220kV变电站标准化技术原则说明书毕业论文.doc

220kV变电站设计标准化技术原则目 录第1章 总论1.1 设计标准化的目的及意义1.2 设计依据性文件1.3 主要设计标准、规程规范1.4 主要电气设备技术规范1.5 设计标准化的示范方案及编制说明第2章 电力系统部分2.1 电力系统2.2 系统继电保护2.3 调度自动化2.4 通信第3章 电气部分3.1 技术条件3.2 电气主接线图3.3 短路电流及主要电气设备、导体选择3.4 避雷器参数选择及过电压保护3.5 电气布置及配电装置3.6 站用电及动力照明3.7 电气二次第4章 土建部分4.1 站区规划及总平面布置4.2 建筑4.3 土建结构第5章 给排水及消防5.1 给排水部分5.2 消防部分第6章 技经部分第7章 图纸第1章 总 论1.1 设计标准化的目的及意义设计标准化工作是国家电网公司“三通一标”重点工作之一；设计标准化有利于统一建设标准、统一设备规范，有利于减少资源消耗和土地占用;有利于规范设计标准，提高设计质量；有利于提高工作效率，加快工程建设进度;有利于降低建设和运营成本；为电网规划、成本控制、资金管理、集中规模招标等工作的开展将奠定坚实的基础。结合国家电网公司建设“资源节约型、环境友好型和工业化”变电站的要求，在河南省电力公司工程建设部领导下，我们在积极应用国家电网公司通用设计的基础上，进一步深入开展220kV变电站设计的标准化工作。本阶段的220kV变电站设计标准化工作主要是为了指导新建220kV变电站工程的初步设计，扩建工程也可参照。1.2 设计依据性文件1.2.1 国家电网公司关于印发的通知（国家电网基建 2005 501号）；1.2.2 国家电网公司关于印发（试行）的通知（国家电网生技 2005 400号）；1.2.3 国家电网公司关于转发国家电力监管委员会令的通知（国家电网安监200514号）；1.2.4 国家电网公司关于印发的通知（国家电网生2004435号）；1.2.5 国家电网公司220kV变电站二次系统通用设计（国家电网基建2008年，待发布）.；1.2.6 国家电网公司关于全面推广实施“资源节约型、环境友好型、工业化”变电站建设的通知（国家电网基建20071109号）.；1.2.7 国家电网公司关于印发协调基建类和生产类标准差异条款（变电部分）的通知（办基建200820号）.；1.2.8 河南省电力公司关于全面推广执行河南省电力公司“两型一化”变电站设计建设实施细则的通知（工程20088号）.；1.3 主要设计标准、规程规范GB 311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合GB 50227-1995并联电容器装置设计规范GB 50217-1994电力工程电缆设计规范GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB 50260-1996电力设施抗震设计规范GB 50011-2001建筑抗震设计规范GB 50229-2006 火力发电厂与变电所设计防火规范GB50016-2006建筑设计防火规范DL 5134-2002变电所给水排水设计规程DL/T 5218-2005220kV500kV变电所设计技术规程DL/T 5155-2002220kV500kV变电所所用电设计技术规程DL/T 5222-2005导体和电器选择设计技术规定DL/T 5149-2001220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T 5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5044-2004 电力工程直流系统设计技术规程DL/T5352 -2006高压配电装置设计技术规程NDGJ 96-1992变电所建筑结构设计技术规定DL/T 5056-1996变电所总布置设计技术规程以上设计标准、规程规范若有新的版本，按新版本执行。1.4 主要电气设备技术规范主要电气设备选择应符合国家电网公司输变电工程通用设备技术规范。本标准化的设备规格、参数供参考，实际工程应根据短路电流水平及回路工作电流进行选择校验。1.5 设计标准化的示范方案及编制说明1.5.1 示范方案组合设计标准化的示范方案的组合见表1-1。1.5.2 编制说明示范方案参考近期河南省常规220kV变电站的规模、型式等，根据变电站布置方式不同划分为户外AIS变电站和户外GIS变电站两大类，共9个完整方案。示范方案采用国家电网公司通用设计的模块化设计思路，能够很好的适应实际工程不同的地理、气候、环境、出线走廊、建设规模、配电装置型式等条件。为了方便有关设计人员的使用，参考初步设计深度，编制了技术说明书；绘制了电气主接线图、电气总平面布置图、总平面布置图。各级电压配电装置主要断面图及配电装置间布置图；编制6个不同规模、不同型式的主控制楼建筑方案；编制了采用钢筋混凝土环型杆和钢结构两种型式的户外配电装置构架；编制了示范方案H-D-1和H-C-2的完整概算书、6个主控制楼土建模块概算和220kV悬吊式管母部分模块概算。本技术说明中推荐的技术方案和设备参数，仅供有关设计人员参考，应用中一定要根据相关规程规范和工程具体条件，进行计算选择，正确使用。表1-1 河南省电力公司220kV变电站设计标准化示范方案组合编号主变压器台数容量出线规模接线型式无功配置配电装置布置格局负责单位H-A-11/2180MVA220kV：2/4回110kV：4/9回10kV： 0/0回220kV双母线110kV双母线 10kV单母线 37.59.0Mvar电容器/主变220kV 支持管母线中型110kV 支持管母线中型10kV 户内开关柜220kV配电装置与110kV 平行布置河南省电力勘测设计院H-A-21/2180MVA220kV：2/4回110kV：4/10回35kV： 3/6回220kV双母线110kV双母线35kV 单母线分段37.59.0Mvar电容器/主变220kV 支持管母线中型110kV 支持管母线中型35kV 户内开关柜，电缆220kV配电装置与110kV 平行布置郑州电力设计院H-B-11/2180MVA220kV：4/6回110kV：4/10回10kV： 0/0回220kV双母线110kV双母线10kV 单母线37.59.0Mvar电容器/主变220kV 支持管母线中型110kV 支持管母线中型10kV 户内开关柜220kV配电装置与110kV平行或垂直布置河南省电力勘测设计院H-B-21/2180MVA220kV：4/6回110kV：4/10回35kV： 3/6回220kV双母线110kV双母线10kV 单母线37.59.0Mvar电容器/主变220kV支持管母线中型110kV 支持管母线中型10kV 户内开关柜220kV配电装置与110kV平行或垂直布置郑州电力设计院H-C-12/3180MVA(180240 MVA)220kV：4/6回110kV：6/12回10kV： 0/0回220k双母线110kV双母线10kV单母线37.59.0Mvar电容器/主变220kV支持管母线中型（悬吊管母线中型）110kV支持管母线中型10kV 户内开关柜220kV配电装置与110kV平行布置河南省电力勘测设计院H-C-22/3180MVA(180240 MVA)220kV：4/6回110kV：6/10回35kV： 8/6回220kV双母线110kV双母线35kV单母线分段38.1Mvar电容器/主变220kV支持管母线中型110kV支持管母线中型35kV 户内开关柜，电缆220kV配电装置与110kV 平行布置郑州电力设计院H-C-32/3180MVA(180240 MVA)220kV：4/8回110kV：6/12回10kV：0/0回220kV双母单分段110kV双母线10kV单母线37.59.0Mvar电电容/主变220kV支持管母线中型110kV支持管母线中型10kV 户内开关柜220kV配电装置与110kV 平行布置河南省电力勘测设计院-D-12/3180MVA(180240 MVA)220kV：4/6回110kV：6/12回10kV： 0/0回220k双母线110kV双母线10kV单母线37.59.0Mvar电电容/主变220kV户外GIS110kV户内GIS， 10kV户内开关柜，220、110kV 平行布置，主变进线采用软导线河南省电力勘测设计院H-D-22/3180MVA(180240 MVA)220kV：4/10回110kV：6/10回10kV： 0/0回220kV双母单分段110kV双母线10kV单母线 37.59.0Mvar电电容/主变压器220kV户外GIS110kV户内GIS， 10kV户内开关柜， 220kV配电装置与110kV 平行布置，主变压器进线采用SF6管母线连接河南省电力勘测设计院第2章 电力系统部分2.1 电力系统2.1.1 建设规模主变压器台数本期12台、远期24台，单台主变压器容量为180MVA或240MVA。220kV远期出线户外变电站4、6、8、10回。110kV远期出线为816回。10（35）kV不出线或每台主变压器下38回出线。容性无功补偿容量，一般设计按10%15%配置。2.1.2 电力系统2.1.2.1 主变压器单台变压器容量一般选用180MVA，电力负荷密度大的地区可选用单台容量为240MVA的主变压器。主变压器台数：一期可选择12台、远期可选择24台主变压器。主变压器一般采用三绕组、有载调压变压器。实际工程主变压器台数和容量应根据相关的规程、规范、导则和已经批准的电网规划确定；变压器的调压方式应根据电力系统条件计算确定。2.1.2.2 出线回路数220kV远期出线：410回。110kV远期出线：816回。10（35）kV不出线或远期出线为每台主变下38回。实际工程应根据具体情况对各电压等级出线回路数进行调整。2.1.2.3 无功补偿容性无功补偿容量按规程要求按主变压器容量的10%30%配置，一般按10%15%配置。对进、出线以电缆为主的220kV变电站，可根据电缆长度配置相应的感性无功补偿装置。每一台变压器的感性无功补偿装置容量不宜大于变压器容量的20。在不引起高次谐波谐振、有危害的谐波放大和电压变动过大的前提下，无功补偿装置宜加大分组容量和减少分组组数。谐波的影响按照“谁污染、谁治理”的原则考虑，一般电容器组的串联电抗器阻抗选取6%。具体工程必须经过调相调压计算，确定无功容量及分组的配置，并应满足国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则（国家电网生2004435号）的有关规定。在相关说明书中要提供计算内容。2.1.2.4 短路电流220kV电压等级： 50kA；110kV电压等级： 40kA；35（10）kV电压等级： 25kA。具体工程应进行短路电流计算，提供变电站远景年（投运后10年以上）的短路电流计算书，根据短路电流计算结果，选择电气设备和选取合适的电气主接线方案。2.1.2.5 母线穿越功率示范方案220kV母线穿越功率分别按650MW1200MW设计，功率因数0.95。110kV母线穿越功率按主变压器容量的1.5倍考虑。具体工程要根据潮流计算结果确定母线穿越功率。2.2 系统继电保护2.2.1 220kV线路保护2.2.1.1配置原则(1) 每回220kV线路应配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能全线速动保护，终端负荷线路也可配置一套全线速动保护，每套保护均具有完整的后备保护。(2) 每一套220kV线路保护均应含重合闸功能，两套重合闸均应采用一对一起动和断路器控制状态与位置起动方式，不采用两套重合闸相互起动和相互闭锁方式。重合闸可实现单重、三重、禁止和停用方式。 (3) 对50km以下的220kV线路，宜随线路架设OPGW光缆，配置双套光纤分相电流差动保护，保护通道宜采用专用光纤芯。(4) 对同杆并架双回线路，为有选择性切除跨线故障，应架设光纤通道，宜配置双套分相电流差动保护。(5) 对电缆线路以及电缆与架空混合线路，每回线路宜配置两套光纤分相电流差动保护作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。(6) 双重化配置的线路主保护、后备保护的交流电压回路、电流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路、信号传输通道均应彼此完全独立没有电气联系。(7) 双重化配置的线路保护每套保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。(8) 保护装置应具有对时功能，采用RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护与计算机监控系统和保护及故障信息管理系统子站通信接口采用以太网或RS-485串口。(9) 线路两侧保护、远方跳闸保护选型应一致，保护的软件版本应完全一致。2.2.1.2 线路保护通道组织(1) 双重化配置的两套纵联保护的通道应相互独立，传输两套纵联保护信息的通信设备及通信电源也应相互独立。(2) 具有光纤通道的线路，两套纵联保护宜均采用光纤通道传输信息。对50km及以下短线路，宜分别使用专用光纤芯；对50km以上长线路，宜分别使用2Mbit/s接口方式的复用光纤通道。(3) 保护采用专用光纤芯通道时，保护光纤应直接从通信光配线架引接。保护采用复用光纤通道时，保护数字接口装置宜安装在保护屏（柜）上，保护数字接口装置与通讯设备间电缆长度不应大于50m。当保护数字接口装置放在保护屏（柜）时，其直流电源宜取自保护直流电源，也可取自通信直流电源，与通信设备采用75同轴电缆不平衡方式连接。(4) 复用数字通道的纵联保护宜采用单通道方式。(5) 直达路由光纤通道应采用光纤纵差保护。迂回路由的光纤通道，大于3个接点时宜采用光纤距离保护。迂回路由传输网络的传输总时间（包括接口调制解调时间）应不大于12ms，迂回路由宜采用110kV及以上电压等级的OPGW光缆。(6) 非同杆并架或仅有部分同杆双回线，未敷设光纤通道线路的一套纵联保护可采用另一回线路的光纤通道，另一套纵联保护应采用电力载波或光纤的其它迂回通道。(7) 对只有一个光纤通道的线路，另一套主保护可采用电力线专用载波通道传输保护信号。2.2.2 220kV远方跳闸2.2.2.1 配置原则(1) 220kV发变组单元接线方式的线路应配置双向远方跳闸保护。(2) 远方跳闸保护宜采用一取一经就地判别方式。2.2.2.2通道组织线路纵联保护与远方跳闸的信号传输通道宜相互独立。2.2.3 110kV线路保护(1) 110kV线路应配置一套线路保护，每套保护均具有完整的后备保护。(2) 110kV线路保护均应含三相一次重合闸功能。重合闸可实现三重和停用方式。(3) 电厂联络线或线路长度低于3km的短线路，宜配置一套光纤纵联差动保护为主保护和完整的后备保护。(4) 对电缆线路以及电缆与架空混合线路，宜配置光纤电流差动保护作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。(5) 保护装置应具有对时功能，采用RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护与计算机监控系统、保护及故障信息管理系统子站通信接口采用以太网或RS-485串口。2.2.4 操作箱 2.2.4.1 220kV线路操作箱配置原则(1) 220kV双母线接线，每条线路宜配置一套分相操作箱，操作箱配置在其中一套线路保护屏内。(2) 220kV双母线接线，应配置两套采用双位置继电器的电压切换装置（其中一套采用操作箱的电压切换回路），分别配置在两套线路保护屏内。2.2.4.2 110kV线路操作箱配置原则110kV双母线接线，每条线路应配置与线路保护组合在一起的单套三相操作箱与电压切换装置。2.2.4.3 断路器防跳宜由操作箱实现，跳合闸压力闭锁等功能宜由断路器本体机构箱实现。2.2.5 失灵起动装置220kV应配置独立的断路器失灵起动装置，并且包括断路器三相位置不一致保护、死区保护、充电保护功能。断路器宜采用保护柜中的三相位置不一致保护。2.2.6 母线保护及断路器失灵保护2.2.6.1 220kV母线保护及断路器失灵保护配置原则(1) 220kV变电站220kV母线按远景配置双套母线保护，每套母线保护均含失灵保护功能。(2) 对220kV双母线接线方式，母线和失灵保护均应设有电压闭锁元件，母联开关及分段开关不经电压闭锁。电压闭锁可由软件实现。(3) 双母线接线的失灵保护宜与母线保护共用出口，双重化配置的母线保护（含失灵保护功能）每套保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。(4) 对主变压器单元， 220kV母线故障且变压器高压侧开关失灵时再联跳主变中压侧和低压侧，其失灵保护由主变保护实现。(5) 保护装置应具有对时功能，采用RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护与计算机监控系统、保护及故障信息管理系统子站通信接口采用以太网或RS-485串口。2.2.6.2 110kV母线保护配置原则(1) 110kV母线按远景配置单套母线保护。(2) 保护装置应具有对时功能，采用RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护与计算机监控系统、保护及故障信息管理子站系统通信接口采用以太网或RS-485串口。2.2.7 母联、分段保护（1）110kV 、220kV的母联、母线分段断路器应按断路器配置一套完整、独立的母联充电保护装置和一个操作箱。（2）保护装置应具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护功能。2.2.8 故障录波器系统(1) 故障录波装置宜按电压等级按最终规模录波量分别配置，分别记录线路电流、电压、保护装置动作及保护通道的运行情况等。主变压器三侧录波信息应统一记录在一面故障录波装置内。远期规模变压器2台、220kV出线不大于4回的变电站，按照2台故障录波器配置；远期规模变压器23台、220kV出线大于4回的变电站，按照3台故障录波器配置，其中1台主变压器专用；过渡期内可适当减少故障录波器数量的配置。(2) 在分散布置的变电站内，按保护小室配置故障录波装置，不跨小室接线，适当考虑远景要求； (3) 每面线路故障录波器的录波量配置宜为72路模拟量、128路开关量。(4) 故障录波装置应具备完善的分析和通信管理功能，通过以太网口与保护和故障信息管理系统子站通信，录波信息可经子站远传至各级调度部门进行事故分析处理。(5) 录波装置应具有对时功能，采用RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。2.2.9 保护及故障信息管理系统子站(1) 220kV变电站应配置配置一套保护及故障录波信息管理系统子站。(2) 保护及故障信息管理系统子站与监控系统，应分别采集保护装置信息。故障录波直接与子站连接。(3) 保护及故障信息管理系统子站与各继电保护装置、故障录波装置的接口采用以太网口，通信规约采用IEC60870-5-103。(4) 保护及故障信息管理系统子站应能通过调度数据专网与调度主站通信。（5）保护及故障录波信息管理子站系统应具有对时功能，采用RS-485串行数据通信接口接收站内时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源，对时误差1ms。2.3 调度自动化2.3.1 调度关系按照现行调度管理规定， 一般220kV变电站应属河南省调度中心和地调二级调度，终端站由省调委托地调一级调度，远动信息应根据调度关系分别送往相应调度部门。 2.3.2 站内调度自动化系统配置2.3.2.1 远动系统配置原则远动系统与站内计算机监控系统合并，监控网络上远动工作站和后台监控主站分别配置，就地与远方功能相对独立，共享网上的信息。远动工作站按照双机冗余配置，通过直采直送方式实现远动信息的采集处理和向调度端传送。2.3.2.2 电能计量信息采集系统根据河南省公司关口电能计量装置管理办法，电厂与电网的产权分界处以及主变220kV侧为电能计量点。电厂线路侧计量点按照主副表配置，主变220kV侧计量点按照单表配置。变电站配置1套电能计量系统，包括多功能电能表、电能量采集终端和计量装置屏柜。变电站配置1套电能量远抄装置。2.3.2.3 调度数据网接入设备变电站配置调度数据网络接入层设备一套，包含2台接入层路由器和2台接入层交换机，共组一面机柜，布置在主控室。变电站内调度生产业务通过FE端口和接入层交换机互连，接入到不同的安全分区的VPN中。2.3.2.4 通道安排常规变电站通道安排：一般220kV变电站至河南省调度中心和地调之间应各具备一主一备两条远动通道。至省调度中心的主用通道采用调度专网通道，通信速率为2*2Mbps，远动计费备用通道采用数字接口，通信速率为9600bps。至地调的主备远动通道均采用数字接口，通信速率为9600bps。 终端220kV变电站至河南省调度中心具备一条远动通道，至地调之间应具备一主一备两条远动通道。其中至省调度中心的通道采用调度专网通道，通信速率为2Mbps；至地调的主备远动通道均采用数字接口，通信速率为9600bps。 集控站通道安排：集控系统应安排独立的2路数字通道至地调，通信速率为9600bps。 无人值班220kV变电站至集控站具备一条远动通道。2.3.2.5 集控站配置根据河南省电力公司及地区规划，如本站为集控站，站内应配置独立的集控站主站系统、五防主站和遥视主站系统各一套，实现对本变电站和集控区域内无人值班变电站的监控、调度管理和安全监视。集控站集控系统配置2台服务器、2台前置机，2台操作员工作站、2台维护工作站、前置通信柜、交换机等设备及相应应用软件等。集控站五防系统包括工作站和应用软件，其主要实现对各子站一次设备五防闭锁系统的逻辑判断功能。集控站五防系统、集控站监控系统和变电站当地五防系统信息可以共享。遥视系统配置系统服务器、工作站、交换机等各1台以及相应软件。集控系统设备应能与地调、本变电站当地监控系统和无人值班站以数字专线或网络进行通信。2.4 通 信2.4.1 系统通信1）根据变电站的性质，220kV变电站到河南省调、地区调度中心及远方控制中心之间应组织系统调度通信通道。到河南省调和地区调度中心的系统通信通道应为一主一备，终端220kV变电站至河南省调度中心组织一条通道，至地调具备一主一备两条远动通道，无人值班220kV变电站至集控站具备一条远动通道。2）系统调度通信通道应满足传输电力调度、继电保护、安全自动装置、数据通信、调度自动化等业务的需要。3）根据各相关的电网通信规划，结合各地区的电网通信现况，拟定通信通道的组织方案。4）如通道迂回与变电站相关的110kV线路时，其光缆在配套110kV工程中考虑。2.4.2 系统通信设备配置 原则上每站配置一套省网设备、一套地网设备，站端配置3端PCM，地调配置1端PCM，不考虑中调端的PCM。2.4.3 站内通信 1）无人值班220kV变电站站内一般不设置调度程控交换机。220kV变电站按有人值班设计时，结合省、地通信网的发展规划设置调度程控交换机。2）通信系统一般不设独立的视频监控和环境监控，视频、环境监控与变电站监控统筹考虑。同时为满足运行维护和现场统一管理的需求，通信系统应将主要设备告警接点信号接入站内二次监控系统中并同时送各地区调度通信中心。3）通信设备一般配置一套通信电源系统， 包括高频开关电源、2组蓄电池组、直流分配屏，对于保护通道全部采用复用2M接口的变电站。可配置一套通信电源系统。有人值班站的蓄电池组单独供电时间不小于3小时，无人值班站蓄电池组单独供电时间不小于8小时。容量的选择要经过计算。一般可选择180A/48V通信电源和300Ah蓄电池组.4） 站内不专设通信机房，通信设备集中安装在继电器室内；通信蓄电池与电气蓄电池合并布置。 5） 站内宜设一部对外市话。第3章 电气部分3.1 技术条件3.1.1 设计标准化示范方案技术条件河南省220kV变电站设计标准化示范方案建设规模及技术条件，具体内容见表31。表31 220kV变电站标准化设计示范方案技术条件描述 基本方案技术条件描述序号项目名称工 程 技 术 条 件 11主变压器主变压器A-1、A-2、B-1、B-2本期1台180MVA，最终2台180MVAC-1、C-3本期2台180/240MVA，最终3台180/240MVAC-2、D-1、D-22出线回路数和出线方向A-1220/110kV本期2/4回，最终4/9回10kV无出线，考虑站用变及无功补偿 B-1220/110kV本期2/4回，最终6/12回C-1220/110kV本期4/6回，最终6/10回C-3220/110kV本期4/6回，最终8/15回D-1220/110kV本期4/6回，最终6/12回D-2220/110kV本期4/6回，最终10/10回A-2220/110/35kV本期2/4/8回，最终4/8/8回35kV电缆出线，考虑站用变及无功补偿B-2220/110/35kV本期2/4/8回，最终6/9/8回C-2220/110/35kV本期4/6/8回，最终6/10/8回3电气主接线A-1 、B-1C-1、D-1220kV本期及最终双母线接线 110kV本期及最终双母线接线 10kV本期及最终单元制单母线接线A-2、B-2、C-2220kV本期及最终双母线接线 110kV本期及最终双母线接线35kV本期及最终单母线分段接线C-3、D-2220kV本期双母线接线 ，最终双母线单分段接线110kV本期及最终双母线接线10kV本期及最终单元制单母线接线4无功补偿装置每组主变压器35(10)kV配置3组7.59.0Mvar并联电容器55短路电流短路电流220、110、35(10)kV短路电流水平分别为50、40、25kA66主要设备选型主要设备选型A-1、A-2、B-1、B-2、 C-1、C-2、C-3220、110kV采用户外AIS 三绕组有载调压变压器35(10)kV采用户内开关柜，站用变采用干式变35(10)kV电容器采用组装式； 10kV限流电抗器采用干式空芯D-1、D-2220kV采用户外GIS110kV采用户外GIS77配电装置配电装置A-1、A-2、B-1、B-2、 C-1、C-2、C-3220kV采用户外支持或悬吊管母线中型布置，断路器单列布置110kV采用户外支持管母线中型布置，断路器单列布置35(10)kV屋内成套开关柜布置，电缆出线D-1、D-2220kV采用户外GIS，架空出线或架空电缆混合出线110kV采用户外GIS，架空出线3.1.2 使用说明3.2 电气主接线3.2.1 变电站规模变电站为220、110、35(10)kV三级电压，规模详见表31示范方案技术条件描述3.2.2 220kV电气主接线当出线回路数最终达到4回及以上时，宜采用双母线接线；当进出线回路数最终达到1014回时，采用双母线单分段。3.2.3 110kV电气主接线当出线回路数最终达到6回及以上时，宜采用双母线接线。3.2.4 主变压器及35(10)kV电气主接线 根据给定的设计条件，主变压器采用三相三绕组。35kV采用单母线分段接线。10kV侧无出线及出线较少时，采用单元制单母线接线。每台主变压器低压侧接3组电容器组及1台站用变。为限制短路电流， 10kV进线侧装设限流电抗器。电气主接线图详见相关图纸。3.2.5 各级中性点的接地方式220、110kV中性点可采用经隔离开关接地方式， 35kV为不接地或经消弧线圈接地系统，10kV为不接地系统。3.3 短路电流及主要电气设备、导体选择 3.3.1 短路电流 220、110、35、10kV侧的短路水平考虑到各地区差异较大，示范设计方案 220kV电压等级按50kA考虑，110kV电压等级按40kA考虑， 35kV电压等级按25kA考虑，10kV电压等级按25kA考虑。在实际工程设计中，应根据电力系统短路阻抗值，进行短路电流计算，确定设备的短路电流水平。3.3.2 主要电气设备选择3.3.2.1 各级电压设备外绝缘爬电距离要求 根据河南电网电气设备外绝缘防污闪技术管理原则中新建工程外绝缘配置原则，220、110、35、10kV屋外设备取爬电比距3.1cm/kV，屋内设备取爬电比距2.0cm/kV。3.3.2.2 设备选择(1) 主变压器。城区变电站应采用低噪声、自冷式变压器；其它变电站宜采用自然油循环风冷式变压器。主变压器选型及主要技术参数选择结果见表3-2。表3-2 主变压器选型及主要技术参数选择结果表项目低压侧为10kV常规阻抗技术参数低压侧为10kV高阻抗技术参数低压侧为35kV技术参数主变压器型号S(F)SZ-180(240)/220S(F)SZ-180(240)/220S(F)SZ-180(240)/220额定容量180、240 MVA180、240 MVA180、240 MVA容量比180、240 MVA180、240 MVA180、240 MVA电压比23081.25/121/10.5kV23081.25/121/10.5kV23081.25/121/38.5kV短路阻抗Uk1-2%=14.5Uk1-3%=24Uk2-3%=7.5Uk1-2%=14.5Uk1-3%=35Uk2-3%=19.5Uk1-2%=14.5Uk1-3%=35Uk2-3%=19.5连接组别YNyn0d11YNyn0yn0调压方式有载调压 有载调压带平衡绕组冷却方式自然油循环风冷或自冷式注：当10kV无出线时，一般选择以上“常规阻抗技术参数”；当10kV有出线时，根据短路电流计算，可选择以上“高阻抗技术参数”，并应校验10kV侧短路电流选择合适的电压比及阻抗电压。(2) 220kV设备。一般情况断路器选用瓷柱式SF6气体绝缘单断口；母线隔离开关选用单柱垂直断口；出线隔离开关选用单静触头、双柱水平断口；电流互感器选用油浸式或SF6气体绝缘；电压互感器选用电容式。220kV主要电气设备技术参数选择结果见表3-3。表3-3 220kV主要电气设备技术参数选择结果表序号设备名称主 要 参 数1断路器3150A，50kA，3s热稳定电流50kA，动稳定电流峰值125kA2隔离开关2500A，3s热稳定电流50kA，动稳定电流峰值125kA3电流互感器母联及出线额定电流比21200/5A，主变压器进线额定电流比2600/5A；3s热稳定电流250kA，动稳定电流峰值2125kA4电压互感器母线侧电压比kV，准确级0.2/0.5/0.5/3P；线路侧电压比kV，准确级0.2/0.5/3P5阻波器以上为220kV采用户外管母线中型布置电气设备的参数，同样参数适用于分相六氟化硫全封闭组合电器（GIS）。(3) 110kV设备。采用户外敞开式配电装置时，断路器选用瓷柱式SF6气体绝缘单断口；母线隔离开关选用单柱垂直断口；出线隔离开关选用单静触头、双柱水平断口；电流互感器选用油浸式或SF6气体绝缘；电压互感器选用电容式。110kV主要电气设备技术参数选择结果见表3-4。表3-4 110kV主要电气设备技术参数选择结果表序号设备名称主要参数1断路器3150A，40kA，3s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kA2隔离开关母联额定电流2000A，主变进线选用2000A，其余额定电流1600A；3s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kA3电流互感器母联额定电流比21200/5A，主变压器进线额定电流比选用2600/5A（180MVA）或21200/5A（240MVA），出线额定电流比2600/5A；3s热稳定电流240kA，动稳定电流峰值2100kA4电压互感器母线侧电压比kV，准确级0.2/0.5/0.5/3P；线路侧电压比kV，准确级0.2/0.5/3P5阻波器1250A，31.5kA以上为110kV采用户外管母线中型布置电气设备的参数，同样参数适用于三相共箱六氟化硫全封闭组合电器（GIS）。(4)35kV设备35kV采用户内开关柜，选用真空或SF6断路器；并联电容器采用组装式。(5)10kV设备。10kV采用户内开关柜，选用真空或SF6断路器；并联电容器采用组装式；限流电抗器选用干式空芯。以下为 35(10)kV主要电气设备的技术参数选择结果见表3-5。表3-5 10（35）KV主要电气设备技术参数选择结果表序号设备名称10kV开关柜主要参数35kV开关柜主要参数1开关柜10kV断路器额定电流值:进线选用2500A、3150A、4000A，出线选用1250A，进线开断电流值选用40kA，馈线开断电流值选用31.5kA。35kV断路器额定电流值:进线选用2000A，出线选用1250A，开断电流值选用31.5kA 2电容器组单组采用7.5、8.1、9.0Mvar，确切容量和组数在实际工程设计中可经系统论证后调整。3限流电抗器额定电流2000 A、2500A、3000A、3500A、4000 A，额定电抗率6%、8%、10%、12%；在实际工程设计中，根据短路电流水平和回路工作电流，合理选择电抗器的阻抗值和额定电流。3.3.3 导体选择(1) 220kV导体选择。1) 主母线选型。一般情况当母线通流容量小于998MVA，短路电流50kA及以下时，选用LDRE-130/116。当母线穿越功率大于998MVA时，应根据母线穿越功率的实际数值，动、热稳定等计算后选择220kV主母线。2) 母联回路导体选择。主母线穿越电流考虑一般按1575A，选用2(LGJ-500/45)导线。3) 主变压器进线回路导体选择。主变压器进线间隔按经济电流密度控制， 180、240MVA主变引线分别采用LGJ-500/45、LGJ-630/55。 4）母线设备回路导体选择。采用LGJ-300/25。5）出线间隔回路导体选择应与线路导线规格匹配。(2) 110kV导体选择。1) 主母线选型。一般情况当母线通流容量小于379MVA，短路电流31.5kA及以下时，选用LDRE-100/90当母线穿越功率大于379MVA时，应根据母线穿越功率的实际数值，动、热稳定等计算后选择110kV主母线。2) 母联回路导体选择。按主母线穿越电流考虑为1575A，选用2(LGJ-500/45)导线。3) 主变压器进线回路导体选择。主变压器进线间隔按经济电流密度控制， 180、240MVA主变引线分别采用2LGJ-500/45、2LGJ-630/55。4） 母线设备回路导体选择。采用LGJ-300/25。5） 出线间隔回路导体选择应与线路导线规格匹配。(3) 主变压器低压进线侧导体选择，其主要技术参数见表3- 6。表3-6 主变压器低压进线侧导体技术参数选择结果表序号回路最大工作电流选用导体控制条件导体型号载流量1小于2000A2(lMY-100X1010010)2046A由载流量控制，并校验其动、热稳定性2大于2000A,小于2500A2(TMY-100X1010010)2556A3大于2500A,小于3000A2(TMY-12510)3053A4大于3000A,小于3700A3(TMY-12510)3784A3.4 避雷器参数选择及过电压保护3.4.1 220kV避雷器参数220kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见表3- 7。表3-7 220kV氧化锌避雷器参数表项 目避雷器额定电压(kV，有效值)204最大持续运行电压(kV，有效值)159操作冲击（30100ms）2kA残压(kV，峰值)452雷电冲击（820mS）10kA残压(kV，峰值)532陡波冲击（1mS）10kA残压(kV，峰值)5943.4.2 110kV避雷器参数110kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见表3-8。表3-8 110kV氧化锌避雷器参数表项 目避雷器额定电压(kV，有效值)102最大持续运行电压(kV，有效值)79.6操作冲击（30100ms）2kA残压(kV，峰值)226雷电冲击（820mS）10kA残压(kV，峰值)266陡波冲击（1mS）10kA残压(kV，峰值)2973.4.3 35(10)kV电气设备的绝缘配合根据DLT6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合第4.2.6条所述，当“变压器高低压侧接地方式不同时，低压侧宜装设操作过电压保护水平较低的避雷器”。目前国内厂家生产的氧化锌避雷器，其保护性能和工作特性优良，满足该规定要求。为此，主变35(10)kV侧配置Y5W51/134 (Y5W-1745)型氧化锌避雷器，其主要技术参数见表39、310。表3-9 35kV氧化锌避雷器参数表 名 称参 数系统标称电压（kV，有效值）51避雷器额定电压（kV，有效值）35操作冲击（820mS）5kA残压（kV，有效值）134陡波冲击（15mS）5kA残压（kV，有效值）154操作冲击电流下残压（kV，有效值）114表3-10 10kV氧化锌避雷器参数表 名 称参 数系统标称电压（kV，有效值）17避雷器额定电压（kV，有效值）13.6操作冲击（820mS）5kA残压（kV，有效值）45陡波冲击（15mS）5kA残压（kV，有效值）51.8操作冲击电流下残压（kV，有效值）38.33.4.4 直击雷保护和接地(1) 直击雷保护。为防止雷电对电气设备的直接袭击，在220kV及110kV屋外配电装置构架上设置构架避雷针进行直击雷保护，尽量不考虑独立避雷针。为了防止反击，主变压器构架上不设置避雷针，由220、110kV区域避雷针构成联合保护网，保护主变压器、35（10）kV设备及其连接线。(2) 接地。全站接地采用以水平敷设接地极为主，辅以垂直接地极的混合接地网，水平接地体的材料根据设计计算户外敞开式配电装置优先选用708或808的热镀锌扁钢，垂直接地极选用505的热镀锌角钢。全站接地网须满足规程要求。3.5 电气布置及配电装置3.5.1 电气总平面根据变电站假定的进出线方向，220kV向北出线，220kV户外配电装置布置在变电站北侧，变电站进站道路从东接入，主控制楼连同站前区位于进站道路入口处；220、110kV配电装置采用平行布置形式，布置方案参见相关图纸。总体布置按220kV主变压器110kV电气接线流向考虑，各级电压连线基本为直向，无转角架构，布置清晰、紧凑，层次分明。主变压器、35（10）kV配电间在两个配电装置之间，基本为“一”字排列。实际工程中，电气总平面布置根据规划规模、220kV和110kV出线方向，站区地理位置及具体地形等条件设计。3.5.2 配电装置设计考虑的9个示范方案，220、110kV配电装置分别采用户外分相中型管母和户外全封闭组合电器（GIS）。当采用户外敞开式配电装置时，主变压器低压侧至配电间采用母线桥连接。当采用户外全封闭组合电器（GIS）时，主变压器至220、110kV配电装置进线间隔采用架空连接或采用主变压器油汽套管与GIS母线筒直接连接，跨路部分采用钢梁支架支撑。主变压器10kV侧至10kV配电间采用共箱母线连接。(1) 220kV配电装置可采用支持式和悬吊式管母分相中型两种形式，其中地震烈度7度（0.15g）及以下的地区采用支持式管母