35KV变电所送电方案资料

35KV变电所送电方案资料（精选11篇）

35KV变电所送电方案资料 篇1

送电方案

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日期：2016年6月12日

一、概述

35KV天能变电所增容项目是为制造一部、制造二部F区生产、办公供电。包括35KV开关柜3面，35KV12500KVA变压器1台，10KV开关柜7面。电气设备已经安装完毕，经试验合格，保护定值已经输入，继电保护调试传动合格，具备送电条件。

二、受电范围：

35kv侧：3314专线35kvⅠ、Ⅱ母线、35kv 4#主变压器。10kv侧：10kvIV母线

三、送电前的检查

1、PT的检查：

1）PT不应有短路现象，2)熔断器导通应完好，3）开口三角接线正确，4）试验用的短接线以拆除，5）设备接地良好。

2、CT的检查：CT不应有开路现象 1）检查电流端子连接良好，累丝紧固，2）凡不使用的二次绕组短接并接地，3、接地的检查：

1）接地刀闸均在断开位置，2）所有临时接地线均拆除，4、保护的检查： 1）校核输入定值 2）备自投在退出状态，5、变压器的检查： 1）瓦斯继电器检查 2）调压装置的检查

3）油位、油色、温度、压力（压力片取出）是否正常，4）散热片及瓦斯继电器连接阀门是否打开，6、位置信号的检查：

1）指示灯信号与开关各位置相符，2）检查后台机显示与实际开关位置相符.四、送电程序

（一）、送电线路送电

线路送电前，变电所35kv进线刀闸、断路器等一次设备必须在开位。与地方电力部门沟通，外线路通过冲击送电后，外线路带电运行。检查外电相位与变电所相位是否对应，对应进行变电所送电。

（二）、变电所送电程序

送电操作有两种方式，一种是到设备本体就地操作，一种是利用站控机遥控操作。因为是新投运设备，现场操作能及时发现和处理问题，因此采取就地操作。

1、变电所35KVⅠ段母线受电

1)检查35KV天能2#专线进线隔离刀闸3314线301B01、301B04在分开位置，Ⅰ段隔离及计量柜柜内计量在工作位置（301B02在工作位置）

2)合Ⅰ段PT3506刀闸，后台机显示正确

3)合上110KV田营变电站35KVI段3314开关，观察35kv柜电压显示器是否带电，正常后进行下一步（后台机显示正确）

4)合35KVⅠ段隔离及计量隔离刀闸311-2，检查计量PT电压是否正常（用万用表检查，包括开口三角）后台机显示正确

5)合35KVⅠ段311-1,312-6刀闸（后台机显示正确）6)合35KVⅠ段311断路器，位置信号显示正确，观察35KV进线柜电压显示器，查看35KVⅠ段PT电压是否正常，查看相应的保护模块电压是否正常，后台机显示正确，在35KVⅠ段PT二次侧检查电压相序，相序为正序即可（检查相序时用相序表）

7)35KVⅠ段母线冲击：正常情况下运行5分钟，随后冲击2次，间隔5分1次

2、变电所35KVⅡ段母线受电（通过母联断路器）

1)检查35KV2#进线隔离刀闸312-1D、312-6D在分开位置，Ⅱ段隔离及计量柜柜内计量在分开位置

2)合Ⅱ段PT刀闸，后台机显示正确

3)合上35KV母联隔离刀闸310-1，310-2，,正常后进行下一步（后台机显示正确）

4)合35KV母联断路器310，查看35KVⅡ段PT电压是否正常，查看相应的保护模块电压是否正常，后台机显示正确，在35KVⅡ段PT二次侧检查电压相序，相序为正序即可（检查相序时用相序表）

5)35KVⅡ段母线冲击：正常情况下运行5分钟，随后冲击2次，间隔5分1次。

3、两段35KV母线电压核相

用万用表核两段PT二次侧电压，两段A-A,B-B,C-C分别为0，说明相线正确；如果两段A-A,B-B,C-C不为0，为100V，则说明相别不对，需要检查接线情况。4、35KV 1#主变冲击

1)检查1#主变器身及母线正常，检查10kv室进线断路器和各出线断路器均在断开位置.2)将主变各种保护均投入，合上1#主变351-6隔离刀。(后台机的显示正确）

3)合1#主变断路器351开关，对1#主变进行第一次冲击，运行五分钟，并观察有无异常现象，保护是否能躲过合闸冲击电流而不误动作。

4)断开1#主变断路器351，间隔5分钟。

5)合1#主变断路器351，对1#主变进行第二次冲击，运行五分钟，并观察有无异常现象。

6)对变压器进行5次冲击，每次间隔均为5分钟。

7)5次冲击后，变压器进入72小时空载试运行状态。(后台机的显示正确）5、35KV 2#主变冲击

1）检查2#主变器身及母线正常，检查10kv室进线断路器和各出线断路器均在断开位置。

2）合上2#号主变352-6隔离刀，将主变各种保护均投入。(后台机的显示正确）

3)合1#主变断路器352，对2#主变进行第一次冲击，运行五分钟，并观察有无异常现象，保护是否能躲过合闸冲击电流而不误动作。

4)断开2#主变断路器352，间隔5分钟。

5)合2#主变断路器352，对2#主变进行第二次冲击，运行五分钟，并观察有无异常现象。

6)对变压器进行5次冲击，每次间隔均为5分钟。

7)5次冲击后，变压器进入72小时试运行状态。(后台机的显示正确）6、10kv母线受电 10kvⅠ段受电

1）检查10kvⅠ段各开关柜手车均在试验位，各开关柜接地刀均在断开位，各断路器均在断开位置。查看10kvⅠ段进线柜带电显示器是否带电，若带电则进行下步工作。

2）将10kvⅠ段PT手车,981推至工作位置。

3）将10kvⅠ段进线911断路器手车摇至工作位置，(后台机的显示正确）

4）合10kv 1#进线911断路器，对10kvⅠ段母线进行冲击。5）从后台微机检查10kvⅠ段电压是否正常，6）检查Ⅰ段PT电压是否正常，并在Ⅰ段PT二次侧检查电压相序(相序为正，则进行下步工作）

7）冲击母线正常情况下运行5分钟，随后冲击2次，间隔5分钟。7、10KV母联备投实验，电压核相

1)检查10kvKVⅠ段、Ⅱ段母线电压及Ⅰ段、Ⅱ段PT正常，相序正确。

2)将10kv母联隔离柜910-1隔离小车、10kv母联柜910断路器小车推至工作位置.将10KV备自投投入。

3）将10kv母联柜910、10KV 2#进线柜912操作位置远方位置 4）断开1#主变35KV351断路器，10KV母联隔离柜备自投保护动作，10KVⅠ段进线911断路器低电压动作跳闸，母联柜910断路器自动合闸，10KVⅡ段母线通过母联向Ⅰ段供电，从后台微机检查10kv Ⅰ段、Ⅱ段母线电压是否正常，5）电压核相：Ⅰ段PT二次每相和Ⅱ段二次对应的每相是否有电压，如Ⅰ段A相和Ⅱ段A相之间没有电压，Ⅰ段B相和Ⅱ段B相之间没有电压,Ⅰ段C相和Ⅱ段C相之间没有电压,说明接线正确，核相没问题，若有电压说明接线错误，应检查接线。6）将10KV备自投退出，断开10KV母联柜910断路器，合1#主变351断路器，合10KVⅠ段进线柜911断路器。恢复Ⅰ段供电，10KVⅠ段、Ⅱ段分列运行，7)将10kv母联备自投投入

8）断开2#主变352断路器，10KV母联隔离柜备自投保护动作，10KVⅡ段进线912断路器低电压动作跳闸，母联柜910断路器自动合闸，10KVⅠ段母线通过母联向Ⅱ段供电，从后台微机检查10kv Ⅰ段、Ⅱ段母线电压是否正常，退出10kv母联备自投

9）断开10KV母联柜9105断路器，将10KV母联柜910小车退至试验位置，断开10kv母联隔离柜910-1隔离小车，合2#主变352断路器，合10KVⅡ段进线柜912断路器。恢复Ⅱ段供电，10KVⅠ段、Ⅱ段分列运行，10kv母联备自投测试结束。

五、HSE管理

1、HSE管理体系

1）设HSE管理组，负责送电期间HSE管理的全面工作。2）现场设置必要的安全警示牌。

3）组织HSE管理教育，开展安全活动，举办消防演习及事故演练。

2、安全措施

1）严格人员管理，禁止无关人员进入站场和阀室。现场操作人员一律穿着工服、工鞋，戴安全帽，配戴胸卡。严禁将火种带入现场。

2）严格车辆管理，禁止无关车辆进入站场。必须进站的车辆要经安全总监批准，并配戴安全防火帽。

3）消防器材必须到位，可燃气/火灾检测报警系统必须投入运行；消防道路必须畅通。消防人员包括义务消防组织必须落实，并经过消防演练，有一定的消防知识和技能。4）配配备一定数量的安全工器具。

3、医疗救护措施

1）任何事故发生都必须以保护人员安全为第一出发点，科学从事，严防事态的扩大。处理事故要有个人防护。

2）发生燃气泄漏要迅速切断气源，严防火种。同时要疏散无关人员到安全地点。

3）发生人员伤害，当事人或第一发现者要立即报告现场安全负责人或领导，并尽快通知急救中心或最近的医院实施救护。

4）加强自救技能的培训，配备必要的自救器具和医疗急救药品。5）加强地方医疗合作关系，落实周边医疗点的联系方法。

4、事故预案

1）人员触电 ①触电原因: 由于不慎等原因，接触到了带电设备；接触到了平常不带电，由于绝缘破损而带电的设备外壳。

②预防措施

检查电器设备的绝缘保护层，确保绝缘状况良好；安装保护接地和保护接零；安装漏电保护开关。

③触电处理措施

触电必须急救，但又要顾及救护者的自身安全；现场人员应以最快的速度、正确的方法，使触电者首先脱离电源；伤员脱离电源后要急救；触电者如神志清醒，使其平躺，严密观察；如果触电者处于昏迷状态，应立即就地迅速用心肺复苏法进行抢救，并坚持不断地进行，同时及早与医疗部门联系，争取医务人员接替救治。未经医疗人员允许，不得给伤员喂药，不得随意摆弄伤者患处；救助触电者切忌慌乱，既要尽快救助触电者，同时又必须顾及自身安全。

2）六氟化硫引起中毒的预防和急救 ①危害

六氟化硫气体中存在的有毒气体和设备内产生的粉尘对人体呼吸系统计粘膜等有一定的危害，中毒后会出现流泪、打喷嚏、流涕、鼻腔咽喉热辣、发音嘶哑、头晕、恶心、胸闷、颈部不适等症状。

②预防措施

在六氟化硫设备运行过程中，无关人员不准随意进入设备安装室。工作人员进入设备安装室前应先通风20分钟。不准单独一人进入设备安装室。不准在设备防爆膜附近停留。设备安装室内应具有良好的通风系统，抽风口应设在室内下部。工作人员在进入电缆沟或低位区域前，应检测该区域的含氧量，如发现含氧量低于18%，不能进入该区域。设备运行及检修人员要进行专业安全防护教育和安全防护用品使用训练。紧急事故发生后，应立即开启全部通风系统。事故处理后，应将所有防护用品清洗干净，工作人员要洗澡。

③急救措施

35KV变电所送电方案资料 篇2

本矿井采用双回35k V电源供电, 两回35k V电源分别引自不同的区域变电站。矿井工业场地建设一座35/10k V变电所, 变电所低压为0.4k V。变电所所址的选择应靠近负荷中心, 便于进、出线且周围环境无明显污秽, 结合矿井工业场地总布置情况, 本变电所设于矿井工业广场的东南部。

2 变电所一次设计

2.1 计算负荷及短路计算

矿井35k V变电所10k V母线计算负荷:有功功率Pj=11638k W, 无功功率Qj=7724kvar;无功补偿Qc=4380kvar, 补偿后无功功率Qj=3344kvar, 视在功率Sj=12123k VA, 功率因数COS准=0.96。

2.2 主要电气设备选择

经过计算, 矿井变电所35k V母线短路容量为94.3MVA, 短路电流1.47k A, 短路电流冲击值3.75k A;10k V母线短路容量为50MVA, 短路电流2.75k A, 短路电流冲击值7.02k A。短路参数对电气设备选择无特殊要求。变电所35k V配电装置选用KYN61-40.5Z (开断电流25k A) 型户内铠装移开式金属封闭关柜;10k V配电装置选用KYN28A-12Z型 (开断电流20k A) 户内中置开关柜;主要电气设备的技术参数经验算符合动热稳定的要求。10k V馈出电缆最小热稳定截面:按中速开断速度考虑, 取0.2S短路电流产生的热效应为Qth=I2th×Tth=7.022×0.2=9.86, 电缆热稳定允许的最小电缆截面Smin=姨Qth×103/C=22.9mm2, C取137 (铜芯电缆) 。变电所10k V馈出电缆按交联聚乙烯绝缘 (铜芯) 最小热稳定截面为25mm2。

2.3 电气主接线及主要电气设备

根据矿井负荷统计结果, 35k V变电所主变压器设计选用SZ11-8000/35、8000k VA三台, 电压比为35±3×2.5%/10.5k V、接线组别Y, d11。两台运行一台备用, 主变正常负荷率74%, 故障保证率100%。为满足节能要求, 主变压器分列运行。变电所35k V电气主接线采用单母线分段系统, 设计选用KYN61-40.5Z型铠装移开式交流封闭开关柜, 配真空断路器弹簧操作机构。共设13个间隔 (进线间隔2个、进线避雷器间隔2个、出线间隔3个、母联间隔2个、PT间隔2个、站用变2个) ;开关柜单列布置。变电所10k V电气主接线采用单母线分段系统, 设计选用KYN28A-12Z型户内中置开关柜31台, 配真空断路器弹簧操作机构;10k V出线建设15回;预留2回。主变进线采用架空进线, 10k V出线采用电缆敷设, 开关柜双列布置。变电所0.4k V系统计算负荷Pj=907k W、Qj=222kvar、Sj=945k VA;其中一、二级负荷Pj=332k W、Qj=80kvar、Sj=346k VA。设计选用SCB11-800/10、10/0.4k V、800k VA动力照明变压器2台, 同时运行, 负荷率59%, 故障保证率84.6%;当一台变压器停运时另一台能保证供电范围内一、二级负荷用电。0.4k V采用单母线分段系统。变电所设两台35/0.4k V所用变, 一用一备, 设备自投。变电所正常工作照明电源由所用电380/220V系统供电。事故照明电源正常由交流电源供电, 事故时由由直流屏供电, 两电源回路可自动切换。主控室、高压配电室及主要通道进出口处均装设事故照明灯。

2.4 无功补偿

矿井用电负荷较大, 特别是主、副井提升机采用可控硅直流传动系统, 且矿井变频设备使用较多, 无功补偿与谐波治理要求较高, 为降低设备投资, 本设计选用静态电容器组和动态补偿组合的方式。根据负荷统计结果, SVG链式逆变器设置1500k Var, 电容器组为1200kvar, 实现动态无功补偿和滤除谐波。

2.5 中性点接地方式

35k V中性点按不接地方式设计。矿井10k V电缆线路总长约12.5km, 10k V配电网络的单相接地电容电流计算值为12.68A, 考虑变电所16%的附加值后, 变电所10k V侧总单相接地电容电流约为14.7A, 设计10k V系统中性点经消弧线圈接地;0.4k V系统中性点接地。

2.6 防雷及接地

矿井所在地区年平均雷暴日数为40天, 属于多雷区。变电所楼屋面采用现浇钢筋砼结构, 将屋面砼内钢筋焊接成网装接地, 防直击雷。线路进站段采用避雷针进行直击雷保护。根据《交流电气装置的接地 (DL/T621-1997) 》的要求, 变电站设计工频接地电阻不大于4Ω。变电站主接地网按不等间距方孔网布置, 以水平接地体为主, 垂直接地体为辅联合构成。变电所接地槽均置换为粘土, 并添加专用降阻剂。变电站设计除砼路面外的场地均铺设砼预制块, 增加地表接触电阻, 进一步提高变电站允许接触电压差及跨步电压差, 保障人身安全。

3 变电所二次设计

变电站按无人值班设计, 采用计算机监控系统, 计算机监控系统采用分层分布式网络结构, 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。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。结合变电站无人值班方式的特点和目前计算机监控系统在变电站的应用情况, 确定计算机监控系统的监控范围如下: (1) 全站的断路器、隔离开关及电动操作的接地开关工作状态; (2) 主变压器的分接头调节 (有载调压变压器) 及10k V无功补偿装置自动投切装置状态; (3) 直流系统和UPS系统工作状态; (4) 通信设备及通信电源告警信号; (5) 站用变压器、直流系统、UPS系统的重要馈线开关状态。计算机监控系统具有与电力调度数据专网的接口, 软、硬件配置支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。

3.1 保护配置及自动装置

主变压器主保护设差动保护、本体重瓦斯、有载分接开关重瓦斯保护、非电量保护 (跳闸) 。后备保护设复压过流、过负荷保护、非电量保护 (发信号) 。35k V母联设母线充电保护、限时速断保护、过流保护。10k V馈出线设三段式电流保护。10k V小电流接地选线由专用的装置实现, 同时拟将所有10k V零序电流信号接入故障录波装置, 便于分析接地故障;母联分段设母线充电保护、限时速断保护、过流保护;10k V电容器回路设两段式电流保护、高电压、低电压、零序电压 (开口三角形) 及过负荷, 保护均动作于电容器断路器;10k V动力变压器设两段式电流保护、温度及过负荷保护。

3.2 变电所的计量

系统计量设置于产权分界点, 即在上级变电站35k V出线侧设置关口计费点, 关口计费点电度表按主、副表配置, 精度有功为0.2S级, 无功为2.0级。

变电所10k V馈线电能计量按有功0.5S级、无功2.0级配置。智能电能表测量具有有功、无功、电压、电流、频率、有功电量、无功电量和多费率电量、最大需量、分时区、时段、不同费率为基准的电量累计和存储, 可通过串口向电能量远方终端传送分时电量数据;其具备失压记忆功能, 以保持运行参数和电能量数据;具有就地维护、测试功能接口站有电度表均通过串口送入集中的电能量采集装置, 并通过该装置转送给变电站计算机监控系统。

3.3 变电站微机防误闭锁综合操作系统

变电所装设一独立微机防误闭锁综合系统, 配置工控主机 (应具备与微机监控、RTU等接口功能, 实现数据共享, 并可闭锁监控操作) 、汉字显示器、开关闭锁控制器和电脑钥匙等。实现强制性五防闭锁、在线自动对位、仿真模拟预演、多任务并行操作。通过与综合自动化系统的通讯管理单元通讯的方式, 接收各类操作的操作顺序, 并与装在一次设备上的编码锁配合, 一起完成防误闭锁各项功能。

4 直流系统

本变电站装设一套智能型微机高频开关直流电源成套装置, 负担断路器合闸、微机综合自动化系统、通讯及事故照明等直流负荷。直流系统电压采用220V, 设一组阀控式密封铅酸蓄电池和双套冗余配置的 (模块按N+1冗余配置) 高频开关电源充电装置。该装置能与微机综合自动化系统进行网络通讯, 实现直流屏的无人职守。蓄电池的容量按能满足微机综合自动化系统全站事故2小时停电时的放电容量配置, 设计选用100Ah铅酸免维护蓄电池。微机高频开关直流电源屏组安装于中央控制室。为了防止可能由于交流站用电系统突然事故发生, 本工程设计选用一套5k VA的UPS不间断逆变电源装置, UPS微机不间断逆变电源屏装设在中央控制室内, 为确保运行的可靠性, 电源输入另外还设有交流旁路系统及直流直接供电系统。

5 系统通信及调度自动化

矿井变电所对外通信线路随矿井35k V变电所至上级变电站的35k V线路同时建设, 设计假设采用35k V线路架设1条12芯OPGW光缆, 本矿35k V变电所新设光通信设备和相应配套设施, 光通信设备安装在所内主控室设备区。通讯电源由所用直流电源加DC/DC转换模块方式给通信设备供电, 共设置3套30A 220V/48V模块。变电所备用通信为市话通信。本变电站远动信息通过远动通道分别上传至集控站和地调, 远动信息包括变电站全部“四遥” (遥控、遥测、遥信、遥调) 信息。本变电所采用微机监控系统, 交流采样, 远动功能由计算机监控系统的远动工作站来完成。

6 节能及环境保护

35KV变电所送电方案资料 篇3

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

35kV变电站整体除湿方案 篇4

1.摘要

新庄35kV变电站工作环境整体潮湿,开关柜、电缆沟、高压室设备因长期潮湿等问题，造成整体电气运行环境恶劣，产生放电现象、短路等重大安全运行隐患，本文提出35kV变电站整体除湿方案。

2.现场勘查

该变电站位于四川盆周山区西缘，雅安地区东北部，青衣江上游。气候温和，雨量充沛，日照偏少，常年工作环境比较潮湿。尤其在降雨量集中的6月～9月，变电站内箱柜凝露现象比较严重。

开关柜玻璃视窗凝露现象严重

电缆沟潮湿现象

3.除湿方案思路

（1）项目安全性设计方案

①产品设备不能占用高压室消防通道、安全通道，行人通道、检修通道及开关柜扩充位置。

②合理设计方案降低停电时间，降低对客户造成的影响。③当电路发生故障或异常时，采用直流熔断器保护措施。④“顶置式除湿装置”安装开关柜顶部盖板不影响开关柜结构。

⑤“SEPRI-CS-NL型防凝露装置”安装开关柜电缆室安装距离大于360mm。（2）项目稳定性设计方案

①除湿设备采用集成电路及自动跟踪技术，AC-DC模块电源内置保证设备可靠运行。

②所有除湿设备依据数值变化，自动开启相关程序，进行除湿工作。③高湿预警功能，及时监测柜内湿度情况。

④输出当前湿度值、预设湿度值及故障信息等，每2秒刷新1次。⑤本装置具有故障告警显示功能，对风扇及制冷原件故障等原因引起的内部故障告警指示。

（3）合理性、可行性设计方案 ①高压室、电缆地沟---除湿系统 ② 开关柜手车室---顶置式除湿装置

③开关柜电缆进线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置 ④开关柜母线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置

注：开关柜停电期间建议变电站对霉变的开关触头进行更换。

4.除湿方案

（1）高压室、电缆地沟---除湿系统1套

高压室东西两侧两块电缆沟盖板将设计成“格栅盖板”，并布置2台工业除湿机，电缆沟内部布置6台风扇(6台风扇每隔2小时运行3分钟循环电缆沟整体环境)、1组湿度传感器、1组联网型光电烟感探测器将分布在电缆沟内部。当湿度传感器检测到电缆沟内部湿度超过55%时，1号除湿机工作，将室内干燥空气由东侧盖板送进电缆沟内部，由风扇将空气整体循环；同时将空气循环到西侧盖板出风，当2号除湿机检测到高压室或者出风口的空气湿度超过55%时，开始工作除湿（同时在高压室设计2台风扇同2号除湿一起工作），将高压室的潮湿空气凝结成水排到室外，以此循环，将保证电缆沟和高压室整体干燥环境。注：为了电缆沟内部干燥空气循环，我们将原电缆沟盖板进行不锈钢板封堵，只在东西两侧盖板留出进出风孔。

开关柜示意图

说明：从开关柜的结构可以看出需要除湿的又分为3个气室，手车室、母线室、电缆进线室

●手车室空间大于2个立方，我们将采用1台大功率“顶置式除湿装置”保证手车室干燥环境。●母线室空间大于1.5个立方，我们将采用2台小功率“SEPRI-CS-NL型防凝露装置”保证母线室干燥环境。

●电缆进线室空间大于1.5个立方，我们将采用2台小功率“SEPRI-CS-NL型防凝露装置”保证电缆进线室干燥环境。

（2）开关柜断路器室---顶置式除湿装置/1台

在手车室顶部盖板安装各1台顶置式除湿装置解决母线室的潮湿问题。针对手车室运行温湿度环境改善并预防凝露现象而专门研制的高新技术产品。潮湿空气经风扇吸入后，通过特殊风道流动，先经除湿系统降温除湿，使空气含湿量减少，然后通过对除湿后的空气加热升温，使其相对湿度降低。经过充分循环，使柜内空气湿度降至凝露点以下，完成整个除湿过程。本装置采用微处理器控制技术，独立式自控顶置式除湿装置，不仅能同时对环境温湿度进行监测，并通过LED数码显示，还可通过按键对温、湿度分别进行相应的设置并显示。凝露水份采用雾化技术强制蒸发，安全排出。本装置是保障智能电网高效、安全运行的首选除湿设备。

山东省报税110kV变电站安装顶置式除湿装置

（3）开关柜电缆进线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置/2台（4）开关柜母线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置/2台

母线室、电缆进线室内部安装各2台SEPRI-CS-NL型防凝露装置解决潮湿等问题。新型防凝露装置由于体积小，重量轻可避免开关室内部绝缘安全距离。SEPRI-CS-NL型防凝露装置（排水型）采用微处理器控制技术，可手动和自动切换投运。装置由送风系统、除湿系统和智能控制系统组成，潮湿空气经风扇吸入后，通过特殊风道流动，先经除湿系统降温除湿，将潮湿空气置换成水份，通过排水管在电缆室串联统一排到室外，然后通过对除湿后的空气加热升温，使其相对湿度降低。经过充分循环，使柜内空气湿度降至凝露点以下，完成整个除湿过程。同时装置的辅助加热系统，通过加热器对柜内提供温度补偿，使柜内温度达到理想的

安装示例图

西宁市海西路开闭所10kV变电站开关柜安装SEPRI-CS-NL型防凝露装置（5）方案示意图

本设备采用微处理器控制技术，实时监测、数据分析，可精确、高效的监控环境温湿度设备，采用自动投入运行。

①设计示意图

开关柜手车室---顶置式除湿装置

开关柜电缆进线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置 开关柜母线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置

设计示意图

高压室、电缆地沟---除湿系统设计示意图

除湿系统设计示意图

除湿系统设计示意图

5.产品介绍

（1）电脑终端显示。

□额定工作电压：AC 220 V ±10% 50Hz □最大额定功率：＜2kW □显示方式：LED数码、指示灯显示及除湿动态显示 □除湿启动值：湿度RH=55%（默认，可调）□除湿回差值：5%RH □除湿湿度范围：40%～95%RH □除湿温度范围：5℃～40℃ □显示器：19英寸

□工作环境温度：不低于-20℃，不高于70℃

（2）高压室、电缆沟除湿系统

电缆沟除湿智能控制系统采用微处理器控制技术，实现实时监控及显示，并精确、高效的监控环境温湿度及除湿排水设备，通过LED数码显示环境温湿度、系统运行状态。系统可采用自动投入运行，还可实现无线遥控控制。

为提高电缆沟除湿效果，需利用现有的风机辅助除湿，并对风机的控制部分进行改造，并接入电缆沟自动除湿系统，统一控制。

变电站高压室环境监测系统结构图如图所示。

变电站高压室环境监测系统结构图

2.2系统主要优势

◆系统结构清晰，高度积成化，安装、操作简单，适用于各类使用环境，系统运行稳定性好。

◆实时更新并自动记录温湿度值，所有温湿度历史记录及相关数据真实可靠，存储方式专用。

◆查询任何监测点的温湿度历史数据记录、监测点故障等信息。◆可对室内和电气设备内的环境温湿度进行全过程实时显示监控。◆监测点可在一定范围内任意增加，外接执行机构（如通风设备、空调等）可实现环境自动控制。

◆报警方式有就地声光报警、预设地点（值班室）声光报警。（3）SEPRI-CS-DZ型顶置式除湿装置

SEPRI-CS-DZ型顶置式除湿装置用于电力设备如母线桥架、高低压控制柜、高低压开关柜、环网柜、仪表箱等需要除潮湿、防凝露的场合。

该装置采用微处理器控制技术，针对于母线桥架、开关柜设备内部空间紧凑、环境湿度高、安全距离等因素而研制的产品。大功率快速除湿，凝露水份采用雾化隔离排出。并采用一体化积成设计，体积小、安装方便、维护简单。

该装置由智能控制单元、强制循环单元、除湿单元、雾化单元、自检单元、故障告警单元组成。

顶置式除湿装置示意图

顶置式除湿装置工作原理

顶置式除湿装置结构示意图

◎产品特点

□专为电力行业设计。

□适合空间不是太狭窄、能够提供电源的场合使用。□迅速降低电气控制柜内湿度，水份经雾化隔离排出。□顶置式设计，便于安装。□一体化结构，电源内置。

□带湿度显示，工作阀值可调，全自动运行。□高湿预警功能，及时监测柜内湿度情况。（4）SEPRI-CS-NL型防凝露装置 SEPRI-CS-NL型防凝露装置用于电力设备如户外端子箱、高低压控制柜、高低压开关柜、环网柜、箱式变电站、干式变压器、仪表箱等需要自动除潮湿、防凝露的场合，尤其适用于已处于运行状态需排除积水的设备。同时本装置可在强电磁场和各种恶劣的自然环境下长期使用。技术参数

工作电源电压：AC：90～264V、DC：127～370V 额定功率：≤60W 显示方式：湿度整数显示，2位

除湿启动值：湿度RH≥55%（默认），其它由用户设定 除湿量：588ml/天（35℃，RH＝85%工况下）工作湿度范围：RH＝40%～95% 除湿温度范围：5℃～50℃

环境温度：不低于-20℃，不高于70℃ 外形尺寸：200mm×116mm×75mm

装置结构图

6.效果与总结 本项目施工成功后，一方面将大大消除变电站高压室、电缆沟、电气柜柜体及内部机构产生湿气、凝露等现象，大大降低由于凝露的原因而造成局部放电或者短路现象。降低电缆沟，高压室内部潮湿问题，保证开关柜内部湿度低于55%。（空气湿度小于55%时，没有凝露现象）

另一方面也改变变电站高压设备的运行环境，解决现场相关的安全运行隐患问题。

35KV变电所送电方案资料 篇5

1、配电室正常停送电倒闸操作必须按照《倒闸操作规程》规定的步骤，并和调度取得联系，统一思想后方可进行。注意操作前联系内容要双方重复，以免发生误操作事故。

2、由值班负责人 值长等有关领导及调度批示的操作必须在得到命令、重复命令，问清对方的姓名并进行登记，并与调度取得联系后，方可进行操作。

3、事故时，危及人身或设备安全的情况下，可立即进行操作，事后立即汇报调度，并记录操作程序及时间。

4、凡在配电室所有设备的馈出线路上工作时，必须由该工作负责人到配电室办理停电手续，在得到值长允许后方可工作，送回工作票及对号牌（停电牌）后，方可送电，并由工作负责人进行有关停电登记和进入要害登记。

5、配电室所属设备上工作完毕，值班人员必须进行如下检查：

1）短路接地线是否拆除。

2）是否遗留工具及杂物，设备是否完好。

6、凡备用设备送电时，配电室值班人员必须仔细检查，确无影响送电的问题时方可送电。

7、一切操作应严格按照《电业安全工作规程》有关规定进行，并认真填写操作票，由值长审查后，二人进行模拟操作，无误后由监护人加盖“以下空白”章，正式操作一人监护一人操作，执行重复命令制，操作完毕由监护人加盖“已执行”字章。

8、下级站（室）电源的停送电工作一定要与调度及上一级站（室）联系好后再进行，事后

35KV变电所送电方案资料 篇6

为提高矿井电气设备检修质量，确保电气设备完好率，根据《煤矿安全规程（2009）》、《煤矿机电设备检修质量标准》、《煤矿矿井机电设备完好标准》特编制本施工安全技术措施：

一、检修时间： 2011年1月7日 11：30－16：30 2011年1月8日 11：30－16：30

二、检修地点：35KV变电所

三、检修负责人：张进晨

四、检修人员：朱宜军、王宏志、董长柱、徐辉、张代坤等

五、检修内容：

１、6KV高压Ⅰ段、Ⅱ段开关柜卫生清理、压线坚固及开关柜分合闸机构试验调整。

六、检修前的准备：

1、根据工作任务办理停电申请单及填写工作票，经主管领导签字后方可进行施工。

2、工作负责人向参加本项工作的全体人员宣读工作票、劳动纪律和安全技术措施，并向全体工作人员布置任务，讲清现场情况、具体工作地点及质量标准、检修工艺等事项。

3、检修工作前，参加检修人员要对所使用的工具、仪表、仪器和材料配件进行清点登记，同时要对所使用的各种安全保护用品进行认真的检查，以确保安全可靠。

4、检修前，由工作负责人、安全负责人及值班负责人一起

新河矿业公司 35KV变电所6KV检修施工安全技术措施 对现场的安全设施、停电部位、带电部位、运行方式及工作区域进行核对，确认无误后，双方签字，然后工作负责人才能将工作人员带入现场工作。

5、在进行高压故障修理或高压试验时，工作场所必须用栅栏拦住，并悬挂“危险”标志牌。

六、6KV电气设备检修方案：

1、严格执行停送电制度，在接到调度室停电命令后，6KV配电室负荷是双回路供电的系统通知相关场所进行倒闸，使负荷供电均使用Ⅱ段进行供电，并停Ⅰ段进线柜断路器拉出手车防止反送电。

停掉6KV高压Ⅰ段全部负荷、1#进线柜手车式断路器、联络及联络母线，同时设临时栅栏，并挂上警示牌。

2、由35KV变电室停掉6KV高压Ⅰ段进线，并拉出手车式断路器及断开二次侧插头，挂上“有人工作，禁止合闸”警示牌。

3、确定已停电后，检查验电器是否完好，对1#进线进行验电、放电、挂上接地线，操作人员事先应穿上绝缘靴，戴上绝缘手套。在验放电过程中，应一人操作，一人监护。

4、拔掉二次侧熔断器。

5、以上工作完成后，根据检修计划的项目，逐步实施。

６、检修工作完成后，检查人员，清点工具，认为检修项目确已无误后，拆除接地线，请示调度室，依次恢复供电，然后拆除警示栅栏。7、6KVⅠ检修完成后，将双回路供电负荷倒至Ⅰ段后，停6KVⅡ

新河矿业公司 35KV变电所6KV检修施工安全技术措施 段供电，按上述施工步骤进行检修。

七、安全注意事项：

1、检修人员进入工作现场后，不得进入检修以外的其它地段和触动与检修无关的设备及零部件。

2、停电检修电气设备时必须停电、验电、放电、挂接地线、挂停电标志牌后，方可对电气设备进行检修。

3、在高压开关柜内工作时，若检修的开关柜为电源开关和有可能送电的开关时，还必须切断前一级电源开关出线电源，经验电、放电，悬挂“有人工作禁止送电”的标志牌，加装接地线后方准工作。

4、不得带电检修、搬迁电气设备。检修或搬迁前，必须切断电源，再用与电源电压相适应的验电笔检验；检验无电后，方可进行导体对地放电。对停电开关柜，悬挂“有人工作，不准送电”字样的警示牌，只有执行这项工作的人员才有权取下此牌送电。

5、高压停送电必须一人操作，一人监护。操作人员必须戴绝缘手套，并穿电工绝缘靴或站在绝缘台上操作。

6、检修工在距离带电体较近或在危险地点工作时，应采取可靠的隔离措施，并设专人监护。否则工作人员有权拒绝工作命令。

7、拆卸有瓷件设备螺钉时，如有卡紧现象不准用工具敲打。在搬运有瓷件设备时一定要轻拿轻放，以防损坏瓷件。

8、搬运电容器时，不准搬电容器的瓷瓶，要搬电容器的扳

新河矿业公司 35KV变电所6KV检修施工安全技术措施 手。在电容器上检修作业时，有放电装置的待停电3~5分钟后方可作业，如放电装置已坏，要对单个电容器进行3~5次的重复放电后准许工作。在连接电容器母线引流线时，螺钉拧得不宜过紧。

9、检修电抗器时，严禁攀登电抗器的线圈，严禁用力摇晃。清扫电抗器时，严禁用坚硬的工具清扫，应用毛刷和吸尘器等工具除尘。

10、在电压互感器的二次回路上工作时，除采取正常安全措施外，必须拔下二次熔断器。严禁在带电的电压互感器上工作。

11、在带电的电流互感器的二次回路上工作时，二次线应做可靠的短路，同时不准在短路端子之间和导线上工作。

12、在二次控制回路上工作时，一定要拆除控制熔断器，以防接地、短路造成机构误动作。

13、在二次保护回路上工作时，要防止二次线接地、短路，以免保护装置误动作。

14、在信号、事故音响回路上作业时要防止接地、短路，保障作业顺利进行。

15、在工作时，必须切断一切可以反送电的电源，严禁带电作业。

16、更换二次回路的熔断器时，要使用专用工具或带绝缘手套。

17、停送电刀闸操作，必须按照开关—负荷侧刀闸—电源侧刀闸的顺序依次操作。送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。手车式

新河矿业公司 35KV变电所6KV检修施工安全技术措施 开关停电后将手车摇出。严禁带负荷拉合刀闸。

18、对电气设备进行停送电操作时，应使用设备的双重编号，并由专人联系。严禁约时停送电。

19、高、低压电气设备检修完毕后，必须拆除接地线，认真清理现场，无问题后方可送电。

20、检修工作结束后，要自检、互检，确认无误后经工作负责人及值班负责人检查验收、签字后再向调度汇报并请示送电。调度同意送电后，可恢复送电并填写检修纪录。

21、检修人员工作完后，要清理现场，清点工具、仪表、仪器、材料、配件，待送电正常后方可撤离工作地点。

35KV变电所送电方案资料 篇7

35 k V变电站安装5面JYNI-40.5型送电柜。2012年6月值班员巡视时听到305主变送电柜有异常滋滋声, 并伴有放电产生的气味。连续观察几天发现, 天气晴好时滋滋声小, 阴雨天气时声音加大。

2.故障处理

根据故障现象, 初步判断是柜内元件灰尘过多, 在空气湿度较大时, 由于绝缘不良产生放电。但夜间闭灯检查柜内元件没有明显的弧光放电现象。为避免造成全厂停产, 停电后清扫柜内绝缘子、电流互感器和手车断路器, 更换出线瓷套管, 送电后滋滋的放电声消失。设备运行10余天后, 遇到连续阴雨天气, 305主变柜又发出滋滋放电声, 并且302所用变电柜也出现同样现象。因看不到柜内有明显的弧光放电点, 故障原因一时不明, 但判断两柜放电原因一样的可能性很大。考虑到302所用变电柜停电不影响正常供电, 为此对其进行停电观察。当拉出302柜所用变电柜手车后, 滋滋声消失。对该手车式断路器进行绝缘及交流耐压试验合格, 可排除断路器自身故障问题。再次推进所用变电柜手车后, 滋滋声重现, 据此判断放电声与手车推进有关。再次拉出并仔细观察所用变电柜手车, 发现手车动触头上有很淡的放电痕迹, 同时发现对应柜内隔板安全窗的活动舌板处放电位置, 的部分活动舌板磨损, 致使舌板顶不到位, 与动触头间距离减小。用35 k V验电器对隔板验电, 发现绝缘隔板带电, 至此找到放电原因。

手车推进动静触头接触后, 正常时动触头与安全窗上的活动舌板距离>40 cm, 在绝缘隔板绝缘良好情况下, 不会发生放电现象。舌板与动触头间的距离减小, 并且绝缘隔板在电场作用下发生极化带电现象, 阴雨天气时, 柜内空气湿度较大, 触头和舌板之间产生电离, 并发出滋滋放电声。拆除柜内隔板, 送电后运行良好, 在7~8月连续阴雨天气未再出现异常声响。

35kV变电站设计研究 篇8

关键词：变电站；主接线；设备平面布置；综合自动化；电气主接线

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0100-02

为了提高地区的供电质量，我国如火如荼地进行着电网改造工程，35kV变电站建设工程也有大力发展。工程人员在各种不同项目中不断探索各种新技术、新方法，力求达到缩短工期、降低造价、提高质量的要求。

1 主接线和主设备的选择

1.1 主接线选择

某地区农业负荷相对于工业用电比例更大，全年中二、三季度用电负荷相对较大，对负荷平台水平有一定的要求。电气主接线设计分两期进行，终期按照两台主变进行考虑。

对于首期工程。35kV变电站若采用一条35kV进线和一台主变，单元接线为变压器-线路。设计时还注意给二期工程做预留，若断路器、隔离开关等于首期不上，利用瓷柱过渡跳线。35kV电压母线变压器的安装需要结合计量管理及电网位置状况决定；可在35kV进线侧接35kV站变。对于二期工程。主接线采用两回进线，两台主变压器。35kV侧可采用桥形接线分内桥接线和外桥接线，前者适合于操作简单，主变压器运行相对稳定的变电站，后者更适合于操作较为复杂的变电站。与单母线接线相比，桥形接线少断路器一台却增加了操作难度，而我国当前35kV断路器已国产化，没有太大的经济压力。所以，35kV侧两进线两主变压器的变电站，宜采用单母线接线。为满足未来城乡用电标准一体化需求，双回进（出）线将成为变电站的发展趋势，但其造价也大幅度上涨。对此，35kV变电站采取一主一备（即能手拉手）形式，检修时启动备用线路。主备电源设有自动投入装置（BZT）。若主接线超过3回，可采用单母线分段接线，每段宜2～3回，电源进线母线各段宜1回，分段断路器由BZT控制，若地形条件满足，35kV配电装置可进行双列布置，否则只能单列布置。10kV侧主接线，一般采用一期为单母线，终期为单母线分段。

上述接线方式清晰有序、运行方便、经济可靠且运行及检修方式灵活。

1.2 主设备选择

采用低损耗、油浸、自冷、有载调压变压器，容量为2～10MVA。主变若为2台，容量比宜为1∶2；若负荷高峰（≥5MVA）持续时间长，容量比宜为1∶1。全密封变压器在条件允许时优先选择。高压断路器优先选择SF6国产断路器。10kV等级户外布置断路器优先采用柱上真空断路器；解决漏气问题后也可选择10kVSF6断路器。对于10kV等级户内布置断路器采用机构本体一体化的真空断路器较合适。高压隔离开关要求材质好、耐腐蚀的防污型产品；无人值守变电站优先选用GW4型带电动机构的隔离开关。高压熔断器尽量选择质量较好的。互感器和避雷器：为防止铁磁出现谐振，优先选择干式电压互感器，过励磁时呈容性。若选择电容器式电压互感器，可省去高压侧熔断器。选择带0.2级副线圈专用电流互感器。保护用电流互感器选择独立式的，但断路器附带的套管式电流互感器也可在电气伏安特性满足二次要求的情况下采用。避雷器选金属氧化物材料，户外选瓷绝缘避雷器，户内选合成绝缘避雷器。电力电容器：优先选用全膜电容器；若电容器组超过2组，要配置6%的空心或干式电抗器。针对季节负荷较大变电站，为提高功率因数，实现无功补偿，宜选可无载投切分组的集合式电容器组。直流电源：优先选择带微机检测和远传接口的高频开关电源的成套直流电源装置，采用5～10A2块模块。蓄电池可选阀控全密封铅酸蓄电池，容量40～80Ah。二次设备：优先选用具有与变电站综合自动化或RTU灵活接口的微机型继电保护设备，分散布置10kV保护；35kV保护备用电源发挥联络线功能时需配备线路保护，集中组屏布置馈线保护；根据实际情况考虑配置主变纵差动保护。变电站自动化系统：设备选型要求满足无人值守需要。综合自动化系统应具备微机“五防”闭锁及接入火警信号等功能。通信采用数字式载波通信，条件允许可选扩频、光纤等方式。

2 设备平面布置

合理的35kV布置需考虑到各个方面，主要包括五种：第一，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用屋外半高型配电装置，屋外设主变，采用集中式控制保护，设2层建筑物，控制室设于2层。第二，35kV同上，10kV采用屋外中型配电装置，双列布置，设集中式控制保护，控制室设于单层建筑物。于10kV和35kV配电装置间且偏向10kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于35kV配电装置和主变之间。此种布置虽清晰明了、维护方便、易扩建，但高压电器暴露于室外，设备运行条件相对恶劣。第三，35kV、10kV配电装置同上，户外就地设10kV控制保护，35kV设集中式控制保护。控制室设于单层建筑内。此种布置比较节约土地，但比较紧凑导致维护不便，不利于扩建。同第二点设备运行条件较差，对绝缘工作要求较高。第四，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用箱式配电装置。于10kV和35kV配电装置间且偏向35kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于10kV配电装置和主变之间。箱体内置10kV配电装置和全站控制保护，控制室不需另外设置。此种布置节约土地、安装简便、设备运行环境好、检修方便且有利于搬迁扩建。第五，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用屋内成套配电装置。于10kV和35kV配电装置间且偏向35kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于10kV配电装置和主变之间。控制室内集中设置全站控制保护。此种布置节约土地，检修维护方便，但房屋建设开支大。

针对不同的情况，相对而言，我们推荐第二、第四及第五种模式。

3 变电站综合自动化设计

按照设计思想和安装物理位置的区别可以将系统硬件结构形式分为许多类别，如分布式、集中式、分散分布式等。

分布式为35kV变电站综合自动化系统一种典型的结构形式。装置划分为管理层、变电站层以及间隔层，传送信息采用现场总线进行，独立设计保护系统，间隔层信息采集系统供远动系统和监控系统共同使用，满足分布式RTU技术标准的要求。依照一次设备来组织间隔层，其组成成分为许多不同独立的单元装置，这些单元由担负这集中处理和管理数据，上传下达信息任务的站控层通过现场总线控制。通常根据断路器间隔进行结构布设，分为测量部分、控制部分以及断电保护部分。管理层的主要构成就是计算机，通常为数台微机，要求界面清晰、操作简便。值班人员通常必备的基本技能包括：简单数据处理分析、显示画面、打印等。

集中组屏的分层分布式综合自动化系统一般比较适用于改造35kV变电站的工程中。综合自动化改造时，为缩短工期，工程人员还可对现有的二次电缆进行充分利用。分散分布式与集中组屏相结合的综合自动化系统比较适用于新建35kV变电站的工程中。这种结构设计方法是面向电气一次回路或电气间隔的，是一种“面向对象”的设计理念。在间隔层中集中设计各种数据采集单元监控单元及保护单元，并于开关柜上或者别的一次设备旁进行就地分散安装。如此，每个间隔单元的二次设备便独立起来，管信交换和息理由站控机通过光纤或电缆线路实现，从而将二次设备及电缆的材料降低到最低限度，节约了开支并简化了二次回路调试工作。

4 结语

当前，我国35kV变电站建设和改造工程十分紧迫，也极具挑战性。在设计阶段，必须结合变电站实际情况，进行合理的规划和设计，减少甚至彻底消除变电站的缺陷，最大限度地保证人身、电网及设备安全。

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[5] 周林.浅谈变电站35kV进出线段防雷保护[A].云南

电力技术论坛论文集[C].2008.

35KV变电站建设情况 篇9

矿井兼并重组整合后，该矿原有10kV变电站改扩建为35kV变电站，内设两台10000kVA变压器。一回电源引自**110kV变电站的35kV母线段，导线型号为LGJ-150mm，输电距离5 km；另一回电源引自**35kV变电站的35kV母线段，导线型号为LGJ-150 mm，输电距离6.3km。35KV变电站及线路已全面施工完成，并通过工程质量认证，并投入使用。

2、机电运输施工安装单项工程40项，均由山西地丰煤矿工程设计有限公司设计。其中地面空压机设备安装、主通风机设备安装、副斜井绞车、地面动筛车间设备安装、锅炉设备安装、黄泥灌浆设备安装8项工程由中十冶集团有限公司安装完成。并投入使用。主斜井架空乘人装置设备安装、主斜井胶带输送机设备安装、运输大巷胶带输送机设备安装、运输大巷架空乘人装置设备安装、运输下山胶带输送机设备安装、运输下山架空乘人装置设备安装、轨道大巷无极绳绞车设备安装、轨道下山无极绳绞车设备安装、采煤工作面设备安装等26项由中国有色金属工业第*冶金建设公司安装完成。并投入使用。山西省煤炭建设监理有限公司对工程进行监理。

矿井大型固定设备及采掘设备投入*万元。其中四部胶带式送机设备、电控及保护投资*万元、主通风机投资124万元。空气压缩机投资*万元、电牵引采煤机投资*万元、液压支架投资*

35kv变电站站长岗位规范 篇10

1、岗位职责

1．1在生产部部长的领导下，是本站安全第一责任人，全面负责本站的管理工作。同时受生产部运行管理人员，安监部对工作的指导和监督。

1．2、根据生产部下达的工作计划做好本站工作安排，全面完成生产部下达的各项生产任务，认真组织开展以安全为主的各项活动。

1．3、监督执行电业法规、安规和其它规程制度。

1．4、组织监护大型停电倒闸操作，布置现场安全检查的组织和技术措施，认真执行“两票三制”。严把“六关”。

1．5、组织站内人员钻研业务技术，逐步提高站内人员技术素质。

1．6、负责技术资料、档案台帐的管理工作，组织修编本站现场运行规程。

1．7、保持站容站貌符合达标要求。

2、工作标准

2．1、保证所管辖的设备安全运行，不发生人身及重大设备事故，做好本站的安全保卫工作。

2．2、按时完成公司布置的各项任务。

2．3、严格执行“二票三制”，“两票”合格率达到100%。

2．4、站内团结互助，分工明确，奖罚分明，落实安全生产责任制，班组建设达标。

3、上岗条件

3．1、具有初中以上文化程度，本专业工龄六年以上技术水平达四级以上，经中级工培训及班组岗位培训取得合格证书。

3．2、具有较丰富的运行经验，熟知电业法规和安规及本专业的各项规章制度。

3．3、熟悉本站一次设备运行方式，掌握主设备规范、性能。能看懂本站二次图纸，具有检修试验初级工的一般基础知识。

3．4能组织领导全站停送电工作，具有处理紧急事故的应变能力。

3．5作风正派，办事公道，团结同志，有一定组织能力和领导艺术。

Xxxx公司

35KV变电所送电方案资料 篇11

35kV变电运行安全、稳定，即关系到供电企业的稳定发展，也关系到供电企业的的经济效益和社会效益，尤其是近些年来，人们的经济水平逐渐提高，对于供电的质量的要求也越来越高，对于电力企业的生存和发展提出了挑战，因此相关企业和部门要不断的优化管理，应用新技术和新设备，保障供电的稳定运行。

一、我国35kV变电运行现状

近些年来，随着我国经济与工业的不断发展与进步，对电力的需求不断增加，35kV配电线路的事故发生率逐渐增加，35kV供电是维持我国国民对电能需求的保障，35kV配电供电出现问题，会影响我国经济的正常运行，影响居民的正常用电，据相关资料显示，目前，我国出现的电网故障绝大多数是由于35kV变电运行不稳造成的，因此，很多35kV变电设配老化，影响了供电的文稳定性，一旦出现问题，停电时间长，波及面广，维修困难较大，严重的影响了广大居民的生产和生活。

二、影响35kV变电运行的因素

随着企业和个人对于电力需求的逐渐增加，35kV配电网作为整个电网供电的基础，其稳定运行受到多种因素的影响，我国的配电建设一直处于薄弱环节，由于线路规划不合理以及外界因素的影响，都影响了电力系统的可持续发展。下面我们分析一下，影响35kV配电网供电稳定运行的因素：

1、35kV线路问题

35kV变电的正常运行，首先建立稳定运行的导线电缆，导线电缆的运行状况直接引线这35kV变电的正常运行，如果导线电缆暴露在自然环境中，受到季节温度的变化，会出现热胀冷缩的现象，温度高的时候，暴露在外的导线会随着温度的升高拉长，弧度加大，对于部分电线杆比较矮的地方，会出现地接短路的现象，或者有些交叉的地方互相触碰，造成了不可估量的危险；同时线路周围的植物不断生长，当出现暴风或者暴雨时，植物这段压在导线上，造成了导线不能正常运行，造成导线出现故障的外界因素有很多，这些不仅会影响35kV变电的正常运行，也会造成人的生命财产受到威胁，需要工作人员予以足够的重视。

2、人为的破坏

35kV变电的设置在现实生活中越来越多，很多时候由于人缺少相关的知识或者缺少必要的注意，引起了35kV变电供电出现故障，人的因素主要包括以下几种：首先，由于人的疏忽造成的，比如随着车辆的增加，很多热在驾车的过程中由于种种因素，出现交通故障，造成导线杆倒塌，出现导线断裂或者导线接地故障；其次，由于一部分不法分子为了获得经济利益，盗取铁塔的价值比较高的物品，引起铁塔出现故障，无法正常的运行，或者很多违法用电人员私自接拉电线，盗取电力资源的同时也引起了短路现象；最后，人的日常生活影响了经济的正常运行，包括风筝线挂落导线或者附近的伐木造成倾倒的树木压倒导线出现故障。

3、自然灾害

自然灾害对35kV变电运行的影响电损害面积大，影响深，修复困难大，我国地域辽阔，因此35kV配电网的覆盖面积广，点多，线长，同时由于其暴露在自然环境中，因此受到自然环境的影响较大，大雪、飓风、雷电、泥石流、地震等都会影响35kV变电的正常运行，例如2008年冬季，我国南方很多城市出现暴雪，导致线路被毁，电线杆出现倒塌，严重影响了供电的正常运行，由于范围较广，增加了维护的难度。

4、计划性停电

近些年来，随着我国经济的不断发展，对于电力的需求逐渐增加，因此为了保障用电的安全，很多经济发达的省份增加了工程停电和电网检修的次数，很多省份为了改造电网，很多时候计划性停电的次数高达每年总停电次数的一般以上；同时由于很多时候由于用电的需求量会出现剧增，为了缓解用电的紧张，很多城市变采取按地区分时段的停电。但是近些年来，随着科技的进步，风能发电、水能发电的数量逐渐增加，因此很大程度上减少了这一原因所造成的停电次数。

二、提高35kV变电运行高效管理的措施

1、强化电路检查工作

日常的检查和维护也是保障35kV变电稳定运行的必要手段，加强对于配电设备的的检查，能够及时的发现基础设施中存在的问题，并且能够有效的解决问题，减少因为设备问题所造成的停电现象；同时相关的工作人员在进行检查的过程中，要做好相关的记录、整理工作，并将相关的资料进行共享，这样才能提高工作人员的工作效率，保障35kV变电的稳定运行。

2、加强对于自然灾害的预防

我国的自然灾害种类多，范围广，因此对于35kV变电供电可靠性的影响不可估量，因此有必要加强对自然灾害的预防，例如对于雷电频发的地区要加强对于雷电的预防，例如在线路上安装避雷器等，这样能够有效的减少雷电造成的损害；对于沿海风力较大的地区，要通过加固拉线，减少导线弧度，清理周围杂物等方式减少事故的损害；对于雨水较多的地区，可以通过定期加固电杆杆基的办法来减少危害，保障35kV变电运行的稳定性。

3、加强科学调度

近些年来，我国经济不断发展，工业用电和生活用电量逐年增加，电网供应出现资源性短缺，因此供电部门要采取有效措施，加强科学调度，首先，优化供电方案，保障电力的有序供应，确保居民的生活用电、农业用电、以及各种重点企业的用电需求；其次，相关部门要加强对于电力用户的引导，避免集中用电，增加用电低谷时间段的用电量；最后要强化对于自然灾害、突发事件等因素对于电网的影响，充分的做好各种预案，强化应急反映，强化35kV配电网供电的稳定性。

四、总结

综上所述，35kV变电运行对于经济的发展，人民的正常生活有着重要的作用，在整个电网改造、完善电网结构，以及提高整个电网管理效率的过程中意义重大，但是在实际的生活中，影响35kV变电运行的因素众多，例如35kV线路问题、人为的破坏、自然灾害等等，这些因素都影响了其稳定性，因此需要通过采取多种手段，再设计和维护的各个过程中，要全面面考虑，保障35kV变电运行的可持续运行。

（作者单位：中国石油冀东油田供电公司）

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