35kv变电站设计毕业（共9篇）
我国电力工业的技术水平和管理水平正在逐步提高，现在已有许多变电站实现了集中控制和采用计算机监控．电力系统也实现了分级集中调度，所有电力企业都在努力增产节约，降低成本，确保安全远行。电力工业的发展,单机容量的增大、总容量在百万千瓦以上变电站的建立促使变电所建筑结构和设计不断地改进和发展。变电站结构的改进、新型建材的采用、施工装备的更新、施工方法的改进、代管理的运用、队伍素质的提高、使火电厂土建施工技术及施工组织水平也相应地随之不断提高。电力工业的迅速发展，对变电所的设计提出了更高的要求。
变电站是电力系统的重要组成部分，是电力网中的一个中间环节，它的作用就是通过变压器和线路将各级电压的电力网联系起来，以用于变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压，并起到联系发电厂和用户的中间环节。110∕35∕10 KV降压变电站电气一次系统设计内容
在电力系统中，变电站主要承担电压变换这一重要任务，其作用可以概括：
1.提高输电电压，减少电能损失。电能在输送过程中，由于电能的热效应，就要产生电能损失，且电能转化为热能的损失与电流的平方成正比。因此，当输送功率一定时，提高输电电压就可以减少电流，电网就会相应减少电能损失。
2.降低电压，分配电能。电能经升压输送到用户后，用户很难使用这些高压的电气设备，需要降压变电所把电压降低再分配到用户供用户使用。
3.集中电能，控制电力流向。一个电网多数由多个电源点提供电能，这些电能的集中必须通过枢纽升压变电所来实现。在用电地区，根据负荷情况，再由降压变电所来控制电力的流向。
4.调整电压，提高电能质量，满足用户的要求。通过变电所的变压器调压装置和无功补偿设备，既可使用户得到稳定的电压，也可提高线路的输电功率。变电站是电网建设和电网络改造中非常重要技术环节，所以变电站的设计是我国电网建设的重要环节。其运行的安全与否，直接关系到电网的安全和稳定，对国民经济和社会的发展至关重要。在目前的电网建设中，尤其是在变电所的建设中，土地、资金等资源浪费现象严重，存在重复建设、改造困难、电能质量差
。等问题已成为影响高压输变电工程建设成本和运行质量的重要因素。随着电网的发展及超高压大容量的形成，变电站运行设备和运行操作一旦发生事故而不能
及时消除或处理不当，就将危机电网的安全运行，严重时甚至酿成大面积停电。所以变电站需要采用节约资源的设计方案,既要保证电能质量和用电安全等问题，同时还要满足以后电网改造简单、资源再利用率高的要求。对一个中小型变电站的主接线就毋须要求过高的可靠性，也就没有必要太复杂的接线形式；而对于超高压变电所，由于它们在电力系统中的地位很重要，供电容量大、范围广，发生事故可能使系统稳定运行遭破坏，甚至瓦解，造成巨大损失，所以就要求较高的可靠性。
在借鉴已建110∕35∕10 kV降压变电站设计经验的基础上，对110 ∕35∕10 kV降压变电站电气主接线、电气设备的平面布置、电气设备选型、防雷、接地、等方面提出一系列设计思路。
（1）主变容量和型号的选择是根据负荷发展的要求。包括主变压器型号的选择，冷却方式，有载还是无载调压方式。
（2）电气主接线的设计确定主接线的形式对变电所电气设备的选择、配电装置的布置、供电可靠性、运行灵活性、检修是否方便以及经济性等都起着决定性作用。变电所的主接线应根据变电所在电力系统中的地位、回路数、设备特点及负荷性质等条件确定，并且满足运行可靠，简单灵活、操作方便和节约投资等要求，便于扩建。主接线必须满足可靠性、灵活性和经济性三项基本要求。供电可靠性是指能够长期、连续、正常地向用户供电的能力，可以进行定量评价。
发电厂、变电站主接线必须满足以下基本要求。运行的可靠
断路器检修时是否影响供电；设备和线路故障检修时，停电数目的多少和停电时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电。具有一定的灵活性
主接线正常运行时可以根据调度的要求灵活的改变运行方式，达到调度的目的，而且在各种事故或设备检修时，能尽快地退出设备。切除故障停电时间最短、影响范围最小，并且再检修在检修时可以保证检修人员的安全。操作应尽可能简单、方便
主接线应简单清晰、操作方便，尽可能使操作步骤简单，便于运行人员掌握。复杂的接线不仅不便于操作，还往往会造成运行人员的误操作而发生事故。但接线过于简单，可能又不能满足运行方式的需要，而且也会给运行造成不便或造成不必要的停电。经济上合理
主接线在保证安全可靠、操作灵活方便的基础上，还应使投资和年运行费用小，占地面积最少，使其尽地发挥经济效益。
5应具有扩建的可能性
由于我国工农业的高速发展，电力负荷增加很快。因此，在选择主接线时还要考虑到具有扩建的可能性。总结
本次设计是《110 ∕35∕10 kV降压变电站电气一次系统设计》，变电所的设计或改造需要既能保证安全可靠性和灵活性，又能保证保护环境、节约资源、易于实现自动化设计方案。在这种要求下，变电所电气主接线简单清晰、接地和保护安全高效、建筑结构布置紧凑。因而，变电所应从电力系统整体出发,力求电气主接线简化,配置与电网结构相应的保护系统，采用紧凑布置、节约资源、安全环保的设计方案。以节约资源、保护环境、设计高安全、高质量的变电所为目的，从电源设置、主接线形式确定、设备选择和配电装置布置等方面提出设计思路。
参考文献
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邯钢球团35kV变电站设计方案为全户内无人值班站。35kV配电装置采用户内高压开关柜单列布置, 全电缆进出线;10kV配电装置采用户内高压开关柜单列布置, 全电缆出线;主变压器采用2台容量为31.5MVA优质的三相双绕组低损耗、低噪音有载调压变压器, 户内布置;每台配置1组容量为5010kvar无功补偿装置, 散装成套户内布置。
2 电力系统部分
本方案按照用户委托给定的主变压器及线路规模进行设计。变电站接入邯钢连轧220kV变电站35kV配电系统。变电站正常运行方式一分到底, 母联断备。
3 电气一次部分
3.1 电气主接线
3.1.1 变电站建设规模
1) 新上两台31.5MVA变压器, 双绕组, 有载调压;
2) 35kV, 两进两出, 设母联及PT;3) 10kV, 12回出线, 设母联隔离, 每段设接地变及无功补偿装置;4) 无功补偿, 每组容量分别为5010kvar无功补偿并联电容器, 共两组。
3.1.2 35kV电气主接线
35kV采用单母线分段接线。
3.1.3 10kV电气主接线
10kV采用单母线分段接线。
3.1.4 各级电压中性点接地方式
35kV中性点采用经消弧线圈接地。10kV侧中性点采用经消弧线圈接地。
3.2 短路电流及主要设备选择
3.2.1 短路电流水平
根据短路电流计算结果:新建球团35kV变电站设备选择条件为:35kV母线短路电流为25kA, 10kV母线短路电流为31.5kA。
3.2.2 主要电气设备选择
根据邯郸地区相关数据, 变电站所在的海拔高度为70m左右, 电气设备基础的抗震校验烈度为7度。
1) 电力变压器
选择三相两绕组自冷有载调压变压器;
型号:SZ10-31500/35;
容量:31.5MVA;
电压比:35±2×2.5%/10.5kV;
接线组别:YNdll;阻抗电压:Ud%=8。
2) 35kV、10kV电气设备, 均选用金属铠装移开式开关设备, 为户内型, 断路器选用弹簧机构真空断路器。
3) 10kV并联电容器补偿
并联电容器装置选用户内框架散装式成套装置, 电容器固体介质选用全膜, 内附熔丝。为了限制合闸涌流, 电容器组设6%干式空芯串联电抗器。
3.3 过电压保护及接地
各级电压等级的氧化锌避雷器按GB1032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》及DL/T804-2002《交流无间隙金属氧化物避雷器的使用导则》中的规定进行选择。
直击雷保护:本所变压器及配电装置采用全室内布置, 本所变压器及配电装置全部采用室内布置, 且全部电缆进出线, 按规程规定可不设直击雷保护装置。
雷电侵入波保护:根据现行过电压保护规程要求在各级电压母线配有氧化锌避雷器。
接地网采用以水平接地体为主, 垂直接地极为辅的复合地网。布置方式为网状接地, 闭合成环形。
二次设备间设保护装置专用接地铜排, 接地铜排首末端同时连接, 一点与主接地网连接。
3.4 电气设备布置及配电装置
3.4.1 电气总平面布置
为了节约占地和减少投资, 变压器、配电装置及辅助建筑全部布置在一栋综合楼内。
整个布置便于设备间联络及电力电缆进出线, 节约电力电缆和控制电缆长度, 运行、维护、检修比较方便。
3.4.2 配电装置型式
1) 两个变压器室并列布置, 变压器基础布置在鹅卵石池内, 整体布置便于设备安装及检修;2) 35kV高压开关柜背后靠墙单列布置, 安装在高压配电室内;3) 10kV高压开关柜背后靠墙单列布置;4) 电容器及消弧线圈接地变按间隔布置在单独房间内。设备基础和预埋件布置应满足设备安装的要求。
3.5 站用电及照明
3.5.1 站用电
变电站装设两台315/10.5-80/0.4干式接地变压器兼站用变压器, 每台变压器总容量为315 kVA, 其中站用电额定容量80kVA, 两台变压器分别经断路器接入10kVI、II段母线上。
3.5.2 照明
主控制室其它辅助建筑采用荧光灯, 二次设备室、屋内配电装置及主要通道处, 应装设事故照明。事故照明电源取自直流屏。当交流电源失去时, 事故照明自动投入。
电缆夹层采用安全电压24V, 灯具选用防爆灯具。
3.6 电缆设施
电缆孔处采用防火堵料封堵, 其耐火极限为4h;
所有电力电缆均刷有防火涂料, 所有电缆均为防火阻燃电缆;
站内外电缆联接处设有防火墙, 电缆孔洞处采用防火堵料加以封堵。
4 电气二次部分
4.1 计算机监控系统
1) 设计原则
(1) 综合自动化系统总体为分层分布式结构, 变电站采用具有远方控制功能的计算机监控系统;
(2) 计算机监控系统完成对变电站内所有设备的实时监视和控制, 数据统一采集处理, 资源共享;
(3) 变电站内所有的电气模拟量采集采用交流采样;
(4) 保护动作及装置报警等重要信号采用硬接点方式输入测控单元;
(5) 远动数据传输设备应该有1+1冗余配置, 计算机监控主站与远动数据传输设备信息资源共享;
(6) 所有站内的保护装置应能够使其功能独立, 能摆脱监控后台运行。同时应该考虑保护回路与控制测量回路的分开;在保护装置内部应该还包括断路器的操作控制回路;
(7) 本系统应具有与邯郸地区电力调度数据专网和邯钢电调的接口, 软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及河北南网电力系统通信规约的要求。
2) 监控范围
(1) 35kV及10kV电压等级的断路器以及隔离开关、电动操作接地开关、主变压器中性点隔离开关;
(2) 两台主变压器的有载调压的分接头调节;
(3) AC380V母线及站用电的母联开关;
(4) 站用DC220V系统和后台不间断供电系统;
(5) 变电站进出口及主要电气设备的图像监视信号。
4.2 二次设备布置
1) 变电站二次设备按列布置在二楼的主控室内, 间距应满足规范要求;
2) 计算机监控系统的远动通信设备及后台主机布置在监控值班室内;
关键词数字化变电站设计电气设备过渡方案
引言
目前，变电站综合自动化技术已经在我国得到广泛的应用，但是，变电站综合自动化技术的运用还存在一些技术上的局限性。另外，随着电力系统的结构越来越复杂，电压等级越来越高，对系统运行管理也提出了更高的要求。随着数字式互感器技术和智能一次电气设备技术的日臻成熟并开始实用化，以及计算机高速网络在电力系统实时网络中的开发应用，数字化变电站技术开始在我国逐步得到应用。数字化变电技术代表着变电站自动化技术的发展方向。IEC61850标准为数字化变电站技术奠定了技术标准。数字化一次设备以及数字化通信技术的发展及实用化，也使得按IEC61850建设数字化变电站成为可能。
1数字化变电站的关键技术
就目前技术发展现状而言，数字化变电站是建立于IEC61 850通信规范基础上， 由电子式互感器(ECT、EVT)、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备按变电站层、间隔层、过程层分层构建而成，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。它的关键技术主要包括以下几个方面。
1.1 IEC61850标准
就概念而言，IEC61850标准主要围绕以下4个方面展开：
(1)功能建模。从变电站自动化通信系统的通信性能(PICOM)要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型(Part5)。
(2)数据建模。采用面向对象的方法，定义了基于客户机／服务器结构的数据模型(PartT-3／4)。
(3)通信协议。定义了数据访问机制(通信服务)和向通信协议栈的映射，如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS(IEC61850-8-I)，在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络。
(IEC61850-9-1)或映射成基于IEEE802，3标准的过程总线(IEC61850-9-2)(Part 7-2，Part8／9)。
(4)变电站自动化系统工程和一致性测试。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(Part6)，描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操作性，Part10描述了IEC 61850标准一致性测试。
1.2电子式互感器
电子式互感器分为两大类：有源电子式互感器和无源电子式互感器。有源电子式互感器利用Rogowski空芯线圈或低功率铁心线圈感应被测电流，利用电容(电阻、电感)分压器感应被测电压。远端模块将模拟信号转换为数字信号后经通信光纤传送。无源电子式互感器利用Faraday磁光效应感应被测电流信号，利用Pockels电光效应感应被测电压信号，通过光纤传输传感信号。
1.3智能化一次设备
根据IEC62063：1999的定义，智能开关设备是指具有较高性能的开关设备和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，不仅具有开关设备的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面。
1.4网络化二次设备
将IEC61850应用于变电站内的通信，以充分利用网络通信的最新技术，实现二次设备的信息共享、互操作和功能的灵活配置。
2系统设计原则
按照数字化变电站的要求和各层所需要达到的功能，针对一个典型接线的35kV变电站，建立数字化变电站模型，并给出系统结构及配置方案。设计方案应具有先进性，同时作为一种实际应用，还应充分考虑目前国内外高压电气设备和二次设备(IED)的发展情况和运行经验。
设计过程分以下几个步骤实现：
(1)建立35kV变电站模型，给出电气主接线和IED配置。
(2)分析数字化变电站的分层网络特点，建立全数字化变电站自动化系统网络。
(3)针对已建立全数字化变电站自动化系统网络，选择数字化变电站高压电气设备和二次设备。
3系统设计方案
3.1变电站主接线及IED配置
以下设计中按照常规的35kV变电站考虑：配备有载调压变压器2台；35kV单母线分段，两路进线一主一备，1号进线所带35kV直配变一台，作为所用备用电源，10kV单母线分段，每段母线各五路出线，集中无功补偿分两台，分别接于10kV I、Ⅱ母线，电气接线如图1所示。
本方案中，35kV变电站采用保护及测控一体化设计，1、2号主变压器各配置一台主变差动保护测控装置，提供双斜率双拐点差动制动特性的比率式电流差动保护和差流速断保护功能。此外，这两台保护还可为变压器高、低压侧提供过流后备保护功能。测控方面的功能包括差动和制动电流、2次和5次谐波、电流等测量值，以及事件及故障录波、数据记录等功能。35kV1、2号进线、母联配置一台线路保护装置，主要提供完整的过流、速断和线路差动保护。两台主变保护各组一个屏，两条进线和母联的保护组一个屏。
对于10kV馈线系统(含进线、变压器、电动机、母联等)，有两种配置方式，第一种是分散安装模式，在每条10kV馈线上配置一台综合馈线保护装置，提供过流和速断保护，其它保护功能包括电压和频率保护、断路器失灵保护等。测控方面的功能包括重合闸、故障测距、断路器操作次数及开断电流统计、同期检测、事件及故障录波、各种电量及需量的测量功能，10RV馈线保护安装在相应的馈线开关柜上。第二种方式是组屏方式安装模式，在10kV每段母线处各配置一台多馈线保护装置，一台这样的保护可同时为5条10kV馈线提供监控保护功能，并为母联提供保护，我们选用后一种安装方式，多馈线保护通过组屏安装在35kV主控室或10kV配电室，10RV I、Ⅱ两段母线只需两台多馈线保护装置，各组一个屏。
变电站层配置主、备两个远动主机和主、备两个后台监控主机以及工程师站、人机工作站等设备，整个系统共组五个屏放在主控室。
为了使得变电站可以兼容部分不支持IEC61850的智能设备(女IIUPS、直流屏、消弧系统，电度表等)，所以方案中设置了单独的IEC61850通信管理机、对时等辅助设备，其功能是将这些智能设备转换成符合IEC61850规范，同时实现统一对时。
3.2变电站网络组网
3.2.1过程层网络
过程层上最大的数据流出现在电子式互感器和保
护、测控之间的采样值传输过程中，采样值传输有很高的实时性要求。此外，保护、测控装置之间的互锁，保护和智能开关之间的跳合闸命令也有很高的实时性和可靠性要求。因此，过程层通信的实时性和可靠性是最为关键的问题。
过程层组网有四种方案，分别为面向间隔原则、面向位置原则、单一总线原则和面向功能原则。其中面向间隔组网方案结构清晰，易于维护，互操作性甚至互换性既可在IED层面获得，也可在间隔层面获得。在IEC61850实施初期，由于缺乏足够的互操作性实践经验，该方案使间隔层的互操作性更容易得到保证，所以在本设计中采用此方案组网，并采用100MB光纤冗余的过程总线环网，保证采样值报文和跳闸GOOSE报文传输的实时性、可靠性，具体构建如下：
35kV部分和10kV部分各为一间隔进行组网，这两部分的ECT／EVT从一次侧采集到电流／电压信号后，分别接入本间隔内设置的合并单元中，合并单元采用IEC61850-9-2标准对采样值进行处理，处理后的采样信息经过本间隔内的一台工业以太网交换机接入过程层环网中，这样，采样值信息就可以在过程层环网上被共享，传至保护和测控设备里。智能开关设备如同合并单元一样，经本间隔内的一台工业以太网交换机接人过程层环网中，传至保护和测控设备中，合并单元及智能开关设备分别接入这两台交换机中，这样的话，同一间隔内的两台交换机可达到网络冗余功能，如果有其中一台交换机故障也不会影响过程层重要数据的传输安全。
3.2.2变电站层网络
变电站站级网络主要处理间隔层之间IED的通信，同时要与后台人机工作站、工程师站进行信息交换，并通过远动装置与各级调度进行双向信息交换，变电站网络也可以通过网络设备直接接入电力数据网。
由于间隔层设备之间以及间隔层和变电站层之间需要共享电压、电流值及状态信号，而且间隔层IED数量较多，数据传输量大，为避免出现网络堵塞，保证通信可靠性，变电站层网络采用1000MB~光纤交换式以太环网结构，来保证带宽和可靠性。间隔层为支持IEC61 850标准的数字式智能电子设备保护、控制、测量，集中组屏安装。分别有1号主变屏、2号主变屏，35kV两条进线、母联屏，2面10kV馈线保护屏，每一单元为一独立网络单位，相互之间可以交换信息，基于IEC61850标准规范与环网总线相连，与其它各单元、主站和调度系统进行交换信息。后台控制室通过变电站网络向保护和测控装置下达控制命令，GPS装置也通过变电站网络向全站统一授时，另外，远动系统也由变电站层网络经路由器与外部电力调度网络相连。
根据以上对35kV数字化变电站过程层和变电站层的组网分析，具体网络构建如图2所示。
4电气设备的配置
4.1电流／电压互感器及合并单元
电子式电流／电压互感器分为有源和无源两种，由于有源互感器简单可靠，稳定性较好，国内外已经进入商业运行的以有源互感器居多，光学互感器在超高压系统中优势较大，但还处在不断改进过程中。因此在目前的技术条件下，35kV变电站各电压等级的互感器选用有源互感器。具体选择配置方案如下：
(1)在35kVI号、2号进线部分和在35kV I、Ⅱ段馈线部分各选择一对带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器；在35kV I、Ⅱ段母线处设置带有一个保护级(测量)和一个用于零序电压的电子式电压互感器；35kV母联部分选择带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器。
(2)在10kV I、Ⅱ段母线进线部分各选择有一个保护级和一个测量级的电子式电流互感器；在10kV I、Ⅱ段母线的每条馈线部分同样选择有一个保护级和一个测量级的电子式电流互感器l在10kV I、Ⅱ段母线部分各选择有一个保护级(测量)和一个用于零序电压的电子式电压互感器；10kV母联部分选择带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器。
合并单元负责将有源互感器采集的35kV和10kV线路上电流、电压信号按IEC61850-9-2标准经光纤以太网传输至过程总线所需保护，具体配置方案如下：
(1)在35kV I、Ⅱ段母线处各设置一台合并单元，采集35kV1、2号进线和出线部分的三相线路保护和测量电流值，同时采集35kV I、Ⅱ段母线的单相线路电压值和零序电压值，其中35kVⅡ段母线处的合并单元也负责采集35kV母联部分电流值。
(2)在10kV I、Ⅱ段母线处各设置一台合并单元，采集10kV I、Ⅱ段母线的进线和10条馈线部分的三相线路保护和测量电流值，同时采集10kV I、Ⅱ段母线的单相线路电压值和零序电压值，其中10kVⅡ段母线处的合并单元也负责采集10kV母联部分电流值。
4.2智能断路器
在数字化变电站中，智能开关设备的研究和现场应用相对滞后一步。因此在目前的技术条件下，可供选择的智能开关设备不是很多，目前主要的还是一些国外厂家生产的产品，国内的厂家也已经在开发适用于各种电压等级的智能开关设备，其中35kV和10kV的智能开关柜已经开始试用。
本方案中，35kV和10kV智能开关设备选用智能化的成套开关柜，配备智能保护(控制)装置，这种装置应具有自动采集交流量和监视断路器状态等功能，并以IEC61850标准与站内其它IED进行通信。另一种方案是采用常规的开关柜，再在开关柜上加装基于IEC61850标准的保护、测控一体化装置及智能操作箱来实现智能开关柜的功能。
4.3交换机
以太网交换机在过程层通信的主要网络部件，由于过程层通信所处的恶劣电磁环境，以及采样值和GOOSE信息对实时性的要求，方案中选择工业以太网交换机。
这种工业以太网交换机应满足IEC61850-3中变电站环境对设备的要求，较普通交换机更加坚固，可安装在标准DIN导轨上，并有冗余电源供电，接插件采用牢固的DB-9结构或者更加坚固的具有IP67防护等级的M-12接口，用以满足苛刻的工业现场环境，可以抵抗震动、腐蚀和电磁干扰，大大提高了设备和网络的可靠性。交换机采用双全工交换模式，支持IEEE802。lq(虚拟局域网)和IEEES02.1p(优先级标签)这两个与网络通信服务质量密切相关的协议。其中，IEEE802.1q定义了基于端口的虚拟局域网(VLAN)，IEEE802.1p定义了报文传输优先级，后者对于过程总线上采样值报文和跳闸GOOSE报文的实时传输十分重要，因为当过程总线上数据通信负荷较大时，通过给采样值报文和跳闸GOOSE报文置上高优先级标签，可以保证这两类报文会在交换机内优先转发出去。
在网络结构上，工业以太网交换机利用光纤双环网的网络架构和环网冗余协议，光纤网络具有很高的抗干
扰性，环网冗余协议相对于标准以太网的STP(生成树协议)及RSTP(快速生成树协议)的断路器恢复时间有了明显提高，如业界领先的工业交换机制造商MOXA公司的专有环网冗余MOXA Turbo Ring协议，能够在环网线路出现故障时在20ms内切换到备份路径，保持通讯的不间断运行，大大提高了网络的可恢复性。并可根据需要灵活选配光端口和电端口的数目。
此外，由于合并单元、保护设备和开关控制器所传输信息的重要性，它们均应直接和交换机端口相连，即保证各自享有独立的带宽。
5数字化变电站建设过渡方案
目前，国内数字化变电站系统的应用和实施尚处于起步阶段，尤其是非常规互感器还需攻克一些技术难题，国内满足要求、可推广应用的智能一次设备太少，就交换机和嵌入式智能装置而言，在过程层应用1000
MB以太网的技术还不成熟。诸如此类问题决定了数字化变电站的推广不可能一步到位，必须根据各地实际情况分阶段按不同的工程方案实施。
第一阶段：变电站自动化系统在变电站层和间隔层真正实现IEC61850，实现不同厂家IED之间的互联和互操作，而过程层设备采用常规设备，间隔层设备采用传统的点对点硬接线联结方式接入常规互感器和断路器；目前很多已投运的数字化变电站采用的都是这种方案。
第二阶段：在不改变现有常规一次设备的基础上，通过在一次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；间隔层设备全部取消了模拟输入、开入和开出，仅通过通信按照IEC61850-9-1／2与合并单元，按照GOOSE与智能控制单元连接，间隔层、过程层间完全通过数字化连接，取消了大量点对点硬接线连接。这种方案是比较主流的。
第三阶段：变电站层和间隔层、过程层全部实现数字化。过程层设备采用非常规互感器和智能一次设备，过程层的测量、监视和控制全部实现数字化、网络化，采用1000MB双环型网络架构，变电站总线和过程总线合二为一，最大限度的实现了信息共享和系统集成，是今后数字化变电站的最终发展方向。 但由于非常规互感器、智能断路器及其他智能一次设备目前仍有大量的技术问题未解决，因此这种方案在目前的实际工程应用中基本处于示范性探索阶段。
6结束语
变压器
SFZ11-8000/35有载调压变压器
高压：36570V
电流：125.7A
额定容量：8000KVA 低压：6300V 电流：733.4
额定电压：35+3*25%/6.3KV
额定电流：132/733.14A
相数：3
额定频率：50Hz
冷却方式：ONAN/ONAN（70%/100%）
绝缘耐热等级：A 使用条件：户外
联结组标号：Ynd11 绝缘水平：LI200AC85/LI65AC25 油箱及储油柜的真空耐受能力50Kpa 空载损耗：7278W 负载损耗：44385W 空载电流：0.22%
短接阻接：7.36%
标准代号：GB1094.1-2-1996
GB1094.3.5-2003 出厂序号：200806045
江苏中电输配电设备有限公司 开关参数
XGN17A-40.5箱型固定式金属封闭开关柜 额定电压：40.5KV
执行标准:GB3906-91 额定电流:50A-100A
防护等级:IP2X
开断电流:2.5KA 重量:1800Kg 山东泰开电气有限公司 电流互感器
型号：LCZ-350型电流互感器 电压：35kV
额定电流比：300/5 额定绝缘水平：40.5/95/185V 厂家：江苏靖江互感器厂 电压互感器
型号：JDZX9-35型电压互感器 额定绝缘水平：40.5/95/200KV 额定电压比：3500/厂家江苏镇江互感器厂 电容器
型号：TVQC2-7.2/2000-4N 额定容量：2000kvar 额定电流：175A 额定电压：7.2kV 容量：500kvar 电抗器
型号：CKSG-30/6.6-6 额定容量：30kvar 额定电流：43.79A 额定电压：6kV
35kV线路技术参数
中 华 人 民 共 和 国 建 设 部 国家工商行政管理局 一九九九年十二月
合 同 书
第一部分 协 议 书
发包人：XXXX矿业有限责任公司
承包人：XXXX建设（集团）有限责任公司
依照《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》及其有他有关法律、行政法规、遵循平等、自愿、公平和诚实信用的原则，双方就本建设工程施工事项协商一致，订立本合同。
一、工程概况
工程名称：XXXX矿业有限责任公司北阳庄矿井35KV变电站安装工程。工程地点：XX矿业有限责任公司。工程内容：35KV变电站安装工程。资金来源：自 筹。
二、工程承包范围
承包范围： 35KV开关柜15台;6KV开关柜35台；低压开关柜9台；变压器SF9-10000／35 10000KVA 3台；变压器SCB9-800／6 800KVA干式电力变压器2台；消弧线圈及小电流接地选线装置2套；无功补偿装置2套；交流电源屏1台；直流屏1套；继电保护为综合自动化，详见招标文件及设计图纸。
三、合同工期
1、开工日期：以具备开工条件发包人书面开工令为准；
2、竣工工期：收到开工令后40天完工。
总日历天数：40 天
四、质量标准
工程质量标准：符合国家及行业现行的施工质量验收规范，质量优良。
五、合同价款
金额（大写）： 壹佰伍拾万元（人民币）。￥:1500000元。
六、组成合同的文件
组成本合同的文件包括：
1、本合同协议书；
2、本合同专用条款；
3、本合同通用条款；
4、标准、规范及有关技术文件；
5、图纸；
6、工程报价单或预算书。
7、招标文件、投标文件、答疑书及承诺书。
8、中标通知书
双方有关工程的洽谈、变更等书面协议或文件视为本合同的组成部分。
七、本协议书有关词语含义与《通用条款》中分别赋予它们的定义相同。
八、承包人向发包人承诺按照合同约定进行施工、竣工并在质量保修期内承担工程质量保修责任。
九、发包人向承包人承诺按照合同约定的期限和方式支付合同价款及其它应当支付的款项。
十、合同生效
合同订立时间： 年 月 日。合同订立地点： 河北蔚县 本合同双方约定 签字盖章 后生效。
发包人：XXXX蔚州矿业 承包人：XXXX建设（集团）
有限责任公司 有限责任公司
法定代表人: 法定代表人： 委托代理人： 委托代理人： 电 话： 电 话： 传 真： 传 真： 开 户银 行： 开户 银 行： 账 号： 账 号： 邮政 编 码： 邮 政 编 码： 第二部分 通 用 条 款
本合同所称《通用条款》指一九九九年十二月由中华人民共和国建设部和国家工商行政管理局制定的（GF-1999-0201）《建设工程施工合同》示范文本中的第二部分《通用条款》。详细内容（略）
第三部分 专 用 条 款
一、词语定义及合同文件：
2、合同文件及解释顺序
合同文件组成及解释顺序：执行《通用条款》。
3、语言文字和适用法律、标准及规范
3.1 本合同除使用 汉语 外，不使用其他 语言文字。3.2 适用法律和法规
需要明示的法律、行政法规：《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》、《建设工程质量管理条例》、《建设工程安全生产管理条例》。3.3 适用标准、规范
使用标准、规范的名称：执行国家最新标准及规范。发包人提供标准、规范的时间：不采用。国内没有相应标准、规范时的约定：无。
4、图纸
4.1 发包人向承包人提供图纸日期和套数：开工前15日，提供设计图纸4套。
发包人对图纸的保密要求：不采用。
使用国外图纸的要求及费用承担：不采用。
二、双方一般权利和义务
5、工程师
5.2 监理单位委派的工程师
姓名：
职务：监理工程师。发包人委托的职权：见《监理合同》。
需要取得发包人批准才能行使的职权：见《监理合同》。5.3 发包人派驻的工程师
姓名：
职务：高级工程师。
职权：全权代表发包人行使发包人的权利和义务。5.6 不实行监理的，工程师的职权：执行5.3款
7、项目经理
姓名： 职务： 项目经理
8、发包人工作
8.1 发包人应按约定的时间和要求完成以下工作：
（1）施工场地具备施工条件的要求及完成的时间：开工前3日内；
（2）将施工所需的水、电接至施工场地的时间、地点和供应要求：开工前3日内；（3）施工场地与公共道路的通道开通时间和要求：开工前3日内；（4）工程地质和地下管线资料的提供时间：开工前3日内；
（5）由发包人办理的施工所需证件、批件的名称和完成时间：开工前3日内完成。（6）水准点与坐标控制点交验要求：开工前3日内以书面形式交水准点及坐标控制点，并进行现场复验。
（7）图纸会审和设计交底时间：开工前15日；
（8）协调处理施工场地周围地下管线和邻近建筑物、构筑物（含文物保护建筑）、古树名木的保护工作：执行《通用条款》。（9）有权对工程的变更进行签证并签字盖章有效。（10）双方约定发包人应做的其他工作：无。8.2、发包人委托承包人办理的工作：无。
9、承包人工作
9.1、承包人应按约定时间和要求，完成以下工作：
（1）需由设计资质等级和业务范围允许的承包人完成的设计文件提交时间：不采用；（2）应提供计划、报表的名称及完成时间：每月20日前向发包人提供本月实际完成进度报表及下月作业计划；
（3）承担施工安全保卫工作及非夜间施工照明的责任和要求：承包人自行负责；（4）向发包人提供的办公和生活房屋及设施的要求：无；
（5）需承包人办理的有关施工场地交通、环卫和施工噪音管理等手续:无；（6）已完工程成品保护的特殊要求及费用承担：执行《通用条款》 ；
（7）施工场地周围地下管线和邻近建筑物、构筑物（含文物保护建筑）、古树名木的保护要求及费用承担：执行《通用条款》 ；
（8）施工场地清洁卫生的要求：保持场地清洁卫生，符合环境卫生和文明施工；（9）双方约定承包人应做的其它工作：无 ；（10）有权拒绝非发包人对工程的变更签证。9.2 遵守发包人的各项管理制度。
三、施工组织设计和工期
10、进度计划
10.1、承包人提供施工组织设计（施工方案）和进度计划的时间：开工前3日内提供。
工程师确认的时间：收到后3日内。10.2、群体工程中有关进度计划的要求：无。
13、工期延误
13.1、双方约定工期顺延的其它情况：执行《通用条款》。
四、质量与验收
17、隐蔽工程和中间验收
17.1、双方约定中间验收部位：另行协商。
19、工程试车
19.5、试车费用的承担：执行《通用条款》。
五、安全施工：执行《通用条款》及双方签订《安全施工协议》。
六、合同价款与支付
23、合同价款及调整
23.2、本合同价款采用 固定价格 方式确定。
采取固定价格合同，合同价款中包括风险范围：承包范围内工程的风险。23.3、双方约定合同价款的其它调整因素：无。
24、工程预付款
发包人向承包人预付工程款的时间和金额或占合同价款总额的比例：合同生效后7日内预付合同价款的 20%。
扣回预付工程款的时间、比例：工程进度款支付到合同总额的40%时，按比例逐月 扣回工程预付款。
25、工程量确认
25.1、承包人向工程师提交已完工程量报告的时间：每月20日前提交当月已完成工程量报表，3日内经发包人审批后生效。
26、工程款（进度款）支付
双方约定的工程款（进度款）支付的方式和时间：次月10日内发包人按签批的进度拨付工程款，拨款比例按85％拨付，竣工结算后10日内拨付至总价款的95%，余5%待项目审计后10日内付清。
七、材料设备供应
27、发包人供应材料设备：发包人负责提供本工程设备、设备厂家随机配套高低压柜母线。
28、承包人采购材料：
28.1、承包人采购材料的约定：本工程全部材料由承包人负责采购，采购的材料应满足设计和有关规范、标准要求，保证质量，资料齐全。
八、工程变更：
九、竣工验收与结算：执行《通用条款》。
32、竣工验收
32.1、承包人提供竣工图的约定：工程竣工验收合格后，15日内向发包人提供完整的竣工图纸四套和竣工资料四套，质保期一年，从实际竣工之日起算。
32.6、中间交工工程的范围和竣工时间：另行协商。
十、违约、索赔和争议
35、违 约
35.1、本合同中关于发包人违约的具体责任如下：
本合同通用条款第24条约定发包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。本合同通用条款第26.4条约定发包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。本合同通用条款第33.3条约定发包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。双方约定的发包人其它违约责任：执行《通用条款》。
35.2、本合同中关于承包人违约的具体责任如下：执行《通用条款》。
本合同通用条款第14.2条约定承包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。本合同通用条款第15.1条约定承包人违约应承担的违约责任：执行《通用条款》。双方约定的承包人其它违约责任：执行《通用条款》。
37、争 议
37.1、双方约定，在履行合同过程中产生争议时：
本合同在履行过程中发生的争议，由双方当事人协商解决，协商不成的按以下条款执行
（1）依法向工程所在地人民法院提起诉讼。
十一、其 它
38、工程分包
38.1、本工程发包人同意承包人分包的工程：无。
分包施工单位为：无。
39、不可抗力
39.1、双方关于不可抗力的约定：执行《通用条款》及风、洪水、地震等自然灾害。40、保 险
40.6、本工程双方约定投保内容如下： ⑴、发包人投保内容：不采用。
发包人委托承包人办理的保险事项：不采用。
⑵、承包人投保内容：不采用。
41、担保
41.3、本工程双方约定担保事项如下：
（1）发包人向承包人提供履约担保，担保方式为：不采用 担保合同作为本合同附件。（2）承包人向发包人提供履约担保，担保方式为：不采用 担保合同作为本合同附件。（3）双方约定的其它担保事项：无。
46、合同份数
46.1、双方约定合同副本份数：正本两份，双方各持一份；副本共八份，双方各持四份。
47、补充条款
——35kv箱式变电站设计
一、箱式变电站概述及应用
随着国民经济的迅速发展，居民生活水平的不断提高，家用电器特别是空调、电饭锅、微波炉等功率大、耗电多的用电设备逐步在普通家庭中普及。市政居民用电负荷的剧增，较早建成的居民生活小区的供电设施亦不能满足目前居民用电负荷增长的需要，存在的主要问题一是小区内的变压器容量普遍偏小，原设计容量仅仅是按能满足居民生活照明用电负荷考虑的，所以急待增容。另外配电设备陈旧落后，需要更新改造。二是小区变配电室面积普遍偏小，不能满足变压器增容及设备改造的需要。三是、随着居民生活小区内各种公共设施的多年建设与不断的完善，目前在小区内已找不到一个较合适的地方来重新建造一座变配电室，以满足居民生活用电负荷增长的需要。箱式变电站又称户外成套变电站，也称做组合式变电站，因其具有组合灵活、便于运输、迁移、安装方便、施工周期短、运行费用低、占地面积小、无污染、免维护等优点，受到广泛重视。农网建设(改造)中，被广泛应用于城区、农村10～110kV中小型变(配)电所、厂矿及流动作业用变电所的建设与改造，因其易于深入负荷中心，减少供电半径，提高末端电压质量，特别适用于农村电网改造，被誉为21世纪变电所建设的目标模式。
箱式变电站是一种将高压开关设备、变压器、低压配电设备、功率因数补偿装置及电度计量装置等变电站设备组合成一体的快装型成套配电设备。上世纪60年代，欧美等西方国家开始使用这种新型户外成套变电设备，由于箱式站与传统的变电所相比，有着明显的优势，其发展速度很快。目前，国外已经大量使用箱式站，以美国为例，箱式站已占90%以上。20世纪80年代初，我国大中型城市中开始陆续采用箱式站，到90年代末期，随着经济的发展，城乡用电量迅速增长，特别是农网改造工程启动后，科研开发、制造技术及规模等都进入了高速发展，箱式站开始被广泛应用于城区、农村中小型变电站、工矿企业、大型工地及流动作业用变电站的建设与改造。
二、箱式变电站的优点
1.结构紧凑，占地少
由于箱式站将配电装置的大部分布置于封闭的箱体内，通过优化设计、合理组合，各部分之间的绝缘距离大大减少，缩小了占地面积和空间。以4000kVA单主变规模变电所为例，建设1座常规35kV变电站，需占地3000m2左右，而且需要大规模的土建工程；而采用箱式变电站，箱体的占地面积最小仅为 100m2，包括35kV的其他设备总占地面积最大为300m2，仅为同规模变电站所占面积的1/10，设备安装简单，既节省了费用又大大节约了土地。
2．安装方便，建造快速
箱式站建造时，首先由设计人员根据变电站的实际要求，设计出一次主接线图和箱外设备的布置，然后只要根据设计结果直接选择箱式站的规格和型号，被选定箱式站的所有设备均在制造厂组装，并经调试和出厂试验合格；现场安装仅需进行箱体定位、电缆连接、保护定值校验、传动试验及其他一些调试工作，一般从安装到运行仅需短短数天时间，与常规变电站的建设过程相比，安装过程大大简化，工作量也大大减少，既缩短了施工周期，又节省了施工费用。
3．投资省，效益高
箱式站的经济性可以从3个方面来看：(1)造价低。除了设备购置费比常规站要贵以外，其他安装费、土建费及征地费都大大节省，综合起来大约比同规模常规变电站减少投资40%左右；(2)提前投资，提前收益。以35kV单台主变4000kVA规模变电站为例，保守估计按提前4个月投运计算，若平均负荷 2000kW，售电利润0.10元/kW·h，3个月可增加净利润60余万元；(3)运行维护费用低。在箱式变电站中，由于先进设备的选用，特别是无油设备的运行，从根本上彻底解决了常规变电所中的设备泄漏问题，变电站可实行状态检修，减少维护工作量，每年可节约大量的运行维护费用，整体经济效益十分可观。
4.组合方式灵活。通用性互换性强
箱式站由于结构比较紧凑，每个箱体构成一个独立系统，这就使得组合方式灵活多变，箱式站没有固定的模式，使用单位可根据实际情况自由组合一些模式，以满足安全运行的需要；箱式站的高低压方案齐全，高低压之间线路方案可任意组合；高低压设备及元件可选用各种名优或进口产品，电气元件通用性，互换性强。
5.可靠性和安全性比较高
常规变电站的电气设备，由于长期处于户外，其绝缘和导体易受外界的污染和破坏。而箱式站的导体、内部绝缘、接触部分等完全封闭在箱体内，箱体部分采用先进的制作工艺，外壳的材料具有良好的防腐能力，箱体内安装空调和除湿装置，使运行设备不易受自然气候环境、动物等外界影响；箱式站没有裸露带电导体暴露在箱外，不会引起外物短路和触电危险；全站可实现无油化运行，安全性高。
6.自动化程度高
为了适应无人值守和调度自动化的需要，箱式站采用微机保护和综合自动化系统，可实现“4遥”(即：遥测、遥信、遥控、遥调)功能。每个智能控制单元均具有独立运行功能，保证继电保护功能安全，可对运行参数进行远方设置和实时监控，对箱体内湿度、温度进行自动控制和远方烟雾报警；在运行过程中，能按照给定的电压无功关系自动投切电容器、调整电压分接头进行电压无功调节；另外，根据需要还可以实现图像远程监控。
7.外形美观，易与环境协调
由于箱式站体积小、箱体材料先进、外形设计美观等特点，在保证供电可靠性前提下，通过选择箱式站的外壳颜色，极易与周围环境协调一致，特别适用于城市建设，如：城市居民住宅小区、车站、港口、机场、公园、绿化带等人口密集地区，它既可作为固定式变电所，也可作为移动式变电所，具有点缀和美化环境的作用。
三、箱式变的结构组成、性能特点
目前，箱式变电站的生产厂家主要有：中电电气集团、泰安开关厂、许继集团等，产品有 XBW □-10 型及 XBW □-35 型，为户外成套供电设备。其外壳一般采用铝合金板或钢板，并且在箱壳四侧开有门，以便观察和维修设备。箱内一般分为三个部分即高压室、低压室和变压器室。亦有在箱式变内设维修走廊和值班室的。
箱式变电站的高压室一般是由高压负荷开关、高压熔断器和避雷器等组成的，可以进行停送电操作并且有过负荷和短路保护。低压室由低压空气开关、电
流互感器、电流表、电压表等组成的。变压器一般采用 S9 或干式的等。箱式变中的电器设备元件，均选用定型产品，元器件的技术性能均满足相应的标准要求。为了可靠实现五防要求，各电器元件之间采用了机械联锁，各电器元件都安装在有足够强度和刚度的结构上，以便于导线的连接。操作采用电动方式，不需另配电源，由 TV 引出即可。另外箱式变还都具有电能检测、显示、计量的功能，并能实现相应的保护功能，还设有专用的接地导件，并有明显的接地标志。此外为适应户外工作环境，箱式变的壳顶一般都采用隔层结构，内装有隔热材料，箱体底部和各室之间都有冷却进出风口，采用自然风冷和自动控制的强迫风冷等多种形式，以保证电气设备的正常散热，具有防雨、防尘、防止小动物进入等措施。目前，国内生产的箱式变的电压等级：高压侧为 3 ～ 35kV、低压侧为 0.4 ～ 10kV。变压器的容量：当额定电压比为 35/10、6、0.4 kV 时可从几百千伏安～上万千伏安、当额定电压比为 10、6/0.4 kV 时可从几十千伏安～几千千伏安。
四、结束语
展望未来，箱式站在我国广大城市、农村、工矿企业、公共建筑设施中的应用会更加广泛，它将以较常规“土建”式变电站难以比拟的优势被越来越多的人所接受。为了适应新形式下我国电网的发展水平，箱式站必须在保留原有优点的情况下，加快自身的发展。随着微处理器技术、计算机网络技术、信息通讯技术、电力电子技术及人工智能控制技术的不断发展和应用，信息化和网络化对电力系统的智能化运行需求日益迫切，也为智能化电器技术的进一步发展奠定了基础。电网运行水平的提高不仅要求箱式站安全可靠、具有“4遥”功能，而且能完成故障区段自动定位、故障切除、负载转带及网络重构等一系列智能化功能，从而保证短时间内恢复送电。另外，以上提到箱式站的一些缺点也大都可以通过提高智能化技术来进一步弥补和完善。因此，可以说智能化箱式站是未来箱式站的发展趋势，智能化程度的提高使得箱式站在保证电网安全、经济、可靠地运行的前提下，向更加简单、实用、可靠的方向发展。总之，智能化箱式站是我国电网今后一个时期的发展方向，其必将促使我国的电网运行水平再上新台阶。
1 变电站直流系统接线方式分析
1.1 2种接线方式优劣性比对
辐射状接线方式要求变电站直流系统采用以充电模块和蓄电池为电源, 集中在直流馈线屏内向各个直流负载输出专用直流电源, 即以直流电源为中心向各条负载呈“辐射状”供电。《反措》中关于直流系统接线方式配置的要求, 目的在于解决环网供电可靠性低、接地故障不易查找等问题。而设计成辐射式供电在有效提升直流系统运行可靠性的同时也暴露出一些不利于运行的因素 (见表1) 。
1.2 未进行辐射状接线改造的原因分析
将现有的农网变电站改造成完全性辐射状接线方式存在很大的难度, 首要体现在改造成本上, 其次是技术因素。以江西电网某一典型农网变电站为例, 其直流系统接线方式如图1所示, 该站采用屏 (柜) 顶小母线接线方式对10k V农业用电负荷的相关二次设备提供直流电源。若要对该变电站进行直流系统改造, 满足《反措》中直流系统应采用辐射状接线的技术要求, 则应进行接线改造, 取消原有的屏 (柜) 顶小母线接线方式, 改用直流馈线屏, 并采用专用直流馈出网络的接线和空气开关, 则该站的改造成本约需8万元。
另外考虑到农网供电抢收抢种时的季节性保电, 以及屏 (柜) 顶小母线直流系统改造时必须将一片区域直流负荷中断供电, 所以对于农网变电站来说改造难度较大。考虑到以上成本和技术因素, 江西省大部分35k V及以下农网变电站仍未进行直流系统辐射状接线改造。
2 变电站直流系统新型改造方案
2.1 新型改造方案设计
探索一种既不需要改造时将直流系统大范围停运, 又不需要增加屏柜、大量控制电缆和空气开关的经济性改造方案, 是解决矛盾的唯一方法。对示例变电站原有直流系统接线进行新型接线改造 (见图2) , 参考中国西北部分变电站为防止沙尘气候影响直流系统运行而将直流系统母线绝缘化处理的思路, 将改造后余留的屏 (柜) 顶小母线进行绝缘化处理, 大幅度降低了改造经费, 在实际运行中取得显著效果。
如图2所示, 根据变电站用户负荷类型, 将允许短时停电的农排线、水产线、垦殖场线、乡镇线通过原有的柜顶小母线供电, 而对连续供电要求更高的农产品加工线和电容器则采用专线供电, 由于主变和35k V线路设备相对重要, 也采用专线供电方式。
2.2 新型改造方案的改善措施
改造过程如下:按新设计方案敷设电缆;在原熔断器安装处安装好空气开关;在负荷低谷时期, 轮流进行改造接线;改造接线工作完成后, 拆除熔断器;对运行的屏 (柜) 顶小母线用绝缘材料进行包扎。
在这一设计思路中, 考虑到以往屏 (柜) 顶小母线一旦发生某一馈线空气开关拒跳时会将上一级空气开关跳闸或熔断器熔断, 以至于发生一大片直流系统全部失电的严重后果, 所以这种新型改造方案参考了变电站事故拉闸顺序表进行设计。在10k V接地选线或事故拉闸时, 农排线、水产线、垦殖场线、乡镇线是规定首先要断开断路器的线路。同样, 如果二次回路接地点出现在这4条线路的控制回路中, 若空气开关级差搭配不合理或其他各种原因, 导致上一级空气开关跳闸或人为断开, 农排线、水产线、垦殖场线、乡镇线的控制回路将全部失电, 值班人员此时则可以选择将这4条出线的高压断路器全部断开, 然后进行故障排查, 而不会影响其他重要用户和设备的持续供电。
采用此接线后, 直流系统绝缘监测装置可以实现支路独立选线, 而农排线、水产线、垦殖场线、乡镇线4条线路可以作为1个支路, 统一由1个有源电流互感器接入绝缘监测装置, 其他控制回路则由专用有源电流互感器接入, 从而实现了原屏 (柜) 顶小母线接线所不具备的独立选线功能。
3 使用效果和结论
3.1 使用效果
示例变电站按照改造设计思想对原屏 (柜) 顶小母线进行改造后, 又进行了直流系统母线绝缘化处理。该变电站直流系统自改造1年以来, 未发生一起接地或短路事故, 之前由于鼠患导致直流接地故障的情况也未再出现, 供电可靠性大幅提升, 改造达到了预期的成效。
3.2 结论
(1) 方案中新增了少量的空气开关, 不需要另外增加直流馈线屏, 并考虑到用户级别进行二次设备差异化接线, 节约了大量电缆和空气开关, 示例变电站改造总成本降低至3.9万元左右, 相比起辐射状接线的改造费用明显下降, 这种改造方法具有明显经济性。
(2) 对比《反措》规定的辐射状接线方式, 新型改造方案的可靠性稍显不足, 但十分适合农网变电站使用, 同时可靠性比改造前的完全屏 (柜) 顶小母线接线方式要高。屏 (柜) 顶小母线接线方式一旦出现小母线断线或接地, 将造成至少1个邻近排列单位 (即一整段屏 (柜) 顶小母线上所连接的全部元件) 所有测控和保护装置受影响, 受影响程度取决于屏 (柜) 顶小母线的负荷分布。而新型接线采用区域集中供电的接线方式, 虽然相比起屏 (柜) 顶小母线接线方式增加了成本, 但是电缆相比母线受外部影响和发生接地的可能性小, 并增加了可接地选线的功能, 具备支路接地独立查找的便捷性, 相比屏 (柜) 顶小母线接线方式可靠性明显提高。
(3) 新方案的改造工程可分几个步骤进行, 改造中可以针对局部直流负荷进行改造接线, 而不影响其他直流负荷。由于对农网负荷进行了类型分类, 直流系统接地或短路时的故障查找也较屏 (柜) 顶小母线容易。农排线、水产线、垦殖场线、乡镇线对连续供电的要求低, 短时停电不会对农业生产造成较大影响, 所以当其中1条线路二次控制回路发生接地或短路时, 值班人员可以通过逐个分合4条线路保护测控装置电源和控制电源来查找接地故障, 甚至可以分合上一级空开来确定接地或短路区域。而农产品加工线由于用户要求在生产时不得中断供电, 以及考虑电容器、主变和其他设备二次回路的重要性, 在方案中采用了专用电源回路和专用空气开关供电, 以确保其可靠运行。这种改造方法将重要用户和次要用户区分开来, 从而保障了对重要客户的可靠供电。
【摘 要】变电运行行业是电网运行的支架，做好变电运行电网才能安全稳定。变电运行又很复杂，从大到小的事情每天都得面对，往往因为小问题没处理好而影响了运行。文章就35kV变电运行模式、安全管理以及运行中存在的问题进行了分析。
【关键词】变电站；运行管理；变电运行
变电运行是一个综合性很强的行业，在这个行业中有技术性很强、很复杂的东西，也有技术性很弱、很琐碎的事情。要把变电运行工作做好，不管技术性强的，还是很弱、很琐碎的事情都不能马虎。因为每个方面都是我们安全运行的保障。往往是一些细小的东西没有做好，便潜伏了隐患，最终酿成事故。
1.运行模式
无人值班变电所是变电所一种先进的运行管理模式，以提高变电所设备可靠性和基础自动化为前提，借助微机远动技术，由远方值班员取代变电所现场值班员，实施对变电所设备运行的有效控制和管理。目前随着高科技的发展，无人值班变电所已成为趋势。但要真正做到安全运行，无人值班管理已成为关键问题。
1.1正确理解“无人值班变电所”
（1）无人值班变电所是一种先进的运行管理模式。并不是不需要任何技术措施的无人管理，相反而是更需要充实训练有素的高素质人员，利用先进的设备，互相协调共同搞好管理工作，以达到减人增效的目的。
（2）就现实来说，有些改造后的变电所，从安全角度看，一些具体操作必须有人员到现场，再说有些设备隐患并不能通过自动化系统完全显示出来，为此必须配备人员在场。我公司对无人值班变电所配备两名人员，隶属供电所。
1.2明确运行管理的职责分工
责任不明确就易形成无人负责的局面，我们真正做到了职责分明、政策合理、协调配合共同搞好运行管理的目的。
（1）现场运行人员负责设备巡视、倒闸操作、两票管理和办理工作许可手续等工作。
（2）调度值班员是电网安全运行的操作指挥人，独立完成对设备的运行监视、抄表记录和开关操作等任务。
（3）试修人员的职责是对变电所一、二次设备，远动/自动化系统进行定期预防性试验和调试，并完成电气设备的大小修，消除缺陷及事故检修。
（4）在进行倒闸操作的时候，监护人由工作负责人担任。
2.运行管理
2.1明确运行管理的职责分工
根据已运行的无人值班变电所的运行管理方式，原变电值班被分为两部分：一部分为运行监视、抄表记录和断路器操作，由调度运行值班员通过远动自动化实施；一部分为设备巡视、运行维护、隔离开关操作、安全措施和事故处理，由新成立的操作队到现场实施。
2.2建立行之有效的运行管理制度
（1）岗位责任制。运行值班员、操作队队员、电气检修班成员及通信自动化维护人员必须遵照执行各自的岗位责任制度， 做到分工清楚、责任明确。
（2）设备专责制。无人值班变电所的一、二次电气设备， 通信和远动设备均需专人维护并填写记录。
（3）运行值班制和交接班制。运行值班员实行二班制或三班制，一般应禁止连班工作。交接班应准时、认真、前后衔接、手续清楚、责任明确。
2.3加强变电运行技术维护管理
（1）技术管理的主要任务之一是保证安全经济运行和人身安全。《电业安全工作规程》是多年来经验与教训的总结，尤其对于两票三制（工作票、操作票、工作许可制度、工作监护制度、工作间断转移和终结制度）必须认真贯彻执行。
（2）做好设备台账、缺陷记录、检修记录、大修周期等资料收集整理工作。加强维护，发现问题及时、准确、迅速地排除设备故障。
3.安全运行
电力系统由发电厂、输电、变电、配电和用户等几个部分组成。变电站是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的重要作用，它的安全经济运行对电力系统有着重大的影响，与工农业生产和人民生活有着密切联系，因此，搞好变电站的安全运行工作对电力系统的稳定运行有着深远的意义。 变电运行班组管理的好坏直接影响着变电站的安全运行。根据实践，对运行班组的管理重点应放在如下几个方面：
3.1安全管理
安全是企业的生命。变电站运行管理的重点就是安全运行。认认真真落实班组安全生产责任制，坚持贯彻“安全第一，预防为主”的电力生产方针，大力开展反习惯性违章和安全生产的宣传与教育，严格执行“两票三制”。这些，都是电力系统长期经过实践检验行之有效的经验，在变电站必须认真贯彻。近些年来，由于变电站设备的不断增加和技术的更新，所以应及时修订变电站的现场运行规程，自查并完善各种记录，利用计算机自动化系统提高工作效率，把好自己的关口，以确保变电站的各项工作的顺利进行。
3.2专业基础管理
每月制定具体可行的月工作计划，并按时完成。严格执行各项规章制度，如设备定期切换制度、巡视制度、设备验收制度、缺陷管理制度等，及时发现存在问题，保证变电站的安全、经济、可靠运行。同时建立健全设备技术台账，掌握设备的原始资料和运行资料，积累设备的运行和管理经验，加强对变电站薄弱环节的管理，提高设备的健康水平。
3.3技术培训
值班员业务素质的高低直接关系变电运行的安全生产，因此必须将技术培训作为变电运行工作的一个重点来抓。结合实际，采取就地培训的方法，进行岗位练兵。行之有效的培训方式包括：技术讲课、技术问答、现场提问、事故预想、事故处理的评价及讲解等，并定期开展反事故演习竞赛及经验交流会，调动值班员学习业务知识的积极性，从而达到提高值班员业务水平的目的。
3.4思想政治工作和民主管理
坚持不懈地对值班员进行爱国、爱厂、爱站的教育，要使他们时时刻刻把自己放在企业主人的位置上，以主人翁姿态对待工作。每周一次的政治学习不能流于形式，要把宣传党和国家的重大方针、政策和路线，使值班员了解国家的政策和时事当作大事来抓。政治思想工作不能搞成空洞的说教，要紧密联系实际，不回避矛盾，要以理服人。开展各项变电站的民主活动，就是让大家一起来管理和治理变电站，使值班员的各项合理化建议得到采纳和实施，为安全生产献计献策。
3.5文明生产
（1）环境会影响人的行为。明确各自卫生区域，定期打扫、检查，并列入经济考核范围。对全站进行规范化的定置、定员管理，改善站容站貌，营造一个整洁、有序的工作环境，不仅是变电站安全的需要，也是提高值班员的工作积极性不可忽视的一个重要方面。
（2）认真开展建设职工小家活动。其内容包括：积极开展各项民主活动，处处为值班员着想；定期采取与值班员谈心，交换看法，稳定值班员的思想情绪；解决值班员的各种困难，遇有值班员生病、丧事等，积极组织其他值班员的并代表班组进行看望和安抚，以体现班组集体的温暖，使其更能安心工作。变电站值班员年龄结构小，应充分发挥党员和共青团员在工作中所起的积极带头作用，塑造变电站良好的工作作风。
4.结语
随着计算机、通信网络、信息技术的软件和硬件等新设备、新技术的不断应用和发展，使变电所的自动化控制发生了质的变化，为无人值班的建设提供了坚实的技术基础，为企业在变电运行方面减人增效提供了物质基础。
【参考文献】
[1]未来的变电所[J].大众用电，2004，（8）.
[2]黄海东，姚亦清.变电所无人值班运行模式简介[J].供用电，2006，（1）.
[3]陈智雄.变电所运行管理的探讨[J].农村电气化，2004，（8）.
摘 要：本文简要分析了35KV变电站常见故障的具体原因以及危害，主要包括电压互感器、真空断路器、电线电缆三个方面，进而据此提出几点具有针对性的应对措施，以供参考指正。
关键词：35KV；变电站；常见故障；应对措施
基于满足社会用电需求的目的，35KV电压等级的变电站被大量推广，但是，在实际的运行过程当中，依旧存在着诸多的问题，主要包括电压互感烧损、真空断路器故障、消弧线圈动作故障等方面。上述的故障问题均会对35KV变电站的安全运行造成不利的影响，亟待对故障的原因加以明确并加以解决。电压互感烧损
1.1 故障原因分析
35KV非接地系统当中，存在着许多储能元件，包括线性电容、非线性铁心线圈等。在特定的情况之下，铁心饱和导致电感量剧变，如果铁心感抗XL接近线路对地容抗XC，则非常容易出现并联铁磁谐振的故障。在电路参数发生变化的前提下，例如单母线接地、供电变压器三次谐波等，均有可能会导致出现谐振，尤其是在空载状态之下，并联铁磁谐振更为明显。并联铁磁谐振的危害在于导致电压互感器承受过大的过电压，致使励磁电流升高，进而导致互感器一次绕组的合理电流参数被突破，轻则造成绕组过热，重则出现炸裂的问题。
1.2 应对措施分析
针对35KV的供电系统而言，电压互感因出现并联铁磁谐振而烧毁或者是炸裂的问题并不鲜见，需要采取具有针对性的应对措施。常见的方法主要包括两种，一是在电源中性点或者是互感器的位置接入消谐器；二是在开口三角的位置接入阻尼电阻。但是，经实践证明，上述的两种方法均无法根除并联铁磁谐振的问题，实际效果带有明显的局限性。鉴于并联铁磁谐振与单母非线性接地有着密切的关系，因此建议采用4TV的方法，可有效应对电压互感烧损的故障问题。真空断路器故障
2.1 真空断路器分闸失灵
如果真空断路器分闸失灵发生于事故的过程当中，则会造成事故越级，导致事故的影响范围进一步扩大。其具体的表现形式为：第一是就地手动分闸无法正常断开；第二是断路器远方遥控分闸无法正常断开；第三是断路器无法正常断开。具体的原因包括：（1）操作电源的实际电压降低，无法满足要求；（2）分闸的线圈出现断线的问题；（3）分闸顶杆出现变形的现象，直接降低了分闸力；（4）分闸线圈的电阻升高，导致分闸力下降。
应对措施：（1）在运行的过程当中，如果发现分合闸指示灯不亮的问题，应当对分合闸回路进行检查，明确其是否存在断线的现象；（2）检修人员需要对分闸线圈的实际电阻进行精确的测量，查看分闸顶杆，如果出现变形现象，立即予以更换，同时进行低电压分合闸的试验，全面确保真空断路器的安全性与稳定性。
2.2 真空泡真空度下降
如果真空泡的真空度下降，会直接影响到真空断路器开断过电流的性能，进而缩短断路器的使用寿命，甚至会诱发断路器爆炸。鉴于真空断路器属于无定性、无定量的装置，因此真空泡的真空度下降被归纳进隐性故障的范畴，但是其危害远大于一般的显性故障。真空泡真空度下降故障出现的原因主要包括如下几点：（1）真空泡本身的材质或者是制作工艺存在问题，导致真空泡出现细微的漏点；（2）真空泡内部的波形管存在问题，在使用过程当中出现漏点；（3）操作连杆的实际距离过大，对断路器的特性造成不良的影响，包括弹跳、同期等，进而导致真空泡的真空度下降。
应对措施：（1）在选择真空断路器之时，尽量选择一体化的真空断路器，即是本体与操作机构为统一的整体；（2）工作人员在进行巡视的过程当中，需要密切关注断路器的真空泡的外部位置有无存在放电的问题；（3）若存在放电的问题，则证明真空泡的真空度不足，应当及时予以更换。执行停电检修作业之时，需要进行弹跳、同期等一系列的特性测试，以保证真空断路器的工作状态正常。电线电缆故障
3.1 故障原因分析
（1）电缆本身存在质量问题。在制作电缆的过程当中，半导体的电层爬电距离不足，在进行热收缩之时，电缆内部存在大量的气隙或者是杂质等，在强大的电场的作用之下，电缆之内的杂质会发生游离的现象，进而引发树枝放电的问题，致使电缆接地短路与电缆接头出现“放炮”的弊端。
（2）电缆终端的金属屏蔽接地存在问题。一般而言，交联电缆需要两点接地，以对感应过电压实现限制，保护电缆。若接地电阻值严重超标，在强大的过电压的影响之下，往往会导致电缆的绝缘层被击穿，进而导致电线电缆出现接地故障。除此之外，导致电线电缆出现故障的原因还包括电缆长期超负荷运行、电缆的安装质量较低等。
3.2 应对措施分析
（1）采用专业仪器对电缆以及接头的接地性进行检查，明确电阻的变化规律，若接地电阻值远大于正常值，则表明接头存在氧化问题。同时采用红外线测温仪，测量电缆的实时温度。合理确定巡检的周期，常规情况下建议1次/周，而温度较高的夏季则需要适当增加巡检的次数，每周可进行2―3次巡检。
（2）采用硅橡胶作为电缆接头的制作材料，能很好地克服传统的电缆接头热缩的缺点，在交联电缆接头的制作方面尤为适用，基本上可达到IEC标准。在制作电缆之时，严格控制现场的湿度与扬尘，同时避免制作人员的汗液滴进电缆当中，以期全面消除电缆本身的质量隐患。结语
总而言之，35KV变电站的运行状态与特定区域内的供电情况紧密相关，为了保证供电正常，需要对35KV变电站的常见故障加以明确，包括电压互感烧损、真空断路器故障、电线电缆故障等方面，分析其可能带来的具体危害，进而采用具有针对性的解决措施，立足整体，把握细节，以期全面确保我国35KV变电站的运行状态良好。
参考文献：
【35kv变电站设计毕业】推荐阅读：
35kv变电站投运方案06-20
35kv变电站规范化检修07-21
110kv变电站验收报告06-08
220kV变电站值班员考试题07-08
10kv变电所操作规程07-27
变电站检修规程07-08
变电站运行方式09-12
变电站图纸资料管理05-31
变电站故障处理方案07-02
变电站日常维护计划07-15
