110kv变电站验收报告

110kv变电站验收报告（共12篇）

110kv变电站验收报告 篇1

本工程电气安装于2011年04月15日开工，2011年06月10日基本施工完毕，并已于2011年06月11日完成了班组级自检验收，于2011年06月12日由项目部组织了自检验收。现将项目部自检情况汇总如下：

一、施工情况概述：

本期110kV戴溪变电站工程由常州电力设计院设计，江苏宏源电力建设监理有限公司负责工程监理，江苏省电力建设第三工程公司负责电气安装。本期共安装1台80MVA三相有载调压变压器，远景安装2组。110kV进线2回，GIS室内布置，电缆进线；10kV出线12回，开关柜布置，电缆出线；10kV电容器装置2组；接地变消弧线圈成套装置1套。

本期工程电气安装工程共6个单位工程，包括主变压器系统设备安装、主控及直流系统设备安装、110kV封闭式组合电器安装、10kV及站用配电装置安装、无功补偿装置安装及全站电缆施工等共6个单位工程。施工项目部已按施工合同约定及全部设计图纸要求施工完成，所有施工质量及工程相关报审资料已全部报监理项目部验收。

各单位工程安装项目完成情况如下： 1.主变压器系统设备安装：本体安装、附件安装、注油及油循环完成；主变耐压试验完成；软母线连接完成；主变本体及附件补漆完成。

2.主控及直流系统设备安装：远动通信屏安装1块，公用测控屏安装1块；主变保护测控柜安装2块；直流及蓄电池柜屏柜安装3块；UPS柜安装1块；低频低压减载柜2块；电能表柜安装1块；视频监控柜安装1块。所有屏柜已全部按设计要求安装完成，并完成了相应的电缆敷设和接线工作。

3.110kV封闭式组合电器安装：110kVGIS间隔安装2个。所有一次设备安装调试完成。

4.10kV及站用配电装置安装：接地变及消弧线圈安装1台；10k配电柜安装22台。所有一次设备安装调试完成。

5.无功补偿装置安装：电容器组2组安装完成；配套设备及连接排安装完成。6.全站电缆施工：110kV高压电缆敷设约330米；10kV中压电缆敷设约80米；低压动力电缆及控制电缆敷设约15公里；电缆头制作完成；电缆标识完成；防火封堵完成。

试验项目完成情况如下：

1、电气设备交接试验：常规试验项目全部完成；主变耐压完成；CT耐压试验完成；支柱绝缘子探伤试验完成。

2、继电保护调试：二次接线和操作回路检查调试完成；保护装置检查调试完成；通信试验完成；保护带开关整组传动试验完成；二次回路通电试验完成。工程安装验收情况如下：

已完成分项工程45项，合格率100%； 已完成分部工程21项，合格率100%； 已完成单位工程6个，优良率100%； 已完成隐蔽工程及记录签证共计2项。

在施工过程中，严格按图纸要求执行，严格执行强制性条文，对出现的问题及时整改。进场材料能按要求报验，资料完整有效；工序报验、隐蔽工程验收程序正确，质量合格，施工资料完整。质量控制资料齐全，内容完整，数据准确，符合验收要求。

二、工程质量验收依据

1、建设单位提交的本工程施工图纸及说明；

2、国家颁布的“工程质量管理条例”等有关的法律法规、规定办法等；

3、国家现行的建筑工程质量验收标准及验收规范，建筑工程标准强制性条文；

三、自检评定

通过班组、项目部二级自检结果，包括分项工程、分部工程检查记录及各项数据资料齐全、符合要求。各设备、材料的选用和安装均符合设计要求和质量验收规范的规定。各项试验及报告数据准确、符合相关规定。

四、分部工程验收组织情况：

班组自检合格后，报项目部质检员和技术负责人验收，项目部验收合格后，报公司质检科验收，层层验收，逐级上报，坚持实行三级自检制度，合格后，最后由项目部报监理验收，参与验收人员的资格、组成、人员数量符合有关规定要求。

二级验收人员组成为：沈亚峰、胡道机、赵卫东、李明、赵军、沈忠慧等。

五、工程质量验收情况

1、分项工程逐项检查验收合格，检测项目符合要求。检测单位资质符合规定要求。

2、分部工程质量验收记录完整齐全，质量控制资料完整正确，原材料质保资料和试验资料齐全，隐蔽工程在监理旁站监督下进行施工。

3、分部工程质量符合设计规范要求，满足安全使用功能。

4、观感质量好，工艺美观。

六、工程质量验收结论

在此次的项目部自检中共提出了与安装质量与工艺相关的6条整改项目，并要求班组立即组织了人员进行整改。上述整改项目现均已整改完成并进行了书面的确认。具体见项目部自检整改项目清单及反馈。

综上所述，工程质量达到“优良”标准，符合验收条件，特申请公司级专检验收。

江苏省电力建设第三工程公司 送变电分公司常州戴溪变电站项目部

110kv变电站验收报告 篇2

母线是变电站的重要电气设备,母线及母线上的设备(断路器、避雷器、电压互感器、隔离开关、支持绝缘子、引线等)故障都可视为母线故障。母线故障轻则导致设备过载、损失负荷,重则导致变电站全停,给社会造成恶劣影响。所以母线发生故障时,快速切除故障,尽快恢复供电是电力生产一线人员亟须研究的问题。下面以宁波地区采用单母分段接线且110kV备自投装置投跳但未配置110kV母差保护的110kV变电站为例,探讨母线故障产生的问题并提出改进措施。

1 110kV变电所不同接线方式下母线保护的配置

截至2010年底,宁波地区共有147座110kV变电站,变电站110kV接线通常采用内桥接线、线变组接线、单母接线、单母分段接线及双母线等接线方式。变电站接线方式不同,110kV母线的保护配置也不一样,具体如下:

(1)内桥接线。该接线方式不配置独立的主变110kV开关,且主变差动保护电流在110kV侧取进线电源的独立TA及桥开关TA,110kV母线已在主变差动保护范围内。当110kV母线发生故障时,主变差动保护动作,快速切除故障,所以该接线方式无需单独配置母差保护。

(2)线路变压器组接线。严格地说,对于110kV母线,该接线方式并不存在,所以也无需配置110kV母差保护。当110kV进线电源开关至主变压器高压侧套管间的引线或支持绝缘子发生故障时,主变差动保护就会切除故障。

(3)单母接线或单母分段接线。当变电站内有110kV小电源上网线路或地区系统有稳定要求时,一般应配置110kV母差保护,此时若110kV母线发生故障,则110kV母差保护就会快速可靠地切除故障。若无系统稳定要求,则一般不单独配置110kV母差保护,此时110kV母线故障靠电源侧线路保护切除。

(4)双母线接线。该接线方式要求配置110kV母差保护作为110kV母线故障时主保护。

宁波电网运行方式符合分层分区原则,地区之间110kV联络线开断避免形成电磁环网。同时为了提高供电可靠性,地区110kV变电所一般由双电源供电,除线变组接线的变电所外,110kV进线电源采用一供一备原则,并配有110kV备用电源自投装置。当变电站主供电源线路发生永久性故障时,站内110kV备用电源自投装置动作先跳开主供电源开关,再合上备用电源开关,使变电站恢复供电。

2 故障分析举例

2.1 慈城变电站简介

慈城变电站电气主接线如图1所示(省略了10kV馈线)。该变电站的正常运行方式是:慈城1线带110kVⅠ母、#1主变运行,慈城2线带110kVⅡ母、#2主变运行。110kV母分开关及10kV母分开关均处于热备用状态,#1、#2主变全分列运行,主变中性点接地闸刀均在分位。配有110kV母分和10kV母分备用电源自投装置,无110kV母差保护,两回进线均无线路保护。#1、#2主变配置主变差动、重瓦斯、有载调压重瓦斯、轻瓦斯、两侧后备保护等。

慈城变电站相关电网潮流如图2所示,两回进线均由220kV洪塘变电站送出。

2.2 母线故障分析

当110kV I母发生相间短路故障时,因为慈城变电站未配置母差保护,所以无法速切故障。220kV洪塘变侧慈城1线HC1开关流过故障电流,线路保护启动,又因故障点在慈城站母线上属于距离Ⅱ段保护范围内,所以延时0.6s(整定时限),HC1开关距离保护Ⅱ段动作切除故障。同时重合闸时间整定为1s检线路无压,即1s后开关自动重合,由于母线故障仍存在,洪塘变HC1开关TA仍检测到故障电流,因此距离加速段保护动作,0.1s后跳闸切除故障。慈城变#1主变失电,慈城变侧HC2开关仍在合位,110kV母分备自投检慈城1线线路无流、110kVⅠ母无压、110kVⅡ母有压,经过5s整定时间,备自投动作,自动跳开HC2开关合上110kV母分开关,将故障点重新引入系统。

同理,这会导致220kV洪塘变侧HC3开关保护启动,经0.6s(整定时限),延时距离保护Ⅱ段动作切除故障。洪塘变侧HC3开关重合闸仍能可靠动作,0.1s后加速段保护动作,跳开HC3开关,切除故障。保护动作前后的潮流变化如图3所示。

由此可见,慈城变110kV母线故障会引起洪塘变侧HC1和HC3开关相继跳闸,导致110kV慈城变全所失电,使故障范围扩大,其原因是110kV备自投动作,把母线故障重新带入系统。而220kV洪塘变先后要承受4次故障电流,对电网设备造成巨大冲击,不利于系统稳定运行。

3 改进措施及建议

为防止备自投装置误动造成故障范围扩大,可考虑采取措施使110kV备自投能辨明故障点在线路上还是在母线上,从而确保故障发生在线路上时备自投能正确动作,发生在母线上时能可靠闭锁不动。这可以通过为备自投装置增加闭锁条件来实现,其方法包括:一是通过分析线路及母线发生故障时电气量的差别给备自投增设内部闭锁条件;二是增设能反映母线故障的保护装置,将该保护动作接点作为备自投的外部闭锁条件输入,从而有效防止备自投误动。

3.1 为110kV备自投增设内部闭锁条件

为了便于分析110kV线路与母线发生故障时的电气量差异,分别作出两种情况下的潮流分布图,如图4所示。

通常,发生故障时电压与电流量会发生突变,下面从电压和电流两方面进行分析。无论是线路还是母线发生故障,110kV母线电压均会明显下降,因而无法区分这两种故障;慈城变110kV系统及10kV系统均分列运行,且10kV侧无电源,发生故障时电流仅由110kV上级电源提供,从图4(a)可见,当110kV线路发生故障时,TA1没有故障电流流过,而由图4(b)可见,110kV母线发生故障时,TA1有明显的故障电流流过,方向指向母线;TA2在两种情况下均只有负荷电流流过,方向指向母线。

由此可见,110kV线路与母线故障的最大区别在于流经慈城变进线TA电流的大小,当然110kV以下系统(如主变或10kV母线)发生故障时,也会有故障电流流经TA1或TA2,此时110kV备自投也应可靠闭锁,所以可按照这个思路设置电流门槛来闭锁备自投装置,如图5所示。

图5虚线框中的内容为新增闭锁条件,其中I1与I分别是流经TA1与TA2的电流,而Ibs则是闭锁整定值,既要躲过最大负荷电流,又要保证在110kV母线发生故障时有足够的灵敏度。

3.2 为110kV备自投增设外部闭锁条件

慈城变电站加装110kV分段式母差保护,通过母差保护可靠闭锁备自投装置。当110kVⅠ母发生故障时,110kV分段母差动作,瞬时跳开HC2开关,跳开#1主变高压侧开关,#1主变失电,10kVⅠ母失电。10kV母分备自投装置整定时间为10s,动作跳开#1主变低压侧开关,合上10kV母分开关,10kVⅠ母恢复供电。110kV母差保护动作闭锁110kV母分备自投,防止重合于故障对系统造成的再次冲击。

其优点是母线故障可以通过母差动作迅速切除,220kV洪塘变只承受1次故障电流,对电网设备造成的冲击不大,有利于系统稳定运行;缺点是增加了变电站设备投资及维护费用,同时要求母差保护应与洪塘变侧线路保护相匹配,以避免越级跳闸。

3.3 加装110kV母分过流保护

在慈城变电站110kV母分开关加装110kV母分过流保护。当110kVⅠ母发生故障时,洪塘变侧HC1开关保护动作跳闸,重合于故障后开关加速动作跳闸。经延时慈城变侧110kV备自投装置动作,先跳开HC2开关,后合110kV母分开关,合于故障母线时,母分过流保护能可靠切除故障。慈城2线及#2主变仍保持正常供电,10kV母分备自投装置动作,#2主变为全站负荷供电。过流保护时限比洪塘变侧线路保护Ⅱ段时限短,能选择性地先于线路保护动作,防止故障越级。

其优点是母线发生故障110kV备自投装置动作后,仍有一套可靠的保护可以先于电源侧开关切除故障,能防止全站失电,避免停电范围扩大;缺点是增加了变电站投资及维护费用,而且比加装母差保护的220kV洪塘变多承受2次故障电流冲击,不利于系统稳定运行。就运行方式而言,若该站采用进线电源一供一备方式,110kV备自投采用投综合备自投方式,则当主变低压侧系统发生故障时,110kV母分保护可能会越级动作,使停电范围扩大,所以当慈城变调整为110kV并列运行时该保护应退出运行,当调整慈城变#1、#2主变全分列方式时投入母分保护。

3.4 扩大主变差动范围的同时差动保护动作闭锁备自投

目前,慈城变主变差动TA高压侧接开关独立TA,即主变差动保护范围不包括110kV母线。假设让#1主变差动TA高压侧接慈城1线独立TA和母分开关TA,则110kVⅠ母在#1主变差动保护范围内。当母线发生故障时,主变差动保护瞬时动作,跳开HC2开关、#1主变低压侧开关,10kV母分备自投装置动作,#2主变为全站负荷供电,同时闭锁110kV备自投装置。

其优点是主变差动保护动作理论上0s跳闸,可以迅速切除故障,220kV洪塘变只承受1次故障电流,对电网设备造成的冲击不大,有利于系统稳定运行;缺点是保护二次接线工程量大大增加,主变保护做传动等相关试验时安全措施多、停电范围扩大、试验方案更复杂,且主变高压侧开关及TA作用被削弱。实际上该运行接线类似于内桥接线,直接省去了高压侧开关、闸刀和TA各一组。这为110kV变电站设计提供了参考。

3.5 停用110kV备自投装置

停用110kV备自投装置虽然可以解决备自投误动问题,但却牺牲了供电可靠性,只能通过低压侧即10kV母分备自投来弥补可靠性的不足。10kV母分备自投动作后将跳开其中一台主变10kV开关,该变电站所有负荷要由另一台主变来承担,不满足主变“N—1”运行要求,正常运行时的主变负载率也将大打折扣,客观上“浪费”了一套110kV备自投装置的投资。

另外,电力线路发生故障的概率要远大于母线。这是因为电力线路是户外设备,长距离输电过程中遭雷击或外力破坏的现象时有发生;而变电站内母线属于站内设备,防雷措施完善且不易受外力破坏。鉴于110kV备自投在提高供电可靠性方面的重要作用,正常情况下应投运。

4 结束语

对未配有110kV母差保护且采用单母分段接线的110kV变电站,若110kV母线的永久性故障靠电源侧线路保护切除,则110kV备用电源自投装置动作可能造成故障电流多次冲击设备,最终导致变电站全停。本文给出了5种解决方法,并分析了每种方法的优缺点,权衡后认为给110kV备自投加装闭锁装置和配置110kV分段式母差保护比较合适。电力调度运行人员如果能将电网危险点熟记于心举一反三,分析每种运行方式及方法的优缺点,就能结合电网实际情况选择最佳方案,把好运行关。

参考文献

[1]刘东红,郭玉萍.110kV变电站内桥接线变电所110kV系统BZT运行方式的探讨[J].电力系统保护与控制,2010(9): 134-150

[2]常锋,陆春江.110kV变电站110kV母差保护与进线备自投有关问题探讨[J].宁夏电力,2007(3):21,41

简论110kV变电站电气设计 篇3

【关键词】110kV变电站；电气设计

1.选择电气主结线方式

变电站电气主接线 是变电站电气设计过程的首要部分，同时也是电力系统的重要环节之一。变电站电气主接线连接着各种高压电器，负责接受和分配高压设备的电能，反映各种设备的相互作用、连接方式和各回路间的相互关系，是变电站电气部分重要组成。变电站电气主接线的性能直接影响着变电站的运行过程的可靠性、灵活性，并对电力输变过程的配电装置的布置、继电保护的配置、自动装置和控制方式的选择等方面的作用有决定性的影响。

为了保证变电站供电的可靠性和灵活性，在变电站设计中，往往采用较复杂的主接线。主接线的完善运用虽然保证了供电可靠性，但存在接线方式复杂、运行操作烦琐、检修维护量大、投资大、占地面积多的缺点。因此，在变电站电气设计中应根据负荷性质、变压器负载率、电气设备特点及上级电网强弱等因素来确定变电所主接线方式。一般终端变电所高压侧主接线形式选用线路一变压器组接线和内桥接线。

线路—变压器组接线是最简单主接线方式。高压配电装置只配置2个设备单元，接线简单清晰，占地面积小，送电线路故障时南送电端变电所出线断路器跳闸。当1台主变或一条线路故障退出运行，只需在变电所低压侧作转移负荷操作，就能确保100%负荷正常用电，且不影响相邻变电所的运行。内桥接线是终端变电所最常用的主接线方式。其高压侧断路器数量较少，线路故障操作简单、方便，系统接线清晰，保护配置整定简单。当送电线路发生故障时，只需断开故障线路的断路器，对其它回路的正常运行不造成影响。因此，对于地方电网中110kV终端变电所，如主变容量不能满足N-l要求，采用内桥主接线方式有利于提高系统供电可靠性。

2.电流系统设计

2.1短电电流计算

短路就是指截流体相与相之间发生非正常接通的情况。短路时电力系统中最经常发生的故障，危害极大。因此，考虑限制Id值是主接线设计中应重点考虑的问题。对电力系统网络而言，一般采用运算曲线来计算任意时刻的短路电流。所谓运算曲线，是按我国电力系统的统计得到汽轮发电机的参数，逐个计算在不同阻抗条件下，某时刻的短路电流，然后取所有短路电流的平均值，作为运行曲线在某时刻和计算电抗情况下的短路电流值。

2.2设计直流系统

全站设一套直流系统，按双充双馈配置，用于站内一、二次设备、通信及自动化系统的供电。直流系统电压采用220V，选用200Ah蓄电池组，108只，分两组，全所事故停电按2小时考虑。直流系统采用单母线分段接线，设分段开关，每段母线各带一套充电装置和一组蓄电池组，充电装置采用高频开关电源，模块按N+1原则配置，每组充电机选用4块20A模块。蓄电池采用阀控式密封铅酸电池，放置方式采用专用蓄电池室。每套系统设计一套微机型绝缘监测装置和蓄电池容量检测仪，采用混合型供电方式。ll0kV部分采用放射型供电，每一间隔按双回路方式直接从直流馈线屏获取电源。10kV部分则按10kV母线分段情况设置。每一段母线均按双回路配置。

3.配置主要设备

3.1主变压器

从型式上看，变电站主变压器的选择一方面为了尽量减小对周边的噪声污染，偏重于选择噪声水平低的自冷式变压器；另一方面为了节约投资尽量选择以风冷式为主的变电器。主变的调压开关近年来全部国产化，主变储油柜采用金属波纹式储油柜，主变高压侧采用110kV±8 X1.25%调压方式。对于主变35kV侧电压基准值为多少以及是否调压、10kV侧电压基准值为多少存在较大分歧 结合全国各地区的实际情况，笔者认为，中、低压侧采用38.5kV±2×2.5%/10.5kV比较符合现场运行需求，尤其是对于增容改造变电站更为实用。在一台时价300多万元左右的三卷变压器而言，中压侧的均设调压开关，有利于电压质量的提高和满足运行调度的灵活性要求。

3.2断路器

其实一般断路器选用原则：①空开额定工作电压大于等于线路额定电压；②空开额定电流大于等于线路负载电流；③空开电磁脱扣器整定电流大于等于负载最大峰值电流（负载短路时电流值达到脱扣器整定值时，空开瞬时跳闸。一般D型代号的空开出厂时，电磁脱扣器整定电流值为额定电流的8-12倍；④也就是说短路跳闸而电机启动电流是可以避开的。

3.3配电装置

变电站工程中一般由于站址场地狭窄，加之110kV出线规模较大，故110kV配电装置采用三相共箱式结构的全封闭六氟化硫绝缘的组合电器，采用户外中型支持管型母线双列式布置。一组母线配垂直断口单柱隔离开关，另一组母线配双柱水平单断口旋转式隔离开关。此种布置的特点是主变进线、母联、分段及母设间隔与出线间隔以母线对称布置，不单独占用间隔，有效压缩了配电装置的纵向尺寸。GIS的结构为紧凑型三相共箱式，三相导体共面布置，所有开关设备均采用了弹簧/电动操动机构，由1台机构操作，三相联动。由于无需压缩空气供给系统，从而实现了无油化、无气化。

4.设计消弧及过电压保护装置

该装置是能迅速消除中性点非直接接地系统弧光接地给电气设备带来危害的新技术产品，是确保10kV、35kV系统弧光接地过电压和谐振过电压不致造成危害的有效措施。中性点不接地系统加装本装置后，一旦系统发生单相弧光接地，装置可在30ms之内动作，不仅使故障点的电弧立即熄灭，同时也有效地限制了弧光接地过电压；装置运作后，允许200A的电容电流连续通过2h以上，以便用户可以在完成转移负荷的倒闸操作之后再处理故障线路：本装置可将发生在相与相之间的各种过电限制在3.5倍以下。装置为金属铠装封闭开关柜，具有弧光接地过电压保护功能、谐振过电压保护功能、故障信息上传功能和装置本体故障保护等功能。

5.结论

电网中小型110kV变电站的电气设计应本着具体问题具体分析的原则，根据变电站在电力系统中的地位和作用、负荷性质、出线回路数、设备特点、周围环境及变电站规划容量等条件和具体情况，在满足供电可靠性、功能性、具有一定灵活性的前提下尽量优化设计方案，精选设计手段。

【参考文献】

110kv变电站验收报告 篇4

总结报告

110KV王家砭变电站位于佳县王家砭乡工业园区，紧邻公路，交通便利，坡度较缓，周围地势开阔。

一、基本概况：

佳县五家砭110KV变电站，地处工业园区负荷中心，进站道路与盐化厂相接，坡度较缓，周围地势开阔，进出线方便。

2站区总征地为8922.5M，合13.39亩，其中围墙内征地11.4亩，其它1.98亩（道路、站外设施等）。

站内东西90M，南北84.5M，全站以运输主变为轴线，西侧110KV间隔配电装置，北侧35KV间隔配电装置，主变分布在110KV间隔与主控室之间，东侧为10KV配电室，南侧耳为主控室辅助房，进站道路由西南侧进入。

二、建设规模

主变压器最终容量为2*50000KVA，本期为1*31500KVA1台，110KV采用单母分段接线，最终规模进出线4回，本期1回，35KV采用单母分段接线，户外半高型布置，最终出线4回，本期1回，10KV采用单母分段接线，户内单列布置，最终出线规模12回，本期6回，该站采用集团公司110KV变电站典型设计B-1模式。

三、监理方式

工程之初，监理部制定了本工程监理规划，监理范围为设计范围内土建及电气安装全过程监理，包括进度，质量，投资和安全的全方位控制，合同住处管理，协调有关承建各方面关系。监理规划中确定了本工种监理的主要内容和工作方法，确定以质量、进度、投资和安全为中心的监理控制目标。根据本工种的特点，现场监理采用巡视和旁站相结合的方式，对关键部位和关键工序实行旁站监理，并自始至终认真落实规划和细则要求，使本项目的质量、进度、投资、安全按业主的要求及以有效控制。评估依据

1、已批准的监理规划。

2、施工单位报送已批准的本工程施工组

织设计。

3、与专业工程相关的规范和标准。主控室及主厂房工程，设备基础工程，变电构架工程，电缆沟工程，接地网工程，电气一次安装调试工程，电气二次安装调试工程均符合相关专业质量验收规范，验收合格，观感良好。

五、工程建议及意见

本工程整体动作顺利，能够达到完工料尽场地清，不足之处，部分设备到场缓慢，影响一定进度，钢体构架存在镀锌不匀希望以后的工程中有所改进。

经过甲方承建、监理三方共同努力，本工程得以顺利圆满，保质保量完成，在今后的工程中，我们会更加努力，使我们的工程质量更上一层楼，让我们携手走向美好的明天。

陕西省地方电力监理公司

110kv变电站验收报告 篇5

线路通道建设工程的申请报告

新都区木兰镇政府：

2013年6月6日，在木兰镇政府召开了部分项目电力需求工作协调会，从光辉变电站埋设电缆线路到中塑、龙河茶城。

现因经济形式发展变化，中塑、龙河茶城资金因故暂时紧张，若再埋设电缆，投资过大，并且闲置通道较大。特此向新都区木兰镇政府申请，采用从光辉变电站架空电缆方式到中塑、龙河茶城的原方案，恳请贵政府理解企业实情，批准同意此方案。特此申请。

成都中塑投资集团有限公司

成都龙河投资有限公司

2014

110kV变电站优化设计 篇6

郓城煤化工园位于郓城县东南部的随官屯镇西南3km处, 距郓城县城区16km, 距巨野县建成区6.5km, 用地面积约5.01平方公里。该园区为菏泽煤化工基地的重要组成部分, 承担煤焦化产业和下游产业。总投资45亿元, 以400万吨焦煤化为龙头, 配套建设年产40万吨甲醇、20万吨煤焦油、25万吨二甲醚、20万吨合成氨、4万吨聚甲醛、2万吨脲醛胶等项目的煤焦化一体化项目, 已列入全市煤化工发展规划, 并通过专家评审论证。5年内该园区用电负荷将达到80000k W。今后一个时期内, 该区域的用电负荷将会是一个明显的增长点, 并对供电可靠性提出了更高的要求。为助推郓城经济特别是煤化工产业快速发展, 切实解决郓城煤化工园和随官屯供电区域快速增长用电需求, 根据《郓城“十一五”电网发展规划》于2010年新建110k V随官屯变电站一座。

1 选址

变电站位置应尽量贴近负荷中心, 根据《农村电力网规划设计导则》规定, 10k V配电线路供电半径≤15km。因为合理的供电半径不仅能提高电网的输送功率, 而且还能降低线损, 保证供电质量。随官屯变电站选在郓城煤化工园中心位置, 距日东高速公路随官屯出口2km, 省道聊商路1km, 交通便利。各工业项目10k V配电线路供电半径均在2km以内, 农村10k V配电线路供电半径≤10km。

2 工程规模

因变电站位于煤化工园内, 运行环境恶劣, 变电站设计为全室内变电站, 10k V出线采用电缆出线。

根据该供电区域负荷特点和负荷增长的需要, 本站远景规划主变三台, 容量为3×63MVA, 本期两台, 2×63MVA;110k V进线2回, 本期2回, 内桥接线;电源分别取自220k V潘渡变电站和220k V三里庙变电站;10k V出线36回, 本期24回, 单母线分段接线。由110k V直接变为10k V对用户供电, 取消35k V电压等级。各化工企业均按一级用电负荷、双回路供电。

3 设计原则

本变电站设计采用国家电网公司输变电工程典型设计, 110k V部分采用内桥接线, 10k V部分采用单母线分段接线。

4 设备选型

4.1 选型原则

变电站应采用两台主变, 选用节能、有载调压型, 一般采用S10或SZ10型变压器, 变压器容量应根据负荷发展情况而定, 但两台主变容量比不应超过1∶3, 接线组别、电压比应相同, 允许相差±0.5%;短路阻抗应相等, 允许相差±10%。以便主变并列运行, 满足供电安全N-1准则。开关设备选型应尽量使用智能化、可靠性高、技术先进、节能环保的小型化、无油化、免维护和成套组合GIS电器设备。

变电站应采用集变电站继电保护、测量、监视、控制和通信于一体的变电站综合自动化系统。变电站实现无人值班, 安装安全预警、视频监控、防火防盗等系统。直流系统采用智能型直流电源。

变电站应用微机“五防”闭锁系统, 与变电站自动化设备相连, 实现信息共享。应用全网无功优化补偿及控制技术。结合电网实际情况, 因地制宜选用经济适用的无功优化补偿模式。积极采用全网无功优化闭环运行集中控制 (AVC) 系统、动态补偿、平滑调节等新技术、新设备。应用远程电能质量监测技术, 具备电网谐波污染检测及治理手段。

4.2 选型

根据以上选型原则, 本站主变选用SFZ10-63000/110节能型双绕组油浸风冷有载调压变压器两台。1 1 0 k V设备选用ZF10-126G型六氟化硫绝缘金属封闭式组合电器 (GIS) , 采用三极共箱型结构。10k V设备采用KYN28-12型户内金属铠装移开式金属封闭开关柜, 由固定的柜体和真空断路器手车组成。柜内开关选用VN3-12E真空断路器, 配弹簧操作机构。

变电站控制保护装置采用变电站综合自动化系统。该系统具有控制、保护、测量、监视功能, 与光纤通信系统相连, 具备四遥 (遥测、遥信、遥控、遥调) 功能。为提高供电可靠性, 本站保护设有110k V线路备自投装置, 主电源线路停电时备用线路自动投入运行。

本站安装网络集中监控系统, 监控系统能够对各变电站的有关数据、环境参量、图像进行监控和监视, 以便能够实时、直接地了解和掌握各个变电站的情况, 并及时对发生的情况做出反应。

监控系统功能: (1) 图像监控:可以完成视频监控、云台镜头控制、灯光控制、循环显示、预置点调用及设定、多画面分割等功能。 (2) 事故预警:配合探测器可以实现防火、防盗、防小动物、防水、门禁、温湿度探测等功能, 如有报警发生, 系统自动切换到相应摄像机录像, 实现警视联动功能, 有预置功能的摄像机还能自动转到预置点, 同时自动启动数字录像。录像至少保存一周时间。 (3) 监控中心与无人值班变电站之间通过局域网传输通道实现对运行设备、变电场区的远程视频监控及对环境安全、烟雾等参量的集中监测。

本站采用GZG49系列高频直流电源, 该系统具有以下功能: (1) 交流配电:将交流电源引入分配给各个充电模块, 并可实现两路交流输入的自动切换。 (2) 充电模块:完成AC/DC变换, 实现系统最基本的功能。 (3) 直流馈电:将直流输出电源分配到每一路输出。 (4) 监控模块:将系统的交流、直流中的各种模拟量、开关量信号采集并处理, 同时提供声光告警;进行系统的智能管理, 实现与人机对话界面的通讯和后台机的远程监控。 (5) 人机对话界面:显示系统运行过程中的重要数据, 查询系统故障报警信息。 (6) 绝缘监测:实现系统母线和支路的绝缘状况监测。

本站无功补偿选用无功自动补偿成套装置, 采用TWK3-10/8000-8-1C-N型电容器, 安装在10k VⅠ、Ⅱ段母线上, 安装总容量16000千乏。该装置采用4级组合式自动投切, 能够对变电站进行动态无功补偿, 节能降损, 改善电压质量。

本站接地变压器选用10k V消弧线圈自动调谐装置, 用于消除电网谐波污染、同时提供站用电电源。

本站采用UT-2000IV型微机防误操作系统, 以实现“五防”功能, 防止误操作。即: (1) 防止误分、误合开关; (2) 防止带负荷拉、合隔离刀闸; (3) 防止带电挂 (合) 接地线 (接地刀闸) ; (4) 防止带接地线 (接地刀闸) 合开关 (隔离刀闸) ; (5) 防止误入带电间隔。

该系统具有操作票生成、系统模拟预演、系统对位、状态检测、验电操作等功能。

5 结语

本变电站采用了双电源、双主变设计, 满足供电安全N-1准则, 可以满足煤化工园化工工业用户对供电可靠性的更高要求。在设计中大量采用新型节能设备、新技术、新工艺, 选用了智能化、可靠性高、技术先进、节能环保的小型化、无油化、免维护和成套组合GIS电器设备;变电站自动化采用变电站综合自动化系统, 安装变电站网络集中监控系统, 可以实现无人值守。大大提升了变电所的自动化水平, 提高了电力输送能力, 推动了电能消耗低碳化进程。

参考文献

110kv变电站验收报告 篇7

[关键词]110kv变电站；变电检修；优化措施

对于变电设备的检修是电力企业生产管理工作当中至关重要的一个环节，设备状态良好是保障电网安全和可靠运行的重要保障。随着电网的快速发展，传统的周期设备检修模式已经不适合目前电网的发展要求，在检修中要充分的考虑电网安全、环境、效益等因素，进而提高设备运行的安全性和可靠性。而进行变电设备状态检修正是解决以上问题的有效方式。

一、当前公司110kV变电站变电检修面临的问题

1.变电检修工作人员的综合素质低，有待于进一步提高

（1）随着信息化时代的到来，计算机系统及相关技术已经广泛地应用到了电力系统之中，而检修人员应当在掌握基本的专业技能的同时还要掌握必要的信息处理技术，但实践中并非如此，变电检修人员基础素质较差，对于新知识的掌握能力相对较弱，很难及时、全面地掌握现代计算机信息数据处理技术。因此这也在一定程度上影响了变电检修结果。

（2）变电检修人员的安全意识淡薄，需要进一步加强危险点的分析。安全意识对于变电检修人员来说非常重要，工作的时候一定要谨记安全的重要性，要始终做到既不伤害别人，也不伤害自己，不被他人伤害，这样才能够促进检修工作的快速发展。

2.变电检修的目的不够明确，有待于进一步强化。110kV变电站变电检修是一项科技含量相对较高、现场操作难度较大的一项工作。有些变电检修人员对变电检修的目的不明确，认识不到变电检修的重要性，有些是应付了事，或是在进行变电检修过程中不够认真，不重视重要的检修环节。同时许多变电检修人员没有应有的安全意识和质量意识，对变电检修工作不能细心认真完成，在检修过程中容易出现结果误差，而往往被忽视的变电检修过程中的微小问题都会成为日后造成严重安全事故隐患，这种情况的出现正是由于变电检修工作目的的不明确造成的。

3.检修工作记录不全。变电检修工作需要对每一次的检修结果进行精确、仔细的记录，作为分析设备运行状态和安排进行设备检修的依据。但是，有些人员由于大多没有经过变电检修培训，不知道检修记录的重要性，不懂得记录技术要点和成本分析的重要性，造成记录不明确或完整，影响变电检修结果的分析，这样不能为变电检修提供有用的分析数据，也给制定变电检修计划造成了麻烦。对变电检修工作的记录不正确或完整将严重影响变电检修工作的进行，并有可能引起巨大的安全隐患问题。

除此之外，110kV变电站变电检修还面临着以下几个问题：设备陈旧落后，同种类型的电气设备的检修经验在各个部门缺乏必要的交流，很难形成一种合力；随着科学技术的不断发展，新型电气设备的检修元件价格昂贵，变电检修工作的成本太高，不利于变电检修的工作的顺利进行。

二、110kV变电站变电检修的优化措施

1.提高检修人员专业技能业务水平，强化员工协作。变电检修人员的业务水平要不断加强，引起管理层的高度重视，工作人员要认真地执行各项检修工艺和检修流程，技术管理部门要不断加强对变电检修工作人员的技术培训，定期进行业务考核，组织新技术学习，保证检修人员的技术水平能够满足技术要求。在进行检修工作过程中，要严格执行检修工艺，遵照要求完成变电检修，避免检修人员工作错误的出现，降低检修工作的风险。在变电检修过程中，检修人员应对变电设备运行中的危险点进行全面的分析与掌控，只有这样才能将危险点消灭在萌芽状态，从而保证变电检修人员的人身安全与变电设备的正常运行。一般而言，变电检修事故的发生，通常是因为工作人员对危险点重视不够或根本没有意识到其重要性而引起的，因此笔者建议应当对变电检修中的危险点进行认真的分析，单位要制定和落实责任制。实践证明，通过制定和落实责任制，可以使作业人员在实际检修过程中积极主动地去做好变电站危险点分析与检修工作。

2.工作人员明确变电检修目的。明确变电检修的目的是保证变电检修有效进行的关键，因此要使变电检修管理人员对变电检修的每一项工作都要有详细的技术操作说明，各个变电检修班组应布置详细的检修任务和责任项目，明确检修项目的工作方向，使各个检修班组检修工作人员能够真正明确变电检修的目的，保证变电检修平稳有效进行。工作人员要在明确变电检修目的的基础上，对变电设备进行定期的、规范的验收工作，按照要求进行验收工作记录，主要有作业指导书、试验报告。为变电检修提供第一手资料，保证变电检修正常有序进行，避免安全事故出现。

3. 变革110kV变电站变电检修方式，提高检修效率。对变电设备进行检修是降低能耗的合理优化方法之一。变电检修方式的变革主要是降低检修费用，防止强迫限电所造成的巨大经济损失，保证运行的设备能够在更安全平稳的环境下运行，提高变电设备使用寿命。对电力设备进行必要的检修成为一个重要方面。根据公司现有的条件，要把全部的设备改为状态检修是不合实际的。我们应该实事求是，从自身的实际条件出发，对一些该修的电气设备就要进行修理。对一些新建的项目，我们可以率先采用状态检修的方式，把监测和诊断设备的安装工作事先放入设计规划中去，等取得成功之后，再逐步推广开来。对于那些平时很少出现故障的电气设备，我们没有必要进行实时的监测诊断，只需要对故障率高的电气设备进行必要的监测，然后在电气设备使用期探索的过程中，采用科学的方法延长设备检修的时间间隔，只有这样才能够取得良好的效果，促进电力事业的快速发展。

4.挖掘110kV变电站变电检修的潜力，促进检修工作的发展

（1）要采用最为先进的变电检修管理方法。主要内容应该包括：a.加强变电检修人员的责任感，要求检修人员不断强化其自身的的业务技术水平并结合在实际工作中积累的工作经验参与变电检修管理，并对自己的检修结果负责；b.明确关键的变电检修工作，并将重点放在关键点的检修上，集中所有技术力量加强关键点的检修；c. 应定期对检修技术人员的业务技术进行考核，并与薪资制度挂钩，采用成本激励的方法，鼓励技术人员降低生产成本；e.对检修工作中简单、容易的工作建议使用外聘工人，让技术较精湛和技能较熟练的检修人员花更多的时间和精力完成更加复杂和难于处理的检修工作；f.应加强变电设备的检修管理，根据实际条件逐渐引入计算机化的检修管理方法，提高检修的科技含量，精确检修结果。目前，我公司已投入运行生产管理系统，在变电检修方面，主要用于工作票、危险点分析控制卡和二次措施单的填写。减轻了检修人员的工作量。

（2）要搞好变电检修工作的后备工作。主要内容包括：加强交通车辆，不能为了减少车辆使用而严重影响检修工作；没有足够的备品备件、工具、试验仪器及时有效供应是决不能做好变电检修工作的；建议建设仓库和工具房，以利于减少检修费用、人力物力，严格执行公司文件，细化到个人，能做到对外公示。

三、结语

变电检修工作是电力企业为了适应电力工业的发展的而采取的重要措施，它是电力系统中一种自我优化、自我完善的方式、能够在很大程度上提高变电检修工作人员的整体素质，提高电力系统人力资源的优势，提高检修的质量，从而促进电力事业的快速发展。

参考文献：

[1]杨荷娟.输变电设备状态评价及可靠性研究[D].浙江大学，2012.

110KV变电站建设过程控制 篇8

陈良久

摘要：本文从实际出发，从110KV变电站的建设过程质量、工期、投资进行了分析，阐述了其控制方法。对施工与设计、施工与业主、施工与相关方的关系进行了详细分析，对实际工作具重要的指导意义。

关键词：110KV变电站；质量；工期；投资；安全；控制。

一、工程概况

东风裕隆汽车有限公司110KV工程变电站为单母线、双变压器方式，户内无人值班综合自动化变电站，110kV配电装置为封闭式设备户内布置，主变压器户内布置，10kV配电装置为成套开关柜户内双列布置。保护系统采用分层分布式变电站综合自动化系统。

二、变电站建设过程中的质量控制

建设过程的质量主要包括设计质量与工程质量。

首先是设计质量方面，设计质量决定着整个项目的成败。第一步选择设计院是重要环节。一方面设计人员的水平高低对设计质量起着决定性影响；另一方面，设计人员对当地的电网情况是否熟悉、对当地供电局所属区域性标准是否熟悉、对当地供电基本情况是否熟悉，对设计质量都具有重要的影响。比如说，当地供电形势是否紧张、供电容量是否足够满足用户的需要、对是否T接的要求、对双回路的要求、对保安电源的要求等等，这些都是设计人员在变电站方案设计前需要考虑的必要条件。

其次是工程施工质量。110KV变电站工程不同于一般的电力工程，电压等级较高，所有工程都必须按照国家标准、规范进行。110KV工程主要包括外线工程、站内电气工程、土建工程、继电保护工程、通讯工程等。工程质量的关键环节必须要严格控制，才能完成质量优良的建设工程。一般情况下，110KV项目的工程质量体现在以下几个方面：

1、设备监造：所有主设备的制造过程必须要严格执行监造制度。特别是变压器、GIS、10KV开关柜、保护系统等重要设备，除了在选择型号及厂家方面要慎重，订货以后的制造环节一定要把好质量关。设备监造的前提是对制造厂商设备制造过程的高度控制能力，而完善的监造体系包括完善的管理程序及监督导则、高效的监造管理信息平台以及经验丰富的监造队伍则是成功设备监造的保障。

一般情况下设备监造分为以下几个阶段：

（1）监造准备

（2）质量计划文件准备

（3）驻厂监造实施

2、安装施工过程的质量管理

外线安装、设备安装、通讯系统安装等关键工程的施工，必须实施全面质量管理，以确保工程质量满足设计要求和运行要求。一般从以下几方面进行质量控制：

（1）各专业在图纸会审基础上根据施工组织设计编制专业施工方案、施工技术措施或作业指导书，并对施工人员交底，施工人员要严格按措施或作业指导书施工。如现有标准、规程、规范不能满足质量要求时，根据

现场及各专业工地编制技术评定准则。

（2）施工单位组织配备施工所需设备并组织对大型施工机械设备认可，并负责组织中小型设备鉴定认可并对施工机械设备进行维护保养且需做好记录，报监理公司审批并备查。

（3）把好施工原材料的质量检验关：每个工程的原材料采购、验证、保管的控制，都必须按照相关规定执行，严格执行质量管理体系，对招投标过程的控制、制造过程的监控、到货的检验等环节一定按照规范执行，打好工程质量的基础。

（4）坚持工程施工过程的质量控制：在工程施工过程中，项目部及施工单位在各个环节都要确保质量对质量问题限期整改，使得质量问题在严格的控制中得到有效改善，不留任何隐患，杜绝质量问题出现。

（5）对出现的质量问题所有处理过程进行重点监控。当有质量问题出现时，应对质量问题进行记录，特别是对问题出现的过程、原因分析、处理过程、结果鉴定等进行详尽的记录，一定要有结果，且对结果进行必要的判定。

经过上述的质量管理过程，基本能够消除质量事故的影响，使得整个工程的质量结果在严格的控制下得到满意的结果，对整个变电工程的顺利投运具有保障性作用。

三、变电站建设过程的工期控制

一个110KV变电站的建设，经历环节主要有立项、审批、建设、调试、投运等环节，其中，时间上占比最重的应该是立项及建设两大环节。

首先是立项环节。对于一个110KV工程的立项，按规定应该是省级电力公司审批后方可实施。用户在投递了用电申请以后，很长一段时间就是在方案制定、审批、会审、回复意见等过程中度过。因为一般情况下，所有电力工程的用电方案都得经过属地供电局制定并得到审查，然后往上一级供电局申报，得到批准后再往上一级申报，这样层层审批，一个流程循环下来，少则两月，多则一年以上，这还得是所有方案都能一次性通过的基础做为保障。当方案无法通过时，反复进行方案制定、审批，时间就无法控制了。得到省一级电力公司批准后，还得经历初步设计、初步设计审查、订货、施工图设计、施工图审查等几个重要环节，然后才能进入施工阶段。这几个环节完成下来，没有一年半载的恐怕很难完成。

施工过程的工期控制，主要在于政策处理的时间、施工两大环节。政策处理方面，除了依靠国家相关法律法规、当地拆迁赔偿准则等进行政策处理以外，还得有很好的处理技巧才行。施工过程的工期控制主要在于做好工程施工的计划、合理的组织、材料的采购及进场的时间合理控制、各工序之间的配置与安排等等。

一个110KV项目从审批到通电，需经历一个漫长的过程，在这个过程中，如何更加快捷地完成建设，需要综合研究各方面的因素，如本公司的人力、财力、效率，相关的政府机关、电力、建设、环保、交通、卫生、消防、气象等各级政府管理部门。在此过程中，必须具有综合管理的思想，从各方面入手，调动各方面的积极性与主动性，具有全面性、全局观、前瞻性、周密的计划性，才能顺利地进行，完成项目的建设。

四、变电站建设过程的投资控制

110KV工程项目投资控制是在不影响工程进度、工程质量、安全施工的条

件下，将工程的实际费用控制在目标值之内。此项控制以目标值为基线，实施于整个工程管理过程中。110KV工程的投资控制，按照一般情况而言，目标值应该是设计院的投资概算、初步设计概算及施工图预算，根据不同阶段确定不同的目标值。对于投资控制，分以下几个阶段进行说明：

1、110KV工程项目投资决策阶段的投资控制与管理

110KV工程建设项目的各项技术经济决策，对项目的工程投资有重大影响，特别是建设标准水平的确定、供电点的选择、供电容量的确定、变电站的供电方式的选择、变电站的选址、设备选用等，都直接关系到工程投资的高低。2、110KV工程设计阶段投资控制与管理

110KV工程项目设计质量的好坏直接影响着工程的建设质量、投资额和工程的效益。

（1）、制定110KV建设工程投资目标规划。特别是110KV变电站的建设规模的确定，直接影响投资规模。如果供电规模过小，不但无法满足企业供电容量，生产用电不足，势必造成严重后果；而且更无法满足企业发展的需要。如果供电规模定得过大，远远超出供电容量，不但增加投资，而日常运行费用也势必造成很大的浪费，因为对于供电容量来讲，基本电费是一笔不小的运行费用（浙江省电力基本电费是30元/KVA）。比如说25,000KVA即可满足生产，而定成了31,500KVA，每月基本电费就得多出近二十万元，一年就得多出两百多万元。

（2）、进行技术经济分析，使设计投资合理化。设计人员在设计前需要进行详尽的分析，对于先进技术、材料选择、设备选型等环节，需要进行周密的比对，从安全性、可靠性、先进性、实用性、经济性出发，进行方案比较，才能使设计趋于合理。

（3）、优化设计，满足工程投资要求，在方案比较的基础上，进行适当的优化，使项目总体投资趋于更合理的范围。设计阶段施工图要求全面准确，力求不漏项、不留缺口、少出设计错误，以免在施工过程中进行更改，造成不必要的损失。

3、110KV工程实施阶段的投资控制与管理

（1）、工程施工招标

严格按照建设工程招投标规范要求进行工程施工招标，选择一个合适的施工单位，对于110KV项目来说具有深远的影响。

（2）、严格控制施工质量

① 对进场的原材料和设备及其它半成品等应由具备资质的单位进行各种质量检验。另外还要有一个完善的设备和材料管理程序，以保证材料和设备及半成品始终处于良好的质量状态。

110kv变电站验收报告 篇9

一．填空（每空1分）

1.倒闸操作的中心环节和基本原则是围绕（）。在拉合闸时，必须用（）接通或断开负荷电流或短路电流，绝对禁止用（）切断负荷电流在合闸时应先从（）进行，依次到（）。在拉闸时应先从（）进行，依次到（）。

2.主变容量是（）一次电压时（）二次电压是（）。一次电流是（）二次电流是（）。运行人员每天至少应对变压器检查（）次，每周应有一次（）检查。

3.SF6断路器指针式密度继电器20℃表压在（）左右，不得低于（）SF6气体作为（）和（）介质。额定电流是（），额定短路开断电流是（）。10kv户内高压真空断路器额定电流是（），额定短路开断电流是（），501 502 500断路器额定电流是（）额定短路开电流是（）1# 2#站用变额定容量是（）一次电流是（）二次电流是（）一次电压是（）二次电压是（）。

4.电业安全工作规程应每年考试（）次，因故间断电气工作（）

个月以上应重新学习本规程，并经（）方能恢复工作。

5在电气设备工作保证安全的组织措施是（），（），（），（）。

6.在电气设备上工作保证安全的技术措施是（），（），（），（）。

7.高压设备部停电时，工作人员若有必要移开遮拦时，应有监护人在场。10KV及以下不得靠近（）米，110KV不得靠近（）米。工作人员工作中正常活动范围与设备带电部分的安全距离10KV及以下（）米，110KV（）米。

8.高压验电应戴（）应使用相应（）等级，合格的接触式验电器验电时应先在（）上进行试验，确认验电器良好

9.用绝缘棒拉合隔离开关时应戴（）,应穿（），应有（）进行。

二.判断（每题2分）

1.电流互感器在工作时其二次侧不允许短路（）.2.电压互感器在工作时其二次侧不允许开路（）.3.电流互感器和电压互感器二次侧都有一端必须接地（）.4.电流互感器、电压互感器二次侧电流、电压一般是10A、1000V（）.5发现有人触电应立即进行抢救（）

三.选择.（每题2分）.1.电容器的直接作用是并联在线路上提高（）。

A．功率因数B.有功功率C.无功功率.2.电容器的外壳温度不得超过（）

A.80℃B.90℃C.60℃

3.线路各连接处温度不应超过（）

A.100℃B.70℃C.40℃

4.高压设备发生接地时，室内不准接近故障点（）以内，室外不准接近故障点（）以内。

A.2m、4mB.4m、8mC.8m、16m

5.三相绕组星形连接时，线电压是相电压的（）倍。

A.√2B.√3C.相等

6.三相负载总功率的计算公式是()

A.U线I线COSB.√3U线I线COSC.√2U相I相tg

7.变压器中一次、二次线圈的电压和电流关系是（）

A.反比￣B正比

8.用万用表测量电阻时，红电笔插入（）,黑电笔插入（）

A.＋、－B.－、＋

9.用兆欧表测量绝缘电阻时“E”接线柱接(),“L”接线柱接（）

A.接地、线路B.线路、接地C.机壳、人体

10.触电急救最重要的是（）

A.人工呼吸B.胸外心脏挤压C.脱离电源

四.问答

1.主变外部巡查的内容？（10分）

110kV变电站自动化系统设计 篇10

关键词：110kV变电站；自动化系统；系统设计；继电保护；信息采集；远程通信 文献标识码：A

中图分类号：TM764 文章编号：1009-2374（2015）21-0027-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.21.014

1 原始资料分析

设计有关原始资料：

（1）变电站的类型：地方降压变电站。

（2）电压等级：110/35/10kV。

（3）负荷情况。

（4）系统情况：系统经双回路给变电站供电；系统110kV母线短路容量为2500MVA。

（5）电气主接线。电气主接线方案如图1所示：

（6）变压器及输电线路型号。SFS7-31500/110型三绕组无励磁调压电力变压器。

2 110kV变电站自动化系统设计

2.1 变电站自动化系统的概念

常规变电所的二次系统主要由就地控制、继电器、录波装置、远动控制装置组成。在实际应用中，按照就地监控、电保护、远动、测量、录波等功能组织，构成录波屏、控制屏、保护屏、中央信号屏等。

我国变电站自动化系统研究起步较晚，我国首个变电站自动化系统是由清华大学机电工程系设计，但由于受到投资和技术限制，当时并没有大面积推广和应用。随着我国经济的不断发展，20世纪90年代越来越多的单位和企业开始投入到变电站自动化系统的研究中，其中南瑞公司、申瑞公司都投入了大量资金针对变电站自动化系统进行了开发。随着变电站自动化系统研究的深入，我国变电站自动化系统不论是技术上，还是理论上都逐渐完善。变电站自动化系统有效提高了变电站稳定性和可靠性，提高了变电站运行效率，变电站自动化系统在不久的将来将成为变电站系统改革的主流方向和必然趋势。变电站自动化系统通过利用计算机技术、通信技术对变电站所有设备运行情况进行监测、控制、协调，以此保障变电站安全运行。变电站自动化系统有效降低了变电站的维护费用，提高了供电质量。

2.2 变电站自动化系统设计原理与计划

2.2.1 设计的原理。设计的基本理念是建立一个新型中央集中控制系统，从而实现自动化；同时在尽可能增强各项功能的基础上降低设计成本。110kV变电站自动化系统设计配置及通讯网络图如图2所示。

2.2.2 设计计划。在对国内110kV变电站分析的基础上，对变电站自动化系统设计计划如表1所示。

3 系统的功能设计

3.1 自动化系统的继电保护功能

变电站自动化系统的继电保护功能是变电站自动化系统的核心组成部分和关键技术。通过继电保护功能能够实现对变电站继电设备状态的监控和保护。一旦变电站继电设备运行状态出现异常，继电保护功能便会启动保护机制。其中包括：发电机保护、变压器保护、母线保护、电气线路保护等。继电保护功能降低了电力系统发生故障的可能，在故障发生时，能够实现最小范围和最短时间，自动将故障点与设备进行隔离以及切除，消除隐患，保障供电正常。继电保护功能的技术特点是具有选择性、灵敏性、可靠性、速动性。选择性指故障发生时能够仅选择将故障设备切除，不影响其他正常设备。速动性指以最快速度切除故障，缩短故障时间，降低设备损坏程度，及时稳定设备运行。灵敏性指的是在电力系統出现故障或异常时，能够快速启动保护机制，并正确做出反应动作。可靠性指的是继电保护功能具有安全性和信赖性，不会做出错误反应，错误动作必然会给电力系统带来危害，影响正常供电。

3.2 自动化系统的信息采集功能

变电站自动化系统的信息采集功能为变电站的后续管理和运营提供了科学依据和研究数据。通过信息采集功能能够实时掌控整个变电站的运行状态和设备装备，信息的传递通过远程通信系统完成。变电站的有效管理离不开信息采集功能。但为了避免变电站自动化系统出现故障，导致采集到的信息失真，变电站运行时仍需留守人员，出现故障时，及时对自动化系统进行维护，并直接进行人工跳合闸，确保变电站的正常运行。

3.3 自动化系统的设备监视及报警

3.3.1 具有报警功能。变电站自动化系统故障监测功能和报警功能在发现设备故障时会发出警报，并将故障信息送达调度中心，调度中心便可利用反馈回的故障信息及时找到故障点，并对故障点进行必要的隔离与

维护。

3.3.2 具有设备监视功能。变电站自动化系统的设备监控功能，能够实现对设备的自动监控和控制保护，如：电气线路监视、母线监视、变压器监视等。变电站自动化系统在对相关设备进行监视时能够自动生成监视记录，为后续维护提供依据。

3.4 具有数据处理及打印与人机接口及远程通信功能

3.4.1 系统的数据处理及打印功能。变电站自动化系统的数据处理及打印功能，能够根据变电站管理需要自动生成继电保护和运行管理记录存档，其中包含了变电站的日报表、月报表等。在数据生产后打印站根据数据调取需求将历史数据进行显示、打印及转储。

3.4.2 系统的人机接口功能。变电站自动化系统具有直观的可视化操作界面，变电站管理人员可直观的通过屏幕了解到整个变电站系统的运行状况，并进行控制操作。

3.4.3 系统的远程通信功能。变电站自动化系统的远程通信功能实现了远距离数据传输。利用远程通信功能，能够精确将变电站信号实时显示，并反馈到控制中心，控制中心便可对变电站进行实时控制，远程通信功能不仅提高了工作效率，更降低了人工成本。

4 结语

110kV变电站自动化系统建设对我国电力发展有着积极的促进作用，虽然目前我国对于110kV变电站自动化系统正处在研究阶段，但随着投资力度的加大及研究的不断深入，不久的将来110kV变电站自动化系统将逐步成熟起来。变电站自动化系统将成为我国未来变电站发展的必然趋势。本文通过对变电站自动化系统原理进行分析，提出了变电站自动化系统设计思路，并依据当前110kV变电站自动化系统的研究成果，对110kV变电站自动化系统功能进行了设计和分析。

参考文献

[1] 陈小川.我国铁路供电继电保护与自动化[M].北京：中国铁道出版社，2010.

[2] 张惠刚.浅谈变电站综合自动化原理与系统[M].北京：中国电力出版社，2004.

110kV变电站运行与维护 篇11

110 k V电网为高压配电网络, 110 k V连接着输、配网络与用户, 作为当今城市的主要变电节点和用户的主要电源接入点, 其直接关系到电网运行的可靠性、经济性。由于大量110 k V变电站的分散布局和当前电网对于节约人力的要求, 当前110 k V变电站普遍实现了无人值守, 这就对变电站长期无人状况下的运行可靠性提出了更高的要求, 只有依靠大量的自动化设备、远程监控设备和网络才能实现。为了保障110k V变电站既能够实现安全可靠运行[1,2,3], 又能够尽量提高经济性[4,5,6], 便需要在设计、建设、运行管理与维护上做好深入细致的工作, 本文主要从技术与管理两方面, 探讨其运行与维护中的一些关键点。

1 110 k V变电站的情况

110 k V变电站按照其所在位置、负荷大小及重要性, 被设计规划为不同的主接线方式, 根据负荷情况的不同采用不同类型的变压器, 通过变压器将110 k V电压转变为35 k V、10 k V供负荷使用。为了保障供电可靠性, 一般会采用冗余配置, 有2台主变压器的变电站, 一般1台变压器的容量便可以保证主要负荷的供电, 在有3台主变压器的变电站, 2台运行1台备用, 保障1台变压器进行检修时变电站仍可以正常运行。采用了冗余配置, 往往采用多路进行, 通过不同的上级变电站对本站送电, 即使某一上级变电站发生故障, 或者某条进线发生故障时, 本站仍有电源进行供电。为了保障站内照明、监控、保护设备在各种情况下均能正常工作, 站内配置直流电源设备, 可以在全站停电的情况下维持一段时间的站内工作。为了实现无人值守, 普遍实现了全站的自动化监控设备, 并与调度、集控部门联网。变电站的主接线形式主要为单母线、单母线分段、桥式接线 (一般为内桥接线) 等, 往往采用110 k V的典型设计, 具有较好的统一性, 站内自动化设备的统一性也较强, 为运行和维护提供了较高的便利。

2 110 k V变电站的运行

110 k V变电站运行过程中, 为了提高整体运行的可靠性, 首先要保障主要电气设备的可靠性, 在此基础上, 有效的操作、完善的自动控制措施和完善的运行管理制度可以起到全过程的监督、管理作用。

2.1 程序化的操作方法

程序化操作又被称为顺控操作, 是无人值守的变电站在遥控操作过程中, 可控电气设备从初始状态到终止状态, 所执行的测控、监视等工作由一个完整的执行程序, 将原本需要多步才能完成的操作, 实现一步完成, 可以保证按照设定好的顺序操作, 从而达到万无一失。为了保障程序化操作的可行性, 其必须具备的条件有:一次设备为具有较高的可靠性的遥控功能设备。具有遥控功能, 可以实现电动操作, 操作过程完全由计算机完成, 实现无人干预, 因此一次设备的操作成功率决定了程序化操作的可靠性。站内的微机保护装置应具备可靠的信息传输通道, 具有保护软压板的远方投退、定值区远方切换功能。站内应具有性能可靠完善的变电站综合自动化系统。该系统能够实施采集数据即各种遥测、遥信量, 具备防误闭锁和事件记录功能。

具体执行时, 可以将监控中心的主机或变电站自动化系统的主机作为执行操作的主体。事先建立变电站的典型操作票, 操作人员可以选定执行操作的变电站以及操作任务, 计算机列出应当顺序执行的操作以及操作的注意事项, 在执行过程中计算机逐一审查操作结果, 决定下一步的动作。这样通过计算机监控, “不会犯错”的计算机来保障操作的顺序性和可靠性。

2.2 完善的站内自动化装置

当今, 以微机保护为代表的电力系统安全自动装置发挥着保障设备、站点、电网乃至整个电力系统安全可靠运行的重要作用, 除了在发生设备故障情况下紧急切除故障外, 还负责运行设备的状态监测、设备不正常运行状态告警、紧急事故自动处理等诸多功能, 在110 k V变电站中, 这些设置在站内的自动化装置将发挥着更为重要的作用, 本文以备自投装置为例进行说明。

图1展示了110 k V均分负荷站的主要接线, 其中进线A、进线B为110 k V进线, 1#、2#、3#分别为3台主变压器, 10 k V侧为单母线四分段, 即为10 k V的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线, 各分段上均带有电压互感器, BZT1~4即为备自投装置。将110 k V侧开关依次定位A、B、C、D, 10 k V侧开关依次定为a、b、c、e、d、f, 顺序均为从左至右。

这种接线方式被称为负荷均分站或均分负荷站, 其主要优点表现在3台变压器的负荷分配比较均衡。同时当某一主变压器 (如图1中2#主变压器) 停电时, 停电变压器的负荷将分担给1#、3#主变各一部分, 不致于过多增加某一变压器的负担。这种接线方式灵活可靠, 并具有较强的运行经济性, 得到了广泛的应用。正常运行时, 进线A带1#、2#主变压器, 进线B带3#主变压器, 开关A、B、D闭合, 开关C断开, 低压侧b、e开关热备用。BZT1的逻辑为充电条件:110 k V两母线均有点压, 开关B跳位, 开关C合位, 无闭锁量。启动条件1为:110 k V侧Ⅰ母有压, Ⅱ母无压, 进线2无流。启动后跳开C、D, 合上B, 实现进线A带1#、2#主变。10 k V侧Ⅳ段母线的供电由BZT4完成。启动条件2:110 k VⅠ母无压, 进线1无流。启动后跳开开关A, 10 k V侧Ⅰ段母线的供电由BZT3完成。闭锁条件:2#主变保护动作。其他的备自投装置有类似的功能, 这样可以保证变电站在变压器故障跳开、线路进线故障或者上级变电站故障导致进线失电等多种故障情况下, 110 k V仍能够正常运行, 不致于损失负荷, 并保证变电站负荷的经济分配。

3 110 k V变电站的管理与维护

110 k V变电站在多年的维护和管理中积累了大量的宝贵经验, 近年来, 随着自动化水平的提高, GIS (封闭组合电器) 变电站被越来越多的采用, GIS在密闭容器中除了布置电气设备外, 还以SF6气体作为设备的绝缘材料和灭弧介质, 从而使GIS站具有良好的电气绝缘性能和灭弧性能。但SF6气体作为一种无毒气体, 经放电、电弧作用却会产生有毒气体和粉末, 这也给变电站的管理与维护提高了难度, 本节便以GIS为例进行说明。

日常管理过程中, 检查和监视人员应注意SF6气体密度是否超过警戒值, 近期内气体压力、密度值有无变化和异常。《电业安全工作规程 (发电厂和变电所电气部分) 》第八章191条规定:装有SF6设备的配电装置和SF6气体实验室, 必须装设强力通风装置, 风口设置在室内底部。只有在强力抽风装置工作正常后, 配电室才能投入使用。尽量避免1人单独进入配电装置室进行巡检。对运行人员经常出入的设备场所每班至少换风1次, 每次不少于15min。GIS配电室的地面层安装带报警装置的氧量仪和SF6泄漏报警仪, 在SF6含量达1 000μL/L时SF6报警仪报警, 或空气含氧量降至18%时氧量仪应发出警报。运行中的维护首先要注意液压机构、检查与额定值的差值是否在允许的范围内。既要压力表和泄漏检测器的检测值, 又要关注检测装置是否发生异常。水分含量也是影响设备运行的重要指标, 应予以关注, 一般要求设备运行后每3个月检查1次水分含量, 一旦发现超标应做干燥处理, 如果发现有漏气现象, 可进行带电补气, 不会影响正常运行。但发生漏气现象时, 应特别注意现场的防中毒措施, 以避免检查检修人员进入配电室时发生中毒事件。GIS站常见的故障情况为液压机构频繁打压和气体密度继电器误动作等, 由于GIS站中的设备安全与人身安全都至关重要, 因此在日常工作中应加以关注, 及时消除故障隐患, 对于无法在带电过程中消除的故障隐患, 应做好记录, 予以密切关注, 并在计划停电检修时予以修复。

4 结语

110 k V变电站在多年的运行过程中, 运行经验发挥了重要作用, 但要对操作过程的程序化、站内安全装置等方面予以特别重视, 同时, GIS站的采用也为运行和维护带来更高的难度, 因此, 要求110 k V变电站在运行、监控、维护、检修等方面做更多的工作, 才能保障110 k V变电站的可靠运行, 为用户提供更加安全、可靠的电力能源。

参考文献

[1]侯源红, 李越, 林褀蔚.变电站分期建设中单母线四分段界限问题解决[J].供用电, 2009, 26 (4)

[2]聂小勇.110kV内桥式备自投应用问题的分析与改进[J].广西电业, 2009 (10)

[3]王亮, 贾强.扩大内桥接线方式备自投应用[J].贵州电力技术, 2009, 12 (11)

[4]GB/T13462—2008电力变压器经济运行[S]

[5]赖斯, 张勇军, 廖传民, 等.文昌配电网节能降耗综合治理方案研究[J].南方电网技术, 2008 (3)

110kv变电站验收报告 篇12

110kv莲花变电站工程流动红旗检查

汇 报 材 料

浙江泰莱建设有限公司

各位领导、各位专家你们好：

感谢各位在百忙之中，抽出宝贵时间莅临110kv莲花变电站工程做指导与检查，现在向各位领导、专家汇报流动红旗竞赛的施工情况。

一、工程概况

建设地点：舟山市普陀区东港海莲路与东塘线交叉路口 建设单位：舟山电力局

勘察单位：核工业湖州工程勘察院 设计单位：舟山市启明电力设计院有限公司 施工单位：浙江泰莱建设有限公司

监理单位：浙江电力建设监理有限公司舟山分公司

110kv莲花变电站位于舟山市普陀区东港海莲路与东塘线交叉路口，依据国家电网公司电计［2008］121号《关于衢州220KV南竹输变电工程可行性研究报告》、浙江省发展和改革委员会浙发改设计［2008］100号《浙江省发展改革委关于220千伏南竹输变电工程初步设计的批复》进行建设，本项目是浙江省重点工程项目，该工程的建成投产完善了衢州市龙游县的电网结构，提高了电网运行的经济性、可靠性、安全性。

110kv莲花变电站位于舟山市普陀区东港海莲路与东塘线交叉路口，共包括主控楼以及电缆沟、道路、绿化等附属工程。本工程的事110kv莲花变电站工程安全质量流动红旗检查汇报材料

故油池为二类构筑物，其余建筑物及附属设施为三类工业建筑。

二、安全文明施工标准化工作开展情况

1、分级管理，狠抓责任制落实。由公司生产经理牵头，公司生产、安全部门有关责任人组成项目领导小组，定期或不定期的对项目安全生产文明实施情况进行检查与抽查，发现问题及时指出，并要求项目部限期进行整改。项目部成立以项目经理为组长，项目部管理成员及班组长为组员的项目安全文明生产管理小组。

2、建立安全文明定期检查制度，完善安全生产检查责任追究制。加强安全检查力度，按照“谁检查，谁签字，谁负责”的原则，严格落实安全检查人员的责任。同时建立安全台账，对安全问题一查到底，使安全隐患底子清、任务清、责任清。

3、建立安全生产管理网络，在项目范围内形成了纵向到底、横向到边、责任到人的安全责任体制。依照项目管理规范的要求，明确每个人的职责分工，做到处处有人管，事事有人抓，既避免了管理上的空档，又防止因职责重叠造成的扯皮推诿现象。

三、工程达标创优工作开展情况

1、工程从建设开工，项目部就对安全文明施工等予以高度重视，明确争创“区安全文明标化工地”为目标，制定了争创区级安全文明样板工地的安全管理目标，建立了安全生产责任体制及相应的安全管理制度，责任落实到人。结合本工程实际情况，制定了“安全文明施工组织设计”及“安全文明二次策划”等专项施工方案。

2、合理规划、布置生产区、办公区、施工区，设置厕所等，加110kv莲花变电站工程安全质量流动红旗检查汇报材料

大安全、文明、生活设施投入，改善职工办公环境，建立安全的“五小”设施。

3、合理规划材料堆放场所，施工现场所有材料，分类堆放整齐，其它周转材料布置有序，堆放整齐，长料一头齐，块料成丁。工具存放仓库中，分类归堆，并设置标识牌。

4、施工现场道路地面用砼路面，路边设排水暗沟，做到统一排水。

5、施工用电严格按《施工现场临时用电安全措施技术》，采用三相五线制，统一购置标准配电箱及箱内各种用电装置，实行三级配电，三级保护，并在电器上标明用途。施工现场用电由专职电工负责架设和日常检查维护。

四、施工现场质量保证与安全生产方面的不足和整改

目前我们在安全文明施工与质量保证措施方面做了大量的工作，但是在后期阶段施工过程中仍需继续保持与加强，并在现阶段施工过程中队发现的不足之处加以整改、优化，这些不足之处在今后的工作中需要做精、做细，逐步完善并形成一套有效可行的安全文明生产、质量保证的管理模式，确保工程优质完成。

五、工程进度和下一步工作计划

1、主控楼主体结构分部工程和屋面分部工程已全部完成。

2、主控楼装饰与装修分部工程计划于12月20日完成。

3、事故油池、电缆沟、道路、围墙等计划于1月20日完成。

六、安全技术资料 110kv莲花变电站工程安全质量流动红旗检查汇报材料

安全台账记录及时、规范、安全、施工组织设计、专项施工方案、技术交底等比较及时，且做到“三不”上岗制度（本工种安全操作规程不懂者不准上岗，未经三级安全教育者不准上岗，无登记签字者不准上岗），书面内容齐全，教育者与受教育者均履行签字手续，各类会议、检查均有记录在册。

以上是本工程流动红旗检查汇报总结，恳请各位专家提出宝贵意见，使我们在工作中不断进步，使我们在下一步工作中做到更好。