实联化工(江苏)有限公司110kV专用变电站设计毕业论文.doc

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1、实联化工(江苏)有限公司110kV专用变电站设计摘要本次设计的主要任务是：新建2台110kV 90MVA主变压器及按建设规模要求的110kV、35kV配电装置、主控综合楼及相应的电气控制、测量、信号、继电保护、安全自动装置；所用交直流电源、电缆敷设；所内过电压保护、全所接地、照明；调度通信。与上述内容对应的土建部分：主控综合楼、各级电压配电装置；所区上下水系统、采暖、通风、消防、火灾报警、绿化设施及进所道路。关键词：新建，配点装置，电气控制，土建部分。 目 录1.总论41.1设计依据41.2设计规模41.3设计范围41.4站址概述及主变压器运输51.5主要技术经济指标52.电力系统72.1系统

2、一次72.2系统继电保护102.3系统远动112.4系统通信143.电气部分163.1电气主接线163.2短路电流及主要设备选择173.3电气总平面布置及配电装置型式193.4电气二次线203.5计算机监控系统213.6微机保护及自动装置配置233.7抗干扰及二次电缆选择243.8直流系统253.9交流所用电系统263.10逆变电源263.11电缆敷设273.12防雷、接地及过电压保护273.13照明及动力283.14火灾报警283.15辅助设施284.土建部分294.1站址地理位置294.2自然条件294.3工程气象314.4总平面布置344.5建、构筑物344.6主要建构筑物结构设计及基础

3、处理方案354.7采暖通风及消防及消防354.8消防364.9上下水系统364.10环境保护364.11劳动安全卫生37附 表附表1：断路器选择及校验结果表附表2：隔离开关选择及校验结果表附表3：电流互感器选择及校验结果表附表4：软、硬导体选择及校验结果表1. 总论本工程为实联化工(江苏)有限公司110kV专用变电站工程。1.1 设计依据（1）实联化工（江苏）有限公司100万吨/年联碱项目专用变电站工程一次接入系统设计评审意见。（附件）（2）实联化工（江苏）有限公司100万t/a联碱项目专用变电站工程二次接入系统设计报告。1.2 设计规模根据上述文件设计规模如下：主变压器：远景设计规模为2台9

4、0MVA主变压器；本期建设2台90MVA变压器，电压等级为11081.25%/35kV。110kV出线回路数: 本期2回（武黄1、武黄2），远景不变。35kV出线回路数: 本期出线间隔14回（2回联碱、2回循环水、2回合成氨、2回热电厂、备用6回）；远景规划22回。无功补偿：35kV 1M、2M各安装9.05Mvar电容器1组，共计2组。相应的继电保护、监控、通信及相关的土建工程。本变电站整体规划按最终规模布置。1.3 设计范围本工程设计范围包括：新建2台110kV 90MVA主变压器及按建设规模要求的110kV、35kV配电装置、主控综合楼及相应的电气控制、测量、信号、继电保护、安全自动装置

5、；所用交直流电源、电缆敷设；所内过电压保护、全所接地、照明；调度通信。与上述内容对应的土建部分：主控综合楼、各级电压配电装置；所区上下水系统、采暖、通风、消防、火灾报警、绿化设施及进所道路。本工程设计不包括以下项目（但在概算中列入其费用）：1、所外上下水管线及防洪设施2、所外道路安全防范监视警报系统（视频或红外线）与供货商配合完成设计。设计分界点：各级电压配电装置设计到所内对外出线节点（110kV为出线引出端子头，35kV为出线开关柜电缆引接端子，电缆头不在设计范围内），不包括GIS进线端子头。进所道路、沟道、管道设计以变电所围墙中心线外1m为界。1.4 站址概述及主变压器运输1.4.1 站址

6、概述该变电站位于淮安市盐化工新区洪盐路与台玻大道之间的实联化工（江苏）有限公司厂区内，场地现为总降压站址。1.4.2 主变压器运输1.4.3 变压器的运输尺寸和重量变压器的运输尺寸：6500*2800*3650变压器的运输重量：87.3t1.4.3.1 变压器的运输方式和运输路径主变压器采用大型平板车运输，从厂家运至淮安市盐化工新区经宁连公路、洪盐路运进厂区，经厂区道路从总降压站西侧的道路进运专用变电站。1.5 主要技术经济指标1.5.1 总投资经济指标其中动态投资：5023万元 单位造价：279.04元/ kVA其中静态投资：4906万元 单位造价：272.56元 / kVA1.5.2 材料

7、消耗量（估量）水泥：2065.91t钢材：359.90t木材：43.70m3变电所推荐方案占地面积所区占地面积（围墙中心线）：3360 m2（5.04亩）2. 电力系统2.1 系统一次2.1.1 淮安电网现状淮安电网供电区域包括淮安市区、淮阴区、楚州区和涟水县、金湖县、盱眙县及洪泽县等七个区县。2009年，全市供电量83.72亿kWh，比2008年增长4.9。地调电厂发电量15.91亿kWh，同比增长35.43。地调电厂上网电量5.79亿kWh，比2008年（3.42亿kWh）增长69.51。统调装机容量1650MW，其中华能淮阴1320MW、淮阴发电厂330MW，另有非统调小机组容量为263

8、MW。淮安电网目前有500kV变电站1座（上河），主变2台，总容量1500MVA；220kV变电站13座，主变24台，总容量3170MVA；110kV变电站56座，主变91台，总容量3662.5MW；35kV变电站141座，主变259台，总容量1429.2MW；500kV线路6条，长度214.5km；220kV线路46条，总长度1159.2km；110kV线路108条，总长度1235.3km；35kV线路210条，总长度1711.8km。2.1.2 建设必要性实联化工100万t/a联碱项目已经国家发展和改革委员会文件发改产业20092206号文批准。下设制盐厂、空气分离厂、煤气化厂、氨合成厂、

9、联碱厂、自备热电厂。工厂占地km2。年生产纯碱100万t，氯化铵100万t。配套40万t/年合成氨，50000Nm3/h空分装置和120万t/年盐硝联产装置。本工程100万t/年联产生产能力和120万t/年真空制盐生产能力均为目前国际最大生产装置。为满足实联化工本期及远景工程的用电需求，实联拟建设1座变电站（以下简称“实联专用变”）。变电站站址位于实联在淮安盐化工新区内的厂区内部，本期考虑建设2台90MVA主变，两台主变均为主供变压器，高压侧采用单母线分段接线，低压侧为35kV电压等级，采用单母分段的接线形式。根据江苏省电力公司文件苏电发展2010551号文附件实联化工（江苏）有限公司100万

10、t/a联碱项目专用变电站工程一次接入系统设计评审意见：实联化工（江苏）有限公司本期新建110kV总降变一座（290MVA主变），并通过双回110kV线路接入220kV武黄变110kV母线。2.1.3 建设规模2.1.3.1 主变压器根据实联化工（江苏）有限公司100万t/a联碱项目专用变电站工程一次接入系统设计评审意见及业主的实际需求，本变电站的建设规模如下：主变压器：远景规模290MVA，本期290MVA，电压等级为110/35kV。2.1.3.2 出线回路数110kV：远景规模2回，本期2回（武黄2回）。35kV：远景规模22回，本期14回（联碱2回、循环水2回、合成氨2回、热电厂2回、备

11、用6回）。2.1.4 主变压器选型根据业主要求，本变电站主变选择带平衡绕组的变压器，容量为90MVA，采用有载调压方式，接线组别采用YNyn0+d11，电压比为11081.25/35kV。2.1.5 电气主接线要求根据业主提供的资料，本期110kV母线采用单母分段接线，远景不变。2.1.6 无功补偿根据业主提供的资料，实联专用变每台主变下拟装设9.05Mvar电容器，本期合计装设29.05Mvar电容器。本报告以此为基础，对实联专用变近期及远景年高峰、低谷负荷水平时一次侧功率因数进行校核计算，计算负荷数据中已经考虑了实联专用变各用电车间的无功补偿以及热电机组（本期250MW，远景450MW的出

12、力）作用，并以考虑机组n-1的情况。计算结果见表2.1-1。根据国家电网生2009133号文附件国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定第十七条：“35千伏及以上供电的电力用户，在变压器最大负荷时，其一次侧功率因数应不低于0.95，在任何情况下不应向电网倒送无功。”以及第二十一条：“新建变电站和主变压器增容改造时，应合理确定无功补偿装置容量，以保证35220千伏变电站在主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数应不低于0.95；在低谷负荷时功率因数不应高于0.95，且不应低于0.92。”无功补偿配置校核计算结果表明：实联化工专用变配置的29.05Mvar电容器能满足本期和远景高峰低谷负荷的补偿

13、需求。表2.1-1实联专用变无功补偿配置校核计算结果单位：MW、Mvar项目投产年高峰低谷负荷功率因数投入的电容器负荷功率因数投入的电容器35kV侧负荷50j16.430.9529.0510j3.290.950110kV侧负荷50j1.250.9997103.3670.948项目远景年高峰低谷负荷功率因数投入的电容器负荷功率因数投入的电容器35kV侧负荷100+j32.870.9529.0520j6.570.950110kV侧负荷100+j27.470.96420+j6.9200.9452.2 系统继电保护2.2.1 系统一次简介根据一次接入系统报告，110kV实联专用变以2回110kV线路接

14、入220kV武黄变电站，本期实联专用变考虑建设2台90MVA主变，两台主变均为主供变压器，高压侧采用单母线分段接线，低压侧为35kV电压等级，采用单母分段的接线形式。2.2.2 保护现状220kV武黄变电站为10包在建项目，目前部分二次设备已招标订货。具体设备配置情况如下：现有110kV线路均配置了单套微机距离零序保护，采用的是国电南瑞科技股份有限公司生产的PSR201Z-02型线路保护。110kV母线保护采用的是深圳南瑞科技有限公司生产的BP-2C型母线保护。110kV母联保护采用的是深圳南瑞科技有限公司生产的ISA-300型母联保护。武黄变110kV系统不进行故障录波。保护及故障信息管理子

15、站采用的是南京银山电子有限公司生产的YS-3000A型保护及故障信息管理子站。2.2.3 配置原则系统继电保护的配置原则是：贯彻执行有关专业设计技术规程、规定，贯彻执行国网公司、规划总院、华东和省电力公司有关系统继电保护配置和反事故措施文件精神。尽量利用原有系统继电保护装置。2.2.4 配置方案2.2.4.1 110kV线路保护根据本工程二次接入系统审查意见，本期2回110kV线路分别在线路两侧配置单套光纤电流差动保护，拟在新建的110kV线路上架设OPGW光缆，线路保护通道采用专用光纤。2.2.4.2 110kV分段保护110kV实联专用变本期远景110kV系统均为单母线分段接线，根据国家电

16、网公司输变电工程典型设计（220kV变电站二次系统部分）要求，110kV分段断路器应按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过流保护。因此，本期工程建议110kV分段配置充电过流保护1套。2.2.4.3 110kV母线保护110kV实联专用变本期远景110kV系统均为单母线分段接线，根据继电保护和安全自动装置技术规程及国家电网公司输变电工程典型设计（220kV变电站二次系统部分）要求，建议本工程配置单套母线保护，保护单元按远景配置。110kV母线保护柜应包括如下功能：母线差动保护、母联充电和过流保护、母联死区保护。2.2.4.4 故障录波器根据建设单位要求，本期110kV实联专用变需配置故

17、障录波器一台，按64路模拟量/128路开关量配置。2.3 系统远动110kV实联专用变为新建变电站，按照淮安地调一级调度设计。2.3.1 现状淮安地调调度自动化系统为南瑞OPEN-3000型系统，具备采用电力数据网络和点对点远动通道两种通信方式传输远动信息的能力。系统接收相关发电厂、500kV变电所、220kV变电所的远动信息，接收的远动信息主要来自于远方终端装置或计算机监控系统。2.3.2 本期工程远动设计2.3.2.1 淮安地调110kV实联专用变建成后，淮安地调采用现有OPEN-3000系统以一路网络方式接收该所信息。根据建设单位要求，监控系统配置一套远动通信装置向调度端发送相关远动信息

18、。2.3.2.2 110kV实联专用变电站110kV实联专用变为新建工程，该变电站数据采集、控制及远动装置采用计算机监控；有关计算机监控系统设备、功能详见电气二次部分。该监控系统向淮安地调发送该变电站的实时信息。110kV实联专用变需配置数据网接入设备1套，利用江苏电力调度数据网第一平面网络向调度端发送相关远动信息。根据电力二次系统安全防护规定（国家电力监管委员会令第5号），为保障电厂监控系统的安全稳定运行，加强安全防护，防范监控系统因网络攻击而引起电力系统事故，应建立相应的安全防护体系。按照安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，与远方调度实现网络通信需配置相应IP认证加密装置等纵向防

19、护；以切实保障实时监控系统及调度数据网络的安全。本工程需配置与淮安地调端网络通信用纵向加密认证装置一台。2.3.3 远动信息根据电力系统调度自动化设计技术规程及苏电生20071600号变电站运行监视信号采集规范进行本期工程的远动信息设计。2.3.3.1 遥测：1）110kV线路有功功率、无功功率、有功电度及电流；2）110kV母线三相电压、频率；3）110kV分段三相电流；4）主变各侧有功功率、无功功率、有功电度及电流；5）主变油温、绕组温度；6）35kV线路有功功率、无功功率、有功电度及电流；7）35kV母线三相电压、频率；8）35kV分段三相电流；9）直流系统母线电压；站用变低压侧三相电压

20、；10）主变有载调压分接头位置2.3.3.2 遥信：1）所有断路器、隔离开关、接地刀闸位置信号；2）主变保护动作信号；3）110kV线路保护动作信号；4）35kV线路保护动作信号；5）110kV分段保护、母线保护动作信号；6）事故信号；7）变压器内部故障信号；2.3.4 信息传送及远动通道要求110kV实联专用变电站的所有远动信息均传送到淮安地调，传送方式为：采用一路数据网方式，通过江苏电力第一平面调度数据网设备经江苏电力调度数据网第一平面至淮安地调； 淮安地调所需远动信息采用现有OPEN-3000系统以一路网络方式接收110kV实联专用变远动信息。数据网络通信协议采用IEC60870-5-1

21、04。远动信息从调度数据网络传送时，通道传送速率为2Mbps，误码率不大于10-7。2.3.5 电能量计费根据二次接入系统审查意见，本工程关口计量点设置在对侧220kV武黄变电站。为方便110kV实联专用变对电量进行核对，依据电能计量装置技术管理规程（DL/T448-2000），110kV实联专用变侧110kV进线配置关口比对表一块，要求表计精度为0.2S级，110kV线路的CT计量级精度需达到0.2S级，线路计量PT的计量次级精度需达到0.2级。为便于110kV实联专用变内进行计量信息管理，建议配置计量用终端服务器一套，与关口校核表合组一面柜。2.3.6 负荷管理装置根据二次接入系统审查意见

22、，为了便于供电公司对负荷进行管理和考核，110kV实联专用变内需配置负荷管理装置一套。2.3.7 调度端接口配合根据二次接入审查意见，由于调度端数据网接口已接满，无法满足本工程接入要求。因此，本期需在调度端增加E1板卡1块。同时，为满足110kV实联专用变接入主站系统的要求，调度端需对EMS系统、电能量计费主站系统进行相应的接入、调试。2.4 系统通信2.4.1 淮安城区电力通信网规划简介淮安电网通信现状以光缆通信为主，光缆通信网已覆盖到各变电站和生产基地。至2009年底，淮安城区接入层主要由NEC 622M SDH环网和NEC 155M SDH环网组成。按照江苏电网“大运行”体系建设工作意见

23、和通信传输网十二五规划，原淮安城区接入层、淮阴区接入层、楚州区接入层电力通信网将合并为一张网（统称为淮安城区接入层）。届时，淮安城区将建成以中心站和220kV变电所为主要网元节点的相交双环主环+8个支环的接入层SDH网络。主环容量为2.5G，支环容量为622M。随着传输网归并一期和二期项目的实施，以及基建技改工程建设，至实联专用变投运时，淮安城网和淮阴区将完成传输网设备归并工作，楚州区完成传输网设备改造升级工作，光传输设备将统一采用华为SDH/MSTP光传输设备。与本工程相关的通信环网为2.5G主环网1（西主环）。2.4.2 调度关系及业务需求实联化工110kV专用变按淮安地调一级调度进行设计

24、，对侧武黄变本期扩建后，信息量和原有通信通道维持不变。按保护、自动化、通信等专业的要求，需组织通道的信息如下表2.4-1所示，本工程将负责完成下述信息的通道组织。表2.4-1：信息量统计表。信息种类信息量/接口类型接入站点备 注实联化工110kV专用变武黄变两回110kV线路继电保护信息8芯/专用光纤淮安地调调度电话64kbps/FXS淮安地调调度数据网信息2Mbps/G.703淮安地调第一平面2.4.3 保护通道组织方案根据继电保护专业的推荐方案，实联化工110kV专用变武黄变、回电力线路采用光纤保护，通道为专用光纤芯。沿本期新建110kV实联专用变武黄变双回电力线路架设2根24芯OPGW光

25、缆，长度约19km+19km。由此构成实联化工110kV专用变武黄变电力线路光纤保护通道。每根OPGW光缆保护用4芯，其余通信用。2.4.4 通信接入系统方案(1)网络接入方案根据上述章节电网通信现状描述和本工程新增传输信息的需求分析，本工程拟将实联化工110kV专用变与武黄变两个节点组建一个622M SDH支环网，在武黄变支接接入淮安城区2.5G主环网1（西主环）。由此形成实联化工110kV专用变至淮安地调的调度、通信及自动化主备通道。(2)光缆路由组织方案利用保护通道组织方案中新建的2根24芯OPGW光缆。(3)光通信设备配置方案本工程在实联化工110kV专用变配置1台622M SDH设备

26、和1台PCM设备；在220kV武黄变配置1台622M SDH设备；在淮安供电公司配置1台PCM设备。2.4.5 通信机房、通信电源及其他 实联化工110kV专用变本期不设专用通信机房，新增通信设备安装于实联化工110kV专用变二次设备室内。本工程通信设备所需电源由直流电源系统通过2组DC/DC变换器（其中每组含220A模块）提供48V通信电源，不设置专用通信电源系统。2.4.6 支撑系统本工程新增SDH光通信设备不配置专用网络级网管系统，为实现对SDH设备网元的远程配置和监控，本工程在武黄变配置1对2M网桥，将本期新增光通信设备的网管信息通过武黄变接入淮安地调现有网管系统。实联化工110kV专

27、用变侧配置本地维护终端1台。2.4.7 光纤通信3. 电气部分3.1 电气主接线3.1.1 变电站本期新建2台90MVA主变压器，远景不变，采用三相双绕组带平衡线圈有载调压电力变压器，电压等级为11081.25%/35kV，接线组别为YNyn0+d11。3.1.2 110kV本期2回（武黄1、武黄2），远景不变。根据业主意见，110kV本期采用单母线分段接线形式，远景接线形式不变。3.1.3 35kV出线本期14回，远景22回，35kV本期为单母线双分段接线，远景接线不变。本变电站35kV采用小电阻接地方式，保证系统发生单相接地时能可靠跳开故障线路，按单相接地电流控制为300A选择，该电阻阻值

28、为67.36。本期设二台站用变压器，容量为100kVA，分别接于35kV 1M、2M母线上。3.1.4 经系统专业论证，变电站本期每台主变装设一组9.05 Mvar并联电容器装置，远景不变。3.2 短路电流及主要设备选择3.2.1 短路电流计算系统专业根据淮安地区网络远景规划，提供了本期及远景110kV侧系统综合正、零序阻抗。本设计根据系统提供的资料进行了短路电流计算。短路电流计算阻抗见图3.2-1，图中阻抗均已归算为基准容量为100MVA的标幺值。 图3.2-1系统远景阻抗图短路电流计算结果见表3.2-1。表3.2-1 短路点编号短路位置基准容量基准电压短路形式暂态短路电流（有效值）稳态短路

29、电流（有效值）短路电流冲击值（峰 值）SjUjIIichMVAkVkAkAkAK1110kV母线100115三相短路15.2415.2438.85单相短路10.5910.5927.1K235kV母线10037三相短路20.920.953.29根据短路电流计算结果及业主意见，110kV设备短路电流水平确定为40kA，35kV设备短路电流水平确定为31.5kA。3.2.2 主要设备选择本变电所的设备进行招标采购，具体选厂选型有待招标确定，设计仅对其技术性能提出要求。3.2.2.1 根据江苏省电力公司苏电生200946号文规定，根据07版污区图的变电设备爬电比距选择原则，本变电站变电设备外绝缘爬电比

30、距按照25mm/kV配置。据此折算成爬电距离，户外设备110kV不小于3150mm，35kV不小于1256mm；户内设备110kV不小于2520mm，35kV不小于810mm3.2.2.2 主变压器选择本期主变压器采用三相双绕组带平衡线圈有载调压电力变压器，电压比为11081.25%/35kV，各侧容量分别为90/90MVA，接线组别为YNyn0+d11，阻抗电压为：Uk=14。冷却方式采用自冷型。3.2.2.3 断路器选择根据系统远景短路电流计算结果及以往工程设备招标采购情况，根据可研批复意见，本工程断路器选择如下：110kV采用SF6绝缘GIS组合电器，断路器选用2500A、40kA/3s

31、设备；35kV选用手车式开关柜，其中主变回路选用2500A、31.5kA/3s真空断路器，分段柜选用2500A、31.5kA/3s真空断路器，出线回路选用2500/1250A、31.5kA/3s真空断路器。 各级电压断路器的选择及校验详见附表1。3.2.2.4 隔离开关选择隔离开关的选择及校验详见附表2。3.2.2.5 互感器选择电流互感器的选择及校验详见附表3。3.2.2.6 避雷器选择110kV选用10kA、108/266kV型氧化锌避雷器进行过电压保护；35kV主变进线及出线回路选用10kA、54/134kV氧化锌避雷器进行过电压保护。3.2.2.7 导体选择主变压器110kV进线最大工

32、作电流为614A，按文件要求，110kV电压等级进出线均用电缆连接，按经济电流密度选择，电缆选用YJLW-64/110-1400；主变压器35kV侧最大工作电流为1930A，选用3(4-YJV-26/35-1400)电缆。在主变35kV侧分列运行的条件下，考虑负载电流、短路电流热稳定及谐波电流影响，35kV电容器组选用YJV-26/35-3185电缆。35kV所用变选用YJV-26/35-3185电缆。3.3 电气总平面布置及配电装置型式3.3.1 电气总平面布置及优化根据系统规划及搜资结果，本变电所仍在实联化工厂区北面一块空地内建设，110kV向北电缆出线较为适宜，35kV采用电缆出线。本变

33、电所设计利用厂变电所规划区域，布置力求紧凑合理，出线方便，不影响对现有负荷的正常供电。根据场地情况，本工程共设计了两个方案，两个方案110kV配电装置均采用GIS设备户内布置：方案1：围墙内占地3360m2。主变室外布置在大楼南侧。综合楼一层为电缆层；110kV配电装置、35kV配电装置、所用变成套装置和二次设备室布置在综合楼二层；电容器室及办公休息区域布置在三层。电气总平面布置（方案1）详见图B0631C-A-08。方案2：围墙内占地3360m2。110kV和主变同1；35kV配电装置、所用变成套装置及电容器室布置在主控综合楼一层北面；二次设备室及办公休息区域设在主控综合楼二层；主变户外布置

34、在主控综合楼南侧。电气总平面布置（方案2）详见图B0631C-A-12。两方案布置方式比较接近，方案1建筑结构无错层，抗震性能较好，大部分电缆均走电缆层，无需设置电缆沟，但电容器与35kV开关柜不在同一层，需要通过电缆井连接，且整幢建筑空置面积较大；方案2一次设备均在一层，连接方便，布局紧凑，但有错层，房屋抗震性能不如方案1。根据业主习惯，一楼采用电缆层，综合比较本设计推荐采用方案1。3.3.2 110kV配电装置方案1和方案2的110kV配电装置布置形式相同：均采用GIS组合电器户内布置型式。 3.3.3 35kV配电装置本工程35kV配电装置采用手车式开关柜，户内双列布置。方案一出线电缆引

35、至电缆层引出变电所；方案二35kV出线电缆均采用电缆沟引出电缆。35kV并联电容器采用户内框架式成套装置；所用变采用箱式成套装置，占地小，安装、维护工作量少。3.4 电气二次线3.4.1 二次设备的布置本方案二次设备布置为：公用测控柜、监控系统柜、主变保护测控柜、变压器远控柜、110kV解列柜、110kV线路光纤分相电流保护柜、110kV母线保护柜、110kV分段保护测控柜、远动通信柜、GPS时钟同步系统柜、故障录波器柜、交流系统柜、直流系统柜、低周减载柜、通信柜、电能表柜、负荷管理装置柜等，在二次设备室组屏集中布置。35kV部分就地布置在开关柜上（保护和测控合为一套）。二次设备室内所有屏柜均

36、采用相同外形尺寸，即2260800600mm。3.4.2 防误操作110kV、主变及35kV部分防误操作根据建设单位要求，其中开关柜内应提供完整的电气闭锁回路。3.4.3 测量、计量依据电能计量装置技术管理规程（DL/T448-2000），110kV进线配置计量表各一块，计量用终端服务器一套，与计量表合组一面柜。有关电气量监视、记录的功能由站内多功能电表和计算机监控系统实现。电能表一律采用带通信接口的全电子式多功能电能表。电能表辅助电源采用UPS电源供电。本方案安装单位电度表配置详见下表。安装单位电度表配置表变电所名称表计配置安装单位有功电能表准确度无功电能表准确度备 注实联化工专用变110k

37、V线路0.2 S1.03.4.4 主变远方测温采用温度指示变送器，并实现遥测功能。3.5 计算机监控系统3.5.1 系统概述监控装置采用分布式的微机远动终端，具有遥测、遥信、遥控等功能，各个间隔单元经微机汇控单元，与远方控制端进行通信，从而实现远方控制端对本变电所的监视，所内还设有当地监视操作界面。3.5.2 系统配置监控系统采用分层分布式结构，上层为系统管理层，由监控汇集单元、当地监控接口等组成。实现遥测、遥信、遥控及与调度通信联络，运行管理等功能。下层为交流数采、监控、保护及保护管理系统，每一单元独立自成一体。设有主变单元、线路单元、分段单元和电容器单元、交流所用电系统、直流系统及其它单元

38、。35kV线路、分段和电容器组的测控保护装置均安装在配电装置的35kV开关柜上，以缩短二次电缆长度，减轻干扰和电流互感器二次负载。各单元或系统间采用数据通道传输方式互联。配置卫星时钟接收系统。二次设备室设置静态模拟屏，便于运行人员对变电所各设备的监控。为确保监控/调度实时系统的安全运行，不同等级区间的系统联系，均应经过按省公司要求设置的网络安全隔离设施。3.5.3 主要功能1) 数据实时采集监控终端实时采集模拟量、状态量、脉冲量。模拟量主要采集：母线电压；线路、主变、电容器组的电流和功率；变压器的上层油温；直流系统及所用电系统的电压、电流等参数。状态量主要采集：断路器、隔离开关、接地开关状态；

39、有载调压分接头开关位置；各种保护异常或动作状态。2远方就地操作、控制远方监控中心通过监控终端实现正常的远方监视，在变电所电气二次设备室内进行必要的监测和操作；此外为考虑变电所事故状态时的应急处理，在配电装置开关柜和继电保护柜/操作箱柜上留就地操作功能。二次设备室和就地的操作之间应设置闭锁。3) 电压和无功的调节控制根据系统需要监控终端可设置根据无功及电压综合变化的变压器有载调压装置的自动调节。并可实现自动、远方和就地操作方式。3.6 微机保护及自动装置配置3.6.1 主变保护根据继电保护和安全自动装置技术规程有关要求，主变压器配置一套完整、独立的主保护和配置完整的后备保护以及相应的非电量保护。

40、主保护和高压侧后备保护组一面柜，布置在二次设备室；低压侧后备保护布置在35kV进线柜中；非电气量保护测控组一面柜布置在二次设备室。本工程主变微机保护主要具有下列保护功能：1）主保护：差动速断保护、比率差动、本体及调压重瓦斯。差动速断保护、比率差动、本体及有载重瓦斯保护动作于出口跳闸，本体及有载轻瓦斯保护动作于信号2）后备保护：110kV侧过电流保护、零序方向过电流保护、过负荷保护；35kV侧电流保护、过流保护；中性点零序电流保护。其中：110kV侧过流保护：保护设设两个时限，第一时限跳本侧断路器。第二时限跳主变各侧断路器。110kV侧零序方向过电流保护分两段：第一段保护，第一时限跳母线分段断路

41、器，第二时限跳本侧断路器；第二段保护，第一时限跳本侧断路器，第二时限跳各侧断路器。110kV侧中性点零序电流保护：跳主变各侧断路器。35kV侧过流保护分两段：第一段：定时速切过流保护跳本侧断路器（作为35kV侧母线后备及出线后备）。第二段：方向过流保护，设两个时限，第一时限带方向，方向指向变压器。跳主变本侧断路器（作为35kV侧母线后备及出线后备）；第二时限不带方向跳主变两侧断路器（作为35kV侧母线后备及出线后备）。主变高、低两侧均设有过负荷保护，延时动作于信号。3）辅助保护：冷却系统故障（温度过高、油位异常、冷却风机故障）和压力释放阀动作。辅助保护动作于信号或跳闸。3.6.2 110kV线

42、路装设电网解列装置两套3.6.3 35kV母线保护35kV母线配置独立的母线保护，布置在35kV母线隔离柜。3.6.4 35kV系统采用微机保护与测控单元合一装置，就地布置在开关柜上。35kV线路保护设有三段电流保护（速断、限时电流速断、过流）、零序过流保护、过负荷、低频低压减载。35kV电容器采用过电流保护、过电压保护、低电压保护和不平衡电流保护35kV分段保护设有三段电流保护（速断、限时电流速断、过流），带充电保护功能。35kV发电机进线设有光纤电流差动保护。35kV所用变采用三段式电流保护、过负荷告警。3.6.5 自动装置1）35kV系统设置低周减载装置一套。2）直流接地检测装置，并设远

43、方监控接口。3）变压器有载调压装置的自动调节功能（由监控终端来实现）。3.7 抗干扰及二次电缆选择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。这些设备的工作电压很低，一次系统的操作、短路、雷电侵袭所产生瞬变电磁场通过静电耦合、电磁耦合、传导耦合等形式，极易对二次回路形成干扰，造成设备误动作或损坏。另外二次回路本身如直流回路中电感线圈的开断所产生高电压，也会对电子设备产生干扰。为此，除要求这些设备本身具有一定的抗干扰能力外，还采取下列抗干扰措施： 不同电平的回路，不合用同一根电缆；电缆沟内上部设置接地线，接地线与主接地网多点连接；所有电流互感器、电压互感器的二次回路接地均按有

44、关反事故措施规定执行；二次设备室所有保护柜内的接地铜排应互相连通成环路后通过不小于4根均匀布置且不小于50mm2的铜电缆引到主接地网一点接地。除以上措施外，最有效的方法是选用屏蔽性能优越的电缆，根据电力系统反措要点，用于微机型保护的电流、电压和信号的引入线，所有二次控制电缆选用屏蔽电缆。3.8 直流系统全所设一套直流系统，用于所内一、二次设备及监控系统、系统通信设备的供电。直流系统配置安全可靠的直流电源，直流系统的输入电压为交流380V，输出电压为直流电压220V（输出回路数不少于32路，以满足直流辐射型供电的反措要求）及48V（DC/DC模块20A按照2个配置，分为2路馈线）。直流系统采用单

45、蓄电池组。蓄电池的容量计及变电所有人值班事故处理的路途时间，全所事故停电按2h考虑，事故照明按1h计算。蓄电池选用阀控式免维护铅酸蓄电池：200Ah、2V、104只。充电机采用DC220V/20A的高频开关电源模块，配置(4+1)20A模块。直流系统接线为单母线接线，采用一体化电源，包含通信电源，通信电源由直流电源经DC/DC电源变换装置供给，不再设专用蓄电池组。直流柜选用智能型控制直流电源柜，运用微机技术对蓄电池、充电机等装置实现智能化实时管理，并可与变电所自动化系统的通信控制机接口，实现直流系统的四遥功能。直流系统加装一套直流绝缘监测装置。3.9 交流所用电系统本工程交流所用电系统低压采用三相四线制接线，380/220V中性点直接接地系统。所用电系统为单母线接线，考虑32路出线（其中10路风机回路附带热继电器），所用电系统电源分别取自35kV 1M和2M上的容量为100kV的所用变压器，正常情况下两回进线具有自动投切功能，同时要求进线开关具有过流保护，过流动作跳开时能闭锁自投，以保证供电可靠性并发报警信号至后台监控系统。所用变容量计算结果详见3.9-1。表3.9-1 所用负荷统计表及所用变压器容量选择序号名 称额定容量（kW）负荷类型1通信1经常、连续2主变通风 22经常、连续3主变场地动力8不经常、短时4