变电站工程论文精品(七篇)

序论：写作是一种深度的自我表达。它要求我们深入探索自己的思想和情感，挖掘那些隐藏在内心深处的真相，好投稿为您带来了七篇变电站工程论文范文，愿它们成为您写作过程中的灵感催化剂，助力您的创作。

篇(1)

拟建的220kV排岭变电站位于钦州市钦南区大番坡镇，主要供电范围为钦州市东南部的钦南进口资源加工区、中马工业园，东场镇、那丽镇和那思镇。随着钦南进口资源加工区内大客户的建设，附近的220kV榄坪变电站220kV出线间隔已经不能满足加工区内220kV客户的接入需求。随着负荷发展需要，2012—2015年以及2020年须由排岭变电站供电的最大负荷分别为126、245、250、448和885MW，综上所述，为满足钦南进口资源加工区和中马工业园负荷发展的需要，实施就近提供可靠的220kV及110kV供电电源，新建220kV排岭变电站是必要的。

2变电站工程

2.1工程设想

本变电站按《南方电网变电站标准设计（2011年版）》《南方电网3C绿色电网输变电示范工程建设指导意见（试行版）》《南方电网3C绿色电网输变电技术导则（试行版）》要求，并结合本工程实际情况进行优化。

2.1.1电气主接线

220kV配电装置：终期规模建设双母线双分段接线形式，本期按双母线接线建设。110kV配电装置：终期规模建设双母线接线形式，本期一次建成。10kV配电装置：终期规模建设单母线双分段三段母线接线方式，本期按单母线建设。

2.1.2设备选择

按南方电网3C评价指标进行设备选型，满足3C评价指标的智能化评价指标和绿色评价指标中的控制项、一般项及优选项。主变压器应选用低损耗节能型产品，采用三相三绕组油浸式自冷有载调压变压器。220kV、110kV均选客户外敞开设备，配置电子式电流、电压互感器，为适应客户专线的计量需要，客户专线采用常规电磁型互感器和电子式互感器双重配置。10kV低压配电装置选客户内成套开关柜设备，配置常规电磁型互感器；无功补偿选客户外框架式并联补偿电容器组。设备的外绝缘按Ⅳ级防护等级选取，220kV和110kV泄漏比距取31mm/kV，10kV泄漏比距取31mm/kV（户外），20mm/kV（户内）。220kV、110kV和10kV设备的短路电流水平分别按50、40和31.5kA考虑。

2.1.3电气总平面布置

220kV配电装置布置位于站区的西面，向西出线，断路器双列布置。110kV配电装置布置于站区的东面，向东出线，断路器单列布置。主控楼、1号主变压器、2号主变压器、3号主变压器从南向北依次排列，10kV配电室位于主变压器和110kV配电装置之间。

2.1.4主要设备在线监测

《南方电网3C绿色电网输变电技术导则（试行版）》《南方电网3C绿色变电站示范工程评价指标体系（试行版）》，配置变电站主要设备的在线监测装置。对重要的电气一次设备例如变压器、高压断路器等实施了状态监测，配置一套设备状态监测及评估系统，实现设备多状态量的综合在线监测、诊断、分析和评估，并可将信息上送当地主站。设备状态监测及评估系统后台与变电站监控系统融合。通过仪器测取一次设备的振动信号，也可测取声音、温度、电磁、压力等设备明显特征信号来综合诊断设备问题，做到及时发现缺陷并处理，预防事故事件发生。

2.2变电站控制及系统二次部分

2.2.1系统继电保护及安全稳定控制系统

220kV久隆—排岭I、排岭—榄坪I线路：维持220kV久隆—榄坪I线路现两侧保护，在排岭变电站按照对侧配置同样的保护装置，即220kV久隆—排岭Ⅰ、排岭—榄坪I线路每回线均各配置1套光纤分相电流差动保护和1套光纤分相距离保护，保护命令分别通过不同路由的专用纤芯和2Mbit/s光纤通道传输。220kV久隆—排岭Ⅱ、排岭—榄坪Ⅱ线路：220kV久隆—排岭Ⅱ、排岭—榄坪Ⅱ线路均各配置2套光纤分相电流差动保护，保护命令分别通过不同路由的专用纤芯和2Mbit/s光纤通道传输。220kV排岭—锐丰、排岭—星王线路：220kV排岭—锐丰、排岭—星王线路暂按各配置2套光纤电流差动保护考虑，保护命令通过专用纤芯传输。220kV母线按双重化配置2套母线保护，每套均配置母线充电保护、断路器失灵保护。110kV母线配置1套微机型母线保护。110kV线路暂按配置保护测控一体化微机距离保护考虑。本期220kV部分、110kV部分各配置1套微机故障录波柜。变电站配置1套保护与故障信息管理子站系统。变电站配置1套低频低压减载装置。

2.2.2调度自动化及电能计量

排岭变电站由广西电网电力调度控制中心(以下简称广西中调)和钦州电网电力调度控制中心（以下简称钦州地调）双重调度管理，远动信息直采直送广西中调、备调与钦州地调。排岭变电站设置两台互为热备用的远动工作站，采用调度数据网和2Mbit/s数据专用通道与广西中调通信；采用调度数据网与广西中调备调通信；采用调度数据网和4线模拟通道与钦州地调通信。排岭变电站采用调度数据网传送远动信息，相应配置二次安全防护系统。排岭变电站计量点按照《广西电网公司电能计量装置配置及验收技术标准》（Q/GXD116.01–2007）的要求进行设置。计量关口点采用“常规互感器+常规电能表”配置，变电站配置一套电能量远方终端，采集变电站电能表电能量信息送钦州供电局计量自动化系统。

2.2.3系统通信

光纤通信：220kV久隆—榄坪I线路上已有24芯OPGW光缆，本工程把该光缆沿线路π接进排岭变电站，形成久隆变电站—排岭变电站—榄坪变电站光缆路由。系统组织：排岭变电站配置两套STM–16光纤传输设备，分别接入钦州电网光纤通信传输网I、Ⅱ，接入点均为久隆变电站和榄坪变电站，接入带宽采用2.5Gbit/s。排岭变电站设置调度数据网设备一套，接入广西电网调度数据网。排岭变电站配置1套综合数据网络的接入设备。排岭变电站、广西中调、钦州地调各配置1套PCM终端。排岭变电站不配置数字程控调度交换机，由钦州地调、中调的数字程控调度交换机分别设置小号。本站相应配置一套录音系统。排岭变电站设一门公网电话。排岭变电站配置机房动力环境监测系统1套。通信电源：配置2套通信电源系统。具体配置为：直流配电屏二台，高频开关电源二套，蓄电池二组。排岭变电站配置1台光纤配线柜(ODF)、1台数字配线柜(DDF)及1台音频配线柜(MDF&BDF)。

2.2.4电气二次

排岭变电站控制方式采用综合自动化系统，五防主机按双机冗余配置，其中一立配置，另一台与操作员站共用，采用在线式五防，实现全站全程实时在线操作闭锁。220kV、110kV、10kV间隔及主变压器均采用保护测控一体化装置，其中220kV电压等级、主变压器等冗余配置，主变压器非电量保护、110kV、10kV单套配置，合并单元、智能终端配置原则与继电保护装置相同。“二次设备及其网络”配置满足3C评价指标的控制项及一般项，部分满足优选项。变电站自动化系统按照DL/T860通信标准，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成，按三层结构两层网络设计。站控层网络采用双星形网络结构，双网双工方式运行。过程层网络考虑SV、GOOSE、IEC61588三网合一，220kV电压等级过程层网络按双套物理独立的单网配置，110kV电压等级过程层网络按双网配置；10kV不设独立的过程层网络，GOOSE信息利用站控层网络传输。10kV保护就地布置。按3C评价指标的“其他二次系统”配置要求，满足控制项及一般项，部分满足优选项。即变电站视频及环境监测系统与消防及火灾自动报警系统、变电站自动化系统、地区调度自动化系统、采暖通风系统联动，实现可视化操作。辅助系统统一后台，采用标准的信息模型、通信规约、接口规范，具备接入远方主站的功能。按3C评价指标配置“智能高级应用系统”，满足控制项，部分满足一般项及优选项。即配置一次设备在线监测评估系统，对重要的电气一次设备实施状态监测；具备智能告警与事故信息综合分析决策功能，变电站自动化系统具备程序化操作功能，程序化操作与视频监控系统实现联动。具备源端维护功能，完成全站完整的数据模型配置。具备基于DL/T860标准的配置文件自动生成图模库功能，自动导出符合IEC61970标准的CIM模型文件功能。变电站配置网络通信记录分析系统。监视方案考虑按不同网段进行监视，即站控层网段、220kV网段、110kV网段及主变压器网段。变电站220kV、110kV母联断路器装设独立的充电、过流保护装置。主变压器配置1面微机故障录波柜。变电站配置电能质量在线监测装置，小电流接地选线系统及二次防雷系统。全站设两套直流系统，按两充两蓄设计。

3节能降耗分析

篇(2)

1.1定义

变电站综合自动化是一种实现数据和资料共享的技术。它主要是利用微机保护技术和微机远行技术分别采集变电站所需要的一些信息，例如模拟量的信息、麦冲动的信息和开关状态的信息等。将这些信息聚集到一起，通过技术功能的重新组合，实现信息的共享。在组合信息时，它是按照原有的要求或实际中的一些变电站所提供的要求组合，并不是随意组合。这样的组合不仅可以提高变电站自动化的工作效率，还增加了变电站自动化的整体效益。

1.2功能需求

变电站综合自动化的监控和控制是该系统最具代表性的特征，变电站综合自动化的功能需求有以下几方面。

1.2.1与其他自动化之间的接口问题

应根据变电站综合自动化系统内部运行的实际情况，自动化地采集、运输、调度运行状况的相关信息。其中，调度过程中涉及到的调度中心需要执行变电站的相关遥控指令，并以各种固定值的修改为基础。这些都需要变电站综合自动化系统与其他系统之间建立通信，从而有效地完成工作。

1.2.2采集多种信息

在变电站综合自动化系统的运行过程中，需要采集各类不同的信息，信息量非常大，这时，就需要操作人员在系统正常运行的状态下了解基本稳定的信息数据。其中，变电站综合自动化系统对信息的采集主要体现在工频量的有效数值。在电力系统中，最基础的就是继电保护，它适用于事故分析和维修检查过程中的暂时性信息，它的工频量与波形变化都含有负序、高次谐波的分量变化，因此，需要收集变电站综合自动化的信息，这样才能高效地收集更多更广的信息。

1.2.3简化操作

变电站综合自动化系统具有简化控制操作的特性。该特性可以减少操作过程中出现的失误、加快处理事故的速度，同时，还可以简化事故，将其变成容易维修的问题，这样就可以提高工作的安全性和工作效率。

1.2.4能够灵敏地改变控制方案

在系统工作的过程中，由于一次设备和二次设备的更改，其运行方式也有不同程度的变化，这就需要系统及时地应对相关变化，并执行相应的操作。变电站综合自动化系统能够满足此需求，它是根据不同的变化情况及时提出正确的控制策略的，从而完善相关工作。

1.2.5降低控制系统中的失误

造成的影响在设计方案时，应该考虑操作中的一些微小环节。因此，如果出现较小的问题，系统应能够自动采取相应的策略，这样才能使失误零化，不威胁相关工作。

1.2.6具有先进性

变电站综合自动化系统中最基本的功能就是完全满足现场的一些要求，但是，在技术条件允许的情况下，应该加强它的先进水平，更好地发挥其作用。

2软件、三层体系结构分析

2.1程序设计

在面向过程的工作程序中，一般传统的结构大多数采用面向过程的思路。这个程序主要分成两个模板，即主模板和子模板。主模板的作用是通过调节各子模板解决整个过程中存在的大问题，子模板的作用是处理各种小问题。在执行工作的过程中，控制流程遵循的是逐步逐序法，从第一个代码到最后一个代码的运作过程。这种结构化程序的最大优点是时间顺序强，但是，它的缺点是不能维修，只要发生故障，工作就无法运行。面向对象的分析和设计大多数都是对语言上的开发。随着社会的不断发展，开发工具也越来越完善，面向对象的理论也越来越成熟，这也使得它被广泛应用。面向对象中的对象是指信息系统中出现的人、地点和事物的抽象形象，但这些都会在系统中被察觉，它的属性一般是对象的一些特征，例如名称、数量值等。面向对象是一种具体的设计方案，它独特的地方包括以下几点：①能够清晰地辨别信息的目的性，让用户和分析员能够清晰地识别出真正的目的和特点，以缩短时间，完成顾客的需求。②能够准确地识别对象和分类。③能够确定对象的属性和方法。其中，对象的属性大体上就是特殊性和关系性。④能够确定服务场景。变电站综合自动化软件中的对象具有一定的针对性和特殊性，这就要求软件的对象属性等很多方面要十分具体、详细。

2.2COM技术

2.2.1技术原理

COM技术是一种开放式的组件，它被定义为一种方法，主要用于访问一些软件服务。这种COM技术能够跨越链接库和应用程序等直接访问软件。COM技术简化了系统的复杂性，由于其本身提供了一种有效的途径将软件分块，每一块软件也可以为自身提供服务，所以，必须简化面向对象的方法和程序。COM技术在提供访问软件服务的一致性上，可以使用同一种方法，这样就能够简单化。

2.2.2COM接口

COM接口是根据组件实现并提供给客户的一种函数。组件的优点是可以在动态状态下插入应用程序和卸载应用程序。这种组件为了实现相关功能，必须具备动态链接和信息封装的基本条件。组件的接口优点很多，有三点最为重要：①完成了可以重复使用的应用程序框架，只要接口不发生变化，组件是可以随意替换的。这种替换不会造成程序上的混乱，如果接口是多样化的，那么，就能获得复用率极高的结构。②可以防止外界的干扰。③可以为客户提供很多形态的方式处理不同的组件。

3结束语

篇(3)

关键词：数字化变电站 ；体系机构 ；通讯网络；IEC61850标准

中图分类号：TM6 文献标识码：A

1数字化变电站概述

数字化变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信协议基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。与常规变电站相比，数字化变电站间隔层和站控层的设备及网络接口只是接口和通信模型发生了变化，而过程层却发生了较大的改变，由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元、光纤连接等内容。

2数字化变电站的体系结构与通讯网络

IEC61850将数字化变电站分为过程层、间隔层和站控层，各层内部及各层之间采用高速网络通信。整个系统的通讯网络可以分为：站控层和间隔层之间的间隔层通讯网、以及间隔层和过程层之间的过程层通讯网。

站控层通信全面采用IEC61850标准，监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC61850装置。同时提供了完备的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850—6规范的SCL文件，可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互。

间隔层通讯网采用星型网络架构，在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功能。110kV及以下电压等级的变电站自动化系统可采用单以太网，110kV以上电压等级的变电站自动化系统需采用双以太网。网络采用IEC61850国际标准进行通信，非IEC61850规约的设备需经规约转换后接入。考虑到传输距离和抗干扰要求，各继电小室与主控室之间应采用光纤，而在各小室内部设备之间的通讯则可采用屏蔽双绞线。

根据过程层的不同需求，本文给出以下两种数字化变电站解决方案。

2.1支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电站

以及智能化开关设备，变电站所有装置的交流采样数据通过与MU合并单元通信获得，各种测量与保护装置的交流采样部分全部取消，通过GOOSE网络传输实时跳合闸和保护间配合信号，全站使用IEC61850标准进行信息交互。

该方案的组网原则主要包含以下几点：

（1）监控层网络使用星型独立双网。星型网络相比环型网络结构简单、配置简洁，且降低了网络风暴形成的风险；

（2）由于数字化变电站中的过程层通讯网络上数据传输的重要性，过程层通讯网需要和间隔层通讯网从物理上分开。过程层GOOSE网络采用星型双光纤以太网，与站控层分开组网。对于超高压变电站，推荐按电压等级分开组网。同一电压等级的GOOSE网络连接在一起，可以充分保证GOOSE的信息共享的特点；

（3）电子式互感器模拟量数据传输采用点对点的符合IEC60044—8标准的光纤网络进行数据传输。确保了模拟采样值传输的实时性和可靠性。（如图2—1）

2.2支持电子式互感器和智能控制柜的数字化变电站。 （如图2—2）

在该方案中，通过PCS—9820GIS智能控制装置实现对一次和二次设备的智能化控制，将二次保护测控和GIS的智能控制功能有机整合后下放至GIS本体旁，对上按IEC61850规范接入站控层设备，对下与开关机构之间通过电缆连接接插端子，整个方案大大减少了控制电缆，优化了二次回路，简化了设计，真正实现了智能开关功能。同时满足和体现了数字化变电站的可靠性和先进性。

结语

数字化变电站是未来变电站发展的主流，根据过程层的需求不同，变电站间隔层、站控层的通信方案又有所不同。本文通过支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电站、支持电子式互感器和智能控制柜的数字化变电站通讯方案的介绍，来说明数字化变电站通讯网络方案，具有一定的工程参考价值。

参考文献

[1]刘从洪.基于IEC61850的数字化变电站通信研究.西南交通大学硕士学位论文，2008（05）.

[2]窦晓波. 基于IEC61850的新型数字化变电站通信网络的研究与实践.东南大学博士学位论文，2006（09）.

篇(4)

一、继电保护定值整定工作（10kV及以下）

96年9月至97年担负分公司10kV配电线路（含电容器）、10kV用户站继电保护定值整定工作，由于分公司原来没有整定人员，但自从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。近两年时间内完成新建贯庄35kV变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。97年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。

二、线损专业管理工作

96年至98年9月，作为分公司线损专责人主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kV、10kV线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，96-98各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kV站10kV电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作，98年关于无功降损节电的论文获市电力企协论文三等奖，荣获市电力公司线损管理工作第二名。参与华北电力集团在天津市电力公司试点，733#线路降损示范工程的改造工作并撰写论文。

三、电网规划的编制工作

98年3月至98年11月，作为专业负责人，参与编制《东丽区1998-2000年电网发展规划及2010年远景设想》工作，该规划涉及如下内容：电网规划编制原则、东丽区概况、东丽区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kV及以上电网发展规划、10kV配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地指导了电网的建设与改造工作，并将规划利用微机制成演示片加以演示，获得了市电力公司专业部室的好评。

四、电网建设与改造工作

96年3月至现在参加了军粮城、驯海路35kV变电站主变增容工作，军粮城、驯海路、小马场更换10kV真空开关工作，参加了贯庄35kV变电站（96年底送电）、东丽湖35kV变电站（98年12月送电）、小马场35kV变电站（99年11月送电），易地新建工作，新建大毕庄35kV变电站（99年12月送电、2000年4月带负荷）、先锋路35kV变电站（2000年8月送电）。目前作为专业负责开展么六桥110kV变电站全过程建设工作，参加了厂化线等5条35kV线路大修改造工作，主持了农网10kV线路改造工程，在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。

五、专业运行管理

参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；技术进步管理及奖励办法；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等。

积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排。

这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。

六、科技管理工作

96年至今，在工作中尽可能采用计算机应用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是应用固定资产统计应用程序，完成全局固定资产输机工作，完成固定资产的新增、变更、报废、计提折旧等项工作。二是应用天津市技改统计程序完成技术改造（含重措、一般技措项目）的统计分析工作。三是作为专业负责完成分公司地理信息系统的开发应用工作，组织完成配电线路参数、运行数据的录入工作，形成线路数据库，并用AUTOCAD绘制分公司地理图，在地理图上标注线路的实际走向，所有线路参数信息都能够在地理图上的线路上查询的出，该项成果获天津市电力公司科技进步三等奖。五是完成配电线路加装自动重合器（112#线路）试点工作，形成故障的自动判断障离，提高了供电可靠性，为配电线路自动化进行了有益尝试。四是2000年9月主持完成分公司WEB网页浏览工作，制定分公司“十五”科技规划及年度科技计划，制定科技管理办法，发挥了青年科技人员应发挥的作用。

篇(5)

96年9月至97年担负分公司10kv配电线路（含电容器）、10kv用户站继电保护定值整定工作，由于分公司原来没有整定人员，但自从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。近两年时间内完成新建贯庄35kv变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。97年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。

二、线损专业管理工作

96年至98年9月，作为分公司线损专责人主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kv、10kv线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，96-98各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kv站10kv电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作，98年关于无功降损节电的论文获市电力企协论文三等奖，荣获市电力公司线损管理工作第二名。参与华北电力集团在天津市电力公司试点，733#线路降损示范工程的改造工作并撰写论文。

三、电网规划的编制工作

98年3月至98年11月，作为专业负责人，参与编制《东丽区1998-2000年电网发展规划及2010年远景设想》工作，该规划涉及如下内容：电网规划编制原则、东丽区概况、东丽区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kv及以上电网发展规划、10kv配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地指导了电网的建设与改造工作，并将规划利用微机制成演示片加以演示，获得了市电力公司专业部室的好评。

四、电网建设与改造工作

96年3月至现在参加了军粮城、驯海路35kv变电站主变增容工作，军粮城、驯海路、小马场更换10kv真空开关工作，参加了贯庄35kv变电站（96年底送电）、东丽湖35kv变电站（98年12月送电）、小马场35kv变电站（99年11月送电），易地新建工作，新建大毕庄35kv变电站（99年12月送电、2000年4月带负荷）、先锋路35kv变电站（2000年8月送电）。目前作为专业负责开展么六桥110kv变电站全过程建设工作，参加了厂化线等5条35kv线路大修改造工作，主持了农网10kv线路改造工程，在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。

五、专业运行管理

参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；技术进步管理及奖励办法；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等。积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排。这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。

六、科技管理工作

篇(6)

关键词：电气主接线；设计；探讨

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;

中图分类号：TM621

0前言

随着经济的快速发展和人民生活水平的进一步提高,对火力发电厂变电站的供电能力提出了更高的要求，而变电站供电的可靠性,是考察其供电能力的重要指标。影响变电站供电可靠性的因素有多种,其中变电站电气主接线的设计尤为重要。

1、电气主接线设计

变电站电气主接线是变电站电气设计过程的首要部分,也是电力系统的重要环节之一。变电站电气主接线连接着各种高压电器,负责接受和分配高压设备的电能,反映各种设备的相互作用、连接方式和各回路间的相互关系,是变电站电气部分重要组成。其连接方式的确定对电力系统整体以及变电站本身的供电可靠性、运行灵活性、检修方便与否和经济合理性起着决定性的作用,同时也对变电站电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和控制方式的拟定有着很大的影响。

2、电气主接线设计原则

2.1 应满足可靠性要求

运行可靠性是电力生产和分配的首要要求。主接线的可靠性是它的各组成元件，包括一次部分和二次部分在运行中可靠性的综合。主接线设计不仅要考虑一次设备的故障率及其对供电的影响，还要考虑继电保护二次设备的故障率及其对供电的影响。

2.2 应满足灵活性要求

为了满足调度需求，主接线应能保证灵活操作、投入或切除某些机组、变压器或线路，达到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调度要求，为了满足安全检修需求，主接线应能保证可方便地停运断路器、母线及其继电保护设备，而不致影响电厂的运行或停止对系统的供电。

2.3 应满足经济性要求

主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关、电流和电压互感器、避雷器等一次设备的投资；使控制保护不过于复杂，以利于运行并节约二次设备投资；主接线要为配电装置布置创造条件，以节约用地和节省架构、导线、绝缘子及安装费用。

2.4 应满足扩建的要求

主接线应能较容易地从初期接线过渡到最终接线，使其在扩建过渡时，一次和二次设备装置等所需改造量最小。

3、电气主接线设计需考虑的问题

3.1 需要考虑变电站在电力系统中的位置。变电站在电力系统中的地位和作用是决定电气主接线的主要因素。

3.2 要考虑近期和远期的发展规模。变电站电气主接线的设计，根据负荷的大小、分布、增长速度,根据地区网络情况和潮流分布,来确定电气主接线的形式以及连接电源数和出线回数。

3.3 考虑负荷的重要性分级和出线回数多少对电气主接线的影响。对一级负荷,必须有两个独立电源供电,且当一个电源失去后,应保证全部一级负荷不间断供电；对二级负荷,一般要有两个电源供电,且当一个电源失去后,应保证大部分二级负荷供电；三级负荷一般只需要一个电源供电。

3.4 考虑主变台数对电气主接线的影响。变电站主变的台数对电气主接线的选择将产生直接的影响,传输容量不同,对主接线的可靠性、灵活性的要求也不同。

3.5 考虑备用容量的有无和大小对电气主接线的影响,发、送、变的备用容量是为了保证可靠的供电,适应负荷突增、设备检修、故障停运情况下的应急要求。电气主接线的设计要根据备用容量的有无有所不同。

4、电气主接线的设计步骤

4.1 分析原始资料

1）工程情况。变电站类型,设计规划容量、主变台数及容量等。

2）电力系统情况。电力系统近期及远景发展规划,变电站在电力系统中的位置和作用,本期工程与电力系统连接方式、各级电压中性点接地方式等。

3）负荷情况。负荷的性质及其地理位置、输电电压等级、出线回路数及输送容量等。

4）环境条件。当地的气温、湿度、风向、水文、地质、海拔高度等因素,对主接线中电器的选择和配电装置的实施均有影响。

5）设备制造情况。为使所设计的主接线具有可行性,必须对各主要电器的性能、制造能力和供货情况、价格等进行分析比较,保证设计的先进性、经济性和可行性。

4.2 拟定主接线方案。根据设计任务书的要求,在原始资料分析的基础上,可拟定出若干个主接线方案。因为对出线回路数、电压等级、变压器台数、容量以及母线结构等考虑不同,会出现多种接线方案。应依据对主接线的基本要求,结合最新技术,确定最优的技术合理、经济可行的主接线方案。

4.3 短路电流的计算。对拟定的主接线,为了选择合理的电器,需进行短路电流计算。

4.4 主要电器选择。包括高压断路器、隔离开关、母线等电器的选择。

4.5 绘制电气主接线图。将最终确定的主接线,按工程要求,绘制工程图。

5、工程实例

某变电站设有两台主变压器,站内主接线分为220kV、110kV和10kV三个电压等级。各个电压等级分别采用双母接线、双母接线和单母线分段接线。

5.1本变电站电气主接线设计

(1)220kV电压侧接线

采用双母线或单母线接线的110kV-220kV配电装置,当断路器为少油型时,除断路器有条件停电检修外,应设置盘路母线。当110kV出线回路数为6回及以上,220kV出线回路数为4回及以上时,可设置专用旁路断路器。本变电站220kV线路有8回,可选择双母线带旁路母线接线或双母线接线两种方案。

(2)110kV电压侧接线

《DLT5218-2005 220kV-500kV变电所设计技术规程》规定:220kV变电所中的110kV、66kV配电装置(或35kV配电装置),当出现回路数载6回以下时(或为4-7回时)宜采用单母线或单母线分段接线,6回及以上时(或8回及以上时),宜采用双母线接线。本变电所110kV线路有8回,采用双母线接线方案。

(3)本变电所10KV线路有12回,可采用双母线接线或手车式高压开关柜单母线分段接线两种方案。

5.2 方案比较

方案一用于出线较多,输送和穿越功率较大,供电可靠性和灵活性要求较高的场合,设备多,投资和占地面积大,配电装置复杂,易误操作。方案二简单清晰,调度灵活,不会造成全站停电,能保证对重要用户的供电,设备少,投资和占地小。手车式断路器的出现和运行成功,断路器检修问题可不用复杂的旁路设施来解决,而用备用的手车断路器来替代需要检修的工作的手车断路器。采用手车式高压开关柜,可不设置旁路设施。

图1 变电站电气主接线简图

6、总结

电气主接线是电力系统的重要组成部分。变电站电气主接线的设计过程,应充分考虑其供电可靠性、运行检修的灵活性、适应性、可扩展性和经济合理性等。还应考虑影响主接线的关键因素，如何针对各个变电站的供电能力及其他方面特点,积累变电站电气主接线的设计经验,将有利于提高变电站的整体供电能力,并有效保证其可靠性。

篇(7)

【关键词】变电站电气设计；接地；接地电阻；导体

变电站的接地系统是维护电力系统安全、可靠运行，保障运行人员和电气设备安全的根本保证和重要措施。近年来，随着电力系统的发展，故障时经地网流散的电流越来越大，故障时地网的电位也随之升高，由于接地措施的缺陷而造成的事故也屡有发生，给运行人员和检修人员的安全带来威胁，同时使一次设备的绝缘遭到破坏，进而扩大事故，给企业带来巨大的经济损失和不良的社会影响。本论文主要对变电站电气接地技术展开分析讨论，以期获得可靠的电气接地技术的相关方法及经验，并和广大同行分享。

1 电气接地技术概述

接地网作为变电站交直流设备接地及防雷保护接地，对系统的安全运行起着重要的作用。由于接地网作为隐性工程容易被人忽视，往往只注意最后的接地电阻的测量结果。随着电力系统电压等级的升高及容量的增加，接地不良引起的事故扩大问题屡有发生。因此，接地问题越来越受到重视。接地的实质是控制变电站发生接地短路时，故障点地电位的升高，因为接地主要是为了设备及人身的安全，起作用的是电位而不是电阻，接地电阻是衡量地网合格的一个重要参数，但不是唯一的参数。随着电力系统容量的不断增大，一般情况下单相短路电流值较大。在有效接地系统中单相接地时的短路电流一般都超过4kA，而大部分变电所接地电阻又很难做到0.5Ω。因此，从安全运行的角度出发，不管在什么情况下，都应该验算地网的接触电势和跨步电压，必要时应采取防止高电位外引的隔离措施，这也是我国目前变电站电气接地设计所最常采用的方法。

2 变电站超高电压接地系统设计

2.1 入地短路电流

是考虑到换流站长期发展规划时的最大接地短路电流，取值为50kA。

为发生最大接地短路时，流往变电所主变压器中性点的短路电流。当变压器只有1个中性点，发生所内接地时，=30%，有2个中性点时，约等于50%。这里假定换流站新建工程是为变压器1个中性点接地，所以发生所内接地时，取=30%=15kA。

为短路时，与变电所接地网相连的所有避雷线的分流系数，应由避雷线的出线回路数确定，出线为1路时，取0.15，2路时取0.28，3路时取0.38，4路时取0.47，5路以上时取0.5～0.58，且应根据出线所跨走廊的分流效果做出相应的增减。这里我们假定避雷线出线回路为2，故=0.28。

为所外接地时，避雷线向两侧的分流系数，一般取0.18，这仅适于变电所内有变压器中性点接地的所外接地。

经过公式计算：

（1）

（2）

比较上述两式，可以得出（1）式的计算结果明显大于（2）式，故取（1）式的计算结果，在乘以发展系数1.2，得出入地电流为I=30.2kA。

2.2 接地网面积选择

取土壤电阻率为500Ω·m，接地网埋深为0.8m，网格间距为10m，导体等值半径为0.02m，水平接地网面积从100×100m?逐渐增加到600×600m?。随着接地网面积的增加接地电阻值在不断减少。在200×200m2以后，接地网面积的增加对接地电阻值的降低影响有所减少，这是因为面积增大后，各水平导体之间屏蔽作用增加，对电流的散流有抑制作用，面积越大，屏蔽、抑制作用越明显。

2.3 接地电阻

根据我国电力行业接地规程的规定：有效接地和低电阻接地系统中发电厂、变电站接地装置的接地电阻R一般情况下应满足R

我国电力行业接地规程中还规定：接地装置的接地电阻不符合R

变电站的接地必须与二次系统的安全结合起来考虑，在二者之间求得一个较好的平衡。系统正常工作时地网电位接近于零，而故障时流过地网的电流将在地网接地电阻上产生压降，即地电位升高。如不考虑短路时二次电缆芯线上的感应电位，短路时二次电缆承受的电位差即为地电位升高，该电位差施加在二次电缆的绝缘上，因此地电位升高直接决定于二次电缆的交流绝缘耐压及二次设备的交流绝缘耐压值。综合各方面的因素，如果能够处理通信线的高电位引出问题，变电站的地电位升高取5kV是可行的。将地电位升提高到5kV，如果换流站的最大入地短路电流为30.2kA，换流站对应接地电阻R应小于0.165344Ω。

2.4 接地导体截面积

电力接地有两大基本要求：一是较低的接地电阻，电阻越低、雷电流、浪涌和故障电流就可越安全地消散到大地；二是较长的接地系统寿命。在电气接地中导体截面一般是根据热稳定性来决定，通过接地导体的电流最大的情况一般发生在母线单相接地短路故障时，换流站最大单相接地短路电流为33kA，根据我国电力行业标准《交流电气装置的接地》的计算公式有：

S≥ （3）

上式中，S为接地线最小截面，mm?；

为流过短路线的短路电流稳定值，A（根据系统5至10年的发展规划，按系统最大运行方式确定）；

C为接地线材料的稳定系数，根据材料的种类、性能及最高允许温度和短路前地线的初始温度确定（钢导体K取70，铜导体K取210，铝导体K取120）；

为短路等效持续的时间，单位为s。

式中，取=50000A，=0.355，如果材料采用钢材时，C取65，可以得出最小截面积S：S≥455mm?；根据（IEEEStd665-1995）发电站接地标准中的推荐热稳定计算公式：

SK≥ （4）

式中，取=50000A，=0.355，K=60，a=1，可得S≥493mm?。结合地网的自然腐蚀，应采用的接地体最小截面积应为：

上式中，S为满足热稳定要求的最小截面积；a为接地材料的自然腐蚀率；n为接地网使用年限。

根据相关资料，铜材的年自然腐蚀率为0.2%，普通钢为2.2%，镀锌钢为0.5%，如果选用镀锌钢材，按50年的使用寿命计算，接地体的最小截面积应不小于642 mm?。

3 结语

随着电力系统的发展，电网容量的增大，电力系统发生故障时经接地网流散和电流愈来愈大，短路电流往往会达到几十千安，接地电阻若有很小的误差即可导致难以弥补的损害，所以，近年来变电站电气接地系统的设计，其设计重点已经转向如何准确地测量和计算接地网的接地电阻。本论文主要针对电气接地系统，给出了详细的接地设计方案和参数计算，对于变电站超高压接地系统的设计，无论是在设计计算还是在系统应用方面，均有一定的借鉴指导意义。

参考文献：

[1]陈家斌.接地技术与接地装置[M].北京：中国电力出版社，2002.

[2]何金良利用.周边地理环境降低城区变电所接地电阻[J].中国电力，2001（11）.