龙吟35KV变电站增容自动化改造初步设计

1、普安县龙吟35KV变电站增容及自动化改造设计报告普安县水利电力勘察设计队二一年六月 编制单位：普安县水利电力勘察设计队证书等级：丙级证书编号：243080-SB审 定：朱家祥校 核：赵亚明编 制：赵亚明 吴 贤 目 录1、综合说明11.1设计依据11.2变电站现状概况11.3变电站存在的主要问题11.4变电站扩容和自动化改造的必要性21.5设计标准、规程规范31.6主要设备技术标准41.7设计对象及运行管理方式41.8设计范围及深度41.9变电站改造后规模51.10系统继电保护及自动装置51.11调度自动化51.12系统通信61.13电气主接线61.14配电装置61.15主要电气设备选择71.

2、16电气二次部分71.17土建部分71.18工程投资82、改造方案和增容规模82.1电力一次系统8增容改造的项目8 变压器规模8 进出线规模8 无功补偿92.2系统自动化和调度通信9 综自改造9调度通信和调度自动化93、电气一次设计103.1设计基本资料10负荷情况10气象条件103.2电气主接线11变电站设计规模11、10KV电气主接线方案确定113.2.3变压器中性点接地方式和中性点设计173.3主变压器的选择173.3.1主变容量选择原则173.3.2本设计中主变容量的选择173.3.3短路电流计算183.3.4一次设备选择193.3.5过电压保护

3、及接地204、电气二次234.1电气二次设备室布置244.2控制系统254.3控制系统254.4继电保护及自动装置26主变压器保护及自动装置配置264.4.2 35kV线路保护及自动装置配置264.4.3 35kV分段开关保护配置284.4.4 10kV线路保护及自动装置配置284.4.5 10kV 电容器组保护及自动装置配置294.5电能计量计费系统29计量点分类29计量表计的选择304.5.3 35kV变电站电能计量参考配置30电量采集装置30电能表与电能量采集装置安装314.6计算机监控系统31设计原则31遥控范围及操作控制方式32遥调范围33微机五防33遥测、遥信信息量40接入计算机监

4、控等的智能设备通信接口474.7直流系统和交流不间断电源47直流系统47交流不间断电源系统485、土建部分496、站区排水及消防497、主要设备材料清册518、工程概算608.1设计依据608.2编制依据608.3附概算表及附图611、综合说明1.1设计依据1、根据贵州省普安县20112020年水电新农村电气化规划。2、云路电力公司委托我队承担龙吟35KV变电站改造工程设计委托书及合同。1.2变电站现状概况龙吟35KV变电站位于普安县龙吟镇红旗村红旗组，地处东经105°0010,北纬26°0220，位于龙吟镇中心小学侧面。距普安县城45km，距龙吟镇政府所在地0.4km。该

5、工程于1997年经贵州省水利电力勘测设计研究院勘测设计，设计变电站容量为2×1000KVA，工程分两期建设，于1998年初开工建设，年末建成1台1000KVA。直流控制保护，35KV设备在户外，10KV开关柜在户内。35KV是多油断路器，10KV是少油断路器。由于农村经济快速发展，2002年云路电力公司鼓励农村家庭以电代柴，公司降低电价，以电代柴电价为0.25元/KW·h，于是以电代柴的用户增多，变电站容量过小，满足不了用电需求，于2002年末公司对变电站进行了二期建设，增加了一台2500KVA变压器，使变电站容量达到3500KVA，基本满足了当时龙吟镇片区用电需求。1.3

6、变电站存在的主要问题1、变电站总容量和单台容量都太小，根据供电负荷资料可知最大负荷为4282KVA，变电站现状总容量为3500KVA，两台变压器都投入运行时还差782KVA，当一台变压器发生故障时，另一台变压器满足不了供电需求。还要考虑今后1020年的负荷发展，因此，变电站满足不了当地的供电需求。2、自动化保护装置落后， 35KV和10KV端还是用油断路器，并且设备老化，达不到无人值班，少人值守要求。1.4变电站扩容和自动化改造的必要性龙吟变电站是普安县“十二五”水电新农村电气化规划建设的项目，为完成普安县“十二五”水电新农村电气化建设任务和保障龙吟镇3711户代燃料户用上安全稳定的电力，云路

7、电力公司提出在2011年对龙吟变电站进行增容和自动化改造是时分必要的。龙吟变电站属90年代建设，由于受到当时的经济条件和技术条件的限制，变电站容量过小，自动化程度不高，加之二次保护属半自动保护，并已运行近10多年，部份设备已老化，达不到新时期自动化要求，需对变电站自动化保护装置进行改造，使变电站达到无人值班还少人值守的要求。龙吟镇2006年至2008年实施了小水电代燃料扩大试点项目建设，使代燃料户3711户用上了代燃料电，由于代燃料户的增加、农村副食品加工小型机械的增加等，增加了负荷，虽然云路电力公司对农村电网进行了改造，增加了配电容量，但龙吟变电站容量远达不到农村生产生活用电需求，目前变电站

8、总容量为3500KVA，2010年实际最大负荷为4282KVA，预测到2015年变电站最大负荷将达到6000KVA，到2020年将达到8000KVA。因此，本次变电站改造为：考虑到今后龙吟镇5年农村经济发展规划，变电站负荷缺口1718KVA。为提高供电质量，减轻龙吟35KV变电站的供电卡勃问题，计划于2011年对龙吟35KV变电站进行增容改造。将对电气一次和电气二次部分进行改造，对电气一次改造为：将原1000KVA变压器改为5000KVA，原2500KVA变压器保留，使变电站总容量达到7500KVA。对相应的一次35KV设备进行改造；对电气二次进行自动化改造，使变电所综合自动化系统达到无人值班

9、或少人值守形式。1.5设计标准、规程规范GB50059-9235-110KV变电所设计规范GB50062-1992电力装置的继电保护和自动装置设计规程GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合GBJ63-90电力装置的电测量仪表装置设计规范GB/T6451-1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB50060-923-110KV高压配电装置设计规范DL/T5103-199935KV-110KV无人值班变电所设计规程DL/T5056-1996变电所总布置设计技术规程DL/T 620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL

10、/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定DL/T769-2001电力系统微机继电保护技术导则DL/T5044-2004电力工程直流系统设计规程DL/T5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5143-2002变电所给水排水设计规程DL/T5027-93电力设备典型消防规程DL/T5352-2006高压配电装置设计技术规程贵州电网公司设备技术准则(试行)本次设计采用了以上设计标准、规程规范。1.6主要设备技术标准变电站所有设备应符合国家有关设备技术标准。1.7设计对象及运行管理方式设计对象为：贵州省普安县龙吟35KV变电站增容及自动化改造工程。运行管理方式：35KV变电

11、站标准设计按无人值班的原则设计，也可适用于少人值班的变电站。1.8设计范围及深度本次设计属变电站增容改造工程，设计范围是在原变电站设计平面布置上进行的主要电气一次和二次设备进行更新改造，主要包括：（1）电力变压器及各级电压配电装置、无功补偿并联电容器装置、交流站用电系统设备、过电压保护与接地装置；对相应的继电保护及自动装置、就地测量及控制操作设备、微机监控系统设备的布置安装和接线；电缆设施、消防设施及安全防范等进行改造，其中直流操作电源系统设备还可利用原变电站设备，在本次改造中不再进行更换。（2）与电气设备相关的建筑物、构筑物，给水、排水设施，通风设施，及环境保护措施不进行改造，经现场踏勘，能

12、满足变电站布置和设计要求。（3）本次变电站改造工程设计文本包括了设计说明、主要设备材料清册和设计图及概算部分。1.9变电站改造后规模变电站主变压器更换1台，主变容量为5000KVA；保留原2500KVA主变，对相应的一次设备及二次进行更新改造。35KV进线为2回。10KV出线为6回，其中2回备用。容性无功补偿容量按主变压器容量的20%-30%配置。1.10系统继电保护及自动装置系统继电保护及自动装置采用国产微机型设备。设备保护配置应根据系统一次接入情况，选用BWJ3系列变电站微机集控台集中控制。1.11调度自动化调度自动化功能由计算机监控系统完成。为了确保调度自动化系统的实施，实现调度端对变电

13、站的远方监视和控制，变电站调度自动化设备应具备遥测、遥信、遥控、遥调功能。远动信息按照“直采直送”的原则进行，即调度端直接调度管辖的设备其信息调度端直接采集。远动信息送所属供电局及集控中心。远动信息传输方式采用数据通信方式传输。远动上传信息点对点传送采用IEC60870-5-101规约，网络传送采用IEC60870-5-104规约，电能量采集上传信息采用IEC60870-5-102规约。1.12系统通信采用35KV电力载波通信及电信专用有线通信，原变电站已具备通信功能，本次改造设计不再考虑。1.13电气主接线变电站的电气主接线应根据变电站在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确

14、定，其电气主接线为：本次改造设计35KV和10KV端均采用单母线分段接线，保持原接线方式不变。1.14配电装置35KV配电装置采用户外敞开式AIS配电装置。10KV配电装置采用屋内开关柜。1.15主要电气设备选择变电站的主要电气设备选择以国产设备为主。变压器采用油浸自冷式。35KV配电装置设备可采用AIS设备。10KV采用中置式开关柜。35KV站用变压器和10KV站用变压器采用原变电站设备，不再进行配置。1.16电气二次部分35KV变电站采用计算机监控系统的控制方式，按无人值班设计，完成对变电站内所有设备的实时监测和控制，数据统一采集处理，资源共享。电气模拟量采集采用交流采样。全站设一套统一的

15、GPS对时系统。二次主要设备采用集中布置的方式。10KV部分采用保护测控一体化装置，就地装设在相应的开关柜上。 直流系统采用微机控制高频开关电源成套装置1套，配1组220V阀控式铅酸蓄电池。 元件保护采用国产微机型保护，保护装置以通信口方式接入监控系统，并辅以必要的硬接点接入监控系统。1.17土建部分本次改造工程对原土建部分不再进行改造，原变电站厂房及户外布置均能满足本次改造设计要求。1.18工程投资改造工程动态总投资：312万元，单位造价：416元/KVA。2、 改造方案和增容规模2.1电力一次系统2.1.1增容改造的项目项目名称原有设备型号改造后设备型号数量单位备注变压器SZ7-

16、1000/35SZ7-2500/35SC11-5000/35 SZ7-2500/352台断路器DW5-35ZW8-31.5/1250A5台隔离开关GW5-35GW5-40.5GD10组35KV避雷器FZ-35HY5WZ-42/1344组2.1.2 变压器规模增容以后变压器规模为1X2500KVA+1X5000KVA,总容量为7500KVA，新增变压器为三相二线圈，电压等级35/10.5KV节能有载调压变压器。2.1.3 进出线规模35KV进线间隔二回，10KV进、出线间隔6回，均采单母线分段接线。2.1.4 无功补偿无功补偿容量2×1200KVAR户外成

17、套电容器组，电抗器、电抗率为12。2.2 系统自动化和调度通信2.2.1  综自改造对直流控制保护系统进行综自改造。包括 1号、2号主变保护、控制、计量，35KV 2回线路保护、控制、计量,10KV 6回线路保护、控制、计量。10KV 2组电容器保护、控制、计量。2.2.2  调度通信和调度自动化35KV变电站现有通信方式：光纤和无线扩频两种通信。通信业务包括：语音业务、事时业务、计算机和视频传输等。所以调度通信不列入这次改造计划。3、电气一次设计3.1设计基本资料3.1.1负荷情况表：31 负荷统计资料电压等级线路名称最大负荷（KVA）负荷组

18、成(%)自然力率IFMAX(A)线长(KM)备注一级二级三级10KV龙吟线112070%20%0.7861.352.8石古线86020%20%0.7847.2218.7石古电站丫口线93620%30%0.7251.1613.8丫口电站石寨坪线72030%30%0.7539.248.6备用一备用二3.1.2气象条件龙吟变电站地理位置海拨高程为1260M，多年最热月平均气温30。变电站是电力系统中的重要环节，它在整个电网中起着输配电的重要作用。本次改造设计的35KV降压变为10KV地方变电站，其主要任务是向龙吟镇片区村组供电，为保证可靠的供电及电网发展的要求，在选取设备时，应尽量选择动作可靠性高，

19、维护周期长的设备。根据设计要求，本次设计35KV进线2回；10KV出线4回，出线备用2回。负荷状况为35KV最大4030KVA，10KV最大4282KVA。本期改造工程设计要求严格电力工程手册、发电厂电气部份等参考资料进行主接线的选择，要与所选设备的性能结合起来考虑，最后确定一个技术合理，经济可靠的最佳方案。3.2电气主接线3.2.1变电站设计规模（1） 主变压器：改造将原1000KVA变压器更换1 台三相双绕组变压器，容量为 5000KVA，电压等级为 35/10.5KV。（2）35KV进线：2回。 （3）10KV出线：6回，其中备用2回。 （4）无功补偿：供电部门对一些新建企业一般要求其月

20、平均功率因数达到0.9以上。当企业的自然总功率因数较低，单靠提高用电设备的自然功率因数达不到要求时，应装设必要的无功功率补偿设备，以进一步提高企业的功率因数。无功补偿的方式有很多种，结合实际情况这里采用并联电力电容器补偿的方式根据无功管理及供用电规则，可以得出，并联电容器装置的容量和分组按就地补偿、便于调整电压及不发生谐振的原则进行配置。在每台主变压器 10KV侧配置 1 组1.2MVAR的并联电容器补偿装置。共设置 2 组（2×1.2MVAR）。3.2.2 35kV、10KV电气主接线方案确定根据增效节能减排和现行有关规范，为了降低电能损耗，应选用低损耗节能变压器。在电压偏差不能满

21、足要求时，35KV降压变电所的主变压器应首先采用有载调压变压器。35KV变电所主接线应根据变电所在电力网中的地位、进出线回路数、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。变电所主接线要满足安全、可靠、灵活、经济的基本要求。其中，安全包括设备安全及人身安全；可靠应满足一次接线应符合一、二级负荷对供电可靠性的要求；灵活即用最少的切换来适应各种不同的运行方式，检修时操作简便，另外，还应能适应负荷的发展，便于扩建；经济尽量做到接线简化、投资省、占地少、运行费用低。35KV变电所主接线一般有单母线、单母线分段、双母线接线、单元接线、内桥式、外桥式等

22、方式可以考虑其可行性。具体分析如下：1.单母线接线：只设一条母线，电源和线路接在一条母线上。单母线接线具有简单清晰、设备少、投资少、运行操作方便且有利于扩建等优点，但可靠性和灵活性差。当母线或母线隔离开关发生故障或检修时，必须断开全部电源，造成全所停电；此外，在检修断路器时，也造成该回路停电。2.单母线分段接线：单母线分段接线借助分段断路器对单母线进行分段，对重要用户可以从不同分段上进行引接，有两个电源供电。当一段母线发生故障时，自动装置将分段断路器跳开，保证正常母线不间断供电，提高了供电的可靠性和灵活性。不仅便于分段检修母线，而且可以减少母线故障影响范围。但一段母线检修时，将会造成该母线上的

23、变压器停运。见图3.2.1和图3.2.2。图3.2.1一路电源 图3.2.2 两路电源一用一备图3.2.3单母线分段从上图3.2.3可以看出单母线分段虽然也能供给一级负荷，并且由于采用分段形式，变压器一用一备，较之单母线确实也在一定程度上大大提高了供电的可靠性和灵活性，但母线分段后，带来的问题是需要在母线分段部位采用联络柜，这样就增加了投资经费，并且还要考虑到和母线之间的匹配问题。3.双母线接线：双母线接线具有两组母线，每回线路都经一台断路器和两组隔离开关分别和两组母线相连，母线之间通过母线联络断路器连接，有了两组母线后运行的可靠性和灵活性得到了大大的提高。检修任意母线时，可以把全部电源和线路

24、倒换到另一条母线上，不会停止对用户的供电。线路断路器停电检修时，可临时用母联断路器代替，但必须将该回路短时停电，用“跨条”将断路器遗留接口接通，然后投入母联断路器向该回路供电，对可以短时停电的负荷比较合适。但操作比较复杂，须接“跨条”，安全可靠性差，同时并不能避免对线路的停电。单母线分段接线与双母线接线的技术经济比较：单母线分段接线双母线接线可靠性一段母线发生故障，自动装置可以保证正常母线不间断供电。重要用户可以从不同分段上引接。出线回路数较多，断路器故障或检修较多，母联断路器长期被占用，对变电站不利。灵活性母线由分段断路器进行分段。当一段母线发生故障时，由自动装置将分段断路器跳开，不会发生误

25、操作。1、各个电源和各个回路负荷可以任意分配到某一组母线上，能灵活的适应系统中各种运行方式的调度和潮流变化的需要。2. 当母线故障或检修时，隔离开关作为倒换操作电器，容易误操作。经济性当进出线回路数相同的情况下，单母线分段接线所用的断路器和隔离开关少于双母线接线。4、单元接线：当有两路电源进线和两台主变压器时，可采用双回线路变压器组单元接线，再配以变压器二次侧的单母线分段接线，则可靠性大大提高，见图3.2.4所示。这种接线方式同样也与单母线分段方式相同的是投资成本并不会随着没有母线的存在而减少。5、桥式接线：分内桥式和外桥式两种，能实现电源线路和变压器的充分利用，如变压器T1故障，可以将T1切

26、除，由电源1和电源2并列给T2供电以减少电源线路中的能耗和电压损失。（接线方式见图3.2.5）但从接线图中看出两者之间的区别：1）内桥式：当变压器发生故障时，倒闸操作多，恢复时间长，而当线路发生故障时，倒闸操作少，恢复时间短。而外桥式的操作特点则恰恰与内桥式相反。因此内桥式接线适用于线路较长或不需要经常切换变压器的情况。由本次设计的基本思想可以看到，设计的是无人值班变电所，对于变压器自然不会有多次的切换操作，变电所电源主要来源于电站和供电部门提供的，因此线路较长，加上内桥式接线是无母线，这样可以省去母线的投资费用，在形式上，它比单母线分段又少了分段部分的联络部分，这样又可以省去联络柜，综合以上

27、多方面的因素，认为内桥式接线方式基本综合了前面所述的各种接线方式的优点，满足安全、可靠、灵活、经济的基本要求，因此决定35KV进线采取内桥式的接线方式。 图3.2.4：单元接线图3.2.5：桥式接线综上所述：线路主结线方式经过比较，35KV侧和10KV侧为了经济性，供电可靠性，接线简单明析等综合分析，采用单母线分段接线方式，保持原接线方式不变。3.2.3变压器中性点接地方式和中性点设计电力网中性点的接地方式，决定了主变压器中性点的接地方式。电力网中性点的接地方式有：A、中性点非直接接地；B、中性点经消弧线圈接地；C、中性点经高阻抗接地；D、中性点直接接地；10KV侧和35KV侧中性点接地方式的

28、选择：1035KV侧采用中性点不接地或中性点经消弧线圈接地方式。在本次设计中采用35KV、10KV侧中性点均不接地。3.3主变压器的选择3.3.1主变容量选择原则主器容量选择一般按变电所建成以后510年的规划负荷选择，并适当考虑到远期1020年发展。对城郊变电所，主变容量应与城市规划相结合。根据变电所带负荷性质及电网结构决定主变容量。对有重要负荷变电所考虑一台主变停运时，其余主变容量在计及过负荷能力后的允许时间内，保证用户的一、二级负荷；对一般性变电所当一台主变停运时，其余主变应能保证其余负荷的60%。同级电压的单台降压容量的级别不易太多，应从全网出发，推行标准化、系统化（主要考虑备品、备件和

29、检修方便）。3.3.2本设计中主变容量的选择在本变电站中，当变电站的一台变压器停止运行时，另一台变压器能保证全部负荷的60%，即SB=S总×60%=8312×60%=4987KVA。同时应该能保证用户的一级和二级负荷，综合以上并考虑变压器容量必须大于S总,再综合分析,选择变压器容量SB=5000KVA一台,保留原主变2500KVA主变,总容量为7500KVA,根据主变压器规范：增容主变压器选用三相双绕组有载调压降压变压器。型号：SC11-5000/35额定容量： 5000KVA 容量比： 100/100 额定电压： 35±4X2.5%/10.5KV 额定频率： 5

30、0HZ连接组别： Y，D11 阻抗电压： AUK=7% 、PIKE=34.50KW冷却方式：油浸自冷（也可选用自然油循环风冷）。3.3.3短路电流计算1、短路电流计算的目的（1）选择有足够机械稳定度和热稳定度的电气设备。（2）为了合理配置各种继电保护和自动装置并正确确定参数，必须对电力网发生的各种短路进行计算和分析。（3）在设计和选择电力系统和电气主接线时，为了比较各种不同的方案接线图，确定是否采用限制短路电流的措施等，都要进行必要的短路电流计算。（4）进行电力系统暂态稳定计算，研究短路时用电客户工作的影响等，也包含一部分短路电流的计算。（5）对已发生故障进行分析，进行短路计算。2、变压器等值

31、电抗计算（1）35KV侧基准值，标幺值计算取SB=100MVA UB1=37KV（规定）（B表示基准值、N表示额定值），经计算得各值：=、=、=、=。（2）35KV侧基准值，标幺值计算取SB=100MVA UB1=10.5KV（规定），经计算得各值：=、=、=。3、短路电流计算汇总：短路点10KV侧35KV侧F1F2F3F4短路电流(KA)5.0763.2183.3862.411在本次设计中，35KV、10KV电压等级的设备短路电流均按31.5KA选择。3.3.4一次设备选择1、主要电气设备选用（1）35KV设备断路器：选用户外真空断路器(也可选用SF6断路器)，配弹簧操作机构，宜选用1250

32、A，25KA，80KA。隔离开关：选用双柱水平开启式，宜选用630A，25KA，80KA。电流互感器：采用干式电流互感器（额定电流应视具体工程实际情况确定）。母线及出线电压互感器：采用抗谐振型电磁式电压互感器。避雷器：采用复合外套交流无间隙金属氧化物避雷器，宜选用HY5WZ-42/134。（2）10KV设备选用中置式开关柜，柜内选用国内优质真空断路器。主变进线柜采用1250A，25KA；分段柜宜采用1250A，25KA；馈线柜、电容器柜采用630A，25KA。原设备改老化，参数达不到要求，要全部给予改造更换。（3）10KV并联电容器装置原变电站10KV并联电容器装置采用户外成套集合式电容器补偿

33、装置，电容器组串接12%干式空心串联电抗器，能满足本次设计要求，不再进行改造。（4）站用变压器35KV站用变和10KV站用变均采用原来的变压器不变，本次设计不改造站用变。2、导体选择35KV屋外配电装置各回路导线均采用钢芯铝绞线。母线宜选用LGJ-240/30，出线宜选用LGJ-120/20，主变进线宜选用LGJ-95/20。10KV侧进线采用矩形铜导体（TMY-80X8），出线采用电缆出线。3.3.5过电压保护及接地1、避雷器的配置电气设备的绝缘配合，参照DL/T 620-1997交流电气装置的过电压保护及绝缘配合确定的原则进行。过电压保护主要考虑线路雷电侵入波及操作过电压对配电装置的影响。

34、为防止线路雷电侵入波过电压，在各级电压母线以及35KV出线侧安装氧化锌避雷器。为防止电容器操作过电压，在并联电容器首端装设氧化锌避雷器。2、电气设备外绝缘及绝缘子串泄漏距离设备的外绝缘按III级防护等级选取，按最高运行电压选择设备的爬电距离和绝缘子的片数，35KV泄漏比距取25MM/KV，10KV泄漏比距取31MM/KV(户外)、20MM/KV(户内)，单片绝缘子的爬电距离取450MM。3、防直击雷保护采用2支30米高独立避雷针作为全站防直击雷保护。避雷针布置应满足与带电体的空间距离大于5米，其接地装置与主接地网的地中距离大于3米。本站中已有2支30米高独立避雷针，已满足设计要求，在改造时要对

35、接地电阻进行测量，使其接地电阻不大于10。4、接地所有电气设备，均装设接地装置，并将电气设备外壳接地。接地设计遵照DL/T621-1997交流电气装置的接地实施。主接地网采用以水平接地体为主，辅以垂直接地体组成的混合接地网，避雷针设单独接地装置。电气二次设备室装设户内环形铜排接地网，主接地网接地电阻应不大于4。本变电站原已有接地装置，变电站工作接地与保护接地共用一接地网，本次改造设计不再考虑接地网布置，只需将改造后所有设备应与原接地网干线可靠连接。5、电气设备布置由于变电站属改造工程，本次设计不改变原变电站的电气总平面布置，只需将改造设备、母线、电缆进行更换。6、站用电站用负荷为全站动力及照明

36、等交流负荷，站用负荷电压为380/220V，单母线接线。站用电源采用1台35KV站用变与1台10KV站用变供电的运行方式，原变电站中已有两台站用变，容量均为50KVA，本次设计中不再更换站用器，只需将站用变重新布置即可。站用变安装于35KV出线线路侧，10KV站用变安装于10KV高压开关内。站用电柜选用智能型低压配电柜，共1面柜，集中布置在电气二次设备室内，站用电系统预留有适当的备用回路。7、动力、照明检修网络采用380/220V，电源引自站用电柜。电气二次设备室、配电装置以及其它适当地点设置检修电源箱以供检修、暖通及电热用电。设置正常照明及事故照明。正常照明由380/220V站用电柜经照明配

37、电箱供电，采用三相五线制；事故照明由二次直流屏直流系统（DC220V）经照明配电箱（配电箱内设控制开关）供电。所有照明灯具均选用节能型。户外采用低位投光灯作为操作检修照明；配电装置室采用荧光灯照明；控制室采用嵌入式栅格荧光发光带，控制室应设有直流常明灯；沿道路设置低位投光灯、草坪灯作为检修、巡视照明。事故照明采用白织灯。8、电缆设施防止电缆着火延燃措施按电力工程电缆设计规范GB50217-94进行设计，并结合国家标准火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-96实施。电力电缆采用阻燃B类铜芯电缆，控制电缆采用阻燃B类铜芯屏蔽铠装电缆。户外电缆采用电缆沟和穿管敷设方式，户内电缆主要是采用电缆

38、沟内敷设方式；支架用角钢现场制作。电缆沟的室内外接口处以及屏、柜、端子箱等电气设备底部孔洞均应用防火材料分别采取封、堵、涂、隔等措施以防电缆着火蔓延。在主要回路的电缆沟中的适当部位设置阻火墙。4、电气二次变电站电气控制部分设计选用BWJ型变电站微机集控台。变电所的综合自动化系统是将变电所的继电保护装置、控制装置、测量装置、信号装置综合为一体，以全微机化的新型二次设备替代机电式的二次设备，用不同的模块化软件实现机电式二次设备的功能，用计算机局部网络通信替代大量信号电缆的连接，通过人机接口设备，实现变电所的综合自动化管理、监视、控制及打印记录等所有功能。 与常规变配电所的二次系统相比，变配电所综合

39、自动化系统具有下列优点：1）功能综合化 2）操作监视屏幕化3）结构微机化4）运行管理智能化在本次设计中变电所综合自动化的监测和保护装置采用分布式的微机远动终端，具有遥测、遥信、遥控、遥调等功能，安装在各个间隔单元内。所有信息经微机汇控单元，发送至控制端以实现远方控制端对本变电所的远方监控，集诸多功能于一体，实现变电站的综合自动化。它将微机智能技术与电力保护、控制技术紧密结合，具有功能齐全、动作可靠性高、技术先进、易于掌握、占地少等优点4.1电气二次设备室布置在电气二次设备室布置监控主站兼操作员站、远动工作站、电能量采集柜等站级控制层设备，以及主变压器、35KV线路及母线设备、公用部分等的保护、

40、自动装置、测控装置、直流系统、通信设备等。10KV部分采用保护及测控一体化装置，就地安装于开关柜内。(1) 设电气二次设备室，二次主要设备采用集中布置的方式。电气二次设备室采用原柜体的位置，布置有监控主站兼操作员站、远动工作站、电能量计费系统采集柜等站级控制层设备，以及主变压器、35KV线路及母线设备、公用部分等的保护、自动装置、测控装置、直流系统、通信设备。(2) 35KV、10KV部分采用保护测控一体化装置，10KV部分就地布置在相应的开关柜上。 (3) 二次回路的参数：直流电压220V，交流电压380V/220V。电流互感器二次电流5A。二次级次组合：35KV线路及主变高压侧为0.5S/

41、0.5/10P10；10KV线路为0.5S/0.5/10P10；10KV 电容器组为0.5/10P10。电压互感器二次电压100V，二次级次组合：/KV4.2控制系统BWJ型变电站微机集控台对本站35KV、10KV断路器采用一对一的微机自动监控方式，并能实现手动操作。4.3控制系统BWJ型变电站微机集控台设事故信号、预告信号、位置信号、所有信号均为中央手动及自协复归重复动作的中央信号系统。4.4继电保护及自动装置4.4.1主变压器保护及自动装置配置主变压器保护带有独立的操作回路，非电量保护及电量保护均单套配置，电量保护中主保护与后备保护共箱。每台主变保护装置与测控装置组一面柜，具体配置见表4-

42、4-1。表4-4-1 主 变 压 器 保 护 配 置 表保护装置类型有载调压35/10KV双绕组变继电保护差动保护本体重瓦斯保护、轻重瓦斯保护有载调压重瓦斯保护、轻重瓦斯保护35KV侧配置复合电压闭锁过流保护和过负荷保护35KV侧复合电压闭锁方向过流保护10KV侧过流保护及过负荷保护本体压力释放阀保护本体油温、绕组温度保护油位保护通风保护自动装置故障录波功能（保护带有）4.4.235kV线路保护及自动装置配置35KV线路保护与测控采用一体化装置，带有独立的操作回路。保护测控装置组柜安装于电气二次设备室，每面柜不超过6台装置。具体配置见表4-4-2。部分自动装置功能可由保护测控一体化装置实现，表

43、中提及“功能”的由保护测控装置实现，提及“装置”的为采用独立装置。表4-4-2 35KV线路保护及自动装置配置表保护装置类型保 护 装 置 名 称普通35KV线路高耗能、非线性负荷的35KV线路对侧有电源的35KV线路对侧有小水电电源的35KV线路可能过负荷的35KV电缆线路双侧电源或环形网络中的小于4公里35KV线路并列运行的双侧有电源的35KV双回线路继电保护三相一次重合闸（检无压或不检）三相一次重合闸（检同期、检无压或不检）二段定时限过流保护、过负荷保护*三段定时限过流保护（第三段可整定为反时限段）、过负荷保护*三段式经低电压闭锁的定时限方向过流保护*光纤纵差保护、三段式电压闭锁的定时限

44、方向过流保护阶段式距离保护及阶段式相间定时限保护*不对称故障相继速动保护自动装置小电流接地选线装置低周减载功能低频低压解列功能电能质量监测装置故障录波功能同期功能注：表中带*号为任选其一。4.4.3 35kV分段开关保护配置35KV分段开关配置过电流保护，保护与测控采用一体化装置，带有独立的操作回路。保护测控装置组柜安装于电气二次设备室。4.4.4 10kV线路保护及自动装置配置10KV线路保护与测控采用一体化装置，带有独立的操作回路，就地安装于10KV开关柜内。具体配置见表4-4-3。部分自动装置功能可由保护测控一体化装置实现，表中提及“功能”的由保护测控一体化装置实现，提及“装置”的为采用

45、独立装置。表4-4-3 10KV线路保护及自动装置配置表保护装置类型保 护 装 置 名 称普通10KV线路对侧有电源的10KV线路对侧有小水电电源的10KV线路可能过负荷的10KV电缆线路继电保护三相一次重合闸（检无压或不检）三相一次重合闸（检同期、检无压或不检）或三相三次重合闸二段定时限过流保护、过负荷保护*三段定时限过流保护（第三段可整定为反时限段）、过负荷保护*三段式经低电压闭锁的定时限方向过流保护*阶段式距离保护及阶段式相间定时限保护*自动装置小电流接地选线装置低周减载功能低频低压解列功能故障录波功能同期功能注：表中带*号为任选其一。4.4.5 10kV 电容器组保护及自动装置配置10

46、KV电容器组保护与测控采用一体化装置，带有独立的操作回路，就地安装于10KV开关柜。具体配置见表4-4-4。部分自动装置功能可由保护测控一体化装置实现，表中提及“功能”的由保护测控一体化装置实现，提及“装置”的为采用独立装置。表4-4-4 10KV电容器组保护及自动装置配置表保护装置类型保 护 装 置 名 称单星形接线的10KV电容器组多段串联的单星形接线10KV电容器组双星形接线的10KV电容器组继电保护二段定时限过流保护（三相式）过电压保护低电压保护不平衡电压保护（零序电压保护）*不平衡电流保护（零序电流保护）过负荷保护段间差动保护*桥式差电流保护*自动装置小电流接地选线装置自动投切功能故

47、障录波功能注：表中带*号为任选其一。4.5电能计量计费系统4.5.1计量点分类电能计量根据计量点要求分为关口计量点、关口考核点、内部考核计量点。关口计量点一般为发电企业并网点、电网经营企业之间的电量交换点、电网经营企业与其供电企业的供电计量点；关口考核点为供电企业内部用于承包考核的计量点；内部考核计量点为供电企业内部用于电量平衡考核的计量点。4.5.2计量表计的选择电能计量采用全电子多功能电能表。关口计量点采用双表，0.2S级，双RS485口，带辅助电源AC220V或DC220V的电能表。关口考核点采用单表，0.5S级，单RS485口，带辅助电源AC220V或DC220V的电能表。内部考核计量

48、点采用单表，1.0级及以下，单RS485口，带辅助电源AC220V或DC220V的电能表。35KV、10KV电能表接线采用三相三线制。4.5.335kV变电站电能计量参考配置35KV变电站电能计量参考配置见表4-5-1。表4-5-1 35KV变电站电能计量参考配置表关口计量点（双表，0.2S级）关口考核点（单表，0.5S级）内部考核计量点（单表，1.0及以下）主变压器35KV侧*主变压器10KV侧*35KV线路*10KV线路10KV电容器注：*号表示关口计量点需根据工程实际情况确定。4.5.4电量采集装置配置一套站端电能量采集装置，采集并存储变电站内所有电能表数据，以数据通信方式实现远传，传输

49、规约采用IEC60870-5-102。关口计量点的电能量分送地调电能量计费主站及省调电能量计费主站，考核计量点电能表的电能量送地调电能量计费主站。计算机监控系统通过与电能量采集装置通信接口采集电能表失压信号。4.5.5电能表与电能量采集装置安装35KV线路、主变压器电能表与电能量采集装置组柜安装于电气二次设备室。10KV电能表安装于开关柜。电能表组柜安装时每面计量柜上安装的电能表不能超过12只，同一水平线上电能表不超过3只，每面柜不超过4行。4.6计算机监控系统4.6.1设计原则变电站采用计算机监控系统，按无人值班设计。计算机监控系统为分层分布式单网络结构，采集层与站级层连接采用以太网。设置单

50、套监控主站兼操作员站、单套远动主站。调度自动化功能由计算机监控系统实现，远传具有一发多收功能，实现调度端及集控中心对变电站的远方监视和控制，具备遥测、遥信、遥控、遥调功能。计算机监控系统完成对变电站运行的实时监测和控制，数据统一采集处理，资源共享。设置软硬件独立的微机五防装置，与计算机监控系统网络通信，完成全站防误操作闭锁。同时，还应具有间隔电气闭锁。全站设一套GPS对时系统，采用B码对时。实现站控层、间隔层及保护装置的时钟同步。计算机监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求，上传信息点对点传送采用IEC60870-5-101规约，网络传送

51、采用IEC60870-5-104规约。计算机监控系统的网络安全应严格按照电力监管会2004年5号令电力二次系统安全防护规定执行。同期功能由相应测控单元实现。4.6.2遥控范围及操作控制方式遥控对象为全站断路器、电动操作隔离开关、保护功能投退、保护信号远方复归。全站断路器、电动隔离开关实行下列各级控制，在监控系统运行正常的情况下，任何一级的操作、设备的运行状态和选择切换开关的状态都应处于计算机监控系统的监视之中。任何一级操作时，其他操作级均应处于被闭锁状态。系统出现故障（软硬件）时，应能立即发信至集控站或调度端并闭锁远方控制。控制级别由低至高的顺序为：由各级调度中心远方控制；由集控中心远方控制；由变电站的监控系统后台控制；由间隔层测控屏上的手动开关一对一控制；由配电装置处的就地手动开关一对一控制；操作受全站微机五防系统控制，并纳入集控中心网络五防。同时10KV配电装置采用开关柜机械闭锁，35KV配电装置采用间隔常规电气闭锁及机械闭锁。4.6.3遥调范围遥调对象为主变压器分接头与10KV无功补偿装置的综合投切（VQC），具体功能由计