110kV施工变电站初步设计说明书.doc

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1、编号： 110kV*施工变电站工程设 计 说 明 书2014年10月批准： 审核： 校核： 编写： 目录1总的部分11.1设计依据11.2设计范围11.3所址概况11.4建设规模11.5电气部分初步设计图文件卷册目录21.6可研审查意见执行情况31.7主要技术经济指标31.8对侧变电所情况说明32电力系统部分42.1 系统一次部分42.2 系统继电保护及安全自动装置112.3 调度自动化132.4 系统通信143电气一次部分183.1电气主接线183.2主要电气设备选型183.3变电站总布置224电气二次部分244.1直流系统和二次交流电源254.2计算机监控系统和二次接线264.3元件保护2

2、84.4二次设备的布置294.5图像监视及安全警卫系统294.6二次设备防雷的配置304.7抗干扰措施及二次电缆的选择325土建部分325.1概述325.2站区总布置及交通运输355.3建筑设计365.4结构设计376水工、消防及通风376.1给水系统376.2排水系统386.3消防386.4暖通396.5火灾自动报警系统396.6电缆消防措施406.7全站消防器材416.8消防应急照明及疏散指示标志416.9其他消防处理及灭火措施417施工组织大纲417.1当地施工条件417.2施工单位应具备的技术条件427.3施工总平面布置及施工能力427.4主要施工方案与施工机具配备437.5施工控制进

3、度45附件：关于报送*水电站施工用电外部供电方案评审意见的函1 总的部分1.1 设计依据云南电网公司文件:规划研究(2014)169号，关于报送*水电站施工用电外部供电方案评审意见的函2014年9月17日。1.2 设计范围110kV*施工输变电工程电气一次部分、电气二次部分、土建部分、通信部分、概算。1.3 所址概况在可研批复中同意中路 作为110kV*施工变站址。站址位于*县中路乡，距省会昆明670km，距*县70km。*县至中路乡公路从变电站西北侧通过，进站道路从该公路引接，交通方便。场地及其周围较大范围内无不良物理地质现象发育。场地为山间河谷阶地，地势起伏较大，西高东低，地形坡度约102

4、0，局部地段3045，现为旱地。海拔高度约1780米，地震基本烈度均为度，地震动峰值加速度为0.20g。110kV普拉线从站址西南面穿过，本期T接普拉线；新建110kV维托线路位于站址东北面:进出线较便利。1.4 建设规模（1） 电压等级:110kV/10kV（2） 主变压器形式、容量及台数：最终2X20MVA，三相双绕组有载调压变压器，本期电气建成2台。（3） 各级电压出线：110kV侧：出线2回：至220kV*变1回，T接110kV妥拉线1回。采用内桥接线方式。10kV侧:出线15回。（4） 无功补偿容量及台数： 2组，每组电容器2Mvar，每组电容器串联12%电抗器，分别安装在10kVI

5、段或II段母线。（5） 消弧线圈：本工程无消弧线圈，相关内容详见可研。（6） 变电站按无人值为电站设计，二次部分采用微机综合自动化装置。微机型免维护铅酸蓄电池直流成套装置。（7） 变电站通信采用光纤通信方式。表1 110kV*施工变电站建设规模序号项目建设规模 本期 终期1主变2台2台2110kV出线2回架空出线2回架空出线310kV出线15回电缆出线15回电缆出线4无功补偿2组并联电容器组2组并联电容器组1.5 电气部分初步设计图文件卷册目录（1） 110kV*施工变工程初步设计说明书 B1405C-A01-1（2） 110kV*施工变工程初步设计主要材料清册 B1405C-A01-2（3）

6、 110kV*施工变工程初步设计附图 B1405C-A01-3至24（4） 220kV*变扩建110kV间隔 B1405C-A02-2至61.6 可研审查意见执行情况（1） 本工程初步设计图严格按云南电网公司文件：云电基建（2012）44号关于110kV*输变电工程可研的批复文件执行。1.7 主要技术经济指标变电工程静态投资、动态投资及单位投资详见工程概算书1.8 对侧变电所情况说明110kV*施工变以2回线接入系统，其中一回接入220kV*变。因为现在220kV*变已经预留间隔位置，本期增加一个间隔的相关设备。*施工变接入后，需完善系统通信数据互联工作，并调整相关的保护定值，具体内容详见22

7、0kV*变新建110kV间隔说明书。另一回T接110kV妥拉线（妥洛河电站至拉嘎洛电站），经校验，该线一次设备参数均满足110kV*施工变接入系统后的要求。二次保护设备需要光纤差动功能，更换原有保护设备。两个站测控装置采用原来设备：*110kV中心变后台是重庆新世纪电气有限公司的，拉嘎洛电站后台是许继电气公司的。2 电力系统部分2.1 系统一次部分一、*县电网现状截至2013年底，*县有220kV变电站1座，即220kV*变，容量为 1180MVA，220kV线路2条，长度为207km。有110kV变电站3座，容量为103MVA,110kV线路18条，长度为150.07km。*县电网现有110

8、kV及以上变电所、线路情况详下见表所示。*县现有110kV及以上变电所表序号变电所名称变压器容量（MVA）一220kV变电容量合计1801220kV*变1180二110kV变电容量合计1031110kV*中心变1202110kV拖巴科变1203110kV*工业园变163*县现有110kV及以上线路统计表序号线路名称导线型号线路长度（km）一220kV线路合计共2回2071220kV维剑回线LGJ-240098.8552220kV倮维线LGJ-2300108.12二110kV线路合计共18回450.651维中I回线LGJ-2409.9482维中回线LGJ-2409.9483格柯线LGJ-185/

9、30144妥拉线LGJ-18518.45老安统一级电站托老线16号杆LGJ-185/3.00.5926老安统二级电站托老线16号杆LGJ-185/3.00.167老安统三级电站托老线16号杆LGJ-185/3.00.7498托老线16号杆拖巴科电站LGJ-185/305.6999吉岔电站T弄独河电站TLGJ-24030.8510110kV维拖T线吉岔河支线LGJ-150/2.55.0711110kV维拖T线弄独河支线LGJ-120212弄独河电站T拖八科变LGJ-24023.8513*中心变吉岔河T点LGJ-24028.814妥中线LGJ-1851815维拉线LGJ-18515.8516*中心

10、变格登T点LGJ-218548.7317春独开关站格登T点LGJ-218514.8718维春T线格登支线LGJ-1850.283二、建设必要性根据施工总布置规划和工程施工特点，*水电站施工供电负荷分布范围包括大坝左岸施工区、大坝右岸施工区、松坡施工区、拉嘎洛下部岸坡施工区、古松石料场开采区、吉介土及菁头沟口施工区、中路沟施工区、阿花洛河渣场区、业主营地区、施工生活营地区、板栗园施工区等共计十一个分区施工用电负荷；施工高峰负荷约26.93MW，负荷较大，目前施工区域内无可靠电源进行供电，因此，新建110kV *施工变电站是很有必要的。110kV*施工变承担着整个施工区域的供电任务，该变电站的安全

11、可靠运行将是水电站施工区正常、安全施工的前提。三、接入系统方案1、受电工程电压等级的选择*水电站施工期用电施工高峰负荷约26.93MW。根据*水电站用电规划专题报告，该项目以110kV电压等级受电，为保证施工期间用电的可靠性，拟选用两回线进行1主1备供电方式。2、*水电站附近电网现状*水电站附近电源点现有220kV*变电站、110kV*中心变电站、拉嘎洛电站、妥洛河电站。拟建的110kV*水电站施工变距离拉嘎洛电站最近，直线距离约2.5km；距离110kV*中心变电站变电站直线距离约15km；距离妥洛河电站约17km;距离220kV*变电站直线距离约22km，相关位置及现状电网地理接线见下图所

12、示：图一 相关地理位置图图二 现状电网地理接线图3、110kV*施工变接入系统方案根据110kV*施工变的地理位置，结合迪庆州电网规划，最终推荐110kV*施工变接入系统方案为：110kV*施工变以2回110kV线路接入系统，其中1回接入220kV*变电站，新建110kV线路长度约26.88km，导线截面为185mm2；另一回“T”接110kV妥拉线，新建线路长度约2.1km,导线截面为185mm2，接入系统方案见下图所示：图三 接入系统图四、项目建设规模1、*施工变建设规模根据*水电站施工用电负荷预测和110kV*施工变在电力系统中的位置和作用，结合*县十二五电网规划，确定变电站建设规模。电

13、压等级：采用110/10kV二级。110kV部分:内桥接线。10kV部分:单母线分段接线。主变压器：选用三相双绕组有载调压型，最终规模220MVA，本期建成220MVA。110kV出线：最终出线2回，一次建成，即至220kV*变1回、“T”接至110kV妥拉线1回。10kV出线：最终出线15回，本期变电站内一次建成15回出线开关柜，10kV电缆出线部分由业主负责完成。无功补偿：本期22MVar, 最终22MVar。2、对侧变电站a、220kV*变目前，220kV*变电站的主变容量是1180MVA，110kV采用双母线接线。110kV终期出线12回，目前已建成3回出线，尚有备用出线间隔9个。本期

14、工程需在*变预留位置上新建110kV维托线间隔，布置在110kV拉嘎洛电站线间隔旁，向西南方向出线，设备布置形式与前期保持一致。新建110kV维托线间隔主要设备如下：SF6断路器： 126kV, 3150A, 25kA； GW14隔离开关： 126kV,1600A；SF6电流互感器：LB6-110GYW，2x300/5A，10P30/10P20/10P20/0.5S/02S；氧化锌避雷器：HY10WZ-108/281；电容器电压互感器：TYD110/3 -0.01H；b、拉嘎洛水电站及妥洛河水电站拉嘎洛水电站110kV妥拉线出线间隔主要设备表序号设备名称型号规格单位数量1电容式电压互感器TYD

15、110/3-0.01H组12SF6断路器LW36-126/3150-40台13SF6电流互感器LCWB5-110,2200/5A，5P20/5P20/5P20/0.2S只34隔离开关GW14126D/630GY，630A，双接地组15隔离开关GW14126D/630GY，630A，单接地组16氧化锌避雷器Y10W5-102/255只3妥洛河水电站110kV妥拉线出线间隔主要设备表序号设备名称型号规格单位数量1母线侧隔离开关GW4110GDW,630A 组12线路侧隔离开关GW4110GDW,630A组13电压互感器TYD110/3-0.01GH组14断路器LW36-126/3150-40台15

16、电流互感器LB6-110GYW2,2200/5A，10P15/10P15/0.5S/0.2S只36氧化锌避雷器Y5W-100/260只3经校验，以上设备均能满足本期工程的要求，因此不需要更换。五、推荐电气计算1、推荐方案调相调压计算对推荐方案进行丰大、丰小、枯大、枯小四个典型运行方式的调相调压计算，结果见下表。调相调压计算结果表（220kV*变供电）运 行 方 式枯大枯小丰大丰小*水电站施工变110kV侧111.0114.7111.2113.810kV侧10.310.610.310.5调 相 调 压运 行 方 式枯大枯小丰大丰小*水电站施工变主变抽头110kV侧0档+1档0档+1档*水电站施工

17、变无功补偿（Mvar）4.00.04.00.0调相调压计算结果表（T接线供电）运 行 方 式枯大枯小丰大丰小*水电站施工变110kV侧112.2114.8113.8115.010kV侧10.410.610.610.6调 相 调 压运 行 方 式枯大枯小丰大丰小*水电站施工变主变抽头110kV侧0档+1档0档+1档*水电站施工变无功补偿（Mvar）4.00.04.00.0从计算结果可知，四种典型运行方式下，通过调整110kV*水电站施工变和相关变电站的无功补偿容量及变压器抽头位置，相关节点电压完全能够满足电力系统电压和无功电力技术导则的要求。对于110kV*水电站施工变来说，主变宜选择三相两绕组

18、变压器，主变抽头为11081.25/10.5kV。本期需要装设容量为22.0Mvar电容器无功补偿装置，暂按串12%Xc的空芯电抗器考虑；预留两组无功补偿装置的场地。2、短路电流计算按设备投运后510年左右的系统发展，计算最大运行方式三相、单相短路电流，以选择新增断路器的遮断容量。计算水平年为2020年，短路电流计算结果详见下表所示。 短路电流计算结果表 单位：kA名称电压等级三相短路电流单相短路电流两相短路电流备注110kV*施工变110kV5.385.7214.659主变并列10kV15.4713.4110kV5.385.7214.659主变分裂10kV8.8997.706220kV*变1

19、10kV15.2197.59513.18拉嘎洛水电站110kV5.3435.2964.618妥洛河水电站110kV3.863.873、消弧线圈计算接入110kV*施工变的10kV线路总长约72.1km(其中电缆长度约4.5km),经计算可得单相接地电容电流为6.7308A，远远低于要求装设消弧线圈的最小值20A。因此，本期工程不需要装设消弧线圈。2.2 系统继电保护及安全自动装置一、系统继电保护1、*施工变*施工变至220kV*变1回线路，配置光纤差动保护，三段式相间距离、接地距离保护，四段式零序方向电流保护和检同期或检无压三相一次自动重合闸。T接110kV妥拉线1回线路，配置三端光纤差动保护

20、，三段式相间距离、接地距离保护、四段式零序方向电流保护。重合闸配置检同期或检无压三相一次自动重合闸。110kV断路器测控装置应具有同期功能。110kV内桥间隔配置一套内桥测控保护装置。配置三段式相间距离、接地距离保护、四段式零序方向电流保护。2、对侧变电站对侧变电站分别为220kV*变、拉嘎洛水电站和妥洛河水电站。220kV*变目前110kV线路配置了四方公司的CSC163A保护装置，本期工程新增间隔相关保护装置在得到供电局许可后可参照原有厂家进行配置，新增光差保护应满足电网公司相关要求。拉嘎洛水电站110kV侧配置了许继的WXH-811微机线路保护装置，在水电站业主许可后，本期需相应更换为光

21、差保护。妥洛河水电站110kV侧配置了DCPA-3112线路保护装置（清华荣光），本期需相应更换为光差保护。二、安全自动装置1、*施工变a、故障录波变电站配置1面微机型故障录波装置屏，最终1面。该录波器能记录128路模拟量，192路开关量。具有通信接口，并通过以太网接口远传录波数据，具有GPS对时功能及组网功能。b、备用电源自投装置在110kV侧和10kV侧各装设1套备用电源自投装置，实现备自投功能。c、TV并列/切换功能本站在10kV侧装设TV并列/切换装置，以实现两组母线电压的并列。d、小电流接地选线装置为提高变电站10kV接地故障检测的准确性，本站装设1套独立的小电流接地选线装置，组屏安

22、装于主控室。e、低频低压减载装置为保护系统稳定性，配置1套集中式低频低压减载装置，该装置具有解列中低压侧小水电线路或大电机负荷线路的功能。2、对侧变电站220kV*变配置了南瑞继保电气有限公司的110kV RCS-915母线保护装置，深圳双合公司的SH2000C故障录波装置。2.3 调度自动化一、远动系统110kV*施工变按无人值班变电站设计，采用分布式计算机监控系统。计算机监控系统配置双套冗余的远动工作站直接采集间隔层设备信息。并按照调度要求的通信规约进行通信，实现远动信息的直采直送。远传具有一发多收功能，实现调度端对变电站的远方监视和控制，具备遥测、遥信、遥控和遥调功能。远动信息直送迪庆供

23、电局地调。通信通道采用光纤通信方式。目前采用点对点常规远动传输方式，2个通信口为数据接口（RS-232异步），速率为0.6kbit/s38.4kbit/s可调；为将来预留采用调度数据网通信方式，预留2个网络接口。其传输通道为点对点专用通道时，速率均为0.6kbit/s38.4kbit/s，其应用层通信协议采用DL/T634 51012002规约；当其传输通道为调度数据网络通道时，其传输协议为DL/T634 51042002规约。二、电能量计费系统本工程在110kV*施工变电站配置一套电能量采集装置，该系统应能准确、可靠地采集变电站计费（考核）关口点上的电能量数据，并最终送往迪庆地调电能量计量主

24、站系统。目前，妥洛河水电站110kV妥拉线配置了0.2S级DTSD341三相四线电子式多功能电能表；拉嘎洛水电站配置了0.5级DTSD341三相四线电子式多功能电能表。本期工程计费关口点为220kV*变110kV线路侧，根据DL/T 448-2000电能计量装置技术管理规程，需在220kV*变新增二块0.5S级电能表，主副配置。拉嘎洛水电站及妥洛河水电站维持现状。2.4 系统通信3.4.1 概述110kV*施工变本期工程规模为：电压等级：110kV/10kV。110kV侧：最终2回，本期建成2回，1回接入220kV*变，1回“T”接110kV妥拉线（妥洛河电站至拉嘎洛电站的110kV线路）。3

25、.4.2 与本工程相关通信现状迪庆地调通信网络系统，已建成：220kV*变220kV剑川变220kV迪庆变220kV香格里拉变迪庆地调的光传输网。3.4.3 系统通信方案结合系统一次接线和与本工程相关通信现状，110kV*施工变采用光纤通信方式。建议建成110kV*施工变220kV*变220kV剑川变220kV迪庆变220kV香格里拉变迪庆地调的光传输网。1、光缆建设110kV*施工变220kV*变沿110kV新建线路架设一根OPGW光缆，光缆长度约为26.88 km，纤芯采用G.652，在进站的导引光缆（ADSS光缆）采用加PE护套管保护的方式敷设，以防小动物啃咬。110kV*施工变至拉嘎洛

26、电站沿110kV线路架设一根OPGW+ADSS光缆，光缆长度约为2.4km，纤芯采用G.652，在进站的导引光缆（ADSS光缆）采用加PE护套管保护的方式敷设，以防小动物啃咬。110kV*施工变至妥洛河水电站沿110kV线路架设一根OPGW+ADSS光缆，光缆长度约为21.3 km，纤芯采用G.652，在进站的导引光缆（ADSS光缆）采用加PE护套管保护的方式敷设，以防小动物啃咬。2、光传输设备配置不仅要能满足本期工程的要求，还需兼顾到今后系统发展的需要。（1）本工程在110kV*施工变新增1套迪庆地区A网Tellabs 6340V系列光传输设备，以L4.1的光接口板接入220kV*变，在22

27、0kV*变迪庆地区A网Tellabs 6350光传输设备上增加1块光接口板。（2）PCM设备配置在110kV*施工变和迪庆地调各配置1套SAGEM FMX-12系列PCM设备。（3）110kV*施工变配置1套综合配线柜（200回VDF单元， 96芯ODF单元，48系统DDF单元）；在220kV*变、拉嘎洛电站、妥洛河电站各配置48芯ODF单元1套。保护跳纤在ODF配线单元内完成。3.4.4 站内通信110kV*施工变设计为无人值班变电站，不设调度总机，需配置1套调度录音系统。要求具有4通道，实现4000小时以上在线录音。110kV*施工变必须与当地电信局建立通信联系，即由电信局建设线路至110

28、kV*施工变，并安装市话分机一部。作为变电站与当地有关部门作后勤、行政电话使用，必要时也可作为调度电话的备用。3.4.5 通信电源为确保变电站内的光端机等通信设备的正常运行，本所拟配置1套可靠的、不间断的48V直流电源，其中每组蓄电池的容量按总容量的50选取，高频模块按N+1配置，故本所通信电源配置如下：l 高频开关模块：48V/90A(330)Al 蓄电池：12，100Ah免维护电池两组通信电源设备所需的380交流电源，由所用电不同段母线供给，且可实现自动切换。3.4.6 网络交换机随着云南电网公司生产管理系统信息系统、远程图像监控系统等保障电网高效安全规范运作的自动化应用系统的推广使用，对

29、变电站通信网络提出了新的要求。如生产管理系统信息系统要求110kV及以上变电站具备网络接入条件，远程图像监控系统要求220kV及以上变电站实现光纤通信，用以太网方式传输接入。本工程需在110kV*施工变新增1台千兆以太网网络交换机。技术要求如下：交换容量：9.6G；包转发率：6Mpps；接口支持：千兆光纤接口2；百兆电接口24；功能特性：VLAN32。3.4.7 通信设备布置110kV*施工变所有通信设备，含综合配线柜、光传输及PCM设备、录音系统、网络设备等装于主控室。3 电气一次部分3.1 电气主接线110kV*变电站为新建变电站。110kV部分：采用内桥接线，终期2回，本期一次建成。10

30、kV部分：采用单母线分段接线方式，终期15回，本期一次建成。3.2 主要电气设备选型 *变采用紧凑模块化变电站方案进行设计，110kV*变模块化配置一共涉及5个模块，分别是：（1） 主变模块（2） 110kV屋外配置装置模块（3） 10kV屋外配置装置模块（4） 10kV电容器组模块（5） 主控制室模块主变压器高压侧进线采用110kV 电缆进线方式：110kV配电装置采用气体绝缘封闭组合电器（GIS），户外布置；10kV屋内配电装置采用KYN开关柜，户内布置；10kV电容器组采用户内布置，各部分主要电气设备选择如下：3.2.1 主变压器1. 110kV*施工变最终2X20MVA，本期建成2台。

31、2. 电压等级：110kV/10kV。3. 调压方式:三相两卷有载调压。4. 容量比：100/100。5. 主变分接头：1108x1.25%/10.5kV。6. 接线组别：YN，d11。7. 冷却方式：自然风冷。8. 中性点接地方式：110kV侧中性点按不死接地设计； 10kV侧中性点按不接地设计。9. 电缆终端：主变压器本体配置110kV象鼻式电缆终端。3.2.2 110kV部分110kV配置装置选用户外六氟化硫封闭组合电器（GSI），额定电压110kV，最高工作电压126kV，额定短路开断电流40kA。本期安装两个变压器间隔，GIS内设备配置如下：（1） GIS成套装置内断路器额定电流：1

32、250A额定短路开断电流：40kA额定短时耐受电流：40kA(4S)额定峰值耐受电流：100kA(峰值)（2） GIS成套装置内隔离开关、接地开关、快速接地开关操作形式：电动操作机构额定电流：1250A（隔离开关）额定短时耐受电流：40kA(4S)额定峰值耐受电流：100kA(峰值)（3） GIS成套装置内电流互感器额定变比：200-300-400/5A准确级次：0.2S/0.5S/5P30/5P30/5P30/5P30额定短时耐受电流：40kA(4S)额定峰值耐受电流：100kA(峰值)（4） GIS成套装置电压互感器额定变比： 准确级次：0.2/0.5/3P/3P（5） 避雷器布置在GIS

33、外，常规配置形式：氧化锌避雷器YW102/266GW3.2.3 10kV部分10kV开关柜采用移动式高压开关柜（KYN），开关柜内配无线测温装置及红外测温窗口，开关柜内断中器采用永磁机构固封式真空断路器，各种柜的外型尺寸如下：主变时线柜（宽X高X深）：800X1600X2200分段断路器柜（宽X高X深）：800X1450X2200分段隔离柜（宽X高X深）：800X1450X2200出线柜（宽X高X深）：800X1450X2200PT（宽X高X深）：800X1450X2200#1站用变馈线柜（宽X高X深）：800X1450X2200#1站用变柜（宽X高X深）：800X1450X2200柜内主要设

34、备参数如下：（1） 断路器型式：固封式真空断路器额定电流：2000A（主变进线及分段），630A（馈线）额定短路开断电流： 31.5kA额定短时耐受电流：31.5kA(4S)额定峰值耐受电流：100kA，40kA(峰值)（2） 电流互感器 型式：干式电流互感器 额定变比：1500/5A（主变进线及分段），200-300-400/5A(馈线) 准确级次：0.2S/0.5S/10P30/10P30/10P30 (主变进线及分段)0.2S/0.5S/10P30 (馈线)额定短时耐受电流：31.5kA(4S)额定峰值耐受电流：80kA (峰值)（3） 电压互感器型式：户内干式电流互感器额定变比：准确级

35、次：0.2S/0.5/3P/3P3.2.3.1 无功补偿装置10kV无功补偿装置选用户内电容器组，每组容量为2MVA，配5%干式铁芯串联电抗器。3.3 变电站总布置电气总平面布置根据建设规模、出线方向、进站道路结合配电建筑及主控制楼进行布置。站内道路将站区大致分为东南区和西北区。东南区布置110kV配置电装置，向东南出线。西北区布置10kV配电装置室，向西北出线。变电站大门位于站区西南，进站道路从西南接入站内，贴近进站道路与围墙设置主控室。10kV配电室土建一次建成，屋内成套开关柜双列布置。1、2号主变位于110kV、10kV配电室之间，由东北方向至西南方向依次排列。站内道路宽度4m。平面布置

36、横向宽度为53m,纵向长度为35m，站区围墙内占地面积：1860m2。3.3.1 过电压保护全所（推荐方案）共设2支避雷针作为防直击雷保护，其中1支避雷针装于110kV构架上。另外1支布置10kV配电室旁。 经初步估算全所被保护物均在避雷针联合保护范围内。各级电压配电装置的过电压保护为在母线上装设氧化锌避雷器。主变中性点按过电压保护要求装设氧化锌避雷器。主变三侧进线均装设氧化锌避雷器。110kV出线侧装设氧化锌避雷器。对易引起铁磁谐振的10kV系统，其母线电压互感器选用具有消谐功能并且加装消谐器。3.3.2 站用电及全所照明站用电电源为1，2号站用变，站变容量分别是100kVA。1号站用变接在

37、10kVI段母线上, 采用户内布置，干式设备；2号站用变接在有源线上，采用户外布置，油浸式设备。站用电系统主干线采用三相四线制，额定电压为AC380/220V,为单母线分段接线，其I、II段母线分别接于1、2号站用变的低压侧，正常时分列运行，两段母线采用ATS智能开关实现互投。站用电装置由2面进线柜及2面馈线柜组成。主控制室、配电室及变压器附近分别安装动力配电箱或电源箱，供给检修、试验和照明电源。变电站设正常照明应急照明。正常照明由站用电系统供电，接地类型采用TN-C-S系统。全站配置一套应急照明切换装置，应急照明切换装置平时交流电源供电，可兼做正常照明，交流电源断电时自动切换到直流电源，并通

38、过逆变器交流供电。全站在主控制室、通信机房及10kV配电室设置应急灯具。屋内照明线的敷设方式采用穿管。主控制室采用日光灯照明。其它辅助间采用节能灯照明。户外照明采用投光灯分散照明。本所所有灯具均采用节能型。3.3.3 电缆敷设及防火 本所主控室（推荐方案）及能信室均设有电缆沟与通向各配电装置的电缆沟相连，各配电室设有电缆沟通行各主要电气设备附近。主控制室采用防静电地板，为了防静电地板内的电缆敷设美观、整齐，电缆在防静电地板内沿电缆槽盒敷设。电缆沟内采用电缆支架，电缆在电缆沟内支架敷设，无电缆沟的地方穿管暗敷。为防止电缆着火延燃，推荐采用阻燃电缆，同进在屋外电缆沟与屋内电缆沟的接口处设置阻火墙予

39、以封堵；在电缆进入电缆孔、开关柜、屏、盘的孔洞用耐火材料进行封堵。3.3.4 接地全所设置以水平接地体为主，垂直接地体为辅且边缘闭合的复合接地网。在设置避雷针和避雷器的地方设集中接地装置，在大门处设置均压带。水平接地体采用-50X5热镀锌扁铁，垂直接地体采用50505的热镀锌角钢。构架及设备的接地采用明敷接地线引下与主接地体网焊接，接地体焊接处应作防腐处理。全部接地体均需热镀锌防腐。该站址实测土壤电阻率A=379.m。设计要求接地电阻：R0.5，在站区内敷设（5米5米）接地网后，其接地电阻根据变通网格法计算达到4.6，不能满足要求。为了降低接地电阻，使其达到设计要求，采用接地模块加电解地极降阻

40、方案，经计算共需电解地极20套。按照云南电网二次设计技术原则（试行）规定：室内等电位接地网的敷设要求为在电缆半层间或活动静电地板下敷设环状、截面为100mm2的专用铜排网（以下简称“等电位接地网”），各屏位内保护专用接地铜排与该等电位接地网之间应分别用两根截面不小于25mm2绝缘铜导线可靠连接（可压接）。等电位接地网应用至少4根、每根截面不小于50 mm2的绝缘铜导线与主接地网可靠连接（必须焊接）。4 电气二次部分本变电所按无人值班、少人值守变电所设计。采用微机综合自动化系统和微机型阀控式铅酸蓄电池直流成套装置。4.1 直流系统和二次交流电源全站设1套直流系统，用于站内一、二次设备及事故照明等

41、的供电，直流系统电压选用220V，全所事故停电时间按2h考虑。直流系统采用单母接线，带一套充电装置和一组蓄电池，不设降压装置。充电装置采用高频开关电源，模块电流选用10A，按4+1配置；蓄电池容量为200Ah，采用阀控式密封铅酸蓄电池，组柜2面安装于主控室。直流充电柜组柜1面，直流馈线柜组柜2面，置于主控制室。直流系统应装设微机绝缘在线监测及接地故障定位装置，自动监测各馈线直流绝缘情况，发出接地信号，指出接地馈线编号。直流系统还应配有蓄电池监测装置、系统监控单元，并能通过统一接口与站内监控系统通信，达到远方监控的目的。直流系统采用混合型供电方式。110kV、主变部分采用辐射型供电，每一间隔的保

42、护、操作、测控装置应分别配置直流空气开关，并分别从直流馈线柜获取电源：10kV部分侧按母线分段情况设置，每一段母线按双回路电源配置。为了给变电站计算机监控系统、火灾自动报警系统等重要负荷提供不间断交流电源，全站设置一套交流不间断电源系统，采用交流和直流输入，直流电源采用站内直流系统供电。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，独立组柜。在主控制室设1面继电保护试验电源柜。二次交流电源和站用电系统结合统一考虑，不设独立的交流配电柜。4.2 计算机监控系统和二次接线按无人值班综合自动化变电站设计，通过站内计算机监控系统实现远方控制。（1） 监控系统采用分层、分布、开放式网络

43、结构、以间隔为单位，按对象进行设计。监控系统推荐选用windows或UNIX操作系统。 (a) 监控系统结构监控系统由站级层和间隔层两部分组成，网络按双网考虑，主控制室至10kV配电装置室之间的通信介质采用光纤，其余为双绞线。站级层采用以太网方式组网，其中包括：当地监控主机1套，操作员工作站1套，远动装置2套、微机五防系统1套、断保工作站1套、打印机等。间隔测控单元宜采用双以太网接口与监控双网相连，按间隔配置。110kV线路和主变的测控与保护分别配置，置于主控制室；10kV测控与保护合二为一，置于10kV开关柜；其它智能设备可通过通信接口接入计算监控系统。(b) 控制和操作控制范围：全站的断路

44、器和电动隔离开关。控制方式：采用三级控制方式，断路器在远方调度中心、监控系统操作员站和测控柜上控制、电动隔离开关在远方调度中心、监控系统操作站和测控装置上控制。为使整个监控系统能安全可靠地运行，监控系统须具有相安全、保护措施、如设备操作权限，保护操作的唯一性、命令合法性检查和闭锁条件检查、按选点、检验、执行的步骤进行操作等。(C)监控系统功能监控系统应具备完善的网络安全防护及二次防雷措施10kV测控与保护装置合二为一，置于10kV高压开关柜；110kV线路每两套组1面测控柜，每台主变组1面测控柜。（2） GPS时钟同步系统全站设置一套GPS时钟同步系统，配一台标准同频钟本体，采用时间同步扩展装置，满足站内监系统，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柜设计。（3） 防误操作闭锁