某110kV变电站改造工程初步设计说明

1.总的部分1.1设计依据1.2.建设规模及设计范围1.2.1建设规模1.2.2本期设计范围1.3站址概况本变电站为综合改造项目，故无需征地及拆迁。1.4主要设计原则1.4.1电气主接线110kV**变装设两台30MVA主变a）110kV配电装置110kV为户外布置，共3回出线，备用出线1回，接线方式为单母隔离开关分段带旁母（旁路兼母联）。b）35kV配电装置35kV共6回出线，备用出线2回，为户内二层布置，断路器布置于一层，母线及隔离开关布置于二层，接线方式为单母线分段。c）10kV配电装置10kV共11回出线，备用出线6回，接线方式为单母分段，无电容器等无功补偿配置。1.4.2配电装置布置型式110kV配电装置采用户外中型布置方式，布置在站区北侧，向北架空出线；本次保持原有布置，不作改造。35kV配电装置采用户内二层布置，断路器布置于一层，母线及隔离开关布置于二层。本次改造仅更换35kV电气设备，保持原有布置方式。10kV配电装置采用户内高压开关柜单层布置方式，二次室及辅助厂房与10kV配电室毗邻,本次保持原有布置，不作改造。1.4.3站用电及直流系统110kV**变现装设一套DLE-2000型直流系统，自2002年使用至今。蓄电池容量已没有冗余。1.4.4照明全站照明设施老化，且照度不满足要求，本期对全站户内外照明需进行重新设计。1.4.5过电压保护及防雷接地本变电站在35kV母线上均设置有氧化锌避雷器，对35kV设备的接地引下线进行改造，对全站二次设备的接地进行改造。1.4.6微机监控系统、系统保护及元件保护本次改造后变电站监控系统设计应优化简化网络结构，与站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860通信标准，变电站内信息宜具有共享性和唯一性。计算机监控系统按变电站无人值班的要求设计。1.4.7通信系统110kV**变电站隶属地调调管，110kV**变电站电力调度电话、通信调度电话、生产管理电话。1.4.8调度自动化根据电网调度管理规定：统一调度、分层管理的原则，110kV**变电站属地调调度，调度自动化等信息需分别传输至地调、备调。1.5遵循的主要规程规范GB50229-2006火力发电厂与变电所设计防火规范DL/T621-1997交流电气装置的接地DL/T5056-2007变电所总布置设计技术规程DL/T5103-199935kv-110kV无人值班变电所设计规程GB50059-199235kV-110kV变电所设计规程DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定GB50060-20083-110kV高压配电装置设计规范GB50052-2009供配电系统设计规范GB50054-1995低压配电设计规范GB50116-1998火灾自动报警系统设计规范GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规程DL/T5027-1993电力设备典型消防规程DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5202-2004电能计量系统设计技术规程DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T5147-2001电力系统安全自动装置设计技术规定1.6环境保护本工程为110kV综合改造项目,主要进行全站综合自动化改造及35kV电气设备进行更换，站区生活污水、噪音等均符合现运行国家标准《城市区域环境噪声标准》和《工业企业厂界环境噪声排放标准》等规定。1.7主要经济技术指标2.电力系统2.1电力系统概述2.2建设规模110kV**变装设两台有2台10MVA主变，型号分别为SFSL-10000/110型、SSZ9-10000/110型，三相三绕组变压器。1）110kV配电装置110kV为户外布置，共3回出线，备用出线1回，接线方式为单母隔离开关分段带旁母（旁路兼母联）。2）35kV配电装置35kV共4回出线，备用出线2回，为户内二层布置，断路器布置于一层，母线及隔离开关布置于二层，接线方式为单母线分段。3）10kV配电装置10kV共5回出线，备用出线6回，接线方式为单母分段，无电容器等无功补偿配置。3.电气部分3.1电气主接线110kV侧采用单母隔离开关分段带旁母（旁路兼母联），出线3回，备用出线1回；35kV采用单母线分段接线，目前出线4回，备用出线2回；10kV采用单母线分段接线，目前出线5回，备用出线6回。3.2短路电流计算及主要设备选择3.2.1短路电流计算短路电流计算及主要设备选择均按远期规模进行校验。短路电流计算按2020年网架结构进行。主变按照2×50MVA考虑。根据远期系统阻抗进行短路电流计算，短路电流计算见附图3-1,附图3-2,附图3-3，计算结果见表5。图3-1短路电流计算接线图表5短路电流计算结果表短路类型短路点编号短路点位置短路点平均电压（kV）短路电流周期分量有效值(kA)短路电流冲击值(kA)短路全电流最大有效值(kA)三相短路d1110kV母线1155.6814.498.58d235kV母线378.2120.9412.40d310kV母线10.59.5224.2714.37由短路电流计算结果可以看出,相关站点母线短路电流水平不高。本次35kV设备开断电流为25kA选型能够满足要求。3.2.2污秽等级本变电站按III级污秽设计，电气设备的泄漏比距按2.5cm/kV（按系统最高工作电压计算）。3.2.3主要设备选择（1）变压器原有2台变压器保持原有，不作改造。（2）110kV部分110kV保持原有，不作改造。（3）35kV部分根据短路计算结果进行各级电压的设备选择及校验，本次改造的35kV设备按照开断电流为25kA选型,设备选择如下：35kV真空断路器：ZW7-40.535kV隔离开关(户内母线侧):GN2-35/1250A35kV隔离开关(户内线路侧):GN2-35ID/1250A35kV隔离开关(户外):GW4-40.5IIDW/1250A35kV避雷器：YH5WZ-51/134W穿墙套管：CWWB-35/2000母线铜排：TMY-100x10(4)10kV部分10kV保持原有，不作改造。3.2.4导体选择各电压等级的导体在满足动、热稳定、电晕和机械强度等条件下进行选择。35kV配电装置引线按回路通过的最大电流选择导体截面，并按发热条件校验。3.4站用电及照明3.4.1站用电交流系统本站采用交直流一体化电源系统。3.4.2照明由于全站照明线路设施老化且照度不满足要求，本期对全站照明进行重新设计。事故照明采用直流电源，直流电源由直流屏供给。3.5防雷接地根据《交流电气装置的过电压保护及绝缘配合》（DL/T620-1997）采用氧化锌避雷器作为限制雷电过电压措施，并以此电压作为绝缘配合的依据。3.6电缆设施本次综合改造工程电缆沟道尽量维持原状，在控制室新增电缆沟，为了防止电缆火灾和缩小电缆火灾的范围，尽可能减少电缆火灾造成的损失，对电缆防火、灭火采取如下措施：1)在同一沟道中，动力电缆与控制电缆分层布置。2)电缆沟与电缆竖井连通处，在电缆沟中设防火墙隔断。3)从电缆沟到电气设备的电缆穿入电缆保护管。4)控制屏、保护屏、配电屏、专用屏、落地式端子箱底部均采用耐火材料封堵。5)屏下、防火墙两侧电缆涂刷1.5－2米耐火漆或防火涂料。4.二次系统4.1系统继电保护及安全自动装置4.1.1系统继电保护配置方案本工程继电保护配置原则如下：1）110kV线路保护测控柜（a）光纤分相电流差动保护；（b）三段式相间距离保护；（c）三段式接地距离保护；（d）四段零序方向电流保护及三相一次重合闸；（e）三相断路器操作回路；（f）双回线相继速动；（g）不对称故障相继速动；（h）无故障快速复归；（i）GPS对时接口；（g）各种数据通信接口：RS232、RS422/485、以太网等数据通信光纤接口模件；（k）测控装置。2）110kV母差保护双母线接线应配置一套母差保护，单母线分段接线可配置一套母差保护。3）110kV旁路保护测控装置按110kV线路保护配置。4）110kV电压并列装置（计量与保护插件分开）5）主变压器主保护、高中低后备保护、非电量保护及测控装置。本期更换1#主变保护屏、2#主变保护屏及1#、2#主变保护测控柜，设置1#主变保护测控装置、2#主变保护测控装置各1面。6)35kV线路保护本期更换原有35kV线路保护测控装置6套，35kV分段及备自投保护装置1套，按分段组2面屏安装，7)10kV线路保护本期更换原有10kV线路保护测控装置9套，10kV分段及备自投保护装置1套，集中组3面屏安装。8)本工程更换原有故障录波柜，布置在中控室。4.1.2安全自动装置配置方案电力系统的安全运行，除与一次系统的网架结构，继电保护的快速，正确动作有关外，还应装设安全自动装置，以防止系统稳定破坏或事故扩大，造成大面积停电或对重要用户的供电长时间中断。设置低频低压装置一套。4.1.3设备汇总继电保护及安全自动装置设备材料详见“主要设备材料清册”4.2远动系统4.2.1远动系统方案1）远动与变电站计算机监控系统统一考虑。保证远动信息的实时性要求，变电站监控自动化系统选型时，应考虑远动信息流的合理性和远动信息上传调度的出口时间应满足远动要求，必须保证远动信息直采直收。远动数据不应经过站控主机处理，在局域网上设置专门的远动工作站负责汇总调度所需的远动信息。2)本变电站接入地调主站时，地调主站除相应增加硬件接口设备外还应考虑建立相应调度有关数据库、画面及系统网络拓扑和应用软件的修改。3）远动信息的传输和通道要求a）**变远动信息远传本期建设为数据网络和常规远动传输相结合的方式。变电站至地调和备用调度的远动通道按主备通道考虑，远动信息以数据网络传输方式为主通道，以专线通道为备用通道。b）在利用数据网络作为传输方式时，应用层规约可采用IEC60870-5-104规约。传输速率为64k-2Mbit/s；采用远动专用通道作为传输方式时，采用DNP3.0、IEC60870-5-101。传输速率为1200bit/s。在信噪比为17dB时，通道的误码率应不大于10-5。4.2.2远动信息内容**变按照无人值班建设，为保证变电站远动信息采集完整性，地调所需远动信息内容配置按DL/T5103《35~110kV无人值班变电所设计规程》执行，其具体内容如下：(1)遥测量a.主变压器各側有功功率、无功功率、电流和有功电能量。b.110kV线路有功功率、无功功率、线路电流、有功电能量。c.110kV母线电压。d.35kV及格10kV各段母线电压；分段断路器三相电流。e.35kV及10kV出线电流、电度量。f.无功补偿电容器的无功功率、电流。g.主变油温。(2)遥信a．全站事故总信号。b．所有断路器位置信号。c．线路主保护，后备保护及重合闸动作信号。d．母线保护动作信号。e．刀闸位置信号。f．主变中性点刀闸位置信号。g．主变压器保护综合总信号。h．总变压器抽头位置信号。i．压力信号。j．监视信号。k．接地信号。（3）遥调主变压器抽头位置调节。（4）遥控a.断路器的投切。b.电动刀闸的投切。c.电容器的投切。d.信号复归。4.2.3电能量计量计费系统测量及电度表按《电测量仪表装置设计技术规程SDJ9-87》、《智能电能表》和《电能计量装置管理规程DL/T448-2000》进行配置。4.2.3.1计量点设计原则根据本工程实际情况，**变关口点设置在110kV线线路侧（主副表）、主变高压侧，10kV加压站I、II线为用户结算计量点，其他计量点为考核点。本期随改造工程更新所有计量表计。4.2.3.2电能表配置及功能根据DL/T448-2000《电能量计量装置技术管理规程》的要求，关口电能表选用0.2S级智能电度表，其他表计为0.5S级智能电度表,计量互感器的准确度等级电流互感器为0.2S，电压互感器为0.2，PT二次回路电缆压降应小于其额定二次电压的0.2%；CT、PT要求专用线圈。表计功能及规约参照DL/T614-2007《多功能电