35kV变电站设计方案探讨

第一篇：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。

第二篇：许昌110 kV横山变电站漯河220kV董庄变电站信阳110kV滨湖

许昌110 kV横山变电站、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站、周口110kV变电站工程安全检查通报

根据河南省电力公司《关于开展基建标准化深化应用工作的通知》（基〔2010〕46号）及国家电网公司《输变电工程施工现场安全通病及防治措施》（2010年版）、《监理项目部标准化管理手册》要求，公司质安部与电网工程二部共同对许昌110 kV横山变电站、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站、周口110kV变电站工程进行了安全标准化检查，现将检查结果通报如下：

许昌110 kV横山变电站对现场进行了检查、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站工程对现场及监理项目部资料部分进行了检查、周口110kV变电站工程对监理项目部资料进行了检查（11月上旬对现场进行了安全检查）。

总体看法，110kV工程的施工现场及监理项目部资料较220kV董庄变电站工程现场及资料差。与监理项目部标准化工作手册要求，差距就更大一些了。本次检查220kV董庄变电站工程现场安全文明施工情况按照国网公司的要求做的比较到位。其它工程现场较乱，文明施工较差。

存在的问题，主要表现在有的工程监理项目部自身应编制的安全管理资料不完整、不齐全。如有的项目部未编制监理项目部应急预案、危险源辨识及预控措施；编制的安全监理工作方案（安全监理实施细则）、应急预案、安全监理管理制度未按国网公司要求的格式、制度名细等的要求编写；安全旁站与国网公司安全旁站的项目要求差距过大；安全检查签证有些项目什么也都未做、有些做了也不符合国网公司的要求；方案或作业指导书编、审、批不规范；业主、监理、施工项目部安全、质量目标不一致；数码照片分类不规范、整理不及时、拍摄质量不符合要求等。

一、许昌110 kV横山变电站工程

1、现场存在问题：

1.1 一个开关接两个用电设备；接地缠绕及接地连接不牢固；

1.2 孔洞无盖板；

1.3 梯子使用不规范；（梯子的最高两档不得站人）

1.4 消防器材不防冻。

二、漯河220kV董庄变电站工程

1、资料存在问题

1.1安全强制性条文实施细则未编制；（也可与质量强制性条文实施细则统一编制）

1.2 无安全检查签证记录。（至少目前应有施工用电检查签证、工程项目开工两个安全检查签证）

2、现场存在问题

2.1保护零线重复接地接地体过小；（电力安全工作规程规定接地体直径应为Ф16mm园钢，截面积应大于190mm）

2三、信阳110kV滨湖变电站工程

1、资料存在问题 1.1安全监理实施细则编制人未签字；应急预案无编制人、审核人及批准人签字；

1.2无安全旁站工作计划；

1.3强制性条文执行缺少安全部分施工单位编制的计划表及记录表；

2、现场存在问题

2.1接地体过小；接零不规范（缠绕）；

2.2脚手架无剪刀撑；斜道栏杆搭设不规范；

三、扶沟110kV变电站工程

1、资料存在问题 1.1未编制应急预案； 1.2安全旁站记录不齐全；

1.3强制性条文检查表填写不规范。

二○一○年十二月三十一日

第三篇：kV输电线路工作总结

35kV南山——马莲沟输电线路完工总结

2011年1月

建设单位:

延长石油直罗采油厂

设计单位:

西安中邦电力咨询设计有限公司

监理单位:

陕西地方电力监理公司

施工单位:

延安飞鸿电气安装公司

本工程开工时间：2010年03月

实际竣工日期：

2010年12月

35kV南山——马莲沟输电线路工程已于2010年12月23日基本完工，在过去的时间里,我公司35kV南山——马莲沟输电线路工程实行了全过程的项目管理,我部在业主和建设单位的正确领导、设计的积极指导下，我公司严格按照合同管理的要求，在施工中采取了一系列行之有效的方法，确保了35kV南山——马莲沟输电线路工程的安全和质量。

工程简介

本线路工程起点为南山35KV变电站的35kV出线构架起出线向东北走线，在采油厂东南侧山上左转跨过后和尚塬村东北侧左转沿去马莲沟东侧山上走线，在寨子坪东侧左转下山，沿川道向北走线至桦沟和马莲沟交叉处右转，后沿马莲沟东侧山上走线至马莲沟35KV变电站。本线路按单回路设计全长27.3km。线路经过除36#

——70#为平地外，其余地形全部为山地，故其工程地质条件较差。线路可利用公路不多，人力运输距离较远。本工程共计杆塔94基，全部为组立铁塔。线路采用的耐张和转角塔为24基，直线塔为70基。导线采用LGJ-150/25型钢芯铝绞线，地线一根采用GJ-35镀锌钢绞线。整条线路除两端变电站进线档不架设地线，1#——94#之间全线路架设单地线。绝缘子型号为XP—70，耐张塔采用单串5片成串，直线采用单串4片成串。线路金具采用97修订本产品样本为准。导线耐张线夹采用NL-150/25型，悬垂线夹采用CL-150/25型；地线耐张线夹采用NL-35/G,直线采用CL-4/G。本次线路跨越在建高速一处、房屋两处、10kv线路五处、通讯线路13处。

工程完成情况

35kV南山——马莲沟输电线路工程2010年12月三级验收自检完毕。

35kV南山——马莲沟输电线路工程，由于各种原因，工程时间紧、任务重、要求高，通过以往工程经验的总结，我们对工程的重要性有充分的认识，所以要保证工程安全优质、确保工期、提高效益。总体目标要把本工程建设成“达标投产”和“零缺陷工程”。

在本次工程施工过程中我部，认真职守，抓质量，抓安全生产，要求施工队做好各道工序控制关，严格按图纸施工。对铁塔基础浇制部分进行现场旁站，对浇制需要的沙石、水泥、钢筋等材料进行细致的检验，对混凝土的配比作出严格要求。现场浇制是对基础的方量，钢筋的捆绑进行全面的检验，确保了基础的质量。坚持基础浇制基面一次性成功，杜绝磨面，采取仪器找准，及时综合处理，一步到位的成功工艺。基础浇制后要求施工队加大成品保护力度，对已完工基础进行有效的保护。对杆塔中塔件，架线中的金具、导、地线等外部质量和相应试验报告的检查,对于组塔采取现场监督，严格遵循图纸设计，杜绝施工过程中发生安全事故，我部要求施工队对塔件按段号合理摆放，现场螺栓分类标识，进行清点，以防止错装、混装，对自立式铁塔的吊装，采用了优质的合成吊装带起吊塔件，防止了塔件镀锌的破坏和塔件的变形。尤其是耐张塔型的组立施工中，要求工队先验基础后组塔，先下端校正紧固，后上端安装.架线施工工序多，工艺难度大我部要求施工队对架线施工按施工说明、施工准备、导地线张力展放、紧挂线、附件安装、导地线压接进行严格控制。针对本工程跨越铁路，办理跨越手续难度大对施工时间要求紧，工队做到具体、有针对性，确保安全施工万无一失。

通过我们的共同努力，本工程各分部工程中间验收工程质量合格，工程竣工验收工程质量合格，满足业主工程“达标投产”、创“优质工程”的标准要求。

本线路施工中存在的问题

1、资料管理工作还需进一步标准化、规范化、做到工程资料及时收集、及时整理和及时归档。

2、铁塔材料短缺严重，导致工程误工严重。

3、基础回填没有夯实，导致降雨后基础下陷严重。

4、部分铁塔防盗冒失去防盗作用。

35kV南山——马莲沟输电线路监理项目部

工程总监：冯海军

现场监理：唐

鑫

2011年1月

第四篇：北京城北500 kV变电站GIS系统的交流耐压试验2006概要

第27卷电力建设・・

北京城北500kV 变电站GIS 系统的交流耐压试验 刘铁成,程金梁,刘凯乐

(北京送变电公司,北京市,102401 [摘要]城北500kV 变电站GIS 系统的交流耐压试验,根据GIS 设备结构复杂、间隔数量众多、整体电容

量较大等特点,合理选择了耐压设备组合方式来满足试验容量的要求,并采用了母线连同GCB 单元整体加压的方法。既圆满完成了试验,又最大程度减少了试品的加压次数,从而降低了对试品的绝缘损坏。[关键词] 500kV 变电站GIS 交流耐压试验 中图分类号:TM63文献标识码:B 文章编号:1000-7229(200611-0008-03 收稿日期:2006-09-20 作者简介:刘铁成(1976-,男,从事高电压试验工作。1工程概况

北京城北变电站本期建设2台1200MVA 的 主变,500kV 进线2回,220kV 出线8回。变电站 500kV 系统为内桥接线方式,220kV 系统为双母

线双分段接线方式,桥断路器及分段断路器均断开运行。

城北变电站的220kV 系统、500kV 系统均使用了平高东芝公司生产的GIS 设备,按照交接试验要求,需对全站的GIS 系统进行交流耐压试验。城北变电站的GIS 系统规模较大,220kV 系统包括18个电气间隔,500kV 系统包括3个电气间隔,电磁式电压互感器(PT 内置于罐体内。本次交流耐压试验要附带电压互感器一起进行,这就要求在耐压过程中除考虑GIS 的耐压标准外,还需避免PT 发生谐振,导致铁芯饱和,从而损害被试品本体。所以,交流耐压试验的频率要控制在一定范围内,需要制定一个科学、完备、安全的交流耐压试验方案。

2GIS 系统交流耐压试验方案的确立 2.1GIS 系统交流耐压试验标准

按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标

准》(GB50150—91、《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》(DL/T 618—1997、《华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程》的要求,编制试验方案。GIS 常规试验项目包括主回路电阻测量、GIS 元件调试、SF 6气体微水含量和检漏试验等。交流耐压试验应在被试设备的常规试验全部结束,且试验合格后进行。

2.2GIS 系统交流耐压试验流程

GIS 现场交流耐压试验的第1阶段是老练净化,其目的是清除GIS 内部可能存在的导电微粒或

非导电微粒。老练净化可使导电微粒移动到低电场区或微粒陷阱中,并烧蚀电极表面的毛刺,使其对绝缘没有危害作用。老练净化电压值应低于耐压试验电压值,时间可取15min。第2阶段是耐压试验,即在老练净化过程结束后进行耐压试验,时间为1min。

AC Voltage-withstand Test of GIS System at North Beijing 500kV Substation LIU Tie-cheng,CHENG Jin-liang,LIU Kai-le

(Beijing Transmission and Distribution Company,Beijing City,102401 [Abstract ] The AC voltage-w ithstand test of GIS system at north Beijing 500kV substation is characterized by complex structures of GIS equipment, many number of compartment and big capacity of integral capacitance.So it is necessary to select rationally the combination of the voltage-withstanding devices to meet the requirements for the test.A compression method applied on the bus with the integral GCB unit was adopted,which has completed the test and reduced the compression numbers on the samples to the maximum extent.As a result,the insulation damage on the samples was reduced.[Keywords ] 500kV substation;GIS;AC voltage-withstand test 电力建设

Electric Power Construction 第27卷第11期2006年11月 Vol.27No.11 Nov,2006 8 第11期・・

B 1—— —

调压器;B 2———激励变压器;U R ———有功损耗的等效电阻;C

1、C 2——— 电容分压器高、低压臂电容;C X ———被试品;V ———

电压表;F ———熔丝;U L ———电抗器。交流耐压试验的流程:试验准备→空升试验→耐压前绝缘电阻测试→交流耐压试验→耐压后绝缘电阻测试→后期工作。

2.3GIS 系统交流耐压试验设备

采用CHX(U-f-4000kVA/800kV 型调频式串联谐振耐压试验装置,其输出电压最高可达到800kV ,输出电流5A。该设备的基本原理如图1所示,在RLC 串联回路中,当感抗与试品容抗相等时,电抗

中的磁场能量与试品电容中的电场能量相补偿,试品所需的无功功率全部由电抗器供给,电源只供给回路的有功损耗。此时,电路的cos φ=1,即电源电压与谐振回路电流同相位,电感上的电压与电容上的压降大小相等,相位相反,即ωL= ωC

。当回路中L、C 参数固定时,调节电源的频率等于回路谐振频 率时,即f=1 2πLC ",可产生谐振,此时: Uc=I 1ωC =I ωL

则品质因数:Q= Uc U 1=I ωL IR =ωL R 设备主要技术参数:电源输入380V ±10%三相,50Hz;额定试验容量4000kVA;谐振电压0~ 800kV;频率调节范围30~300Hz;频率调节分辨率

0.01Hz;波形畸变率不大于1%;电抗器Q 值≥70;电抗器电感量100H/节,共4节;分压器4节串联分压比为2000/1。

2.4GIS 系统交流耐压试验方案2.4.1 交流耐压试验加压过程

试验程序由现场试验人员编制,经制造厂和用户同意后,确定采用图2的加压方案。

2.4.2交流耐压试验方案的设计

交流耐压试验电压值U t 按《华北电网有限公司

电力设备交接和预防性试验规程》的要求,最终确定为:220kV 系统耐压值为356kV ,500kV 系统耐

压值为612kV。试验采用调频法,在50%的试验电压以下进行谐振点调节,GIS 组合电器频率应控制在30~300Hz。考虑到PT 耐压试验时对频率的要求比较特殊,根据城北变电站使用PT 的特点,将耐压频率确定在以下范围:220kV 系统为120~300Hz , 500kV 系统为60~300Hz。

在交流耐压试验过程中,试验电压应施加到每相导体和外壳之间,可以每次一相加压,一相加压时其他相的导体应与接地的外壳相连。试验电源可接到被试相导体任一部位。试验程序的设计原则上应使每个部件都至少施加1次试验电压,同时必须尽可能减少固体绝缘的重复试验次数。

2.4.3 220kV GIS 系统交流耐压试验方案的确定 现场实测220kV GIS 系统相关数据如下: 电容量:GCB 单元700pF/相,母线40pF/m ,母线PT 250pF/只,线路PT 200pF/只。

PT 分布:A 相———

母线PT 2只、线路PT 4只;B 相———母线PT 2只;C 相———母线PT 2只。城北变电站220kV GIS 系统共有14个GCB 单元,若按照常规试验方法,对GCB 单元逐个进行耐

压试验,不但耗时耗力,而且要对母线多次加压。交流耐压试验属于破坏性试验,对试品反复加压会对其绝缘造成损伤,所以耐压方案必须尽可能减少加压次数。

根据现有设备的容量,我们采取如下加压方式(以A 相为例,B、C 相参照A 相方法进行:(1以GIS 设备一端的1号主变进线为加压端,将4号母线上的所有主刀合闸、地刀分闸,5号母线上的所有主刀分闸、地刀合闸;靠近1号主变进线的

7个GCB 单元断路器合闸;B、C 相从其他出线侧接地。这样4号母线、1号主变进线及7个GCB 单元

能够耐受电压。

(2以GIS 设备另一端的2号主变进线为加压端,将5号母线上的所有主刀合闸、地刀分闸,4号母线上的所有主刀分闸、地刀合闸;靠近2号主变进线的7个GCB 单元断路器合闸;B、C 相从其他出线侧接地。这样5号母线、2号主变进线及7个GCB 单元能够耐受电压。

图1串联谐振交流耐压原理图 图2交流耐压试验加压过程

北京城北500kV 变电站GIS 系统的交流耐压试验 9 第27卷 电力建设・・

线用量(使变电站的总长度和管母线长度都缩小了 12m ,经济性较高。间隔宽度变为12m 后,我们进

行了电气距离的校验。

出线相间距满足手册中间隔宽度为12m 时的最小相间距(3750mm 和相对地距离(2250mm ,悬垂串相间距为3m ,满足设备最小相间距,可见增加出线悬垂串后,边相的对地距离满足要求,同时也减小了导线的风摆。

2.3.3主变的布置

主变压器2组1200MVA 主变压器布置。采用

单相变压器,每相容量400MVA ,变压器单列排列,变压器间设置防火墙,主变出口处采用管母线,减小了纵向尺寸。(我们考虑过本站采用单台三相变压器的型式,因为采用三相变压器的一大特点是节约占地。但是就本站而言,其横向距离主要由220kV GIS 设备控制,所以三相变压器减少占地,节约投资的特点在本站不明显。

2.3.4电气总平面布置的确定

电气总平面的布置是在各级电压配电装置布置

优化的基础上进行组合。结合总图专业的要求,使之在电气布置上合理,进出线顺畅、功能分区明确,所区总平面规整,工程总投资经济。本变电站的电气总平面布置如图2所示。

3小结

该变电站地处北京市近郊,土地资源珍贵,而 GIS 设备在供电可靠性和节约土地方面优势明显, 故500,200kV 均采用GIS 设备,节省占地2.44hm 2。220kV 配电装置每个间隔按照12m 设置,比原来敞开式布置缩小1m ,既能在电气距离上满足要求,又节省了占地和GIS 设备的封闭管母线用量,经济性较

高。该变电站主变低压侧选择66kV 电压等级,既保证今后扩建方便及配电装置的可靠性,又节省了投资。

(责任编辑:马 明 表1 220kV GIS 系统交流耐压试验结果

注:使用激励变输出电压10kV 抽头,电抗器两串两并,加装均压环,试验电压356kV。

表2500kV GIS 系统交流耐压试验结果

选择上述加压方法可以分相6次完成整个系统的耐压工作,而且实现了所有试验部分仅承受1次加压,最大程度地减少了对其绝缘的损伤。

2.4.4500kV GIS 系统交流耐压方案的确定

现场实测500kV GIS 系统相关数据如下:电容量:GCB 单元330pF/相,母线50pF/m ,母

线PT 700pF/只,线路PT 700pF/只。PT 分布:A 相———

母线PT 2只、线路PT 2只;B 相———母线PT 2只;C 相———母线PT 2只。GCB 单元共3个。

根据现有设备的容量,我们采取如下加压方式:

从任一套管处加压,每次耐压一相。所有GCB 单元和主隔离刀处于合闸状态,所有地刀处于分闸状态,分3次进行。按这样的方案能够顺利完成交流耐压试验。

3GIS 系统交流耐压试验的实施和结果

方案制定完成后进入最后实施阶段。在试验前,我们考虑到现场试验电晕损耗较大的问题,有针对性地对耐压设备进行了改进,包括:修缮了部分变形的均压环,选用了直径300mm 的高压引线来代替原有引线,完善操作台保护系统等,为试验顺利进行

做了充分的准备工作。试验于2006年5月26、27日进行,试验结果见表1、2。

这次交流耐压试验均一次通过,升压过程中没有发生放电和闪络现象,且试验数据在被试品允许范围内,所以GIS 系统交流耐压顺利通过。

(责任编辑:李汉才

相别频率/Hz 调压器输出电压/V 调压器输出电流/A 输入电流/A A 122.5928011020 B 137.0326010515C 137.25 265 109 17 相别频率/Hz 调压器输出电压/V 调压器输出电流/A 输入电流/A A 84.0828013835

B 93.1226512028C 91.56 270 126 30 注:使用激励变输出电压20kV 抽头,电抗器四串,加装均压环,试验电压612kV。！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！！(上接第7页 10

第五篇：变电站直流系统设计方案的合理选择

变电站直流系统设计方案的合理选择

2009-05-06 14:44:08 来源: 网上搜集 作者:佚名

摘 要：对变电站直流系统设计中的几个主要问题进行了讨论，阐述了影响直流系统额定电压和蓄电池容量选择的主要因素，分析了直流系统额定电压、蓄电池容量的选取方法以及主接线、直流馈线网络的设计方法，介绍了新型的充电装置、绝缘监测和电压监视装置的性能。关键词：变电站；直流系统；设计；智能型高频开关充电装置；绝缘监测和电压监视装置

直流系统为变电站的继电保护、控制系统、信号系统、自动装置、UPS和事故照明等提供电源。近年来直流系统的技术和设备发展迅速，阀控铅酸蓄电池、智能型高频开关充电装置、微机型绝缘监测装置等，具有安全可靠、技术先进和性能优越等特点，促进了直流系统的发展。

本文就变电站设计中对直流系统设计有直接影响的因素和变电站直流系统设计方案的选择进行探讨。 1直流系统接线

根据《火力发电厂和变电所直流系统设计技术规定》，发电厂和变电站的直流系统应采用单母线或单母线分段接线。单母线接线简单、清晰，但可靠性与灵活性差，一般用在110kV以下的变电站；单母线分段接线可靠性较高，任一段母线出现故障或需要检修都不影响供电，建议110 kV，220 kV和500 kV变电站采用单母线分段接线。 2直流系统额定电压

在确定变电站直流系统额定电压时，应根据变电站的具体情况，找出影响直流系统额定电压选择的主要因素。以往设计的220 kV及以下电压等级的变电站，大多数为带电磁操作机构的断路器，需要直流动力合闸电源，在这种情况下，满足直流动力回路电压的要求，降低直流动力电缆的投资，成为影响直流系统额定电压选择的主要因素，因此，以往设计的变电站中多数采用了220 V的直流系统。20世纪80年代以来，在220～500 kV变电站中，110 kV及以上电压等级的断路器多采用气动或液压操作机构，10 kV断路器采用弹簧操作机构，这样就不需要直流系统提供动力合闸电源了，因此，满足直流动力回路电压的要求和降低直流动力电缆投资，就不再是确定直流系统额定电压的主要因素。由于500 kV变电站被控对象远，控制回路电缆长，所以满足控制回路电压的要求，降低控制电缆的投资就成为确定500 kV变电站直流系统额定电压的主要因素。一般来说，当直流电压为220 V时，若控制电缆长度在500 m以内，电缆截面面积不大于4 mm2，就不会给电缆的接线带来困难。当直流电压为110 V时，若电缆长度超过250 m，就要选用截面面积为6 mm2或10 mm2的电缆，一般端子排只能连接截面面积不超过6 mm2的电缆芯，要连接截面面积大的电缆芯必须采取特殊的连接方式，这给施工和维护都带来困难；另外，500 kV变电站的控制对象多，距离远，电缆用量大，直流电压采用110 V，加大了控制电缆的截面面积，必然大幅度增加有色金属的消耗，增加了在控制电缆方面的投资。基于上述技术和经济上的考虑，在220～500 kV变电站采用集中控制的情况下，直流系统的额定电压宜选220 V。

若220 kV变电站的规模较小，控制电缆的单根长度较短和控制电缆总量较少，或为全户内的220 kV变电站的情况下，直流系统的额定电压采用110 V是合理的。

若500 kV变电站采用在配电装置上设分控室，二次设备分散布置，在主控室和分控室中都设有独立的直流系统，则控制电缆的长度可大大缩短，满足控制回路电缆电压的要求不存在任何问题。此时，由于变电站的蓄电池组数多，所以降低每组蓄电池及其辅助设施的造价就显得尤为突出。在这种情况下变电站的直流系统的额定电压宜选110 V。3直流馈线网络

为简化设备，220 kV变电站直流系统一般采用环形供电网络，即直流动力负荷和控制负荷都采用环形供电网络。在变电站内设动力和控制小母线，在各直流负荷之间形成环形供电网络，每个环的电源回路接到两段母线上。若220 kV变电站为全户内式，220 kV及110 kV配电装置均采用气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)，二次设备置于GIS室内，则直流馈线应分别引至各配电装置处各自形成环网。由于GIS二次回路所需直流电源较多，故在设计时应考虑足够的直流馈线数量。

500 kV变电站对直流供电网的可靠性要求更高，结合对控制电源双重化的要求，一般采用辐射状供电。为了简化供电网络，减少馈线电缆数量，可在靠近配电装置处设直流分屏，每一分屏由2组蓄电池各用1条馈线供电。 4蓄电池容量

在以往的变电站中，10 kV断路器多采用电磁操作机构，其额定合闸电流较大，为90～245 A，所以事故放电末期承受冲击负荷时，确保直流母线电压在允许值范围内，是选择蓄电池容量的决定性因素。近年来，越来越多的10 kV断路器采用弹簧操作机构，其合闸电流很小，则蓄电池的容量由全站的经常负荷和事故负荷决定，这样可大大减少蓄电池容量。

以1个具有2台150～180 MVA主变压器、8回220 kV线路、10回110 kV线路、10回10 kV线路和2组电容器的220 kV变电站为例，当变电站10 kV断路器采用弹簧操作机构时，其额定合闸电流为3.2 A，分闸电流为0.5 A，允许的最低工作电压为87.5%额定电压，选择220 V额定电压、104只蓄电池和400 Ah容量的直流系统即可满足要求。 5充电装置

充电装置是保证蓄电池可靠运行的主要设备，特别是阀控式蓄电池对充电装置性能的要求更高。以往的变电站的充电装置多采用晶闸管整流装置，近年来越来越多的变电站采用智能型高频开关充电装置，且运行情况良好。智能型高频开关充电装置具有技术先进、性能优越和体积小等优点。表1列出了2种类型的充电装置的技术指标。 6绝缘监测和电压监视装置

常用的直流绝缘监测和电压监视装置是根据电桥原理由继电器组成的，近年来有些厂家生产了微机型的直流绝缘监测和电压监视装置，如南京自动化研究院的ZYJ型绝缘监测和电压监视装置，武汉琴台电力技术研究院的WZJ型绝缘监测和电压监视装置，温州星炬电控有限公司的ZJD-4型绝缘监测和电压监视装置等。这些产品的灵敏度高，正、负母线绝缘同时降低时也能进行监测，并带有分支回路在线监测装置，能指出绝缘下降或出现接地故障的回路，大大缩短了查找直流系统接地故障的时间。

采用单母线分段接线方式有2组蓄电池时，母线是分开运行的，以往多设1套直流绝缘监测和电压监视装置，经切换开关切换至2段母线，接线复杂，其中有一段母线不能监测，所以每组母线设1套直流绝缘监测和电压监视装置为好；只有1组蓄电池但采用单母线分段接线方式时，单分段开关通常是接通的，此时可设1套可切换的直流绝缘监测和电压监视装置。 7结束语

直流系统是变电站的一个重要组成部分，对变电站的正常运行起着重要的作用，它的设计方案的合理性及其运行的可靠性直接影响着变电站的可靠性。所以在变电站直流系统的设计中，我们要根据变电站的实际情况对直流系统进行计算、分析，选择最合理的方案。 参考文献

［1］能源部西北电力设计院.电力工程电气设计手册(2)：电气二次部分［M］.北京：中国电力出版社，1991.

［2］ 宋继成.220～500 kV变电所二次接线设计［M］.北京：中国电力出版社，1996.