110千伏东石变电站

110千伏东石变电站（精选5篇）

110千伏东石变电站 篇1

根据电网发展需求, 目前城市电网110千伏运行变电站中, 存在远期为三主变四段10千伏母线而现阶段为两主变三段10千伏母线 (以下简称为“两变三母”) 结构, 其中一段母线无法通过母联开关转移至另一台主变供电, 在主变上级设备停电时负荷无法转供造成用户停电。然而, 随着社会经济发展, 不间断供电需求越来越高, 如何保证上级电力设备停电时仍能可靠供电, 是城市电网运行过程中急需研究和解决的问题。

1 两变三母线式站点介绍

110千伏两主变三母线站点中一条10千伏母线无法通过母联开关转移至另一台主变供电, 在上级电源停电时10千伏三段母线只能通过倒送的形式保证其供电, 参见图1, 在运行过程中存在一定的弊端:

1) 10千伏线路过载, 低互联区域停电;

2) 电压难以合格;

3) 保护配合有难度。

2 低压并空载主变送母线方式可行性研究

2.1 低压并空载主变送母线运行方式

针对两变三母线站点结构特点, 根据电网运行特点, 以图1为例考虑采取的低压并空载主变送母线接线方式, 其中2号主变由低压倒送空载运行, 即升压空载运行模式。

2.2 主变过电压问题

正常运行时2号主变空载, 且高压侧中性点接地, 低压电源通过电磁回路交变过来仅有正序、负序分量, 零序谐波无法传递, 且受变比影响, 高次谐波向上传递时衰减, 主要为工频正序电压, 而中性点已接地, 不存在过电压问题。当10千伏单相接地时, 相电压上升为线电压, 中性点偏移至接地相, 但由于高压侧接地, 也不存在过电压问题。

2.3 保护配合

2号主变限时速断保护作为Ⅲ母的主保护以及其出线近区相间故障后备保护。

1号主变限时速断保护作为上级保护, 两者动作时间配合。2号主变复压闭锁过流保护作为Ⅲ母出线全线相间故障的后备保护, #1主变复压闭锁过流保护作为其上级保护, 两者动作时间配合。

1号主变高压侧复压闭锁过流保护与1号主变复压闭锁过流保护在动作时间、灵敏系数上均配合。

2.4 谐振条件

低压并空载主变送母线运行方式下, 类似在10千伏母线上并联了一个电感, 仍然过补偿, 达不到谐振条件。

2.5 损耗分析

按图2网络建模进行网损计算, 结果如表1所示。

从计算结果来开, 虽然采取低压并空载主变方式下多出一台主变损耗, 但仍较低压倒送方式损耗偏少。

3 总结与展望

针对110千伏两变三母线结构变电站, 在上级电源停电时, 采取低压并空载主变方式是可行的, 利用现有保护能够配合, 并具有一定的经济效益。但该方式下运行操作特别是保护配置方面需特别注意, 故障特征较为复杂, 在实际应用中应予以重点考虑。

摘要：城市电网存在部分不完全接线的110千伏两变三母线结构变电站, 其中一台主变停电时一段10千伏母线无法转供。通过低压并联空载主变送10千伏母线方式, 合理调整继电保护整定值, 优化电网操作模式, 可实现一台主变带供全部母线, 提高供电可靠性。

关键词：两变三母线,并联空载主变,保护配合,供电可靠性

参考文献

[1]陈慈萱.电气工程基础.北京.中国电力出版社, 2003.

[2]孙书田.110千伏变压器中性点过电压保护的分析与讨论[C].首届全国青年电力系统学术会议论文集.

[3]李坚.电网运行及调度技术问答.北京.中国电力出版社, 2004.

[4]刘学军.继电保护原理.北京.中国电力出版社, 2007.

110千伏东石变电站 篇2

吐峪沟110千伏变电站工程创优、流

动红旗总体策划

编制单位：吐峪沟110千伏输变电工程业主项目部

编制时间： 二〇一二年五月

吐峪沟110千伏变电站工程创优、流动红旗

总体策划

一、前言（项目概况、申报时间）

随着我局近几年基建工程管理按照国家电网公司及新疆电力公司的指导不断在提高管理水平，但距其他先进地州还是存在差距，因此我局在2011年下半年开始在总结自身经验的同时，也在不断的吸取其他地州先进的管理经验，争取在2012年对满足条件的工程项目进行 “流动红旗”评选及创优。

针对吐峪沟110千伏变电站工程为新建变电站，满足创优条件，故经局领导研究决定对吐峪沟110千伏变电站工程进行创优，现就本工程的创优进行总体策划如下：

一、大力推行标准化施工工艺

1.由吐鲁番电业局成立“标准化施工”工艺推进领导小组，由主管局领导任组长，落实责任，强化文件精神的落实。力争在将国家电网公司及新疆电力公司下达的30项标准工艺完成推广的同时，根据吐鲁番地区特殊的环境对部分施工工艺进行创新，并形成成果。现将吐峪沟110千伏变电站工程标准化工艺的实施根据参建的三个项目部进行分解如下：

1.1、业主项目部

1.1.1 对吐峪沟110千伏变电站工程各参建方完成标准化施工工艺推广任务分解，并组织进行标准施工工艺的宣贯和

培训工作，制定“标准工艺”应用的目标及要求。

1.1.2审批参建各方“标准工艺”管理及应用的策划文件，组织相关单位对吐峪沟110千伏变电站工程实行标准工艺情况进行检查、指导，并在每月30日形成简报进行通报，对每阶段的标准工艺实施情况进行评价、考核。

1.1.3负责施工工艺创新和淘汰建议的收集、整理及上报，对监理项目部“标准工艺”应用控制的考核，工程竣工后统计“标注工艺”应用率并上报基建部备案。

1.2、设计单位责任（按要求执行）

1.2.1组织开展设计创新和技术创新，通过对设计各环节的全过程管理，促进新技术、新设备、新材料、新工艺（以下简

称“四新”）的推广应用。

1.2.2 负责组织对设计人员“标准工艺”的宣贯和培训 1.2.3 负责设计文件中明确“标准工艺”应用及要求。1.2.4 负责对“四新”应用进行专项设计交底。

1.2.5 负责对“标准工艺”的应用情况进行符合性评价。1.3、施工单位（施工项目部）

1.3.1 负责承包工程项目“标准工艺”的实施、检查。施工项目部可采用“展板”法即将标准工艺的成品照片制作成宣传墙的形式向施工人员进行展示，或通过制作“模具”法即将需制作的基础、围墙等制作成一个小型的模型在对应用工艺进行

试点的同时，也给施工人员做一施工工艺的展示。等等方法，总之确保让每一个施工人员明白标准工艺的含义，杜绝“口号”主意和“形式”主意。

1.3.2 在分包合同中明确“标准工艺”应用的要求。因红岭110千伏输变电工程有劳务分包，尤其是土建施工，吐鲁番明嘉公司在与分包单位签订分包协议时，必须将“标准工艺”的应用列入合同中或与各分包队伍签订合法协议，并设立考核指标。（签订补充协议）

1.3.3 负责施工工艺创新和淘汰建议的收集、整理及上报。施工单位在按照业主项目部下达的“标准工艺”应用的目标和要求实施的同时，必须实行审批制，对每一个节点必须上报监理及业主进行现场检查和监督，并对有创新工艺的需经过业主及监理单位的认证，确保新工艺的可实施性及工程质量。对已经采纳的新工艺业主项目部将申请上级部门对相关人员及单位进行奖励及通报表扬。

1.3.4 组织对施工人员“标准工艺”的宣贯和培训。吐鲁番明嘉电力实业有限公司必须对进场作业人员进行“标准工艺”工艺应用的培训。施工项目部必须配备一套“标准工艺”成果体系（由《施工工艺示范手册》、《施工工艺示范光盘》、《工艺标准库（2011版）》和《典型施工方法（第一辑）》四个系列组成）。

1.3.5 编制工程项目“标准工艺”管理及应用策划文件。吐

峪沟110千伏变电站工程施工项目部根据工程建设的现场实际情况及业主项目部下达的“标准工艺”应用要求及目标，编制完成本工程“标准工艺”策划文件，报监理及业主进行审批，要求编制的文件必须具有可操作性，要求策划文件“图文并茂”即在有文字描述的同时配备样品照片，已经审批的策划文件将作为“标准工艺”应用考核的标准，具体考核标准将由业主项目部下达。

1.3.6 开展施工工艺的研究与创新，将具有推广价值的创新施工工艺报业主项目部。对于吐峪沟110千伏变电站工程被采纳的创新工艺向业主项目部报备，并推广应用到其他承建工程，业主项目部将上报基建部对相关人员及单位进行奖励并上报新疆电力公司通报表扬。（修改）

1.3.7 针对“标准工艺”应用的内容及控制要点，进行培训和交底。施工项目部负责对业主项目部下达的“吐峪沟110千伏变电站工程′标准工艺‵应用目标及要求”对施工人员进行分解培训，对经业主项目部的“标准工艺”实施方案向施工人员进行宣贯，并将每一个工序落实到责任人，签订《责任书》，对实施过程中的每个施工节点设置“实施人员名片“，提高施工人员的责任心和积极性。

1.3.8 负责施工过程中“标准工艺”的落实和检查。施工项目部对完成施工各工序的成品进行“三级”自检，并采用评优的方法对“标准工艺”应用好的人员及团体进行奖励，提高施

工人员的积极性，对差的进行相应的考核，力争在吐峪沟110千伏变电站工程施工现场产生一股“比、学、赶、超”的氛围。1.3.9 负责在分包队伍中落实“标准工艺”要求。吐鲁番明嘉公司负责对分包队伍进行“标准工艺”应用的任务分解，与各分包队伍签订《责任书》，并对各分包队伍的“标准工艺”应用情况进行评比，对于完成率好的队伍进行奖励，对于完成率极差的队伍进行清除。（分层次）。与展板对照。

1.3.10 对“标准工艺”的应用效果情况进行自评价。吐鲁番明嘉电力实业有限公司在对吐峪沟110千伏变电站工程完成施工后，对各个施工节点的“标准工艺”应用情况进行内部评比，并制定奖惩措施，并将该工程“标准工艺”应用情况进行汇总，报基建部备案。（先措施后评比）

1.4监理单位（监理项目部）

1.4.1 编制工程项目“标准工艺”应用与施工工艺创新的监理控制措施。监理项目部根据业主项目部下达的“标准工艺”目标及要求编制完成吐峪沟110千伏变电站工程“标准工艺”应用与施工工艺创新监理控制措施，并报业主项目部审批，要求必须图文并茂具有可操作性，对于经业主项目部审批过的控制措施将作为工程实施过程中的考核标准。

1.4.2 组织对监理人员进行“标准工艺”的宣贯和培训。由监理项目部组织对现场监理人员进行“标准工艺”应用进行培训，确保每一个现场监理熟知每一道工序的“标准化工艺”，并对施工单位上报的“标准化工艺”实施细则进行分解，拿出有针对性的旁站计划及平行检查计划。要求监理项目部必须配备一套“标准化工艺” 成果体系（由《施工工艺示范手册》、《施工工艺示范光盘》、《工艺标准库（2011版）》和《典型施工方法（第一辑）》四个系列组成）。（对监理资质及业务能力进行审核）

1.4.3 审核施工项目部“标准工艺”管理及应用的策划文件。对施工项目部编写的应用策划文件进行审批，并在施工过程中监督施工单位严格落实，要求现场监理人员与监理标段的施工负责人签订《责任书》。

1.4.4 检查“标准工艺”应用的实施情况，负责设计单位、施工项目部标准工艺实施情况的评估。监理项目部根据设计单位及施工单位编制的“标准工艺”执行文件与现场实际应用情况进行评价，并根据评价结果拿出处理方案报业主项目部。

1.4.5 对施工中拟采用的创新施工工艺组织专题评审。监理项目部负责组织对设计、施工单位提出的创新工艺召开专题评审会，对于已经采纳的创新工艺提出奖励措施报业主项目部。

1.4.6 参加“标准工艺”与创新“施工工艺”应用及效果的 验收工作，负责编写验收报告。

2.由吐鲁番电业局“标准化施工”工艺推进领导小组与施工单位、监理单位负责人签订吐峪沟110千伏变电站工程“创

新疆电力公司流动红旗”及“新疆电力公司优质工程”承诺书，使工程创“流动红旗”及“创优”由口号落实到工程实际建设中去，并由施工单位及监理单位向吐鲁番电业局“标准化施工”工艺推进领导小组作出书面的保证，此保证书将作为奖惩依据。（优先）

二、现场安全文明施工要求

为确保吐峪沟110千伏变电站工程能创新疆电力公司“流动红旗”及“优质工程”我局将严格按照国家电网公司下达的《关于印发《输变电工程安全文明施工标准》的通知（国家电网科[2009]211号文）及新疆电力公司下达的《关于印发《新疆电力公司输变电工程安全文明施工标准化管理办法》的通知》（新电基[2011]12号文）的相关要求对该工程的安全文明施工进行管理，具体办法如下： 1.业主项目部

1.1 负责编制完成《吐峪沟110千伏变电站工程安全文明策划》报上级领导审批，对完成审批的策划向施工、监理及设计单位进行宣贯，并下发。

1.2 确保安全措施补助费、文明施工措施费及时拨付到位，制定相应的控制措施，加强安全文明施工的相关费用使用的监督管理。业主项目部将依据《输变电工程安全文明施工标准》的通知（国家电网科[2009]211号文）及新疆电力公司下达的《关于印发《新疆电力公司输变电工程安全文明施工标准化管

理办法》的通知》（新电基[2011]12号文）制定《红岭输变电工程安全文明施工总体策划》，加强现场安全文明施工的管控力度。（施工单位编制安全文明施工措施费使用台账（明细表））1.3依法管理工程项目，坚持合理工期、合理造价，为安全文明施工创造条件并定期组织安全文明施工专项检查。业主项目部将根据业主项目部下达的《红岭输变电工程安全文明施工总体策划》对施工项目部进行定期、不定期的检查，对发现问题严格按照相关规定执行，做好检查的闭环管理工作。2.监理项目部

2.1依据法律、法规、工程建设强制性标准以及业主提出的项目安全文明施工总体策划、工程建设监理合同实施监理，履行安全文明施工监理职责。监理单位要根据业主项目部下达的《吐峪沟110千伏变电站工程安全文明施工总体策划》制定现场安全文明施工监理管控措施，确保施工现场严格按照策划文件要求实现定制化摆放，监理项目部专职安全监理要至少每周2次对施工现场进行检查，并组织召开现场会，形成会议纪要报业主项目部。

2.2在监理大纲、监理规划中明确工程项目安全监理目标、措施、计划和工作程序，对安全文明施工总体策划进行分解、协调，监督各项要求和措施的落实，制定安全文明施工的实施细则和控制措施，监督施工项目部自身安全保障体系的有效运转，严格审查安全文明施工方案和安全技术措施，审核安全措

施补助费、安全文明施工措施费用的使用，对重要工序、危险性作业和特殊作业实施旁站监理，监督管理安全文明施工标准化工作的实施，定期组织安全文明施工检查，发现问题及时督促整改，实行闭环管理。3.施工项目部

3.1施工单位是工程安全文明施工的主体，负责安全文明施 工的具体实施。在开工前，按照业主项目部提出的项目安全文明施工总体策划及安全管理目标，统筹布局，编制有针对性的工程项目安全文明施工实施细则，提交监理审查后实施。保证安全文明施工所需资金的投入，安全措施补助费、文明施工措施费须专款专用，不得挪作他用，并要加强施工项目部安全设施、文明施工设施制作（购置）、安装、使用、日常管理和维护工作，分别单独建立台帐，留存备查。（分开描述）3.2按规定配备合格的专（兼）职安全管理人员，开展危险点辨识及预控活动，编制有针对性的安全技术措施（方案），并确保措施（方案）的有效实施。开展工程项目安全健康环境自评价工作。每周组织安全文明施工检查。（制作奖惩明细）

110千伏东石变电站 篇3

关键词：110千伏常规变电站,综合自动化,改造

一、引言

随着计算机技术在电力系统的应用和发展, 各地区电网都在建设和实现无人值班变电站, 变电站设备的微机化、自动化已成为发展的主流和发展趋势。但是, 同时我们也要看到, 在我国电力系统中, 现在仍存在着不少的110千伏老式变电站, 其一次设备老化、损坏及腐蚀严重, 维护和更新的工作量和费用逐年上升, 而且效果不明显;其二次设备反映了国内设备发展的过程, 从最古老的电磁型继电器保护到早期的微机保护、晶体管保护, 直到“四合一”的集控台等, 都在同时运行。这些设备的老化对变电站的安全、优质、高效运行构成很大威胁, 这类变电站对系统的安全、最佳运行也是一大隐患。鉴于每年需对这类变电站投入大量资金、人力和物力进行维护整治而效果并不理想, 如何合理地、经济地改造这些旧站, 使其满足自动化的要求, 已成为电力系统工程技术人员面临的迫切问题。

二、110千伏变电站综合自动化现状及存在问题

(一) 110千伏变电站自动化现状

1. 传统模式

传统模式即目前国内应用最为普遍的远方终端装置 (RTU) 加上当地监控系统 (又称当地功能) , 再配上变送器 (当采用交流采样RTU时, 可省去变送器屏柜) 、遥信转接、遥控执行、UPS等屏柜。站内保护装置的重要信号通过硬接点方式输入RTU, 其中微机型保护装置亦可通过串行口按约定的规约与RTU进行通讯。较为典型的产品有NARI系统公司的DISA-1、RD-800系列等。

2. 集中配屏模式

目前大多数厂家的产品均属此类, 在各地110千伏无人值班变电站中应用也最广。与传统模式相比, 最大的改进在于将RTU的遥控、信号、测量、电能计费、通信等功能分别组屏, 并由1个或2个总控单元通过串行通信口 (RS232、RS422、RS485) 与各功能单元 (屏柜) 以及微机保护、故障录波、上位机 (可选) 等进行通讯。比较典型的产品有NARI系统公司的DISA-3型、BJ-1型等。

3. 全分散式, 其中保护相对独立, 控制和测量合一

该模式的主要特点是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装对象, 将控制、I/O、闭锁、保护等单元分散, 就地安装在一次主设备屏柜上。站控单元通过光纤通信串行口与各一次设备屏柜相连, 并与上位机和远方调度中心通信。较为典型的产品有NARI公司的BJ-F3A系列。

4. 全分散式, 其中保护、控制和测量合一

较为典型的产品有北京四方公司的CSC2000系列、NARI公司的DISA-2等。

5. 局部分散式

此模式综合了集中式与分散式的特点, 采用了分散式的系统结构, 而控制和保护仍集中配屏。较为典型的产品有DISA-3、FDK系列等。

(二) 存在问题

1. 技术标准问题

目前变电站综合自动化系统的设计还没有统一标准, 因此标准问题是当前迫切需要解决的问题。

(1) 生产厂家的问题

目前在变电站综合自动化系统选型当中存在着如所选系统功能不全面、产品质量不过关、系统性能指标达不到要求等情况。主要有以下问题:由于生产厂家过分重视经济利益, 用户又过分追求技术含量, 而不重视产品的性能及实用性, 因而一批技术含量虽较高, 但产品并不过关, 甚至结构、可靠性很差的所谓高技术产品不断被使用;有些厂家就某产品只搞技术鉴定, 没搞产品鉴定;另外, 生产厂家对变电站综合自动化系统的功能、作用、结构及各项技术性能指标宣传和介绍不够, 导致电力企业内部专业人员对系统认识不透彻, 造成设计漏洞较多。

(2) 不同产品的接口问题

接口是综合自动化系统中非常重要而又长期未得到妥善解决的问题, 包括小电流接地装置、故障录波、无功装置等与通信控制器、通信控制器与模拟盘等设备之间的通信。如果所有厂家自动化产品的数据接口遵循统一、开放的数据接口标准, 则上述问题可得到圆满解决, 用户可根据各种产品的特点进行选择, 以满足自身的使用要求。

(3) 抗干扰问题

抗干扰问题即所谓的电磁兼容问题, 是一个非常重要但常被忽视的方面。电磁干扰对系统在线运行的影响非常严重, 若不采取有效措施, 将产生严重后果。可在系统的硬件和软件方面采取一些必要措施, 以消除或抑制电磁干扰。如系统接地保护、隔离和屏蔽等。传统的变电站综合自动化设备出厂时抗干扰试验手段相当原始, 仅仅做一些开关、电焊机、风扇等定性实验, 到现场后往往也只加上开合断路器的试验, 一直没有一个定量的指标, 这是一个极大的隐患。

(4) 开放性问题

变电站综合自动化系统应能实现不同厂家生产设备的互操作性, 系统应能包容变电站自动化技术新的发展要求和必须考虑和支持变电站运行功能的要求。而现有的系统却不能满足这样的要求, 各厂家的设备之间接口困难, 甚至不能连接, 从而造成各厂家各自为政、重复开发, 浪费了大量的财力物力。另外, 各种屏体及设备的组织方式不尽相同, 给维护和管理带来许多问题。

2. 电力管理体制与变电站综合自动化系统关系问题

该系统的建设, 使得继电保护、远动、计量、变电运行等各专业相互渗透, 传统的技术分工、专业管理已经不能适应变电站综合自动化技术的发展。变电站远动与保护专业虽然有明确的专业设备划分, 但其内部联系已经成为不可分割的整体, 一旦有设备缺陷均需两个专业同时到达现场检查分析, 有时会发生推诿责任的情况, 造成极大的人力资源浪费, 而且两专业衔接部分的许多缺陷问题成为“两不管地带”, 不利于开展工作。在专业管理上, 变电站综合自动化设备的运行、检修、检测, 尤其是远动系统的实时性、遥测精度、遥信变位响应速度、信号复归和事故总信号等问题仍需要规范和加强。

3. 运行维护人员水平不高的问题

解决好现行的变电站综合自动化系统管理体制和技术标准等问题的同时, 还要培养出一批高素质的专业队伍。要想维护、管理好变电站综合自动化系统, 首先要成立一支专业化的队伍, 培养出一批跨学科的复合型人才, 拓宽相关专业之间的了解和学习。其次, 变电站综合自动化专业的划分应尽快明确, 杜绝各基层单位“谁都管但谁都不管”的现象。变电站综合自动化专业的明确, 对于加强电网管理水平, 防止电网事故具有重大意义。

三、110千伏变电站自动化改造的主要内容

常规110千伏变电站进行自动化改造时, 主要是对一、二次设备进行升级改造, 使之适应无人值班运行对设备较高可靠性的要求。

(一) 一次设备的改造及技术要求

1. 断路器的改造

主要要求是能实现无油化及遥控操作功能, 并提供可靠的断路器位置信号;断路器辅助触点改造为双辅助触点接线以防信号误发。

2. 高压开关柜的改造

完善机械防止误操作措施, 完善柜间距离。要求隔离物起绝缘支撑作用, 要具有良好的阻燃性能;采用包绝缘护套的办法加强母线导体间、相对地间绝缘水平;采用额定电压12kV、最高工作电压75kV的电流互感器, 使之达到高压开关柜使用工况要求的绝缘水平。

3. 过电压保护设备的改造

对变电站10kV中性点加装自动跟踪、自动调谐的消弧线圈或经小电阻接地;为减少变电站的运行维护工作量, 降低残压, 防止避雷器的爆炸, 变电站10kV避雷器宜更换为无间隙金属氧化物避雷器。

4. 主变压器有关辅助元件改造

改造中性点隔离开关及其操作机构, 能实现遥控操作;对有载调压分接开关实现当地和远方遥调操作;实现主变温度远方测量及上传功能等。

(二) 二次设备改造的内容要求及注意事项

1. 二次设备改造的内容要求

(1) 断路器控制回路改造后, 要简单、可靠、无迂回接线, 控制、保护、信号及测控单元电源分离。

(2) 断路器控制回路断线、失去控制电源时应实现远方报警, 并保留控制回路故障信号。

(3) 保护回路单独设有熔断器的变电站, 保护回路直流消失后, 能远方报警。

(4) 重合闸装置要实现自动投退, 在遥控和当地操作合闸后, 重合闸电源应自动投入, 重合闸放电回路自动断开。在遥控和当地操作跳闸后, 自动退出重合闸电源, 同时重合闸装置自动放电。根据需要实现重合闸后加速和一次重合闸。

(5) 低频减负荷装置或其他系统稳定措施装置动作跳闸时, 应自动闭锁重合闸。

(6) 取消断路器位置信号灯的不对应闪光功能, 信号灯具改为发光二极管等节能型灯具, 提高可靠性。

(7) 加装遥控与就地跳、合闸闭锁回路。

(8) 中央信号装置有关回路作相应改造。

2. 二次设备改造注意事项

(1) 检查全站所接电压互感器的二次回路确实只有一个接地点, 且接地位置应设在PT接口屏地排处。

(2) 检查电流互感器中性线确实是一点接地且接地点应设在保护室内, 满足“安评”要求。

(3) 检查控制电缆屏蔽层是否两点接地。这对于微机保护的抗干扰是十分重要的。

四、110千伏变电站自动化改造要做好的主要工作

(一) 对一、二次设备进行改造

110千伏变电站改造为无人值班站后, 需要稳定可靠的一、二次设备, 只有可靠的设备才能使值班员免于疲于奔命, 有充裕的时间进行监控、操作和对设备异常、事故的处理。主要是对一些一次设备 (如断路器、高压开关柜、过电压保护设备等) 进行大修或更换;旧式保护装置 (如电磁型、晶体管、集成电路保护等) , 其运行寿命已接近设计值, 又不能实现通信功能, 很难和变电站计算机监控系统相连, 且这类保护维护校验复杂, 费时费力, 对这些保护进行更换;对35 k V及以下保护都更换为四合一保护;对110千伏保护更换为微机保护加数字测控装置。

(二) 完善四遥功能

有人值班变电站中一般具有遥信、遥测功能, 但不具备遥控功能, 其遥信、遥测功能只是为调度自动化服务。因调度所关注的遥信量相对较少, 而无人值班后监控值班员对变电站运行情况的判断和处理就全部依赖监控系统。所以在无人值班改造中要充分考虑所采集的信息全面、够用, 也要考虑遥控、遥调点的实用性, 保证能够及时发现异常, 及时处理异常和事故, 尽可能减少值班员在变电站和监控中心间无谓的往返。

1. 遥信的完善

对遥信的调整原则是实现远方对异常和事故的判断, 为此需增加如下遥信项目。

(1) 线路 (旁路) 单元:隔离开关位置信号、断路器操作机构异常信号、断路器控制回路断线信号、保护装置异常信号、交流回路断线信号、光端机装置异常或通道告警信号、重合闸动作信号、断路器三相位置不一致、SF6气压低、SF6低压闭锁、油泵频繁启动、远方和就地控制信号、小电流接地信号、单元事故总信号。

(2) 主变单元:冷却系统异常信号、冷却器全停信号、控制回路断线信号、主变油位异常信号。

(3) 中央信号:预告总信号、直流接地信号、直流装置异常信号、35, 10 kV系统接地信号、PT二次回路异常信号、故障录波器动作信号、故障录波器异常信号、低周减载装置动作信号、低周减载装置异常信号、站用电源自投装置动作信号、备用电源自投装置异常信号、站用电系统异常信号、消防装置动作及报警信号、消防装置异常信号、远动及通讯装置异常信号、控制方式由遥控转为当地控制的信号、防盗报警信号、GIS设备的有关信号。

2. 遥测的完善

遥测是判断站内运行情况的重要根据, 为了采集尽量充足和合理的数据, 对遥测主要增加了以下内容:110千伏三相操动机构开关电流增加至三相;采集母线三相电压;分段、母联电流;直流电压;变压器油温;站用变低压侧三相电压。

3. 遥控和遥调的完善

由于对电压质量的控制要求越来越严格, 需频繁对主变分接头进行调节, 在多变压器的站中, 这将伴随变压器中性点接地刀闸的频繁操作, 故结合改造, 实现了主变中心点接地刀闸的遥控。为了方便检修和调试, 防止误控开关, 在每个开关上安装了远方就地切换开关, 只有切至“远方”位置时才能进行遥控。

由于市政工程造成线路工作频繁, 而值班员需频繁进行重合闸、过流保护、备自投等的投切工作, 为这些工作频繁往返变电站显然不合算, 故对大部分保护实现了以上功能的远方投退。

(三) 装设安全视频监控系统

110千伏变电站改造为自动化无人值班后, 站内的防火防盗工作重要性凸显, 变电站安全视频监控系统集智能的防盗、防火、辅助巡视、事件记录和管理等功能于一身, 为无人值班变电站的安全运行提供了重要技术手段。变电站安全视频监控系统包括摄像机等监视设备, 红外对射、红外双鉴、高分贝声光告警装置等防盗设备, 以及主机及数据采集和控制单元。主要在围墙配置红外对射, 在主要出入口配置红外双鉴, 在主建筑或者围墙上装设高分贝声光告警装置, 并且对灯光进行控制。通过主机实现图像的压缩和远传、告警和连动、图像的记录、与消防主机互联。值班员可以在监控中心对变电站进行可视化监控。如现场有非法侵入, 可以按照预先的设定进行联动:如将一个或者多个摄像头转向告警点, 开启灯光, 进行录像, 鸣响警笛, 对入侵人员进行吓阻。同时在监控中心计算机上推出该点画面, 并发出告警音响提示值班员有情况发生, 进行监控。也可对火警动作的区域实行联动录像。消防系统与视频监控的有机整合有利于及时判断火情的真伪, 减少值班员冲到现场进行判断的不必要劳动。为及时组织救火节约时间, 现场的录像也可作为事故及原因分析的辅助依据。

(四) 提升数据通信处理能力

为提高与110千伏变电站数据通信的实时性、信息传输容量、扩展性和可靠性, 在改造中应用电力实时数据传输规约, 采用网络通信和常规串行通信两种方式自动切换, 来保证信息传输的可靠性、正确性、唯一性和一致性, 并依靠成熟、可靠、快速的自愈光纤通信网络, 充分发挥新型通信规约传输容量大、功能丰富、实时性强等优势来克服和解决系统实时性的瓶颈问题。

(五) 改进计算机电源系统

进行此项改造工程时, 要使用交流电源, 如后台机、通信主机、网络设备等。如果对这些设备断电的话, 将造成变电站失去监控, 历史数据丢失, 所以这些设备都要求不间断供电。传统的电源都采用UPS, 但实践证明, 由于UPS的电池得不到及时的维护, 电池的容量在1～2年后将大幅度减少, 在市电失去后, 不能保证供电时间。故在改造中, 经过对站用蓄电池容量验算后, 安装了在线式逆变电源。在运行中还严格要求非重要负荷不能接到逆变电源上, 保证了这些重要设备的不间断供电和切换。

五、结语

近年来, 通信技术和计算机技术的迅猛发展, 给变电站综合自动化技术水平的提高注入了新的活力, 变电站综合自动化技术正在朝着网络化、综合智能化、多媒体化的方向发展。鉴于变电站综合自动化系统当前还缺乏一个统一的国家标准, 这就需要与之相关的各岗位的电力工作者在实际操作过程中不断总结经验, 找到其规律性, 不能因循守旧, 而应根据具体情况, 遵循科学、严谨的工作原则, 用发展的眼光来进行变电站综合自动化系统的建设, 以保证电网安全、经济、优质的运行。

参考文献

[1]叶念国.关于电力系统自动化的几个热点话题[J].水电厂自动化, 1998, (3) .

[2]戴庆华, 李光文.无人值班变电站的新建、改造与运行[M].北京:中国电力出版社, 2000.

[3]龚强, 王津.地区电网调度自动化技术与应用[M].北京:中国电力出版社, 2005.

[4]张继雄.变电站自动化系统选型中应注意的问题[J].内蒙古电力技术, 2005, (2) .

[5]王晓东, 冒烨颖, 杨松.220kV变电站无人值班改造[J].电力安全技术, 2005, (11) .

110千伏东石变电站 篇4

福建省电力有限公司 2005年6月 目 录

0 前 言 变电站可研报告部分

1.1 设计依据 1.2 工程项目概况 1.2.1 工程概况 1.2.2 主要设计原则 1.3 电网(电力系统一次

1.3.1 电网现状与存在主要问题 1.3.2 电力需求预测及电力平衡 1.3.3 项目建设(扩建必要性 1.3.4 供电(接入系统方案 1.3.5 有关电气计算 1.3.6 无功补偿

1.3.7 对变电站主接线及有关电气设备参数的要求 1.4 电网(电力系统二次

1.4.1 二次系统现状及配置原则 1.4.2 继电保护及安全自动装置 1.4.3 调度自动化

1.4.4 系统通信 8

1.4.5 二次系统投资估算 8 1.5 工程建设规模 9 1.6 站址选择 9 1.7 工程设想 10

1.8 环境影响初步评价 11 1.9 投资估算 11 送电线路可研报告部分 12

2.1 系统概况 12 2.2 路径方案 12 2.3 气象条件 13

2.4 导线截面及绝缘子选择 13 2.5 杆塔选型及基础 13 2.6 环境影响初步评价 14 2.7 投资估算 14 3 对侧间隔扩建部分 14 4 涉及区域网通信工程 15 投资估算书 15 项目经济评价（有条件可进行）15 7 相关图纸要求 16

0 前 言 为适应投资体制改革，规范110千伏输变电项目可行性研究(以下简称可研报告的内容，满足项目核准制的要求，控制项目投资，提出内容规范要求。110千伏输变电项目可研报告含与变电站本期同期建成投产的项目(变电站、线路、对侧间隔，审查后的可研报告与审查意见为工程的初步设计提供依据。本规范适用于110千伏新建、扩建工程（含主变增容）及线路单项工程（含改造及对侧间隔扩建）的可行性研究。变电站可研报告部分

1.1 设计依据 地区电网滚动规划报告，电厂接入系统设计文件及审查意见； 2 省公司下达的工程项目前期工作计划文件； 省公司或电业局颁发的110千伏输变电工程技术导则、标准化设计及限额设计文件； 关于工程站址政府规划、土地等部门的批复文件； 工程相关文件：如工程项目所在地政府有关该工程项目建设用地、进出线走廊相关意见或协议(作为报告附件。委托方的设计咨询委托。

1.2 工程项目概况 1.2.1 工程概况

说明本设计应包括的内容和范围，对扩、改建工程项目，还应说明先期工程（终期与现有规模、接线）及与本期工程项目的衔接和配合情况。简述项目前期工作情况。

1.2.2 主要设计原则

简述电网发展规划对本工程的要求，结合工程建设环境条件提出本工程项目的主要特点和对应措施；各专业的主要设计原则和设计指导思想；采用新技术及标准化的情况。

1.3 电网(电力系统一次

1.3.1 电网现状与存在主要问题 简述项目所在区、县（市）的地理位置、土地面积、人口、交通、经济等方面情况。阐述电网现状：项目所在区、县（市）110千伏及以上电网的输变电设备情况，各电压等级的变电站座数、变电容量、输电线路长度；区域电源情况，总装机及近期出力状况；电力市场供求情况，目前及近几年区域全社会用电量、最大负荷，网供电量、地方上网电量等。

图1：区域电网现状(2004年或2005年地理接线图 分析电网目前存在的主要问题。如输变电设备容量是否满足要求，供需矛盾是否严重，网络接线是否可靠，输电、变电是否满足N—1原则，输变电设备是否残旧等。

1.3.2 电力需求预测及电力平衡 电力需求预测

根据全区社会经济现状和发展规划，简述社会经济的发展趋势和近期远期规划目标。参照电网发展规划，在充分的电力市场分析研究基础上，提出全区电力需求预测方案，列出项目所在区、县（市）负荷、电量及增长情况，并简述负荷增长因素及其发展趋势。

在全区、县（市）电力需求预测方案的基础上，通过市场调查的方法对本工程项目供电区域的电力需求提出预测方案。

电力需求预测方案见表1。表1 电力需求预测方案

年份 需求预测 2004(实绩 用电量

2005 2006 2007 2008 2010 2015

(预计(预测(预测(预测(预测(预测

全区

(亿千瓦时

负荷

(万千瓦

用电量

项目区

(亿千瓦时

负荷

(万千瓦

备注：表按2006年建成投产项目列出预测水平年，下同。2 电源规划

根据区域电源规划情况，按上述预测年份列出全区与本工程项目相关的可能投产的水、火电电源规模和累计电源装机，见表2。

表2 规划电源装机容量

年份 2004 装机容量(实绩 新增投全区 产(万千瓦

累计(万千瓦

新增投项目区 产(万千瓦

累计

(万千瓦 电力平衡

2005 2006(预计

2007 2008

2010 2015

根据电力需求预测结果和规划电源装机容量，以电网往年最高负荷或网供最高负荷的月份作为代表月进行电力平衡，为预测负荷扣除接入110千伏以下电源出力和220千伏变电站的低压侧负荷，得出110千伏的网供负荷。电力平衡结果见表3。

年份

电力平衡

全区

110千伏以下电源出力

220千伏变低压侧负荷

110千伏供电负荷新增110千伏变电容量

累计110千伏变电容量

表3 电力平衡分析 单位：万千瓦

2006

2007

2008

2010

代表月负荷

2015

变电容载比

项目区 代表月负荷

110千伏以下电源出力

220千伏变低压侧负荷

110千伏供电负荷

1.3.3 项目建设(扩建必要性

1）根据电力平衡结果，从供电需要、完善配电网、提高供电可靠性和供电质量等方面论证该项目建设必要性及在电网中的地位和作用。进一步校核供电范围的合理性。

2）从必要性方面提出工程项目合理的开工和建成投产时间，与电网滚动规划中安排的投产时间相比较，阐述为何提前或推迟建成投产的理由。

1.3.4 供电(接入系统方案

1）根据110千伏电网(滚动规划、原有网络特点和负荷分布等情况，提出本工程项目相应的接入系统方案。若存在与电网规划接线相

异，应通过规划方案与调整方案技术经济(间隔和线路走廊资源利用、区域规划及环境影响、站内接线、投资和年费用等方面 综合分析比较，必要时还要通过电气计算和分析，提出推荐方案。

图2：变电站本期及终期接入电网地理接线图。

2）简述35千伏、10千伏本期配套接入线路方案(回路名称，建议在配网建设中与本110千伏输变电项目同期建成投产。1.3.5 有关电气计算

对推荐方案，应按远景水平年（设备投运后10年或更长时间-2015年及后）的系统发展情况，进行短路电流计算(主设备选择；近期（设备投运后2～3年）中性点非接地系统的单相接地电容电流计算(消弧线圈选择：10千伏＞30安，35千伏＞10安；无功平衡计算(选择容性无功补偿容量为15～25％主变容量，调压计算(主变或无功补偿单组容量投切电压波动、功率因数计算。

当扩建工程的短路电流水平过大，现有设备不能满足要求，则应进行过渡年短路电流计算，并提出是否对现有设备进行改造，必要时提出采取限制短路电流的措施。1.3.6 无功补偿

根据无功平衡和调压计算结果，按分层分区、就地平衡原则进行无功平衡，提出本期及远景变电所无功配置型式和规模。1.3.7 对变电站主接线及有关电气设备参数的要求

1）出线电压、出线回路数、出线方向和分期建设情况；

2）电气主接线(各电压等级，从电网发展角度提出对电气主接线的要求；

3）主变压器参数选择，根据电网发展和变电站的电力负荷发展情况，提出变压器的选型：额定电压、容量比、台数、阻抗、调压方式(有载或无励磁、调压范围、分接头等；

4）系统短路容量，母线最大穿越功率；

5）无功补偿装置总容量及分期容量，型式、连接方式等； 6）变压器中性点接地方式；

7）出线导线截面：按变电站终期规模分析正常运行方式和事故运行方式下的最大输送容量，提出变电站110千伏出线导线截面和经济、极限送电容量。1.4 电网(电力系统二次

二次部分应包括继电保护及安全自动装置、通信、数据网、调度自动化、电能量计费系统等。

1.4.1 二次系统现状及配置原则

概述电网与本站工程相关电网二次现况。根据本工程在系统中的地位，明确调度关系，简述继电保护、调度自动化、电网通信的配置方案，分析信息传送需求。

1.4.2 继电保护及安全自动装置

简述继电保护的配置方案，涉及对侧的改造投资单列，对相关系统需更新和升级的，应论述其必要性。根据电网规划提出是否要装设安全

自动装置，必要时暂列一笔投资。

1.4.3 调度自动化

按调度自动化规程和信息传送需求提出配置方案，相关的系统需更新

改造的，应论述其必要性。

1.4.4 系统通信

提出通信系统配置和路由方案，对涉及全网性或区域性的系统通信工程，单独列出工程项目和投资估算。图3：通信通道路由图

1.4.5 二次系统投资估算

估算二次部分总投资和系统继电保护、安全自动装置、调度自动化和系统通信分项投资，涉及电网升级改造投资和单项工程的投资单列。按表4列出二次系统

静态投资。

表4 二次部分静态投资估算 单位：万元

项目

系合继电保安自装调度自护 置 动化 统通信 计

备注

总投资 其中：变电站内 站外部分

1.5 工程建设规模

根据一、二次系统分析，论证主变规模(按2006年投产项目，表3的项目区2007年或2008年110千伏供电负荷除以0.5分析本期规模；2015年项目区110千伏供电负荷除以0.65×功率因数…设2台主变、0.87×功率因数…设3台主变分析终期规模。提出本工程建设规模(本期及最终：

变压器容量、台数 本期 远期 各侧电压出线回路数和方向 本期 远期 无功补偿配置 本期 远期 消弧线圈 本期 远期

需新建或改造的对侧间隔 本期 系统二次单项工程规模 本期 1.6 站址选择

所址选择应重点解决站址的可行性问题，落实变电站建设的外部条件，避免出现颠覆性因素。

简述推荐站址所在位置(市、区、县、乡镇、村落，地形、地貌、海拔高度、自然高差、植被、农作物种类及分布情况;用地属性(政府工业给拔地、园区开发区规划地、农田保护区、良田或旱地等；站址附近交通情况；与城镇规划的关系及可利用的公共服务设施；站址区域矿产资源及开采情况，对安全稳定的影响，文化遗址、地下文物等；附近军事设施、通信电台、飞机场、导航台、风景旅游区等与变电所的相互影响。

应重点落实推荐所址与周边设施的相互关系、周边环境对变电站的要求（包括污秽等级、通信干扰、噪声干扰、水土保持、地下水对混凝土的腐蚀性等）、工程地质、进出线条件等，收集必要的协议（如规划、土地管理部门、部队等）作为附件。存在两个及以上站址，需要对区域规划、出线、水文气象、水文地质和水源、工程地质、土石方量和挡土墙、进站道路与交通、环境影响等条件列表比较，提出推荐站址的方案和理由。

图四：站址位置及110千伏、35千伏线路规划出线图(1:10000或A3。

1.7 工程设想

1）电气主接线

根据系统对电气主接线的要求和工程的具体情况，结合典型设计的要求，必要时进行110千伏主接线方案比较，在进行综合分析比较的基础上，提出各级电压等级远景和本期的电气主接

线方案。

图5：变电站本期与远期电气主接线图

2）主要电气设备选择

根据系统对有关电气设备参数的要求(如短路电流、穿越功率等和工程的具体情况(如站址、进出线等，结合典型设计的要求，必要时结合电气布置进行方案(户外或户内、GIS或敞开的综合技术经济比较，在分析比较的基础上，对各级电压等级的主要电气设备(变压器、母线、断路器、隔离开关、电容器、消弧线圈、避雷器等选择提出初步意见。电气布置

简要说明各级电压出线排列顺序，配电装置型式选择及断路器布置型式、全所电气总平面布置方案，包括各级电压配电装置的位置、出线方向、主变位置、无功补偿装置位置以及占地指标等，必要时结合主要电器设备选择，进行方案比较(户外或户内、GIS或敞开，推荐电气布置方案，并阐明理由。

图6：电气总平面布置图(1:1000或A3……推荐方案。

4）电气二次

简要说明控制方式选择，主要元件保护的配置方案。

5）总平布置

说明对所区总平面布置方案的设想，场地设计标高的选择，所区防

洪防涝措施的规划。

说明所区总评布置的主要特点，如何利用地形、地貌、因地制宜、远近结合，避开不良地质构造和节约土地；道路引接情况和变电站入口方向。

图7：站区总平面布置图(1:1000或A3……推荐方案。建筑规模及结构设想

说明全所主要建(构筑物的名称及全所总建筑面积的设想。简述主要建(构筑物的结构型式的设想。简述地基处理方案的设想。

1.8 环境影响初步评价

1）经收资、选线和现场勘查，向地方政府及有关设施主管单位征求对出线走廊规划路径方案的意见，按变电站最终出线规模和系统接线方案编制出线走廊规划，提出出线方向、排列。

2）站址及出线走廊对周边，特别是对规划区和居民生活的影响进行初步分析，兼顾各级电压出线的相互关系，提出各级电压等级线路或各期建设应注意的事项及要求。

3）对出线走廊范围内的现有设施提出采取的处理措施，对规划建设的设施要提出适当限制建设的设施类型、范围和高度要求。

图8：变电站出线走廊规划图(1:2000或A3……推荐方案

1.9 投资估算

根据项目可研推荐的总体方案和工程设想，估算项目静态投资(近期价格水平和规定的基本预备费费率、动态投资（考虑价差预备费年价格

指数，贷款年利率）及分项投资。

按表5列出变电站工程的投资估算。

参考限额设计、标准典型设计及近期建成投产的类同工程比较，分析

影响投资偏离的主要原因。

表5 变电站工程投资估算 单位：万元

项目

建筑费

设安装费备费用 用

其他费用 计

合

备注

静态投资

动态投资

单位造价 送电线路可研报告部分

2.1 系统概况 简述本区、市（县）电网现况，110千伏电网结构形式及主要特点，规划发展

方向(输变电项目合编可略。2 根据电网规划要求，从满足拟建变电站供电需要，理顺配网结构，实现分区供电，提高供电可靠性等方面论述线路建设(或改建的必要性。3 简述近期电力网络结构，明确线路起迄点的位置、输电容量、电压等级、回路

数及是否需要预留其它线路通道等。4）必要时，根据建设条件和出线走廊规划情况，提出是否采用同塔多回或双回架

设。

2.2 路径方案 经收资、选线和现场勘查后，提出两个以上可比的路径方案。分析各方案所经区域主要村镇、交通要道、江河湖泊等，简述路径沿线自然条件(海拔高程、地形、地质、水文、主要河流、城镇规划、环境特点和交通运输条件 ；电信线路和无线电台站的影响分析；林木砍伐、拆迁情况及环境保护初步分析。进行方案的技术条件、路径长度、主要材料耗量、投资及年费用等综合比较，遇有大跨越，应说明跨越点、档距、塔高及对工程投资的影响。4 在技术经济综合比较的基础上提出推荐路径方案，详细阐述线路经过的主要村镇、交通要道、江河湖泊和跨越电力线路的情况。5 若在电力项目专项规划中已经明确，并经政府规划部门确认的路径，且路径方案唯一时，不进行路径方案的比较，可直接详述从出线塔至终端塔的路径方案。说明推荐路径方案与沿线主要部门协议的情况。

图9：线路路径方案图(A3……推荐方案 图10：大跨越路径方案图(A3……推荐方案

2.3 气象条件

根据本地气象部门提供的资料，提出线路设计采用的气象条件（温度、风速、覆冰等）。

2.4 导线截面及绝缘子选择 以变电站终期规模的正常供电方式，按经济电流密度选择导线（或电缆）截面，线路N-1故障方式的长期允许送电容量校核，结合通信工程OPGW的情况，提出送电线路导线、地线选型。根据路径所在地区的污秽图，说明线路设计选用的污秽等级，进行绝缘子选型。2.5 杆塔选型及基础 按推荐的路径方案，提出出线塔、终端塔、直线塔、耐张塔、转角塔的选型，并说明选择杆塔的理由。根据塔型和塔基所在的地质情况提出采用的杆塔基础。3 电缆敷设时应提出电缆的敷设形式，电缆沟道、管道形状大小及埋深。

图11：线路杆塔选型图

图12：杆塔基础型式图 2.5 环境影响初步评价

线路对周边的电磁干扰、林木砍伐和水土保持等进行初步的环境影响评价。2.6 投资估算

根据线路设计方案，估算项目静态投资、动态投资及分项投资。按表6列出线路工程的投资估算。

参考限额设计、标准典型设计及近期建成投产的类同工程比较，分析影响投资偏离的主要原因。

表6 线路投资估算 单位：万元

项目 建筑费 设备费用 安装费用 其他费用

合 计

备注

静态投资

动态投资

单位造价 对侧间隔扩建内容 说明对侧变电站现有出线情况（出线规模、方向、排列）。新的进线间隔是否引起征地或间隔调整问题，并提出新间隔接入后的征地情况和间隔调整意见。简述引线和电气设备的选型。

3用预留的间隔接入，应阐述预留间隔的土建、电气设备的情况，新进线需要的引线和电气设备的选型。根据间隔设计方案，估算项目静态投资、动态投资及分项投资。按表7列出间隔工程的投资估算。

表7 间隔投资估算 单位：万元

项目 建筑费 设备费用 安装费用 其他费用

合 计

备注

静态投资

动态投资

单位造价 涉及区域网通信工程 根据变电站可研提出通信系统配置和路由方案，提出涉及全网性或区域性的相关系统通信配置方案。单独列出工程项目，并估算静态、动态投资。5 投资估算书

投资估算内容应包括：变电站工程、线路工程、对侧间隔工程及相关的系统二次部分。

投资估算执行《电力工业基本建设预算管理制度及规定》等文件的规定，并应满足以下条款要求： 根据推荐方案和工程设想的主要技术原则编制输变电工程建设项目的工程投资估算，其内容深度和造价水平应满足限额设计和控制概算的要求。编制说明应包括项目规模和估算编制的主要原则和依据，采用的定额、指标以及主要设备、材料价格来源、建设工期等。说明输变电工程所用外汇额度、汇率、用途。编制专业汇总估算表(表

二、其他费用计算表(表四及总估算表(表一。表三 ？ 应将输变电工程投资估算与相应的限额设计控制造价指标进行对比分析，超出常规投资估算的工程应进行造价分析，找出主要原因，提出控制工程造价的措施和建议。说明项目业主和整个项目的资金来源。项目经济评价（有条件可进行）论述项目建设投产后对地方经济发展的关系，以供电能力可创造GDP产值估算国民经济效益。经济评价应执行国家和行业主管部门发布的有关文件和规定，并应满足以下要求：

a）应对可行性研究范围内的整个项目进行总体经济评价。b）应说明项目资金来源、资本金比例、币种、利率、宽限期、其它相关费用、还款方式、还款年限、计算期等。通过经济评价分析，给出自有资金(20%资本金内部收益率要求下的电价加价(以本项目的售电量计算，并简要说明主要经济指标及综合经济评价结论。相关图纸要求

图1：区域电网现状地理接线图

图1应表明与变电站相关地区现有电网的连接方式、变电站容量、发电厂容量、线路走向、导线截面、线路长度。

图2：变电站本期及终期接入电网地理接线图

图2应表明变电站近期、远期接入后相关地区电网规划的连接方式、变电站容量、发电厂容量、线路走向、导线截面、线路长度。

图3：通信通道路由图

图3应表明与本工程有关的主要通道路由安排。

图4：站址位置及110千伏、35千伏线路规划出线图(1:10000或A3 图4应表明本变电站所处的地理位置及出线方向。

图5：变电站本期与远期电气主接线图

图5应表明主接线接线方式、主要设备选型及参数。

图6：电气总平面布置图(1:1000或A3……推荐方案

图6应表明主变位置、各电压级配电装置、电气一次连接、出线方向等。

图7：站区总平面布置图(1:1000或A3……推荐方案

图7应表明各建筑物布置、道路引接、给排水设施、规划所区用地范围等。

图8：变电站出线走廊规划图(1:2000或A3……推荐方案 图8应表明所址位置、出线方向及1至2公里线路走廊路径。图9：线路路径方案图(A3……推荐方案

图9应表明线路经过的主要村镇、交通要道、江河湖泊等和跨越电力线路的情况。

图10：大跨越路径方案图(A3……推荐方案

图10应表明大跨越线路跨越的主要建（构）筑物、江河的情况。图11：线路杆塔选型图

图11应表明本线路工程选用的出线塔、终端塔、直线塔、耐张塔、转角塔的塔型

图12：杆塔基础型式图

图12应表明本线路工程采用的杆塔基础。

备注：1 负荷功率因数从0.9提高到0.91、0.92、0.93、0.94、0.95的电容无功补偿系数为0.028、0.058、0.089、0.121、0.155 单相接地电容电流(安：架空线路为IC=(2.7～3.3UeL×10电缆线路为IC=0.1UeL

110千伏东石变电站 篇5

关键词：电力工程,建设,后评估,评价体系

引言

根据国家电网公司投资管理暂行规定的要求, 对输变电工程项目, 在按照国家批准的本期建设规模建成投产并经过2年左右的运营期后, 均应进行后评估工作。

后评估是指项目完成后, 针对项目目的、执行过程、效益、作用和影响所进行的全面系统的分析评估。这里面算的不仅有经济帐, 还有社会帐、政治帐, 刚好与工程前期评估、立项、建设等形成了一个完整的闭环。这对于总结经验教训、提高决策管理和建设水平, 以及衡量决策者工作业绩和工作责任心有重要意义。

相对于“前评估”而言, “后评估”是一种事后评价, 评估结果含有更少的预测因素, 更加客观和准确。输变电工程建设后评估可以对项目前评估工作的验证和改善提供有益的借鉴。

1 后评估的方法

项目后评估的具体方法很多, 一般可分为调查搜集资料方法、市场预测方法和分析研究方法, 这些方法中既含有定性分析也含有定量分析。输变电工程的后评估涉及到电力项目建设的全过程乃至建设项目的整个生命周期, 需要综合以下各种方法进行分析研究。

1.1 调查搜集资料法

调查搜集资料的方法很多, 如利用现有资料法、访谈法、专题调查会、问卷调查、抽样调查等。可根据输变电工程的具体情况、后评估的具体要求和资料搜集的难易程度, 选用适宜的方法。在条件许可时, 往往采用多种方法对同一调查内容相互验证, 以提高调查成果的可信度和准确性。

1.2 市场预测法

为了与项目前评价进行对比分析, 项目后评估需要根据实际情况对项目运营期间全过程进行重新预测。可以聘请有经验的老专家, 在有充分实际资料的条件下, 对工程项目作定性的预测和分析。

1.3 分析研究法

后评估分析研究方法的基本原理是比较法 (亦称对比法) , 即对项目投入运行后的实际效果与决策时期的预测效果对比分析, 从中找出差距, 分析原因, 总结经验教训, 提出改进措施和意见。常用的后评估分析研究方法有定量分析法、定性分析法、对比分析法、逻辑框架法、成功度分析法等。

1.3.1 对比分析法通常可分为效益评估法和影响评估法。效益评估法是把项目实际产生的效益或效果, 与项目实际发生的费用或投入加以比较, 进行盈利能力分析。影响评估法是将项目实际发生的情况与若无项目可能发生的情况进行比较, 分析项目对项目所在区域的作用和影响。

1.3.2 逻辑框架法是将几个内容相关必须同步考虑的动态因素组合起来, 通过分析相互之间的关系, 从设计、策划、目标等方面来评估项目。

1.3.3 成功度分析法是指依靠评估专家或专家组的经验, 依据项目各方面的执行情况并通过系统准则目标判断表来评估项目总体的成功程度。

2 输变电工程后评估的评价体系

依据电力建设项目的特点, 梳理输变电工程建设的全过程, 归纳整理, 确定后评估的内容, 建立起如下的评价体系。

2.1 执行情况评估

电力建设项目在执行过程中, 应对工程项目实施全过程的各阶段工作做出评价, 各阶段工作时序是否符合要求, 是否与政府机构和其它组织建立了必要的联系, 是否能科学有效地管理项目的各项工作, 是否按照既定目标实施完成等进行综合评价。按照输变电工程的建设过程, 可分别从前期工作、工程建设和生产运行三个方面进行评价。

2.1.1 前期工作评价。

核实项目前期各阶段工作的时序是否符合要求、各阶段工作文件是否齐备以及各工作主体的资质和各项材料的内容深度是否满足有关规定的要求, 评价输变电工程前期工作的程序和深度。

2.1.2 工程建设评价。

核实工程执行“五制” (即业主项目制、项目资本金制、招标投标制、经济合同制、建设监理制) 的情况, 分别针对输变电工程建设的组织管理、进度控制、投资控制、质量控制和安全控制几方面进行评价,

2.1.3 生产运行评价。

根据输变电工程在电网中的地位和作用, 输变电工程可分为专项工程、联网工程和公共网络工程, 不同类别的输变电工程在电网中的地位和作用的不同, 进行生产运行后评价时, 评价内容的侧重也有所区别。省市级电力公司建设的输变电工程一般属于公共网络工程, 其建设的目的是为了适应地区负荷增长的需求, 提高供电能力和供电可靠性。因此, 对生产运行情况的评价重点在于供电能力、可靠性、供电设备健康水平、供电电压质量和供电安全几个方面。

2.2 经济效益评估

经济效益评价是电网建设与改造项目后评估的有机组成部分和重要内容, 是衡量项目成功与否的关键因素, 是促进决策科学化的重要手段。经济效益评价的目的是根据运营期内实际发生的财务数据, 如产品价格、生产成本等计算项目产生的效益和费用并在此基础上对其财务状况和经济合理性进行分析。此外, 由于电网建设与改造项目具有投资大、寿命长、影响深远等一系列特点, 因此其经济效益评价还应当根据国民经济和社会发展战略以及行业、地区发展规划的要求, 在做好市场需求预测的基础上计算整个生命期的财务数据, 分析其未来的盈利能力、营运能力和发展能力等方面的情况。主要评价指标为投资 (资本金和全部投资) 内部收益率、净现值以及动态回收期。

2.3 项目影响评估

项目影响是指输变电工程对于其周围地区在技术、经济以及自然环境所产生的作用和影响。对项目影响的评价既是后评估的重点又是其主要特点, 以定性分析为主。应从工程建设对生存居住环境的影响方面进行评价, 并且要站在国家的宏观立场, 从促进地区经济、改善人民生活以及拉动GDP增长等方面来分析项目与整个社会发展之间的关系。

3 实例分析

下面结合110千伏先锋输变电工程 (后文以先锋工程代) 的后评估情况, 进行实例分析。

先锋输变电工程内容包括新建110千伏变电站工程 (本期1×50MVA主变) 和1回110千伏输电线路工程 (长度约1.6KM) 。整个输变电工程竣工决算投资共4523万元, 历时近10个月后于2008年12月竣工投运。运行至今, 先锋变电站已经积累了运行数据, 具备了进行项目后评价的条件。

先锋工程的后评估首先针对前期工作、工程建设、生产运行三个方面对工程执行情况进行分析评价, 然后对项目的经济效益以及环境、社会影响进行深入分析, 最后, 对项目建设目标的实现程度进行综合评价。根据对工程项目各阶段的过程、目标、效益、影响等方面的分析, 对比评价项目的目标实现程度, 对今后先锋输变电项目的运营以及类似建设项目的管理提出建议。

3.1 前期工作评估

工程建设项目前期工作应包括可行性研究报告、初步设计、选址选线用地批件、环境评估、开工报告等审批程序。通过梳理先锋输变电工程前期工作程序, 对工程前期工作相关档案文件进行了审核, 认为该工程的前期工作程序基本齐备, 符合相关管理规定。

核查先锋工程的可行性研究报告、初步设计报告的研究深度以及工程的开工条件几方面评价该工程前期工作的深度。工程可研阶段重点研究项目建设的必要性、建设规模和主要设计原则, 一般应包括项目接入系统方案、改善地区网络结构的分析、解决远、近期负荷需求分析、变电站意向性选址、线路意向性选址、投资估算及推荐方案等主要内容。除考核设计单位的资质外还应从变电站选址、建设规模、电气、二次线及继电保护、土建、线路、通信、技经等方面评估初步设计的内容和深度, 并考查工程的设计变更情况。同时, 从工程组织管理机构, 初设概算批复, 资本金和其它建设资金落实, 施工队伍招标, 项目设计单位确定, 施工监理单位确定, 征地、拆迁和施工场地“四通一平”, 施工组织设计大纲编制, 主要设备、材料及运输条件落实等方面评价工程是否具备开工条件。经审核分析, 先锋工程的前期工作深度达到了规定要求, 保障了项目决策的科学性。

3.2 工程建设评估

根据工程建设项目“五制”的相关规定, 从项目法人、招投标管理、资金管理、工程监理和合同管理五个方面评价先锋工程的组织管理情况。对于工程的建设进度评价通过比较实际工程建设工期与输变电工程的工期限额以及比较实际工期与施工单位制定的计划工期差异这两个方面进行。投资评价则通过比较项目实际投资和造价水平与通用造价控制指标的综合造价;通过比较工程实际投资与批复概算, 找出投资节余或超支的原因, 评价项目投资水平, 总结经验和教训。

通过组织管理、进度控制、投资控制、质量控制和安全控制五个方面的分析评价, 先锋工程建设过程落实了各项规定的要求, 实现了资金计划和质量及安全的目标。在资料审核过程中, 发现有少量合同未注明签订日期, 有的分项工程符合不招标条件但未及时将未招标备案书存档, 这些都是管理工作中的习惯性违规行为, 应当引起重视。

3.3 生产运行评估

针对变电站布局合理性、供电负荷、电压合格率、两票执行率、设备消缺情况和可靠性水平以及电力电量平衡几个方面, 分析先锋工程的生产运行情况, 对照预期目标, 评价目标实现情况, 详见表1所示。

3.4 项目影响评估

通过核查项目环境评估和验收报告, 评价先锋工程对环境和社会的影响, 认为该工程在设计、施工和生产运行中均采取了有效措施, 使得工程建设和运行阶段在污水和固体废物排放、噪声、电磁辐射等方面均符合国家标准的要求, 且对所在地区经济的发展和人民生活质量的提高等各方面都具有明显的社会效益。

3.5 先锋工程后评估结论与建议

通过上述五个方面的评价, 认为先锋工程的项目决策与电网规划较好衔接, 前期工作基本有序;工程建设基本落实了“五制”要求, 较好实现了“四项控制”目标;变电站运行维护水平良好, 设备可用率高;工程投产后经济效益尚可;社会效益良好;环境控制措施有效;该工程总体上实现了预期目标。鉴于在先锋工程后评估过程中发现的个别问题, 提出如下建议:

3.5.1 建议在工程建设各个阶段及时做好资料收集和档案整理工作, 以便全面掌握项目的建设、运营情况, 并同步积累生产运行和财务资料使得后评价工作更加深入、准确。

3.5.2 建议在工程建设过程中加强管理, 积极争取地方政府的支持, 完善工程建设的前期手续, 严格执行合同制, 加强对合同签订的监督, 保障工程的合法顺利进行。

4 结语

后评估工作本身就是一项复杂的系统工程, 尤其对新建的输变电工程来说更是如此。输变电工程后评估可以为提高基建项目的决策水平服务, 建立完善的项目后评估制度和科学的方法体系, 可以增强和促进前评价人员的责任感, 提高电力工程项目预测的准确性。从后评估反馈的信息又可及时纠正决策中存在的问题, 从而提高对未来项目决策的科学水平。同时, 通过后评估分析研究前期、投产初期和达产期的实际情况, 通过比较实际与预测情况的偏离程度, 分析造成偏差的原因, 可以提出技术上可行、经济上合理的措施, 从而提高电力工程项目的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]戚安邦.项目评估学[M].天津:南开大学出版社, 200 5

[2]蒋明建.启动电力工程后评估为电力市场的发展打基础[J].水电站设计2002, 6