发电厂、变电所电气主接线及运行、控制方式等(20210131184205)
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发电厂、变电所电气主接线及运行、控制方式等 1 / 8 发电厂、变电所电气主接线及运行、控制方式等 1、 概念
1.1 变电站电气主接线，是指由变压器、开关、刀闸、互感器、 母线、
避雷器等电气设备按一定的顺序连接， 用来汇集和分配电能的 电路，也称为一次设备主接线图。 1.2 把这种全部由一次设备组成的电路绘制在图纸上，就是我们 的电气
主接线图。 在电气主接线图中， 所有的电气设备均用国家和电 力行业规定的文字和符号表示，并且按它们的“正常状态”画出。所 谓“正常状态” ，就是电气设备处在所有电路无电压及无任何外力作 用下的状态，开关和刀闸均在断开位置。 1.3 需要注意的是，电气设备的正常状态和正常运行方式是两个 不同的
概念， 正常状态有两层含义： 一是作为电气主接线图来讲所包 含的上面讲到的一层含义， 也就是电气设备处在所有电路无电压及无 任何外力作用下的状态，开关和刀闸均在断开位置。另外一层含义， 是指设备的各项功能正常， 在额定的电压、 电流作用下能长期运行的 一种状态。而正常运行方式是指在本站设备或系统正常运行情况下， 管辖调度所规定的经常采用的一种运行方式。 只要本站设备正常， 就 必须按照有关调度规定的方式运行， 除有管辖权的调度以外的其他人 员是无权改变设备的运行方式的。 与正常运行方式相对应的是非正常运行方式，这是指因设备故 障、停电检修、本站或系统事故处理而暂时改变设备的正常运行方式。 2、 对电气主接线的要求 发电厂、变电所电气主接线及运行、控制方式等 2 / 8 2.1 保证供电的可靠性和电能质量。
2.2 具有运行方式上的灵活性和倒闸操作上方便性。
2.3 具有经济性。
2.4 具有发展和扩建的可能性。
3、 常用的几种电气主接线
220KV部分
3.1 双母线单分段：
3.2 正常运行方式： 母联开关和分段开关全部合上， 即三条 母
线并联运行，线路开关通过两组母线侧刀闸中的一组分别接在 三条母线上运行。 一个变电站一次设备的运行方式，都是以调度规定的方式运 行，原则是，属于电源元件的设备必须分别接在不同编号的母线上， 平行线路应分别接在不同编号的母线上。 3.3 非正常运行方式：
3.3.1 任意一条或两条母线停电检修， 则该母线上所连接的电 气设
备均需要倒至另外的母线上运行，以保证供电的连续性。如 母联开关、分段开关检修，母联刀闸、分段开关的刀闸或母线 PT 刀闸检修，母线设备更换改造等。 3.3.2 任意元件由运行转为热备用、 冷备用或检修状态， 则该 单
元包括开关、刀闸、PT CT阻波器、结合滤波器等都必须从 系统中退出发电厂、变电所电气主接线及运行、控制方式等 3 / 8 运行。 3.3.3 任意元件由运行转为热备用、 冷备用或检修状态， 有可 能
使母线负荷不平衡，而必须暂时调整母线上所接元件的运行方 式，那么这种方式也是一种非正常运行方式。 3.3.4 由于扩建、改造而增加了元件，在送电调试过程中，必 须由
母联开关或分段开关串带新建元件的开关送电，暂时使得母 线改变运行方式，这种方式也是一种非正常运行方式。如新建线 路投产、设备换型改造等。 3.3.5 母联开关串带故障的线路开关或主变中压侧开关运行
3.4 双母线单分段接线方式的评价
优点：运行方式灵活，母线轮流停电检修，或者线路单元母线侧 的刀闸检修，都不会中断对用户的供电；相对于母线不分段而言，当 其中一条母线故障， 仅仅跳开该母线上的开关， 可以将停电范围压缩 在最小范围内； 相对于双母线单分段带旁路的接线方式而言， 其二次 回路接线简单，倒闸操作较简单，并且占地面积减少，节约了工程投 资。 缺点：线路单元的开关、出线刀闸、CT、阻波器、结合滤波器等 发生故障时，必须中断对外供电， 4. 500KV部分
4.1 一个半开关接线（或 3/2 接线）的正常运行方式
4.1.1 500KV仅有一个完整串。如斗笠变即如此。 发电厂、变电所电气主接线及运行、控制方式等 4 / 8 4.1.2 500KV有两串，其中一串为不完整串。如孝感变一期。
4.1.3 500KV有两个完整串，如凤变。 发电厂、变电所电气主接线及运行、控制方式等
5 / 8 以上运行方式，都是由相关调度在设备投运时加以规
定，称为正常运行方式。相反，与此不相符的运行方式都称为非正常 运行方式。
优点：有高度的供电可靠性，任意元件均由两台开关供电，其中 任意一台开关故障或停电检修， 均不会影响接在这两台开关之间的元 件正常运行。母线故障或停电检修，也不会导致出线停电。运行调度 灵活，由于有多环路供电，大大减少对外停电的几率。 缺点：二次接线复杂， 如过电压、电抗器保护动作或开关失灵时， 收信直跳（加就地判据）、远跳以及失灵保护等，对保护的“四性” 要求很高，因而投资大，如果采用组合电器（如 GIS）,虽然减少了 占地面积，但设备投资较分散式而言还要大。 5. 主变低压侧部分
主变低压侧电压有20KV 35KV两种，低压侧接线方式较多，但 都带有所用变压器，无功设备有电抗器、电容器，低压侧接线方式主 要有两种： 5.1 可控硅控制投切的电容器、电抗器组与所用变并联 接入
主变低压侧。
4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.3
典型的非正常运行方式举例 500KV单母线运行方式
500KV开环运行
连接在 500 两台开关中间的元件停电。 一个半开关接线（或 3/2 接线）运行方式的评价 发电厂、变电所电气主接线及运行、控制方式等
6 / 8 5.1.1 评价：无功设备运行方式较灵活， 安装在负荷中心的降压 主
变，其低压侧并联由可控硅控制投切的电容器、电抗器组，能满足 无功就地平衡的原则，对于改善电压质量是不言而喻的。但是，该接 线方式较固定投切电容器、电抗器组而言，一次、二次设备投资大， 运行维护成本高，检修时间长，并且电容器组的容量不能做的过大 （一 般最大为120Mvar）,否则，当主变故障时，将提供2次和5次谐波， 影响主变保护动作的正确性。 5.2 所用变与固定电容器组、电抗器组并联接入主变低 压
侧。 5.2.1 评价：较之上述接线方式而言， 设备投资小，维护成本低， 检
修时间缩短， 主要应用于离负荷中心较远的枢纽变电站， 用来吸收 系统剩余无功，不需要频繁调节无功。
6、 倒闸操作的管理
6.1 倒闸操作
我们知道， 变电站电气设备分为四种状态，即运行状态、热 备用状态、冷备用状态、检修状态。这四种状态是可以相互倒换的， 这种使电气设备从一种状态转换到另外一种状态的过程， 就叫做倒闸 操作, 其目的是改变系统运行方式或设备使用状态。倒闸操作必须根 据调度管辖范围，实行分级管理。 6.2 解、合环操作
将环状运行的电网解开，变为非环状的电网就是解环操作。 解环操作应先检查解环点的有功、 无功潮流， 确保解环后系统各部分 电压在规发电厂、变电所电气主接线及运行、控制方式等 7 / 8 定的范围内， 不超过系统稳定和设备容量的限额。 合环操作 就是合上网络内某台开关，将网络改为环路运行，因此，合环操作必 须相位相同， 操作前应考虑合环点两侧的相角差和电压差， 确保合环 后系统稳定和设备不超名牌运行。 6.3 变压器操作
变压器投运时， 一般先从电源侧对其充电， 后和上负荷侧开 关，也就是在高压侧停（送）电，中压侧解（合）环，在此之前应将 低压侧的负荷停电或转移， 变压器停电操作顺序与此相反。 向空载变 压器充电时，充电开关必须有完备的保护，并且有足够的灵敏度，同 时还要考虑励磁涌流对保护的影响， 非电量保护在变压器送电后应将 其出口跳闸压板退出，只投信号。500KV主变的中性点在送点前必须 牢固接地，冷却器应在充电前半小时启动运行。 6.4 开关的操作
开关合闸前， 应检查有关保护已按规定加用， 合闸后应检查开关 三相均已合上，三相电流基本平衡。用旁路开关代其他开关运行前， 应先将旁路开关保护按所代开关的保护定值整定并加用， 确认旁路开 关三相均已合上后， 才能断开被代路开关。 如果开关的遮断容量不能 满足安装点短路容量，该开关的单相重合闸必须停用。 6.5 刀闸的操作 发电厂、变电所电气主接线及运行、控制方式等 8 / 8 刀闸的操作必须在开关三相断开后进行， 允许用刀闸进行以下操 作： 6.5.1推、拉无故障的PT和避雷器（无缺陷和无雷雨时）。
6.5.2 用刀闸断、合变压器中性点（只对小电流接地系统而言， 并且
在该系统无接地故障发生时才能如此操作）。 6.5.3 推、拉经开关或刀闸闭合的旁路电流（在推、拉经开关闭 合的
旁路电流时，先将开关的操作电源退出）。 6.5.4 推、拉一个半开关接线方式的母线环流（同样，开关跳闸 电源
要退出）。 一般情况下，不进行500KV刀闸推、拉短线和母线的操作，如需 进行此类操作，必须经过本单位总工同意。 6.6 线路操作
6.6.1 220KV 及以上线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮流 的变
化，特别注意使非停电线路不过负荷运行， 使线路输送的功率不 超过稳定极限，停送电线路的末端电压不超过允许值。 对长线充电时， 应防止发电机自励及线路末端电压的上升， 使非停电线路的保护不误 动。 6.6.2 对线路充电时， 充电线路的开关必须至少有一套完备的继 电保
护，充电端必须有变压器中性点接地，以提高保护灵敏度。 6.6.3 检修后相位可能发生变化的线路必须校对相位， 防止短路 故障
的发生。 6.7 500KV 并联电抗器操作
