110kV施工变电站初步设计说明书.docx
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110kV施工变电站初步设计说明书
110kV**施工变电站工程
设计说明书
附件:
《关于报送**水电站施工用电外部供电方案评审意见的函》
1
总的部分
1.1设计依据
云南电网公司文件:
规划研究(2014)169号,《关于报送**水电站施工用电外部供电方案评审意见的函》2014年9月17日。
1.2设计范围
110kV**施工输变电工程电气一次部分、电气二次部分、土建部分、通信部分、概算。
1.3所址概况
在《可研批复》中同意中路作为110kV**施工变站址。
站址位于**县中路乡,距省会昆明670km,距**县70km。
**县至中路乡公路从变电站西北侧通过,进站道路从该公路引接,交通方便。
场地及其周围较大范围内无不良物理地质现象发育。
场地为山间河谷阶地,地势起伏较大,西高东低,地形坡度约10°~20°,局部地段30°~45°,现为旱地。
海拔高度约1780米,地震基本烈度均为Ⅷ度,地震动峰值加速度为0.20g。
110kV普拉线从站址西南面穿过,本期T接普拉线;新建110kV维托线路位于站址东北面:
进出线较便利。
1.4建设规模
(1)电压等级:
110kV/10kV
(2)主变压器形式、容量及台数:
最终2X20MVA,三相双绕组有载调压变压器,本期电气建成2台。
(3)各级电压出线:
110kV侧:
出线2回:
至220kV**变1回,T接110kV妥拉线1回。
采用内桥接线方式。
10kV侧:
出线15回。
(4)无功补偿容量及台数:
2组,每组电容器2Mvar,每组电容器串联12%电抗器,分别安装在10kVI段或II段母线。
(5)消弧线圈:
本工程无消弧线圈,相关内容详见可研。
(6)变电站按无人值为电站设计,二次部分采用微机综合自动化装置。
微机型免维护铅酸蓄电池直流成套装置。
(7)变电站通信采用光纤通信方式。
表1110kV**施工变电站建设规模
序号
项目
建设规模
本期
终期
1
主变
2台
2台
2
110kV出线
2回架空出线
2回架空出线
3
10kV出线
15回电缆出线
15回电缆出线
4
无功补偿
2组并联电容器组
2组并联电容器组
1.5电气部分初步设计图文件卷册目录
(1)110kV**施工变工程初步设计说明书B1405C-A01-1
(2)110kV**施工变工程初步设计主要材料清册B1405C-A01-2
(3)110kV**施工变工程初步设计附图B1405C-A01-3至24
(4)220kV**变扩建110kV间隔B1405C-A02-2至6
1.6可研审查意见执行情况
(1)本工程初步设计图严格按云南电网公司文件:
云电基建(2012)44号《关于110kV**输变电工程可研的批复》文件执行。
1.7主要技术经济指标
变电工程静态投资、动态投资及单位投资详见工程概算书
1.8对侧变电所情况说明
110kV**施工变以2回线接入系统,其中一回接入220kV**变。
因为现在220kV**变已经预留间隔位置,本期增加一个间隔的相关设备。
**施工变接入后,需完善系统通信数据互联工作,并调整相关的保护定值,具体内容详见《220kV**变新建110kV间隔》说明书。
另一回T接110kV妥拉线(妥洛河电站至拉嘎洛电站),经校验,该线一次设备参数均满足110kV**施工变接入系统后的要求。
二次保护设备需要光纤差动功能,更换原有保护设备。
两个站测控装置采用原来设备:
**110kV中心变后台是重庆新世纪电气有限公司的,拉嘎洛电站后台是许继电气公司的。
2电力系统部分
2.1系统一次部分
一、**县电网现状
截至2013年底,**县有220kV变电站1座,即220kV**变,容量为1×180MVA,220kV线路2条,长度为207km。
有110kV变电站3座,容量为103MVA,110kV线路18条,长度为150.07km。
**县电网现有110kV及以上变电所、线路情况详下见表所示。
**县现有110kV及以上变电所表
序号
变电所名称
变压器容量(MVA)
一
220kV变电容量合计
180
1
220kV**变
1×180
二
110kV变电容量合计
103
1
110kV**中心变
1×20
2
110kV拖巴科变
1×20
3
110kV**工业园变
1×63
**县现有110kV及以上线路统计表
序号
线路名称
导线型号
线路长度(km)
一
220kV线路合计
共2回
207
1
220kV维剑Ⅰ回线
LGJ-2×400
98.855
2
220kV倮维线
LGJ-2×300
108.12
二
110kV线路合计
共18回
450.65
1
维中I回线
LGJ-240
9.948
2
维中Ⅱ回线
LGJ-240
9.948
3
格柯线
LGJ-185/30
14
4
妥拉线
LGJ-185
18.4
5
老安统一级电站—托老线16号杆
LGJ-185/3.0
0.592
6
老安统二级电站—托老线16号杆
LGJ-185/3.0
0.16
7
老安统三级电站—托老线16号杆
LGJ-185/3.0
0.749
8
托老线16号杆—拖巴科电站
LGJ-185/30
5.699
9
吉岔电站T—弄独河电站T
LGJ-240
30.85
10
110kV维拖T线吉岔河支线
LGJ-150/2.5
5.07
11
110kV维拖T线弄独河支线
LGJ-120
2
12
弄独河电站T—拖八科变
LGJ-240
23.85
13
**中心变—吉岔河T点
LGJ-240
28.8
14
妥中线
LGJ-185
18
15
维拉线
LGJ-185
15.85
16
**中心变—格登T点
LGJ-2×185
48.73
17
春独开关站—格登T点
LGJ-2×185
14.87
18
维春T线格登支线
LGJ-185
0.283
二、建设必要性
根据施工总布置规划和工程施工特点,**水电站施工供电负荷分布范围包括大坝左岸施工区、大坝右岸施工区、松坡施工区、拉嘎洛下部岸坡施工区、古松石料场开采区、吉介土及菁头沟口施工区、中路沟施工区、阿花洛河渣场区、业主营地区、施工生活营地区、板栗园施工区等共计十一个分区施工用电负荷;施工高峰负荷约26.93MW,负荷较大,目前施工区域内无可靠电源进行供电,因此,新建110kV**施工变电站是很有必要的。
110kV**施工变承担着整个施工区域的供电任务,该变电站的安全可靠运行将是水电站施工区正常、安全施工的前提。
三、接入系统方案
1、受电工程电压等级的选择
**水电站施工期用电施工高峰负荷约26.93MW。
根据《**水电站用电规划专题报告》,该项目以110kV电压等级受电,为保证施工期间用电的可靠性,拟选用两回线进行1主1备供电方式。
2、**水电站附近电网现状
**水电站附近电源点现有220kV**变电站、110kV**中心变电站、拉嘎洛电站、妥洛河电站。
拟建的110kV**水电站施工变距离拉嘎洛电站最近,直线距离约2.5km;距离110kV**中心变电站变电站直线距离约15km;距离妥洛河电站约17km;距离220kV**变电站直线距离约22km,相关位置及现状电网地理接线见下图所示:
图一相关地理位置图
图二现状电网地理接线图
3、110kV**施工变接入系统方案
根据110kV**施工变的地理位置,结合迪庆州电网规划,最终推荐110kV**施工变接入系统方案为:
110kV**施工变以2回110kV线路接入系统,其中1回接入220kV**变电站,新建110kV线路长度约26.88km,导线截面为185mm2;另一回“T”接110kV妥拉线,新建线路长度约2.1km,导线截面为185mm2,接入系统方案见下图所示:
图三接入系统图
四、项目建设规模
1、**施工变建设规模
根据**水电站施工用电负荷预测和110kV**施工变在电力系统中的位置和作用,结合**县十二五电网规划,确定变电站建设规模。
电压等级:
采用110/10kV二级。
110kV部分:
内桥接线。
10kV部分:
单母线分段接线。
主变压器:
选用三相双绕组有载调压型,最终规模2×20MVA,本期建成2×20MVA。
110kV出线:
最终出线2回,一次建成,即至220kV**变1回、“T”接至110kV妥拉线1回。
10kV出线:
最终出线15回,本期变电站内一次建成15回出线开关柜,10kV电缆出线部分由业主负责完成。
无功补偿:
本期2×2MVar,最终2×2MVar。
2、对侧变电站
a、220kV**变
目前,220kV**变电站的主变容量是1×180MVA,110kV采用双母线接线。
110kV终期出线12回,目前已建成3回出线,尚有备用出线间隔9个。
本期工程需在**变预留位置上新建110kV维托线间隔,布置在110kV拉嘎洛电站线间隔旁,向西南方向出线,设备布置形式与前期保持一致。
新建110kV维托线间隔主要设备如下:
SF6断路器:
126kV,3150A,25kA;
GW14隔离开关:
126kV,1600A;
SF6电流互感器:
LB6-110GYW,2x300/5A,10P30/10P20/
10P20/0.5S/02S;
氧化锌避雷器:
HY10WZ-108/281;
电容器电压互感器:
TYD110/√3-0.01H;
b、拉嘎洛水电站及妥洛河水电站
拉嘎洛水电站110kV妥拉线出线间隔主要设备表
序号
设备名称
型号规格
单位
数量
1
电容式电压互感器
TYD110/√3-0.01H
组
1
2
SF6断路器
LW36-126/3150-40
台
1
3
SF6电流互感器
LCWB5-110,2×200/5A,5P20/5P20/5P20/0.2S
只
3
4
隔离开关
GW14-126D/630GY,630A,双接地
组
1
5
隔离开关
GW14-126D/630GY,630A,单接地
组
1
6
氧化锌避雷器
Y10W5-102/255
只
3
妥洛河水电站110kV妥拉线出线间隔主要设备表
序号
设备名称
型号规格
单位
数量
1
母线侧隔离开关
GW4-110GDW,630A
组
1
2
线路侧隔离开关
GW4-110GDW,630A
组
1
3
电压互感器
TYD110/√3-0.01GH
组
1
4
断路器
LW36-126/3150-40
台
1
5
电流互感器
LB6-110GYW2,2×200/5A,10P15/10P15/0.5S/0.2S
只
3
6
氧化锌避雷器
Y5W-100/260
只
3
经校验,以上设备均能满足本期工程的要求,因此不需要更换。
五、推荐电气计算
1、推荐方案调相调压计算
对推荐方案进行丰大、丰小、枯大、枯小四个典型运行方式的调相调压计算,结果见下表。
调相调压计算结果表(220kV**变供电)
运行方式
枯大
枯小
丰大
丰小
**水电
站施工变
110kV侧
111.0
114.7
111.2
113.8
10kV侧
10.3
10.6
10.3
10.5
调相调压
运行方式
枯大
枯小
丰大
丰小
**水电站
施工变主变抽头
110kV侧
0档
+1档
0档
+1档
**水电站施工变
无功补偿(Mvar)
4.0
0.0
4.0
0.0
调相调压计算结果表(T接线供电)
运行方式
枯大
枯小
丰大
丰小
**水电
站施工变
110kV侧
112.2
114.8
113.8
115.0
10kV侧
10.4
10.6
10.6
10.6
调相调压
运行方式
枯大
枯小
丰大
丰小
**水电站
施工变主变抽头
110kV侧
0档
+1档
0档
+1档
**水电站施工变
无功补偿(Mvar)
4.0
0.0
4.0
0.0
从计算结果可知,四种典型运行方式下,通过调整110kV**水电站施工变和相关变电站的无功补偿容量及变压器抽头位置,相关节点电压完全能够满足《电力系统电压和无功电力技术导则》的要求。
对于110kV**水电站施工变来说,主变宜选择三相两绕组变压器,主变抽头为110±8×1.25%/10.5kV。
本期需要装设容量为2×2.0Mvar电容器无功补偿装置,暂按串12%Xc的空芯电抗器考虑;预留两组无功补偿装置的场地。
2、短路电流计算
按设备投运后5~10年左右的系统发展,计算最大运行方式三相、单相短路电流,以选择新增断路器的遮断容量。
计算水平年为2020年,短路电流计算结果详见下表所示。
短路电流计算结果表单位:
kA
名称
电压等级
三相短路电流
单相短路电流
两相短路电流
备注
110kV**施工变
110kV
5.38
5.721
4.659
主变并列
10kV
15.47
——
13.4
110kV
5.38
5.721
4.659
主变分裂
10kV
8.899
——
7.706
220kV**变
110kV
15.219
7.595
13.18
拉嘎洛水电站
110kV
5.343
5.296
4.618
妥洛河水电站
110kV
3.86
3.87
——
3、消弧线圈计算
接入110kV**施工变的10kV线路总长约72.1km(其中电缆长度约4.5km),经计算可得单相接地电容电流为6.7308A,远远低于要求装设消弧线圈的最小值20A。
因此,本期工程不需要装设消弧线圈。
2.2系统继电保护及安全自动装置
一、系统继电保护
1、**施工变
**施工变至220kV**变1回线路,配置光纤差动保护,三段式相间距离、接地距离保护,四段式零序方向电流保护和检同期或检无压三相一次自动重合闸。
T接110kV妥拉线1回线路,配置三端光纤差动保护,三段式相间距离、接地距离保护、四段式零序方向电流保护。
重合闸配置检同期或检无压三相一次自动重合闸。
110kV断路器测控装置应具有同期功能。
110kV内桥间隔配置一套内桥测控保护装置。
配置三段式相间距离、接地距离保护、四段式零序方向电流保护。
2、对侧变电站
对侧变电站分别为220kV**变、拉嘎洛水电站和妥洛河水电站。
220kV**变目前110kV线路配置了四方公司的CSC-163A保护装置,本期工程新增间隔相关保护装置在得到供电局许可后可参照原有厂家进行配置,新增光差保护应满足电网公司相关要求。
拉嘎洛水电站110kV侧配置了许继的WXH-811微机线路保护装置,在水电站业主许可后,本期需相应更换为光差保护。
妥洛河水电站110kV侧配置了DCPA-3112线路保护装置(清华荣光),本期需相应更换为光差保护。
二、安全自动装置
1、**施工变
a、故障录波
变电站配置1面微机型故障录波装置屏,最终1面。
该录波器能记录128路模拟量,192路开关量。
具有通信接口,并通过以太网接口远传录波数据,具有GPS对时功能及组网功能。
b、备用电源自投装置
在110kV侧和10kV侧各装设1套备用电源自投装置,实现备自投功能。
c、TV并列/切换功能
本站在10kV侧装设TV并列/切换装置,以实现两组母线电压的并列。
d、小电流接地选线装置
为提高变电站10kV接地故障检测的准确性,本站装设1套独立的小电流接地选线装置,组屏安装于主控室。
e、低频低压减载装置
为保护系统稳定性,配置1套集中式低频低压减载装置,该装置具有解列中低压侧小水电线路或大电机负荷线路的功能。
2、对侧变电站
220kV**变配置了南瑞继保电气有限公司的110kVRCS-915母线保护装置,深圳双合公司的SH2000C故障录波装置。
2.3调度自动化
一、远动系统
110kV**施工变按无人值班变电站设计,采用分布式计算机监控系统。
计算机监控系统配置双套冗余的远动工作站直接采集间隔层设备信息。
并按照调度要求的通信规约进行通信,实现远动信息的直采直送。
远传具有一发多收功能,实现调度端对变电站的远方监视和控制,具备遥测、遥信、遥控和遥调功能。
远动信息直送迪庆供电局地调。
通信通道采用光纤通信方式。
目前采用点对点常规远动传输方式,2个通信口为数据接口(RS-232异步),速率为0.6kbit/s—38.4kbit/s可调;为将来预留采用调度数据网通信方式,预留2个网络接口。
其传输通道为点对点专用通道时,速率均为0.6kbit/s—38.4kbit/s,其应用层通信协议采用DL/T6345101-2002规约;当其传输通道为调度数据网络通道时,其传输协议为DL/T6345104-2002规约。
二、电能量计费系统
本工程在110kV**施工变电站配置一套电能量采集装置,该系统应能准确、可靠地采集变电站计费(考核)关口点上的电能量数据,并最终送往迪庆地调电能量计量主站系统。
目前,妥洛河水电站110kV妥拉线配置了0.2S级DTSD341三相四线电子式多功能电能表;拉嘎洛水电站配置了0.5级DTSD341三相四线电子式多功能电能表。
本期工程计费关口点为220kV**变110kV线路侧,根据DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程,需在220kV**变新增二块0.5S级电能表,主副配置。
拉嘎洛水电站及妥洛河水电站维持现状。
2.4系统通信
3.4.1概述
110kV**施工变本期工程规模为:
电压等级:
110kV/10kV。
110kV侧:
最终2回,本期建成2回,1回接入220kV**变,1回“T”接110kV妥拉线(妥洛河电站至拉嘎洛电站的110kV线路)。
3.4.2与本工程相关通信现状
迪庆地调通信网络系统,已建成:
220kV**变—220kV剑川变—220kV迪庆变—220kV香格里拉变—迪庆地调的光传输网。
3.4.3系统通信方案
结合系统一次接线和与本工程相关通信现状,110kV**施工变采用光纤通信方式。
建议建成110kV**施工变—220kV**变—220kV剑川变—220kV迪庆变—220kV香格里拉变—迪庆地调的光传输网。
1、光缆建设
110kV**施工变—220kV**变沿110kV新建线路架设一根OPGW光缆,光缆长度约为26.88km,纤芯采用G.652,在进站的导引光缆(ADSS光缆)采用加PE护套管保护的方式敷设,以防小动物啃咬。
110kV**施工变至拉嘎洛电站沿110kV线路架设一根OPGW+ADSS光缆,光缆长度约为2.4km,纤芯采用G.652,在进站的导引光缆(ADSS光缆)采用加PE护套管保护的方式敷设,以防小动物啃咬。
110kV**施工变至妥洛河水电站沿110kV线路架设一根OPGW+ADSS光缆,光缆长度约为21.3km,纤芯采用G.652,在进站的导引光缆(ADSS光缆)采用加PE护套管保护的方式敷设,以防小动物啃咬。
2、光传输设备配置
不仅要能满足本期工程的要求,还需兼顾到今后系统发展的需要。
(1)本工程在110kV**施工变新增1套迪庆地区A网Tellabs6340V系列光传输设备,以L4.1的光接口板接入220kV**变,在220kV**变迪庆地区A网Tellabs6350光传输设备上增加1块光接口板。
(2)PCM设备配置
在110kV**施工变和迪庆地调各配置1套SAGEMFMX-12系列PCM设备。
(3)110kV**施工变配置1套综合配线柜(200回VDF单元,96芯ODF单元,48系统DDF单元);在220kV**变、拉嘎洛电站、妥洛河电站各配置48芯ODF单元1套。
保护跳纤在ODF配线单元内完成。
3.4.4站内通信
110kV**施工变设计为无人值班变电站,不设调度总机,需配置1套调度录音系统。
要求具有4通道,实现4000小时以上在线录音。
110kV**施工变必须与当地电信局建立通信联系,即由电信局建设线路至110kV**施工变,并安装市话分机一部。
作为变电站与当地有关部门作后勤、行政电话使用,必要时也可作为调度电话的备用。
3.4.5通信电源
为确保变电站内的光端机等通信设备的正常运行,本所拟配置1套可靠的、不间断的48V直流电源,其中每组蓄电池的容量按总容量的50%选取,高频模块按N+1配置,故本所通信电源配置如下:
●高频开关模块:
48V/90A(3×30)A
●蓄电池:
12V,100Ah免维护电池两组
通信电源设备所需的380V交流电源,由所用电不同段母线供给,且可实现自动切换。
3.4.6网络交换机
随着云南电网公司生产管理系统信息系统、远程图像监控系统等保障电网高效安全规范运作的自动化应用系统的推广使用,对变电站通信网络提出了新的要求。
如生产管理系统信息系统要求110kV及以上变电站具备网络接入条件,远程图像监控系统要求220kV及以上变电站实现光纤通信,用以太网方式传输接入。
本工程需在110kV**施工变新增1台千兆以太网网络交换机。
技术要求如下:
交换容量:
≥9.6G;
包转发率:
≥6Mpps;
接口支持:
千兆光纤接口≥2;
百兆电接口≥24;
功能特性:
VLAN≥32。
3.4.7通信设备布置
110kV**施工变所有通信设备,含综合配线柜、光传输及PCM设备、录音系统、网络设备等装于主控室。
3电气一次部分
3.1电气主接线
110kV**变电站为新建变电站。
110kV部分:
采用内桥接线,终期2回,本期一次建成。
10kV部分:
采用单母线分段接线方式,终期15回,本期一次建成。
3.2主要电气设备选型
**变采用紧凑模块化变电站方案进行设计,110kV**变模块化配置一共涉及5个模块,分别是:
(1)主变模块
(2)110kV屋外配置装置模块
(3)10kV屋外配置装置模块
(4)10kV电容器组模块
(5)主控制室模块
主变压器高压侧进线采用110kV电缆进线方式:
110kV配电装置采用气体绝缘封闭组合电器(GIS),户外布置;10kV屋内配电装置采用KYN开关柜,户内布置;10kV电容器组采用户内布置,各部分主要电气设备选择如下:
3.2.1主变压器
1.110kV**施工变最终2X20MVA,本期建成2台。
2.电压等级:
110kV/10kV。
3.调压方式:
三相两卷有载调压。
4.容量比:
100/100。
5.主变分接头:
110±8x1.25%/10.5kV。
6.接线组别:
YN,d11。
7.冷却方式:
自然风冷。
8.中性点接地方式:
110kV侧中性点按不死接地设计;10kV侧中性点按不接地设计。
9.电缆终端:
主变压器本体配置110kV象鼻式电缆终端。
3.2.2110kV部分
110kV配置装置选用户外六氟化硫封闭组合电器(GSI),额定电压110kV,最高工作电压126kV,额定短路开断电
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- 110 kV 施工 变电站 初步设计 说明书