35kv变电站设计的标准

35kv变电站设计的标准（10篇）

1.35kv变电站设计的标准 篇一

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。

2.35kv变电站设计的标准 篇二

1.1 电气设备和防雷接地的措施要保持一定的距离, 通常情况下, 要将距离控制在很远的位置, 然后按照接地的原则来进行接地。防雷保护装置在进行接地时要按照一定的顺序, 分别是避雷线、避雷针以及避雷器, 然后将电气设备直接接到防雷装置上。对于室内的变电站在进行防雷装置安装时, 将装置放置在建筑的顶部, 这种方法在施工中比较常见。避雷带在施工中经常会出现和其他接地体或者是建筑的金属体进行接触的情况, 在出现这种情况时, 可以采取必要的措施进行避免。通常情况下, 变电站在进行施工时, 场地都比较空旷, 这样也使得变电站在运行过程中容易受到雷击的影响, 因此, 在进行防雷装置设置时, 可以采用等电位法来进行接线, 将建筑的各个楼面以及墙体的金属件联合在一起, 这样能够形成一个大的防雷整体。

1.2 很多的电气装置在运行过程中需要其他辅助要素的配合才能正常的工作, 因此, 在接地工作中要对这方面问题进行重视, 在实际施工中, 接地工作也慢慢成为了电气装置正常运行的辅助要素。

1.3 保护接地。在对高压系统设备进行接地时, 其有专业的接地原则, 在进行接地时, 要将设备或者是一组设备连接在一起, 然后利用一根引线对其进行独立的接地。但是, 在实际施工中, 也存在着两根接地线分别进行接地的情况, 对于二次元件中存在的一次设备进行接地时, 通常使用这种方式。高压系统设备进行接地的方式, 对出现的一些不良现象能够起到很好的预防作用, 例如出现的高压电穿过二次回路的情况, 或是二次设备损坏的情况。在对低压系统设备进行接地时, 通常情况下存在着不同的接地形式, 其中, 变电站中普遍使用的是IT系统, 经过对变电站的运行情况进行分析, 这种接地方式最具有科学性。低压系统接地中, IT系统和PE线能够直接进行接地, 这样能够对变电站的接地网进行完整性保护, 同时能够给PE线和接地线的连接带来很大的方便。变电站的电气设备也存在着电源零线外露的情况, 出现这种情况, 可以将PE线进行隔离, 这样能够更好的起到对触电保护器进行很好保护的意义。

1.4 屏蔽接地

屏蔽接地能够将电气设备产生的干扰转入到大地中, 这样能够降低电磁干扰对弱点设备产生的负面影响, 避免弱点设备在运行过程中出现故障。在变电站中存在着很多的弱点设备, 这些设备在运行过程中经常会出现很多的问题, 这些问题的出现对变电站的整体运行会产生很大的影响, 因此, 在选择屏蔽接地方式的时候, 一定要做到非常科学。通常的屏蔽接地方式分为建筑屏蔽接地、弱电设备的相关接地和低压电缆的屏蔽层接地。

1.5 逻辑信号接地

微机系统在运行过程中, 逻辑信号接地是为了对其运行进行很好的保护, 通常情况下也称为信号接地或数据线接地。通常微机系统运行过程中, 3V、5V的工作电压就能满足其运行, 但是, 在设备外的数据线在和远距离的外围设备进行通信时, 经常在数据线上会出现不同电位的情况, 这样就会导致装置间出现很低的阻抗, 会导致高频电噪声和瞬时点噪声的情况。逻辑信号的接地要保证正确性, 一旦出现错误的方式就会导致数据传输出现中断的情况, 同时也非常容易导致高瞬间电压出现芯片毁坏的情况, 这样对微机系统的正常运行会对带来很大的影响。对出现的强电接地和弱电接地混接的问题, 设置零电位母线是非常有效的措施, 在实际的操作过程中具有很大的优越性。母线接地要和强电接地之间保持着很远的距离, 同时, 在进行接地的时候要保证大量的接地设备都进行就近接地。在母线接地和强电接地保护装置距离足够大的情况下, 要避免出现强电设备对弱点设备进行影响的情况, 因此, 要保证弱电系统远离防雷接地设备。

2 主接地网的设计与施工

变电站在进行建设时, 要进行填高处理, 这样做的目的是为了避免其在运行过程中出现水倒灌和受到洪水危害的情况。在进行填高处理的时候, 为了降低施工的成本可以使用废渣来作为填土, 但是, 在土壤电阻率比较高的情况下不利于接地, 在这种情况下要对接地中的原土层进行必要的处理。在填土过程中, 不能出现土层过高的情况, 这样会导致接地引线出现过长的情况, 同时, 这样也会出现接地引线电阻增大的情况, 会导致施工建设以及运行查找过程中带来很大的困难。

3 户内接地网设计与施工

户内设置接地网应在户内设备区四周设置环形接地网、接地干线和均压带, 以方便各电气设备能就近接地, 该措施是保证户内设备接地的重要环节。环形接地网常规间隔为5-8m, 通常多点与户外接地网相连。有些设计图容易留下接地隐患, 该方法只是将水平接地体在屋外围成一圈, 缺少无进入户内表。由于接地施工的隐蔽性使得漏接不易发现, 而水平接地体能穿入户内, 水平接地体的间距≥5m, 这样可保证户内、外接地网的连接, 减少建筑施工过程中的麻烦。铁附件常为#8或#10槽钢, 土建预埋铁附件截面大大满足短路电流的热稳定校验, 因此能够作为接地干线。但在接地过程中必须注意:需要在此复焊一块l00mm长的接地扁钢以保证槽钢接头处的通流;此槽钢需多点与环形接地网连接以保证流过槽钢的电流尽可能地分流。

4 接地材料的选择

选择接地材料时需要综合考虑, 钢材是最为常见的接地材料。短路电流过大时, 变电所需降低施工难度, 此时可选择铜接地。腐蚀方面应该根据土壤的具体环境决定材料。从部分投运时间长达l0a的接地网来看, 部分钢材完好如初, 只是在焊接处和距空气接近处出现了锈蚀:少数锈蚀较为严重。这就提醒公用工程设计 (Public Utilities Design) 设计者在设计时需考虑到腐蚀情况, 根据当地实际的腐蚀数据进行材料设计。笔者认为地方相关部门需要对材料生产进行调查研究, 总结出科学实际的资料提供给施工单位的设计者, 以做好抗腐蚀预防工作。笔者总结出下列几点: (1) 加大截面:不适合运用与腐蚀严重的地区不, 这是因为截面过大会给施工带来阻碍。 (2) 镀锌:主要用于腐蚀一般的地区。不适合在重盐碱地区使用, 例如:沿海地区、化工厂等。 (3) 防腐涂料:施工过程工艺简单, 且材料价格不高。但是防腐材料作用的持续时问较短, 使用寿命周期短。因而, 使用效果不是很理想。

5 结束语

35kv变电站在进行建设中要注意的问题非常多, 其中, 接地系统的设计以及施工问题一定要引起人们的重视, 这样才能更好的保证变电站的运行不会受到影响。在接地系统施工中, 要对不同的接地情况进行很好的分析, 同时对施工中要对可能出现的影响因素进行分析, 同时要保证接地的科学性以及安全性。

参考文献

[1]孟庆波, 何金良.降低接地装置接地电阻的新方法[J].高电压技术, 1996, 22 (2) :67268.

3.35kv变电站设计的标准 篇三

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

4.35KV变电站建设情况 篇四

矿井兼并重组整合后，该矿原有10kV变电站改扩建为35kV变电站，内设两台10000kVA变压器。一回电源引自**110kV变电站的35kV母线段，导线型号为LGJ-150mm，输电距离5 km；另一回电源引自**35kV变电站的35kV母线段，导线型号为LGJ-150 mm，输电距离6.3km。35KV变电站及线路已全面施工完成，并通过工程质量认证，并投入使用。

2、机电运输施工安装单项工程40项，均由山西地丰煤矿工程设计有限公司设计。其中地面空压机设备安装、主通风机设备安装、副斜井绞车、地面动筛车间设备安装、锅炉设备安装、黄泥灌浆设备安装8项工程由中十冶集团有限公司安装完成。并投入使用。主斜井架空乘人装置设备安装、主斜井胶带输送机设备安装、运输大巷胶带输送机设备安装、运输大巷架空乘人装置设备安装、运输下山胶带输送机设备安装、运输下山架空乘人装置设备安装、轨道大巷无极绳绞车设备安装、轨道下山无极绳绞车设备安装、采煤工作面设备安装等26项由中国有色金属工业第*冶金建设公司安装完成。并投入使用。山西省煤炭建设监理有限公司对工程进行监理。

矿井大型固定设备及采掘设备投入*万元。其中四部胶带式送机设备、电控及保护投资*万元、主通风机投资124万元。空气压缩机投资*万元、电牵引采煤机投资*万元、液压支架投资*

5.35kV变电站安全操作规程 篇五

为规范变电站安全操作管理，结合公司安全生产实际，制定本规程。

一、值班员应经培训合格，持证上岗，无证不得上岗工作。

二、有一定的电工基础知识，熟知变电站运行规程。

三、必须熟悉变电站供电系统图和设备分布，了解系统电源情况和各配出开关的负荷性质、容量和运行。熟知变电所变配电设备的特性，一般构造及工作原理，并掌握操作方法，能独立工作。

四、掌握触电急救法及人工呼吸法，并具有电气设备防、灭火知识。

五、上班前不准喝酒，严格执行交接班制度，坚守工作岗位，上班时不做与本职无关的事情，严格遵守有关规程规章的规定。

六、严格遵守岗位责任制、工作票和操作票制度、工作许可制度、工作监护制度及工作终结制度等有关制度。

七、倒闸操作必须执行唱票监护制，一人操作，一人监护。重要的或复杂的倒闸操作，由值班长监护，由熟练的值班员操作。

八、操作前应先在图板上进行模拟操作，无误后再进行实际操作。操作时要严肃认真，严禁做与操作无关的任何工作。

九、操作时必须执行监护复诵制，按操作顺序操作。每操作完一项做一个“√”记号，全部操作完后进行复查，无误后向调度室或有关上级汇报。

十、进行送电操作时要确认该线路上所有的工作人员已全部撤离，方可按规定程序送电。

十一、操作中有疑问时，不准擅自更改操作记录和操作票，必须向当班调度或值班长报告，弄清楚后再进行操作。

十二、严禁带负荷停送隔离开关，停送或隔离开关要果断迅速，并注意开关是否断开或接触良好。

十三、装卸高压熔断器时，应戴护目眼镜和绝缘手套，必要时可用绝缘夹钳，并站在绝缘垫或绝缘台上。

十四、电气设备停电后（包括事故停电），在未拉开开关和做好安全措施以前，不得触及设备或进入遮栏，以防突然来电。

十五、变（配）电站内不得存放易燃易爆物品，不得有鼠患，变（配）电室无漏雨、漏雪现象。

十六、值班人员上岗后应按照以下内容进行交接班，并做好记录：

（1）检查电气设备上一班的运行方式、倒闸操作情况、供配电线路和变电站设备发生的异常情况。

（2）了解上一班发生的事故、不安全情况和处理经过，因事故停止运行不准送电的开关。

（3）了解上班内未完的工作及注意事项，特别是上一班中停电检修的线路、有关设备情况。尚未结束的工作，仍有人从事电气作业的开关、线路及作业联系人。

（4）阅读上级指示，操作命令和有关记录。（5）检查各线路的运行状态。负荷情况、设备状况、电话通迅是否正常。

（6）检查仪器仪表、保护装置是否正常。（7）清点工具、备件、消防器材和有关技术资料。

（8）接班人员应在上一班完成开关操作或事故处理、并在接班记录簿上签字后方可接班。

停电倒闸操作按照断路器、负荷侧开关、电源侧开关的顺序依次操作，送电顺序与此相反。

十七、值班员负责监视变（配）电所内外电气设备的安全运行情况，重点监视以下内容：

（1）电气设备的主绝缘如瓷套管、支持瓷瓶应清洁、有无破损裂纹、异响及放电痕迹。

（2）电气设备的油位、油色应正常，无漏油、渗油现象。（3）电气设备电缆、导电排的授头应无发热、变色、打火现象。（4）油开关、变压器温度正常，油箱内无异响。（5）电缆头无漏胶、渗油现象。

（6）仪表和信号指示，继电保护指示应正确。

（7）电气设备接地系统，高压接地保护装置和低压漏电保护装置工作正常。

十八、值班期间应做好以下工作：（1）接受调度指令，做好录音和记录。

（2）观察负荷变化、仪表指示，定时抄表并填好记录。（3）巡视设备运行情况，并按规定做好记录。

十九、倒闸操作：

（1）倒闸操作必须根据调度和值班负责人的命令倒闸。受令人复诵无误做好录音后执行。

（2）倒闸操作时操作人要填写操作票。每张操作票只准填写一个操作任务。操作票应用钢笔或圆珠笔填写，且字迹工整清晰。

（3）操作人和监护人按操作票顺序先在模拟图板模拟操作审核签字后再执行实际操作。

二十、操作票应包括下列内容：

（1）应分、合的断路器和隔离开关（刀闸）。（2）应切换的保护回路。

（3）应装拆的控制回路或电压互感器的熔断器。（4）应装拆的接地线的接地开关。（5）应封线的断路器和隔离开关（刀闸）。

（6）操作票应编号，按顺序使用。作废的操作票要盖“作废”印章。已操作的操作票盖“已执行”印章。

二十一、进行倒闸操作前后应检查下列内容：

（1）分、合的断路器和隔离开关（刀闸）是否处在正确位置。（2）各仪表、保护装置是否工作正常。（3）解列操作时应检查负荷分配情况。（4）检验电压，验明有无电压。二

十二、停送电倒闸操作按上述操作顺序规定进行。操作单极隔离开关（刀闸）时，在室内先拉开中间相隔离开关（刀闸），在室外先拉开顺风隔离开关（刀闸）。合闸时与此相反。

二十三、维护人员从事电气作业或处理事故时，值班员在值班长的领导下做如下工作：

（1）停电：将检修设备的高低压侧全部断开，且有明显的断开点，开关的把手必须锁住。

（2）验电：必须将梢：合电压等级的验电笔在有电的设备上验电并确认验电笔正常后，再对检修设备的两侧分别验电。

（3）放电：验明检修的设备确无电压后，装设地线，先接接地端，后将地线的另一端对检修停电的设备进行放电，直至放尽电荷为止。

（4）装设接地线：使用符合规定的导线，先接接地端，后接二相短路封闭地线。拆除地线时顺序与此相反。

①装拆地线均应使用绝缘棒或戴绝缘手套； ②接地线接触必须良好； ③接地线禁止在三相上缠绕。（5）悬挂标志牌和装设遮栏

①在合闸即可将电送到工作地点的开关操作把手上，必须悬挂“有人工作，禁止合闸”的警示牌，必要时应加锁；

②部分停电时，安全距离小于规定距离的停电设备，必须装设临时遮栏，并挂“止步，高压危险！”的警示牌。二

十四、准备受电：

（1）断路器操作机构及跳闸机构应处于完好状态。（2）隔离开关及母线应无异常。二

十五、受电：

（1）合上电源的隔离开关及断路器。

（2）合上变压器一次的隔离开关及断路器，观察变压器空载运行应正常。

二十六、送电

（1）配出线开关操作机构及跳闸机构应处完好状态。（2）台上配出线的隔离开关及断路器。二

十七、停电：

（1）断开配出线的断路器及隔离开关。（2）断开变压器二次断路器及隔离开关。（3）断开变压器一次的断路器及隔离开关。（4）断开电源的断路器及隔离开关。二

十八、低压馈电开关操作如下：

（1）低压馈电开关停电时，在切断开关后“有人工作，禁止合闸”警示牌。实行闭锁，并在开关手柄上挂上。

（2）低压馈电开关送电时，取下开关手柄上的“有人工作，禁止合闸”牌后解除闭锁，操作手柄，台上开关。同时，观看检漏继电器绝缘指示，当指针指示低于规定值时，必须立即切断开关，责令作业人员进行处理或向调度室及有关人员汇报，严禁甩掉漏电继电器强行送电。

二十九、发生人身触电及设备事故时，可不经许可立即断开有关设备的电源，但事后应立即向调度及有关领导汇报。

三

十、供电系统正常供电时，若开关突跳闸，不准送电，必须向调度室和有关人员汇报，查找原因进行处理，只有当故障排除后，才能送电。

三

十一、值班人员必须随时注意各开关的继电保护、漏电保护的工作状态故障时应及时处理，并向有关部门汇报，做好记录。

三

十二、发生事故时，可采取措施做应急处理后再进行报告。三

十三、倒换受入电源。

（1）备用电源开关操作机构及跳闸机构处于完好状态。（2）台上备用电源的隔离开关及断路器。（3）拉开原受入电源的断路器及隔离开关。三

十四、变压器并列。

（1）参加并列运行的变压器应完好，变压器参数应符合并列运行要求。

（2）一、二次开关及跳闸机构应处于完好状态。（3）合上一次的隔离开关及断路器。（4）合上二次的隔离开关及断路器。三

十五、变压器解列。（1）注意负荷情况能否适合单台：运行，如不行，应先调整负荷。

（2）拉开变压器二次断路器及隔离开关。（3）拉开变压器一次断路器及隔离开关。

（4）变压器需解列运行时必须先拉开二次母联断路器及隔离开关，再拉开一次母联断路器及隔离开关。

（5）观察负荷分配及仪表指示是否正常。

三

十六、按要求及时、清晰、完整正确地填好各种记录。并将工具、记录及其他用品摆放整齐。

三

6.35kV变电站整体除湿方案 篇六

1.摘要

新庄35kV变电站工作环境整体潮湿,开关柜、电缆沟、高压室设备因长期潮湿等问题，造成整体电气运行环境恶劣，产生放电现象、短路等重大安全运行隐患，本文提出35kV变电站整体除湿方案。

2.现场勘查

该变电站位于四川盆周山区西缘，雅安地区东北部，青衣江上游。气候温和，雨量充沛，日照偏少，常年工作环境比较潮湿。尤其在降雨量集中的6月～9月，变电站内箱柜凝露现象比较严重。

开关柜玻璃视窗凝露现象严重

电缆沟潮湿现象

3.除湿方案思路

（1）项目安全性设计方案

①产品设备不能占用高压室消防通道、安全通道，行人通道、检修通道及开关柜扩充位置。

②合理设计方案降低停电时间，降低对客户造成的影响。③当电路发生故障或异常时，采用直流熔断器保护措施。④“顶置式除湿装置”安装开关柜顶部盖板不影响开关柜结构。

⑤“SEPRI-CS-NL型防凝露装置”安装开关柜电缆室安装距离大于360mm。（2）项目稳定性设计方案

①除湿设备采用集成电路及自动跟踪技术，AC-DC模块电源内置保证设备可靠运行。

②所有除湿设备依据数值变化，自动开启相关程序，进行除湿工作。③高湿预警功能，及时监测柜内湿度情况。

④输出当前湿度值、预设湿度值及故障信息等，每2秒刷新1次。⑤本装置具有故障告警显示功能，对风扇及制冷原件故障等原因引起的内部故障告警指示。

（3）合理性、可行性设计方案 ①高压室、电缆地沟---除湿系统 ② 开关柜手车室---顶置式除湿装置

③开关柜电缆进线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置 ④开关柜母线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置

注：开关柜停电期间建议变电站对霉变的开关触头进行更换。

4.除湿方案

（1）高压室、电缆地沟---除湿系统1套

高压室东西两侧两块电缆沟盖板将设计成“格栅盖板”，并布置2台工业除湿机，电缆沟内部布置6台风扇(6台风扇每隔2小时运行3分钟循环电缆沟整体环境)、1组湿度传感器、1组联网型光电烟感探测器将分布在电缆沟内部。当湿度传感器检测到电缆沟内部湿度超过55%时，1号除湿机工作，将室内干燥空气由东侧盖板送进电缆沟内部，由风扇将空气整体循环；同时将空气循环到西侧盖板出风，当2号除湿机检测到高压室或者出风口的空气湿度超过55%时，开始工作除湿（同时在高压室设计2台风扇同2号除湿一起工作），将高压室的潮湿空气凝结成水排到室外，以此循环，将保证电缆沟和高压室整体干燥环境。注：为了电缆沟内部干燥空气循环，我们将原电缆沟盖板进行不锈钢板封堵，只在东西两侧盖板留出进出风孔。

开关柜示意图

说明：从开关柜的结构可以看出需要除湿的又分为3个气室，手车室、母线室、电缆进线室

●手车室空间大于2个立方，我们将采用1台大功率“顶置式除湿装置”保证手车室干燥环境。●母线室空间大于1.5个立方，我们将采用2台小功率“SEPRI-CS-NL型防凝露装置”保证母线室干燥环境。

●电缆进线室空间大于1.5个立方，我们将采用2台小功率“SEPRI-CS-NL型防凝露装置”保证电缆进线室干燥环境。

（2）开关柜断路器室---顶置式除湿装置/1台

在手车室顶部盖板安装各1台顶置式除湿装置解决母线室的潮湿问题。针对手车室运行温湿度环境改善并预防凝露现象而专门研制的高新技术产品。潮湿空气经风扇吸入后，通过特殊风道流动，先经除湿系统降温除湿，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。本装置采用微处理器控制技术，独立式自控顶置式除湿装置，不仅能同时对环境温湿度进行监测，并通过LED数码显示，还可通过按键对温、湿度分别进行相应的设置并显示。凝露水份采用雾化技术强制蒸发，安全排出。本装置是保障智能电网高效、安全运行的首选除湿设备。

山东省报税110kV变电站安装顶置式除湿装置

（3）开关柜电缆进线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置/2台（4）开关柜母线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置/2台

母线室、电缆进线室内部安装各2台SEPRI-CS-NL型防凝露装置解决潮湿等问题。新型防凝露装置由于体积小，重量轻可避免开关室内部绝缘安全距离。SEPRI-CS-NL型防凝露装置（排水型）采用微处理器控制技术，可手动和自动切换投运。装置由送风系统、除湿系统和智能控制系统组成，潮湿空气经风扇吸入后，通过特殊风道流动，先经除湿系统降温除湿，将潮湿空气置换成水份，通过排水管在电缆室串联统一排到室外，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。同时装置的辅助加热系统，通过加热器对柜内提供温度补偿，使柜内温度达到理想的

安装示例图

西宁市海西路开闭所10kV变电站开关柜安装SEPRI-CS-NL型防凝露装置（5）方案示意图

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。

①设计示意图

开关柜手车室---顶置式除湿装置

开关柜电缆进线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置 开关柜母线室---SEPRI-CS-NL型防凝露装置

设计示意图

高压室、电缆地沟---除湿系统设计示意图

除湿系统设计示意图

除湿系统设计示意图

5.产品介绍

（1）电脑终端显示。

□额定工作电压：AC 220 V ±10% 50Hz □最大额定功率：＜2kW □显示方式：LED数码、指示灯显示及除湿动态显示 □除湿启动值：湿度RH=55%（默认，可调）□除湿回差值：5%RH □除湿湿度范围：40%～95%RH □除湿温度范围：5℃～40℃ □显示器：19英寸

□工作环境温度：不低于-20℃，不高于70℃

（2）高压室、电缆沟除湿系统

电缆沟除湿智能控制系统采用微处理器控制技术，实现实时监控及显示，并精确、高效的监控环境温湿度及除湿排水设备，通过LED数码显示环境温湿度、系统运行状态。系统可采用自动投入运行，还可实现无线遥控控制。

为提高电缆沟除湿效果，需利用现有的风机辅助除湿，并对风机的控制部分进行改造，并接入电缆沟自动除湿系统，统一控制。

变电站高压室环境监测系统结构图如图所示。

变电站高压室环境监测系统结构图

2.2系统主要优势

◆系统结构清晰，高度积成化，安装、操作简单，适用于各类使用环境，系统运行稳定性好。

◆实时更新并自动记录温湿度值，所有温湿度历史记录及相关数据真实可靠，存储方式专用。

◆查询任何监测点的温湿度历史数据记录、监测点故障等信息。◆可对室内和电气设备内的环境温湿度进行全过程实时显示监控。◆监测点可在一定范围内任意增加，外接执行机构（如通风设备、空调等）可实现环境自动控制。

◆报警方式有就地声光报警、预设地点（值班室）声光报警。（3）SEPRI-CS-DZ型顶置式除湿装置

SEPRI-CS-DZ型顶置式除湿装置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。

该装置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。并采用一体化积成设计，体积小、安装方便、维护简单。

该装置由智能控制单元、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。

顶置式除湿装置示意图

顶置式除湿装置工作原理

顶置式除湿装置结构示意图

◎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。□顶置式设计，便于安装。□一体化结构，电源内置。

□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。（4）SEPRI-CS-NL型防凝露装置 SEPRI-CS-NL型防凝露装置用于电力设备如户外端子箱、高低压控制柜、高低压开关柜、环网柜、箱式变电站、干式变压器、仪表箱等需要自动除潮湿、防凝露的场合，尤其适用于已处于运行状态需排除积水的设备。同时本装置可在强电磁场和各种恶劣的自然环境下长期使用。技术参数

工作电源电压：AC：90～264V、DC：127～370V 额定功率：≤60W 显示方式：湿度整数显示，2位

除湿启动值：湿度RH≥55%（默认），其它由用户设定 除湿量：588ml/天（35℃，RH＝85%工况下）工作湿度范围：RH＝40%～95% 除湿温度范围：5℃～50℃

环境温度：不低于-20℃，不高于70℃ 外形尺寸：200mm×116mm×75mm

装置结构图

6.效果与总结 本项目施工成功后，一方面将大大消除变电站高压室、电缆沟、电气柜柜体及内部机构产生湿气、凝露等现象，大大降低由于凝露的原因而造成局部放电或者短路现象。降低电缆沟，高压室内部潮湿问题，保证开关柜内部湿度低于55%。（空气湿度小于55%时，没有凝露现象）

另一方面也改变变电站高压设备的运行环境，解决现场相关的安全运行隐患问题。

7.35kv变电站设计的标准 篇七

关键词：紧凑型布置,变电站,配电装置,优化设计

1 概述

上海地区早期设计的35 kV变电站,由于受开关设备生产技术的限制,配电装置大多采用户内装配式布置,整个变电站站区占地较大,运行、维护成本较高。随着开关设备组合电器生产技术的日趋成熟,35 kV、10 kV的空气绝缘开关柜开始广泛应用,使变电站内部配电装置占用空间大大缩小,布置也越来越紧凑。

为统一建设标准、统一设备规范、方便运行维护、方便设备招标、提高工作效率、降低建设和运行成本,国家电网公司组织国内几十家设计院一起编制了《国家电网公司输变电工程典型设计——35 kV变电站分册》(下称国网典设)[1]。其中B-5方案即为上海电网35 kV变电站E型设计方案,适用于上海地区。

上海通常在变电站站址不十分特殊的情况下,新建站设计方案一般均选用国网典设35 kV变电站的B-5方案。但是在上海有些中心地区的变电站站区面积很小且地面形状也不规则,这时,就无法采用典型设计方案,需按地面形状进行设备布置优化。本文讨论35 kV户内变电站的布置设计,在已有国网典设方案的基础上,通过采用先进的、小型化紧凑型设备,进行紧凑型布置优化,使35 kV变电站各配电装置布置更为合理,提高建筑物空间利用率,进一步缩小变电站建筑物占地面积,提高城市中心地区土地的利用率。

在不过分增加建筑物高度的前提下,要尽可能地缩小变电站占地面积,目前最主要的方法有两种:一是将变压器本体与散热器作上下分体布置;二是35 kV、10 kV配电装置考虑采用小型化设备,如SF6气体绝缘开关柜,配电装置操作通道可以不考虑普通空气绝缘开关柜手车拉出长度,使35 kV、10 kV配电装置配电装置室面积缩小,从而减小变电站建筑物占地面积。

2 紧凑型优化设计的主变压器选择

按绝缘方式,35 kV变压器一般可供选择的有:干式变压器、气体绝缘变压器、油浸变压器。

2.1 干式变压器

根据目前国内大部分变压器厂家设备生产技术情况,成熟的35 kV干式变压器容量最大为16MVA。如果要将变压器的容量提高到20 MVA,则一般需配置风机。根据上海电力系统规划,新建35 kV变电站主变压器容量远景均采用31.5MVA,因此不适合选用干式变压器。

2.2 气体绝缘变压器

目前,上海地区采用气体绝缘变压器的实例较少,且均为110 kV电压等级,35 kV电压等级的至今还没有采用过。另外,气体绝缘变压器的主要技术都由国外生产厂商掌握,而且可供选择的变压器生产厂家较少,远没有干式、油浸变压器生产厂家多,一旦选用气体绝缘变压器会对设备采购带来较大制约。因此,除了为满足消防规范规定要求而在与商业或民用建筑物结合建造的变电站采用外,一般35 kV变电站都不选用气体绝缘变压器。

2.3 油浸变压器

油浸变压器有绝缘优良、散热效果好、价格适中、制造技术成熟的优点,应用也广泛。再从单台变压器的价格看,SF6气体绝缘变压器的价格为同规格油浸变压器价格的3倍左右,干式变压器也比同规格油浸变压器贵,因此,油浸变压器具有一定的价格优势。

油浸变压器根据本体与散热器结构型式的不同可分为本体散热器一体式、本体散热器水平分体式、本体散热器上下分体式等,其中本体散热器上下分体式变压器占地面积最小,散热器布置于变压器室上方,占地面积仅需计算一间变压器室大小。

根据以往设计经验,当变压器采用本体散热器一体式时,变压器室需设置气楼或排风机才能满足变压器运行中的散热要求,此时变压器运行产生的低频噪音将通过气楼向外传播,很难满足现行上海中心城区一类地区噪音要求(白天不超过55 dB,晚上不超过45 dB)。当变压器采用分体型式时,变压器本体单独布置于变压器室,外墙不设专用运输门,即,将变压器密闭于室内,再在室内墙上装饰吸音材料,可有效削弱低频噪音向外传播的强度。散热器室虽然是敞开布置,但由于在变压器正常运行时散热器产生的噪音很小(目前可控制在45 dB以下),对环境基本无噪音污染。因此,在紧凑型优化设计方案中宜选采用本体散热器上下分体结构的油浸变压器。

3 紧凑型优化设计的开关设备选择

目前,随着组合电器设备技术日益成熟,国网典设中户内布置变电站的35 kV、10 kV电压等级设备选型已普遍采用的开关柜,又分SF6气体绝缘开关柜和空气绝缘开关柜两种。

选用空气绝缘开关柜时,根据SDJ 5—1995《高压配电装置设计技术规程》第4.3.3条,双列布置开关柜之间操作通道宽度应为开关柜1的手车长度加开关柜2的手车长度再加900 mm,根据当前开关柜设备具体尺寸,参照国网典设中配电装置有关尺寸的推荐值,以及上海地区35 kV变电站多年运行经验,两列开关柜之间操作通道宽度宜为3 000 mm。再加上两列柜各自背后维护通道,则按照国电典设35 kV变电站B-5方案设计,35 kV、10 kV配电装置室宽度应为11 000mm。

当选用SF6气体绝缘开关柜时,由于此类开关柜没有手车,因此当开关柜双列布置时,公用操作通道仅需考虑运行人员日常操作维护所需即可。根据SDJ 5—1995《高压配电装置设计技术规程》第4.3.3条,配电装置室布置需考虑面对面布置的两列柜同时操作的情况,共用操作通道按2 000 mm考虑。再加上两列开关柜各自背后维护通道,加上两列开关柜柜体深度,根据目前上海地区SF6气体绝缘开关柜运行经验,以及现有SF6开关柜的外型尺寸,35 kV、10 kV配电装置室的宽度应为7 500 mm左右,这比空气绝缘开关柜节省空间。因此,在紧凑型设计方案中采用SF6气体绝缘开关柜。

4 变压器各侧与配电装置的连接方式优化

35kV的SF6气体绝缘开关柜与变压器的连接方式通常有SF6通管连接、电缆连接;10 kV的SF6气体绝缘开关柜与变压器的连接方式通常有SF6通管连接、电缆连接、10 kV绝缘母线连接。上述各种连接方式均通过电缆层实现,连接长度基本相同。各种连接方式的对比见表1。

由表1可见,当变压器与开关柜之间连接采用电缆时,单位造价明显比采用SF6通管、绝缘母线低。目前在上海电网35 kV变电站中,SF6气体绝缘开关柜与主变压器之间普遍采用电缆连接方式。

因此,在紧凑型优化设计中变压器高低压侧与35 kV、10 kV SF6气体绝缘开关柜之间的连接选用电缆连接方式。

另外,本文变电站紧凑型优化设计方案中,建筑物地上一层为变压器室及35 kV、10 kV配电装置室,二层为电容器及站用变压器室,三层为控制室。另外,还设有半地下电缆层,作为站内通道及进出线电缆通道。

5 紧凑型布置优化设计方案与典型设计方案的比较

本文紧凑型优化设计方案,其建设规模与国网典设35 kV变电站B-5设计方案一致,主变压器型式、占地面积、一期工程电气设备采购估算费与国网典设不同,详细比较见表2。

从表2可以看到,紧凑型优化设计方案本体建筑占地比国网典设B-5方案减少了334.12m2,减少近46%。如此大幅减少变电站占地面积,既减小中心城区土地资源紧的矛盾,也有利于变电站选址工作的顺利开展。

紧凑型优化设计方案一期设备费用较国网典设B-5设计方案多出约465万元,主要是由于选用的主变压器、35 kV配电装置、10 kV配电装置及其连接方式的不同而产生(见表3)。

6 结语

以上海为代表的国内大城市人口集中,人均土地资源紧张,尤其特大城市的中心城区的变电站建设,提高土地资源的利用率是很重要的问题。虽然紧凑型优化设计方案在一期设备费用方面较国网典设方案高(要高出约30%),但考虑到其建筑面积较小,技术成熟的先进设备采用率较高,变电站建成投运后运行维护成本就较低,这在现代化程度较高的中心城区,还是具有较强的可实施性。

参考文献

[1]国家电网公司．国家电网公司输变电工程典型设计(2006年版)——35 kV变电站分册[M]．北京：中国电力出版社，2007．

8.35kv变电站设计的标准 篇八

关键词：35 kV变电站；继电保护；自动化系统；配置方案；策略分析

中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0109-02

随着自动化技术的不断推广与应用，自动化技术已在电力行业得到了广泛应用，尤其是变电站。在自动化系统应用于变电站过程中，自动化继电保护成为了电力企业关注的焦点。继电保护是变电站的重要组成部分，直接影响着变电站的可靠性与安全性，以自动化系统为核心，展开继电保护配置与改进，有助于变电站的安全运行，能够推动电力行业的发展。

1 继电保护的内涵及配置方案

1.1 继电保护的内涵

继电保护是一种自动装置，当变电站电力系统运行异常或发生事故时，可确保变电站与电气设备安全运行[1]。继电保护能够有效保证供电系统的稳定性以及电气设备的安全性，是非常重要的保护手段。与此同时，继电保护还是一种应对措施，能够对电力系统进行检测，并且发出报警信号，直接将故障自动排除；继电保护还是一种设备，能够对电力系统的运行状况进行管理与监测，若发現事故，则自动将电气设备元件断开，对电路及电气设备进行保护。继电保护的主要作用就是反映变电站电气设备运行异常状态进行监测，然后有选择、自动迅速断开特定的断路器。继电保护的的基础构造是电气设备物理量的变化，基本要求为可靠性、灵敏性、选择性以及速动性。

1.2 配置方案

继电保护的配置方案主要有两种，即常规保护配置方案和集中式保护配置方案。

常规保护配置方案是根据对象进行配置的，其中常规保护包括变压器保护、馈线保护、母线保护、电容器保护以及其他的保护测控设备[2]。

常规保护配置对原来保护装置的交流量输入插件、CPU插件的模拟量处理以及I/O接口插件进行更换，分别改为数据采集光纤通信接口、通信接口处理以及GOOSE光纤通信接口，该方案使变电站继电保护实现了向数字化的过渡。常规保护配置方案的结构图，如图1所示。

集中式保护配置方案是一种新型保护概念，以光纤以外网为基础，基于IEC61850规约等一系列现代数字通信研发的。集中式保护配置方案是保护控制一体化装置，将变电站的所有信息集于一个计算机系统中，具有灵活性、可靠性以及互补性，不仅可以同时保护变电站中的多个独立设备，而且还具有控制作用[3]。具体的结构图，如图2所示。

2 35 kV变电站自动化继电保护配置分析

35 kV变电站自动化继电保护配置进行优化与改进时，其中关键环节是设备选型，设备选型的质量对整个自动化继电保护配置的可靠性有着极其重要的影响。继电保护配置在进行选型时应遵循的原则为：基于保护、监控与测控等多个方面，对系统内的冗余设备进行合理控制，保证功能能够合理分布[4]。具体包括以下内容。

2.1 采用先进主变压器保护装置

继电保护配置选型时，应对主保护与后保护被控装置进行综合考虑，所选设备应该具备遥控、遥信以及遥测主变压器两侧位置断路器的功能，并在变电站自动化运行时，能够发生一系列保护动作，如差动速断、重瓦斯与过流等。

2.2 选用保护进线开关与联络开关的线路保护装置

继电保护装置不仅要具有一般性的遥信、遥控与遥测功能，而且还要具备接地保护、限过流保护以及过负载功能。

2.3 采用保护电容器的保护装置

电容器保护是保护重点，测控装置应以其为主，采用集中补偿的方式，而且还应过电压保护以及馈线保护着手，确保电容器能够可靠、安全运行。

3 35 kV变电站的自动化继电保护策略

3.1 以质量为主，对设备质量进行严格控制，使装置的使 用性得到有效提高

在设计装置时，应该对各种外在环境的变化进行充分考虑，确保装置即使处于严寒、潮湿或高温环境下，也能保持正常工作。一方面，确定装置安全系数，即适应湿度、温度、超负荷运行结果预测以及振动系统等，且必须保证其准确性；另一方面，在进行设计时，使设备趋向标准化与简单化，即在确保可靠性的基础上，零部件越少，产品构造越简单，系统出现故障的概率就越小。

3.2 对于冗余技术，应该科学、合理运用，使安全性与可 靠性不断提升

冗余技术，又被称之为储备技术，是一种提高系统可靠性的有效手段，主要通过利用系统的并联模型来发挥作用[5]。在继电保护装置中，应该对软件、硬件、信息以及时间的冗余资源加以充分利用，使双系统保障技术得以实现，尤其针对电力系统的关键环节以及薄弱环节，必须科学、合理运用冗余技术。对于软件系统，可以正确采用信息保护技术、系统容错技术以及防火墙技术等冗余技术，从而使相关设备装置的可靠性得到保障；在设计硬件时，需要对组建级冗余结构加以正确应用；信息冗余即有效利用复杂的编码和检错与增加信息位数，从而采用奇偶检验、多重模块以及阶段表决等方式对错误进行自动纠正；时间冗余主要对装置的预测性加以有效利用，对于出现的故障，可提前发现，进行检测，使故障的恢复率得以提升。只有软件冗余、硬件冗余、信息冗余以及时间冗余相互协调、共同发展时，装置的可靠性才可得到有效保障。

3.3 对于软件给予足够的重视，不断提升软件设计的水 平，确保软件能够正常运行

软件产品在特定的时间内以及特定的条件下完成特定功能的能力，被称之为软件可靠性。在设计继电保护系统软件时，需对用户个性化需求进行综合考虑，以满足用户个性化需求为核心，设计时应遵循的原则主要包括两点，一方面应该简单，容易操作；另一方面能够有效提高运行效率，在遵循原则的基础上，正确设计算法以及处理结构。在编写代码时，应该确保科学性以及合理性，及时发现测试时出现的问题，确保数据输入与输出的一致性， 与此同时，建立并健全软件系统的自查自修功能，使软件系统的可靠性以及完整性得到保障。

3.4 加强培训，不断提高技术人员的综合素质，同时定期 展开安全检查工作

由于继电保护装置在不断发展，且更新速度很快，此外对技术有较高的要求，因此，加大对员工的培训力度，不仅要展开专业技能方面的培训，而且还要增强素质培训，在提高员工专业技术水平的同时，不断提升员工的综合素质，调动员工的工作热情，增强其工作使命感以及责任心，不断提升员工及时发现问题并解决问题的能力。

在35 kV变电站自动化继电保护时，常出现的问题是临时性停电，从而影响继电保护的正常工作，因此，维护工作者应根据临时性定点的具体情况，对整个运行系统展开定期性检查，通常定期性检查工作应至少每年进行一次。

此外，在1～2年间隔区间需要展开一次整组性试验，使继电保护运行性能能够稳定发挥出来；然后在3-4年间隔区间，对出口回路、数据采样回路等相关部分的运行性能展开检查，便于及时发现安全隐患。

4 结 语

在35 kV变电站中，提高自动化繼电保护装置的可靠性以及安全性具有非常重要的意义，本文对自动化继电保护策略展开了分析，希望有助于提高继电保护装置的安全性、高效性以及可靠性。

参考文献：

[1] 李蓉.35 kV变电站的自动化继电保护对策论述[J].中国高新技术企业， 2016，（4）.

[2] 李世保，刘兵.探析35 kV变电站的自动化继电保护策略[J].技术与市 场，2016，（2）.

[3] 杨革民.35 kV变电站自动化的继电保护对策的讨论[J].电子制作， 2013，（18）.

[4] 舒文华，冉启传.35 kV变电站的自动化继电保护对策探究[J].通讯世 界，2015，（3）.

9.35KV变电站事故专项应急预案 篇九

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。

10.35kv变电站设计的标准 篇十

本章主要介绍2009年国家电网公司35kV变电站用10kV并联电容器装置物资采购标准的总体概况，它由一本通用技术规范和九本专用技术规范构成，通用技术规范中包含了35kV变电站用10kV并联电容器装置通用的技术条件和参数。专用技术规范是针对各具体型号产品所提的技术条件和参数要求，每一本专用部分对应一种型号的产品，如下表所示，表中设备编号的含义在本文第2节中有详细解释。

这9本专用技术规范中有2本是针对35kV变电站用10kV并联电容器新编写的专用技术规范（序号为1，3的产品），其余7本在《2009年国家电网公司66~500kV变电站用10~66kV并联电容器装置物资采购标准》中已出版（序号为2，4~9的产品），且这七种产品也适用于35kV变电站，因而包含在35kV变电

站用10kV并联电容器装置物资采购标准内。

9本专用技术规范分别对应9种型号的并联电容器装置，原则上是参考《国家电网公司输变电工程通用设备（2008年版）》中电容器章节对产品类型的规定来进行产品类别划分的，但也根据专家组的意见进行了一些修改。最终产品类别的划分、技术要求和参数选择都是经过专家组多次开会讨论，并征求了大多网省公司和设计院的意见之后确定的。

本次物资采购标准中将并联电容器装置按容量分为1000、2000、4000kvar三种，每一种容量又按照电抗率1%、5%、12%分为三种，共9种产品。

电容器组保护方式选择选择开口三角电压保护方式。单台电容器均选择内熔丝保护方式。关于采购目录的说明

采购目录详细列举了9种并联电容器装置的分类情况和每种型号产品的一些主要技术参数和特征值。

采购目录中，首先根据《国家电网公司物资分类与编码》对并联电容器装置进行了分类，并联电容器装置大类属于一次设备，中类属于电力电容器，小类分为框架式并联电容器成套装置和集合式并联电容器成套装置。然后对每种类型的产品分别适用于哪种电压等级的变电站进行了规定。

采购目录还规定了每种产品的设备编号，编号的原则是依据《国家电网公司输变电工程通用设备（2009年版）》进行的，编号的具体含义如下图所示：

例如：0.3C-AK2000/334-5N表示35kV变电站用10kV框架式并联电容器装置，单组容量为2000kvar，单台电容器容量为334kvar，电抗率为5%，单台电

容器保护方式采用内熔丝。

采购目录中还规定了每种类型产品的型号，该型号是依据《JB/T7114-2005 电力电容器产品型号编制方法》规定的原则来进行编制的，具体编制方法和各特征代号的意义可参见该标准。

采购目录中选择了6个主要技术参数作为产品的特征值，包括：电容器装置电压等级（kV）、装置容量（kvar）、单台电容器容量（kvar）、电抗率（%）、单台电容器保护方式、不平衡保护方式。这6个技术参数是并联电容器装置最重要技术参数，它们也是并联电容器装置分类的依据。其中，电容器装置电压等级（kV）、装置容量（kvar）和电抗率（%）这三个参数是根据系统要求来确定的，它们是确定其它技术参数的基础；单台电容器容量（kvar）的选择首先以电容器装置容量有关，同时它又关系到电容器保护方式的选择以及耐爆、绝缘设计等与安全密切相关措施的确定，也是一个很重要的参数；单台电容器保护方式和不平衡保护方式的选择是关系到并联电容器装置乃至整个电力系统能否安全运行的重要参数，因此，也对其进行了明确规定。对通用技术规范的解释

3.1 通用技术规范内容详解

国家电网公司物资采购标准35kV变电站用10kV并联电容器成套装置通用技术规范的内容分为：总则、结构及其他要求、试验、技术服务设计联络工厂检验和设备监造、设备通用技术参数和性能要求5大部分。

总则主要对投标人和招标人的相关权利和职责进行了总体说明和规定，并对安装、调试、性能试验、试运行、验收和现场检验等过程进行了总体的规范和说明，同时还列出了制订物资采购标准所依据的国家标准和行业标准。

结构及其他要求部分对并联电容器装置的组成、结构类型、配件选择和布置方式等的总体原则进行了规定，另外还针对不同电压等级的变电站规定了新建工程的一次、二次及土建接口要求，供设计参考。

试验部分主要规定了并联电容器装置以及其主要零部件需要进行的例行试验、型式试验和验收试验项目进行了具体规定。

技术服务、设计联络、工厂检验和设备监造部分主要规定了买方、卖方和监

造方在产品生产、制造、安装、调试等过程中的权责关系。

设备通用技术参数和性能要求部分规定了所有并联电容器装置通用的技术参数和性能要求，所有9种产品都必须满足这些条款。

3.2 通用技术规范与08年范本的异同

通用技术规范（2009年版）主要是在08年通用范本的基础上编制而成的，最主要的差别是09版中增加了新建工程的一次、二次及土建接口要求部分的内容，这主要是为了使并联电容器装置产品更加规范化，提高同类产品之间的互换性。这部分内容也是以《国家电网公司输变电工程通用设备（2008年版）》中电容器章节的相关内容为依据，专家组多次讨论修改而成的。其它内容与08版基本相同。对专用技术规范的解释

4.1 专用技术规范内容详解

专用技术规范主要包括：标准技术参数、项目需求部分和投标人响应部分三大部分内容。

首先，标准技术参数部分针对每个产品的异同，对其具体技术参数进行了明确的规定，原则上项目单位不应修改，如确实有特殊情况需要修改，则应在表8 项目单位技术差异表中说明。在表1的“标准参数值”中未进行规定的参数（即填写“（见项目单位可选技术参数表）”的参数），项目单位应在表7 项目单位可选技术参数表中填写具体要求。投标人应在表1的“投标人保证值”一栏中对“标准参数值”一栏的要求进行响应。“标准参数值”中有具体要求的，投标人原则上必须满足；“标准参数值”中没有具体要求的（即填写“/”的），投标人应根据产品技术要求和实际情况如实填写；“标准参数值”中填写“（见项目单位可选技术参数表）”的，投标人不应在表1中响应，而要在表7 项目单位可选技术参数表中响应。

根据产品标准化的要求，专家组经过多次讨论，并征求了大多数运行和设计单位的意见，对表1 标准技术参数表中的大部分技术参数进行了固化。这些固化参数的选择一方面是根据相关标准规范的要求，另一方面是根据电容器设备多年的运行状况和专家的经验项目需求部分全部由项目单位根据其具体要求填写，包括货物需求主要参数和供货范围、必备的备品备件、专用工具盒仪器仪表、图纸资料提交单位、工程概况、使用条件、项目单位可选技术参数、项目单位技术差异、一次、二次及土建接口要求（扩建工程）几部分内容。

投标人响应部分全部由投标人填写，包括投标人技术偏差、投标产品的销售及运行业绩、推荐的备品备件、专用工具和仪器仪表、最终用户的使用情况证明、投标人提供的试验检测报告、投标人提供的鉴定证书表、投标人提供的其他资料等几部分内容。

4.2 专用技术规范与08年范本的异同

本次专用技术规范对08年范本进行了一些修订，主要体现在如下几个方面：

（1）将08年范本中的“技术参数和性能要求”分解成了“标准技术参数”、“项目单位可选技术参数”和“项目单位技术差异”三个部分。将具体的技术参数和要求能确定的就已经进行了明确的规定，原则上不允许项目单位修改，而08年范本中这些参数和要求很多是由项目单位填写的。

（2）增加了“一次、二次及土建接口要求（扩建工程）”，这部分内容由项目单位依据项目前期工程的具体要求来填写。这部分内容在08年范本中是没有的。

（3）对项目单位填写的内容和投标人填写的内容进行了明确的划分，在08年范本中，这两部分内容是掺杂在一起的。