35kV变电站设计方案探讨

35kV变电站设计方案探讨（精选6篇）

篇1：35kV变电站设计方案探讨

35kV变电站设计方案探讨

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。

这种设计方案与通常同容量的35kV变电站相比。减少了占地面积。减少了投资，也便于安装和运行维护，其控制、测量、保护、信号及电源装置都采用了计算机技术，保护功能完善、通用性强、整定精度高、动作离散值小、动作速度快，同时远动也采用了计算机技术，信息传输更加可靠和准确。微机控制、集成电路保护35kV小型变电站还可以按全户内式设计。

篇2：35kV变电站设计方案探讨

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。

篇3：邯钢球团35kV变电站设计方案

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;

篇4：35kV变电站设计方案探讨

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

篇5：35kV变电站设计方案探讨

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：

篇6：35kV变电站设计方案探讨

二〇〇八年九月九日 说 明

一、本施工方案一式六份 , 分别送潜江供电公司生技部、安监部、调度、输变电工区 , 另一份放在施工现场 , 一份本单位存档。

二、施工方案经过上级审批通过后 , 必须严格按计划执行 , 各类施 工必须按计划时间开工及在计划工期内完成。

三、施工方案中的各类施工 , 如涉及到需要办理停电第一种工作票 时必须按规定报票。

四、较大型的施工项目 , 如需有关部门人员到施工现场的 , 应事先 告知。

五、在施工过程中如需申请中间验收的应及时通知相关部门人员 组织中间验收 , 并妥善保管中间验收结论。

六、工程完工后申请竣工验收 , 经验收合格后 , 办理竣工报告及移 交相关资料等。

编制 /日期:审核 /日期:会审 /日期: 批准 /日期:

35KV 金熊变电站综自改造工程施工方案 概况:为了进一步保护证电网的安全运行,提高供电可靠性,根据 上级的工作安排, 我们对 35kV 金熊变电站进行综自改造。具体内容为: 1.1 新增屏位基础及屏底电缆沟施工,室外电缆沟改造。

1.2 后台安装调试。

1.3 更换 35KV 主变保护测控屏、公用柜屏、直流屏、交流屏。1.4 新增 35KV 线路保护测控屏、远动屏、不间断电源柜。1.5 更换 10KV 所属馈线保护装置 8套及 CT 9组,更换 10VPT。1.6 更换室外端子箱为不锈钢端子箱,新增检修端子箱。1.7 更换相应的二次电缆。1.8 室外电缆沟改造。

1.9更换站变为 S11-100/35型。

1.10执行反措:屏柜接地铜排环状连接接地、CT 二次 N 级在端子箱接 地、PT 二次 N 级引至保护屏接地、等等。

为了安全、优质、按时地完成此项工程,特编制本方案。2组织措施: 2.1 工作负责人:向书荣。

负责该项工程施工的组织、协调,根据工程进度调整工作计划和 组织验收施工质量,保证工程进度和工程质量。督促全体工作人员认 真执行安全措施,确保安全生产。

2.2 现场负责人:别必举。

负责该项工程施工的组织、协调。工作负责人不在现场的时候, 履行工作负责人职责。

2.3 现场安全负责人:王卫华。

职责:督促全体施工人员认真贯彻执行国家颁布的安全法规,及 企业制定的安全规章制度;深入现场每道工序,掌握安全重点部位的 情况,检查各种防护措施,纠正违章指挥,违章作业,并建立违章作 业登记;参加项目经理组织的定期安全检查,查出的问题要督促在限 期内整改完成;发现危险及危害职工生命安全的重大安全隐患,有权 力制止作业,并组织施工人员撤离危险区域;负责检查现场所做的安 全措施是否符合实际,并做好危险点的分析与控制。

2.4 一次工作负责人:田刚。

职责:组织工作人员认真审查阅读一次设备施工安装设计图,学习《电气装置安装工程施工及验收规程》的有关章节,按规定组织安 装及调试,并做好施工记录。工作班成员职责:认真学习《电气装置 安装工程施工及验收规程》 的有关章节及产品说明书, 熟悉工程图纸, 参与图纸会审交底工作,对施工组织设计实施方案进行讨论并提出意 见,施工组织设计经审批通过后,做到严格按图纸、组织设计及相关 规范施工。

2.5 二次工作负责人:段海波。

职责:组织工作人员认真审查阅读二次设备施工安装设计图,学习《电气装置安装工程施工及验收规程》的有关章节,按规定组织安 装及调试,并做好施工记录。工作班成员职责:认真学习《电气装置 安装工程施工及验收规程》 的有关章节及产品说明书, 熟悉工程图纸, 参与图纸会审交底工作,对施工组织设计实施方案进行讨论并提出意 见,施工组织设计经审批通过后,做到严格按图纸、组织设计及相关 规范施工。

2.6 土建负责人:田刚。

职责:组织工作人员认真审查阅读土建施工安装设计图, 学习《电 气装置安装工程施工及验收规程》 的有关章节, 按规定做好施工记录。工作班成员职责:认真学习《电气装置安装工程施工及验收规程》的 有关章节及产品说明书, 熟悉工程图纸, 施工组织设计经审批通过后, 做到严格按图纸、组织设计及相关规范施工。

2.7 资料收集:阳康。

职责:负责收集设备开箱时的各种资料;按照文明工地的要求、及时整理齐全文明工地资料;做好本工程的工程资料并与工程进度同 步;及时做好资料的审查备案工作。

3安全措施: 3.1 组织施工人员进行《电业安全工作规程》学习,熟悉安全措施和 危险点,并在工作中认真执行。

3.2 严格执行两票实施细则,所有施工人员必须认真遵守工作票中所 列安全措施。制定相关的作业指导书、作业指导卡,并认真执行。3.3 所使用的安全工具在试验有效期内,并经工作负责人检查认可方 能投入使用。

3.4 工作开始前, 工作负责人应组织召开班前会, 对工作人员进行 “三 交”、“三查” ,并清理施工现场,严禁与工作无关人员进入。同时,工 作负责人应加强施工现场监护,工作人员必须在指定的范围内工作, 不得进入带电间隔。

3.5 临时用工人员,只能进行普通搬运及辅助性工作,并不得单独作 业。3.6 设备吊装时,由专人指挥,统一手势号令,其它人员不得干预。

3.7 钢丝绳夹角不超过 60度,在吊车起吊过程中,吊臂下严禁站人。3.8 高处工作传递物件,应使用绝缘绳,不得上下抛掷。

3.9 工作结束后,认真清理工作现场,检查二次接线,确认无误后, 全体工作人员撤离现场,拆除临时遮栏,办理工作终结手续。

3.10危险点分析与控制 技术措施: 4.1 施工前,认真组织全体人员学习电气装置安装工程施工及验收规 范、电气设备交接试验标准,学习设备安装使用说明书,熟悉产品安 装图,并交待技术要求及注意事项。

4.2 施工前应认真对图纸进行审查,并将审查情况以书面形式上报主 管部门。4.3 安装过程中,应认真做好各项记录,并填写好记录,对安装中出 现的问题要及时向现场工作负责人汇报,待拿出具体方案后方能进行 工作。

4.4 工程变更必须持有设计部门的变更通知单,否则不得擅自更改设 计图纸内容。

4.5 施工中的技术措施

4.5.1 二次回路安装应符合下列要求:

4.5.1.1 按图施工,结线正确,安装牢固可靠。

4.5.1.2 导线与电气元件间采用螺栓连接、插接、焊接或压接等,均应 牢固可靠。

4.5.1.3 盘内导线不应有接头,导线芯线应无损伤。

4.5.1.4 电缆芯线和所配导线的端部均应标明其回路编号,且编号正 确,字迹清晰且不易脱色。应避免跳、合闸回路靠近正电源。

4.5.1.5 配线应整齐、清晰、美观、导线绝缘应良好、无损坏。4.5.1.6 每个接线端子的每侧接线一般为 1根,不得超过 2根,对于插 接式端子,不同截面的两根导线不得接在同一端子上,对于螺栓连接 端子,当连接 2根导线时,导线中间应加平垫。

4.5.1.7 二次回路接地应设专用螺栓。

4.5.1.8 强、弱电回路不应使用同一根电缆,并应分别成束分开排列。4.5.1.9 引入盘、柜的电缆应排列整齐,编号清晰,避免交叉,并应固 定牢固。屏蔽电缆的屏蔽层两端应可靠接地。

4.5.2 保护屏安装: 4.5.2.1 保护屏应与基础构件连接牢固。

4.5.2.2 可开启的门应有软导线与屏的柜架连接接地。4.5.3 站变安装应符合下列要求: 4.5.3.1 站变就位应符合下列要求:变压器基础的轨道应水平

4.5.3.2 密封处理应符合下列要求:①所有法兰连接处应用耐油密封 垫,密封垫必须无扭曲、变形、裂纹和毛刺,密封垫应与法兰面的尺 寸相配合。②法兰连接面应平整、清洁;密封垫应干净,安装位置应 准确;其搭接处的厚度应与其原厚度相同,橡胶密封垫的压缩量不宜 超过其厚度的 1/3。

4.5.4 互感器的安装应符合下列要求: 4.5.4.1 互感器的变比分接头的位置和极性应符合规定。

4.5.4.2 二次接线板应完整,引线端子应连接牢固,绝缘良好,标示清 晰。4.5.4.3 油位指示器,瓷套法兰连接处,放油阀应无渗油现象。

4.5.4.4 互感器隔膜式储油柜的隔膜和金属膨胀器应完整无损, 顶盖 螺栓紧固。

4.5.4.5 接地部位应良好接地。5 施工步骤

5.1 施工前的准备工作

5.1.1 施工设备的准备:准备好调试、测量、试验及校验设备、压接、放线机具、电氧焊设备及常用工器具,并联系好吊车。

5.1.2 电气设备的准备:核实设备到货情况,开箱检查,附件清理,部 分设备的试验

5.1.3 图纸资料的准备:图纸审查,收集相关资料, 编制施工方案、作 业指导书、质量验评记录。

5.2施工步骤

5.2.1 工程计划开工日期:2008年 9月 11日,计划竣工日期:2008年 10月 18日。

5.2.2 工程总体安排: 5.2.2.1 第一阶段:2008年 9月 11日至 2008年 9月 19日。主控室新 增屏位基础及屏底电缆沟施工,室外电缆沟改造。

5.2.2.2 第二阶段:2008年 9月 20日至 2008年 10月 18日。全站综自 改造;35KV站变更换。

5.2.3 具体施工步骤:(人员分工见附表 1 5.2.3.1 计划工作时间:9月 11日。工作任务:设备开箱 , 资料收集。将有关资料送市调,准备下定值。(办理变电二种工作票

5.2.3.2 计划工作时间:9月 11日至 9月 17日。工作任务:值班台移 位;新增屏位基础及屏底电缆沟施工, 室外电缆沟改造。(办理变电二 种工作票

5.2.3.3 计划工作时间:9月 20日。工作任务:主控室第一排主变保护 测控屏、公用屏、35KV 线路保护测控屏、直流充电屏、电池屏、远动 就位,原公用屏拆除 , 新交流屏就位。(办理变电二种工作票

5.2.3.4 计划工作时间:10月 7日至 10月 9日。工作任务:全站电缆 敷设。(办理变电二种工作票

5.2.3.5 计划工作时间:10月 9日至 10月 11日。工作任务:监控系统 主站安装,新直流屏安装及试验。(办理变电二种工作票

5.2.3.6 计划工作时间:10月 11日至 10月 14日。工作任务:新屏二 次接线及试验, GPS 安装。(办理变电二种工作票

5.2.3.7 计划停电时间:10月 15日至 10月 17日。工作任务:35KV 金 互 31PT 二次改造及端子箱更换。停电范围:35KV 金互 31PT(办理变 电一种工作票

5.2.3.8 计划停电时间:10月 15日至 10月 17日。工作任务:35KV 站 变及检修端子箱更换。停电范围:35KV 金互 31PT(办理变电一种工作 票

5.2.3.9 计划停电时间:10月 16日至 10月 19日。工作任务:#1变综 自改造, #1主变端子箱及金 33开关端子箱更换,金 11开关 CT 更换, 过桥母线加装相色绝缘套。停电范围:#1主变及三侧开关(办理变电

一种工作票

5.2.3.10 计划停电时间:10月 20日至 10月 23日。工作任务:#2变 综自改造, #2主变端子箱及金 34开关端子箱更换,金 18开关 CT 更 换,过桥母线加装相色绝缘套。停电范围:#1主变及三侧开关(办理 变电一种工作票

5.2.3.11 计划工作时间:10月 20日。工作任务:原主变保护测控屏拆 除,新不间断电源柜就位。(办理变电二种工作票

5.2.3.12 计划停电时间:10月 18日至 10月 21日。工作任务:35KV 龙湾线金

31、熊口线金 32开关综自改造及端子箱更换。停电范围: 35KV 金

31、金 32开关(办理变电一种工作票

5.2.3.13 计划停电时间:10月 24日。工作任务:10KV 金互 11PT 更换 及综自改造。停电范围:10KV 金互 11PT。(办理变电一种工作票 5.2.3.14 计划停电时间:10月 25日。工作任务:10KV 金12、13开关 综自改造及 CT 更换。停电范围:10KV 金12、13开关。(办理变电一 种工作票

5.2.3.15 计划停电时间:10月 26日。工作任务:10KV 金14、15开关 综自改造及 CT 更换。停电范围:10KV 金14、15开关。(办理变电一 种工作票

5.2.3.16 计划停电时间:10月 27日。工作任务:10KV 金16、17开关 综自改造及 CT 更换。停电范围:10KV 金16、17开关。(办理变电一 种工作票

5.2.3.17 计划停电时间:10月 27日。工作任务:10KV 金 20、21开关 综自改造。停电范围:10KV 金 20、21开关。(办理变电一种工作票 5.2.3.18计划工作时间:10月 28日。工作任务:旧屏拆除, 四遥核对, 五防接口,资料移交。(办理变电二种工作票 6质量要求

6.1 严格按照《电气装置安装工程施工及验收规范》进行施工。6.2 严格按照三级检验进行验收,并报请业主验收。

6.3 严格执行焊接等特殊工种 作业人员持证上岗制度,质检员应进行 全过程监控。

7现场管理

7.1 认真抓好现场的文明施工,施工现场要及时清理,设备材料,放 置整齐有序,不出现乱堆乱放的现象;防护围栏、遮栏、栏杆和分区 域隔离措施落实;标语警示鲜明、醒目。文明施工为安全创造条件、环境和气氛,是安全措施的第一道防线,要把安全文明施工结合起来 抓。

7.2 安全围栏及标示牌设置 7.2.1 按要求装设安全围栏。

7.2.2 在安全围栏上悬挂适量“止步,高压危险!”标示牌,标示牌应 朝向围栏里面,在出入口处悬挂“从此进出”标示牌。

潜江供电公司变电工区 二 〇〇 八年九月九日

附表 2 主要设备、主要设备、工具清单 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 名称 电焊设备 氧焊设备 灭火器 木梯 毛巾 扳手 扳手 钢丝钳 尖嘴钳 起子 切口钳 数字万用表 撬棍 榔头 兆欧表 单位 套 套 只 架 条 把 把 把 把 把 把 个 根 把 块 数量 1 1 2 2 20 4 12 2 4 16 4 2 4 1 1 380V、220V 16 绕线盘 盘 2 各一盘 17 18 电源板 块 2 14’17’19’ 6’ 10’ 8’ 12’ 8’ 6’ 4’6’8’10’ 6’ 各4把 各2把 各3把 干粉 4m 规格型号 备注

附表 1 日期 9 月 11 日 9 月 11 日 9 月 11 日-9 月 16 日 9 月 20 日 10 月 7 日 10 月 7 日-10 月 9 日 10 月 9 日-10 月 11 日 10 月 9 日-10 月 14 日 10 月 15 日-10 月 17 日 10 月 16 日-10 月 19 日 10 月 18 日-10 月 21 日 10 月 20 日-10 月 23 日 10 月 20 日 10 月 24 日 10 月 25 日 停电范围 施 工 计 划 一 览 表 运行方式 工 作 内 容 设

备开箱,资料收集 值班台移位 室外电缆沟改造，新增屏位基础及屏底电缆沟 施工 主控室第一排主变保护测控屏、公用屏、35KV 线路保护测控屏、直流充电屏、电池屏、远动 就位 原公用屏拆除,新交流屏就位，电能表柜就位 全站电缆敷设 监控系统主站安装，新直流屏安装及试验 新屏二次接线及试验，GPS 安装 35KVPT 综自改造及端子箱更换，检修端子箱 安装 #1 变综自改造，主变端子箱及金 33 开关端 #1 金 过桥母线加相 #1 主变及二侧开关 10KV 母线由#2 主变供电 子箱更换，11 开关 CT 更换，色绝缘套 35KV 龙湾线金31、35KV 龙湾线金

31、熊口线金 32 开关综自改造 熊口线金 32 开关 及端子箱更换 #2 变综自改造，主变端子箱及金 34 开关端 #2 #2 主变及二侧开关 10KV 母线由#1 主变供电 子箱更换，18 开关 CT 更换，金 过桥母线加相 色绝缘套 原主变保护测控屏拆除，新不间断电源柜就位 10KV 金互 11PT 10KV 金互 11PT 更换及综自改造 10KV 金

12、开关 13 10KV 金 12、13 开关综自改造及 CT 更换 35KV 互 31PT 责任人 阳康 段海波 徐青青 田刚 田刚 段海波 段海波 段海波 徐青青 段海波 徐青青 段海波 徐青青 段海波 田刚 工 作 成 员

日期 10 月 26 日 10 月 27 日 10 月 27 日 10 月 28 日 停电范围 10KV 金

14、开关 15 10KV 金