35KV变电站应急处置方案

2024-05-14

35KV变电站应急处置方案（共9篇）

篇1：35KV变电站应急处置方案

35KV变电站事故应急处臵预方案

1.事故特征

矿井的主通风机、主排水泵、升降人员的立井提升机等设备均为度时，会产生激烈放电闪络。由于放电温度高达2万度以上时空气受热剧烈膨胀，产生雷击电流，可达数百千安，雷电放电时间短，电压高，具有很大的破坏力，会造成矿井全部停电。

1.5电缆着火事故

动力电缆积尘过厚、长期高温过负荷、绝缘老化。击穿引燃，电缆在运行中受到机械损伤，运行中的电缆接头氧化，电缆接头绝缘物质灌注存有空隙，裂纹侵入空气，使绝缘击穿，爆炸起火，电缆接头瓷套管破裂及引出线相间距离小导致闪络起火，会造成系统停电。

1.6人为误操作造成事故

操作人员违章操作，操作思路不清造成误操作，未严格执行操作票制度及一人操作一人监护制度造成弧光短路等事故。

1.7可能发生的季节：雷雨季节是供电系统停电的高发季节。1.8严重程度：矿井发生停电事故，其后果相当严重，根据停电范围不同，会造成主扇停风，井下瓦斯积聚，井下空气成分恶化，含氧量降低；随着矿井水的不断涌出而不能将矿井水排至地面，会造成淹井；提人设备因无电而无法正常运转，致使井下工作人员无法快速上井，会造成人员的伤亡。

2应急组织与职责

2.1机电部成立35KV变电站事故应急救援指挥小组组长：机电部长

副组长：副部长、35KV变电站站长成员：技术员、变电站职守人员

2.2供电事故应急救援指挥小组职责

2.2.1当值班长应在生产安全事故出现的

A断开运行的35KV断路器、隔离刀闸；

B合上35KV备用电源隔离刀闸、断路器；

C合上备用主变进线刀闸和断路器；

D合上6KV进线隔离刀闸、断路器；

E合上6KV母线联络开关；

F按负荷重要程度（主通风机、副井绞车、井下水泵）依次恢复各分盘的供电。

3.2.1.2 35KV两回路停电时，变电站站长立即向机电部、调度室、公司领导汇报，同时与介休供电局，由介休供电局组织抢修并恢复供电。在因停电发生生产事故时，立即启动应急救援组织体系，迅速有秩序处理事故，及时地将事故控制在最小范围。地面变电站值班人员全面检查变电站内的设备，并做好记录。

3.3.3 确定24小时与相关部门联系电话

内部联系电话：

总经理 9688 7580888 机电副总 9634 7580891 生产副总 9633 7580889 安全副总 9718 7580900 总工程师 9600 7580998 机电部 9632 7580985 调度室 9618 7580908 变电站 9649 7580956

3.3.4事故报告的基本要求和内容

A事故发生单位概况；

B事故发生的时间、地点以及事故现场情况；

C事故的简要经过；

D事故已经造成或者可能造成的伤亡人数（包括下落不明的人数）和初步估计的直接；

E经济损失；已经采取的措施；

F其他应当报告的情况。

4.注意事项

4.1佩戴个人防护器具方面的注意事项

4.1.1首先检查防护器是否完好，发现不合格及时调换。特别是验电、放电设备。

4.1.2根据专家组的讲解，正确使用防护器具。

4.2使用抢险救援器材方面的注意事项

4.2.1首先检查抢险救援器材是否完好，发现不合格及时调换。

4.2.2根据专家组的讲解，正确使用抢险救援器材。

4.2.3使用中抢险救援器材损坏及时更换。

4.3采取救援对策或措施方面的注意事项

事故处理应严格按本应急预案规定程序进行操作，严禁随意改动，如确需改动，必须经专业领导同意后方可。

4.4现场自救和互救注意事项

保护好现场伤员，防止伤员二次受伤，现场有条件的立即现场进

行抢救，条件不具备的立即组织救护上井工作。了解现场情况，防止事故扩大。

4.5现场应急处臵能力确认和人员安全防护等事项

医疗保障组必须有一定数量的具有临床急救经验并取得国家专业资格证书医护人员参加救助，所有工作人员应熟练掌握防毒设备的穿戴和灭火器材及其他设备的使用方法；消防设备配备齐全；所有工作人员应爱护和保护消防设施和器材，发现问题，及时进行整改维修。

4.6应急救援结束后的注意事项

在确定各项应急救援工作结束时，由组长宣布应急救援工作结束，撤除所有伤员、救护人员，清点人员后，留有专人组织巡视事故现场遗留隐患问题。

4.7其他需要特别警示的事项

各级人员严格服从指挥人员的调配，积极做好救援工作。

篇2：35KV变电站应急处置方案

停电应急预案

汤原县东风山矿业有限公司

二〇一四年四月

35KV变电站事故应急预案事故类型和危害程度分析 1.1事故类型按事故性质分为: 1.1.1 地面变电站35KV供电电源----上级110KV变电站发生停电事故或两路电源线路上的“T”接负荷发生事故，都会造成全矿井停电事故。

1.1.2变压器事故

变压器是电力系统中改变电压和传递能量的主要设备，运行一般比较稳定，但有时其各部件接线头发热，变压器油面下降变质，使变压器引线暴露在空气中，绝缘降低，引起内部闪络，过电压等原因，致使变压器发生故障或损坏，会造成矿井全部或部分停电。

1.1.3供电系统设施事故

35KV系统的供电设施由于线路设施老化，关键设备、系统故障或接地速断导致高压供电设施线路存在不安全隐患，会造成矿井全部或部分停电。

1.1.4雷电的形成与危害

当不同的电荷雷云对架空线路及地面供电设施放电接触一定程度时，会产生激烈放电闪络。由于放电温度高达2万度以上时空气受热剧烈膨胀，产生雷击电流，可达数百千安，雷电放电时间短，电压高，具有很大的破坏力，会造成矿井全部停电。

1.1.5电缆着火事故

动力电缆积尘过厚、长期高温过负荷、绝缘老化。击穿引燃，电

缆在运行中受到机械损伤，运行中的电缆接头氧化，电缆接头绝缘物质灌注存有空隙，裂纹侵入空气，使绝缘击穿，爆炸起火，电缆接头瓷套管破裂及引出线相间距离小导致闪络起火，会造成系统停电。

1.1.6人为误操作造成事故

操作人员违章操作，操作思路不清造成误操作，未严格执行操作票制度及一人操作一人监护制度造成弧光短路等事故。

1.2事故危害程度分析

矿井发生停电事故，其后果相当严重，根据停电范围不同，会造成主扇停风，井下瓦斯积聚，井下空气成分恶化，含氧量降低；随着矿井水的不断涌出而不能将矿井水排至地面，会造成淹井；提人设备因无电而无法正常运转，致使井下工作人员无法快速上井，会造成人员的伤亡。应急处臵基本原则

全站人员接到通知后，应立即赶到站内事故现场，协助事故抢救，事故现场有关人员根据可能发生的事故类别及现场情况及时向本单位值班人员及调度室汇报，并根据事态发展情况，启动相应应急预案。组织机构和职责： 3.1组织机构组长：初元海副组长：尚德连王春雷

成员：安立伟邵长春田密伟韩明月 3.2职责

组长职责：全面掌握事故情况，协调公司人力、物力、财力，领导有关人员处理事故，发出必要的指令并组织实施。

成员职责：了解清楚事故真实情况，如实向有关部门、领导汇报，积极参加事故应急救援。预防与预警 4.1危险源监控

4.1.1在变电站电器设备上工作，必须执行《电力安全工作规程》中有关规定，严禁违章指挥操作。

4.1.2在变电站内外搬动梯子、管子等金属长物，应两人放倒搬运，并与带电部分保持足够的安全距离。

4.1.3工作地点应有足够的照明。

4.1.4进入高空作业现场，应带安全帽，高空作业人员必须使用安全带，高处工作传递物件不得上、下抛掷。

4.1.5遇到电器设备着火时，应立即将有关的电源切断，然后进行救火，对带电设备应使用干式灭火器，不得使用泡沫灭火器，断电后对有油类设备应使用泡沫灭火器或干燥的砂子灭火。

4.2预警行动

4.2.1作业人员、事故发现者应立即向调度室汇报，明确事故发生具体位臵地点、设备状况和受伤人员情况；

4.2.2接警人员应根据现场汇报情况，立即向应急组长及相关领导汇报事故情况。

4.2.3值班调度主任根据报告情况，迅速确定应急响应级别，并

根据确定的响应级别展开应急行动。信息报告程序

5.1事故发生后，立即启动预警行动程序。5.2报警方式为电话报警。

5.3调度室24小时值班，随时接听报警电话。

5.4调度室值班人员要掌握清楚事故情况，并将具体情况向应急组长及相关领导汇报。应急处臵 6.1响应分级

6.1.1发生全矿井停电事故和电缆着火事故时，响应级别为四级； 6.1.2发生供电系统设施事故和变压器事故时，响应级别为三级。6.1.3人为误操作造成人员受伤事故时，响应级别为二级。6.2响应程序

根据事故响应级别，启动相应的响应程序 6.3处臵措施应急物资与装备保障

7.1运行单位应有救援事故备品、抢修工具、照明设施及必要的通讯用具。事故备品一般不许它用，抢修使用后，应立即清点补充。

7.2变电站应有事故备品：灭火砂箱、纸质砂袋、木把铁钩、绝缘手套、绝缘靴、验电器、接地线。

篇3：邯钢球团35kV变电站设计方案

邯钢球团35kV变电站设计方案为全户内无人值班站。35kV配电装置采用户内高压开关柜单列布置, 全电缆进出线;10kV配电装置采用户内高压开关柜单列布置, 全电缆出线;主变压器采用2台容量为31.5MVA优质的三相双绕组低损耗、低噪音有载调压变压器, 户内布置;每台配置1组容量为5010kvar无功补偿装置, 散装成套户内布置。

2 电力系统部分

本方案按照用户委托给定的主变压器及线路规模进行设计。变电站接入邯钢连轧220kV变电站35kV配电系统。变电站正常运行方式一分到底, 母联断备。

3 电气一次部分

3.1 电气主接线

3.1.1 变电站建设规模

1) 新上两台31.5MVA变压器, 双绕组, 有载调压;

2) 35kV, 两进两出, 设母联及PT;3) 10kV, 12回出线, 设母联隔离, 每段设接地变及无功补偿装置;4) 无功补偿, 每组容量分别为5010kvar无功补偿并联电容器, 共两组。

3.1.2 35kV电气主接线

35kV采用单母线分段接线。

3.1.3 10kV电气主接线

10kV采用单母线分段接线。

3.1.4 各级电压中性点接地方式

35kV中性点采用经消弧线圈接地。10kV侧中性点采用经消弧线圈接地。

3.2 短路电流及主要设备选择

3.2.1 短路电流水平

根据短路电流计算结果:新建球团35kV变电站设备选择条件为:35kV母线短路电流为25kA, 10kV母线短路电流为31.5kA。

3.2.2 主要电气设备选择

根据邯郸地区相关数据, 变电站所在的海拔高度为70m左右, 电气设备基础的抗震校验烈度为7度。

1) 电力变压器

选择三相两绕组自冷有载调压变压器;

型号:SZ10-31500/35;

容量:31.5MVA;

电压比:35±2×2.5%/10.5kV;

接线组别:YNdll;阻抗电压:Ud%=8。

2) 35kV、10kV电气设备, 均选用金属铠装移开式开关设备, 为户内型, 断路器选用弹簧机构真空断路器。

3) 10kV并联电容器补偿

并联电容器装置选用户内框架散装式成套装置, 电容器固体介质选用全膜, 内附熔丝。为了限制合闸涌流, 电容器组设6%干式空芯串联电抗器。

3.3 过电压保护及接地

各级电压等级的氧化锌避雷器按GB1032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》及DL/T804-2002《交流无间隙金属氧化物避雷器的使用导则》中的规定进行选择。

直击雷保护:本所变压器及配电装置采用全室内布置, 本所变压器及配电装置全部采用室内布置, 且全部电缆进出线, 按规程规定可不设直击雷保护装置。

雷电侵入波保护:根据现行过电压保护规程要求在各级电压母线配有氧化锌避雷器。

接地网采用以水平接地体为主, 垂直接地极为辅的复合地网。布置方式为网状接地, 闭合成环形。

二次设备间设保护装置专用接地铜排, 接地铜排首末端同时连接, 一点与主接地网连接。

3.4 电气设备布置及配电装置

3.4.1 电气总平面布置

为了节约占地和减少投资, 变压器、配电装置及辅助建筑全部布置在一栋综合楼内。

整个布置便于设备间联络及电力电缆进出线, 节约电力电缆和控制电缆长度, 运行、维护、检修比较方便。

3.4.2 配电装置型式

1) 两个变压器室并列布置, 变压器基础布置在鹅卵石池内, 整体布置便于设备安装及检修;2) 35kV高压开关柜背后靠墙单列布置, 安装在高压配电室内;3) 10kV高压开关柜背后靠墙单列布置;4) 电容器及消弧线圈接地变按间隔布置在单独房间内。设备基础和预埋件布置应满足设备安装的要求。

3.5 站用电及照明

3.5.1 站用电

变电站装设两台315/10.5-80/0.4干式接地变压器兼站用变压器, 每台变压器总容量为315 kVA, 其中站用电额定容量80kVA, 两台变压器分别经断路器接入10kVI、II段母线上。

3.5.2 照明

主控制室其它辅助建筑采用荧光灯, 二次设备室、屋内配电装置及主要通道处, 应装设事故照明。事故照明电源取自直流屏。当交流电源失去时, 事故照明自动投入。

电缆夹层采用安全电压24V, 灯具选用防爆灯具。

3.6 电缆设施

电缆孔处采用防火堵料封堵, 其耐火极限为4h;

所有电力电缆均刷有防火涂料, 所有电缆均为防火阻燃电缆;

站内外电缆联接处设有防火墙, 电缆孔洞处采用防火堵料加以封堵。

4 电气二次部分

4.1 计算机监控系统

1) 设计原则

(1) 综合自动化系统总体为分层分布式结构, 变电站采用具有远方控制功能的计算机监控系统;

(2) 计算机监控系统完成对变电站内所有设备的实时监视和控制, 数据统一采集处理, 资源共享;

(3) 变电站内所有的电气模拟量采集采用交流采样;

(4) 保护动作及装置报警等重要信号采用硬接点方式输入测控单元;

(5) 远动数据传输设备应该有1+1冗余配置, 计算机监控主站与远动数据传输设备信息资源共享;

(6) 所有站内的保护装置应能够使其功能独立, 能摆脱监控后台运行。同时应该考虑保护回路与控制测量回路的分开;在保护装置内部应该还包括断路器的操作控制回路;

(7) 本系统应具有与邯郸地区电力调度数据专网和邯钢电调的接口, 软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及河北南网电力系统通信规约的要求。

2) 监控范围

(1) 35kV及10kV电压等级的断路器以及隔离开关、电动操作接地开关、主变压器中性点隔离开关;

(2) 两台主变压器的有载调压的分接头调节;

(3) AC380V母线及站用电的母联开关;

(4) 站用DC220V系统和后台不间断供电系统;

(5) 变电站进出口及主要电气设备的图像监视信号。

4.2 二次设备布置

1) 变电站二次设备按列布置在二楼的主控室内, 间距应满足规范要求;

2) 计算机监控系统的远动通信设备及后台主机布置在监控值班室内;

篇4：35KV变电站应急处置方案

关键词数字化变电站设计电气设备过渡方案

引言

目前，变电站综合自动化技术已经在我国得到广泛的应用，但是，变电站综合自动化技术的运用还存在一些技术上的局限性。另外，随着电力系统的结构越来越复杂，电压等级越来越高，对系统运行管理也提出了更高的要求。随着数字式互感器技术和智能一次电气设备技术的日臻成熟并开始实用化，以及计算机高速网络在电力系统实时网络中的开发应用，数字化变电站技术开始在我国逐步得到应用。数字化变电技术代表着变电站自动化技术的发展方向。IEC61850标准为数字化变电站技术奠定了技术标准。数字化一次设备以及数字化通信技术的发展及实用化，也使得按IEC61850建设数字化变电站成为可能。

1数字化变电站的关键技术

就目前技术发展现状而言，数字化变电站是建立于IEC61 850通信规范基础上，由电子式互感器(ECT、EVT)、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备按变电站层、间隔层、过程层分层构建而成，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。它的关键技术主要包括以下几个方面。

1.1 IEC61850标准

就概念而言，IEC61850标准主要围绕以下4个方面展开：

(1)功能建模。从变电站自动化通信系统的通信性能(PICOM)要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型(Part5)。

(2)数据建模。采用面向对象的方法，定义了基于客户机／服务器结构的数据模型(PartT-3／4)。

(3)通信协议。定义了数据访问机制(通信服务)和向通信协议栈的映射，如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS(IEC61850-8-I)，在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络。

(IEC61850-9-1)或映射成基于IEEE802，3标准的过程总线(IEC61850-9-2)(Part 7-2，Part8／9)。

(4)变电站自动化系统工程和一致性测试。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(Part6)，描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操作性，Part10描述了IEC 61850标准一致性测试。

1.2电子式互感器

电子式互感器分为两大类：有源电子式互感器和无源电子式互感器。有源电子式互感器利用Rogowski空芯线圈或低功率铁心线圈感应被测电流，利用电容(电阻、电感)分压器感应被测电压。远端模块将模拟信号转换为数字信号后经通信光纤传送。无源电子式互感器利用Faraday磁光效应感应被测电流信号，利用Pockels电光效应感应被测电压信号，通过光纤传输传感信号。

1.3智能化一次设备

根据IEC62063：1999的定义，智能开关设备是指具有较高性能的开关设备和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，不仅具有开关设备的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面。

1.4网络化二次设备

将IEC61850应用于变电站内的通信，以充分利用网络通信的最新技术，实现二次设备的信息共享、互操作和功能的灵活配置。

2系统设计原则

按照数字化变电站的要求和各层所需要达到的功能，针对一个典型接线的35kV变电站，建立数字化变电站模型，并给出系统结构及配置方案。设计方案应具有先进性，同时作为一种实际应用，还应充分考虑目前国内外高压电气设备和二次设备(IED)的发展情况和运行经验。

设计过程分以下几个步骤实现：

(1)建立35kV变电站模型，给出电气主接线和IED配置。

(2)分析数字化变电站的分层网络特点，建立全数字化变电站自动化系统网络。

(3)针对已建立全数字化变电站自动化系统网络，选择数字化变电站高压电气设备和二次设备。

3系统设计方案

3.1变电站主接线及IED配置

以下设计中按照常规的35kV变电站考虑：配备有载调压变压器2台；35kV单母线分段，两路进线一主一备，1号进线所带35kV直配变一台，作为所用备用电源，10kV单母线分段，每段母线各五路出线，集中无功补偿分两台，分别接于10kV I、Ⅱ母线，电气接线如图1所示。

本方案中，35kV变电站采用保护及测控一体化设计，1、2号主变压器各配置一台主变差动保护测控装置，提供双斜率双拐点差动制动特性的比率式电流差动保护和差流速断保护功能。此外，这两台保护还可为变压器高、低压侧提供过流后备保护功能。测控方面的功能包括差动和制动电流、2次和5次谐波、电流等测量值，以及事件及故障录波、数据记录等功能。35kV1、2号进线、母联配置一台线路保护装置，主要提供完整的过流、速断和线路差动保护。两台主变保护各组一个屏，两条进线和母联的保护组一个屏。

对于10kV馈线系统(含进线、变压器、电动机、母联等)，有两种配置方式，第一种是分散安装模式，在每条10kV馈线上配置一台综合馈线保护装置，提供过流和速断保护，其它保护功能包括电压和频率保护、断路器失灵保护等。测控方面的功能包括重合闸、故障测距、断路器操作次数及开断电流统计、同期检测、事件及故障录波、各种电量及需量的测量功能，10RV馈线保护安装在相应的馈线开关柜上。第二种方式是组屏方式安装模式，在10kV每段母线处各配置一台多馈线保护装置，一台这样的保护可同时为5条10kV馈线提供监控保护功能，并为母联提供保护，我们选用后一种安装方式，多馈线保护通过组屏安装在35kV主控室或10kV配电室，10RV I、Ⅱ两段母线只需两台多馈线保护装置，各组一个屏。

变电站层配置主、备两个远动主机和主、备两个后台监控主机以及工程师站、人机工作站等设备，整个系统共组五个屏放在主控室。

为了使得变电站可以兼容部分不支持IEC61850的智能设备(女IIUPS、直流屏、消弧系统，电度表等)，所以方案中设置了单独的IEC61850通信管理机、对时等辅助设备，其功能是将这些智能设备转换成符合IEC61850规范，同时实现统一对时。

3.2变电站网络组网

3.2.1过程层网络

过程层上最大的数据流出现在电子式互感器和保

护、测控之间的采样值传输过程中，采样值传输有很高的实时性要求。此外，保护、测控装置之间的互锁，保护和智能开关之间的跳合闸命令也有很高的实时性和可靠性要求。因此，过程层通信的实时性和可靠性是最为关键的问题。

过程层组网有四种方案，分别为面向间隔原则、面向位置原则、单一总线原则和面向功能原则。其中面向间隔组网方案结构清晰，易于维护，互操作性甚至互换性既可在IED层面获得，也可在间隔层面获得。在IEC61850实施初期，由于缺乏足够的互操作性实践经验，该方案使间隔层的互操作性更容易得到保证，所以在本设计中采用此方案组网，并采用100MB光纤冗余的过程总线环网，保证采样值报文和跳闸GOOSE报文传输的实时性、可靠性，具体构建如下：

35kV部分和10kV部分各为一间隔进行组网，这两部分的ECT／EVT从一次侧采集到电流／电压信号后，分别接入本间隔内设置的合并单元中，合并单元采用IEC61850-9-2标准对采样值进行处理，处理后的采样信息经过本间隔内的一台工业以太网交换机接入过程层环网中，这样，采样值信息就可以在过程层环网上被共享，传至保护和测控设备里。智能开关设备如同合并单元一样，经本间隔内的一台工业以太网交换机接人过程层环网中，传至保护和测控设备中，合并单元及智能开关设备分别接入这两台交换机中，这样的话，同一间隔内的两台交换机可达到网络冗余功能，如果有其中一台交换机故障也不会影响过程层重要数据的传输安全。

3.2.2变电站层网络

变电站站级网络主要处理间隔层之间IED的通信，同时要与后台人机工作站、工程师站进行信息交换，并通过远动装置与各级调度进行双向信息交换，变电站网络也可以通过网络设备直接接入电力数据网。

由于间隔层设备之间以及间隔层和变电站层之间需要共享电压、电流值及状态信号，而且间隔层IED数量较多，数据传输量大，为避免出现网络堵塞，保证通信可靠性，变电站层网络采用1000MB~光纤交换式以太环网结构，来保证带宽和可靠性。间隔层为支持IEC61 850标准的数字式智能电子设备保护、控制、测量，集中组屏安装。分别有1号主变屏、2号主变屏，35kV两条进线、母联屏，2面10kV馈线保护屏，每一单元为一独立网络单位，相互之间可以交换信息，基于IEC61850标准规范与环网总线相连，与其它各单元、主站和调度系统进行交换信息。后台控制室通过变电站网络向保护和测控装置下达控制命令，GPS装置也通过变电站网络向全站统一授时，另外，远动系统也由变电站层网络经路由器与外部电力调度网络相连。

根据以上对35kV数字化变电站过程层和变电站层的组网分析，具体网络构建如图2所示。

4电气设备的配置

4.1电流／电压互感器及合并单元

电子式电流／电压互感器分为有源和无源两种，由于有源互感器简单可靠，稳定性较好，国内外已经进入商业运行的以有源互感器居多，光学互感器在超高压系统中优势较大，但还处在不断改进过程中。因此在目前的技术条件下，35kV变电站各电压等级的互感器选用有源互感器。具体选择配置方案如下：

(1)在35kVI号、2号进线部分和在35kV I、Ⅱ段馈线部分各选择一对带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器；在35kV I、Ⅱ段母线处设置带有一个保护级(测量)和一个用于零序电压的电子式电压互感器；35kV母联部分选择带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器。

(2)在10kV I、Ⅱ段母线进线部分各选择有一个保护级和一个测量级的电子式电流互感器；在10kV I、Ⅱ段母线的每条馈线部分同样选择有一个保护级和一个测量级的电子式电流互感器l在10kV I、Ⅱ段母线部分各选择有一个保护级(测量)和一个用于零序电压的电子式电压互感器；10kV母联部分选择带有一个保护级和一个测量级输出的电子式电流互感器。

合并单元负责将有源互感器采集的35kV和10kV线路上电流、电压信号按IEC61850-9-2标准经光纤以太网传输至过程总线所需保护，具体配置方案如下：

(1)在35kV I、Ⅱ段母线处各设置一台合并单元，采集35kV1、2号进线和出线部分的三相线路保护和测量电流值，同时采集35kV I、Ⅱ段母线的单相线路电压值和零序电压值，其中35kVⅡ段母线处的合并单元也负责采集35kV母联部分电流值。

(2)在10kV I、Ⅱ段母线处各设置一台合并单元，采集10kV I、Ⅱ段母线的进线和10条馈线部分的三相线路保护和测量电流值，同时采集10kV I、Ⅱ段母线的单相线路电压值和零序电压值，其中10kVⅡ段母线处的合并单元也负责采集10kV母联部分电流值。

4.2智能断路器

在数字化变电站中，智能开关设备的研究和现场应用相对滞后一步。因此在目前的技术条件下，可供选择的智能开关设备不是很多，目前主要的还是一些国外厂家生产的产品，国内的厂家也已经在开发适用于各种电压等级的智能开关设备，其中35kV和10kV的智能开关柜已经开始试用。

本方案中，35kV和10kV智能开关设备选用智能化的成套开关柜，配备智能保护(控制)装置，这种装置应具有自动采集交流量和监视断路器状态等功能，并以IEC61850标准与站内其它IED进行通信。另一种方案是采用常规的开关柜，再在开关柜上加装基于IEC61850标准的保护、测控一体化装置及智能操作箱来实现智能开关柜的功能。

4.3交换机

以太网交换机在过程层通信的主要网络部件，由于过程层通信所处的恶劣电磁环境，以及采样值和GOOSE信息对实时性的要求，方案中选择工业以太网交换机。

这种工业以太网交换机应满足IEC61850-3中变电站环境对设备的要求，较普通交换机更加坚固，可安装在标准DIN导轨上，并有冗余电源供电，接插件采用牢固的DB-9结构或者更加坚固的具有IP67防护等级的M-12接口，用以满足苛刻的工业现场环境，可以抵抗震动、腐蚀和电磁干扰，大大提高了设备和网络的可靠性。交换机采用双全工交换模式，支持IEEE802。lq(虚拟局域网)和IEEES02.1p(优先级标签)这两个与网络通信服务质量密切相关的协议。其中，IEEE802.1q定义了基于端口的虚拟局域网(VLAN)，IEEE802.1p定义了报文传输优先级，后者对于过程总线上采样值报文和跳闸GOOSE报文的实时传输十分重要，因为当过程总线上数据通信负荷较大时，通过给采样值报文和跳闸GOOSE报文置上高优先级标签，可以保证这两类报文会在交换机内优先转发出去。

在网络结构上，工业以太网交换机利用光纤双环网的网络架构和环网冗余协议，光纤网络具有很高的抗干

扰性，环网冗余协议相对于标准以太网的STP(生成树协议)及RSTP(快速生成树协议)的断路器恢复时间有了明显提高，如业界领先的工业交换机制造商MOXA公司的专有环网冗余MOXA Turbo Ring协议，能够在环网线路出现故障时在20ms内切换到备份路径，保持通讯的不间断运行，大大提高了网络的可恢复性。并可根据需要灵活选配光端口和电端口的数目。

此外，由于合并单元、保护设备和开关控制器所传输信息的重要性，它们均应直接和交换机端口相连，即保证各自享有独立的带宽。

5数字化变电站建设过渡方案

目前，国内数字化变电站系统的应用和实施尚处于起步阶段，尤其是非常规互感器还需攻克一些技术难题，国内满足要求、可推广应用的智能一次设备太少，就交换机和嵌入式智能装置而言，在过程层应用1000

MB以太网的技术还不成熟。诸如此类问题决定了数字化变电站的推广不可能一步到位，必须根据各地实际情况分阶段按不同的工程方案实施。

第一阶段：变电站自动化系统在变电站层和间隔层真正实现IEC61850，实现不同厂家IED之间的互联和互操作，而过程层设备采用常规设备，间隔层设备采用传统的点对点硬接线联结方式接入常规互感器和断路器；目前很多已投运的数字化变电站采用的都是这种方案。

第二阶段：在不改变现有常规一次设备的基础上，通过在一次设备本体或附近加装模拟式输入合并单元和智能控制单元，完成过程层设备的智能化；间隔层设备全部取消了模拟输入、开入和开出，仅通过通信按照IEC61850-9-1／2与合并单元，按照GOOSE与智能控制单元连接，间隔层、过程层间完全通过数字化连接，取消了大量点对点硬接线连接。这种方案是比较主流的。

第三阶段：变电站层和间隔层、过程层全部实现数字化。过程层设备采用非常规互感器和智能一次设备，过程层的测量、监视和控制全部实现数字化、网络化，采用1000MB双环型网络架构，变电站总线和过程总线合二为一，最大限度的实现了信息共享和系统集成，是今后数字化变电站的最终发展方向。但由于非常规互感器、智能断路器及其他智能一次设备目前仍有大量的技术问题未解决，因此这种方案在目前的实际工程应用中基本处于示范性探索阶段。

6结束语

篇5：35kV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。

篇6：35KV变电站应急处置方案

湿方案

一、方案目的

1.解决35kV高压室、开关柜、母线桥整体潮湿等问题提出方案。2.除湿设备为一体化控制设计，全自动监控。

二、勘察情况

1.气候环境

永城市位于河南山东江苏安徽四省交界处，属于暖温带亚湿润季风气候，四季分明，光照充足，气候温和，雨量适中。春季温暖大风多，夏季炎热雨集中，秋季凉爽日照长，冬季寒冷少雨雪。这里常年平均气温在14℃左右，年平均日照时数为2200-2400小时，年降水量700毫米左右，无霜期在207-214天之间。

2.现场勘查

35kV高压室照片

开关柜顶部照片

母线桥因为潮湿空气严重爆炸痕迹照片

图4.室外环境湿度为42.5%

图5.室内环境湿度为69% 较高

开关柜顶部湿度为65% 较高

三、35kV高压室、开关柜、母线桥内部潮湿原因分析根据勘察情况和现场照片，室外湿度最低42.5%、室内湿度为69%、开关柜顶部湿度最大为65%。现场工作人员反映在夏秋季节，一天温差可以达到15℃。

该变电站为相对封闭式设计，在夏秋季节中环境温差较大，容易在开关柜、母线桥架内部封闭部分产生潮湿空气，由于长时间的潮气聚集，会导致开关柜内部或顶部盖板产生凝结的水份或者开关柜局部放电。

在下雨天或环境湿度较大时潮湿现象更为严重，容易引发开关柜或母线桥架局部产生放电现场对开关柜运行存在安全隐患。

当地环境温差可以达到15℃，该变电站为相对封闭式设计，在下雨天或变电站地理结构等问题，容易在开关柜、母线桥架内部封闭部分产生潮湿空气，长时间的运行会引起潮气聚集；对开关柜、母线桥架及整个变电站的安全运行环境存在影响，所以开关柜和母线桥架顶部必须安装除湿装臵，并且对高压室内部进行设计除湿装臵。

四、方案实施

1.除湿方案

依据对宝塔110 kV变电站35kV高压室勘察情况分析，针对高压室、开关柜内部潮湿空气过高，我公司提出以下方案，采用治理、预防等多级配套除湿设计理念来保证变电站对环境温湿度的安全运行要求。

（1）开关柜和母线桥架内部潮湿空气的治理：

在开关柜顶部和母线桥架盖板安装SHK-SEPRI电力设备环境监控系统解决潮湿问题。HK-SEPRI电力设备环境监控系统对开关柜内部运行环境改善并预防凝露现象而专门研制的高新技术产品。其原理潮湿空气经风扇吸入后，通过特殊风道流动，先经除湿系统除湿，使空气含湿量减少，然后通过对除湿后的空气加热升温，使其相对湿度降低。经过充分循环，使柜内空气湿度降至凝露点以下，完成整个除湿过程。凝露水份采用雾化技术强制蒸发，安全排出柜外再通过工业除湿机将潮湿空气凝露成水分排出室外。

SEPRI-CS-DC顶臵除湿单元安装示例

（2）35kV高压室内部潮湿空气的预防。

在35kV高压室安装室内自动除湿系统。室内将布臵1台SEPRI-CS-L工业除湿机和2台工业风扇、1组湿度传感器。当湿度传感器检测湿度超过55%时，1台工业除湿机工作，将室内的潮湿空气臵换成干燥空气，再通过内部2台风扇循环到整个高压室内部，保证了35kV高压室内的干燥环境，为开关柜等运行提供了安全可靠的条件。

SEPRI-CS-L工业除湿机安装示例

2．除湿设备为一体化控制设计

本设备采用微处理器控制技术，实时监测、数据分析，可精确、高效的监控环境温湿度设备。采用自动投入运行。

室内设备布臵示意图

kV开关柜和母线桥架除湿装臵安装示意图

kV高压室内除湿装臵安装示意图

五、产品介绍、HK-SEPRI电力设备环境监控系统用于电力设备如母线桥架、高低压控制柜、高低压开关柜、环网柜、仪表箱等需要除潮湿、防凝露的场合。

该装臵采用微处理器控制技术，针对于母线桥架、开关柜设备内部空间紧凑、环境湿度高、安全距离等因素而研制的产品。大功率快速除湿，凝露水份采用雾化隔离排出。并采用一体化集成设计，体积小、安装方便、维护简单。

除湿装臵示意图桥架内部潮湿空气经进风口吸入后，先经环境传感器对吸入的空气进行检测，湿度超标，再经特殊风道流动，进入热交换单元处理，把空气中的水份凝露成水珠并且与设备完全隔离后排出，排出的水经雾化单元强制挥发，然后对处理后的空气加热升温，通过风扇把干热空气经出风口吹入桥架内部。经过热交换单元对桥架内部空气强制循环，使桥架内的空气相对环境改善，完成整个热交换过程。

当桥架内部湿度在启动值以下时，每30分钟风扇启动2分钟，循环空气，使采样值更准确，实时监控桥架内部湿度变化。若湿度变化可及时启动热交换单元工作，避免事故发生。

该装臵由智能控制单元、强制循环单元、除湿单元、雾化单元、自检单元、故障告警单元组成。

顶臵式除湿装臵工作原理图

顶臵式除湿装臵结构示意图

◎主要技术参数

□工作电源电压：AC/DC220V±15% □额定功率：≤160W（专门针对开关柜量身订制，功率增强型）□湿度显示方式：整数2位数显示

□除湿启动值：湿度RH=55%（默认），可设定 □工作湿度范围：RH =40%～95% □风扇风量：3m3/min □除湿量：700ml/天（35℃，RH＝85%工况下）□工作温度范围：5℃～50℃ □环境温度范围：-20℃～70℃ □排水方式：超声波雾化

□外形尺寸：600mm×138mm×265mm ◎产品特点

□专为电力行业设计。

□适合空间不是太狭窄、能够提供电源的场合使用。□迅速降低电气控制柜内湿度，水份经雾化隔离排出。□顶臵式设计，便于安装。□一体化结构，电源内臵。

□带湿度显示，工作阀值可调，全自动运行。□高湿预警功能，及时监测柜内湿度情况。

环境监控系统控制柜

除湿单元

优点：本系统的环境控制单元采用外部安装，不影响绝缘距离，且针对开关柜、母线桥架内环境进行控制，凝露出的水份经雾化单元隔离蒸发。因为没有铺设排水管道，所以不会影响母线及其他设备的安全运行。本方案采用全自动智能控制，方便操作，可实现无人值守、实时在线监测，同时配备了RS485通迅接口，可进行系统升级。技术参数：

2．SEPRI-CS-L工业除湿机

SEPRI-CS-L工业除湿机是针对电气室除湿并预防凝露现象而专门研制的高新技术产品。本装臵安装在电气室内部，通过局部制造凝露条件使电气室潮湿空气凝露成水并直接排出柜外，可快速有效地降低电气室空气湿度及抑制凝露现象的产生，对因潮湿、凝露引起的电气控制柜及电子装臵配电短路、绝缘或接触不良、机器老化、光学机器长霉、原料潮解固化等故障的预防具有明显的作用。本设备是保障智能电网高效、安全运行的首选除湿设备。技术参数：

 工作电源电压：AC：380V±10% 50Hz  额定功率：≤5kW  显示方式：LCD蓝色液晶显示

 除湿启动值：当设定值小于当前湿度值3%时启动（默认） 除湿量：240L/天（30℃，RH＝80%工况下） 工作湿度范围：RH＝30%～90%  除湿温度范围：5℃～40℃

 环境温度：不低于-20℃，不高于70℃  外形尺寸： 1630×770×470mm  重量：150kg

除湿机安装示意图

设备安装示意图

3．防腐型除湿风扇介绍

防腐轴流风扇采用防腐材料外涂环氧漆加工而成的通风扇，电机采用特种防腐电机，由叶轮组，主体风筒部、集风器三大部分组成。材质选用优质玻璃钢材质制作，选用高质量防腐电机（防爆电机）。

工作电源： 220V/50 Hz 功率：≤0.3kw 尺寸：400x500mm

除湿风扇示意图

六、引用标准

GB/T 191-2000 包装储运图示标志

GB/T 2423.17 电工电子产品基本环境试验规程 GB/T 3785 声级计的电、声性能及测试方法 GB/T 4797.1-2005 电工电子产品自然环境条件温度和湿度 GB/T 5832.2-2008 气体中微量水分的测定第一部分：露点法 GB/T 6388 运输包装收发货标志 GB 6999-2006 环境试验用相对湿度查算表

篇7：35KV变电站应急处置方案

及10kV I段母线出线间隔

投产方案

一、本次投产范围1、35kV1号主变001 断路器间隔一、二次设备，10kV水泥厂I回线188、水泥厂II线190、水泥厂III回线186、云洞电站线187、补其线189、花园线193、大丫口线192、五七电站线183断路器间隔一、二次设备，10kV I段母线TV一、二次设备，10kV 2号站用一、二次设备。

二、投产前的运行方式1、35kV白沙坡变2号主变运行供10kVII段母线各出线间隔，1号主变冷备用，10kV水泥厂I、II、III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线、10kV电容器、10kV 2号站用变由临供供电。

三、投运操作顺序

1、核实所有安措已全部拆除。

2、核实10kV分段012断路器在断开位置，10kV分段0121隔离开关在分闸位置。

3、核实35kV白沙坡变电站35kV 1号主变001断路器处于冷备用状态，35kV侧301断路器在冷备用状态；10kV水泥厂I回线188断路器、水泥厂II线190断路器、水泥厂III回线186断路器在断开位置、云洞电站线187断路器、补其线189断路器、花园线193断路器、大丫口线

192断路器、五七电站线183断路器在冷备用状态。

4、核实水泥厂I回线1884隔离开关、水泥厂II线1904隔离开关、水泥厂III回线1864隔离开关、云洞电站线1876隔离开关、补其线1896隔离开关、花园线1936隔离开关、大丫口线1926隔离开关、五七电站线1836隔离开关、2#站用变1971隔离开关在分闸位置。

5、合上35kV 1 号主变保护装置及主测控装置电源及10kV分段保护装置电源。

6、检查各个指示灯均正常指示、各个遥测量均在正常范围；

7、退出1号主变差动保护出口连片；

8、合上2#站用变1971隔离开关；

9、将35kV 1号主变301断路器转为运行；

10、将35kV 1号主变001断路器转为运行，对10kV I段母线及2#站用变第一次充电15分钟，检查1号主变差动、后备保护、测量遥测量正常，保护装置无动作，检查2#站用变本体正常。

11、将35kV 1号主变001断路器转为热备用5分钟。

12、将35kV 1号主变001断路器转为运行，对10kVI段母线及2#站用变第二次充电10分钟，检查有无异常。

13、将35kV 1号主变001断路器转为热备用5分钟。

14、合上10kVI段母线TV 0901隔离开关，将35kV 1号主变001断路器转为运行，对10kV I段母线、2#站用变及I段母线TV进行充电10分钟，检查无异常。

15、合上2号站用变低压侧开关，检查2#站用变低压侧电压、电流、相序正确。

16、检查10kV I段母线TV二次电压正常后合上二次电压空气开关。

17、合上10kV水泥厂I回线、水泥厂II线、水泥厂III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线保护测控装置装置电源、操作电源；

18、检查35kV 1 号主变保护测控装置，10kV水泥厂I回线、水泥厂II线、水泥厂III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线保护测控装置上10kV保护、测量电压正常；

19、检查35kV 1号主变低压侧、10kV水泥厂I回线、水泥厂II线、水泥厂III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线电度表计量电压正常；

20、合上10kV水泥厂I回线1881隔离开关；

21、合上10kV水泥厂I回线188断路器，对188断路器、1881隔离开关进行充电两次，间隔5分钟(1881隔离开关在合位，1884隔离开关在分位)，检查无异常后断开188断路器。

22、合上10kV水泥厂II回线1901隔离开关；

23、合上10kV水泥厂II线190断路器，对190断路器、1901隔离开关进行充电两次，间隔5分钟(1901隔离开关在合位，1904隔离开关在分位)，检查无异常后断开190断路器；

24、合上10kV水泥厂III回线1861隔离开关；

25、合上10kV水泥厂III回线186断路器，对186断路器、1861隔离开关进行充电两次，间隔5分钟(1861隔离开关在合位，1864隔离开关

在分位)，检查无异常后断开186断路器。

26、将10kV云洞电站线187断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(1871、1874隔离开关在合位，1876隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

27、将10kV补其线189断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(1891、1894隔离开关在合位，1896隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

28、将10kV花园线193断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(1931、1844隔离开关在合位，1936隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

29、将10kV大丫口线192断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(1921、1824隔离开关在合位，1926隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

30、将10kV五七电站线183断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(1831、1834隔离开关在合位，1836隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

31、合上水泥厂I回线1884隔离开关、水泥厂II线1904隔离开关、水泥厂III回线1864隔离开关、云洞电站线1876隔离开关、补其线1896隔离开关、花园线1936隔离开关、大丫口线1926隔离开关、五七电站线1836隔离开关。

32、投线路时现场投运人员根据线路负荷情况，负荷足够时检查35kV 1号主变差动保护无差流后投入差动保护出口连片。

33、将10kV水泥厂I回线188断路器转运行，带负荷检查10kV水泥厂I回线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

34、将10kV水泥厂II线190断路器转运行，带负荷检查10kV水泥厂II线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

35、将10kV水泥厂III回线186断路器转运行，带负荷检查10kV水泥厂III回线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

36、将10kV云洞电站线187断路器转运行，带负荷检查10kV云洞电站线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

37、将10kV补其线189断路器转运行, 带负荷检查10kV补其线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

38、将10kV花园线193断路器转运行，带负荷检查10kV花园线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

39、将10kV大丫口线192断路器转运行，带负荷检查10kV大丫口线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

40、将10kV五七电站线183断路器转运行, 带负荷检查10kV五七电站线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

篇8：35KV变电站应急处置方案

而旧站改造需要投入大量的技术力量, 合理而经济的方案关键是在尽量保证用户用电的原则上, 合理选择各种电气设备, 结合全站布局的优化和协调。

1 改建需灵活、经济

35kV赤水变电站为户外常规布置设计, 主变容量1×10MVA, 35kV架空出线1回, 10kV出线7回, 户外构架为门型构架, 规划用地为不规则四边形, 其中一半为开关场, 另一半为空余地, 现需将其改建为110kV变电站, 其中远景建设3台最终规模为50MVA的主变, 110kV侧主接线为单母双分段断路器接线方式, 110kV出线3回, 10kV出线30回;110kV电气平面布置按最终规模一次配置齐全。

1.1 改扩建不征地

赤水站原有35kV、10kV2个电压等级, 占地面积7932.71平方米, 根据供电区域的负荷分布、地区负荷发展的趋势、电网发展规划及网络布局, 经多次实地踏勘, 共选定三个备选改建方案。方案一:沿用原35kV赤水站, 并利用旁边的生活区, 需拆除旧设备、旧高压室、控制室、生活楼、围墙等设施, 并需回填平整土方0.65万立方米。方案二:赤水镇水口仔农场规划建设用地, 该地点位于水泥厂西北方向、赤水公路旁, 马路对面约500米处为水泥厂, 地势较低, 低于路面约3米多, 需回填土方约3.8万立方米, 该地点土地关系较复杂。方案三:原变电站附近, 塘美里、东阁里旁, 该地点为一般耕地, 涉及到土地调整问题, 且离村庄较近, 同时也需回填土方约2.2万立方米。经综合比较, 方案一沿用原35kV变电站站址, 可减少10kV配电线路的重复投资, 且土地不涉及到土地调整问题, 没有复杂的土地关系, 是更为合适的方案。

1.2 选择合理、经济的配电装置模式

目前, 变电站的配电装置主要有AIS和GIS两种典型模式。随着电力制造业的发展, 采用混合技术开关设备的PASS模式变电站开始逐步推广使用, 它采用空气绝缘和SF6气体绝缘组合的方式完成不同的接线布置, 是在AIS和GIS基础上发展起来的新型组合电器。

从技术上讲, 采用GIS是满足用户要求好的方案, GIS比AIS具有:占地省、可靠性高、检修周期长、少 (免) 维护、节省土建费用等特点。但是对于大量的变电所采用GIS存在着价格昂贵、安装及测试不便、灵活性差、检修扩建不方便的缺点。而采用PASS设备的变电站具有以下几个特点。

(1) 节省占地面积和空间。PASS节省了各种设备之间的布置尺寸, 从而大大压缩了高压配电装置的纵向尺寸, 达到减少占地的目的。通常它比常规电气设备方案节省占地约40%～60%。此外, 由于PASS方案采用了铝合金管母线连接的低型布置形式, 取消高大的进线门型构架及高压配电装置的上层架空软导线, 可以降低整个配电装置的带电体对地高度, 节省高压配电装置的空间, 在减少电磁污染、加强环境保护方面取得了良好的效果。

(2) 可靠性提高。与GIS比较, 同样具有可靠性高的特点。与AIS相比, 设备封闭在SF6气室内, 大大改善了设备运行环境, 不受污秽影响。

(3) 预制式模块化结构。PASS组合电器采用在制造厂预制式整体组装和试验, 模块化整体运输和现场施工安装, 从而避免了大量部件在变电所施工现场组装和调试的工作。施工安装简单、方便, 施工周期通常为常规电气设备方案的40%～50%。另外, 由于PASS组合电器为电气主接线的基本模块, 模式相同, 有规律性的重复性使变电所的设计、运行维护工作量大大减轻。

(4) 一次设备和二次设备一体化的高压配电装置。高压开关系统为插接式结构, 设备本体 (一次设备) 和就地保护控制 (二次设备) 为完整的模块, 它不包括每个回路的主母线及分支母线, 设备两侧通过进/出线套管与常规母线相连。二次就地控制箱与设备成套供货, 安装在高压配电装置支架上, 通过插头、插座与本体连接。安装简单, 使用方便。

调查显示, 110。kV变电所寿命期内年静态费用 (包括静态投资、大修费、常规检修费) , 采用GIS设备, 较AIS增加16.15%;采用PASS设备较AIS增加6.36%。综合结论为:GIS、PASS设备与AIS设备相比, 具有可靠性高、免 (少) 维护、紧凑、组合方便、寿命周期长、可加快变电所的建设速度等优点。从综合造价方面考虑, PASS更具有明显优势。可以说, PASS高压组合电器属于功能更齐备、技术更先进的高一级组合电器。该配电装置为变电站的设计、建设提供了一种新型的模式[1]。

2 结语

篇9：35KV变电站应急处置方案

【关键词】继电保护；配置；整定

1 35kV变电站的继电保护配置方案探讨

1.1 变压器保护配置

（1）瓦斯保护：作为变压器油箱内各种故障和油面降低的主保护，轻瓦斯动作于信号，重瓦斯动作于跳闸。

（2）差动速断保护：是在比较严重的区内故障情况下，快速切除故障点。设置差动速断保护的原因是为防止在较高短路电流水平时，由于电流互感器饱和而产生的大量谐波，使得带二次谐波制动的比率差动保护拒动。

（3）比率制动式差动保护：作为变压器绕组、绝缘套管及引出线相间短路的主保护。在变压器的空载合闸或外部短路故障切除后、系统电压恢复时，会出现很大的励磁涌流，励磁涌流中含有大量的高次谐波，其中以二次谐波为主，而内部故障时却很少有二次谐波，为避免励磁涌流对差动保护的影响，设置二次谐波闭锁的差动保护，即利用差电流中二次谐波所占的比率作为制动系数，可以鉴别变压器空载合闸或外部短路故障时的励磁涌流，从而有效防止变压器保护误动。

（4）过电流保护：作为变压器外部短路及瓦斯和差动保护的后备保护。在过电流保护不能满足灵敏度要求时，可以考虑装设复合电压闭锁或低电压闭锁功能。

（5）过负荷保护：是为了反应变压器在异常状态下的过负荷，动作后发告警信号。

1.2 35kV及以下线路的保护配置

（1）瞬时电流速断保护：瞬时电流速断保护的任务是在线路始端短路时能快速地切除故障，当线路故障时，瞬时电流速断保护动作。

（2）延时电流速断保护：瞬时电流速断保护最大的优点是动作迅速，但不能保护线路的全长，因此要求延时电流速断保护具有较短的动作时间，并且可保护线路全长，延时电流速断保护可作为被保护线路的主保护。

（3）定时限过电流保护：由于瞬时电流速断保护只能保护线路的一部分，延时电流速断保护能保护线路的全长，可作为本线路的主保护，但不能作为下一段线路的后备保护。因此，需配置定时限过电流保护。

1.3 6-10kV电容器的保护配置

（1）带时限过电流保护：当电容器发生相间短路时，保护电容器组，同时可作为电容器内部故障的后备保护。

（2）过电压保护：是防止母线电压过高时损坏电容器，而切除电容器的同时可以改变无功潮流从而降低母线电压。

（3）低电压保护：是防止在电源失去后、电容器放电完毕之前电容器重新投入时产生过电压，从而危及电容器的安全。

（4）零序电压保护：主要反应电容器内部故障，为电容器的主保护。

1.4 6-10kV母线的保护配置