500kV变电站项目设计计划文档格式.docx

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2.2电力规划设计总院文件《关于印发马里500kV输变电工程初步设计评审会议纪要的通知》（电规电网〔2014〕252号）；

2.3有关的国家法律、法规、规程、规范及强制性条文。

2.4施工图设计内容深度规定及设计合同相关要求。

2.5本院工程项目部下达的勘测设计开工通知单，编号：

2013-GX-0652。

2.6其他有关设计的管理、考核、激励文件。

3设计规模

1）主变远景规模：

按3组主变考虑；

本期建设1组750MVA主变。

2）出线规模：

（1）500kV出线：

远景出线10回，至高安2回、梦山1回、特高压2回、奉新1回、安源2回、新余2回；

本期出线2回（梦山1回、安源1回）。

（2）220kV出线：

远景出线14回；

本期出线6回，分别至哈立2回、祥符1回、荷舍2回，至芦洲1回仅上本侧间隔设备，暂不出线。

3）无功配置

远期每组主变低压侧装设5组，其中：

2组60兆乏并联电容器，3组60兆乏并联电抗器。

本期主变低压侧装设2组60Mvar电抗器和2组60Mvar电容器。

远期至500kV安源出线预留装设高抗位置。

设计范围为：

新建500kV变电站一座，包括相关的电力系统、电气、土建、水工、消防等设计；

进站道路设计；

工程预算等。

本工程设计不包括以下项目：

a、站外市话通信及线路；

b、变电站光纤通信（另列工程子项）；

c、站外上下水管线及防洪设施；

d、站用电源的站外引接部分（该部分由外委单位设计）；

工程设计分工为：

500kV配电装置以出线门型构架悬挂点为界，进出线线路部分（包括进出线档绝缘子串、导线金具、但不包括出线避雷器及保护、通信用的结合加工设备的引下线及金具）由线路工程设计单位设计；

35kV配电装置以屋内开关柜出线电缆引接端子为界，电缆头及出线电缆等均不在本工程设计范围。

4设计输入

4.1设计输入包括本工程所签定的合同及合同评审结果、适用的法令法规、主要的技术标准、顾客要求的有关文件、勘测设计资料及有关的组织和技术接口资料。

4.2适用的法令、法规、主要的技术标准采用本院下发的《法律、法规、标准、规范、规程等现行有效版本清单》中的相关部分。

主要标准、规范、规程如下:

（1）混凝土结构设计规范GB50010-2010。

（2）建筑地基基础设计规范GB50007-2011。

（3）220kV~750kV变电所设计技术规程DL/T5218-2012。

（4）高压配电装置设计技术规程DL/T5352-2006。

（5）变电工程施工图设计内容深度规定DL/T5458-2012。

及其他相应规程规范。

5设计内容与主要设计原则

5.1站址选择

500kV变电站站址（麻婆站址）地处马里市哈立县牛镇马家村，位于哈立县东北面约17km，牛镇西北面约6km，马家村西偏南面约1km。

站址东面约800m处有李家老屋村，东南面约1km为潘家村。

站址北面约600米有东西走向的马牛公路（和镇至牛镇的县级公路），路面宽约6m，为水泥路面，该县道引接自G320国道（高安至哈立段），站区进站道路可由该县级公路引接，站址交通较便利。

5.2工程设想

1）电气主接线

500kV按1个半断路器接线考虑，远期10线3变，按6个完整串、第3组主变经断路器接母线规划。

本期2线1变，采用3个不完整串，安装6台断路器考虑。

220kV按双母线双分段接线规划。

本期6线1变，按采用双母线接线，安装8台断路器。

35kV按单母线接线、装设总回路断路器考虑。

本期安装6台断路器。

2）主要电气设备选择及配电装置

主变按采用单相自耦变压器考虑。

500kV、220kV均按瓷柱式SF6断路器考虑。

全站电流、电压互感器采用常规型式，主变压器配置油色谱等在线监测装置，500kV和220kV避雷器配置阻性电流在线监测装置，500kV配电装置采用悬挂管母线、断路器三列式中型布置；

220kV采用支持管母线、断路器双列式布置。

3）站用电源及接地网

本站站外电源由牛110kV变电站需扩建10kV间隔1个，其中电缆0.45公里，架空线路7.2公里。

本站接地网材料采用扁钢，并考虑深井降阻措施。

（2）土建部分

总体规划500kV配电装置布置在西侧，向南、北两个方向出线；

220kV配电装置布置在东侧，向东出线，主控通信楼布置在北侧，从北侧进站。

本工程按最终规模围墙内占地6.5565公顷，站区进站道路总长度为673米，其中新建道路段长度为219米，硬化、拓宽原乡村机耕道长度为454米。

全站建筑按本期规模建设，建主控通信楼、500kV继电器小室等建筑物，总建筑面积1005m2。

500kV构架、220kV构架按最终规模建设，主变构架及设备支架按本期规模建设。

水源采深井取水方案。

主变消防采用排油充氮灭火系统。

（3）系统继电保护及安全自动装置

1）500千伏系统保护

～安源、～梦山500千伏线路侧配置4面保护柜和2面通信接口柜，每面保护柜中安装1套光纤分相电流差动保护装置，每面通信接口柜中本期安装4台光电转换装置，远期预留4台光电转换装置的安装位置。

500千伏每台断路器配置1面保护柜，每面保护柜中安装2套断路器保护装置，共配置6面断路器保护柜。

500千伏母线配置4面保护柜，每面保护柜中安装1套母线保护装置。

每个500千伏继电器小室配置1面故障录波器柜，故障录波器柜中安装2套故障录波装置，共配置2面故障录波器柜。

变配置1面故障测距终端柜。

2）220千伏系统保护

～荷舍（双回）、哈立（双回）、祥符5回220千伏线路及预留的芦洲间隔每回线侧均配置2面保护柜，配置2面通信接口柜。

变电站共配置12面线路保护柜、2面通信接口柜。

220千伏母线配置2面保护柜，每面保护柜中安装1套母线保护装置。

在220千伏继电器小室配置1面故障录波器柜，故障录波器柜中安装2套故障录波装置。

变电站配置保护及故障信息管理系统子站设备1套。

变电站配置智能型继电保护测试仪1台，配置继电保护试验电源柜4面（每个继电器小室1面）。

（4）系统调度自动化

根据有关调度管理原则，500千伏变电所主变及500kV线路，主变高压侧由华中网调调度，220kV及以下电压等级部分由调调度，马里地调需要观测220kV线路及断路器信息，为适应大运行的需要，本变电站远动信息应送往调监控中心（目前为超高压监控中心）。

因此本变电站建成后向华中网调、中调，马里超高压分公司，马里地调发送远动信息，并接受华中网调、中调下达的调度命令。

新建变电站采用微机监控方案，远动装置的配置应结合变电站微机监控系统统一考虑，远动装置和微机监控系统共用数据采集单元。

（5）系统通信

1）光缆路由组织

500kV部分：

随500kV变至梦山－安源500kV线路破口段架设2根24芯（24G.652）OPGW光缆，梦山侧光缆线路长约0.1km，安源侧光缆线路长约0.5km。

利用本段新建光缆建设变的网、省光纤通信电路。

2）光纤通信电路组织

网调电路（马可尼）：

在500kV变设置SDH2.5GADM站（马可尼），开通安源变－500kV变－梦山变SDH2.5G光纤通信电路，形成梦山－－安源－新余Ⅱ－罗坊－梦山的SDH2.5G光纤环网接入鄂中环网。

网调电路（北电）：

由于梦山－安源500kVOPGW光缆上未开通网调北电光纤通信电路，因此本期梦山－安源OPGW光缆破口接入变后，维持现有光传输网络拓扑不变。

省网电路（北电）：

在500kV变设置SDH2.5GADM站，开通安源变－500kV变－梦山变SDH2.5G光纤通信电路，安源变－500kV变－哈立变SDH2.5G光纤通信电路，500kV变－祥符变SDH2.5G光纤通信电路，500kV变－荷舍变SDH2.5G光纤通信电路，形成梦山变－500kV变－安源变－跑马坪变－袁州变－康乐变－大台变－仙女湖变－新余Ⅱ变－罗坊变－梦山变的SDH西部光纤环网1，以及梦山变－祥符变－金子山变－田南变－哈立变－500kV变－安源变－新余Ⅱ变－渝水变－罗坊变－梦山变的SDH西部光纤环网2。

省网电路（烽火）：

在500kV变、安源500kV变设置SDH10GADM站，开通梦山变－500kV变－安源变－萍乡地调、安源变－新余Ⅱ变、500kV变－哈立变SDH10G光纤通信电路。

该光纤通信站的设置，为马里地调、萍乡地调至调的信息传输又增加了1条通信通道。

省网电路（华为）：

500kV变已有1套华为OSN3500光传输设备（其它专项工程中配置），本期梦山－安源OPGW光缆破口接入变后，将形成梦山－－安源的SDH10G光纤通信电路；

结合配套220kV输电线路破口，需在500kV变已有SDH光传输设备上配置3块SDH2.5G光板，在荷舍变、祥符变、哈立变已有SDH光传输设备上各配置1块SDH2.5G光板，开通500kV变－荷舍变、500kV变－祥符变、500kV变－哈立变SDH2.5G光纤通信电路，完善网西南部SDH光纤环网。

该项设备材料在变220kV配套光纤通信工程计列。

3）通信通道组织

1）至华中网调的通道组织

主用通道：

500kV变~梦山500kV变~咸宁500kV变~（经鄂中环网）~华中网调。

备用通道：

500kV变~安源500kV变~（经中南环网）~华中网调。

2）至调的通道组织

主用通道（北电）：

500kV变~梦山500kV变~（中部光纤骨干环）~调。

备用通道（北电）：

500kV变~安源500kV变~新余Ⅱ500kV变~罗坊500kV变~（中部光纤骨干环）~调。

（6）智能化及电气二次

变电站一体化监控系统满足“调控一体化”模式建设要求；

按国家电网公司企业标准Q/GDW678-2011《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》及Q/GDW679-2011《智能变电站一体化监控系统功能规范》、2011版《国家电网输变电工程通用设计110（66）～750kV智能变电站部分》及国家电网基建〔2011〕539号文《智能变电站优化集成设计建设指导意见》等相关技术规范及标准设计，遵循Q/GDW383—2009的有关技术原则，在安全可靠、经济适用的基础上，采用智能二次设备，提高变电站智能化水平。

a）变电站一体化监控系统的设备配置和功能要求按照无人值班有人值守设计，考虑运行初期有人值班。

b）采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。

站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过程层设备按工程实际规模配置，整个系统结构为“三层三网”结构。

c）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，实现站控层、间隔层、过程层二次设备互操作。

变电站内信息宜具有共享性和唯一性，自动化系统主站与远动数据传输设备信息、保护故障信息资源共享，不重复采集。

d）变电站一体化监控系统完成对全站设备的监控，实现高级应用功能。

e）不设独立的微机五防系统及故障信息子站系统，由变电站一体化监控系统完成。

f）变电站一体化监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。

g）向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。

h）变电站一体化监控系统网络安全应严格按照《电力二次系统安全防护规定》来执行。

i）构建全站基于DL/T860标准的自动化系统，按照全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的基本要求，通过系统集成优化，实现全站信息的统一接入、统一存储和统一展示，实现运行监视、操作