#01初设说明书.docx
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#01初设说明书
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站综合改造工程
（项目编号：
）
初步设计说明书
（图号：
）
二0一0年四月
审核：
校核：
编制：
1总的部分
1.1设计依据
1）
2）
3）国家及电力行业规程规范；
4）
1.2设计范围及原则
1.2.1设计范围
1）更换#1、#2主变压器2台；
2）更换#1、#2主变110kV进线间隔设备；
3）更换110kV母线PT间隔设备；
4）更换#1、#2主变中性点设备；
5）更换110kV线、线、线线路避雷器；
6）更换35kV母线；
7）更换#1主变、#2主变35kV进线间隔设备；
8）更换所有35kV配电装置设备；
9）更换结合滤波器、耦合电容及阻波器；
10）改造除电容器外的所有10kV配电装置设备；
11）更换低压配电系统站变；
12）全站地网改造；
13）全站照明系统改造；
14）负荷转接及转供电通讯迁移；
15）新建综合楼一座；
16）改造围墙及大门；
17）场地改造；
18）改造消防系统。
以上改造内容相关的电气一次、电气二次及土建部分。
1.2.2设计原则
1）本期改造工程设备选型及设备的短路水平、控制保护方式、电气布置及土建基础型式均和前期工程保持一致；
2）本期工程改造内容应遵循专业的关联性和生产运行及资金预算相结合原则。
3）户外设备防污等级按Ⅲ级考虑。
1.3建设规模及改造内容
1）建设规模见下表:
项目名称
原有建设规模
本期建设规模
远期建设规模
主变压器
2×31.5MVA
2×40MVA
2×40MVA
110kV线路
3回
/
5回
35kV线路
4回
/
6回
10kV馈线
10回
15
24回
无功补偿装置
2×2×4000kVar
/
2×2×4000kVar
2）改造内容见下表:
项目名称
原有
本期改造
主变压器
2台
更换2台
110kV断路器
6台
更换2台
110kV隔离开关
16组
更换5组
110kV电流互感器
18台
更换6台
110kV母线电压互感器
3台
更换3台
110kV避雷器
3台
新增9台，更换3台
单极隔离开关
2台
更换2台
中性点避雷器
2台（变高中性点）
更换2台
2台（变中中性点）
更换2台
中性点电流互感器
2台
更换2台
110kV旁路母线
LGJ-185/25
更换为LGJX-300/40
35kV主母线
LGJ-185/25
更换为LGJX-300/40
35kV主变进线
LGJ-185/25
更换为ZR-YJV-26/35-1×500
35kV断路器
7台
更换7台
35kV隔离开关
17组
更换17组
35kV电流互感器
21台
更换21台
35kV线路电压互感器
4台
更换4台
35kV避雷器
24台
更换24台
35kV母线电压互感器
6台
更换6台
35kV线路阻波器
4台
更换1台
35kV结合滤波器
4台
更换1台，取消3台
35kV耦合电容
4台
更换1台，取消3台
35kV站用变压器
1台
更换1台，取消3台
10kV智能接地保护装置
/
新增2套
10kV高压开关柜
18面
更换18面，新增10面
10kV站用变
1台
更换1台
２电气一次部分
3电气二次部分
3.1站内监控系统
本站综合自动化系统改造2009年已完成，综合自动化厂家为南京南瑞继保护电气有限公司，本期工程在2009年综自改造工程的基础上对全站设备进行综合改造，站内综合自动化系统采用分层分布式结构，以间隔为单位，接对象进行设计。
3.1.1系统结构
整个变电站自动化系统分为站控层和间隔层，网络按双网考虑，网络结构配置详见图纸《监控系统网络结构图》。
站控层采用双以太网，连接主机/操作员站、远动工作站、保信子站、五防工作站和打印机等，置于综合楼主控室内。
间隔层按间隔配置，实现就地监控功能，连接各间隔单元的智能I/O设备等，置于综合楼主控室内。
在站控层设置远动工作站，按双通道考虑，并根据需要配置调度数据网接入设备。
3.1.2控制、操作及防误闭锁
1）本期监控范围：
·主变压器本体2台
·110kV线路3回
·110kV旁路1回
·110kV所有断路器、隔离开关及接地刀闸
·35kV线路4回
·35kV分段1回
·35kV所有断路器
·10kV补偿电容器4组
·35kV/380V站用变1台
·10kV/380V站用变1台
·10kV接地变2台
·10kV所有断路器
·380V断路器
·直流系统
·交流不间断电源
·图像监视及安全警卫系统
·公用设备（如火灾自动报警系统）等
2）本期监控方式：
断路器控制分成以下四种情况：
·远方（集控站/调度中心）操作
·变电站自动化系统后台操作
·主控室（测控屏）操作
·就地（配电装置）操作
电动隔离开关控制分成以下三种情况：
·远方（集控站/调度中心）操作
·变电站自动化系统后台操作
·就地（配电装置）操作
3）操作
为使变电站自动化系统能安全可靠地运行，变电站自动化系统须具有相应的安全、保护措施。
·设置操作权限：
依据操作员权限的大小，规定操作员对系统及各种业务活动的使用范围；
·操作的唯一性：
在多种操作方式下，如确定一种操作方式，就必须闭锁其它操作方式；
·对运行人员的任何操作，计算机都将做命令合法性检查和闭锁条件检查；
·操作应按选点、校验、执行的步骤进行。
4）防误闭锁
2009年综自改造工程中，已按和变电站自动化系统一体化配置要求增加了一套变电站自动化五防系统，并已满足《广东电网110~220kV变电站自动化系统技术规范》要求。
变电站五防子系统应由站控层防误和间隔层防误两层构成，站控层防误包括防误闭锁软件系统、电脑钥匙及锁具，间隔层防误是由测控装置的软件逻辑闭锁来完成。
现场布线式电气闭锁也作为整个变电站五防的组成部分，并应满足《广东电网防止电气误操作闭锁装置技术规范》要求，实现本间隔内电动隔离开关（接地开关）、断路器之间的电气闭锁，以及为完成线路倒闸操作所必需的母线接地开关和线路隔离开关之间跨间隔的电气闭锁。
现场布线式单元电气闭锁和变电站自动化系统五防子系统相互配合，共同完成刀闸闭锁，正常操作时，二者之间逻辑为“和”的关系。
3.1.3同期
同期点为全站110kV线路、35kV线路断路器，110kV线路同期功能由变电站自动化系统各间隔的测控单元完成，35kV线路断路器同同期功能由35kV线路保护装置完成，站控层能对同期操作过程进行监测和控制。
不同断路器的同期指令间应相互闭锁，以满足一次只允许一个断路器同期合闸，同期功能应能进行状态自检和设定，同期成功和失败均应有信息输出，同期操作过程应有发令、参数计算、显示及确认等交互形式。
操作过程及结果应予以记录。
同期还具有远方控制检无压/同期功能。
3.1.4信号系统
信号系统采用变电站自动化系统，事故及异常时发出音响报警，同时画面闪烁，并打印存盘。
3.1.5系统功能
1）运行监视功能：
主要包括变电站正常运行时的各种信息和事故状态下的自动报警，站内变电站自动化系统能对设备异常和事故进行分类，设定等级。
当设备状态发生变化时推出相应画面。
事故时，事故设备闪光直至运行人员确认，可方便地设置每个测点的越限值、极限值，越限时发出声光报警并推出相应画面。
2）具有事故顺序记录和事故追忆功能：
对断路器、隔离开关和继电保护动作发生次序进行排列，产生事故顺序报告。
3）运行管理功能：
可进行自诊断，在线统计和制表打印，按用户要求绘制各种图表，定时记录变电站运行的各种数据，采集电能量，按不同时段进行电能累加和统计，最后将其制表打印。
记录设备的各种参数，检修维护情况，运行人员的各种操作记录，继电保护定值的管理，操作票的开列。
4）无功/电压控制：
通过控制主变压器低压侧电容器的自动投切及主变分接头来控制主变压器高、低压侧的电压和无功功率。
5）远动功能：
满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至调度中心/集控站，并支持接入调度数据网，能将调度中心/集控站下发的遥控、遥调命令向变电站间隔层设备转发。
远动工作站应双机配置，应能根据运行需求设置为双主机或热备用工作方式。
双配置的调制解调器的工作电源应取自不同的直流母线段，调制解调器传送各级调度的通讯模块应独立配置，且宜支持热插拔。
当远动装置采集不正常时，传送调度端的信息必须保留原数据并在品质标志位打上品质标志。
应提供两路不同路由通道至地调系统。
调度数据网投运后提供一路网络通道、一路专线通道。
不具备网络条件的，提供两路专线通道。
6）具有良好的人机界面，可在线编辑各种画面和表格。
7）具有系统自诊断功能。
8）具有远方维护和远方诊断功能。
9）具有非全相监视功能。
10）变电站二次系统的网络安全防护按《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》和《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》的要求执行。
本期综合改造暂不考虑。
3.1.6参数采集
间隔层设备交流工频电量测量应采用交流采样方式，精度0.5级及以上。
电气额定值
·额定直流电压：
220VDC
·额定交流电压：
100V
·额定交流电流：
5A
·额定频率：
50Hz
·交流电源：
220/380VAC
1）模拟量
·主变压器：
各侧电流、电压、有功功率、无功功率、变压器线圈温度、变压器油温、有载调压开关档位、中性点电流
·站用变压器：
高、低压侧电流、低压侧电压
·线路：
电流、电压、有功功率、无功功率
·母线：
电压、频率
·母联：
电流、电压、有功功率、无功功率
·静态补偿装置：
电流、无功功率
·直流系统：
蓄电池正反向电流、蓄电池电压、充电机电流和电压、直流母线电压、直流系统正对地电压、直流系统负对地电压
2）开关量
·所有高压断路器位置（双位置）
·所有高压隔离开关、接地刀闸位置（双位置）
·380V断路器位置
·直流主回路开关位置
·主变压器调压开关位置
·保护动作总信号
·重合闸动作信号
·备自投动作信号
·变电站事故总信号
·就地/远方转换开关位置
·断路器操作机构异常信号
·控制回路断线信号
·保护报警信号
·保护装置故障信号
·本体设备异常信号
·自动装置异常信号
·直流系统异常信号
·火灾报警装置故障信号
·UPS装置故障信号
·GPS装置故障信号
3）计算机监控系统的技术参数应满足《广东电网110～220kV变电站自动化系统技术规范》
3.1.7系统接口
变电站综合自动化系统应具备有通讯接口，可通过规约转换器接入直流系统、火灾报警系统、电能采集系统、图像监视及安全警卫系统、消弧线圈自动调节系统（或小电流接地选线装置）等其它设备。
3.1.8GPS对时系统
09年综自工程中，已配置一套GPS时间同系统，厂家为武汉中元华电科技股份有限公司，用于站内变电站自动化系统、各保护装置、故障录波及站内其它需对时的装置，其配置和技术要求满足《广东电网变电站GPS时间同步系统技术规范》的各项规定。
本套采用两台标准同步时钟本体。
当标准同步钟本体输出的时间同步信号不足时，时标信号扩展装置提供所需的扩充单元以满足不同使用场合的需要。
时标信号扩展装置的时间信号输入应包括两路IRIG-B（DC）时码（RS-422）输入。
时钟本体和时间同步信号扩展装置在主控室集中组屏,时钟天线安装在综合楼楼顶。
3.1.9保信子站
09年综自工程中，已配置一套保信子站系统，厂家为南京南瑞继保护电气有限公司，本保信子站采用嵌入式装置，单机配置，其技术指标、功能及通信规约满足《中国南方电网继电保护故障信息系统通信和接口规范（2006年修订版）》、《广东电网110~220kV变电站自动化系统技术规范》的各项要求。
3.2二次接线
3.2.1直流系统
09年综自改造工程中，已实现直流系统双重化配置，已新增一套容量为300AH的直流系统，厂家为泰坦科技股份有限公司，其充电屏及馈线屏在主控室组屏安装。
新增的直流系统和站内原有直流系统组成双充双蓄模式，控母和合母分开，设降压硅链，电压为220V，全站事故停电按2小时考虑设计。
直流系统采用单母线分段接线，设分段开关，每段母线各带一套充电装置和一组蓄电池组，充电装置采用高频开关电源，模块按（3＋1）×20A配置，蓄电池采用阀控式密封铅酸电池，单体电压2V，每组108只，支架安装。
每套系统设一套微机型绝缘监测装置和蓄电池容量检测仪，直流系统具有智能化功能并能和站内自动化系统通信。
新增蓄电池组和原有蓄电池组采用支架安装在专用蓄电池室内。
直流系统采用混合型供电方式；变电站自动化系统站控层及网络设备采用辐射型供电方式，间隔层测控装置宜采用环形供电方式；110kV及主变部分保护所需直流电源采用辐射型供电，每一安装单位均直接从直流馈电屏获取电源；10kV部分采用保护、测控合二为一的装置，按每台变压器对应的低压侧母线，分别采用环形供电方式，且控制操作电源和保护电源必须分开。
3.3.2交流不间断电源
09年综自改造工程中，已配置一套2×3kVA交流不间断电源（厂家为“烟台东方电子玉麟电气有限公司”），采用双机主从串联互为备用运行接线方式。
交流不间断电源系统不配单独的蓄电池，直流电源采用站内的直流系统。
交流不间断电源系统组屏一面，集中布置于主控室。
由交流不间断电源系统供电的设备包括变电站自动化系统计算机及交换机设备，远动设备，火灾报警系统，调度数据网交换机、五防工作站、门禁系统等不能中断供电电源的重要生产设备。
变电站遥视系统主机可接入UPS电源系统，遥视系统其它设备不宜接入交流不间断电源系统。
3.2.3计量和测量表计
09年综自改造工程中，更换了3面电能表屏及全部电能表计。
本期工程为了满足新增10kV馈线电能计量的需要，新增电能表屏1面、电能表计4只，屏体按12个电能表位布置。
本期更换设备中，全站计量用CT绕组的准确等级取0.2S级，计量用PT绕组的准确等级取0.2级.
09年综自改造工程中，已配置一套集中抄表系统，单独组屏布置在主控室，本期不做改动。
本站09年综自改造工程中，将原有测控屏全部拆除并更换成和综合自动化系统配置相应的自动化测控装置（更换后的测控屏共包含主变测控屏2面，110kV线路测控屏2面,公共测控屏1面及各母线PT间隔测控装置）。
在本期工程中，由于35kV线路保护测控装置、35kV分段保护测控装置不能满足35kV线路及分段间隔测控功能的需要，新增35kV线路及分段测控屏1面，其中包含35kV线路测控装置1套，35kV分段测控装置1套。
3.2.4抗干扰措施及二次电缆的选择
应采取下列抗干扰措施：
1）10kV配电装置室至综合楼主控室间网络通信介质采用光纤，各智能I/O模块间通信采用双绞线带屏蔽的计算机专用电缆；
2）不同电平的回路，不合用同一根电缆；
3）CT的二次回路接地：
独立的、和其它CT二次回路没有电的联系的CT二次回路，在就地端子箱处一点接地。
4）经主控室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，只应在主控室将N600一点接地，各电压互感器二次中性点在开关场地接地点应断开；为保证接地可靠，各电压互感器地中性线不得接有可能断开的断路器或接触器等。
5）站内敷设独立的户内二次接地网，该接地网全网由截面不小于100mm2的铜排构成。
在主控室、通信室楼板下的电缆层中，按屏柜布置方向敷设首末端相连的专用接地铜排网，形成户内二次接地网。
该接地网按终期屏位上齐来敷设，并以一点通过截面100mm2的绝缘阻燃铜导线和变电站主地网引下线可靠连接接地。
10kV配电装置室内的二次电缆沟中敷设不小于100mm2的二次专用铜排，其末端在配电装置室内通过截面100mm2的绝缘阻燃铜导线和变电站主地网引下线可靠连接，该铜排还应通过截面100mm2的铜导线和主控室内的二次接地网可靠连接。
6）主控室内的屏外壳焊接在基础槽钢上后和主接地网可靠连接。
7）二次屏柜的具体接地措施应严格按照《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》和《广东省电力系统继电保护反事故措施2007版》进行设计。
8）主控室应符合《计算机场地技术条件》（GB2337-89）规定，尽可能避开强电磁场、强振动源和强噪音源的干扰，采取屏蔽、防静电、防尘、防潮、防噪声、防火等措施，保证设备的安全运行。
9）电流、电压回路电缆芯线截面，一般不小于2.5mm2；信号回路电缆芯线截面，一般不小于1.5mm2；保护操作箱至机构箱控制回路电缆芯线截面，一般不小于2.5mm2。
除以上措施外，最有效的方法是选用屏蔽性优越的电缆，根据电力系统反措要点，本工程选用阻燃B类铜芯单屏蔽电缆，其屏蔽层应两端接地。
3.2.5二次系统防雷接地
变电站二次系统的防雷接地应按照《广东电网公司变电站二次系统防雷接地规范》的技术要求实施，其中二次防雷措施分别在站内监控系统、GPS时间同步系统、直流系统、站用电系统、交流不间断电源系统、图像监控系统中完成。
3.3继电保护及安全自动装置
3.3.1继电保护
现站内保护中，110kV塔忠甲线、110kV塔忠乙线、110kV忠连线及110kV旁路为南瑞继保公司的RCS－941A线路保护装置，本期工程予以保留。
其余35kV线路、10kV线路及主变保护在09年综自改造工程中已全部更换，本期不做改动，仅新增10kV线路及站用变保护测控屏1面，所有保护装置均在主控室内组屏安装。
3.3.1.1主变保护
09年综自改造工程中，已配置主变保护屏2面，各保护装置功能如下：
1）差动保护装置
采用微机型三卷变压器差动保护，功能应具有：
（1）差动速断保护；
（2）二次谐波制动的比率差动保护；（3）高压及中压侧过流保护（两组电流输入回路）；（4）CT断线判别、闭锁。
2）后备保护
采用微机型保护，主要功能应有：
（1）三段复合电压闭锁过流保护（I、II段可带方向）；
（2）接地零序保护（三段零序过流）；（3）不接地零序保护（一段定值二段时限的零序无流闭锁过电压保护，一段定值二段时限间隙零序过流保护）；（4）过负荷发信号；（5）启动变压器自冷系统；（6）过载闭锁有载调压；（7）独立的操作回路及故障录波。
3）非电量保护
装置的功能是对来自主变本体的非电量接点（如瓦斯、温度等）动作后发出中央信号、远动信号，并起动跳闸出口。
3.4.1.2110kV线路保护
现站内共有110kV塔忠甲线、110kV塔忠乙线、110kV忠连线及110kV旁路线路保护装置共4套，组2面屏，保护装置型号均为南瑞继保公司的RCS－941A，本期保留并迁移至新主控室。
110kV线路保护装置包括三段式接地和相间距离保护，该保护具有定值编组、多组定值切换、相继动作、后加速、自动重合闸等功能。
保护动作于跳110kV线路断路器。
重合闸具有检同期、检无压及不检三种方式，重合闸的起动具有保护起动及开关位置不对应起动两种方式（可由定值选择）。
3.4.1.335kV线路保护
09年综自改造工程，已配置35kV线路保护测控屏1面，含4套35kV线路保护测控装置，主要功能有：
（1）二段定时限过流保护；
（2）三相一次重合闸（检无压）；（3）过负荷保护；（4）合闸加速保护（前加速或后加速）；（5）低压解列保护。
3.3.1.410kV和35kV分段断路器保护
09年综自改造工程中，已配置35kV、10kV分段保护及备自投屏1面，含2套分段保护测控装置，主要功能有：
（1）二段定时限过流保护（三相式）；
（2）独立的操作回路及故障录波。
3.3.1.510kV馈线保护
09年综自改造工程中，已配置10kV线路保护测控屏2面，含12套10kV馈线保护测控装置，本期为了满足新增10kV馈线保护功能的需要，新增10kV线路及站用变保护测控屏1面，其中含10kV线路保护测控装置3套，主要功能应有：
（1）二段定时限过流保护；
（2）零序过流保护/小电流接地选取线（设计选择小电流接地选线）；（3）三相一次重合闸（检无压或不检）；（4）过负荷保护；（5）合闸加速保护（前加速或后加速）；（6）低周减载保护；（7）独立的操作回路及故障录波。
3.3.1.610kV电容器组保护
09年综自改造工程中，已配置10kV电容器保护测控屏1面，含4套10kV电容器保护测控装置，主要功能有：
（1）二段定时限过流保护（三相式）；
（2）过电压保护；（3）低电压保护；（4）不平衡电压保护（零序电压保护）；（5）独立的操作回路及故障录波。
3.3.1.7站用变保护
1）35kV站用变
35kV站变选用高压熔断器进行保护。
2）10kV站用变
本期工程10kV站用变配置1套微机型10kV站用变保护测控装置，和新增的3套10kV线路保护测控装置共组屏1面，主要功能应有：
（1）二段定时限过流保护；
（2）高、低侧零序过流保护；（3）过负荷保护；（4）独立的操作回路及故障录波。
3.3.1.610kV接地变保护
本期新增智能型接地综合保护装置2套，智能型接地综合保护装置为智能一体化装置，集高压开关柜、综合保护装置、消弧功能、接地选线等功能于一体，下放布置于高压室内，并具备通讯接口可以和监控系统通讯。
3.3.2自动装置
3.3.2.1自动重合闸装置
110kV、35kV及10kV线路均设有自动重合闸装置。
3.3.2.2电压无功综合控制装置
采用综合自动化系统内的电压无功综合控制模块来实现10kV电容器组及主变有载调压开关的自动调节。
3.3.2.3低周减载及备自投装置
09年综自改造工程中，已配置低频低压减负荷装置屏1面，厂家为北京华瑞泰系统控制技术公司，用于110kV线路低频低压减负荷控制，独立组屏安装在主控室内，本期不做改动。
09年综自改造工程中，110kV线路设线路备自投装置，和110kVPT测控装置共组屏一面，35kV、10kV分段设分段备自投装置，和35kV、10kV分段保护测控装置共组1屏，本期均不做改动。
09年综自改造工程中，站用电低压系统已设2套ATS自投装置。
3.3.2.4故障录波
09年综自改造工程中，已配置一套故障录波装置屏，厂家为深圳市双合电脑系统股份有限公司，用于对主变、110kV线路及母线等重要设备的模拟量、开关量以及保护装置动作情况进行监视，本期不做改动。
3.3.2.5PT并列
09年综自改造工程中，35kV、10kV设母线PT并列装置，和35kV、10kVPT测控装置共组1屏，本期均不做改动。
3.4二次设备的布置
本方案二次设备采用综合楼集中布置方式。
全站共设一个主控室、两个专用蓄电池室、一个通信机房和一个通信专用蓄电池室。
主控室：
用于放置测控、保护、计量、直流屏、远动工作站、操作员工作站、微机五防工作站、保信子站、图像监视及安全警卫系统机柜、GPS时钟系统屏、不间断电源及电能采集系统等二次屏柜。
专用蓄电池室：
用于放置二次设备专用直流蓄电池组。
通信机房：
用于放置通信专业机柜。
通信专用蓄电池室：
用于放置通信设备专用直流蓄电池组。
10kV保护测控装置和电度表屏集中安装在主控室内，10kV高压室内不设二次屏柜。
放置于主控室的二次屏柜均采用尺寸为2260mm（高）x800mm（宽）x600mm（深）的前后开门形式柜体，单列布置。
放置于通信机房的二次屏柜均采用尺寸为2200mm（高）x600m
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