变电所变压器经济分析论文范文第1篇
1.1 1 10 kV变压器的组成部件
变压器的主要部件如下。
(1) 器身:包括铁心、绕组、绝缘部件及引线;
(2) 调压装置:即分接开关, 分为无励磁调压和有载调压;
(3) 油箱及冷却装置;
(4) 保护装置:包括储油柜、安全气道、吸湿器、气体继电器、净油器和测温装置等;
(5) 绝缘套管。
1.2 电力变压器故障、异常工作状态及其保护方式
变压器是电力网中重要的电气设备, 为了电力网安全、经济运行满足用户的需求及负荷调度的灵活性, 在变电站运行中一般有两台及以上的变压器并联运行;通常采用分级绝缘的变压器, 对其中性点接地方式必须进行合理的选择。
变压器的故障可以分为油箱内部故障和油箱外部故障。油箱内部故障有, 绕组的相间短路、绕组的匝间短路、中心点直接接地系统侧绕组的接地短路。变压器发生内部故障是很危险的, 因为故障点的高温电弧不仅会烧坏绕组绝缘和铁心, 而且可能由于绝缘材料和变压器油在高温电弧作用下强烈气化引起油箱爆炸。油箱外部故障主要有, 油箱外部绝缘套管, 引出线上发生相间短路和接地短路。
变压器的异常工作状态有过负荷;由外部短路引起的过电流;油箱漏油引起的油位下降;外部接地短路引起未接地中性点过电压;绕组过电压或频率降低引起的过励磁;变压器油温升高和冷却系统故障等。
2 110kV变压器保护的配置及相关原理
2.1 对变电站主接线的分析
鉴于二次回路继电保护和自动装置与一次回路接线紧密相关, 根据已知的原始资料提出主接线方案如下。
(1) 拟定方案原则。
变压器台数和容量的选择直接影响主接线的形式和配电装置的结构。它的确定除依据传递容量等基本原始资料外, 还应依据电力系统5～10年的发展规划、输送功率大小、馈线回路数、电压等级以及接入系统的紧密程度等因素, 进行综合分析和合理选择。
本次设计内容是对该110kV变电站装设的两台三绕组油浸强迫风冷分级绝缘主变压器及其馈线进行继电保护配置和整定。三种电压等级分别为110kV、35kV和10kV。
通常变电站主接线的高压侧, 应尽可能采用断路器数目较少的接线, 以节省投资, 随出线数目的不同, 可采用桥形、单母线、双母线及角形接线等。如果变电站电压为超高压等级, 又是重要的枢纽变电站, 宜采用双母线带旁母接线或采用一台半断路器接线。变电站的低压侧常采用单母分段接线或双母线接线, 以便于扩建。6kV～10kV馈线应选轻型断路器, 如SN10型少油断路器或ZN13型真空断路器;若不能满足开断电流及动稳定和热稳定要求时, 应采用限流措施。在变电站中最简单的限制短路电流的方法, 是使变压器低压侧分裂运行;若分裂运行仍不能满足要求, 则可装设限流电抗器。
故综上所述主接线应从以下几个方面考虑。
(1) 断路器检修时, 对连续供电的影响程度。
(2) 线路能否满足负荷对供电的要求。
(3) 经济合理易于扩建。
(2) 方案的拟定。
通过对给定的原始资料进行分析, 结合对电气主接线的可靠性、灵活性及经济性等基本要求, 综合考虑。在符合技术、经济政策的前提下, 力争采用供电可靠, 经济合理的主接线方案。此主接线还应具有足够的灵活性, 能适应各种运行方式的变化, 且在检修、事故等特殊状态下操作方便、调度灵活、检修安全、扩建发展方便。
变电所110kV侧采用外桥接线, 35kV采用单母线分段接线且保持一台变压器中性点接地同时10kV采用双母线接线。主接线示意图如图1所示 (图中只画出断路器, 隔离开关未画出) 。
2.2 变电站主变压器的继电保护配置
(1) 差动保护:反应油箱内故障及油箱外套管、引线故障 (包括相间、对地故障) 动作于三侧跳闸。
(2) 气体保护, 反应油箱内故障, 分轻、重气体保护:轻气体动作于信号, 重气体动作于三侧跳闸并发信号。
(3) 相间故障过电流保护:作本身及出线的后备保护。所设计的主变为双侧电源三绕组变压器为保证保护动作的选择性和快速性, 三侧均装设过流保护, 动作时间短的35kV侧的保护加装方向元件:方向为指母线、跳本侧同时加装一套不带方向的保护, 以最大时限跳三侧, 作纵差保护的后备。
具体配置如下。
110kV:复合电压过电流保护, 时限跳桥开关, 。
35kV:复合电压过电流保护, 带方向跳分段, 不带方向跳三侧。
10kV:两相式过电流保护
时限原则:最短的时限t也要长于相邻元件最长时限 (设线路后备保护为1s) 。
(4) 零序电流和零序电压保护。
反映110kV中性点接地系统主变高压侧及馈线单相接地的后备保护, 保护分三个时限。Io保护的最短时限跳桥开关, oV保护以较长时限跳中点不接地的主变, 最后Io保护以最长时限跳开中点接地的主变。
(5) 过负荷保护:由接于单相的CT反映主变对称过负荷, 对该双侧电源三绕组主变, 在三侧均装设, 各侧过负荷保护经同一时间继电器发延时信号 (10s) 。
2.3 保护原理说明
(1) 变压器差动保护。
差动保护是变压器的主保护。变压器差动保护的工作原理与线路纵差保护的原理相同, 都是比较被保护设备各侧电流的相位和数值的大小。由于变压器高压侧和低压侧的额定电流不相等再加上变压器各侧电流的相位往往不相同。因此, 为了保证纵差动保护的正确工作, 须适当选择各侧电流互感器的变比及接线方式, 使各侧电流相位的补偿, 从而使正常运行和区外短路故障时, 两侧二次电流相等。三绕组变压器差动保护的动作原理和双绕组变压器差动保护的动作原理是一样的, 也是按循环电流原理构成。正常运行和外部短路时, 三绕组变压器三侧二次电流向量和为零。它可能是一侧流入另两侧流出, 也可能由两侧流入, 而从第三侧流出。所以, 从理论上讲流过差动线圈的电流为零。其原理接线如下图3所示。
当正常运行和外部短路时, 若不平衡电流忽略不计, 则流入继电器差动回路的电流为零。
当内部短路时, 流入继电器的电流则为
即等于各侧短路电流 (二次值) 的总和。
必须指出的是, 由于变压器一、二次电流、电压大小不同, 相位不同, 电流互感器特性差异, 电源侧有励磁电流, 都将造成不平衡电流流过继电器差动回路, 必须采用相应措施消除或减少不平衡电流的影响。这样在正常及区外短路时, 保护不会动作, 而发生内部故障时, 保护将灵敏动作。为保证三绕组变压器差动保护的可靠性和灵敏性, 应注意以下几点。
(1) 各侧电流互感器的变比应统一按变压器额定容量来选择。
(2) 外部短路时的三绕组变压器的不平衡电流较大, 宜采用带制动特性的BCH-1型差动继电器, 若BCH-1型仍不满足灵敏性要求, 可采用二次谐波制动的比率制动式差动保护。
(2) 气体保护。
气体保护是变压器内部故障的主要保护, 对变压器匝间和相间短路、铁芯故障、绕组内部断线及绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏反应。当油浸式变压器的内部发生故障时, 由于电弧燃烧使绝缘材料分解并产生大量的气体, 其强烈程度随故障的严重程度不同而不同。气体保护就是利用反应气体状态的气体继电器 (又称瓦斯继电器) 来保护变压器内部故障的。
在气体保护继电器内, 上部是一个开口杯, 下部是一块金属档板, 两者都装有密封的干簧接点。开口杯和档板可以围绕各自的轴旋转。在正常运行时, 继电器内充满油, 开口杯浸在油内, 处于上浮位置, 干簧接点断开;档板则由于本身重量而下垂, 其干簧接点也是断开的。当变压器内部发生轻微故障时, 气体产生的速度较缓慢, 气体上升至储油柜途中首先积存于气体继电器的上部空间, 使油面下降, 开口杯随之下降而使干簧接点闭合, 接通延时信号, 这就是气体保护;当变压器内部发生严重故障时, 则产生强烈的气体, 油箱内压力瞬时突增, 产生很大的油流向油枕方向冲击, 因油流冲击档板, 档板克服弹簧的阻力, 带动磁铁向干簧触点方向移动, 使干簧触点闭合, 接通跳闸回路, 使断路器跳闸, 这就是重气体保护。重气体动作后, 跳开变压器各侧断路器, 并发重气体动作信号。
(3) 中性点可能接地或不接地分级绝缘变压器的零序保护。
分级绝缘变压器, 其中性点绝缘的耐压强度较低, 若中性点未装设放电间隙, 为防止中性电绝缘在工频过电压下损坏, 不允许在无接地中性点情况下带接地故障。因此, 但发生接地故障时, 若中性点未装放电间隙, 则应先切除中性点不接地的变压器, 然后切除中性点接地的变压器。若中性点已装放电间隙 (本设计采用) 则动作情况:
当系统发生单相接地短路时, 中性点接地 (隔离开关闭合) 运行的变压器由其零序电流保护动作切除。若此时高压母线上已没有中性点接地的变压器时, 中性点将发生过电压, 导致放电间隙击穿。中性点不接地变压器将由反映间隙放电电流的零序电流保护瞬时动作切除变压器, 如果中性点过电压值不是以使放电间隙击穿, 则由零序电压元件延时将中性点不接地的变压器切除。延时是为了躲开电网单相接地短路暂态过程的影响。
(4) 复合电压启动过电流保护。
工作原理:当正常运行时, 电流启动元件由于不Kss, 可能动作, 但电压启动元件都不动, 故保护装置不动作。当变压器发生不对称短路时, 故障相电流继电器KA动作, 同时负序电压继电器KVN动作, 其动断触点打开, 断开低压继电器KV的电压回路, KV动断触点闭合, 使闭锁中间继电器KM动作, 其动合触点闭合, (此时电流继电器已动作) 启动时间继电器KT, 经过KT的延时, 其触点闭合, 启动出口继电器KOM, 使变压器各侧断路器跳闸。当发生三相对称短路时, 由于短路瞬间也会出现短时的负序电压, 使负序电压继电器PVN启动, 使低压继电器KV动作, 当负序电压消失后KV接于相间电压上, 因此只有母线电压高于KV的返回电压方可使KV返回。但三相短路时母线电压很低, 低于KV的返回电压, 故KV保持动作状态, 此时相当于低电压启动的过电流保护动作, 使变压器各侧断路器跳闸。保护装置原理接线如下图4所示。
复合电压的过电流保护, 采用负序电压继电器的整定值较小, 对于不对称短路提高了灵敏性。对于对称短路, KV的返回电压为其启动电压的1.15～1.2倍, 因此电压元件比低电压过电流保护灵敏系数可提高1.15～1.2倍。
同时, 与低电压启动的过电流保护一样, 由于不计电动机自起动系数Kss, 电流元件灵敏系数有较大提高。
摘要：随着国民经济的迅速发展, 电力需求日益增加, 安全可靠供电显得越来越重要。用户对电能质量及供电的可靠性更高的要求, 为了满足这一要求, 关键问题之一便是要保证输配电网中重要的电气设备电力变压器的安全运行, 合理选择相应系统特点的继电保护装置便显得更为突出。国内外变压器运行事故表明, 短路事故是引起变压器损坏, 从而影响电网供电的主要原因之一。本文首先简要介绍了变压器的组成以及对应一些常见的故障、异常工作状态下所采取的保护方式, 然后对一个110kV变电所三相三绕组主变压器及其馈线继电保护的配置及相关的保护原理进行了详细的讨论, 作为选购相应继电保护装置的依据。
变电所变压器经济分析论文范文第2篇
摘要:随着经济和科技日新月异的发展,当前世界上对于电能的需求也是与日俱增的。长期保证不间断的为生活、生产、国防、军事、航天、通信提供用电已成为建设生产的重中之重。连续不间断的供给用户高质量的电能,这就需要有坚强的技术来保障在发电、输电、分电、用电各个环节中万无一失。而在这复杂的过程中,变压器的地位是不可动摇的,始终起着很重要的作用。所以,要保证变压器的故障尽可能的少,就显得尤为重要。
关键词:变压器 故障统计 分析 预防
在我国近现代化电力技术的发展中,电力工业的安全运行是一个永久的重要主题。先简要介绍一些关于变压器故障的统计结论,希望能够为国内进一步的智能电网的建设提供一些参考及可借鉴的科学统计方法,以达到为电力部门服务,为国家服务的目的。
1 有关故障统计的结果
不同的部门需要采用有不同的变压器,因此,发生的故障也往往不尽相同。为了便于分析,我们可以将变压器分成以下九种类型:(1)用于水泥与采矿业行业的变电变压器;(2)用于化工、石油与天然气业的变压器;(3)用于电力部门变压器,食品加工业的变压器;(4)用于医疗业的变压器;(5)用于制造业的变压器;(6)用于冶金工业的变压器;(7)用于印刷业的变压器;(8)用于商业建筑业的变压器;(9)用于纸浆与造纸的业变压器。
根据长期监测统计得知,我们在同时考虑频率和程度时,电力部门变压器故障的风险是最高的,冶金工业变压器的故障及制造业变压器故障分别列在第二和第三位。
按照厂家给出的一些参数看,一般来说在“理想状态下”各种变压器的平均使用时间可以在30～40年这个范围内。但是,在实际作业中并非如此。时有故障发生的变压器平均寿命只有10～15年,以X轴代表时间,以Y轴代表故障情况,通常有盆形曲线显示变压器使用初期的寿命结果,用递减波形曲线显示后期衰老曲线。这些曲线所描述的寿命结果,对我我们来讲意义在于在以后的使用变压器的过程中,进一步确定周期检查维修变压器的时间和深度。
在这里应该指出的行业是电力工业,该行业使用的变压器的使用寿命直接关系到经济建设中很多部门的设备的安全和正常使用。我国在改革开放后经历了一个工业飞速发展的重要建设阶段,而且现在还正在处于这樣一个转型的阶段,期间带来了基础工业的快速发展,特别是电力工业大规模的扩大。这些自20世纪70年代到90年代安装的电力设备,按照它设计与运行的状况来看,截止到现在大部分电力设备都已老化,到了更新换代的阶段。有关部门应及时对于这些时间已安装更换的变压器给予特别的关注,严把质量关,以确保维护各行业生产建设的正常运行。
2 变压器故障原因分析
2.1 变压器雷击故障
我们对于雷击导致变压器发生故障的研究比较少,因为很多时候不是直接的雷击事故就会把冲击故障归为“线路涌流”。防止雷击最好的方法当然是加装避雷装置,采取使用这种装置不仅可以保护变压器本身的正常运转,还可以减少电力系统中的冲击电流,减少暂态波动的发生。
2.2 变压器线路涌流故障
线路涌流,是应该被列入首要的故障因素。线路涌流(或称线路干扰)包括:合闸过电压、电压峰值叠加、线路短路故障、闪络以及震荡方面的大电流、电压的不正常现象。这类故障对变压器的损害最为严重的原因是电流、电压过大,因此须在大电流冲击保护充分性的方面给与更多的关注。安装过流保护监视装置,可以对变压器进行实时的测量检测报告。并把这个结果送入电力系统自动化运行的整体系统中作为安全运行的指标。
2.3 变压器质量疏漏故障
一般情况下,以前的变压器往往在这方面的问题并不是很大,所以并没有引起太大的关注,只是偶尔的一些不可避免的发生。
2.4 变压器绝缘老化故障
在过去的很多变压器故障中,由于绝缘老化造成的故障在所有故障中位列第二,也是很值得关注的一个问题。绝缘老化导致大部分的变压器都严重的缩短了服役时间,使用寿命都早20年左右。制定一定的保障制度,确保老化的速度可以达到额定的使用年限。
2.5 变压器过载故障
由过负荷引起,变压器长期处于大于规定的额定功率运行。随着经济和科技的发展,用电负荷在增多,发电厂、用电部门在不断的持续缓慢提升负荷。直接导致越来越多的变压器超负荷运行,过高的温度导致了变压器的绝缘纸板过早的老化,使得整个绝缘强度下降。在这种状态下,若有一定的冲击电流,发生故障的可能性将会很高。确保负荷在变压器的额定运行条件下,不要长时间的过负荷运行,这样得不偿失。在油冷变压器中需要经常的仔细监视顶层油温。发现温度高是要及时的做处理。
2.6 变压器受潮故障
受潮是不可避免的,由于种种外部自然原因,常常使管道渗漏、顶盖渗漏、水分沿套管或配件侵入油箱以及绝缘油中存在水分等。变压器的设计和建造的标准应与安装地点相配套。若置于户外,确定该变压器适于户外运行。变压器油的介电强度随着其中水分的增加而急剧下降。油中万分之一的水分就可使其介电强度降低近一半。所有变压器(除小型配电变压器)的油样应经常作击穿试验,以确保正确地检测水分并通过过滤将其去除。
2.7 变压器的维护故障
经过调查的结果是,不正当的维护引起变压器故障的概率排在引起变压器故障概率的第四位。主要是由于保养不够、未装控制或控制装的装的不正确、冷却剂泄漏、污垢堆积和自然界的电气化学腐蚀。
2.8 变压器破坏及故意损坏故障
这类主要是认为的外在破坏,常常发生在线路末端直接连接用户的变压器,不过这种破坏是很不常见的。
2.9 变压器连接松动故障
这一类问题引起故障的可能性也是很小的,并且可以尽大限度的避免,但是在实际中却时有这方面的事故发生,与往的研究也有所不同。这一类事故包括了在电气连接方面的制造工艺以及保养情况,最为突出的问题就是不同性质金属之间不当的配合,但是这种情况在慢慢的减少,另一个问题就是螺栓连接间的紧固不恰当。
3 结语
参考以上统计分析结果及提出的一些建议,在以后的建设运行中我们可制订一个整体的维护、检查和试验的规划。这样就能最大限度地减少变压器故障,从而减少由于变压器故障带来的一系列不良影响。还能节约因为故障检修而花费的巨大人力、财力、物力,变压器的使用寿命也会随之增加。
参考文献
[1]姚志松,姚磊.新型节能变压器选用、运行[M].中国电力出版社,2010(1).
[2]赵家礼.图解变压器修理操作技能[M].化学工业出版社,2007(10).
变电所变压器经济分析论文范文第3篇
一、主接线设计
主接线在设计的过程中较为复杂, 虽然能够具有一定的可靠性, 但是因为接线方式的复杂反而容易出现故障问题, 一旦出现故障将会难以检测, 维护也较为困难。因此在保证供电可靠的情况下要尽量简化主接线的设计, 然后确定变压器的承载量, 根据电气的特点确定变电站的主接线形式, 最常用的主接线形式就是线路-变压器, 110kv的变电站电源进线选择T形进行接线[1]。选择这种接线方式是因为高压设备少、占地面积小、接线方式简单, 在出现电源失电时能够通过备用自投的方式转移负荷, 并在最短的时间内恢复电源。
二、主变压器选择
在安装主变压器之前, 需要先对整个变电站运行系统进行实地考察, 根据实际情况选择合适的变压器, 根据安装的面积以及运行结构的复杂程度选择变压器的安装数量。而确定安装数量时, 需要以总容量与占地面积作为考核的指标, 比如, 当变电站的用电量在某一阶段有较大的差距, 或着承载的符合很多, 应该安装两台以上的变压器, 如果变压器能够从低压侧电网中获取足够的电源, 将不需要太多的变压器, 只需要一台主变压器即可。但是大多数的情况下110kv的变电站需要安装两台甚至两台以上的变压器, 这样才能够保证变压器的正常运行, 安装两台以上是为了预防其中一台变压器发生故障后另一台变压器能够承载一定的负荷, 保证变电站的正常运行。
(一) 布置结构
110kv变电站的布线方式中, 高型的布置形式相比中型与半高型都较好, 布置形式各有特色, 高型布置需要对母线进行隔离。但是操作较为复杂, 抗震性能弱;中型布置成本较低, 抗震性能好, 维护难度小[2];半高型不适用于简单的变电站设计, 但是能够将装置的距离减小, 并且增加一部分的布线面积。一个完整的变电站系统需要有良好的防震功能, 如果变电站的负荷承重较大, 不能采用浅埋的方式, 需要采用12m长的管桩作为支撑, 防止建筑物沉降, 增加设备的使用寿命。
(二) 直流系统设计
为了给变电站的一次设计的设备进行供电, 需要在变电站内设置直流系统, 直流系统的设计需要采用单母线分段的形式进行接线, 并在每一个分段位置设立开关, 每一段的母线都要有蓄电池, 还要有一套充电的装置用于存储电池, 每套系统采取的供电方式都是混合型的, 需要设立相应的检测装置, 并根据供电方式的不同采取不同的检测形式, 比如110kv的变压器采取的是放射型的供电形式, 方式为双回路, 通过直流馈线屏获取电源;而10kv需要根据实际的情况对每一段母线进行双回路的设置。
三、110kv变压器和线路的保护
(一) 变压器误动的原因
1.电缆屏蔽层接地线不正确导致变压器误动
110kv变电站中馈线为10kv, 采用的是带有屏蔽层的点看, 并且电缆屏蔽层需要同时接地, 采用这种方式能够达到抗干扰的效果。10kv馈线一般采用的是穿心式[3], 穿过电缆安装在开关柜的出线处, 如果接地发生短路故障将会产生不平衡的电流。但是当电缆屏蔽层的两端接地之后, 感应电流会在零序TA感应到电流, 如果不立即进行处理将会直接影响到零序保护, 从而引起变压器的越级。
2.10kv馈线保护拒动
目前很多的电网系统大部分采用的都是微机型, 保护的性能得到了极大的提高, 但是移位型号较多, 产品的质量不一, 导致散热的功能出现一定的差异, 装置会时常发生故障, 根据110kv变电站保护故障进行分析, 电源插件、跳闸出口的插件最容易发生故障, 如果出现故障后没有及时处理, 将会出现拒动。
(二) 变压器保护的方法
(1) 防止电缆屏蔽层接地线不正确。电缆屏蔽层接地线的接线方式要正确, 必须自上而下穿过零序TA, 穿过零序TA时不能碰到地线, 需要与电缆支架绝缘, 电缆的屏蔽层需要留出头部与尾部, 用于升流使用, 其余的部分采用绝缘材料进行绝缘, 当接地线低于零序TA时, 不能直接穿过零序TA, 要特别注意接地线的引出点。同时要加强技术人员的专业技能的培训, 使每一位安装人员都要清除的掌握零序TA的安装方式, 特别是电缆专业的人员, 严格执行零序TA的安装方式, 正确安装电缆屏蔽层的接地线。验收管理要加强, 继电保护以及电缆安装等需要共同掌握零序TA的安装接地线的方法。 (2) 防止馈线开关拒动。在选择开关设备时需要慎重考虑性能, 综合考虑质量、可靠性、运行程度、故障率等情况, 对使用时间较长的开关设备及时更换, 对经常出现故障的设备进行维修, 要有步骤的逐渐淘汰开关柜, 更换为电动型或者弹簧型的开关柜, 对控制回路进行维护, 发现故障后立即进行处理, 采用性能良好的线圈方式烧坏, 解决线圈问题的作为开关配套设备的关键。
四、结束语
设计人员要遵守国家工程建设的相关制度, 考虑全局利益, 处理好安全与经济之间的关系, 考虑实际情况, 选择适合工程建设的标准, 利用科学化、现代化的技术与设备进行建设, 做到与时俱进。110kv变电站在日常生活以及工业中非常常见, 因此, 选择适合的变压器以及布线的方式, 在满足用户的用电需求的情况下保证供电的安全性与可靠性, 让变电站的设计逐渐变得更加完善。
摘要：在电力系统中, 电压的转换与分配都需要借助变电站完成, 变电站就是将不同的电网连接在一起, 并对电能进行控制与分流。而变电站一次设计直接影响整个电网的运行效率, 因此对110kv的变电站一次设计提出了更高的要求, 本文主要针对110kv的变电站进行一次设计, 并分析变压器以及线路的保护措施。
关键词：110kv变电站,一次设计,变压器,线路
参考文献
[1] 梁娟, LiangJuan.城郊110kV变电站主变压器及主线路设计[J].机械管理开发, 2015, 30 (10) :18-20.
[2] 何牧. 110kV变电站一次电气设计探析及其对变电站智能化的要求[J].科技与创新, 2016 (20) :143-143.
变电所变压器经济分析论文范文第4篇
摘 要：智能化變电站作为目前变电站发展的主流趋势，在近年来大量投入使用。在后期扩建过程中，智能化变电站与常规变电站存在区别，文章综合分析了智能化变电站改、扩建工程中存在的风险点及控制措施，并提出相应地安全管理措施。
关键词：改、扩建;智能化变电站
智能化变电站，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基础，自动完成信息采集、测控、保护、计量等功能。从目前的技术发展状况来看，一次设备维持常规电流电压互感器、常规断路器等，二次设备主要有合并单元、智能终端、交换机、继保设备等。在改、扩建阶段，因设备属性和网络结构，导致施工与以往常规变电站策略有所不同[1]。因此，有必要对智能化变电站安全措施进行深入研究。
1 智能变电站检修机制
智能变电站的保护装置和智能终端，以及合并单元之间的检修压板配置，如表1所示。
对于智能化变电站的内桥接线，如何在不影响运行的基础上，实现对新增间隔的配置及联动，是不停电扩建策略和安全措施研究的重点[2]。
2 智能变电站内桥接线
内桥接线条件下，母联开关在变压器开关内侧，靠近变压器侧。在线路发生故障时，故障线路断路器断开，备自投装置将分段断路器投入，不影响变压器的运行。但在变压器投、切操作时，需要将相应的线路停电，适用于线路故障较多，线路较长，变压器不需要经常切换的变电站[3]。
文章拟讨论，在初期只有一条线路，两台主变运行，线变组方式下后期扩建另一条线路，补充桥开关CT及备自投装置情况下，相关的安全措施布置。间隔示意图如图1、图2所示。
3 保护配置方面
3.1 不完整内桥接线方式下，DL5处于常闭状态
在线路发生故障，线路保护将跳开DL1，全站停电。在T1变压器区内故障时，跳DL1、DL3、DL5。会额外造成T2变压器被迫停运。T2变压器故障时，跳开DL5、DL4，不影响T1变压器。
失灵配合方面只考虑本侧时如表2所示。
3.2 完整内桥接线方式
DL1与DL2互为备自投，DL5处于常开状态。在经济运行模式下，一条线路、一台主变带全站所有负荷。运行方式有DL1、DL3闭合，分段开关DL5与进线开关DL2处于分闸状态。在线路1发生故障时，将跳开DL1，同时闭合DL2与DL5。
DL1与DL2互为备自投，DL5处于常开状态。在负荷较重情况下，两条线路带两台主变分裂运行。在任一线路发生故障时，跳开故障线路开关，同时合上分段开关DL5。
失灵配合方面只考虑本侧时如表3所示。
从上述内容可知，在扩建过程中，主要是新增DL2线路间隔以及备自投装置，涉及到SV直采及GOOSE直采直跳等光纤连接。如何在不影响运行间隔的基础上，实现上述新增设备的配置及相关联动试验，是不停电扩建研究的重点内容[4]。
4 安措布置原则
在基建施工过程中，一般是按照通信网络、单体调试、单间隔调试、整组试验、故录网分、保护联调的顺序进行施工。因此，在试验过程中，也严格遵循该施工流程，细化每个作业过程中的危险点，制定预控措施。要根据拓扑图，严格执行数据流控制，如图3所示。
4.1 检修机制隔离
对新增设备采用GOOSE检修机制，在间隔停电检修时，将该间隔所有设备投入检修压板。
4.2 断开网络连接
遵循传统模式安措方法“有明显断开点”的原则，对检修设备采用拔出光纤的方法，并做好相关记录。插拔光纤前，做好记录，确认运行设备断链告警是唯一响应。
4.3 轮流退出方式
在220kV及以上电压等级双重化配置的合并单元或智能终端开展软件升级、检修作业时，需要轮流进行。技术方案必须轮流退出运行设备，在进行核对检修机制、MU采样数据品质、离散度等工作时，可采用在备用口同步检查的方式，减少运行光纤插拔工作。
智能化变电站保护逻辑需要从输入输出模块、关联设备、一次设备运行方式等方面考虑[5]。安全管控措施，要在各个环节充分考虑，杜绝高风险作业，杜绝无保护作业，力争将安全隐患降到最低。
5 不停电接入方案
采用内桥接线方式的220kV智能化变电站的线路L2新建间隔，及相关二次设备的配置，可以采取以下策略。
5.1 软件配置
配置新增L2线路间隔SCD文件，两套线路保护的SV直采、GOOSE接受、GOOSE跳闸及“失灵开入”软压板均处于退出状态。
配置新增备自投装置的SCD文件，完成备自投装置至DL1、DL2、DL5之间的SV及GOOSE连接。备自投装置的“SV接受”、“GOOSE接受”和“GOOSE跳闸”、“失灵开入”等软压板均处于退出状态。
重新下装配置DL1间隔智能终端的SCD文件（涉及备自投功能），采取A、B套轮流退出运行的方式，下装前采用文本对比工具，比较新生成的CID配置文件与原先配置文件的差异性。
重新配置T2变压器的两套主变保护的SCD文件，采取A、B套轮流退出运行的方式进行下装，下装前退出相应的保护功能压板和GOOSE跳闸出口压板，在智能终端处退出相应出口硬压板。同时，新增L2线路间隔合并单元至T2变压器的两套保护SV直采光纤。增加T2变压器两套主变保护至DL2断路器GOOSE直跳光纤。
6 试验联动
使用继保仪对新增L2线路间隔的合并单元加量，投入相应L2线路保护、T2主变保护和备自投保护的SV接受压板，检查相应通道的采样正确性。
投入新增L2线路间隔保护装置及智能终端出口压板，完成L2线路保护装置的传动试验。
进行T2主变保护与新增间隔联动试验，做好T2主变保护与运行间隔之间的隔离措施，防止误跳DL4、DL5。基于检修机制，完成T2主变保护对DL2断路器的传动试验。DL4、DL5间隔智能终端投入检修压板，退出相应的出口硬压板，退出T2主变保护至DL4、DL5间隔GOOSE发送软压板。
DL5断路器失灵传动试验，使用智能手持式继保仪给备自投装置加故障量，检查装置有GOOSE直跳报文，检查相应间隔的智能终端出口跳闸灯亮，硬压板上端头有直流脉冲信号。
备自投装置，投入所有SV、GOOSE接受软压板，检查相应采样值和开关位置正确，使用智能继保仪加入电流电压及开关量，模拟备自投动作，检查GOOSE出口报文与动作逻辑相匹配。
可以利用一次停电接入期间，再次进行T2主变保护的传动试验。
在网络交换机处，使用抓包软件确保响应数据链路正确性。
7 结语
综上所述，内桥接线在不完整的情况下进行扩建，有部分试验内容较为复杂，特别是部分试验无法完成传动，给施工调试作业造成一定的困难，也会给后续运维带来麻烦。文章仅从二次保护装置方面入手，分析内桥接线方式下，以线变组方式扩建时二次安全策略，仅供交流参考。
参考文献
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[5] 马成鹏.智能变电站二次设备安全隔离技术研究[J].科技风，2020，000（010）：22.
变电所变压器经济分析论文范文第5篇
摘 要：随着我国电力技术、自动化控制技术的不断发展和进步，变电站的控制和操作也发生了巨大的改变，自动化控制模式成为当前最为主要的控制模式。本文主要对变电站电气自动化控制系统的相关问题展开分析和研究。
关键词：变电站；电气自动化；控制系统
变电站的自动化是目前电网调度自动化的一个主要的应用。随着计算机技术的提高，设备的集成化、网络化和数字化程度的提高，将传统的电力信号电缆替换为计算机电缆或光缆，就可基本实现变电站的自动化。电气自动化技术在变电站自动化方面的应用，使得计算机能够实时管理和记录变电站的运行数据，并将这些数据显示在屏幕上供调度人员参考，又可利用这种自动化技术实现监视和操控，使得电网调度的自动化程度显著提高。这种技术的应用食欲变电站的运行操作任务相互适应的。下面我们对变电站电气自动化控制系统进行具体的分析，并对其应用进行简单的介绍。
一、变电站控制系统的主要控制方式
经过对变电站自动化控制系统的调查研究，发现当前的变电站控制系统中主要包含集中控制、远程监控、线路监控以及现场监控等版块，各版块经过联合协调之后实现变电站的自动化控制，现对其中的主要版块进行具体的分析。
（一）集中控制
在我国当前的电力行业之中，变电站是其中最为主要的变电装置，输送的电压值大小都是由变电站来统一完成的。因此在对变电站进行控制的时候，采取集中控制的方式能够为自动化控制的实施带来极大的便利，让设备和设备之间的协调变得更加的容易，从而为我国变电站自动化控制奠定基础。
（二）远程监控
远程监控模式是在基于当前网络技术发展下构建起来的，其为自动化控制的实现提供了更大的便利。远程监控的应用极大的节省了自动化控制的物质材料和人力，如电缆的使用和铺设等。工作人员在工作的时候，只需要通过远程监控设备上显示的数据做出操作和调整，使得操作和监控都更为容易。
（三）线路监控
变电站自动化控制系统之中必然离不开线路的控制，各变电设备之间的连接需要使用线路作为载体。并且变电站自动化控制系统中的每条线路都有着不同的作用，每条线路的连接也存在着很大的差异。这也就使得设计人员在设计之初必须考虑好每条线路的作用和连接方式，然后严格要求施工安装人员按照设计要求施工连接，保证线路监控的准确性。
（四）现场监控
在变电站电气自动化控制中需要设置变电站现场监控，通过变电站现场监控可以非常全面的去查看电气自动化生成。能够在监控的过程中及时发现生成过程中存在的问题，并对此及时的采取相应补救措施，使得变电站电气自动化的整体操作得到优化和改进。
二、电气自动化控制发展的趋势
变电系统自动化技术在保护、控制和测量方面相互结合，实现一体化，是未来电气自动化技术发展的一个趋势。它可以减少设备的重复配置，提高技术的合理性，并且有效减少维护的工作量。其主要实现方式，在于信息源的可确定性，并根据对测量精确度的要求不同，进行必要的校核，再有智能控制发布命令，从而实现自动化。目前我国根据国际电工委员会制定的IEC61850标准研发电气综合自动化系统，成为电气自动化技术发展的趋势。其中现代计算机技术是主要技术，由其来推动自动化系统的智能程度也是在情理之中。
三、变电站电气自动化控制的应用分析
经过一段时间的发展，我国变电站电气自动化控制的应用已经变得非常的广泛，其具体的应用主要表现在以下的几个方面。
（一）电气管理方面的融合应用
在电气管理方面的融合應用，通过运用电气自动化技术，在电气管理中采用编程调试方法，有效的采集和分析处理了变电站中流量电流、电压、公路等数据信息，有效确保了电气管理与控制的稳定性和精确性。电气自动化技术在电气管理中应用，不但促进了电气管理中新技术的更新和发展，而且在实践应用中有效的避免了变电站人工操作过程中出现失误的问题，充分展现出电气自动化控制对于变电站的重要性。
（二）在电网调度的融合应用
在电网调度的融合应用，电气自动化技术在电网调度融合应用中，将变電站终端、发电厂与其下级调度中心有效的衔接起来，确保各流程之间实现自动化操作。在电网调度中应用电气自动化控制，既可以实现对电气系统运行状态的实时监控，并对监控数据信息进行正确的预测分析，也可以有利于电气工程整体持续、安全、稳定的运行，让变电站自动控制能够更加高效的运转。
（三）在变电站自身自动化分析上的应用
在变电站自身自动化分析方面，融入电气自动化控制技术既可以有利于变电站监控水平的提升，又对于实现变电站自动化操作和自动化监视具有积极作用，进而降低了变电站工人成本。在变电站电气自动化技术的应用中，以电磁装置设备技术为典型代表，其实现了全微机化控制模式，进而在进行数据信息的传输时尽可能的减少计算机电缆的使用。因此，电气自动化控制技术在变电站的应用，有效的促进了变电站科学管理模式和自动控制模式的实现。
四、结语
总之，变电站自动化控制系统在我国的实际应用中已经取得了非常显著的效果，让我国的电力经营和运转变得更加的稳定和高效，将其同传统的变电站操作方式进行比较，主要表现出以下的一些优势：第一，减少了因为操作人员操作不当或者误操作造成的问题；第二，减少了二次接线，使得占地面积减少；第三，监视设备等的利用，增加了系统运行的安全性和稳定性等。变电站自动化控制的优势和作用是十分明显的，因此在我国今后的变电站建设中，应当尽可能多的实行自动化控制。
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[5] 陈明哲，张晨.探讨电气工程及其电气自动化的控制系统应用[J].电子技术与软件工程，2015，17：130-131.
变电所变压器经济分析论文范文第6篇
变压器在正常运行时，会发出连续均匀的“嗡嗡”声。如果产生的声音不均匀或有其他特殊的响声，就应视为变压器运行不正常，并可根据声音的不同查找出故障，进行及时处理。主要有以下几方面故障
电网发生过电压。电网发生单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖锐。出现这种情况时，可结合电压表计的指示进行综合判断
变压器过载运行。负荷变化大，又因谐波作用，变压器内瞬间发生“哇哇”声或“咯咯”的间歇声，监视测量仪表指针发生摆动，且音调高、音量大
变压器夹件或螺丝钉松动。声音比平常大且有明显的杂音，但电流、电压又无明显异常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺丝钉松动，导致硅钢片振动增大
变压器局部放电。若变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时，有“吱吱”的放电声;若变压器的变压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在，可听到“嘶嘶”声;若变压器内部局部放电或电接不良，则会发出“吱吱”或“噼啪”声，而这种声音会随离故障的远近而变化，这时，应对变压器马上进行停用检测
变压器绕组发生短路。声音中夹杂着水沸腾声，且温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障，严重时会有巨大轰鸣声，随后可能起火。这时，应立即停用变压器进行检查
变压器外壳闪络放电。当变压器绕组高压引起出线相互间或它们对外壳闪络放电时，会出现此声。这时，应对变压器进行停用检查。
气味，颜色异常
防爆管防爆膜破裂：防爆管防爆膜破裂会引起水和潮气进入变压器内，导致绝缘油乳化及变压器的绝缘强度降低
套管闪络放电，套管闪络放电会造成发热导致老化，绝缘受损甚至此起爆炸
引线(接线头)、线卡处过热引起异常;套管接线端部紧固部分松动或引线头线鼻子滑牙等，接触面发生氧化严重，使接触过热，颜色变暗失去光泽，表面镀层也遭破坏
套管污损引起异常;套管污损产生电晕、闪络会发生臭氧味，冷却风扇，油泵烧毁会发出烧焦气味
另外，吸潮过度、垫圈损坏、进入油室的水量太多等原因会造成吸湿剂变色。
油温异常
发现在正常条件下，油温比平时高出10摄氏度以上或负载不变而温度不断上升(在冷却装置运行正常的情况下)，则可判断为变压器内部出现异常。主要为
内部故障引起温度异常。其内部故障，如绕组砸间或层间短路，线圈对围屏放电、内部引线接头发热、铁芯多点接地使涡流增大过热，零序不平衡电流等漏磁通过与铁件油箱形成回路而发热等因素引起变压器温度异常。发生这些情况时，还将伴随着瓦斯或差动保护动作。故障严重时，还有可能使防爆管或压力释放阀喷油，这时应立即将变压器停用检修
冷却器运行不正常所引起的温度异常。冷却器运行不正常或发生故障，如潜油泵停运、风扇损坏、散热器管道积垢、冷却效果不佳、散热器阀门没有打开、温度计指示失灵等诸多因素引起温度升高，应对冷却器系统进行维护和冲洗，以提高其冷却效果。
油位异常 变压器在运行过程中油位异常和渗漏油现象比较普遍，应不定期地进行巡视和检查，其中主要表现有以下两方面
1、假油位：油标管堵塞;油枕吸管器堵塞;防爆管道气孔堵塞
2、油面低：变压器严重漏油;工作人员因工作需要放油后未能及时补充;气温过低且油量不足，或是油枕容量偏小未能满足运行的需求。