110kv變電站設計方案范文第1篇
【關鍵詞】110kV 變電站;設備安全;運行與維護
引言
近年來，我國的國民經濟得到了快速的發展，這對我國電網規模的擴大具有一定的促進作用。變電站設備的更新換代，使電力系統的穩定性和安全性受到了人們的廣泛關注。變電站是電力系統中必不可少的重要組成部分，是電力設備中控制電流、分配電能和變換電壓的的電力設備，它能通過變壓器對各級電壓的電網進行連接。因此，變電設備的使用技術和設計方法等對變電站的發展具有直接的影響，變電設備的損壞帶來的損失是巨大的，如：造成人員傷亡、經濟損失和擾亂社會秩序等。所以，在日常的生活中，做好變電站設備的運行和維護工作對110kV 變電站的正常使用和生產具有重要的意義，它同時還對電力系統的安全性能具有保障作用。
1 110kV 變電站的運行
1.1 操作方法程序化
變電站的程序化操作是指工作人員在變電站外部通過遙控操作對變電站內的設備實現控制，它能對電氣設備的整個運行過程進行控制，這種操作在變電站內無人的狀態下可以實現。程序化操作可以通過可控制的程序對操作步驟中比較復雜的部分進行測控和監控工作，讓設備按照設定好的程序運行，達到無誤操作。這種將操作方法程序化的方式，能提高工作的效率和確保任務完成的準確性[1]。
1.2 裝置自動化
在目前我國電力系統中，電力裝置所使用的基本都是自動化的裝置。我國的電力系統已經實現了裝置的自動化，微機保護的監控裝置被廣泛應用于電力系統的各個方面，這對確保電力系統的安全運行發揮著巨大的作用。在110kV 變電站中，自動化裝置的應用對變電站的安全運行具有重要意義，自動化的微機保護裝置能對設備中的故障做到及時發現和處理，同時還能對設備的運行狀態進行檢測，一旦出現問題就立即發出報警。110kV 變電站裝置的自動化提高了設備運行的安全性和穩定性。不斷對變電站內部的自動化裝置的使用性能進行改進和完善，確保110kV 變電站的正常運行。
1.3 運行安全化
對變電站實行安全化運行，需要確保設備的可靠性較高，在此基礎上安裝遙控裝備，并通過電腦對設備進行控制，這樣做的目的是確保設備運行的安全。同時，要在變電站的微機保護裝置中設置自動化操作系統和信息傳輸通道，操作系統需要具備遙測、閉鎖和防誤事件的記錄功能。在實際的操作中，要設置變電站的控制中心，并對操作人員的工作內容進行詳細的劃分。此外，還要讓工作人員明確注意事項和操作順序，確保變電站的安全性能和正確順序，使變電站在安全的環境下運行[2]。
2 110kV 變電站的維護
2.1 提高工作人員的素質
提高工作人員的素質，是變電站內工作內容的一個重要組成部分。提高工作人員的素質是110kV 變電站維護中的一項不可被忽視的內容。提高工作人員的整體素質，注重對工作人員進行工作技能和業務能力的培訓，為他們安排合適的崗位，這樣有利于提高110kV 變電站的工作效率。同時，還要多為工作人員提供機會，讓他們可以接觸變電站內最新的先進設備，教會工作人員使用設備的方法，提升工作的業務水平和綜合素質。此外，還要加強員工對安全活動的學習，提高員工的安全意識[3]。
2.2 制定嚴格的規章制度
制定嚴格的規章制度是保證110kV 變電站正常運行的前提。變電站內部要有相應的規章制度，只有這樣才能保證變電站的正常運行。110kV 變電站內部需要制定的規章制度包括多個方面，如：工作責任制度、設備維修制度、設備巡視制度和“兩票三制”等，“兩票三制”是指工作票和操作票、交接班制度、巡視制度和設備定期試驗輪換制度。制定明確的規章制度，有利于責任的清晰劃分，在日常的工作中，有利于維護工作秩序，保證了變電站設備的正常工作。
2.3 對設備進行維護和改造
110kV 變電站中的設備故障會導致變電站中電網的運行出現問題，因此要對設備的改進和維護引起重視。對設備進行維護和改造，要注意以下幾個方面：(1)增加先進設備的購入量。根據變電站的運行情況和規模大小及變電站的經濟狀況，適當地購入新的先進設備，以改善變電站的工作環境。(2)重新建設完善的變電站系統。引進先進設備，對變電站的系統進行改造，實現自動化的工作環境，增進電力系統使用的便捷性和靈活性。(3)注重設備的管理和維護。對設備進行管理和維護要安排專職人員負責，明確設備的使用權限，進行統一管理，盡最大可能降低設備事故的發生。同時，工作人員要定期對設備進行檢修和維護，以延長設備的使用期限[4]。
3 結語
經濟的發展帶動力電力行業的發展。目前，我國電力系統的規模與之前相比明顯擴大了，這使得電力系統的安全運行問題得到了很大的關注。變電站的運行與電網系統的穩定性具有緊密的聯系，兩者息息相關。其中，110kV 變電站的運行對整個變電站的日常工作具有重要的影響。因此，為了提升變電站運行的有效性和安全性，要加強對變電站的設備進行改造和維護的力度，注重運行、監控和維護等工作之間的協調。重視110kV 變電站的運行與維護工作，有利于變電站提供安全穩定的電力能源。本文對目前110kV 變電站的運行進行了分析，其
中包括對操作方法程序化和裝置自動化兩個方面的分析，此外還對110kV 變電站的維護進行了探討，提出了要提高工作人員的素質、制定嚴格的規章制度和對設備進行維護和改造。
參考文獻：
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110kv變電站設計方案范文第2篇
關鍵詞：智能變電站,過程層,GOOSE網絡,IEC 61850規約
智能變電站系統網絡化的二次設備架構采用三層網絡結構:過程層、間隔層、站控層。對于智能變電站而言,過程層信息的傳輸要求:準確、可靠、快速,如繼電保護等。過程層網絡設計的合理性直接影響到變電站運行的可靠性。結合現有技術條件,討論了過程層網絡拓撲結構、采樣值傳輸協議分析、數據傳輸通信模型、網絡負荷量、保護“直采直跳”方式問題,并結合110 kV智能變電站工程實例,設計完成該站過程層網絡構建方案。
1 過程層網絡拓撲結構分析
圖1為智能變電站結構圖。從圖中可看出各層及邏輯接口的邏輯關系。其中接口4實現過程層和間隔層之間電壓互感器和電流互感器瞬時數據、控制數據的交換,其功能分別由過程層SV網絡(采樣數據網)和GOOSE網絡實現。
變電站自動化系統中常用的網絡拓撲結構包括總線型拓撲、環形拓撲和星型拓撲。
總線型結構網絡中交換機通過其自身的級聯口與前或者后交換機級聯(一般情況下,級聯口的最大吞吐量應大于相應IED的最大吞吐量),如圖2所示。其中:HMI為人機交換設備(下同);GW為網關(下同)。
環型拓撲在連接方面除頭尾交換機相連外,與總線型結構相似,但是環形結構在一定程度上提供了鏈路上的冗余,如圖3所示。
星型拓撲結構也稱“集中式拓撲結構”,這種結構以中央節點為中心,交換機N在網絡中處于骨干交換機的地位,其他的所有交換都與其連接以形成一個星型網絡結構,如圖4所示。
下面將三種拓撲結構做一個比較,見表1。
總線結構網絡可靠性及傳輸速度最差,不適合作為GOOSE網絡實施方案,僅適用于對實時性和可靠性要求不高的控制系統。
星型結構和環形結構從可靠性上滿足變電站GOOSE網絡的要求,均可作為實施方案。
星型結構在運行維護、傳輸時間及可靠性等多方面優于環型結構,宜采用星型結構構建變電站的過程層網絡。
2 采樣值傳輸協議分析
目前智能變電站采樣值傳輸協議主要有3種:IEC60044-7/8標準、IEC61850-9-1標準和IEC61850-9-2標準。
IEC 60044-7/8標準為電子式電壓/電流互感器國際標準。優點是采樣值傳輸時延固定;缺點是點對點光纖連接數量較多,私有性較強,不同廠家互操作困難,不符合整體的IEC 61850智能變電站通信發展趨勢。
IEC 61850-9-1標準規定了通過單向多路點對點串行通信鏈路的采樣值傳輸方式,部分遵循了IEC 60044-7/8標準對合并單元的設定,即輸入通道為12路,采用專用數據集,幀格式固定,不允許改變,采用廣播或組播的方法[1]。優點是編碼方式比較簡單、數據內容固定,較易實現,傳輸時延較確定;缺點是對ASCI模型的支持不夠完備,點對點光纖連接數量較多。
IEC 61850-9-2標準詳細說明了依照IEC 61850-7-2部分中的抽象規范而定義的傳輸采樣值的特定通信服務?？芍匦略O定輸入通道數、采樣頻率等參數,支持對數據集的更改和對數據對象的直接訪問,幀格式可靈活定義,并支持單播方式。優點是映射方法更為靈活,對ASCI模型的支持更加完備,可實現采樣值數據的自由配置和共享,設備間接線較簡單,某種程度上代表了技術發展的趨勢;缺點是裝置間數據匹配過程復雜,網絡帶寬和CPU編解碼的開銷較大,網絡傳輸時延不確定。
從配置的靈活性、接線簡單、技術發展趨勢等方面考慮,建議采樣值傳輸協議采用IEC 61850-9-2標準。
3 數據傳輸通信模型
3.1 智能變電站通信特點
在基于以太網的變電站過程通信中,采樣測量值和跳閘命令是最重要的2類數據。IEC 61850定義了2種報文:采樣值(SV)報文和面向通用對象的變電站事件(GOOSE)報文[2,3],分別應用于傳輸采樣值和跳閘命令。SV和GOOSE報文均是實時報文,要求通信時延小于4 ms。目前以太網傳輸數據的通信模型主要有3種:點對點模型、客戶機/服務器(C/S)模型、發布/訂閱(P/S)模型。其中P/S模型與前2種模型相比具有異步、多點通信等優點,能使通信的參與者在空間、時間和控制流上完全解耦。對于變電站中數據流量大、實時性要求高、多點傳輸的情況,IEC 61850推薦采用P/S模型。
3.2 組播技術
以太網中有3種網絡傳輸方式能用于實現P/S通信模型:單播、廣播和組播。單播即點對點通信;廣播即使用廣播地址向廣播域內的所有成員廣播數據;組播即一個組播源使用組播地址向加入該組的所有成員發送數據,分為第3層組播和第2層組播。第3層組播協議使用互聯網組管理協議。SV報文和GOOSE報文沒有網絡層,GMRP是第2層組播協議,可擴展性好,轉發速度快,可靠性高,支持的組數量多,最大支持245個組,適用于電力系統通信。
3.3 GMRP技術簡介
GMRP是基于GARP(generic attribute registration protocol,GARP)[1]提供的一般屬性注冊功能。GARP要求交的一個組播注冊協議,用于維護交換機中的組播注冊信息。所有支持GMRP的交換機都能夠接收來自其他交換機的組播注冊信息,并動態更新本地的組播注冊信息,同時也能將本地的組播注冊信息向其他交換機傳播。這種信息交換機制,確保了同一交換網絡內所有支持GMRP的設備維護的組播信息的一致性。特別適合智能變電站中基于訂閱/發布機制的9-2采樣值、GOOSE信息傳輸。
因此,基于GMRP的P/S通信模型[4,5]很好滿足了智能變電站的數據流量大、實時性高、多點傳輸等要求。
4 網絡負荷量
智能變電站間隔層設備需通過光纖以太網從各間隔MU接收所有間隔的數據,大量數據的傳輸與處理給網絡傳輸速率帶來很大挑戰。
MU(合并單元)通常提供的模擬量數據采樣速率為每周波200點或80點,每間隔模擬量數據通常包括保護用電流、電壓,測量用電流、電壓等共12路模擬量數據。以24個間隔、80點/周波采樣、16位數據為例,每秒需傳輸處理數據24×12×16×80×50 bit≈18 Mbit;若是200點/周波采樣,則為45 Mbit。以上計算僅為純數據量,若按照IEC 61850規約傳輸,需傳輸處理數據量將會更大,如按照IEC 61850-9-2規約標準,則80點/周波采樣為:24×80×50×984 bit≈94 Mbit;200點/周波時為241 Mbit。如此大量的數據,百兆以太網已無法滿足數據傳輸的需要,大量數據的接收、轉換處理也已使CPU不堪重負。
因此,在組件百兆以太網時,建議將采樣值SV和GOOSE分網運行,同時將變電站高低壓側過程層設備分別組網。
5 保護的“直采直跳”
《智能變電站技術導則》明確規定:保護應“直采直跳”。繼電保護裝置應滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求,這對于網絡傳輸速率、延時的一致性、數據傳輸的準確性等都有極高的要求。但是目前:(1)經過網絡獲取采樣值,傳輸延遲不固定,必須依賴外部時鐘,且存在丟點現象,可靠性降低。(2)網絡交換機技術尚未成熟,成本較高,IEEE 1588的應用尚未成熟。
同時,點對點直接獲取采樣值(IEC 60044-8或IEC 61850-9-2),傳輸延時固定,可由保護裝置利用插值法對數據進行同步,不依賴外部時鐘。
因此,在考慮保護裝置采樣和動作方案時使用“直采直跳”方式。
6 實例分析
6.1 變電站概況
110 kV國家電網公司智能電網科研產業(南京)基地變電站(以下簡稱總降變)位于南京江寧地區,為南京首座智能變電站?？偨底冞h景規劃2臺40 MVA主變,2回110 k V出線,30回10 k V出線,110 kV采用內橋接線,10 k V采用單母線分段接線。本期建設2臺16 MVA主變。
6.2 變電站設備配置和網絡構架方案
6.2.1 智能化一次設備的選擇
1)110 kV、主變各側采用電子式互感器,以光通信信號輸出,其它一次設備仍選用傳統設備,同時采用智能終端作為一次設備的智能化接口,實現智能設備的功能要求,主接線方式如圖5所示。
2)10 kV配電裝置采用中置式真空開關柜,考慮到10 kV各出線的保護測控裝置均安裝在各自的開關柜上,因此除主變低壓側外配置一套智能終端,其余出線柜不配置智能終端。
6.2.2 網絡構架方案
網絡構架是本設計的一個重點,其中雙套配置的設備,按照單套示意;單套配置的設備均在A網傳輸數據。
1)采用高速以太網組成,傳輸速率采用100 Mbit/s。所有設備必須具有相應的通信接口,且支持IEC 61850規約。
2)全站網絡在邏輯功能上由站控層、間隔層、過程層組成。
3)站控層網絡拓撲采用單星型結構。
4)過程層網絡分SV過程層網絡和GOOSE過程層網絡,兩網物理上相互獨立,采用星型拓撲結構,雙重化配置。保護雙重化時相應的過程層網絡也應該雙重化配置。滿足繼電保護點對點直采、直跳,及繼電保護雙重化配置的兩個過程層網絡完全獨立的原則。
5)對于站控層網絡,采用常規工業級工作組網絡交換設備,構成站控層以太網;對于10 k V系統,采用常規工業級工作組網絡交換設備,通過光纖接入站控層;對于110 k V備自投網絡,采用常規工業級工作組網絡交換設備;對于GOOSE控制網,采用符合IEC 61850的工業級網絡交換設備構成針對主變的控制網。
對于構成G O O S E控制網的工業級網絡交換設備,應能支持GOOSE技術。
變電站網絡結構圖如圖6所示。
7 結語
本次總降變過程層網絡的設計,采用新思路,新理念,較好地滿足了目前階段智能化水平的要求。隨著網絡交換機技術的發展,千兆交換機技術的成熟,網絡傳輸協議應用研究的不斷深入,保護的“直采直跳”以及SV網和GOOSE網的分網運行必將被“三網合一”的發展趨勢所取代,而過程層網絡的構架方案也將日趨完善和穩定。
參考文獻
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110kv變電站設計方案范文第3篇
隨著我國城市化步伐的加快, 目前我國城市中對于用電的需求量也在逐步增加。而為了對于城市中供電能力與用電居民需求的矛盾情況進行良好的解決, 某市的電力部門就計劃在市中心建設一個220k V變電站, 同時, 電力部門還規劃從變電站中引出110k V出現路徑, 從而為周圍的電站提供有力的電源支撐, 并以這種方式對城市高負荷用電區域的電網結構進行完善, 從而對供電的可靠性進行加強。
2 該站配套線路路徑方案
該區域大體規劃圖如下所示:
2.1 方案一
2.1.1 該站-揚州路。
在出線之后, 線路沿著規劃方向向著天景大道的西側進行, 并沿著電力通道順道路北側到雙加橋之下。并在天揚線附近一側進行接近。此條線路全部是采用鐵塔, 并以同塔雙回的方式向著單邊進行掛線。該段線路長度為3.5km。
2.1.2 該站-李家, 天元線。
從該站出線的兩條110k V雙回線路從該站出發之后, 沿著天星大道之東的綠化帶附近向著北側同桿四回架設到所規劃線路的丹江路口處, 之后再轉東, 沿著丹江路一直至一環路口。經過該站同李家雙回線路中向著北轉再順著環路進行架設, 并經過天元線路之后向東繼續前行一直到天元站內。而由于此條路線中所規劃的道路兩側為新建線路, 那么為了不對道路的正常運行產生影響, 線路全部以鋼管架設的方式進行。
2.2 方案二
2.2.1 該站-揚州路。
該條線路同方案一中相同, 也是沿著規劃方向向著天景大道的西側進行, 并沿著電力通道順道路北側到雙加橋之下。并在天揚線附近一側進行接近。且同方案一一樣, 該條線路也是采用鐵塔, 并以同塔雙回的方式向著單邊進行掛線。
2.2.2 該站-李家, 天元線。
應當根據地區此處實際情況, 當兩條新建的線路從站內出線之后, 先穿過規劃的天星大道, 再沿著天星大道的東側向著北同桿四回架設一直到規劃的長江路口處, 再向東金發, 順著長江路之北一路架設到環路路口處, 再向北轉沿著一環一直到孟路進行連接。由于這條新建線路中順著規劃道路的人行道或者綠化帶進行架設, 為了對道路之后的運行不產生影響, 在此條線路的全程都使用鋼管桿進行架設。
3 幾種線路通道存在的問題
3.1 路徑通道的問題
在本工程中, 需要在同桿回路的情況下按照電力部門的規劃方向進行走線, 而目前電力部門所規劃的幾條街道其寬度不能夠對架空線路對周邊要求進行完全的滿足。同時, 規劃部門明確要求了應當盡可能的將線路以電纜入地的方式進行走線, 而按照國家電網中相應原則的要求, 此區域由于是城市的工業開發區, 電纜以入地的形式穿過此區域的方式很難獲得相關部門的批準, 而即使此項方案獲得了批準, 這種方案所超出的成本費用也應當由當地的政府部門進行承擔, 從而對政府也會加重了財政負擔。經過電力部門在兩種方案中對這種電纜入地的施工方式進行了財務預算, 這種東西走向的110k V電纜線路只施工與材料費用就非常之高, 遠遠超出了預期費用, 而要想按照這種方式進行施工, 必須能夠保證所花費用的一半以上費用需要政府進行承擔, 這也是方案能夠獲得批準的唯一途徑。但是在目前的情況下, 政府要承擔如此之多的費用是不現實的。
3.2 線路拆遷的問題
如果能夠對上述路徑通道問題進行了良好的解決, 那么也即將面臨線路的拆遷問題, 目前該地區的道路還處于規劃階段, 而電力線路如果想要沿著還未施工的道路進行假設, 那么路線中設及到的拆遷工作將都會轉移到此工程之中, 就會使工程的成本大大增加, 對于工程建設而言將是致命性的。而從電力部門從現場對實際情況進行勘察以及預算看來, 兩種方案中拆遷成本在整個工程中占據的費用比例都在80%以上, 而這種情況從以往的經驗看來幾乎是不可能的, 這種涉及到如此之高比例拆遷費用的工程是很難得到投資的。
3.3 標高未定問題
在工程實施的過程中, 不管線路是通過電纜敷設還是鋼管架設的方式, 都需要根據當地情況對人行道、綠化帶的標高值進行規劃。但是從目前看來, 這個區域的道路規劃在未來幾年內還不會被提上日程, 那么標高的問題也就無法確定。所以, 這就會使工程后期的設計以及施工都會面臨嚴峻的考驗。
4 工程推進的思路
4.1 爭取政府支持
在本工程的建設中, 應當以市內規劃方案以及電網建設相關意見為依據, 通過對規劃等部門進行有效的組織、對相關矛盾進行有效的協調。如果不能夠按照以往路線進行出線, 那么就應當盡可能的在區域中對之前規劃進行適當的調整。在原道路的另外一側或者路中作為電力通道, 并對道路的寬度進行合理的調整, 從而能夠對線路架空走線的需要進行滿足。
4.2 同政府進行協商
對于線路中涉及到拆遷的問題, 如果電力線路在路徑道路規劃形成之后再進行走線, 那么該條路線中的拆遷問題就不會全部都轉移到該工程之中。在城市的發展與城市居民強烈的電力需求下, 就需要電力部門及時的同政府進行溝通, 從而盡可能早的使政府對于路線道路進行合理的規劃建設?；蛘哌€可以由政府先對路線中所涉及到的拆遷問題進行解決, 以兩方良好的協商對路線中拆遷的費用進行共同解決, 從而對工程的順利進行做出有效的保證。
4.3 參考周邊情況
在上述路徑道路以及賠償問題都得到了良好解決的前提下, 如果該線路還是需要在規劃道路之前就進行施工, 那么由于此工程所處位置較為平淡, 那么其附近的綠化帶、道路的標高就能夠同周邊道路其余進行合理的參考, 從而獲得合理的標高。但是在定制之前, 還應當同當地政府以及交通部門進行良好的溝通并達成一致, 從而以共同協商的方式擬定一個合理的值, 從而能夠在該工程施工以及未來道路規劃中都能夠共同對其進行遵守。
5 結束語
近年來, 由于我國工業水平的發展, 人們生活水平的提高, 無論是人們的生活還是工業的發展都對于城市之中的電力供應提出了更高的要求。同時, 由于城市居住密度大、土地價格高等特點, 使得我們在對其出線規劃的問題上一定要起到足夠的重視。在上文中, 我們通過某市的220k V變電站配套110k V出線路徑方案進行了了解, 在對其中所存在的問題進行了分析之后, 對于其中存在的問題提出了相應的工程思路, 這對于我們的實際工作也有著一定的參考意義, 需要我們對其進行了解、吸收, 從而以更好的工程思路對方案進行建設。
摘要：在我國目前的城市變電站建設中, 變電站建設的選址以及電力線路的走向規劃是非常重要的工作之一。在本文中, 將就某市實例對220kV變電站配套110kV出線路徑方案及工程思路進行一定的分析與探討。
關鍵詞：220kV變電站,110kV出線路徑,工程思路
參考文獻
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110kv變電站設計方案范文第4篇
關鍵詞：主變改造方案,優化分析,縣級供電企業
0 引言
鞏義市供電公司目前有27座35kV及以上公用變電站，49臺主變，主變總容量為1508.9MVA，其中21座110kV公用變電站，36臺主變，主變容量1390MVA;6座35kV公用變電站，13臺主變，主變容量118.9MVA。49臺主變中，SZ9及以上節能型主變僅有59.18%。大量運行年限較長的高能耗主變的存在，導致供電損耗增加，運維比較困難，提高節能型主變比率，已經成為提升節能降損管理工作水平的主要手段。
2012年，鞏義市供電公司全面落實《河南農電整體素質提升工程》，大力推進農電整體素質三年提升工程，將變電站主變改造列為主要生產計劃，特別針對問題比較突出的110kV米河變兩臺高能耗主變，進行改造。
1 米河變電站概況
110kV米河變電站位于鞏義市米河鎮米北村。該變電站始建于1985年，設計規模為2×6000kVA變壓器、35/10.5kV電壓運行。于1991年升壓為110kV，設計規模為2×20000kVA三卷變，110kV采用單母線分段接線方式。1994年取消35kV電壓級，主變更換為1×31.5MVA，于1996年又上一臺1×31.5MVA。目前最高負荷為22.0MW。
2 主變改造的必要性和可行性
2.1 必要性
米河變電站現兩臺主變分別是經過1994年的升壓改造和1996年的主變增容工程所更換的，型號均為SFZ8-31500/110，屬高耗能、高損耗變壓器，平均每臺主變變損達1.435%，損耗較大。
其中1#主變是常州變壓器廠1994年3月生產的，2#主變是沈陽變壓器廠1996年9月所生產，主要參數如圖1所示。兩臺主變運行時間較長，已接近使用壽命，設備絕緣老化;在運行期間，1#主變高壓套管B相內部引線曾燒斷，雖經處理投運，但內部絕緣水平有所下降，在近幾年的預試中變壓器油不合格，總烴超標，2009年總烴達到132mL/L,2010年224mL/L;有載調壓裝置經?？ㄋ?，調檔有困難。2#主變箱體漏油嚴重，防爆開關一直有滲油現象，其有載調壓裝置也經?？ㄋ?，調檔也有些困難。
該型變壓器制造廠已經過多次改型，不能提供所需變壓器配件，給設備的運維帶來了極大困難。
以上因素已大大影響到米河變電站安全、經濟、可靠地運行，再加上從節能角度考慮，更換米1#、2#主變壓器是十分必要和迫切的。
2.2 可行性
目前SZ10-31500kVA/110kV變壓器機械強度高、承受短路能力強、運行安全可靠;損耗低、節能效果顯著;溫升特別低，運行性能穩定。資金由鞏義市供電公司自籌解決，該項資金已在年度計劃中安排，此項工程是可行的。
3 主變改造方案優化分析
按照《河南省電力公司生產技術改造工作管理辦法》及《河南省電力公司設備大修管理辦法》要求，主要考慮有兩個方案。
3.1 方案一
對兩臺主變實施大修改造，處理主變存在的缺陷。估算改造資金為30萬元。
優點：節省資金，工程周期短，可以減少對用戶停電時間。
缺點：主變高能耗問題沒有有效解決，主變存在供電安全隱患。
3.2 方案二
按照技改正常程序，將兩臺主變申請報廢，通過變電運行、物流服務分中心、資本運營等部門走報廢流程，然后實施米河變主變增容工程，新增兩臺主變。
對2012年1至4月份，米河變米1#變電量采集數據分析，得出米1#主變累計損失率為：(1972.9-1940)÷1972.9=1.67%。
對2011年9至12月份，米河變米2#變電量采集數據分析，得出米2#主變累計損失率為：(532.69-526.22)÷532.69=1.21%。
SZ10型節能型主變，理論損失率為0.45%，比實際損失率平均降低0.99%。米河變電站2012年1至4月份平均負荷為15MW，年供電量約為13140萬kWh，主變改造后年減少損失電量約為:13140×0.99%=130萬kWh，按度電均價0.5976元計算，直接產生經濟效益為：130×0.5976=77.688(萬元)。
新增兩臺主變工程，估算投資為566萬元，其中兩臺變壓器購置費用為480萬元，安裝工程費31萬元，其他費用55萬元。預計7年內可收回成本。
3.3 優化方案
將米河變兩臺主變返廠改造為節能型主變，單臺容量為31.5MVA。
兩臺主變經返廠改造后，主要部件全部換為新的，和同型號新主變差別不大，可以視為新主變。工程概算靜態總金額396萬元，動態總金額399萬元,其中設備購置費310萬元，安裝工程費31萬元,其他費用55萬元(靜態52萬元)。預計5年內可收回成本。
4 主要電氣設備選擇
4.1 變壓器
選擇110kV三相雙繞組油浸自冷、有載調壓、銅線圈電力變壓器。變壓器型號為SZ10-31500kVA110kV;電壓等級：110±8×1.25%/10.5kV;聯結組標號：Ynd11;阻抗電壓選用10.5%。
根據2007年《鄭州市電力系統污區分布圖(ZZ-2007)》，該站設備污穢等級選為D級。變壓器套管按防污型選擇，根據系統最高電壓，套管泄漏比距≥31mm/kV，低壓套管按20 kV考慮。
中性點套管電流互感器：變比，100/5;準確級及容量，10p20,30VA。
有載分接開關采用貴州長征MDIII-600-72.5/C-10193W，配MAE機構。
4.2 中性點設備
隔離開關、零序電流互感器和避雷器利用原已有設備。
5 電氣接線
電氣主接線圖如圖2所示。
二次系統按原變壓器的控制和保護系統恢復和完善。
6 環境保護
為防止變壓器在運行時產生電磁噪聲污染，要求主變制造廠保證距離設備外殼2m處的噪聲水平不大于60dB，以達到《工業企業噪聲衛生標準》的規定。
7 結語
110kv變電站設計方案范文第5篇
35 k V變電站在電網中與城市110 kV電站相比，同樣有著非常重要的地位。它既是一級電網中的負荷，又是下一級電網的電源。變電站建設在電力系統的建設中起著舉足輕重的作用。變電站施工質量的好壞直接影響著變電站的經濟性、安全性和可靠性，進而影響著整個電力系統的穩定運行。為確保電網的安全運行和工礦企業的用電可靠性，對35 k V變電站的安裝施工質量也相應地提出了嚴格的要求。本文根據某35 kV變電所的安裝過程，對安裝過程中的質量控制作一探討。
二、控制項目劃分
根據35 kV變電所的安裝圖紙及現行安裝規范要求，將質量控制項目劃分為以下主要單元：(1)主變壓器安裝;(2)室外高壓隔離開關安裝;(3)室外高壓真空斷路器安裝;(4)高、低壓柜，盤(屏)安裝;(5)母線安裝;(6)電容器安裝;(7)電壓互感器安裝;(8)防雷及接地裝置(網)安裝;(9)二次設備安裝、接線及電纜敷設等。將這些單元作為重點質量控制單元，對其施工環節進行嚴格的質量控制，并根據各單元的安裝特點，分別列出不同單元項目的質量控制標準和具體實施措施。
三、單元項目安裝質量控制
（一）主變壓器安裝
1.驗收工序。變壓器開箱驗收時，應認真核對變壓器的規格型號及主要技術參數是否符合設計圖紙要求;仔細檢查外殼是否有外傷、滲油;瓷件是否有脫瓷、裂紋、破損;備品、備件是否齊全。對現場安裝不吊心的變壓器，還應全面詢問押運人員運輸中經過道路狀況及車輛運行情況，以便對變壓器內部鐵心、線圈是否可能發生移位和松動作出判斷。
2.安裝工序。變壓器就位前應參照安裝說明書，了解變壓器制造時是否在排放瓦斯方向留有110%～115%的升高坡度。如果未留，安裝現場應自行墊高處理，以利于故障運行時瓦斯排放順暢。帶有載調壓的主變壓器，傳動機構應靈活無卡阻，切換順序應符合出廠要求，指示應正確。瓦斯繼電器、壓力釋放閥、油位指示計、溫度計二次接線必須正確，信號傳輸必須可靠。
3.試驗工序。根據變壓器的制造特點，其主要質量指標體現在內部線圈、鐵心和絕緣油上，變壓器安裝結束后，應嚴格按照規范要求，參照出廠試驗報告，對各項技術指標重新做設備交接試驗，作出是否合格、能否投入運行的結論。
（二）室外高壓隔離開關安裝
1.安裝前對各部件外觀進行詳細檢查，絕緣子應固定牢固，瓷件無破損。
2.相間距離誤差應不大于10 mm，相間連桿應在同一水平線上。安裝結束，實測相間距離誤差為5 mm，不水平度為2 mm。
3.支柱絕緣子應安裝牢固，三相V型夾角應一致，同一側瓷柱應在一條線上。
4.主觸頭、三相觸頭接觸應同期，相位差應小于5 mm，安裝結束現場實測為3 mm。
5.觸頭表面應平整，接觸緊密，兩側壓力均勻，導電部分安裝結束用0.05 mm×10 mm塞尺塞不進去，轉動部分靈活，固定牢固。
（三）室外高壓真空斷路器安裝
1.開箱檢查：安裝箱清單仔細核對產品零部件應齊全和完好，出廠證件及技術資料應齊全，檢查銘牌與技術說明應相符，發現問題及時向工地負責人匯報或與廠家代表聯系。
2.真空斷路器的基礎或支架，應符合下列要求：
(1)基礎的中心距離及高度的誤差應不大于10mm。
(2)預留孔或預埋鐵板中心線的誤差不應大于10mm。
(3)預埋螺栓中心線的誤差應不大于2mm。
3.真空斷路器安裝前應進行下列檢查
(1)真空斷路器的零部件應齊全、清潔、完好。
(2)絕緣支柱內預充的六氟化硫氣體的壓力值和含水量應符合產品的設計要求。
(3)絕緣部件表面應無裂縫、無剝落或破損，絕緣應良好，絕緣拉桿端部連接部件應牢固可靠。
4.真空斷路器的組裝，應符合下列要求
(1)按制造廠的部件編號和規定進行組裝，不可混裝。
(2)所有部件的安裝位置正確，并按制造廠規定要求保持其應有的水平或垂直位置。
(3)密封槽面應清潔，無劃傷痕跡;已用過的密封墊(圈)不得使用;涂密封脂，不得使其流入密封墊(圈)內側而與六氟化硫氣體接觸。
(4)應按產品的技術規定和重量選用吊裝器具、吊點及吊裝程序。
(5)設備接線端子的接觸面應平整、清潔、無氧化膜(用120#紗布去除，并用高級手紙擦凈表面)，并涂以電力復合脂;鍍銀部分不得搓磨、折損、表面凹陷及銹蝕。
（四）高、低壓柜、盤(屏)安裝
1.柜、盤(屏)安裝時，實測垂直度<1 mm/m;20 m盤面偏差僅為3 mm，完全符合要求。
2.柜、盤(屏)內部電氣元件，雖有廠家統一安裝，但必須經安裝單位統一調試，否則控制、保護、信號回路也不能正常工作。這個環節主要控制設備交接試驗，對每一個電氣元件都不要放過，特別是對真空斷路器、電流互感器、電壓互感器、指示儀表等，參考出廠試驗報告中的各種參數全部重新測試。
（五）母線安裝
1.導線無斷股、扭結、松股，導電部分的斷面損傷不大于5%，單股導線的損傷不大于2%，鋼芯無損傷。
2.線夾、金具鍍鋅層完整，無變形、裂紋、傷痕、砂眼、銹蝕。
3.耐張線夾、設備線夾、T型線夾連接管的內外徑及深度符合要求，且連接管內徑應與導線外徑的公差相配合。
4.耐張線夾應進行拉力試驗。
5.(液壓)壓線機應經試驗合格。斷開5導線前，應將要斷開的導線端頭用綁線纏3～4圈，以防導線破股。
6.耐張導線安裝時，掛點的位置要對準耐張線夾的大頭銷孔中心，纏繞包帶時記住這個位置，包帶纏繞在導線上，兩端長度應能使線夾兩端露出50mm，包帶纏繞方向應與導線外層股線的扭向一致;選用線夾時要考慮包帶厚度，線夾的船形壓板應放平，“U”型螺栓緊固后，外露的螺扣應有3～5扣;母線較短時，兩端線夾的懸掛孔在導線不受力時應在同一側。
7.弧垂應符合設計要求，同一檔距內三相的弧垂應一致。
8.接線板子的搭接
(1)銅與銅，在干燥的室內可直接搭接，室外及高溫且潮濕的場所或對母線有腐蝕氣體的室內必須搪錫。
(2)鋁與鋁，可直接搭接。
(3)銅與鋁，在干燥的室內銅導體應搪錫，室外或特殊潮濕的室內應使用銅鋁過渡板。
9.母線連接時，應用鍍鋅螺栓螺母和墊圈。耐張線夾的鋁管、鋼錨壓接后，用鋼板尺檢查其彎曲度不應大于長度的2%，超過時應校直，但不得時壓接管口附近導線上發生隆起和松股。耐張線夾外露鋼芯的切斷斷口應涂防銹漆。
10.母線安裝后，接線板子應放平穩，安裝后導線及接線端子不應受力。
11.導線的壓接及接線板子處連接應緊固，以保證接觸良好，減小接觸電阻。
（六）電容器安裝
1.電容器通常安裝在專用電容器室內，不應安裝在潮濕、多塵、高溫、易燃、易爆及有腐蝕氣體的場所。電容器的額定電壓應與電網壓相符。一般應采用角形聯接。電容器組應保持三相平衡，三相不平衡電流不大于5%。電容器必須有放電環節，以保證停電后迅速將儲存的電能放掉。電容器安裝時銘牌應向通道一側。電容器的金屬外殼必須有可靠接地。電容器聯接線應采用軟導線，接線應對稱一致、整齊美觀，線端應加線鼻子，并壓接牢固可靠。電容器組控制導線的聯接應符合盤柜配線、二次回路配線的要求。
2.送電前的檢查。絕緣搖測：1kV以下電容器應用1000V搖表搖測，3～10kV電容器應用2500V搖表搖測，并做好記錄。搖測時應注意搖測方法，以防電容放電燒壞搖表，搖完后要進行放電。耐壓試驗：電力電容器送電前應做交接試驗。電容器外觀檢查無壞損及漏油、滲油現象。
3.聯線正確可靠。各種保護裝置正確可靠。放電系統完好無損?？刂圃O備完好無損，動作正常，各種儀表校對合格。自動功率因數補償裝置調整好(用移相器事先調整好)。
4.送電運行驗收：沖擊合閘試驗：對電力電容器組進行三次沖擊合閘試驗，無異常情況，方可投入運行。
（七）電壓互感器的安裝
安裝前先作外觀檢查，不得有下列缺陷：
1.銘牌所列數據與要求不符、瓷件破損、其他影響產品正常運行的缺陷。
檢查有無滲油現象，若密封處有滲油現象，應將該處螺栓擰緊，并將附近的螺栓也適當擰緊，絕不許單獨擰緊一個螺栓。如有滲油現象不得安裝運行。檢查油位指示是否正常。如油位指示不正常，可能導致低溫下油位指示下降到-30℃標定線以下，則須添加符合規定的變壓器油。
2.接線前應除凈接觸處的污物及氧化層。接地螺栓應牢固接地，使互感器處于工作接地狀態。軟導線不得有扭結、松股、短股及其他明顯的損傷或嚴重腐蝕等缺陷。采用的金具處應有質量合格證外，還應檢查：規格相符、零配件齊全;表面光滑，無裂紋、傷痕、沙眼、銹蝕、滑扣等缺陷，鍍層不應脫落。銅鋁之間搭接用銅鋁過渡線夾，銅端必須搪錫;線夾不得使其有任何變形。壓接線夾時，導線的端頭伸入線夾的長度應達到規定的長度。壓接時，必須保持線夾的正確位置，不得歪斜，相鄰兩模間重疊不應小于5mm。導線的弛度應符合設計要求，同一檔距內三相導線及線夾接觸面均應清除氧化層并清洗，清洗的長度不應少于連接長度的1.2倍。壓接線夾時，壓接用的鋼模必須與導線、線夾規格相配。導線的弛度應一致。
（八）防雷及接地裝置安裝
主接地網：接地帶、接地極用料必須符合設計要求，不能以小代大，其埋設深度如無特殊要求必須≥600mm。焊接應無虛焊，形如魚鱗，焊接長度應為接地扁鋼寬度的2倍以上，水平搭接時應三面施焊，垂直焊接或與接地樁連接時，應補搭一塊短扁鋼來滿足焊接面積，轉彎時應圓弧過渡，防止尖觸電勢。接地樁的間距均勻，長度符合設計要求。其次，把握好地溝回填工序。質檢員現場監督，回填土不得混有生活及建筑垃圾，回填土是從場外運來的新土。
（九）二次設備安裝、接線及電纜敷設
二次設備安裝前，首先對基礎核實，檢查好設備內部配置情況，標明其用途和安裝地點，然后就位。就位可用人力(如端子箱)或吊車吊裝(如屏盤)，設備就位應有防振動措施，其水平度、垂直度滿足規范要求。二次接線應保證橫平豎直、整齊美觀，多股芯線的必須搪錫壓接線鼻子。單股如需繞圈的其繞向應和螺釘緊固方向一致。二次接線必須按安裝圖進行，保證其正確性。變電站投運前，應反復多次緊固螺釘，同時對回路進行檢查，特別注意的是防止電壓回路開路、電流回路短路。電纜敷設前應對電纜規格、長度進行統計，并對電纜盤進行編號，并預先準備好機具。應組織好人員，使電纜敷設工作順利開展。電纜支架、電纜穿管型號、規格符合設計，固定應牢固，接地應良好。電纜敷設時應有防止電纜磨損打滑措施，其弧度、余度滿足規范要求。布置應合理，盡量避免交叉。電纜敷設時，在轉彎處兩端和直線段內應均勻地用尼龍扎帶綁扎牢固。對電纜的規格型號、起止地點，應標示清晰。
四、結語
110kv變電站設計方案范文第6篇
傳統的110kV變電站主要以戶外設計和安裝為主，占地面積大，且設備容易被腐蝕，尤其在高污穢地區，還極易造成污閃事故的發生。為了建設堅強電網，發揮規模優勢，提高資源利用率，提高電網工程建設效率，國家電網公司在2005年提出“推廣電網標準化建設，各級電網工程建設要統一技術標準，推廣應用典型優化設計，節省投資，提高效益”。典型設計堅持以“安全可靠、技術先進、保護環境、投資合理、標準統
一、運行高效”的設計原則，采用模塊化設計手段，做到統一性與可靠性、先進行、經濟性、適應性和靈活性的協調統一。
海陽市供電公司積極響應國家電網公司的號召，積極推廣110kV變電站典型設計。本文就海陽市供電公司110kV變電站典型設計的應用實例予以闡述，以說明推廣典型設計的重要意義。
1 110kV變電站典型設計應用實列
海陽市供電公司2006年開始采用110kV變電站典型設計，到目前為止，已經完成3座110kV變電站的設計、建設工作。從實際效果來看，具有較好的經濟效益和社會效益，下面以110kV望石變電站為例對典型設計進行分析。
110kV望石變電站位于海陽市新建的臨港產業區，該區域規劃面積較小，但是電力負荷較為集中。該區域包括以萊福士造船廠在內的多個用電大戶正在興建中，而山東核電設備制造公司已經投產。根據該區域負荷預測及用電負荷性質，海陽市供電公司按照安全可靠、技術先進、投資合理、運行高效的原則，結合該站用電負荷集中、土地昂貴、臨近海邊(Ⅳ級污穢區)、電纜出線多等客觀事實，對110kV望石變電站作了如下設計。
該站為半戶內無人值班變電站(半戶內布置方式即除主變壓器以外的全部配電裝置，集中布置在一幢主廠房的不同樓層的電氣布置方式)，變電站主體是生產綜合樓，除主變壓器外所有配電裝置均安裝在綜合樓內。以生產綜合樓和主變壓器為中心，四周布置環形道路，大門入口位于站區東南角，正對生產綜合樓主入口。綜合樓共兩層，一層為10kV配電裝置室、電容器室、接地變壓器室及主控室，二層為110kV GIS室。
1.1 電氣主接線
變電站設計規模及主接線。通過負荷資料的分析，考慮到安全、經濟及可靠性，確定110kV變電站主接線。電氣主接線圖如圖1所示。通過負荷分析和供電范圍，確定變壓器臺數、容量及型號，該設計中主變壓器總容量為2×50MVA(110/10.5kV)，一期(共兩期)設計為1×31.5MVA(110/10.5kV)，采用雙繞組油浸自冷有載調壓變壓器。110kV出線共2回，一期1回，采用內橋接線方式。10kV出線共24回，一期24回，采用單母線分段接線方式。無功補償電容器為2×6000(3000+3000)kvar，分別接入10kV兩段母線上。
圖1 110kV望石變電站主接線圖
各級電壓中性點接地方式。110kV側直接接地，由于主變壓器10kV側沒有中性點，而10kV側全部采用電纜出線，電網接地電容電流較大，故采用了站用電與消弧線圈共用的接地變壓器。
1.2 短路電流水平
根據終期(共兩期)雙繞組自冷變壓器的容量、空載損耗、負載損耗、短路阻抗等相關參數，考慮電網遠景規劃，按照三相短路驗算，并套用《國家電網公司輸變電工程典型設計110kV變電站分冊》中110kV變電站典型設計(方案B-1)，確定110kV電壓等級的設備短路電流為kA，10kV電壓等級的設備短路電流為31.5kA。
1.3 主要電氣設備選擇
考慮城市噪音控制，選用雙繞組低損耗自冷變壓器，采用YNd11接線組別。因站址臨近海邊，空氣濕度大及鹽堿度高，故110kV設備采用六氟化硫封閉式組合電器，斷路器額定電流為2000A，額定開斷電流為31.5kA。10kV設備選用N2X系列氣體絕緣開關柜，N2X開關柜采用單氣箱結構，每個開關柜獨立一個氣箱，氣箱內安裝免維護的三工位開關和固封極柱式真空斷路器，通過插接方式與其他元器件組合，實現和滿足不同的主接線方式。該開關柜分成三個間隔：高壓密封間隔，低壓控制間隔，電纜和TA間隔。斷路器為真空斷路器，主變壓器及分段回路額定電流為3150A，額定開斷電流為31.5kA;出線回路額定電流為1250A，額定開斷電流為20kA。
1.4 過電壓保護及接地
110kV及35kV設備全部選用金屬氧化物避雷器，并按照GB 11032-2000《交流無間隙金屬氧化物避雷器》之規定進行選擇。按照防直擊雷原則進行理論計算，在主建筑屋頂安裝避雷帶及避雷針，用以保護主建筑物及主變壓器。按照DL/T 621-1997《交流電氣裝置的接地》的規定進行電氣設備接地，主接地網由水平接地體和垂直接地體組成復合接地網，將建筑物的接地與主接地網可靠連接，接地埋深0.8m。接地網實測電阻為0.43Ω。
1.5 站用電和照明
變電站遠景采用2臺干式接地變壓器500/10.5-80/0.4，每臺總容量為500kVA，其中站用電額定容量為80kVA。兩臺接地變壓器分別經斷路器接入10kV#
4、#5母線上。站用電為380/220V三相四線制中性點直接接地系統，站用變壓器低壓側采用單母線分段接線。室外照明采用投光燈，室內工作照明采用熒光燈、白熾燈，事故照明采用白熾燈。事故照明為獨立的照明系統。
1.6 計算機監控系統
計算機監控系統為分層分布式網絡結構，能完成對變電站所有設備的實時監視和控制。電氣模擬量采集采用交流采樣，保護動作及裝置報警等重要信號采用硬節點方式輸入測控單元。系統具備防誤閉鎖功能，能完成全站防誤操作閉鎖。具有與電力調度數據專網的接口，軟、硬件配置能支持聯網的網絡通信技術及通信規約的要求。全站設有一套雙時鐘源GPS對時系統，實現整個系統所有裝置的時鐘同步。監控系統可對110kV及10kV斷路器、隔離開關、主變壓器中性點接地開關、主變壓器分接頭、無功補償裝置、站用電源、直流系統、UPS系統等多方面進行監控。操作控制功能按分層操作設計，達到了任何一層的操作、設備的運行狀態和選擇切換開關的狀態都處于計算機監控系統的監控之中。
1.7 保護裝置的配置
整個保護系統全部選用微機型保護裝置。主變壓器保護包括差動保護和后備保護，在主控室集中組屏安裝。10kV保護測控裝置采用保護測控一體化裝置，裝設在成套開關柜上，10kV線路保護具有低周減載功能。另外，10kV系統還具有小電流接地選線功能。
1.8 直流系統
直流系統額定電壓為220V，設單組閥控式鉛酸免維護蓄電池組和雙套冗余配置的高頻開關電源充電裝置，并設置一套微機型直流接地自動檢測裝置。蓄電池容量為100Ah。該系統還配置一臺UPS，容量為3kVA，UPS系統為站內計算機監控系統、保護裝置、通信設備等重要二次設備提供不間斷電源。
1.9 圖象監控系統和火災探測報警系統
大樓入口處設置攝像頭;主控室、電容器室、接地變壓器室以及各級電壓配電裝置室均安裝室內攝像頭;主變壓器區安裝室外攝像頭。監控信號通過光纜傳送到調度主站，用以完成變電站全站安全及設備運行情況的監控。
站內配置一套火災報警系統?；馂膱缶刂破髟O置在主控樓內。當有火災發生時，報警系統可及時發出聲光報警信號，顯示發生火災的地點，并通過通信接口和光纜，將信息最終傳至調度端。
2 結束語
該典型設計的變電站與常規室外布置變電站相比具有以下優點。第一，土地占用面積不足常規變電站的三分之一。第二，該站臨近海邊，屬高污穢地區。所有配電設備均室內布置，尤其是110kV及10kV配電設備全部采用氣體絕緣全密封開關設備，有效地防范了污閃事故的發生。第三，配電設備檢修周期長，供電可靠性高。第四，采用接地變壓器，很好地解決了10kV電纜出線引起的電網接地大電容電流。第五，具備了無人值班的條件，實現了變電站無人值班。