110kV永康变电所初步设计说明书.docx

xxxxxxllOkV永康变电所初步设计说明书XXXXXXXXXXXXXXXxxxx年XX月总目录第一部分初步设计说明书第二部分工程地质第三部分主要设备清册第四部分工程概算第五部分附图编制人员名单批准:核定:审查:编制:第一部分初步设计说明书1. 总的部分11.2 建设规模11.3 设计标准11.4 所址概况21.5 主要技术经济指标22. 系统概况33. 电气一次部61.1 电气主接线61.2 短路电流计算71.3 主要设备和导体选择81.4 绝缘配合及过电压保护和接地-111.5 配电装置151.6 电气总平面布置151.7 所用电及照明161.8 电缆设施171.9 辅助设施及其它171.1 直流系统与交流不间断电源171.2 计算机监控系统181.3 继电保护及安全自动装置201.4 测量和计量211.5 二次设备的布置221.6 二次系统防雷231.7 图像监视及安全警卫系统241.8 抗干扰措施及二次电缆的选择255. 土建部分265.1 设计基本资料265.2 总体布置265.3 建筑设1T285.4 结构及基础305.5 采暖通风315.6 给水排水部分316. 消防部分326.1 设计范囲326.2 消防给水系统326.3 火灾自动报警系统326.4 电缆消防措施336.5 消防应急照明及疏散指示标志336.6 其他消防处理及灭火措施337. 环境保护347.1 变电所污染防治措施347.2 变电所绿化367.3 水土保持措施368. 劳动安全卫生378.1 概述378.2 劳动安全卫生措施379.1 工程项目399.2 施工单位的技术条件要求419.3 主要施工方案429.4 交通运输条件及大件设备运输489.4.3 车辆配置489.4.4 大件设备运输应注意的问题481 .总的部分1.1 设计依据云发改能源2008 1086号云南省发展和改革委员会关于XXXX中西部农网完善工程初步设计的批复。临沧供电局关于上报110KV永康输变电工程可行性研究报告审查意见的请示。1.2 建设规模序号项目建设规模本期最终1主变压器1X40MVA2X40MVA2110kV出线1回6回335kV出线4回8回410kV出线6回12回5无功补偿lX2.4MVar4X2.4MVar1.3设计标准本工程设计依据相关国家标准并参照南方电网公司标准设计原 则进行。主要设计规程、规范如下:工程建设标准强制性条文（电工程部分）电系统设计技术规程电设备过电压保护设计技术规程电设备接地设计技术规程高压配电装置设计技术规程电测量及电能计量装置设计技术规程继电保护和安全自动装置技术规程发电厂、变电所电缆选择与敷设设计技术规程地区电网调度自动化设计技术规程建筑结构设计统标准砌体结构设计规范混凝土结构设计规范建筑地基基础设计规范钢结构设计规范火力发电厂与变电所设计防火规范1.4 所址选择拟建llOkV永康变电所,位于XXXX城北东面XXXX东南方 向约1.5km处的弄空村东700m的斜坡上,地理位置:东经99° 22' 57",北纬24° 05' 53" 西侧距羊一動(羊头岩至勖堆)公 路700m,有乡村便道通到场地,交通方便。所址平整高程约为955.5m,高于羊一劫公路约150m,不受五十 年一遇洪水影响。根据1 ： 4000000中国地震动参数区划图(GB18306-2001)及 建筑抗震设计规范(2008年版)(GB50011 2001),该场地的 地震动峰值加速度为0.20g,地震动反应谱特征周期为0.45s,所对应 的地震基本烈度为印度。其设计地震分组为第三组。该场地处于抗震不利地段,场地土为中软场地土,建筑场地类 别为U类。1.5 主要技术经济指标(1)所址总用地面积:0.9507hm2;(2)围墙内占地面积:0.7256 hm2;(3)主控通信楼建筑面积:385.74m2;(4)总建筑面积:734.22m2。(5)工程投资1、变电所部分工程总投资:3865.06万元2、110kV线路部分工程总投资:597.43万元3、对侧llOkV间隔部分llOkV德党变间隔工程总投资:176.21万元。2.电系统2.1 电系统现状XXXX电系统是以中、小水力发电为主,自发自供为主的地 方电系统。县电网内已建成llOkV变电站1座,35kV变电站11 座,以llOkV、35kV为骨干电网,县电网通过县城llOkV德党变与 镇康县llOkV大石桥变联网;以35kV与耿马县、凤庆县联网。近年来,在XXXX委、县政府领导下大力引进外来资金发展全 县经济,全县电事业也得到长足发展,企业(私人)投资的中、 小型水电站较多,部分电站已进入施工建设。目前,xxxx电系 统应解决的问题是:为县内在建拟建的中、小型水电站上网作好前 期工作,加强县地域中心和负荷中心XXXX的电网建设,从而使县 电网布局进步完善。2.2 在建电源情况:马龙河梯级电站:共4级,级站规划装机12600kW;二级站 规划装机2500kW;三级站规划装机5000kW;四级站规划装机 5000kWo合计规划装机25100kW。计划开发,未进入实施阶段,但仍需进步论证的有:大勖统河电站,计划开发14400kW;德党河三级电站,计划开发20000kW;其它计划开发的小型水电站有:忙海河六级站、忙海河七级 站、忙令河电站。2.3 建设的必要性近几年来,XXXX电负荷增长迅速，2008年最大负荷达到 15.7MW, XXXX境内现仅有HOkV变电所1座,即llOkV徳党变, 变电容量16MVA, llOkV容载比为1.02。远低于导则要求的容载比 值1.82.1,不能满足负荷发展要求。根据负荷预测,2013年XXXX最大负荷将达到39.3MW,到 2015年最大负荷将达到46.21 MW,现有!lOkV网架不能满足负荷发 展要求。此外为解决在建电源点开发后的上网问题,并改善县HOkV网 架结构,增大负荷供电能力,提高供电质量和电网运行的可靠性, 以及为永康工业开发园区建设提供电保障,有必要建设llOkV永 康变电所。2.4 接入系统方案为满足电网运行的稳定性和可靠性,llOkV永康变电所以单回HOkV线路接llOkV德党变电所;拟架设llOkV永康变马龙河电 站线路、llOkV永康变大勖统电站线路（本期工程均预留设备安 装位置）,与现有电网实现联网。2.5 变电所建设规模根据当地现有负荷调查情况及变电所建成后的510年发展规 划,做到远、近期结合,以近期为主,正确处理近期建设与远期发 展的关系,适当考虑扩建的可能,llOkV永康变电所按“无人值 班,有人职守”方式设计,一次设备除主变压器为有油设备外,其 余均为无油设备。二次设备采用微机综合自动化装置和免维护铅酸 蓄电池直流系统成套装置,以满足电网的“遥测、遥信、遥控、遥 调”功能。HOkV永康变电所建设规模:1）、主变压器:最终2X40000kVA,三相三卷有载调压电变 压器,本期建成投运1台。电压等级为:110kV/35kV/10kV,主变 分接头：110±8xl.25%/38.5±2x2.5%/10.5kV,容量比： 100/100/100o2）、llOkV出线6回,本期建成1回。3）、35kV出线8回,本期建成4回。4）、10kV出线12回,本期建成6回。5）、10kV无功补偿装置4X2400kVA,本期建成1组。6）、二次部分采用变电所微机综合自动化系统和免维护铅酸蓄电池直流系统成套装置。7）、对侧工程由于目前对侧llOkV德党变采用变压器一线路组接线,因此需 要在llOkV德党变新建2个llOkV出线间隔,投资概算:176.21万兀8）、通信本工程通信方式初拟采用光纤、载波两种方式。具体设计已委 托相关部门设计中,本工程预留设备安装位置。3 .电气一次部分3.1 电气主接线llOkV永康变电所电气主接线的设计,依据35llOkV变电所 设计规范GB50059和35llOkV无人值班变电所设计规程 DL/T 5103 进行。llOkV侧接线采用单母线分段接线,最终6回出线,2回主 变进线。一期工程建设1回出线,至县城llOkV德党变电站。35kV侧接线采用单母线分段接线,最终8回出线,2回主变 进线。一期工程建设2回出线,1回至35kV班卡变电站,1回至 35kV永康变电站,电气备用2回。10kV侧接线采用单母线分段接线,最终12回出线,4组补 充电容器,2回主变进线。一期工程建设6回出线,1回至果品厂 （最大负荷3600kW） , 1回至老街子（最大负荷750kW） , 1回至 新开发区（最大负荷1500kW） , 1回至天生桥（最大负荷 560kW） , 1回至忙海（最大负荷300kW） , 1回至东半山（最大负荷 1200kW） 为限制10kV侧短路电流,10kV母线正常方式按分列运行考虑。（4）中性点的接地方式:llOkV系统为有效接地系统,主变中性点采用经隔离开关接 地方式,可直接接地或不接地（带间隙保护）,可满足系统不同运 行方式。35kV中性点按经消弧线圈接地设计,以限制过电压水平,提 高运行可靠性。根据电网资料及单相接地电容的计算,本期工程不 装设消弧线圈仅预留安装场地。10kV中性点按经消弧线圈接地设计,以限制过电压水平,提 高运行可靠性。根据电网资料及单相接地电容电流的计算,本期 程不装设相应的接地变压器及消弧线圈,仅预留安装场地。380/220V所用电系统采用中性点直接接地方式。3.2 短路电流计算本变电所短路电流计算水平年为2015年，计算基准: Sj=100MVA, Uj=Uavo为限制10kV侧短路电流,10kV母线正常运 行方式按分列运行。各级电压三相短路电流及短路容量,结果列于 表 3 1。表3-1短路电流计算结果表短路计算点三相路电流有效值（kA）短路冲击电流峰（kA）短路容（MVA）llOkV母线11.8130.122352.935kV母线12.0030.60769.2310kV母线18.7647.84341.303.3 主要设备和导体选择主变压器:选用40MVA油浸式三相三绕组、低损耗、有载 调压变压器,技术参数如下:型号:SFSZ11 - 40000/110GY额定容量:40000kVA容量比（） ： 100/100/100额定比：110 ± 8X1.25%/38.5 ± 2X2.5%/10.5kV调压方式：有载调压联接组别：YN,ynO,dll阻抗：Udl-2%=10.5, Udl-3%=17.5, Ud2-3%=6.5冷却方式:自然油循环风冷110kV中性点绝缘水平:66kV等级llOkV配电装置断路器:选用SF6单断口瓷柱式断路器,1250A, 31.5kA隔离开关:选用完善化改进型水平旋转开启式户外交流高压隔离开关，1250A, 31.5kA电流互感器:选用SF6或油浸式电流互感器,5个二次绕 组,变比根据保护要求和负荷大小选定,准确度等级按电能计 量装置技术管理规程DL/T448要求配置。电压互感器:选用电容式电压互感器,4个二次绕组,准确 度等级按电能计量装置技术管理规程DL/T448要求配置。避雷器：选用氧化锌避雷器Y10W-108/281GY。35kV配电装置35kV配电装置选用35kV金属铠装固定式成套开关柜,内配 SF6断路器,主变进线柜及分段柜采用1250A, 31.5kAo馈线柜采用 1250A, 31.5kAo电流互感器按三相配置,4个二次绕组,馈线柜加 1只零序电流互感器,变比根据保护要求和负荷大小选定;电压互 感器按3个二次绕组配置,准确度等级满足DL/T448的要求。避雷 器选用HY5WZ-51/125GY氧化锌避雷器。35kV户外配电设备:隔离开关:选用完善化改进型双柱水平 旋转开启式户外交流高压隔离开关,1250A, 31.5kA;电压互感器: 选用户外干式电压互感器,1个二次绕组;柜内避雷器:选用氧化 锌避雷器 HY5WZ-51/125GYO(4) 10kV配电装置10kV配电装置选用10kV金属铠装固定式成套开关柜,内配 固封式真空断路器,主变进线柜及分段柜采用3150A, 31.5kAo馈线 柜采用!250A, 31.5kAo电流互感器按三相配置,3个二次绕组,馈 线柜加1只零序电流互感器,变比根据保护要求和负荷大小选定; 电压互感器按3个二次绕组配置,准确度等级满足DL/T448的要 求。柜内避雷器选用HY5WZ-17/45GY氧化锌避雷器。10kV户外配电设备:隔离开关：选用双柱水平旋转开启式户 外交流高压隔离开关,630A, 25kA;电压互感器：避雷器:选用 HY5WS-17/50GY氧化锌避雷器。10kV并联补偿电容器装置:选用户外集合式电容器补偿装置,串接X=5%电抗器，装设4极接地开关,其中3极用于进线,1 极用于中性点。所用变压器和接地变压器:因本期工程不装设接地变压器及 消弧线圈等设备,仅预留安装场地。故本期工程需安装10kV所用变 压器,选用干式设变压器,单台容量按lOOkVA考虑。导体选择主变!lOkV. 35kV侧进线工作电流按1.1倍变压器额定容量 计算宜选用LGJ-300/40或2x LGJ-300/40型架空软导线与电气设备 连接,10kV宜选用共箱母线(In=3000A)与10kV配电装置室内电 气设备连接。llOkV线路各出线间隔导线与线路一致配置。35kV、10kV开关柜至出线塔间的连接电缆按出线输送容量确 定。各电压等级导体选择结果参见表3-2电压等级回路名称回路工作电流(A)导体选择备注llOkV主变进线、出线、分段210LGJ-300/40由经济电流密度控制210由载流量控制35kV母线、分段6002xLGJ-400/40由载流量控制主变进线6002xLGJ-300/40由载流量控制10kV母线及进线铜排1732TMY-125X10由载流量控制主变进线1732TMY-125X10由载流量控制3.4 绝缘配合及过电压保护和接地避雷器的配置为防止线路侵入的雷电波过电压,HOkV. 35kV、10kV每段母 线及llOkV、35kV、10kV出线、主变压器三侧及llOkV侧、35kV侧 中性点均安装氧化锌避雷器;主变压器llOkV侧中性点装设放电间 隙和隔离开关。电气设备的绝缘配合1)避雷器参数选择:本工程110kV/35kV/10kV电压等级避雷器均 选择无间隙氧化锌避雷器,llOkV避雷器选用Y10WJ02/265GY, llOkV中性点避雷器选用Y1.5W-72/186GY, 35kV避雷器选用丫5W- 51/125GY, 35kV中性点避雷器选用丫5W-51/125GY, 10kV出线避 雷器选用 HY5WS-17/50GYo避雷器的主要参数参见表3-3项 目避雷器备注llOkV35kV10kV额定电压（kV,有效值）1025117最大持续运行额定电压（kV,有效值）79.64113.6操作冲击（30/60us） 2kA残压（kV峰值）220no38.3雷电冲击（8/20 us） 10kA （5kA）残压（kV峰值）265125 (5kA)45 (5kA)陡波冲击（1/5 us） 10kA （5kA）残压（kV,峰值）281145 (5kA)51.8 (5kA)2）电气设备绝缘配合a. HOkV电气设备绝缘配合:HOkV设备的绝缘水平由雷电冲击 耐压确定,以避雷器雷电冲击10kA残压为基准,配合系数取不小于 1.4, llOkV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数参见表3-4。表3-4 llOkV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数设备名称设备的耐受电压值雷电冲击保护 水平配合系数雷电冲击耐压（kV,峰值）Imin频耐压（kV若"碗侑）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器480450550200185实际配合系数400/253=1 76其它电器550550550*230230断路器断口间550+100550+100230+70230+70隔离开关断口550+100230+70其它电器设备中仅电流互感器承受截波耐压试验。b. 35kV电气设备和主变中性点的绝缘配合。35kV电气设备的绝缘水平按DL/T620交流配电装置的过电压和绝缘配合选取。表3-5 35kV电气设备和主变压器中性点的绝缘水平设备名称设备的耐受电压值雷电冲击耐压（kV,峰值）Imin频耐压（kV有效侑）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器2002002208585其它电器1851859595断路器断口间1851859595隔离开关断口间215118c. 10kV电气设备和主变中性点的绝缘配合。10kV电气设备和主变中性点的绝缘水平按DL/T 620交流配电装置的过电压和绝缘配 合选取。10kV电气设备和主变中性点的绝缘水平参见表3-6。表3-6 10kV电气设备和主变压器中性点的绝缘水平设备名称设备的耐受电压值雷电冲击耐压（kV,峰值）Imin频耐压（kV有效侑）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器7575753535其它电器75754242断路器断口间75754242隔离开关断口间8549主变中性点（HOkV325325325140140主变中性点（35kV2002002208585（3）外绝缘和绝缘子片数的选择设备的外绝缘按IH级防护等级选取,按最高运行电压选择设备 的爬电距离和绝缘子的片数,llOkV泄漏比距取25mm/kV, 35kV、 10kV泄漏比距取31mm/kV （户外）20mm/kV （户内）,单片绝 缘子的爬电距离取450mm。绝缘子宜选择瓷绝缘子,耐张绝缘子串取2片零值,悬垂绝缘 子串取1片零值,llOkV耐张绝缘子串宜取9片、悬垂绝缘子串宜 取8片;35kV耐张绝缘子串宜取5片、悬垂绝缘子串宜取4片。lOkV耐张绝缘子串宜取2片、本工程设计绝缘子按XWP2-70型选 取。(4)直击雷保护所区范围内共设置5避雷针,其中3支独立避雷针;HOkV构 架上2支避雷针,作全所的防直击雷保护,可满足规程对直击雷保 护要求。(5)接地本变电所接地方式采用以水平接地体为主,辅以垂直接地极的 复合接地网。接地体的截面选择满足热稳定和腐蚀要求,频接地 电阻值满足交流电气装置的接地DL/T 621的要求,设备的接地 按“反措”要求。依据现场勘测提供的资料,所址区域土壤电阻率的测量平均值 为190Q - m,经计算,本工程接地网频接地电阻值约1.1Q。按 接触电位差、跨步电位差进行校验及云南电网公司要求,接地网的 工频接地电阻不大于65Q ,则接地电阻不满足要求，需采取降阻措 施。根据本变电站场地的土壤电阻率分布的特点,本变电站降阻措 施拟采用如下方案:先采用在变电所围墙范围内接地网填埋物理降 阻剂的和装设68组电解地极方式,将变电所接地电阻降至0.5Q 以下。如接地电阻仍不能满足要求,再采取接地网施工时预留的外 引接地带在所区围墙外的区域实施相应的降阻措施,直至满足要求 为止。3.5 配电装置llOkV配电装置:本工程HOkV配电装置采用软母线中型布 置方案,断路器单列布置。设备相间距离2米,母线相间距离2.2 米,间隔宽度8米,母线架高7.3米,出线架高10米,HOkV出线 均朝西南方向出线。35kV配电装置:本工程35kV配电装置采用35kV金属铠装 固定式成套开关柜,布置于35kV配电装置室内,为单层建筑。出线 设备布置于户外,出线架高7.3米,间隔宽度5米，35kV出线均朝 西北方向出线。10kV配电装置：本工程10kV配电装置采用10kV金属铠装移 开式成套开关柜,布置于10kV配电装置室内,为单层建筑。出线设 备布置于户外,出线铁塔高8米，间隔宽度4米。10kV出线分为西 北段和东北段，均朝东北方向出线。10kV并联补偿电容器成套装置布置于户外。3.6 电气总平面布置本工程电气总平面布置是根据电气主接线方案,所址地形、地 貌,并结合各电压等级线路出线方向进行设计。本工程电气总平面 布置力求紧凑合理,出线方便,减少占地面积,节省投资。由于变电所所址场地附近地形起伏较大,场地北东、南西侧地 形坡度较陡,而北西角有一单层农房,南东侧为一农耕路通过,变 电所仅能在块65X130m场地进行布置,且受进出线方向限制,故 仅能作个电气布置方案。鉴于变电所地形呈长方形,进所道路位于东南面,并依据所址 的地理位置及规划的各电压等级线路出线方向,liokv配电装置布 置于所区西南面;35kV配电装置室布置在东北面;在llOkV配电装 置与35kV配电装置室间为主变压器安装场地;所区西北面为35kV 出线场;在35kV配电装置室与35kV出线场间的西北部布置有10kV 并联补偿电容器成套装置和10kV配电装置室；所区东北部紧邻进所 道路布置主控制楼,为二层建筑。变电所大门朝东南方向,与所外主公路连接。所区内道路至主变 压器安装场地的主道路宽4米,其余道路宽3.5米。变电所围墙范围长X宽:123mx60m,占地面积为7256m2。电气总平面布置图详见图“YDYKCS02”。3.7 所用电及照明所用电系统为单母线分段接线,由4面AST智能型低压配电柜 组成,带分段备自投功能。正常分列运行,采用380/220V三相四线 制接地系统。所用变选用干式变压器,单台容量lOOkVA,接线组别 为Dynll,所用变分别引接在10kV两段母线上,重要负荷分别从两 段母线双回路供电。因本期工程仅安装1台所用变,所以另一回所 用电进线电源从保留的施工电源变压器引来。主控制楼、配电区（室）及变压器附近分别安装动配电箱或 电源箱,供给检修、试验和照明电源。变电所设正常照明和应急照明。正常照明由所用电系统供电。 设事故照明自动切换装置,供应急照明使用。应急照明正常时由交 流电源供电，可兼做正常工作照明,交流电源断电时自动切换到直 流电源,通过事故照明分电箱供电。全所在主控制楼、35kV及10kV配电室设置应急照明。全所室内及户外照明均采用节能型灯具。3.8 电缆设施本工程户内、户外均采用电缆沟及穿管敷设方式。电电缆及控制电缆全部选用阻燃型铜芯电缆。二次控制电缆采用阻燃铜芯铠装屏蔽电缆,屏蔽层接地措施按 国标GB50217电工程电缆设计规范要求设计。电缆防火延燃措施按国标GB50217电工程电缆设计规范 中电缆防火和阻止延燃措施设计。3.9 辅助设施及其它变电所内不设电气试验室,电气试验由建设单位考虑集中统一安 排。有关继电保护、通信调试仪表及SF6气体检测、水份分析等设 备由建设单位统筹安排。4 .电气二次部分4.1 直流系统与交流不间断电源(1)全所设套直流系统,用于继电保护、监控系统、事故照 明等设备的供电。直流系统电压采用DC220V,按单蓄单充的配 置,单母线接线,采用阀控式密封铅酸蓄电池和N+1热备份型式高 频开关电源。蓄电池容量200Ah,按2h事故放电时间考虑。直流馈 线柜、充电柜、直流电池柜放置于主控室。直流系统应具有自动恢复、交流电源自动切换、过流过压保 护、定期恒流补充充电、绝缘在线监测、防雷等功能。35kV、10kV部分母线采用双回路供电，llOkV及主变等其余设备采用辐射供电方式。直流系统图见图:“YDYKCS14”。(2)为了给变电所自动化系统、火灾自动报警装置等重要负荷 提供不间断电源全所设置套交流不间断电源系统,采用交流和直 流输入,直流电源采用所内直流系统供电。交流不间断电源系统选 用两套3kVA逆变电源,冗余配置,互为备用,组屏放置于主控 室。(3)在主控室设一面继电保护实验电源屏。(4)所内交、直流电源系统均应具备完善的二次防雷措施。4.2 计算机监控系统按变电所综合自动化设计,通过所内计算机监控系统实现远方 控制。4.3 监控系统采用分层、分布、开放式网络结构,以间隔为单 位，按对象进行设计。监控系统可选用UNIX或Windows操作系 统。1)监控系统结构监控系统由站用层和间隔层两部分组成,网络按双网考虑,主 控室及35kV, 10kV配电装置室之间的通信介质采用光纤,其余为双 绞线。所级层采用以太网方式组网,其包括:当地监控主机/操作员 工作站套、远动工作站两套、微机五防系统套和打印机等。间 隔层测控单元采用双以太网接口与监控双网相连,按间隔配置。 llOkV线路、主变的测控与保护分开，集中组屏布置于主控室;35kV、10kV线路测控和保护合二为，安装于35kV、10kV开关柜上。2）控制和操作监控范围:全所的断路器和电动隔离开关;主变压器有载调压开关及10kV无功补偿装置自 动投切;所用电控制;直流系统;交流不停电电源;图像监视及安全警卫系统、火灾报警系统;控制方式:采用三级控制方式,断路器在远方、监控系统和测 控屏上控制,电动隔离开关在远方、监控系统和配 电装置处控制。为使整个监控系统能安全可靠地运行,监控系统须具有相应的 安全、保护措施,如设置操作权限，保证操作的唯一性、命令合法 性检查和闭锁条件检查,按选点、校验、执行的步骤进行操作等。3）监控系统功能监控系统应具备如下功能:数据采集和处理、数据库的建立和 维护、断路器同期、运行监视和报警、事故顺序记录和事故追忆、 运行管理、在线自诊断、远方维护和远方诊断、在线统计和制表打 印、电压/无功控制（VQC）、主变抽头联调、变电所五防、远动信 息等。4）监控系统通信接口监控系统应具备与下列设备或系统的通信接口:调度主站、保 护装置、直流系统、电能采集装置、火灾自动报警系统、图像监控 及安全警卫系统、GPS时钟同步系统、小电流接地选线装置、 380V/220V智能站用电系统等。5)监控系统应具备完善的网络安全防护及二次防雷措施4.4 GPS时钟同步系统全所设置一套GPS时钟同步系统,配一台标准同步钟本体,采 用时间同步扩展装置,满足所内监控系统、保护装置及其它智能设 备的对时要求。GPS时钟同步系统独立于监控系统组屏设计。(3)防误操作闭锁35kV、10kV配电装置采用带五防功能的开关柜,并加装微机五 防锁具,用于防止走错间隔。llOkV设备由监控系统中的微机五防 工作站与各间隔本身的电器闭锁配合完成。(4)其他3.5kV、10kV采用电磁式电压互感器,其二次回路装设微机消 谐装置,下放安装于35kV、10kV配电室的母线设备柜内。35kV、 10kV系统均配置一套小电流接地选线装置,组屏安装于主控室。 4.3继电保护及安全自动装置1.1.1 主变压器保护主变保护按单套设计,主保护为一套微机型纵差保护和本体非 电量保护;HOkV侧后备保护配置套复合电压过流保护和间隙零 序过流、过压保护;35kV侧后备保护配置一套复合电压方向过流保 护;10kV侧后备保护配置套复合电压过流保护。每台主变组1面 保护屏、1面测控屏,其中后备保护与主保护分箱配置。1.1.2 110kV线路保护本工程!lOkV线路配置HOkV微机型线路分相电流差动保护装 置,具备完整的主、后备保护及重合闸功能。1.1.3 llOkV母线保护本工程llOkV配置装置设置!lOkV微机型母线保护装置套, 以快速切除110kv母线范围内故障,提高电网运行的稳定性。1.1.4 所用变自动投入装置所用变采用。.4kV智能所用配电系统,由所用电系统本身完成 各自投功能。1.1.5 10kV电容器采用微机型过压、失压保护及过电流保护，并设不 平衡电压保护。采用保护、测控一体化装置。1.1.6 35kV、10kV线路装设电流、电压速断、过流保护,采用保 护、测控一体化装置。1.1.7 35kV、10kV分段断路器均设置充电保护、过流保护和分段备 自投装置。1.1.8 35kV、10kV线路均装设小电流接地选线装置及低周低压减负 荷装置。4.4 测量和计量4.4.1 测量全所测量表计功能由计算机监控采集及计算实现。4.4.2 计量电能表均采用带通信口的多功能电子式电能表,电能表采用三 相四线,精度有功不低于。.5s级、无功不低于2级。电能表一律采用带通信口的多功能电子表。4.4.2.1 关点设置35kV、10kV的所有用户出线:贸易结算关点,配置块O.5S 级的三相四线电子式三相四线多功能电能表;4.422变电所计量点配置a) 10kV电容器组配1块2.0级的无功电子式三相四线电能表。b) llOkV出线按关口电表设置,各配置块0.5S级的电子式多功 能三相四线电能表。本期工程应设置套电能量远方终端采集变电所所有计量点的电 表信息。要求电能量远方终端应能与变电所内系统及上级地调电能 计费主系统进行可靠通信。4.4.3 电能计费通道电能计费信息需2路2线模拟通道(一主一备)传至上级地调。4.4.4 故障录波设置1套故障录波测距装置,用于事件的顺序记录和故障分 析。4.5 二次设备的布置主控楼内设置主控制室、通信机房。计算机监控系统的站控层 设备,llOkV系统和主变压器的保护柜、测控柜及相应的直流柜、 电能表柜等二次设备集中布置于主控室内,35kV、10kV保护测控 体化装置和电度表就地布置在35kV、10kV开关柜上。所有二次屏柜采用尺寸为:2260mmX 800mmX600mm的前后开门型式柜体,单列布置。主控室平面布置图见图:“YD-YK-CS-4.6 二次系统防雷全所设一套二次系统防雷,用于变电所二次系统防雷电电磁脉冲 及过电压的防护。具体配置为:(1)电源系统的防雷接地。(2)在站用变低压侧至交流配电屏的三根相线,应安装第一 级(开关型)交流电源防雷保护SPD,数量:2套,安装位置:站 用变低压侧。(3)在主要的交流设备电源输入柜分别加装第二级限压型电源 防雷保护。数量:8套,安装位置:直流充电柜、UPS电源柜、继 电保护实验电源柜、户外二次交流电源箱和1#主变风冷控制柜,2# 主变风冷控制柜等。(防雷器均安装在切换装置前)。(4)在直流屏的直流母线输出端须安装具有正极对地、负极对 地保护模式的标称放电电流不小于10kA (8/20卩s)的直流电源 SPD,数量:2套。(5)在直流分屏直流馈线至35kV、10kV高压室直流的馈线两 端安装直流电源防雷保护。数量约12套,安装位置:直流馈线柜, 35kV、10kV 高压室。(6)信号系统防雷接地1)对变电所电能量采集系统的电话线加装1套信号防雷保护。 安装位置:电能表柜对应的电话线路接口。2)控制室远动屏至通信屏的语音线或RS485等信号线,应在远动屏侧安装信号SPD。数量约4套,安装位置：远动通信柜。3）在GPS主时钟的天线接口处加装1台天馈线防雷保护。1.7 图像监视及安全警卫系统全所设套图像监视及安全警卫系统,对全所主要电气设备、 关键设备安装地点以及周围环境进行全天候的图像监控,满足电 系统安全生产的要求。1.7.1 监控对象1.7.2 厂区内环境;1.7.3 器外观及中性点接地开关;1.7.4 内的全部户外断路器、隔离开关和接地开关;1.7.5 内各主要设备间（包括大门、主控制室、通信机房、 35kV、10kV配电装置室等）01.7.6 具体配置原则1）监视隔离开关、接地刀闸触头的分、合位状态llOkV配电区配置1台球形摄像机;2）监视断路器分、合闸指示llOkV每组断路器配1个固定摄像机。3）主变压器每台主变各配置1台球形摄像机观察总体情况、冷却器工作状 态、套管及套管接头、油枕油位及瓦斯继电器情况等。每台主变有载调压机构各设置1个带云台摄像机监视档位位置指 示情况。4）所用变2台所用变设置2台带云台摄像机；5）大门设置1个固定摄像头监视变电所大门;6）主控楼主控制室设置1台球形摄像机;通信机室设置1台带云台的户内 摄像机;35kV高压配电室、10kV高压配电室分别设置2台带云台的 户内摄像机。1.7.7 图像监视主机可与所内的监控系统和火灾自动报警系统相连, 确保远方操作的可靠性,实时监视站内的运行环境,实现变电所无 人运行。1.7.8 图像监视及安全警卫系统由所内交流不间断电源系统提供专用 回路供电。1.8 抗干扰措施及二次电缆的选择全所所有保护均为微机保护,监控系统亦是由计算机和微机型测 控装置组成,除要求这些设备本身具有一定的抗干扰能力外,还须 采取下列抗干扰措施:1）监控系统站级层网络通信介质采用光纤,各智能I/O模块间 通信采用双绞线带屏蔽的计算机专用电缆并在屏蔽层一端接地。2）到微机型保护的交、直流电源进线,应先进抗干扰电容,然后 进入保护装置内。3）主控室应符合计算机场地技术条件GB2337规定,尽可能避开强磁场、强振动源和强噪音源的干扰,采取防静电、防尘、防潮、防噪声、防火等措施,保证设备的安全运行。4）选用屏蔽性能优越的屏蔽控制电缆,其屏蔽层应可靠接地。5）二次屏柜的具体接地措施应严格按照DL/T5136火力发电厂、变电所二次接地设计技术规程和电系统继电保护及安全自动装