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初步设计说明出版
1概述
1.1设计依据
郑州供电公司发展策划部“关于下达航空港110千伏康贵输变电工程可行性研究任务的通知”郑电发展便字(2010)14号。
本设计严格按照国家电网公司的“两型一化”变电站建设设计导则以及“三通一标”进行设计。
方案选择依照国家电网输变电工程典型设计和河南省电力公司城区110千伏变电站典型设计实施方案进行设计;设备选择参照国家电网110~500kV变电站通用设备。
1.2设计文件
1、初步设计说明书
2、初步设计图纸
3、主要设备材料清册
4、康贵110kV变电站工程(变电站部分)概算书
5、康贵110kV变电站工程(光纤通信部分)概算书
6、对端间隔(洁云变电站)概算书
1.3工程建设规模和设计范围
1.3.1工程建设规模
电压等级:
110/10kV。
主变压器:
最终规模3×63MVA,本期规模2×63MVA。
110kV出线规模:
最终规模3回,本期2回。
10kV出线规模:
最终规模36回,本期24回。
无功补偿:
最终规模3×(4+6)Mvar,本期2×(4+6)Mvar。
1.3.2设计范围
1.3.2.1变电站围墙内的全部生产及辅助生产设施、辅助设施的工艺和建构筑物的设计。
1.3.2.2围墙外进站道路及给、排水的设计。
1.3.2.310kV送出部分不包括在本设计范围内,费用单独计列。
1.4接入系统
本期从220kV洁云变出两回110kV线路,待220kV航空变建成投运后,π接洁云—康贵双回110kV线路,形成航空变—康贵变双回110kV线路。
1.5站址概况
根据变电站选址原则,康贵变电站位于航空港区境内,在规划的航城中路和空二路交叉口东南角,交通便利,满足大件运输要求。
地表无可见文物,避开了活动断裂带,场地稳定,地震基本烈度按7度设防,无不良地质条件,不受五十年一遇洪水威胁,满足建站要求。
购地面积:
5644.5平方米(约合8.47亩)。
1.6设计方案
1.6.1电气主接线
110kV:
本期为内桥接线,最终为内桥加线变组接线;
10kV:
本期单母线三分段接线,最终单母线四分段接线。
1.6.2配电装置型式
110kV配电装置采用SF6全封闭组合电气(GIS),10kV配电装置选用金属铠装中置式开关柜。
变电站为半户内布置,全部设备置于一幢综合楼内。
1.6.3总平面设计
变电站垂直于空二路,为半户内布置。
站内设L形运输通道与空二路引接,以供变电站大件设备运输。
围墙内占地面积2242.0m2(约合3.36亩)。
1.6.4电气设备布置
本变电站为半户内布置。
主变压器为户外布置,综合配电楼一层为10kV高压室、电容器组、蓄电池室及附属房间,二层布置110kVGIS配电装置、继电室、接地变及消弧线圈成套装置。
1.6.5结构设计
综合配电楼主体结构为框架结构,整浇楼板,建筑物基础采用天然地基——独立基础、十字条形基础方案。
1.6.6调度关系
按照电网统一调度、分层管理的原则,110kV康贵变电站应属郑州供电公司地调、配调调度,220kV金岱变集控。
1.6.7控制方式
变电站按无人值班运行管理模式设计,采用综合自动化计算机监控系统。
站内以监控后台机操作为主,同时在就地设有手动控制方式作为后备控制手段,两种控制方式设有可靠的切换/闭锁。
1.6.8系统保护
(1)110kV洁云Ⅰ、Ⅱ线在洁云变侧配置有微机距离零序保护。
(2)新建康空变为负荷末端站,本期2回110kV出线不设保护。
1.6.9变电站保护及自动装置
主变压器选用成熟可靠的微机型保护装置。
10kV线路、分段、电容器、站用变保护配置采用微机型保护测控一体化装置,就地安装在相应开关柜上。
1.6.10系统通信
本工程系统通信方式选用光纤通信。
新建康贵变——洁云变光纤通信。
随康贵变至洁云变110kV新建线路架设1根24芯光缆。
1.7技术经济指标
变电站工程主要技术方案和经济指标统计表
序号
项目
技术方案
经济指标
1
变压器规模,远期/本期,型式
3×63MVA/2×63MVA,有载调压、低损耗、低噪、自冷、免维有载调压变压器
2
(高)电压出线规模,远期/本期
3回/2回;
3
(低)电压出线规模,远期/本期
36回/24回;
4
低压电容器规模,远期/本期
3×(4+6)Mvar/2×(4+6)Mvar
5
(高)电气主接线,远期/本期
内桥+线变单元接线/内桥
6
(低)电气主接线,远期/本期
单母线分段/单母线分段
7
(高)配电装置型式,断路器型式、数量
户内布置/GIS/2台
8
(低)配电装置型式,断路器型式、数量
户内铠装移开式开关柜/真空断路器/34台
9
地区污秽等级/设备选择的污秽等级
d级/d级
10
控制方式
计算机监控系统
11
变电站系统通信方式、本期建设规模
采用光纤通道,本期建设1台光端机,容量622Mb/s。
12
站外电源方案/架空线长度(km)/电缆长度(km)
架空线长度0.5(km)
13
电力电缆(km)
10kV电缆0.6(km):
低压交直流电缆2.8(km)。
14
控制电缆(km)
15(km)
15
接地材料/长度(km)
40×4铜排/1.5,φ17.3×1.5铜棒/0.24,60×6扁钢/1.3
16
变电站总购地面积(hm2)
0.56445
17
围墙内占地面积(hm2)
0.2242
18
进站道路长度新建/改造(m)
5
19
总土石方工程量及土石比挖方/填方(m3)
3000/0
20
弃土工程量/购土工程量(m3)
3000/0
21
边坡工程量护坡/挡土墙(m3/m3)
0/0
22
站内道路面积远期/本期(m2)
30/30
23
电缆隧道长度远期/本期(m)
无
24
水源方案
引自市政供水管网
25
站外供水/排水管线(沟渠)长度(m)
100/100
26
总建筑面积远期/本期(m2)
2445/2445
27
综合楼建筑面积/体积(m2/m3)
2445/11500
28
(高)电压构架结构型式及工程量(t)
0
29
(中)电压构架结构型式及工程量(t)
0
30
地震动峰值加速度
0.1g
31
地基处理方案和费用
0
32
主变压器消防方式
0
33
动态投资
合计(万元)
2469(变电站)/85(光通信)
单位造价(元/kVA)
392(变电站)
34
静态投资
合计(万元)
2440(变电站)/84(光通信)
单位造价(元/kVA)
387(变电站)
35
建筑工程费用(万元)
599(变电站)
36
设备购置费用(万元)
1102(变电站)/69(光通信)
37
安装工程费用(万元)
186(变电站)/6(光通信)
38
其他费用(万元)
582(变电站)/10(光通信)
39
建设场地征用及清理费(万元)
199
1.8“两型一化”、“三通一标”和典型设计执行情况
1.选择参考河南省电力公司城区110kV变电站典型设计实施方案HNCQ110FN-2为基础,进行模块组合和设计优化。
2.贯彻“两型一化”实施细则,采取以下措施:
(1)优化布置,压缩占地面积。
变电站总体布置不设站前区,因地制宜,利用站内边角空地布置构筑物,如事故油池、化粪池,节约土地资源。
(2)站区雨水利用道路排水,站区不绿化。
(3)站区大门采用轻型电动门,并按国网公司要求设置了标识墙。
(4)建筑物装修标准按典设原则和两型一化要求,遵循实用、经济、美观的设计原则。
(5)合理控制站区标高,土方自平衡。
2系统一次
2.1电力系统概况
2.1.1郑州供电区电网现状
郑州市位于河南省中部,现辖六市一县(郑州市、巩义市、荥阳市、新密市、新郑市、登封市、中牟县),总面积7446.2平方公里。
2009年底,郑州供电区共有发电厂17座,机组46台,发电装机容量6588MW。
其中统调电厂9座,即郑州热电厂(5×200MW)、泰祥电厂(2×135MW)、登封华润电厂(2×320MW)、新密裕中电厂(2×300MW)、豫联电厂(3×300MW)、郑东热电厂(2×210MW)、郑州燃气电厂(2×390MW)、首阳山电厂(2×300+2×220MW)、大鹏电厂(1×135MW),总装机容量5785MW;地方电厂8座,总装机容量803MW。
2009年底,郑州供电区有500kV变电站3座,即郑州变(2×750MVA)、官渡变(2×1000MVA)、嵩山变(2×1200MVA);220kV变电站23座,主变51台,容量9180MVA,其中有10座分布在郑州市区,其他13座分布于荥阳市、巩义市、新密市、新郑、中牟和登封市;110kV变电站117座,主变224台,容量9256MVA。
2009年,郑州供电区全社会用电量365.85×108kWh时,同比减少0.22%,最大负荷5864MW,同比增长1.07%。
2.1.2新郑供电区电网现状
截至2009年底,新郑市境内有220kV变电站两座,即陈庄变(120+150MVA)、洁云变(2×180MVA),变电总容量630MVA。
截至2009年底,新郑市区域内有110kV公用变电站11座,分别为城后变(50+40MVA)、双湖变(40+31.5MVA)、胡庄变(2×40MVA)、端湾变(2×40MVA)、城东(莲河)变(50+40MVA)、机场专用变(3×31.5MVA)、薛店变(2×50MVA)、福华变(50+25MVA)、兴龙变(1×40MVA)、郭店变(1×50MVA)、林锦店(2×50MVA),变电总容量为871MVA。
其中系统变电站9座,变电容量696MVA。
目前,新郑电网以220kV陈庄变、洁云变为主要电源,初步形成以110kV为主干网架、35kV为补充的供电网络。
2009年新郑市全社会供电量17.02×108kwh,同比增长14.97%。
2009年新郑市最大负荷320MW,同比增长7.38%。
220kV容载比为1.97,110kV容载比为2.66。
2.1.3航空港区电网现状
郑州航空港区位于郑州市南部、新郑市东北部,西面以京广铁路为界,东、南、北三面以国家南水北调工程走廊为界,总面积为138km2,其中机场核心区占地约30km2。
规划区包括新郑市薛店镇、孟庄镇、龙王乡,中牟县张庄镇、三官庙乡、九龙镇,以及郑州(空港)台商投资区等行政(经济发展)主体。
航空港富士康IT产业园区位于郑州市中心城区西南,航空港区北部,保税南路以北、南水北调干渠以西,规划区距离郑州市中心城区仅20公里,距离郑东新区约25公里。
其中生活服务片区位于北部,生产区位于南部,居住人口53万人。
其中IT产业园职工41万人,村庄安置人口2万人,城市居民10万人。
目前航空港区仅有一座110kV变电站,即机场变(3×31.5MVA),其中1#、2#变主供机场核心区负荷,3#变主供民用负荷。
郑州供电区110kV及以上地理接线图(2009年)见附图01。
2.1.4新郑电网存在的问题
220kV变电容量基本上能满足近期正常负荷发展需要。
考虑到港区突增大负荷,需增加布点和容量。
新郑供电区110kV电网负荷整体宽松。
局部过负荷。
2.1.4相关电网发展规划
1)新郑220kV电网
新郑供电区2011年新建航空变(2×240MVA)。
2012年陈庄变增容(120MVA),增容后陈庄(2×240MVA)。
2)新郑110kV电网
2011年-2015年规划建设的项目有扩兴龙变(1×50MVA)、郭店变(1×50MVA),新建姜庄变(1×50MVA)、暖泉变(1×50MVA)、河西变(1×50MVA)、吴庄变(1×50MVA)、康德变(1×50MVA)等。
郑州供电区110kV及以上地理接线图(2011年)见附图02。
郑州供电区110kV及以上地理接线图(2015年)见附图03。
2.2建设110kV康贵变的必要性
110kV康贵变站址拟选为:
航空中路(规划路)与空二路(规划路)东南角。
供电范围拟为:
郑港四路以南,郑港四街以东,郑商高速以北、航城环路以西区域(以上路名均为规划路),供电面积为:
3.2km2。
目前该区域无电源点,航空港IT产业园区规划建设的有220kV航空变、110kV富西变、110kV富东变、110kV康贵变。
其中110kV富西、110kV富东变(富士康用户站)主供生产用电,计划2011年4月投产。
110kV康贵变主供生活用电,但在220kV航空变、110kV富西变、富东变投产前,110kV康贵变将由220kV洁云变提供电源兼顾生产用电(220kV洁云变于2009年8月21日投产,2010年最大负荷日,洁云变供电负荷达到149.86MW,负载率为44%),110kV康贵变用电负荷将达到127MW(其中生产用电92MW,生活用电35MW)。
目前航空港区内仅有一座110kV变电站,即机场变(3×31.5MVA),其中1#、2#变主供机场核心区负荷,3#变主供民用负荷,机场3#主变2009年负载率已达90%,变电容量不能满足富士康一期用电需要,急需增加新的电源点。
因此,2011年1月底之前投运110kV康贵变是必要的。
2.3建设规模
2.3.1电压等级
110/10kV。
2.3.2变电容量
根据负荷发展需要,本期主变规模为2×63MVA,远期为3×63MVA。
2.4相关计算
2.4.1短路电流计算
(1)计算水平年:
2011年、2015年。
(2)计算条件:
a)选取2011年、2015年进行短路计算,取最大值;
b)全网大开机大负荷,各水平年投产机组以及供电负荷参照省网相关规划;
c)变压器阻抗按标准和实际阻抗;
d)根据相关省网规划,考虑为降低短路电流水平,按省网相关分区方案。
(3)短路电流最大值如下表:
表2.4-1短路电流表单位:
kA
三相短路电流(kA)
单相短路电流(kA)
洁云110kV
13.37
12.55
康贵110kV
18.16
16.10
航空110kV
20.53
19.42
2.4.2通流容量
经核算,远期110kV线路通流容量160MVA。
2.4.3无功调压计算
(一)计算条件
(1)计算水平年:
本期选取2011年,远期取2015年;
(2)本期夏季主网大负荷40.95MW,冬季小负荷取18.9MW。
远期夏季主网大负荷54.81MW。
(3)康贵变主变阻抗电压U%=17%。
(4)采用无功分层分区补偿的原则,考虑负荷功率因数达到0.95。
(5)远期三台63MVA主变,每台主变下安装电容器(4.0+6.0)Mvar。
初选其主变额定电压为110±8×1.25%/10.5kV。
(二)计算结果及分析
(1)近期(2011年)大负荷,每台主变负荷按40.95MW考虑:
2011年,夏季主网大负荷时,主变抽头位于0档,变压器低压母线不投并联电容器组,各侧电压分别为112.9026/9.9696kV,功率因数0.883,低于导则要求水平;主变抽头位于0档,变压器低压母线投4.0Mvar并联电容器组,各侧电压分别为113.1906/10.1087kV,电压波动1.40%,功率因数0.927,低于导则要求;主变抽头位于0档,变压器低压母线投6.0Mvar并联电容器组,各侧电压分别为113.3373/10.1795kV,电压波动2.11%,功率因数0.935,低于导则要求;主变抽头位于+1档,变压器低压母线投4.0Mvar并联电容器组,各侧电压分别为113.1952/10.1893kV,电压波动0.8%,功率因数0.919,低于导则要求;主变抽头位于+1档,变压器低压母线投6.0Mvar并联电容器组,各侧电压分别为113.3442/10.2618kV,电压波动0.81%,功率因数0.935,低于导则要求;主变抽头位于+1档,变压器低压母线投(4.0+6.0)Mvar并联电容器组,各侧电压分别为113.6556/10.4647kV,电压波动1.98%,功率因数0.966,满足导则要求;主变抽头位于+2档,变压器低压母线投(4.0+6.0)Mvar并联电容器组,各侧电压分别为113.6680/10.5573kV,电压波动0.85%,功率因数0.967,满足导则要求。
(2)远期(2015年)大负荷,每台主变负荷按54.81MW考虑:
2015年,夏季主网大负荷时,主变抽头位于+3档,变压器低压母线投4.0Mvar并联电容器组,各侧电压分别为113.2566/10.4400kV,功率因数0.908,低于导则要求;主变抽头位于+3档,变压器低压母线投6.0Mvar并联电容器组,各侧电压分别为113.4238/10.5237kV,功率因数0.922,低于导则要求;主变抽头位于+3档,变压器低压母线投(4.0+4.0)Mvar并联电容器组,各侧电压分别为113.5932/10.6286kV,电压波动1.79%,功率因数0.936,低于导则要求;主变抽头位于+3档,变压器低压母线投(4.0+6.0)Mvar并联电容器组,各侧电压分别为113.7649/10.7174kV,电压波动1.84%,功率因数0.950,满足导则要求;主变抽头位于+4档,变压器低压母线投(4.0+6.0)Mvar并联电容器组,各侧电压分别为113.7879/10.8478kV,电压波动1.23%,功率因数0.951,满足导则要求。
(3)近期(2011年)小负荷,每台主变负荷按18.9MW考虑
2011年,冬季主网小负荷时,主变抽头位于-4档,变压器低压母线不投并联电容器组,电压114.2394/10.214kV,功率因数0.920,满足导则要求水平。
综上所述,康贵变每台主变(63MW)配置(4.0+6.0)Mvar并联电容器组,占主变容量的15.87%,满足近、远期功率因数要求,同时也符合《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》和《河南电网发展技术及装备原则》。
表2.4-2无功调压计算表单位:
MW,Mvar
运行方式
档位
接入
无功
各侧电压(kV)
投电
容器
高压侧P+jQ
高压侧
(Mvar)
中压侧
低压侧
电压波动(%)
P
Q
功率因数
2011年
主网夏季大负荷40.95
0
0
112.9026
9.9696
—
41.109
21.905
0.883
0
1×4
113.1906
10.1087
1.40%
41.100
17.753
0.918
0
1×6
113.3373
10.1795
2.11%
41.096
15.063
0.935
+1
1×4
113.1952
10.1893
0.80%
41.100
17.688
0.919
+1
1×6
113.3442
10.2618
0.81%
41.096
15.530
0.935
+1
4+6
113.6556
10.4647
1.98%
41.089
11.002
0.966
+2
4+6
113.6680
10.5537
0.85%
41.089
10.821
0.967
远期2015
主网夏季大负荷54.81MW
+3
1×4
113.2566
10.4400
—
55.048
25.465
0.908
+3
1×6
113.4238
10.5237
—
55.041
23.071
0.922
+3
4+4
113.5932
10.6286
1.79%
55.035
20.637
0.936
+3
4+6
113.7649
10.7174
1.84%
55.030
18.162
0.950
+4
4+6
113.7879
10.8478
1.23%
55.029
17.829
0.951
2011年主网冬季小负荷18.9MW
-4
0
114.2394
10.214
—
18.968
8.114
0.920
3电力系统二次
3.1设计依据和范围
3.1.1设计依据
(1)根据110kV康贵输变电工程一次接入系统设计推荐方案,进行系统继电保护及安全自动装置的设计。
(2)110kV康贵输变电工程接入系统继电保护设计,以满足本期系统运行为主,适当考虑近远期的配合关系。
(3)110kV康贵输变电工程本期2回110kV线路。
(4)其它设计原则按照“继电保护及安全自动装置技术规程”执行。
3.1.2设计范围
(1)康贵变至洁云变2回110kV线路;
(2)有关110kV线路保护校验;
(3)保护及故障信息管理系统子站;
(4)安全自动装置。
3.2系统继电保护及安全自动装置
3.2.1规划系统接线
110kV康贵变电站规划系统接线为:
110kV部分内桥+线变组接线,共三回110kV出线,本期两回出线均接至洁云,线路长度约29公里。
3.2.2系统继电保护配置方案
保护配置原则按“继电保护和安全自动装置技术规程”执行,并满足速动性、可靠性、选择性和灵敏性要求,根据系统接线和系统运行方式,系统保护配置方案如下:
(1)洁云变侧2回110kV线路均配置有微机距离零序保护。
(2)新建康贵变电站为负荷末端站,本期2回110kV出线无需配置保护。
3.2.3保护及故障信息管理系统子站
康贵变配置保护及故障信息管理子站,实现运行和调度部门对康贵变保护设备、故障录波实时数据信息的收集与处理,进行电力系统事故分析、设备管理维护及系统信息管理。
保护及故障信息管理子站的配置,应与试验所的信息主站相协调,需设置一个2M的传输接口,用于传输保护故障信息,本期需为故障信息主站系统配置有关软硬件扩充费。
4系统调度自动化
4.1调度关系
根据电网统一调度、分层管理的原则,110kV康贵变建成后应属于郑州供电公司地调、配调调度,220kV金岱变集控。
4.2调度端
地调调度中心目前运行的主站系统为DF8003能量管理系统,该系统配备了强大的电网监控管理功能。
郑州供电公司目前运行北京煜邦表计公司生产的电能远传主站系统,其容量满足本期工程计费信息的接入。
为满足康贵变接入系统要求,本期工程应为地调中心配置调度自动化系统、电量计费系统有关软件修改、接口设备等扩充费用。
4.3集控站端
本期工程应为金岱集控站配置相应的软件修改费、接口设备等扩充费用。
4.4调度数据专网系统
郑州电力调度数据专网建设目前已经进入施工阶段,本站计列一套调度数据专网系统的费用,并需配置2×2M的网络通道。
4.5系统侧远动、计量系统配置
系统侧洁云变远动维持原配置及信息不变。
系统侧洁云变计量维持原装置不变。
4.6远动信息传输方式和远动通道
根据康贵变的运行和管理方式,为满足远动信息传输需要,康贵变至郑州地调应具备一主一备两条远动通道,主通道为调度数据专网通道,备用通道为远动数字通道。
康贵变至金岱集控站应具备一主一备两条远动通道,主通道为调度数据专网通道,备用通道为远动数字通道。
为满足计量计费系统的要求,110kV康贵变电站至郑州地调应设置一个调度数据专网接口,一个R
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