110kv变电站试验报告
根据工作的内容与性质，报告划分为不同的写作格式，加上报告的内容较多，很多人不知道怎么写报告。以下是小编整理的关于《110kv变电站试验报告》，仅供参考，大家一起来看看吧。
第一篇：110kv变电站试验报告
110KV变电站电气试验项目
电气试验目录
一、主变试验
1、电力变压器试验
A、绕组直流电阻测量 B、变比测试误差测量 C、介质损失角测量
D、一分钟直流泄漏测量 E、短路阻抗测量 F、低电压空载
2、电力变压器有载分接开关试验
A、电力变压器有载分接开关切换试验
3、变压器电容式套管试验
A、绝缘电阻 B、介质损试验
4、电力变压器交流耐压试验
A、外施耐压试验
B、耐压后绝缘电阻测量
二、站用变试验
1、绝缘电阻及吸收比、极化指数测量
2、变压比误差及联结组别测量
3、绕组直流电阻测量
4、低电压空载及短路试验
5、绕组及套管的工频耐压试验
三、SF6断路器试验
1、绝缘电阻及耐压试验
2、导电回路接触电阻测试
3、操作线圈及其动作电压测试
4、机械特性时间测试
5、微水测试及密封性试验
四、35KV断路器试验
1、绝缘电阻
2、导电回路电阻、耐压
3、分合闸时间、同期测量
4、动作电压
五、110KV主变电流互感器试验
1、绝缘电阻
2、变比测试
3、二次线圈直流电阻
4、极性检查
5、励磁特性试验
6、耐压
六、110KV干式电流互感器试验
1、绝缘电阻测量及工频耐压试验
2、极性检查
3、电流比检查及二次直阻测量
4、励磁特性
5、一次直流电阻测量
七、35KV电流互感器试验
1、绝缘电阻
2、电流比检查及二次直阻测量
3、极性及一次直流电阻测量
4、励磁特性试验
5、耐压
6、局部放电测试
八、零序流变试验
1、绝缘电阻
2、电流比检查及二次直阻测量
3、极性及一次直流电阻测量
4、励磁特性试验
5、耐压
九、电磁式电压互感器试验
1、绝缘电阻、介损及交流耐压试验
2、直流电阻测量
3、极性检查
4、变比检查
5、励磁特性及空载损耗试验
十、35KV母线压变试验
1、绝缘电阻
2、一次、二次绕组直流电阻、局放
3、变比误差
4、励磁特性及空载损耗
5、工频交流耐压 十
一、氧化锌避雷器试验
1、GIS A、绝缘电阻测量
B、交、直流泄漏电流及参考电压测量 C、放电计数器及漏电电流表检查
2、其余的
A、绝缘电阻测量
B、直流参考电压、泄漏电流及交流参考电压测试 C、持续运行电压下全电流计阻性电流测试 D、避雷器监测器测试
十二、高压隔离开关试验
1、绝缘电阻
2、导电回路电阻
十三、接地电阻测试及导通试验 十
四、GIS回路电阻测试试验 十
五、GIS微水测试试验 十
六、GIS密度继电器校验 十
七、电容器试验
1、铭牌及安装位置
2、试验日期及电气情况
3、电容量及绝缘电阻测量
十八、干式电抗器试验
1、铭牌及主要技术参数
2、试验日期及天气情况
3、支柱绝缘子绝缘电阻测量及工频耐压试验
4、绕组电流电阻及电感测量
十九、电力电缆实验报告
1、绝缘电阻测量及耐压试验
2、两端相位一致、与电网相位一致
二
十、温度表校验 二十
一、交流耐压试验
1、110KV GIS交流耐压试验
A、绝缘电阻 B、交流电压
2、母线设备试验
A、绝缘电阻测量及工频耐压试验
3、35KV开关室母排交流耐压试验
A、绝缘电阻 B、交流耐压
C、两端相位一致、与电网相位一致
二十二、变压器油化报告
1、1#主变有载调压
2、2#主变有载调压
3、1#主变本体
4、2#主变本体
5、1#主变本体耐压前试验
6、2#主变本体耐压前试验
7、5T 油罐 新油
8、15T 油罐 新油
二十三、绝缘工具试验 二十
四、角比差试验
二十五、电流互感器10%误差试验
第二篇：110kV创业园变电站扩建工程质量评估报告
JZLB15变电站工程质量评估报告
110kV创业园变电站扩建工程
质量评估报告
江苏宏源电力建设监理有限公司 110kV创业园变电站扩建工程监理项目部
2013年3月
批准：
编写：
目次
1 工程概况………………………………………………………………………………………………
2 质量评估范围…………………………………………………………………………………………… 3 质量评估依据……………………………………………………………………………………………
4 施工过程质量控制综述…………………………………………………………………………………
5 工程质量监理控制概述………………………………………………………………………………… 6 检验批、分项、分部工程和单位工程质量核查情况………………………………………………………
7 工程质量评估结论………………………………………………………………………………………
一、工程概况
110kV创业园变电站位于栖霞区迈皋桥创业园内。该园区大力发展以汽车、印刷、钢铁、配载为主体的物流综合体，辅以相应产业研发中心，打造南京主城区内集“技、工、贸”为一体的综合园区。经过多年的发展，迈皋桥创业园现已成为栖霞地区重要的经济增长点。目前，该区域主要由110kV创业园变(1×50MVA) 提供电源，截至2011年5月，该站的负载率达到50%。随着2010年南京市政府将园区边的燕子矶新城定为重点建设的“十大功能板块”之一，并将“四大保障性住房”之一的丁家庄地块项目(建筑面积168万平米)落户于该园区，目前创业园变的剩余供电容量已显得捉襟见肘。同时，该园区企业大部分都有双电源要求，且燕子矶新城规划标准高，亦需双电源的支撑，因此，为进一步提高该区域的供电可靠性，满足快速增长的负荷需求，急需扩建110kV创业园变电站。 工程建设规模
变电站站远景3×50MVA主变压器，一期已建设1台50MVA主变，本期建设1台50MVA主变;110kV进出线远景4回，一期1回，本期1回;10kV出线远景36回，一期建设12回，本期建设12回;远景每台主变需配置的无功总容量为1组2Mvar和1组4Mvar并联电容器，本期安装2#主变，配置1组2Mvar和1组4Mvar并联电容器。
创业园变电站110kV出线远景有110kV进出线共计4回，本期1回。本期线路自110kV燕徐线19#铁塔T接1回电缆至创业园变，路径描述如下：新建线路利用一期《110kV创业园变电站进线电缆工程》已建电缆通道敷设，沿寅春路北侧走线，至南京榕江包装实业发展有限公司附近，转西南进入创业园变电站(新建电缆路径长度约为0.56公里)
建设管理单位：南京供电公司 设计单位：南京电力工程设计有限公司 监理单位：江苏省宏源电力建设监理有限公司 施工单位： (电气) 南京华博电力安装公司
(线路)南京华博电力安装公司 运行单位：南京供电公司
2、质量评估范围
监理合同所确定的工程监理范围内工程质量
3、质量评估依据
工程建设相关的法律、法规及项目批审文件
建设工程项目相关的标准、规范
设计文件、设计图纸等技术资料
建设工程相关的合同文件及工程过程文件
4、施工过程质量控制综述
监理项目部四控制、二管理、一协调的监理要求，认真、严格执行事前控制，事中检查，事后把关的工作程序。
工程一开始，我们就如何“创精品，争一流，做贡献”这一主题思想，与施工单位一起围绕如何在“创精品”上下功夫。同施工单位共同探讨施工方案、技术措施，明确各分部工程质量目标和工艺标准，为此现场监理部督促施工单位质量体系须保持正常运转。
工程开工前监理部认真执行审查开工前必须的资料：施工单位的施工组织设计、主要施工措施、施工质量验评范围划分、特殊作业人员的资质、测量仪器的报验单等资料，组织了图纸交底，确保整个工程能顺利的开工。
施工过程中，监理部认真执行过程检验、见证、巡视、旁站工作，对设备质量情况跟踪监控，现场监理部与施工单位一起上下班，实行平行监理。对质量的关键工序严格把关，使工程质量、安全得到有效控制
5、工程质量监控控制概述
1、事前控制：
工程项目开工前，我监理项目部依据监理合同所规定的监理范围和本工程的具体特点，认真编制了工程项目《监理规划》，编制了各专业的《监理实施细则》、《强条监督检查计划》、《质量通病防治监理控制措施》、《电气安装旁站监理方案》等监理文件。现场监理人员严格安装《监理规划》、《监理实施细则》等相关要求，认真履行自己的工作职责。依据规范、标准和设计意图及反措要求，认真审查了施工单位的施工组织设计、单位(分部)工程的施工技术措施(作业指导书)，审核工程用仪表、仪器的计量校验报告及落实情况，审核特殊工种作业人员上岗证。针对本工程工期紧，任务重的实际情况，精心审核施工单位的进度计划，建议在进行交叉作业的同时，保证人员及设备的安全，保证合理的工序时间，从而保证本工程的建设质量。
2、过程控制：
监理项目部按照国网公司达标投产标准，省市供电公司对创业园变电站扩建工程“力求精品”的质量目标，在紧张的设备安装过程中，对工程质量进行严格的过程控制。要求监理项目部人员按照国网公司颁布《关于应用<国家电网公司输变电工程施工工艺示范>光盘的通知》，学习与落实，以提高监理人员的质量管理意识，规范与强化监理行为。
3、主要控制工程如下：
施工过程中，监理部认真检查施工单位在施工组织设计、主要施工措施、国家强制性标准条文的执行计划等文件中相关质量保证措施的落实情况，按照监理规划要求严格控制原材料、构配件、半成品等的进场审查工作，有效控制了不合格产品进入现场，确保了现场安装材料和设备质量情况跟踪监控，特别是把好设备开箱校验关，严格做好开箱检查和确认记录，监理全过程跟踪监督。
现场监理部与施工单位一起上下班，实行平行监理。对关键工序、隐蔽过程的质量严格把关。电气安装之前，项目监理部编制了本工程电气监理实施细则和旁站监理方案，现场监理严格按照《监理实施细则》和《旁站监理方案》履行自己的工作职责，确保电气安装质量得到有效控制。并召开3次工程协调会及专项会议，协调相关事宜。要求施工单位严格按国网公司提出的“三强化、三提升”标准，提高工程施工质量。
6、检验批、分项、分部工程和单位工程质量核查情况
电气为6个单位工程，全部优良，优良率100%。16个分部工程，45个分项工程，全部合格，合格绿100%。检查电气隐蔽工程验收记录8项，全部合格。
线路为2个单位工程，全部优良，优良率100%。8个分部工程，10个分项工程，全部合格，合格率100%。检查隐蔽工程验收记录4项，全部合格。
7、工程质量评估结论
江苏宏源电力建设监理公司110kV创业园变电站扩建工程,监理项目部结合设备安装情况、电气试验调整情况、工程预验收及竣工验收情况，根据电气安装结束抽检结果，对110kV创业园变电站扩建工程电气安装质量进行了评估，认为施工单位的施工、安装记录齐全，试验报告完整，试验数据真实、正确。工程符合国家现行规范的质量要求。
监理公司评估质量等级：优良。
第三篇：连城新泉110kV变电站工程监理质量评估报告
福建闽能咨询有限公司
JZLB15 变电站工程质量评估报告
连城新泉110kV变电站工程
质 量 评 估 报 告
福建闽能咨询有限公司 (加盖监理公司公章)
2013年2月
1 福建闽能咨询有限公司
批准：审核：编写：
年 月 日
年 月 日
2013年 02月24日
2
陈文方 福建闽能咨询有限公司
目
次
1 工程概况 ······················································································································· 1 2 质量评估范围 ··············································································································· 5 3 质量评估依据 ··············································································································· 5 4 施工过程质量控制综述 ······························································································· 6 5 工程质量监理控制概述 ······························································································· 7 6 检验批、分项、分部工程和单位工程质量核查情况 ··············································· 9 7 工程质量评估结论 ····································································································· 10
3 福建闽能咨询有限公司
连城新泉110kV变电站工程
质量评估报告
一、工程概况：
1、工程规模：
连城110kV新泉变电站位于连城县新泉镇新泉村，工程建设规模：
1、主变规模 远景3×40MVA，本期1×40MVA。
2、出线规模及接入系统方案 110kV：远景3回，分别为220kV塘厦变、庙前变、朋口变各1回，预留1回;本期3回，分别为220kV塘厦变、庙前变、朋口变各1回。 35kV：远景 6 回，分别为庙前线、冶炼线、朋口线、新工线、莒溪线、新联线各1回;本期建设3回，分别为庙前线、冶炼线、莒溪线各1回。 10kV：远景24回;本期8回。
3、无功补偿 10kV电容器容量：远景6×4.0Mvar，本期2×4.0Mvar。
4、接地装置 35kV采用消弧线圈接地，远景按1套设置，本期预留位置。10kV采用消弧线圈接地，远景按3套设置，本期预留位置。
连城110kV新泉变电站工程为新建变电站;工程地点在连城县新泉镇;工程按最终规模一次征地，围墙内占地4244平方米，站址总占地面积5003.84平方米。
变电站站区总平面布置呈三列式布置，按电压等级分成四块配电装置区域，110千伏配电装置布置在站区的西侧，主变布置在站区的中部，10千伏户内配电装置及综合楼位于站区的东侧，35千伏户内配电装置楼位于配电装置综合楼二层。
2、工程形象进度：本工程上部土建于2012年6月15日正式开工，电气安装(调试)工程于2012年12月8日开工，2013年1月30日竣工，2013年2月27日启动试运行。
3、监理工作目标 3.1工期目标：
(1)确保工程按合同约定日期开工。 (2)确保工程里程碑各节点计划的实现。 (3)确保工程按合同约定日期竣工。
(4)工程协调及时率100%，责任落实率100%，问题关闭率100%。
3.2质量目标：土建工程分项工程合格率100%，分部工程合格率100%，单位工程
4 福建闽能咨询有限公司
优良率100%，观感得分率≥95%，确保零缺陷移交;电气安装(调试)工程调试合格率100%，分项工程合格率100%;分部工程优良率100%;单位工程优良率100%。
4、参建单位：
法人单位：福建省电力有限公司
建设单位：福建省电力有限公司龙岩电业局 监理单位：福建闽能咨询有限公司 设计单位：龙岩千秋电力设计有限公司 施工单位：龙岩亿力电力工程有限公司 生产单位：福建省连城县供电有限公司
二、质量评估范围
【编写说明】监理合同所确定的工程监理范围内工程质量。
三、质量评估依据
《建设工程监理规范》
《建筑工程施工质量验收统一标准》
《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB 50150-2006 《电力设备交接和预防性试验规程》 Q/FJG10029.2-2004) 《电气装置安装工程质量检验及评定规程》(2002 版) 《电力建设工程质量监督检查大纲》(2005版)
《福建省输变电建设工程阶段性质量监督检查大纲》(2008 版) 《国家电网公司输变电优质工程考核项目及评分标准库(2011版)》
《国家电网公司工程建设质量管理规定(试行)》 国家电网基建„2011‟1759 号 《110kV-1000kV 变电(换流)站土建工程施工质量验收及评定规程》(Q/GDW183-2008)
《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》(国家电网科[2009]642号、Q/GDW248-2008)
《福建省电力有限公司送变电工程质量检验与验收管理办法(2012年版)》的通知(闽电基建[2012]235号)
5 福建闽能咨询有限公司
《国家电网公司输变电工程施工工艺标准库》2011年版
《福建省电力有限公司 110～500kV 变电站“两型一化” 实施细则(2010年版)》 《国家电网公司输变电工程质量通病防治工作要求及技术措施》(基建质量[2010]19号)
福建省电力有限公司输变电建设项目文件归档要求与档案整理规范(闽电总规„2010‟108 号)
《国家电网公司输变电优质工程评选办法》2012年版 本工程设计文件(包括设计变更单)设备技术资料等 工程设计交底文件及施工图会审纪要 工程监理合同及施工合同文件
四、施工过程质量控制综述
经监理项目部审核：施工单位资质、项目经理资格与承包的工程项目相符;施工项目部质量管理机构健全，施工人员配备合理，满足工程施工和质量管理工作的需要;工程质量方针明确，质量目标细划分解正确，并已按目标落实;强制性条文执行计划完成合理，并已按计划落实执行到位，质量通病防治措施得当，工程质量通病防治效果良好。施工单位对监理工程师通知单提出的问题及要求，已及时落实整改，并实行闭环管理。各专业施工方案、作业指导书、标准工艺文件交底记录完整、齐全，交底双方签字规范、齐全，施工过程严格执行施工方案。各项施工技术管理制度健全，并实施有效;计量管理制度完善，管理工作有效;工程质量验收评定项目划分表编制内容及审批手续齐全，验评范围准确;见证取样制度完善，取样记录齐全;工程无违法分包、转包工程项目的行为。
在施工过程中，施工项目部按规范及设计要求完成本工程施工任务，认真做好自身质量管理，积极配合监理项目部、业主项目部进行工程质量管理;监理项目部始终坚持“质量第一”的原则，落实监理项目部人员职责，严格按监理合同、规程规范、设计文件及相关质量管理文件要求进行工程质量监督管理。
五、工程质量监理控制概述
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在连城新泉110kV变电站工程建设监理工作中，监理部贯彻“科学、公正、诚信”的原则，坚持质量标准，以设计图纸及规范为依据，与各参建各方共同讨论，提前策划，始终把质量控制与管理作为监理工作的重中之重，并贯穿于工程建设的全过程。重点抓好事前控制，并加强与事中控制与事后控制相结合，制定相应的控制措施，有效的促进工程质量的提高。
1、注重事前控制 (1)加强监理部自身建设：
连城新泉110kV变电站工程项目监理部于2012年4月成立。根据现场的施工进展情况，监理部及时调整安排相关专业，明确各级监理人员的监理工作职责，配备有丰富现场经验的监理人员进驻现场，并配备相应的设备及测量器具。
1)具体人员配备情况如下：
总监理工程师陈文方，土建监理工程师李松、林春、电气监理工程师买书坤、，监理员刘常忠，安全监理工程师卢军，造价监理工程师叶素。
2)监理部设备配备如下：
计算机 1台 打印机 1台 数码相机 3部 经纬仪 1架 水平仪 1架 回弹仪 1台 测厚仪 1台 磁性线锤 1个 望远镜 1个 靠尺 1把 楔形塞尺 1把 游标卡尺 1把 钢卷尺 4把 工具车 1辆 (2)、编制监理工作依据性文件：
依据监理合同、工程设计文件及工程建设目标目标，监理项目部精心编制了工程《连城新泉110kV变电站工程监理规划》《连城新泉110kV变电站工程创优监理实施细则》、《连城新泉110kV变电站工程专业监理实施细则》、《连城新泉110kV变电站工程强制性条文监督检查计划》、《连城新泉110kV变电站工程质量通病防治措施》、《连城新泉110kV变电站工程监理项目部工作制度》等各项质量控制指导性文件，明确了
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监理工作内容、行为主体、验收标准及工作要求，严格进行安全质量控制策划。
(3)、认真审查报审资料：
本工程开工前，监理项目部认真审查了《项目管理规划(施工组织设计)》、《创优施工实施细则》、《工程项目验评划分表》、工程质量管理体系、管理人员及特殊工种人员上岗证、进场机械及测量计量器具设备检验情况及配置数量等施工管理和技术文件，对不符合之处提出了监理意见，及时要求施工单位补充完善，符合有关规定和工程实际要求及需要，对工程测量、定位放线等进行现场复核，符合规范要求。
(4)、严把原材料、构配件进场质量关：
监理部重视对施工中使用的钢筋、水泥、砂、石、 下水道等土建材料原进场检查，绝缘瓷瓶、导线、绝缘子、SF6气体、变压器油等电气材料、除外观检查外，还对质量证明文件、出厂合格证、试验报告等进行认真的审核。材料进场后，要求现场抽检并按现场物资管理制度保管、发放，监理随机检查抽检报告及台帐。同时检查方式单位抽样送检的试验单位资质，抽样时监理师均按照规范要求见证取样并同随同送检。本工程共审查主要材料、构配件及设备供货商和检测单位的资质65份，试品试件见证取样29份，经审查结果合格。
2、严格事中控制
(1)、落实隐蔽工程检查、签证制度
监理部严格按规定进行施工过程中的各项隐蔽工序的检查，凡是随施工进程而隐蔽的工序，都需经过监理隐蔽工程验收合格后方能进行下道工序施工。本阶段共形成隐蔽工程验收记录68份
(2)、重要部位、重要工序监理全过程旁站监督并填写旁站记录，一般部位、一般工序进行平行检验并填写记录。本工程共形成旁站记录18份，平行检验168份。
(3)、要求施工单位做好基础混凝土的养护工作，同时要注意对成品的保护。本工程共形成养护记录14份
(4)、本工程对一次电气设备交接试验项目共13大项，58小项。共形成试验报告71份，报告结果合格。
(5)、工程强制性条文、质量通病防治的贯彻落实
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项目监理部针对本工程特点，编制《强制性条文监督检查计划》、《质量通病防治控制措施》，督促施工单位制定切合工程及自身实际情况的贯彻实施办法和自检计划，检查中发现的问题督促施工单位认真整改，及时闭环。
(6)、督促标准工艺应用
针对《国家电网公司输变电工程施工工艺标准库》，督促施工单位大力推广应用标准工艺，本工程土建标准工艺应用71项，电气安装工程标准工艺应用46项，标准工艺应用率达到100%。
3、加强事后控制
本工程未发生质量事故，监理项目部在施工过程对施工过程中可能出现的质量问题，及时与业主、施工单位、设计单位进行洽商，提出可行性建议，避免质量问题的发生。对已经出现的质量问题，监理项目部及时寻找原因，分清责任主体，经过与相关单位共同协商，及时处理，防止质量问题扩大化，使工程施工质量始终处于受控状态。
六、检验批、分项、分部工程和单位工程质量核查情况
连城新泉110kV变电站工程严格按照国网基建质量2008-75号《110kV-1000kV变电(换流)站土建工程施工质量验收及评定统一表式》及国家电网公司《电气装置安装工程质量检验及评定规程》进行工程项目质量验评划分，单位工程、分部工程、分项工程等验评划分符合要求。监理项目部按照国家、行业现行施工质量验收规范和国网公司优质工程验收标准，依据本工程质量验评划分表，在本工程所有检验批、分项、分部及单位工程的实体、工程资料、安全及使用功能等施工单位自检合格的前提下进行监理验收，发现问题及时整改，确保工程质量达到优质工程标准。
1、土建工程质量验收及评定：
土建工程共划分为7个单位工程，5个子单位工程;29个分部工程，71个子分部工程，225个分项工程。均评定为合格。
检验批质量验收情况：监理部经过程监理巡视、旁站、见证取样、平行检验等，质量验收记录完整，主控项目和一般项目的质量检验合格，检验批质量验收合格。
分项工程质量验收情况：分项工程所含的检验批验收合格，工程实体质量合格，
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所含的检验批的质量验收记录应完整，分项工程质量验收合格。
分部(子分部)工程质量验收情况：分部(子分部)工程经施工单位自检合格，报监理项目验收，所含分项工程的质量验收合格，质量控制资料应完整，地基与基础、主体结构、建筑装饰装修、建筑电气等分部工程安全及使用功能抽样检验结果符合有关规定，观感质量验收符合要求。
单位工程质量验收情况：单位工程所含分部工程质量验收合格，质量控制资料完整、齐全，分部工程安全及使用功能和抽样检验结果符合规定，观感质量验收得分率95%以上。
2、电气安装(调试)工程质量验收及评定：
电气安装(调试)工程共划分为9个单位工程，36个分部工程，95个分项工程。均评定为合格。
分项工程质量验收情况：分项工程所含的检验批验收合格，工程实体质量合格，所含的检验批的质量验收记录应完整，分项工程质量验收合格。
分部(子分部)工程质量验收情况：分部(子分部)工程经施工单位自检合格，质量等级评定合格，报监理项目部验收，经监理部验收，所含分项工程的质量验收合格，质量等级评定合格，质量控制资料应完整，设备安装分部工程安全及使用功能抽样检验结果符合规定，观感质量验收符合要求。
单位工程质量验收情况：单位工程所含分部工程质量验收合格，质量控制资料完整、齐全，分部工程安全及使用功能和抽样检验结果符合规定，观感质量验收得分率95%以上。
七、工程质量评估结论
本工程单位工程质量的核查评估工作均在施工项目部自行检查评定合格的基础上进行，施工项目部及时向监理项目部提交《工程竣工报验单》，总监理工程师收到工程竣工报验单后，组织专业监理工程师对工程质量严格进行检查、初检，并且对施工项目部报送的竣工资料认真进行核查，对工程实物和资料上存在的问题，提出限期整改要求、并通过整改复查，严格进行工程质量检查与核验程序。单位工程优良率100%，分部工程、分项工程检验批等合格率100%，质量保证资料完整齐全、观感质
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量验收合格率95%以上，工程安全、重要使用功能满足要求，工程整体质量达到国网公司优质工程标准要求。
在省公司领导的高度重视及亲自领导下，本工程建设单位、施工单位、监理单位、设计单位的共同努力，工程从2012年6月15日施工开始至2013年1月30日竣工验收，至2013年2月27日具备启动试运行条件，启动投产，历时8个月，圆满完成了业主交付的连城新泉110kV变电站工程的监理任务。最后感谢业主、设计单位、施工单位、设备厂家的支持与配合，我们将向各单位学习，认真总结工作中的经验和教训，再接再厉，为电力事业做出新的贡献。
福建闽能咨询有限公司
连城新泉110kV变电站工程监理项目部
2013年1月24日
第四篇：110kv变电站安全距离110kv变电站设计规范
110kv变电站安全距离
国家《电磁辐射管理办法》规定100千伏以上为电磁强辐射工程，第二十条规定：在集中使用大型电磁辐射设备或高频设备的周围，按环境保护和城市规划要求，在规划限制区内不得修建居民住房、幼儿园等敏感建筑。
不过，据环保部门介绍，我国目前对设备与建筑物之间的距离有一定要求。比如一般10KV—35KV变电站，要求正面距居民住宅12米以上，侧面8米以上;35KV以上变电站的建设，要求正面距居民住宅15米以上，侧面12米以上;箱式变电站距居民住宅5米以上。
北京市规划委(2004规意字0638号)110千伏的地下高压变电站工程项目，明确要求距离不得少于300米。
35～110KV变电站设计规范 第一章 总则
第1.0.1条 为使变电所的设计认真执行国家的有关技术经济政策，符合安全可靠、技术先进和经济合理的要求，制订本规范。
第1.0.2条 本规范适用于电压为35～110kV，单台变压器容量为5000kVA及以上新建变电所的设计。
第1.0.3条 变电所的设计应根据工程的5～10年发展规划进行，做到远、近期结合，以近期为主，正确处理近期建设与远期发展的关系，适当考虑扩建的可能。
第1.0.4条 变电所的设计，必须从全局出发，统筹兼顾，按照负荷性质、用电容量、工程特点和地区供电条件，结合国情合理地确定设计方案。 第1.0.5条 变电所的设计，必须坚持节约用地的原则。
第1.0.6条 变电所设计除应执行本规范外，尚应符合现行的国家有关标准和规范的规定。 第二章 所址选择和所区布置
第2.0.1条 变电所所址的选择，应根据下列要求，综合考虑确定：
一、靠近负荷中心;
二、节约用地，不占或少占耕地及经济效益高的土地;
三、与城乡或工矿企业规划相协调，便于架空和电缆线路的引入和引出;
四、交通运输方便;
五、周围环境宜无明显污秽，如空气污秽时，所址宜设在受污源影响最小处;
六、具有适宜的地质、地形和地貌条件(例如避开断层、滑坡、塌陷区、溶洞地带、山区风口和有危岩或易发生滚石的场所)，所址宜避免选在有重要文物或开采后对变电所有影响的矿藏地点，否则应征得有关部门的同意;
七、所址标高宜在50年一遇高水位之上，否则，所区应有可靠的防洪措施或与地区(工业企业)的防洪标准相一致，但仍应高于内涝水位;
八、应考虑职工生活上的方便及水源条件;
九、应考虑变电所与周围环境、邻近设施的相互影响。 第2.0.2条 变电所的总平面布置应紧凑合理。
第2.0.3条 变电所宜设置不低于2.2m高的实体围墙。城网变电所、工业企业变电所围墙的高度及形式，应与周围环境相协调。
第2.0.4条 变电所内为满足消防要求的主要道路宽度，应为3.5m。主要设备运输道路的宽度可根据运输要求确定，并应具备回车条件。 第2.0.5条 变电所的场地设计坡度，应根据设备布置、土质条件、排水方式和道路纵坡确定，宜为0.5%～2%，最小不应小于0.3%，局部最大坡度不宜大于6%，平行于母线方向的坡度，应满足电气及结构布置的要求。当利用路边明沟排水时，道路及明沟的纵向坡度最小不宜小于0.5%，局部困难地段不应小于0.3%;最大不宜大于3%，局部困难地段不应大于6%。电缆沟及其他类似沟道的沟底纵坡，不宜小于0.5%。
第2.0.6条 变电所内的建筑物标高、基础埋深、路基和管线埋深，应相互配合;建筑物内地面标高，宜高出屋外地面0.3m;屋外电缆沟壁，宜高出地面0.1m。
第2.0.7条 各种地下管线之间和地下管线与建筑物、构筑物、道路之间的最小净距，应满足安全、检修安装及工艺的要求，并宜符合附录一和附录二的规定。 第2.0.8条 变电所所区场地宜进行绿化。绿化规划应与周围环境相适应并严防绿化物影响电气的安全运行。绿化宜分期、分批进行。
第2.0.9条 变电所排出的污水必须符合现行国家标准《工业企业设计卫生标准》的有关规定。 第三章 电气部分 第一节 主变压器
第3.1.1条 主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定。
第3.1.2条 在有
一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。如变电所可由中、低压侧电力网取得足够容量的备用电源时，可装设一台主变压器。
第3.1.3条 装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的
一、二级负荷。 第3.1.4条 具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧线圈的功率均达到该变压器容量的15%以上，主变压器宜采用三线圈变压器。
第3.1.5条 电力潮流变化大和电压偏移大的变电所，如经计算普通变压器不能满足电力系统和用户对电压质量的要求时，应采用有载调压变压器。 第二节 电气主接线
第3.2.1条 变电所的主接线，应根据变电所在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。
第3.2.2条 当能满足运行要求时，变电所高压侧宜采用断路器较少或不用断路器的接线。 第3.2.3条 35～110kV线路为两回及以下时，宜采用桥 形、线路变压器组或线路分支接线。超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。35～63kV线路为8回及以上时，亦可采用双母线接线。110kV线路为6回及以上时，宜采用双母线接线。
第3.2.4条 在采用单母线、分段单母线或双母线的35～110kV主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当有旁路母线时，首先宜采用分段断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线。当110kV线路为6回及以上，35～63kV线路为8回及以上时，可装设专用的旁路断路器。主变压器35～110kV回路中的断路器，有条件时亦可接入旁路母线。采用SF6断路器的主接线不宜设旁路设施。
第3.2.5条 当变电所装有两台主变压器时，6～10kV侧宜采用分段单母线。线路为12回及以上时，亦可采用双母线。当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当6～35kV配电装置采用手车式高压开关柜时，不宜设置旁路设施。
第3.2.6条 当需限制变电所6～10kV线路的短路电流时，可采用下列措施之一：
一、变压器分列运行;
二、采用高阻抗变压器;
三、在变压器回路中装设电抗器。 第3.2.7条 接在母线上的避雷器和电压互感器，可合用一组隔离开关。对接在变压器引出线上的避雷器，不宜装设隔离开关。
第三节 所用电源和操作电源
第3.3.1条 在有两台及以上主变压器的变电所中，宜装设两台容量相同可互为备用的所用变压器。如能从变电所外引入一个可靠的低压备用所用电源时，亦可装设一台所用变压器。当35kV变电所只有一回电源进线及一台主变压器时，可在电源进线断路器之前装设一台所用变压器。
第3.3.2条 变电所的直流母线，宜采用单母线或分段单母线的接线。采用分段单母线时，蓄电池应能切换至任一母线。
第3.3.3条 重要变电所的操作电源，宜采用一组110V或220V固定铅酸蓄电池组或镉镍蓄电池组。作为充电、浮充电用的硅整流装置宜合用一套。其他变电所的操作电源，宜采用成套的小容量镉镍电池装置或电容储能装置。. 第3.3.4条 蓄电池组的容量，应满足下列要求：
一、全所事故停电1h的放电容量：
二、事故放电末期最大冲击负荷容量。小容量镉镍电池装置中的镉镍电池容量，应满足分闸、信号和继电保护的要求。
第3.3.5条 变电所宜设置固定的检修电源。 第四节 控制室
第3.4.1条 控制室应位于运行方便、电缆较短、朝向良好和便于观察屋外主要设备的地方。 第3.4.2条 控制屏(台)的排列布置，宜与配电装置的间隔排列次序相对应。 第3.4.3条 控制室的建筑，应按变电所的规划容量在第一期工程中一次建成。无人值班变电所的控制室，应适当简化，面积应适当减小。 第五节 二次接线
第3.5.1条 变电所内的下列元件，应在控制室内控制：
一、主变压器;
二、母线分段、旁路及母联断路器;
三、63～110kV屋内外配电装置的线路，35kV屋外配电装置的线路。6～35kV屋内配电装置馈电线路，宜采用就地控制。
第3.5.2条 有人值班的变电所，宜装设能重复动作、延时自动解除，或手动解除音响的中央事故信号和预告信号装置。驻所值班的变电所，可装设简单的事故信号和能重复动作的预告信号装置。无人值班的变电所，可装设当远动装置停用时转为变电所就地控制的简单的事故信号和预告信号。断路器的控制回路，应有监视信号。
第3.5.3条 隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间，应装设团锁装置。屋内的配电装置，尚应装设防止误入带电间隔的设施。闭锁联锁回路的电源，应与继电保护、控制信号回路的电源分开。 第六节 照明
第3.6.1条 变电所的照明设计，应符合现行国家标准《工业企业照明设计标准》的要求。 第3.6.2条 在控制室、屋内配电装置室、蓄电池室及屋内主要通道等处，应装设事故照明。 第3.6.3条 照明设备的安装位置，应便于维修。屋外配电装置的照明，可利用配电装置构架装设照明器，但应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的要求。 第3.6.4条 在控制室主要监屏位置和屏前工作位置观察屏面时，不应有明显的反射眩光和直接阳光。
第3.6.5条 铅酸蓄电池室内的照明，应采用防爆型照明器，不应在蓄电池室内装设开关、熔断器和插座等可能产生火花的电器。
第3.6.6条 电缆隧道内的照明电压不应高于36V，如高于36V应采取防止触电的安全措施。 第七节 并联电容器装置
第3.7.1条 自然功率因数未达到规定标准的变电所，应装设并联电容器装置。其容量和分组宜根据就地补偿、便于调整电压及不发生谐振的原则进行配置。电容器装置宜装设在主变压器的低压侧或主要负荷侧。 第3.7.2条 电容器装置的接线，应使电容器组的额定电压与接入电网的运行电压相配合。电容器组的绝缘水平，应与电网的绝缘水平相配合。电容器装置宜采用中性点不接地的星形或双星形接线。
第3.7.3条 电容器装置的电器和导体的长期允许电流，不应小于电容器组额定电流的1.35倍。
第3.7.4条 电容器装置应装设单独的控制、保护和放电等设备，并应设置单台电容器的熔断器保护。
第3.7.5条 当装设电容器装置处的高次谐波含量超过规定允许值或需要限制合闸涌流时，应在并联电容器组回路中设置串联电抗器。
第3.7.6条 电容器装置应根据环境条件、设备技术参数及当地的实践经验，采用屋外、半露天或屋内的布置。电容器组的布置，应考虑维护和检修方便。 第八节 电缆敷设
第3.8.1条 所区内的电缆，根据具体情况可敷设在地面槽沟、沟道、管道或隧道中，少数电缆亦可直埋。
第3.8.2条 电缆路径的选择，应符合下列要求：
一、避免电缆受到各种损坏及腐蚀;
二、避开规划中建筑工程需要挖掘施工的地方;
三、便于运行维修;
四、电缆较短。
第3.8.3条 在电缆隧道或电缆沟内，通道宽度及电缆支架的层间距离，应能满足敷设和更换电缆的要求。
第3.8.4条 电缆外护层应根据敷设方式和环境条件选择。直埋电缆应采用铠装并有黄麻、聚乙烯或聚氯乙烯外护层的电缆。在电缆隧道、电缆沟内以及沿墙壁或楼板下敷设的电缆，不应有黄麻外护层。 第九节 远动和通信
第3.9.1条 远动装置应根据审定的调度自动化规划设计的要求设置或预留位置。
第3.9.2条 遥信、遥测、遥控装置的信息内容，应根据安全监控、经济调度和保证电能质量以及节约投资的要求确定。
第3.9.3条 无人值班的变电所，宜装设遥信、遥测装置。需要时可装设遥控装置。 第3.9.4条 工业企业的变电所，宜装设与该企业中央控制室联系的有关信号。 第3.9.5条 远动通道宜采用载波或有线音频通道。 第3.9.6条 变电所应装设调度通信;工业企业变电所尚应装设与该企业内部的通信;对重要变电所必要时可装设与当地电话局的通信。
第3.9.7条 远动和通信设备应有可靠的事故备用电源，其容量应满足电源中断1h的使用要求。
第十节 屋内外配电装置
第3.10.1条 变电所屋内外配电装置的设计，应符合现行国家标准《3～110kV高压配电装置设计规范》的要求。 第十一节 继电保护和自动装置
第3.11.1条 变电所继电保护和自动装置的设计，应符合现行国家标准《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》的要求。 第十二节 电测量仪表装置
第3.12.1条 第3.12.1条 变电所电测量仪表装置的设计，应符合现行国家标准《电力装置的电测量仪表装置设计规范》的要求。 第十三节 过电压保护
第3.13.1条 变电所过电压保护的设计，应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的要求。 第十四节 接地
第3.14.1条 变电所接地的设计，应符合现行国家标准《电力装置的接地设计规范》的要求。
第一节 一般规定
第4.1.1条 建筑物、构筑物及有关设施的设计应统一规划、造型协调、便于生产及生活，所选择的结构类型及材料品种应经过合理归并简化，以利备料、加工、施工及运行。变电所的建筑设计还应与周围环境相协调。
第4.1.2条 建筑物、构筑物的设计应考虑下列两种极限状态：
一、承载能力极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到最大承载能力或不适于继续承载的变形。要求在设计荷载作用下所产生的结构效应应小于或等于结构的抗力或设计强度。计算中所采用的结构重要性系数ro，荷载分项系数r，可变荷载组合系数ψc及其他有关系数均按本规范的有关规定采用，结构的设计强度则应遵照有关的现行国家标准采用。
二、正常使用极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到正常使用或耐久性能的某项规定极限值。要求在标准荷载作用下所产生的结构长期及短期效应，不宜超过附录三的规定值。计算中所采用的可变荷载组合系数ψc及准永久值系数ψq按本规范的有关规定采用。 第4.1.3条 建筑物、构筑物的安全等级，均应采用二级，相应的结构重要性系数应为1.0。 第4.1.4条 屋外构筑物的基础，当验算上拔或倾覆稳定性时，设计荷载所引起的基础上拔力或倾覆弯矩应小于或等于基础抗拔力或抗倾覆弯矩除以表4.1.4的稳定系数。当基础处于稳定的地下水位以下时，应考虑浮力的影响，此时基础容重取混凝土或钢筋混凝土的容重减10kN/，土容重宜取10～11kN/。 表4.1.4 基础上拨或倾覆稳定系数 计算方法 荷载类型
在长期荷载作用下 在短期荷载作用下
按考虑土抗力来验算倾覆或考虑锥形土体来验算上拔 1.8 1.5
仅考虑基础自重及阶梯以上的土重来验算倾覆或上拔 1.15 1.0
注：短期荷载系指风荷载、地震作用和短路电动力三种，其余均为长期荷载。 第二节 荷载
第4.2.1条 荷载分为永久荷载、可变荷载及偶然荷载三类。
一、永久荷载：结构自重(含导线及避雷线自重)、固定的设备重、土重、土压力、水压力等：
二、可变荷载：风荷载、冰荷载、雪荷载、活荷载、安装及检修荷载、地震作用、温度变化及车辆荷载等;
三、偶然荷载：短路电动力、验算(稀有)风荷载及验算(稀有)冰荷载。 第4.2.2条 荷载分项系数的采用应符合下列规定：
一、永久荷载的荷载分项系数r宜采用1.2，当其效应对结构抗力有利时宜采用1.0;对导线及避雷线的张力宜采用1.25;
二、可变荷载的荷载分项系数rq宜采用1.4，对温度变化作用宜采用1.0，对地震作用宜采用1.3，对安装情况的导线和避雷线的紧线张力宜采用1.4;注：在大风、覆冰、低湿、检修、地震情况下的导线与避雷线张力均作为准永久性荷载处理，其荷载分项系数宜采用1.25，但安装情况的紧线张力宜作可变荷载处理，其荷载分项系数宜采用1.4。
三、偶然荷载的荷载分项系数rqi宜采用1.0。
第4.2.3条 可变荷载的荷载组合系数ψc，应按下列规定采用：
一、房屋建筑的基本组合情况：风荷载组合系数ψcw取0.6;
二、构筑物的大风情况：对连续架构，温度变化作用组合系数ψcr取0.8;
三、构筑物最严重覆冰情况：风荷载组合系数ψcw取0.15(冰厚≦10mm)或0.25(冰厚>10mm);
四、构筑物的安装或检修情况：风荷载组合系数ψcw取0.15;
五、地震作用情况：建筑物的活荷载组合系数ψcw取0.5，构筑物的风荷载组合系数ψcw取0.2，构筑物的冰荷载组合系数ψcj取0.5。
第4.2.4条 房屋建筑的活荷载应根据实际的工艺及设备情况确定。其标准值及有关系数不应低于本规范附录四所列的数值。
第4.2.5条 架构及其基础宜根据实际受力条件，包括远景可能发生的不利情况，分别按终端或中间架构来设计，下列四种荷载情况应作为承载能力极限状态的基本组合，其中最低气温情况还宜作为正常使用极限状态的条件对变形及裂缝进行校验。
一、运行情况：取30年一遇的最大风(无冰、相应气温)、最低气温(无冰、无风)及最严重覆冰(相应气温及风荷载)等三种情况及其相应的导线及避雷线张力、自重等;
二、安装情况：指导线及避雷线的架设，此时应考虑梁上作用人和工具重2kN以及相应的风荷载、导线及避雷线张力、自重等。
三、检修情况：根据实际检修方式的需要，可考虑三相同时上人停电检修及单相跨中上人带电检修两种情况的导线张力、相应的风荷载及自重等，对档距内无引下线的情况可不考虑跨中上人;
四、地震情况：考虑水平地震作用及相应的风荷载或相应的冰荷载、导线及避雷线张力、自重等，地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用，即承载力抗震调整系数采用0.8。
第4.2.6条 设备支架及其基础应以下列三种荷载情况作为承载能力极限状态的基本组合，其中最大风情况及操作情况的标准荷载，还宜作为正常使用极限状态的条件对变形及裂缝进行校验。
一、最大风情况：取30年一遇的设计最大风荷载及相应的引线张力、自重等;
二、操作情况：取最大操作荷载及相应的风荷载、相应的引线张力、自重等;
三、地震情况：考虑水平地震作用及相应的风荷载、引线张力、自重等，地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用，即承载力抗震调整系数采用0.8。 第4.2.7条 架构的导线安装荷载，应根据所采用的施工方法及程序确定，并将荷载图及紧线时引线的对地夹角在施工图中表示清楚。导线紧线时引线的对地夹角宜取45°～60°。 第4.2.8条 高型及半高型配电装置的平台、走道及天桥的活荷载标准值宜采用1.5kN/㎡，装配式板应取1.5kN集中荷载验算。在计算梁、柱和基础时，活荷载乘折减系数;当荷重面积为10～20㎡时宜取0.7，超过20㎡时宜取0.6。. 第三节 建筑物
第4.3.1条 主控制楼(室)根据规模和需要可布置成平房、两层或三层建筑。主控制室顶棚到楼板面的净高：对控制屏与继电器屏分开成两室布置时宜采用3.4～4.0m;对合在一起布置时宜采用3.8～4.4m。当采用空调设施时，上述高度可适当降低。电缆隔层的板间净高宜采用2.3～2.6m，大梁底对楼板面的净高不应低于2m。底层辅助生产房屋楼板底到地面的净高宜采用3.0～3.4m。
第4.3.2条 当控制屏与继电器屏采用分室布置时，两部分的建筑装修、照明、采暖通风等设计均宜采用不同的标准。
第4.3.3条 对主控制楼及屋内配电装置楼等设有重要电气设备的建筑，其屋面防水标准宜根据需要适当提高。屋面排水坡度不应小于1/50，并采用有组织排水。
第4.3.4条 主控制室及通信室等对防尘有较高要求的房间，地坪应采用不起尘的材料。 第4.3.5条 蓄电池室与调酸室的墙面、顶棚、门窗、排风机的外露部分及其他金属结构或零件，均应涂耐酸漆或耐酸涂料。地面、墙裙及支墩宜选用耐酸且易于清洗的面层材料，面层与基层之间应设防酸隔离层。当采用全封闭防酸隔爆式蓄电池并有可靠措施时，地面、墙裙及支墩的防酸材料可适当降低标准。地面应有排水坡度，将酸水集中后作妥善处理。 第4.3.6条 变电所内的主要建筑物及多层砖承重的建筑物，在地震设防烈度为6度的地区宜隔层设置圈梁，7度及以上地区宜每层设置圈梁。圈梁应沿外墙、纵墙及横墙设置，沿横墙设置的圈梁的间距不宜大于7m，否则应利用横梁与圈梁拉通。对于现浇的或有配筋现浇层的装配整体式楼面或屋面，允许不设置圈梁，但板与墙体必需有可靠的连结。 第4.3.7条 在地震设防烈度为6度及以上的变电所，其主要建筑物及多层砖承重建筑，在下列部位应设置钢筋混凝土构造柱：
一、外墙四角;
二、房屋错层部位的纵横墙交接处;
三、楼梯间纵横墙交接处;
四、层高等于或大于3.6m或墙长大于或等于7m的纵横墙交接处;
五、8度及以上地区的建筑物的所有纵横墙交接处，
六、7度地区的建筑物，纵横墙交接处一隔一设置。
第4.3.8条 变电所内的主要砖承重建筑及多层砖承重建筑，其抗震横墙除应满足抗震强度要求外，其间距不应超过附录五的规定。
第4.3.9条 多层砖承重建筑的局部尺寸宜符合附录六的规定，但对设有钢筋混凝构造柱的部位，不受该表限制。 第四节 构筑物
第4.4.1条 结构的计算刚度，对电焊或法兰连结的钢构件可取弹性刚度，对螺栓连结的钢构件可近似采用0.80倍弹性刚度，对钢筋混凝土构件可近似采用0.60～0.80倍弹性刚度，对预应力钢筋混凝土构件可近似采用0.65～0.85倍弹性刚度。长期荷载对钢筋混凝土结构刚度的影响应另外考虑。 第4.4.2条 钢结构构件最大长细比应符合表4.4.2的规定。各种架构受压柱的整体长细比，不宜超过150，当杆件受力有较大裕度时，上述长细比允许放宽10%～15%。 第4.4.3条 人字柱的受压杆计算长度，可按本规范附录七采用。
第4.4.4条 打拉线(条)架构的受压杆件计算长度，可按本规范附录八采用。 表4.4.2 钢结构构件最大长细比 构件名称
受压弦杆支座处受压腹杆 一般受压腹杆 辅助杆 受拉杆
预应力受拉杆
容许最大长细比 150 220 250 400 不限
第4.4.5条 格构式钢梁或钢柱，其弦杆及腹杆的受压计算长度，可按下列规定采用：
一、弦杆：正面与侧面腹杆不叉开布置时，计算长度取1.0倍节间长度;正面与侧面腹杆叉开布置且弦杆使用角钢时，计算长度取1.2倍节间长度，相应的角钢回转半径取平行轴的值，如弦杆采用钢管则计算长度仍取1.0倍节间长度。
二、腹杆：对单系腹杆计算长度取中心线长度;对交叉布置腹杆，当两腹杆均不开断且交会点用螺栓或电焊连结时，计算长度取交叉分段中较长一段的中心线长度。
第4.4.6条 人字柱及打拉线(条)柱，其根开与柱高(基础而到柱的交点)之比分别不宜小于1/7及1/5。
第4.4.7条 格构式钢梁梁高与跨度之比，不宜小于1/25，钢筋混凝土梁此比值，不宜小于1/20。
第4.4.8条 架构及设备支架柱插入基础杯口的深度不应小于表4.4.8的规定值。根据吊装稳定需要，柱插入杯口深度还应不小于0.05倍柱长，但当施工采取设临时拉线等措施时，可不受限制。
表4.4.8 柱插入杯口深度 柱的类型
钢筋混凝土矩型、工字型断面 水泥杆 钢管
插入杯口最小深度 架构 1.25B 1.5D 2.0D 支架 1.0B 1.0D 1.0D
注：B及D分别为柱的长边尺寸及柱的直径。 第五节 采暖通风
第4.5.1条 变电所的采暖通风及空调设计应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》的有关规定。在严寒地区，凡所内有人值班、办公及生活的房间以及工艺、设备需要采暖的房间均应设置采暖设施。在寒冷地区，凡工艺或设备需要，不采暖难以满足生产要求的房间均可设置采暖设施。不属于严寒或寒冷的地区，在主控制室等经常有人值班的房间可根据实际气温情况，采用局部采暖设施。采暖的方式可根据变电所的规模，结合当地经验作技术经济比较后确定，但必需符合工艺及防火要求。
第4.5.2条 主控制室及通信室的夏季室温不宜超过35℃;继电器室、电力电容器室、蓄电池室及屋内配电装置室的夏季室温不宜超过40℃：油浸变压器室的夏季室温不宜超过45℃;电抗器室的夏季室温不宜超过55℃。
第4.5.3条 屋内配电装置室及采用全封闭防酸隔爆式蓄电池的蓄电池室和调酸室，每小时通风换气次数均不应低于6次。蓄电池室的风机，应采用防爆式。 第六节 防火
第4.6.1条 变电所内建筑物、构筑物的耐火等级，不应低于本规范附录九的要求。
第4.6.2条 变电所与所外的建筑物、堆场、储罐之间的防火净距，应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》的规定。变电所内部的设备之间、建筑物之间及设备与建筑物、构筑物之间的最小防火净距，应符合本规范附录十的规定。
第4.6.3条 变电所应根据容量大小及其重要性，对主变压器等各种带油电气设备及建筑物，配备适当数量的手提式及推车式化学灭火器。对主控制室等设有精密仪器、仪表设备的房间，应在房间内或附近走廊内配置灭火后不会引起污损的灭火器。 第4.6.4条 屋外油浸变压器之间，当防火净距小于本规范附录十的规定值时，应设置防火隔墙，墙应高出油枕顶，墙长应大于贮油坑两侧各0.5m。屋外油浸变压器与油量在600kg以上的本回路充油电气设备之间的防火净距不应小于5m。
第4.6.5条 主变压器等充油电气设备，当单个油箱的油量在1000kg及以上时，应同时设置贮油坑及总事故油池，其容量分别不小于单台设备油量的20%及最大单台设备油量的60%。贮油坑的长宽尺寸宜较设备外廓尺寸每边大1m，总事故油池应有油水分离的功能，其出口应引至安全处所。
第4.6.6条 主变压器的油释放装置或防爆管，其出口宜引至贮油坑的排油口处。
第4.6.7条 充油电气设备间的总油量在100kg及以上且门外为公共走道或其他建筑物的房间时，应采用非燃烧或难燃烧的实体门。
第4.6.8条 电缆从室外进入室内的入口处、电缆竖井的出入口处及主控制室与电缆层之间，应采取防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。 第4.6.9条 设在城市市区的无人值班变电所，宜设置火灾检测装置并遥信有关单位。对位于特别重要场所的无人值班变电所，可以装设自动灭火装置。
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转自：生活安全网(http://anquanweb.com)
第五篇：110kV变电站设计
一、110kV变电站电气一次部分设计的主要内容：
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。
12、规范二次设备的接地方式、继电器保护小室下放布置和电缆敷设方式