城市变电所范文（精选8篇）
城市变电所 第1篇
轨道交通(地铁)是城市交通主动脉,也是重要的公用设施之一。轨道交通供电系统是保证轨道交通发挥其快捷、方便的运送旅客的重要条件。城市轨道交通工程的供电方式,根据城市电网构成的不同特点,可采用集中式、分散式、混合式等不同形式。
分散式供电,由沿线的城市电网直接向地铁的牵引变电所和降压变电所供电;集中式供电,指设置专用的变电所,由城市电网较高电压等级的电源向专用变电所供电,然后由专用变电所向地铁沿线所属牵引变电所和降压变电所供电;混合式供电为上述分散式和集中式供电的结合;即地铁沿线一区段采用分散式供电,另一区段采用集中式供电。
目前国内地铁主要采取分散式及集中式两种供电方式,其中集中式供电变电所选址主要考虑靠近负荷中心、外线电源引入方便,符合城市电网规划等原则。
2 南京城市轨道交通工程线网规划
在新一轮南京城市轨道交通工程网线规划中,南京主城区地铁线加密,从原来的13条增加到17条,里程从原来的433公里增加到617.1公里,另外远期还有规划城际线路7条。线网密度年南京地铁远景规划达到每公里0.15公里。
3 近期南京城市供电规划
南京将形成500千伏跨江双环网为骨干网架;220千伏电网以500千伏网架为依托,逐步发展成为以局部环网为核心的分区电网结构。2020年,220千伏变电站共规划69座。其中现状27座,新建42座,规划新建220千伏电力线路总长600公里。2030年,220千伏变电站规划再建设30座,规划新建220千伏电力线路总长约110公里。
4 南京市城市轨道交通主变电所共享设置的原则
4.1 轨道交通线网供电系统110kV主变电所的选址位置,宜根据电力部门220kV主站设置、线网车站布局,牵引用电负荷平衡,牵引供电分区,车辆编组,行车密度综合进行选址的设置原则;
4.2 要综合考虑轨道交通线网110kV主变电所的供电资源共享进行选址,110kV主变电所的选址位置,宜兼顾于2条地铁线路或者3条地铁线路的供电(不宜超过3条),实现两2条以上的轨道交通线路最大限度的共享一座110kV主变电所供电的选址原则;根据轨道交通牵引用电负荷需求,110kV主变电所供电半径为,两个110kV主变电所设置的距离以10-15KM半径左右为宜,每个主变电所供电距离一般不宜超过20KM,供电负荷半径为1/2-2/3站为最佳的选址原则。
4.3 轨道交通110kV主变电所需要专用的规划用地,综合考虑电缆进出线、供电线网、抢修等供电资源共享,集约、节约用地的原则。
5 南京市城市轨道交通主变电所的设置
南京地铁供电系统采用110kV/35kV集中供电方式的供电系统,考虑线路损耗和线路压降等经济因素以后,目前正常情况下两座主变电所之间供电间距一般在十几公里,且选择在轨道交通线路长度的1/4和3/4处分别设置主变电所,一般情况下还都留有一定弹性。
在轨道交通线路线网中,线路的延长线或在不同线路的交叉点附近,都会出现主变电所供电范围重叠和交叉的现象。在线网基本稳定以后,根据不同线路主变电所的布点要求,结合城市电网规划的总体要求,统筹安排线网主变电所总体布局。
5.1 构建主变电所“十字”骨架的总体布局
线网中的1号线、2号线贯穿城市中心的南北向和东西向主轴线,以主城中心区新街口为交点,形成十字形初步骨架,居线网中的主干线地位。目前1、2号线主变电所已经建成投入使用,1号线主变电所设在迈皋桥站、安德门站、小龙湾站附近。2号线主变电所设在所街和马群车辆段内。迈皋桥主变电所预留向1号线北延线及7号线供电的条件,安德门主变电所预留向8、10号线供电的条件,小龙湾变电所预留向5、17号线供电的条件,马群主变电所预留向16号线供电的条件;就此实现主变电所“十字”骨架的总体布局。
5.2 配合线网加密线建设,实现主变电所“两纵两横”的基本格局
3号线是继一号线后又一条南北向骨干线路,贯穿大江南北,连接主城、江北新区和东山新市区,选择在滨江路站、南京南站附近分别建一座主变电所并预留必要的设施,滨江路主变电所将来实现向7号线供电,南京南站主变电所实现向6、12号线供电。南京地铁4号线是又一条东西客流主干道,贯穿主城、仙林新市区和江北新市区,拟于灵山站、紫金山站建设主变电所并共享10号线滨江大道主所。灵山主变电所实现向8号线供电,紫金山主变电所实现向6、9号线供电,滨江大道主变电所实现向11号线供电。
5.3 关注5号、13号线规划,完成城区主变电所总体布局
地铁5号线是南京市区地铁干线之一,全长36.0公里,是联系南京主城与江宁东山副城的一条南北向轨道干线,选择在小天堂站附近建设一座主变电所,与8、13号线实现供电共享;13号线由乐山路起点,穿越中心城区连接起河西与城东地区,全长15.2公里,选择在管子桥站附近建设主变电所,与9号线实现供电共享。至此基本实现线网主变电所总体布局。(图1)
6 结论
从南京市线网主变电所总体布局可以看出,对南京市轨道交通线网主变电所总体布局进行深入研究,并将研究方案落实在工程建设中,优化主变电所合建方案,减少线网主变电所数量,这将极大地减小工程建设土地征用费用以及设备投资,同时极大减少运营管理费用,并极大的促进轨道交通建设进度。
参考文献
[1]曹海涛,郭藜蔓.深圳市轨道交通二期工程主变电所资源共享研究.
[2]南京城市轨道交通线网供电资源共享报告.南京市规划设计研究院.
[3]合肥轨道交通主变电所规划选址及线路方案研究.
城市变电所 第2篇
关键词：城市 变电站 电气一次设计 分析
当前的实际情况在于：我国的电力事业无论是从发展速度还是从发展规模上来说，均呈现出了极为显著的提升趋势，电力工程的开展质量及其价值也得到了进一步的突显。在这样的发展环境下，变电站的建设作业受到了各方工作人员的特别关注与重视。一方面，通过建设变电站的方式，能够使供电作业的可靠性与持续性得到极大程度上的体现；另一方面，也使得社会大众的生活水平得到了持续的提升与发展。而在变电站建设的过程当中，最关键的职能在于服务社会，但实际作业过程当中仍然存在着一定的问题，需要相关人员进一步的展开思考与研究。本文即主要针对在城市110kV变电站电气一次设计过程当中需要重点关注的几个问题展开详细分析与说明。
1 城市110kV变电站主接线设计要点分析
对于城市110kV变电站而言，变电站主接线从本质上来说属于电路疏通线的一种类型。其主要价值在于：对电能进行分配或者是汇集处理。变电站主接线也可以说是整个线路连线过程当中最核心的通道与载体之一。在有关主接线的设计过程当中，所涉及到的电气设备主要包括以下几个方面：①变压器装置；②刀闸装置；③开关设备；④互感器装置；⑤避雷器装置；⑥母线线路。从设计排列的角度上来说，以上相关电气设备需要按照合理的顺序进行连接，通过主接线控制的方式，确保以上设备能够始终持续、高效的运转，从而顺利的开展相关的变电工作。
在我们的设计人员进行主接线设计的过程当中，需要确保所设计的方案能够考虑到本变电站中，主接线在整个变电系统中所扮演的角色，及其发挥的职能。同时，还需要将整个城市110kV变电站的规划设计方案及其规模大小纳入方案的综合考量范畴当中。与此同时，在主接线方案的设计过程当中，还需要确保对相关电气设备关系处理的正确性，对影响设计方案的技术性因素、环境因素进行综合研究，确保通过投入合理的设备，能够取得最大的预期收益。实际操作中，需要重点关注以下几个方面的问题：①对于城市110kV变电站电气设备而言，需要将110kV侧断路器更换成为SF6断路器；②从主变压器设计的角度上来说，需要将主变压器更换成为31.5MVA三绕组有载调压电力变压器，同时还需要对应更新其中性点的接线方式。对于城市110kV变电站而言，其中性点接线中，需要设置一定的放电间隙，以策安全；③从一次设备控制室设计方案的角度上来说，需要将35kV保护全部更换成为微机型保护装置。10kV开关室同样需要以为继电保护就地布置的方式，确保其运行可靠。同时，需要对原有电能表进行利用，将其一并接入负荷电量管理系统当中。
2 城市110kV变电站高压配电器设计要点分析
在城市110kV变电站高压配电器的设置作业当中，比较常见的设置方式有两种类型：第一是室内布置，第二是室外布置。而对于室内布置方案而言，又可以进一步划分成为普通变压器室内布置方案，110kV断路器室内布置方案以及SF6全封闭电器组合式室内布置方案这三种基本类型。其中对于SF6全封闭电器组合式室内布置方案而言，由于其在占地面积方面具有典型的优势，因此最具理论践行价值。但，由于其投资成本相对较高，再加上考虑到城市用地紧张方面的问题，因此多将110kV断路器室内布置作为最佳的布置方案。
而从室外布置的角度上来说，也有三种可供选择的方案，分别为室外中型布置方案、室外半高型布置方案以及室外高型布置方案。现阶段应用最为普遍的布置方式为室外中型布置方案。这种布置方式的核心是指：将所有相关的电器设备都以母线线路作为载体，安装在母线线路上。不难发现：采取此种设计方案，能够避免在电气设备的安装过程当中，耗用设备支架。同时，也使得整个线路的布置更加的清晰，造价、技术较低等问题的开展也势必会更加的可靠。而对于半高型布置方式而言，考虑到部分变电站进出线环节下的一次回路相对较多，而采取半高型的布置方案，能够使得相关配电设置相互跨度得到很大程度上的控制，同时兼顾母线线路相互之间的分离，因此具有最突出的优势，值得落实。
3 城市110kV变电站接线方式设计要点分析
通常，在终端变电站的高压侧主接线的形式分为以下三种类型：单母线接线形式、线路变压器组接线方式和内桥接线方式。如何运用单母线接线方式，则要考虑到变电站高压侧主接线，同时单母线的分段部位的接线方式是变电站的低压侧主接线方向上。采用这种接线方式，可以极大地提高供电的可靠性，运行的速率也较为灵活通畅，但是这种接线方式也存在着一定的缺陷，因为位置处于变电器侧属部位，所接触的高压设备较多，无形中就增加了投资的成本和扩大了占地的面积。其中另一种重要的接线方式是内桥接线方式，这种接线方式主要适用于高压线路设置较为复杂、接线口较多的情况。同样，在运用时要考虑到变电站高压侧主接线，同时单母线的分段部位的接线方式是变电站的低压侧主接线方向上。采用这种方式，设置线路的进出较为方便，但是也存在一定的弊端，因为线路较为繁杂，运行不够灵活，供电也不够可靠。因此，在选用接线方式的过程中，一定要考察当地的实际情况来选择合适的接线方式，依据不同接线的特点，从三种方式中选择最为科学的接线方式。
4 结束语
众所周知，城市110kV变电站电气一次设计并非一蹴而就，其具有典型的系统性以及复杂性特征。同时，从电力系统设计的角度上来说，变电站电气一次设计的重要价值是极为突出的。其设计水平的高低，很大程度上关系整个变电站项目的运行质量。而对于主接线方案的设计、高压配电器的设置以及接线方式的选取，以上三项内容无疑是整个城市110kV变电站电气设计工程当中的核心问题。总而言之，本文主要针对上述三个方面的问题及其设计思路、要点展开了简要的分析与说明，希望能够引起各方工作人员的特别关注与重视。
参考文献：
[1]潘健勋，邱丰隆.城市变电站一次设计分析[J].北京电力高等专科学校学报（自然科学版），2011，28（1）：12-12.
[2]陈峰.110kV大塘变电站备用电源自动投入系统的运行维护
问题分析[J].红水河，2012，31（2）：79-82，94.
[3]张红艳.某变电站扩建电气设计方案研究[J].郑州轻工业学院学报（自然科学版），2012，27（2）：99-101.
城市变电站电气设计 第3篇
根据变电所主变压器设计技术规程规定,在有一、二级负荷的变电所中,宜装设两台主变压器;当技术经济比较合理时,可装设两台以上主变压器。装有两台及两台以上主变压器的变电所,当断开一台时,其余的主变压器容量不应小于70%～80%的全部负荷,但应保证用户的一级负荷和大部分的二级负荷。综合分析,在本设计变电所中,拟装设两台主变压器。主变压器容量及型号选择如下:
变电所计算负荷:Pjs=K×PL/1.3=0.9×15×20/1.3=207.7 MW。
当一台主变压器故障时,正常运行的主变压器承担的负荷为:
70%Pjs=145 MW。
对应的单台计算容量:
Sjs=145/cosψ=145/0.85=171 MVA。
考虑到本变电所只有220 kV和35 kV两个电压等级,属于潮流变化较大的地区,且由于在上述计算容量下,普通双绕组变压器不能满足用户电压要求,所以采用三台主变压器。最后主变压器选型为SFPZ-180000/220型三相强迫油循环风冷双绕组有载变压器。
2 电气主接线的确定
1)列出可能的主接线方案。
根据变电所设计技术规格,在110 kV～220 kV配电装置中,当出线是两回路时,一般采用桥式接线;当出线不超过四回路时,一般采用分段单母接线;在枢纽变电所中,当110 kV～220 kV出线在四回路以上时,一般采用双母线接线。在35 kV～60 kV配电装置中,当出线为两回路时,宜采用桥式接线;出线在两回路以上时,一般采用分段单母线或单母接线;出线回路较多,连接电源就较多。负荷大或污垢环境中,宜采用双母接线;35 kV一般不设旁母。
2)对方案进行技术和初步的经济论证。
现对上述四个方案进行技术论证和初步的经济论证,确定两个技术相当、经济比较优的方案进行详细计算。
方案Ⅰ:220 kV为内桥式接线,接线简单清晰,但可靠性不高。特别是变压器故障即为线路故障,35 kV为单母线分段,虽然接线简单,但一段母线故障检修,将一半的负荷停掉,对有重要用户的变电所是不适宜的。断路器台数4台。
方案Ⅱ:35 kV与方案Ⅰ相同。220 kV为单母线分段接线,由于回路较少,即使Ⅰ段母线故障检修,另一条线路和主变压器仍能满足负荷的要求,而且接线和操作方便。断路器台数6台。
方案Ⅲ:220 kV与方案Ⅱ相同。35 kV为双母线接线,该接线可靠性较高,母线故障短时停电,运行方式灵活,但操作复杂。断路器台数6台。
方案Ⅳ:220 kV与方案Ⅱ相同。35 kV为双母线三分段,该接线除了与方案Ⅲ相同外,比方案Ⅲ还可靠的一点是母线故障时停电范围缩小一半。断路器台数7台。
方案Ⅴ:110 kV与方案Ⅰ相同。35 kV与方案Ⅲ相同。断路器台数4台。
3)方案的经济比较。
综合上述方案的分析比较,由于两种方案主变压器台数、容量及型号相同,即年运行费相同,所以比较中只涉及综合投资。方案Ⅴ比方案Ⅳ投资大。从可靠性角度分析,方案Ⅳ比方案Ⅴ可靠。所以本设计变电所采用方案Ⅳ,即220 kV采用单母分段,35 kV 采用双母线单分段接线。
3 高压电气接线设计
高压所用变压器及备用变压器的选择。
1)台数的确定:
根据设计技术规程规定,枢纽变电所总容量为60 000 kVA及60 000 kVA以上的变电所,装有水冷却或强迫循环冷却的主变压器以及装有调相机的变电所应装设两台所用变压器。再结合本变电所不允许停电的重要负荷,所以采用两台所用变压器,并装设备用电源自动投入装置。
2)容量的确定:
原始资料提供所用电率为1%,即所用电负荷为S=180×1%=1.8 MVA。考虑到接在所用电母线上的用电设备不会同时工作,且工作的设备也未必满载运行,又考虑到供电线路电能损失和电动机的效率等因素的影响,所以实际电源供给的容量小于用电设备总容量。则变电所的计算负荷:Sjs=K×S=1 530 kVA。各段所用变压器应满足Sjs≥Sjs/2/Kf,所以选用两台SL7-630/35的所用变压器。此外,再设一台所用备用变压器,取SL7-630/35型,从站外引线。
4 电气设备选择
4.1 断路器、隔离开关的选择
1)220 kV侧。通过计算数据拟选SW4-220 Ⅲ型断路器,拟选GW4-220型单柱立开式隔离开关作为母线隔离开关,GW7-220型三柱式作为出线隔离开关。
2)35 kV侧。通过计算数据拟选LW6-110 Ⅰ型六氟化硫断路器,拟选GW12-35型双柱立开式隔离开关。
4.2 电流互感器的选择
1)220 kV侧。拟选LB-220W1型全钻结构电流互感器。
2)35 kV侧。拟选LVB-35型电流互感器。
4.3 电压互感器的选择
1)220 kV侧。电压互感器内3台单相式电压互感器接成YN,Yn,dO型。二次负荷采用不完全星形接成,采用2只有功功率电度表,2只无功功率电度表,1只母线电压表,1只频率表。
2)35 kV侧。作为本变电所的负荷侧,电压互感器表计很大,二次负荷负担很重,所以二次负荷校验尤为必要。35 kV电压互感器仍为单相式,仍由3台单相式电压互感器接成YN,Yn,dO型。二次负荷采用不完全星形接线。具体接有12只有功电度表,2只无功功率电度表,2只有功功率电度表,2只无功功率表,1只母线电压表,3只绝缘检查电压表,1只频率表。
5电气设备继电保护设计
5.1主变压器的保护配置
220 kV变电所的主变压器一般配置下列保护:1)瓦斯保护;2)差动保护;3)过电流保护;4)零序电压电流保护;5)过负荷保护;6)非全相保护。
5.2主变压器保护配置的作用和要求
1)瓦斯保护:有轻瓦斯保护和重瓦斯保护两种。重瓦斯保护是变压器本体内部故障的主保护,它反映变压器内部各种形式的油面降低和短路。当变压器油面降低和内部发生轻微瓦斯时,轻瓦斯保护瞬时动作发出预告信号。2)差动保护:差动保护是变压器本体保护、套管和引出线故障的主保护。它反映变压器绕组和引出线的相间短路,中性点直接接地侧的单相接地短路及绕组匝间短路。动作时应瞬时断开各侧断路器。3)过电流保护:过电流保护是变压器的后备保护。它反映外部相间短路引起的变压器过电流。4)零序电流保护:零序电流保护是变压器的后备保护它反映三相系统中性点直接接地运行的变压器外部单相接地故障引起的过电流。它接在变压器中性点的电流互感器上。5)过负荷保护:反映公共绕组及各侧过负荷的情况,都用单相式时限动作信号。需要注意的是,变压器的重瓦斯保护和纵差动保护都是变压器的主保护,但其保护范围不一样,所以两种保护必须同时投入,即使工作需要也不能两套同时停用。
总之,通过以上几个环节的计算与论证,城市变电所要具有可靠性、安全性、经济性的主要特性。
参考文献
浅析城市变电站的总体设计 第4篇
关键词：城市变电站,规划,站址,环境,总体设计
随着城市的发展, 为提高城市供电的质量及可靠性, 电网建设的步伐正在加速前进。城市变电站日渐普遍, 因其所处环境的敏感, 其面对的问题较之其他变电站更加复杂多变。作为一个变电站设计的从业人员, 应能全面掌握城市变电站在总体设计中所包含的设计要点, 才能在工程前期必选出符合要求的站址和方案, 避免后期有大的变动。
1 城市变电站的站址总体布置
城市变电站站址选择影响因素众多, 包括:供电范围、站用水源、站用电源、站外交通、土地用途、出线走廊、周边基础设施、场地稳定性、地下文物影响、邻近建构筑物、场地平整拆迁、场地工程地质、水文气象、大件运输条件、施工场地等, 本文就站址协议、站址水源、周边基础设施、周边环境影响等着重论述。
1.1 站址协议
当设计单位提出一个全新的变电站站址方案, 首先应保证其可行性, 应先征得政府相关部门的同意, 按照国家电网公司可行性研究报告深度要求, 应取得规划、国土等必要协议, 另根据站址场地具体状况, 确定是否需要环保、林业、水利、通讯、军事、文物等部门的协议。在得到政府相关部门的明确答复后, 才能开展进一步的各项工作, 站址协议都有其有效期, 应确保在其有效期内完成相应的建设, 若建设滞后, 应在规定的期限内与相关部门重新确认协议内容。
1.2 站址水源
城市变电站一般位于城区, 站区取水水源优先采用市政管网, 市政管网根据各城市的供水质量, 供水压力一般在0.3MPa左右。变电站站区用水主要为生活用水和消防用水, 应根据变电站的建筑防火等级及建筑方案确定消防用水的用水量及水压要求, 对市政管网自然供水的水压进行校核确定是否满足要求, 按用水的水量及设计流速确定供水管径 (直径不应小于DN100) 。另按照《建筑设计防火规范》要求, 向环状消防管网输水的进水管不应少于2条, 当其中1条发生故障时, 其余的进水管应能满足消防用水总量的供给要求。因此, 若直接采用市政管网作为消防用水水源, 站区供水点应不少于2处。若水压不满足要求, 可在供水管道上加装加压泵 (应取得供水部门的同意) 或设置消防水池, 通过消防水泵供水。
1.3 周边基础设施
城市变电站对周边基础设施的要求主要包括:引接道路及市政供排水管网。引接道路宜为已成型的市政道路或在建道路, 变电站站址布置在满足市政规划红线、变电站出线走廊、进站道路坡度的前提下, 应尽量贴近引接道路, 进站道路不宜过长, 若进站道路过长, 不仅增加变电站总用地指标, 还会对道路两侧的建设用地的利用造成困难。若附近基础设施尚未建设, 在变电站的前期设计中, 应提前掌握附近基础设施的规划状况, 进站道路及供排水管线的设计应尽量保证本期与规划方案一致的原则, 待周边基础设施建成后便于改造。
变电站站外排水应根据市政管网设施的布置, 若市政排水管网分别设置雨、污水排水管网, 则变电站排水考虑对周边环境的影响应按分流制设计, 站内水经各自的排水管道分别排放至相应的排水设施内。
1.4 周边环境影响
城市变电站对周边环境影响的主要因素包括:工频电场、工频磁场、无线电干扰、噪音等。城市户内变电站所有的高压设备均置于建筑物内, 建筑物对电场有良好的屏蔽作用, 变电站外电场水平普遍很低。电气设备运行时会产生磁场, 磁感应强度与电流大小有关, 城市户内变电站围墙外磁感应强度一般小于5.51μT, 远低于国家限定标准, 经多个城市变电站实测, 其电、磁产生的影响均满足国家标准, 对环境影响较小。
变电站无线电干扰的综合场强比一般市区电视、调频广播信号场强还弱, 不会干扰周围环境的电子仪器设备和影响人体健康。若周围有重要无线电发射设施时, 变电站布置应按规范要求保持相应的安全距离。
对变电站站址布置影响较大的是其噪声因素, 变电站内主要噪声设备为变压器和风机, 其中110k V变电站的主变压器、风机声级约为70d B (A) 。变电站布置时应尽量远离敏感声环境功能区。对预选站址周边环境进行声环境功能区划分, 在变电站的总平面布置时应将主要噪音源布置在较低声环境功能区侧, 应尽量减少噪声污染, 必要时通过辅助降噪措施 (隔声、消声、吸声和减振) , 来满足国家对工业企业厂界噪声排放的限制标准 (见表1) 。
2 城市变电站的站区总平面布置
2.1 总平面布置
城市变电站较多采用全户内布置, 即所有电气设备及附属房间均布置在一栋建筑内。建筑周围应布置消防道路, 按《建筑防火规范》 (GB50016) 要求:占地面积大于3000m2的丙类厂房, 应布置环形消防车道, 当确有困难时, 应沿建筑物的两个场边设置消防车道。目前城市变电站建筑占地一般在1000m2以内, 出于提高消防安全的考虑, 城市变电站消防道路大多采用的均为环形布置, 如国网变电站通用设计全户内布置方案。在具体应用中, 可站内设置“U”形道路, 结合引接道路布置成环 (如图1) , 可有效降低站内用地, 提高站区土地利用率。若受规划、用地限制, 消防道路成环状确实存在困难, 消防道路也可以“L”形布置, 但两端出口应与站外道路直接连接, 当为尽头式布置式, 应设置回车场地, 场地范围应按防火规范要求不应小于12m12m。
2.2 竖向布置
城市变电站竖向标高设计主要考虑周边环境、防洪涝、土方平衡、站区场地排水等因素。城市变电站同其他变电站一致, 需按电压等级及其重要性考虑防洪涝要求, 但因城市变电站位于城区, 其防洪设计一般由城市规划之初已整体考虑或在城市外围设计泄洪通道, 市区一般不受洪水影响, 仅需考虑市政排水不畅引起的短暂内涝。
城市全户内变电站因受电气布置及出线限制, 生产综合楼多布置有地下室 (电缆夹层及设备间) , 地下大空间的布置和建筑基础会产生大量的基坑余土, 土方外运一般是每个城市变电站面临的普遍问题, 因此在站区的竖向设计中应考虑基坑余土的综合利用, 尽量就地回填, 按土方自平衡原则确定站区标高, 以减少土方外运工程量, 降低工程投资。
目前变电站雨水排放一般采用有组织的暗管排水, 即场地雨水由雨水口汇集, 通过雨水管道排至站外。城市变电站设计可以充分利用站区排水管线短、站区道路采用城市型道路的优势, 通过竖向布置场地找坡 (如上图2) , 采用场地雨水排至道路, 通过道路纵坡自然排出站区的方式排放站区雨水, 取消站区雨水管网排放系统, 减少了排水管网的费用及后期维护工作, 节约投资;同时由于道路上取消了雨水口及检查井, 使场地道路整齐美观。
总之, 城市变电站应结合周边环境、防洪涝、土方平衡、站区场地排水等因素, 综合设计场地竖向布置, 以达到布置最优、经济最优等目标, 按“两型一化”的设计理念来指导我们的变电站设计工作。
2.3 建筑
生产综合楼作为城市变电站的核心, 其建筑风格应体现出工业建筑的简洁、流畅、与环境协调等特点, 要求其功能分区合理、布局紧凑、交通组织流畅, 充分利用建筑空间, 减少建筑占地, 节约投资。
城市变电站的生产综合楼设计面临最大的问题是消防。因主变室内布置, 其火灾危险类别应为丙类, 按照《建筑防火规范》 (GB50016) 的要求, 其与民用建筑防火间距应不小于10m大多数城市变电站周围建筑较多, 若无法满足防火间距要求, 应考虑相应墙体按照防火墙设计, 按照相应条文解释, 来缩减相应的防火间距。
由于城市变电站是近年来才发展起来的, 根据积累的运行经验, 国网公司对全户内布置变电站的主变室提出了新的要求, 其核心主要包括:油浸变压器采用户内布置时, 变压器室应相互独立, 之间不应设置通道;变压器室与配电装置室之间不应设置通道;变压器室设计应采取泄压措施, 以不造成次生损害为宜。其泄压措施建议为变压器室的泄压设施宜采用设置一面朝向户外的轻质墙体 (上部采用轻质材料填充, 轻质墙体单位质量不宜超过60Kg/m2, 下部可采用实体填充墙) 。当条件受限时, 轻质墙体也可朝向散热器方向。主要考虑变压器室的防爆, 当变压器出现事故时, 应按照预定的设计, 破坏泄压设施, 从而避免影响其他重要的设备。
3 结束语
城市变电站作为近年来广泛应用的新型变电站, 在实际设计中会面临各式各样的复杂环境, 设计者应立足各类规范的技术要求, 在实际工程中加以灵活运用, 解决新问题, 并在经济适用的原则下不断探索新的形式, 来不断促进电力设计的进步。
参考文献
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[2]《火力发电厂与变电站设计防火规范》 (GB50229-2006) , 2006
[3]《工业企业厂界噪音排放标准》 (GB12348-2008) , 2008
[4]《建筑设计防火规范》 (GB50016-2006) , 2006
[5]《220千伏及110 (66) 千伏输变电工程可行性研究内容深度规定》 (Q/GDW270-2009) , 2009
浅谈城市地下变电站的应用前景 第5篇
1 工频场强的抑制
高压、超高压输电线，高压变电站和电气设备，以及导线周围都存在着频率为50Hz的交流电场，即工频电场。监测结果表明：对于高压变电站，露天的110kV和220kV主变压器1.5米处，工频场强高达2050～3200V/m。
国际非电离辐射防护委员会(ICNIRP)认为：工频感应磁场是可能影响脑电活动和神经细胞的通讯。睡眠医学认为：环境中磁场的变动，会降低褪黑激素的分泌，并增强脑电的觉醒作用，导致失眠，难以入睡、夜间易觉醒。
抑制工频场强的有效措施之一就是将地上变电站和架空线路改设为地下变电站和地下电缆，由于土壤对工频电场的屏蔽作用，可使地表面处的工频电场强度大幅下降。表1为北京某220kV地下变电站在正常运行时围墙外的工频电场和工频磁场实测值。
由此可见，地下变电站由于土壤的屏蔽作用，工频电场强度较地上变电站有大幅下降，对于城市居民的健康有着积极的作用。
2 地下变电站布置形式
地下变电站包括全地下变电站和半地下变电站，其建筑可独立建设，也可与其他建(构)筑物结合建设。
1)全地下变电站：变电站主建筑物建于地下，主变压器及其他主要电气设备均装设于地下建筑内，地上只建有变电站通风口和设备、人员出入口等少量建筑，以及有可能布置在地上的大型主变压器的冷却设备和主控制室等。
2)半地下变电站：变电站以地下建筑为主，主变压器或其他主要电气设备部分装设于地下建筑内。
3 综合经济性
1)地下变电站建设由于必须进行地下连续墙工程和大型基坑桩基、支撑等措施，所以工程造价的确高出同样建设规模的地上变电站，这是一个不争的事实。单纯从经济性角度出发，如果条件允许，则建设地上变电站无疑是比较合理的选择。
2)在变电站工程全部建设投资中，比例最大的费用组成部分是电气设备购置费和安装工程费，由于城市变电站在电气设备选型上已经采用了安全可靠、小型化的先进设备，所以，无论地上变电站还是地下变电站，电气设备购置及安装工程费基本相同。因此，从变电站全部建设工程造价的角度分析，地下变电站较地上变电站，其投资并不是以往所想象的成倍数增加，而是在一个可以接受的幅度范围内，并且随着变电站电压等级的增大，投资增加的比例呈减小趋势。
3)应该充分考虑地下变电站建设在环境保护、配合城市建设规划等方面所具备的强大优势，特别是立足于向城市空间要效益的原则，如果加大地下站在安全、环保、人防等方面设计和研究的力度，进一步开发地下站结合地上建筑一体化建设的新型建站模式，则其对土地的综合利用效率必定远远超出传统的建设方式，而且经济效益也是非常可观的。
综上所述，综合地下变电站在技术、经济和社会效益方面的特点，在城市区域建设大型地下变电站，尤其是220kV及以上等级的地下变电站，其技术经济的合理性是显而易见的，其优化和拓展的空间也是广阔和深远的。
4 基本技术原则
由于变电站建设在繁华的商业区，对消防、噪声的要求特别高。因此，在这种特殊环境中建地下变电站，就必须确定以下几点作为主要设计原则：
1)在满足电网规划和可靠性要求的条件下，宜减少电压等级和简化接线。高压侧线路为3回及以下、主变压器为3台及以下的终端变电站，宜采用线路变压器组、桥形或扩大桥形接线;地下变电站装有2台及以上主变压器时，6kV～110kV负荷侧宜采用单母线分段接线或其他接线，分段方式宜考虑当其中一台主变压器停运时有利于其他主变压器的负荷均匀分配。当变电站装有4台主变压器并均带有馈电负荷时，6kV～110kV负荷侧可考虑采用单母线分段环形接线。
2)设备选型宜小型化，以减少占地面积，使整体布置趋于紧凑合理。
3)全站设备无油化，包括主变压器采用进口的SF6气体绝缘变压器和选用断流性能好的无油断路器。这样全站无易燃、易爆物，既能简化消防系统，又可将火灾的影响局限在地下，而不致影响到地面。
4)综合考虑通风和排水系统设计，如：在全地埋预装式变电站两边设接水槽作为接水排水过渡且兼作循环通风口，当接水槽内水无法排出时，通风装置自动关闭使箱体内外隔绝，水无法进入设备箱体内部而照常运行。
5)简化总体布置，尽量减少挖方量，减少设备布置层数，以方便运输和安装，简化消防、通风系统，同时为将来的运行维护创造良好的条件。
5 结语
在大城市的建设发展中，地下变电站的出现是必然的。地下变电站在技术上是可行的，它不仅能可靠地抑制工频场强，而且经济效益明显：节省用地能有效地提高土地利用率，改善城市景观，优化城市环境，并可以很好地解决消防问题。
参考文献
[1]徐智勇, 田毅、赵桂兰.地下变电站建设现状分析[J].山西建筑, 2008.
二线城市智能变电站总体方案设计 第6篇
1.1美国发展智能电网的驱动力。2003年美加大停电后, 美国电力行业决心利用信息技术对老化陈旧的电力设备进行改造, 开展智能电网的研究。
1.2美国发展智能电网的驱动力。a.改造老化的电网设备, 提高供电的可靠性和安全性;b.提高新能源的利用率;c.提高用户对电价的可承受能力;d.适应环境和气候的变化, 降低排放水平;e.提高竞争力。
1.3智能电网发展的目标。电网的安全运行是电力追求的首要目标, 电网的运行也越来越引起人们的重视和关注。以前一些普通的干扰就会引发城区大面积的停电, 每年由于电网带来的损失就达到了百亿, 因此, 安全的电网是电力行业发展的目标, 近年来, 信息化、互动式、高自动化的智能电网已悄然走进了生活, 它带来了平衡势态, 提高了电力设备和资源的利用率, 支持RCM检修模式, 使电网更加可控、更加安全[1]。
智能电网将自动化技术、电子技术、通信技术、计算机技术有机结合, 减少了输电电网的电能损耗, 实现了电能从电源到分配到管理到控制的网络, 利用分析策略让电网运作更自动化、更优化[2]。
2智能电网的技术体系
2.1输电运行体系。“远距离、大容量、低损耗、高效率”是现代电网的特征和目标。
2.2配电运行体系。配电运行体系主要是指灵活、可靠、高效的配电电网架, 辅以通信网络, 支持故障处理和自愈。
2.3用电计量体系。改善用电服务是用电计量体系的关键, 满足不同来源、不同时段、不同计算电价的计量。
2.4智能调度技术。除暂态稳定和传统静态的问题外, 电压、频率、小干扰的问题也已出现, 实施运行优化, 提高电网利用率成为了智能调度技术的重点。
2.5资产管理体系。实现科学透明的管理, 实时掌握设备的健康水平, 在保证运行时间的同时, 实现绿色节能, 优化设备投资和运行维护的费用, 提高生产力[3]。
3智能变电站的总体方案设计
3.1智能变电站功能。实现电力传输的转换和分配、实现电网监控和运行操作、提供电网运行、维护的关键技术。
3.2智能变电站的结构设计。智能变电站的总体系统结构应该采用三层网络结构, 分别为过程层、间隔层和站控制层。结构如图1所示。
过程层采用SV、GOOSE共网方案, 设备包括断路器、隔离开关、变压器、电压电流互感器、合并单元、智能终端等独立的电子设备, 其中合并单元可以实现电压的模拟量到数字量的转换。智能终端由CPU模块、电源模块、模拟量数据采集模块、智能操作回路模块等组成。同时智能终端与一次设备采用通讯电缆连接, 与测控和保护类的设备采用传输速度快的光纤连接, 可实现对一次设备的控制和测量功能[4]。
站控层采用MMS、GOOSE共网方案, 支撑SNTP, 测控等IED设备接入站控层网络, 电能表与ERTU通信。其中GOOSE网用于间隔层和过程层各装置之间的信号通讯。站控层网络用于传输MMS报文和GOOSE报文。设备用于面向全站的设备监视、控制、报警、信息交互等功能。
间隔层主要用于继电保护。
方案特点:a.一次系统状态监测;b.物联网系统;c.保护测控一体化;d.过程层网络方案。
3.3环境监测子系统。根据智能变电站的智能需求, 还应配置各种环境监测系统, 如温湿度传感器、风速传感器、水浸探头等环境监测设备, 环境的信息通过RPU上传, 智能变电站的监控系统第一时间收集最新的数据监测信息, 做好预防[5]。
3.4安全防范子系统。由于智能变电站一般都建设在郊区, 设备又精密价钱又昂贵, 同时变电站又是高压区域, 如果遇到不法分子的破坏会造成人员的伤害和严重的经济损失。因此做好安全防范是十分必要。
安全防范设备主要由红外对射、电子围栏、红外、声光报警器等设备组成。各探测器通过报警线缆直接与RPU连接, 当发生报警时, 报警信息能够及时上传给RPU, 并且能联动相关设备, 如启动照明灯光、声光报警器等。
3.5智能控制子系统。变电站内的相关辅助控制设备较多, 许多设备都只能在前端进行控制, 实现无人值守后, 需要在某些情况下实现远程的控制功能, 如远程打开现场灯光、风机、水泵、门禁、空调等, 通过远程控制系统将变电站辅助控制设备集中、整合, 能够远程手动、联动控制。
3.6传输网络设计。智能变电站的上位机监控系统与主站进行双向数据通信, 主要有两种传输方式:以太网方式、光纤直连方式。
4软件平台设计
智能变电站需要综合监控软件系统平台, 完成智能电网的各种功能数据显示、控制、传输、管理等功能, 本文所设计的智能变电站的软件平台结构框架如图2所示。
参考文献
[1]国家电网公司智能变电站试点工程评价报告[R].北京.国家电网公司, 2011.
[2]刘有为, 邓彦国, 吴立远.高压设备智能化方案及技术特征[J].电网技术, 2010.34 (7)
[3]邱建.高校校园网双出口环境下对DNS的智能改进[J].微计算机应用, 2008.
[4]罗理鉴.智能变电站一次设备智能化研究[D].华北电力大学硕士论文, 2011:94-100
城市变电所 第7篇
近年来, 城市规模的逐步扩展使得城区配网系统不断扩容, 电容电流大幅度增长, 导致低压侧电容电流严重超标, 直接影响配网系统的稳定性。为了使配电网恢复稳定运行状态, 亟需对现有配网的电容电流进行整改。对现有配网电容电流的实地测试是整改前必须做的准备工作。实地测试的目的是为制定整改方案提供可靠数据, 以确保整改到位。
本文将根据电容电流实地测试技术要求, 对一座110k V变电站的10k V、35k V系统进行电容计算, 并通过实际电容电流的电流测试, 分析其出现较大差别的原因, 并提出在系统中安装消弧线圈进行扩容, 来改善低电压运行状态。经过技术论证, 认定该方案技术可行, 可以进一步推广应用到全行业的电改工作中。
1 对变电站的中、低压侧电容电流的计算方法
1.1 架空电力线路出线
中性点非有效接地系统对地电容电流近似计算公式为:
无避雷线时:IX=1.1×2.7×Ue×L×10-3 (A)
有避雷线时:IX=1.1×3.3×Ue×L×10-3 (A)
式中:Ue—额定线电压 (k V) ;L—线路长度 (km) 。因水泥杆, 铁塔线路增10%。夏季比冬季电容电流值大10%左右。
1.2 电力电缆线路出线
三芯电缆线路在同样电压下, 每公里的电容电流约为架空线的25倍, 单芯电缆线路则达50倍。对油浸纸电力电缆近似公式如下:
其中:S为电缆截面积 (mm2) ;Ue为额定线电压 (k V) 。
对目前所采用的聚氯乙烯交联电缆每公里对地电容电流比油浸纸式要大, 据厂家提供的参数及现场实测检验, 约增大20%左右。
1.3 系统中的电容电流计算
式中:∑ic为电网上单相接地电容电流之和;
∑Ic1为线路和电缆单相接地电容电流之和;
∑ic2为系统中相与地间跨接的电容器产生的电容电流之和;
k%配电设备造成的电网电容电流的增值, 10k V取16%, 35k V取13%。
б%夏季比冬季电容电流的增值, 取10%。
以公司城网供电的110k V城东变电站为例, 变电站电容电流的计算结果如表1、表2。
2 电容电流的现场测试
使用的测试仪器为上海思源电气股份有限公司生产的CI-2000型电容电流测试仪, 110k V变电站中或低压侧I、II段母线并列运行, 在Ⅰ、Ⅱ段母线PT开口三角L与N端, 进行测量。测量前将一次消谐器进行短接, 消除消谐器影响。测量3次取平均值。接线方法如图1所示。
变电站实地测试结果如表3。
计算算结果与实际测试结果有较大差别, 主要由于部分出线线路参数存在问题, 电缆没有统计、线路长度不太准确, 用户线路到用户变电站后的出线情况不清楚所致。
3 整改措施
根据DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定:3~10k V钢筋混凝土或金属杆塔的架空线路构成的系统和所有35k V、66k V系统, 当单相接地故障电流大于10A时应装设消弧线圈;3~10k V电缆线路构成的系统, 当单相接地故障电流大于30A, 又需在接地故障条件下运行时, 应采用消弧线圈接地方式。我公司向城网供电的110k V城西站、110k V城东站两座110KV变电站通过实测35k V、10k V系统电容电流均超过规定范围, 为了保证在小电流不接地系统中发生单相接地后系统产生弧光过电压不危及人身及设备安全, 必须在变电站内安装补偿装置。
4 技术实施方案的选择:
4.1 验算
计算公式:Q=K*Ic*Ue/√3 k VA
计算结果如表4所示 (夏季) 。
计算结果如表5所示 (冬季) , 考虑夏季测试, 比冬季增大10%。
结合运行方式及电网发展, 按夏季向上浮动50%, 按冬季向下浮动20%, 取Qc取值范围, 如表6。
上表Qc取值作为选择消弧线圈依据, 在可调范围内满足消弧线圈始终处于过补偿状态, 避免欠补偿造成系统发生谐振。
4.2 技术方案的选择
老式手动消弧线圈除需停电调分头, 不能自动跟踪补偿电网电容电流等缺点外, 脱谐度也很难保证在10%以内, 其运行效果不能令人满意。据国内外资料统计分析表明, 采用老式手动消弧线圈补偿的电网, 单相接地发展成相间短路的事故率在20%~40%之间, 比采用自动跟踪补偿的电网高出3倍以上。因此, 新上消弧线圈应装设自动跟踪补偿的消弧线圈。由于消弧线圈补偿作用, 系统发生单相接地后保护无法判断故障线路, 有必要安装消弧线圈自动调谐及接地选线成套装置。
通过方案的选择, 在城东站35k V侧中性点安装消弧线圈, 补偿容量在250k VA-500k VA可调分头一组, 相应隔离开关一台, 消弧线圈自动调谐及接地选线成套装置一台, 10k V侧安装10k V接地变 (一面柜) , 消弧线圈 (一面柜) , 补偿容量在500-1000k VA可调分头, 消弧线圈自动调谐及接地选线成套装置一台。
5 消弧线圈原理
消弧线圈是一个具有铁心的电感线圈, 线圈的电阻很小, 电抗很大。线圈具有抽头, 电抗值可用改变线圈的匝数来调节, 铁心具有较大的空气歇, 它使电抗值稳定, 从而使电压与电流成正比。其工作原理详见图2。
正常运行时, 中性点对地电压为零, 消弧线圈中没有电流流过。如上图2所示, 单相 (如w相) 接地故障时, 接地点对地电压为零, 中性点对地电压上升为相电压, 非故障相对地电压上升为线电压, 网络的线电压不变。这与中性点不接地系统相似, 此时, 消弧线圈处于中性点电压的作用下, 有电感电流IL通过, 此电流通过接地点形成回路.加上单相接地时的接地电容电流IC, 两电流方向相反, 见相量图3。在接地处IL和Ic相互抵消, 称电感电流对接地电流的补偿, 如果适当选取消弧线圈的匝数, 可使接地处的电流变得很小或等于零。从而消除了接地处的电弧, 消弧线圈因此而得名。
6 结论
结合上文的技术分析, 在110k V变电站的10k V、35k V系统中安装了消弧线圈进行扩容, 运行一段时间后重新进行实地检测, 发现该变电站原本低压运行的状态已得到缓解, 并且已恢复稳定。由此可见, 本文所述110KV配电网扩容方案从技术角度来看是比较可行的, 建议将该方案进一步推广应用到全行业的电网整改工作中, 以提高全行业的电力运行水平。
摘要：随着城市的不断壮大, 城市配网也在逐渐扩大, 使系统电容电流大幅度增长。为了使城市配网能够安全稳定运行, 经过对一座110k V变电站的10k V、35k V系统进行电容计算, 并通过实际电容电流的电流测试, 分析其出现较大差别的原因, 唤起重视实地测试的重要性。通过实际测试, 发现运行多年的城市变电站中、低压侧电容电流均超过了标准要求值, 急需进行整改, 消除隐患, 确保城市配电网安全稳定运行。
关键词：城市发展,变电站,电容电流,变化,思考
参考文献
[1]邵剑.谐振接地系统电容电流测量方法的研究[D].华北电力大学 (河北) , 2004.
[2]徐玉琴, 邵剑, 丁波.准确判断谐振接地系统电容电流变化的方法[J].华北电力大学学报, 2004 (05) .
城市变电所 第8篇
近年来，随着经济的发展，电网规模不断扩大，电网结构日趋复杂，整个社会发展和人民生活对电力的需求和依赖性也不断增强[1]。城市作为政治、经济、文化的交流中心，人口相对集中，电网风险更加复杂化、多样化和随机化。
城市电网的规模较大，设备老旧程度、运行水平参差不齐，而各类生产人员数量有限，技术水平也不尽相同，电网正常方式下尚能实现电网风险的合理管控[2]；但在极端恶劣天气、新设备集中启动、重大检修方式、重要保电活动、突发性事件等多重复杂形势下，现有的技术力量和人员力量远不能达到电网风险全面防控、所有变电站风险可控的要求。
变电站是连接电源和用户的中枢和纽带，也是电网风险防控的核心。变电站的风险管控不力，将会影响一个片区，甚至威胁整个地区电网的安全[3]。因此，做好变电站的风险评估、分级管控，根据风险级别有针对性的建立风险管控措施，是提升城市电网供电安全保障的必然选择。
1 变电站风险评估分级的目的
对城市电网的变电站风险进行评估分级的目的是根据电网及运维单位的发展状况，区别对待风险，基于不同阶段的变电站风险评估分级结果，使参与电网安全管理的各单位、部门结合本单位的情况，对管控措施进行分级，实现变电站风险管控时各单位联防、联控、联动，确保措施切实可行，保障电网安全稳定运行。
2 变电站风险三维评估分级
2.1 变电站风险三维分析
对城市电网变电站进行风险分析时，需综合考虑城市电网正常及特殊运行方式、变电站主接线形式、负荷特点及区域差异性等多重因素，主要从供电侧和受电侧分析，在三维空间中建立相应的风险坐标轴，对变电站风险进行评估。
供电侧风险主要通过供电方式风险和变电站内方式风险综合评估[4]。供电方式风险主要考虑电源进线数量和类型。供电电源类型主要分为由上一电压等级变电站直供和同电压等级串供。变电站内方式风险主要考虑运行主变压器数量，以及高、低（中）压侧运行母线（非空）的数量。供电侧风险通过运行风险坐标进行分析。
受电侧风险主要通过负荷区域特性和负荷重要性进行评估。(1)负荷区域特性实质上是对相对较大范围内非特殊、敏感用户停电影响的衡量，通过区域风险坐标进行分析[5]。(2)负荷重要性是对特殊、敏感的一类、二类负荷停电影响的衡量，通过客户风险坐标进行分析。
2.2 变电站风险三维评估方法
将运行风险、区域风险、客户风险分别作为三维空间中的风险坐标轴。针对电网不同运行方式下的不同的变电站，各风险轴分别评估取值，任一运行方式下一个变电站在三维空间中的各风险轴会映射出与之对应的风险坐标值。
2.2.1 运行风险
电网运行方式灵活多变，造成变电站电源进线和站内方式变化频繁。供电方式风险主要考虑不同电源进线数量和类型的组合，用SS表示。单、双、三电源进线时的供电方式风险矩阵如式（1）所示：
其中“&”左边数字表示串供电源进线数量，右边数字表示直供电源进线数量。风险矩阵中每个元素均对应了一种供电方式，表示相应方式的风险值。
站内方式风险主要包括站内运行母线风险和主变压器风险。运行母线风险主要考虑各侧运行非空母线的数量和备自投装置的投运情况。而运行主变压器风险主要考虑正常运行主变压器的数量。变电站高、低（中）压侧运行非空母线风险分别用SBH、SBL表示，高、低（中）压侧单、双、三母线风险矩阵分别如式（2）、式（3）表示：
其中“&”左边数字表示运行非空母线的数量，右边数字表示备自投装置投运数量。风险矩阵中每个元素均对应了一种母线运行方式，表示相应方式的风险值。
变电站中正常运行主变压器风险用ST表示，单、双、三台运行主变压器风险矩阵如式（4）表示。风险矩阵中每个元素均对应了一种主变压器运行方式，表示相应方式的风险值。
运行风险评估值由供电方式风险矩阵中的元素和站内方式风险矩阵中的元素求积得出，用S表示，如式（5）所示。运行风险坐标为（0,S,0）。
各风险矩阵中的风险元素值由供电部门根据电网结构、设备状况、保护、安全自动装置配置情况综合考虑分析确定，各风险矩阵中右下角元素对应风险最小的方式，取值为1，各风险矩阵中风险元素取值从左向右、从下向上依次递增。
2.2.2 区域风险
区域风险是对相对较大范围内非特殊、敏感用户停电影响的衡量，通过区域风险坐标对其进行分析。根据行政区域划分、负荷特性、经济发展情况、居民分布情况等，可将城市分为核心区和非核心区。人员密集、党政机关、繁华商业区等通常在城市核心区，而城乡结合部、人员分散、小型手工业、制造业通常在城市非核心区。通常情况下，城市核心区停电造成的政治、经济、社会影响相对较大，非核心区的停电影响相对较小。
区域风险值由核心区、非核心区风险系数、核心区负荷占比得出，如式（6）所示：
式中：A为区域风险值；A1、A2分别为核心区、非核心区风险系数，风险系数取值根据各城市电网供电区域差异性确定；p为核心区负荷占全站总负荷的比例，运行风险坐标为(A,0,0）。
2.2.3 客户风险
客户风险是对特殊、敏感的一级、二级负荷停电影响的衡量，通过客户风险坐标对其进行分析。通常情况下，一个城市中一级负荷数量远小于二级负荷的数量，但停电影响极其恶劣。客户风险由一级、二级负荷数量、风险系数得出，如式（7）所示：
式中：C为客户风险值；C1、C2分别为一级、二级负荷的风险系数，风险系数根据各城市电网一级、二级负荷的数量、占比、特性等因素综合分析确定；m、n分别为一级、二级负荷的数量。客户风险坐标为（0,0,C）。
2.2.4 三维评估方法
变电站在电网任一方式下的风险均可在三维空间坐标系中映射出与之对应的运行风险坐标值、区域风险坐标值和客户风险坐标值。各风险坐标值所在公共平面与三个坐标面所构成三维空间占比即为正常供电期间变电站风险评估值。若在重大活动保电期间，变电站风险需经过保电系数的修正，保电级别越高，保电系数越大。
各风险坐标值所在公共平面Ω如式（8）所示：
变电站风险评估值R可根据式（9）计算：
式中：Pr为保电系数，根据保电级别（保电级别可分为：特级保电、一级保电、二级保电、常规供电）确定。通常情况下，常规供电保电系数取值为1。
2.3 变电站风险分级区间
对城市电网变电站分级时，需综合分析电网结构、电力供需情况、装备水平、电网管理要求和侧重点的差异性，以及设备运维人员数量、技术水平、业务承载能力等因素，确定变电站分级边界条件。一般情况下可根据变电站常规供电时的风险评估情况，将城市电网变电站分为3～4个等级，即划分出3～4个取值区间，用L1、L2、L3表示各区间的边界值，分级结果如式（10）所示：
对L1、L2、L3取值时，需确保对变电站分级后，不同级别的变电站风险层次明确，防控措施切实可行，符合电网企业的实际情况，防止变电站风险级别失真或防控措施无法落实。
3 实例分析
西部某大型城市电网是区域电网的电源中心和负荷中心，已形成220kV环形送电网、110kV环形加链形输电网、35kV辐射电网、10kV网格形手拉手配电网，担负着5个行政区和3个县级市的供电任务，其中4个行政区为城市核心区。由于该城市为政治、经济、文化中心，故多次承担各级别的保电任务。变电站各风险系数取值如下所示。
变电站供电方式风险矩阵：
站内运行母线风险（各侧）风险矩阵：
运行主变压器风险矩阵：
核心区风险系数取4，非核心区风险系数取1.5，一级负荷风险系数取3.5，二级负荷风险系数取2；特级保电级别系数取6，一级保电级别系数取5，二级保电级别系数取3，常规供电取值为1。
确定相关风险系数后，即可进行变电站风险的三维评估。以位于城市核心区的110kV TF变电站为例，该变电站110、10kV侧均为单母分段接线且备自投均按规定投入，两路电源进线均为上级电源直供线路，两台主变压器分列运行，带一级负荷2个，二级负荷3个。2015年安排电源进线计检1次，1号、2号主变压器停电更换TA各1次，一级保电2次，二级保电7次，对110kV TF变电站的风险三维评估结果如表1所示。
该城市电网2014年承担保电任务77次，2015年承担保电任务98次，2015年开始对变电站风险进行了三维评估分级，在公司范围内，调控、运检、营销等各个部门根据变电站风险分级结果，结合电网薄弱环节、设备状况、运维范围、用户性质等各个因素，制定本部门的风险管控方案，并对管控措施进行分级，严格落实，有针对性的进行风险管控。分级前后电网事故次数、临检次数及“零投诉”天数的对比结果如图1、图2所示。
通过图1、图2可以看出，和2014年相比，2015年常规供电期间事故由17次降至9次，临时消缺由22次降至14次，“零投诉”天数由158天增至211天；保电期间事故由6次降至3次，临时消缺由9次降至5次，“零投诉”天数由56天增至79天。对城市电网的变电站风险进行三维评估分级、区别管控后，常规供电和保电期间的事故次数、临检次数均大幅减少，而“零投诉”天数大幅增加。
4 结语
本文基于城市电网供电的特殊性，通过运行风险、区域风险、客户风险形成三维空间中的坐标轴，对变电站风险进行三维评估分级，并将保电风险纳入评估范畴。基于实际的可支配资源，针对不同级别的风险建立切实可行的管控措施，可实现电网风险管控能力的有效提升。
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