(原,未修改)kV高安变电站主变增容及kV配电室设计说明

1、35kV高安站1#，2#主变增容及10kV配电装置改造初步设计说 明 书重庆市腾泰电力有限责任公司二O一五年十一月1935kV高安站1#，2#主变增容及10kV配电装置改造初 步 设 计说 明 书批准：审核：校核：编制：第一部分 设计依据和标准 1）国家电网公司“两型一化”变电站设计建设导则2）高压输变电设备的绝缘配合使用原则（GB/T 311.2-2002）3）电力装置的继电保护和自动装置设计规范（GB/T 50062-2008）4）继电保护及安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006）5）电力装置的电测量仪表装置设计规范（GB/T 50063-2008）6）供配电系统设计规范（G

2、B 50052-2009）7）通用用电设备配电设计规范（GB 50055-2011）8）高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求（GB/T 11022-1999）9）电力工程电缆设计规范（GB/T 50217-2007）10）电气简图用图形符号（GB/T 4728-2008）11）电能质量 公用电网谐波（GB/T 14549-1993）12）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T 620-1997）13）交流电气装置的接地（DL/T 621-1997）14）电力变压器（IEC 60076-2006）15）高压电缆的选择指南（IEC 60183-1990）16）高压交流断路器（IEC 62

3、271-2005）17）高压电缆选用导则（DL/T 401-2002）18）3.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备（GB 3906-2006）19）额定电压1kV（Um=1.2kV)到35kV（Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件（GB/T 12706-2002）20）低压配电设计规范（GB 50054-2011）21）火力发电厂与变电站设计防火规范（GB 50229-2006）22）导体和电器选择设计技术规定（DL/T 5222-2005）23) 国家电网公司输变电工程设计典型设计35kV变电站分册24）高压配电装置设计技术规程（DL/T 5352-2006）25）并联电

4、容器装置设计规范（GB 50227-2008 ）26）火电厂变电站二次接线设计规程（DL/T 5136-2012）27）电力工程直流系统设计技术规程（DL/T 5044-2004）28）国家电网公司输变电工程典型造价29）国家电网公司十八项电网重大反事故措施30）垫江供电公司垫江供电公司“十三五”电网发展规划31）渝电发展（2015）141号 国网重庆市电力公司关于下达农村电网改造升级工程2015年新增中央预算内投资计划的通知第二部分 电气一次部分1.1 变电站现状1）主变压器：现有#1主变SZ9-6300/35、#2主变S7-5000/35,电压等级35/10kV。2）35kV配电装置：线变

5、组单元接线，户外软母线常规设备布置。3）10kV配电装置：单母线分段接线，户内固定式开关柜单列布置。已安装#1、#2主变10kV进线间隔；分段开关及分段隔离间隔；I 、II段母线及其PT间隔；站用变间隔；9回出线间隔，均采用电缆出线。主变低压侧为电缆进线。无预留开关柜位置。4）无功补偿：1×324kVAR，接在10kVII段母线上。1.2 本期工程设计内容（1）主变压器35kV高安#1、#2号主变增容，容量2x10MVA，电压等级35/10kV，有载调压变压器配电设备改造及站内交直流系统改造。（2）35kV配电装置本次无设计内容。（3）10kV配电装置1）原有接线、布置方式不变；2）

6、拆除原有开关柜共17面。新安装手车式开关柜15面，其中主变进线柜2面、分段及隔离柜2面、PT及避雷器柜2面、出线柜6面、电容柜1面、站变柜2面。主变10kV进线、10kV出线仍采用电缆进线。3）本次工程需根据新安装开关柜尺寸改造原有开关柜基础，改造10kV配电室一、二次电缆沟。4）本次工程技改后，10kV最终规模10回出线，本期6回出线。 （3）10kV无功补偿装置拆除10kV电容器组324kVar。新安装#2电容器组，采用户内电容器成套装置，安装在#2电容器室。本次工程改造后，电容器本期规模为1×2000 kVar，最终规模为2×2000 kVar。（4）站内交直流系统改

7、造。以上介绍详见有关设计图纸。1.3 电气主接线本站建设规模及电气主接线如下：² 主变压器容量：有载调压变压器，远景2×10MVA；本期2×10MVA。² 35kV：采用单母线分段接线，2回出线；本期不涉及。² 10kV：远景采用单母线分段接线，12回出线；本期采用单母线分段接线，12回出线。² 无功补偿：远景2×2000kvar；本期1×2000kvar。详见电气一次主接线图。1.4 短路电流计算根据电力系统规划，2020年系统最大运行方式下，按主变最终容量2×10MVA，阻抗电压7.5%；两台主变压器

8、35kV侧并列运行，10kV侧并列运行及并列运行时计算。根据系统专业提供的资料，经计算，各电压等级母线三相短路电流计算结果见下表。 短路电流计算结果表短路点位置三相短路电流(kA)三相短路容量（MVA）三相冲击电流（kA）35kV母线（并列运行）1.959125.5510kV母线（并列运行）3.78168.769.64根据以上计算结果，变压器允许并列运行。本工程10kV侧以两台主变并列运行时的短路电流作为依据，并考虑系统510年的发展，进行设备选择。根据以上分析，电气设备的短路开断电流取值如下：10kV电压等级：25kA。1.5主要电气设备选型根据短路电流计算结果、系统负荷计算、国家电网公司输

9、变电工程通用设备应用目录（2013年版）及ERP物料编码数据库，35kV变压器选用容量10MVA；10kV设备按25kA选择。根据重庆市电网污区分布图，本变电站处于d级污秽区，因此本站设备污秽等级按d级考虑。户内、户外设备按外绝缘统一爬电比距4.4cm/kV考虑。主要设备选型如下：1）主变压器选用高压侧有载调压、低噪音、低损耗、油浸自冷铜芯变压器。其主要技术规范如下：型号：SZ-10000/35额定电压：35±3×2.5%/10.5kV容量比：10/10MVA接线组别：YN，d11阻抗电压：Uk =7.5% 2）10kV设备 （1）高压开关柜选用小车式开关柜，选型与通用设备

10、一致。开关柜内装真空断路器，额定电流1250A，额定开断电流25kA。（2）电容器选用户外框架式并联电容器成套装置，10kVI段母线新增设1组2000kvar并联电容器，采用干式空芯串联电抗器前置布置。（3）站用变开关柜：本站设2台50 kVA的站用变压器，分别接于10kV 、段母线。（4）电流互感器:电流互感器选用树脂浇注绝缘电流互感器，主变进线侧、分段参数为800/5A，5P20/5P20/0.5/0.2S，电容器、出线侧参数为200-600/5A，5P20/0.5/0.2S。（5）母线电压互感器 母线电压互感器选用树脂浇注绝缘电压互感器，参数为10/0.1/0.1/0.1/3kV。1.7

11、导体选择1）各级电压设备引线按回路最大工作电流选择导体截面，按发热条件校验；2）10kV出线按送出经济负荷为5.25MVA考虑。表3.2-2 导体选择结果表电压回路名称回路工作电流（A）导体型号载流量（A）导体截面控制条件（环境温度25）10kV母线549.87开关柜厂家提供2500按长期允许电流控制主变进线（柜内）549.87开关柜厂家提供2500按长期允许电流控制主变进线（引线）549.87YJV22-8.7/15-3×4001331电容器110.19YJV22-8.7/15-3×120330按长期允许电流控制出线300YJV22-8.7/15-3×24037

12、5按长期允许电流控制1.8布置简介根据电气主接线，根据站址地形、地理位置、各级电压出线方向等条件，确定各级电压配电装置的型式，综合选择国家电网公司输变电工程典型设计35kV变电站分册（2006年版）A3方案。35kV配电装置为主外软母线布置、10kV配电装置及所用电布置现10kV配电室内，呈“L”形布置，长为22m，宽为15.2m。电容器布置在原户内电容器室旁。站用变布置10kV配电室站变柜内。以上介绍详见电气总平面布置图1.9绝缘配合及过电压保护本次改扩建工程均在站址内原有位置进行,未超出避雷针保护范围,本次工程无防直击雷设计内容.为防止感应过电压和操作过电压,在本次更换的10kV母线PT柜

13、、电容器柜、#2电容器处装设氧化锌避雷器。变电站已有接地网，本次不作改造。10kV避雷器除与主地网相连外，还应与新设置的集中接地装置相连；本次工程更换的设备支构架、基础及外壳应与主地网可靠连接。1.10站用电、照明系统及检修电源 本次设计更换原10kV站用变1台，新增10kV干式站用变1台，容量2×50kVA，分别安装在10kV、段母线上的站用变开关柜内。站用变0.4kV侧接至控制室站用电源屏。照明系统及检修电源本次无设计内容。第三部分 电气二次部分2.1二次设备现状1）控制、保护及测控部分变电站1996年投运，现有保护为南京恒星微机保护测控装置，配置操作箱。主变保护、35kV线路保

14、护及10kV保护均分散安装于相应开关柜上。远动系统采用南京恒星生产的PM2050B型RTU设备。2）电度表及电能量采集装置电能量采集装置为积成电子公司生产的IES-LM10T型产品，电能表采用漳州科能产品，所有电度表均接入电能量采集装置。3）微机“五防系统”变电站配有珠海优特公司微机“五防”装置一套。4)直流电源系统该站配有1996年生产的PZQ-3/612K型直流系统1套。运行情况良好。5）站用电源系统该站配有1985年生产的GKA-12站用电源系统1套。该柜当时按单电源进线设计，无双电源自投装置，不符合重庆市电力公司生技部201038号文件关于开展变电站直流及站用电“三查一制定”工作和落实

15、反事故措施的通知规定，且柜内部分元件已坏，元件厂家早已停产，无法购买备品备件，因此不能满足现代电网的安全稳定运行要求。 2.2设计范围及内容2.2.1二次系统设计原则1)全站按微机综合自动化无人值班变电站模式进行设计。2)微机监控装置设计为“四遥”功能,与所属供电公司调度端接口，实现地区性操作中心远方对变电站的监控操作。为方便运行、检修、调试，配置有后台机作为就地监控操作。3）全站二次系统按变电站最终规模设计，按本期规模订货，监控系统等一次性订货完成。主控制室本期共需安装11面屏，其中直流电源屏（利旧）2面、主变保护测控屏2面、远动通信及公共测控屏1面、站用屏2面（利旧桂南更换设备）、公共辅助

16、屏1面（35kV线路及10kV分段保护测控）、电压并列及备自投屏1面、低周减载屏1面、计量屏1面。2.2.2本期工程设计内容新增监控后台系统1套，包括新增1套后台机及其软件，安装在主控制室的值班桌上。新增远动通信及公共测控屏1面，柜内配通信管理机2台，网络交换机1台，GPS天文时钟1台，公用测控装置2台，直流变送器8只、温度变送器5只。安装在主控制室的J11位置处。 新增#1、#2主变保护测控柜各1面，柜内分别配差动保护装置1台，本体保护装置1台，后备保护测控装置2台，档位变送器1台，#2主变保护测控柜预留档位变送器安装位置。安装在主控制室J5-J6位置处。新增备自投及电压并列屏1面，内配35

17、kV备自投装置1套，10kV PT并列装置1套，10kV分段备自投装置1套，安装在主控制室J8位置处。新增低周低压减载屏1面，内配低周低压减载装置1台，安装在主控制室J9位置处。新增站用电源柜2面，安装在主控制室J3-J4位置处；同时拆除原有不满足运行要求的站用电源柜2面。新增公共辅助屏1面，内配35kV线路保护装置2套，10kV分段保护测控装置1套，安装在主控室J10位置。新增10kV线路保护测控装置9套，分散安装在就地对应的开关柜上。新增10kV电容器保护测控装置1套，就地安装在对应的开关柜上。 新增计量屏1面，内配置电能量采集装置1套，所有计量表计利用现有电能表，不新增电能表。同时拆除原

18、有计量屏2面。新增全站等电位地网。完善微机五防装置接线，完善相应设备改造后的二次线接入。完善相应设备改造后接入自动化系统现场调试及与县调主站系统调试。拆除主控制室内原计量屏、站变屏及其回路接线。2.2.3变电站综合自动化系统1）系统特点及构成本站监控选用具有“四遥”功能的微机综合自动化系统，其配置能实现常规模式中变电站二次接线的所有功能，并能与各微机保护装置及安全自动装置接口。为了节约电能，系统采用局部分散式配置，即远动通信及公共测控装置集中组屏，主变高低压侧的保护测控装置在控制室集中组屏，低周减载装置集中组屏， 10kV电压并列装置、35kV及10kV备自投装置集中组屏，35kV线路及10k

19、V分段保护测控装置集中组屏，安装在主控制室，其余的10kV线路、电容保护分散安装在相应的开关柜上。2）系统功能满足无人值班变电站监控的所有功能。即实时数据采集与处理，数据库的建立与维护，“四遥”功能和防误操作，控制操作功能。报警处理，事件顺序记录，画面生成及显示，在线计算及制表，电量处理，远动功能，时钟同步，人机联系，系统自诊断与自恢复，远程诊断，维护功能，与保护测控装置的通信进行时钟校对，与其他设备接口，运行管理功能，远方通信功能等。监控具有数据通讯功能，具有接口通道和电源通道防雷功能。系统提供完善的变电站五防功能，所有操作均经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出。站控层实现向全站设备的综合

20、操作闭锁功能，间隔层测控单元防误实现本单元所控制设备的操作功能。要求与微机五防装置配合实现五防操作闭锁。3）系统配置结构计算机监控系统包括两部分：站控层和间隔层。站控层主要设备包括当地监控系统，远动通信设备、打印机、GPS对时装置、网络设备等。间隔层主要设备包括测控单元、通讯接口单元、网络设备等。4）控制对象控制功能中的控制对象包括：35kV、10kV断路器；无功投切；PT回路切换；主变有载调压的控制。控制对象均可在远方及就地手动操作，两种操作方式通过设在屏柜上的远方/就地转换开关进行转换和闭锁。5）远动功能计算机监控系统应具有RTU的全部功能，远动信息、主要技术要求、信息传输方式和通道，应符

21、合调度自动化设计技术规程（DL5003-91、DL5002-91）。满足电网调度实时性、安全性、可靠性及实用化要求。远动通讯规约应满足调度主站的要求，建立规约库，至少具有部颁CDT、DL/T634. 101-2002(idt IEC608070-5-101)、DL/T634.5 104-2002(idt IEC608070-5-104)。到县调及监控中心的远动通信接口要求支持常规远动通信传输和电力调度数据网络传输两种方式。常规远动通信方式要求在每台远动主机上配置1个专线MODEM。电力调度数据网络方式要求每台远动主机配置一个10/100M以太网接口。远动主机上应预留调度数据网络接入设备（交换机

22、）的安装位置。远动通信设备应直接从间隔层获取调度所需要的数据，实现远动信息的直采直送。远动通信设备可通过GPS进行时钟校时，也可实现与调度的时钟同步。远动通信设备应具有运行维护接口，具有在线自诊断，远方诊断，远方组态及通讯监视功能。计算机监控系统应具有与下列各智能设备接口的能力：a) 直流系统b) 逆变电源装置c) 火灾报警及消防系统d) 微机五防系统e) 电能量采集系统等。6）主变保护测控装置的主要内容（1）主变35kV侧每个回路安装单元3U，3I，P，Q，1YK，32YX；（2路）（2）主变10kV侧每个回路安装单元3U，3I，UX，P，Q，1YK，16YX；（2路）（3）主变温度2个（P

23、T100）；（4）主变调压遥控6个（6YK）；（5）2台主变档位遥信插件，采用BCD码传送方式；（8YX）7）线路、分段保护测控及PT并列装置的主要内容（1）35kV线路每个回路安装单元3U，3I，P，Q，COS，线路PT的U，1YK，8YX；（2路）（2）10kV分段回路安装单元3U，3I，P，Q，1YK，8YX；（1路）（3）10kV线路每个回安装单元3U，3I，P，Q，COS，线路PT的U，1YK，8YX；（9路）（4）10kV电容器3U，3I，P，Q，COS，1YK，8YX；（1路）（5）35kV 母线三个相电压，一个线电压，一个零序电压，1YK；8YX；（1组）（6）10kV I、I

24、I段母线三个相电压，一个线电压，一个零序电压，1YK；8YX；（2组）8）公用测控装置的主要内容（1）站用变低压侧UX；3U，3I，P，Q，8YX；（2路）（2）35kV及10kV线路硬接点遥信8YX；（13路）（4）直流量采集：（9路共9只变送器）a.室内外温度5个（PT100），（主控室、10kV配电室、10kV电容器室、通讯室、室外温度）。b.直流电源遥测量4个（控母电压、控母电流、充电电压、充电电流）c变电站通信电源电压遥测量1个（DC48V）（4）其它：a.其它预留遥控6个（6YK）；b.通信接口8个；c.自动装置信号（24YX）。d预留遥信（32YX）。2.2.4微机保护系统装置1

25、）主变压器（1）二次谐波制动的比率差动保护、差动速段保护。（2）复合电压闭锁的方向过电流保护（35kV、10kV侧）。（3）复合电压闭锁的电流保护（35kV、10kV侧）。（4）过负荷保护。（5）主变压器本体及有载调压瓦斯保护、主变压器压力保护、主变压器温度保护。（6）CT断线告警、CT断线闭锁差动、PT断线告警、控制回路断线告警。2）35kV线路（1）三段式可经低电压闭锁的方向过电流保护。（2）三相一次重合闸（检无压或检同期）及其后加速保护。（3）过负荷告警。（4）零序过流。（5）控制回路断线告警。（6）线路PT断线告警。3）10kV线路（1）三段式可经低电压闭锁的定时限过电流保护。（2）三

26、相一次重合闸（检无压）及其后加速保护。（3）过负荷告警。（4）低周低压解列。（5）控制回路断线告警。（6）线路PT断线告警。（7）小电流接地选线。4）10kV电容器组（1）两段式定时限过电流保护（三相式）。（2）过电压保护。（3）低电压保护。（4）开口三角形电压保护。2.2.5其它保护装置设置10kV电压等级的PT并列装置1套，带母线PT断线、母线失压告警功能； 35kV母线PT断线、母线失压告警功能。配置35kV进线备自投装置、10kV侧分段备自投装置。设置集中式低周低压减载装置1套。2.2.6计量方式及电能量采集1）计量方式（1） 在变电站35kV线路；10kV线路、电容，主变压器高、低压侧设置全电子式多功能电能表进行计量。计量用PT、CT、电能表准确等级应满足电气测量仪表装置设计规程及重庆市电力公司有关要求。（2） 35kV线路、主变压器高、低压侧计度集中组屏安装于主控