變電站設計范文

導語：如何才能寫好一篇變電站設計，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

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1.1繼電保護功能變電站綜合自動化系統要具備常規變電站系統保護及元件保護設備的全部功能，而且要獨立于監控系統，即當該系統網各軟、硬件發生故障退出運行時，繼電保護單元仍然正常運行。微機保護除了所具有的繼電保護功能外，還需具有其它功能。

1.2信息采集功能分布式自動化系統的變電站，信息由間隔層I/O單元采集。常規四遙功能的變電站，信息由RTU采集。電能量的采集宜用單獨的電能量采集裝置。系統對安全運行中必要的信息進行采集，主要包括以下幾個方面：①遙測量②遙信量③遙控量④電能量。

1.3設備控制及閉鎖功能①對斷路器和刀閘進行開合控制。②投、切電容器組及調節變壓器分接頭。③保護設備的檢查及整定值的設定。④輔助設備的退出和投入(如空調、照明、消防等)。

以上控制功能可以由運行人員通過CRT屏幕進行操作。在設計上保留了手動操作手段，并具有遠方/就地閉鎖開關，保證在微機通信系統失效時仍能夠運行和操作，包括可手動準同期和捕捉同期操作。在各間隔的每個斷路器設置按鈕或開關式的一對一“分”、“合”操作開關和簡易的強電中央事故和告警信號。

1.4自動裝置功能

1.5報警功能對站內各種越限，開關合、跳閘，保護及裝置動作，上、下行通道故障信息，裝置主電源停電信號，故障及告警信號進行處理并作為事件記錄及打印。輸出形式有：音響告警、畫面告警、語音告警、故障數據記錄顯示(畫面)和光字牌告警(光字牌報警回路采用編碼設計，主要是為了保證當通信網故障退出時站內仍能正常運行。光字牌數量控制在20多只)。

1.6設備監視功能其中包括一次設備絕緣在線監測、主變油溫監測、火警監測、環境溫度監測等內容。當上述各參量越過預置值時，發出音響和畫面告警，并作為事件進行記錄及打印。

1.7操作票自動生成功能根據運行方式的變化，按規范程序，自動生成正確的操作票，以減輕運行人員的勞動強度，并減少誤操作的可能性。

1.8數據處理及打印功能中調、地調、市調、運行管理部門和繼保專業要求的數據可以以歷史記錄存檔，包括：①母線電壓和頻率、線路、配電線路、變壓器的電流、有功功率、無功功率的最大值和最小值以及時間。②斷路器動作次數及時間。③斷路器切除故障時故障電流和跳閘次數的累計值。④用戶專用線路的有功、無功功率及每天的峰值和最小值以及時間。⑤控制操作及修改整定值的記錄。⑥實現站內日報表、月報表的生成和打印，可將歷史數據進行顯示、打印及轉儲，并可形成各類曲線、棒圖、餅圖、表盤圖，該功能在變電站內及調度端均能實現。

1.9人機接口功能具有良好的人機界面，運行人員可通過屏幕了解各種運行狀況，并進行必要的控制操作。人機聯系的主要內容包括：①顯示畫面與數據。②人工控制操作。③輸入數據。④診斷與維護。當有人值班時，人機聯系功能在當地監控系統的后臺機上進行，運行人員利用CRT屏幕和鍵盤或鼠標器進行操作。當無人值班時，人機聯系功能在上級調度中心的主機或工作站上進行。

1.10遠程通信功能將站內運行的有關數據及信息遠傳至調度中心及設備運行管理單位，其中包括正常運行時的信息和故障狀態時的信息，以便調度中心人員及時了解設備運行狀況及進行事故處理。

可實現四遙和遠方修改整定保護值、故障錄波與測距信號的遠傳等。變電站自動化系統可與調度中心對時或采用衛星時鐘GPS。

2變電站自動化的設計原則

變電站二次設備按功能分為四大模塊：①繼電保護及自動裝置。②儀器儀表及測量控制。③當地監控。④遠動。四大模塊功能的各自不同的發展及其功能的相互滲透，為變電站自動化提供了多種多樣的實現模式，可概括為兩種基本實現模式：①保護加集中RTU模式，面向功能。②保護加分散RTU模式，面向對象。

2.1電氣設備控制方式主變壓器、站用變壓器各側斷路器以及10kV、110kV、220kV斷路器一般情況下均集中在控制室，通過就地監控主站的就地監控計算機進行控制操作(但網絡中遠動主站亦可留有接口給地調進行遙控，根據系統運行規程而定)，當網絡中就地監控主站退出運行時則應能分別在各元件的保護屏處進行人工控制操作。

就地監控計算機在操作時應顯示該站的配電裝置的運行狀態、通道狀態和各種電氣量，在每個操作步驟前應給操作者提示，待確認后方能操作。

主變壓器、站用變壓器、220kV線路、110kV線路、10kV設備及其母線設備保護和10kV母聯的控制保護均采用集中保護方式，10kV開關柜上加一個“就地/遠動”選擇開關，10kV母聯斷路器的控制保護放在控制室，與10kV自投裝置放在一起(當10kV裝置能可靠地抗震、抗高溫、抗電磁干擾時，也可以將10kV裝置裝配在10kV開關柜上，以減少電纜聯接)。

10kV隔離開關采用就地手動操作(除變低處的10kV隔離開關外)。主變變低10kV隔離開關、110kV，220kV隔離開關采用就地電動操作方式，可進行就地和遙控操作，并設置“就地/遙控”選擇開關，同時設有操作閉鎖措施。專用母線接地刀閘裝設母線有電閉鎖操作裝置(采用微機五防裝置，應能與綜合自動化裝置接口)。用鍵盤或鼠標操作斷路器、刀閘時靠后臺機內的五防系統閉鎖，現場人工操作或維護操作時則靠另一套微機五防系統閉鎖。

2.2測量綜合自動化的電氣測量均按部頒《電氣測量儀表設計技術規程》(SDJ9—87)的要求選擇測量點及測量內容、測量精度。在主變220kV側增加電流方向接法相反的分時計量的脈沖式有功電度表和無功電度表各2只，供關口表用。

全站的電氣量測量除了通過監控主站及遠動主站讀取和記錄存盤外，在各元件的保護裝置上的液晶顯示器上也應能讀取有關的電氣量，主要是為了保證當網絡或監控、遠動主站退出運行時該站所有設備的測量仍能滿足安全運行。

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【關鍵詞】變電站 綜合 自動化 設計

中圖分類號：U665文獻標識碼： A

前言

所謂變電站綜合自動化, 就是廣泛采用微機保護和微機遠動技術, 分別采集變電站的模擬量、脈沖量、開關狀態量及一些非電量信號, 經過功能的重新組合, 按照預定的程序和要求實現變電站監視、測量、協調和控制自動化的集合體和全過程, 從而實現數據共享和資源共享, 提高變電站自動化的整體效益。變電站綜合自動化系統能夠大大地提高整個電網運行的安全性和經濟效益已經形成共識。并且目前變電站綜合自動化系統的研究和開發已經形成熱潮。在此熱潮中, 由于龐大的市場需求, 各種新技術、新產品大量涌現, 在產品的設計、開發中應重視變電站綜合自動化系統的特殊問題, 不然會影響產品的性能和電力自動化的發展。

一、綜合自動化系統的結構

綜合自動化系統總體上可分為主站( 后臺監控系統) 層、通訊層、子單元層等三層。主站層可取代傳統的中央信號控制系統, 是系統的“最高權力核心”。主站通過接收來自通訊層的信息, 采集整個變電站各電氣設備的信息, 并對所有的信息進行處理, 檢出事件、故障、狀態的變值, 模擬量正常及越限等信息, 并實時更新數據庫,保持所需信息的完整性。同時主站發出的命令通過通訊層下達給各子單元, 通過子單元對各電氣設備進行控制。通訊層由通訊管理機和M O D E M 組成, 是主站和子單元聯系的橋梁。通訊層主要完成對下掛各子單元的管理, 除對采集的所有信息進行存儲外, 還對這些信息進行整理分類, 選擇一些重要的信息上送主站, 接收主站發出的命令并下達給子單元。上送的重要信息包括測量信息, 保護動作信息( 如保護動作時間、動作類型等) 以及告警信息( 如控制回路斷線、P T 斷線、裝置故障等) 。另外通訊層還可用來完成通訊規約的轉換, 以適應不同規約的主站。子單元一般設在就地開關柜上, 每套二次設備對應一個子單元, 各子單元除獨立完成包括保護、測量、控制和事故記錄等多種功能外, 在系統內還需按要求整理信息并上送管理機。通訊層與子單元層以及各子單元之間, 可通過光纜或屏蔽雙絞線連接并進行通信。主站層、通訊層、子單元層以及各子站之間除通信外, 各自獨立, 無電氣上的聯系, 各子站實現的各種功能也不依賴通訊網和主站, 因此即使系統的某一部分出現故障, 也不會影響系統其它部分的工作, 從而使整個系統具有了高可靠性并真正實現了分層分布控制。

二、系統設計思路

完整的變電站綜合自動化系統除在各控制保護單元保留緊急手動操作跳、合閘的手段外, 其余的全部控制、監視、測量和報警功能均可通過計算機監控系統來完成。變電站無需另設遠動設備, 監控系統完全滿足遙信、遙測、遙控、遙調的功能以及無人值班之需要。目前國內外變電站綜合自動化系統大體可分為三種結構: 集中式、分散式以及集中與分散結合式。

1、集中式結構

初期的變電站自動化設計都是采用集中式結構。這種結構的設計方法是將設備按其不同功能進行歸類劃分, 形成若干個獨立系統, 各系統分別采用集中裝置來完成自身的功能, 其缺點是資源不能共享, 設備設置重復, 且運行的可靠性低, 功能有限。

2、分散式結構

這種結構方式一般是按一次回路進行設計。首先將設備按一次安裝單位劃分成若干單元。將控制單元、微機保護單元、數據采集單元安裝在戶外高壓開關附近或戶內開關柜內, 并將各分散單元用網絡電纜互連, 構成一個完整的分散式綜合自動化系統。分散式結構具有很多優點: 各個功能單元上既有通訊聯系, 又相對獨立, 便于系統擴展、維護管理, 當某一環節發生故障時, 不致于相互影響。此外, 它的抗電磁干擾性能強, 可靠性高, 可以把電度計量、測量表計、控制、保護、遠動合為一體, 可使數據統一, 避免設備重復設置。

3、集中與分散結合式結構

這種結構方式介于集中式與分散式兩種結構之間, 形式較多。但目前國內應用較多的是分散式結構集中式組屏。它具有分散式結構的全部優點, 由于采用了集中式組屏, 非常有利于系統的設計、安裝與維護管理。因為中低壓變電所的一次設備比較集中, 所以此種結構方式比較適用于中低壓變電站。

三、綜合自動化系統的結構設計要求

1、分層分布式系統

在電壓等級較高、可靠性要求高的變電站中, 一般采用分層分布式結構的系統, 該系統的設計思想符合IEC 關于變電站自動化系統分為所級和間隔級分層結構的技術規范要求, 如圖1 所示。

分散( 層) 分布式組態模式的變電所綜合自動化系統在功能上, 對間隔層設備采用盡量下放的原則;凡是可以在該間隔就地完成的功能絕不依賴通訊網。這樣, 當系統任一設備故障時只影響局部, 其他設備仍能正常工作, 具有較高的擴展性和靈活性。

2、分布式系統和集中式系統

分布式設備通常以一臺主變或一條饋線為單元裝置, 完成對每個單元模擬量、數字量的采集以及開關的控制和繼電保護功能。通常分為監控、保護兩部分, 可分開設置為監控模塊與保護模塊, 也可設置為一個單元模塊。該模式在安裝上可以形成集中組屏或分層組屏兩種組態結構, 它較多地適用于中低壓變電所。

3、繼電保護裝置

繼電保護的可靠性在自動化系統中要求非常高, 各個單元的保護裝置、備自投裝置、電容器投切、變壓器有載調壓分接頭等重要的控制設備均為獨立工作裝置, 正常工作時完全不依賴于站內通訊網, 保證站內通訊發生故障甚至完全癱瘓時, 各間隔的保護裝置依然正常工作。微機保護通過改變軟件設置可得到不同的原理和特性, 在較常規保護具有更強的適應性。微機保護通過通訊網接口能有效地向變電站主站及通訊裝置發送各種信息及接收命令, 信息傳遞快捷。

4、監控部分

監控部分負責全站電流電壓模擬量和信號量的采集和處理, 完成對各個單元的控制任務。它基本上以線路( 或開關) 為單元, 每個單元完成對一條線路的電流電壓的測量、開關刀閘位置信號的采集及開關的控制。對于監控裝置, 應具備以下功能: 測量、信號量的采集, 脈沖量的采集, 遙控輸出、遠方調節。

5、變電站的主控級

變電站的主控級是指變電所中央控制級, 主要用于完成變電站的綜合數據處理、遠方通訊、顯示/打印、輸出等功能。

( 1) 35kV 及以下變電站、110kV 終端站可不設顯示器, 但宜保留必須的數據存儲手段和簡單的聲光報警手段以及打印機; 必須預留足夠的輸出接口( 插座) , 供操作隊在趕赴現場工作時能使用便攜式電腦從系統調用有足夠依據的正常操作維護和事故處理分析數據。

( 2) 110~ 35kV 樞紐站及220kV 變電站宜設置主站和就地PC 機, 主要包括顯示器、操作鍵盤和打印機、數據存儲和聲光報警系統。

6、其他相關設備

( 1) 直流系統。為減少維護量, 直流系統一般采用鉛酸免維護電池和微機充電模塊、微機監控裝置,無需配置常規直流電流/ 電壓表。

( 2) 交流系統。采用變配電站綜合自動化系統之后, 其監控單元均為交流采樣, 直接從電流或電壓互感器采集5A 或0- 100V 測量信號。應設置獨立的交流回路給就地監控PC 機供電, 并設UPS 裝置。

( 3) 由于電能計量的特殊性及重要性, 一般配有專門的電能表進行計量。電能表應優先選用自帶供電電源的有源型, 輸出為隔離型的脈沖電度表。

結論

變電站綜合自動化系統是依托高新技術才形成的，無人值班變電站是順應科技發展和電業部門的需要而產生的，也是提高電力調度部門生產技術和管理水平的有效途徑。

【參考文獻】

［1］ 程明，金明，李建英.無人值班變電站監控技術.中國電力出版社，2009

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關鍵詞變電站自動化系統構成特點

隨著數字式微機保護、監控技術和遠動通訊技術的廣泛普及應用，電力系統變電站的自動化水平發生了根本性變革。變電站綜合自動化作為一種新技術應運而生，現階段已被國內110kV電壓等級新建變電站廣泛采用，并在實踐中不斷改進，已發展成為一種成熟的技術。220kV東莞長安變電站正是在這種技術背景的支持下采用了變電站綜合自動化技術而取代常規變電站二次系統。

1工程概況

220kV東莞長安變電站(以下簡稱長安站)，遠景共6回220kV線路，8回110kV線路，3臺180MVA三卷變壓器，24回10kV線路，12組10kV補償電容器。

本期規模為4回220kV線路，2回至沙角電廠，另2回分別至深圳的西鄉站，公明站。6回110kV出線，2臺180MVA三卷變壓器，220kV、110kV均采用雙母線帶旁路主接線。

無論從其規模，還是系統中的位置看，長安站均屬于220kV大型樞紐變電站，在系統中具有十分重要的地位。

2自動化系統配置的重要原則

由于長安站處于系統主電源(沙角電廠)與重負荷區域之間，而長安站自身就處于用電負荷中心，因此，本站二次自動化系統設計必須保證的首要目標就是系統的安全可靠性。任何在系統的安全可靠性設計方面的疏忽、不足、給系統帶來的潛在隱患都可能對供電造成重大損失。為有效提高自動化系統的安全可靠性而從以下幾方面給予保證。

2.1保證保護裝置的完全獨立性

保護配置按保護設計規程配置要求面向對象獨立設置，所有間隔單元保護完全獨立，互不牽連。保護裝置的動作條件僅由保護裝置自身判斷，而不依賴于計算機網絡在任何時候的物理狀態。簡而言之，即使監控計算機網絡完全癱瘓，也不致影響保護裝置正確動作。保護與監控系統的關系僅是在保護動作后向監控系統發送保護動作信息。

2.2面向對象的分散分布式測控單元

盡管監控系統在二次系統中的重要性次于保護裝置，但監控系統的安全可靠性仍對系統的正常運行具有極重要的意義。因此，對監控系統的可靠性亦提出了極高的要求。

眾所周知，任何一個裝置，其功能集成化程度越高，硬件相對功能成本越低，但其一旦故障所帶來的系統風險卻越大。為有效降低系統中某元件故障給系統帶來的影響，而采用分散分布式測控單元。從10kV饋線至220kV線路間隔，每一個間隔配置1個測控單元，該測控單元僅完成本間隔的遙測、遙信、遙控功能，各測控單元通過計算機網絡相聯系。任一個測控單元故障或異常僅影響本間隔的數據采集與信息傳輸，而不影響其它單元和整個計算機網絡的正常工作，從而將硬件故障的系統風險化解到最小。

同時，由于采用面向對象的分散分布配置的測控單元，亦增加了系統硬件配置的靈活性。當變電站一次系統擴建時，僅需增加相應的測控單元，擴充數據庫即可，而不影響已在線運行的監控系統正常工作。

3綜合自動化系統的網絡結構

本站綜合自動化系統基本型式為分層分布式網絡結構，從層次結構看，基本有3層：間隔層、網絡通訊管理層、站級層。

間隔層由所有分散式測控單元、保護裝置通訊接口以及保護通訊管理機、電度表通訊接口以及電度表通訊管理機和上述設備的網絡通訊線組成。間隔層面向控制對象，起數據采集、處理、控制輸出等作用。事實上，間隔層可視作監控系統與監控對象的界面接口。

通訊管理層由裝于總控柜上的2臺通訊管理單元構成，起著全站自動化系統的通訊樞紐作用，接收各子網送來的信息，并根據后臺當地主站、五防工作站、繼保工程師站、以及遠動接口的要求發送信息，接收上述各工作站和遠方調度中心下達的控制指令至指定的受控單元。由于該通訊管理單元起著承上啟下，管理全站信息通訊的作用，在監控系統中的地位顯然至關重要，其故障或異常將導致整個監控系統和遠動通訊的癱瘓。因此，該通訊管理單元成為監控系統中風險最集中的環節，任何其它環節故障的影響都是局部的、有限的，而通訊管理單元的影響卻是整體的、全面的。任何一個系統的設計，不論元器件的篩選如何嚴格，均必須考慮到任一元件均有故障或異常的可能性。我們必須考慮到一旦當這種可能性成為現實時，系統的應變措施以及該影響帶來的系統風險的可接受程度。

顯然，通訊管理單元故障帶來的系統風險如無法及時消除，則該風險是不可接受的。為此，本自動化系統配置2臺通訊管理單元，采用雙機互為熱備用自動切換的工作方式。正常運行時A機工作，B機備用，當A機故障，B機自動切換為工作狀態，而一旦A機恢復正常，又切換到A機工作，B機恢復熱備用。對切換過程中通訊的短時(約10s)中斷，由于不致影響到一次系統的安全運行，不影響所有繼電保護裝置的正常運行，故這種監控系統的短時中斷的風險是可以接受的。而對于2臺通訊管理單元同時故障的可能性不予考慮。

站級層由2臺監控主站和1臺繼保工程師站組成，各工作站直接接于通訊管理單元。監控主站除具有取代常規控制、信號屏的作用外，還具有VQC——電壓無功、主變有載調壓開關自動調節控制功能，微機五防功能。正常運行時，1臺置為后臺監控主站，1臺置為專用五防工作站——專門作為全站隔離開關、接地刀防誤操作用。當一臺監控工作站異常退出運行，另一臺監控工作站則同時完成兩臺監控主站的任務。

由于繼保管理工作較之常規監控功能在技術管理方面具有明確的分工與獨立性，故對全站的繼電保護裝置的管理設置1立的保護工程師站。該工作站記錄全站所有數字式保護的動作行為，結合專用分析軟件對繼電保護和電網故障進行故障分析，對各保護裝置進行參數設置，定值修改。更具實用意義的是該繼保工程師站接入1個公用電話網調制解調器，使該繼保工程師站延伸到任何有電話的地方。

110kV、220kV以及主變測控單元采用DISA-910S測控裝置，分散裝于與操作箱同屏的保護屏上。各DISA-910S同時還具備同期合閘功能，省去了專用的集中同期裝置，減化了二次接線。所有DISA-910S通過雙CANBUS網接入總控柜通訊管理單元，通訊介質采用屏蔽雙絞線。

10kV部分采用DISA-920測控單元，因10kV開關柜距總控柜通訊管理機較遠，其通訊介質采用光纖一對一星形拓撲結構直接接入總控柜上光纖管理單元再與通訊管理單元連接，該測控單元同保護裝置并排裝于10kV開關柜上。

110kV、220kV線路保護，主變壓器保護采用南瑞保護公司產品，其所有保護裝置通過其串行接口接入CM-90保護通訊管理機，CM-90再以串口接入總控柜通訊管理單元。

而10kV線路、電容器保護以及110kV、220kV母差保護采用南瑞深圳公司產品。10kV線路、電容器保護信息采用屏蔽雙絞線CANBUS網接入與之配套的ISA-100保護通訊管理機，110kV、220kV母差保護則通過串口接入ISA-100保護通訊管理機，ISA-100再通過串口接入總控柜通訊管理單元。

本站所有電度表采用數字式電度表，這些數字式電度表通過其自身RS-485接口連接接入與之配套的電能計量通訊管理機，再以串口接入總控柜通訊管理單元，傳送相應的電度信息，以取代傳統的電度脈沖采集方式。

綜上所述，由于本站采用二次設備廠家種類較多，因此整個網絡結構較龐雜，每一廠家的數字設備的通訊均通過其自己開發的通訊管理機再與主網(通訊管理單元)相連。

4遠動接口

4個遠動接口，2個對省中調，2個對市地調，同時發送各自所需之遠動信息。為提高信息傳輸可靠性，采取在調度端進行通道切換，選取工作通道。對省中調僅發送其所需的遙測、遙信信號，省中調不對站內設備進行遙控操作。市地調不僅接受變電站發送的遙測、遙信信息，而且在變電站控制方式置于遙控操作時，由地調中心對變電站10kV以上斷路器、主變壓器中性點地刀、主變壓器有載調壓開關進行遙控操作。

5控制方式

所有10kV以上電壓等級斷路器和主變中性點地刀均可實現遙控操作和在站內監控主站上鍵盤操作，由于本站將全面按無人值班方式運行，因此將以地調遙控操作作為正常運行時的控制方式。考慮到極端情況下全站計算機網絡出現全面癱瘓，無法在地調中心或監控主站上進行控制操作，而在保護屏上設置了跳合閘操作方式選擇開關和控制按鈕。可在保護屏上選擇就地操作功能，通過DISA-910S(110kV以上電壓等級斷路器)實現同期合閘，當DISA-910S故障不能工作時，可選擇就地操作中的非同期合閘功能，直接通過按鈕對斷路器分、合閘操作。

10kV開關柜上保護裝置亦有實現就地分、合閘操作的按鈕。

6VQC的調節實現方式

常規220kV變電站VQC調節采用1套專用的VQC調節裝置，對于1個有3臺主變的220kV變電站，為判斷各主變間同步并列運行在不同運行方式下的同步并列條件，將需采集大量與之相關的開關、隔離刀位置信號予以判斷。如果采用專用裝置，這些信號必將重復采集，致使二次回路接線復雜，調節軟件的修改也有一定的局限性。鑒于這些因素，我們要求采用后臺監控計算機來完成VQC調節，不僅簡化了二次接線，而且軟件修改亦極為方便。

7值得磋商與改進的方面

盡管長安站設計與設備選型是先進的、合理的，所有的設備與集成方式代表了目前國內先進水平，但以發展的眼光看仍有不少值得磋商與改進的方面。

7.1在網絡結構方面

正如前面提到的，本站所有的信息通訊均由處于中樞地位的通訊管理機實現，同時通訊管理機還要完成部分數據處理功能。一旦通訊管理機故障，所有信息傳送將會中斷，盡管采用了雙機熱備用的切換方式來保證通訊的可靠性，但這種方式仍顯不足。也許取消通訊管理單元層，直接采用局域網的通訊方式，增設直接接于局域網的遠動工作站將有助于網絡可靠性的提高。

7.2110kV線路保護增設按周減載功能

對于常規220kV變電站，110kV線路、10kV線路均可能被設置為按周減載解除點，一般數字式10kV饋線保護均具有按周減載功能。本站選用ISA系列10kV饋線保護亦有此功能，但110kV線路保護卻無按周減載功能，為此增加了1面按周減載屏，專用于110kV線路按周減載，這不僅增加了投資，也增加了二次接線的復雜性。現部分廠家生產的110kV微機保護已具有按周減載功能。

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【關鍵詞】變電站電氣二次系統 設計分析

中圖分類號：TM411文獻標識碼： A

變電站作為輸配電系統中的一個關鍵環節，在整個電網當中占據十分重要的位置。變電站二次系統對變電站的控制以及監視具有直接的影響作用，二次回路是否處于最佳狀態，對整個變電站以及整個系統的安全正常運行起到決定性的作用。就國內外發生的事故經驗分析而言，造成系統事故時常發生的根本原因是回路出現問題，有些是由于回路自身存在缺陷及不足而造成；有些是由于系統出現故障時，因回路的原因無法立即切除故障而引起的。所以，必須加強對變電站二次以及回路的科學保護，保證變電站得以正常運行。

一、變電站二次設計直流系統設計中的問題

1選用合適的蓄電池

現階段，我國變電站的蓄電池一般都選用12V與2V兩種，這兩種蓄電池都有各自的優點，同時也存在著缺點。12V蓄電池的優點在于能夠及時的更換與維護，而且相同規格的蓄電池，12V蓄電池明顯比2V蓄電池的體積小，而且造價低，也就是說，相同規格下，12V蓄電池具有更小的體積與更加緊密的結構。但是12V蓄電池的缺點在于，其使用壽命較短，雖然可以及時更換，但是難免在蓄電池損壞過程中對整個變電站系統造成危害，特別是在發現不及時的情況下。而2V蓄電池的優點在于，其具有相當高的使用壽命，而且性能也比較高，1節到2節蓄電池在損壞的時候，能夠及時進行短接，從而不會對變電站造成很大的影響。同樣2V蓄電池也存在著很大的缺點，同12V蓄電池相比較，2V蓄電池具有更大的體積，而且其造價非常高，也不容易及時的更換，從而在蓄電池損壞的過程中，給整個變電站系統造成極其嚴重的損失。

綜上所述，在變電站二次系統的設計中，蓄電池的選用至關重要，在對12V與2V蓄電池的利弊進行權衡之后，通常，在110kV的變電站在選用蓄電池方面一般采用2組12V的蓄電池，而大于220kV的變電站，應該選用2組2V的蓄電池，用這種合理的搭配，從而來保證變電站的正常工作。

2 系統接線存在的問題與解決途徑

變電站的任務就是將傳輸過來的電力不斷變化，從而才能滿足各方面的需要。為了保證變電站二次系統不會出現任何問題，保證變電站的高效運行，所以，在變電站二次系統的設計中，一定要對傳統的設計方案進行改革，利用一些新型的設備來保障變電站的穩定工作。傳統的變電站內所設置的直流系統一般都采用1組閥對（式）蓄電池，2（N+1）臺充電機的接線方式進行控制，這種接線方式一直沿用過去的接線，而隨著我國對電能的需求量不斷增大，傳統的接線方式已經不能滿足當前的需要，而且其穩定性相對較差。所以，在變電站二次系統的建設中，一般采用2(N+1)臺充電機，根據防酸蓄電池安全性高，造價高的特點，一般采用1組防酸蓄電池。這種做法相當于由兩套直流系統組建成的一套大的直流系統，這套系統具有更強的靈活性，而且兩套系統各司其職，不會對對象產生任何應先，從而保證了變電站的正常工作。

3 饋線方式中存在的問題及解決辦法

變電站二次系統設計中，直流網絡的饋線方式一直是存在爭議的話題。一般的，在110kV的變電站中，通常采用多根10kV的出線在變電站內部進行供電，然后通過直流電纜進行輸電，但是，我們應該考慮的問題是，采用多股10kV的出線將會導致電纜的大量使用，造成了資源的浪費，而利用輻射供電與這種一股分成對的供電方式相比，具有明顯的優勢，通過輻射供電的方式需要非常高的安全可靠性，輻射供電的方式，利用1條10kV的出現將電源開關進行有效的保護，從而保證了保護裝置在沒有電源的情況下停止工作，從而出現安全事故。輻射供電還具有的優勢在于，在供電線路的出線中，若是有一股出線產生故障，那么，保護裝置就會自動的將發生故障的電路切斷，從而防止一條線路出線故障，其他線路也一同斷電的故障產生，進而最大程度的將變電站內發生事故的范圍降到最低。

4 放電回路容易產生的問題及解決方法

變電站系統的安全性，只要決定權還在于蓄電池上。所以，必須要的一定的時間內對蓄電池的充電與放電是否正常工作等進行系統的檢查。在變電站的二次系統設計中，對蓄電池應該設計放電的回路，并且帶有放電模塊，在變電站的運行過程中，可以分別的單組充電機與蓄電池進行充電與放電。隨著科技水平的不斷進步，現在可以將蓄電池進行智能放電，在蓄電池放電的時候應準確的設計蓄電池參數，從而確保蓄電池放電安全進行。

二、變電站二次系統設計中，主變保護中存在的問題及對策

首先，對于主變差動保護的動作條件不充分。容易導致這一問題產生的條件是電流互感器的安裝位置在差動保護的有效范圍之內沒有包含短路。導致了差動保護沒有有效的實施。在規定的差動保護中，電流必須要從主線的開關互感器中流出。因此，在變電站的二次系統設計中，一定要清楚的了解電流互感器的安裝位置，一定要確保電流互感器的正確安裝，從而能夠保證其正常有效的工作。

其次，要保護主變高壓設備，了解復合電壓是否正常工作。據國家電網規定，對于電流進行后備的保護一定要經過沒測復合電壓的組成。但是由于一些廠家沒有按照國家的規定，所生產的裝置僅能通過取高壓側的復合電壓，因此，一旦發生故障，那么將會導致整體設備的癱瘓，造成極嚴重的后果。所以說，主變保護的設計中，要明確每側復合電壓的軟壓板與硬壓板。

三、母線中電壓切換的問題及對策

一般的，在雙母線機電的變電站中，每一段間隔距離保護需要的母線電壓都要經過母線側隔離開關的第二接點進行切換。但是，隔離開關的第二接點在工作的過程中接觸不良，或者是在接觸中切換不及時，將極有可能造成距離保護的偏差。所以，在變電站二次系統設計過程中，一定要在電壓切換箱內使用雙位置介入繼電器，從而能夠及時的解決母線中電壓切換過程中造成的失壓問題。

四、在防誤閉鎖設計中存在的問題及對策

在變電站二次系統進行防誤閉鎖的設計中，首先要明確設計的方案，要有詳細周密的防誤閉鎖設計圖，同時還有防誤閉鎖的安裝位置。其次，從變電站安全的角度出發，電動開關一定要設計電氣聯鎖。最后，在對保護測控的安全防護中，必須按照4個間隔的配置，母線按照1M、2M標號配置雙中化的交換機，從而更好的保證變電站二次系統的安全性與穩定性。

五、二次電纜中存在的問題及對策

變電站二次系統的保護裝置以及二次回路的設計中，一定要分析在可能出現異常情況下，保護裝置所能夠承受的壓力。以及外界因素對保護裝置的影響程度。因為二次回路中同樣會有強電與弱點，當強電回傳到弱電回路中，那將會發生重大的事故。所以在設計中，一般為了防止這種情況發生，都會設置抗干擾能力較強的電容，尤其是在直流電源回路，同時這也為交流回路侵入直流回路提供了有效的通路。在設計中規定，弱點、強電與直流交流電不能采用同一根電纜。保護裝置內的電壓與電流接線必須采用屏蔽電壓的電纜。來保證二次電纜中會出現上述的事故，從而造成極大的損失，甚至是致命的危險。

六、結語

隨著我國的耗電量不斷的增大，這就要求我國電網系統進行變電站的二次系統改革，從而來滿足現階段的需要，但是在變電站二次系統的設計中，難免會出現這樣或那樣的問題，這也是我國變電站二次系統設計中所不得不考慮的問題，而如何能在確保電力輸送安全與效率的基礎上，還能夠滿足變電站的安全工作，不出現任何的安全事故，這也是我們變電站改造系統應該注意的問題，也是頭等大事，只有變電站的共工作能夠安全穩定運行，才能保證我國用電的安全與穩定，如何做好我國變電站二次系統的改造工程，這還需要我們大家的共同努力。

參考文獻

[1]李瑞生，王銳，許沛豐，陳延昌.基于61850規約的洛陽金谷園110kV數字化變電站工程應用實踐[J].電力系統保護與控制，2009，（10）.

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關鍵詞：10kV變電站；電氣主接線；設計；實現

10kV變電站在電力工程中較為常見，做好其電氣主接線，對變電站供電可靠性有著極大影響，因此，研究10kV變電站電氣主接線設計、實現方法，有著一定現實意義。

1 10kV變電站電氣主接線設計

1.1 設計原則

在電氣主接線設計中，其需要遵循的原則包括：①可靠性原則：確保主接線工作的可靠，從而保證變電站供電的正常，也是變電站、電力系統安全的根本要求；②靈活性原則：是指可以靈活的調整運行方式、調度方便，且易于檢修，留足未來擴建的空間；③經濟性原則：是指在做到主接線設計可靠、靈活的前提下，盡量減少主接線建設成本，提高主接線的經濟效益。

1.2 設計依據

在10kV變電站電氣主接線設計時，是不能無任何根據隨意設計的，一般來說，設計的依據主要包括：①變電站的重要性、承擔的功能等；②變電站的規模大小、分期建設情況等；③變電站的負荷情況。一般來說，在電氣主接線設計中，需要對一、二級負荷設計兩個相互獨立的電源，作為主用和備用，且備用電源能夠滿足一、二級負荷正常運行的需求；三級負荷則只需要設計一個電源，這是由于一、二級負荷是相對較小的，在主用電源失效后可以換為備用電源繼續供電，三級負荷較大，相對較為危險，在出現失效情況時，需要立刻對檢查電源的安全性，以免形成重大安全事故。

1.3 設計內容

在10kV變電站電氣主接線設計中，其設計的內容主要包括以下四個方面，分別是：

一是主接線方式的選擇。對于10kV變電站而言，電氣主接線設計需要考慮的因素包括變電站實際情況、容量等，禁止采取統一的模式，常用的主接線方法有雙母接線、單母分段接線兩種，各有其優劣。從可靠性方面來看，雙母接線采用的兩組母線之間可以相互為補充，通過操作隔離開關來將發生故障的母線斷開，換用另一母線，實現迅速恢復供電；從靈活性方面看，雙母線可以將電源、回路負荷分配到任意母線，但單母分段接線更適合各種不同運行方式，靈活性更好；從經濟性方面來看，單母分段接線在設備、投入方面都少于雙母線，經濟性更佳。

二是變壓器的選擇。對于10kV變電站，在變壓器選擇中，需要先確定相數，通常為兩相；然后是繞組數和接線類別，多選擇雙繞組、YN型繞組接線；最后是冷卻、調壓方式，需要根據實際情況來選擇；對于一些特殊情況，變電站變壓器數量應最少設置2臺，來為變電站安全、穩定提供保障。具體情況包括：①變電站供電中一級負荷數量較多或者為保證二級負荷安全；②負荷會隨季節變化出現較大幅度變化的地區；③電源系統不接地、動力電與照明變壓器共用以及電氣裝置外露等情況。

三是斷路器的選擇。斷路器是變電站安全的一個重要保障設備，在設計時，應當考慮的內容有：①在合閘時，斷路器要保證負荷電流、短路電流能夠長期通過，且熱穩定性、動穩定性等性能要良好，所以，必須確保斷路器質量優良；②在出現跳閘情況時，斷路器應具備良好絕緣性能，起到應有的阻斷功能，保護變電站安全；③斷路器應當具有良好斷路能力，且分閘時間要適宜；④斷路器本身結構應盡量簡單、使用壽命要盡量延長，體積應盡量小，以便于安裝與維護。

四是其它電氣設備的選擇。在10kV變電站電氣主接線設計中，除了要選擇上述設備外，還有其他一些電氣設備，需要考慮的因素有：①其它設備要滿足變電站正常運行的基本需求，有長遠發展的空間，其維護成本要盡量低；②其它設備要適用于變電站所處的實際環境，減少環境因素對變電站運行產生的不良影響；③其它電氣設備應盡量選擇高技術含量的，確保設備的可靠，更好地滿足變電站需求。

2 10kV變電站電氣主接線實現

以某10kV變電站為例，其母線側饋線數量有30多條，為確保變電站供電的可靠，在電氣主線設計中，其實現方案有：

2.1 雙母線接線設計方案

該變電站電氣主線雙母線接線設計方案如圖1，對于某一供電線路，用兩條母線、隔離開關與變電站相接，在供電時，合上一條母線的隔離開關，完成整個線路的供電；當這一母線出現故障或需要檢修時，啟用另一條母線來繼續供電，其優點體現為供電更為可靠、檢修較為方便、可以靈活調度且適合擴建等。

但是，該種接線方案也存在一定不足，主要有需要較多的設備，比如隔離開關，隔離器作為操作開關容易出現誤動作情況，自動化難以實現，其運行經濟性相對較差。特別是在出現母線系統故障情況時，需要在短時間內將大量的電源、線路切除，是無法滿足大部分負荷要求的。

2.2 單母線分段接線設計方案

對于10kV變電站承擔的兩個或多個重要負載，采取雙回路供電的方式，將重要負載分別接在10kV母線的不同段上，可以避免彼此的相互干擾，即使某一荷載的母線出現故障或者需要檢修，也只會對此負載產生影響，其它母線段依然可以繼續供電，確保變電站供電的可靠。

在此種接線方案中，其設計方案如圖2所示，母線分段是通過利用斷路器來實現的，從不同母線段引出雙回路供電來一一對應重要負荷，在出現故障時，利用斷路器來切除故障路段，其它正常的母線段供電不會出現中斷，對重要負荷的安全、穩定有著重要作用。

從圖2中可知，對于單母線分段接線方案來說，當有某段母線出現短路故障時，分段斷路器、故障段電源回路斷路器會自動斷開，將故障段從整個供電系統中切除，非故障段母線運行不會受到影響，從而有效縮小故障范圍，對于控制短路電流的負面影響有著重要作用。

比較上述兩種接線方案，對于變電站承擔的重要負荷，其主母線接線在保證足夠可靠、靈活的基礎上，單母線分段接線在經濟性上是優于雙母線接線方案的，所以，適用于本變電站。

3 結語

綜上所述，在變電站電氣設計中，電氣主接線是一個十分重要的內容，對整個變電站供電系統的可靠性、穩定性等起著至關重要的作用，因此做好變電站電氣主接線設計，是有著重要現實意義的。在變電站電氣主接線設計中，需要優先考慮供電的可靠性、電能質量以及經濟性等諸多因素，以此為基礎，選擇合適的變壓器、斷路器以及其它各種設備，然后再結合變電站長遠發展的需求，選擇合適的主接線設計方案，在確保適應變電站運行實際的基礎上，最大程度的提高供電的穩定性，同時，還要能夠滿足未來發展、擴建的需求，有效提高變電站設計的綜合效益，更好地滿足人們對用電安全的要求，提升電力企業綜合效益。

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【關鍵詞】110kV變電站；一次設計

中圖分類號： TM4 文獻標識碼： A

1.變電站的地位和作用

變電站是電力系統中變換電壓、接受和分配電能、控制電力的流向和調整電壓的電力設施，直接影響整個電力系統的安全與經濟運行。

變電站的主要作用就是在高低壓之間進行轉換，有些變電站是將發電廠發出的電壓進行升壓，這樣有利于電能遠距離傳輸的同時還能夠降低輸電時在線路上的損耗；其他一些變電站是將高壓轉換成低壓再傳輸給用戶端。

變電站中最重要的設施是變壓器，它能夠將變電站接受的高電壓進行變換，轉換成用戶使用的安全電壓。除了變壓器之外，變電站中的設備還有控制開閉電路的開關設備、互感器、母線、儀表、調度通信裝置、防雷保護裝置和繼電保護裝置等。

110kV 變電站是直接面向用戶的，因此其數量較多，分布也較廣。因此在對變電站進行設計時應考慮其經濟性、靈活性以及可靠性，這樣才能夠在某個區域內減少變電站所在單位的投資，且能夠靈活地應對各種停電需求和電網故障，還能夠提高該區域內供電的可靠性。變電站能夠滿足各區域的需求，就能夠提高 110kV變電站分布點的合理性以滿足社會發展的需求。

2.電氣主接線設計

2.1主接線的設計原則

主接線的基本要求：應滿足可靠性、靈活性和經濟性。

2.1.1可靠性

安全可靠是電力生產的首要任務，保證供電可靠是電力生產和分配的首要要求，主接線首先應滿足這個要求。可靠性的具體要求：

(1)斷路器檢修時，不影響對系統和負荷的供電。

(2)線路、斷路器或母線故障以及母線等設備檢修時應盡量減少停運線路回數及停電時間，并要保證一級負荷及大部分二級負荷的供電。

(3)盡量避免全站停運、停電的可能性。

2.1.2靈活性

主接線應滿足在調度、檢修及擴建時的靈活性。

(1)調度時，應可以靈活地投入和切除變壓器和線路，調配電源和負荷，滿足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系統調度要求。

(2)檢修時，可以方便地停運斷路器、母線及其繼電保護設備，進行安全檢修，而不致影響電網的運行和對用戶的供電。

(3)擴建時，可以容易地從初期接線過渡到最終接線。在不影響連續供電或停電時間最短的情況下，投入變壓器或線路而不互相干擾，并且對一次和二次部分的改建工作量最少。

2.1.3經濟性

主接線在滿足可靠性、靈活性要求的前提下，做到經濟合理。

(1)投資省a主接線應力求簡單清晰，以節省斷路器、隔離開關、電壓和電流互感器、避雷器等一次設備。b要能使繼電保護和二次回路不過于復雜，以節省二次設備和控制電纜。c要能有效限制短路電流，以便于選擇價廉的電氣設備或輕型電器。d如能滿足系統安全運行及繼電保護要求，110kV及以下終端或分支變電站可采用簡易電器。

(2)占地面積小主接線設計要為配電裝置布置創造節約土地的條件，盡量使占地面積減少。

(3)電能損失少經濟合理地選擇主變壓器的種類、容量、數量，要避免因兩次變壓而增加電能損失。

2.2主接線的設計依據

在選擇變電站電氣主接線時應以下列各點作為設計依據：

(1)變電站在電力系統中的地位和作用。

(2)變電站的分期和最終建設規模。

(3)負荷大小和重要性

①對于一級負荷必須有兩個獨立電源供電，且當任何一個電源失去后，能保證對全部一級負荷不間斷供電。

②對于二級負荷一般要有兩個獨立電源供電，且當任何一個電源失去后，能保證對大部分二級負荷的供電。

③對于三級負荷一般只需一個電源供電。

(4)系統備用容量大小。裝有2臺（組）及以上主變壓器的變電站，其中一臺（組）事故斷開，其余主變壓器的容量應保證該站70%的全部負荷，在計及過負荷能力后的允許時間內，

應保證用戶的一級和二級負荷。

(5)系統專業對電氣主接線提出的其它具體要求。

2.3 110kV主接線的選擇

以某變電站地處較偏僻的工業區，其工業區內還將規劃建設一座110kV變電站為例，且附近沒有220kV變電站電源，規劃站需從本站獲取110kV電源，為此選擇本站主接線方式及總體出線。根據《變電站設計技術規程》第22條：110~220kV配電裝置中，當出線數為2回時，一般采用橋形接線，當出線不超過4回時，一般采用分段單母線接線。同時規程第24條規定：采用單母分段或雙母線的110~220kV配電裝置中除斷路器允許停電檢修外，一般設置旁路設施。為明確選用哪種接線方式更為合理、可靠，現對兩種方案作一比較：

由于本站110kV電源來自附近Z1、Z2兩座110kV變電站（電源站）形成環網結構，對本站的電源運行可靠性有足夠保證。因此經過比較后，決定采用單母分段接線作為110kV側的主接線，并且規劃總體四回110kV出線，首期兩回，終期完善，這樣既達到手拉手效果，也可以滿足該站擴建及附近110kV變電站規劃建設需求。

3.主變壓器選擇

3.1主變壓器選型主要考慮原則

(1)確定相數，一般在330kV以下變電站均采用三相主變。

(2)確定繞組數，有雙繞組普通式、三繞組式、自耦式以及低壓繞組分裂式等型式，當能滿足供電規劃要求時，宜選用雙繞組變壓器。

(3)確定繞組接線組別，110kV以上繞組接線采用“YN”，35kV采用“Y”，10kV采用“D”。

(4)確定調壓方式，主要有無激磁調壓和有載調壓，目前一般采用有載調壓。

(5)選擇合適的冷卻方式，應根據主變容量、主變本體結構特點和外部運行環境不同確定。

3.2根據以上原則，確定了某變電站的主變選型由于某變電站位于工業區，深入負荷中心，遠期規劃負荷為9萬千瓦，無35kV用戶用電需求，主要為金屬加工（冷軋鋼）負荷，負荷變化較大，因此選定：本期主變2臺，終期3臺，容量5萬千伏安，三相雙繞組，有載調壓，

自然冷卻方式。 （即：SZ11-50000 ／ 110，110±8×1.25％ ／10.5kV Uk＝16％；YN, d11）

4.110kV斷路器選擇

高壓斷路器是變電站主系統的重要設備之一，斷路器的選擇十分重要，選擇時應滿足以下基本要求：

4.1在合閘運行時應為良導體，不但能長期通過負荷電流，即使通過短路電流，也應該具有足夠的熱穩定性和動穩定性。

4.2在跳閘狀態下應具有良好的絕緣性。

4.3應有足夠的斷路能力和盡可能短的分斷時間。

4.4應有盡可能長的機械壽命和電氣壽命，并要求結構簡單、體積小、重量輕、安裝維護方便、少檢修或免檢修。根據以上案例110kV變電站實際情況，選擇110kV側斷路器并核算如下：

(1)該變電站主接線為110 kV單母分段接線，可選用額定電壓UN≥110kV的斷路器，即

：126kV六氟化硫斷路器。

(2)斷路器安裝在戶外，故選戶外式斷路器。

(3)斷路器的額定電流，IN=3150(A)＞Imax=1.05×(50000/(√3×115))＝0.2636（kA）=263.6(A).

(5)對所選的斷路器進行校驗根據以上假設變壓器及選擇該工業區變電站首期建設兩回110kV出線同時已取得該站地調區內相關數據，選擇夏大正常運行為其中一回線路供電，一回備用。 (歸算至110kV母線側阻抗11.3Ω)可算得110kV母線短路電流為5.87kA。

①斷流能力校驗I0= 40kA＞I"=5.87kA，斷流能力滿足要求。

②短路關合電流（動穩定）的校驗所選斷路器的額定關合電流，即動穩定電流為100kA，流過斷路器的沖擊電流為2.55I"＝2.55×5.87＝14.97kA，短路關合電流滿足要求，動穩定也滿足要求。

③熱穩定校驗設備后保護動作時間1s，所選斷路器的固有分閘時間0.03s，選擇熄弧時間

t =0.03S。短路持續時間t =1+0.03+0.03 =1.06s，則：

短路熱效應Qk = I^2t =5.87^2×1.06=36.524kA^2•s

允許熱效應Ir^2t =40^2× 4 = 6400 kA^2•s

比 較Ir^2t＞Qk

熱穩定滿足要求。

以上各參數經校驗均滿足要求，故選用LW30-126/3150-40斷路器合理。

5.其它主要電氣設備選擇

由于電氣設備和載流導體的用途及工作條件各異,因此它們的選擇校驗項目和方法也都完全不同。但是，電氣設備和載留導體在正常運行和短路時都必須可靠地工作（或動作），為此，它們的選擇都有一個共同的原則。電氣設備選擇的一般原則為：

5.1應滿足正常運行、檢修短路和過電壓情況下的各項要求并考慮遠景發展。

5.2應滿足安裝地點和當地環境條件校核。

5.3應力求技術先進和經濟合理。

5.4同類設備應盡量減少品種。

5.5與整個工程的建設標準協調一致。

5.6選用的新產品均應具有可靠的試驗數據并經正式簽訂合的，特殊情況下選用未經正式鑒定的新產品應經上級批準。

6.結語

隨著社會經濟的快速發展，大型現代工業區的快速崛起，工廠用電迅速增長，高端精密機械設備越來越多，對電力系統的要求越來越高，對供電可靠性、電能質量和經濟技術指標要求不斷提高，因此，對供電系統設計，特別是變電站的設計有了更高的要求。 110kV變電站的設計是否合理，不僅關系到電網基建投資和今后運行維護費用，還直接影響該變電站的擴建升級，影響區域內110kV變電站的規劃建設和電網系統的升級完善，同時也反映到供電的可靠性和安全生產上，它與供電企業的設備安全、人身安全、經濟效益和社會效益密切相關。

【參考文獻】

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（國網湖北宜昌供電公司 湖北 宜昌 443000）

摘 要：變電站是配電系統的重要組成部分，做好110KV變電站配電設備設計、配置對促進安全配電、高效配電目標的實現具有重要意義。結合當前國內110KV變電站配電設備的配置、自身的工作實踐對110KV配電設備的設計和配置進行了分析。主要從主變壓器臺數的確定及選擇、主變壓器容量的確定、主變壓器的形式選擇、斷路器的設計與選擇、隔離開關及電壓主線的選擇等方面對110KV變電站的配電設備設計及配置進行了研究。

關鍵詞 ：110Kv；變電站；配電設備；方法

中圖分類號：TM633 文獻標識碼：A doi：10．3969／j．issn．1665－2272．2015．06．041

變電站是配電系統的重要組成部分，要實現110KV線路的安全供電，滿足居民生活、企業生產需要的目標，必須要科學的進行變電站配電設備設計，優化配電設備設置。

1 110KV變電站的主變壓器的設計及配置

主變壓器的設計與選擇是110KV變電站設計與配置的主要任務，這事關到變電站是否能夠安全運行。

1．1 主變壓器臺數的確定及選擇

變壓器是110KV變電站所中最為重要的設備，其主要的作用就是通過變換功率來減少供電過程中線路的能量消耗、降低供電成本，實現遠距離配電的目的。因此，進行110KV變電站配電設備的設計首要的就是要確定主變壓器的臺數及其配置。從當前我國城鄉輸配電的實際情況來看，110KV配電主變向為向10KV、35KV兩種線路進行功率的轉換，為了提高變電站供電的可靠性、穩定性，防止變電站主變壓器因故障影響用戶用電，變電站主變壓器一般設置為2臺，這樣兩臺主變壓器可以互為備用，最大限度地避免了因為故障或者檢修而導致停電現象的發生。同時，在大型專用變電站或者孤立的一次變電站要盡量安裝3臺主變壓器，3臺主變壓器的配置模式接線網絡比較復雜，對施工技術、維護技術能力要求也較高，因此，在一般的小型變電站、單一的變電站設計中還是以2臺主變壓器的設置為宜。

1．2 主變壓器容量的確定

110KV變電站中主變壓器容量的確定需要在滿足正常變壓、負荷需要的基礎上，上浮10％以上的容量空間，以滿足臨時負荷增加需求。主變壓器容量的大小主要取決于電網的結構、變電站所帶負荷的性質等兩個因素。一般情況下，重要負荷的變電站要考慮到當一臺變壓器停止運行時，另外的變壓器的負荷、容量在既定的時間內能夠滿足一級、二級負荷需要，而對于一般的變電站則需要保證當一臺主變壓器停止運行以后，另外的主變壓器能夠保證全部用電負荷的70％以上的用電需求即可。以保證70％的用電負荷為例，由于主變壓器的事故過載負荷能力一般為40％，這樣即使一臺主變壓器發生故障停運，那么另外一臺變壓器也可以保證滿足98％以上的用戶用電需求。主變壓器的容量級別盡量做到標準化、系列化，容量級別不宜過多。主變壓器的容量可以采用下面的公式進行計算：

S＝0．7×（S1＋S2＋…＋Sn） （1）

公式（1）中S代表主變壓器的容量，S1、S2、Sn分別代表35KV、10KV等分別代表變壓器另一側的負荷。

1．3 主變壓器的形式選擇

主變壓器形式的選擇需要綜合考慮主變相數、繞組數、主變調壓方式、連接組別、容量比、主變冷卻方式等諸多因素。一般情況下，變電站主變壓器都采用三相線或者單相線設計，變電站規模較大時宜選擇單相，否則以選擇三相為佳；繞組數的選擇，110KV變電站設計中，當通過變電站主變壓器各個側繞組的功率達到變壓器總容量的15％時，宜采用三繞組變壓器，可根據施工條件、工程要求選擇分裂變壓器、自耦變壓器以及普通三繞組變壓器；變電站主變壓器的電壓是通過分接頭開關來控制的，主要有無激磁調壓、有載調壓兩種控制方式；國內110KV變電站主變壓器繞組采用Y連接方式。另外，還要考慮到當冷卻系統出現故障時，主變壓器所允許的過負荷的大小，例如按照《電氣工程電氣設計》手冊規定，當主變壓器冷卻系統發生故障時，空氣溫度為0℃時，允許運行的時間不得超過18小時，當空氣溫度為10℃時，允許運行的時間不得超過8小時，否則，如果運行時間超過上限，就極易發生燒壞主變壓器的情形。

2 110KV配電運營設備的設計及配置

2．1 斷路器的設計與選擇

110KV變電站中斷路器起著保護和控制高壓回路的作用，是保障變電站及線路正常運行的重要的電器設備。從配電的成本及維修的角度來看，110KV變電站斷路器的選擇以選擇同一型號、廠家的設備為佳，這樣能夠大幅減少備用件的種類，也利于日常檢修與維護工作的開展。斷路器的選擇需要根據變電分測額定電壓、額定電流、動穩定電流以及熱穩定電流來確定、設計額定開斷電流。在確定110KV變電站斷路器時，要確保斷路器具有良好的熱穩定性、動穩定性、絕緣性、較強的短路能力以及盡可能短的分段時間，以實現變電站安全、高效運行的目標。實踐中，110KV變電站的斷路器一般使用絕緣性能好、體積小、使用壽命周期較長的六氟化硫斷路器，這類斷路器的滅弧能力比較強，而且易于維護、檢修。

2．2 隔離開關及電壓主線的選擇

隔離開關主要的作用是隔離電源，實現對110KV高壓線路的有效控制，隔離開關在分開之后必須要有較為明顯的斷開點、足夠的絕緣距離，還要具有良好的動穩定性、熱穩定性以及機械強度，隔離開關的還要裝設必要的連鎖機構。110KV電壓主線大多采用軟導體導線，其中，尤以加強型鋼芯鋁絞線的應用最為廣泛，并根據實際情況進行電暈檢驗。

3 結論

總之，110KV變電站設備的設計、配置是實現正常配送點的有效保障，如何設計110KV變電站的主要設備、線路這與該變電站的負荷以及用電特點密切相關。在做好主變壓器、主要的配電運行設備的設計、配置的同時，還要科學的選擇互感器、優化配電裝置的布設、做好防雷保護等，以最大限度降低突發性事故對110KV變電站的正常運行造成的不利影響，促進110KV變電站正常運行、供電的目標的順利實現。

參考文獻

1 徐顯君．淺談高壓配電設備的運行與維護［J］．科技與企業，2010（19）

2 郭日彩，許子智，徐鑫乾．220kV和110kV變電站典型設計研究與應用［J］．電網技術，2007（6）

3 靖慧英．淺談110kV變電站運行及常見問題［J］．科技與企業，2011（16）

篇8

[關鍵詞]變電站；二次系統；安裝；調試；校驗

中圖分類號：TM411+.4 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2014）01-0067-01

引言

變電站二次部分的安裝、調試以及校驗工作中，存在大量的容易出錯的關鍵點，變電站設備經常發生過電壓損毀事件，對電網的安全運行帶來了較大影響。本文就從變電站二次系統的安裝、調試、校驗三方面全面的進行論述其系統設計，力求提高系統的運行質量。

一、變電站二次設備安裝過程中所面臨的問題

現如今，計算機技術在社會各行各業中的普遍使用，使各項工作的處理和運作效率都得到了大大提高，而計算機在電力系統的應用，不僅為電能的控制及調度提供了自動化的手段，還為其高效運作創造了智能化的途徑。結合這點我們不難看出，電力事業在不斷發展、進步，并已在原有的基礎上取得了很大成效。但是盡管如此，我們仍要時刻提高警惕，預防在現有的工作中出現不好的變故；而且我們還要預見在電力系統運行過程中，不斷會出現新的問題等待我們去解決。 所以，我們應就變電站的二次設備在目前應用中所遇到的問題進行分析，力求在此基礎上總結出對變電站二次設備運用和管理的一些經驗。

（一）變電站接地不良引起二次設備燒毀

無論是在電廠中，還是在變電站內，合格、有效且良好的接地是促進電力系統安全運行的基本保證，而現在，多數變電站因其接地不良引起二次設備的燒毀，從而導致了電力系統的無法正常運行，最終給人們的生產、生活帶來不利影響。

（二）變電站二次設備選擇不達標

從社會實踐中我們不難發現，在各種工程建造過程中，材料的選擇是至關重要的，因為材料的選擇不僅從根本上關系到工程的建造質量，還會對所建工程的后期使用帶來最直接的影響，所以為了促進變電站電力工作的正常運行，變電站的各項設備都必須根據國家標準進行要求。但是現如今，在變電站的建設過程中， 有些單位為節省開支；有些單位則認為設備的好與壞無關緊要，這些造成變電站所選用的許多設備都不符合國家所要求的使用標準，給變電站后期使用埋下了安全隱患，而本文主要研究的變電站二次設備同樣面臨著這樣的問題。變電站二次設備的達標選擇，不僅能夠促進變電站基礎設施的完善，還可以為變電站工作的正常運行創造有力的條件，但是仍有很多的電力企業有意無意地忽視這個問題， 極不利于我國電力事業的穩步發展。

二、提高變電站電氣二次設備安裝、調試質量的途徑

（一）嚴格審查設計圖紙

各種工程在建設之前都會根據工程的具體情況和業主的主觀要求，制定出一套可行的施工方案，而設計圖紙作為后期施工的主要依據，重要程度不容小覷。所以無論是機械工程的施工，還是建筑工程的建造設計圖紙都在其中扮演著重要的“角色”，因為設計圖紙不僅能讓人們對整個工程中所要遇見的問題有了預見性的把握，而且還是各個工種進行有效施工的依據。因此，有關變電站二次設備 的安裝圖紙在設計時就要根據實際情況制定，在制定好之后，相關單位更要嚴格 的進行審查，從審查中發現問題、解決問題。而圖紙的審查主要是指設計電氣 圖、施工圖完成后，組織供電公司、安裝公司、客戶等相關單位對 圖紙進行全面細致的熟悉，審查出圖中存在的問題及不合理情況并提交設計單位處理的一項重要 活動。通過圖紙審查可以使各參建單位，特別是施工單位熟悉設計圖紙、領會設計意圖、掌握工程特點及難點，找出需要解決的技術難題并擬定解決方案，從而將因設計缺陷而存在的問題消滅在施工之前。

（二）注重二次設備的安裝工藝和施工隊伍的安裝水平

變電站電氣設備的安裝是一套較為復雜的系統工程，但是在施工過程中，須在控制好施工進度的基礎上，把握施工工藝，控制施工質量。由于靜電地板電纜夾層電纜的數量多、走向雜、電纜外徑不一致，使得電纜轉彎半徑無法統一，特別是夾層引向保護屏入口處的電纜，在預留好屏上電纜長度后， 需對屏底電纜整理綁扎，以確保電纜敷設流暢、自然、美觀。二次設備的安裝工藝得到有效的關注和提升后，整個安裝工程的質量必然也將得到有效保證。

（三）變電二次過電壓防護

近年來，變電站的通信、通信系統、繼電保護系統、后臺管理模塊經常發生過電壓損毀事件，究其原因主要是其相關系統和弱電產品過電壓防護水平較弱， 甚至根本沒有過電壓防范技術措施，其后果對電網的安全運行帶來了較大負面影響。隨著綜合自動化系統和通信自動化系統等二次弱電系統在變電站的廣泛應用，這類電子系統（ 設備） 元器件的集成度愈來愈高， 信息存儲量愈來愈大， 速度和精度不斷提高，而工作電壓只有幾伏，信息電流僅為微安級，因而對外界干擾極其敏感，特別對雷電等電磁脈沖和過電壓的耐受能力很低。當雷電等過電壓和伴隨的電磁場達到某一閥值時，輕則引起系統失靈，重則導致設備或其元器件永久性損壞。因此，加強和改進電子系統（設備）的防護，盡量減小其遭受雷電等沖擊干擾損害造成的直接損失和間接損失， 已成為當今亟待解決的問題。

三、提高變電站電氣二次設備校驗水平

在總結傳統校驗方法的基礎上，我們結合現場實際工作經驗，提出一種新的校驗方法，新方法吸收了實驗室試驗易于操作、定標明確，現場試驗能真正考核抗干擾性的優點，較好地彌補了傳統方法的不足，在實際的應用中取得了好的效果。

新的校驗方法的原理是：采用相位差已知并可調的低壓電流信號作為被測信號與參考信號，同時接入在線監測系統傳感器，由在線監測系統測出被測信號對應設備的相關絕緣參數，如泄漏電流、介損，直接對比模擬信號代表的電流大小與介損即可。

對于容性設備，首先要將被測設備的末屏線旁路，然后將信號發生器的參考信號與被測信號之一通過信號線接入參號信號傳感器與被測設備的在線信號傳感器，有采用端子連接的，有單匝穿心連接的。被測信號電流大小由毫安電流表監測，介損則依據裝置檔位的標注。線路連接無誤后，通過調壓器施以相應試驗電壓。記錄電流表電流幅值與檔位介損值，開啟在線監測系統對被測設備進行實時測量，并記錄泄漏電流與介損顯示值。每個檔位由在線系統連續測量5次（可檢測系統數據重現性），取平均值作為在線系統監測結果。變換檔位，重復上述操作。可得各不同介損檔位的實測與在線監測數據，繼而可以分析在線系統對絕緣設備介損變化的靈敏度與測量準確度。為檢測系統對電流的變化，可以在某一檔位時，調節調壓器輸出電壓，改變被測信號電流，進行電流測量靈敏度與準確度的校驗。

結論

綜上所述，對于變電站的電器二次系統的優化設計絕不僅僅限于以上三個方面，學要考慮的細節還有很多，電氣二次系統的設計、布置方案直接關系到整個變電站運行的穩定性和可靠性，其中每一個環節都是十分重要的，關系著一個地區的用電安全和用電流暢度，所以在設計、安裝、調試和校驗過程中都必須把安全放在首位，保證二次系統的質量。

參考文獻

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（海南電網有限責任公司，海南 海口 570100）

【摘　要】變電站電氣主接線初步設計方案主要內容包括：主變壓器容量、臺數及型式的選擇，電氣主接線方案的擬定、技術經濟性比較以及電氣主接線方案的確定。本文通過對新建110/35/10kV變電站的電氣主接線的五個方案的比較及它們各自的適用范圍，并考慮了設計所給的原始資料，最終確認的主接線方案為：110kV為單母線分段接線，35kV為單母線分段接線，10kV為單母線分段接線。

關鍵詞 變電站；電氣主接線；設計方案

0　前言

變電站的電氣主接線是變電站設計的首要任務，也是構成電力系統的重要環節。主接線方案的確定對電力系統及變電站運行的可靠性、靈活性和經濟性起著決定性作用，并對電器設備選擇、配電裝置布置、繼電保護和控制方式的擬定有較大影響。因此，主接線的設計必須正確處理好各方面的關系，全面分析論證，通過技術經濟比較，確定變電站主接線的最佳方案。

1　變電站主接線設計的基本要求

對電氣主接線的基本要求，主要從可靠性、靈活性和經濟性等方面進行考慮。

（1）保證必要的供電可靠性，充分考慮一次設備和二次設備的故障率及其對供電的影響。

供電可靠性是電能生產和分配的首要任務，保證供電可靠性是對電氣主接線的最基本要求。停電使電力系統造成損失，對國民經濟各部門帶來嚴重損失。主接線應考慮到在事故或檢修的情況下，盡可能減少對用戶供電的中斷，要綜合考慮多種因素來對提高可靠性的措施作出合理選擇。

主接線可靠性的具體要求：

①斷路器檢修時，不宜影響對系統及重要用戶的供電；

②線路斷路器或母線故障以及母線隔離開關檢修時，盡量減少停運的回路和停運時間的長短，要保證對一級負荷及全部或大部分二級負荷的供電；

③盡量避免全所停電的可能性；

④對重要樞紐變電站的電氣主接線應滿足可靠性的特殊要求。

（2）具有調度靈活，操作方便，能滿足系統在事故、檢修及特殊方式下的調整要求。

主接線不但在正常運行情況下，能根據調度的要求，靈活地改變運行方式，達到調度的目的；而且在各種事故或設備檢修時，能盡快地退出設備，切除故障，使停電時間最短，影響范圍最小，并且在檢修設備時能保證檢修人員的安全。

具體表現為：

①調度時，應可以靈活、簡便、迅速地倒換運行方式，滿足系統在事故、檢修以及特殊方式下的系統調度；

②檢修時，可以方便地停運斷路器、母線及其繼電保護設備，而不致影響電力網的運行穩定和對用戶的供電；

③擴建時，留有足夠的發展擴建空間，后期工程的擴建不影響一期工程的正常運行。

（3）主接線應力求簡單清晰，盡量節約一次設備的投資，節約占地面積，減少電能損失，即具有經濟性。

在滿足可靠性、靈活性的基礎上，還必須在經濟上合理，使電氣裝置的基礎投資和年運行費用最少。

2　變電站主接線設計原則

（1）電氣主接線的設計是一個綜合性的問題，其基本原理是以設計任務書為依據，以國家經濟建設的方針、政策、技術、規定、標準為準繩，結合工程實際情況，在保證供電可靠、調度靈活，滿足各項技術要求的前提下，兼顧運行、維護方便、盡可能地節省投資，就地取材，力爭設備元件和設計的先進性與可靠性。堅持可靠、先進、適用、經濟、美觀的原則。

（2）在實際的設計中，應根據設計任務書要求，依據國家及本地區電力工業發展概況，確定變電站的容量、電壓等級及負荷回路數。對原始資料進行詳細的分析和研究，初步擬定出一些主接線方案，結合上述對主接線的基本要求，在確保滿足供電可靠、靈活、經濟、留有擴建和發展空間的前提下，進行科學的論證分析，最后方可確定出最佳的主接線方案。

3　原始資料分析

設計的變電所為新建地區變電所，工程分2期。該變電所在電力系統中屬于地區性供電，地位比較高，對電力系統會造成一定的影響。從負荷特點及電壓等級可知，它具有三個電壓等級，兩級電壓負荷。待設計110kV變電站本期通過雙回110kV線路接入。本期先上2回110kV線路，并預留2回線路間隔供遠期附近發電廠接入，且本變電所一、二級負荷約為總負荷的70%，為保證對一、二級負荷不間斷供電；35kV本期先上2回出線，并預留2個出線間隔供遠期附近可能的35kV變電站接入；10kV最終按20回出線設計，本期上10回。

因此本站不宜按終端站考慮，主接線方式設計為：

110kV為單母線分段接線；

35kV為單母線分段接線；

10kV為單母線分段接線。

4　本設計主接線方案選擇

按任務書要求，待設計110kV變電站本期通過雙回110kV線路接入，本期先上2回110kV線路，并預留2回線路間隔供遠期附近發電廠接入；35kV本期先上2回35kV出線，并預留2個出線間隔供遠期附近可能的35kV變電站接入；10kV出線回路數：最終按20回設計，本期上10回，預留10回。本期電容器容量按一臺主變考慮，并預留相同規格無功補償裝置的位置。本變電站可考慮以下幾種方案進行比較：

（1）方案1：采用單母線接線，如圖1所示。

采用單母線接線具有以下優點：

①接線簡單清晰，采用設備少，每一進出線回路各自連接一組斷路器，互不影響；

②占地面積小，投資省，便于擴建和采用成套配電裝置；

③正常運行操作由斷路器進行，易于實現自動化、遠動化；

④保護簡單，便于維護、檢修；

⑤易于實現“無人值班，少人值守”。

其主要缺點是：

不夠靈活可靠，當母線或母線隔離開關發生故障或檢修時，均需斷開電源，造成整個廠、站停電。不能滿足不允許停電的供電要求。

適用范圍：一般用于6～220kV系統中，出線回路較少，對供電可靠性要求不高的中、小型發電廠與變電站中。

①小型骨干水電站4臺以下或非骨干水電站發電機電壓母線的接線；

②6～10kV出線（含聯絡線）回路≥5回；

③35kV出線（含聯絡線）回路≥3回；

④110kV出線（含聯絡線）回路≥2回。

（2）方案2：采用單母線分段接線，如圖2所示。

單母線分段接線的優缺點：

①對重要用戶，可以由分別接于兩段母線上的兩條線路供電，當任一段母線故障時能保證很需要用戶不停電；

②對兩段母線可以分別進行檢修而不致對用戶停電；

③當母線發生故障或檢修時，僅故障段停止工作，非故障段仍可繼續工作；

④當母線的一個分段故障或檢修時,必須斷開該分段上的電源和全部引出線，使部分用戶供電受到限制和中斷；

⑤任一回路的斷路器檢修時,該回路必須停止工作；

⑥分段斷路器閉合運行時，一個電源故障，仍可以使兩段母線都有電，可靠性比較好，但線路故障時短路電流較大；

⑦分段斷路器斷開運行時，在分段斷路器處裝設備自投裝置，重要用戶可以從兩段母線引接采用雙回路供電，提高了供電可靠性，還可以限制短路電流。

適用范圍：單母線不分段接線不滿足時采用。

6～10KV配電裝置出線回路數為6回及以上；

35～60KV配電裝置出線回路數為4～8回；

110～220KV配電裝置出線回路數為3～4回。

（3）方案3：采用單母線帶旁路母線接線，如圖3所示。

特點：同一電壓等級，各回路經過斷路器、隔離開關接至公共母線。把每一回線與旁路母線相連。

優點：每一進出線回路的斷路器檢修，這一回路可不停電

缺點：設備多，操作復雜。

適用范圍：35kV及以上有重要聯絡線路或較多重要用戶時采用，回路多采用專用旁母，否則采用簡易接線。

（4）方案4：采用單母線分段帶旁路母線接線，如圖4所示。

特點：出線斷路器故障或檢修時可以用旁路斷路器代路送電，使線路不停電。

適用范圍：主要用于電壓為6～10kV出線較多而且對重要負荷供電的裝置中；35kV及以上有重要聯絡線路或較多重要用戶時也采用。

（5）方案5：采用不分段的雙母線接線，如圖5所示。

優點：①可以輪流檢修母線而不影響正常供電；

②檢修任一回路的母線隔離開關時，只影響該回路供電；

③工作母線故障后，所有回路短時停電并能迅速恢復供電；

④檢修任一斷路器時，可以利用母聯斷路器替代引出線斷路器工；

⑤便于擴建。

缺點：

① 設備較多，配電裝置復雜，經濟性較差；

② 運行中需要用QS作為操作電器切換電路，容易發生誤操作；

③ 當Ⅰ段母線故障時，在切換母線過程中，仍要短時地切除較多的電源及出線。

適用范圍：

35～60KV配電裝置當出線回路數超過8回；

110～220KV配電裝置當出線回路數為5回及以上。

5　小結

通過以上五個方案的比較及它們各自的適用范圍，并考慮本設計所給的原始資料，最終確認本次設計的主接線方案為：110kV為單母線分段接線；35kV為單母線分段接線；10kV為單母線分段接線。

參考文獻

［1］國家電力公司發輸電運營部．供電企業創一流與國際一流規定[M].北京：中國電力出版社．2003.

［2］水利電力部西北電力設計院.電力工程電氣設計手冊（電氣二次部分）[M].北京：中國電力出版社，1996.

［3］戈東方．電力工程電氣一次設計手冊[M].北京：水利電力出版社，1989.

［4］西北電力設計院. 電力工程電氣設備手冊[M].北京：電力出版社，1998.

篇10

關鍵詞：變電站 接地網 設計

隨著電力系統容量的不斷增加，流經地網的入地短路電流也愈來愈大，因此要確保人身和設備的安全，維護系統的可靠運行，不僅要強調降低接地電阻，還要考慮地網上表面的電位分布。在以往接地設計中，接地網的均壓導體都按 3 m，5 m，7 m，10 m等間距布置，由于端部和鄰近效應，地網的邊角處泄漏電流遠大于中心處，使地電位分布很不均勻，邊角網孔電勢大大高于中心網孔電勢，而且這種差值隨地網面積和網孔數的增加而加大。本文結合在建工程 220 kV 新塘變電站的接地網設計，闡釋了接地網不等間距布置的方法及其合理性。

1　接地網優化設計的合理性

1.1　改善導體的泄漏電流密度分布

面積為190 m×170 m的新塘變電站接地網，在導體根數相同的情況下，分別按10 m 等間距布置和平均10 m不等間距布置。沿平行導體①、②、③、④、⑤的泄漏電流密度分布曲線。從此可見，不等間距布置的接地網，邊上導體①的泄漏電流密度較等間距布置的接地網平均低15%左右；對于導體②的泄漏電流密度，這兩種布置的接地網幾乎相等(僅相差0.3%)；對于中部導體③、④、⑤，不等間距布置的接地網的泄漏電流較等間距布置的接地網分別提高了9%，14%和15%。由此可見，不等間距布置能增大中部導體的泄漏電流密度分布，相應降低了邊緣導體的泄漏電流密度，使得中部導體能得到更充分的利用。

1.2　均勻土壤表面的電位分布

由表1的計算結果可知，不等間距布置的接地網能較大地改善表面電位分布，其最大與最小網孔電位的相對差值不超過0.7%，使各網孔電位大致相等，而等間距地網，其最大與最小網孔電位的相對差值在12.2%以上。同時不等間距地網的最大接觸電勢較等間距地網的最大接觸電勢降低了60.1%，極大地提高了接地網的安全水平。

表1　計算結果比較

布置

最大網孔電位Vmax／kV

最小網孔電位Vmin／kV

最大接觸電勢Vjmax／kV

接地電阻

R／Ω δ／%

等間距

5.709

5.081

0.799

0.523

12.2

不等間距

5.544

5.506

0.315