35kv变电站操作票样本

第一篇：35kv变电站操作票样本

220kV文山变电站典型操作票

1 主题内容及适用范围

本典型操作票规定了220kV文山变电站各种运行方式下，各电压等级设备的停电、送电倒闸操作程序。

本典型操作票适用于220kV文山变电站各种运行方式下，各电压等级设备的停电、送电倒闸操作程序。

2 引用标准

Q/319—1070301—1999 《变电电气运行规程》

Q/319-1.05.09.01-2003 《滇南电力系统调度管理规程》 《中国南方电网调度管理暂行规定》 2003年6月 Q/CSG 1 0006-2004《电气操作导则》

3 总则

3.1 本标准适用于220kV文山变电站运行值班人员。

3.2 本标准作为220kV文山变电站运行值班人员上岗培训的内容之一。

3.3 220kV文山变电站必须严格执行本标准。在执行中必须严肃认真、准确、及时，做到执行上标准化、规范化。各级领导应积极支持本标准的贯彻执行，变电站应按照本标准的要求，做好相应的工作。

3.4 本标准凡与国家及上级有关标准和规定相抵触的，应以国家及上级有关标准和规定为准执行。

3.5 本标准在执行过程中，如发生疑问、发现有错误及与实际不相符的地方，应及时汇报运行办，以便修改。

4 220kV文山变电站倒闸操作票

4.1 主变压器及220kV线路倒闸操作票

4.1.1 操作任务：220kV#1主变及220kV侧201断路器、110kV侧101断路器、35kV侧301断路器由运行转为检修

操作项目:

1.合上220kV #1主变220kV侧中性点2010接地开关; 2.检查2010接地开关确已合好;

3.合上220kV #1主变110kV侧中性点1010接地开关; 4.检查1010接地开关确已合好;

5.断开220kV #1主变35kV侧301断路器; 6.检查301断路器确在分闸位置;

7.断开220kV #1主变110kV侧101断路器; 8.检查101断路器确在分闸位置;

9.断开220kV #1主变220kV侧201断路器;

1 10.检查201断路器确在分闸位置; 11.取下301断路器储能电机电源熔断器; 12.拉开3016隔离开关;

13.检查3016隔离开关确已拉开; 14.拉开3011隔离开关;

15.检查3011隔离开关确已拉开;

16.断开#1主变110kV侧101断路器储能电机电源空气开关; 17.拉开1016隔离开关;

18.检查1016隔离开关确已拉开; 19.拉开1011隔离开关;

20.检查1011隔离开关确已拉开;

21.断开#1主变220kV侧201断路器储能电机电源空气开关; 22.拉开2016隔离开关;

23.检查2016隔离开关确已拉开; 24.拉开2012隔离开关;

25.检查2012隔离开关确已拉开;

26.切除#1主变220kV侧201断路器失灵保护8LP23压板; 27.切除#1主变110kV侧101断路器母差保护LP15压板; 28.断开#1主变35kV侧301断路器控制电源空气开关; 29.断开#1主变110kV侧101断路器控制电源空气开关; 30.断开#1主变220kV侧201断路器控制电源空气开关; 31.拉开220kV #1主变110kV侧中性点1010接地开关; 32.检查1010接地开关确已拉开;

33.拉开220kV #1主变220kV侧中性点2010接地开关; 34.检查2010接地开关确已拉开;

35.验明#1主变220kV侧A、B、C三相套管引线上确无电压;

36.在#1主变220kV侧A、B、C三相套管引线上装设#××接地线一组; 37.验明#1主变110kV侧A、B、C三相套管引线上确无电压;

38.在#1主变110kV侧A、B、C三相套管引线上装设#××接地线一组; 39.验明#1主变35kV侧A、B、C三相套管引线上确无电压;

40.在#1主变35kV侧A、B、C三相套管引线上装设#××接地线一组; 41.验明2016隔离开关断路器侧确无电压; 42.合上20167接地开关;

43.检查20167接地开关确已合好; 44.验明2012隔离开关断路器侧确无电压;

2 45.合上20127接地开关;

46.检查20127接地开关确已合好; 47.验明1016隔离开关断路器侧确无电压; 48.合上10167接地开关;

49.检查10167接地开关确已合好; 50.验明1011隔离开关断路器侧确无电压; 51.合上10117接地开关;

52.检查10117接地开关确已合好;

53.验明#1主变35kV侧301断路器变压器侧确无电压;

54.在#1主变35kV侧301断路器下接线板装设#××接地线一组; 55.验明3011隔离开关断路器侧确无电压;

56.在3011隔离开关断路器侧装设#××接地线一组; 57.全部操作完毕，汇报地调××× 。

以下空白

注：1.220kV#1主变由运行转为检修，操作1~40、57项;

2.220kV#1主变220kV侧201断路器、110kV侧101断路器、35kV侧301断路器由运行转为检修，操作1~

34、41~58项。

4.1.2 操作任务：220kV#1主变及220kV侧201断路器、110kV侧101断路器、35kV侧301断路器由检修转为运行

操作项目:

1.拆除3011隔离开关断路器侧#××接地线一组;

2.拆除#1主变35kV侧301断路器下接线板#××接地线一组; 3.拉开10117接地开关;

4.检查10117接地开关确已拉开; 5.拉开10167接地开关;

6.检查10167接地开关确已拉开; 7.拉开20127接地开关;

8.检查20127接地开关确已拉开; 9.拉开20167接地开关;

10.检查20167接地开关确已拉开;

11.拆除#1主变35kV侧A、B、C三相套管引线上#××接地线一组; 12.拆除#1主变110kV侧A、B、C三相套管引线上#××接地线一组; 13.拆除#1主变220kV侧A、B、C三相套管引线上#××接地线一组; 14.检查#1主变单元送电范围内无遗留物，接地线已拆除、接地开关已拉开;

3 15.合上 #1主变220kV侧201断路器控制电源空气开关; 16.合上 #1主变110kV侧101断路器控制电源空气开关; 17.合上 #1主变35kV侧301断路器控制电源空气开关; 18.投入#1主变110kV侧101断路器母差保护LP15压板; 19.投入#1主变220kV侧201断路器失灵保护8LP23压板; 20.检查#1主变保护已按调度要求投、退正确无误; 21.合上220kV#1主变220kV侧中性点2010接地开关; 22.检查2010接地开关确已合好;

23.合上220kV#1主变110kV侧中性点1010接地开关; 24.检查1010接地开关确已合好; 25.检查201断路器确在分闸位置; 26.合上2012隔离开关;

27.检查2012隔离开关确已合好; 28.合上2016隔离开关;

29.检查2016隔离开关确已合好;

30.合上#1主变220kV侧 201断路器储能电机电源空气开关; 31.检查101断路器确在分闸位置; 32.合上1011隔离开关;

33.检查1011隔离开关确已合好; 34.合上1016隔离开关;

35.检查1016隔离开关确已合好;

36.合上#1主变110kV侧101断路器储能电机电源空气开关; 37.检查301断路器确在分闸位置; 38.合上3011隔离开关;

39.检查3011隔离开关确已合好; 40.合上3016隔离开关;

41.检查3016隔离开关确已合好; 42.投入301断路器储能电机电源熔断器; 43.合上220kV#1主变220kV侧201断路器; 44.检查201断路器确在合闸位置; 45.检查#1主变空载运行正常; 46.检查#1主变冷却器运行正常;

47.合上220kV#1主变110kV侧101断路器; 48.检查101断路器确在合闸位置; 49.检查#1主变带负荷运行正常;

4 50.合上220kV#1主变35kV侧301断路器; 51.检查301断路器确在合闸位置; 52.检查#1主变带负荷运行正常;

53.拉开220kV#1主变110kV侧中性点1010接地开关; 54.检查1010接地开关确已拉开;

55.拉开220kV#1主变220kV侧中性点2010接地开关; 56.检查2010接地开关确已拉开; 57.全部操作完毕，汇报地调××× 。

以下空白

注：1.220kV#1主变由检修转为运行，操作11~57项;

2.220kV#1主变220kV侧201断路器、110kV侧101断路器、35kV侧301 断路器由检修转为运行，操作1~

10、14~57项。

4.1.3 操作任务：220kV文南I回线线路由运行转为检修 操作项目：

1.检查201断路器确在分闸位置; 2.验明文南I回线线路确无电压; 3.拉开2566隔离开关;

4.检查2566隔离开关确已拉开;

5.取下220kV文南I回线线路TV低压熔断器; 6.切除文南I回线失灵保护8LP3压板; 7.验明2566隔离开关线路侧确无电压; 8.合上25667接地开关;

9.检查25667接地开关确已合好; 10.全部操作完毕，汇报中调××× 。 以下空白

注：220kV文南I回线线路由运行转为冷备用，操作1~

4、10项

4.1.4 操作任务：220kV文南I回线线路由检修转为运行 操作项目：

1.拉开25667接地开关;

2.检查25667接地开关确已拉开;

3.检查2566隔离开关单元送电范围内无遗留物，接地开关确已拉开; 4.投入文南I回线失灵保护8LP3压板; 5.投入220kV文南I回线线路TV低压熔断器;

5 6.检查201断路器确在分闸位置; 7.验明文南I回线线路无电压; 8.合上2566隔离开关;

9.检查2566隔离开关确已合好; 10.全部操作完毕，汇报中调××× 。

以下空白

注：220kV文南I回线线路由冷备用转为运行，操作

3、6~10项

4.2 110kV线路倒闸操作票

4.2.1 操作任务：110kV文平线154断路器及线路由运行转为检修 操作项目: 1.断开110kV文平线154断路器; 2.检查154断路器确在分闸位置;

3.断开文平线154断路器储能电机电源空气开关; 4.拉开1546隔离开关;

5.检查1546隔离开关确已拉开; 6.拉开1541隔离开关;

7.检查1541隔离开关确已拉开;

8.取下110kV文平线154断路器线路TV低压熔断器; 9.切除文平线154断路器母差保护LP16压板; 10.断开文平线154断路器控制电源空气开关; 11.验明1541隔离开关断路器侧确无电压; 12.合上15417接地开关;

13.检查15417接地开关确已合好; 14.验明1546隔离开关断路器侧确无电压; 15.合上15460接地开关;

16.检查15460接地开关确已合好; 17.验明1546隔离开关线路侧确无电压 18.合上15467接地开关;

19.检查15467接地开关确已合好; 20.全部操作完毕，汇报地调××× 。

以下空白

注：1.110kV文平线154断路器由运行转为检修，操作1~

16、20项;

2.110kV文平线154断路器由运行转为冷备用，线路转为检修，操作1~

8、17~20项。

6

4.2.2 操作任务：110kV文平线154断路器及线路由检修转为运行 操作项目: 1.拉开15467接地开关;

2.检查15467接地开关确已拉开; 3.拉开15460接地开关;

4.检查15460接地开关确已拉开; 5.拉开15417接地开关;

6.检查15417接地开关确已拉开;

7.检查154断路器单元送电范围内无遗留物，接地开关已拉开; 8.合上文平线154断路器控制电源空气开关; 9.投入文平线154断路器母差保护LP16压板; 10.检查154断路器保护已按调度要求投、退正确无误; 11.投入110kV文平线154断路器线路TV低压熔断器; 12.检查154断路器确在分闸位置; 13.合上1541隔离开关;

14.检查1541隔离开关确已合好; 15.合上1546隔离开关;

16.检查1546隔离开关确已合好;

17.合上文平线154断路器储能电机电源空气开关; 18合上110kV文平线154断路器; 19.检查154断路器确在合闸位置; 20.全部操作完毕，汇报地调××× 。

以下空白

注：1.110kV文平线154断路器由检修转为运行，操作3~20项;

2.110kV文平线线路检修完毕，文平线154断路器由冷备用转为运行，操作

1、

2、

7、10~20项。

4.2.3 操作任务：110kV文马I回线161断路器及线路由运行转为检修 操作项目: 1.检查162断路器不会过负荷;

2.将文马II回线保护定值由文马I、II回线双回运行方式改为文马I、II回线单回运行方式;

3.断开110kV文马I回线161断路器; 4.检查161断路器确在分闸位置;

7 5.检查162断路器负荷指示正常;

6.断开文马I回线161断路器储能电机电源空气开关; 7.拉开1616隔离开关;

8.检查1616隔离开关确已拉开; 9.拉开1611隔离开关;

10.检查1611隔离开关确已拉开;

11.取下110kV文马I回线161断路器线路TV低压熔断器; 12.切除文马I回线161断路器母差保护LP26压板; 13.断开文马I回线161断路器控制电源空气开关; 14.验明1611隔离开关断路器侧确无电压; 15.合上16117接地开关;

16.检查16117接地开关确已合好; 17.验明1616隔离开关断路器侧确无电压; 18.合上16160接地开关;

19.检查16160接地开关确已合好; 20.验明1616隔离开关线路侧确无电压; 21.合上16167接地开关;

22.检查16167接地开关确已合好; 23.全部操作完毕，汇报地调××× 。 以下空白

2.110kV文马I回线161断路器由运行转为冷备用，线路转为检修，操作1~

11、20~23项。

4.2.4 操作任务：110kV文马I回线161断路器及线路由检修转为运行 操作项目: 1.拉开16167接地开关;

2.检查16167接地开关确已拉开; 3.拉开16160接地开关;

4.检查16160接地开关确已拉开; 5.拉开16117接地开关;

6.检查16117接地开关确已拉开;

7.检查161断路器单元送电范围内无遗留物，接地开关已拉开; 8.合上文马I回线161断路器控制电源空气开关; 9.投入文马I回线161断路器母差保护LP26压板;

8 注：1.110kV文马I回线161断路器由运行转为检修，操作1~

19、23项; 10.检查161断路器保护已按调度要求投、退正确无误; 11.投入110kV文马I回线161断路器线路TV低压熔断器; 12.检查161断路器确在分闸位置; 13.合上1611隔离开关;

14.检查1611隔离开关确已合好; 15.合上1616隔离开关;

16.检查1616隔离开关确已合好;

17.合上文马I回线161断路器储能电机电源空气开关; 18.合上110kV文马I回线161断路器; 19.检查161断路器确在合闸位置; 20.检查16

1、162断路器负荷分配正常;

21.将文马II回线保护定值由文马I、II回线单回运行方式改为文马I、II回线双回运行方式;

22.全部操作完毕，汇报地调××× 。

以下空白

注：1.110kV文马I回线161断路器由检修转为运行，操作3~22项;

2.110kV文马I回线线路检修完毕，文马I回线161断路器由冷备用转为运行，操作

1、

2、

7、10~22项。

4.3 35kV电容器组倒闸操作票

4.3.1 操作任务：35kV#1电容器组351断路器及电容器组由运行转为检修 操作项目: 1.断开35kV #1电容器组351断路器; 2.检查351断路器确在分闸位置; 3.取下351断路器储能电机电源熔断器; 4.拉开3516隔离开关;

5.检查3516隔离开关确已拉开; 6.拉开3511隔离开关;

7.检查3511隔离开关确已拉开;

8.断开#1电容器组351断路器控制电源空气开关; 9.验明3511隔离开关断路器侧确无电压;

10.在3511隔离开关断路器侧装设#××接地线一组; 11.验明351断路器户内电缆头确无电压;

12.在351断路器户内电缆头装设#××接地线一组; 13.验明3516隔离开关断路器侧确无电压;

9 14.合上35160接地开关;

15.检查35160接地开关确已合好;

16.验明3516隔离开关电容器组侧确无电压; 17.合上35167接地开关;

18.检查35167接地开关确已合好;

19.验明#1电容器组放电TV上端头确无电压;

20.在#1电容器组放电TV上端头装设#××接地线一组; 21.全部操作完毕，汇报地调××× 。

以下空白

4.3.2 操作任务：35kV#1电容器组351断路器及电容器组由检修转为运行 操作项目：

1.拆除#1电容器组放电TV上端头#××接地线一组; 2.拉开35167接地开关;

3.检查35167接地开关确已拉开; 4.拉开35160接地开关;

5.检查35160接地开关确已拉开;

6.拆除#1电容器组户内电缆头#××接地线一组; 7.拆除3511隔离开关断路器侧#××接地线一组;

8.检查#1电容器组单元送电范围内无遗留物，接地线已拆除，接地开关已拉开;

9.合上#1电容器组351断路器控制电源空气开关; 10.检查351断路器保护已按调度要求投、退正确无误; 11.检查351断路器确在分闸位置; 12.合上3511隔离开关;

13.检查3511隔离开关确已合好; 14.合上3516隔离开关;

15.检查3516隔离开关确已合好; 16.投入351断路器储能电机电源熔断器; 17.合上35kV #1电容器组351断路器; 18.检查351断路器确在合闸位置; 19.全部操作完毕，汇报地调××× 。 以下空白

4.4 电压互感器倒闸操作票

10 4.4.1 操作任务：220kV II组母线电压互感器由运行转为检修 操作项目: 1.断开220kV II组母线TV低压空气开关; 2.拉开2902隔离开关;

3.检查2902隔离开关确已拉开; 4.验明2902隔离开关TV侧确无电压; 5.合上29027接地开关;

6.检查29027接地开关确已合好; 7.全部操作完毕,汇报中调×××。

以下空白

4.4.2 操作任务：220kV II组母线电压互感器由检修转为运行 操作项目：

1.拉开29027接地开关;

2.检查29027接地开关确已拉开;

3.检查220kV II组母线TV 单元送电范围内无遗留物,接地开关已拉开; 4.合上2902隔离开关;

5.检查2902隔离开关确已合好;

6.合上220kV II组母线TV低压空气开关; 7.检查220kV母线电压指示正常; 8.全部操作完毕,汇报中调×××。 以下空白

操作项目: 1.断开110kV I组母线TV低压空气开关; 2.拉开1901隔离开关;

3.检查1901隔离开关确已拉开; 4.验明1901隔离开关TV侧确无电压; 5.合上19017接地开关;

6.检查19017接地开关确已合好; 7.全部操作完毕,汇报地调×××。

以下空白

4.4.4 操作任务：110kV I组母线电压互感器由检修转为运行

11 4.4.3 操作任务：110kV I组母线电压互感器由运行转为检修 操作项目：

1.拉开19017接地开关;

2.检查19017接地开关确已拉开;

3.检查110kV I组母线TV单元送电范围内无遗留物, 接地开关已拉开; 4.合上 1901隔离开关; 5.检查1901隔离开关确已合好;

6.合上110kV I组母线TV低压空气开关; 7.检查110kV母线电压指示正常; 8.全部操作完毕,汇报地调×××。

以下空白

4.4.5 操作任务：35kV I段母线电压互感器由运行转为检修 操作项目：

1.断开35kV I段母线TV低压空气开关; 2.拉开3901隔离开关;

3.检查3901隔离开关确已拉开;

4.验明35kV I段母线TV高压熔断器上、下端头确无电压; 5.取下35kV I段母线TV3901高压熔断器; 6.验明3901隔离开关TV侧确无电压;

7.在3901隔离开关TV侧装设#××接地线一组; 8.全部操作完毕,汇报地调×××。 以下空白

4.4.6 操作任务：35kV I段母线电压互感器由检修转为运行 操作项目：

1.拆除35kV I段母线TV 3901隔离开关TV侧××号接地线一组; 3.检查35kV I段母线TV 单元送电范围内无遗留物, 接地线已拆除; 4.给上35kV I段母线TV高压熔断器; 5.合上3901隔离开关;

6.检查3901隔离开关确已合好; 7.合上35kV I段母线TV低压空气开关; 8.检查35kV母线电压指示正常; 9.全部操作完毕,汇报地调×××。

以下空白

12 4.5 站用变压器倒闸操作票

4.5.1 操作任务：35kV #1站用变由运行转为检修 操作项目：

1.断开35kV #1站用变低压侧401断路器; 2.检查401断路器确在分闸位置;

3.检查380V站用电源备自投装置正确动作; 4.检查402断路器确在合闸位置; 5.检查#2站用变380V电压指示正常; 6.检查#1主变冷却器运行正常; 7.将401断路器摇至柜外; 8.拉开3571隔离开关;

9.检查3571隔离开关确已拉开; 10.退出380V站用电源备自投;

11.验明#1站用变高压侧套管上端头确无电压;

12.在#1站用变高压侧套管上端头装设#××接地线一组; 13.验明#1站用变低压侧套管上端头确无电压;

14.在#1站用变低压侧套管上端头装设#××接地线一组; 15.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白

4.5.2 操作任务：35kV #1站用变由检修转为运行 操作项目：

1.拆除#1站用变低压侧套管上端头#××接地线一组; 2.拆除#1站用变高压侧套管上端头#××接地线一组; 3.检查#1站用变单元送电范围内无遗留物，接地线已拆除; 4.合上3571隔离开关;

5.检查3571隔离开关确已合好; 6.将401断路器摇至柜内; 7.投入380V站用电源备自投;

8.断开35kV#2站用变低压侧402断路器; 9.检查402断路器确在分闸位置;

10.检查380V站用电源备自投装置正确动作; 11.检查401断路器在合闸位置; 12.检查#1站用变380V电压指示正常; 13.检查#1主变冷却器运行正常;

13 14.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白

4.5.3 操作任务：35kV #2站用变由运行转为检修 操作项目：

1.断开35kV #2站用变低压侧402断路器; 2.检查402断路器在分闸位置; 3.检查380V站用电源备自投正确动作; 4.检查401断路器确在合闸位置; 5.检查#1站用变380V电压指示正常; 6.检查#1主变压器冷却器运行正常; 7.将402断路器摇至柜外;

8.取下#2站用变高压侧跌落熔断器; 9.退出380V站用电源备自投;

10.验明#2站用变高压侧套管上端头确无电压;

11.在#2站用变高压侧套管上端头装设#××接地线一组; 12.验明#2站用变低压侧套管上端头确无电压;

13.在#2站用变低压侧套管上端头装设#××接地线一组; 14.全部操作完毕，汇报地调×××。 以下空白

4.5.4 操作任务：35kV #2站用变由检修转为运行 操作项目：

1.拆除#2站用变低压侧套管上端头#××接地线一组; 2.拆除#2站用变高压侧套管上端头#××接地线一组; 3.检查#2站用变单元送电范围内无遗留物，接地线已拆除; 4.投入#2站用变高压侧跌落熔断器; 5.将402断路器摇至柜内; 6.投入380V站用电源备自投;

7.断开35kV#1站用变低压侧401断路器; 8.检查401断路器确在分闸位置; 8.检查380V站用电源备自投正确动作; 9.检查402断路器确在合闸位置; 10.检查#2站用变380V电压指示正常; 11.检查#1主变冷却器运行正常;

14 12.全部操作完毕，汇报地调×××。

以下空白

第二篇：35kv变电站现场运行操作规程

《街洞矿业公司变电站现场电气运行操作规程》 为了加强变电站的安全运行管理水平，建立和完善变电运行操作的规范化、标准化、制度化建设。根据《电业安全工作规程》、《电气运行操作规程》等规程、制度，结合本站电气设备的特点，制定了《街洞矿业公司变电站现场电气运行操作规程》。希全站值班员在运行操作中严格执行。

一、倒闸操作的概念：倒闸操作是指按预定实现的运行方式，对现场各种开关(断路器及隔离开关)所进行的分闸或合闸操作。它是变电站值班人员一项经常性的、复杂而细致的工作，同时又十分重要。

二、设备操作状态的分类：

电气设备的工作状态通常分为以下四种：

(1)、运行中。 隔离开关和断路器已经合闸，使电源和用电设备连成电路，则设备是在运行中。

(2)、热备用。 某设备(如变压器)的电源由于断路器的断开已停止运行，但断路器的两端的隔离开关仍接通，则该设备处与热备用状态。

(3)、冷备用。 某设备的所有隔离开关和断路器均已断开，则该设备便处于冷备用状态。 (4)、检修中。 设备的所有隔离开关和断路器已全部断开，并悬挂标示牌和装设遮栏、接好地线，则该设备处于检修状态。

三、倒闸操作的要求：

(1)、变电站的现场一次、二次设备要有明显的标志，包括命名、编号、铭牌、转动方向、切换位臵的指示以及区别电器相别的颜色等;

(2)、要有与现场设备标志和运行方式相符合的一次系统模拟图;

(3)、要有考试合格并经领导批准的操作人和监护人;(4)、操作时不能单凭记忆操作，应在仔细检查了操作地点及设备的名称编号后，方能进行操作;

(5)、在进行倒闸操作时，不要做任何和操作无关的工作或者是闲谈;

(6)、处理事故时，操作人员应沉着冷静，切不要惊慌失措，要明确果断的进行处理。

(7)、操作时应有确切的调度命令、合格的操作票; (8)、要采用统一的、确切的操作术语;

(9)、要使用合格的操作工具、安全用具和安全设施。

四、倒闸操作的步骤：

(1)、接受调度人员的预发命令 。值班人员接受调度人员的操作任务和命令时。一定要记录清楚调度人员所发的任务或命令的详细内容，明确操作的目的和意图。并将记录内容向调度人员复诵，核对其正确性。

(2)、填写操作票 。值班人员根据调度人员的预发令，核对模拟图，核对实际设备。

(3)、审查操作票 。操作票填写后，写票人自己应进行核对，认为确定无误后再交监护人审查。监护人应对操作票的内容逐项审查。

(4)、接受操作命令 。在调度人员发布操作任务或命令时，监护人和操作人应同时在场，仔细听清调度人员所发的任务或命令，同时要核对操作票的任务与调度人员所发的是否一致。并由监护人按照填写好的操作票向发令人复诵。经双方核对无误后在操作票上填写发令时间，并由操作人和监护人签名。这样，这份操作票方合格可用。 (5)、预演 。操作前，操作人、监护人应先在模拟图上按照操作票所例的顺序逐项唱票预演，再次对操作票的正确性进行核对，并相互提醒操作的注意事项。

(6)、核对设备 。到达操作现场后，操作人应先站准位臵核对设备名称和编号。监护人核对操作人所站立的位臵、操作设备名称及编号应正确无误。检查核对后，操作人穿戴好安全用具，取立正姿势，眼看编号，准备操作。 (7)、唱票操作 。监护人看到操作人准备就绪，按照操作票上的顺序高声唱票，每次只准唱一步。严禁凭记忆不看操作票唱票，严禁看编号唱票。此时操作人应仔细听监护人唱票并看准编号，核对监护人所发的命令的正确性。操作人认为无误时，开始高声复诵并用手指编号，做操作手势。严禁操作人不看编号瞎复诵。严禁凭记忆复诵。在监护人认为操作人复诵正确，两人一致认为无误后，监护人发出“对，执行”的命令，操作人方可进行操作并记录操作开始时间。(8)、检查 。每一步操作完毕后，应由监护人在操作票上打一个“√”号。同时两人应到现场检查操作的正确性，如设备的机械指示、信号指示灯、表计变化情况等，以确定设备的实际分合位臵。监护人勾票后，应告诉操作人下一步的操作内容。 (9)、汇报 。操作结束后，应检查所有操作步骤是否全部执行，然后由监护人在操作票上填写操作结束时间，并向调度人员汇报。对已执行的操作票，在操作票登记薄上进行登记和值班记录薄上作好记录。并将操作票存档。 (10)、评价、总结 。完成一个操作任务后，均应对已执行的操作进行评价，总结经验，便于不断的提高操作技能。

五、变电站倒闸操作的方法和注意事项：

(一)、隔离开关的操作方法和注意事项：

(1)、在手动合隔离开关时必须迅速果断，在合到底时不能用力过猛，以防合过头和损坏支持绝缘子。在合隔离开关时如发生弧光或误合，则应将隔离开关迅速合上。隔离开关一经合上，不得再行拉开，因为带负荷拉开隔离开关会使弧光扩大，使设备损坏更加严重。误合后只能用断路器切断该回路，才允许将隔离开关拉开。

(2)、在手动拉开隔离开关时，应按“慢-快-慢”的过程进行。刚开始时应慢，其目的是：操作连杆一动即要看清是否为要拉的隔离开关，再看触头刚分开时有无电弧产生。(3)、隔离开关经操作后必须检查其“开”、“合”位臵。因有时间会由于操作机构有故障或调整得不好，而可能出现操作后未全部拉开或未全部合上的现象。

(二)、断路器的操作方法及注意事项：

(1)、一般情况下，凡电动合闸的断路器，不应手动合闸。(2)、断路器经操作后，应查看有关的信号装臵和测量仪表的指示，判别断路器动作的正确性。但不能只以信号灯及测量仪表的指示来判断断路器的分、合状态，还应到现场检查断路器的机械位臵指示装臵来确定其实际所处的分、合位臵。

(3)、断路器合闸前，应确认继电保护已按规定投入。

(三)、主变压器的操作：

(1)、倒换变压器时，应先将备用变压器送电，证实已带负荷，然后再将运行的变压器停电。

(2)、更换并列运行的变压器或进行可能使相位发生变动的工作时，必须经过核相器核对，正确无误后，方能并列运行。

(四)、装、拆接地线操作：

(1)、装接地线应先接接地端，装设接地线前必须在停电设备上验明确无电压，然后挂上接地线。挂接地线时应戴绝缘手套。在设备上挂接地线时应先接靠近人身的那一相，然后在接其他两相。拆除接地线时顺序相反。 (2)、验电前必须检查验电器本身是否良好。对电容器、电缆线路接地前应注明接地设备的名称。 (3)、操作票上应填写接地线编号。

(4)、接地线应有编号，并存放在固定的地点。存放的位臵也应编号以便对号入座。

(五)、电容器的操作：

(1)、正常情况下，全站停电操作时，应先断开电容器断路器，后断开各出线断路器。

(2)、正常情况下，全站恢复送电时，应先合上各出线断路器，后合上电容器组的断路器。

(3)、电容器断电后，需再次合闸时，必须在断路三分钟之后进行。

六、送电和停电的操作步骤：

(一)、送电操作

(1)、送电时，一般从电源侧的断路器合起，依次合到负荷侧的各断路器。按照这种步骤进行操作，可使断路器的合闸电流减至最小，比较安全。且万一某部分存在故障，该部分一合闸，便会立即出现异常情况，使故障容易被发现。(2)、变电站在运行过程中进线突然没有电压时，多数是因外部电网暂时停电。这时总断路器不必拉开，但出线断路器必须全部拉开，以免突然来电时各用电设备将同时起动，造成过负荷及电压骤降，影响供电系统的正常运行。当电网恢复供电后，再依次合上各路出线断路器恢复送电。 (3)、当变电站内出线发生故障而使断路器跳闸时，如断路器的断流容量允许，则可试合一次，争取尽快恢复供电。由于许多故障属暂时性的，所以多数情况下试合成功。如果试送失败断路器再次跳闸，说明线路上的故障尚未消除，这时应立即向调度汇报，对故障线路隔离检修。

(二)、停电操作：

(1)、停电时应将断路器拉开，其操作步骤与送电时相反，一般先从负荷侧的断路器拉起，依次拉到电源侧断路器。按这种步骤进行操作，可以使断路器的实际断流量减到最小，故比较安全。

(2)、限电的操作程序：调度员命令本站值班员对某线路限电时，只对该断路器分、合闸操作。

(三)、停送电操作时拉合隔离开关的次序，操作隔离开关时，绝对不允许带负荷拉或合。故在操作隔离开关前，定要认真检查断路器所处的状态。为了在万一发生错误操作时能缩小事故范围，避免人为扩大事故，停电时应先拉线路侧隔离开关，送电时应先合母线侧隔离开关。

七、保障安全措施的实施流程：变电站电气设备检修时，必须按照《电业安全工作规程》的有关规定，严肃认真地执行。其中，也必然牵涉到应实行正确的倒闸操作，同时必须采取各项保障安全的措施。

八、设备故障及事故处理：

(一)、事故处理的原则与注意点，

(1)、发生事故时，值班人员必须沉着、迅速、正确地进行处理。其处理原则是：①、迅速限制事故的发展，寻找并消除事故的根源，解除对人身及设备安全的威胁;②、用一切可能的办法保持设备的继续运行，对重要负荷应尽量可能做到不停电，对已停电的线路及设备则要能及早的恢复供电;③、改变运行方式使供电尽早的恢复正常。

(2)、处理事故时除领导和有关人员外，其他外来人员均不准进入逗留在事故现场。

(3)解除触电人员、扑灭火灾及挽救危急设备等工作，值班员可有权先行果断处理，然后报告有关领导及调度。 (4)、事故处理过程中，值班人员应有明确分工。 (5)交接班时发生事故，应由交班人员负责处理，接班人员全力协助。待处理完毕恢复正常后再行交接。

(二)、单相接地故障的处理和注意事项：

(1)、当系统发生单相接地时，值班人员应根据当时的具体情况穿上绝缘鞋，详细检查站内设备，若站内有接地点，则运行人员不得靠近。若不是站内设备接地，则应考虑是输电线路接地问题。此时应按事先规定的拉路顺序，逐条线路进行拉、合。若在断开断路器时，电压恢复正常，即证明断开的该这条线路发生了单相接地。

(2)、当发生单相接地时，应严密监视电压互感器。 (3)、不得用隔离开关断开单相接地点。

(三)、线路断路器跳闸及处理：

(1)、线路故障时，出现断路器跳闸，应立即检查是何保护动作。

(2)、检查断路器及出线部分有无故障现象，并向调度汇报。

(3)、凡分段柜断路器跳闸，值班人员一律不得强送，汇报调度等待指令。

(四)、全站停电事故及处理：

(1)、造成全站停电的几种原因：①单电源、单母线运行时发生的短路事故;②本站受电线路故障;③上一级系统电源故障;④主要电气设备故障;⑤二次继电保护拒动，造成越级跳闸。

(2)、由于变压器内部故障使重气体保护动作。主变压器两侧断路器全部断开。如是单列运行，只改变主变的运行方式即可。

(3)、对于断路器拒动或保护失灵造成越级跳闸而使全站停电的事故，要根据断路器的分、合位臵和事故现象，准确判断后向调度汇报。根据调度命令将拒动断路器切除，或暂时停掉误动的继电保护装臵，然后恢复供电。

(五)、配电线路的故障及处理：

(1)、供电线路故障跳闸后，应查明继电保护动作情况，并对断路器外部观察和检查。若无喷油、冒烟情况，可改为冷备用状态，并向调度汇报。查明情况后，根据跳闸原因，决定是否再进行试送电。

(2)、故障跳闸的线路若强行送成功后又转为单相接地故障时，应立即拉闸，以验证是否确系该线路接地。(3)、误拉或误碰开关引起跳闸时，若该断路器的控制电路无并列电路，则可立即合上。

(4)、若误合备用的断路器，可立即拉闸后再进行汇报。若误拉或误合了隔离开关，应立即停止操作，检查设备是否受到了损坏，并立即向领导汇报。

九、变电站设备的巡视及其规定：

(一)、电气设备巡视期限与巡视路线，对变电站设备(尤其是户外装臵设备部分)的巡视期限，一般有如下规定：(1)、35KV变电站要求每班(三班制)巡视

一、二次。 (2)、确定巡视路线的原则是：根据本站室内外变配电设备与装臵的具体布局，应能够巡视到全部设备而没有或少有重复路线。为提高工效，巡视路线要以最短为宜。

(二)、电气设备巡视检查方法，变电站巡视检查的方法：(1)、通过运行人员的眼观、鼻嗅、手触等为主的检查手段，发现运行中设备的缺陷及隐患;(2)、使用工具和仪表，进一步探明故障性质。对于较少的障碍，也可能在现场及时排除。常用的巡视检查方法有：①、目测法;②、耳听法;③、鼻嗅法;④、手触法。

第三篇：35KV变电所操作规程

一、接受操作任务:

变电所主值班在接到操作任务或命令时，双方应互通姓名，对主要操作任务，接受命令时，应进行录音，接到停电工作票、口头或电话命令时，应明确操作目的和意图，并准确无误，然后将操作任务记入运行记录簿并根据操作任务的要求做好以下准备工作：

1、确定操作人与监护人。

2、必须了解本系统的运行方式，继电保护等情况。

3、填写与审查工作票，将使用的工器具进行检查和就位。

二、填写操作票:

1、操作票必须由操作人填写。

2、操作人根据操作任务的要求及当时的运行方式，设备运用状态核对模拟图填写操作项目。

3、操作人填票时要注意操作顺序不可颠倒和并项，字迹要工整清晰，不得涂改，填写错误的操作票要在操作票右上角加盖作废印章，以防发生差错。

三、审查与核对操作票:

1、操作人写完操作票后自己先审查一遍，然后交监护人审查，为了保证操作项目和顺序的正确，操作人和监护人应在符合实际的模拟图上认真进行模拟预演，预演完毕如果很快就要进行操作时，模拟图可以不恢复，如果操作有变动或当天不进行操作时，应立即恢复模拟图原状，以保证模拟图与实际相符。

2、经模拟预演确认操作票正确无误后，由监护人在操作项目下面的空白处加盖“以下空白”章，然后由操作人监护人分别签名，签名应工整、清晰、完整，不得使用铅笔或红色笔。

3、对某些重要操作，则应由监护人在操作前负责完成核对工作。

4、操作票经审查无误签字盖章后，监护人应将操作票夹在专用的操作夹板上，并按照操作票的项目内容做好操作前的准备工作。

5、操作时应对绝缘手套、绝缘靴做使用前的检查，主要检查手套有无破损和漏气，试验合格证到期时间，将接地线、标志牌等放到指定点，并提前接好临时地线的接地端，一切就绪，等待监护人发出操作命令。

四、接受操作命令:

1、下达操作命令或接受操作命令的双方应互通姓名，当变电所值班接到值班调度员下达的操作命令时必须重复命令。

2、在接受命令和命令操作时一定要用录音电话。

3、在得到发令人的许可后，将接令时间记入操作票“备注”栏内，填写下令人姓名以及下令时间、实际操作时间。

五、操作执行:

1、倒闸操作必须执行监护复诵制，其中一人对设备较为熟悉者作监护人。重要的或复杂的倒闸操作，由值班班长监护，由熟练的值班员操作。

2、操作前要认真核对设备名称和编号，检查微机显示屏上与操作内容有关的电流显示情况，执行监护复诵制，操作中要求监护人站在操作人的左后侧或右后侧，其位置以能看清被操作的设备及操作人的动作为宜，这样便于纠正操作人的错误动作，并有助于防范各种意外，操作时必须穿戴所需劳保用品。

3、监护人发出“执行”命令，操作人复诵无误后，操作人方可进行操作。

4、操作顺序如下：

停电拉闸操作必须按照开关->负荷侧刀闸->母线侧刀闸的顺序依次操作，送电合闸操作与上述相反的顺序进行，严防带负荷拉合刀闸。

5、操作中遇有事故或异常现象时则应停止操作，进行处理询问清楚然后进行操作。

6、每操作完一项，应检查无误后做一个“√”记号，全部操作完毕进行检查，例如刀闸的三相是否拉开或切合好，角度是否够，开关指示是否正常，闭锁是否拉开或插牢。

7、操作过程中必须按操作的项目依次进行，禁止跳项、漏项和填项。

8、操作刀闸或小车要戴绝缘手套和穿绝缘鞋，拉合刀闸或小车是倒闸操作中较为关键的一项操作，拉合时必须掌握操作要领，拉闸开始应稳而谨慎，当触头刚分离时应迅速拉出，特别是切断变压器的空载电流和架空线路的电容电流时拉刀闸或小车，更应迅速果断，以便迅速熄弧，拉开后的刀闸和小车要检查三相是否全部拉开，检查良好应立即闭锁，并挂上“有人工作，禁止合闸”和“停电”的标志牌，注意在拉合刀闸或小车前一定要检查该回路的断路器确在断开位置，以防发生带负荷拉合刀闸和小车的误操作事故。

9、全部操作完毕，监护人、操作人应共同复查，以防漏项、错项和开关的开断情况，刀闸是否完全拉开。

10、对第一项和最后一项及重要的操作项目(包括复查一遍，确认无误后应挂上接地线或合上接地刀闸)是否合格，认真复查一遍，确认无误后，应在操作票栏内填写实际操作时间，中间项目可以不填写操作时间。

11、验电、放电、封三相短路线(或合接地刀闸)、悬挂标志牌和装设遮栏。

六、操作结束:

全部操作结束后，监护人应立即向发令人汇报操作时间(开始、终了)，并在操作票上填写汇报时间，最后填入运行记录簿。

七、恢复送电:

1、检修完毕，送电前填写送电操作票经模拟预演无误后，调度或监护人下达命令，方可进行送电操作。

2、拆接地线要先拆导体端，后拆接地端。

3、为防止各种意外情况下的误操作，在操作过程中不得进行与操作任务无关的工作。

八、变压器的各种操作:

1、变压器并列 (1)变压器应完好。

(2)

一、二次开关及跳闸机构处于完好状态。 (3)合上一次的隔离开关(或小车)及断路器。 (4)合上二次的隔离开关及断路器。

2、变压器解列 (1)注意负荷情况;

(2)拉开变压器二次断路器及隔离开关;

(3)拉开变压器一次断路器及隔离开关(或小车);

(4)变压器需分列运行时，必须先拉开二次母联断路器及隔离开关，再拉开一次母联断路器及隔离开关。 (5)观察负荷分配及仪表指示是否正常。

3、倒换备用电源(或变压器)

(1)备用电源(或变压器)开关操作及跳闸机构应处于完好状态。 (2)合上备用电源(或变压器)的隔离开关及断路器。 (3)观察负荷分配及仪表指示是否正常。

(4)拉开原受入电源(或变压器)的断路器及隔离开关。

九、操作中主要技术原则与注意事项：

1、35KV操作

1)线路送电的顺序是：先拉开线路两侧的接地刀闸或拆除接地线，在确定线路及开关在冷备状态时，再合开关两侧刀闸(先合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸)，最后合断路器。停电顺序与此相反。 2)变压器停电时，先断开负荷侧断路器，再断开电源侧断路器，最后分别按主变压器侧隔离开关母线侧隔离开关依次拉开,原则为先拉开负荷侧隔离开关,再拉开电源侧隔离开关,转检修时再在可能来电的各侧合上接地隔离开关或装设接地线;送电时的操作顺序与此相反.

2、10KV部分操作

停电顺序：开关->负荷侧刀闸->母线侧刀闸，送电顺序与其相反。

3、停双回路电源一定要注意防返送电。

4、送电时必须收回并检查有关工作票，拆除安全措施。

5、倒闸操作中应注意分析表针的指示。

6、负荷高峰时应尽量避免主变、35KV线路的倒闸操作。

7、装设接地线前一定要先验电，确认无误后，确保人身安全，送电时要检查送电范围内有无杂物和工具之类东西。

8、电气闭锁装置拒绝动作时， 不要随意做出装置出现故障的结论，而应对设备进行认真检查及分析原因，予以处理。

9、验电时必须戴绝缘手套，并使用相同电压等级的合格的验电笔，为了确认验电笔良好，应先在带电设备上试验，再在待停电设备各相分别验电。

10、严禁电话约时停送电。

11、操作中必须坚持工作票、操作票、复诵制。

12、闭锁装置的钥匙一定要对应本盘保存好，不允许放混、放乱，以免操作时不对号，影响正常操作。

13、变电所电器设备运行状态有四种：运行状态、热备用状态、冷备用状态、检修状态。

第四篇：35kV变电站直流..

直流系统技术说明

1.运行条件

海拔不超过3000m 设备运行期间周围空气温度不高于55℃，不低于-25℃

日平均相对湿度不大于95%，月平均相对湿度不大于90% 安装使用地点无强烈振动和冲击，无强电磁干扰，外磁场感应强度均不得超过0.5mT 安装垂直倾斜度不超过5% 使用地点不得有爆炸危险介质，周围介质不含有腐蚀金属和破坏绝缘的 有害气体及导电介质，不允许有霉菌存在

抗震能力：地面水平加速度：0.3g 地面垂直加速度：0.15g 2. 输入特性

交流三相四线，电压380V±15%

输入电网频率：50Hz±5% 效率： 90

功率因数： 0.94 交流双路切换装置：交流双路切换装置具有电气及机械双重互锁。两路交流电由交流进线自动控制电路来控制任一路电源投入运行;在特殊情况下，可用手动转换开关选择任一路电源投入使用 3.输出特性

直流额定输出电压：220V 直流电压调节范围：198V～286V 稳压精度： 0.35

稳流精度： 0.4

纹波系数： 0.35%

均流不平衡度： ±2.5

噪声： 50dB 4.机械特性

机柜尺寸(高×宽×深)：2260×800×600mm 颜色：淡灰，北京红狮502 防尘：封闭式风道设计，散热面与元器件完全隔离 5. 电源模块

220V/10A整流模块DF0231-220/10主要性能特点：

可带电插拔、在线维护，方便快捷

完善的保护、告警措施，具有遥控、遥测、遥信、遥调功能

采用平均电流型无主从自动均流方式，均流精度高

三防和独立风道设计允许整流模块工作在恶劣的场合 6.DF0241变电站电源监控系统

DF0241变电站电源监控系统基于数字化变电站的核心思想，将变电站用交流电源、直流电源、电力用交流不间断电源、电力用逆变电源、通信电源及DC/DC电源统一设计、监控、生产、调试、服务;作为数字化变电站的一个间隔层，通过标准的网络接口及IEC61850规约，连接到数字化变电站的站控层，实现整个电源系统的远程监控。

系统主要有以下特点：

基于DL/T860标准，可以方便接入变电站站控系统，具有四遥功能

统一的信息管理平台可解决不同供应商提供的各独立电源通信规约兼容等问题，实现网络智能化管理，提高电源系统的综合自动化应用水平

系统具有较强的容错性及自诊断功能，对设备、网络和软件运行进行在线诊断，发现故障及时告警，不会导致系统出错和崩溃

装置具有一个RS232/485串行接口和三个RS485串行接口，可联网组成主从式分布监测系统，满足大型发电厂、变电站的需要

人机界面友好，实现全汉化显示、常规电源系统信息测量、运行状态实时显示、提供各种菜单、信息提示、屏幕触摸操作

各监控单元采用模块化设计，分层分布式结构，分散测量控制、集中管理模式;实现交流电源、充馈电装置、电池组、UPS、INV、接地等全方位的监测和控制 通过显示屏及声光报警等方式，提供电源系统各种工作状态、故障类型、故障部位指示等

可实现多组电池的自动管理，确保系统安全运行

根据用户设定的充电参数(如电压保护值，充电限流值、均充间隔时间等)及环境温度，自动调整电源系统的工作方式，完成电池的优化管理及保养维护

7.直流绝缘监测模块

SD-JD01A微机直流系统接地监测仪适用于变电站、发电厂以及通讯、煤矿、冶金等大型厂矿企业的直流电源系统的绝缘监测和接地检测;此装置采用平衡桥和不平衡桥结合的原理完成直流母线的监测，不对母线产生任何交流或直流干扰信号，不会造成人为绝缘电阻下降 8.蓄电池监测模块

DF0251A蓄电池监测模块作为基本的蓄电池组信息采集设备，可实现对蓄电池组单体电压和环境温度的实时监测。

设备功能特点：

在线实时监测蓄电池各单体电压和温度等

采用模块化设计，安装、使用和维护方便

可实现2V～12V几种规格电池的全范围监测

设有保护电路，可防止电源接反或测量电压过高造成的损坏

具有RS2

32、RS485通信接口方式，实现电池组的远程监测功能

第五篇：110kV35kV10kV变电站接入系统设计

发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计

目录

摘要 .................................................. 2 一主变压器的选择 ......................................... 2 1.1、主变压器的选择 ................................... 2 1.2 主变压器容量的选择 ................................ 2

2、变电所主变压器的容量和台数的确定 ................... 2 二主接线选择 ............................................. 3 1.1、主接线选择要求 ................................... 3 1.

2、对变电所电气主接线的具体要求 ..................... 4 1.3、根据给定的各电压等级选择电压主接线 ............... 5 1.4母线型号的选择。 .................................. 6 1.5母线截面的选择 .................................... 6 三.电气主接线图(110kV/35kV/10kV) ....................... 8 四.总结 .................................................. 9 参考文献 ................................................ 10

1 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计

摘要

电随着电力行业的不断发展，人们对电力供应的要求越来越高，特别是供电稳定性、可靠性和持续性，然而电网的稳定性、可靠性和持续性往往取决于变电所的合理设计和配置。一个典型的变电站要求变电设备运行可靠、操作灵活、经济合理、扩建方便能是由一次能源经加工转化成的能源，与其他形式能源相比，它就具有远距离输送、方便转换与控制、损耗小、效率高、无气体和噪声污染。而发电厂是将一次能源转化成电能而被利用。按一次能源的不同，可将发电厂分为火力发电、水力发电、核能发电、以及风力发电、等太能发电厂。这些电能通过变电站进行变电，降电能输送到负荷区。

一 主变压器的选择

1.1、主变压器的选择

概述：在合理选择变压器时，首先应选择低损耗，低噪音的S9,S10,S11系列的变压器，不能选用高能耗的电力变压器。应选是变压器的绕组耦合方式、相数、冷却方式，绕组数，绕组导线材质及调压方式。

在各种电压等级的变电站中，变压器是主要电气设备之一，其担负着变换网络电压，进行电力传输的重要任务。确定合理的变压器容量是变电所安全可靠供电和网络经济运行的保证。因此，在确保安全可靠供电的基础上，确定变压器的经济容量，提高网络的经济运行素质将具有明显的经济意义。 1.2 主变压器容量的选择

变电站主变压器容量一般按建站后5-10年的规划负荷考虑，并按其中一台停用时其余变压器能满足变电站最大负荷Smax的50%-70%(35-110kV变电站为60%)，或全部重要负荷(当Ⅰ、Ⅱ类负荷超过上述比例时)选择。 即 n1SN0.60.7Smax

式中 n—变压器主变台数

2、变电所主变压器的容量和台数的确定

1. 主变压器容量的确定

2 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计

1.1主变器容量一般按变电所建成5-10年的规划负荷选择，并适当考虑到远期。10-20年的负荷发展

1.2根据变电所所带负荷的性质，和电网结构，来确定主变压器的容量。 1.3同等电压的单台降压变压器容量的级别不宜太多，应从全网出发，推行系列化，标准化。

2. 主变压器台数的确定

2.1对大城市郊区的一次变电所在中低压侧，构成环网的情况下，变电所应装设2台主变压器为宜。

2.2对地区性孤立的一次性变电所，或大型工业专用变电所，在设计时应考虑，装设3台主变压器的可能性。

2.3对于规划只装设2台主变压器的变电所，其变压器基础，应按大于变压器容量的1-2级设计，以便负荷发展时，更换变压器的容量。单台容量设计应按单台额定容量的70%—85%计算。

二 主接线选择

1.1、主接线选择要求：

1.可靠性: 所谓可靠性是指主接线能可靠的工作，以保证对用户不间断的供电，衡量可靠性的客观标准是运行实践。主接线的可靠性是由其组成元件(包括一次和二次设备)在运行中可靠性的综合。因此，主接线的设计，不仅要考虑一次设备对供电可靠性的影响，还要考虑继电保护二次设备的故障对供电可靠性的影响。同时，可靠性并不是绝对的而是相对的，一种主接线对某些变电站是可靠的，而对另一些变电站则可能不是可靠的。评价主接线可靠性的标志如下：

(1)断路器检修时是否影响供电;

(2)设备、线路、断路器、母线故障和检修时，停运线路的回数和停运时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电;

(3)有没有使发电厂或变电所全部停止工作的可能性等。 (4)大机组、超高压电气主接线应满足可靠性的特殊要求。 2..灵活性: 主接线的灵活性有以下几方面的要求：

3 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计

(1)调度灵活，操作方便。可灵活的投入和切除变压器、线路，调配电源和负荷;能够满足系统在正常、事故、检修及特殊运行方式下的调度要求。

(2)检修安全。可方便的停运断路器、母线及其继电器保护设备，进行安全检修，且不影响对用户的供电。

(3)扩建方便。随着电力事业的发展，往往需要对已经投运的变电站进行扩建，从变压器直至馈线数均有扩建的可能。所以，在设计主接线时，应留有余地，应能容易地从初期过度到终期接线，使在扩建时，无论一次和二次设备改造量最小。

3.经济性: 可靠性和灵活性是主接线设计中在技术方面的要求，它与经济性之间往往发生矛盾，即欲使主接线可靠、灵活，将可能导致投资增加。所以，两者必须综合考虑，在满足技术要求前提下，做到经济合理。

(1)投资省。主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关等一次设备投资;要使控制、保护方式不过于复杂，以利于运行并节约二次设备和电缆投资;要适当限制短路电流，以便选择价格合理的电器设备;在终端或分支变电站中，应推广采用直降式(110/6～10kV)变电站和以质量可靠的简易电器代替高压侧断路器。

(2)年运行费小。年运行费包括电能损耗费、折旧费以及大修费、日常小修维护费。其中电能损耗主要由变压器引起，因此，要合理地选择主变压器的型式、容量、台数以及避免两次变压而增加电能损失。

(3)占地面积小。电气主接线设计要为配电装置的布置创造条件，以便节约用地和节省架构、导线、绝缘子及安装费用。在运输条件许可的地方，都应采用三相变压器。

(4)在可能的情况下，应采取一次设计，分期投资、投产，尽快发挥经济效益。

1.2、对变电所电气主接线的具体要求：

1按变电所在电力系统的地位和作用选择。 2.考虑变电所近期和远期的发展规划。 3.按负荷性质和大小选择。

4.按变电所主变压器台数和容量选择。

5.当变电所中出现三级电压且低压侧负荷超过变压器额定容量15%时，通常采用三绕组变压器。

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6.电力系统中无功功率需要分层次分地区进行平衡，变电所中常需装设无功补偿装置。

7.当母线电压变化比较大而且不能用增加无功补偿容量来调整电压时，为了保证电压质量，则采用有载调压变压器。

8.如果不受运输条件的限制，变压器采用三相式，否则选用单相变压器。 9.各级电压的规划短路电流不能超过所采用断路器的额定开断容量。 10.各级电压的架空线包括同一级电压的架空出线应尽量避免交叉。

1.3、根据给定的各电压等级选择电压主接线

a：110kv侧：

110kv侧出线最终4回，本期2回。

所以根据出线回数电压等级初步可以选择双母不分段接线和双母带旁路母接线。

1.双母不分段接线：

优点：可靠性极高，故障率低的变压器的出口不装断路器，投资较省，整个线路具有相当高的灵活性，当双母线的两组母线同时工作时，通过母联断路器并联运行，电源与负荷平均分配在两组母线上，当母联断路器断开后，变电所负荷可同时接在母线或副母线上运行。

缺点：当母线故障或检修时，将隔离开关运行倒闸操作，容易发生误操作。 2.双母线带旁路接线：

优点：最大优化是提供了供电可靠性，当出线断路器需要停电检修时，可将专用旁路断路器投运，从而将检修断路器出线有旁路代替供电。 两组接线相比较：2方案更加可靠，所以选方案双母线带旁路接线。

b：35kv侧

35kv最终6回

所以根据电压等级及出线回数，初步确定，双母线不分段接线和单母线分段带旁路母线接线。 1. 双母线接线

优点：可靠性极高，故障率低的变压器的出口不装断路器，投资较省，整个线路具有相当高的灵活性，当双母线的两组母线同时工作时，通过母联断路器并联运

5 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计

行，电源与负荷平均分配在两组母线上，当母联断路器断开后，变电所负荷可同时接在母线或副母线上运行。

缺点：当母线故障或检修时，将隔离开关运行倒闸操作，容易发生误操作 2.单母线分段带旁母：

优点：供电可靠性高，运行灵活，但是主要用于出线回路数不多。但负荷叫重要的中小型发电厂及35—110kv的变电所

所以两个比较所以两个比较，双母线接线更加适用，所以选择双母线接线。 C:10.kv侧： 10kv最终8回

1.单母线不分段线路：

优点：简单清晰、设备少、投资少;

运行操作方便，有利于扩建。 2. 单母线分段线路：

优点：可提高供电的可靠性和灵活性;

对重要用户，可采取用双回路供电，即从不同段上分别引出馈电线，有两个电源供电，以保证供电可靠性。

任一段母线或母线隔离开关进行检修减少停电范围。 缺点：增加了开关设备的投资和占地面积; 某段母线或母线隔离开关检修时，有停电问题;

任一出线断路器检修时，该回路必须停电。 所以选择单母线不分段。

1.4母线型号的选择。

矩形铝母线：220kv以下的配电装置中，35kv及以下的配电装置一般都是选用矩形的铝母线，铝母线的允许载流量较铜母线小，但价格便宜，安装，检修简单，连接方便，因此在35kv及以下的配电装置中，首先应选用矩形铝母线。

1.5母线截面的选择

1. 一般要求

6 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计

裸导体应根据集体情况，按下列技术调节分别进行选择和校验

1. 工作电流 2. 经济电流密度 3. 电晕

4. 动稳定或机械强度 5. 热稳定

裸导体尚应按下列使用环境条件校验： 1. 环境温度 2. 日照 3. 风速 4. 海拔高度

2 按回路持续工作电流选择

IXUIg

Ig—导体回路持续工作电流，单位为A。

IXU— 相应于导体在某一运行温度、环境条件及安装方式下长期允许的载流量单位A。

7 温度25oC、导体表面涂漆、无日照、海拔高度1000m及以下条件。 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计

三.电气主接线图(110kV/35kV/10kV)

6回出线

35kV

10kv 110kV 2出线

厂用电1线

厂用电2线

2回出线

10kV

110kV

35kV 厂用电线

厂用电线路

8 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计

四.总结

课程设计已结束，通过对110kV/35kV/10.5kV/变电站接入系统设计，对发电厂电气部分的课程有了更深的了解、掌握，初步学会了用所学的知识解决一些问题，初步学会了把理论转化为实践。在此设计中需要画电气主接线图，电气主接线图大家深知是技术人员进行故障分析所需要的蓝图。变电所作为电力系统的重要组成部分，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，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，对其进行设计势在必行，合理的变电所不仅能充分地满足当地的供电要求，还能有效地减少投资和资源浪费。

9 发电厂电气部分课程设计 [键入文字] 110kV/35kV/10kV变电站接入系统设计

参考文献

[1]熊信银. 发电厂电气部分. 北京: 中国电力出版社，2009. [2] 马永翔. 发电厂电气部分. 北京: 北京电力出版社，2014. [3] 朱一纶. 电力系统分析. 北京: 机械工业出版社，2012. [4] 刘宝贵. 发电厂电气部分. 北京: 中国电力出版社，200.8

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