110kv变电站安装合同范文-盘古文库

110kv变电站安装合同范文

来源：盘古文库

作者：开心麻花

2025-09-19

110kv变电站安装合同范文第1篇

1 提高110k V变电站电气安装工程的质量必须与提高施工企业整体管理水平结合起来

工程质量是施工企业管理这个系统工程的一部份, 一个管理混乱的施工企业, 绝不可能有较高的工程质最。工程分项一次验收优良率得到快速提高。其原因在于他们推行全面质量管理, 企业的管理机构和质量信息网络, 在这些工作基础上质量才取得了成效。当前要进一步提高电气安装工程质量, 必须在推行全面质量管理的基础上, 通过贯彻GB/T19000-IS09000系列标准, 使企业整体管理水平有更大提高。

2 提高110k V变电站电气安装工程的质量必须确定科学的工程质量目标

为了提高ll0k V变电站电气安装工程的质量, 必须使一切施工活动紧紧围绕确立的工程质量目标, 以前我们总认为确立质量目标总是以分部工程及单位工程一次验收优良率作为指标再加上一次投运成功的要求作为质量目标的内容, 这样构成的质量目标不利于从本质上提高工程质量。按照IS0840286对质量的定义:质量是反映产品或服务满足明确或隐含需要能力的特征和特性的总和, 由此看来, 光从一次投运成功和一次验收优良率确立质量目标仅满足了明确需要能力的特征和特性, 质量目标的内容必须加上尽最大努力为生产运行提供安全和可靠性, 以满足隐含需要能力的特征和特性, 只有对110k V变电站电气安装工程确立了高标准的。科学的质量目标, 才能促进其质量大幅度的提高。

3 提高110k V变电站电气安装工程的质景必须合理选定工程的质量体系要素, 建立质量体系

把工程质量的提高作为系统目的, 选择适当的质量体系要素其实就是解决提高工程质量必须抓什么的问题, 通常采用的方法较为零散, 如按工程情况优化劳动组合, 形成专业化施工, 工作前先学技术规范和质量标准, 进行岗前培训, 组织质量加强班。但是不系统。这些抓提高工程质量的方法, 本身就体现出质量不高。因此, 我们要通过GB/TI-9000系列标准的学习, 对于110k V变电站电气安装工程, 提高工程质量必须结合企业实际情况。通过分析质量环节的各个阶段确定质量体系要素, 构成这类工程质量管理体系, 从而形成这类工程的质量管理模式。

质量环可分为8个阶段:即 (1) 设计; (2) 材料设备; (3) 土建工程接口; (4) 电气施工组织设计; (5) 安装施工; (6) 调试; (7) 启动运行; (8) 回访消缺。根据这个质量环规定各项插动之间的接口控制。在施工准备阶段, 对设计环节, 要认识到施工质量的形成往往是从设计环节开始的, 施工单位要控制工程质量就必须认真参加设计方案制订及图纸会审。材料要求认真检查验收。土建工程和电气安装工程一般都是分开由不同的专业队伍承担。因此对电气安装工程的质量环应有土建工程接EI这个阶段, 要检验土建工程中设备的基础预埋等内容是否符合设计规范。按全面质量管理的办法把好各工序质量关。工程的实际使用阶段即启动试运行和回访消缺, 这是实际考验工程质量的过程。按照上述8个阶段的质量环分析和C B/T I-9 0 0 0标准的要求:我认为提高110k V变电站电气安装工程的质量体系要素可确定如下。

(1) 质量管理职责要素, 根据110k V变电站电气安装工程这种特定的工程类别, 建立层次清楚的质量组织机构、网络、明确参加工程的各级人员在质量系统中的地位和职能及质量活动中的相互关系, 明确责任。

(2) 人员要素 (基础性要素) , 质量体系的任何一个环节都同人的活动有关, 人是驾驶质量体系运行的司机, 包括全员质量意识的建立, 培训教育, 优化劳动组合等。

(3) 质量目标要素, 提出科学的工程质量目标, 使工程中一切质量活动都围绕这一要素展开。

(4) 质量文件要素通过质量文件把国家质量政策、企业的质量方针、目标质量标准溶解到具体的质量责任制, 质量管理点、质量活动、质量信息质量评审等工作环节中, 以保证有关人员对工作的理解达到一致严格执行。

(5) 质量控制要素。包括为达到质量要求所采取的作业技术和活动, 使之处在系统的监控过程。

(6) 质量管理点要素, 可以是某一个班组或某一道工序, 带有特殊性且对整个工程的质量有影响, 作为抓质量的着手点。

(7) 质量信息要素, 要有完善的质量信息系统及时收集, 传递、处理与工程质量有关的信息。

(8) 测量和试验设备的控制要素, 110k V变电站电气安装工程中使用的检验, 测量试验设备对于证实工程质量是否符合要求起着决定性作用, 对其标准, 维护和控制是必不可少的质量要素。

(9) 采购质量要素, 不论是供方提供的设备主材或白购的辅材均须规定其验证。贮存和保养程序, 严格执行。

(10) 质量审核要素, 确定工程的质量活动及其有关结果是否达到预定目标或符合计划安排。

(11) 质量环要素, 通过质量环分析影响质量的各个环节, 消除由于内部或外部的原躅对实理匪量目标的影响。

质量要素的选择和完善程要副于质量体系构成的功能有直接的影响, 本人认为对于110k V变电站电气安装工程, 依照上述规定的11个质量要素加以展开, 所形成的质量体系的功能, 完全能够使工程满足明确或隐含需要能力的特征和特性的要求。

4 提高110k V变电站电气安装工程的质量, 还需采取各种有力的保证措施

质量体系的有效运转可保证工程质量, 然而促使质量体系的有效运转还需采取各种有力的保证措施。这些保证措施可以是政治的、行政的、经济的、技术的等等, 采用严厉的行政措施对质量的好坏进行奖罚, 依靠技术进步推动质量的提高等等。

5 输电线路的勘测施工

对专业的测绘队伍而言, 线路测量实际就是断面测量是一个原理比较简单的工作, 但是在工作中我们也需要注意一些问题:首先, 110k V输电线路测量不像渠道、公路等这类线状测量精度要求高, 只要将转角的角度, 杆塔桩之间的距离和高差测准, 那么就能很好地完成任务。输电线路的勘测是整个工程的首要关键点, 方案的合理性对线路的经济、技术指标和施工、运行条件起到主要作用。为了做到既合理的编短路径长度、降低线路投资又保证线路安全可靠、运行方便, 所以线路勘测工作是对设计人员业务水平、和责任心的综合考验。因此, 要严格对其质量进行控制。所以, 平距高差和转角这些关键的数据测绘时一定要注意, 不能测错或记错, 测绘时需要严格按照测绘的操作程序和记录程序, 要有检核条件。测绘人员不但要掌握测绘知识, 也要能掌握一定的输电线路设计、地质等方面的知识。最后, 测绘人员要能及时地和设计人员沟通, 要能了解设计意图, 以提高测绘的精度及效率。

6 输电线路架线工程施工

在110k V输电线路施工中, 常常遇到跨越各种障碍物的跨越架线施工。架线施工的首先应该注意的是施工的安全性。确保运行中线路以及施工中线路的工作人员、器材、设备的安全, 另外要考虑到架线施工的经济性, 必须考虑包括运输成本、材料成本、安装费用、协调费用等要在可接受的范围内。因电力线路跨越的障碍物种类繁多, 有各种电力线路、通讯线、公路、铁路、房屋等, 且跨越点复杂给跨越架线施工带来较大的安全隐患。为加快施工进度, 减轻工作人员的劳动负荷, 确保工程施工任务的顺利完成, 常常使用架线施工。架线施工从展放方法来讲, 分为拖地展放、张力展放。

7 输电线路杆塔工程施工

杆塔埋入地下的部分称为杆塔基础。因此, 严格按设计要求进行基础施工, 保证基础施工质量是非常重要的。河边的杆塔基础, 当有冲刷可能时, 还应按设计要求采取防护措施。相关的施工规定, 必须结合架空线路部件之间故障顺序, 直线塔基础故障应后于直线塔故障, 故要求基础的安全因数应是铁塔安全因数的1.2倍, 以保证杆塔在运行中不发生下沉或在外力作用时不发生倾倒和变形。下面结合具体的部位进行说明。

7.1 基础工程的优化

高压输电线路的基础即杆塔埋人地下的部分。基础优化对于减少基面开挖, 保护环境尤为重要。基础施工质量的好坏, 对高压输电线路的安全运行关系极大。因此, 如何加强电力基础工程的质量控制应引起我们的高度重视。远距离大容量的输电方式, 大规模的输电线路工程建设, 使线路走廊杆塔基础的开挖量不断增加, 这不仅破坏了塔位原有的天然植被, 而且使原稳定土体受到扰动。为配合杆塔高低脚的使用, 塔位降基应考虑基础保护范围内将基础降为同一作业面, 保护范围的高差采用深埋主柱, 这样降基可大幅度减小, 而且杆塔高程相应地提高了。

7.2 塔脚的优化

施工过程中, 应考虑在杆塔位于陡峭山顶控制铁塔的正侧面根开, 减少施工基面挖方量。

如果地形坡度较大, 此时, 塔的长短脚已用到最大高差就不能平衡地面高差, 这样的情况一般的方法是采用长脚对应基础主柱升高的办法来平衡过多的高差, 万一不能满足要求, 可做特殊基础, 或者对短脚所在基面适当挖方。

7.3 环状排水沟

为防止上山坡侧汇水面的雨水、山洪及其他地表水对基面的冲刷影响, 保证有通畅良好的基面排水时工程质量保证的一个关键。如果塔位有坡度, 除塔位位于面包形山顶或山脊外, 均需在塔位上坡侧距挖方坡顶水平距离≥3m处, 依山势设置环状排水沟, 以拦截和排除周围山坡汇水面内的地表水, 有利于基面挖方边坡及基础保护范围外临空面的土体稳定。

7.4 基面处理

施工作业后要及时进行基面处理, 消除安全隐患。一般情况下基面土石方的开挖会使原稳定土体受到扰动, 而且, 挖方弃土堆积在基面边坡上会增加了边坡附加压力, 在雨水侵蚀下, 容易产生塌方和滑坡。

7.5 排水沟护壁

为了避免排水直接冲刷塔位基面, 工程竣工前排水沟都要求采取护壁措施, 应根据路径塔位附近的地质情况区别对待, 当土质含沙量较高、无粘性, 或表层为强风化岩石时, 需用预制素混凝土块或就地取材用片石浆砌进行护壁。当地质为硬塑及以上状态的粘性土、植被较好的塔位排水沟, 可采用植被护壁。

7.6 对少数风化和冲刷特别严重的塔位, 整个基面表层全部作护面

护面宜在线路施工后期进行, 以防止施工中塔材、零部件及机具等打、砸、压坏护面。有岩石剥落或风化物坍塌时, 往往需用水泥砂浆或细石混凝土护面。在做护面前, 基面表层的泥土、杂物须清除干净, 护面应依基面排水坡度作为斜面, 以利基面排水。

8 结语

110k V输电线路施工是一项技术含量较高, 劳动强度较大, 时效性要求很高的野外工作, 而且受天气、环境、地理状况等的影响较大, 因此, 在施工中注意安全, 抓好施工质量, 发现问题及时解决;各级部门要认真负责, 加强全面质量管理, 提高质量意识, 确保工程质量。

摘要：随着国民经济实力的增强, 我国的高压输电线路逐渐呈现呈现距离长, 容量大的特点, 本文探讨了110kV输电线路工程施工中安装的质量控制和应该注意的问题, 并通过对输电线路基础工程部分关键问题的分析, 探讨了相应的措施和方法。

110kv变电站安装合同范文第2篇

1、所址选择、负荷分级

2、选择变电所主变台数、容量和类型;

3、补偿装置的选择及其容量的选择;

4、设计电气主接线，选出数个主接线方案进行技术经济比较，确定一个较佳方案;

5、进行短路电流计算;

6、选择和校验所需的电气设备;设计和校验母线系统;

7、变电所防雷保护设计;

8、进行继电保护规划设计;

9、绘制变电所电气主接线图，变电所电气总平面布置图，110kV高压配电装置断面图(进线或出线)。

二、110kV变电站设计二次部分

一、系统继电保护

1、110kV线路保护

每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置,负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的三段相间和接地距离及四段零序方向过流保护。

每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km短线路、宜配置一套纵联保护。

三相一次重合闸随线路保护装置配置。组屏：宜两回线路保护装置组一面屏(柜)。如110kV采用测控、保护共同组屏(柜)方式， 1个电气单元组一面屏(柜)。

2、110kV母线保护

双母线接线应配置一套母差保护;单母线分段接线可配置一套母差保护。

组屏：独立组一面屏。

3、110kV母联(分段)断路器保护

母联(分段)按断路器配置一套完整、独立的，具备自投自退功能的母联(分段)充电保护装置和一个三相操作箱。

要求充电保护装置采用微机型，应具有两段相过流和一段零序过流。

4、备用电源自动投入装置配置原则

根据主接线方式要求，母联(分段、桥)断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。

组屏： 110kV断路器保护、备用电源自动投切均为独立装置，两套装置组一面屏。

5、故障录波器配置原则

对于重要的110kV变电站，其线路、母联(分段)及主变压器可配置一套故障录波器。

组屏：组一面屏。

6、保护及故障录波信息管理子站系统

110kV变电站配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及故障信息管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。

二、调度自动化

7、远动系统设备配置

应配置相应的远动通信设备及测控单元等设备，其中远动通信设备按单套配置，并优先采用专用装置、无硬盘型，采用专用操作系统，远动与计算机监控系统合用测控单元。组屏：与监控系统统一组屏。

8、电能量计量系统

变电站内设置一套电能量计量系统子站设备，包括电能计量装置、电能量远方终端(或终端服务器)等。贸易结算用电能计量点配置主/副电能表，考核用电能计量点可按单电能表配置;电能表应为电子式多功能电能表. 组屏：按照每面柜布置9只计量表组屏，电能量计量终端或终端服务器布置在其中一面屏中或单独组屏。

9、调度数据网接入原则

根据电网情况，可配置1套调度数据网接入设备。变电站宜一点就近接入相关的电力调度数据网。

三、系统及站内通信

10、光纤通信

光纤通信电路的设计，应结合各地市公司通信网规划建设方案进行。系统通信在只有一路光纤通道的情况下，宜配置一路电力线载波通道备用;在没有光纤通道的情况下，可配置两路电力线载波通道。新建110kV变电站可根据需求及通道条件配置1套数据通信网接入设备，

11、站内通信

220kV变电站不开设通信用电力载波通道;当保护只有一路独立光纤通道时，宜可配置一路保护专用高频通道。一般不设置调度程控交换机。

可根据需求配置一套综合数据网设备。

信系统不设独立的视频监控和环境监控。

12、通信电源系统

一般变电站的通信电源系统按2套高频开关电源、1组蓄电池组或1套高频开关电源、1组蓄电池组考虑，也可采用2套独立的DC/DC转换装置。重要的变电站按2套高频开关电源、2组蓄电池组考虑

四、计算机监控系统

变电站计算机监控系统的设备配置和功能要求按无人值班设计。

13、计算机监控系统设备配置

监控系统应宜采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备等构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。包括站控层设备、网络设备、间隔层设备

14、测控装置组屏除35(10)kV测控保护一体化装置就地布置在35(10)kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、

110、220kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室;每3～4个电气单元组一面屏。

15、其他功能特点

宜采用监控系统实现小电流选线功能。 AVQC功能宜由监控系统实现。

监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层I/O测

控设备采用直流供电。

16、系统网络结构

变电站宜采用单网结构，站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。

17、系统软件

主机兼操作员工作站应可采用安全的UNIX、LINUX或经过软件加固的WINDOWS等安全性较高的操作系统。

18、组屏

主机兼操作员站、打印机设备一般不组屏，相应配置计算机工作台;远动通信设备、智能型公用接口设备、网络交换机等设备组1面屏。除35(10)kV测控保护一体化装置就地布置在35(10)kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、110kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室;每3～4个电气单元组一面屏。

五、元件保护及自动装置

19、主变压器保护配置原则

主变压器微机保护应按主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组，变压器应配置独立的非电量保护。当高压侧为内桥接线时，要求各侧电流互感器分别引入差动保护装置。

组屏：每台主变压器组一面屏。 20、自动装置

35kV(10kV)小电流接地选线一般由监控系统实现。

根据系统要求配置微机型低频减载装置，35kV(10kV)线路一般采用一体化装置中的自动低频减载功能，也可独立设置。组屏：低频减载组一面屏。

六、直流及UPS电源系统

配置单套蓄电池装置，可组柜安装，一般不设直流分屏。

不停电电源系统：一般容量较小馈线较少，可以与其他设备组屏。

七、其他二次系统

21、全站时间同步系统配置原则

全站设置1套统一的时间同步GPS系统，双时钟冗余配置。另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。时间同步系统宜输出IRIG-B(DC)时码、1PPS 、1PPM或时间报文。

110kV变电站配置一套交流不停电电源系统(UPS)。可采用主机冗余配置方式，也可采用模块化N+1冗余配置。

22、二次系统安全防护

二次系统的安全防护应遵循电监会5号令《电力二次系统安全防护规定》及电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的有关要求。

23、图像监视及安全警卫系统

在110kV变电站内设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。

24、火灾自动报警系统

110kV变电站应设置一套火灾自动报警系统。

25、二次设备的布置

110kV变电站二次设备的布置一般采用集中布置方式。站内不设通信机房，在主控楼内集中设置二次设备室。若变电站规模较大，采用户外敞开式布置或户内GIS方案，对应站内不同的设备布置情况，也可采用设就地继电器小室或按电压等级下放到GIS设备旁的分散布置方式。

应按工程最终规模规划并布置二次设备，备用屏(柜)位不少于总屏(柜)位的10～15%。

26、电压互感器二次参数选择

110kV及以下电压的双母线接线，宜在主母线三相上装设电压互感器。当需要监视和检测线路侧有无电压时，可在出线侧的一相上装设电压互感器。

宜设置专用的电压互感器二次绕组。电压互感器一般设剩余有保护用剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压用。

计量采用独立的电压互感器二次绕组，准确级的准确级，最低要求宜选0.2级;测量与保护I共用一个二次绕组，准确级宜选用电压互感器的准确级，最低要求选0.5(3P)级;;保护II采用独立的电压互感器二次绕组电压互感器的，准确级，为宜选3P和或6P;保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为6P。

根据工程情况，对220kV、110kV母线电压互感器，也可取消电压互感器剩余电压绕组。电压互感器配置四个主二次绕组。计量、测量、保护I、保护II分别采用各自独立的二次绕组，准确级分别为0.2/0.5/3P/3P(6P)。

25、电流互感器二次参数选择

220kV、110kV系统可按三相配置;35kV、10kV系统，依具体要求可按两相或三相配置;

每套保护(包括线路、主变及母线保护)宜使用专用的二次绕组。准确级：变压器主回路、220 kV及以上线路宜采用5P级，其他回路可采用10P级。

测量、计量一般应分别使用各自专用的二次绕组。准确级：一般为0.5、0.2级，供特殊用途的为0.5S、0.2S级，在满足准确级条件下，也可共用一个二次绕组。

故障录波装置可与保护共用一个二次绕组，也可单独使用一个二次绕组。准确级：5P级或10P级。

新建变电站，二次额定电流宜选1A，二次负荷一般为10～15VA(当二次额定电流为5A时，二次负荷一般为40～50VA)。

八、直流及UPS电源总结：

1、变电站二次系统设计的技术原则，包括：系统继电保护、元件保护、计算机监控系统、电力调度数据网接入设备、二次系统安全防护设备，站内通信系统、变电站操作直流电源、交流不停电电源、图像监控系统等二次系统的技术要求和设备配置要求。

2、二次设备组屏方案和各个屏柜的功能配置。按照统一的配置原则和技术要求，根据变电站接线形式、一次设备类型，制定二次设备的典型组屏方案和各屏柜的功能配置，统一变电站二次设备的组屏方案、屏柜尺寸、形式、名称、标识及颜色等。

3、二次系统设备的技术规范，根据变电站二次系统典型设计配置原则和技术要求、各种典型二次设备组屏方案和各屏柜的功能配置，编制了96项二次设备的技术条件书，统一了二次系统及各屏柜的技术规范。

4、规范系统继电保护及元件保护的配置原则、通道组织原则和设备组屏原则。

5、规范计算机监控系统的配置原则和方案，包括整体网络结构，站控层软件、硬件配置，间隔层设备配置及组屏原则，站控层与间隔层通信所采用的技术和标准，监控系统与继电保护、保护故障信息管理子站以及站内其他智能装置的通信接口形式和技术要求等

6、规范变电站电气二次接线，包括防误闭锁实现方式，二次屏柜的供电方式，操作箱控制回路接线以及断路器、隔离开关机构箱控制回路接线等。

7、规范专业间配合的技术要求，包括系统继电保护对电流互感器、电压互感器变比、绕组数量、容量及精度的配置要求;系统继电保护对断路器跳闸线圈、操作电源的配置要求;保护对通信通道的要求、保护光电转换接口对通信电源的要求等。

8、规范保护和故障录波信息管理子站系统的配置原则及实施方案，包括：子站系统的构成、功能定位、数据采集方式，与监控系统的接口方式、子站信息传输方式等。

9、规范二次系统各类接口要求，包括：继电保护装置与计算机监控系统的接口及通信要求;继电保护装置、故障录波装置以及双端故障测距装置对时精度和接口要求。

10、规范站内通信设备的配置原则和方案，包括：通信蓄电池配置原则、通信机房布置、光缆引接方式、通信机柜尺寸等。

11、规范时间同步系统、图像监视系统的配置原则和方案。

110kv变电站安装合同范文第3篇

第一章总则

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

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

第二条 XX公司设有地区调度所以下简称区调。

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

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

第二章公司电力调度管理的任务

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

(一)使整个供电系统安全、稳定地运行，保证供电可靠性。

(二)使供电系统的供电质量符合规定标准。

(三)合理安排系统方式，使整个系统在最经济方式下运行。

1 第八条电力调度员的职责：

(一)负责供电系统的调度管理，保证供电系统安全、优质、经济运行。

(二)负责编制调度范围内设备的检修计划和批准这些设备进行检修。

(三)负责指挥调度范围内设备的倒闸操作。

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

(五)编制和执行供电系统的运行方式。

(六)配合区调监视和调整电网的电压，负责供电系统的无功电压监督管理。

(七)负责对管辖的继电保护装置、安全自动装置的运行管理。

第三章调度管理制度

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

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

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

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

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

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

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

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

第四章调度范围的划分

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

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

第十八条继电保护和自动装置的调度管理，原则上对应一次设备的划分范围。

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

第五章设备检修的调度管理

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

第二十一条

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

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

4 电范围、主要工作内容、接令人及联系办法，当有其它要求时应一并提出。

第二十三条一次设备接线变动后可能使相位改变时，必须经过核相,核相正确后才允许投入运行。

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

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

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

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

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

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

第三十条凡按规定办理的检修申请，调度应予以受理，并按规

5 定时间批复。

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

第六章附则

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

110kv变电站安装合同范文第4篇

根据河南省电力公司《关于开展基建标准化深化应用工作的通知》(基〔2010〕46号)及国家电网公司《输变电工程施工现场安全通病及防治措施》(2010年版)、《监理项目部标准化管理手册》要求，公司质安部与电网工程二部共同对许昌110 kV横山变电站、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站、周口110kV变电站工程进行了安全标准化检查，现将检查结果通报如下：

许昌110 kV横山变电站对现场进行了检查、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站工程对现场及监理项目部资料部分进行了检查、周口110kV变电站工程对监理项目部资料进行了检查(11月上旬对现场进行了安全检查)。

总体看法，110kV工程的施工现场及监理项目部资料较220kV董庄变电站工程现场及资料差。与监理项目部标准化工作手册要求，差距就更大一些了。本次检查220kV董庄变电站工程现场安全文明施工情况按照国网公司的要求做的比较到位。其它工程现场较乱，文明施工较差。

存在的问题，主要表现在有的工程监理项目部自身应编制的安全管理资料不完整、不齐全。如有的项目部未编制监理项目部应急预案、危险源辨识及预控措施;编制的安全监理工作方案(安全监理实施细则)、应急预案、安全监理管理制度未按国网公司要求的格式、制度名细等的要求编写;安全旁站与国网公司安全旁站的项目要求差距过大;安全检查签证有些项目什么也都未做、有些做了也不符合国网公司的要求;方案或作业指导书编、审、批不规范;业主、监理、施工项目部安全、质量目标不一致;数码照片分类不规范、整理不及时、拍摄质量不符合要求等。

一、许昌110 kV横山变电站工程

1、现场存在问题：

1.1 一个开关接两个用电设备;接地缠绕及接地连接不牢固;

1.2 孔洞无盖板;

1.3 梯子使用不规范;(梯子的最高两档不得站人)

1.4 消防器材不防冻。

二、漯河220kV董庄变电站工程

1、资料存在问题

1.1安全强制性条文实施细则未编制;(也可与质量强制性条文实施细则统一编制)

1.2 无安全检查签证记录。(至少目前应有施工用电检查签证、工程项目开工两个安全检查签证)

2、现场存在问题

2.1保护零线重复接地接地体过小;(电力安全工作规程规定接地体直径应为Ф16mm园钢，截面积应大于190mm)

2三、信阳110kV滨湖变电站工程

1、资料存在问题 1.1安全监理实施细则编制人未签字;应急预案无编制人、审核人及批准人签字;

1.2无安全旁站工作计划;

1.3强制性条文执行缺少安全部分施工单位编制的计划表及记录表;

2、现场存在问题

2.1接地体过小;接零不规范(缠绕);

2.2脚手架无剪刀撑;斜道栏杆搭设不规范;

三、扶沟110kV变电站工程

1、资料存在问题 1.1未编制应急预案; 1.2安全旁站记录不齐全;

1.3强制性条文检查表填写不规范。

110kv变电站安装合同范文第5篇

2.4.1 发电机参数 (一)工程建设规模

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

(二)设计范围

1)本典型设计范围包括变电所内下列部分:

a)电力变压器及各级电压配电装置,所用电系

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

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

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

3)设计分界点

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

b)进所道路设计以变电所大门为界,大门外不属本典型设计范围。

(三) 设计条件

2.4.1 发电机参数

1)所址自然条件



环境温度: -10℃~40℃最热月平均最高温度: 35℃

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

污秽等级: II级

设计所址高程: >频率为2%洪水位

凡所址自然条件较以上条件恶劣时,工程设计应作调整。 2)系统条件

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

(四)主要技术经济指标

2.4.1 发电机参数

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

所区围墙内占地面积:7695.96m 所区围墙内建筑面积: 560m

2 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÷ÒªÉè±¸Ñ¡Ôñ

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¡£ÎªÏû³ýÐ³ÕñÓ°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)ÏµÍ³¼Ìµç±£»¤ºÍ°²È«ÎÈ¶¨¿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) 110kVÏßÂ±£»¤

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) 110kVÄ¸Ïß±£»¤

110kV²à³õÆÚÖ»ÓÐ2»Ø³öÏß,ÔÝ²»¿¼ÂÇ°ÉèÄ¸Ïß±£»¤£»ÖÕÆÚ4»Ø110kV³öÏß£¬µ¥Ä¸ÏßÖ¶Î½ÓÏß£¬°´¹æ³Ì¹æ¶¨°ÉèÒ»Ì110kVÄ¸Ïß±£»¤¡£

(九)系统通信

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

(Ê®)微机监控装置

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



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

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

(十一)土建部分

地基和抗震

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

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

三、B方案

(一)工程建设规模

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

(一)工程建设规模

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

设计范围及设计条件与A方案相同。

(三) 主要技术经济指标

1)投资: 方案一方案二静态投资: 1194.5 万元 1204.81 万元静态单位投资: 379 元/kVA 382 元/kVA 动态投资: 1222.03 万元 1232.57 万元静态单位投资: 388 元/kVA 391 元/kVA

2)占地面积

方案一

方

案二

所区围墙内占地面积:

5618.3m

25961.06m2 所区围墙内建筑面积:

454.3m2

主控制楼面积: