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智能变电站主要设备

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1.招标条件

本（批）招标项目已由相应政府发展部门同意建设，项目建设单位为国家电网公司或其所属单位（以下简称“项目单位”），建设资金来自项目单位自有资金，招标人为国家电网公司。项目已具备招标条件，现对该批项目的货物进行公开招标。

招标人国家电网公司委托中电技国际招标有限责任公司（以下简称“招标代理机构”），采用公开招标方式邀请有兴趣的合格投标人（以下简称“投标人”）就国家电网公司集中规模招标采购2011年集成招标项目（北京110千伏土沟智能变电站等）的供货和服务提交密封的有竞争性的投标文件。

2.招标范围

招标编号及货物名称见下表，具体内容见货物清单(附件)。

招标编号 包号 项目单位 工程名称 标包售价（元）

0711-11OTL078 包1 山东电力集团公司 220千伏芝罘站整体改造输变电工程 3000

包2 湖南省电力公司 月塘220kV变电工程 2000

包3 北京电力公司 昌平供电公司2011年度土沟110千伏输变电工程 3000

包4 河南省电力公司 郑州市区110千伏合欢输变电工程 3000

3.投标人资格要求

本次招标接受全资出资人或控股人作为唯一投标人代表其全资、控股子企业投标，投标人本身或其全资、控股子企业及其产品应为主要设备的制造商，并具备招标主要设备的资质业绩条件；其它（部分）设备可外购外协，但外购外协制造商及其产品须满足相应资质业绩要求。主要设备定义为：变压器、组合电器。

本次招标要求投标人须为中华人民共和国境内依法注册的企业法人或其他组织，须具备相应货物的制造能力，并在人员、设备、资金等方面具有保障如期交货等承担招标项目的能力。

3.1投标人及其投标产品须满足如下通用资格要求：

（1）必须具有生产投标主要设备产品所需的生产场地、生产设备、产品及元器件检测能力。

（2）设计制造过与投标主要设备产品相同结构、相同型式、同等或以上技术规格的产品。在与规范相同或/和较规范更严格的条件下，该产品的投运数量及其成功运行时间满足招标人的要求。对于主要设备外，其它设备可外购外协，但外购外协制造商及其辅助设备须满足相应资质业绩要求并具有制造商授权。

（3）取得国际权威机构或者国家授权、许可产品检验检测机构出具的主要设备产品有效试验、鉴定报告，且报告结论数据满足本次招标技术规范要求。

（4）取得招标人要求的有效认证证书及年检记录。

（5）取得国家法律、法规、部门规章及规范标准规定的有效生产许可证。

（6）应有良好的财务状况和商业信用。

（7）外购外协设备、原材料、配套元件和外部委托加工及进口散装的部件应符合本招标技术规范要求。同时，投标人应对上述设备、材料、元件和部件提供检测合格证明。

（8）提供的同类货物未因该货物原因出现过事故；或出现过事故，但已采取了有效的整改措施及善后处理，并得到国家电网公司的验证。

（9）在国内货物供货合同执行过程中，未因严重质量问题而造成批量退货（退货量占合同金额10%及以上）或严重影响施工；或出现过其它重大问题，但已采取了有效的整改措施及善后处理，并得到国家电网公司的验证。 （10）在国内货物供货合同执行过程中，未因货物或投标人图纸的交付拖延问题而严重影响施工和工程进度；或出现过其它重大问题，但已采取了有效的整改措施及善后处理，并得到国家电网公司的验证。

（11）在国内货物招投标活动、供货合同履行、售后服务及产品运行过程中，未受到国家电网公司、其所属单位的质量或履约服务投诉。

（12）投标人不得存在下列情形之一：

●为招标人不具备独立法人资格的附属机构（单位）；

●为相应标包前期提供设计或咨询的，但设计施工工程总承包除外；

●为本（批）次招标提供招标代理服务的；

●法定代表人为同一个人的两个及两个以上法人，母公司、全资子公司及其控股公司，在同一货物招标标包中同时投标的；

●对于接受代理商投标的项目，一个制造商对同一品牌同一型号的货物委托两个及以上个代理商参加投标的；

●被责令停业的；

●被暂停或取消投标资格的；

●财产被接管或冻结的；

●在最近三年内有骗取中标或严重违约或重大产品质量问题整改措施未全面落实，或整改措施的落实未得到国家电网公司验证的；

3.2投标人及其投标产品须满足相应招标货物的专门资质业绩要求，各类货物专门具体资质业绩要求事项及其数据、状态分别如下：

编号 货物名称 业绩要求

试验鉴定报告 认证证书（设备制造商） 生产许可证 备注 条件 技术规格 数量 运行时间

3.2.1 750kV变压器 条件1 拥有500kV变压器的制造和运行业绩 型式试验或者交货前取得全部有效型式试验报告 ISO9000 /

750kV 1台 750kV

500kV/334MVA和400MVA单相自耦变压器

500kV/750MVA和500kV/1000MVA三相变压器 条件1 500kV，334MVA 3台 投运 型式试验 ISO9000 /

500kV/250MVA单相自耦变压器 条件1 500kV，250MVA 3台 1年 型式试验 ISO9000 / 330kV三相自耦变压器 条件1 500kV，250MVA 3台 1年

型式试验 ISO9000 / 满足业绩要求条件之一即可 条件2 330kV 3台 1年

220kV变压器 条件1 满足330kV及以上资格业绩要求 型式试验

ISO9000 / 满足业绩要求条件之一即可 条件2 220kV 5台 1年

型式试验 对应容量 1台 1年

条件3 220kV，对应容量 1台 1年 型式试验（含短路承受能力试验）

220kV自冷式变压器 条件1 220kV 5台 1年

型式试验 ISO9000 / 对应容量 1台 1年

110kV变压器 条件1 220kV 5台 1年 型式试验（含31500kVA或以上容量110kV短路承受能力试验） ISO9000 / 满足业绩要求条件之一即可 =110kV 5台 1年

条件2 110kV，对应容量 10台 2年

3.2.2 10kV干式并联电抗器 条件1 对应电压等级，容量 3台 2年 型式试验报告 ISO9000 /

3.2.3 消弧线圈接地变成套装置、接地变、消弧线圈 条件1 成套装置 40套 2年 型式试验 ISO9000 /

3.2.4 有源电子式电压互感器 条件1 ≥110kV 3台 1年 承诺在出厂前提供型式试验报告 ISO9000 /

无源电子式互感器 条件1 ≥110kV / / 承诺在出厂前提供型式试验报告 ISO9000 /

3.2.5 10kV/1000kvar (含)以上框架式电条件1 1000kvar

/334kvar 3套 2年 型式试验（包括耐久、耐爆试ISO9000 / 容器成套装置 验）

3.2.6 220kV及以下避雷器 条件2 对应设备电压等级 9台 2年 型式试验 ISO9000 /

3.2.7 252kV/3150A/50kA GIS 条件1 252kV/3150A/50kA 10断路器间隔 2年 型式试验 ISO9000 /

252kV/3150A/50kA GIS间隔尺寸2.2米及以下 条件1 满足252kV/3150A/50kA GIS资质业绩要求。

型式试验 ISO9000 安装的电子式互感器需满足3.2.4款相应产品要求 252kV/3150A/50kA/ 6断路器间隔 1年

126kV

/2000A/40kA GIS 条件1 126kV/2000A/40kA 50断路器间隔 2年 型式试验 ISO9000 /

126kV

/2000A/40kA GIS，间隔尺寸1米及以下 条件1 126kV/2000A/40kA 20断路器间隔 2年 型式试验 ISO9000 /

3.2.8 10kV固封式真空断路器高压开关柜 条件1 10kV 100台 2年 本体和断路器型式试验报告 ISO9000 / 备注1

3.2.9 交流中性点成套装置 条件1 与招标设备相同 1台 投入运行 型式试验 ISO9000 /

备注1：投标人还须具备下列条件之一

（1）拥有自主知识产权（注册商标、专有技术、型式试验报告）固封式真空断路器的制造能力和成功运行业绩，其投标产品开关柜自具“五防”机械闭锁功能，并提供燃弧时间0.5S/短路容量25kA的燃弧试验报告，如在投标时无该试验报告，须承诺在产品交货前提供。

投切电容器组的开关柜宜配用SF6断路器，其SF6断路器可外协外购，但须通过所配断路器与柜体配合的简化试验并取得试验报告。其它馈线柜要求SF6断路器的可采用固封式真空断路器替代。

（2）仅具有柜体制造能力的，其投标产品开关柜自具“五防”机械闭锁功能，并提供燃弧时间0.5S/短路容量25kA的燃弧试验报告。

投切电容器组的开关柜宜配用SF6断路器，其SF6断路器可外协外购，但须通过所配断路器与柜体配合的简化试验并取得试验报告。其它馈线柜要求SF6断路器的可采用固封式真空断路器替代。

编号 货物名称 业绩要求

试验报告 认证证书 生产许可证 备注 条件 技术规格 数量 运行时间

3.2.10 220/330kV线路保护、过电压远跳设备 条件1 变电站电压等级220kV 40 投运

型式试验,动模试验 ISO9000 / 变电站电压等级220kV 1套 1年

110kV线路保护、过电压远跳设备 条件1 变电站电压等级110kV 40 投运

型式试验,动模试验 ISO9000 / 变电站电压等级≥110kV 1套 1年

变电站电压等级≥500kV 1套 2年

3.2.11 220kV/330kV母线保护、母联（分段）充电保护 条件1 变电站电压等级≥220kV 20套 投运

型式试验,动模试验 ISO9000 / 变电站电压等级≥220kV 1套 2年

110kV及以下母线保护、母联（分段）充电保护 条件1 变电站电压等级≥110kV 20套 投运

型式试验,动模试验 ISO9000 / 变电站电压等级≥110kV 1套 2年

变电站电压等级≥500kV 1套 2年

3.2.12 220kV/330kV电压等级主变、高抗保护 条件1 变电站电压等级≥220kV 20套 投运

型式试验,动模试验 ISO9000 / 变电站电压等级≥220kV 1套 2年

110kV及以下电压等级主变、高抗条件1 变电站电压等级≥110kV 20套 投运 型式试验,动模试验 ISO9000 /

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变电站智能机器人的应用

变电站智能机器人的应用

变电站智能机器人的应用

摘 要：变电站在电力的供给上有着重要的作用。本文对目前智能机器人应用于变电站的现实情况进行分析，针对现存的数据读取问题、行进及续航问题、任务管理、数据处理问题以及使用方法单一的问题提出了几点智能机器人在变电站日常运维中的应用方法。

变电站作为电力系统组成的一部分，在电网中扮演着重要角色，变电站沟通着电力的供应与传输。如何有效的提升变电站的工作效率与工作质量是电力系统面临的主要问题，智能机器人的应用能有效解决目前变电站存在的问题，还能不断提升工作质量。

1 智能机器人应用于变电站的现状

1.1 数据读取问题

应用于变电站的机器人普遍都装着变焦的高清摄像头，对于某些因高度过高而无法监测的表计，机器人也能通过摄像头变焦来实现数据的读取。按功能的设计来说，机器人在读取数据方面发挥的作用远远大于人工巡视，传统的人工巡视只能采取望远镜这类的辅助工具进行观测数据，而机器人的使用，大大降低了数据的误差。但是由于光照条件、雨雾天气及机器人摄像头的清晰度等原因，在很多情况下机器人也不能很好的发挥优势。

1.2 行进及续航问题

一般来说，应用于变电站的机器人在工作时，相关运维人员都会为其设定的路线清理或移除障碍物，但偶尔也会出现一些特殊情况：比如有施工作业围闭情况、站内植物的生长，随着植物的生长，其枝干慢慢延伸至机器人导航及行进的路线上，使机器人无法前进，便会始终保持开机状态，等待前进信号，直至耗尽电量自动关机，运维人员发现后还要手动将机器人运往充电地点，不仅费时费力，还没办法按时完成预定的计划工作。对于机器人的续航问题，目前变电站使用的机器人一般续航能力大约在7小时左右，对于220kV及以上电压等级的变电站而言，机器人完成一次完整的全站巡视任务至少需要10小时以上，而一个500kV变电站的机器人巡视时间至少在16小时以上，机器人的续航能力还无法满足或完全代替目前变电站的人工巡视周期。

1.3 数据处理问题

智能变电站通用规程-智能设备部分

智能变电站通用规程-智能设备部分

8. 智能二次设备

8.1 合并单元

8.1.1 概述

合并单元（MU）是用以对来自二次转换器的电流和（或）电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可是互感器的一个组成件，也可是一个分立单元。合并单元作为数据采集同步共享信息中心是一次设备向二次设备延伸的重要环节。

500kV变电站采用常规互感器与合并单元配合方式，因此合并单元配置在就地智能控制柜中，以电缆方式采集常规互感器的二次电流电压，将模拟量转换为数字量后，以光纤输出将间隔的电流、电压、母线电压信息综合后以IEC61850-9-2规约接入间隔层设备，为保护、测控、计量、录波系统、网络报文分析系统提供采样值。

8.1.1.1 功能要求：

1）按间隔配置的合并单元应提供足够的输入接口，接收来自本间隔电流互感器的电流信号；若间隔设置有电压互感器，还应接入间隔的电压信号；若本间隔的二次设备需要母线电压，还应接入来自母线电压合并单元的母线电压信号。

2）母线电压应配置单独的母线电压合并单元。合并单元应提供足够的输入接口，接收来自母线电压互感器的电压信号。

3）对于双母线接线，母线合并单元宜同时接受两段母线电压。接入了两段及以上母线电压的母线电压合并单元， 母线电压并列功能宜由合并单元完成，合并单元通过 GOOSE

网络获取断路器、 刀闸位置信息， 实现电压并列功能，电压切换功能。

4）合并单元应能保证在电源中断、 电压异常、 采集单元异常、 通信中断、 通信异常、 装置内部异常等情况下不误输出； 应能够接收电子式互感器的异常信号； 应具有完善的自诊断功能。 合并单元应能够输出上述各种异常信号和自检信息。

8.1.1.2 配置情况：

1）500kV 3/2接线方式：按断路器配置两套电流合并单元，按线路（或主变）配置两套电压合并单元，母线配置两套电压合并单元。满足智能变电站500kV线路、母线、断路器保护及电抗器电量保护均为双重化配置的要求。

2）主变压器高压侧配置两套电压合并单元，中压侧配置两套电压、电流合并单元，低压侧电压、电流合并接入MU，配置两套合智一体装置。主变、高抗本体配置两套电流合并单元。满足主变压器电量保护双重化的要求。

智能变电站及设备智能化专题报告

智能变电站及设备智能化专题报告

智能变电站及设备智能化专题报告

——国家电网公司智能电网部副主任沈江

变电站是整个电网的一个重要环节和重要的组成部分。智能化变电站是智能电网建设的一个重要工作。

智能变电站在数字化变电站基础上产生了哪些跨越?

数字化变电站的两个技术特点：①整个变电站的控制实现了数字化；②测量信号实现了数字化。智能化变电站在数字化变电站的基础上实现了两个技术上的跨越：①监测设备的智能化，重点是对开关、变压器的状态监测；②故障信息综合分析决策，变电站要和调度器进行信息的双向交流。

1目前智能变电站的标准

(1)智能变电站技术导则是智能变电站建设和新建电站以及在建电站的一个指导性规范。它规定了智能变电站的相关术语和定义，明确了智能变电站的技术原则和体系结构，提出了设备层、系统层及辅助设施的技术要求，并对智能变电站的设计、调试验收、运行维护、检测评估等环节作出了规定，适用于110kV(包括66kV)及以上电压等级智能变电站。

(1)高压设备智能化推进报告，在此基础上形成了高压设备智能化技术导则。 (2)变压器开关智能化技术条件。

变压器和开关如何进行智能化研发，标准越来越细化，完全可以指导我们智能化方面的研发。

2智能组件

智能变电站功能的实现对一次设备智能化改造如何进行定义，其中智能组件是新出现的一个设备，附属于开关、变压器，对智能组件功能进行了详细规定。

3系统功能要求

3．1基本功能要求

3．1．1顺序控制

满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。

可接收执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的控制指令，经安全校核正确后自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制。

应具备自动生成不同的主接线和不同的运行方式下的典型操作流程的功能。

应具备投退保护软压板功能。

应具备急停功能。

可配备直观图形图像界面，在站内和远端实现可视化操作。

3．1．2站内状态估计 应具备站内状态估计及数据辨识与处理功能，保证基础数据的正确性，并支持智能调度技术支持系统实现电网状态估计。

智能变电站

智能变电站

电网是经济社会发展的重要基础产业，是国家能源产业链的重要环节，为保障我国未来能源和经济社会可持续发展，国家电网公司提出了符合我国能源战略和电网企业需求的智能电网发展模式。智能电网是指电网的智能化，是建立在集成的、高速的双向通信网络的基础之上。通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法，以及先进决策支持系统技术的应用，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标。根据IBM中国公司高级电力专家Martin Hauske的解释，智能电网有3 个层面的含义[1]：首先是利用传感器对发电、输电、配电、供电等关键设备的运行状况进行实时监控;然后把获得的数据通过网络系统进行收集、整合;最后通过对数据的分析、挖掘，达到对整个电力系统运行的优化管理。2009年5月21日 举行的 “2009 特高压输电技术国际会议”上，国家电网公司总经理刘振亚表示，积极发展智能电网已成为世界电力发展的新趋势，到2020年，中国将全面建成统一的坚强智能电网。我国国家电网结合基本国情和特高压实践，确立了加快建设坚强智能电网的发展目标，即加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、数字化、自动化、互动化特征的统一的坚强智能电网。

为了提高智能电网安全稳定水平和电网设备管理效益，需要加强和提升电网设施的监控能力，针对输变电设备状态检测的有效方法和先进技术、传感技术、状态评估技术、信息技术以及通信支撑技术开展技术研究和工程应用。国家电网公司已于2009年7月决定自2010年起全面推广实施状态检修，全面提升设备智能化水平，推广应用智能设备和技术，实现电网安全在线预警和设备智能化监控。

1 智能电网与传统电网在状态检测方面的差异

1.1 传统电网状态检测技术现状

状态检修是以设备当前的实际工作状况为依据，通过先进的状态监测手段、可靠性评价手段以及寿命预测手段，判断设备状态，识别故障的早期征兆，对故障部位及其严重程度、故障发展趋势作出判断，并根据分析诊断结果在设备性能下降到一定程度或故障将发生之前进行维修[2]。状态检修的高效开展，需要大量的设备状态信息，为设备状态评价以及状态检修策略的制定提供基础数据。设备状态信息包括巡检、运行工况、带电检测、停电例行试验、停电诊断试验数据等。