1、新疆电力公司宁州户220kV输变电工程可行性研究报告2013年03月13日目 录1工程概述- 10 -1.1设计依据- 10 -1.2工程概况- 10 -1.3设计水平年- 12 -1.4主要设计原则- 12 -1.5设计范围及配合施工- 16 -2电力系统一次- 17 -2.1电力系统概况- 17 -2.2工程建设必要性- 39 -2.3接入系统方案- 41 -2.4电气计算- 67 -2.5线路型式及导线截面选择- 73 -2.6主变压器选择- 74 -2.7电气主接线- 75 -2.8无功补偿容量- 76 -2.9电力系统一次部分结论与建议- 76 -3电力系统二次- 77 -3.1系统2、继电保护- 77 -3.2安全稳定控制装置- 85 -3.3调度自动化- 85 -3.4电能计量装置及电能量远方终端- 85 -3.5调度数据通信网络接入设备- 86 -3.6二次系统安全防护- 87 -3.7系统通信- 87 -4变电站站址选择- 92 -4.1站址区域选择- 92 -4.2站址区域概况- 92 -4.3站址概述- 92 -4.4站址的拆迁赔偿情况- 99 -4.5出线条件- 99 -4.6站址水文气象条件- 100 -4.7水文地质及水源条件- 101 -4.8站址工程地质- 102 -4.9土石方情况- 104 -4.10进站道路和交通运输- 105 -4.11施工电源-3、 105 -4.12站址环境- 106 -4.13通信干扰- 106 -4.14施工条件- 106 -4.15站址方案技术经济比较- 106 -4.16推荐站址方案- 108 -4.17收集资料情况和必要的协议- 109 -5变电站工程设想- 109 -5.1电网概况- 109 -5.2电气主接线及主要电气设备选择- 109 -5.3电气布置- 112 -5.4站用电及接地- 115 -5.5电气二次- 116 -5.6站区总体规划和总布置- 137 -5.7建筑规模及结构设想- 138 -5.8供排水系统- 144 -5.9采暖、通风和空气调节系统- 146 -5.10对侧间隔扩建- 1484、 -6宁州户220kV输变电工程路径选择及工程设想- 151 -6.1概况- 151 -6.2220kV进出线规划- 151 -6.3线路路径方案- 152 -6.4沿线水文地质情况- 154 -6.5工程主要设计气象条件- 156 -6.6线路导地线型式- 158 -6.7绝缘配合、金具及防雷接地- 160 -6.8分裂导线排列及形式及间距- 162 -6.9防鸟刺装置- 162 -6.10导地线换位- 163 -6.11导线对地和交叉跨越距离- 163 -6.12线路主要杆塔和基础型式- 163 -7节能、环保、抗灾措施分析- 170 -7.1系统节能分析- 170 -7.2变电节能分析-5、 171 -7.3线路节能分析- 172 -7.4环保措施- 173 -7.5线路抗灾措施- 180 -8投资估算及经济评价- 180 -8.1投资估算- 180 -8.2经济评价- 181 -9相关附件- 181 -1 工程概述1.1 设计依据 1.1.1 新疆电力公司发展策划部关于宁州户220kV输变电工程可行性研究报告委托书1.1.2 新疆电网“十二五”发展规划1.1.3 昌吉电网“十二五”发展规划1.1.4 昌吉市“十二五”电网规划报告1.1.5 昌吉高新技术产业开发区二期控制性详细规划1.1.6 昌吉地区电网二一三年年度运行方式1.1.7 昌吉电业局有关部门提供的基础数据资料1.1.6、8 有关设计规程、规范1.2 工程概况 昌吉国家高新区于2000年6月被新疆自治区人民政府批准为省级高新区，2010年9月经国务院常务会议研究，批准为国家级高新区。全区远景规划面积126平方公里，分建成区、扩建区（新区）和规划区三大区域。昌吉高新区二期控规规划范围北至乌昌大道，西至概念规划西边界，南至乌奎高速，东至概念规划东边界，规划总用地面积约为5936.69公顷，目前，二期控制性详细规划已全部完成。为满足昌吉高新区经济和电力负荷迅速发展的需求，充分发挥该地区资源转化的优势，提升昌吉西部电网的供电能力，新疆电力公司计划建设宁州户220kV输变电工程。 宁州户220kV变电站主变规划容量为317、80MVA，本期建设2台。线路分两个部分：第一部分由宁州户变出1条双回线路开口220kV锦昌线，开口线路采用LGJ-2400导线,总长度1km，同时由破口点向西改造220kV锦昌线0.7km，将原线路挑高，作为110kV穿越通道；第二部分由宁州户变出1条双回线路开口220kV锦昌线（即原220kV玛昌线），开口线路采用LGJ-2400导线,总长度0.4km，同时由破口点向西改造220kV锦昌线1km，将原线路挑高，作为110kV穿越通道。1.2.1 工程建设规模1.2.1.1 站址位置宁州户220kV变电站推荐站址为站址一，地处昌吉高新区西侧边界，位于G312以南约1.6km的园区规划用地上。8、1.2.1.2 宁州户220kV变电站规模远景规模：规划3180MVA有载调压变压器，电压等级220/110/10kV；220kV侧原则规划为双母线接线，设专用母联间隔，220kV出线规划6回；110kV侧规划为双母线接线，设专用母联间隔，110kV出线规划10回；10kV侧按单母线分段设计，10kV出线每段规划8回；规划每台主变安装48000kvar的电容器。本期规模：上2台容量为180MVA有载调压变压器，电压等级220/110/10kV；220kV侧本期建成双母线接线，设专用母联间隔，220kV出线4回，两回至昌吉220kV变，两回至锦华220kV变，110kV侧本期建成双母线接线，设专9、用母联间隔；110kV出线本期上4回，分别至明德110kV变两回、牵引站一回、洛克伦110kV变一回；10kV侧本期建成单母线分段接线，10kV出线本期上16回；无功补偿本期上88000kvar。1.2.1.3 电气总平面布置根据系统规划及站址地域出线条件，各级电压出线方向为：220kV出线向北，110kV出线向南，大门向东。具体布置如下：220kV配电装置采用户外GIS配电装置，在站区的北侧；110kV采用户外GIS配电装置，在站区的南侧；10kV配电装置为屋内金属铠装移开式开关柜双列布置形式，布置在所区中部主变压器和110kV配电装置之间，综合配电室位于站区东侧；主变场地位于220kV场地10、与110kV场地之间，10kV主变进线户外段采用绝缘铝管母架空形式；电容器场地布置在220kV配电装置西侧空地上；变电站大门设在东侧，进站道路由东侧中部接入，正对主变运输道路。主控楼与附属建筑物布置于站区，10kV出线经电缆引至站外出线架。在220kV配电装置和主变压器场地之间设置一条运输道路。1.2.1.4 对侧扩建间隔本期工程为破口线路对侧不需新增220kV出线间隔，更换破口的220kV线路两侧原有保护装置（原线路保护装置不能满足宁州户变智能保护装置的对接要求，且不能进行升级改造）。1.2.1.5 220kV线路破口220kV锦昌线：新建破口线路全长1km，采用LGJ-2400型钢芯铝绞线11、，全线按同塔双回设计。线路由宁州户220kV变电站向北出线，经农田地段至220kV锦昌线破口点，同时改造原220kV锦昌线0.7km，导线采用LGJ-2400型钢芯铝绞线。破口220kV锦昌线：新建破口线路全长0.4km，采用LGJ-2400型钢芯铝绞线，全线按同塔双回设计。线路由宁州户220kV变电站向北出线，经农田地段至220kV锦昌线破口点，同时向西改造220kV锦昌线1km，导线采用LGJ-2400型钢芯铝绞线。1.2.1.6 通信部分本次工程通信采用光纤为主，市话为辅，本次沿配套送出宁州户至110kV洛德线破口线路，架设ADSS-24芯光缆至洛克伦变，沿配套送出宁州户至110kV德牵12、线破口线路，架设ADSS-24芯光缆至明德变。实现宁州户变的光纤通信方式。1.2.2 协议落实情况本工程自一开始就得到了新疆电力公司、站址所在各级地方政府相关部门的大力支持和帮助，工程所需的各种相关意向性协议已办理。1.3 设计水平年设计水平年选择为2014年，将2018年作为重要的过渡年进行重点研究。1.4 主要设计原则1.4.1 总体原则1.4.1.1 按照220千伏及110(66)千伏输变电工程可行性研究内容深度规定(Q/DW270-009)开展工作。1.4.1.2 积极应用国家电网公司输变电工程通用设计、通用设备、通用造价、“两型一化”、“两型三新”等基建标准化建设成果，以“三通一标”13、为基础，以全寿命周期建设为引领，合理应用电网建设新技术成果，并结合工程具体情况进行优化，设计精品工程。1.4.1.3 接入系统方案确保技术合理、经济最优；远近结合，合理选择主变容量，根据变电站的位置与电源点及各负荷点的相对关系，合理确定各级电压出线方向及间隔排序，使变电站与线路实现良好衔接；合理选择导线截面；合理配置低压无功补偿容量。1.4.1.4 二次系统设计在推荐的接入系统方案基础上，提出安全可靠，经济合理的保护、自动化和系统通信方案。充分利用现运行通信网资源，根据新疆电网发展及“十二五”通信规划要求及设计导则进行本工程通信设计。在信息量统计及通信方式的组织上兼顾电网发展需求。1.4.1.14、5 根据电网发展规划，选择合理的站址，变电站站址尽量不占用农田，当无法避让基本农田时，在选择技术方案时优先选择占地少的技术方案。1.4.1.6 选用有利于降低全寿命运行周期成本的设备，以提高供电可靠性、尽量减少投运后的维修、维护工作；合理确定电气主接线、设备型式、配电装置型式并对变电站总体布局进行优化，以减少用地；“以人为本”合理确定主控制楼的布置方式；充分考虑近、远期工程的合理过渡，提高设计方案的技术经济水平。1.4.1.7 合理选择线路走廊，综合协调本线路与沿线已建、在建、拟建送电线路、公路、铁路及其它设施间的矛盾，减少交叉跨越已建送电线路，特别是高电压等级的送电线路，以降低施工过程中的停15、电损失，提高运行的安全可靠性。1.4.1.8 优化线路路径，根据电力系统规划要求，综合考虑线路长度、地形地貌、地质、水文气象、冰区、交通、林木、矿产、障碍设施、交叉跨越、施工、运行及地方政府意见等因素，进行多方案比较，使路径走向安全可靠，经济合理。1.4.1.9 合理选用线路主要元件：根据系统输送容量、远景规划及系统通信要求，结合本工程地形地貌、气象条件、海拔高度等因素，合理选择导地线型号、配置绝缘，参照国网公司典型设计原则进行杆塔选型。1.4.1.10 加强环境保护，工程建设中要充分体现以人为本的保护环境意识，尽量避免大面积拆迁民房、尽量少占耕地。铁塔采用全方位长短腿型式、尽量采用原状土基础16、线路采用节能金具，以降低能耗、加强环境保护。1.4.1.11 按照国家和行业计费标准进行投资估算和财务评价。1.4.1.12 本报告主要遵循的技术规程规范有：220千伏及110(66)千伏输变电工程可行性研究内容深度规定(QGDW270-2009)电力系统安全稳定导则(DL755-2001)220kV500kV变电所设计技术规程(DLT5218-2005)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110750kV架空输电线路设计技术规定(QGDWl79-2008)架空送电线路杆塔结构设计技术规定(DLT5154-2002)送电线路基础设计技术规定(DLT5219-2005)电17、信线路遭受强电线路危险影响的容许值(GB6830-86)继电保护和安全自动装置技术规程(GBl4285-2006)电力系统光缆通信工程可行性研究内容深度规定(DLGJl51-2000)电力系统调度自动化系统设计内容深度规定(DLT5003-2005)电力系统通信系统设计内容深度规定(DLGJ165-2003)电力系统通信设计技术规定(DLT5391-2007)电力建设工程预算定额(2006年版)电网工程限额设计控制指标(2007年水平)中华人民共和国电力法中华人民共和国电力设施保护条例国家电网公司反事故措施其他相关的现行国家、行业强制性标准和技术规范、规程；国家电网公司、新疆电力公司可研和勘察18、设计深度及技术要求。1.4.2 “三通一标”在本工程中的具体表现变电站：宁州户220kV变电站设计严格按照国家电网公司“两型一化”变电站设计原则的要求，充分体现了“资源节约型、环境友好型和工业化”设计理念。另外宁州户220kV变电站设计在国家电网公司输变电工程通用设计110500kV变电所分册220 A1-1-10的基础上在进行了占地、建筑物等方面的优化，按照新通用设计布置，结合宁州户变的进出线回路数和当地的特点进行了一定得调整。设计后的电气主接线、总平面布置及设备的选型均满足国家电网公司典型设计方案的各项要求和规定。变电站屋外配电装置区的占地面积利用充分。输电线路：输电线路设计中充分体现了“19、两型三新”的设计理念：本工程导线采用2LGJ-400/35型钢芯铝绞线，从年电能损耗、机械特性、线路造价等方面比较，使得设计方案最经济。根据本工程线路实际情况，导、地线金具均采用普通金具，以节省投资。铁塔采用国家电网公司典型设计塔型。本工程在基础设计按照安全可靠、技术先进、经济适用、因地制宜的原则选定基础型式，条件许可情况下，首选采用原状土基础，以降低基础砼耗量及钢材用量，努力使杆塔基础工程做到“资源节约、环境友好”。工程技经：本工程投资估算及经济评价主要依据为电力建设工程预算定额(2006年版)，部分主材按电网工程限额设计控制指标(2007年水平)计列编制年价差。根据本工程的特点，在本工程投20、资估算编制说明中与典型设计中通用造价进行了分析对比，提出了与典型方案的具体差额原因。1.5 设计范围及配合施工本项目的提出应符合电网规划原则，可研报告应重点分析预测昌吉高新区电力市场发展情况，明确拟建变电站供电范围和功能；在进行所址选择时应尽可能使变电站位于负荷中心，进出线方便，少占耕地，遵守节约用地原则，施工运行交通方便；在线路路径选择时应少占农田，保证与重要设施的安全距离；推荐最合理方案，依据推荐的建设方案确定送变电工程建设规模和工程设想，并进行相关的电气计算和分析，编制工程投资估算和经济效益评价等。本工程设计范围为昌吉电网供电区域。报告主体部分主要包括以下内容：1.5.1 电力系统一次121、.5.2 电力系统二次1.5.3 变电站站址选择1.5.4 变电站工程设想1.5.5 送电线路路径选择及工程设想1.5.6 节能措施分析1.5.7 投资估算及经济评价2 电力系统一次2.1 电力系统概况2.1.1 系统现况2.1.1.1. 新疆电网现况新疆电网近年来取得了快速发展,目前已形成以乌鲁木齐为核心，东至哈密，西至博州、伊犁，北到阿勒泰，南至喀什、和田，以110kV、220kV、750kV电压等级为主体的覆盖全疆的输、配电网络。电网东西伸展约2200千米、南北约3300千米，覆盖地域约120万平方千米，是世界上覆盖面积最广的220kV区域性电网。除此以外，新疆境内还有一些隶属于兵团、石22、油和地方的110kV、35kV独立小电网以及企业自备小电网。截止2012年底，全网总装机容量2598.5万千瓦，其中火电1919.2万千瓦，占总装机容量的73.52%；水电385万千瓦，占总装机容量的14.75%；风电212.5万千瓦，占总装机容量的8.14%；光伏发电17万千瓦，占总装机容量的0.65%；其他发电76万千瓦，占总装机容量的2.54%。截止2012年底，新疆电网750kV变电站5座，变压器5台，总变电容量7000MVA；220kV降压变电站86座，变压器149台，总变电容量2152.9MVA；220kV升压变电站有7座，变压器10台，变电容量1710MVA。110kV降压变电站23、469座，变压器797台，总变电容量24770MVA。截止2012年底，新疆电网750kV线路8条，长度为2019.357千米；220kV线路271条，长度14830.4千米；110kV线路919条，长度24640千米。2.1.1.2. 昌吉电网现况截止到2012年底，昌吉电网已形成东部以阜康市为核心，西部以昌吉市为核心，东至木垒县，西至玛纳斯县，以220千伏电压等级为支撑，110千伏电压等级为主体覆盖的输、配电网络。电网东西伸展约450多千米、南北约200多千米，覆盖地域约4万多平方千米。电网总装机容量为4446.29兆瓦，其中：火电4406.8兆瓦，占总装机容量的99.11%；水电39.424、9兆瓦，占总装机容量的0.88%。220千伏降压变电站17座（含用户变6座），变压器29台（含用户变压器10台），总变电容量3573兆伏安（含用户变电容量810兆伏安）。110千伏降压变电站51座（含用户变17座），变压器80台（含用户变压器27台），总变电容量2603.8兆伏安（含用户变电容量701.8兆伏安）。35千伏降压变电站159座（含用户变69座），变压器276台（含用户变压器114台），总变电容量1669.14兆伏安（含用户变电容量673.94兆伏安）。220千伏线路53条，长度1968.7603千米。110千伏线路79条（含用户调管线路3条），长度1536.9576千米（用户调管25、线路241.86千米）。35千伏线路共205条，长度为2712.735千米。10千伏公网线路共440条，长度为9430.5682千米。2.1.1.3. 昌吉西部电网现况及存在的问题2.1.1.3.1. 昌吉西部电网现况昌吉中、西部电网作为新疆主电网的重要组织部分，分别与石河子地区电网、玛纳斯电厂、乌鲁木齐电网连接，供电范围包括昌吉市、硫磺沟矿区、呼图壁县、玛纳斯县及芳草湖、新湖部分团场。电网内运行最高电压等级为750kV。昌吉中、西部电网电源主要有玛电厂、玛电三期电厂、昌吉热电、庭州热电厂以及地方小水、火电构成。其中玛电厂装机容量为310+311万kW，玛电三期电厂装机容量为230万kW，昌吉26、热电装机容量为212.5万kW，庭州热电厂装机容量为233万kW。昌吉中、西部地区的小水、火电主要分布在玛纳斯、呼图壁地区，通过35kV塔二线、塔雀线与主网联网运行。截止2012年底，昌吉中、西部电网内已建成220kV变电站6座，即昌吉变300（2150）MVA、长宁变360（2180）MVA、锦华变240（2120）MVA、昭阳变300（2150）MVA、石河子东变（开关站），总变电容量为1290MVA。昌吉中、西部电网配电电压由110kV、35kV、10kV、380/220V构成，截止2012年底，网内已建成局属110kV变电站20座，分别为昌吉变、亚中变、大西渠变、老龙河变、滨湖变、春光27、变、明德变、梧桐变、清水泉变、闽昌临时变、呼图壁变、大丰变、河源变、临海变、祥云变、南园变、新湖变、芳草湖变、塔西河变、盛隆变，总变电容量为955.5MVA;已建成用户110kV变电站4座，分别为特变电工变、昌吉牵引站、包家店牵引站、呼图壁牵引站，总变电容量101.5MVA。在建110kV变电站3座，分别为碧玉变（40MVA）、洛克伦变（250MVA）、高桥变（50MVA）。2.1.1.3.2. 昌吉西部电网存在的主要问题昌吉地区电网局属110千伏变电站35座（其中含220千伏昌吉变110千伏部分），分布在昌吉州各县市及兵团农场。西部110kV变电站依托玛电发电厂、220kV昌变、220kV锦28、华、220kV玛电、220kV昭阳，基本形成环网，长宁220kV变投运后，中西部电网结构逐渐完善，但在电网N-1运行方式时仍存在多个110kV变电站串供的情况，存在较大的安全风险，如发生事故时，安全自动装置（重合闸、备自投等）不能正确动作将造成一座或多座变电站失压，电网运行风险较高。随着昌吉州整体经济发展及产业政策的调整，各大工业园区基础设施建设已初具规模，各大企业相继落户，为了工业园区正常发展，需要新布110kV电源点解决用电问题。2.1.1.4. 昌吉市电网现状昌吉市区域电网是昌吉电网的一部分，截至2012年底供电区域内最高运行电压为220kV，已运行220kV变电站2座（昌吉变、长宁变）29、，主变4台，总容量660（2150+2180）MVA；220kV输电线路6条，线路总长度为298.55km。110kV变电站10座，主变15台，容量为483.5MVA；110kV输电线路13条，线路总长度为194.88km。35kV变电站15座，主变压器27台，总装容量为143.5MVA；35kV送电线路共计21条，线路总长度为322.58公里。昌吉市2012年共完成售电量14.73亿kWh,最大负荷约312MW。具体详见表2-1。图2-1 2012年昌吉地区电网地理接线图表2-1 昌吉市电网110kV变电站汇总表序号110kV变电站名称主变容量（MVA）2012年最大负荷（MW）2011年容30、载比1昌吉110kV变231.5421.52亚中110kV变231.5411.543大西渠110kV变131.5+120491.054老龙河110kV变140+120581.035闽昌110kV变11691.786滨湖110kV变140261.547明德110kV变140+150631.438梧桐110kV变140221.829清水泉110kV变120201.010春光110kV变140202.0合计483.53501.3812.1.1.5. 昌吉高新区概况及供电现状昌吉国家高新区于2000年6月被新疆自治区人民政府批准为省级高新区，2010年9月经国务院常务会议研究，批准为国家级高新区。全区31、远景规划面积126平方公里，分建成区、扩建区（新区）和规划区三大区域。随着建成区的特变电工、蓝山屯河、麦趣尔、庆源集团等一批行业领先企业的快速壮大，发展空间已经不能满足大企业、大集团的发展需要，特别是为了保障特变电工总投资156亿元的输变电工业园、绿色高端产品研制基地、物流产业基地、集团总部商务区以及蓝山屯河总投资95亿元的化工工业园、PET、PBT精细化工材料等一批大项目的顺利实施，及时启动了扩建区（新区）建设。昌吉高新区目前只有1座110kV变电站和1座35kV变电站供电，其中110kV明德变（90MVA），2012年最大负荷已达63MW，35kV榆树沟变电站（16.3MVA），2012年32、最大负荷已达14.5MW。工业园区北部进驻的重工业负荷较多，且逐步向南辐射，在2011年至2015年将有55个项目在该区域范围内落地，目前，引进的25项目已部开工建设，总投资达42亿元，其中投资亿元以上的项目达17个，这25项目涵盖了新材料新能源、生物科技、先进设备制造、高新技术及其配套项目，这些项目将进一步带动园区三大产业战略建设步伐，预计2012年至2014年园区新增负荷初步将达到80MW左右，目前网架已无法满足该区域供电需求。且园区已升级为国家级工业园区，部分用户对供电要求较高，需双电源供电，目前该区域网架不能满足要求。图2-2 昌吉高新区规划图2.1.1.6. 工程相关变电站现状（1）33、锦华220kV变电站锦华220kV变电站于2004年9月建成投运，主要为呼图壁地区的工农业生产供电。变电站已建成2台主变，容量为（2120）MVA，目前电力公司计划对本站进行增容扩建，将2台主变更换为（2180）MVA ，该项目目前处于初设阶段。本站220kV规划进出线8回，目前220kV出线2回（分别至昌吉变1回、玛纳斯电厂1回），预留的6回出线间隔分别至大唐呼图壁电厂2回、呼图壁工业园变2回、长宁变1回，昌吉变1回（该线路今后将破口接至宁州户变）。110kV规划出线10回，目前已建成110kV出线7回（分别至呼图壁变2回、包家店牵引站2回、大丰变、芳草湖变、河源变各1回），此外将为拟建的高34、桥变2回、储气库变1回，将提供共3回出线。（2）昌吉220kV变电站昌吉220kV变电站于1988年12月建成投运，主要为昌吉市城区的工业生产及居民生活供电。变电站已建成2台主变，容量为（2150）MVA，220kV规划进出线6回（目前仅剩1回出线间隔位置），目前220kV出线5回（分别至长宁变、锦华变、头屯河变、玛纳斯电厂、昌吉热电厂各1回）；110kV规划出线10回，目前已建成110kV出线6回（分别至亚中变及春光变各2回出线，至昌吉牵引站变、特变电工变各1回出线）。（3）长宁220kV变电站长宁220kV变电站于2011年9月建成投运，主要为昌吉市北部地区的工农业生产供电。变电站已建成235、台主变，容量为（2180）MVA，220kV规划进出线8回，目前220kV出线6回（分别至昌吉变、三宫变、米泉变、玛纳斯电厂各1回，庭州电厂2回）；110kV规划出线12回，目前已建成110kV出线5回（分别至亚中变、滨湖变、明德变各1回出线，至大西渠变2回出线）；35kV规划出线4回，目前35kV出线未建设。2.1.2 负荷预测2.1.2.1. 昌吉地区负荷预测根据新疆电力公司对新疆电网“十二五”期间分区电量及负荷预测结果中昌吉地区的增长率，并依据昌吉电网的实际情况，对昌吉地区电力市场发展进行预测（不考虑本地区嘉润等大用户突增负荷），预测结果见下表2-5、2-6。表2-5 昌吉地区电网电量预36、测表 单位：亿kWh项目2011年2012年2013年2014年2015年2016年2020年十二五增长率十三五增长率昌吉州70.284106133168193.233726%15%其中：昌吉中西部34.1239.3547.3357.0969.4877.56123.2819.48%12.2%昌吉东部36.0844.6558.6775.9198.52115.64213.7228.58%16.8%表2-6 昌吉地区电网最大负荷预测表 单位：MW项目2011年2012年2013年2014年2015年2016年2020年十二五增长率十三五增长率昌吉州1212152220832502299134105637、1525%14%其中：昌吉中西部5947269501064 1277 1369214820.54%10.7%昌吉东部6187961133 1438 1714 2041346729.76% 15.2% 根据预测结果，昌吉地区电网2013年预计最大负荷约2083MW，供电量约106亿kWh，其中昌吉中西部地区预计最大负荷可达到930MW，供电量约47.33亿kWh；至2020年，昌吉地区电网最大负荷约5615MW，供电量约337亿kWh，其中中西部地区到2020年最大负荷约2054MW，供电量约123.28亿kWh。2.1.2.2. 昌吉市负荷预测根据昌吉市2012-2017年配电网规划滚动调整报38、告中关于昌吉市负荷的相关预测结果，至2017年，昌吉市总电量将达到31.68亿kWh，总负荷将达到613MW，2011-2017年均增长率分别为15.59%、15.15%，最大负荷利用小时数将达到5168小时；至2020年，昌吉市总电量将达到44.53亿kWh，总负荷将达到874MW，2017-2020年均增长率分布为12.02%、12.55%，最大负荷利用小时数将达到5095小时。20122017年及2020年昌吉市电量负荷预测结果如下表所示。表2-7 2012-2017年及2020年昌吉市电量负荷预测结果 单位：亿kWh、MW、h类型项目2011201220132014201520162039、1720112017年均增长率202020172020年均增长率昌吉市电量13.2816.3421.6524.8726.729.1131.6815.5944.5312.02负荷26332041948051756161315.1587412.55Tmax5057510851655180516051915168-5095-2.1.2.3. 昌吉市地区220kV公用变电站负荷预测2.1.2.3.1. 昌吉高新区新增用电项目随着昌吉高新区招商引资力度的不断加大，入驻园区的企业迅速增多。昌吉高新区将是“十二五”期间昌吉电网负荷增长点之一，园区新增工业用电负荷及已有企业扩建项目的实施将对昌吉市电网电力市场40、起到快速的拉动作用。根据昌吉市高新区管理委员会及昌吉电业局提供的资料，目前已入驻的大小用户共计112家，高新区用户一期、全期报装容量及新增项目如下：表2-7 昌吉高新区项目一期、全期报装及新增报装情况明细表序号企业名称一期报装容量（MVA）全期报装容量（MVA）是否开工建设1新疆谭氏食品有限公司1.961.96是2新疆汇源食品饮料有限公司44是3新疆昌吉娃哈哈乳业有限公司44是4昌吉市江北再生纸业公司2.082.08是5昌吉州锐通木业有限公司2.162.16是6新疆众豪钒业科技有限公司77是7新疆索斐娅国际生物科技有限公司24是8昌吉海川食品有限公司3.136.26是9TCL集团36是10新新41、疆新铝铝业有限公司88是11新疆西部节水科技股份有限公司33是12新疆奥瑞金包装容器有限公司33是13苏宁环球4545是14昌吉职业技术学院2.92.9是15起步区中心58是16质检中心4040是17其他小型项目合计75.57170.34合 计211.8317.7通过以上报装资料可以看出，目前该区域报装容量可达到211.8MVA，预计负荷为152.5MW，根据高新区管委会提供的相关资料，上述企业目前已落户建设，预计2016年所有企业将达到全期规模，2016年该区域报装容量可达到317.7MVA，预计负荷将达到228.74MW。2.1.2.3.2. 昌吉高新区负荷密度法预测根据城市电力规划规范（42、GB/50293-1999）及其它参考文献，昌吉国家高新区全区远景规划面积126平方公里，根据用地性质对园区的负荷进行统计计算，如下表：表2-8 园区土地用地性质及负荷统计用地性质用地面积（公顷）用电指标（MW/公顷）需用系数预测负荷（MW）居住用地1915.680.30.35201.15 公共设施用地1226.980.50.7429.44 工业用地4633.140.30.3416.98 仓库物流用地489.80.0839.18 对外交通用地187.710.350.745.99 道路广场用地1526.580.00030.46 市政公用设施用地358.020.0150.63.22 预留37.2943、0.311.19 绿地2059.880.000150.31 合计12435.081147.92 合计（考虑同时系数0.7）803.54 由上表可以看出，昌吉高新区全期建成后，合计负荷将达到803.54MW，若考虑建设220kV及110kV变电站，预计共需新建220kV变电站2座（3180MVA），根据计算，每台主变最大可供给10kV负荷30MW，六台主变合计最大供给10kV负荷180MW，剩余负荷623.54MW需8座110kV变电站供给，除目前的明德110kV变（40MVA+50MVA），规划的建材110kV变（250MVA）以外，仍需新建6座110kV变电站，按照目前的变电站分布情况，剩余44、6座110kV变电站预计在园区北侧新增1座，南侧新增5座，规划如下：图2-3 园区变电站布点示意图2.1.2.3.3. 昌吉市电网变电站供电区域划分目前，正常运行方式下昌吉市高新区负荷由长宁变、昌变供电。本期宁州户220kV变电站建成后，可实现与长宁变、昌变分区供电。园区内已建成1座110kV公用变电站（明德变）。因此，建议宁州户变建成后承担大部分高新区负荷的供电，长宁变负昌吉市北部区域的供电，昌变则主要作为昌吉市市区电源支撑点，同时与乌鲁木齐电网连接。图2-4 昌吉市220kV变电站供电区域划分图2.1.2.3.4. 转接110kV变电站负荷统计通过对昌吉市供电区域划分的结果可以看出，宁州户45、变建成投产后，除高新区外，还需承担明德110kV变电站及洛克伦110kV变电站的供电负荷，由于目前明德变主要的供电范围为高新区，因此高新区负荷统计中已涵盖明德变负荷，本次预测还需考虑洛克伦变的负荷情况。根据新疆昌吉地区电网二一三年度运行方式中查阅可知，洛克伦110kV变电站2013年负荷为20MW，该站主要承担周边农业负荷，根据该区域负荷增长情况及该站所带负荷的类型，初步预测该站的平均负荷增长率为10%，由此可得出负荷预测结果如下表：表2-9 洛克伦110kV变电站负荷预测 年份项目201320142015201620172018售电量（万kwh）6000660072607986878496646、3最大负荷（MW）2022 24.226.62 29.2832.21最大负荷利用小时3000 宁州户220kV变电站预计2014年建成投运，届时洛克伦110kV变的负荷为22MW，该负荷将累计计入宁州户变，作为下一步电力平衡的依据。2.1.2.3.5. 负荷预测汇总昌吉市高新区目前已有报装用户112家，累计报装容量达到211.8MVA，预计全期至2016年投产容量为317.7MVA，考虑变电站功率因数为0.9，负荷同时率0.8。根据上述报装容量及变电站供电区域划分设想，对宁州变新增工业负荷进行预测，结果如下：表2-10 宁州户220kV变电站负荷预测年份项目20132014201520162047、172018宁州户变最大供电负荷（MW）174.5211.15255.36306.43370.78年均增长率20.74%售电量（万kwh）87250105575127680153215185390年均增长率20.74%最大负荷利用小时数5000根据负荷预测结果，预计宁州户变投产年2014年最大负荷即可达到174.5MW，预计2018年负荷将达到370.78MW。2.1.3 电源建设安排及电力电量平衡2.1.3.1. 电源建设安排本次工程仅统计采用220kV电压等级上网的电源，由于用户自备电厂均满足就地消纳的原则，因此本次统计及平衡中不含用户自备电厂，在规划期内，已经开工建设或基本确定的较大电源48、项目有：呼图壁大唐热电：厂址位于呼图壁县，规划容量2300MW,220kV一级电压接入主网。该项目目前处于施工阶段，双回接入锦华变，预计2013年5月调试机组，2013年10月投运。大唐石门子水电站：厂址位于呼图壁县，规划容量247.5MW，110kV一级电压接入主网。该项目目前处于施工阶段，单回接入河源110kV变，计划2013年6月投运。表2-11 昌吉中西部地区电源建设进度表 单位： MW序号项 目201220132014201520161呼图壁大唐热电6006006006002大唐石门子水电站959595953玛纳斯电厂四期12001200合计695695189518952.1.3.249、. 电力电量平衡本次工程选择昌吉东部地区夏季负荷高峰期进行电力电量平衡。备用容量按25%考虑，本次平衡火电出力按装机容量的90%考虑，水电受季节影响，按装机容量的30%考虑。平衡年限选择20142018年进行逐年电力平衡。昌吉中西部220kV电网平衡见下表： 表2-12 昌吉中西部地区电网夏大电力平衡表 单位： MW序号 年份项目2013年2014年2015年2016年2017年2020年一最大供电负荷95010641277136915332148二最大发电负荷998111713411437 1610 2255三备用容量238266335342 383 5641负荷备用47.553.267.150、68.4576.65112.82事故备用95106.4134.1136.9153.3225.53检修备用95106.4134.1136.9153.3225.5四需要装机容量1236138316761780 1993 2819五可能装机容量2858.652858.654058.654058.654058.656578.651水电118.65118.65118.65118.65118.65118.652火电274027403940394039406460六空闲及受阻容量191.79191.79191.79191.79191.79191.791水电106.79106.79106.79106.791051、6.79106.792火电858585858585七实际可利用容量2666.862666.863866.863866.863866.866386.86八电力盈亏1430.861283.862190.862087 1874 3567.86九水电装机容量118.65118.65118.65118.65118.65118.651新增容量49.5大唐水电发电厂49.5十火电装机容量2740274039403940394064601新增容量12002520庭州电厂大唐呼图壁热电厂300玛纳斯电厂四期1200国电电力1320神东电力12002退役容量表2-13 昌吉中西部220kV电网变电容量平衡表 单位52、：MW、MVA序号 年份项目2013年2014年2015年2016年2017年2020年一最大供电负荷95010641277136915332148二110kV、35kV直供负荷454545454545三需220kV供电负荷90510191232132414882103四需220kV变电容量181020382464264829764206五实际220kV变电容量2040240027602760276040201昌吉220kV变电站3003003003003003002长宁220kV变电站3603603603603603603锦华220kV变电站3603603603603603604昭阳220k53、V变电站3003003003003003005乐土驿220kV变电站3603603603603603606呼图壁工业园220kV变电站3603603603603605407宁州户220kV变电站3603603603603608雀儿沟220kV变电站1801801803609旱卡子220kV变电站18018018036010北六工业园220kV变电站36011三屯河220kV变电站360六实际容载比2.25 2.36 2.24 2.08 1.851.91 “十二五”期间昌吉中西部负荷增长迅猛，根据规程规定，昌吉中西部220kV电网容载比的合理范围在1.8-2.1之间。根据变电容量平衡结果，20154、3年-2017年昌吉中西部220kV电网由于发展较快新增负荷较多，容载比逐年降低，直至2017年容载比增至1.85，“十二五”期间昌吉中西部220kV电网容载比均在合理的范围内，可以满足负荷的供电需求。2017年开始新的规划的220kV变电站的逐步建设，至2020年，昌吉中西部220kV容载比将升至1.91。2.1.4 电网相关在建项目目前昌吉中西部电网主要通过凤凰750kV变电站与新疆主网相连，通过昌吉220kV变电站与乌鲁木齐电网相连。但由于近年来该区域负荷增长迅猛，且无新建220kV变电站落地，为满足昌吉中西部新增用户用电需要，公司已经启动了乐土驿220kV输变电工程、天山园区220kV55、输变电工程，锦华220kV变电站增容工程等项目。昌吉中西部目前在建的用户项目主要有新疆嘉润电解铝项目（初期负荷270MW，全期负荷2850MW）该项目一期项目已送电，预计2016年全期项目投产，同时配套建设8350MW动力站。昌吉中西部目前在建的较大的电源点为：大唐呼图壁热电厂，装机容量为2300MW，该项目目前处于施工阶段，预计2013年投运；大唐石门子水电站，装机容量为247.5MW，该项目目前处于施工阶段，预计2013年投运。昌吉中西部电网2013年、2018年地理规划图见下图所示： 图2-3 2013年昌吉中西部电网地理接线图图2-4 2018年昌吉中西部地理规划图2.2 工程建设必要56、性2.2.1 梳理、补强本地区主网网架，提高供电可靠性该区域目前供电的220kV电源点主要为220kV昌吉变、锦华变、长宁变。220kV昌吉变2012年最大负荷为223MW,且已无110kV出线廊道；锦华变2012年最大负荷为150MW，110kV出线困难，且根据呼图壁地区的负荷发展情况，锦华变主要供电区域为呼图壁县周围；长宁变为2011年新投运变电站，根据规划，该变电站主要为昌吉市西北地区负荷供电，距离该区域距离较远（约为35公里）。该区域110kV电网网架不合理，存在多级串供问题（呼图壁变、洛克伦变、明德变、闵昌变、滨湖变），电网安全过度依赖安全自动装置，电网运行风险较高。本次新增加的宁州57、户220kV变电站，可优化补强该区域主网网架结构，解决110kV变电站串供问题，满足新建变电站的接入需求（根据昌吉地区“十二五“电网 规划该区域将新建多座110千伏变电站），形成以“220千伏变电站为中心“的分区供电模式，提升该区域的供电可靠性。2.2.2 满足昌吉高新园区负荷增长需求，为昌吉市国民经济发展奠定基础昌吉国家高新区于2000年6月被新疆自治区人民政府批准为省级高新区，2010年9月经国务院常务会议研究，批准为国家级高新区。全区远景规划面积126平方公里，分建成区、扩建区（新区）和规划区三大区域。随着建成区的特变电工、蓝山屯河、麦趣尔、庆源集团等一批行业领先企业的快速壮大，发展空间58、已经不能满足大企业、大集团的发展需要，特别是为了保障特变电工总投资156亿元的输变电工业园、绿色高端产品研制基地、物流产业基地、集团总部商务区以及蓝山屯河总投资95亿元的化工工业园、PET、PBT精细化工材料等一批大项目的顺利实施，及时启动了扩建区（新区）建设。昌吉高新区目前只有110kV明德变（90MVA）供电，2012年最大负荷已达67MW。35kV榆树沟变电站，2012年最大负荷已达16.3MW。工业园区北部进驻的重工业负荷较多，且逐步向南辐射，在2011年至2015年将有55个项目在该区域范围内落地，目前，引进的25项目已部开工建设，总投资达42亿元，其中投资亿元以上的项目达17个，这59、25项目涵盖了新材料新能源、生物科技、先进设备制造、高新技术及其配套项目，这些项目将进一步带动园区三大产业战略建设步伐。本次工程的建设可优化现有网架结构，满足该区域供电需求。且园区已升级为国家级工业园区，部分用户对供电要求较高，需双电源供电，宁州户220kV变电站的投运将解决部分用户双电源的用电需求。2.3 接入系统方案本期宁州户220kV变电站建成后主要是为了接待昌吉市高新区负荷。根据宁州户变在系统中的主要作用，拟选区域位于昌吉市高新区规划用地周边，根据就近供电的原则并考虑远期热电联产项目的接入，初选站址位于昌吉市高新区西侧的荒地上，地势平坦，交通便利，出线开阔。具体位置见下图。图2-5 宁60、州户变拟选站址区域示意图根据宁州户变电站推荐站址位置，本期宁州户变电站可供选择的接入点有220kV锦华变、220kV昌吉变和220kV长宁变，或是开口宁州户变周围220kV线路（包括锦昌线、锦昌线和玛宁线）接入系统。锦华220kV变电站共有进出线8回，分别为已建成220kV出线2回（玛锦线、锦昌线），拟建的220kV出线2回（至大唐呼图壁热电厂），规划建设220kV出线4回（分别破口玛昌线、玛宁线），最终锦华变220kV进出线将达到8回，220kV进出线间隔全部使用，且扩建难度较大，因此不宜再作为宁州户变的接入点。昌吉变共有220kV进出线共6回，220kV昌吉变已建成220kV出线5回（玛昌61、线、锦昌线、宁昌线、头昌线、昌热线），220kV进出线间隔仅剩1回，由于目前昌变周边建筑较多，进出线数量较多，扩建难度较大，因此也不宜再作为宁州户变的接入点。此外， 220kV玛宁线为LGJ-400单导线，受导线热极限的影响，导线传输功率受一定的制约，无法满足新建宁州户变的负荷需求，且220kV玛宁线线路较长，改造费用较高，因此也不宜再作为宁州户变的接入点。经初步分析后，提出以下2个宁州户变接入系统方案：方案一：宁州户220kV变电站出2条同塔双回线路，分别破口220kV锦昌线以及220kV锦昌线，其中破口锦昌线双回线路，线路长度为1km，破口锦昌线双回线路，线路长度为0.4km。图2-6 宁62、州户变接入系统方案一方案二：宁州户220kV变电站出1条同塔双回线路，接入长宁220kV变电站，线路长度为30km。图2-7 宁州户变接入系统方案二2.3.1 网架结构合理性分析从局部网架结构来看，方案一及方案二均形成链式网架。从整体网架结构来看，昌吉中西部电网目标网架均是以220kV变电站为核心,750kV变电站作为支撑的环网，采用方案一，待乐土驿220kV变电站、呼图壁园区220kV变电站建成投运后，昌吉中西部地区将形成链式网架，并且通过玛纳斯电厂、大唐呼图壁电厂、昌吉热电厂、庭州电厂做为电源支撑，宁州户变的供电可靠性较高，届时可根据运行需要在玛电与乐土驿变之间设置220kV解环点，整个中63、西部电网网架结构比较清晰，220kV电网运行方式灵活，便于调度运行管理。方案二增加了长宁变的转供压力，后期待乐土驿220kV变电站、呼图壁园区220kV变电站建成投运后，在不考虑高新区热电联产项目的情况下，宁州户变由长宁变主供，由于宁州户变至长宁变线路为同塔双回线路，且与主网其他220kV变电站无任何联络，若一回线路故障，需将另一回线路停电检修，因此网架相对薄弱。因此，从网架结构来看，方案一优于方案二。 方案一规划 方案二规划图2-9 宁州户变接入系统方案网架结构图2.3.2 供电能力及供电可靠性分析方案一分析：破口220kV锦昌线，电源由大唐呼图壁电厂-锦华-宁州户方向供给电，220kV锦昌64、线导线型号均为LGJQ-400/35，从方案一潮流图可以满足供电能力需求。破口线路，主供方向为锦华变侧，昌变侧由于电源主要为就地消纳。宁州户220kV变电站有两回线路主供，另有两回线路与主网联络，供电能力及可靠性较高。具体详见方案一潮流图：正常运行方式潮流分布特点：宁州户变由大唐呼图壁电厂经锦华变主供，且与昌吉220kV变相连，形成了昌吉中西部220kV电网链式结构，这种电网结构较为坚强，整体潮流分布均匀，宁州户变双电源线路。宁州户220kV变220kV母线电压为237.18kV，中西部电网220kV线路均满足经济运行，两回线路满足宁州户变本期负荷需求，潮流分布合理。图2-10 2014年宁65、州户变接入系统方案一夏大正常方式潮流图N-1校验特点：由于昌吉中西部地区电源点较多，且已经形成链式网架结构，本站以本方案接入系统中，昌吉中西部地区220kV电网潮流趋于平稳，当220kV锦华至宁州户一回线路断开时，宁州户变依靠220kV锦华至宁州户的另一回线路供电，可以满足要求。当220kV大唐呼图壁电厂至锦华变一回线路断开时，大唐呼图壁电厂仅有一回线路送出，因此大唐呼图壁电厂至锦华变的这一回线路将过载运行。当大唐呼图壁电厂一台机组停运，由于在玛电与乐土驿变之间已设置220kV解环点，昌吉中西部电网需依靠庭州电厂及昌吉热电厂供电，宁州户变将由昌吉变主供，同时长宁变向锦华变输送约136MW。该接66、入方式下，昌吉中西部220kV电网在N-1的情况下，均能满足负荷需求。图2-11 2014年宁州户变接入系统方案一夏大（锦华变至宁州户变线路断开）潮流图图2-12 2014年宁州户变接入系统方案一夏大（锦华变至工业园变线路断开）潮流图图2-13 2014年宁州户变接入系统方案一夏大（大唐呼图壁电厂至锦华变线路断开）潮流图图2-14 2014年宁州户变接入系统方案一夏大（昌吉变至长宁变线路断开）潮流图图2-15 2014年宁州户变接入系统方案一夏大（长宁变至锦华变线路断开）潮流图图2-16 2014年宁州户变接入系统方案一夏大（大唐呼图壁电厂一台机组停运）潮流图方案二分析：双回接入长宁变，正常运67、行方式下，该方案由庭州电厂经长宁变主供宁州户变，若庭州电厂机组故障，宁州户变需依靠长宁变与主网的联络来转供宁州户变，宁州户变与主网的联络点较少，电源点较为单一，供电可靠性较差。目前昌吉中西部拟建的220kV项目有乐土驿220kV变电站和呼图壁工业园220kV变，两项工程均未对长宁变及宁州户变补强，因此宁州户变的可靠性也没有加强。整体来看，该方案运行方式较为单一，供电能力及可靠性相对稍差，该具体详见方案二潮流图：正常运行方式潮流分布特点：宁州户变由长宁变主供，且昌吉中西部电网已经形成了链式结构，这种电网结构较为坚强。正常运行方式下，各条线路均满足经济运行。宁州户220kV变220kV母线电压为268、38.19kV，两回线路满足宁州户变本期负荷需求，潮流分布合理。图2-16 2014年宁州户变接入系统方案二夏大正常方式潮流图N-1校验特点：由于昌吉中西部地区电源点较多，且已经形成链式网架结构，本站以本方案接入系统中，在昌吉中西部电网220kV线路N-1方式下，均满足要求，各条220kV线路均满足经济运行。与方案一相同，由于大唐呼图壁电厂与主网仅有两回线路联络，当一回线路断开时，另一回线路将不经济运行。若大唐呼图壁电厂一台机组停运，昌吉中西部电网将依靠锦华变至昌变和长宁变的线路，由庭州电厂和昌吉热电厂供给部分负荷。潮流整体流向合理，且潮流分布均匀。图2-17 2014年宁州户变接入系统方案二69、夏大（长宁变至宁州户变线路断开）潮流图图2-18 2014年宁州户变接入系统方案二夏大（长宁变至昌变线路断开）潮流图图2-19 2014年宁州户变接入系统方案二夏大（锦华变至长宁变线路断开）潮流图图2-20 2014年宁州户变接入系统方案二夏大（大唐呼图壁电厂至锦华变线路断开）潮流图图2-21 2014年宁州户变接入系统方案二夏大（锦华变至工业园变线路断开）潮流图图2-22 2014年宁州户变接入系统方案二夏大（大唐呼图壁电厂一台机组停运）潮流图结论：通过对两种接入系统方案的分析，从供电能力及供电可靠性比较，在正常运行方式和N-1运行方式下，方案一、方案二相差不大。2.3.3 施工难度分析 方70、案一为破口方案，线路长度较短，线路沿线主要为戈壁地段，且沿线跨越道路及电力线路较少，施工难度较低；方案二接入长宁变，线路长度较长，线路跨越的道路及输电线路较多，线路还需考虑跨越高速公路，避让昌吉高新区，施工难度较大。2.3.4 工程投资分析表2-12 变电站接入系统方案比较表 单位：万元方案项目方案一方案二网架合理性网架合理网架较合理为宁州户变供电可靠性双电源供电双回线路供电实施难易性可行性较高可行性较低电源侧间隔扩建情况破口220kV锦昌线、220kV锦昌线，对侧不需要新建间隔及设备接入长宁220kV变电站，对侧需新建2个间隔及相应设备工程量新建宁州户220kV变， 220kV规划进出线间隔71、6回，本期工程新建4回间隔，预留2回间隔，新建双回220kV线路约1公里至220kV锦昌线破口点，导线为LGJ-2400，新建双回220kV线路约0.4公里至220kV锦昌线破口点，导线为LGJ-2400。新建宁州户220kV变，220kV规划进出线间隔6回，本期工程新建2回间隔，预留4回间隔，新建双回220kV线路约30公里至长宁220kV变，导线为LGJ-2400。工程投资总投资10087万元=变电站10087万元+线路846万元+光缆工程35万元+通讯工程245.32。总投资12961.35万元=变电站10087万元+线路2658.88万元+光缆工程110万元+通讯工程245.322.372、.5 综合分析从网架结构分析，方案一网架最为合理，方案二稍差；从供电能力及供电可靠性分析，两个方案相差不大；从施工难度分析，方案一施工难度较低，方案二难度较大，从工程投资分析，方案一较低，方案二较高。综合以上四个方面进行分析后，本报告推荐采用方案一为接入系统方案，即由宁州户220kV变电站出2条同塔双回线路，分别破口220kV锦昌线以及220kV锦昌线，其中破口锦昌线双回线路，线路长度为1km，导线采用LGJ-2400钢芯铝绞线，破口锦昌线双回线路，线路长度为0.4km，导线采用LGJ-2400钢芯铝绞线。2.3.6 周边相关项目建设情况宁州户变接入系统的方案能否顺利实施无论是方案一、方案二，73、都存在周边电网项目建设时序问题，具体其周边相关项目建设投运时序见下表：表2-13 昌吉东部电网项目建设时序表项目电压等级预计投运时间乐土驿变220kV2013年10月呼图壁工业园变220kV2014年4月大唐呼图壁电厂220kV2013年10月通过以上资料，本次潮流计算考虑乐土驿220kV变、呼图壁工业园220kV变、大唐呼图壁电厂的投运，本站至锦华变为双回线路，至昌变为双回线路，在此基础上进行正常运行方式和N-1运行方式的计算，来验证两种方案接入系统的难易程度及存在问题。2.3.7 宁州户220kV变电站出线规划设想2.3.7.1. 变电站220kV出线规划设想根据推荐的宁州户220kV变电74、站接入系统方案，本期宁州户220kV变电站需占用4个220kV出线间隔，预留2个220kV进线间隔。目前，锦华变220kV出线已有2回，根据规划锦华变增容以及大唐呼图壁电厂投运后，锦华变的220kV出线将达到8回，无预留出线间隔；同时昌吉220kV间隔目前也仅剩1回。本期宁州户变西距锦华变20km，东距昌吉变30km，宁州户变为锦华变与昌吉变的中间界线。因此，宁州户变除本期线路占用4回220kV出线间隔外，为满足呼图壁地区或昌吉地区220kV变电站接入预留2回220kV出线间隔。宁州户变220kV出线规划6回，本期建设4回，出线规划设想见下图所示：图2-33 宁州户变220kV进出线规划设想275、.3.7.2. 变电站110kV出线规划设想宁州户变建成后将与锦华变、昌变分区供电，宁州户变主要承担昌吉市高新区及周边乡镇的供电，锦华变负责呼图壁县及周边团场、农场的供电。昌吉市高新区内已建成110kV明德变，给采用10kV电压等级用电的企业供电。此外，由于目前110kV明德变由长宁变主供，该线路长度较长，且为单回路供电，随着明德变负荷增长，该线路将过载运行，同时，洛克伦变目前为呼图壁变串供，供电能力受到一定制约，宁州户变本期出4回110kV线路，分别破口洛克伦变至明德变线路及明德变至昌吉牵引站线路，提高明德变及洛克伦变的供电能力及可靠性。 以高新区边界为基点，高新区以中部区域开发时间靠前，目76、前企业已比较密集，因此宁州户变110kV出线向北预留2回，向西或者向南预留2回，向东预留2回。 综上所述，本期宁州户变电站110kV出线规划10回，本期建成宁州户变至明德变2回，至洛克伦变1回，至昌吉牵引站1回，预留6回，110kV出线规划设想如下图所示： 图2-34 宁州户变110kV进出线规划设想图2-34 宁州户变110kV进出线规划示意图2.3.8 建设规模2.3.8.1. 宁州户220kV变规划及建设规模2.3.8.1.1. 规划规模主变压器：规划容量为2180MVA，电压等级220/110/10kV，并预留扩建第三台主变的位置。220kV侧：电气主接线原则规划为双母线接线，设专用母77、联间隔； 220kV进出线规划6回。110kV侧：电气主接线原则规划为双母线接线，设专用母联间隔；110kV出线规划10回。10kV侧：电气主接线按单母线分段设计，10kV出线每段规划8回。无功补偿：最终电容器按每台主变容量的17.7进行配置，每台主变按48000配置，接在10kV的母线上。中性点：220kV、110kV侧中性点按直接接地设计，10kV中性点按不接地设计。变电站总体规划按最终规模布置。2.3.8.1.2. 本期规模主变压器：本期上两台容量为180MVA有载调压变压器，电压等级220/110/10kV。220kV侧：本期建成双母线接线，220kV出线建设4回，破口220kV锦昌线78、和220kV锦昌线。110kV侧：本期建成双母线接线，设专用母联间隔；110kV出线本期上4回，分别至明德变2回、洛克伦变1回、昌吉牵引站1回。10kV侧：本期建成单母线分段接线，10kV出线本期上8回。无功补偿：按主变容量的17.7进行配置，本期上88000kvar。中性点：220kV、110kV侧中性点按直接接地设计，10kV中性点经消弧线圈接地。变电站总体规划按最终规模布置。2.3.8.2. 对侧间隔扩建本次工程为破口线路，因此无需在对侧新增220kV出线间隔，对原线路保护进行更换。2.4 电气计算2.4.1 潮流稳定计算2.4.1.1. 计算目的检验网络结构，校验各种运行方式下母线电压79、和导线截面，为优化设计、确定变电站主变容量、设备选择及接入系统后选择合理的运行方式提供依据。2.4.1.2. 计算运行方式计算2014年和2018年夏大正常运行方式和相关重要线路N-1运行方式下的系统潮流。2.4.1.3. 计算程序中国电力科学研究院电力系统分析综合程序6.28版。2.4.1.4. 计算结果及分析2014年方案一：基本方式：锦华变至宁州户变220kV变潮流为88.32MW+j12.11Mvar, 锦华变至宁州户变220kV变二回潮流为88.32MW+j12.11Mvar，宁州户变220kV母线电压为237.18kV,锦华变220kV母线电压为238.24kV，昌吉变220kV母80、线电压为236.81kV。潮流分布详见潮流图。N-1方式：2014年为双电源线路，能满足供电要求。2018年方案一：基本方式：宁州户变至锦华变潮流为99.8MW-j22.21Mvar及99.79MW-j22.21Mvar，宁州户变220kV母线电压为231.41kV,昌吉变至宁州户变潮流为175.03MW-j21.07Mvar及175.02MW-j21.07Mvar，锦华变220kV母线电压为231.98kV，昌吉变220kV母线电压为231.4kV，潮流分布合理，能够满足电网供电要求。潮流分布详见下图。N-1方式：2018年昌吉中西部220kV网架为环网结构，在N-1方式均能满足供电要求。图81、2-35 宁州户变2018年方案一正常方式潮流图2.4.2 短路电流计算2.4.2.1. 计算目的校验本工程投运后对系统有关各点的短路电流水平的影响。2.4.2.2. 计算水平年选择2018年昌吉中西部网架作为本次计算的水平年。2.4.2.3. 计算电源按照新疆电网“十二五”发展规划中规划的电源及进度安排投运。2.4.2.4. 计算程序中国电力科学研究院电力系统分析综合程序6.28版。2.4.2.5. 计算结果及分析短路计算结果见下表：表2-14 2018年昌吉中西部短路电流值（合环）序号短路地点三相短路电流（kA）三相短路容量（MVA）1宁州户220kV母线22.298879.722锦华2282、0kV母线34.5413760.153昌吉220kV母线27.2510855.744大唐呼图壁电厂220kV母线20.098003.015玛电220kV母线48.1219170.656玛电三期220kV母线48.9119482.717凤凰220kV母线54.4321684.82表2-15 2018年昌吉中西部短路电流值（开环）序号短路地点三相短路电流（kA）三相短路容量（MVA）1宁州户220kV母线19.157629.432锦华220kV母线23.959542.423昌吉220kV母线25.5710185.454大唐呼图壁电厂220kV母线17.036783.645玛电220kV母线35.183、13983.896玛电三期220kV母线36.3714487.057凤凰220kV母线45.8618271.03通过上表可以看出宁州户220kV变220侧母线短路电流值不大，普通设备满足要求，这样对设备选择无特殊要求。2.4.3 暂态稳定计算2.4.3.1. 计算目的验算本变电站接入系统后，电网网络结构是否满足系统安全稳定运行的要求，以及是否需要改进网络结构或提出其它提高稳定性的措施。 2.4.3.2. 计算水平年 选择2014年为本次计算的水平年。 2.4.3.3. 计算运行方式 以2014年夏季大方式下的正常潮流为本次计算的基础。2.4.3.4. 计算故障类型 根据电力系统安全稳定导则、电84、力系统暂态稳定计算暂行规定，并结合电网的实际特点，本次计算类型分别选择瞬时三相短路扰动、重要线路发生单相短路故障重合成功、重要线路发生三相短路重合不成功。故障地点选择在对稳定影响最不利的母线侧和线路出口处。2.4.3.5. 稳定判据 本次计算主要以电网主力电源之间的功角稳定作为系统稳定的判据，同时观察电压及频率的波动情况。为给今后的实际运行留下裕度，本次计算控制条件为发电机功角差不超过150、短时间内电压波动不低于额定值的75%。2.4.3.6. 计算程序 中国电力科学研究院电力系统分析综合程序6.28版。 2.4.3.7. 计算结果及分析计算结果见下表。表2-16 2013年暂态稳定计算 单85、位：S序号故障线路故障类型故障地点故障切除时间(S)计算结果近端远端1宁州户220kV变220kV母线三相短路扰动/0.12稳定2锦华220kV变220kV母线三相短路扰动/0.12稳定3昌吉220kV变220kV母线三相短路扰动/0.12稳定4锦华变-宁州户变线路三相短路不重合锦华变侧0.120.15稳定宁州户变侧0.120.15稳定5昌吉变-宁州户变线路三相短路不重合昌吉变侧0.120.15稳定宁州户变侧0.120.15稳定2.4.4 无功补偿平衡及调相调压计算2.4.4.1. 无功补充平衡根据该区经济发展及负荷增长的实际情况，宁州户220kV主变容量选择为2 180MVA。根据国家电网公86、司电力系统无功补充配置技术原则，变电站无功补偿容量为15%25%。因此，宁州户220kV变本期安装88000kvar电容器组。2014年夏大方式下投切1组电容器组，变电站10kV母线电压波动在0.3%1%之间，满足投切1组补偿设备引起所接母线电压的变化值不超过额定电压2.5%的要求。2.4.4.2. 调相调压计算计算原则：无功补偿应满足系统各种正常及事故运行方式下电压水平的需要，原则上应使无功就地分区分电压基本平衡。计算条件：(1) 计算水平年：2014年(2) 2014年大方式昌吉中西部电网计算负荷取1064MW。小方式负荷取大方式负荷的0.6，负荷功率因数控制在0.95。(3) 根据电网运87、行要求，网内发电机组功率因数取0.85-0.98。(4) 220kV系统电压控制在220kV-242kV范围内。(5) 计算结果及分析：方案一：破口接入220kV锦昌线、220kV锦昌线2013年大方式下和小方式下，宁州户220kV变母线电压运行在229237.4kV范围内，小方式下无需安装低压电抗器组。结论：宁州户220kV变在各种运行方式下，变电站无功配置可以满足系统的要求。2.4.4.3. 10kV电容电流计算10kV出线全期24回，每台主变规划10kV出线8回，均为电缆出线。本期工程对单台主变配出8回出线线路电容电流计算如下：(1) 10kV架空线路电容电流计算本期接入负荷中预计10k88、V架空线路长度合计为40km，根据经验公式计算架空线路电容电流Ic= 2.7UPL10-32.7104010-3=1.08A(2) 10kV电缆线路电容电流计算根据现场调查本期工程中电缆长度约为92km，根据经验公式计算电缆线路电容电流Ic=0.1UPL0.11092=92A考虑变电所增加电容电流为16%，故Ic =1.16(1.0892)108A根据接地变最大电容电流Ic，分析得出10kV接地需要安装接地变。(3) 接地变压器及消弧线圈选择单台主变的所配10kV线路的电容电流为108A。 消弧线圈容量的确定Q = K Ic UP/31.3510810/3842kVA式中: K 系数，过补偿取89、1.35 Q 消弧线圈容量，kVA根据消弧线圈容量系列性及最大电容电流Ic，确定相应的Q= 842kVA。 接地变容量的确定接地变压器容量按1250kVA考虑，其中消弧线圈的容量为842kVA，所变容量为400kVA。2.4.4.4. 变电站短路电路计算根据潮流计算宁州户变220kV母线短路电流值2018年为22.29kA（合环）。计算本站各段母线短路电流。选用常规阻抗变压器，U1-2%=14，U1-3%=23，U2-3%=8，计算得：表31 短路电流计算结果列表 单位：MVA、kA符号1233短路点单位名称220kV母线110kV母线10kV侧主变并列10kV侧主变分列短路点编号d1d2d390、d3基准容量Sj1000100010001000基准电压Uj23011510.510.5基准电流Ij2.515.025555短路容量S888018011263698短路电流周期分量始值Id3（322.299.04569.4938.43短路电流全电流最大有效值Ich333.6313.64104.858短路电流冲击峰值56.722317798在分列和并列运行的情况下，10kV母线短路电流最大有效值为69.49kA和38.43kA。国网要求10kV电网设备短路电流不能超过25kA，选择常规变压器不能满足要求，降低低压侧短路电流方法有：方案一：选用高阻抗变压器，在主变低压侧分列的情况下，可以满足低压侧91、设备选型的要求，且与国网通用设计220-A1-1-10方案配置一致。方案二：主变低压侧串接限流电抗器，本站平面方案选用国网通用设计220-A1-1-10方案的，通用设计方案中选用高阻抗变压器，不设置限流电抗器，与典型设计平面布置不同。方案三：10kV设备选用开断电流为40kA。考虑到国网公司规定10kV电网系统开断电流不能超过25kA，本方案不可取。综上所述，本站降低低压侧短路电流方案选用方案一。选用高阻抗变压器后的，本站短路电流计算：220kV母线短路电流为22.29kA，计算本站各段母线短路电流。选用高阻抗变压器，U1-2%=14，U1-3%=54，U2-3%=38，计算得：表31 短路电92、流计算结果列表 单位：MVA、kA符号1233短路点单位名称220kV母线110kV母线10kV侧主变并列10kV侧主变分列短路点编号d1d2d3d3基准容量Sj1000100010001000基准电压Uj23011510.510.5基准电流Ij2.515.025555短路容量S88801756604317短路电流周期分量始值Id3（322.298.8233.2717.43短路电流全电流最大有效值Ich333.6313.350.226.3短路电流冲击峰值56.7222.4984.8344.44在分列运行的情况下，10kV母线短路电流最大有效值为17.43kA。国网要求10kV电网设备短路电流不93、能超过25kA，选择高阻抗变压器满足要求。2.5 线路型式及导线截面选择2.5.1 同塔双回线路与单回路经济的发展和城市的扩张，使得线路走廊已成制约电网发展的主要因素之一。为节省宝贵的线路走廊及田地，电网在新建线路中广泛采用了同塔双回架设这一技术。结合昌吉市高新区及昌吉中西部电网规划，从电网结构及相对地理位置来看，本站位于锦华变与昌吉变之间且本次工程为破口线路，因此线路采用同塔双回架设。2.5.2 紧凑型与常规输电线路紧凑型输电技术是采用缩小相间距、加大导线的分裂间距，使用合成绝缘间隔棒等措施提高线路自然功率、减小线路走廊宽度，达到提高单位走廊宽度和线路输电能力的技术。与常规输电线路相比，紧凑94、型线路充电功率明显大于同电压等级的常规线路，线路功率变化时末端电压波动较大；潜供电流和恢复电压也较大，需要的无功补偿设备较常规线路大。紧凑型线路对于单回路来说，节约走廊效果显著，而对于同塔双回紧凑型线路来说，其节约走廊的效果与常规线路相当。此外，根据以往超高压线路的经验，紧凑型本体单位造价比常规线路投资提高5%-10%左右。结合工程实际，在出线走廊允许和满足送电容量的前提下，本工程推荐采用常规输电线路。2.5.3 导线截面选择表2-17 220kV导线型号及输送容量比较 单位：MVA导线型号经济输送容量持续极限输送容量J=1.15J=0.9t=25t=402LGJ-300型262206542495、392LGJ-400型350275644522根据宁州户变电站规划主变容量，同时结合电网规划，本站是由锦华变输送电能。宁州户变拟破口接入的锦昌线、锦昌线采用的是LGJ-2400导线，导线截面裕度较大。LGJ-2400导线在220kV电压等级下，经济输送容量为350MVA（最大负荷利用小时数3000-5000小时），持续极限输送容量为644MVA（环境平均温度25），可以满足变电站负荷需求。2.6 主变压器选择2.6.1 主变容量及台数选择根据宁州户变负荷预测结果，昌吉高新技术产业开发区工业项目在“十二五”中期相继投产，负荷增长呈跨越式增长，造成宁州户变投运初期负荷较大，且增长速度较快，后期工业96、企业达产后负荷相对稳定，宁州户变负荷增速放缓。2014年预计宁州户变最大负荷即可达到174.5MW，2016年预计达到255.36MW。由于初期宁州户变负荷增长速度较快，因此为了避免宁州户变投运不久就实施2#主变增容，本期宁州户变一次性建设2台主变。另外，园区内有一定比例的一类负荷，一次性建设2台主变也有利于提高园区的供电可靠性。 目前，新疆电网新建公用220kV变电站普遍采用180MVA和150MVA主变。若宁州户220kV变电站本期新建2 150MVA主变，到2016年在不考虑转带相关220kV变电站负荷的情况下，宁州户变主变负载率达到71%，因此，为提高适应性，宁州户变主变容量选择为1897、0MVA。 综上所述，宁州户220kV变电站主变规划为3 180MVA，本期建设2台180MVA主变。2.6.2 主变型式选择宁州户220kV变电站主要供电对象为昌吉高新技术产业开发区，园区用电负荷大部分为10kV电压等级报装，35kV报装用户不足4家，且目前均未动工建设。昌吉高新技术产业开发区属于国家级开发区，属1类负荷区，该园区内部分用户需双电源供电，宁州户变若以10kV进行辐射供电，可满足部分企业的双电源供电的要求，同时根据计算，按每台180MVA主变最大可承担30MW的负荷考虑，本站若通过10kV供电，可减少至少一座110kV变电站（主变容量250MVA）的投资。为充分贯彻落实电网全寿98、命周期理念，结合园区规划，园区内规划35kV电压等级送出负荷企业较少，且目前无1家企业动工建设，主变低压选用10kV电压等级满足园区负荷需求，充分体现220kV站在园区供带负荷的作用。目前园区内用电负荷通过110kV明德变供电，因此宁州户变主变高、中压侧功率交换较大。主变低压侧选择10kV电压等级符合园区的用电负荷需要。从降低变压器损耗的角度考虑，宁州户220kV变电站主变选用降压型变压器较为适宜。另外，为丰富该变电站供电区调压手段，本期变电站推荐选用三相三卷有载调压降压型变压器，电压变比为220(181.25%)/121/10.5kV，容量比为100/100/50，接线组别为YN，yn0，d99、11。考虑到10kV短路电流较大，变压器选用高阻抗变压器。2.7 电气主接线宁州户变远景220kV出线6回，主变3台。根据220kV500kV变电所设计技术规程，变电站在系统中居重要地位、220kV出线回路数为4回及以上时，采用双母线接线。宁州户变远景220kV出线6回，双母线接线；本期220kV出线4回，双母线接线。宁州户变远景110kV出线10回，双母线接线；本期110kV出线4回，双母线接线。宁州户变远景10kV出线24回，单母线分段接线；本期10kV出线8回，单母线分段接线。2.8 无功补偿容量为满足系统运行的要求，结合潮流计算结果，本工程宁州户220kV变电站需装设一定容量的容性无功100、补偿装置。考虑到昌吉中西部电网电厂较多，装机较大，因此，本变电站容性无功补偿容量配置不宜过高，推荐按主变容量的17.7%配置，即宁州户变10kV侧电容器总容量为96Mvar，即10kV每段母线配置4组8Mvar电容器，本期在10kV两段母线配置64Mvar电容器。通过电压波动校核结果，投切单组电容器电压波动满足设计规程要求。2.9 限流电抗器本站本期不增加限流电抗器，考虑将来变电站附近有电厂建设，且变电处于系统的中间站，届时本站的短路电流会增大，本期预留主变低压侧限流电抗器的位置。2.10 电力系统一次部分结论与建议2.10.1 建设宁州户220kV输变电工程是十分必要的，本次工程的建设为梳理101、补强本地区主网网架，提高供电可靠性发挥重要作用。同时为昌吉市国民经济发展奠定基础，满足昌吉高新园区负荷增长需求。2.10.2 本工程计划2013年开工，2014年建成投产2.10.3 本工程推荐的接入系统方案新建的宁州户220kV变电站以4回220kV线路破口接入220kV锦昌线和220kV锦昌线。2.10.4 变电站工程远景：规划2 180MVA有载调压变压器，电压等级220/110/10kV，并预留扩建第三台主变的位置；220kV侧原则规划为双母线接线，设专用母联间隔，220kV出线规划6回；110kV侧原则规划为双母线接线，设专用母联间隔，110kV出线规划10回；10kV侧按单母线分102、段设计，10kV出线每段规划8回；规划每台主变安装4 8000kvar的电容器。本期：上2台容量为180MVA有载调压变压器，电压等级220/110/10kV；220kV侧本期建成双母线接线，设专用母联间隔，220kV出线4回，一回至昌变，一回至锦华变，两回至玛纳斯电厂；110kV侧本期建成双母线接线，设专用母联间隔；110kV出线本期上4回，分别至明德变、洛克伦变、牵引站；10kV侧本期建成单母线分段接线，10kV出线本期上8回；无功补偿本期上88000kvar。2.10.5 线路工程建设宁州户220kV变电站220kV锦昌线、宁州户220kV变电站220kV锦昌线双回路破口线路，导线均采用103、LGJ-2400/35型，线路长度分别为1km和0.4km。 2.10.6 电气计算结论电气计算结果表明，本工程建设规模和系统方案能够满足安全可靠供电和电网发展的要求。3 电力系统二次3.1 系统继电保护1.1.1 保护配置现状宁州户220kV变本期破口220kV锦昌线和220kV锦昌线。考虑呼图壁工业园220kV输变电工程（湖南省电力勘测设计院编制）、乐土驿220kV输变电工程（西北电力设计院编制）、锦华220kV变破口玛宁线和锦昌线工程（新疆电力设计院编制）均先于本工程建设。电网接线现状图220kV电网接线远景图玛纳斯电厂、锦华220kV变、昌吉220kV变均为常规站，保护现状如下：玛纳斯104、电厂全站采用许继电气的800系列保护装置，220kV锦昌线配置两套全线速动主保护，第一套为光纤纵差保护，保护装置型号为WSH-802，第二套为高频距离保护，保护装置型号为WSH-803，配置双套微机母线保护。 锦华220kV变电站全站采用国电南自保护装置，220kV锦昌线配置两套全线速动主保护，第一套为光纤纵差保护，保护装置型号为PSL-603，第二套为高频距离保护，保护装置型号为PSL-602，配置双套微机母线保护。昌吉220kV变电站全站采用许继电气的800系列保护装置，220kV锦昌线和220kV锦昌线的昌吉变侧配置与对侧相同。昌吉220kV变配置双套微机母线保护。宁州户220kV变11105、0kV线路本期破口110kV明德牵引站线和破口接入明德洛克伦变线。明德变、牵引站变、洛克伦变均为常规站，保护现状如下：洛克伦变目前正在建设，全站为四方厂家保护设备。110kV德牵线采用南京南瑞厂家的RCS-941型光纤保护装置。乐土驿变、呼图壁变及宁州户变均为智能变电站，锦昌一线（原线）保护配置为：保护1光纤保护PSL-603+保护2高频保护PSL-602。锦昌二线（新疆电力设计院新破口线路，目前已定货）保护配置为：保护1光纤保护WSH-802+保护2高频保护WSH-803。本期本站新建220kV出线间隔4回，保护按高频保护+光纤保护配置。宁州户220kV变110kV配出规划：破口德牵线、破口106、德洛线。期本站新建110kV出线间隔4回，保护按单套光纤保护配置。110kV电网接线现状图110kV洛德线保护配置单套光纤保护CSC 163A，110kV德牵线保护配置单套光纤保护RCS-941。110kV电网接线远景图本期宁州户变破口接入110kV德牵线和110kV德洛线。1.1.2 系统继电保护配置1.1.3 继电保护配置总原则根据国家电网印发的智能化变电站优化集成设计建设指导意见，变电站系统继电保护按智能化变电站要求配置，针对智能变电站功能分散、数据共享的特征，基于IEC 61850通信协议标准，本次工程变电站采用三层两网的体系结构（三层即：站控层、间隔层、过程层三层设备。两网是指以三层107、设备为节点的两层网络：站控层网络和过程层网络）。由于在智能变电站中还存在部分常规的一次设备，为满足智能变电站的需要应配置智能终端，使其具备过程层总线接口。保护装置应具有与智能终端通信的过程层总线接口，用光纤和下层智能终端点对点连接。信号传输能满足GOOSE服务的要求，以保证故障跳闸的快速性。所有保护装置具备多个过程层总线接口，与各侧的下层智能终端配合；同时主变侧的每个智能终端均提供2个过程总线接口以满足网络双重化的要求，分别与主变保护通过光纤连接。变电站保护配置原则如下：继电保护装置应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的要求，继电保护的信息交互采用DL/T 860标准。220、110kV采108、用保护、测控独立装置。母线电压切换由合并单元实现，每套线路电流合并单元应根据收到的两组母线的电压量及线路刀闸的位置信息自动采集本间隔所在母线的电压。1.1.3.1. 220kV系统保护220kV保护独立配置，采用近后备方式，并应遵循双重化的原则，每套保护系统功能独立完备、安全可靠。重复（1） 220kV每回线路按双重化配置完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能的全线速动保护，两套主保护动作时间均小于30ms是，采用主、后备一体化装置，具有完整的后备保护功能、重合闸功能。两套主保护应能切除各种类型的短路故障，并具有各自独立的故障选相能力，具有相间距离和零序电流两套不同原理的后备保护。两套109、重合闸均应采用一对一启动和断路器控制状态与位置启动方式，不采用两套重合闸相互启动和相互闭锁。（2） 220kV按远景规模配置双套含失灵保护功能的母线保护，双重化配置的每套线路保护和变压器保护各启动一套失灵保护，不单独配置失灵保护柜。（3） 220kV母联（分段）保护遵循“双重化设计”原则配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护。（4） 主变压器保护按双重化配置，每套主变保护包含完整的主、后备保护功能；各侧合并单元、智能终端均按双重化配置，零序CT并入相应合并单元。变压器保护采取直接采样方式，各侧断路器采用直接跳闸，其中跳母联断路器及闭锁备自投、启动失灵等采用GOOSE网络传输。主变保护可110、通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，实现失灵跳主变各侧断路器。非电量保护就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网络。（5） 保护直接采用、直接跳闸。跨间隔信息（启动母差失灵功能和母线保护动作远跳功能等）采用GOOES网络传输方式。（6） 采用纵联保护原理的保护装置硬件配置及软件计算应支持一端为数字采样，一端为模拟采样或两端均为数字采样的配置形式。1.1.3.2. 110kV系统保护110kV保护采用远后备方式。（1） 110kV线路保护按单套配置。对于成环成串的中短双电源110kV线路，运行上一般可作开环处理以简化保护配置。线路保护应优先采用光纤电流差动保护作为全线速动111、保护。（2） 110kV母线配置一套母线保护，接线形式和接入单元按远期接线考虑。（3） 110kV母联按单套配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护。（4） 保护直接采样、直接跳闸。跨间隔信息（母线保护动作远跳功能等）采用GOOSE网络传输方式。1.1.3.3. 系统安全自动装置安全稳定控制系统应按建立三道防线体系原则配合，并满足简单、实用、可靠、就地化的要求。为分析电力系统事故及继电保护和安全自动装置在事故工况中的动作情况，并迅速判定线路故障点的位置，按电压等级和网络配置独立故障录波装置。1.1.4 系统继电保护和安全自动配置的配置方案1.1.4.1. 220kV系统保护（1） 宁州户112、220kV变220kV破口接入锦昌一二回线路，本期新建220kV出线间隔4回。新疆电力设计院设计的锦华220kV变破口锦昌线，锦昌二线（破口后的线路）锦华220kV变侧新增线路保护与昌变侧保护保持一致，为光差保护装置WSH-802+高频保护装置WSH-803。本次宁州户变破口线路锦昌一、二线，均各配置一套微机光纤电流差动保护和一套高频距离保护，考虑到锦昌一、二线保护装置不能与宁州户变的智能保护设备配合且不能升级改造，本期更换对侧锦华变和昌变的保护装置。每套光差线路保护均采用一路专用光纤通道，高频保护采用一路专用载波通道。（2） 220kV配置两套母线失灵保护。（3） 配置两套220kV微机母联113、保护。母联保护启动母线失灵采用GOOSE网络传输。1.1.4.2. 110kV系统保护（1） 宁州户220kV变破口接入110kV德牵线和110kV德洛线，单回补强洛克伦变一回。目前110kV德牵线配置一套微机光纤电流差动保护，为南京南瑞继保厂家的RCS-941型保护装置，采用一路专用光纤通道。本站配置2套保护为南瑞继保厂家线路微机光差保护与对侧明德变和牵引站变配合使用，对侧保护装置进行升级配合本站的保护装置的智能化要求。目前110kV德洛线配置一套微机光纤电流差动保护，为北京四方厂家的CSC163AZ1型保护装置，采用一路专用光纤通道。本站配置2套保护为北京四方厂家线路微机光差保护与对侧明德114、变和洛克伦站变配合使用，对侧保护装置进行升级配合本站的保护装置的智能化要求。本次宁州户变至洛克伦变补强线配置单套光纤保护装置，本站和对侧洛克伦各变新增一套光纤保护装置，型号与本站保持一致，采用一路专用光纤通道。（2） 配置一套110kV微机母线保护。（3） 配置一套110kV微机母联保护装置。宁州户变220kV变及110kV保护均采用数字式保护，其SV采用及GOOSE跳闸均采用数字量，接入常规互感器（本站采用常规互感器+MU数字采用）。上述宁州户变线路保护、母线保护均直接采样，直接跳闸，装置采用支持DL/T860标准的装置，直接接入一体化监控系统I区间隔层网络。1.1.5 故障录波和网络分析系115、统（1） 全站按电压等级和网络配置故障录波和网络报文记录装置，故障录波和网络报文记录装置分别独立配置，故障录波和网络报文记录装置共用后台分析主机。（2） 故障录波和网络报文记录装置记录所有合并单元、过程层GOOSE网络信息。故障录波器及网络报文记录分析装置可通过网络方式或点对点方式接受SV报文及GOOSE报文。对报文的捕捉安全、透明，不得对原有的网络通信产生任何影响，能监视、捕捉过程层SV网络、过程层GOOSE网络报文的传输。（3） 故障录波装置为了分析电力系统事故及继电保护装置的动作情况，220kV变电站内，按电压等级配置故障录波装置分别记录线路电流、电压、保护装置动作、断路器位置及保护通道116、的运行情况等。主变压器三侧录波信息应统一记录在一面故障录波装置内。故障录波单元数字式交流量96路、256路开关量。故障录波装置应具备单独组网功能，并具备完善的分析和通信管理功能，通过以太网口与保护和故障信息管理子站系统通信，录波信息可经子站远传至各级调度部门进行事故分析处理。本站配置220kV故障录波器柜1面，110kV故障录波器柜1面，主变故障录波器柜1面。主变、220kV每面柜均配置2台暂态录波单元，110kV每面柜配置1台暂态录波单元。每台故障录波器要求经挑选的SV采用值组合不少于96路，经挑选的GOOSE信号组合不少于256路。GOOSE事件分辨能力不大于1ms。支持双A/D系统，记录117、两路A/D数字采样数据和报文。故障录波装置采用支持DL/T860标准的装置，单独组网接入一体化监控系统II区站控层网络。（4） 网络报文记录分析装置全站按网络配置3台网络报文记录装置，记录装置通过网络方式接收SV报文时，网络报文记录装置每个百兆口接入合并单元的数量不超过5台。网络报文记录装置单独组网将信息上传给一体化监控系统II区站控层网络，网络报文分析装置将分析结果通过MMS接口接入站控层主机。1.1.6 安全稳定控制装置本站安全稳定控制装置采用双重化配置，与新疆电网稳控主站厂家保持一致。1.1.7 保护及故障信息管理子站系统保护及故障信息管理子站系统不配置独立装置，其功能由监控主机实现，与118、监控系统共用信息采集网络。子站具有对变电站保护装置的故障录波器进行管理及各种信息的处理功能，具有对信息的快速采集、筛选、分析、整理、储存和数据压缩打包功能，具有按信息优先级上传功能，具有调取保护定值、投/退软压板及复归功能，对故障录波装置具有定值修改和系统参数配置、定值区查看、启动、复归功能，具有对站内保护及安全自动装置日常运行管理和控制功能，能够接受主站查询，根据要求上传或接受有关信息。子站信息经数据调度数据网送至新疆中调和昌吉地调。1.1.8 对相关专业的要求1.1.8.1. 对通信通道的技术要求宁州户变-锦华变、宁州户-昌变的4回220kV线路每回线路各需两路光纤通信2Mb/s的通道和一119、路专用载波通道 。光纤通信2Mb/s通道的传输总时间（包括接口调制解调时间）需不大于12ms。宁州户变至明德变、洛克伦变、牵引站变的5回110kV线路各需提供1路专用光纤通道；采用调度数据网通道分别用于向中调、地调传送故障录波信息。故障信息子站经II区通信网关机，采用调度数据网传输信息，接入两套调度数据网设备。1.1.8.2. 对CT的要求（1） 采用常规电流互感器，配置合并单元实现就地数字化转换，合并单元下放布置在智能控制柜内。（2） 220kV每回线应提供两组保护级二次CT绕组供两套线路主保护、母线保护、故障录波用。（3） 110kV每回线应提供一组保护级二次CT绕组供一套线路主保护、母线120、保护、故障录波器用。1.1.8.3. 对PT的要求（1） 采用常规电压互感器，配置合并单元实现就地数字化转换，合并单元下放布置在GIS智能控制柜内。（2） 220kV及110kV每段母线应提供两组Y形二次PT绕组，供双重化保护用。1.1.8.4. 对合并单元的要求（1） 两套保护的电压（电流）采样值应分别取自互相独立的合并单元；每个合并单元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。（2） 合并单元具备合理的时间同步机制以及前端采用和采样传输时延补偿机制，常规互感器信号在经合并单元输出后的相差应保持一致；合并单元的同步性能应满足保护要求。（3） 合并单元具备电压切换或电压并列功能，支持以G121、OOSE方式开入断路器或刀闸位置状态。（4） 合并单元输出类型包括：点对点接口，提供给保护和安全自动装置用；组网接口，提供给计量、测量、故障录波、功角测量等装置。（5） 合并单元输出支持多种采样频率，用于保护、测控的输出接口的采用频率为4000HZ。（6） 合并单元应能满足智能变电站继电保护技术规范的相关要求。1.1.8.5. 对智能终端的要求两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。智能终端应能满足智能变电站继电保护技术规范的相关要求。1.1.8.6. 对自动化网络的要求继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程层网络也双重化配置，第一套122、保护接入A网，第二套保护接入B网；任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机；每台交换机光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口。双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。线路（母线及主变）保护直接采样，直接跳本间隔断路器。1.1.8.7. 对直流电源的要求双重化的两套保护及其相关设备（合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）与其直流电源应一一对应，直流电源按敷设形方式供电。双重化的保护需要2组各自独立的直流蓄电池组供电，以实现直流电源方面的双重化。1.1.9 系统保护设备清单表序号名称单位数量备注一.123、本220kV变站侧1220kV光纤电流差动保护套42220kV高频闭锁距离保护套43220kV微机母联保护套24220kV微机母线保护（含失灵）套25110kV微机线路保护套56110kV微机母线保护套17110kV微机母联保护套18故障录波装置套39网络分析一体化装置套110通讯接口柜套2含2M接口装置4台/每面柜二.对侧锦华220kV变1220kV光纤电流差动保护套22220kV高频闭锁距离保护套2三对侧昌吉220kV变1220kV光纤电流差动保护套22220kV高频闭锁距离保护套23.2 系统调度自动化1.1.10 调度关系根据本变电站的建设规模和在系统中的地位和作用，按照电网统一调度，124、分级管理的原则，宁州户变220kV出线、母线、主变压器、无功补偿等设备由新疆中调调度，110kV母线、出线、10kV线路设备由昌吉地调调度。宁州户变的管理由昌吉局负责。1.1.11 调度自动化现状1.1.11.1. 调度自动化主站系统现状a）新疆中调新疆电网调度自动化系统主调及备调均为D5000系统，系统为冗余配置，采用双以太网、开放、全分布式体系结构，具有多种通信规约，目前接入该系统主要采用SC1801V6.0、101和104规约等。b）昌吉地调昌吉地调调度自动化系统是南瑞科技OPEN-3000系统，采用双以太网、开放、全分布式体系结构，具有多种通信规约，目前接入该系统主要采用SC1801V125、6.0、101和104规约等。1.1.11.2. 调度数据网现状a）新疆中调新疆中调建设有一套省级调度数据网，本220kV变电站采用两路2Mb/s通道接入三宫中调汇聚层，再由汇聚层将网络信息转发至中调核心层。b）昌吉地区昌吉地区新建设有一套地级调度数据网，本站采用两路2Mb/s通道直接接入昌吉局地调核心层。1.1.11.3. 电能计量系统现状新疆公司现有电能计量主站系统采用的是南瑞科技公司生产的SEA3000用电信息采集系统，其子站接入采用电力调度数据网和拨号以及无线等方式，通信协议采用102协议等。1.1.12 调度信息内容根据国网最新关于全面推进大运行体系建设的工作意见的要求，本站应符合“126、调控一体化”建设模式的要求，站内远动设备的配置及远传信息应满足调控一体化系统要求。调控实时数据时调控一体化和调度一体化功能应用的主要数据来源，要求实时、准确和完整。依据变电站调控数据交互规范等规范，其调控实时数据可分为电网运行数据、电网故障信号、设备监控信号三大类，由厂站端远动工作站完成直采直送，以DL/T634.5-101、DL/T634.5-104通信规约实现数据传输，直接关联调度主站系统电网结构模型、实时数据库和图形画面等。宁州户变向中调（调控中心）、地调（调控中心）传送所需的信息内容如下（按远期要求）：1）电网运行数据采集：电网运行数据采集主要以满足电网调度指挥与电网分析的要求，其远传127、信息在原调度远动数据基础上增加变电站运行监视数据，主要包括：a）遥测数据主变三侧单相电流、有功功率、无功功率；220kV线路单相电流、线路电压、有功功率、无功功率；220kV母联有功功率、无功功率、三相电流；110kV线路单相电流、线路电压、有功功率、无功功率；110kV母联有功功率、无功功率、三相电流；220kV、110kV母线AB线电压、频率；10kV母线线电压；10kV电容器单相电流、无功功率；10kV出线单相电流、有功、无功；10kV所用变三相电流、有功功率；主变油温和线温；所用电三相电压、三相电流；直流I段、II段母线电压；a）遥信数据全站断路器位置信号；220kV、110kV、10128、kV隔离开关及出线接地刀闸位置信号；220kV、110kV母线接地刀闸位置信号；220kV、110kV、10kV电压互感器隔离开关位置信号；主变中性点接地刀闸位置信号；主变压器有载分接头位置信号；2）电网故障信号：是电力调度值班员判断电网故障机分析处理的依据，主要反映站内开关或继电保护动作的结果。故障信号应具备典型意义，表达简洁明了，反映具体对象或区域性结果，主要包括：全站事故总信号；220kV线路继保护跳闸、重合闸动作信号；110kV线路继电保护跳闸、重合闸动作信号；220kV及110kV母线保护动作信号；220kV、110kV母联跳闸信号；220kV开关机构三相不一致跳闸、开关失灵保护动作129、信号；主变护动作信号；安全自动装置动作信号；10kV电容器保护动作信号；10kV出线、分段保护动作信号。3）设备监控信号：是指调控中心监控值班员遥控、遥调操作的设备对象及其运行状态信号。依据国网公司大运行方案有关刀闸操作工作界面的要求，调控中心监控值班员遥控操作的项目有：拉合开关的单一操作，调节变压器分接开关，远方投切电容器、电抗器，调度允许的其他遥控操作。具体如下：a）遥控全站10kV及以上断路器分、合；主变压器中性点接地刀闸分、合；主变压器有载分接开关位置调整及主变调档急停；无功补偿装置投、退；保护重合闸软压板投/退；其他若干满足运行要求的I/O信息。b）设备运行状态信息：按间隔反映一次变130、电站和二次设备及回路异常告警，以及站内交、直流电源异常告警。该信号用于主站设备监控模块生成变电站设备运行状态图，以“正常”和“告警”指示设备工况，为监控值班员定时巡查与交接班检查提供辅助手段。具体信号如下：一次设备异常告警；二次设备或回路异常告警；站内交、直流电源告警。1.1.13 远动设备配置方案本变电站二次系统采用自动化系统，远动设备的配置结合变电站自动系统统一考虑。本站配置4台I区数据通信网关机、2台II区数据通信网关机。1.1.14 远动通信规约宁州户变远动信息以104规约接入新疆中调（备调）的EMS系统；以104规约接入昌吉地调调度自动化系统。1.1.15 远动通道至新疆中调及其备调131、和昌吉地调的远动通道：省、地级调度数据网互备方式。1.1.16 调度端系统为实现与变电站中调及其备调、地调调度端接口，需完善和改造相关调度端系统。具体结合本工程建设，需考虑新疆中调及其备调、昌吉地调调度端的数据库添加本站信息记录，增加本站站名及通道配置，以及完成本站图形、报表生成等工作。1.1.17 电能计量系统本站主变三侧按双表配置，至牵引站110kV线路按双表配置，其余220kV出线、110kV出线、10kV出线按单表配置，10kV无功及站用变也独立配置单表。电能计量表均配置电口计量表，双表按关口表配置，单表按考核表配置。1.1.17.1. 关口计量点设置新疆公司关口计量点的设置为：主变高132、中、低压侧。昌吉地区关口计量点的设置为：至牵引站110kV线路宁州户变侧，至用户10kV线路宁州户变侧。1.1.17.2. 关口计量点设备配置方案根据新疆电力公司计量相关规定，主变高、中、低压侧省关口点电能表按双表配置，选用全智能电子式电口计量表，电能表支持DL/T860标准通信接口，表计精度和选型以计量规程为准，有功0.2S级，无功2.0级。110kV线路关口电能表按双表配置（至用户变的线路），地区局10kV线路关口表按双表配置，均选用全智能电子式电口计量表，电能表支持DL/T860标准通信接口，其精度和选型以计量规程为准，有功0.2S级，无功2.0级。1.1.17.3. 非关口计量本站锦133、华变、昌变220kV出线、明德变、洛克伦变110kV出线、10kV出线、10kV电容器及所变均按非关口计量点考虑，按单表配置，电能表支持DL/T860标准通信接口，其精度和选型以计量规程为准，有功0.2S级，无功2.0级。1.1.17.4. 电能采集终端本站配置一套电能量采集终端，以串口方式采集各电能量计量表计信息，并通过调度数据网与计量主站通信。电能量采集终端支持DL/T860和IEC60870-5-102规约。1.1.17.5. 计量通道至新疆公司用电信息采集系统采用省、地调度数据网互备方式。1.1.17.6. 计量主站端接口宁州户变应考虑新疆公司电能量计量主站系统接收本站电能计量信息，主134、站端所需的数据库扩容和软件修改工作。1.1.18 调度数据通信网络接入设备根据新疆和昌吉地区调度数据通信网络总体方案要求，本站作为新疆中调和昌吉地调接入层的接入点，各配置一套调度数据网接入设备。与新疆中调调度数据网接入方式为：采用两路2Mb/s通道接入三宫变汇聚层，再由汇聚层将网络信息转发至新疆中调调度自动化主站；与昌吉地区调度数据网接入方式为：采用两路2Mb/s通道直接接入地级数据网地调核心层。1.1.19 二次系统安全防护本站按国家经贸委30号令及国家电力监管委员会【2005】第5号令电力系统安全防护规定和电监安全【2006】34号关于印发等安全防护方案的通知“安全分区、网络专用、横向隔离135、纵向认证”的总体防护策略及相关规定考虑安全防护措施。根据调度中心的业务安全性要求，远动系统及保护故障信息子站系统（由监控主机实现）接入VPNI（电网调度实时业务），故障录波、计量系统、状态监测及智能辅助控制系统接入VPN2（电网调度非实时业务）。横向安全防护：本站安全I区域II区之间采用防火墙隔离措施，安全II区通过正/反向隔离装置接入III区通信网关机。在纵向安全防护方面，应采用认证、加密等手段实现数据的纵向安全传输。安全区I、II接入新疆和昌吉地区电力调度数据网SPDnet时，应分别在I区配置IP认证加密装置，实现网络层双向身份认证、数据加密和访问控制，也可与业务系统的通信网关设备配合，136、实现部分传输层或应用层的安全防功能；安全II区采用防火墙实现II区的纵向隔离。1.1.20 电能质量监测装置系统变电站至牵引站110kV出线侧设置电能质量监测装置。1.1.21 低频低压减载装置本站低压侧为10kV配出，为保证本站低压的稳定性，配置低频低压减载装置1套。1.1.22 调度自动话清单序号名称单位数量备注1远动设备在监控系统里考虑2关口电能计量屏面2共含：0.2S级关口表2块及试验接线盒30.2S级电子式电能计量表块236块组1面40.5S级电子式电能计量表块105主变电能表屏面1共含：0.2S级关口表6块及试验接线盒6电能质量监测屏套17省级调度数据网接入设备柜面1含：路由器1台137、，交换机2台8地级调度数据网接入设备柜面1含：路由器1台，交换机2台9安全防护设备套2含：纵向加密认证装置1台，防火墙1台10低频低压减载装置套13.3 系统及站内通信1.1.23 设计范围根据调度、生产管理体制以及宁州户变接入系统方案，组织宁州户220kV 变至新疆省调、昌吉地调的信息通道；宁州户变破口110kV德牵变和110kV德洛线的敷设光缆及对端变电站新增通信设备在宁州户220kV变电站110kV配套送出工程中配置，以实现本站的省网、地网的通讯和220kV线路的光纤保护路由。1.1.24 系统通讯现状目前，与本工程相关的新疆电网已建、在建和拟建的光缆干线电路有：凤凰玛电新厂段光纤电路：138、该段光缆全长约12km，随该线路架设1条16芯的OPGW光缆。凤凰乌北750kV段段光纤电路：该段光缆全长约145km，随该线路架设1条24芯的OPGW光缆。凤凰昌吉变段光纤电路：该线路共有玛电老厂、南园、祥云变、大丰、呼图壁变、明德变、亚中、昌吉8个站，该线路均为110kV上的ADSS光缆，纤芯为16芯。南园新湖芳草湖昭阳梧桐老龙河大西渠滨湖光缆线路均为110kV上的ADSS或OPGW光缆，纤芯大多为12/16/24芯。三宫米泉段光纤电路：该段线路全长18km，为ADSS光缆。三宫长宁昌吉段光纤电路：该段220kV线路长29.3km，均为24芯OPGW光缆。高桥锦华段光纤电路：该段110kV139、线路长26km，为16芯OPGW光缆。另外，乐土驿220kV变先于本工程投产，乐土驿变投产将同步建设祥云乐土驿两回110kV线路上的两根24芯OPGW光缆，并将南园祥云大丰区段的16芯ADSS光缆更换为48芯ADSS光缆；同时建设锦华芳草湖24芯ADSS光缆（乐土驿变110kV配套光纤通信方案批复意见）。呼图壁220kV变先于本工程投产，呼图壁投产将同步建设大丰呼图壁工业园220kV变、高桥呼图壁工业园220kV变两回110kV线路上的两根24芯OPGW光缆，呼图壁工业园220kV变的110kV配套光纤通信方案暂没有下达最终审定意见。1.1.24.1. 省级干线现状新疆省级主干光纤电路：北疆一140、干光纤电路目前已开通采用中兴公司设备的米泉玛纳斯电厂锦华昌吉新疆省调光纤通讯电路，按照相关规划，近期还将开通新疆省调米泉和三宫长宁昌吉段光纤通信电路，同时形成新疆省调米泉玛纳斯电厂锦华昌吉新疆省调光纤通信环网及相应电路，上述电路采用中兴公司10G设备（设备型号：ZXMP S385）传输速率为2.5Gb/s。北疆二干光纤电路已开通采用华为公司设备的玛纳斯电厂凤凰乌北新疆省调；新疆省调三宫昌吉昌吉地调石河子东凤凰等光纤通信电路，上述电路采用华为公司10G设备（设备型号：OSN3500），传输速率为2.5Gb/s。另外乐土驿变先于本工程投产，届时将配置中兴（设备型号：ZXMP 385）和华为（设备型141、号：OSN3500）两套省网光纤通信设备。呼图壁220kV变先于本工程投产，届时将配置中兴（设备型号：ZXMP 385）和华为（设备型号：OSN3500）两套省网光纤通信设备。1.1.24.2. 地区级干线现状昌吉地区光缆电路：目前昌吉地区已建成南园祥云大丰呼图壁110kV变明德亚中昌吉昌吉地调南园光纤通信环网和呼图壁锦华高桥等地区光纤通信电路，先于本工程建设的乐土驿变投产时，将配置地区网光纤通信设备（设备型号：ZXMP 385），将建设乐土驿变祥云变1+1 STM-16光纤通信电路。上述电路采用中信公司10G设备，电路制式为SDH，传输速率为2.5Gb/s和622Mb/s。先于本工程建设的呼142、图壁220kV变投产时，将配置地区网光纤通信设备（设备型号：ZXMP 385），将建设呼图壁220kV变明德变1+1 STM-16光纤通信电路。上述电路采用中信公司10G设备，电路制式为SDH，传输速率为2.5Gb/s和622Mb/s。新疆省网和昌吉地区网PCM设备均采用广州高科公司V2030多方向接入设备，网管中心站分设在新疆省调和昌吉地调。锦华昌变2回220kV线路的保护通道配置为：保护1均为22Mb/s光纤通信通道，保护2均为相应线路B相上的载波高频保护通道。玛电乐土驿变呼图壁变锦华变昌变的全部220kV线路上均没有架设OPGW光缆。1.1.25 系统通信方案本期工程中，需要在宁州户变1143、10kV德牵线破口线路和宁州户变110kV德洛线破口线路均配置相应的数字光纤通道。该站的信息通过昌变的通道直接传送至昌吉地调。本站通信方式采用光纤通信为主，以满足本站至个调度端的各种通道的需求。1.1.26 通道组织原则及通道配置1.1.26.1. 通道组织原则根据相关规定，至各级调度中心的调度电话、远动信息传送应设立两个及以上不同路由的独立通道，以满足通信的可靠性要求。本站作为省、地两个调度数据网的接入层节点，均以2个2Mbit/s通道接入网络汇聚/核心层节点。业务应用层同时接入两套调度数据网络，实现网络采集方式的互为备用。本站至调度端的远动、电能计量等的主、备用通道均利用调度数据网传输。每144、回线路的两路保护通道尽量考虑相互独立，在具备条件的情况下，线路保护信号的传输优先采用光纤通信方式。1.1.26.2. 通道配置宁州户变信息量统计见表3-1：表3-1 宁州户变信息量统计表信息量种类单位、数量备注调度电话42W(PCM)新疆省调、昌吉地调行政电话lO2W(PCM)由新疆省调接入行政交换网省级电力调度数据网22Mb/s新疆省调和三宫变汇聚节点地区级电力调度数据网22Mb/s昌吉地调汇聚节点电力综合数据网22Mb/s昌吉地调汇聚节点智能辅助控制系统（含工业电视）22Mb/s昌吉地调监控中心视频主站远动、故障录波、计量、保护及故障信息管理子站等采用调度数据网通道传输站内通信监控12Mb145、/S预留220kV线路：线路保护宁州户昌变宁州户锦华每回线主保护1采用：22M通道；保护2采用：专用载波通道110kV线路：线路保护宁州户明德一二线宁州户洛克伦宁州户牵引站每回线主保护采用：专用光纤1.1.27 系统通信方案根据上述通道配置情况，本站建成后将有大量信息需传送至各级调度。为解决本工程的通信需求，本站通信方式考虑光纤通信方式，以满足本站至调度端的各种通信通道的需求。1.1.27.1. 光纤通信为保证本站系统通信的可靠性，考虑在本站配置省双层网和地网层光纤通信网络设备，作为省网和地区网通信站。地网层光纤通信网络设备在110kV配套送出工程中配置，费用不列入本工程中。根据前期工程情况，146、由于乐土驿工业园锦华昌变220kV线路上的部分现有杆塔不能承受光缆荷载，改造杆塔量较大，本工程在锦华宁州户昌变220kV线路上全线不架设光缆。本工程暂利用已建及在相关110kV配套送出工程中配套建设的宁州户明德、宁州户洛克伦110kV线路上架设OPGW光缆，明德亚中昌变110kV线路上架设的ADSS和OPGW光缆，洛克伦呼图壁锦华110kV线路上架设的ADSS和OPGW光缆，明德长宁110kV线路上架设OPGW光缆，组织宁州户变分别至昌变、锦华、长宁的省网光通信电路，宁州户至洛克伦和明德的地区网光通信电路，与新疆中调和昌吉地调通信电路汇接。省网层光纤通信电路：在本站配置2套省网光纤通信设备（中147、兴设备型号：ZXMP S385华为设备型号：OSN 3500各1套），利用相关110kV配套送出工程中建设的光缆以STM-16容量插入待建的锦华昌变的新疆双层网光通信电路，光口均按1+1配置。光缆路由：宁州户洛克伦呼图壁锦华和宁州户明德亚中昌变。考虑到宁州户与相关110kV变的联系，建议在110kV配套送出工程中将德牵线、德洛线上架设OPGW光缆均随线路破口进宁州户变，最终在相关110kV线路上形成明德宁州户的双OPGW光缆和宁州户分别至洛克伦、牵引站OPGW光缆。昌吉地区层光纤通信电路：在配套送出工程中配置1套地区网光纤通信设备，利用110kV配套送出工程中建设光缆以STM-16容量分别接入148、洛克伦变和明德变昌吉地区光纤通信网络，光口按1+1配置。光缆路由：明德宁州户和洛克伦宁州户。并预留2块STM-4光口板（接至牵引站）与地区及电路汇接，明德变、洛克伦变在配套的110kV线路工程中利用原有光口板。多业务接入设备PCM配置按本站新疆省调1对，本站昌吉局1对考虑。1.1.27.2. 电力载波通信为组织相对独立的通信通道，充分利用现有设备，在锦华变昌变2回220kV线路破口接进宁州户变时，保留锦华变破口锦昌线工程中建设的锦华昌变2回220kV线路上的高频保护通道，即本工程考虑在锦华宁州户昌变2回220kV线路（共6回线路）上各组织的1路高频保护通道（B相），宁州户侧间隔B相安装结合加工149、设备，锦华和昌变侧间隔B相结合加工设备利用现有的设备。1.1.27.3. 通道安排（1） 宁州变新疆省调：主要通道：省中兴设备网光纤通信电路。即：宁州户昌吉新疆省网米泉玛纳斯电厂乐土驿呼图壁工业园环网电路。备用通道：省华为设备网光纤通信通道。即：宁州户呼图壁工业园乐土驿玛电凤凰乌北新疆省调。（2） 宁州户变昌吉地调主要通道：地网光纤通信电路。即宁州户明德亚中昌变昌吉地调。备用通道：地网光纤通信电路。即：宁州户明德长宁滨湖昌吉地调。（3） 宁州户变三宫变省调度数据网主要通道：省中兴设备网光纤通信电路。即：宁州户变昌吉新疆省网三宫。省调度数据网备用通道：省华为设备网光纤通信电路。即：宁州户呼图壁工150、业园乐土驿玛纳斯电厂凤凰乌北新疆省调三宫。（4） 系统保护通道的组织：220kV宁州户变锦华2回线路：第一套主保护通道均利用省中兴设备网宁州户锦华（光缆路由：宁州户洛克伦呼图壁锦华）和地区网宁州户明德长宁光纤通信电路2M通道组织；第二套主保护通道均采用宁州户锦华220kV线路上开设的专用高频保护通道。220kV宁州户昌变2回线路：第一套主保护通道均利用省中兴设备网宁州户昌变（光缆路由：宁州户明德1亚中昌变）和省华为设备宁州户昌变（光缆路由：宁州户明德2长宁昌变）；第二套主保护通道均采用工业园昌变220kV线路上开设的专用高频保护通道。110kV宁州户变洛克伦线路：保护通道均利用宁州户洛克伦11151、0kV线路上敷设的光缆专用纤芯。利用其中4芯光纤作为光纤保护通道，其余作为通信通道使用和预留。110kV宁州户变牵引站线路：保护通道均利用宁州户牵引站110kV线路上敷设的光缆专用纤芯。利用其中4芯光纤作为光纤保护通道，其余作为通信通道使用和预留。110kV宁州户变明德双回线路：保护通道均利用宁州户明德110kV双回线路上敷设的光缆专用纤芯。利用其中4芯光纤作为光纤保护通道，其余作为通信通道使用和预留。本期工程中，需要在宁州户变侧新增2套2.5Gb/s的光纤传输设备用于省网信息传输，每套含2块光板，1套2.5Gb/s 光传输设备用于昌吉地网信息传输（含2块光板），另外，需要在宁州户220kV变152、侧配置2套相应的PCM基群终端设备。在对端站110kV明德变新增双光板6块。1.1.28 站内通信设计（1） 程控调度、交换总机根据国网220kV变电站典设要求，本工程不单独配置程控调度交换机(调度电话交换机)总机，调度电话分别接省调和昌吉局的调度电话交换机用户线，站内通信电话用户经PCM复接，接至新疆省局行政电话交换机用户线，站内拟安装电话约15部。另外，本站安装1部公网电话，作为调度应急电话。本站配置1套8通道数字录音系统满足变电站运行需求。本站配置综合数据接入设备1套，采用以太网电接口就近接入昌吉地区综合数据网，接入带宽暂按10M。在二次设备室内综合机柜内安装24口网络交换机。根据220153、kV变国网典型设计，本站不设置独立通信机房，通信设备（含光纤通信、站内通信和配线系统主设备）统一布置在二次设备间内，按17面屏设置（不含DC-DC通信电源屏、保护/稳控通信接口屏）。本期规划光传输设备使用3个屏位、PCM接入设备使用2个屏位，配线系统使用3个屏位，综合数据网、数字录音系统和动力环境监控子模块共组一面屏，共占用9个屏位， 其余预留。站内调度、生产管理信息由PCM复接设备提供。（2） 综合数据网本站配置综合数据网接入设备l套。按就近接入的原则，接入新疆省调综合数据网骨干节点昌吉站，接入带宽I*2M。（3） 通信电源通信设备采用48V直流供电，根据国家电网基建201158号关于印发国154、家电网公司2011年新建变电站设计补充规定的通知，本站采用交直流一体化系统，并配置两套DC/DC变换装置。每套DC/DC装置的模块N+1备份，且接在不同的220kV直流母线上。通信设备负荷本期约为48V/80A，系统应可扩容至48V/120A。要求事故后通信设备（4） 通信监控系统为保证通信设备安全运行，本站不单独配置通信监控设备，利用一体化电源本身的网管系统采集宁州户变通信电源及其它设备运行参数，由通信调度端监控。（5） 站内通信及综合布线本站内拟安装电话约15部。本站内通信和计算机网络布线采用综合布线方案。综合布线采用5 类UTP线缆，在通信机房内配置机柜和IP交换机。（6） 仪表通信测试155、仪表可结合站内光通信设备的配置统一进行配置。（7） 设备配置本站接入系统，光通信电路所需设备、光缆及站内本体通信部分设备汇总详见表3-2:表3-2 新疆昌吉宁州户220kV变站内通信设备材料表序号设备名称型号及规范单位数量备注宁州户变新疆省调昌吉地调总计一光通信部分331.12.5G光接口套880162PCM设备套2扩容扩容23配线设备3.1ODF单元12单元套10143.2DDF单元16单元套483.3MDF单元100单元套21143.4光纤配线柜套113.5数字配线柜套1l3.6音频配线柜套114其他4.1导引光缆24芯m004.2导引光缆24芯m004.3PVC防护套管30m00二站内通156、信部分1线路阻波器1600-1.0/40kA台442耦合电容器OWF-220/3-0.005台443结合滤波器JL-400-5-J8Z,68-500Khz台444接地刀闸JD-2台445高频电缆SYV-75-9米200020006组合数据网设备套117调度录音系统8通道，数字套118动力环境监控模块个119电话单机部151510电力电缆VV-1-210米10010011电力电缆VV-1-125米505012通信电缆HYA-1020.5米10010013电话软线HRVB-20.5米1000100014双绞线电缆超五类非屏蔽8芯米30030015图文传真机台1116公网电话部1117信息面板86盒157、个20204 变电站站址选择4.1 站址区域选择依据昌吉市高新区电网规划，初步确定在昌吉市高新区以西布点一座220kV变电站，以满足高新区的供电需求，同时考虑到园区新增负荷点的相对位置，以及目前锦华变、长宁变及昌吉变可兼顾的负荷，因此结合工业园区的规划及实际负荷增长情况，初步确定将新建220kV变电站站址区域选在昌吉高新区以西下五畦村西北方向。4.2 站址区域概况本次拟选的两个站址均位于昌吉市高新区附近，地貌单元位于天山北麓山前洪积平原地带，地貌单一，地势相对平坦、开阔，现状为荒地，地表出露为褐黄色粉土，地表长有较多植被，地面无高大建筑物，工程环境条件简单良好，靠近312国道，交通方便对施工有158、利。4.3 站址概述本次拟选的站址地处昌吉市高新区附近，由于高新区中部及东部污染较大，且该地区常年为西北风，工程组经过现场多次实地踏勘和分析比选，站址均选在上风口出，首推站址一，站址二作为备选站址。拟选的两个站址相对位置见图4-1。图4-1 变电站站址相对位置图站址一：位于下五畦村西北方向约4km处，呈砾质戈壁景观，地形平坦，坡度1%左右。站址内场地底层主要为耕土层：暗黄色、棕褐色、黄褐色、松散，稍湿，植物根系发育。分布于地表浅层，厚度一般0.30.6m。粉土：黄褐色、褐黄色、可塑，很湿，捏有较强粉砂感，较易散，韧性中等，干强度中等。顶层埋深0.30.6m，普遍分布，层厚5.17.9m。承载力159、特征值:fak=130150kpa。粉土层在场地内连续均匀分布，地层稳定，厚度变化不大，建议采用该层作为基础持力层。同时根据室内土工试验成果，该层土具中等湿陷性（湿陷等级为级），且具有中等高压缩性，必须进行地基处理后方可进行建设。站址范围内未发现泥石流、崩塌、滑坡、岩溶、土洞等不良地质作用。站址区地下水位埋深-5.2m-8.6m，当设计采用天然地基时，可不考虑地下水对钢筋混凝土的腐蚀性，场地土对混凝土结构具有弱腐蚀性， 钢筋混凝土结构中的钢筋具有中等腐蚀性。站址区域北侧约1.5km处有10kV线路可作为施工电源，距站址约0.2km处有水源，施工及变电站用水可采用接入管网方式，适宜工程建设，为本160、变电站推荐站址。手持GPS机测得场地坐标为东经865940.28，北纬44 531.53。站址二：位于下五畦村东北方向4.5km处，呈砾质戈壁景观，地形平坦,坡度1%左右。站址内场地底层主要为耕土层：暗黄色、棕褐色、黄褐色、松散，稍湿，植物根系发育。分布于地表浅层，厚度一般0.30.6m。粉土：黄褐色、褐黄色、可塑，很湿，捏有较强粉砂感，较易散，韧性中等，干强度中等。顶层埋深0.30.6m，普遍分布，层厚5.17.9m。承载力特征值:fak=130150kpa。粉土层在场地内连续均匀分布，地层稳定，厚度变化不大，建议采用该层作为基础持力层。同时根据室内土工试验成果，该层土具中等湿陷性（湿陷等级161、为级），且具有中等高压缩性，必须进行地基处理后方可进行建设。站址范围内未发现泥石流、崩塌、滑坡、岩溶、土洞等不良地质作用。站址区地下水位埋深-5.2m-8.6m，当设计采用天然地基时，可不考虑地下水对钢筋混凝土的腐蚀性，场地土对混凝土结构具有弱腐蚀性，钢筋混凝土结构中的钢筋具有中等腐蚀性。站址区域北侧0.8km处有10kV线路可作为施工电源，距站址约0.3km处有水源，施工及变电站用水可采用接入管网方式，适宜工程建设，为本变电站比较站址。手持GPS机测得场地坐标为东经865942.4，北纬44 557.95。4.4 站址的拆迁赔偿情况本次拟选的两个站址范围内均为开阔地段，无其他设施，不存在拆迁162、赔偿问题。4.5 出线条件220kV出线规划6回，本期建设4回，其中2回进线至昌吉220kV变、1回至锦华220kV变、1回至玛纳斯电厂，预留2回。110kV出线规划10回，本期建设4回，预留6回。10kV出线规划24回，本期建设8回。站址一220kV进出线向北，110kV进出线向南，10kV进出线向西，站址二220kV进出线向西，110kV进出线向东，10kV进出线向南。站址一：距220kV锦昌线破口点线路长度约1km，距220kV锦昌线破口点线路长度约0.4km，110kV进出线走廊开阔，进出线方便，距离负荷中心稍远。站址二：距220kV锦昌线破口点线路长度约0.4km，距220kV锦昌163、线破口点线路长度约0.5km，该站址位于两条220kV线路中间的位置，110kV进出线走廊相对狭窄，进出线相对不便，距离负荷中心稍远。4.6 站址水文气象条件4.6.1 水文条件根据现场踏勘、调查，站址一西侧0.8km处有不规则冲沟，距离冲沟较远，可不考虑防洪措施；站址二西侧0.4km处有不规则冲沟，距离冲沟较近，需要考虑防洪措施。4.6.2 气象条件综合分析比较，本次拟选的两个站址气象条件相同，经收资气象特征值如表4-1：表4-1 站址气象特征值表项 目单位数值年平均气压hPa965.1年平均气温7.0极端最高气温42.0极端最低气温-37.7平均相对湿度%64最小相对湿度%0年平均水汽压h164、Pa7.5年平均降水量mm192.4一日最大降水量mm41.8年平均蒸发量mm1704.4平均风速m/s2.2最大风速m/s17最大积雪深度cm56最大冻土深度cm125平均大风日数d8.4平均雾日数d9.9平均冰雹日数d0.7平均沙暴日数d4.1平均雷暴日数d11.8平均积雪日数d113.4全年主导风向SSW4.7 水文地质及水源条件根据现场踏勘、调查显示：本次拟选的两个站址区域内地下水水位埋深为：站址一：-5.2m-8.6m，站址二：-5.2m-8.6m；可不考虑其影响。根据现场踏勘、调查，工业园区供水管网已部分建设完成，各站址供水方案如下：站址一：变电站用水采取远近结合的方式，前期施工用165、水与变电站建成后生活用水均可采用接入管网供水，接入管网距离0.2km。站址二：变电站用水采取远近结合的方式，前期施工用水与变电站建成后生活用水均可采用接入管网供水，接入管网距离0.3km。4.8 站址工程地质4.8.1 区域地质情况本区分为两个构造单元，即南部为高山、丘林区，北部为倾斜平原区，构造运动上分别为强烈上升剥蚀区和下陷沉积区，两者之间为山前大断裂带。古生代及以前地质历史时期，本区处于大洋洋底，天山海槽内沉积了巨厚的碎屑岩及火山岩。本区位于中晚期华力西褶皱带中，地质构造属稳定地区，对构造物的安全性、稳定性不构成影响。在北部倾斜平原区的不同地区，由于受地理环境限制，第四纪沉积地层厚度由南166、向北逐渐增大，岩相分布自南部山麓向北部平原有明显过渡特征，即南部的第四纪股河流形成的冲洪积扇上部地层以厚层卵、砾石地层为主；向北过渡至冲洪积扇的中下部。第四纪土地层为粘性土、粉土与砂土、卵砾石土互层。根据中国地震局编制的中国地震动峰值加速度区划图和中国地震动反应谱特征周期区划图(GB 18306-2001)，在一般场地条件下，本区50年期限内超越概率为10的地震基本烈度值为VII度，地震动峰值加速度为0.15；地震动反应谱特征周期为0.45s。4.8.2 岩土分布及特征根据现场踏勘及收集的资料可知，拟建变电站站址地基土分布情况为：场地土为中软场地土，属类建筑场地，同时场地较为开阔平坦，为建筑抗167、震一般地段。4.8.3 地下水拟建场地内未见地表水，根据地质调查，该区地下水埋深-5.2m-8.6m。4.8.4 不良地质作用据区域地质资料显示，根据现场踏勘及调查资料可知，勘察场区内无泥石流、崩塌、滑坡等不良地质灾害。4.8.5 地基土承载力的确定根据岩性特征及地基土的物理力学性质，结合当地地区经验，场地地基土物理力学指标和承载力特征值确定如下：站址内场地底层主要为耕土层：暗黄色、棕褐色、黄褐色、松散，稍湿，植物根系发育。分布于地表浅层，厚度一般0.30.6m。粉土：黄褐色、褐黄色、可塑，很湿，捏有较强粉砂感，较易散，韧性中等，干强度中等。顶层埋深0.30.6m，普遍分布，层厚5.17.9m168、。承载力特征值:fak=130150kpa。粉土层在场地内连续均匀分布，地层稳定，厚度变化不大，建议采用该层作为基础持力层。同时根据室内土工试验成果，该层土具中等湿陷性（湿陷等级为级），且具有中等高压缩性，必须进行地基处理后方可进行建设。4.8.6 地基土和地下水对建筑材料腐蚀性评价拟建场地环境类别为类，区域地基土类型为盐渍土，当设计采用天然地基时，可不考虑地下水对钢筋混凝土的腐蚀性，场地土对混凝土结构具有弱腐蚀性， 钢筋混凝土结构中的钢筋具有中等腐蚀性。4.8.7 抗震设防烈度按建筑抗震设计规范GB5001-2010划分；抗震设防烈度为 7 度，第三组，设计基本地震加速度值为 0.15g。4169、.8.8 场地地震效应拟建场地土类型为中软场地土，建筑类别为类，另据区域地质资料显示，无活动断裂，拟建场地为可进行建设的一般场地，适宜作建筑场地，场地和地基土相对是稳定的。4.8.9 基础方案据场地地基土的分布情况，可以采用天然地基浅基础。4.9 土石方情况站址一：站址一东高西低，高差约为1m，地层主要以粉土为主，根据场地土性质，密实度结合规范及相关经验，采用天然地基，填方：5500m3，挖方：1800m3。 站址二：站址二东高西低，高差约为1m，地层主要以粉土为主，根据场地土性质，密实度结合规范及相关经验，采用天然地基，由于站址位置地势较低，考虑根据站址周围情况，拟对站址标高整体提高，填方：170、7500m3，挖方：2400m3。4.10 进站道路和交通运输站址一：进站道路由高新区道路引接，本次需新建进站道路约200m，道路采用混凝土路面。交通条件便利。根据交通运输条件，大件运输均较为方便。站址二：进站道路由高新区道路引接，本次需新建进站道路约300m，道路采用混凝土路面。交通条件便利。根据交通运输条件，大件运输均较为方便。4.11 施工电源站址一：本期上一台200kVA的施工用电变压器，同时在距站址约1500m处有10kV线路通过，因此需设置一台10/0.4kV配电变压器“T接”至10kV线路上，作为施工电源。站址二：本期上一台200kVA的施工用电变压器，同时在距站址约800m处有171、10kV线路通过，因此需设置一台10/0.4kV配电变压器“T接”至10kV线路上，作为施工电源。4.12 站址环境两个站址所在区域附近无军事设施和名胜古迹，但站址所在区域附近有工业企业，对变电站有较大的污染，根据新疆电力公司电网污秽区分布图，站址位置属d级污秽区，考虑到工业企业主要位于工业园区中部及南部，该地区常年风向为西北风，因此建议户外电气设备按e级设防，泄漏比距31mm/kV。4.13 通信干扰本线路1500m范围没有导航站、电台等设备不会对其造成无线电干扰。4.14 施工条件施工用水：其中站址一从周边厂区管网接入，距离约0.2km，站址二从周边厂区管网接入，距离约0.3km。施工用电172、：站址一引接附近10kV线路约1500m，站址二引接附近10kV线路约800m。4.15 站址方案技术经济比较表4-3 各站址方案的技术条件比较表序号项目名称站址方案站址一(首推)站址二(次推)1站址地理位置位于下五畦村西北方向约4km处一片园区规划用地上，交通方便，手持GPS机测得场地坐标为东经865940.28，北纬44 531.53位于下五畦村东北方向4.5km处一片荒地上，交通方便，手持GPS机测得场地坐标为东经865942.4，北纬44 557.952地形地貌位于天山北麓山前洪积平原地带，地貌单一，地势相对平坦、开阔，现状为园区规划用地，地表出露为褐黄色粉土，地表长有较多植被，地面无173、高大建筑物，工程环境条件简单良好，靠近216国道，交通方便对施工有利3地质构造站址内场地底层主要为耕土层：暗黄色、棕褐色、黄褐色、松散，稍湿，植物根系发育。分布于地表浅层，厚度一般0.30.6m。粉土：黄褐色、褐黄色、可塑，很湿，捏有较强粉砂感，较易散，韧性中等，干强度中等。顶层埋深0.30.6m，普遍分布，层厚5.17.9m。承载力特征值:fak=130150kpa。粉土层在场地内连续均匀分布，地层稳定，厚度变化不大，建议采用该层作为基础持力层。同时根据室内土工试验成果，该层土具中等湿陷性（湿陷等级为级），且具有中等高压缩性，必须进行地基处理后方可进行建设。4地层条件站址在区域构造上是稳定的174、，适宜建站。5地下水条 件站址区稳定水位-5.2m-8.6m，可不考虑地基基础防水防渗处理。站址区稳定水位-5.2m-8.6m，可不考虑地基基础防水防渗处理。6不良地质现 象站址范围内未发现诸如滑坡、岩溶、泥石流、采空区、危岩和崩塌、地面沉降、活动断裂等不良地质作用站引起的地质灾害，整个站区基本稳定。当设计采用天然地基时，可不考虑地下水对钢筋混凝土的腐蚀性，场地土对混凝土结构具有弱腐蚀性， 钢筋混凝土结构中的钢筋具有中等腐蚀性。7进出线走 廊本站址220kV进出线向北，110kV进出线向南，10kV进出线向西；220kV破口线路长度分别为0.4km和1km，110kV进出线走廊开阔，进出线方便175、，距离负荷中心稍远。本站址220kV进出线向西，110kV进出线向东，10kV进出线向南；220kV破口线路长度约为0.4km和0.5km，110kV进出线走廊相对狭窄，进出线相对不便，距离负荷中心稍远。8交通运输 进站道路由高新区道路引接，本次需新建进站道路约200m，道路采用混凝土路面。交通条件便利。根据交通运输条件，大件运输均较为方便。 进站道路由高新区道路引接，本次需新建进站道路约300m，道路采用混凝土路面。交通条件便利。根据交通运输条件，大件运输均较为方便。9供水供热 供水方式远近结合，可采取接入园区管网方式；采用电采暖。10防洪排水 站址一西侧0.8km处有不规则冲沟，可不考虑防176、洪措施；站址二西侧0.4km处有不规则冲沟，需要考虑防洪措施11环境保护变电站附近无军事设施和名胜古迹，变电站对环境无影响。12施工条件施工用水从周边管网接入，接入距离约0.2km，施工用电引接距离约为1.5km。施工条件较为便利。施工用水从周边管网接入，接入距离约0.3km，施工用电引接距离约为0.8km。施工条件较为不便。13征地搬迁费用 站址位置为荒地，不存在拆迁问题。4.16 推荐站址方案通过站址技术经济比较，两个站址条件相当，均距离负荷中心及生活区稍远，施工条件较好，供水条件较好，但站址一场地较为平整，土方量较小，同时线路进出线走廊较开阔、进出方便。站址二荒地有一定的坡度，土方量较大177、，变电站位于两条220kV线路中间，线路进出线走廊受一定程度的制约，进出线相对困难，但本次220kV接入方案破口线路较短，线路投资较少。本次选站的原则是方便接入系统，节约造价；并综合考虑变电站的施工及方便后期运行维护，进出线方便等。综上所述推荐站址一作为宁州户220kV变电站站址。4.17 收集资料情况和必要的协议本次工程两个站址均选在昌吉高新区规划用地上，并征得高新区及当地土管部门的同意，站址选择符合昌吉市高新区用地规划。5 变电站工程设想1.1 电网概况宁州户220kV变电站本期破口220kV锦昌线和220kV锦昌线，接入玛纳斯电厂、锦华220kV变、昌吉220kV变，根据新疆电网“十二五178、”规划及2020年远景目标展望，未来昌吉中西部电网以玛纳斯电厂、大唐呼图壁热电厂、昌吉热电厂、庭州电厂作为支撑，形成地区环网，宁州户220kV变电站在系统中处于中间变电站的位置，该变电站主要担负昌吉高新技术产业开发区的负荷，满足当地企业的发展需求。1.2 电气主接线及主要电气设备选择1.2.1 电气主接线（1） 220kV侧：电气主接线原则规划为双母线接线，设专用母联间隔，本期建成双母线接线；220kV出线规划6回，本期建设4回。（2） 110kV侧：电气主接线原则规划为双母线接线，设专用母联间隔，本期建成双母线，并设110kV专用母联间隔；110kV出线规划10回，本期建设4回。（3） 10179、kV侧：电气主接线按单母线分段设计，本期建设单母线分段接线，10kV出线规划24回，本期建设8回。（4） 无功补偿：最终电容器按每台主变容量的17.7进行配置，每台主变按48000 kvar配置，分别接在10kV的三段母线上，本期装设8组成套框架式并联电容器组，容量为88000kvar，屋外布置方式。1.2.2 主要电气设备选择本变电站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。根据新疆电力公司电网污秽区分布图，站址位置属d级污秽区，考虑到工业企业情况，因此建议户外电气设备按e级设防，泄漏比距31mm/kV。（1） 主变压器选择推荐选用有载调压、降压型、油浸式、低180、损耗、自然油循环，自冷变压器，主变压器的选型及主要技术参数见表5-1。表5-1 主变压器的选型及主要技术参数选择结果表项 目技术参数备 注主变压器型号SSZ10-180000/220W3额定容量180000kVA容量比180000/180000/90000kVA电压比电压比：22081.25%/121/10.5kV短路阻抗Uk1-2%=14，Uk1-3%=54，Uk2-3%=38连接组别接线组别：YN，yn0，d11调压方式有载调压冷却方式自冷式中性点接地方式220kV、110kV侧直接接地，10kV侧不接地注：高压、中压、低压不附套管电流互感器、中性点附套管电流互感器（2） 220kV电气设181、备选择220kV主要设备采用户外GIS设备，进出线避雷器、电压互感器采用敞开式设备。按照短路电流水平，220kV设备额定开断电流为50kA，动稳定电路峰值125kA。根据通用设备标准参数选择220kV母线额定工作电流3150A，母联、进出线回路额定工作电流3150A。220kV主要设备选择结果见下表。220kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注GIS断路器252kV，3150A，50kA隔离开关252kV，3150A，50kA/3s接地开关252kV， 50kA/3s电流互感器252kV，800-1600/1A，5P30/5P30/0.5，5P30/5P30/0.2S电压互感器252k182、V，（220/3）/（0.1/3）/（0.1/3）/（0.1/3）/0.1kV电压互感器户外、电容式、单相、252kV、（220/3）/（0.1/3）/（0.1/3）/0.1kV避雷器Y10W-204/532（3） 110kV电气设备选择110kV主要设备采用户外GIS设备，进出线避雷器、电压互感器采用敞开式设备。按照短路电流水平，110kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电路峰值100kA。根据通用设备标准参数选择220kV母线额定工作电流2000A，母联、进出线回路额定工作电流2000A。110kV主要设备选择结果见下表。110kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注GIS断路器1183、26kV，2000A，40kA隔离开关126kV，2000A，40kA/3s接地开关126kV， 40kA/3s电流互感器126kV，600-1200/1A， 5P30/0.5，5P30/5P30/0.2S电压互感器126kV，（110/3）/（0.1/3）/（0.1/3）/（0.1/3）/0.1kV电压互感器户外、电容式、单相、126kV、（110/3）/（0.1/3）/（0.1/3）/0.1kV避雷器Y10W-102/266（4） 10kV电气设备选择按照短路电流水平，10kV设备额定开断电流为25kA，动稳定电路峰值63kA。采用铠装移开式金属封闭开关柜，双列布置，选用真空断路器，断路器184、操动机构选用弹簧机构。主要设备选择结果见下表：10kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注电容器户外框架式成套设备，12kV，8Mvar站用变户内干式变压器，12kV，Dyn11,400kVA消弧线圈接地变兼站用变成套装置户内干式消弧线圈接地变兼站用变成套装置，12kV，1250kVA开关柜真空断路器12kV，3150A，31.5kA主变、分段12kV，1250A，25kA主变、接地变SF6断路器12kV，1250A，25kA电容器接地开关12kV， 25kA/4s电流互感器干式，12kV，1000-2000-3200/1A， 5P30/5P30/5P30/0.5/0.2S主变干式，12185、kV，1000-2000-3200/1A， 5P30/0.5/0.2S分段干式，12kV，400/1A， 5P30/0.5/0.2S出线干式，12kV，400/1A， 5P30/0.5/0.2S电容干式，12kV，100-200-400/1A， 5P30/0.5/0.2S接地变电压互感器干式，12kV，（10/3）/（0.1/3）/（0.1/3）/（0.1/3）kV熔断器电压互感器保护用，10kV，0.5A，25kA母线设备避雷器YH5W-17/45（5） 导体选择（1） 各级电压设备引线按回路通过的最大电流选择导线截面，按发热条件校验；主变进线侧导体，母联导体载流量按10kV出线、电容器及所186、变回路的最大工作电流合计计算。主变低压出线电流计算（按10kV出线、电容器及所变回路的最大工作电流合计）：（2） 220kV、110kV、10kV出线回路的导体规格不小于送电线路的规格。主要导体选择结果见下表：导体选择选择结果电压回路名称回路电流最大（A）选择导体控制条件导线根数型号载流量（A）220kV母线1698GIS母线3150出线、母联GIS母线3150由载流量控制主变进线496LGJ-630/55999母线设备110母线1133GIS母线2000由载流量控制出线GIS母线2000由载流量控制主变进线、母联9922LGJ-500/451687母线设备10主变进线3394绝缘管母4000187、由载流量控制母线33943（TYM12510）4194（竖放）由载流量控制电容器回路6002YJV22-10-3185750由载流量控制1.3 电气布置1.3.1 电气总平面布置在进行本工程电气总平面布置方案的设计时，充分借鉴国家电网公司已推广实施的典型设计思路，考虑将变电站按功能分区设计，整个变电站可分为4个功能区域：220kV配电装置区域、110kV配电装置区域、主变压器及10kV配电装置区域、站前辅助功能区域。对每个功能分区进行设计时，力求做到布置合理、结构简洁，在每个功能分区满足各自功能的前提下做到减小占地，各功能分区的衔接应合理、规整，经过上述设计优化后，整个变电站的布局做到节约占地188、技术先进、整齐美观、投资优化。根据系统规划及站址地域出线条件，各级电压出线方向为：220kV出线向北，110kV出线向南，10kV出线向东。根据出线方向和站址实际情况，总平面布置考虑两个方案。方案一参照国家电网公司输变电工程通用设计110（66）500kV变电站分册220-A1-1-10方案，在该方案的基础上根据出线方向和工程实际情况进行优化、修改而成。方案二参照国家电网公司输变电工程通用设计110（66）500kV变电站分册220-C-2方案，在该方案的基础上根据实际情况进行修改。方案一：220kV配电装置采用户外GIS配电装置，在站区的北侧；110kV采用户外GIS配电装置，在站区的南侧189、；10kV配电装置为屋内箱式移开式开关柜双列布置形式，布置在所区中部主变压器和110kV配电装置之间，综合配电室位于站区东侧；主变场地位于220kV场地与110kV场地之间，10kV主变进线户外段采用绝缘铝管母架空形式；电容器场地布置在220kV配电装置西侧空地上；变电站大门设在东侧，进站道路由东侧中部接入，正对主变运输道路。主控楼与附属建筑物布置于站区，10kV出线经电缆引至站外出线架。在220kV配电装置和主变压器场地之间设置一条运输道路。围墙长宽为10394m，占地面积为9682m。投资为：10087.31万元。该方案特点：充分参考了通用设计，总平面布置周道美观。采用GIS设备，占地面积190、小，维护方便，耐污染，美观。方案二：与方案一的主要区别在于，220kV采用户外支持管母AIS敞开式断路器双列布置，110kV采用户外支持管母AIS敞开式断路器单列布置。220kV和110kV电气设备选用瓷柱式断路器。围墙长宽为154146m，占地面积为22484m。投资为：10114.83万元。该方案特点：采用AIS设备，占地面积较方案一大，维护量大，户外常开式布置，对设备防污要求高。本站位于高新区内，高新区于2000年6月被新疆自治区人民政府批准为省级高新区，2010年9月经国务院常务会议研究，批准为国家级高新区。考虑到高新区为国家级园区，供电可靠性要求高，园区规划美观，且规划的变电站面积有191、限。投资方面：方案一投资小，原于变电站占地面积小，构支架量少，施工量小且变，变电站建设周期短。因此，本次选用方案一，面积小，布置美观紧凑，设备可靠性高。1.3.2 综合控制室本工程按有人值守设计，考虑了值班人员的生活空间，并预留远期实现无人值班的条件。采用单层建筑，布置在站区东侧。设有主控室、继电器室、蓄电池室及生活型房间等。1.3.3 220kV配电装置220kV配电装置户外GIS，采用架空出线，主变架空进线方式，采用分相式断路器双列布置；出线构架采用双回出线共用方式，单回间隔出线宽度12m，双回出线共用间隔宽度24m；出线门型架挂点高度14m。主变压器至运输道路中心间距10.5m，220k192、V配电装置纵向尺寸（道路至围墙）26m。220kV母线分期建设。出线均采用架空出线方式。母线采用GIS设备共箱母线。所有土建构筑物本期一次建成。进出线门型构架高度：取决于进出线跨线弧垂及上下导体间电气净距等要求，经计算，进出线门型构架高度取15.0m。配电装置间隔宽度：220kV间隔宽度取12m，进出线导线间距离取3.5m，两回出线共用一个构架，边相导线至门型构架柱子中心线间的距离取2.5m；设备相间距离取3.0m，边相设备至门型构架柱子中心线间距离取3.0m。1.3.4 110kV配电装置110kV配电装置户外GIS，采用架空出线，主变架空进线方式，采用三相共体断路器双列布置。出线构架采用双193、回出线共线方式，单回出线间隔宽度7.5m，双回出线共用间隔宽度15m；出线门型架挂点高度10m。110kV户外GIS配电装置纵向尺寸24.5m。出线均采用架空出线方式。母线采用GIS设备共箱母线。所有土建构筑物本期一次建成。进出线门型构架高度：取决于进出线跨线弧垂及上下导体间电气净距等要求，经计算，进出线门型构架高度取10.0m。配电装置间隔宽度：110kV间隔宽度取7.5m，两回出线共用1个出线构架，边相导线至门型构架柱子中心线间的距离取1.6m；设备相间距离取2.2m。1.3.5 10kV配电装置10kV配电装置采用户内移开式金属封闭开关柜双列布置，布置紧凑，建筑面积小，土建施工简化。主变194、进线采用户外绝缘铝管母架空形式，户内接封闭母线桥形式，母线跨越采用架空封闭母线桥方式，10kV出线采用电缆出线的形式。整个配电室的平面布置横向尺寸为36m，纵向尺寸为9.5m。10kV限流电抗器户外布置，10kV接地变为户内布置。1.3.6 10kV电容器10kV电容器组为户外分相布置型式，采用框架式电容器，单星形接线，电缆进线。由进线隔离开关(电容器侧带接地刀)、干式空芯串联电抗器、避雷器、放电线圈、框架式并联电容器及连接导体等组成。1.3.7 主变压器本站本期规模为两台180MVA主变压器，远期规模为三台主变。变压器间不设防火墙，其间距大于10m，与10kV配电装置的连接采用母线桥。1.4195、 站用电及接地1.4.1 站用电（1） 站用电源根据DL/T5155-2002220kV500kV变电站站用电设计技术规程规定，本工程设2个站用电源，分别引自2台站用变压器低压侧，本期上两台站用变压器。（2） 接地变压器选择根据站用电负荷计算，接地变中所变容量选择为400kVA，任何一台站用变压器均可承担全站负荷。站用工作变压器选用无载调压干式变压器，接线组别D,Yn11。备用站用电源采用200kVA的配电变压器，站用变屋内布置。（3） 站用电接线本站采用一体化电源系统，其中交流子系统采用三相五线制接线，380/220V中性点接地系统，由6面GCS交流低压配电柜组成。为提高供电可靠性，站用电系196、统采用ATS切换系统，每台站用变压器各带一段母线，同时供电分列运行。重要回路为双回路供电，全容量备用。单回路负荷由公用段供电，公用段设自动切换装置，以满足变电站无人值班运行的要求。为节省电缆，户外设动力配电箱。（4） 动力照明变电站内设置正常工作照明和事故照明，正常工作照明采用380/220V三相五线制，由站用电源供电；事故照明按正常照明的备用方式考虑，平时可兼做正常照明。设置事故照明切换箱，输入一路220V交流电源、一路220V直流电源，输出多路220kV交流电源，供事故照明箱用，当交流电源断电时，自动切换到直流电源，并通过逆变器交流供电。室内主要工作场所的照明灯具采用嵌入式铝合金栅格荧光灯197、，灯具的配置和安装数量尽量与建筑装饰相匹配，并避免眩光。继电器室、主控室、蓄电池室及10kV配电装置室内设有事故照明灯。10kV配电装置室照明采用白炽灯，屋外配电装置的照明采用高压汞灯或钠透光灯，采用低式照明，分散布置，必要时加设集中照明，在站前区及主要道路设置庭院灯。1.4.2 接地本变电站接地网以水平接地体为主，垂直接地体为辅联合构成。主接地网采用不等距网格布置，接地网工频接地电阻设计值满足规程要求，如果工程计算值超出允许值，应采取必要措施。主接地网水平接地体及主设备接地引下线，选用热镀锌扁钢(引下线选用-80mm8mm、主网采用-80mm8mm)，集中垂直接地体选用50mm4mm2500198、mm热镀锌钢管。根据计算的短路入地电流和勘测提供的土壤电阻率(300m)进行选择计算和校验，并综合考虑热稳定要求和腐蚀。设计水平接地体埋深应大冻土层(150cm)。本工程设计中要求每个独立避雷针设独立集中接地装置，接地电阻不大于lO。本工程设计要求在避雷器周围加集中接地装置，以利散流；控制室二次设备用的接地点须与高压配电装置接地点分开，并尽量远离，以免干扰二次设备运行。1.5 电气二次1.5.1 微机综合自动化系统（1） 管理模式变电站自动化系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计。变电站监控系统主要设计原则如下：（1） 采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层以及过程层构成。站控层设199、备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际规模配置。（2） 应优化简化网络结构，站内监控保护推荐统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860 通信标准，实现站控层、间隔层二次设备互操作。（3） 变电站内信息宜具有共享性和唯一性，计算机监控主站与远动数据传输设备信息资源共享，不重复采集，节约投资。（4） 变电站内由计算机监控系统完成对全站设备的监控，不再另外设置其它常规的控制屏以及模拟屏。（5） 计算机监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。（6） 向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。（7） 计算机监控系统网络200、安全应严格按照电力二次系统安全防护规定来执行。（2） 监控范围无人值班模式变电站要求调度端能全面掌握变电站的运行情况，监控范围在DL/T 5149-2001220500kV变电所计算机监控系统设计技术规程要求基础上除主变压器、线路、并联电抗器、断路器、隔离开关及接地刀等，则还需要增加以下内容： （1） 站用变、直流系统、逆变电源系统的重要馈线开关状态；（2） 变电站内重要房间通风采暖等动力环境；（3） 图像监视及安全警卫系统；（4） 火灾报警系统。（3） 系统构成变电站自动化系统主机推荐采用Uinx或Linux系统，采用DL/T860标准规约，通过分层、分布、开放式的网络系统实现站内智能电气设201、备间的信息共享和互操作性。本站采用站控层、间隔层、过程层三层结构。站控层由主机兼主机操作员站、远动通信装置、状态检测机智能辅助控制系统后台主机、智能接口设备及网络打印机等设备构成，提供站内运行人员的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心。并与远方监控调度中心通信。间隔层由保护、测控、计量、录波、网络分析仪、向量测量等如干个子系统构成，在站控层及网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和控制功能。过程层是由合并单元、智能终端构成，完成与一次设备相关的功能，完成实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。过程层网络与站控层、间隔层网络完全202、独立。（4） 网络结构本站自动化系统网络在逻辑功能上由站控层网络、间隔层、过程层网络组成。（1） 站控层网络：通过相关的网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信。逻辑功能上，覆盖站控层的数据交换接口、站控层与间隔层之间的数据交换接口。承载信息为MMS报文和GOOSE报文。（2） 间隔层网络：通过相关网络设备与本间隔其他通信设备通信、与其他间隔设备通信、与站控层设备通信。间隔层网络部分、逻辑功能上覆盖间隔层内数据交换、间隔层与站控层数据交换、间隔层之间数据交换接口，传输MMS报文和GOOSE报文。（3） 过程层网络：通过相关网络设备与间隔层设备通信。过程层网络与站控层、间隔层网络完全独立。203、逻辑功能上，覆盖间隔层设备与过程层设备数据交换接口，传输SV和GOOSE报文。（5） 组网方案站控层是变电站的监控和管理中心，本站全站通用设置站控层MMS/GOOSE网，采用100M星型双网络结构，双网双工热备用方式运行。站控层A网和站控层B网，两个网段在物理上相互独立，站控层设备通过两个独立的以太网控制器接入站控层双网间隔层网络采用100M星型双网络结构，间隔层交换机通过100M以太网接口与站控层交换机级联，传输信息为MMS/GOOSE报文。监控系统内各装置间相互传输的联闭锁信息以GOOSE报文的形式在MMS网上传输。本站过程层采用双星型结构，按电压等级分列不同网段。全站最终规模分为220k204、V、110kV两个电压等级的过程层网络且相互独立。220kV电压等级过程层网络采用星型双网结构，采用GOOSE和SV分网设置的方式，其中GOOSE组网，SV采用点对点网。110kV电压等级采用GOOSE、SV共网设置，采用星型单网结构。10kV不设置GOOSE、SV网络，GOOSE、SV报文采用点对点传输；主变低压侧GOOSE、SV报文接入中压侧过程层网络。该组网方式增强了网络的可靠性，缩小了故障检修的影响范围。（6） 系统功能监控系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸同期等功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力205、。具体功能要求按DL/T 5149-2001220kV500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程执行。（1） “五防”闭锁本变电站设置微机防误闭锁综合系统为一独立的分支系统，微机五防闭锁综合操作系统达到具有两票三制管理制度的特点；配置工控主机（主机应为双冗余热备用，应具备与微机监控、RTU等接口功能，实现数据共享，并可闭锁监控操作）、汉字显示器、开关闭锁控制器和电脑钥匙等，本工程不设置模拟操作屏。防误闭锁系统与计算机监控系统相连，并接收各类操作顺序并与装在一次设备上的编码配合，完成防误闭锁的各项功能。（2） 远动功能远动信息的直采直送是保证调度中心掌握电网整体运行状况的重要原则。远动通信设备206、需要的数据应直接来自数据采集控制层的I/O测控装置，并且通过站控层网络作为传输通道，直采直送要求远动通信设备与站内监控设备无关：主机兼操作员站的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有任何影响。（3） 信号采集监控系统的信号采集按照DL/T 5149-2001220500kV变电所计算机监控系统设计技术规程执行。（4） 继电保护故障信息管理功能继电保护故障信息管理子站不单独配置，支持DL/T860通信规约，通过防火墙接入站控层网络收集各继电保护装置及故障录波装置的动作信号、运行状态信号，通过必要的软件在站内对事故进行分析。调度通信中心能通过继电保护故障信息系统子站调取继电保护装置和故障录波装置207、定值、动作事件报告和故障录波报告、运行状态型号等（5） 顺序控制基于一体化信息平台实现准确的数据采集、包括变电站内所有实时遥信量，所有实时模拟量以及其他辅助的遥信量。顺序控制功能应具有防误闭锁、事件记录等功能，应采用可靠的网络技术。（6） 智能告警及故障信息综合分析决策建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现故障告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处置指导意见。告警信息主要在厂站端处理，以减少主站端的信息流量，厂站可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进208、行数据发掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简明的可视化界面综合展示。（7） 设备状态可视化采集主要的一次设备的状态信息，重要二次设备的告警和自诊断信息、二次设备检修压板信息以及网络设备状态信息，进行可视化展示并发送到上级系统，为电网实现基于状态检测的装备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。（8） 支持经济运行可视化综合利用FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段、支持变电站系统层级智能调度技术系统安全经济运行及优化控制。系统可提供智能电压无功自动控制功能，可接受调度主站端或集控中心的调节策略，完成电压无功自动控制功能。调度主站或集控中心可对厂站端的VQC软件进行启停209、状态监视和策略调整的控制。系统可提供智能负荷优化控制功能，可根据预设的减载策略，在主变压器过载时自动计算出切负荷策略，或接受调度主站或集控中心的调节目标值计算出切负荷策略，并将切负荷策略上传给调度主站或集控中心确认后执行（7） 设备配置（1） 站控层设备按照功能分散配置、资源共享、避免设备重复设置的原则，站控层硬件设备由以下几部分组成：站控层由主机兼主机操作员站、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、PMU数据集中器、计划管理终端、二次安全防护设备、远动通信装置、状态检测机智能辅助控制系统后台主机、智能接口设备及网络打印机等设备构成，设备按终期规模进行配置。1) 主机兼操作员站双套配置210、，双机能自动均匀分配负荷，单机故障时，另一台主机能带全部负荷。同时，还应具有硬件设备和软件任务模块的进行自监视功能。站控层数据库建库以及主接线图等按变电站远期规模设置参数，便于以后扩建工程的实施。主机兼操作员工作站多采用多核服务器，其性能应满足整个系统的功能要求，主机的处理能力、存储容量应与变电站的规划容量相适应。主机兼操作员工作站应满足运行人员直观、便捷、安全、可靠的要求，应具备五防工作站功能，还应具有操作票专家系统，实现对倒闸操作票的智能开票和管理功能，能够采用图形开票、手动开票、典型票等方式开出完全符合“五防“要求的倒闸操作票。2) I区数据通信网关机：直接采集站内数据，通过专用通道向调211、度中心传送实时信息，同时接收调度中心的操作与控制命令。采用专用独立涉笔，无硬盘、无风扇设计；双重化配置。II区数据通信网关机：实现II区数据向调度中心的数据传输，具备远方查询和浏览功能；单套配置。III/IV区数据通信网关机：本工程不配置III/IV区数据通信网关机。3) 数据服务器：用于变电站全景数据的集中存储，为站控层设备应用提供数据访问服务。双重化配置4) 综合应用服务器：接收站内一次设备在线监测数据、站内辅助应用、设备基础信息等，进行集中处理、分析和展示；双重化配置。5) 网络打印机。在自动化系统站控层设置网络打印机，取消装置屏上打印机，通过变电站自动化系统打印全站各装置的保护告警、事212、件、波形等。同时站内各种报表、画面、接线信息也能通过操作员工作站打印。（2） 间隔层设备间隔层设备包含保护、安全自动装置、测控、录波及网络分析仪、计量以及其它智能接口设备等。测控装置配置：测控装置 应按照DL/T 860标准模，具备完善的自描述功能，与站控层和过程层设备直接通信。测控装置应支持通过GOOSE报文实现间隔层防误联闭锁功能。220kV及110kV电压等级采用保护、测控独立装置。测控单元按电气单元配置，其中220kV及110kV间隔按开关配置，母线设备测控单元按母线配置，220kV主变测控装置按开关及本体配置。全站配置公共测控单元。10kV电压等级无功及站用电采用保护、测控、计量多合213、一装置，配置单独的电子式表计。保护、故障录波及网络分析、计量等设备配置方案相见相关章节的配置方案。（3） 过程层设备过程层设备包括智能终端、合并单元等，按本期工程规模配置。1) 合并单元l 主变三侧、公共绕组合并单元按电流、电压互感器双重化配置。l 220kV部分按电流、电压互感器间隔合并单元双重化配置。l 110kV部分按电流、电压互感器间隔合并单元单套配置。l 220kV双母线接线按双重化配置2台母线合并单元。l 110kV双母线接线按双重化配置2台母线合并单元。l 合并单元的输出接口采样频率为4000Hz。l 本工程采用常规互感器，合并单元分散布置在配电装置智能控制柜内。对于关口点计量采214、用专用计量绕组。表5.1-1 宁州户220kV变电站合并单元配置表序号项目配置原则本期（台）远期（台）1220kV线路双重化配置8122220kV母联双重化配置223220kV母线双重化配置224110kV线路单套配置4105110kV母联单套配置116110kV母线双重化套配置227主变合并单元双重化配置1624总计35532) 智能终端l 主变三侧智能单元均双重化配置，主变本体智能终端（集成主变本体非电量保护）单套配置。l 220kV部分按间隔智能终端双重化配置l 110kV部分按间隔智能终端单套配置l 220kV双母线接线按母线段单套配置1台智能终端l 110kV双母线接线按母线段单套配215、置1台智能终端l 智能终端分散布置在配电装置场地智能控制柜内。表5.1-2 宁州户220kV变电站智能终端配置表序号项目配置原则本期（台）远期（台）1220kV线路智能终端双重化配置8122220kV母联智能终端双重化配置223220kV母线智能终端单套配置224110kV线路智能终端单套配置4105110kV母联智能终端单套配置117110kV母线智能终端单套配置228主变三侧智能终端双重化配置12189主变本体智能终端单套配置23总计33503) 智能控制柜l 220kV、110kV按间隔每台断路器配置1面智能控制柜（与GIS控制柜合一）。l 220kV I、II母各配置1面智能控制柜（与216、GIS控制柜合一）。l 110 kV I、II母各配置1面智能控制柜（与GIS控制柜合一）。l 主变按高、中、本体三侧，按每侧配置1面智能控制柜（与GIS控制柜合一），低压侧智能终端放入10kV开关柜内。表5.1-3 宁州户220kV变电站智能控制柜配置表序号项目配置原则本期（台）远期（台）1主变智能柜单独配（双套装置）692220kV线路智能柜单独配（双套装置）463220kV母联智能柜单独配（双套装置）114220kV母线智能柜单独配（双套装置）225110kV线路智能柜单独配（单套装置）4106110kV母联智能柜单独配（单套装置）117110kV母线智能柜单独配（单套装置）22总计20217、314) 网络通信设备a ）系统网络：网络通信设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。站控层采用双重化星形以太网络，按完全分区设置；间隔采用双重化星形以太网络，间隔层交换机按照电压等级配置，交换机端口满足应用需求。过程层网络完成间隔层和过程层设备、间隔层设备之间以及过程设备之间的数据通信，可传输SV报文和GOOSE报文。过程层网络采用星形双网结构，采用SV和GOOSE共网传输；过程层网络按220kV、110kV电压等级分别组网，10kV间隔不配置过程层网络，直接接入站控层网络。220kV按单间隔配置过程层交换机，110kV按两个间隔共用过程层交换机。218、主变压器不独立设置过程层网络，保护、测控装置采用不同的数据接口接入高、压侧过程层交换机，主变低压侧接入中压侧过程网络。220kV及110kV部分测控、故障录波及网络报文分析采样值报文采用网络方式传输。b ）网络配置方案：l 站控层网络交换机：交换机按冗余配置4台中心交换机，站控层I区设备A网、B网各配置1台百兆24电口、2光口交换机，II区设备A网、B网各配置1台百兆24电口、2光口交换机即可满足要求。l 间隔层网络交换机：二次设备室网络交换机按配置4台百兆24电口、4光口交换机，10kV配电室网络交换机按冗余配置2台百兆8电口、2光口交换机。l 过程层交换机：过程层交换机应满足现场运行环境要219、求的工业交换机，支持IEEE 1588协议，并通过电力工业自动化检测机构的测试，满足DL/T860标准。 220kV电压等级过程层：GOOSE交换机按间隔双重化配置，交换机按间隔与保护装置共同组屏。110kV电压等级过程层：GOOSE交换机按两个间隔双套配置，交换机按间隔与保护装置共同组屏。表5.1-4 宁州户220kV变电站网络交换机配置表序号项目配置原则本期（台）远期（台）1站控层交换机冗余配置442间隔层交换机冗余配置483220kV过程层中心交换机冗余配置224220kV过程层交换机冗余配置8125110kV过程层中心交换机冗余配置226110kV过程层交换机单套装置5117主变过程交220、换机冗余配置1624总计4163母线过程层设备、母线保护、故障录波、网络记录等接在中心交换机上。1.5.2 元件保护及自动装置（1） 220kV线路保护配置方案220kV线路按双重化原则配置两套纵联电流差动保护，后备保护包括三段相间距离、三段接地距离和两段零序电流保护，线路保护具备重合闸功能。每条线路配置两套主保护，两套保护均采用分相电流差动保护，与更换对侧保护装置与本站保持一致，保护一采用两路2M复用通道，保护二采用专用高频通道。每回220kV线路配置1面保护柜，本期220kV线路保护柜合计4面。（2） 110kV线路保护配置方案本期本站新建4回110kV出线，每回线路配置单套完整的主、后备221、保护功能的线路保护装置，每回线路配1套光纤电流差动保护装置，每2回线路保护装置组1面柜，本期110kV线路保护柜合计2面。（3） 母线保护配置方案（1）220kV母线本期为双母线接线，远景为双母线接线，本期配置双套微机型母线保护。每套母线保护均含有失灵保护功能。母线保护与其他保护之间的联闭锁信号（失灵启动、母联断路器过流保护启动失灵、主变保护动作解除电压闭锁等）采用GOOSE网络传输。本期每面柜单元数按变电站终期建设规模配置，要求不少于15个单元（3台主变压器、6回出线，1组母联），本期220kV母线保护柜合计2面。（2）110kV母线本期、远景均为双母线接线，本期配置1套微机型母线保护。每套222、母线保护均含有失灵保护功能。母线保护与其他保护之间的联闭锁信号（失灵启动、母联断路器过流保护启动失灵、主变保护动作解除电压闭锁等）采用GOOSE网络传输。配置微机母线保护柜1面，其单元数按变电站终期规模配置，要求不少于16个单元（3台主变、10回出线、1组母联），本期110kV母线保护柜1面。（3）本方案10kV母线不考虑配置母线保护。（4） 母联、分段保护配置方案（1）本期宁州户主接线220kV采用双母线接线，220kV母联断路器按双重化配置母联保护。母联保护跳闸采用点对点跳闸，其他保护（主变保护）跳母联采用GOOSE网路。母联保护启动母线失灵采用GOOSE网络。本期母联断路器装设2套母联保223、护装置，两套装置组一面柜。（2）本期主接线110kV采用双母线接线，110kV母联断路器按1套母联保护配置。母联保护跳闸采用点对点跳闸，其他保护（主变保护）跳母联采用GOOSE网路。母联保护启动母线失灵采用GOOSE网络。采用保护测控一体化装置，本期组一面柜。（3）10kV母线分段配置微机型电流速断及过流保护。保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。保护装置采用以太网接口接入站内计算机监控系统，通信规约采用DL/T 860。（5） 主变压器保护本期工程建设1、2#主变压器，主变压器保护包括以下内容：（1） 主变压器保护按双重化配置，每套主变保护包含完整的主、后备保护功能；各侧MU、智能终端均按224、双重化配置，零序CT并入相应MU。（2） 变压器保护采取直接采样方式，各侧断路器采用直接跳闸，其中跳母联断路器及闭锁备自投、启动失灵等采用GOOSE网络传输。主变保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，实现失灵跳主变各侧断路器。（3） 非电量保护就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网络。（4） 保护应具备通信管理功能，与监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，规约采用DL/T860，接口采用以太网。每台主变压器配置电量保护柜两面，集中布置与二次设备室，本体智能终端一台（含非电量保护功能），就地布置与主变压器场地智能控制柜内。保护具体配置如下：（1） 变压器设纵联差225、动保护作为主保护，以保护变压器绕组及其引出线的相间短路故障，瞬时断开主变各侧断路器。（2） 复合电压闭锁过流保护，作为变压器主保护相间短路故障和相邻元件的后备保护，可装设在主变高压侧和中压侧，保护为两段式，并以较短的时限动作于缩小影响范围，以较长的时限动作于主变压器各侧。（3） 变压器高、中压侧装设零序电流保护，保护为两段式。每段可带有两个时限，并以较短的时限动作于缩小故障影响范围，以较长的时限断开主变压器各侧断路器。（4） 变压器高、中压侧中性点均应装设间隙零序电流保护和零序电压保护，延时跳开变压器各侧断路器。（5） 变压器保护装置应具有高压侧断路器失灵保护动作后跳各侧断路器的功能。（6） 226、变压器各侧应装设过负荷保护，保护为单相式，延时动作于信号。（7） 变压器动作于220kV断路器的电气量保护动作应具备启动220kV侧失灵保护及解除失灵保护复合电压闭锁功能。非电量保护动作不启动失灵保护。（6） 站用变压器保护配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及本体保护。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。保护装置采用以太网接口接入站内计算机监控系统，通信规约采用DL/T 860。（7） 10kV并联电容器保护配置微机型电流速断保护，过流保护，以及过压、失压、过负荷保护、非电量保护。对于某一电容器切除后引起的剩余电容器过电压，根据一次设备接线情况。双星型：不平衡电流保护；单星型：227、分相电压差动保护。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。保护装置采用以太网接口接入站内计算机监控系统，通信规约采用DL/T 860。（8） 故障录波本站全站统一配置 1 套故障录波及装置； 主变压器、220kV 电压等级、110kV 电压等级各配置 1 台故障录波装置，可按3 面组屏。 暂态录波单元应在有故障启动量时记录存储暂态波形。 每台暂态录波单元数字式交流量宜为 96 路，开关量宜为 256 路。（9） 网络记录分析一体化装置本站全站统一配置 1 套网络记录分析装置；可按 1面组屏。网络记录单元应连续在线记录存储网络上的原始报文。（10） 故障测距系统故障测距系统仅针对 220kV228、 电压等级变电站，若需配置，应遵循如下原则： (1) 为了实现线路故障的精确定位， 对于距离大于 80km 的长线路或路径地形复杂、 巡检不便的距离大于 50km 的线路，应配置专用故障测距装置。(2) 故障测距装置采样值采用点对点传输方式，数据采样频率应大于 500kHz。 根据专业室提供的资料，宁州户锦华线路长度为22.5km，宁州户昌变线路长度为32km，经过的地段主要为园区的、居民区。线路巡视方便。因此，本站不配置故障测距装置。1.5.3 变电站微机防误闭锁综合操作系统为了防止电气误操作事故的发生，落实电业安全工作规程、防止电气误操作装置管理规定以及其它有关规定要求，本变电站装设了微机229、防误闭锁综合系统，本变电站的微机防误闭锁综合系统为一独立的分支系统，微机防误闭锁综合操作系统达到具有两票三制管理制度的特点；配置工控主机(主机应为双机冗余热备用，应具备与微机监控、RTU等接口功能，实现数据共享，并可闭锁监控操作)、汉字显示器、开关闭锁控制器和电脑钥匙等，本工程不设置模拟操作屏。能够实现强制性五防闭锁、在线自动对位、仿真模拟预演、多任务并行操作、通过与综合自动化系统的通讯管理单元通讯的方式。防误闭锁系统通过综合自动化系统后台计算机监控系统相连，并接收各类操作的操作顺序，并与装在一次设备上的编码锁配合，一起完成防误闭锁各项功能。1.5.4 站用交直流电源5.5.4.1 交直流一体230、化电源系统（1） 系统组成 站用交直流一体化电源系统是由站用交流电源、直流电源、UPS交流不间断电源、逆变电源等装置组成，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。（2） 系统功能要求系统应符合Q/GDW 383-2009智能化变电站技术导则及Q/GDW 394-2009330kV750kV智能变电站设计规范规定，各电源应进行一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据能够上传至远方控制中心，能够实现就地和远方控制功能，能够实现站用电源涉笔的系统联动。具体要求如下：l 系统中个电源通信规约应相互兼容，能够实现数据信息共享。l 系统的总监控装置应通过以太网通信接口采用DL/T860与变231、电站后台连接，实现对一体化电源的远程监控维护管理。l 系统具有监视交流电源进线、母联断路器；直流电源交流进线断路器、充电装置输出断路器、蓄电池组输出保护电器、直流母联断路器、交流不间断电源输入断路器、直流变换电源输入断路器等状态的功能，上述断路器选择智能型断路器，具备远方控制及通信功能。l 系统具有监视站用交流电源、直流电源、蓄电池组、交流不间断电源等设备运行参数的功能。l 系统能监测交流电源馈线、直流电源馈线断路器脱扣告警信号的功能。l 系统据具有交流电源切换、充电装置充电方式转换等功能。（3） 直流电源直流系统电压：本站操作直流系统电压采用220V。蓄电池型式、容量及组数： 本站装设两组蓄232、电池，采用阀控式密封铅酸蓄电池，每组蓄电池组容量600Ah。充电装置型式及台数：本站配置高频开关充电装置，按两套配置，模块数量为N1。该装置具有自动均充/浮充电功能、告警保护功能及自动调压功能，且能与微机综合自动化系统进行网络通讯。直流系统接线方式：220kV变电站直流系统应采用两段单母线接线，两段直流母线之间应设置联络开关，每组蓄电池及其充电装置应分别接入不同母线段。直流系统接线应满足正常运行时，两段母线切换时不中断供电的要求，切换过程中允许两组蓄电池短时并列运行。每组蓄电池均应设有专用的试验放电回路。试验放电设备经隔离和保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。直流系统供电方式：二次设备室的测控233、保护、故障录波、自动装置以及10kV配电室的保护装置均按反措要求采用辐射式供电方式。馈线开关选用专用直流空气开关，分馈线开关与总开关之间至少应保证34 级级差。通信电源采用DC/DC变换供电，通信电源采用-48V。直流系统采用辐射型供电，220kV站区较大，在保证供电可靠性的前提下本工程在220kV、110kV配电装置区设置直流分屏直流系统设备布置。蓄电池采用组架安装方式，按组布置与两个专用的蓄电池室内。直流系统的监控：直流电源中每套充电装置配置1台直流监控装置，每组蓄电池配置1套在线监测装置，每面馈线柜配置1台直流绝缘检测装置。蓄电池在线监测装置、馈线监测模块、直流绝缘检测装置通过总线方式234、与直流监控装置通信上传信息，直流监控装置可以实现数据的分析、处理，并通过网口接入计算机监控系统。（4） UPS(逆变)电源部分本站配置两套UPS电源，采用主机双套冗余方式，主机容量按28kVA考虑，主机和馈线等设备由供2面柜组成。UPS负荷包括计算机监控系统、电能量计费系统、保护及故障信息子站、火灾报警系统、通信设备等。UPS装置为静态整流、逆变装置，为单相输出，输出的馈线采用辐射状供电方式。UPS正常运行时由站内交流电源供电，当输入电源故障或整流器故障时，由变电站220V直流系统供电。UPS的正常交流输入端、旁路交流输入端、直流输入端、逆变器的输入和输出端及UPS输出端应装设自动开关进行保护235、。（5） 一体化电源系统总监控装置监控装置作为一体化电源系统的集中监控管理单元，应同时监控站用交流电源、直流电源、UPS电源、逆变电源等设备。通过DL/T860规约与变电站站控层设备相连，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理；通过总线或DL/T860规约与各子电源系统监控单元通信，各子电源监控单元与成套装置中个监控模块通信。监控装置的监控功能、报警功能应满足Q/GDW576-2012站用交直流一体化电源系统技术规范的规定。5.5.4.2 交流试验电源屏为满足微机保护及其他试验、运行维护的要求，全站设置一面交直流试验电源检修柜。1.5.5 其他二次系统5.5.5.1 时间同步系统为实现对全站监236、控、保护、录波、计量等二次设备的对时，本站考虑配置1套全站公共的时间同步系统，主时钟双重化配置，支持北斗系统和GPS系统单向标准受时，优先采用北斗系统，预留地面时钟接口。时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求：站控层采用SNTP网络对时，间隔层采用IRIG-B方式，鉴于合并单元下放布置与户外配电装置场地，时钟输入采用光信号。采样的同步误差不大于1us。时间同步系统组柜安装在二次设备室内，天线安装在主控楼屋顶上。5.5.5.2 一次设备在线监测本站在线监测系统将形成独立的子站，通过对变电站各方面的状态信息进行全方位的监测，并将所有监测数据接入后台，通过后台可集中分析反映设备状态信息237、的各种在线监测数据，综合这些数据诊断设备有无故障缺陷及缺陷的类型，实时掌握设备健康状况。本站配置主变压器油色谱在线监测和避雷器在线监测子系统各一套，系统构成如下：（1） 系统构成变电设备状态监测系统采用分层分布式结构，由传感器、状态监测IED、后台系统构成，后台主机功能利用状态监测及智能辅助系统后台主机实现。（2） 状态监测范围本工程状态监测主要包括：主变压器、220kV组合电器、金属氧化锌避雷器。状态监测参量如下：l 主变压器：油中溶解气体、油中含水量；局部放电传感器及测试接口。l 220kV金属氧化锌避雷器：泄漏电流、放电次数。l 220kV组合电器：局部放电(预留供日常检测使用的超高频传238、感器及测试接口)。（3） 状态监测IED配置原则状态监测IED按照电压等级和设备种类进行配置。在装置硬件出了能力上允许情况下，同一电压等级的同一类设备多间隔、多参量共有状态监测IED，以减少装置硬件数量。（4） 后台系统配置原则后台系统应按变电站对象配置，全站应共有统一的后台系统，功能由状态监测及智能辅助系统后台主机整合。各类设备状态监测统一后台分析软件、接口类型和传输规约，实现全站设备状态监测数据的传输、汇总和诊断分析。（5） 通信及接口要求l 传感器与状态监测IED间采用总线方式传输模拟量数据。l 状态监测IED之间状态监测IED与后台系统间采用DL/T 860通信，通信网络采用100Mb239、ps及以上高速以太网。l 通过状态监测及智能辅助控制系统后台主机与变电站自动化系统接口。l 预留与远方状态监测主站系统的通信接口。l 与其他系统通信应严格按照电力二次系统安全防护总体方案要求，通过MPLS-VPN实现网络和业务以及不同安全分区的隔离，确保系统功能安全。5.5.5.3 智能辅助控制系统变电站内设置一套智能辅助控制系统实现图像监视及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制，实时接收各终端装置上传的各种模拟量、开关量及视屏图像信号，分类存储各类信息并进行分析、计算、判断、统计和其他处理。智能辅助控制系统包括智能辅助系统综合监控平台、图像监视及安全警卫子系240、统、火灾自动报警及消防子系统、环境监测子系统等。（1）后台系统。智能辅助控制系统不配独立的后台系统，利用状态监测及智能辅助控制系统后台主机实现智能辅助控制系统的数据分类存储分析、智能联动功能。（2）图像监视及安全警卫子系统。为保证变电站安全运行，便于运行维护管理，变电站内设置一套图像监视及安全警卫系统，其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。图像监视及安全警卫系统设备包括视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机、编码器、沿变电站围墙四周设置的电子栅栏等。视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口，就地摄像头按本期建设规模配置。电子围栏装置应取得当地公安部241、门认证。站内配电装置区、主要设备室的摄像头的配置型式及数量参见表5.8-1。 表5.8-1 图像监视及安全警卫系统配置一览表序号安装地点摄像头类型配置原则数量1主变压器区室外快球每台主变压器配置1台。2210kV无功补偿装置区室外快球配置1台。23220kV设备区室外快球AIS设备：根据规模配置；44110kV设备区室外快球AIS设备：根据规模配置；4510kV配电装置室一体化摄像机根据规模配置1-2台26二次设备室一体化摄像机根据规模配置1-2台27低压配电室一体化摄像机根据需要配置1台18电缆夹层一体化摄像机配置1台无9综合室门厅一体化摄像机配置1台低照度摄像机110蓄电池室一体化摄像机配242、置1台211全景（安装在主控制楼顶部）室外快球配置1台112周界(安装在变电站围墙边角）室外快球每个围墙边角配置1台。413高压脉冲电子围栏根据围墙边界进行防区划分，含大门上端可移动护栏。114门禁装置变电站进站大门、主控室门厅，35kV配电室处安装1（3）火灾自动报警系统。本站设置一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。火灾自动报警系统应取得当地消防部门认证。火灾探测区域应按独立房（套）间划分。220kV变电站火灾探测区域有：主控制室、二次设备室、10kV配电装置室、10kV站用变压器室等。根据所探测区域的不同，配置不同类型和243、原理的探测器或探测器组合。火灾报警控制器应设置在二次设备室或警卫室靠近门口处。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。（4）环境监测子系统。环境监测设备包括环境数据处理单元、10kV配电室SF6气体密度传感器等。（5）控制功能：智能辅助控制系统应能是新各子系统之间的联动控制功能，包括火灾消防、环境监测、报警等相关设备联动。l 能与周界报警系统、火灾报警系统实现联动报警，对前端每个火灾报警、高压脉冲报警设备进行地质码解析，解析后的地址与视频系统中的每个摄像机的预置位地址一一对应，以前端报警信号为出发条件，相应摄像机联动。l 与智能灯光控制或摄像机的辅助灯光系统进行244、联动。在夜间白天不良情况下需要启动摄像头时，可联动开启灯光。l 能与通风系统实现联动，完成自动的闭环控制和告警。通过对室内环境温度、适度的实时采集，自动启动/关闭通风系统，同时通风系统与火灾报警控子系统联动，设烟感闭锁，当火灾报警时自动切断风机电源。l 预留与现场设备操作的联动功能。1.5.6 二次设备的接地、防雷、抗干扰5.5.6.1 二次设备的接地（1） 控制电缆的屏蔽层两端可靠接地。（2） 所有敏感电子装置的工作接地与安全的或保护地混接。（3） 在二次设备室内，沿屏布置方向敷设截面不小于120mm的专用接地铜排（缆），并首末端联接后构成室内等电位接地网。室内等电位接地网用4根截面不小于5245、0mm的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。（4） 沿二次电缆的沟道及保护用结合滤波器等处敷设截面不小于120mm的裸铜排（缆），构建室外的等电位接地网。开关场的就地端子箱内应设置截面不小于120mm裸铜排（缆）,并使用截面不小于120mm的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网连接。（5） 全站电压互感器和电流互感器的二次回路在开关场一点接地。5.5.6.2 二次设备的防雷在直流充电装置、UPS等的电源输入处设电源防雷器。5.5.6.3 二次设备的抗干扰（1） 微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均使用屏蔽电缆。（2） 交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及开关柜电压互感器二246、次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均使用各自独立的电缆。（3） 双重化配置的保护装置、母差和断路器失灵等重要保护的起动和跳闸回路均使用各自独立的电缆。（4） 双重化配置的保护装置、母差和断路器失灵等重要保护的起动和跳闸回路均使用各自独立的电缆。（5） 所有涉及直接跳闸的重要回路采用动作电压在额定直流电源电压55%-70%范围以内的中间继电器，且动作功率不低于5W.（6） 保护装置24V开入电源不出保护室。（7） 经过配电装置的通信网络连接均采用光纤介质。1.5.7 二次设备组柜及布置5.5.7.1 站控层设备组柜站控层二次设备集中组屏布置在二次设备室，其中：2台主机兼操作工作站247、2面。2台综合应用服务器组2面屏。2台数据服务器及显示器组2面屏。4台I区通信网关机+2台II区通信网关机+2台站控层中心交换机+4台纵向隔离装置组2面屏。主机及综合应用服务器的显示器布置在控制台上。5.5.7.2 间隔层设备组柜采用除10kV均采用保护测控分开的装置，保护、测控、过程层交换机等设备集中布置于二次设备室。a) 220kV线路间隔220kV线路保护1+过程层交换机1+220kV线路保护2+高频收发信机+过程层交换机2组柜1面。本期出线4回，组柜4面。远期6回组柜6面。4台220kV线路测控装置组柜1面。本期出线4回，组柜1面。远期6回组柜2面。b) 220kV母联间隔220kV母248、联保护1+过程层交换机1+220kV母联保护2+过程层交换机2组柜1面。本期及远期均为双母线接线组柜1面。1台220kV母联测控装置组柜与220kV出线测控装置柜2。c) 220kV母线保护220kV母线保护1+过程层中心交换机1、2组柜1面。220kV母线保护2+过程层中心交换机3、4组柜1面。1台220kV母线测控装置组柜与220kV出线测控装置柜2内。d) 110kV线路间隔110kV线路1保护+110kV线路2保护+过程层交换机1+过程层交换机2组柜1面。本期出线4回，组柜2面。远期出线10回，组柜5面。4台110kV线路测控装置组柜1面。本期出线4回，组柜1面。远期10回组柜2面。e249、) 110kV母联保护110kV母联保护+过程层交换机1组柜1面。本期及远期均为双母线组柜1面。1台110kV母联测控装置组柜与110kV出线测控装置柜2内。f) 110kV母线保护110kV母线保护+过程层中心交换机1、2组柜1面。1台110kV母线测控装置组柜与110kV出线测控装置柜2内。g) 主变保护主变保护1+高压侧过程层交换机1+中高压侧过程层交换机组柜1面。主变保护2+高压侧过程层交换机2+中高压侧过程层交换机2组柜1面。本期2台主变，组柜4面，远期3台主变，组柜6面。h) 主变测控主变高、中、低压侧及本体各测控装置组柜1面。本期2台主变，组柜2面，远期3台主变，组柜3面。i) 250、电能表柜电能采集终端及关口表组柜1面。主变电能表屏2面。（其中一面屏配置电压切换装置1台）220kV线路电能表屏1面。（配置电压切换装置1台）110kV线路电能表屏1面。（配置电压切换装置1台）j) 10kV保护、测控、计量一体装置分散就地布置于开关柜。5.5.7.3 过程层设备组柜合并单元、智能终端、就地监测IED等设备下放布置于组合电器汇控柜内，除主变本体设置1台就地智能控制柜，主变低压侧分散布置开关柜内。a) 220kV线路间隔智能终端1+智能终端2+合并单元1+合并单元2组柜于组合电器汇控柜内1面。本期4面，远期6面。b) 220kV母联间隔智能终端1+智能终端2+合并单元1+合并单元251、2组柜于组合电器汇控柜内1面。远期本期均为双母线组柜1面。c) 220kV母线间隔220kV母线I智能终端1+220kV母线合并单元1组柜于组合电器汇控柜内1面。220kV母线II智能终端1+220kV母线合并单元2组柜1面+状态监测IED组柜于组合电器汇控柜内1面。d) 110kV线路间隔110kV线路智能终端+合并单元组柜于组合电器汇控柜内1面。本期4面，远期10面。e) 110kV母联间隔110kV母联智能终端+母线合并单元组柜于组合电器汇控柜内1面。f) 主变间隔主变高压侧智能终端1+主变高压侧智能终端2+主变高压侧合并单元1+主变高压侧合并单元2组柜于组合电器汇控柜内1面。主变中压侧252、智能终端1+主变中压侧智能终端2+主变中压侧合并单元1+主变中压侧合并单元2组柜于组合电器汇控柜内1面。主变本体智能终端（含非电量保护功能）+中性点合并单元1+中性点合并单元2+本体状态监测IED组柜组柜1面。单独组柜，应满足新疆恶劣气候条件。5.5.7.4 其他二次系统组柜a) 故障录波装置主变故障录波柜1面，220kV故障录波1面，110kV故障录波1面，共计3面。b) 网络记录分析装置网络记录单元、网络分析主机等装置组柜1面。c) 时钟同步系统二次设备室设主时钟及扩展柜2面。d) 一次设备状态监测系统状态监测IED：各间隔就地智能控制柜。后台监测主机1面组屏1面。e) 智能辅助控制系统智253、能辅助控制主机及附件组柜1面。f) 电能质量监测屏1面g) 向量测量屏2面h) 保护通道接口柜2面i)j) 交直流一体化电源系统设置交流站用电柜8面。直流充电柜2面，直流母线联络柜2面，直流馈线柜5面。DC/DC变换柜2面。UPS电源柜1面。一体化监控主机柜1面。共计21面。5.5.7.5 网络设备组柜设置站级网络设备柜1面，布置站控层网络中心交换机。设置二次室间隔层交换机柜1面。10kV配电室间隔层交换机1台，下放在开关柜内。过程层交换机布置于二次设备室各间隔保护测控柜。过程层中心交换机布置在220kV、110kV共用设备柜。5.5.7.6 系统调度自动化组柜每套电力调度数据网接入设备和二次254、系统安全防护设备均单独组屏，组3面屏。电力调度数据网接入设备含路由器1台和交换机2台。二次系统安全防护设备，由纵向IP认证加密装置和硬件防火墙各2台组成，组2面屏。1.5.8 电气二次设备布置站内设置共用的二次设备室，面积243平方米。站控层设备、间隔层设备、交直流一体化电源柜、通讯柜等均集中布置在其中，蓄电池组布置在相邻房间，组架安装。10kV二次设备下放布置于就地开关柜。柜体的统一要求：通讯设备柜2260600600，其他二次系统设备柜采用2260800600。柜前为单开门，柜后为双开门、垂直自立、柜门内嵌式的柜式结构、前门宜为玻璃门，正视柜体旋轴在左边，门把手在右边。颜色采用冰灰桔纹。二255、次设备室备用屏位不少于总屏位的1015。共计屏位108个，考虑预留后为124个（按13%考虑）。本期占用87个。1.5.9 光缆、网线、电缆选择与敷设5.5.9.1 光缆、网线、电缆选择（1） 光缆选择处线路纵联保护专用光纤外，其余采用缓变型多模光纤。光缆起点、终点在同一智能控制柜内并且同属继电保护的同一套的保护测控装置、合并单元、智能终端、过程层交换机等多个装置，可合用同一根光缆进行连接。跨房间光缆采用无金属、阻燃、加强芯光缆或铠装光缆。多芯光缆数不超过24芯，每根光缆至少备用2芯。（2）网线选择继电器室内通讯联系宜采用超五类屏蔽双绞线。（3）电缆选择l 站用控制电缆均采用ZR-KVVP2型256、号电缆。l 站用电力电缆均采用ZR-VV22型号铜芯阻燃型电缆。l 站用10kV电力电缆均采用ZR-YJV62型号铜芯阻燃型电缆，阻燃等级不小于B级。l 对由配电装置场地引至主控制楼微机保护柜的电流、电压、信号回路的电缆，均采用铜带屏蔽、钢带铠装控制电缆；屏蔽层采用开关场与控制室两端同时接地，以防止电磁干扰。5.5.9.2 光缆、网线、电缆敷设l 电缆敷设应符合GB50217的规定。l 二次设备室内光缆宜采用预制光缆，安装方便、即插即用。220kV每间隔需2根24芯户外光缆由二次设备室连接至户外智能控制柜、110kV每间隔需要1根24芯户外光缆由二次设备室连接至户外智能控制柜。二次设备室至设备257、区的光缆长度难以准确测量，可采用现场熔接方式。l 为增强抗干扰能力，机房和小室内强点和弱电电应采用不同的走线槽进行敷设。l 站内低压电力电缆和控制电缆采用电缆沟，穿管的敷设方式。l 电缆沟全部采用成品电缆支架。l 电缆敷设设计中，给出电缆布线断面图，标明每个桥(支) 架上的电缆数量和名称，防止施工中动力电缆与控制电缆混放、电缆分布不均甚至堆积乱放。使用完善计算机布线设计。5.5.9.3 电缆防火本工程防止电缆着火延燃措施按部颁规程发电厂、变电站电缆选择与敷设设计规程(SDJ26-89)进行施工图设计，并结合中华人民共和国电力行业标准电力设备典型消防规程(DL5027-93)，具体落实以下主要措258、施：(1) 在电缆沟的接口处，公用主电缆沟与引接分支电缆沟的接口处，屏、柜、箱的底部电缆孔洞等处，采用耐火材料进行封堵；(2) 电缆沟内每隔60m处设置阻火墙；(3) 在控制电缆与电力电缆之间设置层间耐火隔板；(4) 对直流电源、事故照明、火灾报警系统的全部电缆，屏、柜、箱底部1m长的电缆，户外电缆进入户内后lm长的电缆，阻火墙两侧各lm长的电缆，采用电缆防火涂料进行涂刷。(5) 对靠近含油设备(如变压器、电流互感器)的电缆采用穿管或埋沙敷设，邻近的电缆沟盖板用水泥沙浆作预密封处理。5.1 站区总体规划和总布置该变电站设一个主出入口，一个设备安装孔，主出入口设在变电站北侧距离公路100m左右，259、通过主入口可以到达主建筑物等建筑，进入设备区。设备区的安装孔设在变电站西侧主要是为大型车辆进入主变区及屋外配电装置区，运输变压器等电气设备及将来检修设备出入而设。主建筑物在变电站的东侧中部，10kV屋内配电装置室布置在站区中部，屋外电容器布置在配电室的西侧，主变压器布置在变电站中部，北侧布置有220kV屋外配电装置，南侧布置有110kV屋外配电装置。变电站按生产功能和电压等级分区设计，每区均设有混凝土环形道路互相联通。道路及场地处理：站内道路为现浇C20混凝土，现浇现压光，路面宽度为：运输大型设备的路宽为4.5m，其余均为4.0m。主入口路宽为4.5m。全所功能分区明确。站内主干道布置在220260、kV配电装置区与主变区之间。应国家电网“两型一化”要求，本站未设站前区及绿化带。变电站按最终规模用地一次征购，土建分期建设。本期建设主建筑物、35kV屋内配电装置室、事故油池以及本期构、支架及有关设备基础，建设站内道路、站区围墙、大门、站外引接道路，其余均为分期建设。5.2 建筑规模及结构设想5.2.1 建筑设计概况建筑设计以安全可靠、适用美观、技术先进、经济合理、方便施工运行为原则。做到实用、整齐、协调。根据工艺要求及生产、生活的需要，采取有联合、有分散的建筑布置方式，这样既方便了工艺的运行操作，又最大限度地减少了建筑占地和建筑面积。全站共设建筑物4幢，即：综合配电室、10kV屋内配电室及消261、防小间两座。站内建筑项目及面积指标见全站建筑物一览表。全站建筑在平而和局上根据生产工艺和使用要求、自然条件、建筑材料和建筑技术等因素，合理地进行平面布置和空间组合。在建筑造型和立面处理上力求简洁、美观，与周围环境相协调。在建筑色彩上，以浅绿色、灰色为主，点缀国网绿色带，使建筑物清爽、舒展、富于变化，体现一种现代气息的建筑风格。表5-2 全站建筑物一览表序号建筑物名称建筑面积（m2）结构形式附注1综合室498.3框架结构210kV配电室372.5框架结构3警卫室22.75砖混结构4消防小间（2座）11型钢彩板按轴线计合计904.555.2.2 主要建筑5.2.2.1. 综合室综合室平面设计：根据262、总平面布置，基地位置狭长，为一层建筑。将功能相近用房尽量合并或相邻布置，以节约建筑面积和电缆长度，并方便运行管理。门厅朝向进站道路，入口位置醒目明确，起到很好的导向作用。整个建筑布置合理紧凑、分区明确、流程清晰。综合室立面设计：建筑立面设计从尺度、色彩等方面入手，力求简洁明快，展现现代工业建筑特点，并与周围环境相结合。根据使用功能，继电器室层高为4.2m，充分利用建筑空间，控制建筑体积，达到节约投资的目的。考虑防盗，窗户采用防盗栏，立面色彩明快、醒目。5.2.2.2. 10kV配电装置室10kV屋内配电装置室为单层建筑，平面呈“一”字型布置。长36米，宽9.5米，层高4.8米，房屋总高6.0米263、。5.2.3 建筑装饰建筑装饰遵循实用、经济及美观的设计原则，在满足规程、规范的前提下，尽量采用易施工、易清洁以及安全、可靠、环保的装饰、装修材料，具体如下：5.2.3.1. 室内地面卫生间、厨房采用防滑地砖，10kV配电装置室采用水泥砂浆地面，其余均采用彩色地砖地面，这种地面与常用的水磨石地面相比较，具有美观耐用、不易损坏、更换方便的特点；5.2.3.2. 内墙及屋面所有建筑内墙及天棚均刷白色乳胶漆，卫生间采用铝板吊顶。屋面为高聚物改性沥青卷材，这种防水材料具有防水性能良好、使用时间长等优点，屋面保温采用挤塑聚苯板。5.2.3.3. 外墙及饰面外墙保温采用聚苯乙烯泡沫塑料板薄抹灰外保温技术。264、采用粘接砂浆或者是专用的固定件，将聚苯乙烯泡沫塑料板固定在外墙上，然后抹聚合物抗裂砂浆，压入玻璃纤维网格布形成加强保护层，最后加做外墙弹性涂料面层。5.2.3.4. 门综合配电室入口采用不锈钢门，10kV配电装置室、主控制室、继电器室、蓄电池室等有防火要求的房间采用复合合防火钢板门；其它室内房间采用实木门。5.2.3.5. 窗本工程推荐采用耐腐蚀性强、密封性及隔音效果良好且维护方便的塑钢窗(单层，中空玻璃)，对有特殊要求的根据规程、规范的有关规定加设屏蔽网。5.2.4 结构设想5.2.4.1. 设计基础条件根据中国地震局编制的中国地震动峰值加速度区划图和中国地震动反应谱特征周期区划图(GB 1265、8306-2001)，在一般场地条件下，本区50年期限内超越概率为10的地震基本烈度值为7度，地震动峰值加速度为0.15g；地震动反应谱特征周期为0.45s。现描述推荐站址的地质条件：根据现场踏勘及收集的资料可知，拟建变电站站址地基土分布情况为：站址内场地底层主要为耕土层：暗黄色、棕褐色、黄褐色、松散，稍湿，植物根系发育。分布于地表浅层，厚度一般0.30.6m。粉质粘土：黄褐色、褐黄色、可塑，很湿，捏有较强粉砂感，较易散，韧性中等，干强度中等，近粉土，局部夹薄层粉细砂层、粉土层。顶层埋深0.30.6m，普遍分布，层厚5.17.9m。承载力特征值:fak=130150kpa。粉土层在场地内连续均266、匀分布，地层稳定，厚度变化不大，建议采用该层作为基础持力层。同时根据室内土工试验成果，该层土具中等湿陷性（湿陷等级为级），且具有中等高压缩性，必须进行地基处理后方可进行建设。站址范围内未发现泥石流、崩塌、滑坡、岩溶、土洞等不良地质作用。站址区地下水位埋深-5.2m-8.6m，当设计采用天然地基时，可不考虑地下水对钢筋混凝土的腐蚀性，场地土对混凝土结构具有弱腐蚀性， 钢筋混凝土结构中的钢筋具有中等腐蚀性。拟建场地土类型为中软场地土，建筑类别为类，另据区域地质资料显示，无活动断裂，拟建场地为可进行建设的一般场地，适宜作建筑场地，场地和地基土相对是稳定的;据场地地基土的分布情况，可以采用天然地基浅基267、础。拟建场地环境类别为类，区域上地基土类型为盐渍土，但根据地区经验，设计中应考虑地基土对建筑材料的腐蚀性。根据地面气候资料，本区最大冻土深度为160cm；拟建站址区内未发现诸如泥石流、滑坡、地表塌陷等不良地质作用存在。影响结构设计的其他气象条件：年平均气温： 6.7；极端最高气温： 41.7；年极端最低气温： -36.8；年最大积雪厚度： 420mm。年平均降水量： 174.8mm；年最大降水量： 226.7mm；最大一日降水量： 34.3mm；年平均风速： 2.7m/s；最大风速： 28.5m/s5.2.4.2. 主要建筑材料钢材：Q235钢；HPB235及HRB335钢筋焊条：E43XX混268、凝土：现浇结构采用C30混凝土预制构件采用C30、C40混凝土二次灌浆采用C35、C40细石混凝土砖：烧结普通砖、烧结多孔砖，其强度不低于MU105.2.4.3. 生产建筑物结构综合室、10kV配电室为框架结构，安全等级采用二级。设计使用年限为60年，抗震等级为二级，烈度为抗震设防级。建筑物基础为独立基础，基础放置在粉质粘土层上，埋置深度2.250m。5.2.4.4. 站内附属建构筑物警卫室为砖混结构，条形基础。消防小间为型钢彩板结构建筑，基础为块式砼基础。事故油池为地埋式钢筋砼结构。独立避雷针为格构式独立避雷针，块式砼基础。站区道路采用公路型混凝土道路。户外电缆沟：砖砌沟壁、沟盖板为成品电力269、盖板。5.2.4.5. 站外附属工程变电站进站大门处设置标示墙一座。站区围墙采用2.3m高砖砌实体围墙。5.2.4.6. 屋外变电构架1) 220kV屋外配电装置220kV配电装置构架包括1组3孔连续门型构架（宽高=24m14m），构架柱采用圆形钢管，A字型结构，钢管柱采用法兰连接，管材直径为350450mm，厚度69mm。构架横梁采用钢管桁架梁，基础为砼杯口基础。2) 110kV屋外配电装置110kV屋外配电装置包括1组5孔连续门型构架（宽高=15m10m），3组单孔门型主变进线构架（宽高=8m10m），构架柱采用圆形钢管，A字型结构，钢管柱采用法兰连接，管材直径为300mm，厚度6mm。构270、架横梁采用钢管桁架梁，基础为砼杯口基础。3) 主变构架主变部分采用1组3孔门型构架（宽高=15m14m），主变构架柱采用圆形钢管，A字型结构，钢管柱采用法兰连接，管材直径为350mm，厚度6mm。构架横梁采用钢管桁架梁，基础为砼独立基础。4) 设备支架所有设备支架柱用400、300圆形钢管，基础为砼杯型基础。5) 主变及GIS设备基础主变及GIS设备基础采用大块式混凝土基础。5.2.4.7. 地基处理因变电站场地土具中等湿陷性（湿陷等级为级），且具有中等高压缩性，因此采用强夯法进行地基处理。5.2.4.8. 防腐处理因场地土对混凝土结构及混凝土结构中的钢筋均有中等腐蚀性。应考虑防腐蚀处理，主要271、措施如下：电缆沟外沟壁先1：3水泥砂浆抹面后再外刷两道环氧煤沥青厚浆型涂料；建、构筑物基础做防腐刷两道环氧煤沥青厚浆型涂料；构、支架自地面30cm到杯型基础顶面及基础表面刷两道环氧煤沥青厚浆型涂料。所有基础垫层均采用100mm厚沥青混凝土垫层。5.3 供排水系统5.3.1 水源方案站区水源接园区给水管网。5.3.2 给水系统5.3.2.1. 用水量用水量标准生活用水量标准 60升/人.日浇洒道路用水量标准 1.5升/米2.日未预见水量用水量标准 占用最高用水量15%5.3.2.2. 最大用水量生活用水量 4（人）60升/人.日=0.24米3/日浇洒道路用水量 40741.5升/米2.日=6.1272、米3/日总用水量 (0.24+6.1) 1.15=7.291米3/日经计算变电站最大用水量为7.291米3/日。5.3.2.3. 生活给水系统给水系统采用接入管网的方式，站区生活给水系统为独立系统，枝状管网。5.3.3 排水系统5.3.3.1. 现有排水条件排水排入站内污水渗井。地表面水沿地面坡度经围墙根部的泄水孔或经所内道路排至所外。5.3.3.2. 排水方案站区排水包括生活污水、含油废水等，排水系统采用雨、污合流制。变电站内场地雨水采用自然渗透散排。生活污水排入站内污水渗井。排水管采用PVC管。5.4 采暖、通风和空气调节系统5.4.1 采暖通风气象条件冬季采暖室外计算温度： -45冬季通273、风室外计算温度： -30夏季通风室外计算温度： 29夏季空调室外计算温度： 40室内设计参数的取值按照220500kV变电站设计技术规程及有关规程，规定执行。5.4.2 采暖方案及设备选型变电所所处地区采暖期约为152天，为保证有关设别的安全运行及人体健康，控制室及辅助用房采用电热取暖器取暖。各建筑室内采暖温度主控室、继电器室、电源室、休息室、站长室、会议室等均为18，资料室、卫生间、厨房为16。5.4.3 通风方案及设备选型10kV配电装置室的发热量较大，根据其布置情况，为产生均匀的气流组织，获得良好的通风效果，避免通风死角而发生事故，通风机放于墙上。为避免通风机的噪音过大而形成噪音污染，采274、用低噪音通风机，通风机噪音值小于60DB(A)。蓄电池室、所用室采用防爆式机械通风装置，换气次数按不少于l5 次时考虑。通风方式采用自然进风，机械排风。5.4.4 空调方案及设备选型根据相关规范及工艺要求，取继电器室的工作环境为：T-27，60。继电器室内有发热量较大的电气设备，电气设备较高且基本布满整个房间。要在夏季最热月高温高湿的环境下达到工作环境的要求，避免事故，必须有足够的空调制冷量，良好的空气调节气流组织及温湿度监控调节。在主控制室、继电器室及通讯机房的空调设计中，主要考虑采用单体空调机，设置于继电器室等生产性房间。主控制室及继电器室由于有外窗，满足自然排烟的要求，所以当主控制室及继275、电器室发生火灾，采用开窗自然排烟的方式。5.4.5 消防系统5.4.5.1. 有关消防设计规范建筑设计防火规范(GB50016-2006)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229-2006)建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005)电力设备典型消防规程(DL5027-93，2005年确认)5.4.5.2. 消防设计的范围消防设计仅限于变电站内的消防部分。5.4.5.3. 消防设计的主要原则本工程消防设计仅考虑站区内各类火灾的防止和扑灭，立足于自救。本设计遵循“预防为主，防消结合”的方针，按照有关规程、规范及规定的要求进行设计。消防系统设计力求技术先进，安全可靠，使用方便，经济合理276、。5.4.5.4. 消防措施主变压器消防：按照国家标准GB50229-2006火力发电厂与变电所设计防火规范、GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范及DL 5027-93电力设备典型消防规程的规定，变压器容量在125MVA以上时，设最固定灭火装置。本期主变压器容量为2l80MVA，主变压器采用排油充氮灭火装置，配备推车式于粉灭火器消防，并设置消防砂箱。建筑物消防：因建筑物建筑体积不大于3000m3，根据建筑设计防火规范的规定要求，因此建筑物不设置室内、外水消防系统。其他消防设施：变电站一般多为油、电引起火灾，危险性较大，电气设备房间消防采用手提式干粉灭火器来扑救火灾。灭火器放于明显易取277、的地方，并配置一定数量的消防铲、消防铅桶等作为变电站公用消防设施，以备站区发现火灾及时使用灭火。5.4.5.5. 消防给水系统变电站的火灾绝大部分是带油电气设备引起的，这类火灾用普通的水消防作用不明显，有时还会造成对未着火设备、仪表的污损，不宜采用水消防。而且设置水消防系统的费用对大量的中、小变电站而言占总投资的比例较高，规范要求对中、小型变电站宜采用费用较低的化学灭火器。站区内体积最大一幢建筑物为综合室，火灾危险性为戊类，设计耐火等级为二级。根据建筑设计防火规范(GB50016-2006)第8.1.2条“耐火等级不低于二级，且建筑物体积小于等于3000m3的戊类厂房或居住区人数不超过500人278、且建筑物层数不超过两层的居住区，可不设置消防给水”。综上所述，故本变电站不设消防给水系。5.5 对侧间隔扩建5.5.1 变电站现状锦华220kV变：于2004年9月建成投运，目前运行的主变容量为2120MVA。变电站电气一次设备除35kV为户内布置外，其余均为户外软母线分相中型布置，监控保护设备为国电南京自动化股份有限公司的PS6000系列微机保护装置；220kV侧为双母线带旁路接线，母联间隔兼旁路间隔；规划为双母线带旁路接线，设专用母联间隔及专用旁路间隔；220kV架空进出线间隔2回，全期规划4回。110kV侧为双母线接线，设专用母联间隔；110kV架空进出线间隔目前运行7回、备用3回，全期279、规划10回。35kV侧为单母线分段接线方式，35kV出线间隔4回（2回架空、2回电缆）；35kV电容器间隔2回；35kV电抗器间隔2回。昌吉220kV变： 于1988年8月建成投运，目前运行的主变容量为2120MVA。变电站电气一次设备除10kV为户内布置外，其余均为户外软母线分相中型布置，监控保护设备为许继的800系列微机保护装置；220kV侧为双母线带旁路接线，设专用母联间隔及专用旁路间隔；220kV架空进出线间隔6回。110kV侧为双母线带旁路接线，设专用母联间隔及专用旁路间隔；110kV架空进出线间隔目前运行12回。10kV侧为单母线分段接线方式；10kV电容器间隔8回，10kV所用变280、间隔2回，配置8组成套电容器补偿装置，每组容量为5000kvar，共计40000kvar。5.5.1.1. 本次工程建设规模本次工程无需在昌变、锦华变扩建出线间隔。由于原线路保护不能配合宁州户变智能化装置的要求，且不能升级改造，因此需更换昌变、锦华变破口接入线路的二次保护装置，保留原高频通道。6 宁州户220kV输变电工程路径选择及工程设想6.1 概况本工程为宁州户220kV输变电工程，根据系统专业提供的接入系统方案和宁州户变电站站址，本次新建线路由宁州户220kV变电站220kV侧出线间隔起，至220kV锦昌线、锦昌线破口点止。导线截面选用2LGJ-400型，全线采用同塔双回架设，破口线路长281、度分别为1km和0.4km。同时220kV锦昌线由破口点向西改造0.7km，220kV锦昌线由破口点向西改造1km，将原线路挑高作为本站110kV向北出线的穿越通道。6.2 220kV进出线规划6.2.1 宁州户变220kV进出规划宁州户220kV变电站220kV出线间隔位于站区北侧，规划为6回，本次新建线路占用西起第三、四、五、六间隔，西起第一、二间隔预留。详见下图：图6-1 宁州户220kV变220kV侧出线间隔情况图6-2 宁州户220kV变220kV侧出线示意图6.3 线路路径方案 送电线路的路径选择是线路设计重要内容之一，其是否合理直接关系到线路的经济技术指标，影响到工程建设投资，与282、工程的施工方便、工程质量、运行安全等密切相关，因此须从国家建设利益出发，本工程把路径方案选择放在设计的首要位置，对路径进行方案的优选。本工程线路路径经初步收集资料及现场踏勘，由于线路路径较短，且线路沿线均为高新区已征用的土地，初步选定唯一的路径方案，描述如下：本次工程需新建线路共两条，第一条线路由宁州户220kV变电站西起第三、四出线间隔至J1终端，向北至J2锦昌线破口点，向北同塔双回单边挂线至J3锦昌线破口点，破口锦昌线线路全长约0.4km，破口锦昌线线路全长约1km。第二条线路由宁州户220kV变电站西起第五、六出线间隔至J1终端，向北架设至J2锦昌线破口点，向北使用第一条线路铁塔另一侧导283、线至J3锦昌线破口点，破口锦昌线线路全长约0.4km，破口锦昌线线路全长约1km。详见路径示意图。表6-1 路径方案表 单位：km、km/%序号路径内容220kV锦昌线破口220kV锦昌线破口1线路长度10.4农田0/0%0/0%荒地1/100%0.4/100%2航空距离0.90.353曲折系数1.1111.1434转角次数115交叉跨越情况公路00铁路00林带0010kV及以下线路0035kV线路00110kV线路11220kV线路00750kV线路006地形地貌地形平坦，全线戈壁为主7地质条件沿线地质条件以粉土为主，分布均匀，是良好的天然地基持力层6.4 沿线水文地质情况6.4.1 水文拟284、建线路内未见河流等地表水系，但在周边分布有季节性农田灌溉渠，根据线路初勘情况，勘察期间地下水位埋深5.3-5.4米，属于潜水型，主要受上游地下径流及附近农田灌溉的补给，通过地下径流排泄。架空线路的建设受地表水的影响较小，可不考虑地表水对塔基稳定性的影响。地下水埋深较大且水位稳定，不考虑地下水的影响。6.4.2 区域地质构造与地震根据中国地震局编制的中国地震动峰值加速度区划图和中国地震动反应谱特征周期区划图(GB 18306-2001)，在一般场地条件下，本区50年期限内超越概率为10的地震基本烈度值为七度，地震动峰值加速度为0.2g。为可进行工程建设的一般地段。勘探深度范围内无可液化土层，不考285、虑场地地震液化。线路地基稳定，适宜本工程建设。6.4.3 沿线工程地质条件6.4.3.1. 地形地貌特征及评价区域地貌单元属于东天山山前洪积倾斜平原前缘细土平原带，场地为盐碱荒滩地，地表生长稀疏梭梭等低矮灌木。地形平坦开阔，地势由南向北微倾斜，地面海拔高程约在562.0570.0m之间，自然坡度约1-2，地表出露地层为土黄色粉土。粉土：土黄色黄褐色，稍湿饱和，稍密中密，表层可见少量植物根系，刀切面无光泽，干强度中等，无韧性，局部含少量粉砂，层厚在3.0m左右，局部为4.5-20.0m，未揭穿。粉砂：土黄色黄褐色，稍湿饱和，稍密中密，表层可见少量植物根系，刀切面无光泽，中等强度，无韧性，局部含少286、量中细砂、薄层粉土透镜体。层厚在8.520.0m，未揭穿。根据现场实地调查，线路沿线无矿产资源分布亦无风景名胜及文物古迹分布，地貌类型较单一，地形平坦，总体评价线路地形地貌条件较好，适宜本工程的建设。6.4.3.2. 地层岩性根据岩性特征及地基土的物理力学性质，场地地基土物理力学指标和承载力特征值确定如下：表3-2 场地地基土物理力学性质指标指标地基承载力fak(KPa)内摩擦角()粘聚力C(KPa)重度(KN/m3)分布区粉土10015033618.822.20-15m粉砂14018038316.218.8-8.5m以下6.4.3.3. 场地土腐蚀性评价根据场地土的易溶盐分析结果，场地土腐蚀287、性等级为中等强腐蚀性，区域上地基土类型为硫酸盐渍土，需考虑地基土对混凝土和混凝土结构中钢筋的腐蚀性。6.5 工程主要设计气象条件6.5.1 气象资料气象条件是基本的设计原则之一。尤其是设计覆冰厚度、最大设计风速等参数的取值是否合理，直接关系到输电线路的安全、经济与适用。因此，提供准确、可靠的设计气象条件在送电线路工程建设中具有重要意义。结合实地踏勘和调查收资，我们对本工程具体的气象条件进行分析和论证。6.5.2 设计气象条件6.5.2.1. 设计最大风速、基本高度、重现期的取值标准，依据110750kV架空输电线路设计规范（报批稿）的规定，采用离地10米高、30年一遇、10分钟平均最大风速。6288、.5.2.2. 因线路沿线覆冰资料比较稀少，故确定覆冰厚度时不仅参照采用气象部门的观测覆冰资料，而且走访了沿线附近电力、电信等有关部门，经综合分析后得出设计覆冰厚度。6.5.2.3. 其它气象要素的取值，按照110750kV架空输电线路设计规范（报批稿）的有关规定。6.5.2.4. 参考本工程沿线附近已建的电力线路的设计和运行经验。6.5.3 最大设计风速设计最大风速的取值是送电线路工程设计中很重要的一项工作。根据110750kV架空输电线路设计规范（报批稿）的规定，本工程气象条件采用离地10m高、30年一遇、10min基本风速，且基本风速不宜低于23.5m/s。本工程气象条件除依据昌吉市气象289、站数据外，还参考220kV锦昌线、220kV锦昌线的设计气象条件，220kV锦昌线为1990年建成投运，220kV锦昌线为1988年建成投运，线路投运后运行情况良好，未出现过极端天气故障情况。对于本工程最大设计风速，我们采用了多种方法进行分析计算。收集了本线路附近多个工程（线路、变电站、电厂）的设计风速资料。经换算，昌吉市气象台（站）的10m高，30年一遇10min平均最大风速值（基本风速）为27m/s。因此，本工程基本设计风速取27m/s（10m高处）。6.5.4 设计冰厚覆冰厚度取值参考运行经验，沿线没有发生过线路覆冰的记录，导线应取5mm冰厚，本线路属轻冰区，因此地线校验按10mm覆冰厚290、取值。按照设计规程覆冰温度取-5，覆冰风速为10m/s。6.5.5 设计气象条件一览表表3-3 设计计算气象条件表 单位：、m/s、mm 条件状况气温风速覆冰最高气温+4000最低气温-4000平均运行应力1000最大风速10270覆冰-51510安装状况-10100操作过电压10200雷电过电压15150其它：土壤标准冻结深度1.5米，地区雷暴日10.2天，地震烈度7度。6.6 线路导地线型式6.6.1 导线根据系统要求，导线截面均选择2400mm2钢芯铝绞线。此种截面的钢芯铝绞线导线，最常用的型号有LGJ-400/50和LGJ-400/35两种，两种导线在220kV送电工程中都有广泛的使用291、。关于这两种导线的电气、机械性能以及经济比较我们已在以往的多个工程中做过比较：两种导线的电气性能（铝截面和直流电阻）基本上是相同的，在输送容量方面两者也相差不大。LGJ-400/50较LGJ-400/35的过载能力略大，但相差有限，本工程覆冰不严重，LGJ-400/35导线可以满足安全可靠性要求。此外，采用LGJ-400/35导线比采用LGJ-400/50导线总的工程造价要节省。因此采用LGJ-400/35型钢芯铝绞线，双分裂，两根子导线水平排列布置，分裂间距400mm。表3-4 导线参数表线别项目导 线型 号LGJ-400/35总截面（mm2）425.24外径（mm）26.82弹性模量E（N292、/mm2）65000温度伸长系数（1/）20.510-6计算拉断力（kN）103.9安全系数2.5最大使用应力（Mpa）97.73制造长度不小（m）20006.6.2 地线选型本次工程破口220kV锦昌线、锦昌线，由于上述两条线路均为老线路，地线为两根GJ-50的镀锌钢绞线，原线路地线无法拆除更换OPGW光缆，因此本工程两回线路均不采用OPGW光缆，选用2JLB40-120铝包钢绞线，满足本次工程。6.6.3 导线的防振本线路通过地区均为开阔地带，杆塔档距均在120m以上，且导、地线平均运行张力的上限已超过计算拉断力的25，按照设计规程应采取防振措施。根据多年来各单位的运行维护经验，同时兼顾控293、制工程造价，本设计导、地线采用预交式防振锤，并在导线线夹处安装护线条。6.6.4 导线对地和交叉跨越距离表6-6 导线对地和交叉跨越距离参数表 单位：m对地及交叉跨越垂直距离居民区7.5非居民区6.5交通困难地区5.5建筑物6.0树木4.5公路8.0110kV及以下电力线4.0弱电线路4.06.7 绝缘配合、金具及防雷接地6.7.1 污区划分根据最新版新疆电网污区分布图，本工程全线为d级污秽区，由于本线路计划采用复合绝缘子，根据新疆电力公司有关文件，采用复合绝缘子的线路按e级污秽区设防。6.7.2 绝缘子选型悬垂串绝缘子选型：根据本线路绝缘子串承受的机械荷载及沿线的地形情况，导线悬垂绝缘子串采294、用120kN级单双串组合。一般采用单串连接，只在重要跨越采用双串连接。要求直线型绝缘子第一片伞裙采用加大型。耐张串绝缘子选型：本工程耐张串采用双联160kN级FXBW-220/160型复合绝缘子。表3-7 绝缘子机电性能及尺寸 单位：m、kN、mm、kV、kg绝缘子型号适用海拔机械负荷结构高度最小电弧距离最小公称爬电距离工频一分钟湿耐受不小于雷电全波冲击湿耐受不小于适用污秽等级FXBW-220/12010001202280209563003951000FXBW-220/160100016022802095630039510006.7.3 空气绝缘间隙本线路设计依据110750kV架空输电线路设295、计规范有关规定，本线路所处海拔在1000m以下，带电部分与杆塔构件的最小间隙为：外过电压1.9m，内过电压1.45m，运行电压0.55m 6.7.4 防雷接地6.7.4.1. 防雷设计本工程年平均雷电日22天，根据调查本工程附近区域存在雷击跳闸记录，全线架设二根地线进行防雷保护，地线采用直接接地方式，对导线的保护角15，地线采用两根2JLB40-120铝包钢绞线。在档距中央，气温为l5C无风时，导线与地线之间的距离能满足：S0012L+1的要求(式中：L为档距，S为导线与地线之间的距离，单位：m)，两根地线间的距离，不大于导线与地线距离的5倍。导线绝缘子满足过电压的要求，地线逐塔接地，为便于变296、电站接地网接地电阻测量，进出线门型构架上地线耐张串加装一片XDP-70CN型自带间隙无裙绝缘子与变电站接地系统隔离。6.7.4.2. 接地设计本线路每基铁塔均敷设人工接地装置。经过线路初步勘查，该区域土壤电阻率为600-100欧米，采用环形加敷设水平接地体，降低接地电阻。接地体采用埋深0.6m，采f12镀锌圆钢敷设的水平接地体。接地引下线不得外露过长且应逐塔接地，每基铁塔采用双孔接地的方式。按照设计规程DLT50921999和DLT6201997规定，杆塔接地电阻在雷雨季节干燥时的工频接地电阻不大于10欧姆。6.7.5 金具本工程导、地线绝缘子串的连接金具主要采用“85国标金具”、电力工业部l297、997年修订版电力金具产品样本。金具设计安全系数为：运行情况：2.5，断线、断联情况：1.5，满足设计规程要求。线路耐张线夹和悬垂线夹均采用铝合金金具。跳线间隔棒采用MRJ-5/120，导线间隔棒采用FJQ-405。6.8 分裂导线排列及形式及间距本工程采用2LGJ-400/35型导线，分裂方式为为水平排列，间距400mm，安装间隔棒，该排列方式有标准的结构金具，且施工、运行方便。进出线档为方便引下线的施工，导线采用水平排列，间距为400mm，每相需在档距中央加装1付间隔棒；耐张、转角塔边相导线采用水平排列方式，分裂间距为120mm，由于跳线本身张力很小，为保持跳线的形状和间距，因此跳线需安装298、间隔棒。6.9 防鸟刺装置根据新疆电力公司新电生(2006)393号文件，关于印发新疆电力公司架空输电线路防鸟装置技术标准的通知规定，本线路工程全线路装设防鸟刺，采用厂家定型生产，严格按上述文件要求执行。6.10 导地线换位本工程线路长度小于要求换位的100km，因此不需要换位。6.11 导线对地和交叉跨越距离表3-8 导线对地及交叉跨越表序号被跨越物名称间距(m)备注1居民区7.5港口、城镇等人口密集地区2非居民区6.5车辆能到达的房屋稀少地区3交通困难地区5.5车辆不能到达地区4公路路面8.05高速公路8.06铁路(电气轨顶)12.57电力线4.08通信线4.09至最大自然生长高度树木顶部299、4.510至最大自然生长高度果树顶部3.56.12 线路主要杆塔和基础型式6.12.1 选择杆塔型式的原则本工程杆塔型式的选择，贯彻了国家有关基本建设方针和技术经济政策，充分考虑了本工程沿线自然条件特点，遵照“安全可靠、先进适用、经济合理、资源节约、环境友好、符合国情”的原则，杆塔设计依据110750kV架空输电线路设计规范（报批稿）的要求，同时充分采用国网公司通用设计的经验，分析各项条件与本工程设计条件接近的工程塔型和使用条件配置，结合国内外送电工程的最新设计经验，得出适合本工程的最佳的塔型组合方案。6.12.2 杆塔设计条件本工程为220kV送电线路，杆塔的主要设计条件为：气象条件：最大风速27m/s，导线最大覆冰10mm（相应风速10m/s），地线最大覆冰10mm，最高气温+40。导线型号：2LGJ-400/35，最大使用应力97.73N/mm2，安全系数2.5;地线型号：两根2JLB40-120铝包钢绞线，安全系数3.0。6.12.3 杆塔选用规划直线塔：本工程沿线地形较平坦，主要为戈壁。通过对相关工程直线塔的使用情况进行统计分析，参照国网公司通用设计的经验，本工程规划两个模块的直线塔，单回部分采用2B5，双回部分采用2E3。规划的直线塔档