110kv变电站运行方案范文

110kv变电站运行方案范文第1篇

1、所址选择 、负荷分级

2、选择变电所主变台数、容量和类型;

3、补偿装置的选择及其容量的选择;

4、设计电气主接线，选出数个主接线方案进行技术经济比较，确定 一个较佳方案;

5、进行短路电流计算;

6、选择和校验所需的电气设备;设计和校验母线系统;

7、变电所防雷保护设计;

8、进行继电保护规划设计;

9、绘制变电所电气主接线图，变电所电气总平面布置图，110kV高压配电装置断面图(进线或出线)。

二、110kV变电站设计二次部分

一、系统继电保护

1、110kV线路保护

每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置,负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的三段相间和接地距离及四段零序方向过流保护。

每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km短线路、宜配置一套纵联保护。

三相一次重合闸随线路保护装置配置。 组屏：宜两回线路保护装置组一面屏(柜)。如110kV采用测控、保护共同组屏(柜)方式， 1个电气单元组一面屏(柜)。

2、110kV母线保护

双母线接线应配置一套母差保护;单母线分段接线可配置一套母差保护。

组屏： 独立组一面屏。

3、110kV母联(分段)断路器保护

母联(分段)按断路器配置一套完整、独立的，具备自投自退功能的母联(分段)充电保护装置和一个三相操作箱。

要求充电保护装置采用微机型，应具有两段相过流和一段零序过流。

4、备用电源自动投入装置配置原则

根据主接线方式要求，母联(分段、桥)断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。

组屏： 110kV断路器保护、备用电源自动投切均为独立装置，两套装置组一面屏。

5、故障录波器配置原则

对于重要的110kV变电站，其线路、母联(分段)及主变压器可配置一套故障录波器。

组屏： 组一面屏。

6、保护及故障录波信息管理子站系统

110kV变电站配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及故障信息管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。

二、调度自动化

7、远动系统设备配置

应配置相应的远动通信设备及测控单元等设备，其中远动通信设备按单套配置，并优先采用专用装置、无硬盘型，采用专用操作系统，远动与计算机监控系统合用测控单元。 组屏： 与监控系统统一组屏。

8、电能量计量系统

变电站内设置一套电能量计量系统子站设备，包括电能计量装置、电能量远方终端(或终端服务器)等。贸易结算用电能计量点配置主/副电能表，考核用电能计量点可按单电能表配置;电能表应为电子式多功能电能表. 组屏： 按照每面柜布置9只计量表组屏，电能量计量终端或终端服务器布置在其中一面屏中或单独组屏。

9、调度数据网接入原则

根据电网情况，可配置1套调度数据网接入设备。变电站宜一点就近接入相关的电力调度数据网。

三、系统及站内通信

10、光纤通信

光纤通信电路的设计，应结合各地市公司通信网规划建设方案进行。 系统通信在只有一路光纤通道的情况下，宜配置一路电力线载波通道备用;在没有光纤通道的情况下，可配置两路电力线载波通道。 新建110kV变电站可根据需求及通道条件配置1套数据通信网接入设备，

11、站内通信

220kV变电站不开设通信用电力载波通道;当保护只有一路独立光纤通道时，宜可配置一路保护专用高频通道。 一般不设置调度程控交换机。

可根据需求配置一套综合数据网设备。

信系统不设独立的视频监控和环境监控。

12、通信电源系统

一般变电站的通信电源系统按2套高频开关电源、1组蓄电池组或1套高频开关电源、1组蓄电池组考虑，也可采用2套独立的DC/DC转换装置。重要的变电站按2套高频开关电源、2组蓄电池组考虑

四、计算机监控系统

变电站计算机监控系统的设备配置和功能要求按无人值班设计。

13、计算机监控系统设备配置

监控系统应宜采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备等构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。 包括站控层设备 、网络设备 、间隔层设备

14、测控装置组屏 除35(10)kV测控保护一体化装置就地布置在35(10)kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、

110、220kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室;每3～4个电气单元组一面屏。

15、其他功能特点

宜采用监控系统实现小电流选线功能。 AVQC功能宜由监控系统实现。

监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层I/O测

控设备采用直流供电。

16、系统网络结构

变电站宜采用单网结构，站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。

17、系统软件

主机兼操作员工作站应可采用安全的UNIX、LINUX或经过软件加固的WINDOWS等安全性较高的操作系统。

18、组屏

主机兼操作员站、打印机设备一般不组屏，相应配置计算机工作台;远动通信设备、智能型公用接口设备、网络交换机等设备组1面屏。除35(10)kV测控保护一体化装置就地布置在35(10)kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、110kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室;每3～4个电气单元组一面屏。

五、元件保护及自动装置

19、主变压器保护配置原则

主变压器微机保护应按主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组，变压器应配置独立的非电量保护。 当高压侧为内桥接线时，要求各侧电流互感器分别引入差动保护装置。

组屏： 每台主变压器组一面屏。 20、自动装置

35kV(10kV)小电流接地选线一般由监控系统实现。

根据系统要求配置微机型低频减载装置，35kV(10kV)线路一般采用一体化装置中的自动低频减载功能，也可独立设置。 组屏：低频减载组一面屏。

六、直流及UPS电源系统

配置单套蓄电池装置，可组柜安装，一般不设直流分屏。

不停电电源系统：一般容量较小馈线较少，可以与其他设备组屏。

七、其他二次系统

21、全站时间同步系统配置原则

全站设置1套统一的时间同步GPS系统，双时钟冗余配置。另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。时间同步系统宜输出IRIG-B(DC)时码、1PPS 、1PPM或时间报文。

110kV变电站配置一套交流不停电电源系统(UPS)。可采用主机冗余配置方式，也可采用模块化N+1冗余配置。

22、二次系统安全防护

二次系统的安全防护应遵循电监会5号令《电力二次系统安全防护规定》及电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的有关要求。

23、图像监视及安全警卫系统

在110kV变电站内设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。

24、火灾自动报警系统

110kV变电站应设置一套火灾自动报警系统。

25、二次设备的布置

110kV变电站二次设备的布置一般采用集中布置方式。站内不设通信机房，在主控楼内集中设置二次设备室。若变电站规模较大，采用户外敞开式布置或户内GIS方案，对应站内不同的设备布置情况，也可采用设就地继电器小室或按电压等级下放到GIS设备旁的分散布置方式。

应按工程最终规模规划并布置二次设备，备用屏(柜)位不少于总屏(柜)位的10～15%。

26、电压互感器二次参数选择

110kV及以下电压的双母线接线，宜在主母线三相上装设电压互感器。当需要监视和检测线路侧有无电压时，可在出线侧的一相上装设电压互感器。

宜设置专用的电压互感器二次绕组。电压互感器一般设剩余有保护用剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压用。

计量采用独立的电压互感器二次绕组，准确级的准确级，最低要求宜选0.2级;测量与保护I共用一个二次绕组，准确级宜选用电压互感器的准确级，最低要求选0.5(3P)级;;保护II采用独立的电压互感器二次绕组电压互感器的，准确级，为宜选3P和或6P;保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为6P。

根据工程情况，对220kV、110kV母线电压互感器，也可取消电压互感器剩余电压绕组。电压互感器配置四个主二次绕组。计量、测量、保护I、保护II分别采用各自独立的二次绕组，准确级分别为0.2/0.5/3P/3P(6P)。

25、电流互感器二次参数选择

220kV、110kV系统可按三相配置;35kV、10kV系统，依具体要求可按两相或三相配置;

每套保护(包括线路、主变及母线保护)宜使用专用的二次绕组。准确级：变压器主回路、220 kV及以上线路宜采用5P级，其他回路可采用10P级。

测量、计量一般应分别使用各自专用的二次绕组。准确级：一般为0.5、0.2级，供特殊用途的为0.5S、0.2S级，在满足准确级条件下，也可共用一个二次绕组。

故障录波装置可与保护共用一个二次绕组，也可单独使用一个二次绕组。准确级：5P级或10P级。

新建变电站，二次额定电流宜选1A，二次负荷一般为10～15VA(当二次额定电流为5A时，二次负荷一般为40～50VA)。

八、直流及UPS电源 总结：

1、变电站二次系统设计的技术原则，包括：系统继电保护、元件保护、计算机监控系统、电力调度数据网接入设备、二次系统安全防护设备，站内通信系统、变电站操作直流电源、交流不停电电源、图像监控系统等二次系统的技术要求和设备配置要求。

2、二次设备组屏方案和各个屏柜的功能配置。按照统一的配置原则和技术要求，根据变电站接线形式、一次设备类型，制定二次设备的典型组屏方案和各屏柜的功能配置，统一变电站二次设备的组屏方案、屏柜尺寸、形式、名称、标识及颜色等。

3、二次系统设备的技术规范，根据变电站二次系统典型设计配置原则和技术要求、各种典型二次设备组屏方案和各屏柜的功能配置，编制了96项二次设备的技术条件书，统一了二次系统及各屏柜的技术规范。

4、规范系统继电保护及元件保护的配置原则、通道组织原则和设备组屏原则。

5、规范计算机监控系统的配置原则和方案，包括整体网络结构，站控层软件、硬件配置，间隔层设备配置及组屏原则，站控层与间隔层通信所采用的技术和标准，监控系统与继电保护、保护故障信息管理子站以及站内其他智能装置的通信接口形式和技术要求等

6、规范变电站电气二次接线，包括防误闭锁实现方式，二次屏柜的供电方式，操作箱控制回路接线以及断路器、隔离开关机构箱控制回路接线等。

7、规范专业间配合的技术要求，包括系统继电保护对电流互感器、电压互感器变比、绕组数量、容量及精度的配置要求;系统继电保护对断路器跳闸线圈、操作电源的配置要求;保护对通信通道的要求、保护光电转换接口对通信电源的要求等。

8、规范保护和故障录波信息管理子站系统的配置原则及实施方案，包括：子站系统的构成、功能定位、数据采集方式，与监控系统的接口方式、子站信息传输方式等。

9、规范二次系统各类接口要求，包括：继电保护装置与计算机监控系统的接口及通信要求;继电保护装置、故障录波装置以及双端故障测距装置对时精度和接口要求。

10、规范站内通信设备的配置原则和方案，包括：通信蓄电池配置原则、通信机房布置、光缆引接方式、通信机柜尺寸等。

11、规范时间同步系统、图像监视系统的配置原则和方案。

110kv变电站运行方案范文第2篇

变电站是电力系统中不可或缺的重要组成部分之一, 变电运行的安全、稳定与否, 对电网的运行具有直接影响。然而, 由于受各种因素的影响, 使得变电运行中常常会出现各种问题, 为了确保变电可靠运行, 本文针对110k V以下变电运行提出运维一体化的思路。通过运维一体化的实施, 不但能够使有限的资源得到最优化的配置, 而且还能使电网的作业流程得以优化, 有利于提高电网运行、维护作业的效率。

(1) 运维一体化的实现前提在110k V以下变电运行中实施运维一体化前, 应当进一步提升相关人员的综合素质。首先, 要逐步培养出一批一岗多能的复合型人才, 为运维一体化目标的实现奠定人才基础, 电力企业可以采用多种形式相结合的方法对员工进行培训, 使员工至少精通一门专业技能, 并掌握多门技能。其次, 要对现有的人力资源进行充分利用, 可以通过人力资源重组的方式, 实现变电运行与变电维护人员之间的互补, 由此不但能够缓解人力资源不足的问题, 而且还能提高工作效率。再次, 应对现有的生产组织模式进行优化改进, 借助运维一体化对倒闸操作、电气设备巡视巡检、维护性检修、运行维护等作业进行有效整合, 为变电站少人或无人值守目标的实现提供条件。

(2) 实现运维一体化的保障措施 (1) 强化安全管理。安全是变电运行与维护的重要前提, 相关工作都应当围绕安全第一的原则进行, 换言之, 想要实现变电运维一体化, 就必须做好安全管理。一方面应当建立科学化、标准化、规范化的安全生产管理模式, 对变电运维一体化进行现场安全管理;另一方面要建立健全运维人员排班制度, 并进一步加强技术监控。除此之外, 还要做好协调工作, 使运维一体化始终保持在安全的条件下进行, 从而为变电站的安全运行和整个电网的安全运行提供保障。

(2) 加大管控力度。为确保变电运维一体化的实现, 应当在强化安全管理的基础上, 进一步加大管控力度, 可将管控的重点放在以下几个方面:其一, 运维作业时, 必须遵循先简单、后复杂, 先低压后高压的原则, 这样不但能够提高工作效率, 而且还能降低作业过程中的安全风险。其二, 应对现有的维护工作进行全面分析, 逐步促进维护业务由维护人员分批向运维人员转变。其三, 要对变电运维中相关人员的安全职责加以明确, 并制定合理可行的运维一体化实施细则, 严格贯彻落实。

2 110k V以下变电运维一体化的作业流程优化途径

(1) 生产作业标准化对于110k V以下的变电站而言, 倒闸操作是变电运行的主要工作之一, 在变电运行一体化的作业模式下, 可以按照标准化的流程图进行操作准备, 并认真填写操作票, 对图板进行仔细核对, 同时以不按标准化操作就是违章的要求规范现场操作人员的行为, 以此来保障操作人员的人身安全以及设备与电网的安全。

(1) 操作人员在进行倒闸操作前, 应当按照当前电网的实际运行情况, 分析相关的影响因素, 如电气设备、运行环境以及用户风险等, 以此为依据确定出不同等级的风险, 然后借助标准化的危险点分析, 确保操作过程中所有的危险点都能辨识出来, 并以作业指导书为依据, 采取有效的控制措施。 (2) 在现场操作过程中, 必须严格按照标准化的操作步骤进行, 操作前应当对变电站的运行方式进行核对, 并依据审定的操作票进行模拟操作, 同时在模拟后对运行方式进行再次核对, 确认无误后, 方可进行正式操作, 当操作完成之后, 再对运行方式进行最后核对。操作中使用的所有安全工具均必须符合电气试验的规定要求, 并且要贴有试验合格标签。 (3) 操作完成后, 要将相关信息录入到生产管理系统和安全生产管控系统中, 通过信息化的手段, 为日后的作业提供参考。

(2) 维护管理现代化在110k V以下变电运行中, 对相关设备进行定期巡检是维护管理的主要工作之一, 也是确保变电设备安全、稳定、可靠、经济运行的关键手段。巡检具体可分为以下几类:全面巡视检查、会诊巡视以及特殊巡检。运维人员通过对变电设备的定期检查, 可以及时发现设备的异常情况, 有利于防止设备缺陷的加剧和故障问题的扩大。由于变电设备较多, 巡检工作量较大, 运维人员的工作强度高, 一旦疏忽大意, 便可能导致严重的后果。所以应当采用现代化的技术手段进行变电设备的维护管理。可以运用基于GPRS技术的智能变电巡检系统, 该系统能结合已有的设备缺陷和问题, 形成巡检指导书和巡视卡, 有效避免了漏检和重复检查的情况, 进一步提升了巡检效率。同时, 系统还能与生产管理系统进行数据传输, 实现了信息共享, 为设备故障隐患的排除提供了可靠依据。

3 结语

综上所述, 110k V以下变电站作为电网的重要组成部分之一, 其运行安全、稳定与否直接关系到整个电网的运行。鉴于此, 本文提出了运维一体化的工作开展思路, 并在此基础上给出了作业流程优化途径, 期望通过本文的研究可以为变电及整个电网运行稳定性的提升有所帮助。

摘要：本文首先提出了110k V变电运行工作的开展思路, 并在此基础上对110k V以下变电运维一体化的作业流程优化途径进行论述。期望通过本文的研究能够对110k V变电站及整个电网运行安全性和稳定性的提升有所帮助。

关键词：变电运行,运维一体化,作业流程

参考文献

[1] 曾敏, 吴有能.110k V电网区域控制及无人值守运行管理模式探讨[J].广西电力, 2013, (2) :28-31.

110kv变电站运行方案范文第3篇

1、所址选择 、负荷分级

2、选择变电所主变台数、容量和类型;

3、补偿装置的选择及其容量的选择;

4、设计电气主接线，选出数个主接线方案进行技术经济比较，确定 一个较佳方案;

5、进行短路电流计算;

6、选择和校验所需的电气设备;设计和校验母线系统;

7、变电所防雷保护设计;

8、进行继电保护规划设计;

9、绘制变电所电气主接线图，变电所电气总平面布置图，110kV高压配电装置断面图(进线或出线)。

二、110kV变电站设计二次部分

一、系统继电保护

1、110kV线路保护

每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置,负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的三段相间和接地距离及四段零序方向过流保护。

每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km短线路、宜配置一套纵联保护。

三相一次重合闸随线路保护装置配置。 组屏：宜两回线路保护装置组一面屏(柜)。如110kV采用测控、保护共同组屏(柜)方式， 1个电气单元组一面屏(柜)。

2、110kV母线保护

双母线接线应配置一套母差保护;单母线分段接线可配置一套母差保护。

组屏： 独立组一面屏。

3、110kV母联(分段)断路器保护

母联(分段)按断路器配置一套完整、独立的，具备自投自退功能的母联(分段)充电保护装置和一个三相操作箱。

要求充电保护装置采用微机型，应具有两段相过流和一段零序过流。

4、备用电源自动投入装置配置原则

根据主接线方式要求，母联(分段、桥)断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。

组屏： 110kV断路器保护、备用电源自动投切均为独立装置，两套装置组一面屏。

5、故障录波器配置原则

对于重要的110kV变电站，其线路、母联(分段)及主变压器可配置一套故障录波器。

组屏： 组一面屏。

6、保护及故障录波信息管理子站系统

110kV变电站配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及故障信息管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。

二、调度自动化

7、远动系统设备配置

应配置相应的远动通信设备及测控单元等设备，其中远动通信设备按单套配置，并优先采用专用装置、无硬盘型，采用专用操作系统，远动与计算机监控系统合用测控单元。 组屏： 与监控系统统一组屏。

8、电能量计量系统

变电站内设置一套电能量计量系统子站设备，包括电能计量装置、电能量远方终端(或终端服务器)等。贸易结算用电能计量点配置主/副电能表，考核用电能计量点可按单电能表配置;电能表应为电子式多功能电能表. 组屏： 按照每面柜布置9只计量表组屏，电能量计量终端或终端服务器布置在其中一面屏中或单独组屏。

9、调度数据网接入原则

根据电网情况，可配置1套调度数据网接入设备。变电站宜一点就近接入相关的电力调度数据网。

三、系统及站内通信

10、光纤通信

光纤通信电路的设计，应结合各地市公司通信网规划建设方案进行。 系统通信在只有一路光纤通道的情况下，宜配置一路电力线载波通道备用;在没有光纤通道的情况下，可配置两路电力线载波通道。 新建110kV变电站可根据需求及通道条件配置1套数据通信网接入设备，

11、站内通信

220kV变电站不开设通信用电力载波通道;当保护只有一路独立光纤通道时，宜可配置一路保护专用高频通道。 一般不设置调度程控交换机。

可根据需求配置一套综合数据网设备。

信系统不设独立的视频监控和环境监控。

12、通信电源系统

一般变电站的通信电源系统按2套高频开关电源、1组蓄电池组或1套高频开关电源、1组蓄电池组考虑，也可采用2套独立的DC/DC转换装置。重要的变电站按2套高频开关电源、2组蓄电池组考虑

四、计算机监控系统

变电站计算机监控系统的设备配置和功能要求按无人值班设计。

13、计算机监控系统设备配置

监控系统应宜采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备等构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。 包括站控层设备 、网络设备 、间隔层设备

14、测控装置组屏 除35(10)kV测控保护一体化装置就地布置在35(10)kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、

110、220kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室;每3～4个电气单元组一面屏。

15、其他功能特点

宜采用监控系统实现小电流选线功能。 AVQC功能宜由监控系统实现。

监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层I/O测

控设备采用直流供电。

16、系统网络结构

变电站宜采用单网结构，站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。

17、系统软件

主机兼操作员工作站应可采用安全的UNIX、LINUX或经过软件加固的WINDOWS等安全性较高的操作系统。

18、组屏

主机兼操作员站、打印机设备一般不组屏，相应配置计算机工作台;远动通信设备、智能型公用接口设备、网络交换机等设备组1面屏。除35(10)kV测控保护一体化装置就地布置在35(10)kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、110kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室;每3～4个电气单元组一面屏。

五、元件保护及自动装置

19、主变压器保护配置原则

主变压器微机保护应按主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组，变压器应配置独立的非电量保护。 当高压侧为内桥接线时，要求各侧电流互感器分别引入差动保护装置。

组屏： 每台主变压器组一面屏。 20、自动装置

35kV(10kV)小电流接地选线一般由监控系统实现。

根据系统要求配置微机型低频减载装置，35kV(10kV)线路一般采用一体化装置中的自动低频减载功能，也可独立设置。 组屏：低频减载组一面屏。

六、直流及UPS电源系统

配置单套蓄电池装置，可组柜安装，一般不设直流分屏。

不停电电源系统：一般容量较小馈线较少，可以与其他设备组屏。

七、其他二次系统

21、全站时间同步系统配置原则

全站设置1套统一的时间同步GPS系统，双时钟冗余配置。另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。时间同步系统宜输出IRIG-B(DC)时码、1PPS 、1PPM或时间报文。

110kV变电站配置一套交流不停电电源系统(UPS)。可采用主机冗余配置方式，也可采用模块化N+1冗余配置。

22、二次系统安全防护

二次系统的安全防护应遵循电监会5号令《电力二次系统安全防护规定》及电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的有关要求。

23、图像监视及安全警卫系统

在110kV变电站内设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。

24、火灾自动报警系统

110kV变电站应设置一套火灾自动报警系统。

25、二次设备的布置

110kV变电站二次设备的布置一般采用集中布置方式。站内不设通信机房，在主控楼内集中设置二次设备室。若变电站规模较大，采用户外敞开式布置或户内GIS方案，对应站内不同的设备布置情况，也可采用设就地继电器小室或按电压等级下放到GIS设备旁的分散布置方式。

应按工程最终规模规划并布置二次设备，备用屏(柜)位不少于总屏(柜)位的10～15%。

26、电压互感器二次参数选择

110kV及以下电压的双母线接线，宜在主母线三相上装设电压互感器。当需要监视和检测线路侧有无电压时，可在出线侧的一相上装设电压互感器。

宜设置专用的电压互感器二次绕组。电压互感器一般设剩余有保护用剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压用。

计量采用独立的电压互感器二次绕组，准确级的准确级，最低要求宜选0.2级;测量与保护I共用一个二次绕组，准确级宜选用电压互感器的准确级，最低要求选0.5(3P)级;;保护II采用独立的电压互感器二次绕组电压互感器的，准确级，为宜选3P和或6P;保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为6P。

根据工程情况，对220kV、110kV母线电压互感器，也可取消电压互感器剩余电压绕组。电压互感器配置四个主二次绕组。计量、测量、保护I、保护II分别采用各自独立的二次绕组，准确级分别为0.2/0.5/3P/3P(6P)。

25、电流互感器二次参数选择

220kV、110kV系统可按三相配置;35kV、10kV系统，依具体要求可按两相或三相配置;

每套保护(包括线路、主变及母线保护)宜使用专用的二次绕组。准确级：变压器主回路、220 kV及以上线路宜采用5P级，其他回路可采用10P级。

测量、计量一般应分别使用各自专用的二次绕组。准确级：一般为0.5、0.2级，供特殊用途的为0.5S、0.2S级，在满足准确级条件下，也可共用一个二次绕组。

故障录波装置可与保护共用一个二次绕组，也可单独使用一个二次绕组。准确级：5P级或10P级。

新建变电站，二次额定电流宜选1A，二次负荷一般为10～15VA(当二次额定电流为5A时，二次负荷一般为40～50VA)。

八、直流及UPS电源 总结：

1、变电站二次系统设计的技术原则，包括：系统继电保护、元件保护、计算机监控系统、电力调度数据网接入设备、二次系统安全防护设备，站内通信系统、变电站操作直流电源、交流不停电电源、图像监控系统等二次系统的技术要求和设备配置要求。

2、二次设备组屏方案和各个屏柜的功能配置。按照统一的配置原则和技术要求，根据变电站接线形式、一次设备类型，制定二次设备的典型组屏方案和各屏柜的功能配置，统一变电站二次设备的组屏方案、屏柜尺寸、形式、名称、标识及颜色等。

3、二次系统设备的技术规范，根据变电站二次系统典型设计配置原则和技术要求、各种典型二次设备组屏方案和各屏柜的功能配置，编制了96项二次设备的技术条件书，统一了二次系统及各屏柜的技术规范。

4、规范系统继电保护及元件保护的配置原则、通道组织原则和设备组屏原则。

5、规范计算机监控系统的配置原则和方案，包括整体网络结构，站控层软件、硬件配置，间隔层设备配置及组屏原则，站控层与间隔层通信所采用的技术和标准，监控系统与继电保护、保护故障信息管理子站以及站内其他智能装置的通信接口形式和技术要求等

6、规范变电站电气二次接线，包括防误闭锁实现方式，二次屏柜的供电方式，操作箱控制回路接线以及断路器、隔离开关机构箱控制回路接线等。

7、规范专业间配合的技术要求，包括系统继电保护对电流互感器、电压互感器变比、绕组数量、容量及精度的配置要求;系统继电保护对断路器跳闸线圈、操作电源的配置要求;保护对通信通道的要求、保护光电转换接口对通信电源的要求等。

8、规范保护和故障录波信息管理子站系统的配置原则及实施方案，包括：子站系统的构成、功能定位、数据采集方式，与监控系统的接口方式、子站信息传输方式等。

9、规范二次系统各类接口要求，包括：继电保护装置与计算机监控系统的接口及通信要求;继电保护装置、故障录波装置以及双端故障测距装置对时精度和接口要求。

10、规范站内通信设备的配置原则和方案，包括：通信蓄电池配置原则、通信机房布置、光缆引接方式、通信机柜尺寸等。

11、规范时间同步系统、图像监视系统的配置原则和方案。

110kv变电站运行方案范文第4篇

根据河南省电力公司《关于开展基建标准化深化应用工作的通知》(基〔2010〕46号)及国家电网公司《输变电工程施工现场安全通病及防治措施》(2010年版)、《监理项目部标准化管理手册》要求，公司质安部与电网工程二部共同对许昌110 kV横山变电站、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站、周口110kV变电站工程进行了安全标准化检查，现将检查结果通报如下：

许昌110 kV横山变电站对现场进行了检查、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站工程对现场及监理项目部资料部分进行了检查、周口110kV变电站工程对监理项目部资料进行了检查(11月上旬对现场进行了安全检查)。

总体看法，110kV工程的施工现场及监理项目部资料较220kV董庄变电站工程现场及资料差。与监理项目部标准化工作手册要求，差距就更大一些了。本次检查220kV董庄变电站工程现场安全文明施工情况按照国网公司的要求做的比较到位。其它工程现场较乱，文明施工较差。

存在的问题，主要表现在有的工程监理项目部自身应编制的安全管理资料不完整、不齐全。如有的项目部未编制监理项目部应急预案、危险源辨识及预控措施;编制的安全监理工作方案(安全监理实施细则)、应急预案、安全监理管理制度未按国网公司要求的格式、制度名细等的要求编写;安全旁站与国网公司安全旁站的项目要求差距过大;安全检查签证有些项目什么也都未做、有些做了也不符合国网公司的要求;方案或作业指导书编、审、批不规范;业主、监理、施工项目部安全、质量目标不一致;数码照片分类不规范、整理不及时、拍摄质量不符合要求等。

一、许昌110 kV横山变电站工程

1、现场存在问题：

1.1 一个开关接两个用电设备;接地缠绕及接地连接不牢固;

1.2 孔洞无盖板;

1.3 梯子使用不规范;(梯子的最高两档不得站人)

1.4 消防器材不防冻。

二、漯河220kV董庄变电站工程

1、资料存在问题

1.1安全强制性条文实施细则未编制;(也可与质量强制性条文实施细则统一编制)

1.2 无安全检查签证记录。(至少目前应有施工用电检查签证、工程项目开工两个安全检查签证)

2、现场存在问题

2.1保护零线重复接地接地体过小;(电力安全工作规程规定接地体直径应为Ф16mm园钢，截面积应大于190mm)

2三、信阳110kV滨湖变电站工程

1、资料存在问题 1.1安全监理实施细则编制人未签字;应急预案无编制人、审核人及批准人签字;

1.2无安全旁站工作计划;

1.3强制性条文执行缺少安全部分施工单位编制的计划表及记录表;

2、现场存在问题

2.1接地体过小;接零不规范(缠绕);

2.2脚手架无剪刀撑;斜道栏杆搭设不规范;

三、扶沟110kV变电站工程

1、资料存在问题 1.1未编制应急预案; 1.2安全旁站记录不齐全;

1.3强制性条文检查表填写不规范。

110kv变电站运行方案范文第5篇

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363MVA, 本期两台, 263MVA;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。

摘要：新建变电站应全面应用典型设计, 积极采用新型节能设备、新技术、新工艺, 采用变电站综合自动化系统, 实现无人值守。

关键词：变电站,设计

参考文献

110kv变电站运行方案范文第6篇

传统的110kV变电站主要以户外设计和安装为主，占地面积大，且设备容易被腐蚀，尤其在高污秽地区，还极易造成污闪事故的发生。为了建设坚强电网，发挥规模优势，提高资源利用率，提高电网工程建设效率，国家电网公司在2005年提出“推广电网标准化建设，各级电网工程建设要统一技术标准，推广应用典型优化设计，节省投资，提高效益”。典型设计坚持以“安全可靠、技术先进、保护环境、投资合理、标准统

一、运行高效”的设计原则，采用模块化设计手段，做到统一性与可靠性、先进行、经济性、适应性和灵活性的协调统一。

海阳市供电公司积极响应国家电网公司的号召，积极推广110kV变电站典型设计。本文就海阳市供电公司110kV变电站典型设计的应用实例予以阐述，以说明推广典型设计的重要意义。

1 110kV变电站典型设计应用实列

海阳市供电公司2006年开始采用110kV变电站典型设计，到目前为止，已经完成3座110kV变电站的设计、建设工作。从实际效果来看，具有较好的经济效益和社会效益，下面以110kV望石变电站为例对典型设计进行分析。

110kV望石变电站位于海阳市新建的临港产业区，该区域规划面积较小，但是电力负荷较为集中。该区域包括以莱福士造船厂在内的多个用电大户正在兴建中，而山东核电设备制造公司已经投产。根据该区域负荷预测及用电负荷性质，海阳市供电公司按照安全可靠、技术先进、投资合理、运行高效的原则，结合该站用电负荷集中、土地昂贵、临近海边(Ⅳ级污秽区)、电缆出线多等客观事实，对110kV望石变电站作了如下设计。

该站为半户内无人值班变电站(半户内布置方式即除主变压器以外的全部配电装置，集中布置在一幢主厂房的不同楼层的电气布置方式)，变电站主体是生产综合楼，除主变压器外所有配电装置均安装在综合楼内。以生产综合楼和主变压器为中心，四周布置环形道路，大门入口位于站区东南角，正对生产综合楼主入口。综合楼共两层，一层为10kV配电装置室、电容器室、接地变压器室及主控室，二层为110kV GIS室。

1.1 电气主接线

变电站设计规模及主接线。通过负荷资料的分析，考虑到安全、经济及可靠性，确定110kV变电站主接线。电气主接线图如图1所示。通过负荷分析和供电范围，确定变压器台数、容量及型号，该设计中主变压器总容量为250MVA(110/10.5kV)，一期(共两期)设计为131.5MVA(110/10.5kV)，采用双绕组油浸自冷有载调压变压器。110kV出线共2回，一期1回，采用内桥接线方式。10kV出线共24回，一期24回，采用单母线分段接线方式。无功补偿电容器为26000(3000+3000)kvar，分别接入10kV两段母线上。

图1 110kV望石变电站主接线图

各级电压中性点接地方式。110kV侧直接接地，由于主变压器10kV侧没有中性点，而10kV侧全部采用电缆出线，电网接地电容电流较大，故采用了站用电与消弧线圈共用的接地变压器。

1.2 短路电流水平

根据终期(共两期)双绕组自冷变压器的容量、空载损耗、负载损耗、短路阻抗等相关参数，考虑电网远景规划，按照三相短路验算，并套用《国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册》中110kV变电站典型设计(方案B-1)，确定110kV电压等级的设备短路电流为kA，10kV电压等级的设备短路电流为31.5kA。

1.3 主要电气设备选择

考虑城市噪音控制，选用双绕组低损耗自冷变压器，采用YNd11接线组别。因站址临近海边，空气湿度大及盐碱度高，故110kV设备采用六氟化硫封闭式组合电器，断路器额定电流为2000A，额定开断电流为31.5kA。10kV设备选用N2X系列气体绝缘开关柜，N2X开关柜采用单气箱结构，每个开关柜独立一个气箱，气箱内安装免维护的三工位开关和固封极柱式真空断路器，通过插接方式与其他元器件组合，实现和满足不同的主接线方式。该开关柜分成三个间隔：高压密封间隔，低压控制间隔，电缆和TA间隔。断路器为真空断路器，主变压器及分段回路额定电流为3150A，额定开断电流为31.5kA;出线回路额定电流为1250A，额定开断电流为20kA。

1.4 过电压保护及接地

110kV及35kV设备全部选用金属氧化物避雷器，并按照GB 11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》之规定进行选择。按照防直击雷原则进行理论计算，在主建筑屋顶安装避雷带及避雷针，用以保护主建筑物及主变压器。按照DL/T 621-1997《交流电气装置的接地》的规定进行电气设备接地，主接地网由水平接地体和垂直接地体组成复合接地网，将建筑物的接地与主接地网可靠连接，接地埋深0.8m。接地网实测电阻为0.43Ω。

1.5 站用电和照明

变电站远景采用2台干式接地变压器500/10.5-80/0.4，每台总容量为500kVA，其中站用电额定容量为80kVA。两台接地变压器分别经断路器接入10kV#

4、#5母线上。站用电为380/220V三相四线制中性点直接接地系统，站用变压器低压侧采用单母线分段接线。室外照明采用投光灯，室内工作照明采用荧光灯、白炽灯，事故照明采用白炽灯。事故照明为独立的照明系统。

1.6 计算机监控系统

计算机监控系统为分层分布式网络结构，能完成对变电站所有设备的实时监视和控制。电气模拟量采集采用交流采样，保护动作及装置报警等重要信号采用硬节点方式输入测控单元。系统具备防误闭锁功能，能完成全站防误操作闭锁。具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置能支持联网的网络通信技术及通信规约的要求。全站设有一套双时钟源GPS对时系统，实现整个系统所有装置的时钟同步。监控系统可对110kV及10kV断路器、隔离开关、主变压器中性点接地开关、主变压器分接头、无功补偿装置、站用电源、直流系统、UPS系统等多方面进行监控。操作控制功能按分层操作设计，达到了任何一层的操作、设备的运行状态和选择切换开关的状态都处于计算机监控系统的监控之中。

1.7 保护装置的配置

整个保护系统全部选用微机型保护装置。主变压器保护包括差动保护和后备保护，在主控室集中组屏安装。10kV保护测控装置采用保护测控一体化装置，装设在成套开关柜上，10kV线路保护具有低周减载功能。另外，10kV系统还具有小电流接地选线功能。

1.8 直流系统

直流系统额定电压为220V，设单组阀控式铅酸免维护蓄电池组和双套冗余配置的高频开关电源充电装置，并设置一套微机型直流接地自动检测装置。蓄电池容量为100Ah。该系统还配置一台UPS，容量为3kVA，UPS系统为站内计算机监控系统、保护装置、通信设备等重要二次设备提供不间断电源。

1.9 图象监控系统和火灾探测报警系统

大楼入口处设置摄像头;主控室、电容器室、接地变压器室以及各级电压配电装置室均安装室内摄像头;主变压器区安装室外摄像头。监控信号通过光缆传送到调度主站，用以完成变电站全站安全及设备运行情况的监控。

站内配置一套火灾报警系统。火灾报警控制器设置在主控楼内。当有火灾发生时，报警系统可及时发出声光报警信号，显示发生火灾的地点，并通过通信接口和光缆，将信息最终传至调度端。

2 结束语

该典型设计的变电站与常规室外布置变电站相比具有以下优点。第一，土地占用面积不足常规变电站的三分之一。第二，该站临近海边，属高污秽地区。所有配电设备均室内布置，尤其是110kV及10kV配电设备全部采用气体绝缘全密封开关设备，有效地防范了污闪事故的发生。第三，配电设备检修周期长，供电可靠性高。第四，采用接地变压器，很好地解决了10kV电缆出线引起的电网接地大电容电流。第五，具备了无人值班的条件，实现了变电站无人值班。