某110kV变电站改造工程初步设计说明.doc

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1、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

2、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

3、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

4、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/T5103-1999 35kv-110kV无人值班变电所设计规程GB50059-1992 35kV-110kV变电所设计规程DL/T5222-2005 导体和电器选择设计技术规定GB50060-2008 3-110kV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/T14285-20

5、06 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

6、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

7、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250MVA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

8、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

9、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： ZW7-40.5 35kV 隔离开关(户内母线侧): GN2-35/1250A35kV 隔离开关(户内线路侧): GN2-35 ID/1250A35kV 隔离开关(户外): GW4-40.5 IIDW/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

10、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

11、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1.52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；

12、（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

13、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

14、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

15、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/T510335110kV 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

16、。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

17、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多功能电度表和DL/T6

18、45-2007多功能电能表通信协议的要求。4.2.3.3 电能量数据传输本期建设*变电能量数据传输通道。电能量信息从电能表输出后经过电能量数据采集装置接入电力数据网络设备，以数据网通道作为主通道，以专线通道作为备用通道，与地调电能量计量系统主站直接通信，将传送电能量数据至调度主站，应用层通信规约采用 IEC60870-5-102 规约。4.2.4 调度数据通信网络接入设备根据国家电监会电力二次系统安全防护规定及行业主管部门安全防护的有关要求，为了使远动实时信息和电能量数据能通过数据网络传输数据，需在*变内配置一套数据网接入设备。按照N*2M组网，单独组屏。4.2.5二次系统安全防护为了使远动实

19、时信息和电能量数据能通过数据网络传输数据，根据国家电网二次系统典型设计相关要求，在*变加装纵向加密认证装置两套。4.2.6相关调度端系统*变接受地调调度，远动信息应直送地调。具体信息量及通道组织见前述。本期扩容需对地调数据库设备进行调整，记列接入调度软硬件配合费用。4.2.7设备汇总表调度自动化部分设备详见“主要设备材料清册”4.3系统及站内通信光纤通信电路 原光纤通信电路维持现状不变。设备配置*变通信设备目前均安放在通信机房内，现在配置SDH-622Mbit/s光端机2台，智能PCM终端1台，载波机3台，综合配线柜1台。本期工程需要将原通信机房内设备全部搬迁至主控室，同时考虑*变后期规划建设

20、光缆较多，新上一台ODF-144芯光纤配线柜。因设备搬迁高频电缆和站内导引光缆需重新敷设。通信电源*变通信电源由站用直流统一考虑，不再配置通信专用电源。通信机房及辅助建筑设施*变通信设备均布置在主控室内，本期工程设备占 8 个屏位。4.4综合自动化系统4.4.1 监控系统改造本期110kV*变电站按照无人值班变电站进行改造，更换整站综自系统及部分保护设备，将原有直流系统更换为交直流一体化电源系统,新上自动化系统的设备配置和功能要求本期按无人值班模式设计。4.4.1.1主要设计原则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

21、信标准，变电站内信息宜具有共享性和唯一性，保护故障信息、远动信息不重复采集。4.4.1.2监控范围计算机监控系统的监控范围如下：1) 全站的断路器、隔离开关及电动操作的接地开关；2) 主变压器的温度采集、分接头调节及无功补偿装置自动投切(VQC)；3) 交直流一体化电源系统的重要进线和馈线断路器；4) 火灾报警系统；5) 图像监视系统。4.4.1.3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。1) 五防闭锁操作员站应具有完备的微机五防功能，并实现远方闭锁功能。2

22、) 远动功能（1) 计算机监控系统数据采集及通讯装置满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。（2) 远动主站具有向远方控制端进行数据通讯，传送遥测、遥信信息及接收调度命令的能力。（3) 远动主站直接获取远方控制端所需的数据，按远方控制端的要求建立相关的远传数据库。并且应有远方维护接口，具备远方诊断等功能。（4) 可根据远方控制端需要对远传数据进行选点和修改。4.4.1.4设备配置监控设备主要包括监控后台主站、远动主站、公用接口装置、双时钟源GPS对时装置和网络系统。数据库建库以及主接线图等按变电站远景规模设置，便于以后扩建工程的实施。4.4.1.5 与其他设备接口变电站一体化电源系统、图像监视

23、系统、火灾报警系统等采用DL/T 860标准与变电站监控系统通信。4.4.2 辅助系统改造4.4.2.1 图像监视系统全站防盗监视系统采用屋内屋外相结合的方式，同时照顾设备运行监视和防盗监视的功能。屋外配电装置的监视探头安装在屋顶或设备区架构上，屋内配电装置的监视探头安装在屋内的顶棚上，该系统通过RJ45接口接入信息网。表10 图像监视系统材料表安装区域摄像机类型数量备注图像监视系统1套主控室彩色一体化摄像机+云台（室内）3室内壁装10kV高压室彩色一体化摄像机+云台（室内）4吊装110kV设备区彩色一体化球型机（室外）4立杆安装35kV设备区彩色一体化球型机（室外）2立杆安装合计134.4.

24、2.2 火灾自动报警系统本期新增火灾自动报警系统一套。全站的消防报警系统采用火灾报警装置及配套的离子感烟、感温探头，布置在屋内的所有房间，该系统通过硬接点接入微机监控系统。表11火灾自动报警系统材料表安装区域探头类型数量备注火灾自动报警系统1套主控室烟感探测器2个吸顶10kV高压室烟感探测器4个吸顶35kV高压室烟感探测器10个吸顶合计16个4.5直流及交流不停电电源系统4.5.1交直流一体化系统全站采用交直流一体化系统，将交流电源系统、直流电源系统、UPS逆变电源系统、通信电源系统统一设计、系统整合，形成站内唯一的交直流电源系统，满足站内各种交直流负荷用电的需求。交直流一体化系统在功能上由各

25、种模块组成，包括：一体化监控模块、直流监控模块、充电模块、直流母线绝缘监测模块、带绝缘监测的TSM智能直流馈线模块、电池监测模块、DC/DC通信电源模块、智能交流进线、TSM智能交流馈线模块、逆变电源模块。对设备进行在线监测，通过一体化监控模块将站用电源所有开关智能模块化，集中功能分散化，实现模块外无二次接线，无跨屏二次电缆，建立数字化电源硬件平台。一体化监控模块通过以太网接口，IEC61850规约与站控层网络连接，使站用电系统成为开放式系统，实现与监控后台通信。可实现对交直流控制电源全参数透明化管理、可以建立专家智能管理系统，避免人为误操作，进一步提高电源系统运行可靠性。4.5.1.1 蓄电

26、池型式选择推荐采用阀控式密封铅酸蓄电池，全站集中设置1组220V密封阀控铅酸蓄电池，共104只，布置在中控室内。4.5.1.2 蓄电池容量选择采用阀控式密封铅酸蓄电池，蓄电池放电末期终止电压按1.87V考虑，浮充电压为2.25V，均充电压为2.35V，事故放电时间按2小时考虑，蓄电池容量按变电站最终规模计算。蓄电池容量选择按电力工程直流系统设计技术规定(DL/T 50442004)推荐的阶梯负荷计算法计算。4.5.1.3 充电设备及直流馈线屏选择直流电源采用智能高频开关操作电源，提供高质量、高效率、高智能的直流电源，延长蓄电池的使用寿命，智能化监控模块通过以太网口，采用IEC 61850 规约

27、与变电站计算机监控系统通信，蓄电池设蓄电池在线检测装置1套，可实时检测每节蓄电池的电压、电流、温度及容量等参数。充电屏、直流屏和主馈线屏都布置在中控室，直流屏主母线采用绝缘铜母线。馈线屏内各馈线开关均选用小型自动空气断路器，并带报警接点和辅助接点，以满足运行监视要求。直流主馈线屏内设置1台微机绝缘监测主机，监视直流母线的电压以及自动检测各馈线支路对地绝缘电阻，如发生接地故障，装置及时告警。4.5.2 UPS电源全站一套3kVA UPS电源， UPS电源容量按全站负荷配置，为站内自动化系统、时钟同步系统、数据网接入设备、路由器、消防报警系统等装置提供不间断的高质量交流电源。UPS电源使用的直流电

28、源取自全站公用的220V蓄电池组，不再单独装设蓄电池。4.6其它二次系统4.6.1 全站时钟同步系统全站设置一套时钟同步系统，时钟同步精度和授时精度满足站内所有设备的对时精度要求。设备采用B码或网络方式对时。主时钟源及扩展屏(柜)集中布置在中控室内。4.7二次设备的接地、防雷、抗干扰4.7.1接地1）控制电缆的屏蔽层两端可靠接地。2）所用敏感电子装置的工作接地应不与安全地或保护地混接。3）在中控室内、二次电缆沟道、室外端子箱敷设截面不小于100mm的专用接地铜缆构成二次等电位接地网。室内等电位接地网用4根截面为50mm的铜缆与变电站的主接地网可靠接地。4）电压互感器的二次回路应一点接地，为保证

29、接地可靠，电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。4.7.2防雷在各种装置的交、直流电源输入处设电源防雷器。4.7.3抗干扰1）微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆。2）经长电缆跳闸回路，采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动。3）设备应提高微机保护抗电磁干扰水平和防护等级，光耦开入的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%70%范围内。4）针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，应采取有效防误动措施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。5）所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源的电压55%70%范围以内的中间继电器，并要求期动作功

30、率不低于5W。6）遵循保护装置24V开入电源不出保护室的原则，以免引进干扰。7）合理规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度。4.8电气二次设备布置1）应按工程远景规模规划并布置二次设备，设备布置应遵循功能统一明确、布置简洁紧凑的原则，合理预留屏位。2）二次设备屏位采用集中布置，合理预留备用屏位。3）中控室应符合GB/T 2887-2000计算机场地通用规范、GB/T 9361-1988计算机场地安全要求的规定，应尽可能避开强电磁场、强振动源和强噪声源的干扰，还应考虑防尘、防潮、防噪声，并符合防火标准。

31、5.土建部分5.1 原站概况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。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。5.2 本期改造内容本次改建在原站围墙内进行，不需要征地。根据电气专业提资要求，本期改造内容为：（1）本期需改造 35kV 配电楼；35kV配电楼屋面做防水处理；（2）110kV 配电装置区地坪铺面砖，恢复地坪及110kV 架构基础沉降处理。（3）拆除并安装35kV配电室断路器7基，电压互感器基础2基。