电气主接线、设备选择（精选八篇）
电气主接线、设备选择 篇1
1 负荷与无功功率补偿计算
1.1 设计原始资料
1)本厂由两路线长9Km的35KV架空线(1#2#)供电。断路器定时限过电流的整定时间为1.7秒。高压侧的架空线路总长为12KMm。
2)10KV出线10回负荷类型为一二级负荷,其基本资料见表1.1。
3)变电所35KV母线侧最大短路容量1000MVA最小短路容量550MVA
4)本地区海拔160米,最高气温41℃,最低气温-26℃,年平均气温20℃,最热月平均最高气温30℃,土壤温度22℃。
1.2 补偿电容器的选择
高压用户的功率因数在0.9以上,低压用户功率因数应在0.85以上。降压变电所为高压用户,补偿后的功率因数在0.9以上[3]。一般情况下,电气系统的功率因数都不会太大,普遍小于0.9。因此,变电所需装设大量的电容,这样才能满足相关的要求。
考虑损耗计算:
改造前的功率因数:
改造后的功率因数:cosφ2=0.9,tanφ2=0.484
需要补偿的电容大小:
应选用型号为BWF10.5-100-1的电容器作为无功功率补偿的电气设备。
2 变压器的选择
2.1 主变压器容量的确定
设计应该选择暗备用,即两台变压器都接入到电力系统当中,其中每台按变压器的最大值选择。正常情况下两台变压器均投入到电力系统当中,每台变压器均没饱和工作,这样可以延长变压器的使用寿命;而当其中一台故障时,每一台变压器均可负担起所有负荷,不会影响电力系统的运行。这种暗备的方法经济科学【4】。
由于SN.T=100%S30=14537.98KVA,根据数据选S11-16000/35型变压器。
实际功率因数:
2.2 电压互感器的选择
首先由额定电压,确定电压互感器的型号,其次通过电路的电路等级确定装置的连接结构,由测量数据确定准确度,最后进行热稳定校验。
(1)额定电压要与供电电路的额定电压等级相同
(2)准确度
电压互感器选择型号【6】JDJ2—35,电压等级35KV侧,额定电压35KV/0.1KV。
3 电气主接线的设计
3.1 电气主接线设计的基本要求
电气主接线的设计必须由实际状况出发,以客户所提的要求为目标,充分利用已有的资源,考虑各种可能的状况,合理地选择主接线方案。
1)可靠性是指主接线能够源源不断地对用电设备供电,保障设备不断电[7]。
2)灵活性是电气主接线应能应对电力系统的正常和故障的运行状态,并且能够在两者之间轻松切换,保证系统的能够运行【8】。
3)在供电不会发生状况的情况下,接线要尽可能的少【9】。
3.2 电气主接线方案的确定
3.2.1 35kv侧
内桥式主接线方案是将一次侧的高压短路器横跨接在两条电源进线上,但是靠近下级电力设备的方向,通常在两条线路短路器的内侧【10】。外桥式主接线是将一次侧的高压断路器也横跨接在两条电源进线上,但是靠近上级电力设备的方向,一般在两条线路断路器的外侧。全桥式这种主接线是将两个高压断路器横跨在两条电源进线上,分别在两条线路断路器的两端。
内桥式【11】适用于电源线路长,不经常切换变压器的总降压变电所;外桥式适用于电源线路较短,经常切换变压器的总降压变电所;全桥式适用于所有电路,但是这种主接线需要电力元件多,经济负担增大。设计的高压侧的线路长为9km,电源线路长,电所昼夜负荷变动大、经济运行需要经常切换变压器,再加上考虑到其经济性,为了减少开支,应选用外桥式。
3.2.2 10kv侧
双母线分段优点保障设备不断电,轻松切换电力线路,缺点是设备不以安置,花销大,所占地方多,配电装置复杂。单母线分段接线【12】简单易行,操作容易,设备不多,投资少,更重要的是适合扩建,能为以后的发展留有余地。设计负荷较少故选用低压侧采用单线分段接线方式。
4 结论
通过对降压变电所负荷的相关计算,进行了主变压器的选择和校验,同时确定了主变压器的容量,以及电压互感器和电流互感器的选择。在选好设备的基础上对主接线进行设计,大大提高了变电所供配电的效率,完成了变电所可靠运行的设计要求。
摘要：针对降压变电所输送电的效率和运行安全的可靠性要求,提出了电气设备(主变压器,电压互感器)的选择与主接线方案的设计,包括高压侧35KV与低压侧10KV主接线方式。通过实验表明该设计提高了输送电效率,同时也符合降压变电所的安全可靠运行的要求。
关键词：负荷计算,设备选择校验,主接线方案
参考文献
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电气主接线、设备选择 篇2
【关键词】110kV变电站；电气主接线；分析
0.引言
随着我国经济的不断发展和人民生活水平的不断提高，对电力的需求也也来越多，用电量越来越大，新的发展形势对变电站的供电能力提出了新的挑战。在这样的情况下，110kV变电站的建设速度和建造数量都得到很大的提高。变电站供电的可靠程度是考察变电站供电能力的重要指标，而影响变电站供电可靠程度的因素各种各样，其中对变电站电气主接线的选择显得尤其重要。
1.变电站电气主接线概况
变电站电气主接线部分是变电站电气设计过程的最开始部分，同时也是电力系统中的一个非常重要的环节。变电站电气主接线不仅连接着各种高压电器，负责接收和分配高压设备的电能，还能反映各种电器设备之间的相互作用、连接方式以及各个回路之间的互相关系，是变电站电气部分的一个重要组成部分。变电站电气主接线的性能不仅直接影响着变电站的可靠性，还对电力输变过程中的配电装置的布置、继电保护的配置、自动装置以及控制方式的选择方面起着决定性的作用。因此，变电站电气主接线的选择不仅要考虑供电的可靠性、经济性、质量等方面的问题，还要考虑变电站的运行、扩建等方面的影响。[1]
2.变电站电气主接线选择时考虑的问题
2.1影响变电站电气主接线的因素
首先，决定电气主接线的主要因素是变电所在电力系统中的地位和作用。变电站有不同的类型，有枢纽变电站、地区变电站、终端变电站、企业变电站和分支变电站等不同的类型，它们在电力系统中的位置和作用不同，对电气主接线的可靠程度、灵活程度和经济性等方面的要求也不相同。
其次，负荷分级和出线回数也会对电气主接线造成影响。一级负荷必须要有两个独立电源供电，而且当一个电源不能工作时，要保障全部的一级负荷能够不间断的进行供电；而对于二级负荷，一般也要有两个电源负责供电，而且当一个电源不能工作时，要保障大部分的二级电荷能够供电；对于三级电荷而言只需要一个电源进行供电。再次，主变台数也会对电气主接线造成影响。变电站的主变台数会对电气主接线的选择产生直接影响，不同的传输容量对于电气主接线的可靠程度、灵活性的要求也不相同。
最后，备用容量也会对电气主接线产生影响。备用容量的有无、大小也会对电气主接线的选择造成影响，备用容量是为了适应负荷突增、设备检修、故障停运等状况而设置的，是为了保障可靠地供电。[2]
2.2选择电气主接线时要满足的要求
首先要保障供电的可靠性。保障供电的可靠性是电力生产的首要要求，电气主接线要能可靠地工作，对用户进行不间断的供电。
其次，要保证运行检修时的灵活性。在调度运行中可以灵活的投入和切除变压器，满足整个系统的调度要求；在检修时，可以方便的停运断路器、母线等设备，进行系统检修而又不影响对用户的供电。
最后，要经济合理。主接线在满足可靠性和灵活性的前提下，要做到经济合理，即投资成本要节省、占地面积要小、能量损失不能过大。
3.选择电气主接线时的关键因素
3.1配电装置的选择
目前110kV高压配电装置主要采用屋内布置以及屋外布置两种，而屋内布置又包括普通电器安装在屋内布置和110kV断路器小车屋内布置以及SF6全封闭组合电器屋内布置三种方式。在采用普通电器安装在额内布置和110kV断路器小车屋内布置时，每个间隔可以设计成宽度6.5m，跨度12m，占地面积相若，投资成本也差别不但，大多在城郊或污染较严重的地区采用。SF6全封闭组合电器屋内布置占地面积最小，运行维护的效果最好，但这种布置需要较高的成本投入。
因此这种布置大多用在城市中心地带和用地面积十分紧张的地区。而屋外布置分为三种形式：屋外半高型布置、屋外高型布置、屋外中型布置。屋外半高型布置就是把母线和母线之间的隔离开关升高，在已经升高了的母线下方直接布置断路器、电流互感器等设备，减少配电装置的跨度尺寸，但是由于进出线路之间的间隔不能合并，各自占有一个间隔，使得横向面积大为增加。而高型布置是将母线与母线之间的隔离开关进行上下重叠布置，这种布置方式适用于双母线的布置。而屋外中型布置是将所有的电气设备都安装在布置在地面上的设备支架上，在母线下方不布置电气设备，这种布置方式具有布置清晰、容易操作、运行比较可靠、施工和维修都比较方便、投入成本低等特点，而且各地的电业部门在进行运行维护和安装检修方面都有比较丰富的操作经验。[3]
3.2相关的电气设备以及典型的接线方式
变电站电气主接线包括的相关的电气设备有：
主变压器、变压器高压引出线、母线、隔离开关、断路器、避雷器等等电气设备。而在110kV变电站电气主接线的设计选择中，主要考虑两种功能的变电站：
终端变电站和中间变电站。终端变电站又可以称为受端变电站，这类变电站的设置比较接近负荷中心，110kV的进线一般分为两路，通过两台主变压器然后将电能分配给低压用户使用。变电站电气主接线设计应该在确保供电可靠性的前提下，进行规范化、简单化以及自动化方面的设计，应该尽可能的减少设备占地面积，此外，变电站电气主接线的选择还要确定负荷性质、电气设备特点以及上级电网强弱等方面的因素造成的影响。而一般的终端变电站电气主接线主要采取线路一变压器组接线、外桥接线以及内桥接线三种方式。
4.结语
在变电站电气主接线的设计选择过程中，除了考虑供电可靠性、检修的灵活性、适应性、经济性等方面的因素，还要考虑那些影响主接线的关键因素，对变电站电气主接线的选择进行全面综合的考量。
【参考文献】
[1]朱虹森.小议变电站主接线的设计[J].项目管理，2007（1）.
[2]唐岳柏.浅议110kV变电站电气主接线的选择[J].科技创新导报，2010（07）.
电气主接线选择及优化 篇3
1.1 变电站主接线基本要求
1) 主接线设计的基本要求为: (1) 保证必要的供电可靠性和电能质量。 (2) 具有一定的适应性和灵活性。 (3) 具有经济性。 (4) 具有发展和扩建的可能性。
2) 主接线可靠性的具体要求: (1) 断路器检修时, 不宜影响对系统的供电; (2) 断路器或母线故障以及母线检修时, 尽量减少停运的回路数和停运时间, 并要求保证对一级负荷全部和大部分二级负荷的供电; (3) 尽量避免变电所全部停运的可能性。
3) 主接线灵活性的具体要求: (1) 调度:可以灵活地操作, 投入或切除某些变压器及线路, 调配电源和负荷能够满足系统在事故运行方式, 检修运行方式以及特殊运行方式下的调度要求; (2) 检修:可以方便地停运断路器, 母线及继电保护设备, 进行安全检修, 而不致影响电力网的运行或停止对用户的供电; (3) 扩建:可以容易地从初期过渡到其最终接线, 使其在扩建过渡时, 无论是一次设备还是二次装置等所需的改造工作量最小。
4) 主接线经济性的具体要求: (1) 在满足可靠性、灵活性的前提下做到经济合理。 (2) 应简单清晰, 要节约一次设备的投资, 能使控制保护不过于复杂, 以利于运行并节约二次设备和控制电缆投资;要能限制短路电流, 以便选择价格合理的电气设备或轻型电器。
1.2 变电站主接线优化基本原则
1) 尽可能做到经济合理, 保证方案技术合理、投资节省。
2) 简化主接线。配网自动化、变电所无人化是现代电网发展必然趋势, 简化主接线为这一技术全面实施创造了有利条件。
3) 尽可能考虑设计标准化。
4) 尽可能根据发展的需要具有一定的扩展性。
2 实例分析
2.1 变电站接入系统方式
选取郑州市区110 k V未来变为实例进行分析, 根据郑州市区电网规划, 110 k V未来变定位为终端负荷站, 接入系统方式如下:
本期:T接110 k V凤省线一回, 从凤凰变出一回;
远期:π接110 k V凤省线一回, 从凤凰变出一回。
2.2 110 k V电气主接线选择
1) 设计依据。《35 k V~110 k V无人值班变电所设计规程》DL/T 5103-1999。
2) 110 k V电气主接线。根据郑州市区110 k V网架特点, 依据《河南电网发展技术及装备原则》5.1.5条之规定, 本站电气主接线可选择单元接线和桥+线变组接线两种形式。
单元接线接线方式简单, 单线单变运行。当任一回线路故障时, 接于该线路的变压器所带负荷均需停电, 需要通过其他变压器转带部分负荷。
桥+线变组接线将桥接线和线变组接线有效组合, 桥单元在任一回线路故障或检修的情况下, 另一回线可带2台主变压器, 线变组单元线路故障时, 仍可通过10 k V侧转带部分负荷。该接线仅在变压器投切、检修或故障时对供电能力有一定影响, 但变压器性能可靠, 故障几率小, 不需要经常投切。因此, 桥+线变组接线可靠性高, 运行方式灵活, 更能满足未来变城市中心区的供电需求。
根据桥间隔位置不同, 桥+线变组接线又有内桥+线变组、外桥+线变组之分, 内桥+线变组接线的桥间隔靠近主变压器侧, 外桥+线变组接线的桥间隔靠近线路侧, 外桥+线变组接线优点是主变压器投切灵活, 内桥+线变组接线优点是线路投切灵活。
根据郑州供电公司电网结构和运行方式, 本站选用内桥+线变组接线。
2.3 10 k V电气主接线选择
1) 设计依据。《35 k V~110 k V无人值班变电所设计规程》DL/T5103-1999。
2) 10 k V电气主接线选择。本站最终装设3台主变压器, #1、#3主变10 k V侧分别经断路器接入10 k VⅠ、Ⅳ段母线, #2主变10 k V侧分别经断路器接入10 k VⅡ、Ⅲ段母线, Ⅰ、Ⅱ段母线和Ⅲ、Ⅳ段母线之间设分段断路器, 形成单母线四分段接线。当任何一台变压器停运时, 其余两台变压器各分担半数出线回路的负荷, 运行方式灵活, 供电可靠性高。
2.4 110 k V电气主接线优化
1) 优化前提。未来变为智能变电站。依据《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》 (国家电网基建[2011]58号) 第5.2.1条互感器配置原则进行设计和优化: (1) 110 k V及以上电压等级可采用电子式互感器, 也可采用常规互感器。 (2) 选用电子式互感器, 需进行充分技术分析论证。 (3) 主变压器各侧采用电子式电流互感器时, 应取消主变压器本体高、中压侧套管电流互感器;主变压器低压侧套管电流互感器应按主变压器保护要求配置。 (4) 当采用GIS、HGIS配电装置型式时, 电子式互感器可与一次设备一体化设计。
2) 110 k V电气主接线优化。未来变可研110 k V电气主接线采用常规互感器。本设计方案通过专题分析论证后, 110 k V GIS采用电子式互感器。并通过互感器配置优化, 在110 k V GIS出线间隔内一体化配置三相电子电流电压组合式互感器, 取消了母线电压互感器, 从而节省了2个母线设备间隔, 电气主接线进一步优化。优化后, 接线更加简单, GIS设备纵向尺寸缩小, 节省了设备、光缆投资。
本设计110 k V电气主接线方案本期节省2个母线设备间隔和16米GIS母线筒, 共节省设备投资124万。简化一、二次接线, 同时节省设备投资。
3 结语
观音桥水电站电气主接线选择 篇4
观音桥水电站正常蓄水位2 570m, 相应库容0.3241×108m3, 水库具有日调节能力, 调节库容0.1289×108m3, 利用落差70m, 装机容量180MW (3×60MW) , 另有6.5MW (2×3.25MW) 生态流量机组, 总装机容量186.5MW。单独运行多年平均发电量6.900×108k W·h, 装机年利用小时3834h。
电站的开发任务是以发电为主, 兼顾下游生态环境用水, 建成后供电四川主网, 可在系统中担任调峰作用。为充分利用生态流量和壅水高差, 在坝后安装2台生态机组。
2 电站接入系统方案
根据电站接入系统设计报告:“观音桥水电站以1回220k V线路接入规划的马尔康500k V变电站, 线路长度约55km, 导线型号暂定为LGJ-630×2;生态机组以1回35k V线路接入观音桥电站三绕组升压变, 线路长度约8km, 导线型号暂定为LGJ-95;观音桥电站预留1回220k V出线间隔至绰斯甲电站。”
3 电气主接线
3.1 设计原则
观音桥水电站装机容量3×60MW (大机组) +2×3.25MW (生态机组) , 属中型水电站。电气主接线的设计, 应遵循以下原则:
1) 主接线应安全可靠、简单清晰、运行灵活、维护方便;
2) 结合开关站型式和出线距离、落点, 对主接线进行综合考虑;
3) 继电保护配置和二次回路应简单, 以节省二次设备和控制电缆;
4) 主接线设计时应考虑本电站生态机组电力的统一送出;
5) 电站接入系统要求预留1回220k V出线间隔至绰斯甲电站, 主接线设计应考虑较大穿越功率通过的需求;
6) 在满足可靠性的要求下, 力求电站投资和电能损耗最小。
3.2 发电机与主变压器的组合方式
根据电站的动能特性、单机容量、台数、电站接入系统电压等级与回路数以及电站在系统中的地位, 发电机和主变压器的组合方式可采用:一机一变单元接线 (方案一) 、单元接线与扩大单元接线的组合接线 (方案二) 及单元接线与联合单元接线的组合接线 (方案三) 3种方式。三机一变扩大单元接线由于可靠性较低、灵活性较差, 且主变运行损耗最大、主变运输困难而不予考虑。3种方案技术经济比较见表1。
从经济性方面来看:方案三投资最省, 方案二其次, 方案一投资最高。
从可靠性来看, 方案一可靠性最高, 当1台主变及其所连接的设备故障或检修, 不影响另一机组的电力送出;方案三可靠性其次, 当联合单元中主变高压侧母线及其所连接的设备故障或检修时, 2台机组的电能将不能送出;方案二可靠性最差, 当扩大单元中主变及其所连接的设备故障或检修时, 2台机组的电能将不能送出。
从设备选型方面来看, 方案一及方案三变压器低压侧工作电流较小, 发电机回路短路电流也较小, 发电机电压侧设备选择容易, 而且1台发电机对应1台主变, 主变容量较小, 主变运输问题较易解决;方案二扩大单元中变压器低压侧工作电流达7 331A, 扩大单元发电机主母线需选择离相封闭母线, 这样势必造成母线与出线柜连接安装困难;2台发电机连接1台主变, 主变容量较大、运输较困难;且扩大单元接线主变压器低压侧工作电流较大, 发电机回路短路电流也较大, 需选择SF6型发电机断路器, 价格远高于单元接线所用的真空型发电机断路器。
方案三与方案一相比少了一回220k V进线, 总投资减少了198万元, 但主变高压侧有并联母线和隔离开关, 增大占地面积、增加布置难度, 联合单元中1台机组停机, 主变仍需带电, 运行空载损耗大, 联合单元主变故障或检修, 接在本单元的机组需短时停机, 其供电的可靠性和灵活性较方案一差, 较方案二好。
综上, 考虑供电可靠性与线路送电容量的合理配合、投资成本等要求, 发电机电压侧暂考虑采用方案一单元接线和方案二单元接线与扩大单元接线的组合接线两种方案, 以下结合220k V升高电压侧接线方式组合出各电气主接线方案再做进一步的比较。
3.3 220k V升高电压侧接线方式
升高电压侧主要对以下6种线接线方案进行经济技术比选:
方案一:发电机电压侧:单元接线与扩大单元接线的组合接线;220k V升高电压侧:单母线接线;
方案二:发电机电压侧:单元接线与扩大单元接线的组合接线;220k V升高电压侧:单母线分段接线;
方案三:发电机电压侧:单元接线与扩大单元接线的组合接线;220k V升高电压侧:四角形接线;
方案四:发电机电压侧:单元接线;220k V升高电压侧:单母线接线;
方案五:发电机电压侧:单元接线;220k V升高电压侧:单母线分段接线;
方案六:发电机电压侧:单元接线;220k V升高电压侧:双母线接线。
6种方案的优缺点及设备投资比较见表2。
从经济性方面来看:方案一投资最省, 分别比方案二、方案三、方案四、方案五和方案六少320万元、340万元、105.5万元、425.5万元和475.5万元。
方案六采用双母线接线方案, 接线清晰, 一组母线及所连接设备故障或检修, 不影响另一组母线供电, 将故障或检修母线所接回路切换到另一组母线后即可恢复供电, 运行灵活, 可靠性最高, 出现因接线方案造成电站大量弃水工况的可能性大为减小, 可较好地满足系统对电气主接线可靠性的需要。
方案二、方案五220k V电压侧采用单母线分段接线, 可靠性分别较方案一、方案四高, 但方案二、方案五设备投资分别较方案一、方案四均高320万元, 经济性较差。由于本电站220k V侧有较大的穿越功率, 分段断路器故障或检修时将影响到系统运行;另外, 继电保护及二次接线也较为复杂。因此, 本电站不推荐方案二、方案五的主接线方案。
由于本电站220k V电压侧有较大的穿越功率, 且存在着不确定性, 方案三220k V电压侧为四角形接线, 其潮流变化复杂, 给继电保护整定带来很大困难, 二次接线也很复杂, 虽然可靠性较高, 但当任一组断路器检修时, 接线成开环运行, 从而降低了接线的可靠性, 并且该方案主设备投资较高。因此, 不推荐该接线方案。
方案一、方案四220k V升高电压侧采用单母线接线, 经济性较方案二、三、五、六好, 缺点是220k V母线及所连设备故障或检修, 全厂需停电。方案四可靠性指标最差, 且投资较方案一贵105.5万元, 而方案一可靠性最低, 但是, 对水电站来说, 合理安排机组运行及设备检修、维护时间, 可有效避免设备故障对电站造成的经济损失。另外, 本电站装设了发电机型断路器, 减少了开停机时高压断路器操作次数, 并且本电站220k V高压配电装置采用GIS, 设备故障率大大降低, 设备检修期也较长。本电站供电四川电网, 电站装机容量较小, 即使全部机组退出运行也不会对电网的安全稳定运行造成影响, 电网对本电站主接线可靠性要求不高。
方案一发电机电压侧采用扩大单元接线, 发电机电压侧短路电流较大, 对设备选型不利。其可靠性也较差, 当扩大单元中主变及其所连接的设备故障或检修时, 两台机组的电能将不能送出。考虑到本电站水库为日调节, 发电机利用小时数达4 415h, 这样当扩大单元中主变及其所连接的设备故障或检修时势必产生大量弃水, 严重影响发电效益。而且方案一扩大单元接线发电机主母线需选择离相封闭母线, 从而造成母线与出线柜连接困难;发电机断路器需选用投资较高的SF6型断路器;且主变容量较大, 对运输也不利。
2013年2月14日, 四川省电力公司要求观音桥电站预留1回220k V出线间隔至绰斯甲电站、配置220k V高抗1台;又根据业主要求观音桥水电站增加2个110k V间隔位置供近区小水电上网, 电站有较大的通过功率, 进出线回路数较多, 多达5~7回且不确定性很大, 因此, 双母线接线可较好地满足系统对本电站电气主接线可靠性的需要, 同时考虑到发电机电压侧采用单元接线, 便于设备的选型、运行及维护, 推荐方案六:即发电机电压侧:单元接线;220k V电压侧:双母线接线。推荐的电气主接线图如图1。
4 结语
本工程设计中, 充分考虑工程特点和重要性, 经过详细技术经济比较, 分别对发电机电压侧、升高电压侧进行比较, 最终确定电气主接线方案, 可供同等类型电站参考。
参考文献
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10kV变电站电气主接线方案选择 篇5
典型110k V变电站主变压器的远景规模与本期规模分别为3×63MVA、2×63MVA, 主要由3台主变压器及3条进线组成, 远景规划与进线本期分别为3回、2回, 变电站接入口为220k V, 共有3座。南方电网主要采用线路加内桥接线的方式进线变压器组, 是110k V变电站的一种设计方法, 接线形式为远期加本期建设方式。以下进一步对内桥、线路-变压器组、T型等接线方式进行分析, 以此介绍选择典型110k V变电站接线方法。
(1) 内桥接线:采用该接线方式时, 会将断路器设置在线路侧, 若送电线路出现问题时, 可断开送电线路断路器, 解决故障问题, 不会对其他线路运行造成影响, 线路切除与安装操作较简便。110k V变电站主要采用内桥接线方式, 该方式可分为普通内桥接线与扩大内桥接线两种。在普通内桥接线运行中, 主变压器及进线数量都为2, 由于该接线方式断路器较少, 布线简洁, 解决线路故障时操作简单、方便快捷, 已成为终端变电站主要采用内桥接线方式。变电站处于正常运行状态时, 打开断路器, 可见每条进线配备一台主变压器。扩大内桥接线运行方式为主变压器3台、进线3条, 二次回路与布线都较为复杂。
(2) 线路一变压器组所采用的是110k V变电站例最简单的接线方法, 设备单元为3个, 所占面积较小, 且接线操作简便, 布线清晰, 当送电线路出现问题时, 可通过断开断路器解决。当处于正常运行状态时, 装置为主变压器1台以及进线1条, 接线十分简单, 且具有运行经济、可靠性高等优点, 对于变电站智能化、自动化操作具有一定促进作用。
(3) T型接线在运行过程中具有较高的可靠性, 运行方式为主变压器3台、进线3条, 但必须在两侧配置电源, 每个电源需配置3条出线。
以上为典型110k V变电站主要接线方式, 应根据电网规划的具体情况, 结合技术指导, 在该变电站以2台主变压器作为本期规模的情况下, 根据运行负载率大小选择合适的接线方式, 当负载率处于0.5~0.65范围时, 可考虑采用普通内桥接线作为变电站接线方式。若变电站以3台主变压器及3条进线作为远景规模时, 在长时间的运行情况下, 应对负荷率进线严格控制, 使其处于0.67~0.87范围内, 在这种情况下, 接线方式可考虑线路一变压器组接线。典型110k V变电站主要接线方案, 如表1所示。
2 两种接线方案的经济性对比
通过分析, 对比两种接线方案的经济性。两种接线方案主要配置对比, 见表2。
用C表示两种接线方案的设备投资, a表示附加费系数, 10表示10k V, 110表示110k V, 经济性计算方法:C= (a/100+1) C0。根据表1中的两种接线方式案所需配置, 结合市场上的配置价格, 采用经济计算公式计算得出, 第一种接线方案, 并对主接线进行优化, 最后可节约资金约为200万元。
3 两种接线方案的运行灵活性对比
在第一种接线方案中, 远期接线方式为线路一变压器加普通内桥接线, 在运行过程中灵活性较高, 两种接线方案中的本期接线方式在运行时灵活性一致。两种接线方案的区别体现在以下方面:在第一种接线方案中, 3号主变压器接线方式为线路一变压器组接线, 存在进线供电限制, 供电需经过3号进线, 但由于停运原因, 3号主变压器在运行过程中, 可靠性容易受到影响, 从而导致停运率增加。且当3台主变压器都处于正常运行的状态时, 其负载率保持在0.67~0.87范围内, 若3号线发生停运, 可将备用电源安装在低压侧上, 并通过启动装置确保供电。在第二种接线方案中, 主要采用3台主变压器及3条进线运行, 在操作方面, 较为繁琐, 且配置的继电保护具有较高的复杂性。
4 两种接线方案运行可靠性对比
若将每百公里内110k V架空线路的停运率假设为0.2次/a, 修复平均时间假设为50h/a, 每百台金属气体绝缘封闭设备停运率假设为3次/a, 修复平均时间假设为45h/a, 每百台主变压器停运率假设为2.5次/a, 修复平均时间假设为80h/a, 将110k V架空线路假设为10km, 以电力运行可靠性理论为根据, 内桥接线、线路一变压器组接线这两种接线方案运行可靠性, 如表3所示。
从表3可得, 当3台主变压器出现停运事故时, 两种接线方式“不允许”事件发生率以及期望修复时间一致, 1年修复平均时间小于1min。当2台主变压器出现停运事故时, 第一种线路一变压器组接线方式“不允许”事件发生率明显高于内桥接线, 约为内桥接线方式的8倍, 且修复时间远远多于内桥接线方式。当1台主变压器出现停运事故时, 第一种线路一变压器组接线方式“不允许”事件发生率高于内桥接线, 约为内桥接线方式的3倍, 且修复时间明显多于内桥接线方式, 1年修复时间大约在4h左右。因此, 可考虑线路一变压器组加普通内桥接线方式。但考虑到典型变电站接线情况较为复杂, 共有3台主变压器以及3条进线, 根据城市电网规划要求, 变电站变压器负载率应保持在0.67~0.87范围内, 以确保用电安全性, 或通过投入备用电池装置确保供电安全及其可靠性。由此可见, 在变压器负荷率处于0.67~0.87范围时, 两种接线方式的可靠性接近, 但当变电器负荷率超过0.87时, 3号变压器则会出现故障, 并有可能发生停运, 因此, 应发展自动化配电网, 并以此降低变电器负荷率。
5 主接线方案的最终确定方法
通过综合分析可得, 典型110k V变电站主接线方案可根据以下标准确定:当变电站以2台主变压器和2条进线为本期规模时, 由于运行过程中负载率可能保持在0.5~0.65范围内, 接线方式应考虑普通内桥接线。当变电站以3台主变压器和3条进线为远景规模时, 为确保运行可靠性, 应使负荷率保持在在0.67~0.87范围内, 在这种情况下, 接线方式应考虑线路一变压器组接线。以上两种接线方式均具有较高的运行灵活性及经济性, 且接线操作简便, 可满足南方电网配电接线要求。
典型10k V变电站六分段环形与单母线六分段两种接线方式作对比, 采用六分段环形接线可有效提高变电站负荷平衡率, 但由于该接线方式在实现自动化及机电保护方面, 较为困难, 且运行操作较为复杂, 因此主接线方式应考虑单母线四分段接线, 有效提高变压器负荷平衡率, 促进变电网自动化实现。
结语
综上所述, 变电站的电气主接线方案, 对变电站电气主接线的供电可靠性、经济性和灵活性有着重要影响。因此, 在确定电气主接线方案时, 必须全面分析相关影响因素, 综合评价各项技术经济指标, 只有这样才能确保变电站的稳定运行。
摘要：本文对110kV变电站电气主接线的方案进行了对比选择, 包括了经济性比较、运行灵活性分析和比较、可靠性分析和比较, 最后确定了电气主接线的方案。
关键词：110kV变电站,主接线方式,方案选择,经济性,灵活性,可靠性
参考文献
[1]孙作文.220kV变电站电气主接线的设计及探讨[J].中国科技博览, 2010, 1 (233) :162-163.
电气主接线、设备选择 篇6
电气主接线的确定对电力系统整体及发电厂,变电所本身运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关,并且对电气设备的选择配电装置选择,继电保护和控制方式的拟定有较大影响,因此,必须正确外理为各方面的关系,全面分析有关影响因素,通过技术经济比较,合理确定主接线方案。
1.1 基本要求
(1)满足对用户供电必要的可靠性和保证电能质量。
(2)接线应简单,清晰且操作方便。
(3)运行上要具有一定的灵活性和检修方便。
(4)具有经济性,投资少,运行维护费用低。
(5)具有扩建和可能性。
1.2 设计主接线的原则
采用分段单母线或双母线的110kV～220kV配电装置,当断路点不允许停电检修时,一般需设置旁路母线。对于屋内配电装置或采用SF6全封闭电器的配电装置,可不设旁母。35kV～6kV配电装置中,一般不设旁路母线,因为重要用户多系双回路供电,且断路器检修时间短,平均每年约2～3天。如线路断路器不允许停电检修时,可设置其它旁路设施。6kV～10kV配电装置,可不设旁路母线,对于初线回路数多或多数线路向用户单独供电,以及不允许停电的单母线,分段单母线的配电装置,可设置旁路母线,采用双母线6kV～10kV配电装置多不设旁路母线。
2 变电所主接线基本形式的变化
随着电力系统的发展、调度自动化水平的提高及新设备新技术的广泛应用,变电所电气主接线形式亦有了很大变化。目前常用的主接线形式有:单母线、单母线带旁路母线、单母线分段、单母线分段带旁路、双母线、双母线分段带旁路、1台半断路器接线、桥形接线及线路变压器组接线等。
3 110kV变电站的主接线选择
3.1 配电装置的选型
目前,110kV高压配电装置常采用的布置形式有屋内布置和屋外布置两大类;屋内布置又分为普通电器安装在屋内布置、110kV断路器小车屋内布置、SF6全封闭组合电器(GIS)屋内布置三种形式。采用普通电器安装在屋内布置和110kV断路器小车屋内布置,每个间隔宽度可以设计成6.5m,跨度约12m,占地面积相当,投资也相差不大,多用在城郊或污染较严重地区。
SF6全封闭组合电器(GIS)屋内布置占地最小,运行维护最好,但投资较高,多用在城市中心和用地非常紧张的地方。
屋外布置分为屋外半高型布置、屋外高型布置、屋外中型布置三种形式。半高型布置是将母线与母线隔离开关升高,把断路器、电流互感器等设备直接布置在升高母线的下方,使配电装置跨度尺寸减少,但由于进出线间隔不能合并,各占一个间隔,使横向面积增大,对于进出线回路多的变电站,多采用该布置。高型布置是将母线与母线隔离开关上下重叠布置,适用于双母线布置,屋外中型布置是将所有电气设备都安装在地面设备支架上,母线下不布置任何电气设备,具有布置比较清晰、不易误操作、运行可靠、施工和维修都比较方便、构架高度低、造价低等的优点,各地电业部门无论在运行维护还是安装检修方面都积累了比较丰富的经验。
3.2 110kV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。
3.2.1(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。
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0.5～0.65),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。
3.2.2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。
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 k V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。
3.3 110 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。
4 线损控制及技术装备原则
由于导线的电磁耦合作用、线路的不完全平衡换位和三相负荷的不对称性,架空地线间或地线与大地间会形成感应电流回路,从而在地线上产生电能损耗。控制和降低线损对电网经济运行有重要影响。线损控制的基本原则如下:(1)配电网规划应按线损"四分"管理要求控制分压技术线损,对AC类区域110kV电压等级线损率控制目标小于0.5%,D、E、F类区域线损率控制目标分别小于2%、3%、4%。(2)各地根据本地区经济社会发展规划,确定实现线损率控制目标的年限。(3)配电网规划时,应根据现状分析影响线损率的因素,并提出改造与完善措施;设备选型时,在确保供电可靠性的前提下,应尽量采用节能低耗的设备。此外,变电站电气设备较多、环境复杂且不易检修,采用在线监控的方式可有效减少设备故障,防止出现电网大规模停电事故。
结语
总之,110KV变电站电气主接线的设计选择过程,应充分考虑其供电可靠性、运行检修的灵活性、适应性、可扩展性和经济合理性等等。另外,应综合思考影响主接线的关键因素。变电站电气主接线的选择能否满足以上要求,就对变电站电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和控制方式的拟定产生重要影响。
摘要：变电站是电力系统的重要组成部分,其可靠性直接影响整个电力系统的安全与经济运行,是联系发电厂和用户的中间环节,起着变换和分配电能的作用。本文根据多年的工作经验,对110kV变电站电气主接线选择进行了探讨。
关键词：110KV,变电站,主接线
参考文献
[1]周焕枝.110kV线路接地故障快速诊断及处理[J].机电信息,2011.
电气主接线、设备选择 篇7
在供电系统中, 变电站电气部分的主体构造是电气主接线。电气主接线在整个变电站系统中发挥着重要作用, 接线方式及电气设备的选择, 配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定密切相关, 电气主接线的优劣直接影响着电力系统的可靠、灵活与经济运行。电气主接线是由规定的各种高压电气设备的图形符号通过连接线所组成的表示接收和分配电能的电路。它不仅表示各种高压电气设备的规格、数量、连接方式和作用, 而且反映了各个电力回路的相互关系和运行条件, 从而构成了发电厂或变电站电气部分的主要结构。单母线接线、单母线分段接线、双母线接线以及双母线分段接线, 是变电站最常用的四种主接线方式, 如下图1-4所示。实际上, 各接线方式的选择应当根据实际需要而定, 而各个接线方式都有优缺点及适用范围, 因此应根据实际情况综合考虑可靠性、经济性以及实用性, 最终确定最佳的一次接线方式。
2电气主接线的要求和原则
电气主接线是电力系统网络结构的主要组成部分, 电气主接线的选择不仅会对整个电力系统中各个配电装置、继电保护、自动控制装置与拟定电气设备的选择等产生影响, 还会对电力系统的运行情况产生深远的影响。变电站电气主接线的选择主要根据变电站的重要性、电力负荷、分期以及终端建设规模以及相关设计标准专业要求为重要基础。变电站电气主接线的选择原则是可靠性、灵活性和经济性。
2.1所谓可靠性是指主接线能可靠稳定的工作;断路器或母线故障以及母线检修时, 尽量减少停运的回路数和停运时间, 并要确保对大客户或重要客户的供电正常;断路器检修时不宜影响对系统供电;尽量避免变电站全部停运的可能性。
2.2主接线的灵活性是指能够满足系统在事故运行方式下、检修方式下以及特殊运行方式下的调度要求;能够灵活地投入和切除变压器或线路, 从而达到调配电源和负荷的目的;当需要进行检修时, 在不影响电力系统的运行或停止对用户供电的条件下, 能够很方便地使断路器、母线及继电保护装置退出运行。
2.3经济性主要是指节省投资、减小占地面积、能量损失小。必须能够满足扩建的要求, 使在扩建时, 无论一次和二次设备改建量最小, 可以容易地从初期接线过渡到最终接线。
2.4考虑变电所在电力系统中的地位和作用:变电所在电力系统中的地位和作用是决定主接线的主要因素。
3实例分析
以赞皇县卓越站为例, 根据赞皇县电网规划, 35k V卓越站为终端负荷站, 接入系统方式为T接35k V赞许线一回, T接35k V千许线一回, 本期一次上全。鉴于工业区入驻企业签约情况, 以及现有负荷水平, 本期只装设1台主变及10k VⅠ段母线。
3.1 35k V电气主接线选择。单元接线为单线单变运行, 接线方式单一。如果任一回线路突发故障, 与故障线路连接的变压器所带负荷会全部停电, 需要依靠其他变压器转带部分负荷。桥+线变组接线方式是将桥接线方式与线变组接线方式有机整合, 桥单元在任一回进线线路故障或现场检修时, 另一回进线可带2台主变压器, 线变组单元线路故障时, 仍然可以通过10k V侧转带部分重要负荷。该接线方式分为内桥+线变组接线、外桥+线变组接线, 此站选用内桥+线变组接线。
3.2 10k V电气主接线选择。目前, 10k V配电装置主要有屋外和屋内两种布置形式。由于卓越站位于工业区内, 为了减少陶瓷厂、水泥厂等企业生产环境对电力设备造成的影响, 此站10k V配电装置采用屋内布置形式。
本站终期配设主变压器两台, 主变低压侧分别经断路器与10k VⅠ、Ⅱ段母线连接, 将分段断路器安装在母线之间, 形成单母线分段接线。如果有变压器停运, 其出线回路的负荷就通过另外2台变压器各自分担, 这种灵活的运行方式大大改善了供电质量。
4结语
作为电力系统网络结构的主要组成部分, 变电站电气主接线的选择极其重要。因此选择变电站主接线时, 应对其供电可靠性、灵活性、扩展性、适应性以及经济合理性等做充分考虑, 旨在确保供电可靠的同时提高变电站运行方式的灵活性。
参考文献
[1]王必俊.浅析110kV变电站电气主接线的选择[J].中国科技博览, 2009, 19 (32) :177-180.
[2]林立华, 卢奕城.城市110kV变电站主变压器及接线方式探讨[J].中国高新技条企业, 2013, 27:112-113.
[3]吴佳梅.电气主接线选择及优化[J].技术与市场, 2013, 9 (20) :125.
双电源电气主接线优化设计 篇8
关键词：双电源,电气主接线,单母线接线,供电可靠,操作灵活,维护方便
西大洋水库位于河北省唐县境内大清河南支唐河出山口处, 总库容11.37亿m3;主要建筑物包括主坝、副坝、正常溢洪道、非常溢洪道、泄洪洞 (包括发电洞) 、输水洞、水电站等, 是一座以防洪为主, 兼顾城市供水、灌溉、发电等综合利用的大 (Ⅰ) 型水库。
水库初建于1958年, 1970年续建, 2001年实施除险加固工程, 其中包括电气设备更新改造。水库供电原仅由1条西大洋水电厂10 kV线路供电, 供电可靠性和安全性不能满足水库Ⅰ类用电负荷的要求, 本次除险加固从引自定州电厂的10 kV输电线路上T接一路备用电源, 与原有10 kV供电线路构成2个独立电源的双回供电系统。
1电气主接线基本形式
电气主接线主要是指在发电厂、变电站、电力系统中, 为满足预定的功率传送和运行等要求而设计的表明高压电气设备之间相互连接关系的传送电能的电路。它们的连接方式对供电可靠性、运行灵活性、设备维护性及经济合理性等起着决定性作用。
1.1 单母线接线
(1) 优点:
接线简单清晰、设备少、操作方便, 便于采用成套设备。
(2) 缺点:
不够灵活可靠, 任一器件 (如母线等) 故障或检修均需使整套设备停电。
1.2 单母线分段接线
(1) 优点:
用分段开关设备把母线分段后, 对重要用户可以从不同段引出2个回路, 构成双电源供电, 提高了供电可靠性;当一段母线发生故障, 分段开关设备自动将故障段切除, 保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。
(2) 缺点:
当一段母线或分段开关设备故障或检修时, 该段母线的回路都要在检修期间内停电。
1.3 主变压器-线路单元接线
(1) 优点:
接线最简单, 设备最少。
(2) 缺点:
线路故障或检修时, 变压器停运;变压器故障或检修时, 线路停运。
另外, 还有桥形接线、双母线接线、双母线分段接线、增设旁路母线或旁路隔离开关的接线、三角形至五角形接线等, 这几种接线很少用于水库供电系统。
2西大洋水库双电源电气主接线及优化
对水库供电而言, 电气主接线设计应根据水库负荷容量、供电范围及负荷等级等, 从供电的可靠性、运行的灵活性和方便性、经济性、发展的可能性等方面经综合比较后确定。电气主接线方式能反映正常和事故情况下的供送电情况。
西大洋水库电气主接线在考虑原供电系统接线方案的基础上, 新增一回备用电源形成初始接线, 因其未完全摆脱水库原有单回路供电系统的影响, 后经全面分析论证, 并结合水库双回路供电系统所具有的特殊要求, 提出优化接线方案。
2.12#照明箱式变电站电气主接线及优化
2.1.1 初始接线
如图1 (a) , 采用双电源进线+单台变压器构成的线路-变压器扩大单元接线方式, 每路进线均装设SF6负荷开关+高压限流熔断器+组合式过电压保护器等, 以SF6负荷开关作为操作器件, 切断和关合负荷电流;以高压限流熔断器 (联动SF6负荷开关) 作为保护器件, 切断短路电流;以组合式过电压保护器作为限压器件, 限制雷电过电压及操作过电压。该种接线与主变压器-线路单元接线、桥形接线相比, 具有设备配置、接线简单等特点, 但受双电源进线的影响, 存在以下弊端。
(1) 两路电源进线负荷开关受网环柜体安装结构及负荷开关操作机构等因素限制, 无论是进线回路还是出线回路, 各负荷开关的动触头侧均连接于柜体母线侧。
(2) 两路电源进线接地开关设置不合理。当工作电源发生事故, 则熔断器熔断, 负荷开关联动跳闸, 接地开关联动合闸, 致使10 kV母线接地;当备用电源投入时, 将造成接地事故而跳闸, 影响到双电源正常切换。
(3) 两路电源进线熔断器设置不合理。当工作电源发生事故, 则熔断器熔断;当备用电源投入时, 该熔断器下口带电, 不能及时更换熔管, 影响到设备检修及其安全性。
2.1.2 优化接线
如图1 (b) , 针对初始接线中存在的弊端进行了优化, 采用“二进一出”单母线接线方式, 利于选用标准柜型。
(1) 调整电源进线负荷开关的方向与实际安装方向一致, 以兼顾设备制造及安装的可行性, 避免非标设计。
(2) 取消电源进线回路接地开关, 增加G3开关柜, 在熔断器两侧均配置接地开关, 这样保证了易损件——熔断器熔管更换时两侧均安全接地, 同时消除了进线接地开关互为对方提供接地故障的弊端。
(3) 取消电源进线回路熔断器, 与初始接线相比, 相应增加了1台G3开关柜, 内置SF6负荷开关+高压熔断器, 为保证供电可靠性, 另配一组熔断器熔管备件。该种接线设备数量及费用有所增加, 但提高了操作运行、检修维护的灵活性, 解决了熔断器带电更换熔管的问题。
2.2 泄洪洞箱式变电站电气主接线及优化
2.2.1 初始接线
如图2 (b) , 采用“二进二出”构成的嵌套型扩大单元接线方式。每个进出线支路均配置了SF6负荷开关+高压熔断器组合电器 (其中进线回路另配有组合式过电压保护器) 。由于采用两层嵌套式结构, 存在上、下层间操作及保护复杂的配合关系, 其具有以下问题。
(1) 受熔断器熔断特性及级间配合关系的影响, 存在保护越级动作的问题。G2与G3、G2与G4环网柜内所配熔断器分别构成上、下级保护。熔断器熔体的额定电流按高压熔断器的保护熔断特性选择, 并应满足保护的可靠性、选择性和灵敏度的要求。XRNT1-10型熔断器具有反时限的电流-时间特性, 查阅《工厂常用电气设备手册》 (上册) XRNY1-10型 (BS标准) 熔断器“安-秒”特性曲线, 当短路故障电流≥120 A时, G2环网柜内所配熔断器InR=16 A与G4环网柜内所配熔断器InR=10 A将在0.4 s内同时熔断, 再考虑熔体自身的制造误差, 上、下级熔体间保护动作将失去选择性, 造成越级跳闸。
(2) 引出至2#照明箱变支路仅为单电源供电, 未能充分利用现有双电源资源。
2.2.2 优化接线
如图2 (b) , 采用“二进二出”单母线接线方式, 在不增加设备 (甚至减少设备) 的条件下, 仅通过优化主接线, 解决了初始接线存在的问题。
(1) 采用单母线接线, “二进二出”支路均直接接于单母线上, 接线简单清晰、操作直观灵活, 同时避免了两级熔断器间保护配合的不确定性问题。
(2) 采用单母线接线, “二进”对“二出”均构成了双电源供电方式, 提高了供电可靠性。
3结语
通过西大洋水库2#照明箱变及泄洪洞箱变电气主接线的优化设计, 进一步说明了电气主接线设计对电力系统及变电站本身运行的可靠性、操作的灵活性、检修的方便性和投资的经济性至关重要, 并且影响到器件选择、屏体组装、保护配置和控制方式等。因此, 必须全面分析有关影响因素, 既要摆脱原始接线的束缚, 又要兼顾新建系统的特点, 通过技术经济比较, 合理确定主接线设计方案。
参考文献
[1]水利电力部西北电力设计院编.电力工程电气设计手册 (电气一次部分) .北京:中国电力出版社, 2002
