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变电站基本原理范文1
（江苏电力调度控制中心，江苏 南京 210024）
摘要：介绍了变电站电压无功控制的原理及目标，简要阐述了与电压关联的无功边界九区图的电压无功控制过程。基于模糊控制理论，重点分析变电站电压无功综合控制策略，在合理选择模糊集的基础上，设计了相应的控制规则。仿真结果证明，模糊控制策略在满足各个时段变电站电压和无功要求的基础上，有效降低了有载调压变压器分接头和无功补偿装置调节频率，有利于延长有载调压变压器和无功补偿装置的使用寿命，是一种值得研究和推广的有效、可行的电压无功控制方法。
关键词 ：变电站；电压；无功；九区图；模糊控制
0引言
电网电压是衡量电能质量的一项重要指标，电压过高、过低不仅会降低电气设备的运行寿命和工作效率，还会对电网的安全稳定和经济运行带来严重危害。无功是制约电压的重要因素，实现无功的分层、分区和就地平衡是控制电压合格的主要手段。
变电站电压无功综合控制的目标是通过调整有载调压变压器分接头位置和投切无功补偿装置，实现电网电压合格和无功功率就地平衡，并尽可能地减少变压器有载调压开关的调节次数和无功补偿装置开关的投切次数。电压无功综合控制就是解决一个多目标、多限值的最优控制的问题，控制策略的好坏直接决定了变电站电压无功控制效果。
1电压无功控制基本原理
1.1电压无功控制基本原理和目标
变电站电压无功控制要求在调整主变分接头开关调节次数、无功补偿装置开关投切次数、电压上下限、无功上下限等限值的基础上，实现电压合格、无功平衡等控制目标。
变电站典型一次接线图如图1所示。
由图1可得如下公式：
ULD=U1/K-（PL×RL+QL×XL）/U2
（1）
S=P2L+（QL-QC）2/{U22［（RS/K2+RT）+j（XS/K2+XT）］}
（2）
由式（1）可知，通过调节变压器分接头，改变K值大小，可以实现对用户端电压ULD的控制。
由式（2）可知，通过投切无功补偿装置改变QC的大小，可以实现无功平衡，从而控制电网损耗。
变电站电压无功控制目标是在电压合格、无功平衡的基础上，尽量减少变压器分接开关的调节次数和无功补偿装置开关的投切次数。
1.2与电压关联的无功边界九区图
为了满足“电压合格，无功基本平衡，尽量减少有载调压变压器分接开关调节次数和电容器组开关投切次数”这一变电站电压和无功综合调节的基本原则，电压调节边界应当是相对固定的，无功调节边界应当是受电压状态影响的，即电压高时，无功不是太缺就不投电容，电压低时，无功不是太缺可以多投一点电容。基于这一思路，对于电容投入的判别量QCT建立数学模型：
QCT=a1（U0-U）/U0+a2Q/Q0
根据无功投切判据可得与电压关联的无功边界九区图如图2所示。
从图2可以看出：
（1） 在cba区域中，电压高于标准电压U0、低于电压U上限，按原Q上限，则需投入电容器，此时投入电容器将使电压更加偏离U0，并有可能使电压U超过U上限。按新Q上限，电压、无功均在限值内，可以不投切电容器，避免了无功设备投切和电压波动。
（2） 在cde区域中，按原Q上限，电压、无功均在限值内，无需投切电容器。按新Q上限，电压在限值内，但无功缺额，应投入电容器使电压升高。
（3） 在hfg区域中，按原Q下限，电压、无功均在限值内，无需投切电容器。按新Q下限，无功过剩且电压较高，应切除电容器使电压降低。
（4） 在hmn区域中，电压低于标准电压U0、高于U下限，按原Q下限，则需切除电容器，此时切除电容器将使电压U更加偏离U0，并有可能使电压U低于U下限。按新Q下限，电压、无功均在限值内，可以不投切电容器，避免了无功设备投切和电压波动。
从图2及上述分析可知，cba和hmn是不动作区域，cde和hfg是动作区域，由于前两个区域的面积与后两个区域的面积完全相等，所以与电压关联的无功边界调节方法在调整电压和减少有载分接开关动作次数的同时，不会增加无功调节次数和降低无功补偿效果。
2基于模糊理论的变电站电压无功控制策略
2.1模糊控制理论概述
模糊控制系统是将模糊语言、模糊数学形式的知识表示和模糊逻辑的规则推理作为理论基础，利用计算机技术构成一种闭环结构且具有反馈通道的数字控制系统，其组成核心是智能化的模糊控制器。
模糊控制系统通常由模糊控制器、执行机构、输入/输出接口、测量装置及被控对象等5个部分组成，如图3所示。
2.2模糊词集
由无功综合控制九区图（图2）及其基本控制策略可知，变电站电压分3种状态，即电压合格、越上限、越下限。为了能够较为实际地反映变电站电压无功综合控制的目标，选择电压偏差的模糊词集为{NZ，NB，PB，PZ}。
变压器档位调节命令也是3种状态，即不动作、升档和降档。选择档位调节控制量的模糊词集为{DOWN，UC，UP}。
为满足不同的无功偏差投切不同组数电容器组的要求，选择电容器投切和无功偏差的控制量（QCO）模糊词集为{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}。
2.3模糊控制器控制规则
根据与电压关联的无功边界九区图各区控制的基本策略，所选择的输入/输出变量的模糊词集，电压无功控制遵守的规程规定和电力系统的常识，设计出如表1所示的28条控制规则。
3仿真实例
将图4所示的电压与无功日波动曲线作为系统的干扰量，运用模糊控制系统对上述变电站模型进行仿真试验，得到如图5所示的仿真结果。结果显示，在不同负荷条件下，系统均能维持电压合格和无功基本平衡，同时保证了变压器分接头调节次数和电容器组投切次数满足运行要求。
4结语
随着我国经济建设的快速发展，特别是精密制造业水平的不断提高，人们对电压质量的要求越来越高。变电站作为电网中电力传输转换的枢纽，在维持用户电压和无功平衡方面起着至关重要的作用。因此，研究变电站无功电压控制策略对提高供电质量，保证客户用电有着重要意义。
本文提出的基于模糊控制理论的变电站电压无功控制策略，在保证无功平衡和电压合格的基础上，较好地解决了变压器分接头频繁调节和电容器组频繁投切导致的设备使用寿命缩短和频繁操作带来的安全风险问题。
［
参考文献］
［1］吴侗，李医民.变电站无功电压综合调节的模糊控制研究［J］.继电器，2006，36（18）：27-30.
［2］钟声.变电站电压无功控制研究［D］.成都：四川大学，2004.
［3］张绍楠，张艳丽，张猛，等.模糊控制理论在变电站电压无功控制系统中的应用［J］.黑龙江电力，2011，33（4）：294-296.
［4］杨蔚.变电站电压无功的控制措施［J］.电源技术应用，2014，36（1）：131-132.
收稿日期：2015-08-03
作者简介：尹小波（1979—），男，四川人，工程师，从事电力调控运行管理工作。
变电站基本原理范文2
关键词：CFG桩；复合地基；变电站；地基处理
随着变电站工程的增多，在开阔平坦的地方选取变电站站址越来越困难。新建变电站工程所遇到的挖方和填土也越来越多，出现了大量不同高度的填土区域。有时为了高于规范要求的洪水位，整个变电站均由填土填筑而成。填方边坡受地形的限制，只能是通过挡墙进行支护，在高挡墙位置，地基承力往往不能满足承载力要求，就须进行地基处理；变电站中的填方区域存在大量的构支架基础，也须进行地基处理。CFG桩已广泛应用于民用建筑的地基处理中，其在变电站工程地基处理中也有优势。
1、CFG桩的适用范围
CFG桩是属于复合地基的一种，复合地基是在天然地基中设置一定比例的增强体（桩体），使桩同承担荷载，具有密实法和置换法的效应。根据桩体材料性状，可将复合地基分为：散体材料桩复合地基，如碎石桩、砂桩；一般粘结强度桩复合地基，如石灰桩、搅拌水泥桩；高粘结强度桩复合地基，如CFG桩。复合地基承载力可表示为： ，其中为天然地基承载力特征值，承载力提高幅度。粘结强度桩复合地基承载力提高幅度比散体材料桩复合地基大，所以当地基处理要求承载力提高幅度较大时选用CFG桩,其他还要考虑当地材料来源、设备条件、周围环境等因素。CFG桩适用于处理土的种类有粘性土、粉土、砂土和已自重固结的素填土。
2、CFG桩构成的复合地基
用CFG桩处理的复合地基由CFG桩、桩间土、褥垫层、上部建构筑物的基础四部分组成。
CFG桩是水泥粉煤灰碎石桩的简称，它是由水泥、粉煤灰、碎石、石屑或砂加水拌和形成的高粘结桩。桩间土是被处理的土层，和CFG桩共同承受上部结构传来的荷载。
褥垫层设置在桩顶和基础之间，材料用中砂、粗砂、级配砂石和碎石，最大粒径不大于30mm；褥垫层厚度取150～300mm。
上部建构筑物的基础需有一定的刚度，基础具有调整复合地基桩土荷载分担的作用，基础刚度不同，则桩土应力比不同，即桩土荷载分担比例不同。基础刚度越小、桩土应力比越小，桩分担的荷载越小。因此，基础刚度小到一定程度时，不能保证桩同承担荷载，也不能形成复合地基。
3、褥垫层的作用
保证桩、同承担荷载，若基础下面不设置褥垫层，基础直接与桩和桩间土接触，在垂直荷载作用下承载特性和桩基关不多。在给定荷载作用下，由于褥垫层的作用，桩、土受力时程曲线均为常值。
调整桩、土荷载分担比，当褥垫层厚度 时，桩、土应力比很，在很大时，桩、土应力比接近于1，此时桩的荷载分担比很小，下表给出了不同荷载水平，不同褥垫层厚度桩承受的荷载百分比。
桩承担荷载占总荷载百分比
荷载p(kPa)
垫层厚度 2cm 10cm 30cm 备注
20 65% 27% 14% 桩长2.25m，桩径16cm，荷载板1.05×1.05m
60 72% 32% 26%
100 75% 39% 38%
减小基础底面的应力集中，当褥垫层厚度 时，桩对基础的应力集中很显著，和桩基础一样，需要考虑桩对基础的冲切破坏，当大到一定程度后，基底反力即为天然地基的反力分布。实验表明当褥垫层厚度大于10cm时，桩对基础底面产生的应力集中已显著降低。
调整桩、土水平荷载的分担，随着褥垫层厚度的增加，桩承担的水平力降低，由于CFG桩不配钢筋，能承受的水平剪力较小。
4、CFG桩的计算过程
由CFG桩构成的复合地基计算包括承载力计算和变形计算。目前复合地基承载力计算公式比较多，但比较普遍的有两种，其一是由桩间土承载力和单桩承载力进行合理组合叠加；其二是将复合地基承载力用天然地基承载力扩大一个倍数来表示；规范上选择用前者，公式如下：
。
复合地基变形计算的方法主要有：解析法计算复合地基变形；有限元的数值计算方法；经验法。规范的公式为经验法，将复合地基加固区中增强体和土体视为一个统一的整体，采用复合压缩模量来评价其压缩性，用分层总和法来计算其压缩量，复合模量可按下式求得： 。
5、CFG桩在变电站地基处理中的应用
变电站选址响应国家保护基本农田的政策，尽量利用荒地，因此站址一般处在山地，在南方山区更是如此。为了土方平衡，整个站址部分为挖方区，部分为填方区，处在填方区的建构筑物，就需要地基处理，支护填土的挡墙，因墙底承载力不够也需进行地基处理。现变电站地基处理的方法一般选用常规的桩基础，换流站中大范围内填土区域选用强夯。
CFG桩复合地基从1988年列入建设部“七五”计划课题，到1994年被国家科委列为国家级重点推广项目，后又列入国家行业标准《建筑地基处理技术规范》，其技术已相当成熟。其在变电站工程中应用较少，在初步设计经常用于比选的地基处理方案。
现有一500kV变电站扩建工程，在原变电站围墙外新扩建一串，扩建场地与站址标高的高差为16.5m，由于受征地的限制，不能采用放坡，只能修建挡墙，挡墙型式选用加筋土挡墙，墙趾应力为420kPa，墙踵应力为165kPa，平均压应力为290kPa，墙底计算宽度为16m。挡墙底的持力层为混碎石粘土，其承载力特征值为235kPa，不能满足挡墙底的承载力要求，需进行地基处理。初步设计的方案有钻孔灌注桩、CFG桩复合地基，从经济上比较，CFG桩复合地基比钻孔灌注桩少40%，并且CFG桩不需配置钢筋，可以缩短工期，加快施工进度，最后选用了CFG桩复合地基，CFG桩的混凝土强度等级为C15。
挡墙下持力层均为混碎石粘土,其极限端阻力标准值为1600kPa , 极限侧阻力标准值为94kPa，施工图阶段复合地基的计算过程如下。
首先确定桩长和桩径，考虑到施工的方便性及施工单位的条件，桩长统一选为8m，桩径为0.5m，桩承载力特征值为： kN
考虑到本工程持力层承载力较高，为充分发挥其承载力，褥垫层厚度为30cm。CFG桩在墙底均按矩形布置，总共布置7排桩，考虑到挡墙底应力分布不均匀，墙趾最大，墙踵最小，因此从墙趾往墙踵依次按1.6×1.6m、1.8×1.8m、1.8×1.9m的间距布置，其置换率m分别为0.076、0.0605、0.0570，按复合地基承载力公式计算，其复合地基承载力分别为420kN、370 kN、360 kN。变形计算地基采用复合压缩模量，按分层总和法算出墙趾处最大位移为7.2cm，能满足规范要求。
本工程已施工，采用长螺旋钻管内泵压CFG桩施工工艺，按规范要求用静载检测桩的承载力，用小应变检测桩的完整性，由于本工程中持力层的碎石含量较大，检测结果比理论计算稍大。从边坡监测的结果来看，与理论计算基本相符。
6、结论
CFG桩由于不配置筋筋，要求的混凝土的强度低，因此其比常规桩基础经济，并且施工速度快，施工简单。在变电站的挡墙底，大范围的填土区域，根据周围环境和施工条件，地基处理时可以选择CFG桩复合地基这一成熟技术。
参考文献
[1] 《CFG桩的基本原理及技术特点》黑龙江交通科技，2004年第8期，韩枫 ，汪猛 ，黄利军；
变电站基本原理范文3
此站实习自8月20日开始，将持续20天。当天上午我们在变管所主要负责人的监督下通过了安规开始，下午到天井山110kV变电站去热身。次日我们前往正在筹建即将投入运行的220kV洱源集控站，不过先是到了邓川110kV变电站，在此十天期间，我们将会对整个变电运行的种种做最初步、最感性的认识和了解。之后的十天到下关220kV变和大理500kV变各五天，这期间就是巩固和提高自己对变电运行的认识。这是我人生中弥足珍贵的经历。
尽管变电站电压等级不一样，但还是有很多相似的，如下大概介绍我的认识情况。首先，认识和学习一次设备（主变压器、短路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、耦合电容器、避雷器、电力电缆、母线、所用变、电抗器、电容器）的基本原理、主要结构和在电网中的作用，型号及技术参数。通过对以上内容的学习，我了解了电能生产的全过程及变电站电气设备的构成、型号、参数、结构、布置方式，对变电站生产过程有了一个完整的概念。熟悉变电站主接线连接方式、运行特点、初步了解电气二次部分、继电保护及自动装置，巩固和加强了所学的专业知识，为今后的工作岗位打下良好的基础。
其次，学习变电站值班员岗位职责、安全职责、值班制度和交接班制度，培养正确的劳动观、人生观、价值观，为以后确保所从事工作岗位的安全生产奠定思想和理论基础。同时我更希望由一个不谙世事的学生在轮岗实习之后能够回到变电站，并逐渐成长为一名变电运行人员。
回顾过去短短二十天，我感触颇深。毕竟，这是我迈出校门，步入社会的具有实际意义的第一课。通过和各变电站师傅们的接触，我不但从他们身上学到了许多宝贵的运行经验，更从他们身上学到了许多做人的道理。让我深刻的体会到理论和实践相结合的重要性。更加让我深刻的认识到变电运行这一工作是一项责任很强的工作，也是技术性很强的工作，想成为一名新时期合格的变电运行人员我还需要走很长的一段路，在这条路上我将以更高的标准要求自己、更多的知识来武装自己，将安全稳定运行落实到实处，真正做到设备的主人。
变电站基本原理范文4
关键词：11OkV变电站；运行；措施
0 引言
随着自动化系统在110kV变电站的推广使用，针对断路器、刀闸均可在监控系统中进行遥控操作的功能，传统的变电站防误系统和运作模式已失去优势。从目前综合自动化变电站运行中暴露出的问题看来，许多问题都同产品质量和工程安装质量直接有关。因此，在建自动化变电站中，要重视产品质量、安装质量和售后服务质量。自动化变电站是近年出现的一种新的变电站运行模式，其功能完善、手段灵活多样，能够解决传统变电站出现的各种问题并满足安全运行的各种需要，是我国电网今后一个时期的发展方向。
1 110kV变电站的倒闸操作中存在的问题
（1）合闸熔断器取下时间不够准确。根据以前操作规程的规定，取下合闸熔断器必须是在检修的状态下，这样做的目的是防止在操作人员取合闸熔断器时，有人在另一处进行断路器的操作，避免操作人员受到伤害，在检修断路器的时候也需要防止被误动伤害操作人员。规程规定，在断开断路器后，进行隔离开关操作前必须取下断路器的合闸熔断器，这样做的目的是为了防止操作人员拉开隔离开关时，在远处断路器被合上，以免造成带负荷拉隔离开关的误操作事故。
（2）重合闸的退出操作存在问题。不同变电站退出自动重合闸的操作规范都不一致：有的变电站则要求重合闸把手、启动、出口压板都退；有的变电站只要求退出时重合闸启动，出口压板；还有的变电站只是退重合闸把手等，但是在具体的实践操作过程中，到底哪种退重合闸方法是正确的，目前在学术界和实践操作中并无定论。
（3）母线电压互感器何时投退的问题。投退母线电压互感器的时间会影响倒闸操作的正常运作。有些站是先将母线上所有的出线全部断开后再拉开电压互感器；有些变电站在操作母线时，时间观念不强，导致操作随意性很强；也有在断开最后一条出线前拉开电压互感器的。由下各个变电站的操作方式不同，为此，出现混乱的情况也在所难免。
2 改进倒闸操作的有效措施
（1）加强技术人员专业素质。加强变电站运行人员专业素质主要是增强操作人员的责任心，提高操作人员的技术水准，使其更有把握的了解和掌握设备的原理、结构、性能，积累值班人员倒闸操作的实际工作经验。另外，应该定期的多加强操作人员的业务素质和基本功演练，练习中也须严格要求操作者熟悉设备、系统、基本原理和本岗位的规程制度。与此同时，操作人员也必须主动、及时掌握新设备的使用特点及操作要领，提高自己实践操作的基本能力，达到能够正确使用操作工具的效果，这些演练对防止误操作具有十分重要的意义。变电站在运行的过程中应当科学合理地安排倒班体班方式，保证操作人员的合理休息时间。
（2）对复杂的操作应当组织探讨。变电站负责人应不定期组织全站人员对于复杂的操作问题进行讨论研究，鼓励大家就工作中存在的问题相互提问，值班人员应当认真听取其他同事的意见，对一些有争议的问题可以进行争论，作为讨论的重点问题，直至找到正确的答案。对工作中存在疑问的问题决不能含糊了事，哪怕是一个非常小的疑点，也要彻底搞明白，这样才会对操作的对象和操作的目的有彻底的了解，在操作的过程中才不会出现问题。
（3）建立现场把关制度。变电站的管理层根据倒闸操作的复杂程度应当亲临现场监督把关。虽然管理人员并不能解决实质性的问题，至少对操作人员来讲是一个督促，这样操作人员会比较认真地执行每一项操作，减少或杜绝违规行为的发生，从而达到有效防止误操作事故的发生。
（4）执行变电站倒闸操作标准时间表。变电站应认真执行倒闸操作标准时间表，进一步规范值班人员的操作行为。在工作中，值班人员应尽量根据倒闸操作标准时间表规范自己的作业行为，同时也要找出工作中导致时间延误的原因，力求在以后的工作中尽量做到迅速、安全。
31lOkV综合自动化变电站运行中存在的其他问题
（1）运行管理模式落后。综合自动化变电站改造，投运后，有些变电站仍保持有人值班变电站的值班及管理方式，没有做到减人增效、提高管理水平。也有些变电站采用“无人值班”的模式替代常规变电管理，这就会在安全运行中出现一些失控情况。
（2）遥控信号误动。自动化变电站通信控制器通过串口与MODEM相连，MODEM再与通道相连后送至主站。由于保护规约比较多并且很复杂，在主站对保护规约进行扩展并做好了接口的运行过程中会经常发现遥控信号误动。这也有可能是规约没处理好，有可能是测控单元装置运行不稳，但是具体原因很难查找。
（3）实时数据突变。监控后台机在平时的运行中有时会发现实时数据突然变为零，观察电压曲线、电流曲线，发现隔一段时间突然变为零，没有规律性，这可能是测挖单元装置有问题。
（4）双机系统切换问题。自动化变电站的双机以串口通信为主以太网为副的相互监视主备状态，理论上可以绝对保证主备状态的正确。但有时在切换过程中会出现两台通信控制器全部为备用值班机，致使遥控失效，通信控制器死机，数据刷新等。
（5）继电保护与监控系统通讯时有中断。保护装置本身功能满足要求，但由于时有误发信号，造成保护管理机死机，发信不正确，以致信号中断。
4110kV自动化变电站的设计、改造
llOkV自动化变电站的设计应按“密布点、小容量、短半径”的建设原则，坚持“小型化，户外式。造价低、技术先进、安全可靠”的发展趋势。二次设计必须使变电站现场对主变温度、母线电压、电流等主要运行参数的显示简单，便于值班人员监控。保留常规变电站预告信号和事故信号功能，有利于变电值班人员发现设备异常并及时处理事故。
常规变电站的改造应立足一次设备，可靠的一次设备是变电站实行自动化的基础。对一次设备进行无油化改造，二次部分按自动化要求设计，电磁式继电器改为“四遥”集成模块保护，变电站各种信号通过RTU柜传送调度中心，变电站现场电压、电流、温升等主要参数显示要求简单，为值班监控提供方便。如果变电站是近年新建的，设备质量较好，进行“四遥”改造时，二次部分也可利用原来电磁继电器的保护触点进行控制。同时，增加远方操作转换功能、远方复归信号继电器，小电流系统接地选线装置。
变电站基本原理范文5
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变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）.
变电站基本原理范文6
【关键词】备自投；装置种类：误动作：拒动：防范措施
【中图分类号】TM762 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）04-0245-01
0、引言
备用电源自动投入（以下简称备自投）是供电网络系统自动装置与继电保护装置结合的产物，是一种对供电系统提供不间断供电的经济而有效的技术装置。随着对供电可靠性要求的提高，目前越来越多的变电站都装设了备自投装置。但在多年的实际运行中，备自投装置误动、拒动的情况时有发生。原因涉及装置本身、接线以及运行维护等多方面。
1、哈密电网备自投装置的应用情况
哈密电网备自投装置的接入方案有以下几种：110千伏进线备自投、110千伏母联备自投；35千伏、10千伏母联备自投、进线备自投、母联、进线自适应。
2、分段备自投与进线备自投基本原理
备自投装置一次接线方式较多，下面介绍几种变电站中典型的备自投方式原理。对更复杂的备自投方式，都可以看成是这些典型方式的组合。投入备自投充电过程时：装置上电后15秒内均满足所有正常运行条件，则备自投充电完毕，备自投功能投入，可以进行启动和动作过程判断；当满足任一退出条件时，备自投立即放电，备自投功能退出，退出备自投充电过程时：装置上电后，满足启动条件后备自投进行动作过程判断。在正常运行条件或退出条件下，备自投可靠不动作。
3、备自投装置误动、拒动实例分析与探讨
3.1 变电站110千伏、35千伏、10千伏备自投配合问题引起的误动作实例分析与探讨
35、10千伏备自投整定动作时间长于110千伏备自投，如果上一级110千伏备自投动作后恢复了电源点，则35、10千伏备自投不应该动作。
2012年6月28日11时19分110千伏进线一断路器接地距离I段、零序I段保护出口跳闸，重合不成功，110千伏变电站线路备自投动作，跳开进线一，合上110千伏进线二，110千伏变电站中低备自投动作跳开3501、3502、1001、1002断路器。
保护动作分析：
1、110千伏进线一保护动作报文：PSL-621D装置变比600/5
2、变电站备自投PST642动作报告
35千伏备自投装置
11：28：58.564 0ms启动lms出口7动作 64ms出口5动作 10千伏备自投装置
11：29：03.405 0ms启动0ms出口5动作lms出口7动作
经保护报文分析：110千伏进线一线全长15公里，导线型号LGJ-150。110千伏进线一接地距离I段保护动作开关跳闸，选相A相，测距8.91公里，重合不成功，故障量满足保护动作条件，保护动作正确。110千伏变电站110千伏备自投满足备自投动作条件，备自投动作正确。
110千伏变电站中低备自投动作跳开3501、3502、1001、1002断路器原因分析为：由于110千伏变电站所使用的PST642型备自投装置，只要一段母线具备无流、无压条件，断路器在合位，即满足备自投动作允许条件和开放闭锁条件，且每个跳闸逻辑均独立完成，此逻辑在两段母线同时失压时不能可靠闭锁备自投，不满足备自投设计要求。厂家在向调度定值计算部门提供的PST642型备自投装置说明书中将跳闸逻辑的允许条件加入了“检另一段母线有压”与实际不符，导致了保护人员误将变电站所使用的PST642型备自投装置的允许条件也加入了“检另一段母线有压”，认为在两段母线同时失压时，备自投能可靠不出口，没有采用躲高压备自投动作时间，来补偿这种逻辑性缺陷，从而造成了110千伏进线一跳闸后，110千伏变电站中低压侧备自投动作，瞬间跳开1、2号主变中低侧断路器。
4、存在暴露问题及防范措施
3.1 变电站110千伏、35千伏、10千伏备自投配合问题引起的误动防范措施
1、PST642型备自投装置存在逻辑性缺陷，跳闸逻辑中未设置检备用电源母线电压，造成两段母线同时失压时不能可靠闭锁备自投，不满足备自投设计要求，建议更换或升级。
2、保护定值计算人员，对装置和装置说明书把握不够，没有及时发现装置逻辑缺陷，为了提高供电可靠性，防止此类事故发生，保护定值计算人员将调整主变中低压备自投动作时间，采取与高压侧备自投配合（即躲过高压侧备自投动作时间），同时要考虑联切中低压小电源。
3、对网内所有备自投装置进行检查，对发现装置有缺陷的装置进行升级或上报技改更换。
