500kv变电站设计案例

500kv变电站设计案例（通用8篇）

500kv变电站设计案例 篇1

流动红旗设计工作汇报

山西省电力勘测设计院

1、工程设计内容

运城稷山500kV变电站站址位于稷山县东南方向7Km处均安村的西南侧。是山西电网投运规模较大的500kV变电站工程。本期建设2×1000MVA主变，选用单相自耦无励磁调压变压器，各级电压500/220/35kV。远期规模3台主变考虑。本期建设500kV出线3回（至临汾变、运城变和吕梁变各1回）。500kV远景出线10回。本期建设220kV出线4回（至闻喜变2回、稷山220kV变2回）。220kV远景出线12回。35kV不出线，仅无功补偿。本期每组主变下装设2组60MVar低压电容器和1组60MVar低压电抗器。远期规划每组变压器下安装5组低压无功补偿装置。站区围墙内占地面积4.8521ha，总建筑面积1271.91 m2。其中主控楼643.11 m2。变电站投资（暂未审定）。

该站的建设标志着山西电网的大动脉经由朔州－古交－吕梁—稷山－运城，环绕整个山西中部、西部地区的500kV电网建设项目第三通道全面联通。形成了山西从北到南的500kV主网架结构，遍及山西南北部500kV环网，成为连接山西北部、中部、西部地区500kV电网的重要枢纽变电站，为加强山西电网主网结构、促进当地经济发展发挥了重要作用。

可研报告于2007.5.12通过中国电力工程顾问集团公司审查。本工程初步设计进行了设计招标，共邀请了河北院、内蒙院、山西院三个设计单位参加投标，在设计投标中，我院一举中标，成为本工程的设计单位。初步设计于2007.10.26通过中国电力工程顾问集团公司评审。变电站工程于2008.9完成“三通一平”设计，进行地基处理开工建设。主要设备经招标确定后，2008年10月本工程正式开展施工图设计，于2009年5月全部完成。经施工图审查后予以实施。

本工程设计以科学的管理、先进的技术、可靠的质量、真诚的服务，为顾客的固定资产投资活动创造效益为目标。本工程从初步设计开始就确定了创优目标，并通过创优措施及创优细则的落实及多方案比较优化，技术、经济指标达到了国内先进水平。

通过对配电装置、建筑物及总平面布置的优化，本变电站总占地面积、总建筑面积、工程造价等技术、经济指标在省内500kV变电站中均属优秀，在同等建设规模、相同布置形式条件下，技术、经济指标达到了国内先进水平。

2、初设创优目标、措施及细则

根据本工程特点和初步设计审查确定的技术经济指标，设计要努力获得行业优秀设计，齐心协力为工程达到国家级优质工程而奠定基础。总体思路：

本工程主要在以下方面本着积极慎重的原则推荐采用新技术和新的勘测设计方案，并在勘测设计工作中考虑节省工程造价、缩短建设工期和勘测设计成本。全面贯彻国网公司“两型一化”思路、“三通一标”思路，通过利用通用设计成果，达到标准统一、技术进步、方便招标、安全可靠、方便运行、控制投资、保护环境、节约占地、统一形象目的。按照“安全可靠、经济适用、符合国情”的电力建设方针，以及中国电力工程顾问集团公司2007.4.颁发的《电网工程限额设计控制指标》（2006年水平），严格控制本工程的技术、经济指标，合理确定主接线、设备选型、配电装置选型、并对总平面进行优化。合理确定二次线系统，提高变电站自动化水平和安全可靠性。进一步提高我院设计质量。将全寿命周期理念贯穿于工程中。具体创优目标：

1）工程设计，从技术上要作到安全、可靠，从经济上作到先进，均达到国家建设和国家电网公司标准，并达到国内同类工程先进水平。

2）主要技术经济指标力争达到：

a.变电站围墙内占地面积参照“2007年限额设计控制指标”进行。b.站区总建筑面积比“2006年控制指标”减少50 m左右。c.500kV电气主结线按照一个半开关设计。

d.采用微机监控、取消远动独立RTU。二次接线简洁，力争减少二次电缆，减轻PT、CT的负载。

e.CAD技术的应用，出图、制表率及文字处理达100% f.设计中严格按我院质量管理体系执行，所有卷册，成品资料的优良品率达

2100%。

创优措施

1)设计过程中，认真执行我院质量管理体系文件，认真执行落实设计计划与设计要求，提高设计出手质量，达到提高全院总体设计水平。

2)成立工程项目组，对工程设计全过程进行不定期检查，提高质量意识。3)各项指标必须经反复技术经济比较，作到技术先进、可靠，经济上节省。4)设计代表服务，是落实施工图设计，满足施工建设的重要环节，认真组织现场服务，及时反馈信息以弥补施工图设计不足或满足施工要求。

5)严格执行各项规程规范和各项规章制度。

6)各专业应对本专业创优目标，措施落实执行情况进行设计优化。

7）加强设计深度和校核深度，力争减少设计变更和变更设计的费用。坚决杜绝设计的常见病、多发病的发生。

8)技经专业的要求

a.认真执行国家的各项方针政策及技术政策要求。

b.充分调查研究，作好多方案技术经济比较，确定最佳指标。c.基础资料可靠齐全，技术经济指标先进，造价合理。d.正确执行国家的各项方针政策、指标、定额、取费标准。e.深入现场掌握第一手资料，作到工程投资符合政策又切合实际。8).出版部分的要求

a.图纸、文件成品出版优良品率达100%。b.图纸、文件成品出版及装订优良品率达100%。c.加强创优意识，提高创优信心。d.提高个人技术素质，增强质量观念。

创优细则

土建部分

a.总体布局功能区划鲜明,有所侧重、紧凑合理。不设置装饰小品和花坛。b.变电站大门直对主变压器运输道路。

c.取消600以下电缆沟，站内1m以下电缆沟采用砖砌，1m以上电缆沟采用混凝土制作，电缆沟宽度采用600mm、800mm、1000mm、1200mm。d.二次设备就近布置，设500kV继电器小室2个、220kV继电器小室1个、主变无功继电器小室1个。

e.围墙高度为2.30m，采用清水砖墙。附属建筑均采用清水砖墙。f.配电装置区采用碎石地坪，对下卧层场地进行防止杂草生长的处理。g.防火墙采用混凝土框架、清水砌体填充结构。

h.站内电缆沟上部为平面，电缆沟过水槽顶面与电缆沟面保持水平。i.设备构支架采用钢结构杆、法兰螺栓连接，构架镀锌在加工厂完成，基础采用地脚螺栓连接。

j.主控楼房间布置功能分区明确，设计科学、合理、布置紧凑，主控楼建筑外墙采用彩色墙艺装饰面砖，立面造型与附属建筑协调统一。

k.屋面采用平屋顶形式，由于坡度2%较小，为减低施工难度和成本，不采用结构找坡，屋面设保温隔热层。

l.建筑物主控室外窗宽度为1.50m，高度为1.50m。选用气密性、水密性和保温性能均良好的节能型塑钢或铝合金外门窗。门窗均为规整几何矩形，不采用异型窗。

m.不采用花岗岩、大理石、铝塑板等装修材料。内墙装修采用普通弹性乳胶漆涂刷，楼梯栏杆采用普通钢管栏杆。楼地面面层统一采用普通通体瓷砖。

n.除卫生间外，其他房间均不吊顶。电气部分

a.电气主结线 500kV电气接线组串: 按变电站远景规模2组主变压器和10回出线，共12个元件，组成6个完整串112断路器接线。主变采用低穿进线，为减少进线长度，减少占地面积，两回出线布置在第一、二串，2#主变进第三串。

220kV电气主结线: 结合电网结构、设备选型及变电所的发展趋势，通过分析、论证，最终220kV采用双母线双分段接线，本期双母线接线。

35kV电气主接线：

采用装设主变压器低压侧总断路器单母线接线方案。避免因35kV分支短路故障切除主变，且在35kV母线检修时，不需停主变压器。b.配电装置

500kV配电装置采用断路器三列布置，高跨出线及低架横穿进线相结合的型式。出线高抗布置在国网典设D方案基础上进行了优化，去掉高抗围墙侧的道路。

220kV配电装置采用GIS设备，出线架构采用2个间隔一跨的方式，间隔宽度由常规的13m压缩到了12.75m，以到达节约占地及投资目的。

35kV配电装置采用“T”字型布置，35kV配电装置总断路器直接从主变35kV侧引接，主变区纵向尺寸为64.5m，将220kV进线避雷器布置于35kV母线之间，220kV配电装置纵向尺寸由26m减为25m，并取消220kV进线架构。

c.为减少站地面积，取消出线高抗围墙侧的道路，并将高压侧支柱绝缘子安装于防火墙上。

d.取消出线电压互感器侧的电缆沟,改为埋管。

e.1#主变进线A、C相引线各通过1只支柱绝缘子接入串内，使配电装置引线简单清析。

f.设备区构支架接地高度一致、方向一致，螺栓连接应紧密牢固。g.为解决接地网腐蚀快问题，本站采用镀铜钢绞线接地网。h.串内电缆沟靠近小室布置，节省电缆用量。i.所有接地引接均横平竖直。

j.油漆耐候年限长、不掉色、不锈蚀。油漆色带为黄绿相间，色带宽度均匀。k.室内接地扁铁应平直，紧贴墙面敷设。

l.照明灯具安装应牢固，更换灯泡方便, 照明开关的安装高度，宜为1.3m。m.采用微机监控、取消远动独立RTU。二次接线简洁，力争减少二次电缆，减轻PT、CT的负载。电流互感器二次侧采用1A等级。

3、环境保护措施

本变电站采暖采用电暖器，没有使用燃煤锅炉，因此没有大气污染物排放问题，不会对大气环境造成污染。

本站正常生产情况下基本无生产废水排放，只有在事故情况下才会产生含油废水。设有地下集油池，回收部分浮油，废水经适当处理，达到排放标准后排放，不会对水环境造成影响。

站内生活污水和雨水采用分流制管网.生活污水采用一体化处理设施进行处理, 达标后汇入雨水管道。

本变电站周围2km范围以内，没有大的通讯台(站)(无线电发射台和接收台)，距附近居民居住区也有一定的防护距离，本变电站的电磁辐射不会产生的对通讯的干扰和居民收看电视、收听无线电广播的影响。

4、强制性条文执行情况

强制性条文执行措施

本工程全面贯彻执行中华人民共和国工程建设标准强制性条文的落实，从设计开始就确定了强制性条文的执行措施。为优质工程的建设提供保证。

1）设计开始，组织各专业人员认真学习、领会工程建设标准强制性条文含义和精神实质。为搞好本工程，我们首先围绕质量保证，制定相应的措施。由我院电网部、技质部、市场部共同研究讨论，编制工程设计计划，并将全面贯彻执行中华人民共和国工程建设标准强制性条文的落实措施纳入设计计划，发放至各有关专业，在工程设计中贯彻执行。

2）选择具有一定资质、有经验、高素质的人员担任主要勘测设计人。在主管院长的领导下，实行项目经理负责制。集中统一进行勘测设计项目管理。

3）加强勘测设计过程中强制性条文的工程执行的检查和监督。确保勘测设计产品符合中华人民共和国工程建设标准强制性条文要求、质量特性要求和国家建设标准。

4）在设计过程中，严格执行强制性条文，按照我院的质量体系程序文件的有关规定运行，保证成品质量，避免由于设计失误给工程造成的不必要的损失。

5）设计文件中，全面工程执行中华人民共和国工程建设标准强制性条文。对强制性条文明确规定的内容如：防雷措施、设备接地等在设计图纸中予以明确执行。

6）竭诚为顾客服务，积极配合工地工作，及时选派工代，解决施工中出现的问题，搞好工代服务工作。配合施工、调试单位对强制性条文做好工程落实工作。配合验收部门对强制性条文及工程质量的落实做好工作。

7）在工程竣工后，做好工程回访工作。针对运行单位、施工单位提出的合理化建议及改进意见，组织有关人员进行专门讨论研究，虚心接受，并进行改进和完善设计方案，为今后工程设计取得良好的效果做出努力。强制性条文执行、检查情况 根据上级单位发布的强制性条文，我院在工程设计中全面贯彻执行。对强制性条文特别要求的内容，在施工图中均已明确。如土建施工图中主控楼楼梯间建筑设计严格执行强制性条文，梯段宽度不小于1.2m，且平台宽度不小于楼梯梯段净宽；主控楼屋面根据建筑物的重要情况采用II级防水等级，且厚度满足强条规定；站内各建构筑物间距满足强制性防火规范要求；主变防火墙高度、宽度、厚度满足强制性防火规范要求。电气安装部分中要求电气装置和设施金属部分应按规程可靠接地；要求变电所的接地装置应与线路的避雷线相连，且有便于分开连接点；由于主变油量大于2500kg且变压器之间布置紧凑，故相间均设置了防火墙；要求凡穿越墙壁、楼板和电缆沟道而进入控制室、电缆夹层、控制柜及仪表盘、保护盘等处的电缆孔、洞、竖井和进入油区的电缆入口处必须用防火堵料严密封堵等等。施工单位能够按照设计意图施工，全面贯彻执行了强制性条文的内容。

全站设备供应符合设计标准要求，对设备制造厂家不符合设计要求的让厂家做了更换配件，已达到设计规范要求，站内安装的设备符合设计标准要求。

5、四新的推广应用

1）新技术

本工程继电器室选用无人基站专用空调，满足远程操控要求，并在-5℃环境下可正常运行。空调装置采用长效过滤网设计。2）新工艺

接地网传统的连接工艺为电焊，电弧产生的高温和电离子不仅破坏了材料的防腐涂层，而且在电离的作用下接地材料含有的部分物质发生化学反应，降低材料的导电性并加速了接头的腐蚀，而且由于电焊工艺的局限性，接头只能实现外沿连接，内部依旧是不接触或部分接触，含有大量空隙，极易导致水汽进入从内部腐蚀接头，且接头处电阻大于材料本身。接头带来的地网电阻增加往往不被重视，一个变电站的接地网有上百个连接处个别电压等级高的甚至上千，一个接头电阻增加带来的影响不明显，但上百上千个带来的影响就不能忽视。

借鉴和参考国外这方面的经验，决定选用国外主流的放热焊接为本次改造的地网连接工艺。放热焊接是让铝和氧化铜发生置换反应，利用置换反应产生的2537℃高温熔化连接材料，冷却后接头处合二为一实现真正的分子连接，接头外覆盖铜材，抗腐 蚀性和导电性极强。接头的电阻不超过材料本身的电阻，并且这种焊接工艺耗时非常短，焊接用的工具轻便小巧大大优越电焊。3）新材料

本站采用了镀铜钢接地材料，连接使用放热焊接，连接一个接头仅须2～3分钟，整体做下来用时1天左右。如果采用钢材，连接一个接头至少需15分钟，整体做下来至少要花10天。镀锌扁钢由于重量大，且不易弯曲，施工工程量大。特别是二次地网改造时，对现有建筑物的破坏和影响正常生产将带来更大的损失，对于GIS站来说地网二次改造几乎不可实施。而采用镀铜钢接地材料，不须进行地网维护和改造，符合全寿命周期费用目标中建设项目系统的全寿命周期的成本最小的理念。4）新设备

380V站用电系统采用智能GQH站用电柜，设备档次高，外形美观，运行可靠。该系统配置可编程PLC模块实现380V站用电系统的测量、控制及保护，通过ATS系统实现站用电备自投功能，并通过标准RS485通信接口将信息远传至综自后台。节省了常规站用电屏独立配置的两台备自投装置，减少了电缆，优化了二次回路，减少了维护工作量。

6、设计特点及亮点

1）本工程为国网公司推行实施“两型一化”的变电站。该站的建设为电网发展方式，大力实施集团化运作、集约化发展、精细化管理、标准化建设，提高变电站建设效益和效率及为今后其它变电站“两型一化”的建设奠定了基础。

2）220kV配电装置采用GIS设备，出线架构采用2个间隔一跨的方式，间隔宽度由常规的13m压缩到了12.75m，不仅节约占地0.12亩，而且节约GIS母线筒6m，节约投资约18万元。

3）优化500kV进出线配串，为减少占地面积，两回出现布置在第一、二串，2#主变进第三串，节约占地0.945亩，节约投资约10万元。

为减少站地面积，取消出线高抗围墙侧的道路，并将高压侧支柱绝缘子安装于防火墙上。节约占地2.1亩，节约投资约20万元。

4）本站35kV配电装置采用“T”字型布置，35kV配电装置总断路器直接从主变35kV侧引接，主变区纵向尺寸为64.5m，将220kV进线避雷器布置于35kV母线之间，220kV配电装置纵向尺寸由26m减为25m，并取消了220kV进线架构，节约占地0.27亩，节约钢材15.1吨，节约投资约17万元。

5）屋外配电装置及主变场地采用投光灯、草坪灯低式布置，灯具采用高光效、节能型高压汞钠混合光源或金卤灯。在设计中提高地面灯高度，避免了运行巡视时地面灯直接刺激人眼的缺点。

6）站用电配电盘在500KV变电站采用GQH智能站用电柜，优化了一次接线，使其既能满足本期2台站用变的要求，又能满足远期3台站用变接入的要求，简化了二次接线，布置美观。

7）为了避免以往工程中二次网线、双绞线、光缆敷设杂乱无章的以及容易发生断裂的现象，在本工程中考虑了一些措施加以避免。具体如下：①将所有的光缆均穿PVC管进行敷设，而且所有光缆均敷设在电缆支架的同一层；②二次系统网线、双绞线采用统一走塑料槽盒的方式进行敷设。这些措施在起到美观作用的同时也有效避免了由于外力的破坏导致的二次光缆、双绞线及光缆的折断及断芯现象。

8）直流系统设有绝缘在线监测及接地故障定位装置，电池监测装置，集中监控装置，并能通过串行通讯口与计算机监控系统通信，传送各种数据信息，达到远方监控目的。

9）根据国家电力调度通信中心《<国家电网公司十八项电网重大反事故措施(试行)>继电保护专业重点实施要求》、华北电网有限公司《华北电网继电保护标准化设计》以及山西省电力公司晋电调字(2006)928号，本站二次系统设置全站铜等电位接地网。铜等电位接地网优先采用铜排方式，对不易敷设铜排的地方采用铜缆进行过度连接。

10）根据“电力二次系统安全防护规定”，对于安全Ⅰ区的远动信息、PMU信息和安全Ⅱ区的保护子站系统，分别配置独立的数据网接入交换机，并在交换机与路由器的纵向连接处加装经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置。

11）结合省内近期数据通信网建设要求和工程设计经验，运城稷山500kV变电站配置了1套数据通信网接入路由器，作为通信电源监控等数字化应用系统接入使用，同时为今后站点内其它信息化、数据应用系统提供了可靠、透明的数据接入平台。

12）结合省内近期调度程控交换机网络改造要求和工程设计经验，运城稷山500kV变电站配置了1套系统调度交换机并以2M中继方式与相邻500kV站点已有系统调度 交换机组网，为本站调度通信提供了可靠、灵活的程控交换平台。

13）取消路面雨水口。在道路上设置雨水口即不美观，又经常被检修车辆压坏。本工程进行了排水口位置的改进，将雨水口设置在场地内，路牙上采用立壁式雨水口，雨水经路牙排至雨水井。采用带雨水口的路牙解决场地排水。由于场地按两型一化铺设碎石后，引起场地排水困难，为此进行了多方案比较，将普通路牙改为排水路牙。场地雨水经排水路牙排至道路（排水路牙间距按照5~6m设置一个，以方便场地雨水排至道路），然后排至雨水井，不仅满足了排水要求，而且表面平整，美观。

14）道路分两次施工，即保证了施工场地文明，又确保了道路的质量和美观。原设计道路一次施工有两个问题，先施工道路后施工建构筑物，虽方便了施工，但道路损坏严重，修补后不美观；若后施工道路先施工建构筑物，又不方便施工材料的运输和设备的安装，遇到雨天施工更加困难，场地混乱不堪。为解决这两个问题，我们设计道路分两次施工，在施工前期先做好道路基层，以便施工期间的材料和设备的运输，增加了施工期间的文明程度，到后期再进行道路面层的施工，保证了道路的完整和美观。

15）电缆沟防火封堵设计采用了环保型膨胀模块替代了传统防火封堵产品。彻底解决了防火枕、阻火包不防潮、不耐腐蚀、怕鼠咬、码放易坍塌、有效期短等缺点，具有耐潮湿、耐腐蚀，能在极端恶劣的环境下工作，无毒、无污染，有效期长达十五年以上。一次性投入、可重复利用、无须维护。由于采用少量胶联材料，加上特有的凹凸自锁形状，使得封面机械强度高，不易坍塌，特别适合标准电缆沟等大型孔洞封 10 堵。由于可塑性好，由于根据孔洞和电缆情况进行切割、打孔，比阻火包封堵更严实、可靠且方便扩建工程施工。

16）配合电气微机监控方案，简化了主控制室，取消了电缆夹层。主控综合楼平面呈“一”字形，在国网公司典型设计方案B的基础上调整了部分房间的位置，合理安排主控室的位置，使运行人员在主控室内可方便地观察到三侧电气设备的运行情况。在满足使用的条件下尽量减少房间面积。从而取消了100m3蓄水池，节约了占地面积0.05亩，节约投资约0.5万元。

主控楼内继电器室、计算机室及三级继电气室由原来的环氧自流地坪改为地砖对缝连接，外形美观。

17）500kV架构架构柱采用受力合理、外形美观的钢结构人字柱形式。将过去主 11 变进线架构与中间架构分开设置改为联合布置，梁长度增加为36.0m，钢梁采用三角形断面型钢组合钢梁。

500kV断路器基础根据施工中反馈的意见，将原来的锥形基础高度减小，方便施工单位支摸。

18）节约能源：如主建筑的体形设计采用规则“－”字形状，尽量减少外表面积，主控综合楼的总平面布置和平面设计上，使其主房间避开冬季主导风向，有利于冬季日照和避风、夏季和其他季节减少得热和充分利用自然通风，减少了窗户面积，由1800x1500减为1500x1500，外墙面采用聚苯乙烯泡沫塑料板保温。

19）体现工业性：如原常规站配电装置区种植人工草坪，现改为在即无设备又无道路和沟道的场地采用碎石铺设厚度约0.10m，并设0.15m厚3:7灰土垫层；主控综合楼除卫生间外取消了矿棉板吊顶。

20）保护环境：如将原常规站围墙及建筑物墙体由机制粘土砖材料改为粉煤灰砖墙。保护了环境，防止水土流失。

500kv变电站设计案例 篇2

近年, 随着我国电网建设的快速发展, 直流输电系统以占地少、投资省、稳定性高等优势而得到越来越广泛的应用。然而, 直流输电系统的飞速发展也带来了变压器直流偏磁问题。广东地区多为花岗岩地质且大地直流电阻较大, 直流输电系统故障、检修、调试等造成的单极大地回线方式和双极不平衡方式均导致变压器直流偏磁。运行变压器在直流偏磁影响下可能出现过热、励磁电流畸变、谐波和损耗增大等问题, 严重时可以直接损坏变压器或电容器组, 并引起保护误动。对此, 广东电网有限责任公司在多个变电站投运了电容隔直装置, 以抑制变压器直流偏磁。

1 电容隔直装置基本原理

电容隔直装置主要由电容器、双向晶闸管双支路、限流电抗器、旁路开关、 数字测控装置、PT和CT构成, 集成于户外箱体内构成整套电容隔直装置。电容隔直装置有 “接地”和 “隔直”两种工作状态:当旁路开关在合上位置时为 “接地状态”;当旁路开关在断开位置时为 “隔直状态”。正常情况下, 电容隔直装置工作在接地状态。

旁路开关K3断开时, 变压器中性点与地网间串入电容器, 利用电容 “隔直通交”的特性, 有效隔断从大地流过变压器中性点的直流电流分量。当检测到变压器中性点直流分量超过设定限值且达到时限时, 电容隔直装置自动转为隔直状态;电容隔直装置在隔直状态下, 若检测到电容器两端直流分量低于设定限值且延时到时, 切换到接地状态。

下面以500kV五邑变电站#2 主变电容隔直装置为例, 介绍电容隔直装置的运用。电容隔直装置电气结构原理如图1所示。正常运行时, 接地刀闸52000处于分位, 隔直刀闸52GZ、旁路开关K3处于合位, 电容隔直装置为“接地状态”。当变压器中性点直流电流分量超过设定的5A限值一定时限后, 电容隔直装置自动断开旁路开关K3, 使电容器C投运, 利用电容特性有效抑制直流电流, 此时电容隔直装置为 “隔直状态”。电容隔直装置处于 “隔直状态”时, 若检测到电网发生不对称短路故障 (即交流分量超过限值) , 一定时限后则触发双向晶闸管使其导通, 并闭合旁路开关K3。由于旁路开关K3合闸晚于晶闸管导通, 因此故障电流先经晶闸管流向大地, 起到快速保护电容器的目的。旁路开关K3合闸后, 故障电流将经旁路开关K3流向大地, 此时电容隔直装置切回 “接地状态”。

2 控制模式及参数设定

2.1 控制模式

根据工作需要, 可利用切换开关选择 “就地”或 “远方”控制和 “手动”或 “自动”控制。正常运行情况下多选择自动控制模式, 在设备试验或检修时则多选择手动控制模式。

(1) 在自动控制模式下, 旁路开关K3 “合上”、 “断开”位置的切换完全由数字控制器自动完成。

(2) 在手动控制模式下, 可通过远方后台机的操作或就地控制面板上的按钮选择 “合闸”、 “跳闸”来控制旁路开关K3。

就地控制面板上还有 “紧急合闸”按钮, 该按钮的操作优先级高于其它按钮, 即使在 “远方”模式下。 “紧急合闸”按钮解除需在就地控制面板上实现, 在解除过程中, 后台机的实时监控界面会有相关信息显示。

2.2 控制参数设定

控制参数在数字监控装置上设定, 包括投入电容隔直装置时变压器中性点直流电流分量限值、时间限值及退出电容隔直装置时电容器两端直流电压限值、时间限值等参数。

目前, 控制参数根据计算机仿真结果以及多个变电站变压器中性点直流测试结果设定。 由于初期无经验值参考, 因此可通过试运行电容隔直装置来确定适当参数, 以确保变压器稳定运行。500kV五邑变电站#2主变 (单主变运行时) 电容隔直装置定值见表1。

3 #2主变电容隔直装置频繁动作原因

3.1 基本情况

500kV五邑变电站现有#2、#3主变电容隔直装置, 其中#2运行, #3未运行。某日, #2主变电容隔直装置旁路开关K3频繁动作, 约每10min动作1次, 给设备的安全稳定运行造成一定影响。#2主变电容隔直装置监控屏显示 “正常运行状态:旁路开关K3在合闸位置”。

状态1:当系统出现直流分量, DCCT测量值连续12s超过5A (现场数值为9~12A) , 且交流电流低于250A时, 自动断开K3旁路开关, 隔直电容工作。直流分量被阻隔后, DCCT测量值约为零, 通过监测隔直电容两端电压Udc1、Udc2进行判断。

状态2:直流电压整定值为1.5V。此时Udc1、Udc2现场数值约为0.9~1.2V, 旁路开关K3合闸的充分条件满足, 故延时60s合上旁路开关K3。但是系统中一直存在直流分量, DCCT测量值约为10A, 按照电容隔直装置旁路开关K3 分闸的条件判据, 延时12s再次断开旁路开关K3, 进入电容隔直工作状态。为了避免电容隔直装置在直流电压整定值不合适情况下频繁动作, 电容隔直装置发“旁路开关分闸时, 直流电压小于整定值!自动控制功能已被闭锁!”的信号, 强制延时10min才解除闭锁自动控制功能。

状态3:再延时12s, 自动断开旁路开关K3, 隔直电容工作 (重复到状态1) 。

初期与厂家沟通, 电容隔直装置进入隔直状态 (K3分闸) 时, 直流电压整定值需参考Udc1、Udc2现场隔直工作电压进行调整, 这样才能正确判断系统是否还存在直流分量, 以避免电容隔直装置进入闭锁状态。

3.2 原因分析

#3主变电容隔直装置未运行, 而直接采取中性点53000接地刀闸直接接地, 对#2 主变电容隔直装置运行造成影响。当#2主变电容隔直装置进入隔直状态 (K3分闸) 时, 原有直流电流被分至#3主变, 同时#2主变电容隔直装置测得的直流电压因#3主变中性点直接接地而偏低 (#2、#3主变为并列关系) , 只有1V左右, 低于1.5V的定值, 因此电容隔直装置闭锁自动控制功能, 延时10s后断开旁路开关K3。由此循环造成#2主变电容隔直装置开关频繁动作。

每次#2主变电容隔直装置进入隔直状态, #3 主变中性点 (直接接地) 直流分量突增1 倍 (现场数值为18~22A) , 加剧了#3主变直流偏磁, 产生谐波, 引起噪声、过热、振动、电压畸变, 对#3主变的正常工作造成较大影响, 严重时甚至可引起变压器损坏、保护误动。

3.3 问题解决

综上分析可知, #2 主变电容隔直装置旁路开关K3频繁动作的原因是旁路开关分闸后, 作为旁路开关合闸条件的电容器两端电压低于整定值, 按照电容隔直装置控制逻辑, 装置自动逻辑闭锁10min, 10min后自动解锁断开旁路开关, 如此循环。

#3主变电容隔直装置已完成工程验收, 但一直未投运, 由于投运需要经过一定流程, 因此无法及时投运。#2主变电容隔直装置动作后, #3主变电流增大1倍, 约为23A。

将#2主变电容隔直装置工作模式由 “自动状态”转为 “手动状态”, 并手动合闸, #2主变由隔直状态转为直接接地状态, 每台主变中性点各测得11A左右的电流。随后将原直流电压定值由1.5V调整到0.6V, #2主变电容隔直装置频繁动作问题得以解决。

4 结束语

500kV五邑变电站#2、#3主变电容隔直装置在直流输电线路单极运行情况下均能正确可靠动作, 有效隔断大地中直流电流分量对变压器的影响, 减少过热、励磁电流畸变等问题, 确保了变压器的安全运行。但在电容隔直装置的设置过程中, 应认真分析其动作逻辑, 以便更好地发挥其作用。

参考文献

[1]蒯狄正, 万达, 邹云.直流偏磁对变压器的影响[J].中国电力, 2004 (8) :41~43

500kv变电站设计案例 篇3

关键词：接地故障 零序电流 充电保护

在500kV忻州变电站投产送电阶段，发生过一起特殊的跳闸事故。之所以说是“特殊”，一是因为这次跳闸发生在电闪雷鸣倾盆大雨阶段正在对变电站内最主要的设备主变压器进行启动送电过程中；二是因为这次主变跳闸事故是由500kV线路接地故障引起的，但由于线路是瞬时故障所以重合成功，而主变跳闸后又导致35kV母线失压引起电容器失压保护动作跳闸。这就是由于线路瞬时接地故障导致变电站内500kV、220kV和35kV三个电压等级的开关同时跳闸的特殊之处，在正常运行中发生的可能性是非常小的。

1 事故经过

1.1 系统运行方式

1号主变三侧正常运行；2号主变高压侧5012、5013断路器热备用，中压侧2002断路器上C母经2020串带运行，低压侧3002断路器带35kV B母线运行。

500kV：500kV I、II段母线运行；500kV第一串5011断路器，第三串5031、5032、5033断路器、第四串5041、5042、5043断路器、第五串5051、5052断路器运行；220kV：2201、2303、2304上A母运行，2001、2202上B母运行，2002上C母运行；母联2010、2020运行，分段2000热备，2020断路器充电保护投入。35kV：3001上A母运行，3002上B母运行，3023断路器运行；3013、3014、3024、3012、3021、3022断路器热备用；1号站用变带Ⅰ段负荷运行，2号站用变带Ⅱ段负荷运行，0号站用变空载运行。

1.2 天气情况：电闪雷鸣，倾盆大雨。

1.3 现象和信息

报警音响响，后台机主接线画面5051、5052、2020、3023断路器闪光报警；监控系统事故报警窗显示：500kV第五串故障录波器柜录波动作，5052、5051断路器CZX-22R第一二组控制回路断线、5052、5051断路器CZX-22R第一二组出口跳闸、5052、5051断路器RCS-921A保护跳闸动作；5052断路器CZX-22R闭锁重合闸动作；忻侯I线RCS-931A保护动作跳闸；忻侯I线光差L90差动保护A相跳闸、起动重合闸、中开关A相断开、边开关A相断开；5052、5051断路器保护联动、重合闸动作；忻侯I线光差931A电流差动保护动作、最大故障电流2.6最大零序电流2.39、短路位置50.1；2020保护动作、2020一二组控制回路断线、2020一二出口跳闸、2020A、B、C相跳闸、2020开关分闸、AC母联CSC122B零序过流I 段出口、3023保护动作、3023开关分闸、3号电容器9633A1低电压动作、3号电容器9633A1事故总信号动作、220kV故录柜一二录波启动、220kV母线BP-2BⅢPT断线。监控系统忻侯I线光字牌分画面显示：“L90保护动作”、“RCS931A保护动作”“RCS921A保护跳闸”、“RCS921A重合闸动作”；5052断路器光字牌分画面“CZX-22R第一二组出口跳闸”、“CZX-22R第一二组控制回路断线”、“A相跳位”光字牌亮；5051断路器光字牌分画面“CZX-22R第一二组出口跳闸”、“CZX-22R第一二组控制回路断线”、“A相跳位”光字牌亮；忻侯I线电压遥测值正常为513kV，电流、有功、无功遥测值正常；2020母联光字牌分画面“A相跳位”，“B相跳位”，“C相跳位”、“一二组出口跳闸”，“一二组控制回路断线”“保护动作装置告警”光字牌亮；3号电容器光字牌分画面“装置动作”“保护动作”光字牌亮。

2 原因分析

电网运行实践表明，在大电流接地系统中电网中线路接地故障发生的机率很高，占线路全部故障的80%-90%。在大接地电流系统中，发生单相或两相接地故障时，在接地故障点就会出现零序电压，同时产生零序电流和零序功率，利用这些零序分量构成的保护称为零序保护。零序分量的特点：①系统任一点接地短路时，网络中任何地点的三倍零序电流都等于该处三相电流的向量和；②零序电流的分布与变压器中性点接地的多少及位置有关而与电源的多少无关，零序电流是沿线路、变压器中性点、大地和接地点形成回路的，变压器中性点是否接地直接影响零序阻抗的大小和零序通路。③故障点零序电压最高，变压器中性点接地处的零序电压为零；④故障点零序功率最大，变压器中性点接地处的零序功率最小；⑤零序电流超前零序电压，零序功率的方向由线路指向母线，零序阻抗和零序网络不受系统运行方式的影响。

根据以上现象，经分析研究，初步判断为500kV忻侯I线线路A相瞬时故障，5051、5052断路器A相跳闸，单相跳闸单相重合成功，在500kV系统发生单相接地故障时，2020断路器充電保护通过500kV母线→5031、5032断路器→1号主变→2001断路器→220kVB母→2010断路器→220kVA母→2020断路器的路径感受到500kV的零序电流，由于2020断路器充电保护零序整定值较小；该零序电流启动了充电保护，零序I段动作将2020断路器跳开；由于2号主变仅由中压侧2002断路器带，高压侧5012、5013热备用，而2020又串带2002断路器，所以当2020断路器跳闸后，2号主变失压，35kV 3号电容器组失压保护动作，跳开3023断路器。

3 结论

3.1 为避免主设备在送电过程中跳闸，充电保护在设备充电正常后应立即退出。

500kv变电站设计案例 篇4

江苏省电力公司500千伏苏州东工程业主项目部 在国家电网公司、华东电网公司的领导关心下，在江苏省电力公司的直接指挥下，500千伏苏州东工程业主项目部深入学习实践科学发展观，以业主项目部基建标准化管理体系建设为主线、以现场安全文明施工为基础、以创建国家优质工程为目标，以全寿命周期管理为手段，大力开展“两型一化”变电站建设，全力争创国家电网公司安全质量管理流动红旗。

工程于2009年2月15日正式开工，计划2010年3月建成投运。工程各参建单位目标一致、团结协同，工程建设进展顺利。工程开工以来未发生任何安全、质量事故，已完成的工程施工质量优良，做到了安全、质量管理可控、在控、能控。

一、工程概况

根据江苏电网“十一五”发展规划，建设500千伏苏州东变电站是为满足苏州东部及相邻地区电力负荷增长需要，完善和优化地区电网结构，为苏州地区电网分层分区供电，提高供电能力提供基础。

1、地理位置：工程站址位于昆山市玉山镇姜巷村。

2、工程规模：本期装设 1000MVA变压器2组、500kV出线4回，220kV出线12回, 每台主变4组配置35kV 60Mvar并联电容器； 远景1000MVA变压器4组、500kV出线8回，220kV出线16回，每台主变配置60Mvar并联电容器4组。变电站按数字化 无人值班变电站设计，采用计算机监控系统。

500千伏苏州东变电站总占地面积6.80公顷（合102亩），围墙内占地面积5.81公顷（合87.15亩）；主控通信楼建筑面积580m2，全所总建筑面积1299m2。

工程静态投资44512万元。

工程于2009年2月15日开工，计划2010年3月竣工投运。

4、工程参建单位

项目法人单位：华东电网有限公司

建设单位： 江苏省电力公司500千伏输变电工程筹建处 建设管理单位：500千伏苏州东工程业主项目部 设计单位： 华东电力设计院

监理单位： 江苏省宏源电力建设监理有限公司 土建施工单位：苏州二建建筑集团有限公司 电气施工单位：江苏省送变电公司

5、目前进度

站内土建施工完成80%，电气安装完成30%，已进入电气安装高峰阶段

二、目标明确，理念指导，誓夺国网公司安全质量流动红旗

500千伏苏州东变电站工程是华东电网公司、江苏省电力公司贯彻落实国家电网公司基建标准化管理，全面推行业主项目部标准化管理建设的试点项目。工程伊始，华东电网公司、江苏省电力公司就明确提出苏州东变电站要争创国家电网公司安全质 量管理流动红旗和国家优质工程，并把夺取国家电网公司安全质量流动红旗列为2009年公司工程建设重要目标之一。

江苏省电力公司和苏州供电公司成立了“争创国家电网安全质量流动红旗领导小组和工作小组”，并结合苏州文化和基建工作的实际提出了“ 依法建设、规范管理、平安工程、争先创优 ”的建设理念，明确工程要按照国家电网公司“四个服务”的要求，又好又快建成，满足地方经济发展的需要。

500千伏苏州东业主项目部根据“依法建设、规范管理、平安建设、争先创优”的建设理念，从营造和谐外部环境、推行基建标准化管理、安全质量管理、“两型一化”变电站建设、数字化变电站试点等方面进行重点策划和精细管控。现场召开了“誓夺流动红旗动员大会”和“誓夺流动红旗策划会”，在施工单位队伍之间开展立功劳动竞赛，营造了誓夺流动红旗的良好氛围。

三、以业主项目部标准化管理体系建设为主线，重点策划、精细管理

1、全面贯彻落实标准化体系，大力推进业主项目部标准化管理

根据标准化体系建设要求，2008年8月江苏省电力公司确定将苏州东输变电工程作为业主项目部层面基建标准化管理试点工程，成立了苏州东输变电工程业主项目部，并任命苏州供电公司分管副总经理张建平为项目部项目经理，苏州供电公司基建部副主任朱海峰为项目部副经理。加强了项目部组织领导，便于项目部对外工作的联系和内部管理的高效。苏州供电公司通过行政发文确定业主项目部建设协调、安全管理、质量管理、造价管理、技术管理五大专责，全面协调项目的安全、质量、进度、造价及信息等工作，对工作所需达到的最佳效果有了统一标准，明确了管理工作的方向，现场管控能力得到了显著提高。

苏州东业主项目部按照国家电网公司三横五纵的基建标准化管理体系建设要求，重点完善业主项目部基建标准化管理体系建设。为了有效保障基建标准化管理体系的建立健全，根据《国家电网公司业主项目部标准化管理手册》及《江苏省电力公司业主项目部标准化管理手册实施细则》，苏州东业主项目部细化了基建标准化管理体系文件，编制了《苏州东业主项目部标准化管理手册实施细则》及《苏州东输变电工程基建综合评价管理办法》。

500千伏苏州东业主项目部及时总结电网建设的基本规律，创新管理思路，形成项目部层面的基建标准化管理体系。对项目管理、安全管理、质量管理、造价管理、技术管理五大体系的管理内容、管理方法、管理流程、管理标准、评价机制进行全面梳理，完成标准化管理规定并实施。

1）以工程策划为重点，推进项目协调管理体系标准化。主要以工程项目为载体，落实各参建单位的责任，加强全过程计划管理，重点抓好工程的策划工作。项目部编制了《苏州东工程建设管理纲要》、《苏州东工程项目创优规划》、《苏州东工程安全文明施工总体策划》、《苏州东工程强条实施计划》等前期策划文件。每月监督检查策划文件的执行情况，并在月度工地例会上予以通报并在建设月报中体现上报建设管理单位。

2）以工程可控在控能控为主线，推进基建安全管理体系标 准化。

严格执行《江苏省电力公司输变电工程安全文明施工标准》，实现施工安全设施的标准化；以加强安全风险管理为重点，实现安全应急机制的标准化；加强危险源辨识与预控工作的力度，实现安全预控工作的标准化；加强对主要、重要、危险工序的安全管理，实现关键工序安全措施标准化。

3）以争创国优工程为目标，推进质量管理体系标准化。苏州东业主项目部成立了“创国家电网公司安全质量流动红旗竞赛领导小组”，全面负责创建活动的开展和协调，制定了创流动红旗的专项方案。对照国家电网公司竞赛办法，认真组织了多次自查和整改，工程安全文明施工和质量管理水平在原有基础上得到了进一步提升。

项目部明确质量管理目标，制订质量奖惩办法，形成科学合理、标准化的工程质量责任体系。编制了《苏州东工程质量管理办法》，明确施工工序及流程、质量控制措施及要点；改进薄弱环节的管理，加强工程质量的考核。

4）以经济效益为中心，推进技经管理体系标准化。全面应用典型造价，项目部编制了《苏州东工程造价标准化管理办法》、《苏州东工程造价评价机制实施细则》对工程投资进行分析、比较，充分发挥造价分析管理作为评价工程投资的作用。

严格执行资金拨付审批程序，加强工程各类费用的控制，规范进度款支付管理流程。对工程设计变更、签证严格管理，按月审核、编制《工程设计变更、签证汇总表》提交建设管理单位。

5）以过程控制为手段，推进技术管理体系标准化。业主项目部收集基建技术标准，建立技术标准库，开展“三通一标”、“两型一化”、“两型三新”等方面的技术培训。在施工现场设立科普园地，对电磁辐射、防触电、防雷电等电气常识进行科普宣传。

制定技术管理实施细则，积极开展“三通一标”的应用，组织通用设计、通用设备和“两型一化”专题内审。结合工程实际，提出通用设计、通用设备、“两型一化”滚动修订的意见和建议。

贯彻《国家电网公司输变电工程全寿命周期设计建设指导意见》，编制《苏州东工程全寿命周期管理策划方案》。通过设备选型、设计优化、科技创新、远程监控等方面的控制手段到达减少运行维护成本、减少初期投资的目的。并做好配套工程的同步协调，在保证安全质量的前提下，力争让工程早日投运，尽早发挥效益。

2、以人为本，加强安全文明施工全过程控制

1）坚持安全第一，建立安全责任体系。苏州东输变电工程及时成立了以江苏省电力公司基建部主任肖向东为主任的安全委员会，每季度召开一次安委会例会，将安全责任层层落实，切实做到“三个百分之百”和“五全”安全管理。要求各参建单位根据安委会的要求，各自成立相应的安全责任体系，细化安全目标与任务，确保安全责任层层落实，安全措施落到实处。建立施工现场的事故应急预案，健全事故处理应急网络，编制防人身、防机械、防火、防中毒等不同的应急预案，并加以演练。

2）精心规划，实施安全文明施工总体策划，为安全文明施工提供依据和标准。项目部编制了“苏州东输变电工程安全文明 施工总体策划”，明确了工程的安全目标，各参建单位按照总体策划的要求编制了二次策划，对安全目标进行分解落实。将总体策划中提出的每一项具体要求和标准，一一分解。同时业主项目部编制了《安全施工责任制》、《安全例会制度制度》、《安全文明奖惩制度》、《安全用电管理制度》、《车辆交通安全管理制度》等一系列安全管理制度。通过分解安全目标，明确安全规程，落实责任到人，要让每一个参加工程建设的人都意识到安全工作的重要性和自己所承担的责任，以点带面，带动总体工程的安全管理，夯实安全基础。

3）严格执行国家电网公司安全文明施工标准化手册。苏州东业主项目部在工程建设中切实贯彻了江苏省电力公司安全文明施工标准：文明施工设施与周围环境协调一致；严格实行办公区、生活区、材料堆放区、施工区的四大功能区域模块化设置；要求所有进入施工现场作业人员统一着装、穿戴整齐、佩带胸卡；施工作业地点设立施工标识牌；合理布置施工电源；材料设备分区堆放；施工现场分区布置；施工做到工完、料尽、场地清，安全文明施工标准化、程序化、规范化水平显著提高，为工程顺利进行和优质工程创建打下了良好的基础。

4）强化安全监理工作制度，要求监理单位严格按照安全监理实施细则进行安全审批、安全旁站、安全签证和安全检查，项目部安全管理专职将定期检查安全监理的实施情况。编制标准的危险点预控措施，同时结合工程特点，增补完善措施，督促监理单位按照危险点预控措施进行安全旁站。

5）建立健全反违章防控机制，建立风险预控体系。苏州东 业主项目部编写了《苏州东输变电工程风险管理实施细则》和《苏州东工程危险点辨识及控制措施》。加强关键环节和关键节点的安全控制，防止发生人身伤害和人员责任事故。业主项目部根据工程特点，制定施工安全措施及事故预想。要求监理、施工单位根据施工作业范围编制危险点、危险源的分析，制定措施方案。

6）加强工程重要环节的监控措施，重点狠抓机械设备和分包管理。加强对机械设备的安全管理，对进退场的机械设备严格审查，督促施工单位建立机械设备的台帐，定期保养和维修，由监理单位实时检查。认真贯彻落实国家电网公司《关于开展基建施工分包安全管理专项检查治理工作的通知》（基建安全„2009‟148号），全面开展基建施工分包安全管理专项检查治理，进一步提升公司基建分包安全管理水平。一是检查施工单位分包管理制度、分包管理台帐。二是检查施工单位是否与分包单位按照国家电网公司分包协议范本要求签订专门的安全协议。三是检查工程分包和劳务分包的安全管理，对施工安全技术文件、安全监督和检查、全员安全技术交底等安全管理是否符合要求。

7）积极开展专项安全检查，努力实现工地无违章。苏州东业主项目部全面落实国网公司“深入开展安全生产反违章活动”的各项要求，消除工程建设中的安全生产违章行为，大力开展反事故斗争，巩固安全成果，夯实安全基础。精心编制了“苏州东输变电工程反违章活动策划方案”，全面组织、协调、指导反违章活动的开展。

苏州东业主项目部继续深入开展“百问百查”活动，开展反事故斗争，巩固安全成果，夯实安全基础。继续深入开展“隐患 排查”，大力开展安全反违章活动，加大安全考核机制，努力实现工地无违章。苏州东业主项目部贯彻落实国家电网公司《基建安全隐患排查治理互查、督查专项活动》有关文件。

建立落实周安全检查制度、月度安全例会制度，开展输变电工程安全性评价活动，对施工工地的安全文明施工进行长效管理。

8）积极开展国家电网公司“三查一整改”专项活动 业主项目部组织参建各方深入学习《郑宝森副总经理在国家电网公司加强基建安全管理专题会议上的讲话》及《黄强主任在国家电网公司加强基建安全管理专题会议上的讲话》的主要内容。制定“苏州东工程“三查一整改”专项活动方案”，工地停工开展安全日活动，组织全体参建人员认真学习国家电网公司基建安全管理专题会议精神。10月22日，业主项目部按照“三查一整改”具体要求，对工程的安全制度、安全管理及安全隐患进行详细排查。

（1）查安全制度

主要检查今年以来国网公司、省公司有关业主项目部及安全管理方面的有关文件和标准的执行情况。重点检查国网公司《输变电工程安全文明施工标准》、《变电工程落地式钢管脚手架搭设安全技术规范》、《电力建设起重机械安全监督管理办法》和省公司《输变电工程安全文明施工标准》、《江苏省电力公司基建施工分包及临时用工管理细则（试行）》等文件执行情况。检查要求每个下发的文件在项目部组织学习后监理单位、施工单位组织本单位项目部成员学习、培训，要求有宣贯记录、学习培训记录、检查整改记录。

（2）查安全管理

重点检查安全责任制落实情况、施工机械和工器具安全管理情况、特殊施工安全措施技术管理、薄弱环节的有效防护、季节性施工安全管理、监理安全监督检查管理、应急管理和应急预案等安全管理的重要方面。

（3）查安全隐患

业主项目部按照国网和省公司关于“三查一整改”专项活动的要求和部署，对施工现场进行了隐患排查活动。一是检查监理、施工单位在工作票、安技措、施工方案等资料方面的情况；二是根据施工现场的实际情况，检查各施工单位在临时用电、施工器械和安全工器具、脚手架搭设、设备材料堆放、孔洞沟道围护、防火防冻防坠落防盗、安全帽安全带佩戴、安全距离、硬隔离搭设等等各方面的执行情况。

3、精益求精，细部着手，加强质量控制

1）业主项目部精心策划安全质量管理工作和工艺创新工作，编制了《500kV苏州东变电站工程建设管理纲要》、《500kV苏州东变电站工程建设创优规划》、《500kV苏州东变电站工程建设标准强制性条文实施计划》等纲领性文件，并组织设计、施工、监理单位多次讨论，统一各参建方的认识，将责任细化分解，并对总平布置、建筑方案、桩基处理、GIS大平板基础、道路施工、构架及设备接地、电缆沟施工、电缆沟盖板等各施工重点进行了优化，确保安全质量管理及创优工作落到实处，确保工程各项管理工作的规范有序开展。2）业主项目部积极贯彻落实国家电网公司施工工艺标准要求，结合本工程特点，专门制定《500千伏苏州东变电站土建工程施工工艺标准》。对混凝土道路、清水墙、电缆沟、设备基础清水混凝土施工等重点施工工艺制作施工样板，设立独立样板区，并在施工过程中先施工小样板，总结、推广施工技术要点，统一施工工艺标准，再进行大面积施工。电气施工项目部认真做好二次策划和样板施工，对施工人员进行培训，业主和监理项目部审核通过后，再全面进行施工，确保工程一次成优。

3）召开质量通病防治，制定防质量通病措施实施计划表，在工程各分部、分项工程积极开展防质量通病活动。土建工程深化开展砌体防裂缝；屋面、门窗、墙面防渗漏等质量通病防治工作；电气安装工程开展电缆敷设、接地线、二次接线等质量通病防治的策划工作。

4）严格执行强制性条文，开工之前制定强制性条文实施计划，各参建单位制定了强制性条文的实施计划，同时依据国网公司今年6月份新的强条标准进行了修订，并在施工过程中进行跟踪检查记录。

5）贯彻落实国家电网公司《国家电网公司工程建设质量管理规定》等有关文件，加强全过程质量控制。建立落实月度质量例会和检查制度，分析施工过程中发现的质量缺陷，及时改进施工作业程序和施工工艺。及时组织工程分部、分项验收评定，积极配合江苏省电力公司的质量巡检活动。开展工程质量管理创新活动，对质量管理和工艺标准方面存在的薄弱环节提出改进措 施，积极应用“新设备、新材料、新工艺、新技术”，提高工程总体质量水平。电气安装全过程设置质量点检卡，全程跟踪、责任到人，举行小型工艺竞赛等措施，激励职工参与的热情，努力提高安装质量和工艺。

4、科技创新，进行数字化变电站试点

苏州地区已率先在国内实现500千伏变电站集中监控，少人值守，08年投运的500千伏苏州西（木渎）变电站是国网公司无人值班科技项目。苏州东变电站在苏州西基础上，进一步开展智能化数字化变电站建设，国网公司将苏州东全站通讯采用61850规约作为重点科技任务。同时，选取一条线路加装光CT、智能操作箱和合并单元，并与对侧常规站进行线路保护配合，为数字化、智能变电站建设进行积极探索。

5、节能增效，坚持“两型一化三新”电网建设

500千伏苏州东变电站工程在规划、设计、施工过程中全面落实国网公司“三通一标”和“两型一化”要求。

1）优化总平面布置，220kV配电装置一字排列，16回线路全部朝北出线，利用站址北面原有线路走廊，有效提高了土地利用率。线路“直进直出”，并符合“沿河、沿路”战略。

2）设备基础采用清水混凝土；站内围墙和防火墙采用增压砌块，清水砌筑；场地砂石化布置，建筑物严格控制装修标准。

3）变电站220千伏选用GIS设备，减少占地，节约资源。4）对地基处理经过多方案比较，根据不同地质情况分区域进行处理，节省投资200多万元。

6、重视档案管理，努力实现“精品数字化档案”。苏州东变电站工程树立建立“精品数字化档案”工程管理理念。开工前即向工程参建单位发放数字档案客户端软件，要求各参建单位做好相应档案的收集、分类、整理，录入和挂接工作。同时按照江苏省电力公司《输变电工程音像及图片资料管理办法》要求，做好影像资料的分类、收集工作。

编制了“500kV苏州东变电站工程档案管理制度”，向参建单位进行文件宣贯、档案交底，开展档案培训。邀请档案管理专家，对建设单位管理人员、各参建单位项目经理和资料员统一组织培训，提高工程管理人员和资料员档案管理水平。

业主项目部专门编制了《电力建设工程安全及工程档案文件汇编》及《电力建设工程管理及工程创优文件汇编》两本汇编以及制定了《工程归档内容节点表》，定期组织人员检查各参建单位在各时间段应产生的资料台帐，并做好检查记录。对不符合要求的资料，发送“工程档案整改通知单”，参建单位做“工程档案整改回复单”进行答复，实现闭环管理，同时实现档案管理进度与工程进度保持一致。

四、安全文明施工管理亮点

1、树立“平安建设、珍爱生命”安全核心理念。策划《安全文化手册》，宣传业主项目部安全核心理念、管理理念、工作理念、思想理念，提升工程参建人员总体安全意识。编制《安全文化施工剪影》画册，集中展现了工程现场安全文明施工成果。

2、营造安全和谐氛围。施工现场布置井然有序，“六牌一图” 醒目规范；安全标志、标识牌设置齐全、标准统一、整洁醒目；安全警示牌标准化制作，正面设置安全标语，背面设置安全漫画，沿道路45度布置，营造和谐安全施工氛围。

3、设置远程安全监控系统。安装安全文明施工视频监控系统，并配置语音对讲功能，用信息化手段实现安全文明施工远程管理，及时发现和纠正违章作业行为，促进了现场安全文明施工，使得安全文明施工一直处于可控、在控状态。

4、建立农民工业余学校和安全教育流动课堂。针对施工现场流动人员及农民工较多，且大多安全意识淡薄的通病，专门建立安全教育流动课堂和农民工学校，深入现场开展安全教育培训。

5、认真开展事故应急演练。为了增强工作人员对突发事件的应急处理能力，编制应急预案和事故应急响应指挥网络图，联系当地医院组织开展事故应急演练，做到有备无患，临危不乱。

6、开展安全质量先进评比活动。业主项目部以发文形式明确了各参建单位在工程中开展安全质量先进评比活动，施工企业项目部依据业主要求，制定施工现场各班组周检和月评制度，月评安全质量先进班组，项目部在荣誉榜挂流动红旗；年终将按夺红旗次数多少的班组给予奖励。

7、设置安全语音自动提醒装置。在现场大门出入口处安全语音自动提醒装置和配置了安全防护衣装自查镜，提高进入施工现场人员的安全防范意识，规范施工人员安全防护设施使用。

8、构架爬梯设置垂直自锁装置。为保证构架施工人身安全，专门设计加工了全方位安全带与腰带式安全带合并的“二合一” 新型安全带，并在爬梯底部设置警示标牌，不断提高安全设施的科技含量。

9、脚手架搭设规范。按照国网公司脚手架搭设最新技术规范要求进行搭设，搭设报批、验收手续齐全，各类标识清晰。

10、井架搭设规范，配备获得专利的安全自动门。在井架上升和下降时，进出通道安全自动门能够自动关闭，安全防护到位。对井架卷扬机使用的钢索进行全封闭保护，有效防止人员误碰。

11、安全防护措施到位。材料、设备临时堆放区场地沙石化处理，围栏设置软、硬结合，标识统一、清晰；临边电缆沟设置硬围栏围护，场地中间电缆沟设置软围栏围护；脚手架钢管端部加装防护套，室内楼梯加装临时护栏。

12、安全设施人性化。为方便施工人员进出，在户外、继保室内电缆沟、主变基础设置上下台阶，电缆沟通道设置人行过道，一级总配电源箱设置专用通道。

13、加强对设备厂家运输车辆管理。所有设备厂家送货车辆均由电气安装单位安排专业起重指挥人员到所外接引进站，提高现场车辆交通安全管理水平。

14、预防H1N1甲型流感。针对当前甲流流行情况，现场医务室、户外均设置甲流防治宣传栏，普及甲型流感预防知识，现场建立预控措施，防止甲型流感大面积爆发。

五、现场施工工艺亮点

1、电缆沟盖板采用新材料。电缆沟盖板采用GMC复合不饱和树脂材料，工厂化制作，缩短工期（全站电缆沟盖板采用工厂 15 化制作节省工期60天），横向找坡一致；板与板带有阴阳企口，企口内带有流水槽，外形美观，强度高，重量轻，不易变形开裂。电缆沟防火墙处盖板采用透明双层防爆玻璃盖板，并有清晰标识。

2、GIS基础工艺精良。220千伏GIS大平板筏板基础分层浇注，表面采用圆弧倒角，线条流畅美观，有效防止混泥土裂纹，有利于预埋件精度控制，不均匀沉降控制得力，任意两点之间不均匀沉降不大于4mm。

3、围墙、防火墙基础采用清水工艺。围墙、主变、电容器防火墙采用舒布洛克承重墙清水混凝土砖，简洁美观抗风化，柱拐角采用圆弧倒角，并确保梁柱模板接点不漏浆、不变形。围墙压顶采用工厂化加工，一次成型，不易龟裂。

4、基础均按照清水砼施工。主变、高抗、断路器及操作平台采用半圆形倒角，工艺美观、观感好，减少运行维护工作量。电缆沟方正平直，混凝土压顶内实外光，表面平整，色泽一致，观感良好。

5、沉降观测点、标高基准点设置规范。全站在500千伏、220千伏、主变场地分别设置标高基准点，定期进行沉降观测记录。全站沉降观测点统一安装可拆卸式全方位保护罩，对观测点进行有效防护

6、采用六角形保护帽。保护帽采用清水工艺，钢模制作，表面采用圆弧倒角，光滑平整，线条流畅，工艺美观。

7、墙地砖铺设规范。墙地砖铺设、屋面吊顶和道路胀缝、缩缝施工进行电脑排版设计，达到缝缝相通，线线相连。对卫生 洁具、地漏位置事先策划，使之与砖缝对称布置

8、构支架安装工艺精湛，构支架色泽均匀，焊缝朝向一致，排水孔统一标高，接地件高度一致。标高误差控制在-5mm以内，挠曲度控制要求≤H/1200且<15mm，现场实测最大7mm，最小2mm。垂直度控制要求≤H/1000且<15mm，现场实测最大7mm，最小。

9、改进软母线安装工艺。采用全站仪测量放线档距，提高导线下料、压接精度，确保高跨导线、引下线及设备连接线安装驰度三相一致，工艺美观。

10、电缆敷设整齐美观。对二次电缆敷设提前策划，编制详细的电缆沟支架加工及电缆敷设方案，确保电缆走向合理流畅，无明显交叉。电缆挂牌全部采用电脑挂牌机烫印，高度一致，绑扎整齐，工艺统一、美观。

11、电缆沟支架采用工厂化加工，在电缆支架上打长形孔，方便电缆绑扎，在电缆沟十字交叉处、丁字口等部位增设过渡措施，确保电缆无跳档、掉档现象发生，支架端部采用护套保护。

12、二次接线工艺统一美观。制定二次接线质量跟踪卡，将接线人、复查人、挂牌人、紧线人以及相应时间在表格中一一列出，同时二次接线工序实行首例样板制，采用定制工具，横平竖直，芯线号码管长度一致；

13、采用线槽保护数据线、光缆，对于在电缆沟中敷设的数据线、光缆等通讯线，采用线槽进行保护，既避免了数据线、光缆等对电缆敷设工艺统一美观的影响，也保证了通讯电缆的可靠性和安全性。

35kV变电站设计方案探讨 篇5

摘要：本文结合我地区35kV变电站的运行管理和勘测设计，就优化35kV变电站设计方案问题做些探讨，合理选择设计方案应考虑的问题。

关键词：35kV变电站设计、设计方案、探讨

1.前言

由于农村用电负荷小，面积广。根据有关资料推荐，当负荷密度在10―20kw/km2范围时，35kV/10kV供电方式的经济供电半径为l0―15km，相配套的35kV线路输送容量为2000―10000kw，输送距离为20―50km，10kV线路输送容量20―2000kw。输送距离为6―20km。因此，35kV变电站适合于农村电力网建设，尽管现在在用电量大的城市和经济发达的沿海城市已不再新建35kV变电站，甚至旧的35kV变电站也升压改造成110kV变电站或10kV开关站，然而，35kV/10kV供电方式在广大的农村地区仍将长期存在，35kV变电站将长期使用。

一般在农网35kV变电站的设计时不仅应符合国家现行的有关标准和规范的规定，还必须对设计方案进行技术经济比较，加以优化。这对降低工程造价，节约投资，投用后安全、可靠，降低运行费用，降低电价等。具有极其重要的意义。

2.常见的常规35kv变电站设计

35kV高压配电装置，采用户外装置，断路器选用DWI2―35户外多油断路器，10kV高压配电装置采用户内装置，选用GG―1A（F）高压开关柜，配SN10―10少油断路器或ZN一10户内高压真空断路器，继电保护屏和控制屏均选用PK型，继电保护采用电磁式继电器。这种设计方案最突出的问题是设备落后，结构不够合理，占地多，投资大，损耗高，效率低，尤其是在一次开关和二次设备选型问题上，基本停留在5O一60年代的水平，现在正在逐步被新的设计方案所代替，但是，由于其运行可靠，安装、运行、维护、检修技术力量较容易解决，一般在技术力量相对薄弱的偏远山区的县、乡镇35kV变电站仍将长期采用。

3.按负荷的重要性和防尘防污特殊要求选择设计方案

此种变电站一般都是专门为大型工矿企业提供电力的专用变电站。变电站的负荷均为重要负荷，因此对变电站的供电可靠性要求较高，要求户外装置都要有一定的防尘防污的性能。

这种设计方案也属于常规35kV变电站。与前者相比，土地占用相对减少。但对设备要求较高。使得设备投资费用相对增加。

4.从节省投资、减轻用户经济负担、减少运行费用的角度考虑设计方案

这种变电站一般为35kV简易变电站。是一种非常典型的投资少、见效快、建设周期短的简易应急变电站。这种设计型式的变电站在我地区近两年的农网改造工程中得到了比较广泛的应用。例如一新建变电站，该站所在的乡位于山区，此乡人口稀少，主要经济收入来自中药加工业和养殖业，用电负荷不是很大，且基本上都是民用负荷，同时该地区供电最大距离有上百公里，供电电压不能满足要求，且线损较大。为了降低损耗必须采用35kV线路送电，考虑以上因素，就决定采取这种简易设计方案：主变容量3150kVA一台，35kV进线一回，主变压器用高压熔断器保护，10kV出线三回，用柱上真空开关作为线路保护，整个站采用户外敞开式布置，无人值班，这样只投入了很少的资金就解决了当地农民的用电问题。这种方案，适用于经济比较落后、资金筹集困难的偏远、贫困山区的乡镇小容量35kV简易小型变电站，我地区农网中有多数乡镇简易变电站都采用了这种方式，值得一提的是，此类变电站应在设计、布置、征地问题上为今后的扩容计改留有余地。

5.从技术进步的角度选择设计方案

5.1微机控制、集成电路保护35kV小型变电站

此类变电站的高压设备与一般变电站的配置情况基本相同，所不同的是在设备的控制与保护方面采用了比较先进的技术，保护和控制部分都有微机来实现。微机通过数据采集系统采集电力系统运行的实时参数，经过一系列的加工处理通过显示屏反馈给运行人员，运行人员根据这些信息作出决策后，通过小键盘对电力系统进行控制。当系统发生故障时，CPU根据采集到的信息，通过一定的算法，实现一定的保护功能，若配备打印机就可利用微机的记忆功能。打印出故障种类及短路故障前后的故障参数.便于分析和处理事故，同时对微机保护装置来说，几乎不用调试，这就大大减少了运行维护量，也减少了由于维护人员维护不良而造成的事故。此外计算机在程序的指挥下，有很强的自诊断能力，不断检查、诊断保护本身故障，并能自动识别和排除干扰，以防止由于干扰而造成的误动作.具有很高的可靠性，再次。各类型微机保护所使用的计算机硬件和外围设备都可通用，不同原理、特性和功能的微机保护主要取决于软件，计算机还有自适应能力。它可根据系统接线和运行情况的变化而自动改变定值。

从而可灵活适应电力系统运行方式的变化。除了保护采用微机实现外。远动技术也实现了微机化，采用劈数变换技术，遥测精度大为提高，采用了分时多路复用技术，遥测的路数也增多了，采用了抗干扰编码技术，使传输的可靠性也得到了提高。

近几年在县所建的几个变电站都采用了这种设计形式。设计方案为：35kV进线一回，10kV出线六回，35kV、10kV均采用户外装置，保护屏选用的是微机保护屏，保护配置为：主变保护采用微机差动保护作为主保护，三段式复压闭锁过电流保护作为后备保护，还有重瓦斯保护、轻瓦斯保护作为本体保护，10kV线路保护采用二段式相间过流保护。且有三相一次重合闸、过负荷报警等功能。上述所有保护功能都有微机来实现。

500kv变电站设计案例 篇6

题目名称: 110KV变电所电气二次部分设计

学生姓名

专业

电气工程及其自动化

班级

一、选题的目的意义

电力工业是国民经济的一项基础工业和国民经济发展的先行工业，其发展水平是反映国家经济发展水平的重要标志。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作用。这就要求变电所的一次部分经济合理，二次部分安全可靠，只有这样变电所才能正常的运行工作，为国民经济服务。变电站内的高压配电室、变压器室、低压配电室等都装设有各种保护装置，这些保护装置是根据下级负荷地短路、最大负荷等情况来整定配置的，因此，在发生类似故障是可根据具体情况由系统自动做出判断应跳闸保护，并且，现在的跳闸保护整定时间已经很短，在故障解除后，系统内的自动重合闸装置会迅速和闸恢复供电。这对于保护下级各负荷是十分有利的。这样不仅保护了各负荷设备的安全利于延长是使用寿命，降低设备投资，而且提高了供电的可靠性，这对于提高工农业生产效率是十分有效的。工业产品的效率提高也就意味着产品成本的降低，市场竞争力增大，进而可以使企业效益提高，为国民经济的发展做出更大的贡献。生活用电等领域的供电可靠性，可以提高人民生活质量，改善生活条件等。可见，变电站的设计是工业效率提高及国民经济发展的必然条件。

二、国内外研究综述

通过网络及杂志我们可以发现，近年来一些发达国家的能源不是很丰富，进而导致电力资源不是充足。为了满足国内的需求，减少在网路中的损耗，这些发达国家已经形成了完善的变电设计理论。比较完善的变电站设计理论，是真正的做到了节约型，集约型，高效型。发达国家通过改善优化变电站结构，降低变电站的功率损耗，尽可能地提高变电站的可靠性，尽可能地使变电站的灵活性提高，尽可能地提高经济性。

然而在国内，变电站的设计中仍然存在很多问题，比如可靠性还欠提高。我国经济的发展给电力行业带来两个问题：一是电力能源的需求持续增长，城市和农村用电量和密度越来越来高，需要更多的深入市区农村的变电站，以减少线路的功率损耗，提高电力系统的稳定性等，然而这些变电站占地面积大；

二、国内外研究综述

二是城区地价昂贵，环境要求严格，在稠密的市区选择变电站址相当困难。在农村，农田的保护非常严格。我国开始开发新的技术，即建设地下变电站。而建设地下变电站可以利用城化绿化带或者利用大厦的地下室。例如前者有上海人民广场，北京王府井220kV变电站，还有北京西单110kV变电站。

此外计算机的渗透已经达到每一个角落，电力系统也不可避免地进入了微机控制时代，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为当前电力系统发展的趋势。我国变电站综合自动化技术应用的越来越成熟。变电站综合自动化系统以其简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点逐步为国内用户所接受，并在一些大型变电站监控项目中获得成功的应用。

三、毕业设计（论文）所用的方法

对110KV变电所电气二次部分设计，首先应该了解并掌握110KV变电所电气二次部分的国内外现状特点和发展前景，并结合相关的设计手册，辅助资料和国家有关规程，主要完成该变电站的二次部分设计，参考国内外最新的设计方法、研究成果和新的电气设备，对线路保护、变压器保护、母线保护、所用变保护和电容器保护设计。同时完成二次部分原理接线图、二次部分展开图、控制回路接线图和信号回路接线图。

四、主要参考文献与资料获得情况

（1）中国电力出版，张保全，尹项根 《电力系统继电保护》（2）中国电力出版社，谷水清《电力系统继电保护》（3）中国电力出版社夏道止《电力系统分析》（4）重庆大学出版社马永翔《电力系统继电保护》（5）变电所设计（10-220KV）.辽宁科学技术出版社（6）和本次毕业设计有关的图书馆及网上资料

500kv变电站设计案例 篇7

1 站用电负荷优化

1.1 站用电负荷分析

参照DL/T 5155—2002[1], 根据负荷运行的使用机会多少, 站用电负荷可以分为经常类、不经常类负荷。根据负荷每次运行的时间长短,负荷可以分为短时类、连续类、断续类负荷。计算全站站用电负荷总量时连续运行及经常短时运行的设备予以计算, 不经常短时和不经常断续的运行设备不予计算。

变电站内的站用电负荷主要包括主变通风冷却负荷、配电装置操作负荷、照明负荷、暖通负荷、配电装置加热负荷、通信电源负荷、检修电源负荷、水泵类负荷等。以太原南500 k V无人值守标准配送式智能变电站为例,对站内的主要负荷性质进行分析。该站远景建设4台主变,500 k V采用3/2接线, 共6回出线;220 k V采用双母线双分段接线,共18回出线。

1.1.1 主变通风冷却负荷

主变通风冷却负荷负责给主变冷却风机供电,该负荷也是站用电负荷中最重要的负荷,需保证连续、可靠的供电。此处考虑远景4台主变同时运行,所有风机全开。该负荷属于经常、连续性负荷。

1.1.2 配电装置操作负荷

配电装置操作负荷负责给开关设备操作机构供电,提供分合闸所需要的能量,属于经常、断续类负荷为计算开关设备操作所需最大负荷, 考虑极端情况下同时动作的断路器最大台数。

500 k V采用3/2接线 , 考虑1条500 k V母线故障,同时与该母线相连的主变进线断路器拒动,此时该主变500 k V进线串内的中间断路器需跳开,该台主变对侧220 k V主变进线断路器也需跳开,总共动作1台220 k V断路器、6台500 k V断路器,所需负荷总量为:

式中:P1总为此故障下所需的最大操作负荷,N11为此时动作的500 k V断路器台数,N11=6;N12为动作的220k V断路器台 数 ,N12=1;P1为1台500 k V断路器的操作负荷,P1=3.3k W;P2为1台220 k V断路器的操作负荷,P2=2.25k W。计算可得:P1总为22.05 k W。

220 k V考虑2条母线并列运行,分段开关断开 ,1条母线故障,同时母联断路器拒动,则与该母线相连的所用断路器均需断开, 总共动作9台220 k V断路器,所需的负荷总量为:

式中:P2总为此故障下所需的最大操作负荷;N22为此时动作220 k V断路器台数,N22=12。计算可得:P2总为27 k W。变电内部所有断路器同时断开的可能性基 本不存在, 配电装置最大操作负荷非所有断路器操作负荷的简单叠加,站用电负荷总量统计时取27 k W。

1.1.3 户内照明

该站为无人值班变电站,户(舱)内的灯具一般不会同时全部开启。在统计全站站用电负荷总量时,考虑同时工作的户(舱)照明,户内照明总负荷乘以一定的修正系数,此处暂取0.75。

1.1.4 户外照明

常规变电站中在户外设置草坪灯和低位投光灯,用于夜间的照明需求,属于经常、连续类负荷。无人值班变电站中只有在夜间出现特殊故障抢修或夜间巡视时,才可能需要户外照明。夜间故障抢修时可通过站内的照明控制箱开启户外灯具。夜间巡视可配合视频监控系统,在常规照明回路的基础上增加外部控制回路实现对户外照明灯具的远程控制。根据视频监控需要开启相应灯具,作为夜间摄像的光线补偿[2,3,4]。鉴于无人值守变电站中夜间事故抢修和夜间巡视并非常态化,且每次户外灯具开启的时间也不长,户外照明可视为不经常短时负荷,不计入全站站用电负荷总量统计。

1.1.5 暖通负荷

暖通负荷主要指为站内的空调、风机等供电,调节室内的温度,保证空气的流通。在无人值班变电站中该负荷则主要是保证二次设备的正常运行,属于经常、连续类负荷。

1.1.6 其他负荷

其他负荷包括配电装置加热负荷、检修电源、通信电源、UPS电源、充电机、交流分电柜、逆变器、雨水泵等。配电装置加热电源负责给端子箱、汇控柜加热装置供电,在气温过低时保持端子箱、汇控柜内的温度,保证二次设备正常运行,属于经常、连续类负荷。

检修电源负责在设备检修时给电焊机等检修设备供电,属于不经常、短时类负荷,不计入全站用电总负荷统计。雨水泵主要用于下雨天排除站内积水,属于不经常、短时负荷。

通信电源、UPS电源、充电机、逆变器等属于通信及二次专业的负荷需求,为经常、连续类负荷。

1.2 全站站用电负荷统计

经优化分析,全站设置4 m预制舱5个,每个舱内风机负荷2 k W,加热负荷2.5 k W,照明负荷2 k W;6m预制舱4个 ,每个舱内 风机负荷2.5 k W,加热负荷3.5 k W,照明负荷2 k W;9 m预制舱2个,每个舱内 风机负荷2.95 k W,加热负荷5 k W,照明负荷2 k W。全站站交流用电负荷统计见表1。站用变压器总负荷为:

式中:S为站用变压器总负荷;P1为站用动力负荷之和;P2为站用电热负荷之和;P3为站用动力负荷之和。计算得:S为458.27 k W。考虑一定的裕度,站用变压器容量选择500 k V·A。

国网通用设计以及常规工程500 k V变电站中站用变压器容量均为800 k V·A, 经过优化后只需500k V·A,减少了投资和造价,降低了能源损耗。

2 站用变压器的选择

该站设3台站用变压器,1号和2号站用变为工作变压器,0号为备用变压器。正常情况下全站负荷由工作变压器供电,备用变压器处于热备用状态,绝大部分时间内处于空载状态,推荐采用非晶合金变压器。

非晶合金变压器铁心采用非晶合金材料代替传统硅钢片, 其单位损耗和励磁特性大大降低, 具有损耗低,运行温度低,性能稳定,使用寿命长,节能环保等特点。虽然初期投资大于传统变压器,但由于其损耗低,运营成本低,综合使用成本低于传统变压器[5,6,7,8]。

该工程0号站用变引自站外电源, 采用非晶合金箱式变压器,布置灵活,损耗低,而且符合工程配送式的建设理念。

3 配电装置场地供电方式优化

配电装置场地的断路器、隔离开关的操作及加热负荷可采取2种供电方式:(1) 采用环形供电网络,并在环网中间设置刀开关以开环运行。 (2) 采用辐射供电,各配电装置场地设置专用配电箱,配电箱电源进线一路运行,一路备用。辐射式供电需要在各场地配置专用配电箱, 因此传统变电站中大多数采用环形供电网络。随着变电站规模的扩大,配电装置面积大大增加,为保证环形供电网络末端短路时断路器的灵敏性,需要增大电缆截面,电缆敷设施工极为不方便。

该工程采用分散布置的二次预制舱, 配电装置的用电可由二次预制舱内引出,不需要采用专用配电箱,适合采用辐射供电方式。

以500 k V配电装置场地为例,对2种供电方式进行对比。断路器每相电机负荷取1000 W/220 V,隔离开关、接地开关每相电机负荷150 W/380 V;断路器加热负荷640 W/220 V,TV端子箱加热负荷40 W/220 V。

(1) 环形供电。该站远景共5个完整串,组成2个环形供电网络。第1、2、3串组成1个环形供电网,第4、5串组成1个环形供电网。其供电如图1所示。

考虑1条母线故障时, 跳开与此母线相连的3台断路器。再考虑断路器及PT端子箱的加热负荷,总共所需的负荷为17.7 k W,1、2、3串的环形供电网的长度约为400 m。

式中:P为总的操作负荷;U为额定电压,U=380 V;I负荷电流;L为电缆长度,L = 400 m;S为电缆截面积。由式(4)、式(5)计算得:S = 33.88 mm2。选择电缆3×35+1×16, 考虑0.75的校正系数, 电缆载流量Ixu为85.5 A>30.09 A。

脱扣器灵敏系数校验需满足:

式中:Id为电缆的末端短路电流;Iz为过电流脱扣器整定值。选择断路器额定电流Ie=32 A,Iz=5Ie,Iz=160 A热脱扣器:Iz=3Ie时,6 s跳,查表得到末端短路时,Id为232 A,此时Id<1.5Iz,脱扣器灵敏性系数无法满足,即末端短路时断路器可能不动作,无法断开短路回路。

增大电缆截面,选择3×50+1×25电缆,末端短路电流Id=356 A>1.5Iz,满足脱扣器灵敏性系数要求。环形供电共需3×50+1×25电缆700 m。

由上述计算过程可以看出, 随着负荷和电缆长度的增加,为保证脱扣器灵敏性系数,需增加电缆截面。

若全站500 k V配电装置场地采用1个环形供电网络,电缆截面需采用3×95+1×50,如此大截面的电缆敷设施工难度极大。

(2) 辐射供电。由每串配电装置内的二次预制舱的交流分电柜引至场地汇控柜, 此时每个回路只需负责给1台断路器供电,总负荷约为5.37 k W,最大供电长度取60 m。由式(4—6)计算可知,电缆截面仅需选择3×16+1×10电缆, 长度为10到60 m不等, 共需1200 m。其供电如图2所示。

虽然辐射供电电缆长度增加,但电缆截面减小,施工方便。考虑采用辐射供电后汇控柜的电源均来自二次设备舱,二次设备舱负荷增加,站用电柜至二次设备舱的电缆需加粗,会增加部分费用,但综合造价依然低于环形供电。

辐射供电方式,每个回路只给1个汇控柜供电,而环形供电网络中串接了多个汇控柜, 供电可靠性不如辐射供电。

4 结束语

山西太原南500 k V标准配送式变电站的站用系统优化设计后,简化了交流负荷回路,减小了站用变容量, 站用变容量由常规的800 k V·A减至500 k V·A。针对备用站用变压器空载运行时间长的特点, 备用站用变选用空载损耗低、节能环保的非晶合金变压器。结合二次预制舱的布置,配电装置场地的断路器、隔离开关、汇控柜等负荷采用辐射供电方式,较大程度地减小电缆截面和工程造价,降低了施工难度。

摘要：针对标准配送式智能变电站的建设特点,对全站的站用系统进行优化设计。合理配置站内照明及动力负荷,减小站用变压器选用容量,备用站用变压器选用非晶合金变压器,降低站用变压器的投资和损耗。结合二次设备舱的布置,采用辐射式供电,优化电缆敷设路径,减小电缆截面,减低施工难度。

关键词：标准配送式,智能变电站,站用电负荷,非晶合金变压器,辐射式供电

参考文献

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500kv变电站设计案例 篇8

关键词：500kV变电站；主变压器；一次设备；二次设备；电力系统

中图分类号：TM421文献标识码：A文章编号：1009-2374（2014）23-0148-02

社会经济的发展有效地推动了电网事业的进一步发展，在此背景之下500kV变电站随之增多，这给变电站的运行和维护提出了新的挑战。变电器作为电力系统当中非常重要的电力设备，保障其运行的安全性和可靠性，将直接影响电力系统的正常运行。由于变电器在运行期间不可避免地会出现各种故障，为了及时发现问题解决问题，最大限度降低危害，有必要对其运行状况和维护进行分析。

1主变压器保护的配置原则

变压器在运行过程当中，铁芯和其他金属部分非常容易发生过热现象，而过励磁保护则主要用于防止这种过热情况的发生。立足于变压器的容量、运行等方面的具体情况，对由外部相间短路引起的变压器过电流，选择使用过电流进行保护，可以有效的提高电力系统安全性，保障其连续运行。当变压器绕组和引出线发生相间短路时作为差动保护后备。

由于变压器在运行过程当中可能会发生各种各样的故障，为了最大限度地降低故障所带来的损失，可将复合电压起动的过电流作为后备，主要负责内部短路、相应母线和出线部分。如果设备长时间的超负荷运转，则十分容易对设备造成损坏，在此时就应当安装过负荷保护，一旦发现超负荷运转情况，并且达到设定的保护上限能够及时发出信号警报。大型变压器在运行当中易出现过励磁现象，针对这一情况可装设过励磁保护，以及过电压保护，同时设定时限到达上限自动跳闸。进行纵联差动保护，负责保护绕组匝间短路、变压器绕组等。对变压器油温、绕组温度过高及油箱压力过高和冷却系统故障，应当严格依据变压器相关标准进行设置和规定，装置相应的保护装置，及时发出信号或者自动跳闸。

2在运行当中存在的问题

设备所存在的缺陷，依据威胁程度可以将其分作三类，一类缺陷主要是指当中设备发生故障之时，对于人和设备的威胁将会在短时间内爆发，甚至立即爆发。二类和三类缺陷相较于一类缺陷，对于处理速度的要求相对较低，在此重点对一类缺陷进行了分析。

变电站在运行过程当中，一般性的故障主要包括了设备发热、外部损坏、开关故障等。而对于主变压器而言，最为常见的故障就是发热和漏油故障。

在一次设备当中，主要要考虑开关之上容易发生的故障，而这些故障又主要是由灭弧室SF6压力过低，或者液压系统压力低而引起的闭锁分、合闸问题。针对SF6压力，在开关之上通常都会设置警报接点。从发出警报开始，一直到闭锁分闸之间将会提供充足的时间，以便于维护人员能够有充足的时间进行分析和处理。针对液压机构开关问题，对其故障的判断重点是找准发生故障的正确地点，是液压机构导致的故障，或者是二次回路带来的问题。在开关发生漏氮问题之时，装置将会自动闭锁重合闸，在经过几个小时之后才会再次恢复正常运行，短时间内是不会对系统造成太大的影响。

在二次设备当中，保护装置通常会发生装置插件故障等问题。由于500kV变电站通常都是使用双重化配置，而这种配置在变电站的运行过程当中，将会闭锁对应的保护模块。

通常而言，跳闸情况是变电保护出现的主要情况，在发生跳闸之时，作为相关的维护人员，首要工作就是找出发生故障的根本原因，然后再将其恢复到正常送电状态。如果能够找到具体发生故障的地方，可以利用遥控的方式将故障点隔离在外，进而达到保护其他设备和降低故障设备损坏的目的。在正式开始送电之前，尤其需要注意的是进行现场故障检查，在确定没有故障之后方能继续正常使用，保持正常送电状态。当发现电路不能正常闭合之时，在这种情况之下可以不用进行现场检查，而当开关失灵保护动作、母线故障以及失电、主变故障都需要进行现场检查。针对这种类型的故障，要求要及时地发现并且快速地进行处理，用最短的时间处理故障问题，将损害降到最低，有效地保護相关设备和提高系统运行的安全性和可靠性。这就要求相关工作人员在进行日常的维护工作之时，应当高度重视该工作，充分认识到维护工作的重要性。同时加强对交、直流系统的设计，以及运行维护工作。进行有效的视频监管，及时地发现问题处理问题。除此之外，在进行设备选型之时，采取措施消除矛盾。

3维护和故障处理

在进行故障排除之时，需要注意以下五种情况：第一，在变压器的运行过程当中，注意观察油位和温度、声音情况。当油位下降的程度超过正常速度之时，则应当检查是否出现漏油状况。同时仔细检查冷却系统，是否能够保障及时降温，避免过热现象。第二，检查变压器负荷情况，当发现负荷超过规定则必须立刻减小，避免长时间超负荷状况而给设备带来的损害，提高设备使用寿命，确保安全性和可靠性。第三，如果变压器内部出现噪音，发出爆裂声，出现持续升温的现象等问题，在此时就必须停机进行检查。第四，漏油现象严重之时，一方面要及时加油，保障用油正常，另一方面及时采取措施进行维修。第五，在油位上升之时，需要注意的是控制最高油位，确保不会出现溢出现象，否则应当及时放掉多余的油。

做好运行当中的检查工作。依据漏油范围判断是否发生故障，依据油的温度确认目前运行状态，与此同时做好冷却系统的检查工作，确认其能够正常运行，及时降温。通常情况，对于变压器的内部故障问题，主要通过日常经验，以及相关的监测信息进行判断。当状态属于正常范围之时，油质呈现一种微黄透明状态。如果油面低于正常高度，维护工作人员应当引起重视，检查是否出现了漏油情况；油面高于常态，则需要检查冷却装置。变压器处于正常运行的状态之时，所发出的声音主要是来自于电磁的类似嗡嗡的声音，如果在进行检查维护之时，发现声音异常，比如出现爆裂声。在此时应当注意检查，并且及是维修处理。注意保持套管的清洁状况，避免套管出现裂缝，或者出现放电痕迹，电源、油泵等的运行状况是否符合相关标准、规范和要求。

为了正确掌握机器的运行情况，需要针对系统运行方式，以及负荷状态等进行研究和分析。通常故障一般容易发生在开关、套管等部位。在设备的制造过程当中的失误和制造工艺问题，以及检修过程当中损坏和损坏其绝缘部分，则容易造成绕组故障。水分的渗入进而导致出现劣化，从而使得部分绕组暴露在空气当中，也容易造成绕组问题。当上述的几个部分被击穿，则会造成不同程度的故障，并且给相应的设备带来损坏，甚至引起重大的安全问题，影响主变压器运行的安全性和可靠性。当绝缘发生劣化现象，或者水分的侵蚀，则容易发生套管故障。引发开关故障的因素较多，因为螺丝松动、绝缘板不良等都会引起开关之上的问题。

4结语

综上所述，在对500kV变电站主变压器运行和维护之时，应当立足于500kV变电站的特点和具体情况，同时做好日常维护工作，严格遵守变压器配置保护原则，从一次和二次设备着手，注意当中的发热、漏油等问题。及时地发现故障，并且分析故障发生原因，然后进行针对性地维护，提高维护工作效率和质量。有效地控制故障损坏范围，提高设备运行的安全性和可靠性。除此之外还需要加强监控工作，及时掌握设备状况，有效提高设备使用寿命，确保正常送电。

参考文献

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作者简介：陈明俊（1978-），男，贵州遵义人，南方电网超高压输电公司贵阳局工程师，研究方向：高压直流。