220kv变电站投运方案

220kv变电站投运方案（通用13篇）

220kv变电站投运方案 篇1

斗山变电站220kV配电装置综合改造工程一次启动投运成功

2011年6月18日下午14时，由江苏省宏源电力建设监理有限公司监理的斗山变电站220kV配电装置改造工程启动投运，并且一次投运成功。

斗山变电站位于江苏省无锡市锡山区八士镇，是华东电网500kV输电工程的7座枢纽之一。本次启动投运的斗塘2532/2533、斗戴2535、斗芙4565/4566是220kV配电装置改造工程共14个间隔中的5个间隔，本次启动投运的成功对于下一步的工作有至关重要的意义，将为剩余9个间隔的成功投运开个好头，也为下一步的投运打下坚实的基础。

江苏省宏源电力建设监理有限公司在接到该工程项目的监理通知后，立即配备最优秀的总监和具有丰富监理经验的监理人员组成监理项目部，为本工程的建设提供监理支持。在整个工程的建设监理工作中，监理项目部严格按照“四控制两管理一协调”的制度执行，建立以总监为首的现场轮流巡查制度，保证施工现场一直有监理人员的身影，为施工过程中突发的情况提供帮助，确保了工程按期、保质、安全的完成。

斗山变电站工程的顺利投运，将大大缓解该地区的电力供应压力，也为该地区的电网运行提供稳定的支持，对整个华东电网的安全、稳定运行有着重要的作用。

220kv变电站投运方案 篇2

2015 年12 月27 日凌晨4:23,随着福建省电力调控中心下令龙岩供电公司龙翔220 k V变电站转入24 h试运行,标志着福建省首座、当今技术最先进的新一代智能变电站顺利投运。

该项目是国家电网公司2014 年新一代智能变电站示范工程之一,也是福建省内首座投产的220 k V电压等级的新一代智能变电站。该工程的建成投运在闽西电网建设史上创造了2 个之最:建设速度最快、难度最大;技术最先进、性能最优。该工程于2014 年12 月28 日开工,总投资9 041 万元,I期主变容量180 兆伏安。该变电站的一大特色是全站设备采用装配、预置式技术,实行标准化设计、工厂化加工、现场装配,全站二次保护之间的光电缆连接线采用插头固定,二次设备实现“即插即用”,这也是变电站建设提速的最重要因素,而且还极大减少了变电站的占地面积。

220kv变电站投运方案 篇3

智能变电站是智能电网的重要基础和支撑，智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，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、控制、测量、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能。而智能变电站是近两年来新上项目，设备的应用安装、调试运行均在不断的探索中，特别是新建变电站的现场安装调试中工作不细、接线调试不到位、调试方法不正确，设备将存在极大的安全隐患，威胁智能变电站的运行安全，应该引起我们足够的重视。

问题的提出：信阳供电公司220KV宜居变电站是2014年新建的智能变电站，2015年进行新投运一年后的全站全面检验工作，在检验中发现问题如下：

1.220KV1号主变A套保护接收220kV A套母线保护联跳各侧信号不正确

1.1故障描述

现场连线为（实抓报文）：

实际应为：

1.2故障原因分析及影响

该连线用于主变高压侧失灵时，启动母线失灵保护动作切除当前母线上所有间隔，同时母线保护给主变保护发送联跳三侧信号，跳开主变三侧开关。该问题会造成母线故障时，母线保护误切主变三侧，扩大停电范围。

1.3故障处理

保护厂家修改虚端子连线，试验结果正确。

2.220kV母线测控装置接收母线零序电压SV虚端子连线与实际不符

2.1故障描述

SCD文件中220kV母线测控接收零序电压连线为：

由虚端子连线可看出，I母零序电压取自A套合并单元，而II母零序电压取自B套合并单元。经现场试验确认，220kV母线测控装置只接收一组SV数据，与SCD文件虚端子连线不一致。

2.2故障原因分析及影响

该问题影响母线零序电压的正确采集。

2.3故障处理

后经测控装置厂家修改配置后，I母、II母零序电压均取自A套合并单元，试验结果与修改后文件保持一致。

3.220kV、110kV母线测控装置无法接受母线合并单元发送的零序电压数据

3.1故障描述

经现场试验确认，通过测试仪直接加量和合并单元侧加电压，220kV、110kV母线测控装置均无法接收母线零序电压。

3.2故障原因分析及影响

经测控装置厂家确认，装置默认支持两组电压，而由虚端子连线可以看出，零序电压连到测控装置的第四组电压，装置未开放第四组电压，导致无法接收零序电压。该问题影响母线零序电压的正确采集。

3.3故障处理

测控装置修改内部参数之后，能够正常接收零序电压。

4.220kV B套线路保护PRS-753D装置检修策略处理不正确

4.1故障描述

经现场试验确认，B套线路保护PRS-753D装置在检修压板状态投入时，不论接收到的GOOSE开入是否带检修品质，装置均屏蔽接收GOOSE开入，与标准规范要求不一致。《Q/GDW 396-2012 IEC61850工程继电保护应用模型》的13.3明确规定了GOOSE报文检修处理机制如下图所示：

根据b）的文字说明可知，保护装置投入检修压板时，应识别带检修品质的GOOSE开入。

4.2故障原因分析及影响

PRS-753D装置在检修压板投入时，屏蔽接收GOOSE开入的做法对现场试验有一定的影响。但是线路正常运行时，装置均不投入检修压板，所以该做法不影响保护运行。

4.3故障处理

现场未处理，已报厂家研发人员。

结束语

智能变电站继电保护实行状态检修，在投产后1年内应开展投运后第一次全部检验，之后每隔6年至少保证开展1次例行试验，所以要求智能变电站在新安装调试期间严格按照安装调试工艺要求实施，投运前的交接验收试验中要全面细致，严格按照验收试验大纲进行，确保设备投运后的安全稳定运行。

220kv变电站投运方案 篇4

8月5日下午14时，河北省首座500千伏智能变电站牛庄变220千伏间隔一次启动投运成功。

本次启动投运的牛庄变220千伏采用双母线运行方式，共投运包括沙太4C90、沙徐4C91/92、沙牛4C94、沙程4C96共5条出线。本次启动投运的成功为下一步500千伏系统带电运行打下坚实的基础。

220kv变电站投运方案 篇5

摘要：本文主要通过对某电力公司220KV变电站设计的演变过程，分析了典型设计的设计原则、技术方案和特点、模块的拼接和调整的方法，以希望可以加强工作人员可以更好地理解及使用220KV变电站典型设计。关键词：模块；典型设计；实施方案

220KV变电站典型设计是国家电网公司进行集约化管理的基本工作，对220KV变电站进行典型设计的目标是：建设标准要统一、设备规范要统一、设备的形式要减少；便于进行集中招标，便于维护运行，降低变电决的建设成本和运营成本；设计、评审及批复的进度要加快，工作效率也要提高。1 220KV变电站典型设计的设计原则

统一性原则：建设的标准要统一，基建及生产运行的标准也应当统一，外部的形象也要统一，要能够体现国家电网公司的企业文化。

可靠性原则：主接线的方案一定要迫使可靠，典型设计模块在组合之后的方案也必须要安全可靠。

经济性原则：依照企业经济效益最大化的原则，对工程的初期投资费用和长期运行费用进行综合考虑，在设备的使用寿命期内追求最大的经济效益。

先进性原则：选择设备时，要注意设备的先进性、合理性，要选用占地面积小、环保好、技术经济指标先进的设备。

适应性原则：要对不同地区实际情况进行综合考虑，要能够广泛地适用于国家电网公司的系统，而且还要在一定的时间里面适用于不同形式、不同规模及不同的外部条件。

灵活性原则：模块的划分要合理，接口要灵活，组合方案应该丰富多样，规模的增减要方便。

时效性原则：建立的典型设计，应当随着电网的发展及技术的进步而不断地改进、补充及完善。

和谐性原则：变电站应该与周边的人文地理环境协调统一。2 220KV变电站典型设计的推荐和实施方案 220KV变电站典型设计应当分成两个层面：一是国家电网公司推荐的方案，二是在前述设计原则及推荐方案的指导之下，结合各网省公司各自的特色方案而形成的各自的实施方案。

我国220KV变电站典型设计刚刚起步，各个网省公司的实施方案都很多，因此，典型设计的推荐方案一直在不断地优化和，这样一来，网省公司的实施方案也将随之而减少。

目前国家电网关于220KV变电站典型设计的推荐方案有直三个，其中户外方案有八个，户内方案有五个。这些方案是根据不同的主变压器的容量，进出线的规模，配电装置的形式，主接线的形式，以及设备配置的水平这些因素来进行区分的。设计方案的不同公司，都有典型的地区代表性，而且设计经验丰富，设计水平较高，所以这些推荐方案都安全遵循了前述的220KV变电站典型设计的设计原则。

3某电力集团公司220KV变电站典型设计的方案演变过程

从上世纪九十年代后期一直到现在，该变电站的方案经历了一系统的优化演变过程。

在九十年代后期，220KV变电站的设计方案一般都是220KV采用双母线加旁路母线，户外管形为母线中型的配电装置。而110KV采用的是单线母线分段加旁路母线，户外管形为母线中型的配电装置。35KV采用的是真空开关柜。这种模式的变电站，一般的占地面积为40亩。

从2000开始，随着我国设备生产能力提高，特别是开关设备的合资生产厂不断出现，还有该地区电网结构的不断加强，该院的220KV变电站在设计时逐渐将高中电压等级的旁路母线取消了。在2000年前后所设计的某220KV变电站，其占地面积只有27亩。

2001年之后，该电力集团对运行中的220KV包括以下电压等级的变电站进行改选，实施无人值班的制度，并且亦对新的工程按照无人值班的制度来设计。与此同时，各个市级代电公司普通采用了合资厂所生产的隔离开关，以避免国产隔离开关在运行中出现的问题较多的情况。除此之外，该院在设计方案中提出全GIS变电站，以节省成本。

经过一系统的优化，在之后建成的某变电站，占地面积已经不到十亩。4该电力集团220KV变电站典型设计的实施方案和特点

4.1设计方案的组合

该电力集团220KV变电站典型设计的实施方案是以国家电网关于220KV变电站典型设计的推荐方案作为指导的，并且还结合了该电力集团现有的设计模式，按照主变压器的台数和容格局量、无功配置、电气主接线的形式、出线的规模、布置的格局、配电装置的形式等等组合，形成了六个方案。其中，户外变电方案两个，户内变电站的方案是四个。

在设计实施方案的过程中，对该电力集团220KV变电站的常见的方案进行总结、提炼与优化，体现出了推荐方案的“安全可靠、投资合理、技术先进、运行高效、标准统一”的设计原则，也体现了220KV变电站典型设计几从设计原则的协调与统一。

4.2实施方案的特点 4.2.1占地面积小

GIS的设备是高度集成的，该电力集团的全GIS组合电器220KV变电站的占地面积一般都不高于10亩，只占同规模AIS变电站占地面积的25%—30%，照这样计算，该电力集团一年可以节省占用的土地面积为400亩。

4.2.2适用性强，建设工期短

采用GIS设备，可以便捷地将220LKV的配电装置和110KV的配电装置设计成不同的模块，根据变电站的不同规模来组合，从而提高设计的效率。不但如此，因此GIS设备的模块化程度比较高，这就大大地提高了施工安装和竣工验收的效率，将变电站的建设周期给缩短了，提高了电网建设的速度。

4.2.3无人值班的形式，可以减少成本，提高公司的效益。4.2.4污闪明显减少

GIS主体的带电部分是密封在金属的铝合金的外壳里面的，具有传导性好、重量比较轻、不产生涡流损耗的优点，而且还搞腐蚀。GIS的这种密封式的结构，非常适用于污秽等级比较高，或者是有盐雾的环境比较恶劣的地区，可以有效地减少污闪事故。

4.2.5大大地减少了检修和维护的工作量

GIS所暴露在外的绝缘少，内部有绝缘气体，而且机械结构比较简单，所以发生故障的概率相对较低。而且每个气隔都是在气体密度继电器的监控之下的，加上GIS的二次回路可以非常方便地和微机监控系统相连，所以可以提高GIS的整体有效性，可以做到向用户连续供电。

4.2.6有效地控制工程造价

使用GIS系统，土地占用的面积低，所以节省了土地使用费，另外，还可以减少建筑量，也就节省了相关的成本。

4.2.7景观效果也非常好

整个出线架构是采用两个间隔共同使用一个榀梁的方式，减少了变电站架构的数量，使得变电站总体简洁、美观。5典型的设计和使用

5.1对设计方案的实施和调整

如果工程建设的规模和前期工作确定的原则和本方案是相符的，则可以选择本方案来作为该变电站本体的设计，然后再将典型设计中没有包括的外围的部分加入进去，以完成整体工程的设计。

如果布置的方案并不能够满足要求，那么使用者可以将模块重新组合，以适应实际的需求。实际的工程与典型设计规模的差异是不可避免的，这是因为在实际工程中，出线回路数、出线的方向、设备的配置与预定的规模不可能完全相同。所以，设计子模块时要用概算来调整，子模块的设计内容包括以下几部分：设备的保护、电缆、电气一次设备、主要的安装材料、引线构架、设备支架、其他等等。

在实施方案模块时，要考虑适用性，实际的工程内部设备的布置应当根据具体设备的情况来调整和优化。

结束语：220KV变电站典型设计的推荐方案在完成后到现在，该电力集团所属的所有220KV新建的变电站的设计都是采取了新的典型设计方案，也取得了良好的效果，获得了较大的经济效益。相信在今后，这一设计会更加完善，发挥更大的作用。

参考文献：

220kv变电站投运方案 篇6

一、设计任务

根据电力系统规划需新建一座220kV区域变电所。该所建成后与110kV和220kV电网相连，并供给近区用户供电。

二、原始资料

1、按规划要求，该所有220kV、110kV和10kV三个电压等级。220kV出线6回（其中备用2回），110kV出线10回（其中备用2回），10kV出线12回（其中备用2回）。变电所还安装两台30MVA调相机以满足系统调压要求。

2、110kV侧有两回出线供给远方大型冶炼厂，其容量为80000kVA，其他作为一些地区变电所进线，最大负荷与最小负荷之比为0.6。10kV侧总负荷为35000kVA，ⅠⅡ类用户占60%，最大一回出线负荷为2500kVA，最大负荷与最小负荷之比为0.65。

3、各级电压侧功率因数和最大负荷利用小时数为：

s0.9220kV侧co

TmaxTmaxTmax3小时600/年 4小时600/年 4小时000/年 s0.85110kV侧cos0.810kV侧co4、220kV和110kV侧出线主保护为瞬时动作，后备保护时间为0.15s，10kV出线过流保护时间为2s ,断路器燃弧时间按0.05s考虑。

5、系统阻抗：220kV侧电源近似为无穷大系统，归算至本所220kV母线侧阻抗为0.015(Sj=100MVA)，110kV侧电源容量为500MVA，归算至本所110kV母线侧阻抗为0.36（Sj= 100 MVA）。

6、该地区最热月平均温度为28°C，年平均气温16°C，绝对最高气温为40℃，土壤温度为18℃。

7、该变电所位于市郊生荒土地上，地势平坦、交通便利、环境无污染。

三、设计内容及要求

1、主接线设计：分析原始资料，根据任务书的要求拟出各级电压母线接线方式，选择变压器型式及连接方式，通过技术经济比较选择主接线最优方案。

2、短路电流计算：根据所确定的主接线方案，选择适当的计算短路点计算短路电流并列表表示出短路电流计算结果。

3、主要电气设备选择：

(a)选择220kV主变侧、110kV侧最大一回负荷出线及110 kV主变侧的断路器及隔离刀闸。

(b)选择220kV、110kV主母线及主变低压侧母线桥导体。

(c)选择220kV主母线的支持绝缘子及穿墙套管。

(d)选择限流电抗器（如有必要装设）及10kV最大一回负荷出线电缆。(e)选择10kV主母线电压互感器。

(f)选择10kV出线电流互感器。

4、电气设备配置

(a)各电压等级电压互感器配置。

(b)各回路电流互感器配置。

5、其它设计

(a）进行继电保护的规划设计。

(b）进行防雷保护的规划设计。

(c)220kV高压配电装置设计。

四、设计成果

1、编制设计说明书。

2、绘图若干张。

(a)绘制变电所电气主接线图。

(b)绘制220kV或110kV高压配电装置平面布置图。

(c)绘制220kV或110kV高压配电装置断面图（进线或出线）。

220kv变电站投运方案 篇7

改革开放以前,舟山电网长期为孤网运行。1987年,中国第一个高压直流输电工程—舟山直流输电工程(Zhoushan HVDC transmission project)投运,将浙江电网的交流电通过浙江省宁波市大碶镇的整流站,向舟山本岛的鳌头浦逆变站送电,配电给舟山各地使用,实现了舟山电网与浙江电网的直流联网运行。1999年,110 kV江南~城西交流联网线投运,实现了舟山电网与浙江电网的交流联网运行。

2010年220 kV春晓~定海双线投产后,舟山电网将通过两回220 kV春晓~定海线路及两回110 kV 线路(江丰1925、南岑1926)与浙江主网联系[1]。其中,220 kV春晓~定海双线为全程同塔架设线路,存在同时失去的可能。随着近年来舟山电网受入电力的不断增大,在受入电力较大时若两回220 kV线路同时失去,剩余两回110 kV线路将超热稳定运行。

为防止舟山电网在220 kV两线同时失去时引发电网崩溃的重大事故,本研究结合电网运行方式,对2010年前在舟山电网装设安全稳定控制系统的必要性进行了分析,对安全稳定控制系统的构成方案及逻辑策略进行了比较研究,并对安全稳定控制系统所涉及的相关调度运行问题进行了探讨。

1 220 kV交流联网线投运后运行方式分析

1.1 舟山电网简介

舟山电网与浙江主网的联络情况如图1所示。目前,图中220 kV春晓~定海线路尚未投产,舟山电网与浙江主网通过江丰1925、南岑1926两回110 kV线路环网运行,另外,芦双1928线馈供舟山电网110 kV双屿变和南沙变,与舟山电网不构成环网运行。舟山电网内主要电源为:舟山电厂#1机组125 MW,#2机组135 MW,定海电厂#1、#2、#3机组共36 MW,定海电厂#4机组20 MW。2010年夏季将计划投产舟山电厂#3机组300 MW。2009年舟山本岛最大负荷为600 MW,预计2010年最大负荷720 MW。扣除芦双1928线馈供舟山负荷,在舟山电厂300 MW机组投产前,预计2010年夏季高峰负荷时舟山电网需从浙江主网受入电力300 MW。

1.2 运行方式分析

1.2.1 两种运行方式

220 kV春晓~定海双线投产后,2010年舟山电网与浙江主网将存在两种联网方式:

(1) 方式一:220 kV联网线与110 kV联网线电磁解网运行,220 kV春晓~定海双线运行,110 kV大丰变、岑港变由220 kV江南变供电,开断110 kV大丰~定海、岑港~定海线路。

(2) 方式二:220 kV联网线路与110 kV联网线路电磁环网运行,220 kV联网双线运行,110 kV联网线环网运行。

1.2.2 两种运行方式优劣比较

(1) 方式一中2010年夏季浙江主网最大可向舟山电网输送电力约320 MW,在舟山电厂300 MW机组没能如期投运的情况下,也能完全满足2010年夏季高峰负荷时舟山电网的用电需求。但在方式一情况下,由于220 kV联网线路为长距离同塔双回架设,一旦联网双线故障同时跳闸(如雷击等因素),舟山电网将与浙江主网解列成孤网运行,极有可能导致舟山电网崩溃。

(2) 方式二中舟山电网与浙江主网解列成孤网运行的风险大大减少,但在方式二运行的情况下,为确保220 kV联网双线故障同时跳闸后,剩余的110 kV联网双线安全稳定运行,必须控制正常方式下四回联网线路(四回联网线路指双回220 kV线路和110 kV江丰1925、南岑1926双线)的送进潮流不大于200 MW。在夏季高峰负荷时,若舟山电厂300 MW机组未能如期投运,采用方式二时舟山电网主网将存在100 MW左右的负荷缺口。

(3) 综上所述,2010年夏季220 kV春晓~定海交流联网线投运后,将采用220 kV/110 kV联网线电磁环网的运行方式。

2 舟山电网安全稳定控制系统

2.1 安全稳定控制系统必要性

由于220 kV春晓~定海双线为全程同塔架设线路,现行《电力系统安全稳定导则》(DL755-2001)要求“同杆并架双回路故障双线同时跳闸后,电网应保持稳定运行,必要时采取切机切负荷等措施”[2] 。根据前面运行方式分析,2010年220 kV春晓~定海交流联网线投运后,将采用220 kV/110 kV联网线电磁环网运行。2010年夏季,在舟山电厂300 MW机组投运前,高峰负荷时舟山电网需从浙江主网受入电力300 MW。在此运行方式下,若发生220 kV春晓~定海双线“N-2”故障,则舟山电网所有受入电力仅通过双回110 kV线路供给,将大大超110 kV线路的热稳定能力。舟山电网110 kV联络线的最大承受热稳定电流及功率如表1所示。在舟山电厂300 MW机组投产后,随着负荷的增长,联络线受入潮流也将不断增长,若不采取安全稳定控制措施,也将引发线路连锁跳闸,进而可能造成舟山电网稳定破环事故[3]。因此,有必要在舟山电网采取安全稳定应急控制措施,以提高其抵御220 kV线路“N-2”严重故障的能力。

2.2 安全稳定控制系统模式

根据前述分析结论,并结合实际技术条件,可以在舟山电网装设安全稳定控制系统,作为220 kV春晓~定海双线两线同时跳闸方式下的应急安全稳定措施,该措施能够快速降低严重故障下剩余110 kV联络线潮流,防止110 kV联络线连锁跳闸。安全稳定控制系统的构成采取具有专用通道的主从控制模式。

舟山电网安全稳定系统可按如下方式实现:采用“一主多从” 方式,即:分别在定海变、大丰变、岑港变、舟山电厂各设置一套安全自动装置,各装置之间通过专用通道相互配合,如图2所示。定海变装置作为系统主站,负责收集子站上传的信息、进行逻辑判断、发出动作指令等;大丰变及岑港变装置作为系统子站,负责信息采集及上送、接收并执行主站命令[4]。因大丰、岑港子站通过专用通道向定海主站上传了110 kV联络线的运行工况,因此定海主站在判断逻辑上可采用双重逻辑,即当且仅当以下两个条件同时满足时装置动作出口:220 kV春晓~定海双线同时跳闸;110 kV江丰1925或南岑1926线路严重过载。舟山电厂子站的作用是在收到定海主站发出的切机命令后,若判定舟山电厂被切机组正常运行时,直接出口切除机组;或由装置给出快减出力语音及光字牌信号。

2.3 安全稳定控制系统动作逻辑

根据舟山电网安全稳定控制系统的装设目的,采用以下动作逻辑:

(1) 装置启动:装置采用220 kV春晓~定海双线和功率突变量启动及110 kV定海~岑港线、110 kV定海~大丰线、110 kV江南~岑港线、110 kV江南~大丰线、110 kV定海~白泉双线任一线过功率延时启动两种启动方式。定海主站装置在自身启动的同时,向大丰变、岑港变、舟山电厂子站连续发出启动命令,直到定海装置整组复归。

(2) 装置动作:装置启动后进入动作判断逻辑,装置动作条件需满足以下任一条:

①220 kV春晓~定海双线输送的有功功率绝对值之和(三相)低于相应门槛;且故障前后220 kV春晓~定海双线穿越功率大于整定值;且110 kV江南~岑港线、110 kV江南~大丰线任一线输送的有功功率大于相应轮动作整定值;且岑港变110 kV江南~岑港线、大丰变110 kV江南~大丰线有功功率方向为母线受入;且以上状态持续时间超过相应轮动作时间定值。以上动作条件均满足装置动作出口。

②220 kV春晓~定海输送的有功功率绝对值之和低于相应门槛;且故障前后220 kV春晓~定海双线穿越功率大于整定值;且110 kV定海~岑港线、110 kV定海~大丰线任一线输送的有功功率大于动作整定值;且岑港变110 kV定海~岑港线、大丰变110 kV定海~大丰线有功功率方向为母线受入;且以上状态持续时间超过动作时间定值。以上动作条件均满足时装置动作出口。装置根据故障后,110 kV定海~大丰线、110 kV定海~岑港线过载程度分别动作出口切除舟山电厂两台或一台125 MW(或135 MW)机组,或向舟山电厂发送快减负荷提示指令及快减负荷目标量。

3 舟山电网安全稳定控制系统稳定性校验

3.1 静态安全分析

注:表2中第3行数据为220 kV联网双线跳闸舟山电网安全自动装置动作后110 kV联网线路潮流数据。

舟山电网N-2静态安全分析如表2所示。由表2可知,在正常方式舟山电网从主网受入电力300 MW时,一旦220 kV舟山电网联网双线同时故障跳闸,舟山电网安全稳定控制系统正确动作切除负荷100 MW,事故后110 kV江丰1925潮流为119.1 MW,小于线路短时输送极限120 MW。由此可见,舟山电网安全稳定控制系统投运后,满足舟山电网N-2静态安全分析要求,为确保故障后舟山电网稳定运行起到了巨大的作用。

3.2 暂态稳定性校验

(1) 计算条件:

本研究采用2010年夏季腰荷潮流,220 kV/110 kV电磁环网运行。舟山电厂#1、#2、#3机组发电机模型采用考虑阻尼绕组的次暂态模型,定海电厂小机组采用发电机磁链E′q恒定模型[5]。220 kV故障切除时间为0.1 s。

(2) 故障方式。

220 kV联网双线定海变侧同时三相短路,0.1 s切除故障[6],舟山电厂#3机组功角曲线如图3所示。

(3) 结论:

由暂态稳定性计算可得,在正常方式舟山电网从主网受入电力300 MW时,220 kV联网双线同时三相故障,保护正确动作,舟山电厂机组暂态稳定。

4 舟山电网安全稳定控制系统的几点讨论

4.1 检修方式适应性

舟山电网安全稳定控制系统应能满足110 kV江丰1925和南岑1926双线检修方式的适应性。在江丰1925和南岑1926双线同停检修方式下,一旦同杆架设220 kV春晓~定海双线故障跳闸同时失去后,舟山电网将成为孤网运行。为满足装置对此种运行方式的适应性,需要安全稳定控制系统在启动和出口逻辑中均考虑增加舟山电网频率采量。安全稳定控制系统启动时需增加定海变110 kV母线频率突变量启动元件[7];出口逻辑增加舟山电网频率低于(或高于)整定值条件,满足动作条件后安控装置动作出口切负荷或切机。

4.2 110 kV联络线后备保护定值

舟山电网安全稳定控制系统动作的前提是在220 kV线路发生“N-2”故障后,110 kV对外联络线路仍能保持合环运行。在220 kV线路发生“N-2” 故障后,单回110 kV对外联络线所承受的有功功率可能高达150 MW,同时在故障情况下110 kV系统电压也将有明显下降[8],线路所承载的电流可能高达1 200 A ,超过110 kV江丰1925或南岑1926线后备保护定值。因此,应对舟山电网的2回110 kV 对外联络线路( 江丰1925线、南岑1926线)后备保护的定值进行适当调整,防止在安控装置动作前线路后备保护已动作跳开110 kV联络线。

4.3 与低频减载的配合

随着舟山电网结构的不断加强,将考虑解开220 kV/110 kV电磁环网的运行方式,即220 kV春晓~定海双线维持合环运行方,110 kV江丰1925、南岑1926双线馈供舟山重要负荷的运行方式。在春节等轻负荷时期,若220 kV春晓~定海双线送舟山电网潮流较重,一旦220 kV春晓~定海双线因故障同时跳闸失去,舟山电网频率大幅快速下降,导致低频减载装置因滑差闭锁而不动作,舟山电网易产生频率崩溃。因此,需要舟山电网安全稳定控制系统具备快速集中切负荷功能[9],动作时间应小于低周减载动作延时。同时,为防止安全稳定控制系统过切负荷导致电网高频率,甚至引起机组超速保护动作,需要考虑安全稳定控制系统所切负荷应小于事故前联网线送进潮流。通过舟山电网安全稳定控制系统和低频减载的配合,能有效缓解舟山电网频率波动幅度,提高电网频率稳定性[10]。

5 结束语

(1) 220 kV春晓~定海双线投入运行后,为防止220 kV春晓~定海双线故障跳闸后舟山电网与浙江主网解列成孤网运行,提高舟山电网的运行可靠性,实施220 kV联网线路与110 kV联网线路电磁环网的运行方式。

(2) 在220 kV联网线与110 kV联网线电磁环网的运行方式下,为防止220 kV春晓~定海双线故障跳闸后引发110 kV线路连锁跳闸,进而可能造成舟山电网稳定破环事故,需装设舟山电网安全稳定控制系统。

(3) 舟山电网安全稳定控制系统投运后,舟山电网稳定性较好,能满足联网线300 MW电力受入需求。

(4) 舟山电网安全稳定控制系统应能满足检修方式的适应性,需要安控装置在启动和出口逻辑中均考虑舟山电网频率量。

(5) 应对舟山电网2回110 kV联络线路后备保护的定值进行适当调整,防止在安控装置动作前线路后备保护已动作跳开110 kV联络线。

(6) 舟山电网安全稳定控制系统应具备快速集中切负荷功能,通过舟山电网安全稳定控制系统和低频减载的配合,提高舟山电网频率稳定性。

参考文献

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[2]中华人民共和国国家经济贸易委员会.DL755-2001电力系统安全稳定导则[M].北京:中国电力出版社,2001.

[3]王锡凡,方万良,杜正春,等.现代电力系统分析[M].北京:科学出版社,2003.

[4]Q/GDW 421-2010电网安全稳定自动装置技术规范[S].2010-02-26.

[5]夏道止.电力系统分析(下册)[M].北京:水利电力出版社,1995.

[6]汤涌,卜广全,印永华,等.中国版BPA暂态稳定程序用户手册[M].北京:中国电力科学研究院,2001.

[7]浙江电力设计院.舟山电网220 kV安全稳定控制系统可行性研究报告[R].浙江电力设计院,2010.

[8]IEEE 421.5-1992 IEEE Recommended Practice for Excita-tion System Models for Power System Stability Studies[S].IEEE Power Engineering Society,1992.

[9]KUNDUR P.Power System Stability and Control[M].McGraw-Hill,Inc.,1994.

220kv变电站安全管理探讨 篇8

【关键词】变电站；安全；管理

【中图分类号】TM769　【文献标识码】A　【文章编号】1672－5158(2012)09－0422－01

变电站是电力系统中十分重要的一环，它的主要功能是将发电厂输出的电能输送到更远的地方，但是需要将电压升高，到了用户附近再把电压降低，这种电压改变的过程就是由变电站来完成，可以说变电站是电力系统的枢纽站，其安全与否不仅关系到自身的安全运转，更是关系到整个电力系统能否完全稳定地运行。近年来，变电站的安全事故新闻频有发生，2012年7月15日年广州电力局凯旋站基建发生工人触电死亡的事故，现场由于漏电开关不合格，加上防雨接地等措施不到位，还有机器绝缘损坏，导致工人在进行测量操作时触电身亡，除此以外，还有一系列事件都给广大变电站的安全管理者敲响了警钟。目前，我国针对电力系统的安全运行管理已经出台了一系列条例与规章制度，但是在实际的运行过程中，由于工作人员以及规章制度等方面的原因，变电站仍存在不少安全隐患。因此，加强变电站的安全管理势在必行，必须做好下面几方面的工作。

一、完善安全规章制度

在电力系统中，稳定运行的原则始终是以安全为首要原则，同时兼顾预防工作，国家在电力系统的运行上也出台了一系列相关的规章制度，但是这样的制度仍然存在一些局限性，首先是通用的规章制度只能够涵盖主要的运行状况，而在不同地区不同的变电性质的场所，工作性质也会存在差异，因此在制度上难免会有疏漏，因此要真正适合当地变电所的规章制度就应该有效结合当地的环境与变电所自身的状况，同时根据工作人员的以往经验加以补充，结合自身可能存在的问题，加以完善，这样的规章制度才能算是完整的。其次，国家的规章制度是基于全面性的原则，在细节上涵盖的内容不一定全部适合于每一处变电站，如果站上工作人员按照传统思维一成不变地进行实践，势必会带来许多细节无法实施，在章节上就会形成多余，因此真正适合当地变电站的安全管理条例应该去除不适合当地特色与变电站本身实际情况的细节条例，增加一些结合以往经验的，可能会产生安全管理问题的细节内容，这样的规章制度才能真正在日常的运行中发挥作用。

二、强化安全责任意识

安全意识是贯穿在整体变电站工作人员中的首要意识，只有将责任加载在工作人员的日常行为中，才能从思想上增强安全工作的意识。对于一所220kv变电站来说，首要的责任人就是站长，他应该在日常的管理工作中牢固树立安全意识与责任心，在思想上能够带领和影响其他的工作人员，并且需要具备足够的严谨态度和严肃纪律。其他工作人员如安全员与值班员，也应该同时具备安全意识，严格执行规章制度，对安全问题要具有担当责任的意识与能力。

三、加强设备检查维护

变电站的安全事故，一般都是发生在电力设备本身的故障上，因此在变电站的日常工作中必须要坚持日常定期的检查与维护工作，对任何可能存在安全隐患的地方进行严格的检查，对任何异常现象都要立即处理，确保不存在任何可能的安全隐患，对于设备长期运行后出现老化等现象，要适当增加检查的密度，密切注意问题的发展情况，同时检查同类的电力设备是否存在同样的问题，对于可以排除的隐患情况一定要及时排除，确保尽早恢复安全的运行状态。下表显示了某变电站的安全检查结果：

按照一般的安全检查标准，5pc以下的放电都可以不用处理，但是在安全检查过程中不能留下任何安全隐患，因此只要发展有任何隐患产生，即使再小的现象也要杜绝，全面彻底排除，检查人员必须要做好定期更换，实行值班制，每个人检查必须要有详尽的检查记录，一旦发现问题尽早及时处理，与维修人员积极配合，确保问题安全彻底排除，设备全部能够安全运行。

四、安全管理工作禁忌

在以上正常的安全工作之外，变电站的管理需要避免以下几个方面的问题：

1.忌面子工程

变电站的安全是工作的头等大事，与安全有关的任何工作都不可以懈怠，对于安全责任的处罚力度要坚决而严厉，若发生安全问题或者任务执行不够到位要坚决处理，对于存在的安全隐患不能夠置之不理甚至是玩忽职守，让工作从切实做到扎实。

2.忌短期热度

变电站的设备除了基本的安全保证，还需要长期稳定的运转状态，对于严格的工作要求，切忌应付上级领导的需要，只在短期时间之内做好，安全时时刻刻都应该当成是工作的头等大事，实际工作中，安全管理人员要学会时时刻刻给自己和其他站务工作者敲响警钟，防微杜渐，把任何可能的安全隐患扼杀在萌芽之前。

3.忌简单粗暴

简单粗暴指的是在日常的工作执行过程中切忌将严格而繁复的工作制度运用自己的方式进行简化，这样的行为切忌耍“小聪明”，任何任务的执行都有自己的一套完整的步骤，只有每一步都严格执行，整套工作做好之后才能保证安全无隐患。同时安全管理者对其他人员的管理奖惩也应忌简单粗暴，不仅要把事情做好，还需要更细致的手段以严谨的风格影响到其他人。

4.忌严谨不一

220kv的变电站虽然是庞大电网中的一个环节，但是在不同的地域规模也不尽相同，在执行安全管理工作时一定要保持同等的责任心，持着同等认真的态度，不能因个人利益或荣誉的差异导致个人行为的积极性不同，安全责任无小事，也不会因为其它条件的差异有不同，安全环节的任何一个步骤都必须做到位，才能真正保证安全。

五、总结

220kv变电站投运方案 篇9

18:30 231线路通电

尊敬的领导：

景龙运维操作中心综自改造工作自4月份开工以来，除正在进行的220kV景双线231间隔改造工作外，目前220千伏8个间隔、110千伏8个间隔、35千伏17个间隔、站用变系统、低压备自投设备更换/配套保护设备接入、新测控设备改造等工作任务已全部完成，综自改造工程已进入收官阶段。

近年来，变电站由常规站改造为综自站已成为变电运行工作的发展趋势，综自改造工作目的正在于此。220kV常规站综自改造工作时间跨度大，工作班组多、工作现场复杂，工作任务紧、工作要求高。景龙中心值班员克服多项困难，精心准备，提前着手，精益化、标准化控制工作，安全顺利地完成了公司工作计划。迄今为止，中心综自改造工作已接近尾声，未发生任何一起人为责任事故及设备事故，所有工作全部安全完成。

220kv变电站投运方案 篇10

四川眉山公司220kV镇江变电站误操作事故通报

按：2009年3月12日，四川省电力公司眉山公司东坡供电局220kV镇江变电站运行值班人员在进行10kV电容器961开关由热备用转冷备用的操作过程中，由于9611刀闸传动轴变形，分闸不到位，操作人员也未按规定逐相核查刀闸实际位置，发生一起带电合接地刀闸的恶性误操作事故，暴露出部分基层单位设备隐患缺陷排查治理不力、倒闸操作制度贯彻执行不到位、习惯性违章突出等问题。现将事故调查报告书（摘要）转发，各单位要认真学习，深刻吸取事故教训，举一反三，切实加强安全监督管理，全面贯彻落实公司进一步加强当前安全生产紧急电视电话会议精神，查找安全管理薄弱环节，主动发现问题，及时解决问题，坚决杜绝误操作事故再次发生。

附件：四川眉山公司220kV镇江变电站带电合接地刀闸事故调查报告书（摘要）

附件

四川眉山公司220kV镇江变电站带电 合接地刀闸事故调查报告书（摘要）

2009年3月12日，四川省电力公司眉山公司东坡供电局镇江变电站运行值班人员在进行10kV电容器961开关由热备用转冷备用的操作过程中，由于9611刀闸传动轴变形，分闸不到位，操作人员也未按规定逐相核查刀闸实际位置，发生一起带电合接地刀闸恶性误操作事故。

一、事故概况

1、镇江变电站10kV 主接线图：

2、事故经过

3月11日，220kV镇江变电站当值值班员王××、黄×巡视时发现10kV 1号电容器961开关弹簧储能不到位，控制回路异常的缺陷，立即向站长和多能建设公司检修人员作了汇报。3月12日9时53分，眉山地调张××电话命令“将10kV 1号电容器961开关由热备用转冷备用”。10时03分，镇江变电站当值操作人袁×、监护人姚××、值班负责人王××执行09016号操作票（操作任务：10kV 1号电容器961开关由热备用转冷备用），操作第5项“拉开1号电容器9611刀闸”后，检查刀闸操作把手和刀闸分合闸指示均在分闸位置，但未认真检查刀闸触头位置，操作完毕后向地调张××作了汇报；10时06分，张××电话命令，根据建J03-12号第一种工作票对10kV 1号电容器961开关补做安全措施。10时22分，镇江变电站当值操作人袁×、监护人姚××、值班负责人王××在执行09017号操作票（操作任务：根据建J03-12号第一种工作票补做安全措施）第3项“合上1号电容器96110接地刀闸”时，发现有卡涩现象并向值班负责人王××进行了汇报，值班负责人王××到现场也未对9611刀闸实际位置进行认真核实，便同意继续操作，导致三相接地短路。同时，造成10kV 1号电容器961开关后柜门弹开并触及#2主变10kV侧 A相母线桥，#2主变差动保护动作，202开关、102开关、902开关跳闸，110kVⅡ母、10kVⅡ段母线失压，镇江站所供110kV变电站备自投装置均正确动作，未造成负荷损失。

事故造成961开关、9611刀闸及后柜门损坏，柜内CT绝缘损坏，961间隔控制电缆损坏，其余相邻设备无异常。

3、抢修恢复情况

检查#2主变无异常后，于15时45分#2主变送电正常。

二、事故原因分析 1、10kV电容器开关柜9611刀闸传动轴弯曲变形，9611刀闸分闸未到位，操作联锁机构不能正常闭锁接地刀闸，造成带电合96110号接地刀闸，是造成此次事故的直接原因。

2、当值运行人员违反倒闸操作规定，未认真检查9611刀闸操作后的实际位置，仅凭分合指示来判断刀闸位置，是造成此次事故的主要原因。3、961开关柜（成都科星电力电器有限公司生产，型号YB-10）从2007年投运以来，长期存在带电显示装置装设点不合理等装置性违章安全隐患，是造成此次事故的次要原因。

三、事故暴露的问题近期，国家电网公司系统接连发生了3起恶性误操作事故，公司安监部及时通报了事故相关情况。3月11日，国家电网公司紧急召开安全生产电视电话会议，就防止恶性误操作事故作出重要指示。省公司领导当即要求各单位认真传达会议精神，结合反违章工作开展，迅速组织开展“预防电气误操作事故专项整治行动”，严格贯彻落实各项防止误操作事故措施。然而，就在安全生产紧急电视电话会议召开的次日，眉山公司东坡供电局运行人员有章不循，有禁不止，不认真执行“防止恶性误操作相关规定”，不认真检查刀闸操作后的实际位置，导致了带电合接地刀闸恶性误操作事故的发生。充分暴露出部分一线员工安全意识淡薄、工作作风漂浮、责任心欠缺、违章行为滋生的严峻现实。眉山公司“3.12”（带电合接地刀闸）恶性误操作事故原因与天津“2.11”500kV 吴庄变电站（带接地刀闸送电）恶性误操作事故如出一辙，原因极为雷同。设备隐患缺陷长期存在得不到处理、倒闸操作制度贯彻执行不到位、他人的事故教训没有认真总结汲取，造成了类似事故的重复发生，暴露出眉山公司对上级安全指示精神领悟不够，落实上级要求和规章制度上存在层层衰减、层层弱化现象以及“三基”管理严重滑坡等诸多问题。

四、事故责任认定及处理决定

1、东坡供电局镇江变电站当值运行人员王××（值长）、姚××（正班）、袁×（副班），安全意识淡薄，思想麻痹，有章不循，有禁不止，对公司一而再、再而三严肃强调的防止恶性误操作规定和要求麻木不仁，严重违章违规操作，应对此次事故负主要责任。

根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予王××、姚××、袁×留用察看一年的处分。

2、东坡供电局镇江变电站站长吴××，对本站运行人员安全管理松懈，违章、违纪、违规操作行为姑息放任，安全事故通报学习流于形式，在对紧急安全电视电话会议精神和防误操作要求传达贯彻上走过场，应对此次事故负主要管理责任。

根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予吴××撤职处分，并经济处罚4000元。

3、东坡供电局分管变电副局长王××，变电运行安全管理松懈，隐患排查治理工作组织不力，“三基”管理工作严重滑坡，对省公司紧急安全电视电话会议精神领悟不透，防止恶性误操作措施传达落实不力，根据“谁主管，谁负责”的原则，应负主要领导责任。

根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予王××行政记大过处分和安全黄牌警告，并经济处罚6000 元。

4、东坡供电局局长李××、党支部书记李××，安全工作精力投入不够，安全管理薄弱环节督促整改缺位，员工安全思想教育不力，应负领导责任。

根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予李××、李××行政记过处分和安全黄牌警告，并经济处罚6000 元/人。

5、眉山公司总经理胡×、党委书记陈×、分管副总经理何×，安全工作组织领导不力，不认真总结吸取国家电网公司通报事故的教训，安全隐患排查治理无实效性，员工安全培训不力，应负领导责任。

根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予胡×、陈×、何×行政警告处分，并经济处罚4000元/人。

6、根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予眉山公司领导班子其他成员苗×、李××、闵××、刘××、程××、詹××通报批评，并经济处罚3200元/人。

7、根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予眉山公司安全黄牌警告，中断眉山公司安全生产记录，责成眉山公司中断东坡供电局安全生产记录。

8、责成眉山公司对其余相关责任单位（部门）和责任人员进行处理，处理结果上报省公司安监部备案。

9、眉山公司领导班子在一月内到省公司进行“说清楚”。

上述经济处罚于收文后十五日内交省公司财务部，缴款凭证复印件交省公司安监部备查。

五、整顿措施

1、从即日起，公司系统内暂停所有新开工的生产现场施工作业和倒闸操作，各单位立即开展为期一周的“安全生产停产学习整顿”活动，再次重新学习3月11日国家电网公司进一步加强当前安全生产紧急电视电话会议精神，国家电网公司系统近期发生的各类事故通报，眉山公司220kV镇江变电站“3.12”恶性误操作事故通报，四川省电力公司《防止电气误操作事故专项整治行动实施方案》以及王平副总经理在防止误操作事故专项整治行动启动会议上的重要讲话等内容，深刻吸取事故教训，结合本单位实际，举一反三制定出切实有效的防范措施。各单位要充分利用停产学习整顿时机，认真组织学习、讨论和专题分析，深入查找本单位在安全生产管理上存在的薄弱环节，深度挖掘可能导致不安全事件的隐患，务必要根据本单位情况，提出相应的整改措施，制定出切实加强近期安全生产工作的强有力安全控制措施。

2、省公司将组织专门的“安全生产停产学习整顿”督查工作小组，分片区对各单位停产学习整顿情况进行检查督促。对停产学习整顿走过场、质量不高、要求不严的单位，省公司将进行通报批评和严肃处理。

3、各单位要结合今年省公司“预防电气误操作专项整治行动”工作，大力开展倒闸操作技术练兵和技术演练活动，重点在倒闸操作规范性、操作质量、操作后检查、现场监护等方面下功夫，切实提高倒闸操作质量和现场控制力度。

4、切实加强现场倒闸操作监督检查。对近期（2009年5月31日前）的所有倒闸操作，无论操作项目大小，各单位、车间领导或管理人员必须到现场进行督察，加强对倒闸操作的全过程监督，对工作不到位的情况，省公司一经发现将严肃处理。

5、对于目前已开工且不能立即结束的现场施工作业项目，各单位生产领导务必要亲自把关，安排生技、安监部门专业人员加强现场监督和控制，尽快结束现场施工作业并恢复送电。

6、对近期内的电网事故处理，调度部门负责人必须到调度室，指挥事故处理；各单位生产领导务必亲自靠前指挥，加强现场倒闸操作监督和事故处理指导协调，确保人身、电网和设备安全。

220kv变电站投运方案 篇11

【关键词】无人值班；当地监控机；保护信息；一体化装置

0.引言

110kV及以下变电站的无人值班工作的顺利开展及变电站自动化技术的飞速发展，为220kV变电站无人值班工作的实施提供了大量实际借鉴经验和技术支撑。目前黑龙江省电网220kV变电站的无人值班改造工作正在如火如荼的进行之中。文章结合齐齐哈尔地区电网的实际情况，论述了220kV变电站的无人值班改造工作中需注意的有关问题。

1.改造模式

220kV老旧变电站采用何种模式进行改造，选用何种类型变电站自动化系统是改造前必须要明确的问题。当前变电站系统的类型主要有两大类，即RTU型自动化系统和计算机监控系统。RTU型自动化系统设计思想面向功能，集中组屏，其结构简单，功能单一。计算机监控系统设计思想面向对象，采用分层分布式结构，既可集中组屏又可分散布置，功能多样。

采用RTU方式改造时，一般只需考虑对原自动化系统进行升级或更新，对原有的遥测、遥信功能进行完善并增加遥控功能且仅限于断路器分合闸操作，保留原有的控制屏和测量信号回路，一般不要求对一、二次设备进行大规模更换，当地监控机也可不配置。此改造模式较简单，涉及面小，工作量也较小。采用计算机监控系统方式改造时，不但自动化系统需彻底更新，而且要求一、二次设备作较大的更换，如进行电动闸刀更换和保护进行微机化改造等，采集的信息更多，功能也更齐全，取消原来的控制屏及信号测量回路，由当地监控系统和测控单元实现站内的监视和操作功能。此改造模式较复杂，涉及面广，工作量也较大。

一般认为对电动刀闸有遥控要求，采用集中监控、少人（留守） 值班模式的变电站应采用计算机监控系统方式改造；而只对开关有遥控要求，采用集中监视、少人值班模式的变电站则推荐采用RTU方式改造。

2.当地监控机

无人值班改造中经常会出现自动化系统是否需配置当地监控机的争论。有人认为变电站将最终变成无人值班形式，故无需再配置当地监控机。诚然，配置当地监控机一方面增加了投资同时也加重了安装调试任务。但保留当地监控机还是有以下几方面的理由。首先，目前不论是集中监控、少人（留守） 值班模式还是集中监视、少人值班模式的220kV变电站都应有人留守在变电站。因此，配置当地监控机便于现场运行人员监控和管理，同时也便于系统的安装和调试。其次，便于今后系统的运行维护、检修及设备巡视。当采用计算机监控系统方式改造时由于取消了控制屏，不便于检修运行人员了解掌握全站设备的运行状况，因此当地监控机是解决该问题的最佳方案。

3.保护信息采集

3.1 保护信息采集方式

目前计算机监控系统对保护信息的采集的方式也主要有两种：即硬接点方式和串行通信方式。对于常规继电器保护只能采用硬接点方式。而对于微机保护则除了硬接点方式外还有串行通信方式。

3.2 串行通信的方式

由于220kV变电站规模较大，保护装置的种类和数量较多，而监控系统公用信息工作站的通信接口数量是有限的，不可能实现与各保护装置进行直接通信。此外，各保护装置直接接入监控系统的公用信息工作站，监控系统需装有各类保护的通信规约，并需与每种保护进行通信调试，因此，监控系统和保护厂家间的调试配合工作量十分繁重。正是由于直接通信有如此多的弊端，才引入了保护信息管理机方式。保护信息管理机负责与各类不同保护装置的通信，然后转换成统一规约与公用信息工作站通信。保护信息管理机一般由保护厂家提供，更容易实现与各保护的通信，尤其和自家生产的各类保护更不存在通信规约配合问题。

3.3 保护信息处理方式

对于保护通信信息处理方式目前主要有两种选择：一是将保护报文转换为遥信处理，二是直接进行报文解释。如将保护通信信息作为遥信上传，不但增加调试工作量，也受通信规约的限制。过多的信息会造成系统各种实时性能指标下降，走入舍本逐末的误区。如作为报文处理，则集控站工作站需安装相应的保护报文解释程序，对监控站SCADA系统提出更高的要求，而且各种保护告警信息也将大量增加，包括运行人员不需了解的信息会经常出现，干扰运行人员的正常监视。

4.保护测控一体化装置

4.1 保护功能问题

采用保护测控一体化装置是因为35kV、10kV出线的保护配置要求相对较简单，一般只要求具备三段式电流保护即可。然而，随着电网的不断发展，35kV线路的供电半径的缩短、供电容量的增大，故障时的短路容量增大了许多，普通的三段式电流保护已不能满足保护配置要求。因此，对35kV线路的保护配置也提出了更高的要求，如需具备距离保护功能等提上了议程。

4.2 装置安装问题

35kV、10kV电压等级的设备配置的保护测控一体化装置的安装方式主要有两种，即就地安装于开关柜和集中组屏安装于继电保护小室。就地安装可以节省大量二次电缆，简化二次回路，减少了施工和设备安装工程量，改造期间间隔问相互影响小等优点，此外还可以减少屏位布置；但同时就地安装也存在需对原有开关柜进行开孔改造等问题，并且对保护测控装置的抗干扰、抗震动性能及环境方面等提出了更高的要求。因此，保护测控合一装置是否就地安装应根据变电站继电保护小室屏位、开关柜等的实际情况综合考虑而定，不宜强作要求。

4.3 电气防误问题

35kV、10kV低电压等级设备的防误要求有其特殊性，如对柜门、网门位置均有要求。而目前大多保护测控一体化装置均不具备内部防误闭锁功能，且其开入量一般较少，对柜门、网门位置等信号一般不采集，因此，操作的正确性只能靠独立的微机防误系统来保证。为了真正发挥计算机监控系统的防误功能，就需要保护测控一体化装置增加开入量完善本间隔相关信息采集，同时要求其具有内部防误闭锁逻辑，即装置要实现保护、测控、防误功能的一体化。

5.结束语

以上问题都是220kV变电站无人值班改造工程中经常面临且必须解决的问题。220kV变电站无人值班改造是一项十分复杂的系统工程，具有改造难度大，涉及范围广，技术要求高等特点。由于我国电网220kV变电站的无人值班改造尚处于起步阶段，改造的模式、功能要求等都暂时无法完全统一，需要不断地在工程实践中探索，积累有益的经验，以利于实现220kV变电站无人值班改造工作的规范化、标准化。

【参考文献】

[1]牟媛.适用于变电站的全站闭锁式监控系统[J].电力系统自动化，2001，25（19）：55-27.

220kv变电站投运方案 篇12

在大庆油田, 通常情况下, 各3 5 k V/6 k V (10k V) 变电所都有2台及以上的额定电压为6k V的高压电动机, 由于电动机的启动电流很大 (一般为其额定电流的6~7倍) , 为了防止频繁启动电机引起主变压器过流保护和满足负荷的变化, 同时在主变压器检修时能够方便的转移负荷, 变电所的主变压器容量通常比实际负荷大, 采用单母分段的主接线方式, 两台双绕组变压器并列运行。

但是, 由于生产的需要使变电所不再带动电动机, 且常态负荷减小到单台主变压器的负载率不到3 0%时, 就要考虑只投运一台主变压器了。

2 变压器的效率分析

变压器的一次绕组从电源侧获得有功功率P1, 除了小部分消耗于内部损耗外, 全部转变为输出功率P2。变压器在运行中的内部损耗由变压器铁损和铜损两部分组成。

(1) 变压器的铁损。当一次侧加交变电压时, 铁芯中产生交变磁通, 从而在铁芯中产生磁滞与涡流损耗, 总称铁损。变压器的空载损耗基本上等于铁损。当电源电压一定时, 铁损基本是个恒定值, 而与负载电流大小和性质无关。

(2) 变压器的铜损。由于变压器一、二次绕组都有一定的电阻, 当电流流过时, 就要产生一定的功率和电能损耗, 这就是铜损。

由于铜损, 因此变压器的铜损主要决定于负载电流的大小, 所以

式中:变压器在额定负载时的铜损, 其值近似为变压器的短路损耗, 可用短路试验测出。

变压器的一次、二次电流。

变压器的负载系数, 其值等于任I2I2e一负载下二次电流I2与二次额定电流I2e之比。

由上面公式可知, 变压器的铜损与负载系数的平方成正比, 因此变压器的铜损与负载的大小和性质有关。只要知道负载电流的大小, 就可以算出这一负载时变压器的铜损。

(3) 变压器的效率η。变压器的输出功率P2和输入功率P1的百分比, 称为变压器的效率η:

当负载的功率因数c o s为一定值时, 变压器的效率与负载系数的关系, 称为变压器的效率曲线, 如图1所示, 它表明了变压器的效率与负载大小的关系。

从图1可以看出, 当变压器的负载电流为零时, 效率也为零;负载电流增大时, 效率开始很快上升, 直到最大值, 然后又下降。这是因为变压器的铁损基本上不随负载变化, 当负载很小时, 这部分损耗占的比重大, 因而效率低。又因为铜损与负载电流的平方成正比, 当负载电流增大到一定程度后, 铜损增加很快, 使效率又降低。

因为 (单相) , 根据数学知识, 当二次侧电压U2和负载的功率因数cos为定值时, 可设η为I2的函数, 使η'=0的I2值, 可使变压器的效率η取得最大值。根据数学导数公式:

所以变压器效率最高时的负载系数

由此可以算出, 一般变压器的最高效率大致出现在负载系数的时候。

3 单台主变压器投运时机及优点

例如, 大庆油田第三采油厂某变电所, 两台主变压器 (35k V/6k V) 容量都为8000k VA, 二次侧为星形接法, 二次侧额定电流 (线电流) 都为734A, 原来有两台电动机, 经常运行一台, 2003年11月起不再带动电动机, 单台主变压器的负载电流经常为200A, 单台主变压器的有功功率经常为2000k W (6k V负荷侧) , 则单台主变压器的负载系数Kfz=200/7340.27, 根据变压器的效率曲线图 (见图1) , 主变压器的效率η约为0.89。若改为单台主变压器运行后, 单台主变压器的负载电流经常为400A, 单台主变压器的有功功率经常为4 0 0 0 k W, 则单台主变压器的负载系数Kf z=4 0 0/7 3 4 0.5 4, 主变压器的效率η约为0.9 9, 几乎达到了主变压器的最高效率。效率η提高了10%。则从该变电所主变压器高压35k V侧算, 每天可节约电量约为原用电量的:

每天可节约电量的具体数值为:

因此, 对于这样“没有电机、负载率又低于30%”的双主变压器油田变电所, 应该改为单主变压器运行。

推广开来, 若是不考虑起电机解过流保护等因素, 对于负载率低于30%的双主变压器油田变电所, 都应该改为单主变压器运行。这样的做的优点有:

(1) 节电10%左右;

(2) 节省主变压器每2至3年的大修费用, 节省主变压器高低压侧开关及刀闸的大修费用;

(3) 节省每年主变压器、主变压器高低压侧开关及刀闸、电压表、电流表、有功表、无功表, 功率因数表等各种主变压器附属仪表、继电器等设备的检修、维护甚至更换费用;

(4) 节省了一台主变压器及其相关设备。

参考文献

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摘 要：电力系统中节点方式是一个综合性很强的技术问题，它和电网电压的安全界、电网的组成结构以及绝缘体的水平还有供电的可靠性能等事关人身安全的问题都有着密切的联系。首先从220kV变电站主变压器故障的中心点的运行方式和现状来分析，最终证明了中性点的电阻接地的方式改造成功，并且在一定程度上对故障的寻找和相关事故隐患的排查以及正常运行创造了良好的条件，有效提高了电网的安全运行的成功率。

关键词：变电站；主变压器；故障；中性点接地；电弧佛山某变电站主变压器中存在的问题和分析

1.1 佛山某变电站主变中性点接地方式的变化

220kV的佛山某变电站，主变电器中心的全部弧线的线圈接地外存在安全的问题，4台主变电器的35kV两侧的30条反馈线路所带来的全部负荷是高能量的负荷性质，对于电缆和线路的保护主要由三段式直流电路、低频率的减载器以及负荷过载报警装置。

主变中心点所接消弧线圈的补偿电流为37A，由实测可以得知各台主变弧线圈即使得到最大流量的补偿容量也不能满足补偿的要求，这就使得主变电站的系统中存在重大的安全问题。

1.2 变压器中性点的弧线圈接地问题

变电站中低压侧电网的结构有了非常大的变化，对于现代农业和工业的发展起到了推动作用。在变电站的构成中，尤其是低压侧的垂线线路的中电缆的数量越来越多，所以，变电站的主变压器的中性点经过弧线圈的运行方式所产生的弊端也逐渐显露出来。主要原因是由于对于调节范围较小的弧线圈，已经不能适应现代变电站中的电流量和出线的规模。以电缆为主的变压器的高压侧的出现的网络，在出现单方面接地的故障时，它的接地面积比较大，对于主变中性的消弧线圈的运行状态过于补偿的状态也常常得不到满足。在故障发生的时候，对于故障点的判断也存在一定的难度，所以不能及时的判别是哪条线路发生了故障。佛山某220kV变电站变压器故障原因分析

2.1 声音异常

变压器在正常运行的阶段，会匀速的发出“嗡嗡”生。如产生的“嗡嗡”不均匀或有其他奇怪的声音，变压器的运行就会变得不正常，并且根据声音也不能判断出来故障的原因，要仔细的检查，对变压器的不正常运行进行及时的处理。如运行中有“叮当”声，可能是散热器螺栓松动或有载调压机构连杆振动所致，也可能是由于有载调压机构箱或端子箱与变压器连接松动。如风扇或油泵运行声音过大或有摩擦声，可能是由于风扇或油泵轴承损坏或偏移造成的。较高且沉闷的“嗡嗡”声，可能是变压器过负荷，由于电流大，铁芯振动力增大引起的，可根据变压器负荷情况进行判断。声音比平时大或听到其他明显杂声，可能为变压器铁芯穿芯螺栓松动，硅钢片间产生振动；绑扎松动或张力变化、硅钢片振动增大所致。如负荷突变，个别零件松动，内部有“叮当”声；轻负荷时，某些离开叠层的硅钢片振动发出“嘤嘤”声等。这些都要随时进行观察、诊断。

2.2 颜色和味道异常

在变电站的变压器的设备中，防爆管的贴膜破裂或者防曝光的防爆膜破裂会引发水汽和潮气对变压器的腐蚀，腐蚀设备，内部导致变压器的绝缘强度降低。管道内部的电热化会造成套管内部持续放电，造成的高温会导致线路的老化，绝缘受损或者设备遇热爆炸。套管的损坏所造成的电晕和放电都能产生明显的臭氧味道，油泵烧毁会发出烧焦的味道。此外，吸潮过热还有电圈的不完整以及设备内部水量过大都会造成设备明显的变色。

2.3 气温异常

一般情况下，比平时高出10摄氏度以上的负荷量而且温度也在不断地上升时，则变压器内部的出现了问题。主要可能有以下原因引起：设备内部故障引发的温度异常升高、比如层间电缆线路短路，电圈持续放电导致的内部温度异常、内部的引线接头触地导致电火花四散飞射。出现以上情况时，可能还伴随有瓦斯或者其他保护动作。故障严重时，可能产生防爆管喷油现象，遇到电火花出现时，可能会点燃燃油，酿成火灾，如有上述情况产生，应该立刻将变压器停用检查。

2.4 油位异常

变压器在正常运行过程中油位异常和渗漏现象是十分正常的，会出现以上问题时，应当定期进行检查变压器的运转情况。主要是油标管产生堵塞、或者防爆管道气孔堵塞，气温过低造成的油量下降产生的漏油现象，如果产生漏油时第一时间无法完全堵住，套管产生的破裂和持续放电现象，则会导致火灾的产生。佛山某220kV变电站主变压器故障的处理措施

3.1 变电站处理措施

在加强变电站主变压器维护管理的同时，也要对变电站内部的设备做一次全方位细致的考察。今后运行人员的将采用高清望远镜对导线表面的破损情况进行日常的维护和检查，尤其是对接触重点部位以及各个积垢部位。发现有腐蚀现象应当及时的处理，将安全隐患及时清除。灾害发生后将受损的导线以及完好导线的相连部分全部拆除更换崭新的导线，并对导线的安全进行详细的检查。彻底杜绝一切隐患。请教相关问题的专家进行变压器故障的数据处理和原因的分析，选定适合于当地的气候环境的实验，防止灾难的二次发生，在佛山变电站适用并且证明效果最佳时，可以推广到其他附近地区的变电站，在其他的变电站设备上使用。对当地的气候环境做一次详细的数据计算，并将变电站在当地的环境下运行的数据进行整合，对重点巡视和防范的设备要做好防腐蚀处理工作。积极与当地的政府和相关部门的联络，对数据的流通进行双重选择，促使重度污染的企业开展整改活动，从源头上摒除电缆和其他金属设备的腐蚀，从而保障电力设备的安全运行。

3.2 变电站主变压器内部的修整

增加更为先进的变压器设备，加大变压器内部的撑条的数目，提高绕组的支持力度，也要相应的增加变压器电缆抗短路时电流冲击的能力。更换平衡模块中的绕组线，采用先进的自粘换位半硬铜导线，平衡绕组线的柔韧程度可以提高4倍以上。大大提高了对于变压器平衡模块漏电防护能力。预压的线圈可以在调整时保持平衡，保证线路在受到电流冲击的情况下，减少线圈轴心的受力情况。保护变压器设备的安全运行。结束语

随着社会和进步和经济的发展，电力的需求度也越来越大，变电站的工作量也越来越大，变电站反馈线的数量和电厂的规模也越来越大，高压电缆的普及致使电流量的负荷与日俱增，用户也对电力的使用提出了新的要求，中压技术和大型发电机组的接地方式存在的问题日益突显，同时世界范围内的长期有效的继电保护等技术难题相继被攻克，这为变电器能否更好的选择接地方式创造了有利条件。全球信息化的时代已然到来。实践是检验真理的唯一标准。在解决这个问题时必须要做到大量的实践来证明，结合国内外各个电力系统的长期的合理的运行来吸取经验和教训，保证我国的电力系统安全高效的运行。主变故障的正确诊断与处理是变电站运行维护工作中非常重要的一项环节，如果处理得不及时将演变为事故，就会对城市供电造成较大的影响，因此要认真对待。

参考文献