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220kv变电站 几个110kv出线间隔

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110KV变电站的,属于电石厂变电站,共11个间隔:电石炉变压器出线间隔4个,电压互感器及避雷器间隔2个,动力变压器出线间隔2个,110KV电源进线间隔1个,110KV母联间隔1个,现在需要提供信息点表,哪位师傅能提供,谢谢。110KV电源由330KV发电厂来 , 1、10kV变电所初步设计(一次部分)基本资料:10kV变电所两回进口线路(一回备用)距离均为10公里;380V出口线路如表(二、三级负荷各50%):回路距离M负荷功率kVA负荷功率因数1502500.821001500.631001500.74802000.855702500.96851500.657751800.7586520...

220kv变电站一个间隔投资要多少钱: 220KV的变电站间隔大概80万左右吧,我建的110KV间隔40多万元。

变电站信息点表是啥: 一般来说变电站的信息点表是用来采集变电站运行、监视数据的具体点位的汇总表。应该包括下列内容:
1、设备运行状态点:上述11个间隔的开关(断路器)、刀闸(隔离开关)的状态点即开关刀闸的名称及其辅助接点。
2、设备运行参数点:母线电压(包括相电压、线电压)、频率;电源进线的电压、电流、有功功率、无功功率;各负荷间隔的电流(变压器可以要高压侧电流,也可以高低压侧都要)、有功功率、无功功率;母联间隔的电流。
3、设备计量参数点:电源进线的有功、无功电能;负荷间隔的有功电能。
无特殊要求的话, 以上这些点的内容应该可以满足运行监控的需要了。

变电站设备都有哪些:

变电站设备分为一次设备和二次设备,具体如下:

1、一次设备

指的是直接生产、输送、分配和使用电能的设备,主要包括变压器、高压断路器、隔离开关、母线、避雷器、电容器、电抗器等。

2、二次设备

变电站的二次设备是指对一次设备和系统的运行工况进行测量、监视、控制和保护的设备,它主要由包括继电保护装置、自动装置、测控装置(电流互感器、电压互感器)、计量装置、自动化系统以及为二次设备提供电源的直流设备。

扩展资料

1、一类变电站:是指交流特高压站,核电、大型能源基地(300万kw及以上)外送及跨大区(华北、华中、华东、东北、西北)联络750/500/330kV变电站。

2、二类变电站:是指除一类变电站以外的其他,750/500/330kV变电站,电厂外送变电站(100万kW及以上、300万kW以下)及跨省联络220kV变电站,主变压器或母线停运、开关拒动造成四级及以上电网事件的变电站。

3、三类变电站:是指除二类以外的220kV变电站,电厂外送变电站(30万kW及以上、100万kW以下),主变压器或母线停运、开关拒动造成五级电网事件的变电站,为一级及以上重要用户直接供电的变电站。

参考资料来源:百度百科——变电站



10kv变电所初步设计35KV/10KV变电站一次系统设计110KV/10KV变电站配电装置设计110KV/10KV变电站二次接线设: 我是防雷厂家,有防雷方面的需要的话,请您联系我。

运行中的GIS六氟化硫气体泄漏紧急事故处理: 在电力系统配电装置中,全封闭式SF6组合绝缘电器因其能量空间密度大、安全可靠性高、绝缘性能优越及其便于实现室内配电等优点得到了广泛应用。而在电力设备的运行过程中,完善的继电保护装置和设备的状态状态检测是必不可少的。此处将结合2009年山东潍坊奎文220KV变电站的春检经历对全封闭式SF6组合绝缘电器运行的一些故障状态和处理方法进行叙述。

奎文变电站结构及其设备简介:室内配电,220KV高压室(楼上):平顶山高压开关厂GIS,110KV高压室设备(楼下中间):西安高压电器研究所有限责任公司产品,10KV高压室(楼下南侧):五洲ABB产品,1主变及通风室(楼下北侧)。

2009春检内容概述:110KV GIS内部气体压力下降,设备低压报警,说明气体年泄露率不达标;110KV GIS,220KV GIS气室微水超标;1主变本体渗油。检修报告有潍坊市供电公司修验场给出。检修任务由潍坊送变电工程公司(未出工程项目保修期,属消缺范畴),厂家和潍坊电业局修验场共同承担。

(一)全封闭式SF6组合绝缘电器内部气室气体压力下降故障分析与预防措施

1、问题:该问题全部出现在由西高所生产的全封闭式SF6组合绝缘电器上,包括多处出线间隔,PT间隔。主要集中在设备上的进线气室和隔离开关气室。

2、故障检测手段:奎文站设备的气体密度标准为断路器气室0.52MPa,其他无断弧功能的气室0.42MPa。当气室气体压力下降时,一方面设备上的气体压力表会出现不合理的下降,即超过国标的气体年泄露率(检测可信度低,主要在于量测误差大,且受到环境温度变化的影响较大)。另一方面,设备可以通过继电保护装置(气体密度继电器)发出遥测和遥信等保护信号,通过后台机可及时监测气体密度。当仪表等机械强度较弱的设备部件损坏导致大量SF6气体泄露时,装设在高压室内的气体报警装置将动作发出报警信号。

3、GIS气体压力不正常可能带来的后果:

(1)SF6气体作为一种高电气绝缘强度的绝缘介质,是设备绝缘的主要组成部分,当气体压力下降时,设备的绝缘强度将随之下降。造成GIS承受过电压的能力下降。当气体压力下降超过一定的阈值后,GIS甚至不能保障工频电压的绝缘强度(由于自动保护装置的作用,除非极端情况,否则不会出现此情况),设备的内部导体将会对设备外壳放电造成接地短路故障。若继电保护装置没有动作及时切除故障部分,则故障可能会发展成为相间故障,造成系统内部震荡和巨大的电动力毁坏电气设备。

(2)SF6气体不仅是设备绝缘的重要组成部分,而且是GIS断路器气室的主要灭弧介质。当断路器气室气体压力下降时,其灭弧能力随之下降、如果断路器气室的气体压力下降超过一定的阈值,气体的灭弧能力严重下降。继电保护装置此时将会闭锁断路器分合功能,造成开关电路能力消失。如果保护装置未闭锁断路器分合功能而此时又发生分合断路器的操作,由于不能在有效的时间和空间里切断电弧,若电弧接触设备外壳,将会造成相应的电气设备故障。

4、相关理论分析:(1)关于SF6气体高气压的分析:,由帕邢定律曲线可知,采用高气压的情况下,气体的密度增大,电子的平均自由程缩短,相邻两次碰撞之间,电子积聚起足够能量的概率减小,即增大了电离的难度使得放电电压升高。(2)采用SF6作为绝缘介质的原因分析:SF6具有很强的电负性,容易吸附活动性较强的电子形成稳定的负性分子,削弱气体的电力过程,提高放电电压;化学性质稳定,具有很高的电气绝缘强度;SF6气体拥有优良的灭弧性能,其灭弧能力是空气的100倍。

5、处理的基本方法:由于采用的策略仍然是预防性的检修。所以方法也比较传统,就是将GIS外壳的漏点找出来,然后将漏点修复即可。在检修过程中,采用传统的包扎法对组合电器漏气气室进行漏点的区域确定,确定区域后用SF6检漏仪探头对出现漏气的区域进行扫描,找出漏点(在基本确认漏点位置的大体情况下,可采用涂抹肥皂泡的方法进一步确认)。漏点主要分布在气室的连接处,用绿色胶带标示(两相通气室的连接处)比较容易发生泄漏。这点从物理上也比较融容易理解,此处金属贴合面出在安装时采用密封圈和密封胶密封,如果密封圈质量不好或密封胶没有涂匀,在或者紧固螺丝所上力矩不均匀,都可能引发漏点的产生和发展。而另一个比较容易发现漏点的地方在于仪表的接口,自封阀的管体连接处。这是由机械结构造成的。另外,在检修过程中,发现在一个气室的电缆终端存在漏点,而又一个气室得筒壁上发现了漏点。发现漏点漏后,对于接口处的漏点往往采用重新紧固,换密封圈等措施即可消除漏点;电缆终端处漏点由于是110KV高压电缆,故要求厂家重新制作电缆终端;对于筒壁上的漏点则找专门的厂家对漏点进行了焊接修复(焊接由专人完成,防止GIS筒壁内侧因高温产生理性变化,造成筒内分解出杂质,严重损坏气室内部绝缘环境)。

6对GIS 漏气故障监测方法及其防止此类故障发生措施的认识和见解。

采用气体密度继电器,将气体密度信号传送到继电保护设备可以视作是一种监测方法。但是这种监测方法有一定的局限性,这主要是因为气体的密度和活动性受温度或震动的影响。特别是断路器气室,动作机构在分合脱扣的瞬间会引发断路器很大的震动;而温度不同时,气体的活动性和膨胀系数也不同。有人指出气体密度继电器的安装位置对测量精确度有一定的影响。我认为,对于气体泄漏的监测,应当着重从以下方面着种种考虑:

(1)考虑外界震动或分合对于测量误差的影响及其纠正这种干扰的方法。最基本的如采用多台断路器下,未动作断路器的相关参量比较。

(2)考虑温度不同时,气体密度和压力的变化,考虑断路器内部气体的在不同位置的温度分布;季节和天气变化时,考虑气体密度分布。

(3)综合其他的信号对漏气进行判断:比如导体通过的电流大小(电阻发热)作为考虑因素;内部发生局部放电情况下,局部放电信号和气体密度信号的综合。当然,这些依赖于信号的处理及其智能化的分析过程。

(4)检测和监测并举的方法:现在已经存在激光摄像式SF6气体泄露检测仪,据说存在很高的灵敏性。从经济性角度,可以作为在线监测的补充。另外,气室的薄弱点也有一定的特点,这就为这种检测手段提供了快速处理的方法。

(5)最为重要的我认为应当是气体快速泄漏可能导致严重故障的情况的诊断,这种诊断必须快速,精确。例如:气体发生快速泄露,导体已经发生放电(温度的变化),而设备又不装备高灵敏性快速动作保护(比如纵连差动保护)的情况。

关于此类故障的预防,我认为集中在以下2个方面:

(1)提高电力系统设备的加工精度,改善GIS设备所采用的材料。如采用超低温度进行电气组装。

(2)提高电气建设和运行人员的作业水准,严格按照完善的规程作业。

(二)全封闭式SF6组合绝缘电器内部气室气体微水超标故障分析及预防措施

1、问题:该问题在西高所所产的110KV GIS中比较严重,而平顶山高压开关厂也有一个间隔的PT气室微水超标。

2、故障监测手段:微水的标准在不同类型的气室有不同的规定,可以参考相关规程。本站由修验场进行检测,通过微水测试仪获得气室的微水情况。从继电保护遥信的配置来看,没有微水量的遥信信号。因此,在本次检修和本站的平常运行中,微水的监测一直采用的是离线的监测方法。(注意:按照规程规定,新注入气体的微水检测应在充气完成后24小时进行)

3、微水超标的危害:常态下,SF6气体有良好的绝缘性能和灭弧性能,而当大气中的水分侵入气室内部或气室筒壁介质中的水分逸出时,SF6气体中的水分会增加。随之带来的后果是气体电气强度显著下降。尤其是断路器这种有电弧存在的气室里, SF6气体在电弧和水分的共同作用下会产生理化反应,最终生成腐蚀性很强的氢氟酸、硫酸和其他毒性很强的化学物质等,对断路器的绝缘材料或金属材料造成腐蚀,使绝缘劣化。另外,当微水严重超标时,甚至会造成导体对筒壁放电,筒壁内侧的沿面闪络。在得不到及时处理的情况下,最终导致电气事故发生。

4、相关理论分析

从设计绝缘的角度考虑,我们希望主设备的绝缘尽量的均匀。而对于SF6气体而言,其优良绝缘性能的充分发挥更是只有在均匀电场中才能得以实现。当气体中含有水分时,由电弧和局部放电激发,SF6热离解产生硫和氟,这些杂质和水分裂解产生的氧气和氢气发生一系列理化反应生成氢氟酸、硫酸和金属氟化物等。这些杂质会腐蚀内侧的筒壁,破坏电场的均匀性,毁坏绝缘。因此,GIS对水分及杂质的控制要求非常严格。

个人的理解:SF6中含有水分时的分析可以借鉴液体电介质的击穿的相关理论,如“小桥理论”分析。水分在内部导致的杂质会在原先近乎均匀绝缘的绝缘结构中构建绝缘的不均匀区域,看起来就像是通向绝缘水平降低的“小桥”,而这个“小桥”区域就是“木桶短板”中的那块短板。

5、微水超标的原因分析:

(1)SF6气体产品质量不合格。即注入设备的新气不合格,这主要是由制气厂对新气检测不严,运输过程中和存放环境不符合要求,存储时间过长等原因造成的。

(2)断路器充入SF6气体时带进水分,这主要是工作人员不按规程和检修操作要求进行操作导致的。

(3)绝缘件带入的水分。厂家在装配前对绝缘未作干燥处理或干燥处理不合格。检修过程中,绝缘件暴露在空气中受潮。

(4)透过密封连接处渗入水分。外界的水分压力比气室内部高。水分从管壁连接等处渗入。
(5)泄漏点渗入水分。充气口、管路接头、法兰处渗漏、铝铸件砂孔等泄漏点,是水份渗入断路器内部的通道,空气中的水蒸气逐渐渗透到设备的内部。

(6)电气安装过程没有按照规程规定的温度和湿度进行。

(7)气体水分吸附剂受潮。这个一般影响较少,因为完好的吸附剂是真空包装的,当发现真空包装发生异常时,这带吸附剂将不在使用。

6、微水超标处理基本方法:将测得微水超标的气室内的气体直接排放到大气中去(按照规程规定,应当通过SF6回收装置回收,但限于回收提纯成本过高而违规操作);更换吸附

剂(新的完好的吸附剂用真空包装,更换前最好用烤箱加热后再更换);通过真空泵提取真空直至气室内部负压达到规程标准(由于采用麦氏真空计测真空度,所以不太精准,而真空泵上的真空度仪表示数也不太可信。因此,真空度相对规程规定裕度要大一些。另外,用麦氏真空计测量真空度时,操作要规范,要防止真空计中的水银通过自封阀进入筒内造成绝缘事故);通过注入干燥氮气的方法对气室进行进一步干燥;再提取真空至达标;注入新的SF6气体(注气时要注意气体品牌,不同厂家的气体尽量不要混充,新气和旧气尽量不要混充)。

7、对GIS 微水超标故障监测方法及其防止此类故障发生措施的认识和见解。

限于自身认识及实践,对GIS 微水超标故障监测方法了解甚浅。而我认:为对GIS微水的在线监测也不过是借鉴类似于变压器油水分检测或者氢冷发电机氢气湿度的检测方法。微水检测,平时的离线检测手段也不过是采用露点仪。将仪器中的检测露点的传感器即湿度传感器装设到设备内部即可实现监测,但是这也存在可行性和经济性的考虑。这些同样依赖于更新的传感器技术的发展和通信技术的进步。

关于此类故障的防范,我认为集中做好以下两点:

(1)提高电器产品及相关产品的生产质量和技术,例如GIS上采用自封充气阀就是一个很好的例子。

(2)提升电力建设人员的作业水平,这点很关键。

(3)提升电网的自动化水平,着重发展电气设备的在线监测技术。

结语:从这次春检过程来看,电力系统的建设与运行必须注意以下几点:1、合理的选择电气产品,在这次检修和运行中,西高所的产品质量相对于四大高压开关厂(沈开,西开。平开,泰开)的产品质量较差;2、提高电力系统作业人员的素质水平,严格管理,很多故障的原因都是由于建设或运行中作业人员违规操作酿成的后果;3、研究电力系统运行过程的故障检测技术,提高电力系统运行的自动化水平。

变电站的运行原理是什么: 发电厂把电产出来要输送到用电单位就要先升高电压,主要是为了减少线路的损耗,这里就要用到升压变电站,到达用户之前要先通过变电站把电压降下来,一级一级的降低电压,最后是民用电。

关于110kV充电、起备变充电、同期点的相关问题: 1、充电保护是为了防止近距离短路的合闸对断路器的危害而设,一般是用过电流的定值不带延时出口,基本可以按照断路器的额定电流整定,一般是进线断路器对母线充电或者母线对线路合闸充电前投入,合闸正常后即可退出保护压板。
假如不退出的话,负荷电流一旦达到整定值就会启动充电保护出口了。
2、你们的主变高低压侧都有电源,存在同期并列的操作,如果非同期并列了就会产生短路电流,所以当主变高压侧进行同期操作时需要投入充电保护,非同期并列时高低压侧的电流不平衡会引起差动保护误动,所以需要同期并列时要退出差动保护。因此,变压器进行同期操作前投入充电保护并退出差动投保护,变压器充并列正常后投入差动退出充电保护,退出充电保护的原因也是因为定值太低会误动。
3、正确的说法是,零序电流保护和间隙保护各用一组CT,其实这是为了分别给这两套保护采样二次电流用的,如果用双绕组的CT可以不用间隙接地的CT,两套保护的电流定值不同:零序保护用于直接接地运行,定值大带时限;间隙保护用于不接地运行,定值小无延时。
4、同期点的选择是根据断路器两端的系统是否同步来确定,如果两条进线是同一个电源就没有同期的必要了,既然母线上只有1组PT就可以肯定两条进线是一个电源,主变带同期则可以肯定低压侧也是有电源的,当两个电源在主变并列时就需要同期了。

有110kv的高压开关柜吗: 可以做成封闭式组合电器,每个出线间隔一般只有0.8~1米宽,放在户内,很省地方,但是造价较高。如果户外地方较大,建议做成户外敞开式,节省投资。

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