葫芦岛66kv输变电新建工程初步设计241.docx
《葫芦岛66kv输变电新建工程初步设计241.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《葫芦岛66kv输变电新建工程初步设计241.docx（33页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
葫芦岛66kv输变电新建工程初步设计241
葫芦岛XX县XX66kV输变电新建工程
初步设计
第1卷设计说明书及附图
XX电力工程勘察设计院
设计证书：
图纸目录
序号
图号
图名
张数
1
B10126-电初-01
XX地区66kV线路接线图
1
2
B10126-电初-02
站址位置图
1
3
B10126-电初-03
短路电流计算结果表
1
4
B10126-电初-04
主要电气设备选择结果表
1
5
B10126-电初-05
电气主接线图
1
6
B10126-电初-06
一层电气装置平面布置图
1
7
B10126-电初-07
二层电气装置平面布置图
1
8
B10126-电初-08
66kV主变及消弧线圈横断面图
1
9
B10126-电初-09
66kV高压室横断面图
1
10
B10126-电初-10
66kV主变间隔断面图
1
11
B10126-电初-11
主变压器室断面图
1
12
B10126-电初-12
无功补偿装置电气接线
1
13
B10126-电初-13
防雷保护范围校验图
1
14
B10126-电初-14
站用电接线图
15
B10126-继初-01
继电保护及自动装置配置图
1
16
B10126-继初-02
微机监控系统方案配置图
1
17
B10126-继初-03
远动化范围图
1
18
B10126-继初-04
直流系统图
1
19
B10126-继初-05
继电器室平面布置图
1
20
B10126-土初-01
总平面布置图
1
21
B10126-土初-02
竖向布置图
1
22
B10126-土初-03
土方平衡图
1
23
B10126-土初-04
一层平面布置图
1
24
B10126-土初-05
二层平面布置图
1
25
B10126-土初-06
建筑立面图一
1
26
B10126-土初-07
建筑立面图二
1
27
B10126-土初-08
建筑剖面图
1
28
B10126-土初-09
主控楼建筑效果图
1
说明书目录
葫芦岛XX县XX66kV输变电新建工程
1总的部分
1.1概述
1.1.1设计依据
（1）我院出版的《葫芦岛XXXX66kV输变电新建工程可行性研究报告》（审核修改稿）。
（2）辽宁省发展和改革委员会下发的《关于葫芦岛供电公司XX县XX66kV输变电新建工程可行性研究报告的批复》。
（3）我院与葫芦岛供电公司签定的设计合同。
1.1.2工程建设的必要性及规模
（1）满足地区电力负荷增长的需要
XX镇和小庄子乡属XX县沿海经济发达地区，近年来，随着水产养殖加工业、旅游业的快速发展，截止到2009年底，XX变电站最大负荷已经达到10.6MW，年平均负荷达到7MW，而原XX变电站2台主变容量为2×5MVA。
2台主变主变并列运行，已经出现超负荷运行状况。
根据近年来XX变电站负荷增长的统计，其年均增长率约为10%,主要负荷增长点来自于水产养殖加工业的快速发展。
预计到2015年变电站最大负荷将达到17.4MW。
通过对负荷情况进行分析及预测,66kVXX变电站两台主变并列运行已经超载运行，一旦其中一台主变出现故障，该站必须采取大幅度减负荷措施运行。
而且该变电站主变过载问题严重，不得不限制10kV配电业扩工程，控制增容。
因此该变电站当前的运行现状已经不具备发展负荷条件，只有实施66kVXX输变电工程改造，才能满足地区经济发展需求。
（2）提升供电可靠性需要
①XX变电站为户外式变电站，由于地处沿海地区（属于E级污秽等级），且运行年限较长,10kV配电场的刀闸、开关等设备机构受腐蚀严重,导致临检次数大幅增加，供电可靠性降低。
②XX变电站两台主变并列运行已经超载运行，如果一台主变回路出现故障，另一台主变严重过载保护熔丝熔断，将造成供电范围内全停。
（3）本期工程新安装20MVA主变压器2台，远期安装40MVA主变2台。
66kV进线2回，变电站66kV侧采用线路变压器组接线方式；
10kV采用单母线分段接线方式，10kV配电装置为户内式经电缆隧道电缆馈出，本期出线12回，远期出线24回。
无功补偿：
在10kV侧安装电力电容器1组，3000kVAR。
变电站保护采用微机综合自动化系统。
原变电站66kV避雷器回路移位重装过渡工程。
原变电站一二次设备及土建设施的拆除工程。
1.1.3设计范围及配合分工
1.1.3.1设计范围
变电站本期工程全部生产及辅助生产、生活建构筑物；生产、生活用水和消防设施；采暖通风、照明设计；站内通信部分设计；延伸至规划道路的进所道路部分设计；编制相关工程概算。
1.1.3.2变电站与线路的分界点：
66kV配电装置以66kV架空配出线的穿墙套管接线端子为界。
1.1.3.366kV送电线路部分设计见《XX县XX66kV输变电新建工程（送电部分）》初步设计，其投资单独形成概算。
1.2站址概况
1.2.1站址地理位置
新建变电站位于原XX66kV变电站院内，XX变电站位于XX屯内，属E级污染区，选择室内变电站，原有站址具备改扩建条件,不必移址新建，而且不影响原有变电站正常运行。
（原有站址预留位置45m×33.6m，新变电站所需面积38m×53m，考虑到不影响原变电站运行，能利用原站最大面积为38m×40m，其余部分待原站退出运行后施工。
但是原站避雷器回路必须在新站施工前移位重装）
变电站进站道路由东侧主干道路直接接引。
1.2.2变电站位于居民区，对噪音和外观有特殊要求。
根据规划，66kV线路进线采用架空进线，10kV馈出线路须采用电缆隧道出线。
1.2.3供水及防洪排水
变电站站址标高高于五十年一遇洪水位。
1.2.4水文气象条件
平均年降水量610mm，年最多降水量796mm。
最高温度34.1℃,最低温度-21.0℃。
平均气温为9.4℃。
平均最高气温为13.1℃。
平均最低气温为6.1℃。
冬天主导风向为偏北风。
夏天主导风向为偏南风。
最大风速20m/s。
设计风压0.45kN/m2。
设计雪压0.30kN/m2。
最大积雪厚度:
0.37m。
平均雷暴日：
20-30天。
1.3主要技术原则及存在问题
1.3.166kV进线采用架空进线，66kV开关设备采用SF6手车式，66kV主变采用有载自冷变压器，10kV开关柜采用中置式手车开关柜
1.3.2设备采用国产设备。
1.3.3变电站布置参照《国家电网公司66kV典型设计》中C3-1方案。
1.3.4采取必要措施保证变电站噪音、污水等不对环境造成影响。
1.3.5采取必要措施防火、防电伤、防暑、防寒。
1.4技术经济指标
表1.4主要技术经济指标
序号
项目名称
单位
数量
技术经济指标
1
概算总投资
万元
2021
元/kVA
2
无功补偿装置
万元
94
元/kvar
3
主控制室体积（面积）
M3
5715
4
站区内总建筑面积
m2
876.65
5
站区占地面积
ha
0.22
6
绿化面积
m2
770
7
总占地面积、进站公路占地面积
ha或m2
0.22、30
8
钢材、水泥、木材三材消耗量
t或m2
204.7/192/29
9
土石方量；挖方量、填方量
m3
填方3000m3
2电力系统部分
2.1电力系统
2.1.1系统现状及近期发展
2.1.1.1系统现状
葫芦岛市XX县电网位于葫芦岛地区电网南部。
区内现有热电厂1座；1座220kV变电站，为220kVXX变电站，变电总容量240MVA；66kV变电站16座。
目前该区域有1座220kV变电站（XX变，安装120MVA主变2台），66kV变电站1座：
XX变（2×5MVA）。
2.1.1.2地区近期电网规划
扩建220kV岭南开闭站，1期安装180MVA变压器1台。
2.1.1.3变电站在系统中的作用
66kVXX变电站为终端负荷变电站，专为XX县XX地区供电。
2.1.2负荷预测及接网方案
2.1.2.1负荷预测
XX镇和小庄子乡属XX县沿海经济发达地区，近年来，随着水产养殖加工业、旅游业的快速发展，截止到2010年底，XX变电站最大负荷已经达到11.2MW，年平均负荷达到7MW，主变已经出现超负荷运行状况。
根据近年来XX变电站负荷增长的统计，其年均增长率约为10%,主要负荷增长点来自于水产养殖加工业的快速发展。
预计到2015年变电站最大负荷将达到17.4MW。
项目所在地区变电站负荷预测情况表
年度
负荷
2010年
2011年
2012年
2013年
2014年
2015年
一、农业负荷自然增长（MW）
13
14
14.6
15.6
16.6
17.7
二、水产养殖加工用电负荷（MW）
1
2
3
4
4
4
小计（MW）
14
16
17.6
19.6
20.6
21.7
二、同时率
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
三、合计
11.2
12.8
14.1
15.7
16.5
17.4
预计2015年远期负荷达到17.4MW。
2.1.2.2变电站接入系统方案
利用原有66kVXX分歧线路径，建设66kV双回线路，双“T”于66kV绥赵#1、#2线路，形成XX分歧#1、#2线。
2.1.3主变压器容量及调压方式选择
变电站本期安装2台20MVA主变，终期安装2台40MVA主变，变压器采用有载调压，自然冷却，变比为66±8×1.25%/11kV。
2.1.4无功补偿选择
XX项目设置就地无功补偿装置，至66kV变电站10kV母线侧功率因数可补偿至0.9。
经计算为了保证变电站66kV侧功率因数不低于0.95，在达到最大负荷时（17.4MW），按2台主变各带送9.7MW负荷计算，每台主变需安装3MVAR的无功补偿装置。
根据实际无功负荷水平，本期安装1组3MVAR的无功补偿装置。
远期安装2组6MVAR的无功补偿装置。
2.1.5中性点接地方式
2.1.5.166kV系统中性点接地方式
本期工程66kV系统中性点不考虑安装消弧线圈。
2.1.5.210kV中性点接地方式和参数要求
（1）10kV架空线的单相接地电容电流：
Ic1＝（1.6×3.3×Ue×L×10-3）＝0.46（A）
（2）电缆线路的单相接地电容电流按下式计算：
Ic2＝K×0.1UeL＝1.4×0.1×11×5＝7.7（A）,K值按电缆截面选择（1.0～1.4）。
（3）计算结果：
计入变电站配电装置电容电流再增加12％。
Ic＝（Ic1+Ic2）×112％＝8.16×112％＝9.13（A）
由于10kV配出线全部采用先电缆后架空的出线方式，10kV电缆总长度最大不超过5km，变电站10kV侧电容电流小于10A，不考虑接地补偿。
2.1.6系统保护配置方案
本期新建”T”接66kV线路在XX220kV变电站侧均采用微机分距离、分过流保护，作为终端的66kVXX变电站66kV侧不设保护装置。
3电气部分
3.1建设规模
本期工程新安装20MVA主变压器2台，远期安装40MVA主变2台。
66kV进线2回，变电站66kV侧采用线路变压器组接线方式；
10kV采用单母线分段接线方式，10kV配电装置为户内式经电缆馈出，本期出线12回，远期出线24回。
无功补偿：
在10kV侧安装电力电容器1组，3000kVAR。
变电站保护采用微机综合自动化系统。
原变电站66kV避雷器回路移位重装过渡工程。
原变电站一二次设备及土建设施的拆除工程。
3.2电气主接线
66kV侧本期及最终规模为2回66kV架空进线，2台20MVA主变。
采用线路变压器组接线方式。
10kV侧本期馈出12回线路，终期馈出24回线路，采用单母线分段接线方式。
3.3短路电流及主要设备选择
3.3.1短路电流计算
根据《电力系统设计内容深度规定》中的有关要求计算得出，66kV及10kV部分短路电流分别为3.47kA和16.96kA。
3.3.2依据《导体和电器选择设计技术规定》（DL/T5222-2005）进行选择，额定电流按允许电流选择，短路开断电流按设备的水平和短路电流水平选择。
66kV开关设备的短路电流水平按31.5kA选择，10kV开关设备的短路电流水平按31.5kA选择。
1）主变压器选择
主变容量20MVA，双绕组、有载调压，冷却方式为ONAN，变比为66±8×1.25%/11kV,阻抗电压为9％，出厂时采用Yn，d11接线，运行时采用Yn，d11接线。
1台利用原富有屯更换下的主变，另1台新增。
原富有屯主变运到现场后进行大修。
2）66kV设备选择
a）.66kV六氟化硫断路器（手车式）
最高工作电压：
72.5kV
额定工作电流：
2500A
额定开断电流：
31.5kA
动稳定电流：
80kA
4s热稳定电流：
31.5kA。
b）.66kV套管式电流互感器
额定电压：
66kV
最高电压：
72.5kV
额定电流比：
2×300/5
准确级：
0.2S/0.5/5P30/5P30
c）.避雷器
进线避雷器
YH5W-96/250
3）10kV设备选择
10kV配电装置选用KYN-12铠装型手车柜。
a）10kV主变二次及分段断路器选用3150A-31.5kA型真空断路器。
b）10kV配出线间隔断路器选用1250A-31.5kA型真空断路器，电容器间隔断路器选用1250A-31.5kA型真空断路器，配弹簧操作机构。
c）10kV主变二次及分段间隔选用LZZBJ9-102000/5A型电流互感器，配出线间隔选用LZZBJ9-10300-600/5A型电流互感器，电容器间隔选用LZZBJ9-10－400/5A型电流互感器。
d）10kV电压互感器选用抗谐振电压互感器即4PT，其中3台JDZX9-10G，1台JDZ9-10电压互感器。
e）10kV接地刀闸选用JN2-10型隔离开关。
f）主变二次套管至10kV进线开关柜间母线桥采用管形绝缘母线GXQJ-10/4000
10kV母线联络桥按允许电流选用2片TMY-100×10矩型母线，当环境温度为40℃时，允许通过的持续电流为3248.7A（水平放置），动热稳定均满足要求.
g）无功补偿装置：
本期新装1组3000kVAR分组投切无功补偿装置，电容器型号为BAM11/
-334-1，配用CKSC-150（60+90）/10-5型干式铁芯串联电抗器。
根据葫芦岛地区污秽等级划分图，66kVXX变电站现处于E级污秽区。
本变电站除66kV进线套管外，其余电气设备均采用户内布置。
本变电站户外66kV设备（进线套管）爬电距离按E级防污等级考虑（爬电比距＞55mm/kV,按最高运行相电压计算），户内设备爬电距离按C级考虑（爬电比距＞35mm/kV,按最高运行相电压计算）。
根据配出电缆的要求，每个配出开关柜应满足每相可接2根300mm2电缆的要求。
3.4电气设备布置及配电装置
3.4.1变电站布置要求
变电站66kV进线采用架空进线，10kV出线采用电缆出线。
变电站处于靠近区，噪音应符合要求，变电站处于E级污秽区，所以采用户内布置方案。
减少裸露带电部分。
3.4.2各级配电装置型式选择
66kV配电装置采用SF6手车开关，室内二层布置；主变布置在室内一层；10kV配电装置采用户内中型布置。
3.4.3电气设备总平面布置方案
在总平面布置上，根据生产工艺的要求及站址条件，进行了紧凑布置。
新建的变电站为户内二层结构，结合外部电网条件，66kVSF6手车开关布置在二层，架空进线，共有2个间隔即绥赵#1、#2线分歧线。
两台主变压器室布置在一层，在变电站的东西两侧各1台。
10kV高压室布置在一层，10kV采用单母线分段的接线方式，10kV高压开关柜采用双排布置，10kV线路由南侧馈出。
10kV电容器室布置在一层。
主控制室布置在二层,其它布置为附属房间。
3.4.4电气设备的抗震措施按7级考虑。
3.5过电压保护和接地
3.5.1防雷
在变电站站址设立2只30m高独立避雷针与线路终端塔避雷针构成全站防直击雷保护设备。
3.5.2防过电压保护
由于氧化锌避雷器的非线性伏安特性优越，且没有串联间隙，保护性能好，故本工程采用氧化锌避雷器。
为防止线路侵入的雷电波过电压，66kV进线、10kV母线、10kV出线及10kV电容器装设氧化锌避雷器。
3.5.3接地
变电站接地电阻不得大于4欧姆。
变电站接地电阻应满足跨步电压和接触电势的要求。
接地网采用以水平敷设的接地网为主,以垂直接地极为辅，联合构成的复合式人工接地装置；独立避雷针处设集中接地装置，接地电阻小于10欧姆。
考虑到土壤对接地装置的腐蚀及户内变电站主建筑物接地装置的维修困难性，全站接地以水平接地为主，适当增加集中接地极，以降低接地电阻。
集中接地极用φ14L=2500铜包钢管垂直打入地下，水平接地带选用S=120多股裸铜包钢绞线，埋设在地下0.8m以下。
为防止设备二次回路受电磁干扰，在控制室用TMY-25×4的铜排设置等电位接地网，并与站内主接地网多点焊接。
3.6交直流一体化装置
3.6.1站用电系统接线及选型
1）站用电系统接线
在10kVI、II段母线分别设置站用变，安装开关柜内，站用电系统采用单母线接线。
正常时#1站用变工作为站用交流系统供电，#2站用变处于热备用状态；当#1站用变故障时，由ATS自动转换开关自动切换至#2站用变，保证交流母线不停电。
2）设备选型
站用电取至10kV站用变，容量为50kVA10.5±2×2.5%/0.4kVD,yn11Ud=4%。
66kVXX变电站采用交直流一体化设备。
交流电源子系统包括ATS开关及操作机构、互感器、防雷装置、母线、交流馈线开关、事故照明切换装置、交流进线智能模块等设备。
交流电源子系统将来自站用变的两路电源经过ATS自动转换开关为站用交流母线提供可靠电源，并输出交流馈线回路，为站内设备提供交流电源。
站用变低压侧设电子式电度表。
3.6.2交流不停电电源系统
本站设置1台逆变电源装置，容量为3kVA，采用辐射式供电方式为监控主机、电量采集系统、火灾报警装置等重要负荷提供不间断电源。
逆变电源不自带蓄电池，与站用直流共用1组蓄电池。
逆变模块具备通信接口，能将信息上传至一体化电源监控单元，实现对逆变电源系统的全面在线监控。
3.6.3站用配电装置布置
2组10kV站用变均安装配电室开关柜内，低压侧经电缆与交流屏连接。
出线经电缆至各用电设备。
6.5.4直流系统接线
直流系统采取单母线接线，设置1组电池，1套高频开关电源。
直流系统采用辐射形分级供电方式，直流屏、蓄电池屏安装于主控室。
变电站事故照明装置正常由交流供电，事故抢修时，由直流220V供电。
直流系统采用单母线接线。
6.5.5蓄电池
本次设计将站用蓄电池与通讯专用蓄电池整合，选用1组阀控式密封铅酸蓄电池，电池容量按满足全站直流负荷要求。
蓄电池组选用108只电压2V的阀控式密封铅酸蓄电池，按2小时事故放电时间计算，蓄电池容量为300Ah。
通信经常负荷按照4h事故放电时间考虑，通信电源取自站用直流系统，经有效隔离变换成48V后为通信负荷提供工作电源。
6.5.6充电设备
充电装置选用1套高频开关电源模块，高频开关模块按80A（N+1备份）配置。
装置经交流互投开关接入2路交流电源。
6.5.7其他直流设备
直流系统设置在线监测装置模块，监测系统的电压、绝缘状况、电池状态及直流系统接地故障等。
直流系统采用统一型号的开关，并充分考虑级差的配合。
6.5.8交直流一体化盘柜布置：
交流系统设交流柜2面、直流系统设直流充电屏1面、直流馈出屏1面、逆变电源及通信电源柜1面、蓄电池屏3面。
布置于主控室内。
3.7照明、动力系统
站内建筑物动力及照明系统采用三相五线制接线，电源取自站用电屏，其中主控楼内的主控室采用格栅吸顶灯照明，66kV及10kV配电装置、主变室及10kV电容器室设投光灯照明，并在主控室和屋内配电装置室及主要通道处设置事故照明，其它房间采用日光灯、吸顶灯或吊灯照明。
3.8电气二次及远动部分
3.8.1二次设备选型
本变电站全部采用微机保护及综合自动化监控系统，实现无人值班。
10kV部分采用保护测控一体化装置，保护安装在开关柜内。
主控室内安装远动柜1面、公用柜1面、#1~#2主变保护屏2面、#1~#2主变测控屏1面；备自投装置屏1面；交直流一体化装置组柜8面；网络屏1面；通信屏4面。
3.8.2.166kV保护
本变电站为终端负荷变电站，66kV接线采用线路变压器组接线，66kV侧不设置保护。
3.8.2.2主变压器保护
a）主保护
1）差动速断保护
2）二次谐波制动复式比率差动保护
b）开关量保护
1）主变压器本体重瓦斯保护。
瓦斯继电器双接点引入，仅一个接点动作时，只发信号，双接点同时动作时跳闸并发信号。
2）主变压器有载调压重瓦斯保护，动作于跳闸或信号。
3）主变压器本体轻瓦斯保护，动作于信号。
4）主变压器压力释放，动作于信号。
5）主变压器本体油位异常，动作于信号。
6）主变压器有载调压油位异常，动作于信号。
7）主变压器温度高动作于信号。
c）高后备保护
1）复合电压闭锁过电流保护，复合电压取主变低压侧。
设定两个时限，分别跳主变一次、主变二次断路器。
2）过负荷信号。
c）低后备保护
1）复合电压闭锁过电流保护，复合电压取主变低压侧。
设定两个时限，跳主变二次断路器。
2）过负荷信号。
3.8.2.310kV配出线保护
a）定时限速断，及定时限过流保护。
b）反时限过电流保护。
c）三相一次自动重合闸。
d）低周保护。
e）具备故障录波功能。
3.8.2.410kV电容器保护
a）过电压保护。
b）低电压保护。
c）三相式定时限过流保护。
d）三相式过电流保护。
e）三相不平衡电压保护。
3.8.2.510kV消弧线圈及接地变保护
a）三相式定时限速断保护，
b）三相式定时限过流保护。
3.8.2.610kV分段开关保护
a）三相式定时限速断保护。
b）三相式定时限过流保护。
c）三相式过电流保护
三段保护均可自动实现就地及远方投退，动作时间和退出时可整定，过电流保护需要单独设手动投退压板。
3.8.2.7微机消谐配置：
本变电站配置微机消谐装置2套。
3.8.2.8备自投装置：
变电站设置1套主变及10kV分段备自投装置，可以实现过负荷减载，分三级联切，共24回线，过负荷减载开放时间10S。
3.8.2.9母线保护配置：
本变电站不配置母线保护。
3.8.2.10低频减载、低频低压解列、小电流接地选线配置：
本变电站不设置小电流接地选线装置，不设置低频减载、低频低压解列装置。
但是保护测控装置应具备低周减载功能。
3.8.3监控系统
3.8.3.1微
升级会员 