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时间:2018-10-28
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1、110kV变电站综合自动化改造方案探讨 一、引言在电力系统中,有一大批服役多年110kV变电站,其一次设备老化、损坏及腐蚀严重,维护及新的工作量和费用逐年上升,站内二次设备反映了国内继电保护及自动装置的发展过程,电磁型、晶体管型、微机型保护同时运行。这些设备的老化对变电站的安全运行构成很大威胁,每年都需要投入大量资金、人力和物力进行维护和整治,但效果很不理想,每年都在改造,每年都有新问题的出现,不如进行全面彻底的改造,建成能实现综合自动化的无人值班变电站,方能从根本上解决问题,不但提高了设备装备水平,
2、而且实现了无人值班,达到减人增效的目的。本文就江苏省涟水县供电公司110kV朱码变电站综合自动化改造工程为例,来讨论旧站综合自动化改造的实施方案。(注:变电站一次设备改造本文不作探讨)二、无人值班变电站应具备的技术条件对于无人值班变电站改造的设计应参照以下标准进行:GB50059-92《35-110kV变电站设计规范》、GB50060-92《35-110kV高压配电装置设计规范》、江苏省电力公司《无人值班变电所运行管理导则》。完全无人值班的变电站,各种设备应具有较高的可靠性,必须具备四遥功能,遥测数据、
3、遥信信号齐全、正确无误,并能反映变电站内各种设备的运行工况,遥控、遥调功能准确可靠,数据传送通道的质量达到规定指标。1、主变压器应采用有载调压低损耗三相电力变压器,并能实现自动/手动调压,也可以实现远方或就地调压,主变中性点应具备就地和远控分合功能。变电站的主接线应满足运行可靠、操作方便、易于维护检修,利于远方监控和投资经济等要求。2、变电站内的开关设备应实现无油化,且采用弹簧储能的操动机构,操作电源宜采用交流电源。各断路器、刀闸应具有反应分合位置的辅助触点,当采用SF6断路器必须装有反映气体压力传感器
4、。3、变电站应有可靠的所用电源,可在35KV侧和10KV侧同时设所用变压器,同时两路电源就具有自动投切装置。直流电源应保证设备稳定可靠、体积小、占用屏位少,在交流失电后,能持续稳定运行1小时以上,同时直流系统必须具备各种信号上传功能。4、变电站中“四遥”量按原部颁[1996]43号文要求配置,遥测量应包括各个电压等级母线的相电压、线电压,所用变低压侧电压,直流母线电压,主变各侧、线路、电容器的电流、有功功率、无功功率。遥信量应包括变电部所有断路器、隔离开关、主变分接头的位置信号,各种保护动作信号,直流系
5、统、所用电系统、主变系统的各种异常信号,系统单相接地信号等,变电站消防、保卫信号等,遥信量可在确保事故定位的原则下进行一定方式的合并。遥控量主要包括变电站全部断路器和主变中性点接地刀闸。遥调量主要是变电压的有载调压。5、变电站应具有可靠的全双工频通信通道,其技术指标应符合部颁有关规程的规定,通讯设施应有可靠的备用电源,与调度中心通信的规约格式符合部颁CDT规约,能够实现调度中心到变电站内的四遥。三、110kV朱码变电站改造前情况110kV朱码变电所始建于1959年,作为涟水县重要的中心变电所,供电范围包
6、括9个35KV变电所,辐射至26个乡镇,承担县内多个大型工业企业及县城区大部分负荷。该变电所的前身为35kV变电所,曾经历过多次改造和扩建,并于1978年升压改造为110kV变电所,主变容量为2*31500kVA,在此后的二十年间,又先后扩建了一个110kV间隔,更换了110kV母线压变,主变保护及部分110KV线路保护更换为微机保护,将110kV-35kV少油开关更换为六氟化硫开关,部分35kV刀闸换型等零星的改造。3.1一次主接线方式:(1)110kV侧为单母线分段接线,共有线路两条,一路为主供电源
7、,一路为备用电源。(2)35kV侧为双母线接线,有6个线路出线间隔,一个母联间隔。(3)10kV侧为单母线分段接线,有10个线路出线间隔,一个电容间隔,一个母联间隔。3.2控制、保护及自动装置部分(1)全站公用部分:站内中央信号、低周减载、电压切换等采用电磁型继电器集中组屏,站内主变、线路及电容器的控制、测量、各种预告信号光字牌均安装在控制屏上。(2)主变压器保护配置:采用国电南自生产的WBZ-02型微机保护,主保护包括主变差动保护和重瓦斯保护,后备保护包括高、中、低压侧复合电压闭锁过流保护,中性点接地
8、、间隙零序保护等。(3)线路及电容器保护配置:110kV线路部分别为国电南自生产的WXB-11S、PSL-621C型保护,包括三段式相间、接发距离保护,三段式零序保护和三相一次重合闸。35kV、10kV线路及10kV电容器保护均为电磁式相间电流保护,线路保护配置为过流、速断、重合闸,电容器保护为过流、过电压、欠电压、零序过流保护等。3.3其它(1)计量部分:变电站内无专用计量屏,所有电度表均安装在控制屏后,所有电度表都已更换为输出式脉冲电度
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