110kv变电站设计方案范文第1篇
2.4.1 发电机参数 (一)工程建设规模
a)主变压器:终期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; 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4×3Mvar,本期2×3Mvar;
(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¸Ï߷ֶνÓÏߣ¬°´¹æ³Ì¹æ¶¨×°ÉèÒ»Ì×110kVĸÏß±£»¤¡£
(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2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; 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4×3Mvar,本期2×3Mvar;
(一)工程建设规模
a)主变压器:终期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; 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4×3Mvar,本期2×3Mvar; (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变电站设计方案范文第2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2×50MVA(110/10.5kV)，一期(共两期)设计为1×31.5MVA(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2×6000(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。
110kv变电站设计方案范文第3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2×50MVA(110/10.5kV)，一期(共两期)设计为1×31.5MVA(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2×6000(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。
110kv变电站设计方案范文第4篇
会签：
审核：
编写：左小勇
电力调度中心
2006年12月12日
110KV新源变电站投运方案
110KV新源线电站输变电工程已全部竣工，经启动委员会验收组对新源线电站新安装的全站设备间隔、新建的110KV福源线线路及其两侧间隔所有
一、二次设备验收合格，具备投运条件。按照《新源110KV输变电工程启动验收方案》要求，为了确保新安装的设备一次投运成功，特编制本投运方案。
一、调度命名和调度管辖划分
1、万福变至新源变新建110KV输电线路命名为“110KV福源线”，万福变间隔编号命名为“122开关”， 新源变间隔编号命名为“111开关”。
2、新源变至油田变新建35KV输电线路命名为“35KV新油线”，新源变间隔编号命名为“311开关”。
3、新源变新建主变系统命名为“#1主变”。
4、35KV新油线线路属吉安县调管辖、地调许可设备。
详见附图：110KV新源线主接线图;
110KV万福变主接线图;
二、新设备投运范围
1、110KV新源变电站所有新安装的
一、二次设备(除10KV出线外)。
2、110KV万福变电站110KV福源线122开关间隔。
3、110KV新源变电站110KV母线、35KV母线、10KV母线及母线设备。
4、110KV新源变电站#2主变及其附件设备。
三、投运条件
1、万福变电站新安装的110KV福源线122开关间隔
一、二次设备已按设计要求安装完毕，调试正确，验收合格，具备投运条件，并处于冷备用状态。
2、110KV新源变电站所有
一、二次设备按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，且均处于冷备用状态。
3、110KV福源线线路按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，处于冷备用状态。
四、投运步骤
根据启动验收方案安排，整个新设备投运分二个阶段进行：
第一阶段：万福变110KV福源线122开关间隔、新源变110KV福源线111开关间隔、110KV福源线、和新源变110KV母线及其母线设备
1、万福变：检查110KV福源线122开关确在冷备用状态。
2、万福变：摇测110KV福源线122开关间隔设备绝缘，确保合格。
3、新源变：检查110KV福源线111开关确在冷备用状态。
4、新源变：检查110KV母线及母线上所有设备均在冷备用状态。
5、新源变：摇测110KV福源线111开关间隔和110KV母线及母线PT绝缘，确保合格。
6、万福变：由继保人员负责校验110KV福源线122开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。
7、新源变：由继保人员负责校验110KV福源线111开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。
8、新源变：投入110KV福源线111开关所有保护(改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸)。
9、万福变：投入110KV福源线122开关所有保护(改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸)。
10、新源变：对110KV新厦线摇测绝缘，确认合格。
11、新源变：以万福变相序为基准，采用“一对一”接地摇测法对110KV福源线线路摇测相序，确保与万福变110KV相序一致。
12、万福变：将110KV福源线122开关由冷备用转热备用。
13、万福变：合上110KV福源线122开关对福源线线路冲击三次，每次冲击时间5分钟，间隔时间1分钟。
其中：1)110KV福源线第一次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关距离保
护试跳开关。
2)110KV福源线第二次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关零序保
护试跳开关。
3)110KV福源线带上新源变110KV母线进行第三次冲击。
4)检查新源变110KV母线受电正常后，空载运行。
14、新源变：合上110KV母线PT1511刀闸。
15、新源变：测试110KVPT二次电压和相序，确认相序正确。
第二阶段：110KV新源变电站投运
(一)、#1主变投运
1、新源变：检查#1主变及三侧开关均在冷备用状态。
2、新源变：摇测#1主变及三侧开关绝缘，确保合格。
3、新源变：投入#1主变所有保护(重瓦斯接“跳闸”位臵，轻瓦斯由“信号”改接与“跳闸”位臵)。
4、新源变：将#1主变高中压侧分接头位臵调至额定电压档。
5、新源变：合上#1主变中性点1010刀闸。
6、新源变：将#1主变101开关由冷备用转热备用。
7、新源变：合上101开关对#1主变进行五次冲击合闸试验，每次冲击间隔时间5分钟。
第一次冲击正常后，用#1主变差动保护跳101开关;
第二次冲击正常后，用#1主变重瓦斯保护跳101开关;
第三次冲击正常后，用#1主变有载开关重瓦斯保护跳101开关;
第四次冲击正常后，用#1主变复合电压过流跳101开关;
第五次冲击正常后，空载试运行，并将#1主变轻瓦斯由“跳闸”改接与“信号”位臵。
8、新源变：退出#1主变差动保护。
(二)、35KV母线及35KV母线PT投运
1、新源变：检查35KV母线上所有设备均在冷备用状态。
2、新源变：对35KV母线及35KV母线PT摇测绝缘，确认合格。
3、新源变：将#1主变301开关由冷备用转热备用，投入301开关充电保护。
4、新源变：合上#1主变301开关对35KV母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后，退出301开关充电保护压板，并合上35KV母线PT3511刀闸。
5、新源变：由继保人员负责测试35KVPT二次电压和极性以及有关保护、仪表接线的正确性;测试35KV所有间隔PT二次压降。
(三)、10KV母线及10KV母线PT投运
1、新源变：检查10KV母线上所有设备均在冷备用状态。
2、新源变：摇测10KV母线及10KV母线PT绝缘，确认合格。
3、新源变：将#1主变901开关由冷备用转热备用，投入901开关充电保护。
4、新源变：合上#1主变901开关对10KV#1段母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后退出901开关充电保护压板，并合上10KV母线PT9511刀闸。
5、新源变：由继保人员负责校测试10KV PT二次电压和回路极性以及有关保护、仪表接线的正确性;测试所有出线的PT二次压降。
6、新源变：投入10KV所用变恢复站用电。
7、新源变：10KV馈线恢复送电工作由变电分公司负责进行。
(四)、10KV#1电容器的投运
1、新源变：检查10KV#1电容器917开关确在冷备用状态。
2、新源变：摇测10KV#1电容器917开关间隔绝缘，确保合格。
3、新源变：投入10KV#1电容器917开关所有保护。
4、新源变：将10KV#1电容器917开关由冷备用转热备用。
5、新源变：合上10KV#1电容器917开关，对#1电容器冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。
(五)、35KV新油线的投运
1、新源变：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。
2、吉安县调：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。
3、新源变：摇测35KV新油线311开关间隔绝缘，确保合格。
4、新源变：投入35KV新油线311开关所有保护。
5、新源变：将35KV新油线311开关由冷备用转热备用。
6、新源变：合上35KV新油线311开关，对35KV新油线冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。
7、吉安县调：将油田变负荷转接至35KV新源线上供电。
五、注意事项
1、#1主变带负荷测试前应退出主变差动保护，测试正常后再投入。
2、#1主变投运正常后，将#1主变重瓦斯保护由“跳闸”位臵改接于“信号”位臵，试运行二十四小时后，再将重瓦斯保护由“信号”位臵改接于“跳闸”位臵。
3、万福变110KV福源线122开关、新源变110KV福源线111开关二次功率方向元件须带负荷测试正常后才可投入运行。
110kv变电站设计方案范文第5篇
在20世纪90年代, 国内外曾经追捧过现场总线这一网络形式, 但是由于当时在技术上不够成熟而且采用的设备总线信息量大传输速度也比较慢, 因此造成了总线标准不统一, 阻碍了技术的发展。以太网经过了多年的发展, 在技术上已经日趋成熟。伴随着微芯片技术在以太网中的发展, 以太网已经可以十分方便的应用于变电自动化系统。由于以太网具有高速、可靠、安全灵活的特点, 可以使变电站综合自动化系统有广阔的应用前景。
1 变电站通信系统构成
根据IEC国际电工委员会电力系统控制与通信技术委员会的划分, 变电站内的设备可划分为如下三个层次。
(1) 设备层:主要是包括各类一次设备像TA/rv、电容、线路、开关等。
(2) 间隔层:主要包括各类二次设备, 如保护、测最、自动装置、采集、控制、故障录波等, 这类设备都能够独立完成具体的功能, 并且能够与外部进行信息交换。
(3) 管理层:是对整个变电系统进行安全检测、控制、管理并可以与变电站外部进行数据交换, 如当地监控微机、与控制中心通信的通信机处理等。
在管理层与间隔层之间, 有会有大量的数据交换, 一方面, 间隔层的各类设备需要将采集的信息传输到监控系统以及中央控制中心, 在此期间不仅数据量很大, 而且对于时效性要求非常高, 测量值以及信号刷新的都要求在3s内完成;另外一方面, 在管理层中系统时钟、控制以及调节命令、运行参数的整定命令, 也需要快速下发到各个智能设备。间隔层中各个智能设备间也有着数据交换, 但是数据交换量较少, 对时效性要求不高。此外各类保护设施大部分都是独立设备, 因此与其他设备之间产生的数据交换量较少, 因此对于时效性要求也不高。通过上述情况我们可以分析出, 在变电站自动化系统中除了考虑间隔层的横向所能按照所内一次设备的分布来进行配置, 再有条件的情况下, 还应该尽可能把间隔层设备安装在开关箱中;对于各个间隔设备应该尽量保持相对独立, 使其通过站内通信网络互联并能够与管理层的设备进行快速的通讯。
2 变电站通信网在信息传递中的存在的主要问题
(1) 自动化场站与主站之间的数据传递交换速率低。一般常见的综合自动化变电场站监控系统接入主站系统主要有两种:模拟四线方式以及低速率数据传输技术。这两种接入模式的数据传输速率受到光端机或者低速数据接口以及监控系统的限制, 通常传输效率较低。
目前, 大部分的综合自动化变电站为了减少误码率都采用600biffs在模拟通道内进行。
但是由于电网规模的不断扩大, 变电站的监控信息量也越来越大, 在这种效率低的传输方式下, 信息延时就成了影响电网调度安全的重要因素。
因此, 利用光纤通信网络的以太网传输接口, 就可以实现在变电站安装网络设备, 从而实现变电站监控系统数据网络化传输。网络化传输不仅仅提高了远动通信信道的传输数据的速率, 同事增加了通道的可靠性, 可以很方便的利用TELNET等网络指令在远程对自动化系统来进行维护。
(2) 由于自动化变电站内的智能装置间数据传输效率低, 因此在现有的自动化变电站中, 出现很多不同厂家不同型号的设备, 其与后台接口形式多样, 如利用lon网、串口、can网、以太网等方式根据自己的传输协议进行通讯, 通信过程中, 又需要经过各种接口以及传输协议之间的转换, 经常出现传输效率低、报文丢失等问题。
3 变电站综合自动化系统通讯网的基本设计原则
通讯系统是评价变电站自动化程度的重要标准, 其主要包括站内采集控制系统和变电站控制管理层的通讯联系, 变电站在与当地调度中心之间的通讯中, 通讯系统的构架设计十分重要。为此变电站的通讯网络的设计需要遵循以下几个原则来设计。
(1) 由于电力系统的服务需要连续性以及对国民生产的重要性, 通讯网络的可靠性必须放在第一位的。
(2) 通讯系统网络应该能够合理分配通讯负荷, 从而保证不会出现通讯拥堵或者瓶颈现象, 想要保证信道的负荷不过载, 在设计时就需要尽量采用分层分布式的通讯结构。此外系统还应该按照站内通信网络的信息指标要求的高低来进行分类处理。另外由于通讯网络系统的设计应该保证拥有良好的扩展性, 以及功能组合灵活、日后维护调试方便等诸多要求。
(3) 在通讯接口上应该尽量多采用国际标准来设计, 设计的基本原则是兼容当前各类标准的通讯接口, 并对未来系统升级扩展做好提前量。
(4) 要针对各种类型的变电站的现场实际状况以及变电站的应用情况选择通讯网络的拓扑结构, 以期达到网络结构灵活多样并且能够具有延续性。
(5) 通讯网络采用的协议应该使用国际标准的通讯协议以及通讯规约。
(6) 对于通信媒介的选用, 设计原则是在技术要求上支持采用光纤, 但实际工程中也考虑以屏蔽电缆为主要的通信媒介。
摘要：随着科技的进步以及信息化水平的不断提高, 对于电压等级较低以及以下的配电变电站中, 实行自动化改造已经成为了发展的主要方向。而自动化变电站就一定要通过一定的通讯手段与中央控制中心互联, 因此要保证在实时通讯中数据能够快速传递, 这就需要认真规划合理设计通讯网络, 本文也将就变电站通讯系统的设计发表自己的看法。
关键词：通讯,变电站,网络
参考文献
[1] 代芬, 张承学, 王大方.CAN总线在低压变电站综合自动化系统中的应用[J].电力情报, 2002, 3.
[2] 李光颖, 郑瑞忠.浅谈智能变电站系统[J].电力自动化设备, 2001, 6.
[3] 李光文.发电厂/变电站监控系统远动功能设计方案[J].电力自动化设备, 2001, 10.
[4] 陈学辉.变电站自动化系统应用的几点体会[J].电力自动化设备, 2003, 8.
110kv变电站设计方案范文第6篇
现代社会经济高速发展, 家用电器日益增多, 不管是种类还是数量方面都大大提高, 用电量也随之迅猛增加, 这对于日益完善的供电系统有着必要的联系, 而其中110k V变电站又起到了重要作用。而要保证110k V变电站良好的进行供电, 就需要保障供电系统的安全稳定。然而台风、雷暴、暴雨等极端恶劣天气条件下产生的雷击现象, 将会给电力供应系统造成影响, 甚至能直接破坏整个110k V变电站。因此, 必须要加强110k V变电站的防雷措施, 加强其防雷接地技术的效果和作用, 从而达到尽可能的完善110k V变电站防雷接地技术, 为供电网络提供更可靠安全的供电环境。
1.110k V变电站防雷接地设计的原则
110k V变电站防雷原则就是要将尽可能的降低雷击造成的线路损失。一切从实际出发, 根据不同区域的不同情况, 在防雷措施方面也同样采取不同的方法, 并结合当地自然环境、生态环境、地理地质条件环境、以及线路周边环境等要素, 经过实地考察后, 设计出安全可靠又符合实际的防雷措施, 以此达到110k V变电站的防雷目的。除此之外, 还需要进行对110k V变电站分段评估, 对有可能发生事故, 或已经破损的线路进行维修或评估补充等, 将可能造成的雷击现象的影响尽可能的减少, 以此使110k V变电站能够更加安稳运行。
2. 雷击的分类
雷击主要体现为两种, 一种是直击雷, 另一种是感应雷。直击雷就是雷击直接作用于变电站的电气设备, 此时会形成强大的电流和较高的电压。在雷击电流通过电气设备的过程中会产生热效应和机械效应, 从而对变电站造成严重的破坏, 所以直击雷对变电站的正常运行影响很大。感应雷也叫做二次雷。当雷电发生时会出现雷电放电和电磁脉冲现象, 雷电过压通过金属管道和电缆对变电站控制室内的设备产生严重的电磁干扰。一方面, 雷击过程中产生的电磁场能让变电站内一些设备产生暂态电压, 影响电气设备的正常运行。另一方面, 雷击电流通过接地网接入大地时, 会形成一定的冲击电位, 在接地网的某些区域产生雷击流的反击现象, 或者出现局部放电现象, 从而影响电气设备的绝缘性。
3.110k V变电站防雷设计
3.1 合理接地网材料
在110k V变电站接地时, 必须保证接地网材料的接地电阻和接地电流符合专业标准, 尽可能延长接地电网的使用寿命。普通接地线的使用寿命符合上述设施的设计和使用寿命。所选择的地面材料具有高稳定性, 特别是随着外部环境的变化, 接地电阻发生变化。如果选择将铁材料磨碎, 在长期使用过程中会导致严重腐蚀程度的增加;如果选择接地铜材料, 其受外界环境影响较小, 由于腐蚀问题引起的电阻增加缓慢, 更稳定。但铜的成本高, 不适合综合应用。为了解决这个问题, 可以使用人造地线降低接地电阻。例如, 电离器早期的离子接地将导致较低的电阻, 接地电阻随着时间的推移趋于稳定。技术原理是将大量化学物质进入周围土壤, 使周围土壤电阻率发生变化。但是, 必须进行防腐蚀工作。另外石墨粉也可以选择。在长期使用中, 接地电阻可以保持在稳定状态, 具有高性能稳定性。
3.2 接地设计
对于变电站, 只有防雷装置不够, 接地必须符合相关要求, 否则会导致设备成本和设备的电位上升, 引起雷击。因此, 接地装置是合理的或不直接与人员和设备的安全有关。变电站接地技术可分为直接和间接两种情况, 无论是直接或间接接地, 目的是否相同, 以减少过电压引起的雷击。在施工过程中, 接地必须满足以下要求:接地网应连接到建筑物基础的加固和天然金属接地。尽可能将自然接地物体作为主体, 以人造体为辅助形状尽可能靠近环。有一个统一的接地网, 接地一个接地点。
3.3 接地网的布置
选择地面扁钢的尺寸, 然后设置接地网。变电站配有水平接地和垂直接地的封闭接地网, 并提供压力带。以重庆110k V变电站接地网布局为例, 对混凝土设计进行了说明。其具体布局参数为水平网格, 矩形, 垂直13, 水平16, 每间距约5m, 地面深度约0.8m, 接地网格外缘封闭, 外缘角应为制成电弧, 不小于压力带间隔半径的一半, 内部接地压力水平与站台入口设置为压力带的“上限”。所有这些做法都应在施工图中进行说明。在站立的垂直接地极直径为50mm, 长2.5m, 车间地面0.8m, 顶部焊接接地。间距应大于接地极长度的两倍。由于大中型地网的垂直接地, 降低接地电网接地电阻的效果非常小, 从2%降至8%。因此, 本网站只能在主变压器, 避雷针和避雷器中, 增强电流扩散的影响, 并安装集中接地, 其余只设计少量接地电极。如果测量的接地电阻太大, 则接地电极的地面深度可达数米甚至几米, 可以降低总接地电阻。为了减少屏蔽, 深井接地电极最好放在接地网周围。
总之, 110k V变电站防雷设计在电力系中变电站有着非常重要的地位, 而雷击是影响变电站正常运行的重要的因素, 为了有效地降低雷击对变电站运行造成不良影响, 就必须在施工设计时, 根据不同雷击确定防雷设计方案, 同时在日常工作中增强对防雷设施的监控和维护, 从而尽可能的降低雷击对电网系统造成的不良影响, 提高电网运行的稳定性。
摘要：随着中国经济的飞速发展和人民生活水平的提高, 人们日常生活中的电力发挥着非常重要的作用。无论是在办公室还是在日常生活中, 我们都不开电。为确保电力正常使用, 110kV变电站必须保证安全可靠的运行。110kV变电站是电力系统的枢纽, 是交流中心, 是电源电压和电流的集中和分配, 自然现象的雷电可能导致110kV变电站设备造成很大破坏, 所以在工程设计过程中, 加强基础控制110kV变电站采矿措施, 有效保证电力系统的正常运行。对于日常生活和工作有着非常重要的作用, 希望本文的分析能为以后的具体工作起到实际的参考。
关键词：110kV变电站,防雷接地,设计
参考文献
[1] 黄嘉文.110kV变电站的防雷接地设计探讨[J].科技与创新, 2016, (11) :146+149.