35kV变电站2号主变增容改造工程可行性实施报告Word文档格式.docx

1、南皮县常庄35千伏变电站2号主变增容改造工程648656新增10MVA主变一台2 电力系统2.1 电力系统现状2.1.1 南皮县地区电力系统现状截止2012年底，南皮县供电有限责任公司供电面积790平方公里，供电人口37.99万人，售电量4.8175亿kWh，供电可靠率达到99.81%，110kV及以下线损率6.73%，10kV及以下线损率为6.51%，综合电压合格率99.39%，一户一表率100%，2012年全县电网最大负荷116.5MW。截止2012年底，南皮县有220kV站1座，位于县域中部偏西位置，县城城区以东的D类地区，由原于庄-交河220kV线路破口接入系统。该站现有主变1台，主变

2、容量180MVA，由其供电的110kV站共3座，全部位于南皮县境且均为公用变电站，变压器5台，主变容量为184.5MVA。3座站中官屯110kV站位于C类地区，主要为县城城区供电，乌马营110kV站和潞灌110kV站位于D类地区，为乌马营工业区和D类地区的各乡镇和农村供电。110kV线路5条，总长度72.28km，全部为架空线路。南皮县境有35kV变电站10座，主变20台，总容量为156.15MVA；35kV线路15条，线路总长度为116.61km，全部为架空线路。南皮县电网2012年底接线图见图2.1-1。图2.1-1：2012年底南皮县电网地理接线图2.1.2南皮县电网概况截至2012年底

3、，南皮县境共有110kV变电站3座，全部为公用变电站，变压器5台，主变容量为184.5MVA。官屯站2012年最大负荷48.5MW，负载率59%。乌马营站主变容量2X31.5MVA, 2012年最大负荷52MW，负载率82%。潞灌站2012年最大负荷16MW，负载率40%。2012年南皮县最大负荷为116.5MW，全年供电量为4.82亿kWh。南皮县电网2012年接线图见图2.1-2。图2.1-2 南皮县电网2012年接线图2.1.3南皮县常庄供电区域电网概况常庄供电区域主要包括冯家口镇南部，目前该区域由常庄35kV变电站供电，常庄35KV站主变容量10+5MVA，2012年最大负荷10.5M

4、W，其上级主供电源为官屯110KV站 。2.2 负荷预测2.2.1南皮县负荷预侧2.2.1.1南皮县历史负荷概况“十五“期间，南皮县最大负荷由2000年的42MW增长到2005年的56MW，“十一五”期间，最大负荷由2005年的56MW增长到2010年的93MW，“十五”期间年均增长率达到8.5%，“十一五”期间年均增长率达到12%。南皮县用电最大负荷2012年达到116.5MW，历史负荷、电量数据见表2.2.1。表2.2.1： 南皮县历史负荷报表名称年份网供最大负荷（MW）增长率（%）全县（区）2000422005565.0 2006595.4 2007648.5 20087212.5 20

5、098120109314.8 2011101.248.9 2012116.513.1 2.2.1.2南皮县负荷预测随着南皮县五金产业聚集区、乌马营工业园的不断发展建设，南皮县十二五期间负荷仍会持续增长，预计年均递增8%，2015年达到152.8MW。南皮县负荷预测见表2.2-2表2.2-2 “十二五”期间南皮县负荷预测20132014201520162017116.5MW129.19MW144.33MW152.81MW169.9MW174.3MW 2.2.2南皮县常庄站负荷预测南皮县常庄35kV变电站站址位于冯家口镇南，主供冯家口镇南部地区。冯家口镇位于南皮北部，为工业强镇。通过对冯家口镇大用

6、户现状及用户报装情况统计分析，2012年常庄站负荷10.5MW。冯家口地处104国道，交通便利，今后该镇发展有一定潜力。预计到饱和年大用户平均自然增长率为5%。2013年常庄供电区报装企业及用电负荷见表2.2-4。表2.2-4 常庄供电区报装企业及用电负荷表企业名称建设情况总容量（kVA）进户电压（kV）用电性质计划投产年X市龙泉球墨铸造在建31510大工业用电南皮县志玲齿轮制造有限责任公司800南皮县祥民金属材料X宏泰五金制造200许子贞（模具材料经销中心）X盛福五金制造南皮县兴达铸造厂常庄35KV变电站负荷预测见表2.2-5.表2.2-5 常庄35KV变电站负荷预测 单位:MW201820

7、192020增长率10.511.211.612.212.713.45%2.3工程建设的必要性2.3.1工程增容必要性35kV常庄站有主变2台，容量10+5MVA,2012年最大负荷10.5MW，且该供电区域负荷增长较快，根据南皮县电网“十二五”规划，预测今后该供电区域负荷将以年均5%的速度递增，现有的主变容量已经不能满足负荷发展的需求，所以需要对该站进行增容，计划将2#主变由5MVA增容至10MVA。2.3.3工程改造必要性1、该站为农网简易站，10kV供电设施为户外常规布置，现设备经过多年的运行，设备锈蚀、卡塞现象严重，供电安全性和可靠性均得不到保障。2、该站综自保护生产厂家为科林，2005

8、年投运，已经运行了8年，且无备品备件，售后将得不到保证。3、35kV常3912线路出口CT变比为400/5 线路线径LGJ-95芯铝绞线，上级主变能满足负荷要求。以下为本站主要设备情况：35kV真空断路器为1999年4月出厂，厂家为威远高压开关制造，电流互感器为置，最大变比为150/5，1999年6月投运，已运行14年，1#主变今年3月份已更换容量为10000kva，35kV侧满负荷电流将达到165A，会造成一次变比超负荷；10kV真空断路器为1999年3月出厂，厂家为许继开关厂，1999年6月投运，额定电流630A，运行14年,35kV、10kV隔离开关运行都达14年。以上数据可以看出无论从

9、使用年限还是从设备安全可靠运行方面都急需改造。废旧物资除综自保护单元做备件外，其余设备无利用价值。 1） 35kV311、312开关:型号ZW7-40.5 额定电流:1600A 2） 35kV392开关:型号ZW8-40.5 额定电流:3） 35kV311、312、310-8、3B-1隔离开关:型号GW5-35 额定电流:630A 4） 10kV 隔离开关:型号HGW1-10 额定电流: 5）母线 LGJ-95芯铝绞线3 电气一次部分3.1电气主接线（1） 本站为二台主变压器，容量为10+5MVA；（2） 35kV主接线：（3） 10kV主接线：原采用单母线接线，6回出线，本期改为单母线分段接

10、线，本期8回出线。3.2主要设备选择3.2.1根据短路电流计算结果，本站短路电流水平如下： 35kV电压等级： 25kA； 10kV电压等级： 25kA3.2.2主要设备选择本站处于e级污秽区，本站终期所有设备均根据系统需求，并按照国家通用设备进行选择。35kV部分主变压器型号：SSZ11-10000/350容量比：10000/10000电压比：353*2.5%/10.5 KV接线组别：YN,d11阻抗：高-低7.5%35kV断路器ZW-35AG-40.5/2500A 额定电压：40.5KV 额定电流：2500A额定开断电流：31.5KA额定关合电流（峰值）：80KA：CT10-A 弹簧电动机

11、电压：220V 操作电压：220V电压互感器JDZXW-35A 35/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3KV准确级数：0.2/0.5/3P 二次负载：50/50/100VA隔离开关GW4-40.5/2500A 10kV部分本站10kV配电装置采用铠装移开式金属封闭开关柜布置，双列布置，断路器采用真空断路器，断路器采用弹簧。（该设备县局已自筹）10KV配电装置设备选择表设备名称型式及主要参数1250A，25kA，4s电流互感器主进600/5A分段600/5A 电容器及出线200/5A 电压互感器母线：准确等级0.2/0.5/3P变比：10/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3kV避雷器HY

12、5W-17/45 配在放电计数器主母线10kV，2000A主进避雷器HY5WZ-17/45 配在线监测仪10kV开关柜设备已经采购，本次工程一并安装。10kV无功补偿部分采用框架式并联电容器组2套，每套电容器容量2Mvar。电容器液体介质采用苄基甲苯，固体介质推荐采用全膜产品，单台电容器采用熔丝保护，成套装置采用开口三角保护。串联电抗器采用干式空心结构，电抗百分率5%。10kV框架式并联电容器组：TBB10-2004/334M-AKW 2套3.3电气平面布置及配电装置选择3.3.1本站原进站道路由站址南侧进入，主变压器户外布置，35kV设备布置在南部， 10kV户外设备布置在北部，主变压器位于

13、中间部位，警卫室和一些必要的生活生产房间布置在综合楼东南部。本期工程将原电气平面布置进行改造，在原变电站10KV设备西侧新建配电室及主控室，在主变西侧新建2套电容器成套装置。3.3.2 各级电压配电装置选型与布置35kV设备保持原户外布置型式不变。10kV 配电装置由户外布置改为户。10kV开关柜采用户双列布置，进线出线全部采用电缆。10kV并联电容器采用户外成套散装型式，布置在变电站的西部。3.4 绝缘配合对于雷电侵入波及过电压，采用氧化锌避雷器保护，10kV母线装有氧化锌避雷器，10kV在主变出口处设置避雷器。10kV高压电缆出线考虑在线路终端杆处设置避雷器，电容器组避雷器设置在无功补偿装

14、置处。3.5防雷接地3.5.1防雷本站对直击雷保护主要通过避雷针实现，本期迁建一座避雷针。3.5.2接地因本站为改造工程，需在新建配电室及电容器装置附近完善主接地网。3.6 全站照明本所照明分为正常照明和事故照明，正常照明电源取自交流电源屏，事故照明电源取自直流电源屏。室外采用投光灯照明，10kV开关柜室采用壁挂式投光灯与节能荧光灯相结合照明。主控室及其它辅助生产用房间采用节能荧光灯照明。在10kV开关室及主控室等处安装有事故照明，事故照明采用节能白炽灯。3.7 电缆设施本站电缆敷设主要是通过电缆沟和通向所外的电缆管进行敷设。严格按照有关规程，对电缆通过的有关部位进行封堵处理，具体原则有：综合

15、室的屏位预留孔洞，放电缆后均用软质堵料封堵。预留孔也应封堵。其他工艺室各屏位底部的孔洞均应封堵。所有建筑物与室外电缆沟相连接处的进出口，均应设置阻火墙。小的孔洞应直接封堵。阻火墙与封堵处两侧电缆，需刷一定程度的防火涂料。封堵材料采用无机速固硬质堵料和有机软质堵料，材料必需通过国家消防部门的鉴定。防火墙的耐火极限为4h。3.8 施工过渡方案 本期工程在原10KV配电装置西侧新建配电室、主控室及电容器组，建设过程中不影响原设备运行。开关柜安装完毕后首先停2号主变，进行2号主变更换，相应更换35KV主进断路器，进线断路器隔离开关等设备，主变低压侧用电缆引入10KV主进开关柜，待10KV开关柜投运后，

16、拆除原10kV户外配电装置，1号主变进线更换为电缆进线。4 电气二次部分4.1 概况变电站二次系统按无人值班综合自动化变电站设计标准设计。变电站10kV线路保护测控装置及计量表计就地安装在开关柜。为提高监控系统的可靠性采用双以太网。由监控机完成站各种操作，经远动与调度端进行信息传递，在调度端可对变电站进行各种操作，实现变电站的无人值班。4.2 控制保护方式综自保护采用微机化继电保护、自动装置、各保护装置具有完善的数字通信接口，可通过标准数据格式与远动主机通信。保护装置的信息管理通过监控系统完成。4.2.1控制10kV线路、电容器保护测控装置就地安装，其它保护测控设备组屏安装于主控室。4.2.2

17、保护（1） 35kV线路保护配置：进线设小电流距离保护，三相限时速断，过电流保护，故障录波功能。（2）变压器保护配置a） 变压器主保护采用独立的二次谐波原理的差动保护。b） 非电量保护：本体及有载调压重瓦斯引入接点，由保护装置发出信号并瞬时跳开主变两侧断路器；轻瓦斯引入接点动作于信号；温度高、油位低、压力释放引入接点动作于信号。c） 独立的变压器高压侧后备保护： 复合电压闭锁过流保护，一段三时限，第一级时限动作跳开10KV分段断路器，第二级时限动作跳开10KV侧断路器，第三级时限动作跳开两侧断路器；过负荷动作发信号。d） 低压侧后备保护：复合电压闭锁过电流保护，时限速断保护。（3）10kV线路

18、保护配置：a） 三相限时速断，过电流保护。b） 三相一次重合闸及后加速。c） 低周减载（有滑差闭锁、低电压闭锁）。d） 小电流接地选线e） 故障录波功能。f） 采用保护测控一体装置，安装在10kV户开关柜。（4）10kV电容保护配置a） 三相定时限过电流保护b） 过电压、失压、零序电压保护c） PT断线闭锁失压保护d） 采用保护测控一体装置，安装在10kV户开关柜（3）10kV分段开关保护配置b） 充电保护c） 具有备自投功能4.2.3 自动装置（1）具备10kV母线电压互感器自动并列功能，设置10kV母线绝缘监视、计量回路的电压监视。（2）10KV母线装设电压监测仪。4.3 测量与计量4.3

19、.1测量根据35kV110kV无人值班变电所设计规程规程的规定，为防止测控系统故障而设置最基本的就地监视手段，应力求简化直观，宜设在就地或利用设在保护、测控装置上的显示功能，不应集中设置仪表屏。实际设计中，测量表计根据具体情况配置，一般如下：（1） 10kV电压互感器柜配置1只相间电压表。（2） 主变压器：低压侧设1只电流表安装在10kV进线柜。4.3.2计量1） 表计配置电压互感器级别0.2级, 计量点电流互感器级别0.2S级;根据电测量计量系统设计技术规程（DL/T5202-2004），对35kV变电所计量表计做如下配置：主变低压侧配置三相三线全电子多功能电能表，安装在二次设备室电能量采集

20、及电度表屏上。10kV线路、电容器在开关柜上各配置三相三线全电子多功能电能表。所用电配置三相四线全电子多功能电能表，安装在交流屏上。本站全电子多功能电能表均配双485通讯口，分别与远程抄表采集终端和综自监控主机通讯。2） 电能量计费系统（1） 电度表采集终端支持交直流220V互为备用的电源输入方式。（2） 选用具有扩展能力的机架式终端,不少于8个本地RS-485接口、至少具备接入64块电能表的能力。 （3）安装在电能量采集及电度表屏上。4.4 图像监视及火灾报警系统 4.4.1根据省公司冀电生计200562号文件“220KV及以下变电站实施无人值班集中监控技术导则（试行）”方案：变电所配置视频

21、监视系统1套，安装主控室。遥视系统信息量：图像：大门、主变、设备区总体、10kV配电室、主控室。（加数码相机及成像设备接口）。灯光：所有图像部分环境量：室温度、门碰、红外传感量。报警：温度超高限、闯入报警、烟雾报警。4.4.2根据省公司冀电生计200562号文件“220KV及以下变电站实施无人值班集中监控技术导则（试行）”方案及及其它有关规定,变电站装设火灾报警装置,宜装设地点:（1）主控室（2）10KV配电室 当感烟或感温探测器接收到信号时，起动火灾报警控制器，发出声光信号，并通过远动装置发出告警，传至调度及集控站。4.5 全站时间同步系统配置 1 套全站公用的时间同步系统，主时钟双重化配置

22、，支持北斗系统和 GPS 系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统，时钟同步精度和授时精度满足站所有设备的对时精度要求。站控层设备采用SNTP网络对时方式。间隔层设备宜采用IRIG-B、1pps对时方式，时间同步系统安装于远动通讯屏。4.6 计算机监控系统变电站当地功能由监控机完成,监控主机安装于二次设备室，监控系统附设五防功能，配置五防钥匙及锁具。4.6.1 画面显示功能一次接线图，画面包括接入系统的所有一次设备和反映该设备运行状态监视，各前置装置送来的实时报文（模拟量、数字量、电度和SOE等）及与调度端的通信数据在屏幕上显示。开关动作统计表：反映断路器正常和故障动作次数统计值。全站电流、电压

23、、功率棒图和曲线图。主变温度曲线图。全站潮流分布图。4.6.2 当地监控事件顺序记录，可以将断路器的动作时间、保护和安全自动装置的动作时间及一些重要信息时间记录下来，作为事故分析的依据。可监视站实现事件顺序记录、事故追忆记录、事故下的声光报警，系统运行状态，在线修改和增删人工设定值，具备即时打印、定时打印、召唤打印。远方信息交换，与电网各级调度中心交换信息，系统时钟校正，实时在线自诊断。4.7 直流系统及所用电系统4.7.1交流系统站用交流系统由1台站变获得380V电源，经电缆引入站用交流屏，单母线接线。设置1面交流屏，屏上设置三相四线电能表、进线电压表、负荷电流表。交流母线电压和负荷电流接入

24、综自系统，实现站用母线电压的遥测。以空接点形式或通讯方式发出交流失压告警信号引入综自系统。4.7.2直流系统本站采用220V直流电源作为全站各安装单位的控制、保护、信号、安全自动装置等负荷的供电电源。设置一组阀控式密封铅酸蓄电池，蓄电池容量选择按2h放电进行考虑，容量为100Ah，104只/2V。蓄电池组配置1套冗余模块的高频开关电源整流装置，充电模块按N+1热备份方式配置（10A4块，220V）。直流系统设置微机监控单元，对直流系统进行监测和管理，并与监控系统通信。配置微机型直流系统绝缘监测仪，在线监测各馈线的直流接地故障，并与直流系统监控单元通信。直流系统设230A DC220/DC-48

25、模块1套，供通信设备使用。直流系统共组柜2面，设置于10kV配电室，包括直流充馈电柜1面、蓄电池柜1面。直流母线电压及直流系统故障信号以空接点形式或通讯方式接入综自系统。4.7.3 不间断电源监控主机采用交、直流两用逆变电源供电。正常时，由交流220V供电，经逆变电源后供给监控主机；当交流输入消失时，自动转为由直流220V供电，逆变后供给监控主机。从而保证监控主机的不间断性。调度数据网设备和信息网络设备均单独设逆变电源，本期工程设1套不间断电源系统，输出容量为3kVA。不间断电源装于直流屏。4.8 二次设备的接地、防雷、抗干扰4.8.1 二次防雷方案变电站二次防雷系统，由各设备分别采取防雷措施

26、。各装置的交、直流电源输入处设置电源防雷器。4.8.2 抗干扰措施在二次设备室沿屏柜布置方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端联接后构成室等电位接地网，用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与变电站的主接地网一点接地。为避免一次设备的操作、短路、雷电侵袭对微机保护及其它二次回路的干扰，微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆。遵守保护装置24V开入电源不出二次设备室的原则，以免引进干扰，合理规划二次电缆的敷设路径。4.8.3 电缆设施及防火根据电缆阻燃防火要求，室外电缆沟拟采用分段阻隔措施，凡通向屋的电缆沟入口处及屏、柜下的孔洞，待电缆敷设完成后，均采用有效阻燃材料严密封堵。电缆防火及阻燃措施按电力工程电缆设计规（GB50217-94）。为避免一次设备操作、短路、雷电侵袭对微机保护及其它二次回路的干扰，本工程的二次控制电缆选用阻燃铜芯聚氯乙烯绝缘铜皮屏蔽控制电缆。5 土建部分5.1 变电站概况35kV常庄站为户外简易站，该站建成于1999年 ，进站道路从站址南侧引接，变电站所在地区地势较为平坦，交通方便。变电站