内桥接线（精选五篇）
内桥接线 篇1
1 内桥接线变电站的运行操作分析
为了进一步说明问题,现以全桥接线方式与内桥接线方式对照分析说明。全桥接线方式如图1所示,内桥接线方式如图2所示。
从图1、2中可以看出全桥接线方式与内桥接线方式主要不同在于全桥接线方式中变压器的高、低压侧都设置了开关而内桥接线方式中变压器的高压侧没有设置开关,仅仅设置了隔离开关G,这就给运行操作带来了一定的麻烦。如当变压器T1需要检修时,在全桥接线方式中的操作步骤为:顺序拉开开关DL5、DL3及其两侧刀闸并在变压器高、低压侧做安全措施就可以了;而在内桥接线方式中的操作步骤则为:顺序拉开开关DL3、DL0、DL1及其两侧刀闸,然后再拉开变压器高压侧的隔离开关G1并在变压器的高、低压侧做安全措施。从以上操作步骤可以看出,内桥接线方式的操作不如全桥接线方式的操作简便。另外由于隔离开关的灭弧装置非常简单,不能带负荷拉合变压器,甚至也不能拉合空载的变压器;必须要把变压器停下来才能拉合这把隔离开关,所以在运行操作中还要特别注意防止误操作的问题。
2 内桥接线变电站的变压器事故处理及保护配合分析
由于接线方式不同,变压器出了事故的处理也不同。从图1及图2可以看出,对于全桥接线方式而言由于变压器间隔是一个完整的电气单元,当变压器(如T1)出现事故后保护装置启动,跳开变压器高、低压侧开关DL3、DL5即可切除故障点,运行人员顺序拉开高、低压侧开关各自的两侧刀闸做安全措施后变压器TI转为检修状态;对于内桥接线方式而言由于变压器间隔不是完整的电气单元,变压器出了事故的处理就有很大不同:其一是当变压器T1出现事故后保护装置启动跳开的开关不固定,要随着运行方式的变化而变化。现以较接近的2种运行方式为例进行说明:第一种是桥开关DL0呈闭合状态,线路1和2台变压器带变电站的所有负荷运行,如图3所示。
对于这种运行方式,当变压器T1出现故障时,保护装置启动跳开开关DL1、DL0、DL3,运行人员拉开刀闸G1和DL3开关的两侧刀闸,然后做安全措施,对变压器进行事故处理;第二种是桥开关DL0呈闭合状态,线路2和2台变压器带变电所的所有负荷,如图4所示。
对于这种运行方式,当变压器T1出现故障时,保护装置启动要跳开的开关是DL0、DL3,运行人员拉开刀闸G1和DL3开关的两侧刀闸然后做安全措施,对变压器进行事故处理。以上情况说明,内桥接线形式的变电站,为保证变压器保护方式及事故处理的正确性,当变电站的运行方式改变后,运行人员要及时进行对变压器保护方式的改变。其二在内桥接线形式的变电站中,变压器出了事故,保护装置要启动跳开的开关有线路侧开关DL1或DL2,有时还要牵动桥开关DL0;在某些特殊运行方式下,当一台主变出现故障时就有可能造成全站停电,引起事故扩大。如当变电站运行方式为一条线路(如线路1)带2台变压器运行且线路2停运检修时,变压器T1出现故障,保护装置启动跳开线路开关DL1时,变压器T2也被迫停电,引起全站停电。而全桥接线方式的变电站没有这个问题(见图1)。
3 内桥接线变电站的线路事故处理及保护配合分析
作为电网终端的内桥接线变电站,应对线路故障的保护方式是通过备用电源自动投入的技术措施解决,简称备自投。随着微机型保护装置普遍使用,备自投装置也微机化。从微机型备自投装置的运行角度说,它的动作逻辑应满足变电站所有运行方式变化情况,但由于地区和对运行方式的要求不同,目前厂家对微机型备自投装置动作逻辑的设计还只满足于内桥接线变电站常规的运行方式,不能适用于一些特有的运行方式,给运行管理和操作带来不便。以某地区的情况为例做进一步说明,目前110 k V内桥接线变电站的运行方式一般有3种,分别如图3(或图4)、图5、图6所示。
其中图3(或图4)、图5所示的运行方式是常规的运行方式,当运行线路(如线路1)出现故障时,备投装置只需跳开故障线路末端的开关(如DL1),合上备用线路开关(如DL2)或桥开关(如DL0),便能保证变电站继续对外供电,这种“跳一合一”的方式是现有的微机型备自投装置在动作逻辑上所具备的。而图6所示的方式是一条线路和一台主变带变电所的所有负荷,在变电站负荷轻时是一种经济运行方式,也是特殊运行方式[2]。当运行线路(如线路1)出现故障时,需跳开故障线路末端的开关(如DL1),合上备用线路开关(如DL2)和桥开关(DL0)2台开关,才能使变压器(如T1)继续对外供电,这种“跳一合二”的方式许多厂家的微机型备自投装置没有设置这种动作逻辑,此时备用电源将无法投入,从而导致全站停电,给企业和社会用电带来重大损失,不能满足变电站安全运行的需要。
4 保证安全运行的技术措施探讨
(1)强化防误操作措施,严防误拉合变压器高压侧隔离开关。
由于内桥接线变电站的变压器电气接线单元缺少了高压侧开关,在运行操作时确保变压器高压侧隔离开关的正确使用就是一个非常重要的问题。一般情况下,隔离开关不能带负荷拉合,这是运行人员比较熟悉的概念。而在这里,根据相关规程规定和运行经验可知:110 k V系统中隔离开关不但不能拉合带负荷的变压器,也不能拉合空载变压器,即隔离刀开关不能带电拉合变压器[1]。所以对于防止误拉合变压器高压侧隔离开关来说,其基本的条件是只有在开关DL3、DL0、DL1(见图2)都在分闸位置时才能进行操作,在编制程序时必须注意这一点。
另外,为确保不发生误操作事故,还可以在隔离开关支架上安装由感应式电压显示器闭锁的电磁锁控制操作把手做为补充措施,使其只有在隔离开关两侧的电气连接线上确无电压时才能解锁操作,以杜绝隔离开关带电拉合变压器的情况出现。
(2)对应特殊运行方式,固化操作程序,实现操作步骤快速无误。
无论是在正常运行方式下还是在事故处理过程中,正确快速地操作是变电站安全运行的基本保证。针对以上分析所涉及的特殊情况,有时只有靠快速、正确的操作来补救。把相关的运行方式和对应的操作程序、步骤进行固化,以特殊的模式记录在变电站现场运行规程和典型操作票中,定期供运行人员学习、演练,使运行人员熟悉、掌握其中的每一个环节,当变电站出现特殊运行方式时,值班员可本能地进行操作和处理,以保证应对事故时做到万无一失。
设定在运行方式如图3的情况下,当线路2处于检修状态时,线路备自投装置退出,一旦变压器T1出现故障便要跳开线路侧开关DL1,线路2的开关DL2无法备投,此时变压器T2也将被迫停运。在这个时候就要抢送变压器T2以保证尽快对外恢复送电。针对这种情况,对应的操作程序应是:根据事故信息显示判断变压器T1确有故障———根据事故信息判断开关DL1、DL3、DL0确在分闸位置———判断线路1确有电压———拉开变压器T1高压侧隔离刀闸G1———合上线路1开关DL1———合上桥接开关DL0。当运行人员熟练掌握对应的操作程序后就能在最短的时间里恢复变压器T2的对外供电,使停电所造成的损失降低到最小。
当线路出现故障时,有可能因为微机型备自投装置逻辑设计不周所带来的问题也可这种方法来补救。当变电站负荷较轻时假设由变压器T1带所有负荷,变电站运行方式见图6。在线路1发生故障时,线路备投装置跳开DL1开关,合上DL2开关,此时要抢送桥接开关DL0。对应的操作步骤为:根据事故信息判断开关DL1在分闸位置,开关DL2在合闸位置,线路2有电,备投装置动作成功———合上桥开关DL0。如果熟练的话,在1 min内可完成操作。
(3)改进微机备自投装置完善备投方案。
对微机备自投设计逻辑不完善的问题除了采用加强操作管理的方法来弥补外,还可以通过对装置进行技术改进的方法来解决。解决的方法有2种,方法一是改进装置的硬件,具体做法是在装置的开入量模块的二次回路中增加操作压板,如图7所示。
新增压板装在桥开关开入量模块输入回路两端,当出现如图6所示的特殊运行方式时,运行人员可将此压板投入,用以打开启动桥开关的通路,此时当线路出现故障时,备投装置可实现“跳一合二”的功能。这种方法的不足是运行人员要根据运行方式的改变进行二次压板的操作。
方法二是从软件着手,即根据运行方式的需要对微机备自投的动作逻辑进行改动。一般情况下要厂家有关技术人员配合,主要的技术思路是对软件的初始条件进行完善,增加对桥开关的状态及有关电气量的判据,达到运行方式所需的逻辑功能[3],自动实现“跳一合二”的要求。
5 结束语
综上所述内桥接线形式的变电站有简化接线、节省设备、节约投资的优点,但因其变压器间隔不是完整的电气接线单元,给运行管理带来了不利因素,如何克服这些不利因素提出了强化防误操作措施、加强运行操作技术管理及改善保护装置功能的方法去解决,其目的是进一步实现内桥接线形式变电站的安全运行。这里要强调的是虽然文章中所谈到的一些运行方式是非常规的,但正是由于这些运行方式不经常出现,才使运行人员感到生疏,从而产生薄弱环节,事故发生的几率也就越大,万万不可轻视。
以上方法在某地区一些变电站已分别实施,并取得一定的效果,文章意在剖析思路,总结经验,以供交流。
参考文献
[1]陈志业.电力工程[M].北京:中国电力出版社,1997.
[2]王辑祥.电力接线原理及运行[M].北京:中国电力出版社,2005.
内桥接线 篇2
【关键词】内桥接线；内桥备自投；分段备自投；反措
一、前言
备用电源自动投切装置（简称备自投）是指当工作电源因故障或失电被断开后，能自动而且迅速的将备用电源投入工作或将用户切换到备用电源上去从而不至于使用户停电的一种装置。
一、事故经过
2013年夏季某日，本地区大风，该站#2进线因薄膜缠绕，其电源侧开关距离I段、零序I段保护动作跳闸，重合不成。该站T2主变失电；35kV II段母线因35kV分段300开关自投未动导致失电；继而无其他任何保护动作信号来，故障点及失电区域如图二所示。值班调控员查明原因后，遥控操作拉开T2主变302开关，合上35kV分段300开关，恢复对35kV II段母线供电。
二、故障点初步判定
在这次事故中，该站T2主变差动保护没有动作，而其#2进线的上级电源线路开关距离I段、零序I段保护动作跳闸，重合不成，可以初步判断故障有两种可能：
（1）T2主变差动保护范围内没有故障，则以#2进线永久性故障线路故障可能性较大；
（2）因#2进线线路较短，线路距离I段、零序I段保护范围可以延伸至T2主变高压侧绕组，故不排除因T2主变差动保护拒动导致线路电源侧跳闸。
后经线路工区汇报，证实故障系#2进线电源侧跳闸系因薄膜缠绕导致短路引起。
三、110kV桥开关自投未动作原因分析
该站高压侧自投使用的是PSP-642型数字式备用电源自投装置，其输入为：110kV I、II段母线电压和10kV I、II段母线电压，#1进线711开关、#2进线712开关电流，#1进线711开关、#2进线712开关、110kV内桥700开关位置信号等，其110kV桥自投的动作模式有两种，逻辑简图如图三所示。
（一）充电条件
1、110kV I段母线、II段母线均三相有压（大于Udz3）；
2、110kV #1进线711开关、#2进线712开关在合位，110kV内桥700开关在分位；
3、满足条件（1）、（2）后经装置整定时间10S后充电完成。
（二）放电条件
1、110kV内桥700开关在合位；2、110kV I段母线、II段母线均不满足三相有压（三相电压均小于Udz3），延时15s放电；3、有外部闭锁信号；4、手分110kV #1进线711开关或#2进线712开关；5、110kV #1进线711开关、#2进线712开关或110kV内桥700开关的TWJ异常；6、远方退出备自投等。
（三）110kV桥自投动作模式
110kV桥自投动作模式有两种：
1、检110kV I段母线、10kV I段母线无压，110kV II段母线有压，同时#1进线711开关无流，4.5秒跳#1进线711开关，再经0.5秒合#2进线712开关；
2、检110kV II段母线、10kV II段母线无压，110kV I段母线有压，同时#2进线712开关无流，4.5秒跳#2进线712开关，再经0.5秒合#1进线711开关。
（四）事故原因分析
从自投的设计原理上来说，该站110kV#2进线永久性故障跳闸发生后，将导致110kV II段母线失电，此时该站110kV自投本应动作，跳开#2进线712开关，合上110kV内桥700开关，有效避免110kV II段母线、T2主变和35kV II段母线的持续失电。所以，110kV自投未能动作，是导致这次事故停电范围扩大的直接原因。
经现场检查发现，并未发生任何导致引起自投放电信号的产生，根本原因是该站缺乏单独的10kV电压元件退出压板，故在110kV #2进线失电的情况下，因10kV II段母线仍然有压（#1主变供），未能满足110kV内桥自投动作条件，导致自投未动作。
（五）整改措施
1、建议厂家在变电站采用三圈变时，可考虑电压元件检无压时采用三选二的方式，即110kV、35kV、10kV电压元件中有两组动作即可，实际受电压输入端口个数所限，暂时无法解决。
2、在反措未实现前，遇有中、低压侧开口等特殊运行方式时，尽量避免采用桥自投，必要时应做相应的方式调整，如采用一线带两变等运行方式，防止类似事故的再次发生。
3、10kV电压元件接入的目的是为防止110kV PT断线时备自投误动，故取主变对应的10kV母线失压作为另一判据。而在主变10kV侧开口时，必须将其退出，所以反措提出，要求加装10kV电压元件投退压板，使得输入自投装置的电压与自投方式所适应，目前该项反措已完成。
五、结束语
对于110kV及以下电网，为限制短路电流，简化系统中继电保护的配置，往往实行开环运行，所以110kV及以下变电站以终点站的方式运行较多。备自投装置是提高电网供电可靠性有效的手段之一，它们以其原理简单、费用低廉等优点得到广泛应用，但各种综合因素往往会导致自投不成功，从而阻碍我们对持续供电目标的实现，所以我们要充分利用好备用电源自动投入装置，加强反事故措施的执行力度，减少工农业生产的损失，以期最大限度提高电力系统的经济效益，并减少运行和检修人员工作量。
参考文献
[1]PSP-642数字式备用电源自投装置技术说明书.国电南京自动化股份有限公司.2003.11
[2]电力系统继电保护实用技术问答.中国电力出版社，1999
内桥接线 篇3
在我国电力事业快速发展的今天, 我国电网规划中要求110k V变电站配置2台变压器和2条进线, 以此形成内桥接线方式, 这样就能够有效避免变电站出现停电事故, 而对于这种内桥接线方式来说, 进线互投和桥断路器备自投装置是这一接线方式能否较好保证电力运输稳定的关键, 而为了保证自投装置较好的完成自身使命, 正是本文就110k V内桥接线备自投装置改进展开研究的目的所在。
1 备自投装概述
为了较好完成本文就110k V内桥接线备自投装置改进展开的研究, 我们首先需要了解备自投装置的原理, 上文中笔者曾提过进线互投和桥断路器备自投装置是110k V变电站内桥接线中应用的两种最常见备自投装置, 而所谓进线互投备自投装置指的是一条进线与断路器处于运行状态, 而另一进线则处于热备用状态, 当变电站运行线路出现永久性故障后, 备自投装置就能够自动进行线路的切换;而对于桥断路器备自投装置来说, 其主要应用于2条进线分别带2台主变压器运行的110k V变电战中, 桥断路器在热备用的状态中能够随时进行桥断路器的合上, 这样就能保证110k V变电站的运行的可靠性大大提高[1]。
2 备自投装置拒动原因与改进
对于110k V内桥接线备自投装置来说, 拒动问题是其面对着最主要问题, 这一问题直接影响着我国供电的稳定性, 为此笔者以某110k V变电站内桥接线断路器跳闸重合不成问题为例, 对其自身备自投装置的拒动原因与改进措施展开了具体论述, 希望这一论述能够为我国电力事业的更好发展带来一定帮助。
2.1 拒动原因
在对出现拒动问题的110k V内桥接线备自投装置进行的事后查看发现, 该装置发“全所无压”告警信号的同时备自投装置出现了放电情况, 但经过分析发现, 这一发电情况并为满足110k V内桥接线备自投装置的启动条件, 这主要是因为跳闸线路电流衰减较慢所致[2]。
2.2 改进方案
针对该变电站110k V内桥接线备自投装置出现的拒动问题表现与原因, 我们就可以有针对性的对其展开具体的改进, 为了能够保证这一改进的较好实现, 我们需要在改进后保证110k V变电站备用电源或设备投入使用后, 内桥接线备自投装置能够在设备与电源电压消失的同时实现动作, 并保证动作的1次, 这样才能够较好的为110k V变电站稳定运行提供保证。结合上述要求我们能够发现, 由于电流衰减较电压慢的现象会影响内桥接线备自投装置的动作正常进行, 所以笔者建议将内桥接线备自投装置动作的控制程序改为“有流不放电但闭锁动作”, 这样就能够有效解决以往程序要求“进线无压有流装置放电”所引发的内桥接线备自投装置出现的动作问题, 最大程度上保证用户的正常供电[3]。
3 备自投装置不足
3.1 现备自投适用装置
在我国当下很多110k V变电站的运行中, 桥断路器备自投装置往往发挥着较为重要的作用, 变电站在一条进线出现永久故障时, 需要得到桥断路器备自投装置的支持才能够较好实现供电的恢复, 由此可见桥断路器备自投装置对于110k V供电站的重要性。而当110k V变电站的母线与变压器出现故障后, 桥断路器备自投装置就会因保护动作跳开进线和桥断路器的链接而实现自身的闭锁。
3.2 现备自投存在的死区
对于内桥接线的变电站来说, 当桥断路器备自投装置出现故障或进线断路器出现偷跳问题后, 就会导致分位闭锁备自投装置的情况出现, 变电站主变压器负荷也会因此甩掉;而对于进线断路器分别带2台主变压器运行的110k V变电站来说, 当备自投装置变位闭锁后, 就会出现母线失电、主变压器所带负荷甩掉, 并以此实现桥开关的备自投, 这就能够较好的保证我国电力事业供电的可靠性[4]。
3.3 改进后的逻辑
对于我国当下110k V变电站可能出现的运行方式变化来说, 想要较好保证110k V变电站较为安全、稳定的为我国民众提供服务, 我们就必须设法对其桥断路器备自投装置的逻辑进行改进, 去掉进线设备的放电条件、增加手跳闭锁信号、增加主变压器保护动作信号等都是常见的110k V变电站桥断路器备自投装置的逻辑改进方法, 此外增加任一进线断路器偷跳时的启动逻辑, 也能够较好实现110k V变电站运行的稳定, 这些必须引起我国电力企业的相关重视。
4 结论
在本文就110k V内桥接线备自投装置改进展开的研究中, 笔者先后对备自投装置概述、备自投装置拒动原因与改进、备自投装置的不足展开了深入论述, 结合这一论述我们能够发现, 想要较好保证我国110k V变电站运行的安全与稳定, 我们就必须设法保证相关110k V变电站在极短时间内准确完成电源的自动投入, 而为了实现这一目标, 相关电力企业必须提高自身对这一领域的重视力度。
摘要：在本文就110kV内桥接线备自投装置改进展开的研究中, 笔者详细论述了备自投装置概述、备自投装置拒动原因与改进、备自投装置不足, 希望这一内容能够在一定程度上推动我国电力事业的相关发展。
关键词：110kV,内桥接线,自投装置
参考文献
[1]古卫婷, 刘高会, 古卫涛, 李晶.110k V内桥接线进线备自投在实际应用中存在问题分析及改进措施[J].陕西电力, 2009, 06:76~78.
[2]汪祺航, 袁明哲, 马彦伟, 庞瑞.110k V内桥接线智能变电站的站域备自投装置设计[J].电力系统自动化, 2013, 24:72~75.
[3]杨甫, 伏祥运.110k V内桥接线方式下主变保护闭锁备自投分析及改进[J].电力安全技术, 2013, 12:45~48.
内桥接线 篇4
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。
内桥接线 篇5
1 扩大内桥接线运行方式分析
典型的扩大内桥主接线结构如图1 a)所示。由于许多变电站在建设初期,用电负荷不大,往往考虑分期建设完成。通常在前期工程中,110 k V侧仅装设两台主变和三台断路器。如图1 b)或图1 c)所示,内桥2断路器QF4或#2进线断路器QF2中的任意一台和T3主变为远期预留设备,待负荷增长后再择机扩建。而传统的扩大内桥接线的备自投方式却是按照完整的扩大内桥接线设计的,考虑四种运行方式,如图2所示,110 k V侧的四台断路器中有一台在分位,其余三台在合位。这些运行方式未考虑处于过渡阶段的仅有三台断路器的接线形式。此时如果使用完整的扩大内桥接线的备自投逻辑,则由于前期工程中断路器位置接入不完整,将导致备自投装置无法正常充电,从而影响全站恢复供电。如果使用满足过渡阶段接线形式的备自投逻辑,则面临着后期改扩建成完整接线时,还要更换备自投程序、改动二次回路等问题,甚至在智能站中,由于更换备自投程序,还需要重新修改变电站配置说明(SCD)文件[7],这大大增加了后期改扩建工程中的工作量。
完整的扩大内桥接线的变电站有三台变压器,而变压器的损耗在电网的线损中所占比例是很大的,尤其是轻载时[8,9]。变电站在投运初期,往往用电负荷较小,无法满足三台变压器的经济运行,这时就需要停运一台以保证其他变压器的运行效率,减少运行损耗。例如当安排T1变和T2变运行,T3变停运时,要将QF1和QF3置于合位,QF2和QF4置于分位,此时不满足图2中的任一方式,即原有的扩大内桥备自投方式无法适应。
另外,随着越来越多的分布式电源接入电网,导致变电站的工作电源与主网断开后,在接入的分布式电源的支撑下,电压降低缓慢,一般需要几十秒甚至几分钟后才能满足备自投的无压合闸条件[10],此时已失去了快速恢复供电的意义。
为了解决扩大内桥接线的变电站在建设和运行的全周期中,备自投装置遇到的种种问题,需要对传统的扩大内桥备自投逻辑进行优化和改进。
2 可适应过渡阶段接线的备自投方式
由于过渡阶段断路器配置不全,为了既能适应过渡阶段的备自投方式,又能适应终期完整接线的备自投方式,表1给出一种代表当前接线形式的标志。当处于不同的阶段时,仅需设置该标志的值即可满足该阶段的备自投要求,大大增强了备自投装置的适应性。考虑到预留给后期扩建的断路器通常为QF2或QF4,因此该标志仅考虑这两个断路器的配置情况。一个二进制位代表一个断路器的配置情况,两个二进制位组成的数转换为十进制数即是该标志。
标志0代表QF2和QF4均未配置的情况,在这种情况下,由于断路器配置不完整,T2变和T3变的接入都将受到影响,在扩大内桥接线的过渡阶段一般不会出现这种配置,这里也不讨论这种情形下的备自投。
标志1代表QF2未配、QF4已配的情况,如图1c)所示。而图2b)中的运行方式2的动作过程如下:在#2进线故障导致母线失压后,跳工作电源的断路器QF2,确认跳开且母线无压后,合备用电源的断路器QF1,完成恢复供电。但是在标志1代表的情况下,由于没有配置#2进线断路器QF2,原有的方式2无法正确动作,因此需要对运行方式2进行优化处理。通过分析可以发现,由于没有#2进线断路器QF2,此时的内桥2断路器QF4通过母线直接与#2进线相连,且由于QF2未配置的原因,Ⅱ母下并没有接入T3变,因此可以认为Ⅱ母只起到了短接QF4与#2进线的作用,即QF4可以当做#2进线的断路器来处理。优化后的方式2的动作过程如下:在#2进线故障导致母线失压后,跳QF4,确认跳开且母线无压后,合QF1。
标志2代表QF2已配、QF4未配的情况,如图1b)所示。在图2 d)中的运行方式4的情况下,由于QF4的位置没有接入,可能误判QF4在分位,从而导致方式4误充电。因此,在该标志为2时,应对方式4做闭锁的优化处理,避免不合理的充电。
标志3代表的情况即是完整的扩大内桥接线形式,按传统的扩大内桥备自投逻辑处理即可,这里不再赘述。
3 可减少主变运行损耗的备自投方式优化
许多扩大内桥接线的变电站由于初期负荷较小,变压器在轻载状态运行,损耗较大,不够经济。为了减少运行损耗,可以安排一台主变停运。如图3 a)所示,当安排T3变停运时,断路器的位置分别为:QF1和QF3在合位,QF2和QF4在分位。如果此时#2进线的对侧开关在合位且线路有压,则本站依然具备备自投的动作条件。由于图2所示的四种扩大内桥备自投方式无法适应这种有主变停运的情况,因此需要研究新的方式来满足有一台主变停运情况下的备自投需求。由扩大内桥接线的对称性可知,还存在一种T1变停运的特殊方式,如图3 b)所示。
这两种特殊方式的充电条件均为工作母线有压,工作断路器在合位,备用断路器在分位且无其他闭锁条件,动作过程如表2所示。
类似的,处于过渡阶段的扩大内桥接线的变电站也存在这种安排一台主变停运的运行方式,下面以图1 b)所示的过渡阶段接线为例进行简要说明,具体动作过程如表3所示。
4 适应有小电源接入的启动策略优化
传统的扩大内桥备自投采用电压作为主要判据识别变电站的正常状态或失电状态,当电压降低至无压定值以下,同时其他辅助判据也满足(例如工作电源无流),则认为变电站失电,进入动作过程,跳开工作电源,合上备用电源。但是,当小电源接入后,即使失去工作电源,小电源依然能支撑母线电压,母线不能快速降为无压,由此导致备自投动作缓慢甚至出现拒动。为了改善这一现象,提出2种启动策略优化的方法:
(1)当变电站与主网并列运行时,频率是很稳定的,偏差很小,而当变电站与主网断开后,由于小电源与原有负荷的容量难以平衡,会存在有功差额ΔP,从而引起频率的变化,根据频率的变化可以识别变电站是否已与主网断开。采用公式(1)来进行频率变化快速启动策略的判别。当频率偏移超出设定的门槛时,备自投快速启动。
式中:f表示变电站母线电压的频率,fnorm表示正常情况下的频率,一般为50 Hz,Δfset表示频率变化的门槛。当频率变化超出Δfset时,备自投启动,进入策略判别流程,而不必等到电压降低,从而达到快速启动的目的。
(2)如果是工作电源故障导致的母线失压,且工作电源配置了保护或作为工作电源的线路配置了全线速动的光差保护或者纵联保护,则会跳开工作电源变电站侧的断路器,由于是保护跳闸,会产生跳闸位置为“1”、合后位置为“1”的不对应状态。备自投充电完成后,识别到工作电源变电站侧断路器位置变为不对应状态时,可以快速启动。
采用以上的频率启动判据或位置不对应启动判据,可实现变电站工作电源断开后快速进入备自投动作过程,之后经跳闸延时后补跳工作电源,而由于母线电压仍然有小电源支撑,因此还需同时联跳小电源来加速母线失压。母线失压后的合闸过程与传统的扩大内桥备自投合闸过程相同。
5 结语
针对一次接线为扩大内桥形式的变电站在分期建设过程中,前期断路器配置不完整的实际情况,文中提出了基于原有备自投方式的改进优化方法,无需更换备自投程序或改动二次回路,即可灵活适应各个阶段的扩大内桥接线。研究了几种特殊方式,满足了有主变停运时的备自投需求,既有利于主变节能降损,又进一步提高了供电可靠性。计及小电源接入后对备自投启动条件的影响,提出了频率变化启动和位置不对应启动的快速启动策略,加速了备自投的动作过程,提升了快速恢复供电的能力。以上几种优化和改进技术已在山东、安徽、福建等地的扩大内桥接线的变电站中得到了广泛应用,提高了这些变电站的分期建设适应性、运行灵活性和供电可靠性。
摘要：针对一次接线为扩大内桥形式的变电站在分期建设过程中,前期断路器配置不完整的情况,提出了基于原有备自投方式的适应性强的改进方法。设置了允许有主变停运的特殊方式,保证在特殊情形下的供电可靠性,并针对小电源接入后对备自投启动条件的影响,提出了频率变化启动和位置不对应启动的快速启动策略,加速了备自投的动作过程,提升了快速恢复供电的能力。
关键词：扩大内桥接线,运行方式,适应性,快速启动策略
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