昌马大坝工程概况

1.总的部分1.1概述工程设计的主要依据(1) 甘肃省电力设计院中节能甘肃玉门昌马大坝北48MW风电场项目接入系统设计的系统一次设计。(2)甘肃电力公司紧急召开的关于接入系统一次设计预评审会议 (3)国家相关的政策、法规和规章。(4) 国家现行设计规程、规范。(5) 国家电网公司关于印发国家电网公司十八项电网重大反事故措施的通知（国家电网生技【2005】400号）。(6) 国家电网公司110kV升压站通用设计标准(7) 国家电网公司“两型一化”试点升压站建设设计导则。(8) 国家电网公司及新疆电力公司输变电工程典型设计110kV升压站分册。(9) 中节能风力发电股份有限公司设计委托书(10) 国家电网科20101495号(关于印发国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定(11) 国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定 国家电网科20101769号工程建设规模和设计范围.1工程建设规模(1) 项目建设地点：甘肃省酒泉地区玉门镇西南约25-30公里处(2) 本期建设规模：表1.1.2.1-1 中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站建设规模序号名 称本期新建远 期1主变压器容量及数量50 MVA +50MVA50 MVA +50MVA2110kV出线回路数2回2回335kV出线回路数6回6回410kV出线回路数无无535kV动态无功补偿SVG装置10MVar+10MVar10MVar+10MVar610kV并联电抗器器无无.2设计范围及分工（1）设计范围本工程设计范围为升压站围墙以内的全部生产及辅助生产设施、附属设施的工艺和建（构）筑物的设计，具体项目如下：（a）站内各级电压配电装置和主变压器、无功补偿装置的一、二次线，过电压保护和接地，电缆敷设和站用照明的设计等；（b）站内通信；（c）站区总平面布置设计和进站道路；（d）站内主控室及附属设施的工艺和构筑物的土建设计及暖通设计；（e）站内、外给排水设施和站内消防设计；（f）编制主要设备和材料清册及工程概算书；（g）环境保护和水土保持；（h）升压站的劳动安全卫生措施；（i）升压站施工及站用备用电源； （j）大件运输方案（2）设计分工：（a）各级电压配电装置以出线门型架内侧绝缘子串或出线套管、出线电缆头包括电缆头为界，但包括线路阻波器、线路电压互感器或耦合电容器及其连接金具、引下线。（b）变电站通信设计。（c）站区外的给排水工程、大件设备运输、站区征地在签定有关合同后由设计单位配合业主进行设计。（3）列入本工程估算，不属本工程设计的项目 1）站外给排水工程设计 2）施工用电及通信设施 （4）附属工程升压站施工场地宽敞，现场有35kV箱式变电站电源供施工时使用。1.2站址概况站址自然条件昌马风电场拟建场址范围属于大陆性中温带干旱性气候，干旱多风少雨，温差变化大。春早风沙大，夏短雨集中，秋爽多日照，冬长天寒冷。根据当地气象站多年统计资料，年平均风速为3.8ms，其中冬季(112月)和春季(35月)是大风季节，昌马具有较为丰富的风能资源。所址高程约为17901843m，位于甘肃省河西走廊西端，南部为祁连山脉，北部为以马鬃山为代表的北山山系，中部为平坦的沙漠戈壁。相对高差较小，地形起伏不大，平均坡度约10左右，场地局部地段有小冲沟，规模较小，延伸较短。本工程由中节能风力发电股份有限公司投资建设，建设地点位于甘肃省酒泉地区玉门镇西南约25-30公里处，场址中心地理坐标为东经964506964612，北纬400327400637之间，与我国风能资源最丰富的新疆和内蒙古接壤，场地开阔，地势平坦，施工及交通条件均较便利。中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站位于南北风电场之间，本期110kV出线2回，出线方向东，分别接至昌马玉门330kV变电所110侧和华电黑崖子风电场升压站。环境评价结论该升压站工程评价区域为戈壁荒滩，植被稀少，不会占用农田和林木砍伐。升压站在设计中不采用对环境有害的材料，升压站在运行中不产生任何污染，在施工中将对环境的影响力求做到最低，在发生意外时做到对环境可控，具有防止事故扩大的有效措施。升压站同样采取了降低电磁干扰的措施，对高压设备的电磁干扰值均在技术规范书中有明确的要求。进出线走廊条件根据系统专业规划，本期110kV出线规划2回，本期一次建成。根据系统专业终期规划和线路专业的要求，本期110kV向东出线。线路廊道开阔，能满足线路专业的要求。本期35kV出线规划6回，本期一次建成。根据系统专业终期规划和线路专业的要求，本期35kV向南出线，采用电缆出线。本期10kV无出线。征地拆迁及设施移改的内容拟建升压站位于戈壁荒滩，植被稀少，和风电场场区一起征地，无房屋搬迁和林木砍伐。工程地质条件、水文地质和水文气象条件.1工程地质条件和水文地质中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站建设地点位于甘肃省酒泉地区玉门镇西南约25-30公里处，场址中心地理坐标为东经964506964612，北纬400327400637之间，与我国风能资源最丰富的新疆和内蒙古接壤，场地开阔，地势平坦，施工及交通条件均较便利。场址区地貌类型属山前冲洪积倾斜平原，场地内及附近无第四纪活动断裂，也无不良地质现象存在。除夏季昌马河上游会发生间歇性洪水外，场址区无不良地质现象发育，防洪措施由风电场区统一考虑。根据玉门镇气象资料，场址区最大冻土深度为220cm。根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001），场址区地震动峰值加速度为0.15g，相应地震基本烈度为度，特征周期为0.40s。根据建筑抗震设计规范（GB50011-2001）（2008版）风电场建筑场地类别为类，为对建筑抗震有利地段。根据现场踏勘调查，在勘察范围内未发现滑坡、崩塌、采空区、地下天然洞穴等不良地质作用，场地内无液化土层，不考虑液化影响。所址地处级污秽区。.2水文气象1) 气象条件昌马风电场拟建场址范围属于大陆性中温带干旱性气候，干旱多风少雨，温差变化大。春早风沙大，夏短雨集中，秋爽多日照，冬长天寒冷。根据当地气象站多年统计资料，年平均风速为3.8ms，其中冬季(112月)和春季(35月)是大风季节，昌马具有较为丰富的风能资源。距升压站最近的气象站为玉门镇气象站，该气象站位于玉门镇南郊，位于风电场以东北约33km处。地理位置为：东经9702，北纬4016，气象站海拔高度为1526m，比风电场平均高程低约250m左右。该站于1952年7月设立，属国家基本气象站，至今已有50年的连续观测记录。中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站站址气象要素成果 项 目指标出现日期年平均气温7.1年极端最高气温36.0年极端最低气温-35.1年平均降水量35.4mm年平均蒸发量2498.2mm年平均气压847.2hPa年平均水汽压4.9hPa年平均相对湿度66%最大冻土厚度220cm年最大积雪厚度18cm平均雷暴日数19d年平均沙尘暴日数1d年平均风速7.86m/s50年一遇10m高10min平均最大风速36.36m/s导线覆冰厚度mm资料统计年限a197620092) 水文条件根据区域水文资料显示，地下水类型属裂隙承压含水层，地下水位埋深大于50m。地下水位变幅一般在0.51.0m之间，可不考虑地下水对升压站的直接影响。1.3主要设计原则及存在的问题主要技术方案本升压站建成初期在系统中为一座110kV升压变电站。主变规划容量为（50+50）MVA，本期一次建成，屋外布置。根据系统专业的要求 ，110kV电气主接线规划为单母线接线，本期建成单母线接线, 110kV进出线规划2回，本期一次建成，分别接至昌马330kV变电所110侧和华电黑崖子升压站。110kV配电装置为户内GIS布置，此布置方式较户外GIS和户外敞开式布置方式节省了占地面积，同时也减少了设备的维护量。根据系统专业的要求，35kV电气主接线规划为单母线分段，规划出线6回，本期一次建成。35kV配电装置采用户内移开式开关柜户内单列布置。35kV每段母线上安装1组无功补偿。110kV中性点按直接接地设计、35kV中性点经消弧线圈接地。本站电气一次设备的防污等级按级考虑。本站按无人值班设计，电气二次按综合自动化系统进行设计，全站二次设备均采用【DL/T860】统一的通讯规约。本站总平面布置采用平行布置的方案。主变压器区域在升压站中间，110kV配电装置区、35kV配电装置区分别布置在站址东边和西边两个区域，站前区置于站区主入口处。全站南北长72.7m，东西长69.5m，围墙内占地5052.8m2。站区布置紧凑合理，功能分区明确，站区内道路设置合理流畅。全站各区域采用通用设计的模块进行设计，电气设备按国网标准通用设备选择。本站主建筑物和35kV配电装置室平面呈“一”型，为单层框架建筑，立面设计简洁明快，展现现代工业建筑特点。建、构筑物抗震设防烈度为度。通用设计、通用设备、通用造价的应用根据国家电网公司要求，本工程设计按照“三通一标”（通用设计、通用设备、通用造价、标准化设计）的原则，全面推行通用设计，本站主要电气设备选型原则上从国家电网公司输变电工程2009年版通用设备中选择，统一建设标准，控制工程造价，提高工程质量；全面推行“两型一化”升压站建设的要求，明确按其工业性设施的功能定位和配置要求设计，强化升压站全过程、全寿命周期内“资源节约、环境友好”的理念。本工程在设计过程中全面执行了国家电网公司的相关要求。表-1中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站工程通用设计、通用设备成果应用表：项目内容本工程设计应用工程概况电压等级AC110kV主变台数及容量（MVA）规划【50+50】MVA，本期一次建成出线规模（高/中）2回/6回升压站类型联合升压变电所配电装置类型A:GIS;B:HGIS;C:瓷柱式；D:罐式A设计方案通用设计方案编号方案【110-C-6】配电装置设计110kV配电装置模块编号【110-C-6】-110主变压器模块【110-C-6】-ZB35kV配电装置模块编号【110-C-6】-3510kV配电装置模块编号【110-C-6】-1010kV无功装置模块编号【110-C-6】-WG主控通信楼模块【110-C-6】-ZKL总平面设计A直接采用通用设计方案B采用模块拼接合理C未采用通用设计方案、模块采用模块拼接合理二次系统设计控制、保护是否满足二次系统通用设计配置要求是A1:不设置独立“五防”工作站；A2:设置独立“五防”终端，数据与监控系统共享。A3:设置独立“五防”系统；设置独立“五防”系统土建设计是否设置人工绿化管网设施否总建筑面积【 m2】 A:低于或等同通用设计中同等规模；B:其他低于通用设计；本站最终建筑面积1025m2通用设备110kV断路器设备编号【500001131 国网通用设备】110kV隔离开关设备编号【500002896 国网通用设备】110kV电压互感器设备编号【500050068 国网通用设备】110kV电流互感器设备编号【500066453 国网通用设备】110kV避雷器设备编号【500031863 国网通用设备】10kV户内移开式高压开关柜【国网通用设备】1.4技术经济指标表1.4-1 主要技术方案和经济指标统计表 (推荐方案)序号项目技术方案和经济指标1主变压器规模，远期/本期，型式【50+50】MVA/【50+50】MVA，三相三绕组风冷有载调压变压器2110kV电压出线规模，远期/本期2回/2回335kV电压出线规模，远期/本期6回/6回410kV电压出线规模，远期/本期无5低压电抗器规模，远期/本期无6低压电容器规模，远期/本期10+10MVar/10+10MVar7110kV电气主接线，远期/本期单母线/单母线835kV电气主接线，远期/本期单母线分段/单母线分段910kV电气主接线，远期/本期无10110kV配电装置型式，断路器型式、数量户内GIS， 4台1135kV配电装置型式，断路器型式、数量户内，真空断路器，12台1210kV配电装置型式，断路器型式、数量无13地区污秽等级/设备选择的污秽等级IV级14运行管理模式无人值班15智能升压站（是/否）否16升压站通信方式110kV至省调采用光纤通信17站外电源方案/架空线长度（km）电缆长度（km）从附近系统上引上35kV电源，为施工用电。18电力电缆（km）4km19控制电缆（km）3km20光缆（km）0.6km21接地材料/长度（km）热镀锌扁钢/2.5km22升压站总用地面积（公顷）0.42公顷23围墙内占地面积（公顷）0.42公顷24进站道路长度 新建/改造（m）200m(新建)25总土石方工程量及土石 挖/填（m3）5000/550026弃土工程量/购土工程量（m3）/27边坡工程量 护坡/防洪坝（m3/m3）/ 28站内道路面积 远期/本期（m2）90029电缆沟长度 远期/本期（m）36530水源方案打井31站外供水/排水管线（沟渠） 长度（m）/32总建筑面积 远期/本期（m2） 164333主控楼建筑 层数/面积/体积（层/ m2/ m3）267034110kV电压构架结构型式及工程量（t）300钢筋混凝土等径杆35地震动峰值加速度地震动峰值加速度为1.5g相应的地震基本烈度为度。主要建筑物按抗震构造措施的抗震等级提高一级。36地基处理方案及费用采用天然地基，见概算书37主变压器消防型式采用化学灭火方式38动态投资（万元）见概算书39静态投资（万元）见概算书40建筑工程费用（万元）见概算书41设备购置费用（万元）见概算书42安装费用（万元）见概算书44其他费用（万元）见概算书45建设场地征用及清理费（万元）见概算书2电力系统2.1概述电力系统概述.1地区电力系统发展规划根据地理位置分布，升压站距玉门330kV变约24km，距玉门镇110kV变约35km，距阳关110kV变约40km，以上4座变电站是距大坝北电场最近的变电站。大坝北风电场地理位置及周边变电站、风电场分布情况如图.1-1所示。2.2建设规模 主变规模110kV升压站主变规划容量为【50+50】MVA，本期一次建成。出线规模110kV升压站110kV出线向东，110kV出线规划2回，本期一次建成，分别接至昌马330kV变电所110侧和华电黑崖子风电场升压站，两回间隔出线分别选用400型和185型导线。本期新建线路型号分别为LGJ-3400和LGJ-3185。110kV升压站35kV出线向南，35kV出线规划6回，母线设两段，本期一次建成。无功补偿装置本升压站35kV侧每段母线规划装设动态无功补偿总容量10Mvar，按每段母线配置1组动态无功补偿SVG设计，终期容量为210 Mvar。2.3主要电气参数主变压器型式及参数选择110kV升压站主变均选用三相三卷有载调压升压型变压器，电压比选择为1108x1.25% /352x2.5%/10.5 kV，额定容量比：高压/中压/低压=100/100/33；接线组别为 YN, yno, d11。电气原则主接线及母线穿越功率根据升压站建设规模、在系统中的地位，提出如下电气主接线型式：110kV电气主接线规划为单母线接线，本期按单母线接线实施，母线最大穿越功率按不小于50MVA设计。35kV电气主接线规划为单母线分段接线，本期按单母线接线实施，母线最大穿越功率按不小于50MVA考虑。短路电流计算结果短路电流计算按远景规划年2020年作为计算水平年。计算结果如下：序号项目节点三相短路短路电流(kA)短路容量(MVA)1中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站110kV母线15.53087中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站35kV母线17.8667.52中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站10kV母线23.1257.6中性点接地方式本升压站110kV侧中性点按直接接地设计； 35kV侧中性点按经消弧线圈接地设计，容量为1100kVA。变压器低压侧接地电容电流本工程风电场风力机组与风机箱变0.69/35kV侧均采用电缆馈出，按终期100MW计算，每台箱变电缆长度按50m计，合计电缆长度0.8km，单相接地电容电流约2.8A；合计架空线路长度15km, 单相接地电容电流约1.73A；每回架空线路引入升压站电缆按0.2km计,合计电缆线路长度1.0km, 单相接地电容电流约3.5A；进一步考虑升压站附加电容电流约为13，合计计算单相接地电容电流按约12A考虑。经计算单相接地电容电流小于交流电气装置的过电压和绝缘配合规程中“35kV系统单相接地故障电容电流超过10A”的规定。根据接入系统评审意见，每台主变35kV侧中性点均需装设一台容量为550kVA的消弧装置。本变电所本期在主变35kV侧中性点装设1台1100kVA消弧线圈。2.4本期工程建设的必要性中节能昌马大坝南北96MW风电场项目的建设是开发酒泉风能资源，满足甘肃电力需求快速增长的需要；是积极发展清洁能源和提高酒泉地区供电可靠性的需要。升压站是为了满足昌马大坝南北风电场接入系统的要求。根据甘肃电力公司关于中节能昌马大坝南北96MW风电场接入系统的预审查意见，并结合玉门市电网的结构现状与发展，拟在昌马大坝南北风电场之间建设一座升压站，座落地点在甘肃省酒泉地区玉门镇西南约25-30公里处。3电气部分3.1电气主接线升压站本期、远期建设规模表-1中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站本期及远期规模序号名 称本期新建远 期1主变压器容量及数量100MVA100MVA2110kV主接线形式单母线单母线110kV出线间隔回路数2回2回其中，至【线路终端】昌马330kV变电所1回至【线路终端】华电黑崖子升压站1回专用母联间隔1回1回335kV主接线形式单母线分段单母线分段35kV出线间隔回路数6回6回其中，至【线路终端】大坝南风电场3回至【线路终端】大坝北风电场3回专用母联间隔1回1回电压互感器间隔2回2回35kV动态无功补偿SVG20MVar20MVar410kV主接线形式无无10kV出线回路数无无510kV并联电抗器器无通用设计应用表3.1.2-1 110kV变电站通用设计(方案110-C-6)和本工程的应用序号项目方案110-A-2通用设计本工程应用1主变压器本期1组40MVA，远期2组40MVA本期【2】组【50】MVA2出线回路数110kV出线本期1回，远期2回35kV出线本期2回，远期4回10kV出线本期1回，远期2回110kV出线本期【2】回，远期【2】回35kV出线本期【6】回，远期【6】回10kV出线本期无，远期无3无功补偿装置每台主变10kV侧配置2组无功补偿，按照2组3Mvar并联电容器考虑每台主变35kV侧配置【1】组无功补偿，按照【2】组【10】Mvar并联电容器考虑。本期一次建成4电气主接线110kV本期为单母线接线；远景为单母线分段接线35kV本期为单母线接线；远景为单母线分段接线10kV本期为单母线接线；远景为单母线分段接线110kV本期为【单母线】接线，远景为【单母线】接线35kV本期为【单母线分段】接线，远景为【单母线分段】接线10kV无出线5短路电流110、35、10kV短路电流水平分别为40、31.5（25kA）、31.5（25kA）与通用设计相同6主要设备选型主变压器为户外、油浸、低损耗、自然油循环风冷型三相三绕组有载调压电力变压器110kV采用户外AIS设备，断路器采用瓷柱式35kV户内移开式开关柜10kV户内移开式开关柜10kV并联电容器采用户外框架式成套设备站用变压器采用干式变压器主变压器为户外、油浸、低损耗、自然油循环风冷型三相三绕组有载调压电力变压器110kV采用户内GIS设备35kV户内移开式开关柜35kV并联电容器采用SVG成套设备站用变压器采用干式变压器7电气总平面及配电装置110kV、10kV及主变场地平行布置110kV: 户外软母线中型、瓷柱式断路器单列布置，全架空出线35kV: 户内开关柜单列布置10kV: 户内开关柜双列布置110kV、10kV及主变场地平行布置110kV: 户内GIS成套设备35kV: 户内开关柜单列布置8保护及自动化采用计算机监控系统，监控和远动统一考虑，满足无人值班要求。110kV保护和监控等二次设备集中布置。与通用设计相同9土建部分全站总建筑面积【 】m2，主变压器消防采用排油充氮灭火系统。全站总建筑面积【1643】m2，本期主变压器消防【不】考虑采用排油充氮灭火系统。10站址基本条件海拔1000m以下，地震动峰值水平加速度0.20g，设计风速35（10）m/s，地耐力R=150kPa，地下水无影响，假设场地为同一标高。国标级污秽区。与通用设计相同。国标【】级污秽区。本工程的设计方案参照“110kV-C-6通用设计方案”，完全满足国网变电站设计通用化的要求。中性点接地方式主变压器为两绕组型，110kV为星形接线中性点通过隔离开关接地。35kV中性点通过消弧线圈接地。10kV为形接线，为不接地系统。3.2短路电流计算及主要设备选择系统概况系统额定频率：50Hz系统最高运行电压：126kV；40.5kV中性点接地方式：110kV系统：直接接地35kV系统：经消弧线圈接地短路电流计算的依据和条件根据电力系统远景规划，本升压站主要电气设备选择设计是根据导体和电器选择设计技术规定（DL/T5222-2005），按额定技术参数选择，并以短路电流进行动、热稳定校验。其主要电气设备选择及校验结果见短路电流计算及主要电气设备选择结果表。表3.2-1 短路电流计算数据表序号项目三相短路短路电流（kA）短路冲击电流（kA）1110kV侧15.539.52235kV侧17.845.3根据以上计算结果，考虑到网架的实际，本工程设计留有一定裕度，电气设备的短路电流取值如下：（1）110kV电压等级：40kA（2）35kV电压等级：31.5kA主要设备选择主要电气设备选型应符合国家电网公司关于标准化建设成果应用管理目录的相关规定，本次通用设计主要电气设备原则上从国家电网公司输变电工程2009年版通用设备中选择。.1设备运行环境条件表3.2.3.1-1 设备运行环境条件序号名 称单位标准参数值项目要求值1周围空气温度最高气温+40+40最低气温-25-49最大日温差K25252海拔m100097711003太阳辐射强度W/cm20.10.14污秽等级VI5覆冰厚度mm10106风速/风压（m/s）/Pa34/70035/7007湿度日相对湿度平均值9595月相对湿度平均值90908耐受地震能力（水平加速度）m/s20.2g0.2 g0.15g.2导体选择110kV侧(规划)导线均采用软导线。（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；主变进线侧导体按不小于主变额定容量1.05倍计算。（2）110kV、35kV(规划)、10kV(规划)出线回路的导体规格不小于送电线路的规格。（3）导体截面应进行电晕校验及对无线电干扰校验。选择结果见表3.2-3。表3.2.3.2-1 导体选择结果电 压(kV)回路名称回路电流最大(A)选 用 导 体控 制 条 件导线根数型号载流量(A)110母线无无由长期允许电流控制母联、分段无无由长期允许电流控制黑崖子进线262.43X185552由长期允许电流控制至玉门330kV出线8453X400865由长期允许电流控制主变压器进 线262.4无由长期允许电流控制母线设备.3主变压器选择本期新上一台50MVA有载调压、油浸式、低损耗、风冷变压器。其主要技术规范为：表3.2.3.3-1 主变压器参数表【表格中的内容根据具体工程修改】项 目参 数型 式三相三绕组，油浸式有载调压变压器，型号为:SFSZ11-50000/110容 量 比50MVA/50 MVA /17 MVA额定电压1108x1.25% /352x2.5%/10.5kV接线组别YN, yno, d11阻抗电压Uk（1-2）=17.5% Uk（1-3）=10.5% Uk（2-3）=6.5%冷却方式风冷套管TA高压侧套管(300600)/1A, 5P30/5P30，外绝缘爬电距离不小于3906mm高压中性点套管300/1A,5P30/5P30，外绝缘爬电距离不小于2263mm.4 110kV电气设备选择110kV采用户内GIS设备。按照短路电流水平，110kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值100kA。110kV配电装置采用全封闭SF6气体（GIS）绝缘组合电器，额定电流2000A，配用开断能力为40kA的断路器，热稳定按40kA设计，动稳定按100kA设计。断路器配弹簧操作机构，电动机电压DC220V，加热电源AC220V；线路侧接地刀采用快速接地刀，所有的隔离开关及接地开关均采用电动操作机构，电动机电压DC220V；电流互感器采用内置式，6个二次绕组，保护级按5P30配置，二次电流采用1A制。线路电压互感器采用电容分压式，容量0.01uF。母线电压互感器采用电容分压式，容量0.02uF，电压比为0.1kV。.5 35kV电气设备选择35kV配电装置采用户内单列布置形式，选用KYN-61型户内移开式手车高压开关柜，出线柜选用真空断路器柜。35kV电压互感器采用抗铁磁谐振型。35kV无功补偿采用SVG装置。SVG成套设备比SVC占地面积要小的多，设备成本低，运行维护较方便。35kV SVG装置集中布置在35kV配电装置室南侧。SVG采用直挂式，设备用厂家成套提供。35kV主要设备选择表.5-1表.5-1 主要设备选择技术参数表序号设备名称型式及主要参数备注1断路器真空、40.5kV，2000A，31.5kA主变进线，分段真空、40.5kV，2000A，31.5kA出线2电流互感器户内、三相，40.5kV，2000/1A，5P30/5P30/5P30/5P30/0.5/0.2s主变进线户内、三相40.5kV，2300/1A，5P30/0.5/0.2S出线3电压互感器户内、三相、35kV，35/0.1/0.1/0.1kV母线435kV所用变SCB11-250/35 352.5%/0.4kV Dy,n11 Ud=4%535kV动态无功补偿10Mvar，动态无功补偿SVG装置SVG3.3绝缘配合及过电压保护电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器、行业标准DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护绝缘配合确定的原则进行选择。各级电压电气设备的绝缘配合及过电压保护措施避雷器的装设组数及配置地点，取决于雷电侵入波在各个电气设备产生的过电压水平。本工程设计各电压母线装设母线避雷器。 (1）避雷器选择110、35kV氧化锌避雷器按2009版通用设备选型，作为各电压绝缘配合的基准，其主要技术参数分别见表3.3.1-1。表3.3.1-1 110kV氧化锌避雷器主要技术参数 名 称参数额定电压（kV，有效值）102最大持续运行电压（kV，有效值）79.6操作冲击（30-100s）2 kV残压(kV,峰值)226雷电冲击(8/20s)10 kA残压(kV,峰值)266陡坡冲击(1s)10kA残压(kV,峰值)297表3.3.1-2 35kV氧化锌避雷器主要技术参数名 称参数额定电压（kV，有效值）54避雷器最大持续运行电压（kV，有效值）40.8操作冲击电流下残压 (kV，峰值)114操作冲击（8/20s）5 kA残压(kV，峰值)134陡坡冲击(1/5s)5 kA残压(kV，峰值)154（2）电气设备的绝缘水平110kV系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。雷电冲击的配合，以雷电冲击10kA残压为基准，配合系数取1.4。110kV电气设备的绝缘水平见表3.3.1-3，经核算满足配合要求。表3.3.1-3 110kV电气设备的绝缘水平设备名称设备耐受电压值雷电冲击保护水平配合系数雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全 波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器4804505502001851.4266=372.4（kV，峰值）实际配合系数450/266=1.69截波配合系数550/297=1.85其他电器550550630*230230断路器断口550550230230隔离开关断口间630265265*仅电流互感器承受截波耐压试验表3.3.1-4 35kV电气设备绝缘水平参数及保护水平配合系数设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波载波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变中压侧2001852208580断路器断口间1851859595隔离开关断口间215118其他电器1851859595升压站的污秽等级、电气设备的外绝缘要求及绝缘子串的选择.1电气设备的污秽等级按照新疆电网2007版电子污区分布图地图册分布图，站址地处轻度污染地区，考虑本升压站污秽等级为级，加强设备外绝缘。电气设备的外绝缘要求按GB/T16434一1996高压架空线路和发电厂、升压站环境污区分级及外绝缘选择标准中规定，110kV电气设备爬电比距31mm/kV，屋外配电装置选用级防污型设备。悬式绝缘子串片数的选择本工程对110kV户外绝缘子串电气设备按合成绝缘子选型。本工程110kV户外合成绝缘子串采用FXBW(T)-126/100，泄漏比距/31mm/kV。3.4电气设备布置及配电装置电气总平面布置中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站工程工程电气平面设计依据35kV110kV升压站设计规范（GB 50059-1992）、35kV110kV无人值班变电所设计规程（DL/T 5103-1999）和国网公司通用设计方案【C-6】的基础上根据本升压站的进出线回路数和当地的特点进行了模块的调整和拼接。调整后的总平面布置满足国网公司通用设计实施方案的各项要求和规定。本工程全面贯彻了国家电网公司全寿命周期管理和基建标准化的要求，按照“两型一化”升压站建设。（1）布置原则：力求紧凑合理、出线方便、减少占地、节约投资。a)同级电压线路不相互交叉。b)各级电压出线顺畅,线路转角小。c)在满足上述条件的基础上,优化站区布置。（2）电气总平面布置方案：根据系统规划和审查意见，110kV配电装置采用户内GIS布置方案，布置在所区东侧，35kV户内配电装置室布置在所区的西侧，35kV采用电缆出线方式。主控制室布置在所区的东南侧，紧挨110kV配电装置室，辅助房间按典设布置，保留2间功能房间。主控附属建筑联合布置，总面积434.7。主变压器露天布置在所区中央。靠近110kV、35kV kV配电装置建筑物侧均设置有运输道路，以方便大型设备的运输和维护。虽然中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站工程不在城市中间，但本工程在总平面布置及各项指标的控制在设计上严格遵循了国家电网公司最新版的典型设计方案，该工程在整个所区规划上着力于紧凑、合理、做到远近结合。通过初设对可研的推荐方案的总平面布置进一步优化，并依据电力规划总院编制(2009年水平) 火电 送电 变电工程限额设计控制指标限额进行设计，对本工程110kV及35kV配电装置三材数量、运行及检修、主要技术经济指标等综合评价指标上分析，目前的总平面布置能够体现出各自的功能分区明确，人流不交叉，交通便利，互不影响的整体造形,有利于为升压站创造了一个较好的运行环境。为满足设备运输和消防通道要求，站内主变运输道路宽4.0m，其余道路按3.5米设计，全站道路设计可满足大型车辆进出站的运输要求。中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站工程电气总平面的布置占地可以满足总体规划方案。站址占地面积为4635.65，共6.953475亩。配电装置布置本工程采用了国家电网公司110kV升压站通用设计的110-C-6方案。配电装置的布置采用了通用设计模块拼接的方式，主要基本模块采用了110kV升压站通用设计（C-6）的设计方案中的模块。.1 110kV配电装置布置110kV配电装置户户内GIS布置，整个配电装置室的平面布置水平尺寸为【21.6】m，纵向尺寸为10.5m。表 3.4.2.1-1 110kV配电装置主要尺寸一览项目尺寸（m）配电装置室长度【21.6】配电装置室纵向长度10.5配电装置室净高6.5.2 35kV配电装置本方案35kV配电装置采用移开式开关柜户内单列布置，主变进线及线路出线（每隔三个开关柜）采用架空封闭母线桥方式，其余出线均采用电缆，整个配电装置室的平面布置水平尺寸为【24】m，纵向尺寸为7.8m。表 3.4.2.1-2 35kV配电装置主要尺寸一览项目尺寸（m）配电装置室长度【24】配电装置室纵向长度7.8配电装置室净高4.5开关柜宽度1.43.5站用电及照明站用电源根据电力行业标准35kV110kV变电所设计规范（GB 50059-1992）、35kV110kV无人值班变电所设计规程（DL/T 5103-1999），本工程规划采用一台低耗节能型干式变压器250/35，每台变压器按全站计算负荷选择，接线采用Dyn11联接组别。正常变电所段35kV母线带一台所用变；从另外风场35kV提供外部第二电源, 站用电0.4kV侧采用互为备用方式。35kV站用变高压侧进线采用电缆进线方式，低压侧采用低压电缆敷设。站用电接线方案交流站用电系统为380/220V中性点接地系统，由5面交流低压配电柜组成。为提高供电可靠性，站用电系统采用单母线分段接线，每台站用变各带一段母线，分列运行。采用380/220V中性点直接接地系统向所区内动力、检修、照明、采暖等用电负荷供电，重要回路为双回路供电，全容量备用。交流低压配电柜选用GGD型低压抽式开关柜，布置于二次继电器室内。总进线开关、分段开关选用框架式智能断路器，带RS485、RS232通讯接口，配带延时脱扣动作的智能型脱扣器，具备实现断路器遥控操作、遥信功能；馈线开关选用带复式脱扣动作的塑壳式断路器。110kV配电装置区，35kV配电装置室，各设动力检修箱1台，主变区设1台，由站用电屏独立供电。全站照明升压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，事故照明由直流系统蓄电池供电，在主控室设常明灯，出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。主控室、值班室等房间采用荧光灯。配电装置的户外照明采用高效节能投光灯照明。3.6防雷接地直击雷保护方式本工程110kV升压站采用独立避雷针保护。为防止雷电对电气设备的直接袭击，在升压站内分别设置3支30m高的独立避雷针避雷针形成升压站防直击雷的分层联合保护。为了防止反击，主变压器构架上不设置避雷针，由110kV区域避雷针构成联合保护网，保护主变压器、35kV设备及其连接线。接地设计.1升压站接地的主要作用升压站接地的主要作用有以下几点：（1）系统正常情况下，保障升压站安全运行；（2）系统短路故障状态下，保障人员安全和设备不受损害；（3）雷电侵入时，保障人员及设备的安全；（4）防止设备漏电使金属外壳带电，以及释放金属外壳或构架上积累的静电，防止触电和影响系统稳定运行。.2站址土壤电阻率分析根据目前业主提供的地质报告及附近工程参考资料，土壤电阻率为2000.m左右，最大冻土层深度2.2米。本工程设计拟采用无化学腐蚀型长效降阻剂和等离子接地的降阻措施。按电力设备接地设计规程、国家电网公司十八项反事故措施实施细则以及其它有关规定的要求,围绕建筑物和屋外设备敷设闭合回路的接地体装置。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。接地网及设备接地引下线，根据流过单相短路电流热稳定进行计算，主接地网考虑了75%分流系数。110kV、35kV、10kV设备接地引下线、主变压器接地引下线截面均采用-50x5热镀锌扁钢，水平接地体均采用-60x8热镀锌扁钢，垂直接地体均采用50x5镀锌钢管，接地网寿命按30年计算，所选材料满足热稳定的要求,水平接地体埋深大于220cm冻土深度。设计在110kV及35kV的氧化锌避雷器以及带操作箱的电气设备四周设置均压地面或绝缘地坪，使接触电势小于允许值，保证人身安全。设计在避雷器周围须加集中接地装置，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。.3接地装置设计技术原则及接地材料的选择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0.5。本升压站主接地网以水平接地体为主，垂直接地体为辅联合接地网。根据站址的岩土工程勘察报告，地基土对钢结构有中等腐蚀性。因此，本工程主接地网采用606的热镀锌扁钢和高效接地模块构成的复合接地网, 接地网寿命按30年计算，所选材料满足热稳定的要求。考虑到接地装置应埋于最大冻土深度以下，并消除季节变化对土壤电阻率的影响，水平接地体埋深冻土层下，垂直接地体顶部埋深大于冻土层下。设计在110kV的氧化锌避雷器以及带操作箱的电气设备四周设置均压地面或绝缘地坪，使接触电势及跨步电势均小于允许值，保证人身安全。设计在避雷器周围须加集中接地装置，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。此外，升压站沿电缆沟及保护屏下方设置一根30*4mm的等电位铜排，保护屏及端子箱通过不小于50mm截面的铜导线与之相连，尽可能的减少了地点位不平衡带来的干扰。设备接地：全站一次电气设备均通过接地支线同主接地网相连，凡有二次回路的一次设备均要求采用两根接地线，接入主接地网不同位置。本工程设计要求在避雷器周围加集中接地装置，以利散流。3.7电缆设施电缆选型电力电缆和控制电缆按GB50217-2007电力工程电缆设计规程选择。所有控制电缆均采用KVVP型号电缆。所有电力电缆均采用ZRBVV23及ZRB- YJV23型号铜芯阻燃型电缆,阻燃等级不小于B级。对由配电装置场地引至主控制室微机保护柜的电流、电压、信号回路的电缆，均采用铜丝编织带屏蔽控制电缆。电缆敷设及二次回路抗干扰（1）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。（2）电缆沟采用角钢电缆支架、吊架敷设电缆。（3）户外电缆沟支架全部采用热镀锌防腐处理。（4）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；（5）电缆沟内每隔60m处设置阻火墙；（6）在控制电缆与电力电缆之间设置层间耐火隔板；（7）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1m长的电缆，阻火墙两侧各1m长的电缆，采用电缆防火涂料进行涂刷。（8）对靠近含油设备的电缆采用穿管敷设，邻近的电缆沟盖板用水泥沙浆作预密封处理。（9）本站主控制室、保护室柜屏下层抗静电地板内、二次电缆沟道中及开关场的就地端子箱内，敷设截面不少于100mm2的裸铜排（缆），构建室内外的二次等电位接地网。4二次系统4.1系统继电保护一次系统概况中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站本期主变容量为50MVA。采用选用三相三绕组油浸风冷有载调压降压型电力变压器，电压比为：11581.25%/37kV，容量比为：50MVA/50MVA，接线组别为：YN0-d11。110kV母线按单母线接线，进出线规划2回，本期一次建成，分别接至昌马330kV变电所110侧和华电黑崖子升压站。35kV母线按单母线分段接线，出线规划6回，本期一次建成。该升压站规划无功补偿容量根据风电场主变压器、风机配升压变压器、35kV集电线路所需无功容量及接入系统输电线路所需无功的1/2容量配置，容性无功补偿容量为每48MW配置10MVar，根据接入系统要求感性无功满足1.2MVar。本期一次建成，即210Mvar，分别装设在35kV两段母线上。补偿采用SVG，补偿容量为2(-10MVar +10MVar)。本期升压站110kV侧中性点按直接接地设计；35kV侧中性点经消弧线圈接地。本期工程将拟建的中节能昌马大坝南北96MW风电场项目110kV升压站一回线路接至昌马330kV变电所110侧，导线选用LGJ-400/30；一回接至华电黑崖子升压站，导线截面选择为LGJ-185/30。现状和存在的问题110kV【大坝-昌马】线配置1套【光纤纵差】保护和一套【后备距离】保护，保护装置型号待定，【光纤纵差】保护采用 【光纤】通道传输保护信号，【后备距离】保护采用【无】通道传输保护信号。【大坝南北】变电站配置1套故障录波装置，经核实，满足本期工程接入要求。【大坝南北】变电站配置单套稳定控制装置，型号待定，经核实，要求满足本期工程接入要求。系统继电保护配置.1 110kV线路保护配置原则(1) 110kV线路应配置一套线路保护，每套保护均具有完整的后备保护。(2) 110kV线路保护均应含三相一次重合闸功能。重合闸可实现三重和停用方式。(3) 根据系统稳定计算要求及采用全线速动保护后，能够改善整个电网保护的性能时，应配置一套纵联保护为主保护和完整的后备保护。(4) 电厂联络线、长度低于110km短线路，宜配置一套光纤纵联差动保护为主保护和完整的后备保护。(5) 对电缆线路以及电缆与架空混合线路，宜配置光纤电流差动保护作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。(6) 当条件具备时，宜选用保护测控一体化装置。.2故障录波器配置原则(1) 为了分析电力系统事故及继电保护装置的动作情况，110kV变电站内，宜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。35kV电压等级配置故障录波装置分别记录风机线路、无功补偿线路电流、电压、断路器位置的运行情况等.(2) 在分散布置的变电站内，按保护小室配置故障录波装置，不跨小室接线，适当考虑远景要求； (3) 每套线路故障录波器的录波量配置宜为96路模拟量、128路开关量。(4) 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。.3故障录波器技术要求(1) 故障录波器应为嵌入式、装置化产品，所选用的微机故障录波器应满足电力行业有关标准。(2) 故障录波器应能连续记录多次故障波形，能记录和保存从故障前150ms到故障消失时的电气量波形。它应至少能清楚记录5次谐波的波形。(3) 故障录波器模拟量采样频率在高速故障记录期间不低于5000Hz。(4) 事件量记录