500KV变电站电气接线

500KV变电站电气主接线及倒闸操作管理1、概念1.1变电站电气主接线，是指由变压器、开关（一般指断路器QF）、刀闸（一般指隔离开关QS）、互感器（CT、CT）、母线、避雷器（F、老的用B）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。

500KV变电站在电网中的地位非常重要，尤其是随着三峡工程的建设，全国“西电东送，南北互供”大电网的逐步建成，它的安全可靠运行直接影响到大电网的安全稳定运行。

因此对500KV变电站一次设备主接线的要求较高。

目前，我国500KV 变电站电气主接线，采用较多的是双母线单分段带旁路加3/2接线、双母线双分段带旁路加3/2接线，也有个别500KV变电站采用的是双母线单分段带旁路加菱形接线（华东地区）。

随着我国电气设备制造水平的逐年提高，加上节约用地和工程经济性等方面的考虑，目前500KV变电站的电气主接线基本采用双母线单分段加上3/2接线方式。

3、常用的几种电气主接线3.220KV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：1、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；2、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；3、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4.1.1500KV仅有一个完整串。

如斗笠变即如此。

4.1.2500KV有两串，其中一串为不完整串。

如孝感变一期。

4.1.3500KV有两个完整串，如凤变。

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。

4.2典型的非正常运行方式举例4.2.1500KV单母线运行方式4.2.2500KV开环运行4.2.3 连接在500两台开关中间的元件停电。

4.3一个半开关接线（或3/2接线）运行方式的评价优点：1、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。

2、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（可靠性、速动性、选择性、灵敏性），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。

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（电压互感器）和避雷器(F、或老版本B)（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6.7.1并联电抗器送电前，其保护（含非电量出口跳闸保护）、远方跳闸装置必须正常加用。

6.7.2 必须先投电抗器，再送500KV线路，也就是线路不能脱离电抗器单独运行。

6.7.3 电抗器停电时，必须先将其所在的500KV线路停电后才能退出电抗器。