环网柜、箱变及电缆分支箱在10KV环网供电中的应用[5篇模版]

第一篇：环网柜、箱变及电缆分支箱在10KV环网供电中的应用

环网柜、箱变及电缆分支箱在10KV环网供电中的应用

10kV终端配电宜用环网柜、箱式变电站及电缆分支箱

内容摘要：文章着重介绍目前常采用的环网柜及环网接线方式和它们的优点及注意事项。对箱式变电站及电缆分支箱的应用也作了介绍。

关键词：环网接线环网柜与环网开关站；箱式变电站及电缆分支箱

Applicable Ring Network Cabinet, Cubicle-type Substation and

Cable Branch Box of 10kV Final Power Distribution

This paper focuses on the advantages and relating matters of ring network cabinet and connection mode that are commonly used.It also introduces the application of Cubicle-type Substation and cable branch box.大型厂矿多自设降压站，有高压配电室及中压配电室。配电变压器安装容量超过10000kVA的较大用户，大都由城市共用变电站以专用线路放射式供电，本身建有中压配电室，开关柜内装主要元件多为真空断路器。但对中小用户来说，10kV供电采用环网柜，是最常用的终端配电方式，而中小容量用户又占绝大多数，此种环网供电足以满足二级负荷的要求。对三级用电负荷采用电缆分接箱有其突出的优点，应大力提倡及推广使用。对分散用户，且用电容量不大时，或要10kV供电伸入负荷中心时，采用箱式变电站（或称组装式变电站，预装式变电站）供电更具合理性。一．环网接线与环网开关柜 1．环网主接线

环网接线分单环接线，双环接线，至于三环、四环接线基本不用。使用最多的单环接线，它是由变电站或开关站同一母线段或不同母线段引出二回路电缆线路形成环路，环内负荷由这两回线路同时供电，一但其中一回路出现故障，另一回路可负担环内所有负荷的供电。每回电缆线路首段皆有断路器，每条回路可设纵差保护的导引电缆。为此被保护的线路两端开关柜内应配有相应的电流互感器。如果两回供电线路取自不同的变电站或开关站，有的资料称此种接线为拉手式环网，笔者对此不予认同，不应叫环网接线了，而应称双电源中间有联络开关树干式供电了。单环网供电主接线典型接线看图1

图1.单环典型主接线

此种接线供电可靠较高，完全能满足二级负荷的要求。例如：当A点发生故障，只要把A点两侧的4#、5#负荷开关断开，可继续完成供电。只要准确地确定故障点，恢复供电就非常容易了，对于环网典型主接线，有的认为两路出线只有接入同一变电站同一条母线，或接入同一变电站两断母线上，两段母线的联络开关始终处于闭合位置，否则不应称环网母线。笔者认为，不必在名称上过于追究了。2．环网开关柜

所谓环网开关柜，真实的含义是用于环网接线的开关柜，它可以是断路器柜，也可以是负荷开关柜，或负荷开关加熔断器柜。环网柜不是个合理称呼，不过目前所说的环网柜指体积小的负荷开关柜，有点约定成俗的味道，如果对变压器馈电，即用负荷开关加熔断器柜。所用负荷开关有SF6负荷开关，也有真空负荷开关，至于产气式或压气式负荷开关柜，由于体积较大，在环网接线中应用较少。SF6气体是温室效应明显的气体，一旦泄露，污染环境，用它作绝缘及灭弧介质的封闭的负荷开关柜，尽管体积小但维护不便，发展前景不够乐观，可能逐步退出市场。真空负荷开关由于真空灭弧室制造非常成熟，截流非常小，不会造成操作过电压的危害，其封闭性也早已过关，不必耽心渗气现象发生，美中不足之处是体积比SF6负荷开关柜大，不过目前已有厂家解决真空负荷开关柜体积过大的问题，那就是采用固体绝缘方式，真空灭弧室浇铸于环氧树脂中，这样相间及相对地电气间隙大大缩小，从而使真空负荷开关柜的体积大为减小，其体积与SF6负荷开关柜不相上下，甚至更小。此种柜可做到少维护或免维护，操作、使用、安装也非常方便，具有广阔的发展远景。总之，环网柜名称不够确切，不够科学，有的厂家称紧凑型开关柜，也有的厂家称金属封闭箱式开关柜，或紧凑型箱式开关柜。3：注意点

（1）接入环网系统内的开关站，不得用母线分段开关断开，如图2所示

图2 环网系统内开关站错误接线

在环网柜中，图2接线是错误的，用户不得用分段开关把环网断开。图2是双电源加母线联络接线。正宗的环网系统的开关站接线应为图3接法

图3 环网系统内的开关站正确接法

（2）环网进出线柜电源侧是否装接地开关、避雷器、带电显示器及电流互感器。

有些设计人员或用户对上述元件是否装设有很大盲目性及随意性，根据笔者实践经验，建议如下： 电源侧不宜装接地开关，误操作会造成事故，影响供电安全，况且负荷开关是三工位，有接地一档，多加接地开关带来联锁麻烦，增加柜子复杂性。如果环网线路全为电缆地下敷设。且又为金属铠装电缆，实无必要加装避雷器。如果负荷开关为真空开关，由于截流，造成操作过电压，但开段的是负荷电流，截流很小，操作过电压不大，可不装过电压保护装置。

带电显示器是要装设的，用来观察进线是否带电，尤其回路中无电压互感器及电压表时，更应装设。实际上装带电显示器投资很少，它的传感器本身就是支持绝缘子。

至于电流互感器是否装设问题，如果开关站设计带有微机终端测控装置一定要装电流互感器提供电流符号。环网主干线纵差保护，也离不开电流互感器。（3）环网柜是否加装隔离开关，隔离开关安装位置如何？

环网负荷开关柜常见的有装隔离开关，不装隔离开关及装双隔离开关，接线如图4所示

图4 环网柜中隔离开关的装设

图4a中，不加隔离开关，多为SF6开关，本身具有隔离功能。图b中，负荷开关为真空式，不能作隔离用，要另加隔离开关。图c为双隔离，是为检修负荷开关提供方便。图d为单电源进线，检修断路器时保证人员安全。

4：负荷开关开断转移电流能力

所谓转移电流，指本来应由熔断器完成的切断任务转移给负荷开关了，当任一熔断器熔断后，熔断器中由火药或弹簧起动的撞击器使负荷开关操作机构脱扣，负荷开关三相联动切除故障电流。这样避免了因一相熔断器熔断造成二相供电的事情发生，一次图表示方法见图5

图5 具有开断转移电流负荷开关柜主接线

二．环网开关柜及环网开关站的优越性 1．采用环网柜优点 环网柜优越性如下：

（1）投资节约，一台负荷开关加熔断器柜，平均造价一万多元，如果采用KYN-系列手车式真空断路器柜，造价几万元。如果开断能力要求50kA，真空手车式开关柜每台达十余万元，如果改用负荷开关加限流熔断器代之，同样开断预期短路电流50kA，也不过投资万余元则可。

（2）采用负荷开关配限流熔断器向变压器馈电，对变压器的保护有的地方甚至优于断路器，主要因熔断器切除短路迅速且有限流作用，这使在同一回路内的其它元件受益匪浅，即不再考虑动、热稳定的要求了。

（3）可对变压器进行全面保护

向变压器馈电的负荷开关熔断器柜，应采用全范围保护用限流熔断器，全范围保护熔断器是一种新型限流熔断器，它可以可靠开断引起熔体融化的电流至额定开断电流之间的任何故障电流，这样保护过流范围非常宽广。当然，为更好地保护变压器的过载，可加装电流互感器，通过保护装置动作负荷开关脱扣机构。负荷开关开断过负荷电流，稍大的故障电流由熔断器负责开断，这两种开断电流交汇点称交接电流，由于过载脱扣与熔断都有误差范围，造成交接电流也有一定范围。小于交接电流由过载脱扣动作负荷开关完成开断，大于交接电流时由熔断器负责切除，从而恢复变压器得到全面的过流保护。不过用熔断器保护变压器过载难度很大，因为全范围保护不是指对变压器过载全范围保护，而是指熔断器保护范围比较大而已，例如熔体电流为125A，开断50kA，不是指电流从125A至50kA范围内皆可保护，而是超过熔体额定电流一定倍数后才开始熔断，这样保护变压器的过载有一定难度。为此变压器过载要在低压侧进行，变压器低压出口总开关保护变压器过载，只要低压侧不过载，高压侧也不会过载。变压器若在高压侧进行过载保护，采用如上所说，由电流互感器、电流继电器、中间继电器，动作于高压侧负荷开关脱扣器，不能被全范围保护熔断器误导，使变压器得不到过载保护。（4）体积小，占地面积小

对于高层建筑来说，可以说寸土尺金，这样由环网柜组成的开关站，占地少，这无形带来更大的投资效益。

更难能可贵的是，把体积小的环网柜集中于一箱体内，组成环网开关站，可置于建筑物旁或干脆置于马路边，不占用户的建筑面积，给用户带来更大的效益，而且供电部门管理方便，发生事故不必进入用户建筑内，方便维护。

环网开关站可作为城市共用开关站，这给供电部门管理带来更大方便，也扩展了供电范围。（5）安装方便，便于扩展

一般环网开关柜安装非常方便，有的不必开挖基础沟，只要用膨胀帕栓固定高20#槽钢，环网柜固定于槽钢上即可。对于室外的环网开关站，为防积水侵入，采用架高400mm的基础墩，再在上面架设设备基础槽钢即可。

当用电设备增加，需要添加环网柜时，也非常方便，只要把增加柜子与原柜并列，水平母线连接即可。（6）恢复供电时间短

由环网接线供电的个开关站（或用户变电站）设置智能测控模块，电源侧变电站主控室设环网监控子站。利用光缆或五类双绞线组网，实现网管智能化。值班人员可足不出户观察环网运行情况，完成故障判断，故障隔离，网络重构，及负荷调配。可很快把环网故障段隔离，系统快速恢复供电。当然，为达此目的，网内每个开关站除装智能测控模块外，主回路要装电流互感器来检测电流，负荷开关采用电动操作机构，操作电源可由电源侧电压互感器取得。

有人认为放射式供电可靠，这是一种惯性思维，放射供电电缆一但故障，排除要很长时间，倒不如环网供电采用故障隔离的办法恢复供电快。有鉴于此，环网供电满足二级负荷是没问题的。三．应大力推广箱式变电站及电缆分支箱的采用

对于用户分散，用电负荷容量小的供电，以前多采用树干式架空线路加杆上变电所的供电方式。此种供电方式供电可靠性低，架空线受自然灾害影响大，容易遭雷击及单相接地事故。由于架空线路受出线走廊的限制，很难伸入负荷中心。另外，架空线路及杆上变电所，对城市的美观也大受影响。

如果改用环网接线加箱式变电站，既美观又可靠，且可直接伸入负荷中心，减少供电损耗。城市路灯供电及居民小区的供电，简直到了非他莫属的地步。箱式变结构分三部分，即高压部分、变压器部分及低压配电部分。高压部分多采用环网接线，为此要有三台环网柜组成，即两台负荷开关柜作进出线之用，一台负荷开关加熔断器柜做变压器的馈电之用，接线图如图6所示

图6 箱变高压侧主接线

用于箱式变电站高压侧为环网电缆供电，不但对城市美观不受影响，而且供电不受自然灾害的影响。在空间狭小的箱式变压器高压室内，装三台中压柜，非小型环网柜莫属了。

在供电要求不是很高的地方，应推广电缆分支箱的应用，它的功能可由一路电缆分成几路分支的放射式向各用户供电，这比环网开关站更节省，占地更少，可装于城市马路边上。目前应用非常普遍。

电缆分支箱的电缆接头采用专用插接式，可靠性非常高，节省空间且安装方便，这样把电缆的最大故障点——电缆头的故障基本消除，从而提高了供电的可靠性。另外，每台支线末端所接变压器因为也有保护，这样不存在分支电缆的过载问题。电缆分支箱根据用户要求可装总开关，以便分支箱的维护，并做分支线的总保护。电缆分支箱典型接线见图7所示。

图7 分支电缆箱典型接线

作者简介：

汤继东，曾任国电南自通华集团及现代重工（中国）电气有限公司总工程师，现任中国电工技术学会工业与建筑应用电气专业委员会秘书长。多年从事供配电设计，设计工程项目有电厂、高层建筑（深圳地王大厦及报业大厦）、民用及工业建筑的电气设计，也参与甲方项目管理及工程监理，在中外合资电气公司从事产品设计，事故处理及技术培训。

参与 《低压配电设计规范》GB50054-95的起草 著作有 1：《室内水电装修问答》(广东科技出版社)2：《深圳地王大厦》（电气部分，中国建筑出版社）

3：《高层建筑电气工程》（中国电力出版社）

4：《低压配电常见问题分析》（中国电力出版社）

5：《电气设计及电气设备选型手册》（湖南科技出版社）的主审

6：《电气设计及电气成套技术》（中国电力出版社）待版

第二篇：10kV配电设备现场运行规程(开闭所、配电所、环网柜、箱式变、分支箱)

10kV配电设备现场运行规程（开闭所、配电所、环网柜、箱式变、分支箱）

3.1 总则

3.1.1 本标准适用于南京供电公司管辖的开闭所、配电所、环网柜、分支箱、箱式变及相关电气设备。

3.1.2 开闭所、配电所、环网柜、分支箱、箱式变是城市配电网络的重要组成部分，应该充分发挥其作用。

3.1.3 开闭所、配电所、环网柜、分支箱、箱式变等的建设应于城市建设密切配合，并且力争得到城建部门的支持，选择适当的地点安放。

3.1.4 开闭所、配电所、环网柜、分支箱、箱式变应选择质量优良的电气设备，确保供电安全性和可靠性。

3.1.5 开闭所、配电所、环网柜、分支箱、箱式变的管理分工由各单位自行安排，管理人员应熟悉本规程，在工作中始终坚持“安全第一，预防为主”的方针，及时发现和消除缺陷和隐患，做好运行维护工作。

3.2 运行和维护

3.2.1 所有的电气设备安装均应符合电气设备安装规程要求，并有安装记录、设备交接试验记录、竣工图纸资料以及设备合格证。

3.2.2 开闭所、配电所内应有电气一次接线模拟图示；环网柜、箱式变、电缆分支箱内应有电气一次接线图，电脑CAD制作，压膜张贴。3.2.3 开闭所、配电所不应建在建筑物的底层。3.2.4 所有进出线管孔应封堵严密，电缆沟无积水。

3.2.5 开闭所、配电所应有名称，环网柜、箱式变、电缆分支箱的柜门上应有双重名称、电压等级，所有设备均有警告标志牌。

3.2.6 所有进出线应有名称，开关应有编号，电缆上应挂牌，标明电缆型号、规格长度、起止点等。

3.2.7 所有设备应定期（每两个月一次），定人（设备主人）进行巡视。3.2.8 开闭所、配电所巡视内容如下： 3.2.8.1 10kV高压部分：

1、电缆有无渗漏油（油浸电缆），引线有无断股，发热，变色或闪络痕迹；

2、开关及刀闸是否合闸到位，有无变色变形等现象；高压显示灯是否完好；

3、母线排有无变色变形现象，支柱绝缘子有无碎裂；

4、变压器油面是否正常，有无渗油现象，夕胶有无变色，有无异常响声，套管有无裂纹和放电痕迹，桩头有无变色。3.2.8.2 0.4kV低压部分：

1、总负荷电流多少，各种仪表指示灯是否正常；

2、低压刀闸，开关有无闪络现象，操作机构罗栓有无松动，脱落；

3、电压质量如何，三相电流是否平衡；

4、各种熔丝是否完好。

3.2.9 环网柜、箱式变、分支箱巡视内容如下：

1、铭牌是否脱落，柜门是否正常；

2、有无异常响声，各种仪表指示是否正常；

3、封堵是否严密，有无小动物进入痕迹；

4、电缆终端热、冷缩加长管口部位有无开裂。

5、电缆故障指示仪是否有故障翻牌后不复位现象；

6、环网柜开关有SF6气体表时，应观察表的指示压力在0.04MP范围内，并做好记录；

7、箱式变内低压部分母排有无变色变形，低压电缆搭头出有无发热、闪络痕迹、油位是否正常，有无渗漏现象。

8、设备周围有无危及设备安全的隐患。

9、环网柜、箱式变的柜门均应上锁，环网柜电源侧的接地刀闸必须上锁。

10、除正常巡视外，根据设备，负荷，气候情况及节假日或重要保电任务时，应安排特巡，夜巡和测温，并有相应记录。

11、所有设备应配备相应的备品备件，定期清扫，保持门窗齐全，照明完好，环境清洁。

12、所有设备应接地装置连接牢固可靠，无锈蚀损坏现象；每条电缆的接地线应做接地处理，不得将几根接地线捆扎后做一点接地，其接地电阻如表。设 备 接地装置的接地电阻（Ω）

配电变压器（容量在100kVA以下）10 配电变压器（容量在100kVA及以上）4 0.4 kV线路的重复接地 10 柱上开关、刀闸等 10 电力电缆 10

13、开闭所、配电所内应配备消防、安全工器具及防鼠设施，在潮湿的环境应配备抽湿机。

14、所有电气设备应按电气设备预防性试验规程及有关规定进行预试及大、小修。

15、环网柜、开闭所开关操作、电缆分支箱带电插拔应得到调度许可，按“安规(线路部分)”要求填写操作票。

16、电缆分支箱内电缆带电插拔应先切断负荷后，方可进行。

17、环网柜、箱式变、电缆分支箱内有电流互感器的，如未接线，不能开路。

18、箱式变内高低压电缆应避免同沟敷设，并敷设高出电缆10公分黄沙。

19、箱式变、电缆分支箱内电缆均应安装带电显示器和故障指示仪；电缆分支箱内电缆母排予留时应加装保护帽。3.3 验收标准

3.3.1 所有电气设备应由运行部门、设计部门和施工安装单位共同参与验收。3.3.2 所有电气设备验收前施工单位应将以下资料报给运行部门：

1、工程开、竣工报告

2、新设备投入运行申请单

3、土建工程设计图、竣工图以及相关资料。

4、电气设备设计图、竣工图及安装记录、试验记录、接地电阻、各项参数等、高低压进出线电缆的资料详见电缆现场运行规程(试行)

5、运行部门在验收中发现工程实际情况与设计不符时，施工单位要有设计部门的设计变更通知书。

3.3.3 运行部门应加强隐蔽工程的验收，施工过程中应经常进行监督。3.3.4 所有电气设备的安装均应安全、美观。

3.3.5 运行部门在验收中发现的缺陷和问题，要求施工单位应限期进行整改，整改完毕后应通知运行部门进行二次验收。3.4 典型操作票

由于公司要求开闭所、临街变按变电模式管理，故配电部班组可借鉴运行部操作票

模式填写。

3.4.1 台架式两侧闸刀的开关分闸操作

操作任务: xxx开闭所141开关由运行转冷备用 操作顺序 检查xxx开闭所141开关确在运行状态（现运行部已不检查状态）2 拉开xxx开闭所141开关 3 检查141开关确已拉开 4 拉开xxx开闭所1413闸刀 5 检查1413闸刀确已拉开 6 拉开xxx开闭所1411闸刀 7 检查1411闸刀确已拉开

图1 3.4.2 台架式两侧闸刀的开关合闸操作

操作任务: 将xxx开闭所141开关由冷备用转运行 操作顺序 检查xxx开闭所141开关间隔内确无接地线,接地闸刀确已拉开 2 检查xxx开闭所141开关确在冷备用状态 3 合上xxx开闭所1411闸刀检查1411闸刀确已合上 5 合上xxx开闭所1413闸刀检查1413闸刀确已合上 7 合上xxx开闭所141开关 8 检查141开关确已合上 如图1 3.4.3 环网柜开关合闸操作（柱上开关操作与之相同）

操作任务: 合上九成安环网柜101开关 操作顺序 检查九成安环网柜101开关确在拉开位置 2 合上九成安环网柜101开关 3 检查101开关确已合上

3.4.4 环网柜开关分闸操作（柱上开关操作与之相同）操作任务: 拉开九华山线#2环网柜102开关 操作顺序 检查九华山线#2环网柜102开关确在合上位置 2 拉开九华山线#2环网柜102开关 3 检查102开关确已拉开 如图2 3.4.5 开闭所隔离负荷开关合闸操作 操作任务: 合上#6开闭所161开关 操作顺序 检查#6开闭所161开关确在拉开位置,间隔内无接地线,接地闸刀保持拉开 2 合上#6开闭所161开关 3 检查161开关确已合上

3.4.6 开闭所隔离负荷开关分闸操作 操作任务: 拉开#6开闭所161开关 操作顺序 检查#6开闭所161开关确在合上位置 2 拉开#6开闭所161开关 3 检查161开关确已拉开 如图3 3.4.7 开闭所进线闸刀分闸操作（无母联开关）操作任务: 拉开#6开闭所火炬#1线1611闸刀 操作顺序 检查#6开闭所10kV I段母线所有出线开关确在拉开位置 2 拉开#6开闭所火炬#1线1611闸刀 3 检查1611闸刀确已拉开 如图3 3.4.8 开闭所进线闸刀合闸操作（无母联开关）操作任务: 合上#6开闭所火炬#1线1611闸刀 操作顺序 检查#6开闭所10kV I段母线所有出线开关确在拉开位置,I段母线确无接地线 2 合上#6开闭所火炬#1线1611闸刀 3 检查1611闸刀确已合上 如图3 3.4.9 临街变内变压器停电检修(#

1、#2变压器低压侧有母联开关)操作任务: 科巷临街变#1变压器由运行转检修 操作顺序 检查#2变压器确在运行状态且有负荷裕度 2 检查400V母联开关确在拉开位置 3 拉开#1变压器变二侧401开关 4 检查401开关确已拉开 5 合上400V母联410开关 检查410开关确已合上(410开关有电流,#2变压器负荷有变化)7 拉开#1变压器变一侧1013负荷开关(闸刀)8 检查#1变压器确已失电 在#1变压器变一侧桩头验明三相确无电压后，挂接地线一组（#1）10 在#1变压器变二侧桩头验明三相确无电压后，挂接地线一组（#2）

3.4.10 临街变内变压器检修后恢复送电(#

1、#2变压器低压侧有母联开关)

操作任务: 科巷临街变#1变压器由检修转运行 操作顺序 拆除#1变压器变一侧桩头接地线一组（#1）2 拆除#1变压器变二侧桩头接地线一组（#2）3 合上#1变压器变一侧1013负荷开关(闸刀)4 检查#1变压器确已有电 5 拉开400V母联410开关 6 检查410开关确已拉开 合上#1变压器变二侧401开关 检查401开关确已合上，400V三相电压、电流指示正常 如图4 3.4.11 临街变内变压器投运操作(#

1、#2变压器低压侧有母联开关)操作任务: 美林苑西区临街变#2变压器投运(一)(#1变压器已运行)操作顺序 检查#2变压器投运手续齐全 检查#1变压器确在运行状态,400V I段母线确有电压 检查#2变压器两侧开关、闸刀均在拉开位置,无接地线；高压熔丝具确已 投入 检查400V II段母线及出线接线完整,无接地线 5 检查400V母联410开关在拉开位置 6 合上#2变压器变一侧1023负荷开关 7 检查1023负荷开关确已合上 8 合上#2变压器变二侧402开关 9 检查402开关确已合上

得400V母联410开关核相正确后

操作任务: 美林苑西区临街变#2变压器投运(二)操作顺序 合上400V II段母线出线开关 2 检查出线开关确已合上

3.4.12 箱式变投运操作 扬州版（不带环网）操作任务: 新庄花苑箱式变送电 操作顺序 检查新庄花苑箱变送电范围内确无遗留接地 检查新庄花苑箱变内高、低压设备确在冷备用状态 3 检查新庄花苑箱变进线熔丝具确已投入 4 合上箱变101开关 5 检查箱变101开关确在合闸位置 6 检查箱变充电正常 7 拉开箱变101开关 检查箱变101开关确在分闸位置 9 合上箱变101开关 检查箱变101开关确在合闸位置 11 检查箱变充电正常 12 合上箱变4013闸刀 检查箱变4013闸刀合闸良好 14 合上箱变401开关 检查箱变401开关确在合闸位置 16 合上电容器4001闸刀 检查电容器4001闸刀合闸良好 18 拉开电容器4001闸刀 检查电容器4001闸刀分闸良好 20 合上400V母线4111闸刀 检查400V母线4111闸刀合闸良好 合上各分路出线空气开关，验明各分支箱确有电压 备注：附新庄花苑箱变启动方案及一次主接线图

附：新庄花苑箱变启动方案(充电过程)

1、由10kV西区线新庄花苑箱式变进线熔丝具对新庄花苑进线电缆充电（配电线路班操作）

2、合上箱变101开关对主变充电

3、拉开箱变101开关

4、合上箱变101开关，再次对主变充电。

5、合上箱变4013闸刀、401开关对低压母线充电

6、合上低压出线4111、4121闸刀供至各分路空气开关

7、合上电容器4001闸刀，对电容器充电

8、拉开电容器4001闸刀

9、合上出线空气开关，验明计量柜确有电压

3.4.13开闭所出线负荷开关－电缆－四位置开关（V型）环网（＃1）箱式变―电缆－终端（＃2）箱式变投运操作

操作任务:＃6开闭所265负荷开关及 609所＃

1、＃2箱式变压器投运 操作顺序 检查＃6开闭所265开关保持拉开，高压熔丝已放置，间隔内无接地线，电 缆已接入 检查＃2箱式变电缆已接入，高压熔丝已放置到位，高压侧101开关及低压 侧401开关均在拉开位置，安全措施已拆除 检查＃1箱式变进、出电缆均已接入，高压熔丝已放置到位，高压侧四位置 101开关在“断开”位置，低压侧401开关保持拉开，安全措施已拆除 4 合上＃6开闭所265开关 5 检查265开关确已合上 将＃1箱式变101开关置“通A网”位置 7 检查＃1箱式变确已带电 将＃1箱式变101开关置“接入环网”位置 9 检查＃1箱式变确已带电 合上＃1箱式变401开关 检查401开关确已合上，400V母线三相电压指示正常 12 将#2箱式变101开关置“接通”位置 13 检查＃2箱式变确已带电 14 合上＃2箱式变401开关 检查401开关确已合上，400V母线三相电压指示正常 16 合上＃2箱式变400V出线开关 17 检查400V出线开关确已合上 18 合上＃1箱式变400V出线开关 19 检查400V出线开关确已合上 如图3 3.4.14 609所#1箱式变停电检修(接线同3.4.13)操作任务: 609所#1箱式变由运行转检修 操作顺序 检查#

1、#2箱式变均在运行状态 2 拉开#2箱式变401开关 3 检查401开关确已拉开 将#2箱式变101开关置“断开”位置 5 检查＃2箱式变确已失电 6 拉开＃1箱式变401开关 7 检查401开关确已拉开 将＃1箱式变101开关置“断开”位置 9 检查＃1箱式变确已失电 在＃1箱式变高压侧做好安全措施 11 在＃1箱式变低压侧做好安全措施 如图3 3.4.15 609所＃1箱式变恢复送电操作（检修同3.4.13）操作任务: 609所＃1箱式变由检修转运行 操作顺序 拆除#1箱式变低压侧安全措施 2 拆除#1箱式变高压侧安全措施 将#1箱式变101开关置“接入环网”位置 4 检查＃1箱式变确已带电 5 合上＃1箱式变401开关 检查401开关确已合上，400V三相电压、电流指示正常 7 将＃2箱式变101开关置“接通”位置 8 检查＃2箱式变确已带电 9 合上＃2箱式变401开关 检查401开关确已合上，400V三相电压、电流指示正常 如图3 3.4.16大光路变：枫丹#1线112开关－电缆－＃1组合环网箱式变－电缆－＃3组合箱式变－电缆－＃5组合箱式变投运操作(暂未环网)

送电前检查：＃

1、＃

3、＃5组合箱式变所有开关均在拉开位置，所有接地闸刀均保持拉开、锁好；＃

1、＃

3、＃5箱式变压器高压侧熔丝已放置好，低压侧开关均在拉开位置，无接地线；高、低压接线完整，验收合格，投运手续齐全，可以送电后，通知调度。

待大光路变枫丹＃1线112开关转运行，出线电缆已带电，调度许可枫丹小区＃

1、＃

3、＃5组合箱式变可以送电后执行：

操作任务: 枫丹小区＃

1、＃

3、＃5组合箱式变投运 操作顺序 检查＃1组合箱式变101开关已显示来电 2 合上＃1组合箱式变101开关 3 检查101开关确已合上 合上＃1组合箱式变111开关 检查111开关确已合上，且显示来电 6 合上＃1组合箱式变113开关 检查113开关确已合上，且显示来电，＃1变压器已带电 8 检查＃3组合箱式变101开关已显示来电 9 合上＃3组合箱式变101开关 10 检查101开关确已合上 合上＃3组合箱式变112开关 检查112开关确已合上，且显示来电 13 合上＃3组合箱式变113开关 检查113开关确已合上，且显示来电，＃3变压器已带电 15 检查＃5组合箱式变101开关已显示来电 16 合上＃5组合箱式变101开关 17 检查101开关确已合上 合上＃5组合箱式变112开关 检查112开关确已合上，且显示来电，＃5变压器已带电 20 合上＃5变压器401开关 检查401开关确已合上，400V电压指示正常 22 合上＃5变压器400V出线开关 23 检查401及出线开关电流指示正常 24 合上＃3变压器401开关 检查401开关确已合上，400V电压指示正常 26 合上＃3变压器400V出线开关 27 检查401及出线开关电流指示正常 28 合上＃1变压器401开关 检查401开关确已合上，400V电压指示正常 30 合上＃1变压器400V出线开关 31 检查401及出线开关电流指示正常

投运完毕后，汇报调度枫丹小区＃

1、＃

3、＃5组合箱式变高、低压侧均送电正常。

第三篇：安全用电箱变及电缆维护施工方案

安全用电箱变及电缆维护施工方案

临时用电高压电缆和工程正式使用电缆采用了重复利用节约成本具体情况，临时用电箱变高压电缆敷设后长度有了一定的余量，加上该项目施工工期比较长且经过冬季，现场环境比较复杂，为了保证现场箱变安全运行、电缆完好，特此编制以下方案，望施工单位执行。

一、对现场电缆采用砌墙填细沙土保护，具体要求如下：

1、技术数据

长度：箱变东侧起45米；宽度：距现有北侧围墙1.4米；砌墙高度：0.5米； 回填砂土高度：0.6米。

2、施工要求

现场杂草需人工清理，回填砂土不得大于10mm砂土且无杂物；

二、箱变周围铺砖、搭设脚手架、通风孔洞保护

1、铺砖厚53mm;宽度为箱变距离东、西、南侧各650mm.2、通风孔洞铁丝网铁丝网要求镀锌 孔径小于15mm.3、搭设脚手架高度大于1.8米并刷红白色警戒漆。

海工英派尔烟台港油库项目部

2013-8-4

第四篇：PHC管桩在900t箱梁预制场地基处理中的应用

PHC管桩在900t箱梁预制场地基处理中的应用

摘要：PHC管桩是预应力管桩的一种，在各种工程实践中证明其对软地基处理有着良好的效果，多用于民用建筑和道路大面积软地基处理，本文以梁场大临建设为例，结合施工实际情况，说明PHC管桩在梁场大临基础建设中的众多优点。

关键词：PHC管桩；软地基处理；施工工艺

1、工程概况

某铁路预制梁场所处地貌为冲积平原，所处地形较为平坦，地面高程3.7-4.4m之间，地层为粉土，粉质黏土，黏土，局部夹淤泥质粉质黏土，淤泥质黏土及粉、细砂透镜体。地下水主要为第四系孔隙潜水，赋存于第四系松散堆积层中，其中砂类土层中水量丰富，地下水位高，地表水丰富，地基较为软弱。

本梁场共有简支箱梁576孔，生产区共设生产台位10个，均错开排开，与新修线路平行。其中一个为32m兼24m制梁台位，其余均为32m制梁台位，箱梁预制时其基础为整体受力，张拉后其重量向两端转移，制梁台座中间底部采用换填压实加板式钢筋混凝土基础，上部为钢筋混凝土条形基础，两端底部采用管桩基础加承台方式，上部为钢筋混凝土条形基础。存梁区每个制梁台位对应布置7个存梁台位，双层存梁设计，基础采用承台加管桩基础的方案。梁场PHC桩加固区段为70个存梁台位、10个制梁台位、静载试验台座及拌合站粉管和主机基础。

2、PHC管桩技术施工技术概述

软地基的处理对工程质量具有决定性的影响，静压力PHC管桩以其显著的施工工艺特点在我国工业和民用建筑有着广泛的应用，而且在公路的软地基处理上也有着众多的理论成果和宝贵经验。此种技术与传统的软地基处理技术相比具有噪音小、无污染、质量可靠、施工速度快、承载能力高、施工原理简单等。在梁场建设中其设计和施工在施工进度和地基沉降方面更有其不可替代的优势。

预应力管桩是由专业的厂家以预应力张拉法结合离心工艺，并采用蒸汽养护预制生产的空心等面积预制桩，此种管桩种类和型号因为工艺和截面差异进行划分，常用的有PTC，PHC。

3、PHC静压桩的施工技术分析

3.1 施工前的准备

桩机进场前，清除地表的松散的土堆，调整地面平整度，提高原状土体承载力，以保证能够承受施工荷载。在静压桩施工前应进行中边桩放样，以便桩位放样。根据桩位设计图做好桩顶高程不同的桩位标记，以便沉桩时控制桩顶高程，以保证下道工序能够顺利进行。台位桩基平面布置图，如图1所示：

3.2 压桩前的施工准备

首先，应对施工区域进行试桩，施工前应对施工区域的管桩施工经验进行采集，参考地质勘测报告和复勘的相关资料，然后对地质概况进行全面的了解，制定周全的施工工艺和质量控制措施。施工前，应在工作区域关键位置进行试桩，试压采用实际压力、压桩速度、桩长，并按照实际施工条件进行质量检查，保证其设计和工艺参数的合理性。本梁场管桩直径为400mm，制梁台位单桩承载力设计值727kN，存梁台位单桩承载力设计值1085kN。

3.3 压桩施工过程

3.3.1 管桩施工采用桩机施工，桩基采用自行机构，能够满足横向和纵向的行走，行走行程采用液压式油缸控制，可以完成小角度横向和纵向的回转，满足桩位的准确对位。

3.3.2 压桩过程中采用桩基自身吊机将PHC管桩吊起并对位到夹持机构中，加持机构通过液压装置将其夹紧，桩基利用自身重量以及配重讲管桩压入指定桩位中，压入一定长度后，夹持装置松开回位，油缸回程，夹住管桩上部再次压入，重复压入动作直至将管桩压入到指定的深度为止。

3.3.3 当桩长不够时应当进行接桩处理，当前一根管桩压入时在桩顶距地面1m时停止压桩，在PHC管桩接头处进行焊接，在确保焊接质量合格后继续施工。

3.4 压桩与接桩中的控制要点

3.4.1 静力压桩流程与关键工序质量监控要点：定桩位（测量、编号、复核）→压桩机到位（确定型号、标定技术参数）→吊桩、对中（控制吊点、垂直度）→对中→压入第一节桩（确保桩垂直度）→接桩（焊序、焊接层数、质量、自然冷却时间等）→压第N节桩（进行全过程测量、调控）→送桩→终压（对送桩压力与标高进行双控）→移机（地压耐力、压桩顺序）→截桩（需要时）→记录、核查压桩及桩基检测相关资料。

3.4.2 压桩施力匹配技术PHC静压桩的压桩施力技术是以桩架自重及桩顶配重作为反作用力，克服桩周土体的侧摩阻力和桩端阻力，将桩徐徐压入土中而实现的。在施工过程中做好以下控制：

（1）压好第1节桩至关重要。首先要调平机台，管桩压入前要准确定位、对中，在压桩过程中，宜用经纬仪和吊线锤在互相垂直的两个方向，监控桩的垂直度，其垂直度偏差不宜大于0.5%。测量人员对压桩进行全程监控测量，并随时对桩身进行调整、校正，以保证桩的垂直度。

（2）在压桩过程中，应随时检查压桩压力、压人深度，当压力表读数突然上升或下降时，应停机对照地质资料进行分析，查明是否碰到障碍物或产生断桩等情况。如设计中对压桩压力有要求时，其偏差应在±5%以内。

（3）遇到下列情况之一时，应暂停压桩，并及时与地质、设计、业主等有关方研究、处理：压力值突然下降，沉降量突然增大；桩身混凝土剥落、破碎；桩身突然倾斜、跑位，桩周涌水；地面明显隆起，邻桩上浮或位移过大；按设计图要求的桩长压桩，压桩力未达到设计值；单桩承载力已满足设计值，压桩长度未达到设计要求。

（4）桩压好后桩头高出地面的部分应及时截除，避免机械碰撞或将桩头用作拉锚点。截除应采用锯桩器截割，严禁用大锤横向敲击或扳拉截断。

3.5 压桩检测

压桩结束后，需要对桩基进行检测，桩基检测依据设计要求采用《建筑基桩检测技术规范》（JGJ 106-2003）及《基桩低应变动力检测规程》（JGJ/T93-95）进行。检测的项目主要有桩身的完整性质量检测、单桩竖向抗压极限承载力检测。桩身质量检测，主要通过现场低应变反射波法进行，目的是对桩身缺陷进行判定，对桩身质量进行分级。根据规范分为四个等级，分别为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类桩。其中Ⅰ类桩为桩身质量优良桩；Ⅱ类桩为合格桩；Ⅲ类桩为明显质量缺陷桩，需要与相关单位研究，确定处理方案或继续使用，按要求修补后或经研究可继续使用的视为合格桩；Ⅳ类为不合格桩。小应变动力检测数量，按规范要求抽检不少于20%且不少于10根。

单桩承载力检测，主要通过现场静荷载试验以及高应变动力检测进行，主要检测单桩承载力是否满足设计要求。静荷载试验检测数量，按规范要求随机抽检总桩数的1%且不少于3根，因为是破坏性试验一般静载试验对施工前的试桩进行；对正式工程桩采取高应变动测，检测数量为总桩数的2%，且不少于10根。

4、PHC静压桩加固后的效果分析

4.1 沉降观测

设计桩基时应充分考虑到沉降的控制，存梁台位采用整板基础，梁场存梁采用双层存梁，根据梁场存梁台位分布，在承台上根据需要布设沉降观测点，做好标示。根据梁场水准点，在各个基础设施使用前对各点进行观测，测得各点原始高程。双层存梁后，严格对各沉降监控点进行观测并进行核对，观测各点有无沉降，并做好记录。经过沉降数据分析，存梁台位沉降均匀，总体沉降量在3～4mm，可以看出PHC管桩施工质量稳定，对软地基处理效果明显

4.2 施工连续能力

本梁场地处寒冻区，最低气温低至-20℃，且持续时间长，根据工期要求，梁场大临建设一个半月就进入了冬季施工，相对于其他处理办法将要加大投入、采取措施才能继续施工，给临时工程建设带来很大的难度，也在一定程度上影响梁场建设的进度。采用PHC静压法沉桩，可实现24h作业，增加施工时间，缩短施工工期。从成桩速度上说，PHC高强预应力管桩成桩工序少，操作简单，吊桩就位、调整桩基及桩的垂直度、施压复核垂直度、继续施压至设计标高；而PHC管桩为预制桩，无需等混凝土龄期才可验桩，且施工无污染及压及走，这无疑为后续大临基础建设提供了有利的保障。

4.3 质量控制

PHC管桩是事先在工厂预制成型，且桩体强度较高，可达C80。桩体的成型质量与强度质量保证，每节桩按定尺生产，压桩深度一目了然，施工工程可监控强；静力压桩施工的同时，即已知道每根桩成桩后能承受多大承载力，有利于设计参数及时调整。

4.4 成本控制

在PHC管桩施工过程中，PHC管桩可把桩压至桩顶深度，不存在超灌部分和人工破桩头，吊车调运桩头等问题，有节约了资源，减少了浪费。从桩数、桩长、基础形式、施工工期、验桩费用等几方面综合考率，PHC静压管桩较其他软地基处理方式成本优势较为明显。

结束语

在本工程大临建设中体现出PHC管桩在对软地基处理中明显优势，证明了在工期紧、承载力要求高的软地基处理中是可以达到较好的效果的，且相对于其他处理方式在工期、成本、质量方面有着明显的优势，可见在类似大临建设的软地基处理方面是值得推广的。

参考文献

[1] 陈兰云.土力学及地基基础[M].北京：机械工业出版社，2001.[2] 中国建筑科学研究院.《建筑基桩检测技术规范》（JGJ106-2003）.北京：中国建筑工业出版社，2003.[3] 中国建筑科学研究院.《基桩低应变动力检测规程》（JGJ/T93-95）.北京：中国建筑工业出版社，2003.[4] 杨蓉珲.PHC管桩施工技术在软基处理中的效果.建筑知识，2011.

第五篇：基于重合器和分段器的10kV环网供电技术的研究及应用

基于重合器和分段器的10kV环网供电技术的研究及应用

摘要：在分析了当前配电网馈线自动化的几种发展模式的基础上，提出了一种新的实用的配合方式。该模式由改进后的重合器和分段器构成，具有无需通信设备支持、易于配合、投资较少、可靠性高，故障停电时间短等优点，避免了同类配合方式的不足。该配合模式已经投入试运行，效果良好。

关键词：配电网馈线自动化 重合器 分段器

我国原来的配电网大多采用放射型供电。这种供电方式已不能适应社会经济发展和满足用户供电质量要求，因为一旦在某一点出现线路故障，便会导致整条线路停电，并且由于无法迅速确定故障点而使停电检修时间过长，大大降低了供电的可靠性［1］。为此，现在供电网广泛采用环网接线，即两条线路通过中间的联络开关连接，正常运行时联络开关为断开状态，系统开环运行；当某一段出现故障时，可以通过网络重构，使负荷转移，保证非故障区段的正常 供电，从而可大大提高配网供电的可靠性。

目前，我国投入巨额资金来改造城乡电网，以提高整个电力系统的可靠性。在这种形势下，选择一种符合我国电力行业的实际情况，既有较高可靠性又有较好经济性的配电方式是摆在我们面前的一项迫切任务。1 馈线故障的定位、隔离及恢复供电模式

配电网自动化主要包括变电站自动化和馈线自动化。在配电网中由馈线引起的停电时有发生，故障发生后，如何尽快恢复供电是馈线自动化的一项重要内容。实际上，配电自动化最根本的任务也就是在最短的时间内完成对故障的定位、隔

［2］离和恢复供电。它们的发展可分为3个阶段：

（1）利用装设在配电线路上的故障指示器，由电力检修人员查找故障区段，并利用柱上开关设备人工隔离故障区段，恢复正常区段的供电。该方式的停电时间长，恢复供电慢。

（2）利用智能化开关设备（如重合器、分段器等），通过它们之间的相互配合，实现故障的就地自动隔离和恢复供电。该方式的自动化水平较高，无需通信就可实现控制功能，成本较低。缺点是开关设备需要增加合、分动作的次数才能完成故障的隔离和恢复供电。

（3）将开关设备和馈线终端单元（FTU）集成为具有数据采集、传输、控制功能的智能型装置，并与计算机控制中心进行实时通信，由控制中心以遥控方式集中控制。该方式采用先进的计算机技术和通信技术，可一次性完成故障的定位、隔离和恢复供电，避免短路电流对线路和设备的多次冲击。存在的主要缺点是：要依赖于通信，结构复杂，影响配电系统可靠性的因素较多。

配电网馈线自动化的目的是提高供电的可靠性，所以系统的功能固然重要，但其自身的运行可靠性和经济性则是电力部门最关心的问题［2］。因此，相对而言，以上3种模式中的第二种模式最为符合我国电力行业的实际情况。其主要特点是：

（1）可利用重合器本身切断故障电流，实现故障就地隔离，缩小停电范围；

（2）无需通信手段，可利用重合器多次重合以及保护动作时间的相互配合，实现故障的自动定位、隔离和恢复供电；

（3）可直接从电网上获取电源，不需要外加不间断电源；

（4）对过电压、雷电、高频信号及强磁场的抗干扰能力强，可靠性高；

（5）增加通信设备可很容易升级到上述第3种模式，使配电网自动化分步进行。几种以重合器和分段器为主构成的馈线自动化方式的比较

以重合器和分段器为主构成的环网配电模式中，又可以分成3种方式：断路器＋电压型分段器、重合器＋分段器（以分段器作为联络）、完全采用重合器。这几种方式各有优缺点，具体分析如下［3］。

（1）“断路器＋分段器”和“重合器＋分段器（以分段器作为联络）”的配电模式。

特点：无需通信设备，由分段器对线路进行分段，通过分段器检测电压信号，根据加压时限，经断路器或重合器的多次重合，实现故障自动隔离，投资少，易于配合。

缺点：隔离故障需要多次重合，增加了对系统的冲击次数；隔离故障时会波及非故障区段，造成非故障区段的停电；馈线越长，分段越多，逐级延时时间越长，从而使恢复供电所需时间也越长。（2）“完全采用重合器”的配电模式。

特点：无需通信设备，利用重合器本身切断故障电流，通过多次重合以及保护动作时限的相互配合，实现馈线故障就地自动隔离，避免了因某段故障导致全线路停电的情况，同时减少了出线开关的动作次数。

缺点：投资大，分段越多，保护配合越困难，变电站出线开关的速断保护延时就越长，当出线端发生故障时，对系统的影响较大。

针对以上3种配电方式的优缺点，我们设计了一种新型的较为实用的配电模式：环网供电的两个变电站出线端为改进后的普通型重合器，中间联络开关为联络型分段重合器（兼具联络开关、分段器和重合器的功能），线路以改进后的分段器分段。这种方式虽然仍由重合器和分段器构成，但是通过对这些重合器和分段器进行改进，将联络型分段重合器作为联络开关，则可以使该配合方式具有以上3种模式的优点，避免了大多数的不足。系统接线如图1所示。

下面分别以线路中区段b发生瞬时性故障和永久性故障来说明该模式的工作过程。

假设在区段b发生瞬时性故障。VW1分闸后延时T1重合，QO1～QO3失压后延时T2再分闸，设定T1＜T2，因此当VW1重合闸后，QO1～QO3仍未完成分闸动作，处于合闸状态。这样，VW1就可以在T1（0．5s）内切除瞬时性故障，避免了分段器的逐级延时，大大减少了发生瞬时性故障时的停电时间。

假设在区段b发生永久性故障。VW1经一次重合，使QO1合闸闭锁，VW1再次重合，由变电站1供电到a段。在这个过程中QO2检测到一个持续时间很短的小电压，QO2在QO1合闸闭锁的同时也执行合闸闭锁，这样就将故障段b的两端同时闭锁住，实现了对故障的隔离。故障发生后，VW3在检测到单侧失压后延时XL合闸，QO3在VW3合闸后延时X后也合闸，由变电站2供电到c、d段。如果在这个过程中，c或d段又发生故障或者QO2未完成合闸闭锁（这种情况出现的概率极小），则VW3合闸后检测到故障又跳闸，在第一次重合闸后实现故障的隔离和供电恢复。所以，无论在哪种情况下，这种配电模式都可以避免VW3至变电站2线路段的停电。也就是说，在隔离故障区段时不会波及非故障线路，不会造成非故障线路段的无谓停电。发生故障后，在线路上重合器和分段器动作的同时，装设在变电站内部的故障定位器根据各开关设备的动作时间配合，可迅速地确定出故障区段的准确位置，以便进行检修。

从上面的分析可以看出，这种配电方式虽然无法一次性完成对故障的定位、隔离和恢复供电，但是它可以快速切除瞬时性故障；在发生永久性故障时，可以同时完成对故障区段两端的闭锁。这种方式与传统的“重合器＋分段器”配电方式相比，缩短了停电时间，减少了短路电流对线路的冲击次数。因为整条线路中只在变电站出线端和线路中间装设有重合器，所以保护配合易于实现；虽然线路分段较多，但变电站出线断路器的速断保护延时无需太长，所以当变电站出线端发生短路时，对配电系统的影响也就较小。同时，由于采用分段重合器作为联络开关，在隔离故障时就避免了非故障区段的停电。另外，这种配电方式虽然没有象第3种配电模式那样切除故障快和功能强大，但它也有自己的优势，即无需通信设备，完全依赖于线路中的智能化开关设备就地完成对故障的定位、隔离和恢复供电，简化了配电系统的结构，也使影响可靠性的因素大大减少；并且这些智能化开关设备都留有通信接口，如有必要，可以方便地加上通信功能，使该配电网馈线自动化达到更高的水平提高可靠性和减少线路停电时间的措施

对于配电自动化来说，自动化程度的高低和功能的强弱固然重要，但整个系

［2］统的可靠性应该放在第1位。此外还要考虑到经济性。为了保证上面介绍的以分段重合器为联络开关的“重合器＋分段器”模式的可靠性，采取了以下措施：

（1）重合器的开关本体为真空断路器，采用真空灭弧室外装复合绝缘的专利技术。它具有无油、无气、免维护、寿命长、无火灾、无爆炸危险的优点，机构采用电机快速储能的弹簧操作机构，无需高压合闸线圈。

（2）选用高性能PLC（可编程逻辑控制器）作为重合器和分段器的控制中心。简化了外围线路，大大提高了整机可靠性和抗干扰能力。

（3）直接从线路上获取电源，无需任何外加电源。选用美国的开关电源模块，抗干扰能力强，工作范围广，可在30％～120％输入范围内输出稳定的额定电压。

此外还有冗余设计和降额使用等措施，也可以提高整机的可靠性。

为了减少这种配电模式中的停电时间，采取了以下措施：

（1）快速切除瞬时故障，减少停电时间在电力系统中，线路故障的62％～85％为瞬时性故障，如果把瞬时性故障按永久性故障等同处理，则会造成较长时间（数十秒以上）的停电。为此，在重合器中增加了首次快速重合功能（可选），在分段器中增加了完全失压后延时分闸功能。这两者互相配合，可以在0．5～1s内切除瞬时性故障，大大降低了瞬时故障时的停电时间。（2）故障区段的两端同时完成闭锁

传统的分段器当线路发生故障时，只能一次闭锁故障线路的一端，改进后的分段器可以在线路发生永久性故障时使故障区段的两端同时实现隔离，避免了非故障区段的停电，使恢复正常供电的时间缩短，同时减少了重合器或断路器的重合次数，对系统的冲击也就相应地减少了。（3）躲涌流功能

配电系统最主要的负荷是变压器和高压电机，所以在重合器首次合闸或重合时，会出现比额定电流高得多的启动电流，有可能导致重合器的误动。改进后的重合器在软件和硬件两个方面增加了躲涌流措施，可以自动地区别合闸产生的涌流和故障电流，很好地解决了涌流问题。4 结束语

本文介绍了配电网馈线自动化的3个发展阶段，经过比较认为，采用以“重合器＋分段器”为主构成的配电系统较为符合我国目前电力行业的具体情况。分析了以“重合器＋分段器”为主构成的配电网馈线自动化的几种方式，提出了一种新的实用的配电方式，既可以减少故障时的停电时间和短路电流对线路的冲击次数，又易于实现保护时间的配合。该配电模式已经在浙江黄岩供电局试运行，到目前为止，运行效果是令人满意的，达到了设计要求。参考文献：

［1］ 孙寄生．10kV环网供电技术研究与应用［J］．中国电力，1999，32（2）．

［2］ 中国电机工程学会自动化专委会配电自动化分专委会秘书组．配电自动化分专委会学术讨论会讨论中关注的问题［J］．电网

技术，1999，23（1）． ［3］ 林功平．配电网馈线自动化技术及其应用［J］．电力系统自动化，1998，21（4）．