典型接线模式（精选七篇）
典型接线模式 篇1
10kV中压配电网由高压变电站中10kV配电装置、开关站、配电变压器和架空线路或电缆线路等部分组成, 其功能是将电力安全、可靠、经济、合理地分配到用户[1]。10kV配电网接线模式作为网架结构的基本反映, 直接影响着配电网的供电可靠性与用户的用电水平。因此, 采取合理有效的接线模式既可以在很大程度上提高供电质量, 又能获得良好的社会和经济效益。
对各种接线模式进行定量计算, 以满足线路N-1要求的负载率上限, 就可以计算出线路供电能力和接入用户容量。线路报装容量的大小因用户负荷性质和接线模式的不同而变化, 与线路负载率、配变同时率和配变负载率有关。本文通过分析计算不同接线模式下线路报装容量, 提出提高中压配电网供电能力的方法。
1中压配电网几种典型接线模式
目前, 国内城市中压配电网一般由10kV架空线和电缆线混合组成。架空网的典型接线模式包括单辐射、双辐 射、多分段单联络、多分段两联络、多分段三联络等, 电缆网的典型接线模式包括单辐射、双辐射、单 环网、双环网、两 供一备、三供 一备、“2-1”开闭所、“3-1”开闭所等[2]。
2不同接线模式下的线路报装容量
2.1线路负载率
由于接线模式不同, 线路所能达到的负载率上限也不相同 (表1) 。线路报装容量计算必须根据不同的负载率上限, 得出该线路所能携带的最大负荷, 进而为控制用户报装容量提供边界条件。
2.2配变同时率
由于不同配变的负荷特性不同, 最大负荷 时刻也不 同, 因此, 在计算线路报装容量时, 需要考虑配变同时率的因素。
以10kV线路为对象, 对线路所带的所有配变进行研 究。以该线路的年负荷 曲线为基 准, 确定线路 年最大负 荷发生时刻, 然后确定该时刻所有配变负荷值, 进行累加, 便可得到线路综合负荷。接着根据所有配变年负荷曲线, 确定每台配变年最大负荷, 进行累加, 便可得到所有配变绝对最大 负荷之和。此时, 就可以求出该线 路所有配 变之间的 同时率。具体 定义见下式:
式中, μ为同时率;an为第a台配变在n时刻的负荷值;bn为第b台配变在n时刻的负荷值;以此类推。
2.3配变负载率
本文采用逆推, 通过对不同用电性质线路历史年最大负荷时刻电流数据的筛选统计, 挑选出每种用电性质典型线 路, 统计历史年最大负荷时刻的电流数据及线路装接配变容量情况, 通过计算得到各种用电性质典型线路历史年配变平均负载率, 分析历史年配变平均负载率变化情况, 从而总结出不同用电性质线路逐年所需负荷的变化趋势, 并依据该趋势得出如何在线路建设完成初期节约供电成本。计算方法如下:
首先计算线路最大负荷:
式中, P为线路最大负荷;U为线路电压等级;I为线路最大电流;cosφ为功率因数, 取0.95。
由线路最大负荷和线路装接配变容量可算出 线路装接 配变平均负载率:
式中, K为线路装接配变平均负载率;S为线路装接配变容量。
那么, 最大负荷时刻的线路装接配变理论最大负载率为:
通过对典型负荷特性线路进行调研, 估算出不同负荷特性配变平均负载率, 结果如下: (1) 负荷性质主要为民用, 配变平均负载率:35%~65%; (2) 负荷性质主要为商用, 配变平均负载率:40%~55%; (3) 负荷性质主要为工业, 配变平均负载率:30%~70%; (4) 负荷性质主要为混合, 配变平均负载率:25%~70%。
2.4线路报装容量计算
根据不同接线模式负载率不同取线路最大负 载率分别 为50%、67%和75%, 若线路型号为YJV22-10/3×300, 取热稳定极限传输电流为535A, 通过对以上3种性质线路配变负载率的计算, 得到线路装接配变容量控制原则[3]。计算方法如下:
式中, S为线路所能装接配变最大容量;p为线路最大负载率;p′为配变平均负载率。
通过计算得到线路装接配变容量控制原则, 如表2所示。
单位:MVA
由表2可见, 在不同接线模式下, 由于线路负载率及 配变负载率不同, 线路允许接入配变容量大小存在差异, 具体表现为:线路装接配变容量上限与线路负载率成正比, 与配变负 载率成反比。
3结语
不同接线模式的线路最大供电能力即配变装 接容量的 大小是不同的, 线路负载 率越高的 接线模式 可装配配 变容量越高, 如三供一备、两供一备为几种典型接线模式中高N-1负载率的配电网络, 配变装接容量最大, 线路供电能力和供电 可靠性最高。因此, 通过改变中压配电网接线模式, 采用高N-1负载率的配电网络, 可以有效提高电网供电能力。
摘要：介绍了中压配电网几种典型接线模式, 阐明了合理选择接线模式的重要意义, 提出不同接线模式下的线路负载率控制上限边界条件。根据不同负荷性质, 引入配变同时率的概念, 估算出配变平均负载率, 计算得出不同接线模式下线路所能装接配变的最大容量, 即线路报装容量。为优化城市中压配电网结构、提高电网对用户的供电能力, 提供了良好的借鉴和参考。
关键词：配电网,接线模式,报装容量,负载率,供电能力
参考文献
[1]陈章潮, 唐德光.城市电网规划与改造[M].北京:中国电力出版社, 1998
[2]申邵文.城市中压配电网接线方式的研究[J].广东科技, 2010 (20)
几种典型的主接线方式分析 篇2
电气主接线方式, 是变电站和发电厂中电气部分的主体结构, 由于发电厂和变电站对于电力网络来说, 是重要的节点, 因此, 电气主接线特别反映了各个电力设备在电网中的位置和重要性。重要的高压电器设备如发电机、变压器和母线的位置, 以及相互之间的连接, 对于供电的可靠性、电网运行方式的灵活性具有非常重要的意义。而由于不同电力设备价格的差异, 在考虑经济性时, 应当在不影响安全性和灵活性的情况下, 尽量减少价格昂贵设备的使用频率, 而这之间往往存在矛盾, 需要综合考虑电压等级、容量、负荷重要性等多方面因素。
1 对主接线方式的基本要求
对于变电站来说, 电气主接线方式的选择, 需在变电站建设前对原有的容量、负荷状况及性质、各侧电压等级、变压器、在网络中的位置等因素综合考量。对发电厂而言, 主接线方式应该突出电厂在电力系统中的地位, 与发电厂的发电容量直接相关;其次需要考虑的是电厂对外的输电电压等级, 因为发电厂是电力系统的始端, 因而无需过多考虑负荷侧的状况。电力系统对于电气主接线方式的基本要求, 可以归纳为4点, 即供电可靠性、运行/检修灵活性、建设/维护经济性、扩建/改建方便性。
1.1 供电可靠性
供电可靠性主要体现在3方面:一是变电站的部分电力设备, 如变压器、断路器、线路需要检修时, 尽量避免供电中断;二是部分电力设备如线路或母线上发生故障时, 尽量减少线路和主变的停运, 尽量保证对重要负荷的供电;三是各种情况下均应尽量避免变电站全部停运的可能性, 减少正常负荷由于电网或电力设备问题导致的损失。
1.2 运行/检修灵活性
运行的灵活性, 是指为了达到更为安全可靠、经济合理的运行方式, 需要对变电站的负荷、电源、送电线路进行灵活调整, 可以通过灵活地切除发电机、变压器或线路, 改由其他的变压器、线路对负荷供电。检修的灵活性是指在停电检修时, 操作不致于太过复杂, 以免导致可能的事故发生。
1.3 建设/维护经济性
除以上要求外, 经济性也是在设计过程中必须要考虑的, 如做到经济合理, 尽量减少占地面积, 节约投资和日后的维护费用, 其主要方法是节约必须的重要设备的用量, 提高昂贵设备的利用率, 如断路器的价格远高于隔离开关, 故在调整运行方式时应主要依靠隔离开关完成, 而断路器具有灭弧功能, 可以切断带电线路, 这一点是隔离开关无法做到的。因此两者的不同选择, 可以改变系统的运行方式, 也改变了建设维护的经济性。
1.4 扩建/改建的方便性
在新变电站的设计中, 为了节约一次性投资, 往往采用较为简单的主接线配置, 如无汇流母线、单母线等方式, 但随着电网日趋复杂、负荷不断增加, 不得不增加线路的数目和变电站的容量。这时扩建和改建变电站所需的投资则会因为一次建设中是否为此作了准备而有较大的差别。
2 几种典型的主接线方式
典型的主接线方式可以划分为有、无汇流母线两类, 而对于有汇流母线的主接线方式, 又会依据母线条数、有无旁路等进行划分。为了简化主接线方式的图例, 本文中的主接线图可能不包含隔离开关, 以断路器作为区分的关键, 而对于隔离开关有直接影响的接线方式, 则必须对此进行保留。本文介绍的是典型的主接线方式, 在电网中广泛采用, 具有一定的代表性。
2.1 无汇流母线的主接线方式
典型的无母线接线方式, 采用较多的为桥形接线。桥式包含4个回路、3台断路器, 其结构简单, 投资较小, 广泛应用于35~110 k V的变电站。根据桥形断路器的位置又可分为内桥和外桥2种接线。由于变压器的可靠性远大于线路, 应用较多的为内桥接线 (如图1采用的内桥接线方式) ;若为了在检修断路器时不影响变压器的正常运行, 有时在桥形外附设一组隔离开关, 这就成了长期开环运行的四边形接线。
2.2 有汇流母线的主接线方式
母线与主要电气设备如发电机、变压器、线路直接通过断路器和隔离开关进行连接, 可以通过调整改变主要设备所在的母线, 正常运行状态下, 一个电力设备与一条母线直接连接, 以避免发生故障时同时影响两条母线。
典型的单母线连接方式如图2所示。
如图2所示, 母线直接与线路连接, 母线段上各布置了几条线路, 可以通过调整进线开关和分段开关的开闭决定不同负荷的电源情况, 需要检修某段母线时, 分段所在的负荷需要全部停电。这种广泛采用的接线方式, 与不分段的单母线接线相比较, 一定程度上提高了连接方式的可靠性和灵活性。其一般作为变电站的6~10 k V侧, 出线回路数为6回及以上;或35~66 k V配电装置的出线回路数为4~8回时。
与单母线接线方式相比, 双母线接线方式有了较大的改变, 所有出线/变压器/发电机均与两条母线存在连接, 因此线路可以在任意母线运行。由于母联开关的存在, 可以保证当一条母线发生故障必须中断运行时, 首先跳开母联开关, 从而保证只有一条母线退出运行, 而另一条母线正常运行, 以减少事故的损失。双母线还可能存在旁路, 或母联兼旁路等接线方式, 主要应用于220 k V变电站。
2.3 3/2断路器接线方式
3/2断路器接线, 是在每3个断路器间存在2回出路, 一般只用于500 k V大型电厂和变电站中, 其突出优点是尽可能地节约断路器的数目, 具有突出的灵活性, 可以保证每条出线都有多种供电情况。任何一条母线故障或检修时都不致于停电, 任何一台断路器进行检修时也不致于停电, 更可以同时检修多个断路器。而其缺点是总体的断路器使用数目多、电流互感器多, 从而导致投资费用大, 接线复杂, 保护也复杂, 需要较高的运行操作能力。其典型接线图如图4所示。
3 结语
作为变电站和发电厂中电气部分的主体结构, 主接线方式需要满足可靠性、灵活性、经济性等基本要求, 更要考虑到改建和扩建的方便性, 为了解决这些问题, 我国公布了适合我国电网特点的典型设计方案, 这些设计方案是电力系统长期运行经验的总结, 也为电气设计人员提供了宝贵的借鉴。本文通过对内桥接线、单母线分段、双母线、3/2断路器等典型的接线方式的分析介绍, 说明不同的接线方式应用于不同电压等级和要求的变电站时, 需要结合多种情况综合判断, 方能发挥出其应有的效果。
摘要：从电气主接线方式的基本要求出发, 探讨了不同负荷类型对于主接线的不同要求以及灵活性、经济性的要求, 并对单母线、双母线、无汇流母线等几种典型的主接线方式进行了分析介绍, 说明不同的接线方式应用于不同电压等级和要求的变电站时, 需要结合多种情况综合判断, 方能发挥出其应有效果。
关键词：电力系统,主接线,接线方式,双母线
参考文献
[1]方璟, 尹雯, 吴婷婷.35 kV变电站主系统设计[J].电气开关, 2011, 49 (1)
[2]许桧, 王赫玲, 任守涛.220kV降压变电所电气设计方案——电气主接线的选择与确定[J].电气开关, 2011, 49 (1)
[3]黄芷定.变电站电气一次主接地网的设计[J].农村电工, 2011 (1)
[4]白鑫龙.500kV变电站电气一次部分及其监控系统设计[J].甘肃科技, 2010 (20)
浅议自备发电机报备流程及典型接线 篇3
根据《江苏省电力公司客户自备应急电源管理办法》相关规定, 近年来, 在供电公司用电检查部门与客户的共同努力下, 客户的自备应急电源管理水平逐渐提高, 电力应急处置机制逐步完善。但由于历史原因、客户电力设备管理水平的参差不齐, 企业自备发电机仍有部分未备案, 给电网的安全运行带来了隐患, 为杜绝倒送电等危害供用电事故的发生, 本文就本人在苏州工业园区及相城区就企业自备应急电源的报备流程及几种常见的接线方式作简要说明。
1 新装自备发电机流程
1.1申请:客户带好营业执照、组织机构代码证、银行开户许可证、税务登记证、厂区平面图、申请人身份证复印件等资料来供电营业厅申请。
填写非居民用电申请表、用电启动方案编制工作委托书、非居民用电设备明细表。
1.2答复其供电方案:
用电检查员收到申请后, 应现场查看, 审核客户的负荷性质, 答复其供电方案。
1.3联系有资质设计单位设计图纸
客户收到供电方案答复意见书后, 联系有资质的设计单位设计图纸, 图纸包括: (1) 电气主接线及有关参数; (2) 各电源回路间的连锁装置图; (3) 自备应急电源的平面布置图; (4) 自备应急电源的设备参数; (5) 自备应急电源的接地; (6) 自备应急电源机房照明平面图
1.4审图:
1.4.1装设自备发电机组或其他应急电源, 应符合下列规定:
(1) 一级负荷的特别重要负荷, 允许装设自启动装置。
启动回路应采用主断路器的辅助接点;不应采用继电器接点。
(2) 其他负荷, 不允许装设自启动装置。
1.4.2允许或不允许自启动的自备发电机组的电气接线, 应在自备应急电源与电网电源之间装设防止向电网倒送电的电气装置, 并应符合下列规定之一:
(1) 装设有明显断开点的双投四极刀开关;
(2) 装设双投四极带零位的低压负荷开关;
(3) 装设带控制器的四极双断路器。
1.4.3照明回路切换应注意。当启用自发电时, 照明分计量不应计量。
1.4.4自发电机组 (自备应急电源) 的中性线要单独接地, 禁止利用供电企业线路上的接地装置接地, 在与电网电源切换过程中, 必须连同地线一起切换, 且接地电阻不得大于4Ω。并距系统接地网10米以上。
1.4.5电缆、开关载流量验算。
1.4.6审图合格后发审图合格证明。
1.5用户联系有资质安装单位安装。
1.6安装单位提供下列资料报验:
1.6.1试验报告:
(1) 接地电阻报告
(2) 电缆绝缘电阻报告、
(3) 对多路电源供电的低压总开关 (联络开关) 间闭锁试验, 对低压开关的电气闭锁要求:当机械闭锁失灵 (解除) 后, 电气闭锁应保证相应开关本体上手动按钮不能合闸。安装单位出具两路电源切换、闭锁报告。
(4) 核对相位正确报告。
1.6.2启用、停用自备发电机组操作票。1.6.3值班电工证。
1.6.4自备发电机说明书、合格证复印件。
1.6.5图纸光盘。
1.6.6竣工图纸 (盖竣工章)
1.6.7资质文件
1.6.8自备应急电源备忘录
1.7验收:
1.7.1试运行前的检查准备工作
1.7.2发电机容量满足负荷要求;
1.7.3机房留有用于机组维护的足够空间;
1.7.4机房地势不受雨水的侵入;
1.7.5所有操作人员必须熟悉操作规程;
1.7.6所有操作人员掌握安全性方法和措施;
1.7.7检查所有机械连接和电气连接的情况是否良好;
1.7.8检查通风系统和废气排放系统连接是否良好;
1.7.9灌注润滑油、冷却剂 (北方地区建议使用防冻液, 南方地区建议使用的防锈水) 和燃料;
1.7.10检查润滑系统的渗漏情况;
1.7.11检查燃料系统的渗漏情况;
1.7.12检查启动电池充电情况;
1.7.13检查紧急停机按钮操作的情况。
1.7.14发电机静态试验与随机配电盘控制柜接线检查
1.7.15按照主控项目中的附表完成柴油发电机组本体的定子电路、转子电路、励磁电路和其他项目的试验检查, 并做好记录, 检查时最好有厂家在场或直接由厂家完成;
1.7.16根据厂家提供的随机资料, 检查和校验随机控制屏的接线是否与图纸一致。
1.7.17发电机组空载试运行
1.7.18断开柴油发电机组负载侧的断路或ATS;
1.7.19将机组控制屏的控制开关设定到“手动”位置, 按起动按钮;
1.7.20检查机组电压、电池电压、频率是否在误差范围内, 否则进行适当调整;
1.7.21检查机油压力表;
1.7.22以上一切正常, 可接着完成正常停车与紧急停车试验。
1.7.23发电机组带载试验
1.7.24发电机组空载运行合格以后, 切断负载“市电”电源, 按“机组加载”按钮, 由机组向负载供电;
1.7.25检查发电机运行是否稳定、频率、电压、电流、功率是否保持在正常允许范围;
1.7.26一切正常, 发电机停机, 控制屏的控制开关打到“自动”状态。
1.7.27自起动柴油发电机应做自起动试验, 并符合设计要求。
1.8整理资料、归档
1.8.1签定自备发电机备忘录
1.8.2系统资料输机。
1.8.3纸质文件归档。
2 新装自备发电机典型接线
不并网自备发电机与电网电源必须采用“先断后通”的切换方式;用户用电负荷应同步切换, 一般采用双投四极开关。不并网自备发电机和电网电源的零线与相线必须同步切换。
1) 发电机容量较大, 采用二合一联锁自动切换、双投四极刀闸手动切换方式 (见图1) 。
上图中, 在低压总柜侧, K1和K2采用二合一机械、电气联锁, 并实现自投不自复的功能。即如果市电故障, K1断开, K2合上, 即转到自发电供电, 当市电恢复正常, 开关K1并不返回。在照明出线柜, 采用双投四极开关进行切换, 避免计量误差。此种接线方式适合需要保证供电连续性的企业。
2) 采用两把双头刀闸切换
一般中小企业的负荷较小, 基本都装500KW以下的发电机, 采用两把双投四极刀闸手动切换方式 (见图2) 。
3 结语
加强客户的安全管理, 提高客户对自备发电机的运行维护能力, 维护社会公共安全, 对于由于客观原因, 重要电力客户暂没有达到符合其重要等级要求的供电电源或无法配置自备应急电源的, 要和供电企业共同制定安全生产应急预案, 确保事故应急。
通过对重要用户重要负荷的运行特点, 依托客户现有条件, 结合实例归纳总结一些高危重要负荷的电力保障措施与非电性质保安措施, 最大可能地提高客户的安全运行管理水平。
摘要：企业在线路检修或在电力供应紧张需要避峰限电的情况下, 为保证生产的连续进行, 一部分企业需要安装自备发电机。但有些企业不通过供电公司, 私自安装不并网发电机, 给电网及用户带来了安全隐患, 本文就自备发电机新装流程及注意事项进行论述, 帮助企业进一步理清自备发电机新装流程及注意事项, 确保电网的安全稳定运行和用户安全用电。
关键词：不并网,自备发电机,流程
参考文献
[1]苏经信经 (2010) 49号:关于印发江苏省重要电力用户供电电源和自备应急电源配置管理实施办法 (试行) 的通知
典型接线模式 篇4
随着人民生活水平的不断提高, 用电量与日俱增, 电能计量装置在人们的日常生活中随处可见, 其包括各种类型的电能表、计量用电压互感器、电能计量柜 (箱) 等。在电力系统的每个环节中都存在许多电能计量装置, 主要用于测量发电量、供电量、售电量等, 对于电力系统的发、供、用电具有重要的作用。但是, 错误的接线可能造成不精确的电能计量, 导致电能表与互感器的误差增大。因此, 需要定期对电能计量装置的接线进行检查, 以排除电路故障。
1 电能计量装置常见错误接线类型
1.1 单相电能表接线错误
单相电能表错接线的形式包括: (1) 电压小钩断开, 导致计量装置停止计量; (2) 中性线与相线接反, 易出现偷电现象, 导致触电事故; (3) 相线与零线接反, 导致计量装置反转, 结果误差较大; (4) 电流线圈与电源出现短路, 导致计量装置线圈烧坏; (5) 电压小钩与电流线圈的输出一端连接。
1.2 直接接入式三相四线电能表接线错误
电流或电压断线: (1) 一相的电流或者电压断开, 使得计量装置少计一相电量, 导致计量结果变小; (2) 两相电流或者电压断开, 使得计量装置少计两相电量, 导致计量结果变为正常计量结果的1/3; (3) 三相电流或者电压全部断开, 导致计量装置停止计量, 结果为0。
电流进线接反: (1) 一相电流反向接线, 使得计量装置少计了两相电量, 导致结果变小; (2) 两相电流反向接线, 使得计量装置倒走一相电量, 导致计量结果变小; (3) 三相电流全部反向接线, 导致计量装置倒走一倍电量。
1.3 经电流互感器接入式三相四线电能表接线错误
电压断线: (1) 一相电压断开, 导致计量装置少计1/3的电量; (2) 两相电压断开, 使计量装置少计2/3的电量; (3) 三相电压全部断开, 导致计量装置停止转表。
电流互感器接反: (1) 一相接反, 导致计量装置少计2/3的电量; (2) 两相接反, 导致计量装置倒转1/3; (3) 三相全部接反, 计量装置倒转一倍。
2 电能计量装置常见的接线检查方法
2.1 停电检查
(1) 核对二次接线和接线两端的标志。建议将计量装置A、B、C三相的二次回路接线以黄、绿、红3种不同颜色的线作为绝缘导线, 可以避免接线错误。对电流和电压进行二次接线时, 可将2根导线穿在管内或者用胶带将导线捆扎起来, 便于停电检查。停电检查时, 需要按照装置接线图, 利用万用表检查电流、电压二次接线, 并将导线逐一导通, 并在二次接线两端标号;依据互感器的一次侧极性及相位对其二次侧极性及相位进行核对, 并分别接到计量装置的电压与电流端钮上。
(2) 用万用表电阻量程进行检查。检查计量装置的接线时, 根据装置内部接线图, 可利用万用表的电阻量程核对导线的电阻。
2.2 带电检查
2.2.1 带电检查注意事项
在遵循安全操作规范的前提下, 对短路状态下的互感器二次回路进行检查, 但要保证电流互感器二次回路不能断开, 一旦断开, 二次电力就会失去去磁作用, 使线圈立即产生特别高的感应电势, 从而对人的生命安全产生极大的威胁。另外, 要保证电压互感器二次回路不能短路, 一旦短路, 就有可能造成互感器损坏, 还可能使保护装置误动, 后果不堪设想。
2.2.2 带电检查步骤
(1) 用电压表或万用表对计量装置的三相电压进行测量。一般来说, 装置的三相电压是相等的, 通常为100 V左右, 即Uab≈Ubc≈Uca≈100 V。但是如果测量发现每相电压值不等, 且相差比较大, 就反映出电压回路可能存在断线、极性接反等错误。
(2) 对电压接地点进行检查, 是否B相存在问题。首先, 将电压表一端接地, 另一端逐一触碰计量装置的电压端钮, 假如A、C相对地电压为100 V左右, B相对地电压几乎为0, 就可以反映出2台单相电压互感器以V/V形式接线, 并且于B相接地;如果每个对地电压都为100/姨3 V左右, 就表明电压互感器是以Y/Y形式接线, 并且于二次中性点接地;如果每个对地电压值非常小或者几乎为0, 就表明二次电压回路没有接地。将电压表的一端连接到电能表没有接地的一端, 另一端逐一触碰电能表的每个电压端, 如果电压表显示为100 V或100/姨3 V, 就说明电压回路未断开, 且中性点接地。
(3) 对电流的接地点进行检查, 查看电流二次回路的开闭、互感器极性端接线以及B相电流通入线圈的情况。
(4) 利用相序表对三相电压的相序进行检测。正常情况下, 三相电压的相序是符合要求的, 即按照Ua—Ub—Uc的顺序排列。根据本节步骤 (2) 中已经表明的B相电压表, 就能判定其他两相是何种相序。如果是按照V/V形式进行连接, B相接地, 可判定相序为Ua—Ub—Uc;如果是按照Y/Y形式进行连接, 连线方式为逆相连接, 那么相序包括3种:Ua—Ub—Uc、Ub—Uc—Ua、Uc—Ua—Ub。
(5) 对电流互感器二次电流进行检测。利用钳形电流表测量每相的电流, 如果3个电流值比较接近, 就可以说明存在姨3倍的相电流, 也可用于判断电流回路的开闭情况。对于三相三线制接线的电能计量装置, 建议以四线方式接线, 这样有利于减少计量附加误差;而对于三相四线制接线的电能计量装置, 可以六线方式进行连接, 从而有利于降低错误接线的几率。
通过上述5个检查步骤, 可减少错误接线的问题。但是, 如果要确定电能表的电流相位, 或者掌握电流、电压关系, 就需要利用断开B相电压, A、C相电压交叉, 转动方向、六角图等方法, 来判定电能表接线的错误类型, 其中, 六角图检查接线法在实际情况中应用较为广泛。通过检查判定电能表接线是否正确, 如果接线错误还需要用标准电能表进行误差测量, 就可以判断电能表的电压线圈的短路、断路以及电流线圈的短路情况。
3 电能计量装置的典型故障排除
3.1 二次电压回路故障
当互感器二次回路发生故障时, 造成的计量装置故障大多数是电压回路故障。将二次电压回路的电压互感器二次端子箱、二次电缆、二次保险 (或空气开关) 、电能表屏经过电压切换继电器, 并逐一接到不同的电能表。但是电能表电压回路较为复杂, 常常导致二次保险接触不良、保险丝熔断等现象, 使得计量装置的计量结果误差较大。以某电厂的电能计量装置为例, 该装置的启动备用变压器、出线1、出线2计量点电能表电压分别取自I、II母电压互感器。2011年8月中旬, 该计量装置的母线平衡出现异常, 其数据如表1所示。
对互感器、电能表误差及相关运行参数进行查看, 发现互感器与电能表的误差都符合要求, 但是主变压器的电量显示异常, 对该计量点的电压参数进行测量, 其结果如表2所示。
经过误差计算, 主变压器相对于出线2的V相计量点电压误差率为-3.488%, 引起主变压器的误差率达-1.162%。经检查发现, 计量屏主变压器计量点电压切换继电器触点接触不良, 使得V相电压异常, 更换继电器后, 故障排除。
3.2 电压互感器引起计量装置故障
(1) 电容芯子压紧系数变化。在对分压器进行设计时, 其内部的电容芯子已经设置合适的压紧系数, 但是在制造过程中难免存在失误操作, 导致电容芯子受到外力的作用 (如内部固定扎带断开、连接纸板断裂) 而遭到破坏, 造成电容芯子压紧系数出现变化, 进而使得其分压比产生变化, 就会使电能计量装置产生误差。
(2) 内部元件击穿。电容分压器工作时, 由于各种原因造成电容芯子被击穿, 从而引起电容分压器的分压比改变, 进而使电能表的计量结果产生误差。对某电厂TYD500/-0.005H型号5 000 k V CVT进行检测时, 发现该装置的U、V相电容比差值达到+0.8%, 角差数据未出现异常, 如表3所示。
对该装置拆卸后进行检查, 发现U、V两相的电容分压器中4个电容芯子被击穿, 造成电容增大, 分压比减小, 使得误差率增大。经更换电容芯子后, 故障排除。
4 注意事项
(1) 在进行带电检查接线过程中, 首先, 要将原来的接线进行标记;其次, 一定要在电流互感器断线后或将接线端子进行短路后, 方可进行接线检查工作, 主要是为了避免电流互感器二次侧开路造成的高电压, 以防威胁人的生命安全。
(2) 对电能计量装置进行拆线时, 从电源侧开始拆起, 然后是负荷侧;装线时, 首先对负荷侧进行接线, 然后是电源侧。要对已经拆开的线头进行固定, 避免碰及计量箱 (柜) 和人体, 导致触点事故。
(3) 使用相序表、万用表时, 应按照规范进行操作, 避免破坏仪表;故障排除完毕后, 要及时对现场进行清理, 避免遗留工具或线头;仔细复查所有接线, 经确认无误后再送电, 并观察电能表是否正常运行。
5 结语
电能计量装置的接线正确、合理与否, 是保证计量装置能否正常工作的必要条件, 也是保障电量贸易公平、公正进行的重要因素, 而对接线进行定期检查, 及时发现电力故障, 可有效避免安全隐患。本文就电能计量装置的接线检查及典型故障排除进行了研究, 阐述了接线错误类型及检查方法, 并结合实例对电能计量装置的典型故障进行了分析与排查, 以期提高电能计量装置的接线与安装质量, 确保电能计量装置的准确、可靠工作。
摘要：介绍了电能计量装置常见的错误接线类型和接线检查方法, 并对其典型故障排除进行了研究。
关键词：电能计量装置,接线检查,故障排除
参考文献
[1]孙方汉.电能计量装置及其正误接线[M].北京:中国水利水电出版社, 2004
[2]刘锦华.电能表的错误接线及其检查方法[J].科技情报开发与经济, 2011 (20)
典型接线模式 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
[1]GBJ149—90电气装置安装工程高压电器施工及验收规范国家电网公司基建部.[S]
[2]国家电网公司基建部.国家电网公司输变电工程施工工艺示范手册——变电工程分册[M].北京:中国电力出版社,2007
[3]水利电力部西北电力设计院.热点联产项目可行性研究技术规定[M].北京:中国电力出版社,1989
[4]能源部西北电力设计院.电力工程电气设计手册[M].北京:中国电力出版社,1991
[5]胡孔忠.供配电技术[M].合肥:安徽科学技术出版社,2007
中压配电网接线模式应用研究 篇6
香港中华电力有限公司和新加坡新能源电网公司采用先进的管理理念,建设高标准电网,通过高技术手段,使电网发展与经济发展并驾齐驱,达到了国际水平[1,2]。根据2004年统计数据,新加坡用户平均停电时间为0.5 min,供电可靠性水平居世界首位;香港用户平均停电时间为6 min,居世界第三位。
香港中压配电网接线模式和新加坡中压配电网花瓣接线模式与目前国内所能采用的几种典型中压配电网接线模式[3,4]比较,具有供电可靠性高、转供电能力强等优点,对国内中压配电网的规划设计和建设具有一定的借鉴意义。
1 香港中压接线模式分析
1.1 供电企业概况
香港中华电力公司是香港最大的电力公司,负责向九龙、新界及大部分离岛地区提供电力服务[5],供电面积1 000 km2,供电客户为香港80%以上人口。系统最高负荷7 GW,负荷密度约为7 MW/km2,售电量30 TWh以上。发电容量近9 GW,包括青山、龙鼓滩、竹篙湾3个地方电厂,同时与广东大亚湾核电厂、从化抽水蓄能电厂部分机组实现联网。电压等级序列为400 k V/132 k V/11 k V/380(220)V,城市中压电缆覆盖率达100%。
1.2 中压接线模式
中压配电电压等级主要采用11 k V,132 k V变电站低压侧使用双母分段接线,每个11 k V母线均由2台及以上的变压器供电,满足主变压器“N-1”。11 k V出线平均每3~4条相互形成一个环网,合环运行,2个环网之间设置联络线和联络断路器。3条线路合环时,线路平均负载率控制在67%以内;4条线路合环时,线路平均负载率控制在75%以内。配电开关房之间采用差动保护系统预防电缆故障,配电变压器用短路电流保护系统。香港中电中压配电网结构如图1所示。
1.3 中压转供电能力分析
(1)线路“N-1”校验。
对于4回线路组成的合环环网,当某回线路出现故障时,该线路的负荷可转移到其他3回线路上,满足线路“N-1”运行要求。线路“N-1”供电方式如图2所示。
(2)线路“N-2”校验。
当2回线路出现故障时,故障线路负荷的一部分(每回线路的25%)转移到组内另外2回线路上,另一部分(每回线路的50%)需通过联络线转移到联络的环网组。因此,只有当2组环网接线采用站内联络时,才能在理论上实现线路“N-2”的供电要求。当两组环网接线采用站间联络时,无法通过联络线转供负荷。线路“N-2”供电方式如图3所示。
1.4 优缺点分析
香港接线模式的优缺点分别为:
优点:供电可靠性高,满足线路“N-1”安全准则,线路利用率高,4回线路合环时线路平均负载率可达75%。
缺点:线路“N-2”时,只有当2组环网站内联络,才能在理论上实现线路“N-2”的供电要求,多数情况下会损失部分负荷。当变电站母线检修时,联络线转供负荷较少,会损失较多负荷。此外,系统的短路电流水平较高,线路均需设纵差保护。
2 新加坡中压接线模式分析
2.1 供电企业概况
新加坡新能源电网公司主要业务范围是电网规划、项目管理、电网管理及运营、配网调度和状态检测[6,7],供电面积669.1 km2,供电用户约为124万户。2006年最高用电负荷5624 MW,负荷密度8.4 MW/km2。电网架构分为400 k V、230 k V、66 k V输电网络和22 k V、6.6 k V配电网络。配网各电压等级线路全部采用地下电缆,全户内配电装置,其配电网自动化、信息化水平相当高,供电可靠率达到99.999%以上。
2.2 中压接线模式
新加坡22 k V中压配电网采用以变电站为中心的“花瓣形”接线,由一个变电站的一段母线引出的一条出线环接多个配电站后,再回到本站的另一条母线,由此构成一个“花瓣”。不同电源变电站的每2个环网中间又互相联络,组成花瓣式相切的形状。
正常运行时2台变压器提供的2个电源并列运行,满足主变压器“N-1”。不同电源变电站的花瓣间设置联络开关,线路负载率控制在50%以内,满足线路“N-1”。供电环正常情况下闭环运行,2个开关点之间采用纵联差动保护,在环网段间任一点出现故障,其他用户都不会发生断电的情况,只有故障点才会暂时停电。新加坡花瓣接线结构如图4所示。
2.3 中压转供电能力分析
(1)线路“N-1”校验。
当环网的某点出现故障时,该环网变成单电源运行方式,与之联络的另外一个变电站的环网运行方式不变,满足线路“N-1”的运行要求。
(2)线路“N-2”校验。
当单个环网的电源出现故障时,该环网的负荷全部转移到与之联络的环网上,满足线路“N-2”的运行要求。
线路“N-1”、“N-2”供电方式如图5所示。
2.4 优缺点分析
新加坡花瓣接线模式的优缺点分别为:
优点:供电可靠性水平高,可满足线路“N-1”、“N-2”安全准则。
缺点:线路利用率低,线路负荷率需控制在50%以内,系统短路电流水平较高,二次保护配置比较复杂。
3 国内典型中压配电网接线模式分析
目前,国内中压配电网普遍采用开环运行方式[8,9],中压架空网络的接线模式主要包括单辐射、单联络和分段多联络接线,中压电缆网络的接线模式主要包括单环网、双环网和N供1备接线。近年来,随着国内社会经济快速发展,一批新区建设纳入国家和地区的发展战略。新区电网建设普遍存在预测负荷密度高、供电可靠性水平要求高的特点[10,11,12]。为满足高负荷密度、高可靠性需求地区的供电要求,需要积极探索和利用国外的先进供电模式和管理经验。
为便于与香港、新加坡的接线模式做比较,下面主要对国内的电缆网络接线模式进行分析。
3.1 单环网接线
单环网接线主要适用于城市一般区域(负荷密度不高、可靠性要求一般的区域),工业开发区以及中小容量单路用户集中的电缆化区域。这种接线模式可以对环网点处的环网开关考虑预留,随着电网的发展,在不同的环之间通过建立联络,就可以发展为更为复杂的接线模式。所以,它还适用于城市中心区、繁华地区建设的初期阶段。
正常运行情况下,主干线路负载率控制在50%以内。当某回线路(或其母线)出现故障时,该线路的负荷可转移到与其环网的线路上,可以满足“N-1”运行要求。单环网接线模式如图6所示。
3.2 双环网接线
双环网接线适用于负荷密度大,对可靠性要求高的城市核心区、繁华地区,如高层住宅区、多电源用户集中区的配电网,方便为沿线可靠性要求高的中小用户提供双电源。
正常运行情况下,主干线路负载率控制在50%以内。当某回线路(或其母线)出现故障时,该线路的负荷可转移到与其环网的线路上。此外,在所供用户侧安装备自投装置的情况下,可通过备自投装置转由备用电源供电。双环网接线模式如图7所示。
3.3 N供1备接线
N供1备接线模式是指N条电缆线路连成电缆环网,其中有1条线路作为公共的备用线路,正常时空载运行,其他线路都可以满负荷运行,若有某1条运行线路出现故障,则可以通过线路切换把备用线路投入运行。对于3供1备接线,正常运行情况下线路的平均负载率可以达到75%。
N供1备接线适用于负荷密度较高、较大容量用户集中、可靠性要求较高的区域,建设备用线路亦可作为完善现状网架的改造措施,用来缓解运行线路重载。
与单环网、双环网接线相比,N供1备接线的主要优点是设备利用率高,缺点是受地理位置及负荷分布等因素的影响较大。N供1备接线模式如图8所示。
4 各种接线模式可靠性比较
本文选取3种国内常用的电缆网接线模式:单环网、双环网、3供1备,与香港接线和新加坡花瓣接线进行可靠性比较。
4.1 基本假设
为统一可靠性计算的边界条件,作出如下假设:
(1)电压等级均采用20 k V,香港接线模式每个合环单元4回线路。
(2)单环网、双环网和3供1备接线采用开环运行方式,分段点和联络点配置负荷开关,装设配网自动化系统。
(3)香港接线和新加坡花瓣接线采用合环运行方式,分段点和联络点均采用断路器,配置光纤纵差保护。
(4)计算中采用的负荷密度指标选取10 MW/km2。
(5)各种接线模式的线路负载率控制在允许的最大水平,分别为:单环网50%、双环网50%、3供1备75%、香港接线75%、新加坡花瓣接线50%。
4.2 可靠性比较
(1)计算方法。
不同接线模式可靠性计算采用故障遍历法,即逐个假设电网中的元件(包括母线、线路、环网柜/开关柜、配电变压器)故障,求出每个元件故障时用户停电时户数,最终求出供电可靠性水平。
衡量可靠性的指标主要包括供电可靠率(RS)和用户平均停电时间(AIHC),两个指标的计算公式分别为:
式中,Nz为系统中总用户数,Ni为故障时受影响的用户数,与平均年停运时间Ui相对应,8 760为一年的小时数。
(2)基本参数。
可靠性计算的基本参数如表1所示。
3计算结果
采用上述方法和基本参数,计算5种接线模式的供电可靠性水平,结果如表2、图9所示。
可以看出,各种接线模式典型应用方式下,供电可靠性由高到低的顺序为:新加坡花瓣接线→香港接线→双环网→单环网→3供1备。
其中,单环网、双环网、3供1备3种接线模式开环运行情况下,供电可靠率低于99.999%。新加坡花瓣接线、香港接线的理论可靠率可以达到99.999%以上。
5 对国内中压配电网的启示
(1)香港接线和新加坡花瓣接线的可靠性水平高,在造价许可情况下可以在国内高可靠性供电区加以应用。
结合理论计算与实际情况可以看出,香港接线和新加坡花瓣接线的供电可靠率可以达到99.999%的高水平,而国内现有中压配电网接线模式的供电可靠性从理论上较难突破5个“9”的瓶颈。对于国内的高可靠性供电区,尤其是新建的中心商务区、开发区等,可以适当应用国外先进的接线模式,积累运行管理经验。
(2)香港接线和新加坡花瓣接线网架结构的标准化程度高,配电网网格化、模型化的规划设计思路值得借鉴。
可以看出,无论香港接线3~4回线路形成接线单元,还是新加坡接线的花瓣接线单元,其中压网架均由统一的供电模型构成,网架结构能达到很高的标准化程度。配电网网格化的建设思路,可以避免电网结构的混乱,方便配电网的扩展,有利于实现配网自动化系统的建设,并为用户接入提供明确的标准。这一点对国内中压配电网规划和建设是值得借鉴的。
(3)香港和新加坡中压配电网设备选型标准高,打造坚强配电网。
香港和新加坡的中压配电网几乎没有架空线,电缆化率接近100%,开关设备全部采用断路器,配置光纤纵差保护。设备装置选型标准高,配电网采用全GIS、全户内维护设备,开关设备全部选用国外知名品牌产品。高水平的网架结构和高标准的电网设备,共同打造起坚强的中压配电网。
6 结语
本文对香港和新加坡的中压配电网接线模式进行介绍,并主要从电网转供电能力方面分析了两种接线模式能满足的安全可靠性水平。采用故障遍历法计算不同中压配电网接线模式的供电可靠性水平。
根据分析计算可以看出,香港接线和新加坡花瓣接线的理论可靠率可以达到99.999%以上,优于国内典型的电缆接线模式。
摘要：介绍了香港和新加坡的中压配电网接线模式,分析了各种接线模式的转供电能力。通过可靠性比较,分析国内外接线模式的优缺点。对国内中压配电网引入香港接线模式和新加坡花瓣接线模式提出合理化建议。
10kV城市配电网接线模式选择 篇7
关键词：最优接线模式,定量分析,权重,综合评估
1 前言
在配电网规划运用过程中, 要判断一种接线模式是否适用于本地区, 仅凭运行经验定性分析远远不够, 需要根据本地区实际, 对接线模式的供电可靠性、经济性、线损、末端电压水平等技术指标进行定量分析, 并结合本地区现有电网接线模式进行综合评估, 才能找出真正适用于本地区配电网的典型接线模式。探讨10 k V城市配网接线模式定量分析的理论计算方法, 以及将理论计算与地区配网实际有机结合, 综合评估, 找出适用于地区配电网网架结构完善的最优接线模式。
2 配网最优接线模式理论计算
2.1 分析思路
由于配网接线模式与很多因素相互关联, 任一关联指标发生变化都会影响接线模式的构成, 具体情况见图1。
由图1可知, 接线模式的变化将会引起的一系列指标变化。例如, 在负荷密度一定的条件下, 接线模式的不同将会使线路负载率产生变化, 进而影响配电网整体规模, 包括中压配电网线路总数及地区变电站座数, 而变电站布点多少造成变电站供电半径变化, 进而影响配网线路长度, 最终使得电网运行指标产生变化。在全网以典型接线模式构建时, 接线模式的变动会导致系统供电可靠性、线损和电压情况发生变化。同时, 由于电网从建设完成到设备退出运行的过程中均会产生成本, 因此需对不同接线模式的经济性进行分析。由因素分析可知, 典型接线模式理论研究的实质是进行一次多目标决策, 典型接线模式的选择取决于对供电可靠性、经济性、线损、末端电压水平四个指标的满足情况。
对这四个指标逐项分析发现, 各项指标之间存在着相互作用和冲突。比如, 高可靠性的网架建设往往伴随着高投资, 而线损和末端电压水平与经济性之间也存在着类似的关系。由于指标之间这种相互矛盾关系的存在, 使决策过程相对复杂, 很难直观的作出选择。为了更科学地确定配电网最优接线模式, 引入赋权法对各个接线模式进行评价, 通过设定各指标的权重将多目标问题化成只有“评价目标值”一项指标的单目标问题, 从而得到综合权衡四个评价指标下的最优接线模式。
2.2 建立理论分析模型
对于每类供电区, 分别按照南方电网公司的7种接线模式, 分段数从2至7段构成42种接线模式, 由这些接线模式组成决策方案集J={J1, J2, Ji, …, J42}, 每个方案均具有供电可靠率、全寿命周期费用、线损率和末端电压水平四项指标组成的属性集S={S1, …, Sj, …, S4}。由这些属性值构成的矩阵A= (aij) 42×4, 形成“决策矩阵”。
首先, 对决策矩阵A进行规范化处理, 以消除不同属性间量纲的影响。设规范化的决策矩阵为B= (bij) 42×4, bij表示第i个方案的第j项属性值。
对效益型属性 (其值越大越好) , 令
对成本型属性 (其值越小越好) , 令
两式中ajmax和ajmin分别为属性Sj的最大值和最小值。
供电可靠率属于效益型属性, 全寿命周期费用、线损率和末端电压水平属于成本型属性。规范化处理后, 四项属性值均转化为大于0小于1的数值。
然后, 将评价目标值定义为其方案到理想点的距离di, 可采用误差平方和来描述决策方案的评价目标值。
bj*表示第j项属性中各方案的最大值;Qj表示第j项属性的权重值。
距离理想点的偏差越小越好, 即是说评价目标值di越小表明该方案越优化。为此, 构造出最优接线评估模型:
Z即为评价目标函数。
2.3 指标权重设置及计算
线性加权的多目标决策模型求解的关键是如何确定各个目标的权重系数。总体上, 权重确定方法可以分为主观赋权法和客观赋权法。主观赋权法主要根据专家自己的经验和对实际的判断主观给出的评价指标的权系数的方法。这类方法的主要缺点是主观随意性较大。客观赋权法的原始数据来自于评价矩阵的实际数据, 切断了权系数主观性的来源, 使权系数具有绝对的客观性。这类方法的突出优点是权系数的客观性强, 但也存在一个不可避免的缺陷, 就是确定的权系数有时与实际相悖。
针对主、客观赋权法各自的优缺点, 在主观赋权的同时, 力争减少赋权的主观随意性, 使赋权达到主观与客观的统一, 进而使决策结果更加真实、可靠, 采用综合主、客观赋权结果的组合赋权方法。具体计算过程如图2所示:
1) 德尔菲调查:采用德尔菲法进行背靠背匿名调查。调查内容为四个评价方面两两之间的相对重要程度, 将调查结果按1~9比例标度对重要性程度赋值, 如下表1所示。
2) 主观权重计算:对调查结果进行一致性校验, 并利用特征向量法求得各区域主观赋权结果如下表2所示。
3) 客观权重计算:利用均方差法进行客观权重计算, 其原理可以描述为:若某指标对所有决策方案而言均无差别, 则该指标对方案决策与排序不起作用, 这样的评价指标可令其权系数为0;反之, 若某指标能使所有决策方案的属性值有较大差异, 这样的指标对方案的决策与排序将起重要作用, 应给予较大的权数。也就是说, 在多指标决策与排序的情况下, 各指标相对权重系数的大小取决于在该指标下各方案属性值的相对离散程度。客观赋权结果如下表3所示。
4) 组合权重计算:利用每两个权重向量之间的夹角, 表示两权重向量之间一致度, 计算每个专家调查权重或客观权重与其他权重的平均一致度, 作为该权重在综合权重中的比重。其过程可以描述为:相对一致度越高的, 即越能反映群体意志的权重结果, 在最终权重确定时越被重视。从而得到本次评估最终的权重设置如表4所示。
根据评价目标值, 将不同分段数的不同接线模式进行排序, 取最优的前三种接线模式, 得出理论计算推荐接线模式如下表所示 (评价结果顺序为推荐一最优, 推荐二次之, 推荐三再次) 。
注:评价目标值小, 则接线模式越好
2.4 综合评价
从理论计算结果可知, 开关站双环网各项理论指标基本都排在电缆网首位, 主要是因为此种接线模式经济性方面与其他接线模式相差较小, 但供电可靠性、末端电压水平及线损方面比大多数接线模式都好, 而且开关站双环网运行负载率可达75%, 在各类接线模式中负载率最高, 与三供一备接线相同。但由于昆明地区现状绝大多数10 k V配网接线模式为“3-1”单环网, 如果现有接线要过渡到开关站双环网的接线模式, 不但工程量较大, 成本较高, 而且网架结构调整改造的可行性不强, 因而选择末端“3-1”单环网接线模式或备用“3-1”单环网的接线模式作为规划的昆明地区10 k V配网最优接线模式。
3 结束语
通过采用以上理论分析计算, 并结合昆明实际选择的适用于昆明配网的最优接线模式, 提高了电网供电可靠性的同时, 提升了电网供电能力, 同时更有效的提高投资收益率。
参考文献
[1]中华人民共和国国家标准.城市电力规划规范[S].1999.
[2]中国南方电网公司110 kV及以下配电网现有典型接线方式[Z].2009, 8.
