变电改造范文

变电改造范文（精选12篇）

变电改造 第1篇

关键词：主变容量,计算负荷,经济运行

0引言

西部超导材料科技股份有限公司一区变电所原设计为一台10000k VA主供, 另外一台7500k VA备供, 总容量为17500k VA。随工厂用电量的不断增加, 两台主变并列运行已无法满足工厂用电需求, 加之变压器内部绝缘老化, 能耗高, 安全可靠性差, 属淘汰产品, 已不适应工厂继续发展的要求, 故提出一区主变电站主变增容改造。

1改造原因

1.1负荷情况

(1) 2000年、2001年一区变电站复核记录、运行记录 (分别见表1、表2) :一区最大负荷为14548k VA, 最大计算负荷为13087k VA。现有总负荷为17500k VA的两台主变运行在经济运行区, 基本满足了现有的生产水平。

(2) 总厂即将对钛业公司铸造厂进行重大技术改造, 预计增加容量为10000k VA, 按需用系数原则其计算负荷约为5000k VA, 改造投产后, 一区最大负荷达19500k VA, 计算负荷在18000k VA左右, 现有两台主变已不够用, 必须增加主变容量才能满足生产的需要。

1.2安全运行情况

一区变电站03#主变是上海机电厂1961年产品, 容量为10000k VA, 大修4次, 运行34年, 安全性能差, 具体情况如下:

(1) 运行年限。变压器安全运行年限一般为25年, 维护得当可延长至30年, 而03#主变已经运行34年属超期服役, 从历年预防性实验记录来看, 介损值每年都有不同程度上升, 安全性能逐年下降, 这种变压器满负荷长期运行是十分危险的, 从安全角度考虑应采取果断措施。

(2) 执行标准情况。03#主变是20世纪60年代苏联TOCT401-41标注生产的, 由于受技术条件限制, 该系列产品体积大、能耗高、效率低、保护装置简单, 早已属淘汰产品, 在许多电力部门和大型企业中早被新产品替代。按现行标准要求, 8000k VA以上变压器隔膜保护装置或充氮保护, 还应有远程测温系统, 而该变压器不可能有这些附件, 安全性和使用寿命受到很大影响。

(3) 大修情况。03#主变从1967年投运到现在已有4次大修, 前两次是计划检修, 后两次是故障检修。1993年大修, 采用油样、气样分析, 确定为变压器内部故障, 吊芯检查发现, 分接开关B项接触不良, 因当时无备件, 只作了打磨处理。1999年大修是因为在预防性试验中发现高压侧直流电阻不平衡, 严重超标, 初步分析为C相直阻较大所致, 吊芯检查发现, 分接开关操作棒破裂导致三相分接开关不在同一位置。此次大修还发现:线圈绝缘材料明显老化, 绝缘颜色变深, 变脆, 无弹性, 并有裂纹。所以从大修情况看, 03#主变已成为该公司安全供电的薄弱环节, 对安全供电构成潜在威胁。

1.3经济运行方面

03#主变采用铝线圈绕组, 铁心采用热轧钢片, 本身能耗高。技术资料显示, 03#主变铁损29k W, 铜损92k W。而系列同容量产品SZ9系列, 铁损10.5k W, 铜损47k W。若采用一台S9-20000k VA变压器, 与现有的总容量为17500k VA的两台变压器相比较, 节电效果明显。仅此一项, 公司每年多耗电近50万度, 约合人民币20余万元。

综上所述, 03#主变已不能够满足工厂生产的需要, 在一区上项目的同时必须进行变电站增容改造。

2主变的选择

2.1变压器更换台数的确定

变压器台数的选择主要由负荷的大小、负荷对供电可靠性和电能质量的要求决定, 并兼顾节约电能, 降低造价, 运行方便。

企业降压变电站变压器台数的确定原则:

(1) 当企业的绝大多数负荷属于三级负荷, 少量一、二级负荷可由临近企业取得备用电源时, 可装一台变压器。

(2) 企业的一、二级负荷如果较大, 必须装设两台变压器, 两台之间互为备用, 当一台出现事故或检修时, 另一台能承受全部一、二级负荷。特殊情况下可装一台变压器, 如进线全部采用架空线且为专线, 或有双路可靠电源且为热备用等情况。

一区钛业公司、动力公司氢氧站、研究院等基本属于二级负荷, 对电能质量要求较高, 一区变电站有两路35k V高压进线互为备用, 而且现在属于改造期, 所以, 一区改造应选一台大容量的变压器来承担正常运行时的全部负荷, 再选一台小容量的变压器作为大容量变压器故障或检修时的备用, 既经济又实用。即将3#主变更换掉, 4#主变留为备用。

2.2变压器容量的确定

以前选择变压器容量时着眼点放在如何充分利用变压器的过负荷能力, 因此变压器容量选得小一些, 但电能损耗增大, 达不到经济运行目的。目前国内外一些文献都提出:在某些情况下, 把变压器的容量选得大一些, 其所增加的投资可从节约的电能损耗中很快补偿回来。具体比例应根据主变的铜损等于铁损时的负荷率来计算。以S9-20000k VA变压器为例, 铜损为84k W, 铁损为18k W, 铜损等于铁损时的负荷率为0.47, 故负荷率0.5左右为最佳。但实际中还要考虑一些附加费用, 如容量贴费、基本电价等, 负荷系数一般选0.7为宜。根据计算, 选20000k VA变压器为宜。

3变压器运行方式的优化

变电站装有两台或以上主变时, 随着负荷的变化, 经常需要投切变压器。在满足生产的前提下, 变压器应采用经济运行方式, 即电能损耗最小, 运行费用最低。

变压器损耗主要包括空载损耗和负载损耗, 其中每一种又包括有功损耗和无功损耗。为方便起见, 可以把变压器的无功损耗都归算为等效有功损耗:

式中, △PB为变压器的有功损耗;△QB为变压器的无功损耗;△PO为变压器的空载损耗;△Pd为变压器的短路损耗;△QO为变压器空载时的无功损耗;△Qe为变压器额定负荷的有功损耗增量;k为变压器的无功损耗转为有功损耗的系数;S为变压器的额定容量。

要使变压器运行在经济负荷下, 就必须满足变压器单位容量的有功损耗△P/S为最小值, 即令d (△P/S) /d S=0, 可得变压器的经济负荷为:

3.1 4#主变单独运行时的经济运行点

4#主变的有关技术数据:△Po4=20k W, △Pd4=75k W, Io4%=1.5, Ud4%=7.92。代入式 (1) 得:

3.2 3#主变单独运行时的经济运行点

3#主变的有关技术数据:△Po3=18k W, △Pd3=84k W, Io3%=1.5, Ud3%=7.92。代入式 (1) 得:

3.3两台主变并列运行时的临界负荷

一台主变运行时, 它承担总负荷S, 因此其有功损耗为:

代入3#主变数据得:△P3=45+226.56 (S/20000) 2。

两台主变运行时, 其负荷按容量比例分配:3#主变占S[S3/ (S3+S4) ]= (20000/27500) S;4#主变承担 (7500/27500) S。以此计算两台主变的有功损耗为:

△P3=△P3+4时的负荷称为变压器经济运行的临界负荷, 用SLJ表示, 其值计算为SLJ=17536k VA。

3.4结论

当总负荷小于3600k VA时, 应采取4#主变单独运行;当总负荷不小于3600k VA且不大于17536k VA时, 应采取3#主变单独运行;当总负荷大于175363k VA时, 应采取3#、4#并列运行。

4变压器的保护装置

变电站改造安全管理 第2篇

以220 kV蛇龙变电站自动化改造为例，主变设备、220kV、110kV、35kV、10kV设备各区域、各间隔都存在着改造设备，必须停电、带电、临电施工，施工难度大、安全风险极高。再加上图纸与实际相差较大，各改造回路与运行回路之间错综复杂，停电时间断断续续且十分紧迫。既要保证运行设备的安全稳定，又要保证在有限的停电时间内完成工作，施工管理难度特别大，由此可见技改工程施工的安全管理尤为重要。

笔者认为技改工程施工开工前，项目管理人员必须进行全面安全程序检查，具体有以下六项措施：一是施工人员的安全责任要落实到位，要确定各人各施工段的安全目标和任务;二是工程有关安全监护人员安全责任要到位，现场安全检查、监控要常态化开展;三是要落实项目安全风险预控、事故应急补救措施，同时要针对不同施工环境等因素优化施工的方案;四是施工机械设备、作业安全保护和作业环境以及安全施工管理等方面均要按照规范实施;五是施工设备、仪器、仪表、安全防护用品等必须符合标准，专业操作要规范标准;六是管理人员、施工人员自身的专业素质必须提高，在现场施工过程中要严格按安全文明施工要求进行。完成这六项程序措施的自查自纠，整改闭环，才确保达到预定管理目的。

技改施工全过程，笔者强调要加强施工标准化作业，以施工点(面)为基点的开展标准化活动，全面达到作业标准化，物资设备、机械工器具使用、摆放标准化，劳保用具穿戴标准化，安全监督、检查标准化。要确保每道工序、每个施工环节，直至每个施工岗位都制定出一套标准，才能规范整个技改工程施工过程标准化作业，才能确保施工安全。

为保证技改期间变电站的运行安全和施工安全，则要及时、有针对性对技改施工中存在安全隐患及危险点源分析，并一一作出相应对策，隐患分析及治理具体如下：

一是施工现场失去安全监护违章施工。施工现场脱离安全监护的违章施工很常见，特别是在施工点比较多和散的情况下更是屡禁不止，这种违章施工极易出现安全事故。这就要求施工人员要强化责任意识、安全意识，较好地落实安全生产责任制。要加强施工人员安全行为和施工过程中的违章违纪现象的检查，消除作业环境中的不安全因素，限期进行整改，监督检查整改落实情况。现场脱离安全监护的违章施工一旦出现，治理最好的办法就是严惩，以纠正违章施工的歪风邪气。同时要发动和依靠全体施工人员，真抓实干，持之以恒地反对和制止习惯性违章，形成遵章守纪的良好风尚，开展好反习惯性违章这项工作，确保工程安全和人身安全。

二是施工人员素质不高,责任心不强。个人素质不高这就必须要有针对性的对施工人员进行必要的技术培训,并在短期内提高技术人员的施工经验,这是防治此类危险点的关键。强化人本管理是促进职工产生安全责任心所必须的外在条件。实践证明，施工人员特别是施工管理者的安全责任心，直接决定着施工施工安全管理的效能。施工人员的责任心强不强，直接反映其思想政治觉悟和职业道德水平。所以要树立育人重于用人的观念，要有针对性地开展对施工人员进行施工安全培训，不断充实和更新其专业知识，增强其技能本领，尤其是动手能力，这是提高施工人员安全责任心的重要途径。

三是擅自扩大工作范围。在变技改施工中,施工人员擅自扩大工作范围引发的事故比例也较大。作业人员只能在要求的工作范围内工作,超越范围是严禁的。蛇龙变为防止擅自扩大工作范围造成安全隐患的行为,项目部管理人员与运行方按照规定在作业票规定的施工区域做好安全措施，挂设安全围栏及其他隔离标志牌，并在周边所有带电设备上挂上标志牌，清晰醒目具有强烈的警示效果。同时加强现场的监督，防止施工人员“越界”，控制好“人”的因素是防治此类安全隐患的关键。

四是对施工人员的安全教育及交底不足、不到位。按照要求,施工前工作负责人必须在开工前向全体施工人员进行安全交底,要交待清楚工作任务、地点及安全措施等，很多施工队伍实际上对该项工作的执行均不到位。蛇龙变则在每次停电划定施工区域后，召集所有施工人员在现场接受运行方施工交底。然后项目部再进行详细的安全技术措施交底，采取先点名，再交底，最后对施工人员逐个确定是否明确自己工作任务、地点及安全措施，全部过程录音、录像，并在交底单上签字明确各自责任。技改施工的工作内容随时更换，工作负责人、安全监护人在坚持每天上、下午班前“三交三查”，向全体施工人员彻底交待清楚施工安全注意事项,并分析指出极易引发事故的危险点,形成制度坚持每天教育,认清防范重点,提高施工人员的安全意识。

五是现场监督工作不到位。在施工现场,安全员的现场监督对安全工作具有很大的作用,但现场安全员监督不用心,监督不到位，这样现场出现施工风险就不可能得到及时的制止,容易引发事故。蛇龙变则采取“一对一”的安全监督管理，一个施工点(面)设一专人进行施工全过程监护。施工现场是安全工作的落脚点，也是检验各项安全措施成败的关键，因此必须抓好生产现场的安全监控，严格执行安规，严格执行“两票三制”，杜绝违章，以达到搞好施工现场的安全管理工作。现场安监人员主要工作对象是人和设备，而安监工作是一项群众性很强的工作，需要有相当的组织管理水平和能力，这就需要安监人员从思想境界、技术素质和管理水平等方面不断充实提高自己的能力。

传统变电所自动化系统改造 第3篇

关键词：变电站；自动化系统；二次控制设备；标准协议

中图分类号：TM764 文献标识码：A文章编号：1009-2374（2012）13-0103-03

1变电所自动化系统改造的必要性

1.1传统变电所的弊端

目前企业中仍旧存在大量使用老式设备的传统变电所，这些变电所内的设备无论一次还是二次设备，普遍采用的还是电磁型机构，继电器采样精度差，功能匮乏，动作可靠性、灵敏性都相对较低。这些因素直接或者间接地导致整个变电所运行可靠性下降，企业生产能力增强，必然增加负荷用电量，传统变电所的工作模式，早已不能适应生产运行的需求。问题归纳如下：

第一，变电所一次、二次设备为传统机械式、电磁式机构，功能简单，可靠性、灵敏性差，不具备微机运算功能。

第二，传统变电所由于设备功能局限，无法对设备运行的遥测、遥信、遥控等信息实时采集，更谈不上通过微机运算处理，对系统运行做出实时、准确的自动调节，只能依靠人工巡检、抄表、分析做出决定，工作效率低下。

第三，企业为了适应市场需求，必须不断地发展壮大自己，这必然导致企业电力系统不断扩大，电网结构也更加复杂，面对如此庞大、复杂的用电系统，传统变电所的运行控制模式根本无法满足要求，结果必然导致系统故障频发，对企业生产造成严重的安全威胁。

第四，传统设备材料技术工艺差，多数已经超年限使用，老化严重，各部件易受到周围环境的影响，出现误差，造成设备精度下降，从而增加故障几率和人员工作量。

1.2变电站实现自动化系统的优点

第一，设备具备微机运算、处理功能，能够对采集的遥测、遥信、遥控等参数按照系统运行要求自动进行运算、处理、存储、传输等工作，从本质上改变传统变电所设备简单、原始的工作模式。

第二，由于采用先进的计算机控制系统，关键部件采用技术先进的大型集成电路模块，设备采集精度、运算速度、可靠性、灵敏性等都非常高，提高了设备运行的可靠性。

第三，采用微机控制系统后，通过编程，可以实现各种复杂的控制、保护功能，这有利于运行人员采用灵活多样的方式来解决各种实际问题。而这种功能对于传统变电所来说是难以实现的。

第四，实现无人值守变电所。

1.3变电所自动化系统的发展前景

目前变电所自动化系统发展并非完全实现“数字化”，同时按照IEC61850的设计构想，变电所自动化结构应严格按照中央控制层、网络层、间隔层来划分，技术还不够成熟，间隔层设备还不能达到IEC61850标准的要求，普遍存在一侧设备不具备间隔层控制功能的现象。具体包括以下几点：

（1）设备的控制模式由集中控制向分散控制过度；（2）微机运算功能更加强大；（3）实现网络化，数据共享；（4）各国各类标准趋于统一。

2变电所自动化系统的改造

在分析了传统变电所存在的种种弊端后，为了提高变电所综合运行管理水平，目前传统变电所进行全面升级改造势在必行，要从软件、硬件等方面全面提升变电所的自动化监控能力，只有变电所的运行、控制水平才能和企业生产发展相匹配，才不会成为制约企业发展的瓶颈。

2.1升级改造应遵循的原则

第一，二次控制设备，在改造后，原有的传统电磁式、磁电式继电器应能够被具有运算、处理功能的微机综合保护控制继电器所取代。

第二，按照IEC61850标准，改造后的变电所应具备三层控制系统，间隔层设备的功能应具备独立性，必要时可以和中央控制层完全脱离。

第三，间隔层设备应具备向中央控制层传输遥测、遥信、遥控信息的功能，必要时，能够通过网络实时对保护各项参数进行修改。

第四，改造后的变电所完全实现无人值守。

第五，变电所往往处于电磁干扰大、灰尘大、温差大的恶劣环境，自动化设备必须能够适应现场环境，具有良好的抗干扰能力。

第六，按照IEC61850标准的要求，三层设备必须具备可扩展的能力。

2.2系统改造方案

2.2.1自动化系统结构

IEC61850标准时时目前最为先进、完整的变电所自动化标准，其功能非常强大，涉及的面也很广，但由于其过于复杂，且使用时间较短，造成很多变电所自动化设备生产厂家的设备不完全支持该标准，其统一性还没有得到全面的执行，各个厂家多仍按照自己的标准研发、生产设备，如果在变电所自动化系统改造过程中，选用IEC61850标准，那么设备之间的通信就必须通过加装专门的协议转换设备才能完成，这不仅增加了成本，还加大了故障隐患几率，不便于维护管理，因此，在改造的过程中，不采用IEC61850标准，而使用目前在变电所自动化系统中使用较为成熟的IEC103标准。IEC103标准是国际通用标准，运行时间长，使用技术成熟，各类设备厂家设备均支持该标准，使用维护都极为方便。因此，决定选用IEC103标准作为变电所自动化系统改造的标准协议。

选定IEC103标准作为系统改造的标准协议，那么按照标准要求，变电所内的设备必须按照站控层、间隔层、过程层三层模式进行构建。站控层相当于中央控制层，由数据服务器、通信服务器、数据发布服务器等设备组成，具体负责按照程序设计要求，对现场设备的遥测、遥信、遥控信息进行运算、处理，做出反馈应答，并按照事先编制好的程序进行命令的下达，从而实现优化系统运行结构、排除系统故障点的功能。间隔层由微机综合保护控制继电器、可变程序控制器、变频器等组成，负责对底层设备的事实遥测、遥信信息进行采集、汇总，同时，间隔层设备也具备对这些信息进行运算、处理的能力，要求能够独立控制保护底层设备，在脱离站空层的情况下，也能独立完成各项控制、保护功能。过程层由各类传感器、变换器组成，诸如电子式互感器、电磁式互感器、光纤传感装置以及现场的底层一侧设备。

总体的结构确定后，为了保证系统在运行过程中安全可靠，将站控层、间隔层设备尽可能地采用双机双网冗余的模式构成。而各层之间的通信，为了减小现场各种干扰源的干扰，采用光缆作为通信介质。系统的具体结构图1所示：

2.2.2多个变电所整体网络结构

企业中的变电所一般有多座，中央变电所、分变电所按照生产装置的分布而分布在不同的地点，虽然地域有差异，但变电所之间存在电气负荷的联系，变电所自身出现的问题不仅仅影响变电所内部设备，还会波及到相关的其他变电所，因此，变电站自动化系统是一个全局整体的系统，将中央变电所、分变电所运行的实时数据共享、汇总后进行统一的运算、处理，只有这样，变电所自动化系统才能算完善，因此，有必要对整体进行变电所自动化系统改造。图2是构建多座变电所自动化系统网络结构图，图中采用三层网络交换机实现虚拟局域网（VLAN）技术对整体网络进行优化配置，以实现系统整体管理。具体结构如图2所示：

3结论

通过对传统变电所进行自动化系统改造后，从根本上改变了变电所的运行、控制方式，由原来的人工手动机械式控制，改变为无人值守微机自动控制，实现了本质的飞跃，从整体上提高了变电所的安全供电可靠性，大幅度提高了供电质量，提高人员工作效率，为企业的不断发展壮大提供强有力的动力保障。

参考文献

[1]张惠刚．变电站综合自动化原理与系统[M]．中国电力出版社，2004．

[2]光纤传感技术．上海华魏光纤传感技术有限公司技术介绍资料，2009．

[3]张晋宝．电力系统中的光缆线路自动监测技术[J]．电力建设，2005，（5）．

[4]吴功宜．计算机网络[M]．清华大学出版社，2003．

作者简介：张宁（1984-），男，甘肃兰州人，中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司助理工程师，研究方向：继电保护；夏豫泉（1983-），男（回族），北京人，中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司继电保护电工中级工，研究方向：继电保护。

（责任编辑：刘艳）

5105工程变电所改造 第4篇

公司的6kV外线电源引自距厂区0.6km的叶茂变电站, 以三回路6kV电源进线接至热电厂6kV高压室, 供电能力为15000kW。热电厂6kV高压室作为供电中心分别以两路馈线引到1#变电所、3#变电所, 4#变电所、VAE变电所。再由各个变电所向全公司各生产车间供电。

2 为什么要进行改造

(1) 原有供电能力不能满足新建项目生产要求。

(2) 原热电厂高压室、变电所房不适应新建项目的设备安装要求。

(3) 设备严重老化, 安全性能差。

3 改造方案

3.1 运行方式

新4#变电所为整个广维化工公司供配电中心, 由叶茂变电站4回路6kV电源经电缆引入, 每回路供电能力为6000kW。6kV高压室采用单母线分段接线方式, 预设BZT装置。新四变高压室引出23个回路, 向热电厂高压室、1#变电所、PVA变压器、污水处理厂变压器、一级泵房、二级泵房高压电机、本所变压器等供电;1#变电所负责向有机循环水、冷冻站、有机回收工段、中间罐区、液体库等单位供电。

3.2 控制及保护

采用分散式微机综保装置安装在高压柜上;直流操作, 控制室设置后台机实现对变压器、电源进线等的保护测量及中央信号处理, 微机综保装置及计量用多功能表通过总线与控制室后台机连接。保护采用南自PDS-760系列数字式保护测控装置。

直流系统:采用DC220V电源作为控制及保护的直流电源, 电池选用美国的阳光铅酸免维护电池。

接地方式:6kV为中性点不接地系统, 0.4/0.23kV为中性点直接接地系统, 采用TN-S接地方式。

3.3 PDS-760端子分布及主要参数 (如图1)

(1) 工作电源:额定电压:D C 2 2 0 V/DC110/AC220V;允许偏差:-20%~+15%;功耗:正常运行时, 不大于15W;装置动作时, 不大于30W。 (2) .工作频率:额定:50Hz/60Hz;偏差:+10%。 (3) 交流电流输入 (CT) 保护回路:额定值In:5A/1A;精确测量范围:0.08In~20In;测量误差:不大于2% (相对误差) ;测量回路:额定值In:5A/1A;测量范围:0~2In;测量误差:不大于0.2%。 (4) 交流电压输入 (PT) :额定值Un:57.7V;测量范围:0~2Un;测量误差:不大于2% (保护回路相对误差) ;不大于0.2% (测量回路绝对误差) 。 (5) 开关量输入:通道数:12路;工作电压:DC110V/DC220V/AC220V/DC24V;输入方式:空接点或有源接点;隔离方式:光电隔离, 隔离电压2500V。 (6) 通讯接口:CAN2.0:接口数目:2个;隔离类型:光电隔离, 带防雷功能;波特率:25kbps~200kbps;通讯规约:公司内部通讯规约;通讯媒质:屏蔽双绞线。RS-485:接口数目:1个;隔离类型:光电隔离, 带防雷功能;波特率:300bps~19200bps;通讯规约:Modbus协议/公司内部通讯规约。通讯媒质:屏蔽双绞线。

3.4 设备更新

设备表如表1。

新建的1#、4#变电所高低压开关柜采用目前国家推广K Y N 2 8 A-1 2中置柜和MNS、GCK抽屉柜, 高压断路器采用真空断路器, 继电保护采用南自PDS系列数字式保护测控装置, 变压器采用SCB10干式变压器。

4 改造效果

(1) 现在变电所使用的高压开关柜KYN28A-12、对电路实行控制、保护、监测成套装置。其优点是: (1) 防护等级达IP4X, 绝缘性能好。 (2) 高压室内的真空断路器及其操作机构仅需少量维护;更换断路器非常简单, 手车互换性能好。 (3) 电缆室有充裕的空间, 可以联结多根电缆。 (4) 开关柜能满足GB3906、DL404、IEC-298等标准要求, 使操作过程中设备及人身安全得到一定保证。 (5) 其所配置的真空断路器断流容量大的, 灭弧能力强, 操作不易出设备故障。 (6) 集中控制、保护、监测于盘上, 减少设备所占空间。原来化工公司需要三个变电所才能满足生产供电, 现在在生产扩大情况下。只需要两个变电所就解决生产供电问题。减少土地使面积。

(2) 南自PDS-760微机保护装置的优势: (1) 硬件平台利用Freescale的32位微处理器为核心, 软件平台采用国际流行的嵌入式操作及高级语言编程。模块化程度高, 具有很高的运行可靠性。 (2) 南自PDS-760的机械结构采用密封式机箱, 能适应较为恶劣的现场条件。 (3) 在电气设计上, 主要插件-处理器采用六层印制板, 所有输入、输出接口都带有隔离保护措施, 可靠性高。电源以及显示器均采用宽温设计, 具有较广泛的温度适应性。 (4) 南自PDS-760采用电力行业的最高电磁兼容标准设计, 并通过了国家级检测机构的EMC测试, 具有良好的电磁兼容性能。 (5) 能适应变电所的现场环境, 南自PDS-760具备国际标准的县城总线通讯接口, 包括独立的C A N—B U S接口, 以及可扩展的Profibus-DP总线接口, 能方便的组成间隔层的通讯网络。 (6) 人机交互界面采用了工业级宽温型320×240的超大屏幕蓝屏LCD, 并具有汉化功能, 操作提示详细。 (7) PDS-760具有实时自检功能, 可及时反映系统的任何异常情况。很大程度上方便了系统的维护。

(3) 安装电容补偿增效, 保证供电质量:1#变电所低压装有电容补偿, 4#变电所高低压均装有电容补偿。虽然增加电容补偿装置初期投资增加, 但与电容补偿后设备利用率得到提高, 降低功率损耗长期收益相比, 这些初期增加投资是微不足道的。安装电容补偿效益: (1) 降低线路的电能损耗降低输配电线路中变压器及母线因输送无功功率造成的电能损耗, 根据公式S=√P2+Q2, 当S不变情况下, Q变小, 则P变大。这就是无功补偿的效益。 (2) 降低公司电费成本我公司生产用电负荷大约23万kW, 除去自发电5 5 0 0 k w外, 月用电量1 2 6万k W (17500×24×30) , 电费743.4万元。功率因数提高0.05%, 供电局月奖励743400×0.15%×5=55755元, 一年节约60万元左右。 (3) 提高了变压器的使用裕度变压器输送的电流是渗杂着有功及无功电流的, 使用了电容无功补偿, 从而减少了电网输送的无功电流, 变压器就相应减少了无功电流的输送, 尽最大地输送有功电流, 提高了变压器的效率。

(4) 在PT柜上安装了微机消谐消弧选线综合装置。1#、4#变电所6kV系统采用中性点不接地的运行方式。这种中性点不接地方式的优点是, 当发生单相接地时, 允许带故障运行2h, 供电可靠性比较高。为了消除单相接地时弧光过电压和谐振过电压对设备的影响, 在1#、4#变电所6 k V供电系统中配置了A W S X—6~3 5微机消谐消弧选线综合装置。该装置具有PT柜、消弧、消谐、选线及过电压保护等功能, 使电气设备运行的安全性得以进一步的提高。

参考文献

[1]姬慧.220kV变电站综自改造若干问题探讨[J].科技信息, 2010 (23) .

变电站直流系统蓄电池更换改造 第5篇

***分公司****变直流系统蓄电池更换改造

技 术 规 公司生产管理部批准：

分公司审核：

设备管理部审核：

车间审核：

编制：

**********车间2010年12月15日

范

一、说明：

******车间所辖一期直流系统存在如下问题：

*****变电所直流系统有三个：分别是主控室直流系统、**10KV直流系统和**10KV直流系统。直流系统的主要作用是提供本所高压开关的控制和储能电源，同时还为设备提供保护电源，其在整流所的作用非常重要，平时由交流带充电机给蓄电池充电，如果在交流失电的情况下，由直流蓄电池接带全部直流负荷，确保操作和保护动作正常。主控室直流蓄电池电源柜有两组（型号：GZDW43-180×2Ah/220V-2CK1-M），蓄电池规格型号:A412—180,本所投运时已安装。柜内各安装德国阳光蓄电池18节，为免维护铅酸蓄电池，电池容量为180Ah，单节电压为13V，总电压为240V。**10KV和空压10KV直流系统跟主控室一样，不同的是电池容量为100 Ah,电池柜型号为GZDW33-100Ah/220V-2CK1-W, 蓄电池规格型号:A412—100。

经对上述蓄电池充放电检查，发现部分电池性能明显下降，容量已不达标，直接威胁到本变电所的供电安全。咨询设备厂家，回复说蓄电池使用期限已到（7-10年）。

为保障**设备直流系统的供电正常可靠，提高整个**供电的安全稳定性，针对设备（系统）存在的问题，决定进行如下改造：

主控室两组蓄电池更换一组，**10KV和**10KV共两组蓄电池，也更换一组。将性能好的蓄电池拼凑成另一组使用，待多数蓄电池性能下降后再进行更换，以便节省开支。

二、工作环境：

1、海拔2019米；

2、环境温度：主控室室温；

3、平均相对湿度 30 %；

4、强磁场；

三、技术要求及参数：

1、主控室直流系统的两组蓄电池采用相同的规格和型号，两组蓄电池（共36节），更换一组（18节），必须有蓄电池的出厂检验报告及合格证书；

2、**10KV直流系统的两组蓄电池采用相同的规格和型号，两组蓄电池（共36节），更换一组（18节），必须有蓄电池的出厂检验报告及合格证书。

四、设计、制造（购置）、安装、调试、验收标准选用：

1、提供的图纸、技术条件及制造检查合格证，设备说明书。

2、所有设备在安装前均做外观检查，并达到标准要求。

3、所有原材料质量须符合相关国标要求。

4、外包装应明确以下事项： 产品名称、订货编号、发货日期等。

5、其它相关技术标准按国标、部标或行业标准执行。

6、安装完通过试运期后参与验收。

五、资料提供：

1、施工方提供提供蓄电池材料说明书；一式四份

2、施工方提供蓄电池安装维护保养使用说明书，一式四份。

六、供货范围：（施工范围）

1、施工方提供此改造所需的所有材料，由厂家配合分别对主控室的一组蓄电池和**、**10KV直流蓄电池进行拆除更换，将拆下的蓄电池与余下的一组蓄电池进行测试，选择性能好的蓄电池进行拼组。

浅谈变电站综合自动化改造 第6篇

关键词:变电站 综合自动化 改造

1 改造的内容

对于110kV变电站的改造通常是为了满足当地电力发展需要的, 提高电网供电可靠性,实现调度自动化。从目前来看,110kV变电站自动化技术的飞速发展,为变电站自动化改扩建的实施提供了大量实际借鉴经验和技术支撑。变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括控制设备、信号传输、继电保护及自动装置、运动装置)利用微机技术,经过功能的重新组合,实现信息共享,对变电站实施自动监控、测量、控制和协调。综合自动化系统能及时地向变电站值班人员和调度人员提供详细的信息,甚至可以提供改变系统运行参数的各种参考性意见,对变电站的安全,经济运行提供了有力的技术保证。近年来,110kV变电站自动化改造工程较多,老旧变电站选用何种类型变电站自动化是要明确的问题。当前变电站系统的类型主要有RTU型自动化系统和微机监控系统。RTU型自动化系统设计思想面向功能,集中组屏,其结构简单,功能单一。早期的变电站自动化集中在“四遥”(遥控、遥信、遥测、遥调)改造方面,实现调度对全站的四遥。方式是通过RTU(远方终端设备,装在变电站)和MTU(装在调度所)作为接口设备,经载波或光缆通讯(串行信号)实现四遥功能。这样的自动化不要求各种二次设备都微机化,使用过去的常规二次设备就能实现四遥。计算机监控系统设计思想面向对象,采用分层分布式结构,即可集中组屏又可分散布置,功能多样。目前部分电网更进一步的将各站的低频-低压减载装置经网络通信,组成电网安全稳定装置。有选择、有闭锁地甩负荷。220kV变电站自动系统的改造模式也有两种方式可选择:即采用RTU方式和计算机监控系统方式。一般认为对电动闸刀有遥控要求,采用集中监控,少人(留守)值班模式的变电站应采用计算机监控系统方式改造;而只对开关有遥控要求,采用集中监视则推荐采用RTU方式改造。

2改造工程的两种模式

第一种是不要求原有控制保护设备智能化,将原来的“两遥”(遥测、遥信)较简单的远动改为“四遥”(增加了遥控和遥调)成为较完备的自动化系统也称为经济型自动化。

第二种是全套装备都要求微机化,即所谓的智能化。技改工程中采用RTU的优点是旧设备更新变动较少,但控制电缆使用数量多,自动化程度不高,不是发展方向,一步到位的综合自动化改造技术是今后的发展方向。

3改造中遇到的几个问题

3.1KKJ的问题对于一些老版本的保护,操作箱内没有KKJ继电器,因此在综自改造拆除控制屏后,手跳闭锁重合闸和不对应启动重合闸的接点无法产生。为此,我们每条线路配置了一只双位置继电器,见图2。图1中1QK在5、6和7、8时接通远控状态,实现遥合及遥跳。1QK的1、2为手动合闸,1QK的11、12为手动跳闸。SH接至双位置继电器的1,ST接到双位置继电器的11、10和20接到控制电源的负端。这样1J-1接点动作可以闭锁重合闸,1J-2动作可以启动重合闸。解决了上述问题。

3.2直流电源分配在以往的设计中,主控制室直流电源采用环网接线,当中间环节出问题会影响保护控制的电源。在综自改造中,选一面端子排排列少的屏,布置4节可联端子,从直流屏I段母线引来+KM1、-KM1,从直流屏II段母线引来+KM2、-KM2,向各套保护装置分配电源。保证各套线路保护及各断路器操作回路分别由直流屏两段直流母线供电。即第一套保护和第一组操作回路由第一组直流电源供电,第二套保护和第二组操作回路由第二组直流电源供电。对应以上保护及操作回路,应分别配置直流小开关。

3.3 电压并列 由于每套保护用的电压和电度表用的计量电压均由电压并列屏分配,所以建议在设计中将110kV、35kV、10kV电压并列装置分到三面屏,避免了屏后电缆过于紧密。

3.4 计量回路的改造 双母线接线线路用的电度表取的电压是经1G,2G隔离刀切换后的电压。以往的设计中隔离刀位置使用的是保护操作箱中的YQJ接点。为了将保护电压切换和计量电压切换分开,我们在电度表屏后将每只电度表加装了2只继电器。如上图接线,1G和2G的接点由配电装置引来。若1G接点闭合,1J继电器启动,电度表输入的为I母电压A630I、B630I、C630I。若2G接点闭合,2J继电器启动,电度表输入的为II母电压A630II、B630II、C630'II。通常将用于同一电压等级的电度表安装于同一面屏中,这样本屏内相同的电压可以相互短接,方便接线。

3.5 装置异常交叉连接 对于110kV线路及主变保护装置,装置异常信号可以接到对应的测控装置上。测控装置的装置异常信号不能接到本身的遥信开入,只能相互发到别的测控装置中或发到公用测控装置。35kV或10kV为保护测控一体装置,安装于对应的开关柜上,装置异常信号可以并接到小母线,发到公用测控装置,信号内容35kV(10kV)保护装置异常,具体是哪条线路的装置可通过报文了解。

3.6 有关事故信号的问题 在常规控制方式的变电站,运行中发生事故时变电站将产生事故报警音响并经过远动设备向调度自动化系统发出事故信号,调度自动化系统采用这个事故信号启动事故相应的处理软件(推出事故画面、启动报警音响等)。由此可见,变电站的事故信号是一个非常重要的信号,特别是对于无人值班的变电站,由于监控中心的运行人员需要同时监控多个变电站的运行状态,事故信号就成为监控中心运行人员中断其它工作转入事故处理的主要标志性的信号,非常重要。事故信号的这种生成方法在技术上是可行的,发生上述问题的原因在于:当后台或地调对开关进行遥合时,双位置继电器KKJ励磁,其常开接点变为合位,但由于开关位置变位太慢,DL常闭接点仍处于闭合状态,回路接通,触发事故总信号。由于这个问题是因为开关变位太慢引起,所以就通过在测控装置中设置延时,以延长判断时间来解决的。这种解决方法的弊端在于真正的事故发生时,会由于装置中设置的延时而不能对事故进行准确判断。

4 结束语

浅析变电站直流系统的改造 第7篇

关键词：变电站,直流系统,改造

可以说直流系统是变电站的动力心脏, 为继电保护设备、自动装置、监控系统、远动系统等电气设备的正常运行和遥控操作提供直流电源保证。因此, 电力系统运行过程中对直流系统的供电质量、供电可靠性、供电安全性、供电稳定性等有了较高的要求。随着电力技术、通信技术、计算机技术的发展, 为适应变电站无人值守或少人值守的需要, 微机型保护装置和安全自动装置被广泛应用于变电站, 这就对站用直流电源提出了更高的要求。目前而言, 大部分110k V常规变电站的直流系统为电磁型直流设备 (相控硅整流电源) , 这种直流系统在精准性、可靠性、稳定性、纹波系数、效率等方面都已不能满足电网的发展趋势, 以及二次设备的应用要求, 变电站直流系统的改造将是不可避免的趋势, 也是电力系统持续发展的需要。然而变电站直流系统的改造难度大, 风险高, 必须结合变电站实际情况, 综合性、系统性、科学性的提出相关改造技术措施, 以保证改造过程中电力系统的安全运行, 避免相关事故或者缺失的发生, 文章主要以110k V变电站直流系统为研究对象, 对其合理性的改造进行分析。

1 变电站直流系统运行及改造存在的问题

随着电力技术的发展, 许多110 k V常规变电站被改造成综合自动化变电站以实现了无人值班, 原有直流系统的缺陷 (如发热量大、远方功能缺失、功率因数低、体积较大等) 逐渐显现出来, 这些缺陷是不能适应电网的发展趋势的, 所以必须对其进行改造。目前大多数110 k V变电站仍采用单电单充直流系统供电模式。传统的变电站直流系统主要呈现出以下几个方面的问题。

1.1 工作母线结线布置复杂

控制屏中直流母线水平置于屏的中部, 根据控制、信号等音响的需要, 屏顶还设有多根小母线, 在设备出现接触不良或相关问题时, 往往因结构复杂和设备间距小, 而使出现的问题难以处理。

1.2 仪表和灯光信号难以维护

传统的直流屏, 其屏的正面不采用活动门的形式, 这样装于屏面上的仪表、信号等设备往往损坏后不能更换。

1.3 绝缘监察装置动作灵敏度低

传统的直流系统采用电磁式绝缘监察装置反映直流系统的接地状况, 该装置能正确反映单极明显接地现象, 但无法反映出正确的接地回路。

1.4 电压调节使用手动方式导致调节不平滑

1.5 无法提供数据通讯接口与微机进行联接

随着电力系统自动化的不断深入, 以及电网规模的扩大, 必须对存在以上缺陷的变电站直流进行改造, 但供电模式下的110 k V综合自动化变电站的改造也面临着一些问题。

(1) 在服役时间较长的变电站中, 直流电源系碱性蓄电池组或需要日常维护的铅酸蓄电池, 服役时间较长, 已不能适应电力系统继电保护装置特别是微机保护装置对直流电源的安全技术要求, 需要更换为微机控制智能型免维护蓄电池。

(2) 在更换过程一旦发生断线, 短路或者接地, 都将有可能导致保护装置误动或者拒动, 造成大面积停电事故, 甚至可能造成电网事故。为了保证供电的安全可靠, 就要求不停电进行直流系统更换, 即在全站不失去直流电源的情况下更换。

(3) 直流改造过程中, 要求旧直流屏不能带电移出, 新直流屏不能带电就位, 以确保设备及人身的安全。新、旧直流屏电路割接的难度大, 在旧屏转换为新屏的过程中, 如何确保继电保护及开关操作所需的直流电源安全可靠, 成为了110k V变电站直流系统改造工程需要解决的关键问题。

2 变电站直流系统改造方案

直流系统改造的目的就是提高直流系统运行的可靠性和供电质量, 这是衡量直流电源的重要指标, 所以需要综合性、科学性的制定改造方案。

首先, 在变电站直流系统改造过程中对于合闸电源及控制电源需要做出以下说明:其一, 由于变电站断路器合闸电源平时空载, 仅在断路器合闸时使用, 允许短时停电, 因此在更换过程中停用各馈线重合闸即可, 所以不再对合闸电源进行说明。其二, 由于控制、保护电源及信号电源对电力设备的安全运行至关重要, 绝不允许中断, 因此, 主要针对控制电源进行说明。在对原有直流系统馈线网络进行仔细核查后, 制定更换方案, 总体的更换思路为:搭建一个简易的临时直流系统, 利用临时系统转接负载, 如图1所示。以馈线支路2为例进行说明。用临时电缆将馈线支路直流由这条支路的受电侧电源接入点引至空气开关的下侧。此时相当于将原来的直流电源引至空气开关的下方。在具体实施步骤上就面临两种选择。

2.1 第一种选择

先断掉原有的直流系统, 随后立即合上图中的空气开关, 这样做的好处是两套直流系统间的转换过程简单、清晰, 但是在这种比较快的转换过程中, 瞬时的直流电压的变化, 比较容易造成一些较为严重的后果, 如保护装置误发信号、电源插件损坏、保护误动等。为了避免这些可能出现的问题, 必然提前申请退出全站的保护出口压板, 待直流系统转换完毕后恢复压板, 而且还要在新的直流系统安装调试完毕后重复一次上述过程拆除临时直流电源。这样繁琐的操作过程, 至少需要2 h左右, 在这段时间内就相当于变电所在无保护的状态下运行, 这是不能允许的。而且这样做中断了直流供电, 与我们的初衷不符。

2.2 第二种选择

先合上空气开关, 将临时直流电源并入系统, 然后拆去原有直流电源, 在新的直流屏安装调试完毕后, 重复以上步骤, 拆掉临时直流系统即可。这样做的问题在于不同直流系统间容易产生压差, 而且因为蓄电池的内阻较小, 所以容易产生较大的环流 (环流出现危害最大的情况是在两个电压不一样的蓄电池并列运行时冲击较大, 影响蓄电池寿命) 。但是这样做的优点也是显而易见的, 首先可以确保在更换直流的过程中, 不停止对外的直流供电, 其次避免了更换过程中对保护装置压板的操作, 因此选择这种方法。关于产生环流的问题, 可以通过调整临时直流系统的电压, 尽量缩小两套直流系统间的电压差, 缩短两套直流系统并联时间的方法, 将环流的影响降到最低。为了检验应采用何种方式并列, 进行了试验, 试验结果见表l。

根据上述试验成功的并列方案, 拟定了以下直流屏更换“旧直流屏一临时直流电源系统一新直流屏”供电转换施工步骤:用电池组和临时充电机搭建一个临时系统并将直流馈供支路转至临时直流系统空气开关下方;将原直流系统的充电机停用, 从临时直流系统引出一组直流电源接到空气开关上方 (注意极性) ;合上空气开关 (临时充电机不工作) 将负载转至临时直流电源供电;断开旧直流屏的馈供支路, 合上临时充电机的交流输入电源, 使临时直流系统正常工作;断开旧直流屏交流输入电源, 拆除旧直流屏;新直流屏就位, 安装电池, 连线, 接交流, 调试正常;重复上述步骤, 即可将负载接入新的直流屏;检查核对各馈供支路极性正确, 新屏是否运行正常。

3 变电站直流系统改造注意事项

结合笔者工作实践, 在具体改造过程中, 需要注意以下几个方面的问题。

(1) 事先熟悉现场直流系统设备实际接线图纸、负荷电缆出线走向, 核实原直流接线合闸正母线与控制母线是否共用 (是正极还是负极共用) , 准备工具及临时过渡装置, 了解工作地点与其他设备运行有无相互联系。

(2) 更换前, 需要对作为临时系统的蓄电池组进行仔细检查, 将电池组充好电, 测量其输出电压是否满足要求, 以保证临时供电系统的可靠性。

(3) 直流系统大多采用辐射型供电, 负载线路多, 在切改过程中为了防止出现漏倒的现象, 要求我们提前做好负载线路的标识工作, 将出线名称与电缆一一对应清楚, 并标识明确。

(4) 临时接线时考虑引线截面, 各连接头接触良好、牢固。

(5) 由于一般的临时充电机只有一路交流电源输入, 为了避免失去交流电带来的一系列问题, 更换前, 应对站用低压备用电源自动投入功能进行试验。

(6) 在不具备低压备用电源自动投入功能的情况下, 安排运行人员值班。

(7) 电池容量选择和模块的配置。电池容量选择要进行直流负荷的统计, 直流负荷按性质分为经常负荷、事故负荷、冲击负荷。经常负荷主要是保护、控制、自动装置和通信设置。事故负荷是指停电后必须由直流系统供电的负荷, 如UPS、通信设置等。冲击负荷是指极短时间内施加的大电流负荷, 比如断路器分、合闸操作等。根据上述三种直流负荷统计就可以计算出事故状态下的直流持续放电容量。一般在220k V的变电站直流系统的蓄电池要选择两组电池, 电池容量是150~200 AH, 110 k V的变电站直流系统的蓄电池要选择一组电池, 池容量是100~150 AH, 35 k V的变电站直流系统的蓄电池要选择一组电池, 池容量是50~100 AH。模块数量的配置是要全部模块出额定电流总值要大于等于最大经常负荷加蓄电池充电电流 (蓄电池充电电流按0.1c~0.2c10) , 如100 AH的蓄电池组其充电电流是0.1c·100=10 A, 在不计算经常负荷的情况下, 选用额定电流5 A电流的模块的话, 两台模块就可以满足对蓄电池的充电, 要实现N+1冗余总共选择3台5 A模块。

(8) 尽量避免在更换过程中对变电站设备进行遥控分、合闸操作。如必须操作, 只能在变电站手动分、合闸。

(9) 更换过程中密切监视直流系统电压情况。注意调整控制母线电压、临时接线电压表计指示。

(10) 更换直流接线时, 应急重考虑安全措施 (带电电缆线拆除后临时用绝缘带包扎) , 防止直流短路、接地、中断直流电源。

(11) 直流系统改造过程中为了确保设备及人身的安全, 旧直流屏不能带电移出, 所以在拆除旧直流屏前应确保设备不带电。

4 结语

在变电站直流系统改造完成之后, 对显示模块、告警模块、手动调压、控制方式等方面进行测试, 各个部分的操作和功能得到了改善, 满足相关要求, 且蓄电池组放电容量充足, 池电压均衡、平稳。改造后的直流系统满足变电站设备对直流系统可靠性、安全性、稳定性等方面的要求。

参考文献

[1]张乃国.电源技术[M].北京:中国电力出版社, 1998.

岳庄110kV变电站改造浅析 第8篇

关键词：矿区,110 kV变电站,35 kV变电站

岳庄110 k V变电站位于平煤股份十一矿工业场地东侧, 目前主要为十一矿主工业场地和井下采区负荷供电。目前站内电压等级为110/6.3 k V。

随着平煤股份十一矿三水平开发方案的提出, 在三水平开发方案范围内, 设计新增负荷主要集中在新建工业场地、井下-780 m水平泵房及三水平己二采区、丁一和戊一采区。综合考虑负荷分布情况以及供电距离等因素, 需在十一矿三水平工业场地内新建35 k V变电站。考虑周边电源情况, 新建35 k V变电站双电源由岳庄110 k V变电站提供最为优越。但是岳庄变电站目前没有35 k V电压等级, 因此需要对岳庄变电站进行改造。

1 岳庄110 k V变电站现状

1.1 110 k V电源线路

岳庄110 k V变电站站内目前有两回110 k V进线电源, 一回引自滍阳220 k V变电站, 导线型号为LGJ-185, 供电距离4 km;另一回引自肖营110 k V变电站, 导线型号为LGJ-185, 供电距离5.5 km。当一回路发生故障停止供电时, 另一回路能担负矿井全部负荷[1,2]。

1.2 电气一次部分

岳庄变电站为110 k V半户内变电站, 站内现有3台110/6.3 k V主变压器室外布置, 主变压器型号为SZ11-20000/110 110/6.3 k V, 3台主变压器1#、3#主变压器正常运行, 2#主变压器为备用变压器。主变压器与110 k V出线间利用架空钢芯铝绞线连接, 与6 k V进线柜利用室外母线桥连接。

站内110 k V及6 k V电气设备为室内布置, 主接线方式均为单母分段接线。110 k V配电装置选用GIS型设备, 额定电流2 000 A, 额定短路开断电流31.5 k A, 110 k V进线电流互感器为200~400/5A;6 k V配电装置采用KYN28A-12型户内金属铠装移开式高压开关柜, 配置真空断路器, 额定短路开断电流40 k A。进线及母联柜断路器额定电流3 150A, 其他馈出线柜断路器额定电流均为1 250 A。

1.3 二次部分

岳庄变电站配置一套NS 9000综合自动化系统, 6 k V保护测控装置就地安装在开关柜内, 其他保护测控装置均集中组屏安装在主控室内。各保护装置及测控装置、测量仪表等通过CAN网、以太网及RS485等通讯方式接入综合自动化系统。在近几年的运行过程中, 经站内工作人员反映, 目前综自系统功能已不能满足要求。

1.4 站用电及照明

变电站在6 k V母线上装设了2台容量为80k VA的站用变, 为站内交直流系统提供电源, 交流屏设多个单相及三相出线, 直流屏电池容量为100Ah。站内照明及操作电源均取自交直流屏。

1.5 过电压保护及防雷接地

变电站场地设独立避雷针3座, 与在变电站围墙外一座110 k V线路终端塔上的避雷针以及110k V电源线路全线架设的避雷线配合, 以防止击雷。

为防止雷电侵入波, 在变电站各侧母线上采用金属氧化物避雷器保护, 并选用三相组合式金属氧化物避雷器保护, 以防止真空断路器的操作过电压。

1.6 存在问题

经过对岳庄110 k V变电站现状分析发现, 若以当前条件, 该站尚不能提供安全可靠的电源:①站内无35 k V供电系统, 无法为35 k V变电站提供电源;②综合自动化系统相对陈旧;③直流系统容量不足。

2 变电站负荷分析

岳庄110 k V变电站目前所带十一矿主工业场地和井下采区负荷最大为20 000 k W。

十一矿新建工业场地施工期间用电负荷约为8 000 k W。施工结束后, 十一矿三水平新建35 k V变电站担负用电负荷前期 (2019—2026年) 最大涌水量时:有功功率Pj=14 630.0 k W;后期 (2026—) 最大涌水量时:有功功率Pj=18 539.8 k W。

由此得到, 岳庄110 k V变电站改造后应承担的负荷:①前期 (2019—2026年) 有功功率Pj=34 630.0k W;②后期 (2026—) 有功功率Pj=38 539.8 k W。

3 可行性分析

(1) 变电站内有预留空地, 为增加35 k V系统提供可能性。在此空地上建35 k V配电室进出线也很方便。

(2) 3台主变压器间距充足, 并且3台主变压器的运行方式为2用1备, 可以在不影响变电站运行的情况下更换1#、3#主变压器。

(3) 主控室内有预留位置, 可保证在不影响运行的情况下更换保护屏。

4 改造方案

为在站内增加35 k V配电系统, 需将变电站现有主变压器改为三绕组变压器, 变压器电压等级110/37/6.3 k V。

4.1 一次部分

4.1.1 主变压器的选择

依据变电站的负荷情况, 在三水平施工期以及运行前期, 岳庄110 k V变电站的用电总负荷有功功率最大约为34 630 k W, 其中35 k V系统最大负荷有功功率为14 630 k W, 综合增容、变压器运行成本等因素考虑, 前期将1#、3#主变压器升级成型号为SFSZ11-20000/110 110/37/6.3 k V的三绕组变压器, 2#主变压器不作改动。2026年负荷增加后, 再将1#、3#主变压器容量升级至31.5 MVA。

4.1.2 110 k V配电系统

1#、3#主变压器升级后, 不影响110 k V电气主接线, 110 k V母线上增加负荷最大有功功率为14 630 k W, 经校验110 k V配电装置额定参数仍可满足运行要求。

4.1.3 35 k V配电系统

1#、3#主变压器更换为三绕组变压器后, 变电站新增35 k V供电系统。在变电站场内预留空地上新建35 k V配电室 (长×宽×高=26.0 m×6.8 m×4.5 m) , 35 k V主接线采用单母分段接线, 开关柜采用8台KYN60-40.5型铠装移开式交流金属封闭开关柜, 配ZN85-40.5/1600A-31.5型SF6断路器, 弹簧操作机构, 开关柜主母线采用TMY-3× (100×10) 。配电室内预留6台开关柜出线位置。35 k V电气主接线如图1所示。

4.1.4 6 k V配电系统

由于新增负荷均为35 k V负荷, 站内6 k V母线上负荷没有增加, 反而会随着十一矿三水平采区的投入, 6 k V负荷随之下降, 因此更换主变压器后, 不影响原有的6 k V配电装置的使用。

4.1.5 无功补偿

增加35 k V负荷后, 站内无功功率增加, 为保证功率因数在0.9以上, 无功补偿部分需增加容量, 但是由于目前站内场地布局的限制, 已无扩容无功补偿容量的条件, 且35 k V负荷为变电站负荷, 因此35 k V部分的无功补偿在下级十一矿三水平35 k V变电站集中补偿更加合理。

4.1.6 主变压器进出线方式

1#、3#主变压器在原有主变压器的位置安装, 且主变压器容量在前期无变化, 因此主变压器的110k V及6 k V进出线接线利用原有设施与开关柜连接, 主变压器的35 k V采用电缆出线, 电缆头引出变压器后沿站内已有室外电缆沟敷设至35 k V配电室进线柜。电缆选用YJV-26/35-1X300型。

35 k V配电室内均采用电缆出线, 沿室内电缆沟敷设至室外。

4.1.7 改造后变压器运行方式

改造前, 岳庄变电站最大负荷为20 000 k VA, 1#、3#主变压器电压器分列运行, 2#主变压器备用。改造后, 前期增加十一矿三水平用电负荷最大有功功率14 630.0 k W, 1#、3#主变压器为110/37/6.3 k V的三绕组变压器, 容量为20 MVA, 2#主变压器容量为20 MVA, 电压等级110/6.3 k V。

改造后正常状态下, 1#、3#主变压器仍分列运行, 2#主变压器备用。当1#或者3#主变压器有1台检修或者故障时, 2#主变压器投入运行, 由于6 k V主接线为单母四分段, 2#主变压器可承担6 k V母线上的负荷最大约15 000 k W, 1#、3#主变压器工作中的1台承担剩余6 k V及35 k V母线上的负荷, 最大约为19 630 k W, 符合当断开1台主变压器压器时其余主变压器的容量 (包括过负荷能力) 应能满足全部一二级负荷用电的要求[3,4]。

4.2 二次部分

变电站1#、3#主变压器更换为三绕组变压器后, 原有的主变保护已不能满足要求, 需要增加2台三绕组变压器的主保护。

新增加的35 k V系统, 则需要增加35 k V出线柜的线路保护、母联备自投以及PT并列装置[5,6]。

岳庄变电站原有的综合保护装置布置方式为6k V分散安装, 其他部分组屏安装在主控室内。依据对现场的实地考察, 主控室内预留空间已不多, 因此, 此次新增加的保护装置布置方式如下:

主变保护组屏安装在主控室内, 替换原有的1#、3#主变保护屏, 35 k V保护装置分散安装于35k V开关柜内。

由于岳庄110 k V变电站建站较早, 在近几年的运行过程中, 站内原有的综合自动化系统已不能满足现代化的运行要求, 因此, 需要对变电站的综合自动化系统进行升级以满足安全生产的要求。考虑到原有保护装置与后台的通信规约问题, 此次改造应选择与原有保护装置同厂家的产品, 以避免不同厂家规约不同导致需要更换全站保护测控装置的情况出现。

参考厂家资料, 二次部分改造主要包括以下部分:

(1) 基于IEC61850标准对现有综合自动化系统升级, 升级后为能兼容原有保护装置与新增保护装置, 后台系统更换为ps6000+系统。

(2) 现有的通信管理单元已经不能满足现场需求, 增加PSX610G、PSX643U, 以满足通信及远动功能。

(3) 现有1#、3#两绕组变压器现在更换为3绕组变压器, 原NS900变压器保护装置已经不能满足要求, 需更换为PST671U系列变压器保护来升级改造, 并增加变压器风冷控制器、中性点接地保护装置以及油色谱在线监测系统来保证变压器的安全运行。

(4) 根据35 k V新增加的间隔需增加线路测保PSL641U 3台、母联测保兼备自投PSP641U、PT并列YQX-12P各1台。

(5) 新增35 k V开关柜内“五防”锁与35 k V配电室内摄像头, 分别接入变电站原有的“五防”以及视频监控系统。

(6) 由于站内规模扩大, 运行中直流系统容量不足, 新增一套200 AH的直流系统。

4.3 改造后站内防雷接地及站用电

场地内增加35 k V配电室后, 经过对站内原有避雷网的校验, 发现35 k V配电室有一部分不在保护范围内, 经过计算与校验, 需在35 k V配电室后侧5 m处增设一座避雷针, 针高25 m。

根据接地要求, 新建的35 k V配电室接地网应与站内原有的接地网相连, 保证接地电阻不大于0.5Ω。

站内新增的照明部分及需要交直流操作电源部分, 均引自扩容后的交直流系统。

4.4 岳庄变电站110 k V电源线路校验

4.4.1 载流量校验

站内2条110 k V电源线路导线均为LGJ-185, 导线在室外40℃时载流量为416 A, 技术改造后, 1回电源线路按最大担负变电站2台主变压器用电负荷 (40 MVA) 计算, 电流约271 A。因此, 原有供电线路导线载流量满足变电站升级后的要求。

4.4.2 线路压降校验

(1) 滍阳—岳庄线。cosψ=0.9时, LGJ-185型110 k V架空线路单位负荷距时电压损失百分数为0.003 1, 压降ΔU%=0.496%。

(2) 肖营—岳庄线。cosψ=0.9时, LGJ-185型110 k V架空线路单位负荷距时电压损失百分数为0.003 1, 压降ΔU%=0.682%。

由上述计算结果可知, 2条线路压降均小于5%[1], 岳庄站升级改造后, 110 k V原有进线电源线路依然符合运行要求。

5 改造后规模及效果预测

(1) 改造后变电站建设规模。①主变压器3台 (SFSZ11-20000/110 110/37/6.3 k V 110/38.5/6两台;SZ11-20000/110 110/6.3 k V 110/6一台) 。②35 k V侧进线2回, 出线2回, 预留开关柜位置6个。③6 k V出线43回;6 k V集中无功补偿4×2 400k Var;设计110 k V母线短路电流水平为31.5 k A, 35k V母线短路电流水平为31.5 k A, 6 k V母线短路电流水平为40 k A。

(2) 改造后的效果。变电站改造后, 主变压器正常运行方式为2台运行1台备用, 当1台工作变压器故障或检修时, 备用变压器投运, 变电站能100%保证供电范围内的全部负荷供电。增加35k V电气间隔, 为十一矿三水平35 k V变电站提供双回路35 k V电源。综合自动化系统基于IEC61850标准进行改造后, 使变电站运行更加稳定可靠。

6 结语

此次改造主变压器在十一矿三水平投入生产前后期需要更换两次主变压器, 运行成本根据主变压器容量来算, 1 k VA每月运行成本20元, 经计算每台20 MVA主变压器的运行成本为480万/a, 31.5MVA主变压器的运行成本为756万元/a。每年每台主变压器可节约成本276万元, 按施工及投产前期为10年计算, 共可节约运行成本5 520万元, 除去中间需再更换一次主变压器的费用约500万元, 最终可节约4 720万元。

二次部分采用与原有保护装置同厂家设备, 避免因规约问题而需要更换全站保护装置的情况出现, 避免出现设备的重复投资。

参考文献

[1]任元会, 卞铠生, 姚家祎, 等.工业与民用配电设计手册[M]北京:中国电力出版社, 2005.

[2]国家安全生产监督管理总局, 国家煤矿安全监察局.煤矿安全规程[M]北京:煤炭工业出版社, 2011.

[3]中国电力企业联合会.GB50059—2011 35 k V~110 k V变电站设计规范[M]北京:中国计划出版社, 2011.

[4]中国电力企业联合会.GB50545—2010 110 k V~750 k V架空输电线路设计规范[M]北京:中国计划出版社, 2010.

[5]电力部西北电力设计院.电力工程电气设计手册 (第一册) ;电气一次部分/水利[M]北京:中国电力出版社, 1996.

常规变电站智能化改造探讨 第9篇

关键词：常规变电站,智能化,改造,问题

引言

变电站拥有大量的变电一次和二次设备, 用以切断或接通电流、改变或者调整电压, 在电力系统中, 变电站是输电和配电的集结点, 因此, 建设智能电网的重中之重就是要投入大量的智能化变电站, 其主要作用就是为电网提供标准的、可靠的节点支撑。象调节器一样, 随着负荷的变化来自动增加或减少电量的供应, 确保节省能源。智能化变电站的建设应以先进的信息化、自动化技术为基础, 满足电网出现的各种变化要求, 实现电网安全、可靠、灵活和资源优化配置的目标。宜昌电网目前有220k V变电站19座, 110k V变电站56座, 对这些常规变电站进行智能化改造是建设智能电网的必要措施。

1 智能变电站概念

采取先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备, 以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为根本要求, 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能, 并可根据电网运行需要达到实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能, 具有高度的模型化、标准化和信息化的特点。它由智能化一次设备 (电子式互感器、智能化开关等) 和网络化二次设备分层 (过程层、间隔层、站控层) 构建, 建立在IEC61850标准和通信规范基础上, 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。在此基础上实现变电站运行操作自动化、变电站信息共享化、变电站分区统一管理、利用计算机仿真技术实现智能化电网调度和控制的基础单元。

2 常规变电站智能化改造方案

2.1 方案一

在现役变电站中, 因为历史原因有不同的厂家, 不同的设备型号, 为了保证不同型号设备之间的互联和操作, 达到过程层和间隔层真正实现IEC 61850的目的, 通常常规设备被运用在过程层中, 间隔层设备采用电缆硬接线联结方式接入相应一次设备, 网络架构采用冗余总线型。

间隔层测控和保护装置采用IEC 61850与监控后台、远动工作站通信, 为了达到问隔层联锁功能, 间隔层装置间的信息交互通过G00SE来完成。本方案实现IEC 61850仅仅在变电站过程层和间隔层之间, 因只是在通信层面作文章, 所以综合自动化系统的变电站只要对软件进行升级就行了, 变电站智能化改造时改动不会太大。方案的优点是实用性和可操作性都较强, 当前技术又比较成熟, 安全可靠性也高。在宜昌供电公司现役的变电站中具有推广性, 有利于常规老站的改造。本方案使不同厂家的变电站过程层和间隔层设备互联、互操作成为可能, 实现了变电站的信息共享。但缺点是过程层原有的设备仍然大量运用, 所以需要大量的二次电缆来连接设备。

2.2 方案二

方案二如果不想动一次设备, 只是对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;全部取消了间隔层设备模拟输入、开入和开出, 仅通过通信与合并单元、按照G00SE与智能控制单元连接;间隔层、过程层间完系统采用双星型网络架构。

全部通过数字化连接, 取消了大量点对点硬接线连接。常规PT、CT和一次设备与间隔层设备相连通过模拟式输入合并单元和智能控制单元来实现。充分运用数字化变电站的理念和技术, 从而达到更新换代的目的。这符合当前变电站的发展要求和水平, 特别适用一些运行二十年左右的老站。本方案主要优点是:无须更换一次设备, 资金投入小, 易于大范围进行改造。即便将来升级, 只需将数字式输入合并单元替换掉原有的模拟式输入就行了, 其他设备无需更换, 变电站数字化水平较高。但缺点是由于仍采用常规的PT、CT, 互感器磁饱和和铁磁谐振问题无法解决, 一次和二次设备电气无法达不到理想的隔离;常规断路器的智能监视和控制功能还远未达到要求, 通过智能控制单元与间隔层设备相联, 仅仅是实现了信号远传和开关的远控功能。

2.3 方案三

方案三把数字化技术运用到变电站各层。下大力气更换过程层中一次设备 (如互感器更换成非常规性) , 对测量、监视和控制装置全部实现数字化、网络化。

与方案一、方案二不同的是, 因为新式互感器的应用, 一二次侧物理隔离完全实现了, 大大提高了装置的可靠性和安全性, 根除了常规互感器存在的问题, 动态余度增大, 测量精度提高了;智能断路器真正实现了一次设备的智能监视和智能控制, 设备故障率和误动率下降, 电网变得更坚强了, 状态检修也更方便, 因为变电站二次电缆骤降, 系统电磁兼容性能提高, 设备占地面积减少, 建设成本也相继降低;最大限度地实现了信息共享和系统集成, 是今后智能化变电站的最终发展方向。

3 智能变电站改造存在的问题

3.1 智能化变电站自动化系统的研究正在从一次设备到二次设备全面发展。

目前研究的关键集中在一次设备方面, 诸如智能化断路器、非常规互感器、状态检测等技术与设备的研究与开发。其中主要存在的问题包括:研究开发过程中不同专业协作需要加强。

3.2 电力系统能否安全稳定运行取决于继电保护装置的稳定可靠运行。

继电保护装置在采集相关数据时, 必须要保证数据采集的准确性和采集的速度, 但保护系统的数据采集速率 (每秒为6001000点) 与监控系统数据采集速率 (每秒1点) 两者相差太大, 且一个要波形的变化量和瞬时值, 一个要有效值。要想解决这个问题, 就得增加一个专门处理速率不相同的采集系统, 这样做实际意义不太, 也很难做得到这一点。

3.3 IEC61850标准中的模型不全面、定义不明确及国内厂家在逻辑节点扩展中存在差异;变电站事故自动处理分析等高级应用方面还没有重大突破。

现阶段智能化变电站技术应用存在的问题和难点主要包括:缺乏相关标准、规范, 试验设备、检测方法、检验标准、规程还是薄弱环节;建设模式存在较大差异;信息标准模型需要细化;一次设备智能化进程进展缓慢;产品检测手段不足、配套的评估体系及方法不具备等。

4 结束语

宜昌110k V西陵变电站今年即将进行智能化变电站改造, 该站PT/CT仍采用传统的PT/CT, 而不采用电子式互感器, 但其输出通过合并单元进行智能化。并将110k V合并单元、110k V智能终端安装在户外柜内, 110k V主变保护及测控、线路保护及测控、公用保护及测控单元集中安装在主控制室。10k V部分采用合并单元、智能终端、保护、测控一体化单元, 就地安装在10k V开关柜内。智能化变电站自动化系统是崭新的、通信网络化、功能集成化、分布式的保护与控制系统, 它除能够完成现有监控系统的保护、监控等功能外, 还能够实现数据信息分层、分流交换自动化, 能真正实现信息资源的共享, 和上级系统及下级系统进行互联。智能化变电站自动化系统一旦真正实现, 必将进一步推动智能电网的进一步发展, 提高智能电网的运行管理水平。

参考文献

[1]黄少雄.常规变电站智能化改造工程实施方案研究[D].上海交通大学, 2012.

35kV变电站的增容改造 第10篇

河北钢铁集团矿业有限公司石人沟铁矿年生产铁精粉60万t, 配套变电站始建于1973年, 属于用户型终端变电站。原主变容量为2×6.3MVA, 双回35k V电源均引自苏家洼110k V变电站不同母线段, 采用LGJ-240/40型钢芯铝绞线。6k V为单母线分段接线, 32回线, 配电装置为具有五防功能的GG-1A型固定式开关柜, 开关为户内ZN28-12型真空断路器, 二次回路采用继电保护装置。

随着石人沟铁矿采矿由露天转井下, 及井下开采能力的大幅提升, 于2007年开始进行三期工程采选技改项目, 需新增负荷7MVA, 技改项目实施完毕后, 负荷将达到16MVA, 其中一级负荷10MVA, 原变电站主变的容量2×6.3MVA已无法满足矿山供电需要, 且原保护装置为继电保护, 维护调试困难、动作可靠性差、保护性能低, 频繁出现拒动和越级跳闸的现象。从电力供应和安全运行的角度考虑, 必须对35k V变电站进行增容及系统升级改造。

二、改造方案

2台主变增容至2×12.5MVA, 更换主变高压侧SF6断路器;更换6k V母排及穿墙套管等各种附件;更换电容器组, 由2×1.8Mvar更换为2×3Mvar;在原配电柜上进行改造, 将电磁继电保护装置更换为微机综合保护装置, 增设小电流接地选线装置, 微机“五防”软件和智能操作票专家系统;更换站内所有小母线, 包括合闸母线、控制母线、交流母线和PT母线。

三、改造施工

1. 严格控制危险源

由于35k V变电站增容改造施工过程需要在变电站运行中进行, 必须考虑诸多安全注意事项。在施工时首先由石人沟铁矿技术人员与施工单位进行了安全技术交底, 明确带电位置;其次在施工过程中, 针对每天的施工任务进行安全危险源、危险点分析, 并通知到每一个施工人员, 并配有专职安全人员进行监护;最后需要严格执行动火制度, 配备好足够数量的灭火器。通过安全措施的严格执行, 使得整个改造过程中未发生任何事故, 保证了安全施工。

2. 优化设计施工方案

由于石人沟铁矿为地下开采矿山, 井下涌水量较大, 最深部-405m水仓只能坚持6h不排水, 为减少停电时间, 对施工方案进行了多次优化, 最终只用了4h的停电时间就完成了1台主变的改造。

在设计方面, 原变电站6k V配电柜为带有五防功能的GG-1A (F) II型固定式开关柜, 真空断路器及操作机构运行比较稳定, 只是二次保护装置为电磁继电保护装置, 故障率较高、维护调试困难。针对变电站实际情况, 只对原配电柜的二次设备进行了更换, 安装了微机综合保护装置、数显电流表、温度控制仪和电子式多功能电度表。

在施工方面, 由于室内6k V母排全部需要更换, 所以肯定涉及到全矿停电, 为保证井下排水及生产的正常进行, 首先将井下水仓的水抽干, 然后将井下排水和高压出线柜与原6k V母排的连接拆除, 利用临时高压电缆连接到2#6 300k VA主变, 用2#主变供电, 担负井下排水和生产任务, 与此同时更换1#主变压器。在全矿仅停电4h的情况下, 完成1#主变的更换、6k V母排、室内穿墙套管及新增5面高压柜的安装等工作。最后1#主变调试完毕送电成功后, 再停2#主变, 解除临时电缆恢复母排连接, 利用更换好的1#12 500k VA主变为全矿负荷供电。整个改造过程通过科学调配, 缩短了工程改造时间, 保障了井下排水及生产的正常进行。

3. 提高功率因数

原6k V侧集中设置了电力电容器组进行无功功率补偿, 补偿容量为2×1.8Mvar, 变电站实际运行时负荷为9MVA, 所有电容器全部投入后, 功率因数维持在0.85~0.93之间, 由于补偿不足, 经常被扣款。改造后补偿容量增至2×3Mvar, 功率因数维持在0.95~0.99之间, 使功率因数提高了0.1, 降低了无功消耗, 节省了电能。

4. 提高安全运行系数

改造后, 系统配备了微机综合保护装置, 测量精度高, 动作准确、灵敏, 整定值设定方便, 且可以提供故障发生前后的参数及音响报警, 减少故障处理时间, 提高了供电系统的可靠性。

此外, 原供电系统没有安装接地选线装置, 每次发现系统接地后, 处理时间长, 存在安全隐患。改造后对各路出线安装了零序电流互感器, 并安装了小电流接地选线装置, 当系统出现接地时, 通过零序电流和小电流接地选线装置就能准确无误的判断是那一路出线接地, 从而迅速地拉开故障出线柜, 切除故障点, 不仅避免了大范围停电对生产的影响, 而且处理时间短。

在日常操作方面, 为进一步规范值班人员的操作, 保证安全停送电, 此次改造安装了防误模拟操作屏, 值班人员须先开操作票, 然后在模拟屏上操作完毕, 方可拿着解锁钥匙去现场进行操作, 若模拟出现错误, 实际操作时无法解锁, 提高了安全系数。

5. 更换低压母线

改造前, 电缆沟内走线混乱, 使用过程中频繁出现接地现象。此次改造, 对所有低压母线进行了更新, 同时将电缆沟里没用的电缆和二次线都进行了清理, 为二次回路的正常稳定运行打下了基础。

摘要：为满足矿山生产的需要, 对矿山变电站进行了增容改造, 并在系统中加入了微机综合保护装置、小电流接地选线装置、五防模拟操作屏, 在提高供电能力的同时, 也提高了供电的可靠性和安全性。

箱式变电站在城网改造中的应用 第11篇

关键词：箱式变电站 城网改造 应用

1 概述

随着城市电网改造的不断升级与改造领域的不断扩大，原有的蛛网式的架空电网已经不能够满足现代化对城市建设所提出的要求，甚至还会起到阻碍城市供电更好、更快、更高效发展的作用。现在的城网建设改造要求是高压直接进入市区，变电设备深入负荷中心，电能通过地下电缆传输，配电设备与周围环境协调一致，这就要求变配电设备具备安全、可靠、高效的特点。而箱式变电站恰恰就是这样的一种新型的配电设备，它体积小、安装方便，便于维护，已经迅速的在城网改造中应用开来，其用途广泛，可以大量的应用在人行道旁、绿化区、道路交叉口、生活小区、生产厂地、高层建筑等处。对提高城市经济运行效率，美化城市社会环境都有积极地意义。

2 箱式变电站的特点

所谓的箱式变电站，也就是一种把高压开关设备、配电变压器和低压配电装置按一定接线方案排成一体的工厂预制型户内、户外紧凑式新型配电设备，其相对于普通的土建变电站来说，具有以下特点：

2.1 变电站的制造方法不同。箱式变电站是由制造厂家在厂内完成设计、制造并安装等一系列工序的，设计独特，结构紧凑、体积小、安装运输方便，壳体是通过骨架拼装而成的，机械性能优越，方便灵活。

2.2 箱式变电站经过规定的型式试验考核。箱式变电站由于其独特的设计风格，其外壳材料一般采用不锈钢或优质冷轧板，针对变电站的不同使用环境采取不同的防热、防潮、防腐措施，并通过规定的箱式实验考核系统，使箱式变电站具备完备的监测、报警和保护功能。

2.3 箱式变电站的通风散热系统优越。考虑到箱式变电站的实用性，在设计之初就使其具备了良好的通风散热功能，箱式变电站的通风散热系统是由自然通风道和自动投切的风机组成的，并在中间设置了隔热层，耐高温。虽然由于箱式变电站的体积小、占地少、运行与维护安全可靠、安装简单等特点，迅速的在大规模的城网改造中占领了市场，在促进经济效益的增长，优化城市环境方面都有积极地贡献，但是也存在一些问题，如：对突发火灾的防御能力比较差，再加上长时间的运行后，元器件老化现象也比较严重。除此之外，还由于箱式变电站的箱体结构过于紧凑，致使在维修时看不到明显的断点，给维修造成很大的不便。

3 箱式变电站在城网改造中的应用

3.1 箱式变电站的选型比较。如今市场上生产的箱式变电站主要有欧式和美式两种，欧式箱变是组合式的，体积不较大，但是造价低；美式箱变是预装式的，体积小，结构紧凑，但是造价较高。虽然美式箱变造价高，但是由于其外形美观、供电可靠、方便安装、操作简单等特点在市场的应用中占尽了优势，其既可以应用于户外，也可应用于户内。两种箱变最主要的不同在于美式箱变是将变压器铁芯、高压负荷开关、保护用熔断器等设备统一设计，放在同一注油箱中。

3.2 箱式变电站安装位置的选择。城网改造中，箱式变电站的安装位置應该是逼近负荷中心的，且地点不允许有强烈的震动和冲击，也不得有爆炸危险的物质以及可以腐蚀金属与破坏绝缘的气体和导电介质。靠近负荷中心既可以缩短供电半径，又可以减少基建投资，经济效果明显。另外，箱变在安装时的垂直倾斜角不应超过5度，并在箱体及主变周围设置避雷针。

3.3 对供电的可靠性提供了保障。由于箱式变电站的出线路数比较多，并且每座箱变可以单独向一个供电台区供电，如果将几座箱变通过低压线路连接起来的话，就会形成环网供电，当其中一座箱变出现故障或者停电检修时可以由另一座箱变供电。箱变内的电气设备不受外界环境的影响，可实现配网的自动化控制，供电可靠性较高。

3.4 对社会效益的影响。如果在城网的升级改造中，将箱式变电站合理的应用到居民住宅小区，以及街道绿化地带当中，不仅可以使供电得到可靠保障，而且还不会破坏环境的整体效果，还能起到美化城市的作用。尤其是一些新建、在建小区应用的比较明显。

3.5 对箱式变电站安全运行方面的考虑。若想使箱式变电站得到安全可靠的运行，在投入使用之前，我们就应该要对箱体内的开关、隔离开关等设备进行调整，充分做好各项检查工作，检查设备的操作是否灵活，设备的接线是否牢固，外壳的接地线是否安全可靠等。同时，还应对配变开关等设备进行交接试验，确认全部合格后方能投入使用。并安排好定期巡查，加强平时的巡视管理工作，以此来保障箱式变电站的可靠运行，从而保证电力系统的安全。

4 结束语

综上所述，箱式变电站以其良好的外观、优越的性能、占地面积小、安全实用等特点正逐步在市场上得到广泛的应用，城网改造工程是一项系统性的工作，我们在具体的实施过程中必须根据实际情况，选择经济性能最佳的箱式变电站产品，使之能更好的为城市服务，为群众服务，从而推动社会效益、环境效益和经济效益的全面提升。

参考文献：

[1]《架空配电线路的运行与维护》.黑龙江科学技术出版社.

[2]罗福健.箱式变电站在配网工程中的应用[J].广东科技，2006年12期.

[3]黄辉.箱式变电站在城网改造中的应用[J].广西电业，2005年09期.

常规变电站智能化改造研究 第12篇

1智能变电站技术

智能电网变电站与常规的变电站之间存在一定的区别,智能电网通过各种无线或者有线监控设置,确定设备的使用状态,操作多为程序化动作。智能变电站的改造需要克服很多问题,主要是变电站进行技术改造可能面临着技术上的风险,导致生产安全受到影响,常规的变电站智能化基础薄弱,落后的设备无法进行简单的技术改造处理进行重新建设更加合理。所以针对要改造的电力企业进行仔细的勘察和论证很有必要。美国电力企业从事电网智能化起步早,经验丰富。从2008年开始美国就开始设计并实施智能电网城市。智能电网城市的实施主要靠技术,第一通信必须是高速双向的网络,保证远程监控恶化数据收集和分析的能力,智能家居与物联网技术的结合,让各种社会发电系统进入电网大系统中。

部分国家对智能电网的改造持有的理念与美国不同, 德国重视提高电力系统的运行效率,降低运营价格加强用户互动、保护生态环境、重视可再生能源。电网运行的经济性和电力基础,电网的调度方式有被动式向主动式转变、电力行业信息通信更新换代和市场化改革都是现代西方经济发达地区正在实施的电力战略。国内电力企业也借鉴了国外电力行业发展的经验,成立了专业研发中心,制定标准、研发实验、实践验证,随着通信技术、感应技术、智能技术的发展国内的电力技术创新进入了高速发展阶段,取得了一些成果,但是还有很多问题没有解决,首先是电力系统的智能化对通信网络的高要求,由于智能系统要求通信网络具备可靠性和持续性比其他系统更强,由于通信网络容易受到外部恶意攻击,一旦电力系统遭遇外部恶意攻击将会形成不可估量的损失和影响。智能电站建立的系统需要高度的共享,但是目前电力系统内部管理不能满足智能电网的要求,总结管理经验适应智能电网成了当下的重点。技术改进让传统专业型人才受到挑战,必须引进综合性技术人才。

2智能电网智能化改造方案

改造常规变电站要保证电站的正常安全运行,提前做好预案,防止出现意外。在确保安全的前提下最大限度的控制改造的时间,成立专门的供应部门,保证所有的设备在最短的时间范围内保持停用状态。尽量缩小设备投资的多用原有设备投资,降低改造成本。首先要对其二次系统进行智能化改造,二次系统是变电站的核心根据 《Q/ GDW - 11 - 152 - 2009 IEC 61850工程应用模型》 统一建模; 建立智能通信,保护跳闸开关信号的传输,一次设备进行改造的范围仅限制在部分设备,对二次系统进行大面积改建重建,改造期间用双网并行的方式进行,待新系统建成后放弃旧系统,使用新系统。过GOOSE报文传输保护装置开关量,在一次设备现场配置户外智能单元通过网络GOOSE报文执行保护跳合闸的命令,利用智能单元出口控制断路器及电动隔离开关的分合闸; 对于智能化改造后智能化程度较高的设备采用程序化操作,其范围如220k V、ll Ok V设备从运行至冷备用之间操作及设备倒母操作等。将乾元变改造成具有传统一次设备和网络化二次设备相结合的具有智能化功能的智能变电站。

通信网络的改造,可靠性和安全性是通信网络的必备特性,为了保证通信网络的可靠性必须采用冗余技术替代原技术,根据数据流的要求运用不同的组合方式。组网建设要在故障最低的原则下进行,如果通信网络部分元件出现故障仍能保证继续工作,不影响整体运行。对于设备更换问题,改造时新旧设备同时运行,改造后全部采购新设备安装。变电站内的网络数据具有突发性和大量化特征, 改造智能电网要符合安全可靠,经济性的原则,

变电站层与过程层分别组网,相互独立,采用光纤作为传输媒介; 变电站层网络连接所有变电站及间隔层智能化设备; 过程层网络构建兼顾面向设备间隔和功能两个方面,按电压等级分别组网,每个子网接入相应电压等级的间隔层和过程层设备; 根据保护双重化配置要求,采用冗余设计,过程层网络对应保护双重化配置双网络,防止网络故障导致设备的无保护运行; 每间隔配一交换机,将交换机故障影响缩小到最小范围; 为避免数据冲突,将需要大量交换数据的设备分布在同一个网段上, 减少不同网段之间数据流量过程层的数据类型包括釆样值和GOOSE报文,要求可靠的前提下,具有较高的快速性。 过程层网络对于继电保护的可靠性、快速性有较大影响, GOOSE网络独立组网模拟量采样网络能够降低网络流量对于可靠性的影响; 组建冗余双网结构能够防止任一一网络设备故障时继电保护功能不受影响; 双重化保护分别使用相互独立双网防止任一设备故障都不会使双网均瘫痪或保护不工作。

3结论