非典型接线范文

非典型接线范文（精选5篇）

非典型接线 第1篇

2014-11-27T21:22:29, 35kV沙堰变电站在增容改造过程中发生了一起因10kV沙樊线148#杆金属性接地引发的10kV母线电压互感器弧光短路故障, 造成烧毁10kV母线电压互感器。经过现场检查分析, 发现是因为高压开关柜厂家未正确理解南瑞科技NSR656R系列TV切换保护装置开口三角试验芯抽取的正确用法, 而造成的一起非典型性错误接线, 同时该故障也暴露出开关柜安装中交接试验的一些短板, 具有较强的借鉴意义。

1 故障发生情况及故障的初步分析判断

1.1 故障发生时的基本情况

2014年11月, 沙堰变电站进行2#主变增容改造工作, 该站10kV GG1A型高压开关柜全部更换为KYN28A-12型手车高压开关柜。该站在事故发生时的运行方式为:在沙堰变2#主变及10kV开关柜增容改造期间, 35kV蔡沙线受电带35kV母线, 沙1#主变运行, 沙2#主变停运解备做安措;10kVⅠ段母线运行, 10kVⅡ段母线停运解备, 进行开关柜安装调试任务, 沙100母联开关柜已安装但未安装连接母排;10kV沙冀线、10kV沙赵线通过变电站出口电缆跳通10kV线路进入施工改造期间运行方式进行运行。该站一次系统图如图1所示 (加框部分为本期工程) 。

1.2 故障发生时的各种信息反映

故障发生后工控机事故报文信息如图2所示。

故障发生开关柜爆炸后情况如图3所示。

1.3 故障发生后初步分析判断

(1) 从故障报文分析, 故障发生时10kV母线发生系统接地故障 (21:22:20—198沙10kV东母零序电压信号报警) ;根据保护定值分析零序电压告警投退-投入, 零序电压告警电压定值-15V, 零序电压告警时限-6s, 系统应该发生单相接地故障。 (2) 从现场运行情况分析, 沙10kVⅠ段母线TV已经运行10天, TV的计量、测量、保护3个绕组表计正常, 交接试验中保护传动正确, 基本可以排除运行回路接线错误问题。 (3) 从TV柜爆炸后痕迹分析, 并结合后台机报文情况初步判断为:因10kV线路发生单相接地故障, 引起10kVⅠ段母线TV零序回路短路引起互感器绝缘击穿, 从而引发TV三相弧光短路造成10kV TV开关柜爆炸事故;但是引起10kV TV零序回路短路的根本原因并未查明, 需进一步分析研究。

2 现场试验及TV零序回路问题分析查找情况

2.1 电压并列装置的功能与原理

沙堰变10kV TV选用信阳华电电器有限公司生产的JDZX11-10型电压互感器, 产品符合标准GB1207—2006, 本站10kV母线TV切换装置采用国电南瑞科技股份有限公司生产的NSR656R系列保护装置。NSR656R电压并列装置电压回路接线原理如图4所示。

NSR656RF TV并列装置适用于单母线分段接线方式的两段母线TV重动、并列, 能完成单母线分段方式的两段母线TV的各8路电压 (4路测量保护电压、4路测量电压) 的重动、并列操作。每台装置中可配置两块TVBL板件, 完成两个电压等级的TV并列。TV的重动:NSR656RF TV并列装置由各段TV的一次刀闸位置将8路电压重动到电压小母线, 接至本段母线的保护测控装置的TV回路并有重动监视信号开出。TV的并列:NSR656RF TV并列装置由分段开关的位置完成重动后的8路电压并列, 并有并列监视信号开出。TV的并列有就地、远方两种方式, 就地并列/解列由并列操作KK控制完成, 远方并列/解列由遥控操作完成。

2.2 电压二次回路的接线核对性试验原理与方法

电压互感器的工作原理与变压器相同, 也是由一次和二次绕组、铁芯、引出线以及绝缘结构等构成, 所不同的是电压互感器的二次电压一般都是, 同时电压互感器容量较小。JDZX11-10型电压互感器额定变比, 在一次侧输入400V交流电压 (三相电压) , 二次侧线电压理论上应该为4V。

在TV一次侧输入400V交流电压, 在TV二次侧反映出4V左右的线电压, 本次接线核对采取分解方式进行, 第一步核对互感器一次侧至手车航空插头段, 第二步核对互感器一次侧至开关柜端子排, 第三步对UA/UB/UC三相电压任意取消一项, 确认开口三角UL电压会正常产生。核对完毕后在开关柜端子排侧利用继电保护校验设备分别加入UA/UB/UC/UL4组电压, 核对TV切换装置并列/解列的正确性。按照本试验方法, 分别试验了保护、测量、计量、零序4组回路, 对回路正确性进行核对性试验。

在试验中发现, 在TV一次侧输入400V交流电压后, UA、UB、UC三相均能测到将近4V电压, 不计回路压降等实际因素, 电压值在合理范围内。同时零序回路出现1.2V左右电压, 该电压属于回路分压, 确认零序回路存在错误接线。

2.3 TV二次回路错误接线分析

本站10kV TV柜采用南阳飞龙电器有限公司生产的KYN28A-12型手车式开关柜, 电压互感器的接线配线以及保护装置的配线采用工厂化配线模式, 均由飞龙电器有限公司于厂内进行配线, 根据随屏图纸 (图5) 进行分析, 发现TV保护回路采取三角形接线, 厂家从UB的尾端抽取L601作为UL, 与开口三角电压的抽取不一致。经与南瑞厂家、飞龙电器厂家沟通分析一致认为, 在开口三角试验芯抽取上存在认识错误, 正常开口三角应该抽取TV绕组UA绕组首端和UC绕组尾端, 但是飞龙厂家误抽取UB的尾端, 该方式一般为110kV重要线路保护检同期电压抽取方式。

3 TV二次回路误接线发生的原因与对策

3.1 本次事故发生的原因

(1) 本次TV保障事故发生的原因为:在10kV线路发生单线接地的条件下, 因TV柜TV零序回路误接线, 开口三角回路短路形成零序线圈绝缘击穿发生三相TV设备弧光短路, 造成设备烧毁的故障。 (2) 造成本次故障的直接原因为:开关柜厂家在工厂配线过程中未能正确理解TV二次回路开口三角电压的抽取方法, 将110kV线路检同期电压的抽取方法混淆造成了误接线。 (3) 本次事故的发生暴露出厂家在目前集中招标、集中生产的形势下, 存在产品出厂试验不全、图纸审核不细不实的弊端;同时发现在设备安装调试阶段忽视了对电压回路接线正确性的核查工作, 在安装中, 据笔者了解, 此项工作普遍存在缺失。

3.2 防止此类误接线事故发生的对策

(1) 高度重视产品监造工作, 建议运行单位在产品技术协议签订阶段跟进了解, 依据现场实际提出设计要求;出厂试验阶段安装单位、运行单位进行驻厂监造, 确保产品出厂试验不缺项、不漏项, 对发现的缺陷及时处理, 确保产品到场优质合格。 (2) 施工单位在安装中进行二次回路核查工作, 积极利用电流互感器一次侧升流、电压互感器一次侧升压、分部核查的方式核对二次接线的正确性, 并将此项试验纳入试验报告形成正式结论。 (3) 运行单位在核查试验中及时跟进, 监督要求设备安装单位全面进行二次电压、电流回路的核查试验, 目前运行单位往往存在重视投运交接试验、忽视施工中的核查试验的弊端, 而在投运启动阶段因时间、运行方式等原因交流电流、交流电压回路正确性的核查难以现场进行, 造成监管盲区。 (4) 运维管理单位应进一步加强技术监督力度, 对发现的同厂家、同批次、同类型问题进行全面排查, 进一步杜绝设备安全隐患, 提高设备安全运行、电网精益化运维水平。

4 结语

为防止此类事故再次发生, 在目前电网建设工程大规模开展, 基层单位存在设计、施工队伍严重不足且水平参差不齐的情况下, 建议在安装中将交流电压、交流电流二次回路的正确性核查列为必须进行的交接试验项目, 在“十八项反事故措施”中进行明确, 并在设备投运启动中进行专项核查, 杜绝此类事故再次发生, 为电网安全稳定运行提供有效的制度保障。

摘要：针对生产实际中出现的一次因TV零序回路认识混淆造成的误接线引发的TV爆炸事故, 说明了TV二次回路的分析过程和核对试验方法, 着重分析了事故发生的原因, 提出了防止事故再次发生的对策, 对同类设备的运维管理有较强的借鉴意义。

关键词：电压互感器,零序回路,错误接线,故障

参考文献

[1]国家电网公司.十八项电网重大反事故措施[Z], 2012.

非典型接线 第2篇

1 李灶变的运行方式

35 k V:1号主变301、2号主变302、李灶335, 永大331开关运行, 特李332开关热备用, 1号所变接李灶335线路运行。

10 k V:Ⅰ, Ⅱ段母线分列运行, 母联110开关热备用, 1号主变101、生建131、李工132、李轧134、1号电容器1C1开关运行于Ⅰ段母线, 2号所变运行待切于Ⅰ段母线;2号主变102、李纺135、艳阳136、李南137、加谷138开关运行于Ⅱ段母线, 李东139、南港133开关热备用。10 k VⅡ段母线消弧线圈接加谷138线路运行。

2 消弧线圈设备简介

35 k V李灶变新增的10 k VⅡ段母线消弧线圈为北京电力设备总厂生产的XDZC-1000/10型号产品, 采用调匝原理。

调匝式消弧线圈是通过改变消弧线圈绕组的匝数 (类似变压器通过调节调压线圈的匝数来调节变比) 来调节电感量, 从而调节补偿电流的大小。消弧线圈结构简单, 通常需要配置有载分接开关设备。由于分接头数量有限, 消弧线圈不能连续调节, 补偿范围相对较小。

3 消弧线圈的作用

早期的10 k V系统普遍采用中性点不接地的形式。但随着城市的发展, 变电站出线间隔数大幅增加, 且大量架空线路逐步改为电缆线路, 多数变电站系统对地电容电流较投运之初均有大幅度增加。

当电容电流较大时, 接地点电弧即不易自动熄灭, 间歇性燃弧将造成弧光接地过电压, 损坏设备。规程规定, “当单相接地, 且接地电容电流大于30 A时, 需安装消弧线圈, 以便在单相接地时向中性点提供感性电流, 从而限制接地电的容性电流, 使电弧较易熄灭。

4 消弧线圈系统结构及闭锁关系

4.1 消弧线圈挂接在10 k V母线上

接地变变压器—消弧线圈系统设备繁多, 其典型配置如图1所示。接地变检修时需装设多组接地线, 且开关柜与设备不在同一房间。为保证操作安全, 必须装设完善的闭锁装置。

根据不同情况, 消弧线圈的防误闭锁主要分为以下两种:①消弧线圈接地变处于同一室。操作流程为消弧线圈开关手车试验位置→带电显示无压→消弧线圈开关接地刀闸合上→后柜门打开→消弧线圈地刀→消弧线圈网门或接地变网门。②消弧线圈接地变处于不同室, 且隔断。操作流程为无接地→拉开消弧线圈刀闸→消弧线圈室网门→装地桩→接地变室网门→装地桩。

一般情况下, 消弧线圈网门的闭锁与开关柜接地刀闸、开关手车试验位置有关, 网门不关, 接地刀闸可以拉开, 但开关手车无法摇至工作位置。

4.2 消弧线圈挂接在加谷138线路侧

消弧线圈挂接在加谷138线路侧的操作流程为加谷138开关手车试验位置→带电显示无压→加谷1380接地刀闸合上→后柜门打开;消弧线圈中性点无压→消弧线圈1A24刀闸拉开→消弧线圈网门打开。

消弧线圈接在加谷138线路侧时, 从开关柜后柜门和消弧线圈网门、接地刀闸和消弧线圈地端、消弧线圈1A24刀闸和3U0以及网门之间的闭锁来看, 这种防误关系与正常情况没有太大的区别, 但是网门的闭锁只与地刀有关, 此时也就杜绝了开关手车试验位置这个条件, 使得运维人员在操作过程中能够防止误入带电间隔。

5 结论

本文对消弧线圈非典型接线方式下的防误闭锁问题进行了探讨。通过对比、分析发现, 在线路带电的情况下实现防止误操作消弧线圈, 可以有效防止验收操作过程中误入带电间隔。接地变压器—消弧线圈系统作为变电站的关键设备, 受到了越来越多的关注, 其相关的防误闭锁逻辑也越来越完善。

参考文献

[1]谢茂林.浅析消弧线圈的一些问题[J].电力学报, 2005, 20 (2) .

[2]刘连睿.10~35 k V系统弧光接地过电压的危害及解决办法[J].华北电力技术, 1999 (3) .

广州中压配电网典型接线模式研究 第3篇

配电网位于电力系统的末端, 直接与用户相连, 整个电力系统对用户的供电能力和供电质量最终都必须通过它来实现和保障。中压配电网的规划和建设已成为电网发展的重要支撑环节, 其中电网接线方式的选择非常关键, 它不仅关系到电网建设的可靠性和经济性, 而且对提高客户服务能力也具有重要意义[1]。因此, 有必要对各种接线模式进行分析研究, 以便为电网的优化、经济运行及规划、运行人员提供有益的参考。

文献[2]从经济性、可靠性、网损率和母线电压水平等方面对城市中压10 kV配电网络常用接线模式进行了分析比较和研究;文献[3]综合考虑了配电网接线模式的安全性、可靠性和经济性等, 提出了一种配电网接线模式的综合评价体系;文献[4]在不同供电区域负荷密度和不同变电所容量的条件下, 对中压配电网常见的几种接线模式进行了经济性和可靠性计算分析;文献[5]进行了配电网规划中接线模式的相关研究, 提出了配电网中配电站布点及其网架和联络线设计的优化模型。

上述文献均从不同角度比较了配电网接线模式的优缺点, 并提出了不同接线模式适用的供电区域, 但并不完全适用于广州地区。本文对广州地区中压配电网的接线模式进行了分析研究, 并提出了网架构筑的思路。

1 典型接线的必要性

中压配电网典型接线是中压网架结构的典型设计, 指引网架规划、改造的目标和方向。推行中压配电网典型接线的必要性有以下几点: (1) 可构建一个简单、清晰的中压网架, 方便运行人员进行转供电等操作, 为配电网运行管理水平的提升打好基础。 (2) 满足配网自动化建设需求, 典型接线配合配网自动化有助于明确、快速地隔离故障段, 实现非故障段的快速复电, 减少停电时间, 提高用电可靠性[6,7]。 (3) 使电网拓扑关系变得清晰明了, 运行方式相对稳定, 对于规范线损四分管理[8], 推行营配一体化系统有重要意义。

2 广州典型接线模式类型

2.1“2-1”环网接线

以电缆网为例, 其结构如图1所示。两回线路应来自不同变电站或同一变电站的不同中压母线, 平均每回线路不超过50%的额定载流量运行。

2.2“3-1”环网接线

“3-1”环网接线分三回线路一组和四回线路一组2种, 以电缆网为例, 其结构分别如图2 (a) 和图2 (b) 所示。其中有联络的线路应来自不同变电站或同一变电站的不同中压母线, 平均每回线路不超过66.7%的额定载流量运行。每回线路的2个联络点必须设置在不同开关房 (综合房) 中, 线路中段的联络点应尽量在靠近线路负荷等分点的位置接入。

2.3“花瓣型”接线

“花瓣型”接线结构如图3所示。来自变电站同一段中压母线的2条馈线闭环运行, 来自不同变电站或不同主变的2个环相互联络, 开环运行。正常运行方式下, 每个环路 (两回线路) 的总负荷不超过单回线路的额定载流量, 即线路利用率不超过50%。

3 典型接线模式评估

对广州各种典型接线模式进行比较分析, 如表1所示。

综合表1结果, 在变电站布点相对较少的郊区, 由于负荷密度较低或地理因素限制, 一般应采用“2-1”环网接线;在中心城区的大型统建小区, 由于其负荷率一般较低, 考虑到建设难度, 优先采用“2-1”环网接线;在中心城区的商住混合区, 由于其负荷密度较高, 对可靠性要求也高, 为提高设备利用率, 应采用“3-1”环网接线;“花瓣型”接线一般用于20 kV电压等级, 虽然其具有很多优势, 但从现状10 kV网架向20 kV改造的代价巨大, 故仅考虑用于负荷密度很大且对可靠性要求非常高的新区, 广州仅在中新知识城采用这种接线方式。

4 典型接线构建方式

4.1 新建网架构建方式

(1) 10 kV配电网。负荷发展初期, 采用“2-1”接线模式。负荷发展到一定阶段 (平均每回线路负荷接近40%时) , 如有新报装负荷, 应考虑构筑三回一组的“3-1”接线模式。当三回馈线平均每回线路负荷增长到55%左右时, 如有新的报装负荷, 应考虑构四回一组的“3-1”接线模式。当负荷进一步发展, 四回一组的“3-1”接线不能满足“N-1”的供电要求时, 不应在四回一组的“3-1”接线模式基础上再增加线路, 而应重新回到“2-1”的模式再次循环发展。

(2) 20 kV配电网。负荷发展初期可设置独立的“花瓣”, 联络方案的选择应为“花瓣”间形成联络提供便利。最终联络开关站的位置和接线方式, 根据地理位置、负荷情况等其他相关条件确定。当“花瓣”上的总负荷超过单回线路的最大输送容量的40%时, 原则上不再接入新负荷;为保持各“花瓣”的负荷均衡、提高设备利用率, 可对“花瓣”间的开关站进行调整或新出馈线重构花瓣。

4.2 原有网架构建方式

(1) 对于单辐射或联络点位置不理想的线路, 在合适的位置增加新的联络点, 与其他线路组成“2-1”或“3-1”接线模式。 (2) 对于地理位置较近的三回或四回线路, 尽可能利用原有联络线路, 通过驳接电缆等手段改变联络关系, 或在适当位置新增必要的联络点, 直接形成三回或四回一组的“3-1”典型接线。 (3) 对于现状联络关系复杂、供电范围相互交叉的馈线群组, 结合变电站供电范围拆分为若干负荷较为集中的片区, 断开片区间不必要的联系, 并将片区内的开关房、综合房按照典型接线原则进行重组, 将片区内的原有复杂网络直接改造为三回或四回一组的“3-1”典型接线。 (4) 典型接线改造工作应结合解决线路重过载、单辐射、不可转供等问题一并开展, 对原有网架的改造应充分考虑投资效益, 统筹考虑新敷电缆及管廊的需求, 制定被拆除电缆的重复利用或清理方案, 防止“大拆大建”。

5 结论

本文针对广州中压配电网的典型接线模式进行了详细的研究分析, 从中可得出以下结论: (1) 在配电网规划中推广典型接线对于提高运行管理和客户服务水平有重要意义。 (2) 不同配电网接线有不同的优点和缺点, 应根据具体的要求和条件选择合适的方式。 (3) 典型接线是配电网规划的方向, 但构建过程中一定要因地制宜, 选择最经济的建设和改造方式。

参考文献

[1]姚莉娜, 张军利, 刘华, 等.城市中压配电网典型接线方式分析[J].电力自动化设备, 2006 (7)

[2]陈庭记, 程浩忠, 何明, 等.城市中压配电网接线模式研究[J].电网技术, 2000 (9)

[3]潘锋, 汪利华, 周敏, 等.高中压配电网接线模式的综合评价方法[J].电气应用, 2010 (5)

[4]王成山, 王赛一, 葛少云, 等.中压配电网不同接线模式经济性和可靠性分析[J].电力系统自动化, 2002 (24)

[5]顾洁, 孟旸.配电网接线模式研究[J].电力自动化设备, 2002 (7)

[6]陈炽高.配电网自动化之配网接线技术分析[J].广东科技, 2009 (4)

[7]凌永标.面向配电网自动化建设的配网接线方式探讨[J].现代电力, 2005 (1)

非典型接线 第4篇

1 220 kV电网的典型接线

根据深圳电网规划,220 kV电网将以500 kV变电站为中心,构筑双环网结构。环网结构中非同名线路力求实现不同路径,以避免通道故障导致的灾难性事故发生。

1.1 无220 kV电厂接入的接线(典型接线1)

无220 kV电厂接入的接线如图1所示,构筑了以500 kV为中心的自愈环网。

环网中一般最多考虑串入4座220 kV变电站,在500 kV深圳变电站、鹏城变电站、白花洞变电站的供电区内,均有采用此接线形式的220 kV电网。在此接线下,定义:甲—A1线路和甲—A4线路为首端线路;A1—A2线路和A4—A3线路为中间线路;A2—A3线路为中央线路(或联络线路)。

1.2 有220 kV电厂接入的接线(典型接线2)

有220 kV电厂接入的接线如图2所示。这是考虑将电厂串入图1所示结构的A2—A3联络线路中形成的。

在500 kV鲲鹏变电站、白花洞变电站的供电区内有采用此形式的220 kV电网。在此接线下,定义:乙—B1线路和乙—B3线路为首端线路;B1—B2线路和B3—B4线路为中间线路;B5—B2线路和B5—B4线路为电厂送出线路。

1.3 混合典型接线

将上述两种典型接线合并,形成如图3所示的混合典型接线。在500 kV白花洞变电站的供电区内有采用此接线的220 kV电网。

2 220 kV电网典型接线参数的设定

根据电网规划成果,220 kV电网典型接线参数的设定如表1所示。

3 两种典型接线性能的分析

3.1 负载率分析

3.1.1 500 kV主变压器的负载率

对于典型接线1,若4座220 kV变电站均采用4×240 MVA、4×180 MVA主变压器配置,当其负载率为0.75时,500 kV主变压器均过载,过载率分别达到45%和10%;若4座220 kV变电站均采用4×240 MVA、4×180 MVA主变压器配置,当其负载率为0.5时,500 kV主变压器负载率分别超过95%和70%;若4座220 kV变电站均采用3×180 MVA主变压器配置,当其负载率为0.75时,500 kV主变压器均负载率超过70%。

对于典型接线2,当220 kV主变压器负载率为0.75、0.5时,500 kV主变压器负载率分别为85%和40%。图2中500 kV主变重载,负载率达85%。

3.1.2 根据负载率情况对电网参数的修订

从上述分析可见,若负载率达到0.75,典型接线1的一大部分情况不能满足正常运行方式下的安全供电。

最近的远景规划中,深圳电网目标电力负荷将达到23 GW,规划58座220 kV变电站,考虑小电厂出力后,平均每座220 kV变电站供电负荷约为400 MW,其中特区内平均每座220 kV变电站供电负荷约为300 MW,特区外平均每座220 kV变电站供电负荷约为450 MW。按照规划目标,220 kV变电站若安装4台主变压器,在正常运行方式下,变电站只有0.50的负载率,容载比达到2.0;若考虑经济性,安装3台主变压器,也能满足“N-1”安全准则。因此,220 kV电网修订后典型接线的参数如表2所示。

在此配置下,最终需要该站供电的电力负荷只要求2台满载的负荷就足够了,可安全供电。因此,可以对典型接线的参数进行简化,如表3所示。

3.2 可靠性分析

电力系统可靠性通常包括充裕性和安全性两个方面。根据深圳电网规划,目标全电网满足“N-1”准则,供电可靠率要求达到99.999%。

充裕性是指电力系统在静态条件下,系统元件的负载不超出其定额、母线电压和系统频率维持在允许范围内、考虑系统元件计划和非计划停运的情况下,供给用户总电力和电量的能力。

安全性是指电力系统在运行中,如出现特定可承受事件,不致引起损失负荷、系统元件的负载超出其定额、母线电压和系统频率超越允许范围、系统稳定破坏、电压崩溃或连锁反应的能力。

以下按修订后的典型接线的参数,就安全性问题作进一步详细讨论。

3.2.1 220 kV线路“N-1”安全性

对于典型接线1,有以下几种情况。

1) 首端线路甲—A1线路(或甲—A4线路)发生“N-1”故障时,首端3回线路供带全部4座变电站,平均每回线路输送640 MVA容量,考虑30%不平衡度,单回输送760 MVA,双回输送1 160(2×580)MVA,单回4×300 mm2导线仍有20%以上的裕度。

2) 中间线路A1—A2线路(或A4—A3线路)发生“N-1”故障时,中间3回线路供带2座变电站,平均每回线路输送320 MVA,考虑30%不平衡度,单回输送380 MVA,双回输送580(2×290)MVA,单回2×630 mm2导线仍有将近50%的裕度。

3) 中央线路A2—A3线路发生“N-1”故障时,因该线平常并不存在大量潮流输送,“N-1”故障不会引起大量潮流转移,故障通道单回2×630 mm2导线裕度很大。

综上所述,此结构的安全性好。

对于典型接线2,因其相当于在典型接线1的中央线路(A2—A3线路)中串入电厂,电厂出力抵消500 kV主变压器承载容量,首端线路输送容量降低,中间线路输送容量降低甚至反向输送,因此,此结构的安全性比典型接线1更能得到保障。

3.2.2 500 kV变电站主变压器“N-1”安全性

对于典型接线1,正常情况下,因没有电厂出力,全部负荷均需由500 kV变电站主变压器承载,一组主变压器发生“N-1”故障时,另一组主变压器承担全部负荷,过载超过90%(或40%)。

典型接线2在正常情况下,电厂有效出力达1 200 MVA,500 kV变电站主变压器承载800 MVA以下容量,一组主变压器发生“N-1”故障时,另一组主变压器可承担全部负荷。

对于图3所示的混合接线,存在一个严重的问题,即一个环中负荷备用裕度很大,另一个环中却存在主变压器严重过载的风险。通过对潮流、短路电流、稳定等条件的核算,对运行方式稍作调整,即对图3所示的混合接线进行改变,需在500 kV变电站装设4台(组)主变压器,取在220 kV母线分段,每段母线接2台(组)主变压器,任意一台(组)主变压器故障时,其余主变压器均不过载,且短路电流得到有效控制。这大大提高了500 kV站主变压器发生“N-1”故障时的安全性。

3.3 适应性分析

1) 负荷发展的适应性。负荷发展可能导致新的变电站布点。经核算,仍然为上述参数,新增变电站布点在图1中任何位置是没问题的;若新增变电站布点于图1的典型接线1中,正常运行时,500 kV主变压器会过载,不安全;若新增变电站布点于图2的典型接线2中,也是没问题的。

2) 电厂接入的适应性。典型接线1存在诸多隐患,若在接线中的中间线路(A1—A2或A4—A3线路)、中央线路(联络线路,A2—A3线路)接入新的较大容量电源,接线演变成典型接线2或近似此接线,其供电可靠性将大大提高。

在典型接线2中一般不主张新增大型电厂,电源过于集中将使500 kV主变压器过于轻载,甚至存在送出问题,而短路电流又不能得到有效控制。

4 结语

1) 通过对深圳220 kV电网典型接线的分析,可以认为,深圳电网采用的典型接线型式是适宜的。

2) 典型接线1的运行条件相对较苛刻,而典型接线2的运行条件非常宽松,在二者结合考虑时,能满足供电可靠性的要求。

3) 针对典型接线1的劣势,若能在该结构中的任意点增加电源布点,将对该结构大大改善,供电可靠性大大增强。

摘要：分析了深圳电网最新规划成果中归纳出的深圳220kV电网的典型接线型式的性能特点。介绍了该典型接线的参数设定,并结合深圳电网的远景发展规划,从变电站负载率、典型接线可靠性、适应性等多方面进行了分析论证。

非典型接线 第5篇

配电网直接连接着发输电系统和用户, 担负着向用户直接供应和分配电能的任务, 具有设备量大、运行方式特殊等特点[1,2]。同时配电网系统具有结构分散、设备繁杂、闭环连接和开环运行的特点。配电系统的用户供电可靠性是电力可靠性管理的一项重要内容, 配电网可靠性是供电企业评估网架结构的重要指标。

目前配电网可靠性分析理论存在一系列的有效算法。文献[3]提出以馈线为对象, 把线路块和负荷块作为分析元进行等值, 而后对等值后的模型采用故障模式后果分析法计算可靠性指标;文献[4-5]在评估配电网可靠性时, 均考虑了开关故障对可靠性指标的影响;文献[6]提出了一种将递归算法和等值法结合的用于评估评估配电网可靠性的算法。但这些文献只是针对现有网架的可靠性评估, 并未考虑规划新出馈线可能出现的网架信息不全, 从而对造成对其可靠性评估较为困难。

本文针对配电网各典型接线方式, 提出一种适用于规划网架的可靠性评估算法, 并对各典型接线方式的可靠性做详细的分析, 最后通过算例验证了本文所提方法的有效性。

1 中压配电网典型接线方式

由于配电网的发展过程受到电源位置、负荷分布的限制和约束, 还受到经济和地理条件等因素的影响。配电网的线路主要由架空线和电缆线两种组成, 随着城市市容面貌要求和供电可靠性要求的不断提高, 架空线供电也逐步下地转为电缆供电, 本小节主要介绍以下几种目前城市配网的电缆、架空线接线中比较典型的接线方式。

1.1 单辐射式

这种接线方式是典型接线方式中最为简单的一种方式。由单一电源供电, 出线后不与其他线相连。优点是结构简单、投资较小和维护起来也较为方便;缺点是可靠性很低, 线路发生故障时则供电中断, 无法被其他线所转供负荷, 停电时间较长, 难以满足重要负荷需求, 接线方式如图1所示。

1.2 2-1环网接线

2-1环网接线是目前国内城市配电网中比较广泛运用的一种接线方式, 也称为手拉手接线。如图2所示, 两回出线环网相接, 开环运行, 出现的母线段可以是同一电源出的两条母线, 亦可以为不同电源的母线。优点是供电可靠性比单辐射接线要高, 当其中一段发生故障时, 可以断开对应的隔离开关, 使得原来由某一出线供电的负荷可由另一出线进行转供, 进而将事故影响减小。但这种接线方式下建设费用较高, 有一定的维护和运行管理工作量, 而且要求每回线要有50%的线路容量裕度, 线路容量不能得到较好利用。

1.3 3-1环网接线

3-1环网接线是目前逐步推广运用的一种接线方式, 其具体接线方式多样, 典型接线方式如图3所示。这种接线的原理是一条出线在故障后, 其负荷可由其余两条线转供, 从而实现更高的供电可靠性, 并且接线所带的负荷能力也比以上两种接线方式更高。这种接线方式下每回出线所带负荷可达线路容量的66.7%, 能满足负荷密集的地区供电需求。但是较2-1接线方式又更为复杂, 负荷潮流不完全清晰, 对调度人员的运行素质要求高。

1.4 N供1备接线

N供1备接线是指有几回线路对负荷进行供电, 并且一般在末端有联络, 另外有一回作为备用, 当其他线路故障时才投入运行, 每回出线可取自不同变电站或同一变电站的N台不同主变。理论上每回投入运行的线路的负载可达到100%的线路容量, 对线路的利用率大大提高, 然而备用的线路也因在正常情况下没有投入有效使用, 经济性受影响。2供1备的接线方式如图4所示。

1.5 多分段多联络接线方式

多分段多联络是目前城市配电网现状中架空线接线方式广泛应用的一种, 主要由单辐射方式和多联络线路中结合发展而成。根据分段数和联络数可分为两分段两联络、三分段两联络和四分段三联络等多种方式。分段越多, 故障停电和检修停电时间越少, 网络的可靠性越高[7,8]。然而这种接线方式结构十分复杂, 典型的三分段两联络如图5所示。这种接线方式的建设费用高, 调度员对故障判断难度较大, 运行操作不方便, 容易倒闸出错。

2 配电网可靠性评估方法概述

2.1 基本的可靠性指标

基本可靠性指标包括平均年停运率λ (单位:次/年) 、平均停运持续时间r (单位:小时/次) 、平均年停运时间U (单位:小时/年) , 对于n个元件串联的结构, 有如下的公式:

其中, λi、Ui和ri分别是串联元件中第i个元件的平均年停运率、平均年停运时间和平均停运持续时间, λ、U、r分别是串联结构等效的平均年停运率、平均年停运时间、平均停运持续时间。

2.2 系统的可靠性指标

用于评估配电系统可靠性的指标很多, 根据实际需要, 为了反映系统停运的严重程度和重要性, 一般选定平均用电有效度作为评估指标。计算公式为:

式 (2) 中:Ni为负荷点i的用户数;Ui为负荷点i的年平均停运时间。

3 规划的各典型接线的可靠性评估

3.1 近似假设条件

为了方便对规划网架的分析, 论文给出了规划新馈线做了一下两点假设。

(1) 出线带有的负荷 (用户) 数为N, 并且负荷沿线路均匀分布;

(2) 当某条线路发生故障时, 不计与其联络馈线的容量约束;

3.2 电缆和架空单辐射接线

单辐射接线在正常情况下可以满载运行, 当出现故障时, 应注意到这种接线模式不能转移负荷。

当线路出现故障时, 应该对不同的分段故障分开进行分析。由于故障时不能转移负荷, 因此 (假设线路分3段) 第一段出现故障时, 受影响的用户数为N, 平均停运时间即为线路的平均修复时间;同样, 第2段、第3段故障时, 受影响的用户数分别为2/3N和1/3N, 平均停运时间均为线路的平均修复时间。另外可以发现, 不同的分段情况对于线路的可靠性有一定的影响。分段数增多, 则线路故障时受影响的用户数减少, 线路的可靠性得到了一定程度的提高。

设线路的分段数为ns, 当线路发生故障时, 用户停电持续时间和供电可靠率为:

其中, R为线路的供电半径 (km) ;λ为线路的平均故障率 (次/km年) ;r为线路的平均修复时间 (小时/次) ;t为线路的倒闸时间 (小时/次) 。

如果同时考虑变压器、分段开关以及架空或电缆线路等设备出现故障时的受影响用户数和平均停电时间后, 按照平均用电有效度的公式即可以算出相应的可靠性指标的数值。

3.3 电缆“2-1”单环网与架空线分段单联络接线

对电缆“2-1”单环网与架空线分段单联络接线模式进行可靠性分析时, 应该注意到该接线模式的线路正常运行时留有50%的裕量。当线路出现故障时, 这两种接线模式能通过联络开关从另外的线路向故障区段后的负荷供电, 因此这两种接线模式的可靠性比单辐射接线模式要高。

线路出现故障时, 需要对不同分段情况分别进行分析。假设线路为三分段, 对于架空线路而言, 当第一段出现故障时, 1/3N的用户的平均停运时间为线路的平均修复时间, 而另外2/3N的用户由于联络开关的作用, 它的平均停运时间为联络开关的倒闸时间, 对第二、三分段也可以进行同样的分析;对于电缆线路而言, 当分段线路出现故障时, 所有用户都可以通过转供电方式恢复供电, 用户受影响的时间只是等效的开关操作时间。

因此, 当线路的分段数为ns, 当架空线路发生故障时, 用户停电持续时间和供电可靠率为:

当电缆线路发生故障时, 用户停电持续时间和供电可靠率为:

3.4 电缆“3-1”单环网与架空线多分多联接线

由于电缆“3-1”单环网接线模式的每条线路都有两条联络线, 当线路出现多重故障时, 与电缆“2-1”单环网接线模式相比, 故障线路上的多数负荷可以通过各自的联络线路恢复供电。这样使线路上的故障停电范围缩小, 即受影响的用户数比“2-1”单环网接线模式要有所减少, 因此电缆“3-1”单环网接线模式的可靠性比“2-1”单环网接线模式要高。同样, 架空线多分段多联络接线模式的可靠性较架空线分段单联络接线模式要高。

3.5 电缆n供一备接线 (n=2, 3)

这种接线模式中存在一条专用的备用线路, 因此当线路出现故障时, 也能通过联络开关从备用线路向故障线路的负荷恢复供电, 用户受影响的时间只是线路倒闸时间。线路的供电可靠性也比较高。

但是应该注意的是, 由于所有线路中只有一条线路是备用线路。因此当网络发生多重故障时, 很可能出现备用线路无法转带所有负荷的情况。n越大, 则这种情况出现的概率越大。

3.6 双环网接线模式

对于两个独立单环构成的双环网接线, 此种接线模式满足N-1安全准则, 运行负载率为50%;方便为沿线可靠性要求高的中小用户提供双电源。

当规划馈线采用开关站形式的双环网接线, 其供电可靠性高, 结构复杂, 可满足N-1-1安全准则, 运行负载率可达50%, 满足N-1情况下, 运行负载率可达75%。而且线路的供电可靠性也比较高, 当线路出现故障时, 既能通过联络线路向故障线路的负荷恢复供电, 又可以通过另一环网线路向故障线路的负荷恢复供电, 当线路发生故障时, 用户受影响的时间只是线路倒闸时间。

4 规划区域可靠性评估思路

第三节介绍了各种接线模式的可靠性计算方法, 具体可按以下步骤开展:

(1) 根据中压配电网辐射状供电的特点, 按照接线模式进行分类, 并计算它们之间的比例关系;

(2) 分别确定各类设备的故障停电率和故障停电时间;

(3) 计算各种接线模式的理论供电可靠性指标;

在计算出各典型接线的可靠性指标后, 便可评估规划区域的系统供电可靠性指标, 其思路主要描述为以下两个方面:

(1) 根据各接线模式所占的比例, 并结合各接线模式在满足“N-1”情况下的最大运行负载率情况, 将上述可靠性指标加权平均形成总体指标。从而得到理论供电可靠性评估指标 (不含计划停电时间) 的结果;

(2) 结合实际计划停电时间, 对以上计算出的供电可靠性进行折算, 从而得到折算后的理论供电可靠性评估指标RS-3 (含计划停电时间) 的结果。

通过如上所述的可靠性评估思路, 即可将规模较大的中压配电网的可靠性计算等效为若干接线模式的可靠性指标计算的加权平均, 从而使得这一复杂问题得以简化。

5 算例分析

算例以规划电网的各接线方式的可靠性计算为算例, 在计算过程中作如下假设:各接线模式线路上的分段开关将线路平均分段, 并且用户沿线路均匀分布;配电系统的供电可靠性计算不计入母线故障的影响。

在考虑影响供电可靠性的一系列中压配电网设备、技术和管理等方面的条件下, 根据供电可靠性的计算条件, 结合表1设备停电影响指标情况, 采用文中分析方法对各种接线模式进行理论供电可靠率计算, 各种接线模式在各规划水平年的供电可靠率计算结果如表2所示, 表2中同时给出了几种非典型接线模式[9]的可靠性计算结果, 以供参考。

%

通过规划方案的实施, 规划区单辐射线路大大减少, 线路环网化率和可转供电率有所提升, 网架结构进一步完善, 同时随着重过载线路所占比例不断降低, 该地区负荷供应能力进一步提升, 减少了故障停电和预安排停电的范围, 从而提高了规划区的供电可靠性。并且随着规划方案的实施, 规划区的主干线路绝缘化率和电缆化率均有提高, 装备技术水平进一步提升, 减少了该地区中压配电网故障停电次数, 从而进一步提高了供电区域的供电可靠性。

6 结论

论文针对规划网架的不确定性, 提出了适用于配电网规划的典型接线可靠性计算方法, 这种方法具有评估快速的特点, 对规模不大的规划新出馈线具有良好的工程实际应用意义。

参考文献

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