kv母差保护双重化研究论文

变电运行中的隐患问题与解决方法探讨论文

论文摘要：对变电运行隐患及其预控的概念进行了阐述，针对变电运行作业危险点及隐患问题提出了强化危险点预防、加强人员安全教育培训和将红外热像仪等新技术融入变电运行等有效的解决方法和预防措施。

论文关键词：变电运行；隐患；解决方法

随着我国经济建设步伐的不断加快，作为电网安全前沿的变电运行安全管理工作越来越得到企业、社会和研究人员的关注。变电运行的一大特点是设备多、危险点或隐患出现的几率大，而且隐蔽性强，变电运行作业中任何不规范的工作程序都会影响电力的正常运行甚至整个电网的安全和重大人身事故的发生。所以，如何寻找设备运行状况的危险点、对潜在的安全隐患问题进行分析和探讨、制订严谨的、科学的安全防护措施已成为电力系统变电运行亟待研究和解决的热点问题。

一、变电运行隐患及其预控的概念

变电运行中潜在的可能发生安全事故的场所、元器件、作业工具和操作等均称为安全隐患。

安全隐患分为三个方面。

一是作业场所未按照环境与职业健康安全要求进行设置，高温、噪音、气味等危害的作业环境会直接或间接地对作业人员的身体健康造成危害而诱发职业病。

二是作业现场的机器设备防护不到位，如缺乏危险标识、机械链轮不设安全罩等，会对人体直接造成伤害。

三是安全管理不到位，操作人员安全意识淡漠，违反安全作业条例所形成的安全隐患。

危险点隐患的预控就是在作业前采用技术手段，找出作业危险点，对其进行科学的分析和评估，制订严谨的、切实可行的控制方案、采取积极有效的预防方法。它既是将事故隐患消除在萌芽状态或将安全隐患带来的风险和损失降至最低，也是确保电网正常运行的有效途径。

二、变电运行管理中的危险点与隐患分析

1.变压器

（1）操作危险点及隐患。变压器的操作是变电运行操作中最常见的、典型的操作之一，它的内容包括向变压器充电、带负荷、切断空载变压器等。通常情况下，操作变压器时，在切合空载变压器的过程中，存在操作过电压情况的出现而影响或危及变压器的绝缘的现象以及变压器的空载电压升高而导致变压器绝缘遭受损坏的危险和隐患。

（2）防范措施。变压器的操作应谨慎小心，避免因疏忽而产生难以挽回的后果。变压器采用中性点接地方式是为了避免产生操作过电压。

变压器中性点接地倒闸应遵循的`原则：

1）当数台变压器运行时并列于不同的母线，为防止由于母联开关跳开发生母线不接地现象，要求每一条母线应有1台以上变压器中性点直接接地。

2）当变压器低压侧配有电源时，要求变压器的中性点必须直接接地，以防止当高压侧开关跳闸时变压器成为中性点绝缘系统而产生安全隐患。

3）应采用投入电抗器、降低送端电压和改变有载调压变压器分接头等方法，避免变压器空载电压的升高。

2.母线倒闸

（1）操作的危险点。母线是变电运行设备的汇合场所，其特点是连接元件多、操作工作量大。在母线的送电、停电以及母线上的设备在两条母线之间的倒换过程会产生危险点和隐患，应严格按照操作要求进行操作。

母线操作潜在的危险点有以下几点：

1）带负荷拉刀闸事故。

2）对继电保护或自动装置切换不正确而引起的误动。

3）在向空载母线充电时，电感式电压互感器与开关断口电容之间所形成的串联谐振。

（2）防范措施。

1）当备用母线存在故障时，为防止事故扩大可由母联开关将其切除。

2）在母线倒闸过程中，应将母联开关的操作电源拉开，避免操作过程中母联开关误跳闸，造成带负荷拉刀闸安全事故的发生。

3）在进行将一条母线上的所有元器件全部倒换至另一母线上时，应根据操作机构的位置和操作人员的习惯，正确使用以下两种倒换次序：一种是将某一元件的刀闸合于一母线，而拉开另一母线刀闸；另一种是将全部元器件均合于一母线之后，再拉开另一母线的所有刀闸。

4）当设备倒换使得母线上的电压互感器停电，因注意不可使继电保护及自动装置因失去电压而发生误动作而向不带电母线反充电，从而引起电压回路熔断器熔断、继电保护误动等情况的出现。

5）由于设备倒换至另一母线或母线上的电压互感器停电，继电保护及自动装置的电压回路需要转换由另一电压互感器给电时，应注意勿使继电保护及自动装置因失去电压而误动作。避免电压回路接触不良以及通过电压互感器二次向不带电母线反充电的现象。

6）母线操作时应根据母差保护运行规程对母差进行保护。母差保护应贯穿于倒母线操作过程中，母线装有自动重合闸，操作中应根据需要对重合闸方式作相应改变。

3.直流回路操作时的危险点及防范

直流回路操作是变电运行操作人员常见的操作项目。直流回路操作方法不正确，致使某些保护及自动装置误动作等危险和隐患。

（1）取下直流控制熔断器时，为防止产生寄生回路，避免保护装置的误动作，应严格按照先取正极、后取负极的操作顺序；装上直流控制熔断器时，应严格执行先装负极，后装正极的操作。在进行装、取熔断器时，判断正确后应果断和迅速，避免反复地接通、断开的操作方式，在取下和再装上之间应有不小于5s的时间间隔。   （2）运行中需要停用直流电源时，应采取先停用保护出口连接片，再停用直流回路的正确顺序；恢复时采用相反的操作顺序。

（3）断路器停电操作中，应在确认拉开开关做好了安全措施之后取下。

（4）在断路器送电操作中，断路器的控制熔断器应在拆除安全措施之前装上。这是因为在装上控制熔断器后，可以检查保护装置和控制回路工作状态是否完好。

4.环形网络的并解列操作危险点及其防范

环形网络的并解列即合环、解环操作，是电力系统变电运行中由一种方式向另一种方式转变的常见操作。环网的并解列操作中，除应满足线路和变压器自身操作的一般要求，还应正确预计每一步骤的潮流分布、对各元件允许范围进行安全控制，确保环网并解列操作后电力系统的安全运行。

环网的并解列操作应满足以下条件：

（1）初次合环，或在可能引起线路相位变化的检修之后进行合环操作时，为保证相位一致，必须随时进行相位测定。

（2）应对电压差进行调整和控制，保证最大允许电压差不超过20%；特殊情况下，应将环网并列最大电压差控制在30%以内。

（3）合环后应保证线路各元件不过载、对各结点电压进行控制和监测，使之不超出规定值。

（4）继电保护系统应满足和适应环网的方式。

（5）解环操作时，应综合考虑解环对潮流电压、负荷转移以及自动装置继电保护的变化等。

以上这些潜在的危险点构成变电运行的隐患，若不能得到及时有效的预控，将会导致安全事故的发生。

三、变电运行作业危险点及隐患预防措施

变电运行日常工作中，应在建立规章制度执行危险点控制的同时，强化危险点预防工作。

1.提高危险点预防意识

变电运行作业中，应结合现场实际，强化安全理念，不断提高操作人员的安全意识，实现创新管理。将操作人员心理状态、变化因素等纳入危险点预防工作范围内。

2.实行人性化管理

“人性化”的安全管理是众望所归，它是企业实现长治久安的关键，是刚性约束与柔性管理的润滑剂。合理运用人性化管理，可增强操作人员工作的责任心和荣誉感，激发工作人员爱岗敬业精神。

3.强化员工执行标准化操作的力度

通过严格执行操作票、流程卡工作制度等标准化作业模式规避操作危险点和杜绝隐患的有力保证。

4.加强人员危险性教育和培训工作

要使员工切实感受现实存在的危险。开展实用性技术培训是提高人员整体素质、防止人员误操作、对危险点有效预防和控制的重要手段。此外，还应建立有效的激励机制，提高员工的学习力。

5.将红外热像仪等新技术融入变电运行

红外热像仪可对变电运行的高、低压电气设备实时进行远距离的、非接触式的诊断。与传统的停电预防性检测相比较，红外热像仪更能对设备的缺陷进行有效地、真实的检查。由于红外测温仅仅是对物体发出的红外线进行接收而不对设备外加任何红外源，所以对运行中的设备不会损害和影响正常的电力生产、运行的连续性。

四、结论

综上所述，安全生产是电力企业常抓不懈、永恒不变的主题，是电力系统工作的中心。明确隐患的概念和构成是实现危险点的预控、确保变电运行的首要环节。只有对安全隐患进行全员、全过程、全方位的控制和预防，才能保证变电运行工作的正常运行，在给社会带来稳定的同时为企业创造效益。

浅谈500kV变电站500kV刀闸的操作顺序论文

摘要：

介介绍了500 kV 3/2开关接线方式及其特点，结合几种典型的500kV停送电操作任务(线路停电倒闸操作、母线侧开关停送电操作、中间开关停送电操作)，对500kV刀闸的操作顺序进行了分析，指出了正确的操作步骤，降低刀闸误操作的概率。

关键词：

500kV变电站;刀闸;操作顺序

一、引言

500kV变电站在系统中担负着连接电源、联网、转送功率、降压和保证供电等任务，因此，500kV变电站主接线供电可靠性显得尤为重要。目前，南方电网500kV电气主接线都采用可靠性高的3/2开关接线方式。

3/2开关接线是指3台开关串联，接于2条母线，形成一串，从2台开关之间引出2条线路(3台开关供2条线路)，每条线路占个开关，又称为一个半开关接线。3/2开关接线的倒闸操作不同于双母线和单母线接线的倒闸操作。

从以往的运行经验看，在电力系统倒闸操作中，带负荷拉合闸事故是危及电网安全运行的恶性误操作事故之一，正确把握操作过程中刀闸操作顺序避免或尽可能缩小倒闸的误操作事故对电网安全运行的影响显的尤为重要。《电力安全工作规程》第19条规定：停电拉闸操作必须按照断开开关——拉开负荷侧刀闸——拉开母线侧刀闸的顺序进行。送电操作相反。3/2接线的开关停送电时，因为两侧均为电源侧，对于”电源侧”、“负荷侧”有时难以明确界定，而且母线故障影响较小，该条规定意义不大。根据3/2开关接线特点，线路或变压器比母线更重要，因此，必须分析开关两侧刀闸发生带负荷拉、合刀闸事故对系统的影响，以确定拉闸顺序。

二、线路停电倒闸操作

线路停电时应先断开中间开关，再断开母线侧开关，主要是为了防止发生故障，导致同串的线路或变压器停电(如图1所示)。线路L3进行停电操作时，应先断开5012开关，切断小负荷电流，再断开5013开关，切断全部负荷电流。这时若发生故障，则II母线母差保护动作，跳开5013、5023开关，切除故障，l号主变可继续运行。若先断开5013开关，后断开5012开关时发生故障，则将导致本串1号主变停电。

当500kV长输电线路装有并联高压电抗器时，线路停电应先断开电抗器侧开关，再断开另一侧开关。送电时则相反。为避免装有并联高压电抗器的500kV线路不带电抗器送电，无并联高压电抗器时，应根据线路充电功率对系统的影响选择适当的停、送电端。

3/2开关接线中，线路停电开关合环运行时，应将本侧远方跳闸装置停用，投入两开关之间的短引线保护。

(一)线路或主变停送电操作

500kV变电站220kV设备多采用双母线接线方式，220kV线路停送电操作过程中开关母线侧刀闸与线路侧刀闸的操作顺序比较明确，即停电操作时先分开关线路或主变侧刀闸，再分开关母线侧刀闸;送电操作时则先合母线侧刀闸，再合线路或主变侧刀闸。这是因为刀闸的作用只是使被检修设备有足够可见的安全距离，建立可靠的绝缘间隙，保证检修人员及设备的安全，所以它不具备切断负荷电流和短路电流的的能力。在停电操作时出现开关假分情况时，先分母线侧刀闸会导致故障使220kV母差保护动作切除故障点;如果先分线路或主变侧刀闸，则使线路或主变保护动作切除要停电检修的线路或主变。两相比较切除单一线路或主变对电网造成的`影响要小。

对于500kV线路停电操作，也是按照先分开关线路或主变侧刀闸，再分开关母线侧刀闸的顺序，原因也是因为出现开关假分情况时，切除要停电的线路或主变与切除母线相比，切除要停电的线路或主变对电网的影响小。

(二)母线侧开关停送电操作

l、线路或主变停电过程

如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧开关跳闸，切除故障点，保证其他线路、主变及母线正常运行;如带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有开关跳闸，造成母线失压，降低供龟可靠性，威胁系统安全运行。因此，应按照断开开关—，一拉开线路或主变侧刀闸——拉开母线侧刀闸的顺序依次操作。送电操作顺序相反。

2、线路或主变运行母线停电(或母线侧开关转检修的操作)如带负荷拉闸事故发生在母线侧，母线上所有开关跳闸，切除故障点，保证线路及主变正常运行;如带负荷拉闸事故发生在线路或主变侧，两侧开关跳闸，造成线路或主变停电事故，危及电网安全运行。因此，应按照断开开关——拉开母线侧刀闸——拉开线路或主变侧刀闸的顺序依次操作。送电操作顺序相反。

(三)中间开关停送电操作

1、500kV3/2接线中间开关一侧线路或主变运行，另一侧线路或主变需要停电的操作。如带负荷拉闸事故发生在线路或主变运行侧，造成运行中的线路或主变两侧开关跳闸。如带负荷拉闸事故发生在需要停电的一侧，线路两侧开关跳闸切除故障，不影响电网安全运行。所以应按照断开开关——拉开停电侧刀闸——拉开运行侧刀闸的顺序依次操作，停电操作应与上述相反的顺序进行。

2、500kV3/2接线中间开关两侧线路或主变都运行，中间开关转入检修停电的操作。顺序应视开关两侧发生带负荷拉闸事故对电网的影响程度进考虑。即按照断开开关——拉开对电网的影响较小一侧的刀闸——拉开对电网的影响较大一侧的刀闸的顺序依次操作。送电操作应与上述相反的顺序进行。

(四)母线停送电操作

对于线路停电操作的情况调度值班员是按规定顺序下逐项操作指令的，操作人员执行没有难度与异议。但是500kV母线停电操作时，通常调度只下综合指令，而对于先拉开关母线侧刀闸，还是先拉开关线路侧刀闸没有明确指令。笔者认为此时应抛弃传统上认为母线为电源侧的观念，操作顺序为先拉开关母线侧刀闸，再拉开关线路侧刀闸。因为此时操作的目标元件是母线，操作目的是让母线停电检修，此时的电网调度运行方式的考虑因素包括母线停电。如果此时出现开关假分情况，先拉开关母线侧刀闸导致的后果是使母线切除，而如果先拉开关线路侧刀闸，必然会导致线路跳闸，两种后果相比较，500kV”母线切除”对电网的影响相对要小。

三、结束语

在电力系统倒闸操作中，带负荷拉、合刀闸是几种常见的恶性误操作事故之一。通过对3/2开关接线刀闸操作顺序的分析，指出了正确的操作步骤，降低了事故发生率。

参考文献：

[1]全国电力工人技术教育供电委员~.500kV变电运行岗位技能培训教材[M].北京：中国电力出版社，2002.

[2]江苏省电力工业局.变电运行技能培训教材(500kV变电所)【M】，北京：中国电力出版社，1999.

[3]李涟叶，郭克等，中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG10006-2004.电气操作导则[s].北京：中国电力出版社，2004，04.

对闭环运行方式配电自动化系统的探讨【关键词】自动化系统【摘要】对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述�配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后 -对闭环运行方式配电自动化系统的探讨【关键词】自动化系统【摘要】对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0 概述� 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。� 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30�s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。�1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标 该区共10�km2，区内110�kV变电站一座，目前投入�MVA变压器2台。110�kV进线2回内桥接线，分别引自上级500�kV变电站。出线为35�kV�10回、10�kV�14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。� 拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：� （1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。� （2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率。� （3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。� （4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。� （5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。� （6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能：� 1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印；� 2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电；� 3) GIS地理信息系统功能；� 4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能；� 5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。�2 对原配电网改造的主要内容�2．1 变电站综合自动化改造� 由于该110�kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。�2．2 部分用户变电室改造� 由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。� 在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。�2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择� 改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。�2．4 保护定值的调整� 系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110�kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500�kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。�2．5 其他� 少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。� 由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。�对闭环运行方式配电自动化系统的探讨【关键词】自动化系统【摘要】对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述�配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后 -对闭环运行方式配电自动化系统的探讨【关键词】自动化系统【摘要】对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0 概述� 配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。� 实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30�s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。�1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标 该区共10�km2，区内110�kV变电站一座，目前投入�MVA变压器2台。110�kV进线2回内桥接线，分别引自上级500�kV变电站。出线为35�kV�10回、10�kV�14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。� 拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：� （1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。� （2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率。� （3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。� （4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。� （5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。� （6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能：� 1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印；� 2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电；� 3) GIS地理信息系统功能；� 4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能；� 5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。�2 对原配电网改造的主要内容�2．1 变电站综合自动化改造� 由于该110�kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。�2．2 部分用户变电室改造� 由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。� 在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。�2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择� 改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。�2．4 保护定值的调整� 系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110�kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500�kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。�2．5 其他� 少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。� 由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。�对闭环运行方式配电自动化系统的探讨【关键词】自动化系统【摘要】对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述�配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后

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