送变电工程可行性研究报告

赤峰地区风电汇流站接入系统工程可行性研究报告PAGE送变电工程项目可行性研究报告目录1概述 11.1设计依据 11.2设计内容及范围 11.3主要设计原则 21.4设计水平年 22xx地区电网现状 32.1xx地区电网现状 32.2xx地区电网存在的问题 52.3xx地区电网电源装机情况 52.4xx地区220kV电网发展建设情况 73电力负荷预测及电力平衡 103.1xx地区电力负荷预测 103.2电源装机规划 133.3电力平衡 184xx220kV经西送变电工程建设必要性 214.1克什克腾旗基本况 214.2克什克腾旗电网结构及现状 214.3xx220kV经西送变电工程建设必要性 224.4克什克腾旗经棚地区负荷预测 235xx220kV经西送变电工程接入系统方案及电气计算 275.1接入系统方案 275.2送电线路导线截面选择 315.3220kV经西送变电工程建设规模 325.4电气计算 336电气一次部分 596.1220kV经西变电所 596.2220kV热水变电所 606.3220kV林西变电所 636.4500kV巴林变电站 657系统继电保护及二次接线部分 757.1220kV经西变电所侧 757.2220kV热水变电所侧 777.3220kV林西变电所侧 787.4500kV巴林变电站侧 797.5二次接线部分 808系统通信部分 848..1调度关系 848.2通信现状 848.4电路建设方案 868.5调度交换设备 878.6通道组织 878.7通信机房 888.8通信机房 888.9通信机房动力环境监测系统 888.10防雷接地系统 889调度自动化部分 949.1调度组织关系 949.2信息传送方式 949.3调度数据网接入及安全防护 949.4远动化范围 969.5调度端增容 979.6接入电力系统涉及的变电所 989.7所内远动 9910土建部分 10310.1概述 10310.2所区总部置与交通运输 10410.3建筑物 10510.4屋外配电装置构支架及基础 10610.5所区及建筑物消防设计 10610.6给排水及消防 10710.7采暖通风 10710.8220kV热水变电所出口变电工程土建部分 10810.9220kV林西变电所出口变电工程土建部分 10810.10500kV巴林变电站出口变电工程土建部分 10911送电线路部分 11111.1根据接网方案，送电线路路径方案如下： 11111.2送电线路路径方案 11111.3设计气象条件 11411.4导地线选型及防振 11511.5绝缘配合、防雷及接地 11611.6导线对地及交叉跨越距离 11811.7杆塔和基础 11811.8送电线路投资 11911.9结论 11912工程投资估算 12012.1编制原则及依据 12012.2工程投资 12113推荐建设方案及工程建设规模 12313.1推荐建设方案 12313.2工程建设规模 12414结论 1251概述1.1设计依据1.1.1xx电力设计研究有限公司与xx供电公司签订的设计合同。1.1.2xx1.1.3xx地区“十一五”发展规划及“十一五”发展滚动规划。1.2设计内容及范围1.2.1根据xx供电公司提供的电力负荷资料，进行地区近、远期负荷预测。1.2.2根据xx地区的供电现状及“十一五”期间的负荷发展情况，分析该地区地方经济发展对供电可靠性的需求，论述该项送变电工程建设的必要性。1.2.3根据xx地区的电网结构及远期地区电网规划，提出工程建设方案，进行必要的电气计算。1.2.4提出xx220kV经西送变电工程建设规模，包括主变压器容量及台数，220kV、66kV输电线路近远期回路数。1.2.5变电所所址选择，所内电气主接线、电气总平面及配电装置布置的可研设计。1.2.6由于220kV经西送变电工程接入系统所引起的系统继电保护、系统通信、调动自动化的可研设计。1.2.7由于220kV经西送变电工程接入系统所引起的相关220kV1.2.8经西送变电工程接入系统220kV送电线路部分的可行性研究设计。1.2.91.3主要设计原则1)设计所需基础资料来源于xx供电公司的xx地区电网规划。2)开发区送变电工程接入系统设计主要遵照执行《220kV输变电项目可行性研究内容深度规定》（试行）。1.4设计水平年本工程设计水平年为2009年。2xx地区电网现状2.1xx地区电网现状目前，xx市电网内部尚没有500kV变电站，仍以220kV电网为骨干网架，已初步形成了纵贯南北的220kV辐射状电网。xx市电网目前通过元宝山电厂～董家变的2回500kV线路和1回220kV宁建线与东北电网相连。截至2007年底，xx市电网共有220kV线路19条，总长度为1011.796km；有220kV变电站15座，总变电容量为2011xx地区现有1座大型发电厂，即元宝山电厂，总装机容量为2100MW。元宝山厂出力除满足xx当地负荷用电之外，大部分电力经双回500kV元董线向xx省输送。此外，xx市电网还有xx热电厂及一些小型供热电厂和小水电厂。2007年xx市全社会用电量为60.54亿kWh，同比增长23.3%；最大供电负荷为809MW，同比增长13.15%。2007年xx地区电网地理接线如图2-1所示。2.2xx地区电网存在的问题由于xx地区地域广阔，220kV电网基本属于放射状电网。如元宝山变~新惠，大板变~林东，林东变~天山，都是单端电源放射状。另外由于放射性供电大负荷时电压低，小负荷时电压又过高，造成各变电所即要上电抗器，又要上电容器，才能满足电压质量要求。2.3xx地区电网电源装机情况截止2007年底，xx市总装机容量为2916.53MW，其中火电装机容量为2584MW，占总装机容量的88.6%，主要大中型电源有区域性元宝山电厂（2100MW），xx热电厂A厂（73MW），xx热电厂B厂（270MW），其余均为一些小火电；水电均为一些小水电，其中装机容量6MW及以上的只有红山水电站和龙口水电站，装机容量合计13.12MW；占总装机容量的0.005%。xx市风力资源非常丰富，目前风电装机容量为320.16MW，占总装机容量的10.98%。2007年末接入xx地区电网的火电、水电电源情况统计见表2-1，接入地区电网的风电电源情况统计见表2-2。2007年xx地区（火电、水电）电源情况统计表表2-1单位：MWkV序号电厂名称装机容量电压等级一火电24431元宝山电厂18005002元宝山电厂3002203xx热电厂（B厂）2702204xx热电厂（A厂）7366二小火电140.255富龙热电厂36666元宝山区热电厂24667四方公司热电厂12668大板热电厂12669金峰热电厂126610平庄热电厂246611xx制药热电厂96612华源毛业热电厂66613林西糖厂热电厂2.256614xx热电厂糖厂366三小水电13.1211红山水电站7.126613龙口水电站66614合计2596.372007年xx地区风电电源情况统计表表2-2单位：MWkV序号电厂名称装机容量电压等级1赛罕坝风电场1202202东山坝风电场502203孙家营风电场1002204达里风电场50.16665合计320.162.4xx地区220kV电网发展建设情况xx市中心城区是xx地区的负荷中心，目前由xx一次变供电，xx一次变主变压器容量2×120MVA，2007年最大供电负荷172MW。随着xx市中心城区向东、西两侧发展，在市区西部已新建220kV西郊一次变，2007年最大供电负荷83MW，市区内两个220kV变电所基本上能满足近期负荷增长需要。根据xx市城市电力规划及区域热负荷的增长情况，同时考虑满足地区电力平衡的需要；xx热电厂（B厂）四期扩建工程建设安装2台135MW双抽凝气式供热机组，总装机容量为270MW。发电机最大发电容量为2×150MW，锅炉容量为2台440吨/时循环流化床锅炉，锅炉总蒸发量为880吨/时。xx热电厂出两回220kV线路接入xx一次变，导线型号为LGJ-400mm2，该厂四期扩建工程已于2007年投入运行。北京能源投资（集团）有限公司与平庄煤业（集团）有限责任公司及xx市政府共同投资新建xx煤矸石电厂，装机容量2×135MW，发电机最大发电容量为2×150MW，锅炉容量为2台480t/h循环流化床锅炉。xx煤矸石电厂出两回220kV线路接入拟建城东一次变，导线型号为LGJ-400mm2，预计2008年投入运行。根据xx地区电网规划，“十一”期间还将建设220kV城东一次变；林西一次变、锦山一次变、中京一次变、金厂沟梁一次变、经西一次变以及多条220kV送电线路也将投入运行。xx地区220kV电网规划如图2-2所示。3电力负荷预测及电力平衡3.1xx地区电力负荷预测根据xx市国民经济和社会发展规划，及党的十七大后xx市经济发展调整的情况，对国民经济、社会发展和用电的趋势进行分析，采用产值电耗法、弹性系数法、人均用电量法和自然增长加新经济用电增长法分别对需电量进行预测，在综合分析的基础上提出高、中、低三个方案的预测结果。经对历史数据的分析，并采用电力预测与电量预测相同的方法，预测xx地区负荷增长率，“十一五”期间比电量增长高0.5%;“十二五”期间比电量增长高0.5%。xx市负荷增长率预测见表3-1，用电量及最大负荷预测见表3-2，xx地区各变电所最大负荷预测见表3-3。表3-1xx地区用电量及负荷增长率预测序号项目高方案中方案低方案1用电量年均增长率（%）1.12007～201021.321.120.91.22010～201214.413.911.42最大负荷年均增长率（%）2.12007～201021.821.621.42.22010～201214.914.411.9表3-2xx地区全社会用电量及最大负荷预测结果表序号项目高方案中方案低方案1全社会用电量（亿kWh）1.12007年（实际）60.5460.5460.541.22010年（预测）109.51108.61107.711.32011年（预测）125.82124.21120.491.42012年（预测）144.57142.05134.792最大负荷（MW）2.12007年（实际）9889889882.22010年（预测）2064204620302.32011年（预测）2372236022712.42012年（预测）272526762541表3-3xx地区各220kV变电所负荷预测表单位：MW序号项目

实际预测预测预测

预测

预测地区最大负荷98814401718204623602676一地方电厂厂用179195.2213.2321.2357.2375.2小厂厂用151515151515赤热厂用383838383838元宝山厂用126126126126126126大厂01634142178196二综合最大负荷80912451505172520032301合计91914151710196022762615同时率0.880.880.880.880.880.88南部综合最大负荷540805916102711861349合计61491510411167134815331xx一次变1751701701401601702西郊一次变931001241301501803东郊一次变901101201481804锦山一次变75921095元宝山一次变828688921001226平庄一次变7782891021251407宁城一次变931001201251321428中京变1101301431551689新惠一次变9411513014015017010金厂沟梁6280100136152北部综合最大负荷268440589698817952合计305500669793928108211大板一次变58606468728512热水一次变7017312015017017013克旗南14317020626014林西一次变505867839815乌丹一次变84889310312013816林东一次变48525660708217天山一次变45779084708318阿旗北一次变4555606719双胜一次变36424820绍根一次变35513.2电源装机规划3.2.1火电规划1）xx煤矸石电厂为满足红庙子供热区的采暖和工业热负荷增长需求，计划新建煤矸石发电厂，装机容量2×135MW，厂址位于红山高新技术产业开发区一期工程用地区域内红庙子镇郎家营子村沟子沿地区，西距xx市中心城区约9.0km，东距红庙子镇2.4km，北临111国道0.7km。电厂建成后主要燃用平庄煤业（集团）有限责任公司红庙煤矿等北部矿区提供的煤矸石劣质煤。燃料运输方式以铁路运输为主、公路运输为辅（铁路运输占70%，公路运输占30%）。电厂出2回220kV线路接入220kV城东一次变。2）xx大唐富龙热电厂根据xx市热电联产规划，由于城市热负荷增长需要，计划在2010年前完成富龙热电厂2×300MW热电联产工程，电厂拟由中国大唐集团公司与xx大地基础产业股份有限公司合资建设，厂址位于xx市市区北偏西，主要为xx市中心城区提供采暖用热。电厂拟燃用锡林郭勒盟境内白音华露天矿褐煤，运输采用铁路运输方式。电厂出2回220kV线路接入500kV青山变。3）克什克腾旗热电厂为满足克什克腾旗旗府经西镇的采暖热负荷和大唐国际发电股份有限公司拟在克什克腾旗建设煤基烯烃项目的工业热负荷供热需要，规划在2008－2010年间，建设克旗2×300MW热电联产项目。厂址位于克什克腾旗东部地区，目前拟选了两个厂址，分别为马架子厂址、兴地厂址。电厂燃用锡林浩特胜利矿区的褐煤，全部采用铁路运输，经锡（林浩特）～桑（根达来）铁路、集（宁）～通（辽）铁路和电厂铁路专用线运输进厂。电厂出2回220kV线路接入拟建的220kV经西一次变。4）xx元宝山热电厂根据元宝山区供热现状及供热规划，在平庄城区、开发试验区和元宝山城区三个区域中间的位置上规划建设xx元宝山2×300MW热电联产项目，规划建设年限在2010－2012年间，以集中同步解决三个区域的建筑采暖。5）西乌金山煤矸石电厂为充分利用锡林郭勒盟西乌旗大量的劣质煤资源，利用矿区劣质煤发电，将劣质能源转换成优质电能，以输电代替煤炭运输，实现资源的优化配置，并提高北部地区的供电可靠性，规划建设西乌煤矸石电厂（2×150MW），厂址位于旗府所在地巴彦乌拉镇城市规划区，电厂出2回220kV线路接入xx电网500kV巴林变。6）xx北部电源基地发展规划xx北部的几个旗县具有丰富的水力资源，自从建设了集通铁路后，这个地区成为建设路口电厂的良好电源基地，配合蒙东的东胜煤田及神木府古煤田的出关煤外运，已经选择了经西、大板、林东三个建设大型路口电厂的厂址，在考虑采用水冷方式的前提下，三个厂址都具备装机2400MW规模的条件，如果考虑采用空冷，电厂建设规模还可以扩大。从环保等条件看，三个厂址也不是三选一的问题，而是具备三个电厂共存的条件。过去由于集通铁路运量小，如果三个电厂同时建设2400MW的电厂，所需用煤量在3000万吨以上，使前一段铁路的运量过大，方案无法实施。因此依靠集通铁路燃烧关内煤炭，无法实现在xx地区建设这么多路口电厂的愿望。最近在xx地区北部的锡林郭勒盟境内，发现了两个大煤田，即白音华煤田和胜利煤田，都属于开采条件非常好的褐煤。其中白音华煤田储量140亿吨，发热量3100大卡/吨原煤，距离林东厂址140公里左右，距离大板厂址170公里左右；胜利煤田储量214亿吨，发热量2900大卡/吨原煤，距离经西厂址150公里左右。由于三个待选电厂距离新煤田距离近，就从原来集通沿线的路口电厂变成矿口电厂，开发建设赤北电源基地的现实性大大增加。根据xx市的交通规划，“十一五”期间xx市将进一步完善铁路路网结构，开辟新的运输干线，建成xx至大板至白音花铁路、锡盟巴彦乌拉至阜新铁路，并适时建设林东至白音华铁路、xx至锦州港、锡盟胜利煤田至经西至xx铁路，促进叶赤线增二线和京通线、集通线扩能改造工程开工，为开发建设赤北电源基地创造了有利条件。3.2.2风电规划xx地区是一个风力资源非常丰富的地区，且地域广阔，占全区面积的百分之一，而风能资源丰富区域近百万平方公里，可开发的风能资源1000万千瓦以上。目前大唐xx赛罕坝风电有限公司在赛罕坝风电场；在xx市松山区新建东山风场。xx新胜风电有限公司新建孙家营（五道沟）等风电场。xx地区风电发展规划见表3-4。xx地区电源规划建设进度见表3-5。xx市风电装机规划表3-4单位：MW序号风电场风电合计320.661120.662270.663150.663450.663750.66150.16150.16150.16150.16150.16150.163赛汗坝风场120.7320.7420.75005506004翁旗玻力克501001501501505东山风电49.399.3149.31502002506五道沟100.5200.5250.5300.5350.5400.57孙家营501002002503008高峰501002002002009翁旗乌套海5010015020010翁旗乌套海南5010020020020011上头地10015020020020012岗子5010010010013翁旗亿合公5010015020025014西场30030030030015煤窑山5050505016大水波罗5010010010017右旗翁根山5010010010018查干哈达5010010010019道德5050505020巴拉奇如德505050表3-5xx地区装机规划单位：MW1火电2584398142816315691572151.1元宝山电厂2100210021002100210021001.2xx热电厂3432702702702702701.30120012001200120012001.4西乌金山厂0002702702701.5煤矸石厂02702702702702701.6大板电厂0001200120012001.7克旗热电厂3006006001.83006006006001.93006001.10小火电1411411411051051052风电320.661120.662270.663150.663450.663750.663小水电13.1213.1213.1213.1213.1213.12合计2917.785414.786564.789470.7810370.810970.83.3电力平衡xx地区小水电属于季节性电能，基本不能参加电力平衡，从xx全网看，如果火电机组按20％备用，风电30％出力，2008～2012年xx地区多电2097～4275MW；如果火电12%留备用，风电80％出力，2008～2012年xx地区多电2887～6554MW，一直保持电力外送型的性质。北部电网的220kV层的电力平衡表明，如果考虑火电机组20％备用、风电30％出力的情况下，2008～2009年地区缺电，最大缺额385MW，“十二五”初期地区电力略有盈余，最大电力盈余182MW；如果考虑火电机组12％备用、风电80％出力，2008～2012年冬腰方式下最大电力盈余664MW；如果考虑火电、风电满发，2008～2012年冬腰方式下电力盈余94～811MW，2010年最大盈余电力达到760MW，因此为保证北部网盈余电力送出，500kV巴林变需扩建一组750MVA主变。xx地区电力平衡见表3-6、xx地区北部电力平衡见表3-7。表3-6xx地区电力平衡单位：MW序号项目200820092010201120121地区最大负荷12451505172520032301冬腰负荷99612041380160218412电厂装机容量5014.786414.789278.7810178.7810813.782.1火电398142816315691572152.2小水电13.1213.1213.1213.1213.122.3风电1020.662120.662950.663250.663550.66火电机组按20％备用，风电30％出力3备用容量7968561263138314433.1火电7968561263138314434供电出力(冬大)30933633530658166116(冬腰)309336335306581661165电力盈亏(冬大)18482128358138133815(冬腰)20972429392642144275火电12%留备用，风电80％出力6备用容量4785147588308666.1火电4785147588308667供电出力(冬大)38834992722279248395(冬腰)388349927222792483958电力盈亏(冬大)26383487549759216094(冬腰)28873788584263226554表3-7xx北部220kV层电力平衡单位：MW序号项目200820092010201120121地区最大负荷440589698817952冬腰负荷3745015936948092电厂装机容量12125828828822.1火电12125828828822.2风电476.16676.16876.16876.16876.16火电机组按20％备用，风电30％出力3备用容量221161761763.1火电221161761764供电出力(冬大)146204664876876(冬腰)1462046648768765电力盈亏(冬大)-294-385-3459-76(冬腰)-228-2977118267火电12%留备用，风电80％出力3备用容量11701061063.1火电11701061066供电出力(冬大)375529112513581358(冬腰)3755291125135813587电力盈亏(冬大)-65-60427541406(冬腰)128532664549火电不留备用，风电100％出力8供电出力(冬大)468660135516201620(冬腰)4686601355162016209电力盈亏(冬大)2871657803668(冬腰)94159762926811注：风电装机中不含风电基地风电装机。4xx220kV经西送变电工程建设必要性4.1克什克腾旗基本况克什克腾旗位于xx市西部，地处内蒙古高原与大兴安岭南端山地和燕山余脉七老图山的交汇地带，南北长207公里，东西宽170公里，总面积20673平方公里。辖9个镇，3个苏木，8个乡，2处开发区，163个嘎查村。全旗总人口24.2万人，是一个以蒙古族为主体，汉族居多数，蒙、汉、回、满、壮、朝鲜、达斡尔等8个民族聚居的地区。是xx地区土地面积最大的旗县。克什克腾旗地上、地下资源丰富。蕴藏35种矿藏资源，有可观的发展前景，是当前拉动克什克腾工业经济和电力负荷迅速增长的主要力量。其中，已探明铁资源储量2.8亿吨，估算储量5亿吨，现有采选企业4家，涉及生产能力200万吨∕年；探明钼资源储量5.5万吨，现有采选企业1家，设计年产钼精粉1000吨∕年；银资源量2000吨，现有采选企业1家，设计生产银精粉20吨∕年。已探明铅锌储量200万吨，远景储量1.3亿吨，现有铅锌矿山企业31家，年生产铅锌精粉20万吨。4.2克什克腾旗电网结构及现状克什克腾旗电网接在东北电网xx地区北端，电源为220kV热水一次变电所，该变电所现有90MVA主变压器一台。克什克腾旗水电站也向电网输送部分电力，克什克腾旗水电站机组总容量18.35MW，年均发电量4000万kwh。克什克腾旗现有66kV农电变电所11座，主变压器18台，容量105400kVA，企业自建变电所6座，主变压器10台，容量65300kVA。66kV线路24条，线路长度566.991km。2007年克什克腾旗全社会用电量2.7亿kwh，同比增长66℅；售电量2.63亿kwh，同比增长68℅；2007年全旗最大负荷67MW，同比增长75℅。4.3xx220kV经西送变电工程建设必要性4.3.1满足克什克腾旗工业经济发展的需要克什克腾旗工业园区规划建设规模较大，是内蒙古自治区准备打造的能源建设基地，2008年开始，大唐国际煤制气、煤化工及黄冈梁铁矿业、锡冶炼、钼冶炼、蒙能2×300MW电厂等项目的相继建设，使克什克腾旗工业园区电力负荷突增。目前克什克腾旗地区仅有一座220kV热水变电所，根据xx地区“十一五”电网发展滚动规划，克什克腾旗地区2008年用电负荷将达到263MW，其中该工业园区就达143MW，现有的220kV热水变电所根本满足不了全地区的负荷增长需求，因此，急需在工业园区附近建设克旗第二个一次变，以解决工业园区内诸多项目的建设和生产用电问题。4.3.2解决电源网架薄弱，布局不合理问题由于经济的快速发展，电力供应明显不足，2007年克什克腾旗用电负荷67MW，年底新增用电负荷大20MW，热水一次变主变容量及线路的输送容量已满足不了目前的用电需求。热一变需增容改造。另外，热水一次变在克什克腾旗最东边，造成克什克腾旗供电只能是放射型供电，主供线路平均供电半径超过50km，负荷过大，平均线路损失4％，线路电压降较大，电能质量低，严重制约了地方经济的发展。4.3.3解决备用电源，提高克什克腾旗66kV变电所的供电负荷较大，不能互代，起不到联络作用，不能满足用电客户的用电要求。特别是矿区用电满足不了双电源供电，只能依靠客户自身使用发电机作为保安电力，而克什克腾旗又只有一个220kV电源，如发生停电，没有备用电源，对矿山企业安全生产影响较大。综上所述，克什克腾旗电网已经不能满足当地人民生活和工农业生产用电的需要，供电网架、线路设备现状与地方经济发展对电力的需求矛盾突出，为从根本上解决克什克腾旗电网供需矛盾，迫切需要建设克什克腾旗220kV经西送变电工程。4.4克什克腾旗经棚地区负荷预测在目前和今后一个时期内，资源开发、金属冶炼、煤化工等是克旗电力负荷的主要增长点，2007年投产的矿山企业11家，都将在2008年达到设计生产能力，黄岗铁矿三区开发、兴安冶炼项目将于5月份投产，大唐国际煤制天然气项目、蒙能2×30MW发电项目、黄岗Ⅰ矿区开发、球团焙烧及锡冶炼、银都矿业、拜仁矿业扩建等项目都将在2008年开工建设，此外，随着人民生活水平的日益提高，商业用电和居民生活用电也将成为克旗电力负荷的主要增长点。具体情况如下：1、工业园区供电区：是旗政府规划的工业发展重点地区，大唐国际煤制气、煤化工、10×100MW发电厂、兴安银铅冶炼厂黄岗矿业球团焙烧及锡冶炼厂、钼冶炼厂、高密板厂等企业已经或即将落户该区，2008年用电负荷将达到60MW,2009用电负荷将达到100MW。年供电量将达到1亿kwh。2、黄岗供电区：该区2007年供电量达7000万KWh，占全旗供电量的25%，该区2008年将增加负荷12MW。供电量将达到1.2亿kwh。3、拜仁达坝供电区：该区2007年供电量达5520万KWh，占全县供电量的20%，该区2008年将增加负荷7MW。供电量8200万KWh。4、钼矿供电区：该区2007年供电量达1200万KWh，占全县供电量的4.5%，该区2008年将增加负荷7MW。供电量将达到2500万KWh。5、同兴供电区。该区2007年供电量达520万KWh，占全县供电量的2%，该区2008年将增加负荷5MW。供电量将达到980万KWh。6、达里供电区：该区2007年供电量达1453万KWh，占全县供电量的2.6%，该区2008年将增加负荷4MW。供电量将达到1100万KWh。7、土城子供电区：该区2007年供电量达1453万KWh，占全县供电量的5.3%，该区2008年将增加负荷6MW。供电量将达到2300万KWh。在考虑克旗地区突增负荷基础上，预测2009年最大负荷为143MW，2010年为170MW，2011年206MW，2012年260MW。克什克腾旗经棚地区负荷预测见表4-1。年度供电区2007年度2008年度2009年度2010年度2011年度2012年度最大电力年电量最大电力年电量最大电力年电量最大电力年电量最大电力年电量最大电力年电量经棚变580025306100272065002950660030006900320070003500新城变340016503850184050002230510025605300270060003100兴冶变1200086401700095801800098001800098502000012500工业园区变2600012000450002160055000264005800032500煤制气厂变600085569000331208500040800115000552001800007500黄岗变110006570139007640240009800250001200025000120002500013000达里变2200850250096085001500900017009300190095002100拜仁大坝变6100303082005100120007850120007900130008200140009000巴彦变3800180076003900110005400110005500120005750130006050合计3230016430601503165517900084430216700104860259500125400332500156750同时率0.80.80.80.80.80.8综合最大2584048120143200173360206000262000表4-1克期经棚地区负荷发展情况预测表单位：KW、万KWH5xx220kV经西送变电工程接入系统方案及电气计算5.1接入系统方案拟建的220kV经西变电所所址位于克什克腾旗经棚镇白土井子村，省际公路900公里处的西侧。根据xx地区电网现状及220kV经西变电所的所址位置，提出如下2个接入系统方案：1）方案一：新建220kV经西变～热水一次变双回220kV送电线，导线截面为2×LGJ-400mm2，长约65km；新建220kV热水变～220kV林西变单回220kV送电线，导线截面为LGJ-400mm2，长约40km；新建220kV林西变～500kV巴林变单回220kV送电线，导线截面为LGJ-400mm22）方案二：新建220kV经西变～热水一次变单回220kV送电线，导线截面为2×LGJ-400mm2，长约65km；新建220kV经西变～500kV巴林变电站单回220kV送电线，导线截面为2×LGJ-400mm2，长约167上述联网方案见图5-1～图5-2。5.2送电线路导线截面选择5.2.1方案一：方案一中220kV经西变～热水一次变双回220kV送电线可视为负荷线路，也可视为电源线路，其原因是蒙能集团近期在220kV经西变附近建设2×300MW机组将接入220kV经西变，大唐煤制气工程也将有240MW电源通过220kV经西变送出，因此，该导线截面采用LGJ-400X2mm2。考虑到上述电源建设的周期，至2012年全部投产，此时克旗的供电负荷也已达到430MW，扣除厂用电后，仅剩300MW负荷（电源）需要送入系统，因此，建议220kV热水变～220kV林西变单回220kV送电线、220kV林西变～500kV巴林变电站单回220kV送电线采用LGJ-400mm2导线。如果再有其它电源接入220kV经西变，则可增加220kV经西变～500kV巴林变电站线路或增加220kV热水变～500kV巴林变电站第三回线路来解决克旗电源送出问题。5.2.2方案二中220kV经西变～热水一次变单回220kV送电线从电网结构上看，作为经西变的联络线，其主要电源线应是220kV经西变～500kV巴林变电站单回220kV送电线，考虑”n-1”情况、蒙能集团及大唐煤制气工程电源的送出，建议采用2×LGJ-400mm2导线由于220kV经西变～500kV巴林变电站单回220kV送电线是该变电所的主要电源线，又是蒙能集团及大唐煤制气工程电源的送出线，因此，建议也采用2×LGJ-400mm2导线。5.3220kV经西送变电工程建设规模5.3.1主变压器选择根据xx电网2008～2012年电网滚动规划，新建的220kV经西变电所2009年负荷为143MW，2010年将达170MW，2011年将达206MW，2012年将达260MW，.因此本期建议安装2×180MVA主变压器，其容载比为2.5，2010年容载比为2.11,2011年容载比为1.74,因此建议2011年后应上第三台180MVA主变压器。5.3.2220kV及66kV出线回路数220kV出线本期2回，远期8回，66kV出线本期10回，远期20回。5.4电气计算5.4.1潮流计算计算程序采用中国电力科学研究院编制《中国版BPA潮流程序》（3.0版）。5.4.1.11）潮流计算水平年选为2009年，2）根据xx地区电力平衡结果，校验送电线路的最大输送能力，应采用冬大方式进行方案潮流计算。3）xx地区500kV赤南变电站、500kV赤北变电站均投入运行。4)2009年xx地区最大负荷取为1505MW，最小负荷率取0.45。5.4.1.22009年冬大负荷正常方式下潮流分布均匀，具体潮流分布情况见表5-2所示，方案一潮流图如图5-3所示，方案二潮流图如图5-4所示。N-1故障方式潮流计算结果见表5-2a、5-2b及图5-5～图5-13。线路没有过载情况。5.4.两个方案网损情况见表5-1。各方案网损情况表表5-1方案一方案二网损差值（MW）00.235正常潮流及“N-1”表5-2a单位：MW，Mvar方案一序号线路导线型号正常潮流断经西—热水一回线断热水—林西一回线断林西—巴林一回线断热水—乌丹线1经西—热水2×LGJ-400126.4+j18.4126.8+j34.1126.4+j20.2126.4+j19.8126.4+j20.02热水—林西LGJ-40042.6+j39.843.4+j53.639.5+j46.037.8+j38.8131.0+j34.03林西—巴林LGJ-40094.0+j48.694.6+j62.890.8+j55.089.1+j54.1182.8+j46.64热水—乌丹LGJ-40089.1-j19.188.9-j16.892.6-j12.694.0-j15.2-表5-2b单位：MW，Mvar方案二序号线路导线型号正常潮流断经西—热水线断经西—巴林线断热水—林西线断林西—巴林线断热水—乌丹线1经西—热水2×LGJ-40082.1-j6.5-126.9+j35.480.4-j20.649.0-j30.751.4-j4.52经西—巴林2×LGJ-40044.5+j6.6128.3+j25.4-46.4+j22.978.3+j38.475.5+j7.53热水—林西LGJ-4002.1+j19.857.1-j31.236.4+j57.2-51.3+j11.355.4+j14.44林西—巴林LGJ-40053.3+j33.15.8-j41.988.1+j73.351.1+j12.9-107.0+j30.15热水—乌丹LGJ-40085.0-j18.261.5-j18.896.6-j4.385.4-j2.8106.3+j5.4-5.4.2稳定计算及分析5.4.2.1暂态稳定计算水平年为2009年，以冬大方式作为稳定计算的方式。5.4.2.2三相短路故障切除时间为：0.0秒三相短路，0.12秒三相跳开。5.4.2.3稳定计算结果见表5-3。由稳定计算结果可以看出经西变两个接网方案中，任一回线路发生三相短路故障时，xx地区电厂机组均能保证稳定运行。稳定曲线见图5-14～图5-19。PAGE1..稳定计算结果表表5-3故障线路故障类型故障负荷稳定情况备注方案一经西～热水其中一回线三相短路经西侧稳见图5-14三相短路热水侧稳热水～乌丹三相短路热水侧稳见图5-15三相短路乌丹侧稳热水～林西其中一回线三相短路热水侧稳见图5-16三相短路林西侧稳林西～巴林其中一回线三相短路林西侧稳见图5-17三相短路巴林侧稳方案二经西～热水三相短路经西侧稳见图5-18三相短路热水侧稳经西～巴林三相短路经西侧稳见图5-19三相短路巴林侧稳图5-14方案一经西～热水其中一回线三相短路稳定曲线图图5-15方案一热水～乌丹三相短路稳定曲线图图5-16方案一热水～林西变其中一回线三相短路稳定曲线图图5-17方案一林西～巴林变其中一回线三相短路稳定曲线图图5-18方案二经西～热水变其中一回线三相短路稳定曲线图图5-19方案二经西～巴林变其中一回线三相短路稳定曲线图5.4.3方案技术5.4.（1）从潮流计算结果可以看出，二个方案都能满足经西变供电要求，潮流流向比较合理。（2）从供电可靠性来看，方案一经西变采用双回路供电，供电可靠性高。（3）从网损来看，方案一比方案二少0.165MW。5.4.3.2经济比较采用最小年费用法，二个方案经济比较详见表5-3。经济比较表表5-4单位：万元序号项目方案一方案二一总投电投2LGJ-400单回70万元/km10170701.32×LGJ-400双回175万元/km65113751.42×LGJ-400单回105万元/km23224360二年运行费4065641送电维护费4065362电能损失费028三年费用21342846四年费用差值0712由经济比较表5-3可知，两个方案投资相差5915万元。年运行费计算结果，方案一较方案二多158万元。年费用计算结果，方案一较方案二两个方案年费用差值差值712万元。5.4.3.3推荐方案综上所述，方案一供电可靠性高，经济比较投资少，年运行费低，每年年费用要比方案二节省712万元。因此推荐方案一作为220kV经西送变电工程接入系统方案。PAGE..5.4.4根据《电力系统设计内容深度规定》中的有关要求，对xx地区220kV电网进行了短路电流计算，校验电网中现有断路器的短路容量是否满足远景年电网短路水平要求，为新建电力工程的设备选择提供参考。5.4.4.1a)计算采用所有机组全部满开的最大运行方式，计算水平年选为2020年。b)变压器配置：500kV赤北变电站装设2×750MVA主变，500kV赤南变电站2×750MVA主变，500kV朝阳变电站装设2×750MVA主变。c)xx地区500kV层电网主要电源白音华电厂（4×600MW）；大板电厂（4×600MW）；元宝山电厂（3×600MW）。d）xx地区220kV层电网主要电源xx热电厂（2×135MW）；金山西乌电厂（2×135MW）；红山煤矸石电厂（2×135MW）；元宝山电厂（1×300MW）e）考虑2020年前蒙能集团2×300MW机组接入经西变电所。5.4.42020年经西变220kV母线三相短路容量3241MVA，三相短路电流8.51kA，单相短路容量为1387MVA，单相短路电流为3.64kA。xx地区各变电所220kV母线短路容量见表5-4。短路电流计算结果表表5-5序号母线名称三相短路单相短路（kA）（MVA）（kA）（MVA）1xx一次变18.3697516.6163272西郊一次变15.4586911.7544793东郊一次变19.5742816.2561914锦山一次变9.1334806.1023235元宝山一次变27.011029127.35104226平庄一次变14.51552912.1548267宁城一次变7.2027425.8822408中京一次变4.6117563.2112219新惠一次变8.733166.16234910金厂沟梁一次变6.022683.81145111大板一次变12.92492210.92416012热水一次变9.3635675.20198013林西一次变11.6644439.86375614经西一次变8.5132413.64138715乌丹一次变9.0934647.24275916天山一次变3.9615103.97151417林东一次变4.3616623.51133818阿旗北一次变3.0611662.3890819双胜一次变4.9518863.73142020绍根一次变2.8810972.49115.4根据《电力系统电压和无功电力技术导则》中4.1.1条规定：35kV及以上用户的电压变动幅度，不应大于系统额定电压的10％，其电压允许偏差值，应在系统额定电压的90％～100％范围内。经计算，正常运行方式下，经西变220kV侧电压为217.8kV，66kV侧电压为65.1kV，当断经西～热水一回线时，经西变220kV侧和66kV侧电压为213.3kV和63.7kV，当断热水～乌丹线时，经西变220kV侧和66kV侧电压为214.9kV和64.2kV，当断林西～热水一回线时，经西变220kV侧和66kV侧电压为213.6kV和63.8kV，当断林西～巴林一回线时，经西变220kV侧和66kV侧电压为215.0kV和64.2kV。补偿2台28Mvar电容器后，220kV经西变电压情况可以满足电网运行的要求。因此，建议本期安装2台28Mvar电容器。5.4根据《电力系统电压和无功电力技术导则》（SD325-1989）中规定：35kV及以上用户的电压变动幅度，应不大于系统额定电压的10%，其电压允许偏差值，应在系统额定电压的90%~110%范围内。调压计算的计算方式为冬大、冬小两种方式，计算水平年为2009年，计算结果见表5-6。由表5-6可知，经西变电所最大、最小负荷，220kV侧电压最大波动4.7％，66kV侧电压最大波动4.7％，可采用无载调压变压器，考虑到xx市城网66kV变电所均为无载调压变压器，因此，建议经西变采用有载调压变压器。变压器额定电压比为220±8×1.25%/69kV。无功补偿计算结果表表5-6单位：kV方式未补偿补偿220kV侧电压66kV侧电压220kV侧电压66kV侧电压正常方式217.865.1断林西～巴林一回线215.064.2227.166.4断林西～热水一回线213.663.8226.666.2断经西～热水一回线213.363.7225.866.0断热水～乌丹线214.964.2225.366.0调压计算结果表表5-7单位：kV冬大方式冬小方式220kV侧电压66kV侧电压220kV侧电压66kV侧电压正常方式217.865.1223.666.8断经西～热水一回线213.363.7219.765.6断热水～乌丹线214.964.2220.465.8断林西～热水一回线213.663.8220.866.0断林西～巴林一回线215.064.2222.066.36电气一次部分6.1220kV经西变电所6.1.1变电所220kV本期出线2回，远期出线8回，本期为双母线接线，远期接线采用双母线接线。66kV本期出线10回，2台180MVA主变压器，2组电容器，其电气主接线采用双母线接线。66kV远期出线20回，远期3台180MVA主变压器，3组电容器，其电气主接线采用双母线单分段接线。变电所设置2台所用变压器。1台引接于66kV母线，另1台引接于所外66kV电源联络线。6.1.2变电所短路电流按系统规划（2020年）容量及变电所最终容量的条件计算。220kV设备额定开断电流按50kA选择，66kV设备额定开断电流按31.5kA选择。220kV母线最大穿越功率按系统规划（2020年）计算。220kV及66kV母线均选用LDRE--φ150/136型铝镁合金导电管，其允许最大电流为3140A。该变电所所址的污秽等级确定为III级污秽区。为此，220kV屋外电气设备的爬电距离为6300毫米，66kV屋外电气设备的爬电距离为2248断路器选用六氟化硫罐式断路器。隔离开关选用三柱水平开启式、单柱垂直开启式。隔离开关按国网公司要求选用完善化后的产品。220kV电流互感器采用6卷套管式电流互感器。66kV电流互感器采用4卷套管式电流互感器。220kV电压互感器采用电容式电压互感器。66kV电压互感器采用电磁式电压互感器。接地器支柱绝缘子抗弯强度12.5Kn。6.1.3从变电所所址条件来看，可以建成1个所区平面布局紧凑、竖向布置协调、主建筑朝阳、户外配电装置、进出线便利、进所便利的变电所。220kV和66kV配电装置单列平行布置。主变压器布置在220kV和66kV配电装置的中部。220kV屋外配电装置采用支持式管型母线，隔离开关分相中型布置。管型母线选用LDRE--φ150/136型高强度铝镁合金导电管。配电装置间隔宽度为13米。66kV配电装置采用管母线普通中型布置，间隔宽度6.5米，母线相间距离为1.6米。设备相间距离为1.6米。6.2220kV热水变电所6.2.1220kV热水变电所220kV配电装置现状220kV热水变电所220kV配电装置已建成单母线带旁路母线，共有11个设备间隔，从南至北依次为：预留、母线设备、1号主变、乌丹线、预留、旁路、母线分段、2号主变、预留母线设备、预留、达热线。采用软母线普通分相中型布置，间隔宽度为15m，设备相间距离为4m，母线构架高度为10.5m，进出线构架高度为14.5m。原有220kV设备选用情况：断路器：LW10B-252，252kV,3150A，40kA；电流互感器：LB7-220W1，252kV,2×600/5A，40kA；5P20/5P20/5P25/5P20/5P20/0.2S；隔离开关：GW17-252DW，GW16-252DW，GW17-252W，252kV,2500A,40kA,100kA；6.2.2220kV热水变电所扩建方案根据220kV经西送变电工程接入系统方案，将原IM母线设备间隔搬迁至南侧第5个预留间隔，利用原南侧第1个预留间隔和原母线设备间隔形成经西1和经西2出线间隔；利用原北侧第3个原预留母线设备间隔形成林西2出线间隔；同时扩建母线分段和IIM母线设备，还需搬迁北侧母线接地开关。扩建后220kV接线方式及配电装置布置形式与原有保持一致；扩建方案具体详见图3：220kV热水变电所扩建220kV林西、经西出线间隔主接线图；图4：220kV热水变电所扩建220kV林西、经西出线间隔总平面布置图；按照2020年系统规划，220kV热水变电所220kV母线三相短路容量为1612MVA，三相短路电流为4.2kA，；按《导体和电器选择设计技术规程》（DL/T522-2005）校验运行中的220kV主设备，各项技术指标均满足扩建后运行要求。为方便运行，本期扩建工程设备的选择尽量与前期一致，选用情况如下：单断口瓷柱式SF6断路器：252kV,3150A，40kA；油浸式电流互感器：252kV,2×1000/5A，40kA；5P20/5P20/5P20/5P20/5P20/0.2S；单柱垂直开启式隔离开关：252kV,2500A,40kA,100kA；双柱水平开启式隔离开关：252kV,2500A,40kA,100kA；本期扩建出线导线为2（LGJ-400/25），其载流量为1675A，经校验本期选择的设备满足规范要求；本变电所污秽等级为III级，220kV屋外电气设备的外绝缘爬电比距取25mm/kV。6.2.3防雷与接地前期工程全所已经配置有独立避雷针、构架避雷针和氧化锌避雷器等，已满足要求，本期不增加新设备。前期工程已经敷设接地网，本期工程不需要进行处理，仅考虑新增设备接地。6.2.4所用电与照明不考虑新增照明设备。6.2.5电缆敷设与防火本期需新建部分间隔电缆沟，新间隔的电缆通过新建电缆沟和埋地敷设至主控楼。电缆敷设与防火按规程要求进行，增加新增电缆的防火设施，同时，修补完善施工对前期设施造成的破坏。6.3220kV林西变电所6.3.1220kV林西变电所220kV配电装置现状220kV林西变电所220kV配电装置远期双母线接线，现已建成单母线接线，共有10个设备间隔，从西南至东北依次为：预留热水2线、热水1线、巴林1线、1号主变、预留巴林2线、母线设备、预留2号主变、预留母联、预留出线、预留出线。采用软母线普通分相中型布置，间隔宽度为14m，设备相间距离为3.5m，母线构架高度为10.5m，进出线构架高度为14.5m。原有220kV设备选用情况：单断口瓷柱式SF6断路器：252kV,3150A，50kA；油浸式电流互感器：252kV,2×750/1A，50kA；5P20/5P20/5P20/5P20/5P20/0.2S；单柱垂直开启式隔离开关：252kV,2500A,50kA,125kA；双柱水平开启式隔离开关：252kV,2500A,50kA,125kA；6.3.2220kV林西变电所扩建方案根据220kV经西送变电工程接入系统方案，在220kV林西变，扩建220kVIM母线和母联间隔以及IM母线设备，利用西南侧第1个预留间隔形成热水2出线间隔，第4个预留间隔形成巴林2出线间隔；扩建后220kV接线方式及配电装置布置形式与原有保持一致；扩建方案具体详见图5：220kV林西变电所扩建220kV巴林、热水出线间隔主接线图；图6：220kV林西变电所扩建220kV巴林、热水出线间隔总平面布置图；按照2020年系统规划，220kV林西变电所220kV母线三相短路容量为2429MVA，三相短路电流为6.4kA；按《导体和电器选择设计技术规程》（DL/T522-2005）校验原有的220kV设备，各项技术指标均满足扩建后运行要求。为方便运行，本期扩建工程设备的选择尽量与前期一致，选用情况如下：单断口瓷柱式SF6断路器：252kV,3150A，50kA；油浸式电流互感器：252kV,2×750(1000)/1A，50kA；5P20/5P20/5P20/5P20/5P20/0.2S；单柱垂直开启式隔离开关：252kV,2500A,50kA,125kA；双柱水平开启式隔离开关：252kV,2500A,50kA,125kA；本期扩建出线导线为LGJ-400/25，其载流量为838A，经校验本期选择的设备满足规范要求；本变电所污秽等级为III级，220kV屋外电气设备的外绝缘爬电比距取25mm/kV。6.3.3防雷与接地前期工程全所已经配置有独立避雷针、构架避雷针和氧化锌避雷器等，已满足要求，本期不增加新设备。前期工程已经敷设接地网，本期工程不需要进行处理，仅考虑新增设备接地。6.3.4所用电与照明不考虑新增照明设备。6.3.5电缆敷设与防火由于原预留间隔已建有电缆沟，本期工程电缆敷设与防火按规程要求进行，增加新增电缆的防火设施，同时，修补完善施工对前期设施造成的破坏。6.4500kV巴林变电站6.4.1500kV巴林变电站220kV配电装置现状500kV巴林变电站220kV配电装置远期双母线双分段接线，已建成双母线接线；（总平面图暂缺，具体布置不详）。6.4.2500kV巴林变电站220kV母线设备扩建方案根据220kV经西送变电工程接入系统方案：利用原预留林西变2间隔形成林西2出线间隔；扩建后220kV接线方式及配电装置布置形式与原有保持一致；扩建方案具体详见图7：500kV巴林变电站扩建220kV林西出线间隔主接线图；按照2020年系统规划，500kV巴林变电站220kV母线三相短路容量为13123.5MVA，三相短路电流32.94kA，；按《导体和电器选择设计技术规程》（DL/T522-2005）校验运行中的220kV主设备，各项技术指标均满足扩建后运行要求。为方便运行，本期扩建工程设备的选择尽量与前期一致，选用情况如下：SF6罐式断路器：252kV,3150A，50kA；附套管式电流互感器：1000-2000/1A，5P30/5P30/5P30，5P30/5P30/0.2S/0.2；单柱垂直伸缩式隔离开关：252kV,2500A,50kA,125kA；双柱水平伸缩式隔离开关：252kV,2500A,50kA,125kA；本期扩建出线导线为LGJ-400/25，其载流量为838A，经校验本期选择的设备满足规范要求；本变电所污秽等级为III级，220kV屋外电气设备的外绝缘爬电比距取25mm/kV。6.4.3防雷与接地前期工程全所已经配置有独立避雷针、构架避雷针和氧化锌避雷器等，已满足要求，本期不增加新设备。前期工程已经敷设接地网，本期工程不需要进行处理，仅考虑新增设备接地。6.4.4所用电与照明不考虑新增照明设备。6.4.5电缆敷设与防火由于原预留间隔已建有电缆沟，本期工程电缆敷设与防火按规程要求进行，增加新增电缆的防火设施，同时，修补完善施工对前期设施造成的破坏。7系统继电保护及二次接线部分7.1220kV经西变电所侧7.1.1系统接线新建220kV经西变电所本期220kV出2回线路至220kV热水变电站，线路长约59km，同塔并架，导线截面LGJ-400x2。变电所本期220kV主接线为双母线接线,远期为双母线接线，220kV最终进出线8回。变电所本期装设2台180MVA双绕组有载调压变压器。远期装设3台180MVA双绕组有载调压变压器。7.1.2220kV线路保护配置1）保护通道组织220kV热经双回线路，通信系统可提供2路不同路由的直通光纤通道。2）保护配置原则根据220kV热经双回线光纤通道组织情况,依据继电保护及自动装置技术规程、国网公司线路保护及辅助装置标准化设计规范、国网公司220kV典型设计的要求，热经双回线路两侧均配置双套完整的、独立的能反应各种类型故障、具有选相功能全线速动保护，每套保护均具有完整的后备保护，每套保护均带有重合闸功能。3）保护选型220kV热经双回线的两套光纤保护均采用光纤分相电流差动保护。220kV热经双回线为50km以上的长线路，根据要求，两套光纤保护分别使用2Mbit/s接口方式的复用光纤通道传输保护信号。4）保护接口装置国网公司线路保护及辅助装置标准化设计规范要求，同一线路两套保护的通信接口宜安装在不同柜上，接口柜的布置应考虑方便后续工程通信接口的安装。为此，本工程装设2面光纤保护接口柜。5）保护组柜方案220kV热经双回线保护采用2面柜方案线路保护1柜：第一套保护、重合闸+电压切换箱线路保护2柜：第二套保护、重合闸+分相操作箱（操作箱带有电压切换回路）7.1.3220kV母联保护配置220kV母联配置一套两段时限的过流及一段时限的零序过流保护，带有操作箱。7.1.4220kV母线保护配置220kV母线配置双套母线保护(包括母差保护及断路器失灵保护)。断路器失灵电流判别采用母线保护内部的失灵电流判别功能。7.1.5220kV故障录波器配置为了分析220kV系统事故及继电保护装置的动作情况，220kV配置故障录波器柜1面，录取220kV各线路的电流、电压量、保护装置动作及保护通道的运行情况。7.1.6220kV故障测距配置国网公司220kV典型设计要求，对大于80km的长线路或路经地形复杂、巡检不便的线路应配置专用故障测距装置。220kV热经双回线路长约59km，属路经地形复杂，巡检不便的线路。为此，配置故障测距柜1面。7.1.7保护及故障录波信息管理子站为提高继电保护及故障录波信息的自动化管理水平，变电站配置一套故障信息管理子站。保护及故障录波信息管理子站系统通过调度数据网的专用通信通道与网调通信。7.2220kV热水变电所侧7.2.1热水变电所现有220kV进出线3回，220kV主接线为单母线带旁路母线接线。7.2.2热水变电所本期220kV新增3回出线。2回出线至220kV经西变电所，线路长约59km，导线截面LGJ-400x2；1回出线至220kV林西变电站，线路长约43km，导线截面LGJ-400。本期新增3回出线间隔后，主接线改为单母分段接线方式，装设分段断路器。7.2.3220kV热经双回线保护配置同线路对侧。7.2.4220kV林热线保护配置1）保护通道组织220kV林热线，通信系统可提供2路不同路由的直通光纤通道。2）保护选型220kV林热线的两套光纤保护均采用光纤分相电流差动保护。220kV热经双回线为50km以下的长线路，根据要求，两套光纤保护分别使用专用光芯传输保护信号。7.2.5220kV分段保护配置220kV分段配置一套两段时限的过流及一段时限的零序过流保护，带有操作箱。7.2.6现有的220kV母线保护、故障录波回路均有预留位置接入本期扩建的220kV线路。7.2.7本期220kV配置故障测距柜1面。7.2.8本期新增220kV线路的3块多功能电能表装设在现有电能表柜的备用位置上。7.2.9本期新增220kV6面保护柜装设在保护室的备用位置上。7.3220kV林西变电所侧7.3.1林西变电所现有220kV进出线2回，220kV主接线为单母线接线。7.3.2林西变电所本期220kV新增2回出线。1回出线至220kV热水变电站，线路长约43km，导线截面LGJ-400；1回出线至500kV巴林变电站，线路长约63km，导线截面LGJ-400。本期新增2回出线间隔后，主接线形成双母线接线，装设母联断路器。7.3.2220kV林热线保护配置同线路对侧。7.3.3220kV巴林线保护配置1）保护通道组织220kV林巴线，通信系统可提供2路不同路由的直通光纤通道。2）保护选型220kV巴林线的两套光纤保护均采用光纤分相电流差动保护。220kV线为50km以上的长线路，根据要求，两套光纤保护分别使用2Mbit/s接口方式的复用光纤通道传输保护信号。7.3.4220kV母联保护配置220kV母联配置一套两段时限的过流及一段时限的零序过流保护，带有操作箱。7.3.5现有的220kV母线保护、故障录波、故障测距均有备用位置接入本期扩建的220kV线路。7.3.6本期新增220kV线路的2块多功能电能表装设在现有电能表柜的备用位置上。7.3.7新增220kV4面保护柜装设在保护室的备用位置上。7.4500kV巴林变电站侧7.4.1巴林变电站现有220kV出线4回，220kV电气主接线为双母线接线，设有母联断路器。220kV远期出线15回，主接线为双母双分段接线。7.4.2巴林变电站本期220kV新增1回线路至220kV林西变电站，线路长约63km，导线截面LGJ-400。本期新增1回出线间隔后，主接线不变。7.4.3220kV巴林线保护配置同线路对侧。7.4.4现有的220kV母线保护、故障录波、故障测距均有备用位置接入本期扩建的220kV线路。7.4.5本期新增220kV线路的1块多功能电能表装设在现有电能表柜的备用位置上。7.4.6新增220kV2面保护柜装设在保护室的备用位置上。7.5二次接线部分7.5.1主变压器保护配置主变压器配置双套主后保护一体的电气量保护和一套非电量保护及相应的辅助装置,具体配置如下：1)主保护一套为差流速断保护及二次谐波制动原理的比率差动保护，一套为差流速断保护及波形对称原理的比率制动差动保护。2)后备保护a)二段式复压闭锁过流保护，延时跳开变压器两侧断路器。b)二段式中性点直接接地零序过流保护，延时跳开变压器两侧断路器。c)中性点间隙接地零序电流、电压保护，延时跳开变压器两侧断路器。3)过负荷保护，延时动作于信号。4)非电量保护本体重瓦斯保护、有载调压重瓦斯保护作用于跳闸。变压器本体轻瓦斯、压力释放、绕组温度、油温、油位异常、冷却器故障等作用于信号。5)辅助装置主变两侧母线电压切换及断路器操作回路。6)变压器保护组柜方案变压器保护采用3面柜方案。变压器保护1柜：变压器保护1+高低压侧电压切换箱1；变压器保护2柜：变压器保护2+高低压侧电压切换箱2；变压器辅助柜：非电量保护+高低压侧操作箱。7.5.2变压器装设主变故障录波器1面，录取主变高低压交流电流电压模拟量及主变保护动作信息量。7.5.366kV部分保护及自动装置配置66kV电气主接线为双母接线，设专用母联断路器。66kV本期进出线10回，所用变1台，电容器2组。66kV远期进出线18回,电容器3组。1)66kV线路配置一套距离保护、重合闸装置、母线电压切换及断路器操作回路；2)66kV母联配置一套二段电流保护及断路器操作回路；3)66kV所用变配置一套二段过流保护、瓦斯保护接口回路及断路器操作回路；4)66kV电容器配置一套二段式过流、过压、低压、桥差电流保护及母线电压切换和断路器操作回路。5)66kV母线配置一套母差保护；一套低周减载装置；一套小电流接地选线装置；6)66kV配置一套主变及母联备自投装置。7.5.4控制、信号、测量1)变电所二次系统按综合自动化方案设计，全所电气元件的控制、信号、测量均由监控系统完成。2)变电站的防误操作闭锁功能通过监控系统的逻辑闭锁软件及各间隔电气闭锁实现。3)考虑到监控系统的故障和检修情况，断路器的应急操作在测控柜上装有控制断路器跳合闸的控制开关及反映断路器位置的红、绿灯。7.5.5变电所220kV、66kV各装设PT并列柜1面，柜内装有电压互感器并列装置、电磁式电压互感器消谐装置。7.5.6根据国网公司220kV电能计量通用设计要求，变电站本期装设电子式脉冲电能表柜4面。1面用于220kV线路，2面用于66kV出线及元件，1面用于变压器主副关口表。7.5.7电流互感器绕组的使用220kV、66kV保护、故障录波电流回路使用电流互感器的P级绕组；遥测使用电流互感器的0.5级绕组；电能计量使用电流互感器的0.2S级绕组。7.5.8电压互感器绕组的使用1）220kV电压互感器绕组的使用220kV线路保护1柜、主变保护1柜、遥测电压回路共用电压互感器的0.5级绕组；220kV线路保护2柜、主变保护2柜使用电压互感器的3P级绕组；电能计量使用电压互感器的0.2级绕组。2）66kV电压互感器绕组的使用66kV线路保护、主变保护1、2柜、遥测电压回路共用电压互感器的0.5级绕组；电能计量使用电压互感器的0.2级绕组。7.5.9直流系统经计算，变电所装设300Ah、220V阀式密封式铅酸蓄电池2组，供控制、保护、远动和事故照明用。充电柜采用高频开关直流电源，每组高频开关电源由6个10A模块组成N+1冗余并联组合供电方式，并能充份保证各种状态下的输出电流、电压。电源模块可带电更换，