时间：2023-07-11 16:30:37
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关键词：智能变电站；继电保护；安全措施；规范建设
中图分类号：TM77 文献标识码：A
我们国家电力市场庞大，随着大量智能变电站投入运行，智能变电站对电网的安全稳定运行带来的影响已不可忽视。目前，我们实践智能变电站还只是停留在技术层面，关注点仍是各种新设备、新标准的应用，而对变电站的运维检修模式却研究甚少。在运行维护过程中，对继电保护的安全性和可靠性要求最高，我们常规变电站的继电保护安全措施已经不能满足智能变电站需求。因此，开展智能变电站继电保护安全措施的规范化建设已是当务之急，完成智能变电站继电保护安全措施的规范化建设，才能保障其安全、可靠、稳定运行。
一、智能变电站的特征
1.基本结构
智能变电站的基本结构是“三层两网”，其中“三层”分为：站控层、过程层、间隔层；“两网”分为：站控层网络和过程层网络。
过程层网络是智能变电站的核心，跨间隔信息的共享都是在过程层网络实现的，智能变电站内几乎所有的电气量信息都可以从过程层网络中获得。过程层设备（合并单元、智能终端）以及各种智能组件则是组成过程层网络的硬件设备。
2.主要回路
目前，我国的智能变电站主要采用“直采”、“直跳”方式。所谓直采，就是合并单元通过光纤将采样到的模拟量电流、电压信号转换为光信号后直接传递给保护装置（线路保护、主变保护、母差保护）；所谓直跳，就是保护装置的跳合闸命令通过光纤直接传递给对应的智能终端，智能终端再将跳合闸命令的光信号转换为电信号后作用于跳合闸线圈。而其他所有信息则集成到过程层网络中。过程层网络取代了传统变电站复杂的电缆接线，每一台智能设备只需要用一组尾纤连接至过程层网络交换机，便可以采集和传输相关信息。
3.压板
智能变电站的每一台智能设备（主要是指合并单元、智能终端和保护装置）均配有“投检修态”硬压板，其他主要采用软压板形式。这样，保护屏的压板布置更加简单明了，也为智能变电站的“顺序控制”提供了技术上的支持。智能设备的“投检修态”硬压板投入后，装置发送的所有GOOSE报文均带有“检修”标识，使其他所有未投入“投检修态”硬压板的设备不再处理该装置发出的GOOSE报文；同样，该装置也不再处理接收到的不带“检修”标识的报文。“投检修态”硬压板可以将检修设备和运行设备从逻辑上进行隔离，是智能变电站“防三误”最为简洁、有效的手段。
二、智能变电站继电保护安全措施的具体方法
现阶段继电保护安全措施在实行人工安插施工标识、操作监护、误碰防范措施及防触电等操作变动不大。然而在二次回路上的操作防备事项，由于智能变电站二次系统架构的变化，使其继电保护安全措施也发生了巨大的变化。
1.线路保护装置
线路保护装置例检时，待一次设备停电后，首先应退出相应母线保护装置中该间隔SV接收软压板和GOOSE（包括跳合闸信号和开入量信号）接收软压板。退出该间隔SV接收软压板是为了使母线保护装置在进行差流计算时不把该间隔电流计算在内，以避免检修人员在对合并单元加入电流模拟量时引起差流不平衡而导致母差误动；退出该间隔GOOSE接收软压板是为了使母差保护装置不接收线路保护装置发出的启动失灵GOOSE信号，以避免检修人员在对线路保护装置进行逻辑校验时误启动母线保护装置的失灵保护。然后将该间隔所有的智能设备：智能终端、合并单元和保护装置的“投检修态”硬压板投入。
2.主变保护装置例检的安全措施
主变保护装置例检时，与线路保护装置一样，应首先将所有母差保护装置中涉及主变间隔的SV接收软压板和GOOSE（包括跳合闸信号和开入量信号）接收软压板退出。然后将主变间隔的所有智能设备的“投检修态”硬压板投入。这里需要特别注意的是：很多继电保护装置厂商生产的主变保护装置都只提供了4对直跳光纤接口，而在我们的大多数220kV变电站中，除了主变三侧的断路器外，一般情况下高、中、低三侧可能还有分段或母联断路器，这样就必然导致部分断路器不能由主变保护装置“直跳”，而只能通过GOOSE网络进行“网跳”。这种情况下，最妥善的做法是拔掉主变保护装置的组网尾纤，使主变保护装置从物理上与GOOSE网络隔离，从而确保不误跳运行设备。
3.母差保护装置例检时的安全措施
母差保护装置进行例检时，通常情况下，一次设备均处于运行状态。因此，在做安全措施时，一定要理清楚顺序，否则就会导致母差保护装置误动。首先，应将母差保护装置的“投检修态”硬压板投入；其次应将保护装置的功能软压板（差动保护、失灵保护）全部退出；最后按直跳、组网和直采的顺序拔掉母差保护装置的所有尾纤。与线路保护装置和主变保护装置不同，检修人员在对母差保护进行逻辑校验时，只能通过继电保护试验仪向母差保护装置加入电流、电压量和开入量（断路器和隔离开关位置）信号；由于不能进行带开关整租试验，要验证母差保护动作的正确性，也只能通过继电保护试验仪采集保护装置的直跳开出量。因此，需要拔掉母差保护装置的所有尾纤。
三、对智能变电站继电保护安全措施规范化的建议
1.“投检修态”硬压板
在智能变电站安全措施中“投检修态”硬压板非常重要，它是实现检修设备与运行设备逻辑隔离的有效手段。但是，在我们的实际检修过程中，很多检修人员为了方便，都是采用直接拔出光纤的方法来做安全措施。这种方法虽然是最简洁、有效的，但同时也有很多弊端（下文将详细说明）。另一个原因是，部分厂家的继电保护试验仪设置检修态的操作过程烦琐，导致检修人员对使用这种方法非常抵触。我们希望继电保护试验仪的生产厂家改善程序，尤其是对于检修态的设置，最好是在主界面设置一个明确的检修态选项，且不需要重复设置。当检修人员选定为检修态时，使得每一次从SCD文件中导出的任何CID文件都自动带有检修态标识。这样，才能使“投检修态”硬压板真正发挥其重要作用。
2.拔除光纤
在智能变电站中，由于GOOSE网络的建立，使得我们如果不拔出光纤，就不能实现检修设备和运行设备的物理隔离。而为了使安全措施更加可靠，我们必然会频繁拔出和插入光纤。由于尾纤接头和设备光口十分脆弱，反复的插拔光纤必然会增大光衰甚至使光回路中断，给设备的安全稳定运行带来巨大隐患。所以，如非必要就尽量不要使用这种方法。
3.各软压板的投退
投退各项软压板能够为检修设备和运行设备之间提供逻辑断开点。到目前为止，各软压板的功能、定义和命名还没有统一的规范，不同厂家的设备在软压板的设置上差异很大，而且大多数软压板的命名笼统，导致检修人员和运维人员操作极为不便。由于不能准确掌握每一个软压板的功能和作用而导致事故的情况时有发生。去年，某220kV变电站220kV母差保护装置在例检完成后，投入软压板的过程中，由于运维人员操作不当而导致母差误动。在此，我们建议各厂家将软压板的名称及功能进行统一规范，尤其是重要的软压板要特别标注，从而防止检修人员和运维人员在操作过程中因个人理解的偏差而导致事故的发生。
结语
综上所述，目前智能变电站的运维和检修主要存在以下问题：（1）不同厂家的设备对软压板命各不相同，导致运维人员和检修人员操作困难；（2）运维和检修智能变电站的技术力量较为薄弱。针对以上问题，我们建议在设计、制造、施工及运维、检修方面统一标准，从而形成标准的安全措施作业规范。只有标准的作业规范形成后，才能从根本上提升检修和运维人员的技术水平。同时，这也是保证智能变电站运维和检修工作安全，推进智能技术快速发展的有效措施。智能变电站是电网改造的大势所趋，其继电保护的安全措施尤为重要，我们必须排除一切障碍，使其不断完善，从而推动智能变电站技术不断向前发展。
参考文献
[1]蓝海涛.智能变电站继电保护二次安全措施规范化的建议[J].智能电网，2014（1）：33-34.
[2]戎俊康.浅析智能变电站建设对继电保护工作的新要求[J].中国电力教育，2011（12）：77-78.
[3]叶刚进，戴世强.智能变电站修作业安全风险管控策略[J].智能网，2014（2）：133-134.
本次活动将在在京口、润州和镇江新区各确定一个街道、一个乡镇劳动保障所，作为基层劳动保障平台规范化、标准化建设试点单位，并将试点活动分为三个阶段进行。第一阶段是成立组织，制定试点方案和统一、规范的星级劳动保障服务所建设标准。第二阶段是根据建设标准，督促、指导试点单位加强平台规范化、标准化建设，做到统一硬件建设，统一网络建设，统一制度建设，统一招聘人员，统一经费标准，统一工作考核。第三阶段是组织检查评估，召开现场会，在全市全面推开平台规范化、标准化建设工作，实现基层劳动保障平台功能的全覆盖。
市劳动保障局制定了七项措施，全力推进基层劳动保障平台规范化标准化建设。
1、建立组织，加强领导。成立全市推进街道（乡镇）、社区基层劳动保障平台规范化、标准化建设试点工作领导小组，以局主要领导为组长、分管领导和京口、润州、镇江新区三区劳动保障局局长为副组长。
2、召开会议，征求意见。一是召开由京口、润州和镇江新区劳动保障局分管局长、就业中心主任和试点街道（乡镇）分管领导、劳动保障所所长参加的座谈会，征求试点意见。二是召开局有关处室、单位会议，征求有关部门延伸劳动保障办事项目，并由各职能部门对延伸办事项目，制定具体实施方案，明确工作内容、工作标准、操作程序、考核标准、激励措施、资金来源和拨付方式等。三是召开基层劳动保障平台规范化标准化建设试点工作领导小组工作会议，对下一步基层平台规范化标准化建设试点工作进行动员部署。
3、制定标准，统一建设。一是制定统一规范的服务和建设标准，制订基层平台业务工作操作手册。同时，进一步修改、完善星级劳动保障服务所评估标准。二是强化硬件建设，督促试点单位在场地、设备等方面加大投入，并争取市财政和有关处室、单位根据延伸下移项目给予一定经费补贴。三是在目前所有街道和部分社区实现就业信息系统联网的基础上，逐步将“金保工程”信息系统全面延伸到街道和所有社区。
4、增配人员，明确分工。根据目前街道（乡镇）、社区人员配备情况，结合劳动保障功能全覆盖要求，街道（乡镇）劳动保障所配备4-5人，社区劳动保障配备3名工作人员，增配人员逐步招聘到位。街道增配人员统一面向社会公开招聘，人员待遇工资参照社区居委会副主任工资水平，社会保险缴纳标准参照公益性岗位，所需经费由市财政安排。乡镇增配人员由各辖市、区自行招聘。增配人员为网格化管理专职劳动保障协理员，实行统一分工，主要从事社保扩面、劳动监察和维权等工作。
5、强化培训，提升素质。加强对现有街道、社区平台工作人员和新增专职劳动保障协理员业务知识培训；根据基层劳动保障平台功能全覆盖要求，对基层劳动保障平台工作人员开展新增延伸项目业务知识培训。同时，对基层劳动保障平台工作人员进行统一计算机操作培训。
6、星级评比，创建品牌。制定统一标准和考核细则，开展街道（乡镇）、社区星级劳动保障协理员评比工作，进一步提升基层平台工作人员的工作能力和业务水平，为广大城乡劳动者提供优质服务。
[关键词]电子互感器；在线监测；传感器
中图分类号：TM762 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）19-0094-01
1 课题意义和要求
在对智能变电站的发展历程以及现状有了一定程度上的认识的基础上，了解到智能变电站较之传统变电站的优势，然后对待设计变电站的相关原始资料进行分析，对如何设计这个智能变电站有了具体的思路，最后按照智能变电站设计规范《110kV～220kV智能变电站设计规范》里面相关的设计原则对变电站各个部分系统进行了经济、合理、智能化选型。
其中主要的内容是：对变压器进行选型，因为有变压器智能化技术，所以在设计中在变压器部分加入了智能化组件；对电气主接线的不同方案进行分析，比较其优劣，最终选取一个比较经济、实用的方案；对系统进行短路计算，其结果是下步电气设备选择的依据；对电气设备进行选择，主要是断路器、隔离开关、互感器、母线、高压熔断器、消弧线圈等。其中断路器、互感器可以选择智能化设计，并可以在系统中加入合并单元。
2 本变电站站用变压器的选择
变电站的站用电是变电站的重要负荷，因此，在站用电设计时应按照运行可靠、检修和维护方便的要求，考虑变电站发展规划，妥善解决分期建设引起的问题，积极慎重地采用经过鉴定的新技术和新设备，使设计达到经济合理，技术先进，保证变电站安全，经济的运行。
一般变电站装设一台站用变压器，对于枢纽变电站、装有两台以上主变压器的变电站中应装设两台容量相等的站用变压器，互为备用，如果能从变电站外引入一个可靠的低压备用电源时，也可装设一台站用变压器。根据如上规定，本变电站选用两台容量相等的站用变压器。
站用变压器的容量应按站用负荷选择：
S=照明负荷+其余负荷×0.85（kVA）
站用变压器的容量：Se≥S=0.85∑P十P照明（kVA）
根据任务书给出的站用负荷计算：
S=5.2+ 4.5+（20+4.5+0.15×32+2.7+15+1+4.5×2+1.5）×0.85
=49.725 （kVA）
考虑一定的站用负荷增长裕度，站用变10kV侧选择两台SL7―125/10型号配电变压器，互为备用。根据容量选择站用电变压器如下：
型号：SL7-125/10；
容量为：125（kVA）
连接组别号：Yn，yn0
调压范围为：±5%
阻抗电压为（%）：4
3 变压器智能化
变压器智能组件包括测量、控制和在线监测等基本功能。某些工程还包括同间隔电子互感器合并单元、测控、保护等拓展功能。
变压器智能测控装置通过IEC61850通讯规约方便接入数字化变电站的站控层（过程层），实现变电站内数据共享和互操作功能。变压器智能测控装置就地户外安装，采用IP55防护等级。智能控制装置就近安装在变压器附近，方便现场各种传感器的电缆连接。现场传感器通过4～20mA、串口或空节点等方式接入变压器智能测控装置[10]。智能化示意图如图3-1所示。
根据《110～220kV智能变电站设计规范》有：
1、110（66）kV智能终端宜单套配置；
2、 35kV 及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，
可不配置智能终端；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜配置单套智能终端；
3、 主变高中低压侧智能终端宜冗余配置、主变本体智能终端宜单套配置；
4、 智能终端宜分散布置于配电装置场地。（图1）
4 合并单元的选择
合并单元是用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相干组合的物理单元。其主要功能是通过一台合并单元（MU），汇集/或合并多个电子式互感器的数据，取得电力系统电流和电压瞬时值，并以确定的数据品质传输到保护/测控装置；其每个数据通道可以承载一台和/或多台ECT和/或EVT的采样值数据。
合并单元可以是现场互感器的一个组件，也可以是一个独立单元。
根据《110kV～220kV智能变电站设计规范》，智能变电站对其的总体要求是：合并单元伴随电子式互感器的产生而产生，伴随智能变电站的应用而得到推广应用。其内部工作逻辑相对固定，但可靠性、实时性、一致性要求极高，其重要度应与继电保护装置相当。（图2）
参考文献
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关键词：给排水工程；变电站；结构耐久性；分析；建议
Abstract: water supply and drainage engineering structure durability for the protection of substation in sewage discharge is very important, therefore, this article through to the transformer substation engineering structure durability design were analyzed, including construction materials, construction quality and the use of the environment, structure and service life of several put forward related suggestions.
Key words: water supply and drainage engineering; substation; durability; analysis; suggestions
中图分类号：TU991 文献标识码：A文章编号：
引言
变电站排水工程主要包括污水排水管道及检查井等，一般都是使用钢筋混凝土材料进行设计。
变电站排水工程结构耐久性设计存在的问题
1.设计理念落后
目前，在各个行业中都普遍存在着设计人员对混凝土结构耐久性设计意识不强的现象。耐久性和强度作为混凝土的两大基本特性，但是，大部分设计人员由于对混凝土耐久重要性的认识不强，导致其过分注重其裂缝及承载力的设计，也就是说将混凝土的强度设计作为混凝土结构设计的重点。设计中的表现尚且如此，更何谈在实际施工中采取有关措施提高混凝土结构耐久性。同时，根据有关数据显示，在我国众多使用混凝土就够的行业，设计普遍达不到预期的效果，正是由于设计人员在设计中对混凝土结构耐久性意识不强，从而导致了混凝土结构使用寿命大大的减低，这种现象尤其表现在外部环境比较恶劣的地区。
排水工程结构设计规范存在的问题
目前，有关给排水工程混凝土结构耐久性设计的主要规范中，有的没有对混凝土耐久性设计规范进行考虑，有的虽然提及了，但不是很明确，甚至有的规范中对混凝土结构耐久性设计的要求不尽相同，就有关的主要规范中的这些问题来看，除了无法给设计人员提供依据且造成其无所适从之外，更说明了研究人员对此仍缺乏深入的定量分析。
给变电站排水工程耐久性设计的建议
做好变电站排水工程结构耐久性设计，首先，设计人员应当在混凝土结构设计时对其结构耐久性和强度两方面的重视程度都要保持均衡，而且要根据不同的环境对设计进行改善，深刻理解混凝土结构耐久性对于排水工程乃至我国各类工程发展的重要作用。
1.有关结构的使用年限
目前，混凝土在各个行业中应经被广泛的应用，但是，在其近百年的使用过程中，尚没有关于其建筑物在无修状态下的使用年限的规定。根据我国相关规范的要求，混凝土结构在无修状态下的使用年限都在50~100年左右，因此，本文建议变电站排水工程设计的混凝土结构耐久性应当保持在50~100年。而且，排水工程的混凝土结构长期处于污水浸泡及地质环境的影响下，因而，电力系统负责人在该变电站排水工程建设前，应当在与承包者谈判时，要求其最少保证变电站排水工程结构耐久性为50年。
有关环境的类别
变电站排水工程结构耐久性设计人员应当对变电站所排污水及地质环境进行了解，并且将了解的结果和有关的规范标准进行比对，同时从混凝土结构的耐久性和强度两方面出发，对变电站排水工程结构进行合理的设计。尤其是对变电站的污水水质情况要进行充分的了解，包括污水中可能出现的各种腐蚀性化合物及元素对混凝土结构造成的危害，以保证排水工程耐久性和强度为核心，保证变电站排水工程能够在无修状态下满足设计的使用年限。
变电站排水工程结构耐久性设计中混凝土材料及其构造的要求
包括混凝土材料的抗渗等级和强度等级、抗冻等级及最小水泥用量、最大含碱量及最大水胶比、最大氯离子含量等都是混凝土结构耐久性设计的要求。然而这些要求在相关的规范中的要求都比较简单甚至不全，因此，设计人员应当通过实际施工要求结合多方面的规范进行设计。包括伸缩缝的设置和裂缝控制宽度、最小配筋率和钢筋锚固剂连接、钢筋分布规定和钢筋保护层厚度等一些其他别的规定都是混凝土构造的要求。虽然部分规范中对于这些给出了具体的要求，但是其中对环境因素的影响没有进行要求。因此本文建议设计人员在满足变电站混凝土结构耐久性进行设计时，应当参考《混凝土结构耐久性设计规范》，其中对于混凝土构造的规定要求，在适用变电站排水工程实际使用方面有比较充分的考虑，能够有效的帮助设计人员进行排水工程结构耐久性的设计。
变电站排水工程混凝土结构耐久性关于施工质量的建议
排水工程施工包括材料质量和施工质量两个方面，首先，变电站排水工程混凝土结构施工单位应当对材料进行严格的检测，保证混凝土材料满足施工及使用要求。在混凝土结构施工中，应当保证混凝土结构表层的均匀性和密实性，而且应当进行良好的养护，同时，保证准确的对混凝土表层厚度进行施工，还包括混凝土后浇筑带及各类构造缝的浇筑质量。需要指出的是，在冬季进行排水工程混凝土结构进行养护，会对其结构耐久性造成一定的影响。但是，在目前有关给排水工程施工质量的规范中对混凝土结构耐久性没有特殊的要求。因此本文建议施工技术人员可同时参考《混凝土结构耐久性设计规范》和中国土木工程学会标准《混凝土结构耐久性设计与施工指南》中的有关规定要求，以便为更好地进行变电站排水工程混凝土结构耐久性的施工。
总结
排水工程是变电站整个工程项目中重要的一部分，其结构的强度和耐久性对于变电站的正常运转都起到关键的作用。对于目前排水工程结构设计耐久性方面存在的缺陷，包括相关规范中对混凝土结构耐久性的不明确等现象，都是制约排水工程发展的重要因素，可以看出，排水工程整个行业的发展仍需各个阶层人员的进一步努力。
参考文献：
【关键词】振动；分析；原因；措施
1. 前言
由于水电机组规模日益扩大，机组运行产生的激励荷载也较大，水电站厂房作为机组的支承结构，势必会受其影响而产生振动，特别是大型混流式水轮机的水力共振，这种共振不仅对自身机组稳定性产生影响，还使厂房产生整体或者局部的振动，并可对人体产生巨大的影响。因此，水电站厂房在设计时应充分考虑到机组振动问题，采取有效措施对抗机组振动，使厂房受到机组振动影响降到最低。
2.水电站厂房结构概况分析
水电站厂房是水电站中装设了水轮发电机、水轮机以及各类辅助设备的建筑物，又是运行人员进行生产活动的场所，是各种型式水电站中必不可少的建筑物，水轮发电机以及水轮机的运行工作就是在水电站厂房中进行的。水电站厂房形式和布置等都不一样，按其结构设计和布置特点来看，其可分为坝内式、地下式、坝后厂房顶溢流式以及地面式等形式，坝内式通常设计于坝体空腔内，地下式大部分均设计于地下洞室内，坝后厂房顶溢流式位于溢流坝坝趾，地面式厂房中，从其位置布置特点来看又分为河床式厂房、岸边式厂房以及坝后式厂房，地下式厂房有时有些会露出地而，但大部分均设计于地下洞室中。虽然水电站厂房形式不一、规模大小也各不相同，然而从它生产以及输送电能的角度来看，水电站厂房枢纽建筑物又可分为四部分，即主厂房、副厂房、主变压器场和高压开关站。主厂房是水电站厂房枢纽的主要部分，发电机以及辅助设备均安装于主厂房内，主厂房在高度上又分为数层，最高层安装有发电机，最下层是蜗壳层，中间一层安装水轮机，人们习惯将最高层称为上部结构，中间和最底层称为下部结构即支承结构，水轮机组荷载直接作用于此结构中。副厂房通常是紧挨着主厂房的，它主要是为主厂房服务而设的，相关的电气设备、中央控制设备以及必要的生活设施等就布设于副厂房中。
3.水电站厂房结构振动研究
3.1振动评价标准
（1）对仪器设备造成影响的评价标准。《水电站厂房设计》提出水电站厂房下部结构机墩的振幅应在0.20mm范围内；《动力机器基础设计规范》要求基础顶面允许的振动在转速低于500r/min时，以振动线位移0.16mm为控制限制[2]。另外，《动力机器基础设计规范》还规定，当厂房安装有不大于10Hz的低频率器时，厂房设计最好远离机器的共振区。《隔振设计规范》提出允许振动位移4.8μm时，振动速度应为0.50mm/s。《多层厂房楼盖抗微振设计规范》规定，允许机床竖向振动为，位移为10μm时，速度为1·0 mm/s。
（2）对人体保健的影响。本文主要是对人体浸在振动环境中的情况对振动进行评价。《人体全身振动暴露的舒适性降低界限和评价标准》指出，振动频率、暴露时间以及振动作用方向都会影响人体的舒适度，使舒适度有所降低；《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》指出，取振动主频率为10Hz、且暴露时间8h，人体的疲劳和工作能力在振动垂直向加速度0.4m/S2和水平加速度1.12m/s2时下降到极限；《水力发电厂机电技术设计规范》要求发电站厂房工作区域的标准噪音为，通信室和中控室最大65 dB-A，发电机层工作场所最大80 dB-A；《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》规定相关场所噪音限制值是，机组段内外的中控室分别为60 dB-A和70 dB-A，主机间各层为80 dB-A。
（3）不同地域不同环境，水电站厂房等各方面设计也不一样，振动限值的提出要充分考虑到受振种类、振动频率等方面的因素，根据我国水电站厂房设计的特点，提出以下建议值（表1所示）。
表1 水电站主厂房振动控制标准建议值
3.2水电站厂方结构振动原因分析
（1）水轮机组动荷载相对增大。大型水轮机由于流量大、容易受到干扰的原因，其压力相对于中小型机组要大得多。大型水轮机组用以承受压力动脉部件的面积越大，其产生的动荷载也随之变大。因此，当大型水轮机组的压力动脉幅值相同时，其动荷载也必然会变大。
（2）振动体固有频率降低，而共振可能性增大。水轮发电机组的转速属于十低转速旋转，其各种激发力的频率都比较低。大型水轮机组振动部件的固有频率也相对较低，易十被低频激振力激发时，则会产生共振，共振体可以是水体也可以使固体。如普遍存在于水电站发电过程中的引水管路水体共振情况，其可能会引起个别发电机组在停机过程中产生剧烈的振动现象。
（3）振动体刚度相对降低。在保持静应力和几何相似相等的情况下，机组部件及厂房结构的刚度会随着其线性尺寸的增大而减小。所以，可以定性的说，中小型机组的的支持部件及转轮叶片的刚度要比大型机组高。在相同的激振荷载下，大型机组的振动相对于中、小型机组大很多。此外，还应注意到，单纯以强度作为设计的目标、简单的几何放大，且不采取有效的预防措施，可能是致使某些大型水力机组稳定性不好的根本原因。
4. 水电站厂房抗振设计研究
（1）振动传递途径的优化。水轮机组振动的传递主要是通过两个方面进行传递的，一是通过风罩传到电机层楼板上，另一种是通过蜗壳顶板上的立柱往上方向传递。因此，想要厂房结构的振动有所降低，那么首先就要切断或延长水轮机组振动的传递途径 。由于厂房刚度、强度以及抗振的需要，大、中型水电站的风罩的设计要求是，不采用有利于垂直抗振的设弹性垫层简支的连接方式，而应使风罩整体连接发电机层楼板。电机层楼板下的立柱可以增强楼板的刚度，但在蜗壳顶板上一般要尽量避免布置，因此，对于立柱的设置问题要进行充分的考虑。对于水电站厂房的构架柱，则应将力直接传到厂房一期混凝土上，同时不宜设计在尾水管的顶板上，最合适的方式是恰好落在尾水管的分流墩上。
（2）钢蜗壳混凝土浇筑方式的选择。为提高水轮机组的基础刚性，应采用“充水保压”蜗壳混凝浇筑方式进行浇筑，我国三峡水电站就是采用了这一方式。其原理是，钢蜗壳二期混凝土的建立采用了弹性垫层方案，蜗壳不能有效的嵌固蜗壳中可能存在的水压脉动，如果采用“充水保压”的浇筑方式，有利于钢蜗壳与其钢筋混凝土紧密接合而成为一个整体，从而使混凝土有效嵌固座环和蜗壳，提高水轮发电机机组运行时的稳定性。
（3）厂房结构布置通常水电站厂房的上、下游边墙适宜采用实体墙结构进行建造，且应和发电机层的楼板固结，现浇钢筋混凝土肋形楼盖应用于发电机层楼板的建造。对于根据相关参数计算得出可能较容易发生较大振动的部位，应对其加大板厚，而后在其板内连续配筋。此外，在发电机层楼板上不应凿设过多的用于通风等的孔口，预防割裂发电机层楼板的整体性，如三峡水电站只设有2个孔口，其楼梯孔转移设在副厂房中，这样的设计可以使得发电机层楼板整体性增强，且厂房的上、下游边墙采用的是实体墙结构设计，使三峡最大动荷载超出平常其他中小型水电站一倍时，其振幅与中小型水电站相比却刚刚持平。
5.结束语
随着我国经济和科技的飞速发展，工厂、企业以及人民用电的需求量也随之增大，使得水电站的建设规模越来越大，促使了大型水轮发动机的普遍使用，这就势必给厂房造成更大的振动问题，为减少振动对人体、仪器设备以及厂房结构的影响，厂房在设计时应充分考虑到振动的问题。
【参考文献】
[1]郭磊，刘德辉，李志红.智能诊断技术在水电机组振动故障诊断中的应用[J]. 水电能源科学.2009，15（04）：543-545
关键词 第三代核电站；风管漏风量；检测
中图分类号 TK8 文献标识码 A 文章编号 1674-6708（2016）160-0165-01
风管漏风量是指单位面积的风管在一定时间内泄漏的风量容积，风管漏风量检测是在风管安装阶段进行的风管严密性检测，它是验证风管系统预制和安装严密性的一个重要指标。因此，在核电工程通风系统施工过程中，风管漏风量必须满足设计要求。
传统M310核电站在风管安装阶段的严密性检测是根据GB50243-2002《通风与空调工程施工质量验收规范》中相关规定执行的，相比M310核电堆型，第三代核电在风管漏风量方面提出了特殊的要求。第三代核电设计规范根据HVAC系统设备等级的不同，将HVAC系统分为2个泄漏等级，制定出不同等级风管及壳体的漏风量限值，并规定了漏风量检测的具体要求。
1 第三代核电和M310核电堆型漏风量设计要求分析
1.1压力等级
三代核电设计规范将风管系统的工作压力划分为4个等级，比M310核电和GB50243-2002规定的风管系统均多出一个压力等级范围，具体压力等级规定见表1。
1.2 泄漏等级
第三代核电站的设计规范将通风系统的泄漏等级划分为泄漏Ⅰ级和泄漏Ⅱ级，根据不同的泄漏等级，确定系统容许泄漏率（占系统额定流量的百分比）数值。通风系统的泄漏等级与系统的设备等级（不含D设备等级）存在一定的内在联系，见表2。
从表中可以看出，泄漏Ⅰ级的风管系统均为R设备等级，该部分风管系统主要为空气净化系统，要求空气洁净，无放射性污染；泄漏II级的风管系统为L设备等级或R设备等级，该部分风管系统主要用于一般要求的加热、通风和空调系统。
1.3 漏风量检测要求及分析
M310核电堆型在风管安装阶段进行的风管严密性检测遵照GB50243-2002规定要求。GB50243-2002对风管漏风量检测要求是在漏光法检测的基础上提出的。规定指出：低压风管系统漏光检测不合格后，按照5%的抽检率进行漏风量检测。若合格，则不需要进行漏风量检测；中压风管系统漏光检测合格后，按照20%的抽检率进行漏风量检测；高压风管系统不做漏光检测，应全数进行漏风量检测。
三代设计规范对处于正压和负压的风管系统均要求做正压检测。试验时，可以整个系统做检测，当系统不具备整体检测条件时，也可以分段进行检测，实际施工中多分段进行漏风量检测。规范要求对L设备等级的风管系统进行定性试验，对R设备等级的风管系统进行定量试验。
定性试验的试验压力为压力等级范围的上限，见表1。对于X压力等级的风管系统，由设计给定试验压力值。定性试验的验证方法采取泡沫检漏法或音响检漏法，其优点是不需要进行详细数据的计算，只要找出漏点的位置并进行密封处理即可。其不足之处主要有2点：一是对泡沫溶液质量要求高，溶液涂抹要求均匀且容易产生气泡，微小气泡不容易观察。若采用音响检漏法，则需要一个比较安静的环境，实际施工中很难达到；二是无论采取上述哪一种检漏方法，都需要有足够的操作及检查空间。
定量试验方法有2种，一是压力衰减法，二是恒压法。压力衰减法的试验压力要求为压力等级范围上限的1.25倍。恒压法试验压力为压力等级范围上限，对于X压力等级的风管系统，同样由设计给定试验压力值。定量试验只需将实际泄漏量与设计允许泄漏量比较，若在允许的泄漏量范围内，则合格。反之，则需要按照定性试验中查找漏点的方法进行查漏处理。三代核电设计规范允许用定量试验代替定性试验，实际施工中的分段定量试验验收标准见公式（1）：
公式（1）是针对面积为a的风管试验段，计算的最大允许泄漏量。为了进一步与国标中最大允许漏风量计算公式进行比较分析，将Ls转换为单位面积单位时间最大允许漏风量并统一单位，见公式（2）：
比较公式（2）和公式（3）可知：三代设计规范对风管系统最大允许漏风量的计算取决于系统的额定流量和额定面积，与工作压力无关，而国标对风管系统最大允许漏风量的计算取决于系统工作压力。
关键词：总平面布置；光伏阵列；间距计算
1.概述
本文以西北地区某光伏电站为例介绍总平面布置流程，该电站组件采用255Wp多晶硅组件，主要参数为：外形尺寸1640*992*40（长*宽*厚，单位为毫米），峰值功率255Wp，最佳工作电压30.3 V，最佳工作电流8.26 A，开路电压37.3 V，短路电流8.90 A，开路电压温度系数-0.33/℃。逆变器采用国产500kW逆变器，最高允许直流输入电压为1000V，输入电压MPPT工作范围为450～850V。
2.光伏电站总平面布置流程
2.1.串并联数设计
根据《光伏发电站设计规范》GB50797-2012中6.4.2相关公式，可以计算出，本工程光伏组件串联数量为22。
按上述最佳太阳能光伏组件串联数计算，则每一个组件串的额定功率容量为5.61kWp。对应于所选500kW逆变器，至少需要90个组件串。考虑逆变器效率、系统损失及逆变器1.1倍过载系数，最终确定每个500kW逆变器所配光伏组件串数为90～98路。
2.2.方位角选择
固定式支架一般朝正南方向放置。
2.3.计算倾角
目前，在光伏电站的工程设计当中，有三种方法比较广泛的应用于最佳倾角的选择，分别是：RETScreen软件、PVSystem软件，及Klein.S.A和Theilacker.J.C的天空异向模型公式。理论计算和实践结果都表明，在最佳倾角附近选择倾角，倾斜面上的总辐射量相差很少；在工程项目设计中，为减少占地，节省投资，可以选择较小的倾角。本工程通过计算，光伏阵列安装最佳倾角取36°。
2.4.间距计算
光伏阵列间距按以下原则进行布置：根据《光伏发电站设计规范》条文说明部分的第七节“站区布置”，无论是固定式还是跟踪式均应保证全年9：00～15：00（当地真太阳时）时段内光伏方阵不应被遮挡，即冬至日当天9：00～15：00时段内光伏阵列不应被遮挡。
2.5.总平面布置
先布置一个发电单元，再结合地形进行整体布置、路网规划及局部调整。
3.总平面布置方案比选
方案一：阵列2行22列竖排布置，通过计算，阵列南北中心距7.78米，考虑0.2米施工误差，取8米。此方案平面布置如图1，占地15770平方米，共94个阵列，装机规模1054.68kWp，每个1MW发电单元占地14950平方米/MW。
方案二：阵列4行11列横排布置，通过计算，阵列南北中心距为9.44米，考虑0.2米施工误差，取9.7米。此方案平面布置如图2，占地16858平方米，共布置有94个光伏阵列，装机规模1054.68kWp，每个1MW发电单元占地15980平方米/MW。
方案三：阵列2行22列横排布置，通过计算，阵列南北中心距为4.69米，考虑0.2米施工误差，取4.9米。此方案平面布置图如图3，占地17122平方米，共90个组串，装机规模1009.8kWp，每个1MW发电单元占地16960平方米/MW。
图1 2行22列竖排布置 图2 4行11列横排布置 图3 2行22列横排布置
横向布置方案中，每个阵列可选2行和4行，2行安装方便，但占地最大，电缆、钢材等工程量会增加，总投资成本增加，但发电量未有有效提高，不可取。4行11列横排布置比2行22列竖排布置单位MW占地面积大，电缆、钢材等工程量相应增加，且施工时最上面一块板安装较费劲，后期组件的维护清洁不方便。
4.结论
通过比较，竖排布置方案较优，规模越大越明显。2014年9月1号国土资源部出台《节约集约利用土地规定》，指出要完善现有的标准体系，并继续进一步研究诸如光伏产业、公共图书馆、博物馆等用地的标准。节约土地及光伏用地规范也将是光伏电站总平面布置的大原则。有文献通过理论分析指出，横排布置能在某种程度上提高发电量，但是，光伏电站发电量与光伏电站运维管理水平有很大关系，因此目前尚无实际运行电站的对比数据，随着对已运行光伏电站数据的不断收集，作者将更进一步论证各种布置方式的优劣，提出更为合理的光伏电站总平面布置方案，供光伏发电从业人员参考。
参考文献
[1] GB50797-2012《光伏发电站设计规范》[M].北京：中国计划出版社，2012
[2] 丁明，刘盛， 徐志成.光伏阵列改进优化设计方法与应用[J].《中国电机工程学报》.2013.34.
[3] 杨辉东，孙建.太阳能光伏电站总平面布置及竖向设计优化.《太阳能》[J].2012年第13期
关键词： 变电所；供配电系统；一次设计；二次设计；变压器
中图分类号：TD61 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2014）04-0051-02
1 变电所所址的选择
本矿井采用双回35kV电源供电，两回35kV电源分别引自不同的区域变电站。矿井工业场地建设一座35/10kV变电所，变电所低压为0.4kV。变电所所址的选择应靠近负荷中心，便于进、出线且周围环境无明显污秽，结合矿井工业场地总布置情况，本变电所设于矿井工业广场的东南部。
2 变电所一次设计
2.1 计算负荷及短路计算 矿井35kV变电所10kV母线计算负荷：有功功率Pj=11638kW，无功功率Qj=7724kvar；无功补偿Qc=4380kvar，补偿后无功功率Qj=3344kvar，视在功率Sj=12123kVA，功率因数COS？准=0.96。
2.2 主要电气设备选择 经过计算，矿井变电所35kV母线短路容量为94.3MVA，短路电流1.47kA，短路电流冲击值3.75kA；10kV母线短路容量为50MVA，短路电流2.75kA，短路电流冲击值7.02kA。短路参数对电气设备选择无特殊要求。变电所35kV配电装置选用KYN61-40.5Z（开断电流25kA）型户内铠装移开式金属封闭关柜；10kV配电装置选用KYN28A-12Z型（开断电流20kA）户内中置开关柜；主要电气设备的技术参数经验算符合动热稳定的要求。10kV馈出电缆最小热稳定截面：按中速开断速度考虑，取0.2S短路电流产生的热效应为Qth=I×Tth=7.022×0.2=9.86，电缆热稳定允许的最小电缆截面Smin=×103/C=22.9mm2，C取137（铜芯电缆）。变电所10kV馈出电缆按交联聚乙烯绝缘（铜芯）最小热稳定截面为25mm2。
2.3 电气主接线及主要电气设备 根据矿井负荷统计结果，35kV变电所主变压器设计选用SZ11-8000/35、8000kVA三台，电压比为35±3×2.5%/10.5kV、接线组别Y，d11。两台运行一台备用，主变正常负荷率74%，故障保证率100%。为满足节能要求，主变压器分列运行。变电所35kV电气主接线采用单母线分段系统，设计选用KYN61-40.5Z型铠装移开式交流封闭开关柜，配真空断路器弹簧操作机构。共设13个间隔（进线间隔2个、进线避雷器间隔2个、出线间隔3个、母联间隔2个、PT间隔2个、站用变2个）；开关柜单列布置。变电所10kV电气主接线采用单母线分段系统，设计选用KYN28A-12Z型户内中置开关柜31台，配真空断路器弹簧操作机构；10kV出线建设15回；预留2回。主变进线采用架空进线，10kV出线采用电缆敷设，开关柜双列布置。变电所0.4kV系统计算负荷Pj=907kW、Qj=222kvar、Sj=945kVA；其中一、二级负荷Pj=332kW、Qj=80kvar、Sj=346kVA。设计选用SCB11-800/10、10/0.4kV、800kVA动力照明变压器2台，同时运行，负荷率59%，故障保证率84.6%；当一台变压器停运时另一台能保证供电范围内一、二级负荷用电。0.4kV采用单母线分段系统。变电所设两台35/0.4kV所用变，一用一备，设备自投。变电所正常工作照明电源由所用电380/220V系统供电。事故照明电源正常由交流电源供电，事故时由由直流屏供电，两电源回路可自动切换。主控室、高压配电室及主要通道进出口处均装设事故照明灯。
2.4 无功补偿 矿井用电负荷较大，特别是主、副井提升机采用可控硅直流传动系统，且矿井变频设备使用较多，无功补偿与谐波治理要求较高，为降低设备投资，本设计选用静态电容器组和动态补偿组合的方式。根据负荷统计结果，SVG链式逆变器设置1500kVar，电容器组为1200kvar，实现动态无功补偿和滤除谐波。
2.5 中性点接地方式 35kV中性点按不接地方式设计。矿井10kV电缆线路总长约12.5km，10kV配电网络的单相接地电容电流计算值为12.68A，考虑变电所16%的附加值后，变电所10kV侧总单相接地电容电流约为14.7A，设计10kV系统中性点经消弧线圈接地；0.4kV系统中性点接地。
2.6 防雷及接地 矿井所在地区年平均雷暴日数为40天，属于多雷区。变电所楼屋面采用现浇钢筋砼结构，将屋面砼内钢筋焊接成网装接地，防直击雷。线路进站段采用避雷针进行直击雷保护。根据《交流电气装置的接地（DL/T621-1997）》的要求，变电站设计工频接地电阻不大于4Ω。变电站主接地网按不等间距方孔网布置，以水平接地体为主，垂直接地体为辅联合构成。变电所接地槽均置换为粘土，并添加专用降阻剂。变电站设计除砼路面外的场地均铺设砼预制块，增加地表接触电阻，进一步提高变电站允许接触电压差及跨步电压差，保障人身安全。
3 变电所二次设计
变电站按无人值班设计，采用计算机监控系统，计算机监控系统采用分层分布式网络结构，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。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。结合变电站无人值班方式的特点和目前计算机监控系统在变电站的应用情况，确定计算机监控系统的监控范围如下：①全站的断路器、隔离开关及电动操作的接地开关工作状态；②主变压器的分接头调节（有载调压变压器）及10kV无功补偿装置自动投切装置状态；③直流系统和UPS系统工作状态；④通信设备及通信电源告警信号；⑤站用变压器、直流系统、UPS系统的重要馈线开关状态。计算机监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。
3.1 保护配置及自动装置 主变压器主保护设差动保护、本体重瓦斯、有载分接开关重瓦斯保护、非电量保护（跳闸）。后备保护设复压过流、过负荷保护、非电量保护（发信号）。35kV母联设母线充电保护、限时速断保护、过流保护。10kV馈出线设三段式电流保护。10kV小电流接地选线由专用的装置实现，同时拟将所有10kV零序电流信号接入故障录波装置，便于分析接地故障；母联分段设母线充电保护、限时速断保护、过流保护；10kV电容器回路设两段式电流保护、高电压、低电压、零序电压（开口三角形）及过负荷，保护均动作于电容器断路器；10kV动力变压器设两段式电流保护、温度及过负荷保护。
3.2 变电所的计量 系统计量设置于产权分界点，即在上级变电站35kV出线侧设置关口计费点，关口计费点电度表按主、副表配置，精度有功为0.2S级，无功为2.0级。
变电所10kV馈线电能计量按有功0.5S级、无功2.0级配置。 智能电能表测量具有有功、无功、电压、电流、频率、有功电量、无功电量和多费率电量、最大需量、分时区、时段、不同费率为基准的电量累计和存储，可通过串口向电能量远方终端传送分时电量数据；其具备失压记忆功能，以保持运行参数和电能量数据；具有就地维护、测试功能接口站有电度表均通过串口送入集中的电能量采集装置，并通过该装置转送给变电站计算机监控系统。
3.3 变电站微机防误闭锁综合操作系统 变电所装设一独立微机防误闭锁综合系统，配置工控主机（应具备与微机监控、RTU等接口功能，实现数据共享，并可闭锁监控操作）、汉字显示器、开关闭锁控制器和电脑钥匙等。实现强制性五防闭锁、在线自动对位、仿真模拟预演、多任务并行操作。通过与综合自动化系统的通讯管理单元通讯的方式，接收各类操作的操作顺序，并与装在一次设备上的编码锁配合，一起完成防误闭锁各项功能。
4 直流系统
本变电站装设一套智能型微机高频开关直流电源成套装置，负担断路器合闸、微机综合自动化系统、通讯及事故照明等直流负荷。直流系统电压采用220V，设一组阀控式密封铅酸蓄电池和双套冗余配置的（模块按N+1冗余配置）高频开关电源充电装置。该装置能与微机综合自动化系统进行网络通讯，实现直流屏的无人职守。蓄电池的容量按能满足微机综合自动化系统全站事故2小时停电时的放电容量配置，设计选用100Ah铅酸免维护蓄电池。微机高频开关直流电源屏组安装于中央控制室。为了防止可能由于交流站用电系统突然事故发生，本工程设计选用一套5kVA的UPS不间断逆变电源装置，UPS微机不间断逆变电源屏装设在中央控制室内，为确保运行的可靠性，电源输入另外还设有交流旁路系统及直流直接供电系统。
5 系统通信及调度自动化
矿井变电所对外通信线路随矿井35kV变电所至上级变电站的35kV线路同时建设，设计假设采用35kV线路架设1条12芯OPGW光缆，本矿35kV变电所新设光通信设备和相应配套设施，光通信设备安装在所内主控室设备区。通讯电源由所用直流电源加DC/DC转换模块方式给通信设备供电，共设置3套30A 220V/48V模块。变电所备用通信为市话通信。本变电站远动信息通过远动通道分别上传至集控站和地调，远动信息包括变电站全部“四遥”（遥控、遥测、遥信、遥调）信息。本变电所采用微机监控系统，交流采样，远动功能由计算机监控系统的远动工作站来完成。
6 节能及环境保护
所内主要污染源有电磁辐射、噪声等。变电所设备选用低场强电气设备；对电气设施采取有效的屏蔽措施；减少接触不良产生的火花放电；避免火花放电产生高频电场。变电所的噪声主要来源主变压器，变压器采用自冷低噪音设备满足环境保护的有关规定。设计主变压器选择节能型铜芯低损耗电力变压器，变电站站用变压器选用S11型低损耗变压器；变电站照明灯具选用节能灯具。本变电所10kV侧配置了动态无功补偿装置，提高了功率因数。结合变电站综合自动化系统及电力监测监控系统设置的电能监控信息系统，建立计算机远程监控信息系统，实时监测企业的电能消耗等运行参数，对用电负荷进行节电目标管理，严格控制高峰期用电负荷，实现企业电能管理信息化和自动化。
参考文献：
[1]煤矿安全规程.
[2]矿山电力系统设计规范.
[3]煤矿井下供配电设计规范.
[4]矿井设计规范.
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[9]电力装置的电测量仪表装置设计规范（GB50063-2008）.
[关键词]供配电系统 计算负荷 变电所 变压器 无功补偿 供电线路
中图分类号：TD61 文献标识码：TD 文章编号：1009914X（2013）34005801
一、项目简介
榆树沟煤矿隶属于河北省张家口市沽源县管辖，矿井设计生产能力为120万t/年。本文对榆树沟煤矿供配电系统进行了配套设计。
二、供电电源
本矿井采用双回35kV电源供电。两回电源线路一回引自沽源110kV变电站35kV母线，该站为本地区的枢纽站，输电距离约35km；另一回引自2012年底建成的自黄盖淖110kV变电站35kV母线，输电距离约45km。
三、供电系统
1 输电线路
矿井35kV母线计算电流Ij=212A。设计按经济电流密度选择导线截面，并按电压损失校验。矿井年最大负荷利用小时数按5000h以上，经济电流密度J=0.9A/mm2，则
S=Ij/（N*J）=212/（1*0.9）=235mm2
若导线截面选为240mm2，线路安全载流量为610A，35kV架空导线LGJ―240在cosφ=0.95时，单位负荷矩电压损失为0.0215%MW-km，沽―榆线路电压损失：
ΔU=0.0215×35×12.22=9.2%
黄―榆线路电压损失：
ΔU=0.0215×50×12.22=13.1%
均不满足要求。为满足电压损失的要求，设计采用LGJ―2×240双分裂导线。经计算，沽―榆线路电压损失ΔU=3.55%；黄―榆线路电压损失ΔU=4.56%；满足矿区高压允许电压损失要求。
本矿位于河北省张家口市塞北管理区，年平均雷暴日数为40.3天，属高雷区，设计输电线路全线架设避雷线。为兼顾电力调度通讯，避雷线采用12芯OPGW光纤复合地线。直线杆采用钢筋砼上字型直线单杆；转角及耐张选用钢筋砼门型双杆，在大档距或交叉跨越处采用自立式铁塔。
2 地面供电系统
（1）地面主变电所设计 矿井地面设一座35/10kV变电所，变电所高、低压主接线均采用单母线分段系统。矿井地面变电所10kV母线补偿后计算有功负荷Pj=12122kW，无功负荷 Qj=3408kvar，视在功率 Sj=12627kVA，功率因数COSφ=0.96。
根据计算负荷结果，设计选用三台SZ11-8000/35、35±3×2.5%/10.5kV、8000kVA主变压器，接线组别Y，d11。为满足节能要求，变电所主变压器采用分列运行方式，两台运行一台备用，主变正常负荷率78.9%，故障保证率100%。
35kV系统按中性点不接地方式设计。矿井初期单相接地电容电流较小，10kV采用中性点不接地系统。矿井后期10k侧总单相接地电容电流约为14.7A，因此变电所预留两套接地消弧线圈安装位置。实测单相接地电容电流超过10A后，应安装两套接地消弧线圈，使得10kV中性点经消弧线圈接地。
由于矿井主、副井提升机采用直流传动系统，并且变频设备使用较多，谐波治理要求较高。本次设计选用静态电容器组和动态补偿组合的方式，设计选用1500kvar的SVG链式逆变器和1200kvar电容器组，既满足矿井无功补偿和滤波的要求，又节约了设备投资。
为防直击雷，35kV变电所设独立避雷针2座。变电站主接地网按不等间距方孔网布置，以水平接地体为主，垂直接地体为辅联合构成，变电站工频接地电阻不大于4Ω。
（2）地面供配电系统 矿井地面一、二级负荷采用双回电源供电，且双回电源直接引自矿井35/10kV变电所不同母线段，当其中一回电源故障时，另一电源可担负供电范围内的全部一、二级负荷用电。三级负荷由一回电源线路供电。由于主、副井提升机、地面空压机功率较大，设计采用10kV电源供电。
根据工业场地负荷分布情况，矿井地面变电所设置两台10/0.4kV动力变压器，负担主副井绞车房低压设备、副井井口房、排矸系统、机电修理间、联合建筑、单身宿舍、换热站、生活水处理等设备。
工业场地另设有通风机房变电所，以10kV向两台主通风机及所内两台动力变压器供电，其0.4kV主要负担括主通风机辅助设备、主井井口房、给水设备、制浆站、水源井泵房等。矿井生产系统变电所以～660V向原煤生产系统设备供电，660V配电系统中性点经电阻接地。铁路装车站变电所以10kV向装车带式输送机及所内两台动力变压器供电。各变电所均由两回10kV电源供电，且两回10kV电源均引自地面主变电所两段不同的10kV母线段。
3 井下供配电系统
井下计算负荷Pj=5234kW、Qj=4816kvar、Sj=7112kVA，计算电流410A。设计采用两回10kV电源向井下供电，双回电源引自矿井地面35/10kV变电所不同母线段，经副井引至井下中央变电所。下井电缆长度为650m。
下井电缆按经济电流密度选择，按载流量及电压损失校验。井下最大负荷利用小时按5000h，J=1.15A/mm2，则
S=In/（N×J）=410/（2×1.15）=178mm2
设计选用两根MYJV42-8.7/10kV、3×240mm2铠装电缆，环境温度为40℃时其载流量为482A，当一回电缆故障时，另一回能负担井下全部负荷的用电。一回路送电时，电压损失为0.52%
井下设中央变电所、石门变电所。井下采用中性点不接地系统。
井下中央变电所主接线为单母线分段。变电所以10kV分别向石门变电所、上仓胶带机头高压配电点、主排水泵供电；以660V向水泵房电动阀门、井底水窝水泵、副井井底机械设备、架线电机车整流装置、定量装载设备等负荷供电。
石门变电所两回10kV电源电缆引自中央变电所不同母线段，石门变电所以10kV向综采工作面移动变电站、掘进工作面移动变电站供电；所内共设5台变压器，其中两台KBSG-500/10、10/1.2kV、500kVA变压器负担移动制氮机组用电；两台KBSG-400/10、10/0.69kV、400kVA变压器以660V向掘进工作面局扇、普掘工作面、轨道上山绞车等负荷供电；一台KBSG-200/10、10/0.69kV、200kVA变压器作为掘进工作面局部通风机专用变压器。掘进工作面配电设备实行风电瓦斯闭锁。
综采工作面皮带顺槽设备由设置在皮带顺槽的移动变电站供电。运输顺槽设备由运输顺槽移动变电站供电。每个综掘工作面配置二台移动变电站，其中一台为掘进机供电，另一台为综掘面其他设备供电。普掘工作面设660V配电点。
参考文献
[1]《煤矿安全规程》2012
[2]《矿山电力系统设计规范》GB 50070-94
[3]《煤矿井下供配电设计规范》GB 50417-2007
[4]《煤炭工业矿井设计规范》GB 50215-2005
