变电所主接线.doc

1 变电所主接线基本要求1. 1 保证必要的供电可靠性和电能质量。保证供电可靠性和电能质量是对主接线设计的最基本要求, 当系统发生故障时, 要求停电范围小,恢复供电快; 电压、频率和供电连续可靠是表征电能质量的基本指标, 主接线应在各种运行方式下都能满足这方面的要求。1. 2 具有一定的灵活性和方便性。主接线应能适应各种运行状态, 灵活地进行运行方式切换; 能适应一定时期内没有预计到的负荷水平变化; 在改变运行方式时操作方便, 便于变电所的扩建。1. 3 具有经济性。在确保供电可靠、满足电能质量的前提下, 要尽量节省建设投资和运行费用, 减少用地面积。1. 4 简化主接线。配网自动化、变电所无人化是现代电网发展的必然趋势, 简化主接线为这一技术的全面实施创造了更为有利的条件。1. 5 设计标准化。同类型变电所采用相同的主接线形式, 可使主接线规范化、标准化, 有利于系统运行和设备检修。1. 6 具有发展和扩建的可能性。变电站电气主接线应根据发展的需要具有一定的扩展性。2 地方电网110 kV 变电站的主接线选择 在电力系统和变电所设计中, 根据变电所在系统中的地位和作用, 可把地方电网中110 kV变电所分为终端变电所和中间变电所两大类。下面就这两类变电所高压侧电气主接线模式作一分析。2. 1 110 kV 终端变电所主接线模式分析 终端变电所又称受端变电所,这类变电所接近负荷中心,电能通过它分配给用户或下级配电所。在确保供电可靠性的前提下,变电所主接线设计应有利于规范化、简单化、自动化及无人化,尽可能减少占地面积。变电所主接线方式应根据负荷性质、变压器负载率、电气设备特点及上级电网强弱等因素确定。一般终端变电所高压侧主接线形式选用线路变压器组接线和内桥接线。2. 1. 1 线路变压器组接线 线路变压器组接线是最简单主接线方式(见图1) 。高压配电装置只配置2 个设备单元,接线简单清晰, 占地面积小, 送电线路故障时由送电端变电所出线断路器跳闸。 图1 线路变压器组接线在正常运行方式下, L1 、L2 线路各带一台主变, 系统接线简单, 运行可靠、经济, 有利于变电所实现自动化、无人化。如主变容量满足低负载率标准(2 台主变负载率取0. 50. 65) ,系统发生故障时, 恢复供电操作十分方便。当1台主变或一条线路故障退出运行, 只需在变电所低压侧作转移负荷操作, 就能确保100 %负荷正常用电, 对相邻变电所无影响。如主变容量按高负载率配置(2 台主变负载率高于0. 65) , 主变或线路发生故障时, 需要通过相邻变电所联络线来转移部份负荷, 实现相互支援。因此, 对于地方电网中110 kV 终端变电所, 如主变容量满足N - 1 要求, 即主变容量满足低负载率标准, 首先应推荐采用线路变压器组接线方式。2. 1. 2 内桥接线 内桥接线是终端变电所最常用的主接线方式(见图2) 。其高压侧断路器数量较少, 线路故障操作简单、方便, 系统接线清晰。 图2 内桥式主接线在正常运行方式下, 桥断路器打开, 类似于线路变压器组接线, L1 、L2 线路各带1 台主变。因内桥接线线路侧装有断路器, 线路的投入和切除十分方便。当送电线路发生故障时, 只需断开故障线路的断路器, 不影响其它回路正常运行。但变压器故障时, 则与其连接的两台断路器都要断开, 从而影响了一回未故障线路的正常运行。随着主变制造工艺和质量的迅速提高, 现在各厂家生产的主变大都为免维护式。因主变压器运行可靠性较高, 其故障率一般小于1. 5 次/ 百台年, 而且主变也不需要经常切换, 而送电线路故障率高达0. 36 次/ 百km年。因此, 对于地方电网中110 kV 终端变电所, 如主变容量不能满足N - 1 要求, 采用内桥主接线方式有利于提高系统供电可靠性。2. 2 110 kV 中间变电所主接线模式分析 中间变电所具有交换系统功率和降压分配功率的双重功能, 它是中心变电所和终端变电所之间的中间环节。这类变电所在地方电网110 kV系统中较为普遍, 一般高压侧进出线回路数较多, 变电所在系统中的地位较为重要。因此, 中间变电所主接线方式既不能象终端变电所那样简单, 也不必象中心变电所那样复杂, 应根据变电所在系统中的地位和作用来确定。一般中间变电所高压侧主接线形式可考虑单母线、单母线分段、单母线分段带旁路3 种方式。2. 2. 1 单母线接线 单母线是母线制中最原始、最简单的主接线方式(见图3) , 特点是整个配电装置只有一组母线, 所有进出线都接在同一母线上。其优点是接线简单、清晰, 采用设备少, 操作方便, 便于扩建。其缺点是运行不够灵活、可靠, 当母线或母线隔离开关发生故障或检修时都要使整个配电装置停电。 图3 单母线主接线图 因此,单母线接线方式只适用于2 回进出线回路、供电可靠性要求不十分高的中间农村变电所。 2. 2. 2 单母线分段接线 当进出线回路数增加为3 至4 回时,单母线供电不可靠,需要用断路器将母线分段,成为单母线分段(见图4) 。单母线分段接线具有接线简单、操作方便、运行经济等优点,不仅利于分段检修母线,还可减小母线故障的影响范围,对主要用户可以从不同分段母线上引接,在一定程度上克服了单母线的缺点,提高了系统供电可靠性,是目前中间变电所最常用的主接线方式。 图4 单母接分段主接线 在正常运行方式下, 分段断路器合上, 相当于单母线运行方式, 系统接线简单、清晰, 有利于继电保护配置。当一段母线故障时, 其分段断路器在继电保护作用下, 自动将故障点切除, 而保证了另一段母线的正常运行, 确保重要用户的正常用电。因此, 在地方电网110 kV 中间变电所中, 如电气设备采用GIS 组合电器、SF6 断路器等供电可靠性较高的开关设备时, 一般优先选用单母线分段主接线方式。2. 2. 3 单母线分段带旁路接线 单母线分段带旁路接线, 是在单母线分段基础上增加旁路母线和旁路闸刀, 主要作用是减少在母线故障或断路器检修时的停电范围, 提高系统供电可靠性。在正常运行方式下, 旁路母线不带电, 类似于单母线分段运行方式。当需要检修断路器时, 可合上旁路断路器和相应的旁路闸刀, 断开需要检修的断路器和二侧闸刀即可, 其操作方式简单, 也不影响相应电气设备的正常运行。为了节省投资, 减少断路器及配电装置间隔, 一般不设专用母联断路器, 以旁路断路器兼母联断路器(如图5) 。在地方电网110kV 中间变电所中, 如高压侧进出线回路数较多或高压设备配置少油开关设备, 一般采用单母线分段带旁路接线方式较为合理。 图5 单母线分段带旁路主接线3. 电气主接线的设计原则 电气主接线的基本原则是以设计任务书为依据，以国家经济建设的方针、政策、技术规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各项技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便，尽可能地节省投资，就近取材，力争设备元件和设计的先进性与可靠性，坚持可靠、先进、适用、经济、美观的原则。 (1)接线方式：对于变电站的电气接线，当能满足运行要求时，其高压侧应尽可能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。在110kV220kV 配电装置中，当出线为2 回时，一般采用桥形接线；当出线不超过4 回时，一般采用分段单母线接线。在枢纽变电站中，当110220kV 出线在4 回及以上时，一般采用双母接线。当采用SF6 等性能可靠、检修周期长的断路器以及更换迅速的手车式断路器时，均可不设旁路设施。在大容量变电站中，为了限制610kV 出线上的短路电流，一般可采用下列措施：变压器分列运行；在变压器回路中装置分裂电抗器或电抗器；采用低压侧为分裂绕组的变压器。出线上装设电抗器。 (2)断路器的设置 根据电气接线方式，每回线路均应设有相应数量的断路器，用以完成切、合电路任务。 4 设计主接线的基本要求 在设计电气主接线时，应使其满足供电可靠，运行灵活和经济等项基本要求。 (1)可靠性：供电可靠是电力生产和分配的首要要求，电气主接线也必须满足这个要求。在研究主接线时，应全面地看待以下几个问题： 可靠性的客观衡量标准是运行实践，估价一个主接线的可靠性时，应充分考虑长期积累的运行经验。我国现行设计技术规程中的各项规定，就是对运行实践经验的总结。设计时应予遵循。 主接线的可靠性，是由其各组成元件（包括一次设备和二次设备）的可靠性的综合。因此主接线设计，要同时考虑一次设备和二次设备的故障率及其对供电的影响。 可靠性并不是绝对的，同样的主接线对某所是可靠的，而对另一些所则可能还不够可靠。因此，评价可靠性时，不能脱离变电站在系统中的地位和作用。通常定性分析和衡量主接线可靠性时，均从以下几方面考虑： 断路器检修时，能否不影响供电。 线路、断路器或母线故障时，以及母线检修时，停运出线回路数的多少和停电时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电。 变电站全部停运的可能性。 (2)灵活性：主接线的灵活性要求有以下几方面。 调度灵活，操作简便：应能灵活的投入（或切除）某些变压器或线路，调配电源和负荷，能满足系统在事故、检修及特殊运行方式下的调度要求。 检修安全：应能方便的停运断路器、母线及其继电保护设备，进行安全检修而不影响电力网的正常运行及对用户的供电。 扩建方便：应能容易的从初期过渡到最终接线，使在扩建过渡时，在不影响连续供电或停电时间最短的情况下，投入新装变压器或线路而不互相干扰，且一次和二次设备等所需的改造最少。 (3)经济性：在满足技术要求的前提下，做到经济合理。 投资省：主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关等一次设备投资；要使控制、保护方式不过于复杂，以利于运行并节约二次设备和电缆投资；要适当限制短路电流，以选择价格合理的电器设备；在终端或分支变电站中，应推广采用直降式（110/610kV）变压器，以质量可靠的简易电器代替高压断路器。 占地面积小：电气主接线设计要为配电装置的布置创造条件，以便节约用地和节省构架、导线、绝缘子及安装费用。在运输条件许可的地方，都应采用三相变压器。 电能损耗少：在变电站中，正常运行时，电能损耗主要来自变压器。应经济合理的选择主变压器的型式、容量和台数，尽量避免两次变压而增加电能损耗。5 110kV 电压侧接线 35110kV 变电所设计规范规定，35110kV 线路为两回及以下时，宜采用桥形、线路变压器组或线路分支接线。超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。3563kV 线路为8 回及以上时，亦可采用双母线接线。110kV 线路为6 回其以上时，宜采用双母线接线。在采用单母线、分段单母线或双母线的35110kV 主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。本次设计的四个变电站110kV 线路均设为有6 回，可选择双母线接线或单母线分段接线两种方案，如图所示。方案一、双母线接线1、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任意切换，分配到任意母线上工作，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时，不会如单母线分段那样导致出线交叉跨越。4）、便于实验，当个别回路需要单独进行实验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。2、缺点：1）、增加一组母线和每回路就需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、适用范围：1）、6-10KV,配电装置，当短路电流较大，需要加装电抗器。2）、35-63KV,回路总数超过8回，或连接电源较多，回路负荷较大时。3）、110-220KV,出线回路在5回及以上时；或当110-220 KV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：1、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，提供双回路供电。2）、安全性，可靠性高。当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保证正常母线不间断供电和不致使重要用户停电。2、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停电。2）、扩建时需要向两个方向均衡扩建，以保证负荷分配的均匀。3）、当出线回路为双回路时，常使母线出线交叉跨越。3、适用范围：1）、6-10KV配电装置出线回路数为6回及以上时。2）、35-63KV配电装置出线回路数为4-8回时。3）、110-220KV配电装置出线回路数为3-4回时。方案比较：方案一相对方案二调度灵活。各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上，所以当该母线或母线隔离开关故障或检修时，该母线上的回路不需要停电，保证正常母线不间断供电和不致使重要用户停电。通过对以上两种方案比较，结合现代科学进步，新型断路器的停电检修周期延长，没有必要考虑停电检修断路器，结合经济建设的需要，在满足要求的前提下，尽可能节约设备的投资故待设计的变电站110 kV接线选取方案二，单母线接线，即能满足要求。在技术上和经济上第二种方案明显合理，鉴于此站为地区变电站应具有较高的可靠性和灵活性。经综合分析，决定选第二种方案为设计的最终方案。 6 35kV 电压侧接线 本次四个变电站35kV 线路均设有8 回，可选择双母线接线或单母线分段带旁路母线接线两种方案，根据本地区电网特点，本变电站电源主要集中在35kV 侧，不允许停电检修断路器，需设置旁路设施，如图所示。方案一供电可靠、调度灵活，但是倒闸操作复杂，容易误操作，占地面积大，设备多，配电装置复杂，