限上技改可研模板Word下载.docx

限上技改可研模板Word下载.docx

《限上技改可研模板Word下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《限上技改可研模板Word下载.docx（18页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

（三）主要技术方案

在6个供电公司和超高压分公司各扩充1台核心路由器，与省公司节点现有第2台核心路由器组成综合数据网核心层的另一个平面。

新建综合数据网核心层网络拓扑仍采用环型结构，各节点1000M互联，承载在河北电力通信干线10G传输网络上。

信息及其他各类业务分别接入到核心层的两台核心设备。

信息接入路由器增加千兆以太网光接口板。

（四）设备配置

本工程配置核心路由器7台，现有设备扩容CPOS卡3块、千兆以太网光接口板9块。

二、邢台地调EMS系统升级改造工程

（一）改造必要性

1．邢台地调EMS系统运行现状

邢台调度中心是邢台地区电网运行指挥中心，承担着组织邢台地区电网运行、指挥事故处理和事故恢复的重要任务，为保证地区电网安全稳定运行提供了有效、可靠的安全监视和控制功能。

邢台地调EMS自动化主站系统2001年投入运行。

该主站采用山东鲁能积成电子股份有限公司iES-500系统。

系统结构为Client/Server模式，采用双以太网、RISC技术计算机和Windows操作系统。

主要实现SCADA、PAS等功能。

2．邢台地调EMS系统目前存在主要问题

（1）主站硬件设备老化，多台服务器存储容量已满，维护成本较高。

随着系统网络负载、计算机CPU负载、变电站接入信号量的大量增加，现有硬件系统无法满足正常运行要求。

（2）系统运行时间较长，经过多次升级扩充，系统的稳定性和可靠性有所下降，在运行过程中多次造成服务器、前置机死机，影响系统的安全稳定运行。

（3）目前iES-500系统无法支持系统功能的进一步开发和升级，无法实现监测控制、调度计划等高级应用的整合。

ES-500系统使用Windows操作系统，安全性较脆弱，容易遭遇病毒、木马等袭击。

为适应邢台地区智能电网的发展要求，为提高主站系统硬件设备的运行可靠性，扩展主站系统软件的应用功能，有必要进行邢台地调新一代调度EMS系统（调控一体化）的建设，为邢台电网调度智能化提供技术支撑。

（二）改造规模

系统规模以满足设计水平年2015邢台电网规模要求为基准，并留有足够的扩充余地；

系统功能应满足《地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范》要求。

1．硬件配置方案

配置1套EMS能量管理系统。

配置前置、历史数据库等服务器10台；

配置调度员、自动化值班、维护等工作站共9台；

配置交换机14台；

配置防火墙2台；

配置正、反向隔离装置各1套；

配置磁盘阵列2台。

2．软件配置方案

实时监控与分析类应用软件主要实现实时监控与智能告警、网络分析、水电监测分析、调度员培训模拟、智能分析与辅助决策、辅助监测和运行分析与评价等功能。

3．其他配套工程

配置大屏幕及辅助显示系统，进行自动化机房装修，配置机房环境监测系统、安防及消防系统。

三、廉州500kV变电站综自系统改造工程

1．廉州500kV变电站运行现状

廉州500kV变电站2000年投运，目前运行2台750MVA主变；

500kV出线8回，采用一个半断路器接线。

220kV出线10回，双母线双分段接线。

35kV无功补偿设备8组。

廉州变采用的是深圳斯凯达后台计算机监测系统和CAEDSS-M分布式（交流采样）RTU设备，是河北南部500kV变电站第一批计算机监测系统，控制系统采用常规控制屏方式。

2．廉州500kV变电站存在主要问题

（1）廉州变监控系统设备运行时间年限较长，设备运行不可靠。

随着投运后变电站的多次扩建，监控系统信息量和网络规模日渐庞大，运行中RTU死机、数据不刷新等问题频繁出现，影响系统总体稳定性。

（2）廉州变部分500kV断路器（5021、5023、5033、5051、5053、5022、5032、5052断路器）、母线保护装置和220kV线路（廉龙Ⅰ线、廉韩I线、廉韩Ⅱ线）主要采用南瑞LFP系列、四方CSL系列、南自厂WBZ系列及上继RADSS系列保护。

上述保护装置均于2000年投行，运行年限较长，装置可靠性较差，且上述设备基本已经停产，备品备件购置困难。

为提高变电站安全稳定运行水平和设备健康水平，降低维护成本，进行廉州变综合自动化改造是必要的。

（二）改造规模及主要技术方案

1．变电站自动化系统

廉州变2007年扩建工程中已将监控后台系统更换（包括服务器、操作员站、远动机、公用网络设备），本期仅考虑更换部分间隔层设备和网络设备。

本期配置500kV第一串、第四串和第六串线路测控柜，配置2面主变测控柜，配置2面220kV线路测控柜和2面公用测控柜。

新增2面GPS对时扩展柜和3面PT电压转接屏。

2．系统继电保护及电气二次

本期更换8套500kV断路器保护装置，更换4套500kV母线保护装置，更换6套220kV线路保护装置，更换4套主变压器保护装置。

更换部分控制电缆，完善二次等电位地网。

四、齐齐哈尔超高压局集控中心建设工程

（一）工程建设必要性

目前齐齐哈尔超高压局管辖3座500kV变电站、1座串补站，在2015年前还将建设4座500kV变电站。

一方面由于地方经济欠发达，高素质值班运行人员匮乏。

另一方面，有人值班变电站运行方式需要较多值班运行人员。

采用大集控模式后，集控模式下受控变电站采用无人值班方式，可大大减少值班运行人员，而且可将优秀人员集中到集控中心，专门负责运行监视和停电倒闸操作，有利于提高电网应急水平和安全操作水平。

从值班运行岗位退下来的大批人员，可集中精力开展设备巡视和维护，这样细化了专业分工，提高了发现问题能力。

因此，建设集控中心有利于提高电网运行管理水平和人力资源的利用效率。

归齐齐哈尔超高压局运行管理的500kV乌兰浩特变电站完全是按无人值班变电站设计建设，计划于2011年建成投运。

为保证变电站投运后的安全稳定运行。

必须尽快建设齐齐哈尔超高局集控中心。

按照东北电网有限公司“十二五”规划，500kV变电站将由常规、分散多人值班模式，逐步向智能化、集中控制、无人值班模式转变。

目前，东北电网有限公司正在建设沈阳超高压局集控中心和长春超高压局集控中心。

综上所述，有必要实施齐齐哈尔超高压局集控中心建设工程，为电网的安全、经济运行提供更加有力的技术手段和保障，为建设智能化超高压局打下坚实基础。

齐齐哈尔超高压局集控中心设在500kV冯屯变，集控规模按照2011年前接入4座变电站，远期接入10座变电站设计。

本期集控中心建设包括：

集控中心生产控制系统、辅助生产管理系统、变电站二次设备集中控管系统、大屏幕系统、UPS系统等的建设；

集控中心场所及配套通信系统的改造；

冯屯变电站、冯屯串补站的视频和环境监控系统改造。

1．生产控制系统

集控中心配置1套集控中心监控系统，实现SCADA、AVC、顺序控制等基本功能及网络建模、状态估计、数据分层分流与责任处理、智能告警、安全模拟校验、故障信息分析与辅助决策、故障定位等高级应用功能。

集控中心配置1套保护信息管理子站系统，实现保护信息的采集。

2．辅助生产管理系统

集控中心配置1套辅助管控系统，实现变电一、二次设备在线监测、动力环境在线监测、辅助设备设施管理、视频监控、在线预警、三维变电站、智能巡检；

形成关联应用平台，提供可视化展示、专项监控定制、关联接口、综合预警、系统监视等功能。

3．变电站二次设备集中控管系统

集控中心配置1套变电站二次系统集中控管系统，实现对变电站内的计算机、网络交换机以及其他智能设备实施远程在线监测，获取详细的设备运行信息、自检信息，调阅人机画面，修改数据库、画面、报表，以及完成配置参数等维护工作。

4．大屏幕系统

冯屯变电站主控制室配置1套正投大屏幕系统，接入监控系统、视频监控系统等画面显示业务。

5．UPS系统

集控中心配置1套120KVA的UPS系统，采用双机配置，电池按整系统2小时放电时间考虑。

6．集控中心场所改造

对冯屯变电站的主控制室、通信机房进行改造，将现有培训教室做为集控中心自动化机房，按计算机机房标准进行装修。

7．配套通信系统改造

在齐齐哈尔超高压局和集控中心现有光通信设备上各增加1块2.5G光接口板和1块以太网板。

在集控中心配置2台调度程控交换机、1台综合数据网汇聚设备。

对现有动力环境监控系统及蓄电池组进行改造更换。

五、惠民110kV变电站整体改造工程

（一）项目现状

惠民110kV变电站投运于1976年，运行已超过30年，是惠民县城主要电源点。

该变电站现有主变容量2×

31.5MVA，110kV出线3回，35kV出线5回，10kV出线7回。

110kV、35kV、10kV均采用单母线分段接线。

该变电站为户外AIS变电站，110kV、35kV配电装置采用户外AIS设备，软母线中型布置，10kV配电装置采用户内固定式开关柜。

（二）改造必要性

1．满足负荷增长的需要

惠民县城北部电网以110kV惠民站、武圣站为主供电源，“十二五”期间无新建输变电工程。

惠民变2009年最大负荷45MW，容载比仅为1.4，低于导则要求。

根据负荷预测，“十二五”末惠民站最大负荷超过６5MW，现有变压器容量不能满足安全可靠供电的要求。

本期改造按2×

50MVA主变设计，以满足负荷发展的需要。

惠民县城今后将向北，沿火车站周边地区发展，该区域在惠民变的供电范围之内，2011年有多个35kV、10kV新增用户需接入该站，目前10kV高压室已无扩建空间。

2．设备状态不满足安全可靠运行的要求

惠民变站址目前为IV级污秽区，东侧新建一座商品砼搅拌站，粉尘污染严重，110kV、35kV户外设备爬电距离均不满足变电站污秽等级配置要求。

110kV、35kV隔离开关为上世纪70年代GW5型非防污产品，运行已超过30年，设备老化严重。

35kV断路器为2001年泰开产品，机构锈蚀磨损，操作困难，运行中经常出现拒分、拒合故障，烧线圈等故障。

二次设备、直流屏、通讯设备均为2001年产品，运行时间长，元件老化严重。

近年来，液晶屏黑屏、电源损坏、集成板经常故障导致装置死机，威胁电网安全运行，而且产品厂家已停产，无备品、备件，维护困难。

3．高压室及室外主要建构筑物老化破损严重

10kV高压室建筑物已不满足抗震要求（当时按6级抗震烈度建设，现为7级抗震设防烈度），墙体开裂，基础碱蚀，室内不具备扩建条件。

全站室外设备架构因老化砼杆暴筋，铁件锈蚀，强度降低，外部防腐加固已不能彻底解决问题。

4．110kV配电装置需采用户内GIS。

惠民变建筑物、架构和地面均需改造，如按现有户外AIS设备方式，需要全站停电，该站承担着惠民县城老城区及北部乡镇、油田的供电任务，不具备转移供电条件，采用户内GIS设备，可减少停电时间，降低粉尘污染对设备的影响。

综上所述，为满足系统要求，消除安全生产隐患，提高变电站的运行、检修安全水平，保证供电的安全性和可靠性，惠民变需全智能改造为户内GIS变电站。

（三）改造规模

在站区内进行整站综合改造。

主变规模远期及本期2×

50MVA；

110kV远期及本期均为3回；

35kV远期8回，本期6回；

10kV远期及本期均为16回。

每台主变配2×

4MVar电容器。

（四）主要技术方案

1．电气一次部分

改造后惠民变110kV、35kV、10kV均采用单母分段接线。

惠民变电站改造为无人值守半户内GIS变电站，参照山东省标准配送式变电站SD3方案，布置于35kV配电装置区东北角。

主变户外布置，110kV配电装置采用户内GIS设备布置，架空向南出线，35kV、10kV配电装置采用户内开关柜布置，电缆出线，原10kV开关柜继续使用。

电气设备采用国家电网公司通用设备。

2．电气二次部分

改造后按无人值班设计，配置相应的保护及附属设备，采用综合自动化。

本期更换2套110kV断路器保护装置，更换1套110kV母线保护装置，更换2套主变压器保护装置。

本期配置110kV线路测控柜，配置2面主变测控柜和2面公用测控柜。

新增1面GPS对时扩展柜和1面PT电压转接屏。

3．土建部分

本工程在原站围墙内改造，无新征用地。

本工程拆除原生产综合楼及户外构支架，新建综合配电楼。

站区场地竖向布置、场地标高均同前期工程，站址标高满足五十年一遇洪水位和最高内涝水位要求。

根据现有站区布置情况，新建配电综合楼布置在35kV配电装置区东北角，总建筑面积1419.84m2，采用框架结构，基础采用钢筋混凝土管桩。

4．过渡方案

生产综合楼选定在35kV配电装置区东北角。

拆除35kV#1、#2线及2个备用间隔，新建生产综合楼，其余设备仍带电运行。

待新变电站建成、双惠线改造完成之后，将双惠线接入新变电站，35kV、10kV线路负荷均可移入新变电站，再将惠武线以及惠唐线接入变电站，整个变电站的新老交替工作完成，全周期保证不停电。

（五）拆除设备处理

惠民变综合改造后，仍有再利用价值的拆除设备进行异地使用或作为备品备件保存，运行到年限、状况差的设备经技术鉴定后做报废处理，其中部分零部件作为备品备件。

1．主变大修后，1台用于110kV小营站，1台用于110kV城北站。

小营站、城北站原为郊区农网供电的变电站，主变容量原为16+25MVA，近年来供电区成为新建工业园区，负荷增长大，两站最大负荷均已超过30MVA，2008年利用城网资金，两站各更换了1台主变，容量50MVA，但剩余的25MVA主变已不能带全站负荷，用惠民2台主变替换。

2．6台110kV断路器中，3台用于110kV城北站，3台用于110kV市南站。

城北站、市南站为代管农网变电站，今后将上划直管，城北站主变进线和分段3台断路器为油断路器，市南站尚南线、南西线和分段3台断路器为国产SF6断路器（华仪），运行缺陷较多。

用惠民站合资SF6断路器（西门子）替换后，可提高设备运行可靠性。

3．16组110kV隔离开关中，有利用价值的4组（2组为西门子隔离开关。

2组为泰开隔离开关），其中3组用于220kV双庙站，用于替换110kV双惠线1、3、4隔离开关（现为1994年沈高产品），1组作为备品。

其余12组运行年数长，老化严重，报废处理。

4．18台110kV电流互感器、6台110kV电压互感器、6台110kV避雷器具备利用价值，暂无异地使用安排，作为备品保存。

5．7台35kV断路器不具备再利用价值，但尚能运行，可报废处理或调剂到农网使用。

6．19组35kV隔离开关运行年数长，老化严重，报废处理。

7．10kV电容器可用于110kV博兴站。

博兴站目前仅在10kVⅠ段母线安装1组电容器，Ⅱ段母线没有电容器，不满足分列运行补偿要求。

8．全站二次设备，包括综合自动化装置、线路保护、直流装置、交流屏、通讯设备、图像监控设备等已到运行年限，进行报废处理，其中部分板卡可作为备件使用。

六、临沂220kV变电站110kV配电装置改造工程

临沂220kV变电站位于临沂市兰山区，投运于1981年，已运行近30年，是临沂电网的枢纽变电站。

该变电站现有主变容量3×

150MVA，220kV出线6回，110kV出线9回，35kV出线5回。

220kV为双母线接线方式，110kV、35kV为双母线带旁路接线。

220kV采用户外GIS设备，110kV、35kV均采用户外AIS设备。

1．满足负荷发展的需要

根据负荷发展，110kV需扩建3回出线（分别至110kV临西工业园站、110kV兰亭站、110kV罗庄北站），站内出线间隔已满，站外为民房、厂房，已无扩建余地。

2．110kV户外建构筑物老化破损严重

110kV区设备构支架自投运以来一直未进行改造，现运行已近30年，水泥杆暴筋，锈蚀严重。

110kV区电缆沟损坏严重，汛期沟内严重积水，交直流电缆、报废电缆和运行电缆混杂，标志不清，无法清理，存在火灾隐患。

3．110kV设备状态不满足安全可靠运行的要求

临沂变处于e级重污秽区，周围有多家水泥厂、灰场，污染严重，站内设备外绝缘爬距不能满足变电站污秽等级配置要求，存在严重的污闪等安全隐患。

110kV目前有11台少油型断路器运行已接近20年，本体严重老化，机构箱锈蚀，密封不好，灭弧室、三角箱和主瓷套绝缘油互渗情况严重，无备品备件，维护检修困难，难以保证安全运行。

110kV隔离开关、电流互感器、电压互感器等一次设备多为1981年投运，运行已近30年，锈蚀严重，密封胶垫老化，存在卡涩、拉合不灵、雨季经常发生直流接地等缺陷，已无继续大修、改造的必要。

4．110kV配电装置需采用户内GIS。

临沂变处于e级重污秽区，采用户内GIS可减少停电时间，降低粉尘污染对设备的影响。

另外临沂变是临沂电网的枢纽变电站，是临沂市中心城区的主要电源之一，其供电负荷十分特殊和重要，采用户内GIS可避免全站停电，保证该区域重要负荷供电的可靠性。

110kV综上所述，为满足系统要求，消除安全生产隐患，提高变电站的运行、检修安全水平，保证供电的安全性和可靠性，临沂变110kV配电装置需改造为户内GIS。

110kV配电装置整体改造，改造后出线规模12回。

改造后临沂变110kV侧采用双母线接线，将原110kV配电装置整体改造为户内GIS设备布置，布置于原主控制室的位置。

2．土建部分

新建1座110kV配电装置室，拆除原有110kV配电装置构支架及基础。

110kV配电室为单层框架结构，建筑面积477m2，基础采用钢筋混凝土独立基础，地基采用天然地基。

3．过渡方案

新建的110kV高压室建在原主控室的位置上，占用#2主变110kV、35kV侧出线走廊，改造期间，#2主变须停电，#1主变和#3主变110kV侧并列运行，带110kV区各路出线；

#1主变单独带35kV区各路出线，可以保证110kV区、35kV区正常运行。

新的110kV高压室及新上设备安装完成后，将#2主变接入新设备，再将110kV区各路出线及#1、#3主变依次接入新上设备送电。

临沂变综合改造后，仍有再利用价值的拆除设备进行异地使用或作为备品备件保存，运行到年限、状况差的设备经技术鉴定后做报废处理，其中部分零部件作为备品备件。

1．拆除设备中14台断路器有3台西门子产3AP1FG断路器异地使用220kV相公站，其余的11台上海华通开关厂产SW4-110型断路器报废。

2．拆除的110kV隔离开关均为GW5-110型，除留10台投运时间较短的刀闸作为备件外，其余的全部按报废处理。

3．拆除的110kV电流互感器有9台山东彼岸电力科技公司生产的LVQHB-110W2型，异地使用于110kV册山站；

其他有33台分别为南京电瓷厂和牡丹江互感器厂产品，型号为LB2-110、LCWD2-110，全部按报废处理。

4．拆除的110kV电压互感器9台为南京电瓷厂产品，型号为JCC-110，全部按报废处理；

2台为江苏精科互感器有限公司生产，型号为JDQXF-110W2，异地使用于110kV汤庄。

七、辽阳变电站500kV断路器更换工程

辽阳地区电网处于辽宁省电力系统的中心位置，是联结辽西、辽中电网的枢纽，东面与本溪电网相连，北面与沈阳电网连接，西面与锦州电网相邻，南面与鞍山电网相连，辽阳电网供电总面积约为4731平方公里。

2009年底，辽阳地区拥有500kV变电站1座，即辽阳变电站，投运于1984年，担负着辽阳市和鞍山市区的供电任务及辽西和北部电力向辽南转送供电的任务，是辽宁电网中重要的枢纽变电站之一。

辽阳变电站主变容量为3×

750MVA，500kV出线7回，采用双母线双分段带旁路接线，即董辽甲乙线、沙辽甲乙线、辽鞍甲乙线和徐辽线，设有1组母联兼旁路断路器、1组母联断路器、1组旁路断路器和2组母线分段断路器。

500kV1号母联、徐辽线断路器均为法国ALSTOM公司产品，型号FX32（DL），1984年投运，为三柱三断口结构，液压操作机构，额定电流3150A，额定短路开断电流50kA，外绝缘爬电比距19mm/kV。

计划更换辽阳变1号母联、徐辽线断路器，原因如下：

1．设备自身存在影响安全运行的问题

辽阳变电站500kV1号母联、徐辽线断路器已运行26年，多次切、合短路电流，灭弧室内部触头烧损情况难以判断，且现场不具备灭弧室解体条件。

投运至今未进行过大修，油管路本体及密封件和本体密封件老化，存在SF6气体漏气、渗油等缺陷，机构箱内二次元件严重老化、损坏，近期多次发生液压管路爆裂。

高压管路密封胶圈已使用多年，胶圈已失去弹性，无备品可以更换，经常出现因胶圈老化而造成的设备泄压、打压频繁等现象。

多项核心指标不满足《国家电网公司断路器设备评价导则》要求，依据《SF6断路器设备评价导则》A.2.1液压机构评价标准，设备属于异常状态。

上述两组断路器采用三柱三断口式结构，在密封胶圈老化的情况下极易出现机构拒动，当单相任一断口拒动时可导致其它断口开断容量剧增，当发生短路故障时，存在灭弧室爆炸隐患。

2．为满足设备外绝缘爬电比距要求

辽阳变属Ⅲ级污秽等级地区，徐辽线、1号母联断路器外绝缘爬距不满足变电站污秽等级配置要求。

3．为满足低温环境要求

辽阳变冬季最低气温可达到零下35℃左右，造成SF6气体液化，原瓷柱式结构无法采取加装防低温液化加热装置，为保证设备可靠安全运行，本次将瓷柱式断路器更换为罐式断路器。

拆除500kV1号母联、徐辽线2组断路器、6台电流互感器，更换为2组罐式断路器，相应引线、连接金具、设备接地等。

1．电气一次部分

2009年冬大方式下，辽阳变500kV母线单相短路电流为44.21kA。

2011年相同运行方式下，辽阳变500kV母线单相短路电流约为44.67kA。

接近1号母联、徐辽线断路器额定短路开断电流值。

2022年500kV短路电流约为50.67kA，2030年500