35kV外桥变电站

35kV外桥变电站（精选7篇）

35kV外桥变电站 篇1

0前言

随着微电子技术和计算机技术的发展,变电站综合自动化也得到了迅猛发展。变电站自动化和无人值班是当今电网调度自动化领域的重要研究课题,随着我国电网自动化水平的不断提高、综合自动化及无人值班变电站的大量投运,运行人员需要了解、掌握、处理的信息量急剧增多。但传统的监控手段和信息处理的手工作业方式以及与此相适应的传统管理模式已不能满足这些变电站越来越高的运行需求。作为变电站综合自动化系统的重要组成部分之一,变电站倒闸操作专家系统的使用是综合自动化的一种趋势。

本文主要以MCGS软件为平台来完成。MCGS全中文工控组态软件是北京昆仑通态自动化软件有限公司开发的一套基于Windows平台的,用于快速构造和生成上位机监控系统的组态软件系统。MCGS为用户提供了解决实际工程的问题的完整方案和开发平台,MCGS能够完成现场数据采集、实时和历史数据处理、流程控制、报警和安全机制、动画显示、趋势曲线和报表输出以及企业监控网络等功能。通过对MCGS组态软件的深入研究,以35kV外桥变电站为具体对象开发了变电站倒闸操作专家系统。其主要任务如下:

1) 研究清晰明了简单易用的人机界面,使系统的可操作性大大提高,同时大幅降低人的工作量。

2) 实现操作的直观性,在直观的系统图进行鼠标点击来操作各个开关与断路器的开合,使系统简单易上手,适合于广泛的人群。

3) 实现了自动演示、模拟仿真功能,同时在推理过程中引入“五防”检查,及时对误操作进行报警与拒动,可以有效地提高操作的正确性。

1工程画面的实现

a) 利用图形数据库绘制主线路

本系统所涉及的35kV主线路的绘制主要采用了图形数据库中的流动块构件来绘制,利用流动块特有的流动特性来实现视觉上电流流动的感觉。

首先,打开MCGS软件,弹出工作台窗口,单击用户窗口;然后,单击右边的“新建窗口”,在图框内会出现“窗口0”的图标;再单击右边一排中最后一个按钮“窗口属性”,将窗口名称改为“35kV变电站一次系统图”,这样就完成了新建工程的任务。完成新建工程后,双击“35kV变电站一次系统图”窗口图标进入设计界面。下面一步为进行“35kV变电站一次系统图”的主线路的绘制。

单击工具栏中“工具箱”图标,弹出工具箱任务栏,然后单击流动块图标,根据10kV外桥变电站系统图绘制主线路。绘制完成后双击横流动块,弹出“流动块构件属性设置”对话框,修改参数,单击确认。

b) 绘制隔离开关与断路器

线路绘制完毕后,便可绘制隔离开关与断路器。首先,单击工具箱按钮,弹出工具箱控件后,再单击斜线按钮,然后如绘图软件中的操作一样,绘制出隔离开关与断路器。在绘制时,将开关断开与闭合的两个状态均绘制在图中,其中断开的开关绘制成黑色,闭合的开关纵向绘制成绿色,而横向则绘制成黄色。

c) 绘制系统图中电气元件

开关绘制完毕后,主要一次系统图还未完成,还需绘制10kV变电站一次系统中所需的电气元件。电气元件均有MCGS中软件供应,少数自己绘制。

d) 35kV外桥变电站智能倒闸操作系统的系统图一览

经过如上三步绘制后,35kV外桥变电站智能倒闸操作系统的系统图已基本绘制完成,效果见图1。

2实时数据库中定义数据变量

实时数据库是MCGS工程的数据交换和数据处理中心。在MCGS中的数据不同于传统意义的数据和变量,它不仅包含了变量的大小特征,还将与变量相关的其他属性(如数据的状态、存储等)以及对数据的操作方法封装在一起,作为一个整体,以对象的形式提供服务.这种把数值、属性和方法定义成一体的数据称为数据对象。MCGS用数据对象来表述系统中的实时数据,用对象变量代替传统意义的值变量。把用数据库技术管理的所有数据对象的集合称为实时数据库。

a) 开关型数据对象

本系统中需要涉及的变量类型主要为开关型变量。

b) 数值型数据变量

本设计中设计的数字型数据变量主要为自动程序中作为定时器使用的数据变量。

c) 数据变量创建与定义方法

首先,打开MCGS工作台窗口,单击最上排的实时数据库按钮,再单击右侧的新增对象对话框,弹出数据对象属性设置窗口。在数据对象属性设置对话框,将基本属性中的对象名称改为QS1,将对象初值设为0,再在“对象类型”中选择“开关”一项,最后在对象内容注释中输入汉字“1#进线母线侧刀闸”,其余同QS1。

3动画效果的实现

由图形对象搭制而成的图形界面是静止的,需要对这些图形对象进行动画属性设置,使它们“动”起来,真实地描述外界对象的状态变化,达到过程实时监控的目的。

a) 流动块动画效果(表示电流流过)

本节以QS11与QS12中间一段35kV母线的流动效果为例,介绍流动块动画属性的设置。其余设置方法同该段母线。

首先,对该段母线得电方式进行分析。要使该段母线得电,有两种方法:1) 闭合开关QS1便可使该段母线得电;2) 闭合QS2,QS12,QS13,QF1,亦可使该段母线得电。综上所述,再根据BASIC语言的基本知识,可得出使该段流动块流动的程序为:(QSZ12=1 AND QFZ1=1 AND QSZ13=1 AND QSZ02=1) OR (QSZ01=1)。

分析完毕后,双击流动块,弹出“流动块属性设置”对话框,单击最上排的“流动属性”一栏。在“流动属性”的“表达式”一栏中输入“(QSZ12=1 AND QFZ1=1 AND QSZ13=1 AND QSZ02=1) OR (QSZ01=1)”,在“当表达式非零”一项中选择“流动块开始流动”,单击确定。

b) 按钮的动画效果

本设计中涉及的按钮大致分为两类:一类是开关与断路器按钮,即为点击使开关或断路器使其动作的按钮,主要用于手动倒闸操作;还有一类为操作按钮,意思为当需要执行某种操作时即按下此按钮,表明正在执行此项操作,当操作完毕后,可再点击该按钮表明操作结束(自动倒闸操作结束后不需再次按下按钮而自动执行结束程序)。另外,还有一按钮不包括在前两种按钮之中,其名为“报警复位”,而其动画效果设置与第二中类似,故不单独说明。

1) 开关与断路器按钮

隔离开关与断路器,其实现的动画效果为当手动点击35kV变电站智能倒闸操作系统图中的任何一个QS或QF时,其图上对应的开关图形便会闭合或断开。

首先第一步,应当使开关被点击时,能让实时数据库中的主要数据变量发生改变(即置1或取反)。

以QS1为例,先打开工具箱,点击 “标签”一项,在文本框中输入字符“QS1”,单击回车。完成后双击该文本框,弹出“动画组态属性设置”对话框,在“属性设置”的“输入输出连接”一栏中,选择“按钮动作”一项,选择最下行的“数据对象值操作”一项,再将后面两空设为“取反”和“QS1”,即当点击该文本框时,将QS1取反。

仅上一步,只是使实时数据库中的数据变量发生改变,而并未真正使开关实现动画的效果,要使系统更生动与人性化,必须要使开关动起来。接着以QS1为例,在预先画好的图中,双击图形开关QS1中的代表打开的黑线。这时,和上一步一样,弹出了“动画组态属性设置”对话框,在“属性设置”的“特殊动画连接”中,选中“可见度”一项,同样在最上牌会出现“可见度”一栏,单击进入。在表达式一栏中输入“QSZ01=0”,选择“当表达式非零时对应图符可见”,单击确认。其含义为,当QSZ01为0时,则该黑线可见,即开关断开时该黑线可见。再双击代表闭合的路线,同上方法设置,将可见度表达式改为“QSZ01=1”,其余与黑线设置相同。如此便大体实现了开关的动画效果。

在此,读者可能注意按钮设置与动画设置的数据变量不相同,即按钮设置的数据变量为“QS1”,而动画设置的数据变量为“QSZ01”,如此一来,即使点击按钮,开关也不会动作。这样设置的原因是“QS1”是中间变量,是用于启动开关动作的正确性判断的变量,而“QSZ01”才是真正能使开关动作的数据变量。因此,为了使开关动作,可在运行策略中加入如下程序:

这样便可使开关在无倒闸操作时进行开合。具体策略的设置与编辑将在下节中详述,这里不做说明。

2) 操作按钮设置

操作按钮的设置与开关和短路器按钮设置类似。

b) 信号灯的动画效果

以报警信号灯为例,首先,双击图中的报警信号灯,弹出单元属性设置对话框,选择“数据对象”一栏,点击“填充颜色”后的符号“?”,选择“BJ”。然后,点击最上排的“动画连接”,在“填充颜色”后的符号“?”中选择“BJ”,单击确定。设置效果为当BJ=1时,报警信号灯为红色,而BJ=0时,报警信号灯为绿色。

4智能倒闸操作系统功能的实现

本设计需完成的任务为实现35kV外桥变电站的智能倒闸操作。按操作类型分析,主要分为自动倒闸与手动倒闸两部分。

自动倒闸操作,即为按下某倒闸操作的特定按钮后,系统能自动按照预设的程序来执行倒闸操作,实现自动化。由于倒闸操作对操作开关开合的先后顺序有严格的要求,因此必须引入定时器,将不同开关倒闸操作的时间区别开,以达到实现操作次序先后的效果。

由于实际变电站操作过程中,难免会发生各种各样的问题,自动倒闸操作只是理想化的操作,要投入实践运行,则必须有手动倒闸操作的部分。

手动倒闸操作,顾名思义,就是通过手动点击开关来进行倒闸操作。由于是人来操作,则必然会受到各种人为或自然因素的影响而导致误操作。因此,程序必须能鉴别倒闸操作中的误操作,并能防止误操作的发生,即发生误操作时立刻将系统自锁,并发出报警信号。

a) 自动倒闸操作编程

首先,由于要用到定时器,所以先新建一个循环策略,将其名称改为“自动程序”,双击进入。

在策略组态窗口中,根据要求,新建7个策略行,打开工具箱,将其中6个设为脚本程序,还有一个设为定时器。根据所要求完成的任务,将6个脚本程序的名称分别改为“全所投运”、“全所断开”、“T1检修”、“T1恢复”、“T2检修”、“T2恢复”。

双击定时器一行,在基本属性中,将设定值取为20s,当前值取为JSQ,计时条件和复位条件分别取为JSQQD和JSQFW,单击确定,定时器设定完毕。

全所投运,即线路由全部断开到正常的工作状态。由于两条线路中间桥断路器在本操作中需断开,所以两条线路无联系,即可同时合上,而不互相影响。由35kV系统的线路图以及外桥倒闸操作规范可知,合闸顺序为:

1) 合QS1与QS2;2) 合QS3与QS4;3) 合QS5与QS6;4) 合QS7与QS8;5) 合QS9与QS10;6) 合QF2与QF3;7) 合QF4与QF5。

首先,应启动定时器,故输入程序“IF QSTY=1 THEN JSQFW=0 JSQQD=1”,即当全所投运数据对象QSTY为1时,将定时器启动。同时输入“IF JSQQD=1 THEN JSQFW=0”,避免定时器启动与定时器复位不同步。在程序最后,应将定时器复位,同时将全所投运信号复位。根据上述分析, 双击“全所投运”的脚本程序,用BASIC语言在脚本程序对话框中编写出如下程序:

程序中利用定时器特性,不同时间将不同开关有序的闭合,由此达到自动倒闸操作的目的。其余与上文类似,故不作详述。

b) 手动倒闸操作编程

手动倒闸操作,即操作时通过点击开关进行倒闸操作,当发生错误时,该开关进行自锁,无法操作,同时启动报警信号,点亮报警指示灯。手动操作中最重要的便是倒闸操作正确性的判断,因此引入开关与断路器的中间变量(QS*或QF*),由用中间变量进行判断,并将最终结果送入开关与断路器的动作变量(QSZ*或QFZ*),即当倒闸操作判断为错误时,开关自锁,无法将中间变量的改变送入动作变量中,从而使开关或断路器无法动作,只有当判断正确时,才可使开关或断路器动作。

手动操作编程判断流程图如图2所示:

以变压器检修为例。变压器检修较其他操作而言,更为复杂,操作涉及的开关更多。根据外桥倒闸操作规程,变压器1检修的流程为:闭合QS12,闭合QS13,闭合QF1,闭合QS15,闭合QS16,闭合QF6,断开QF4,断开QF2,断开QS9,断开QS7,断开QS5,断开QS3。由此可得程序为:

IF BYQJX=1 AND QS1=0 THEN BJ=1

IF BYQJX=1 AND QS1=0 THEN QS1=1

IF BYQJX=1 AND (QS12=0 OR QS13=0) AND (QF1=1 OR QS15=1 OR QS16=1 OR QF6=1 OR QF4=0 OR QF2=0 OR QS9=0 OR QS7=0 OR QS5=0 OR QS3=0) THEN BJ=1

IF BYQJX=1 AND (QS12=0 OR QS13=0) AND (QF1=1 OR QS15=1 OR QS16=1 OR QF6=1 OR QF4=0 OR QF2=0 OR QS9=0 OR QS7=0 OR QS5=0 OR QS3=0) THEN QF1=0

IF BYQJX=1 AND (QS12=0 OR QS13=0) AND (QF1=1 OR QS15=1 OR QS16=1 OR QF6=1 OR QF4=0 OR QF2=0 OR QS9=0 OR QS7=0 OR QS5=0 OR QS3=0) THEN QS15=0

……

同理,可得线路2检修的程序。

其中,依然会出现如线路检修的问题,即需判断是T1检修还是T2检修。由此,编出如下程序进行判断:

变压器检修恢复流程与变压器检修正好相反,而思路与线路检修如出一辙,故这里不作详细说明。

c) 报警设置

系统图中的报警显示即为在操作界面下,每经历一次报警,都会在报警显示框中出现该报警具体参数以及报警形式,以供用户在操作时对报警详情进行浏览。

设置方法为:双击系统图中报警显示图框,进入报警显示构件属性设置对话框,在基本属性的对应数据对象名称中键入“BJ”,单击确定。

在MCGS中,提供了“报警信息浏览”构件,可供用户浏览数据库中保存下来的浏览信息。

随着信息化建设的不断深入,人工智能理论的不断完善以及智能系统在电力系统中的应用不断发展,其在电力系统中的应用必将更加广阔,智能倒闸操作系统的性能也必将更加完善。从智能倒闸操作系统的现状来说,目前需要注意2个方面的问题。1) 使知识库更加完善,采用较好的知识表述形式,有较强的学习功能,能通过本身的学习功能自动修改知识库。2) 在系统智能化、监控网络化、在线监测设备状态的实时性方面需要进一步的完善。

35kV外桥变电站 篇2

一、工程概况：

本工程位于山西省朔州市潘家窑矿，本工程主要工程内容分为两部分；土建工程和电气工程，其中土建工程分为35kv变电站、电容器室，户外电气三部分。

（一）：土建工程：

35kv变电站为框架结构，共三层，建筑面积为425.28m²,建筑高度为11.8m，其中地上两层，地下一层。基础采用独立基础墙下钢筋混凝土条形基础，地基处理采用3：7灰土换填，混凝土强度等级为C30，屋面为现浇钢筋混凝土板。配套室内外抹灰、刷乳胶漆、地面铺瓷砖，配套室内给排水、电器照明设施安装。

电容器室为砖混结构，采用整片换填3:7灰土1.5m厚，至基础底。MU30毛石条形基础，现浇C30钢筋混凝土屋面（高度为4.5m）,配套室内电气照明、采暖、通风设施安装。

（二）：户外部分：

室外设3支避雷针，高度30m；事故贮油池1个(尺寸为4.5m*1.8m*2.2m);主变门型架共两架，高度为9m;磁控电抗基础2个(尺寸为5.2m*5.2m*0.4m);主变压器贮油池2个(尺寸为7.6m*6m*0.6m);隔离开关支座，高度为2.5m,共2处；10kv母线桥支座共8基，高度为3m;室外电缆沟分为4种，电缆沟1宽1.2m,深1.1m,电缆沟2宽1m,深1.1m,电缆沟3宽0.8m,深0.7m，电缆沟4宽0.6m,深0.7m，均采用素混凝土结构。

（三）：电气工程：

（1）设备安装：35kv高压配电室内设12台高压开关柜，10kv高压 1

配电室内设34台高压开关柜，主变压器选用SZ11---12500/35，户外安装；10kv电抗器安装2套，10kv电容器安装2台；380v低压柜安装8面。

（2）电缆桥架及电缆：采用GQJI—IY—2060桥架100m；敷设电力电缆VJV22-0.6/1-3*50+1*25共120m;

（3）防雷接地：采用热镀锌接地-40*4扁钢500m。

二、主要施工过程简述：

我施工单位编制了完善的安全技术制度和切实可行的施工组织计划，密切与甲方配合，在甲方与监理的密切配合下，我单位全体职工加班加点，终于在合同规定时间内完成了合同规定全部施工内容，并经甲方及监理验收合格。以下是施工过程简述：

（一）、测量控制方法：根据建设单位提供的测量控制点（坐标及高程），施工图纸和有关规范规定，进行基础放线的测量；

（二）、土方工程的施工：根据实际施工顺序及现场情况，采用50T装载机一台，12T自卸汽车2辆进行土方工程的施工。设计标高在20cm-30cm以上的土方采用人工开挖，其余部分人工细部整修。土方回填前，先清除坑穴中积水、游泥和杂物，有地下水时，要采用降水措施。回填时，采用挖掘机填土，由下而上分层铺填，每层厚度不宜大于30cm。决不能居高临下，不分层次，一次性堆填。施工顺序与挖土顺序相反，根据工程实际情况，采用小型打夯机夯实；

（三）钢筋工程：

1、钢筋加工：

现场搭设钢筋棚，配备切断机、对焊机、弯曲机等机械。根据钢筋翻样单进行下料然后成型。钢筋加工过程中，下料除锈成型各道工 2

序，应严格按照施工验收规范规定进行操作，成品、半成品钢筋应分批分类挂牌堆放。注明楼号、楼层、构件、部位。

2、钢筋绑扎：

（1）成型钢筋的运输，应轻搬低放，以防变形。

（2）在绑扎之前应仔细核对钢筋型号、直径、形状、数量是否符合

料单、料牌和图纸要求，审核无误后进行绑扎。

（3）纵向受力钢筋在现场构件内不能对焊的，可采用搭接方法，搭

接长度应符合设计及规范要求。

（4）现浇楼板钢筋要按设计要求施工，同一截面内搭接接头不应超

过25%，搭接长度48D，楼板双层筋之间要设“马凳”（φ10钢 筋制作）每平方米设2个。楼板加筋及洞口加筋应严格按图纸 施工。

（5）现浇楼板砼时，应在钢筋上面搭设架木板，严禁乱踏钢筋，各

种节点处理应严格按图施工。图纸无法注明的难点，应现场研 究解决。

（6）钢筋绑扎好后，在自检合格的基础上，报监理部门验收。

（四）砼工程：

1、本工程砼结构施工中，砼采用现场搅拌，为保证砼施工顺利进行，保证工程质量，应做好下面几项工作：

（1）砼浇筑前，钢筋、预留预埋必须办理隐蔽工程验收，模板尺寸

轴线标高应复核无误，水泥、砂子、碎石必须储备充足，质量 符合要求。

（2）为保证砼的强度，对砼的原材料质量、配合比必须严格控制，现场搅拌应在后台显著位置悬挂配合比标志牌，标明浇筑部位、3

砼标号、计量比例、每盘投料量等内容，安排专人检查配合比 计量情况，并辅以不定期抽查。施工现场设砼坍落度筒，按规 定定时测量坍落度，现场搅拌每两小时测一次。混凝土浇注前 模板及混凝土接触面应浇水湿润，但不应有积水。

（3）施工中，按规定留足抗压试块，试块应在浇筑地点作，其中一

组为标养，另一组为现场同条件养护，试块按期及时试压，安 排专人负责实验工作。

（4）砼的振捣使用插入式振捣器，楼板可辅以平板振捣器，插入式

振捣器应快插慢拔，振捣要求密实，以砼开始泛浆和不冒气泡 为准，应避免漏振、欠振和超振。

（5）梁板砼应严格控制标高和表面平整度，并一次浇筑成功，不留

施工缝。浇捣结束后，根据气温情况，进行覆盖，终凝后，浇 水养护，养护工作应由专人负责。普通砼养护不少于7天。

2、对钢筋密集处，为保证浇捣质量可采取以下措施：（1）保证钢筋之间缝隙，上下层钢筋用钢筋头垫开。（2）用小型震动棒或震动片辅助震捣。（3）用木锤在模板外敲打，以加强振动。

（4）振捣人员应加强责任心，并选派技术素质高的工人操作。并应

在浇注过程中仔细观察。

（5）为保证现浇楼板的厚度，在已成型的模板上摆放DN110PVC管，其高度同设计板厚，间距1.8米（梅花设置）作为现浇楼板厚 度找平的标志点。当楼板砼浇注完毕，以PVC管为准，用平直 的木尺刮平，在抹压时将PVC管取出清洗备用。并在房间中心 和房角埋入同板厚长度的DN25PVC管，以备检测楼板厚度。

（6）负弯距钢筋应加设马凳支撑。砼施工时，为防止负弯距钢筋变

形被踩下，在砼初凝前抹压时用40--50厘米长的钢筋钩试提负 弯距钢筋的分布筋，使负弯距钢筋恢复应有位置。

（五）砌筑工程：

1、原材料的要求：

（1）水泥应复试合格后使用，不同品种的水泥，不得混合使用。（2）砂浆用砂宜采用中砂，并应过筛，且不得含有草根等杂物。含

泥量不应超过5%。

（3）拌制水泥混合砂浆使用的石灰膏应符合规范规定，充分熟化，严禁使用脱水硬化的石灰膏。（4）拌制砂浆用水宜采用饮用水。

2、砂浆的配置：

（1）砂浆的配合比采用重量比，配合比应事先通过试配确定。水泥

用量误差控制在±2%以内，砂等组分配料控制在±5%以内。（2）砂浆应采用机械搅拌，并充分搅拌。

（3）砂浆的稠度按使用砌体材料的不同为30--90毫米之间。砂浆应

随拌随用，按砂浆品种和天气情况在2--4小时内用完。

3、试块抽样：

（1）砂浆试样应在搅拌机出料口随机取样制作。一组试样应在同一

盘砂浆中取样制作，同盘砂浆只应制作一组试样。（2）砂浆的抽样频率应符合以下规定：

每一楼层或250平方米砌体中的各项强度等级的砂浆，每台搅拌机应至少检查一次，每次至少应制作一组试块。

（六）、屋面卷材工程的施工：

1、施工过程中注意屋面积水：有泛水的屋面、檐沟，因泛水过小，不平顺：基层应按设计或规定做好泛水，防水卷材铺贴后，屋面 坡度、平整度应符合屋面工程技术规范的要求。

2、屋面渗漏：屋面防水层铺贴质量严格按照施工技术标准及规范进 行施工。避免积水渗漏。

（七）、内外墙涂料工程的施工：

1、刮腻子前在混凝土墙面上先喷、刷一道胶水(水:乳液为5:1)要喷 刷均匀,不得有遗漏。

2、满刮腻子,刮腻子时应横竖刮,即第一遍腻子横向刮,第二遍腻子竖 向刮。注意按搓和收头时腻子要刮净,每道腻子干燥后应用砂纸打 磨,将腻子磨平后并将浮尘擦净。

3、涂刷第一遍涂料,涂刷时应先上后下。干燥后复补腻子,待复补腻子干燥后用砂纸磨光。隔1天后,可涂刷第二遍。

4、在第二遍操作时不宜来回多次涂刷,以避免溶松第一遍漆膜,或出 现显著的漆刷涂饰痕迹,影响质量。

（八）门窗工程：

1、门窗安装前应对门窗洞口尺寸进行检验；

2、金属门窗和塑料门窗安装应采用预留洞口的方法施工，不得采用边安装边砌口或先安装后砌口的方法施工；

3、建筑外门窗的安装必须牢固，在砌体上安装门窗严禁用射钉固定；

4、玻璃密封条与玻璃槽口的接缝应平整，不得卷边、脱槽；

（九）配电系统：

1、电线管连接、进接线盒、开关盒及配电箱必须采用套丝连接，线

管进入各种盒体、箱体内须用并帽锁死，长度不得超过两到三丝，管口应用纸团或堵头封好，以防杂物掉入。

2、所有线管连接处及线盒、配电箱连接处均须用圆钢烧好跨接焊，金属软管接头采用镀锌钢接头，确保所有管路及用电设备外壳接 地连成一体。

3、管线超过规定长度时，应加装接线盒（45M无弯曲，30M一个弯，20M二个弯，12M三个弯）且暗敷管设直角弯不超过三个，明敷管 不超过四个，以便以后穿线换线。

4、管内穿线不得有接头，同一管内必须一次穿入并作好标记，以便 拼接，正确与设备连接，达到控制要求。

5、线管支架，成排的管路须用角钢及圆钢制做横担支架，骑马卡固 定，单根线管及支架可以采用圆钢及扁铁做成单独吊架，骑马卡 固定，线管固定点间最大距离不得超过1.5M。

6、所有线路均须做好绝缘电阻测试等各项检测记录。

（十）室内给水系统安装：

1、给水管道必须采用与管材相适应的管件。生活给水系统所涉及的 材料必须达到饮用水卫生标准；

2、给水塑料管和复合管可以采用橡胶圈接口、粘接接口、热熔连接、专用管件连接及法兰连接等形式；

3、给水立管和装有3个或3个以上配水点的支管始端，均应安装可 折卸的连接件；

4、室内给水管道的水压试验必须符合设计要求；

5、给水系统交付使用前必须进行通水试验并做好记录；

6、生活给水系统管道在交付使用前必须冲洗和消毒，并经有关部门

取样检验，符合国家《生活饮用水标准》方可使用；

7、室内直埋给水管道（塑料管道和复合管道除外）应做防腐处理。埋地管道防腐层材质和结构应符合设计要求；

8、给水引入管与排出管的水平净距不得小于1m。室内给水与排水管 道平行敷设时，两管间的最小水平净距不得小于0.5m；交叉铺设 时，垂直净距不得小于0.15m。给水管应铺在排水管上面，若给 水管必须铺在排水管的下面时，给水管应加套管，其长度不得小 于排水管管径的3倍；

9、管道的支、吊架安装应平整牢固，其间距应符合规范规定；

（十一）室内排水系统安装：

1、隐蔽或埋地的排水管道在隐蔽前必须做灌水试验，其灌水高度应 不低于底层卫生器具的上边缘或底层地面高度；

2、排水塑料管必须按设计要求及位置装设伸缩节。如设计无要求时，伸缩节间距不得大于4m；

3、排水主立管及水平干管管道均应做通球试验，通球球径不小于排 水管道管径的2/3，通球率必须达到100%；

4、埋在地下或地板下的排水管道的检查口，应设在检查井内；

5、排水通气管不得与风道或烟道连接；

6、通向室外的排水管，穿过墙壁或基础必须下返时，应采用45º三 通和45º弯头连接，并应在垂直管段顶部设置清扫口；

7、由室内通向室外排水检查井的排水管，井内引入管应高于排出管 或两管顶相平，并有不小于90º的水流转角；

（十二）卫生器具安装：

1、卫生器具的安装应采用预埋螺栓或膨胀螺栓安装固定；

2、排水栓和地漏的安装应平正、牢固，低于排水表面，周边无渗漏。地漏水封高度不得小于50㎜；

3、卫生器具交工前应做满水试验和通水试验；

4、小便槽冲洗管，应采用镀锌钢管或硬质塑料管。冲洗孔应斜向下 方安装，冲洗水流同墙面成45º角。镀锌钢管钻孔后应进行二次 镀锌；

5、卫生器具的支、托架必须防腐良好，安装平整、牢固，与器具接

触紧密、平稳；

6、卫生器具给水配件应完好无损伤，接口严密，启闭部分灵活；

7、与排水横管连接的各卫生器具的受水口和立管均应采取妥善可靠 的固定措施；管道与楼板的接合部位应采取牢固可靠的防渗、防 漏措施；

8、连接卫生器具的排水管道接口应紧密不漏，其固定支架、管卡等 支撑位置应正确、牢固，与管道的接触应平整；

（十三）室内采暖系统安装：

1、管道安装坡度，当设计未注明时，应符合下列规定：（1）气、水 同向流动的热水采暖管道和汽、水同向流动的蒸汽管道及凝结水 管道，坡度应为3‰，不得小于2‰；（2）气、水逆向流动的热水 采暖管道的汽、水逆向流动的蒸汽管道，坡度不应小于5‰；（3）散热器支管的坡度应为1%，坡向应利于排气和泄水；

2、补偿器的型号、安装位置及预拉伸和固定支架的构造及安装位置 应符合设计要求；

3、平衡阀及调节阀型号、规格、公称压力及安装位置应符合设计要 求；安装完后应根据系统平衡要求进行调试并作出标志；

4、热量表、疏水器、除污器、过滤器及阀门的型号、规格、公称压 力及安装位置应符合设计要求；

5、钢管管道的焊口尺寸的允许偏差应符合规范规定要求；

6、散热器支管长度超过1.5m时，应在支管上安装管卡；

7、上供下回式系统的热水干管变径应顶平偏心连接，蒸汽干管变径 应底平偏心连接；

8、在管道干管上焊接垂直或水平分支管时,干管开孔所产生的钢渣及 管壁等废弃物不得残留管内，且分支管道在焊接时不得插入干管 内；

9、膨胀水箱的膨胀管及循环管上不得安装阀门；

10、当采暖热媒为110~130℃的高温水时，管道可卸件应使用法兰，不得使用长丝和活接头，法兰垫料应使用耐热橡胶板；

11、焊接钢管管径大于32㎜的管道转弯，在作为自然补偿时应使用 煨弯。塑料管及复合管除必须使用直角弯头的场合外应使用管道 直接弯曲转弯；

12、管道、金属架和设备的防腐和涂漆应附着良好，无脱皮、起泡、流淌和漏涂缺陷；

13、散热器组对后，以及整组出厂的散热器在安装之前应作水压试验。试验压力如设计夫要求时应为工作压力的1.5倍，但不小于 0.6Mpa。

14、散热器支架、托架安装，位置应准确，埋设牢固。散热器支架、托架数量应符合设计或产品说明书要求；

15、铸铁或钢制散热器表面的防腐及面漆应附着良好，色泽均匀，无 脱落、起泡、流淌和漏涂缺陷；

16、采暖系统安装完毕，管道保温之前应进行水压试验。试验压力为 0.8MPa，在5min内压降不大于0.02MPa为合格。

17、系统试压合格后，应对系统进行冲洗并清扫过滤器及除污器；

18、系统冲洗完毕应充水、加热，进行试运行和调试；

三、各项工程量实际完成情况：

详见“单位工程竣工工程量明细表”。

四、主要材料消耗量：

详见“单位工程竣工工程量明细表”。

五、工程质量情况：

根据《建筑工程施工质量验收规范》，工程分为 个分部、个分项、个检验批进行检查验收，通过自检自评，再由甲方及监理公司复验，分部、分项工程质量合格，符合验收规范要求。

六、施工中遇到的重大问题及隐蔽工程检查处理情况：

在各方大力支持及配合下，加之我方施工前的准备工作，本工程施工过程中没有遇到大的问题，隐蔽工程按施工规范严格施工，符合设计及使用要求。

七、设计变更情况：

见设计变更单。

八、工程总造价结算及增减情况：

本工程主合同编号为：潘家窑（2013）014，工程总价为：470.3271万元。

九、存在的问题及今后使用应注意事项：

本工程严格按照规范要求进行施工，没有遗留问题。

十、施工工期控制情况：

35kV外桥变电站 篇3

[关键词]35KV；变电站；故障分析；对策

随着电力应用范围的不断扩大，社会公众对于35KV变电站运行工作的安全性，提出了更高的要求。由于35KV变电站运行工作的发展速度较快，在其运行的过程中，不可避免的存在一些问题。为了更好的促进35KV变电站平稳的运行下去，我们需要在35KV变电站运行的过程中，不断的总结35KV变电站发生的故障、故障产生的原因，以便可以更好的解决35KV变电站运行中常出现的故障，提高35KV变电站的运行效率，使之可以有效的满足社会公众对于电力的需求。

一、关于35KV变电站的相关分析

从电力系统的相关理论分析，变电站作为电力系统的重要组成部分，其运行的状态对于整个电力系统运行的平稳性，具有重要的影响。同时，变电站也是发电厂与用户之间联系的重要纽带，其发挥着变换、分配电能的作用。变电站的工作是通过将一些相关的电气设备有机的组装起来，用来进行切断、接通、调整电压等工作。相关技术人员通过变电站的线路以及承担的电量符合，合理的设计了35KV变电站的运行计划。因此，对于35KV变电站在运行中常见的故障，我们只有在不断的积累维修经验以及探索中，才能发现有效的解决对策，促进35KV变电站平稳运行目标成为现实。

二、关于35KV变电站常见的故障分析

1.真空断路器故障。通常情况下，35KV变电站发生真空断路器的故障时，会伴随着产生真空泡真空度进一步降低、真空断路器分闸失灵的情况。在此故障中，真空泡真空度的降低，会在一定程度上影响真空断路器对经过电流的控制能力。一旦有超负荷的电流流过，就会极大的损毁真空断路器的内部构造，使之使用寿命急剧下降。

2.电压互感器烧损。在35KV变电站常见的故障中，电压互感器烧损故障也是其中一种。在35KV变电站的运行部件中，存在着很多的储能元件，当铁心的饱和引起电量发生巨大的变化时，就有可能引起发并联铁磁谐振。铁磁谐振会加大电压互感器的承受电压，电压增高的同时频率降低，继而增加互感器绕组电流超过规定的流通能力，最终导致绕组构件过热，甚至产生炸裂或者烧毁的危害状况。

三、关于解决35KV变电站常见故障的对策分析

1.进一步加强对35KV变电站故障的检测工作

在实际工作中，解决35KV变电站运行中常见的故障，需要进一步加强对35KV变电站故障的检测工作。在对35KV变电站运行故障进行检测时，可以充分利用现代的科技力量，借助专业的仪器对电缆接头的接地情况进行进一步的检测。同时，采用红外线测温仪对35KV变电站的重要电缆线进行一定的温度检测，根据其温度的变化判断其是否存在故障，工作人员在检测的过程中也要及时做好记录。除此之外，相关的工作人员还需根据35KV变电站运行的实际状况，合理的制定检测的周期，以便可以及时的发现、维修35KV变电站运行中存在的故障。

2.解决真空断路器故障的对策。现阶段，真空断路器在35KV变电站运行中的应用是变电站发展的一种必然。因此，综合分析35KV变电站真空断路器故障的原因，解决35KV变电站运行中的真空断路器故障非常重要。通过大电流对触头处理、气体老炼等措施，通过改变弧后耐压水平，提高真空断路器断开的稳定性能，对于35KV变电站运行中经常发生的真空断路器故障具有显著的作用。在实际工作中，我们更加提倡在35KV变电站运行中，选择新型的防熔焊材料的触头，进一步改善触头的静态耐压水平，从而减少35KV变电站运行中的真空断路器发生的故障。

3.解决电压互感器烧损的对策。在实际工作中，我们可以通过加强消弧线圈的管理、完善小电流选线装置、提高运行人员的职业素质等措施，进一步降低电压互感器烧损事故发生的几率。在35Kv变电站的运行过程中，消弧线圈的自动调整设置工作，必须在依据一定的电力理论进行精确的计算，同时要注意根据实际的电流值进行合理的调整。改善消弧线圈欠补偿而形成谐振过电压产生的负作用，影响变电站的正常运行的状况。同时尽量选择小电流接地选线的装置，避免电线相间发生短路的问题。另外在发生电力事故时，运行人员的职业素质也是非常重要的。运行人员能否在发生事故时，以最快的速度采取有效的措施，避免变电站事故影响的进一步扩大，对于减少35Kv变电站事故经济损失很关键。

四、要重视人的因素

1.提高责任意识，对变电站操作人员，要提高他们的专业技能，以及树立正确的职业道德教育，提高他们的工作热情和责任感。此外，根据机械设备的具体性能操作员站操作自己去完成自己的业务工作。变电站相关部门应定期或不定期地组织专业素质的技术人员的培训，使专业技术人员的变电设备内操作，并掌握处理的具体方法。在变电站运行，使全体员工在年底的工作或工作时间的转移，以及工作人员的即将到来的约会，解释变电站运行什么样的实时状态，并出现在变电站的过程当然运行的问题了交流和探讨，以促进更好地解决工作中遇到的问题。

2.对于一般故障的处理方法，相关工作人员要认真检查总线和连接设备，变压器，无异常，并看到一些关于瓷器的设备没有损坏，没有点闪络放的，没有小动物或外部损伤。经过检查站设备，没有发现任何异常情况，这可能会发生在断层线和接地保护失效。这一次瞬时停止，尽快找出故障线路。如果你想确定保险丝是否烧断，有必要检测次级电压，从而判断是否为高压保险丝。以确定该谐振，工作人员通过消除共振的时刻改变设备的操作模式。如果确定要断行应调整迅速报告，并及时安排检查线路。通过适当地处理一般故障，这使得变电站运行的工作可以正常进行。此外，相关人员定期运行变电站故障的发现过程在解决员工的故障的过程中有责任确保检验工作的质量。与此同时，以消除一些旧的变电设备，引进新设备，促进电力工业的健康发展。

五、总结

综上所述，35KV变电站产生故障的原因主要有电缆、真空断路器以及变电站系统消弧线圈产生故障等。35KV变电站运行操作时一项技术要求相对较高的工作，需要工作人员具备一定的操作技能，才能胜任此项工作。在实际工作中，我们必须在明确35KV变电站发生故障的具体原因的基础之上，才能及时的采取有效的对策解决出现的问题。在解决35KV变电站产生的相关故障时，需要重视每一项的操作，并且必须严格按照相关的操作标准进行。

参考文献：

[1]尹瑞更.35kV变电站常见故障分析及对策[J].科技资讯，2009（22）.

[2]張欣.浅议35kV变电站变压器的故障维护[J].科技风，2012（05）.

[3]张修金.35kV变电站电压互感器故障分析及处理[J].科技致富向导，2011（18）.

35kV外桥变电站 篇4

110 kV外桥接线,10 kV单母分段接线是110 kV终端变电站的典型接线[1]。近年来,随着用电负荷的增加和负荷的日益集中,越来越多的变电站的负荷趋于饱和,因而必须对这些变电站进行增容。增加一台主变,110 kV侧变成扩大外桥形式,10 kV侧变成单母Ⅳ分段形式的方案由于满足了N-1原则,供电可靠性高,运行方式灵活而得到了广泛应用。增容后的主接线如图1所示。在这种主接线下,传统备自投的配置方案和备自投逻辑已经无法满足现场运行方式的需要[2,3],因此,本文通过完善备自投的配置方案和优化备自投的逻辑来实现该主接线方式下110 kV和10 kV的备自投。

1 运行方式分析

备自投逻辑和运行方式是密切相关的[4],只有在了解了变电站主要的运行方式后,才能给出备自投的配置方案和写出备自投的逻辑,从而让备自投可靠动作。该变电站的主要运行方式有:(1),#1进线通过#1主变带10 kVⅠ段母线;#2进线通过#2主变和#3主变分别带10 kVⅡ段母线和10 kVⅢ、Ⅳ段母线,10 kV侧的两个分段开关处于热备用状态。(2),#2进线通过#2主变带10 kVⅡ段母线;#1进线通过#1主变和#3主变分别带10 kVⅠ段母线和10 kVⅢ、Ⅳ段母线,10 kV侧的两个分段开关处于热备用状态。(3),#1进线通过#1主变和10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线;#2进线通过#2主变和10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线,#3主变各侧开关处于热备用状态。由此,给出全站备自投的配置方案如图1所示:110kV侧和10 kV侧各配置两个备自投。

2 备自投逻辑分析

2.1 1BZT逻辑分析

2.1.1 对于运行方式1

充电条件:110 kVⅠ母和Ⅱ母有压,710DL跳位,730DL合位,无闭锁量。

启动条件1:110 kVⅡ母无压,Ⅰ母有压,进线2无流。备自投启动后先同时跳开730DL和702DL后,合上710DL,实现#1进线通过#1主变和#3主变分别带10 kVⅠ段母线和10 kVⅢ、Ⅳ段母线,10 kVⅡ段母线的恢复供电将由4BZT动作后实现。

启动条件2:110 kVⅠ母无压,进线1无流。备自投启动后跳开701DL,10 kVⅠ段母线的恢复供电将由3BZT动作后实现。

闭锁条件:#3主变保护动作。

2.1.2 对于运行方式3

充电条件:110 kVⅠ母和Ⅱ母有压,710DL,730DL,103DL,203DL跳位,无闭锁量。

启动条件1:110 kVⅠ母无压,Ⅱ母有压,进线1无流。备自投启动后先同时跳开701DL和101DL后,同时合上730DL和103DL,实现#2进线通过#2主变和10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线;通过#3主变和10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线。

启动条件2:#1主变差动或重瓦斯动作,701DL和101DL已经跳开,110 kVⅠ母有压,进线1无流。备自投启动后同时合上710DL和103DL,实现#1进线通过#3主变和10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线,#2进线通过#2主变和10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线。

闭锁条件:其他闭锁信号。

2.2 2BZT逻辑分析

2.2.1 对于运行方式1

充电条件:110 kVⅠ母和Ⅱ母有压,710DL合位,730DL跳位,无闭锁量。

启动条件1:110 kVⅠ母无压,Ⅱ母有压,进线1无流。备自投启动后先同时跳开710DL和701DL后,合上730DL,实现#2进线通过#2主变和#3主变分别带10 kVⅡ段母线和10 kVⅢ、Ⅳ段母线,10 kVⅠ段母线的恢复供电将由3BZT动作后实现。

启动条件2:110 k VⅡ母无压,进线2无流。备自投启动后跳开702DL,10 kVⅡ段母线的恢复供电将由4BZT动作后实现。

闭锁条件:#3主变保护动作。

2.2.2 对于运行方式3

充电条件:110 kVⅠ母和Ⅱ母有压,710DL,730DL,103DL,203DL跳位,无闭锁量。

启动条件1:110 kVⅡ母无压,Ⅰ母有压,进线2无流。备自投启动后先同时跳开702DL和102DL后,同时合上710DL和203DL,实现#1进线通过#1主变和10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线;通过#3主变和10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线。

启动条件2:#2主变差动或重瓦斯动作,702DL和102DL已经跳开,110 kVⅡ母有压,进线2无流。备自投启动后同时合上730DL和203DL,实现#1进线通过#1主变和10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线,#2进线通过#3主变和10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线。

闭锁条件:其他闭锁信号。

2.3 3BZT逻辑分析

充电条件:10 kVⅠ母和Ⅲ母有压,101DL和103DL合位,110DL跳位,无闭锁量。

启动条件1:10 kVⅠ母无压,Ⅲ母有压,Ⅰ1(Ⅰ1为流经101DL的电流)无流,10 kVⅠ母失压前Ⅰ1和Ⅰ3(Ⅰ3为流经103DL的电流)之和小于#3主变额定电流的1.2倍。备自投启动后先跳开101DL后,合上210DL,再跳开203DL,最后合上110DL。实现#3主变通过10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线,#2主变通过10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线。

闭锁条件:手跳101DL。

启动条件2:10 kVⅢ母无压,Ⅰ母有压,Ⅰ3无流,10 kVⅢ母失压前Ⅰ1和Ⅰ3之和小于#1主变额定电流的1.2倍。备自投启动后先跳开103DL后,合上110DL。实现#1主变通过10 k V分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线,#2主变带10 kVⅡ段母线,#3主变带10 kVⅣ段母线。

闭锁条件:手跳103DL。

2.4 4BZT逻辑分析

充电条件:10 kVⅡ母和Ⅳ母有压,102DL和203DL合位,210DL跳位,无闭锁量。

启动条件1:10 kVⅡ母无压,Ⅳ母有压,Ⅰ2(Ⅰ2为流经102DL的电流)无流,10 kVⅡ母失压前Ⅰ2和Ⅰ4(Ⅰ4为流经203DL的电流)之和小于#3主变额定电流的1.2倍。备自投启动后先跳开102DL后,合上110DL,再跳开103DL,最后合上210DL。实现#1主变通过10 kV分段开关(110DL)带10 kVⅠ、Ⅲ段母线,#3主变通过10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线。

闭锁条件:手跳102DL。

启动条件2:10 kVⅣ母无压,Ⅱ母有压,Ⅰ4无流,10 kVⅣ母失压前Ⅰ2和Ⅰ4之和小于#2主变额定电流的1.2倍。备自投启动后先跳开203DL后,合上210DL。实现#2主变通过10 kV分段开关(210DL)带10 kVⅡ、Ⅳ段母线,#1主变带10 kVⅠ段母线,#3主变带10 kVⅡ段母线。

闭锁条件:手跳203DL。

3 特殊问题的处理

3.1 110 kV备自投对主变区内故障信号的处理

对于运行方式3下的110 kV备自投的启动方式2,是对应#1主变或#2主变发生区内故障时的动作逻辑。该启动条件必须同时满足主变差动或重瓦斯动作和主变两侧开关已经跳开,而在实际运行中,主变差动动作信号或重瓦斯动作信号和主变两侧开关跳位信号共存的时间很短,特别是重瓦斯动作信号,其返回只和本体机构有关,和主变两侧开关的跳位是无关的,因而两者几乎没有共存时间,此时,程序中必须将主变差动动作信号和重瓦斯动作信号做延时处理,使其和主变两侧开关的跳位信号共存,从而使备自投正确动作。

3.2 10 k V备自投对均分负荷的处理

对于备自投过负荷的处理,传统的备自投是动作后提供联切输出接点,用于切除次要负荷来满足主变的正常运行[5],若时间不能很好地配合,就可能造成主变过载运行。本文根据失压前两台运行主变低压侧的负荷电流之和与未失压主变1.2倍的额定电流的大小来判断备自投动作后主变是否会出现过负荷,如果预测到备自投动作后主变会出现过负荷,则闭锁备自投。考虑到两台主变容量和低压侧CT变比有可能不一致,为此,必须采用不同的处理方法。

3.2.1 两台主变容量相同,10 kV侧CT变比相同

当两台主变的电流之和大于主变额定电流的1.2倍,则备自投放电。

3.2.2 两台主变容量不同,10 kV侧CT变比相同

当10 kV一台主变失压,备自投准备启动时,检查两台主变的电流之和是否大于未失压主变额定电流的1.2倍,大于则备自投放电。

3.2.3 两台主变容量相同,10 kV侧CT变比不同

在备自投菜单中设置CT变比系数的整定,该系数是较小的CT变比除以较大的CT变比之值,即较大的CT变比的数值为1,较小的CT值在0-1之间。在逻辑处理中将较小CT变比的低压侧电流及该主变额定电流乘以这个系数作为过负荷判断的计算值。当两台主变的电流之和大于未失压主变额定电流的1.2倍,则备自投放电。

3.2.4 两台主变容量不同,10 kV侧CT变比不同

只需将上述主变容量不同和10 kV侧CT变比不同的处理方法综合起来即可。

3.2.5 均分负荷压板使用

对于10 kV备自投的启动条件2,为了达到主变均分负荷的效果,动作过程中需要分别跳合2个开关,其中一旦有一个环节出现故障,就可能导致备自投动作失败。同时,如果全站负荷较小时,#3主变的容量允许同时带10 kVⅡ、Ⅲ、Ⅳ段母线时,该动作过程就可以简化为跳开101DL(或102DL)后,直接合上110DL(或210DL),通过减少备自投的跳合开关的个数,来缩短10 kV母线的停电时间,同时也提高了备自投的动作成功率,为此,专设了一个负荷均分压板,可以根据全站负荷的大小来决定该压板的投退。

4 结束语

本文提出的备自投配置方案和备自投逻辑,满足了扩大外桥主接线下主要运行方式的备用电源自投的需要,提高了全站供电的可靠性。该配置方案和逻辑已经在南京供电公司成功投运多套,在几年的运行过程中,备自投均能正确动作,保障了电网的安全可靠供电。

摘要：通过对110kV扩大外桥和10kV单母Ⅳ分段的接线方式下主要运行方式的分析,给出了在110kV侧和10kV侧各配置两个备自投来实现全站备自投的方案。110kV备自投除了考虑两条进线互为备用的逻辑外,还考虑了主变区内故障时备自投的动作逻辑,同时通过110kV备自投动作逻辑直接动作于部分10kV侧开关,大大缩短了10kV侧的停电时间;10kV侧桥备自投逻辑在动作时,考虑了各台主变过负荷的情况,一旦预测到动作后主变会出现过负荷,则备自投放电,防止在备自投动作后出现主变过负荷而造成事故的扩大化。

关键词：备自投组,扩大外桥,单母Ⅳ分段,主变区内故障,主变过负荷,均分负荷压板

参考文献

[1]任祖怡,窦乘国,许华乔.新型智能备用电源自投装置[J].电力系统自动化,2003,27(9):86-87.REN Zu-yi,DOU Cheng-guo,XU Hua-qiao.A New Intelligent Equipment for Automation Bus Transfer[J].Automation of Electric Power Systems,2003,27(9):86-87.

[2]DL/T526-2002静态备用电源自动投入装置技术条件[M].北京:中国电力出版社,2002.DL/T526-2002General Specification for Automatic Bus Transfer Equipment[M].Beijing:China Electric Power Press,2002.

[3]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护规定汇编[M].北京:中国电力出版社,2000.State Electric Power Dispatching Center of China.Compilation of Power System Relay Protection Regulation[M].Beijing:China Electric Power Press,2000.

[4]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用(第二版)[M].北京:中国电力出版社,2001.WANG Wei-jian.Protection Relay Theory of Electrical Main Equipment and Its Application(Second Edition)[M].Beijing:China Electric Power Press,2001.

35kV变电站设计方案探讨 篇5

摘要：本文结合我地区35kV变电站的运行管理和勘测设计，就优化35kV变电站设计方案问题做些探讨，合理选择设计方案应考虑的问题。

关键词：35kV变电站设计、设计方案、探讨

1.前言

由于农村用电负荷小，面积广。根据有关资料推荐，当负荷密度在10―20kw/km2范围时，35kV/10kV供电方式的经济供电半径为l0―15km，相配套的35kV线路输送容量为2000―10000kw，输送距离为20―50km，10kV线路输送容量20―2000kw。输送距离为6―20km。因此，35kV变电站适合于农村电力网建设，尽管现在在用电量大的城市和经济发达的沿海城市已不再新建35kV变电站，甚至旧的35kV变电站也升压改造成110kV变电站或10kV开关站，然而，35kV/10kV供电方式在广大的农村地区仍将长期存在，35kV变电站将长期使用。

一般在农网35kV变电站的设计时不仅应符合国家现行的有关标准和规范的规定，还必须对设计方案进行技术经济比较，加以优化。这对降低工程造价，节约投资，投用后安全、可靠，降低运行费用，降低电价等。具有极其重要的意义。

2.常见的常规35kv变电站设计

35kV高压配电装置，采用户外装置，断路器选用DWI2―35户外多油断路器，10kV高压配电装置采用户内装置，选用GG―1A（F）高压开关柜，配SN10―10少油断路器或ZN一10户内高压真空断路器，继电保护屏和控制屏均选用PK型，继电保护采用电磁式继电器。这种设计方案最突出的问题是设备落后，结构不够合理，占地多，投资大，损耗高，效率低，尤其是在一次开关和二次设备选型问题上，基本停留在5O一60年代的水平，现在正在逐步被新的设计方案所代替，但是，由于其运行可靠，安装、运行、维护、检修技术力量较容易解决，一般在技术力量相对薄弱的偏远山区的县、乡镇35kV变电站仍将长期采用。

3.按负荷的重要性和防尘防污特殊要求选择设计方案

此种变电站一般都是专门为大型工矿企业提供电力的专用变电站。变电站的负荷均为重要负荷，因此对变电站的供电可靠性要求较高，要求户外装置都要有一定的防尘防污的性能。

这种设计方案也属于常规35kV变电站。与前者相比，土地占用相对减少。但对设备要求较高。使得设备投资费用相对增加。

4.从节省投资、减轻用户经济负担、减少运行费用的角度考虑设计方案

这种变电站一般为35kV简易变电站。是一种非常典型的投资少、见效快、建设周期短的简易应急变电站。这种设计型式的变电站在我地区近两年的农网改造工程中得到了比较广泛的应用。例如一新建变电站，该站所在的乡位于山区，此乡人口稀少，主要经济收入来自中药加工业和养殖业，用电负荷不是很大，且基本上都是民用负荷，同时该地区供电最大距离有上百公里，供电电压不能满足要求，且线损较大。为了降低损耗必须采用35kV线路送电，考虑以上因素，就决定采取这种简易设计方案：主变容量3150kVA一台，35kV进线一回，主变压器用高压熔断器保护，10kV出线三回，用柱上真空开关作为线路保护，整个站采用户外敞开式布置，无人值班，这样只投入了很少的资金就解决了当地农民的用电问题。这种方案，适用于经济比较落后、资金筹集困难的偏远、贫困山区的乡镇小容量35kV简易小型变电站，我地区农网中有多数乡镇简易变电站都采用了这种方式，值得一提的是，此类变电站应在设计、布置、征地问题上为今后的扩容计改留有余地。

5.从技术进步的角度选择设计方案

5.1微机控制、集成电路保护35kV小型变电站

此类变电站的高压设备与一般变电站的配置情况基本相同，所不同的是在设备的控制与保护方面采用了比较先进的技术，保护和控制部分都有微机来实现。微机通过数据采集系统采集电力系统运行的实时参数，经过一系列的加工处理通过显示屏反馈给运行人员，运行人员根据这些信息作出决策后，通过小键盘对电力系统进行控制。当系统发生故障时，CPU根据采集到的信息，通过一定的算法，实现一定的保护功能，若配备打印机就可利用微机的记忆功能。打印出故障种类及短路故障前后的故障参数.便于分析和处理事故，同时对微机保护装置来说，几乎不用调试，这就大大减少了运行维护量，也减少了由于维护人员维护不良而造成的事故。此外计算机在程序的指挥下，有很强的自诊断能力，不断检查、诊断保护本身故障，并能自动识别和排除干扰，以防止由于干扰而造成的误动作.具有很高的可靠性，再次。各类型微机保护所使用的计算机硬件和外围设备都可通用，不同原理、特性和功能的微机保护主要取决于软件，计算机还有自适应能力。它可根据系统接线和运行情况的变化而自动改变定值。

从而可灵活适应电力系统运行方式的变化。除了保护采用微机实现外。远动技术也实现了微机化，采用劈数变换技术，遥测精度大为提高，采用了分时多路复用技术，遥测的路数也增多了，采用了抗干扰编码技术，使传输的可靠性也得到了提高。

近几年在县所建的几个变电站都采用了这种设计形式。设计方案为：35kV进线一回，10kV出线六回，35kV、10kV均采用户外装置，保护屏选用的是微机保护屏，保护配置为：主变保护采用微机差动保护作为主保护，三段式复压闭锁过电流保护作为后备保护，还有重瓦斯保护、轻瓦斯保护作为本体保护，10kV线路保护采用二段式相间过流保护。且有三相一次重合闸、过负荷报警等功能。上述所有保护功能都有微机来实现。

35kV外桥变电站 篇6

关键词数字化变电站设计电气设备过渡方案

引言

目前，变电站综合自动化技术已经在我国得到广泛的应用，但是，变电站综合自动化技术的运用还存在一些技术上的局限性。另外，随着电力系统的结构越来越复杂，电压等级越来越高，对系统运行管理也提出了更高的要求。随着数字式互感器技术和智能一次电气设备技术的日臻成熟并开始实用化，以及计算机高速网络在电力系统实时网络中的开发应用，数字化变电站技术开始在我国逐步得到应用。数字化变电技术代表着变电站自动化技术的发展方向。IEC61850标准为数字化变电站技术奠定了技术标准。数字化一次设备以及数字化通信技术的发展及实用化，也使得按IEC61850建设数字化变电站成为可能。

1数字化变电站的关键技术

就目前技术发展现状而言，数字化变电站是建立于IEC61 850通信规范基础上， 由电子式互感器(ECT、EVT)、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备按变电站层、间隔层、过程层分层构建而成，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。它的关键技术主要包括以下几个方面。

1.1 IEC61850标准

就概念而言，IEC61850标准主要围绕以下4个方面展开：

(1)功能建模。从变电站自动化通信系统的通信性能(PICOM)要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型(Part5)。

(2)数据建模。采用面向对象的方法，定义了基于客户机／服务器结构的数据模型(PartT-3／4)。

(3)通信协议。定义了数据访问机制(通信服务)和向通信协议栈的映射，如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS(IEC61850-8-I)，在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络。

(IEC61850-9-1)或映射成基于IEEE802，3标准的过程总线(IEC61850-9-2)(Part 7-2，Part8／9)。

(4)变电站自动化系统工程和一致性测试。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(Part6)，描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操作性，Part10描述了IEC 61850标准一致性测试。

1.2电子式互感器

电子式互感器分为两大类：有源电子式互感器和无源电子式互感器。有源电子式互感器利用Rogowski空芯线圈或低功率铁心线圈感应被测电流，利用电容(电阻、电感)分压器感应被测电压。远端模块将模拟信号转换为数字信号后经通信光纤传送。无源电子式互感器利用Faraday磁光效应感应被测电流信号，利用Pockels电光效应感应被测电压信号，通过光纤传输传感信号。

1.3智能化一次设备

根据IEC62063：1999的定义，智能开关设备是指具有较高性能的开关设备和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，不仅具有开关设备的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面。

1.4网络化二次设备

将IEC61850应用于变电站内的通信，以充分利用网络通信的最新技术，实现二次设备的信息共享、互操作和功能的灵活配置。

2系统设计原则

按照数字化变电站的要求和各层所需要达到的功能，针对一个典型接线的35kV变电站，建立数字化变电站模型，并给出系统结构及配置方案。设计方案应具有先进性，同时作为一种实际应用，还应充分考虑目前国内外高压电气设备和二次设备(IED)的发展情况和运行经验。

设计过程分以下几个步骤实现：

(1)建立35kV变电站模型，给出电气主接线和IED配置。

(2)分析数字化变电站的分层网络特点，建立全数字化变电站自动化系统网络。

(3)针对已建立全数字化变电站自动化系统网络，选择数字化变电站高压电气设备和二次设备。

3系统设计方案

3.1变电站主接线及IED配置

以下设计中按照常规的35kV变电站考虑：配备有载调压变压器2台；35kV单母线分段，两路进线一主一备，1号进线所带35kV直配变一台，作为所用备用电源，10kV单母线分段，每段母线各五路出线，集中无功补偿分两台，分别接于10kV I、Ⅱ母线，电气接线如图1所示。

本方案中，35kV变电站采用保护及测控一体化设计，1、2号主变压器各配置一台主变差动保护测控装置，提供双斜率双拐点差动制动特性的比率式电流差动保护和差流速断保护功能。此外，这两台保护还可为变压器高、低压侧提供过流后备保护功能。测控方面的功能包括差动和制动电流、2次和5次谐波、电流等测量值，以及事件及故障录波、数据记录等功能。35kV1、2号进线、母联配置一台线路保护装置，主要提供完整的过流、速断和线路差动保护。两台主变保护各组一个屏，两条进线和母联的保护组一个屏。

对于10kV馈线系统(含进线、变压器、电动机、母联等)，有两种配置方式，第一种是分散安装模式，在每条10kV馈线上配置一台综合馈线保护装置，提供过流和速断保护，其它保护功能包括电压和频率保护、断路器失灵保护等。测控方面的功能包括重合闸、故障测距、断路器操作次数及开断电流统计、同期检测、事件及故障录波、各种电量及需量的测量功能，10RV馈线保护安装在相应的馈线开关柜上。第二种方式是组屏方式安装模式，在10kV每段母线处各配置一台多馈线保护装置，一台这样的保护可同时为5条10kV馈线提供监控保护功能，并为母联提供保护，我们选用后一种安装方式，多馈线保护通过组屏安装在35kV主控室或10kV配电室，10RV I、Ⅱ两段母线只需两台多馈线保护装置，各组一个屏。

变电站层配置主、备两个远动主机和主、备两个后台监控主机以及工程师站、人机工作站等设备，整个系统共组五个屏放在主控室。

为了使得变电站可以兼容部分不支持IEC61850的智能设备(女IIUPS、直流屏、消弧系统，电度表等)，所以方案中设置了单独的IEC61850通信管理机、对时等辅助设备，其功能是将这些智能设备转换成符合IEC61850规范，同时实现统一对时。

3.2变电站网络组网

3.2.1过程层网络

过程层上最大的数据流出现在电子式互感器和保

护、测控之间的采样值传输过程中，采样值传输有很高的实时性要求。此外，保护、测控装置之间的互锁，保护和智能开关之间的跳合闸命令也有很高的实时性和可靠性要求。因此，过程层通信的实时性和可靠性是最为关键的问题。

过程层组网有四种方案，分别为面向间隔原则、面向位置原则、单一总线原则和面向功能原则。其中面向间隔组网方案结构清晰，易于维护，互操作性甚至互换性既可在IED层面获得，也可在间隔层面获得。在IEC61850实施初期，由于缺乏足够的互操作性实践经验，该方案使间隔层的互操作性更容易得到保证，所以在本设计中采用此方案组网，并采用100MB光纤冗余的过程总线环网，保证采样值报文和跳闸GOOSE报文传输的实时性、可靠性，具体构建如下：

35kV部分和10kV部分各为一间隔进行组网，这两部分的ECT／EVT从一次侧采集到电流／电压信号后，分别接入本间隔内设置的合并单元中，合并单元采用IEC61850-9-2标准对采样值进行处理，处理后的采样信息经过本间隔内的一台工业以太网交换机接入过程层环网中，这样，采样值信息就可以在过程层环网上被共享，传至保护和测控设备里。智能开关设备如同合并单元一样，经本间隔内的一台工业以太网交换机接人过程层环网中，传至保护和测控设备中，合并单元及智能开关设备分别接入这两台交换机中，这样的话，同一间隔内的两台交换机可达到网络冗余功能，如果有其中一台交换机故障也不会影响过程层重要数据的传输安全。

3.2.2变电站层网络

变电站站级网络主要处理间隔层之间IED的通信，同时要与后台人机工作站、工程师站进行信息交换，并通过远动装置与各级调度进行双向信息交换，变电站网络也可以通过网络设备直接接入电力数据网。

由于间隔层设备之间以及间隔层和变电站层之间需要共享电压、电流值及状态信号，而且间隔层IED数量较多，数据传输量大，为避免出现网络堵塞，保证通信可靠性，变电站层网络采用1000MB~光纤交换式以太环网结构，来保证带宽和可靠性。间隔层为支持IEC61 850标准的数字式智能电子设备保护、控制、测量，集中组屏安装。分别有1号主变屏、2号主变屏，35kV两条进线、母联屏，2面10kV馈线保护屏，每一单元为一独立网络单位，相互之间可以交换信息，基于IEC61850标准规范与环网总线相连，与其它各单元、主站和调度系统进行交换信息。后台控制室通过变电站网络向保护和测控装置下达控制命令，GPS装置也通过变电站网络向全站统一授时，另外，远动系统也由变电站层网络经路由器与外部电力调度网络相连。

根据以上对35kV数字化变电站过程层和变电站层的组网分析，具体网络构建如图2所示。

4电气设备的配置

4.1电流／电压互感器及合并单元

电子式电流／电压互感器分为有源和无源两种，由于有源互感器简单可靠，稳定性较好，国内外已经进入商业运行的以有源互感器居多，光学互感器在超高压系统中优势较大，但还处在不断改进过程中。因此在目前的技术条件下，35kV变电站各电压等级的互感器选用有源互感器。具体选择配置方案如下：

(1)在35kVI号、2号进线部分和在35kV I、Ⅱ段馈线部分各选择一对带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器；在35kV I、Ⅱ段母线处设置带有一个保护级(测量)和一个用于零序电压的电子式电压互感器；35kV母联部分选择带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器。

(2)在10kV I、Ⅱ段母线进线部分各选择有一个保护级和一个测量级的电子式电流互感器；在10kV I、Ⅱ段母线的每条馈线部分同样选择有一个保护级和一个测量级的电子式电流互感器l在10kV I、Ⅱ段母线部分各选择有一个保护级(测量)和一个用于零序电压的电子式电压互感器；10kV母联部分选择带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器。

合并单元负责将有源互感器采集的35kV和10kV线路上电流、电压信号按IEC61850-9-2标准经光纤以太网传输至过程总线所需保护，具体配置方案如下：

(1)在35kV I、Ⅱ段母线处各设置一台合并单元，采集35kV1、2号进线和出线部分的三相线路保护和测量电流值，同时采集35kV I、Ⅱ段母线的单相线路电压值和零序电压值，其中35kVⅡ段母线处的合并单元也负责采集35kV母联部分电流值。

(2)在10kV I、Ⅱ段母线处各设置一台合并单元，采集10kV I、Ⅱ段母线的进线和10条馈线部分的三相线路保护和测量电流值，同时采集10kV I、Ⅱ段母线的单相线路电压值和零序电压值，其中10kVⅡ段母线处的合并单元也负责采集10kV母联部分电流值。

4.2智能断路器

在数字化变电站中，智能开关设备的研究和现场应用相对滞后一步。因此在目前的技术条件下，可供选择的智能开关设备不是很多，目前主要的还是一些国外厂家生产的产品，国内的厂家也已经在开发适用于各种电压等级的智能开关设备，其中35kV和10kV的智能开关柜已经开始试用。

本方案中，35kV和10kV智能开关设备选用智能化的成套开关柜，配备智能保护(控制)装置，这种装置应具有自动采集交流量和监视断路器状态等功能，并以IEC61850标准与站内其它IED进行通信。另一种方案是采用常规的开关柜，再在开关柜上加装基于IEC61850标准的保护、测控一体化装置及智能操作箱来实现智能开关柜的功能。

4.3交换机

以太网交换机在过程层通信的主要网络部件，由于过程层通信所处的恶劣电磁环境，以及采样值和GOOSE信息对实时性的要求，方案中选择工业以太网交换机。

这种工业以太网交换机应满足IEC61850-3中变电站环境对设备的要求，较普通交换机更加坚固，可安装在标准DIN导轨上，并有冗余电源供电，接插件采用牢固的DB-9结构或者更加坚固的具有IP67防护等级的M-12接口，用以满足苛刻的工业现场环境，可以抵抗震动、腐蚀和电磁干扰，大大提高了设备和网络的可靠性。交换机采用双全工交换模式，支持IEEE802。lq(虚拟局域网)和IEEES02.1p(优先级标签)这两个与网络通信服务质量密切相关的协议。其中，IEEE802.1q定义了基于端口的虚拟局域网(VLAN)，IEEE802.1p定义了报文传输优先级，后者对于过程总线上采样值报文和跳闸GOOSE报文的实时传输十分重要，因为当过程总线上数据通信负荷较大时，通过给采样值报文和跳闸GOOSE报文置上高优先级标签，可以保证这两类报文会在交换机内优先转发出去。

在网络结构上，工业以太网交换机利用光纤双环网的网络架构和环网冗余协议，光纤网络具有很高的抗干

扰性，环网冗余协议相对于标准以太网的STP(生成树协议)及RSTP(快速生成树协议)的断路器恢复时间有了明显提高，如业界领先的工业交换机制造商MOXA公司的专有环网冗余MOXA Turbo Ring协议，能够在环网线路出现故障时在20ms内切换到备份路径，保持通讯的不间断运行，大大提高了网络的可恢复性。并可根据需要灵活选配光端口和电端口的数目。

此外，由于合并单元、保护设备和开关控制器所传输信息的重要性，它们均应直接和交换机端口相连，即保证各自享有独立的带宽。

5数字化变电站建设过渡方案

目前，国内数字化变电站系统的应用和实施尚处于起步阶段，尤其是非常规互感器还需攻克一些技术难题，国内满足要求、可推广应用的智能一次设备太少，就交换机和嵌入式智能装置而言，在过程层应用1000

MB以太网的技术还不成熟。诸如此类问题决定了数字化变电站的推广不可能一步到位，必须根据各地实际情况分阶段按不同的工程方案实施。

第一阶段：变电站自动化系统在变电站层和间隔层真正实现IEC61850，实现不同厂家IED之间的互联和互操作，而过程层设备采用常规设备，间隔层设备采用传统的点对点硬接线联结方式接入常规互感器和断路器；目前很多已投运的数字化变电站采用的都是这种方案。

第二阶段：在不改变现有常规一次设备的基础上，通过在一次设备本体或附近加装模拟式输入合并单元和智能控制单元，完成过程层设备的智能化；间隔层设备全部取消了模拟输入、开入和开出，仅通过通信按照IEC61850-9-1／2与合并单元，按照GOOSE与智能控制单元连接，间隔层、过程层间完全通过数字化连接，取消了大量点对点硬接线连接。这种方案是比较主流的。

第三阶段：变电站层和间隔层、过程层全部实现数字化。过程层设备采用非常规互感器和智能一次设备，过程层的测量、监视和控制全部实现数字化、网络化，采用1000MB双环型网络架构，变电站总线和过程总线合二为一，最大限度的实现了信息共享和系统集成，是今后数字化变电站的最终发展方向。 但由于非常规互感器、智能断路器及其他智能一次设备目前仍有大量的技术问题未解决，因此这种方案在目前的实际工程应用中基本处于示范性探索阶段。

6结束语

35kV外桥变电站 篇7

关键词：35kV变电站；直流接地故障；查找方法

中图分类号：TM862 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 06-0000-01

35kV变电站直流系统对变电站的正常运营有着重要作用。变电站中的继电保护设备、智能控制设备及监控设备等都受到35kV变电站直流系统的影响。若直流系统发生接地故障，则会对变电站的计量、控制、管理及各设备的正常运行造成一定的影响，甚至埋下严重的电力安全隐患。对此，笔者结合自身经验分析了直流系统接地故障与查找方法，望能对同行带来一定的参考。

一、导致直流接地故障的原因及危害分析

（一）直流接地故障的原因

35kV变电站直流系统往往接出较多的直流负荷，且分布较广。设备及线路在长期的使用中，受到环境及人为的影响，及设备自身问题、电缆老化等，难以避免的发生直流接地故障。

根据不同的情况可将35kV变电站直流接地故障划分成不同类别。根据故障极性可分为正母线接地故障与负母线接地故障；根据故障点可分为一点接地故障与多点接地故障；根据故障的持续时间可分为持续性故障与转换性故障；根据线路接地的情况可分为非金属性接地故障与金属性接地故障。

具体导致直流接地的原因如下：一是回路绝缘老化失灵，如二次直流回路应受潮引起直流接地；二是回路自身缺陷，如直流二次回路质量不合格或受损；三是人为施工失误，如施工人员操作不合理，违规操作等；四是其他情况，如小动物造成线路损耗或短路，设备小构件掉落引起直流接地故障等[1]。

（二）直流接地故障的危害与影响

在35kV直流接地故障中，若发生一点接地时，将引起正负极母线的对地电压发生改变，根据接地电阻值对地电压将存在一定的下降，而非接地极电压将上升。虽然一点接地故障不会影响到保护设备，但若处理不当或不及时，直流系统另一点也发生接地故障时，就变成了两点接地。35kV两点直流接地故障，将导致智能设备及继电保护设备出现误动及拒动问题，甚至造成直流保险断路，使相关设备失去电源。进而可能造成社会上大面积的停电事故。

二、查找接地故障

由于35kV变电站直流系统涉及范围较广，连接设备繁多，因此要有效的查找直流接地故障存在一定的难度。一旦发生直流接地故障后，应及时判断故障发生在正极母线还是负极母线，之后便查找接地故障的位置，准确确定引起故障的原因，并采取合理的措施进行处理，尽早将故障问题消除。

进行直流接地故障的查找时，应充分的考虑现场的各种异常情况、分析设备的运行状态、环境气候等，只有对故障原因进行准确的判断，才能有针对性的进行故障查找，改善查找效率。目前我国变电站中常见的故障查找法有下列几类[2]。

（一）安装直流电桥

直流电桥是能够实时监控直流绝缘的设备，常见的有平衡桥与双不对称桥。当直流接地故障发生时引起电极绝缘下降，则会破坏电桥的平衡，合理的检测电桥不平衡的程度可了解直流系统的绝缘情况。平衡桥的缺点在于只能反映正、负极的绝缘不平衡性，而不能对绝缘水平进行反映，若正负两极绝缘出现均匀下降的情况，则设备失去效应。双不对称桥则能有效的处理上述问题。双不对称桥具有两个不同的桥电阻，并通过单刀双置开关与桥电阻进行串联。

将开关进行闭合能够将电压进行测量并计算直流系统的对地绝缘情况，若35kV变电站的直流系统支路出现电极接地，那么相应的母线对地电压将发生降低。双不对称直流电桥对于直流系统的正负绝缘均匀或不均匀下降、单极接地等情况都能有效的进行判断。

（二）低频信号检测法

由于35kV变电站直流系统涉及范围较广，存在较多回路，因此虽然电桥法能够将直流系统中的接地故障进行检测，但很难找到具体的接地馈线，也无法将接地故障的电阻值进行准确计算。因此要准确的找出接地馈线与接地电阻值，可采取低频信号检测法。

在使用电桥法进行初步的接地故障检测后，在使用低频信号检测法，进行进一步的检测。低频信号由信号发生器发出，产生的低频电压可经过隔空电容设置在直流母线与地面之间。在直流系统正常运作时，不存在接地故障，因此只有直流电流通过，若系统中，某馈线回路发生接地故障，则将有低频电流信号通过该馈线，相关装置就能及时检测出该低频电流信号，通过计算则能准确的判断是那根馈线出现接地，其电阻值为多少。

拉回路法是传统使用的接地馈线检测方式，在进行检测时需要将各个直流回路进行短期的依次断电检测。相比较可知低频信号检测法比拉回路法优点更加突出。前者不需要进行断电处理就能检测故障位置，能够有效的节省检测时间，提高故障的处理效率。

（三）自动隔离法

若35kV变电站具备两个直流电源，则可使用隔离法进行检测。一旦发生直流接地故障，能够及时将故障系统的各条馈线，切换至正常直流系统。在进行切换时应检测接地是否被转移，进而判断电路直路是否存在接地故障。这类方法在多条支路同时发生接地故障时，较为适合[3]。

三、结束语

综上所述，35kV变电站直流接地故障，在变电站事故中较为常见，危害影响将明显，难以有效查找。因此掌握接地故障的原因、迅速查找故障点，是保证电力系统正常运行的重要前提。相关人员应结合上文所述观点，掌握科学的故障查找方法，降低35kV变电站直流接地故障造成的损失。

参考文献：

[1]张晓毅，王志强.变电站直流接地故障的分析与查找[J].中国电力教育，2008（S1）：71-73.

[2]叶德亮.变电站直流接地故障查找方法[J].硅谷，2012（19）：151-152.