初步设计说明出版.docx
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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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