第一篇：变电站介绍词
白王变介绍词
各位领导，大家好：
首先，欢迎各位领导来我站检查指导工作，我叫XXX、是本值的（运行值班负责人、值班员、站长），我站现有运行人员5人，今天参加运行值班工作的还有XXX同志、XXX同志„„。下面由我将我站的基本情况向各位领导作以简要介绍：
我站全称泾阳供电分公司白王变电站，是一座35kV地区电网终端综合自动化变电站，地处泾阳县兴隆镇南程村，始建于2006年7月，于2006年10月20日正式投入运行。现肩负着白王、兴隆、口镇地区4.01万人的工农业生产及人民生活用电，供电面积149.4平方公里。
我站的高压设备采用户外半高型布置，35kV及10kV母线均采用单母不分段接线方式。35kV进线电源一回，由110kV桥底变电站接入，为3576白桥线；10kV出线三回，分别为152白王、157乳业、151口镇线路。
我站现有主变2台，均采用SZ9-M型低耗有载调压变压器，额定容量为6300kVA，主变高压侧选用ZW7型真空断路器。主变低压侧及各10kv线路选用ZW8型真空断路器，35kV和10kV均选用GW4型户外隔离开关及氧化锌避雷器。电容补偿装置选用BAMH型分档投切密集型并联电容器，额定容量为1800kvar。
我站的控制和保护选用国电南自的PS系列微机保护装置，集“遥信、遥测、遥控、遥调与保护”功能为一体，构成了分布式综合自动化监控系统，直流系统采用西安派恩公司的PSM-E10监控装置，全站的有功和无功计量均选用多功能电子式电能表。09全年我站的供电量为kwh.我站今天的运行方式是：3576白桥线运行、1号主变、2号主变、主变有载调压开关运行在档；152白王、157乳业、151口镇开关运行、156电容器运行在I档位置；当前的负荷大约是kw.今日全站无检修工作。我的介绍就到这里，如有不足之处，请各位领导多多批评指正，谢谢大家！
第二篇：石板箐变电站介绍词(已审)
500kV石板箐变电站站长致词
尊敬的各位领导（各位来宾）您们好！
我是石板箐500kV变电站站长（副站长、技术专责、当值值班长）×××，请允许我代表石板箐变电站全体员工对各位领导（各位来宾）莅临我站检查和指导工作，表示最热烈地欢迎。
今天当值的人员有值班长×××、正值×××、副值×××。下面由正值×××介绍本站的基本情况和运行方式，请当值人员继续监盘。500kV石板箐变电站运行方式介绍词
尊敬的各位领导（各位来宾）您们好！
我是石板箐500kV变电站当值正班×××，下面由我将本站的基本情况和运行方式向各位领导（来宾）汇报如下：
我站于2002年07月29日投入运行，是四川省电力公司管辖的一座500kV终端变电站，肩负着攀枝花地区近二分之一的电能输送。全站有500kV、220kV、35kV三个电压等级，装有两台容量均为75万kVA的三相分体式有载调压自耦变压器，变电总容量为150万kVA。
500kV采用3/2开关接线方式，共有2回出线，分别是连接二滩电厂的二石一线、二石二线。
220kV采用双母线单分段带专用旁路接线方式，共有9回出线，分别是连接攀枝花220kV银江变电站的石银南线、石银北线；连接攀枝花220kV青龙山变电站的石青西线、石青东线；连接攀枝花220kV五贵塘变电站的石石贵线；连接攀枝花220kV新钒变电站的石钒东线、石钒西线；连接攀枝花220kV马店河变电站的石马东线、石马西线。
35kV采用单母线接线方式，供系统就地补偿无功及站用电源，现已投运电抗器6组，总容量为27万kVar；
另外，35kV龙石线作为我站备用站用电源。当前的运行方式及潮流分布为： 1、2号主变压器均处于运行状态，现有负荷为：42万kW；近期平均负荷为40万kW，最大负荷为55万kW。500kV第二串二石一线线路、第三串二石二线运行，输入负荷42万kW。
220kV按标准运行方式运行，即单号开关运行于单号母线，双号开关运行于双号母线，母联212开关连接1、2母运行，母联223开关连接2、3母运行，分段213开关连接1、3母运行，旁路 215开关热备用于2母。石银南、北线；石青东、西线；石贵线、石钒东、西线；石马东、西线输出负荷42万kW。
现站用电源取自35kV 7号站用变、35kV 8号站用变及外接35kV 9号站用变，各段站用电分段开关热备用，外接9号站用变电源由35kV龙石线供电。
今天，（现场有×个工作班组，工作负责人×××及××人进行××工作），没有检修工作，设备均运行正常，没有影响设备和人身安全的重大缺陷。
截止今日，我站已安全运行×××天，安全操作×××××次。本站运行方式汇报完毕，下面由站长×××陪同各位领导（来宾）继续检查指导工作，并请各位领导多提宝贵意见，以便我们把工作做得更好！
谢谢！500kV石板箐变电站运行方式介绍词
（简洁方式）
尊敬的各位领导（各位来宾）您们好！
我是石板箐 500kV变电站当值正班×××，下面由我将本站的基本情况和运行方式向各位领导（来宾）汇报如下：
我站于2002年07月29日投入运行，是四川省电力公司管辖的一座500kV终端变电站，肩负着攀枝花地区近二分之一的日电能输送。全站有500kV、220kV、35kV三个电压等级，装有两台容量均为75万kVA的三相分体式变压器，变电总容量为150万kVA。现1、2号主变均处于运行状态，负荷为：42万kW；近期平均负荷为40万kW，最大负荷为55万kW。
500kV采用3/2开关接线方式，共有2回出线，二线分别是连接二滩电厂的二石一线、二石二线。现下网负荷42万kW。
220kV采用双母线单分段带专用旁路接线方式，共有八回出线，分别是连接攀枝花220kV银江变电站的石银南线、石银北线；连接攀枝花220kV青龙山变电站的石青西线、石青东线；连接西昌220kV永朗变电站的石永线；连接攀枝花220kV团山变电站的石山线；连接攀枝花220kV马店河变电站的石马东线、石马西线。现上网负荷3万kW，下网负荷45万kW，其中××线26×上（下）网负荷××万kW（依据来宾关注重点选择某条线路介绍）。
35kV采用单母线接线方式，供系统就地补偿无功及站用电源。另外，35kV龙石路作为我站备用站用电源。
目前除220kV石山线在线路检修状态外，其余设备均运行正常，没有影响设备和人身安全的重大缺陷。截止今日，我站已安全运行×××天，安全操作×××××次。
本站运行方式汇报完毕，下面由站长×××陪同各位领导（来宾）继续检查指导工作，并请各位领导多提宝贵意见，以便我们把工作做得更好！
谢谢！
第三篇：变电站典型设计情况介绍
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变电站典型设计情况介绍
江苏省电力设计院 褚农
摘要：本文介绍了 220（110）kV 变电站典型设计在江苏省电力系统的推广应用情况，并重 点介绍了国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计情况。1 概述 开展典型设计工作，是贯彻落实国家电网公司“一强三优”战略的一项工作，是统一公 司工程建设标准、规范管理的重要手段。国网公司典型设计从变电站入手，全面推行。计划 2005 年上半年完成 500kV 及 330kV 变电 站的典型设计，下半年开始试行；年内要完成 220kV 及 110kV 变电站的典型设计。并在公司 系统新建工程中全部推广应用。江苏省电力公司为了适应地方经济发展需要，并实现电网效益的最大化，从 2001 年开始开 展 220kV 及 110kV 变电站的典型设计，并着力于推广应用工作。两年多来的应用实践证明，这一举措是成功的。本文先就江苏省推广应用 220kV 及 110kV 变电站的典型设计的情况作简要介绍，然后介绍国 网公司 500kV（330）kV 变电站典型设计的情况。2 江苏省公司 220kV 及 110kV 变电站的典型设计 2.1 编制过程 220kV（110kV）变电站典型设计的编制工作分三个阶段进行。第一阶段：搜资调研，确定典设主要设计原则。我院在对江苏变电站设计进行统计梳理的同时，还赴与江苏经济同样发达的省市学习调 研，取长补短；对一些争议较大的技术问题进行专题调研分析。共完成调研报告和专题报告 8 篇，有《广东地区搜资调查报告》、《上海地区搜资调查报告》、《取消旁路母线专题报 告》、《变电站计算机监控系统与“五防”装置设计专题报告》、《直流系统额定电压选取 专题报告》、《PASS 及 COMPASS 调研报告》、《110kV 自冷和风冷变压器选型》、《环保型 自动灭火系统调研报告》。通过搜资调研为典型设计提供真实可靠的依据。原则主要包括编制深度、应用范围、规模区间、短路电流控制水平、设备水平以及运行管理 模式等。《典型设计主要设计原则（初稿）》完成后，省公司组织了公司本部有关部门、我 院典设组成员和 13 个地市供电公司总工程师以及生技、基建、调度部门负责人进行了座谈，广泛听取意见、了解需求。第二阶段：编制和审定典设的设计方案和技术条件书。根据第一阶段确定的主要设计原则，我们编制了专题报告，进行了分析论证，提出了典 设方案的推荐意见及相应的技术条件书。技术条件书主要包括各电压等级的电气主接线形 式、配电装置形式、出线回路数及引出方式、主变压器形式、无功补偿配置方式、监控及保 护配置方式、所用交流及直流电源配置方式和主变压器消防措施等。第三阶段：编制完成变电站典型设计。根据确定的编制方案及技术条件书，对技术方案进行全面的论述和定量计算，选定主要 设备参数。各方案的初步设计文件包括设计说明书、设计图纸、主要设备清册及概算书等。省公司先后对典型设计的送审版和批准版进行评审，通过评审确定了今后新建变电站的接 线、配电装置、监控方案、控制楼面积及概算指标等主要原则和典设中的基本模块。典型设 计的批准版由省公司总经理作序出版，并印发执行。2.2 变电站主要设计原则和方案 变电站典型设计总体设计原则为：（1）典型设计贯彻“安全、可靠、经济、适用”的设计原则。（2）考虑到江苏在经济、技术等方面处于国内领先位置，设计上将体现先进性，技术上 适度超前。（3）除遵循部标 SDJ2-88 《220kV~500kV 变电站设计规程》 DL/T 5103-1999、《35kV~110kV 无人值班变电所设计规程》及其它有关规程规范外，还应符合省电力公司编制的《江苏省 35kV~220kV 变电站设计技术导则》等有关规定。根据江苏地区的特点，变电站设计类型既可按照负荷密集程度进行划分，也可按照变电站所在地 区划分。为使典设各方案具有广泛的代表性，我们针对本省特点，220kV 变电站提出 A（负荷密集 地区）、B（一般地区）、C（城市地区）三大类共计 8 个变电站设计方案、11 个建筑方案。110kV 变电站提出了 A（主变及高压配电装置户外布置、中压配电装置户内布置）、B（主变户外布置、配电装置户内布置）、C（全户内布置）三大类共计 8 个方案。各方案组合及其主要技术条件见附 表 1～2。2.3 设计特点和应用情况 变电站典型设计适用于江苏省大部分 220kV 和 110kV 变电站，并且作为变电站的设计规范，被纳入省公司的企业标准。典设自 2002 年底执行以来，在电网建设工作中发挥了较大效益，江苏 省 2004 年投运的 27 个新建 220kV 变电站，2005 年和 2006 年即将投运的 73 个新建 220kV 变电站，均采用了典型设计。110kV 变电站典型设计应用范围更为广泛。(1）典型设计具有模块化设计的特点，配电装置、控制楼、概算等都具有一定的独立性，对 不同规模的变电站的初步设计，可以根据工程建设规模，以典型设计作为修正模块进行调整。（2）典型设计中的概算模块比较全面、客观，成为省公司编制上报项目建议书时的依据。（3）典型设计中无法统一的个性化的方面，如主变调相调压计算、系统保护通信方案、短路 电流核算、地基处理、各级电压出线方向以及总平面布置方案等仍需单独设计。（4）典型设计的编制过程是统一标准和统一认知的过程。广泛听取设计、建设、生产及调度 各方面的意见的基础上，领导参与指导和决策，有利于统一意见，把典型设计提升为企业标准。（5）典型设计提高了工作效率，保证了工作质量。典型设计不是设计的参考，而是设计的标 准。因此，典型设计的推广应用减少了专业协调的工作量，使设计专业之间的协调流畅，工作效 率大大提高。（6）典型设计的应用提高了初步设计审查效率。审查会上主要讨论具体设计方案与典设方案 的不同之处。减少了大量重复的讨论和无谓的扯皮。初设修改和批文下达时间也大大缩短，也为 设备招投标创造了良好条件。（7）以典设为基础的初设方案，其工程造价与典设方案出入不大，更易于控制工程造价的总 投资，避免了工程造价出现大起大落的现象。（8）为使各设计院会用或愿意用典型设计，省公司组织多次典型设计宣贯活动，请典设编制 人员介绍设计原则、方案组合、适时条件和使用方法。（9）典型设计需要不断优化和完善。随着我国经济体制改革的不断深化，电力技术的不断进 步，典型设计也应随之进行滚动修改，进一步优化。3 国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计的情况 3.1 任务的提出及工作过程 刘振亚总经理在国家电网公司 2005 年工作报告中提出：推行电网标准化建设。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。郑宝森副总经理在国家电网公司 2005 年基建工作报告中提出：以典型设计为导向，促进技术 进步和提高集约化管理水平。2005 年 1 月 28 日由国网公司基建部提出典型设计工作大纲； 2 月 5 日由基建部和顾问集团公司共同完成典型设计招标文件； 2 月 6 日在北京招标文件发布，共邀请 13 家设计院参加投标； 2 月 28 日前各投标设计院完成典型设计标书，28 日在北京开标； 3 月 4 日完成评标及定标工作，4 日在北京召开中标发布会，共有 5 家设计院中标，分别是华 东电力设计院、江苏省电力设计院、中南电力设计院、西北电力设计院、华北电力设计院。相继成立了“国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计工作组”，组长单位为国家电网 公司基建部；副组长单位为中国电力工程顾问集团公司；成员单位有华东院、江苏院、中南院、西北院、华北院。根据各院特点，工作组进行了设计分工： 华东院负责主设备为 GIS 方案的设计，并负责华东地区 500kV 变电站情况的调研工作； 江苏院负责主设备为 HGIS 方案的设计，并负责南方电网公司 500kV 变电站情况的调研工作；
中南院负责主设备为瓷柱式方案的设计，并负责华中地区 500kV 变电站情况的调研工作； 华北院负责主设备为落地罐式方案的设计，并负责华北地区 500kV 变电站情况的调研工作； 西北院负责 330kV 变电站方案的设计，并负责西北地区 330kV 变电站情况的调研工作。面对典设工作面广量大、情况复杂、时间紧，国网公司基建部很抓落实，及时组织召开了多 次设计协调会，基本上两星期开一次协调会。3 月 4 日中标发布会上明确分工，布置任务。3 月 18 日于苏州召开第一次协调会，会议就典型设计目的、原则、技术条件、工作进度、调 研分工等有关问题，一次、二次、土建、水工、暖通、技经等专业的设计原则和深度要求进行了 认真的讨论，并形成初步意见。4 月 5 日于北京召开第二次协调会，会议就对前阶段典设工作进展情况、典设中间成果进行检 查和评审，并对需解决的有关技术问题进行了讨论，形成了一致性意见。紧接着 4 月 6 日于北京召开典设工作研讨会，邀请电网公司策划部、生产技术部、安全监察部、建设运营部、国调中心、国网建设公司，各大区电网公司、各省电力公司、各大区电力设计院的 代表参加会议。会议听取了典设中间成果的介绍，通过深入并热烈地讨论，达成共识，统一思想，避免了设计闭门造车，以便下阶段典设工作的顺利开展。4 月 20 日于武汉召开第三次协调会，会议对典型设计的工作进度，主控通信楼、大门和围墙 的设计方案，模块的拼接，典型设计送审稿的章节编制和格式，以及存在的问题进行了讨论，并 形成结论意见。5 月 18 日～19 日于北京召开典设成果评审会，国家电网公司郑宝森副总经理、中国电力顾问 集团公司于刚副总经理出席会议并分别作了重要讲话。国网公司各部门，各网省公司，各设计院 代表对典型设计送审稿进行了认真负责的讨论，充分发表了意见，使典型设计更贴近实际，更符 合生产运行的要求。典型设计分为 6 个阶段： 编制方案组合及技术条件阶段：根据目前实际情况，并适当考虑发展裕度，变电站典型设计 综合考虑电压等级、主变容量、无功补偿、出线回路和方向、电气主接线、短路电流、设备选型、配电装置，控制及远动、建筑面积等条件，提出设计方案和设计技术条件。搜资调研及专题研究阶段：各设计院分头开展搜资调研工作，编写地区调研报告，对于分歧 意见较大的技术问题，进行重点调研，并写出专题报告。典型设计编制阶段：经讨论审定设计方案和技术条件后，各院开展变电站典型设计实质性设 计编制阶段，完成设计图纸、说明书、设备清册、概算书初稿；经评审后进一步优化和细化，编 制典型设计使用说明，完成典型设计成品（报批稿）。评审及修改阶段：由国家电网公司组织生产、基建、设计单位的设计人员，对典型设计成品 进行评审。形成评审意见后各设计院进行设计修改，形成典型设计报批稿。批准颁发阶段：典型设计报批稿提交国家电网公司，由公司领导写序，作为企业标准出版发 行。推广应用阶段：（略）。3.2 开展 500（330）kV 变电站变电站典型设计的目的 输变电工程典型设计是贯彻国家电网公司集约化管理的基础，开展变电站典型设计工作的目 的是：统一建设标准，统一设备规范，减少设备型式，以便于集中规模招标，方便运行维护，降 低变电站建设和运营成本；采用模块化设计，方便方案的拼接和扩展，加快设计、评审和批复进 度，提高工作效率。3.3 500（330）kV 变电站典型设计的主要原则 变电站典型设计的原则是：安全可靠、技术先进、投资合理、标准统一、运行高效。为此，在典型设计中，要注意处理和解决典型设计方案的先进性、经济性、适应性，灵活性和统一性及 其相互关系。先进性：典型设计方案，设备选型先进，合理，占地少、注重环保，变电站可比指标先进； 经济性：综合考虑工程初期投资和长期运行费用，追求设备寿命期内最优的经济效益； 适应性：典型设计要综合考虑各地区的实际情况，要在整个国家电网公司系统中具有广泛的 适用性：并能在较长的时间内，对不同规模，型式、外部条件均能适用； 灵活性：典型设计模块间接口灵活，增减方便，组合型式多样，概算调整方便；
可靠性：保证设备、各个模块和模块拼接后系统的安全可靠性； 统一性：建设标准统一，基建和生产运行的标准统一，外部形象风格统一。3.4 典型设计方案组合及主要内容 3.4.1 总体方案设计 典型设计方案分 500kV 变电站和 330kV 变电站两大部分。500kV 变电站典型设计按主设备不同分为 A（GIS 设备）、B（HGIS 设备）、C（敞开式设备）、D（落地罐式设备）4 类方案，各类方案又根据主变容量和最终台数的不同再分子方案。各方案组 合及主要技术条件详见附表 3～附表 6。330kV 变电站典型设计按主设备不同分为 A（GIS 设备）、C（敞开式设备）、D（落地罐式设 备）3 类方案，各类方案又根据主变容量和最终台数的不同再分子方案。各方案组合及主要技术条 件详见附表 7。3.4.2 电气二次设计 变电站初期按有人值班设计，留有远期实现无人值班的接口和功能配置。不含系统保护、调度自动化和系统通信专业的具体内容。提出了监控系统主要设计原则。包括监控范围、系统硬件设备配置原则，对系统软件工作平台、防误操作闭锁、GPS 对时、保护信息采集方式及通信规约等方面进行了重点论述，提出推荐方 案。提出了元件保护、直流系统及交流不停电电源的主要设计原则。提出了二次设备组屏原则，对监控系统测控装置、线路保护、主变压器及高压电抗器保护、故障录波等主要二次设备的组屏提出推荐方案。根据工程规模进行主控室、计算机室、继电器小室、直流电源室等的具体布置。3.4.3 土建部分设计 变电站大门、围墙要能体现国网公司“内质外形”建设，树立“国家电网”的品牌形象，设 计简洁、明快、大方、实用，具备现代工业建筑气息，建筑造型和立面色调与变电站整体状况以 及所在区域周围环境协调、统一。大门围墙采用标志统一、风格统一、色彩统一，字体统一等要 求，变电站大门入口处一侧统一设置“标志墙”。其上为球形标志，下有“国家电网”四字，右 侧为“国家电网公司 500(330)kV XX 变电站”。变电站围墙采用实体围墙，高度统一采用 2.5m，另加远红外探测器。站区道路采用混凝土路面，统一采用公路（郊区）型设计。经过设计优化后，330kV GIS 方案占地面积 1.7ha，330kV 敞开式方案 3-3.5ha.；500kV GIS 方案占地面积 3.0～3.8ha，HGIS 方案占地面积 3.5～4.5ha；敞开式方案 5.8-7.3ha。统一了站区主要生产建筑和房间的设置，建设有主控通信楼、继电器小室、站用电室等建筑 物。建筑面积，500kV 变电站控制在 1100～1300平米，330kV 变电站控制在 1000～1100平米。主控通信楼内房间的设置统一为：生产用房设有主控室、计算机室、通信机房（当通信电源组屏 布置时，电源室和通信机房合并布置），辅助及附属房间设有交接班室、值班休息室 2-3 间、办 公室 2 间（含资料室）、会议室、备餐室、检修工器具间等。主控通信楼采用框架结构。继电器小室当布置在串中时，跨度采用 5.1m，采用室内电缆沟敷 设电缆。继电器小室采用砖混结构，加设钢板网屏蔽，普通钢门。所有构架、设备支架均推荐采用钢管结构，热镀锌防腐。变电站主要生产用房及办公、值休等用房和保护小室需安装空调机，其余生产用房采用轴流 风机机械通风，电缆层采用自然通风。主控通信楼采用小集中空调，继电器小室采用分体空调。位于采暖区的变电站可采用分散供暖方式。主变压器消防优先考虑采用泡沫喷淋、排油充氮方式。继电器室全集中布置时主控通信楼建筑体积不大于 5000 m3，不设室内建筑水消防系统，但应设室 外建筑水消防系统。继电器小室分散布置时，主控通信楼建筑面积控制在建筑体积不大于 3000 m3，全站不设室外 水消防系统，采用移动式化学灭火装置。3.4.4 技经部分 为使典型设计的各方案、模块的投资在同一价格水平上，便于进行对比分析，在典型设计概 算编制时采用统一的取费标准、统一的定额、统一的设备材料价格和统一的其他费用标准。为适应实际工程和典型设计的各基本组合方案的投资水平对比分析的需要，对不在本次典型
设计范围内的有关工程费用进行了统一规定，包括水源、站外电源、站外通信、进站道路、地基 处理、站外排水、护坡挡墙等，保证了典型设计的各基本组合方案的概算投资的完整性。使用时需根据工程规模和实际情况选用基本组合方案或模块方案参考造价进行分析、合理调 整。联系方式：褚农，教高，江苏省电力设计院，025-85081300，chunong@jspdi.com.cn 附表 1: 方案 A1 主变
江苏省 220kV 变电站典型设计主要工程技术条件
适用规模 220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，35kV 出线 10 回 接线 220kV、110kV 采 用双母线接线，35kV 采用单母线 分段接线 配电装置 220kV、110kV 配 电装置采用软母线 改进半高型，35kV 配电装置采用户内 开关柜 布置格局 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 主变露天，建 筑物两列式布 置 主变半户内，整体建筑式布 置 主变露天，建 筑物两列式布 置 A2 本期 2 台 120MVA 主变 远景 3 台 B1-1 B2-1 B1-2 本期 2 台 180MVA 主变 远景 3 台
220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，35kV 出线 10 回
220kV、110kV 采 用双母线接线，35kV 采用单母线 分段接线
220kV、110kV 配 电装置采用管母线 中型，35kV 配电装 置采用户内开关柜 B2-2 220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，10kV 出线 24 回 220kV 出线本期 2 回远期 3 回，110kV 出 线 12 回，10kV 出线 24 回 220kV 出线本期 2 回远期 3 回，110kV 出 线 8 回，10kV 出线 24 回
220kV、110kV 采 用双母线接线，10kV 采用单母线 分段接线
220kV、110kV 配 电装置采用管母线 中型，10kV 采用户 内开关柜 C1 C3 本期 2 台 180MVA 主变 远景 3 台
220kV 采 用 单 元 接线，110kV 采用 双母线接线，10kV 单母线分段 接线 220kV、110kV 采 用户内 GIS，10kV 采用户内开关柜，全电缆出线 220kV、110kV 采 用户内装配式配电 装置，架空出线； 10kV 采用户内开 关柜电缆出线 C2 所有方案 直流系统：2 组 220V 阀控式密封铅酸蓄电池，2 组充电装置（高频开关电源），配置 DC/DC 变换 器供-48V 系统通信电源，不设蓄电池室。交流所用：所用电系统 380/220V 中性点接地，采用三相四线制，单母线分段接线，两台所变分列 运行。继电保护：220kV、110kV 线路、主变设微机保护，保护测控相对独立；35kV 设微机保护（含低 周减载和接地检测功能），保护测控合一，分散布置。自动装置：电容器组投切；35kV 消弧线圈跟踪补偿。对时装置：全所共用 1 台 GPS。防误操作：不专设微机五防装置，由计算机监控系统统一考虑。电能计量：主变中低压侧设关口表，其余按规程配置。电气测量：利用监控系统完成。信息采集：模拟量和开关量。控制方式：远方调度，监控系统，就地三级操作。通信方式：变电站接入地区光纤环网，通信容量及可靠性按照变电站无人值班要求设计。
附表 2: 方案 主变 远景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 远景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 江苏 110kV 变电所典型设计主要工程技术条件
适用规模 110kV 进线 2 回，35kV 出线 4 回架 空，4 回电缆，10kV 出线 16 回电 缆 110kV 进线 4 回，35kV 出线 4 回架 空，回电缆，4 10kV 出线 16 回电缆 接线 110kV 采用线变 组接线 35kV、10kV 采用 单母线分段接线 配电装置 布置格局 主变及 110kV 配 电装置户外布 置，35kV、10kV 配电装置户内 布置 A1 110kV 采用单母 线分段接线 A2 35kV、10kV 采用 单母线分段接线 110kV 采用内桥 110kV 配电装置 主变及 110kV 配 远景： 110kV 进线 3 回，采用户外敞开式 电 装 置 户 外 布 或线变组接线 3× 50MVA A3 10kV 出线 36 回电 10kV 采用单母线 设备，10kV 采用 置，10kV 配电 本期： 缆 2× 50MVA 装置户内布置 户内开关柜 分段接线 110kV 采用内桥 远景： 110kV 进线 2 回，接线 2× 50MVA B3 10kV 出线 24 回电 110kV 配电装置 主变户外布置，10kV 采用单母线 本期： 缆 采用户内敞开式 110kV 配电装置 2× 50MVA 分段接线 设备，10kV 采用 及 10kV 配电装 110kV 采用线变 远景： 置户内布置 户内开关柜 110kV 进线 3 回，组接线 3× 50MVA B4 10kV 出线 36 回电 10kV 采用单母线 本期： 缆 2× 50MVA 分段接线 远 景 ： 2× 110kV 进线 2 回，110kV 采用内桥 接线 50MVA 10kV 出线 24 回电 C2 10kV 采用单母线 本 期 ： 2× 缆 50MVA 分段接线 110kV 采用户内 110kV 采用双内 远景： GIS，10kV 采用 桥或双外侨接线 全户内 3× 50MVA 户内开关柜，全 C3 本期： 110kV 进线 3 回，10kV 采用单母线 电缆出线 2× 50MVA 10kV 出线 36 回电 分段接线 缆 110kV 采用线变 远景： 组接线 3× 50MVA C4 10kV 采用单母线 本期： 2× 50MVA 分段接线 所有方案 直流系统：2 组 220V 阀控式密封铅酸蓄电池，2 组充电装置（高频开关电源），设蓄电池室。交流所用：电系统 380/220V 中性点接地，采用三相四线制，单母线分段接线，两台所变分列运行。继电保护：220kV、110kV 线路、主变设微机保护，保护测控相对独立；35/10kV 设微机保护，保护 测控合一，分散布置。自动装置：电容器组投切；35/10kV 消弧线圈跟踪补偿；35/10kV 接地检测。对时装置：全所共用 1 台 GPS。防误操作：闭锁不专设微机五防装置，由计算机监控系统统一考虑。电能考核：计量主变中低压侧设关口表，其余按规程配置。就地电气：测量利用监控系统完成电气测量。信息采集：类型模拟量和开关量。控制操作：方式远方调度，监控系统，就地三级操作。通信方式：变电所接入地区的光纤环网，光纤网络与继电保护统一考虑，通信容量及可靠性按照变 电所无人值班要求设计。
110kV 配电装置 采用户外敞开式 设备，35kV、10kV 采用户内开关柜
附表 3: 序 号 项目 名称
500kV 变电站（GIS）典型设计主要技术条件
方案编号 A-1-1 A-1-2 4 台主变 本期 1 组 1000MVA，最终 4 组 1000MVA，单相自耦，无载调压。本期 1 组 750MVA，最终 4 组 750MVA，单 相 自 耦，无载 调压。本期 1 组 750MVA，最终 4 组 750MVA，本期 1 组 最终 3 组 A-1-3 A-2-1 A-2-2 3 台主变 本期 1 组 最终 3 组 本期 1 组 750MVA，最终 3 组 750MVA，A-2-3 1000MVA，750MVA，1000MVA，750MVA，1 主变压器
三相自耦，单相自耦，单相自耦，三相自耦，无载调压。无载调压。无载调压。无载调压。500kV 并联电抗器： 本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均装中性点小 电抗，不考虑母线高抗。最终 6 组；35kV 并联电容器：本期 2 组 60Mvar，最终 6 组。2 台主变进串，第 3 台主变经单断路器 接二段母线；本期设 9 台断路器（1 台 远景设备本期上），串内 GIS 设备。500kV 高抗经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线，本期双母线 接线，GIS 设备。35kV 单母线接线，不设总断路器。500kV 本期 4 回，最终 8 回架空，一个 220kV 本期 8 回，最终 14 回架空出线（一个或两个方向出线），2 回电缆出 线。
500kV 并 联 电 抗 器 ： 本 期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均 无功补偿 2 装置 装中性点小电抗，不考虑母线高抗。最终 8 组；35kV 并联电容器：本期 2 组 60Mvar，最终 8 组。对 4 台主变，主变均进串；对 3 台主 变，2 台主变进串，1 台主变经断路器 电气主接 4 线 接 2 段母线。本期设 8 台断路器。500kV 高抗经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线，本期双母 线接线。35kV 单母线接线，不设总断路器。500kV 本期 4 回，最终 8 回架空，一 出线回路 3 数和出线 方向 5 6 7 8 9 10 短路电流 主要设备 选型 配电装置 保护及 自动化 建筑面积 站址基本 条件 最终 16 回架空出线，一个或两个方向 出线（3 台主变方案其中 2 回电缆出线）。单相/三相自耦变压器； 500kV、220kV 采用户外 GIS；
35kV 并联电抗器：本期 2 组 60Mvar，35kV 并联电抗器：本期 2 组 60Mvar，500kV 一个半断路器接线，远景 6 串，500kV 一个半断路器接线，远景 6 串；
个或两个方向出线；220kV 本期 8 回，或两个方向出线； 500、220、35kV 短路电流水平分别为：63（50）、50、40kA 35kV 采用户外 AIS，断路器采用柱式，电容器采用组装式，电抗器采用干式。500kV、220kV 户外 GIS。计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可满足无人值班要 求，保护集中布置。全站总建筑面积 2000m2以内，非采暖区。主变采用水喷雾消防系统。海拔高度<1000m，地震动峰加速度 0.1g，风荷载 30m/s，地耐力 R=150kPa，地 下水无影响，非采暖区，场地同一标高，污秽等级 III 级。
附表 4 序 号 1 500kV 变电站（HGIS）典型设计主要技术条件
方案编号 项目名称 B-1 主变压器 主变电气 接线 远景串数 本期 1 组、最终 4 B-2 本期 1 组、最终 4 B-3 本期 1 组、最终 3 组 750MVA 主变。第三台主变经断路器接 母线 5 垂直 2个 不设平行
组 1000MVA 主变。组 750MVA 主变。主变全部进串 6平行 1个 不设 垂直 主变全部进串 6 垂直 2个 设置 垂直 2 500kV 母线与主 变梁 主要出线 方向 总断路器 3 35kV 母线与主 变梁
项目 无功 4 补偿
相同的主要工程技术条件 500kV 并联电抗器：本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，经隔离开关接入线路，均装 设中性点电抗，不考虑母线高抗；35kV 电容器、并联电抗器按每台主变各配置 2 组 60Mvar 设计。500kV：本期 4 回，最终 8 回；220kV：本期 8 回，最终 16 回，1 个主要出线方 向。500kV 一个半断路器接线，本期设 1 个不完整串和 2 个完整串共 8 台断路器； 220kV 双母线双分段接线，本期双母线接线；35kV 单母线单元制接线。500kV 部分 63 或 50kA，220kV 部分 50kA，35kV 部分 40kA。单相自耦变压器；500kV 采用户外 HGIS，220kV 采用户外 GIS，35kV 采用户外 AIS，断路器采用柱式，35kV 并抗采用干式或油式，电容器采用组装式，站变采 用油浸式。500kV 户外悬吊管母线中型布置，高架横穿进出线，间隔宽度 28m；220kV 间隔 宽度 13m；35kV 采用支持管母线中型布置。计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班要 求；保护就地布置。全站总建筑面积 1400m2以内，主控通信楼建筑面积 650—750 m2；主变消防采用 SP泡沫喷淋灭火或排油充氮方式。5 出线 电气主 6 接线 短路 7 电流 主要 8 设备 配电 9 装置 保护 10 自动化 土建 11 站址 12 条件
按地震动峰值加速度 0.10g，风荷载 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水无影响，非采暖区设计，假设场地为同一标高。按海拔 1000 米以下，国标Ⅲ级污秽区设 计
附表 5 序 号 1 项目名称
500kV 变电站（瓷柱式）典型设计主要技术条件表 500kV 变电站(瓷柱式断路器)典型设计工程技术条件
主变压器 本期 1 组 750MVA，最终 2/3/4 组 750MVA 500kV 并联电抗器，本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均装设中性点小 抗，不考虑母线高抗。2 无功补偿 3 组和 4 组主变方案，每组主变压器 35kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电感器，装 置 2 组 60Mvar 并联电容器。2 组主变方案，每组主变方案 35kV 侧无功配置：3 组 60Mvar 并联电感器，3 组 60Mvar 并联电容器。本期 35kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗器，2 组 60Mvar 并联电容器。出线回路 500kV 本期 4 回，最终 10 回，两个方向出线。数和出线 220kV 本期 6 回，最终 16 回(3 组或 4 组主变)或 12 回(2 组主变)，一个方向出线或 方向 两个方向出线。500kV 一个半断路器接线，远期 6 串，2 组主变进串，后 2 组或 1 组主变经断路器 接母线。本期设 8 组断路器。500kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。3 4 电气主接 线 220kV 双母线双分段接线或双母线单分段，本期双母线接线。35kV 单母线接线，不装设总断路器。5 6 短路电流 500、220、35kV 短路电流水平分别为 63(50)、50、40kA 主要设备 单相自耦变压器。500kV、220kV、35kV 采用户外瓷柱式断路器。选型 35kV 电容器采用组装式、电抗器采用干式。500kV 屋外悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。7 配电装置 220kV 屋外支持管母线中型布置(3 组或 4 组主变)或悬吊母线中型布置(2 组主变)。35kV 支持管母线中型布置。保护及 计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班要 自动化 求。保护就地布置。土 站 建 全站总建筑面积 1400m2以内，主控通信楼建筑面积 650-750m2(小于 3000m3)，非 采暖区。主变消防采用水喷雾消防系统。8 9 10 址 海拔 1000m 以下，地震动峰值加速度 0.10g，设计风速 30m/s，地耐力 R=150kPa，基本条件 地下水无影响，假设场地为同一标高。国标 III 级污秽区。附表 6 序号 1 500kV 变电站（落地罐式）典型设计主要技术条件表
项目名称 500kV 变电站工程技术条件 本期 1 组 750MVA，最终 2/3/4 组 1000MVA（750MVA）500kV 并联电抗器，本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，装设中性点 小电抗，不考虑母线高抗。
主变压器
无 功 补 偿 装 3 台和 4 台主变方案，每台主变压器 66kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗 2 置 器，2 组 60Mvar 并联电容器。2 台主变方案，每台主变方案 66V 侧无功配置： 3 组 60Mvar 并联电抗器，3 组 60Mvar 并联电容器。本期 66kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗器，2 组 60Mvar 并联电容器。出线回路数 3 和出线方向 500kV 本期 4 回，最终 10 回，两个方向出线。220kV 本期 6 回，最终 16 回（3 台或 4 台主变）或 12 回（2 台主变），一个方 向出线。500kV 一个半断路器接线，远期 6 串，2 台主变进串，后 2 台或 1 台主变经断 4 电气主接线 路器接母线。本期设 8 台断路器。500kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线或双母线单分段，本期双母线接线。66kV 单母线接线，装设总断路器。5 6 短路电流 500、220、66kV 短路电流水平分别为 63(50)、50、31.5kA 主 要 设 备 选 单相自耦变压器 型 500kV、220kV 采用户外罐式断路器，66kV 采用户外柱式断路器。500kV 屋外悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。7 配电装置 220kV 屋外悬吊管母线中型布置。66kV 支持管母线中型布置。保 护 及 自 动 计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班 8 化 土建 要求。保护就地布置。
全站总建筑面积 1500m2以内，主控通信楼建筑面积 650-750m（小于 3000 m3），9 采暖区。主变消防采用SP泡沫喷淋灭火。站 址 基 本 条 海拔 1000 米以下，地震动峰值加速度 0.10g，设计风速 30m/s，地耐力 R=150kPa，10 件
地下水无影响，假设场地为同一标高。国标 III 级污秽区。
附表 7 序 项目名称 号 1 主变压器
330kV 变电站典型设计主要技术条件表
330kV 变电站工程技术条件 本期 1 台 240MVA（360MVA），最终 2/3 台 240MVA（360MVA）。330kV 并联电抗器，本期 1 组 90Mvar，最终 2 组，GIS 方案最终为 1 组，均
无功补偿装置
为线路高抗，并装设中性点小抗，不考虑母线高抗。35kV 侧无功按主变配置：1 组 30Mvar 并联电抗器，3 组 20Mvar 并联电容器。本期 35kV 侧无功配置：1 组 30Mvar 并联电抗器，3 组 20Mvar 并联电容器。
出 线 回 路 数 和 330kV 本期 4 回，最终 6 回，两个方向出线。3 出线方向 110kV 本期 6 回，最终 14 回，一个方向出线或两个方向出线。330kV 一个半断路器接线。330kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。4 电气主接线 330kVGIS 方案为双母线接线。110kV 双母线接线单分段，本期双母线接线。35kV 单母线接线，设总断路器。5 短路电流 330、110、35kV 短路电流水平分别为 50、40、31.5kA 三相自耦有载调压 6 主要设备选型 330kV 采用罐式、柱式断路器和 GIS。110kV 采用柱式断路器和 GIS。35kV 电容器采用框架组合式和集合式，电抗器采用干式 330kV 屋外软母线和悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。330kVGIS 采用屋外配电装置。7 配电装置 110kV 屋外软母线半高型、中型布置和支持管母线中型布置。110kVGIS 屋外 配电装置。35kV 采用屋外和屋内布置。8 保护及自动化 计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班 要求。保护就地布置。GIS方案全站总建筑面积 1100m2以内，敞开式方案主控通信楼建筑面积 600m2 9 土建（小于 3000m3），全站总建筑面积 1050m2以内，采暖区。当 35kV采用屋内配 电装置时，其配电装置室不计入全站总建筑面积。主变消防采用SP泡沫喷淋灭 火或排油注氮灭火。10 站址基本条件 海拔 1000 米以下，地震动峰值加速度 0.10g，设计风速 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水无影响，假设场地为同一标高。国标 III 级污秽区。1本文由我爱继保贡献
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变电站典型设计情况介绍
江苏省电力设计院 褚农
摘要：本文介绍了 220（110）kV 变电站典型设计在江苏省电力系统的推广应用情况，并重 点介绍了国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计情况。1 概述 开展典型设计工作，是贯彻落实国家电网公司“一强三优”战略的一项工作，是统一公 司工程建设标准、规范管理的重要手段。国网公司典型设计从变电站入手，全面推行。计划 2005 年上半年完成 500kV 及 330kV 变电 站的典型设计，下半年开始试行；年内要完成 220kV 及 110kV 变电站的典型设计。并在公司 系统新建工程中全部推广应用。江苏省电力公司为了适应地方经济发展需要，并实现电网效益的最大化，从 2001 年开始开 展 220kV 及 110kV 变电站的典型设计，并着力于推广应用工作。两年多来的应用实践证明，这一举措是成功的。本文先就江苏省推广应用 220kV 及 110kV 变电站的典型设计的情况作简要介绍，然后介绍国 网公司 500kV（330）kV 变电站典型设计的情况。2 江苏省公司 220kV 及 110kV 变电站的典型设计 2.1 编制过程 220kV（110kV）变电站典型设计的编制工作分三个阶段进行。第一阶段：搜资调研，确定典设主要设计原则。我院在对江苏变电站设计进行统计梳理的同时，还赴与江苏经济同样发达的省市学习调 研，取长补短；对一些争议较大的技术问题进行专题调研分析。共完成调研报告和专题报告 8 篇，有《广东地区搜资调查报告》、《上海地区搜资调查报告》、《取消旁路母线专题报 告》、《变电站计算机监控系统与“五防”装置设计专题报告》、《直流系统额定电压选取 专题报告》、《PASS 及 COMPASS 调研报告》、《110kV 自冷和风冷变压器选型》、《环保型 自动灭火系统调研报告》。通过搜资调研为典型设计提供真实可靠的依据。原则主要包括编制深度、应用范围、规模区间、短路电流控制水平、设备水平以及运行管理 模式等。《典型设计主要设计原则（初稿）》完成后，省公司组织了公司本部有关部门、我 院典设组成员和 13 个地市供电公司总工程师以及生技、基建、调度部门负责人进行了座谈，广泛听取意见、了解需求。第二阶段：编制和审定典设的设计方案和技术条件书。根据第一阶段确定的主要设计原则，我们编制了专题报告，进行了分析论证，提出了典 设方案的推荐意见及相应的技术条件书。技术条件书主要包括各电压等级的电气主接线形 式、配电装置形式、出线回路数及引出方式、主变压器形式、无功补偿配置方式、监控及保 护配置方式、所用交流及直流电源配置方式和主变压器消防措施等。第三阶段：编制完成变电站典型设计。根据确定的编制方案及技术条件书，对技术方案进行全面的论述和定量计算，选定主要 设备参数。各方案的初步设计文件包括设计说明书、设计图纸、主要设备清册及概算书等。省公司先后对典型设计的送审版和批准版进行评审，通过评审确定了今后新建变电站的接 线、配电装置、监控方案、控制楼面积及概算指标等主要原则和典设中的基本模块。典型设 计的批准版由省公司总经理作序出版，并印发执行。2.2 变电站主要设计原则和方案 变电站典型设计总体设计原则为：（1）典型设计贯彻“安全、可靠、经济、适用”的设计原则。（2）考虑到江苏在经济、技术等方面处于国内领先位置，设计上将体现先进性，技术上 适度超前。（3）除遵循部标 SDJ2-88 《220kV~500kV 变电站设计规程》 DL/T 5103-1999、《35kV~110kV 无人值班变电所设计规程》及其它有关规程规范外，还应符合省电力公司编制的《江苏省 35kV~220kV 变电站设计技术导则》等有关规定。根据江苏地区的特点，变电站设计类型既可按照负荷密集程度进行划分，也可按照变电站所在地 区划分。为使典设各方案具有广泛的代表性，我们针对本省特点，220kV 变电站提出 A（负荷密集 地区）、B（一般地区）、C（城市地区）三大类共计 8 个变电站设计方案、11 个建筑方案。110kV 变电站提出了 A（主变及高压配电装置户外布置、中压配电装置户内布置）、B（主变户外布置、配电装置户内布置）、C（全户内布置）三大类共计 8 个方案。各方案组合及其主要技术条件见附 表 1～2。2.3 设计特点和应用情况 变电站典型设计适用于江苏省大部分 220kV 和 110kV 变电站，并且作为变电站的设计规范，被纳入省公司的企业标准。典设自 2002 年底执行以来，在电网建设工作中发挥了较大效益，江苏 省 2004 年投运的 27 个新建 220kV 变电站，2005 年和 2006 年即将投运的 73 个新建 220kV 变电站，均采用了典型设计。110kV 变电站典型设计应用范围更为广泛。(1）典型设计具有模块化设计的特点，配电装置、控制楼、概算等都具有一定的独立性，对 不同规模的变电站的初步设计，可以根据工程建设规模，以典型设计作为修正模块进行调整。（2）典型设计中的概算模块比较全面、客观，成为省公司编制上报项目建议书时的依据。（3）典型设计中无法统一的个性化的方面，如主变调相调压计算、系统保护通信方案、短路 电流核算、地基处理、各级电压出线方向以及总平面布置方案等仍需单独设计。（4）典型设计的编制过程是统一标准和统一认知的过程。广泛听取设计、建设、生产及调度 各方面的意见的基础上，领导参与指导和决策，有利于统一意见，把典型设计提升为企业标准。（5）典型设计提高了工作效率，保证了工作质量。典型设计不是设计的参考，而是设计的标 准。因此，典型设计的推广应用减少了专业协调的工作量，使设计专业之间的协调流畅，工作效 率大大提高。（6）典型设计的应用提高了初步设计审查效率。审查会上主要讨论具体设计方案与典设方案 的不同之处。减少了大量重复的讨论和无谓的扯皮。初设修改和批文下达时间也大大缩短，也为 设备招投标创造了良好条件。（7）以典设为基础的初设方案，其工程造价与典设方案出入不大，更易于控制工程造价的总 投资，避免了工程造价出现大起大落的现象。（8）为使各设计院会用或愿意用典型设计，省公司组织多次典型设计宣贯活动，请典设编制 人员介绍设计原则、方案组合、适时条件和使用方法。（9）典型设计需要不断优化和完善。随着我国经济体制改革的不断深化，电力技术的不断进 步，典型设计也应随之进行滚动修改，进一步优化。3 国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计的情况 3.1 任务的提出及工作过程 刘振亚总经理在国家电网公司 2005 年工作报告中提出：推行电网标准化建设。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。郑宝森副总经理在国家电网公司 2005 年基建工作报告中提出：以典型设计为导向，促进技术 进步和提高集约化管理水平。2005 年 1 月 28 日由国网公司基建部提出典型设计工作大纲； 2 月 5 日由基建部和顾问集团公司共同完成典型设计招标文件； 2 月 6 日在北京招标文件发布，共邀请 13 家设计院参加投标； 2 月 28 日前各投标设计院完成典型设计标书，28 日在北京开标； 3 月 4 日完成评标及定标工作，4 日在北京召开中标发布会，共有 5 家设计院中标，分别是华 东电力设计院、江苏省电力设计院、中南电力设计院、西北电力设计院、华北电力设计院。相继成立了“国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计工作组”，组长单位为国家电网 公司基建部；副组长单位为中国电力工程顾问集团公司；成员单位有华东院、江苏院、中南院、西北院、华北院。根据各院特点，工作组进行了设计分工： 华东院负责主设备为 GIS 方案的设计，并负责华东地区 500kV 变电站情况的调研工作； 江苏院负责主设备为 HGIS 方案的设计，并负责南方电网公司 500kV 变电站情况的调研工作；
中南院负责主设备为瓷柱式方案的设计，并负责华中地区 500kV 变电站情况的调研工作； 华北院负责主设备为落地罐式方案的设计，并负责华北地区 500kV 变电站情况的调研工作； 西北院负责 330kV 变电站方案的设计，并负责西北地区 330kV 变电站情况的调研工作。面对典设工作面广量大、情况复杂、时间紧，国网公司基建部很抓落实，及时组织召开了多 次设计协调会，基本上两星期开一次协调会。3 月 4 日中标发布会上明确分工，布置任务。3 月 18 日于苏州召开第一次协调会，会议就典型设计目的、原则、技术条件、工作进度、调 研分工等有关问题，一次、二次、土建、水工、暖通、技经等专业的设计原则和深度要求进行了 认真的讨论，并形成初步意见。4 月 5 日于北京召开第二次协调会，会议就对前阶段典设工作进展情况、典设中间成果进行检 查和评审，并对需解决的有关技术问题进行了讨论，形成了一致性意见。紧接着 4 月 6 日于北京召开典设工作研讨会，邀请电网公司策划部、生产技术部、安全监察部、建设运营部、国调中心、国网建设公司，各大区电网公司、各省电力公司、各大区电力设计院的 代表参加会议。会议听取了典设中间成果的介绍，通过深入并热烈地讨论，达成共识，统一思想，避免了设计闭门造车，以便下阶段典设工作的顺利开展。4 月 20 日于武汉召开第三次协调会，会议对典型设计的工作进度，主控通信楼、大门和围墙 的设计方案，模块的拼接，典型设计送审稿的章节编制和格式，以及存在的问题进行了讨论，并 形成结论意见。5 月 18 日～19 日于北京召开典设成果评审会，国家电网公司郑宝森副总经理、中国电力顾问 集团公司于刚副总经理出席会议并分别作了重要讲话。国网公司各部门，各网省公司，各设计院 代表对典型设计送审稿进行了认真负责的讨论，充分发表了意见，使典型设计更贴近实际，更符 合生产运行的要求。典型设计分为 6 个阶段： 编制方案组合及技术条件阶段：根据目前实际情况，并适当考虑发展裕度，变电站典型设计 综合考虑电压等级、主变容量、无功补偿、出线回路和方向、电气主接线、短路电流、设备选型、配电装置，控制及远动、建筑面积等条件，提出设计方案和设计技术条件。搜资调研及专题研究阶段：各设计院分头开展搜资调研工作，编写地区调研报告，对于分歧 意见较大的技术问题，进行重点调研，并写出专题报告。典型设计编制阶段：经讨论审定设计方案和技术条件后，各院开展变电站典型设计实质性设 计编制阶段，完成设计图纸、说明书、设备清册、概算书初稿；经评审后进一步优化和细化，编 制典型设计使用说明，完成典型设计成品（报批稿）。评审及修改阶段：由国家电网公司组织生产、基建、设计单位的设计人员，对典型设计成品 进行评审。形成评审意见后各设计院进行设计修改，形成典型设计报批稿。批准颁发阶段：典型设计报批稿提交国家电网公司，由公司领导写序，作为企业标准出版发 行。推广应用阶段：（略）。3.2 开展 500（330）kV 变电站变电站典型设计的目的 输变电工程典型设计是贯彻国家电网公司集约化管理的基础，开展变电站典型设计工作的目 的是：统一建设标准，统一设备规范，减少设备型式，以便于集中规模招标，方便运行维护，降 低变电站建设和运营成本；采用模块化设计，方便方案的拼接和扩展，加快设计、评审和批复进 度，提高工作效率。3.3 500（330）kV 变电站典型设计的主要原则 变电站典型设计的原则是：安全可靠、技术先进、投资合理、标准统一、运行高效。为此，在典型设计中，要注意处理和解决典型设计方案的先进性、经济性、适应性，灵活性和统一性及 其相互关系。先进性：典型设计方案，设备选型先进，合理，占地少、注重环保，变电站可比指标先进； 经济性：综合考虑工程初期投资和长期运行费用，追求设备寿命期内最优的经济效益； 适应性：典型设计要综合考虑各地区的实际情况，要在整个国家电网公司系统中具有广泛的 适用性：并能在较长的时间内，对不同规模，型式、外部条件均能适用； 灵活性：典型设计模块间接口灵活，增减方便，组合型式多样，概算调整方便；
可靠性：保证设备、各个模块和模块拼接后系统的安全可靠性； 统一性：建设标准统一，基建和生产运行的标准统一，外部形象风格统一。3.4 典型设计方案组合及主要内容 3.4.1 总体方案设计 典型设计方案分 500kV 变电站和 330kV 变电站两大部分。500kV 变电站典型设计按主设备不同分为 A（GIS 设备）、B（HGIS 设备）、C（敞开式设备）、D（落地罐式设备）4 类方案，各类方案又根据主变容量和最终台数的不同再分子方案。各方案组 合及主要技术条件详见附表 3～附表 6。330kV 变电站典型设计按主设备不同分为 A（GIS 设备）、C（敞开式设备）、D（落地罐式设 备）3 类方案，各类方案又根据主变容量和最终台数的不同再分子方案。各方案组合及主要技术条 件详见附表 7。3.4.2 电气二次设计 变电站初期按有人值班设计，留有远期实现无人值班的接口和功能配置。不含系统保护、调度自动化和系统通信专业的具体内容。提出了监控系统主要设计原则。包括监控范围、系统硬件设备配置原则，对系统软件工作平台、防误操作闭锁、GPS 对时、保护信息采集方式及通信规约等方面进行了重点论述，提出推荐方 案。提出了元件保护、直流系统及交流不停电电源的主要设计原则。提出了二次设备组屏原则，对监控系统测控装置、线路保护、主变压器及高压电抗器保护、故障录波等主要二次设备的组屏提出推荐方案。根据工程规模进行主控室、计算机室、继电器小室、直流电源室等的具体布置。3.4.3 土建部分设计 变电站大门、围墙要能体现国网公司“内质外形”建设，树立“国家电网”的品牌形象，设 计简洁、明快、大方、实用，具备现代工业建筑气息，建筑造型和立面色调与变电站整体状况以 及所在区域周围环境协调、统一。大门围墙采用标志统一、风格统一、色彩统一，字体统一等要 求，变电站大门入口处一侧统一设置“标志墙”。其上为球形标志，下有“国家电网”四字，右 侧为“国家电网公司 500(330)kV XX 变电站”。变电站围墙采用实体围墙，高度统一采用 2.5m，另加远红外探测器。站区道路采用混凝土路面，统一采用公路（郊区）型设计。经过设计优化后，330kV GIS 方案占地面积 1.7ha，330kV 敞开式方案 3-3.5ha.；500kV GIS 方案占地面积 3.0～3.8ha，HGIS 方案占地面积 3.5～4.5ha；敞开式方案 5.8-7.3ha。统一了站区主要生产建筑和房间的设置，建设有主控通信楼、继电器小室、站用电室等建筑 物。建筑面积，500kV 变电站控制在 1100～1300平米，330kV 变电站控制在 1000～1100平米。主控通信楼内房间的设置统一为：生产用房设有主控室、计算机室、通信机房（当通信电源组屏 布置时，电源室和通信机房合并布置），辅助及附属房间设有交接班室、值班休息室 2-3 间、办 公室 2 间（含资料室）、会议室、备餐室、检修工器具间等。主控通信楼采用框架结构。继电器小室当布置在串中时，跨度采用 5.1m，采用室内电缆沟敷 设电缆。继电器小室采用砖混结构，加设钢板网屏蔽，普通钢门。所有构架、设备支架均推荐采用钢管结构，热镀锌防腐。变电站主要生产用房及办公、值休等用房和保护小室需安装空调机，其余生产用房采用轴流 风机机械通风，电缆层采用自然通风。主控通信楼采用小集中空调，继电器小室采用分体空调。位于采暖区的变电站可采用分散供暖方式。主变压器消防优先考虑采用泡沫喷淋、排油充氮方式。继电器室全集中布置时主控通信楼建筑体积不大于 5000 m3，不设室内建筑水消防系统，但应设室 外建筑水消防系统。继电器小室分散布置时，主控通信楼建筑面积控制在建筑体积不大于 3000 m3，全站不设室外 水消防系统，采用移动式化学灭火装置。3.4.4 技经部分 为使典型设计的各方案、模块的投资在同一价格水平上，便于进行对比分析，在典型设计概 算编制时采用统一的取费标准、统一的定额、统一的设备材料价格和统一的其他费用标准。为适应实际工程和典型设计的各基本组合方案的投资水平对比分析的需要，对不在本次典型
设计范围内的有关工程费用进行了统一规定，包括水源、站外电源、站外通信、进站道路、地基 处理、站外排水、护坡挡墙等，保证了典型设计的各基本组合方案的概算投资的完整性。使用时需根据工程规模和实际情况选用基本组合方案或模块方案参考造价进行分析、合理调 整。联系方式：褚农，教高，江苏省电力设计院，025-85081300，chunong@jspdi.com.cn 附表 1: 方案 A1 主变
江苏省 220kV 变电站典型设计主要工程技术条件
适用规模 220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，35kV 出线 10 回 接线 220kV、110kV 采 用双母线接线，35kV 采用单母线 分段接线 配电装置 220kV、110kV 配 电装置采用软母线 改进半高型，35kV 配电装置采用户内 开关柜 布置格局 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 主变露天，建 筑物两列式布 置 主变半户内，整体建筑式布 置 主变露天，建 筑物两列式布 置 A2 本期 2 台 120MVA 主变 远景 3 台 B1-1 B2-1 B1-2 本期 2 台 180MVA 主变 远景 3 台
220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，35kV 出线 10 回
220kV、110kV 采 用双母线接线，35kV 采用单母线 分段接线
220kV、110kV 配 电装置采用管母线 中型，35kV 配电装 置采用户内开关柜 B2-2 220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，10kV 出线 24 回 220kV 出线本期 2 回远期 3 回，110kV 出 线 12 回，10kV 出线 24 回 220kV 出线本期 2 回远期 3 回，110kV 出 线 8 回，10kV 出线 24 回
220kV、110kV 采 用双母线接线，10kV 采用单母线 分段接线
220kV、110kV 配 电装置采用管母线 中型，10kV 采用户 内开关柜 C1 C3 本期 2 台 180MVA 主变 远景 3 台
220kV 采 用 单 元 接线，110kV 采用 双母线接线，10kV 单母线分段 接线 220kV、110kV 采 用户内 GIS，10kV 采用户内开关柜，全电缆出线 220kV、110kV 采 用户内装配式配电 装置，架空出线； 10kV 采用户内开 关柜电缆出线 C2 所有方案 直流系统：2 组 220V 阀控式密封铅酸蓄电池，2 组充电装置（高频开关电源），配置 DC/DC 变换 器供-48V 系统通信电源，不设蓄电池室。交流所用：所用电系统 380/220V 中性点接地，采用三相四线制，单母线分段接线，两台所变分列 运行。继电保护：220kV、110kV 线路、主变设微机保护，保护测控相对独立；35kV 设微机保护（含低 周减载和接地检测功能），保护测控合一，分散布置。自动装置：电容器组投切；35kV 消弧线圈跟踪补偿。对时装置：全所共用 1 台 GPS。防误操作：不专设微机五防装置，由计算机监控系统统一考虑。电能计量：主变中低压侧设关口表，其余按规程配置。电气测量：利用监控系统完成。信息采集：模拟量和开关量。控制方式：远方调度，监控系统，就地三级操作。通信方式：变电站接入地区光纤环网，通信容量及可靠性按照变电站无人值班要求设计。
附表 2: 方案 主变 远景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 远景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 江苏 110kV 变电所典型设计主要工程技术条件 适用规模 110kV 进线 2 回，35kV 出线 4 回架 空，4 回电缆，10kV 出线 16 回电 缆 110kV 进线 4 回，35kV 出线 4 回架 空，回电缆，4 10kV 出线 16 回电缆 接线 110kV 采用线变 组接线 35kV、10kV 采用 单母线分段接线 配电装置 布置格局 主变及 110kV 配 电装置户外布 置，35kV、10kV 配电装置户内 布置 A1 110kV 采用单母 线分段接线 A2 35kV、10kV 采用 单母线分段接线 110kV 采用内桥 110kV 配电装置 主变及 110kV 配 远景： 110kV 进线 3 回，采用户外敞开式 电 装 置 户 外 布 或线变组接线 3× 50MVA A3 10kV 出线 36 回电 10kV 采用单母线 设备，10kV 采用 置，10kV 配电 本期： 缆 2× 50MVA 装置户内布置 户内开关柜 分段接线 110kV 采用内桥 远景： 110kV 进线 2 回，接线 2× 50MVA B3 10kV 出线 24 回电 110kV 配电装置 主变户外布置，10kV 采用单母线 本期： 缆 采用户内敞开式 110kV 配电装置 2× 50MVA 分段接线 设备，10kV 采用 及 10kV 配电装 110kV 采用线变 远景： 置户内布置 户内开关柜 110kV 进线 3 回，组接线 3× 50MVA B4 10kV 出线 36 回电 10kV 采用单母线 本期： 缆 2× 50MVA 分段接线 远 景 ： 2× 110kV 进线 2 回，110kV 采用内桥 接线 50MVA 10kV 出线 24 回电 C2 10kV 采用单母线 本 期 ： 2× 缆 50MVA 分段接线 110kV 采用户内 110kV 采用双内 远景： GIS，10kV 采用 桥或双外侨接线 全户内 3× 50MVA 户内开关柜，全 C3 本期： 110kV 进线 3 回，10kV 采用单母线 电缆出线 2× 50MVA 10kV 出线 36 回电 分段接线 缆 110kV 采用线变 远景： 组接线 3× 50MVA C4 10kV 采用单母线 本期： 2× 50MVA 分段接线 所有方案 直流系统：2 组 220V 阀控式密封铅酸蓄电池，2 组充电装置（高频开关电源），设蓄电池室。交流所用：电系统 380/220V 中性点接地，采用三相四线制，单母线分段接线，两台所变分列运行。继电保护：220kV、110kV 线路、主变设微机保护，保护测控相对独立；35/10kV 设微机保护，保护 测控合一，分散布置。自动装置：电容器组投切；35/10kV 消弧线圈跟踪补偿；35/10kV 接地检测。对时装置：全所共用 1 台 GPS。防误操作：闭锁不专设微机五防装置，由计算机监控系统统一考虑。电能考核：计量主变中低压侧设关口表，其余按规程配置。就地电气：测量利用监控系统完成电气测量。信息采集：类型模拟量和开关量。控制操作：方式远方调度，监控系统，就地三级操作。通信方式：变电所接入地区的光纤环网，光纤网络与继电保护统一考虑，通信容量及可靠性按照变 电所无人值班要求设计。
110kV 配电装置 采用户外敞开式 设备，35kV、10kV 采用户内开关柜
附表 3: 序 号 项目 名称
500kV 变电站（GIS）典型设计主要技术条件
方案编号 A-1-1 A-1-2 4 台主变 本期 1 组 1000MVA，最终 4 组 1000MVA，单相自耦，无载调压。本期 1 组 750MVA，最终 4 组 750MVA，单 相 自 耦，无载 调压。本期 1 组 750MVA，最终 4 组 750MVA，本期 1 组 最终 3 组 A-1-3 A-2-1 A-2-2 3 台主变 本期 1 组 最终 3 组 本期 1 组 750MVA，最终 3 组 750MVA，A-2-3 1000MVA，750MVA，1000MVA，750MVA，1 主变压器
三相自耦，单相自耦，单相自耦，三相自耦，无载调压。无载调压。无载调压。无载调压。500kV 并联电抗器： 本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均装中性点小 电抗，不考虑母线高抗。最终 6 组；35kV 并联电容器：本期 2 组 60Mvar，最终 6 组。2 台主变进串，第 3 台主变经单断路器 接二段母线；本期设 9 台断路器（1 台 远景设备本期上），串内 GIS 设备。500kV 高抗经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线，本期双母线 接线，GIS 设备。35kV 单母线接线，不设总断路器。500kV 本期 4 回，最终 8 回架空，一个 220kV 本期 8 回，最终 14 回架空出线（一个或两个方向出线），2 回电缆出 线。
500kV 并 联 电 抗 器 ： 本 期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均 无功补偿 2 装置 装中性点小电抗，不考虑母线高抗。最终 8 组；35kV 并联电容器：本期 2 组 60Mvar，最终 8 组。对 4 台主变，主变均进串；对 3 台主 变，2 台主变进串，1 台主变经断路器 电气主接 4 线 接 2 段母线。本期设 8 台断路器。500kV 高抗经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线，本期双母 线接线。35kV 单母线接线，不设总断路器。500kV 本期 4 回，最终 8 回架空，一 出线回路 3 数和出线 方向 5 6 7 8 9 10 短路电流 主要设备 选型 配电装置 保护及 自动化 建筑面积 站址基本 条件 最终 16 回架空出线，一个或两个方向 出线（3 台主变方案其中 2 回电缆出线）。单相/三相自耦变压器； 500kV、220kV 采用户外 GIS；
35kV 并联电抗器：本期 2 组 60Mvar，35kV 并联电抗器：本期 2 组 60Mvar，500kV 一个半断路器接线，远景 6 串，500kV 一个半断路器接线，远景 6 串；
个或两个方向出线；220kV 本期 8 回，或两个方向出线； 500、220、35kV 短路电流水平分别为：63（50）、50、40kA 35kV 采用户外 AIS，断路器采用柱式，电容器采用组装式，电抗器采用干式。500kV、220kV 户外 GIS。计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可满足无人值班要 求，保护集中布置。全站总建筑面积 2000m2以内，非采暖区。主变采用水喷雾消防系统。海拔高度<1000m，地震动峰加速度 0.1g，风荷载 30m/s，地耐力 R=150kPa，地 下水无影响，非采暖区，场地同一标高，污秽等级 III 级。
附表 4 序 号 1 500kV 变电站（HGIS）典型设计主要技术条件
方案编号 项目名称 B-1 主变压器 主变电气 接线 远景串数 本期 1 组、最终 4 B-2 本期 1 组、最终 4 B-3 本期 1 组、最终 3 组 750MVA 主变。第三台主变经断路器接 母线 5 垂直 2个 不设平行
组 1000MVA 主变。组 750MVA 主变。主变全部进串 6平行 1个 不设 垂直 主变全部进串 6 垂直 2个 设置 垂直 2 500kV 母线与主 变梁 主要出线 方向 总断路器 3 35kV 母线与主 变梁
项目 无功 4 补偿
相同的主要工程技术条件 500kV 并联电抗器：本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，经隔离开关接入线路，均装 设中性点电抗，不考虑母线高抗；35kV 电容器、并联电抗器按每台主变各配置 2 组 60Mvar 设计。500kV：本期 4 回，最终 8 回；220kV：本期 8 回，最终 16 回，1 个主要出线方 向。500kV 一个半断路器接线，本期设 1 个不完整串和 2 个完整串共 8 台断路器； 220kV 双母线双分段接线，本期双母线接线；35kV 单母线单元制接线。500kV 部分 63 或 50kA，220kV 部分 50kA，35kV 部分 40kA。单相自耦变压器；500kV 采用户外 HGIS，220kV 采用户外 GIS，35kV 采用户外 AIS，断路器采用柱式，35kV 并抗采用干式或油式，电容器采用组装式，站变采 用油浸式。500kV 户外悬吊管母线中型布置，高架横穿进出线，间隔宽度 28m；220kV 间隔 宽度 13m；35kV 采用支持管母线中型布置。计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班要 求；保护就地布置。全站总建筑面积 1400m2以内，主控通信楼建筑面积 650—750 m2；主变消防采用 SP泡沫喷淋灭火或排油充氮方式。5 出线 电气主 6 接线 短路 7 电流 主要 8 设备 配电 9 装置 保护 10 自动化 土建 11 站址 12 条件
按地震动峰值加速度 0.10g，风荷载 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水无影响，非采暖区设计，假设场地为同一标高。按海拔 1000 米以下，国标Ⅲ级污秽区设 计
附表 5 序 号 1 项目名称
500kV 变电站（瓷柱式）典型设计主要技术条件表 500kV 变电站(瓷柱式断路器)典型设计工程技术条件
主变压器 本期 1 组 750MVA，最终 2/3/4 组 750MVA 500kV 并联电抗器，本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均装设中性点小 抗，不考虑母线高抗。2 无功补偿 3 组和 4 组主变方案，每组主变压器 35kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电感器，装 置 2 组 60Mvar 并联电容器。2 组主变方案，每组主变方案 35kV 侧无功配置：3 组 60Mvar 并联电感器，3 组 60Mvar 并联电容器。本期 35kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗器，2 组 60Mvar 并联电容器。出线回路 500kV 本期 4 回，最终 10 回，两个方向出线。数和出线 220kV 本期 6 回，最终 16 回(3 组或 4 组主变)或 12 回(2 组主变)，一个方向出线或 方向 两个方向出线。500kV 一个半断路器接线，远期 6 串，2 组主变进串，后 2 组或 1 组主变经断路器 接母线。本期设 8 组断路器。500kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。3 4 电气主接 线 220kV 双母线双分段接线或双母线单分段，本期双母线接线。35kV 单母线接线，不装设总断路器。5 6 短路电流 500、220、35kV 短路电流水平分别为 63(50)、50、40kA 主要设备 单相自耦变压器。500kV、220kV、35kV 采用户外瓷柱式断路器。选型 35kV 电容器采用组装式、电抗器采用干式。500kV 屋外悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。7 配电装置 220kV 屋外支持管母线中型布置(3 组或 4 组主变)或悬吊母线中型布置(2 组主变)。35kV 支持管母线中型布置。保护及 计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班要 自动化 求。保护就地布置。土 站 建 全站总建筑面积 1400m2以内，主控通信楼建筑面积 650-750m2(小于 3000m3)，非 采暖区。主变消防采用水喷雾消防系统。8 9 10 址 海拔 1000m 以下，地震动峰值加速度 0.10g，设计风速 30m/s，地耐力 R=150kPa，基本条件 地下水无影响，假设场地为同一标高。国标 III 级污秽区。
附表 6 序号 1 500kV 变电站（落地罐式）典型设计主要技术条件表
项目名称 500kV 变电站工程技术条件 本期 1 组 750MVA，最终 2/3/4 组 1000MVA（750MVA）500kV 并联电抗器，本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，装设中性点 小电抗，不考虑母线高抗。
主变压器
无 功 补 偿 装 3 台和 4 台主变方案，每台主变压器 66kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗 2 置 器，2 组 60Mvar 并联电容器。2 台主变方案，每台主变方案 66V 侧无功配置： 3 组 60Mvar 并联电抗器，3 组 60Mvar 并联电容器。本期 66kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗器，2 组 60Mvar 并联电容器。出线回路数 3 和出线方向 500kV 本期 4 回，最终 10 回，两个方向出线。220kV 本期 6 回，最终 16 回（3 台或 4 台主变）或 12 回（2 台主变），一个方 向出线。500kV 一个半断路器接线，远期 6 串，2 台主变进串，后 2 台或 1 台主变经断 4 电气主接线 路器接母线。本期设 8 台断路器。500kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线或双母线单分段，本期双母线接线。66kV 单母线接线，装设总断路器。5 6 短路电流 500、220、66kV 短路电流水平分别为 63(50)、50、31.5kA 主 要 设 备 选 单相自耦变压器 型 500kV、220kV 采用户外罐式断路器，66kV 采用户外柱式断路器。500kV 屋外悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。7 配电装置 220kV 屋外悬吊管母线中型布置。66kV 支持管母线中型布置。保 护 及 自 动 计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班 8 化 土建 要求。保护就地布置。
全站总建筑面积 1500m2以内，主控通信楼建筑面积 650-750m（小于 3000 m3），9 采暖区。主变消防采用SP泡沫喷淋灭火。站 址 基 本 条 海拔 1000 米以下，地震动峰值加速度 0.10g，设计风速 30m/s，地耐力 R=150kPa，10 件
地下水无影响，假设场地为同一标高。国标 III 级污秽区。
附表 7 序 项目名称 号 1 主变压器
330kV 变电站典型设计主要技术条件表
330kV 变电站工程技术条件 本期 1 台 240MVA（360MVA），最终 2/3 台 240MVA（360MVA）。330kV 并联电抗器，本期 1 组 90Mvar，最终 2 组，GIS 方案最终为 1 组，均
无功补偿装置
为线路高抗，并装设中性点小抗，不考虑母线高抗。35kV 侧无功按主变配置：1 组 30Mvar 并联电抗器，3 组 20Mvar 并联电容器。本期 35kV 侧无功配置：1 组 30Mvar 并联电抗器，3 组 20Mvar 并联电容器。
出 线 回 路 数 和 330kV 本期 4 回，最终 6 回，两个方向出线。3 出线方向 110kV 本期 6 回，最终 14 回，一个方向出线或两个方向出线。330kV 一个半断路器接线。330kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。4 电气主接线 330kVGIS 方案为双母线接线。110kV 双母线接线单分段，本期双母线接线。35kV 单母线接线，设总断路器。5 短路电流 330、110、35kV 短路电流水平分别为 50、40、31.5kA 三相自耦有载调压 6 主要设备选型 330kV 采用罐式、柱式断路器和 GIS。110kV 采用柱式断路器和 GIS。35kV 电容器采用框架组合式和集合式，电抗器采用干式 330kV 屋外软母线和悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。330kVGIS 采用屋外配电装置。7 配电装置 110kV 屋外软母线半高型、中型布置和支持管母线中型布置。110kVGIS 屋外 配电装置。35kV 采用屋外和屋内布置。8 保护及自动化 计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班 要求。保护就地布置。GIS方案全站总建筑面积 1100m2以内，敞开式方案主控通信楼建筑面积 600m2 9 土建（小于 3000m3），全站总建筑面积 1050m2以内，采暖区。当 35kV采用屋内配 电装置时，其配电装置室不计入全站总建筑面积。主变消防采用SP泡沫喷淋灭 火或排油注氮灭火。10 站址基本条件 海拔 1000 米以下，地震动峰值加速度 0.10g，设计风速 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水无影响，假设场地为同一标高。国标 III 级污秽区。
第四篇：变电站综合自动化系统介绍
变电站综合自动化系统介绍
变电站综合自动化系统
第一章
变电站综合自动化技术基础 第一节
变电站综合自动化的基本概念
一、常规变电站状况
电力系统的环节：发、输、配、用 变电站的基本作用：配电 常规变电站的二次系统构成：
继电保护 就地监控 远动装置 录波装置 保护屏 控制屏 中央信号屏 录波屏
常规变电站的二次系统的缺点：
(1)安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。
(2)供电质量缺乏科学的保证。指标：U、F、谐波
(3)占地面积大，增加了征地投资。
(4)不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。
(5)维护工作量大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平。
二、变电站综合自动化的基本概念
变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等)经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。
变电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。
三、变电站实现综合自动化的优越性
(1)提高供电质量，提高电压合格率。
(2)提高变电站的安全、可靠运行水平。
(3)提高电力系统的运行、管理水平。
(4)缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。
(5)减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。
第二节
变电站综合自动化的内容、主要功能及信息量
一、变电站综合自动化的内容 电气量的采集 电气设备(如断路器等)的状态监视、控制和调节。
由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障和完成事故后的恢复正常操作。
高压电器设备本身的监视信息(如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等)。将变电站所采集的信息传送给调度中心外，还要送给运行方式科和检修中心，以便为电气设备的监视和制定检修计划提供原始数据。
二、变电站综合自动化的基本功能
监控子系统的功能
微机保护子系统的功能
自动控制装置的功能
远动及数据通信功能 2.1 监控子系统的功能(一)数据采集
(1)模拟量的采集
1）交流模拟量：U、I、P、Q、COS、F 2）直流模拟量： DC220V、DC5V、DC24V(2)开关量的采集(3)电能计量
1）电能脉冲计量法
2）软件计算方法
(二)事件顺序记录
包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录
(三)故障记录、故障录波和测距
(1)故障录波与测距
微机保护装置兼作故障记录和测距 采用专用的微机故障录波器
(2)故障记录
记录继电保护动作前后与故障有关的电流量和母线电压
(四)操作控制功能
操作人员都可通过电脑屏幕界面对断路器和隔离开关进行分、合操作，对变压器分接开关位置进行调节控制，应保留人工直接跳、合闸手段，断路器操作应有闭锁功能
(五)安全监视功能
越限监视
监视保护装置是否失电 自控装置工作是否正常等
(六)人机联系功能
(1)人机联系桥梁：显示器、鼠标和键盘。
(2)显示画面的内容 ：
1)显示采集和计算的实时运行参数
2)显示实时主接线图 3)事件顺序记录
4)越限报警
5)值班记录
6)历史趋势
7)保护定值和自控装置的设定值
(3)输入数据：变比、定值、密码等 ①定时打印报表和运行日志； ②开关操作记录打印； ③事件顺序记录打印； ④越限打印； ⑤召唤打印； ⑥抄屏打印； ⑦事故追忆打印。
①主变和输电线路有功和无功功率每天的最大值和最小值以及相应的时间； ②母线电压每天定时记录的最高值和最低值以及相应的时间； ③计算受配电电能平衡率； ④统计断路器动作次数；
⑤断路器切除故障电流和跳闸次数的累计数； ⑥控制操作和修改定值记录。
(1)谐波源分析(2)谐波检测与抑制(七)打印功能
(八)数据处理与记录功能
(九)谐波分析与监视
2.2 微机保护子系统的功能
（一）保护功能：
①高压输电线路的主保护和后备保护； ②主变压器的主保护和后备保护； ③无功补偿电容器组的保护； ④母线保护； ⑤配电线路的保护；
⑥不完全接地系统的单相接地选线。
(1)它的工作不受监控系统和其他子系统的影响(2)具有故障记录功能
(3)具有与统一时钟对时功能
（二）辅助功能：
(4)存储多种保护整定值
(5)当地显示与多处观察和授权修改保护整定值
(6)设置保护管理机或通信控制机，负责对各保护单元的管理。
(7)通信功能
(8)故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。
2.3 自动控制装置的功能
（1）电压、无功综合控制
（2）低频减负荷控制（3）备用电源自投控制（4）小电流接地选线控制（1）系统内部的现场级间的通信（2）自动化系统与上级调度的通信
（1）功能综合化
（2）分级分布式、微机化的系统结构（3）测量显示数字化（5）运行管理智能化
（1）其结构形式有集中式、分布式、分散（层）分布式；
（2）从安装物理位置上来划分有集中组屏、分层组屏和分散在一次设备间隔设备上安2.4 远动及数据通信功能
第三节
变电站综合自动化的基本特征
（4）操作监视屏幕化
第四节
变电站综合自动化的结构形式
装等形式。
一、集中式综合自动化系统
集中式结构的综合自动化系统，指采用不同档次的计算机，扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能
集中式结构最大的缺点是：
1)每台计算机的功能较集中，如果一台计算机出故障，影响面大 2)软件复杂，修改工作量大，系统调试麻烦。3)组态不灵活，影响了批量生产，不利于推广。
4)集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。
二、分层(级)分布式系统集中组屏的综合自动化系统
（一）分层分布式结构的概念
所谓分层式结构，是将变电站信息的采集和控制分为管理层、站控层和间隔层三个级分层布置。
间隔层按一次设备组织，一般按断路器的间隔划分，具有测量、控制和继电保护部分。
站控层的主要功能就是作为数据集中处理和保护管理，担负着上传下达的重要任务。
管理层由一台或多台微机组成，这种微机操作简单方便，界面汉化，使运行值班人员极益掌握。
（二）中、小型变电站的分层分布式集中组屏结构
（三）大型变电站的分层分布式集中组屏结构
（四）分层分布式集中组屏综合自动化系统结构特点
（1）可靠性高，可扩展性和灵活性高；
（2）二次电缆大大简化，节约投资也简化维护量。
（3）分布式系统为多CPU工作方式，各装置都有一定数据处理能力，从而减轻了主（4）继电保护相对独立。
（5）具有与系统控制中心通信功能。（6）适合于老站改造。主要缺点是安装时需要的控制电缆相对较多，增加了电缆投资。控制机的负担。
三、分散分布式系统与集中相结合的综合自动化系统结构
分层分散式结构的变电站综合自动化系统突出的优点如下：
(1)简化变电站二次部分配置，缩小控制室的面积。
(2)减少了施工和设备安装工程量。
(3)简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。
(4)分层分散式结构可靠性高，组态灵活，检修方便。
以上几点都说明采用分层分散式的结构可以降低总投资，在今后的技术条件下，应该是变电站综合自动化系统的发展方向。
第二章
变电站综合自动化系统的硬件原理
第三章
变电站综合自动化系统的微机保护、监视与控制子系统 第一节
继电保护基本知识
一、继电保护应满足的要求（1）选择性
（2）快速性
（3）灵敏性
（4）可靠性
二、主保护、后备保护和辅助保护
（1）主保护是指满足系统稳定及设备安全要求，有选择地切除被保护设备和全线路故障的保护。
（2）后备保护指的是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。（3）辅助保护是为补充主保护和后备保护的不足而增设的简单保护。
三、继电保护的基本原理
（1）反映电流改变的，有电流速断、定时过流及零序电流等保护；（2）反映电压改变的，有低电压（或过电压）、零序电压保护等；（3）既反映电流又反映电流与电压间相角改变的，有方向过电流保护；
（4）反映电压与电流的比值，即反映短路点到保护安装处阻抗（或距离）的，有距离保护；（5）反映输入电流和输出电流之差的，有变压器差动保护等。第二节
输电线路的微机保护、监视与控制子系统一、输电线路继电保护原理
1、电网相间短路的三段式电流保护
（1）无时限（瞬时）电流速断保护 此种保护的动作电流是按躲过被保护输电线路末端最大短路电流整定的，它没有时限元件。
（2）带时限（限时）电流速断保护 保护范围限定在相邻线路无时限电流速断保护的保护区内，在无时限电流速断保护的基础上增加了一个时限元件△t=0.5s。
（3）定时限过电流保护
定时限过电流保护的动作是按躲过最大负荷电流整定。
定义：方向继电器又称为功率继电器，它的动作具有方向性，即规定当功率由母线流
2、电网相间短路的方向电流保护
向线路时它才动作，进而使整个方向电流保护动作切除故障。
二、输电线路的自动重合闸
定义：自动重合闸装置就是将跳闸后的断路器自动重新投入的装置，简称AAR装置。
1、单电源供电线路的三相一次自动重合闸
（1）当线路发生瞬时性故障或由于其他原因使断路器误跳闸时
（2）线路上发生永久性故障时
（3）手动跳闸及遥控跳闸时
（4）闭锁重合闸
（5）手动合闸到故障线路时
2、双电源供电线路的三相一次自动重合闸
（1）故障点断电时间问题
（2）同步问题
（3）重合闸实现方式：
①检无压 ②检同期
3、自动重合闸与继电保护的配合（1）重合闸前加速保护
（2）重合闸后加速保护
三、自动按频率减负荷 运行规程规定：电力系统的运行频率偏差为±0.2Hz，系统频率不能长时间运行在49.5～49Hz以下，事故情况下，不能较长时间停留在47Hz以下，系统频率的瞬时值绝不能低于45Hz。
1、自动按频率减负荷的基本工作原理
2、自动按频率减负荷的实现方法
①采用专用的自动按频率减负荷装置
②把自动按频率减负荷的控制分散设在每回馈线保护装置中 ①时限闭锁方式
②低电压带时限闭锁
③低电流闭锁方式 ④滑差闭锁方式
3、对自动按频率减负荷装置闭锁方式的分析
第三节
电力变压器的微机保护、监视与控制子系统一、概述
1、保护内容
（1）主保护配置：
①比率制动式差动保护
②差动速断保护 ③本体重瓦斯、有载调压重瓦斯和压力释放 ①三段复合电压闭锁方向过电流保护 ②三段过负荷保护
③冷控失电，主变压器过温报警 ④二段式零序过电流保护
⑤一段两时限零序电流闭锁过电压保护 ⑥一段两时限间隙零序过电流保护
（2）后备保护配置：
2、配置方案
（1）双绕组变压器
后备保护可以配置一套，装于降压变压器的高压侧（或升压变压器的低压侧）
后备保护可以配置两套： 一套装于高压侧
另一套装于中压侧或低压侧的电源侧
（2）三绕组变压器
二、变压器差动保护基本原理
用环流法构成的两绕组变压器电流差动保护的原理接线图
三、变压器差动保护的特殊问题
（1）两侧电流互感器的形式不同
（2）两侧电流互感器的变比不同
（3）变压器各侧绕组接线方式不同
（4）变压器空载合闸时的励磁涌流
（5）在运行中改变变压器的变比
四、变压器微机保护的电流平衡
（1）微机变压器保护电流互感器接线原则
（2）电流平衡的调整系数
五、电力变压器比率制动差动保护（1）比率制动式差动保护的基本原理
定义：
① 比率制动式差动保护的原理简单地说就是保护的动作电流（差动电流定值）随外部② 比率就是指差动电流与制动电流之比。
③ 制动电流这样选取：在不平衡电流较大的外部故障时有制动作用，而在内部故障时短路电流按比率增大，即能保证外部不误动，又能保证内部短路有较高的灵敏度。
制动作用最小。
（2）和差式比率制动的差动保护原理
（3）变压器励磁涌流的判断及二次谐波制动系数
励磁涌流的特点：
较
二次谐波制动比定值=0.15（4）变压器的差动速断保护 定义：差动速断保护是差动电流过电流瞬时速动保护。差动速断的整定值按躲过最大不平衡电流和励磁涌流来整定，其整定值可取正常运行时负荷电流的5～6倍。
（5）电流互感器断线监视
六、电力变压器后备保护
（1）复合电压闭锁方向过流保护
① 复合电压闭锁过流保护为三段式： I段动作跳本侧分段断路器（或桥断路器）Ⅱ段动作跳本侧断路器 Ⅲ段跳三侧断路器 ② 复合电压启动判剧： ① 最大值可达额定电流的6~8倍
② 波形是非正弦的，含有很大的非周期分量，特性曲线几乎全部偏在时间轴的一边 ③ 包含以二次谐波为主的高次谐波 ④ 波形之间出现间断
⑤ 励磁涌流开始瞬间，衰减很快
励磁涌流的闭锁条件：将二次谐波分量算出，作为制动分量，与基波分量进行比
关 母线线电压小于本侧母线线电压的低电压定值 负序电压超过负序电压定值 或的关系 ③
方向：
如果作为变压器相邻元件的后备保护，则变压器指向母线为正方向 如果作为变压器本身的后备保护，则母线指向变压器的正向为正方向 I段用于发警告信号 II段用于启动风扇冷却器 III段用于闭锁有载调压 ①
中性点直接接地保护方式
由两段式经零序电压闭锁的零序电流构成，每段设一个时限。I段时限跳母联（或分段）②
中性点不接地的零序保护方式
装设I段两时限的零序无流闭锁零序过电压保护，第一时限跳母联或分段开关，第二时③
中性点经放电间隙接地的零序保护方式（2）变压器过负荷保护
（3）变压器零序保护
断路器或跳三绕组变压器中压侧有源线路；II段时限跳本侧（或全跳）断路器
限跳本变压器各侧
I段两时限方式，第一时限跳高压侧母联开关（或分段开关），第二时限跳本变各侧开第四节
电力电容器的微机保护、监视与控制子系统一、电力电容器的内部和外部故障
（1）电容器内部故障的原因
（2）电容器的外部故障及系统异常
（3）电容器保护配置：
过电压和欠电压的电压保护 限时过电流保护
防止电容器内部故障的电容器组专用保护（1）与电容器串联的电抗器
（2）避雷器的过电压保护
（3）电容器组的电压保护。主要用于防止系统稳态过电压和欠电压。（4）电容器组的电流保护
二、并联补偿电容器组的通用保护
三、电容器组内部故障的专用保护
（1）单Y形接线的电容器组保护：
① 采用零序电压保护 ② 桥式差流的保护方式 ③ 电压差动保护方式
（2）双Y形接线的电容器组保护：采用不平衡电流或电压保护（3）三角形接线的电容器组保护：采用零序电流保护
第五节
电压、无功综合控制子系统一、变电站电压、无功综合控制的原理
在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压器分接头位置和控制无功补偿电容器。有载调压变压器可以在带负荷的情况下切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起控制无功补偿电容器的投切，可改变网络中无功功率的分布，改善功率因数，减少网
到调整电压和降低损耗的作用。损和电压损耗，改善用户的电压质量。
二、电力系统的电压、无功综合控制的方式
(1)集中控制：指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。
(2)分散控制：指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。
(3)关联分散控制：指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压、无功优化程序计算好的，而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。
(4)关联分散控制的实现方法 一是通过监控系统的软件模块实现；另一种是由独立的关联分散控制装置实现。第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统一、备用电源自动投入装置 定义：备用电源自投装置是因电力系统故障或其他原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。
（1）备用电源的配置
① 明备用的控制
② 暗备用的控制
①工作电源确实断开后，备用电源才投入。
②备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经延时。
③手动跳开工作电源时，备自投投入装置不应动作。
④应具有闭锁备自投装置的功能。
⑤备用电源不满足有压条件，备自投装置不应动作。
⑥工作母线失压时还必须检查工作电源无流，才能启动备自投投入。
（2）微机型的备用电源自投装置的基本特点 ⑦备自投装置只允许动作一次。
二、小电流接地系统单相接地故障的检测
（1）概述
根据系统中发生单相接地故障时接地电流的大小划分：
①
小电流接地系统：
中性点不接地 中性点经消弧线圈接地
② 大电流接地系统：中性点直接接地（2）小电流接地系统的接地电流 第六节 变电站综合自动化系统的其他子系统
①中性点不接地系统单相接地故障时的接地电流
特征：当电网发生单相接地故障后，非故障电路电容电流就是该线路的零序电流，故障线路首段的零序电流数值上等于系统非故障线路全部电容电流的总和，其方向为线路指向母线，与非故障线路中零序电流的方向相反，系统中性点电压发生较大的位移。
实现方法：基于基波零序电流方向的自动接地选线原理
②中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障时的接地电流
特征：在单相接地时，故障线路首端的5次谐波电流在数值上等于系统非故障线路5实现方法：基于5次谐波零序电流方向的自动接地选线原理 次谐波电流的总和，其方向与非故障线路肿次谐波零序电流方向相反，由线路指向母线。第五章
数字化变电站简介
变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平，在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了变电站建设的总造价，这已经成为不争的事实。然而，技术的发展是没有止境的，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响，全数字化的变电站自动化系统即将出现 数字化变电站自动化系统的特点
1.1智能化的一次设备
一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。
1.2网络化的二次设备
变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。
1.3自动化的运行管理系统
变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。数字化变电站自动化系统的结构
2.1 过程层
过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分三类：(1)电力运行实时的电气量检测；(2)运行设备的状态参数检测；(3)操作控制执行与驱动。
2.2 间隔层
间隔层设备的主要功能是：(1)汇总本间隔过程层实时数据信息；(2)实施对一次设备保护控制功能；(3)实施本间隔操作闭锁功能；(4)实施操作同期及其他控制功能；
(5)对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；
(6)承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。2 数字化变电站自动化系统的结构 2.3 站控层
站控层的主要任务是：
(1)通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；
(2)按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心；
(3)接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；(4)具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；
(5)具有(或备有)站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功能；
(6)具有对间隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态，在线修改参数的功能；(7)具有(或备有)变电站故障自动分析和操作培训功能。谢谢！
第五篇：港炼变电站讲解词
港炼变电站讲解词
各位领导，大家好！我是港炼变电站***，欢迎各位领导莅临本站检查指导工作。
为了确保此次检查工作顺利进行，我现将检查过程中的注意事项向各位领导做一简要说明：
1、进入高压设备场区检查时，请各位领导穿戴合格的劳保，佩戴安全帽，并在本站值班人员的带领下方可进入。
2、进入高压设备场区或近距离手指设备时，请各位领导与带电设备保持一定的安全距离。110kV不得小于1.5米；35 kV不得小于1.0米；6kV不得小于0.7米。
3、进入室外高压设备场区时,请各位领导不要跨越警戒红线，不要手指触摸电气设备。
4、在检查过程中，各位领导请提前留意安全出口和应急逃生标识；如发生重大险情，请各位领导不要慌张，请听从我们值班长的统一指挥和处理。
最后，祝本次检查工作圆满成功。我代表本站全体职工再次欢迎各位领导莅临本站检查指导工作。请各位领导进站检查指导工作。
各位领导，这是我站员工结合我们自身的工作特点，提炼、总结的岗位价值观。鉴于变电运行工作的重要性和特殊性，我们认为全站人员只有做到：像塞尺一样严细认真、一丝不苟；像变压器风扇一样自动自发、主动工作；像变压器线圈一样各负其责、密切配合；像电容器一样不求功利、尽心奉献，才能确保本站安全、稳定、连续、经济、快速供电，才能切实体现我们每一名港炼值班员的岗位价值。
各位领导，请随我上二楼，上楼请小心。
各位领导，为使您对我站有个初步了解，我先给您们介绍一下我站的基本情况：我们港炼变电站于2007年10月15日投产运行，承担着整个大港石化公司的供电任务，现拥有110kV电源进线2条、35kV出线4条、6kV出线10条。我站110kV设备采用ABB公司生产的EXO-K型开关设备，35kV采用阿海珐公司生产的SW-G型开关设备，6kV采用ABB公司生产的VD系列开关设备，是目前大港油区范围内设备最先进、自动化程度最高的一座变电站。我站现有员工9人，投产以来，本站全体职工始终坚持“在岗一分钟、负责六十秒”，忠实履行“保电保油”的重要责任。截止目前，已实现安全运行1100多天，年供电量2.7亿KWH。2010年6月，我站被公司团委命名为“共青团变电站”。
各位领导，这是我们变电站全体员工的共同愿景： 确保“四个零”，即在工作中，确保做到安全零事故、行为零违章、设备零缺陷、管理零失误；
争创“三个优”，即通过全站人员的共同努力，力争获得电力公司“金牌变电站”、油田公司优秀“五型”班组和油田公司“青年文明号”光荣称号；
实现“一个目标”，即忠实履行“保电保油保民心”重大责任，确保变电站安全、稳定、连续、经济、快速供电目标的实现。
各位领导，左手边这块牌子是我站的站训。我站的每一名值班员，每一天都在站内重复做着监盘、抄表、设备巡视、倒闸操作、隐患排查、记录填写等“小事”，但我们深知自身岗位的重要性，也深知自身承担的重要责任，工作中稍有不慎，都有可能造成无法估量的损失。因此，我站将“小站、小事、小人物，保电、保油、大责任”作为我们的站训，时刻提醒每一名值班员，在日常工作中要严细认真地做好每一件小事，切实用实际行动忠实履行“保电保油保民心”的重大责任，确保变电站安全、可靠、连续、经济运行。
各位领导请看右边两侧立柱上“爱国、创业、求实、奉献”八个醒目的大字以及团徽，是我们值班员手工绘制上去的，它不但体现了员工的才艺，也体现了我站始终坚持用大庆精神、铁人精神感染、激励站内每一名成员，鼓舞大家立足本职岗位，弘扬“爱国、创业、求实、奉献”的石油精神，忠实履行“保电保油”的重大责任。
各位领导，这是我站的安全警示镜，每逢职工上班或倒闸操作前，都要先对着镜子看自己，劳保是否穿戴齐全了，是不是真正做到安全了，时刻提醒，保障安全。各位领导，请随我上楼，地滑请扶把手。这三幅是我站值班员工作情景的照片。
各位领导，左手侧这面墙是我站的劳模文化墙，每个立柱上都悬挂着从我们变电运行岗位走出来的劳模和先进的工作照片，他们中有天津市劳动模范李鹤岺、朱建政、刘英，有中石油劳动模范张义家，还有天津市“五一”劳动奖章获得者左兵。这些劳模和先进，时刻感染者我们、激励着我们、鞭策着我们。
各位领导，右手边是我站员工的工作准则。
“在岗一分钟，负责六十秒，十人如一人。”即：进入工作岗位后，不论是谁值班，都要时刻坚持严细认真，一丝不苟的工作作风，切实用高度负责的工作态度忠实履行“保电保油”的重大责任。
“蔑视一千天，重视一伸手，百次如一次。”即：每逢倒闸操作，值班员都要严格按照操作规程要求，严把倒闸操作“六关”，万分小心，慎之又慎，确保安全停送电。
“风霜雪雨是军情，电闪雷鸣是命令，千天如一天。”即：每逢遇有风霜雪雨等恶劣天气，通常都会造成电气设备故障。我站值班员多年来始终坚持把风霜雪雨当成军情，把电闪雷鸣当作命令，每逢遇有恶劣天气，都会高度警惕，加强设备特巡，及时发现处理故障，确保本站安全、稳定、连续、快速供电。各位领导，旁边是我站的责任分工及运行提示图。我们将站内全部设备及消防设施均分为三部分，由三个运行班分别负责，保证“班班有任务，人人扛责任”，有效提高了设备的日常管理水平。
这是我们的运行提示。每次交接班前，交班人都会将本班出现的可能影响安全运行的特殊情况及相关注意事项贴在上面，向接班人进行交底，保证工作延续性，确保安全可靠运行。
我站还在节假日、雨季、冬季等特殊时期及春检、秋检等重要阶段前，及时制定安全生产措施，组织隐患排查，全力确保安全运行。
各位领导，我站将每一名员工的生日都标注在温馨提示栏内，每当站内员工过生日，站内其他员工都会向他致以生日祝福，真真切切地让每一名员工都感受到“家”的温馨。
这是我们的班务公开栏，我站定期将员工出勤情况、工资奖金发放情况、班费收支情况、职工休疗养情况等予以公开，着力构建“和谐”小家。
各位领导，黄绿红是交流电ABC的三种颜色，我站员工通过实践赋予了它们更深的象征意义，这也是我们班站的“三色文化”。黄色象征着班组建设团结和谐；绿色象征着变电运行安全畅通；红色象征着工作生活热情如火。
各位领导，这是中石油劳动模范张义家，他也是我们分公司经理，他经常教育我们：变电站值班员首先要热爱自己的工作岗位，才能在工作中做到尽职尽责，才能保证安全供电。
这是天津市劳动模范李鹤岺，他也是我们分公司老领导，他常常教育我们：只有做到积极主动，不求私利，坚持把每一件简单的事情做好，把分内的工作干好，才能在平凡的岗位干出不平凡的业绩。
这是天津市劳动模范朱建政，曾任港东十一万变电站站长，现任公司安全环保科科长，他经常给我们灌输“安全源自细节，祸患积于忽微”的理念，告诫我们要时刻想安全，心中系安全。
这是天津市劳动模范刘英，曾任压气站变电站站长，现为我分公司副经理，从刘姐身上，我们学到了刻苦专研、学到了勤奋进取。
他们四位，是电力公司不同时期的劳动模范，从他们身上我们感受到的是一种精神的传承，我们为他们感到骄傲和自豪，同时我站每一名值班员也会在他们的感染和带动下，勤奋学习、努力工作，竭力保障安全供电。
各位领导，左边这面墙是我站的荣誉台，自投产以来，我站先后获得电力公司2008HSE先进班组、2009金牌变电站、2010年油田公司青年安全生产示范岗。。。等荣誉称号。这三间是我们值班员的休息室。
一进入休息室，看到一面面洁白的床单和摆放有序的柜子，每一面柜子上面张贴着每一位员工的格言和承诺，打开柜子，看到每位员工摆放整齐的物品，使我们感觉到美化变电站环境要从我们每一个人做起。
各位领导，这是我站值班员利用工余时间自己创作的字画和十字绣，包括墙上的彩绘都是我站员工自己画上去的。
各位领导，请随我来，这是我站的青年活动室，我们也是一室多用，既当会议室、培训室、安全宣教室，又当文体活动室和职工书屋。
这是我站安全宣传栏，这是我们的HSE评比台，我站制定了“安全之星”评比办法，每季度依据值班员在日常工作中倒闸操作情况、遵章守纪情况、参加安全活动及学习情况、发现处理隐患情况、提出安全合建情况等内容，综合评选出季度安全之星，到年底依据各季度评比情况选出安全之星，在给予一定物质奖励的同时，上报分公司参加公司先进生产者和HSE先进个人的评选，切实营造“学比赶超，争当安全之星”的良好氛围。这是我站的安全活动掠影，这是我们在进行安全经验分享的照片。这是我站的亲情寄语栏，我们将员工亲属照片配上浓情寄语贴在醒目位置, 让职工值班时时时能够目睹亲人的音容笑貌,重温亲人的叮咛话语。这是安全加油站和警钟长鸣专栏，我们定期将安全生产知识和相关事故案例贴在上面，供员工学习，切实提高值班员安全意识，提升安全素质。
各位领导，这是严谨细致的塞尺作风。塞尺又叫测微片，是用于检验间隙的一种测量器具。我们认为：在变电站的日常运行管理工作中，只有坚持像塞尺一样，时刻做到严细认真，一丝不苟，才能确保安全、稳定、连续、经济、快速供电。这是自动自发的风扇精神。变压器的风扇一遇到负荷增大或温度升高，它就会自动转起来。我们认为：在日常的学习和工作中，只有坚持像变压器风扇一样，做到积极主动，自觉加压，才能不断提高自己，提升变电站整体管理水平。这是团结和谐的线圈原则。变压器中有高、中、低压三个线圈，它们之间只有通过一定的接线组合，才能输出正确的电压等级。我们认为：在日常工作中，只有每个人都像变压器线圈一样，做到各负其责，密切配合，也能形成最大的合力，才能保证“保电保油”中心任务的圆满完成。这是无私奉献的电容品格。在电力系统中，电容器的作用是用于进行无功补偿，从而实现改善电能质量，最大化地发挥其它供电设备效能的目的。我们认为：我站每一名值班员，只有坚持像电容一样，做到主动工作，无私奉献，不求自己有功，只求集体立功，才能真正将“港炼”打造成为设备一流、技术一流、管理一流、服务一流的现代化变电站。各位领导，这是我站的学习园地，我站结合实际制定了青年岗位学习练兵制度。
在日常培训过程中，我们坚持使用培训四法：即全员培训法、激励促学法、典型带动法和以考代训法。
“全员培训法”就是由站长和技术员负责制定培训计划，每月组织全体值班员学习一次岗位业务和安全技能，同时要求值班员加强自学，坚持每日一题、每周一练，确保技术水平全面提高。
“激励促学法”就是将员工培训考核成绩、参加技术比武成绩与其个人利益紧密结合起来，凡是在公司技术比武中取得名次或在分公司考核中名列前茅的值班员，我们还将利用班费给予其一定物质奖励，同时将员工培训考核情况作为年终推选先进的重要指标，切实提升值班员学习的积极性。
“典型带动法”就是由我站技师和在公司技术比武中取得名次的值班员，为站内其他人员讲解专业知识、实际技能和学习方法。还定期邀请分公司技能专家、劳动模范进行现场授课，用先进典型带动值班员勤奋学习、刻苦专研。
“以考代训法”就是在做好定期集中培训和岗位自学相结合的基础上，在岗值班员坚持每天利用岗位应知应会答题卡互相提问，每班利用事故处理演练板考核实际倒闸操作和事故处理，每月由站长和技术员出题进行一次全员考核，半年组织参加一次分公司技术考核。通过经常性的考核，不断提升值班员学习积极性和技能水平。
各位领导，这是我们站长为了提高员工应急处理能力制作出的事故处理演练板。（进行讲述。。。）通过实际演练，我站员工技能水平有了较大幅度的提高，事故应急反应能力得到有效增强。
各位领导，我们结合本站实际，将公司编制的变电运行岗位应知应会试题库制成答题卡，值班员上班期间可以互相提问，共同学习。
各位领导，请随我到主控室，我们港炼变电站以主控室为核心，集数据自动采集、自动处理、实时监控、网络传输、生产数据共享的测、控、管于一体的现代化管理模式。下面由我为各位领导介绍一下主控室的情况：我站微机自动化系统采用的是南瑞9700系统，它是由站控层、通讯层、间隔层组成的，是目前电力系统采用的最先进的微机自动化系统之一。站控层是由我们的后台系统，调度端后台系统、总控单元、以太网等构成，它具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特点。接下来请各位领导随我到保护和测控室。
各位领导，我们港炼变电站微机保护采用是主变保护和自投保护集中组屏，线路保护就地安装的保护模式，可以大量的节省二次电缆，节省投资，也是目前广泛采用的保护构成。该保护和测控室是由主变保护、110KV、35 KV、6 KV备自投保护，进线保护，智能网关、故障录波装置、通信管理机、总控单元、测控装置、远程信息采集装置等组成，它是本站保护和控制、信息采集处理、远方通信、的核心。
各位领导，请随我到交直流室和消防控制室，该室是一室多用，它不但是为我站低压交流用电、各种设备所需的直流电源、事故应急电源、UPS电源等正常运行提供了有利保障，而且还是本站消防系统的控制中心。本站交直流系统采用的微机智能管理系统，具有各种运行参数在线监测，高频整流模块智能管理，交直流电源自动切换等优点。好，各位领导请随我到高压室。
各位领导，这扇门进入就是我站6KV高压室，请看高压室的门上、设备外壳上、墙上粘贴的一张张“站长安全提示”，它也是我们站安全文化建设内容之一，随处可见的安全提示标语，使我们每一位员工时时刻刻的融于在安全文化的氛围，潜移默化的接受安全洗礼，形成港炼变电站，站内人人将安全的良好局面。左手边，是我们站长结合本站设备精心制作的设备简介、设备巡回检查、设备操作流程，他能更好的为参观人员，实习人员提供与设备现场的面对面的学习。各位领导，本站6KV设备采用的是ABB公司生产的VD系列开关设备，他具有远方遥控操作、就地电动操作，就地手动操作、体积小、免维护等特点。好，各位领导请随我到110KV高压室。各位领导，我站有“两小”和“两大”，接下来请看第一小，就是我站110KV开关设备，他比同等规模的变电站110KV开关设备小上5-6倍。下面由我介绍一下我站110KV设备基本情况：本站110KV设备采用的是ABB公司生产的三相共箱式结构的EXO-K开关系列，它是目前大港油田首座采用GIS设备的变电站，它由七个间隔构成，具有占地面积小，可靠性高、免维护、无火灾爆炸危险等特点。
接下来请各位领导随我进入主变室，映入眼敛的是目前我们油区使用的容量最大，体积最大的室内变压器，它是由ABB公司生产，其具有散热面积大、全封闭、噪音小、免吊芯免维护的特点。它也是刚才跟领导说的 “两大”之一。下面请各位领导随我到35KV高压室。
各位领导，右手边是我站35KV开关设备，它也是目前油田使用的体积最小的开关设备，它是由阿海珐公司生产的SW-G型金属封闭式气体绝缘设备，它于本站110KV设备主要区别就是开关采用的灭弧介质不同，110KV开关采用的是SF6气体灭弧，而35KV设备采用的真空灭弧方式。它具有占地面积小，集成度高，免维护等特点。最后，请各位领导随我到电容器室。
各位领导，本站电容器组采用的是目前油田单台容量、体积最大的电容器，其单台容量达334kvar。本站电容器采用的是6KV集中补偿方式，它为调整系统电压和石化公司供电质量提供了良好保障。
激情和汗水铸就过去，实干和信心创造未来，在10年即将结束之际，我站的全体员工又将精心谋划的新一年的工作计划，如今，港炼人站在新的起点上，又开始了新征程。我们相信，在公司和分工司领导以及各职能部门的大力支持帮助下，我们的油田公司青年安全生产示范站建设将会迈上一个新台阶，我站的明天将会更辉煌！
好各位领导，今天我的讲解到此结束了，恳请各位领导留下您宝贵的建议，谢谢。
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