沂南变电站110kV什么时间开标，110kV常规变电站标准施工工期是多少

来源：整理时间：2023-07-10 19:22:38 编辑：汇众招标手机版

本文目录一览

1，110kV常规变电站标准施工工期是多少
2，110KV变电站设计请帮我把下面的原始资料简化一下本期终期什么的搞不
3，什么是110kv变电站的保护形式
4，电力110kv是指什么意思
5，我想问一下煤矿110kv变电所变压器高温跳闸必须投入吗有没有相
6，110kv变电站调试步骤
7，除了110kv变电站还会有什么kv变电站
8，110kv变电站建室外站还是室内站

1，110kV常规变电站标准施工工期是多少

实际情况是6个月

8个月

110kV常规变电站标准施工工期是多少

2，110KV变电站设计请帮我把下面的原始资料简化一下本期终期什么的搞不

本期就是现在这一期工程要建设的，终期就是规划这个变电站的最终规模。比如，你说的这个110kV变电站这期工程建设要安装一台50MVA的主变压器，预留一个50MVA主变压器空位，等以后负荷增加了再扩容。出线也是，现在35KV出线本期3回，预留三个出线间隔。10KV使用的是高压柜出线，现在的建设总共是8面，终期16回意思就是10KV高压室要预留8面高压柜的空间。有什么不明的再问吧

110KV变电站设计请帮我把下面的原始资料简化一下本期终期什么的搞不

3，什么是110kv变电站的保护形式

高压系统的微机保护（220KV及以上）都采用分布式保护单元的保护形式，而不采用集中组合式。变电站综合自动化系统比较灵活，它有分布式和组合式等多种结构，自适应能力特别强。所以，在最近的几年中变电站综合自动化系统将会广泛应用于各个中小型变电站.

看你是线路还是变压器咯，变压器的话：横差保护，温度保护，过流，过负荷，短路，瓦斯，线路：纵差保护

什么是110kv变电站的保护形式

4，电力110kv是指什么意思

1、“110KV ，220KV ”是指变电站入电的电压,在远距离输电中,通常把电压分成几个级别。常用的高压输电中,比较多的是“10KV,35KV”,而“110KV/220KV”变电站就是把输入电压转变成中低压往下级传输。2、“kV”是电压等级,读“千伏”，1kV=1000V，我国家用电器额定电压一般为220V。3、“110KV”表示进入变电站的电压等级，一般也就是高压侧的电压。

5，我想问一下煤矿110kv变电所变压器高温跳闸必须投入吗有没有相

油浸电力变压器上层油温最高不得超过95°C,为防止变压器油劣化过速，上层油温不宜超过85°C, 若变压器的温度长时间超过允许值，则变压器绝缘容易老化、损坏，并且容易发生电气击穿造成故障，危及到变压器的安全与使用，因此，必须监视变压器的运行温度，以保证变压器的安全运行与合理的使用寿命。变压器运行温度过高一般是由于超负荷运行造成的，必须减少负荷。并且按规定高温跳闸必须投入运行。

6，110kv变电站调试步骤

一、设计联络会召开设联会，召集所有相关厂家并确定工程实施方案，供货时间，技术落实，对整个工程的设计有个总体的概念。制定调试计划，规划好具体的时间节点。（系统分公司目前不具备这方面的技术水平，61850和系统构架）二、厂内调试阶段 1、全站SCD文件的配置由集成商收集各厂家ICD文件，设计院提供一次主接线图、网络布局图、光纤联络图和设计虚端子图（由设计院提供）等。并由集成商负责全站SCD文件的配置。模型文件发布必须受控，纳入程序版本管理。遇到问题怎么处理？（模型文件有问题尚不能处理） 2、过程层调试由各个厂家和用户负责调试网络环境的搭建，过程层调试要实现装置的正确跳闸、遥测采样、遥控、遥信上送、对时等。并且要根据实际现场要求，实现装置的相关功能，如调试中发现问题，需要及时确立好方案并及时更改。 3、一体化信息平台配置根据全站配置SCD文件，完成后台导库工作，画面制作，数据库关联、分画面制作、要实现基本的“三遥”功能，保护定值召唤、修改，软压板遥控，录波功能的实现等（所有已发货和在调工程后台都由研发进行装机）。 4、一体化五防。 5、高级应用（一键式顺控、智能告警、源端维护、小电流接地选线、VQC无功调节等）。 6、智能辅助系统。 7、远动装置及规约转换器的装机、调试（所有已发货和在调工程都由研发进行装机并调试，一个站大约需要两天）。 8、用户验收。三、现场调试阶段 1、清点货物对所发的货进行清点，统计损毁情况，少发、漏发、错发货物清单、并根据清点情况抓紧时间联系家里补发货等。 2、光纤、网络的布置根据设计院所出图纸负责完成现场光纤、网络的布置，并熔接光纤。 3、全站SCD配置全站根据虚端子图配置SCD，但是一旦模型更换，与该模型相连的虚端子都需要重新连，各个厂家模型都在不断升级，SCD不断重复配置，贯穿整个变电站的调试过程。绵阳东220kV中等规模的变电站，工程人员现场配置SCD配合单装置调试已花费60人天。 4、过程层调试根据配置的SCD导出相关装置配置，下到装置中。配合测控装置、智能终端、保护装置等厂家完成过程层调试、需要不断更改配置文件，并且出了问题不能直观地看出故障情况，需要抓报文，分析报文等等。鄢陵变现场智能终端BOS板，由于装置发热严重，导致BOS板不断重启，使遥控出口不能开放，遥控命令不能执行下去，问题由研发人员指导查了一周左右仍解决不了。最终由研发中心人员（负责硬件和软件方面）在现场花了一周多时间才发现问题原因，最终解决。球场路变与NSR201D（ARP保护）联调时，遥测在后台无法显示，通过61850调试工具可以看见遥测，于是201保护研发人员认为他们的模型和装置没有问题，但是后台这边始终无法显示遥测，开始由研发指导还是没有查出来，后来研发人员过来配合201保护研发人员一起查，并换了一次人，最终确定仍然是模型文件问题。（需要占用很长时间，基本上自始自终,系统公司目前尚不具备这方面能力,要求开发一套供工程人员使用的直观的调试工具,继保等其它厂家如何做的……）。 5、一体化信息平台配置根据SCD文件导库，完成后台的搭建，并且完成站控层与装置通讯，完成后台数据库、画面制作、分画面制作（保护软压板）、关联数据库，完成信号对点、保护软报文上送、遥测显示、遥控等功能。保护要做定值召唤、定值修改、故障录波等。 5、一体化五防，五防逻辑一般由设计院提供，出图纸，然后后台厂家根据图纸编逻辑，做到后台五防程序库中，并做五防模拟画面。目前只有鲁巷变和风光储实际使用一体化五防，整个软件调试和后期完成（不支持统一组态，重复组态）。 6、高级应用需要安排专人，完成顺控票库的制作，并做到分画面上。这方面可根据用户的实际需要灵活制作。由于全站操作票所有各项操作都涵盖到，会有很多张，所以此项工作也要花费很多时间。智能告警、电压无功自动调节VQC、小电流接地选线、源端维护等都需要花费大量时间去做。（高级应用不支持间隔复制，极不方便且效率低下）鄢陵站制作顺控操作票4人加班加点共花费15天时间完成。 7、规约转换器NSS203，由于不同的站一般智能设备厂家都不尽相同，而且各个厂家的科研水平参差不齐。所以对于调通讯的话，一般都需要现场写程序，个别厂家都需要我们给他们做ICD文件，然后进行测试，并完成通讯。（接入规约较少,不能灵活设置，与调度端联调不顺利,时常要现场改程序） 8、远动装置调试，调度通道调试、调度信号转发、遥信对点、遥测、遥控等也一般需要研发中心人员完成。（接入规约较少,不能灵活设置，与调度端联调不顺利,时常要现场改程序）

7，除了110kv变电站还会有什么kv变电站

10kV, 35kV, 63kV（东北）,110kV,220kV,330kV（西北），500kV,750kV，800kV,1000kV（特高压）

国内分：35KV,110KV,220KV,500KV.国外分：33KV，132KV,330KV,500KV.

那应该是消弧电感(线圈)。它接于变压器(或发电机)的中性点与大地之间，构成消弧线圈接地系统。正常运行时，消弧线圈中无电流通过。而当电网受到雷击或发生单相电弧性接地时，中性点电位将上升到相电压，这时流经消弧线圈的电感性电流与单相接地的电容性故障电流相互抵消，使故障电流得到补偿，补偿后的残余电流变得很小，不足以维持电弧，从而自行熄灭。这样，就可使接地故障迅速消除而不致引起过电压。另外，中性点不接地系统单相接地的间歇性电弧是引起弧光接地过电压的主要原因。由于消弧线圈的补偿作用，可以基本上杜绝电弧的重燃，从而制止了间歇性电弧的产生，因此也不会产生弧光接地过电压。由此可见，消弧线圈对过电压保护具有一定的作用。

35KV、110KV、220KV、500KV。还有330KV的，750KV。