浅谈变电站的安全管理

第一篇：浅谈变电站的安全管理

HH1浅谈220千伏程序化变电站的运行管理

浅谈220千伏程序化变电站的运行管理 摘要：在变电站的运行管理中采用程序进行操作，只需要变电站内工作人员照要求选择一条程序化操作命令进行执行。进而实现操作票的选择、执行和操作过程的校验的自动化完成。这样可以很大程度减少操作中的人为因素，使操作的可靠性提高，缩短了系统运方变换的时间。本文正是研究程序化在220千伏变电站的管理中的运用，将对其提高工作效率产生积极的影响!

关键词：220千伏、程序化、管理

一.变电站运行管理的概述

随着世界飞速发展的电网建设水平，我国变电站技术也得到了较高技术的提高。为了适应电网的发展的趋势，提高使用电网的效率，许多220千伏全自动的变电站投入运行。正是因为电网技术含量的提高、电网设备性能的增加，还有就日益提高的可靠性要求，这些因素使网络构造、操作程序变得复杂，电网使用覆盖率的扩大、基础建设的频繁又使各种操作量大大增加，同时也增加了操作的安全风险。现今，220千伏变电站大都采用的电气操作方式依然是键控方式逐项操作，就是每个操作流程都需人工写票、确认与检查。很多数操作的实施仍需要操作人员赶到变电站现场去，这样就使大量的人力和时间浪费掉，不利于发挥自动化变电站“减员增效”的优势;还有，操作过程密度和强度的增加都给运行人员带来了很大的压力，从而在一定程度使误操作的概率提高，不利于提高电网的安全运行的水平。而220千伏程序化变电站通过使用倒闸操作程序化代替传统的运行操作模式，这样就能在操作中减少人为错误，进而达到操作的自动化，提高操作效率的目的，为实现无人值班，解决变电站人员缺少和变电站的工作日益增多的矛盾，找到了一条行之有效的方法。

二.相比与传统的220千伏综自变电站，程序化变电站具有以下特点：传统综自站操作方式主要是逐项操作，运行人员首先根据操作要求和操作规程编写操作票，然后操作人员再按照运行人员的操作票执行要求和顺序，同时进行相应的人工检查，人为因素对操作票的执行影响很大。因为运行人员的技术水平是操作票的正确性和执行决定性因素，所以，工作状态有较强的不稳定性。再者，人工进行的写票、审票、操作、检查的过程也会使操作时间变得长，操作效率低，进而导致系统运行方式薄弱!

二.程序化变电站设备运行需要满足的条件

对于操作方式可靠的程序化变电站重要环节是把设备的选型和要求归入运行治理的范畴，如果把在设备选型、初设审查等环节对设备的使用单位运行提出要求，将会使传统综自站和程序化变电站在日后的运行工作带来极大的便利。在按照国网公司规第二.三.六.十条“对电气设备进行操作和检查而又无法看到实际位置时，可通过设备机械位置指示、电气指示、仪表及各种遥测、遥信信号的变化中至少两个指标的变化才能确认该设备已操作到位。”的要求的前提下和程序化操作的具体需要程序化变电站应满足以下要求。

1、程序化操作适宜在具备遥控功能的一次设备上采用GIS设备运行。

2、母联开关控制电源、PT并列装置、母差保护软压都具备遥控功能才能使母线倒排等工作进行程序化操作。

3、在各出线安装验电器，且将相关节点列入遥信才能使设备改线路检修进行程序化操作。当线路有出线压变时，其次级空气开关节点和出线压变电压判别节点也应列入遥信，才能使设备改线路检修进行程序化操作。同时出线压变次级与保护装置之间必须增加避免倒送电的出线闸刀或开关的辅助节点。

4、当有“事故总信号”、“保护动作”等事故信号出现时，程序化操作系统必须可靠闭锁并停止程序化操作。

三.程序化变电站的操作模式以及流程

1、程序化命令人机接口的问题

以往操作人员执行110千伏及以下电压等级的程序化变电站程序命令时多是通过选择不同的遥控按钮来实行程序化操作的。这是因为以前的程序化命令多采用类似于遥控命令的人机接口方式，就是一个操作程序对应一个遥控按钮。但是由于220k部分为双母或双母带分段的形式的存在，使电压等级变电站主接线变得复杂，操作流程也变得繁琐。若采用传统的人机接口，则会使人机对话画面变得繁杂，也会使操作人员轻易选错遥控按钮。

2、220千伏程序化变电站的倒闸操作票模式

因为程序化变电站的倒闸操作过程是由程序化操作系统完成，故抛弃操作票模式进行操作理论上是可行的。但由于人工必须操作过程的起始阶段进行选择，所以把倒闸操作票继续运用到220千伏程序化变电站的运行中是必要的。根据实际需要，操作票可采用以下模式.(1)单间隔操作票内容为：

①检查程序化操作的设备是否在初始状态。

②选择将要程序化操作的设备改至为目标状态。

③检查操作任务及操作步骤是否正确。

④程序化执行

(2)多间隔热倒操作票内容为：

①检查需要热倒的间隔确在初始母线状态。

②选择组合票并预演正确

③检查操作任务及操作步骤是否正确

④程序化执行四.程序化变电站操作中异常处理

相比传统变电站，程序化变电站处理问题的难点是在程序化操作异常中断时应该怎样处理。根据操作中断的原因可以把异常处理分为三种：

1、程序化操作时，程序化操作总是因为监控系统发“事故总”而自动停止;

(1)操作人员应停止操作，查处原因;

(2)对照已中断的程序化操作票进行核对，按照相关事故处理规程进行工作。

(3)若继续操作应按照“

3、程序化中断后的操作要求”执行。

2、程序化操作时，设备分合不到位或未满足操作条件导致监控系统自动停止程序化操作;

(1)操作人员应停止操作，找到停止的原因。

(2)若继续操作应按照“

3、程序化中断后的操作要求”执行

3、程序化中断后的操作要求：

(1)如果设备状态未发生改变，则在找到停止程序化操作的原因后继续进行程

序化操作，如果停止程序化操作的原因没有排除，就进行常规操作。

(2)若设备状态已发生改变，则在原操作票操作步骤中盖“程序化中断”章

小结

本文是基于对程序化管理在220千伏变电站的运用的研究，总结了其相对于传统管理方式的优势及其特点，还对程序化的管理所满足的运行要求、操作流程、问题处理等方面进行了详细的分析!相信通过本文的研究将对提高变电站的效率产生积极的影响。

参考文献

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第二篇：浅谈变电站直流接地故障的排除

摘要：随着我国电力系统的不断完善，整个电力网络的覆盖面越来越大,直流系统接地技术也变得更加复杂,其运行的稳定性一直都是技术人员密切关注的问题。我们主要从接地技术的故障原因和查找方面入手，对故障的排除进行分析,并举出工程实例,一图片的形式解释了故障的危害，并借此分析直流接地系统故障的解决方法,对需要应用的对策做出总结，希望在今后的变电站运行过程中，能够将实现可靠运行和安全运行

关键词:直流系统;接地故障;故障原因;故障排除

一、引言

发电厂、变电站直流系统所连接的设备多，线路复杂，在运行的过程中，由于受到外部环境的影响，电缆及其接头都出现不同的老化问题，极易发生直流故障。直流接地故障对变电站的运行有较大的危害，正接地也许会引发跳闸的情况，负接地则可能造成断路器拒动。一些地区由于直流接地的故障，引发了不少的事故和危险。因此，实践中，我们要不断分析发生障碍的原因，以便进一步提高变电站直流系统的稳定性和可靠性。

直流系统是变电站系统中的重要部分,它要给继电保护设备提供稳定可靠的直流电源,而继电保护设备的安全稳定运行是保障电力设备安全和防止及限制电力系统长时间大面积停电的最主要设备。如果直流电源无法安全稳定的运行，整个继电保护设备也不能有效的保护电力稳定供应。

直流系统主要是由蓄电池、充电机及其附属设备、馈线、事故照明等组成的。直流系统是接地最多的,所以，在系统的运行中，这也是出现故障的关键点。现新建变电站的直流系统中均装有直流接地巡检仪,其巡检装置在一般情况下均能报出接地情况,检测出接地线路,在拉路查找时,由于时间短,而接地巡检仪反应比较慢,所以应有专人用万用表对地测量,以便及时发现接地点。对于直流接地的查找只能视具体情况,遵循一定原则认真查找。

二、直流系统接地的定义

(一)直流系统接地定义

当直流系统的正极或负极与大地之间的绝缘水平降到某一整定值或低于某一规定值时,称为直流系统接地;当正极绝缘水平低于某一规定值时称为正接地;当负极绝缘水平低于某一规定值时称为负接地。

(二)直流系统接地产生原因

直流系统是个不停歇的长期供电系统,线路多，整体负荷大,同时还会受到外界环境的影响，这些因素都会引起电缆老化、接线端子老化、元件损坏以及设备本身等问题，导致绝缘水平下降。通常来将，运行的时间越久，接地的可能性就越大。

一般有以下几种分类:(1)电缆、设备、元器件老化造成绝缘水平下降,特别是遇到大雨、浓雾等特殊天气引发直流系统接地,天气好转时可能会消失;(2)设备检修或改造施工等原因造成直流系统回路线头松动、脱落并碰触金属外壳,造成直流系统接地;(3)变电站二次装置烧毁等情况引起直流系统接地,此类情况常常伴有保护动作,开关拒跳、拒合以及焦糊味等情况。

三、直流系统常见接地故障类型及其原因

变电站直流系统接地故障按故障极性分为正母线接地和负母线接地;按故障点数分为一点接地、两点接地和多点接地;按故障发生持续性分为转换性故障和持续性故障;按接地程度分为金属性接地和非金属性接地。

直流系统发生接地故障往往同多种原因引起，但总结起来主要有人为和自然两方面因素。人为因素如工作人员在二次回路带电工作，使直流电源碰到接地部分;人为的机械力造成电缆损伤，使带电芯线与屏蔽层碰到一起。如果是直接接地还比较容易发现，但像芯线绝缘损伤等不一定立即发出接地信号，等到天气发生变化，湿度增大后就可能引起接地。此外，在改造、检修过程中接错电缆芯号，使电缆一端接直流电源，另一端作为备用芯而不作任何保护处理，一旦备用芯碰到设备外壳，也会造成接地故障。

自然因素如设备质量不良，直流系统绝缘老化等可能引发接地;雨天或雾天导致室外的直流系统绝缘降低可能引发直流接地;室外开关场电缆其保护铁管中容易积水，时间长了可能造成接地;变压器的非电量回路，因变压器渗油或防水不严，造成绝缘损坏引发接地;设备端子受潮或积有灰尘等造成绝缘降低引起接地;断路器的操作线圈、电笛、电铃等，若引线不良或线圈烧毁后绝缘破坏引发接地。

四、直流系统接地的危害

当直流系统发生一点接地时,由于没有短路电流,熔断器不会熔断,仍可继续运行,但运行人员必须及时处理,否则,当发生另一点接地后,便可能构成接地短路,造成继电保护、信号、自动装置误动或拒动,或造成直流保险熔断,使保护及自动装置、控制回路失去电源。在复杂的保护回路中同极两点接地,还可能将某些继电器短接,不能动作于跳闸、越级跳闸,以至损坏设备,造成大面积停电,从而造成系统瓦解的严重后果。

现以图2为例说明直流接地的危害。当图中A点与C点同时有接地出现时,等于+WC、-WC通过大地形成短路回路,可能会使熔断器FU1和FU2熔断而失去保护电源;当点与C点同时有接地出现时,等于将跳闸线圈短路,即使保护正常动作,YT跳闸线圈短路,即使保护正常动作,YT跳闸线圈也不会起动,断路器就不会跳闸,因此在有故障的情况下就要越级跳闸;当A点与B点或A点与D点,同时接地时,就会使保护误动作而造成断路器跳闸。

五、直流系统接地预防措施

(一)变电站运行维护

单位应定期进行防雨、防潮、防异物的日常检查工作，发现问题及时消除。阴雨天气时应加大设备的检查次数，并重点检查易发生接地的重点部位，发现受潮或进水应立即处理。

(二)质量控制

施工单位在施工过程中应严格控制施工质量和工艺，并对回路进行检查测试,尤其是进行绝缘试验。发生接地后及时更换损伤电缆。

(三)仔细检查

施工单位在回路改造时应仔细核实每一根线，不用的回路及时拆除，并在二次安全措施票和图纸中详细反映。

(四)注意防潮

变电站运行维护单位应定期对蓄电池室通风，并在蓄电池室采取有效的防潮措施。

(五)加强监管

招标采购时严格把关，对质量不佳的产品坚决抵制，对运行时间长、元件老化严重的设备应及时更换。

总之，直流系统接地防范对直流系统的安全运行极为重要，要不断提高认识，总结经验，有效地查处接地、防范接地，以保证设备的健康运行，确保电网稳定运行。2直流接地故障处理的原则和方法

六、故障处理的原则

(一)处理故障过程中严禁二次回路有人工作，查找和处理必须由两人及以上同时进行，处理时不得造成直流短路和另一点接地，使故障进一步扩大。处理过程中应做出具体的安全措施，避免造成保护误动作。

(二)故障判断先微机后人工、先外后内、先次后重、先信号再控制，即在处理故障时先检查由直流系统绝缘监察装置查询到的故障支路。如果没有绝缘监察装置或发现绝缘监察装置提供的判断有误，再进行人工查找。故障点查找的范围一般先考虑室外，因为室外受环境影响比较大，室外排除了再找室内。在回路方面先检查对安全影响较小的信号回路，然后再检查控制回路;采用拉回路的方法时，要先拉次要的负荷回路，再拉重要回路。

七、故障处理的方法

变电站的直流系统是蓄电池组与浮充电装置并联供给直流负荷的运行系统，正常情况下，直流电源的正、负母线对地是绝缘的。直流系统接地故障往往在运行多年的变电站经常发生，对于运行环境差，运行时间长的设备，发生故障的机率更高。下面总结几种查找故障点的方法。

(一)绝缘监察装置查找法

目前，微机型绝缘监察装置在直流系统得到了普遍运用，它是直流系统实时在线监视的重要设备，能够实时监视并数字显示出直流系统的正常工作电压、母线对地绝缘状况等信息。其工作过程是各分支回路的绝缘监测用一低频信号源作为发生器，通过耦合电容向直流系统正负母线发送交流信号，用一小电流互感器同时套在各出线支路的正、负出线上。

由于通过互感器的直流分量大小相等、方向相反，产生的磁场相互抵消，但通过发生器发送给直流母线的低频交流电压信号，伏值相等，方向相同。这样在小互感器二次就能反映出正、负母线的对地绝缘电阻和分布电容的向量和，然后取出阻性分量经模数转换器送到中央处理器进行分析处理，最后显示结果值。

当系统发生接地故障时，处理器对每条线路所采集的信号进行分析，判断出故障线路号及接地电阻值，自动完成查找接地支路的功能，这为接地点的进一步准确定位提供了帮助。绝缘监察装置的最大优点在于它在不切断直流回路负荷的情况下进行查寻，因此提高了直流系统供电的可靠性。对于多点非金属性接地，这种方法也是非常有效的。但对于这些接地点中存在一个或一个以上的金属性接地点时，该装置只能先查到金属性接地支路。因为信号源发出的信号已被这条金属性接地支路短接，其它支路不再有信号通过，只有先将金属性接地支路查出，才能查询其它的非金属性接地支路。

(二)瞬时拉路法

根据负荷的重要程度，依次短时拉开直流屏所供各回路直流负荷。当切除某一回路时故障消失，则说明故障就在该回路之内，继续运用拉路法，可进一步确定故障在此回路的哪一支路中。此方法需要逐步拉掉各条支路，因此大大降低了直流供电的可靠性，如有重要负荷无法停电，则必须使用供临时电源先转移负荷，且要考虑到备用临时直流电源的容量。

八、结束语

直流接地故障特别是一点接地故障发生以后，一般不会马上引发不良反应，因此，容易被工作人员视忽视，以为不会发展成两点故障或引起继电保护等装置的误动作，从而放松了警惕，导致故障影响范围扩大，后果严重。所以快速、安全地查找到故障点非常重要。而这个查找的过程，就是对变电运行人员的考验过程，也是经验的积累和学习的过程。不断总结、积累直流接地故障方面的经验，便可逐步提高这方面的技术水平，将接地故障引起的损失降到最低。

参考文献：

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[7]叶炜,张文生,吴垂扬.变电站直流系统接地故障定位及检测装置选用[J].应用科技,2007,(12).

[8]陈勇.变电站直流系统接地故障分析[J].内蒙古石油化工,2007,(06).

第三篇：浅谈智能变电站的运行及维护

摘 要：相比较于传统的变电站，智能变电站在性能上有很大提升，改进了传统变电站的很多缺点，其具有智能化的特点，在智能变电站得到广泛推广的同时，对于智能变电站的运行和维护却没有足够的经验，鉴于智能变电站需要科学高效的运行维护方法，该文将对智能变电站的运行和维护着重介绍。目前，我们国家电网的发展具有高效化、智能化的发展趋势，智能变电站是智能电网建设的重要组成部分，智能变电站是智能电网电能转移和电压变化的重要任务。智能变电站对于电网的高效运行有着至关重要的作用，其对电网的保护、调控、测量和安稳等各项功能的正常运作有着影响。

关键词：智能变电站 科学方案 运行 维护

中图分类号：TM411 文献标识码：A 文章编号：1672-3791(2015)04(c)-0046-02

智能变电站具有智能元件，标准化信息管理系统以及智能化控制的特点，新型的智能变电站具有很多优点，是一个先进的信息分享系统以及数字化的统一信息管理平台，不仅能满足常规变电站的基本功能，还可以实时监测设备的运行状态，及时的对设备的状况进行评估，为设备的工作状态和设备检修工作提供了依据。智能变电站是变电站发展的趋势，其需要新的运行维护管理办法。

1 智能化变电站运行管理模式

1.1 智能化变电站对运行方式的要求

近年来，智能化变电站得到广泛的推广，增加的不仅仅是变电站的数量，智能变电站里的设备也会变得越来越多，功能也会越来越复杂。而现行的运行控制模式都是人为控制的，设备多了，设备操控人员也随之变多，不仅增加了劳动强度，也增加了失误的可能性，这种重复拖沓的工作模式必将被智能化设备所替代，一种全新的电网运行方式逐渐被人们所提倡，这也是智能化变电站发展的必经之路。智能变电站的运行方式能够使设备操作人员从复杂设备操作中解放出来，能够有更多的精力投入到电网工作的中体运行管理当中。智能变电站中的设备具有智能化的特点，使工作具有高效化，其能够将电网的操作自动地解析成为具体的简单的指令步骤，并且反馈到调度人员哪里。还能够预测可能发生的风险，从而保证了电网运行的安全性。

1.2 加强对智能变电站设备的管理

传统的变电站因为设备的技术管理能力有限，在设备的管理和设备的运行方式上使彼此脱离的。这种脱离关系有着很大的弊端。电网规模在不断扩大，设备也将越加的复杂化，而且也会使设备的运行状态无法得充分的了解，从而也会对电网中存在潜在风险无法做出准备。智能变电站中大量使用智能化设备，可以自动采集变电站内设备的运行状态，对设备的运行状态进行自动评估，向管理人员自动提出检修方面的请求，使变电站更加智能化。我们应该加强对智能变电站的设备管理，进一步对电网设备的管理方式进行优化，使设备的运行和管理紧密的结合在一起，提高对电网的优化管理。

2 智能变电站运行及维护的措施

和常规变电站相比较而言，智能变电站的设备更加的智能化和自动化，信息的传输都通过光缆，并且是采用数字信号来进行信息的传输，最终由计算机对信息进行有效的处理，这就使平时运行和维护工作更加便利，也对变电站的运行和维护的工作开展更加有利。

2.1 在保护功能压板及开关跳、合闸压板投退方面的运行维护

传统变电站是通过硬压板的形式来实现对后台系统的保护，然后通过在后台界面中实现，而现在大多采用了软压板的形式。在屏幕控制台上就可以进行操作，配合着先进的的网络操控系统，从而可以实现远程的无人监控任务。

智能变电站中将传统变电站中的跳合闸压板的结构进行简化，通过虚拟的计算机软件就可以进行操作，也就现在的是GOOSE跳合闸压板。现在变电站内部的所有的开关保护装置中的跳合闸全部都可以由智能变电站中的智能控制装置来进行控制。

2.2 倒闸操作的安全管理方面的运行维护

智能变电站的智能设备需要智能化的操作，其中倒闸操作运行相关的设备更需要一定的技术条件，并具备标准化操作的功能，能够使监护双机操作正常进行，除此之外，在进行操作前应当进行强制性的预演，保证操作过程的安全性可靠性，在执行顺控操作的过程中，监控后台要以规范的操作模式显示顺控票，显示出顺控操作的每一个步骤。在操作结束后，操作设备的人员要对设备运行的最终状态进行检查，检查正常后，结束操作。若检查过程中发现异常的情况，就必须严格禁止顺控操作，并向技术管理部门报告情况。

2.3 采用五防系统避免误操

在现在智能变电站当中，采用更加智能化的五防系统，可以大大提高变电站的操作水平，可以有效地避免操作失误，同时也大大提高了对变电站的维护和建设的效率。

2.4 实施程序化控制

智能变电站中对于设备实施程序化控制可以定期检查设备的运行状态，但不同的设备的可靠程度要有不同的制度和要求。在对设备执行程序化控制之前，设备操作人员应对设备初始状态进行检查核对，确定无异常信息后才能执行。设备的程序化控制结束后，设备操作人员应对设备的目标状态进行核对，确认没有异常的信息后才可以结束相关的操作。

2.5 加强设备的在线监测管理

对设备进行在线监测，应该等同于对变电站中的高压主设备进行验收、监视、巡查、维护。要对被监测设备的每一次的测量数据进行统计，形成数据曲线，并对设备的测量结果进行准确分析，进行横向和纵向方面的比较，还要结合设备运行的环境条件，来更好地判断设备的运行状况，从而实现一次设备的状态可视化，从而更好地对设备进行监测。对于在线监测报警值的整定和修改都要由检修单位实施，并且报警值的限值不能够随意修改。在线监测系统发出警示信息后，监视人员应立即通知维修部门人员对运行的设备进行系统的检查、诊断和处理，保证设备正常运行。若检查后发现属于系统误报警的，要向公司生产技术部门提交监测报告，生产技术部门人员同意后才可以撤销报警信息，排查设备误报警的原因，问题解决后才能再次投入运行。如果没有经过生产技术部门的同意，在线监测系统不能随意退出运行。

2.6 在设备验收方面

对于智能变电站，其二次回路的实现是通过对变电站之间的SCD配置文件进行应用来实现的， 在进行合法校验时这一操作时，用于描述的数据模型在内外方面必须是一致的，这样的校验方式往往是通过场内的联合调制来实现的，而调制的过程就需要厂家完成设备的安装，以及文件的配置等相关工作，调试工作是可以在项目之中完成的，从而实现工作量的最优化。

3 结语

大力推进发展智能电网的战略决策是国家电网的发展趋势，而智能变电站是加强智能电网建设的基本前提和关键所在，代表着电力行业未来发展的方向和社会的进步，是我国电网发展的必然选择。但我国智能电网的管理还处于探索阶段，在运行过程中还存在一些问题，因此，供电企业要加强建设智能电网，通过实际操作不断总结改进，确保智能电网在更加安全稳定经济可靠的环境下运行。

参考文献

[1] 郭杰，王娜.如何做好智能变站点站的运行与维护[J].硅谷，2013(16)：133.

[2] 朱冀，王宏娟.浅析智能变电站的运行及维护[J].价值工程，2014(32)：47-48.

[3] 许凯.浅谈智能变电站的运行维护[J].科技前沿，2014(223)：17.

第四篇：3 浅谈风电场箱式变电站的设计（大全）

浅谈风电场箱式变电站的设计

中山市明阳电器有限公司 付云冬 邮编：582437

摘要：箱式变压器是将传统变压器、高低压开关柜集中设计在箱式壳体中，具有体积小、重量轻、低噪声、低损耗、高可靠性等特点。广泛应用于风力发电场、住宅小区、商业中心、轻轨站、机场、厂矿、企业、医院、学校等场所。 关键词：组合式变压器 自动化 一体化 电气设备

Abstract: The traditional transformer, box-type transformer high and low pressure switch cabinet centralized design in the box casing, has the advantages of small volume, light weight, low noise, low loss, high reliability. widely used in wind farms, residential quarters, commercial center, the light rail station, airports, factories and mines, enterprises, hospitals, school and other places. Key words: combined transformer; Automation; Integrated; Electrical equipment

一.简单介绍

1.组合式变压器(俗称美式箱变也叫箱式变压器)是将变压器、高压受电部分的负荷开关及保护装置、低压配电装置、低压计量系统和无功补偿装置组合在一起的成套变配电设备。

2.组合式变压器(俗称美式箱变)主要特点：

全密封、全绝缘、结构紧凑、外形美观、体积仅为箱式变电站(欧式箱变)的1/3左右。无须配电房，可直接安放在室内或室外，也可安放在街道两旁和绿化带内，可靠地保证了人身安全，既是供电设施，又可装点环境。

组合式变压器(俗称美式箱变也叫箱式变压器)可用于终端供电和环网供电，转换十分方便，保证了供电的可靠性、灵活性。

3.采用双熔丝全范围保护方式，大大降低了运行成本。

熔芯安装在玻璃纤维圆筒内与变压器油分离，熔芯的安装和更换在变压器油箱外通过绝缘手柄操作，可方便的在现场更换熔芯。采用不同的熔芯串联的全范围熔芯，可以为变压器提供过载和短路故障的保护。

10kV套管电缆头可在200A负荷电流下多次插拔，在紧急情况下作负荷开关使用，并具有隔离开关的特点。

组合式变压器(俗称美式箱变也叫箱式变压器)采用国内9型、11型配电变压器，损耗低，噪音低，使用寿命长。 二.箱式变电站的特点

箱式变电站主要由多回路高压开关系统、铠装母线、变电站综合自动化系统、通讯、远动、计量、电容补偿及直流电源等电气单元组合而成，安装在一个防潮、防锈、防尘、防鼠、防火、防盗、隔热、全封闭、可移动的钢结构箱体内，机电一体化，全封闭运行，主要有以下特点：

(1)技术先进安全可靠

箱体部分采用目前国内领先技术及工艺，外壳一般采用镀铝锌钢板，框架采用标准集装箱材料及制作工艺，有良好的防腐性能，保证20年不锈蚀，内封板采用铝合金扣板，夹层采用防火保温材料，箱体内安装空调及除湿装置，设备运行不受自然气候环境及外界污染影响，可保证在-40℃～+40℃的恶劣环境下正常运行。

箱体内一次设备采用全封闭高压开关柜(如：XGN型)、干式变压器、干式互感器、真空断路器，弹簧操作机构、旋转隔离开关等国内技术领先设备，产品无裸露带电部分，为全封闭、全绝缘结构，完全能达到零触电事故，全站可实现无油化运行，安全性高，二次采用微机综合自动化系统，可实现无人值守。

(2)自动化程度高

全站智能化设计，保护系统采用变电站微机综合自动化装置，分散安装，可实现"四遥"，即遥测、遥信、遥控、遥调，每个单元均具有独立运行功能，继电保护功能齐全，可对运行参数进行远方设置，对箱体内湿度、温度进行控制和远方烟雾报警，满足无人值班的要求;根据需要还可实现图像远程监控。

(3) 工厂预制化

设计时，只要设计人员根据变电站的实际要求，做出一次主接线图和箱外设备的设计，就可以选择由厂家提供的箱变规格和型号，所有设备在工厂一次安装、调试合格，真正实现变电站建设工厂化，缩短了设计制造周期;现场安装仅需箱体定位、箱体间电缆联络、出线电缆连接、保护定值校验、传动试验及其它需调试的工作，整个变电站从安装到投运大约只需5～8天的时间，大大缩短了建设工期。

(4)组合方式灵活

箱式变电站由于结构比较紧凑，每个箱均构成一个独立系统，这就使得组合方式灵活多变，一方面，我们可以全部采用箱式，也就是说，35kV及10kV设备全部箱内安装，组成全箱式变电站;也可以仅用10kV开关箱，35kV设备室外安装，10kV设备及控保系统箱内安装，对于这种组合方式，特别适用于农网改造中的旧站改造，即原有35kV设备不动，仅安装一个10kV开关箱即可达到无人值守的要求。总之，箱式变电站没有固定的组合模式，使用单位可根据实际情况自由组合一些模式，以满足安全运行的需要。

(5)投资省见效快

箱式变电站较同规模常规变电所减少投资40%～50%，以35kV单主变4000kVA规模变电所计算，土建工程(包括征地费用)箱式变电站要比常规变电所节约100余万元;若从竣工投产角度分析，保守估计按每站提前4个月投运计算，若平均负荷2000kW，售电利润0.10元，三个月可增加净利润60余万元;从运行角度分析，在箱式变电站中，由于先进设备的选用，特别是无油设备运行，从根本上彻底解决了常规变电所中的设备渗漏问题，变电站可实行状态检修，减少维护工作量，每年可节约运行维护费用10万元左右，整体经济效益十分可观。

(6)占地面积小

以4000kVA单主变规模变电所为例，建设一座常规35kV变电所，大约需占地3000m2左右，而且需要进行大规模的土建工程;而选用箱式变电站，主变箱和开关箱两箱体占地面积最小可至100m2，包括35kV其他设备总占地面积最大为300m2，仅为同规模变电所占地面积的1/10，可充分利用街心、广场及工厂角隅即可安装投产，符合国家节约土地的政策。

(7)外形美观，易与环境协调

箱体外壳采用镀铝锌钢板及集装箱制造技术，外形设计美观，在保证供电可靠性前提下，通过选择箱式变电站的外壳颜色，从而极易与周围环境协调一致，特别适用于城市建设，如：城市居民住宅小区、车站、港口、机场、公园、绿化带等人口密集地区，它既可作为固定式变电所，也可作为移动式变电所，具有点缀和美化环境的作用。

三.一体化箱式变电站的结构设计

具有代表性的做法有两种: (1)一体化箱式变电站箱体大部分采用普通的彩钢板材料，骨架采用硬金属材料整体焊接工艺，外层用0.8～1.0mm的彩钢板，或者用镀锌钢板，或用钢板在金属底层经过热喷锌及表层喷塑处理，中间夹层采用聚胺脂材料、聚苯乙烯泡沫材料。这种方式存在抗曝晒、抗阳光辐射性差，隔热保温性能差，且容易产生凝露的缺陷。

(2)一种箱体外墙材料采用金邦板—它是以水泥、粉煤灰、硅粉、珍珠岩为主要原料，加入复合纤维增强，经真空高压挤出成型，并经高温高压蒸汽养护、精细加工与多层喷涂而成。它具有绿色环保、轻质高强、隔音隔热、耐水防火、耐候抗冻等方面的特点。整个箱体采用高强度型钢(工字钢)组成的骨架构成基本承重框架，以保证箱体具有出色的抗震、抗风性能。采用外保温方式，整个箱体的墙壁是由金邦板、通气层、防湿密封薄膜、欧松板、保温材料、钢结构(薄壁方管)、纸面石膏板等材料组成。因此它具有卓越的气密性和隔热性，能有效地防止室内产生结露现象的发生，更不用担心长期使用会导致箱体腐朽，同时具有防尘、防腐、防潮、防火性能。对环境有良好的协调性，能美化环境，可适应各种气候条件，外形美观,可与周围环境颜色相协调的。世界上很多国家，尤其是欧共体国家的箱式变电站、户外配电箱的箱体，几乎很少使用金属材料制作，而采用非金属材料，大多为玻纤特种水泥结构的箱体。提高其人性化的程度。

四.风电场35kV华式箱式变电气设备的选择

1.风电场华式箱式变电站集合了美式变电站和欧式变电站的优点，俗称紧凑型箱式变电站，一般采用一机一变方式;变压器部分裸露在柜外，可充分利用风电风大的特点，自然散热，节约投资成本。配电室内，高压侧设有XGN-35型出线柜。其主要参数如下：

系统电压：

35kV

40.5kV

0.69kV(风力发电机组出口电压) 高压侧最高工作电压： 低压侧额定电压： 额定频率：

额定绝缘水平

50Hz

变压器高压侧 工频耐压： 95kV

冲击峰值耐压：200kV

变压器低压侧：

工频耐压： 5kV

35kV电源从出线侧用电缆引入35kV集线开关柜。箱内装有电缆接头和HY5W-51/134金属氧化物避雷器，柜正面装有GSN-35型感应式电压指示灯。配变控制柜内，装有带接地连锁的35kV负荷开关，它作为配变检修时与电源有明显断开点并安全接地。配变高压侧选用FZRN21-40.5/630-25kA型户内交流高压负荷开关—熔断器组合电器。开关为弹簧储能机构，可手动或电动跳、合闸，作为配变投、切使用。熔断器的熔丝额定电流按配变高压侧额定电流的1.5倍选择，作为配变高压侧过负荷保护。变压器室内，安装S11节能型三相、双绕组、油浸、自冷、低损耗、全密封、免维护铜芯绕组电力变压器。

2.根据目前风力发电机组出力容量1.5MW，2MW，3MW机组，变压器容量按1600kVA，2200kVA，3300kVA选择。低压配电室内，安装有中山市明阳电器有限公司生产的GGD3型低压进线配电柜。进线柜内装有KFW2-3200/3P型框架式断路器，该断路器可在低温-40℃正常工作，非常适合我国北方地区和西北地区风电资源丰富的地区选择。断路器具有完善的长、短延时、接地保护等各种保护功能，并有分合闸状态和故障跳闸状态远传接点，并引出至箱变低压间隔电缆进线处端子排。便于箱变监控单元采集信号，实现风电场的无人值班要求。低压侧装设有低压电流互感器、电压互感器，主要用于检测电流箱变的各种电量参数。为了便于箱式变电站、风力发电机组的检修和照明需求，在低压可加装照明检修变压器，容量一般为5kVA为宜，出线柜内装有QSA型隔离开关和KFM2-250M/330D型断路器，开关内有过载、短路的过流保护。另外可根据风电变配电自动化的需求，加装箱变智能监控单元，该单元可以实现电量参数的测量和显示、非电量保护功能、信号收集功能及远传。其最终设计如下图所示。

总结

风电紧凑型组合式变压器作为输配电系统中重要组成部分，在现代经济生活中发挥着越来越重要的作用。缩短建设周期、减少土地资源投入，资金投入，已成为各大电力建设部门的共识。纵观组合式变压站的这一系列特点，未来将在新能源建设中具有广阔的前景。随着绝缘技术的不断更新，组合式变压站的设计将越来小型化，智能化。也将不断的发展和改善人们的生活。

第五篇：浅谈智能变电站的二次运行维护与检修

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浅谈智能变电站的二次运行维护与检修

浅谈智能变电站的二次运行维护与检修

[摘要]：本文通过比较传统变电站与智能变电站二次设备构建上的不同，阐述了智能变电站在二次运行维护与检修方面所要掌握的方法和注意点。

[关键词]：智能变电站 二次设备 运行维护与检修

中图分类号：TM411+.4文献标识码： A

1引言

基于IEC61850标准的智能变电站是以数字化变电站为依托，通过采用先进的传感、信息、通信、控制、人工智能等技术，建立全站所有信息采集、传输、分析、处理的数字化统一应用平台，实现变电站的信息化、自动化、互动化。它以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能。智能变电站的二次设备的构造和功能与传统变电站存在很大的差异，因此智能变电站的发展变革了传统变电站的二次运行及检修模式。

2智能变电站设备组成

过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成对一次设备的监测、控制等相关的功能，包括实时运行电气量测采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。

间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。

站控层由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息子站和其他功能站构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。

3装置之间的联系方式

智能变电站用光纤以网络通信代替了传统的电缆硬接线，GOOSE、

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SV输入输出信号为网络上传递的变量，智能变电站中的GOOSE相当于传统变电站中的二次直流电缆，SV相当于传统变电站中的二次交流电缆。层与层之间的联系通过SV网和GOOSE网进行，SV网主要是交流采样数据的传输，GOOSE网是用来传输控制及信号数据。与传统变电站二次设备相比，智能变电站的交流采样部分增设了合并单元，而直流操作及信号采集部分又增设了智能终端设备，同时彻底改变了变电站内二次设备之间的联系方式，传统变电站内二次设备之间传输的主要是接点及模拟信号，用控制电缆进行传输，智能变电站内二次设备之间传递的是数字信号，靠光纤传输，同时还需配置大量的数据交换设备。

4智能变电站与传统变电站的二次设备运行与检修的不同

4.1装置的检验与故障查找

传统变电站二次交流及直流回路通过控制电缆连接，其原理与接线关系可以通过二次图纸直观体现。变电站的装置检验，主要根据装置具体功能，经交流输入端子、直流端子提供相应的故障模拟量或开关量信息，检验装置的各种逻辑功能及开入开出信号是否符合现场运行需要。智能变电站用光纤以网络通信代替了传统的电缆硬接线，因此智能变电站装置的检验无法通过外加故障模拟量或开关量信息进行，只能通过计算机与装置的调试接口连接，直接向装置输入相关数字量信号检验装置的各种保护动作逻辑及输入输出地正确性。在运行维护与检修中，以往的查点对信号的工作变成了对配置文件参数与配置的核对，因此检修人员需学会查看配置文件及掌握配置方法。传统变电站的日常运行维护中，万用表和钳形电流表是二次检修人员不可或缺的仪表，交流电流回路故障主要通过钳形电流表测量回路电流与装置采样值比较，从而判断交流电流回路的故障点， 交流电压回路及直流回路故障则通过万用表测量相关接点电位查找故障所在。在智能变电站中由于装置与装置之间的联系完全靠网络通信维系，一旦发生故障除了通过装置本生地各种告警信息判断故障外，二次检修人员还必须掌握利用计算机进行信息报文的收发，以便更有效地判断故障点。当然，由于在智能变电站中，网络交换机等通信设备大量使用，因此二次检修人员应具备对相关通信设备进行运行维护的技能。

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4.2带负荷试验

带负荷试验是检验具备方向保护功能或需采集多路电流回路保护装置的电流、电压间极性关系的一项试验。传统变电站引起电流、电压极性关系错误主要是由于流变、压变二次输出反接或连接错误，如果接线错误，则在带负荷试验中相位关系反映非常明显。智能变电站中保护的数据采集模块前移至合并单元，所有二次交流数据必须通过合并单元处理后再通过光纤传送至保护、测控装置，由于各间隔二次数据的采集处理环节相互独立，且在传变过程中存在延时，因此处理不好就会使各间隔输出数据失去同时性，导致装置误发信号甚至误动作：

110kV某变站是一座110kV/10kV两个电压等级的终端变电站，2011年11月该变电站进行数字化改造， 该变电站的110kV系统电流、电压互感器全部使用电子式互感器，10kV系统互感器仍是电磁式互感器。该变电站改造完成之后，运行中发现随着供电负荷的不断提高，主变差动保护差流也在增大，甚至大过差流越限值，导致差流越限告警。由于高压侧电流采样使用光纤信号传输，我们无法检测二次电流值，而低压侧电流测试结果与装置显示相当，无异常。查看差动保护电流采样值发现差流有时高达0.32A，并且高、低压侧角差异常，正常运行高、低压对应相相差应在150°左右(主变为星/三角-11点接线)，但装置显示对应相相差140°左右。经过多方现场排查，终于找出了原因：由于本变电站主变高压侧是电子式互感器、低压侧是电磁式互感器，导致两侧的电流采集存在差异。高压侧电流的采集：①由电子式互感器的传感模块负责采集、调理并转换成数字信号通过光纤传给合并单元。②合并单元负责将各相远端模块传来的数字信号进行同步合并处理后传给保护装置。低压侧电流只需经过合并装置将模拟信号转成数字信号就可以传给保护装置。由此可以看出，高压侧电流经过两次采样后才能到达保护装置，而低压侧电流只需经过一次采样。所有装置采样都会存在一个固有延时约0.75ms(厂家提供数据)，这样高压侧两次采样延时约1.5ms，低压侧采样延时约0.75ms，两侧相差0.75ms，导致采样不同步。可以计算出一个周波的角度差为：(0.75/20)*360=13.5° 厂家现场对差动保护程序经行了升级

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处理，对所差角度进行了补偿，补偿后差流降至0.1A左右。数字式互感器对我们来说是一个全新的事物，但检修人员没能从根本上去认识它，对于电磁式互感器，差动保护带负荷试验时，检修人员首先关注的是差流，总认为一旦接线错误，角度差会非常明显。对于小的角度差通常认为负荷较小形成的测量误差。

4.3设备的运行维护

4.3.1传统变电站通信系统的组成：

1、保护及自动装置与总控之间的通信;

2、总控与主站及后台机的通信。通信中断不会影响保护及自动装置的功能，也不会影响在变电站内对一次设备的操作。因此，通信中断对运行中的一二次设备不会造成太大的影响。

4.3.2智能变电站通信系统的组成：

1、站控层与间隔层之间的通信;

2、间隔层与过程层之间的通信。其中站控层与间隔层之间的通信相当于传统变电站的总控与主站及后台机的通信。间隔层与过程层之间的通信则是取代了传统变电站控制电缆的传输功能。一旦间隔层与过程层之间的通信中断，则该间隔的二次部分完全瘫痪，对一次设备的保护、监控等所有功能全部丧失。

4.3.3运行维护注意点：日常的运行维护中，运行检修人员应及时更新观念，传统变电站中在运行维护中往往存在“重装置轻通信”的弊病，在智能变电站中，如果装置通信中断，则保护控制装置就成了无本之木，失去作用。另外，智能变电站中将原来110kV及以下保护测控一体化装置的交流采样部分划归至合并单元，而直流操作及接点输入输出部分划归至智能终端，对于一台断路器而言，保护及自动装置的跳、合闸信号通过GOOSE网传至智能终端。在智能终端处，分别设计一块跳闸、合闸压板。对于传统变电站，一次设备运行，本间隔部分保护及自动装置检修时，只需退出该套保护及自动装置的跳、合闸压板就不会对运行中设备造成影响。但在智能变电站中，一台断路器只对应一组跳、合闸压板，因此智能通过断开GOOSE网的方法来断开检修设备与运行设备的联系。

5结束语

智能电网的兴起，几乎颠覆了原有对二次系统的认识，在二次运行维护与检修方面需要掌握更多的知识点，许多新设备、新名词不断

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涌出，运行维护人员只有不断加强自身学习，在平时的工作中勤于探索，更新自己的思维方式，才能顺应现代技术发展的潮流。

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