66kV输变电工程初步设计.doc

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1、河南同力电力设计有限公司 兴安盟居力很66kV输变电工程目 录1、设计总说明- 1 -1.1、概述- 1 -1.2、站址概况- 2 -1.3、主要技术方案- 5 -2、电力系统部分- 9 -2.1、电力系统- 9 -2.2、电力系统二次- 15 -3、电气部分- 27 -3.1、电气主接线- 27 -3.2、短路电流计算及主设备选择- 28 -3.3、绝缘配合及过电压保护- 29 -3.4、电气总平面布置及配电装置- 30 -3.5、站用电及照明- 30 -3.6、防雷接地- 31 -3.7、电气二次部分- 31 -4、土建部分- 39 -5、生态环境保护- 42 -6、工程总投资- 44 -

2、插图目录图3.1-1 2008年兴安盟乌兰浩特66kV电网现状图图3.1-2 2011年兴安盟乌兰浩特66kV电网规划图图4.2.2-1 乌兰浩特城网光缆现状图图4.2.2-2 乌兰浩特通信网现状图图4.2.2-3 居里很变通信电路建设方案图图4.2.2-4 居里很变光缆建设方案图图4.2.2-5 通道组织图- 45 -1、设计总说明1.1、概述1.1.1、工程设计的主要依据1.1.1.1、国网北京经济技术研究院文件关于印发呼伦贝尔220kV蘑菇气等输变电工程可行性研究报告评审意见的通知。1.1.1.2、内蒙古自治区发展和改革委员会文件关于兴安盟居力很66kV输变电工程项目核准的批复。1.1.

3、1.3、兴安盟居力很66kV输变电工程中标通知书。1.1.1.4、内蒙古东部电力有限公司兴安电业局和河南同力电力设计有限公司签订的设计合同。1.1.1.5、兴安电业局提供的兴安盟居里很66kV输变电工程可行性研究报告。1.1.1.6、兴安电业局提供的兴安盟居里很66kV输变电工程项目核准申请报告。1.1.1.7、兴安电力有限责任公司对工程相关事宜的回复函。1.1.1.8、本工程设计依据规程规范、规定：城市电力规划规范（GB-50293-1999）；35kV110kV无人值班变电站设计技术规程（DL/T 5103-1999）；城市电力网规划设计导则；电力工程电气设计手册；国家电网公司输变电工程典

4、型设计66kV变电站分册。1.1.2、工程建设规模和设计范围1.1.2.1、工程建设规模66kV侧本期出线2回：1回接入66kV西郊变内（利用原居力很变出线间隔）；1回为66kV乌万线接入预留出线间隔；最终出线4回；10kV侧本期出线6回，远期12回；变电站本期上1台20MVA主变，远期2台；66kV侧电气主接线采用单母线接线方式，10kV采用单母线分段接线方式；变电站66kV设备、主变压器、电容器为户外布置，10kV设备均为户内布置；66kV侧采用罐式SF6断路器，10kV设备采用中置式金属铠装高压开关柜；本期配置1套容量为3Mvar的无功补偿电容器，远期2套；新建66kV变电站按无人值班进

5、行设计，实现“五遥”功能。1.1.2.2、设计范围与分工本变电站为新建站，66kV出线侧出线架构外侧属线路部分，内侧属变电站建设部分；10kV出线部分截止到出线柜位置，10kV线路部分不在变电站建设范围内。1.2、站址概况1.2.1、站址自然条件本工程属于原址新建工程，新建变电站位于原居力很变电站院内东侧，居力很变电站位于居力很镇前进二队西南侧，距离天骄南路400m左右，交通运输便利。站址附近无液化气站、加油站等消防要求较高的建筑设施。站址位置附近无对变电站有影响的较大污染源。站址周围未见其它相互影响的设施。进站道路与站区南侧一条乡村道路接引，道路长度约为5m，路面采用二级混凝土路面。建站处目

6、前大部分为耕地，地势平坦，场区内有两座25m高避雷针和一栋约为150的房屋需要拆除，并且站区四周围墙均已年久失修，无法满足使用要求，需拆除后重新修建。场地总尺寸为82mx60m，空地尺寸为51mx60m，站区内地势平坦，具体地貌如下：站址概况（一）站址概况（二）站址概况（三）1.2.2、进出线走廊条件建站处目前大部分为耕地，地势平坦，该变电站采用66kV南进线，10kV北出线，66kV侧本期出线2回，远景4回；进站道路与站区南侧一条乡村道路接引，道路长度约为5m。1.2.3、工程地质、水文地质及水文气象条件1.2.3.1、工程地质及水文地质条件该站址位于原居里很变电站场区内，土地归兴安盟供电公

7、司所有。该地区主要补给水源为归流河，地下水之涨落随河流水位升降而变化。归流河是洮儿河最大的一级支流，发源于大兴安岭东麓宝格达山南，在本市永联镇查干嘎查入境，由北而南贯穿市区西部，在居力很镇靠山屯附近汇入洮儿河，水体化学性质pH值为6.7，离子总量6.96毫克当量/升，总硬度7.63，总碱度8.75，矿化度188毫克/升。地下水pH值7.57.9，为弱碱性水，地下水潜水适宜民用及一般工业用水，由于该地区蓄水层藏浅，上部土壤渗水性很强，应严防地下水污染。河水及地下水缺碘，宜采用食盐加碘的途径予以解决。1.2.3.2、水文气象条件该地区属温带大陆性干旱气候，春季干旱多风，夏季温热短促，秋季降温较快，

8、冬季严寒漫长。年平均气温4.24.6，1月份最冷，月平均气温-16. 2，历年极端最高气温39.9，最低气温-39.9，全年无霜期120150天左右。年降雨量408.8mm，多集中在6、7、8月，三个月的降水量占全年降水量的75%。年蒸发量1830.4mm。全年多西风和西北风，年平均风速3.2m/s，8级以上大风日数月26天左右。1.3、主要技术方案1.3.1、电气主接线居力很66kV新建变电站两级电压等级，分别为66kV/10kV。结合当地调度运行方式，66kV部分远期4回架空进线2回主变进线，采用单母线接线，本期2回架空进线1回主变进线，采用单母线接线。10kV部分远期12回电缆出线，采用

9、单母线分段接线，即每台主变带6回出线，本期6回电缆出线，采用单母线接线。1.3.2、主要设备选择主变压器选用油浸自冷、低损耗、低噪音三相二绕组有载调压变压器。66kV选用罐式SF6断路器。电压互感器选用TYD-66/3-0.02H型电容式电压互感器。站内导线选用软导线LGJ-300/40。10kV开关柜选用KYN28-12型。10kV无功补偿装置选用户外框架式电容器组，容量为3000Kvar（1000+2000）。1.3.3、配电装置布置型式变电站66kV侧向南出线，10kV侧向北出线，变压器位于站区中央，变电站66kV设备、主变压器、电容器为户外布置，10kV设备均为户内开关柜双列布置；10

10、kV电容补偿装置接线方式为单星型接线，布置在户外66kV开关场东侧。1.3.4、控制方式66kV居里很变电站全部采用微机保护及综合自动化监控系统，实现无人值班。1.3.5、站区规划1.3.5.1、站址位置本工程属于原址新建工程，新建变电站位于原居力很变电站院内东侧，居力很变电站位于居力很镇前进二队西南侧，距离天骄南路400m左右，交通运输便利。1.3.5.2、站址要素分析经现场踏勘及收资调研，综合分析后认为，影响站区总体规划及总布置的站址要素如下：1）站址附近无液化气站、加油站等消防要求较高的建筑设施。2）站址位置附近无对变电站有影响的较大污染源。3）该站址位于原居力很变电站场区内，土地归兴安

11、盟供电公司所有。4）站址区域场地地震动峰值加速度为0.05g，相应的地震基本烈度为6度。建筑的场地类别为II类。5）站区位于D级污秽区。1.3.5.3、建设规模及出线规划主变压器：本期容量120MVA，规划220MVA。66kV出线：本期出线2回，规划出线4回。 10 kV出线：本期出线6回，规划为12回，。1.3.5.4、站区方位的确定根据进出线方向及站址周围环境条件，综合考虑确定，本工程的站区采用南进线，北出线。1.3.5.5、站区防洪及给排水该工程属于原址新建工程，新建变电站位于原居力很变电站内，故本次重新修建不考虑五十年一遇洪水对其影响。由于该变电站原有深水井已不能使用，故新建变电站生

12、活用水和施工用水需重新打深水井取水。变电站站区排水采用自由散排，场区整体向南侧找坡，雨水或雪水通过围墙底部预留孔排至站区外道路两侧排水沟。1.3.5.6、进站道路进站道路与站区南侧一条乡村道路接引，道路长度约为5m，路面采用二级混凝土路面。1.3.5.7、拆迁建站处目前大部分为耕地，地势平坦，场区内有两座25m高避雷针和一栋约为150的房屋需要拆除，并且站区四周围墙均已年久失修，无法满足使用要求，需拆除后重新修建。1.3.5.8、节约用地站址区域为城市规划用地，是本工程站址重要特点之一。节约用地，符合城市规划要求是我国基本国策，也是标书强调的重要内容。因此节约用地这一原则始终在工程每一部分设计

13、中加以贯彻。本工程节约用地的基本思路是：在满足规程、规范，技术经济合理的前提下，依靠科技进步，精心设计。本工程采用了以下的节约用地措施：1）主控制室、10kV配电装置室采用联合建筑，压缩站前区面积。2）优化站区方位及围墙内占地，减少站外边角占地。3）取消站内环形道路，压缩占地面积。4）优化配电装置设备选择与布置，减少站区占地。5）优化进站道路路径，减少进站道路占地1.3.6、总平面布置1.3.6.1、总平面布置设计原则1）在满足安全生产运行、检修维护的情况下，尽量压缩站区占地，以降低工程征地费用。2）站区围墙内用地尽量方正、规整，方便征地。3）站区规划布置与城市规划相协调，并与周围环境相适应,

14、减少周围公共设施等与变电站之间相互影响。4）根据变电站规划容量、对侧变电站方位、站址周围环境，合理确定变电站方位、进出线方向及走廊，使进出线路路径顺捷，交叉少。5）站区总布置以电气工艺合理、功能分区明确为原则。主控制室采用联合建筑，其位置应方便生产管理，控制电缆短捷。1.3.6.2、总平面布置在总体规划及总布置的基本思路指导下，依据电气总平面布置,结合站址自然条件, 总布置方案如下：按功能全站分三个区，即66kV配电装置区、主变压器区及主控制室、10kV配电装置室联合建筑区（站前区）。按照总体规划要求，站区自南向北依次布置66kV配电装置，主变压器及主控制室、10kV配电装置室联合建筑。主控制

15、室、10kV配电装置室联合建筑布置于66kV配电装置区域的北侧，形成站前区。本期工程的站前区仅布置主控制室、10kV配电装置室联合建筑，呈简捷的“”型，布置在进站主干道的北侧。站区纵向尺寸60m、横向尺寸50.0m，围墙内占地面积3000。1.3.6.3、竖向布置站区竖向布置采用平坡式，场地雨水自由散排。1.3.7、通用设计部分本工程根据国家典型设计方案A-4方案进行设计。2、电力系统部分2.1、电力系统2.1.1、兴安盟电网现状截至2008年底，兴安盟地区有220kV变电站4座，分别为乌兰北郊变、乌兰哈达变、音德尔变及突泉变（右中变现归属于通辽电网，并入通辽电网运行），总变电容量为486MV

16、A。兴安盟地区的66kV网架现已形成了以乌兰浩特市为中心主网架的供电网络。截至2008年底，全地区共有66kV变电站52座，总变电容量为394.68MVA。其中，局属66kV变电站9座，主变13台，变电容量96.85MVA；农电66kV变电站39座，主变57台，变电容量215.83MVA；用户66kV变电站4座，主变6台，变电容量为112MVA。兴安电网内现有66kV线路总计50条，总长度为1460.703km，其中农电线路总长度为813.279km。截至2008年底，乌兰浩特市有220kV变电站2座，为乌兰北郊变与乌兰哈达变；局属66kV变电站4座，为河东变、西郊变、南郊变与居力很变；用户变

17、电站2座，为松江变与乌钢变。全市用电负荷均由220kV北郊变、乌兰哈达变与其他66kV变电站送出的10kV线路供电，供电行政村屯65个，供电面积851.15km2，电力用户17217户。乌兰浩特市内有2座220kV变电站，即北郊变与乌兰哈达变。66kV西郊变为枢纽变电站，现由220kV北郊变为其供电。西郊变主要为城区供电，同时担负为乌兰浩特市南部变电站输电任务，现有主变容量为60MVA，2008年最大负荷为57MW。原66kV居力很变电站位于乌兰浩特市西南部，变电站1987年投运，现有主变容量为4MVA，以1回66kV线路接入西郊变，由西郊变为其供电，线路导线型号为LGJ-50，线路亘长5.2

18、km。66kV乌万线为66kV西郊变至万宝变（白城电网）的66kV线路，该线路为兴安电网至白城电网的66kV联络线，正常运行方式下，该线路作为万宝变的备用电源线运行。乌万线线路亘长约50km，导线型号为LGJ-70。66kV斯力很变位于科右前旗东南部，现有主变容量为3.15MVA，变电站66kV侧现出线1回，“T”接至66kV乌万线，线路亘长约20km，导线型号为LGJ-50。2009年兴安盟乌兰浩特66kV电网现状图详见图3.1-1。2.1.2、兴安盟电网存在的主要问题兴安电网内66kV线路大部分导线型号为LGJ-70、LGJ-50，并“T”接多个变电站，供电可靠性差，电压质量低，线路电能损

19、耗大。兴安盟地域广大、村屯分散、电力负荷密度较低，且基本为季节性负荷。农网变电站部分电气设备陈旧老化，事故率高，急需进行改造。2.1.3、兴安盟电网发展规划根据兴安盟220kV电网规划，2010年至2015年兴安盟电网将新建6座220kV变电站，即伊尔施变、德伯斯变、扎木沁变、西区变、葛根庙变与牦牛海变。随着220kV伊尔施变、德伯斯变与西区变的投运，科右前旗与阿尔山市的供电负荷逐渐由220kV北郊变转出，北郊变主要负责乌兰浩特市的供电任务。220kV西区变电站计划“十二五”期间建设，该工程优化乌兰浩特市区和前旗政府新区的供电网络，形成220kV环网供电，提高乌兰浩特市区和前旗政府新区的供电能

20、力。根据兴安盟66kV电网规划，2010年至2015年乌兰浩特电网将新建6座66kV变电站，其中局属变电站2座，新增变电容量80MVA，农网变电站4座，新增变电容量46.3MVA。2011年计划对66kV乌万线进行改造，将乌万线改由66kV居力很变送出，导线型号改造为LGJ-240。2011年兴安盟乌兰浩特66kV电网规划图详见图3.1-2。2.1.4、变电站供电范围及在系统中的作用66kV居力很变的建设主要为了满足居力很供电区域的负荷发展需求，增强该区域的供电可靠性。2.1.4.1、解决设备老化问题，增强供电可靠性原66kV居力很变电站1987年投运，主变、站内设备与供电线路运行至今已超过2

21、0年，设备严重老化、技术落后，变压器为高耗能型号，导致了设备自身损耗高、故障频发、维护工作量大等弊端，并对日常维护的工作人员的人身安全造成不利影响。该变电站控制室、电气设备间与值班室房屋同样于1987年建成，房屋面积狭小，至今年久失修，屋内墙体老化严重，时刻对工作人员与设备的安全造成威胁。而且居力很供电区域位于乌兰浩特市西南部（居力很镇及附近区域），该区域内供电电源只有居力很变电站，一旦居力很变故障停运，将造成该区域大面积停电，严重影响当地正常的生产及生活用电。因此，必须改善变电站供电设备老化问题，增强该区域的供电可靠性。2.1.4.2、适应负荷增长趋势，提高区域供电能力根据负荷预测可以看出，

22、居力很供电区域2010年最大负荷为5MW，2011年为6MW，2015年达到12MW，2020将达到28MW。现有变电站的主变容量为4MVA，2008年主变负载率就已达到了90%，2009年主变满载，2010年以后主变将过载运行。现有居力很变66kV供电线路的导线型号为LGJ-50，经济输送容量为6MVA，导线截面小、电力输送能力低，无法满足负荷发展需求。如果对原居力很变电站进行改造，不但需要更换主变、导线与相应的开关设备，还需要对变电站的设备间房屋进行扩建，施工时变电站还将停运，对当地正常的生产与生活用电造成不利影响。由此可见，原66kV居力很变电站不但设备老化严重，而且供电可靠性差，改造难

23、度大，已没有改造的价值，原居力很变电站已经无法适应负荷增长趋势。2.2、电力系统二次2.2.1、系统保护66kV居力很变电站为原址新建站，根据系统一次专业提出的联网方案，66kV居力很变建成后，66kV出线2回，1回接入66kV西郊变（66kV西居线），1回接入66kV万宝变（66kV居万线），66kV侧接线形式为单母线。根据系统保护配置原则，接入西郊变的66kV西居线在西郊变侧已配置微机距离保护，且66kV居力很变无第二电源接入，居力很变侧无需配置保护。本工程只需为66kV居万线配置微机距离保护1套，满足系统保护要求。2.2.2、系统通信部分2.2.2.1、系统联网方案依据系统专业推荐的联网

24、方案，66kV居力很变出1回66kV线路，接入66kV西郊变，导线型号为LGJ-240，线路长度7.3km。2.2.2.2、调度组织关系本工程新建66kV居力很变电站为局属变电站，应由兴安盟地调及乌兰哈达集控站调度管理，远动信息上传兴安盟地调及乌兰哈达集控站。2.2.2.3、通信系统现状2.2.2.3.1、光缆网络现状目前乌兰浩特市区光缆线路主要是利用送电线路架设OPGW光缆和ADSS光缆，光缆芯数为24芯。北郊变-西郊变现有一根24芯ADSS光缆，北郊变-乌兰哈达变现有一根24芯OPGW光缆和一根24芯ADSS光缆，乌兰哈达变-兴安区调现有一根24芯ADSS光缆，兴安区调-西郊变现有一根24

25、芯ADSS光缆。南郊变的光缆线路“T”接至兴安区调-乌兰哈达变的光缆线路上。二电厂-乌兰哈达变现有一根24芯OPGW光缆和一根24芯ADSS光缆。详见图4.2.2-1乌兰浩特城网光缆现状图（局部）。2.2.2.3.2、光缆通信电路现状乌兰浩特市区已经建成了地区2.5G骨干传输网：由兴安区调、北郊变和乌兰哈达变组成，传输速率为2.5Gbit/s。并且形成了地区622M光纤环网：由兴安区调、西郊变、北郊变和乌兰哈达变组成，传输速率为622Mbit/s。一热厂和南郊变作为155M链路接入兴安区调，二电厂作为155M链路接入乌兰哈达变。详见图4.2.2-2乌兰浩特城网通信网现状图（局部）。2.2.2.

26、4、通信系统方案依据系统一次推荐的联网方案，本工程新建66kV居力很变电站按照无人值班变电站设计，将建立66kV居力很变66kV西郊变的光纤通信通道，将66kV居力很变接入乌兰浩特光纤通信网。本工程将建立居力很变-西郊变的SDH 622Mb/s(1+1)光电路，在66kV居力很变电站配置一套2.5G平台光端机，在西郊变扩容2块622M光接口板，通过新建光缆线路，将66kV居力很变接入西郊变。在居力很变兴安盟地调配置1对PCM设备，实现兴安盟地调对66kV居力很变的调度管理。详见图4.2.2-3居力很变通信电路建设方案图。2.2.2.5、光缆线路建设方案本工程利用66kV居力很变66kV西郊变的

27、66kV送电线路架设一根OPGW-24芯光缆线路，送电线路长7.3km，光缆线路长7.67km。进站导引光缆采用24芯ADSS光缆，光缆亘长0.6km。详见图4.2.2-4居力很变光缆建设方案图。2.2.2.6、通道要求（1）通信通道：居力很变建成后，需组织居力很变至兴安盟地调的通信通道。（2）调度自动化通道要求：居力很变由兴安盟地调调度管理，远动信息上传兴安盟地调和乌兰哈达集控站。通信通道要求表通道要求通道居力很变至兴安盟地调二路数据网(IEC60870-5-104、102规约)远动、电量通道一路2M专线(IEC60870-5-101)远动通道一路2M专线(IEC60870-5-101)电量

28、通道居力很变至乌兰哈达集控站一路2M专线(IEC60870-5-101)由呼盟中调转发远动通道N*2M专线视频通道2.2.2.7 通道组织根据接入系统通信方案，需建立66kV居力很变与兴安盟地调的通信通道。分别实现调度电话、远动信息、保护信息、计费信息的传输。2.2.2.7.1、通信通道66kV居力很变 新建OPGW光缆 66kV西郊变 原光纤通信电路 兴安盟地调。配置一部市话，作为66kV居力很变至兴安盟地调的备用通信通道。详见图4.2.2-5通道组织图。2.2.2.8、 通信设备配置方案（1) 光传输设备配置根据乌兰浩特地区的光纤通信网现状,66kV居力很变的光传输设备按智能光传输设备配置

29、，满足系统调度、远动及保护通道需求，配置如下：a）在居力很变配置一套2.5G平台光传输设备（配置2块622M光接口板）。b）在西郊变现有的光端机上新增2块622M光接口板。对兴安地调通信网进行软件升级。（2) PCM智能接入设备a) 在居力很变配置一套PCM智能接入设备。b）在兴安盟地调现有的PCM设备上增加一套PV8子框。（3) 通信设备供电系统居里很变不设置单独的通信电源，由站用直流电源经两套DC/DC电源变换装置配置为通信设备等供电。（4) 配线架系统本工程中采用的配线架为综合配线架。a) 在居力很变配置一套综合配线架（ODF48、DDF32、VDF200）。b) 在西郊变配置一套光纤配

30、线单元（ODF24）。（5) 通信设备安装材料在居力很变配置通信设备安装材料一套，包括电力电缆、通信电缆、2M同轴电缆、超5类双绞线等。2.2.2.9、 通信机房及防雷保护居力很变的通信设备安装在新建电子设备间内，其它各站通信机房可以满足本工程新增通信设备的安装需要。根据YD 5098-2005通信局（站）防雷与接地工程设计规范要求，该系统包括电源防雷保护和信号防雷保护两部分。其中电源保护分为二级保护，一级保护安装在电源室的入口侧，二级保护安装在设备内部。信号防雷保护包括2M保护、交换机保护、RS232保护和语音保护，各保护器安装在相应设备内部防止雷电引起电涌损坏设备。本工程在居力很变配置一套

31、通信设备防雷保护措施。2.2.2.10、站内通信66kV居力很变电站建成后，通信容量及可靠性按照无人值班要求设计；通信设备按照66kV变电站典型设计要求配置；在66kV居力很变电站的电子设备间内设置调度电话一部，不设调度总机；安装市话一部。66kV居力很变电站不设专用通信机房，通信设备与电气设备统一布置在电子设备间里。2.2.3、调度自动化2.2.3.1、调度系统现状兴安盟地调目前采用的调度主站系统为东方电子开发的DF-8002系统，可实现SCADA功能，运行稳定，远动规约采用新部颁CDT规约、101规约、104规约等，系统容量满足新建变电站接入要求。乌兰哈达集控站是规划中的集控站，目前已经定

32、完了设备，采用的是南瑞继电保护的RCS-900系统，计划在2011年投入运行。2.2.3.2、调度组织关系本工程新建66kV居力很变电站为局属变电站，应由兴安盟地调及乌兰哈达集控站调度管理，远动信息上传兴安盟地调及乌兰哈达集控站。2.2.3.3、远动化范围新建66kV居力很变按照无人值班变电站设计，采用综合自动化系统，应满足35kV-110kV无人值班变电站设计技术规程（DL/T 5130-1999）要求，实现“五遥”功能。根据有关规程、规范要求，66kV居力很变新建后，向兴安盟地调及乌兰哈达集控站上传如下远动信息：（一）遥测量主变各侧P，Q，I ，Wh，Varh；66kV线路P，Q，I ，W

33、h，Varh；主变温度，档位；66kV母线电压；10kV电容器Q，I ，Varh。10kV线路P, Q，I ，Wh, Varh。站用直流、交流母线电压。（二）遥信量所有断路器位置信号；所有隔离开关位置信号；主变继电保护及本体保护动作信号；10kV线路保护和重合闸动作信号；装置信息，网络状态等；（三）遥控（遥调）量所有断路器的分、合闸；主变有载调压开关调整；（四）遥视变电站各监视点的图像信息；2.2.3.4、调度自动化系统配置66kV居力很变电站：居力很变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测控模块，详细见变电站本体二次部分。兴安盟地调：在兴安

34、盟地调计列EMS系统接口费，EMS系统软件修改费，调度模拟屏及软件修改费。2.2.3.5、远动通道66kV居力很变建成后，利用新建的光纤通信通道向兴安盟地调传送远动信息。远动通道通信规约为部颁CDT、101、104规约，传输速率为1200bps，可在线调整，误码率小于10-5。详细通道要求见下表。通道要求通道居力很变至兴安盟地调二路数据网(IEC60870-5-104、102规约)远动、电量通道一路2M专线(IEC60870-5-101)远动通道一路2M专线(IEC60870-5-101)电量通道居力很变至乌兰哈达集控站一路2M专线(IEC60870-5-101)由呼盟中调转发远动通道N*2M

35、专线视频通道2.2.3.6、电能量计费系统目前兴安盟地调没有电能量计量系统，本变电站设计按远期考虑留有至电能量计量主站系统的接口。根据电能计量装置技术管理规程，新建66kV居力很变电站在66kV进线，主变高、低压侧、10kV出线、10kV电容器及站用电进线处设置计量点，选用多功能、多费率电子计费表，具有双RS485接口，并配置电能量采集终端1台。目前无电能量计量系统，电量信息接入远动系统，利用远动系统遥测实现电量信息上传。计量装置集中组屏安装于电子设备间。2.2.3.7、遥视安防系统根据相关调度管理规定，66kV居力很变建成后配置遥视安防系统，遥视安防信息上传乌兰哈达集控站，传输通道采用SDH

36、光纤通道，本工程在集控站计列图像监控软件修改及接入费用一套。2.2.3.8、调度数据网接入方案本工程调度数据网接入节点设在位于兴盟中调的调度数据网骨干网节点，居力很变通过22M宽带接入调度数据网骨干网节点。变电站内计算机监控系统与调度中心之间的通信协议采用IEC60870-5-104；电能量计量系统与调度中心之间的通信协议采用IEC60870-5-102。本工程66kV居力很变配置一套调度数据网接入设备，主要包括：2台路由器、2台接入交换机等。2.2.3.9、安全防护为实现信息共享，计算机监控系统、电能量计量系统、继电保护系统需互联交换信息。系统互联应确保各个子站系统的安全性和保密性要求，有效

37、地阻止病毒传播、对系统的非法访问或黑客的恶意攻击、破坏。根据国家电力调度通信中心下发的电力调度系统安全防护工作实施、全国电网二次系统安全防护总体方案以及电网调度自动化系统安全防护方案规定，66kV居力很变建成后的网络安全建设应遵循“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，安全防护方案如下：站内计算机监控系统（安全区）与站内电能量计费系统、继电保护系统（安全区）之间采用经有关部门认定核准的硬件防火墙隔离。在安全区、与安全区的边界设置专用安全隔离装置，其中安全隔离装置（正向）用于安全区、到安全区的单向数据传递，安全隔离装置（反向）用于安全区到安全区、的单向数据传。66kV居力很变配置的

38、安全防护设备主要包括：防火墙、纵向IP加密认证装置。3、电气部分3.1、电气主接线3.1.1、电气主接线居力很66kV新建变电站两级电压等级，分别为66kV/10kV。结合当地调度运行方式，66kV部分远期4回架空进线2回主变进线，采用单母线接线，本期2回架空进线1回主变进线，采用单母线接线。10kV部分远期12回电缆出线，采用单母线分段接线，即每台主变带6回出线，本期6回电缆出线，采用单母线接线。3.1.2、无功补偿10kV无功补偿装置单组容量为3000Kvar（1000+2000），电容器、控制柜、电抗器、放电线圈、放电线圈支架、围栏及其它附属设备均由电容器厂家成套供应。3.1.3、中性点

39、接地方式 该站在66kV中性点采用经避雷器接地方式，避雷器选择型号为HY1.5WZ2-60/144。 10kV侧远期采用单母线分段接线方式，正常运行方式下，两台主变一主一备运行，根据计算本工程不上10kV消弧线圈。3.2、短路电流计算及主设备选择3.2.1、短路电流计算根据系统规划，66kV居里很变电站由220kV乌兰哈达变供电，在考虑居里很变主变并列运行，系统5-10年发展情况，短路电流计算结果为：（基准容量为100MVA，基准电压为63kV）66kV居里很变电站三相短路电流计算结果如下：66kV侧：短路电流为3.04kA；10kV侧：短路电流为10.456kA；3.2.2、主设备及导体选择

40、变电站站址污秽等级为D级，即72.5kV设备对地爬电比距为25mm/kV。经计算，远期居力很变三相短路电流66kV侧为3.04kA，10kV侧为10456kA。设备选型如下：1)主变压器选用油浸自冷、低损耗、低噪音三相二绕组有载调压变压器。 型号：SZ11-20000/66 容量比：100/100 电压比：6681.25%/10.5kV 连接组别：YNdll 阻抗电压：Ud %=92) 66kV断路器66kV选用罐式SF6断路器，额定电流2500A，额定开断电流31.5kA，配弹簧操作机构。隔离开关选用GW5A-72.5kV/1250A。电流互感器变比为2200/5A 2300/5A。3)电压

41、互感器选用TYD-66/3-0.02H型电容式电压互感器。变比为：66/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3kv准确级为：3P/0.5/0.24) 10kV高压开关柜10kV高压开关柜选用金属铠装中置式开关柜，柜内装VD4或3AH真空断路器，直流弹簧操作机构。主受柜采用额定电流2000A、开断电流31.5kA的真空断路器，配出柜及电容器柜采用额定电流1250A、开断电流31.5kA的真空断路器。柜内电缆室安装驱潮装置，各开关柜均有带电显示装置。5) 10kV无功补偿10kV无功补偿装置单组容量为3000Kvar（1000+2000），电容器、控制柜、电抗器、放电线圈、放电线圈支架、围栏及其它

42、附属设备均由电容器厂家成套供应。6)导体导体选择如下：电压（kV）回路名称回路最大工作电流(A)截面选择型号载流量(A)6666kV母线275.6LGJ-3005641010kV母线1209TMY-801015143.3、绝缘配合及过电压保护根据兴安盟地区现已运行的统计，本工程所经地区均为D级污秽区，故全站按D级污秽等级配置绝缘。绝缘子选瓷绝缘子，型号为6(XP-7)。3.3.1、直击雷保护站内设4根25m高避雷针进行直击雷防护。保护主变、66kV配电设备、10kV电容器及主建筑。3.3.2、过电压保护由于氧化锌避雷器的非线性伏安特性优越，且没有串联间隙，保护性能好，故本工程采用氧化锌避雷器。

43、为防止线路侵入的雷电波过电压，在66kV母线、主变中性点、10kV母线、出线及10kV电容器装设避雷器。3.4、电气总平面布置及配电装置3.4.1、电气总平面布置变电站的主变压器、66kV配电装置及10kV电容器均为户外布置。66kV配电装置双列布置，均采用常规户外设备。进线构架高度8.5m，母线构架高度6.5m，主变构架高度8.5米。建站处目前大部分为耕地，地势平坦，该变电站采用南进线，北出线，66kV侧本期出线2回，远景4回；进站道路与站区南侧一条乡村道路接引，道路长度约为5m。3.4.2、配电装置10kV高压开关柜、主控设备为室内布置，10kV采用电缆出线。主变压器10kV侧以铜母排经穿

44、墙套管通过封闭母线桥引入开关柜，10kV开关柜为双列布置。开关柜与电容器之间采用电缆连接。3.4.3、抗震处理本工程所有建、构筑物设计使用年限均为50年。根据电力设施抗震设计规范（GB50260-96）主建筑抗震设防烈度为6度，按7度采取抗震构造措施。3.5、站用电及照明3.5.1、站用电源最终2台（本期1台）站用变压器。本期站用变采用SC10-80/10 10.5/0.4KV，接于10kV段母线。站用电接线为380V/220V单母线分段接线，设分段断路器及备用电源自动投入装置。基建电源暂作为站用电第二电源。3.5.2、照明系统变电站照明系统由工作照明和事故照明两部分组成，工作照明由站用变交流

45、屏供电，事故照明电源为交流及直流两种，不设事故照明自动切换装置，隧道照明采用24V电源。依据火力发电厂和变电站照明设计技术规定DL/T 5390-2007的规定，66kV配电装置区、主变压器采用泛光灯，10kV配电装置室采用荧光灯与壁灯混合照明，电容器室采用防爆灯具，主控室采用荧光灯具照明，附属房间采用荧光灯具照明。设事故照明的房间有：主控室、10kV配电装置室、走廊及楼梯间等。控制方式采用手动切换。3.6、防雷接地3.6.1、防雷部分站内设4根25m高避雷针进行直击雷防护。保护主变、66kV配电设备、10kV电容器及主建筑。为防止线路侵入的雷电波过电压，在66kV母线、主变中性点、10kV母线、出线及10kV电容器装设避雷器。3.6.2、接地部分变电站的主接地网采用方格型布置方式。主接地网由水平接地体和垂直接地体两部分组成，所有电气设备、电缆外皮等均与主接地网可靠连接，避雷器与主接地网连接处设集中接地装置，接地电阻值应小于4。复合式接地网在变电站地下0.8m深处设水平接地网，户外水平的接地体选用505镀锌扁钢、垂直接地体均选用636镀锌角钢，垂直接地