220kV变电站工程实例南方电网Word文档格式.docx
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CSG-220B-3B10ZG）；
1.2工程建设规模
本工程为新建工程。
根据电力系统规划设计的要求，本工程建设规模如表1-1所示。
表1-1建设规模
规划
项目
本期规模
最终规模
主变压器
1×
180MVA
3×
220kV出线
2回：
即至500kV茅湖变电站2回
6回：
500kV茅湖变电站2回
备用4回
110kV出线
本期出线4回，变电站本期按6个出线间隔建设。
即新建本站至110kV金岸站2回，新建本站至110kV可塘站2回，新建本站至110kV星都站2个出线间隔。
12回：
110kV金岸站2回，
110kV可塘站2回
110kV星都站2回
备用6回
10kV出线
10回
无功补偿电容器组
5×
8016kvar
1.3设计范围及配合分工
1.3.1设计范围
a）站区总平面布置及交通设计。
b）站内各级电压配电装置和主变压器、并联补偿装置的一、二次线，继电保护、远动及微机监控装置。
c）站内主控制、各级电压配电装置和辅助、附属建〈构〉筑物。
d）站内给排水设施，站外沿围墙的排水沟及污水排放设施，站区防洪设施，事故排油设施。
e）站区通风及空调设施。
f）站内环境保护及绿化规划。
g）施工用水、用电、交通。
h）全站照明、接地及电缆。
i）对侧变电站扩建。
j）编制工程设备和主要材料清册。
k）编制工程概算书。
1.3.2配合分工
1）变电站与线路的分界点为:
220kV、110kV配电装置以变电站内220kV、110kV出线构架挂环为界，挂环以外的（包括绝缘子串）为线路设计，出线引下线为变电设计。
10kV配电装置以开关柜内电缆头（不含）为界。
2）施工用水、用电等设施的设计由建设单位另行委托。
1.4站址概况
1.4.1站址地理位置
220kV****变电站位于广东省汕尾市海丰县可塘镇新发机砖厂旁，该站址南距海丰县324国道约450m，场地开阔，东、南、西侧周围为砖厂晾晒场及田地，北侧为鱼塘及公平干渠。
1.4.2进出线走廊及通信干扰
本设计根据系统规划和变电站整体布置，以及有关部门的批复意见，结合系统远景规划，对220kV和110kV出线进行统一规划，尽量合并线路走廊，减少土地占用。
1.4.2.1220kV出线走廊规划
220kV****变电站拟建站址位于广东省汕尾市海丰县可塘镇，变电站采用平行布置，220kV配电装置和110kV配电装置分别布置在站区的两侧，220kV向东架空出线，布置于站区东部，110kV向西架空出线，布置于站区西部。
该方案220kV线路不但基本避开了村镇建筑区，也避开了可塘镇总体规划中的规划建筑区，线路基本在可塘镇外围规划生态绿地走线，而且有约一半线路是沿现状线路走线。
本期新建500kV茅湖站至220kV****站220kV线路2回线路全部在海丰县境内，其中大部分在可塘镇境内，仅茅湖站出线段约4km在赤坑镇。
该路径方案已经取得海丰县相关单位的路径协议。
故本站220kV线路向东出线，结合系统远期规划要求，同时考虑进出线方便，在变电站内将本期上的茅湖甲、乙两回出线间隔布置在220kV配电装置的中部，备用的4回分别布置在220kV配电装置南侧和北侧。
****变电站220kV出线规划示意见下图：
1.4.2.2110kV出线走廊规划
根据可研批复，本期****站新建至110kV金岸站2回，至110kV可塘站2回，并预留至110kV星都站2个出线间隔。
结合系统远期规划及现场堪察，在征求海丰县可塘镇等有关部门意见并结合可塘镇总体规划后，****站110kV出线将往西出线，原因如下：
在拟建220kV****站西侧，有一条110kV金可线南北方向通过，因此，110kV****至金岸双回线路往西出站后可沿金可线向北走线直达金岸站。
而****至110kV可塘站的2回线路出站路径则与110kV****至金岸线路一致往西出站，沿110kV金可线向南走线到达可塘站，****变电站110kV出线规划示意见下图：
1.4.2.3通信干扰
站址对Ⅰ、Ⅱ电信线路无危险、干扰影响。
站址附近没有通讯光缆和电缆，对通讯没有影响。
1.4.3供水及防洪排水
1.4.3.1供水
水源可取自当地可塘镇村内给水管网，永久水源均可取自市政给水管网，站址引接长度暂定550m。
1.4.3.2防洪排水
站区排水系统采用雨污分流制，即设置雨水排水系统和污水排水系统，分别接入附近市政雨水系统和污水系统，或排入自然低洼处。
1.5主要设计原则
a）中国南方电网变电站标准设计第三卷下册：
表1-2南方电网典设（设计方案编号：
CSG-220B-3B10ZG）
与****变电站差异表
南网典设
****站
围墙内占地面积
163×
135.5=22086.5㎡
136=22168㎡
主变压器台数
220kV出线回路数
6回
110kV出线回路数
14回
12回
30回
电容器组容量
6×
8016kVar
总建筑面积
996.26㎡
995.9㎡
b）变电站本体按综合自动化无人值班变电站设计；
c）220kV及110kV配电装置均采用支撑式管母线，瓷柱式断路器中型单列布置；
d）电气主接线：
按照安全可靠、经济实用的原则选择，且应便于运行维护和扩建改造；
e）电气平面布置：
按照紧凑、清晰、先进、美观、便于运行检修，同时尽可能结合220kV和110kV的出线方便、节约用地、降低造价的原则；
f）10kV系统按经消弧线圈接地方式设计，每台主变带一套接地装置。
1.6主要技术经济指标
1.6.1工程主要经济指标
1.6.1.1变电站工程投资
总投资：
10128.2万元，其中：
静态：
10702.3万元
单位投资：
594.6元/kVA
对侧工程总投资：
1077.1万元，其中：
1034.1万元
1.6.1.2分项投资（静态）
表1-3分项投资表（静态）
方案
本体工程
对侧工程
设备
3892.1万元
717.1万元
建筑
2073.4万元
37.5万元
3
安装
885.0万元
107.7万元
4
其他
2138.6万元
140.3万元
5
编制年价差
1139.1万元
31.5万元
1.6.2主要技术经济指标
表1-4变电所主要技术经济指标
项目名称
单位
数量
无功补偿装置
万元
177.84
所区内总建筑面积
m2
995.90
所区占地面积
hm2
2.2168
绿化面积
6650.40
总占地面积
2.4874
6
土石方量
挖方量
m3
5116.9
填方量
36769.6
2电力系统
2.1电力系统现状
2.1.1汕尾电网现状
汕尾电网是广东省电网的组成部分之一，目前通过500kV茅惠线、茅汕线、220kV东桂线和220kV星普线与省网联接。
截至2008年年底，汕尾电网有500kV变电站1座，茅湖站，主变容量1750MVA；
220kV变电站3座，分别为220kV桂竹站（2150MVA）、220kV海丰站（150+180MVA）、220kV星云站（1150MVA），主变容量合计780MVA；
110kV变电站16座，主变容量合计763.5MVA。
汕尾火电厂2×
600MW机组投产，升压500kV后接入茅湖站送入主网，成为汕尾电网的主供电源。
汕尾220kV变电站可以主要依靠从茅湖站下载电力，同时少量地方电源作为补充。
汕尾电网地调管辖的电厂3座（金润和电厂2008年底正式关停），装机容量88.4MW，其中南告水电厂51.5MW，汕尾风电厂16.5MW，甲东风电厂20.4MW。
2008年电网全社会用电量24.0亿千瓦时，较上年22亿千瓦时增长9.1%。
2008年全社会最高负荷530MW，较上年460MW增长15.2%。
由于省网的分配指标不能满足当地全社会用地需求，以及电网建设滞后，部分用电设备容量限制，部分时间需要有发电能力的企业实行自觉错峰用地，地方电力供需矛盾仍然存在。
2.1.2海丰县电网现状
截至2008年底海丰县境内有220kV变电站海丰站一座，主变容量330（150+180）MVA，110kV变电站6座，南山站（20MVA）、吉水门（20MVA）、尖山岭（2*31.5MVA）、公平（2*40MVA）、可塘（2*40MVA）、金岸（40MVA）,主变容量合计303MVA。
2008年海丰县最大负荷187MW，较上年163MW增长14.7%%。
2.1.3存在问题
海丰境县境内只有1座220kV变电站，是海丰县110kV电网的主供电源。
南告电厂位于陆河县，目前通过南公线、南河线接入系统，只有当南告电厂通过单回南公线路接入海丰的110kV公平站的运行方式下，会有少量电厂出力供给海丰县，还存在运行方式的不确定和水电厂出力的不稳定因素。
因而境内的6座110kV变电站主要均由220kV海丰站供电，单一电源，供电可靠性相对较差。
110kV电网网架目前主要是以220kV海丰站为电源的单辐射网、单环网结构，网架薄弱，供电可靠性不高。
2.2项目建设的必要性及其在系统中的作用
2.2.1建设的必要性
a）负荷迅速增长的需要
近些年来，海丰一直是汕尾市经济社会发展的排头兵，国民经济实现持续快速发展，社会各项事业全面进步，人民生活水平不断提高。
电力需求持续增长。
未来几年海丰将持续加快走发展新型工业道路，抓好招商引资工作，主动承接珠三角地区产业转移，加快工业园区的规划建设，建设高新技术产业基地，推进新型工业化。
预计用电负荷也将持续增长。
预测2010年海丰最大负荷240MW（2011年最大负荷260MW），变电容量只有330MVA，在南告电厂接入海丰网运行情况下,220kV变电容载比只有1.51；
在南告电厂接入陆丰星云网运行情况下，220kV容载比只有1.38，变电容量偏低，迫切需要增加变电容量，提高供电可靠性。
因此新建220kV****站，增加220kV变电容量是负荷增长之需求。
b）完善110kV网架结构的需要
海丰县目前只有一座220kV海丰站，需向110kV公平、金岸、可塘、尖山岭、梅陇、吉水门等6座变电站供电，由于只有1个电源，目前110kV网架是以220kV海丰站为单电源的单回辐射网、或者单环网供电为主。
单电源供电可靠性较差，同时伴随负荷的增加，110kV变电站的逐步新建，110kV网架构筑以及110kV变电站接入系统难度加大。
新建220kV****站后，可提高110kV金岸站、可塘站供电可靠性，解决拟建的110kV星都站可靠接入系统问题，方便110kV变电站从两座220kV变电站受电，双侧电源链式接线构网，完善110kV网架结构，提高电网供电可靠性。
2.2.2项目的供电范围和在系统中的作用
****站位于可塘镇，供电范围是海丰县东北部（包括可塘、公平、黄羌、城东区等）地区。
该站建成后可以彻底增加电网供电能力，减轻220kV海丰站负担，满足未来负荷增长需求。
作为海丰东部片区主供电源，220kV****站建成后，还可以合理划分供电范围，改善110kV网架，既增加了电网的经济效益，又提高了电网供电能力和可靠性。
2.3接入系统方案分析
2.3.1220kV接入系统方案
根据广电规[2009]160号《关于汕尾市220千伏****（****）输变电工程可行性研究报告的批复》，考虑如下：
220kV出线：
最终出线6回，本期2回，即：
新建500KV茅湖站至220kV****站220kV线路2回。
2.3.2110kV接入系统方案
110kV出线：
最终出线12回，本期出线4回。
即；
1）、新建本站至110kV金岸站110kV线路2回,线路长度2×
7km;
2）、新建本站至110kV可塘站110kV线路2回,线路长度2×
6.8km;
3）、新建本站至110kV星都站出线间隔2个，
2.4建设规模
2.4.1主变容量及参数
最终规模3×
180MVA，本期1×
180MVA，主变参数如下：
容量比180/180/60MVA
电压比220±
8×
1.5％/121/11kV
阻抗电压U1-2＝14％，U1-3＝50％，U2-3＝35％
绕组形式：
YN，yn0，d11
2.4.2各级电压出线回路
a）220kV最终出线6回，本期2回，即：
新建500kV茅湖站至220kV****站220kV线路2回，导线截面2×
400mm2；
b）110kV最终出线12回，本期出线4回。
即：
1）、新建本站至110kV金岸站110kV线路2回；
线路长度2×
7km
2）、新建本站至110kV可塘站110kV线路2回；
6.8km
3）、新建本站至110kV星都站出线间隔2个。
110kV架空线路导线截面采用300mm2。
2.4.3无功补偿
并联电容器：
每台主变低压侧考虑装设5×
8Mvar并联电容器组，即本期需装设5×
8Mvar。
采用自动分组投切开关。
2.4.4中性点接地方式
10kV侧经消弧线圈接地，保留中性点不接地运行方式。
2.4.5母线工作容量
本站220kV母线最大工作容量按1000MVA考虑；
本站110kV母线最大工作容量按400MVA考虑。
2.5电气主接线建议
220kV电气主接线采用双母线接线，110kV电气主接线采用双母线接线。
2.6相关配套工程
500kV茅湖站扩建2个220kV出线间隔。
110kV金岸变电站扩建2个110kV出线间隔，110kV可塘变电站扩建2个110kV出线间隔。
2.7系统同期点
同期点为全站220kV和110kV断路器，同期功能由综自系统的测控单元完成。
2.8系统继电保护及安全自动装置
2.8.1220kV线路及母线保护
2.8.1.1220kV线路保护
本站220kV最终出线6回，本期220kV出线2回。
新建双回220kV****～茅湖甲乙线路，为全架空线路，长约17.5kM。
根据南方电网企业标准《220kV～500kV变电站电气技术导则》，双回220kV线路配置一套光纤分相差动保护，一套光纤分相距离保护，保护通道一套采用专用光纤、一套采用复用光纤。
2.8.1.2220kV母线保护
220kV母线保护按双重化配置母差保护，由母线差动保护、断路器失灵保护构成，并具有复合电压闭锁功能。
2.8.1.3220kV母联保护
****站本期220kV按单母线运行，暂不配置220kV母联保护。
上述保护设备应具有3个以太网口。
满足同时与站内监控系统和保护及故障信息管理子站的通信要求。
2.8.2110kV线路及母线保护
2.8.2.1110kV线路保护
本站110kV最终出线12回，本期4回。
另星都I、II回二次设备本期未考虑，与线路工程配套。
新建2回至110kV可塘站，线路为全架空线路，长约6.8公里；
新建2回至110kV金岸站，线路为全架空线路，长约7.0公里。
根据南方电网企业标准《220kV～500kV变电站电气技术导则》及《继电保护和安全自动装置技术规程》，线路均需设置电流差动保护作为主保护。
保护通道采用专用光纤、设置三相重合闸。
2.8.2.2110kV母线保护
110kV母线保护按双母接线形式，配置1套母线保护。
2.8.2.3110kV母联保护
110kV母联设置独立的母联保护，保护由母联充电保护、过流保护构成，并具有独立的操作回路。
保护设备应具有3个以太网口。
2.8.3故障录波
本期一台主变配置1台故障录波屏（每台64路模拟量，160路开关量）。
220kV配置1台故障录波屏（64路模拟量，160路开关量）。
110kV双母双接线形式，配置1台故障录波屏（每台64路模拟量，160路开关量）。
录取母线电压、线路和变压器各侧电流、及变压器中性点电流，各单元开关及保护动作情况。
具有GPS卫星对时及远传功能。
2.8.4安全稳定控制装置
全站设一套安稳装置，本期主要完成就地控制功能，装置具有低频低压自动切负荷、满载告警、过载自动切负荷等功能，并预留通信接口。
根据中调的安排，当本站作为安稳执行子站时，则接收上级控制子站下发的切负荷指令，实现相关的控制策略并及时实施稳控措施，按本站各轮切除量的要求安排出口切除可切线路的负荷。
3电气部分
3.1电气主接线
3.1.1220kV接线
220kV终期出线6回，3回主变进线。
采用双母线接线，设专用母联断路器。
本期220kV侧建设规模为1台主变及2回出线，进出线元件为3回，拟采用单母线接线，为减少后期扩建时母线的停电时间，220kV母线及所有跨母线跨线本期一次上齐，但电气接线为单母线接线，即2M运行1M完成管型母线安装，与1M相关的设备本期均不上。
3.1.2110kV接线
110kV终期12回出线，3回主变进线，采用双母线接线，设专用母联断路器。
本期工程4回架空出线及2回备用出线间隔，分别为****～金岸站2回、****～可塘站2回，星都站2个间隔为备用，以及＃1主变进线间隔，本期工程按双母线接线建设，设母联间隔，110kV母线及所有跨母线跨线本期一次上齐。
3.1.310kV接线
10kV最终出线共30回，3主变各带10回。
10kV接线为单母线双分段4段母线接线，#1、#3主变10kV侧单臂进10kV母线，各带10kV出线10回,无功补偿电容器5组,#2主变10kV双臂各进一段10kV母线,ⅡA,ⅡB段每段母线各带10kV出线5回,无功补偿电容器2组及3组。
Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线间设分段联络断路器。
本期建设10kVⅠ段，出线10回。
10kV无功补偿装置根据无功管理及供用电原则，无功补偿装置的容量和分组按就地补偿、便于调整电压及不发生谐振的原则进行配置，设15组并联电容器装置，分别接在10kV母线上，每台主变设5组电容器，每组容量按8016kVar配置。
本期的无功补偿容量为1×
8016kVar。
3.1.4中性点接地方式
本站主变压器220kV及110kV中性点均采用隔离开关接地方式。
变压器中性点接地方式可以选择不接地或直接接地，可满足系统不同的运行方式。
10kV中性点的接地方式，＃1～＃3主变对应的10kV母线上各设置1台接地变压器，通过消弧线圈接地，以限制过电压水平，提高运行可靠性。
380/220V站用电系统采用中性点直接接地方式。
3.2短路电流及主要设备选择
3.2.1短路电流计算
短路电流计算是根据《汕尾市“十一五”电网规划》，按最终3×
180MVA主变计算各级电压母线上的短路电流。
为了限制短路电流，采用高阻抗变压器以满足10kV侧的要求。
计算结果如下：
220kV三相短路电流为：
24.99kA,单相短路电流：
20.002kA;
110kV三相短路电流为：
13.91kA
10kV三相短路电流为：
23.68kA（在220kV,110kV母线并列运行，10kV母线分列运行的条件下）
根据短路电流计算及广电规设计原则，220kV设备按50kA选择；
110kV设备按40kA选择；
10kV设备按31.5kA选择。
3.2.2污秽等级
变电站220kV、110kV设备、主变及电容器均布置在户外,其余电气设备均布置在户内。
站址区域污秽等级为Ⅱ级,为了确保运行安全，在不增加设备造价的前提下，将泄漏比距提高至2.5cm/kV。
3.2.3主变压器
变压器采用180MVA三相三绕组油浸式、低损耗、高压侧有载调压变压器，采用高阻抗变压器。
180MVA高阻抗变压器技术参数如下：
主变型号：
SFSZ11-180000/220
额定容量：
容量比：
180：
180：
60MVA
电压比：
220±
1.5%/121/11kV
短路阻抗：
Uk1-2%=14，Uk1-3%=50，Uk2-3%=35；
连接组别：
调压方式：
高压侧有载调压
冷却方式：
采用自然油循环风冷
220kV中性点绝缘水平：
110kV等级
110kV中性点绝缘水平：
66kV等级
调压方式:
配进口有载调压开关,带相互对应分接头辅助接点一套供用户使用,选用数码显示式分接头位置指示器。
3.2.4各级电压配电装置设备选择
3.2.4.1220kV配电装置
断路器选用额定电流为2500A、开断能力50kA、动稳定水平为125kA的合资厂SF6瓷柱式断路器。
母线侧隔离开关选用单柱垂直断口剪刀式隔离开关、线路侧选用三柱水平旋转双断口合资厂隔离开关，额定电流为2500A、开断能力为50kA、动稳定水平为125kA。
220kV母线电压互感器采用电容式电压互感器，设2个保护级、1个0.5级和1个0.2级；
线路电压互感器采用电容式电压互感器，设1个保护级和1个0.5级。
220kV电流互感器采用干式电流互感器，主变、出线回路CT均配8个次级线圈，准确度等级为0.2S/0.5S/5P30/5P30/5P30/5P30/5P30/
5P30；
母联回路CT配6个次级线圈，准确度等级为0.5S/5P30/5P30/
5P30/5P30/5P30。
220kV避雷器选用Y10W-204/532W型氧化锌避雷器。
3.2.4.2110kV配电装置
断路器选用额定电流为2500A、开断能力40kA、动稳定水平为100kA的SF6合资厂瓷柱式断路器。
母线侧隔离开关选用单柱垂直断口剪刀式隔离开关、线路侧选用双柱水平旋转单断口合资厂隔离开关，额定电流为2500A、热稳定电流40kA/3s、动稳定水平为100kA，
110kV母线电压互感器采用电容式电压互感器，设2个保护级、1
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