高压变电站范文1
摘要：
特高压变电站对电网的安全和稳定运行具有非常重要的意义，而带电作业是确保其运行可靠性的重要技术手段。为了在特高压变电站开展带电作业，文中设计了一种可用于1000kV特高压变电站带电作业的绝缘平台。通过绝缘耐受、湿态绝缘、抗弯、抗扭、抗机械老化等试验项目对平台主体材料的性能参数进行了全面考核，并对平台整体的电气性能和机械性能进行了试验验证。另外计算校核了绝缘平台的稳定性及安全系数。试验和计算结果表明所研制绝缘平台满足带电作业工器具标准要求，为特高压变电站管母类带电作业项目的安全开展提供了必要的检修平台，平台主体结构简单、现场组装方便，有利于进一步推动特高压变电站带电作业技术的应用推广。
关键词：
1000kV变电站；带电作业；绝缘平台；稳定性
随着多项特高压输变电工程的建成与投运，特高压网架在中国电网中占据了越来越重要的地位，其运行可靠性也受到电网运检部门的高度重视[1]。变电站设备在运行过程中遭受恶劣的自然环境、雷击以及短路等因素的影响而出现不同的故障或缺陷[2-5]，而带电消缺是提升变电站运行可靠性的重要技术手段。国内外在500kV以下电压等级的变电站带电作业方面开展了较多的研究，如带电作业间隙的放电特性、带电清扫、机器人带电作业等[6-16]。中国开展带电作业已有60多年的历史，目前输配电带电作业项目已广为推广，变电站带电作业项目也正处于积极探索和不断拓展的阶段。然而据有关文献报道，国内外变电站带电作业项目主要集中在500kV及以下电压等级，尚未开展特高压变电站带电作业项目[6]。变电站带电作业项目主要分为两类：一类是分裂软母线处带电作业，包括带电更换悬式绝缘子(串)、检修连接金具等；另一类是硬质管母线处带电作业，包括隔离开关设备发热处理、支柱绝缘子清扫等。第1类项目作业方法可借鉴输电线路带电作业方法，而第2类项目则必须利用绝缘升降平台等运载工具才能进行。特高压变电站管母对地净空距离高达17.5m[17-18]，绝缘平台在使用过程中将承受电气和机械性能的双重考验，是能否安全开展特高压变电站管母类作业项目的决定因素。
1绝缘平台结构
绝缘平台由平台底座、绝缘梯、工作斗、卷扬机及防风控制绳等组成，见图1。平台底座由两根合金钢固定在地面，通过斜向支撑杆及环氧面板组装成整个平台的重心基础；绝缘梯下端安装在平台底座内，整梯采用多节结构，单节梯长6m；工作斗安装在绝缘梯上，卷扬机为其提供动力，以绝缘梯为轨道实现垂直升降；防风控制绳在两节单节梯连接处进行固定，采用多级控制，用于控制梯身的稳定性。
2主体材料选择
绝缘平台主体材料采用环氧树脂玻璃钢管，环氧树脂玻璃钢具有优良的电气、机械特性，广泛应用于加工带电作业硬质绝缘工具。为进一步验证所选绝缘材料的电气和机械性能，对绝缘平台主体材料的几种主要性能参数参照GB13398—2003《带电作业用空心绝缘管、泡沫填充绝缘管和实心绝缘棒》[相关要求进行了测试。
2.1绝缘耐受性能将绝缘平台主体材料加工成3件直径70mm，长300mm的绝缘管材试品，在两端试验电极间施加1min工频电压，该试品在100kV工频电压下未发生闪络和击穿，表面没有明显温升。
2.2湿态绝缘性能加工3件长度1200mm试品，进行淋雨试验，校正20℃雨水电阻率为(100±5)Ω•m，平均淋雨率为1.0~1.5mm/min，试品两端电极间施加100kV工频电压，试验无闪络、无击穿、无发热现象。
2.3泄漏电流试验绝缘管材泄漏电流试验分为受潮前和受潮后试验。首先将3件长度300mm的试品置于大气环境24h以上，在试品两端电极间施加100kV工频电压，测量并记录1min内最大电流I1；然后将试品置于温度23℃、相对湿度93%的试验箱内168h。取出试品后在大气环境下同样施加100kV工频电压，测量并记录1min内最大电流I2，试验结果见表1，结果显示受潮后电流明显增加，但没有超过干试验电流15μA和受潮后试验电流40μA的标准要求。
2.4弯曲试验制作一组3件直径70mm，长2500mm绝缘管试品，选定一个基准面将试品置于弯曲试验平台上，选择初始抗弯负荷Fd为10kN，分别测量1/3Fd与2/3Fd之间扰度差f1及2/3Fd与Fd之间扰度差f2，然后将试品调整90°、180°和270°，重复上述试验过程，结果见表2。
2.5扭力试验制作一组3件直径70mm，长1200mm绝缘管试品，将试品安装在扭力测试平台，设置初始扭矩值Cd为480N•m，维持初始扭矩值50min，记录测得的角偏移度αd，然后去除扭矩，1min后测量残余角偏移率δ，结果见表3。
2.6挤压试验制作一组3件直径70mm，长210mm绝缘管试品，将试品安置挤压试验平台，平台两挤压平板间距以2mm/min匀速减小，当第1次失去线性时，记录挤压力的最小值Fmin，继续施加挤压力，使平板间距减少至6mm，记录试验过程中挤压力的最大值，结果见表4。
2.7机械老化试验按照弯曲试验方法，将3件试品分别安装至弯曲试验平台，进行0°、90°、180°和270°每个方向1000次弯曲试验，观察试品表面是否有损伤，并测量受潮前和受潮后的泄漏电流，结果见表5。经上述电气和机械试验，所选用环氧环氧树脂玻璃钢管材的性能参数能够满足带电作业工器具设计、加工标准要求[19-20]。
3平台稳定性计算
按照绝缘平台的结构设计，其力学模型可以等效为细长压杆。理想状态压杆受力时保持垂直直线度，但实际压杆受力时直线会发生偏移。当受力小于临界力，受力消除后压杆能够恢复直线状态，受力超过临界力则不能恢复，此时压杆将丧失其稳定性。
3.1柔度λ计算压杆柔度可采用式(1)计算式(1)中：μ为长度系数，由于平台每节6m采用绝缘防风控制绳固定，可视为两端固定，取0.5；L为压杆长度，取6m；i为截面惯性半径，取17.5mm，计算得到λ=171。
3.2临界柔度λP计算压杆临界柔度λP可采用式(2)计算
3.3临界压力Pcr计算压杆临界压力Pcr可采用式(3)计算
4平台整体性能试验
绝缘平台整体性能测试包括电气试验和机械试验两部分，在中国电科院特高压试验场进行，试验现场见图2。
4.1工频耐压试验将绝缘平台分段选取6.3m作为加压电极间隙距离，施加1150kV工频试验电压并持续3min，试验过程中未发生闪络和击穿。
4.2操作冲击耐压试验同样选取6.3m试验间隙距离，施加15次1695kV标准操作波进行冲击试验，试验过程中未发生闪络和击穿。
4.3静荷载试验将绝缘平台工作斗升至最高设计高度20m，在作业平面加载2.5倍额定荷载(250kN)，持续5min，试验过程中未发生异常声响，无断裂现象。
4.4动荷载试验在绝缘平台作业面加载1.5倍额定荷载(150kN)，将工作斗逐步升至最高，反复升降5次，试验过程中绝缘平台稳固，未发生异常声响，无断裂现象。经整体性能试验验证，绝缘平台的电气性能和机械性能均能够满足带电作业工器具标准要求，达到设计预期目标。
5结语
相较于输电线路带电作业技术及配网不停电作业技术的广泛应用，变电站带电作业技术的探索已成为制约中国带电作业技术整体水平提升的重要因素。特别是由于没有合适的检修平台，500kV及以上电压等级变电站管母类作业项目难以实施带电检修。该次研制的特高压变电站带电作业绝缘平台充分考虑了站内设备紧凑、空间间距狭小的特点，选用具有良好电气和机械性能的环氧树脂玻璃钢进行平台的主体加工，整体性能满足带电作业工器具标准要求，与现有绝缘平台相比具有以下3个显著特点：1)该平台是目前国内外首个可用于1000kV特高压带电作业的检修平台。2)平台结构设计简洁、组装便捷，采用多节多级模式，便于运输保管，现场可根据作业高度需求选择合适的绝缘梯节数，已验证作业高度达20m。3)平台设计安全系数高，设计工作荷载100kN，远超现场实际工作需求。
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高压变电站范文2
【关键词】电气系统；监测；检修；
中图分类号：F407.6 文献标识码：A 文章编号：
前言
文章详细介绍了变电站高压电气设备状态检修的两个主要方面：高压断路器检修和限离开关检修，并通过结合自身实践经验和相关理论知识进行分析，提出了提高变电站电气系统检修的方法和需要注意的问题。
二、变电站高压电气设备状态检修的主要方面
1变电站高压断路器检修分析
（一）电力资源供应过程中，变电站高压断路器可能会出现机械卡涩问题，此时操作人员通常会采取反复操作的方式将断开的断路器合上。这一问题的存在，不仅会对电厂实际运行过程中的高压断路器作业产生一定的影响，甚至导致其停运，而且还可能会延长机组开机的时间，并且对发电机、电网运行速度等产生严重的影响。
（二）注意线路侧断路器停运问题，这将对整个电网系统的正常运行非常不利，甚至会对电网潮流的实际分布情况产生不利的影响。
（三）对于工作缸而言。实践中因机械磨损而导致活塞出现漏油病害，活塞密封圈因弹性逐渐减弱而导致其压缩量明显比不上安装之前。当密封圈伸出而不超过固定凹槽的台面时，则可能会对其密封性造成不良的影响。
（四）对于材料而言，因GB圈密封垫的性能难以满足预期要求和标准，所以建议根据实际需求进行自选。在此过程中，为了保证其精确度，可采取不断增加调节垫的方式，将密封圈压紧，这对管道连结安装精密度是一个非常好的保证，同时也能够有效确保密封圈的伸出部分能够高于固定凹槽台面的高度。在此过程中，一定要注意确保安装质量能够满足实际需求。同时要杜绝因强行安装而可能造成的连接口损坏或变形问题的出现。
（五）二级阀检修过程中，应当着重对其金属密封线精度进行修正与调整，进行以上操作可保证二级阀回路中的整体性能提高。密封线安装过程中，可以利用手锤对其进行轻轻的敲打，直至锤紧为止;例口位置可利用钢球严密的堵实。
2.限离开关检修分析
隔离开关检修过程中，发现中间的断口触头设计，通常因自身存在的一些缺陷与不足.导致隔离开关难以正常的推合。设计和隔离开关操作过程中，触指弹簧的压力只能增加合闸过程中的圆柱触头和触片接触压力，而触指弹簧则很难有效防止隔离开关分闸时，因承受接触触指分闸反作用力而导致其过度返回，以致于发生弯曲。
在运行中间断口触头接触触指部分，经常会因为多次操作之后而发生弯曲、变形，导致合闸过程中弯曲触指与圆柱形触头之间互相抵触，给实际操作带来了不变。如果在此情况下，操作人员抵触太大，或者用力太猛，很可能会导致支柱绝缘子因强行操作而发生断裂.进而导致安全事故。在隔离开关缺陷处理过程中，由于该缺陷的发生几率非常的频繁，因此建议采用普遍通用的一些解决策略。
三、提高变压站高压电气设备状态检修质量的有效措施
1.认真做好基础管理工作，以保证高压电气设备状态检修工程的顺利完成。供电设备状态检修，主要建立在其基础管理工作基础之上，若没有原始记录分析，则不可能将电气设备管理好，更不可对其状态进行有效的检修。因此应当根据实际情况，在结合现代化生产管理技术的基础上推行“零”缺陷、点检制以及检修质量监理验收机制，并在此基础上继续完善基础管理方法及相关检测程序。实施状态检修、计划检修以及定期维修方法有机结合的方式，即便状态维修是技术发展的必然趋势，但计划检修与定期维修的优点仍然可以继续沿袭，加之在线监测状态检修一定可以有效保证其可靠性。
2.进行技术经济分析与研究，不断优化电气设备状态检修科学评价机制。在线监测容性设备，通过测量容性设备的电容、介质损耗、电容电流、不平衡电压等参量以及氧化锌避雷器的全电流、阻性电流和功耗等参量，同时将某一容性设备绝缘状况以及安装在同一个变电站中的容性设备绝缘状况进行比较。状态检修体制下针对性更强，按项目和诊断意见进行检修取代了以往盲目无依据的强制检修，其结果是减少了过剩维修，提高了针对性，节约大量的检修费用。
四、提高状态检修水平应注意的问题1.抓好基础管理工作，保证高压设备状态检修的顺利实施。供电设备实施状态检修是建立在供电设备的基础管理工作之上的，没有原始记录分析等基础管理工作，就不可能管理好设备，实施状态检修也就是一句空话。因此要根据具体实际情况，结合现代生产管理原理而推行开展"零"缺陷、点检制和检修质量监理验收制，继续并完善传统基础管理方法和程序。抓好这些工作，不仅有利于生产管理规范化和突出特色，而且为实施供电设备状态检修奠定了良好的基础。
2.把好质量关，完善检测手段。系统中的所有设备应有一个较好的整体状态。在新设备安装、老设备更新改造的过程中，新投入运行的各种设备均需有良好的制造和安装质量，只有这样才能在实行状态维修后真正达到减小检修工作量的目的。此外，还要有完善的试验检测手段。因为设备出现的缺陷或隐患是多样性的，而不同的检查试验设备和方法常常只对发现特定的缺陷和隐患有效，而确定高压电气设备该不该修是依据对设备的运行状态的了解及对设备进行的各种检查试验数据的分析来实现的。因此要全面了解设备的运行状况，应通过各种试验检测手段得到尽可能多的与设备缺陷、隐患有关的信息，才能保证分析判断的准确性。3.加强技术经济分析，优化状态检修的科学评价。状态检修的重要特点就是依靠技术经济分析进行决策，而非传统的经验性规定；在线监测容性设备，通过测量容性设备的电容、电容电流、介质损耗、不平衡电压等参量和氧化锌避雷器的全电流、阻性电流、功耗等参量，将某一容性设备的绝缘状况与安装在同一个变电站中的其它容性设备的绝缘状况相比较。状态检修体制下针对性更强，按项目和诊断意见进行检修取代了以往盲目无依据的强制检修，其结果是减少了过剩维修，提高了针对性，节约大量的检修费用。这样，通过对足够数量的容性设备进行比较，决策才更具有科学性，更能防止主观臆断和不负责任现象的发生。4、改变传统观念，提高人员素质状态检修和计划检修是两种不同的管理模式，状态检修对生产技术人员对设备的故障模式分析的掌握水平和检修人员对现场绝缘试验技术水平密切相连，这就对现场工作人员的综合素质提出了更高的要求。电力部门中的各层管理人员要更新观念，打破传统按一次设备、二次设备、计量和通信等专业划分的运行检修模式，要详细地分析所有能得到的信息资料，综合判断设备的状态。为此，必须强化技术培训，重点是对新设备、新原理的掌握，创建学习型企业，营造浓厚的学习氛围，加强技术培训，采用激励手段，引入岗位竞争机制，能者上，庸者下，让一批有技术、有能力、有责任心的人才走上生产技术管理岗位，重奖技术能手，为电器设备实施状态检修建造可靠的技术平台。在人员技能和理论培训方面加大投入，实现高投入，高回报。
五、结束语
变电站电气系统的检修方式由传统检修方式到现在的状态检修方式，是一个伟大的进步。但是状态检修方式仍有很多不足的地方，许多问题亟待解决，应该不断的研究，才能更好的适应现在科技的需要。
参考文献
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高压变电站范文3
该主变（以下简称蒲1）本体、套管、本体绝缘油及套管绝缘油和其他附件，在投运前的交接试验和油色谱及油质分析试验均正常。仅该主变的有载开关的切换波形局部存在异常，经新疆特种变压器厂家确认并承诺，发生问题将承担所有责任。因此我局在该主变安装验收完毕后，于2003年9月16日下午正式投运。
蒲1主变运行后带负荷情况：2009年9月29日23：00蒲1主变出现最高负荷为19.5MW，当时环境温度22℃，主变温度38℃，未发现任何异常。投运后测试该主变的铁心对地电流数据为0.15毫安。
10月3日10时42分，主控室内事故音响动作，蒲1主变三侧开关跳闸。并听到室外有响声。后台机信号：蒲1主变差动、本体重瓦斯动作、故障录波器动作。蒲1主变保护面板信号：本体重瓦斯、本体轻瓦斯、压力释放1、调压油位异常。110kV母差保护盘Ⅰ、Ⅱ段信号灯亮。蒲1主变外部检查情况：高压侧零相套管、高压侧B相套管炸裂、A、C相套管根部粉碎，35kVC相套管上部损坏，10kVA、B两相底座处漏油，压力释放阀上盖损坏飞出。主变油枕已无油，但有载调压开关油位正常。
事故后主变外观照片：
录波图显示：故障持续时间72ms，110kV Ib和3I0电流很大，可见B相发生接地，二次电流达120A，CT变比300/5，实际短路电流达7200A以上，B相电压录波图显示，故障瞬间电压从61.7V降为2.3V，其余2相电压变化很小，由蒲山变110kV母线三相短路电流10.3kA，B相故障电流达到7.2kA以上，我们估计B相的短路故障应当发生在B相线圈的首端，即进线套管或引线处。
故障后取油样做色谱分析，总烃高达3214μL/L，主要成分是氢气、乙炔，其次为乙烯和甲烷，三比值为102，为油中电弧放电故障，同时做绕组直流电阻、绕组变形和低压空载试验，与安装时比较均未见异常，可见绕组和铁心是正常的，也证明故障在B相进线首端。
10月6日，吊下套管，发现A、C、0相下端未见异常，而B相套管下端粉碎，瓷套全无，放电电弧发生在下端均压环对中间法兰，放电距离约40cm，电容芯子接近锥形部位（端屏）的一处绝缘纸1～2层崩开，但未见击穿孔洞，由于尚未解体套管及芯子，故障原因据厂方分析为从均压球沿芯子表面放电，芯子未击穿，该套管为抚顺传奇公司（原雷诺尔公司）出厂，型号为BRDLW1-126/630（短尾套管），出厂时局放量为4pc，变压器厂未做局放和高压tgδ试验，只做10kV下的tgδ及电容量，安装时tgδ及电容量均正常，取下升高座后，可见B相引出线在套管均压球对应位置绝缘纸崩开，但该处离线圈还有近1米的距离，所以对线圈基本无影响。
事故后吊开110kVB相套管后，套管损坏图片：
处理办法：由于下瓷套碎片落入油箱内，该主变又是全密封型变压器（上下焊死），无法清理内部，况且该套管油与变压器油的型号不一样，如果套管内的油流入变压器本体后，可能导致变压器本体内的油不合格，加之箱盖也有所变形，主要是装套管的法兰处变形较严重，因此变压器生产厂家决定返厂修理。
应吸取的教训：
高压变电站范文4
关键词：超高压变电站自动化系统模式方案策略
本文的目的在于通过对超高压变电站自动化系统中集中模式、相对分散模式、分层分布分散模式等主要结构模式的介绍以及几个典型工程的实践经验，提出在系统集成、面向对象、标准化、通信通道、抗干扰等方面需要注意的问题，并总结了一种综合考虑了可靠性、灵活性、经济性、可维护性等因素的典型系统方案，该结构模式能够适应目前绝大多数工程的需要。同时，本文还对超高原变电站自动化系统的体系结构、总线结构、系统安全和通信方式等相关技术发展的新动向，以及发展超高压变电站自动化系统应采取的策略进行了探讨。
1、概述
电力工业是国民经济的基础和命脉，我国对电力工业的发展一直非常重视。目前,两网改造接近尾声，取得了显著的效果；已经启动的为西部大开发和东部经济建设服务的“西电东送”，又掀起了新一轮的电力建设高潮；三峡工程建设正如火如荼；以330KV/500KV为主网架的大区电网已经形成，全国联网的序幕已经拉开，更高电压等级的输电线路正在紧张地规划和前期准备。我国电力建设已经进入一个全新的建设和发展阶段。
在这些电力建设工程中，超高电压等级（220KV/330KV/500KV，以及将出现的750KV）变电站自动化系统占有重要的地位。有关部门对此也极为重视，专门出台了超高电压等级变电站自动化系统的模式化方案并推广实施。笔者在模式化方案实施的基础上，结合实施过程中的经验体会和有关技术的最新发展，通过对改进方案的说明，试图对超高压变电站自动化系统在以后的发展模式再作探讨。
关于超高压变电站自动化包含的内容、应具备的主要功能、实施的原则等内容，笔者在《简论超高压变电站自动化系统的发展策略》[1]一文中已作过说明，在此不再赘述。
2、目前超高压变电站自动化系统采用的主要模式
超高压变电站自动化系统的结构模式从早期的以集中为主，发展到现在的以相对分散和分层分布分散为主，经历了一个探索、改进和完善提高的过程，在模式设计和实际的工程建设中都有应用。
所谓集中模式，指的是保护、监控、通信等自动化功能模块均在控制室集中布置，各模块从物理上联系较弱甚至毫无联系。早期的系统，包括许多引进的产品，主要采用这种结构模式，目前仍有为数不少的这样的系统在运行。
相对分散模式，指的是自动化系统设备按站内的电压等级或一次设备布置区域划分成几个相对独立的小区，在该小区内建设相应的设备小室，保护、监控等设备安装于设备小室中，主站通信控制器、直流、录波等设备仍集中安装在控制室，各小室之间以及与控制室之间均通过工业总线网络互联。这种模式从90年代后期开始得到大量应用。
分层分布分散模式亦即全监控，指的是参照中低压变电站综合自动化的结构模式，除主变、母线和高压线路的保护测控、中央信号、通信仍采用集中组屏外，出线、电容器的保护、监控等设备完全按设备间隔安装于就地的设备小室或直接安装在一次设备上，各模块之间采用标准局域总线和通信规约互联。当然，也可按集中组屏的方式安装这些模块。这种模式在最近有迅速发展的势头。[2]
随着新技术的发展、新标准的制订、新应用需求的提出，还会出现与之相适应的新的系统结构模式。
3、超高压变电站自动化系统建设中需注意的问题
根据工程实践，笔者认为在超高电压变电站自动化系统的建设中，需要对以下几个方面给予特别的注意。
（1）在系统集成方面，应更强调功能集成、模块协调，实现数据、资源共享，除了因可靠性要求外，要减少一切不必要的冗余，以提高系统的运行可靠性和性价比。
（2）对减少建设投资的考虑，应从减少占地、减少二次连接电缆、减少装置数量、减少每个装置中所用元器件数量、减少人员、降低后续的维护费用等方面综合考虑，才能全面反映出采用新型设备所取得的经济效益。
（3）对于面向对象问题，需对对象有统一明确的定义。面向变电站、面向电压等级、面向设备间隔、面向物理监控对象等不同的基点，会产生不同的设计思想，从而会引起系统结构的完全不同。
（4）关于系统的标准化问题，不仅通信接口硬件、通信规约要标准化，而且模块的物理结构尺寸、接线端子也要尽量标准化，以利于系统未来的扩容升级改造。
（5）对于系统的诊断，需要诊断软件能够迅速定位和隔离故障，并增加设置专用“黑盒子”，避免再出现类似二滩电厂那样的大事故却无法追踪的尴尬局面。
（6）直接采用数字载波、数字微波、光纤等高速数据通信通道，彻底避免数字通道模拟使用、高速通道低速使用的弊端。光纤通道由于具有：可靠性高、抗干扰能力强、传输频带宽、通信容量大、传输衰耗小、通信距离远、传输速度快、体积小、重量轻、敷设方便等优点应优先考虑采用。
（7）关于变电站自动化系统中保护压板的设置问题，应考虑尽量减少硬压板而采用软压板，保护投退可全部采用软压板。当然，保护出口回路仍必须采用硬压板。
（8）低周减载功能应智能化，结合时间定值、负荷性质、负荷容量等从系统级综合考虑。
（9）对小电流接地选线功能，若完全分散完成则降低了选线的准确性，传统的完全集中又过多地占用了硬件资源，所以应采用数据共享法来保证准确性和低造价。
（10）电压无功综合控制功能，应由系统完成，而不考虑另配置专门的功能单元。
（11）系统设备的维护问题，应提倡现场模块级维护，对故障模块进行更换，尽量避免现场的元件级维护。
（12）系统干扰主要有辐射干扰和传导干扰，长导线易引起传导干扰，所以要尽量减少电缆长度，要符合电器设备电磁兼容性国际标准国家标准行业标准。辐射干扰对系统的影响则比较有限。
（13）直流电源的配置方式需给以充分考虑。保护监控就地分散安装后，直流电源供电电缆成了主要的传导干扰源，因此其配置方式就成了抗干扰的瓶颈。
（14）SCADA实时数据、电量计费数据、保护数据、故障录波数据等尽量统一规约，统一通道，统一时标。
（15）事故总信号最好由保护系统的中心管理模块统一集中产生，
（16）保护远方复归-自动化系统须考虑远方复归功能，但运行单位可根据当地的规定选择投入或退出以及屏蔽。
（17）主变主保护高中低压后备保护非电量保护从硬件上应结合成一体，由于共用一套出口回路，如果分开设置相互之间连线太多，而且操作箱出口故障时后备也起不到后备作用。
当然，在工程建设中还会出现一些新的问题，需要进一步探讨解决。
4、一种典型的超高压变电站自动化系统方案
按照全国电力调度“十五”规划的要求，电力自动化系统要实现主干通道光纤化、信息传输网络化、电网调度智能化、运行指标国际化、管理手段现代化的目标。在此总的要求下，结合多种模式站的优点，提出一种超高压变电站自动化系统的实现方案，简述如下，其结构见图一。
由于综合考虑可靠性、灵活性、经济性、可维护性等因素，超高压变电站主接线形式一般按500KV进线采用3/2接线、200KV出线采用双母线单分段带旁路接线、35KV出线采用单母线的结构。[3]本方案即是基于这种接线方式而总体考虑的，当然也能适应其各种变形。系统结构框图如图一所示。
整个系统的设计思想是分布分散或相对分散，即220KV/35KV的测控保护可按设备间隔或电压等级分散安装，当然也可以集中布置。系统的设计目标是最大限度地提高抗干扰能力，尤其是防止由传导引起的干扰。
整个系统采用三级总线结构。站级总线采用标准高速以太网络，10MB/100MB/1GB自适应，并兼容即将推出的10GB以太网总线结构，提供了高速的当地人机交互手段和完善的SCADA功能；设备级采用标准10MB以太网，比传统的现场总线从传输速率上提高了几个数量级，为模块间提供了通畅的数据高速公路，为多个上级调度中心提供了充裕的数据通道，且为直接接入广域网提供了便利手段；间隔级采用已经业界验证过的QSPAN总线，这是一种增强的PCI总线，既满足可靠性要求，又照顾了通用性。各级总线网络通信协议均采用TCP/IP。
系统的通信管理模块DEP-MTU采用主备结构，CPU为MOTOROLA的68360，另配置大容量的ROM/RAM，最多可配置32个RS-232/422/485串口，能够同时处理数十种不同类型的通信规约。
系统的测控模块DEP-GTU直接通过单/双以太网通信，2个以太网接口，2个RS-232接口，1个RS-485接口，CPU采用摩托罗拉公司的高性能32位68360，并配置2MBFlashEPROM和8MBDRAM，交流采样采用TI公司的高级DSP芯片，模块除具备测量、信号、控制、调节、脉冲累加、网络通信、串口通信等常规功能外，还专门考虑了处理和电流的功能，完全适应3/2接线的要求，无须再作其它特殊考虑。仅修改设置参数，就可配置成同期单元，无需另配专门模块。
系统“黑盒子”采用专门设计的模块，CPU采用摩托罗拉公司的高性能32位68360，并配置16MBEPROM、32MBDRAM存贮器，能够保存最近的30000条完整的系统访问记录。同时，它还具有极强的物理特性，防火、防水、防震、防尘、抗砸、抗压、抗10000伏高电压长时间冲击。
5、超高压变电站自动化系统发展的新动向
随着微电子技术、计算机软硬件技术的发展，近年来超高压变电站自动化系统在以下几个方面都有不同程度的进展。
5．1系统体系结构：
由传统的单一的集中模式向与相对分散式、分层分布分散式多种体系结构模式转变，由传统的面向单个测量、控制对象向面向电网元件（如进线、出线、变压器、母线、电容器等）转变，由各功能单独考虑向系统功能综合考虑转变，由一味强调功能全面向更强调功能实用和高可靠性转变。
5．2总线结构：
无论是模块级、间隔级还是站级，均由专用、低速向通用、标准化、高速转变，原来采用的位总线、LonWorks、CAN、FF等现场总线统一向以太网转变，这从国际电工委员会（IEC）即将推出的IEC61850系列正式标准中也可看到这个趋势。
传统的PLC技术不能满足日趋增长的对分布式实时控制性能的要求，传统现场总线技术也是如此。经长期实践证明，在所有的网络技术中，以太网技术是至今最理想的选择，主要原因是：
（1）它充分考虑了今后的发展需要，具有高传输速率和自适应，目前能达到10MB/100MB/1GB的速率，10GB以太网也即将面世；
（2）高传输安全性和可靠性以及集线器技术的完善和确定性；
（3）几乎不需考虑网络的拓扑结构，非常灵活；
（4）传输物理介质多样，:双绞线、光纤、同轴电缆甚至无线通道都可容纳；
（5）集线器的应用可不需考虑网络的扩展；
（6）以太网的应用已经建立起一种业界的标准，亦即一个新的工控总线标准；
（7）全面与最前沿的IT技术接轨，出现了被称之为“世界标准”的TCP/IP技术的应用；
（8）能满足低成本高性能面向未来的开发的需要。
5．3信息共享度：
保护监控功能以及数据共享从逻辑上的结合越来越紧密，物理上的结合也将随着光电传感技术的不断发展和完善而更加紧密。
5．4防误功能：
逐步走向不再配备专门的“五防”闭锁硬件系统，而是把范围更广的综合防误操作功能结合在系统中，利用监控设备的智能逻辑来灵活实现网络级的防误操作。
5．5安全性：
随着技术开放度的提高、网络功能的渗透、以及国内外形势的复杂化，系统的安全性更显得特别重要。因此，除加强传统的安全机制外，还应专门配置变电站自动化系统“黑盒子”来记录自动化系统中的所有操作与通信的状况，该模块与飞机上的黑盒子类似，具有极大的存贮容量和极强的物理性能，能忠实地记录下一定时间的所有内外部操作记录。为防止黑客攻击和人为的破坏，必须与其它网络从物理上隔离，数据单向传输。如果采用网络数据传输，还须考虑适当的防火墙、物理隔离、数据加密、数据备份、数字认证、多级网管等网络安全措施。
5．6新型就地数字化互感器：
IEC新标准草案推荐使用，这使得部分设备级与间隔级的分界产生了变化。
5．7通信方式：
不管是站内模块与设备间的互联还是与主站系统之间的通信，均采用最新的通信技术，如无线、宽带、高速通道，彻底防止数字通道模拟使用、高速通道低速使用的弊端。特别值得一提的是与主站系统通信采用基于TCP/IP协议的广域网/INTERNET技术，站内各功能单元之间则采用“蓝牙技术”，避免复杂的接线和通信协议，减少了屏上接线端子，从而可以使设备更灵活地布置和具有更大的输入输出容量。
所谓蓝牙（Bluetooth）技术，实际上是一种短距离无线电技术，利用“蓝牙”技术，能够有效地简化智能通信终端设备之间的通信，也能够成功地简化这些设备与因特网之间的通信，从而使这些设备与因特网之间的数据传输变得更加迅速高效，为无线通信拓宽道路。蓝牙技术使得现代一些便携的移动通信设备、电脑设备等不必借助电缆就能实现无线网络连接，其实际应用范围还可以拓展到各种测量设备计量设备保护设备监控设备维护设备接口设备，组成一个巨大的无线通信网络“蓝牙”技术属于一种短距离、低成本的无线连接技术，是一种能够实现语音和数据无线传输的开放性方案，因此，目前无线通信的“蓝牙”已经引起了业界的密切关注。蓝牙技术产品采用低能耗无线电通信技术来实现语音、数据和视频的传输，其传输速率最高为每秒1Mb/s，以时分方式进行全双工通信，通信距离为10米左右，配置功率放大器可以使通信距离进一步增加。蓝牙产品采用的是跳频技术，能够抗信号衰落；采用快跳频和短分组技术，能够有效地减少同频干扰，提高通信的安全性；采用前向纠错编码技术，以便在远距离通信时减少随机噪声的干扰；采用2.4GHz的ISM（即工业、科学、医学）频段，省去了申请专用许可证的麻烦；采用FM调制方式，使设备变得更为简单可靠；“蓝牙”技术产品一个跳频频率发送一个同步分组，每组一个分组占用一个时隙，也可以增至5个时隙；“蓝牙”技术支持一个异步数据通道，或者3个并发的同步语音通道，或者一个同时传送异步数据和同步语音的通道。“蓝牙”的每一个话音通道支持64kb/s的同步话音，异步通道支持的最大速率为721kb/s、反向应答速率为57.6kb/s的非对称连接，或者432.6kb/s的对称连接。在电力自动化系统中有广阔的应用前景。
6、我国发展超高电压等级变电站自动化系统应采取的策略
为了使我国电力自动化系统的发展与国际同步，应时刻跟踪最新的技术发展动向和应用情况，迅速全面等同采用相关的国际标准，相机出台相应的指导性和规范性文件，有针对性地解决在实际工作中遇到的问题。同时，也要利用进入WTO的良机，吸收采用国际先进技术成果，借鉴国内外成功的经验，设计开发出性能优越、运行可靠、价格合理的完全具有自主知识产权的超高电压等级变电站自动化系统。实现这个目标，已经具备了必要的条件和基础，有关部门应给予必要的重视和相应的支持。
7、结束语
我国的变电站自动化已走过了一个漫长而曲折的过程，目前逐步趋向成熟和理性，这为超高压变电站自动化系统的发展创造了空前的良机。全面采用技术先进、运行可靠、结构合理、性能价格比高的自动化系统，必将为我国的电网运行带来可观的经济效益和社会效益。
变电站自动化系统正在向着随着功能结构的标准化和开放度的提高，系统安全问题变得非常突出，必须给予足够的重视。本典型方案中的“黑盒子”即为系统提供了一种跟踪手段。此外，通信协议的通用化标准化、通信通道的数字化高速化、通信结构的网络化、设备抗干扰能力的提高等方面也取得了明显的进展。
时代在进步，技术在发展。如何采用先进技术、设计开发出具有自主产权的实用可靠的超高压变电站自动化系统，需要业内人员付出巨大的精力。相信随着电力建设的迅速发展，超高压变电站自动化系统也会随之迈上一个新的台阶。
参考资料
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LIUQingrui,PreliminaryDiscussionontheDevelopmentStrategyofAutomationSystemforSuperHighVoltageSubstation,PowerSystemTechnology,Vol.23No.2Feb.1998,77-80
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SONGJicheng,SecondaryWiringDesignfor220-500KVSubstations,Beijing:ChinaElectricPowerPress,1996
高压变电站范文5
论文摘 要 特高压变电站通信屏柜的布局应以变电站终期设计为依据，遵照信号流程最简化、统一性和特殊性统筹兼顾的原则，按信号流程布置设备，让环节最简化并使承载主要信号缆线走线最小，同时尽可能避免较差，以及最大限度地减少交叉。
1 关于信号设备的分层分区
对整个特高压变电站通信系统来说，安全自动化四最为关键的部分，也就是要确保线路继电保护信号的有效传输，按照重要程度，1 000kv和500kv是线路保护信号传输的重点。如果依据特高压变电站500kv线路12回、1 000 kv线路8回的设计，在16路1 000kv线路信号传输业务，在远动通信室一般是配置4套1 000kv光传输设备以及16套1 000 kv线路远方接口设备。按照类似的道理，在相应的远动通信室也要与之相适应地配备4套500kv光传输设备以及24套500 kv线路远方接口设备。借鉴光传输网，在骨干层仅执行同层光交叉以及向下光接入功能；在汇聚层仅执行向上光接入以及向下电接入功能；在接入层仅仅执行向上电接入以及其他功能的经验。以此把特高压变电站所承载的主要信号分层分区配置。
2 通信屏柜布置
在完成通信号设备分层分区配置之后，要充分考虑特高压变电站中最关键和最重要的线路保护信号传输业务，可以把线路保护专用光端机以及线路保护接口设备一起设置在1 000 kv或500 kv的保护室。
一是配置线路保护专用的汇聚层155/622m光端机后，在光传输设备屏内还应配置2个8系统数配，2个dc/dc（-220v/-48v）电源变换器以及1个光配；二是a-1-1光端机和b-1-1光端机之间互为冷备用、a-2-1光端机和b-2-1光端机之间同样影视互为冷备用的。如只分配给1个aug时隙，那么tug3（1）所以分配的8个时隙可以并下8个2m支路到数配的下端口，4套接口设备的2m线接到数配背面上端口也成为奇数端口。tug3（2）分配的8个时隙可以并下8个2m支路到另一个数配的下端口作为冷备用。在b-1-1光传输设备屏和a-1-1光传输设备屏用2 m跳线，一旦a-1-1光端机出现故障，可以打开a-1-1光传输设备屏的数配三通，将2 m跳线跳接在上端口，同时打开冷备用设备的数配面板三通，把2 m跳接在数配下端口，只要2个变电站进行同时操作就可以实现。
3 电源以及通信监控设备配置
因为线路保护专用光端机以及线路保护接口设备都完成了前置工作，被前置在1 000kv或500kv的保护室，所以应在每个线路保护专用光端机屏中配置dc/dc电源变换器，并提供光端机的保护接口设备使用。在远动通信室可以配置3套高频开关电源系统。信息网络交换机以及众多网管设备的电源可从远动专业的逆变电源馈电屏提取，在通信屏队列里配置交流配电屏，用来给信息网络交换机以及网管设备提供电源。对通信电源信息可以采用软采集方式，用通过软件完成协议转换。
4 设计中考虑的几个问题
4.1端子排设计
典型的屏柜设计中端子排编号应按照单元分段集中的原则进行，按自上而下的原则对交流电流（电压）回路、操作正电源、信号输出回路以及高频通道进行排序。屏柜中装置间的联系都应通过端子排的转接来实现，避免各装置间的相互干扰，并使端子排设计更加紧凑和简洁。
4.2关于跳闸回路双重化
为了深入贯彻国家电网公司关于防止生产重大事故的要求,屏柜设计可采取带有双跳闸线圈的分相操作箱，同时在其每组跳闸回路中设置一组直流电源开关。针对双重化配置的线路保护，可以将每套保护只引出一付跳闸接点到跳闸线圈，而不是每套保护都引出两付跳闸接点，这种方法不仅可以保护跳闸回路双重化，有能够避免交叉重叠而使回路过于复杂。
4.3光纤保护旁路的切换
在旁路断路器代线路运行的情况下，和高频保护切换方式一直，只是需要把光纤接口装置切换到旁路，就能够构成旁路光纤允许式距离保护。该方式对各种情况有着广泛的适应性。
4.4远方复归收发信机
在过去应用lfp系列保护中，复归收发信机仅能由运行人员通过屏上复归按钮实现。因为每天都需要测试高频通道是否完好，造成现场运行人员手动复归收发信机的工作量相对较大。因此保护需要增加了远方复归收发信机接点。在优化设计中，可将接点和柜上手动复归收发信机按钮并接，复归收发信机能够由运行人员通过工作台经保护装置实现。
4.5旁路时非全相保护
过去在旁路代主变压器运行时，通常不能切换至旁路。优化设计中可在旁路设计时，考虑使用旁路保护柜失灵起动装置的非全相保护，从而实现旁路代主变压器运行过程中具有非全相保护条件。
4.6和综合自动化站配合
屏柜应按综合自动化站方式加以考虑。远方、就地切换开关并不能装设在线路保护柜上,而是应当装设在线路测控柜上。此外，因为综合自动化站采取的测控柜只能提供手跳和手合接点所以在操作箱中要增加了双位置中间继电器。
4.7应便于维护和诊断
运行控制工具对前置系统各个节点、各环节的运行状态进行监视，同时应能够对其进行停止、删除、恢复等各种运行方式的实际控制。报文监视工具也可以同时对多个运行的通道的收发信息进行实时监视，应能截获存储在文件中,以进行报文的具体分析。系统运行管理子系统负责要维护这些进程的启动运行和状态监视，在这些进程一旦出现异常时，系统要立即启动故障恢复机制，保证系统的正常运行。
此外，超高压变电站中还有诸如远动、通信、信息3个专业的有调度的自动化问题。当前，有很多调度机构以及枢纽变电站监控室已实现了调度席位的非计算机主机化，也就是把传统的调度计算机都移到服务器屏之中，在调度席位桌面上仅仅放置显示器、键盘等外设，外设通过延长器和主机相联。如计算机的数量较多，可以在服务器屏内安装软切换kvm。调度席位去主机化，能够从根本上解决长期存在的主机散热问题，调度席线缆众多、电源保障等等相应的问题也迎刃而解。
5结论
超高压变电站还有其他容易忽略的细节问题，包括信息系统和综合布线系统的设计等等。对于这些问题，应依据国家电网公司关于指挥体系建设的有关要求，组建好相应的应急指挥室，把生产调度会议电视系统也有机的结合起来，对设备、环境、电源等进行统筹的考虑，不断总结经验，不断完善改进，努力把布局设计精确到每一个末端环节，最大限度地给确保便捷性和简单性，保证运行维护的可靠性。
参考文献
高压变电站范文6
关键词：变电站；高压断路器；特性试验
中图分类号：TM411+.4文献标识码： A
对于控制好电网，促进国民经济又好又快发展来说，断路器可靠稳定的工作显得至关重要。从相关的高压开关事故统计资料来看，高压断路器故障大约有80％是因为断路器的机械性能不达标造成的，须依照计划，对断路器进行定期特性检测。断路器的特性试验分低电压试验和机械特性试验，其主要是通过测试反映机械特性的分合闸时间、分合闸速度、分合闸不同期程度及反映低电压特性的线圈动作电压，以此来检测判断断路器健康与否。
一、特性测试二次回路试验节点选取
1、使用仪器自带直流电源的优点
为保证安全，可首先选用仪器自带的直流电源。因为在试验中，如果站用直流电操作不当，极有可能会造成站用电系统直流接地甚至是双端直流接地（此处将分合闸线圈正负电源简化为保护术语101和102，线圈正电侧简化为术语107）。介于试验接线可直接固定插入许多种断路器端子排（特别是GIS）的二次插孔里，如果测试完机械特性（或低电压）换另一台仪器，有的操作人员为图省事，只拔掉与测量仪器相连接的接线另一端，不拔掉与端子排相接的接线端，使用站用直流电可能会让试验引线误碰机构箱、汇控柜或测试仪器外壳而产生直流接地。
2、使用仪器自带电源的节点取法
当使用仪器自带直流源时，需要注意的一个问题是二次回路的取法。因为去掉控制电源，一些受控制电源控制的继电器的常开常闭节点将随之发生变化。取一个典型的断路器分合闸二次回路来分析控制直流电源的通断对回路中继电器的影响。SF6是目前高压和超高压电网断路器灭弧的主要方式，故二次回路中有一个反应SF6气压的低气压闭锁继电器节点。目前常见的断路器的操动机构是液压弹簧机构，回路上还要有一个监视液压油油压的低油压闭锁继电器节点。应该是在确保油压正常的前提下，将试验自带电源的负电端接到油压闭锁节点之前；如果气压和油压闭锁节点之间无对应的端子排的插孔，也可在SF6气体密度正常的前提下，将仪器自带负电源接到气压闭锁节点之前。要注意的一点是，不管气压和油压闭锁节点设计在分合闸线圈的正电侧还是负电侧，都不能将仪器自带正电或者负电跳过防跳节点甚至是辅助节点，否则会烧毁分合闸线圈。
二、特性测试仪器的设计
1、机械特性测试仪器设计问题
机械特性测试仪器有一种常用的检测信号方法，要求每一个断口必须有一端接地，即在断口的一端发出信号，通过检测对应的接地回路信号来判断断口另一端的位置。采用这种设计的方法，要注意仪器不能只设计一组接地回路。在进行机械特性测试的场合，除了在新上变电站时对断路器进行验收外，更常见的是，在新上间隔或者对已有开关进行全部或者部分机构更换之后进行的测试。这两种情况的差别是：前一种情况周围设备均不带电，而后一种情况周围设备带电，因此在后一种情况下进行机械特性测试时，必须至少在验收开关的一侧合上接地刀闸以防止周围带电设备产生的感应电。对于目前的500kV电网，由于要求大的灭弧能力，一般采用的是双断口断路器。
2、低电压测试仪器设计问题
低电压特性的测试也在两种场合下存在。一种是测试开关油泵电机打压或者刀闸电动机构操作分合闸在电压低于某个220V电压值时能否运行，另一种是测试开关分合闸回路在低于某个220V电压值时能否正常动作或者有效防止因干扰而误动。前一种情况因为打压以
及电动操作需要一定的时间，电压在触发后要保持住，而后一种情况因为从分合闸线圈通电到电磁铁吸合是一瞬间的动作，要求直流电压在触发后瞬间变为零，从而保护线圈防止烧毁。这两种情况的共同之处是在电压从零调节至所需值的过程中，仪器输出端口电压应该始终
为零，从而保证线圈正确动作。而一些低电压试验仪器，在加压调节过程中也会存在电压，随着调节值的变化而变化，进而又不断衰减。相当于在加压调节的过程中，输出端口始终有一个小于调节值的直流电压存在。出现这种现象的原因是，电路设计中没有将在未触发时起滤波和释放能量作用的电容与输出端口完全隔离，因此在加压的过程中，电容相当于在一个一阶RC电路中不断地衰减，其输出电压，也即仪器端口输出电压Uout为
式（1）中，U0为调节过程中不断变化的调节值，即在调节过程中，电压不断呈指数规律衰减。如果在此过程中，将试验线插入到端子排中，线圈两端在加压调节的过程中也会产生一个变化的直流电压源。同样在触发完指定的电压后，由于电容的作用，仪器出口电压也不会马上减为零，而是从所加的电压起逐渐衰减为零，这样长时间加压，会缩短线圈的使用寿命。
三、时间－行程曲线特性测试的意义
1、时间－行程曲线反映速度值
从测试本身的意义来分析，分合闸速度代表点含义，而时间代表线含义。所以，断路器不仅要总时间符合一定范围，以便于保证电弧的存在时间不会超过规定时间太久，还需要在某些关键点上（如刚分或即将合上，即电弧最大时刻），断路器保持着足够的强和快速消弧能力。
2、为判断断路器故障提供丰富资料
如果分关合闸测量的时间特别长，之前又有开关受雷击等特殊现象发生，假定速度不变，可从合闸的时间来判断动触头因引燃弧时间过长，可能有熔焊部分，造成了长度缩短，这就让其在开距运动的距离比正常要长。同时，速度不变的假定需要经过时间－行程曲线进行验证。此外，由于机构传感器可以有效地捕捉到动静触头刚接触和动触头行程结束这两个时刻，可用其测出开关超行程。开关总行程一定，如果实际测量的超程值比要求范围小不少，这样也从另一个层面证实了触头被烧去一截。通过以上的两个测试就可有效地判断出断路器可能存在的问题。
反映合闸弹跳
合闸弹跳这一断路器的另一性能指标，其必须经由时间－行程曲线进行反映，也就是放大曲线在刚合时间范围内行程波动情况观察断路器弹跳与否。合闸弹跳指的是开关刚合闸时，因为其过大的震颤，动静触头重新分开，此时尚未熄灭的电弧造成触头熔焊，产生过电压，影响到灭弧室的电寿命，对这方面监测很关键。
四、结论
为有效地保护好变电站直流系统的安全性能，最好的方式是用仪器自身携带的电源作特性测试。结合断路器汇控箱和机构箱二次回路，选择二次接线，避免直流接地及其他可能有的回路不通问题，提高试验成功率，保证安全。
分析变电站现场可能遇到的各种仪器使用问题，在避免低电压测试和机械特性存在的各种设计问题基础上，将两种试验有机的结合在一台仪器中，用一台仪器完成整个断路器特性试验，有效而避免变电站直流系统接地可能。
参考文献：
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