110kV变电站初步设计方案说明书模板

...wd......wd......wd...编号：110kV**施工变电站工程设计说明书20xx年10月校核：编写：目录1总的局部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电气局部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电力系统局部42.1系统一次局部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电气一次局部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电气二次局部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284.4二次设备的布置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土建局部325.1概述325.2站区总布置及交通运输355.3建筑设计365.4构造设计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?总的局部设计依据云南电网公司文件:规划研究(20xx)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设计范围110kV**施工输变电工程电气一次局部、电气二次局部、土建局部、通信局部、概算。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10°～20°，局部地段30°～45°，现为旱地。海拔高度约1780米，地震基本烈度均为Ⅷ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维托线建设规模电压等级:110kV/10kV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。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。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段或II段母线。消弧线圈：本工程无消弧线圈，相关内容详见可研。变电站按无人值为电站设计，二次局部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。变电站通信采用光纤通信方式。表1110kV**施工变电站建设规模序号工程建设规模本期终期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组并联电容器组电气局部初步设计图文件卷册目录110kV**施工变工程初步设计说明书B1405C-A01-1110kV**施工变工程初步设计主要材料清册B1405C-A01-2110kV**施工变工程初步设计附图B1405C-A01-3至24220kV**变扩建110kV间隔B1405C-A02-2至6可研审查意见执行情况本工程初步设计图严格按云南电网公司文件：云电基建〔20xx〕44号?关于110kV**输变电工程可研的批复?文件执行。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?220kV**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的，拉嘎洛电站后台是许继电气公司的。电力系统局部2.1系统一次局部一、**县电网现状截至20xx年底，**县有220kV变电站1座，即220kV**变，容量为1×180MVA，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110kV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1×180二110kV变电容量合计1031110kV**中心变1×202110kV拖巴科变1×203110kV**工业园变1×63**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Ⅰ回线LGJ-2×40098.8552220kV倮维线LGJ-2×300108.12二110kV线路合计共18回450.651维中I回线LGJ-2409.9482维中Ⅱ回线LGJ-2409.9483格柯线LGJ-185/30144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**中心变—格登T点LGJ-2×18548.7317春独开关站—格登T点LGJ-2×18514.8718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；施工顶峰负荷约26.93MW，负荷较大，目前施工区域内无可靠电源进展供电，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顶峰负荷约26.93MW。根据?**水电站用电规划专题报告?，该工程以110kV电压等级受电，为保证施工期间用电的可靠性，拟选用两回线进展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以以以下列图所示：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，接入系统方案见以以以下列图所示：图三接入系统图四、工程建设规模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。电压等级：采用110/10kV二级。110kV局部:内桥接线。10kV局部: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2×20MVA，本期建成2×20MVA。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电缆出线局部由业主负责完成。无功补偿：本期2×2MVar,最终2×2MVar。2、对侧变电站a、220kV**变目前，220kV**变电站的主变容量是1×180MVA，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,25kAGW14隔离开关：126kV,1600ASF6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TYD110/√3-0.01H组12SF6断路器LW36-126/3150-40台13SF6电流互感器LCWB5-110,2×200/5A，5P20/5P20/5P20/0.2S只34隔离开关GW14－126D/630GY，630A，双接地组15隔离开关GW14－126D/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GW4－110GDW,630A组12线路侧隔离开关GW4－110GDW,630A组13电压互感器TYD110/√3-0.01GH组14断路器LW36-126/3150-40台15电流互感器LB6-110GYW2,2×200/5A，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展丰大、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那么?的要求。对于110kV**水电站施工变来说，主变宜选择三相两绕组变压器，主变抽头为110±8×1.25％/10.5kV。本期需要装设容量为2×2.0Mvar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5～10年左右的系统开展，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20xx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10kV15.47——13.4110kV5.385.7214.659主变分裂10kV8.899——7.706220kV**变110kV15.2197.59513.18拉嘎洛水电站110kV5.3435.2964.618妥洛河水电站110kV3.863.87——3、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，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CSC－163A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展配置，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的110kVRCS-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开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展通信，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/s—38.4kbit/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/s—38.4kbit/s，其应用层通信协议采用DL/T6345101－2002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/T6345104－2002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/T448-2000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〕。3.4.2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26.88km，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21.3km，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开展的需要。〔1〕本工程在110kV**施工变新增1套迪庆地区A网Tellabs6340V系列光传输设备，以L4.1的光接口板接入220kV**变，在220kV**变迪庆地区A网Tellabs6350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SAGEMFMX-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设通信联系，即由电信局建设线路至110kV**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、行政使用，必要时也可作为调度的备用。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、不连续的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：高频开关模块：48V/90A(3×30蓄电池：12Ｖ，100Ah免维护电池两组通信电源设备所需的380Ｖ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标准运作的自动化应用系统的推广使用，对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：VLAN≥32。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。电气一次局部电气主接线110kV**变电站为新建变电站。110kV局部：采用内桥接线，终期2回，本期一次建成。10kV局部：采用单母线分段接线方式，终期15回，本期一次建成。主要电气设备选型**变采用紧凑模块化变电站方案进展设计，110kV**变模块化配置一共涉及5个模块，分别是：主变模块110kV屋外配置装置模块10kV屋外配置装置模块10kV电容器组模块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，各局部主要电气设备选择如下：主变压器110kV**施工变最终2X20MVA，本期建成2台。电压等级：110kV/10kV。调压方式:三相两卷有载调压。容量比：100/100。主变分接头：110±8x1.25%/10.5kV。接线组别：YN，d11。冷却方式：自然风冷。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。电缆终端：主变压器本体配置110kV象鼻式电缆终端。110kV局部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：GIS成套装置内断路器额定电流：1250A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)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)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)GIS成套装置电压互感器额定变比：准确级次：0.2/0.5/3P/3P避雷器布置在GIS外，常规配置形式：氧化锌避雷器Y１０W－102/266GW10kV局部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柜内主要设备参数如下：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〕，630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)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)电压互感器型式：户内干式电流互感器额定变比：准确级次：0.2S/0.5/3P/3P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。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展布置。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。平面布置横向宽度为53m,纵向长度为35m，站区围墙内占地面积：1860m2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。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。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展封堵。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50×50×5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ρA=379Ω.m。设计要求接地电阻：R≦0.5Ω，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到达4.6Ω，不能满足要求。为了降低接地电阻，使其到达设计要求，采用接地模块加电解地极降阻方案，经计算共需电解地极20套。按照?云南电网二次设计技术原那么〔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50mm2的绝缘铜导线与主接地网可靠连接〔必须焊接〕。电气二次局部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。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，到达远方监控的目的。直流系统采用混合型供电方式。110kV、主变局部采用辐射型供电，每一间隔的保护、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局部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连续交流电源，全站设置一套交流不连续电源系统，采用交流和直流输入，直流电源采用站内直流系统供电。交流不连续电源系统选用两套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。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。监控系统采用分层、分布、开放式网络构造、以间隔为单位，按对象进展设计。监控系统推荐选用windows或UNIX操作系统。(a)监控系统构造监控系统由站级层和间隔层两局部组成，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、执行的步骤进展操作等。(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。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。防误操作闭锁10kV配电装置均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。110kV设备由监控系统中的微机五防工作站与各间隔本身的电气闭锁配合完成。计量和测量测量全站测量表计功能由站内监控系统实现。计量电能表一律采用带通信口的多功能电子式电能表。具体配置参照云南电网公司企业管理制度?云南电网公司电能计量装置及试验设备配置配置原那么?。计量点配置：主变高，低压侧：各配置1块0.5S级三相四线多功能电子式电能表。110kV维托线:配置1块0.5S级三相四线多功能电子式电能表。T接110kV妥拉线：配置2块0.2S级三相四线多功能电子式电能表。10kV电容器、10kV线路：各配置1块0.5S三相四线多功能电子式电能表。主变、110kV局部组1面电能表柜，10kV电能表置于10kV配电室，站用变电能表装于380V配电柜上。全站配置一套电能采集装置。要求电表处理器应能以IEC60870-5-102规约与主系统进展可靠通信，信息通过专用通道传至迪庆地调。其它设置1套10kVTV并列装置，由于10kV局部采用电磁式电压互感器，其二次回路应装设微机消谐装置，并安装在相应的高压开关柜。元件保护(1)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；110kV后备保护设置一套复合电压过流保护和间隙零序过流、过压保护；10kV侧后备保护设置一套复合电压过流保护。每台主变组1面保护柜，其中主保护与后备保护按分箱配置。(2)10kV线路采用微机型速断、过流保护，三相一次重合闸，并具有低周减载功能。(3)10kV电容器装设电流速断、过流、差压、过压、失压保护，此外电容器还有自身的熔丝保护。(4)站用变压器采用微机型速断、过流；380V站用电备自投功能由智能站用电系统本身完成。(5)根据云电生〔20xx〕219号?关于在中低压开关柜加装电弧光保护的通知?，本工程在10kV开关柜上按照规定相应配置电弧光保护。每段母线配置一台主单元和对应的扩展单元、电弧光传感器〔具体需要配置的扩展单元台数应与电弧光传感器的数量相匹配〕。同时在开关柜内安装在线测温系统和开关柜智能操作装置。(6)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。二次设备的布置本方案按无人值班综合自动化变电站设计，主控楼内设有一个主控制室，设蓄电池组柜安装于主控室。二次屏柜均采用尺寸为2260mm〔高〕×800mm〔宽〕×600mm〔深〕的前后开门形式柜体，单列布置。柜体颜色为：RAL7035。10kV局部保护测控装置布置相应高压开关柜上，站内公用、110kV及主变等局部的二次设备布置在主控制室。图像监视及安全警卫系统根据?云南电网二次设计技术原那么?，全站设一套图像监视及安全警卫系统，对全站主要电气设备、关键设备安装地点以及周围环境进展全天候的图像监控，满足电力系统安全生产的要求。〔1〕监控对象：A、变电站厂区内环境；B、主变压器外观、冷却器工作状态及中性点接地刀闸；C、变电站内的全部户外断路器、隔离开关及接地刀闸；D、变电站内各主要设备间〔包括大门、主控制室、10kV配电装置室等〕。〔2〕具体配置原那么1〕高压配电区环境监视110kV配电区本期配置1台球形摄像机；2〕主变压器配置1台球形摄像机观察总体情况。3〕电容器及所变配置1台固定摄像机观察电容器；1台固定摄像机观察所变。4〕大门设置1个固定摄像头监视变电站大门。5〕主控楼主控制室布置2台固定摄像机。6〕10kV配电室10kV配电室均布置4台固定摄像机。7〕周界电子围栏1套，布防于围墙，防止非法进入变电站。〔3〕图像监视主机可与站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，实现变电站无人运行。〔4〕图像监视及安全警卫系统应由站内交流不连续电源系统提供专用回路供电。二次设备防雷的配置全站设一套二次系统防雷，用于变电站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1〕在站用变低压侧至交流配电屏的三根相线，应安装第一级〔组合型〕交流电源，SPD数量：2套，安装位置：2台站用变低压侧。2〕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：4套。安装位置：直流充电柜、UPS电源柜、交流二次电源箱、继电保护试验电源柜。〔SPD均加装在切换装置后〕。3〕在直流柜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〔8/20μs〕的直流电源SPD，数量：4套〔正一地、负一地相互独立〕。4〕在直流馈线柜直流馈线至110kV断路器端子箱、10kV配电室的直流馈线端安装直流电流SPD，数量：22套，安装位置：馈线两端安装。〔2〕信号系统防雷接地1〕对变电站电能量采集系统的线加装1套信号SPD。安装位置：电能表柜对应的线路接口。2〕控制室远动屏至通信屏的语音线或RS232等信号线，应在远动屏侧安装信号SPD，数量：4套。安装位置：远动柜。3〕在GPS主时钟的天线接口处加装1台馈线SPD。4〕变电站故障录波柜线加装信号SPD，数量：1套，安装位置：故障录波柜。5〕在高压场站到主控室的通信线路〔如RS232.RS485、CAN总线等〕应在控制室相应屏柜处安装2套信号SPD。安装位置：远动柜。抗干扰措施及二次电缆的选择全站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，还须采取以下抗干扰措施：(1)监控系统站级层网络通信介质宜采用光纤，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，然后才进入保护装置内。(3)主控制室应尽可能避开强电磁场。强振动源和强噪音源的干扰，根据具体情况采取屏蔽。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阻燃控制电缆，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/T5136-2001?火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程?和电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点执行。土建局部概述110kV大华桥施工变电站为用户工程，整个施工变电站的场地、进站道路、变电站水源及施工用电等均由用户提供，并统一考虑变电站排水问题。4.1.1所址地理位置站址位于**县中路乡，距省会昆明650km，距**县70km。**县至中路乡公路从变电站西北侧经过，交通方便。4.1.2位于澜沧江左岸的松坡，距坝线约2.3km。区内为岸坡的斜坡地，分布高程1748m～1836m，地形坡度15°～30°，其中，高程1820m～1830m为一缓坡台地。缓台上部、高程1860m左右分布一条乡村公路，靠下游侧公路边坡见基岩出露。高程1750m以下为基岩陡坎，地形较陡。区内地表大局部为第四系崩坡积物，由块石、碎石及粉质粘土组成。椐钻探及物探测试成果，覆盖层厚度一般为10m～22m;下伏基岩为印支期〔V51p〕的片理化辉长岩夹块状辉长岩。场区外侧的基岩陡坎岩体破碎，并存在卸荷现象。场区自然边坡整体稳定，没有发现塌滑现象。区内为一斜坡地，地表均分布覆盖层，覆盖层较厚，场地开挖时应防止形成高陡的人工边坡，并加强对人工边坡的处理，特别是场区后缘的人工土质边坡。场区前缘为一高陡自然边坡，岩体存在卸荷、松动现象，应结合15号公路，加强对边坡的支护处理。此外，应加强建筑物地基的处理，并做场区的排水处理土地使用权：该站址位于**水电站征地范围内。4.1.3**水电站对外公路交通条件较好，距离坝址区最近的干线公路有G214国道，**到白济汛段已改建成二级公路；目前已有从白济汛连接下游维登的乡村公路通过坝址左岸，云南华能澜沧江水电正在修建澜沧江上游梯级电站的沿江公路该公路从**坝址区左坝头经过，将作为澜沧江上游梯级电站外来物资及电站重大件运输道路。通过沿江公路及工程拟建的15#公路可以到达110kV施工变电所，其中沿江公路按照三级公路设计，路基宽度7.5m，路面宽度6.5m，预计20xx年底建成通车；15#公路按水电二级公路设计，路基宽度9m，路面宽度8m，方案20xx年上半年建成。4.1.4本工程土建局部一次建成。土地的征用按最终规模考虑，有如下内容：所区占地，进所公路占地，所外排水设施占地。本所不含生活区占地。4.1.5所址用地范围内无建〔构〕筑物拆迁。4.1.6场区表局部布第四系崩坡积物〔Qcol+dl〕，基岩为印支期〔ν51P〕片理化辉长岩夹块状辉长岩。借鉴**水电站枢纽区试验成果，场区岩(土〕体主要物理力学参数地质建议值见下表。岩(土)体主要物理力学参数地质建议值表地层风化程度饱和密度(g/cm3)饱和抗压强度(MPa)允许承载力(kPa)基底摩擦系数μ抗剪〔断〕强度f′C′(kPa〕Qcol+dl—2.1—280～3200.450.6～0.6540～50ν51P强风化2.40～2.505～10500～10000.550.55200～300中风化2.65～2.7525～351500～20000.60.7～0.8400～500注：表中的抗剪(断〕强度指标中，Qpal、Qcol+dl为抗剪强度指标f、C，基底摩擦系数μ为根基与地基间的摩擦系数。场区及周边为高山峡谷地貌，未见大的滑坡体分布，两岸植被较茂盛，发生对变电站影响较大的泥石流的可能性小，历史资料也未见记载。场区下局部布①号崩塌堆积体崩积物，分布高程1616m～1705m，沿江长约160m，堆积体厚度一般为10m～25m，方量约20×104m3，由崩塌的块石、巨石夹碎石、粉质粘土组成，下伏基岩为片理化辉长岩。该堆积体自然条件下整体区内为一斜坡地，地表均分布较厚的崩坡积物。场区自然边坡整体稳定，没有发现塌滑现象。借鉴**水电站枢纽区地表水、地下水水质分析成果，按?水力发电工程地质勘察标准?【GB50287-2006】环境水对混凝土的腐蚀性评价技术指标判断，工程区及周边环境水化学类型单一，主要为重碳酸钙和重碳酸镁型水，对混凝土无腐蚀性。根据?中国地震动参数区划图?GB18306-2001(50年超越概率10%)，本区地震动峰值加速度为0.10g，地震动反响谱特征周期为0.35s，相应地震基本烈度为Ⅶ度。站区总布置及交通运输4.2.全站围墙尺寸为南北35.00m，东西53.00m，占地面积1855.00m2。，110kV配电装置布置在站区东面，10kV配电装置室及电容器组布置在站区西面，主变布置在10kV配电装置室和110kV配电装置之间，变电站进站大门设在站区南4.2站区场地竖向布置采用平坡式，坡度为1%，整个场地排水方向由北向南。主控制楼室内外高差取0.45m，10kV配电装置室室内外高差取0.30m。4.2进站道路由用户从厂区道路修建至变电站大门口，道路应满足大件运输条件，并考虑排水问题。站内主道路路宽4m，为公路型道路，混凝土路面。主要运输道路宽4m，转弯半径R＝7m4.2配电装置场地利用电缆沟作为巡视小道。屋外配电装置场地考虑以铺设碎石为主绿化为辅的方式，以改善站区环境和运行条件。户外场地的隔离开关、GIS设备靠操作机构侧做1.0m×1.0m宽的操作地坪，用1.0m宽操作小道与电缆沟或所内道路相连接。操作地坪做法为100mm厚碎石，20mm厚砂找平，铺路面砖建筑设计4.3变电站建筑包括主控楼和10kV配电室，主控楼又包含主控制室、检修及安全器具间、休息室、门卫及休息室、消防器材间、卫生间、生活间，长18.00m，宽11.00m，总建筑面积为205.02㎡。10kV配电室长21.40m，宽8.44.3外墙采用面砖或涂料漆，颜色由用户确定；内墙面采用混合沙浆外刮双飞粉二遍，外罩乳胶漆；主控室地面采用抗静电全钢活动地板，10kV配电室地面采用不发火石屑水泥地面，其余房间地面采用防滑抛光地砖。踏步贴黑色花岗岩。主控室、配电室门采用优质钢质门，检修及安全器具间、休息室、门卫及休息室、生活间采用设门套的优质实木门，消防器材间采用半玻钢质门，卫生间采用铝合金带百叶门；一般窗均采用铝合金窗〔带纱〕。构造设计4.4变电站主控楼及10kV配电室采用框架构造，楼〔屋〕面均为现浇钢筋混凝土板，砖墙填充，柱下钢筋混凝土独立根基采用天然地基。事故油池等地下构筑物采用现浇钢筋混凝土构造。4.4屋外构架采用等径钢筋混凝土环形杆，110kV构架及35kV构架采用主材为角钢的格构式三角形钢梁。各构架柱、梁的主材选型详见构架透视图中的构架材料统计表。支架采用独立式等径钢筋混凝土环形杆。所有构支架根基均采用钢筋混凝土杯口根基的形式，天然地基。所有钢构造构件均要求采用热浸镀锌防腐处理。主变采用钢筋混凝土板式根基，天然地基，并设事故排油坑。事故发生时，油可以从油坑经排油管至事故油池。水工、消防及通风给水系统由于本变电站内生活用水较少，变电站给水由用户结合整个工区规划将水源引接至变电站围墙外，引接收道DN32，经水表井、输配水管至主控楼屋顶水箱，采用上行下给的给水方式供给站内生产、生活用水。排水系统变电所采用雨污水分流制排水系统，为自流排放。所区主控楼及设有厨房和卫生间，其生活污水经地埋式污水处理设备处理后排出，排入所区雨水排水管道。场地雨水经雨水口等集水装置收集后汇入雨水管道，主变等含油设备的事故排油经事故油池进展隔油处理后经南面围墙下预埋管道〔管底标高-1.15变电站站外排水沟及防洪沟由用户在场平时一并考虑。消防变电消防依据?35-110kV变电站设计技术标准?，?火力发电厂及变电站设计防火标准?，?建筑设计防火标准?，?建筑灭火器配置标准?，?电力设计典型消防标准?，?火空自动报警系统设计标准?采取“预防为主，防消结合〞的方针，设置火灾自动报警及联运控制系统，对全站重要防火部位进展火灾监测报警，并通过火警及微机综合自动化远传，通报火情，采用常规水消防及化学灭火器相结合的方式，进展灭火。对于站区所采用的消防设备特别是消火栓，要求由专业或经培训合格上岗的兼职消防人员专门使用，否那么，因使用不当造成的一切损失，后果自负。火灾报警及联运控制装置，应具备有关消防产品的检验合格证及市场准销证。火灾报警系统应具有抗强电场，强磁场的能力，确保不发生错和误报，并应由具备相应安装资质的专业安装队伍进展安装，按有关标准严格进展消防验收，保证在变电站投产前交付使用。使用中，要求按照有关标准定期进展系统维护，易损件定期更换，特别是探测器出现故障时，应及时检修或更换，保证变电站的正常安全生产。站区各建构筑物按标准规定的防火间距由总交进展布置，并设有消防通道；电缆敷设由电气负责进展防火封堵或涂防火涂料；室内局部消防除设有火灾探测系统外，还配备够的化学灭火器备用；配大型推车式干粉灭火器，砂箱、砂桶备用，对火灾不安全性最大的变压器，按标准设置了事故油池，以便火灾发生后，能及时排出变压器油，尽快扑灭火灾。变电站站内各建筑物体积最大的是35kV配电室，其耐火等级为二级，火灾不安全性类别为戊类，按照?建筑设计防火标准?〔GB50016-2006〕要求，建筑体积＜3000㎥，可不设置消防给水。暖通变电站主控室采用柜式分体空调机，警传室室采用壁挂式分体空调机，以维持室内温、湿度要求；10kV配电室采用自然通风、机械通风的通风方式，并按无人值班站要求，设计为自动通风系统。卫生间、厨