变电站设计范文

导语：如何才能写好一篇变电站设计，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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1.1继电保护功能变电站综合自动化系统要具备常规变电站系统保护及元件保护设备的全部功能，而且要独立于监控系统，即当该系统网各软、硬件发生故障退出运行时，继电保护单元仍然正常运行。微机保护除了所具有的继电保护功能外，还需具有其它功能。

1.2信息采集功能分布式自动化系统的变电站，信息由间隔层I/O单元采集。常规四遥功能的变电站，信息由RTU采集。电能量的采集宜用单独的电能量采集装置。系统对安全运行中必要的信息进行采集，主要包括以下几个方面：①遥测量②遥信量③遥控量④电能量。

1.3设备控制及闭锁功能①对断路器和刀闸进行开合控制。②投、切电容器组及调节变压器分接头。③保护设备的检查及整定值的设定。④辅助设备的退出和投入(如空调、照明、消防等)。

以上控制功能可以由运行人员通过CRT屏幕进行操作。在设计上保留了手动操作手段，并具有远方/就地闭锁开关，保证在微机通信系统失效时仍能够运行和操作，包括可手动准同期和捕捉同期操作。在各间隔的每个断路器设置按钮或开关式的一对一“分”、“合”操作开关和简易的强电中央事故和告警信号。

1.4自动装置功能

1.5报警功能对站内各种越限，开关合、跳闸，保护及装置动作，上、下行通道故障信息，装置主电源停电信号，故障及告警信号进行处理并作为事件记录及打印。输出形式有：音响告警、画面告警、语音告警、故障数据记录显示(画面)和光字牌告警(光字牌报警回路采用编码设计，主要是为了保证当通信网故障退出时站内仍能正常运行。光字牌数量控制在20多只)。

1.6设备监视功能其中包括一次设备绝缘在线监测、主变油温监测、火警监测、环境温度监测等内容。当上述各参量越过预置值时，发出音响和画面告警，并作为事件进行记录及打印。

1.7操作票自动生成功能根据运行方式的变化，按规范程序，自动生成正确的操作票，以减轻运行人员的劳动强度，并减少误操作的可能性。

1.8数据处理及打印功能中调、地调、市调、运行管理部门和继保专业要求的数据可以以历史记录存档，包括：①母线电压和频率、线路、配电线路、变压器的电流、有功功率、无功功率的最大值和最小值以及时间。②断路器动作次数及时间。③断路器切除故障时故障电流和跳闸次数的累计值。④用户专用线路的有功、无功功率及每天的峰值和最小值以及时间。⑤控制操作及修改整定值的记录。⑥实现站内日报表、月报表的生成和打印，可将历史数据进行显示、打印及转储，并可形成各类曲线、棒图、饼图、表盘图，该功能在变电站内及调度端均能实现。

1.9人机接口功能具有良好的人机界面，运行人员可通过屏幕了解各种运行状况，并进行必要的控制操作。人机联系的主要内容包括：①显示画面与数据。②人工控制操作。③输入数据。④诊断与维护。当有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行，运行人员利用CRT屏幕和键盘或鼠标器进行操作。当无人值班时，人机联系功能在上级调度中心的主机或工作站上进行。

1.10远程通信功能将站内运行的有关数据及信息远传至调度中心及设备运行管理单位，其中包括正常运行时的信息和故障状态时的信息，以便调度中心人员及时了解设备运行状况及进行事故处理。

可实现四遥和远方修改整定保护值、故障录波与测距信号的远传等。变电站自动化系统可与调度中心对时或采用卫星时钟GPS。

2变电站自动化的设计原则

变电站二次设备按功能分为四大模块：①继电保护及自动装置。②仪器仪表及测量控制。③当地监控。④远动。四大模块功能的各自不同的发展及其功能的相互渗透，为变电站自动化提供了多种多样的实现模式，可概括为两种基本实现模式：①保护加集中RTU模式，面向功能。②保护加分散RTU模式，面向对象。

2.1电气设备控制方式主变压器、站用变压器各侧断路器以及10kV、110kV、220kV断路器一般情况下均集中在控制室，通过就地监控主站的就地监控计算机进行控制操作(但网络中远动主站亦可留有接口给地调进行遥控，根据系统运行规程而定)，当网络中就地监控主站退出运行时则应能分别在各元件的保护屏处进行人工控制操作。

就地监控计算机在操作时应显示该站的配电装置的运行状态、通道状态和各种电气量，在每个操作步骤前应给操作者提示，待确认后方能操作。

主变压器、站用变压器、220kV线路、110kV线路、10kV设备及其母线设备保护和10kV母联的控制保护均采用集中保护方式，10kV开关柜上加一个“就地/远动”选择开关，10kV母联断路器的控制保护放在控制室，与10kV自投装置放在一起(当10kV装置能可靠地抗震、抗高温、抗电磁干扰时，也可以将10kV装置装配在10kV开关柜上，以减少电缆联接)。

10kV隔离开关采用就地手动操作(除变低处的10kV隔离开关外)。主变变低10kV隔离开关、110kV，220kV隔离开关采用就地电动操作方式，可进行就地和遥控操作，并设置“就地/遥控”选择开关，同时设有操作闭锁措施。专用母线接地刀闸装设母线有电闭锁操作装置(采用微机五防装置，应能与综合自动化装置接口)。用键盘或鼠标操作断路器、刀闸时靠后台机内的五防系统闭锁，现场人工操作或维护操作时则靠另一套微机五防系统闭锁。

2.2测量综合自动化的电气测量均按部颁《电气测量仪表设计技术规程》(SDJ9—87)的要求选择测量点及测量内容、测量精度。在主变220kV侧增加电流方向接法相反的分时计量的脉冲式有功电度表和无功电度表各2只，供关口表用。

全站的电气量测量除了通过监控主站及远动主站读取和记录存盘外，在各元件的保护装置上的液晶显示器上也应能读取有关的电气量，主要是为了保证当网络或监控、远动主站退出运行时该站所有设备的测量仍能满足安全运行。

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【关键词】变电站 综合 自动化 设计

中图分类号：U665文献标识码： A

前言

所谓变电站综合自动化, 就是广泛采用微机保护和微机远动技术, 分别采集变电站的模拟量、脉冲量、开关状态量及一些非电量信号, 经过功能的重新组合, 按照预定的程序和要求实现变电站监视、测量、协调和控制自动化的集合体和全过程, 从而实现数据共享和资源共享, 提高变电站自动化的整体效益。变电站综合自动化系统能够大大地提高整个电网运行的安全性和经济效益已经形成共识。并且目前变电站综合自动化系统的研究和开发已经形成热潮。在此热潮中, 由于庞大的市场需求, 各种新技术、新产品大量涌现, 在产品的设计、开发中应重视变电站综合自动化系统的特殊问题, 不然会影响产品的性能和电力自动化的发展。

一、综合自动化系统的结构

综合自动化系统总体上可分为主站( 后台监控系统) 层、通讯层、子单元层等三层。主站层可取代传统的中央信号控制系统, 是系统的“最高权力核心”。主站通过接收来自通讯层的信息, 采集整个变电站各电气设备的信息, 并对所有的信息进行处理, 检出事件、故障、状态的变值, 模拟量正常及越限等信息, 并实时更新数据库,保持所需信息的完整性。同时主站发出的命令通过通讯层下达给各子单元, 通过子单元对各电气设备进行控制。通讯层由通讯管理机和M O D E M 组成, 是主站和子单元联系的桥梁。通讯层主要完成对下挂各子单元的管理, 除对采集的所有信息进行存储外, 还对这些信息进行整理分类, 选择一些重要的信息上送主站, 接收主站发出的命令并下达给子单元。上送的重要信息包括测量信息, 保护动作信息( 如保护动作时间、动作类型等) 以及告警信息( 如控制回路断线、P T 断线、装置故障等) 。另外通讯层还可用来完成通讯规约的转换, 以适应不同规约的主站。子单元一般设在就地开关柜上, 每套二次设备对应一个子单元, 各子单元除独立完成包括保护、测量、控制和事故记录等多种功能外, 在系统内还需按要求整理信息并上送管理机。通讯层与子单元层以及各子单元之间, 可通过光缆或屏蔽双绞线连接并进行通信。主站层、通讯层、子单元层以及各子站之间除通信外, 各自独立, 无电气上的联系, 各子站实现的各种功能也不依赖通讯网和主站, 因此即使系统的某一部分出现故障, 也不会影响系统其它部分的工作, 从而使整个系统具有了高可靠性并真正实现了分层分布控制。

二、系统设计思路

完整的变电站综合自动化系统除在各控制保护单元保留紧急手动操作跳、合闸的手段外, 其余的全部控制、监视、测量和报警功能均可通过计算机监控系统来完成。变电站无需另设远动设备, 监控系统完全满足遥信、遥测、遥控、遥调的功能以及无人值班之需要。目前国内外变电站综合自动化系统大体可分为三种结构: 集中式、分散式以及集中与分散结合式。

1、集中式结构

初期的变电站自动化设计都是采用集中式结构。这种结构的设计方法是将设备按其不同功能进行归类划分, 形成若干个独立系统, 各系统分别采用集中装置来完成自身的功能, 其缺点是资源不能共享, 设备设置重复, 且运行的可靠性低, 功能有限。

2、分散式结构

这种结构方式一般是按一次回路进行设计。首先将设备按一次安装单位划分成若干单元。将控制单元、微机保护单元、数据采集单元安装在户外高压开关附近或户内开关柜内, 并将各分散单元用网络电缆互连, 构成一个完整的分散式综合自动化系统。分散式结构具有很多优点: 各个功能单元上既有通讯联系, 又相对独立, 便于系统扩展、维护管理, 当某一环节发生故障时, 不致于相互影响。此外, 它的抗电磁干扰性能强, 可靠性高, 可以把电度计量、测量表计、控制、保护、远动合为一体, 可使数据统一, 避免设备重复设置。

3、集中与分散结合式结构

这种结构方式介于集中式与分散式两种结构之间, 形式较多。但目前国内应用较多的是分散式结构集中式组屏。它具有分散式结构的全部优点, 由于采用了集中式组屏, 非常有利于系统的设计、安装与维护管理。因为中低压变电所的一次设备比较集中, 所以此种结构方式比较适用于中低压变电站。

三、综合自动化系统的结构设计要求

1、分层分布式系统

在电压等级较高、可靠性要求高的变电站中, 一般采用分层分布式结构的系统, 该系统的设计思想符合IEC 关于变电站自动化系统分为所级和间隔级分层结构的技术规范要求, 如图1 所示。

分散( 层) 分布式组态模式的变电所综合自动化系统在功能上, 对间隔层设备采用尽量下放的原则;凡是可以在该间隔就地完成的功能绝不依赖通讯网。这样, 当系统任一设备故障时只影响局部, 其他设备仍能正常工作, 具有较高的扩展性和灵活性。

2、分布式系统和集中式系统

分布式设备通常以一台主变或一条馈线为单元装置, 完成对每个单元模拟量、数字量的采集以及开关的控制和继电保护功能。通常分为监控、保护两部分, 可分开设置为监控模块与保护模块, 也可设置为一个单元模块。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种组态结构, 它较多地适用于中低压变电所。

3、继电保护装置

继电保护的可靠性在自动化系统中要求非常高, 各个单元的保护装置、备自投装置、电容器投切、变压器有载调压分接头等重要的控制设备均为独立工作装置, 正常工作时完全不依赖于站内通讯网, 保证站内通讯发生故障甚至完全瘫痪时, 各间隔的保护装置依然正常工作。微机保护通过改变软件设置可得到不同的原理和特性, 在较常规保护具有更强的适应性。微机保护通过通讯网接口能有效地向变电站主站及通讯装置发送各种信息及接收命令, 信息传递快捷。

4、监控部分

监控部分负责全站电流电压模拟量和信号量的采集和处理, 完成对各个单元的控制任务。它基本上以线路( 或开关) 为单元, 每个单元完成对一条线路的电流电压的测量、开关刀闸位置信号的采集及开关的控制。对于监控装置, 应具备以下功能: 测量、信号量的采集, 脉冲量的采集, 遥控输出、远方调节。

5、变电站的主控级

变电站的主控级是指变电所中央控制级, 主要用于完成变电站的综合数据处理、远方通讯、显示/打印、输出等功能。

( 1) 35kV 及以下变电站、110kV 终端站可不设显示器, 但宜保留必须的数据存储手段和简单的声光报警手段以及打印机; 必须预留足够的输出接口( 插座) , 供操作队在赶赴现场工作时能使用便携式电脑从系统调用有足够依据的正常操作维护和事故处理分析数据。

( 2) 110~ 35kV 枢纽站及220kV 变电站宜设置主站和就地PC 机, 主要包括显示器、操作键盘和打印机、数据存储和声光报警系统。

6、其他相关设备

( 1) 直流系统。为减少维护量, 直流系统一般采用铅酸免维护电池和微机充电模块、微机监控装置,无需配置常规直流电流/ 电压表。

( 2) 交流系统。采用变配电站综合自动化系统之后, 其监控单元均为交流采样, 直接从电流或电压互感器采集5A 或0- 100V 测量信号。应设置独立的交流回路给就地监控PC 机供电, 并设UPS 装置。

( 3) 由于电能计量的特殊性及重要性, 一般配有专门的电能表进行计量。电能表应优先选用自带供电电源的有源型, 输出为隔离型的脉冲电度表。

结论

变电站综合自动化系统是依托高新技术才形成的，无人值班变电站是顺应科技发展和电业部门的需要而产生的，也是提高电力调度部门生产技术和管理水平的有效途径。

【参考文献】

［1］ 程明，金明，李建英.无人值班变电站监控技术.中国电力出版社，2009

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关键词变电站自动化系统构成特点

随着数字式微机保护、监控技术和远动通讯技术的广泛普及应用，电力系统变电站的自动化水平发生了根本性变革。变电站综合自动化作为一种新技术应运而生，现阶段已被国内110kV电压等级新建变电站广泛采用，并在实践中不断改进，已发展成为一种成熟的技术。220kV东莞长安变电站正是在这种技术背景的支持下采用了变电站综合自动化技术而取代常规变电站二次系统。

1工程概况

220kV东莞长安变电站(以下简称长安站)，远景共6回220kV线路，8回110kV线路，3台180MVA三卷变压器，24回10kV线路，12组10kV补偿电容器。

本期规模为4回220kV线路，2回至沙角电厂，另2回分别至深圳的西乡站，公明站。6回110kV出线，2台180MVA三卷变压器，220kV、110kV均采用双母线带旁路主接线。

无论从其规模，还是系统中的位置看，长安站均属于220kV大型枢纽变电站，在系统中具有十分重要的地位。

2自动化系统配置的重要原则

由于长安站处于系统主电源(沙角电厂)与重负荷区域之间，而长安站自身就处于用电负荷中心，因此，本站二次自动化系统设计必须保证的首要目标就是系统的安全可靠性。任何在系统的安全可靠性设计方面的疏忽、不足、给系统带来的潜在隐患都可能对供电造成重大损失。为有效提高自动化系统的安全可靠性而从以下几方面给予保证。

2.1保证保护装置的完全独立性

保护配置按保护设计规程配置要求面向对象独立设置，所有间隔单元保护完全独立，互不牵连。保护装置的动作条件仅由保护装置自身判断，而不依赖于计算机网络在任何时候的物理状态。简而言之，即使监控计算机网络完全瘫痪，也不致影响保护装置正确动作。保护与监控系统的关系仅是在保护动作后向监控系统发送保护动作信息。

2.2面向对象的分散分布式测控单元

尽管监控系统在二次系统中的重要性次于保护装置，但监控系统的安全可靠性仍对系统的正常运行具有极重要的意义。因此，对监控系统的可靠性亦提出了极高的要求。

众所周知，任何一个装置，其功能集成化程度越高，硬件相对功能成本越低，但其一旦故障所带来的系统风险却越大。为有效降低系统中某元件故障给系统带来的影响，而采用分散分布式测控单元。从10kV馈线至220kV线路间隔，每一个间隔配置1个测控单元，该测控单元仅完成本间隔的遥测、遥信、遥控功能，各测控单元通过计算机网络相联系。任一个测控单元故障或异常仅影响本间隔的数据采集与信息传输，而不影响其它单元和整个计算机网络的正常工作，从而将硬件故障的系统风险化解到最小。

同时，由于采用面向对象的分散分布配置的测控单元，亦增加了系统硬件配置的灵活性。当变电站一次系统扩建时，仅需增加相应的测控单元，扩充数据库即可，而不影响已在线运行的监控系统正常工作。

3综合自动化系统的网络结构

本站综合自动化系统基本型式为分层分布式网络结构，从层次结构看，基本有3层：间隔层、网络通讯管理层、站级层。

间隔层由所有分散式测控单元、保护装置通讯接口以及保护通讯管理机、电度表通讯接口以及电度表通讯管理机和上述设备的网络通讯线组成。间隔层面向控制对象，起数据采集、处理、控制输出等作用。事实上，间隔层可视作监控系统与监控对象的界面接口。

通讯管理层由装于总控柜上的2台通讯管理单元构成，起着全站自动化系统的通讯枢纽作用，接收各子网送来的信息，并根据后台当地主站、五防工作站、继保工程师站、以及远动接口的要求发送信息，接收上述各工作站和远方调度中心下达的控制指令至指定的受控单元。由于该通讯管理单元起着承上启下，管理全站信息通讯的作用，在监控系统中的地位显然至关重要，其故障或异常将导致整个监控系统和远动通讯的瘫痪。因此，该通讯管理单元成为监控系统中风险最集中的环节，任何其它环节故障的影响都是局部的、有限的，而通讯管理单元的影响却是整体的、全面的。任何一个系统的设计，不论元器件的筛选如何严格，均必须考虑到任一元件均有故障或异常的可能性。我们必须考虑到一旦当这种可能性成为现实时，系统的应变措施以及该影响带来的系统风险的可接受程度。

显然，通讯管理单元故障带来的系统风险如无法及时消除，则该风险是不可接受的。为此，本自动化系统配置2台通讯管理单元，采用双机互为热备用自动切换的工作方式。正常运行时A机工作，B机备用，当A机故障，B机自动切换为工作状态，而一旦A机恢复正常，又切换到A机工作，B机恢复热备用。对切换过程中通讯的短时(约10s)中断，由于不致影响到一次系统的安全运行，不影响所有继电保护装置的正常运行，故这种监控系统的短时中断的风险是可以接受的。而对于2台通讯管理单元同时故障的可能性不予考虑。

站级层由2台监控主站和1台继保工程师站组成，各工作站直接接于通讯管理单元。监控主站除具有取代常规控制、信号屏的作用外，还具有VQC——电压无功、主变有载调压开关自动调节控制功能，微机五防功能。正常运行时，1台置为后台监控主站，1台置为专用五防工作站——专门作为全站隔离开关、接地刀防误操作用。当一台监控工作站异常退出运行，另一台监控工作站则同时完成两台监控主站的任务。

由于继保管理工作较之常规监控功能在技术管理方面具有明确的分工与独立性，故对全站的继电保护装置的管理设置1立的保护工程师站。该工作站记录全站所有数字式保护的动作行为，结合专用分析软件对继电保护和电网故障进行故障分析，对各保护装置进行参数设置，定值修改。更具实用意义的是该继保工程师站接入1个公用电话网调制解调器，使该继保工程师站延伸到任何有电话的地方。

110kV、220kV以及主变测控单元采用DISA-910S测控装置，分散装于与操作箱同屏的保护屏上。各DISA-910S同时还具备同期合闸功能，省去了专用的集中同期装置，减化了二次接线。所有DISA-910S通过双CANBUS网接入总控柜通讯管理单元，通讯介质采用屏蔽双绞线。

10kV部分采用DISA-920测控单元，因10kV开关柜距总控柜通讯管理机较远，其通讯介质采用光纤一对一星形拓扑结构直接接入总控柜上光纤管理单元再与通讯管理单元连接，该测控单元同保护装置并排装于10kV开关柜上。

110kV、220kV线路保护，主变压器保护采用南瑞保护公司产品，其所有保护装置通过其串行接口接入CM-90保护通讯管理机，CM-90再以串口接入总控柜通讯管理单元。

而10kV线路、电容器保护以及110kV、220kV母差保护采用南瑞深圳公司产品。10kV线路、电容器保护信息采用屏蔽双绞线CANBUS网接入与之配套的ISA-100保护通讯管理机，110kV、220kV母差保护则通过串口接入ISA-100保护通讯管理机，ISA-100再通过串口接入总控柜通讯管理单元。

本站所有电度表采用数字式电度表，这些数字式电度表通过其自身RS-485接口连接接入与之配套的电能计量通讯管理机，再以串口接入总控柜通讯管理单元，传送相应的电度信息，以取代传统的电度脉冲采集方式。

综上所述，由于本站采用二次设备厂家种类较多，因此整个网络结构较庞杂，每一厂家的数字设备的通讯均通过其自己开发的通讯管理机再与主网(通讯管理单元)相连。

4远动接口

4个远动接口，2个对省中调，2个对市地调，同时发送各自所需之远动信息。为提高信息传输可靠性，采取在调度端进行通道切换，选取工作通道。对省中调仅发送其所需的遥测、遥信信号，省中调不对站内设备进行遥控操作。市地调不仅接受变电站发送的遥测、遥信信息，而且在变电站控制方式置于遥控操作时，由地调中心对变电站10kV以上断路器、主变压器中性点地刀、主变压器有载调压开关进行遥控操作。

5控制方式

所有10kV以上电压等级断路器和主变中性点地刀均可实现遥控操作和在站内监控主站上键盘操作，由于本站将全面按无人值班方式运行，因此将以地调遥控操作作为正常运行时的控制方式。考虑到极端情况下全站计算机网络出现全面瘫痪，无法在地调中心或监控主站上进行控制操作，而在保护屏上设置了跳合闸操作方式选择开关和控制按钮。可在保护屏上选择就地操作功能，通过DISA-910S(110kV以上电压等级断路器)实现同期合闸，当DISA-910S故障不能工作时，可选择就地操作中的非同期合闸功能，直接通过按钮对断路器分、合闸操作。

10kV开关柜上保护装置亦有实现就地分、合闸操作的按钮。

6VQC的调节实现方式

常规220kV变电站VQC调节采用1套专用的VQC调节装置，对于1个有3台主变的220kV变电站，为判断各主变间同步并列运行在不同运行方式下的同步并列条件，将需采集大量与之相关的开关、隔离刀位置信号予以判断。如果采用专用装置，这些信号必将重复采集，致使二次回路接线复杂，调节软件的修改也有一定的局限性。鉴于这些因素，我们要求采用后台监控计算机来完成VQC调节，不仅简化了二次接线，而且软件修改亦极为方便。

7值得磋商与改进的方面

尽管长安站设计与设备选型是先进的、合理的，所有的设备与集成方式代表了目前国内先进水平，但以发展的眼光看仍有不少值得磋商与改进的方面。

7.1在网络结构方面

正如前面提到的，本站所有的信息通讯均由处于中枢地位的通讯管理机实现，同时通讯管理机还要完成部分数据处理功能。一旦通讯管理机故障，所有信息传送将会中断，尽管采用了双机热备用的切换方式来保证通讯的可靠性，但这种方式仍显不足。也许取消通讯管理单元层，直接采用局域网的通讯方式，增设直接接于局域网的远动工作站将有助于网络可靠性的提高。

7.2110kV线路保护增设按周减载功能

对于常规220kV变电站，110kV线路、10kV线路均可能被设置为按周减载解除点，一般数字式10kV馈线保护均具有按周减载功能。本站选用ISA系列10kV馈线保护亦有此功能，但110kV线路保护却无按周减载功能，为此增加了1面按周减载屏，专用于110kV线路按周减载，这不仅增加了投资，也增加了二次接线的复杂性。现部分厂家生产的110kV微机保护已具有按周减载功能。

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【关键词】变电站电气二次系统 设计分析

中图分类号：TM411文献标识码： A

变电站作为输配电系统中的一个关键环节，在整个电网当中占据十分重要的位置。变电站二次系统对变电站的控制以及监视具有直接的影响作用，二次回路是否处于最佳状态，对整个变电站以及整个系统的安全正常运行起到决定性的作用。就国内外发生的事故经验分析而言，造成系统事故时常发生的根本原因是回路出现问题，有些是由于回路自身存在缺陷及不足而造成；有些是由于系统出现故障时，因回路的原因无法立即切除故障而引起的。所以，必须加强对变电站二次以及回路的科学保护，保证变电站得以正常运行。

一、变电站二次设计直流系统设计中的问题

1选用合适的蓄电池

现阶段，我国变电站的蓄电池一般都选用12V与2V两种，这两种蓄电池都有各自的优点，同时也存在着缺点。12V蓄电池的优点在于能够及时的更换与维护，而且相同规格的蓄电池，12V蓄电池明显比2V蓄电池的体积小，而且造价低，也就是说，相同规格下，12V蓄电池具有更小的体积与更加紧密的结构。但是12V蓄电池的缺点在于，其使用寿命较短，虽然可以及时更换，但是难免在蓄电池损坏过程中对整个变电站系统造成危害，特别是在发现不及时的情况下。而2V蓄电池的优点在于，其具有相当高的使用寿命，而且性能也比较高，1节到2节蓄电池在损坏的时候，能够及时进行短接，从而不会对变电站造成很大的影响。同样2V蓄电池也存在着很大的缺点，同12V蓄电池相比较，2V蓄电池具有更大的体积，而且其造价非常高，也不容易及时的更换，从而在蓄电池损坏的过程中，给整个变电站系统造成极其严重的损失。

综上所述，在变电站二次系统的设计中，蓄电池的选用至关重要，在对12V与2V蓄电池的利弊进行权衡之后，通常，在110kV的变电站在选用蓄电池方面一般采用2组12V的蓄电池，而大于220kV的变电站，应该选用2组2V的蓄电池，用这种合理的搭配，从而来保证变电站的正常工作。

2 系统接线存在的问题与解决途径

变电站的任务就是将传输过来的电力不断变化，从而才能满足各方面的需要。为了保证变电站二次系统不会出现任何问题，保证变电站的高效运行，所以，在变电站二次系统的设计中，一定要对传统的设计方案进行改革，利用一些新型的设备来保障变电站的稳定工作。传统的变电站内所设置的直流系统一般都采用1组阀对（式）蓄电池，2（N+1）台充电机的接线方式进行控制，这种接线方式一直沿用过去的接线，而随着我国对电能的需求量不断增大，传统的接线方式已经不能满足当前的需要，而且其稳定性相对较差。所以，在变电站二次系统的建设中，一般采用2(N+1)台充电机，根据防酸蓄电池安全性高，造价高的特点，一般采用1组防酸蓄电池。这种做法相当于由两套直流系统组建成的一套大的直流系统，这套系统具有更强的灵活性，而且两套系统各司其职，不会对对象产生任何应先，从而保证了变电站的正常工作。

3 馈线方式中存在的问题及解决办法

变电站二次系统设计中，直流网络的馈线方式一直是存在争议的话题。一般的，在110kV的变电站中，通常采用多根10kV的出线在变电站内部进行供电，然后通过直流电缆进行输电，但是，我们应该考虑的问题是，采用多股10kV的出线将会导致电缆的大量使用，造成了资源的浪费，而利用辐射供电与这种一股分成对的供电方式相比，具有明显的优势，通过辐射供电的方式需要非常高的安全可靠性，辐射供电的方式，利用1条10kV的出现将电源开关进行有效的保护，从而保证了保护装置在没有电源的情况下停止工作，从而出现安全事故。辐射供电还具有的优势在于，在供电线路的出线中，若是有一股出线产生故障，那么，保护装置就会自动的将发生故障的电路切断，从而防止一条线路出线故障，其他线路也一同断电的故障产生，进而最大程度的将变电站内发生事故的范围降到最低。

4 放电回路容易产生的问题及解决方法

变电站系统的安全性，只要决定权还在于蓄电池上。所以，必须要的一定的时间内对蓄电池的充电与放电是否正常工作等进行系统的检查。在变电站的二次系统设计中，对蓄电池应该设计放电的回路，并且带有放电模块，在变电站的运行过程中，可以分别的单组充电机与蓄电池进行充电与放电。随着科技水平的不断进步，现在可以将蓄电池进行智能放电，在蓄电池放电的时候应准确的设计蓄电池参数，从而确保蓄电池放电安全进行。

二、变电站二次系统设计中，主变保护中存在的问题及对策

首先，对于主变差动保护的动作条件不充分。容易导致这一问题产生的条件是电流互感器的安装位置在差动保护的有效范围之内没有包含短路。导致了差动保护没有有效的实施。在规定的差动保护中，电流必须要从主线的开关互感器中流出。因此，在变电站的二次系统设计中，一定要清楚的了解电流互感器的安装位置，一定要确保电流互感器的正确安装，从而能够保证其正常有效的工作。

其次，要保护主变高压设备，了解复合电压是否正常工作。据国家电网规定，对于电流进行后备的保护一定要经过没测复合电压的组成。但是由于一些厂家没有按照国家的规定，所生产的装置仅能通过取高压侧的复合电压，因此，一旦发生故障，那么将会导致整体设备的瘫痪，造成极严重的后果。所以说，主变保护的设计中，要明确每侧复合电压的软压板与硬压板。

三、母线中电压切换的问题及对策

一般的，在双母线机电的变电站中，每一段间隔距离保护需要的母线电压都要经过母线侧隔离开关的第二接点进行切换。但是，隔离开关的第二接点在工作的过程中接触不良，或者是在接触中切换不及时，将极有可能造成距离保护的偏差。所以，在变电站二次系统设计过程中，一定要在电压切换箱内使用双位置介入继电器，从而能够及时的解决母线中电压切换过程中造成的失压问题。

四、在防误闭锁设计中存在的问题及对策

在变电站二次系统进行防误闭锁的设计中，首先要明确设计的方案，要有详细周密的防误闭锁设计图，同时还有防误闭锁的安装位置。其次，从变电站安全的角度出发，电动开关一定要设计电气联锁。最后，在对保护测控的安全防护中，必须按照4个间隔的配置，母线按照1M、2M标号配置双中化的交换机，从而更好的保证变电站二次系统的安全性与稳定性。

五、二次电缆中存在的问题及对策

变电站二次系统的保护装置以及二次回路的设计中，一定要分析在可能出现异常情况下，保护装置所能够承受的压力。以及外界因素对保护装置的影响程度。因为二次回路中同样会有强电与弱点，当强电回传到弱电回路中，那将会发生重大的事故。所以在设计中，一般为了防止这种情况发生，都会设置抗干扰能力较强的电容，尤其是在直流电源回路，同时这也为交流回路侵入直流回路提供了有效的通路。在设计中规定，弱点、强电与直流交流电不能采用同一根电缆。保护装置内的电压与电流接线必须采用屏蔽电压的电缆。来保证二次电缆中会出现上述的事故，从而造成极大的损失，甚至是致命的危险。

六、结语

随着我国的耗电量不断的增大，这就要求我国电网系统进行变电站的二次系统改革，从而来满足现阶段的需要，但是在变电站二次系统的设计中，难免会出现这样或那样的问题，这也是我国变电站二次系统设计中所不得不考虑的问题，而如何能在确保电力输送安全与效率的基础上，还能够满足变电站的安全工作，不出现任何的安全事故，这也是我们变电站改造系统应该注意的问题，也是头等大事，只有变电站的共工作能够安全稳定运行，才能保证我国用电的安全与稳定，如何做好我国变电站二次系统的改造工程，这还需要我们大家的共同努力。

参考文献

[1]李瑞生，王锐，许沛丰，陈延昌.基于61850规约的洛阳金谷园110kV数字化变电站工程应用实践[J].电力系统保护与控制，2009，（10）.

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关键词：10kV变电站；电气主接线；设计；实现

10kV变电站在电力工程中较为常见，做好其电气主接线，对变电站供电可靠性有着极大影响，因此，研究10kV变电站电气主接线设计、实现方法，有着一定现实意义。

1 10kV变电站电气主接线设计

1.1 设计原则

在电气主接线设计中，其需要遵循的原则包括：①可靠性原则：确保主接线工作的可靠，从而保证变电站供电的正常，也是变电站、电力系统安全的根本要求；②灵活性原则：是指可以灵活的调整运行方式、调度方便，且易于检修，留足未来扩建的空间；③经济性原则：是指在做到主接线设计可靠、灵活的前提下，尽量减少主接线建设成本，提高主接线的经济效益。

1.2 设计依据

在10kV变电站电气主接线设计时，是不能无任何根据随意设计的，一般来说，设计的依据主要包括：①变电站的重要性、承担的功能等；②变电站的规模大小、分期建设情况等；③变电站的负荷情况。一般来说，在电气主接线设计中，需要对一、二级负荷设计两个相互独立的电源，作为主用和备用，且备用电源能够满足一、二级负荷正常运行的需求；三级负荷则只需要设计一个电源，这是由于一、二级负荷是相对较小的，在主用电源失效后可以换为备用电源继续供电，三级负荷较大，相对较为危险，在出现失效情况时，需要立刻对检查电源的安全性，以免形成重大安全事故。

1.3 设计内容

在10kV变电站电气主接线设计中，其设计的内容主要包括以下四个方面，分别是：

一是主接线方式的选择。对于10kV变电站而言，电气主接线设计需要考虑的因素包括变电站实际情况、容量等，禁止采取统一的模式，常用的主接线方法有双母接线、单母分段接线两种，各有其优劣。从可靠性方面来看，双母接线采用的两组母线之间可以相互为补充，通过操作隔离开关来将发生故障的母线断开，换用另一母线，实现迅速恢复供电；从灵活性方面看，双母线可以将电源、回路负荷分配到任意母线，但单母分段接线更适合各种不同运行方式，灵活性更好；从经济性方面来看，单母分段接线在设备、投入方面都少于双母线，经济性更佳。

二是变压器的选择。对于10kV变电站，在变压器选择中，需要先确定相数，通常为两相；然后是绕组数和接线类别，多选择双绕组、YN型绕组接线；最后是冷却、调压方式，需要根据实际情况来选择；对于一些特殊情况，变电站变压器数量应最少设置2台，来为变电站安全、稳定提供保障。具体情况包括：①变电站供电中一级负荷数量较多或者为保证二级负荷安全；②负荷会随季节变化出现较大幅度变化的地区；③电源系统不接地、动力电与照明变压器共用以及电气装置外露等情况。

三是断路器的选择。断路器是变电站安全的一个重要保障设备，在设计时，应当考虑的内容有：①在合闸时，断路器要保证负荷电流、短路电流能够长期通过，且热稳定性、动稳定性等性能要良好，所以，必须确保断路器质量优良；②在出现跳闸情况时，断路器应具备良好绝缘性能，起到应有的阻断功能，保护变电站安全；③断路器应当具有良好断路能力，且分闸时间要适宜；④断路器本身结构应尽量简单、使用寿命要尽量延长，体积应尽量小，以便于安装与维护。

四是其它电气设备的选择。在10kV变电站电气主接线设计中，除了要选择上述设备外，还有其他一些电气设备，需要考虑的因素有：①其它设备要满足变电站正常运行的基本需求，有长远发展的空间，其维护成本要尽量低；②其它设备要适用于变电站所处的实际环境，减少环境因素对变电站运行产生的不良影响；③其它电气设备应尽量选择高技术含量的，确保设备的可靠，更好地满足变电站需求。

2 10kV变电站电气主接线实现

以某10kV变电站为例，其母线侧馈线数量有30多条，为确保变电站供电的可靠，在电气主线设计中，其实现方案有：

2.1 双母线接线设计方案

该变电站电气主线双母线接线设计方案如图1，对于某一供电线路，用两条母线、隔离开关与变电站相接，在供电时，合上一条母线的隔离开关，完成整个线路的供电；当这一母线出现故障或需要检修时，启用另一条母线来继续供电，其优点体现为供电更为可靠、检修较为方便、可以灵活调度且适合扩建等。

但是，该种接线方案也存在一定不足，主要有需要较多的设备，比如隔离开关，隔离器作为操作开关容易出现误动作情况，自动化难以实现，其运行经济性相对较差。特别是在出现母线系统故障情况时，需要在短时间内将大量的电源、线路切除，是无法满足大部分负荷要求的。

2.2 单母线分段接线设计方案

对于10kV变电站承担的两个或多个重要负载，采取双回路供电的方式，将重要负载分别接在10kV母线的不同段上，可以避免彼此的相互干扰，即使某一荷载的母线出现故障或者需要检修，也只会对此负载产生影响，其它母线段依然可以继续供电，确保变电站供电的可靠。

在此种接线方案中，其设计方案如图2所示，母线分段是通过利用断路器来实现的，从不同母线段引出双回路供电来一一对应重要负荷，在出现故障时，利用断路器来切除故障路段，其它正常的母线段供电不会出现中断，对重要负荷的安全、稳定有着重要作用。

从图2中可知，对于单母线分段接线方案来说，当有某段母线出现短路故障时，分段断路器、故障段电源回路断路器会自动断开，将故障段从整个供电系统中切除，非故障段母线运行不会受到影响，从而有效缩小故障范围，对于控制短路电流的负面影响有着重要作用。

比较上述两种接线方案，对于变电站承担的重要负荷，其主母线接线在保证足够可靠、灵活的基础上，单母线分段接线在经济性上是优于双母线接线方案的，所以，适用于本变电站。

3 结语

综上所述，在变电站电气设计中，电气主接线是一个十分重要的内容，对整个变电站供电系统的可靠性、稳定性等起着至关重要的作用，因此做好变电站电气主接线设计，是有着重要现实意义的。在变电站电气主接线设计中，需要优先考虑供电的可靠性、电能质量以及经济性等诸多因素，以此为基础，选择合适的变压器、断路器以及其它各种设备，然后再结合变电站长远发展的需求，选择合适的主接线设计方案，在确保适应变电站运行实际的基础上，最大程度的提高供电的稳定性，同时，还要能够满足未来发展、扩建的需求，有效提高变电站设计的综合效益，更好地满足人们对用电安全的要求，提升电力企业综合效益。

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【关键词】110kV变电站；一次设计

中图分类号： TM4 文献标识码： A

1.变电站的地位和作用

变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施，直接影响整个电力系统的安全与经济运行。

变电站的主要作用就是在高低压之间进行转换，有些变电站是将发电厂发出的电压进行升压，这样有利于电能远距离传输的同时还能够降低输电时在线路上的损耗；其他一些变电站是将高压转换成低压再传输给用户端。

变电站中最重要的设施是变压器，它能够将变电站接受的高电压进行变换，转换成用户使用的安全电压。除了变压器之外，变电站中的设备还有控制开闭电路的开关设备、互感器、母线、仪表、调度通信装置、防雷保护装置和继电保护装置等。

110kV 变电站是直接面向用户的，因此其数量较多，分布也较广。因此在对变电站进行设计时应考虑其经济性、灵活性以及可靠性，这样才能够在某个区域内减少变电站所在单位的投资，且能够灵活地应对各种停电需求和电网故障，还能够提高该区域内供电的可靠性。变电站能够满足各区域的需求，就能够提高 110kV变电站分布点的合理性以满足社会发展的需求。

2.电气主接线设计

2.1主接线的设计原则

主接线的基本要求：应满足可靠性、灵活性和经济性。

2.1.1可靠性

安全可靠是电力生产的首要任务，保证供电可靠是电力生产和分配的首要要求，主接线首先应满足这个要求。可靠性的具体要求：

(1)断路器检修时，不影响对系统和负荷的供电。

(2)线路、断路器或母线故障以及母线等设备检修时应尽量减少停运线路回数及停电时间，并要保证一级负荷及大部分二级负荷的供电。

(3)尽量避免全站停运、停电的可能性。

2.1.2灵活性

主接线应满足在调度、检修及扩建时的灵活性。

(1)调度时，应可以灵活地投入和切除变压器和线路，调配电源和负荷，满足系统在事故运行方式、检修运行方式以及特殊运行方式下的系统调度要求。

(2)检修时，可以方便地停运断路器、母线及其继电保护设备，进行安全检修，而不致影响电网的运行和对用户的供电。

(3)扩建时，可以容易地从初期接线过渡到最终接线。在不影响连续供电或停电时间最短的情况下，投入变压器或线路而不互相干扰，并且对一次和二次部分的改建工作量最少。

2.1.3经济性

主接线在满足可靠性、灵活性要求的前提下，做到经济合理。

(1)投资省a主接线应力求简单清晰，以节省断路器、隔离开关、电压和电流互感器、避雷器等一次设备。b要能使继电保护和二次回路不过于复杂，以节省二次设备和控制电缆。c要能有效限制短路电流，以便于选择价廉的电气设备或轻型电器。d如能满足系统安全运行及继电保护要求，110kV及以下终端或分支变电站可采用简易电器。

(2)占地面积小主接线设计要为配电装置布置创造节约土地的条件，尽量使占地面积减少。

(3)电能损失少经济合理地选择主变压器的种类、容量、数量，要避免因两次变压而增加电能损失。

2.2主接线的设计依据

在选择变电站电气主接线时应以下列各点作为设计依据：

(1)变电站在电力系统中的地位和作用。

(2)变电站的分期和最终建设规模。

(3)负荷大小和重要性

①对于一级负荷必须有两个独立电源供电，且当任何一个电源失去后，能保证对全部一级负荷不间断供电。

②对于二级负荷一般要有两个独立电源供电，且当任何一个电源失去后，能保证对大部分二级负荷的供电。

③对于三级负荷一般只需一个电源供电。

(4)系统备用容量大小。装有2台（组）及以上主变压器的变电站，其中一台（组）事故断开，其余主变压器的容量应保证该站70%的全部负荷，在计及过负荷能力后的允许时间内，

应保证用户的一级和二级负荷。

(5)系统专业对电气主接线提出的其它具体要求。

2.3 110kV主接线的选择

以某变电站地处较偏僻的工业区，其工业区内还将规划建设一座110kV变电站为例，且附近没有220kV变电站电源，规划站需从本站获取110kV电源，为此选择本站主接线方式及总体出线。根据《变电站设计技术规程》第22条：110~220kV配电装置中，当出线数为2回时，一般采用桥形接线，当出线不超过4回时，一般采用分段单母线接线。同时规程第24条规定：采用单母分段或双母线的110~220kV配电装置中除断路器允许停电检修外，一般设置旁路设施。为明确选用哪种接线方式更为合理、可靠，现对两种方案作一比较：

由于本站110kV电源来自附近Z1、Z2两座110kV变电站（电源站）形成环网结构，对本站的电源运行可靠性有足够保证。因此经过比较后，决定采用单母分段接线作为110kV侧的主接线，并且规划总体四回110kV出线，首期两回，终期完善，这样既达到手拉手效果，也可以满足该站扩建及附近110kV变电站规划建设需求。

3.主变压器选择

3.1主变压器选型主要考虑原则

(1)确定相数，一般在330kV以下变电站均采用三相主变。

(2)确定绕组数，有双绕组普通式、三绕组式、自耦式以及低压绕组分裂式等型式，当能满足供电规划要求时，宜选用双绕组变压器。

(3)确定绕组接线组别，110kV以上绕组接线采用“YN”，35kV采用“Y”，10kV采用“D”。

(4)确定调压方式，主要有无激磁调压和有载调压，目前一般采用有载调压。

(5)选择合适的冷却方式，应根据主变容量、主变本体结构特点和外部运行环境不同确定。

3.2根据以上原则，确定了某变电站的主变选型由于某变电站位于工业区，深入负荷中心，远期规划负荷为9万千瓦，无35kV用户用电需求，主要为金属加工（冷轧钢）负荷，负荷变化较大，因此选定：本期主变2台，终期3台，容量5万千伏安，三相双绕组，有载调压，

自然冷却方式。 （即：SZ11-50000 ／ 110，110±8×1.25％ ／10.5kV Uk＝16％；YN, d11）

4.110kV断路器选择

高压断路器是变电站主系统的重要设备之一，断路器的选择十分重要，选择时应满足以下基本要求：

4.1在合闸运行时应为良导体，不但能长期通过负荷电流，即使通过短路电流，也应该具有足够的热稳定性和动稳定性。

4.2在跳闸状态下应具有良好的绝缘性。

4.3应有足够的断路能力和尽可能短的分断时间。

4.4应有尽可能长的机械寿命和电气寿命，并要求结构简单、体积小、重量轻、安装维护方便、少检修或免检修。根据以上案例110kV变电站实际情况，选择110kV侧断路器并核算如下：

(1)该变电站主接线为110 kV单母分段接线，可选用额定电压UN≥110kV的断路器，即

：126kV六氟化硫断路器。

(2)断路器安装在户外，故选户外式断路器。

(3)断路器的额定电流，IN=3150(A)＞Imax=1.05×(50000/(√3×115))＝0.2636（kA）=263.6(A).

(5)对所选的断路器进行校验根据以上假设变压器及选择该工业区变电站首期建设两回110kV出线同时已取得该站地调区内相关数据，选择夏大正常运行为其中一回线路供电，一回备用。 (归算至110kV母线侧阻抗11.3Ω)可算得110kV母线短路电流为5.87kA。

①断流能力校验I0= 40kA＞I"=5.87kA，断流能力满足要求。

②短路关合电流（动稳定）的校验所选断路器的额定关合电流，即动稳定电流为100kA，流过断路器的冲击电流为2.55I"＝2.55×5.87＝14.97kA，短路关合电流满足要求，动稳定也满足要求。

③热稳定校验设备后保护动作时间1s，所选断路器的固有分闸时间0.03s，选择熄弧时间

t =0.03S。短路持续时间t =1+0.03+0.03 =1.06s，则：

短路热效应Qk = I^2t =5.87^2×1.06=36.524kA^2•s

允许热效应Ir^2t =40^2× 4 = 6400 kA^2•s

比 较Ir^2t＞Qk

热稳定满足要求。

以上各参数经校验均满足要求，故选用LW30-126/3150-40断路器合理。

5.其它主要电气设备选择

由于电气设备和载流导体的用途及工作条件各异,因此它们的选择校验项目和方法也都完全不同。但是，电气设备和载留导体在正常运行和短路时都必须可靠地工作（或动作），为此，它们的选择都有一个共同的原则。电气设备选择的一般原则为：

5.1应满足正常运行、检修短路和过电压情况下的各项要求并考虑远景发展。

5.2应满足安装地点和当地环境条件校核。

5.3应力求技术先进和经济合理。

5.4同类设备应尽量减少品种。

5.5与整个工程的建设标准协调一致。

5.6选用的新产品均应具有可靠的试验数据并经正式签订合的，特殊情况下选用未经正式鉴定的新产品应经上级批准。

6.结语

随着社会经济的快速发展，大型现代工业区的快速崛起，工厂用电迅速增长，高端精密机械设备越来越多，对电力系统的要求越来越高，对供电可靠性、电能质量和经济技术指标要求不断提高，因此，对供电系统设计，特别是变电站的设计有了更高的要求。 110kV变电站的设计是否合理，不仅关系到电网基建投资和今后运行维护费用，还直接影响该变电站的扩建升级，影响区域内110kV变电站的规划建设和电网系统的升级完善，同时也反映到供电的可靠性和安全生产上，它与供电企业的设备安全、人身安全、经济效益和社会效益密切相关。

【参考文献】

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（国网湖北宜昌供电公司 湖北 宜昌 443000）

摘 要：变电站是配电系统的重要组成部分，做好110KV变电站配电设备设计、配置对促进安全配电、高效配电目标的实现具有重要意义。结合当前国内110KV变电站配电设备的配置、自身的工作实践对110KV配电设备的设计和配置进行了分析。主要从主变压器台数的确定及选择、主变压器容量的确定、主变压器的形式选择、断路器的设计与选择、隔离开关及电压主线的选择等方面对110KV变电站的配电设备设计及配置进行了研究。

关键词 ：110Kv；变电站；配电设备；方法

中图分类号：TM633 文献标识码：A doi：10．3969／j．issn．1665－2272．2015．06．041

变电站是配电系统的重要组成部分，要实现110KV线路的安全供电，满足居民生活、企业生产需要的目标，必须要科学的进行变电站配电设备设计，优化配电设备设置。

1 110KV变电站的主变压器的设计及配置

主变压器的设计与选择是110KV变电站设计与配置的主要任务，这事关到变电站是否能够安全运行。

1．1 主变压器台数的确定及选择

变压器是110KV变电站所中最为重要的设备，其主要的作用就是通过变换功率来减少供电过程中线路的能量消耗、降低供电成本，实现远距离配电的目的。因此，进行110KV变电站配电设备的设计首要的就是要确定主变压器的台数及其配置。从当前我国城乡输配电的实际情况来看，110KV配电主变向为向10KV、35KV两种线路进行功率的转换，为了提高变电站供电的可靠性、稳定性，防止变电站主变压器因故障影响用户用电，变电站主变压器一般设置为2台，这样两台主变压器可以互为备用，最大限度地避免了因为故障或者检修而导致停电现象的发生。同时，在大型专用变电站或者孤立的一次变电站要尽量安装3台主变压器，3台主变压器的配置模式接线网络比较复杂，对施工技术、维护技术能力要求也较高，因此，在一般的小型变电站、单一的变电站设计中还是以2台主变压器的设置为宜。

1．2 主变压器容量的确定

110KV变电站中主变压器容量的确定需要在满足正常变压、负荷需要的基础上，上浮10％以上的容量空间，以满足临时负荷增加需求。主变压器容量的大小主要取决于电网的结构、变电站所带负荷的性质等两个因素。一般情况下，重要负荷的变电站要考虑到当一台变压器停止运行时，另外的变压器的负荷、容量在既定的时间内能够满足一级、二级负荷需要，而对于一般的变电站则需要保证当一台主变压器停止运行以后，另外的主变压器能够保证全部用电负荷的70％以上的用电需求即可。以保证70％的用电负荷为例，由于主变压器的事故过载负荷能力一般为40％，这样即使一台主变压器发生故障停运，那么另外一台变压器也可以保证满足98％以上的用户用电需求。主变压器的容量级别尽量做到标准化、系列化，容量级别不宜过多。主变压器的容量可以采用下面的公式进行计算：

S＝0．7×（S1＋S2＋…＋Sn） （1）

公式（1）中S代表主变压器的容量，S1、S2、Sn分别代表35KV、10KV等分别代表变压器另一侧的负荷。

1．3 主变压器的形式选择

主变压器形式的选择需要综合考虑主变相数、绕组数、主变调压方式、连接组别、容量比、主变冷却方式等诸多因素。一般情况下，变电站主变压器都采用三相线或者单相线设计，变电站规模较大时宜选择单相，否则以选择三相为佳；绕组数的选择，110KV变电站设计中，当通过变电站主变压器各个侧绕组的功率达到变压器总容量的15％时，宜采用三绕组变压器，可根据施工条件、工程要求选择分裂变压器、自耦变压器以及普通三绕组变压器；变电站主变压器的电压是通过分接头开关来控制的，主要有无激磁调压、有载调压两种控制方式；国内110KV变电站主变压器绕组采用Y连接方式。另外，还要考虑到当冷却系统出现故障时，主变压器所允许的过负荷的大小，例如按照《电气工程电气设计》手册规定，当主变压器冷却系统发生故障时，空气温度为0℃时，允许运行的时间不得超过18小时，当空气温度为10℃时，允许运行的时间不得超过8小时，否则，如果运行时间超过上限，就极易发生烧坏主变压器的情形。

2 110KV配电运营设备的设计及配置

2．1 断路器的设计与选择

110KV变电站中断路器起着保护和控制高压回路的作用，是保障变电站及线路正常运行的重要的电器设备。从配电的成本及维修的角度来看，110KV变电站断路器的选择以选择同一型号、厂家的设备为佳，这样能够大幅减少备用件的种类，也利于日常检修与维护工作的开展。断路器的选择需要根据变电分测额定电压、额定电流、动稳定电流以及热稳定电流来确定、设计额定开断电流。在确定110KV变电站断路器时，要确保断路器具有良好的热稳定性、动稳定性、绝缘性、较强的短路能力以及尽可能短的分段时间，以实现变电站安全、高效运行的目标。实践中，110KV变电站的断路器一般使用绝缘性能好、体积小、使用寿命周期较长的六氟化硫断路器，这类断路器的灭弧能力比较强，而且易于维护、检修。

2．2 隔离开关及电压主线的选择

隔离开关主要的作用是隔离电源，实现对110KV高压线路的有效控制，隔离开关在分开之后必须要有较为明显的断开点、足够的绝缘距离，还要具有良好的动稳定性、热稳定性以及机械强度，隔离开关的还要装设必要的连锁机构。110KV电压主线大多采用软导体导线，其中，尤以加强型钢芯铝绞线的应用最为广泛，并根据实际情况进行电晕检验。

3 结论

总之，110KV变电站设备的设计、配置是实现正常配送点的有效保障，如何设计110KV变电站的主要设备、线路这与该变电站的负荷以及用电特点密切相关。在做好主变压器、主要的配电运行设备的设计、配置的同时，还要科学的选择互感器、优化配电装置的布设、做好防雷保护等，以最大限度降低突发性事故对110KV变电站的正常运行造成的不利影响，促进110KV变电站正常运行、供电的目标的顺利实现。

参考文献

1 徐显君．浅谈高压配电设备的运行与维护［J］．科技与企业，2010（19）

2 郭日彩，许子智，徐鑫乾．220kV和110kV变电站典型设计研究与应用［J］．电网技术，2007（6）

3 靖慧英．浅谈110kV变电站运行及常见问题［J］．科技与企业，2011（16）

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[关键词]变电站；二次系统；安装；调试；校验

中图分类号：TM411+.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）01-0067-01

引言

变电站二次部分的安装、调试以及校验工作中，存在大量的容易出错的关键点，变电站设备经常发生过电压损毁事件，对电网的安全运行带来了较大影响。本文就从变电站二次系统的安装、调试、校验三方面全面的进行论述其系统设计，力求提高系统的运行质量。

一、变电站二次设备安装过程中所面临的问题

现如今，计算机技术在社会各行各业中的普遍使用，使各项工作的处理和运作效率都得到了大大提高，而计算机在电力系统的应用，不仅为电能的控制及调度提供了自动化的手段，还为其高效运作创造了智能化的途径。结合这点我们不难看出，电力事业在不断发展、进步，并已在原有的基础上取得了很大成效。但是尽管如此，我们仍要时刻提高警惕，预防在现有的工作中出现不好的变故；而且我们还要预见在电力系统运行过程中，不断会出现新的问题等待我们去解决。 所以，我们应就变电站的二次设备在目前应用中所遇到的问题进行分析，力求在此基础上总结出对变电站二次设备运用和管理的一些经验。

（一）变电站接地不良引起二次设备烧毁

无论是在电厂中，还是在变电站内，合格、有效且良好的接地是促进电力系统安全运行的基本保证，而现在，多数变电站因其接地不良引起二次设备的烧毁，从而导致了电力系统的无法正常运行，最终给人们的生产、生活带来不利影响。

（二）变电站二次设备选择不达标

从社会实践中我们不难发现，在各种工程建造过程中，材料的选择是至关重要的，因为材料的选择不仅从根本上关系到工程的建造质量，还会对所建工程的后期使用带来最直接的影响，所以为了促进变电站电力工作的正常运行，变电站的各项设备都必须根据国家标准进行要求。但是现如今，在变电站的建设过程中， 有些单位为节省开支；有些单位则认为设备的好与坏无关紧要，这些造成变电站所选用的许多设备都不符合国家所要求的使用标准，给变电站后期使用埋下了安全隐患，而本文主要研究的变电站二次设备同样面临着这样的问题。变电站二次设备的达标选择，不仅能够促进变电站基础设施的完善，还可以为变电站工作的正常运行创造有力的条件，但是仍有很多的电力企业有意无意地忽视这个问题， 极不利于我国电力事业的稳步发展。

二、提高变电站电气二次设备安装、调试质量的途径

（一）严格审查设计图纸

各种工程在建设之前都会根据工程的具体情况和业主的主观要求，制定出一套可行的施工方案，而设计图纸作为后期施工的主要依据，重要程度不容小觑。所以无论是机械工程的施工，还是建筑工程的建造设计图纸都在其中扮演着重要的“角色”，因为设计图纸不仅能让人们对整个工程中所要遇见的问题有了预见性的把握，而且还是各个工种进行有效施工的依据。因此，有关变电站二次设备 的安装图纸在设计时就要根据实际情况制定，在制定好之后，相关单位更要严格 的进行审查，从审查中发现问题、解决问题。而图纸的审查主要是指设计电气 图、施工图完成后，组织供电公司、安装公司、客户等相关单位对 图纸进行全面细致的熟悉，审查出图中存在的问题及不合理情况并提交设计单位处理的一项重要 活动。通过图纸审查可以使各参建单位，特别是施工单位熟悉设计图纸、领会设计意图、掌握工程特点及难点，找出需要解决的技术难题并拟定解决方案，从而将因设计缺陷而存在的问题消灭在施工之前。

（二）注重二次设备的安装工艺和施工队伍的安装水平

变电站电气设备的安装是一套较为复杂的系统工程，但是在施工过程中，须在控制好施工进度的基础上，把握施工工艺，控制施工质量。由于静电地板电缆夹层电缆的数量多、走向杂、电缆外径不一致，使得电缆转弯半径无法统一，特别是夹层引向保护屏入口处的电缆，在预留好屏上电缆长度后， 需对屏底电缆整理绑扎，以确保电缆敷设流畅、自然、美观。二次设备的安装工艺得到有效的关注和提升后，整个安装工程的质量必然也将得到有效保证。

（三）变电二次过电压防护

近年来，变电站的通信、通信系统、继电保护系统、后台管理模块经常发生过电压损毁事件，究其原因主要是其相关系统和弱电产品过电压防护水平较弱， 甚至根本没有过电压防范技术措施，其后果对电网的安全运行带来了较大负面影响。随着综合自动化系统和通信自动化系统等二次弱电系统在变电站的广泛应用，这类电子系统（ 设备） 元器件的集成度愈来愈高， 信息存储量愈来愈大， 速度和精度不断提高，而工作电压只有几伏，信息电流仅为微安级，因而对外界干扰极其敏感，特别对雷电等电磁脉冲和过电压的耐受能力很低。当雷电等过电压和伴随的电磁场达到某一阀值时，轻则引起系统失灵，重则导致设备或其元器件永久性损坏。因此，加强和改进电子系统（设备）的防护，尽量减小其遭受雷电等冲击干扰损害造成的直接损失和间接损失， 已成为当今亟待解决的问题。

三、提高变电站电气二次设备校验水平

在总结传统校验方法的基础上，我们结合现场实际工作经验，提出一种新的校验方法，新方法吸收了实验室试验易于操作、定标明确，现场试验能真正考核抗干扰性的优点，较好地弥补了传统方法的不足，在实际的应用中取得了好的效果。

新的校验方法的原理是：采用相位差已知并可调的低压电流信号作为被测信号与参考信号，同时接入在线监测系统传感器，由在线监测系统测出被测信号对应设备的相关绝缘参数，如泄漏电流、介损，直接对比模拟信号代表的电流大小与介损即可。

对于容性设备，首先要将被测设备的末屏线旁路，然后将信号发生器的参考信号与被测信号之一通过信号线接入参号信号传感器与被测设备的在线信号传感器，有采用端子连接的，有单匝穿心连接的。被测信号电流大小由毫安电流表监测，介损则依据装置档位的标注。线路连接无误后，通过调压器施以相应试验电压。记录电流表电流幅值与档位介损值，开启在线监测系统对被测设备进行实时测量，并记录泄漏电流与介损显示值。每个档位由在线系统连续测量5次（可检测系统数据重现性），取平均值作为在线系统监测结果。变换档位，重复上述操作。可得各不同介损档位的实测与在线监测数据，继而可以分析在线系统对绝缘设备介损变化的灵敏度与测量准确度。为检测系统对电流的变化，可以在某一档位时，调节调压器输出电压，改变被测信号电流，进行电流测量灵敏度与准确度的校验。

结论

综上所述，对于变电站的电器二次系统的优化设计绝不仅仅限于以上三个方面，学要考虑的细节还有很多，电气二次系统的设计、布置方案直接关系到整个变电站运行的稳定性和可靠性，其中每一个环节都是十分重要的，关系着一个地区的用电安全和用电流畅度，所以在设计、安装、调试和校验过程中都必须把安全放在首位，保证二次系统的质量。

参考文献

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（海南电网有限责任公司，海南 海口 570100）

【摘　要】变电站电气主接线初步设计方案主要内容包括：主变压器容量、台数及型式的选择，电气主接线方案的拟定、技术经济性比较以及电气主接线方案的确定。本文通过对新建110/35/10kV变电站的电气主接线的五个方案的比较及它们各自的适用范围，并考虑了设计所给的原始资料，最终确认的主接线方案为：110kV为单母线分段接线，35kV为单母线分段接线，10kV为单母线分段接线。

关键词 变电站；电气主接线；设计方案

0　前言

变电站的电气主接线是变电站设计的首要任务，也是构成电力系统的重要环节。主接线方案的确定对电力系统及变电站运行的可靠性、灵活性和经济性起着决定性作用，并对电器设备选择、配电装置布置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。因此，主接线的设计必须正确处理好各方面的关系，全面分析论证，通过技术经济比较，确定变电站主接线的最佳方案。

1　变电站主接线设计的基本要求

对电气主接线的基本要求，主要从可靠性、灵活性和经济性等方面进行考虑。

（1）保证必要的供电可靠性，充分考虑一次设备和二次设备的故障率及其对供电的影响。

供电可靠性是电能生产和分配的首要任务，保证供电可靠性是对电气主接线的最基本要求。停电使电力系统造成损失，对国民经济各部门带来严重损失。主接线应考虑到在事故或检修的情况下，尽可能减少对用户供电的中断，要综合考虑多种因素来对提高可靠性的措施作出合理选择。

主接线可靠性的具体要求：

①断路器检修时，不宜影响对系统及重要用户的供电；

②线路断路器或母线故障以及母线隔离开关检修时，尽量减少停运的回路和停运时间的长短，要保证对一级负荷及全部或大部分二级负荷的供电；

③尽量避免全所停电的可能性；

④对重要枢纽变电站的电气主接线应满足可靠性的特殊要求。

（2）具有调度灵活，操作方便，能满足系统在事故、检修及特殊方式下的调整要求。

主接线不但在正常运行情况下，能根据调度的要求，灵活地改变运行方式，达到调度的目的；而且在各种事故或设备检修时，能尽快地退出设备，切除故障，使停电时间最短，影响范围最小，并且在检修设备时能保证检修人员的安全。

具体表现为：

①调度时，应可以灵活、简便、迅速地倒换运行方式，满足系统在事故、检修以及特殊方式下的系统调度；

②检修时，可以方便地停运断路器、母线及其继电保护设备，而不致影响电力网的运行稳定和对用户的供电；

③扩建时，留有足够的发展扩建空间，后期工程的扩建不影响一期工程的正常运行。

（3）主接线应力求简单清晰，尽量节约一次设备的投资，节约占地面积，减少电能损失，即具有经济性。

在满足可靠性、灵活性的基础上，还必须在经济上合理，使电气装置的基础投资和年运行费用最少。

2　变电站主接线设计原则

（1）电气主接线的设计是一个综合性的问题，其基本原理是以设计任务书为依据，以国家经济建设的方针、政策、技术、规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活，满足各项技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便、尽可能地节省投资，就地取材，力争设备元件和设计的先进性与可靠性。坚持可靠、先进、适用、经济、美观的原则。

（2）在实际的设计中，应根据设计任务书要求，依据国家及本地区电力工业发展概况，确定变电站的容量、电压等级及负荷回路数。对原始资料进行详细的分析和研究，初步拟定出一些主接线方案，结合上述对主接线的基本要求，在确保满足供电可靠、灵活、经济、留有扩建和发展空间的前提下，进行科学的论证分析，最后方可确定出最佳的主接线方案。

3　原始资料分析

设计的变电所为新建地区变电所，工程分2期。该变电所在电力系统中属于地区性供电，地位比较高，对电力系统会造成一定的影响。从负荷特点及电压等级可知，它具有三个电压等级，两级电压负荷。待设计110kV变电站本期通过双回110kV线路接入。本期先上2回110kV线路，并预留2回线路间隔供远期附近发电厂接入，且本变电所一、二级负荷约为总负荷的70%，为保证对一、二级负荷不间断供电；35kV本期先上2回出线，并预留2个出线间隔供远期附近可能的35kV变电站接入；10kV最终按20回出线设计，本期上10回。

因此本站不宜按终端站考虑，主接线方式设计为：

110kV为单母线分段接线；

35kV为单母线分段接线；

10kV为单母线分段接线。

4　本设计主接线方案选择

按任务书要求，待设计110kV变电站本期通过双回110kV线路接入，本期先上2回110kV线路，并预留2回线路间隔供远期附近发电厂接入；35kV本期先上2回35kV出线，并预留2个出线间隔供远期附近可能的35kV变电站接入；10kV出线回路数：最终按20回设计，本期上10回，预留10回。本期电容器容量按一台主变考虑，并预留相同规格无功补偿装置的位置。本变电站可考虑以下几种方案进行比较：

（1）方案1：采用单母线接线，如图1所示。

采用单母线接线具有以下优点：

①接线简单清晰，采用设备少，每一进出线回路各自连接一组断路器，互不影响；

②占地面积小，投资省，便于扩建和采用成套配电装置；

③正常运行操作由断路器进行，易于实现自动化、远动化；

④保护简单，便于维护、检修；

⑤易于实现“无人值班，少人值守”。

其主要缺点是：

不够灵活可靠，当母线或母线隔离开关发生故障或检修时，均需断开电源，造成整个厂、站停电。不能满足不允许停电的供电要求。

适用范围：一般用于6～220kV系统中，出线回路较少，对供电可靠性要求不高的中、小型发电厂与变电站中。

①小型骨干水电站4台以下或非骨干水电站发电机电压母线的接线；

②6～10kV出线（含联络线）回路≥5回；

③35kV出线（含联络线）回路≥3回；

④110kV出线（含联络线）回路≥2回。

（2）方案2：采用单母线分段接线，如图2所示。

单母线分段接线的优缺点：

①对重要用户，可以由分别接于两段母线上的两条线路供电，当任一段母线故障时能保证很需要用户不停电；

②对两段母线可以分别进行检修而不致对用户停电；

③当母线发生故障或检修时，仅故障段停止工作，非故障段仍可继续工作；

④当母线的一个分段故障或检修时,必须断开该分段上的电源和全部引出线，使部分用户供电受到限制和中断；

⑤任一回路的断路器检修时,该回路必须停止工作；

⑥分段断路器闭合运行时，一个电源故障，仍可以使两段母线都有电，可靠性比较好，但线路故障时短路电流较大；

⑦分段断路器断开运行时，在分段断路器处装设备自投装置，重要用户可以从两段母线引接采用双回路供电，提高了供电可靠性，还可以限制短路电流。

适用范围：单母线不分段接线不满足时采用。

6～10KV配电装置出线回路数为6回及以上；

35～60KV配电装置出线回路数为4～8回；

110～220KV配电装置出线回路数为3～4回。

（3）方案3：采用单母线带旁路母线接线，如图3所示。

特点：同一电压等级，各回路经过断路器、隔离开关接至公共母线。把每一回线与旁路母线相连。

优点：每一进出线回路的断路器检修，这一回路可不停电

缺点：设备多，操作复杂。

适用范围：35kV及以上有重要联络线路或较多重要用户时采用，回路多采用专用旁母，否则采用简易接线。

（4）方案4：采用单母线分段带旁路母线接线，如图4所示。

特点：出线断路器故障或检修时可以用旁路断路器代路送电，使线路不停电。

适用范围：主要用于电压为6～10kV出线较多而且对重要负荷供电的装置中；35kV及以上有重要联络线路或较多重要用户时也采用。

（5）方案5：采用不分段的双母线接线，如图5所示。

优点：①可以轮流检修母线而不影响正常供电；

②检修任一回路的母线隔离开关时，只影响该回路供电；

③工作母线故障后，所有回路短时停电并能迅速恢复供电；

④检修任一断路器时，可以利用母联断路器替代引出线断路器工；

⑤便于扩建。

缺点：

① 设备较多，配电装置复杂，经济性较差；

② 运行中需要用QS作为操作电器切换电路，容易发生误操作；

③ 当Ⅰ段母线故障时，在切换母线过程中，仍要短时地切除较多的电源及出线。

适用范围：

35～60KV配电装置当出线回路数超过8回；

110～220KV配电装置当出线回路数为5回及以上。

5　小结

通过以上五个方案的比较及它们各自的适用范围，并考虑本设计所给的原始资料，最终确认本次设计的主接线方案为：110kV为单母线分段接线；35kV为单母线分段接线；10kV为单母线分段接线。

参考文献

［1］国家电力公司发输电运营部．供电企业创一流与国际一流规定[M].北京：中国电力出版社．2003.

［2］水利电力部西北电力设计院.电力工程电气设计手册（电气二次部分）[M].北京：中国电力出版社，1996.

［3］戈东方．电力工程电气一次设计手册[M].北京：水利电力出版社，1989.

［4］西北电力设计院. 电力工程电气设备手册[M].北京：电力出版社，1998.

篇10

关键词：变电站 接地网 设计

随着电力系统容量的不断增加，流经地网的入地短路电流也愈来愈大，因此要确保人身和设备的安全，维护系统的可靠运行，不仅要强调降低接地电阻，还要考虑地网上表面的电位分布。在以往接地设计中，接地网的均压导体都按 3 m，5 m，7 m，10 m等间距布置，由于端部和邻近效应，地网的边角处泄漏电流远大于中心处，使地电位分布很不均匀，边角网孔电势大大高于中心网孔电势，而且这种差值随地网面积和网孔数的增加而加大。本文结合在建工程 220 kV 新塘变电站的接地网设计，阐释了接地网不等间距布置的方法及其合理性。

1　接地网优化设计的合理性

1.1　改善导体的泄漏电流密度分布

面积为190 m×170 m的新塘变电站接地网，在导体根数相同的情况下，分别按10 m 等间距布置和平均10 m不等间距布置。沿平行导体①、②、③、④、⑤的泄漏电流密度分布曲线。从此可见，不等间距布置的接地网，边上导体①的泄漏电流密度较等间距布置的接地网平均低15%左右；对于导体②的泄漏电流密度，这两种布置的接地网几乎相等(仅相差0.3%)；对于中部导体③、④、⑤，不等间距布置的接地网的泄漏电流较等间距布置的接地网分别提高了9%，14%和15%。由此可见，不等间距布置能增大中部导体的泄漏电流密度分布，相应降低了边缘导体的泄漏电流密度，使得中部导体能得到更充分的利用。

1.2　均匀土壤表面的电位分布

由表1的计算结果可知，不等间距布置的接地网能较大地改善表面电位分布，其最大与最小网孔电位的相对差值不超过0.7%，使各网孔电位大致相等，而等间距地网，其最大与最小网孔电位的相对差值在12.2%以上。同时不等间距地网的最大接触电势较等间距地网的最大接触电势降低了60.1%，极大地提高了接地网的安全水平。

表1　计算结果比较

布置

最大网孔电位Vmax／kV

最小网孔电位Vmin／kV

最大接触电势Vjmax／kV

接地电阻

R／Ω δ／%

等间距

5.709

5.081

0.799

0.523

12.2

不等间距

5.544

5.506

0.315