莱芜初设各专业汇总说明书

1、N058C-A01中电中国风力发电（山东）有限公司莱芜项目（一期）工程初步设计中电中国风力发电（山东）有限公司莱芜项目（一期）工程初步设计说明书电力 设计 院设 计号 ： A1310031512012 年 10 月中电中国风力发电（山东）程初步设计莱芜项目（一期）工中电中国风力发电（山东）程莱芜项目（一期）工总 目录第 1 卷 初步设计说明书及附图31-N058C-A01第 2 卷 主要设备材料清册31-N058C-A02中电中国风力发电（山东）程初步设计莱芜项目（一期）工中电中国风力发电（山东）程莱芜项目（一期）工初步设计说明书批准：审核：校核：编写：目录11.11.21.322.1344.

2、155.15.25.35.45.55.666.16.26.36.46.56.66.76.86.977.11总的部分概述1站址概况23主要技术原则电力系统4莱芜电网现状44莱芜电网电力负荷接入系统方案5风电场接入系统方案56系统继电保护及安全自动装置部分110kV 线路保护35kV 母线保护故障录波器666电网安全自动装置6继电保护试验电源66相关专业的配合调度自动化6调度关系66远动信息的传送方式和通道要求调度自动化系统7电网安全自动装置77电量计费系统电能质量监测装置8风电功率系统88调度运行管理系统调度发电计划管理系统8系统通信88调度组织关系7.27.37.488.18.28.38.48

3、.58.68.78.88.999.19.29.39.49.59.69.78通信系统现状各专业对通道的要求9系统通信方案组织910电气一次建设规模及电气主接线10短路电流计算及主要设备选型1014绝缘配合及过电压保护电气总平面布置及配电装置 15交流站用电1616照明及动力消防及 SF6防雷、接地171717电缆敷设电气二次18设计原则及管理模式1818变电站自动化系统元件保护及自动装置22直流及交流不停电电源系统 2324其他二次系统二次设备组柜及布置26电缆设施2610 土建部分2710.110.2站区总布置与交通27建筑2910.3 结构暖通设计原始资料323333采暖方案和设备选型空调及

4、采暖方案通风及空调采暖系统的控制12 水工及消防3434353512.112.212.312.435给水系统排水系统36防涝3738消防系统1总的部分概述设计的主要依据（1）中电莱芜一、二期工程-接入系统可研（2）中电中国风力发电（山东）莱芜项目（一期）工程可研（3）国家的相关政策、和规章以及国家颁布的现行相关设计标准和规程规范。1.1.2 建设规模本工程为 110kV/35kV 电压等级变电站；1）远景规模主变压器 1100MVA；110kV 出线 1 回；35kV 出线 6 回；35kV SVG 装置-612Mvar 2 组；35kV 接地变及消弧线圈成套装置 1套。2）本期规模100MV

5、A 主变压器 1 台；110kV 出线 1 回；35kV 出线3 回；35kV SVG 装置-612Mvar 2组；35kV 接地变及消弧线圈成套装置800kVA1 套（容量暂定）。1.1.3设计范围本期初步设计范围主要为升压站站内部分，主要包括以下内容：* 主变压器及各级电压配电装置选型、布置和安装以及站用电、直流系统、防雷接地、照明等设计；* 110kV、35kV 线路、主变压器、电容器、接地变消弧线圈的保护和二次线；计算机系统、调度自动化、系统通信等部分设计；* 所区总体布置，所区范围内的场地平整、土方平衡及防洪措施，综合楼建筑，所区范围内的道路和电缆沟等土建设施的设计；* 所区范围内的

6、上下水道、消防设施、暖通通风设计；设计分界点:不属于本站设计范围的项目如下：* 站用电备用电源所外部分；* 施工及生活用水的所外部分；* 所外通信线路，电力线改道；* 因变压器需要，码头的改造，公路和桥梁的加固改造；上述项目将在初设中估列所需费用。站址概况1.2中电中国风力发电（山东）在山东省莱芜市规划装机容量为 148.5MW 的风电场一座，风场范围约 80km2，分三期开发，一、二期共用一个升压站，站内安装 1台 100MVA 变压器。三期风场位于茶叶口镇，距一期约 15km，初步考虑新建一个变电站安装一台 50MVA 变压器，以 110kV 线路T 接至一期汇河线路送出。本期升压变电站占

7、地面积按一、二期规模考虑。项目一期升压站工程位于山东省莱芜市和庄镇，距莱芜市区直线距离约 20km。拟建风电场的装机容量规模为 49.5MW，拟安装 33 台单机容量为 1500kW 的风力发电机组。场外有简易公路，外部交通条件较为方便；风机多布置于高耸的山丘、山嘴地段，场内机位大多无道路，交通条件极为困难。1.2.1 站址自然条件项目一期升压站工程位于山东省莱芜市和庄镇，距莱芜市区直线距离约 20km。站址场地属低山丘陵区地貌单元中的缓丘地段，位于相对孤立的山包之上，地面高程一般在 416m421m，地形平坦，场地1.2.2 工程地质为农田。1.2.2.1 工程地质本工程场地断面的最大深度为

8、 10.0m ,地层主要为第四系松散层与燕山早期黑云母花岗岩，闪长岩则以岩脉形式局部产出。按其形成时间、成因、岩性、分布及其物理力学性的不同可分为 5 层，分别叙述如下：层第四系松散层（Q4）：主要由坡洪积、风积及残积成因的中粗砂、砾砂组成，以肉红褐黄色为主，母岩以花岗岩为主，长石和黑云母等矿物已全部风化为粘土矿物。零星分布，厚度一般小于 0.5m,最大大于 1.0m。层全风化花岗岩：肉红褐黄色，偶见灰白色等，长石和黑云母等矿物已全部风化为粘土矿物，岩质软弱，遇水易软化。厚度一般 0.83m。层强风化花岗岩：肉红色浅黄色，偶见灰白色，矿物成分除石英外，长石和黑云母等矿物多已风化为次生矿物，遇水

9、易崩解。多夹中等风化岩块。未揭穿。各地基岩土的主要物理力学指标建议值表12.2.2水根据水的形成条件和赋存特征，工程区水类型主要为基岩裂隙水，赋存于风化裂隙和构造带裂隙中，水位埋藏深度大于 3m，综合分析认为本工程可不考虑水的影响。1.2.2.3 场地和地基的效应根据中国参数区划图(GB18306-2001) 与建筑抗震设计规范（GB50011-2008），拟建场地抗震设防烈度为 7 度，场区度值为 0.10g（g 为重力度），设计分组为第二组。拟建场地地基土属岩石场地类型，覆盖层厚度5m，建筑场地类别为类，属抗震有利地段。根据拟建场地的工程地质条件，本场地属稳定场地，适宜建造本工程。1.3

10、主要技术原则1.3.1 主要技术方案（1）电气主接线110kV 采用线路-变压器组接线方式；35kV 采用单母线接线方式。（2）电气总平面布置根据本站所在区域的地理位置及环境特点，电气平面布置力求紧凑合理，出线方便，减少占地面积。生产楼整体平面组合为矩形，其中一层布置 35kV 屋内配电装置室、接地变室，二层布置 110kV 屋内配电装置、继电器室及主控制室。主变户外布置，靠近主路，便于设备和安装。站内设 4 米宽环形道路，满足消防要求。建筑物设楼梯和吊层 号层第四系松散层层全风化岩体层强风化岩体数值指标范围值值范围值值范围值值天然容重（kN/m3）222423242625变形模量E0（MPa

11、）305050承载力特征值fak（kPa）300350500装。本期工程考虑实际情况，大门朝东方向。2 电力系统21 莱芜电网现状莱芜电网位于山东 电网中部，处于山东电网西电东送的中通道上，有 3 回 500kV线路穿越境内。现通过两回 500kV 线路和多回 220kV 线路与周边的淄博、泰安、临沂等电网相联，已形成以 220kV 电网为主网架，输配电网协调发展的市域电网。截至 2010年底，莱芜电网拥有 220kV 变电站 6 座，变电容量 2400MVA；220kV 线路 27 条，线路长度 420.09km。110kV 变电站 19 座 ，变电总容量 1338.5MVA；110kV 线

12、路 43 条，线路长度 314.01km。35kV 变电站 12 座，变电总容量 212.1MVA；35kV 线路 39 条，线路长度 408.12km 。网内拥有电厂 10 座 ，装机总容量 2185.05MW，其中统调电厂 2座，装机总容量 1860MW；地方及企业自备并网电厂 7 座，分别为汶源热电、泰钢热电、泰钢自备、莱钢自备、阳光电力、泰山造纸自备、雪野水电、河水电 ，总装机容量 325.95MW。2010 年莱芜电网全社会用电量 97.87 亿kWh，全社会最大负荷 1510MW，其中网供电量 71.88 亿kwh ，网供最高负荷达到 1180MW。3 莱芜电网电力负荷莱芜市位居，

13、济南，西临泰安，东靠淄博，南接临沂。是一 个以钢铁、能源、纺织和机械制造为主的现代化园林城市。全 市现辖两区 (莱城区、钢城区)，总面积 2246 平方公里，总人口 129 万。莱芜市的自然资源丰富，素有 “钢都煤都”之称，区内拥有煤、铁、铜、花岗石、大理石等几十种矿藏，是山东省的主要煤炭产区和钢铁、能源。境内交通 便利，京沪、博莱、济莱青高速公路横贯全市，为经济的发展创造了良好的 基础条件。“十一五”期间，莱芜市经济保持稳定增长，经济规模进一步壮大， 综合实力不断增强，全市生产总值年均增长 14.2%，地方财政收入年均增长19.4%， 分别是 2005 年的 1.9 倍和 2.4 倍；城乡居

14、民收入年均增长 14.2%和12.2%， 分别是 2005 年的 1.9倍和 1.8 倍。2010 年，全市生产总值达到 540亿元，比 上年增长 11.6%。工业经济持续回升，完成增加值 373 亿元，增长14%；规模以上工业企业达到 522 家，比上年增加 73 家。钢铁产业继续升级改造，全市钢产量达到 1700 万吨。非钢产业快速发展，实现增加值占全部工业增加值达到 38%。综 合考虑发展阶段、发展环境和基础条件，预计至到 2015 年，全市生产总值突破 1000 亿元，“十二五”时期年均增长约 13%。随着经济的发展，莱芜市的用电量和用电负荷也快速增长，2010 年莱芜电网全社会用电量

15、为 98 亿 kWh，网供最高负荷为 1180MW。预计2015年全社会用电量为 185 亿kWh，网 供最大负荷 2000MW，“十二五”年均增长分别为13.6%和 11.1%。电力电量负荷详见表3.2.1。系统继电保护及安全自动装置部分110kV 线路保护考虑三期工程接入，本期 110kV 风电场汇河线路配置一套适用于“T”接线路的光纤电流差动保护，含有相间、接地距离及零 序电流保护，配置三相操作箱 。要求线路具备光缆通道，线路保护要求四根 光芯。本工程线路保护组 1 面柜。35kV 母线保护为保证系统安全稳定运行和可靠供电，保证 35kV 母线故障保护的灵敏性及速动 性，35kV 汇集线

16、系统的母线配置一套独立的、快速的、灵敏的微机型母线差动保护，母线差动保护设复合电压闭锁回路。本工程本期配置 1 面母线保护柜。故障录波器为了分析电力系统事故及继电保护装置的动作情况，变电站内应装设故障录波装置分别故障前 10s 到故障后 60s 电流、电压、保护装置动作及保护通道的运行情况及开关位置状态等。本工程为 110kV 线路及主变配置 1 面微机故障录波器柜。5.4 电网安全自动装置本工程风电场安全自动装置，纳入莱芜地区安稳系统考虑，进行专题分析。本工程暂列费用和装置费用。继电保护试验电源为方便调试，本工程在各继电器小室配置 1 面继电保护试验电源柜。相关专业的配合（1）电气专业110

17、kV 风电场线路装设三相 PT。（2）通信专业要求线路具备光缆通道，线路保护要求四根光芯。调度自动化调度关系根据山东电力系统调度管理规程，中电莱芜风电场属山东电力调度中心（以下简称山东省调）和莱芜地区电力调度 所（以下简称 莱芜地调）双重调度。远动信息分别送至山东省调和莱芜地调。6.2 远动信息的传送方式和通道要求6.2.1 远动信息传输方式风电场与省调、地调通信均采用电力调度数据网络方式。风电场的远动装置与省调、地调通信应采用符合 省调、地调主站要求的通信规约。与山东省调数据通信方式采用DL/T634.5104 规约；与地调数据通信采用 DL/T634.5104 规约。6.2.2 通道要求风

18、电场配置 2 路 2Mbps 数字通道分别接至电力调度数据网地调接入网的不同节点，传送生产控制大区业务。风电场配置 1 路 2Mbps 数字通道接至山东电力调度管理信息网的地调节点，传送管理信息大区业务。具体通道组织详见通信专业设计部分。6.3 调度自动化系统根据山东电网调度自动化系统要求，考虑本场的装机容量、电压等级及其在电网中的位置，本工程在风电场侧设计综合通信管理终端 1套，冗余配置，具备远动通信、有功功率控制、无功电压控制等功能。综合终端与风电场系统、风机系统、无功补偿装置等设备通信，实时运行信息，对实时信息进行定时采样形成 历史数据存储在终 端中，并将实时数据和历史数 据通过电力调度

19、数据网上传到主站系统，同时从主站接收有功/无 功的调节控制指令，转发给风机系统、无功补偿装置等进行远方调节和控制。风电场应实现通过综合终端模式 与主站进行实时数 据的通信要求。根 据电力调度数据网双平面双设备的建设原则，以及风电场二 次系统安全分区的要求，本工程在风电场侧设计调度数据网接入设备、二次系统安全防 护设备各 1 套，包括路由器 2 台、交换机 2 台 、纵向加密认证装置 2 台，及硬件1 台。本工程在风电场侧设计调度管理信息网接入设备 1 套，包含路由器 1 台、交 换机 1 台、硬件6.4 远动信息1 台 。风电场远动信息按照电力系统调度自动化要求和电力系统调度自动化设计技术规程

20、及各调度端等的要求设定量。电量计费系统计量关口点设置及计量设备要求风电场的计量关口点暂按厂网产权分界处原则设定，即在风电场 110kV线路出线侧设置计量关口点，按单表配置 0.2S 级的多功能电能表。要求电能表 带双 485 输出，具备失压计时功能。本工程在风电场侧设电能量远方终端1 台。6.5.2 电量计道 及 规 约电能量远方终端与省调、地调电量主站系统的通信方式均采用数据网络通信方式，通信规约为 SCTM 或 DL/T719。数据网络接入设备与远动共用。6.6 电能质量监测装置本工程在风电场侧配置 1 套电能质量监测装置，实现对风电场电能质量连续监测并全面掌握风电场谐波污染情况，以确保电

21、网安全运行。6.7 风电功率系统本工程在风电场侧配置 1 套风电功率系统， 可实现同省调相关系统的 实时数据通信。风电场的风电功率系统应 具备风电功率和滚动风电功率等功能。6.8 调度运行管理系统本工程在风电场 侧配置调度运行管理系统的终端设备 1套，用于调度生产日报、检修申请业务的数据 上报和信息浏览等。6.9 调度发电计划管理系统本工程在风电场侧配置调度发电计划管理系统的终端设备1套，用于调度发电计划浏览、运行监视及 考核结果查询等。系统通信调度组织关系风电场由莱芜地调和山东省调双重调度，远动信息分别送往莱芜地调和山东省调。7.2 通信系统现状莱芜电力SDH 通信网现已基本建成 2.5G速

22、率为层、155/622M 为接入层的层、汇聚层和接入层三层220kV变电站，满足了不断增拓扑结构，覆盖地区所有直调厂站。2011 年建成了具有结构的 PTN 数据承载网，目前主要覆盖地区的枢纽加的电力通信业务对通信带宽和传输速率的需求。其中 SDH主要传输电力系统传统 TDM 实时业务，PTN 传输莱芜电力光传输网络由莱城电厂-主要传输 IP数据业务。变-双龙变 -棋山变-钢城变-莱芜电 厂-莱芜供电公司-过长勺变和变-长勺变 9 个骨干 220kV 站点组成，220kV 汇河变作为支线，目前通变接入莱芜地 区光通信环网。汇河变配置有 1 套莱芜地区2.5GSDH 传输设备和 1 套汇聚层 P

23、TN 传输设备。汇河变长勺变随 220kV 线路架设有1 条 24 芯 OPGW 光缆，汇河变110kV羊里变变随 110kV 线路架设有 1 条24 芯 ADSS 光缆。另外长勺变110kV城北变莱芜地调以及变 110kV 古家台变 110kV 西郊变莱芜地调均已架设了不同芯数的 OPGW或ADSS光缆。各专业对通道的要求调度通信和调度自动化通道风电场配置 2 路 2Mbps 数字通道分别至山东电力调度数据网的莱芜地调节点。配置 1 路 2Mbps 数字通道接至山东电力调度管理信息网的地调节点。线路保护通道风电场升压站汇河 110kV 线路保护要求线路具 备独立光缆通道，直接使用光芯，主用

24、2 芯、备用 2 芯。系统通信方案组织光缆通信本工程随风电场升压站汇河变新建 110kV 线路架设 1条24 芯 OPGW 光缆 ，新建光缆长度约 30km。风电场升压站新上 1 套 622Mbit/s SDH 光传输设备和 1套接入层 PTN 数据承载网设备，通过新建光缆通道开通风电场-汇河变 SDH 622M 链路和 PTN GE链路，使风电场通过汇河变接入莱芜地区电力光 通信网络，对侧汇河变相应增配光接口。风电场对莱芜地调配置一对 PCM 接入设备。调度通道安排主用通道为风电场汇河变长勺变 110kV 城北变莱芜地调；备用通道为风电场汇河变110kV 羊里变变110kV 古家台变110k

25、V 西郊变莱芜地调。至莱芜地调的远动数字专线通道复接 SDH 设备的2M 接口，调度行政及电量计费均复接 PCM 设备的 FXS 接口，站机业务复接 SDH 设备的2M 接口；至地调的综合数据网和调度数据网通道均复接 PTN 设备的 GE 接口；至省调的远动信息由地调通信设备转发，通过省地级设备时隙 转接实现。风电场升压站内 ip 数据业务全部利用数据网通道（PTN7.4.3 线路保护通道安排）承载。风电场汇河 110kV 线路采用光纤电流差动保护，直接利用光 纤芯，主备用各两芯。7.4.4 载波通信本工程新建线路不开设高频通道，不需要高频加工设备。8 电气一次8.1 建设规模及电气主接线8.

26、1.1 建设规模本变电站为 110kV 和 35kV 两级电压，规模为：主变压器：本期设 1 台主变压器，按最终容量 100MVA 考虑。变压器采用铜芯双绕组有载调压变压器，电压等级 11581.25%/37kV。110kV 出线： 1 回，本期一次建成。35kV 出线： 6 回，本期 3 回。35kV 无功补偿装置：35kV SVG 装置-612Mvar 2 组，本期上齐；35kV 接地变及消弧线圈成套装置：远期共 1 套，本期建设 1 套，其中接地变容量800kVA（暂定），二次容量 250kVA（暂定）兼站用电，消弧线圈容量 550kVA（暂定）。8.1.2 电气主接线110kV采用线路

27、-变压器组接线，采用SF6全封闭组合电器GIS户内布置，一次建成。35kV：单母线接线，采用金属铠装开关柜户内布置，包括 1 台主变进线柜、6 台出线柜、2 台无功补偿装置柜、1 台接地变兼所变柜及 1 台母线PT 柜。电气主接线详见图 N058C-A01-02。8.2 短路电流计算及主要设备选型8.2.1 短路电流计算（1）风电场短路电流本工程风电场风机接入风电场 110kV 升压站的 35kV 侧。图 8-1 阻抗图1）短路电流参数计算风力发电机容量为 Se1500kW，COS1，次暂态阻抗 Xd”20.05；发电机断路器到升压变压器间的连接导线、升压变压器断路器之间的连接导线、35kV

28、出线等长度较短，考虑线路阻抗较小，计算时忽略为 0，取最大短路电流；升压变压器容量1600kVA，Uk6.5；升压站变压器容量 St2100000kVA，Uk10.5。St1取基准容量Sj100MVA；各基准电压 U110g115kV，U35g36.75kV，U0.69g0.72kV；110kV 系统短路电流按 2020 年短路电流水平 7.304kA 考虑。发电机容量按两期建设规模合计 100MW 考虑。2）短路电流计算结果见图 6-2。图 8-2 短路示意图（2）升压站短路电流计算1）阻抗图见 8-3。图 8-3 阻抗图发电机出口K3三相短路0.7219.2531.1951.7824.01

29、Xf=Ud%（Sj/Se）=0.2005（100/1.5）=13.37主变 110kV 侧额定电流：I=St/(Uk =10.5%（2） 110kV 设备110kV 设备选用 SF6 全封闭组合电器 GIS，其额定电流为 2000A，额定开断电流为40kA，3S 额定热稳定电流 40kA，极限通过电流峰值 100kA。避雷器选用 100/260。（3） 35kV 设备35kV 开关柜35kV 开关柜选用金属铠装移开式金属柜，柜中配真空断路器。主变进线柜额定电流为 2000A、额定开断电流为 31.5kA，电流变比为 2000/5A；电容器柜额定电流为 1250A，额定开断电流为 31.5kA，

30、电流变比为 300-600/5A；接地变柜额定电流为 1250A，额定开断电流为 31.5kA，电流变比为 300-600/5A；出线柜额定电流为 1250A，额定开断电流为 31.5A，电流变比为 300-600/5A。接地变、消弧线圈成套装置接地变选用干式接地变，容量为 800kVA（暂定），二次容量 250kVA（暂定）兼站用电，消弧线圈选用干式消弧线圈，容量为 550kVA（暂定）。无功补偿装置无功补偿装置选用户外 35kV SVG 装置-612Mvar 2 组。（4） 导体各电压等级的导体在满足动、热稳定、电晕和机械强度等条件下进行选择。110kV进线和母线的载流量按最大穿越功率选择

31、，主变压器进线按变压器额定容量选择，接地变回路和电容器回路按装置容量情况分别选定。110kV 侧主变进线回路额定电流为 527A，主变进线回路选用 LGJ-300/25(载流量698.81A)。35kV 侧主变进线回路额定电流为 1638A，变压器进线选用 TMY-8010 铜排做为进线导体。接地变回路电缆选用交联聚乙烯电缆 ZC-YJV22-26/35-390。电容器回路电缆选用交联聚乙烯电缆 ZC-YJV22-26/35-3185。导体选择结果见表 6。表 6导体选择结果表8.3 绝缘配合及过电压保护8.3.1 侵入波保护为防止线路侵入的雷电波过电压，在各级电压母线处装设氧化锌避雷器，在主

32、变中性点装设氧化锌避雷器和间隙保护。为防止电容器操作过电压，在 SVG 装置首端装设氧化锌避雷器。表 7避雷器参数选择表8.3.2 绝缘配合本站电气设备的绝缘水平和绝缘配合，参照国家行业标准 DLT6201997交流电气装置的过电压保护绝缘配合确定的原则进行。各电压等级设备的的绝缘水平，由雷电冲击耐压决定，以避雷器雷电冲击 10kA 残压为基准，配合系数取不小于 1.4；为保护主变压器高压侧中性点绝缘，在主变压器中性点装设放电间隙保护。设备绝缘水平参数的选择经核算满足配合要求，列表如下：安装地点值（额定电压/残压，标称放电电流）110kV 避雷器100 kV /260 kV，10 kA主变 1

33、10kV 中性点避雷器72 kV /186 kV，1.5 kA35kV 母线避雷器51 kV /134 kV，5 kA电压（kV）回路回路工作电流A选用导体导线型号截面载流量备注110kV主变进线527LGJ-300/25698.81按 1.05 倍主变容量选择35kV主变进线1638TMY-80101812按 1.05 倍主变容量选择35kV接地变42.147ZC-YJV22-26/35-390220按热稳定选择35kV电容器467.654ZC-YJV22-26/35-3185496按装置容量选择表 8110kV 电气设备绝缘水平参数表表 9主变压器中性点设备绝缘水平参数表表 1035kV

34、电气设备绝缘水平参数表电气总平面布置及配电装置总平面布置本变电站为半户内布置模式，即主变压器、SVG 装置户外布置，各电压等级配电装置户内布置。设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min 工频耐压（kV，峰值）全 波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器2001852208580其它电器1851859595断路器断口间1851859595开关断口间215118设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min 工频耐压（kV，峰值）全 波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘110kV 侧3253252509595设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min 工频耐压（kV

35、，峰值）全 波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器480450550200185其它电器550550550230230断路器断口间550550230230开关断口间630630265265主变紧邻配电楼北侧户外布置。生产楼为二层建筑，呈矩形布置。一层布置有 35kV开关室、接地变消弧线圈室、弱电间及卫生间。二层布置有 110kV GIS 室、继电器室及主控室。110kV出线 1 回，进线。10kV 馈线回路均采用电缆出线，由生产楼南部出口引出，沿户外电缆沟向风电场。生产楼四周设置环形道路，变电站大门设在站区东侧。电气总平面布置详见图 N058C-A01-03。8.4.2 配电装置（1）110k

36、V 配电装置110kV 配电装置采用户内 GIS 单列布置，GIS 室内屋顶设置设备安装和检修用吊钩。主变进出线采用方式。（2）35kV 配电装置35kV 配电装置采用移开式开关柜，户内双列布置。开关柜配真空断路器，主变进线采用母线桥、出线采用电缆方式。35kV SVG 装置采用户外成套装置，电缆进线。35kV 接地变、消弧线圈成套装置采用户内干式设备，电缆进线。8.5 交流站用电本工程所用变电压为 380V/220V，低压接线采用 380V 三相四线制中性点直接接地的 TN-C-S 系统，接线形式为单母线接线。接地变兼所用变容量为 250kVA，引自 35kV母线，#2 所用变容量为 250

37、kVA，采用户外施工变压器。两台所用变压器同时接于交流380V 母线，互为热备用。8.6 照明及动力8.6.1 动力电源系统站内按功能区域配置检修电源，电源引自站用配电屏。电气二次设备室、配电装置室、变压器附近分别安装动力配电箱或电源箱，供给检修、试验和照明电源。8.6.2 照明电源系统照明电源系统根据运行需要和事故处理时照明的重要性确定。其电源分交流站用电源和直流电源两种。交流站用电源来自站用配电屏，主要供正常照明；直流电源是由蓄电池直流母线经直流电屏转供，主要供站内事故照明。8.6.3 主要照明方式户外主变场地采用低位投光灯作为操作检修照明，沿道路设置草坪灯作为巡视照明。110kV GIS

38、 室工作照明采用投光灯，其余工作照明采用荧光灯，事故照明采用节能灯。主控楼内各生产用房、通道和配电装置室均设事故照明。8.7 消防及 SF68.7.1 消防本站装设一套火灾系统，火灾系统由一个火灾控制器和若干个火灾探测器、手动装置、火灾扬声器等组成。在主控综合楼内电缆竖井及开关室等较易发生火灾处设置感温、感烟探测器，在主控室集中。8.7.2 SF6由 GIS 设备厂家配套提供一套 SF6系统，该系统由系统主机、气体变送器、温湿度变送器、分配器、风机控制器，等组成，SF6系统可与 110kV 配电装置室轴流风机实现联动。8.8 防雷、接地8.8.1 防直击雷站内户外设 1 支 35m 高独立避雷

39、针用于站内电气设备及构架的直击雷防护，生产楼屋顶设避雷带保护整栋建筑物，该避雷带经四周转角及各边每隔 10m20m 处经镀锌扁钢引下至集中接地装置。避雷针、避雷线与主体建筑顶部设置的避雷带对全站配电装置进行联合直击雷保护。8.8.2 接地本变电站采用以水平接地体为主，垂直接地体为辅的复合接地网。水平接地体采用-608 的镀锌扁钢，垂直接地极采用长 2500mm 的50 镀锌接地体。若接地电阻没有达到要求，增加垂直接地极数量或采用降阻剂等方法，直至 110kV 升压站接地电阻达到要求。变电站综合楼内采取防静电接地及保护接地措施，二次设备室接地采用-254 铜排。8.9 电缆敷设站内、外电缆通道采

40、用电缆沟、电缆竖井及保护管敷设方式。电缆防火阻燃措施按电力工程电缆设计规范中电缆防火和延燃措施设计。主要采取以下措施：（1）本工程控制电缆采用铠装阻燃电缆。（2）各配电室及各配电楼通向外部的电缆通道出口处设置防火隔断。（3）电缆主通道分支处设置防火隔断。（4）电缆和电缆托架分段使用防火涂料、防火隔板或防等。（5）电缆敷设完成后，所有的孔洞均使用防火堵料进行封堵。9 电气二次9.1 设计原则及管理模式（1）变电站按有人（少人）值守运行方式集中控制设计，可实现无人值守。（2）采用计算机系统实现全站所有电气设备的监视和控制。（3） 控制保护设备按控制区域布置，全站设置 1 个控制保护室。（4）全站防

41、误操作联锁功能(包括间隔内、间隔间电气设备的闭锁)通过计算机测控装置和间隔内设备电气联锁回路来实现。（5） 35kV 保护测控采用微机型保护测控9.2 变电站自动化系统装置就地布置。一、系统结构计算机系统按照功能分散、集中的原则设计，整个系统可分为站级控制层和间隔控制层（就地）两层。二、站级控制层装置采用分布式的微机远动终端，具有遥测、遥信、（调）等功能，各个间隔单元经微机汇控单元，与远方控制端进行通信，从而实现远方控制端对本变电站的，站内还设有当地监视操作界面。计算机系统应具有完善的全站性防误操作闭锁功能。三、间隔级控制层分布分散结构的测量、控制、及 I/O 集成间隔层单元，装在控制室测控屏

42、及相应的开关柜上。间隔层单元应具有参数设置、故障，日常等功能。各控制单元保留应急手动操作跳、合功能，各就地单元相互独立、不相互影响，功能上不依赖于站控计算机。四、主要功能35kV 测控单元与 35kV 保护宜采用硬件上合二为一装置。（1）与处理模拟信号采用交流采样,电度计量采用脉冲方式或 485 总线方式。通过间隔层单元模似量、数字量、脉冲量及温度量等。（2）统计计算对实时数据进行统计、分析、计算，产生电压、负荷率、数字输入状态量逻辑运算值、设备正常异常变位次数等。（3）画面显示显示全部设备的位置状态、变位信息、保护设备动作及复归信息、直流系统及所用电系统的信息、各测量值的实时数据，各种告警信

43、息、计算机系统的状态信息。*显示显示内容包括、事故和正常运行所必要的全部数据。*图形显示图形显示分为过程图形、趋势图形和表格等，图形由图形元素、对象标号、特性参数、文字和便笺等组成。（4）事件顺序对快速发生的事故状态变化作，并按要求的形式打印输出。（5）处理两种方式，一种是事故，另一种是预告。前者包括非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号。后者包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量越限复限、计算控系统的各个部件、间隔层单元的状态异常等。（6）管理功能管理功能主要指操作票和一些设备工况、设备的编制和调用。* 操作票的编制能通过在计算机显示屏上的一次接线图进行模拟操作后自动生成操作票，也可以通过

44、交互式编辑生成。* 设备工况编制运行或工程师以键盘输入的交互方式可编辑各设备的运试、接地等工况，对这些可以进行修改、检索、显示、打印。* 设备的管理对各种设备的资料、参数、运行历史，可用文件方式保存，能由用户修改、检索、显示。（7）控制功能* 操作控制通过操作键盘或鼠标，可对需要控制的电气设备发出操作指令，实现对设备运行状态的变位控制。控制对象有：各级断路器的分、合。主变压器、所用变压器分接头位置的调节操作。* 远方控制（该功能保留）计算控系统接收到远方控制中心发出令后，执行对各种设备的操作控制。* 后备手动控制当计算级控制层停运时，在就地单元中进行一对一动控制。间隔层单元应设置就地/远方切换

45、开关，以保证检修的安全性。（8）操作闭锁断路器、开关和接地刀闸之间操作闭锁以计算机逻辑闭锁为主,确保远方及就地控制时安全可靠。（9）与其他设备的接口* 与保护设备接口计算控系统可以与各个间隔层单元的保护设备接口。一种是与数字化保护设备借助间隔层单元的网络接口实现数据通讯;另一种则通过电缆连接将非数字化保护设备的接点状态输入到计算机间隔层单元的 I/0 通道。*与远方调度中心的接口（具备数字、模拟收发功能）与东海电厂调度中心提供通口。*具有与站内其它自动化设备的接口（RS232、RS422 或 RS485）。*具有计算机通口。*具有配电网络自动化设备的接口。（10）功能对系统进行的、管理、扩充等

46、工作。* 数据库用交互方式对数据库中的各个数据项进行修改和增删。* 功能自动控制功能的启动停止，对各种应用功能运行状态的监测，各种报表的生成和显示画面的编辑。* 站控系统的故障对计算控系统的各个设备进行状态检查，通过自确定故障发生的部位，并发出信号，检查、的结果可显示、打印出来。（11）时钟同步与全球（GPS）配合，接收标准授时信号。对各个间隔层单元及站级计算机等具有时钟同步。I/O 与 GPS 的标准时钟的误差小于 0.5ms。（12）系统性能及指标系统可用率:99.8%事件顺序分辩率:2ms主机平均故障间隔时间(MTBF) 17000 小时外部设备平均故障间隔时间(MTBF) 45000

47、小时系统负荷率:最大负荷率不大于 60%,运行操作站处理器的负荷率不大于 40%,通信网络的负荷率不大于 40%。系统实时性及响应速度* 数据库刷新周期:模拟量不大于采样周期,开关量不大于 1 秒* CRT 画面对键盘操作指令的响应周期:一般画面不大于 1 秒,复杂的模拟画面不大于 2 秒* 画面动态数据刷新周期：5-10 秒(可调)* 事件发生到人即接口(显示内容、音响)数据小于 2 秒* 从键盘发出操作指令到I/O 测控子单元输出和返回信号,再从I/O 测控子单元输入到 CRT 显示器上显示的总时间应小于 2.5 秒。输入输出信号技术数据* 模拟量输入:输入方式:交流采样 PT: 100V

48、; CT: 5A; 系统频率: 50Hz;变送器输入: 420Ma,15V;A/D 转换分辩率: 12 位(二进制码)加一个符号位;有功、无功测量精度: 0.5%母线电压测量精度: 0.2%频率测量精度: 0.01Hz* 开关量输入:输入方式:无源接点方式输入回路应有光电措施,电压2500V;输入回路应有滤波措施,用于防止接点的抖动和干扰误动。* 脉冲量输入:输入方式:接收脉冲电度输出的脉冲信号，累计；脉冲宽度：40100ms;输入回路经光电。9.3 元件保护及自动装置主变压器主保护1）差动保护：作为自 110kV 进线开关的CT 至 35kV 侧总开关 CT 之间的一次设备（包括开关、闸刀、

49、引线、CT、变压器等）短路的主要保护及变压器油箱内胶严重故障时的保护，保护瞬时动作于跳开主变高低压侧开关。2）非电量保护，主要包括变压器瓦斯保护、压力、有载调压、间隙保护、主变绕组温度及油温过高、油位、及冷却装置故障保护等。非电量保护由变压器本体智能终端集成，安装变压器就地智能控制柜内。a 主变本体瓦斯保护：用作变压器油箱内部故障，轻瓦斯动作于信号，重瓦斯动作于断开主变高低压侧开关。b 有载调压开关的瓦斯保护：用作有载调压开关的主保护，重瓦斯动作于断开主变高低压侧开关。c 压力装置：作为变压器油箱内部过压力辅助保护，跳主变高低压侧开关或动作于信号。主变压器后备保护1）110kV 侧复合电压闭锁

50、过电流保护，作为由外部相间短路引起的变压器过电流保护，跳开主变高低压侧开关。2）35kV 侧复合电压闭锁过电流保护，作为由外部相间短路引起的电流保护，跳开主变低压侧开关及分段开关。3）过负荷保护：装变高压侧，带时限动作于信号。4）110kV 主变中性点装设接地保护，当主变中性点直接接地运行时，装设三段式零序电流保护；并装设 110kV 母线三相电压不平衡时的零序电压保护，跳主变高低压侧开关。每台主变配置电气量保护 1 套，组柜 1 面安装在继电器室内；非电气量保护 1 套，就地置变就地智能控制柜内(就地智能控制柜与 110kV GIS 汇控柜)。35kV 系统的保护、测控、计量装置下放至开关柜

51、，不配置智能终端及合并单元，35kV 系统继电保护功能由自动化系统配套提供。35kV 综合装置的保护电流和测量电流均应独立采样，且测量精度应满足 0.5 级要求。保护与测控设备应配套带有操作箱，提供完善的跳合闸操作回路、防跳回路及相应的告警与闭锁回路系统应能实现 35kV小电流接地选线功能。35kV 线路：限时电流速断、电流速断、过流、重合闸。35kV 接地变：限时电流速断、过流、温度保护。35kV 电容器保护：限时电流速断、过流、零序电流速断、零序过流、电流闭锁失压、过压、开口三角电压保护。（SVG 成套无功补偿装置内保护在 SVG 控制柜内完成）所有保护装置具有远方复归功能。9.4 直流及

52、交流不停电电源系统(1)全站设一套直流系统，用于站内一、二次设备及系统、系统通信设备的供电。直流系统配置安全可靠的直流电源，直流系统的输入电压为交流 380V，输出电压为直流电压 220V 及 48V（DC/DC 模块 20A 按照 2 个配置，分为 4 路馈线）。直流系统采用单蓄电池组。蓄电池的容量计及变电站无人值班事故处理的路途时间，全站事故停电按 2h 考虑，事故照明按 1h 计算。蓄电池选用阀控式免铅酸蓄电池：150Ah、12V、18 只。采用 DC220V/10A 的高频开关电源模块，配置(3+1)10A 模块。直流系统接线为单母线接线，采用电源，包含通信电源，通信电源由直流电源经

53、DC/DC 电源变换装置供给，不再设蓄电池组。直流柜选用智能型控制直流电源柜，运用微机技术对蓄电池、充电机等装置实现智能化实时管理，并可与变电所自动化系统的通信控制机接口，实现直流系统的四遥功能。直流系统加装一套直流绝缘监测装置。（2）交流站用电系统本工程交流所用电系统低压接线采用 380V/220V 中性点直接接地系统。380V 系统为单母线分段接线，容量为 100kVA，电源取自 10kV II M 母线上的 1#接地变压器及 10kVIV M 母线上 2#接地变压器，正常情况下两回进线具有自动投切功能，同时要求进线开关具有过流保护，过作跳开时能闭锁自投，以保证供电可靠性。远景第三台接地变

54、容量在第三台主变上马时要进行计算。交流系统为智能化系统，信号经通信口上传。(3)全站仅设置一套公用的交流不停电电源系统。该系统由 1 台容量为 3kVA 的逆变器组成，组一面柜，提供测控系统和终端等设备的交流电源。UPS 交流电源来自交流所用电系统，直流电源则来自站内直流系统。9.5 其他二次系统9.5.1 全站时钟同步系统变电站安装一套全站时钟同步系统于继保室的网络设备柜上。主时钟完成信号的接收、处理，提供 TTL 电平测试口、RS-232C 串行口、脉冲接口、IRIG-B 接口；同时具有接收 IRIG-B 时间功能和内部守时功能。扩展装置提供多路脉冲输出、多路B 码输出、多路串口输出。提供

55、各种时间同步信号用于实现变电站内自动化系统、保护装置、事件仪、安全自动装置、远动 RTU 及电能量计费系统等的时间同步，使变电站内各设备具有的时间基准。系统具有工作状态指示、告警显示和告警信号输出功能。9.5.2 电能计量系统各级各段母线电压互感器二次侧设电能计量电压回路，其回路导线截面应保证在最大负荷运行时，各电能表端的二次电压降不大于 0.2%Ue。各级电压线路、主变压器各侧的电度计量，采用多功能电子表；电容器无功电度计量采用无功电度表。所有电度表通过串口送入电度量装置，并转送给变电所计算机系统。9.5.3 设备状态监测系统变电设备状态监测系统采用分层分布式结构，由传感器、状态监测 IED

56、、系统。全站共用的系统，各类设备状态监测、接口类型和传输规约，实现全站设备状态监测数据的传输、汇总、和分析。系统不独立设置，与智能辅助控制集成。本站主变压器、110kV 高压组合电器（GIS）预置局放传感器及测试接口供状态监测使用。1、 监测范围及参量主变压器状态监测参量：油中溶解气体、铁芯接地电流；高压组合电器（GIS）状态监测参量：SF6 气体密度；金属氧化物避雷器状态监测参量 (在与所有弱电系统完全的前提下)：泄漏电流、放电次数；2、 监测装置本期规模本站设置一套系统。9.5.4 电流互感器、电压互感器二次参数选择1、对电流互感器的要求a、本站采用常规电流互感器。b、电流互感器二次绕组的

57、数量和准确级应满足继电保护、自动装置、电能计量和测量仪表的要求。c、避免出现主保护死区。电流互感器配置：本工程电流互感器二次侧电流按 5A 选取。其中测量及计量绕组精确等级选用 0.2S（ 0.5 ） 级 ，保 护绕组 选用 5P30 级 。进出线 电流 互感器 次级组 合为 0.2S/0.5/5P30/5P30/5P30/5P30 ，主变各 侧按双套配置，次级 组合为 5P30/0.5/5P30/5P305P30/5P30/0.2S,主变中性点电流互感器次级组合为10P25/10P25。电流互感器额定电流参见电气主接线图。2、对电压互感器的要求a、本站采用常规电压互感器。b、电压互感器二次绕

58、组的数量和准确级应满足继电保护、自动装置、电能计量和测量仪表的要求。电压互感器配置：110kV 线路侧电压互感器按单相配置，二次绕组数量为 1 个，精确等级为 0.5 级，额定变比为 110/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV。110kV 母线侧电压互感器按三相配置，二次绕组数量为4 个，精确等级为0.2/0.5/3P/6P 级，额定变比为110/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV。9.5.5 二次设备接地、防雷、1、接地计算机装置的逻辑地、交流工作地、安全保护地在主控楼“一点接地”，利用变电站主接地网作为系统接地网。采用 100mm铜排作逻辑地网。2、防雷在各种装置的交、

59、直流电源输入处设电源防雷器。3、a、继电保护装置所有二次回路的电缆均使用电缆。b、经过配电装置的通信网络连线均采用光纤介质。c、合理规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度。9.5.6 辅助系统9.5.6.1 本站内各配电间、主变压器及建筑中走廊、门厅、会议室以及要求具有火灾信息联络的设施装设火灾探测装置，并在围墙上设置电子围栏。全站设置火灾控制装置1 套与图像装置合组1 面屏安装于控制保护室内，一旦发生火灾，火警信号立刻送至该屏，发出声、光且显示火警部位，消防及火灾探测系统要求接入系统的通口。9.5.

60、6.2 结合站电气总平布置，在全所重要区域和地点设置安全防护设施及图像监视设备，完成变电站全站安全、防盗功能。配置原则如下：大门和主控制楼处设置头；主变场地处设置头；控制保护室内设置摄像头；110kV GIS 配电装置室及 35kV 开关室内设头；电容器室设置头。除大门和主控室设置固定头外，其它地方均设置快球头。9.6 二次设备组柜及布置9.6.1 站级 SCADA 系统1 套站主时钟装置1 台主机工作站1 台运行工作站1 台工程师工作站系统网络设备远动接口设备9.6.2 就地控制层就地控制层设备按断路器单元配置，根据控制区域布置于控制保护室内，本期组屏方案如下：配置一面主变保护测控柜，含保护