110kv变电站技术要求范文

110kv变电站技术要求范文第1篇

一、110kV智能化变电站的结构设置

(一) 110kV智能变电站的特点

110kV智能化变电站的结构设置相对比较繁杂, 其中内部的系统可以有效的完成特点保护, 电力控制, 电力检测以及电量计算等相关的工作, 同时还需要对这些检测到的信息进行共享, 对于设备的状态可视化, 智能化报警以及智能技术应用等方面的功能都有着良好的表现。在智能化变电站系统当中所运用的结构基本上都是一种分层处理的方式, 由于在三种分层运用网络设置的区别, 其中间隔层和层之间主要是传输MMS与GOOSE两种信号。在过程层与间隔层之间则使用的是GOOSE与SMV两种信号来进行传输。所以说在后续的建设和改造工作当中, 必须要针对智能化变电站的电能运输以及电压变换原理进行调整, 充分的保证变电站当中每一项功能都可以得到正常稳定的发挥, 其中, GOOSE与SMV信号不单可以进行分开又可以进行合并, 为了有效的保证智能变电站运行工作的稳定性, 采取组网分别的方式保证了信号传输的高效化。

(二) 110k V智能化变电站网络结构的改造

110kV智能变电站的设备层, 主要是用来完成测量工作、控制工作、保护检测工作以及电量输送计量工作等等, 在工作过程当中所表现出来的功能, 相当于数字化变电站过程和间隔层的作用, 除此之外在智能变电站当中还需要实现各种数据信息的共享, 设备运行状态的可控性智能报警以及问题预警等多方面的功能, 这一部分的功能相当于数字变电站当中的站控层。这对变电站实施智能化建设和改造工作, 首先必须要充分明确工作过程当中所需要建设的网络结构, 一个科学完善的智能化变电站网络结构所采用的是分层结构, 主要分为间隔层、过程层以及站控层。其中每一个间隔层级之间主要传出的是MMS和GOOSE两种不同类型的信号, 在网络层和间隔层的网络之间传输的是GOOSE信号和SMV信号在110kV智能化变电站的网络构建当中, 需要充分注意以下几个方面问题:

110kV智能化变电站网络结构比较复杂, 这一特点比较适合双型结构, 在运行的模式上主要分为了双网结构和单网结构的运行方式, 在该网络当中复杂程度需要不断加以提升, 真正实现了网络之间的无缝切换功能, 避免了网络在运行工作当中所产生的干扰性问题。

GOOSE信号和SMV信号可以分别通过组网或者是合并网来加以运用, 为了充分保证智能化变电站网络的实用性与科学性, 依照网络当中的流量大小和信号传输的方式, 将整个系统网络分割成若干个子网络系统, 然后通过以往的工作经验分别采用了组网构建的模式, 有效的保证GOOSE网络信号传输运行的稳定性。

二、110kV智能变电站建设工程中的关键环节

(一) 电压互感器与保护装置的安装

因为城市当中属于最为集中的电能消耗中心, 因此在建设110kV智能化变电站的过程当中, 可以运用110kV降压原理来对周围的用户进行供电保护, 针对建设终端变电站来讲, 110kV配电建设工作可以采用线路变压器相连接的工作模式, 在工作过程当中可以使用单母线的方式将其分为四段, 每一段之间的单母线和双母线可以进行分开使用, 同时每一段母线可以在10kV分段开关当中进行自控装置的设置, 有效保证了110kV电路系统输电的稳定性。其中数字电度表的安装和使用也是一个关键部分, 因为电度表在使用过程当中经常会产生一些问题, 比如没有准确的同步操作, 电流、电压的信号同步也没有在合并单元中加以实现。因为在110kV智能化变电站当中的接线问题, 在结构单元当中可以实现对电流表功能运用, 在主变高压电度表中, 可以实现对电压输出值的记录。

(二) 加强配电设备的智能控制

在智能110kV的变电站配电设备当中所运用的智能控制电器, 主要是以光纤通讯以及电缆光纤为主要的类型, 在设备操作回路信息数据的采集以及信号数据的判断上, 作为主要的电路设置方式。在实际的工作过程当中, 主要的原理是在配电网络和系统网络发出信号之后, 内部的信号数据会对电路信息进行采集, 然后会对其进行二次加工, 与此同时将采集到的信息输送到电脑终端来判断电路当中的运行状态, 而信号数据在计算和判断电路的工作过程当中, 会对信号信息之间进行比对, 最后在运行工作当中设备状态出现问题的时候会发出报警, 严重的情况下还会自动进行跳闸保护。

(三) 智能变电站的调适工作

相比于常规状态下的变电站来讲, 110kV智能化变电站有着比较良好的二次设备集成度, 同时在工作过程当中具有比较复杂的适应性和调试性, 这就需要针对各个生产厂商之间所承担的问题进行明确, 重点阐述相关的时间和工作的节点。比如集成厂商对于各个智能组件的IED厂家的职责进行划分, 集成厂商作为智能组件整体的集成和生产单位, 智能组件在IED地区要进行主动的配合, 各个IED厂家向集成厂商所提供出的图纸时间安装智能组件过程中IED厂家需要向智能组件厂家提供出相应的安装图纸, 研究接入自动化系统的厂家, 需要为其提供出相应的模型文件和时间规定, 进入自动化系统的厂家需要将模型文件发送到自动化系统, 厂家内部确定了各个厂家相互之间的调节时间, 保证了变电站安装完成之后的供电工作顺利开展。

三、结束语

通过本文对110kV智能化变电站的建设技术的分析和探讨, 从中可以总结出, 职能化变电站是当前我国电力系统开展的必然方向, 通过对智能化技术的有效的运用, 实现了对变电站内部供电工作的高效、高质量的开展, 为人们的生活和工作用电打下坚实的基础, 同时还在很大程度上提升了社会经济的发展速度, 实现了人们生活水平和质量的不断上升。

摘要：伴随当前我国科技技术的不断发展, 智能化设备在社会各个领域当中得到了普遍的应用, 不管是在人们的生活还是工作过程当中智能化技术随处可见。在电力系统当中, 对智能化技术的运用也是尤为明显, 通过数字化、信息化以及通信化的发展平台, 实现了对各项供电信息的共享, 自动完成了数据信息的采集保护以及检测等工程项目。在现阶段的110kV变电站当中对智能化技术的运用还是存在一定的问题, 本文就针对110kV智能化变电站建设技术进行了重点的分析和探讨。

关键词：110kV变电站,智能化,建设技术

参考文献

[1] 石磊.110kV智能化变电站建设技术研究[J].山东工业技术, 2017 (09) .

[2] 张家礽.浅析提高110kV变电站建设质量的途径[J].江西建材, 2014 (04) .

[3] 唐全.有关110kV变电站建设工作问题的探讨[J].科技视界, 2017 (10) .

110kv变电站技术要求范文第2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变电站技术要求范文第3篇

第一章 总 则

第一条 为了保证XX110kv变电站安全稳定运行,规范调度管理，特制定电站调度管理制度。

第二条 本制度适用于XX110kv变电站(以下简称：电站) 第三条 XX供电系统(以下简称供电系统)接受XX供电公司的调度管理。供电系统实行统一调度。各方应密切配合协作，以保证供电系统安全、优质、经济运行。

第二条 XX公司设有地区调度所以下简称区调。

第三条 我公司设电力调度员，负责供电系统的调度管理。 第四条 公司所属各变电站的运行值班人员以下简称值班人员。 第五条 非电力调度系统的任何部门和个人不得干预调度工作，若有干预，值班人员可拒绝执行，并向上级领导报告。

第六条 变电站值班员如果接到区调关于计划停电或临时停电的通知，应立即报告公司电力调度员。

第二章 公司电力调度管理的任务

第七条 调度管理的任务是，领导和指挥供电系统的运行和操作，保证实现下列基本要求：

(一)使整个供电系统安全、稳定地运行，保证供电可靠性。

(二)使供电系统的供电质量符合规定标准。

(三)合理安排系统方式，使整个系统在最经济方式下运行。

1 第八条 电力调度员的职责 ：

(一)负责供电系统的调度管理，保证供电系统安全、优质、经济运行。

(二)负责编制调度范围内设备的检修计划和批准这些设备进行检修。

(三)负责指挥调度范围内设备的倒闸操作。

(四)负责指挥供电系统的异常及事故处理，配合区调处理较大的系统事故,参加供电系统的事故分析，制定安全运行措施。

(五)编制和执行供电系统的运行方式。

(六)配合区调监视和调整电网的电压，负责供电系统的无功电压监督管理。

(七)负责对管辖的继电保护装置、安全自动装置的运行管理。

第三章 调度管理制度

第九条 值班电力调度员为供电系统运行操作的指挥人，直接对值班人员发布调度命令，并对所发出的调度命令的正确性负责。接受值班调度员命令的值班人员应作书面记录并重复命令，核对无误后方可执行。值班调度员在联系调度业务和发布调度命令时应全部录音。

第十条 值班调度员所发布的调度命令，值班人员应迅速执行，不得延误。如果认为该命令不正确或有疑问，应向值班调度员提出意见，如值班调度员经研究仍坚持原调度命令时，接令人应迅速执行。但当执行该项命令将威胁人身、设备安全或直接造成停电事故(事故处理要求停电者除外)，则必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告

2 值班调度员和本单位的直接领导人。在没有正当理由的情况下，拒绝执行或延误执行调度命令其后果应由未执行调度命令的人员和允许不执行命令的领导人负责。调度命令执行完毕后，必须及时回报时间。

第十一条 变电站领导人对值班人员所发布的命令如果涉及调度权限范围时，必须经调度员许可才能执行，但在现场事故处理规程中已有规定者除外。值班人员必须如实汇报现场运行情况，正确回答值班调度员的询问，不得隐瞒真相。

第十二条 值班人员发现设备异常运行情况或严重以上缺陷时，应首先报告值班调度员。对重大异常和设备缺陷，值班调度员应立即报告技术安全部经理，由技术安全部经理向公司领导汇报。技术安全部经理不在时，由值班调度员向公司领导汇报。

第十三条 值班调度员与变电站联系工作和下达操作命令时，要使用标准术语，必须问清楚单位、姓名,做好记录并主动将自己的姓名告诉对方。开关及线路工作要使用双重编号。

第十四条 凡属电力调度范围内的设备，未经值班调度员许可，不得擅自改变设备的运行状态，但对人身或设备安全有威胁者除外。按现场规程紧急停用的设备，在停用之后应立即将采取紧急措施的理由及情况汇报值班调度员。任何单位和个人在电力调度管辖的电气设备上工作时，必须事先办理申请批答手续，待得到电力调度员的施工命令后才能进行工作。杜绝无令工作和完工不交令的现象。

第十五条 公司电力调度管辖的设备与区调调度的设备有关联时，应得到区调值班调度员的许可后才能进行操作。

第四章 调度范围的划分

第十六条 区调与公司电力调度范围的划分按区调下达的设备投入系统运行批准书执行。

第十七条 站内35KV进线开关和分段开关及以上设备归公司电力调度管辖，站内35KV母线及以下设备由公司指定专人负责内外调度业务(内指变电所所辖设备，外指与变电站之间的联系)。

第十八条 继电保护和自动装置的调度管理，原则上对应一次设备的划分范围。

第十九条 分界设备定为双重调度的设备，凡涉及运行设备的操作，原则上由下级调度进行操作，在操作完毕后，将设备状态报告上级值班调度员。

第五章 设备检修的调度管理

第二十条 计划检修工作，应提前一天10时前向调度提出书面申请，遇节假日应在节假日前一天提出申请，调度应在开工前一天的16时前电话批答给申请单位。上述申请中工作内容应包括检修内容、停电范围及要求、工作开始和完工时间。

第二十一条

设备的检修工作虽经批准，但在开工前仍需得到值班调度员下达的施工命令后，才能进行工作。

第二十二条 检修工作申请应使用规范的名称，按规定的格式填写。检修工作申请票的主要内容包括：站(所)名称、检修试验内容、停电范围、停用保护及自动装置名称、对运行方式的要求、停电及送电时间，保护带负荷做向量要求等。线路停电检修申请内容应包括停

4 电范围、主要工作内容、接令人及联系办法，当有其它要求时应一并提出。

第二十三条 一次设备接线变动后可能使相位改变时，必须经过核相,核相正确后才允许投入运行。

第二十四条 检修单位应作好设备检修前的各项准备工作。按时要令，严格按照检修时间进行检修工作，并及时交令。

第二十五条 公司电力调度管辖的设备进行检修，如影响到主网运行方式或对主网有要求时，公司电力调度应在开始检修前一天8时至10时，向区调提出申请，经区调批准后方可施工。

第二十六条 设备异常及事故检修时，可随时向值班调度员提出申请，值班调度员应予批准并及时向有关领导汇报。

第二十七条 设备检修时间的计算是从设备退出运行(备用)时开始，到设备正式转入运行(备用)时为止，操作和启动时间包括在检修时间内。

第二十八条 如因某种原因，原定检修的设备在预定时间未停下来，则应将原定检修时间缩短而完工的时间不变。如必须延迟完工时间，而对电网运行无显著影响者，可由值班调度员批准。

第二十九条 调度范围内的继电保护装置和自动装置以及通信设备、监控设备，在未得到值班调度员的许可前，变电站的值班人员不得停、投、试验或改变其整定值。现场有紧急处理规定者可按规定处理，同时要报告有关调度。

第三十条 凡按规定办理的检修申请，调度应予以受理，并按规

5 定时间批复。

第三十一条 站用变、电容器、电压互感器等的工作，经调度同意后，由现场自理，值班调度员不再下令。工作完工后通报值班调度员。涉及到保护、自动装置的停投，按现场规程办理。

第六章 附则

第三十二条 标准与重要文件引用： 《XX110kv变电站运行管理制度》 《XX110kv变电站检修管理制度》

110kv变电站技术要求范文第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变电站技术要求范文第5篇

2.4.1 发电机参数 (一)工程建设规模

a)主变压器:终期231.5MVA,本期131.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期4回,本期2回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期43Mvar,本期23Mvar;

(二)设计范围

1)本典型设计范围包括变电所内下列部分:

a)电力变压器及各级电压配电装置,所用电系

统设备,过电压保护及接地装置,直流操作电源系统设备;相应的继电保护及自动装置,就地测量及控制操作设备,自动化系统设备以及电缆设施等。

b)与电气设备相关的建筑物、构筑物,给水排水设施,通风设施,消防设施,安全防范及环境保护措施。

2)系统通信设施、所外道路、所外上下水系统、场地平整和特殊基础处理、大件设备运输措施等不纳入本典型设计范围。其中由于通信设施需根据外部通信系统条件确定,本典型设计中仅留布置安装条件,不作具体设计。

3)设计分界点

a)变电所与线路的分界点为:110kV、35kV配电装置以架空进线耐张线夹(不含)为界。10kV配电装置以开关柜内电缆头(不含)为界。

b)进所道路设计以变电所大门为界,大门外不属本典型设计范围。

(三) 设计条件

2.4.1 发电机参数

1)所址自然条件



环境温度: -10℃~40℃最热月平均最高温度: 35℃

设计风速: 30m/s 覆冰厚度: 5mm 海拔高度: <1000m 地震烈度: 6度

污秽等级: II级

设计所址高程: >频率为2%洪水位

凡所址自然条件较以上条件恶劣时,工程设计应作调整。 2)系统条件

按照系统的情况,设定110kV系统短路电流为25kA,要求10kV母线的短路电流不超过20kA

(四)主要技术经济指标

2.4.1 发电机参数

1)投资: 静态投资: 1367.45 万元,单位投资: 434 元/kVA; 动态投资: 1398.96 万元,单位投资: 444 元/kVA; 2)占地面积

所区围墙内占地面积:7695.96m 所区围墙内建筑面积: 560m

2

2 主控制楼面积: 422.5m2

(五)电气主接线

变电所主接线110kV、35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851A02-A02-001”。

(六)电气设备布置

35kV 及110kV配电装置采用户外中型软母线布置方式，35kV配电装置与110kV配电装置成垂直布置。

两台主变位于110kV配电装置和10kV配电装置室之间。10kV配电装置采用户内成套高压开关柜,单列布置,采用架空或电缆出线。

10kV电容补偿装置为户外型，布置在10kV配电装置室左侧户外空地上,本期布置二组。变电所纵向长度为108.7m，横向宽度为70.8m，占地面积为7695.96m2。

电气总平面布置详见图“W951A02-A02-002”。

(七)Ö÷ÒªÉ豸ѡÔñ

1) 35kV及 110kV配电装置

35kV及110kV断路器选用单断口瓷柱SF6断路器。

35kV及110kV隔离开关选用GW4型隔离开关,110kV隔离开关配电动操作机构。35kV隔离开关配手动操作机构。

110kV电流互感器选用油浸式电流互感器。

110kV电压互感器选用电容式电压互感器。

110kV避雷器选用氧化锌避雷器。

2£©10kV配电装置

选用XGN2-12型固定式高压开关柜,配真空断路器, 真空断路器配一体化弹簧操作机构,采用架空或电缆出线¡£ÎªÏû³ýгÕñÓ°Ïì,10kV电压互感器选用抗铁磁谐振三相电压互感器,型号为JSXNGF-10¡£

3)无功补偿装置

无功补偿容量及分组按就地补偿,便于调节及不产生谐振的原则配置,本典型设计无功补偿容量按主变容量20%左右考虑,本期工程装设2组3000kvar无功补偿装置成套装置。

4)35kV中性点消弧线圈

35kV电网中性点不接地系统单相接地电容电流按规程要求不超过10A,本典型设计对单相接地电容电流补偿暂按选用智能型油浸式消弧线圈,容量为550kVA考虑,调节范围为9挡,具体工程设置按系统情况而定。

(°Ë)ϵͳ¼Ìµç±£»¤ºÍ°²È«Îȶ¨¿ØÖÆ°ÖÃ

变电所根据《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，及广西电网运行情况进行系统继电保护和安全稳定控制装置的配置。

1) 110kVÏß±£»¤

每回线应装设反应相间短路和接地短路的保护。配置三段式相间距离、接地距离、零序电流方向保护，三相一次重合闸，带电压切换回路及断路器操作回路。后备保护采用远后备方式。组屏采用2回线路保护合用一面屏的方式。

2) 110kVĸÏß±£»¤

110kV²à³õÆÚÖ»ÓÐ2»Ø³öÏß,Ôݲ»¿¼ÂÇ°ÉèĸÏß±£»¤£»ÖÕÆÚ4»Ø110kV³öÏߣ¬µ¥Ä¸ÏßֶνÓÏߣ¬°´¹æ³Ì¹æ¶¨°ÉèÒ»Ì110kVĸÏß±£»¤¡£

(九)系统通信

本变电所由所在网区地调调度管理，为满足综合自动化的要求，变电所应具有光纤或其他形式可靠的通信通道，并设一门邮电公网电话。由于各地区通信条件差异较大，在典型设计中难以统一，由相应工程设计时根据具体情况而定，本典型设计仅预留通信设备装设位置，不作具体设计。

(Ê®)微机监控装置

控制功能由微机监控系统实现,取消常规的控制屏和中央音响信号系统,声光报警由微机监控系统实现。



微机监控系统采用分层分布式,分为变电所层和现地设备层。现地设备层按所内一次设备布置间隔来划分配置。各间隔的监控设备相对独立,这些设备通过现地局域网实现数据链路的连接，可完成他们之间的信息传送。

所内局域网按单网考虑，通信介质采用光纤，变电所层可采用总线型结构或星型结构;现地设备层宜采用总线型结构。

(十一)土建部分

地基和抗震

建(构)筑物按天然地基承载力特征值fa=150kPa设计,场地和地基条件简单,地基基础设计等级为丙级。初期基础工程量未考虑有软弱下卧层估算,具体工程应根据其地质报告复核基础设计,必要时应修改基础设计或结合当地经验采用人工地基。

根据《建筑抗震设计规范(GB50011-2001)》广西大部分地区抗震设防烈度为6度,设计基本地震加速度值为0.05g,本标准设计的建(构)筑物设防标准按一般变电所,即丙类建筑物设防,其地震作用和抗震措施均按6度抗震设防烈度设计。

三、B方案

(一)工程建设规模

a)主变压器:终期231.5MVA,本期131.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期2回,本期1回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期43Mvar,本期23Mvar;

(一)工程建设规模

a)主变压器:终期231.5MVA,本期131.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期2回,本期1回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期43Mvar,本期23Mvar; (二)设计范围及设计条件

设计范围及设计条件与A方案相同。

(三) 主要技术经济指标

1)投资: 方 案 一 方 案 二 静态投资: 1194.5 万元 1204.81 万元 静态单位投资: 379 元/kVA 382 元/kVA 动态投资: 1222.03 万元 1232.57 万元 静态单位投资: 388 元/kVA 391 元/kVA

2)占地面积

方 案 一

方

案 二

所区围墙内占地面积:

5618.3m

25961.06m2 所区围墙内建筑面积:

454.3m2

454.3m2

主控制楼面积:

316.8m2

316.8m2

(五)电气主接线

方案一

本方案变电所主接线110kV终期为内桥接线, 初期为线路变压器组接线;35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851B02-A02-001”。考虑在110kV侧计费, 110kV出线安装三相电压互感器。

方案二 本方案变电所主接线110kV终期为单母线接线, 初期为线路变压器组接线;35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851B02-A02-002”。

(六)电气设备布置

35kV 及110kV配电装置采用户外中型软母线布置方式，35kV配电装置与110kV配电装置成垂直布置。

两台主变位于110kV配电装置和10kV配电装置室之间。10kV配电装置采用户内成套高压开关柜,单列布置,采用架空或电缆出线。

10kV电容补偿装置为户外型，布置在10kV配电室左侧主控制楼前户外空地上,本期布置二组。

变电所电气总平面布置详见图“W951B02-A02-00

3、004”;

方案一占地面积为5618.3m2, 方案二占地面积为5961.06m2。

配置、系统通信要求、基本与

(七)Ö÷ÒªÉ豸ѡÔñ

110kv变电站技术要求范文第6篇

1.110KV刀闸手动操作机构电缆孔洞未封堵

2.102开关电流互感器B相顶部外观有凹陷，应更换

3.2#PT避雷器计数器未归零

4.179-3刀闸、100-II、176-1刀闸拉合不同期

5.110KV开关柜柜门保安线未接地，柜内标识牌不规范

6.通信机柜电缆口孔洞未封堵

7.1#主变蝶阀渗油，应观察处理

8.南自光纤未固定，光缆终端盒固定不牢固

9.10kV柜门安全地线应连接可靠

10.综自柜内有杂物，施工现场未清理干净

11.油在线监测接地线未连接

12.综自二次线混乱，未整理

13.10KV开关柜安全接地线未连接

14.主变试验只做了高压侧耐压，未做中压侧及低压侧耐压，且高压侧及中性点耐压未按国标试验，试验应打76KV

15.主变绕组变形试验报告

16.10KV调节器未做油试验及耐压试验

17.放电线圈未做空载试验未出具报告

18.电容器试验报告中未写明耐压值

19.110KV母线PT、35KV母线PT、10KV母线PT没有试验报告 20.10KV电容器瓷柱应没有耐压试验报告

21.1#、2#主变低压侧直阻偏差按国标应不大于1%，报告不合格2#为5.4%

22.传动试验报告中没有

23.开关防跳跃试验报告没有

24.电流互感器伏安特性试验报告没有

25.电流回路二次回路阻抗报告没有

26.主变差动报告中没有制动特性报告

27.电能表计未贴标识，需规范标识

28.电度表柜内及电度表上积有灰尘，未清理

29.电度表采集功能未完全实现

30.没有电能表及互感器精度试验报告

31.故障录波器与对时装置时钟不一致

32.线路OPGW光缆位置未按设计进行悬挂

土建部分：

1.主变渗油池基坑鹅卵石粒径不符合规范要求

2.电缆沟盖板多块不平整

3.站区电缆沟防火墙数量不足，未按设计要求敷设封堵。缺排水

4.一楼楼梯口门未更换

5.视频安装高度不规范，需整改

6.主变固定点焊接长度不够