500kV变电站扩建3主变工程初步设计说明.docx
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500kV变电站扩建3主变工程初步设计说明
500kV变电站扩建#3主变工程
初步设计
附表
附表1500kV、220kV及35kV断路器参数选择表
附表2500kV、220kV及35kV隔离开关参数选择表
附表3500kV、220kV及35kV电流互感器参数选择表
附表4各级电压导体选择结果表
附件：
电力规划设计总院文件电规规划[2012]816号“关于印发江苏500kV盐都变扩建#3主变工程可行性研究报告评审意见的通知”及附件
1总论
1.1设计依据
本工程依据以下文件开展初步设计：
（1）中标通知书；
（2）电力规划设计总院文件电规规划[2012]816号“关于印发江苏500kV盐都变扩建#3主变工程可行性研究报告评审意见的通知”及附件；
（3）Q/GDW166.9-2012国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定第9部分：
330kV~750kV变电站；
（4）国家电网公司通用设计、通用设备应用目录（2013版）；
（5）国网基建部关于发布设计新技术推广应用实施目录（2013年版第一批）；
（6）本工程可研报告及前期工程竣工图资料。
1.2工程规模
1.2.1变电站现状
（1）主变
本变电站前期已安装2台750MVA的三相一体自耦变压器，远景规划主变容量为3×750MVA。
（2）500kV部分
500kV远景出线为10回，现有5回（田湾2回、泰兴1回、上河1回、盐凤1回）。
500kV采用3/2断路器接线，远景为6个完整串，现有5个不完整串和1个完整串。
（3）220kV部分
220kV远景出线为14回，现有13回（唐子2回，富强2回、红光1回，新城2回，马沟2回，都翔1回，芦北1回，万盛2回），采用双母线双分段带旁路母线接线。
（4）35kV部分
35kV采用单元制单母线接线。
#1、#2主变35kV侧均设有总断路器。
#1主变35kV侧接60Mvar电抗器2组、40Mvar电容器2组和630kVA所用变1台。
#2主变35kV侧接60Mvar电抗器2组和630kVA站用变1台。
1.2.2变电站远景规模
（1）主变压器3×750MVA。
（2）500kV出线10回。
（3）220kV出线14回。
（4）每台主变压器35kV侧装设4组无功补偿装置。
1.2.3变电站本期扩建规模
根据可研审查意见，本期工程建设规模如下：
（1）主变压器1台（#3主变），容量为750MVA，高中压侧中性点经小电抗接地。
（2）500kV、220kV不新增出线，接线形式不变。
（3）本期新增1组60Mvar电抗器，接至#2主变35kV侧；新增1组60Mvar电容器，接至#3主变35kV侧。
#3主变35kV侧不设总断路器。
1.4设计范围
扩建内容所需的系统一次、保护、通信、远动和电气一次、二次的设计及相应的土建工程设计。
1.5站址概况
1.5.1站址概况
盐都500kV变电站位于江苏省盐城市以西10km的郭猛镇汤陈村，进站道路从站区西侧宁盐公路（229省道）引接，长度271m。
该变电站已于2000年6月建成投运。
500kV配电装置布置在站区南侧，向东、西二个方向出线；220kV配电装置布置在站区北侧，向东、西二个方向出线；主控通信楼布置在站区西侧中部。
该变电站工程已按最终规模一次征地，站区围墙内占地面积7.70公顷，全站总征地面积8.48公顷，合127.2亩。
1.5.2大件设备运输方案
本变电站本期安装1组500kV/750MVA三相（一体）变压器。
主变压器采用水路、公路联合运输方式。
水路运输路径：
主变压器装上600t级驳船，上海港长江施桥船闸京杭大运河高邮船闸北澄子河盐邵线冈沟河同力码头。
公路运输路径：
主变压器在码头上岸后，装上平板车，向西行驶0.4km，向南行驶0.5km，向西转入世纪大道行驶0.7km，向南转入宁盐公路（S229省道）行驶约3.0km，即可抵变电站进站道路。
前期主变压器运输码头，因世纪大道拓宽工程，占用了部分码头位置，原有码头部分拆除。
因此，本期工程需新修建临时码头。
1.6通用设计、通用设备典型规范及新技术的应用情况
1.6.1通用设计
（1）电气一次部分
以国家电网公司通用设计500-C-4方案为主要设计依据，根据前期工程竣工图资料，充分发挥通用方案模块化的特点，开展本工程主变场地的平面布置工作。
主变场地上无功补偿装置平行于主变压器布置、无功补偿各分支回路直接由主母线上引接。
（2）系统方案
设备配置原则、设备组屏（柜）方案均全面贯彻国网通用设计要求，以满足工程统一性和通用性。
（3）土建部分
本期扩建构支架采用钢管结构、钢结构构件及其附件防腐均采用热浸锌工艺防腐。
1.6.2通用设备
严格执行国家电网公司通用设备应用目录（2013版），本期扩建设备均为通用设备应用目录中推广类，无特殊设备，满足物资招标要求。
盐都500kV变电站扩建通用设计、通用设备成果应用表见表1.6-1。
表1.6-1变电站通用设计、通用设备成果应用表
工程概况
电压等级
500/220/35kV
主变台数及容量
1×750MVA
出线规模（高/中）
5/13
变电站类型（地上/地下：
户内/户外/半户内）
户外变电站
配电装置类型A：
GIS；B：
HGIS；C：
瓷柱式；D罐式
A:
GIS；B:
HGIS；C:
瓷柱式；D:
罐式
B/500kV,C/220kV
设计方案
通用设计方案编号
500-C-4
配电装置设计
750/500/330kV（高压侧）配电装置模块编号
500-D-3
330/220/110kV（中压侧）配电装置模块编号
500-C-4
主变及35（66）kV（低压侧）配电装置模块编号
500-C-4
总平面设计
A.直接采用通用设计方案；
B.采用模块拼接合理；
C.未采用通用设计方案、模块；
B
二次系统设计
控制、保护是否满足二次系统通用设计配置要求（A.是；B.否）。
A1:
不设置独立“五防”工作站；
A2:
设立独立“五防”终端，数据与监控系统共享；
A3:
设立独立“五防”系统。
A1
土建设计
是否设置人工绿化管网设施A:
是；B:
否
A
总建筑面积（m2）
A:
低于或等同通用设计中同等规模；B:
其它
—
主控楼建筑使用率
—
通用设计
主变压器设备编号
5T2B-750
并联电容器装置设备编号
BC-K60
750/500/330kV
（高压侧）
GIS/HGIS设备编号
5HGIS-4000/63
瓷柱式/罐式断路器设备编号
—
500/330kV避雷器设备编号
5MOA-420/1046
330/220110kV
（中压侧）
GIS/HGIS设备编号
—
瓷柱式/罐式断路器设备编号
2QF-A-4000/50
330/220/110kV避雷器设备编号（中压侧）
2MOA-204/532
1.6.3新技术应用
无。
1.6.4标准工艺的应用
本工程严格执行对《国家电网公司输变电工程工艺标准库（变电工程部分）》的应用。
1.6.5对于国家电网公司“两型一化”的执行
本工程设计方案严格遵守《国家电网公司“两型一化”变电站设计建设导则》。
1.7主要技术经济指标
主要技术方案和经济指标统计详见表1.7-1。
表1.7-1主要技术方案和经济指标统计一览表
序号
项目
技术方案和经济指标
1
主变压器规模，远期/本期，型式
3×750MVA/1×750MVA
三相，自耦，油浸，强油风冷
2
高压出线规模，远期/本期
10/0
3
中压出线规模，远期/本期
14/0
4
低压出线规模，远期/本期
-
5
低压电抗器规模，远期/本期
9/1×60Mvar
6
低压电容器规模，远期/本期
3/1×60Mvar
7
高压电气主接线，远期/本期
3/2断路器接线
8
中压电气主接线，远期/本期
双母线双分段接线
9
低压电气主接线，远期/本期
单母单元制接线，不设总断路器
10
高压配电装置型式，断路器型式，数量
户外HGIS，本期1台
11
中压配电装置型式，断路器型式，数量
户外AIS，本期1台
12
低压配电装置型式，断路器型式，数量
户外支持管母中型配电装置，瓷柱式断路器、本期2台
13
地区污秽等级/设备选择的污秽等级
d/III，高中压户外设备配电比距：
30mm/kV（最高电压），低压户外设备爬电比距：
31mm/kV（最高电压）
14
控制方式
计算机监控
15
智能变电站（是/否）
否
16
变电站通信方式
光通信
17
站外电源方案/架空线长度（km）/电缆长度（km）
本期工程无
18
电力电缆（km）
3
19
控制电缆（km）
36
20
接地材料/长度（km）
铜绞线/0.05，铜排/0.2，扁钢/0.8
21
变电站总用地面积（公顷）
8.481
22
围墙内占地面积（公顷）
7.7024
23
进站道路长度新建/改造（m）
本期工程无
24
总土石方工程量及土石比挖土/填土（m3）
2050/0
25
弃土工程量/购土工程量（m3）
2050/0
26
边坡工程量护坡/挡土墙（m3）
本期工程无
27
站内道路面积远期/本期（m2）
0/0
28
电缆沟长度远期/本期（m）
100
29
水源方案
城市管网
30
站外供水/排水管线（沟渠）长度（m）
本期工程无
31
总建筑面积远期/本期（m2）
2798/0（本期工程无）
32
主控通信楼建筑层数/面积/体积（层/m2/m3）
2/1026/3680
33
继电器小室个数远期/本期
本期工程无
34
高压构架结构型式及工程量（t）
钢结构、本期工程无
35
中压构架结构型式及工程量（t）
钢结构、本期工程无
36
地震动峰值加速度
0.10g
37
地基处理方案和费用
灌注桩和旋喷桩
38
主变压器消防方式
排油充氮
39
动态投资（万元）
5145
40
静态投资（万元）
5081
41
建筑工程费用（万元）
349
42
设备购置费用（万元）
3610
43
安装工程费用（万元）
385
44
其他费用（万元）
737
45
建设场地征用及清理费（万元）
5
2电力系统
2.1电网现状
2.1.1江苏电网现状
江苏电网是华东电网的重要组成部分之一，东联上海、南邻浙江、西接安徽，现有10条500kV省际联络线分别与上海、浙江、安徽相联，3条500kV线路与山西阳城电厂相联，通过1回±500kV龙政直流、1回±800kV锦苏直流与华中电网相联。
2013年江苏省全社会最高用电负荷81905MW，用电量为4956.6亿kW·h，分别比上年增长13.28%、8.20%。
2013年江苏全网统调最高用电负荷为77757MW，统调用电量为4562.46亿kW∙h，分别比上年增长13.40%、8.35%。
区外净受电最高负荷15150MW，比上年增长30.83%
2013年底全省统调装机总容量74150MW（不含阳城），统调电厂105座，机组1785台（含1524台风电机组）。
统调发电厂中，火电机组容量68480MW，核电机组2000MW，抽水蓄能机组1100MW，风力发电机组2570MW。
至2013年底，江苏电网拥有：
±800千伏换流站1座，换流变容量8180MVA；±500千伏换流站1座，换流变容量3400MVA。
500kV变电站、开关站41座，变压器93台，主变压器总容量80750MVA；500kV线路160条，总长度10675km（含省际联络全线）。
220kV变电站、开关站（含用户变）517座，变压器1035台，主变压器总容量164970MVA（不含电厂220kV升压变容量）；220kV线路1470条，总长度24891km（含省际联络全线）。
江苏电网目前存在的主要问题：
（1）特高压大容量输送、部分地区负荷爆发式增长以及省内大容量发电机组接入，使得局部地区500kV电网供电能力和抗大扰动能力不足。
（2）500kV变电站的500kV/220kV母线和大容量电厂的220kV母线短路电流已接近或超过63/50kA；为限制短路电流，需进一步削弱部分电网的500/220kV电网网架结构的完整性，对受电水平和供电可靠性影响较大。
（3）随着特高压电网的建设、城市电缆化率的不断提高和城市电网负荷特性，电网无功电压支撑能力尚显不足。
（4）土地资源稀缺，环境压力大，项目开发建设周期长，政策处理难度大，需加快落实项目布点及开发等前期工作。
2.1.2盐城电网现状
盐城电网的供电范围包括市东台市、大丰市、盐都区、射阳县、建湖县、阜宁县、滨海县、响水县、亭湖区共9个区县。
2013年盐城市全社会最高负荷为4773MW，同比增长了32.84％，全年全社会用电量275亿kW•h，同比增长22.12％。
盐城地区电网最高额定电压为500kV，至2013年底盐城电网拥有500kV变电站2座，主变4台，主变压器总容量3500MVA，500kV线路7条，线路总长度415.29km；220kV变电站30座，主变52台，主变总容量合计8580MVA，220kV线路96条，总长度为2902km；110kV变电站105座，主变163台，主变总容量合计8819.5MVA，110kV线路201条，总长度为2833km
至2013年底，盐城电网全社会装机容量4460.84MW，其中统调装机容量3604.25MW，另有非统调小机组容量为856.59MW。
2013年盐城地区220kV及以上电网地理接线示意图见图B1903C-A-03。
2.2苏中苏北500kV电网发展
江苏500kV电网已形成“四纵四横”的骨干输电网架，苏北北电南送4个纵向通道总输电能力可达10000MW左右。
“十二五”期间，为配合电源接入及地区负荷发展，苏中、苏北电网还将建设一批500kV输变电项目。
2012～2013年先后建成投运的项目有：
南通北（仲洋）输变电工程、扬州西输变电工程、艾塘输变电工程、伊芦扩建3#主变工程、双泗扩建#3主变工程。
2014～2015年，随着500kV盐城南变（双草）升压，500kV沿海通道（伊芦～潘荡～双草～仲洋～东洲）全线贯通；随着500kV南通西升压，500kV三官殿～泰兴开断环入南通西；同时还计划建设扬州北、姚湖、旗杰输变电工程。
2014～2015年苏北苏中500kV电网接线示意图见图2-1。
2.3500kV盐都变概况
盐都500kV变电站现有主变容量2×750MVA，最终主变规模3×750MVA。
盐都500kV主变参数：
阻抗电压Uk1-2％＝11％、Uk1-3％＝42％、Uk2-3％＝30％；主变线圈容量750/750/240MVA；抽头电压510/230±9×1.33%/36kV；每台主变中性点均装设了10Ω小电抗。
500kV出线：
远景出线规模10回；现有出线5回（田湾核电2回、上河1回、盐凤1回、泰兴1回），本工程投产前500kV出线不变。
220kV出线：
远景出线规模14回；现有出线13回（大马沟2回、新城2回、富强2回、红光1回、唐子2回、万盛2回、芦北1回、庆元1回）；本工程投产前220kV出线数量不变，个别出线方向有调整（大马沟2回、新城2回、富强2回、红光1回、唐子2回、万盛2回、芦北1回、陈堡1回）。
500kV电气主接线为3/2断路器接线，220kV电气主接线为双母线双分段带旁路接线。
本工程投运前，接线方式不变。
无功补偿：
现有4×60Mvar并联电抗器和2×40Mvar并联电容器（其中#1主变低压侧安装2×60Mvar并联电抗器和2×40Mvar并联电容器，#2主变低压侧安装2×60Mvar并联电抗器）。
500kV盐都~核电双回线路盐都侧装设2×150Mvar高压并联电抗器。
图2-12014～2015年苏北苏中500kV电网接线示意图
2.4建设规模
本期工程建设规模如下：
（1）主变容量
本期扩建1台750MVA主变及相应三侧设备。
（2）盐都变出线
本期不增加500kV、220kV出线。
（3）无功补偿
本期扩建主变的低压侧共需布置4组无功补偿装置场地。
根据后续电压无功计算分析，本期工程新建1组60Mvar的低压并联电容器和1组60Mvar的低压并联电抗器。
新建的电容器装设在本期扩建的高阻抗主变的低压侧。
投产年盐城地区220kV及以上电网地理接线示意图见图B1903C-A-04。
2.5无功平衡及调相调压计算
（1）无功平衡
投产年以500kV盐都变为中心感性无功平衡见表2-1；以盐都+上河+凤城+泰兴为中心的感性无功平衡见表2-2。
根据平衡结果：
若本期不新增感性无功补偿设备，以盐都变为中心的感性无功补偿系数为0.887，以盐都+上河+凤城+泰兴为中心感性无功补偿系数为0.835；可见该片电网感性无功有少量缺口。
建议本期工程在盐都变低压侧新增1×60Mvar电抗器，则前述感性补偿度可分别增加至0.986、0.866。
表2-1投产年以盐都变为中心感性无功平衡
1
投产年盐都为中心500kV线路合计（km）
507.2
盐都～田湾核电2回线路（100%）
2×180
盐都～上河（50%）
41.4
盐都～凤城（50%）
42.5
盐都～泰兴（50%）
63.3
2
500kV线路充电功率（Mvar）
608.64
3
已配置的电网高抗（Mvar）
300
盐都～田湾核电盐都侧
2×150
4
已配置低压电抗器（Mvar）
240
5
本期配置低压电抗器（Mvar）
60
6
高、低抗容量合计（Mvar）
600
7
感性补偿系数
0.986
8
感性补偿盈（+）亏（－）
-8.64
表2-2投产年以盐都+上河+凤城+泰兴为中心感性无功平衡
1
投产年周围相关500kV线路合计（km）
1616.7
2
500kV线路充电功率（Mvar）
1940
3
已配置的电网高抗（Mvar）
720
盐都～田湾核电盐都侧
2×150
双泗～上河线上河侧
1×150
任庄～上河线上河侧
1×150
旗杰～凤城线凤城侧
1×120
4
已配置低压电抗器（Mvar）
900
盐都变
240
上河变
180
凤城变
120
泰兴变
360
5
本期配置低压电抗器（Mvar）
60
6
高、低抗容量合计（Mvar）
1680
7
感性补偿系数
0.866
8
感性补偿盈（+）亏（－）
-260
（2）调相调压计算
《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》（国家电网生[2009]133号）和《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》（国家电网生[2008]1282号）中要求：
“500kV及以上母线正常运行时，最高运行电压不得超过额定电压的+10％；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节；发电厂220kV母线和500kV及以上变电站的中压侧母线正常运行时，电压允许偏差为额定电压的0％～+10％；事故运行方式时为系统额定电压的-5％～+10％”。
考虑到盐都变原主变高压侧采用510kV电压抽头，但目前该设备为国网非标设备，因此本报告对510/230±2×2.5%/36kV和515/230±2×2.5%/36kV两种主变分别进行投产年调相调压计算，结果见表2-3和2-4。
计算结果表明，本工程新增500kV主变夏季高峰方式下除了现有的2×40Mvar电容器外，将本期新建的1×60Mvar低压并联电容器投入运行，可为盐都变提供无功支撑，有效改善相关站点的电压情况；冬季低谷方式下，在已有的4×60Mvar低压并联电抗器基础上，扩建1×60Mvar低压并联电抗器，变电站各侧电压可以满足要求。
此外本期主变采用上述两种抽头电压，计算得到的各侧运行电压合理，均能满足运行要求，考虑到目前510kV抽头的750MVA主变为国网非标设备，且远景规划将原低阻抗主变规划更换为高阻抗主变，综合考虑本报告建议本期扩建的#3主变各侧抽头电压采用515/230±2×2.5%/36kV。
表2-3调相调压计算表（#3主变抽头电压取510/230±2×2.5%/36kV）单位：
kV、Mvar
计算方式说明
夏季高峰
冬季低谷
盐都变无功装置补偿方式
本期不补（盐都已有电容全投）
本期补1×60Mvar电容器
本期不补（盐都已有电抗全投）
本期补1×60Mvar电抗
500kV电压
盐都
507.8
508.8
517.4
516.4
上河
508.6
509.0
523.1
522.7
凤城
506.6
507.1
512.5
512.0
泰兴
509.8
510.1
513.8
513.5
潘荡
505.1
506.1
520.6
519.6
双草
504.2
505.3
520.7
519.9
220kV电压
盐都
224.4/224.2
226.2/225.1
227.5/230.4
226.2/229.8
上河
226.7
226.9
230.7
230.6
凤城
225.9
226.1
227.2
227.0
泰兴
226.7
226.9
227.1
227.0
潘荡
224.0
224.7
229.9
229.0
双草
222.3
223.7
228.8
228.2
无功设备投运情况
电容（-）电抗（+）
盐都
-80
-140
240
300
上河
-240
-240
180
180
凤城
-360
-360
120
120
泰兴
-80
-80
360
360
潘荡
-120
-120
240
240
双草
-60
-60
120
120
机组功率因数
周边500kV接入电厂
（陈家港电厂和核电机组）
0.95
0.95
0.96
0.96
盐城地区220kV接入电厂
（射阳港电厂和盐城电厂）
0.95
0.95
0.96
0.96
注：
盐都变220kV母线电压中，“/”左右两侧分别为#1、#2变所带母线和#3主变所带母线的电压，下表同。
表2-4调相调压计算表（#3主变抽头采用515/230±2×2.5%/36kV）单位：
kV、Mvar
计算方式说明
夏季高峰
冬季低谷
盐都变无功装置补偿方式
本期不补（盐都已有电容全投）
本期补1×60Mvar电容器
本期不补（盐都已有电抗全投）
本期补1×60Mvar电抗
500kV电压
盐都
507.8
508.8
517.5
516.4
上河
508.6
509.0
523.1
522.7
凤城
506.6
507.1
512.5
512.0
泰兴
509.8
510.1
513.8
513.5
潘荡
504.7
505.8
520.4
519.4
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