赣州南500kV变电站初步设计 精品.docx

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赣州南500kV变电站初步设计精品

40-B3851CW-A01

赣州南500kV变电站工程

初步设计收口报告

中国电力工程顾问集团中南电力设计院

工程设计资质证书：

工程设计综合资质甲级A142001089号

工程勘察证书：

工程勘察综合类甲级170001-kj号

环境影响评价证书：

国环评证甲字第2604号

工程咨询资格证书：

工咨甲22120070030号

2009.9武汉

总工程师：

袁家晖

项目经理：

彭开军

审核：

陈宏明李苇刘丽芳吴必华

李莎莎孙晓萍

校核：

朱毅向长征程细海张育胜

陈传新饶冰陈念陈俊

贾瑞芳唐建

设计：

盛晶晶肖异陈岳袁翰笙

曹磊汪志彬卢海泉赵洪

刘信信彭开军

1工程简介

赣州南500kV变电站是江西赣州南500kV输变电工程的变电子项目之一，其建设规模如下：

（1）主变规模

本期规模：

2×750MVA。

根据江西电网发展需要，其中1组于2010年投产，另1组可于2012年前后投产。

最终规模：

3×750MVA。

（2）出线规模

·500kV出线

本期规模：

出线2回，至赣州2回。

最终规模：

出线6回，顺时针方向依次为赣州2回、北方向备用2回、南方向备用2回。

·220kV出线

本期规模：

出线7回，顺时针方向依次为燕丰1回、嘉定2回、百乐1回、五光1回、金堂2回。

最终规模：

出线12回，顺时针方向依次为燕丰1回、嘉定2回、车头2回、百乐1回、备用2回、龙南1回、五光1回、金堂2回。

（3）无功补偿

·本期规模

高压并联电抗器：

本期不装设线路高抗。

低压并联电抗器：

每台主变下配置2×60Mvar低抗，共2×（2×60）Mvar。

由于本期赣州南～赣州的500kV出线每回线路长度达95km，未装设线路高抗。

为补偿本期500kV出线的充电功率，可研审查意见中明确“第1组主变投产时，同期投产第2组主变低压侧的2组60Mvar电抗器，暂接入第1组主变侧”。

低压并联电容器：

每台主变下配置2×60Mvar低容，共2×（2×60）Mvar。

本期低容的装设可随着两台主变的投产分步实施。

·最终规模

高压并联电抗器：

远期向北2回备用出线不堵死扩建高抗的可能性。

根据可研审查意见，远期每台主变按装设5组无功补偿设备考虑。

本阶段暂按3组低抗、2组低容预留位置。

2技术收口报告

根据2009年5月20日在北京召开的江西赣州南500kV输变电工程初步设计评审会议的意见，按照中国电力工程顾问集团公司关于江西赣州南500kV输变电工程初步设计评审会议纪要的要求，开展本工程初步设计收口工作，对评审意见中提出的问题进行答复和修改。

本收口报告主要针对审查意见的内容和问题展开，未涉及修改的专业和内容，本次收口不再论述，以初步设计报告为准。

2.1电气一次部分

2.1.1电气主接线

1）500kV电气接线

500kV接线采用一个半断路器接线，按远景进出线规模组成4个完整串，第3台主变压器经断路器接入母线。

根据初步设计评审意见，并结合电气总平面布置方案，本工程500kV屋外配电装置考虑如下两种组串方案。

方案一：

本期4个进出线回路组成2个不完整串和1个完整串；方案二：

本期4个进出线回路组成2个完整串，不装设出线隔离开关。

2）220kV电气接线

220kV接线采用双母线双分段接线，本期采用双母线单分段接线。

220kV最终出线12回，本期220kV出线7回。

根据初步设计评审意见，本工程220kV电气接线不考虑断路器三列式布置，双侧出线方案，仅考虑断路器单列式布置，单侧出线方案。

3）电气主接线

综上所述，本工程电气主接线提出如下两种组合方案：

方案一：

500kV采用一个半断路器接线，断路器三列式布置，两侧出线，远景进出线回路组成4个完整串。

本期4个进出线回路组成2个不完整串和1个完整串，共装设7组断路器。

220kV采用双母线双分段接线，本期采用双母线单分段接线，断路器单列式布置，单侧出线。

详见图“B3851CW-A02-D0101——电气主接线（方案一）”

方案二：

500kV采用一个半断路器接线，断路器三列式布置，两侧出线，远景进出线回路组成4个完整串。

本期4个进出线回路组成2个完整串，共装设6组断路器。

220kV电气接线同方案一。

详见图“B3851CW-A02-D0102——电气主接线（方案二）”。

根据各专业综合技术经济比较，本工程电气主接线推荐采用方案二。

2.1.2主要电气设备及导体选择

根据初步设计评审意见，结合系统专业提供的500kV出线电流，针对500kV不同的组串方案，本期500kV完整串串中设备按额定电流为3150A选择，不完整串串中设备按额定电流为4000A选择。

考虑到与串中电气设备额定工作电流相匹配，完整串上层跨线及间隔内设备之间连接线选用2×LGJQT-1400钢芯铝绞线，不完整串内设备之间连接线选用2xJLHN58K-1600扩径耐热铝合金绞线。

2.1.3配电装置及电气平面布置

1）500kV配电装置

对应500kV电气接线，500kV配电装置提出如下两个方案：

方案一：

500kV配电装置采用断路器三列式布置，南北方向双侧出线。

本期500kV由1个完整串和2个不完整串构成，分别布置在第3串和第1、4串，第3串间隔内B、C两相相间道路兼做消防通道，各出线构架宽度为28米。

整个500kV配电装置共4个间隔，本期500kV母线一次上齐，同时为了远期扩建方便，本期将4个间隔串中的跨线一并上齐。

500kV配电装置设2个继电器小室，分别位于第1、2串和第3、4串间隔之间。

方案二：

500kV配电装置采用断路器三列式布置，南北方向双侧出线。

本期500kV由2个完整串构成，分别布置在第1、2串，第2串间隔内B、C两相相间道路兼做消防通道，各出线构架宽度为28米。

根据总交专业对500kV配电装置区域环形道路的优化设计，将500kV赣州出线侧道路至出线构架之间的距离由原初步设计方案中的14.5m优化至12m。

500kV配电装置设2个继电器小室，分别位于第1、2串和第3、4串间隔之间。

本期仅建设500kV第一继电器小室。

2）220kV配电装置

根据初步设计评审意见，220kV配电装置不考虑断路器三列式布置，双侧出线方案，仅考虑断路器单列式布置，单侧出线方案。

补充220kV配电装置布置在站区东侧，向东出线的电气平面布置方案：

220kV配电装置采用支持式管型母线布置，中型断路器单列布置，向东出线，本期跨线一次上齐。

根据通信专业要求，本期需要在燕丰1回出线A、B两相装设阻波器，采用悬挂方式布置。

经校验，在满足带电距离要求的情况下，将220kV出线构架至围墙之间的距离由原初步设计方案中的8.5m优化至5m。

220kV配电装置的南北方向长度为257m，东西方向长度（围墙至道路中心线）为60m。

3）电气总平面布置

综上所述，本工程电气总平面提出如下两种组合方案：

方案一：

对应电气主接线方案

（一），500kV配电装置采用悬挂式管母，瓷柱式断路器三列式布置，南北方向两侧出线，本期500kV由1个完整串和2个不完整串构成；220kV配电装置采用支持式管母中型单列式布置，向东出线；500kV配电装置、主变压器和35kV无功补偿装置以及220kV配电装置由西向东呈三列式布置。

方案二：

对应电气主接线方案

（二），500kV屋外配电装置采用悬挂式管母，瓷柱式断路器三列式布置，南北方向两侧出线，本期500kV由2个完整串构成；220kV配电装置采用支持式管母中型单列式布置，西南方向单侧出线；500kV配电装置、主变压器和35kV无功补偿装置以及220kV配电装置由东向西呈三列式布置。

电气总平面布置方案详见“B3851CW-A02-D0103——电气总平面（方案一）”及“B3851CW-A02-D0104——电气总平面（方案二）”。

根据各专业综合技术经济比较，本工程推荐采用电气总平面布置方案

（二）。

2.1.4辅助设施

1）接地

接地工程量已经在概算中核减，具体数据请见设备材料清册。

2）站用电源

根据初步设计评审意见，本期3台站用变压器均采用户外油浸式，站用变压器容量按800kVA考虑。

站外电源从距本变电站13km的110kV里仁电站35kV备用间隔使用架空输电线路引来。

3）照明及电缆

照明设备及电力电缆工程量经过重新核算，已经在概算中核减，具体数据请见设备材料清册。

2.2电气及系统二次

2.2.1系统继电保护及安全自动装置

1）500kV断路器保护配置方案

赣州南500kV变电站电气主接线有两种方案。

按照方案一的本期工程规模，本期需配置7面断路器保护屏；按照方案二的本期工程规模，本期需配置6面断路器保护屏。

2）220kV线路保护配置方案

赣州南～百乐线（嘉定～百乐线π入形成）两侧配置１套光纤分相电流差动保护和1套高频距离保护。

两套主保护需提供1路复用2Mbit/s光纤通道和1路专用高频通道。

本期初设收口中共计列14面220kV线路保护屏。

3）故障录波装置

对于电气主接线方案一，本期500kV第一、第二就地继电器小室各配置1面故录屏，220kV就地继电器小室配置2面故录屏，35kV就地继电器小室配置1面主变故障录波屏；对于电气主接线方案二，本期500kV第一就地继电器小室配置1面故录屏，220kV就地继电器小室配置2面故录屏，35kV就地继电器小室配置1面主变故障录波屏。

4）保护及故障信息管理子站

保护及故障信息管理子站信息传送至华中网调和江西省调采用电力调度数据网的传送方式。

同时，预留一路2M光纤通道至江西超高压集控中心。

2.2.2系统调度自动化

1）电力调度数据网

在赣州南500kV变电站内配置两套调度数据网接入设备，其中一套配置2台路由器。

变电站采用就近入网原则，接入华中调度数据网的两个相邻接点（华中网调、江西省调）。

另一套配置1台路由器，构成至江西超高压公司集控中心站的数据网络通道。

本站接入华中电力调度数据网和江西超高压公司集控中心站示意图如下：

2）通道接口要求

赣南变需4路不同路由的2M光纤数字通道至电力调度数据网中华中网调和江西省调的接入点，同时还需提供2路1200Bd远动专线通道分别至江西省调和赣州地调。

另外，还需提供2路2M光纤数字通道至江西超高压公司集控中心站。

2.2.3计算机监控系统

由于IEC61850规约具有高度开放性、共享性、数据自描述性和互操作性等特点，是目前IEC60870系列规约所不能比拟的，采用IEC61850规约可实现各种装置、工作站等的互连互通，实现各网络单元的无缝连接，因此本工程监控系统推荐采用IEC61850规约。

全站监控系统、保护装置、故障录波、保护及故障录波信息管理子站均按IEC61850通信规约统一建模。

2.2.4二次设备布置

对于电气主接线方案一，本期在500kV配电装置区共设置2个就地继电器室，220kV配电装置区设置1个就地继电器室，35kV配电装置区设置1个就地继电器室。

对于电气主接线方案二，本期在500kV第一串、第二串配电装置区设置1个就地继电器室，220kV配电装置区设置1个就地继电器室，35kV配电装置区设置1个就地继电器室。

2.2.5主设备在线监测系统

根据初步设计评审意见，赣州南500kV变电站不配置变压器绝缘油在线监测系统。

2.3通信部分

1）光缆建设方案

沿赣州南变～赣州变500kV新建线路架设1根OPGW光缆，光缆芯数24芯（16G.652+8G.655），线路长度约95km。

嘉定变～金堂变、嘉定变～百乐变光缆π接入赣南变，建设π接段光缆，该光缆投资列入220kV配套工程。

2）光通信电路及组网方案

建设赣州南变～赣州变光纤通信电路，电路速率为2.5Gb/s，采用1＋1传输配置，电路均接入江西电网光纤通信环网，构成赣州南变至各调度端的主用通道，及赣南～赣州双回500kV线路保护直达通道。

建设赣州南变～嘉定变～赣州变光纤通信电路，电路速率2.5Gb/s，采用1＋1传输配置，电路接入江西电网光纤通信环网，构成赣州南变至各调度端的备用通道，及赣州南变～赣州变双回500kV线路保护迂回通道。

在罗坊变建设华中光通信网与江西光通信网的互联电路，电路速率2.5Gb/s，采用1＋1传输配置。

3）光通信设备配置方案

在赣州南变配置2台SDH2.5Gb/s光通信设备，均接入江西电网光纤通信环网。

赣州变在现有2台江西省网光通信SDH设备上各增加2块2.5Gb/s光接口板。

在赣州南变配置1台SDH2.5Gb/s光通信设备，接入赣南地区光纤通信网。

在罗坊变华中、江西电网光通信SDH设备上各配置2块2.5Gb/s光接口板

赣州南变至华中网调、江西省调、赣南地调、超高压局各配置1对PCM设备。

4）网管及同步

上述电路纳入各级网管和同步系统统一管理和同步，本工程不增加设备。

5）载波通信

赣州南变本期500kV线路不开通载波通道，线路两侧不装阻波器。

220kV线路保护专用高频通道方案另行审定，暂按在赣州南～金堂I、Ⅱ回、五光、百乐220kV线路A相及赣州南～燕丰220kV线路A、B相装设阻波器设计。

6）调度交换

赣南变配置1台容量不少于1024线，本期用户数为48门的调度程控交换机，以2×2Mb/s中继分别接入江西省调、南昌变汇聚节点，接入华中、江西调度程控交换网。

7）通信电源及监视

赣南变配置2套通信电源系统，包括2套－48V/250A高频开关电源及2组500AH蓄电池。

配置1套通信机房动力环境监视系统，信息分别传送至江西省公司、超高压公司监控主站及站内计算机监控系统。

2.4总图部分

2.4.1站址总体规划

根据初步设计审查意见、本变电站500kV及220kV主要出线方向、地形条件、基本农田分布情况和站区防排山洪的需要，本收口阶段进行三个方案的技术经济比较。

方案一站区短轴方向采用北偏东31°布置、220kV向东南方向出线布置方式；方案二站区长轴方向采用北偏东41°布置、220kV向西南方向出线布置方式；方案三为对方案二的站区布置方案结合地形条件的优化方案。

三个方案的进站道路路径均沿用初步设计路径方案，仅在近站区大门地段的路径有所不同。

三个方案的东侧迎山坡面近边坡地段设置截洪沟，将山坡洪水引至周围自然排洪沟。

（1）方案一：

根据站址周围地形条件和基本农田分布情况，结合站区出线的有利条件，为避开土地现状图中的基本农田和顺应地形条件，根据可研阶段电气接线方式和总平面布置及500kV和220kV出线方向，站区布置方位采用短轴北偏东31°布置。

500kV配电装置区布置于站区的西北方向，向东北方向出线4回、西南南方向出线2回；220kV配电装置布置于站区东南方向，向东南方向出线12回，线路出站后依据地形条件分别转向对侧变电站出线。

主变和35kV配电装置区布置于以上两配电装置区中间，站前区正对35kV配电装置区，布置于主变及35kV配电装置的西南侧，站区大门布置于站前区南侧，与进站道路相对应，主变运输通道穿过站前区后进入主变安装位置。

由于站址东侧的地形为较高的山坡坡脚，西侧为较低的山丘，进行站区布置时，站区长轴方向垂直于山坡地形等高线方向，本方案可利用地形条件进行站区竖向阶梯式布置，但同时须考虑远期高压电抗器运输通道的可能性。

并且，由于地形的原因，进行站区布置时将造成站区东侧出现高挖方边坡，坡高将达25m左右，而达到土方综合平衡时，站区西侧和南侧将出现高填方边坡，填方坡高将达26m左右。

同时，站区东侧将承接山坡汇水的水量，挖方边坡的坡顶将根据1%频率小区域山洪汇水流量设置截洪沟，并根据汇水的分水脊线，将汇水引接至站区南侧的自然冲沟内，同时，挖方和填方边坡坡脚将设置排水沟以承接挖方边坡和填方边坡的汇水，并引至站外自然水系。

由于站区挖、填边坡较高，将导致边坡稳定和导致占用较大用地面积的问题。

为保证坡体稳定和减少边坡用地面积，对高填方边坡，采用格栅土工挡墙方式，在满足坡体安全、稳定的前提下，采用1：

0.7坡面坡率（其中每10m高设置1.5m宽马道，格栅土工挡墙坡面坡率1：

0.5），以减少填方边坡的用地面积，同时对不满足高边坡地基承载力地段，采用φ800素混凝土钻孔灌注桩地基处理加强高填土地基强度，以防止地基沉降造成的蠕变对高填方边坡带来的安全隐患，并对坡面进行绿化处理，达到美化环境，稳定坡体的目的；对挖方边坡地段，由于覆土层较薄，下卧层为强风化和中风化的砂岩，为减少边坡开挖用地面积，对基岩面采用1:

0.8坡率，并采用挂网喷锚处理，并对局部薄弱地段采用骨架加锚杆的处理方式进行加固处理，对粘性土地段采用1：

1.25坡率和浆砌块石护面处理。

进站道路路线根据道路纵坡的需要，从站前区向南沿地形等高线引出，跨过泥石流沟谷后，沿山体坡脚边缘向西接入站址西南方向的东西走向的机耕道路，最终接入G105国道，总长度为1413.75m，其中需改扩建的机耕道路长度约1160m，新建道路长度253.75m，新建道路用地面积0.457hm2。

路线平均纵坡约3.8%，局部纵坡控制在8%以内，跨排洪沟和水渠地段设置2×4m×5m过水涵洞。

新建道路采用6.0m宽公路型混凝土路面，两侧分别设置0.5m宽的软路肩，并沿道路两侧设置排水沟和局部需过道路的圆管涵洞，以满足道路排水的需要；改建道路采用4.5m宽公路型混凝土路面。

进站道路挖方23500m3，填方47600m3。

（2）方案二：

为使220kV线路走廊顺畅，结合站址周围地形条件和基本农田分布情况，采用站区长轴方向北偏东41°布置，500kV配电装置区布置于站区东北侧出线6回，分别向西北方向出线4回，向东南方向出线2回；220kV配电装置区布置于站区的西南方向，向西南方向出线12回，线路出站后依据地形条件分别转向对侧变电站出线。

主变和35kV配电装置区布置于以上两配电装置区中间，站前区正对35kV配电装置区，布置于主变及35kV配电装置的东南侧，站区大门布置于站前区东南角，与进站道路相对应，主变运输通道穿过220kV固定点和站前站区后，向左转弯进入主变压器的安装位置。

本方案的边坡处理方案、截洪沟设置、基本同方案一，此处从略。

进站道路的改造道路路径同方案一，总长度为1432.61m，其中需改扩建的机耕道路长度约1160m，新建道路长度272.61m，新建道路用地面积0.55hm2。

进站道路挖方34200m3，填方59865m3。

（3）方案三

本方案是根据方案二的布置格局，结合站址地形条件将站区500kV配电装置区、主变及35kV配电装置区和站前区相对方案二向西调整22m，以减少以上区域的东侧对较高地形区域的占用，可减少站区平整挖方工程量、挖方边坡高度和土方量，并可降低站区高程，便于降低进站道路的坡度和方便引接。

经综合比较和方案的优化，为保证坡体稳定和减少边坡用地面积，对高填方边坡，采用格栅土工挡墙方式，在满足坡体安全、稳定的前提下，采用1：

0.7的综合坡面坡率（其中每10m高设置1.5m宽马道，格栅土工挡墙坡面坡率1：

0.5），以减少填方边坡的用地面积，同时对不满足高边坡地基承载力地段，采用φ800素混凝土钻孔灌注桩地基处理加强高填土地基强度，以防止地基沉降造成的蠕变对高填方边坡带来的安全隐患，并对坡面进行绿化处理，达到美化环境，稳定坡体的目的；对挖方边坡地段，由于覆土层较薄，下卧层为强风化和中风化的砂岩，为减少边坡开挖用地面积，对基岩面采用1:

0.8坡率，并采用挂网喷锚处理，并对局部薄弱地段采用骨架加锚杆的处理方式进行加固处理，对粘性土地段采用1：

1.25坡率和浆砌块石护面处理。

进站道路的路径同方案二，总长度为1432.61m，其中需改扩建的机耕道路长度约1160m，新建道路长度272.61m，新建道路用地面积0.55hm2。

进站道路挖方34200m3，填方59865m3。

2.4.2站区总平面布置

2.4.2.1站区布置方案

根据站区总体规划的原则，结合站区地形条件和电气总平面布置方案、站区出线条件、进站道路的引接路径和以上站址规划方案，对站区总平面布置方案一、方案二和方案三3个方案的总平面布置和竖向布置及土方计算方案叙述如下：

（1）方案一

站区采用500kV配电装置→主变压器及35kV配电装置区→220kV配电装置区的“三列式”布置形式，站区短轴采用北偏东31°布置，且500kV配电装置采用悬吊式管母、3/2断路器接线布置于站区西北侧；220kV配电装置本期采用双母线单分段支持式管母布置于站区的东南侧；主变压器及35kV配电装置布置于以上两配电装置区的中间，站前区根据进站道路引接的需要布置于主变压器及35kV配电装置的西南侧。

根据地形和站区布置方位，本方案具有采用阶梯式竖向布置条件，将220kV配电装置区、主变及35kV配电装置区和站前区布置于高台阶，500kV配电装置区布置于低台阶，台阶设于站内5.5m宽主变运输通道的外侧，两台阶高差3.70m。

由于局部台阶位于高填方地段，平均填土深度约13m，长度约260m，此部分台阶采用钢筋混凝土悬臂式挡土墙支护，其基础采用双排间隔3m的φ800钻孔灌注桩和承台处理方式；挖方地段的挡土墙采用重力式挡土墙支护。

为便于远期高抗运输和安装，在500kV配电区内顺台阶设置4m宽、内转弯半径12m的道路和坡道，并在远期高抗场地内设置可供高抗运输车辆调头的“T”型回车场。

根据土方平衡计算，站区周边为较高的挖、填方边坡，挖方边坡的最大高度约25m，填方边坡的最大高度约26m。

根据站区地质条件，挖方边坡部分位于中等风化砂岩地带，部分位于粘土层地带。

针对不同地质情况，分别采用不同的边坡处理方案。

对岩质边坡采用细石混凝土挂网喷锚的加固方式，坡比1：

0.8，并在岩性完整性较差地段采用钢筋混凝土骨架加锚杆的加固处理方式，坡顶设置2×2.5m断面截洪沟，坡脚设置800×800mm断面排水沟；对粘性土地段边坡采用1：

1.25的坡比，并每间隔6m高度设置2m宽错台马道，坡面及马道采用300厚浆砌块石护砌。

为减少站外边坡用地面积，填方地段边坡采用加筋土单向土工格柵挡墙支挡，坡面坡比1：

0.7，每间隔8m高度设置1.5m宽错台，格柵网每600mm层厚反包一层，边坡边缘以麻袋充填粘性土和草种作边界稳定防护，坡脚设置500×500mm断面排水沟。

此方案的站区围墙内面积5.065hm2，本期站区围墙外边坡、排水沟和截洪沟用地面积2.069hm2，经土方平衡计算，站区台阶场平标高分别407m和410.70m，站区和边坡挖方为362901.8m3，站区和边坡填方为361067.6m3。

站内道路广场面积10620m2，其中站内主要道路采用C30砼路面厚200mm，C20混凝土垫层150mm厚，粗砂垫层厚50mm，碎石垫层厚300mm；相间道路采用采用C30砼路面厚180mm，粗砂垫层厚50mm，碎石垫层厚250mm；站内广场采用C30砼路面厚220mm，粗砂垫层厚50mm，碎石垫层厚300mm，面层10厚广场砖。

当将远期高抗场地纳入本期的场平项目内时，需增加站区用地80.5×23.6m，约1889.18m2；根据土方综合平衡原则，站区场地上、下台阶标高分别提高0.2m，即场平标高分别为407.20m和410.90m，站区和边坡挖方为372559.6m3，站区和边坡填方为367480.7m3。

相对于本期不考虑高抗场地，增加挖方约9658m3，增加填方约6413m3。

（2）方案二

站区采用500kV配电装置→主变压器及35kV配电装置→220kV配电装置的“三列式”布置形式，站区纵轴采用北偏东41°布置，且500kV配电装置采用悬吊式管母、3/2断路器接线布置于站区