曙光110kv变电站设计说明书.docx
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曙光110kv变电站设计说明书
曙光110kV变电站
初步设计说明书
安庆电力规划设计院
工程设计证书编号：
A234009961
2013年01月安庆
1总的部分
1.1编制依据
1.2用户资料
1.3主要设计原则
1.4设计范围
2接入系统
2.1主要技术原则
2.2接入系统方案
3电气一次部分
3.1电气主接线
3.2短路电流及主要设备、导体选择
3.3过电压保护、绝缘配合及接地
4电气二次部分
4.1微机保护及自动装置配置
4.2系统通信
4.3系统调度自动化
4.4电能质量在线监测
4.5交直流一体化电源系统
4.6电能表
4.7二次室屏位布置
4.8二次设备的接地、防雷、抗干扰
5电气总平面布置及配电装置
5.1电气总平面布置
5.2配电装置
5.3防雷接地
5.4电缆设施
6土建
6.1综述
6．2站区总平面布置
6．3站区建筑
6．4站区结构
6．5给水、排水
6．6采暖通风
6．7消防
1总的部分
1.1编制依据
1.1.1《35-110kV变电所设计规范》（GB50059-1992）
1.1.2《35-110kV无人值班变电所设计规范》（DL/T5103-1999）
1.1.3《城市电力网规划导则》等国家和电力行业有关110kV变电站设计、通信设计和调度自动化设计的标准、规程、规范及国家有关安全环保等建设工程强制性标准
1.1.4国家电网公司《十八项电网重大反事故措施》、《输变电设备技术标准》、《预防输变电设备事故措施》、《电力系统无功补偿配置技术原则》等有关企业标准和规定。
1.2用户资料
安庆新曙光精细化工有限公司是安庆市曙光化工股份有限公司全资子公司，位于安庆市区，该公司主要产品有：
液体氰化钠、合成氨、碳酸氢铵、乙二胺四乙酸及其钠盐、硫酸铵、甲醛，氰化银、氰化银钾、氰化亚金钾等贵金属盐，还向中石化安庆分公司提供备用氢源。
该公司厂区现已规划为城市商住区，市政府要求其搬迁至新建的化学工业区。
正在建设的中石化安庆分公司“800万吨炼化一体化”项目建成后所需原料氢气用量将大幅增加，需要有能随时供氢的备用制氢装置。
同时，正在建设的中石化安庆分公司“21万吨/年丙烯腈扩建”项目建成后装置副产的氢氰酸须就地利用。
2011年安庆市政府、中石化安庆分公司、安庆曙光化工股份有限公司三方达成协议，由安庆市曙光化工股份有限公司牵头合资建设煤制氢项目，为中石化安庆分公司工程配套提供备用氢源，同时为丁辛醇项目提供原料气。
根据市政府关于该项目建设协调会议纪要，要求新建项目与老厂区搬迁有机结合、一同推进，安庆市曙光化工股份有限公司决定将位于市中心的新曙光精细化工有限公司整体搬迁至安庆化学工业区进行改造升级，总体项目名称确定为“安徽曙光化工集团改造升级工程”，分为煤制氢和精细化工产品2个子项目。
根据市政府关于该项目建设协调会议纪要，要求新建项目与老厂区搬迁有机结合、一同推进，安庆市曙光化工股份有限公司决定将位于市中心的新曙光精细化工有限公司整体搬迁至安庆化学工业区进行改造升级，总体项目名称确定为“安徽曙光化工集团改造升级工程”，分为煤制氢和精细化工产品2个子项目。
上述项目实施后预计本期工程（2014年）用电负荷将达到35.5MW，终期再新增86.6MW，总用电负荷达到122.3MW。
根据安徽省电力公司皖电营销〔2010〕892号文《关于印发安徽省电力公司客户电力负荷等级认定指导意见的通知》，并根据安庆市经济和信息化委员会意见，会议确认本工程本期总负荷中主要为二级负荷（占约95%以上），少量为一级（162.2kW）、三级负荷，终期新增86.6MW主要为三级负荷（77.4MW）,少量为二级负荷（9.4MW）。
1.3主要设计原则
按照无人值班变电所设计，设备及自动化系统的设计选型满足安全可靠的原则；追求变电站的基本功能和核心功能，以节能和环保为中心，优化设备配置，实现变电站功能的集成整合。
电气主接线清晰明朗，维护方便，操作便利，节约投资。
1.4设计范围
变电站围墙以内的全部生产及辅助生产设施、附属设施的工艺和建（构）筑物的土建设计、进站道路、站内生活用水、消防及暖通。
2接入系统
2.1主要技术原则
本工程接入系统方案以安庆电网接线现状为基础，并与安庆电网规划和安庆市曙光化工股份有限公司内部供电规划相结合，既保证电网稳定安全运行，也满足用户供电需要，充分考虑技术、经济的合理性，便于调度管理。
2.2接入系统方案
根据地区电网规划，可供接入的系统变电站主要是220kV安庆变和规划中的220kV晴岚变，本站以2回110kV线路接入系统，1回至220kV安庆变（总长约5km，其中架空线和电缆段长度分别为3km和2km），1回至220kV晴岚变（约8km）。
3.电气一次部分
3.1电气主接线
3.1.1变电站设计规模
（1）主变压器：
变电站本期建设2台三相双绕组自冷式全封密封有载调压变压器，容量为50MVA，电压等级为;115/10.5,最终建设3台同容量变压器。
（2）110kV出线：
本期2回，最终2回。
（3）10kV出线：
本期24回，最终36回。
（4）无功补偿：
最终每台主变压器各配置1组8MVar无功补偿并联电容器组，本期装设2组，电容器组采用单星形接线。
3.1.2110kV电气主接线
最终2回架空进出线，3回主变压器进线，采用单母线分段接线；本期2回架空进线，2回变压器进线，采用单母线分段接线，装设2组母线设备。
3.1.310kV电气主接线
最终36回电缆出线，3回主变压器进线，采用单母线4分段接线；本期24回电缆出线，2回主变压器进线，采用单母线3分段接线，装设母线分段断路器及3组母线设备。
10kV无功补偿装置最终每台主变压器配置1组8.0MVAR电容器组，分别接于10kV的3段母线上，本期装设2组8.0MVAR电容器。
3.1.4中性点接地方式
主变压器110kV中性点采用避雷器加保护间隙保护，经隔离开关接地，10kV侧中性点不接地。
3.2短路电流及主要设备、导体选择
3.2.1短路电流水平
考虑终期两台主变短时并联运行方式下，经过计算110kV母线最大短路电流为8.796kA，10kV母线最大短路电流为26.858kA（未考虑自备余热机组并网），确定110kV母线的短路电流为31.5kA水平，10kV母线短路电流为31.5kA水平。
3.2.2主要电气设备选择
变电站海拔高度为1000m以下，电气设备的抗震校验烈度为7度，并参照《安徽电网污区分布图（2011版）》，设备的外绝缘按E2级防污标准选择，110kV户外电气设备泄露比距为3.5cm/kV（按系统最高运行电压计算），10kV户外电气设备泄露比距为3.8cm/kV（按系统最高运行电压计算），户内设备泄露比距为2.0cm/kV（按系统最高运行电压计算）。
所有电气设备选择以国产设备为主。
（1）变压器
为便于变电站无人值班管理，110kV主变压器选用低损耗、检修周期较长的三相双绕组自冷式全密封有载调压变压器。
主变压器的选型及主要技术参数见表
项目
技术参数
备注
主变压器型号
SZ11-50000/115
额定容量
50000kVA
容量比
100%/100%
电压比
115±8x1.25%/10.5
断路阻抗
Uk%=15
连接组别
YNd11
调压方式
有载调压
冷却方式
自冷式
中性点接地方式
经隔离开关接地
高压侧中性点附套管电流互感器
（2）110kV电气设备
110kV采用SF6气体绝缘封闭组合电气（GIS）。
GIS具有可靠性高、占地省、少（免）维护等优点，110kV主要电气设备的选型及主要技术参数选择见表
名称
形式
额定电压（kV）
最高工作电压（kV）
额定电流（A）
开断电流（kA）
（4s）额定短路耐受电流（kA）
额定短路关合电流（kA）
（3s）热稳定电流（kA）
动稳定电流峰值（kA）
户内全封闭组合电气（GIS）
3相共箱
126
126
2000
31.5
80
隔离、开关（出线、主变进线、母线分段回路）
126
126
2000
31.5
80
母线电压互感器
电容式
110
126
电流互感器
110
126
2x600
31.5
80
（3）10kV电气设备
选用铠装移开式户内交流金属封闭开关柜，柜中断路器选用真空断路器，干式电流互感器，交流无间隙金属氧化锌避雷器，干式电压互感器，10kV高压开关柜内主要设备的选型及技术参数选择表
名称
形式
额定电压（kV）
最高工作电压（kV）
额定电流（A）
开断电流（kA）
（4s）热稳定电流（kA）
（2s）热稳定电流（kA）
动稳定电流峰值（kA）
断路器（进线回路）
ZN[]-12/T
12
12
3150
40
40
100
断路器（出回路）
ZN[]-12/T
126
12
1250
31.5
31.5
80
电流互感器（进线）
干式
10
12
3000
40
100
电流互感器（电容）
干式
10
12
400
31.5
80
电流互感器（出线）
干式
10
12
600
31.5
80
母线电压互感器
干式
10
12
氧化锌避雷器
干式
10
12
（4）10kV并联电容器装置
根据国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则，110kV变电站的容性无功补偿以变压器损耗为主，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。
每台变压器在10kV侧配置1组电容量为8.0MVA的并联电容器组，采用压控调容分9档投切方式。
并联电容器补偿装置采用屋内成套装置，电容器组串接6%的干式串联电抗器。
电容器组、干式串联电抗器、放电线圈、氧化物避雷器、隔离开关等设备由厂家供货，电容器选用无重燃的真空断路器进线投切。
（5）站用电
干式接地变兼做站用变压器。
3.2.3导体选择
各电压等级的导体，在满足动、热稳定、电晕和机械强度等条件下进线选择，母线允许载流量按发热条件考虑，主变压器按经济电流密度选择。
110kV侧导线采用软母线，10kV侧采用硬母线,10kV母线最大按穿越功率按1.3倍主变压器容量计算。
（1）导体选择的原则
1）母线的载流量按终期要求的最大通流容量考虑，按发热条件小样导体截面，
2）主变压器进线的导线截面按经济电流密度选择。
3）各级电压设备引线按回路通过的最大电流选择导体截面，按发热条件校验。
（2）导体选择结果如表
电压（V）
回路名称
回路最大工作电流（A）
选用导体
导体截面选择的控制条件
根数x型号
载流量（A）
110Kv
母线
788
GIS铜母线
2000
由载流量控制
主变进线
262（本期）
788（终期）
LGJ-300/40
754
由经济电流密度控制
10kV
母线
3753
3X（TMY-125X10）
3816
由载流量控制
主变进线
2887
3X（TMY-125X10）
3816
由经济电流密度控制
3.3过电压保护、绝缘配合及接地
3.3.1根据DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》中规定，本设计过电压保护设计包括：
（1）为防止线路雷电波过电压，在主变压器10kV出口及110kVGIS出口上装设交流无间隙金属氧化物避雷器；为保护主变中性点绝缘，在主变中性点装置交流无间隙金属氧化物避雷器及放电间隙保护。
（2）10kV并联电容器根据规定装设交流无间隙金属氧化物避雷器保护。
（3）当10kV系统单项接地故障电流超过10A时，在主变10kV侧装设消弧线圈。
（4）为消除谐振过电压，在10kV母线电压互感器的中性点装设消谐器，在开口绕组装设消谐装置。
3.3.2绝缘配合
电气设备的绝缘配合基于避雷器保护水平，设备所承受的操作过电压和大气过电压均由避雷器来限制，及设备的绝缘水平取决于避雷器的保护性能，设计中选用交流无间隙金属氧化物避雷器。
3.3.3直击雷保护
本变电站为户内型，为使变电站建筑在受到直击雷和感应雷击时能可靠地保护，因此在建筑物的顶部设置避雷带作为直击雷保护，楼顶避雷带网管部大于8米，并通过构造柱内钢筋与主接地网相连接，
3.3.4电气设备外绝缘
（1）根据站址所处的环境污秽等级按E2级考虑，依据GB/T6434-1996规定，对中性点直接接地系统的110kV户外GIS套管外绝缘泄露比距》25kVmm/kV（按系统最高电压计算），户内电气设备外绝缘泄露比距>20kVmm/kV。
3.3.5接地
接地网采用水平敷设的接地干线为主，垂直接地极为辅联合构成的复合式人工接地装置，并在接地引下线及避雷器处设集中接地装置，考虑到土壤对接地体的腐蚀，接地体寿命按30年，年腐蚀率取0.1mm，接地装置材料选-40x5mm热镀锌扁钢。
4，电气二次部分
4.1微机保护及自动装置配置
1、变压器保护采用微机型，按“继电保护和安全自动装置技术规程”及省公司反事故措施配置。
主保护有瓦斯保护及差动保护，高压侧相间后备保护有复合电压闭锁方向过流保护及复合电压闭锁过流保护，另外在高压侧还装设两段零序过流保护，在中性点装设放电间隙零序过电流和零序过电压保护；低压侧装设时限速断、复合电压闭锁过流保护，保护为二段式；另外在高、低压侧还装设过负荷保护。
2、110kV安庆变—曙光变线路、晴岚变—曙光变线路：
曙光变本期按末端负荷变考虑，不配110kV线路保护。
考虑后期曙光变有余热机组接入，本期分别在安庆变和晴岚变新配置1套110kV线路光纤电流差动保护，本期只使用其距离保护功能。
其中晴岚变新配的110kV线路保护按保护测控一体化配置，晴岚变另配置2台过程层网络交换机置于本线路保护测控柜内。
本站按终期配置，配置2套光纤差动保护装置，2套线路测控装置，保护本期不投运，只使用保护的断路器操作箱功能。
3、10kV线路、电容器、分段及接地变采用微机型保护测控一体化装置，分散安装于开关柜上。
4、消弧线圈自动控制屏2面，放在二次设备室。
5、有载调压采用自动控制，装置设有标准的网络接口用于和综合自动化系统接口。
6、故障录波器：
曙光变配1面110kV数字式线路故障录波器柜,线路与主变合用。
安庆变和晴岚变110kV线路已分别配置了故障录波器和故障录波及网络分析一体化装置，可继续使用。
7、110kV备用电源自投装置：
曙光变配置1台110kV备用电源自投装置，所配置的备自投应能实现两条线路互投和分段开关自投。
备用电源自投装置含110kV进线开关和分段开关三相操作箱。
4.2系统通信
（1）光缆建设方案
随110kV晴岚变—曙光变新建线路，架设1根24芯OPGW光缆,长度约8km，形成曙光变—晴岚变光缆通道。
曙光变经晴岚变接入安庆地区电力光纤通信网络，沟通至安庆地调。
（2）通信设备配置
曙光变配置1台SDH-155M光端机，曙光变和安庆地调配置1对PCM接入设备。
曙光变配置1套综合配线设备及2套DC/DC变换器。
晴岚变地区网光端机扩充1块155M光接口板，用于曙光变的接入。
4.3系统调度自动化
1、调度关系和远动信息传输方式根据《安徽省电力系统调度规程》规定，110kV曙光变由安庆地调调度管辖。
远动信息采用调度数据网络和常规点对点专用通道两种方式传输到安庆地调。
本站配置1套调度数据网接入设备（含交换机、路由器）、1套二次系统网络安全防护设施（包括专用的安全隔离防护装置、硬件防火墙和网络安全管理软件，并配置相应的IP认证加密装置）。
预留1屏位用于第二平面接入。
2、远动装置、远动电源及时间同步系统曙光变考虑配置1套计算机监控系统，为避免设备重覆配置和功能相互覆盖，站内不再设置独立的远动装置，远动功能由计算机监控系统实现（远动通信装置嵌入计算机监控系统中，双重化配置）。
为保证站控层计算机、远动装置及网络设备的可靠供电，在曙光变配置1台不停电电源装置。
曙光变配置1套公用的时间同步系统（可嵌入计算机监控系统中）。
4.4电能质量在线监测
安庆变、晴岚变各加装1套电能质量在线监测装置
4.5交直流一体化电源系统
本站采用交直流一体化电源系统，将站用交流电源系统、直流电源系统、逆变电源系统、通信电源系统等一体化设计、一体化配置、一体化监控，共享直流电源的蓄电池组，并采用DL/T860通信标准与与站控层交换信息，实现对一体化电源系统的数据采集和全参数统一管理。
本站交直流一体化电源系统组屏布置于二次设备室。
4.5.1站用交流系统
交流部分采用单母线分段接线，本站重要负荷分别接在两段母线上，以保证供电可靠性。
4.5.2直流系统
（1）直流系统配置原则及蓄电池容量选择
直流系统电压采用220V，直流系统采用单母线接线。
采用1套阀控式密封免维护铅酸蓄电池组，配置1套高频开关充电装置（充电模块按4×10A＋1×10A配置）；
蓄电池组计算容量为170.3Ah（电气负荷按终期规模2小时事故放电时间计算，通信负荷按4小时事故放电时间计算），全站直流负荷统计见表
序号
负荷名称
装置容量
W
负荷系数
或同时率
计算容量
W
负荷电流
A
冲击电流
A
事故停电时间
0~
1min
1min~2h
2h~4h
1
保护装置
5400
0.6
3240
14.7
√
√
2
系统通信
1000
0.8
800
3.64
√
√
√
3
应急照明
3000
1
3000
13.64
√
√
4
逆变电源
3000
0.6
1800
8.18
√
√
5
110kV断路器跳闸
2.5（平高断器）
√
6
10kV断路器跳闸
1.15（ABB）
√
事故放电电流（A）
44.91
40.16
3.64
注:
1、长明灯负荷考虑150W，已统计在应急照明负荷中；
2、考虑开关合闸的随机负荷共计2.5A；
3、冲击电流按主变差动作断路器数统计。
本工程蓄电池容量设计按200Ah取值。
（2）直流系统供电方式
采用直流系统屏（柜）供电方式。
二次设备室、主变室、110kV开关室的二次设备直流网络均采用辐射式供电方式，10kV开关柜直流网络采用柜顶直流小母线环网供电方式.
（3）环境保护
待蓄电池达到使用寿命后，请有资质的单位进行处理。
避免造成环境污染。
4.5.3交流不停电电源系统
交流不停电电源为计算机监控系统、GPS、电能表及数据网接入设备等重要负荷提供不间断电源。
本站采用一套逆变电源系统，主机容量按3kVA考虑。
逆变电源直流进线直接接于站内直流系统，负荷供电采用辐射方式。
4.5.4通信电源系统
站用通信电源由站内直流系统的DC/DC装置供电，配置2套48V20ADC/DC装置，两套DC/DC装置电源均引自站内直流母线。
4.6电能表
曙光变为用户变性质，按照资产分界点划分原则配置电能表，将产权分界处确定为110kV贸易结算用电能计量关口点。
安庆变和晴岚变各配置2块0.2S级电能表，本站每线各配置1块0.2S级校核电能表，所配电能表应具备谐波分量统计的功能。
4.7二次室屏位布置
二次室共布置35面屏柜，含备用1面。
配置如下
4.7.1、保护及安全自动装置柜数量
（1）主变保护柜：
本期2，终期3；每面柜含主保护、后备保护、非电量保护及两侧断路器操作箱各一套；
（2）110kV线路保护测控柜：
本期1，终期2；每面柜含光差保护及测控装置各一套；
（3）110kV备自投柜：
本期1，终期1；含110kV备自投、分段测控装置、分段断路器操作箱及110kV电压重动并列装置各一套；
（4）110kV故障录波器柜：
本期1、终期1；
4.7.2、自动化系统柜数量
（1）总控柜：
本期1，终期1；含总控单元两套、工程师站一套；
（2）公共测控柜：
本期1、终期2；每面柜含公共测控装置两套；
（3）主变测控柜：
本期1，终期3；每面柜含主变测控装置、有载调压远方控制器各一套；
（4）对时柜：
本期1，终期1；含规约转换器及对时装置各一套；
（5）调度数据网柜：
本期1，终期2；每面柜含交换机、路由器、安全隔离、硬件防火墙及IP加密认证装置各一套；
4.7.3、计量柜数量：
本期1，终期1，含0.2S级电能表2块；
4.7.4、通信系统柜数量
（1）光传输设备柜：
本期1，终期1；含SDH-155S光端机、PCM接入设备各一套；
（2）综合配线柜：
本期1、终期1；含光纤配线架（3×24）、数字配线架（21×2M）、音频配线架（100回）各一套；
4.7.5、交直流电源系统柜数量
（1）蓄电池柜：
本期2，终期2；
（2）整流及支流输出分配柜：
本期1，终期1；
（3）不间断电源及通信电源柜：
本期1，终期1；
（4）交流电源柜：
本期3，终期3；
4.8二次设备的接地、防雷、抗干扰
4.8.1二次设备室的计算机监控系统站控层设备电源采用一体化电源系统中逆变电源系统供电，逆变电源的输入输出端配置隔离变压器及防雷保护用通道避雷器用以保护站控层设备不受雷击。
4.8.2微机保护和控制装置的屏柜下部设截面不小于100mm2的接地铜排。
屏柜上装置的接地端子用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。
接地铜排用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。
4.8.3在二次设备室等二次设备的逻辑地使用100mm2的裸铜排环形连接，防止在逻辑地网中引起干扰电位差。
4.8.5全站二次控制电缆均采用屏蔽电缆，屏蔽层须良好接地，使用截面不小于4mm2多股铜质软导线可靠连接到等电位接地网的铜排上。
不同电压等级的回路不放在同一根电缆里。
4.8.6全站二次电缆敷设在二次电缆沟内或电缆桥架，二次电缆走向尽可能呈辐射状，每一回路的往返导线要在全程内安排在同一根多芯电缆内，避免形成环路。
二次电缆尽量远离高压母线和暂态电流的入地点，并尽量减少和母线的平行长度。
5，电气总平面布置及配电装置
5.1电气总平面布置
本站110kV主变户外布置，110kV、10kV电气设备户内布置，户外仅留出运输通道，电缆通道和消防距离，道路宽4米。
站区主控制楼为三层框架式建筑，地上2层，地下1层。
（1）负1层平面布置：
此层为电缆层，内设电缆挂架和二次电缆桥架。
适当位置预留电缆出口。
（2）底层平面布置：
本站底层布置工具室、10kV配电装置室、电容器室及接地变消弧线圈室，仅靠10kV配电装置室布置3台主变压器，变电器之间设防火墙隔开，所有10kV开关柜布置在10kV配电装置内，采用面对面的双列三走廊布置，开关柜与主变压器的连接以及对面双列柜之间的连接全部通过过桥箱。
（3）楼层平面布置：
本站二层
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