关键词：
双母线接线（精选八篇）
双母线接线 篇1
1.1 变电站220kV保护失灵回路现状
目前,广西电网变电站220kV保护失灵回路使用以前的技术规范,即两套220kV母线保护只使用其中一套失灵功能,失灵电流判别功能利用各间隔的断路器辅助保护实现,另外一套母线保护不使用失灵功能。但有的母线保护失灵电流判别功能已不能满足要求,如图1所示。
图1接线方式下,各间隔的保护只要有一套保护失灵启动,就能启动母线保护,从而实现母线保护失灵动作切除故障,达到预设目的。但是,母线保护在实际工作中会因装置故障、预试检修、定值更改等原因而退出运行,由于双重化配置的另一套母线保护没有配置失灵功能,因此会使全站保护失灵功能失效,增大了电网运行风险。
1.2 新技术规范要求下的失灵回路
随着南方电网一体化进程的推进,2012年南方电网出台了《南方电网220kV母线保护技术规范》,要求双重化配置的两套母线保护中每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型故障;两套保护之间不应有任何电气联系,充分考虑到运行和检修时的安全性,当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。新技术规范下的失灵逻辑如图2所示。
图2接线方式下,由于间隔的保护与母线保护一一对应,母线保护实现了真正意义上的双重化配置,当母线保护由于检修等原因退出运行时,可以保证母线保护全功能投入运行,从而实现保护投退的灵活安排。
目前,广西电网内220kV系统的母线保护基本上都是按照图1方式实现的,不满足新技术规范的要求。新规范要求:对于运行中变电站220kV电压等级采用各间隔判别断路器失灵的情况,扩建间隔和间隔保护改造时相关回路设计应与站内既有模式维持一致;站内进行220kV母线及失灵保护改造时应按本规范要求执行,并相应修改各间隔回路接线,即进行双失灵回路改造。
2 解决途径
运行中220kV系统的母线保护改造涉及全站同电压等级的各个间隔回路的接线修改,工作量大、工作周期长。而不同的保护厂家因硬件设备生产时间上的差异,会导致回路改造存在差异性。下面就针对运行中常见的南瑞继保回路改造进行分析,南瑞继保失灵回路的原理图接线如图3所示。
图3中,两套保护动作接点并联后与断路器辅助保护接点串联,电流判别设置在间隔的断路器辅助保护装置内,从而实现母线保护的失灵回路开入。改造要求继电保护设备优先通过自身实现相关保护功能,尽可能减少外部输入量,以降低对相关回路和设备的依赖。修改后的回路原理图如图4所示。
图4中,保护动作接点直接开入母线保护装置,取消了中间设备(断路器辅助保护装置)的保护接点,采用母线保护装置内部的失灵电流判别功能。但在实际改造中,由于设备的投产年限长短不一,同一厂家的设备制造原理不一致,往往使保护接点存在不满足要求的情况。修改前的原理回路中只需要操作箱中的一副TJR/TJQ接点,而新原理回路中将原回路一分为二,TJR/TJQ接点不能满足双回路的要求,目前的解决办法如下:
(1)使用TJR/TJQ接点重动中间继电器,增加TJR/TJQ接点分配给失灵回路。
(2)其中一个失灵回路保留TJR/TJQ接点回路,另一个失灵回路不采用TJR/TJQ接点回路。由于原装置内部的中间继电器功率较小且长时间不运行,厂家建议采用外置的大功率中间继电器,以消除回路改造带来的新隐患。
(3)当采用新技术规范的装置时,母差动作后断路器失灵由母差失灵保护内部完成,启动失灵回路可不接TJR/TJQ接点。
改造后的TJR/TJQ接点回路如图5所示。
3 结束语
双母线接线 篇2
【关键词】电压互感器；反充电；防范措施
0.引言
过去，变电站母线侧电压互感器一般采用电磁式互感器，断路器采用少油断路器，其断口处并有均压电容器，为防止母线停电过程中母联断路器断开后，断路器并联电容器与电磁式电压互感器串联谐振产生过电压击穿，危及相关设备的安全运行，规程规定断开母联断路器前，必须将电磁式电压互感器停运，以消除谐振过电压的条件。
1.现在母线系统状况
现在，随着新设备的不断采购更新，母线侧电压互感器已经大部分采用电容式互感器（CVT），少油断路器也逐步被SF6开关所替代，按照新的运行条件，已经不具备产生串联谐振产生过电压的条件，根据一些CVT生产厂家的要求，由于电容式电压互感器在带电切除过程中，要切除相当的电容电流，因此厂家建议，禁止用不具备灭弧能力的隔离开关切除CVT，变电站现在一般用母联断路器将电容式互感器切除。
2.现在双母线CVT状况引发的一二次设备问题
由此引出一个值得考虑问题，现在变电站所有保护均经母线侧刀闸切换获取电压，在倒母线操作刀闸双跨时，双母线电压互感器二次在刀闸双跨时并列，经电压切换继电器电磁合环，运行中这样短时合环是允许的，但也存在一个问题，就是一条母线停电操作中，当母线侧刀闸全部上另一母线，停电母线侧刀闸全部拉开，若其刀闸二次联锁接点未及时断开，在断开母联断路器后，造成运行母线向停电母线电压互感器反充电的现象，由于是二次向一次升压充电，二次电流一定会很大，轻则将双母二次空气开关跳开，影响运行母线上开关保护的正常工作，重则将双母线电压互感器二次回路或保护电压回路烧毁，造成不应有的异常甚至事故。
针对此类异常制定防范措施很有必要，防范的方法其实很简单，就是在单母线停电操作过程中，在断母联断路器前，先将要停电母线电压互感器的二次开关先断开，然后再进行母联断路器的操作，这样，既保证了用断路器将电容式电压互感器切除，又防止了运行母线电压互感器二次向停电母线电压互感器一次反充电的异常事故发生
3.注意问题与及时应采取的对策
（1）提高运行人员的工作责任心，倒闸操作中认真监视母线侧刀闸的切换状态。
（2）认真验收，以保证设备投运后刀闸二次联锁开关切换的正确，来确保该设备系统正常运行、操作的可靠性。
（3）电压互感器二次空气开关动作定值整定一定要恰当，保证发生类似情况时，能及时正确动作，将异常运行的影响降低到最低。
【参考文献】
[1]厂家说明书.
双母线接线 篇3
1 双母线接线母线运行元件分配原则
双母线运行时如无特殊原因, 为了保证母线供电的可靠性, 基本上都要求母联断路器投入运行, 不论是何种母差保护原理, 其母线元件分配时, 均应遵循以下分配原则:
(1) 主变压器、电网间联络接线在每条母线上配置的数量应相当, 负荷分配应合理。力求在正常情况下, 流过母联断路器的电流和传送的负荷功率最低, 或经过母联断路器进行的功率交换基本平衡或最小。 (2) 双回路进线或出线的接线应各占一条母线, 以提高供电的可靠性。 (3) 运行的站用变与备用站用变接线方式不得在同一条母线上, 以免母线故障时失去站用电。 (4) 尽可能每一母线上具备一台变压器中性点接地。母线上运行元件的分配由调度和运行方式考虑, 作为运行值班员应熟悉掌握并按有关规定严格执行。
2 双母线接线倒母线操作技术要领
母线是电能、设备汇集的场所, 连接的电力设备多, 操作的时候工作量大, 操作前应做好充分的准备以及危险点的预测和预控, 领会和熟练操作技术对安全高效的倒母线操作起着不可忽视的作用。倒闸操作的每一步都有严格的要求和顺序的, 看似简单的连续步骤, 却是考虑了安全和最优化的, 掌握这些操作的技术要领就能更好地减少倒母线操作中的危险。
2.1 母差保护互联压板的投入
投入母差保护互联压板 (或互联开关) , 与此功能相同的还有母差单母运行压板、破坏连接方式开关、单母运行刀闸等。投入该压板的作用有两个: (1) 是为了防止在倒母线过程中, 由于刀闸分流的作用, 在母线故障时, 小差会拒动, 造成母差保护拒动, 引起事故扩大; (2) 是强制将母差变为完全差动。不论任意条母线发生区内故障, 大差动作切除两条母线上所有元件。
在正常运行方式情况下, 母线差动保护在区内故障时, 大差回路整组启动后, 由小差回路及电压闭锁回路判别具体的故障母线, 而小差回路电流的取得是包括了该母线连接的所有出线电流之和以及母联流经的电流, 由于在倒母线过程中必然存在出现用两把母刀将母线跨接的运行状态, 亦即造成部分应该经母联断路器流入出线的电流经过两把母线刀闸直接流入出线, 其后果是在母线故障时, 小差回路的电流之和由于母联CT (电流互感器) 内电流值的减小而仍然趋于平衡, 从而拒动, 引起事故的停电范围的扩大。
2.2 操作保险的取下及母联断路器确在合闸位置的检查
取下母联断路器操作保险的目的主要是为了防止倒母线过程中, 母联断路器误跳开。由于误操作、直流两点接地等原因使母联断路器断开, 这时两条母线的电压不再处于等电位, 如果恰逢倒母线操作处于合第一组母线隔离开关或拉最后一组母线隔离开关, 实质上就是用母刀对两组母线进行解列或合环, 环路的电压差其有效值等于两组母线电源电压的实际差, 可达数百伏或数千伏 (视当时的系统电压和潮流而定) , 在这种情况下母线刀闸往往因为拉合环路电流过大, 开断环路电压较高而拉不开, 引起母线短路;另一种最严重的可能是由于线路故障而保护或线路开关拒绝动作, 其后果势必造成某条母线失压, 此时如果刚好正在倒换元件, 则相当于带线路短路电流合刀闸, 其后果是灾难性的。所以, 检查母联断路器的位置, 取下其操作保险, 是倒母线操作的最重要的安全技术措施。
需要说明的是, 投入母差保护互联压板和取下母联断路器的操作保险并检查母联断路器确在合闸位置的操作顺序原则上不宜颠倒, 否则, 如先取下保险, 而母差保护没有互联, 如此时母线发生故障则会造成小差拒动, 只能由对侧线路后备段保护切除故障, 或主变后备保护动作切除故障。
2.3 倒闸操作中操作顺序的考虑
在母线隔离开关拉合的过程中, 如可能发生较大火花时, 应依次先合靠近母联断路器最近的母线隔离开关, 拉闸的顺序相反, 尽量减少操作母线隔离开关的电位差, 特别是对6~10 k V的母线系统而言, 在母线电源容量相同的情况下, 额定电压低的工作电流越大, 故母线压降也越大虽然此时的压降能自行熄灭, 但容易将刀闸的柱头和工作面烧伤, 长久如此, 引起刀闸接触电阻增大, 出现发热等情况。为了防止这种情况的出现, 设计母线时, 已经有了很多均压措施, 如将母联断路器布置在母线的中间位置或大电源的旁边, 但对已经投运很久的母线来说, 如发现母线刀闸的柱头有烧伤, 则应考虑自己平时倒闸顺序, 即合刀闸时, 先合靠近母联断路器的刀闸, 拉闸时, 相反。由于现在的双母线接线在设计、施工环节中已经考虑过了, 母联断路器的位置相对合理, 元件分配平衡, 所以在倒闸操作中可以不再考虑这一点。
此外, 为了减少操作路程, 降低劳动强度, 在安全操作要求下应根据电气设备操作机构位置和现场习惯原则来安排倒闸操作顺序。
2.4 倒闸操作时二次电压切换正常的严格检查
如果二次电压切换不良, 会造成保护误动 (如距离保护等) , 母差保护也会因为电压回路断线而引起逻辑回路的变化。因此, 检查二次电压切换是必须的。具体内容应包括:刀闸实际位置、相应出线的光字信号, 如切换同时动作, 光字亮、线路保护盘L1、L2灯同时点亮、母差保护刀闸位置指示同时动作。拉开另一把刀后, 检查“切换同时动作”光字熄灭, 无“电压回路断线”“保护装置故障”信号, 线路保护盘无DX灯点亮, 无其他异常信号, 母差保护盘正常。
如果在检查过程中发现有电压切换不良, 则应再将合上的刀闸拉开再合一次, 但如果是该回路已倒闸完毕, 则应先合上停运母线的刀闸, 再拉开需现运行的母线刀闸, 此时, 拉刀闸时, 要做到谨慎小心, 一定要保证另一把母线刀闸在合上位置, 否则将造成母线事故。
3 倒母线操作注意事项
1) 倒母线过程中, 用母线刀闸拉合空载母线时, 应先将该母线的电压互感器二次退出运行, 防止运行中的母线电压互感器熔断器熔断或空开跳闸。2) 检修后的母线投入运行时, 在有母联断路器时, 必须使用母联断路器进行充电, 并投入充电保护, 在事故后的母线, 如母差保护动作后, 未查出故障点或故障原因之前, 不得轻易进行倒母线操作。如有必要, 则应将各元件母刀至开关间遥测绝缘后, 进行倒母线 (将其改至冷备用) , 以防止事故扩大。对于故障后的母线, 进行复役操作时, 应优先考虑使用外接电源进行充电, 最大限度地防止事故扩大, 对于单母线分段的母线, 检修后, 优先考虑用主变充电 (分段无保护) , 以防止另一台主变失电, 必要时, 可以考虑缩短其保护时限或对其保护定值进行调整。3) 停母线的电压互感器所带保护 (如距离、低电压、解列保护等) 时, 如不能提前切换到运行母线的电压互感器上供电, 则事先应将这些保护停用, 退出其出口压板。4) 进行母线倒闸操作前, 应作好事故预想, 以防止因操作中出现异常 (如隔离刀闸支持瓷瓶断裂等) , 引起事故扩大。5) 如操作完毕后的最终方式是两母线分裂运行, 则应充分考虑母线分裂运行情况下, 对微机母差保护的影响。
4 结语
双母线接线 篇4
1 原理介绍
以深南瑞ISA-358G系列为例简单介绍一下备自投装置在三母双分段接线方式下的动作逻辑。1DL代表1#进线断路器、2DL代表2#进线断路器、3DL代表分段断路器;I1、I2分别为进线1和进线2一相电流, 用于防止PT断线时装置误动;Ua1、Ub1、Uc1为Ⅰ母三相电压、Ua2、Ub2、Uc2为Ⅱ母三相电压。
1.1 充电条件
1) 备自投投入工作, 即相应投退把手置“投入”位置且投退型定值为“投入”;
2) 工作电源和备用电源均正常, 即符合有压条件;
3) 工作和备用断路器位置正常, 即工作断路器合位且处于合后, 备用断路器跳位;
4) 无闭锁条件、放电条件。
所有充电条件均满足后经10s的充电时间, 备自投充电后才满足动作条件。装置液晶显示屏的状态行以主接线方式显示备自投是否充电完成, 如表1所示 (以实心表示以该断路器为备用断路器的备自投充电完成) 。
1.2 放电条件
1) 备自投退出工作, 即备自投投退把手置“退出”位置或投退型定值为“退出”;
2) 备自投电源不满足有压条件的持续时间大于分段备自投或进线备自投;
3) 工作断路器由就地或远控操作跳开, 即工作断路器合后消失;
4) 备用断路器不在备用状态, 即备用断路器合上;
5) 工作断路器拒跳或备用断路器拒合;
6) 闭锁条件满足。
以上任一放电条件满足, 备自投即放电不动作。
1.3 动作过程
备自投充电完成后, 母线失压、工作进线无流、备用电源有压, 备自投即起动延时;延时到后, 跳工作进线, 合备用电源。
2 电压切换回路中的问题
近两年, 山西省新投产的110kV变电站大都采用三条110kV母线、两个分段断路器、双电源、两台变压器的主接线方式, 这种方式为第三台变压器预留了空间, 两条电源线互为备用, 提高了供电的可靠性。山西省某变电站就是这样一个新投产的变电站。为了节省投资, 110kV母线只有两个PT, 分别在A母和B母上, C母无PT, 分段140断路器在投产后一直为运行状态。110kV备自投装置有四种备投方式:1) 131、130运行, 备132进线;2) 132、130运行, 备131进线;3) 131、132运行, 131失压后备130;4) 131、132运行, 132失压后备130。1#变的保护装置采用A母PT电压, 3#变接在C母上, 其电压可采用A母PT电压, 也可采用B母PT电压, 靠电压切换把手或电压切换回路切换。
3#变保护装置电压切换回路根据130和140的运行位置, 自动切换A母和C母的电压。但是这个电压切换回路存在问题:当运行方式由于某种原因变成132和130运行, 131热备时, 由于140一直为运行位置, A母和C母的电压二次并列, 也就是630和640直通。在这种情况下, 如果由于某种原因在某一个电压二次回路上短路, 就会造成两段电压回路全部失压, 导致装置无法采集母线电压, 存在安全隐患。
在电压切换回路中串联进线断路器的开节点后, 在上述运行方式下, 由于131断路器在分位, 3#变用的是B母电压, 从而避免了两段电压在二次回路并列。当运行方式变为备分段时, 由于130断路器在分位, 3#变用的是B母电压;当运行方式为备132时, 由于132断路器在分位, 3#变用的是A母电压。由于避免了电压二次并列, 当某个二次电压回路短路时, 只影响本段电压, 不会牵连到另外一段, 从而提高了备自投装置的可靠性。
3 结语
本文对备自投装置在110kV三母双分段接线方式下的应用原理进行了阐述, 并对应用中电压切换回路存在的问题进行了分析, 并提出了有效的解决方法。实践证明, 该方法简单易行, 进一步提高了备自投装置在实际应用中的动作成功率, 从而保证供电的可靠性以及电力系统的安全、稳定运行。
摘要：根据实际情况, 介绍了备自投装置在三母双分段接线方式下的动作原理, 并提出了该接线方式下电压切换回路中存在的问题。
关键词：备用电源自投,三母线双分段,电压切换
参考文献
[1]ISA358备用电源自投装置技术说明书, 深圳南瑞科技有限公司.
双母线接线 篇5
双母线三主变接线方式具有运行方式灵活、供电可靠性高、经济性好等特点,因而在220kV主网框架中被广泛应用(目前北京电网有清河等12座变电站采用此接线方式)。当变电站内母线、主变压器、断路器失电时,主接线方式发生改变,可能导致供电可靠性降低。为确保供电可靠,必要时可对主接线方式进行调整。本文针对双母线三主变接线方式,对几种可能的运行方案进行比较,并指出运行方式改变时的两点注意事项。
1 停电前的运行方式
双母线三主变典型主接线如图1所示。
220kV双母线接线:2201和2203在5号母线运行,2202在4号母线运行,2245合,27-1合,27-2和27-3分。
110kV双母线接线:101和103在5号母线运行,102在4号母线运行,145合,7-1合,7-2和7-3分。
10kV单母线分段+单母线接线:201合着带4号母线(带配电负荷及1号站用变),202合着带5号母线(带配电负荷及2号站用变),203合着带6号母线(仅带无功补偿设备),245分,245自投运行。
2 主变压器中性点倒换选择
2.1 1号变停电
2.1.1 1号变停电后的运行方式
220kV双母线接线:2203在5号母线运行,2202在4号母线运行,2245合,27-1合,27-2和27-3分,2201分。
110kV双母线接线:103在5号母线运行,102在4号母线运行,145合,7-1合,7-2和7-3分,101分。
10kV单母线分段+单母线接线:245自投停用,245合,202合着带4号和5号母线(带配电负荷及站用变),201分,203合着带6号母线(仅带无功补偿设备)。
2.1.2 1号变停电带来的主要影响
27-1脱离运行电网,使所在的220kV电网失去一个中性点,系统零序阻抗升高,零序保护的灵敏度降低;7-1脱离运行电网,使所在变电站所带的110kV电网失去中性点,系统失去零序电流保护;202带10kV 4号、5号母线负荷及站用变。
2.1.3 中性点选择分析
因为1号变停电造成27-1和7-1中性点脱离运行电网,所以在1号变停电前,应投入其它变压器的中性点以取代1号变中性点。
方案一:若将3号变27-3和7-3合入,则可满足所在电网220kV和110kV中性点接地要求。但若110kV 4号母线(或出线路)出现单相接地故障后发生越级跳闸,由3号变110kV零序过流保护动作跳开145后再由2号变110kV间隙保护动作跳开2202、102和202切除故障,则会造成202所带10kV 4号、5号母线全停,导致站用电全停和负荷损失。此方案存在一定的不足。
方案二:若将2号变27-2和7-2合入,则可满足所在电网220kV和110kV中性点接地要求。若110kV 4号母线(或出线路)出现单相接地故障后发生越级跳闸,则2号变110kV零序过流保护动作跳开145和102即可切除故障,202所带的10kV 4号、5号母线不停电。主接线运行方式可靠性较高。
由此可见,方案二优于方案一。
2.2 201停电
2.2.1 201停电后的运行方式
220kV双母线接线:2201和2203在5号母线运行,2202在4号母线运行,2245合,27-1合,27-2、27-3分。
110kV双母线接线:101、103在5号母线运行,102在4号母线运行,145合,7-1合,7-2和7-3分。
10kV单母线分段+单母线接线:245自投停用,245合,202合着带4号和5号母线(带配电负荷及站用变),201分,203合着带6号母线(仅带无功补偿设备)。
2.2.2 201停电带来的主要影响
202带10kV 4号、5号母线负荷及站用变。
2.2.3 中性点选择分析
方案一:若仍然采用27-1和7-1中性点运行,则110kV 4号母线(或出线路)出现单相接地故障后发生越级跳闸,由1号变110kV零序过流保护动作跳开145后再由2号变110kV间隙保护动作跳开2202、102、202切除故障,会造成202所带10kV 4号、5号母线全停,导致站用电全停和负荷损失。此方案存在一定的不足。与合27-3和7-3方案同理。
方案二:若在201停电前合上27-2和7-2,拉开27-1和7-1,将中性点倒至2号变运行,则110kV 4号母线(或出线路)出现单相接地故障后发生越级跳闸,2号变110kV零序过流保护动作跳开145和102即可切除故障,202所带10kV 4号、5号母线不停电。主接线运行方式的可靠性较高。
由此可见,方案二优于方案一。
2.3 结论
并列运行变压器的中性点接地运行变压器停电前,应先合上另一台变压器的中性点接地隔离开关,确保所在系统有效接地;选择投入的中性点时,10kV侧接有负荷(含站用变)的变压器中性点应优先接地。
3 母线电源分配
3.1 2号变停电
3.1.1 2号变停电后的运行方式
220kV双母线接线:2201和2203在5号母线运行,4号母线运行,2245合,27-1合,27-2和27-3分,2202分。
110kV双母线接线:101和103在5号母线运行,4号母线运行,145合,7-1合,7-2和7-3分,102分。
10kV单母线分段+单母线接线:245自投停用,245合,201合着带4号和5号母线(带配电负荷及站用变),202分,203合着带6号母线(仅带无功补偿设备)。
3.1.2 2号变停电带来的主要影响
2202断开后,其所在的220kV 4号母线无主变断路器运行;102断开后,其所在的110kV 4号母线无主变断路器运行。
3.1.3 母线电源分配分析
方案一:母线电源分配不调整。若220kV 5号母线发生故障,则母差保护动作跳开2201和2203会造成所在站110kV和10kV全停,220kV 4号母线空载运行;若110kV 5号母线发生故障,则母差保护动作跳开101和103会造成所在站110kV全停。主接线运行方式不可靠。
方案二:调整母线电源分配。考虑到2号变停电会造成220kV 4号和110kV 4号母线无主变断路器运行,主接线运行方式不可靠,可将1号变或3号变220kV和110kV主断路器倒至4号母线运行,2203运行在220kV 4号母线后,若220kV 5号母线发生故障,则母差保护动作跳开2201后,220kV 4号母线运行,不会损失负荷;103运行在110kV 4号母线后,若110kV 5号母线发生故障,则母差保护动作跳开101后,110kV 4号母线运行,下级变电站自投,能大幅缩短停电时间。主接线运行方式可靠性较高。
由此可见,方案二优于方案一。
3.2 102停电
3.2.1 102停电后的运行方式
220kV双母线接线:2201和2203在5号母线运行,2202在4号母线运行,2245合,27-1合,27-2和27-3分。
110kV双母线接线:101和103在5号母线运行,4号母线运行,145合,7-1合,7-2和7-3分,102分。
10kV单母线分段+单母线接线:201合着带4号母线(带配电负荷及1号站用变),202合着带5号母线(带配电负荷及2号站用变),203合着带6号母线(仅带无功补偿设备),245分,245自投运行。
3.2.2 102停电带来的主要影响
102断开后,其所在的110kV 4号母线无主变断路器运行。
3.2.3 102母线电源分配分析
方案一:母线电源分配不调整。若110kV 5号母线发生故障,则母差保护动作跳开101和103会造成所在站110kV全停;若220kV 5号母线发生故障,则母差保护动作跳开2201和2203,会造成所在站110kV全停及10kV 4号母线失电,220kV 4号母线带2号变及10kV 5号母线运行。主接线运行方式不可靠。
方案二:调整110kV母线电源分配。考虑到102停电会造成110kV 4号母线无主变断路器运行,主接线运行方式不可靠,可将1号变或3号变110kV主断路器倒至4号母线运行。103运行在110kV 4号母线后,若110kV 5号母线发生故障,则母差保护动作跳开101后,110kV 4号母线运行,下级变电站自投,能大幅缩短停电时间;若220kV 5号母线发生故障,则母差保护动作跳开2201和2203,会造成所在站110kV全停及10kV 4号母线失电,220kV 4号母线带2号变及10kV 5号母线运行。此方案存在一定的不足。
方案三:调整110kV及220kV母线电源分配。考虑到102停电会造成110kV 4号母线无主变断路器运行,主接线运行方式不可靠,可将1号变或3号变220kV和110kV主断路器倒至4号母线运行。2203运行在220kV 4号母线后,若220kV 5号母线发生故障,则母差保护动作跳开2201后,220kV 4号母线运行,不会损失负荷;103运行在110kV 4号母线后,若110kV 5号母线发生故障,则母差保护动作跳开101后,110kV 4号母线运行,下级变电站自投,能大幅缩短停电时间。主接线运行方式可靠性较高。
由此可见,方案三优于方案一和方案二。
3.3 结论
三台主变压器并列运行时,若需要停用一条母线上仅有的主变压器或主断路器,则应先将另一条母线上两台主变压器中的一台倒至需要停用的主变压器母线上(仅停主断路器时等同停主变处理),再操作需要停用的主变压器或主断路器。
4 结束语
变电站主接线是电网的组成部分,主接线方式关系电网运行的可靠性,运行中要时刻关注运行方式的变化,对运行方式的合理性进行必要的分析,针对出现的薄弱环节,采取适当的措施,以提高运行的可靠性。还应注意的是,倒换变压器中性点时,应采取先合后拉的顺序,以防失去或降低零序保护的灵敏度,同时要尽量避免同一站内两台变压器中性点同时投入的时间,以避免对所在系统零序阻抗的影响;正常运行时应避免同一变电站内220kV中性点、110kV中性点运行在不同的变压器上,此种接地方式下的系统零序阻抗与中性点运行在一台变压器时的零序阻抗并不等值;在双母线四主变典型接线方式下10kV个别母线带配电负荷及站用变时,变压器中性点倒换选择的注意事项同样适用。
参考文献
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[5]胡孔忠.供配电技术[M].合肥:安徽科学技术出版社,2007
双母线接线 篇6
1 运行方式
1.1 双主变运行
内桥接线变电站接线图如图1所示, 当主变无工作, 且进线无故障未退出运行情况下, 内桥接线变电站有两种运行方式:第一种是进线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母分运行, 110 k V线路备自投投入 (进线B运行, 进线A热备用, 110 k V母分运行, 110 k V线路备自投投入的运行方式情况相同) 。第二种是进线A接110 k VⅠ段母线运行, 进线B接110 k VⅡ段母线运行, 110 k V母分热备用, 110 k V母分备自投投入。
1.2 单主变运行
当110 k V内桥接线变电站单主变运行时, 运行方式一般采用一回进线供全站负荷, 另一回进线开口热备用, 110 k V备自投装置投入的方式。当1号主变运行, 2号主变停役检修时, 有两种运行方式:第一种是进线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母分运行, 110 k V进线备自投投入。第二种是进线A接110 k VⅠ段母线热备用, 进线B接110 k VⅡ段母线运行, 110 k V母分运行, 110 k V线路备自投投入。
2 母线故障后保护动作情况
2.1 运行方式一
进线A运行, 进线B热备用, 110 k V母分运行, 110k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 进线B线路有压, 110 k V线路备自投充电。
(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开进线A断路器、110 k V母分断路器及1号主变低压侧断路器, 因110 k VⅠ, Ⅱ段母线失压, 进线A无流, 进线B有压, 110 k V备自投动作合上进线B断路器, 保证对2号主变的供电。
(2) 当110 k VⅡ段母线故障时, 2号主变差动保护动作, 跳开进线B断路器、110 k V母分断路器及2号主变低压侧断路器, 此时110 k VⅠ段母线有压, 110 k V备自投不动作, 保持由1号主变供全站负荷。
2.2 运行方式二
进线A运行, 进线B运行, 110 k V母分断路器热备用, 110 k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 110 k V母分备自投充电。
(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开进线A断路器及1号主变低压侧断路器, 并闭锁110 k V母分备自投装置, 由2号主变供低压侧全站负荷。
(2) 110 k VⅡ段母线故障时同上。
2.3 运行方式三
当2号主变停役检修时, 2号主变保护跳110 k V母分断路器及进线B断路器的跳闸压板已取下。进线A运行, 进线B热备用, 110 k V母分断路器运行, 110 k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 110 k V线路备自投充电。
(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开进线A断路器、110 k V母分断路器及1号主变低压侧断路器, 此时110 k VⅠ, Ⅱ段母线无压、进线A无流、进线B线路有压。110 k V备自投动作, 合上进线B断路器, 110 k VⅡ段母线带电, 但此时2号主变停役, 已造成该变电站低压侧失电。
(2) 当110 k VⅡ段母线故障时, 因110 k VⅡ段母线不在2号主变的差动范围内, 且不在1号主变的差动保护及高后备保护范围内, 只能通过进线A对侧保护动作跳闸。重合失败后, 110 k VⅠ、Ⅱ段母线失压、进线A无流, 进线B线路有压, 此时110 k V备自投动作, 经延时跳开进线A断路器后合上进线B断路器, 恢复对110 k V母线的供电。由于故障点仍存在, 此时进线B对侧保护动作跳闸, 并进行一次重合, 对故障母线再次冲击后加速跳闸, 全站失电。
2.4 运行方式四
当2号主变停役检修时, 主变保护跳110 k V母分断路器及进线B断路器的跳闸压板已取下。进线B运行, 进线A热备用, 110 k V母分断路器运行, 110 k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 110 k V线路备自投充电。
(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开110 k V母分断路器及1号主变低压侧断路器。此时110 k VⅡ段母线仍有压, 110 k V线路备自投失电, 但全站低压侧已失电。
(2) 当110 k VⅡ段母线故障时, 同理, 进线B对侧保护动作跳闸, 重合失败, 此时110 k VⅠ, Ⅱ段母线失压、进线B无流、进线A有压, 110 k V线路备自投动作, 跳开进线B断路器, 合上进线A断路器, 恢复对110 k V母线的供电。由于故障点仍未隔离, 进线A对侧保护动作跳闸, 重合失败, 全站失电。
3 故障分析及处理建议
由以上分析可以看出, 在双主变运行时, 110 k V备自投装置可以实现在故障母线隔离后的备用电源倒入, 保证低压侧负荷的正常供电。但当单主变运行且110 k V备自投装置正常方式投入情况下, 在110 k V母线发生故障后会造成全站失电, 且可能会多次对故障点进行送电, 造成故障设备损坏加重, 甚至扩大事故。下面就110 k V内桥接线变电站110 k V母线故障处理过程中注意事项及对运行方式三、四情况下备自投方式调整提出整改建议:
(1) 母线故障后, 应及时调整现场设备状态 (含保护投退) , 并及时查找故障点。如故障点查明已隔离或故障已检修完毕后 (如经检查无明显故障点, 建议对母线进行绝缘试验) , 对母线进行冲击应使用相应进线的对侧断路器进行 (修改定值及停用重合闸) 或使用配置有过流保护的母分断路器进行, 避免事故范围扩大。
(2) 运行方式一、二, 母线发生故障后, 虽低压负荷未损失, 但应注意观察供电主变的负载情况, 必要时转移部分负荷防止主变过载。
双母线接线 篇7
1 装置的性能和特点
WMZ-41型微机母线保护装置采用一“主”三“从”多CPU结构型式,“主CPU”主要用于母线电压闭锁,双母线运行状态的识别以及人机对话、故障报告、通信管理等,“从CPU”分别用作A、B、C各相电流的差动保护判别并向“主CPU”传送故障信息。装置具有大差和小差功能,所谓大差是指除母联开关外所有支路电流之和(不需各隔离开关位置判别),小差是指各母线上所有运行支路电流之和(需要各隔离开关位置判别)。大差完成启动功能,小差完成故障母线选择功能,只有大差、小差均动作时方能启动跳闸出口。装置通过识别各隔离开关辅助接点的状态进行运行方式自动识别,实现选择性判别[1]。
2 问题的提出
该中心一次系统接线为线路旁路隔离开关与兼作旁路开关的母联开关及兼作旁路母线的Ⅱ母线共同构成了母线兼旁路系统接线方式。正常运行时,110 k V母联710开关合环运行,各开关运行于相应的母线段。当出现旁路运行方式时,首先将运行于110 k V-Ⅱ段母线上的开关倒至110 k V-Ⅰ段母线(除被代开关),通过710开关、110 k V-Ⅱ段母线、旁路隔离开关代出线运行。
WMZ-41型母差保护装置通过各支路隔离开关辅助接点的实时检测实现对母线上所有支路电流的动态检测,从而实现双母线保护的自适应性、跳闸出口的选择性,其对于常规接线是满足电流同步平衡的,但对于110 k V母线系统的母线兼旁路接线方式,装置将不能满足要求,如图1所示。
从图中可以看出,热总线765母差CT(电流互感器)位于线路侧隔离开关7653之外,而化真线711母差CT位于开关与线路侧隔离开关7113之间,两种不同的接线方式对母线保护将有很大的影响。
当710开关代热总线765运行时,线路上的一次电流仍然流经765母差CT,在隔离开关7656合上运行时,保护装置将热总线视为运行于Ⅱ母线上的一个开关(将7656旁路隔离开关与Ⅱ母线隔离开关7652并接),母差保护仍以各支路CT电流(矢量和)直接作为大差电流,710开关电流作为母联参与相应的小差保护。此时大差及Ⅰ、Ⅱ母线小差均正常(765线路电流和710母联电流一进一出构成了Ⅱ母线小差)。当7651、7652隔离开关均合上时,一次系统处于单母线方式,保护进入互联状态,即Ⅰ、Ⅱ母线小差自动退出,保护装置将无选择性。7656隔离开关状态的改变对保护装置的大差、小差均无任何影响。
而当710开关以旁路方式代化真线711运行时,线路电流不经711母差CT,仅在710开关的CT中反应,此时保护的大差电流不能完全反映一次系统真实的运行状态,二次系统与一次系统处于不对应状态,即保护不能进行运行方式的准确识别。在7116隔离开关合上而711开关尚未断开时,7116隔离开关与711开关构成了并联通道。此时,710开关CT真实反映了线路一次电流,而711开关CT仅通过了线路的部分电流,因旁路隔离开关的分流作用(其分流电流大小与各自的接触电阻有关),Ⅱ母线小差及母线大差电流不平衡,母差保护装置不能满足运行要求。在711开关拉开后,711线路电流为零,711线路电流全部流经隔离开关7116,造成母差保护大差及Ⅱ母线小差均不能正确反应系统一次电流,有可能引起保护装置误动作。因此,对WMZ-41微机母线保护进行了改进,设计了一个“旁路方式”逻辑回路,如图2所示。
进一步分析可见,合上隔离开关7116时,读入其隔离开关辅助接点状态使保护逻辑进入旁路方式,此时,将710开关CT电流计入大差回路,711线路CT电流从大差回路中自动退出,同时将Ⅱ母线小差退出,Ⅱ母线及被代线路保护由710开关保护完成。保护进入旁路方式后,改变大差电流回路的接入方式使保护二次与一次系统相适应,而Ⅰ母线小差仍处于正常状态,满足了化真线旁路运行方式对保护的特殊要求。
需要说明的是,在旁路方式中引入旁路压板主要是考虑到旁路隔离开关在倒闸过程中可能存在触点接触不良和来回拉合的情况,为保证保护装置电流回路的可靠切换,消除隔离开关辅助接点接触不良或抖动对大差电流可能造成的影响,此旁路压板在化真线线路旁代期间一直投入,在开关恢复正常运行方式,拉开旁路隔离开关之后,再将相应压板解除,从而保证了在此方式下保护电流回路切换的正确性和可靠性。
3 保护回路正确性的验证
文中介绍特殊运行方式下大差启动和不启动时,小差动作情况下的动作行为,借以验证装置软件修改的正确性。
3.1 装置的静态试验
3.1.1 大差、小差动作行为试验
任选两条支路,一条支路隔离开关辅助触点模拟接于Ⅰ母线(或Ⅱ母线),另一支路母线隔离开关辅助触点模拟断开,将此两支路电流串联反方向加入小差门槛定值,此时大差不启动,对应的小差启动但不启动跳闸出口。
3.1.2 大差启动时小差的动作情况试验
任选一支路,模拟隔离开关运行于Ⅰ母线(或Ⅱ母线),加电流至小差定值,分别模拟各种故障,相应小差应动作。
分别模拟母线内部故障,包括AO、BO、CO单相接地故障,AB、BC、CA相间故障,ABO、ACO、BCO相间短路接地故障,ABC三相短路故障,检查各个信号回路及跳闸回路能有选择性地动作。
3.1.3 区外故障模拟
选Ⅰ(Ⅱ)母线两条支路,模拟隔离开关运行状态,加上反向电流至10 A(模拟母线区外故障时流经保护装置的穿越性短路电流),包括AO、BO、CO单相接地故障,AB、BC、CA相间故障,ABO、ACO、BCO相间短路接地故障,ABC三相短路故障,检查各个信号回路及跳闸回路能可靠不误动。
3.2 装置动态试验
为考验装置在实际操作过程中的动作行为,需要结合试验安排运行方式进行各开关倒闸操作,在此不作详述。
3.3 装置投运前的检查
1)检查各相差电流正常(平均值小于0.2 A),无异常信号指示。
2)运行方式显示的模件所指示的运行状态应与系统实际运行方式一致,打印采样值应与实际系统一致。
3)显示时间准确,若有差异,通过功能键输入正确的时间。
4)以上检查均正常后,将母线各连接开关跳闸线接入装置。
5)投入各开关跳闸压板,将母差保护正式投入运行。
4 装置功能的完善
通过试验发现,该装置在正常双母线并列或分列运行、倒闸操作过程中的并母运行、母线代旁路等方式下,该装置二次逻辑均能完全跟踪、适应一次系统。但在从正常运行方式改变为母联代旁路方式时的操作过程中(合手动压板),由于主机程序中未考虑其特殊方式下的电流平衡,其大差判据将会引起差电流的不平衡,当其负荷超过运行方式不对应定值时,装置将发“识别错误”信号。为此,提出如下解决方案:
(1)结合母差保护定检,将保护软件进行升级并做相应试验;
(2)在软件升级前,若出现母线代旁路运行方式时,可适当提高“运行方式不对应”定值,并尽量缩短现场操作时间。
在后来的母差保护装置检查中,对上述问题进行了处理并进行了试验,试验结果完全正常。
装置在带负荷运行测量差电流的过程中,发现差电流明显的超标,装置显示差电流在200 mA左右,且呈不稳定状态。经过检查,系该装置电压回路接入从机回路,对分相差动保护回路产生干扰(该装置电压判据功能由主机回路完成),将三相从机回路电压线拆除后,装置显示差流恢复正常值(1 mA左右)。
系统在倒闸操作前,根据操作规程,应先将母联开关改为非自动状态。在母联开关改为非自动至母线上任一除母联外的其它线路隔离开关双跨的这段时间内,若Ⅰ母线或Ⅱ母线故障,相应差动保护动作后因母联开关无法跳闸而使故障无法消除,使事故扩大(装置在检测到母线上任一除母联外的其它线路隔离开关双跨时即自动投入非选择性跳闸功能,进入互联方式,此时Ⅰ、Ⅱ母线小差退出,大差启动无选择性跳闸出口)。
为此,对保护装置进行了改进,增加了一只互联压板,该压板投入时即投入母线非选择性跳闸功能,使得保护装置的互联方式消除了系统倒闸操作过程中因母联开关的非自动造成可能的故障点不能及时消除的隐患,保护装置功能也得以进一步完善,保护逻辑如图3所示。
5 结语
通过该保护装置的改造实践,认为该装置是一种性能优良、可靠的保护装置,能适应各种运行方式的要求,它克服了相位比较原理母线差动保护装置的缺点,方便了运行和维护。该装置的成功应用,提高了110 k V系统运行的可靠性和稳定性。
参考文献
双母线接线 篇8
1 倒闸操作
倒闸操作是一项复杂的工作。它不仅包括高压一次回路上的断路器、隔离开关等设备的操作, 而且还包括与高压回路有关的支流控制回路、继电保护与自动装置回路上的操作。当设备需要停电检修时, 它还要包括装设各种安全设施, 例如挂接地线、短路线、设置围栏等, 尤其是在电气接线比较复杂的变电站中, 一个操作任务往住有几十项内容, 其中任何一项错误都可能造成严重的后果。
倒闸操作分为监护操作、单人操作和检修人员操作三种。监护操作由两人同时进行同一项的澡作, 其中对设备较为熟悉者作监护人, 特别重妥和复杂的倒闸操作由熟练的运行人员操作, 运行值班负贵人监护。单人操作是由一人完成的操作, 一般有以下两种情况:
1.1 单人值班的变电站操作时.运行人员根据发令人用电话传达的操作指令填用操作票, 复诵无误后执行。
1.2 实行单人操作的设备、项目及运行人员必须经设备运行管理单位批准, 人员应通过专项考核。
2 220k V母线接线方式
220k V母线常用的接线方式有双母线带旁路母线接线、双母线母联兼旁母开关接线、单母线带旁路母线接线。220k V母线近期规划一般采用双母线单分段接线, 远期规划采用双母线双分段接线方式。双母线单分段接线除有供电可靠、调度灵活、扩建方便优点外, 较双母线带旁路母线接线还有操作简单的优点, 因此现在新建220k V母线主要采用双母线单 (双) 分段接线。
3 倒闸操作的内容
倒闸操作有一次设备的操作, 也有二次设备的操作, 其操作内容如下:
3.1 拉开或合上某些断路器和隔离开关。
3.2 拉开或合上接地刀闸 (拆除或挂上接地线) 。
3.3 拉开或装上某些控制回路、合闸回路、
电压互感器回路的熔断器。
3.4 停用或加用某些继电保护和自动装置及改变定值等。
3.5 改变变压器或消弧线圈的分接开关。
4 220k V双母线倒母线操作危险点的防范措施
4.1 组织措施
每次倒母线操作时要认真组织全班人员进行危险点讨论与分析, 并安排熟悉倒闸操作的人员担任操作人和监护人, 并考虑操作人和监护人的身体状况是否良好。填写好操作票后, 严格执行三次审核程序后并签字, 并将写好的操作票与主接线圈仔细核对。操作时, 严格执行监护复诵制, 监盘人员要认真监视主接线图上运行方式的变化, 随时关注操作。操作完毕后, 要全面检查复核所操作一、二次设备状态, 特别是保护压板, 空气开关等的核对。
4.2 技术措施
倒母线操作顺序中的危险点, 对于带负荷拉合刀闸的防范措施就是将母联开关改非自动;对于母联改非自动时母线故障不能0s跳双母线的防范措施就是母差互联压板投入;对于电压切换继电器接点损坏的防范措施就是将TV二次并列切换开关投入;对于母差保护误动的防范措施就是认真检查刀闸位置指示灯是否正常, 如果刀闸位置指示不正常, 则要将母差保护刀闸位置强制开关切至强制接通位置, 二次电压切换不正常则需要求专业人员及时处理;对于误停运线路或主变的防范措施就是拉开母联断路器前检查停运母线上所有刀闸确在分闸位置并确定母联电流为0;对于谐振的防范措施就是拉开母联之前先拉开TV的刀闸;对于主变后备保护误跳开关的防范措施就是及时调整主变后备保护跳相应母联和分段开关压板的投退。
4.3 220k V双母线倒母线操作的安全操作规程
除以上防范措施外, 在母差保护装置上粘贴运行提示卡, 提示内容为倒母线操作的主要步骤, 当值班员在母差保护装置操作时, 能够看到正确的操作顺序, 及时提醒操作人和监护人。220KV双母线倒母线操作必须严格执行安全规程的要求, 以确保操作的安全。220KV双母线倒母线操作的安全规程主要包括以下方面。
4.3.1 220k V双母线倒母线操作必须执行
操作票制度。操作票是值班人员进行操作的书面命令.是防止误操作的安全组织措施。1000V以上的电气设备在正常运行情况下进行任何操作时, 均应填写操作票, 每张操作票只能填写一个任务。
4.3.2 倒闸操作必须有两人进行 (单人值班
的变电所可由一人执行, 但不能登杆操作及进行重要的和特别复杂的操作) 。一人唱票、监护, 另一人复诵命令、操作。监护人的安全等级 (或对设备的熟悉程度) 要高于操作者。特别重要和复杂的倒闸操作, 由熟练的值班员操作, 值班负责人或值班长监护。
4.3.3 严禁带负荷拉、合隔离开关.为了防止带负荷拉、合隔离开关, 在进行倒闸操作时应遵循下列顺序:
1) 停电拉闸必须先用断路器切断电源, 再检查断路器确在断开位置后, 先拉负荷侧隔离开关, 后拉母线侧隔离开关。
2) 送电时则应先合母线侧隔离开关, 后合负荷侧隔离开关, 最后合断路器。
4.3.4 严禁带地线合闸
4.3.5 操作者必须便用必要的、合格的绝缘
安全用具和防护安全用具。用绝缘棒拉、合隔离开关或经传动机构拉、合隔离开关和断路器时, 均应戴绝缘手套。雨天在室外操作高压设备时, 要穿绝缘鞋。绝缘棒应有防雨罩。接地网的接地电阻不符合要求时, 晴天也要穿绝缘鞋。装卸高压熔断器时, 应戴护目镜和绝缘手套, 必要时使用绝缘夹钳, 并站在绝缘垫和绝缘台上。登高进行操作应戴安全帽, 并使用安全带。
4.3.6 在电气设备或线路送电前, 必须收回
并检查所有工作票, 拆除安全措施, 拉开接地刀闸或拆除临时接地线及标示牌, 然后测量绝缘电阻, 合格后方可送电。
4.3.7 有雷雨时, 禁止220k V双母线倒母线
操作和更换熔断体, 高峰负荷时避免220k V双母线倒母线操作。运行经验表明, 如果在运行中能够认真执行电气安全的组织措施和技术措施;在执行220k V双母线倒母线操作任务时, 注意力集中, 严格遵守电气设备操作的规定, 就能有效地防止操作事故的发生。
结束语
220k V双母线倒母线操作是值班运行工作中一项重要的工作内容。它关系着变电站以及电力系统的安全运行, 关系着操作人员本身或电气设备上下作人员的生命安全。严重的误操作有时会造成电力系统瓦解或设备受到重大破坏。为了有效防止误操作的发生, 一定要提高运行人员的素质, 坚持安全教育, 大力开展技术培训, 造就一批敬业爱岗责任心强、技术过硬的运行值班人员;同时要强化防止误操作的组织措施, 并且要完善防止误操作的技术措施。
摘要：在变电站中, 所有的电气设备都是通过断路器、隔离开关接到配电装置的汇流母线上.当电气设备需耍从一种运行状态转变到另外一种运行状态, 或者为了满足检修、试验和安装等工作的要求, 需要对变电站的运行状态进行变动, 这些都需要运行值班人员进行倒闸操作。而220kV双母线倒母线操作是变电站中重要的倒闸操作, 关系着人身、设备及电网的安全, 我们作为从业者、操作者掌握正确的操作方法是非常必要的。
关键词：220kV,双母线倒母线,安全操作
参考文献
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