500kV输变电工程

500kV输变电工程（精选12篇）

500kV输变电工程 篇1

2010年上海世博会供电保障工作目前已进入全面冲刺阶段。2010年4月16日,国家电网公司上海500 kV静安(世博)输变电工程竣工仪式隆重举行。以此为标志,国内首座超大容量、多电压等级、全地下、全数字、智能化变电站正式投运,为保证世博会安全可靠供电打下了坚实基础。

上海500 kV静安(世博)输变电工程包括500 kV静安(世博)全地下变电站本体和500 kV世博电力隧道全地下电缆,是上海世博会保电的核心工程之一,直接为世博会和中心城区提供500万kVA的变电容量。

静安(世博)输变电工程将解决上海部分中心城区电力供应紧张问题,对不断促进经济繁荣、增强城市竞争能力,保障世博会用电具有重要意义,是上海电网实现跨越式发展的具体体现。

为世博会提供安全可靠的电力保障是国家电网公司义不容辞的责任。作为世博会电力供应与服务全球合作伙伴,国家电网公司将世博会保电工作作为服务和谐社会建设、奉献清洁电力的重要举措,通过加强电网建设、强化安全管理、排查安全隐患、落实反恐措施,确保世博会供电万无一失。同时,国家电网公司还将通过世博园智能电网综合示范工程展示特高压和坚强智能电网建设方面的成果,以及以智能电网为核心的能源革命带来的美好生活。

500 kV静安(世博)输变电工程是超大超深的地下结构工程,采用全逆作法进行地下结构施工,周边环境复杂、技术难度大、质量要求高,建设规模列全国同类工程之首,在工程设计、施工方面创造了多项国内和世界第一,历时4年建成。工程设计全地下变电站,深度33.5 m,基坑面积1.33万m2,地下总建筑面积达5.3万m2。地面仅留主控室、进出口和进出风口,其余为公共绿地,与雕塑公园融为一体,充分展现了上海世博会“城市,让生活更美好”的主题。

(信息来源：中国电力信息网)

500kV输变电工程 篇2

国网浙江省电力公司

一、工程概况 1．建设必要性

2015年嘉兴电网全社会最大负荷达到865万千瓦，嘉兴地区现有500千伏主变已不能满足供电可靠性要求，需要增加变电容量。建设500千伏桐乡输变电工程，可满足嘉兴地区负荷发展需要，分散电源点接入，解决500千伏王店变短路电流问题，提高嘉兴电网供电可靠性，为电网分层分区运行创造条件。因此，加快建设桐乡500千伏输变电工程非常必要，它的建成将加强浙江北部地区电网结构，特别是增强电网抗灾害能力,满足地区社会经济发展的需要，满足电网安全、可靠、经济运行的要求，项目建设符合浙江省500千伏电网近、远景规划。

2．工程建设依据

国家发展和改革委员会文件发改能源〔2012〕2509号《国家发展改革委关于浙江苍南电厂送出等5项500千伏输变电工程项目核准的批复》。国家电网公司文件国家电网基建〔2013〕614号《国家电网公司关于浙江桐乡500千伏输变电工程初步设计的批复》。

3．工程建设规模

500kV桐乡变电站位于浙江省桐乡市濮院镇。工程总用地面积3.18公顷（47.7亩），其中围墙内占地面积为2.89公顷（43.35亩），建筑面积1129平方米。

变电站远景安装4组1000MVA主变压器，本期2组1000MVA主变压器，建设#

1、#4主变。出线规模： 500kV终期出线规模6回，分别至含山2回，汾湖2回，秦山（方家山核电）2回；本期出线6回，按最终规模上齐；220kV终期出线规模14回，本期出线8回。无功补偿终期每台主变按装设4组无功补偿设备考虑；本期#1主变35kV侧装设2组60Mvar低压电容器和1组60Mvar低压电抗器；#4主变35kV侧装设2组60Mvar低压电容器。电气主接线： 500kV采用1个半断路器接线，远期6线4变组成5个完整串,本期6线2变组成3个完整串和2个不完整串,共安装13台断路器。220kV远景及本期均按双母线双分段接线考虑, 本期安装14台断路器。35kV采用单元制 的单母线接线，主变35kV进线侧不设总回路断路器。

4．工程参建单位

建设单位：国网浙江省电力公司 属地管理单位：国网嘉兴供电公司

设计单位：中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司 监理单位：浙江电力建设监理有限公司 施工单位：浙江省送变电工程公司 运行单位：国网浙江省电力公司检修分公司 5．工程建设工期

土建工程于2014年3月30日开工；电气安装调试于2014年12月开工；2015年5月25日工程顺利启动。

6．工程造价：

本期500千伏桐乡变电站工程概算总投资为39675万元，单位容量造价198元/kVA；工程竣工决算30395万元，单位容量造价152元/kVA。

二、桐乡变工程建设特点

本工程按照安全可靠，经济适用原则，采用成熟可靠的工艺和技术，同时积极进行优化和创新，变电站主要技术经济指标及综合经济效益达到国内同类型项目的先进水平。

1．为实现创优质工程目标，本工程设计新颖，效益显著： 1）变电站将经典的江南水乡建筑风格融入其中，全站建筑粉墙黛瓦，屋顶采用小青瓦装饰，雨篷、外窗窗罩采用小青瓦挂瓦，勒脚采用小青砖修饰，整体美观大方，与当地人文环境协调。

2)优化配电装置布置，站内占地面积仅2.89公顷，节约用地3466平方米。屋面采用保温隔热措施，门窗采用断桥铝合金中空玻璃，采用低损变压器和节能金具。污水采用无动力的生化处理系统，生活污水零排放。工频电场噪声等环保指标国内领先，工程已通过电力建设绿色施工示范工程验收。

3）变电站通过监控系统集成优化，实现运行监视、操作与控制、信息分析与智能告警、运行管理等功能，提高了变电站的自动化水平、安全生产水平、技术管理水平。全站配置智能辅助控制系统，实现视频安全监视、技防、环境监测等系统的智能管理。应用智能一体化电 源系统，实现直流、交流、UPS和通信电源的集中供电和统一监控管理，共享直流电源的蓄电池组，简化系统节约投资。

4）应用Pile 7.1桩基设计计算软件对基础沉降进行计算，增强与弱化结合、减沉与增沉结合、局部平衡、整体协调，实现差异沉降、筏板内力和资源消耗的最小化，优化PHC管桩布桩、筏板及配筋，极大地节约了工程造价。

5）设计采用抽屉式防火隔板电缆支架系统。为解决电缆沟内电力电缆、控制电缆以及双重化线缆防火分隔，设计开发了抽屉式防火隔板及电缆支架系统。可根据需要调整安装数量并沿电缆沟依次拼接，安装拆卸仅需推入或抽出，避免了现场切割与焊接安装，安装后整洁美观，非常有利于电缆安全运行。

6）主设备布置选型优化。500kV、220kV配电装置主设备采用技术先进成熟、运行可靠、检修和维护方便、小型化的GIS设备，500kV GIS结合变电站场地特点按Z字型布置断路器，缩减GIS占地横向尺寸。

7）大范围应用清水工艺设计。地面以上混凝土结构采用清水混凝土，基础转角处统一倒圆角R20。主变防火墙及实体围墙框架梁柱采用清水混凝土，墙体采用清水砖墙。

8）设计采用电动平开式钢格栅大门，满足反恐要求。

9）首次在桐乡变全面采用拥有自主知识产权的二次设计软件，包括智能变电站设计系统2.0软件和电气自动化辅助设计软件，实现了智能变电站设备的ICD解析、虚回路、物理与组网回路配置等功能设计，实现了设备之间的自动连接和检查、二次端子排自动生成、设计图号自动索引等功能，达到了端子排图电缆接线零错误率的目标，大大提高了智能变电站二次虚回路的设计准确率和自动化水平，为施工、调试以及运行维护创造了极大的便利。

10）建筑设计做到简洁明快古朴典雅。各建筑物空调布置统一设计，以保证建筑立面效果；通过预埋及室内外装修处理使空调管和冷凝水排放管不外露，保证室内的整洁美观。

11）设计应用落地式光缆交接箱，在户外配电场地及门型构架上，统一预埋OPGW引下构件，整洁美观。

12）本工程全面采用三维数字化设计，基于数字化设计STD软件平台，进行三维建模、数据库应用、数据集成等并融入工程管理及专 业间协同，有效的提高设计质量，解决了地下基础管线碰撞校验、地上带电设备距离校验等问题。

2．为实现创优质工程目标，大力运用新技术、新工艺、新材料，施工亮点频现：

电气安装

1)采用预制式光缆组件，取消现场熔接，现场即插即用。2)采用模块化装配式构支架，减少现场的焊接，提高结构的可靠性和耐久性。钢横梁、钢构架以及设备支架、底座、机构箱安装板等均采用一体化设计，工厂模块化加工焊接和镀锌，现场螺栓连接。构支架杆段与基础采用地脚螺栓连接，与杯口插入式连接相比无需二次灌浆，工期短。

3)采用新型管母切割机，提高管母切割精度。

4)通过精确测量和计算软母线档距，软母线三相弧度一致，跳线和引下线工艺美观、曲线流畅，弧度平滑自然。

5）采用计算机模拟电缆敷设新技术，从电缆敷设的基础工艺做起，电缆采用不外露敷管工艺，电缆终端采用热缩电缆头套一次成型，使电缆排放层次分明，标志清晰，紧凑整齐。

6）屏柜就位安装整齐一致，外形尺寸、颜色、各部件型号统一。屏内防火封堵密实，安装铝合金边框，工艺美观。电缆敷设整齐美观、符合规范要求，二次接线工艺美观。

7）OPGW引入变电站采用余缆箱，美观大方，便于检修。8）设备、构支架金属部分无锈蚀，紧固件无松动、螺栓露扣长度一致。全站设备接地引线满足规范和设计要求，接触可靠，整体观感效果美观。

9）构支架采用二次喷涂技术，保证色泽均匀，整体观感较好。保护帽定型钢模浇筑，采用六边形及倒角工艺。成品质量好，外观效果美观。

土建施工

1）开展清水防火墙技术攻关，优化模板材料和制作工艺，解决防火墙框架清水混凝土接缝多、表面不平整的质量通病，清水墙墙体施工，计算精确，定位严格，整体工艺美观。

2）全站围墙压顶采用顶置塑料模板，安装整齐一致，压顶纹路清晰表面光滑，一次成优。围墙伸缩缝采用明暗结合，瓦片的整体性 和墙面防水同步实现，达到预期效果。

3）涂料色彩选用协调、美观，涂料的纹路清晰，颜色均匀一致。分割缝设置规范，线条顺直，表面光洁，宽度、深度一致。4）预制散水安装平整，沉降缝及变形缝设置规范。表面采用硅酮胶，打胶光滑、顺直、宽度一致。

5)雨篷采用有组织排水，无积水。线槽顺直，宽度、深度一致。滴水线槽布置美观、实用。

6)电缆沟顺直，沟底排水顺畅，无积水。沟壁沉降缝设置规范。压顶采用清水混凝土工艺，阳角采用圆弧形倒角。压顶上部按排版位置预留柔性垫凹槽。

7）全站保护帽形式一致，采用清水混凝土施工工艺，混凝土表面光滑、平整、颜色一致。

8）吊顶精心排版，对称布置，无小块。饰面板上的灯具、风口等设备的位置合理、美观，与饰面板的交接吻合、严密。吊顶表面平整，无翘曲。

9）室内地面砖、墙面瓷砖套割吻合，边缘整齐。接缝平直、光滑，填嵌连续、密实。墙面砖与地面砖对缝，各个房间内外地面砖对缝。

10）木门合页按“上二下一”的要求安装，门套表面平整、洁净、线条顺直、接缝严密、色泽一致，有防水要求的木门套底部采取了防水措施。

三、工程建设管理

1．工程建设前期合法性审批

工程建设单位认真履行国家基本建设程序，分别取得了国家发改委对该工程的可行性研究报告的批复、初步设计批复、建设工程规划许可证等政府主管部门立项审批、核准文件，手续齐全、程序合法。

2．工程建设专项验收

工程由浙江省电力建设工程质量监督中心站质监，已通过消防、档案、环保、水保等专项竣工验收，工程启动及竣工验收证书齐全、完整。

3．工程招投标

工程设计、施工、监理、设备等均实行了招投标，各参建单位按合同工期、质量目标及指标等要求，完成了各自承担的任务。4．工程质量验收及评定

各参建单位强化质量管理，着重抓好工程的中间验收和隐蔽工程验收，注重工程质量通病的防治。工程施工质量符合要求，整体质量精良，施工工艺水平良好。主要技术指标满足相关验收规范要求。顺利完成了一次启动投运，试运行期间，变电站的继电保护及自动装置投入率、电气监测仪表投入率均为100％，投运以来运行安全、稳定可靠，运行状态良好。

5．工程达标投产和工程创优

本期工程单位工程优良率均达到100%，取得变电工程项目达标投产的批复。浙江省电力公司组织桐乡变创优质工程自查工作，检查提出问题已整改完毕。

6．工程获奖情况 工程获国家实用新型专利5项，省部级工法2项，省部级科技成果3项，省部级QC小组成果8项。

四、社会和经济效益

本工程自2015年5月25日投入使用以来，经过14个月的运行考验，各项使用功能正常，投产运行至今安全无事故，截至2016年7月31日完成电能输送共53.58亿千瓦时，有效缓解了嘉兴地区的供电压力，为建设坚强智能电网，服务乌镇“世界互联网大会”做出了突出贡献，社会和经济效益十分显著。

500kV输变电工程 篇3

【关键词】变电；常见故障；分析；处理措施

1、引言

由于现代社会的发展迅速，而且各行各业也开始高速运行，而在这些行业的运行过程中也离不开电力的使用。随着电力的大量使用使得我国的总用电量持续攀升，让电力部门面临了严重的挑战，这些挑战并不仅仅只包括要产生大量的电力，更包括对高压变电运行中的常见故障的处理。这也就要求电力部门的管理人员具有对500kV变电运行中常见故障的分析排查的能力，同时也要具有处理这些故障的能力。

2、变电运行中常见的故障及处理措施

在电力系统故障中，一般主要分为电力系统故障和电气设备故障两大类。

电气设备的故障为局部故障，会导致局部用户和系统受到影响，电力系统故障会影响整个电力系统，造成系统瓦解，危害很大。甚至还会危害社会稳定和国家安全，因此，对变电运行的常见故障进行分析，制定处理措施就显得意义重大。下面对500kV变电运行中常见故障进行分析并提出处理措施。

2.1 500kV变电运行一般故障及处理措施

变电运行的一般故障主要包括PT保险熔断、系统接地、断线和谐振等四种故障。

一般母线发生的PT事故主要有PT本体故障和PT二次回路故障两种。PT本体故障包括PT内部断线和PT内部短路，PT二次回路故障是指PT二次空开或熔丝以下部分电压小母线等故障。一般情况下电压不平衡有两种情况：中性点不接地系统电压不平衡和当线路或带电设备上某点发生金属性接地时引起的电压不平衡。

在隔离开关中有接触部分、连接部分、转动部分。其中接触部分主要为触头，无论哪一种形式的隔离开关，在运行中，它的触头弹簧或弹簧片都会因锈蚀或过热，使弹力降低；在操作过程中，电弧会烧坏触头的接触面，加之每个联动部件也会发生磨损或变形，因而影响了接触面的接触；在操作过程中用力不当，还会使接触面位置不正，造成触头压力不足等。连接部分即俗称接点，转动部分即旋转中的运动部分，运行中的隔离开关，如果发生异常，发生拉不开的情况，不要硬拉，应查明原因后，采取相应措施，一般原因为：冰冻使隔离开关拉不开；操作机构锈死，卡死转动部分使其无法工作拉不开；动静触头熔焊拉不开；瓷件破裂、断裂而无法操作等。根据拉不开的具体原因，结合变电站接线方式，采用相应的方法。

直流接地的原因一般有直流回路有工作人员，或者保护盘或控制盘中元件接地，也会是因为雨季户外端子箱、机构箱、隔离开关或断路器转换接点受潮造成。

当变电运行发生故障时，针对不同的故障类型，需要采取不同的解决措施：判断保险熔断要检查二次电压，以确定是否高压保险熔断；判断接地要巡视设备；判断谐振，要采用瞬间改变设备运行方式的方法来进行消除，如瞬间拉合空载线路的开关、瞬间并列或者是解列；判断为线路断线，要立即将情况汇报给调度人员，并且及时巡线处理。

2.2 越级跳闸的故障分析及处理措施

当设备发生故障，线路（或主变）保护或开关因某种原因拒动，从而导致该设备的后备保护，以跳开其他相关的电源开关来切除故障点的现象，叫设备故障越级跳闸。按拒动的设备一般分为两类：保护拒动和开关拒动。

保护拒动越级跳闸具有以下特点：线路（或主变）保护无动作信号，因此无法立即判断出故障的线路，由本母线上线路（或主变）对侧的后备保护和本母线上变压器的后备保护动作来切除故障。对于保护拒动的越级跳闸，从本站的保护动作信号上无法立即判断出故障的设备，如故障点不在站内则可以通过检查录波波形发现有故障电流的开关，如故障点在站内需要检查大量的设备来发现故障点。如通过上面手段，无法发现故障点，则只能采用分段试送，先母线分段，后充母线，再冲线路，逐步扩大送电范围的方式找出故障设备，如发现故障设备，则隔离后再恢复其他完好设备的送电。

开关拒动越级跳闸，线路（或主变）保护动作，但开关在合位，对于其他电压等级的设备由本母线上线路对侧的后备保护动作和本母线上变压器的后备保护动作来切除故障。对于开关拒动的越级跳闸，开关拒动的越级跳闸送电时，保护动作但开关拒动的设备就是设备。故障设备明显，隔离故障设备后即可以恢复其他线路送电。但隔离故障设备的开关时，要求直接拉开开关两侧刀闸，不允许再试手分开关，以保持原状方便检修，这时，隔离故障点后，允许用母联充母线。

2.3 500kV并联电抗器防护

提高重合电闸的成功性、吸收容性的无做功功率、限制潜供的电容电流等都是超高压线路中并联电抗器的主要功能。就目前科技发展状况来看，虽然并联电抗器不可或缺，但其相较于其他电压级数相当的设备来说更有可能发生意外。但又由于并联电抗器的重要性，所以它的安全关系到整个超高压线路的安全。并联电抗器首要的一个故障就是在其匝间的短路以及接地产生的故障，这样就会有零序故障分量的产生。而就目前电力系统根据零序电流的出处不同分为两种，一种是取自电抗器的高端，另一种是取自电抗器的中性点侧。这样也就硬性规定了零序电流流向为正方向时，当并联电抗器的匝间短路、设备内部出现接地故障时，零序电压则超前零序电流九十度。而设备外部出现接地故障时，零序电压则落后零序电流九十度。因此可以得出零序电压和零序电流这两者之间的相互关系，并由此对电抗器匝间的短路、内部接地故障和外部接地故障进行准确的判断。如果当电抗器的一匝有了短路现象后，那么就一定会有三相不相平衡的电流，那么零序电压的电压值也就会越来越向零值接近。但如果在短路且接地的情况下，发生了接地故障，那么电流方向就会向反方向流向，这样就产生了助减现象。而当这两者都出现了一定的故障没有办法进行正常的工作时，那么零序电压的检测值也就等值于系统对零序阻抗的降压值。但就并联电抗器来说，其零序抗阻中自身就有电阻这一不可更改的事实，就可以根据这一事实得出抗阻的角度是没有办法达到九十度的数值的。不过，如果并联电抗器的内部发生了接地故障或者外部发生了接地故障以及电抗器的匝间还出现了短路现象，整个高压变电系统就有了零、负序分量的数值，在这种情况下就要采取别的方法来作为电抗的保护，这种方法就是负序分量，在采用这种方法时，并以高压变电系统之间的负序电流与电压两者间的相对位移关系来对电抗设备的内部、外部故障和匝间短路故障进行判断。

3、结束语

由于人们对电力的运用范围越来越广，不同程度的电流与电压都影响着人们的日常生活与工作，因此为了要给人们的生活与工作提供最优质的服务，电力管理系统就应到保证高低压变电的故障得到最迅速的处理。而对于500kV的高压来说，其常见故障主要是由其所处的外部环境和构成它的设备与原料引起的，所以对于500kV的变电运行的常见故障的处理就应当做到事前预防，事时处理以及事后分析。

参考文献

[1]韩彦华，黄晓民，杜秦生.同杆双同线路感应电压和感应电流测量与计算[J].高电压技术，20H07，33（1）：140—143.

[2]李会涛.变电运行的安全管理及故障排除[J].电子世界，2013（6）

500kV输变电工程 篇4

2013年12月25日, 由中国电建集团所属四川电力设计咨询有限责任公司 (简称四川设计咨询公司) 建设管理的世界最高500KV输变电工程乡城输变电工程建成投运。乡城输变电工程于2011年12月由国家发展改革委核准建设。工程总投资155 909万元, 包括乡城500KV变电站、乡城~水洛500KV输电线路。该项目海拔范围在2 900~4 900m之间, 近70%线路位于海拔3 000m以上, 近40%线路位于海拔4 000m以上, 最高海拔为4 900m, 是世界上海拔最高的500KV输电线路。线路沿线地势高差悬殊、沟谷纵横、山势陡峻, 部分地段为无人区, 多数地方从公路到塔位骑骡需半天以上的时间。乡城输变电工程建成投运后, 将汇集甘孜州五大河流丰富的水电资源能升压送出, 彻底解决乡城附近水电送出瓶颈, 对促进乡城地方经济发展具有重大意义, 是服务藏区的民心工程之一。

(摘自中国工程建设网)

110KV输变电工程审计报告 篇5

审计报告

XXXXXXXX： 我们接受委托，对XXXXXXX110千伏输变电工程的工程造价及工程管理进行了审核。XXXXXXX对所提供资料的真实性、完整性负责，我们的责任是对所提供的资料发表审核意见。我们在审核过程中结合工程项目的实际情况，实施了我们认为必要的审核程序。

一、工程概况：

1、工程名称：XXXX110千伏输变电工程。

2、工程包括：（1）XXX110千伏变电站工程；（2）XXXXX110千伏电源线路工程；（3）XXXXX110千伏光纤通信工程。

3、该工程经XXXXX文批准概算，批准投资额（动态）为2146.91万元。

4、XXXXX110千伏变电站设计所区占地面积9500平方米，主厂房建筑面积466平方米，全部为单层砖混建筑。该工程本期安装63兆伏安主变压器，110千伏出线1回，10千伏出线3回。线路是从现有XXXXXX110千伏线路T接，通讯工程采用ADSS光缆破口接入。

二、造价审核

（一）审核依据：

1、XXXXXXX初步设计批准概算；

2、工程施工、工程设备、主要材料的合同；

3、工程设计施工图、竣工图及相关资料；

4、《工程造价咨询业务操作指导规程》（中价协字[2002]016）；

5、中华人民共和国《电力工程建设概算定额》（2001年修订本）及2006年2、3季度市场信息价等相关资料；

6、建设单位提供的结算资料。

（二）审核原则： 在审核过程中，我们审核了构成工程造价的所有项目，并实施了我们认为必要的审核程序和方法，本着勤勉尽责、独立、客观、公正、实事求是的原则，维护双方的合法权益，发表审核意见。

（三）审核结果： 本工程概算值为：2146.91万元，审计审定值为：1907.36万元。其中：

1、XXXX110千伏变电站工程概算值为：1886.32万元，审计审定值为：1653.96万元；

2、XXXX110千伏电源线路工程概算值为：173.59万元，审计审定值为：167.75万元；

3、XXX110千伏光纤通信工程概算值为：87万元，审计审定值为：85.65万元； 上述审核结果业经建设单位和施工单位共同核实签证，足以公允地反映该工程造价的实际情况。

三、审计中发现的问题 XXXX110千伏输变电工程的工程建设落实了项目法人制，实行了项目监理制，基本能够按照批准的概算安排和使用资金，项目于2006年11月通过竣工验收，投产后为提供XXXX的供电能力，促进当地的经济发展发挥了重要作用。但在审计过程中发现工程管理方面也存在一定的问题和不足。

1、工程未批先建 XXX发展和改革委员会对本工程可行性研究报告的批复日为2006年6月28日，XXXX-2

部分管理程序也欠规范，一些应多方签字的签证单，本次审计时才现补手续，项目管理不够规范。

7、部分工程结算不合规 本项目变电站的场平、围墙、进站道路、水源等工程由XXX建筑工程公司负责施工，在进行工程款结算时，建设单位内部审计与施工方确定结算值，结算值233万元比本此审计审定值超出71万元，并将233万元工程款全部进行了支付。此做法违法了财政部《基本建设财务管理规定》第三十四条的规定。

四、审计建议

（一）建议今后新建的项目应履行先批后建的程序，对于未达开工条件的项目，一律不得开工，防止因手续不全、资金不到位的半拉子工程和竣工后不能发挥效益的烂尾工程出现，造成国有资产的损失和浪费。

（二）加快项目审批进度。XX110千伏输变电工程2005年开工，2006年XX发改委对项目可研进行了批复，但XXX对本工程初步设计的批复却为2009年，工程审批严重滞后，造成工程竣工后长期不能决算，给工程管理、资金结算和完工后的资产入账带来极大困难。为此建议要加快项目的审批进度，为项目的建设和管理提供一个合理的前期保证。

（三）XXX要进一步加强建设项目的监管。要抓住建设项目事前控制、事中监督的关键环节，加强控制监督的力度，建立科学合理的管理机制，使工程管理水平进一步提高。

（四）认真履行招投标程序，确保应招标工程全部按规招标，杜绝应采用公开招标而自行议标违规问题的再次发生。多引入具备相应资质的单位参加竞标，通过竞争择优选择工程承包人、设计人、监理单位及供货商，以节约工程成本、提高工程质量、保证工程工期，实现良好的社会和企业效益。

500kV输变电工程 篇6

关键词：220 kV输变电线路；杆塔施工；放线紧线；检修施工

中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）35-0169-01

作为电力系统的重要组成部分，220 kV高压输变电线路担任着改变电压、电压输送的重任，是连接变电站与用户的桥梁，具有重大意义。随着电网事业的进一步发展，人们的用电量骤增，同时对供电质量提出了新的要求，输电线路日益密集，增加了系统管理的复杂性，稍有疏忽，极有可能发生安全事故。为保证能够正常安全的供电，必须加强对线路施工的重视，最好相关工作。

1 工程概况

随着三钢集团产能的逐步扩大，加剧了供电紧张，为满足生产用户的正常供电，新建一220 kV变电站，按照计算，露天架设的线路长15 km，该地气候适宜，夏季多雷雨天气。考虑到此工程的重要性，相关部门予以极大重视，结合实际条件，积极组织专业建设队伍，最终取得良好效果。

2 施工准备

2.1 杆塔基础

杆塔是架空电线的主要支撑，作用重大，直接关系着线路架设质量，这就要求做好杆塔施工工作，尤其是杆塔基础必须牢固稳定，确保杆塔在受到风雨、撞击等外力时，不会轻易倾斜、下陷，否则极易引起线路的混乱，对供电造成不利影响。如某线路架设工程，因杆塔基础不牢固，长期受风吹打，发生了严重的变形，以至于出现许多故障，维修起来十分困难，造成大量资源的浪费。杆塔选择也极为重要，钢筋混凝土杆塔在平地较为适用，在地形复杂、交通不畅的地区，多选择铁塔；对于经过农田的线路架设，为降低对农田的破坏，尽量不要选择带拉线的直线型铁塔。

此工程选择的是混凝土杆塔，基础埋深严格按照要求进行，基坑的回填夯实也符合要求，且经过了试验比对，稳定性较强，为220 kV线路的架设打下了坚实基础。

2.2 机械设备

首先，架线施工是一项系统工作，要用到许多机械设备，如电缆输送机械，主要负责电缆的敷设，为提高架线水平，设计时综合电缆外径长度、机械输送效率、速度等因素加以考虑，选择了适宜的电缆输送机。

其次，电气控制箱也是一种很重要的设备，可分为总控箱和分控箱，尤其是前者，对其数量要严加控制，若数量过少，易引起电压下降，输出功率减小，从而破坏电缆，影响到供电质量；若数量过多，会加大控制难度，而且成本高，易造成浪费。按照一般要求，该工程采用每8台机器设置一个总控，每台一个分控的方式。

另外，电源配置也必须加以重视，因没有特殊情况，该工程多参照以往经验，结合机械设备的实际应用进行配置，如敷设的线路需配置截面积至少为50 mm2的铜导体电源；为确保输送机能够匀速作业，每8台输送机配置有以电源。

3 架线施工

3.1 交叉跨越

作为220 kV输变电线路施工的关键，架线作业环节既重要，又具有复杂性，涉及诸多方面，很容易出现问题。交叉跨越需作重点考虑，首先应展开调查，了解实际情况，尤其是跨越度较大的地区，有必要获取周围房建、公路、河流、线路等信息，确保杆塔的各项设备材料能够直达塔位，在此基础上制定施工方案，能够提高其可行性。同时，结合被跨越物的复杂程度，提前与相关部门联系，获得允许后方可进行跨越架的搭设。一般而言，越线架包括单、双面两种，当跨越通讯广播线、低压配电线等物时，只需在其中一侧搭设跨越架；若跨越物为公路、电力线路时，考虑到其中的复杂性，两侧都应有跨越物的架设。若跨越架高度在15 m以上，需经相关部门审批许可，且其中心应与线路中心保持一致，宽度应比新建线路多出1.5 m左右，同时在架顶两端设置外伸羊角。

3.2 放线

放线作业也尤为关键，在实际中的放线，需仔细检查整个线缆，确保其完整性，对其磨损、断股等问题进行详细统计。为保证整体质量，必须对单股损伤加以严格控制，通常不得高于45% ，当导线或钢芯铝线有较大损坏时，需及时进行修光处理。一般在金具修补的有效长度内，绞线或钢芯铝线的损坏度一旦超过1/4，长度可能会超出限制，引起钢芯的形变，此时应切断线缆重接。此外，需确保导线接头两侧的扭绞方向一致，与要求相符，然后才能连接，调整后进行下一道工序。

3.3 紧线

在工程进行到最后阶段时，需要做好紧线工作，为提高紧线质量，使线缆架设更加稳固，在施工最初就应做好基础工作，与设计的强度相符，包括杆塔的组装，在各部位确认牢固后再进行，考虑到杆塔在外力作用下可能发生滑动，还应在耐张塔受力的反侧合理安装临时拉线，与地面约呈40？觷夹角，并按照要求对其承载力进行设计。此外，架空线路的初伸长处理中有几项需要值得注意，在紧线时，合理减小线缆的弧垂，可有效补偿初伸长，直至初伸长伸展，并保证弧垂复合设计的要求，该工程中使用恒定降温法对初伸长进行补偿，其实方法有很多，但大都以适当安装紧线弧垂为原理。紧线工作十分重要，但实际作业中可能会遇到恶劣天气等因素的阻碍，包括雨雾天气、大风天气等，包括在夜里，都尽量避免开展作业。一旦开展紧线工作，务必要严格按照设计要求，做好杆塔保护工作，拉线对地夹角以及拉力大小都要达到要求，禁止强行紧线，否则杆塔受力过大，极易滑动甚至变形。

4 检修施工

检修施工是220 kV输变电线路施工技术的重要环节，线路运行中有诸多不确定因素，为保证能够实现正常供电，必须加强检查巡视，实时把握线路动态，一旦发现缺陷，应及时加以解决，以保证设备的完整性。检修施工中，应严格按照规定要求进行每一项操作，尤其是停电线路，更要加强重视，以防突然来电，引起安全事故。在确保明线路上没有电压，经相关部门获批后，才能正式施工，且应提前在线路施工点两端各挂一组短路接地线，而且要符合以下要求：接地线选择软铜线，截面积需在25 mm2以上，可保证出现短路时电线不会被烧断；接地端尽量选择直径超过10 mm的金属棒，并将其打入地中，深度在0.6 mm以上。

5 结 语

随着电网事业的发展，用电需求陡增，输变电线路的数量、长度不断增长，而管理工作也变得更为复杂，作为高压线路常用的一种，220 kV输变电线路的作用不言而喻，其施工质量直接关系着输变电效果，为保证安全正常地运行，必须遵循规定要求，做好输变电线路的施工工作。

参考文献：

[1] 姜家胜.浅析220 kV输变电工程线路施工技术[J].科技创新与应用，2013，27（20）.

[2] 林少杨.220 kV输变电工程线路施工技术分析[J].科学与财富，2011，22（6）.

[3] 杨琳，曹丹.220 kV输变电工程线路施工方法探讨[J].建筑知识，2012，27（6）.

500kV输变电工程 篇7

1.1 雷击点

按照我国规定的规程内容在变电所外的远区雷击只计算2km以外的地方, 不需要考虑在2km以内的雷击区。就实际而言, 能够对变电所内的设备构成威胁的是在2km以内的近区雷击。2km以外的远区雷击, 由于距离较长, 雷电波在传输的过程中会逐渐减弱和波头变缓, 因此在雷电波侵入变电所内设备的电压较弱, 若以此为考察的目标不合适。这大概是沿用高压和中压系统的做法, 以为进线部位有加强绝缘或是设有避雷线, 不会因为绕击或是反击而进波。事实上, 进线部位和非进线部位并没有什么区别, 很有可能会因受到雷击而造成侵入波。

在西欧、日本、美国等国家, 都把近区雷击看作输变电所侵入波的考查目标。我国对于500k V输变电工程设计中的雷电过电压做过大量的研究, 也都是以近区雷击为研究对象。通过大量的研究表明, 一般情况下的近区雷击比远区雷击的侵入波过电压高。

1.2 雷电侵入波的计算方法

以前在进行测试时会受到条件的限制, 一般情况下都是通过防雷分析仪来判断侵入波过电压假设在2km处的地方设置一个相当于幅值的U50%直角波绝缘子串雷电放电电压, 对于测量变电所设备上的过电压, 现改用计算机来计算。有人曾提出了仍然使用防雷分析仪的方式。这样方式理论的基本是绝缘子串放电电压U50%要大于侵入波过电压的幅值, 而且它与2km以外的雷击相关。在考虑近区雷击的情况下, 入侵导体形成的雷电流波过电压幅值就有超过过绝缘子串的临界放电电压U50%的可能。一是这个过电压的波头较为峻峭, 因此放点的电压较强;二是耐张塔放电电压较高, 因此该方法的基础条件不成立。

1.3 最大雷电流计算值

如果使用防雷分析仪法, 则不需要判断雷电流的最大值, 此方式不合适。如果使用国际通用法, 则需要判断雷电流的最大值。我国在规程中对此没有明确的规定, 此值太高, 会造成一定的浪费。若是, 此值太低, 就会降低安全性。在日本所统计的雷电流幅值相较来说较低。在500k V输变电系统中, 其最大雷电流在计算时取150k A。但是在西欧等国家, 其最大雷电流在计算时取250KA。在选取此值时要结合国情, 依据具体的雷电流幅值分布概率, 在选取最大雷电流计算值时建议为210~220k A。

1.4 绝缘裕度

在使用惯用法计算时, 在雷电侵入波过电压的影响下, 变电所内设备绝缘应该留的裕度有多大是一个重要的问题。我国在规程中各单位对此的要求都没有明确的规定, 也没有相似的要求。建议可以参考IEC71-2标准, 而对于内绝缘裕度则取1.15, 外绝缘取1.05~1.0。

1.5 变电所内的雷电平均无故障时间

当使用传统的方法来计算最大的雷电侵入波过电压时, 没有考虑不同变电站运行方式的出现几率, 也没有计及各种雷电流幅值、变电所内不同的过电压、进线段杆塔绝缘子串闪络的出现几率。这是采用惯用法的缺点, 但是若是采用统计法却可以避免这些缺点。但是我国对于使用统计法来计算变电所的耐雷指标时没有同意的相关规定。CIGRE的工作组认为, 目前可以接受的事故率的典型值为0.1~0.3%, 设计的失败率应该在这个范围内。我国500k V的电网结构不是很强, 而且运行的水平比较低, 因此主张MTBF取值为800-1000a, 这也是我国一些电力运行部门希望的结果。

2 500k V输电线路的雷击跳闸率的计算方式

2.1 反击

2.1.1 雷击塔顶时计算导线上的感应过电压

按照我国规定的规程内容定感应过电压U, 使用以下公式进行计算:

式中, hc是导线对地的平均高度;hg是避雷线对地的平均高度;k0是避雷线和导线之间的藕合系数;a是雷电流陡度。

当hc=50m, hg=60m, k0=0.3, a=57.69k A, 则Ui=1846k V, 感应过电压占86%的临界放电电压绝缘子串。再加上杆塔横担电压, 不管多么小的杆塔接地电阻, 绝缘子串必须闪缘。而此计算电压一定远远大于实际的电压。以上所叙述的计算公式是在前苏联半个世纪以前所研究出来的成果, 因此对于现代这颗科技发展过快的时代较为落后, 所以在运用时不太合适, 尤其是对于大跨越线路、同杆双回线路、山区线路等。

在欧洲、美洲、日本等地区都认同有感应过电压, 并且对此提出了相应的计算公式, 但是Ui的计算比我国规程法规定的计算要小很多。他们在防雷计算时是不考虑感应过电压这项因素的, 因此与中国、前苏联的做法有很大的差异。

2.1.2 工作电压的影响

500k V线路的工作电压较高, 在反击时, 在绝缘子串中已经占据了大部分的两端电压比例。在计算时忽略耐雷水平影响的工频电压, 则会导致出现更大的错误。在日本、美国、欧洲等诸多国家都已经考虑到工作电压的影响, 当时我国还没有注意到, 因此建议对此进行修改。

2.2 高杆塔绕击的计算方式

按照我国规定的规程内容对高杆塔绕击的计算方式为:

对平原线路:

对山区线路:

式中, α为避雷线边缘导线的保护角。但是此式在运用时也有一定的条件, α条件为15°:必大于15°小于40°和ht小于50米的前提下, 才可以使用此公式, 若是不符合此前提标准则不可以。

3 500k V线路的防雷设计

同杆双回线路的好处是可以减小走廊的宽度、增大单位走廊宽度内的输电容量、节约成本。日本的500k V的线路几乎都是采用同杆双回线路的方法。这种方法在欧美等国家非常盛行, 现今在我国的使用率也越来越高。其中有一个极为重大的问题就是耐雷性能变差, 这些还需要进一步的深入研究。在我国现有规程内关于防雷计算方法的内容都只适用于单回路。同杆双回线路的特点有两点, 第一是杆塔高, 容易发生绕击和反击的现象, 第二是在发生雷击杆塔的同时导致双回同时跳闸的状况发生。如果使用规程法内的计算方法同杆双回线路的总跳闸率较高, 而且基本上都是双回同时跳闸, 这同实际情况是不吻合的, 因此需要进一步的研究, 并整理出一套完整的防雷计算方法, 以方便相关的使用。

4 结束语

由于我国的发展日益完善, 不断的与国际接轨, 因此在500k V输变电工程设计中雷电过电压中暴露出一些问题, 需要不断地修改与补充。希望通过文章的论述, 可以提高此项工作的安全性和合理性。

摘要：随着社会的不断发展和进步, 人们对于输变电工程设计中雷电过电压问题的关注度越来越高。我国现今对于500kV输变电工程设计中的雷电过电压的计算方式过于落后, 已经不能够满足于当今社会的和科学技术的需求。虽然我国就此方面的工作做出了许多的研究, 但是仍有不足。文章依据现今500kV输变电工程设计中的雷电过电压的计算方式中的不足提出观点和建议。

关键词：500kV输变电,输变电工程设计,雷电过电压问题

参考文献

[1]刘浩, 常树生, 刘云, 等.500kV同杆双回线路雷电反击性能的研究[J].东北电力学院学报, 2011, 12 (11) :102-105.

[2]索春梅.500kV同杆多回线路雷电反击性能的研究[D].东北电力大学, 2011, 22 (7) :111-115.

[3]严飞.雷击塔顶时输电线路上的感应过电压研究[D].华中科技大学, 2012, 36 (13) :57-61.

500kV输变电工程 篇8

1 变压器励磁涌流问题

1.1 变压器励磁涌流的特征及危害

主变保护的差动保护能对主变区外故障及区内故障进行区分,但在主变投运时,可能出现超过区内故障电流大小的励磁涌流,导致主变差动保护误动。变压器励磁涌流具有以下4个特点:①电流波形偏时间轴并间断,涌流越大,间断角越小;②电流中含有大量告辞谐波,间断角越小,二次谐波越小;③励磁涌流含有大量非周期分量;④励磁涌流的大小与合闸角相关。

励磁涌流最大的危害是可能导致主变差动保护误动,造成变压器投运失败。当励磁涌流过大时,可能会因电动力过大而导致变压器和断路器受损,产生的过电压也会对电力设备造成破坏。此外,励磁涌流中的谐波会对主网电能造成影响。

1.2 降低励磁涌流的措施

差动保护采取二次谐波制动。励磁电流具有较大的间断角,短路电流波形是连续的,可采取间断角闭锁保护。采用波形对称原理,将差流导数的前半波与后半波进行对称比较。当变压器空载合闸时,退出变电站内的所有电容器,在负荷高峰期对变压器空载合闸充电。将待空载充电的变压器与运行变压器分列,降低变压器之间通过母线电压耦合产生的涌流。在变压器空载合闸时,应设置较大的运行变压器差动保护门槛值。上述措施都可对励磁涌流起到防范作用。

2 3/2接线方式下的开关重合闸问题

采用3/2接线方式时,对任何开关进行检修都不会使线路停电。此外,在母线发生故障时,该母线上所连接的断路器都会断开,不会造成任何线路停电,这是这种接线方式的主要优点。但采用这种接线方式会对继电保护装置动作造成影响,这是因为线路发生故障时,该线路相连的两组断路器都会断开,但在合闸时只能先重合一台断路器,另一台断路器只有判定先重合的断路器重合成功后才能合闸。如果先重合的断路器重合失败,则应禁止另一台断路器重合。为了简化二次回路,使连接关系清晰,一般采用独立的断路器重合闸装置。

3 500 k V主变各侧开关失灵保护

3.1 断路器失灵保护的原理

断路器失灵保护是指发生故障时,继电保护动作、断路器拒动,或故障发生在保护死区时,断路器动作后故障未切除。此时,将跳开相邻断路器将故障切除。

3.2 断路器失灵保护与其他保护的配合

3.2.1 与主变保护配合

3/2接线方式的接线图如图1所示。

在图1中,当主变差动保护动作,需要跳开高压侧5012、5013断路器时,如果5012断路器拒动、5012开关保护动作,则会跳开5011断路器和L3对侧开关,从而切除故障;如果5013断路器拒动,则II母母差动作,跳开5023断路器及其他断路器,从而隔离故障。

3.2.2 与母线保护的配合

如果I母母线上发生故障,I母母线差动保护动作,则需要跳开5011、5021断路器。如果5011断路器拒动,则5011断路器失灵保护动作,则跳开5012断路器和L3对侧开关,从而切除故障。

3.2.3 与线路保护的配合

如果L3线路发生故障,则线路保护动作,应跳开5011、5012断路器。如果5011断路器拒动,5011断路器失灵保护动作,则I母母差动作,跳开5021断路器及其他断路器,从而隔离故障;如果5012断路器拒动,5012断路器失灵保护动作,跳开5011断路器,并通过主变保护出口跳开主变三侧开关,从而隔离故障。

3.2.4 与死区保护配合

如果在5011与5012之间的死区发生故障,则首先I母母差动作,跳开5011、5021断路器。此时,故障仍存在,5011断路器失灵保护动作,跳开5012断路器和L3对侧开关,从而切除故障。

4 结束语

500 k V变压器及其继电保护是变电站内最复杂的部分。影响主变稳定运行的因素很多,较多技术性分析都需要引起相关工作人员的关注。从现场的实际情况看,很多变压器非正常跳闸事故并非设备本身的问题,而是因管理不善或误操作而造成的,因此,需要有效分析变压器扩建时存在的问题。

摘要：在500kV变电站扩建主变的过程中,会涉及站内许多重要的二次回路。主要分析了变压器励磁涌流、500kV变压器中性点接地方式、3/2接线方式下开关重合闸问题,研究了断路器失灵保护与其他保护的配合,这对完全完成扩建工程及之后的设备维护工作有重要意义。

关键词：励磁涌流,中性点接地,重合闸,失灵保护

参考文献

[1]谢季芳.浅论变电站改扩建及停电过渡管理[J].企业家天地(下旬刊),2012(12).

500kV变电运行问题探析 篇9

伴随着冲击电阻的不断变大, 输电线路双回的同时跳闸的几率也将也会变大;可以在双地线双回之间多加出一根地线出来, 因为增加了其分流和偶和作用, 有助于进行降低绝缘子穿过电压水平和降低卜导线绝缘子穿过的电压。因为铁塔的电位不同, 上边的导线极易发生闪络, 在其塔顶的中间架的第三根底线, 有较大程度的降低反击跳闸概率的作用。所立的杆塔较高, 其招雷的面积也相应的增加, 落雷的次数也相应的增加, 所立的杆塔较高, 在进行输电过程中, 所截获的雷电数量也就比较多;在雷劈在塔顶之后, 其沿着塔进行传播到接地的设备, 并迅速引发负反射波返传回塔顶, 从而导致塔顶的电位急剧升高, 比较容易形成反击, 从而很大程度上的增加了雷击的跳闸几率。

在输电线路进行的防雷设计中, 其主要的目的就是为了提升线路的耐雷击性, 从而很大程度上的减少雷击而引起的跳闸几率。在选择好固定的防雷方式的时候, 应该严格的考虑系统线路的电压的等级以及其相应程度、线路所通过该地区的雷电的活动性、相应的坏境因素等自然条件, 参照当地的已有路线进行借鉴相关经验, 依据技术经济相比较的结果, 运用架设避雷线是最直接、最有效的防雷措施, 除此之外还有六种防雷措施, 第一种运用多相重合闸限制双回同时闪络也能够对输电系统的危害。同杆双回线路所出现其比较突出的问题是双回可能同时闪络, 引发双回同一时间跳闸。为了能够更好的解决这个问题, 需要在继电保护上运用多相重合闸, 此项闸的作用可以限制双同闪络对其系统带来的伤害, 在基础上解决了同杆双回线路双同同一时间进行跳闸的事情发生。第二种为进行线路性避雷器的安装, 在避雷器安装完成后, 当打雷时, 输电线路受到雷劈时, 使一些部分雷击电流经避雷线传递到杆塔, 一些部分雷击电流经过塔进入地下, 当雷电流达到一定的数值时, 避雷器迅速就加入分流。第三种为运用不平衡的高绝缘性。第四种为根据雷击的距离方法来进行优化选择杆塔。绕几率主要决定于导线的长度, 分布以及波阻抗等相关特性, 导线以及避雷针所进行排放的位置不合理, 就可能致使导线不能起到很好保护的作用。第五种为耦合地线的架设。在减少杆塔接地电阻存在一定困难的同时, 以架设藕和地线从而使其具有分流作用, 以及对避雷线对导线的耦合效果增强, 致使绝缘随电压降低。第六种为逆着相序进行导线的排列方式进行防雷保护。

2 感应电压电流的防护

500kv双回线路同杆并架架设导线间的距离较近, 导线之间、导线与大地之间都存在很强的静电耦合和电磁耦合。当I回线路已停运, II回线路正常运行时, 由于两条存在静电耦合和电磁耦合, 停运线路上会产生感应电压和感应电流, 尤其是高电雎同杆并架双同线路。其感应电压高达数十千伏。如何设计减小停运线路的感应电压和感应电流具有重要的实际意义。

影响感应电压和电流的主要因素:平行线路长度、回路间距离及线路的换位方式等。不考虑运行线路的暂态时, 静电感应电流、电磁感应电压随线路长度明显增加, 而线路长度的增加幅度变化很小。由于接地线位置和接地电阻大小对电磁耦合和电场耦合影响较大, 要考虑接地线位置和接地电阻。不同挂接地线的位置和接地线电阻对沿线的静电感应电压有影响, 而对流过接地线的电流基本无影响。通常在距离源端lkm处挂接地线比全线不挂接任何地线源端感应电压值几乎可以降低99%, 接电线处的静电感应电压也是如此。

运行线路空载时停运线路沿线的静电感应电压比运行电路负载时候停运线路的静电感应电压大。当两端接到变电站地网时, 运行线路负载时停运线路接地电流就大于运行线路守载时停运线路接地电流。当停运线路末端接地时, 运行线路负载时停运线路的感应电压小于运行线路空载时停运线路的感应电压。当源端、负载端接地后, 换位后对接地电流的改善比较显著, 一次换位后的感应电流比换位前的电流小, 而且换位次数越多, 改善效果越好。

3 500k V并联电抗器防护

超高压线路中并联电抗器的功能:吸收容性无功功率、限制系统的工频过电压和操作过电压, 对单相重合闸线路, 限制潜供电容电流、提高重合闸的成功率。与一些电压级数相似的装置比较来看, 并联电抗器发生意外的几率更大, 但是其工作的重要性却是十分重要的, 关乎整个系统的安全, 所以, 要特别注意保护并联电抗器, 保护效果应当明显。电抗器匝间短路和接地故障时, 有零序故障分量产生。依据零序电流的出处, 可分为零序电流取自电抗器高端和取自电抗器中性点侧两种情况。规定了零序电流正方向, 当匝间短路、内部接地故障时, 零序电压超前零序电流90°。而外部接地故障时, 零序电压则落后零序电流90°。依据零序电压、电流之间的相位关系, 对电抗器匝间短路、内部接地及外部故障进行判断。

如果电抗器的一匝产生短路现象, 那么必然会产生三相的不平衡电流, 零序电压也趋近与零值, 增加敏感性的方法可以考虑补偿电压的导入。当一匝短路与接地就会使补偿电压和零序电压方向相反, 起到助增作用, 但是一旦接地发生故障, 电流方向便会相反, 产生助减现象。如果二者都发生了故障无法正常运行。那么此时互感装置对零序电压的监测值便是系统等效零序阻抗的降压值。根据系统中零序抗阻本身就有电阻这一事实, 可以得出抗阻角度不可能为90°这一数值。当零序电压取自电抗器离端, 零序电流取自电抗器引出端, 且规定电流正方向为由电抗器中性点流向电抗器, 电抗器匝问短路和内部接地短路判断为同一类型, 从而扩大了该保护的功能, 但内部接地的保护主要由差动保护来完成。如果并联的电抗设备产生了内部或外部的接地故障以及匝间短路的现象, 整个系统有了零、负序分量的数值, 就要采用以负序分量作为电抗的保护, 以系统间负序电流电压之间的相对位移关系判断电抗设备的内部、外部故障以及匝间短路故障。

参考文献

500kV输变电工程 篇10

经过多年的电网建设和技术改造, 现代电网主要呈现以下5个方面的特征:

(1) 电网规模较为庞大, 区域内变电站和输电线路较为密集, 并向高电压方向发展。

(2) 一次设备可靠性提高, 电网一次断路器、电流互感器等设备以SF6气体为主绝缘材料, 主变向大型和自冷型方向发展, 设备整体趋于紧凑小型化, GIS、COMPSS设备大量装备。

(3) 保护、自动化、通信设备先进。随着微电子技术、光传输技术和网络技术的大量应用, 保障一次电网安全稳定运行的二次、自动化、通信技术具备微机化、数字化的特点, 并向智能化的方向发展。

(4) 管理信息化水平较高, 伴随着信息网络的完善和企业信息化的建设, 借助信息化手段提升作业效率, 规范业务流程, 并提升企业资源整合能力是现代电网的一项重要特征。

(5) 配套的社会资源能有效支持, 如公路交通、移动通信等社会资源在电力生产中发挥重要作用。

由上可见, 随着变电所数量的迅速增加, 对如何变革变电运行管理模式, 通过优化资源配置, 释放资源效能方面提出了挑战。电网装备水平和生产管理理念的提升, 也给变电运行管理模式的优化变革创造了条件。

2变电所无人值班管理模式分析

变电运行工作的实质就是“对电网所辖变电所实施有效的监视、控制、巡视、维护, 按照调度命令正确地改变设备运行方式, 对现场工作安全状况予以有效控制”。多年来, 供电企业就变电运行模式进行了多方面的探索和尝试。主要的变电运行管理模式见表l。

表1中4种模式各有利弊, 但在不同的电网规模、地域环境、装备水平、技术条件下, 某种模式与相关条件相匹配, 该模式的优点成为影响的主要因素时, 这种模式也实现了效益最大化;与有人值班变电所相比, 无人值班变电所在事故应急情况下的响应速度相对较慢, 运行人员对现场的熟悉程度有所下降, 但从国内外电网建设、发展的方向来看, 对区域电网内的变电所实施集约化无人管理是必然趋势, 只是不同的阶段实施集约管理的范围不同。

“集中监控, 分点操作”的运行管理模式能较大范围地释放人力资源效能, 尤其对变电运行监控人员的集约化方面效益显著, 同时在一定程度上对电网迅速扩张有较好的适应性, 该模式正逐步成为国内电网运行管理的主要发展模式。

3“集中监控, 分点操作”模式应用分析

3.1不同电压等级变电所的值班方式

由于变电所在电网中的重要性、技术水平、设备状况等因素不同, 变电所实施无人值班的条件不同, 在采用“集中监控, 分点操作”模式时, 其现场具体的值班方式也有所不同。不同电压等级变电所值班方式分析见表2。

分析可见, 500k V变电所和220k V及以下变电所的无人值班方式有较大的区别, 因此500kV变电所宜建设单独的监控中心, 实施“集中监控, 变电所少人值班, 集控运行”的管理方式, 220k V及以下变电所可建设区域性的监控中心, 实施“集中监控, 变电所无人值班, 分点操作”的管理方式。

3.2无人值班变电所调度发令方式分析

无论何种运行模式, 由于调度命令在电网安全运行中很重要, 宜尽量减少调度命令传输过程中的环节, 确保命令传递的准确、便捷、安全。调度正令在电网运行过程中流经的环节, 必然成为确保安全生产的重要环节, 而该环节的安全性与调度正令的流量成反比, 因此必须强化相关业务环节。若仍使用“转发令”方式, 必然导致监控中心的安全责任加大, 其管辖幅度受限, 从而削弱了实施“集中监控, 分点操作”模式的效益, 因此, 对于500k V变电所, 实施集控站管理后, 由于对一次设备进行远方遥控操作, 其实际操作的“现场”就在500 k V集控站, 所以“正、预令均到集控站”是最佳方式。而对于220k V及以下变电所, 由于目前尚不具备完全遥控操作的设备条件, 其主要操作任务也必须到现场操作, 所以笔者认为“预令到监控中心, 正令到现场”是较为妥当的方式。

4遥控操作功能的建设与应用分析

变电所实施无人值班管理后, 产生了运行人员与变电所现场设备的时空距离, 而采取遥控操作, 一定程度上是弥补时空距离、减少运行人员路途奔波的有效手段。根据技术条件和操作任务的不同, 在保证安全的条件下实施遥控功能的建设和应用, 是提高“集中监控, 分点操作”运行模式效率的重要手段, 而自动化技术和电动设备的装备, 为一次设备的遥控操作创造了条件, 保护自动化一体化和保护与自动化的通讯联网, 为二次设备的遥控操作创造了条件。

4.1监控中心 (集控站) 遥控操作

根据监控中心的职责分工, 操作任务主要是正常运行中对电网经济运行方式的调整性操作, 如:

(1) 为控制电压合格率和功率因数, 对电容器、主变分接开关进行的遥控操作。

(2) 为控制负荷平衡进行的拉、送负荷操作。

(3) 为控制系统零序阻抗, 根据调度命令进行的单一主变中性点接地开关的拉合操作。

因此, 监控中心的遥控功能是变电所实施无人值班的必备技术条件, 从目前的技术条件和南方电网无人值班工作实际运行情况来看, 监控中心遥控操作完全具备技术条件和管理条件, 有关资料显示, 部分单位也有超过10年的运行经验。随着区域无功综控功能的建设, 监控中心遥控操作的智能化水平也有了较大幅度的提高。

4.2 500 kV监控中心遥控操作

500kV监控中心的遥控操作方式, 必须紧密结合500kV监控中心的组建方式和实际装备情况, 充分发挥设备自动化程度高的优势, 把原来分布在主控室和设备现场的3名运行人员, 通过遥控技术的应用, 改变成分布在集控站和设备现场, 500 kV变电所的操作任务采用“转发令”方式:调度“正、预令”均发至监控中心, 由监控中心根据任务类型进行分解。

(1) 对一次设备操作任务 (主要为线路、断路器、母线设备) , 通过遥控操作的方式实施, 而配套的电源开关、二次空开等操作由现场少人值守运行人员操作, 或将二次设备操作放在工作票的安全措施中执行。

(2) 对二次设备的操作任务, 由集控站转发至变电所现场, 由现场2名留守运行人员操作。

(3) 对主变等设备一、二次设备穿插操作、现场有大型工作任务的操作, 则由监控中心派出操作人员在变电所现场进行操作。

4.3调度端直接遥控操作

当电网实施“集中监控, 分点操作”的运行管理模式后, 特殊情况下的应急能力是必须研究解决的问题。而调度遥控操作, 就是由调度员在调度台直接对变电所现场设备进行遥控操作。由于这种操作方式是将“调度发令”和“运行操作”2项任务进行整合, 从而具有最快的执行速度。具体应用调度遥控操作应考虑以下几个方面:

(1) 紧急处理电网事故和异常时, 响应速度显得尤为重要。由于调度遥控操作具有最快的执行速度, 此时可采用调度遥控操作的方法。

(2) 正常运行方式下, 考虑到调度运行与变电运行的专业性和对电网的关注面不同等因素, 不宜大规模采用调度遥控操作的方式。

(3) 考虑到云南电网地处山区, 遭受恶劣天气的情况较为突出, 在电网建设时应考虑调度台对110 kV及以上电压等级断路器设备遥控功能的建设。

结语

通过分析可见, 实施“集中监控, 分点操作, 变电所根据情况实施无人 (少人) 值班”是较为科学、合理的变电运行管理模式。但在实施中要根据变电所在电网中的重要程度、装备水平和管理要求, 对变电所值班方式、调度发令方式和遥控操作方式等方面采取具体的应对措施, 才能更好地适应现代电网的发展和管理运行的要求。

参考文献

[1]变电站运行导则 (DL/T969-2005)

[2]220kV～500kV变电站电气技术导则 (Q/CSG10011-2005)

500kV输变电工程 篇11

关键词：微机继电保护；变电站；距离保护；差动保护

作者简介：闵铁军（1983-），男，湖北武汉人，湖北超高压输变电公司，助理工程师；李挺（1982-），男，湖北武汉人，湖北超高压输变电公司，工程师。（湖北 武汉 430051）

中图分类号：TM77?????文献标识码：A?????文章编号：1007-0079（2012）30-0128-02

在高压变电站中对自动化的要求越来越高，所以微机继电保护的作用显得尤为重要。由于微机的监控系统全部是集中于一起，虽然有利于系统的维护，但是占据了很大的用地面积，而且消耗了过多的电缆等资源。所以实现分散式的布置成为发展的主要趋势。随着计算机网络技术的不断发展，微机的性能越来越高，高压变电站中的监控系统已经实现了自动化的控制，在实际运作中可以预防停电引起的电力系统失去稳定、频率崩溃等事故的发生。

一、微机继电保护概述

1.基本原理

微机继电保护是指在电力系统中电气元件由于受到破损不能正常工作，继电器通过判断起到跳闸或者发出报警信号的一种自动保护装置。这种装置能够保证设备的安全性以及修复的简单性。继电保护装置的构成包括测量元件、逻辑判断元件、执行输出元件。通过测量并与之前给定元件的物理参量进行准确比较，分析处理信息，然后根据输出信号的性质、持续时间等判断故障的缘由。最后根据前一命令的指令发出信号、跳闸等响应。继电保护的保护分区是为了保护在指定范围内的故障，不属于范围内的不采取控制，这样可以减少因故障跳闸引起的停电区域。所以电力系统中每个继电保护的界限划分得很清楚。当电力系统发生故障，继电保护就会及时切除故障，避免安全事故的发生。

2.500kV变电站系统构成及特点

微机继电保护是电力系统的重要组成部分，在保障电网系统的稳定运行、防止事故的发生、阻止事故的扩大等方面起着十分重要的作用。500kV变电站微机保护系统主要构成包括微机系统、模拟量输入系统、信号接口等。随着微机保护采取的工艺方式不断更新，在运行中的可靠性以及安全性都有很大提高。由于在硬件的结构上没有明显的差异，所以只需要将程序稍加变动就可以改变系统保护功能。在变电所的组成上只需要有微机保护和远程的装置就可以实现遥信、监控、遥测的功能，节省了人力。

在微机处理系统中的继电保护装置存在运行中存在以下特点：一是适用于500kV以上的高压电压网络线路，可以实现集中保护以及后备保护的作用，在一些大中型的电机组能够实现独立工作，完成双重化的保护任务。二是可以进行远程的通讯功能。工作人员运用远程的通讯可以随时监控系统的工作状态，能够快速及时进行数值的处理、调用、更改，为系统运行的管理提供了很大的便捷。三是能够自动检测出故障的位置。这对于保护系统装置的安全运行起到了保障的作用，在系统装置的检测周期上可以有效地进行延缓，而且减少了不必要的检测手段。

二、500kV变电站的微机继电保护方式

1.500kV变电站微机保护的振荡闭锁

由于微机保护中留有距离保护的功能，所以在运行中如果保护被闭锁，距离保护会起到作用。在系统装置中距离保护出现问题时，通过振荡闭锁用手动或者自动装置的方式减少装置前端的负荷，可保持系统的完整性。将保护闭锁进入到振荡闭锁的状态中。观察几秒钟，如果振荡消失，才能重新开放系统的保护。在判断系统是否为振荡时，可以用过流元件的3ZJ的判距作比较，如果它先行动作，其他的故障反应就不会引起跳闸，所以在微机保护中找到适当的判距就可以区别系统是否发生振荡。

2.500kV變电站微机继电纵差保护

高频纵差保护实现了全线路上的功能保护。在系统的运行中，由于距离保护和零序电流保护在功能上存在一定的局限性，不能进行全线路的保护。在方向元件上的选取要有一定的根据，负序和零序方向上的元件一般不采用，正确选取元件才能进行各种方式的方向保护。在传统的保护系统中常采用距离元件和零序元件相结合的方式进行工作，反映出高频距离保护的故障。但是在500kV变电站系统的运行中存在振荡现象，所以需要在振荡闭锁关闭以后才能运行。在高频保护中虽然可以进行开放式的工作方式，但是要注意快速的高频保护所引起的延时作用。在选取方向元件时一般采用工频变化量方向的元件继电器，其在危机高频方向的保护中发挥了很大的作用，所以被广泛使用。

3.500kV变电站微机继电零序电流方向保护

在500kV变电站微机继电保护中对保护元件的选取要很慎重。零序电流保护由于具有操作简单、安全可靠以及抗过渡电阻能力强等特点，在微机继电保护中有着广泛的应用前景。500kV变电站微机保护中采用自产的3U0，一般在PT断线时改用这种形式。由于在工作中零序方向的接线方式存在一定的弊端，当出现故障时，3U0超过3I0的规定范围，给工作的运行带来了很大的麻烦。在实际运行中3U0的回路会影响到自产3U0，所以在系统运行中要将二、三次的线分开，系统才能正常运行。在PT断开的时候，距离保护和高频保护都要退出运行，零序方向也不能正常运作，所以要有无方向的零序电流保护和一相电流保护才能保护线路的正常运作。

三、500kV变电站微机继电保护中的变压器差动保护

1.500kV变电站微机变压器差动保护

常规机械型差动继电器只能按一种原理实现，性能单一，难以适应各种运行工况。在500kV变电站微机保护中继电器由软件实现，完全可以根据不同工况采用不同原理，获得最佳性能。微机变压器的差动保护一般用一个综保实现，高低压（或者高中低三侧）CT二次接入同一综保内，进行差动电流换算即可。至于高压侧联跳低压侧可在综保内编程实现，也可不通过综保，直接用接点接入断路器分闸回路。主要控制组成是第一条通道由比例制动元件、励磁涌流检测产生的跳闸反应。另外一条是由差电流速断直接作用引起的跳闸反应。采用比率制动元件额可以在很大程度上提高保护的灵敏度，可以防止由于外界因素导致的电流突增的动作保护。可以通过对励磁涌流元件的判别来闭锁比率制元件。

2.考虑励磁特性的变压器内部短路微机继电保护

在500kV变电站电力系统继电保护的作用中，微机保护与零序差动可以共同利用电流互感器，零序差动保护与空载励磁涌流没有关系，可以提高Yn侧引线及绕组接地短路的灵敏度部分。变压器差动保护存在的问题是被保护变压器各绕组间存在磁的耦合，励磁涌流和过励磁电流将引起误动作，即使是分侧差动保护和零序差动保护也存在这样的缺点。微机保护的出现，使得人们有可能依靠建立数学模型通过算法寻求一种全新的变压器内部保护原理。数学模型构建的前提是要使绕组漏电感和电阻相等，虽然这种技术还不是很成熟，但是却标志着新一代电气主设备微机继电保护的发展前景。

四、结束语

随着经济的快速发展，电力系统的不断更新对继电保护提出更高的要求。为了满足我国电力系统对继电保护的需求，就要不断测试其性能以及提高继电保护装置。智能化、计算机化、网络化的继电保护技术将会运用到实际中来，使电力系统能够安全、可靠、经济的运行。

参考文献：

[1]李红兵，陈树衡.基于DSP的微机高压短线路保护装置的研制[J].船电技术，2005，（3）.

[2]侯尽然，李钊.微机继电保护状态检修的探讨[J].供用电，2010，（4）.

[3]韩文鹏.微机继电保护技术的简要探讨[J].中国新技术新产品，2010，（21）.

500kV输变电工程 篇12

1 设备概况

某500 k V变电站有三串500 k V设备间隔, 500 k V开关设备均采用北京ABB公司生产的HPL550B2型SF6开关, 总计共8组24台。这些开关保护配置为南瑞继保RCS-921A, 开关操作箱为CZX-R22, 简化的开关控制回路如图1所示, 开关的合位监视能完整的监视开关的跳闸回路, 而开关的跳位监视回路却只能监视开关的辅助接点和开关的合闸线圈, 显然这样的设计存在一个问题, 当开关在跳位, 而开关的合闸回路中除开关辅助接点外其他接点断开时, 比如图1中机构箱中的S4, 该接点为机构箱远方/就地选择把手, 如果将该把手切换至就地, 此时开关不能合闸, 但跳位监视仍然存在, 由于控制回路断线依靠跳位继电器TWJ和合位继电器HWJ常闭接点串联实现告警, 此时变电站监控后台无控制回路断线报警, 运行人员不能快速发现开关回路问题。

分析该500 k V开关的二次回路[5]。该型号开关的汇控箱及分控箱均有远方就地选控把手, 当汇控箱选控把手S4切至“就地”位置时, 不影响操作箱对开关的分合闸控制, 此时监控系统无法对开关进行分合闸操作, 当分控箱 (机构箱) 的选控把手S4切换至“就地“时, 开关只能在分控箱 (机构箱) 进行就地分合闸操作。

因此, 从以上分析可知, 操作箱TWJ监视不能监视无论是汇控箱还是机构箱的“远方/就地”切换把手;操作箱的HWJ监视不能监视断路器汇控箱中的“远方/就地”切换把手, 可以监视断路器分控箱中的“远方/就地”切换把手。

2 改进方案探讨

现在的开关回路设计, 由于跳位监视回路未能监视完整的合闸回路, 因此可以考虑将跳位监视按照合位监视回路进行整改, 即将跳位监视在开关汇控箱处与合闸回路并在一起, 但是, 由于开关就地防跳回路跟合闸回路存在联系, 当开关就地试验防跳回路时, 跳位继电器TWJ与就地防跳回路串联在一起将使防跳继电器K3保持励磁, 使得合闸回路一直断开, 从而无法合闸的现象。因此, 简单的将跳位监视与汇控箱合闸回路并在一起并不能完美的解决问题。如何切断开关就地防跳回路与操作箱监视回路的联系是需要解决的核心问题。经过笔者反复思考, 可在跳位监视回路中串入汇控箱的远方/就地切换把手S4接点, 再并入汇控箱的合闸回路, 此时, 当汇控箱S4切换至远方时, 跳位监视回路的S4接点闭合, 但是开关就地防跳回路中的S4接点是断开, 跳位监视回路与就地防跳回路无联系, 当汇控箱S4切换至就地时, 跳位监视回路的S4接点断开, 开关就地防跳回路中的S4闭合, 跳位监视回路与就地防跳回路仍无联系, 从而得到了满意的解决方案。

3 整改方案

现根据前面述及的改进探讨要求, 对图1跳位监视回路作如下修改:解开XA:612与X04的接线, 在XA:612与XA:610新增接线, 然后在开关汇控箱处, 解开原109A至BG:XA261的接线, 在109A与XA261之间串入S4的22、21接点, 如图2所示, 即在跳位监视回路中串入汇控箱的S4接点, 该接点在就地时断开, 远方时闭合。

4 现场调试

该500 k V变电站结合500 k V开关停电机会, 按照上述方案对开关跳位监视回路进行整改, 对开关进行相关传动试验、并对各回路是否存在寄生进行验证[6~7], 验证结果满足预先设想, 跳位监视回路能完整监视合闸回路, 并且能在跳位时监视中控箱的远方/就地把手。该500 k V变电站8组24台开关的跳位监视回路已全部按照该方案整改实施, 运行效果良好。

5 结语

本文通过分析某500 k V变电站的ABB公司生产的HPL550B2开关控制回路, 发现原回路设计的不足, 即跳位监视回路不能完整的监视合闸回路, 针对该问题提出改进方案, 在实际应用中证实该方案的可行性, 在开关跳位监视回路设计或改进时具有参考价值。

参考文献

[1]王永才.SF6开关二次控制回路的改进[J].浙江电力, 2004 (4) :77-78.

[2]雷兵, 夏拥.500 kV HGIS隔离开关控制回路设计变更浅析[J].高压电器, 2009, 45 (1) :107-111.

[3]陈贤军.某电厂220 kV主变出口开关控制回路改进[J].电源技术应用, 2013 (5) :133.

[4]王洪超, 孙钟顺.电气开关控制回路的改进[J].西北电力技术, 1999 (2) :58-59.

[5]北京ABB高压开关设备有限公司.HPL550B2开关二次回路原理图[R].北京:北京ABB高压开关设备有限公司, 2009.

[6]梁红梅, 魏玉龙.关于某断路器控制回路缺陷的处理[J].河北工程技术高等专科学校学报, 2011 (3) :52-54.