35kv变电站范文

35kv变电站篇1

【关键词】 35KV变电站 常见故障 解决措施

近年来，随着我国电力行业的发展，为了更好地满足供电需求，全国许多地区相继建立了许多35KV变电站。然而，我国电力系统本身尚存一些缺陷，这就造成了变电站在运行过程中出现许多事故或故障。本文从几个方面分析了这些常见故障，并提出了具体的解决和处理办法。

1 真空断路器故障

1.1 常见故障

对于35KV变电站而言，真空断路器故障是运行中常见故障之一。而真空断路器故障最常见的有两种故障，其一是真空度不断减少，其二是断路器分闸不灵。因为真空状态的气体逐渐稀薄，很大程度上会缩短真空断路器的使用寿命，甚至引发爆炸现象。因此，必须要做好断路器的维修工作，并定期对其进行检测，及时发现安全隐患，及时给予处理解决。由于真空度逐渐降低，断路器中的隐形故障又存在许多不可预知性，因此一旦发生故障，将造成巨大的破坏力。变电站运行过程中，由于断路器出现分闸失灵，不仅会使设备故障更加严重，并且会增大设备故障范围。常见的事故包括：远程遥控操作分闸时，不能保证断路器自动断开；通过人工操作不能分闸；发生事故时，由于断路器本身受到继电保护而造成断路器无法自动断开。

1.2 解决措施

变电站运行过程中，要针对出现的不同故障采取不同的有针对性的解决措施。为了防止出现真空度和真空泡逐渐降低情况，需要采取的措施是；购买产品时科学选择产品，一定要选择产品本身和操作部位结合在一体的断路器；产品使用及运行过程中，要定期做好检测工作，重点对运行过程中是否发生放电现象进行检测，从而确保变电站运行时各零部件都能够正常运转；如果发生分闸不灵的情况，工作人员应及时检查断路器当前指示灯的显示状态，认真检测，正确判断断路器的分闸线路是否处在自动分闸的状态，同时对其顶杆是否出现弯曲变形进行检查，低电压分合闸时，还要对相关线路电阻值做好测量工作。

2 熔断器故障

2.1 常见故障

35KV变电站在运行过程中，随着选用变压器容量的不断加大，特别是其主变经过扩大增容改造之后投入运行使用的变电站，因为35KV系统出现短路导致容量逐渐增加，而所变时选用的高压熔断器，在其正常运行过程中会因为选择的容量不合理或者与其高压侧相连的导线直径、径宽过小，又或是安装不合理以及检测维护不当等，造成变电站在运行过程，熔断器发生爆炸事故，并导致变电站主变产生近距离短路，成为变电站运行过程中的安全隐患点。

2.2 解决措施

35KV变电站主变容量要确保单台高于20MVA，同时保证其两台并列运行。此外，在发生近距离短路处的熔断器，应选用遮断容量不低于200MVA的设备，并对35KV变电中的高压熔断器进行及时认真的检测、审核，主要对其最大遮断容量进行准确校核。运行过程中，短路容量不低于200MVA时，为了节省费用，应将其改为铁落式的熔断器接入；当短路容量不低于600MVA时，改为35K短路器接入。在选用RN型号的高压熔断器相连接之后，同时三相熔断器之间应采取有效的隔离措施，以确保变电站的正常运行。

3 电压互感器故障

3.1 故障原因分析

35KV变电站系统中，通常都会使用一些储能型元件器材，如电压互感器等。特殊情况下，由于铁心出现饱和而导致电感量发生变化，当铁心感抗和线路相关数据出现等同或者想接近的现象时，即会引起并联铁磁谐振。电流线路中的非线性电感元件是铁磁谐振产生的根本条件，发生铁磁谐振时，铁心的磁通量会随着电压互感器过电压的不断加大而迅速增高，并且因受到分频电压的影响，铁心会出现快速饱和现象，如果频率逐渐下降会造成绕组过热，导致烧裂或者炸毁的情况发生。

3.2 铁磁谐振原理

35KV变电站在运行过程中，由于存在如线性电容和非线性铁心线圈等储能元器件，特殊情况下，由于发生铁心饱和而致使电感量发生一定变化，在其运行过程中，如果线路对地容抗XC和铁心感对抗XL出现相同或者相接近的情况时，就会造成铁磁谐振。铁磁谐振发生的基本因素就是电路中非线性电感元器件，如果电路中的相关参数或指数发生突变情况时，比方说出现单母线接地现象、变压器出现三次谐波或负载发生突然变化和出现短路现象等，都很容易致使铁磁谐振的发生。尤其是在空载情况或者轻载情况发生时，更易造成铁磁谐振的发生。

3.3 解决措施

电压互感器出现烧坏和损裂现象是35KV变电站经常出现的故障，为有效的防治电压互感器出现烧坏和损裂，尽可能的降低因电感器出现烧损给变电站带来的负面影响，经常会在变电站运行过程中，在其中性点位置处安装消谐器以及互感器。但由于种种原因，这种解决办法在实施的过程中有着一定的局限性，故普及度不高。而随着经济和科学技术的不断成熟和进步，4TV方式已经被逐渐应用和推广开来，而且随着时间的推移，4TV技术得到了不断的完善和发展，经过科学实践证明，在变电站的运行过程中，通过使用4TV方式可以对铁磁谐振起到很好的解决和预防作用。

4 结语

总之，35KV变电站的运行与操作是一项专业性、综合性很强的工作，作为变电站中工作人员，必须端正自己的工作态度，规范自己的操作步骤，提升自己的整体素质，不断提高自身专业技能，切实做好变电站运行与操作工作。

参考文献：

[1]李瑞华，吕波.浅谈10kV真空断路器的应用及故障处理[J].黑龙江科技信息，2008（33）.

35kv变电站篇2

关键词：35kV变电站；继电保护装置；监视电力系统

中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2011）30-0132-02

在35kV变电站的运行管理过程中，由于受到线路绝缘性能降低、设备老化、人为操作失误等因素的影响，经常会出现各种电力系统运行故障，如果不能及时对其进行有效的处理，将严重危及到区域电力系统的安全。在35kV变电站发生运行故障时，有可能出现过电流、过电压、烧毁电力元件或电力系统振荡等现象，将严重危及到电力设备的安全性能和使用寿命。因此，在35kV变电站的运行管理中，为了有效保护电力系统和相关电力设备的运行安全，必须科学应用继电保护装置，其实际作用和效果日益凸显。

一、35kV变电站对于继电保护装置的基本要求

35kV变电站中应用的继电保护装置主要作用是：当电力系统发生组成元件或线路等故障时，如果有可能危及到电力系统的运行安全，继电保护装置可以自动发出警报，并且通过断路器进行跳闸处理，从而有效控制了故障的进一步扩大。从国内现阶段的35kV变电站建设情况而言，继电保护装置必须满足以下基本要求：

（一）快速性

当35kv变电站出现短路故障时，继电保护装置可以迅速进行故障切除，从而减于短路电流引起的电力系统破坏，有效缩小故障的影响范围，从而提升了电力系统的安全性。

（二）可靠性

当35kV变电站出现各种不正常运行方式或故障时，继电保护装置应保持可靠的动作，绝不能出现拒动或误动的现象，即要保证继电保护装置的动作足够可靠。

（三）选择性

在35kV变电站的供电系统发生运行或安全事故时，继电保护装置可以有选择性的进行事故段的供电切除，即将距离事故点最近的相关开关设备进行断开处理，从而保障了其他部分电力设备或线路的正常运行。

（四）灵敏性

在35kV变电站中应用继电保护装置，要对设备的正常运行状况和相关故障做出灵敏的感受和地作，从而最大限度的缩小了故障的危害性。一般情况下，继电保护装置的灵敏性是根据相关灵敏系数进行衡量的。

二、35kV变电站中应用继电保护装置的主要任务

由于变电站对于运行管理的要求较高，特别是随着国内35kV变电站建设中，电力系统的结构与运行方式日趋复杂，而传统的电磁感应原理、晶体管继电保护装置在保护中存在灵敏度低、动作速度慢、关键部件易磨损、抗震性差等缺陷，所以，微机继电保护装置在国内35kV变电站中得到了广泛的应用。从电力技术的角度进行分析，35kV变电站中应用继电保护装置的任务，主要表现在以下两个方面：

（一）监视电力系统的整体运行情况

当35kV变电站的电力系统元件发生各种故障时，继电保护装置可以自动向故障元件最近的断路器发出跳闸指令，以保证故障元件对于电力系统运行影响的最弱化。由于35kV变电站承担了区域供电的任务，一旦出现严重的运行故障，将严重影响到区域供电的稳定性。因此，在应用继电保护装置时，必须从保护电力系统全局安全的角度出发，按照规范的要求合理进行继电保护装置的设计和安装，将电力系统连结成统一的整体，这样才能保证电力企业对于35kV变电站电力系统的整体运行情况进行科学、有效的监视。

（二）及时反映相关电气设备的不正常工作情况

在35kV变电站中应用继电保护装置，及时反映相关电气设备的不正常工作情况也是其主要任务之一。当相关电力设备出现不正常运行状况，或者达到维修条件时，继电保护装置应及时通过信号传输系统将故障信息发送至值班人员，以便值班人员可以根据相关标准，利用远程控制系统进行故障的排除，或者组织人员及时进行维修。

三、35kV变电站继电保护装置的状态检修

在35kV变电站应用继电保护装置时，不但要充分发挥其各项功能和作用，而且要根据相关操作要求和技术规范，科学进行其状态检修，以保证继电保护装置始终处于最佳的运行状态。在继电保护装置的状态检修中，检修人员必须坚持认真、负责的工作态度，明确自身职责的重要性，对于任何细小的问题都要进行深入的分析，从而在保证继电保护装置实际运行效果的前提下，促进35kV变电站的安全、稳定运行。

（一）继电保护装置的校验周期和内容

为了保证在35kV变电站的电力系统出现故障时，继电保护装置可以保持正常动作，所以，定期对继电保护装置及相关设备的二次回路进行校验与检查是至关重要的。一般情况下，35kV变电站的继电保护装置应每两年进行一次全面的校验，每年对重要部件进行一次校验。在35kV变电站继电保护装置的校验中，包括的内容主要有：相关设备的运行状态，电力元件的改造或更换，以及变压器的瓦斯保护等。另外，在进行继电保护装置的校验时，还要每隔三年进行一次瓦斯继电器的内部检查，并且在每年进行一次常规的充气试验。

（二）二次设备的状态监测

为了保证继电保护装置中二次设备工作的可靠性与正确性，必须对其状态进行有效的检测，并且合理估计其使用寿命。35kV变电站继电保护装置二次设备的状态检测主要包括：TV、TA二次回路的绝缘性能是否良好，以及各部分测量元件的磨损情况；直流操作、逻辑判断与信号传输系统的运行状态。检修人员必须认识到继电保护装置二次设备与一次设备的状态检测存在较大的不同，二次设备状态监测并不是针对于某一元件，而是要对特定的单元或系统进行有效的监测。例如：在对继电保护装置二次设备中相关元件的动态性能监测中，在线监测技术并不是完善适用的，有时也需要使用离线检测方法，从而才能对于其实际状态进行科学、合理的监测。

（三）故障信息的分层诊断与处理

为了有效提升35kV变电站继电保护装置的检修效率，在进行故障信息的诊断时，可以应用分层诊断的方法，并且根据诊断结果采取合理的检修措施。通常情况，35kV变电站的故障信息分为三层：第一层为常见的遥感信息，即在SCADA系统中快速获取相关开关的变位情况；第二层为继电保护装置的保护动作信息；第三层为各种故障的录波信息。在继电保护装置故障信息的分层诊断中，可以根据相关设备电力开关的动作信息，进行其运行状态的基本判断。如果在判定某一种故障后，继电保护装置仍然存在不正常运行的问题，则要按照要求进行其他层次的故障诊断。另外，在继电保护装置的分层诊断中，还要注意故障相别、故障类型及故障地点的快速确定，并且结合波形对开关、保护、重合闸等部分动作情况的影响，进行全面的分析与考虑。

当35kV变电站发生运行故障时，继电保护装置将自动向监控系统发送大量的故障信息，其中包括相关电气设备的开关动作信息、保护动作信息、时间顺序记录、电气量波形信息、故障录波功能记录等，如果继电保护装置处于正常运行状态，则会根据实际情况自动进行故障辨别和处理。当继电保护装置完全或部分丧失应具备功能时，则表示继电保护装置存在某些运行方面的问题。检修人员可以利用监控室装配的专家系统进行继电保护装置运行状态的检测，迅速查处其不正常运行的原因和控制措施，同时利用信息系统进行反向推理，确定最佳的维修方案。在继电保护装置的维修过程中，应尽量减少对于35kV变电站电力系统的运行影响，从而有效保障区域供电的安全性、稳定性，最大限度的降低因继电保护装置维修造成的各种损失。

四、结语

综上所述，35kV变电站是我国现代电力系统的重要组成部分，其承担了加大区域的电力输送任务。为了保障35kV变电站的安全、稳定运行，科学应用各种继电保护装置是至关重要的，而且直接关系到电力企业的经济效益与社会效益。同时，在35kV变电站应用继电保护装置的过程中，还要注意利用先进的理念和方法对其运行状态的检测和维修，从而保障继电保护装置运行状态的最优化，减少其运行中有可能出现的各种故障，对于促进我国电力行业的全面发展也具有积极的意义。

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35kv变电站篇3

关键词：35kV；线路；接地电阻；变电站；防雷保护

防雷是一个综合的技术经济问题，在确定具体防雷措施时，应根据线路的负荷性质、系统运行方式、雷电活动强弱、地形地貌的特点和土壤电阻率的高低等条件，特别要结合当地原有的运行经验通过技术经济比较来确定。在江苏地区，由于配电网架逐步向着110KV-10KV-0.4KV模式发展，将最终取消35KV线路，因此，有些地方35KV线路的设计、施工、运行、检修、维护得不到应有重视，进而在日常工作中出现了不少问题。其实，目前35KV线路还有很多，特别是在广大的农村地区，甚至还占据重要地位，因为在那里35KV线路往往是作为主电源或电源间联络的线路或专线。如老灌区线路，未及改造的35KV变电所的联络以及客户变电所等等。就拿我们仪征来说，目前220KV线路3条，51.163公里；110KV线路26条，251.666公里，电缆线路4.145公里；35KV线路31条，218.66公里，电缆线路6.869公里；10KV线路136条，1700余公里。由此看来，35KV的线路还占有一定的比重，公里数仍与110KV线路接近。35KV线路故障机会往往在夏季雷雨季节，以雷雨大风时树木碰线接地和雷击故障居多。去年和今年，因雷击跳闸的35KV线路分别就有6条次和4条次，雷雨导致35kV母线短路1次。可见，仪征地区的雷击事故还是比较频繁和严重的。而夏季正是我省防汛防涝、迎峰度夏的关键时期，因此，做好35KV的防雷保护，对电力系统的安全运行仍是十分重要的。

135kV输电线路的防雷保护

1・1降低杆塔接地电阻

对于一般高度的杆塔，降低杆塔接地电阻是提高线路耐雷水平防止反击的有效措施。当雷击于线路塔顶或避雷线时，杆塔接地电阻大则雷电流流过杆塔塔身到达接地装置发生反射后，使得塔顶电位大大升高，当塔顶或横担处与导线之间的电位差超过线路绝缘的雷电冲击放电电压时，会对导线发生闪络，这一过电压即形成雷电反击。无论线路是否有避雷线，是否装有避雷器，线路的耐雷水平均随杆塔冲击接地电阻增大而减小，35kV线路不同接地电阻时的耐雷水平如图1所示；对于无避雷线的线路，耐雷水平主要取决于雷击杆塔的冲击接地电阻，受其它杆塔的冲击接地电阻的影响很小，可以忽略。当杆塔冲击接地电阻由100Ω降至20Ω时，输电线路的耐雷水平可提高3-5倍，可见线路的耐雷水平在很大程度上取决于杆塔的冲击接地电阻。当接地电阻大于20Ω时，线路耐雷水平随冲击接地电阻增大而下降的陡度变缓，原因是冲击接地电阻虽然直接决定了雷击杆塔塔顶电位的高低和雷电流分流的大小，但避雷器的分流钳位作用使塔顶电位与导线电位接近，接近的程度与冲击接地电阻无关，从而减小了冲击接地电阻的影响。

因此为了提高35kV输电线路的耐雷水平，应尽量减小杆塔的接地电阻，尤其是35kV进线段有架空地线杆塔的接地电阻不应大于10Ω，终端杆塔接地电阻不应大于4Ω。

1・2使用线路型避雷器

线路避雷器一般采用避雷器本体和串联的空气间隙组合结构，避雷器本体基本上不承担系统运行电压，不必考虑在长期运行电压下的老化问题，在本体发生故障时也不影响线路运行。串联间隙有两种，分别为纯空气串联间隙和合成绝缘子支撑的串联空气间隙，前者不必担忧空气间隙发生故障，但在安装时需要调增空气间隙距离，后者的间隙由于已由绝缘子确定，安装较为容易，但支撑串联间隙的合成绝缘子承担着较高的系统电压。

加装线路避雷器以后，当输电线路遭受雷击时，雷电流的分流将发生变化，一部分经塔体入地，一部分雷电流从避雷器流入导线传播到相邻杆塔。雷电流在流经避雷线和导线时，由于导线间的电磁感应作用，将分别在导线和避雷线上产生耦合分量，因为避雷器的分流远远大于从避雷线中分流的雷电流，这种分流的耦合作用将使导线电位提高，使导线和塔顶之间的电位差小于绝缘子串的闪络电压，绝缘子不会发生闪络，因此它具有很好的钳电位作用，这也是线路避雷器进行防雷的明显特点。

对35kV输电线路“易击段”局部绝缘子串并接线路避雷器来提高线路耐雷水平是一种理想的线路防雷措施，由于线路避雷器的“钳电位”工作原理和较强的熄弧能力，架设线路避雷器能够明显提高输电线路的耐雷水平，大大降低线路绝缘的闪络建弧率，尤其当雷直击导线时避雷器耐雷效果更为显著。同一杆塔冲击接地电阻下，装设了避雷器的线路其耐雷水平较无避雷器时高，提高的程度与装设的避雷器组数有关。装设1组避雷器时，耐雷水平可提高1・2~1・6倍(有避雷线线路)或1・5~2倍(无避雷线线路)，但仍然很低，尤其是在高接地电阻情况下；装设3组避雷器时，有、无避雷线的线路的耐雷水平分别可提高到2~4・4倍和3~5・5倍；装设5组避雷器时，线路的耐雷水平可提高4~7・5倍(无避雷线线路)或5・6~9・8倍(有避雷线线路)。因此加装线路避雷器对提高35kV线路的耐雷水平具有非常重要的意义。

1・3加强线路绝缘

35kV线路雷击跳闸率高的一个重要原因是其绝缘水平较低。线路的绝缘水平与耐雷水平成正比，由于输电线路个别地段需采用大跨越高杆塔(如跨河杆塔)，这就增加了杆塔落雷的机会，高塔落雷时塔顶电位高，感应过电压大，而且受绕击的概率也较大。为降低线路跳闸率，可适当在高杆塔上增加绝缘子串片数，或采用瓷横担等冲击闪络电压较高的绝缘子来降低雷击跳闸率，以加强线路绝缘。对35kV线路采取加强线路绝缘的措施可有效降低反击跳闸事故。

1・4安装自动重合闸装置

由于线路绝缘具有自恢复性能，大多数雷击造成的闪络事故在线路跳闸后能够自行消除，线路绝缘不会发生永久性的损坏或劣化，这时若重新使断路器合上往往能恢复供电，因而减小停电的时间，提高供电的可靠性。因此安装自动重合闸装置对于降低线路的雷击事故率具有较好的效果。

由于自动重合闸装置本身不能消除由于绝缘子串烧毁、线路掉线造成的事故，它需要与其他防雷装置配合才能发挥使线路不停电的作用。加装线路自动重合闸作为线路防雷的一种有效措施，在线路正常运行中和保证供电可靠性上都发挥了积极的作用，但需要对瞬时故障加强巡视、分析和判断，并及时查清处理，防止给线路安全运行遗留隐患。

1・5安装自动消弧线圈

我国规程规定，35kV系统单相接地电流小于10A时，中性点的运行方式为绝缘运行方式，单相接地电流大于10A时应采用中性点经消弧线圈接地的运行方式。当雷击引起线路单相接地后，流过故障点的雷电流瞬时即过，通过冲击闪络通道以电弧形式出现的工频续流一般在小于10A时会自动熄灭，系统恢复正常。而当工频续流大于10A时电弧往往不会自动熄灭，一般电网工频续流又不会形成稳定燃烧的电弧，从而导致工频续流时燃时灭，在系统中引起持续时间较长的弧光接地过电压，危及一些绝缘水平较低设备的运行安全，同时在工频续流时燃时灭时，如果线路又遭受雷击，引起其它相闪络，就会造成相间短路引起线路跳闸，造成停电。

利用消弧线圈的电感电流可以补偿抵消线路因雷击引起的导线单相对地短路电容电流，使其接地点的短路电流小于10A，促使短路电流自动熄灭，使之不能建立持续燃烧的接地电弧，控制了配电网的雷击建弧率，因而有效地控制了配电网的雷击动，但实际上，同时，波沿线路侵入变电跳闸率，降低了配电网雷害事故。

235kV变电站的防雷保护

由于雷击线路比较频繁，雷电侵入波是造成变电站雷害事故的主要原因，侵入变电站的雷电波幅值虽然在一定程度上受到线路绝缘水平的限制，但是因为线路的绝缘水平高于变电站电气设备的绝缘水平，所以必须采用防护措施，削弱来自线路的雷电侵入波幅值和陡度，限制变电站内的过电压水平，避免电气设备发生雷害事故。

2・1直击雷的保护

变电站对于直击雷的保护一般采取装设避雷针或采用沿变电站进线段一定距离内架设避雷线的方法解决。我国的运行经验表明，凡按规程要求装设避雷针和避雷线的变电站，绕击和反击的事故率都非常低，每年每100个变电站发生绕击或反击的次数约为0・3次。

变电站直击雷保护应遵循以下原则：

1)避免雷电直击。所有被保护设备均应处于避雷针(线)的保护范围之内，以避免遭受雷电直击。

2)不出现反击。当雷击避雷针时，避雷针对地面的电位可能很高，如它们与被保护电气设备之间的绝缘距离不够，就有可能在避雷针遭受雷击后，使避雷针与被保护电气设备之间发生放电现象，这种现象叫反击或叫做逆闪络。为防止避雷针对被保护物体发生反击，避雷针与被保护物体之间的空气间隙SK应有足够的距离，按实际运行经验进行校验后，标准推荐用公式(1)校核独立避雷针的空气间距SK。式中，Rch是独立避雷针的冲击接地电阻；h是被保护设施的高度。

SK≥0.2Rch+0.1h(1)

在一般情况下，SK不应小于5m。除了满足上述两个原则之外，在变电站的防雷保护中还要根据实际情况合理的布置避雷针和避雷线，以使整体的防雷性能最优。

避雷针的接地电阻不宜超过10Ω，在高土壤电阻率地区，如接地电阻难于降到10Ω，允许采用较高的电阻值，但空气中距离和地中距离必须符合一定的要求。独立避雷针(线)宜设独立的接地装置，在非高土壤电阻率地区，其接地电阻不宜超过10Ω。当有困难时该接地装置可与主接地网连接，但避雷针与主接地网的地下连接点至35kV及以下设备与主接地网的地下连接点之间，沿接地体的长度不得小于15m。独立避雷针不应设在人经常通行的地方，避雷针及其接地装置与道路或出入口等的距离不宜小于3m，否则应采取均压措施，或铺设砾石或沥青地面，也可铺设混凝土地面。

2・2避雷器的防雷保护

变电站对侵入波保护的主要措施是在其进线段(或母线)上装设避雷器，使设备上的过电压不超过其冲击耐压值，同时要在变电站的进线上设置进线保护段以限制流经避雷器的雷电流和限制入侵雷电波的陡度，使避雷器电流幅度值不超过5kA，来波陡度不超过一定的允许值。变电站的电气设备中最重要、价格最昂贵、绝缘最薄弱的是变压器，因此避雷器的选择必需使其伏秒特性的上限低于变压器的伏秒特性的下限，并且避雷器的残压必须小于变压器绝缘耐压所能允许的程度，同时它们的数值都必须小于冲击波的幅值，以保证侵入波能够由避雷器放电来限制。

2・3变电站的进线段保护

35kV及以下线路一般不全线装设避雷线，因为此类线路的绝缘水平太低，即使装设避雷线来截住直击雷，往往仍难以避免发生反击闪络，因而效果不好，但在某些特殊地段，可以和其他防雷措施配合实施以提高耐雷水平。

变电站的进线段保护可以将流过避雷器雷电流的幅值和陡度限制在合理的范围内，因此它是对雷电侵入波保护的一个重要辅助手段。未沿全线架设避雷线的35kV架空送电线路，应在变电站1-2km的进线段架设避雷线，保护角取20度，利用其阻抗限制雷电流幅值和利用电晕降低雷电波陡度，减少由于绕击和反击的概率，可以使2km进线段范围内35kV线路遭直击雷的概率大为降低，使此段线路具有较高的耐雷水平。35kV变电所的进线保护接线如图2所示。

3结论

对于线路来说，主要采取的防雷措施有以下几个方面：降低杆塔接地电阻、使用线路型避雷器、加强线路绝缘、安装自动重合闸装置、安装自动消弧线圈、有针对性架设避雷线保护；对于35kV变电站，主要采取的防雷措施有：合理的架设避雷针和避雷线、使用避雷器、采用进线段保护。35kV电网的防雷工作十分重要，目前也有很多成熟的防雷措施，需要根据不同的情况选择不同的防雷方案配合来提高35kV电网的防雷性能。

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35kv变电站篇4

随着我国电力工业的迅速发展，各大电力系统的容量和电网区域不断扩大。电力系统在运行过程中，会因为各种各样的原因而出现事故，从而可能导致电力系统的运行暂时中断，也可能引发更大的电力事故。所以在变电站中，人们采用微机继电保护装置进行电力系统的保护，微机继电保护装置在电力系统的广泛应用是电网及电气设备安全可靠运行的保证。微机继电保护装置可以在电力系统发生异常情况时进行检测、预警等，并且可以进行相应的自救措施。随着电力改革的进行，电网规模的不断增大，对于微机继电保护装置的要求也越来越高。电力工作者在不断地研究微机继电保护装置对电力系统运行的保护功能，不断地开发新型的微机继电保护装置，以适应我国国民对电力不断增加的需求。

一、35kV变电站中微机继电保护特点

为了更好地保证电力系统的正常运行，35kV变电站中微机继电保护特点如下：

可靠性是对微机继电保护装置提出的最基本的要求，也是微机继电保护装置最基本的特点。计算机在程序的指挥下，有极强的综合分析和判断能力，因而微机继电保护装置可以实现常规保护很难办到的自动纠错，即自动地识别和排除干扰，防止由于干扰而造成误动作。另外微机继电保护装置有自诊断能力，能够自动检测出计算机本身硬件的异常部分，配合多重化可以有效地防止拒动，因此可靠性很高。

由于计算机保护的特性主要由程序决定，所以不同原理的保护可以采用通用的硬件，只要改变程序就可以改变保护的特性和功能，因此可灵活地适应电力系统运行方式的变化。

采用微型计算构成的保护，使原有型式的继电保护装置中存在的技术问题，可以找到新的解决办法。如对距离保护如何区分振荡和短路，如何识别变压器差动保护励磁涌流和内部故障等问题，都提供了许多新的原理和解决方法。

当电力系统的运行发生异常情况时，微机继电保护装置必须及时作出相应的反应，以保障电力系统供电的可靠性。对于电力系统运行来说，在故障发生时不能及时得到处理，其影响程度可大可小。35kV变电站中微机继电保护克服传统继电保护装置功能单一的缺陷，增设了故障测距、事件记录、三角极性电压判断封功能，提高了继电保护装置的保护速度。

微机继电保护装置具有自动性，它摆脱了对站里工作人员定期检查的依赖性。在电力系统中所规定范围内的元件，如果发生异常情况，无论是短路的类型，还是短路点的位置，微机继电保护装置可以第一时间发现，并且给予正确的反应动作。另外在继电保护装置中连接微机管理系统，大大提高了继电保护的灵敏性。

二、35kV变电站中微机继电保护设计

在对电力系统35kV变电站中微机继电保护装置的设计中，一定要注意对微机继电保护装置中自动识别系统的设计。微机继电保护装置要正确区分其保护的元件是处于什么样的状态，要可以精确地区分元件发生故障的区段，所以，在进行35kV变电站中微机继电保护装置的设计中，需以电力系统故障的电气物理量变化为根据，结合电力系统的电压、电流等变化设计35kV变电站中微机继电保护。

（一）微机继电保护装置的组成

微机继电保护装置的主要作用是进行电力系统故障的检测与预警等，所以必须具有数据采集系统、微机装置的保护与管理装置等，这些基本硬件共同组成微机继电保护装置，共同为保证电力系统的正常运行做贡献。

数据采集系统主要负责采集电力系统中的各项电气物理参数，将电压与电流互感器发射的信号转化为数字信号，通过输入输出处理器传递给微机系统，以进行进一步的处理；微机装置是微机继电保护装置的核心部分，分为微机保护装置和微机管理装置。微机保护装置是继电保护的主要运行部分，它受变电所使用的软件的限制，根据不同的软件使用，确定不同的保护功能；微机管理装置的主导者是电力系统的工作人员，通过工作人员的有关操作，进行模拟量信号的输出和开关信号的输入，关系到变电站中外部继电器、操作把手等接点的运行。除此之外，为适应用户的需要，还配备了打印机，以对用户提供书面故障信息。

（二）微机继电保护装置的不足之处

1.语音报警慢

微机继电保护装置可以在发生电力系统故障时，进行预警，但是这种语音报警的速度并不理想。当进行停送电操作时，接连操作几个开关后，报警才会响起。

2.低周减载功能重复

专门的低周减载柜的设计是不必要的，因为在每台线路保护上都有低周减载功能，重复设计则会导致资金的浪费。

3.错误使用单项供电表

在变电站中，进线分为主用和备用两路，备用回路设计计量电度表忽略了双向供电，只使用单项供电表，不符合设计要求。

三、35kV变电站中微机继电保护的应用改进策略

对35kV变电站中微机继电保护的改进，应该建立在保持原有装置功能的基础上，提高语音报警速度、加强继电档案管理工作等方面进行，全面的提高微机继电保护系统的可靠性和适用性，使微机继电保护系统能够具备广的应用范围。

（一）相位校正

变压器两侧电流的相位差在超过一定限度时会引起不平衡电流，致使继电保护的准确性受到影响。所以，在实际工程中，利用星形接法处理变压器两侧的电线，将微机软件计算功能直接应用到相位校正中，调整电流差值，增加电流相位差超限的报警功能。

（二）过电流保护

35kV变电站中的复合电压启动时形成过电流，这种过电流将对电力系统调度造成影响，所以微机继电保护装置将过电流、低电压、进行过负载保护，稳定电力系统的供电功能，形成安全的后备保护系统。

（三）主变本体保护

微机继电保护装置对于小匝间短路的灵敏度较低，所以在35kV变电站中微机继电保护的应用时，应该注意这种保护死角的设置。利用微机的自动调节功能，按照主变本体内的气体保护程序，加强对于有载调压气体保护和压力释放保护对于主变本体的保护。

四、35kV微机继电保护装置与110kV微机继电保护装置的不同

由于35kV微机继电保护装置与110kV微机继电保护装置，在电压上存在差异，所以两者在选择电源方面，虽然都以保障微机继电保护装置的安全性为主要目的，但是在选择电源电压上还具有一定的差异；110kV微机继电保护装置采用高精度、高稳定的元件来构成采样回路，这就大大降低了环境因素对继电保护误差的影响，同时增强微机继电保护装置的自检功能，打破继电保护装置自检的时间与空间的限制。取消调节器件，实现调节采样精度的非现场化，并且提高装置的稳定性，这些都是35kV微机继电保护装置所欠缺的；但是35kV微机继电保护装置具有更强大的抗干扰性，降低了电磁对于装置的影响。

小结：

传统的微机继电保护装置已经适应不了电力系统的不断发展，所以电力系统的工作者加紧研究新型微机继电保护装置的脚步，以求可以不断完善电力系统的改革，最大限度地减少电力事故对电力设备的损害，提高电力系统供电运行的安全性、稳定性、可靠性，从而满足我国国民不断增长的电力需求。

参考文献：

[1]罗钰玲 电力系统微机继电保护 人民邮电出版社.

[2]文玉玲, 孙博, 陈军. 浅谈微机继电保护[J]. 新疆电力技术, 2009, （04）.

[3]徐平 变电站微机继电保护事故处理[J]. 中国新技术新产品, 2011,（03） .

35kv变电站篇5

【关键词】35KV变电站；无人值班；运行管理；管理模式

1.引言

近年来，我国智能电网建设取得了突破性进展，各地建成大量智能变电站，这在提高电力供应能力和服务水平的同时，也给各地电力运营部门提出了更高的要求。35KV变电站是中低压城市电网关键性环节，提高35KV变电站的管理水平，对提高中低压城市电能供应的稳定性和经济性有着重要意义。不过，由于受传统变电站运行管理模式的影响，虽然很多35KV变电站已经达到很高的智能化水平，但工作人员素质、运行人员数量、运营管理思路等都还较为落后，影响了变电站无人值班运行管理水平，研究35KV无人值班变电站运行管理模式有着极大的实际意义。

2.35KV无人值班变电站运行监控模式

状态监控是无人值班变电站运行管理的重要工作，35KV无人值班变电站必须设立相对集中的监控站和操作站。监控站通常设置在重要变电所内，对辖区范围内无人值班变电站的运行工况进监控，包括工况数据采集、设备状态监视，操作站主要负责开关设备的操作。目前常用的监控模式有调度集中监控、分区分级监控、监控站监控三种。

2.1 调度集中监控模式

调度集中监控模式是由地区电网调度中心集中监控的一种管理模式，辖区内所有无人值班变电站的工况信息全部由地区电网调度中心监控管理，由调度中心设度员直接监视和远程操作变电站。这种模式通常用在地区电网内无人值班变电站数量较小的情况。为了使工作更有条理，通常单独设置一名值班员负责变电站控制操作，由调度员对所有无人值班变电站进行统一调度管理。但这种管理模式在无人值班变电站数量太大的时候不适用。

2.2 分区分级监控模式

分区分级监控模式主要应用于电网内无人值班变电站数量较多的情况，比如在一些大型城市，即按县、区、镇进行区级划分，分级设立监控中心进行无人值班变电站的监控。采用分区分级监控模式，除了需要设置一个调度中心负责整个区域内的统一调度外，还需要按分级区域划分出区域调度，调度中心不直接参与无人值班变电站的操作，只负责区内所有无人值班变电站的统一调度，而实际的监控和操作，交由下级区域调度负责。目前我国很多大中城市都采用这种监控模式。

2.3 监控站监控模式

监控站监控模式是直接建立针对某一无人值班变电站的监控站，监控站接收调度命令，负责单一无人值班变电站的运行、维护和管理。这处针对某一无人值班变电站的监控站，并不一定单独设置在无人值班变电站内，也可以将多个无人值班变电站的监控站统一放在某一中心变电站，形成集中监控和分片监控模式。不过这种监控模式所需占用人力和物力资源较多，目前较少采用。

3.35KV无人值班变电站操作模式

35KV无人值班变电站实行无人值班，需要监控站、调度中心、操作站的协调工作。目前常用的操作模式有操作站监控站一体的集控站操作模式、操作站与监控站上互独立的操作站操作模式、监控站和调度一体的操作站操作模式。

3.1 操作监控一体集控操作模式

集控站操作模式由调度中心、集控站、无人值班变电站三级结构组成。集控站负责无人值班变电站的工况监视和遥控操作工作，调度中心向根据电网调度需要，向集控站发送调度指令，包括倒闸操作、限电操作、投切电容器操作、有载调压变压器遥调操作等。同时，集控站还负责无人值班变电站的巡检工作和维护工作。

3.2 操作监控独立操作模式

操作监控独立操作模式由调度中心、监控站和操作站、无人值班变电站三级结构组成，同集控站操作模式不同，这种操作模式监控站和操作站相互独立工作，由调度中心统一管理。监控站负责无人值班变电站各种运行工况的监视和遥控操作，而操作站则负责调度中心所下发的倒闸操作和事故处理指令，以及无人值班变电站的巡检和维护工作。

3.3 监控调度一体操作站操作模式

监控调度一体操作站操作模式由调度监控中心、操作站、无人值班变电站三级结构组成，这种操作模式下，监控中心和调度中心集成为一体，直接负责各无人值班变电站运行工况的监视和遥控操作，同时根据电网需要向操作站相关指令，由独立设置的操作站执行倒闸操作和事故处理工作，同时操作站还需承担无人值班变电站的巡检和维护工作。

4.35KV无人值班变电站设备检修和故障处理模式

4.1 站内设备检修模式

35KV无人值班变电站设备检修时，需要操作站检修负责人向调度中心提交检修计划，调度中心根据电网情况给予检修许可后，操作站检修人员向变电站监控中心办理工作票，变电站值班人员根据工作票确定停电范围和安全措施，并向调度中心报请，在调度中心审核无误后向监控中心下达指令，值班人员向检修工作人员下达工作许可，值班人员在检修人员检修整个过程中，担任站内值班员和工作许可人的工作。在检修工作结束后，由值班人员检查验收，办理撤工作票手续向调度中心报请竣工，由调度中心发出拆除安全措施指令，使设备恢复备用状态，再根据监控中心人员回复，遥合开关使设备投入运行。

4.2 线路检修模式

无人值班变电站线路检修，应当由辖该线路的无人值班变电站负责人提出检修计划，并提前一天向调度中心提出申请，调度中心根据电网情况审核之后给予确认，由变电站签发工作票，根据停电要求和安全措施填写操作票，上报调度中心。调度中心在审核操作票无误后遥分开关并向站内工作人员发出指令，检查开关是否断位，各项操作是否正确执行，再由站内工作人员向调度中心回令，向线路检修负责人下达工作许可。在线路检修结束后，由站内工作人员验收并向调度中心报告，调度中心向站内工作人员下令检修线路拆除安全措施，使线路转为备用状态，站内工作人员执行相关操作后向调度中心回令，调度中心再根据电网运行情况遥合开关使电网重新运行。

参考文献

[1]李耐心，季国华.无人值班变电站管理模式的探讨[J].华北电力技术，2009（S1）

[2]张俐，张长勇.110KV无人值班变电站运行管理模式探讨[J].科技情报开发与经济，2011（01）

[3]朱连庆.浅谈县级无人值班变电站的安全运行管理[J].北京电力高等专科学校学报（自然科学版），2010（06）

35kv变电站篇6

【关键词】35kv；变电站；安全运行；管理机制

引言

电力事故出现的重要原因之一是变电站在设计或实际使用中出现的质量问题所导致的，是不可避免的质量因素。在安全运行过程中，管理工作最主要的是尽量避免工作人员自身不利因素。同时，35kv变电站同其他类型变电站相比有其特殊之处。本文将就如何管理和如何运行做出简单的剖析。

一、综合自动化35kv变电站的发展特点

现阶段，35kv变电站可划分为三种不同运行管理模式。分别是“有人值班”、“无人值班、有人值守”、“无人值守”。

1、“有人值班”

从前的变电站运行管理模式多数都是“有人值班”模式。变电站内部设有专门的值班人员，并且值班班组成员进行轮值负责。站内的仪器设备的操作、监控、维护以及安全保卫等等都由值班人员负责。当出现事故和其他异常情况时候，应该有值班人员第一时间做出判断并迅速进行处理。

2、“无人值班、有人值守”

这种管理模式仅仅留守极少数守卫人员，并没有专门设立的值班班组。变电站内设备操作和监控调度都是要靠巡检人员进行处理。日常的安全保卫和清洁卫生则另有一批人处理。如果遇到突发紧急状况，则会紧急安排一批人进行处理。

首先要判断该单位属于何种运行机制。大家都知道，很多偏远乡村地区经济发展相对缓慢，且地处远离交通干线的偏僻地段，并且缺乏现代化的通讯设施。变电站一旦投入使用，安全问题是必须当做首要问题考虑的，因为设备对于当地的经济水平往往比较高昂，工作人员在偏僻的地区也更需要安全保障。怎样做到在保证安全可靠、提高效率的情况下尽量减少运行维护的管理工作量是一个值得深入研究的问题。现在的主流观点是这样的，工作人员容易受到周围环境和自身情绪以及性格等等多种因素的影响。因此，人本身就是一个非固定因素。正是因为如此，很多事故的根本原因就是由于人为操作不当所导致的，从这个方面来讲，无人值班自动化管理确实可以提高其运行的可靠性。除此之外，很多供电企业都奉行“减员增效”的原则，由此原则而引发了“无人值班”系统概念的产生。从前普通变电站通常配置了值班工作人员6-7个人，在增加人为不确定因素的同时增大了供电企业运营的成本。这种传统的模式显然不能大量扩展35kv变电站。由于新型的35kv变电站采用了很多高新技术和最新式的设备仪器，这些技术和设备就是作为“无人值班化”概念的硬件基础，现在的很多企业都需要缩减运行成本，无人值班可以免去人员工资费用和相应产生的管理成本。这种运营模式产生的经济效益很大。未来供电企业发展的趋势就是“无人值班化概念”。

然而，在推广“无人值班化”化概念的同时，大量的变电事故也随之产生，有些重大事故甚至威胁到了农村电网的整体运行。所有的这一切都明确地警示着我们，绝对不能盲目的追求“无人值班化”的概念。这种概念是否可以施行，受制于自动化系统的可靠性和变电站所在位置的地理环境与维护管理人员的素质。

二、现行35kv变电站普遍存在的问题

如何采用“无人值班、有人值守”运营模式，会存在不安全因素。变电站通常建设在远离城市和人员较稀少的地方，长期一个人负责值守的话，值守人员的个人心理因素不能不去考虑。比如会存在孤独感和远离人群的不安全感。这种不良的心理因素就有可能造成安全隐患，也不利于人性化管理的原则。所以，推广“无人值班化”应该把“无人值守放在首选概念位置。对于不具备上溯条件的变电站，可以先用“少人值班”的运行模式，每站额定人数维持着3-4人作用，基本是常规变电站一半的值班人员。通过轮流值岗就可以解决很多实际中出现的突况。

无人值守并不代表没人去管理。如果决定采取无人值守模式。就应该让各个供电单位按照自身情况，具体情况具体分析，结合实际去实现无人值守。变电站虽然无人值守，但是变电站的监控操作却一直未停止。同时无人值守的变电站也可以划分给当地供电管理所管理。

调度人员在观看电网运行情况的同时，一般无法了解到变电站内部装置的管理。这种问题随着变电站的不断运行，故障隐患就会越来越大。所以，我们要成立监控操作班组，通过班组的工作人员来了解变电站管理、变电站内部仪器结构。根据调令进行科学规范操作，通过轮流检查来代替工作人员值班。

三、如何实现35kv变电站的安全运行

只有加强变电管理工作，才能做到变电站的安全运行。我们应该通过落实各项规章制度和积极完善变电站管理制度来作为变电站安全运行的保障。

首先，要对标准的安全生产工作流程做到严格遵守，认真施行。其他的各项规章制度比如：“工作票制度”、“标准化制度”、“设备巡回检查制度”等等，其两票三制都是最基本的生产工作内容。

其次，我们应进一步完善“变电站现场运行规程”。规范化的操作，为变电站的安全运行保驾护航。同时做好缺陷管理制度和缺陷处理记录。用闭环式管理的概念让运行维护人员快速准确的发现问题和处理缺陷。通过完善档案管理制度，将各种规程与设备记录在案，使得相关工作人员能做到有据可查、有章可循。

做好变电站的维护，同样是日常变电站维持安全运行的基础。通过严格的管理机制、公正的考核体系、做到出现事故可以明确相关责任人做好变电站的日常维护，这些都是最基本的工作，是变电站得以安全运行的保障。通过“日检”将所有出现的异常情况都记录在案，比如设备运行的误动与拒动次数、运行中断持续时间与中断原因。根据每天的工作记录可以归纳总结出事故出现的时刻该故障设备的动作正确率以及运行的可靠性。做好“定期巡检”是因为现在还没有出台国家关于“无人值守”概念的变电站的定期巡检标准，所以这就要求我们相关供电企业根据实际情况独立确定关于自己企业的“定期巡检”制度，至少应该做到按月记录。如果可以的话，最好是每天都记录一次。并且创建相关的“定期巡检”记录，内容覆盖所有变电站已及各种通讯通道的“定期试验”应该按一年为试验周期。相关参与定期巡检的设备应该参照国家相关标准和供电行业标准定期试验，要完备试验的记录和报告，并且一定要注意存档备查。

结束语

35kv变电站篇7

关键词：35KV；继电保护；整定

中图分类号：TU856　文献标识码：A　文章编号：1672-3198(2009)12-0291-02

1　特殊天气下35KV变电站继电保护定值适应性分析

1.1　线路保护弱馈适应性

冰灾期间，由于线路故障跳闸，不少35kV变电站仅剩一回出线甚至全停，造成不少线路临时变成终端线运行，出现弱馈方式。如果保护不投弱馈控制字，若线路出现纯相间故障，则全线速动保护不能动作，仅靠后备保护延时切除。如2008年1月30日16：23赣嘉I线AC相问故障，嘉定变为弱馈侧，电流消失，该线路正常为联络线，两侧均为强电源侧，未设置弱馈控制字。根据正常逻辑，线路故障后，被对侧启动发信闭锁两侧高频保护，两侧高频保护均不能出口，最后依靠赣州变相间距离Ⅱ段正确动作跳三相开关，嘉定变保护不动作。

考虑到冰灾发生期间电网运行方式变化无序，线路强弱电转换频繁，依靠人工更改定值难以实时跟踪电网运行方式的变化，同时线路故障绝大部分是单相故障，出现纯相间故障的几率非常低，再加上电网遭受破坏后，系统稳定要求相对有所降低，故没必要对临时出现的终端线路更改弱馈定值。

1.2　保护装置启动元件定值的适应性

根据多年来的整定计算和故障分析经验，我们在日常整定计算中，着重提高了保护装置启动元件的灵敏度，一般灵敏度高达4，相电流突变量、高频零序电流、高频负序电流定值一次值均小于或等于180A，因而对运行方式具有较高的适应性。在这次冰灾中，通过对多条线路保护装置启动元件定值的校核，不存在灵敏度不足的问题，没有对保护装置启动定值进行更改，系统出现任何故障，保护均可靠启动并迅速切除故障。

1.3　零序电流保护定值的适应性

随着电网的快速发展，电网结构日趋复杂，由于零序电流受系统运行方式的影响极大，零序保护I段已难以适应电网运行方式的变化。近年来，通过对零序保护定值研究分析，在系统小方式下，近70％的保护零序I段保护范围还不足40％；如果再考虑到保护背侧元件检修的话，那么零序I段的保护范围还将进一步缩短，在相当多的情况下，零序保护I段即使在出口处故障也无法可靠启动，完全丧失了配置该段保护的意义。

为了保证电网的安全稳定运行，避免电网运行31方式频繁变化引起零序电流保护I段的超越，在35KV及以上系统配置双套主保护的前提下，从2005年开始，我们在简化35KV线路零序保护整定计算上迈开了关键的一步，即结合新建工程将35KV线路零序电流I段全部退出运行，仅保留零序Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段。采用上述零序电流保护简化方案后，零序保护对电网运行方式变化适应性大为增强，这次冰灾中我们没有由于运行方式原因更改线路零序保护瞬时段定值，系统也没有因此出现保护的超越问题，效果明显。但是零序电流保护受系统运行方式影响大，零序Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段仍然按照逐级配合的原则进行整定计算，由于电网结构复杂，35KV电磁环网运行，35KV线路成串成环，长短线路交替出现，运行方式灵活多变，造成零序后备保护段失配严重。

冰灾期间由于线路受损停运，引起电网运行方式灵活变化，对继电保护线路保护弱馈、保护装置启动元件、零序电流保护继电定值会出现问题，因此，在实际继电保护定值确定时要考虑到这些特殊天气情况。

2　继电保护误整定分析

2007年7月5日23时40分，采石变繁采2876线路因天气阴雨，空气湿度过大，引起瓷瓶发生雾闪，线路两侧2876开关A相均跳闸，重合成功。同时，引发刘村变2868线路保护误动，2031开关单跳重合成功，2032开关跳闸。

事故发生后，通过对刘村变2868线路RCS一902A微机高频闭锁保护、微机光纤纵差保护动作报告及2031、2032开关保护面板显示信息的分析，发现高频闭锁保护、微机光纤纵差保护均起动但来动作出口，导致2868线路跳闸的唯一保护为工频变化量阻抗保护。核对定值单，工频变化量阻抗保护一次整定值为312，TV变比2200，TA变比240，折算到二次值应为0.33Ω；现场检查发现RCS－902A装置内工频变化量阻抗保护定值仍为3Ω，即未进行一、二次折算。从而当发生区外正方向故障时，误动跳开刘村变2868线路2031、2032开关。

3　继电保护定值整定注意事项

3.1　加大对弱电源自适应保护的研究

冰灾期间以及电网恢复过程中，系统运行方式变化无常，线路强弱电源变化无序，通过人工更改定值难以跟踪电网运行方式的变化，线路纵联保护有拒动的可能。为响应国家关于节能降耗的发展战略，今后将改革现行发电调度方式，开展节能发电调度，则电网和发电机组的运行方式更趋灵活，同时随着35KV电磁环网解环，将出现部分35KV线路强、弱电源频繁转换等问题，频繁地更改保护定值就是电网的不安全因数，因此应研究解决35kV线路强、弱电源转换引起保护装置自适应问题。

3.2　加强继电保护管理

为了杜绝继电保护“三误”事故的发生，应加强继电保护管理。定值管理作为其中的一项重要内容，应结合电力系统发展变化，定期编制或修订系统继电保护整定方案。正常情况下各部门均应严格按照继电保护运行方案执行。现场编制继电保护定值单清册。并建立二次设备台帐。设备变更后及时更新台帐。

3.3　健全沟通渠道

新设备投入时，调度部门整定专责应在新装置投运前下达调试定值单供现场调试使用，保护人员现场调试后将调试结果、调试定值单中存在的问题，书面反馈整定专责。保护整定人员认为定值符合现场要求，经生技部门认可后，调度部门下达正式定值单供现场使用。

3.4　加强检验力度

在设备检修、试验、事故等情况下，涉及临时校核、调整有关保护定值时，方式人员应将方式变更情况等提前通知整定专责，整定专责依据检修申请或方式变更方案，根据一次方式变化情况和要求，进行临时定值的校核计算并反馈方式人员，调度下令通知运行人员和修试部门，由保护人员按临时定值对定值进行重整或按新定值另置区。当电网恢复正常运行方式时，由调度下令，保护人员恢复正常方式定值。

3.5　加强继电保护定值整定档案管理

35kv变电站篇8

【关键词】变电站；综合自动化；系统设计

国家对变电站经济运行质量和安全性标准逐渐提高，而变电站的综合自动化，是确保电网高效率运行的重要基础，实时机械化操作，为无人值班提供了途径。电网越来越复杂，各级调度中心需要许多信息和数据，便于实时掌握变电站运行情况和电网。因此，为了提高变电站可控性，需要及时处理集中操作、反事故操作和远距离集中控制，并进行变电站综合自动化系统的设计。

1 我国变电站综合自动化系统基本功能

1.1 人机联系和操作控制功能

技术操作人员借助于CRT屏幕切、投控制断路器与系统的隔离开关，并可以继续拧远方命令操作；计算机出现故障，导致整个系统瘫痪或者是无法操作时，需要保留合闸和直接人工跳闸方式。在监控系统运行中，需要实时监视采集电压、电流、频率、变压器运行温度等数值，一旦超出限定值，需要及时发出警戒信号，并对此进行记录。除此之外，需要监视系统中的保护装置失电情况，自动控制装置是否处于正常状态。变电站操作室中，技术操作人员通过键盘或鼠标对CRT显示器进行全站情况控制，并进行隔离开关和断路器等合分操作，摆脱了传统单一操作模式。例如：采集和计算的实时运行参数；完成主接线图；事件顺序记录；上班记录显示；设定自动控制装置的显示；越限报警的显示；保护定值；历史趋势显示等。变电站从正常运行后，送电量变化，越限值和保护定制就需要进行相应的修改，负荷如果增长，则需要重新更换原有设备。不但如此，监控系统可以定时完成日志、报表、事件顺序记录和开关操作记录等。

1.2 监控系统基本功能

无论是传统变电站，还是应用新技术改革的新型变电站，都需要全面提高自动化水平，实现自动调度和无人值班。根据我国目前变电站运行情况，变电站综合自动化系统主要变化体现在以下五点：第一点，用监控系统替代常规性测量系统；第二点，用指针式仪表替代；第三点，突破常规性报警、光字牌、中央信号。告警等；第五点，取代常规的远动装置。

1.3 微机保护系统功能

变电站综合自动化系统需要确保电能质量、供电稳定、安全控制功能，由于频率和电压是暴增供电质量重要指标，所以制定的无功控制和电压控制调控目标是：保持供电系统的无功平衡和稳定性；保证变电站供电电压在标准范围内；电压合格，保证其点E耗损最小。变电站运行中，无功控制和电压自动化控制，其主要调节对象是有载变压器分接头位置、自动控制无功本场设备切、投或者是运行情况。由于电力系统频率是评价电能质量的重要指标之一，所以，电力系统频率偏移过大时， 发电设备和用电设备都会受到不良的影响。因而当系统发生有功功率缺额的事故时，必须迅速地切断部分负荷，减小系统的有功缺额，使系统频率维持在正常水平或允许的范围内。最重要的一点是两条电源线路供电，电源的进线部分主要有备用电源进线和工作电源进线，如果工作电源装置因故障发生断电时，备用电源自动进入工作状态。

2 变电站综合自动化系统的实现

变电站综合自动化系统的改造主要分为现地层和站控层两种。现地层是指变电站一台主变、一次设备和一条线路等进行配置。继电保护采用的是微机保护，测控装置则集中于主控制室内，各个单元相对独立的完成自身的保护，实现通讯接口及时的接收与发送被保护信息。而站控层是指由MODEM和通信保护管理器组成的，担负着变电站整个监视、远程维护和控制的配置。所有模拟量、开关量、数据量、脉冲量的实时采集、处理，按照通信规定，上传给各个上级调度端，对间隔层的设备进行管理和下发各种命令。

3 10kv-35kv变电站综合自动化系统硬件结构设计特点

变电站综合自动化系统结构设计的表现形式蛀牙分为三种类型：分散与集中、分层与分布，以及集中式，本文主要针对分散与集中相结合的结构进行设计分析。以10kv-35kv配电线路为例，可以借助于一体化的保护、测量、控制单元分散安装在各个开关柜中，然后由监控主机通过光纤或电缆网络，对它们进行管理和交换信息。至于高压线路保护装置和变压器保护装置，仍可采用集中组屏安装在控制室内。所以，根据系统设计要求，采用的主要硬件结构有：第一，10kv-35kv馈线保护采用分散式结构，就地安装，能够保证电缆用量的有效利用；第二，备用电源自投控制装置和电压、无功控制装置采用集中组屏结构，安装于控制室或保护室内；第三，高压线路保护和变压器保护采用集中组屏，保护屏安装在控制室内，通过现场总线于保护管理机通信。

按照上述的设计特点进行保护柜图纸定制，其具体要求有：

第一，每个环节的保护功能都应该设计保护出口软压板和出口硬压板；

第二，系统应该具备远距离维护功能；

第三，技术操作应该具备调度中心的远距离操作、站内微机、就地操作设备等相互闭锁的功能；

第四，根据10kv-35kv变电站进行一次性设备配置分布，保护系统全部采用微机，装置则集中在变电站的主控制室内。并且，各个保护单元属于独立工作，各单元能够独立完成其自身保护功能，借助于通讯接口实现系统信息的传送和监控；

第五，对开关的控制是通过保护完成的。传统系统属于手动控制开关，开关的接线重复率比较大，现场电缆接线也比较多。但是综合自动化系统的开关虽然也是手动开关，但是由各保护接线完成。一旦执行控制命令，现场的总线就会发送保护信号，此时保护收到命令，按照规定程序，例如：检无压、检同期等完成对开关的控制。系统中对没有安装保护的开关和刀闸，仍由控制模块完成。

第六，保护装置采用不同电流互感器，其分别对保护CT和测量CT，并且其保护功能独立于监控系统之外，采用多套定制方式进行系统计量。

第七.10kv-35kv变电站综合自动化系统运行实现需要一个月左右时间。完成后，进行空负荷的试验，摇接地，测量，做各种电气试验合格后，正式运行送电。

4 结束语

无论是10kv-35kv，还是35kv（或者是110KV）综合自动化系统都能够全面代替常规性二次设备，并且要求变电站微机保护硬件设置和软件设置，需要独立于监控系统，又能够互相协调的基础上，实现微机保护的串行接口或者是现场总线接口，定时向总计算机系统及监控计算机系统提供相应的保护定值信息和动作信息。要保证自动化系统扩展性和适应性，是实现现代化数字通信和共享的重要方式。

参考文献：

[1]李永锋.35KV变电站综合自动化后台监控系统开发与应用[D].西安科技大学，2014.

[2]肖本锋.35kV变电站综合自动化系统的实现[J].铜业工程，2011.