维普资讯 http://www.cqvip.com 水电站设计 第２４卷第１期 Ｄ Ｈ Ｐ Ｓ ２ ０ ０ ８年３月 １ １ ０ｋＶ蒲溪沟变电站的电气一次改造 袁（１．广东省电力技术改进公司，广东广州林 ，滕云洁２ ５１０１６０；２．川投田湾河公司机电部，四川成都６１００１６） 摘要：介绍了广’东河源ｌ１０ｋＶ蒲溪沟变电站的现状及其改造的必要性，并对改造规模、更换设备的选型以及改造后变电站的布 置、过电压保护及照明、接地等电气一次内容进行了深入分析。 关键词：蒲溪沟；１１０ｋＶ变电站；电气设备；一次设备；改造 中图法分类号：ＴＭ６３ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００３—９８０５（２００８）０１—０１０６—０４ 供电可靠性要求；出线布置过于紧凑，检修维护工作 １蒲溪沟变电站设备改造的必要性 自２０世纪７０年代初投运至今的１１０ｋＶ蒲溪沟 变电站为广东省河源市东源供电局重要的枢纽站， 承担着东源供电局８０％以上的供电区域，区域内 １１０ｋＶ平桥站、３５ｋＶ东源站、３５ｋＶ温家店站、３５ｋＶ 不方便。 （４）通讯、载波机室为临时搭建，布局不合理，影 响站容站貌和站内交通。 （５）１号主变压器１９７１年投入运行，线圈发热 高、损耗大，油温长期较高；绝缘材料和密封胶垫老 化严重，有多处漏油。变压器调压能力差、不能带负 感德站、３５ｋＶ陶家站、３５ｋＶ仁沱站（由蒲溪沟站间 接供电）均以蒲溪沟站为唯一的电源点，３５ｋＶ铜罐 荷调压、调整范围窄（±５％以内）。另外，由于与２ 号主变压器参数差别过大，造成运行方式不灵活。 （６）１１０ｋＶ断路器为油断路器，部件严重老化、 驿站也是以蒲溪沟变电站为主供电源点。因此，蒲 溪沟站在东源供电局电网中占有十分重要的地位， 一旦出现严重故障将使东源供电局网络陷入瘫痪而 该变电站投运至今近３０年，从未进行过大的改 变形，漏油点较多。该开关配用的是电磁式操作机 构，可靠性差、型号陈旧、备品备件不易购买，维护难 度大，且不能满足“无油化、少油化”的要求。 危及供区内８０％以上地区的供电。 造。目前该站陈旧的电气设备及附属设施、严重老 化的设备部件以及变电站的规模，均已不能满足日 益增长的供电负荷需要和供电可靠性要求。主要集 中在以下六个方面： ２主要设计原则 遵循国家及行业部门的有关规程规范，以科学 （１）原站内控制室集保护室、控制室和值班室为 一求实，因地制宜，加快工程建设，降低工程造价，提高 经济效益为宗旨进行设计。 体，值班位置狭小，保护、控制屏布局不合理，保护 室防尘、降温困难；控制室屋面无隔热层且长期漏 水，屋面维修工作量大，且控制室地势低洼，不便于 观察开关场设备。 （１）本次改造，在满足最新负荷供电需求的基础 上，尽量维持原建变电站的总体布置形式和接线形 式，在不增大变电站占地面积的前提下，优化变电站 的站容站貌和站内交通，以方便工作人员的运行监 视和维护工作。 （２）控制保护设备为６０年代的产品，性能差。 二次电缆的绝缘老化、锈蚀情况严重。 （３）１０ｋＶ侧无正式旁路，不能满足越来越高的 （２）变电站改造工程的设计应符合“无人值班” 站的要求。 收稿日期：２００６一ｌ１一【）６ 作者简介：袁１０６ 林（１９７１一），男，青海共和人，工程师，主要从事电网建设１：作。 维普资讯 http://www.cqvip.com （３）变电站的改造需分阶段进行：第一阶段，改 造敷设２号主变压器３５ｋＶ侧高压电缆；第二阶段， 在脱空１０ｋＶ侧负荷后进行１０ｋＶ高压开关柜室，以 及控制室的土建改造工作和相应电气设备的安装工 作；第三阶段，进行控制室设备和其他二次设备的改 造工作；第四阶段，在原控制室的基础上进行通信载 波机室和并联电容器室的土建改造工作和相应电气 设备的安装工作。 （４）本工程处于地震烈度Ⅵ度区，土建结构按Ⅶ 度设防。 （５）本工程按电力工业局出版的《广东省污秽区 分布图》类属Ⅲ级污秽区，高压电气设备的爬电比距 为２．５ｃｍ／ｋＶ。 ３改造规模和设计范围 ３．１改造规模和目的 蒲溪沟站的改造规模如下： （１）主变压器。１号主变压器被等容量更换为 ３１．５ＭＶＡ三绕组有载调压电力变压器。变压器中性 点接线方式重新设计（１１０ｋＶ中性点需设放电间 隙）。 （２）１１０ｋＶ设备。１１０ｋＶ侧断路器全部更换为 ＳＦ６断路器，更换ｌｌ０ｋＶ侧部分电压互感器、电流互 感器和避雷器。 （３）３５ｋＶ配电装置。由于目前２号主变压器的 ３５ｋＶ母线跨越控制室和配电室，为配合主控制室、 １０ｋＶ配电室及通信载波机室的土建施工，因此需要 将２号主变压器的３５ｋＶ侧采用高压电力电缆引出， 并相应建设该回电缆的敷设通道。 （４）１０ｋＶ配电装置。１０ｋＶ侧接线改为单母线 分段带旁路接线，共１６回出线，盘柜双列布置，采用 ＸＧＮ２—１０型开关柜，内装ＺＮ６５Ａ和ＺＮ１２型真空 断路器。 新增成套型并联电容补偿装置两组，容量为每 组４ ０００ｋｖａｒ，原有一组电容器拆除。 原１０ｋＶ开关柜室拆除后就地重建。成套并联 电容器布置在并联电容器室内。 （５）二次设备控制室。３５ｋＶ保护全部更换为微 机型保护装置；１０ｋＶ开关采用微机保护，就地布置； 并联电容器补偿装置采用微机保护；更换微机五防 装置一套；原直流装置不更换，但需要校核蓄电池容 量；更换电镀表屏一面，利用原有电能表，将所有电 能表接人现有负荷电量管理系统；对新增回路安装 全电子电度表，并接人负荷电量管理系统。 将控制室搬至新建的１０ｋＶ开关柜室楼上。 （６）载波通信机室和并联电容器室。利用原主 控室和休息室的场地新建通信载波机室和并联电容 补偿装置室。 ３．２设计范围 针对上述改造内容的电气、土建、通信以及相关 的照明、防雷接地、给排水、暖通等全部设计工作。 ４电气主接线 根据１ １０ｋＶ蒲溪沟站改造工程现场查勘纪要以 及蒲溪沟站原来的设计，本变电站改造后的最终规 模为：主变容量为２台３１ ５００ｋＶＡ三相三绕组有载 调压降压变压器；变电站以１１０ｋＶ、３５ｋＶ、１０ｋＶ三个 电压等级出线；１１０ｋＶ侧为单母线分段带旁路接线， ２回进线，２回出线；３５ｋＶ侧为双母线接线，出线８ 回；１０ｋＶ侧为单母线分段带旁路接线，设一组专用 旁路断路器，出线１６回，并在１０ｋＶ装设两组并联电 容补偿装置和两组站用电变压器。 ５短路电流计算及设备选择 ５．１短路电流计算 根据东源市供电局提供的目前系统归算到本站 ｌｌ０ｋＶ母线上的阻抗值和各侧短路电流的计算结 果，并考虑为系统将来预留一定的发展裕度，经计算 校核提出本站各侧的短路电流值（见表１）。基准容 量为１００ＭＶＡ。短路电流计算简图见图１。 系统（Ｓ＝１００ｉｒＡ） 系统（与＝１００ｉｒＡ） ２×３１５００／１００ ｏ／３５／ ０ｋＶ 图１短路电流计算简图 １０７ 维普资讯 http://www.cqvip.com 表１短路电流计算结果 ５．２改造设备选择 本工程海拔高程在１０００ｍ以下，位于地震烈度 Ⅵ度区，属Ⅲ级污秽区，所选电力设备经校验完全满 足运行、检修、短路和过电压的要求。 （１）１号主变压器。为了降低电能损耗和年运 行费用，选用低损耗的铜芯三相双绕组有载调压油 浸式变压器。技术参数如下： 型号 ＳＦＳＺ８—３１５００／１ １０ 电压变比 １１０±８×１．２５％ ／３８．５±２×２．５％／１０．５ｋＶ 接线组别 ＹＮ，ｙｎＯ，ｄｌ１ 容量比 １００／１００／１００ 阻抗电压 高一中 １０．５％ 中一低 １７％ 高一低 ６．５％ 冷却方式 ＯＮＡＦ 油重 １５．６ｔ 外形尺寸 ７ ３７０ｍｍ×４ ３３０ｍｍ×５ １９０ｍｍ （长×宽×高） （２）１１０ｋＶ断路器。选用先进、可靠、检修周期 长的ｓｖ６断路器。技术参数如下： 型号 待定 额定电压 １１０ｋＶ 最高电压 １２６ｋＶ 额定电流 １ ０００Ａ 额定开断电流 ２０ｋＡ 额定短时耐受电流（３ｓ，ｒｌＴＩＳ） ２０ｋＡ 额定峰值耐受电流 ６２．５ｋＡ （３）１１０ｋＶ电流互感器。选用常规户外油浸式 全密封电流互感器ＬＣＷＢ６型。主要技术参数如 下： 型号ＬＣＷＢ６—１１０Ｗ２ 额定电压 １１０ｋＶ 变比 ２×３００／５Ａ 额定短时耐受电流（１ Ｓ，ｒｉｉ１ｓ） ３１．５ｋＡ 额定峰值耐受电流８０ｋＡ 目前，电力市场上还有一种干式高压电流互感 器。这种电流互感器是由干式高压套管和贯穿式电 流互感器组合而成，具有无油、无瓷、体积小、重量 轻、防火、防爆、污闪电压高、维护工作量小等优点。 这种电流互感器避免了常规户外油浸式全密封电流 互感器具有的易漏油、维护工作量大且有爆炸危险 １０８ 等缺点，能满足本站的技术要求。其技术参数如下： 型号ＬＧＷ一１１０ 额定电压 １１０ｋＶ 最高工作电压 １２６ｋＶ 变比 ２×３００／５Ａ 额定短时耐受电流（１ Ｓ，ｒｌｉｉＳ）３１．５ｋＡ 额定峰值耐受电流８０ｋＡ （４）１ １０ｋＶ电压互感器。选用常规户外油浸式 全密封电压互感器ＪＣＣ６型。主要技术参数如下： 型号 ＪＣＣ６—１１０Ｗ２ 额定电压 １１０ｋＶ 变比 一１１０／０＂１／０－１／０．１ｋｖ √３／√３／√３／ｊ（５）３５ｋＶ高压电力电缆及附件。由于电缆采用 户外电缆架敷设，因此选用单芯交联聚乙烯绝缘钢 带铠装聚氯乙烯护套电力电缆。技术参数如下： 型号ＹⅣ２２—４００ 芯数 单芯 额定电压 ２６／３５ｋＶ 额定电流８７０Ａ （水平布置，相邻间距等于电缆外径） （６）１０ｋＶ高压开关柜。选用安全可靠的ＸＧＮ２ —１０型箱型固定式金属封闭开关柜。主要技术参 数如下： 型号ＸＧＮ２—１０ 额定电压 １２ｋＶ 额定电流 ２ ０００Ａ 额定短时耐受电流（４ｓ，ｒｒｒｌｓ）２０ｋＡ 额定峰值耐受电流 ５０ｋＡ 外壳防护等级 ＩＰ２Ｘ 柜内进线回路装设ＺＮ１２—１０型真空断路器， 出线回路装设ＺＮ６５Ａ一１２型真空断路器。主要技 术参数如下： 型号 ＺＮ６５Ａ一１２ ＺＮ１２—１０ 最高工作电压 １２ｋＶ １２ｋＶ 额定电流 １ ２５０Ａ ３ １５０Ａ 额定开断电流 ３１．５ｋＡ ４０ｋＡ 额定短时耐受电流３１．５ｋＡ ４０ｋＡ （４ｓ，ｒｌＴＩＳ） 额定峰值耐受电流８０ｋＡ １００ｋＡ 维普资讯 http://www.cqvip.com
额定关合电流８０ｋＡ １００ｋＡ （７）并联电容补偿装置。选用集合式高压并联 电容补偿装置。该装置型号为ＴＢＢ一４０００／ ４０００ＡＣＷ，采用在中性点侧串联电抗器的Ｙ型接线 方式。此种接线方式具有接线简单、布置方便清晰 的优点，而且针对电容器内部故障的继电保护可采 用的方式较多，对串联电抗器的动热稳定要求和对 避雷器的通流容量要求均较低。 （８）主变压器中性点设备。改造后的主变压器 １１０ｋＶ中性点装设有放电间隙、单极隔离开关和氧 化锌避雷器，可以满足对主变压器中性点接地或不 接地的运行要求。 由于本站３５ｋＶ出线总长仅６９ｋｍ，经估算电容 电流仅约８Ａ，因此主变压器３５ｋＶ中性点不需装设 消弧线圈。 ６变电站布置 变电站本次改造工程的重点主要集中在设备改 造和主控制楼的改造上，因此变电站的总布置方案、 各级电压的进出线方向和１ｌ０ｋＶ、３５ｋＶ配电装置的 形式基本维持不变。主控制楼的布置位置和楼外通 道设置结合地形、地貌条件考虑，主控制楼主体建筑 结构、通道设置和户内设备布置遵照规程、规范及防 火要求和各建筑物的功能要求进行设计。 １１０ｋＶ配电装置维持原来的布置不变，采用户 外集中式布置。 ３５ｋＶ配电装置采用屋内开敞式布置，布置在单 独的３５ｋＶ配电装置楼内。 ６．１ ３５ｋＶ高压电缆敷设方式 ２号主变压器３５ｋＶ出线电缆的改造是整个改 造工程的第一步。该回电缆可能的敷设方式有三 种：第一种为新建电缆沟敷设；第二种为采用电缆桥 架在主变压器场架空敷设；第三种为采用电缆桥架 沿控制室边坡敷设。若采用第一种方式，必然会与 站内现有的电缆沟和排水沟交叉，不利于施工和敷 设。若采用第二种方式，需要新建桥架柱，施工量 大，且必然与站内１０ｋＶ母线交叉。若采用第三种 方式，不需要土建施工，工程量小，经济性好。因此， 推荐２号主变压器３５ｋＶ侧高压电力电缆采用电缆 桥架明敷的方式敷设在主变压器场和１０ｋＶ开关室 之间的台地边坡上，电缆上方加装保护设施，防止控 制楼的施工威胁电缆外绝缘。 ６．２主控制楼布置方式 主控制楼底层为１０ｋＶ开关柜室、通信载波机室 和并联电容补偿装置室，第二层为控制室、蓄电池室 和其他一些辅助房间。根据改造步骤，在脱空１０ｋＶ 侧负荷后先对现有的１０ｋＶ高压开关柜室改造，然后 再将控制室设备迁至新建的控制室，最后再建设通信 载波机室和并联电容补偿装置室及楼上的辅助性建 筑物。由于１０ｋＶ开关柜室侧的改造不能影响控制室 的运行，因此对１０ｋＶ开关柜室侧建筑物的改造只能 在现有的１０ｋＶ开关柜室基础上进行。 方案一：开关柜为双列布置，以尽量减小房间的 长度，但是设备布置较复杂，需采用３回母线桥联络 两列开关柜。 方案二：开关柜为双列布置，公用柜布置在一 列，进出线柜布置一列。这样设备布置清晰，仅需采 用２回母线桥联络两列开关柜，但是房间长度远超 过方案一。 因受场地的，推荐方案一为最终方案。 ６．３ １号主变压器布置 因改造后的１号主变压器的外形尺寸为 ７ ３７０ｒａｍＸ ４ ３３０ｍｍ Ｘ ５ １９０ｒａｍ（长Ｘ宽Ｘ高），而现 有的主变储油池尺寸仅有６ ８００ｍｍ Ｘ ６ ２００ｍｍ，故需 要对１号主变储油池进行扩建。另外，还需在两台 主变压器之间增设主变事故油池和油水分离装置。 ７过电压保护及接地 ７．１过电压保护 按《电力设备过电压保护设计技术规程》，为防 止１０ｋＶ侧隔离开关断开后，主变高压绕组对主变 低压绕组的静电感应和电磁感应过电压损坏主变低 压绕组，在主变低压侧装设一组氧化锌避雷器。主 变１１０ｋＶ中性点除装设氧化锌型避雷器外，还装有 放电间隙。 为防止电气设备遭受直击雷，站内采用避雷针 保护。 为避开新建的主控制楼，２号避雷针异地重建， 并与接地装置可靠连接。 ７．２接 地 在新建的主控制楼地下０．８ｍ处采用一５０ｍｍ Ｘ６ｍｍ镀锌扁钢敷设一闭合接地网作为控制楼主 接地网。另外，在各层楼板上利用楼板钢筋和镀锌 扁钢敷设均压网，有效降低接触电势和跨步电势，保 护工作人员的人身安全。改造后的控制楼的接地网 和开关站的接地网有效地连接成一个整体。改造 后，全站的工频接地电阻值不应大于０．５Ｑ。 （下转第１１２页） １０９ 维普资讯 http://www.cqvip.com 管理机主要是采集现场辅助设备的运行信息，同时 器，以便通过Ｐｅｅｒ Ｃｏｐ方式一齐传输到Ｑｕａｎｔｕｍ ＰＬＣ； 把采集到的数据信息送到Ｑｕａｎｔｕｍ ＣＰＵ，其自身具 （３）简单的辅机流程和自启动流程。 有８个ＲＳ２３２串口，这样整个现地控制单元的外部 由于原配置Ｍｏｄｉｃｏｎ９８４ＣＰＵ不支持Ｃｏｎｃｅｐｔ编 通信功能大大增强。 程，因此仍需用ＭＯＤＳＯＦｒ组态软件来编写。 该系统结构主要特点： 对于Ｑｕａｎｔｕｍ ＰＬＣ来说，ＰＬＣ程序要实现的功 （１）原有Ｍｏｄｉｃｏｎ９８４ ＰＬＣ相当于一个智能Ｉ／Ｏ， 能较多，主要有： 自身可以运行ＰＬＣ程序，这样一些流程就保持不 （１）发电机组的开停机流程、功率自动调节流程 变，而这些控制功能又不受所扩展盘的影响；而对 等； Ｑｕａｎｔｕｍ ＰＬＣ来说，可以把Ｍｏｄｉｃｏｎ９８４ ＰＬＣ当一个 （２）对所有采集到的数据进行处理分析； 扩展Ｉ／Ｏ来处理，它可以处理Ｍｏｄｉｃｏｎ９８４ ＰＬＣ所有 （３）接受上位机和触摸屏所发的控制命令并解 的开关量、模拟量等。 释执行。 （２）Ｍｏｄｉｃｏｎ９８４ ＰＬＣ和新增Ｑｕａｎｔｕｍ ＰＬＣ采用 编程软件采用组态软件Ｃｏｎｃｅｐｔ２．６。该软件支 Ｐｅｅｒ Ｃｏｐ方式，通过高速ＭＢ＋网络进行通信，实践 持国际电工委员会ＩＥＥＥ１１３１标准的全部语言，即支 证明，通信快速、准确、可靠。 持ＬＤ（梯形图）、ＦＢＤ（功能块图）、ＳＴ（结构化文本）、 ｓＦＣ（顺序功能图）等多种ＰＬＣ编程语言，能保证系 ５软件的功能和实现 统的各类控制功能的需求。 对于Ｍｏｄｉｃｏｎ９８４ ＰＬＣ来说，ＰＬＣ程序主要是实 ６结束语 现两个功能： （１）编写简单的程序，以实现Ｑｕａｎｔｕｍ ＰＬＣ和 本现地控制单元改造方案，在结构、技术路线、 Ｍｏｄｉｃｏｎ９８４ ＰＬＣ可以同时控制Ｍｏｄｉｃｏｎ９８４ ＰＬＣ的 实现方法上都有所创新，该系统的结构设计合理，技 开出点，程序示例见图５； 术路线和实现方法完全可行；改造实施简单，大大减 少了安装、配线的工作量。改造工程实施完成几个 月来，运行非常稳定，达到了预期的目标。 参考文献： 图５ ＰＬＣ程序 ［１］方辉钦．现代水电厂计算机监控系统技术与试验［Ｍ］．北京：中 （２）把开关量、模拟量进行处理，送到指定的寄存 国电力出版社，２００４． （上接第１０９页） 避雷器接地引下线均设置垂直接地体。控制 楼、配电装置的现浇楼板、柱筋与地网可靠连接接 ９ 照 明 地。所有电气设备与地网连接点均作明显标志。 ９．１照明电源的引接 ８站用电 照明系统由站用电配电屏和交直流切换装置取 得电源。 ９．２照明器具配置 根据规程规定，本站装设二台互为备用的站用 （１）１１０ｋＶ户外配电装置的照明设施维持不变； 电变压器，站用电源分别从１０ｋＶ Ｉ段和Ⅱ段母线 （２）３５ｋＶ配电装置室内照明维持不变； 上引接。站用电变压器容量为８０ｋＶＡ，选用于式电 （３）所内道路照明维持不变： 力变压器，安装在１０ｋＶ高压开关柜内。 （４）１０ｋＶ高压开关柜室采用荧光灯和白炽灯配 全站设置站用电配电屏２面。站用电４００Ｖ侧 合照明，荧光灯用作工作照明，白炽灯用作事故照明； 接线方式为单母线接线，从１０ｋＶ引接的两回电源， （５）１０ｋＶ无功电容补偿装置室采用防爆型灯具； 采用双电源备自投装置，当一回进线检修或停电时， （６）为保证照度均匀和避免反射眩光，中控室采 自动切换至另一回进线。正常运行时，由一台站用 用铝合金栅格的大面积发光天棚和壁灯照明； 变压器供全站站用负荷 （７）中控楼及各生产用房进出口通道、户内配电 除主控制楼外，其他站用电设备维持不变。 装置室设置事故照明灯具和应急疏散照明灯具。 １１ ２
