摘要：为解决某供电区主网供电不足的问题，建设了6座能实现就地保护，并通过GPRS通信可在调度端实现“三遥”功能的35kV临时变电站。6座35kV临时变电站基本运行模式与配网自动化类似，为未来配网自动化提供了丰富的运行经验和重要的实践指导意义。

    为解决某县供电区主网供电不足问题，建设了6座35kV临时变电站。临时变电站的一个最大特点是实现就地保护，并通过GPRS网络通信在调度端实现“三遥”功能。几年的运行情况表明，临时变电站作为一种临时过渡，并不是一种成熟的运行模式，但因基本运行模式与配网自动化类似，故在运行中暴露的各种问题和改进方法对建设配网自动化具有重要的指导意义。
    1 临时变电站建设情况
    临时变电站建设面积较小，一般在租赁土地上建设，采用其它变电站退下来的老旧变压器，仅增加断路器等配套设备，投资较少。建设6座35kV临时变电站可分为2个阶段。
    1.1低压侧采用智能断路器模式
    35kV采用隔离开关和跌落式熔断器组合，10kV采用智能断路器方式，实现无人值守功能。10kV成套开关装置具备通信和智能就地处理故障功能，并利用通信管理机把变电站10kV侧设备运行信息上传至后台机，实现与调度的智能接口和“三遥”功能。因 35kV侧为熔断器保护，故在运行中易出现35kV熔断器单相熔断，造成10kV开关不动作，严重影响供电质量和设备安全运行。对此，对10kV保护装置实施改造，增加缺相动作保护，但局限于设备模式，效果并不明显。
    1.2高低压侧均采取智能断路器模式
    建设最后2个临时变电站时，35kV侧使用35kV智能重合器，与10kV重合器配合，不再使用跌落式熔断器，实现了高低压两侧与调度的智能接口和“三遥”功能。

    2 临时变电站运行中的问题
    随着临时变电站的增多和逐渐投运，·受其建设模式不成熟及设备选型不合理等影响，各种运行缺陷开始出现，影响着供电可靠性和安全性。
    2.1网络通信问题
    临时变电站数据传输通过GPRS，使用外网与设备上的电话卡进行数据传输。随着临时变电站的投运，问题开始逐渐显现。
    首先是电话卡费用问题。因为该县负荷有明显的峰谷差，所以大多数临时变电站只在负荷高峰期使用，负荷低谷期间都处于停运状态。这导致再次投运临时变电站时电话卡欠费停机无法使用，不得不换卡，致使后台数据需要重设。
    其次是通信稳定性问题。GPRS传输数据非常慢，导致远程操作时反应时间长，在恶劣天气时情况更甚。
    最后，因保护装置在室外运行，故常出现损坏及接触不良等情况。这导致电话卡处于关机状态，需拔出重新插人，严重影响工作效率。
    2.2户外运行造成缺陷
    保护装置在户外运行，特别是负荷低谷期间长期处于停运状态，易出现电子器件损坏情况，不得不进行更换和维修。在正式的变电站内，因保护装置在户内运行，故极少发生这种情况。
    2.3使用外网进行远方监控问题
    调度端的监控后台使用外网进行GPRS通信。在运行过程中，外网使用不当，多次中病毒，造成后台程序破坏，界面无法打开，需重新安装或恢复系统。
    2.4模式不成熟造成问题
    因为建设临时变电站是为了解决负荷高峰期的可靠供电问题，所以最初的临时变电站配置较简单。但是，随着运行时间的逐渐增长，部分临时变电站因所处地区负荷的增大而转为长期运行。由于临时变电站保护装置无法检测接地故障，没有缺相保护功能，因此严重影响临时变电站的安全与稳定。后期虽然对设备进行了一系列改进，但效果一般，因此在建设最后2个临时变电站时增加35kV开关等设备，以保证临时变电站供电安全和可靠性。
    2.5运维管理问题
    临时变电站由于其性质，最初并未纳人正常变电站运维管理之中，但是随着数量的增多，管理不到位引起的问题开始凸显。
   （1）运维主体和分工不明确。临时变电站运行之初，监控后台在各操作队内放置，由操作队进行监控并定期对站内设备进行巡视。但是，随着临时变电站的增多，这种分散化管理模式的弊端开始出现。为了便于集中管理，将后台转到调度中心，由调度对全部！洁时变电站进行集中监控。
   （2）临时变电站未纳人正常的检修管理，主要体现在：没有明确的责任分工，且设备分界点不明，不管调度还是检修工区，一旦出现运行缺陷，都表示不属于自己的维护范围；临时变电站未纳人定检范围，造成设备没有进行正常的预试和定检。为解决上述问题，采取了以下方法：明确责任分工和部门间的设备维护分界点；出台临时变电站管理办法，建立临时变电站定检制度，按设备检修周期进行设备定检预试，并进行备品备件储备，规范设备日常检修。

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