肯尼亚132kV变电工程说明书.docx
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肯尼亚132kV变电工程说明书
建设规模
2.7.1变电部分
远景规模：
本变电站规划安装1台15MV主变，电压等级为132/33kV,132kV出线2回，单母线接线；33kV出线6回，单母线接线；
本期规模：
本变电站本期安装1台15MVA主变，电压等级为132/33kV，
132kV出线2回，单母线接线；33kV出线3回，单母线接线；
2.7.2线路部分
本期开断Juia-Rabai的132kV线路1回，仅涉及n入的终端塔一级。
3电力系统二次部分
1本期保护配置原则
（1）根据系统继电保护规程要求，本期在本变电站配置一套线路保护装置，采用三段相间和接地距离及四段零序方向过流保护。
（2）变电站需配置一套132kV母线差动保护1套。
（3）
1套。
变电站需配置一套故障录波装置，用于记录132kV电压等级的有关电气量和继电保护及断路器相关开关量的动作时间。
（4）配置低频低压减载装置及小电流接地选线装置各
3.1.3组屏方案
（1）132kV距离保护柜2面，每面柜内含：
距离保护装置1台，三相操作箱1台。
（2）132kV母线保护柜1面。
（3）132kV故障录波器柜1面。
（4）低频低压减载装置组1面柜。
3.1.4对相关专业的要求
要求电气专业给继电保护专业在本站及对侧132kV占的132kV线路侧提供电流互感器二次绕组至少3组：
1组
距离保护
1组
母线保护
系统调度自动化
321调度组织关系
该变电站由肯尼亚国家调度中心调度管理，调度信息直送至肯尼亚国家调度中心。
322远动系统功能
本站远动信息按无人值班设计。
3.2.3远动终端的技术要求
变电站二次部分采用自动化监控系统，同时由于远动信息需通过专线方式上传调度。
电能计量装置及电能量远方终端
计量点设置：
132kV,33kV线路侧；
主变高、中、低压侧；
计量信息内容：
132kV、33kV线路有功、无功电量；
向调控上传远动信息采用专线传输方式，采用IEC60870-5-101专线传输时，传输速率为600~1200bit/s，采用数字接口通信时，传输速率为2400bit/s。
工程设想
4.2.1电气主接线及主要电气设备选择
（1）电气主接线
1）主变压器：
主变容量为15MVA采用三卷有载调压降压节能型变压器。
变压器由业主提供，电压比为132±8X%/33kV，额定容量比：
高压/中压/低压=100%/100%接线组别为YN,ynO,d11。
2）132kV侧电气主接线规划按单母线接线设计，132kV出线规划2回。
，132kV出线本期建设2回，导线采用LGJ-240/30。
3）33kV侧电气主接线规划按单母线接线设计，33kV出线规划6回。
本期建设3回，架空出线，导线采用LGJ-185/25;
5）本工程主变中性点接地方式，132kV侧中性点按直接接地设计；33kV侧中性点不接地；本期线路电容电流计算如下：
本工程33kV出线3回，均为架空出线。
预计33kV架空线路长度约为102km架空线路电容电流计算：
Ic二xUeXL/103=X33X102/103〜7.42A。
考虑变电所增加电容电流为13%故Ic=X〜8.4A
33kV电容电流没有超过10A,不需装设消弧线圈。
（2）主要电气设备选择
1）主变压器：
推荐采用有载调压、降压型、油浸式、低损耗、自冷节能型变压器。
其主要技术规范为：
型号：
15MVA132/33kV
容量比：
15000/15000kVA
电压比：
1328X%/33kV
接线组别：
YN,yn0,d11
2）132kV配电装置
a.断路器：
本站选用SF6资柱式断路器，SF6气体漏气率低于%/a，额定电
流2000A,开断电流40kA。
b.隔离开关：
母线隔离开关和出线隔离开关选用双柱水平旋转分合结构隔离开关，额定电流2000A,热稳定电流40kA（3S）,动稳定电流100kA。
c.
二次绕烧数量不小于5个。
变比
电流互感器：
采用SF6倒立式互感器，
采用2*800/1A，测量绕组中间抽头。
d.
电压变比为132/，标准级3P。
电压互感器：
选用电容式电压互感器，
3）33kV配电装置
a.
SF6气体漏气率低于％/a，额定电
断路器：
本站选用SF6资柱式断路器，
流1600A,开断电流。
b.隔离开关：
母线隔离开关和出线隔离开关选用双柱水平旋转分合结构隔离开关，额定电流630A,热稳定电流20kA（3S）。
c.电流互感器：
采用SF6倒立式互感器，二次绕烧数量不小于3个。
变比采用2*400/1A，测量绕组中间抽头。
d.电压互感器：
选用电容式电压互感器，电压变比为33/，标准级3P。
站用电系统设置1台接站用变，采用Zn,Yn11联结组别。
户外布置，站
用电容量按lOOkVA考虑。
（3）导体选择
1）132kV导体选择
a.主母线选型：
132kV母线采用软导线，132kV母线选用LGJ-400/50导线。
b.主变压器进线回路导体选择：
主变压器进线回路由经济电流密度控制，选用LGJ-240/30导线。
2）33kV导体选择
a.主母线选型：
33kV母线采用最大穿越功率按倍主变压器容量计算。
目
前阶段设计的33kV主母线综合考虑选用铝美合金管？
100。
b.主变压器进线回路导体选择。
主变压器进线回路由经济电流密度控制，选用LGJ-240/30导线。
3）过电压保护及接地绝缘配合及过压保护
避雷器的装设组数及配置地点，取决于雷电侵入波在各个电气设备产生的过电压水平。
本次设计132kV装设母线避雷器；主变压器侧、132kV配电装置考虑装设有避雷器。
1）132kV电气设备的绝缘配合
避雷器选择：
132kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，其主要技术参数见
表4-2。
型号
Y10W型
额定电压（kV,有效值）
102
氧化锌避雷器参数
表4-2
132kV
最大持续运行电压（kV,有效值）
操作冲击（30-100as）2kV残压（kV,峰值）
226
雷电冲击（8/20as）10kA残压（kV,峰值）
266
陡坡冲击（1as）10kA残压（kV,峰值）
297
2）132kV电气设备的绝缘水平。
132kV系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。
所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。
雷电冲击的配合，以雷电冲击10kA残压为基准,配合系数取。
132kV电气设备绝缘水平参数及保护水平配合系数见表4-3。
表4-3132kV电气设备绝缘水平参数极保护水平配合系数
设备名称
设备耐受电压值
配合系数
雷电冲击电压（kV,峰值）
1min工频耐压（kV,有效值）
全波
截波
内绝缘
外绝缘
内绝缘
外绝缘
主变压器
480
450
550
200
185
X266=（kV,峰
值）
实际配合系数
450/266=
截波配合系数
550/297=
其他设备
550
550
*550
230
230
断路器断口
550
550
230
230
隔离开关断口
630
230
（5）悬式绝缘子串片数的选择
初步考虑本变电站污秽等级为IV级。
按GB/T16434-1996《高压架空线路和发电厂、变电站环境污区分级及外
绝缘选择标准》中规定，132kV及33kV取爬电比距》3.1cm/kV。
其中主变套管选用3.1cm/kV。
本工程对132kV户外绝缘子串电气设备按合成绝缘子选型。
132kV户外合成绝缘子串采用FXBW-110/100及FXBW-35/70型，爬电比距》3.1cm/kV。
根据本变电站站处的地理位置。
并根据生产运行规定，为防止污闪事故发生，设计的户外电瓷套管设备按重污秽场所的条件均加装防污闪涂料。
（6）直击雷保护
1）直击雷保护：
为防止雷电对电气设备的直接袭击，在变电站内分别设置3支30米高的独立避雷针，避雷针形成变电站防直击雷的分层联合保护。
为了防止反击，主变压器构架上不设置避雷针，由区域避雷针构成联合保护网，保护主变压器及其连接线。
2）接地：
本变电站接地网以水平接地体为主，垂直接地体为辅联合构成。
主接地网采用不等距网格布置，接地网工频接地电阻设计值满足规程要
求，如果工程计算值超出允许值，应采取必要措施。
接地电阻按小于欧姆。
主接地网水平接地体及主设备接地引下线，选用热镀锌扁钢（引下线选用及主网均采用-60mM8mm,集中垂直接地体选用63mM63mM6mr热镀锌角钢。
在工程初步设计中，再根据实际短路入地电流进行选择计算和校验，并综合考虑热稳定要求和腐蚀。
设计水平接地体埋深应大于200cm
本工程设计中要求每个独立避雷针设独立集中接地装置，接地电阻不大
于10Q。
本工程设计要求在避雷器周围加集中接地装置，以利散流。
控制室二次设备用的接地点须与高压配电装置接地点分开，并尽量远离，以免干扰二次设备运行。
4.2.3电气布置
（1）电气总平面布置
肯尼亚132kV变电站设计参考了《35〜132kV变电所设计规范》，根据当地情况并结合站址地理位置、系统接线及各级电压配电装置出线方向，确定配电装置的布置型式。
建筑物均为单层“一”字型布置；通过对推荐方案的总平面布置进一步优化，布置能够体现出各自的功能分区明确，人流不交叉，交通便利，互不影响的整体造型，有利于为变电站创造一个较好的运行环境。
1）布置原则：
力求紧凑合理、出线方便、减少占地、节约投资。
a.同级电压线路不相互交叉。
b.各级电压出线顺畅，线路转角小。
c.在满足上述条件的基础上，优化站区布置。
2）电气总平面布置方案：
站区围墙内占地面积约公顷，合英亩。
（2）配电装置
1）主变压器
主变压器布置在站区中央，紧靠33kV配电装置，北侧相邻132kV配电装置。
变压器门型架宽10m为方便33kV架空出线，变压器区域设置联合架构。
本期建设1台主变压器。
2）132kV配电装置
132kV配电装置选用户外软母中型布置。
断路器双列布置，向南出线。
132kV出线跨距8m导线挂点高度为10m避雷线挂点高度为12.5m。
132kV母线架构宽8m高7..3m。
分段间隔宽10.5m，隔离开关布置在母线架构下。
本期建设2回架空出线、I母线设备和主变间隔。
3）33kV配电装置
33kV配电装置选用户外管母中型布置。
断路器双列布置，向北出线。
33kV出线跨距6m导线挂点高度为10m避雷线挂点高度为10.5m。
本期建设主变进线1回、出线柜3回，PT11回，站用电1回。
4.2.4站用电及照明
（1）站用电源
结合本工程实际情况，站用变规划选用1台容量为100kVA的节能型干式变压器，布置于33kV配电装置区内。
本期站用变选用一台容量为100kVA的变压器。
站用屏选用GCS型低压抽式开关柜共四面，布置于继电器室内。
总进线开关、分段开关选用框架式智能断路器，配带延时脱扣动作的智能型脱扣器，具备实现智能断路器遥控操作、遥信功能；馈线开关选用带复式脱扣动作的塑壳式断路器。
通过校核熔断器、断路器、熔断器与断路器之间的级差配合，选择低压回路各级保护电器以满足保护选择性要求。
（2）站用变压器选择
根据站用电定量负荷计算，站用变压器容量选择为lOOkVA站用变压器
均可承担全站负荷。
接线组别推荐选用DynII。
选用Dyn11接线与YynO接线的同容量的变压器相比，有利于抑制高次谐波电流。
另外，Dyn11接线比YynO线的零序阻抗小得多，使单相短路电流增大，不仅可直接提高单相短路时保护设备的灵敏度，也可简化保护方式。
一般情况下不需装设单独的单相短路保护，可以利用高压侧的过电流保护兼作低压侧单相短路保护。
同时，当低压侧三相负荷不平衡时，Dyn11接线的变压器不会出现低压侧中性点的浮动位移，保证了供电电压质量。
（3）站用电接线及布置
站用电低压侧系统采用单母线接线。
站用电系统采用380/220V中性点直
接接地的三相五线制系统向站区内动力、检修、照明、采暖等用电负荷供电，重要回路为双回路供电，全容量备用。
为节省电缆，站用电低压配电柜布置在主建筑物继电器室内，户外设动力配电箱。
（4）动力照明
动力电源系统按功能区域配置检修电源，电源引自站用配电柜。
照明电源系统分交流站用电源和直流电源两种。
交流站用电源来自站用配
电柜，主要供正常照明，照明电压为交流380/220V。
直流电源来自蓄电池直流母线经直流电源屏转供，主要供站内应急照明，应急照明在正常照明电压消失时由直流电源屏供电。
屋外配电装置拟采用低位节能泛光灯的照明方式，作为操作检修照明；沿
道路设置草坪灯作为巡视照明。
配电装置室可采用节能泛光灯配合荧光灯照明。
继电器室及其他房间采用组合式荧光灯照明。
主建筑物内各生产用房、进出口通道和配电装置室均设置有应急照明。
站内一般场所照明采用就地控制方式，户外配电装置和道路照明采用光电及时间控制自动控制。
配置节能型控制器。
4.2.5电气二次
（1）计算机监控系统
1）设计原则。
变电站监控系统采用成熟先进的计算机监控系统，按无人
值班设计。
设计原则如下：
a.计算机监控系统采用开放式分层分布式网络结构，由站控层和间隔层构成，按无人值班设计，站控层设备及功能适当简化。
通信规约统一采用DL/T860通信标准，实现站控层和间隔层二次设备互操作，变电站网络结构拓扑采用单星形，站控层宜配置1台中心交换机，间隔层侧二次设备室网络交换机按照设备室或按电压等级配置，每台交换机端口数量应满足应用要求。
b.计算机监控系统完成对变电站内所有设备的实时监视和控制，数据统一采集处理，资源共享，不再另外设置常规的控制屏以及模拟屏。
c.测控装置采用交流采样技术采集电气模拟量信号。
d.保护动作及装置报警等重要信号采用硬接点方式输入测控单元。
e.远动数据传输设备单套配置，计算机监控主站与远动数据传输设备信息资源应具有共享性和唯一性，不重复采集。
f.计算机监控系统具备在与独立的微机防误闭锁操作系统配合后，能完成全站防误操作闭锁。
g.全站配置一套公用的支持GP系统的对时系统，主时钟源按双重化配
置。
h.计算机监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置应能够支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。
i.向调度端上传的保护、远动信息量按现有相关规程执行。
j.计算机监控系统的网络安全应严格按照电力监管会2004年5号令《电力二次系统安全防护规定》执行。
k.二次设备室内网络通信介质采用屏蔽双绞线；通向户外的通信介质应采用光缆。
2）监控范围。
结合变电站无人值班方式的特点和目前计算机监控系统在变电站的应用情况，确定计算机监控系统的监控TE围如下：
a.全站的断路器、隔离开关及电动操作的接地开关;
b.主变压器的分接头调节（有载调压变压器）；
C.直流系统和UPS系统；
d.通信设备及通信电源告警信号；
e.火灾报警系统；
f.站用变压器、直流系统、UPS系统的重要馈线开关状态；
g.图像监视及安全警卫系统的报警信号；
h.变电站内重要房间的通风采暖等动力环境。
3）操作控制方式。
变电站监控系统按无人值班要求，操作控制功能按集控中心（调度端）、站控层、间隔层、设备级的分层操作原则考虑。
操作权限由集控中心（调度端）、站控层、间隔层、设备级的顺序层层下放。
原则上站控层、间隔层和设备层只作为后备操作或检修操作手段，这三层的操作控制方式和监控范围可按实际要求和设备配置灵活应用。
此外在强电二次回路还应具有备用操作手段。
在监控系统运行正常的情况下，任何一层的操作、设备的运行状态和选择切换开关的状态都应处于计算机监控系统的监视之中。
在任何一层的操作时，其他操作级均应处于被闭锁状态。
系统出现故障（软硬件）时，应能立即发信至集控站或调度端并闭锁远方控制。
4）系统配置。
监控系统由站控层和间隔层两部分组成，通过分层分布式网络系统实现连接，其配置原则如下：
a.站控层设备的配置原则。
按照功能分散配置、资源共享、避免设备重复设置的原则，满足无人值班的要求，站控层设备及功能应适当简化。
站控层硬件设备主要由一台主机兼操作员站和一台远动工作站组成。
站控层数据库以及主接线图等按变电站远景规模设置参数，便于以后扩建工程的实施。
b.间隔层设备的配置原则。
间隔层设备按各期工程的规模配置I/O测控装置。
132kV勺I/O测控装置集中布置于主控制室；33kV勺I/O测控装置也集中布置于主控制室内，以利于运行及维护。
站控层设备之间一般采用双以太网通信，间隔层设备通过网络接
口与站控层设备通信。
间隔层各种设备和器件应当达到IEC60255抗电磁干扰
标准。
5）系统网络结构。
监控系统采用分层分布式网络结构，可分为站控层和间隔层，站控层与间隔层直接经过站控层网络连接。
6）监控系统网络采用单网星型结构。
系统软件工作平台。
监控系统站控
层设备软件工作平台工程中推荐采用Window操作系统。
Unix操作系统的特点主要是系统成熟，稳定性好，不易受到病毒的感染，但软件的编制繁杂，维护、修改复杂；WindowS操作系统的特点是操作界面友好，易于为用户接受，但其自身存在着较多的Bug,易受病毒攻击，其应用软件必须经过严格的稳定性、容错性检验，同时应具有较强的反病毒攻击的措施。
7）系统功能。
计算机监控系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、
测量、控制，并且具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。
计算机监控系统具体功能要求按有关规程执
行，本工程设计的实施过程中对以下几个功能的设计予以细化和补充说明。
a.时钟同步。
全站设置一套时钟同步系统，该系统采用双套主时钟对时装置，支持GP系统单向标准授时信号，时钟同步系统采用时间同步信号扩展装置扩展对时信号方式和数量，以满足站内监控、保护、录波、计量等设备需要的各种时间同步信号。
站控层设备采用SNTW络对时方式，间隔层采用IRIG-B/PPS对时方式。
b.防误操作闭锁。
变电站应具有完备的防止电气误操作装置。
如果一次
设备中的断路器、隔离开关等具有完备的防止电气闭锁功能，则可由电气闭锁和计算机监控系统实现防误闭锁功能，但应经过运行管理单位及安监部门认可。
c.远动功能。
计算机监控系统应能实现与变电站有关的全部远动功能，满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。
尤其要满足无人值班变电站与各级调度及集控站中心的信息传输需求。
远动通信设备应直接从间隔层测控单元获取调度需要的数据，实现远动信息的直采直送。
应配置专用的远动通信设备实现远
动通信功能。
远动通信设备应能与多个相关调度通信中心进行数据通信。
d.与继电保护的信息交换。
通过站控层的操作员工作站与保护管理机通信，对继电保护的状态信息、动作报告等信息实现监测和控制。
具有保护装置的复位和投退、定值的查询等功能。
本设计原则上采用两种方式实现监控系统与继电保护的信息交换。
方式1:
保护的跳闸信号以及重要的告警信号采用硬接点方式接入I/O测
控装置。
方式2:
通过通信接口实现监控系统与保护装置之间的信息交换。
（2）二次设备组屏
1）主要二次设备组屏原则
本工程设计要求变电站二次设备柜体结构、外形及颜色均应统一。
2）监控系统主要设备组屏
每台主变压器组1面测控柜、1面保护柜；132kV每回线路测控装置与保护装置组1面柜；主变、132kV线路、33kV线路及站用变的电能表共组1面柜；母设及公用测控组1面柜；33kV线路、站变保护测控组1面柜、
3）保护主要设备组屏
132kV每1回线路组1面保护柜；每台主变配1面保护柜；132kV系统配置
1面故障录波柜。
4）二次设备室备用屏位不少于总屏位的10%-15%
5）二次设备布置方案：
a.设置专用主控制室，主变、132kV、33kV保护测控装置及电能表均集中布置于专用主控制室内。
b.主控制室集中布置于主建筑物内。
C.全站的控制保护、直流系统柜、站用电柜及通信设备都集中布置在主
控制室内。
d.主控制室符合GB2887-2000《电子计算机场地通用规范》的规定，尽可能地避开了强电磁场、强振动源和强噪声源的干扰，同时考虑了防尘、防潮、防噪声、防盗，并符合防火标准。
（3）电压互感器的设置
1）132kV母线PT
132kV母线PT考虑采用3个二次绕组：
第一个绕组用于保护装置和测量回路，第二个绕组用于计量回路，第三个绕组为开口三角绕组。
2）33kV母线PT
33kV母线PT考虑采用3个二次绕组：
第一个绕组用于保护装置和测量回路，第二个绕组用于计量回路，第三个绕组为开口三角绕组。
33kV母线PT具
有抗铁磁谐振功能。
（4）直流系统
本变电站为了给断路器合闸、微机综合自动化系统、通讯及事故照明等直流用电，装设一套共4面屏组成的200Ah智能型微机高频开关电源模块直流成套装置，采用110V直流系统。
直流系统采用单母线分段接线方式，装设一组阀控式密封铅酸蓄电池和1套（模块按N+1冗余配置）高频开关电源充电装置。
蓄电池容量按2h放电进行计算，不设置端电池，蓄电池为52只。
该装置具有自动均充/浮充电功能、告警保护功能及自动调压功能，且能与微机综合自动化系统进行网络通讯，实现直流屏的无人值守。
阀式蓄电池的容量应能满足微机综合自动化系统全站事故2小时停电时的放电容量。
微机高频开关电源模块直流成套装置屏装设在主控制室内，设置一套直流接地自动检测装置，能自动检测直流系统故障并自动报警，以提高直流系统运行的可靠性。
直流系统不设置直流分电屏，采用一级供电方式。
主控制室的保护、测控、故障录波、自动装置采用辐射状供电方式，配电装置直流电机网络、33kV柜顶直
流网络米用环网供电方式。
（6）变电站测量及计量
1）变电站测量
本变电站工程测量仪表参照《电力装置的电测量仪表装置设计规范》
（GBJ6—1990）配置。
为了降低电流互感器二次损耗，电流互感器额定二次侧额定电流选用1A级。
由于采用了微机综合自动化微机监测系统，该系统具有巡回检测、屏幕显示、可召唤显示和定时制表打印等功能，使测量系统更
趋完善。
2）变电站计量
各电能表端的二次电压降不大于%ue并设置各间隔分别对各监测对象进行监测。
各电能表配有专用132kV线路、33kV线路及主变两侧电流互感器均选用级，无功级的智能型多功能电能表。
电容器和所变电能计量无功级配置。
智能电能表测量具有有功、无功、电压、
各级各段母线电压互感器二次侧设电能计量专用电压回路，其回路导线截面应保证在最大负荷运行时，专用电压计量装置。
的计量测试接线盒。
电度表选用有功级、电度表选用有功级、电流、频率、有功电量、无功电量和多费率电量、最大需量、分时区、时段、不同费率为基准的峰、谷、平、尖电能量累计和存储，可通过串口向电能量远方终端传送分时电量数据；并具有分时存储功能，可人工设置时段；其具备失压记忆功能，以保持运行参数和电能量数据；具有就地维护、测试功能接口站有电度表均通过串口送入集中的电能量采集装置，并通过该装置转送
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