龍吟KV變電站增容自動化改造初步設計

1、普安縣龍吟35KV變電站增容及自動化改造設計報告普安縣水利電力勘察設計隊二一年六月 編制單位：普安縣水利電力勘察設計隊證書等級：丙級 證書編號：243080-SB審 定：朱家祥校 核：趙亞明編 制：趙亞明 吳 賢 目 錄1、綜合說明11.1設計依據11.2變電站現(xiàn)狀概況11.3變電站存在的主要問題11.4變電站擴容和自動化改造的必要性21.5設計標準、規(guī)程規(guī)范31.6主要設備技術標準41.7設計對象及運行管理方式41.8設計范圍及深度41.9變電站改造后規(guī)模51.10系統(tǒng)繼電保護及自動裝置51.11調度自動化51.12系統(tǒng)通信61.13電氣主接線61.14配電裝置61.15主要電氣設備選擇71

2、.16電氣二次部分71.17土建部分71.18工程投資82、改造方案和增容規(guī)模82.1電力一次系統(tǒng)8增容改造的項目8 變壓器規(guī)模8 進出線規(guī)模8 無功補償92.2系統(tǒng)自動化和調度通信9 綜自改造9調度通信和調度自動化93、電氣一次設計103.1設計基本資料10負荷情況10氣象條件103.2電氣主接線11變電站設計規(guī)模11 35kV、10KV電氣主接線方案確定113.2.3變壓器中性點接地方式和中性點設計173.3主變壓器的選擇173.3.1主變容量選擇原則173.3.2本設計中主變容量的選擇173.3.3短路電流計算183.3.4一次設備選擇193.3.

3、5過電壓保護及接地204、電氣二次234.1電氣二次設備室布置244.2控制系統(tǒng)254.3控制系統(tǒng)254.4繼電保護及自動裝置26主變壓器保護及自動裝置配置264.4.2 35kV線路保護及自動裝置配置264.4.3 35kV分段開關保護配置284.4.4 10kV線路保護及自動裝置配置284.4.5 10kV 電容器組保護及自動裝置配置294.5電能計量計費系統(tǒng)29計量點分類29計量表計的選擇304.5.3 35kV變電站電能計量參考配置30電量采集裝置30電能表與電能量采集裝置安裝314.6計算機監(jiān)控系統(tǒng)31設計原則31遙控范圍及操作控制方式32遙調范圍33微機五防33遙測、遙信信息量40

4、接入計算機監(jiān)控等的智能設備通信接口474.7直流系統(tǒng)和交流不間斷電源47直流系統(tǒng)47交流不間斷電源系統(tǒng)485、土建部分496、站區(qū)排水及消防497、主要設備材料清冊518、工程概算608.1設計依據608.2編制依據608.3附概算表及附圖611、綜合說明1.1設計依據1、根據貴州省普安縣20112020年水電新農村電氣化規(guī)劃。2、云路電力公司委托我隊承擔龍吟35KV變電站改造工程設計委托書及合同。1.2變電站現(xiàn)狀概況龍吟35KV變電站位于普安縣龍吟鎮(zhèn)紅旗村紅旗組，地處東經105°0010,北緯26°0220，位于龍吟鎮(zhèn)中心小學側面。距普安縣城45km，距龍吟鎮(zhèn)政府所在地0

5、.4km。該工程于1997年經貴州省水利電力勘測設計研究院勘測設計，設計變電站容量為2×1000KVA，工程分兩期建設，于1998年初開工建設，年末建成1臺1000KVA。直流控制保護，35KV設備在戶外，10KV開關柜在戶內。35KV是多油斷路器，10KV是少油斷路器。由于農村經濟快速發(fā)展，2002年云路電力公司鼓勵農村家庭以電代柴，公司降低電價，以電代柴電價為0.25元/KW·h，于是以電代柴的用戶增多，變電站容量過小，滿足不了用電需求，于2002年末公司對變電站進行了二期建設，增加了一臺2500KVA變壓器，使變電站容量達到3500KVA，基本滿足了當時龍吟鎮(zhèn)片區(qū)用電

6、需求。1.3變電站存在的主要問題1、變電站總容量和單臺容量都太小，根據供電負荷資料可知最大負荷為4282KVA，變電站現(xiàn)狀總容量為3500KVA，兩臺變壓器都投入運行時還差782KVA，當一臺變壓器發(fā)生故障時，另一臺變壓器滿足不了供電需求。還要考慮今后1020年的負荷發(fā)展，因此，變電站滿足不了當地的供電需求。2、自動化保護裝置落后， 35KV和10KV端還是用油斷路器，并且設備老化，達不到無人值班，少人值守要求。1.4變電站擴容和自動化改造的必要性龍吟變電站是普安縣“十二五”水電新農村電氣化規(guī)劃建設的項目，為完成普安縣“十二五”水電新農村電氣化建設任務和保障龍吟鎮(zhèn)3711戶代燃料戶用上安全穩(wěn)定

7、的電力，云路電力公司提出在2011年對龍吟變電站進行增容和自動化改造是時分必要的。龍吟變電站屬90年代建設，由于受到當時的經濟條件和技術條件的限制，變電站容量過小，自動化程度不高，加之二次保護屬半自動保護，并已運行近10多年，部份設備已老化，達不到新時期自動化要求，需對變電站自動化保護裝置進行改造，使變電站達到無人值班還少人值守的要求。龍吟鎮(zhèn)2006年至2008年實施了小水電代燃料擴大試點項目建設，使代燃料戶3711戶用上了代燃料電，由于代燃料戶的增加、農村副食品加工小型機械的增加等，增加了負荷，雖然云路電力公司對農村電網進行了改造，增加了配電容量，但龍吟變電站容量遠達不到農村生產生活用電需求

8、，目前變電站總容量為3500KVA，2010年實際最大負荷為4282KVA，預測到2015年變電站最大負荷將達到6000KVA，到2020年將達到8000KVA。因此，本次變電站改造為：考慮到今后龍吟鎮(zhèn)5年農村經濟發(fā)展規(guī)劃，變電站負荷缺口1718KVA。為提高供電質量，減輕龍吟35KV變電站的供電卡勃問題，計劃于2011年對龍吟35KV變電站進行增容改造。將對電氣一次和電氣二次部分進行改造，對電氣一次改造為：將原1000KVA變壓器改為5000KVA，原2500KVA變壓器保留，使變電站總容量達到7500KVA。對相應的一次35KV設備進行改造；對電氣二次進行自動化改造，使變電所綜合自動化系統(tǒng)

9、達到無人值班或少人值守形式。1.5設計標準、規(guī)程規(guī)范GB50059-9235-110KV變電所設計規(guī)范GB50062-1992電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規(guī)程GB311.1-1997高壓輸變電設備的絕緣配合GBJ63-90電力裝置的電測量儀表裝置設計規(guī)范GB/T6451-1999三相油浸式電力變壓器技術參數和要求GB/T14285-2006繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程GB50060-923-110KV高壓配電裝置設計規(guī)范DL/T5103-199935KV-110KV無人值班變電所設計規(guī)程DL/T5056-1996變電所總布置設計技術規(guī)程DL/T 620-1997交流電氣裝置的過電壓保護和

10、絕緣配合DL/T5222-2005導體和電器選擇設計技術規(guī)定DL/T769-2001電力系統(tǒng)微機繼電保護技術導則DL/T5044-2004電力工程直流系統(tǒng)設計規(guī)程DL/T5137-2001電測量及電能計量裝置設計技術規(guī)程DL/T5143-2002變電所給水排水設計規(guī)程DL/T5027-93電力設備典型消防規(guī)程DL/T5352-2006高壓配電裝置設計技術規(guī)程貴州電網公司設備技術準則(試行)本次設計采用了以上設計標準、規(guī)程規(guī)范。1.6主要設備技術標準變電站所有設備應符合國家有關設備技術標準。1.7設計對象及運行管理方式設計對象為：貴州省普安縣龍吟35KV變電站增容及自動化改造工程。運行管理方式：

11、35KV變電站標準設計按無人值班的原則設計，也可適用于少人值班的變電站。1.8設計范圍及深度本次設計屬變電站增容改造工程，設計范圍是在原變電站設計平面布置上進行的主要電氣一次和二次設備進行更新改造，主要包括：（1）電力變壓器及各級電壓配電裝置、無功補償并聯(lián)電容器裝置、交流站用電系統(tǒng)設備、過電壓保護與接地裝置；對相應的繼電保護及自動裝置、就地測量及控制操作設備、微機監(jiān)控系統(tǒng)設備的布置安裝和接線；電纜設施、消防設施及安全防范等進行改造，其中直流操作電源系統(tǒng)設備還可利用原變電站設備，在本次改造中不再進行更換。（2）與電氣設備相關的建筑物、構筑物，給水、排水設施，通風設施，及環(huán)境保護措施不進行改造，經

12、現(xiàn)場踏勘，能滿足變電站布置和設計要求。（3）本次變電站改造工程設計文本包括了設計說明、主要設備材料清冊和設計圖及概算部分。1.9變電站改造后規(guī)模變電站主變壓器更換1臺，主變容量為5000KVA；保留原2500KVA主變，對相應的一次設備及二次進行更新改造。35KV進線為2回。10KV出線為6回，其中2回備用。容性無功補償容量按主變壓器容量的20%-30%配置。1.10系統(tǒng)繼電保護及自動裝置系統(tǒng)繼電保護及自動裝置采用國產微機型設備。設備保護配置應根據系統(tǒng)一次接入情況，選用BWJ3系列變電站微機集控臺集中控制。1.11調度自動化調度自動化功能由計算機監(jiān)控系統(tǒng)完成。為了確保調度自動化系統(tǒng)的實施，實現(xiàn)

13、調度端對變電站的遠方監(jiān)視和控制，變電站調度自動化設備應具備遙測、遙信、遙控、遙調功能。遠動信息按照“直采直送”的原則進行，即調度端直接調度管轄的設備其信息調度端直接采集。遠動信息送所屬供電局及集控中心。遠動信息傳輸方式采用數據通信方式傳輸。遠動上傳信息點對點傳送采用IEC60870-5-101規(guī)約，網絡傳送采用IEC60870-5-104規(guī)約，電能量采集上傳信息采用IEC60870-5-102規(guī)約。1.12系統(tǒng)通信采用35KV電力載波通信及電信專用有線通信，原變電站已具備通信功能，本次改造設計不再考慮。1.13電氣主接線變電站的電氣主接線應根據變電站在電力網中的地位、出線回路數、設備特點及負荷

14、性質等條件確定，其電氣主接線為：本次改造設計35KV和10KV端均采用單母線分段接線，保持原接線方式不變。1.14配電裝置35KV配電裝置采用戶外敞開式AIS配電裝置。10KV配電裝置采用屋內開關柜。1.15主要電氣設備選擇變電站的主要電氣設備選擇以國產設備為主。變壓器采用油浸自冷式。35KV配電裝置設備可采用AIS設備。10KV采用中置式開關柜。35KV站用變壓器和10KV站用變壓器采用原變電站設備，不再進行配置。1.16電氣二次部分35KV變電站采用計算機監(jiān)控系統(tǒng)的控制方式，按無人值班設計，完成對變電站內所有設備的實時監(jiān)測和控制，數據統(tǒng)一采集處理，資源共享。電氣模擬量采集采用交流采樣。全站

15、設一套統(tǒng)一的GPS對時系統(tǒng)。二次主要設備采用集中布置的方式。10KV部分采用保護測控一體化裝置，就地裝設在相應的開關柜上。 直流系統(tǒng)采用微機控制高頻開關電源成套裝置1套，配1組220V閥控式鉛酸蓄電池。 元件保護采用國產微機型保護，保護裝置以通信口方式接入監(jiān)控系統(tǒng)，并輔以必要的硬接點接入監(jiān)控系統(tǒng)。1.17土建部分本次改造工程對原土建部分不再進行改造，原變電站廠房及戶外布置均能滿足本次改造設計要求。1.18工程投資改造工程動態(tài)總投資：312萬元，單位造價：416元/KVA。2、 改造方案和增容規(guī)模2.1電力一次系統(tǒng) 2.1.1增容改造的項目 項目名稱原有設備型號改造后設備型號數量單位備

16、注變壓器SZ7-1000/35SZ7-2500/35SC11-5000/35 SZ7-2500/352臺斷路器DW5-35ZW8-31.5/1250A5臺隔離開關GW5-35GW5-40.5GD10組35KV避雷器FZ-35HY5WZ-42/1344組2.1.2 變壓器規(guī)模 增容以后變壓器規(guī)模為1X2500KVA+1X5000KVA,總容量為7500KVA，新增變壓器為三相二線圈，電壓等級35/10.5KV節(jié)能有載調壓變壓器。2.1.3 進出線規(guī)模35KV進線間隔二回， 10KV進、出線間隔6回，均采單母線分段接線。2.1.4 無功補償無功補償容量2×1

17、200KVAR戶外成套電容器組，電抗器、電抗率為12。2.2 系統(tǒng)自動化和調度通信 2.2.1   綜自改造對直流控制保護系統(tǒng)進行綜自改造。包括 1號、2號主變保護、控制、計量，35KV 2回線路保護、控制、計量,10KV 6回線路保護、控制、計量。10KV 2組電容器保護、控制、計量。2.2.2   調度通信和調度自動化35KV變電站現(xiàn)有通信方式：光纖和無線擴頻兩種通信。通信業(yè)務包括：語音業(yè)務、事時業(yè)務、計算機和視頻傳輸等。所以調度通信不列入這次改造計劃。3、電氣一次設計3.1設計基本資料3.1.1負荷情況表：31 負荷統(tǒng)計資料電壓等級線路名

18、稱最大負荷（KVA）負荷組成(%)自然力率IFMAX(A)線長(KM)備注一級二級三級10KV龍吟線112070%20%0.7861.352.8石古線86020%20%0.7847.2218.7石古電站丫口線93620%30%0.7251.1613.8丫口電站石寨坪線72030%30%0.7539.248.6備用一備用二3.1.2氣象條件龍吟變電站地理位置海撥高程為1260M，多年最熱月平均氣溫30。變電站是電力系統(tǒng)中的重要環(huán)節(jié)，它在整個電網中起著輸配電的重要作用。本次改造設計的35KV降壓變?yōu)?0KV地方變電站，其主要任務是向龍吟鎮(zhèn)片區(qū)村組供電，為保證可靠的供電及電網發(fā)展的要求，在選取設備時

19、，應盡量選擇動作可靠性高，維護周期長的設備。根據設計要求，本次設計35KV進線2回；10KV出線4回，出線備用2回。負荷狀況為35KV最大4030KVA，10KV最大4282KVA。本期改造工程設計要求嚴格電力工程手冊、發(fā)電廠電氣部份等參考資料進行主接線的選擇，要與所選設備的性能結合起來考慮，最后確定一個技術合理，經濟可靠的最佳方案。3.2電氣主接線3.2.1變電站設計規(guī)模（1） 主變壓器：改造將原1000KVA變壓器更換1 臺三相雙繞組變壓器，容量為 5000KVA，電壓等級為 35/10.5KV。（2）35KV進線：2回。 （3）10KV出線：6回，其中備用2回。 （4）無功補償：供電部門

20、對一些新建企業(yè)一般要求其月平均功率因數達到0.9以上。當企業(yè)的自然總功率因數較低，單靠提高用電設備的自然功率因數達不到要求時，應裝設必要的無功功率補償設備，以進一步提高企業(yè)的功率因數。無功補償的方式有很多種，結合實際情況這里采用并聯(lián)電力電容器補償的方式根據無功管理及供用電規(guī)則，可以得出，并聯(lián)電容器裝置的容量和分組按就地補償、便于調整電壓及不發(fā)生諧振的原則進行配置。在每臺主變壓器 10KV側配置 1 組1.2MVAR的并聯(lián)電容器補償裝置。共設置 2 組（2×1.2MVAR）。3.2.2 35kV、10KV電氣主接線方案確定根據增效節(jié)能減排和現(xiàn)行有關規(guī)范，為了降低電能損耗，應選用低損耗節(jié)

21、能變壓器。在電壓偏差不能滿足要求時，35KV降壓變電所的主變壓器應首先采用有載調壓變壓器。35KV變電所主接線應根據變電所在電力網中的地位、進出線回路數、設備特點及負荷性質等條件確定。并應滿足供電可靠、運行靈活、操作檢修方便、節(jié)約投資和便于擴建等要求。變電所主接線要滿足安全、可靠、靈活、經濟的基本要求。其中，安全包括設備安全及人身安全；可靠應滿足一次接線應符合一、二級負荷對供電可靠性的要求；靈活即用最少的切換來適應各種不同的運行方式，檢修時操作簡便，另外，還應能適應負荷的發(fā)展，便于擴建；經濟盡量做到接線簡化、投資省、占地少、運行費用低。35KV變電所主接線一般有單母線、單母線分段、雙母線接線、

22、單元接線、內橋式、外橋式等方式可以考慮其可行性。具體分析如下：1.單母線接線：只設一條母線，電源和線路接在一條母線上。單母線接線具有簡單清晰、設備少、投資少、運行操作方便且有利于擴建等優(yōu)點，但可靠性和靈活性差。當母線或母線隔離開關發(fā)生故障或檢修時，必須斷開全部電源，造成全所停電；此外，在檢修斷路器時，也造成該回路停電。2.單母線分段接線：單母線分段接線借助分段斷路器對單母線進行分段，對重要用戶可以從不同分段上進行引接，有兩個電源供電。當一段母線發(fā)生故障時，自動裝置將分段斷路器跳開，保證正常母線不間斷供電，提高了供電的可靠性和靈活性。不僅便于分段檢修母線，而且可以減少母線故障影響范圍。但一段母線

23、檢修時，將會造成該母線上的變壓器停運。見圖3.2.1和圖3.2.2。圖3.2.1一路電源 圖3.2.2 兩路電源一用一備圖3.2.3單母線分段從上圖3.2.3可以看出單母線分段雖然也能供給一級負荷，并且由于采用分段形式，變壓器一用一備，較之單母線確實也在一定程度上大大提高了供電的可靠性和靈活性，但母線分段后，帶來的問題是需要在母線分段部位采用聯(lián)絡柜，這樣就增加了投資經費，并且還要考慮到和母線之間的匹配問題。3.雙母線接線：雙母線接線具有兩組母線，每回線路都經一臺斷路器和兩組隔離開關分別和兩組母線相連，母線之間通過母線聯(lián)絡斷路器連接，有了兩組母線后運行的可靠性和靈活性得到了大大的提高。檢修任意母

24、線時，可以把全部電源和線路倒換到另一條母線上，不會停止對用戶的供電。線路斷路器停電檢修時，可臨時用母聯(lián)斷路器代替，但必須將該回路短時停電，用“跨條”將斷路器遺留接口接通，然后投入母聯(lián)斷路器向該回路供電，對可以短時停電的負荷比較合適。但操作比較復雜，須接“跨條”，安全可靠性差，同時并不能避免對線路的停電。單母線分段接線與雙母線接線的技術經濟比較：單母線分段接線雙母線接線可靠性一段母線發(fā)生故障，自動裝置可以保證正常母線不間斷供電。重要用戶可以從不同分段上引接。出線回路數較多，斷路器故障或檢修較多，母聯(lián)斷路器長期被占用，對變電站不利。靈活性母線由分段斷路器進行分段。當一段母線發(fā)生故障時，由自動裝置將

25、分段斷路器跳開，不會發(fā)生誤操作。1、各個電源和各個回路負荷可以任意分配到某一組母線上，能靈活的適應系統(tǒng)中各種運行方式的調度和潮流變化的需要。2. 當母線故障或檢修時，隔離開關作為倒換操作電器，容易誤操作。經濟性當進出線回路數相同的情況下，單母線分段接線所用的斷路器和隔離開關少于雙母線接線。4、單元接線：當有兩路電源進線和兩臺主變壓器時，可采用雙回線路變壓器組單元接線，再配以變壓器二次側的單母線分段接線，則可靠性大大提高，見圖3.2.4所示。這種接線方式同樣也與單母線分段方式相同的是投資成本并不會隨著沒有母線的存在而減少。5、橋式接線：分內橋式和外橋式兩種，能實現(xiàn)電源線路和變壓器的充分利用，如變

26、壓器T1故障，可以將T1切除，由電源1和電源2并列給T2供電以減少電源線路中的能耗和電壓損失。（接線方式見圖3.2.5）但從接線圖中看出兩者之間的區(qū)別：1）內橋式：當變壓器發(fā)生故障時，倒閘操作多，恢復時間長，而當線路發(fā)生故障時，倒閘操作少，恢復時間短。而外橋式的操作特點則恰恰與內橋式相反。因此內橋式接線適用于線路較長或不需要經常切換變壓器的情況。由本次設計的基本思想可以看到，設計的是無人值班變電所，對于變壓器自然不會有多次的切換操作，變電所電源主要來源于電站和供電部門提供的，因此線路較長，加上內橋式接線是無母線，這樣可以省去母線的投資費用，在形式上，它比單母線分段又少了分段部分的聯(lián)絡部分，這樣

27、又可以省去聯(lián)絡柜，綜合以上多方面的因素，認為內橋式接線方式基本綜合了前面所述的各種接線方式的優(yōu)點，滿足安全、可靠、靈活、經濟的基本要求，因此決定35KV進線采取內橋式的接線方式。 圖3.2.4：單元接線圖3.2.5：橋式接線綜上所述：線路主結線方式經過比較，35KV側和10KV側為了經濟性，供電可靠性，接線簡單明析等綜合分析，采用單母線分段接線方式，保持原接線方式不變。3.2.3變壓器中性點接地方式和中性點設計電力網中性點的接地方式，決定了主變壓器中性點的接地方式。電力網中性點的接地方式有：A、中性點非直接接地；B、中性點經消弧線圈接地；C、中性點經高阻抗接地；D、中性點直接接地；10KV側和

28、35KV側中性點接地方式的選擇：1035KV側采用中性點不接地或中性點經消弧線圈接地方式。在本次設計中采用35KV、10KV側中性點均不接地。3.3主變壓器的選擇3.3.1主變容量選擇原則主器容量選擇一般按變電所建成以后510年的規(guī)劃負荷選擇，并適當考慮到遠期1020年發(fā)展。對城郊變電所，主變容量應與城市規(guī)劃相結合。根據變電所帶負荷性質及電網結構決定主變容量。對有重要負荷變電所考慮一臺主變停運時，其余主變容量在計及過負荷能力后的允許時間內，保證用戶的一、二級負荷；對一般性變電所當一臺主變停運時，其余主變應能保證其余負荷的60%。同級電壓的單臺降壓容量的級別不易太多，應從全網出發(fā)，推行標準化、系

29、統(tǒng)化（主要考慮備品、備件和檢修方便）。3.3.2本設計中主變容量的選擇在本變電站中，當變電站的一臺變壓器停止運行時，另一臺變壓器能保證全部負荷的60%，即SB=S總×60%=8312×60%=4987KVA。同時應該能保證用戶的一級和二級負荷，綜合以上并考慮變壓器容量必須大于S總,再綜合分析,選擇變壓器容量SB=5000KVA一臺,保留原主變2500KVA主變,總容量為7500KVA,根據主變壓器規(guī)范：增容主變壓器選用三相雙繞組有載調壓降壓變壓器。型號：SC11-5000/35 額定容量： 5000KVA 容量比： 100/100 額定電壓： 35±4X2.5%/

30、10.5KV 額定頻率： 50HZ連接組別： Y，D11 阻抗電壓： AUK=7% 、PIKE=34.50KW冷卻方式：油浸自冷（也可選用自然油循環(huán)風冷）。3.3.3短路電流計算1、短路電流計算的目的（1）選擇有足夠機械穩(wěn)定度和熱穩(wěn)定度的電氣設備。（2）為了合理配置各種繼電保護和自動裝置并正確確定參數，必須對電力網發(fā)生的各種短路進行計算和分析。（3）在設計和選擇電力系統(tǒng)和電氣主接線時，為了比較各種不同的方案接線圖，確定是否采用限制短路電流的措施等，都要進行必要的短路電流計算。（4）進行電力系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定計算，研究短路時用電客戶工作的影響等，也包含一部分短路電流的計算。（5）對已發(fā)生故障進行分析，

31、進行短路計算。2、變壓器等值電抗計算（1）35KV側基準值，標幺值計算取SB=100MVA UB1=37KV（規(guī)定）（B表示基準值、N表示額定值）， 經計算得各值：=、=、=、=。（2）35KV側基準值，標幺值計算取SB=100MVA UB1=10.5KV（規(guī)定），經計算得各值：= 、=、=。3、短路電流計算匯總：短路點10KV側35KV側F1F2F3F4短路電流(KA)5.0763.2183.3862.411在本次設計中，35KV、10KV電壓等級的設備短路電流均按31.5KA選擇。3.3.4一次設備選擇1、主要電氣設備選用（1）35KV設備斷路器：選用戶外真空斷路器(也可選用SF6斷路器)

32、，配彈簧操作機構，宜選用1250A，25KA，80KA。隔離開關：選用雙柱水平開啟式，宜選用630A，25KA，80KA。電流互感器：采用干式電流互感器（額定電流應視具體工程實際情況確定）。母線及出線電壓互感器：采用抗諧振型電磁式電壓互感器。避雷器：采用復合外套交流無間隙金屬氧化物避雷器，宜選用HY5WZ-42/134。（2）10KV設備選用中置式開關柜，柜內選用國內優(yōu)質真空斷路器。主變進線柜采用1250A，25KA；分段柜宜采用1250A，25KA；饋線柜、電容器柜采用630A，25KA。原設備改老化，參數達不到要求，要全部給予改造更換。 （3）10KV并聯(lián)電容器裝置原變電站10KV并聯(lián)電容

33、器裝置采用戶外成套集合式電容器補償裝置，電容器組串接12%干式空心串聯(lián)電抗器，能滿足本次設計要求，不再進行改造。（4）站用變壓器35KV站用變和10KV站用變均采用原來的變壓器不變，本次設計不改造站用變。2、導體選擇35KV屋外配電裝置各回路導線均采用鋼芯鋁絞線。母線宜選用LGJ-240/30，出線宜選用LGJ-120/20，主變進線宜選用LGJ-95/20。10KV側進線采用矩形銅導體（TMY-80X8），出線采用電纜出線。3.3.5過電壓保護及接地1、避雷器的配置電氣設備的絕緣配合，參照DL/T 620-1997交流電氣裝置的過電壓保護及絕緣配合確定的原則進行。過電壓保護主要考慮線路雷電侵

34、入波及操作過電壓對配電裝置的影響。為防止線路雷電侵入波過電壓，在各級電壓母線以及35KV出線側安裝氧化鋅避雷器。為防止電容器操作過電壓，在并聯(lián)電容器首端裝設氧化鋅避雷器。2、電氣設備外絕緣及絕緣子串泄漏距離設備的外絕緣按III級防護等級選取，按最高運行電壓選擇設備的爬電距離和絕緣子的片數，35KV泄漏比距取25MM/KV，10KV泄漏比距取31MM/KV(戶外)、20MM/KV(戶內)，單片絕緣子的爬電距離取450MM。3、防直擊雷保護采用2支30米高獨立避雷針作為全站防直擊雷保護。避雷針布置應滿足與帶電體的空間距離大于5米，其接地裝置與主接地網的地中距離大于3米。本站中已有2支30米高獨立避

35、雷針，已滿足設計要求，在改造時要對接地電阻進行測量，使其接地電阻不大于10。4、接地所有電氣設備，均裝設接地裝置，并將電氣設備外殼接地。接地設計遵照DL/T621-1997交流電氣裝置的接地實施。主接地網采用以水平接地體為主，輔以垂直接地體組成的混合接地網，避雷針設單獨接地裝置。電氣二次設備室裝設戶內環(huán)形銅排接地網，主接地網接地電阻應不大于4。本變電站原已有接地裝置，變電站工作接地與保護接地共用一接地網，本次改造設計不再考慮接地網布置，只需將改造后所有設備應與原接地網 干線可靠連接。5、電氣設備布置由于變電站屬改造工程，本次設計不改變原變電站的電氣總平面布置，只需將改造設備、母線、電纜進行更換

36、。6、站用電站用負荷為全站動力及照明等交流負荷，站用負荷電壓為380/220V，單母線接線。站用電源采用1臺35KV站用變與1臺10KV站用變供電的運行方式，原變電站中已有兩臺站用變，容量均為50KVA，本次設計中不再更換站用器，只需將站用變重新布置即可。站用變安裝于35KV出線線路側，10KV站用變安裝于10KV高壓開關內。站用電柜選用智能型低壓配電柜，共1面柜，集中布置在電氣二次設備室內，站用電系統(tǒng)預留有適當的備用回路。7、動力、照明檢修網絡采用380/220V，電源引自站用電柜。電氣二次設備室、配電裝置以及其它適當地點設置檢修電源箱以供檢修、暖通及電熱用電。設置正常照明及事故照明。正常照

37、明由380/220V站用電柜經照明配電箱供電，采用三相五線制；事故照明由二次直流屏直流系統(tǒng)（DC220V）經照明配電箱（配電箱內設控制開關）供電。所有照明燈具均選用節(jié)能型。戶外采用低位投光燈作為操作檢修照明；配電裝置室采用熒光燈照明；控制室采用嵌入式柵格熒光發(fā)光帶，控制室應設有直流常明燈；沿道路設置低位投光燈、草坪燈作為檢修、巡視照明。事故照明采用白織燈。8、電纜設施防止電纜著火延燃措施按電力工程電纜設計規(guī)范GB50217-94進行設計，并結合國家標準火力發(fā)電廠與變電站設計防火規(guī)范GB50229-96實施。電力電纜采用阻燃B類銅芯電纜，控制電纜采用阻燃B類銅芯屏蔽鎧裝電纜。戶外電纜采用電纜溝和

38、穿管敷設方式，戶內電纜主要是采用電纜溝內敷設方式；支架用角鋼現(xiàn)場制作。電纜溝的室內外接口處以及屏、柜、端子箱等電氣設備底部孔洞均應用防火材料分別采取封、堵、涂、隔等措施以防電纜著火蔓延。在主要回路的電纜溝中的適當部位設置阻火墻。4、電氣二次變電站電氣控制部分設計選用BWJ型變電站微機集控臺。變電所的綜合自動化系統(tǒng)是將變電所的繼電保護裝置、控制裝置、測量裝置、信號裝置綜合為一體，以全微機化的新型二次設備替代機電式的二次設備，用不同的模塊化軟件實現(xiàn)機電式二次設備的功能，用計算機局部網絡通信替代大量信號電纜的連接，通過人機接口設備，實現(xiàn)變電所的綜合自動化管理、監(jiān)視、控制及打印記錄等所有功能。 與常規(guī)

39、變配電所的二次系統(tǒng)相比，變配電所綜合自動化系統(tǒng)具有下列優(yōu)點：1）功能綜合化 2）操作監(jiān)視屏幕化3）結構微機化4）運行管理智能化在本次設計中變電所綜合自動化的監(jiān)測和保護裝置采用分布式的微機遠動終端，具有遙測、遙信、遙控、遙調等功能，安裝在各個間隔單元內。所有信息經微機匯控單元，發(fā)送至控制端以實現(xiàn)遠方控制端對本變電所的遠方監(jiān)控，集諸多功能于一體，實現(xiàn)變電站的綜合自動化。它將微機智能技術與電力保護、控制技術緊密結合，具有功能齊全、動作可靠性高、技術先進、易于掌握、占地少等優(yōu)點4.1電氣二次設備室布置在電氣二次設備室布置監(jiān)控主站兼操作員站、遠動工作站、電能量采集柜等站級控制層設備，以及主變壓器、35K

40、V線路及母線設備、公用部分等的保護、自動裝置、測控裝置、直流系統(tǒng)、通信設備等。10KV部分采用保護及測控一體化裝置，就地安裝于開關柜內。(1) 設電氣二次設備室，二次主要設備采用集中布置的方式。電氣二次設備室采用原柜體的位置，布置有監(jiān)控主站兼操作員站、遠動工作站、電能量計費系統(tǒng)采集柜等站級控制層設備，以及主變壓器、35KV線路及母線設備、公用部分等的保護、自動裝置、測控裝置、直流系統(tǒng)、通信設備。(2) 35KV、10KV部分采用保護測控一體化裝置，10KV部分就地布置在相應的開關柜上。 (3) 二次回路的參數：直流電壓220V，交流電壓380V/220V。電流互感器二次電流5A。二次級次組合：

41、35KV線路及主變高壓側為0.5S/0.5/10P10；10KV線路為0.5S/0.5/10P10；10KV 電容器組為0.5/10P10。電壓互感器二次電壓100V，二次級次組合：/KV4.2控制系統(tǒng)BWJ型變電站微機集控臺對本站35KV、10KV斷路器采用一對一的微機自動監(jiān)控方式，并能實現(xiàn)手動操作。4.3控制系統(tǒng)BWJ型變電站微機集控臺設事故信號、預告信號、位置信號、所有信號均為中央手動及自協(xié)復歸重復動作的中央信號系統(tǒng)。4.4繼電保護及自動裝置4.4.1主變壓器保護及自動裝置配置主變壓器保護帶有獨立的操作回路，非電量保護及電量保護均單套配置，電量保護中主保護與后備保護共箱。每臺主變保護裝置

42、與測控裝置組一面柜，具體配置見表4-4-1。表4-4-1 主 變 壓 器 保 護 配 置 表保護裝置類型有載調壓35/10KV雙繞組變繼電保護差動保護本體重瓦斯保護、輕重瓦斯保護有載調壓重瓦斯保護、輕重瓦斯保護35KV側配置復合電壓閉鎖過流保護和過負荷保護35KV側復合電壓閉鎖方向過流保護10KV側過流保護及過負荷保護本體壓力釋放閥保護本體油溫、繞組溫度保護油位保護通風保護自動裝置故障錄波功能（保護帶有）4.4.2 35kV線路保護及自動裝置配置35KV線路保護與測控采用一體化裝置，帶有獨立的操作回路。保護測控裝置組柜安裝于電氣二次設備室，每面柜不超過6臺裝置。具體配置見表4-4-2。部分自動

43、裝置功能可由保護測控一體化裝置實現(xiàn)，表中提及“功能”的由保護測控裝置實現(xiàn)，提及“裝置”的為采用獨立裝置。表4-4-2 35KV線路保護及自動裝置配置表保護裝置類型保 護 裝 置 名 稱普通35KV線路高耗能、非線性負荷的35KV線路對側有電源的35KV線路對側有小水電電源的35KV線路可能過負荷的35KV電纜線路雙側電源或環(huán)形網絡中的小于4公里35KV線路并列運行的雙側有電源的35KV雙回線路繼電保護三相一次重合閘（檢無壓或不檢）三相一次重合閘（檢同期、檢無壓或不檢）二段定時限過流保護、過負荷保護*三段定時限過流保護（第三段可整定為反時限段）、過負荷保護*三段式經低電壓閉鎖的定時限方向過流保護

44、*光纖縱差保護、三段式電壓閉鎖的定時限方向過流保護階段式距離保護及階段式相間定時限保護*不對稱故障相繼速動保護自動裝置小電流接地選線裝置低周減載功能低頻低壓解列功能電能質量監(jiān)測裝置故障錄波功能同期功能注：表中帶*號為任選其一。4.4.3 35kV分段開關保護配置35KV分段開關配置過電流保護，保護與測控采用一體化裝置，帶有獨立的操作回路。保護測控裝置組柜安裝于電氣二次設備室。4.4.4 10kV線路保護及自動裝置配置10KV線路保護與測控采用一體化裝置，帶有獨立的操作回路，就地安裝于10KV開關柜內。具體配置見表4-4-3。部分自動裝置功能可由保護測控一體化裝置實現(xiàn)，表中提及“功能”的由保護測

45、控一體化裝置實現(xiàn)，提及“裝置”的為采用獨立裝置。表4-4-3 10KV線路保護及自動裝置配置表保護裝置類型保 護 裝 置 名 稱普通10KV線路對側有電源的10KV線路對側有小水電電源的10KV線路可能過負荷的10KV電纜線路繼電保護三相一次重合閘（檢無壓或不檢）三相一次重合閘（檢同期、檢無壓或不檢）或三相三次重合閘二段定時限過流保護、過負荷保護*三段定時限過流保護（第三段可整定為反時限段）、過負荷保護*三段式經低電壓閉鎖的定時限方向過流保護*階段式距離保護及階段式相間定時限保護*自動裝置小電流接地選線裝置低周減載功能低頻低壓解列功能故障錄波功能同期功能注：表中帶*號為任選其一。4.4.5 1

46、0kV 電容器組保護及自動裝置配置10KV電容器組保護與測控采用一體化裝置，帶有獨立的操作回路，就地安裝于10KV開關柜。具體配置見表4-4-4。部分自動裝置功能可由保護測控一體化裝置實現(xiàn)，表中提及“功能”的由保護測控一體化裝置實現(xiàn)，提及“裝置”的為采用獨立裝置。表4-4-4 10KV 電容器組保護及自動裝置配置表保護裝置類型保 護 裝 置 名 稱單星形接線的10KV電容器組多段串聯(lián)的單星形接線10KV電容器組雙星形接線的10KV電容器組繼電保護二段定時限過流保護（三相式）過電壓保護低電壓保護不平衡電壓保護（零序電壓保護）*不平衡電流保護（零序電流保護）過負荷保護段間差動保護*橋式差電流保護*

47、自動裝置小電流接地選線裝置自動投切功能故障錄波功能注：表中帶*號為任選其一。4.5電能計量計費系統(tǒng)4.5.1計量點分類電能計量根據計量點要求分為關口計量點、關口考核點、內部考核計量點。關口計量點一般為發(fā)電企業(yè)并網點、電網經營企業(yè)之間的電量交換點、電網經營企業(yè)與其供電企業(yè)的供電計量點；關口考核點為供電企業(yè)內部用于承包考核的計量點；內部考核計量點為供電企業(yè)內部用于電量平衡考核的計量點。4.5.2計量表計的選擇電能計量采用全電子多功能電能表。關口計量點采用雙表，0.2S級，雙RS485口，帶輔助電源AC220V或DC220V的電能表。關口考核點采用單表，0.5S級，單RS485口，帶輔助電源AC22

48、0V或DC220V的電能表。內部考核計量點采用單表，1.0級及以下，單RS485口，帶輔助電源AC220V或DC220V的電能表。35KV、10KV電能表接線采用三相三線制。4.5.3 35kV變電站電能計量參考配置35KV變電站電能計量參考配置見表4-5-1。表4-5-1 35KV變電站電能計量參考配置表關口計量點（雙表，0.2S級）關口考核點（單表，0.5S級）內部考核計量點（單表，1.0及以下）主變壓器35KV側*主變壓器10KV側*35KV線路*10KV線路10KV電容器注：*號表示關口計量點需根據工程實際情況確定。4.5.4電量采集裝置配置一套站端電能量采集裝置，采集并存儲變電站內所

49、有電能表數據，以數據通信方式實現(xiàn)遠傳，傳輸規(guī)約采用IEC60870-5-102。關口計量點的電能量分送地調電能量計費主站及省調電能量計費主站，考核計量點電能表的電能量送地調電能量計費主站。計算機監(jiān)控系統(tǒng)通過與電能量采集裝置通信接口采集電能表失壓信號。4.5.5電能表與電能量采集裝置安裝35KV線路、主變壓器電能表與電能量采集裝置組柜安裝于電氣二次設備室。10KV電能表安裝于開關柜。電能表組柜安裝時每面計量柜上安裝的電能表不能超過12只，同一水平線上電能表不超過3只，每面柜不超過4行。4.6計算機監(jiān)控系統(tǒng)4.6.1設計原則變電站采用計算機監(jiān)控系統(tǒng)，按無人值班設計。計算機監(jiān)控系統(tǒng)為分層分布式單網絡

50、結構，采集層與站級層連接采用以太網。設置單套監(jiān)控主站兼操作員站、單套遠動主站。調度自動化功能由計算機監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)，遠傳具有一發(fā)多收功能，實現(xiàn)調度端及集控中心對變電站的遠方監(jiān)視和控制，具備遙測、遙信、遙控、遙調功能。計算機監(jiān)控系統(tǒng)完成對變電站運行的實時監(jiān)測和控制，數據統(tǒng)一采集處理，資源共享。設置軟硬件獨立的微機五防裝置，與計算機監(jiān)控系統(tǒng)網絡通信，完成全站防誤操作閉鎖。同時，還應具有間隔電氣閉鎖。全站設一套GPS對時系統(tǒng)，采用B碼對時。實現(xiàn)站控層、間隔層及保護裝置的時鐘同步。計算機監(jiān)控系統(tǒng)具有與電力調度數據專網的接口，軟、硬件配置應能支持聯(lián)網的網絡通信技術以及通信規(guī)約的要求，上傳信息點對點傳送采用

51、IEC60870-5-101規(guī)約，網絡傳送采用IEC60870-5-104規(guī)約。計算機監(jiān)控系統(tǒng)的網絡安全應嚴格按照電力監(jiān)管會2004年5號令電力二次系統(tǒng)安全防護規(guī)定執(zhí)行。同期功能由相應測控單元實現(xiàn)。4.6.2遙控范圍及操作控制方式遙控對象為全站斷路器、電動操作隔離開關、保護功能投退、保護信號遠方復歸。全站斷路器、電動隔離開關實行下列各級控制，在監(jiān)控系統(tǒng)運行正常的情況下，任何一級的操作、設備的運行狀態(tài)和選擇切換開關的狀態(tài)都應處于計算機監(jiān)控系統(tǒng)的監(jiān)視之中。任何一級操作時，其他操作級均應處于被閉鎖狀態(tài)。系統(tǒng)出現(xiàn)故障（軟硬件）時，應能立即發(fā)信至集控站或調度端并閉鎖遠方控制。控制級別由低至高的順序為：由各級調度中心遠方控制；由集控中心遠方控制；由變電站的監(jiān)控系統(tǒng)后臺控制；由間隔層測控屏上的手動開關一對一控制；由配電裝置處的就地手動開關一對一控制；操作受全站微機五防系統(tǒng)控制，并納入集控中心網絡五防