110kv变电站文献综述

110kv变电站文献综述（精选8篇）

110kv变电站文献综述篇1

一、引言

随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，用户对供电质量的要求日益提高。国家提出了加快城网和农网建设及改造、拉动内需的发展计划。变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施，它通过其变压器将各级电压的电网联系起来，在电力系统中起着至关重要的作用。近年来110kV变电站的建设迅猛发展。科学的变电站设计方案能够提升配电网的供电能力和适应性，降低配电网损耗和供电成本，减少电力设施占地资源，体现“增容、升压、换代、优化通道”的技术改造思路。同时可以增加系统的可靠性，节约占地面积，使变电站的配置达到最佳，不断提高经济效益和社会效益。

二、什么叫变电站

变电站是改变电压的场所。为了把发电厂发出来的电能输送到较远的地方，必须把电压升高，变为高压电，到用户附近再按需要把电压降低，这种升降电压的工作靠变电站来完成。变电站的主要设备是开关和变压器。按规模大小不同，称为变电所、配电室等。

变电站是把一些设备组装起来，用以切断或接通、改变或者调整电压，在电力系统中，变电站是输电和配电的集结点。变电站主要组成为：馈电线（进线、出线）和母线，隔离开关，接地开关，断路器，电力变压器（主变），站用变，电压互感器TV（PT）、电流互感器TA(CT），避雷针。

变电站主要可分为：枢纽变电站、终端变电站；升压变电站、降压变电站；电力系统的变电站、工矿变电站、铁路变电站(27.5kV、50Hz）；1000kV、750kV、500kV、330kV、220kV、110kV、66kV、35kV、10kV、6.3kV等电压等级的变电站。

变电站起变换电压作用的设备是变压器，除此之外，变电站的设备还有开闭电路的开关设备，汇集电流的母线，计量和控制用互感器、仪表、继电保护装置和防雷保护装置、调度通信装置等，有的变电站还有无功补偿设备。变电站的主要设备和连接方式，按其功能不同而有差异。目前分布式变电站自动化系统已逐步成为技术发展的主流[3]。

三、研究的主要内容

设计110kV变电站，电压等级为110/35/6kV，进出线数2/4/11。

35kV侧：最大35MW，最小15MW，Tmax=5200小时，cosφ=0.90

6kV侧：最大12MW，最小6MW，Tmax=5000小时，cosφ=0.85

出线情况：

110kV侧：2回（架空线）；LGJ-240/35km。

35kV侧：2回（架空线);

6kV侧：15回（电缆）。

电能是发展国民经济的基础，是一种无形的、不能大量存储的二次能源，同时也是现代社会中最重要也是最方便的能源[4]。电能的发、变、送、配电和用电，几乎是在同一时间完成的，须相互协调与平衡[5]。变电和配电是为了电能的传输和合理的分配，在电力系统中占很重要的地位，其都是由电力变压器来完成的，因此变电所在供电系统中的作用是不言而语的。

（1）变电所的设计要认真执行国家的有关技术经济政策，符合安全可靠、技术先进和经济合理的要求。（2）变电所的设计应根据工程的5~10年发展规划进行，做到远、近期结合，以近期为主，正确处理近期建设与远期发展的关系，适当考虑扩建的可能。（3）变电缩的设计，必须从全局出发，统筹兼顾，按照负荷性质、用电容量、工程特点和地区供电条件，结合国情合理的确定设计方案。（4）变电所的设计，必须坚持节约用地的原则。其次，变电所所址的选择，应根据要求，综合考虑确定[3]。

四、主要设计内容

随着社会经济的快速发展,社会对电力供应安全、可靠的要求越来越高.为满足用电需求,对电力企业而言,每年都要进行变电站新建、扩建和主变压器增容等工程建设,其中主变压器容量的选择是必须考虑的问题.容量选择过大,增加主变压器本身和相关设备购置和安装、运行维护的投入,造成资金浪费;容量选择过小,不能满足负荷的需求,使主变压器过载运行,造成设备损坏,影响变电站对外安全可靠供电;主变压器容量选择得当,有利于降损节能,达到主变压器的经济运行,可以节约主变压器及其配套装置的一次性投资和减少运行、维护的费用[6].负荷的计算和主变的选择：

(1)负荷的计算和无功补偿

本变电所的电压等级为 110/35/6kV，主要的负载在 35kV 和 6kV 的线路上。负荷的计算就是把 35kV 和 6kV 电压等级上的总的负载算出来。一方面，为了提高电网的有功功率，也就是降低无功功率，要对电网进行无功补偿，这样就使选择的主变

压器的容量减小，降低了成本[17]。另一方面，为使变电所的功率因数不低于 0.9，要对系统进行无功补偿，也就是把 35kV 和 6kV 线路上负载的功率因数从 0.8 提高到 0.9，而在具体的补偿中，使用并联电容器的补偿方式[12]。

(2)主变压器的容量选择

在本设计中，为了满足运行的灵敏性和供电的可靠性，应选两台三绕组变压器，主变压气容量应根据 5—10 年的发展规划进行选择，并考虑变压器正常运行和事故时的过负荷能力[15]。所以每台变压器的额定容量按 Sn0.7PM（PM 上一步无功补偿后的视在功率，即供电容量）选择，同时每台主变压器的容量不应小于一、二级负荷之和，依据上述要求选择所用变压器的型号[16]。

主接线设计的基本要求为：

(1)供电可靠性。主接线的设计首先应满足这一要求；当系统发生故障时，要求停电范围小，恢复供电快。

(2)适应性和灵活性。能适应一定时期内没有预计到的负荷水平变化；改变运行方式时操作方便，便于变电站的扩建。

(3)经济性。在确保供电可靠、满足电能质量的前提下，要尽量节省建设投资和运行费用，减少用地面积。

(4)简化主接线。配网自动化、变电站无人化是现代电网发展必然趋势，简化主接线为这一技术全面实施，创造更为有利的条件。

(5)设计标准化。同类型变电站采用相同的主接线形式，可使主接线规范化、标准化，有利于系统运行和设备检修[3]。

变电所主要电气设备及其作用：

(1)高压断路器（或称高压开关）线路正常时，用来通断负荷电流；线路故障时，用来切断巨大的短路电流。断路器具有良好的灭弧装置和较强的灭弧能力。按灭弧介质划分，断路器分为油断路器、空气断路器、SF6断路器等。

(2)负荷开关线路正常时，用来通断负荷电流，但不能用来切断短路电流。负荷开关只有简易的灭弧装置，其灭弧能力有限。负荷开关在断开后具有明显的断开点。

(3)隔离开关（或称高压刀闸）隔离开关没有灭弧装置，其灭弧能力很小。仅当电气设备停电检修时，用来隔离电源，造成一个明显的断开点，以保证检修人员的工作安全。

(4)高压熔断器在过负荷或短路时，能利用熔体熔断来切除故障。在某些情况下，熔断器可与负荷开关或隔离开关配合使用，以代替价格昂贵的高压断路器，以节约工程投资[11]。

(5)电流互感器将主回路中的大电流变换为小电流，供计量和继电保护用。电流互感器二次侧额定电流通常为5A或1A[7]，使用中二次侧不允许开路。

(6)电压互感器将高电压变换成低电压，供计量和继电保护用。电压互感器二次侧额定电压通常为100V[7]，使用中二次侧不允许短路。

(7)避雷器避雷器主要用来抑制架空线路和配电母线上的雷电过电压可操作过电压，以保护电器设备免受损害。

(8)所用变压器向变电所内部动力及照明负荷、操作电源提供电力[8]。

如上所述，各种电器对我们的变电站设计都有至关重要的作用。所以合理的配置是关键中的关键。

短路电流的计算：短路电流的计算主要是为了选择电气设备、校验电气设备的热稳定性和动稳定性，进行继电保护的设计和调整[13]。对于整个电网来说，要考虑在不同地点同时发生短路时的情况，将设计的主接线按其阻抗的形式转化为电力系统界限的示意图，再根据所选主变的参数、线路的阻抗进行短路电流的计算[18]。

一次设备的选择与校验：按正常运行的条件进行选择，对 110kV、35kV 和 6kV 的母线按经济的电流密度算出其截面，按照截面面积和环境的要求选择适合的母线；对断路器的选择依据其额定电压、额定电流和开断电流来选择，隔离开关按其通过的额定电流必须大于此回路的电流来选择，电压互感器和电流互感器均依据一次侧和二次侧的电压和电流进行选择；对所选的母线和电气设备要进行热稳定性和动稳定性的校验，看所选的母线和设备是否满足设计的要求，校验时遵循短路时的情况来校验[14]。变电所的防雷设计应做到设备先进、保护动作灵敏、安全可靠、维护试验方便，并在在保证可靠性的前提下力求经济性[9]。防止雷电直击的主要电气设备是避雷针，避雷针由接闪器和引下线、接地装置等构成[10]。避雷针的位置确定，是变电所防雷设计的关键步骤。首先应根据变电所电气设备的总平面布置图确定，避雷针的初步选定安装位置与设备的电气距离应符合各种规程范围的要求，初步确定避雷针的安装位置后再根据公式进行，校验是否在保护范围之内[10]。同时做好变电站的接地电网，也可以有效的防止电力事故的发生。

五、结束语

变电站设计是个综合系统工程，是电力系统项目设计的重要组成部分。一份成功的变电站设计方案可以在实际工程中取得最有的效益，增加系统的可靠性，节约占地面积以及建设成本，使变电站的配置达到最佳保证较高的经济效益和社会效益。

参考文献：

[1]饶莹，郭炜，徐鑫乾，110/20kV变电站电气一次部分设计。电力设备，2008

[2]张宏阳，浅谈220kV变电站设计思路及实践。科技咨询，2009（18）

[3]35～110KV变电所设计规范 GB50059-92

[4] 蔡伟君,电站电气装置型式变化情况及前景探讨.《广东科技》

[5]熊信银,范锡普.《发电厂电气部分》.中国电力出版社

[6]董征森浅谈主变压器容量的选择。农村电工，2011, 19(11)

[7]王宁会.《电气工程常用数据速查手册》.中国建材工业出版社

[8]卓乐友.《电力工程电气设计》.中国电力出版社

[9]郭仲礼,于曰浩.《高压电工实用技术》.机械工业出版社

[10]隋振有.《中低压配电实用技术》.机械工业出版社

[11] 刘从爱,徐中立。《电力工程》.机械工业出版社

[12]王锡凡。电气工程基础。西安交通大学出版社

[13]张惠刚。变电站综合自动化原理与系统。北京：中国电力出版社

[14]西安理工大学余健明,同向前,苏文成.《供电技术》.机械工业出版社

[15]胡志光。发电厂电气设备及运行。北京：中国电力出版社

[16]] J.Duncan Glover,Power System Analysis and Design,China Machine Press.2004

[17]F C Schweppe,M C Caramanis,R D Tabors,R E Bohn.Spot Pricing of Electricity.London:Kluwer Academic Publishers,1988.[18]A.Goikoetxea,J.A.Barrena,M.A.Rodriguez,G.Abad.“Active Substation

110kv变电站文献综述篇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

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110kv变电站电气设计探讨篇3

关键词：110kv变电站;电气设计;一次设计

1.110kv变电站电气设计的基本原则

对于110kv变电站来说，对其进行电气设计的过程中需要遵循以下的原则：

1.1 首先，要把好电气设备的选择关。选择的电气设备必须要可以满足变电站的运行、检修、短路、过电压等情况。同时在选择电气设备时，要考虑到变电站未来的发展需求，选择质量过硬的设备。在设备安装前，要做好检测工作，坚决禁止质量不过关的产品进入施工现场。

1.2 在选择设备的过程中，要按照环境的条件来校验，南方地区雨水多，湿气大，为了保证设备在运行过程中的安全性和稳定性，必须要做好设备的防潮和防水工作。即使雨水不多，防潮和防水工作也要做，在运输过程中不保不会下雨。此外，对于设备的选择必须要遵循设备先进、性价比高的原则，如果设备落后，不仅难以保证电网的正常运转，也会在一定程度上增加故障的发生率，也会增加相应的维修费用。

1.3 尽量减少设备的品种，如果选用新产品，必须要做好相应的检测工作，确保新产品的性能能够符合标准要求，如果工程为扩建工程，那么就必须要使用与旧设备相同型号的新设备，从根本上降低故障的发生率。

2.110kv变电站电气设计

2.1 高压配电装置的选择

110kv变电站在高压配电装置中所采用的布置形式有两种，即屋外布置和屋内布置。屋外设置有三种类型：屋外中型布置、屋外半高型布置和屋外高型布置。屋外中型布置在屋外设置较为清晰，造价相对较低且运行较为可靠，它是将所有的电气设备都安装在地面设备支架上。母线下不布置设备;屋外半高型布置能够减少配电装置之间的跨度，但是却在布线时增加了线路的面积，对于进出线回路较少的变电站较不适用。它是把母线和母线之间进行隔离，且将断路器和电流互感器放置在母线升高的下方;屋外高型布置主要适用于双母线的布置，是在母线和母线隔离的基础上，将开关进行上下重叠布置。以上三个方案中，屋外中型布置方式占地面积最大，但检修维护条件较好;屋外高型布置、屋外半高型布置两种方式均可节约土地，但操作条件比屋外中型配电装置差，检修上层设备不方便，且抗震能力比屋外中型配电装置差。此外，对110kv及以上的配电装置通过经济比较及布置要求，可采用屋外SF6气体绝缘金属封闭开关装置（GIS）布置方案。

屋内布置也分为三种情况：普通电器的屋内布置、屋内SF6气体绝缘金属封闭开关装置（GIS）布置和110kv断路器的屋内布置。其中屋内GIS布置由于其占地面积最小且投资成本最高，因此其使用范围一般在城市的中心。

2.2 变压器的选择

变压器是110kv变电站中较为重要的电气设备之一，它的选择对于变电站的安全、可靠、稳定、经济运行有着至关重要的作用。

2.2.1 当变电站符合以下条件中的任何一条时，均必须安装至少两台以上的变压器：其一，存在大量的一级负荷或者虽然属于二级负荷但从安全角度考虑时;其二，季节性负荷变化较大的地区;其三，几种特定负荷较大的情况下，如动力电与站名共用变压器、电源系统不接地、电气装置外露等等。

2.2.2 变压器的台数。在城网变电站中通常都配有两台或两台以上的主变，这是因为当某一台变压器出现故障时，可以将其上的负荷转移到另一台变压器上，以确保电力系统能够正常供电。对于110kv变电站而言，在满足相同供电能力以及供电可靠性的前提下，应当安装几台变压器更为合理，则需要按照该区域的具体供电条件、负荷性质、运行方式等等进行确定，同时还需要考虑经济性和技术性这两大原则：其一，确定主变容量。在总负荷一定时，当停止其中某一台变压器，要求供电能力保持不变;其二，变压器自身的容量上限;其三，变压器的实际占地面积。由于110kv变电站多位于市区，而市区本身面积比较有限，为此，节约变压器的占地面积就显得尤为重要。而安装三台变压器显然要比两台占地面积大;其四，设备投资。当采用高压有断路器的接线方式时，通常都会使用SF6断路器，而采用T接线方式或是线路变压器组接线方式时，则需要建设出线间隔，这样一来投资势必会有所增大;其五，短路电流水平。当变压器单台容量提高以后，势必会使低压侧的短路容量有所增大，这样一来就会给10kv配电设备的选型带来一定的困难。为此，当变压器容量较大致使10kv配电无法选用轻型设备时，应采取限制短路电流的措施;其六，变压器成本。选用两台变压器与三台变压器所需的总容量要相对较多，但总体投资却所差无几。若是以两台主变和三台主变两种方案为例，两台变压器的方案要比三台占地面积小很多，并且投资成本和运行维护费用也都低得多，同时容载比较大、电网适应能力强，优越性非常明显。但需要注意的是，随着城市的不断发展，用电密度势必会有所增加，加之为了进一步提高变电站运行的安全性和灵活性，110kv变电站的电气设计上，应当采用三台主变，这是变电站一次电气设备设计的必然趋势。所以，在设计时，设计三台主变，两台投运一台备用。备用的主变把和它相关的场地设计好，以便将来扩建。

2.3 主接线方式的选择

在110kv变电站电气设计上，接线方式不需要采用较为复杂的主接线。复杂的主接线方式的运用虽然能够保证变电站的供电可靠性，但是不足之处也是显而易见的，接线方式较为复杂、运行操作过于频繁、检修维护量大、投资成本大、占地面积多等等。在110kv变电站电气设计中，应当按照实际负荷性质、电气设备特点、变压器负载率以及上级电网强度等等因素确定主接线方式。通常情况下，变电站高压侧的主接线方式可采用内桥接线或线路与变压器组接线这两种方式。

2.3.1 内桥接线属于终端变电站最为常用的一种主接线方式，其优点：断路器数量少、线路故障操作简便、系统接线清晰、保护配置与整定简单。当送电线路出现问题时，仅仅需要将故障位置的断路器断开便可以切除故障区段，不影响整体线路的运行。为此，建议110kv电气设计应当尽量采用内桥主接线的方式，这样有利于提高系统的供电可靠性。

2.3.2 线路与变压器组接线。这是一种比较简单的接线方式。仅需在变电站低压侧进行转移负荷操作就能保证负荷正常用电，并且对相邻变电站基本无任何影响。

3.结语

110kv变电站电气的设计是一个系统、综合的工程，也是电力系统设计过程中的核心工作之一。要做好110kv变电站电气设计的工作，除了要设计科学严谨的方案以外，还要做好接线方式、配电器以及电气设备等因素的选择问题。只有将完美的设计方案与完美的设备相结合，才能令变电站在实际运行的过程中收到最好的效果，才能在最大程度上降低设备运行过程中的维护费用，进而保证电力系统运行的设计效益和经济效益。

参考文献：

[1]严棣.关于变电站综合自动化系统设计中若干问题的探讨[J].电力与电气工程，2009，（36）.

[2]杨慧.110 kV 东山变电站综自改造工程的实施和技术特点[J].技术研发，2007，（6）.

[3]范长俊.110 kV 变电站环境影响问题探讨[J].使用技术与管理，2009，（8）.

110KV变电站施工合同篇4

合同编号：

甲

方：

乙

方：

签订日期：

工程施工协议

甲方：

乙方：

依照《中华人民共和国合同法》《中华人民共和国建筑法》及其他有关法律、法规，遵循平等、自愿、公平和诚实信用的原则，双方就本建设工程施工事项协商一致，订立本合同

一、工程概况

工程名称： 110KV变电站施工工程地点：：

二、承包范围

本工程自110KV线路终端杆始至110KV全部进线构架至110KV主间隔至110KV主变再至10KV变及配电室再至各低压柜（本工程为第一期，只安装一个间隔），安装部分是全所一期工程的设备安装及全所、动力车间10KV系统联调，材料部分我方采购是除主设备以外即：一二次电缆（10KV）及室外钢管构架、全所接地、避雷针、变配电室的电器材料、全所电缆支架、进站部分光缆；另包含一期计一套间隔所需的基础地脚螺栓。,本期工程通讯设备费,综合电缆费另计,不包括照明工程安装。

三、双方一般权利和义务

1、甲方职责

1.1参与工程质量、安全活动； 1.2按合同规定支付工程款。

2、乙方职责

2.1协助甲方组织工程启动送电及竣工验收。

2.2组织工程送电后的工程质保期内因材料、施工等原因的缺陷消除工作。2.3编制施工组织设计、施工措施计划，并对承建范围内的现场作业和施工方法的完备和可靠负全部责任。

2.4乙方按约定的内容和时间完成以下工作：

1、根据工程需要设置施工使用的照明、围拦及警卫，承担由于自身失误造成的经济损失和责任；

2、遵守政府有关主管部门对施工场地交通、施工噪音以及环境保护和安全生产等的管理规定，按规定办理有关手续；

3、保证施工场地清洁符合环境卫生管理的有关规定，交工前清理现场达到双方约定的要求，承担因自身原因违反有关规定造成的损失和罚款；

4、承担工程未移交在代保管期间的保护和损坏修复责任。

四、合同工期

1、开工及延期开工

1.1本工程开工时间定于年月日，竣工时间年月日保证具备送电条件。1.2乙方应当按照合同约定的开工日期开工。乙方不能按时开工，应当不迟于合同约定的开工日期前7天，以书面形式向甲方提出延期开工的理由和要求。甲方应当在接到延期开工申请后的48小时内以书面形式答复乙方。逾期未答复则视为同意乙方要求，工期相应顺延。甲方不同意延期要求或乙方未在规定时间内提出延期开工要求，工期不予顺延。

1.3因甲方原因不能按照合同约定的开工日期开工，甲方应以书面形式通知乙方，推迟开工日期并相应顺延工期。

2、暂停施工

甲方认为确有必要暂停施工时，应当以书面形式要求乙方暂停施工，并在提出要求后48小时内提出书面处理意见。乙方应当按甲方的要求停止施工，并妥善保护已完工程。乙方实施甲方做出的处理意见后，可以书面形式提出复工要求，甲方应当在48小时内给予答复。甲方未能在规定时间内提出处理意见，收到乙方复工要求后48小时内未予答复，乙方可自行复工。因甲方原因造成停工的，由甲方承担乙方由此造成的损失并顺延工期；因乙方原因造成停工的，由乙方承担发生的费用，工期不予顺延。

3、工期延误

3.1 因以下原因造成工期延误，经甲方确认，工期相应顺延： ⑴因国家或主管部门计划调整； ⑵重大设计变更、工程量差；

⑶因不可抗力影响。3.2 乙方在3.1款情况发生后7天内，就延误的工期以书面形式向甲方提出报告。甲方在收到报告后7天内予以确认，逾期不予确认也不提出修改意见，则视为同意顺延工期。

4、工程竣工

4.1 乙方必须按照合同约定的竣工日期或甲方同意顺延的工期竣工。4.2 因乙方原因不能按照合同约定的竣工日期或甲方同意顺延的工期竣工的，乙方承担违约责任。

4.3 施工中甲方如需提前竣工，双方协商一致后应签订补充协议，作为合同文件组成部分。

其内容应包括：

⑴提前的时间和修订后的进度计划。

⑵乙方为保证工程质量和安全采取的措施。⑶甲方为提前竣工提供的条件。

五、质量标准

1、工程质量标准：《110KV及以上送变电工程启动及竣工验收规范》（DL/T782-2001）《电气装置安装工程高压电器施工能验收规范》GBJ147-1990）《输变电工程达标投产考核评定标准》（2005版）

2、工程质量

2.1 工程质量应当达到合同约定的质量标准，质量标准的评定应执行电力建设工程施工质量检验及评定标准等规定。

2.2 双方对工程质量有争议，由双方同意的工程质量检测机构鉴定，所需费用及因此造成的损失，由责任方承担。双方均有责任时，由双方根据其责任分别承担。

2.3 出现质量事故乙方应在发生后24小时内通知甲方，并在7天内提供工程事故分析报告。

3、双方责任

⑴由于设计原因试运行达不到验收要求，甲方应要求设计单位修改设计，乙方按修改后的设计重新安装。甲方承担修改设计、拆除及重新安装的全部费用，工期相应顺延。

⑵由于设备制造原因试运行达不到验收要求，由该设备采购一方负责重新购置或修理，乙方负责拆除和重新安装。设备由乙方采购的，由乙方承担修理或重新购置、拆除及重新安装的费用，工期不予顺延；设备由甲方采购的甲方承担上述各项费用，工期相应顺延。

⑶由于乙方施工原因试运行达不到验收要求，乙方按甲方要求重新安装和试运，并承担重新安装和试运的费用，工期不予顺延。

⑷甲方在试运行合格后不在调试记录上签字，试车结束24小时后，视为甲方已经认可调试记录，乙方可继续施工或办理竣工手续。

六、安全施工

1、甲乙方按有关规定签订安全文明施工协议，明确安全文明施工目标要求，双方职责及奖罚条款。

2、安全施工

2.1 乙方应按《电力工程建设安全健康与环境管理工作规定》等有关安全生产管理规定组织施工，认真开展安全施工管理工作。并受甲方在安全施工方面的监督管理。因乙方自身原因造成事故和因此发生的费用，由乙方承担。

2.2 甲方未执行国家、行业有关规定，管理人员违章指挥，强令职工冒险作业等原因而导致安全事故发生，由甲方承担相应的责任和发生的费用。

3、事故处理

3.1甲、乙方对发生方对发生的事故应查清原因，分清责任的基础上按有关规定和的事故应查清原因，分清责任的基础上按有关规定和事故调查组提出事故处理意见，对事故责任方进行处理。甲方乙方对事故责任有争议时，应按政府有关部门的认定处理。

3.2发生重伤以上事故，乙方应按有关规定即时报告有关部门并通知甲方，同时按政府有关部门要求调查处理，由事故责任方承担发生的费用。

七、合同价款及支付

1、合同总价：人民币壹仟零贰拾万元﹙￥1020万元﹚

2、合同款工程支付方式工程以包工包料费用包干方式，合同签定后甲方预付给乙方50%合同总价作为施工预付款（采购材料），工程竣工验收合格后7日内一次性付清余款（合同价款的50%）。

八、工程变更、工程设计变更

1.1 施工中甲方如需对原工程设计进行变更，应提前3天以书面形式向乙方发出变更通知，并提供变更的相应图纸和说明。乙方按照甲方发出的变更通知进行施工。

1.2 施工中乙方不得对原工程设计进行变更。因乙方擅自变更设计发生的费用及由此导致甲方的直接损失，由乙方承担，延误的工期不予顺延。

2、其他变更合同履行中甲方要求变更工程质量标准及发生其他实质性变更，由双方协商解决。

九、竣工验收

1.1、工程具备竣工验收条件，乙方按电力建设施工及验收技术规范等有关规定，向甲方提供竣工验收报告。

1.2、甲方收到竣工验收报告后2天给予确认或提出修改意见。乙方按要求修改，并承担由自身原因造成的费用。

1.3、甲方收到乙方送交的竣工验收报告后28天内不组织验收，或验收后14天内不提出修改意见，视为竣工验收报告已被认可，并从第29天起由甲方承担工程保管及一切意外责任。

1.4、工程竣工验收通过，乙方送交竣工验收报告的日期为实际竣工日期。工程按甲方要求修改后通过竣工验收的，实际竣工日期为乙方修改后提请甲方验收的日期。

1.5、工程未经竣工验收或竣工验收未通过的，甲方不得使用。甲方强行使用时，由此发生的质量问题及其他问题，由甲方承担责任。

1.6、整套启动试运验收，执行电力建设工程启动及竣工验收规程等规定，由甲方承担整套启动试运验收的组织工作，全面处理试运验收中发生的问题。乙方参与有重大影响项目的整套启动调试方案和措施的制定，在启动调试中负责其施工项目的维护、检修、消缺。

十、质量保修

1.1、乙方应按法律、行政法规或国家关于工程质量保修的有关规定，对交付甲方使用的工程在质量保修期内承担质量保修责任。

1.2、正式移交签字之日起的一年时间内是质量保修期。

十一、争议

1、执行合同过程中的一切争议，应通过友好协商解决。如果协商不能达成协议的，可向工程所在地人民法院采用诉讼方式解决。

2、诉讼过程中，除了诉讼事项外，双方应继续履行本合同。

十二、合同生效及其它

1、除合同另有规定外，甲方和乙方的法定代表人或其委托代理人在合同书上签名并盖单位公章后，合同生效。

2、本合同一式四份，由甲方、乙方各执两份。

3、完成合同规定的责任和义务、价款结清后，本合同即告终止。

4、本合同未尽事宜，双方可补充协议解决。

发包人﹙甲方﹚：（公章）承包人﹙乙方﹚：（公章）法定代表人：法定代表人：委托代理人：委托代理人：地址：地址：电话：电话：传真：传真：邮政编码：邮政编码：开户银行帐号：开户银行帐号：

合同订立时间：

第二部分通用条款

本工程使用的合同通用条款，采用建设部、国家工商行政管理局办法的《建设工程施工合同》（GF-1999-0201）文本中的通用条款部分。

第三部分专用条款

一、词语定义及合同文件

1、合同文件及解释顺序

同本合同《第一部分协议书》第五条。

2、语言文字和适用法律、标准及规范 2.1使用法律和法规

本合同文件使用国家的法律和行政法规。

需要明示的法律、行政法规：《中华人民共和国建筑法》、《中华人民共和国合同法》、《建设工程质量管理条例》及其他现行的相关法规。

2.2适用标准、规范：设计要求的技术标准、规范及国家现行施工及验收规范。

3、图纸提供

甲方提供施工设计图纸的日期是：签订合同后3日内。

提供施工设计图纸的份数是：提供设计院签字盖章的蓝图图纸的套数2套。3.1乙方需要增加约定以外图纸套数的，甲方应代为复制，复制费用由乙方承担。

3.2由甲方提供的图纸、规范和其他文件，未经甲方代表许可，乙方不得以任何形式用于或转给第三方，乙方的保密义务在合同终止后，应继续履行。3.3甲方代表有权随时向乙方发出为使工程合理正确施工、竣工以及保修所需的补充文件和指示。乙方应执行这些补充文件和指示，并受其约束。

3.4向乙方提供的或由甲方提交的上述图纸副本，应由乙方保留在现场，并且这些图纸在所有合理的时间内皆可供甲方或由甲方书面授权的其他人进行检查和使用。

二、双方一般权利和义务

4、项目经理

4.1甲方项目经理

姓名：职称：工程师 4.2乙方项目经理

姓名：职称：工程师

4.3甲方指定吴治林为工程实施过程中确认相关依据的有效签字人，其余人员签字无效（如有变动，以甲方的书面变更通知为准）。

4.4乙方指定朱述德为工程实施工程中针对材料、人工、机械相关费用支付的有权签字人。乙方可因工作需要调整现场施工管理的有权签字人，但必须书面申请后经甲方备案，未经备案的其他人员不得签署任何文书，否则甲方对乙方进行1000元/次违规处罚。凡因乙方人员签字引发的责任及诉讼由乙方全部承担。4.5乙方应履行并承担总包合同中与分包工程有关的甲方的所有义务与责任，同时应避免因乙方自身行为或疏漏造成甲方违反总包合同中约定的甲方义务的情况发生。

4.6乙方须服从甲方工程师的指令。

4.7工程范围内的有关工作，甲方可以向乙方发出指令，乙方应执行甲方根据合同发出的指令。乙方拒不执行指令，甲方可委托其他施工单位完成该指令事项，发生的费用从应付给乙方的相应款项中扣除。

5、甲方的工作

5.1甲方应确保施工现场具备水、电、路通等施工必备条件。

5.2甲方负责协调乙方与监理、设计及有关部门的关系，向乙方提供具备施工条件的施工现场，为乙方施工提供便利条件。

5.3甲方向乙方进行设计图纸交底，提供工程图纸。

5.4负责整个施工现场的管理工作，负责工程总体进度、质量、安全的管理与控制。

5.5按本合同约定，向乙方支付工程款。

5.6甲方运到施工现场的材料、设备必须是合格的，能够及时施工的，如因运抵现场的材料、设备不合格影响乙方施工进度的，由此造成损失由甲方承担。5.7在乙方管理人员、施工人员、施工设备无法满足施工工程的进度、质量要求甲方可调整工程施工范围或终止合同的履行。6.乙方的工作

6.1按甲方要求，乙方应按照施工进度表确定的日期向甲方确定进度统计报表。乙方不能按甲方批准的进度计划施工时，应根据甲方的要求提交一份修订的进度计划，以保证工程如期竣工。

6.2乙方每天下班之前必须向甲方提供本天完成工程量报表和第二天计划进度报表。

6.3遵守政府有关部门对施工场地交通、施工噪音以及环境保护和安全文明生产等的管理规定，按规定办理有关手续，承担由此发生的费用，并以书面形式向甲方备案。

6.4提供满足工程要求的施工机械和施工人员，负责办理工程追加和索赔签证，承担因自身原因违反有关规定造成的损失和罚款，6.5乙方不得将其承包的工程以任何形式转包或分包。乙方应组织经甲方同意的项目管理班子负责工程施工。如项目班子的工作使甲方不满意，甲方可要求乙方调整或充实管理人员，乙方必须满足甲方的要求。

三、施工组织设计和工期

7、施工组织设计

乙方提供施工组织设计（施工方案）和进度计划的时间：图纸会审后5日提供。

工程师确认的时间：应在收到后5日内批复。

8、工期延误

8.1如遇下列情况，经甲方批准后工期相应顺延，以书面形式顺延期限： 8.1.1甲方未按专用条款的约定提供图纸及开工条件；

8.1.2甲方未能按约定日期支付工程进度款、致使施工不能正常进行（承包人承诺的期限除外）；

8.1.3工程师未按合同约定提供所需指令、批准等，致使施工不能正常进行； 8.1.4因甲方原因引起的设计变更影响工程网络计划中关键路线的关键工程72小时以上；

8.1.5非乙方原因停水、停电连续48小时或一周内累计停工48小时以上； 8.1.6不可抗力。

四、安全施工及事故管理

9、安全施工 9.1乙方应遵守工程建设安全生产有关管理规定，严格按照安全标准组织施工，承担由于自身安全措施不力造成的事故的责任和因此发生的费用。

9.2在施工场地涉及危险地域或需要安全防护措施施工时，乙方应提出安全防护措施，经甲方批准后实施，发生的相应费用由甲方承担。

9.3甲方有义务对乙方施工现场工作人员进行安全教育，乙方有责任协助甲方进行安全检查，并向甲方上报月度安全报表。

9.4发生事情事故，乙方必须按规定立即上报有关部门和甲方，同时按政府有关部门要求进行善后处理，发生的费用由乙方及事故责任方承担。乙方雇佣的人员发生安全事故，由乙方负责处理并承担一切费用。乙方施工中发生重大伤亡事故和重大责任事故，乙方必须无条件接受和承担相应的经济责任。

9.5乙方在施工现场内使用的安全保护用品如工作服、安全帽、安全带及其他保护用品应符合甲方的统一规定，如乙方需要时应由乙方提供使用计划，经甲方批准后由甲方统一采购，费用由乙方承担。

9.6乙方必须保证施工现场的环境卫生和文明施工符合建设单位的有关规定，承担自己施工区域的清洁卫生和文明施工。10.事故处理 10.1紧急补救

无论在工程施工期间或是在保修期内，如果在工程的任何部分中发生事故或故障或其他事件，甲方认为进行紧急补救或其他工作或修理是工程安全的紧急需要，而乙方无能力或不愿立即进行此类工作或修理时，甲方认为必要时，雇用其他人员从事该项工作或修理，并支付有关费用。如果甲方认为如此完成的工作或修理按合同规定应由乙方自费进行，则经与乙方商议后，甲方将确定此项工作的全部费用，并由甲方向乙方索回，甲方可从将付或应付给乙方的金额中扣除，甲方应通知乙方。

五、工程量计量及工程价款结算

11、乙方应按合同规定的计量办法，按15个工作日对已完成的工程进行准确计量，并按15个工作日上报工程量报表和工程结算报表（一式四份），经甲方（监理人）审核签字后进入工程款支付程序。

12、工程价款结算：

12.1本工程项目无预付款，按工程进度支付进度款。

12.2进度款支付方式：工程进度结算按15个工作日为一个结算周期，以甲乙双方签字认可的工程量报表和工程结算报表为准，结算报表上报后在7个工作日内付款，扣10%的发票押金、5%缺陷处理费和5%质保金后付清，付款方式为承兑。

12.3乙方施工全部完成后，甲方在两周内组织验收，验收合格后，乙方开具合同全额发票，甲方付合同全额10%的发票押金和5%缺陷处理费，付款方式为承兑。

12.4本工程项目质保期为1年，质保期从验收报告签发之日起至一年后的一周内计算，5%质保金在工程质保期满1年后无重大质量问题，15日内一次性付清。

13、追加工程量的确认：追加工程量原则上不作为工程进度款支付依据，追加工程量、隐蔽工程量应在施工现场经甲方、乙方汇签后以固定价协议确定，工程竣工后再进行支付。

六、工程变更 14.1甲方发出的工程变更，乙方应按照甲方的要求完成变更工作。

14.2施工中乙方不得对原设计擅自更改，如确须变更，应向甲方代表提出变更意见，同意后方可进行工程变更，否则发生的费用及造成的损失由乙方承担。14.3施工中乙方应积极办理工程签证且符合甲方项目管理程序，手续齐全，并妥善保存相关资料。

14.4因乙方自身原因导致的工程变更，乙方无权要求追加费用。

七、材料管理

15.1工程用材料原则上由甲方供应。乙方应在相应作业开始前不少于15天，按施工内容需求向甲方提出材料计划。

15.2甲方供应的材料，需要乙方运输、卸车的，乙方必须及时完成，费用由甲方承担。如质量、品种、规格、型号不符合要求，乙方应在验收时提出，甲方负责处理。

15.3乙方从甲方领用的设备材料必须妥善保管，发生损坏、丢失由乙方负责赔偿。

15.4乙方从甲方领用的材料如超出工程结算数量，甲方直接从工程款中扣除。15.5甲方同意由乙方负责购买的材料必须满足工程的技术质量要求，不得使用廉价的伪劣材料，所供材料必须提供合格证和质保书。材料的供应商由乙方上报甲方进行评审，评审合格的供应商才能供货，不得使用未经评审或评审不合格的供应商供应材料。

八、竣工验收与结算

16.1工程具备竣工验收条件的，乙方应按照总包合同的规定的时间和数量向甲方提供竣工验收报告。

16.2工程竣工日期为乙方提供竣工验收报告之日。需要修复的，为提供修复后竣工报告之日。

16.3甲方负责管理乙方施工的工程，交工验收、工程结算由甲方负责，乙方应主动配合。

16.4工程竣工验收未能通过且属于乙方原因的，乙方负责修复相应缺陷并承担相应的质量责任及由此给甲方造成的损失。

16.5本工程竣工交付使用后，乙方应按国家有关规定对工程出现的缺陷进行保修，具体保修责任按照乙方在甲方在工程竣工验收之前签订的质量保修书执行。

九、工程保修

17.1乙方负责自身承担工程的保修工作，费用由乙方自行承担。

17.2甲方通知乙方进行保修工作，乙方必须24小时内响应，48小时内组织实施，不得以任何理由拒绝。否则承担违约责任。

17.3乙方委托甲方或其他单位进行保修工作，费用由乙方支付或从工程保修金中扣除。

17.4本工程的保修期从验收报告签发之日起至二年后的一周内计算。17.5详见附件：工程质量保修书

十、违约责任

18.1当发生下列情况之一时，乙方应承担违约责任：

18.1.1乙方因自身原因延期交工的，应向甲方支付每天的违约金按合同1000元/天；

18.1.2乙方施工质量不符合本合同约定的质量标准，乙方应向甲方支付结算总价的1%的违约金，并承担由此给甲方造成的一切损失；

18.1.3乙方不履行或不按约定履行合同的其他义务时，甲方可根据项目管理的规定要求乙方缴纳相应的违约金。原则按甲方实际损失的两倍处罚；

18.1.4乙方承担上述违约责任后仍应继续履行合同；

18.1.5因乙方违约，甲方有权无条件终止合同，乙方应立即终止施工，保护好已完工程，撤出现场。甲方与乙方按合同约定结清已完工程的工程款，但乙方仍要承担违约责任。

18.2当发生下列情况之一时，甲方应承担违约责任：

18.2.1甲方不按合同约定按时提供合格主材造成乙方窝工的，甲方应补偿由此给乙方造成的损失，具体事项双方协商解决。

18.2.2甲方应保证施工现场具备水、电、路通等施工条件。如果没有落实，按窝工天数*窝工人数*协议单价（80元/天）计算，由甲方补偿乙方；

18.2.3甲方在乙方施工完毕、验收合格后，按合同约定支付合同金额。如甲方违约，应向乙方支付同期银行贷款利息。

18.3工程具备竣工验收条件的，乙方应按照总包合同规定的时间和数量向甲方提供竣工验收报告，甲方收到乙方的竣工验收报告三月内组织相关参与单位验收，如甲方在规定的期限内没有组织验收，应视为本工程验收合格。

十一、劳动用工

19.1乙方应合法用工，禁止使用未成年工。

19.2乙方进行施工时，须向甲方提供施工人员名册，内容包括人员基本信息。

19.3乙方施工人员应持证上岗，严禁无证操作。否则，一经查实，甲方对乙方处以50元/人罚款，从工程款中扣除。

19.4乙方的劳动力须按规定签订劳动合同或临时用工协议，并参加社会保险；乙方属自然人承包的，其所雇人员必须与甲方签订用工协议，乙方承担管理责任，乙方必须按时给其雇用人员造表发放工资，甲方监督执行。

19.5当甲方工程款支付到位后，乙方应按国家和当地政府的相关规定，不能拖欠工人工资，应按时足额发放，如果乙方拖欠，甲方有权代为发放，并从其工程款中扣除。

19.6乙方施工人员应服从甲方的统一管理，对不服从甲方管理的，甲方有权要求乙方从现场替换那些不称职的员工，一切相关费用由乙方自付。

19.7乙方未与所雇用的劳动力签订书面劳动合同或未与其办理社会保险，因此而发生的劳动争议或诉讼案件，由乙方自行负责解决，所需费用由乙方自行承担；由此影响甲方声誉或造成经济损失的，乙方按照损失进行赔偿，甲方对乙方并处以1000元/人的罚款。

十二、保险

20.1乙方必须为从事危险作业的职工办理意外伤害并为施工场地内所有人员生命财产和施工机械设备办理保险，支付保险费用。

20.2保险事故发生时，甲方、乙方均有责任尽力采取必要的措施，防止或者减少损失。

十三、索赔

21.2甲方向第三方索赔需要乙方提供资料时，乙方应予以积极配合，保存并提供相应资料，以确保甲方利益。

21.2乙方未按约定履行自己的各项义务或发生错误，给甲方造成经济损失，乙方按照由此导致的损失进行赔偿。

十四、争议

22.1甲方和乙方在履行合同时发生争议，可以自行和解或要求有关主管部门调解，任何一方不愿和解、调解或和解、调解不成的，向工程所在地的人民法院起诉。

22.2发生争议后，除非出现下列情况，双方都应继续履行合同，保持工作连续，保护好已完工作成果；（1）施工现场停止施工；

（2）单方违约导致合同确已无法履行，双方协议终止合同；（3）甲方要求终止合同；

（4）调解要求停止合同工作，且为双方接受；（5）法院要求停止合同工作。

十五、合同终止

双方履行完合同全部义务，乙方向甲方交付作业成果，并经甲方验收合格后，甲方向乙方的工程款支付完毕，本合同即告终止。

十六、其他

未尽事宜，按合同条款执行，同时执行《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》及其他有关法律、行政法规相关管理规定。

十七、合同生效

本合同双方约定自双方签字盖章生效。本协议正本两份，由双方分别保存一份，副本二份，具有同等法律效力，双方各执一份。合同订立地点：附件1

工程质量保修书

甲方：乙方：

为保证工程在合理年限内正常使用，甲方、乙方协商一致签订工程质量保修书。乙方在质量保修期内按照有关管理规定及双方约定承担工程质量保修责任。

一、质量保修范围和内容

质量保修范围是：工程承包范围内所有内容。

二、质量保修期

本工程约定的保修期为二年，乙方应按照法律规定，对交付甲方使用的工程在质量保修期内承担质量保修责任。

（1）电力线路工程和变电站安装工程保修期2年。（2）建筑工程保修期

1）建筑物、构筑物的土建工程、室外上、下水工程及道路工程2年。2）户内电气管线，上下水管线，室内外保修期2年。3）供热/供冷工程2个供暖/供冷期。4）接地极工程保修期2年。

5）有特殊要求的工程，保修期限在专用合同条款中约定。

在本合同中，整体工程或其中分单项、分项、分部验收交付的工程，均从通过竣工验收合格并交付甲方之日起计算保修期。

一、质量保修责任

1.属于保修范围和内容的项目，乙方应在接到修理通知之日起2天内派人修理。乙方不在约定期限内派人修理，甲方可委托其他人员修理，修理费从质量保证金内双倍扣除。

2.发生紧急抢修事故，乙方接到事故通知后，应立即到达事故现场抢修。3.在国家规定的工程合理使用年限内，乙方应确保主体结构质量。因乙方原因致使工程在合理使用期限内造成人身和财产损害的，乙方应承担损害赔偿责任。

二、质量保证金的支付

本工程约定的工程质量保证金为工程结算总价的10%，质保期（两年）满后一个月内无息退还。

甲方：乙方：

（合同专用章）（合同专用章）

法定代表人或其授权代表：法定代表人或其授权代表：

（签字）（签字）

法定代表人：法定代表人：授权代表：授权代表：

110KV变电站启动送电方案篇5

一、启动时间

二OO七年月日时分

二、启动范围

县调冲击：

1.110KV 519和乌线华星变T接段、进线519开关；

现场冲击：

2.110KVⅠ段母线及压变、#Ⅰ主变及三侧开关、35KV、10KV母线（含压变、所变、电容器等）及以下设备。

三、启动前相关方式

和城变：西和514线运行带全所负荷，519和乌线在检修；

乌江变：5991古乌线运行带全所负荷，519和乌线在检修。

四、启动前准备

1.110KV华星变全部设备保护按相应定值单调整并按要求投入。

2.核对华星变设备（包括出线）均在冷备用状态。

五、启动冲击

华星变调度联系人（相关负责人）向县调汇报：110KV和乌线华星变T接段、110KV华星变所有设备经安装、调试、验收合格，具备启动送电条件，且上述设备均在冷备用状态。

第一部分：县调冲击（县调报地调）

乌江变：

1、519和乌线由检修转冷备用；

和城变：

2、519和乌线由检修转冷备用；

华星变：

3、合上5192刀闸；

4、合上519开关；

和城变：

5、停用519开关重合闸；

6、将519开关由冷备用转热备用；

7、用519开关对线路冲击3次（冲击设备：华星变T接段、进线519开关）；

第二部分：现场冲击

110KV部分：

1.拉开519开关；

2.合上5191刀闸；

3.将110KV压变由冷备用转运行（合上5015刀闸及低压侧保险）；

4.合上5011刀闸；

5.合上501开关；

6.用519开关对母线设备冲击3次（冲击设备：110KV母线及压变、501开关）；监视110KV母线电压；

7.拉开501开关；

8.合上5012刀闸；

9.合上5010中性点接地刀闸；

10.519开关复压过流Ⅱ段由1.2秒调至0.5秒；501开关复压过流Ⅱ段由1.2（1.5）秒

调至0.5（0.8）秒；

11.用501开关对#Ⅰ主变冲击5次并拉开（每次间隔时间5分钟）；

监视主变冲击电流及声音；

12.将301、101开关由冷备用转热备用；

13.合上501开关；

14.拉开5010中性点接地刀闸；

35KV：

15.将35KV压变由冷备用转运行（合上3015刀闸及低压侧保险）；

16.将303开关1#所用变由冷备用转运行；

17.将305、307开关由冷备用转热备用；

18.合上301开关（冲击设备：35KV母线及压变、所用及305、307开关一侧）；监视35KV电压；

19.合上305、307开关（空开关）；

20.进行110KV、35KV压变二次对相；

10KV：

21.将10KV压变由冷备用转运行（合上1015刀闸及低压侧保险）；

22.将103开关2#所用变由冷备用转运行；

23.将105、107、121、131、141、151、161、171、181、100开关由冷备用转热备用；

24.检查1051刀闸已拉开，25.合上101开关（冲击设备：10KV母线及压变、所用及105、107、121、131、141、151、161、171、181、100开关一侧）；

监视35KV电压

26.合上105、107、121、131、141、151、161、171、181、100开关（空开关）；

27.进行110、10KV压变二次对相；

28.进行#Ⅰ主变有载分接头调整试验，关注各级电压变化情况；做好带负荷准备工作；

29.停用519开关全部保护；

30.停用#Ⅰ主变差动、零序保护；

31.进行#Ⅰ主变带负荷相量测试，测试正确后投入#Ⅰ主变差动、零序保护；

32.进行519开关保护相量测试，测试正确后投入519开关保护，并恢复正常定值；

33.拉开105开关

34.检查1#电容器组自动补偿装置在手动位置

35.合上1051刀闸

36.合上105开关（对电容器冲击）；

冲击结束，由用户调度联系人汇报县调（县调汇报地调）；

37.拉开305、307、105、107、121、131、141、151、161、171、181、100开关和城变：

38.投入519开关重合闸；

六、危险点及注意事项

1.启动冲击前应仔细核对现场设备状态，提前将相关定值调整并按要求投入。

2.冲击期间，加强各级设备、仪表等监视。

3.低压接带负荷时，需注意相位、相序。

110kv变电站文献综述篇6

陕西天禹电力工程(集团有限公司二〇一四年七月二十七日

一、工程概况

工程名称:夏曲卡110kV变电站工程建设单位:国网西藏电力有限公司

建设管理单位:国网西藏电力有限公司经济技术研究院运行单位:国网西藏电力有限公司那曲供电公司设计单位:四川兴天和电网设计咨询有限公司监理单位:中国水电顾问集团贵阳勘测设计研究院施工单位:陕西天禹电力工程(集团有限公司建设地点:那曲地区比如县夏曲卡镇工程规模:

1、围墙长度:382米

2、挡土墙体积:1900立方

3、护坡面积:100平方

4、站内道路面积:1069平方

5、站内场地地坪处理:7296平方

6、电缆沟长度:500米

7、站区总建筑面积:383.48平方

二、土建施工质量验收依据

1、建筑工程施工质量验收统一标准(GB 50300-2001;

2、《国家电网公司输变电工程达标投产考核办法》;

3、《国家电网公司输变电优质工程评选办法》;

4、《电力建设工程质量监督检查典型大纲》(送变电部分,电建质监[2005]57号

5、DL/T5210.1-2005、《110kV-1000kV变电(换流站土建工程施工质量验收及评定规程》(Q/GDW 183—2008

6、设计施工图及说明书;

7、电力建设施工、验收及质量验评标准汇编;

8、建设工程项目管理规范GB/T50326-2001;

9、国网西藏电力有限公司的验收标准要求。

三、中间验收情况

夏曲卡110kV变电站工程于2014年7月23日进行了中间验收,验收的内容如下:（一、主要建筑物

站区总建筑面积:383.48平方,分为主控室、水泵房、消防小间,围墙长度:382米。

主要验收是否按图施工,主控楼洞口尺寸,盘柜及预留尺寸是否与与图纸一致;内墙是否出现裂缝,屋面防水等。围墙外部是否出现裂缝,外部观感要不影响美观。

(二构筑物

110kV构支架基础共20基,共检测10基,合格率100%;35kV 构支架基础共26基,共检测10基,合格率100%;主变压器基础共1基,检测1基,合格率100%;设备基础共85基,检测35基,合格率100%;电缆沟共500米,检测100米,合格率95%,主要是因为电缆沟内部不平整。

（三、接地工程

按照设计要求和验收规范的规定,对接地装置的埋设深度,搭接长度、焊接边数,焊接质量、回填土质量进行了验收,均符合设计要求。施工单位检测人员对全站主接地网和独立避雷针接地电阻进行了检测,主接地网接地电阻值在0.131 ~ 0.169欧姆之间。主接地网接地电阻值符合设计要求。

（四、施工质量资料

1、砼试块评定

砼试块经送检均达到设计要求,砼试块送检14组,均符合设计要求。

2、砂浆试块质量情况

砂浆试块抗压强度检验报告共2份,均符合设计要求。

3、质量保证资料

现场使用材料的合格证及见证检验报告均符合要求,具体如下:

1、钢筋合格证19份,钢材力学检验报告10份,钢筋焊接实验报告6份。

2、水泥合格证4份,水泥安定性检验报告4份,水泥强度复试报告4份。

3、砼配合比试验报告1份;砂浆配合比实验报告1份;砂检验报告1份;石子检验报告1份。

四、存在的问题

1、站内道路浇筑未做稳定层;

2、电缆沟顶部未做水泥砂浆压顶;3、35kV区域室外电缆沟出现两处沉降;

4、电缆沟内部不平整。

5、站内鹅卵石铺设不平整。

五、解决方案

1、站内道路已按要求施工,在底部做稳定层;

110kV变电站优化设计篇7

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变电站文献综述篇8

关键词：变电站；施工技术；设备调试

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）29-0124-021 变电站变压器设备调试及安装技术分析

1.1 变电站变压器设备的调试步骤及变压器的附件组

装

1.1.1 变压器的附件组装

变电站的变压器采取散件运输的方式，各个附件运达指定现场以后，采用吊车将所有的附件组装在一起，例如50 MVA的变压器采取散装运输方式，到达现场后，就需要用负载量有30 t的吊车进行组装作业。变压器的一些特殊组成部分，还需要在特定的环境条件下才能进行组装作业。由于变压器的内部环境需要保持干燥的状态，因此在变压器的充氮状态被破坏时，处于充油状态下才能进行变压器的储油柜和散热器等附件的组装作业。

1.1.2 变压器的储油柜和散热器的安装

如果变压器采用的是胶囊式的储油柜，在进行附件组装作业之前，首先需要对胶囊进行检查，查看是否存在裂痕以及胶囊损伤等情况。其次，就要检查变压器储油柜的内部是否干净，有无氧化腐蚀、异物杂质，如果存在污染，需要立即清除留存的污染物体，以确保变压器安装之前储油柜的安全性。

在变压器厂方的技术人员指导之下，可以通过封闭气孔，对储油柜内部加入一定程度的压力，并保持半个小时左右的高压环境，来测试储油柜的密封状况，查看是否存在气漏现象，此方法切记一定要在专业技术人员在场确认的情况下进行，不能擅自作业，以免发生危险。

安装油位表的时候，要首先检查油位表的连杆的伸缩情况是否正常，能否灵活作业，油位表的指针转动是否正常，当油位接近最低或最高限制时是否能正常报警。

一般情况下，变压器的储油柜需要用承载负荷20 t的吊车来进行组装作业。检测储油柜之后，还要检测瓦斯继电器，如果继电器质量合格的话，储油柜和瓦斯继电器两者可以一起进行组装作业。

接来下就是变电器的散热器检测。散热器在组装之前，要完成主油路管的连接，还需要检查散热器是否存在氧化腐蚀、异物污染等情况，散热片是否完好无缺，一切正常的话，就可以进行散热器的组装作业。

在组装的过程中，还要注意不能有碰撞，需要有专业人士指挥监督保护，散热器的组装作业一般需要承载负荷10 t的吊车完成。散热器和储油柜都分别组装完成后，两者可以通过油路管来进行连接。如果是一个风冷变压器，还应该检查变压器的风扇是否完好之后才可以进行安装。

1.1.3 瓦斯继电器的检验方法步骤

检验瓦斯继电器是否正常，需要对其进行密封性试验，试验中，瓦斯继电器的干簧管内如果没有油滴渗入，气体继电器轻重瓦斯的动作属于正常的话，则可以进行组装作业。组装瓦斯继电器的时候，正确的组装方式是要求其顶盖上方的箭头标志需要指向储油柜，瓦斯继电器和储油柜相连的连通管应该确保良好的密封性。

1.1.4 变电站变压器的绝缘油检测方法

变压器组装完成后，还需要对与变压器先后到达组装现场的补充绝缘油进行检验。按照试验相关的标准以及电力设备的相关规定，对绝缘油进行抽样检验，要对其进行色谱分析和简化分析，如果变压器的本体油和补充油不是同一型号或是不是相同厂家的，还要进行两种油的混合油试验，研究两种油的性能，排除一切有可能成为隐患的现象发生。

例如，根据国家相关规定，63kV以上电压等级的变压器在受到电压升级或者冲击合闸，并且还在额定电压之下运行了一天24 h的情况下，如果对变压器的器身下部和中部的绝缘油分别进行油溶解气体的色谱分析和简化分析，得出的结果在正常范围内，且没有明显差别，则变压器处于正常安全状态，可以进行下一步安装作业。

1.2 变压器安装工艺流程

变压器安装工艺流程如图1所示。

①高压变电器的安装步骤：第一步，对变压器附件的清点、检查，各个附件及连接管道的清洗作业；第二步，密封设备和连接面的检查工作；第三步，对有载负荷调压设备的安装；第四步，变压器冷却装置的检查与安装，例如风扇的电动机和叶片、阀门等的安装；第五步，储油柜的安装；第六步，电流感应器及套管的安装；第七步，压力阀门、气体继电器的检验与安装；第八步，散热器、储油柜等所有变压器附件的组装作业；第九步，绝缘油的注入。

②安装变压器之前，需要保证安装场地的整洁，确保接地系统在安装过程中可以顺利进行。

③变压器组装完毕以后，需要会同设备供应商与业主对变压器的外观及附件的检查，经过供应商、业主及施工方三方确认以后就可以吊装到位了。

④由于变压器安装后的重量达到60 t，所以对于安装变压器的场所有严格的规定，必须在已经建成的且相对宽敞的混凝土路面进行安装作业，周围也没有其他建筑物的影响。

⑤在进行变压器吊装时，要注意保护变压器上的高压瓷瓶，因此吊装时，坚决不能吊在变压器的线圈吊环上，钢丝绳只能吊在变压器外壳的环上，而且在吊装时，钢丝绳与变压器的夹角需要保持在30°以上，绝不能让变压器在吊装时发生丝毫损伤。

⑥变压器吊装完成以后，可以先暂时不予固定。由于封闭式铜母线的长度是固定的，等安装好铜母线，再来固定变压器就比较科学。万一先固定好变压器才发现铜母线的长度不够，不能安装，之前的工序就会成为无用功，还要耗费时间与人力拆除并重新安装。因此变压器吊装完成后，可采取先不固定的方式较为合理。

2 变压器电缆的敷设、接线以及通道安装工序分析

电气设备安装的工艺水平和质量，可以体现在电缆敷设与接线的工序上。电缆敷设接线与电缆导管的敷设安装有着紧密联系，也与电缆桥架的安装和电缆防火作业也是密不可分的。

2.1 电缆的通道安装步骤有着如下的要求

电缆通道安装前，要对电缆的敷设程序和路径进行详细分析与校对，必要时可以与相关技术设计单位协商处理。

托架与支吊架的固定方式要严格安装工程设计标准来执行，电缆的支架必须安装牢固，需要做到同层横档在一个水平面的高标准，误差控制在正负5 mm的范围之内；以桥架作为参照，托架、吊架的走向偏差要小于

10 mm；梯架要固定牢固，尤其是连接板上的螺栓；超过30 m的直线段钢制电缆桥架应该采用伸缩连接板的方式进行连接，必要的时候要设置伸缩缝，便于电缆桥架跨越建筑物；电缆支架要设有良好的接地装置；应当使用热镀锌钢管作为电缆导管，并且要严格控制热镀锌钢管的镀层厚度与镀层质量。

2.2 电缆敷设规定以及一些注意事项