的是预制或者现场组装。如果需要垫片的话, 一般不超过三片。焊接完成之后需要对施工现场进行清理, 并涂上防锈油漆, 防止钢架出现锈迹, 影响其正常使用。配电箱用铁架或铜金属膨胀螺栓固定;
6) 送电运行验收。安装完成之后应该进行全面检查, 确保合格之后准备试运行。明确试运行指挥者、操作者、监理人员, 严格按照相关制度进行操作, 并填写试验报告单, 等查验合格之后为下一步工作做好准备。准备工作和试验完毕之后, 将电源送进配电室, 并验电校相无误, 检查电压表三相是否电压正常。另外, 每次合闸后要查看电压表三相电压是否正常。然后进行校相, 低压联络柜内, 在开关的上下侧进行同相校核。最后, 送电空载运行24小时没有异常情况, 办理验收手续, 并提交验收报告单, 产品合格证等技术资料;
7) 直埋电缆敷设。首先清理沟内杂物, 敷设可以用人力或者机械牵引的方式进行, 机械牵引适用于电缆较重时, 牵引时注意张力适当, 无刮伤或者压扁等情况。人力牵引时注意人力分布要均匀, 负荷适当。敷设电缆的时候, 电缆弯曲半径应该符合要求, 提高施工质量, 确保其正常发挥作用;
8) 避雷器安装。运输和存放避雷器时要立放, 保护好装置, 防止发生碰撞现象, 不能随意拆开避雷器, 防止里面的元器件遭到破坏。安装避雷器之前应该对其进行全面的检查, 确保各组成部分完好, 满足施工的需要。要去除连接处金属表面氧化膜和油漆, 并涂上电力复合脂。并列安装的避雷器三相中心应该在同一直线上, 避雷器应该垂直安装, 其垂直度需要满足制造厂的规定。要紧固拉紧绝缘子串, 并保证拉力均匀, 确保弹簧伸缩自如。水平安装均压环, 防止出现歪斜现象。放电计数器应该根据技术规定连接, 安装位置确保一致, 并且接地可靠, 安装后将其计数恢复至零位, 以确保计数的准确性。
4 结论
总之, 在35k V变电所供配电线路施工过程中, 为了促进线路的正常运行和工作, 我们必须把握好其中的关键施工技术, 严格按照施工规范进行施工, 以确保整个供配电线路正常运行和工作, 提高35k V变电所的工作效率。
参考文献
[1]魏红民.10kV~35kV供配电线路维护的基本途径与趋势[J].中国新技术新产品, 2013 (3) .
[2]杨德胜.35kV变电所供配电线路的关键施工技术研究[J].科技风, 2008 (5) .
配电变电站 第10篇
1 35kV变电站现有两种调容方式的原理及特点
根据电工学原理, 电容器组的输出无功与电容器组的电容值成正比, 与电容器组的端电压的平方成正比, 即Q=wCU2。传统的无功补偿装置通常由断路器 (QF) 、电抗器 (L) 、电容器 (C) 、放电线圈 (TV) 等元件构成。其接线原理图如图1。
系统母线电压恒定, 要改变无功补偿的容量, 只能通过投入一组或几组电容器组, 即改变接入系统的电容值。目前的35kV变电站无功补偿设备通常采用手动方式投切电容器, 一般是一段母线投一组电容器, 而且, 电容器的容量都较大, 当电容器的补偿容量大于变电站的无功缺额时, 投入电容器就会出现过补, 而不投又会欠补。出于安全考虑, 大多数变电站将此类补偿设备闲置起来, 造成设备利用率不高, 补偿效果不好等问题。为了克服上述弊端, 部分变电站虽然采用了自动装置来投切电容器, 但用于投切的开关, 通常是真空断路器, 其缺点是不适于频繁操作, 不能经常投切电容器组, 无法满足精细补偿的要求。
为了满足多级补偿的要求, 现今35kV变电站多采用分组自动投切无功补偿装置, 通常的做法是把一个较大容量电容器组拆分为多个小容量的电容器组, 投切开关选用真空接触器, 一般接触器的电气寿命可达10万次, 可满足频繁操作的需要。但是拆分的组数越多, 需要的真空接触器、电抗器、放电线圈越多, 造价高、占地面积大, 所以, 一般在设计时, 最多拆分成四组, 而且电抗器多为干式铁心电抗器, 只能户内布置。这种补偿方式, 只是在一定程度上细化了补偿容量, 从电气原理图上来看, 还是通过开关的动作来改变接入系统的电容值。其基本接线原理图如图2。
2 35kV变电站调压调容方式的原理及特点
从公式Q=w CU2可知, 如果无功补偿的容量恒定, 而改变电容电压, 也可改变接入系统的电容值。目前变电站调压式无功自动补偿装置, 对无功的补偿原理正是根据电容器组的输出无功与电容器组的端电压的平方成正比而研制。其基本接线原理图如图3。
该装置由断路器 (QF) 、隔离开关 (QS) 、自耦调压器 (T) 、电容器 (C) 、放电线圈 (TV) 组成。自耦调压器串联在断路器和电容器组中间, 用来调节电容器组两端的电压, 由于电容器组的电容值恒定, 电容器组输出的无功功率随施加的电压不同而不同。假设电容器组的补偿容量为QCN (QCN为电容器组的额定容量) , 调压器的电压调节范围为0.6UCN~UCN (UCN为电容器组的额定电压) , 调压器档位为9档, 电容器组的输出容量为。假设每档调节电压相等 (0.05UCN) , 则各档对应的电容器组输出容量为表1。
该调容方式具有如下特点。
(1) 无功补偿级数多, 补偿精细, 电容器组利用率高。变电站母线安装一套该装置在运行时, 可分9级进行补偿。这对于传统的无功补偿装置几乎是不可能实现的。
(2) 采用自耦式有载调压器, 无功补偿调节过程电容器组不断电, 调压器每档之间只有几百伏, 调节过程无过电压和涌流问题。
(3) 电容器长期工作在额定电压之下, 流过电容器的电流也小于额定电流, 且无涌流和过电压冲击, 使电容器寿命长, 成套装置可靠性高。
(4) 无功补偿调节过程中, 无须考虑电容器放电, 当断开断路器, 成套装置退出运行时, 调压器相当于一个大型的放电线圈, 放电性能好, 而不需要像传统电容器组需要在电容器两端并联放电线圈。
(5) 如果变电站供电负荷的谐波电流很小, 还可以去掉电抗器, 调压器自身的漏抗可以抑制成套装置在断路器投入时的合闸涌流。
(6) 元件数少, 电抗器可采用空芯电抗器, 也可采用干式电抗器, 可户内放置, 也可户外放置。
(7) 适合老站改造。该装置只是在传统无功补偿装置的断路器和电容器组之间串联了一套调压器, 所以原有断路器、电抗器、电容器、放电线圈等都可以继续使用。
(8) 非常适合高电压等级下的分级无功补偿。
3 变电站三种调容方式的比较 (表2)
4 结语
上述两种无功补偿装置, 不管是靠断路器投切大电容器组, 还是靠接触器分组投切小电容器组, 都是通过开关的分合来改变接入系统的电容值, 该类装置必然存在投切涌流大和操作过电压等问题, 装置可靠性低, 特别是开关和电容器等部件故障率高。调压式无功自动补偿装置可避免上述两种调容方式的缺点, 更好的适应目前农网无功需求, 必然成为将来农网35kV变电站调容系统改造的趋势。
摘要：叙述了现今农村配电网 (简称农网) 35kV变电站的主要无功补偿方式, 比较并论述了农网35kV变电站无功补偿方式的优缺点, 提出了农网35kV变电站无功补偿方式的发展趋势。
配电变电站 第11篇
关键词：电磁暂态程序,雷电过电压,750 kV变电站,敞开式配电装置
0 引言
750 kV变电站一般为枢纽站,在电力系统中占有极其重要的地位。一旦遭受雷击损坏,将会带来大面积停电,造成很大的经济损失。变电站的雷害事故来自2个方面:一·是雷直击于变电站,—二是雷击输电线路产生的雷电波沿线路侵入变电站[1]。对直击雷的防护一般采用避雷针或避雷线。对雷电侵入波防护的主要措施是变电站内安装氧化锌避雷器以限制电气设备上的过电压幅值。本文就某750 kV变电站,在雷电沿最不利路径侵入时,用国内外广泛使用的电磁暂态程序ATP,对变压器端口及各主要设备节点处可能出现的最大雷电过电压进行计算,同时,对母线避雷器的配置以及高抗旁是否需单独安装避雷器进行计算讨论。
1 计算数据的确立
1.1 电气主接线
图1是某750 kV变电站电气主接线,采用3/2断路器接线,本期将建设2回出线和1台变压器,按照《750 kV变电所设计暂行技术规定(电气部分)》(Q/GDW 101-2003)标准要求,变电站均配备线路避雷器和变压器避雷器。
根据变电站电气总平面布置以及运行方式分析,当变电站投运初期,可能出现一回出线及一台主变运行这种最不利的运行方式,即只计算这种一线一变最严重的情况。可能运行方式见表1。
1.2 变电站各设备参数
1.2.1 入口电容
根据设备制造厂家提供的数据,各电气设备的入口电容取值见表2。
1.2.2雷电波和避雷器参数
根据电力行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T620—1997),某750 kV变电站地区雷电流幅值概率曲线可用式(1)表示:
式中:P表示幅值超过I(kA)的雷电流概率。
按惯用法进行反击计算时,可根据变电站防雷可靠性要求,选取某一累积概率下的幅值。150 kA的概率为0.039%,180 kA的概率为0.008 1%,190 kA的概率为0.004 8%,200 kA的概率为0.002 8%,216 kA的概率为0.001 2%。因此取216 kA作为反击侵入波过电压计算中的雷电流具有足够的可靠性。
对于绕击计算,可根据电气几何模型求出最大的绕击电流。按照电气几何模型,当雷电流幅值大于最大的绕击电流时,雷或击于避雷线,或击于地面,而不会击中导线,亦即不会发生绕击。因此经计算最大的绕击电流取19.6 kA。
对于反击计算,考虑雷击杆塔塔顶的情况,而不考虑雷击档距中央避雷线的情况,因为雷击塔顶时反击过电压最严重。雷击档距中央只要满足规程的要求,就不会引起避雷线与导线之间的闪络,即使引起绝缘子串闪络形成反击,也没有雷击塔顶时的严重[2]。同样,绕击计算也只考虑雷击点位于杆塔处的导线上,因为位于杆塔处的导线和避雷线最高,可能出现的绕击电流也最大。反击时雷电通道的波阻抗取300Ω,绕击时取800Ω。雷电流的波形取2.6/50μs的三角波。
在ATP中,氧化锌避雷器的特性用多段指数函数来模拟。指数函数为:
式中:P、Q为系数和指数,Vef为参考电压[3]。
线路和高抗侧氧化锌避雷器的额定电压为648 kV,变压器和母线侧的额定电压为600 kV。MOA的伏安特性见表3。
1.2.3进线段模拟
雷电侵入波是通过进线段传入变电站而引起过电压的,雷电过电压的幅值大小变化十分复杂,通常随雷击点离变电站距离的增加而降低,随杆塔高度的增加和杆塔接地电阻的加大而升高。统计表明,变电站全部雷害事故的30%发生在300 m内,48%的事故发生在1 000 m内[4],因此,为了准确地计算波过程,模拟了各回出线进线段1号、2号、3号基杆塔和导线。同杆双回杆塔按自然尺寸用多段分布参数模拟,杆塔的工频接地电阻暂按15Ω计。变电站进线段土壤电阻率ρ的平均值为400Ω·m。进线段的输电线用相导线和双避雷线构成分布参数线路模型。
绝缘子串正极性放电的伏秒特性用式(3)拟合。
绝缘子串负极性放电的放电电压近似取正极性放电的放电电压的1.13倍。
1.2.4 工频电压的影响
在750 kV超高压系统中,工频电压所占雷电过电压的比例不容忽视,特别是当工频电压的瞬时极性与雷电流相反时。因此,在仿真计算中加入了电压源模型进行模拟,采用与雷电流相反极性的工频电压峰值。
2 计算结果及其分析
变电站内所有750 kV设备的额定雷电冲击绝缘水平按《750 kV变电站设计暂行技术规定(电气部分)》(Q/GDW101-2003)选定变压器内绝缘雷电冲击耐受电压为1 950 kV,外绝缘雷电冲击耐受电压为2 250 kV;其余各设备内绝缘雷电冲击耐受电压为2 100 kV,外绝缘雷电冲击耐受电压为2 250 kV。考虑绝缘裕度,内绝缘取1.15,外绝缘取1.05,则变压器内允许过电压为1 696 kV,外绝缘允许过电压为2 143 kV;其余各设备内绝缘允许过电压为1 826 kV,外绝缘允许过电压为2 143 kV。在计算时,雷电波分别从1号、2号、3号塔进入,计算变压器端口及各主要设备节点处出现的最大雷电过电压。设备间的几何参数简图如图2所示。
2.1 计算结果
2.1.1 绕击侵入波过电压
当未装设母线避雷器时,高抗与线路共用一组避雷器情况下的各设备上最高绕击过电压峰值见表4、避雷器最大电流峰值见表5,表中还列出了产生最高绕击过电压时相对应的受绕击杆塔号。
高抗侧安装避雷器而母线不装避雷器情况下的绕击侵入波过电压计算结果见表6、避雷器最大电流峰值见表7。母线安装避雷器、高抗与线路共用一组避雷器情况下的计算结果见表8、避雷器最大电流峰值见表9。
对表4、表6、表8中的绕击侵入波过电压计算结果分析如下:
(1)母线未装避雷器,高抗与线路共用一组避雷器情况下,一线一变运行方式的绕击侵入波过电压超出绝缘允许范围,较大的过电压出现在母线CVT、隔离开关等设备上;母线未装避雷器,高抗安装避雷器情况下,一线一变运行方式的绕击侵入波过电压与高抗未装避雷器情况下的基本相同,只是高抗上的过电压有明显降低。
(2)母线安装避雷器、高抗侧与线路共用一组避雷器情况下,一线一变运行方式下的绕击侵入波过电压在绝缘允许范围内。
因此,本期工程考虑一线一变运行方式,母线侧需安装避雷器,高抗侧可不安装避雷器。
2.1.2 反击侵入波过电压
根据绕击侵入波过电压计算结果,母线需要安装避雷器,高抗侧可不安装避雷器,因此计算母线安装避雷器情况下的反击侵入波过电压。母线安装避雷器且高抗侧未装避雷器情况下一线一变运行方式的反击侵入波过电压计算结果列于表10和表1 1。
对表10、表11反击侵入波过电压计算结果分析如下:母线安装避雷器且高抗侧未装避雷器情况下,本期工程一线一变运行方式下各设备上的反击过电压在允许范围内。
3 结论
(1)本期工程考虑一线一变运行方式,在线路、主变侧和母线侧需配置避雷器,高抗侧可不配置避雷器就能满足变电站远期防雷保护的需要。
(2) 750 kV变电站配电装置按上述结论进行防雷设计,其保护方案是安全可靠的。
参考文献
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[3]DOMMEL H W.电力系统电磁暂态计算理论[M].李永庄,曾昭华译.北京:水利电力出版社,1991.
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