220kV输变电工程可行性研究标准化设计试行.docx

1、220kV输变电工程可行性研究标准化设计试行浙江电网标准化 设计系列之三（3.1）220kV输变电工程可行性研究（试行）浙江省电力公司设计工作管理办公室二九年八月前 言随着浙江电网的快速发展，负荷密度持续增加，网络结构日益加强，每年均需建设大量的电网工程，为顺利并尽快完成输变电工程可行性研究，为后续项目核准、初步设计、施工图及基建工作争取时间，十分有必要开展可研标准化设计。本标准的编制工作在认真、全面梳理现有设计规程、规范和技术规定的基础上，以国家电网公司“三通一标”为基础，贯彻“两型一化”变电站实施细则，全面推行全寿命周期设计建设导则，充分总结近年创新和实践成果编制而成。本标准主要指导和规范

2、可行性研究设计工作，力求达到简化、规范项目前期和工程设计工作，进一步加快电网建设进度。本标准适用于220kV输变电工程的可行性研究设计，对于改扩建、输电线路工程可参考本标准进行相应设计。主要设计规定国家电网公司输变电工程可行性研究内容深度规定（试行）2007.10220千伏及110（66）千伏输变电工程可行性研究内容深度规定Q/GDW270-2009220kV和110kV标准配送式变电站通用设计（浙江省电力公司）电力装置的继电保护和自动装置设计规范（GB 50062）电力系统通信设计技术规定（DL/T 5391-2007）火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程（DL/T 5136）220kV5

3、00kV变电所设计技术规程（DL/T 5218-2005）电力系统调度自动化设计技术规程（DL 5003）地区电网调度自动化设计技术规程（DL 5002）220kV-500kV变电所计算机监控系统设计技术规程（DL 5149）电能量计量系统设计技术规程（DL 5202）变电站总布置设计技术规程（DL/T5056-2007)变电所建筑结构设计技术规定（NDGJ9692）110500kV架空送电线路设计技术规程（DL/T 5092-1999）110750kV架空输电线路设计规范（报批稿）架空送电线路杆塔结构设计技术规定（DL 5154-2002）架空送电线路基础设计技术规定（DL/T 5219-2

4、005）1 概述1.1 设计依据（1）说明工作任务依据，经批准或上报的前期工作路条等指导性文件。（2）与工程有关的其它重要文件。（3）设计委托书。1.2 工程概况简述工程概况，主要说明工程的性质、近远期主变容量、本期220kV接入系统方案、线路建设规模、对侧间隔扩建、投资估算等内容。1.3 主要设计原则（1）设计水平年根据电网规划合理选定工程设计水平年及远期水平年。远期水平年用于校核分析，应取设计水平年后1015年的某一年。（2）通用设计采用情况。1.4 设计范围（1）说明本工程包括的内容和范围，项目较多时可以列表叙述。（2）对扩建、改建工程，说明原有工程情况与本期建设的衔接配合。2 电力系统

5、一次2.1 电力系统概况2.1.1 系统现状系统现状一般取为至上年底的概况。概述本工程相关的供电范围、行政区域，应包括区域的行政划分、面积、人口等。概述区域电网情况，根据项目所在区域，分别进行地、县（区）电网的叙述。地级电网应包含地区500kV总变电容量及其具体组成情况、220kV变电容量、110kV变电容量、地区装机情况、全社会最高负荷及用电量。县（区）级电网应说明220kV变电容量及其具体组成情况、110kV变电容量、装机情况、全社会最高负荷及用电量。给出地、县（区）电网地理接线图，地级电网地理接线图为220kV及以上电压等级；县（区）级电网地理接线图为110kV及以上，且包含与工程相关的

6、35kV电压等级。应标注各电压等级线路的长度、截面等。2.1.2 负荷预测介绍全省采用的最新负荷口径。在全省负荷口径下，根据目前经济发展形势和用电增长情况，提出与本工程有关地区（含分县、市）的负荷预测水平，一般需要给出设计前1年至投产后5的年负荷水平，必要时给出远期负荷水平。给出设计水平年及后2年各220kV变电站分变负荷及本工程供区110kV变电站负荷。结合负荷预测、负荷增长等情况，论述新建变电站的本期、远期主变容量、台数，远期主变台数一般考虑为3台。一般情况下，单台主变容量选择180MVA、240MVA；采用180MVA主变的可留有改造成240MVA主变的可能性；用电负荷较大或远景变电容量

7、需求较大的地区，经论证后可采用更大容量的主变压器。2.2 工程建设必要性220kV输变电工程的建设必要性，一般宜从以下几方面论述：（1）概述拟建变电站区域的经济社会发展情况，一般应含有本区域的经济特色、上年度GDP水平、经济增长率等指标。（2）概述拟建变电站区域的供电现状、存在问题，说明引起负荷迅速增加的原因、列举引起负荷突增的具体项目等。（3）根据电力系统规划，结合在建输变工程的容量、投产进度情况，开展地区容载比计算，从满足负荷发展需求的角度论证；（4）从提高供电可靠性和供电电压质量，优化和完善电网结构、减少供电网损，解决电网存在的问题等角度论证；（5）论述本工程在电力系统中的作用，确定合理

8、的供电范围；（6）提出项目建设投产时间的建议。2.3 接入系统方案2.3.1 220kV接入系统方案根据220kV电网规划、现有网络结构和线路相对位置，对电网进行充分论证后，提出本工程的接入系统方案，必要时提出2个及以上方案，进行综合比较，提出推荐方案。一般情况下，新建220千伏变电站的220千伏最终出线规模一般为6回，有地方电厂接入且系统短路电流水平控制较好的可根据需要增加至8回。新扩建对侧发电厂或变电站出线间隔的，需要明确对侧间隔扩建位置，必要时附间隔排列示意图。对于涉及已有线路开口、换接等情况时，需要画出线路利用方案示意图。2.3.2 110kV接入系统方案 根据工程业主单位工作联系单确

9、定本期110kV接入系统方案，工作联系单中应包含本期接入系统方案及相应线路的型式、截面。 220千伏变电站的110千伏最终出线一般为1214回，还可根据区域的负荷分布特点、网络组织、地方电厂接入等系统需要，经论证后确定。2.3.3 35（20）kV接入系统方案 根据工程业主单位工作联系单确定本期35kV接入系统方案，工作联系单中应包含本期接入系统方案及相应线路的型式、截面。 低压侧为35千伏且考虑出线时，回路数一般按68回考虑。低压侧为20千伏时，出线回路数一般按1624回考虑。给出工程投产前、后相关区域的电网地理接线图，具体工程的远期出线规划图。2.4 220kV线路型式及导线截面分析概述与

10、工程相关区域的电网规划情况。结合具体的线路走廊、规划线路预留等，确定线路的架设型式。结合电网目标网架规划，分析本工程新建线路在电网中的地位和作用，从满足电网供电的可靠性、经济性等方面论证确定导线截面。220千伏输电线路的导线截面一般选择如下：普通双分裂导线：2400mm2、2630mm2；四分裂导线 ：4300mm2、4400mm2；耐热导线 ：2630mm2。500千伏变电站的220千伏出线一般采用2630mm2及以上的钢芯铝绞线或耐热导线。2.5 电气计算给出潮流、稳定、短路计算的具体年份。2.5.1 潮流计算一般情况下，对工程投产当年的电网进行潮流计算，在后续23年内220kV网架变化较

11、大时，进行第二个年份的潮流校核计算。潮流计算中应给出主要边界条件，一般包含所属供区内500kV变电容量、分层分区等情况。根据电力系统有关规定，进行典型正常及故障运行方式下的潮流计算分析，校核推荐方案潮流和网络结构的合理性，进行调相调压计算为主变压器选择、无功配置提供依据。2.5.2 稳定计算进行相关故障运行方式下的稳定计算，必要时，进行严重故障条件下的稳定校核，分析设计方案的稳定水平。2.5.3 短路计算按工程投运后1015年左右的系统发展，计算并列出本工程及相关厂站的最大三相和单相短路电流。对短路电流问题突出的电网，应对本工程投产前、后系统的短路电流水平进行分析，以分析方案的合理性。若系统短

12、路电流水平过大而引起新增断路器设备选择困难或需要更换相关厂站已有断路器时，应计算过渡年份短路电流，并研究限制短路电流的措施或方案。一般情况下，短路电流水平220kV侧按50kA、110kV侧按40kA、35kV侧按31.5kA、20kV侧按25kA进行控制。2.6 建设规模及有关电气参数的要求220千伏变电站的配电装置型式一般采用AIS、户外GIS、户内GIS三类。（1）变电站站址在满足以下条件之一时，建议使用户外GIS设备：位于副省级城市、地级市、经济发达县的城区范围之内；征地费用较高；处于自然灾害频发区，需提高电力设施抗灾能力；处于污秽等级高、盐污严重区域；站址为山地，土石挖填方量大；站址

13、地质条件差，地基处理难度高、费用大。（2）重要城市区域内的220千伏变电所或对景观要求高的地区可采用户内GIS配电装置。（3）对场地开阔、出线走廊布置方便、土石方量不大、景观要求不高的地区可采用AIS配电装置。对于低压侧为35kV，主变容量为180MVA、240MVA的新建变电站，其建设规模、电气主接线型式宜采用220kV和110kV标准配送式变电站通用设计中ZA-1（户外AIS）、ZA-2（户外GIS）、ZB-1（户内GIS）方案，ZA-1、ZA-2、ZB-1方案的建设规模见附表1。对于低压侧为20kV，主变容量为180MVA、240MVA的新建变电站，其建设规模、电气主接线型式宜从附表2所

14、列方案中选取。对于有特殊需求的新建变电站，与附表1、附表2所列规模不同时，应做论证后采用。2.6.1 电气主接线变电站主接线宜结合安装变压器的台数及出线回路数确定，一般按照下列原则确定：（1）220千伏主接线一般采用双母线接线。（2）110千伏主接线一般采用双母线或单母线分段接线。（3）变电所低压侧采用35千伏时，主接线一般采用单母线分段+单母线接线，35千伏仅用于无功补偿时，主接线采用单母线接线；变电所低压侧采用20千伏时，主接线采用单母线四分段接线。2.6.2 主变参数结合潮流、调相调压及短路电流计算，确定变压器的额定主抽头、阻抗、调压方式（有载或无励磁、调压范围、分接头）等,一般情况下，

15、主变主要参数按以下原则选择：（1）220千伏变压器采用三相三绕组有载调压变压器，额定电压一般采用220（230）81.25%/117/37（21）千伏。（2）变压器的接线组别采用YN，yn0，d11。（3）变压器高中低容量比采用100/100/50%。（4）变压器阻抗电压（高中/中低/高低）选择：14%/8%/23%。（5）低压侧采用20千伏电压等级时，为限制低压侧短路电流，采用高阻抗变压器或主变低电压侧串接限流电抗器。（6）220千伏变电站扩建的变压器参数原则上同一期已有主变压器的参数。2.6.3 无功补偿220kV变电站容性无功补偿装置一般按主变容量的1030配置，主要配置原则如下：（1）

16、容量为18万千伏安变压器的低压侧（35、20kV）可配置2组容量为1.2万千乏的电容器。（2）容量为24万千伏安变压器的低压侧（35、20kV）可配置23组容量为1.2万千乏的电容器。（3）220千伏变电站安装有2台及以上变压器时，每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。（4）对进、出线以电缆为主的220千伏变电站，可根据电缆长度配置相应的感性无功补偿装置，并适当减少容性无功补偿。每台变压器的感性无功补偿装置容量不宜大于主变压器容量的20%，单组容量可选1.0、2.0万千乏。2.6.4 消弧线圈 统计变电站本期低压侧的线路长度，计算单相接地电容电流，确定本期需要装设消弧线圈的容量大小。远期变电

17、站低压侧预留2台消弧线圈场地。2.6.5 穿越功率结合变电站在系统中的作用，提出220千伏变电站的穿越功率。一般220kV变电站穿越功率可按600800MW、功率因数0.95设计，穿越功率较大时需要经论证确定。3 电力系统二次3.1 系统继电保护3.1.1 系统继电保护现状简要介绍系统一次接入方案、相关的系统继电保护配置现状等内容。3.1.2 关于实施IEC61850标准的说明变电站实施IEC61850标准，保护设备包括系统保护、故障录波器、保护信息子站等的技术原则和配置，按照省公司IEC61850工程初步设计标准化设计原则执行。3.1.3 220kV线路保护220kV线路按双重化原则配置两套

18、全线速断的数字式保护。每套保护除了全线速断的纵联保护外，还具有完整阶段式相间距离、接地距离保护、必需的方向零序后备保护及自动重合闸功能。关于保护通道分以下情况：一、本线有OPGW一套保护采用复用本线2M通道，另一套保护采用本线专用纤芯。若通信规划中本线2M电路不通，则要求在两侧通信光端机上加光板供线路保护复用本线2M电路，不采用单独配置小型光端机方式。二、本线无OPGW，但相邻平行线路有OPGW一套保护复用相邻线点对点2M直达电路方式，另一套保护采用相邻线专用光纤芯。三、本线与相邻平行线路均无OPGW若具备可靠迂回通道时，则一套保护采用高频通道，另一套保护复用2M迂回通道。如上述条件都不具备，

19、两套保护均采用高频通道。可靠迂回通道指传输总延时不大于12ms，收发同一路由，110kV及以上电压等级的OPGW通道。单台光纤通道设备（如SDH光端机）原则上复用保护数量不超过8套。如使用光纤通道，且线路两侧均不考虑旁路代时，配置两套分相电流差动主保护；如使用光纤通道，且至少线路一侧需考虑旁路代时，配置一套光纤距离和一套分相电流差动主保护；如使用高频通道，配置一套高频距离和一套高频方向主保护。每套线路保护各配置一个分相操作箱，每套操作箱设置一组跳、合闸回路和一组电压切换回路；每套线路保护和操作箱组一面柜。两套线路保护完全按双重化原则配置，相互完全独立，两套保护、重合闸之间不交叉启动、闭锁。两套

20、线路保护相关二次回路遵循相互独立的原则按双重化配置；两套保护装置的直流电源取自不同蓄电池组供电的直流母线段。根据220kV线路保护配置方案，确定对侧变电站是否有老间隔线路保护改造。3.1.4 220kV母线保护介绍变电站220kV主接线本期、远期主接线。220kV母线配置两套均含失灵保护功能的微机型电流差动保护，每套保护均包含一面母线保护柜和一面大电流试验端子柜。两套母线保护应完全按双重化原则配置，其相关二次回路遵循相互独立的原则按双重化配置；两套保护装置的直流电源取自不同蓄电池组供电的直流母线段。3.1.5 220kV母联充电解列保护母联断路器按断路器配置一套完整、独立的充电解列保护装置，与

21、操作箱组一面柜。3.1.6 110kV线路保护110kV出线如对保护无特殊要求，配置普通数字式线路保护即可，包括完整的阶段式距离及零序过流保护，并具备三相重合闸功能、单跳圈三相操作回路和电压切换回路。考虑两回线路的装置合组1面柜。110kV出线如对保护有稳定等特殊要求时，则配置全线速断的主保护，优先采用分相电流差动保护，且采用专用芯光纤通道，保护通道使用的光缆应优先考虑OPGW光缆，也可使用与线路同杆架设的ADSS光缆，或与电力电缆同沟不同孔敷设的管道光缆。3.1.7 110kV母线保护介绍变电站110kV主接线本期、远期主接线。110kV母线配置一套微机型电流差动保护，包含一面母线保护柜和一

22、面大电流试验端子柜。3.1.8 110kV母联（分）充电解列保护母联（分）断路器按断路器配置一套完整、独立的充电解列保护装置，与操作箱一起组柜；如有两个以上的母联、母分，考虑两个组一面柜。根据调度运行方式和要求，确定母联（分）断路器是否配置备用电源自动投入装置。3.1.9 故障录波器本期配置3面故障录波器柜，1面用于录取220kV系统模拟量、高频量（预留）、开关量，1面用于录取110kV系统模拟量、开关量，1面用于录取主变各侧模拟量、开关量及直流电源有关模拟量。3.1.10 保护信息子站选用1面保护信息子站，用于收集220kV、110kV、主变等保护的有关信息，并接入调度保护信息管理系统。3.

23、1.11 智能终端和合并单元按照省公司IEC61850工程初步设计标准化设计原则执行。3.1.12 网络交换机按照省公司IEC61850工程初步设计标准化设计原则执行。3.1.13 保护配套根据3.1.3中220kV线路保护配置方案，确定对侧变电站是否有老间隔线路保护改造，220kV母线保护、故障录波器是否满足本期接入。提供系统继电保护配置图。3.1.14 主要设备表提供系统继电保护主要设备表。3.2 系统调度自动化3.2.1 调度关系和系统调度自动化现状概述本变电站规模、调度关系、相关调度主站现状。220kV变电站一般由省调、地调、县调三级调度，并将有关信息送相关集控中心。3.2.2 远动信

24、息远动信息内容根据电力系统调度自动化设计技术规程、地区电网调度自动化设计技术规程的规定和各级调度对电网进行监测的要求来确定，并列出主要信息。3.2.3 远动系统方案提出远动系统方案。远动系统负责完成远动信息的传送、接受并执行调度中心的调节指令；远动系统由2台远动数据处理及通信装置、数据网接入设备以及相应的MODEM等组成；2台远动数据处理及通信装置为完全双冗余配置。为避免设备的重复设置，远动信息采集由计算机监控系统的数据采集I/O单元统一完成。远动数据处理及通信装置接入计算机监控系统站级以太网，直接获取调度中心需要的远动信息。I/O单元所采集的远动信息不经过计算机监控系统的后台主机处理，直接传

25、送至远动数据处理及通信装置，而从调度中心传送来各种调节命令由远动数据处理及通信装置直接下达I/O单元。3.2.4 远动系统技术性能要求提出远动系统技术性能要求。3.2.5 远动信息传输为满足电网调度自动化实时性和可靠性的要求，远动信息考虑以下两种方式传输：a) 采用常规远动方式与各级调度和集控中心进行通信，采用与调度中心和集控中心主站相应的通信规约或国际标准的IEC60870-5-101等远动规约。b) 采用网络传输方式，以2M口分别就近接入电力数据网和电力数据网第二平面，经电力数据网传送至有关调度部门。数据传送的规约为TCP/IP，其应用层协议采用IEC60870-5-104。变电站经数据网

26、构成的至各级调度和集控中心通道应与常规远动通道相互独立。3.2.6 远动通道组织为满足电网调度自动化实时性和可靠性要求，对远动通道要求如下：a) 变电站分别各组织一路常规远动通道至各级调度和集控中心。上述通道在信噪比为17dB时，其误码率应不大于10-5。b) 变电站至数据网汇聚层节点组织2Mbit/s的数字通道，用于数据通信，要求在信噪比为17dB时，其误码率不大于10-7。3.2.7 数据网接入设备变电站为电力数据网和电力数据网第二平面各配置一套电力数据网接入设备（含二次系统安全防护），单独组屏。3.2.8 电能量计量系统3.2.8.1 计量关口与关口电能表根据浙江电网电能量计量系统的有关

27、规定，本工程计量关口点原则上设置为主变三侧。3.2.8.2 关口电能表本设计在关口点设置主电能计量表和校核电能计量表，双表关口电能表精度为0.2S级。主电能计量表用作结算电量的依据；校核电能计量表用作确认主电能计量表是否运行正确，在主电能计量表运行不正确期间，校核电能计量表将用作电量计算的依据。关口电度表由电气专业统一开列、组屏。3.2.8.2 远方电能量数据终端为配合电网商业化营运的需求，本设计在变电站设立专用的远方电能量数据终端（非关口点与关口点分板采集），采集现场的电量实时数据，通过电力数据网或MODEM拨号公共程控交换网方式向浙江电网电能量计量主站传送电量数据，其通信规约为IEC608

28、70-5-102。3.2.9 同步相量测量装置（PMU）按照规划布点要求，确定本变电站是否需要装设一套同步相量测量装置（PMU），通过数据网通道与浙江主站通信。3.2.10 调度端配合为使变电站的远动等信息接入各级调度和集控中心的EMS/SCADA系统，电能量数据接入省调、地调电能量计量主站，保护及故障录波信息接入省调保护信息管理系统等，各级调度和集控中心需要完成相应接入配合工作，本工程为调度端分别开列调度配合费。提供远动接入系统图。3.2.11 主要设备表提供系统调度自动化主要设备表。3.3 系统通信3.3.1 系统概况简述一次接入系统概况。明确变电站的调度关系，一般为省调、地调、县调三级调

29、度，并将有关信息送相关监控中心。3.3.2 通信概况概述与本工程相关的通信传输网络、调度程控交换网、综合数据网等的现状及存在的问题，与本工程相关的已立项或在建通信项目情况等。提供接入前光缆网络图、光传输拓扑图。3.3.3 信息种类与要求描述调度电话、行政电话、调度自动化、线路继电保护、综合数据网等对变电站的通道要求。3.3.4 接入系统方案及通道组织根据本工程调度关系、信息需求，结合所在区域系统通信规划，提出本工程系统通信建设方案。新建220kV变电站采用光缆通信方式，需具有双光缆路由。220kV输电线路宜采用OPGW光缆。新建同塔多回220kV输电线路应根据电网规划的方向架设多根OPGW光缆

30、。新建110kV线路根据需要采用OPGW或ADSS光缆，已建110kV线路及35kV线路上根据需要采用ADSS光缆；城区必要时采用管道光缆，其它根据需要宜采用普通光缆。新建电缆进出线管道根据需要预留通信用管孔。光缆的纤芯数量一般按下述原则配置：220kV变电站OPGW光缆通信用纤芯一般不低于24芯，ADSS及普通光缆一般不低于16芯。在220kV变电站配置一台2.5G(或10G) MSTP/SDH光端机（关键板卡冗余配置，与调度、自动化业务有关的业务板卡冗余配置），通过双光缆路由按就近原则接入通信传输网。变电站配置二台PCM用于电话、自动化等业务的接入,对侧根据需要配置PCM或扩充接口板。提供

31、接入后光缆网络图、光传输拓扑图。如线路保护采用高频通道时，需进行相应的结合加工设备配置，提供高频通道组织图。调度电话接入采用程控交换组网方式，220kV监控中心设2席单手柄调度台，其它变电站设电话单机；行政电话由地调行政交换机放小号（含场地电话）。变电站设调度录音系统一套。话路分配及通道组织表参照表3.3.4。表3.3.4 话路分配及通道组织示例表业务类别通道序号信息种类信息量通道路径通信1省、地、县调度电话2路64k/FXS通过接入层主（支）环至地区二个调度程控交换节点，接入调度程控交换网2行政电话20路64k/FXS通过接入层主（支）环至地调行政程控交换机，接入行政程控交换网自动化3自动化通道3路1200Bd/4W E&M通过接入层主（支）环至地调、监控中心、县调4数字专线通道3路2M/G.7032M口/2M带宽省调、地调、监控中心5调度数据网通道1路2*2M/G.7032M口/2*