升压站系统简要介绍

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1、升压站系统保护技术讲课作者：陈洪博1、220KV升压站系统简述：220KV电气主接线采用双母接线（母线最大穿越功率720WVA），不设旁路母线。此接线方式也有运行可靠、操作灵活的特点。1号机组通过升压变接入220KV系统。设计出线4回，其中至固店2回，棋盘1回，黄岸1回。220KV系统中性点采用直接接地运行。保护配置为：两条母线共用两套母线保护分别为RCS915AB和BP2B，失灵保护配置于RCS915AB中。我厂500KV升压站一次接线方式为一个半断路器接线，共设置2台中间断路器，6台母线断路器，共8台断路器，组成2个完整串和一个不完整串；设置两条500kV母线,两条出线，都

2、接至清苑变电站。中间断路器配置保护为1台RCS921A型断路器保护装置（含断路器失灵保护、充电保护和自动重合闸），1台CZX-22R2型分相操作箱。母线断路器配置保护为1台RCS921A型断路器保护装置（含断路器失灵保护、充电保护和自动重合闸），2台RCS922A型短引线保护，1台CZX-22R2型分相操作箱。每条母线配置两台母线保护装置，分别为南瑞继保电气有限公司生产的RCS-915E型微机型母线保护和深圳南瑞公司生产的BP-2B型微机型母线保护。其中厂清I线配置保护为CSC-103AC微机型分相电流差动保护和PSL-6033G微机型分相电流差动保护以及一台CSC-125A型

3、过电压远跳装置和一台SSR530远方跳闸装置;厂清II线配置保护为MCD-H1型差动保护和CSC103AC型差动保护以及一台CSC-125A型过电压远跳装置；。2、500KV升压站系统简述：3、500KV升压站的操作方法：3.1、正常运行方式：正常运行方式下形成的多环路供电方式大大提高了每条线路的供电可靠性，而且，同一串尽可能接成“电源一负荷”方式，即电源线路要尽量安排在不同的串上，这样任一串故障时，尽可能地减少对电能传输的影响。同时，接线串数的增加也会提高供电可靠性，而只有2串或一串半的接线其供电可靠性就差得多，因为这种情况下，只要环路上的任一电气设备、任一条线路或母线故障或

4、检修，都将断开环路连接。只有1串的接线不能说是真正的3／2断路器接线。每一条线路均由2台断路器供电，即使某一断路器偷跳，也不会影响线路供电，这是3／2断路器接线方式的一个显著优势。需要注意的是3/2接线有两种主要方式，即有线路隔离刀闸和没有线路隔离刀闸。当初期接线只有2串时，往往线路必须装隔离开关。这是因为，当任一线路检修或故障时，如线路L检修或故障，则拉开5021、5022断路器，此时如果没有线路隔离开关，则第2串被迫断开，整个接线就不能形成环路供电方式。而当有线路隔离开关时，实际操作中只需将线路隔离开关拉开后，再恢复5021、5022断路器运行，即可保持3／2断路器接线方式

5、的特点。对于线路或主变而言，是否设专用线路隔离开关，取决于3／2断路器的串数。如果只有2串，一般都装设专用的隔离开关，以便在1条线路检修时，只需拉开线路隔离开关，而串上2台断路器可继续运行，以保证3／2断路器接线方式的完整性。而对于有3串及以上的接线，则大多不装设专用的线路隔离开关，这种情况下即使有l条线路检修即其中的1串开断，运行中的2串仍能满足3／2断路器接线的各种优点。3.2、3／2断路器倒闸操作顺序：线路或主变停电过程的操作。如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，切除故障点，保证其他线路、主变及母线正常运行；如发生带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有断路

6、器跳闸，造成母线无电压，威胁系统安全运行。所以应按照断路器（开关）—－线路或主变侧隔离开关（刀闸）—－母线侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。送电操作应与上述相反的顺序进行。电力安全工作规程中第19条规定，停电拉闸操作必须按照断路器（开关）――负荷侧隔离开关（刀闸）－—母线侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作，送电操作应与上述相反的顺序进行。依据这样的一个原则，在3／2断路器接线中意义却并不是不大。根据3／2接线特点，很容易理解到线路或变压器比母线更为重要，所以，我们有必要深入探讨如果断路器两侧隔离开关发生带负荷拉闸事故对系统影响程度的不同，来确定拉闸顺序。3.2.1、母线侧断路器(

7、如5011断路器或5013断路器)倒闸操作顺序：线路或主变运行，母线停电的操作。如带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有断路器跳闸，切除故障点，保证线路及主变正常运行；如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，造成线路或主变停电事故，危及电网安全运行。所以应按照断路器（开关）—－母线侧隔离开关（刀闸）－—线路或主变侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作。送电操作应与上述相反的顺序进行。线路或主变运行,母线侧断路器转入检修的操作。如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧断路器跳闸，造成线路