接入系统报告资料

10-X1148K-A04接入系统设计（审后修改）中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司2011年7月批准: 万新梁审核: 钟德明 校核: 冯艳虹罗克宇唐振宁金志民编写:郭艳芬李洪奎杜寒梅沈弘河北前进钢铁集团220kV变电站接入系统设计(审后修改)华北电力设计院工程有限公司第20页目录1电力系统一次部分 11.1电力系统概况 11.1.1廊坊电网现状 11.2电力系统规划发展 31.2.1廊坊电网负荷预测 31.2.2廊坊电网规划 41.3河北前进钢铁集团220kV变电站建设必要性 71.4策城供电区供电说明 81.4.1短期内供电情况分析说明 81.4.2策城地区远景供电方案设想 101.5前进220kV用户站建设规模 121.6接入系统方案设计 131.6.1投产前电网概况 131.6.2接入系统方案 141.6.3策城站概况 151.7导线截面选择以及校核 171.7.1前进220kV用户站接入导线截面选择 171.7.2相关导线截面校核 171.8电气计算 181.8.1潮流计算 181.8.2稳定计算 201.8.3短路电流计算 201.8.4无功补偿计算 231.9系统对变电站主设备的要求 251.9.1电气主接线 251.9.2变电站主变选择 251.9.3母线通流容量 251.9.4电气设备遮断容量选择 251.10结论和建议 262.系统继电保护及安全自动装置 272.1一次系统概况 272.2.系统继电保护配置现状 282.3系统继电保护配置原则 282.3.1220kV线路保护 282.3.2220kV母线保护 292.3.3故障录波 292.3.4保护及故障录波信息远传子站 292.4系统继电保护选型及配置方案 302.4.1前进220kV变电站 302.4.2策城220kV对端站 312.5安全稳定控制装置配置原则及方案 322.5.1系统稳定计算 332.5.2计算结果及分析 342.5.3计算结论 342.6系统继电保护与相关专业的配合 342.6.1对通信专业的要求 342.6.2对自动化专业的要求 352.6.3对电气专业的要求 352.6.4系统继电保护设备投资估算 353系统调度自动化 373.1工程概况 373.1.1变电站建设概况 373.1.2调度端主站概况 373.2调度关系 383.3远动信息内容 383.3.1遥测内容 383.3.2遥信内容 383.4变电站远动系统 393.5远方电能量计量系统 393.5.1电量计量装置的配置原则 393.5.2计量点确定 403.5.3电能计量装置配置方案 403.6电力调度数据网接口设备 413.7 二次系统安全防护设备 413.8电源系统 413.9自动化信息传输通道 423.9.1远动信息传输通道 423.9.2变电站运行信息传输通道 423.9.3电量信息传输通道 423.10通信规约 423.10.1远动通信规约 423.10.2电量传输规约 433.11调度端配套 433.12对端策城220kV变电站 433.12.1调度关系 433.12.2远动信息内容 433.12.3远动设备 443.12.4远方电量计量系统 443.12.5调度数据网及二次系统安全防护设备 453.12.6自动化信息传输通道及传输规约 453.12.7调度端配套 463.13投资估算和设备清册 464系统通信 484.1、概述 484.4.1、电力系统方案 484.4.2、调度关系 484.2、系统通道要求 484.2.1、调度电话通道 484.2.2、调度自动化通道的技术要求 484.2.3、保护通道的技术要求 494、3、系统通信现状 494．4、系统通信方案 504.4.1、光纤通信方案 504.4.2、光设备配置 514.4.3、PCM设备配置 514.4.4、系统调度交换机 514.4.5、综合业务数据网 514.5、系统通道组织 524．6、系统通信项目、主要设备材料 53河北前进钢铁集团220kV变电站接入系统设计(审后修改)1电力系统一次部分1.1电力系统概况1.1.1廊坊电网现状廊坊电网隶属于京津唐电网，形成了220kV的主网架。由于廊坊市地理位置比较特殊，廊坊110kV及以上电网分成北部和中南部两部分。其间没有直接的电气联系。廊坊北部电网的电源来自三河电厂，出4回220kV线路直供邵府、高楼两座220kV变电站，由邵府出双回220kV线路给翟各庄220kV变电站供电，由翟各庄出双回220kV线路给淑阳220kV变电站供电。到2010年底廊坊北部共有4座220kV变电站和18座110kV变电站，担负廊坊市北三县（市）供电任务。廊坊中部电网的电源来自固安（安次）500kV变电站，供电电源由固龙双回、屯龙220kV线路送电，由大屯、龙河2座220kV变电站和23座110kV变电站担负廊坊市中部三区、两县的供电任务。安定500kV变电站以及安屯双回、安龙线为中部电网备用电源。廊坊南部电网的电源来自霸州500kV变电站，通过霸策双回、霸康双回、霸东双回、霸张双回、霸新双回、张广双回和新广二线220kV线路供电，由策城、康仙、东沽港、三圣口、张庄、广安、新镇7座220kV变电站和24座110kV变电站，担负廊坊市南部三县（市）的供电任务。2010年，廊坊地区除北部的三河电厂（2×350MW）外，尚无其他电源点。截止2010年底，廊坊电网有500kV变电站2座，即霸州（4×750MVA）和固安（2×1200MVA）；有220kV变电站13座，主变28台，变电容量4680MVA。截止2010年底，廊坊电网有220kV线路32条，长度751.82km2010年，廊坊电网全社会用电量173.85亿kwh，同比增长18.35%；最大供电负荷2871MW，同比增长22.69%。2010年廊坊地区电网现状见图1.1-1所示。图1.1-12010年廊坊地区电网现状图1.2电力系统规划发展1.2.1廊坊电网负荷预测廊坊电网作为京津唐电网的重要组成部分，负荷发展势头强劲。廊坊市位于华北平原北部、河北省中部偏东，地处京、津两大直辖市之间，位于环渤海经济圈腹地。廊坊市北倚北京，东临天津，西边与保定地区接壤，南边与沧州相连。改革开放以来，特别是党的“十五大”以后，廊坊市国民经济一直保持强劲增长的势头，第一、二、三产业协调发展，人民生活水平大幅度提高。以下几个地区经济发展快速，是廊坊地区的主要负荷增长点：1、霸州地区是廊坊负荷增长最快的地区之一，该地区的钢铁冶炼、食品加工、钢木家具、商贸流通、物流配送等产业成长迅速，该地区已经成为北方钢木家具重要集散基地和京津产业的重要转移基地。2、廊坊、燕郊、霸州、香河四个省级开发区和固安、永清两个工业园区已经颇具规模，一批关联度强、影响力大的项目的落户园区，促进了开发区和工业园区的负荷发展。廊坊中部地区主要包括廊坊市区（包括广阳区、安次区）、固安县、永清县，该区域是廊坊经济发展和电力负荷增长较快的地区。其中，廊坊经济技术开发区自建区以来用电量和最高供电负荷年均递增30%以上，是廊坊地区增长速度最快，最稳定的地区，华为的引进和清华科技园的建设必将进一步促进电力需求的增长；安次区正在廊坊市区的南端，龙河两侧建设龙河工业园区，该园区由新加坡裕廊集团规划，占地面积28km2，分四期建设，目前一期建设已接近尾声，有近20个项目年底前陆续投产，按照报装容量，年底投产后将新增容量21MVA，同时二期工程已经奠基，龙河工业园区将成为廊坊市区新的负荷增长点；随着进区项目的逐渐增多，以及园区规模的不断扩大，经省政府批准，原廊坊经济技术开发区固安工业园和永清燃气工业园分别升格为省级工业园区，相应的政策将更加宽松，权限进一步扩大，为招商引资提供了更广阔的空间，为廊坊中部地区的崛起搭建了新的平台。今年在廊坊召开的“5.18”东北亚及环渤海国际商务节上，上述地区签约的项目和资金同比增长了58%，呈现了强劲发展的态势。3、廊坊地区还有几个较大产业基地，如：文安的胶合板生产集散地，广安的保温材料生产基地，香河的家具集散地等，大型的产业化市场环境加速了相关行业的发展，促进了地区经济的发展，也同时提高了本地区的负荷水平。近几十年来，廊坊地区用电水平一直保持快速增长的态势，2010年最大负荷为2871MW。根据廊坊地区经济和用电发展情况预测，“十二五”期间负荷预测水平：2012年廊坊电网用电量达到24621GW.h，最大供电负荷为3967MW，预测2015年廊坊电网用电量将达到39285GW.h，最大供电负荷为6165MW。表2-1廊坊电网用电量和负荷预测单位：GW.hMW序号20112012201320142015基本方案1全社会用电量18812206982220624001265132最大供电负荷300333033504382442542.1北部地区6937708478999812.2中南部地区20102233245626052843高方案1全社会用电量21015246212872133600392852最大供电负荷340339674610534061652.1北部地区8539961157134015462.2中南部地区25502971345340004619注：本报告中负荷预测按高方案考虑。1.2.2廊坊电网规划“十二五”末，廊坊电网仍为北部和中南部两个电网运行格局。北部电网：新建高楼～李旗庄双回220kV线路；三河一期～翟各庄双回线破口接入邵府站；新建邵府～蒋辛屯双回、蒋辛屯～淑阳双回线路。廊坊北部电网将形成翟各庄～邵府～蒋辛屯～淑阳～翟各庄的220kV双环网结构和三河二期～高楼～李旗庄的双回220kV链式供电结构。北部电网通过邵府~蓟县双回220kV线路与天津电网联系。中南部电网：基本形成以安次、霸州、大城500kV变电站为中心的220kV分区供电网络，各分区电网以220kV环式和链式结构为主，分区之间具有一定的互供能力。廊坊中部以安次500kV变电站为中心，形成安次～龙河～大屯～小海子～祝马坊～安次的双回220kV环网。廊坊南部以霸州500千伏变电站为中心形成了霸州供电区。霸州500kV变电站规模为4台750MVA的主变，供电范围包括三圣口、靳家堡、前进、东沽港、杨芬港、策城、康仙、新镇、张庄等9个变电站。规划的大城500kV变电站建成后，廊坊南部将形成独立供电区，以大城为中心，向周边负荷辐射状供电。2015年廊坊地区220kV及以上电网规划图见图1.2-1。

图1.2-12015年廊坊中南部地区220kV及以上电网规划图1.3河北前进钢铁集团220kV变电站建设必要性（1）前进集团供电现状河北前进钢铁集团有限公司用电现由前进、双奥两座110kV变电站（上级电源为策城220kV变电站）通过10kV线路供电，两座110kV变电站主变总容量为300MVA（各3×50MVA规模），为河北前进钢铁集团有限公司及周边企业供电。其中，前进110kV变电站带河北前进钢铁集团有限公司负荷约100MW，双奥110kV变电站带河北前进钢铁集团有限公司负荷约50~60MW，河北前进钢铁集团有限公司，现实际最大用电负荷为180MW，正常情况下约160MW。2010年，前进、双奥两座110kV变电站和策城220KV变电站负荷分别已达128MW（3×50MVA）、142MW（3×50MVA）、516MW（3×180MVA）均接近满载，已远不能满足系统运行要求的“n-1”（2）本工程建设必要性如上所述，目前由于策城等三座变电站供电容量均已接近满载，已影响到地区地区用电负荷的可靠供电，以及前进钢铁集团有限公司的正常用电，对于此问题的解决，需要增加地区220kV变电容量（新建站）或者对现在的策城220kV变电站、前进、双奥两座110kV变电站进行增容改造。根据廊坊电网运行方式报告，2011年策城220kV变电站（3×180MVA）负荷预计在500MW以上，按照2010年出现的最大负荷516MW计算，策城站的容载比为1.05，若要满足主变“n-1”运行，需考虑增加1台180MVA主变，而策城站4×180MVA主变容量情况下，容载比也仅为1.39。前进（3×50MVA）、双奥（3×50MVA）两座110kV变电站，按照2010年出现的最大负荷计算，容载比分别1.17、1.06，为满足主变“n-1”运行，各需再新增加2台50MVA主变。前进、双奥各5×50MVA主变容量情况下，容载比分别为1.95、1.76。因此，由上述分析，仅为满足该地区现有负荷的供电需要，策城220kV变电站需新建1台180MVA主变，前进110KV变电站需新建2台50MVA主变，双奥110kV变电站需新建2台50MVA主变。若采取对现有变电站扩建增容方式，需涉及三座变电站，新增5台主变，工程量较大，且三个变电站均已达到最终规模，再扩建主变困难很大，实施性较差。而新建前进220kV用户站，可将前进钢铁公司的负荷摘出，从而降低策城220kV变电站的负荷水平：降为336MW，可解决其现有的高负载率问题，满足主变“n-1”运行的要求。前进220kV用户站采用220/10kV降压，可避免二次降压运行中的损耗，提高电网运行的经济性。新建220kV用户站比现有变电站增容改造方案较优。且前进220kV用户站的建设，是河北前进钢铁集团有限公司结合自身发展需要，解决目前的用电需要而提出的建设方案。本工程投产后，前进钢铁公司没有增加新负荷的计划，仍然维持目前180MW的负荷水平；将来公司会根据市场的情况来决定是否增加产能和负荷，按可能的最大生产能力确定其最大供电负荷在270MW左右，因此，变电站的主变规模从设计角度是应留有裕度的。通过上述分析，前进220kV用户站的建设不但可解决前进钢铁集团有限公司现有负荷的需要，保证其正常的生产经营，还可解决策城220kV变电站、前进、双奥两座110kV变电站，负载率高，不能满足主变“n-1”运行的情况，提高各站的供电可靠性，因此新建前进220kV用户站的建设是必要的。1.4策城供电区供电说明1.4.1短期内供电情况分析说明（1）变电容量分析策城220kV变电站，现有最大负荷约516MW，前进110kV变电站现有最大负荷约128MW，其中带前进钢铁集团有限公司负荷约100-120MW，双奥110kV变电站现有最大负荷约142MW，其中带前进钢铁集团有限公司负荷约50-60MW。前进钢铁集团有限公司负荷摘出后，策城220kV变电站负荷降为336MW，有24MW的新增负荷空间；前进110kV变电站负荷降为8MW，有92MW的新增负荷空间；双奥110kV变电站负荷降为82MW，有18MW的新增负荷空间。（按照主变“n-1”考虑）。根据廊坊供电公司最新资料得知，在该地区前进、双奥110kV变电站附近有100MW的新增负荷的报装容量，考虑由双奥110kV变电站带18MW，由前进110kV变电站带82MW。这样策城220kV变电站负荷约346MW，负载率64%；双奥110kV变电站负荷100MW，负载率67%；；前进110kV变电站负荷90MW，负载率60%；较为合理，供电安全性较高。从变电容量分析可知，本工程投产后，本地区新增100MW负荷，策城220kV变电站、前进、双奥110kV变电站均可满足供电要求。（2）送电通道能力以及过载采取措施分析由于霸州~策城220kV双回线路导线送电能力约540MW，本工程投产后，地区负荷增长为616MW，超出该线路的供电能力，需要建设新的220kV输电通道对策城地区供电。在这之前，为满足该地区的安全供电，可考虑采取以下两种措施解决过渡期间的供电问题。一、将双奥110kV变电站负荷倒由滩里220kV变电站供电由于策城地区经济发展迅猛，远远超出原来预期，导致电力负荷增长迅速，近来廊坊供电公司也在积极开展工作以期满足该地区安全供电的需要。A．根据廊坊供电公司提供的资料，滩里220kV变电站~双奥110kV变电站的110kV单回线路工程正在积极开展工作，该工程投产后双奥110kV变电站100MW的负荷可倒至滩里220kV变电站带，从而降低策城220kV变电站的负荷水平。B．另外还规划建设中亭110kV变电站，可汇集现有的几个用户约60MW的负荷，以及该地区以后新增的部分负荷，规划的中亭110kV变电站由滩里220kV变电站供电，也可降低策城220kV变电站的负荷水平。二、霸州~策城220kV双回线路分列运行策城、前进220kV变电站均分列运行（负荷按照变电容量按比例分配），霸州~策城I回线路带策城1×180MVA+前进2×80MVA主变，总计340MVA容量（负荷约270MW）；霸州~策城II回线路带策城2×180MVA+前进1×80MVA主变，总计440MVA容量（负荷约350MW）。正常方式可满足供电需要；故障情况下只能满足策城或前进其中一个220kV变电站的自投需要。1.4.2策城地区远景供电方案设想方案一：新增220kV送电通道：霸州地区规划新建一座靳家堡220kV变电站，届时可由靳家堡220kV变电站新增1~2回出线至策城220kV变电站。见下图1.4-1所示。策城220kV变电站3回220kV线路，考虑“n-1”双回线路送电能力约1080MVA，供电策城3×180MVA，以及前进3×80+120MVA，共计900MVA主变容量，可满足供电需要。图1.4-1远期策城地区供电方案一示意

方案二：考虑到方案一，策城站扩建间隔的难度以及形成霸州~靳家堡~前进的220kV三角形环网对短路电流的影响，也可由靳家堡220kV变电站新增2回出线至前进220kV用户站。见下图1.4-2所示。霸州~策城220kV变电站2回220kV线路，供电策城3×180MVA，可满足供电需要。图1.4-2远期策城地区供电方案二示意1.5前进220kV用户站建设规模初期规模：3×80MVA，电压等级220/10kV，10kV出线3×16回。最终规模：3×80+120MVA，规划新增的120MVA主变，电压等级为220/35/10kV。本期预留120MVA主变的场地。1.6接入系统方案设计1.6.1投产前电网概况前进220kV变电站计划2012年建成投产，该工程投产前廊坊南部霸州地区电网概况见图1.6-1所示。2012年期间，廊坊南部地区霸州500kV变电站4×750MVA供电康仙、三圣口、东沽港、杨芬港、策城、滩里、张庄、广安、新镇九座220kV变电站，负荷约1821MW，500kV容载比约1.65，容载比较低需要增加新的变电容量。随着大城500kV变电站的建成投产，霸州地区容载比将达到合理水平。图1.6-1本工程投产前廊坊南部霸州地区电网接线图1.6.2接入系统方案河北前进钢铁集团有限公司位于霸州市胜芳镇，其附近现有的220kV变电站有策城、东沽港220kV变电站。规划2012年建成杨芬港220kV变电站。考虑到霸州～东沽港220kV线路为LGJ-2×400mm2导线，该双回线路供电东沽港3×180MVA主变、杨芬港3×240MVA，考虑各站最终规模主变”n-1”情况下负荷约840MW。LGJ-2×400mm2导线，其40℃时的极限输送容量为543MVA；双回线路正常方式下可满足其供电要求。若再考虑前进用户站（负荷270MW）的接入，则超过该双回线路的送电能力。因此，不建议接入系统方案：前进220kV用户站以2回220kV线路接入策城220kV变电站，前进～策城线路长度约2×2.5km。见图1.6-2所示。图1.6-2前进220kV用户站接入系统方案

1.6.3策城站概况策城220kV变电站已建成3×180MVA最终规模，220kV主接线为双母线接线，4回220kV出线：霸州2回、预留2回。主接线图见1.6-3所示。图1.6-3策城220kV变电站主接线现状图（策城220kV变电站220kV母线北部为主控楼，无扩建的可能）考虑电网规划，策城220kV变电站预留的2回间隔，为系统备用间隔，规划出线靳家堡方向，因此本工程可采用两种方式进行建设：方案一：一步到位建成为满足前进220kV用户站的接入，策城220kV变电站需扩建两个间隔，由于策城220kV母线的扩建端在南侧，前进220kV用户站位于策城的北部，前进220kV用户站可接入策城220kV变电站预留的备用间隔，将至霸州的两个间隔倒至新扩建的间隔，中间为预留的系统备用间隔。调整后的主接线图见1.6-4所示。图1.6-4本工程建成后策城220kV变电站主接线图因此，策城220kV变电站至霸州的线路出口段包括塔基需新建，间隔内相应一、二次设备可搬迁。方案二：本工程先利用预留的2个间隔接入。远期待靳家堡220kV变电站建设时再进行相应的间隔扩建以及倒换、设备搬迁工作。这两个方案均能满足本工程的接入需要，但是考虑到策城220kV变电站扩建困难，因此本报告建议采用方案二。

1.7导线截面选择以及校核1.7.1前进220kV用户站接入导线截面选择前进～策城的220kV线路为部分架空，部分电缆，其中电缆线路约300m（前进站侧），架空线路约2.2km。前进220kV用户站到达最终3×80+120MVA主变主变规模，前进220kV用户站接入系统的220kV架空线路导线截面可选LGJ-2×240mm2，该导线的经济输送容量为165MVA（经济电流密度J=0.9），其40℃时的极限输送容量为400MVA。本工程接入系统导线截面采用LGJ-2×240mm2对于前进220kV用户站进口侧的电缆导线，输电能力应与架空线路相匹配，建议采用XLPE-YJLW02-220-1600mm2电缆,其40℃时的极限输送容量为535MVA（三角敷设、90℃、单点接地、交叉互联），考虑0.75的系数极限输送容量为401MVA1.7.2相关导线截面校核（1）远期导线截面校核方案一：霸州～策城双回220kV线路为LGJ-2×400mm2导线，该双回线路供策城3×180MVA主变，考虑策城主变“N-1”时，以及另外两台主变过载30%的能力，最大负荷约470MW；前进用户站（负荷270MW），合计约740MW。根据廊坊电网规划，远期策城220kV变电站出1～2回220kV线路至规划的靳家堡220kV变电站，形成策城的第二方向电源，因此，霸州～策城双回LGJ-2×400mm2导线，其40℃时的极限输送容量为2×方案二：前进用户站最终规模时，由规划的靳家堡220kV变电站出双回220kV线路供电；霸州～策城双回220kV线路为LGJ-2×400mm2导线供电策城3×180MVA主变，考虑线路“N-1”时，其40℃（2）本期导线截面校核前进用户站投产初期，为将前进钢铁公司的现有负荷180MW从110kV供电网摘出，由前进用户站供电，霸州～策城的输送负荷并未增加，约540MW，LGJ-2×400mm2导线，其40℃时的极限输送容量为543MVA，经校核“n-1”对于策城地区后续的发展，在没有新增主变容量或者新的送电通道之前，该地区的负荷需控制在霸州～策城双回线路的送电能力以内。1.8电气计算1.8.1潮流计算本次计算设计水平年为2012年，届时霸州500kV变电站主变容量为4×750MVA主变，并列运行。双奥负荷倒至滩里带，前进用户站接入系统正常方式潮流分布见图1.8-1。霸州500kV变电站1台主变检修情况下，另外三台主变负载率为90%。经校核，相关线路以及主变“n-1”检修方式下，相关线路均未出现过载情况；相关厂站电压正常。图1.8-1前进220kV用户站接入系统潮流图（双奥由滩里带）河北前进钢铁集团220kV变电站接入系统设计策城、前进分列运行方式，前进用户站接入系统正常方式潮流分布见图1.8-2。相关线路均未出现过载情况；相关厂站电压正常。图1.8-2前进220kV用户站接入系统潮流图（策城前进分列运行方式）河北前进钢铁集团220kV变电站接入系统设计(审后修改)华北电力设计院工程有限公司第23页1.8.2稳定计算本次暂态稳定计算的目的是校验前进220kV用户站接入系统后，能否满足系统稳定运行的要求。根据“电力系统安全稳定导则”的要求，对相关的220kV线路进行了三相短路（不重合）的计算。计算时，发电机模型采用双轴模型，负荷模型采用40％恒定阻抗，60％感应电动机模型。220kV线路切除时间为两侧0.15s（三永故障）同时切除。稳定计算结果见表1.8-1。表1.8-1稳定计算结果故障线路故障形式故障地点保护动作情况系统稳定情况霸州～策城三永故障双侧0.15s跳两侧开关系统稳定策城～前进三永故障双侧0.15s跳两侧开关系统稳定前进220kV用户站接入系统后，相关220kV线路三永故障，保护正确动作的情况下，各电厂发电机组摆角不大，系统均能够维持稳定运行。1.8.3短路电流计算计算短路电流的目的主要是为选择新增断路器的遮断容量，校验已有断路器的遮断容量能否满足要求及研究限制系统短路电流水平的措施。本报告主要针对水平年2012年及远景年廊坊地区电网220kV及以上电压等级的短路电流进行计算校核。2012年廊坊电网相关厂站短路电流计算结果见表1.8-2（霸州4台变并列运行方式）。河北前进钢铁集团有限公司现有10kV侧短路电流水平为25kA，因此本报告对已有断路器的遮断容量进行校核计算以及提出相关限流措施，计算结果见表1.8-2，1.8-3所示。

表1.8-22012年短路计算结果单位：kA站名基准电压短路电流三相霸州220kV37.694策城220kV20.593/14.3前进220kV19.502/13.28前进主变分列运行10Kv(无限流电抗器)39.910Kv(加限流电抗器)13.9前进两台台主变并列运行10Kv(无限流电抗器)51.610Kv(加限流电抗器)25.3由短路电流计算结果可知，前进10kV侧主变分列运行情况下不加装限流电抗器短路电流为39.9kA，若加装额定电流2.5kA，电抗12%的小电抗后10kV侧短路电流约13.9kA。考虑到1台主变停运，另外2台主变并列运行情况下，前进10kV侧不加装限流电抗器短路电流为51.6kA，若加装额定电流2.5kA，电抗12%的小电抗后10kV侧短路电流约25.3kA。因此，建议前进220kV变电站10kV侧主变应分列运行。对于2020年远景年总体规划的设计原则为：廊坊220kV电网的短路水平要控制在50kA以下。考虑前进220k变电站上级霸州220kV侧短路电流为50kA情况：母线基准电压(kV)三相短路霸州23049.0策城23022.5前进23021.2前进1014.0经校核，前进220kV变电站10kV侧主变应分列运行，加装额定电流2.5kA，电抗12%的小电抗后10kV侧短路电流可控制在25kA以内。因此，根据上述计算结果，考虑系统发展留有一定裕度考虑，建议前进220kV用户站新增的220kV电气设备的短路电流水平按50kA设计，10kV电气设备的短路电流水平按25kA设计，需在主变10kV侧加装限流电抗器。1.8.4无功补偿计算（1）根据《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》的规定，220kV变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主，并适当补偿部分线路的无功损耗。补偿容量按照主变压器容量的10%～25%配置，并满足220kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。（2）电力用户应根据其负荷特点，合理配置无功补偿装置，并达到以下要求：100kVA及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时变压器高压侧功率因数不宜低于0.95。（3）据国家电网公司文件国家电网生[2004]435号“关于印发《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》的通知第19条：无功补偿的单组容量，220kV变电站接于10kV电压等级的不宜超过8Mvar。（4）计算分析考虑到钢铁用户侧功率因数较低约0.85（业主提供），考虑负荷180MW时，则需要补偿39.6Mvar；80MVA主变的无功损耗为4.7Mvar（考虑Uk%=10.5%），3台主变的无功损耗为14.2Mvar；总的无功损耗合计约53.8Mvar。因此建议每台主变配置不低于18Mvar的无功补偿设备，可考虑每台主变安装3×8Mvar的无功补偿设备。考虑负荷270MW时，则需要补偿59.4Mvar；80MVA主变的无功损耗为4.7Mvar（考虑Uk%=10.5%），3台主变的无功损耗为14.2Mvar，120MVA主变的无功损耗为7.1Mvar（考虑Uk%=10.5%），主变的无功损耗合计约21.2Mvar；总的无功损耗合计约80.6Mvar，考虑到3台80MVA主变已安装72Mvar，120MVA主变安装不低于8.6Mvar即可，因此，建议120MVA主变预留3×8Mvar的无功补偿设备的位置。（5）结论建议本期工程3×80MVA主变每台主变低压侧需配置3组8Mvar的无功补偿设备。终期，3×80+120MVA主变，每台主变低压侧需配置3组8Mvar的无功补偿设备。（6）电压波动校核根据GB12326－90，电能质量电压允许波动和闪变“4.2.1额定电压电压波动允许值（％）35kV～110kV2.0220kV及以上1.6为了校验本期工程主变低压侧无功补偿分组容量投入后对母线电压的影响，计算了按照分组容量投入电容器后，前进220kV用户站各级母线电压波动情况，经校核在本期新建前进220kV用户站的主变10kV侧投切单组容量为8Mvar电容器后，前进220kV用户站各级母线电压波动均在允许范围内（220kV侧最大0.18%，10kV侧最大0.99%）。1.9系统对变电站主设备的要求1.9.1电气主接线电气主接线的选型应考虑到该变电站在系统中的地位、作用及其分期和最终建设规模，并应满足运行的可靠性、灵活性和经济性。根据《220～500kV变电所设计规程》要求，220kV变电站中220kV配电装置在系统中居重要地位、出线回路数为4回及以上时，宜采用双母线接线；当出线和变压器等连接元件总数为10～14回时，可在一条母线上装设分段断路器，15回及以上时，在两条主母线上装设分段断路器。前进220kV用户站，220kV出线规模2回；10kV出线最终4×16回，本期3×16回。建议前进220kV用户站220kV电气主接线采用双母线接线形式；10kV电气主接线最终采用单母线分段接线形式(共计四段母线)，本期采用单母线分段接线形式(共计三段母线)。1.9.2变电站主变选择建议新建前进220kV用户站主变采用有载调压变压器。建议本期新建的主变压器的额定电压和主变抽头选择为220±8×1.25%/10.5kV。1.9.3母线通流容量前进220kV用户站220kV母线的通流容量，考虑远期规划3×80+120MVA主变规模，合计约360MVA容量，因此建议前进220kV用户站220kV母线的通流容量按照不小于360MVA设计。1.9.4电气设备遮断容量选择根据短路电流计算结果，考虑系统发展，应留有一定裕度，建议本工程新建220kV开关设备遮断电流按50kA选择；新建10kV开关设备遮断电流可按40kA选择（须加装限流电抗器）。1.10结论和建议1）为了满足前进钢铁集团有限公司负荷的需要，减轻策城220kV变电站以及前进、双奥110kV变电站的供电压力，规划建设前进220kV用户站。2）新建前进220kV用户站，预计2012年建成投产。本期3×80MVA，电压等级220/10kV，220kV出线规模2回，10kV出线本期3×16回。远期预留1×120MVA主变的场地。3）前进220kV用户站接入系统方案为：新建前进220kV用户站出2回220kV线路至策城220kV变电站,线路长度约2.5×2km。前进～策城的220kV架空部分导线截面可选LGJ-2×240mm2，电缆部分建议采用XLPE-YJLW02-220-1600mm2电缆。实际长度以线路专业实测为准。4）根据电气计算，前进220kV用户站接入系统，相应厂站潮流分布合理，在设定的故障条件且保护正确动作情况下，系统保持稳定。5）前进220kV用户站主变10kV侧应分列运行，前进220kV用户站220kV侧电气设备短路电流水平按50kA设计；10kV侧电气设备短路电流水平按25kA设计，主变10kV侧须加装限流电抗器。6）建议前进220kV用户站220kV侧采用双母线接线形式，10kV电气主接线最终采用单母线分段接线形式(共计四段母线)，本期采用单母线分段接线形式(共计三段母线)。7）建议新建主变选择有载调压变压器，额定电压和主变抽头选择为220±8×1.25%/10.5kV。8）考虑系统发展，建议前进220kV用户站220kV母线通流容量按不小于360MVA设计。9）建议本期3×80MVA主变规模时每台主变低压侧配置3组8Mvar的无功补偿设备；建议最终3×80+120MVA主变规模时每台主变低压侧配置3组8Mvar的无功补偿设备，本期预留位置。10）建议前进220kV用户站接入策城220kV变电站预留的两个备用间隔。11）严格限制前进220kV用户站的谐波和负序（基波）电流注入系统，治理措施和设备必须与前进220kV用户站同时投产运行。2.系统继电保护及安全自动装置2.1一次系统概况1）、根据系统一次提供的系统方案，前进220kV变电站是廊坊地区新建用户站，远期3×80+120MVA主变压器。本期3×80MVA主变压器，按有载调压变压器设计；电压等级220/10kV；220kV出线规模2回；10kV出线本期3×16回。220kV侧采用双母线接线形式，10kV电气主接线最终采用单母线三分段接线形式，本期采用单母线二分段接线形式。新建前进220kV用户站出2回220kV线路至策城220kV变电站,导线型号LGJ-240×2，线路长度约2.5×2km。2）、策城220kV变电站目前220kV出线2回，至霸州220kV变电站。220kV系统为双母线接线方式。2.2.系统继电保护配置现状策城220kV变电站220kV线路保护：策城站-霸州站双回线：线路保护配置有1套南瑞继保公司的RCS901A和1套北京四方公司的CSL103B保护，辅助保护柜是南瑞继保公司的RCS923A+CZX-12R。母线保护：配置有1套南瑞继保公司的RCS915和1套深圳南瑞公司的BP-2B。失灵保护：配置有1套南瑞继保公司的RCS916A。故障录波器：配置有3面深圳双河的故障录波器，2面用于主变录波，1面用于线路录波。保护和故障信息管理子站：配置有1套南瑞继保的保护及故录信息远传系统。2.3系统继电保护配置原则2.3.1220kV线路保护每回220kV线路应配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能全线速动保护。每套保护均具有完整的后备保护，包括三段相间距离、三段接地距离和至少两段零序电流保护。对同杆并架双回线路，为有选择性切除跨线故障，应架设光纤通道，宜配置双套分相电流差动保护；对电缆线路以及电缆与架空混合线路，每回线路宜配置两套光纤分相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。线路重合闸功能配置在线路保护中，应能实现单相、三相、综合及特殊重合闸方式。当采用两面屏配置方案时，每面保护柜上配置电压切换及操作箱，实现双电压切换、双操作箱功能。2.3.2220kV母线保护220kV及以上电压等级的变电站，如采用一个半断路器接线形式，则每条母线装设两套独立的微机型母线差动保护，均不设复合电压闭锁回路。双重化配置的每套母线保护独立组成一面柜，每套母差只作用断路器的一组线圈。220kV及以上电压等级的变电站，如采用双母线接线形式，则每条母线配置双套含失灵保护功能的微机型母线保护，两套保护宜采用不同厂家的产品。每套线路保护及变压器保护各启动一套母线保护装置中的失灵保护，母差和失灵保护应能分别停用。2.3.3故障录波为便于迅速、准确及时的分析电力系统短路故障和各种异常运行状态以及各种继电保护装置在事故过程中的动作情况，应配置专用故障录波装置。故障录波装置应按照小型、多台化原则配置。2.3.4保护及故障录波信息远传子站为了便于保护设备的管理、故障分析、故障信息综合处理，采集保护和故障信息，每个变电站需配置一套保护和故障信息管理子站，同时负责向调度传送站内各保护动作信息及故录信息。保护和故障信息管理子站应配备必要的分析软件，应能方便地与各保护装置及故障录波器进行数据通信，信息子站通过通讯接口统一接入调度数据网，调度部门能及时通过该系统查询站内各保护装置的故障及跳闸信息、保护运行状态及保护定值，并能远方修改保护定值。2.3.5仪器仪表配置保护专用仪器仪表以及相配套的试验电源设备。2.4系统继电保护选型及配置方案2.4.1前进220kV变电站1）.220kV线路保护前进变电站－策城变电站的双回线路：每回220kV线路按近后备原则配置双套完整的、独立的纵联电流差动保护，保护能反映各种类型故障、具有选相功能，保护利用光纤通道构成全线速动。每回线的两套保护均使用一路专用光纤通道，一路复用2M光纤通道。每套主保护装置内还包含完整的后备保护功能。后备保护均采用多段式的相间距离保护和接地距离保护、零序电流方向保护。每回线的两套保护分别独立成柜，每套220kV线路保护均含重合闸功能。断路器操作箱和电压切换装置按双重化配置，分别配置在线路保护柜中。断路器三相不一致保护、断路器防跳、跳合闸压力闭锁等功能宜由断路器本体机构箱实现，操作箱中仅保留重合闸压力闭锁接线。2）．220kV母线保护本工程220kV采用双母线接线，配置两套含失灵保护功能的微机型母线保护装置，两套保护采用不同厂家的产品，每套母线保护动作于一组跳闸线圈。母差和失灵保护应能分别停用。母差和失灵保护均具有复合电压闭锁功能，电压闭锁由软件实现时，可不再配置单独的复合电压闭锁装置。3）．故障录波器结合华北网调对于故障录波器的配置指导原则和本工程的电气一次主接线型式，本期工程220kV部分共配置2台故障录波器（1台用于线路录波，1台用于主变录波）。4）．继电保护及故障信息管理子站系统全站配置一套保护及故障信息管理系统子站，收集本站的保护及故障录波信息，进行保护规约转换、信息过滤，然后向远方调度站传送信息。继电保护及故障信息管理子站系统应满足以下要求：a．保护及故障信息管理子站系统应能与各继电保护装置和故障录波装置进行数据通信，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，通过必要的分析软件，在站内对事故进行分析。b．保护及故障信息管理子站应能连接各种保护装置，与各继电保护装置、故障录波装置的接口采用以太网口，统一到IEC61850规约。管理子站通过下达网络对时信息，可实现厂内保护与故障录波器的时钟同步。c．保护及故障信息管理子站系统对保护装置应具有调取查询保护定值、投/退软压板及复归功能；对故障录波装置应具有定值修改和系统参数配置、定值区查看、启动、复归功能。调度中心应能查询站内各继电保护装置和故障录波装置的动作信号、运行状态信号。d．保护及故障信息管理子站系统通过电力调度数据网与调度中心通信。数据网接入设备由自动化专业开列，接入数据网络的安全管理由自动化专业考虑。5）.配置一套保护专用仪器仪表和1面的试验电源柜。2.4.2策城220kV对端站(1)、220kV线路保护前进变电站－策城变电站的双回线路：每回线路配置两面纵联电流差动保护柜，含后备保护功能。两套保护均使用一路专用光纤通道，一路复用2M光纤通道。每套主保护装置内还包含完整的后备保护功能。后备保护均采用多段式的相间距离保护和接地距离保护、零序电流方向保护。线路保护按三面柜方案配置，每回线的两套保护分别独立成柜，每套220kV线路保护均含重合闸功能。电压切换装置按双重化配置，分别配置在线路保护柜中。线路辅助保护柜配置断路器辅助保护和断路器操作箱,断路器辅助保护具备失灵电流判别功能。断路器三相不一致保护、断路器防跳、跳合闸压力闭锁等功能宜由断路器本体机构箱实现，操作箱中仅保留重合闸压力闭锁接线。(2)、220kV母线保护已经完善。本期扩建间隔只需接入站内原有母差及失灵保护即可。(3)、故障录波器已经完善。本期扩建间隔只需接入原有故障录波器即可。(4)、故障信息远传系统本站已配有故障信息远传系统，本期新增保护装置需接入原有故障信息远传系统，由厂家负责修改相关软件。2.5安全稳定控制装置配置原则及方案安全稳定控制系统应依据《电力系统安全稳定导则》所规定的安全稳定标准进行配置，按满足电力系统同步运行稳定性的分级标准的要求，设置不同功能的安全稳定控制系统，建立起保持电力系统安全稳定运行的三道防线，使系统在某一特定严重程度的扰动下，保持在某一规定的安全水平（状态），并应保证电力系统安全稳定的可靠性要求。重点考察当电力系统受到大扰动后，继电保护装置正确动作后，系统是否会出现如发电机组失步、厂站母线电压无法恢复至60％Un以上或长距离联络线路发生振荡等现象。对有安全稳定问题的地方，均应配置安全自动装置。一般在中心厂站配置以微机型安全稳定控制装置为主作为第二道防线，相关站适当配置失步解列、切机、切负荷、低频低压减载等控制装置作为第三道防线。2.5.1系统稳定计算A、计算条件根据系统规划专业提供的潮流和稳定数据，采用BPA稳定计算程序，发电机采用Eq“、Ed”变化详细模型，考虑励磁调节系统和调速系统作用，负荷采用40%恒定阻抗和60%恒定功率模型。在系统正常方式潮流的基础上进行计算，潮流水平见附录一。计算水平年为2012年。B、故障类型和切除时间1）故障类型“N-1”故障：220kV一回线路三相永久故障，线路两侧三相跳闸。“N-2”故障：220kV一回线路三相永久故障，双回线路两侧三相跳闸。2）切除时间220kV线路保护：0.15s跳闸C、稳定判据1)、功角稳定：在同步系统中任何主力机组之间不发生相对功角失步。2)、电压稳定：故障消除后，主要枢纽变电站母线电压能够恢复到运行允许范围，母线电压低于0.75p.u的持续时间不超过1s。3)、频率稳定：不发生系统频率崩溃，能够恢复到正常范围，且不影响大机组的安全运行。D、稳定控制措施主要采用切机、解列、切负荷等稳定措施。1)、切机、切负荷时间见上所述。2)、解列措施按失步振荡自动解列和故障后发信号解列线路相结合考虑。2.5.2计算结果及分析本次稳定计算的目的是校验本工程投产后对系统稳定运行的影响及需要采取的措施。本报告主要针对前进变电站接入后周边相关线路进行N-2故障稳定计算，故障方式为三相短路、0.15s故障切除，稳定计算图见附录二,结果见下表：序号故障线路电压等级潮流故障侧故障形式稳定结果1张庄变～霸州变220kV2×101.5+j36.8张庄三永(N-2)稳定2霸州变～新镇变220kV2×104.3+j49.0霸州三永(N-2)稳定3张庄变～广安变220kV2×41.1+j13.6张庄三永(N-2)稳定2.5.3计算结论根据系统专业提供的2012年网架结构和潮流水平，经计算，前进220kV变电站建成后，正常方式下，针对以上各种故障，系统均可保持稳定。因此本站不配置安全自动装置。2.6系统继电保护与相关专业的配合2.6.1对通信专业的要求A．每回220kV线路需要传送2个主保护信号。B．传输信息的通道设备应满足传输时间、可靠性的要求：1）、每回线的2个主保护信号分别使用独立的通道和远方信号传输设备，且通道及加工设备的电源也应互相独立。2）、传输线路纵联保护信息的数字式通道信号传输时间应不大于12ms；点对点的数字式通道信号传输时间应不大于5ms。3）、采用微波或光纤复用通道传输信号时，应满足原电力工业部颁布的《微波电路传输继电保护信息设计技术规定》的要求。采用四线音频接口或2Mkbit/s的数字接口,数字接口要求符合CCITTG703接口标准。C．本期在通信机房安装1面保护专用光电转换柜的屏位，预留1面保护专用光电转换柜的屏位。2.6.2对自动化专业的要求保护及故障信息子站信息需经调度数据网上送，需要调度数据网接入设备提供一个RJ45以太网口，并预留一个RJ45以太网口。2.6.3对电气专业的要求A、系统保护需要至少5组CT二次线圈，其中：1）、两套线路主保护要求交流量的输入独立，即交流电压分别使用PT独立的二次线圈，交流电流各自独立。2）、两套母线保护要求使用独立的CT二次线圈。3）、辅助装置以及故障录波器的使用一组独立的CT二次线圈。B、线路两端的线路保护CT特性及变比应尽量保持一致。C、采用全站统一对时，监控系统应具备足够的IRIG-B码对时接点提供给相应的保护装置。D、对双重化的保护，应由两组独立直流蓄电池分别供电，以实现双重化。2.6.4系统继电保护设备投资估算前进220kV用户站工程继电保护设备投资如下前进220kV变电站继电保护设备投资约为162万元。策城220kV变电站继电保护设备投资约为67万元。2)前进220kV用户站工程继电保护设备投资列表单位：万元序号名称型号及规格单位数量单价备注一、前进220kV变电站1220kV线路纵联主保护一含电压切换、操作箱面2152220kV线路纵联主保护二含电压切换、操作箱面2153220kV母线及失灵保护柜微机型套2204故障录波器面2115故障信息远传系统套1206试验电源屏面157试验仪器仪表套115总计162二、策城220kV变电站1220kV线路纵联主保护一含电压切换面2122220kV线路纵联主保护二含电压切换面2123220kV线路辅助保护柜含操作箱面264故障信息远传子站系统扩容套135电缆Km22总计67河北前进钢铁集团220kV变电站接入系统设计(审后修改)PAGE7华北电力设计院工程有限公司第57页3系统调度自动化3.1工程概况3.1.1变电站建设概况前进220kV用户站最终建设规模为安装3×80+120MVA的有载调压变压器，电压等级为220/10kV，220kV电气主接线按双母线接线设计，10kV电气主接线最终采用单母线三分段接线形式，建设2回220kV出线。本期工程建设规模为安装3×80MVA的有载调压型变压器，220kV为双母线接线形式，新建至策城220kV变电站的220kV出线2回。10kV电气主接线本期采用单母线二分段接线形式，10kV出线本期为3×16回。为满足前进220kV用户站的接入，策城220kV变电站需扩建两个220kV配电间隔。3.1.2调度端主站概况3.1.2.1EMS系统现状华北网调目前运行的调度自动化系统是北京科东电力控制系统有限责任公司研制开发的CC-2000型系统，该系统主要实现了SCADA、AGC、AVC、PAS计算机通信等项功能，华北网调的传输规约有101，104，部颁CDT和µ-4F。廊坊区调现运行的调度自动化系统为南瑞公司的OPEN3000调度自动化系统，目前主要为SCADA和高级应用功能，传输规约为部颁CDT。3.1.2.2电能量计量系统现状华北网调目前运行的电能计量系统主站为南瑞科技股份有限公司生产的PBS2000型设备，采用数据网和电话拨号方式与各华北地区各厂、站的电能量远方终端设备通信，采集各厂、站的电能计量信息。廊坊区调现运行的电能量计量系统为北京新鸿基公司生产的电能量计量系统。3.1.2.3调度数据网现状华北电力调度数据网目前的主体网络采用Juniper路由器和北电交换机设备组网，采用IPoverSDH及MPLSVPN的技术体制。为三层结构。其中核心路由器为JuniperM40e；骨干路由器为JuniperM20e；接入路由器为JuniperM7i。核心层、骨干层采用环形结构，接入层采用星形双归结构。3.2调度关系根据电网“统一调度、分级管理”的要求，前进钢铁集团有限公司220kV用户站由廊坊地调调度管理，其远动信息向廊坊地调传送。同时，为满足廊坊集控中心对该220kV用户站运行状况进行监视和控制的需要，变电站的运行信息还需向廊坊集控中心传送。3.3远动信息内容依据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T5003-2005）并结合各调度端需要，前进钢铁集团有限公司220kV用户站本期工程的远动信息内容如下：3.3.1遥测内容220kV出线有功功率、无功功率、电流、电压220kV母线电压、频率220kV母联电流10kV出线有功功率、无功功率、电流10kV分段电流10kV母线电压主变高低压侧有功功率、无功功率、电流主变分接头位置信号3.3.2遥信内容全站事故总信号所有断路器位置信号与运行方式有关的隔离开关位置信号全站统一GPS系统运行状态监视信号及1PPH脉冲信号3.4变电站远动系统本工程在前进钢铁集团有限公司220kV用户站设一套计算机监控系统，远动功能并入该系统。计算机监控系统采用分层分布式网络结构，远动功能由监控系统远动工作站完成。由计算机监控系统间隔层测控装置采集变电站和调度端需要的信息（其中模拟量信息以交流采样方式采集），通过监控系统远动工作站向廊坊地调传送远动信息。为保障变电站与调度端信息传输的可靠性，远动工作站应为双机冗余配置，所有信息采集应按照直调直采、直采直送的原则进行设计。另外，根据《电力系统调度自动化设计技术规程》要求，远动系统应配备相应的调试仪表，其配置标准按远动专用仪器仪表的配置标准执行。本期工程为前进钢铁集团有限公司220kV用户站开列自动化仪器仪表一套。3.5远方电能量计量系统3.5.1电量计量装置的配置原则按照《国家电网公司输变电工程通用设计》和《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）的要求，前进钢铁集团有限公司220kV用户站电量计量装置的配置原则如下：1)关口计量点按I类设置计量装置，考核点按II类设置计量装置。2)I、II类计量装置配置专用电压0.2级、电流0.2S级互感器或专用二次绕组。3）I、II类用于贸易结算的电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应不大于其额定二次电压的0.2％。4)接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线有功、无功电能表。接入非中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线有功、无功电能表。5)电能计量表计的通信规约符合DL/T645-2007《多功能电能表通信规约》的要求。6）电能表辅助电源宜采用独立的交/直流回路供电，交流电源宜引自UPS电源。7）选用电子式多功能电能表，有功准确度等级0.2S级，无功准确度2.0级，失压计时功能满足DL/T566-1995《电压失压计时器技术条件》。3.5.2计量点确定前进钢铁集团