葫芦岛66kV输变电新建工程初步设计

工程编号 : 葫芦岛 XX 县 XX66kV 输变电 新建工程 初 步 设 计 第 1 卷 设计说明书及附图 XX电力工程勘察设计院 设计证书： 2011年 7月 葫芦岛 XX 县 XX66kV 输变电 新建工程 初 步 设 计 第 1 卷 设计说明书及附图 批 准 审 核 校 核 编 制 2011 年 7 月 初步设计文件总目录 第 1 卷 设计说明书及附图 第 2 卷 主要设备及材料清册 第 3 卷 第 1 册 设计概算书 第 2 册 批准 概算书 第 4 卷 勘察报告 （岩土、水文） 图纸目录 序号 图 号 图 名 张数 1 B10126-电初 -01 XX 地区 66kV 线路接线图 1 2 B10126-电初 -02 站址位置图 1 3 B10126-电初 -03 短路电流计算结果表 1 4 B10126-电初 -04 主要电气设备选择结果表 1 5 B10126-电初 -05 电气主接线图 1 6 B10126-电初 -06 一层电气装置平面布置图 1 7 B10126-电初 -07 二层电气 装置平面布置图 1 8 B10126-电初 -08 66kV 主变及消弧线圈横断面图 1 9 B10126-电初 -09 66kV 高压室横断面图 1 10 B10126-电初 -10 66kV 主变间隔断面图 1 11 B10126-电初 -11 主变压器室断面图 1 12 B10126-电初 -12 无功补偿装置电气接线 1 13 B10126-电初 -13 防雷保护范围校验图 1 14 B10126-电初 -14 站用电接线图 15 B10126-继初 -01 继电保护及自动装置配置图 1 16 B10126-继初 -02 微机监控系统方案配置图 1 17 B10126-继初 -03 远动化范围图 1 18 B10126-继初 -04 直流系统图 1 19 B10126-继初 -05 继电器室平面布置图 1 20 B10126-土初 -01 总平面布置图 1 21 B10126-土初 -02 竖向布置图 1 22 B10126-土初 -03 土方平衡图 1 23 B10126-土初 -04 一层平面布置图 1 24 B10126-土初 -05 二层平面布置图 1 25 B10126-土初 -06 建筑立面图 一 1 26 B10126-土初 -07 建筑立面图二 1 27 B10126-土初 -08 建筑剖面图 1 28 B10126-土初 -09 主控楼建筑效果图 1 说明书目录 1 总的部分 1 1.1 概述 1 1.2 站址概况 2 1.3 主要技术原则及存在问题 4 1.4 技术经济指标 4 2 电力系统部分 5 2.1 电力系统 5 3 电气部分 8 3.1 建设规模 8 3.2 电气主接线 8 3.3 短路电流及主要设备选择 8 3.4 电气设备布置及配电装置 10 3.5 过电压保护和接地 11 3.6 交直流一体化装置 12 3.7 照明、动力系统 14 3.8 电气二次及远动部分 14 4 土建部分 22 4.1 概述 22 4.2 站区总布置与交通运输 24 4.3 建筑 25 4.4 结构 26 4.5 采暖、通风、照明 27 5 水工部分 28 5.1 站区自然条件 28 5.2 供水方案及给水系统 29 5.3 排水系统 29 6 消防部分 29 6.1 概述 29 6.2 消防给水 30 7 环境保护 30 7.1 变电站污染防治措施 30 7.2 变电站绿化规划设计 31 8 劳动安全卫生 31 8.1 防火、防电伤 31 8.2 防暑、防寒 32 8.3 结论 32 9 过渡方案 32 1 葫芦岛 XX 县 XX66kV 输变电 新建工程 1 总的部分 1.1 概述 1.1.1 设计依据 （ 1）我院出版的 葫芦岛 XXXX66kV 输变电 新建工程可行性研究报告（审核修改稿）。 （ 2）辽宁省发展和改革委员会下发的关于葫芦岛供电公司 XX 县XX66kV 输变电新建工程可行性研究报告的批复。 （ 3）我院与葫芦岛供电公司签定的设计合同。 1.1.2 工程建设的必要性及规模 （ 1）满足地区电力负荷增长的需要 XX 镇和小庄子乡属 XX 县沿海经济发达地区，近年来，随着水产养殖加工业、旅游业的快速发展，截止到 2009 年底， XX 变电站最大负荷已经达到 10.6MW，年平均负荷达到 7MW，而原 XX变电站 2台主变容量为 2 5MVA。2 台主变主变并列运行，已经出现超负荷运行状况。 根据近年来 XX 变电站负荷增长的统计，其年均增长率约为 10%,主要负荷增长点来自于水产养殖 加工业的快速发展。预计到 2015 年变电站最大负荷将达到 17.4MW。 通过对负荷情况进行分析及预测 ,66kVXX 变电站两台主变并列运行已经超载运行，一旦其中一台主变出现故障，该站必须采取大幅度减负荷措施运行。而且该变电站主变过载问题严重，不得不限制 10kV 配电业扩工程，控制增容。因此该变电站当前的运行现状已经不具备发展负荷条件，只有实施 66kVXX 输变电工程改造，才能满足地区经济发展需求。 （ 2）提升供电可靠性需要 XX 变电站为户外式变电站，由于地处沿海地区（属于 E 级污秽等级），且运行年限较长 , 10kV 配电场的刀闸、开关等设备机构受腐蚀严重 , 2 导致临检次数大幅增加，供电可靠性降低。 XX 变电站两台主变并列运行已经超载运行，如果一台主变回路出现故障，另一台主变严重过载保护熔丝熔断，将造成供电范围内全停。 （ 3）本期工程新安装 20MVA 主变压器 2 台，远期安装 40MVA 主变 2 台。 66kV 进线 2 回，变电站 66kV 侧采用线路变压器组接线方式； 10kV 采用单母线分段接线方式， 10kV 配电装置为户内式经电缆隧道电缆馈出，本期出线 12 回，远期出线 24 回。 无功补偿：在 10kV 侧安装电力电容器 1 组， 3000kVAR。 变电站保护采用微机综合自动化系统。 原变电站 66kV 避雷器回路移位重装过渡工程。 原变电站一二次设备及土建设施的拆除工程。 1.1.3 设计范围及配合分工 设计范围 变电站本期工程全部生产及辅助生产、生活建构筑物；生产、生活用水和消防设施；采暖通风、照明设计；站内通信部分设计；延伸至规划道路的进所道路部分设计；编制相关工程概算。 变电站与线路的分界点： 66kV 配电装置以 66kV 架空配出线的穿墙套管接线端子为界。 66kV 送电线路部分设计见 XX 县 XX66kV 输变电 新建工程（送电部分）初步设计，其投资单独形成概算。 1.2 站址概况 1.2.1 站址地理位置 新建变电站位于原 XX66kV 变电站院内， XX 变电站位于 XX 屯内，属 E级污染区，选择室内变电站，原有站址具备改扩建条件 ,不必移址新建，而且不影响原有变电站正常运行。（原有站址预留位置 45m 33.6m，新变电站所需面积 38m 53m，考虑到不影响原变电站运行，能利用原站最大面积为 38m 40m，其余部分待原站退出运行后施工。但是原站避雷器回路必 3 须在新站施工前移位重装） 变电站进站道路由东侧主干道路直接接引。 1.2.2 变电站位于居民区，对噪音和外观有特殊要求。根据规划， 66kV 线路进线采用架空进线， 10kV 馈出线路须采用电缆隧道出线。 1.2.3 供水及防洪排水 变电站站址标高高于五十年一遇洪水位。 1.2.4 水文气象条件 平均年降水量 610mm，年最多降水量 796mm。 最高温度 34.1 ,最低温度 -21.0 。 平均气温为 9.4 。 平均最高气温为 13.1 。 平均最低气温为 6.1 。 冬天主导风向为偏北风。 4 夏天主导风向为偏南风。 最大风速 20m/s。 设计风压 0.45kN/m2。 设计雪压 0.30kN/m2。 最大积雪厚度 :0.37m。 平均雷暴日： 20-30 天 。 1.3 主要技术原则及存在问题 1.3.1 66kV 进线采用架空进线， 66kV 开关设备采用 SF6 手车式， 66kV 主变采用有载自冷变压器， 10kV 开关柜采用中置式手车开关柜 1.3.2 设备采用国产设备。 1.3.3 变电站布置参照国家电网公司 66kV 典型设计中 C3-1 方案。 1.3.4 采取必要措施保证变电站噪音、污水等不对环境造成影响。 1.3.5 采取必要措施防火、防电伤、防暑、防寒。 1.4 技术经济指标 表 1.4 主要技术经济指标 序号 项 目 名 称 单 位 数 量 技术经济指标 1 概算总投资 万元 2021 元 /kVA 2 无功补偿装置 万元 94 元 /kvar 3 主控制室体积（面积） M3 5715 4 站区内总建筑面积 m2 876.65 5 站区占地面积 ha 0.22 6 绿化面积 m2 770 7 总占地面积、进站公路占地面积 ha 或 m2 0.22、 30 8 钢材、水泥、木材三材消耗量 t或 m2 204.7/192/29 9 土石方量；挖方量、填方量 m3 填方 3000 m3 5 2 电力系统部分 2.1 电力系统 2.1.1 系统现状及近期发展 系统现状 葫芦岛市 XX 县电网位于葫芦岛地区电网南部。区内现有热电厂 1 座；1 座 220kV 变电站，为 220kVXX 变电站，变电总容量 240MVA； 66kV 变电站16 座。 目前该区域有 1 座 220kV 变电站（ XX 变，安装 120MVA 主变 2 台）， 66kV变电站 1 座： XX 变（ 2 5MVA）。 地区近期电网规划 扩建 220kV 岭南开闭站， 1 期安装 180MVA 变压器 1 台。 变电站在系统中的作用 66kVXX 变电站为终端负荷变电站，专为 XX 县 XX 地区供电。 2.1.2 负荷预测及接网方案 负荷预测 XX 镇和小庄子乡属 XX 县沿海经济发达地区，近年来，随着水产养殖加工业、旅游业的快速发展，截止到 2010 年底， XX 变电站最大负荷已经达到 11.2MW，年平均负荷达到 7MW，主变已经出现超负荷运行状况。 根据近年来 XX 变电站负荷增长的统计，其年均增长率约为 10%,主要负荷增长点来自于水产养殖加工业的快速发展。预计到 2015 年变 电站最大负荷将达到 17.4MW。 6 项目所在地区变电站负荷预测情况表 年 度 负 荷 2010 年 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 一、农业负荷自然增长（ MW） 13 14 14.6 15.6 16.6 17.7 二、水产养殖加工用电负荷（ MW） 1 2 3 4 4 4 小计（ MW） 14 16 17.6 19.6 20.6 21.7 二、同时率 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 三、合计 11.2 12.8 14.1 15.7 16.5 17.4 预计 2015 年远期负荷达到 17.4MW。 变电站接入系统方案 利用原有 66kVXX 分歧线路径，建设 66kV 双回线路，双“ T”于 66kV绥赵 #1、 #2 线路，形成 XX 分歧 #1、 #2 线。 2.1.3 主变压器容量及调压方式选择 变电站本期安装 2 台 20MVA 主变，终期安装 2 台 40MVA 主变，变压器采用有载调压，自然冷却，变比为 66 8 1.25%/11kV。 2.1.4 无功补偿选择 XX 项目设置就地无功补偿装置，至 66kV 变电站 10kV 母线侧功率因数可补偿至 0.9。经计算为了保证变电 站 66kV 侧功率因数不低于 0.95，在达到最大负荷时（ 17.4MW），按 2 台主变各带送 9.7MW 负荷计算，每台主变需安装 3MVAR 的无功补偿装置。 根据实际无功负荷水平，本期安装 1 组 3MVAR 的无功补偿装置。远期安装 2 组 6MVAR 的无功补偿装置。 2.1.5 中性点接地方式 66kV 系统中性点接地方式 本期工程 66kV 系统中性点不考虑安装消弧线圈。 10kV 中 性点接地方式和参数要求 7 （ 1） 10kV 架空线的单相接地电容电流： Ic1（ 1.6 3.3 Ue L 10-3） 0.46（ A） （ 2）电缆线路的单相接地电容电流按下式计算： Ic2 K 0.1UeL 1.4 0.1 11 5 7.7（ A） ,K 值按电缆截面选择（ 1.0 1.4）。 （ 3）计算结果： 计入变电站配电装置电容电流再增加 12。 Ic（ Ic1+Ic2） 112 8.16 112 9.13(A） 由于 10kV 配出线全部采用先电缆后架空的出线方式， 10kV 电缆总长度最大不超过 5km，变电站 10kV 侧电容电流小于 10A，不考虑接地补偿。 2.1.6 系统保护配置方案 本期新建 ” T” 接 66kV 线路在 XX220kV 变电站侧均采用微机分距离、分过流保护，作为终端的 66kVXX 变电站 66kV 侧不设保护装置。 8 3 电气部分 3.1 建设规模 本期工程新安装 20MVA 主变压器 2 台，远期安装 40MVA 主变 2 台。 66kV 进线 2 回，变电站 66kV 侧采用线路变压器组接线方式； 10kV 采用单母线分段接线方式， 10kV 配电装置为户内式经电缆馈出，本期出线 12 回，远期出线 24 回。 无功补偿：在 10kV 侧安装电力电容器 1 组， 3000kVAR。 变电站保护采用微机综合自动化系统。 原变电站 66kV 避雷器回 路移位重装过渡工程。 原变电站一二次设备及土建设施的拆除工程。 3.2 电气主接线 66kV 侧本期及最终规模为 2 回 66kV 架空进线， 2 台 20MVA 主变。采用线路变压器组接线方式。 10kV 侧本期馈出 12 回线路，终期馈出 24 回线路，采用单母线分段接线方式。 3.3 短路电流及主要设备选择 3.3.1 短路电流计算 根据电力 系统设计 内容深度 规定中 的有关 要求计算 得出， 66kV及 10kV 部分短路电流分别为 3.47kA 和 16.96kA。 3.3.2 依据导体和电器选择设计技术规定（ DL/T5222-2005）进行选择，额定电流按允许电流选择，短路开断电流按设备的水平和短路电流水平选择。 66kV 开关设备的短路电流水平按 31.5kA 选择， 10kV 开关设备的短路电流水平按 31.5kA 选择。 1) 主变压器选择 主变容量 20MVA，双绕组、有载调压，冷却方式为 ONAN，变比为 66 8 1.25%/11kV,阻抗电压为 9，出厂时采用 Yn， d11 接线，运行时采用 Yn， d11 接线。 9 1 台利用原富有屯更换下的主变，另 1 台新增。原富有屯主变运到现场后进行大修。 2) 66kV 设备选择 a).66kV 六氟化硫断路器（手车式 ） 最高工作电压： 72.5kV 额定工作电流： 2500A 额定开断电流： 31.5kA 动稳定电流： 80 kA 4s 热稳定电流： 31.5 kA。 b).66kV 套管式 电流互感器 额定电压 ： 66kV 最高电压 ： 72.5kV 额定电流比 ： 2 300/5 准 确 级： 0.2S/0.5/5P30/5P30 c).避雷器 进线避雷器 YH5W-96/250 3） 10kV 设备选择 10kV 配电装置选用 KYN-12 铠装型手车柜。 a)10kV 主变二次及分段断路器选用 3150A-31.5kA 型真空断路器。 b)10kV 配出线间隔断路器选用 1250A-31.5kA 型真空断路器，电容器间隔断路器选用 1250A-31.5kA 型真空断路器，配弹簧操作机构。 c)10kV 主变二次及分段间隔选用 LZZBJ9-10 2000/5A 型电流互感器， 10 配出线间隔选用 LZZBJ9-10 300-600/5A 型电流互感器，电容器间隔选用LZZBJ9-10 400/5A 型电流互感器。 d) 10kV 电 压 互 感 器 选 用 抗 谐 振 电 压 互 感 器 即 4PT， 其 中 3 台JDZX9-10G， 1 台 JDZ9-10 电压互感器。 e)10kV 接地刀闸选用 JN2-10 型隔离开关。 f)主 变二 次 套 管至 10kV 进 线 开关 柜 间 母 线 桥 采用 管 形 绝 缘 母线GXQJ-10/4000 10kV 母线联络桥按允许电流选用 2 片 TMY-100 10 矩型母线，当环境温度为 40时，允许通过的持续电流为 3248.7A(水平放置 )，动热稳定均满足要求 . g)无功补偿装置： 本 期新 装 1 组 3000kVAR 分 组 投 切无 功 补 偿装 置 ， 电容 器 型 号为BAM11/ 3 -334-1，配用 CKSC-150(60+90)/10-5 型干式铁芯串联电抗器。 根据 葫芦岛地区污秽等级划分图， 66kVXX 变电站现处于 E 级污秽区。 本变电站除 66kV 进线套管外，其余电气设备均采用户内布置。本变电站户外 66kV 设备（进线套管）爬电距离按 E 级防污等级考虑（爬电比距 55mm/kV,按最高运行相电压计算），户内设备爬电距离按 C 级考虑（爬电比距 35mm/kV,按最高运行相电压计算）。 根据配出电缆的要求，每个配出开关柜应满足每相可接 2 根 300mm2电缆的要求。 3.4 电气设备布置及配电装置 3.4.1 变电站布置要求 变电站 66kV 进线采用架空进线， 10kV 出线采用电缆出 线。变电站处于靠近区，噪音应符合要求，变电站处于 E 级污秽区，所以采用户内布置方案。减少裸露带电部分。 11 3.4.2 各级配电装置型式选择 66kV 配电装置采用 SF6 手车开关，室内二层布置；主变布置在室内一层； 10kV 配电装置采用户内中型布置。 3.4.3 电气设备总平面布置方案 在总平面布置上，根据生产工艺的要求及站址条件，进行了紧凑布置。新建的变电站为户内二层结构，结合外部电网条件， 66kV SF6 手车开关布置在二层，架空进线，共有 2 个间隔即绥赵 #1、 #2 线分歧线。 两台主变压器室布置在一层，在变电站的东西 两侧各 1 台。 10kV 高压室布置在一层， 10kV 采用单母线分段的接线方式， 10kV 高压开关柜采用双排布置， 10kV 线路由南侧馈出。 10kV 电容器室布置在一层。 主控制室布置在二层 ,其它布置为附属房间。 3.4.4 电气设备的抗震措施按 7 级考虑。 3.5 过电压保护和接地 3.5.1 防雷 在变电站站址设立 2 只 30m 高独立避雷针与线路终端塔避雷针构成全站防直击雷保护设备。 3.5.2 防过电压保护 由于氧化锌避雷器的非线性伏安特性优越，且没有串联间隙，保护性能好，故本工程采用氧化锌避雷器。 为防止线路侵入 的雷电波过电压， 66kV 进线、 10kV 母线、 10kV 出线及 10kV 电容器 装设氧化锌避雷器。 3.5.3 接地 变电站接地电阻不得大于 4 欧姆。变电站接地电阻应满足跨步电压和接触电势的要求。接地网采用以水平敷设的接地网为主 ,以垂直接地极为辅，联合构成的复合式人工接地装置；独立避雷针处设集中接地装置，接 12 地电阻小于 10 欧姆。考虑到土壤对接地装置的腐蚀及户内变电站主建筑物接地装置的维修困难性，全站接地以水平接地为主，适当增加集中接地极，以降低接地电阻。集中接地极用 14 L=2500 铜包钢管垂直打入地下，水平接地带选 用 S=120 多股裸铜包钢绞线，埋设在地下 0.8m 以下。 为防止设备二次回路受电磁干扰，在控制室用 TMY-25 4 的铜排设置等电位接地网，并与站内主接地网多点焊接。 3.6 交直流一体化装置 3.6.1 站用电系统接线及选型 1) 站用电系统接线 在 10kV I、 II 段母线分别设置站用变，安装开关柜内，站用电系统采用单母线接线。正常时 #1 站用变工作为站用交流系统供电， #2 站用变处于热备用状态；当 #1 站用变故障时，由 ATS 自动转换开关自动切换至 #2站用变，保证交流母线不停电。 2) 设备选型 站用电取至 10kV 站用变，容量为 50kVA 10.52 2.5%/0.4kV D,yn11 Ud=4%。 66kVXX 变电站采用交直流一体化设备。 交流电源子系统包括 ATS 开关及操作机构、互感器、防雷装置、母线、交流馈线开关、事故照明切换装置、交流进线智能模块等设备。 交流电源子系统将来自站用变的两路电源经过 ATS 自动转换开关为站用交流母线提供可靠电源，并输出交流馈线回路，为站内设备提供交流电源。站用变低压侧设电子式电度表。 3.6.2 交流不停电电源系统 本站 设置 1 台逆变电源装置 ， 容量为 3kVA， 采用 辐射式供电 方式为监控主机、电量采集系统、火灾报警装置等重要负荷提供不间断电源。 逆变电源不自带蓄电池，与站用直流共用 1 组蓄电池。 13 逆变模块具备通信接口，能将信息上传至一体化电源监控单元，实现对逆变电源系统的全面在线监控。 3.6.3 站用配电装置布置 2 组 10kV 站用变均安装配电室开关柜内，低压侧经电缆与交流屏连接。出线经电缆至各用电设备。 6.5.4 直流系统接线 直流系统采取单母线接线， 设置 1 组电池， 1 套 高频开关电源 。 直流系统采用辐射形分级供电方式，直流屏、蓄电池屏安装于主控室。变电站事故照明装置正常由 交流供电，事故抢修时，由直流 220V 供电。直流系统采用单母线接线。 6.5.5 蓄电池 本次设计将站用蓄电池与通讯专用蓄电池整合，选用 1 组阀控式密封铅酸蓄电池，电池容量按满足全站直流负荷要求。蓄电池组选用 108 只电压 2V 的 阀控式密封铅酸蓄电池， 按 2 小时事故放电时间计算，蓄电池容量为 300Ah。 通信经常负荷按照 4h 事故放电时间考虑，通信电源取自站用直流系统，经有效隔离变换成 48V 后为通信负荷提供工作电源。 6.5.6 充电设备 充电装置选用 1 套高频开关电源模块，高频开关模块按 80A（ N+1 备份）配置。装置经 交流互投开关接入 2 路交流电源。 6.5.7 其他直流设备 直流系统设置在线监测装置模块，监测系统的电压、绝缘状况、电池状态及直流系统接地故障等。 直流系统采用统一型号的开关，并充分考虑级差的配合。 6.5.8 交直流一体化盘柜布置： 14 交流系统设交流柜 2 面、直流系统设直流充电屏 1 面、直流馈出屏 1面、逆变电源及通信电源柜 1 面、蓄电池屏 3 面。布置于主控室内。 3.7 照明、动力系统 站内建筑物动 力及照明 系统采用 三相五线 制接线， 电源取自 站用电屏，其中主控楼内的主控室采用格栅吸顶灯照明， 66kV 及 10kV 配电装置、主变室 及 10kV 电容器室设投光灯照明， 并在主控室和屋内配电装置室及主要通道处设置事故照明，其它房间采用日光灯、吸顶灯或吊灯照明。 3.8 电气二次及远动部分 3.8.1 二次设备选型 本变电站全部采用微机保护及综合自动化监控系统，实现无人值班。10kV 部分采用保护测控一体化装置，保护安装在开关柜内。主控室内安装远动柜 1 面、公用柜 1 面、 #1#2 主变保护屏 2 面、 #1#2 主变测控屏 1面；备自投装置屏 1 面；交直流一体化装置组柜 8 面；网络屏 1 面；通信屏 4 面。 66kV 保护 本变电 站为终端负荷变电站， 66kV 接线采用线路变压器组接线， 66kV侧不设置保护。 主变压器保护 a)主保护 1)差动速断保护 2)二次谐波制动复式比率差动保护 b)开关量保护 1)主变压器本体重瓦斯保护。 瓦斯继电器双接点引入，仅一个接点动作时，只发信号，双接点同时动作时跳闸并发信号。 15 2)主变压器有载调压重瓦斯保护，动作于跳闸或信号。 3)主变压器本体轻瓦斯保护，动作于信号。 4)主变压器压力释放，动作于信号。 5)主变压器本体油位异常，动作于信号。 6)主变压器有载调压油位异常，动作于信号。 7)主变压器温度高动作于信号。 c)高后备保护 1)复合电压闭锁过电流保护，复合电压取主变低压侧。设定两个时限，分别跳主变一次、主变二次断路器。 2)过负荷信号。 c)低后备保护 1)复合电压闭锁过电流保护，复合电压取主变低压侧。设定两个时限，跳主变二次断路器。 2)过负荷信号。 10kV 配出线保护 a)定时限速断，及定时限过流保护。 b)反时限过电流保护。 c)三相一次自动重合闸。 d)低周保护。 e)具备故障录波功能。 10kV 电容器保护 a)过电压保护。 b)低电压保护 。 16 c) 三相式定时限过流保护。 d) 三相式过电流保护。 e) 三相不平衡电压保护。 10kV 消弧线圈及接地变保护 a)三相式定时限速断保护， b)三相式定时限过流保护。 10kV 分段开关保护 a) 三相式定时限速断保护。 b) 三相式定时限过流保护。 c) 三相式过电流保护 三段保护均可自动实现就地及远方投退，动作时间和退出时可整定，过电流保护需要单独设手动投退压板。 微机消谐配置：本变电站配置微机消谐装置 2 套。 备自投装置：变 电站设置 1 套主变及 10kV 分段备自投装置，可以实现过负荷减载，分三级联切，共 24 回线，过负荷减载开放时间 10S。 母线保护配置：本变电站不配置母线保护。 0 低频减载、低频低压解列、小电流接地选线配置： 本变电站不设置小电流接地选线装置，不设置低频减载、低频低压解列装置。但是保护测控装置应具备低周减载功能。 3.8.3 监控系统 微机监控系统 微机监控系统采用以太网。 .1 监控系统的硬件构成 17 监控系统分为 间隔层设 备和站控 层设备。 间隔层设 备 为各间 隔的测量、控制单元及保护单元。变电站层设备主要包括工作站 1 套、通信管理单元 2 套、网络设备 1 套、路由器 2 台、电脑钥匙及锁具、打印机和 GPS等设备。 .2 微机监控系统的功能 a)数据采集及控制系统功能： 1)变电站公共量采集与处理； 2)微机保护信号采集，包括保护动作信息、事件顺序记录信息、保护装置工作状态及保护定值传输与修改； 3)接收远方调度计算机系统遥控遥调命令，实施控制操作； 4)向调度端远传送信息； 5)接收调度系统对时命令 (具备接 收 GPS 时钟功能 )； 6)遥控功能 :对变电站开关具有远方控制能力； 7)无功电压综合控制； 8)变压器分接头调整； 9)与电能表管理单元进行通讯； 10)与微机保护管理单元进行通讯； 11)与直流系统管理单元进行通讯。 b)当地监控主站系统功能： 当地监控主站系统基本功能包括 :实时数据采集、安全监视与控制、屏 幕显示与操作、运行记录、制表打印以及画面拷贝等。 服务 HELP 功能。 数据采集与安全监视 : 1)站内主接线图及潮流图、继 电保护配置图及定值表； 2)各种开关状态及动态数据实时显示； 3)主变、线路的负荷及电流监视； 4)系统周波与系统时钟； 5)用表格显示实时与整点数据； 18 6)用棒图、曲线形式显示电压、负荷和温度等模拟量； 7)对电压、电流、潮流、周波等进行越限监视与告警，并可人工修改限值，电压合格率统计； 8)事故跳闸监视，报警并自动推事故画面； 9)事故追忆，追忆内容可显示、打印； 10)提供各种数值计算功能，并可整点记存有关量； 11)变电 站设备状态监视； 12)控制操作包括电容器组的投切，无功电压综合控制，有载变压器分接头的调节等； 13)对线路开关远方遥控，可由特别授权人员禁止开放。 运行记录 : 1)系统事故记录 :有开关状态变位记录，事故追忆信息以及事件顺序记录等； 2)系统异常记录 :有各种遥测量的越限记录，正在发生或已经恢复的遥测量的在各种异常状态下的时间记录等； 3)系统正常巡检记录 (保留重要历史及月报记录 1 年，并能召唤打印 ):有各种日报、月报记录表和整点记存表等； 4)自动 化系统设备运行状态记录 :有远动设备及通道异常记录，远动装置的投入和退出记录等； 5)遥控操作记录 :记录操作人员姓名、时间、操作内容。 c)人机联系 (MMI)： 1)人工随机调出画面，启动报表打印； 2)非遥测、遥信量的人工置入； 3)控制的闭锁及投运； 4)对一个遥测、遥信量或全部进行抑制告警或恢复告警操作； 5)生成，修改各种报表及画面； 6)生成，修改数据库； 7)在线画面拷贝； 8)具有多级窗口，局部区域放大，缩小功能，画 面漫游功能； 19 9)人机操作方式有鼠标，键盘命令、操作菜单全部汉化，汉字字体，尺寸多样化； 10)打印不影响主机工作； 11)保护定值显示与修改，保护投退操作。 .3 微机防误操作闭锁系统 变电站一设备及保护测控装置集成微机防误操作闭锁功能。只有在本系统中模拟通过后以正确顺序进行的操作方可解锁操作，从而达到五防的目的。要求该系统实现部颁五防要求： a 防止误拉合断路器 b 防止误入带电间隔 c 防止带负荷拉隔离开关 d 防止带电挂地线或合接地刀闸 e 防止带地线（接地刀 闸）合隔离开关 该系统功能如下： 五防模拟操作 发送和存储操作票 五防闭锁操作 具有汇报对位功能 通讯接口功能 微机防误闭锁装置主机通过网络与监控后台机通讯，获取断路器、刀闸等的实时位置信息，当开关位置与后台机或测控模块的位置信息不对应时，本装置报 警并进入自动对位。 可对监控后台机的遥控操作和现场就地操作进行五防控制，监控后台机的遥控命令必须满足本装置主机的五防逻辑方为有效命令。本装置独立形成五防操作系统，除闭锁由监控系统操作的断路器、电动刀闸外，不影响后台监控系统或 RTU 的运行。 .4 时钟同步系统的配置原则 变电站配置 1 套 GPS 对时装置。 3.8.4 电能计量 20 为保证电能计 量的准确 性，主变 二次装设 有功、无功 电能表。 10kV出线装设有功电能表。 10kV 电容器装设无功电能表。电能表采用 DSSD-331型全电子式三相多功能交流电能表。 设电能表数据采集装置。 站内电量采集装置通过站内电能表的双 RS485 或其它接口输出，采集到各回路电量，把采集到所有回路电量传送给计算机监控系统，同时送至二次电量系统。 电能量采集系统以三级数据网络通讯、专线方式与葫芦岛地调主站通讯，通讯规约采用 IEC60870-5-102。 3.8.5 视频监控及智能防盗系统 为满足无人值班变电站运行和安全防护的要求，变电站装设 视频监控系统 1 套、智能防盗系统 1 套（含电子围栏）。 3.8.5 视频监控及智能防盗系统 本变电站 SF6 手车断路器室安装 SF6 气体泄漏监控报警系统 1 套。用来对环境中 SF6 气体及氧气含量进行检测，实现联动报警，风机自动启动等功能。 3.8.7 远动部分 调度组织关系 新建 66kVXX 变电站调度指挥权 66kV 归葫芦岛供电公司调控中心调度指挥。 信息传送方式 66kVXX 变电站远动信息通过网络 104 规约接入电力调度数据网，并采用一发两收 2M 专线 101 规约方式直接送入地区电网集控中心。 21 远动通道和规约 通道要求 备注 变电站至 地区调控中心 2 路 2M 专用通道（ IEC60870-5-101） 远动 2 路 2M 数据网通道（ IEC60870-5-104） 远动、计量 2 路 2M 专用通道（ IEC60870-5-102） 计量 2 路 2M 数字通道 视频 2 路 10/100M 以太网通道 远动、计量 2 路 10/100M 以太网通道 通信数据网、监控 远动化范围 .1 遥测量 a)主变压器 主变一次、主变二次三相电流及主变二次有功、无功功率，有功、无功电能，功率因数。 b)10kV 线路及所用变 单相电流及有功、无功功率、有功电能。 c)10kV 分段 三相电流 d)10kV 电容器 三相电流及无功功率、无功电能 f)10kV 母线 UA、 UB、 UC、 3U0 及系统周波 g)直流母线电压 h)站用电电压、电流 i)主变压器油温 .2 遥信量 a)各断路器状态 (合、分 ) b)各断路器储能信号 c)主变压器保护信号及装置异常信号 d)10kV 线路、电容器、分段、站用变保护装置异常信号 22 e)主变压器、消弧线圈分接头位置信号 f)交直流系统信号 g)其他保护装置异常信号 (备自投等 ) h)事故信号 i)火灾警报 j)防盗警报 .3 遥控量 a)各断路器合、分 b)变压器、消弧线圈分接头控制升、降、急停 c)中性点隔离开关合、分 .4 遥视量 变电站视频监控系 统的图像信号等。 4 土建部分 4.1 概述 4.1.1 站区场地概述 23 （ 1）变电站按终期规模一次建成，原变电站围墙内占地面积为 6545=2925m2；本次新建变电站场地位于 XX 变站址东半部分，占地面积为 33.6 45=1512m2 。该建筑物火灾危险性为丙类，变压器室耐火等级为一级，其余耐火等级为二级。 （ 2）原址已有建筑物新站建设完毕后需拆除。 4.1.2 设计的原始资料 （ 1）工程地质和水文地质 场地原状地貌为平地，地势稍低，主要地层结构由耕土、粉质粘土、中砂等组成；本场地地 下水对混凝土无腐蚀性，对钢结构无腐蚀性 , 根据 GB50011-2001 规范第 4.1.1 条计算，覆盖层厚度为 2.80-5.30m,等效剪切波速 250Vse140m/s，据第 4.1.6 条确定建筑场地类别为 II 类，属可进行工程建设的一般场地。场区抗震设防烈度为 6 度，设计基本地震加速度为 0.10g，抗震构造措施按 7 度。 （ 2）水文气象 平均年降水量 622.9mm，年最多降水量 970.2mm。 最高温度 38.1 ,最低温度 -21.1 。 历年最低气温月的最低平均气温为 13.0 。 历年最低气温月的平均气温为 8.5 。 最大风速月的平均气温为 9.7， 4 月。 冬天主导风向为偏北风。 夏天主导风向为偏南风。 最大风速 33.3m/s。 设计风压 0.6kN/m2。 设计雪压 0.3kN/m2。 24 最大积雪厚度 :0.37m。 平均雷暴日： 19.7 天 。 土层标准冻深 Z0 0.70m， 最大冻土深度： 0.93m。 4.1.3 主要建筑材料 （ 1）建筑物为钢筋混凝土框架结构，基础采用钢筋混凝土独立基础，混凝土为 C30、 I/ II 级钢筋，垫层采用 C10 混凝土。 （ 2）无特殊材料 （ 3）装饰材料采用地砖、外墙涂料等；变电所外墙采用 挤塑苯板保温；塑钢窗、防火门及铝合金防盗门；填充墙采用混凝土小型空心砌块。 4.2 站区总布置与交通运输 4.2.1 全站总体规划 （ 1） XX 变电站位于 XX 屯内，属 E 级污染区，选择室内变电站，原有站址具备改扩建条件 ,不必移址新建，而且不影响原有变电站正常运行。原有站址预留位置 45m 33.6m，新变电站所需面积 38m 53m，考虑到不影响原变电站运行，能利用原站最大面积为 38m 40m，其余部分待原站退出运行后施工。但是原站避雷器回路必须在新站施工前移位重装。变电站站址东侧有一公路，便于交通运输。 （ 2）由于是在原有变电站基础上建设，给水、排水、施工用电、通讯、公路等配套设施成熟，站区范围内无不良地质情况，适宜建设。 （ 3）站区高程系采用黄海高程系，站址标高为 6.2m，站址外道路标高为 5.2m，因变电站场区范围内无地表河流及地表水体，故站区不受防洪要求限制。 4.2.2 站区总平面布置 （ 1）场区内设砼环形路，局部绿化，变压器户内布置，见总平面布置图。主建筑物室内外高差平均为 0.45m。围墙内面积为 2014 。进站道路面积 30m2,绿化面积 770m2。 25 （ 2）站区入口选定在东侧，修路至站址东侧主路。 4.2.3 竖向布置 （ 1）站区沿现有地形平整后形成西高东低的地势，站区内设环形路，雨水经道路排出所外。 （ 2）道路纵向排水坡度为 0.5%，经站区入口处排向东侧路。建筑物室内外高差为 0.45m，室内标高为 6.65m。 （ 3）为防止站内出现内涝，站区场地平均标高比相邻公路高 1m，因此现有场地需回填土方 3000m3 左右。便于所区雨水排放至所址东侧路。 4.2.4 管沟布置 （ 1）建筑物向南出 2 条 2m 2m 的电缆隧道。 4.2.5 道路及场地处理 （ 1）站内道路采用环形设置，采用混凝土路面，内转弯半径不小于7m，坡度为纵向 0.5%。 （ 2）站外道路采用混凝土路面。 4.3 建筑 4.3.1 全站建构筑物简述 建筑面积约为 876.65 m2，建筑物占地面积为 528.28 m2，采用 2 层钢筋混凝土框架结构。一层层高 5.1m，二层层高 8.9m，主变室层高 9.3m，建筑总高度 14.8m。抗震设防等级为 7 级。 4.3.2 主控楼建筑 （ 1）采用平屋面并设女儿墙，外立面造型简单，利用外墙面线条进行装饰，采用深色调。 （ 2）建筑物为二层，一层设有配电室、安全用具室、电容器室、预留消弧线圈室主变压器室、生活间、门厅、卫生 间。二层为设资料室、主控室。 26 （ 3）外墙： 15 厚 1： 3 水泥砂浆找平， 15 厚 1： 2.5 水泥砂浆压光，外刷涂料。 （ 4）门窗：采用中空双玻璃塑钢平开窗，主变与配电室、配电室与门厅、电容器室与门厅、消弧线圈室与电容器室、主控室与门厅、高压室与门厅均为甲级防火门。其它房间为成品木门。 （ 5）地面：门厅、生活间、卫生间、消息间、主控室为地砖地面。楼梯间及楼梯为火烧板花岗岩。其它房间为水泥砂浆地面。 （ 6）踢脚：同地面做法。 （ 7）内墙面：卫生间贴瓷砖，其它房间为刮大白，刷乳胶漆二遍。 （ 8）顶棚：主控室采用轻钢龙骨纸 面石膏板吊顶，卫生间为木龙骨PVC 板吊顶。 4.4 结构 4.4.1 主控楼结构 采用二层钢筋混凝土框架结构。 采用钢筋混凝土独立基础。 4.4.2 变电所房屋结构设计参 建筑结构安全等级为二级； 抗震设防类别为乙类； 地基基础设计等级为乙级； 现浇混凝土框架房屋抗震等级为三级； 抗震设防类别为 7，设计基本地震加速度值为 0.10g； 建筑场地类别为类； 特征周期值为 0.35S，设计地震分组为第一组。 27 4.5 采暖、通风、照明 4.5.1 采暖通风气象条件 冬季采暖室外计算温度 -11 冬季通风室外计算温度 -5 冬季空调室外计算温度 -14 极端最低温度 -28.4 采暖期天数 132 天 最冷月月平均室外计算相对湿度 58% 冬季室外平均风速 5.8m/s 冬季室外主导风向及频率 N/25% 冬季室外大气压力 1013.8hpa 最大冻土深度 100cm 夏季通风室外计算温度 26 夏季空调室外计算温度 28.4 夏季空调室外计算日平均温度 26 极端最高温度 34.7 夏季最热月月平均室外计