110kV智能变电站模块化通用设计说明-A2-2方案

通用设计

110-A2-2通用设计方案设计说明

2014年12月目录

1 总的部分 (1)

1.1概述 (1)

1.2站址概况 (1)

1.3主要技术原则 (2)

1.4主要技术经济指标 (2)

2 电力系统 (3)

3 电气一次 (3)

3.1电气主接线 (3)

3.2短路电流 (4)

3.3主要设备选择 (4)

3.4绝缘配合及过电压保护 (7)

3.5电气总平面布置及配电装置型式 (10)

3.6防雷接地 (11)

3.7站用电及照明 (11)

3.8电缆设施 (12)

4 二次部分 (12)

4.1系统继电保护及安全自动装置 (12)

4.2系统调度自动化 (13)

4.3系统及站内通信 (14)

4.4变电站自动化系统 (16)

4.5元件保护 (19)

4.6交直流一体化电源系统方案 (20)

4.7全站时间同步系统 (21)

4.8智能辅助控制系统 (22)

4.9二次设备组柜与布置 (25)

4.10互感器二次参数选择 (27)

4.11二次设备的接地、防雷、抗干扰 (28)4.12光缆/电缆选择 (28)

5 土建部分 (29)

5.1概述 (29)

5.2站区总布置及交通运输 (29)

5.3装配式建筑 (31)

5.4暖通、水工、消防 (32)1 总的部分

1.1 概述

1.1.1 工程设计的主要依据

（1）《国家电网公司输变电工程通用设备》

（2）《国家电网公司输变电工程通用设计110(66)～750kV智能变电站部分》

（3）国家电网公司可行性研究报告的批复；

（4）可研设计文件等。

1.1.2 工程建设规模及设计范围

1.1.

2.1 工程建设规模

远期3×50MVA主变压器，电压等级为110/35/10kV（#3主变压器电压等级为110/10kV 或110/35/10kV）；本期2×50MVA主变压器。

110kV出线，本期2回，远期3回。

35kV出线本期4回，远期6回。

10kV出线本期12回，远期18回。

本期1、2号主变各配置2×4000kvar 10kV并联电容器装置，远期每台主变配置2组无功补偿装置。

1.1.

2.2 设计范围及分工

新建2台50MVA变压器及按建设规模要求的110kV、35kV、10kV配电装置及无功补偿装置、电气二次保护室及相应的电气控制、测量、信号、继电保护；站用交直流电源、电缆敷设；站内过电压保护、全站接地、照明；调度通信。与上述内容对应的土建部分：电气二次保护室、屋内配电装置；站区上下水系统、采暖、通风、消防、火灾报警。

1.1.

2.3 本工程设计分界点

110kV配电装置电缆出线设计到站内GIS电缆引接终端，电缆头不在设计范围内。35kV、10kV配电装置电缆出线设计到开关柜内出线电缆引接端子，电缆头不在设计范围内。电缆沟、上、下水管等设计到围墙外1m处。

1.2 站址概况

(1) 站址按假定的正北方向布置。

(2) 假定场地设计为同一标高。

(3) 在设计工程中，需根据变电站所处系统情况具体设计。

1.3 主要技术原则

1.3.1 主要技术方案

详见各专业内容。

1.3.2 标准工艺的应用

本工程的建设方案严格执行《国家电网公司输变电工程工艺标准库）》。

1.3.3 对于国家电网公司基建和生产标准差异化条款的执行

本工程设计方案严格遵守《国家电网公司基建和生产标准差异协调统一条款》。

1.3.4 对于国家电网公司两型三新一化建设要求的执行

本工程设计方案严格遵守《国家电网公司“两型三新一化”变电站设计建设导则》。

1.4 主要技术经济指标

本站主要技术指标见表1-1。

表1-1主要技术指标

2 电力系统

本通用设计按照给定的主变压器及线路规模进行设计，在设计工程中，需根据变电站所处系统情况具体设计。初步设计应说明可研系统相关结论，无功平衡、调相调压等。

3 电气一次

3.1 电气主接线

3.1.1 主变压器

本方案远期为3×50MVA，电压等级为110/35/10kV，远期#3主变电压等级可为110/10kV。本期建设2台容量为50MVA的三相三绕组、有载调压变压器，电压比为110±8×1.25% /37/ 10.5 kV，接线组别为YNynod11。

3.1.2 110kV接线

110kV出线本期2回，远期3回；本期为线变组(或内桥)接线，远期为线变组（或内桥+线变组）接线。

3.1.3 35kV接线

35kV采用单母线分段接线（或单母线三分段接线），按照主变压器进行分段，#1、#2主变压器35kV侧各配置3回出线并设置分段联络（#1、#2、#3主变压器35kV侧各配置2回出线并设置分段联络）。

3.1.4 10kV接线

10kV采用单母线三分段接线，按照主变压器进行分段，#1、#2、#3主变压器10kV侧各配置6回出线并设置分段联络。

3.1.5 无功补偿装置

本期1、2号主变各配置2组4Mvar并联电容器装置，远期每台主变配置2组并联电容器装置，共6组。

3.1.6 中性点接地方式

主变压器为三绕组型，110kV为星形接线，中性点通过隔离开关及间隙串联电流互感器接地。35kV为星形接线，为消弧线圈接地系统，10kV为∆形接线，为小电阻接地系统。

3.2 短路电流

110kV电压等级：短路电流控制水平31.5kA，设备短路电流水平40kA。

35kV电压等级：短路电流控制水平20kA，设备短路电流水平25kA。

10kV电压等级：设备短路电流水平31.5kA (可根据实际工程根据所处电网短路电流水平确定，20kA或者25kA)

3.3 主要设备选择

主要电气设备选型应符合国家电网公司关于标准化建设成果应用管理目录的相关规定，本次通用设计主要设备按照《国家电网输变电工程通用设备应用目录》推广类设备选择。3.3.1 主变压器选型

本期建设2台容量为50MVA三相三绕组、有载调压电力变压器, 低损耗、油浸自冷式。电压比为110±8×1.25%/37/10.5kV，接线组别为YNynod11，容量分别为50/50/50 MVA，短路阻抗为Uk1-2%＝10.5，Uk1-3%＝17.5，Uk2-3%＝6.5。

3.3.2 110kV电气设备选型

110kV采用户内GIS设备，适用于分期建设、电缆进出线。

按照短路电流水平，110kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值100kA。

根据通用设备标准参数选择110kV进出线回路额定工作电流2000A。110kV主要设备选择结果见表3-2。

表3-2110kV主要设备选择结果

3.3.3 35kV电气设备选择

35kV开关柜选用金属铠装式开关柜，内设真空断路器，配弹簧操作机构。主变进线、分段柜开关额定电流1250A，开关最大开断电流25kA。馈线柜开关额定电流1250A，开关最大开断电流25kA。主要设备选择结果见表3-3。

表3-335kV主要设备选择结果

3.3.4 10kV电气设备选择

10kV开关柜选用金属铠装式开关柜，内设真空断路器，配弹簧操作机构。主变进线、分段柜开关额定电流2500A，开关最大开断电流31.5kA。馈线、电容器和接地变柜开关额定电流1250A，开关最大开断电流31.5kA。主要设备选择结果见表3-4。

表3-410kV主要设备选择结果

3.3.5 10kV并联电容器装置选型

采用户内框架式成套装置，容量4000kvar，电抗率5%。电容器组采用单星形接线。3.3.6 35kV消弧线圈成套装置

采用户内调匝式成套装置，围栏内布置。选用消弧线圈容量为2200kVA。

3.3.7 10kV接地变及小电阻成套装置

采用户内成套装置，围栏内布置。选用接地变容量为400kVA，小电阻参数为600A，10欧姆。

3.3.8 避雷器选型

本站110kV、35kV及10kV配电装置分别选用10kA、102/266kV，5kA、51/134kV，5kA、12/32.4kV金属氧化物避雷器进行过电压保护。

3.3.9 导体选择

(1) 各级电压设备引线按回路通过的最大电流选择导线截面，按发热条件校验；主变进线侧导体、母联导体载流量按不小于主变额定容量1.05倍计算。

（2）110kV、35kV、10kV出线回路的导体规格不小于送电线路的规格。

选择结果见表3-5。

表3-5导体选择结果

3.4 绝缘配合及过电压保护

3.4.1 过电压保护

电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》、行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护绝缘配合》确定的原则进行选择。3.4.1.1 110kV电气设备的绝缘配合

（1）避雷器选择

110kV氧化锌避雷器按2012版通用设备选型，作为110kV绝缘配合的基准，其主要技术参数见表3-6。

表3-6110kV氧化锌避雷器主要技术参数

（2）110kV电气设备的绝缘水平

110kV系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲击的配合，以雷电冲击10kA残压为基准，配合系数取1.4。

110kV电气设备的绝缘水平见表3-7，经核算满足配合要求。

表3-7110kV电气设备的绝缘水平

*：仅电流互感器承受截波耐受试验。

3.4.1.2 35kV电气设备的绝缘配合

（1）避雷器选择。

根据DL∕T620–1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》第4.2.6条所述，当“变压器高低压侧接地方式不同时，低压侧宜装设操作过电压保护水平较低的避雷器”。为此，主变35kV侧配置YH5WZ-51/134型氧化锌避雷器，其主要技术参数见表3-8。

表3-835kV氧化锌避雷器主要技术参数

（2）35kV电气设备及主变压器中性点的绝缘水平。

35kV电气设备的绝缘水平以避雷器雷电冲击残压为基准，配合系数1.4。35kV电气设备的绝缘水平见表3-9。

表3-935kV电气设备及主变中性点绝缘水平

3.4.1.3 10kV电气设备的绝缘配合

（1）避雷器选择。

根据DL∕T620–1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》第4.2.6条所述，当“变压器高低压侧接地方式不同时，低压侧宜装设操作过电压保护水平较低的避雷器”。为此，主变10kV侧配置YH5WZ-12/32.4型氧化锌避雷器，其主要技术参数见表3-10。

表3-1010kV氧化锌避雷器主要技术参数

（2）10kV电气设备及主变压器中性点的绝缘水平。

10kV电气设备的绝缘水平以避雷器雷电冲击残压为基准，配合系数1.4。10kV电气设备的绝缘水平见表3-11。

表3-1110kV电气设备及主变中性点绝缘水平

3.4.2 雷电过电压保护

（1）主变压器的绝缘配合

本工程选用三圈电力变压器，主变压器110kV进线设置避雷器作为全110kV系统保护，另外根据过电压规程要求，在主变压器35kV和10kV侧进线及母线设置避雷器，以保护35kV、10kV设备。

（2）防直击雷。

本工程采用建筑防雷作为防直击雷保护措施。

3.5 电气总平面布置及配电装置型式

3.5.1 电气总平面布置

110kV采用户内GIS布置，位于配电装置室东侧，由东侧电缆进线。35kV和10kV空气绝缘开关柜布置35kV、10kV配电装置室内，电缆出线。无功补偿装置布置于配电装置室西侧，变压器布置在配电装置室北侧。预制式二次组合设备布置在配电装置室东侧。

变电站大门应直对主变压器运输道路，满足GIS、主变压器、预制式二次组合设备等的整体运输。

3.5.2 配电装置型式

110kV配电装置户内GIS布置，采用电缆进出线方式。

主变压器户内布置，主变本体及散热器水平分离布置，本体布置于主变室，中性点设备布置在主变室内，散热器布置于户外。

10kV电容器成套装置布置于建筑西侧，与开关柜之间电缆连接。

10kV接地变及小电阻成套装置室布置于主变散热器南侧，与主变进线回路之间采用硬母线连接。

本方案35kV和10kV配电装置采用移开式开关柜户内双列布置，35kV主变进线采用电缆进线方式，出线均采用电缆。10kV主变进线及母线跨线采用架空封闭母线桥方式，出线均采用电缆。

3.6 防雷接地

3.6.1 防雷

本工程采用建筑防雷作为防直击雷保护措施。

3.6.2 接地

主接地网采用不等距网格布置，接地网工频接地电阻设计值应满足规程要求，如果工程计算值超出允许值，应采取必要措施。

考虑全户内变电站主接地网不可检修性，水平接地体采用铜质材料，本方案接地引下线选用-60×6镀锌扁钢、主接地网采用-40×5扁铜，集中垂直接地体选用直径25mm铜棒。具体工程应根据实际短路入地电流进行选择计算。

3.7 站用电及照明

3.7.1 站用电

本变电站站用电源交直流一体化系统包括交流、直流、逆变等部分，由交流进线模块、交流馈线模块、充电模块、逆变电源模块、站用通信电源模块、直流馈线模块、直流母线绝缘监测模块、蓄电池组、蓄电池监测模块、数字一体化监控模块组成。

交流站用电系统为380/220V中性点接地系统，由1面交流低压配电柜组成。站用电系统采用单母线接线，由两台站用变获得的380V电源分别经电缆引入站用交流屏，并设互投功能。

3.7.2 照明

变电站内设置正常工作照明和事故照明。正常工作照明采用380/220V，由站用电源供电，事故照明由直流系统蓄电池供电，不与交流电源进行自动切换，手动投入，在主控室设事故照明灯，出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。

主控室照明灯具，采用嵌入式铝合金栅格荧光灯。配电装置的照明采用高效节能投光灯照明。

3.8 电缆设施

3.8.1 电缆选型

电力电缆和控制电缆选择按照GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》选择。

3.8.2 电缆敷设

电缆采用电缆沟和穿管敷设方式。

3.8.3 电缆防火

电缆防火的措施是在屏柜下方，电缆沟每隔一定区段，采用耐火材料封堵。

4 二次部分

4.1 系统继电保护及安全自动装置

4.1.1 工程概况

XX变电站建设规模为：

主变压器远景3×50MVA，电压等级110/35/10kV（#3主变110/10kV或110/35/10kV），本期2×50MVA；

110kV本期及远景均为线变组接线；

35kV线路远景6回，本期4回，35kV远景单母线分段接线(单母线三分段接线)，本期为单母线分段接线；

10kV线路远景18回，本期12回，10kV远景单母线三分段接线，本期为单母线分段接线。

每台变压器配2组无功补偿装置，远景共6组，本期2台主变，配4组无功补偿装置，分接于10kV Ⅰ、Ⅱ母母线上，采用户外成套装置。

110kV配电装置型式为户内GIS，35kV、10kV配电装置型式为开关柜。

全站设置一个二次设备室，用于布置主变及公用二次设备；110kV间隔设备布置于就地预制式智能控制柜，10kV二次装置就地布置于开关柜内。

4.1.2 110kV线路保护

（1）本方案110kV线路每回线路配置1套微机线路保护，转供线路、环网线及电厂并网线可配置1套纵联保护，线路保护采用保护测控集成装置，本期每2回110kV线路配置1面保护测控柜，本期共计配置1面柜。

（2）线路保护直接采样、直接跳闸。

（3）线路保护为纵联保护时，保护通道型式根据实际工程系统方案确定。

4.1.3 站域保护控制装置

（1）配置1套站域保护控制装置，实现全站备自投、主变压器过负荷联切、低频低压减载等紧急控制功能（根据实际工程需求配置）。

（2）站域保护控制装置通过网络方式采集SV报文和GOOSE报文。

4.2 系统调度自动化

4.2.1 调度关系

本站位于XX市XX县，由XX地调调度。有关远动信息由变电站自动化系统采集、远传，通过数据网络方式送到XX地调。

4.2.2 系统调度自动化现状

XX地区电力调度控制中心：XX地区电力调度控制中心的调度控制一体化平台为XX公司的XX型号的电网调度自动化系统，具备SCADA/AGC/AVC/WAMS/DTS/PAS等功能，接收XX地区有关发电厂、变电站的远动信息。主站系统与厂站间的远动规约支持IEC60870-5-101和IEC60870-5-104等规约（或相应电力行业标准）。

4.2.3 远动信息采集

（1）本站远动信息采集根据《电力系统调度自动化设计技术规程》进行本期工程的调度自动化信息设计。

（2）遥测量包括主变、110kV等的电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数、有功电度等参量；

（3）遥信量包括主变、110kV等的断路器/刀闸位置、保护动作、装置自检等信号；

（4）遥控量包括变电站内所有断路器/刀闸分、合闸遥控，主变压器有载调压开关档位等。

4.2.4 远动信息传送

远动信息采取“直采直送”原则，直接从测控单元获取远动信息并向调度端传送。远动系统与变电站其他自动化系统共享信息，不重复采集。

本站建成后，XX地调以数据网方式接收该所的调度自动化信息。

4.2.5 远动通信装置

（1）站内划分安全I、II区（如站内设置安全I、II区），安全I区设备与安全II区设备之间设置防火墙。I区数据通信网关机以直采直送方式向调度端传送站内实时信息；II区数据通信网关机以直采直送方式向调度端传送站内保护、录波等非实时信息，为调度端提供告警直传、远程浏览和调阅服务等。

（2）I区数据通信网关机双重化配置，II区数据通信网关机单套配置。

（3）远动通信设备实现与相关调度中心等主站端的数据通信，并满足相关规约要求。

4.2.6 电能量计量系统

（1）站内设置1套电能量计量系统，包括电能计量装置和电能量采集终端等。

（2）XX出线为关口计费点，配置双套0.2S关口电能表，采用模拟量输入。

（3）主变压器各侧配置电能表，35kV、10kV线路、无功补偿、站用变计量功能集成于多合一装置。

（4）电能量采集终端按单套配置，采用串口及网络方式采集电能量信息。

（5）电能量采集终端宜通过电力调度数据网与电能量计量主站系统通信，电能量采集终端应支持DL/T 860规约。

4.2.7 调度数据网络及安全防护装置

4.2.7.1 调度数据网接入设备

（1）配置1套调度数据网络设备，包含1台路由器和2台交换机，接入XX地区调度数据网XX接点。

（2）接入业务包括远动信息、电能量信息、保护及故障录波信息等。针对不同的业务类型，在交换机上划分不同的VPN。

4.2.7.2 二次系统安全防护

（1）按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则配置变电站二次系统安全防护设备。

（2）安全I区设备与安全II区设备之间通信设置防火墙（如站内设置安全I、II区），监控系统与远方调度() 中心进行数据通信设置纵向加密认证装置。

4.3 系统及站内通信

4.3.1 光纤通信系统方案

光纤通信电路的设计，应结合通信网现状、工程实际业务需求以及各网省公司通信网规划进行。

（1）光缆建设

随XX新建110kV线路架设1根XX（24～48）芯OPGW光缆，缆纤芯类型采用G.652光纤。

（2）光传输设备配置

1）按调度关系及地区通信网络规划要求建设相应的光传输系统。

2）配置1套光传输设备，接入相应的光传输网。

3）光纤通信传输干线电路速率为155Mbit/s～2.5Gbit/s，支线电路速率为155Mbit/s～622Mbit/s。对于光纤链路的设备群路光口采用1+1配置。

3）对于同一传输网络中所有站点的光通信设备，为同一系列产品，软件版本保持兼容。对于故障时影响电路的公共板卡（如交叉矩阵板、时钟板、电源板等）冗余配置。

4）复用保护的光传输设备，保护接口采用2Mbit/s接口。每套光传输设备2Mbit/s支路板冗余配置。

（3）PCM接入设备（需要时）

1）PCM接入设备根据业务接入需要配置并满足相关业务要求。

2）PCM接入设备的重要板卡（电源、主控板等）冗余配置。

4.3.2 电力线载波通信系统

暂不配置电力线载波通道。

4.3.3 站内通信

（1）调度及行政电话

站内不设置程控调度交换机。变电站调度及行政电话由调度运行单位直接放小号或采用软交换方式解决。

（2）综合数据通信网设备

配置1套综合数据通信网设备，路由器采用的上联链路与网络中就近的汇聚节点互联。

（3）通信设备监测系统

1）通信设备的环境监测功能由站内智能辅助控制系统统一考虑，不配置。

2）通信设备的告警信息接入站内计算机监控系统，并通过该系统向运行维护单位转发相关监视信息。

（4）通信电源系统

采用-48V直流电源为通信设备供电，具体配置详见4.6.5节相关内容。

（5）通信设备布置

1）通信设备按远景规模组XX面，与二次设备统一布置在二次设备室，通信设备屏位连续布置。

2）光通信设备、PCM接入设备、综合数据网设备、配线设备等分类组柜，配线部分按远景规模一次建成。

3）通信机柜尺寸为2260mm×600mm×600mm，与二次设备机柜颜色保持一致。

（6）防雷与接地

1）通信设备的防雷和过电压能力满足DL548《电力系统通信站防雷运行管理规程》的要求。

2）通信设备的防雷接地、保护接地与工作接地合用一组接地体，机房接地母排和其它二次设备统一考虑，接地母排延伸到通信各屏柜。

3）通信设备各直流电源的正极，在电源设备侧直接接地。

（7）通信缆线敷设

1）OPGW光缆进入变电站的引入光缆，选择全介质光缆，光缆套管采用阻燃材料。

2）所有110kV出线构架两侧均预埋镀锌钢管至电缆沟。

（8）站内综合布线

根据运行管理部门和各专业的需求，在站内进行统一的综合布线。信息点、语音点的布置根据运行部门和各专业的实际需求确定。

4.4 变电站自动化系统

4.4.1 主要设计原则

（1）变电站自动化系统的配置及功能按无人值守模式设计。

（2）采用开放式分层分布式树形网络结构，由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过程层设备按工程实际规模配置。

（3）站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T 860，实现站控层、间隔层、过程层二次设备互操作。

（4）站内信息具有共享性和唯一性，变电站自动化系统监控主机与远动数据传输设备信息资源共享。

（5）站内具备时间同步系统管理功能。

4.4.2 监测、监控范围及功能

变电站自动化系统的监测、监控范围按照DL/T 5103《35kV~220kV无人值班变电站设计技术规程》执行，并在其基础上增加电源、辅助系统等信息。

变电站自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制等功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。实现如下功能：

(1) 信号采集

监控系统的信号采集按照DL/T 5149-2001《220~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。

(2) 远动功能

远动通信设备需要的数据直接来自数据采集控制层的I/O测控装置，并且通过站级层网络作为传输通道，远动通信设备与站内监控设备无关，主机兼操作员站的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有任何影响。

(3) 五防闭锁

监控系统具备逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。

(4) 电压一无功自动控制(AVQC)

通过计算机监控系统实现电压一无功自动控制(AVQC)功能。

(5) 顺序控制

通过计算机监控系统软件预先设定的程序对受控设备进行顺序控制。

(6) 智能告警

通过计算机监控系统实现变电站信息分层和整合、智能分析和判断。

4.4.3 系统网络

（1）站控层网络

站控层设备与间隔层设备之间组建单以太网络，配置站控层交换机，按设备室或按电压等级配置间隔层交换机。

（2）过程层网络

1）110kV间隔内设备过程层GOOSE、SV报文采用点对点方式传输。

2）集中设置2台过程层中心交换机，组建单以太网络，实现站域保护控制装置GOOSE、SV报文的共网传输。

3）35kV、10kV不设置过程层网络，GOOSE报文通过站控层网络传输。

（3）数据传输要求

1）站控层交换机采用百兆电口，站控层交换机之间的级联端口采用百兆电口。

2）对于采样值传输，每个交换机端口与装置、交换机级联端口之间的流量不大于端口速率的40%。

4.4.4 接口要求

微机保护装置、一体化电源系统、智能辅助控制系统等与计算机监控系统之间采用DL/T 860通信标准通信。

4.4.5 设备配置

（1）站控层设备配置

1）监控主机兼操作员、工程师工作站、数据服务器1台。

2）数据通信网关机：I区数据通信网关机（集成图形网关功能）2台，II区数据通信网关机1台。

主要站控层设备配置如表4-1所示。

表4-1站控层设备配置

（2）间隔层设备配置

继电保护、安全自动装置、电能计量装置的具体配置详见4.1及4.2章节相关内容。

本方案测控装置配置如下：

1）主变压器各侧及本体测控装置单套配置。

2）35kV、10kV间隔采用保护、测控、计量多合一装置。

（3）过程层设备配置

110kV、35kV及10kV主变进线智能终端合并单元集成装置双套配置。

4.4.6 网络通信设备

（1）站控层网络交换机

二次设备室内配置1台Ⅰ区站控层交换机、1台Ⅱ区站控层交换机。35kV开关柜室配置1台间隔层交换机。

10kV开关柜室配置2台间隔层交换机。

（2）过程层网络交换机

110kV系统本期及远景配置1台过程层中心交换机（16光口）。

交换机配置如表4-2所示。

表4-2网络交换机配置表

4.5 元件保护

4.5.1 主变压器保护

（1）每台主变压器电量保护双套配置，每套保护含完整的主、后备保护功能，两套保护组1面柜；本期2台主变压器共2面主变保护柜。

（2）每台主变压器非电量保护单套配置，与本体智能终端装置集成。

（3）变压器电量保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳分段断路器及闭锁备自投等采用GOOSE网络传输。

（4）变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送。

4.5.2 35kV元件保护

（1）35kV采用保护、测控、计量多合一装置，按间隔单套配置，就地分散安装于开关柜。

（2）35kV线路测控计量多合一装置4套，35kV分段保护测控集成装置1套，35kV母线不配保护。

（3）保护具备通信管理功能，与监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，规约采用DL/T 860，接口采用以太网。

4.5.3 10kV元件保护

（1）10kV采用保护、测控、计量多合一装置，按间隔单套配置，就地分散安装于开关柜。

（2）10kV线路测控计量多合一装置12套，10kV分段保护测控集成装置1套，10kV并联电容器测控计量多合一装置4套，10kV站用变保护测控计量多合一装置2套，10kV母线不配保护。

（3）保护具备通信管理功能，与监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，规约采用DL/T 860，接口采用以太网。

4.6 交直流一体化电源系统方案

4.6.1 系统组成

站用交直流一体化电源系统由站用交流电源、直流电源、交流不间断电源(UPS)、直流变换电源(DC/DC)等装置组成，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。站用交直流一体化电源系统结构如图4-1所示。

图4-1站用交直流一体化电源系统结构图

4.6.2 交流电源

交流电源设备配置见3.7.1节。

4.6.3 直流电源

（1）直流系统电压

站内操作电源额定电压采用220V，通信电源额定电压-48V。

（2）蓄电池型式、容量及组数

蓄电池容量及通信负荷按2小时事故放电时间计算。装设1组阀控式密封铅酸蓄电池，容量为200Ah。

（3）充电装置台数及型式

配置1套高频开关充电装置，模块数按（4+1）×10A配置。

（4）直流系统接线方式

直流系统采用单母线接线。

蓄电池设置专用的试验放电回路。试验放电设备经隔离和保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。

（5）直流系统供电方式

直流系统采用辐射型供电，110kV及主变压器各侧直流电源取自直流馈线柜，35kV、10kV 开关柜按段设置直流电源小母线。

智能控制柜以柜为单位配置1~2路直流电源，柜内各装置共用直流电源，采用空开分别引接。

（6）直流系统设备布置

直流系统配置1面直流充电机柜、2面直流馈线柜，蓄电池组3面柜，布置于二次设备室内。

（7）其它设备配置

每套充电装置配置一套微机监控单元，蓄电池配置一套蓄电池巡检仪，直流馈线柜和分电柜上配置直流绝缘监察装置，通过DL/T 860通信规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。

4.6.4 交流不停电电源系统

站内配置1套交流不停电电源系统（UPS），主机采用单套配置方式，参考容量为5kVA。

UPS为静态整流、逆变装置，单相输出，配电柜馈线采用辐射状供电方式。

4.6.5 直流变换电源装置

通信电源采用直流变换电源(DC/DC)装置供电。

站内配置1套DC/DC装置，采用高频开关模块型，（2+1）×20A 冗余配置。

4.6.6 一体化电源系统总监控装置

一体化电源系统总监控装置作为集中监控管理单元，同时监控站用交流电源、直流电源、交流不间断电源（UPS）和直流变换电源（DC/DC）等设备。对上通过DL/T 860与变电站站控层设备连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理。对下通过总线或DL/T 860标准与各子电源监控单元通信，各子电源监控单元与成套装置中各监控模块通信。

4.7 全站时间同步系统

站内配置1套时间同步系统，由主时钟和时钟扩展装置组成。主时钟双重化配置，支持北斗导航系统（BD）、全球定位系统（GPS）和地面授时信号，优先采用北斗导航系统。站控层设备采用SNTP对时方式，间隔层设备采用IRIG-B、脉冲等对时方式,过程层设备采用光B码对时方式。精度满足全站二次设备对时要求。时间同步系统结构如图4-2所示。

采用IEC61588网络对时时，需考虑保护、测控及交换机等设备功能支持能力。

北斗GPS

北斗GPS Array

图4-2时间同步系统结构图

4.8 智能辅助控制系统

（1）系统结构

站内配置1套智能辅助控制系统，由图像监视及安全警卫子系统、火灾报警子系统、环境监测子系统等组成。智能辅助控制系统不配置后台系统，利用综合应用服务器（视频服务器）实现智能辅助控制系统的数据分类存储分析、智能联动功能。智能辅助控制系统结

构如图4-3所示。

图4-3智能辅助控制系统结构示意图

（2）图像监视及安全警卫子系统。图像监视及安全警卫子系统设备包括视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机、编码器及沿变电站围墙四周设置的电子围栏等。视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口。就地摄像头按本期建设规模配置。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。

站内配电装置区、主要设备室的摄像头的配置方案详见表4-3。

表4-3视频安全监视系统配置一览表

（3）火灾报警子系统。火灾报警子系统由火灾报警控制器、探测器、控制模块、地址模块、信号模块、手动报警按钮等组成。

火灾探测区域按房（套）间划分。本方案火灾探测区域有：35kV、10kV配电装置室等。火灾报警控制器设置在靠近大门的房间入口处。

火灾报警系统与通风系统进行联动。

（4）环境监测子系统。环境监测子系统由环境数据采集单元、温度传感器、湿度传感器、水浸传感器等组成。配置如下：

1）配电装置室等重要设备间各配置1套温度传感器、湿度传感器；

2）电缆沟等电缆集中区域配置水浸传感器。

（5）联动控制

1）通过和其他辅助子系统的通信，实现用户自定义的设备联动，包括消防、环境监测、报警等相关设备联动。

2）在夜间或照明不良情况下，需要启动摄像头摄像时，联动辅助灯光、开启照明灯。

3）发生火灾时，联动报警设备所在区域的摄像机跟踪拍摄火灾情况、自动解锁房间门禁、自动切断风机电源、空调电源。

4）发生非法入侵时，联动报警设备所在区域的摄像机。

5）发生水浸时，自动启动相应的水泵排水。

6）通过对室内环境温度、湿度的实时采集，自动启动或关闭通风系统。

4.9 二次设备组柜与布置

4.9.1 二次设备组柜方案

（1）站控层设备组柜方案

1）监控主机（兼操作员、工程师工作站、数据服务器功能）组1面柜；

2）Ⅰ区远动网关机(兼图形网关机)、Ⅱ区远动网关机、硬件防火墙组1 面柜；

4）调度数据网设备、二次系统安全防护设备组1面柜。

（2）间隔层设备组柜方案

1）公用设备

a)公用测控装置与站控层Ⅰ、Ⅱ区交换机合组1 面柜。

b)站域保护控制装置与过程层中心交换机组1面柜。

c)时钟同步系统主时钟及扩展时钟装置组1面柜。

d)智能辅助控制系统组1 面柜。

2）主变

a）主变压器保护及测控

电量保护：主变保护1和主变保护2合组1面柜。

主变测控：主变各侧测控装置合组1面柜。

本期#1、#2主变各组2面柜，远景#3主变再组2面柜。

非电量保护与本体智能终端集成，下放布置于主变本体智能控制柜内。

b）主变压器电能表

#1、#2主变的高、中、低压侧关口电能表6只，电能数据采集终端1套，组柜2面（预留远景#3主变电能表安装位置）。

6）35kV、10 kV保护、测控、计量多合一装置

装置分散就地布置于开关柜。

（3）过程层设备组柜方案

1）110kV 侧合并单元智能终端集成装置布置于智能控制柜内。

2）主变35kV、10kV侧合并单元智能终端集成装置布置于35kV、10kV开关柜内。

（4）网络设备组柜方案

1）站控层不单独设置网络交换机柜，站控层Ⅰ、Ⅱ区交换机与公用测控共同组1面柜。

2）35kV、10kV站控层交换机分散布置在各母线设备开关柜上。

（5）其他二次系统组柜方案1）通信设备组3面柜。

2）直流电源设备组8面柜，其中直流蓄电池组3面柜。

3）火灾报警系统主机组1面柜。

4）预留屏柜。二次设备室内预留4面屏柜。

4.9.2 二次设备模块划分方案

二次设备设置如下模块：

（1）站控层设备模块：包含监控系统站控层设备、调度数据网络设备、二次系统安全防护设备等。

（2）公用设备模块：包含公用测控装置、时钟同步系统、站域保护控制装置、辅助控制系统等。

（3）通信设备模块：包含光纤系统通信设备、站内通信设备等。

（4）直流电源系统模块：包含直流电源、交流不间断电源（UPS）、逆变电源（INV，可选）、直流变换电源（DC/DC）、蓄电池等。

（5）主变间隔层设备模块：包含主变压器保护装置、主变测控装置、电度表等。

4.9.3 二次设备布置

全站设置一个二次设备室，布置所有二次设备模块，含1个控层设备模块、1个公用设备模块、1个通信设备模块、1个主变间隔模块、1个直流电源系统模块及交流系统柜等。4.9.4 柜体统一要求

（1）二次设备室内二次设备柜体要求

1）间隔层二次设备、通信设备及直流设备等二次设备屏柜采用2260×600×600mm（高×宽×深）屏柜；站控层主机及服务器柜采用2260×600×900mm（高×宽×深）屏柜。

2）二次设备室内二次设备柜体颜色统一。

3）二次设备采用前接线、前显示式装置，二次设备共布置三列，中间布置一列，另双列靠墙布置，屏正面开门，屏后面不开门。

（2）预制式智能控制柜要求

1）智能控制柜尺寸为800×800mm（宽×深），柜体颜色统一。

2）智能控制柜与GIS设备统一布置在槽钢上，净距满足800~1200mm的要求。

3）智能控制柜采用双层不锈钢结构，内层密闭，夹层通风，柜体的防护等级达到IP55。

4）智能控制柜设置散热和加热除湿装置，在温湿度传感器达到预设条件时启动。

5）智能控制柜内部的环境满足智能终端等二次元件的长年正常工作温度、电磁干扰、防水防尘条件，不影响其运行寿命。

4.10 互感器二次参数选择

（1）电流互感器

全站主变压器各侧及35kV、10kV均采用常规电流互感器，二次参数配置详见表4-4。

表4-4电流互感器二次参数一览表

（2）电压互感器

110kV、35kV、10kV母线均采用常规电压互感器，二次参数配置详见表4-5。

表4-5电压互感器二次参数一览表

4.11 二次设备的接地、防雷、抗干扰

（1）选用抗干扰水平符合规程要求的继电保护、测控及通信设备。

（2）自动化系统站控层网络通向户外的通信介质采用光缆，过程层网络、采样值传输采用光缆，能有效地防止电磁干扰入侵。

（3）二次设备室内部的信息连接回路采用屏蔽电缆或屏蔽双绞线。

（4）双套保护配置的保护装置的采样、起动和跳闸回路均使用各自的光/电缆。

（5）在二次设备室内，沿屏（柜）布置方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端联接后构成室内等电位接地网。室内等电位接地网必须用4根以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。

（6）控制电缆选用屏蔽电缆，屏蔽层两端可靠接地。

（7）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、电容式电压互感器（CVT）、结合电容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。

4.12 光缆/电缆选择

采用预制线缆实现一次设备与二次设备、二次设备间的光缆、电缆标准化连接，提高二次线缆施工的工艺质量和建设效率。

预制线缆应用如下：

（1）预制光缆

1）二次设备室至智能控制柜采用单端预制光缆，实现光缆即插即用。

预制光缆选用铠装、阻燃型，自带高密度连接器或分支器。光缆芯数选用8芯、12芯、24芯，每根光缆备用2～4芯。

2）二次设备室内不同屏柜间二次装置连接采用尾缆，尾缆采用4芯、8芯、12芯规格。柜内二次装置间连接采用跳线，柜内跳线采用单芯或多芯跳线。

3）采用缓变型多模光纤。

4）就地预制式智能控制柜至二次设备室之间的光缆按间隔、按保护双套原则进行光缆的整合，就地预制式控制柜至与对时等公用设备的光缆不单独设置。

（2）预制电缆

1）主变压器、GIS本体与智能控制柜之间二次控制电缆采用预制电缆连接，采用双端预制、槽盒敷设方式。当电缆采用穿管敷设时，采用单端预制电缆，预制端设置在智能控制柜侧。预制电缆采用双端预制且为穿管敷设方式下，选用高密度连接器。

2）电流、电压互感器与智能控制柜之间控制电缆、交直流电源电缆不采用预制电缆。

5 土建部分

5.1 概述

海拔高度<1000m，设计基本地震加速度按0.10g考虑，设计基本风速V

=30m/s，天然地

基，地基承载力特征值fak=150kPa，无地下水影响。

5.1.1 站区场地概述

(1) 站址按假定的正北方向布置。

(2) 假定场地设计为同一标高。

5.1.2 通用设计的原始资料

变电站设计标高零米以下的内容不属于本次设计范围。

5.1.3 主要建筑材料

5.1.3.1 现浇钢筋混凝土结构

混凝土：C25、C30、C35用于一般现浇钢筋混凝土结构及基础；C15用于混凝土垫层。

水泥：32.5#～42.5#普通硅酸盐水泥

5.3.1.2 钢筋

HPB300钢筋用于直径≤12mm的非予应力钢筋

HRB335、HRB400钢筋用于直径＞12mm的非予应力钢筋

5.3.1.3 钢结构

钢材：Q235B、Q345B

螺栓：4.8级、6.8级、8.8级

5.2 站区总布置及交通运输

5.2.1 站区总平面布置及竖向布置

变电站总平面布置应根据生产工艺、运输、防火、防爆、环境保护和施工等方面的要求，按照最终规模对建(构)筑物、管线、道路等进行规划设计，总平面应布置合理，功能区域划分明确，工艺流程顺畅，考虑机械作业和通道空间，检修维护方便，有利于施工，便于扩建。

变电站内设配电装置室一座，布置于站区的中部，用于站内生活和消防水设施的消防泵房、蓄水池、污水处理装置布置在站区东侧。

站区围墙东西方向长84.2m，南北方向长40.0m，围墙内占地0.34h㎡。

变电站内设有用于设备运输及消防使用的环形道路，便于巡视、生产和管理，视觉效果良好，并与进站道路相连。

表5-1土建部分主要技术经济指标表

5.2.2 站区竖向布置

站区场地竖向布置假定为同一标高，场地设计标高取±0.00m。配电装置室内外高差取0.45m。

5.2.3 道路、围墙及电缆沟

站内道路宜采用公路型道路，湿陷性黄土地区、膨胀土地区宜采用城市型道路，可采用混凝土路面或其他路面。采用公路型道路时，路面宜高于场地设计标高 100mm。

站内主变压器运输道路及消防道路宽度为4m，采用环形道路，消防道路内转弯半径9m。满足主变压器、二次设备运输及消防车通行要求。

站区大门入口处设置在站区东侧，采用轻型实体门。围墙宜采用大砌块实体围墙，高度为 2.3m。城市规划有特殊要求的变电站可采用通透式围墙。围墙饰面采用水泥砂浆或干粘石抹面，围墙顶部宜设置预制压顶。大砌块推荐尺寸为 600mm（长）×300mm（宽）×300mm （高）。围墙中及转角处设置构造柱，构造柱间距不宜大于3m，采用标准钢模浇制。

站区电缆沟可采用混凝土或砌体结构，砌体沟体顶部宜设置预制压顶。沟深≤1000mm 时，沟体宜采用砌体；沟深＞1000mm 或离路边距离＜1000mm 时，沟体宜采用现浇混凝土。在湿陷性黄土地区，不宜采用砖砌体电缆沟。

电缆沟采用成品盖板，材料为有机复合盖板或包角钢混凝土盖板。风沙地区盖板应采用防水型盖板。

5.2.4 场地处理

配电装置室室外场地面宜采用索砖硬化地面。雨水充沛地区，可简单绿化，但不应种植人工草坪、设置绿化管网。

5.3 装配式建筑

5.3.1全站建筑物简述

站内建筑物应按工业建筑标准设计，应统一标准、统一风格布置，方便生产运行。

站内建筑物仅包括配电装置室。全站总建筑面积为1191m2，详见表5-2。

表5-2站内各建筑物一览表

5.3.1.1 配电装置室平面布置

配电装置室采用“一”字形布置方式，配电装置室建筑层数为一层，层高4.0m、8.0m，建筑面积为1145m2，建筑总高度为9.15m，建筑体积约为6630m3。室内外高差0.45m。配电装置室内布置10kV（35kV）配电装置室、110kVGIS室、主变压器室、电容器室、消弧线圈室、接地小电阻室、站用变室、二次设备室及辅助用房等，辅助用房仅包括安全工具间、资料室、卫生间

5.3.1.2 立面设计特点

建筑立面设计力求简洁，舒展，明快。同时注重建筑的细部处理，体现现代工业建筑严谨的特性。采用国家电网公司企业标准色彩，与预制舱式二次组合设备及周围环境相协调。

5.3.1.3 建筑装修

外墙：采用环保型外墙涂料饰面，建筑色采用国网标准色系。

门窗：室内门根据房间使用功能，采用成品木门及防火门，室外门可采用塑钢门或铝合金门，外窗采用塑钢窗或铝合金窗，门窗玻璃采用中空镀膜玻璃。

外窗的气密性不应低于GB/T7106规定的4级，水密性不应低于GB/T7106规定的3级，抗风压性能不应低于GB/T7106规定的3级。

屋面：防水等级Ⅰ级，屋面采用有组织排水，屋面保温隔热层厚度依据变电站所在区域气象条件自行计算确定。

墙体：采用水泥纤维复合板或复合压型钢板。

表5-310kV配电装置室内部装修一览表

5.3.2 结构设计

5.3.2.1 配电装置室

（1）装配式建筑物配电装置室宜采用单层钢框架结构。

（2）钢结构框架的梁、柱统一采用热轧H型钢，屋面板统一采用压型钢板为底模的非组合屋面板。

（3）钢结构的防腐宜采用镀层防腐和涂层防腐。

（4）钢结构防腐涂料选型由具体工程择优选择，防腐涂料应做可焊性试验。

5.3.2.2 设备基础

小型基础如灯具、构支架柱混凝土保护帽等均采用预制清水混凝土构件。

5.3.2.3 辅助及附属建(构)筑物

蓄水池、事故油池等地下构筑物均采用现浇钢筋混凝土结构。

5.4 暖通、水工、消防

5.4.1 暖通

5.4.1.1 采暖通风气象条件

本方案按非采暖地区设计，站内各建筑物不进行集中采暖设计，对冬、夏季均有温、湿度要求的房间设置冷暖空调及排风等装置。

5.4.1.2 采暖方案及设备选型

各电气设备间均设有低噪声风机作为事故排风装置，兼做通风降温用。10kV(35kV)配电装置室、110kVGIS室采用墙式轴流风机机械通风，外窗和外门作为进风口。主变压器室、站用变室、电容器室、消弧线圈室均采用自然通风，百叶窗作为自然进出风口，机械通风时百叶窗作为进风口。配电装置室，采取机械通风，设低噪声风机，自然送风、机械排风。

5.4.1.3 采暖通风系统与消防报警系统应能联动闭锁，同时具备自动启停、现场控制和远方控制的功能。

5.4.2 水工

5.4.2.1 给水部分

站区采用给水系统。配电装置室建筑体积介于5000m3~20000m3之间，根据《消防给水及消火栓系统技术规范》（GB50974）规定，站内需设室内外水消防栓系统。

5.4.2.2 排水部分

雨水排水：站区雨水按自然排放考虑，站内向围墙找坡排水排水坡度为1％，再由围墙排水口向站外排放，站内不得积水。电缆沟内积水通过PVC加筋管排至渗井。

污水排水：排水管采用排水用UPVC管，管道应符合国家排水用UPVC管技术要求，站内生活污水由排水管道排至化粪池，化粪池应定期清理。

主变设有油水分离式总事故油池，油池有效容积按最大主变油量的60％考虑，采用钢筋混凝土地下油池，主变事故时的排油，经事故油池进行油水分离后的废水集中收集处理不外排，事故后贮存在油池中的油用专用车辆运至指定地点。

5.4.3 消防

5.4.3.1 概述

设计范围为站区内的整个消防系统，主要包括以下方面：

(1) 建筑灭火器配置

(2) 火灾探测报警及控制系统、消防供电

(3) 其他消防措施

5.4.3.2 消防设计主要原则

根据国家现行消防规范要求，消防系统的设置以加强自身防范为主，在具体措施上贯彻“预防为主，防消结合”的方针，采取适当防火措施，防止和减小火灾造成的损失。

5.4.3.3 消防系统

(1)火灾探测报警及控制系统

站内设置一套火灾报警及控制系统。火灾报警控制器的容量、性能要求及相应接口均按照终期规模考虑，火灾探测报警区域包括10kV配电装置等。根据安装部位的不同，采用不同类型和原理的探测器。火灾探测报警系统由烟感、温感探头、红外对射探头、手动报警按钮、警铃、消防联动控制器、火灾报警控制器等组成。报警信号上传至地区监控中心及相关单位。

(2)移动式灭火器配置

变电站内各建筑物和主变压器按DL5027《电力设备典型消防规程》和GB50140《建筑灭火器配置设计规范》要求设置不同类型的移动式灭火器。室内灭火器设置在灭火器箱内，放置在建筑物房间门口等明显和便于取用的地点。

主变压器附近设置推车式灭火器。

(3)其他消防措施

对主变压器及散热器设置油水分离式总事故油池，当发生火灾的时候，将变压器及散热器油排放到事故油池中。

在主变压器附近还应配置一定数量的消防铲、消防斧、砂箱和消防铅桶等消防设施。

有防火要求的门窗均为防火门窗。

本站的电缆敷设设计应满足有关规范的要求。电缆从室外进入室内的入口处，应采取防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔的措施。

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