66kv變電站初步設計說明實例.doc

目 錄1、設計總說明- 1 -1.1、概述- 1 -1.2、站址概況- 2 -1.3、主要技術方案- 5 -2、電力系統(tǒng)部分- 9 -2.1、電力系統(tǒng)- 9 -2.2、電力系統(tǒng)二次- 15 -3、電氣部分- 27 -3.1、電氣主接線- 27 -3.2、短路電流計算及主設備選擇- 28 -3.3、絕緣配合及過電壓保護- 29 -3.4、電氣總平面布置及配電裝置- 30 -3.5、站用電及照明- 30 -3.6、防雷接地- 31 -3.7、電氣二次部分- 31 -4、土建部分- 39 -5、生態(tài)環(huán)境保護- 42 -6、工程總投資- 44 -插圖目錄圖3.1-1 2008年XX盟XX66kV電網現(xiàn)狀圖圖3.1-2 2011年XX盟XX66kV電網規(guī)劃圖圖4.2.2-1 XX城網光纜現(xiàn)狀圖圖4.2.2-2 XX通信網現(xiàn)狀圖圖4.2.2-3 XX變通信電路建設方案圖圖4.2.2-4 XX變光纜建設方案圖圖4.2.2-5 通道組織圖- 45 -1、設計總說明1.1、概述1.1.1、工程設計的主要依據(jù)1.1.1.1、國網北京經濟技術研究院文件關于印發(fā)XX220kVXX等輸變電工程可行性研究報告評審意見的通知。1.1.1.2、內蒙古自治區(qū)發(fā)展和改革委員會文件關于XX盟居力很66kV輸變電工程項目核準的批復。1.1.1.3、XX盟居力很66kV輸變電工程中標通知書。1.1.1.4、內蒙古東部電力有限公司XX電業(yè)局和河南同力電力設計有限公司簽訂的設計合同。1.1.1.5、XX電業(yè)局提供的XX盟XX66kV輸變電工程可行性研究報告。1.1.1.6、XX電業(yè)局提供的XX盟XX66kV輸變電工程項目核準申請報告。1.1.1.7、XX電力有限責任公司對工程相關事宜的回復函。1.1.1.8、本工程設計依據(jù)規(guī)程規(guī)范、規(guī)定：城市電力規(guī)劃規(guī)范（GB-50293-1999）；35kV110kV無人值班變電站設計技術規(guī)程（DL/T 5103-1999）；城市電力網規(guī)劃設計導則；電力工程電氣設計手冊；國家電網公司輸變電工程典型設計66kV變電站分冊。1.1.2、工程建設規(guī)模和設計范圍1.1.2.1、工程建設規(guī)模66kV側本期出線2回：1回接入66kV西郊變內（利用原居力很變出線間隔）；1回為66kV烏萬線接入預留出線間隔；最終出線4回；10kV側本期出線6回，遠期12回；變電站本期上1臺20MVA主變，遠期2臺；66kV側電氣主接線采用單母線接線方式，10kV采用單母線分段接線方式；變電站66kV設備、主變壓器、電容器為戶外布置，10kV設備均為戶內布置；66kV側采用罐式SF6斷路器，10kV設備采用中置式金屬鎧裝高壓開關柜；本期配置1套容量為3Mvar的無功補償電容器，遠期2套；新建66kV變電站按無人值班進行設計，實現(xiàn)“五遙”功能。1.1.2.2、設計范圍與分工本變電站為新建站，66kV出線側出線架構外側屬線路部分，內側屬變電站建設部分；10kV出線部分截止到出線柜位置，10kV線路部分不在變電站建設范圍內。1.2、站址概況1.2.1、站址自然條件本工程屬于原址新建工程，新建變電站位于原居力很變電站院內東側，居力很變電站位于居力很鎮(zhèn)前進二隊西南側，距離天驕南路400m左右，交通運輸便利。站址附近無液化氣站、加油站等消防要求較高的建筑設施。站址位置附近無對變電站有影響的較大污染源。站址周圍未見其它相互影響的設施。進站道路與站區(qū)南側一條鄉(xiāng)村道路接引，道路長度約為5m，路面采用二級混凝土路面。建站處目前大部分為耕地，地勢平坦，場區(qū)內有兩座25m高避雷針和一棟約為150的房屋需要拆除，并且站區(qū)四周圍墻均已年久失修，無法滿足使用要求，需拆除后重新修建。場地總尺寸為82mx60m，空地尺寸為51mx60m，站區(qū)內地勢平坦，具體地貌如下：站址概況（一）站址概況（二）站址概況（三）1.2.2、進出線走廊條件建站處目前大部分為耕地，地勢平坦，該變電站采用66kV南進線，10kV北出線，66kV側本期出線2回，遠景4回；進站道路與站區(qū)南側一條鄉(xiāng)村道路接引，道路長度約為5m。1.2.3、工程地質、水文地質及水文氣象條件1.2.3.1、工程地質及水文地質條件該站址位于原XX變電站場區(qū)內，土地歸XX盟供電公司所有。該地區(qū)主要補給水源為歸流河，地下水之漲落隨河流水位升降而變化。歸流河是洮兒河最大的一級支流，發(fā)源于大XX嶺東麓寶格達山南，在本市永聯(lián)鎮(zhèn)查干嘎查入境，由北而南貫穿市區(qū)西部，在居力很鎮(zhèn)靠山屯附近匯入洮兒河，水體化學性質pH值為6.7，離子總量6.96毫克當量/升，總硬度7.63，總堿度8.75，礦化度188毫克/升。地下水pH值7.57.9，為弱堿性水，地下水潛水適宜民用及一般工業(yè)用水，由于該地區(qū)蓄水層藏淺，上部土壤滲水性很強，應嚴防地下水污染。河水及地下水缺碘，宜采用食鹽加碘的途徑予以解決。1.2.3.2、水文氣象條件該地區(qū)屬溫帶大陸性干旱氣候，春季干旱多風，夏季溫熱短促，秋季降溫較快，冬季嚴寒漫長。年平均氣溫4.24.6，1月份最冷，月平均氣溫-16. 2，歷年極端最高氣溫39.9，最低氣溫-39.9，全年無霜期120150天左右。年降雨量408.8mm，多集中在6、7、8月，三個月的降水量占全年降水量的75%。年蒸發(fā)量1830.4mm。全年多西風和西北風，年平均風速3.2m/s，8級以上大風日數(shù)月26天左右。1.3、主要技術方案1.3.1、電氣主接線居力很66kV新建變電站兩級電壓等級，分別為66kV/10kV。結合當?shù)卣{度運行方式，66kV部分遠期4回架空進線2回主變進線，采用單母線接線，本期2回架空進線1回主變進線，采用單母線接線。10kV部分遠期12回電纜出線，采用單母線分段接線，即每臺主變帶6回出線，本期6回電纜出線，采用單母線接線。1.3.2、主要設備選擇主變壓器選用油浸自冷、低損耗、低噪音三相二繞組有載調壓變壓器。66kV選用罐式SF6斷路器。電壓互感器選用TYD-66/3-0.02H型電容式電壓互感器。站內導線選用軟導線LGJ-300/40。10kV開關柜選用KYN28-12型。10kV無功補償裝置選用戶外框架式電容器組，容量為3000Kvar（1000+2000）。1.3.3、配電裝置布置型式變電站66kV側向南出線，10kV側向北出線，變壓器位于站區(qū)中央，變電站66kV設備、主變壓器、電容器為戶外布置，10kV設備均為戶內開關柜雙列布置；10kV電容補償裝置接線方式為單星型接線，布置在戶外66kV開關場東側。1.3.4、控制方式66kVXX變電站全部采用微機保護及綜合自動化監(jiān)控系統(tǒng)，實現(xiàn)無人值班。1.3.5、站區(qū)規(guī)劃1.3.5.1、站址位置本工程屬于原址新建工程，新建變電站位于原居力很變電站院內東側，居力很變電站位于居力很鎮(zhèn)前進二隊西南側，距離天驕南路400m左右，交通運輸便利。1.3.5.2、站址要素分析經現(xiàn)場踏勘及收資調研，綜合分析后認為，影響站區(qū)總體規(guī)劃及總布置的站址要素如下：1）站址附近無液化氣站、加油站等消防要求較高的建筑設施。2）站址位置附近無對變電站有影響的較大污染源。3）該站址位于原居力很變電站場區(qū)內，土地歸XX盟供電公司所有。4）站址區(qū)域場地地震動峰值加速度為0.05g，相應的地震基本烈度為6度。建筑的場地類別為II類。5）站區(qū)位于D級污穢區(qū)。1.3.5.3、建設規(guī)模及出線規(guī)劃主變壓器：本期容量120MVA，規(guī)劃220MVA。66kV出線：本期出線2回，規(guī)劃出線4回。 10 kV出線：本期出線6回，規(guī)劃為12回，。1.3.5.4、站區(qū)方位的確定根據(jù)進出線方向及站址周圍環(huán)境條件，綜合考慮確定，本工程的站區(qū)采用南進線，北出線。1.3.5.5、站區(qū)防洪及給排水該工程屬于原址新建工程，新建變電站位于原居力很變電站內，故本次重新修建不考慮五十年一遇洪水對其影響。由于該變電站原有深水井已不能使用，故新建變電站生活用水和施工用水需重新打深水井取水。變電站站區(qū)排水采用自由散排，場區(qū)整體向南側找坡，雨水或雪水通過圍墻底部預留孔排至站區(qū)外道路兩側排水溝。1.3.5.6、進站道路進站道路與站區(qū)南側一條鄉(xiāng)村道路接引，道路長度約為5m，路面采用二級混凝土路面。1.3.5.7、拆遷建站處目前大部分為耕地，地勢平坦，場區(qū)內有兩座25m高避雷針和一棟約為150的房屋需要拆除，并且站區(qū)四周圍墻均已年久失修，無法滿足使用要求，需拆除后重新修建。1.3.5.8、節(jié)約用地站址區(qū)域為城市規(guī)劃用地，是本工程站址重要特點之一。節(jié)約用地，符合城市規(guī)劃要求是我國基本國策，也是標書強調的重要內容。因此節(jié)約用地這一原則始終在工程每一部分設計中加以貫徹。本工程節(jié)約用地的基本思路是：在滿足規(guī)程、規(guī)范，技術經濟合理的前提下，依靠科技進步，精心設計。本工程采用了以下的節(jié)約用地措施：1）主控制室、10kV配電裝置室采用聯(lián)合建筑，壓縮站前區(qū)面積。2）優(yōu)化站區(qū)方位及圍墻內占地，減少站外邊角占地。3）取消站內環(huán)形道路，壓縮占地面積。4）優(yōu)化配電裝置設備選擇與布置，減少站區(qū)占地。5）優(yōu)化進站道路路徑，減少進站道路占地1.3.6、總平面布置1.3.6.1、總平面布置設計原則1）在滿足安全生產運行、檢修維護的情況下，盡量壓縮站區(qū)占地，以降低工程征地費用。2）站區(qū)圍墻內用地盡量方正、規(guī)整，方便征地。3）站區(qū)規(guī)劃布置與城市規(guī)劃相協(xié)調，并與周圍環(huán)境相適應,減少周圍公共設施等與變電站之間相互影響。4）根據(jù)變電站規(guī)劃容量、對側變電站方位、站址周圍環(huán)境，合理確定變電站方位、進出線方向及走廊，使進出線路路徑順捷，交叉少。5）站區(qū)總布置以電氣工藝合理、功能分區(qū)明確為原則。主控制室采用聯(lián)合建筑，其位置應方便生產管理，控制電纜短捷。1.3.6.2、總平面布置在總體規(guī)劃及總布置的基本思路指導下，依據(jù)電氣總平面布置,結合站址自然條件, 總布置方案如下：按功能全站分三個區(qū)，即66kV配電裝置區(qū)、主變壓器區(qū)及主控制室、10kV配電裝置室聯(lián)合建筑區(qū)（站前區(qū)）。按照總體規(guī)劃要求，站區(qū)自南向北依次布置66kV配電裝置，主變壓器及主控制室、10kV配電裝置室聯(lián)合建筑。主控制室、10kV配電裝置室聯(lián)合建筑布置于66kV配電裝置區(qū)域的北側，形成站前區(qū)。本期工程的站前區(qū)僅布置主控制室、10kV配電裝置室聯(lián)合建筑，呈簡捷的“”型，布置在進站主干道的北側。站區(qū)縱向尺寸60m、橫向尺寸50.0m，圍墻內占地面積3000。1.3.6.3、豎向布置站區(qū)豎向布置采用平坡式，場地雨水自由散排。1.3.7、通用設計部分本工程根據(jù)國家典型設計方案A-4方案進行設計。2、電力系統(tǒng)部分2.1、電力系統(tǒng)2.1.1、XX盟電網現(xiàn)狀截至2008年底，XX盟地區(qū)有220kV變電站4座，分別為烏蘭北郊變、烏蘭哈達變、音德爾變及突泉變（右中變現(xiàn)歸屬于通遼電網，并入通遼電網運行），總變電容量為486MVA。XX盟地區(qū)的66kV網架現(xiàn)已形成了以XX市為中心主網架的供電網絡。截至2008年底，全地區(qū)共有66kV變電站52座，總變電容量為394.68MVA。其中，局屬66kV變電站9座，主變13臺，變電容量96.85MVA；農電66kV變電站39座，主變57臺，變電容量215.83MVA；用戶66kV變電站4座，主變6臺，變電容量為112MVA。XX電網內現(xiàn)有66kV線路總計50條，總長度為1460.703km，其中農電線路總長度為813.279km。截至2008年底，XX市有220kV變電站2座，為烏蘭北郊變與烏蘭哈達變；局屬66kV變電站4座，為河東變、西郊變、南郊變與居力很變；用戶變電站2座，為松江變與烏鋼變。全市用電負荷均由220kV北郊變、烏蘭哈達變與其他66kV變電站送出的10kV線路供電，供電行政村屯65個，供電面積851.15km2，電力用戶17217戶。XX市內有2座220kV變電站，即北郊變與烏蘭哈達變。66kV西郊變?yōu)闃屑~變電站，現(xiàn)由220kV北郊變?yōu)槠涔╇姟Ｎ鹘甲冎饕獮槌菂^(qū)供電，同時擔負為XX市南部變電站輸電任務，現(xiàn)有主變容量為60MVA，2008年最大負荷為57MW。原66kV居力很變電站位于XX市西南部，變電站1987年投運，現(xiàn)有主變容量為4MVA，以1回66kV線路接入西郊變，由西郊變?yōu)槠涔╇?，線路導線型號為LGJ-50，線路亙長5.2km。66kV烏萬線為66kV西郊變至萬寶變（白城電網）的66kV線路，該線路為XX電網至白城電網的66kV聯(lián)絡線，正常運行方式下，該線路作為萬寶變的備用電源線運行。烏萬線線路亙長約50km，導線型號為LGJ-70。66kV斯力很變位于科右前旗東南部，現(xiàn)有主變容量為3.15MVA，變電站66kV側現(xiàn)出線1回，“T”接至66kV烏萬線，線路亙長約20km，導線型號為LGJ-50。2009年XX盟XX66kV電網現(xiàn)狀圖詳見圖3.1-1。2.1.2、XX盟電網存在的主要問題XX電網內66kV線路大部分導線型號為LGJ-70、LGJ-50，并“T”接多個變電站，供電可靠性差，電壓質量低，線路電能損耗大。XX盟地域廣大、村屯分散、電力負荷密度較低，且基本為季節(jié)性負荷。農網變電站部分電氣設備陳舊老化，事故率高，急需進行改造。2.1.3、XX盟電網發(fā)展規(guī)劃根據(jù)XX盟220kV電網規(guī)劃，2010年至2015年XX盟電網將新建6座220kV變電站，即伊爾施變、德伯斯變、扎木沁變、西區(qū)變、葛根廟變與牦牛海變。隨著220kV伊爾施變、德伯斯變與西區(qū)變的投運，科右前旗與阿爾山市的供電負荷逐漸由220kV北郊變轉出，北郊變主要負責XX市的供電任務。220kV西區(qū)變電站計劃“十二五”期間建設，該工程優(yōu)化XX市區(qū)和前旗政府新區(qū)的供電網絡，形成220kV環(huán)網供電，提高XX市區(qū)和前旗政府新區(qū)的供電能力。根據(jù)XX盟66kV電網規(guī)劃，2010年至2015年XX電網將新建6座66kV變電站，其中局屬變電站2座，新增變電容量80MVA，農網變電站4座，新增變電容量46.3MVA。2011年計劃對66kV烏萬線進行改造，將烏萬線改由66kV居力很變送出，導線型號改造為LGJ-240。2011年XX盟XX66kV電網規(guī)劃圖詳見圖3.1-2。2.1.4、變電站供電范圍及在系統(tǒng)中的作用66kV居力很變的建設主要為了滿足居力很供電區(qū)域的負荷發(fā)展需求，增強該區(qū)域的供電可靠性。2.1.4.1、解決設備老化問題，增強供電可靠性原66kV居力很變電站1987年投運，主變、站內設備與供電線路運行至今已超過20年，設備嚴重老化、技術落后，變壓器為高耗能型號，導致了設備自身損耗高、故障頻發(fā)、維護工作量大等弊端，并對日常維護的工作人員的人身安全造成不利影響。該變電站控制室、電氣設備間與值班室房屋同樣于1987年建成，房屋面積狹小，至今年久失修，屋內墻體老化嚴重，時刻對工作人員與設備的安全造成威脅。而且居力很供電區(qū)域位于XX市西南部（居力很鎮(zhèn)及附近區(qū)域），該區(qū)域內供電電源只有居力很變電站，一旦居力很變故障停運，將造成該區(qū)域大面積停電，嚴重影響當?shù)卣５纳a及生活用電。因此，必須改善變電站供電設備老化問題，增強該區(qū)域的供電可靠性。2.1.4.2、適應負荷增長趨勢，提高區(qū)域供電能力根據(jù)負荷預測可以看出，居力很供電區(qū)域2010年最大負荷為5MW，2011年為6MW，2015年達到12MW，2020將達到28MW?，F(xiàn)有變電站的主變容量為4MVA，2008年主變負載率就已達到了90%，2009年主變滿載，2010年以后主變將過載運行?，F(xiàn)有居力很變66kV供電線路的導線型號為LGJ-50，經濟輸送容量為6MVA，導線截面小、電力輸送能力低，無法滿足負荷發(fā)展需求。如果對原居力很變電站進行改造，不但需要更換主變、導線與相應的開關設備，還需要對變電站的設備間房屋進行擴建，施工時變電站還將停運，對當?shù)卣５纳a與生活用電造成不利影響。由此可見，原66kV居力很變電站不但設備老化嚴重，而且供電可靠性差，改造難度大，已沒有改造的價值，原居力很變電站已經無法適應負荷增長趨勢。2.2、電力系統(tǒng)二次2.2.1、系統(tǒng)保護66kV居力很變電站為原址新建站，根據(jù)系統(tǒng)一次專業(yè)提出的聯(lián)網方案，66kV居力很變建成后，66kV出線2回，1回接入66kV西郊變（66kV西居線），1回接入66kV萬寶變（66kV居萬線），66kV側接線形式為單母線。根據(jù)系統(tǒng)保護配置原則，接入西郊變的66kV西居線在西郊變側已配置微機距離保護，且66kV居力很變無第二電源接入，居力很變側無需配置保護。本工程只需為66kV居萬線配置微機距離保護1套，滿足系統(tǒng)保護要求。2.2.2、系統(tǒng)通信部分2.2.2.1、系統(tǒng)聯(lián)網方案依據(jù)系統(tǒng)專業(yè)推薦的聯(lián)網方案，66kV居力很變出1回66kV線路，接入66kV西郊變，導線型號為LGJ-240，線路長度7.3km。2.2.2.2、調度組織關系本工程新建66kV居力很變電站為局屬變電站，應由XX盟地調及烏蘭哈達集控站調度管理，遠動信息上傳XX盟地調及烏蘭哈達集控站。2.2.2.3、通信系統(tǒng)現(xiàn)狀2.2.2.3.1、光纜網絡現(xiàn)狀目前XX市區(qū)光纜線路主要是利用送電線路架設OPGW光纜和ADSS光纜，光纜芯數(shù)為24芯。北郊變-西郊變現(xiàn)有一根24芯ADSS光纜，北郊變-烏蘭哈達變現(xiàn)有一根24芯OPGW光纜和一根24芯ADSS光纜，烏蘭哈達變-XX區(qū)調現(xiàn)有一根24芯ADSS光纜，XX區(qū)調-西郊變現(xiàn)有一根24芯ADSS光纜。南郊變的光纜線路“T”接至XX區(qū)調-烏蘭哈達變的光纜線路上。二電廠-烏蘭哈達變現(xiàn)有一根24芯OPGW光纜和一根24芯ADSS光纜。詳見圖4.2.2-1XX城網光纜現(xiàn)狀圖（局部）。2.2.2.3.2、光纜通信電路現(xiàn)狀XX市區(qū)已經建成了地區(qū)2.5G骨干傳輸網：由XX區(qū)調、北郊變和烏蘭哈達變組成，傳輸速率為2.5Gbit/s。并且形成了地區(qū)622M光纖環(huán)網：由XX區(qū)調、西郊變、北郊變和烏蘭哈達變組成，傳輸速率為622Mbit/s。一熱廠和南郊變作為155M鏈路接入XX區(qū)調，二電廠作為155M鏈路接入烏蘭哈達變。詳見圖4.2.2-2XX城網通信網現(xiàn)狀圖（局部）。2.2.2.4、通信系統(tǒng)方案依據(jù)系統(tǒng)一次推薦的聯(lián)網方案，本工程新建66kV居力很變電站按照無人值班變電站設計，將建立66kV居力很變66kV西郊變的光纖通信通道，將66kV居力很變接入XX光纖通信網。本工程將建立居力很變-西郊變的SDH 622Mb/s(1+1)光電路，在66kV居力很變電站配置一套2.5G平臺光端機，在西郊變擴容2塊622M光接口板，通過新建光纜線路，將66kV居力很變接入西郊變。在居力很變XX盟地調配置1對PCM設備，實現(xiàn)XX盟地調對66kV居力很變的調度管理。詳見圖4.2.2-3居力很變通信電路建設方案圖。2.2.2.5、光纜線路建設方案本工程利用66kV居力很變66kV西郊變的66kV送電線路架設一根OPGW-24芯光纜線路，送電線路長7.3km，光纜線路長7.67km。進站導引光纜采用24芯ADSS光纜，光纜亙長0.6km。詳見圖4.2.2-4居力很變光纜建設方案圖。2.2.2.6、通道要求（1）通信通道：居力很變建成后，需組織居力很變至XX盟地調的通信通道。（2）調度自動化通道要求：居力很變由XX盟地調調度管理，遠動信息上傳XX盟地調和烏蘭哈達集控站。通信通道要求表通道要求通道居力很變至XX盟地調二路數(shù)據(jù)網(IEC60870-5-104、102規(guī)約)遠動、電量通道一路2M專線(IEC60870-5-101)遠動通道一路2M專線(IEC60870-5-101)電量通道居力很變至烏蘭哈達集控站一路2M專線(IEC60870-5-101)由呼盟中調轉發(fā)遠動通道N*2M專線視頻通道2.2.2.7 通道組織根據(jù)接入系統(tǒng)通信方案，需建立66kV居力很變與XX盟地調的通信通道。分別實現(xiàn)調度電話、遠動信息、保護信息、計費信息的傳輸。2.2.2.7.1、通信通道66kV居力很變 新建OPGW光纜 66kV西郊變 原光纖通信電路 XX盟地調。配置一部市話，作為66kV居力很變至XX盟地調的備用通信通道。詳見圖4.2.2-5通道組織圖。2.2.2.8、 通信設備配置方案（1) 光傳輸設備配置根據(jù)XX地區(qū)的光纖通信網現(xiàn)狀,66kV居力很變的光傳輸設備按智能光傳輸設備配置，滿足系統(tǒng)調度、遠動及保護通道需求，配置如下：a）在居力很變配置一套2.5G平臺光傳輸設備（配置2塊622M光接口板）。b）在西郊變現(xiàn)有的光端機上新增2塊622M光接口板。對XX地調通信網進行軟件升級。（2) PCM智能接入設備a) 在居力很變配置一套PCM智能接入設備。b）在XX盟地調現(xiàn)有的PCM設備上增加一套PV8子框。（3) 通信設備供電系統(tǒng)XX變不設置單獨的通信電源，由站用直流電源經兩套DC/DC電源變換裝置配置為通信設備等供電。（4) 配線架系統(tǒng)本工程中采用的配線架為綜合配線架。a) 在居力很變配置一套綜合配線架（ODF48、DDF32、VDF200）。b) 在西郊變配置一套光纖配線單元（ODF24）。（5) 通信設備安裝材料在居力很變配置通信設備安裝材料一套，包括電力電纜、通信電纜、2M同軸電纜、超5類雙絞線等。2.2.2.9、 通信機房及防雷保護居力很變的通信設備安裝在新建電子設備間內，其它各站通信機房可以滿足本工程新增通信設備的安裝需要。根據(jù)YD 5098-2005通信局（站）防雷與接地工程設計規(guī)范要求，該系統(tǒng)包括電源防雷保護和信號防雷保護兩部分。其中電源保護分為二級保護，一級保護安裝在電源室的入口側，二級保護安裝在設備內部。信號防雷保護包括2M保護、交換機保護、RS232保護和語音保護，各保護器安裝在相應設備內部防止雷電引起電涌損壞設備。本工程在居力很變配置一套通信設備防雷保護措施。2.2.2.10、站內通信66kV居力很變電站建成后，通信容量及可靠性按照無人值班要求設計；通信設備按照66kV變電站典型設計要求配置；在66kV居力很變電站的電子設備間內設置調度電話一部，不設調度總機；安裝市話一部。66kV居力很變電站不設專用通信機房，通信設備與電氣設備統(tǒng)一布置在電子設備間里。2.2.3、調度自動化2.2.3.1、調度系統(tǒng)現(xiàn)狀XX盟地調目前采用的調度主站系統(tǒng)為東方電子開發(fā)的DF-8002系統(tǒng)，可實現(xiàn)SCADA功能，運行穩(wěn)定，遠動規(guī)約采用新部頒CDT規(guī)約、101規(guī)約、104規(guī)約等，系統(tǒng)容量滿足新建變電站接入要求。烏蘭哈達集控站是規(guī)劃中的集控站，目前已經定完了設備，采用的是南瑞繼電保護的RCS-900系統(tǒng)，計劃在2011年投入運行。2.2.3.2、調度組織關系本工程新建66kV居力很變電站為局屬變電站，應由XX盟地調及烏蘭哈達集控站調度管理，遠動信息上傳XX盟地調及烏蘭哈達集控站。2.2.3.3、遠動化范圍新建66kV居力很變按照無人值班變電站設計，采用綜合自動化系統(tǒng)，應滿足35kV-110kV無人值班變電站設計技術規(guī)程（DL/T 5130-1999）要求，實現(xiàn)“五遙”功能。根據(jù)有關規(guī)程、規(guī)范要求，66kV居力很變新建后，向XX盟地調及烏蘭哈達集控站上傳如下遠動信息：（一）遙測量主變各側P，Q，I ，Wh，Varh；66kV線路P，Q，I ，Wh，Varh；主變溫度，檔位；66kV母線電壓；10kV電容器Q，I ，Varh。10kV線路P, Q，I ，Wh, Varh。站用直流、交流母線電壓。（二）遙信量所有斷路器位置信號；所有隔離開關位置信號；主變繼電保護及本體保護動作信號；10kV線路保護和重合閘動作信號；裝置信息，網絡狀態(tài)等；（三）遙控（遙調）量所有斷路器的分、合閘；主變有載調壓開關調整；（四）遙視變電站各監(jiān)視點的圖像信息；2.2.3.4、調度自動化系統(tǒng)配置66kV居力很變電站：居力很變建成后的自動化裝置，采用分層分布式計算機監(jiān)控系統(tǒng)，采用交流采樣，按線路間隔一對一配置綜合測控模塊，詳細見變電站本體二次部分。XX盟地調：在XX盟地調計列EMS系統(tǒng)接口費，EMS系統(tǒng)軟件修改費，調度模擬屏及軟件修改費。2.2.3.5、遠動通道66kV居力很變建成后，利用新建的光纖通信通道向XX盟地調傳送遠動信息。遠動通道通信規(guī)約為部頒CDT、101、104規(guī)約，傳輸速率為1200bps，可在線調整，誤碼率小于10-5。詳細通道要求見下表。通道要求通道居力很變至XX盟地調二路數(shù)據(jù)網(IEC60870-5-104、102規(guī)約)遠動、電量通道一路2M專線(IEC60870-5-101)遠動通道一路2M專線(IEC60870-5-101)電量通道居力很變至烏蘭哈達集控站一路2M專線(IEC60870-5-101)由呼盟中調轉發(fā)遠動通道N*2M專線視頻通道2.2.3.6、電能量計費系統(tǒng)目前XX盟地調沒有電能量計量系統(tǒng)，本變電站設計按遠期考慮留有至電能量計量主站系統(tǒng)的接口。根據(jù)電能計量裝置技術管理規(guī)程，新建66kV居力很變電站在66kV進線，主變高、低壓側、10kV出線、10kV電容器及站用電進線處設置計量點，選用多功能、多費率電子計費表，具有雙RS485接口，并配置電能量采集終端1臺。目前無電能量計量系統(tǒng)，電量信息接入遠動系統(tǒng)，利用遠動系統(tǒng)遙測實現(xiàn)電量信息上傳。計量裝置集中組屏安裝于電子設備間。2.2.3.7、遙視安防系統(tǒng)根據(jù)相關調度管理規(guī)定，66kV居力很變建成后配置遙視安防系統(tǒng)，遙視安防信息上傳烏蘭哈達集控站，傳輸通道采用SDH光纖通道，本工程在集控站計列圖像監(jiān)控軟件修改及接入費用一套。2.2.3.8、調度數(shù)據(jù)網接入方案本工程調度數(shù)據(jù)網接入節(jié)點設在位于興盟中調的調度數(shù)據(jù)網骨干網節(jié)點，居力很變通過22M寬帶接入調度數(shù)據(jù)網骨干網節(jié)點。變電站內計算機監(jiān)控系統(tǒng)與調度中心之間的通信協(xié)議采用IEC60870-5-104；電能量計量系統(tǒng)與調度中心之間的通信協(xié)議采用IEC60870-5-102。本工程66kV居力很變配置一套調度數(shù)據(jù)網接入設備，主要包括：2臺路由器、2臺接入交換機等。2.2.3.9、安全防護為實現(xiàn)信息共享，計算機監(jiān)控系統(tǒng)、電能量計量系統(tǒng)、繼電保護系統(tǒng)需互聯(lián)交換信息。系統(tǒng)互聯(lián)應確保各個子站系統(tǒng)的安全性和保密性要求，有效地阻止病毒傳播、對系統(tǒng)的非法訪問或黑客的惡意攻擊、破壞。根據(jù)國家電力調度通信中心下發(fā)的電力調度系統(tǒng)安全防護工作實施、全國電網二次系統(tǒng)安全防護總體方案以及電網調度自動化系統(tǒng)安全防護方案規(guī)定，66kV居力很變建成后的網絡安全建設應遵循“安全分區(qū)、網絡專用、橫向隔離、縱向認證”的基本原則，安全防護方案如下：站內計算機監(jiān)控系統(tǒng)（安全區(qū)）與站內電能量計費系統(tǒng)、繼電保護系統(tǒng)（安全區(qū)）之間采用經有關部門認定核準的硬件防火墻隔離。在安全區(qū)、與安全區(qū)的邊界設置專用安全隔離裝置，其中安全隔離裝置（正向）用于安全區(qū)、到安全區(qū)的單向數(shù)據(jù)傳遞，安全隔離裝置（反向）用于安全區(qū)到安全區(qū)、的單向數(shù)據(jù)傳。66kV居力很變配置的安全防護設備主要包括：防火墻、縱向IP加密認證裝置。3、電氣部分3.1、電氣主接線3.1.1、電氣主接線居力很66kV新建變電站兩級電壓等級，分別為66kV/10kV。結合當?shù)卣{度運行方式，66kV部分遠期4回架空進線2回主變進線，采用單母線接線，本期2回架空進線1回主變進線，采用單母線接線。10kV部分遠期12回電纜出線，采用單母線分段接線，即每臺主變帶6回出線，本期6回電纜出線，采用單母線接線。3.1.2、無功補償10kV無功補償裝置單組容量為3000Kvar（1000+2000），電容器、控制柜、電抗器、放電線圈、放電線圈支架、圍欄及其它附屬設備均由電容器廠家成套供應。3.1.3、中性點接地方式 該站在66kV中性點采用經避雷器接地方式，避雷器選擇型號為HY1.5WZ2-60/144。 10kV側遠期采用單母線分段接線方式，正常運行方式下，兩臺主變一主一備運行，根據(jù)計算本工程不上10kV消弧線圈。3.2、短路電流計算及主設備選擇3.2.1、短路電流計算根據(jù)系統(tǒng)規(guī)劃，66kVXX變電站由220kV烏蘭哈達變供電，在考慮XX變主變并列運行，系統(tǒng)5-10年發(fā)展情況，短路電流計算結果為：（基準容量為100MVA，基準電壓為63kV）66kVXX變電站三相短路電流計算結果如下：66kV側：短路電流為3.04kA；10kV側：短路電流為10.456kA；3.2.2、主設備及導體選擇變電站站址污穢等級為D級，即72.5kV設備對地爬電比距為25mm/kV。經計算，遠期居力很變三相短路電流66kV側為3.04kA，10kV側為10456kA。設備選型如下：1)主變壓器選用油浸自冷、低損耗、低噪音三相二繞組有載調壓變壓器。 型號：SZ11-20000/66 容量比：100/100 電壓比：6681.25%/10.5kV 連接組別：YNdll 阻抗電壓：Ud %=92) 66kV斷路器66kV選用罐式SF6斷路器，額定電流2500A，額定開斷電流31.5kA，配彈簧操作機構。隔離開關選用GW5A-72.5kV/1250A。電流互感器變比為2200/5A 2300/5A。3)電壓互感器選用TYD-66/3-0.02H型電容式電壓互感器。變比為：66/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3kv準確級為：3P/0.5/0.24) 10kV高壓開關柜10kV高壓開關柜選用金屬鎧裝中置式開關柜，柜內裝VD4或3AH真空斷路器，直流彈簧操作機構。主受柜采用額定電流2000A、開斷電流31.5kA的真空斷路器，配出柜及電容器柜采用額定電流1250A、開斷電流31.5kA的真空斷路器。柜內電纜室安裝驅潮裝置，各開關柜均有帶電顯示裝置。5) 10kV無功補償10kV無功補償裝置單組容量為3000Kvar（1000+2000），電容器、控制柜、電抗器、放電線圈、放電線圈支架、圍欄及其它附屬設備均由電容器廠家成套供應。6)導體導體選擇如下：電壓（kV）回路名稱回路最大工作電流(A)截面選擇型號載流量(A)6666kV母線275.6LGJ-3005641010kV母線1209TMY-801015143.3、絕緣配合及過電壓保護根據(jù)XX盟地區(qū)現(xiàn)已運行的統(tǒng)計，本工程所經地區(qū)均為D級污穢區(qū)，故全站按D級污穢等級配置絕緣。絕緣子選瓷絕緣子，型號為6(XP-7)。3.3.1、直擊雷保護站內設4根25m高避雷針進行直擊雷防護。保護主變、66kV配電設備、10kV電容器及主建筑。3.3.2、過電壓保護由于氧化鋅避雷器的非線性伏安特性優(yōu)越，且沒有串聯(lián)間隙，保護性能好，故本工程采用氧化鋅避雷器。為防止線路侵入的雷電波過電壓，在66kV母線、主變中性點、10kV母線、出線及10kV電容器裝設避雷器。3.4、電氣總平面布置及配電裝置3.4.1、電氣總平面布置變電站的主變壓器、66kV配電裝置及10kV電容器均為戶外布置。66kV配電裝置雙列布置，均采用常規(guī)戶外設備。進線構架高度8.5m，母線構架高度6.5m，主變構架高度8.5米。建站處目前大部分為耕地，地勢平坦，該變電站采用南進線，北出線，66kV側本期出線2回，遠景4回；進站道路與站區(qū)南側一條鄉(xiāng)村道路接引，道路長度約為5m。3.4.2、配電裝置10kV高壓開關柜、主控設備為室內布置，10kV采用電纜出線。主變壓器10kV側以銅母排經穿墻套管通過封閉母線橋引入開關柜，10kV開關柜為雙列布置。開關柜與電容器之間采用電纜連接。3.4.3、抗震處理本工程所有建、構筑物設計使用年限均為50年。根據(jù)電力設施抗震設計規(guī)范（GB50260-96）主建筑抗震設防烈度為6度，按7度采取抗震構造措施。3.5、站用電及照明3.5.1、站用電源最終2臺（本期1臺）站用變壓器。本期站用變采用SC10-80/10 10.5/0.4KV，接于10kV段母線。站用電接線為380V/220V單母線分段接線，設分段斷路器及備用電源自動投入裝置。基建電源暫作為站用電第二電源。3.5.2、照明系統(tǒng)變電站照明系統(tǒng)由工作照明和事故照明兩部分組成，工作照明由站用變交流屏供電，事故照明電源為交流及直流兩種，不設事故照明自動切換裝置，隧道照明采用24V電源。依據(jù)火力發(fā)電廠和變電站照明設計技術規(guī)定DL/T 5390-2007的規(guī)定，66kV配電裝置區(qū)、主變壓器采用泛光燈，10kV配電裝置室采用熒光燈與壁燈混合照明，電容器室采用防爆燈具，主控室采用熒光燈具照明，附屬房間采用熒光燈具照明。設事故照明的房間有：主控室、10kV配電裝置室、走廊及樓梯間等。控制方式采用手動切換。3.6、防雷接地3.6.1、防雷部分站內設4根25m高避雷針進行直擊雷防護。保護主變、66kV配電設備、10kV電容器及主建筑。為防止線路侵入的雷電波過電壓，在66kV母線、主變中性點、10kV母線、出線及10kV電容器裝設避雷器。3.6.2、接地部分變電站的主接地網采用方格型布置方式。主接地網由水平接地體和垂直接地體兩部分組成，所有電氣設備、電纜外皮等均與主接地網可靠連接，避雷器與主接地網連接處設集中接地裝置，接地電阻值應小于4。復合式接地網在變電站地下0.8m深處設水平接地網，戶外水平的接地體選用505鍍鋅扁鋼、垂直接地體均選用636鍍鋅角鋼，垂直接地體長度為2500mm。3.7、電氣二次部分3.7.1、控制保護方式本變電站采用微機綜合自動化系統(tǒng)，它包括微機監(jiān)控、微機保護、微機自動裝置、智能化直流系統(tǒng)及其它自動裝置，它通過標準通信接口與網絡進行信息交流，完成對設備保護、監(jiān)控、控制、調節(jié)等功能。10kV線路、電容器組的保護測控一體化裝置均就地安裝在配電裝置的開關柜上，縮短了二次電纜長度，減輕了干擾和電流互感器二次負載。3.7.2、主控室布置本變電站本期及遠期均采用無人值班方式，主控制室面積約103.7平方米，共有32個屏位，包括66kV線路保護測控柜、主變壓器保護、測控柜、公用測控柜、遠動柜、電度表柜、所用電柜、直流電源柜等及所有通訊設備，并留有備用柜。柜體尺寸均采用2260800600mm。室內設置計算機操作臺，布置計算機監(jiān)控操作設備、CRT、打印機等。3.7.3、二次回路的參數(shù)直流電壓220V，交流380V/220V。電流互感器二次額定電流5A，電壓互感器二次額定電壓100V。3.7.4、防誤操作閉鎖五防閉鎖系統(tǒng)由微機軟件實現(xiàn)。3.7.5、電能計量表計的配置主變66kV及10kV側設全電子式多功能電能表，準確級1.0級； 66kV及10kV線路及電容器設單方向全電子式多功能電能表，準確級0.5級； 10kV線路及電容器電能表安裝在就地開關柜上，其余計量表計均集中組屏在主控制室。電能表具有485接口，具有遠方數(shù)據(jù)傳輸功能，并能與遠動系統(tǒng)接口。并配置一套電能量采集終端。3.7.6、監(jiān)控系統(tǒng)3.7.6.1、系統(tǒng)配置采用分層分布式結構，按縱向分為變電站層和間隔層。間隔層在站內按間隔分布式配置，各間隔設備相對獨立，僅通過通信網互聯(lián)，并同變電站層的設備通信。變電站層設備也采用分布式、開放式的設計，組態(tài)完成站內監(jiān)控功能，全面提供設備監(jiān)視及控制、保護信息記錄及分析功能。設有主變壓器單元、66kV及10kV線路單元和10kV電容器單元、交流所用電系統(tǒng)、直流系統(tǒng)、其他自動裝置。10kV線路和10kV電容器組的監(jiān)控、保護接地安裝在開關柜上。3.7.6.2、主要功能3.7.6.2.1、數(shù)據(jù)實時采集監(jiān)控終端實時采集模擬量、狀態(tài)量。模擬量主要采集：各級母線電壓；線路、主變壓器、電容器組的電流、功率因數(shù)、有功及無功功率；變壓器的上層油溫；直流系統(tǒng)及所用電系統(tǒng)的電壓、電流等參數(shù)。狀態(tài)量主要采集：斷路器、隔離開關狀態(tài)；有載調壓分接頭開關位置；直流接地信號；通訊電源異常；各種保護異?；騽幼鳡顟B(tài)。3.7.6.2.2、遠方和就地操作、控制監(jiān)控系統(tǒng)的后臺系統(tǒng)可實現(xiàn)遠方控制、操作，同時又在變電所主控室內留有監(jiān)控接口，可接上微機后進行必要的監(jiān)測和調試操作，此外為考慮變電所事故狀態(tài)的應急處理，在配電裝置或繼電保護柜操作系統(tǒng)出口保留就地控制手段。就地控制作為遠方控制的備用手段，遠方控制和就地操作設置閉鎖。3.7.6.2.3、電壓和無功的調節(jié)控制根據(jù)系統(tǒng)需要設置無功及電壓綜合變化的變壓器有載調壓裝置的自動調節(jié)和電力電容器組的自動投切，發(fā)送狀態(tài)信號。并可分別實現(xiàn)自動、遠動和就地操作方式。3.7.6.3、對遠方監(jiān)控的要求具有實時監(jiān)控的站級后臺系統(tǒng)，能對變電所實行“五遙”操作。監(jiān)控系統(tǒng)應具有以下功能：3.7.6.3.1、監(jiān)控系統(tǒng)的硬件和軟件應采用標準化、模塊化設計，配置靈活、擴充性好，具備在線自診斷和自恢復功能，便于檢修和維護。3.7.6.3.2、提供交互式軟件生成數(shù)據(jù)庫，顯示畫面、報表，控制流程修改等一系列支撐軟件，便于現(xiàn)場修改和擴充。3.7.6.3.3、漢字化、多種字符、多彩、多窗口顯示，具有友好的人機界面，便于運行人員掌握和操作，實現(xiàn)畫面、數(shù)據(jù)顯示，數(shù)據(jù)修改，自診斷檢測，并根據(jù)運行需要打印各種信息和報表。3.7.6.3.4、數(shù)據(jù)處理、記錄及設備管理。3.7.6.3.5、能實現(xiàn)調度與管理，能對保護及其他裝置動作記錄和變電所運行的各種電氣參數(shù)及各專業(yè)的歷史數(shù)據(jù)進行存儲、統(tǒng)計、處理。建立完整的運行操作、設備管理檔案。3.7.6.3.6、當電力系統(tǒng)和運行設備發(fā)生故障，繼電保護或自動裝置動作，斷路器跳閘時能自動順序記錄；當設備運行異常，測量值越限時，自動報警顯示打印記錄。3.7.6.3.7、為了發(fā)揮微機的綜合功能，該系統(tǒng)通過監(jiān)控主機采集到的各操作對象的狀態(tài)實時信息（包括斷路器、隔離開關等），按防誤操作規(guī)則，生成符合安全運行要求的操作票。3.7.6.4、遙測量主變壓器66kV側三相電流，有功功率及無功功率。主變壓器10kV側三相電流，有功功率及無功功率。主變壓器上層油溫。66kV母線電壓。10kV母線電壓。10kV分段三相電流。66kV出線三相電流，有功功率及無功功率。10kV出線三相電流，有功功率及無功功率。10kV電容器三相電流及無功功率。交流所用電電壓。所用電低壓母線三相電流。直流系統(tǒng)電壓。3.7.6.5、遙信量主變壓器66kV側斷路器、隔離開關位置信號。主變壓器10kV側斷路器、隔離開關位置信號。主變壓器及有載調壓開關位置信號。主變壓器及有載調壓開關瓦斯動作信號。主變壓器差動保護動作信號。主變壓器后備保護動作信號。主變壓器過負荷信號。主變壓器壓力釋放動作報警信號。主變壓器66kV側斷路器操作機構故障或彈簧未儲能信號。主變壓器10kV側斷路器操作機構故障或彈簧未儲能信號。主變壓器超溫信號。主變壓器油位信號。66kV線路斷路器、隔離開關位置信號。66kV線路保護動作信號。10kV線路斷路器彈簧未儲能信號。10kV線路及分段斷路器、手車位置信號。10kV線路保護動作信號。10kV分段保護動作信號。10kV分段備自投動作信號。10kV電容器斷路器、手車位置信號。10kV電容器保護動作信號。10kV電容器斷路器彈簧未儲能信號。66kV控制回路斷線信號。10kV控制回路斷線信號。66kV交流電壓回路斷線信號。10kV交流電壓回路斷線信號。10kV系統(tǒng)接地選線信號。直流接地信號。充電裝置故障信號。通信電源故障信號。保護裝置故障信號。自動裝置動作信號。所用電低壓母線切換信號。UPS異常信號。所用電失電信號。全所事故總信號。火災報警信號。3.7.6.6、遙控量所有66kV及10kV斷路器的分、合。所有66kV隔離開關的分、合。3.7.6.7、遙調量主變壓器有載分接開關調整。3.7.6.8、遙視量根據(jù)國家電網公司66kV變電所典型設計，為便于運行管理，保證變電站安全運行，66kVXX變建成后，設置一套遙視及安防系統(tǒng)。變電站大門、室內電子設備間、變電站主要設備等處安裝攝像頭，實現(xiàn)66kVXX變的圖象監(jiān)控及安全防護。3.7.7、繼電保護及自動裝置配置3.7.7.1 主變壓器保護a）主保護：1)過流速斷保護2)二次諧波制動復式比率差動保護b）非電量保護1)主變壓器本體及有載調壓開關重瓦斯保護。2)主變壓器本體及有載調壓開關輕瓦斯保護。3)主變壓器壓力釋放。4)主變壓器本體油位異常。5)主變壓器有載調壓油位異常。6)主變壓器溫度高動作于信號。c）后備保護1)復合電壓閉鎖過電流保護（高后備保護）。2)復合電壓閉鎖過電流保護（低后備保護）。3)過負荷信號。3.7.7.2、66kV線路保護 微機距離、零序保護。3.7.7.3、10kV配出線