白岩脚煤矿35kv变电站初步设计方案Word格式文档下载.docx
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序号
项目
建设规模
本期
最终
1
主变
2×
6.3MVA
2×
2
35kV出线
2回出线（架空）
2回出线（架空）
3
10kV出线
6回（电缆出线）
4
无功补偿
900kVar电容组
900kVar电容器组
1.8主要技术特点
方案主要技术特点见表1-2。
表1-235kV天城变主要技术特点
序号
项目名称
技术特点
电气接线
35kV本期采用单母线接线
10kV采用单母线分段
站用电系统
单母线分段接线
短路电流
35kV:
kA
10kV:
主要设备选型
主变：
三相二绕组自冷式，有载高压调压变压器。
35kV设备：
户内成套开关柜设备单列布置
10kV开关柜：
户内成套开关柜单列布置，电缆出线。
6
总平面布置
主变、10kV电容器组均户外布置，35kV、10kV开关柜户内布置。
7
控制
按无人值班综合自动化变电站设计（设施按少人值班考虑）
8
土建结构
户外构支架均采用Φ300等径钢筋混凝土杆，10kV开关室及为单层结构布置，控制室单层布置。
1.9主要经济指标
拟建天城变的主要经济技术指标如表1-3所示。
表1-335kV天城变主要经济指标表
围墙内占地面积
1446.5m2
配电装置楼建筑面积
262m2
总建筑面积
变电站投资
1197万元
1.9.1接入系统方案
由于煤矿为一级负荷，根据黔西县电网规划，该变电站35kV一回接入110kV林泉变35kV侧。
另一回接入XXX变电站35kV侧。
1.9.2电气主接线的确定
由于35kV白岩脚变电站是煤矿专用变电站，对供电可靠性要气特别高，变电站必须满足N-1校验，保证供电的可靠性。
故本变电站35kV侧宜采用单母线分段或内桥接线，通过技术经济比较，内桥接线虽然投资少，但在某些运行情况下对主变操作有可能造成整个变电站停电的可能性，这对煤矿负荷来讲是不允许的。
加上用户变运行维护技术力量有限。
所以本设计35kV侧推荐采用单母线分段接线，10kV侧也采用单母线分段接线。
采矿去分别由10kVI、II段送出，提供双电源。
第二章电气一次部分
2.1电气主接线
2.1.1变电站本期设计规模
●主变压器：
建设2台三相双绕组有载调压变压器，容量为6.3MVA、电压等级为35/10.5kV。
●35kV出线：
2回
●10kV出线：
6回（实用4回备用2回）
●无功补偿：
每台主变压器10kV侧配置1组900kVar的并联电容器补偿装置（甲方意见是一台主变运行，一台主变备用）
2.1.2电气主接线
（1）35kV采用架空出线,主变压器进线2回，单母线分段接线。
（4）10kV采用电缆出线（电缆出线6回，主变压器进线2回）；
采用单母线分段接线。
（5）电容器组采用电缆出线（共2回）。
（6）各级电压中性点的接地方式
●3kV侧中性点不接地。
●10kV侧中性点不接地。
（7）站用变：
为提高站用变的可靠性，在10kVⅠ、II段母线上各设1站用变，装于开关柜内；
容量均为50kVA，以使在一台站用变所在母线故障情况下可确保另一站用变的的用电安全。
2.2短路电流计算
2.2.1计算条件
（1）计算水平年取2013年全开机最大运行方式；
（2）35kV母线的基准电压取UP=37kV；
（3）依据《黔西县电网2009～2013年规划》中2013年网络结构为准，对本变电站两侧母线进行了三相对称短路电流计算，详见表
天城变35kV/10kV短路电流计算校验表
变电站名称
电压等级
三相短路电流（kA）
白岩脚变
35kV
10kV
35kV母线<
25kA，10kV母线<
20kA均满足《中国南方电网城市配电网技术导则》要求。
（4）35kV线路型号为LGJ-120/25，阻抗为0.4Ω/km,长度11.791km；
（5）变压器阻抗电压为：
UK=7%。
2.2.2计算结果
短路点位置
短路点平均工作电压
短路电流周期分量起始值
稳态短路电流有效值
短路电流冲击值
短路全电流最大有效值
短路
容量
U（KV）
Id（KA）
I（KA）
ich（KA）
Ich（KA）
Sd（MVA）
35KV母线
37
2台主变10kV侧并列
10.5
2台主变10kV侧分列
2.3主要电气设备的选择
2.3.1主变压器规范（选用三相双绕组油浸自冷有载调压降压变压器）
●型号：
SZ10-6300/35
●额定容量：
●容量比：
100/100
●额定电压：
35±
4χ2.5%/10.5kV。
●额定频率：
50Hz
●连接组别：
Y，d11
●阻抗电压：
UK=7%
●冷却方式：
油浸自冷。
●套管CTP配置：
35kV侧150/5A10P20
2.3.235kV设备
（1）35kV户内开关柜JGN-40.5
额定电压40.5kV，额定电流1250A，开断短路电流（有效值）31.5kA
（6）35kV氧化锌避雷器
HY5WZ-51/134W,额定电压51kV，标称放电电流5kA，附动作及泄漏电流监测器
2.3.310KV设备
（1）选用中置式（KYN□-12（Z））开关柜，柜内选用国内优质真空断路器。
（2）10KV并联电容器装置,采用户外成套框架式或集合式电容器补偿装置，10KVI、II段配置1组900kVar并联电容器，电容器组串接6%干式空心串联电抗器。
（3）10kV站用变压器
SC11-50/1010.5X2.5%/0.4kVD,yn11Uk=6%
2.4变电站保护接地
2.4.1避雷器的配置
参照DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护及绝缘配合》确定的原则进行。
为防止线路雷电侵入波过电压，在35、10kV每段母线上装设避雷器。
在35kV进线装设避雷器，在10kV进出线开关柜上装设避雷器。
为防止电容器操作过电压，在并联电容器首端装设氧化锌避雷器。
2.4.2绝缘子串泄露距离及电气设备外绝缘
变电站环境污秽等级按国际Ⅲ级污秽区考虑，按国家标准GB/T16434-1996《高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准》中规定，取中性点直接接地系统泄漏比距为25mm/KV（最高电压），中性点不接地系统泄露比距为31mm/KV（最高电压）。
户内电气设备取20mm/KV，爬电距离按最高电压值为基准。
2.4.3防直击雷保护
全站主要采用独立避雷针构成防直击雷保护。
并且对建筑物还采用建筑防雷，即在变电站的非导电体的建筑屋顶上装设避雷带，避雷带设数个独立接地点。
2.4.4接地
所有电气设备，均装设接地装置，并将电气设备外壳接地。
接地设计遵照DL/T621-1997《交流电气装置的接地》实施。
主接地网采用以水平接地体为主，辅以垂直接地体组成的混合接地网，并在独立避雷针处设集中接地装置，电气二次设备室装设户内环形铜排接地网。
2.5电气设备布置及配电装置
2.5.1电气设备布置
主变压器、电容器组采用户外布置；
35kV、10kV配电装置皆为户内成套开关柜单列布置。
35kV屋外配电装置、主变压器、10KV屋内配电装置布置在同一纵轴上。
根据变电站的出线方向。
35kV配电装置布置在站区的西南面，主变压器布置于站区中部，10kV屋内配电装置布置在站区东北侧，电气二次设备布置于站区西北侧，10kV电容器组布置于站区北侧。
进站大门布置在站区西北侧。
进站公路接于站外乡村公路，由站区西北面引入变电站，道路长5m。
2.5.2站用电及照明
（1）站用电
在10kV母线Ⅰ、II段站用变开关柜内各装设一台容量为：
50kVA站用变压器。
站用负荷为全站动力及照明等交流负荷，站用负荷电压为380/220V，单母线分段接线，由#1、#2站用变站用负荷部分各接一段，互为备用。
站用电柜选用智能型柜，共1块，单列集中布置在电气二次设备室内。
站用电系统预留有适当的备用回路。
（2）照明
检修网络采用380/220V，电源引自站用电柜。
电气二次设备室、配电装置以及其他适当地点设置检修电源箱以供检修、暖通及电热用电。
设置正常照明及事故照明。
正常照明由380/220V站用电柜经照明配电箱供电，采用三相五线制；
事故照明光源正常情况下作为正常照明的一部分，事故时由电源切换装置切换至站用直流系统（DC220V）供电。
户外采用低位投光灯作为操作检修照明；
配电装置室采用荧光、白炽灯混合照明；
控制室采用与天棚代建筑结构相协调的嵌入式删格荧光灯，控制室还设有直流常明灯；
沿道路设置低位投光等，草坪灯作为检修，巡视照明。
配电装置楼内各生产用房、进出口通道和配电装置室均设事故照明，事故照明采用白炽灯。
2.5.3电缆设施
防止电缆着火延燃措施《电力工程电缆设计规范》GB50217-94进行设计，并结合国家标准《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-96实施。
电力电缆采用阻燃B类铜芯电缆，控制电缆采用阻燃B类铜芯屏蔽铠装电缆。
户外电缆采用电缆沟和穿管敷设方式，屋内配电装置零米层的电缆主要是采用电缆沟内敷设方式；
支吊架用角钢现场制作。
电缆沟的室内外接口处、电缆竖井的进出口处，以及屏、柜、端子箱等电气设备底部孔洞均应用防火材料分别采取封、堵、涂、隔等措施以防电缆着火蔓延。
在主要回路的电缆沟中的适当部位设置阻火墙。
第三章电气二次部分
3.1电气二次设备室布置（见二次设备室平面布图）
（1）微机监控系统的站控层设备、独立专用的微机五防工作站、35kV线路及母线测控保护屏、主变压器测控保护屏、直流屏、电能表及电能量计量计费装置屏、站用屏等二次设备及相应通信设备集中布置在主控室。
（2）10kV线路微机测控保护装置、所用电微机测控保护装置及备自投装置、10kV电容器微机测控保护装置等二次设备就地布置在10kV开关柜上。
3.2继电保护和自动装置
继电保护和自动装置按《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-2006）进行配置，为了与综合自动化形成一个整体，所有继电保护及自动装置均选用微机型。
由站控级监控系统统一管理。
3.2.1主变压器的保护
（1）主保护
纵差保护（含比率制动和差流速断）
为防御变压绕组及其引出线的相间短路、匝间短路、接地短路而装设，保护瞬时动作于跳高、低压侧断路器。
重瓦斯保护（含本体和有载调压）
为防御变压器油箱内部的各种短路故障而装设，保护瞬时动作于跳高、低压侧开关。
（2）后备保护
35kV复合电压闭锁过流保护
10kV复合电压闭锁过流保护
10kV过流保护
（3）异常工况保护
过负荷保护
主变装设过负荷保护，反映过负荷电流而动作，以5~9s动作于发预告信号。
轻瓦斯保护
装于主变本体和有载调压装置，反映变压器绕组的匝间短路和油面降低而保护动作于发预告信号。
温度保护
反映变压器油温度的升高而动作，发预告信号。
压力释放保护
反应油箱压力升高而动作，发预告信号。
TV断线保护
用于反映电压互感器二次回路断线，发预告信号。
TA断线保护
用于反映差动保护电流互感器二次回路断线，发预告信号。
冷却通风系统故障，发预告信号。
3.2.235kV、10kV线路的保护（测控与保护一体化）
长线路以Ⅰ段（电流速断）和Ⅱ段（限时电流速断）作为主保护，Ⅲ段（定时限过流）作为后备保护。
短线路以Ⅱ段（限时电流速断）作为主保护，Ⅲ段作为后备保护。
Ⅰ段动作时限为0秒，Ⅱ段动作时限为0.5秒，Ⅲ段动作时限按阶梯原则与相邻元件配合。
过负荷保护：
保护动作于发信号
三相一次自动重合闸（ZCH）
仍按不对应原则启动，若对侧无电源，ZCH启动后无条件重合一次；
若对侧有电源，可按检无压或检同步重合。
若重合于永久性故障，应加速保护动作再次跳闸
ZCH在下列情况下闭锁：
低周减载（ZPJH）时不应重合
人工分闸时不应重合。
小电流接地选线保护：
3.2.310kV电容器的保护
两段式电流保护
电流速断和定时限过流均动作于跳闸。
过电压保护
反映工作电压母线电压过高经延时后动作于跳闸或发信号。
低电压保护
反映工作母线电压过低经延时后动作于跳闸或发信号
不平衡电压保护
反映星型接线，当三相电容不对称达定值并经延时后动作于跳闸或发信号。
3.2.4站用变的保护
站用变不设断路器，采用熔断器保护
3.2.5母线分段的保护
35kV、10kV母线分段均配置过电流保护，保护动作于跳闸。
3.3通信部分
3.3.1调度管理关系
按照贵州电网现行调度管理体制，35kV白岩脚变电站由黔西供电局调度管理。
3.3.2通道组织原则及信息传输种类
本工程通信通道：
35kV白岩脚变――110kV林泉变――黔西县调
传输信息种类：
系统调度电话
生产管理电话
调度自动化信息
继电保护及安全自动装置信号
计算机信息
会议电视
图像通信等
3.3.3系统通信方案
根据系统现状，为提高通信质量和容量，本工程通信方式采用光纤通信。
（1）新建光缆
35kV白岩脚变至110kV林泉变的光缆
沿35kV白岩脚变至110kV林泉变新建一回35kV线路上架设一根12芯OPPC特种光缆，单回线路光缆长度约为12.45km。
（2）系统参数
传输系统的制式、传输速率、光缆长度、工作波长、光缆芯数的设置情况如下：
1.35kV天城变电站～35kV茶园变
●制式：
SDH
●传输速率：
155Mbit/s
●设备配置：
可切换部分1＋1配置
●光缆长度：
12.45
●光缆芯数：
12芯
●光口：
S-1.1（1+0）
●光缆：
架空相线光缆（OPPC）
PCM配置：
站名
通信用PCM数量
对应方向及数量
1台
黔西供电局1台
3.3.4通信电源
通信设备均由通信专用电源供电，本变电站设置一套48V/30A的通信电源，一组48V/100AH全密封免维护铅酸蓄电池，组成不间断电源系统。
3.3.5对外通信
采用一路市话作为本变电站对外通信和调度通信的备用。
3.3.6网管、公务系统
本站设为被控站，变电站光通信设备由设在黔西供电局电力调度中心的网管主站统一管理，主站接收被控站汇报的信息并遥控被控站，对各站运行情况进行数据采集、监控和维护管理。
本光纤通信系统配置公务系统，用于传输公务信息及勤务电话。
3.3.7通信屋
本变电站不设专门的通信屋，通信设备均置于主控室。
3.4系统调度自动化
3.4.1概述
本变电站采用微机监控系统方案，调度自动化功能由微机监控系统完成，相关部分见微机监控系统部分。
此外，本变电站设置一套厂站电能量计量计费系统，完成电能量采集、传送。
按照贵州电网调度管理体制和贵州电力调度通信局调度管辖范围的要求，本变电站由黔西供电局县调调度管理。
为满足黔西供电局县调对变电站运行监视和设备管理的要求，本变电站应将有关远动信息送往黔西供电局县调。
3.4.2远动系统
本变电站远动信息经过通信通道直接发送到黔西供电局县调。
3.4.2.1远动信息内容
本站向黔西供电局县调、集控中心发送的远动信息如下：
1.遥测量
●35kV线路有功功率、三相电流、电压、功率因数测量及显示
●10kV线路有功功率、三相电流、功率因数测量及显示
●主变两侧有功功率、无功功率、电流、功率因数测量及显示
●所用电三相电流电压测量及显示
●35kV及10kV分段开关电流测量及显示
●35kV各段母线电压及3Uo测量及显示
●10kV各段母线电压及3Uo测量及显示
●220V各段所用母线电压测量及显示
●220V直流母线电压以及正对地、负地对电压测量及显示
●35kV线路有功及无功电度测量及显示
●10kV线路有功及无功电度测量及显示
●所用变有功电度测量及显示
●主变温度（油温和线温）实时测量
●主变有功及无功电度测量及显示
2.遥信量（所有信号为全汉字显示）
●全所事故总信号
●主变压器保护动作信号
●10kV线路保护动作信号
●主变有载调压档位位置信号
●自动装置投切及动作信号
●220V直流系统接地动作信号
●主接线图中所有断路器位置信号
●35kV及10kV母线3Uo动作信号
●主变风冷系统起停信号
●各保护装置故障信号、告警信号、通信中断信号
●各控制回路断线信号以及CT断线告警信号
●各型断路器操动机构故障信号，SF6气压低信号等
●蓄电池总保险熔断信号、单个电池故障信号
●遥控电源消失信号、保护电源消失信号
●所用电交流失电信号
●各装置通信中断告警信号
3.遥控量
●主接线图中所有断路器分闸和合闸控制
●主接线图35kV隔离开关分合闸控制
●保护信号远方复归
●主变有载调压开关档位调节（远方及就地控制）
●各类保护测控装置信号远方复归
3.4.2.2远动功能要求
为了确保调度自动化系统的实施，实现调度端对变电站的远方监视和控制，调度自动化设备应具备遥测、遥信、遥控、遥调功能，具体如下：
一发二收功能；
采集、转换、处理、和传输模拟量、数字量功能；
事件顺序记录功能；
遥信变位、遥测越死区的判断功能；
命令的接收及校核执行功能；
自恢复功能；
工作状态显示功能；
支持自诊断功能；
电能量计量计费装置接口功能；
接入电力数据网功能。
主备通道自动切换和人工切换
3.4.2.3主要技术要求
系统遥测误差不大于±
1.5%；
越死区传送整定最小值不小于0.5%；
遥信正确动作率不小于99.9%；
遥测传送时间不小于3秒；
遥信变化传送时间不大于2秒。
3.4.2.4远动系统方案
由于本站采用微机监控综合自动化系统，故不再单独设RTU。
远动主站具有向远方控制中心进行数据通信，传输遥测、遥信信息及接受并执行调度命令的功能。
微机监控系统具有与变电站有关的全部远动功能，满足电网调度实时性、安全性和可靠性的要求；
远动主站直接从间隔层获取远方控制所需要的数据，经筛选、分类、合并，按远方控制端的要求建立相关的数据库，并留有远方维护接口，具备远方诊断和组态功能。
各种电气模拟量、开关量、脉冲量、保护与自动装置动作信号、主变温度等均采入后台，由监控系统根据调度需要选择上送，根据有关规程规定变电站向调度中心发送遥测、遥信信号。
3.4.2.5调度端接口
为了确保黔西县调、集控中心对变电站运动信息的接收，黔西县调、集控中心的调度自动化主站系统需增配相应的硬、软件接口设备，并作系统测试、联调等工作。
3.4.3信息量测量精度
●电流、电压：
0.2级
●有功、无功功率和有功、无功电度：
0.5级
●频率：
本所装设一套电能量计费系统，完成电能量的采集、传送
3.4.4数据处理
数据采集后，对输入数据进行校验和软件滤波。
对脉冲量进行计数，对开关量状态进行判别，对测量量进行越限判别，并进行平均值计算，功率总加，电度累加，定点计算和总加等，进行在线的数据寄存，具体应有如下数据计算和处理功能：
●各条线路和各台主变的有功、无功及功率因数的计算，以及所需补偿无功的计算
●各路有功及无功电度的累加统计
●监视量的越限检查和告警
●开关变位的处理和告警
●事故顺序记录
●事故追忆
●运行参数的统计和分析
3.4.5显示功能
本变电所当地监控系统和地调端屏幕显示上，均应能简便地进行画面切换，故障时有关画面及时自动推出，能用汉字，多字符及多色色彩显示，具体需显示的内容如下：
变电所各种工况电气接线图
●各运行参数显示
●开关变位显示
●越限显示
●各保护定值显示
●各类保护告警显示
●模拟光字牌显示
●设备运行故障显示
3.4.6打印记录及报警功能
●运行参数打印
●运行日志及报表打印
●五防工作票打印
●越限参数打印
●操作记录打印
●事故顺序记录打印
●事故追忆打印
●画面拷贝打印
●报警系统应有语音报警，音响报警，画面闪光报警，以及汉字提示行报警
3.5五防终端
本站应有完善的五防功能，即能有效防止；
误分、合断路器；
带负荷拉隔离开关；
带电挂（合）接地线（刀闸）；
带接地线（刀闸）合断路器或隔离开关送电；
误入带电间隔。
本变电所所有断路器均要求遥控；
35KV隔离开关均具备遥控功能。
要求防误功能满足就地及遥控的防误要求；
还应包括网门的闭锁。
微机防误装置具有数据通信功
升级会员 