變電站工程論文精品(七篇)

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篇(1)

擬建的220kV排嶺變電站位于欽州市欽南區大番坡鎮，主要供電范圍為欽州市東南部的欽南進口資源加工區、中馬工業園，東場鎮、那麗鎮和那思鎮。隨著欽南進口資源加工區內大客戶的建設，附近的220kV欖坪變電站220kV出線間隔已經不能滿足加工區內220kV客戶的接入需求。隨著負荷發展需要，2012—2015年以及2020年須由排嶺變電站供電的最大負荷分別為126、245、250、448和885MW，綜上所述，為滿足欽南進口資源加工區和中馬工業園負荷發展的需要，實施就近提供可靠的220kV及110kV供電電源，新建220kV排嶺變電站是必要的。

2變電站工程

2.1工程設想

本變電站按《南方電網變電站標準設計（2011年版）》《南方電網3C綠色電網輸變電示范工程建設指導意見（試行版）》《南方電網3C綠色電網輸變電技術導則（試行版）》要求，并結合本工程實際情況進行優化。

2.1.1電氣主接線

220kV配電裝置：終期規模建設雙母線雙分段接線形式，本期按雙母線接線建設。110kV配電裝置：終期規模建設雙母線接線形式，本期一次建成。10kV配電裝置：終期規模建設單母線雙分段三段母線接線方式，本期按單母線建設。

2.1.2設備選擇

按南方電網3C評價指標進行設備選型，滿足3C評價指標的智能化評價指標和綠色評價指標中的控制項、一般項及優選項。主變壓器應選用低損耗節能型產品，采用三相三繞組油浸式自冷有載調壓變壓器。220kV、110kV均選客戶外敞開設備，配置電子式電流、電壓互感器，為適應客戶專線的計量需要，客戶專線采用常規電磁型互感器和電子式互感器雙重配置。10kV低壓配電裝置選客戶內成套開關柜設備，配置常規電磁型互感器；無功補償選客戶外框架式并聯補償電容器組。設備的外絕緣按Ⅳ級防護等級選取，220kV和110kV泄漏比距取31mm/kV，10kV泄漏比距取31mm/kV（戶外），20mm/kV（戶內）。220kV、110kV和10kV設備的短路電流水平分別按50、40和31.5kA考慮。

2.1.3電氣總平面布置

220kV配電裝置布置位于站區的西面，向西出線，斷路器雙列布置。110kV配電裝置布置于站區的東面，向東出線，斷路器單列布置。主控樓、1號主變壓器、2號主變壓器、3號主變壓器從南向北依次排列，10kV配電室位于主變壓器和110kV配電裝置之間。

2.1.4主要設備在線監測

《南方電網3C綠色電網輸變電技術導則（試行版）》《南方電網3C綠色變電站示范工程評價指標體系（試行版）》，配置變電站主要設備的在線監測裝置。對重要的電氣一次設備例如變壓器、高壓斷路器等實施了狀態監測，配置一套設備狀態監測及評估系統，實現設備多狀態量的綜合在線監測、診斷、分析和評估，并可將信息上送當地主站。設備狀態監測及評估系統后臺與變電站監控系統融合。通過儀器測取一次設備的振動信號，也可測取聲音、溫度、電磁、壓力等設備明顯特征信號來綜合診斷設備問題，做到及時發現缺陷并處理，預防事故事件發生。

2.2變電站控制及系統二次部分

2.2.1系統繼電保護及安全穩定控制系統

220kV久隆—排嶺I、排嶺—欖坪I線路：維持220kV久隆—欖坪I線路現兩側保護，在排嶺變電站按照對側配置同樣的保護裝置，即220kV久隆—排嶺Ⅰ、排嶺—欖坪I線路每回線均各配置1套光纖分相電流差動保護和1套光纖分相距離保護，保護命令分別通過不同路由的專用纖芯和2Mbit/s光纖通道傳輸。220kV久隆—排嶺Ⅱ、排嶺—欖坪Ⅱ線路：220kV久隆—排嶺Ⅱ、排嶺—欖坪Ⅱ線路均各配置2套光纖分相電流差動保護，保護命令分別通過不同路由的專用纖芯和2Mbit/s光纖通道傳輸。220kV排嶺—銳豐、排嶺—星王線路：220kV排嶺—銳豐、排嶺—星王線路暫按各配置2套光纖電流差動保護考慮，保護命令通過專用纖芯傳輸。220kV母線按雙重化配置2套母線保護，每套均配置母線充電保護、斷路器失靈保護。110kV母線配置1套微機型母線保護。110kV線路暫按配置保護測控一體化微機距離保護考慮。本期220kV部分、110kV部分各配置1套微機故障錄波柜。變電站配置1套保護與故障信息管理子站系統。變電站配置1套低頻低壓減載裝置。

2.2.2調度自動化及電能計量

排嶺變電站由廣西電網電力調度控制中心(以下簡稱廣西中調)和欽州電網電力調度控制中心（以下簡稱欽州地調）雙重調度管理，遠動信息直采直送廣西中調、備調與欽州地調。排嶺變電站設置兩臺互為熱備用的遠動工作站，采用調度數據網和2Mbit/s數據專用通道與廣西中調通信；采用調度數據網與廣西中調備調通信；采用調度數據網和4線模擬通道與欽州地調通信。排嶺變電站采用調度數據網傳送遠動信息，相應配置二次安全防護系統。排嶺變電站計量點按照《廣西電網公司電能計量裝置配置及驗收技術標準》（Q/GXD116.01–2007）的要求進行設置。計量關口點采用“常規互感器+常規電能表”配置，變電站配置一套電能量遠方終端，采集變電站電能表電能量信息送欽州供電局計量自動化系統。

2.2.3系統通信

光纖通信：220kV久隆—欖坪I線路上已有24芯OPGW光纜，本工程把該光纜沿線路π接進排嶺變電站，形成久隆變電站—排嶺變電站—欖坪變電站光纜路由。系統組織：排嶺變電站配置兩套STM–16光纖傳輸設備，分別接入欽州電網光纖通信傳輸網I、Ⅱ，接入點均為久隆變電站和欖坪變電站，接入帶寬采用2.5Gbit/s。排嶺變電站設置調度數據網設備一套，接入廣西電網調度數據網。排嶺變電站配置1套綜合數據網絡的接入設備。排嶺變電站、廣西中調、欽州地調各配置1套PCM終端。排嶺變電站不配置數字程控調度交換機，由欽州地調、中調的數字程控調度交換機分別設置小號。本站相應配置一套錄音系統。排嶺變電站設一門公網電話。排嶺變電站配置機房動力環境監測系統1套。通信電源：配置2套通信電源系統。具體配置為：直流配電屏二臺，高頻開關電源二套，蓄電池二組。排嶺變電站配置1臺光纖配線柜(ODF)、1臺數字配線柜(DDF)及1臺音頻配線柜(MDF&BDF)。

2.2.4電氣二次

排嶺變電站控制方式采用綜合自動化系統，五防主機按雙機冗余配置，其中一立配置，另一臺與操作員站共用，采用在線式五防，實現全站全程實時在線操作閉鎖。220kV、110kV、10kV間隔及主變壓器均采用保護測控一體化裝置，其中220kV電壓等級、主變壓器等冗余配置，主變壓器非電量保護、110kV、10kV單套配置，合并單元、智能終端配置原則與繼電保護裝置相同?！岸卧O備及其網絡”配置滿足3C評價指標的控制項及一般項，部分滿足優選項。變電站自動化系統按照DL/T860通信標準，在功能邏輯上由站控層、間隔層、過程層組成，按三層結構兩層網絡設計。站控層網絡采用雙星形網絡結構，雙網雙工方式運行。過程層網絡考慮SV、GOOSE、IEC61588三網合一，220kV電壓等級過程層網絡按雙套物理獨立的單網配置，110kV電壓等級過程層網絡按雙網配置；10kV不設獨立的過程層網絡，GOOSE信息利用站控層網絡傳輸。10kV保護就地布置。按3C評價指標的“其他二次系統”配置要求，滿足控制項及一般項，部分滿足優選項。即變電站視頻及環境監測系統與消防及火災自動報警系統、變電站自動化系統、地區調度自動化系統、采暖通風系統聯動，實現可視化操作。輔助系統統一后臺，采用標準的信息模型、通信規約、接口規范，具備接入遠方主站的功能。按3C評價指標配置“智能高級應用系統”，滿足控制項，部分滿足一般項及優選項。即配置一次設備在線監測評估系統，對重要的電氣一次設備實施狀態監測；具備智能告警與事故信息綜合分析決策功能，變電站自動化系統具備程序化操作功能，程序化操作與視頻監控系統實現聯動。具備源端維護功能，完成全站完整的數據模型配置。具備基于DL/T860標準的配置文件自動生成圖模庫功能，自動導出符合IEC61970標準的CIM模型文件功能。變電站配置網絡通信記錄分析系統。監視方案考慮按不同網段進行監視，即站控層網段、220kV網段、110kV網段及主變壓器網段。變電站220kV、110kV母聯斷路器裝設獨立的充電、過流保護裝置。主變壓器配置1面微機故障錄波柜。變電站配置電能質量在線監測裝置，小電流接地選線系統及二次防雷系統。全站設兩套直流系統，按兩充兩蓄設計。

3節能降耗分析

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1.1定義

變電站綜合自動化是一種實現數據和資料共享的技術。它主要是利用微機保護技術和微機遠行技術分別采集變電站所需要的一些信息，例如模擬量的信息、麥沖動的信息和開關狀態的信息等。將這些信息聚集到一起，通過技術功能的重新組合，實現信息的共享。在組合信息時，它是按照原有的要求或實際中的一些變電站所提供的要求組合，并不是隨意組合。這樣的組合不僅可以提高變電站自動化的工作效率，還增加了變電站自動化的整體效益。

1.2功能需求

變電站綜合自動化的監控和控制是該系統最具代表性的特征，變電站綜合自動化的功能需求有以下幾方面。

1.2.1與其他自動化之間的接口問題

應根據變電站綜合自動化系統內部運行的實際情況，自動化地采集、運輸、調度運行狀況的相關信息。其中，調度過程中涉及到的調度中心需要執行變電站的相關遙控指令，并以各種固定值的修改為基礎。這些都需要變電站綜合自動化系統與其他系統之間建立通信，從而有效地完成工作。

1.2.2采集多種信息

在變電站綜合自動化系統的運行過程中，需要采集各類不同的信息，信息量非常大，這時，就需要操作人員在系統正常運行的狀態下了解基本穩定的信息數據。其中，變電站綜合自動化系統對信息的采集主要體現在工頻量的有效數值。在電力系統中，最基礎的就是繼電保護，它適用于事故分析和維修檢查過程中的暫時性信息，它的工頻量與波形變化都含有負序、高次諧波的分量變化，因此，需要收集變電站綜合自動化的信息，這樣才能高效地收集更多更廣的信息。

1.2.3簡化操作

變電站綜合自動化系統具有簡化控制操作的特性。該特性可以減少操作過程中出現的失誤、加快處理事故的速度，同時，還可以簡化事故，將其變成容易維修的問題，這樣就可以提高工作的安全性和工作效率。

1.2.4能夠靈敏地改變控制方案

在系統工作的過程中，由于一次設備和二次設備的更改，其運行方式也有不同程度的變化，這就需要系統及時地應對相關變化，并執行相應的操作。變電站綜合自動化系統能夠滿足此需求，它是根據不同的變化情況及時提出正確的控制策略的，從而完善相關工作。

1.2.5降低控制系統中的失誤

造成的影響在設計方案時，應該考慮操作中的一些微小環節。因此，如果出現較小的問題，系統應能夠自動采取相應的策略，這樣才能使失誤零化，不威脅相關工作。

1.2.6具有先進性

變電站綜合自動化系統中最基本的功能就是完全滿足現場的一些要求，但是，在技術條件允許的情況下，應該加強它的先進水平，更好地發揮其作用。

2軟件、三層體系結構分析

2.1程序設計

在面向過程的工作程序中，一般傳統的結構大多數采用面向過程的思路。這個程序主要分成兩個模板，即主模板和子模板。主模板的作用是通過調節各子模板解決整個過程中存在的大問題，子模板的作用是處理各種小問題。在執行工作的過程中，控制流程遵循的是逐步逐序法，從第一個代碼到最后一個代碼的運作過程。這種結構化程序的最大優點是時間順序強，但是，它的缺點是不能維修，只要發生故障，工作就無法運行。面向對象的分析和設計大多數都是對語言上的開發。隨著社會的不斷發展，開發工具也越來越完善，面向對象的理論也越來越成熟，這也使得它被廣泛應用。面向對象中的對象是指信息系統中出現的人、地點和事物的抽象形象，但這些都會在系統中被察覺，它的屬性一般是對象的一些特征，例如名稱、數量值等。面向對象是一種具體的設計方案，它獨特的地方包括以下幾點：①能夠清晰地辨別信息的目的性，讓用戶和分析員能夠清晰地識別出真正的目的和特點，以縮短時間，完成顧客的需求。②能夠準確地識別對象和分類。③能夠確定對象的屬性和方法。其中，對象的屬性大體上就是特殊性和關系性。④能夠確定服務場景。變電站綜合自動化軟件中的對象具有一定的針對性和特殊性，這就要求軟件的對象屬性等很多方面要十分具體、詳細。

2.2COM技術

2.2.1技術原理

COM技術是一種開放式的組件，它被定義為一種方法，主要用于訪問一些軟件服務。這種COM技術能夠跨越鏈接庫和應用程序等直接訪問軟件。COM技術簡化了系統的復雜性，由于其本身提供了一種有效的途徑將軟件分塊，每一塊軟件也可以為自身提供服務，所以，必須簡化面向對象的方法和程序。COM技術在提供訪問軟件服務的一致性上，可以使用同一種方法，這樣就能夠簡單化。

2.2.2COM接口

COM接口是根據組件實現并提供給客戶的一種函數。組件的優點是可以在動態狀態下插入應用程序和卸載應用程序。這種組件為了實現相關功能，必須具備動態鏈接和信息封裝的基本條件。組件的接口優點很多，有三點最為重要：①完成了可以重復使用的應用程序框架，只要接口不發生變化，組件是可以隨意替換的。這種替換不會造成程序上的混亂，如果接口是多樣化的，那么，就能獲得復用率極高的結構。②可以防止外界的干擾。③可以為客戶提供很多形態的方式處理不同的組件。

3結束語

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關鍵詞：數字化變電站 ；體系機構 ；通訊網絡；IEC61850標準

中圖分類號：TM6 文獻標識碼：A

1數字化變電站概述

數字化變電站是由智能化一次設備、網絡化二次設備在IEC61850通信協議基礎上分層構建，能夠實現智能設備間信息共享和互操作的現代化變電站。與常規變電站相比，數字化變電站間隔層和站控層的設備及網絡接口只是接口和通信模型發生了變化，而過程層卻發生了較大的改變，由傳統的電流、電壓互感器、一次設備以及一次設備與二次設備之間的電纜連接，逐步改變為電子式互感器、智能化一次設備、合并單元、光纖連接等內容。

2數字化變電站的體系結構與通訊網絡

IEC61850將數字化變電站分為過程層、間隔層和站控層，各層內部及各層之間采用高速網絡通信。整個系統的通訊網絡可以分為：站控層和間隔層之間的間隔層通訊網、以及間隔層和過程層之間的過程層通訊網。

站控層通信全面采用IEC61850標準，監控后臺、遠動通信管理機和保護信息子站均可直接接入IEC61850裝置。同時提供了完備的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850—6規范的SCL文件，可在不同廠家的工程工具之間進行數據信息交互。

間隔層通訊網采用星型網絡架構，在該網絡上同時實現跨間隔的橫向聯鎖功能。110kV及以下電壓等級的變電站自動化系統可采用單以太網，110kV以上電壓等級的變電站自動化系統需采用雙以太網。網絡采用IEC61850國際標準進行通信，非IEC61850規約的設備需經規約轉換后接入。考慮到傳輸距離和抗干擾要求，各繼電小室與主控室之間應采用光纖，而在各小室內部設備之間的通訊則可采用屏蔽雙絞線。

根據過程層的不同需求，本文給出以下兩種數字化變電站解決方案。

2.1支持電子式互感器和GOOSE的數字化變電站

以及智能化開關設備，變電站所有裝置的交流采樣數據通過與MU合并單元通信獲得，各種測量與保護裝置的交流采樣部分全部取消，通過GOOSE網絡傳輸實時跳合閘和保護間配合信號，全站使用IEC61850標準進行信息交互。

該方案的組網原則主要包含以下幾點：

（1）監控層網絡使用星型獨立雙網。星型網絡相比環型網絡結構簡單、配置簡潔，且降低了網絡風暴形成的風險；

（2）由于數字化變電站中的過程層通訊網絡上數據傳輸的重要性，過程層通訊網需要和間隔層通訊網從物理上分開。過程層GOOSE網絡采用星型雙光纖以太網，與站控層分開組網。對于超高壓變電站，推薦按電壓等級分開組網。同一電壓等級的GOOSE網絡連接在一起，可以充分保證GOOSE的信息共享的特點；

（3）電子式互感器模擬量數據傳輸采用點對點的符合IEC60044—8標準的光纖網絡進行數據傳輸。確保了模擬采樣值傳輸的實時性和可靠性。（如圖2—1）

2.2支持電子式互感器和智能控制柜的數字化變電站。 （如圖2—2）

在該方案中，通過PCS—9820GIS智能控制裝置實現對一次和二次設備的智能化控制，將二次保護測控和GIS的智能控制功能有機整合后下放至GIS本體旁，對上按IEC61850規范接入站控層設備，對下與開關機構之間通過電纜連接接插端子，整個方案大大減少了控制電纜，優化了二次回路，簡化了設計，真正實現了智能開關功能。同時滿足和體現了數字化變電站的可靠性和先進性。

結語

數字化變電站是未來變電站發展的主流，根據過程層的需求不同，變電站間隔層、站控層的通信方案又有所不同。本文通過支持電子式互感器和GOOSE的數字化變電站、支持電子式互感器和智能控制柜的數字化變電站通訊方案的介紹，來說明數字化變電站通訊網絡方案，具有一定的工程參考價值。

參考文獻

[1]劉從洪.基于IEC61850的數字化變電站通信研究.西南交通大學碩士學位論文，2008（05）.

[2]竇曉波. 基于IEC61850的新型數字化變電站通信網絡的研究與實踐.東南大學博士學位論文，2006（09）.

篇(4)

一、繼電保護定值整定工作（10kV及以下）

96年9月至97年擔負分公司10kV配電線路（含電容器）、10kV用戶站繼電保護定值整定工作，由于分公司原來沒有整定人員，但自從開展工作以來建立了繼電保護整定檔案資料，如系統阻抗表、分線路阻抗圖、系統站定值單匯總（分線路）用戶站定值單匯總（分線路），并將定值單用微機打印以規范管理，還包括各重新整定定值的計算依據和計算過程，形成較為完善的定值整定計算的管理資料。近兩年時間內完成新建貫莊35kV變電站出線定值整定工作和審核工作。未出現誤整定現象，且通過對系統短路容量的計算為配電線路開關等設備的選擇提供了依據。97年底由于機構設置變化，指導初級技術人員開展定值整定工作并順利完成工作交接。

二、線損專業管理工作

96年至98年9月，作為分公司線損專責人主要開展了以下工作：完成了線損統計計算的微機化工作，應用線損計算統計程序輸入表碼，自動生成線損報表，并對母線平衡加以分析，主持完成理論線損計算工作，利用理論線損計算程序，準備線損參數圖，編制線損拓補網絡節點，輸入微機，完成35kV、10kV線路理論線損計算工作，為線損分析、降損技術措施的采用提供了理論依據，編制“九五”降損規劃，96-98各年度降損實施計劃，月度、季度、年度的線損分析，積極采取技術措施降低線損，完成貫莊、大畢莊等35kV站10kV電容器投入工作，完成迂回線路、過負荷、供電半徑大、小導線等線路的切改、改造工作，98年關于無功降損節電的論文獲市電力企協論文三等獎，榮獲市電力公司線損管理工作第二名。參與華北電力集團在天津市電力公司試點，733#線路降損示范工程的改造工作并撰寫論文。

三、電網規劃的編制工作

98年3月至98年11月，作為專業負責人，參與編制《東麗區1998-2000年電網發展規劃及2010年遠景設想》工作，該規劃涉及如下內容：電網規劃編制原則、東麗區概況、東麗區經濟發展論述、電網現狀、電網存在問題、依據經濟發展狀況負荷預測、35kV及以上電網發展規劃、10kV配網規劃、投資估算、預期社會經濟效益、2010年遠景設想等幾大部分。為電網的建設與改造提供了依據，較好地指導了電網的建設與改造工作，并將規劃利用微機制成演示片加以演示，獲得了市電力公司專業部室的好評。

四、電網建設與改造工作

96年3月至現在參加了軍糧城、馴海路35kV變電站主變增容工作，軍糧城、馴海路、小馬場更換10kV真空開關工作，參加了貫莊35kV變電站（96年底送電）、東麗湖35kV變電站（98年12月送電）、小馬場35kV變電站（99年11月送電），易地新建工作，新建大畢莊35kV變電站（99年12月送電、2000年4月帶負荷）、先鋒路35kV變電站（2000年8月送電）。目前作為專業負責開展么六橋110kV變電站全過程建設工作，參加了廠化線等5條35kV線路大修改造工作，主持了農網10kV線路改造工程，在工作中逐步熟悉設備和工作程序，完成工程項目的立項、編制變電站建設及輸電線路改造的可行性報告，參與變電站委托設計，參加設計審核工作，參加工程質量驗收及資料整理工作，制定工程網絡計劃圖，工程流程圖，所有建設改造工程均質量合格，提高了供電能力，滿足經濟運行的需要，降低線損，提高供電可靠性和電能質量，滿足了經濟發展對電力的要求，取得了較好的經濟和社會效益。

五、專業運行管理

參加制定專業管理制度，包括內容是：供電設備檢修管理制度；技改、大修工程管理辦法；固定資產管理辦法實施細則；供電設備缺陷管理制度；運行分析制度；外委工程管理規定；生產例會制度；線路和變電站檢修檢查制度；技術進步管理及獎勵辦法；科技進步及合理化建議管理制度；計算機管理辦法、計算機系統操作規程。技術監督管理與考核實施細則；主持制定供電營業所配電管理基本制度匯編。參加制定生產管理標準，內容是：電壓和無功管理標準；線損管理標準；經濟活動分析管理標準；設備全過程管理標準；主持制定專業管理責任制：線路運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器專業工作管理網及各級人員責任制；防污閃工作管理責任制；防雷工作管理責任制；電纜運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器反措實施細則。主持制定工程建設項目法人（經理）負責制實施細則及管理辦法；城鄉電網改造工程招投標管理辦法（試行）；城鄉電網改造工程質量管理暫行辦法等。

積極開展季節性工作，安排布置年度的重要節日保電工作、重大政治活動保電安排、防汛渡夏工作，各季節反污工作安排。

這些工作的開展，有力地促進了電網安全穩定運行。

六、科技管理工作

96年至今，在工作中盡可能采用計算機應用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是應用固定資產統計應用程序，完成全局固定資產輸機工作，完成固定資產的新增、變更、報廢、計提折舊等項工作。二是應用天津市技改統計程序完成技術改造（含重措、一般技措項目）的統計分析工作。三是作為專業負責完成分公司地理信息系統的開發應用工作，組織完成配電線路參數、運行數據的錄入工作，形成線路數據庫，并用AUTOCAD繪制分公司地理圖，在地理圖上標注線路的實際走向，所有線路參數信息都能夠在地理圖上的線路上查詢的出，該項成果獲天津市電力公司科技進步三等獎。五是完成配電線路加裝自動重合器（112#線路）試點工作，形成故障的自動判斷障離，提高了供電可靠性，為配電線路自動化進行了有益嘗試。四是2000年9月主持完成分公司WEB網頁瀏覽工作，制定分公司“十五”科技規劃及年度科技計劃，制定科技管理辦法，發揮了青年科技人員應發揮的作用。

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96年9月至97年擔負分公司10kv配電線路（含電容器）、10kv用戶站繼電保護定值整定工作，由于分公司原來沒有整定人員，但自從開展工作以來建立了繼電保護整定檔案資料，如系統阻抗表、分線路阻抗圖、系統站定值單匯總（分線路）用戶站定值單匯總（分線路），并將定值單用微機打印以規范管理，還包括各重新整定定值的計算依據和計算過程，形成較為完善的定值整定計算的管理資料。近兩年時間內完成新建貫莊35kv變電站出線定值整定工作和審核工作。未出現誤整定現象，且通過對系統短路容量的計算為配電線路開關等設備的選擇提供了依據。97年底由于機構設置變化，指導初級技術人員開展定值整定工作并順利完成工作交接。

二、線損專業管理工作

96年至98年9月，作為分公司線損專責人主要開展了以下工作：完成了線損統計計算的微機化工作，應用線損計算統計程序輸入表碼，自動生成線損報表，并對母線平衡加以分析，主持完成理論線損計算工作，利用理論線損計算程序，準備線損參數圖，編制線損拓補網絡節點，輸入微機，完成35kv、10kv線路理論線損計算工作，為線損分析、降損技術措施的采用提供了理論依據，編制“九五”降損規劃，96-98各年度降損實施計劃，月度、季度、年度的線損分析，積極采取技術措施降低線損，完成貫莊、大畢莊等35kv站10kv電容器投入工作，完成迂回線路、過負荷、供電半徑大、小導線等線路的切改、改造工作，98年關于無功降損節電的論文獲市電力企協論文三等獎，榮獲市電力公司線損管理工作第二名。參與華北電力集團在天津市電力公司試點，733#線路降損示范工程的改造工作并撰寫論文。

三、電網規劃的編制工作

98年3月至98年11月，作為專業負責人，參與編制《東麗區1998-2000年電網發展規劃及2010年遠景設想》工作，該規劃涉及如下內容：電網規劃編制原則、東麗區概況、東麗區經濟發展論述、電網現狀、電網存在問題、依據經濟發展狀況負荷預測、35kv及以上電網發展規劃、10kv配網規劃、投資估算、預期社會經濟效益、2010年遠景設想等幾大部分。為電網的建設與改造提供了依據，較好地指導了電網的建設與改造工作，并將規劃利用微機制成演示片加以演示，獲得了市電力公司專業部室的好評。

四、電網建設與改造工作

96年3月至現在參加了軍糧城、馴海路35kv變電站主變增容工作，軍糧城、馴海路、小馬場更換10kv真空開關工作，參加了貫莊35kv變電站（96年底送電）、東麗湖35kv變電站（98年12月送電）、小馬場35kv變電站（99年11月送電），易地新建工作，新建大畢莊35kv變電站（99年12月送電、2000年4月帶負荷）、先鋒路35kv變電站（2000年8月送電）。目前作為專業負責開展么六橋110kv變電站全過程建設工作，參加了廠化線等5條35kv線路大修改造工作，主持了農網10kv線路改造工程，在工作中逐步熟悉設備和工作程序，完成工程項目的立項、編制變電站建設及輸電線路改造的可行性報告，參與變電站委托設計，參加設計審核工作，參加工程質量驗收及資料整理工作，制定工程網絡計劃圖，工程流程圖，所有建設改造工程均質量合格，提高了供電能力，滿足經濟運行的需要，降低線損，提高供電可靠性和電能質量，滿足了經濟發展對電力的要求，取得了較好的經濟和社會效益。

五、專業運行管理

參加制定專業管理制度，包括內容是：供電設備檢修管理制度；技改、大修工程管理辦法；固定資產管理辦法實施細則；供電設備缺陷管理制度；運行分析制度；外委工程管理規定；生產例會制度；線路和變電站檢修檢查制度；技術進步管理及獎勵辦法；科技進步及合理化建議管理制度；計算機管理辦法、計算機系統操作規程。技術監督管理與考核實施細則；主持制定供電營業所配電管理基本制度匯編。參加制定生產管理標準，內容是：電壓和無功管理標準；線損管理標準；經濟活動分析管理標準；設備全過程管理標準；主持制定專業管理責任制：線路運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器專業工作管理網及各級人員責任制；防污閃工作管理責任制；防雷工作管理責任制；電纜運行專業工作管理網及各級人員責任制；變壓器反措實施細則。主持制定工程建設項目法人（經理）負責制實施細則及管理辦法；城鄉電網改造工程招投標管理辦法（試行）；城鄉電網改造工程質量管理暫行辦法等。積極開展季節性工作，安排布置年度的重要節日保電工作、重大政治活動保電安排、防汛渡夏工作，各季節反污工作安排。這些工作的開展，有力地促進了電網安全穩定運行。

六、科技管理工作

篇(6)

關鍵詞：電氣主接線；設計；探討

Abstract: This paper elaborates on the electrical substation main wiring design, makes the discussion to the main wiring concepts and issues to be considered, and combined with the engineering example analysis of the design of the main electrical wiring.

Key words: electrical main wiring； design; discussion;

中圖分類號：TM621

0前言

隨著經濟的快速發展和人民生活水平的進一步提高,對火力發電廠變電站的供電能力提出了更高的要求，而變電站供電的可靠性,是考察其供電能力的重要指標。影響變電站供電可靠性的因素有多種,其中變電站電氣主接線的設計尤為重要。

1、電氣主接線設計

變電站電氣主接線是變電站電氣設計過程的首要部分,也是電力系統的重要環節之一。變電站電氣主接線連接著各種高壓電器,負責接受和分配高壓設備的電能,反映各種設備的相互作用、連接方式和各回路間的相互關系,是變電站電氣部分重要組成。其連接方式的確定對電力系統整體以及變電站本身的供電可靠性、運行靈活性、檢修方便與否和經濟合理性起著決定性的作用,同時也對變電站電氣設備的選擇、配電裝置的布置、繼電保護和控制方式的擬定有著很大的影響。

2、電氣主接線設計原則

2.1 應滿足可靠性要求

運行可靠性是電力生產和分配的首要要求。主接線的可靠性是它的各組成元件，包括一次部分和二次部分在運行中可靠性的綜合。主接線設計不僅要考慮一次設備的故障率及其對供電的影響，還要考慮繼電保護二次設備的故障率及其對供電的影響。

2.2 應滿足靈活性要求

為了滿足調度需求，主接線應能保證靈活操作、投入或切除某些機組、變壓器或線路，達到系統在事故運行方式、檢修運行方式以及特殊運行方式下的調度要求，為了滿足安全檢修需求，主接線應能保證可方便地停運斷路器、母線及其繼電保護設備，而不致影響電廠的運行或停止對系統的供電。

2.3 應滿足經濟性要求

主接線應簡單清晰，以節約斷路器、隔離開關、電流和電壓互感器、避雷器等一次設備的投資；使控制保護不過于復雜，以利于運行并節約二次設備投資；主接線要為配電裝置布置創造條件，以節約用地和節省架構、導線、絕緣子及安裝費用。

2.4 應滿足擴建的要求

主接線應能較容易地從初期接線過渡到最終接線，使其在擴建過渡時，一次和二次設備裝置等所需改造量最小。

3、電氣主接線設計需考慮的問題

3.1 需要考慮變電站在電力系統中的位置。變電站在電力系統中的地位和作用是決定電氣主接線的主要因素。

3.2 要考慮近期和遠期的發展規模。變電站電氣主接線的設計，根據負荷的大小、分布、增長速度,根據地區網絡情況和潮流分布,來確定電氣主接線的形式以及連接電源數和出線回數。

3.3 考慮負荷的重要性分級和出線回數多少對電氣主接線的影響。對一級負荷,必須有兩個獨立電源供電,且當一個電源失去后,應保證全部一級負荷不間斷供電；對二級負荷,一般要有兩個電源供電,且當一個電源失去后,應保證大部分二級負荷供電；三級負荷一般只需要一個電源供電。

3.4 考慮主變臺數對電氣主接線的影響。變電站主變的臺數對電氣主接線的選擇將產生直接的影響,傳輸容量不同,對主接線的可靠性、靈活性的要求也不同。

3.5 考慮備用容量的有無和大小對電氣主接線的影響,發、送、變的備用容量是為了保證可靠的供電,適應負荷突增、設備檢修、故障停運情況下的應急要求。電氣主接線的設計要根據備用容量的有無有所不同。

4、電氣主接線的設計步驟

4.1 分析原始資料

1）工程情況。變電站類型,設計規劃容量、主變臺數及容量等。

2）電力系統情況。電力系統近期及遠景發展規劃,變電站在電力系統中的位置和作用,本期工程與電力系統連接方式、各級電壓中性點接地方式等。

3）負荷情況。負荷的性質及其地理位置、輸電電壓等級、出線回路數及輸送容量等。

4）環境條件。當地的氣溫、濕度、風向、水文、地質、海拔高度等因素,對主接線中電器的選擇和配電裝置的實施均有影響。

5）設備制造情況。為使所設計的主接線具有可行性,必須對各主要電器的性能、制造能力和供貨情況、價格等進行分析比較,保證設計的先進性、經濟性和可行性。

4.2 擬定主接線方案。根據設計任務書的要求,在原始資料分析的基礎上,可擬定出若干個主接線方案。因為對出線回路數、電壓等級、變壓器臺數、容量以及母線結構等考慮不同,會出現多種接線方案。應依據對主接線的基本要求,結合最新技術,確定最優的技術合理、經濟可行的主接線方案。

4.3 短路電流的計算。對擬定的主接線,為了選擇合理的電器,需進行短路電流計算。

4.4 主要電器選擇。包括高壓斷路器、隔離開關、母線等電器的選擇。

4.5 繪制電氣主接線圖。將最終確定的主接線,按工程要求,繪制工程圖。

5、工程實例

某變電站設有兩臺主變壓器,站內主接線分為220kV、110kV和10kV三個電壓等級。各個電壓等級分別采用雙母接線、雙母接線和單母線分段接線。

5.1本變電站電氣主接線設計

(1)220kV電壓側接線

采用雙母線或單母線接線的110kV-220kV配電裝置,當斷路器為少油型時,除斷路器有條件停電檢修外,應設置盤路母線。當110kV出線回路數為6回及以上,220kV出線回路數為4回及以上時,可設置專用旁路斷路器。本變電站220kV線路有8回,可選擇雙母線帶旁路母線接線或雙母線接線兩種方案。

(2)110kV電壓側接線

《DLT5218-2005 220kV-500kV變電所設計技術規程》規定:220kV變電所中的110kV、66kV配電裝置(或35kV配電裝置),當出現回路數載6回以下時(或為4-7回時)宜采用單母線或單母線分段接線,6回及以上時(或8回及以上時),宜采用雙母線接線。本變電所110kV線路有8回,采用雙母線接線方案。

(3)本變電所10KV線路有12回,可采用雙母線接線或手車式高壓開關柜單母線分段接線兩種方案。

5.2 方案比較

方案一用于出線較多,輸送和穿越功率較大,供電可靠性和靈活性要求較高的場合,設備多,投資和占地面積大,配電裝置復雜,易誤操作。方案二簡單清晰,調度靈活,不會造成全站停電,能保證對重要用戶的供電,設備少,投資和占地小。手車式斷路器的出現和運行成功,斷路器檢修問題可不用復雜的旁路設施來解決,而用備用的手車斷路器來替代需要檢修的工作的手車斷路器。采用手車式高壓開關柜,可不設置旁路設施。

圖1 變電站電氣主接線簡圖

6、總結

電氣主接線是電力系統的重要組成部分。變電站電氣主接線的設計過程,應充分考慮其供電可靠性、運行檢修的靈活性、適應性、可擴展性和經濟合理性等。還應考慮影響主接線的關鍵因素，如何針對各個變電站的供電能力及其他方面特點,積累變電站電氣主接線的設計經驗,將有利于提高變電站的整體供電能力,并有效保證其可靠性。

篇(7)

【關鍵詞】變電站電氣設計；接地；接地電阻；導體

變電站的接地系統是維護電力系統安全、可靠運行，保障運行人員和電氣設備安全的根本保證和重要措施。近年來，隨著電力系統的發展，故障時經地網流散的電流越來越大，故障時地網的電位也隨之升高，由于接地措施的缺陷而造成的事故也屢有發生，給運行人員和檢修人員的安全帶來威脅，同時使一次設備的絕緣遭到破壞，進而擴大事故，給企業帶來巨大的經濟損失和不良的社會影響。本論文主要對變電站電氣接地技術展開分析討論，以期獲得可靠的電氣接地技術的相關方法及經驗，并和廣大同行分享。

1 電氣接地技術概述

接地網作為變電站交直流設備接地及防雷保護接地，對系統的安全運行起著重要的作用。由于接地網作為隱性工程容易被人忽視，往往只注意最后的接地電阻的測量結果。隨著電力系統電壓等級的升高及容量的增加，接地不良引起的事故擴大問題屢有發生。因此，接地問題越來越受到重視。接地的實質是控制變電站發生接地短路時，故障點地電位的升高，因為接地主要是為了設備及人身的安全，起作用的是電位而不是電阻，接地電阻是衡量地網合格的一個重要參數，但不是唯一的參數。隨著電力系統容量的不斷增大，一般情況下單相短路電流值較大。在有效接地系統中單相接地時的短路電流一般都超過4kA，而大部分變電所接地電阻又很難做到0.5Ω。因此，從安全運行的角度出發，不管在什么情況下，都應該驗算地網的接觸電勢和跨步電壓，必要時應采取防止高電位外引的隔離措施，這也是我國目前變電站電氣接地設計所最常采用的方法。

2 變電站超高電壓接地系統設計

2.1 入地短路電流

是考慮到換流站長期發展規劃時的最大接地短路電流，取值為50kA。

為發生最大接地短路時，流往變電所主變壓器中性點的短路電流。當變壓器只有1個中性點，發生所內接地時，=30%，有2個中性點時，約等于50%。這里假定換流站新建工程是為變壓器1個中性點接地，所以發生所內接地時，取=30%=15kA。

為短路時，與變電所接地網相連的所有避雷線的分流系數，應由避雷線的出線回路數確定，出線為1路時，取0.15，2路時取0.28，3路時取0.38，4路時取0.47，5路以上時取0.5～0.58，且應根據出線所跨走廊的分流效果做出相應的增減。這里我們假定避雷線出線回路為2，故=0.28。

為所外接地時，避雷線向兩側的分流系數，一般取0.18，這僅適于變電所內有變壓器中性點接地的所外接地。

經過公式計算：

（1）

（2）

比較上述兩式，可以得出（1）式的計算結果明顯大于（2）式，故取（1）式的計算結果，在乘以發展系數1.2，得出入地電流為I=30.2kA。

2.2 接地網面積選擇

取土壤電阻率為500Ω·m，接地網埋深為0.8m，網格間距為10m，導體等值半徑為0.02m，水平接地網面積從100×100m?逐漸增加到600×600m?。隨著接地網面積的增加接地電阻值在不斷減少。在200×200m2以后，接地網面積的增加對接地電阻值的降低影響有所減少，這是因為面積增大后，各水平導體之間屏蔽作用增加，對電流的散流有抑制作用，面積越大，屏蔽、抑制作用越明顯。

2.3 接地電阻

根據我國電力行業接地規程的規定：有效接地和低電阻接地系統中發電廠、變電站接地裝置的接地電阻R一般情況下應滿足R

我國電力行業接地規程中還規定：接地裝置的接地電阻不符合R

變電站的接地必須與二次系統的安全結合起來考慮，在二者之間求得一個較好的平衡。系統正常工作時地網電位接近于零，而故障時流過地網的電流將在地網接地電阻上產生壓降，即地電位升高。如不考慮短路時二次電纜芯線上的感應電位，短路時二次電纜承受的電位差即為地電位升高，該電位差施加在二次電纜的絕緣上，因此地電位升高直接決定于二次電纜的交流絕緣耐壓及二次設備的交流絕緣耐壓值。綜合各方面的因素，如果能夠處理通信線的高電位引出問題，變電站的地電位升高取5kV是可行的。將地電位升提高到5kV，如果換流站的最大入地短路電流為30.2kA，換流站對應接地電阻R應小于0.165344Ω。

2.4 接地導體截面積

電力接地有兩大基本要求：一是較低的接地電阻，電阻越低、雷電流、浪涌和故障電流就可越安全地消散到大地；二是較長的接地系統壽命。在電氣接地中導體截面一般是根據熱穩定性來決定，通過接地導體的電流最大的情況一般發生在母線單相接地短路故障時，換流站最大單相接地短路電流為33kA，根據我國電力行業標準《交流電氣裝置的接地》的計算公式有：

S≥ （3）

上式中，S為接地線最小截面，mm?；

為流過短路線的短路電流穩定值，A（根據系統5至10年的發展規劃，按系統最大運行方式確定）；

C為接地線材料的穩定系數，根據材料的種類、性能及最高允許溫度和短路前地線的初始溫度確定（鋼導體K取70，銅導體K取210，鋁導體K取120）；

為短路等效持續的時間，單位為s。

式中，取=50000A，=0.355，如果材料采用鋼材時，C取65，可以得出最小截面積S：S≥455mm?；根據（IEEEStd665-1995）發電站接地標準中的推薦熱穩定計算公式：

SK≥ （4）

式中，取=50000A，=0.355，K=60，a=1，可得S≥493mm?。結合地網的自然腐蝕，應采用的接地體最小截面積應為：

上式中，S為滿足熱穩定要求的最小截面積；a為接地材料的自然腐蝕率；n為接地網使用年限。

根據相關資料，銅材的年自然腐蝕率為0.2%，普通鋼為2.2%，鍍鋅鋼為0.5%，如果選用鍍鋅鋼材，按50年的使用壽命計算，接地體的最小截面積應不小于642 mm?。

3 結語

隨著電力系統的發展，電網容量的增大，電力系統發生故障時經接地網流散和電流愈來愈大，短路電流往往會達到幾十千安，接地電阻若有很小的誤差即可導致難以彌補的損害，所以，近年來變電站電氣接地系統的設計，其設計重點已經轉向如何準確地測量和計算接地網的接地電阻。本論文主要針對電氣接地系統，給出了詳細的接地設計方案和參數計算，對于變電站超高壓接地系統的設計，無論是在設計計算還是在系統應用方面，均有一定的借鑒指導意義。

參考文獻：

[1]陳家斌.接地技術與接地裝置[M].北京：中國電力出版社，2002.

[2]何金良利用.周邊地理環境降低城區變電所接地電阻[J].中國電力，2001（11）.