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1、初步设计文件总目录第1卷 设计说明书及图纸 第2卷 主要设备及材料清册第3卷 设计概算书第4卷 岩土工程勘察报告图 纸 目 录序号图 号图 名张数1X-01电力系统现状地理接线图 12X-02电力系统本期地理接线图13X-03电力系统远景地理接线图14D-01电气主接线图15D-02电气平面布置图16D-03短路电流计算接线及等效阻抗图17D-04电气装置断面图18D-05室内电气平面图19D-06防雷保护范围效验图110R-01主控室平面布置图111U-01通信通道组织图112T-01站区总体规划图113T-02总平面布置图114T-03室内平面图115T-04房屋立面及室内配电装置截面图1
2、16T-05构支架透视图117S-01给排水平面示意图118S-02给排水透视图 1说明书目录1 总的部分11.1 概述11.2 站址概况31.3 主要技术原则及存在问题41.4 技术经济指标42 电力系统部分52.1 电力系统52.2 系统保护配置方案92.3 通信部分92.4 系统调度自动化113 电气部分173.1 建设规模173.2 电气主接线173.3 短路电流及主要设备选择183.4 电气设备布置及配电装置203.5 过电压保护和接地213.6 站用电及照明223.7 直流系统233.8 电气二次及远动部分244 土建部分364.1 概述364.2 站区总布置与交通运输394.3
3、建筑404.4 结构424.5 采暖通风425 水工部分435.1 站区自然条件435.2 供水方案及给水系统435.3 排水系统436 消防部分436.1 概述437 环境保护447.1 变电站污染防治措施447.2 变电站站区覆盖规划设计448 劳动安全卫生448.1 防火、防电伤448.2 防暑、防寒458.3 结论459 主要工程量459.1 电气一次部分459.2 电气二次部分469.3 土建部分469.4 拆旧部分469.5 10kV环网部分479.6 站内施工电源部分4710 附件481 总的部分1.1 概述1.1.1 设计依据（1）辽宁省电力有限公司下发的辽宁省电力有限公司66
4、千伏电网项目可行性研究内容深度规定(试行)。（2）铁岭供电公司基建部下发的鸡冠山66kV变电站改造工程初步设计编制委托书。（3）我院编制的鸡冠山66kV变电站改造工程可行性研究报告（修改稿）。（4）铁岭县鸡冠山乡、白旗寨乡现有负荷分布及负荷发展。1.1.2 工程建设的必要性及规模（1）工程建设的必要性：改善用电质量，促进山区矿业资源开发的需要鸡冠山变电站为鸡冠山乡和白旗寨乡2个乡镇供电，其中矿业开发用电负荷占63%，变电站的改造，对提高供电质量，促进山区矿业资源的开发提供有力保障。改造老旧设备的需要。 鸡冠山变电站始建于1975年，66千伏进线1回，采用隔离开关进线方式，主变为熔断器保护，66
5、千伏和10千伏为单母线接线。主变压器型号为SJL-3150/60，电压组合为602*2.5；而现在系统电压为66千伏，有时高达68千伏，从而造成鸡冠山供电区10千伏电压达到11.8千伏,用户0.4千伏电压达到450伏, 0.22千伏电压达到260伏,造成用电设备无法正常运行,甚至烧毁等用户投述事件, 无法满足用户对用电的需求，因此迫切需要将老旧设备进行改造。10千伏配电设备采用的是SN10-10型少油断路器，操作机构是CD-10型老式手动的操作机构。继电保护为常规电磁式继电保护和反时限过电流保护，无直流电源，可靠性差。综上站述，鸡冠山变电站的改造是十分必要的。（2）建设规模：本工程将原鸡冠山6
6、6千伏变电站进行移地改造，66千伏电源采用改建后的66千伏甸岱线，站址确定在鸡冠山乡昂邦河，为终端变电站。工程规模：66千伏进线1回，线路变压器组接线，架空方式，由改建的66千伏甸岱线终端塔接入；本期安装5兆伏安主变压器1台（利旧），终期安装10兆伏安主变压器2台； 10千伏出线本期8回，终期出线12回，采用单母线分段接线方式；安装1组容量为900kvar的无功补偿装置，变电站按照无人值班变电站设计，保护采用微机保护方式。 1.1.3 设计范围及配合分工1.1.3.1设计范围变电站规划红线以内的本期工程全部生产及辅助生产，生产、生活用水和消防设施；生活建构筑物，采暖通风、照明设计；站内通信部分
7、设计；延伸至规划道路的进站道路设计；编制工程概算。提出鸡冠山66kV变电站改造工程投资概算书。1.1.3.2通信部分设计见鸡冠山66kV变电站改造工程通信部分的投资单独形成概算。1.2 站址概况1.2.1 站址地理位置鸡冠山66kV变电站站址位于鸡冠山乡昂帮河村砖厂院内，毗邻乡道，位于负荷中心，交通运输极为便利，该站址地势较平坦，区内无水流，地面标高最大262米，最小261米，站区周围地质为耕土，地质构造稳定。66千伏进线方便，10千伏出线走廊宽敞，便于施工与运行管理。站址用地为开发建设用地，用地已得到土地部门和规划部门的许可。1.2.2 供水及防洪排水变电站站址标高高于五十年一遇洪水位，无洪
8、灾威胁。变电站低于站外道路0.8米，为了整体考虑防内涝及排水方便，站区内需加高1.1米。回填平整后，新站区整体形成南高北低的地势，站区雨水经站区道路排出站外。1.3 主要技术原则及存在问题1.3.1 66kV采用架空进线，AIS设备，户外普通中型布置，主变采用三相双绕组自冷有载调压变压器，66kV采用户外交流瓷柱六氟化硫断路器，10kV开关柜采用金属铠装手车开关柜。66kV及10kV系统中性点不接地。1.3.2 变电站设备均由国网公司、省公司招标订购，采用国产设备。1.3.3变电站布置参照国家电网公司66kV典型设计中A-3方案。1.3.4 采取必要措施保证变电站噪音、污水等不对环境造成影响。
9、1.3.5 采取必要措施防火、防电伤、防暑、防寒。1.4 技术经济指标表1.4 主要技术经济指标序号项 目 名 称单 位数 量技术经济指标1概算总投资万元1941.561166千伏鸡冠山变电站新建工程万元1569231266千伏鸡冠山变电站通信部分万元39.211366千伏鸡冠山变电站10千伏配出工程万元333.132无功补偿装置万元165275元/kvar3主控制室体积（面积）M279.84站区内总建筑面积m2272.655站区占地面积ha0.246碎石覆盖面积m28307总占地面积、进站公路占地面积ha或m20.24、1058钢材、水泥、木材三材消耗量t或m397.664、302.11、1
10、5.689土石方量；挖方量、填方量m326402 电力系统部分2.1 电力系统2.1.1 系统现状及近期发展2.1.1.1系统现状鸡冠山变电站由铁岭220千伏变电站供电；主变容量为（2120兆伏安），主要向铁岭市区供电。由220千伏铁岭变配出的66千伏铁甸线、新李分支、甸岱线，线路及站带变电站情况如下表序号线路名称站带变电站变电站容量（MVA）导线型号线路长度（KM）线路负荷（MW）1铁甸线大甸子变（2台主变）7LGJ150/2522.5610.52铁李分支李千户变（2台主变）20LGJ-95/151314.53甸岱线鸡冠山变（1台主变）3.15LGJ-35/10235鸡冠山变电站位于该线路末
11、端，66千伏线路总长58.56千米，站带容量30.15兆伏安，最大负荷30.1兆瓦。（1）铁甸线：导线型号LGJ-150/25，接入到大甸子变，2010年最大负荷10.5兆伏安。 （2）新李分支：导线型号LGJ-95/15，接入到李千户变，2010年最大负荷14.5兆伏安。（3）甸岱线：导线型号LGJ-35/10，接入鸡冠山变，2010年最大负荷5兆伏安。 2.1.1.2地区近期电网规划根据铁岭地区电网建设安排，2011年对66千伏甸岱线进行改造。2.1.1.3 变电站在系统中的作用鸡冠山66千伏变电站为终端负荷变电站，为鸡冠山乡和白旗寨乡2个乡镇供电。2.1.2 负荷预测及接网方案2.1.2
12、.1负荷预测鸡冠山66千伏变电站位于铁岭东部山区，主要负荷有铜矿、铁矿及居民生活用电等，近年来，随着农村经济建设的不断发展，社会主义新农村建设的带动，乡镇工业和居民生活用电量增长较快。每年负荷以7%的速度增长，目前该地区负荷已经达到3.03MW，至2014年预计该地区新增总负荷可达到3.71MW，2020年将达到6.37MW。用电负荷现状及预测日 期2010年2011年2012年2013年2014年2020年负荷（MW）2.843.033.243.473.716.372.1.2.2变电站接入系统方案接网方案从电网现状、地理位置以及地区电网建设情况综合考虑，拟定接网方案如下：方案一：变电站原址改
13、造方案二：移地改造，同时将66千伏甸岱线进行改建。分析比较方案一在原址改造，由于受地理条件限制，无10千伏出线走廊，需动迁周边居民，征地难度大、费用高。方案二将新站址迁到距原站址7公里处的鸡冠山乡的昂邦河。鸡冠山变电站原站址位于鸡冠山乡政府西北，负责白旗寨、鸡冠山2个乡的供电，其中大部分负荷在白旗寨地区，年用电量占鸡冠山变电站总电量的80%，处于负荷中心。新站址向负荷中心迁移7公里。综上站述，推荐采用方案二。2.1.3主变压器容量及调压方式选择根据负荷预测结果：至2014年鸡冠山地区最大用电负荷约为3.71兆瓦，本期变电站安装主变压器1台，选择三相双绕组有载调压变压器，容量为5兆伏安，额定电压
14、比6681.25/10.5千伏，短路阻抗取Uk%9。2.1.4 无功补偿选择本变电站10千伏母线补偿电容器组容量按主变压器容量的18选择，本期安装1组900千乏的分组投切电容器无功补偿装置。2.1.5 中性点接地方式2.1.5.1 66kV系统中性点接地方式66kV系统中性点接地方式根据推荐的接入系统方案，鸡冠山变电站正常运行时由220kV铁岭变提供电源。鸡冠山66千伏变电站电容电流：（1）66kV架空线的单相接地电容电流：Ic1（1.63.33820.5610-3）=4.13（A）（2）计算结果：计入变电站配电装置电容电流再增加12。IcIc11124.62 (A）鸡冠山66kV变电站处于铁
15、岭220KV变电站系统中，该系统安装3台消弧线圈，容量为7600MVA，总补偿电容电流150安培，现在全网接地电容电流为49安培。鸡冠山66kV变电站新建架空线路20.56km，新增接地电容电流4.62安培，新建变电站接入系统后，全网接地电容电流为53.62安培。铁岭220kV变电站66kV系统消弧线圈补偿容量满足要求，因此, 新建变电站不考虑安装消弧线圈。10kV系统中性点接地方式和参数要求本变电站地处负荷中心，10kV线路结构为：变电站10kV出口采用电缆出线，主干线及分支线路以架空线路为主。按照12回出线计算，出口电缆平均每回200米，新建架空线路平均每回2公里。经过计算接地电容电流见下
16、表：序号名称规格数量（kM）接地电容电流（A）1出口电缆300mm2三芯电缆2.42.642架空线路 240 mm2绝缘导线240.713变电站增加16%0.544变电站合计3.895每段母线1.95按此计算，每段母线接地电容电流为1.95A，小于10 A，因此，10KV中性点不装设消弧线圈。2.2 系统保护配置方案本变电站为终端负荷变电站，66kV接线采用线路变压器组接线，电源线由66kV甸岱线接入变电站，66kV电源进线保护配置距离及三段过流保护和三相一次重合闸装置，与改造变电站有关的系统继电保护纳入铁岭220kV变电站管理程序。2.3 通信部分2.3.1调度关系和通道要求鸡冠山66kV变
17、电站调度关系由铁岭地调调度。2.3.2网络规划和光路建设方案利用鸡冠山变至大甸子变新建66千伏线路建设24芯OPGW光缆22千米。2.3.3设备选型及配置在新建鸡冠山66千伏变电站安装SDH 622Mb/s光传输设备1套，综合配线架1台(含ODF48芯 DDF32系统)，综合数据网设备1套， IP调度电话2部。通信设备安装在主控室内。铁岭220千伏变电站扩容622M光接口板1块、以太网接口板1块，建设铁岭地调、集控中心、铁岭220千伏变电站至鸡冠山66千伏变电站光通信电路。 主要材料设备表序号名 称规 范单位数量鸡冠山变1SDH光传输设备622M套12综合数据网设备24*FE电接口，4*GE台
18、13综合配线架O48 D32 架14IP调度电话部2铁岭变5SDH光接口板622M 块16光纤配线架O48 架17SDH 以太网板10M/100M块12.4 系统调度自动化2.4.1 调度关系鸡冠山66kV变电站调度关系由铁岭地调调度。 2.4.2 传输通道及传输规约根据辽宁省电力有限公司2008-2010年无人值班变电站建设与改造规划，鸡冠山66千伏变电站至调度主站的传输方式采用2M专线方式（采用IEC60870-5-101规约）及网络方式（采用IEC0870-5-104协议）。直接送入地调和集控中心。2.4.3 远动化范围新建鸡冠山变按照无人值班变电站设计，采用综合自动化系统，应满足35千
19、伏-110千伏无人值班变电站设计技术规程（DL/T5130-1999）要求，实现“五遥”功能。根据有关规程、规范要求，鸡冠山变改造后，后台机采集如下信息：1）遥测量 主变压器高、低压侧有功功率、无功功率、电流； 主变上层油温；主控室、高压室温度； 66千伏线路有功功率、无功功率、一相电流；10千伏线路有功功率、无功功率、一相电流；电容器无功功率、三相电流；站用变有功功率、无功功率、一相电流；母联有功功率、无功功率、一相电流；10千伏、段母线电压；66千伏母线电压；直流母线电压。蓄电池电压 。浮充电流、直流母线电流、站用变电压；2）遥信量 断路器位置信号； 反映运行方式的隔离开关位置信号； 线路
20、保护动作信号和重合闸动作信号； 主变压器保护动作信号； 主变压器轻、重瓦斯动作信号； 变压器油温过高、绕组温度过高总信号；主变压器过负荷信号；继电保护动作信号；主变有载分接开关位置信号；各装置异常信号事故总信号3）遥控（遥调）量 站有断路器的分、合； 主变有载分接开关升、降、停。远方接地选线断路器的分，自动重合自动寄存遥控、遥调预置信息并能人工查阅2.4.4 调度自动化系统配置鸡冠山66kV变电站建成后的自动化装置，采用分层分布式计算机监控系统，采用交流采样，按线路间隔一对一配置综合控模块，设当地功能。2.4.5 远动通道鸡冠山66kV变电站改造后，利用电源线新架设的光纤通信通道向调度和集控中
21、心传送远动信息。远动通道通信规约为部CDT、101、104规约，传输速率为600bps9600bps，误码小于10-5，可在线调整。2.4.6 电能量计费系统调度主站建立电量系统，各变电站电量由数据网和专线方式传输到调度电量系统。鸡冠山66千伏变电站新建后，电能计量信息上传调度，采集装置1套。现场采集装置采用RS-485总线采集变电站的站有电度表信息，通过专线和数据网传入调度电量系统。2.4.7 测控系统要求2.4.7.1 测控系统具备遥测、遥信、遥控、遥调功能。交流采样。采集并远传遥测额定值的0120%。遥测精度：电流、电压0.2%；有功，无功功率0.5%，满足无人值班变电站技术要求。2.4
22、.7.2 主变与66千伏系统保护与测控相互独立。即采用独立的专用测控装置（不含保护功能）。完成遥测、遥信、遥控、遥调任务。采用集中组屏布置方式。10千伏系统采用保护测控一体化装置。2.4.7.3 每个遥控遥调出口均有出口压板。（含10千伏系统、66千伏系统与主变）。每个遥控执行出口继电器无论合与跳均有相应接点将遥控出口执行情况用遥信方式采集到测控装置并发生主站，以记录遥控执行出口的动作情况。自动寄存遥控、遥调预置信息并能人工查阅。具备远方接地选线遥控功能，自动重合。2.4.7.4 具备全站总事故空接点信号、总预告信号、总预告信号、信号未复归信号并远传主站。2.4.7.5 具备全站事故信号远方复
23、归功能。既站内各信号均能远方复归且主站一个遥控复归令就可复归变电站内全部信号。2.4.7.6 具备双口双网双独立总控单元。站内全部设备都为双口双网通信。既站内全部专用保护装置、专用测控装置、保护与测控一体化装置都为双通信口双网与双独立总控单元通信运行，任一设备任一通信口故障均能自动切换且自动远方报警。双总控单元互为热备用自动切换且自动远方报警。用101、104规约通过专用2兆口通道与调度通信。2.4.7.7 总控单元与县调的接口应支持多种规约（含101、104、CDT规约等），多种传输速率。总控单元具备与直流系统、保护装置、测控装置、485口电度采集等单元接口功能。总控单元应能适应RS-232
24、通道、专线2兆口通讯方式。用101与104规约双通道与通信设备连接运行。不必另加设备。2.4.7.8 各相线电压与开口三角电压要直接采集，不要计算值。2.4.7.9 具备2台主变有载调压变压器分接头的远方调节功能及分接头位置的采集功能与遥调功能（用BCD码或1:1、十进制表证分接头位置均能采集。其输入端为对应于分接头位置的遥信信息，将此信息自动转换成遥测信息发往主站）。2.4.7.10 具备当地功能。2.4.7.11 保护测控一体化装置的遥测与继电保护不能公用1个测量采集回路。2.4.7.12 各保护报文信息与硬接点信息均能通过101与104规约送往调度。2.4.7.13 具备杜绝误遥控的有效
25、措施，杜绝丢遥信与误遥信的发生。2.4.7.14 每个遥测单元电压采集输入安装电压端子排（带保险），电流采集输入安装电流端子排。2.4.7.15 站内全部保护动作信号（含报文信息与空接点信息）、告警信号、装置异常信号等均远传主站。2.4.7.16 站内各模块离线运行后均能自动远方报警。2.4.7.17 各保护装置、测控装置、保护测控一体化装置的“装置异常信号”遥信与其遥信公共端的端子排要用可方便人工断开的闸刀端子。2.4.7.18各线路与主变的远方/就地开关的状态均要接入遥信开入端将其采集并远传到调度。2.4.8 调度数据通信网络鸡冠山66千伏变电站的数据网设备应具备实时传输功能，同时设备采用
26、主、备式传输方式。 2.4.9 远程视频监控系统本变电站为无人值守变电站，随着自动化水平的提高和计算机技术的发展，有必要装设视频监控系统。通过变电站内的监视设备对变电站内开关场、控制室等进行实时监控。当有事故发生时自动告警，使事故的发生率降低至最小点。2.4.9.1 监控现场鸡冠山66千伏变电站本期共安装摄像机6台，分别安装在场区、主控制室、10千伏配电室。2.4.9.2 系统主要功能：a）实时监控功能在控制中心主机上，可以实现多视频画面分割的实时监视功能；b）录像功能监控中心由多台监控主机组成，监控主机配置硬盘，具有硬盘录像功能，能进行图像的存贮及回放；c）多媒体功能d）图像处理功能。能方便
27、的对现场图像进行放大、缩小、抓图。e）分权限安全管理和控制功能主机上和远程操作台上都能控制多个云台和设备摄像机上下、左右移动，变焦动作等。2.4.10 系统配置在变电站内设置智能采集装置、云台控制器、摄像头、控制主机等设备。2.4.11 图像监控及安全警卫系统为便于运行管理，保证变电站安全运行，在变电站内设置1套图像监视及安全警卫系统。其功能满足安全防范要求配置，配置如下：沿变电站围墙四周设置电子围栏，主控楼入口处、主要设备间安置摄像头。完成全变电站的安全、防火、防盗功能。2.4.12 火灾探测报警系统变电站设置1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终期规模考虑
28、，火灾探测报警区包括10千伏配电室、主控制室和电缆沟等。按照地点不同，采用不同类型和原理的探测器。火灾报警控制器设在主控制室内，当有火情发生时，火灾报警控制器可及时发生声光报警信号，显示发生火警的地点。并可通过通信接口或接点信息送至变电站计算机监控系统，通过监控系统信息远传至调度。3 电气部分3.1 建设规模将铁岭鸡冠山66kV变电站进行移地改造。该站为终端负荷变电站，66千伏进线1回，预留1回，采用线路变压器组接线方式。安装1台变压器，容量为5兆伏安，变电站本期10千伏出线8回，终期出线12回。10千伏无功补偿容量0.9兆乏。3.2 电气主接线66千伏侧接线采用线路变压器组接线架空方式，安装
29、5兆伏安三相双绕组有载调压变压器1台；10千伏侧采用单母线分段接线方式。3.3 短路电流及主要设备选择3.3.1 短路电流计算根据系统接网方案，及变电站主变容量配置，进行短路电流计算，计算结果如下表年短路电流计算结果表吗 单位：kV、MVA、kA短路位置66kV主变一次侧10kV母线侧2台主变分列运行新立系统运行方式最大最大短路容量S”(MVA）210.77108.17短路电流有效值I”(kA）1.765.95短路冲击电流峰值ich(kA）4.4715.14短路冲击电流有效值Ich(kA）2.658.983.3.2 依据导体和电器选择设计技术规定（DL/T5222-2005）进行选择，额定电流
30、按允许电流选择，短路开断电流按设备的水平和短路电流水平选择。66kV开关设备的短路电流水平按31.5kA选择，10kV开关设备的短路电流水平按31.5kA选择。（1）主变压器：选用三相双绕组油浸自冷有载调压变压器额定容量：5兆伏安 短路阻抗：Uk%=9额定电压比：6681.25%/10.5千伏连接组别：Yd11调压方式：有载调压冷却方式：自冷式（0NAN）（2）66千伏设备：66千伏断路器：采用户外高压交流瓷柱式六氟化硫断路器.型号：LW9-72.5W/2500，31.5KA操动机构：CT-15弹簧式额定电流：2500A额定短路开断电流：31.5KA66千伏隔离开关型号：GW5-72.5 额定
31、电流：1250A66千伏电流互感器：采用干式浇注式。型号：LZW-66额定电流： 2*100（2*150）/5（2*75（50）/5 抽头）0.2/0.5/10P25/10P25 30VA66千伏避雷器：选用交流无间隙金属氧化物避雷器型号：HY5WZ-96/232型额定电压：96千伏雷电冲击电流（10千伏）下的残压：232千伏（3） 10千伏设备：采用中置式金属铠装移开式开关柜，开关为VS1-12型真空断路器，直流弹簧操动机构。主授及分段回路额定电流2500A，额定开断电流31.5KA。配出线额定电流1250A，额定开断电流25KA。（4） 10千伏并联电容器装置：采用SVQC型框架式并联补偿
32、成套装置，为900千乏，容量可调，串接2%电抗器。（5）站用变压器：站用变压器选用容量为50kVA的干式变压器。（6）导体选择：66kV主变压器进线按允许电流选择，经济电流密度控制，采用LGJ-240/30型钢芯铝绞线；10kV母线和主变压器进线由载流量控制，选择TMY-10010硬母线。3.3.3 变电站污秽等级与防污绝缘配合 根据省公司颁布的污区划分图，变电站处于级污秽区。电气设备外绝缘泄漏比距：屋内裸露设备2.5cm/kV；屋内非裸露设备2.0cm/kV，屋外套管3.1cm/kV。3.4 电气设备布置及配电装置3.4.1电气设备总平面布置66kV电气设备采用户外式，中型布置。10kV配电
33、设备、控制设备采用户内式。主变压器及66kV断路器、隔离开关、电流互感器、10kV电容器户外布置，其余设备分别布置在室内。建筑内主要布置10kV配电装置、主控室等，主建筑底层设有电缆隧道。66kV户外配电装置布置在站区南侧，l0kV电缆出线在站区北侧，变电站进站道路从站区北侧接入。主变压器布置在66kV配电装置与l0kV配电室之间。10kV无功补偿装置布置在站区西南角。3.4.2 66kV配电装置 (1) 66kV配电装置型式：采用户外软导线AIS设备中型布置，出线采用架空出线。设备支架采用薄壁钢管混凝土杆，高2.5（2.7）米。 (2) 66kV配电装置进线门型架高度8.5米。3.4.3 1
34、0kV配电装置 10kV配电装置采用户内金属铠装移开式高压开关柜单层双列布置，采用电缆出线；主变压器10kV侧进线以封闭母线桥引入l0kV配电装置开关柜。 10kV成套并联电容器组布置在户外，电容器组与10kV开关柜之间以电缆连接。3.4.4 电气设备的抗震措施按7级设防。3.5 过电压保护和接地3.5.1过电压保护（1）站内设2支独立避雷针，进线塔安装避雷针一支，高度（相对场区地坪）为25米，作为变电站防直击雷保护。（2）66千伏电源进线后设置氧化锌避雷器，10千伏母线设置氧化锌避雷器，以防止雷电侵入波引起的过电压，构成对设备的保护。（3）10千伏电压互感器柜配置微机消谐装置。3.5.2接地
35、变电站接地网采用水平敷设的接地干线为主，垂直接地极为辅，联合构成的复合式人工接地装置。水平接地带选用50mm5mm热镀锌扁钢，深埋在地面0.8米以下。垂直接地极采用505-2500mm热镀锌角钢。站有设备接地引下线采用50*5镀锌扁钢或18镀锌圆钢，等电位接地采用404铜排。3.6 站用电及照明3.6.1站用电系统变电站安装2台SC-50KVA干式变压器做站用变压器，接线组别为Dyn11，安装在10千伏开关柜内，分别装设在变电站10千伏、段母线上。站用交流电源取自站用变二次侧。站用电系统采用380/220V三相四线制中性点接地系统，单母线分段接线，两段分列运行，防合环闭锁。重要负荷分别从两段母
36、线引出双路供电。设交流屏1面，布置在控制保护室内。3.6.2动力照明变电站正常工作照明及动力电源由站用电380/220V三相四制线系统供电，事故时事故照明电源由直流屏供给。照明采用节能、长寿电光源照明器，控制保护室采用长寿顶灯及防眩应急通路灯照明。配电装置室采用防眩通路灯及防眩应急通路灯照明。站内设停电事故照明与火灾疏散应急照明两个系统，事故照明电源为直流电源，电源引自主控室直流屏，同时站内配备少量手提式应急灯；火灾疏散应急照明采用自带电池应急灯，自带电池灯具的放电时间为1小时。3.7 直流系统3.7.1 直流系统电压、接线方式的选择本站的控制和保护装置采用220V直流电源直接供电。66kV断
37、路器和10kV断路器的储能电源也由站内直流供电。变电站内通讯设备采用经开关电源装置将站内直流220V变为直流48V供电。变电站事故照明装置正常由交流供电，事故抢修时，由直流220V供电。直流系统采用单母线接线。3.7.2 直流屏、蓄电池及充电设备的选择本站选用一组阀控式铅酸蓄电池组，容量为300Ah，并选用GZDW-50/220高频开关电源屏1面用于蓄电池的充电，蓄电池组屏安装于控制保护室。3.8 电气二次及远动部分3.8.1设计方案本站为无人值守变电站，采用微机保护，为实现遥控、遥信、遥测、遥调及具有远传功能的综合自动化变电站。10kV采用保护与测控单元合一装置采用分布式布置，置于10kV高
38、压柜上，具有低频减载功能。主变压器保护控制屏，备自投屏（包括10kV分段控保屏）、公用屏、交流屏、直流屏及通信屏等布置于控制室内。3.8.2控制方式采用强电一对一就地控制与远方控制相结合的控制方式。（就地与远方控制相互闭锁）。3.8.3 继电保护及自动装置配置3.8.3.1主变压器保护(1)主保护a.采用二次谐波制动的差动保护；b.不带延时的差流保护（作为差动保护的辅助保护）；c.主变本体和有载调压的重瓦斯保护；以上保护动作后，设独立出口均瞬时跳开主变一、二次侧与10kV小电源线开关（具备重合闸放电回路）。(2)后备保护a.采用10kV复合电压起动的一次过电流保护。保护动作后，经短延时先跳开1
39、0kV分段开关，最后跳主变一、二次开关（具备重合闸放电回路）。PT断线延时发出报警信号。当用主变二次开关对10kV母线充电时，应具有加速一次过流保护跳主变二次开关的功能。b.1)主变二次侧设置主变二次过电流保护、保护动作后短时跳10kV分段，再跳主变二次开关。2) 主变二次开关设置三相一次重合闸。3)主变一次过负荷动作后延时发报警信号；4)主变本体及有载调压轻瓦斯动作后作用于报警信号；5)主变压力释放阀动作后可投跳闸或报警信号；6)主变温度过高作用于信号；7)主变油位过低作用于信号。3.8.3.2 10kV分段保护(1)定时限电流速断保护；(2)定时限过电流保护；注：10kV分段保护在分段开关
40、投入后10秒内自动退出。3.8.3.3 10kV线路保护(1)三相式电流速断及定时限过电流保护（带方向可投切）；(2)三相一次重合闸装置；3.8.3.4 10kV电容器保护(1)三相式电流速断及定时限过电流保护；(2)过电压保护；(3)低电压保护；(4)零序过电压保护（接于放电线圈）。3.8.4自动装置3.8.4.1 备自投装置(1)主变压器互备投a.运行方式：一台变压器带10kV两段母线运行，10kV分段开关在合位，另一台变压器备用。b.启动方式： 检查运行变压器二次侧无电流，10kV两段母线均无电压，运行变压器两侧开关任一在开位（视为变压器故障失去电源）。启动备自投；c.启动后：经延时（时
41、间可整定，范围：0-10S,级差0.01S）发出跳闸命令，跳开工作变压器的两侧开关及10kV电容器（2组）10kV小电源线路开关(2回，同时闭锁重合闸)。发出跳闸令后，确认站跳变压器低压侧开关在开位，经短延时（时间可整定，范围：0-10s,级差0.01s）发出合闸命令，先合备用变压器一次开关，再延时（时间可整定，范围：0-10s,级差0.01s）合上备用变压器二次开关。(2) 10kV分段备自投a.运行方式：两台变压器各带一段母线运行，10kV分段开关在分位。b.启动条件：检查10kV某母线无电压，该母线运行变压器二次无电流，该变压器两侧开关任一在开位。启动备自投c.启动后：经延时（时间可整定
42、，范围：0-10s,级差0.01s）发出跳闸命令，跳开该工作变压器的两侧开关及10kV电容器（2组）10kV小电源线路开关(2回，同时闭锁重合闸)。发出跳闸后，确认站跳变压器低压侧开关在开位，经延时（时间可整定，范围：0-10s,级差0.01s）发出合闸命令，合上10kV分段开关。(3)其他功能及要求a.手动、遥控分闸闭锁备自投功能。在人为就地或在远方对运行设备开关进行分闸操作时，能对相应状态下的备自投进行闭锁，不允许备自投启动合闸。b.备自投闭锁重合闸。对备自投动作站切除的开关单元站带的重合闸进行闭锁，不允许重合闸对该开关进行重合。c.备自投动作后开放过负荷减载功能。为防止变压器投切后的过负
43、荷，在备自投动作后，应在一定时间内启动过负荷减载功能，过负荷减载功能开放时间100秒，一到二轮减载动作延时以秒为单位，整定范围010秒，步长0.001秒。根据变压器二次电流（电流定值可整定，范围：0.1In-20In）进行过负荷联切。共分两级联切，每级3回线，共6回，上述功能由控制字投退。d.具有备自投动作加速功能。如果备自投动作将设备投入故障点，应具有加速保护跳闸功能。变压器备自投动作投入故障点，加速主变二次开关跳闸，加速保护电流（取主二次三相电流）及时间可整定，电流0.1In-20In,时间0.013秒。10kV分段备投于故障点，加速10kV分段开关跳闸。加速保护电流（取10kV分段三相电
44、流）及时间可整定，电流0.1In-20In,时间0.013秒。以上开放保护加速3秒。3.8.4.2 配备无功自动调整装置，具备主变有载调压及电容器调容功能。3.8.4.3 配备10kV线路小电流接地选线装置3.8.5 变电站“四遥”配备方案3.8.5.1遥控 全站站有断路器具有远方控制和就地控制功能，相互可切换，并互相闭锁。主变风机可遥控和就地控制。各种信号可就地和远方复归。3.8.5.2遥调主变分接头位置具有就地和远方调整功能。3.8.5.3遥测(1)主变一次 Ia、Ic、P、Q、W、var；(2)主变二次 Ia、Ib、Ic、P、Q、W、var、Wh、varh、cos；(3)10kV分段 Ia；(4)10kV、段母线 Ua Ub Uc Uab 3Uo
