盐都500千伏扩建说明书.doc

江苏盐都500kV变电站扩建#3主变工程 初步设计阶段 说明书江苏盐都500kV变电站扩建#3主变工程初步设计文件总目录序号检索号卷名132-B1903C-A综合部分232-B1903C-Z专题报告332-B1903C-E概算书目 录1 总论11.1 设计依据11.2 工程规模11.4 设计范围21.5 站址概况31.6 通用设计、通用设备典型规范及新技术的应用情况41.7 主要技术经济指标62 电力系统92.1 电网现状92.2 苏中苏北500kV电网发展102.3 500kV盐都变概况112.4 建设规模132.5 无功平衡及调相调压计算132.6 短路电流计算182.7 主要设备电气参数203 系统继电保护213.1 一次系统简介213.2 配置原则213.3 配置及选型方案213.4 对电气专业要求243.5 安全自动装置244 系统调度自动化264.1 调度自动化现状264.2 调度关系及信息传输方案264.3 远动信息内容264.4 调度端接口274.5 远动通道274.6 二次安全防护274.7 电能计量系统284.8 GPS时间同步294.9 相量测量装置295 电气部分295.1 电气一次线295.2 电气二次线366 土建部分446.1 概述446.2 站址工程条件456.3 屋外配电装置526.4 地基处理537 水工部分537.1 概述537.2 消防系统547.3 排水系统558 主变压器运输568.1 主要技术参数568.2 运输工具568.3 运输路径57附表59附表附表1500kV、220kV及35kV断路器参数选择表附表2500kV、220kV及35kV隔离开关参数选择表附表3500kV、220kV及35kV电流互感器参数选择表附表4各级电压导体选择结果表附件：电力规划设计总院文件 电规规划2012816号 “关于印发江苏500kV盐都变扩建#3主变工程可行性研究报告评审意见的通知”及附件1 总论1.1 设计依据本工程依据以下文件开展初步设计：（1）中标通知书；（2）电力规划设计总院文件 电规规划2012816号 “关于印发江苏500kV盐都变扩建#3主变工程可行性研究报告评审意见的通知”及附件；（3）Q/GDW 166.9-2012 国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定 第9部分：330kV750kV变电站；（4）国家电网公司通用设计、通用设备应用目录（2013版）；（5）国网基建部关于发布设计新技术推广应用实施目录（2013年版第一批）；（6）本工程可研报告及前期工程竣工图资料。1.2 工程规模1.2.1 变电站现状（1）主变本变电站前期已安装2台750MVA的三相一体自耦变压器，远景规划主变容量为3750MVA。（2）500kV部分500kV远景出线为10回，现有5回（田湾2回、泰兴1回、上河1回、盐凤1回）。500kV采用3/2断路器接线，远景为6个完整串，现有5个不完整串和1个完整串。（3）220kV部分220kV远景出线为14回，现有13回（唐子2回，富强2回、红光1回，新城2回，马沟2回，都翔1回，芦北1回，万盛2回），采用双母线双分段带旁路母线接线。（4）35kV部分35kV采用单元制单母线接线。#1、#2主变35kV侧均设有总断路器。#1主变35kV侧接60Mvar电抗器2组、40Mvar电容器2组和630kVA所用变1台。#2主变35kV侧接60Mvar电抗器2组和630kVA站用变1台。1.2.2 变电站远景规模（1）主变压器3750MVA。（2）500kV出线10回。（3）220kV出线14回。（4）每台主变压器35kV侧装设4组无功补偿装置。1.2.3 变电站本期扩建规模根据可研审查意见，本期工程建设规模如下：（1）主变压器1台（#3主变），容量为750MVA，高中压侧中性点经小电抗接地。（2）500kV、220kV不新增出线，接线形式不变。（3） 本期新增1组60Mvar电抗器，接至#2主变35kV侧；新增1组60Mvar电容器，接至#3主变35kV侧。#3主变35kV侧不设总断路器。1.4 设计范围扩建内容所需的系统一次、保护、通信、远动和电气一次、二次的设计及相应的土建工程设计。1.5 站址概况1.5.1 站址概况盐都500kV变电站位于江苏省盐城市以西10km的郭猛镇汤陈村，进站道路从站区西侧宁盐公路（229省道）引接，长度271m。该变电站已于2000年6月建成投运。500kV配电装置布置在站区南侧，向东、西二个方向出线；220kV配电装置布置在站区北侧，向东、西二个方向出线；主控通信楼布置在站区西侧中部。该变电站工程已按最终规模一次征地，站区围墙内占地面积7.70公顷，全站总征地面积8.48公顷，合127.2 亩。1.5.2 大件设备运输方案本变电站本期安装1组500kV/750MVA三相（一体）变压器。主变压器采用水路、公路联合运输方式。水路运输路径：主变压器装上600t级驳船，上海港长江施桥船闸京杭大运河高邮船闸北澄子河盐邵线冈沟河同力码头。公路运输路径：主变压器在码头上岸后，装上平板车，向西行驶0.4km，向南行驶0.5km，向西转入世纪大道行驶0.7km，向南转入宁盐公路（S229省道）行驶约3.0km，即可抵变电站进站道路。前期主变压器运输码头，因世纪大道拓宽工程，占用了部分码头位置，原有码头部分拆除。因此，本期工程需新修建临时码头。1.6 通用设计、通用设备典型规范及新技术的应用情况1.6.1 通用设计（1）电气一次部分以国家电网公司通用设计500-C-4方案为主要设计依据，根据前期工程竣工图资料，充分发挥通用方案模块化的特点，开展本工程主变场地的平面布置工作。主变场地上无功补偿装置平行于主变压器布置、无功补偿各分支回路直接由主母线上引接。（2）系统方案设备配置原则、设备组屏（柜）方案均全面贯彻国网通用设计要求，以满足工程统一性和通用性。（3）土建部分本期扩建构支架采用钢管结构、钢结构构件及其附件防腐均采用热浸锌工艺防腐。1.6.2 通用设备严格执行国家电网公司通用设备应用目录（2013版），本期扩建设备均为通用设备应用目录中推广类，无特殊设备，满足物资招标要求。盐都500kV变电站扩建通用设计、通用设备成果应用表见表1.6-1。表1.6-1变电站通用设计、通用设备成果应用表工程概况电压等级500/220/35kV 主变台数及容量1750MVA出线规模（高/中）5/13变电站类型（地上/地下：户内/户外/半户内）户外变电站配电装置类型A：GIS；B：HGIS；C：瓷柱式；D罐式 A:GIS；B:HGIS；C:瓷柱式；D:罐式B/500kV, C/220kV设计方案通用设计方案编号500-C-4配电装置设计750/500/330kV（高压侧）配电装置模块编号500-D-3330/220/110kV（中压侧）配电装置模块编号500-C-4主变及35（66）kV（低压侧）配电装置模块编号500-C-4总平面设计A.直接采用通用设计方案；B.采用模块拼接合理；C. 未采用通用设计方案、模块；B二次系统设计控制、保护是否满足二次系统通用设计配置要求(A.是；B.否)。A1:不设置独立“五防”工作站；A2:设立独立“五防”终端，数据与监控系统共享；A3:设立独立“五防”系统。A1土建设计是否设置人工绿化管网设施 A:是；B:否A总建筑面积 (m2)A: 低于或等同通用设计中同等规模； B: 其它主控楼建筑使用率通用设计主变压器设备编号5T2B-750并联电容器装置设备编号BC-K60750/500/330kV（高压侧）GIS/HGIS 设备编号5HGIS-4000/63瓷柱式/罐式断路器设备编号500/330kV 避雷器设备编号5MOA-420/1046330/220110kV（中压侧）GIS/HGIS 设备编号瓷柱式/罐式断路器设备编号2QF-A-4000/50330/220/110kV 避雷器设备编号（中压侧）2MOA-204/5321.6.3 新技术应用无。1.6.4 标准工艺的应用本工程严格执行对国家电网公司输变电工程工艺标准库（变电工程部分）的应用。1.6.5 对于国家电网公司“两型一化”的执行本工程设计方案严格遵守国家电网公司“两型一化”变电站设计建设导则。1.7 主要技术经济指标主要技术方案和经济指标统计详见表1.7-1。表1.7-1 主要技术方案和经济指标统计一览表序号项目技术方案和经济指标1主变压器规模，远期/本期，型式3750MVA/1750MVA三相，自耦，油浸，强油风冷2高压出线规模，远期/本期10/03中压出线规模，远期/本期14/04低压出线规模，远期/本期-5低压电抗器规模，远期/本期9/160Mvar6低压电容器规模，远期/本期3/160Mvar7高压电气主接线，远期/本期3/2断路器接线8中压电气主接线，远期/本期双母线双分段接线9低压电气主接线，远期/本期单母单元制接线，不设总断路器10高压配电装置型式，断路器型式，数量户外HGIS，本期1台11中压配电装置型式，断路器型式，数量户外AIS，本期1台12低压配电装置型式，断路器型式，数量户外支持管母中型配电装置，瓷柱式断路器、本期2台13地区污秽等级/设备选择的污秽等级d/III，高中压户外设备配电比距：30mm/kV（最高电压），低压户外设备爬电比距：31mm/kV（最高电压）14控制方式计算机监控15智能变电站（是/否）否16变电站通信方式光通信17站外电源方案/架空线长度（km）/电缆长度（km）本期工程无18电力电缆（km）319控制电缆（km）3620接地材料/长度（km）铜绞线/0.05，铜排/0.2，扁钢/0.821变电站总用地面积（公顷）8.48122围墙内占地面积（公顷）7.702423进站道路长度 新建/改造（m）本期工程无24总土石方工程量及土石比 挖土/填土（m3）2050/025弃土工程量/购土工程量（m3）2050/026边坡工程量 护坡/挡土墙（m3）本期工程无27站内道路面积 远期/本期（m2）0/028电缆沟长度 远期/本期（m）10029水源方案城市管网30站外供水/排水管线（沟渠）长度（m）本期工程无31总建筑面积 远期/本期（m2）2798/0（本期工程无）32主控通信楼建筑 层数/面积/体积（层/m2/m3）2/1026/368033继电器小室个数 远期/本期本期工程无34高压构架结构型式及工程量（t）钢结构、本期工程无35中压构架结构型式及工程量（t）钢结构、本期工程无36地震动峰值加速度0.10g37地基处理方案和费用灌注桩和旋喷桩38主变压器消防方式排油充氮39动态投资（万元）514540静态投资（万元）508141建筑工程费用（万元）34942设备购置费用（万元）361043安装工程费用（万元）38544其他费用（万元）73745建设场地征用及清理费（万元）592 电力系统2.1 电网现状2.1.1 江苏电网现状江苏电网是华东电网的重要组成部分之一，东联上海、南邻浙江、西接安徽，现有10条500kV省际联络线分别与上海、浙江、安徽相联，3条500kV线路与山西阳城电厂相联，通过1回500kV龙政直流、1回800kV锦苏直流与华中电网相联。2013年江苏省全社会最高用电负荷81905MW，用电量为4956.6亿kWh，分别比上年增长13.28%、8.20%。2013年江苏全网统调最高用电负荷为77757MW，统调用电量为4562.46亿kWh，分别比上年增长13.40%、8.35%。区外净受电最高负荷15150MW，比上年增长30.83%2013年底全省统调装机总容量74150MW（不含阳城），统调电厂105座，机组1785台（含1524台风电机组）。统调发电厂中，火电机组容量68480MW，核电机组2000MW，抽水蓄能机组1100MW，风力发电机组2570MW。至2013年底，江苏电网拥有：800千伏换流站1座，换流变容量8180MVA；500千伏换流站1座，换流变容量3400MVA。500kV变电站、开关站41座，变压器93台，主变压器总容量80750MVA；500kV线路160条，总长度10675km（含省际联络全线）。220kV变电站、开关站（含用户变）517座，变压器1035台，主变压器总容量164970MVA（不含电厂220kV升压变容量）；220kV线路1470条，总长度24891km（含省际联络全线）。江苏电网目前存在的主要问题：(1) 特高压大容量输送、部分地区负荷爆发式增长以及省内大容量发电机组接入，使得局部地区500kV电网供电能力和抗大扰动能力不足。(2) 500kV变电站的500kV/220kV母线和大容量电厂的220kV母线短路电流已接近或超过63/50kA；为限制短路电流，需进一步削弱部分电网的500/220kV电网网架结构的完整性，对受电水平和供电可靠性影响较大。(3) 随着特高压电网的建设、城市电缆化率的不断提高和城市电网负荷特性，电网无功电压支撑能力尚显不足。(4) 土地资源稀缺，环境压力大，项目开发建设周期长，政策处理难度大，需加快落实项目布点及开发等前期工作。2.1.2 盐城电网现状盐城电网的供电范围包括市东台市、大丰市、盐都区、射阳县、建湖县、阜宁县、滨海县、响水县、亭湖区共9个区县。2013年盐城市全社会最高负荷为4773MW，同比增长了32.84，全年全社会用电量275亿kWh，同比增长22.12。盐城地区电网最高额定电压为500kV，至2013年底盐城电网拥有500kV变电站2座，主变4台，主变压器总容量3500MVA，500kV线路7条，线路总长度415.29km；220kV变电站30座，主变52台，主变总容量合计8580MVA，220kV线路96条，总长度为2902km；110kV变电站105座，主变163台，主变总容量合计8819.5MVA，110kV线路201条，总长度为2833km至2013年底，盐城电网全社会装机容量4460.84MW，其中统调装机容量3604.25MW，另有非统调小机组容量为856.59MW。2013年盐城地区220kV及以上电网地理接线示意图见图B1903C-A-03。2.2 苏中苏北500kV电网发展江苏500kV电网已形成“四纵四横”的骨干输电网架，苏北北电南送4个纵向通道总输电能力可达10000MW左右。“十二五”期间，为配合电源接入及地区负荷发展，苏中、苏北电网还将建设一批500kV输变电项目。20122013年先后建成投运的项目有：南通北（仲洋）输变电工程、扬州西输变电工程、艾塘输变电工程、伊芦扩建3#主变工程、双泗扩建#3主变工程。20142015年，随着500kV盐城南变（双草）升压，500kV沿海通道（伊芦潘荡双草仲洋东洲）全线贯通；随着500kV南通西升压，500kV三官殿泰兴开断环入南通西；同时还计划建设扬州北、姚湖、旗杰输变电工程。20142015年苏北苏中500kV电网接线示意图见图2-1。2.3 500kV盐都变概况盐都500kV变电站现有主变容量2750MVA，最终主变规模3750MVA。盐都500kV主变参数：阻抗电压Uk1-211、Uk1-342、Uk2-330；主变线圈容量750/750/240MVA；抽头电压510/23091.33%/36kV；每台主变中性点均装设了10小电抗。500kV出线：远景出线规模10回；现有出线5回（田湾核电2回、上河1回、盐凤1回、泰兴1回），本工程投产前500kV出线不变。220kV出线：远景出线规模14回；现有出线13回（大马沟2回、新城2回、富强2回、红光1回、唐子2回、万盛2回、芦北1回、庆元1回）；本工程投产前220kV出线数量不变，个别出线方向有调整（大马沟2回、新城2回、富强2回、红光1回、唐子2回、万盛2回、芦北1回、陈堡1回）。500kV电气主接线为3/2断路器接线，220kV电气主接线为双母线双分段带旁路接线。本工程投运前，接线方式不变。无功补偿：现有460Mvar并联电抗器和240Mvar并联电容器（其中#1主变低压侧安装260Mvar 并联电抗器和240Mvar并联电容器，#2主变低压侧安装260Mvar并联电抗器）。500kV盐都核电双回线路盐都侧装设2150Mvar高压并联电抗器。图2-1 20142015年苏北苏中500kV电网接线示意图2.4 建设规模本期工程建设规模如下：（1）主变容量本期扩建1台750MVA主变及相应三侧设备。（2）盐都变出线本期不增加500kV、220kV出线。（3）无功补偿本期扩建主变的低压侧共需布置4组无功补偿装置场地。根据后续电压无功计算分析，本期工程新建1组60Mvar的低压并联电容器和1组60Mvar的低压并联电抗器。新建的电容器装设在本期扩建的高阻抗主变的低压侧。投产年盐城地区220kV及以上电网地理接线示意图见图B1903C-A-04。2.5 无功平衡及调相调压计算（1）无功平衡投产年以500kV盐都变为中心感性无功平衡见表2-1；以盐都+上河+凤城+泰兴为中心的感性无功平衡见表2-2。根据平衡结果：若本期不新增感性无功补偿设备，以盐都变为中心的感性无功补偿系数为0.887，以盐都+上河+凤城+泰兴为中心感性无功补偿系数为0.835；可见该片电网感性无功有少量缺口。建议本期工程在盐都变低压侧新增160Mvar电抗器，则前述感性补偿度可分别增加至0.986、0.866。表2-1 投产年以盐都变为中心感性无功平衡1投产年盐都为中心500kV线路合计（km）507.2盐都田湾核电2回线路（100%）2180盐都上河（50%）41.4盐都凤城（50%）42.5盐都泰兴（50%）63.32500kV线路充电功率（Mvar）608.643已配置的电网高抗（Mvar）300盐都田湾核电盐都侧21504已配置低压电抗器（Mvar）2405本期配置低压电抗器（Mvar）606高、低抗容量合计（Mvar）6007感性补偿系数0.9868感性补偿盈（+）亏（）-8.64表2-2 投产年以盐都+上河+凤城+泰兴为中心感性无功平衡1投产年周围相关500kV线路合计（km）1616.72500kV线路充电功率（Mvar）19403已配置的电网高抗（Mvar）720盐都田湾核电盐都侧2150双泗上河线上河侧1150任庄上河线上河侧1150旗杰凤城线凤城侧11204已配置低压电抗器（Mvar）900盐都变240上河变180凤城变120泰兴变3605本期配置低压电抗器（Mvar）606高、低抗容量合计（Mvar）16807感性补偿系数0.8668感性补偿盈（+）亏（）-260（2）调相调压计算国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定（国家电网生2009133号）和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20081282号）中要求：“500kV及以上母线正常运行时，最高运行电压不得超过额定电压的+10；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节；发电厂220kV母线和500kV及以上变电站的中压侧母线正常运行时，电压允许偏差为额定电压的0+10；事故运行方式时为系统额定电压的-5+10”。考虑到盐都变原主变高压侧采用510kV电压抽头，但目前该设备为国网非标设备，因此本报告对510/23022.5%/36kV和515/23022.5%/36kV两种主变分别进行投产年调相调压计算，结果见表2-3和2-4。计算结果表明，本工程新增500kV主变夏季高峰方式下除了现有的240Mvar电容器外，将本期新建的160Mvar低压并联电容器投入运行，可为盐都变提供无功支撑，有效改善相关站点的电压情况；冬季低谷方式下，在已有的460Mvar低压并联电抗器基础上，扩建160Mvar低压并联电抗器，变电站各侧电压可以满足要求。此外本期主变采用上述两种抽头电压，计算得到的各侧运行电压合理，均能满足运行要求，考虑到目前510kV抽头的750MVA主变为国网非标设备，且远景规划将原低阻抗主变规划更换为高阻抗主变，综合考虑本报告建议本期扩建的#3主变各侧抽头电压采用515/23022.5%/36kV。表2-3 调相调压计算表（#3主变抽头电压取510/23022.5%/36kV） 单位：kV、Mvar计算方式说明夏季高峰冬季低谷盐都变无功装置补偿方式本期不补（盐都已有电容全投）本期补160Mvar电容器本期不补（盐都已有电抗全投）本期补160Mvar电抗500kV电压盐都507.8508.8517.4516.4上河508.6509.0523.1522.7凤城506.6507.1512.5512.0泰兴509.8510.1513.8513.5潘荡505.1506.1520.6519.6双草504.2505.3520.7519.9220kV电压盐都224.4/224.2226.2/225.1227.5/230.4226.2/229.8上河226.7226.9230.7230.6凤城225.9226.1227.2227.0泰兴226.7226.9227.1227.0潘荡224.0224.7229.9229.0双草222.3223.7228.8228.2无功设备投运情况 电容（-）电抗（+）盐都-80-140240300上河-240-240180180凤城-360-360120120泰兴-80-80360360潘荡-120-120240240双草-60-60120120机组功率因数周边500kV接入电厂(陈家港电厂和核电机组)0.950.950.960.96盐城地区220kV接入电厂(射阳港电厂和盐城电厂)0.950.950.960.96注：盐都变220kV母线电压中，“/”左右两侧分别为#1、#2变所带母线和#3主变所带母线的电压，下表同。表2-4 调相调压计算表(#3主变抽头采用515/23022.5%/36kV) 单位：kV、Mvar计算方式说明夏季高峰冬季低谷盐都变无功装置补偿方式本期不补（盐都已有电容全投）本期补160Mvar电容器本期不补（盐都已有电抗全投）本期补160Mvar电抗500kV电压盐都507.8508.8517.5516.4上河508.6509.0523.1522.7凤城506.6507.1512.5512.0泰兴509.8510.1513.8513.5潘荡504.7505.8520.4519.4双草503.9504.8520.3519.3220kV电压盐都224.2/223.1224.9/224.8227.4/229.1226.6/226.7上河226.7226.9230.7230.6凤城225.9226.1227.2227.0泰兴226.7226.9227.1227.0潘荡223.9224.5229.7229.1双草221.9223.0228.1226.8无功设备投运情况 电容（-）电抗（+）盐都-80-140240300上河-240-240180180凤城-360-360120120泰兴-80-80360360潘荡-120-120240240双草-60-60120120机组功率因数周边500kV接入电厂(陈家港电厂和核电机组)0.950.950.960.96盐城地区220kV接入电厂(射阳港电厂和盐城电厂)0.950.950.960.962.6 短路电流计算（1）投产年三相短路电流计算投产年1000kV特高压泰州站、南京站、苏州站已建成投运，同时500kV盐都变现有主变高低阻抗百分比较低(Uk12=11%)，所在电网的220kV枢纽点近期及远期的短路电流裕度不大；同时结合盐城电网规划发展情况，本期扩建#3主变与现有主变分列运行，需采取措施防止#3主变降压过重。因此，为控制短路电流，给电网发展预留空间，同时优化地区电网潮流分布，建议本期扩建的#3主变采用高阻抗变压器(Uk12=16%)。综上所述，计算投产年上述运行方式的短路电流，结果见表2.1-5，可见相关节点短路电流均小于限值。表2.1-5 投产年相关站点短路电流 单位：kA变电站短路母线三相短路电流盐都500kV母线39.562220kV母线43.76/21.947潘荡500kV母线28.105220kV母线31.312双草500kV母线23.851220kV母线22.647注：表中“/”左右两侧分别为#1、#2变所带母线和#3主变所带母线的电压，下表同。（2）单相短路电流核算计算投产年相关站点的单相短路电流，结果见表2.1-6所示。可见本期扩建的#3主变不加装中性点小电抗时，相关母线的单相短路电流均在限值以内。 表2.1-6 投产年相关站点单相短路电流 单位：kA变电站短路母线单相短路电流盐都500kV母线34.918220kV母线42.971/23.937潘荡500kV母线26.018220kV母线37.202双草500kV母线20.814220kV母线26.771注：单相短路电流计算中，已考虑盐都变#1、#2主变各有10中性点小电抗，本期扩建的#3主变未加装中性点小电抗。根据国网规划以及江苏省电网规划，2016年特高压直流泰州换流站及其配套工程建成投运；盐城地区500kV潘荡变和双草变分别扩建一组1000MVA主变。同时根据盐城220kV电网分片规划：2016年，开断盐城中部电网与北部、南部电网的部分220kV联络通道，盐都变三台主变可并列运行。根据上述电网结构，计算2016年盐城地区500kV变电站短路情况，结果如下：表2.1-7 2016年盐城电网500kV变电站短路电流 单位：kA变电站短路母线三相短路电流单相短路电流潘荡500kV母线40.537.1220kV母线36.243.7盐都500kV母线39.935.1220kV母线48.949.3（52.5）双草500kV母线41.035.8220kV母线34.239.9上表中盐都变220kV母线单相短路电流，括号内为盐都#3主变未加中性点小电抗时的单相短路电流值；括号外为#3主变加装10中性点小电抗后的单相短路电流值。由计算结果可见，2016年盐都变220kV母线单相短路电流将达到52.5kA，超过断路器遮断电流，需采取限制措施；本期扩建的#3主变加装10中性点小电抗后，可将短路电流限制到49.3kA。因此为兼顾盐城电网的发展，满足电网运行的要求，建议本期工程盐都变扩建的#3主变加装10中性点小电抗。2.7 主要设备电气参数（1）500kV主变本期扩建主变采用无励磁调压变压器，三侧容量：750/750/240MVA；接线方式：YNa0d11；抽头电压：515/23022.5%/36kV；高中阻抗电压百分比Uk12取16，主变中性点需加装10的小电抗。（2）断路器开断短路电流水平500kV、220kV断路器及相应设备短路电流水平分别按63kA、50kA设计。3 系统继电保护3.1 一次系统简介500kV盐都变现有2台主变，远景3台主变， 500kV出线5回（田湾2回，泰兴1回，凤城1回，上河1回），远景10回出线，500kV电气主接线采用一个半断路器接线型式；220kV配电装置现有出线13回，远景14回，220kV系统主接线为双母线双分段带旁路接线方式，设专用母联、分段、旁路断路器。本期扩建750MVA的#3主变，为三相自耦变压器，直接接入500kV的2M母线上，扩建1台500kV断路器，扩建采用HGIS的配电形式，主变中性点上安装小电抗；相应扩建1回#3主变220kV间隔；扩建1组电容器，接至#3主变35kV侧，不设总断路器；新增1组电抗器，接至#2主变35kV侧2M母线上。3.2 配置原则系统继电保护及安全自动装置的配置原则是：贯彻执行有关专业设计技术规程、规定，贯彻执行国网公司、华东和省电力公司有关系统继电保护配置和反事故措施文件精神。尽量利用原有保护装置。3.3 配置及选型方案3.3.1 500kV系统保护现状500kVI、II母线配置长园深瑞公司的4面BP-2C母线差动保护柜，每面母线保护柜配置9个单元，于2013年技改工程中投运。500kV系统配置4面山东山大电力公司的WDGL-VI/X型故障录波器柜，目前均已完成施工图设计：500kV #1故障录波器配置96路模拟量（32路电压+64路电流），192路开关量，接入#1主变、田湾I线、田湾I线高抗及501、503串相关电流、电压，线路保护、高抗保护、断路器保护、主变保护及相应断路器位置相关信号；500kV #2故障录波器96路模拟量（32路电压+64路电流），192路开关量，接入#2主变、田湾II线、田湾II线高抗及502、504串相关电流、电压，线路保护、高抗保护、断路器保护、主变保护及相应断路器位置相关信号；500kV #3故障录波器96路模拟量（48路电压+48路电流），192路开关量接入上河线、泰兴线、凤城线及505、506串相关电流、电压，线路保护、断路器保护及相应断路器位置相关信号；500kV #4故障录波器96路模拟量（32路电压+64路电流），192路开关量，接入500kV母线侧断路器电流、母线PT单相电压、母线保护有关信号、母线侧断路器分相位置接点信号。盐都变前期配置ABB及南瑞保护管理机进行保护及故障信息采集；在技改工程中新增保护信息管理子站，用于接入站内500kV系统的保护及故障录波信息，并传送华东网调，子站尚未下发招标结果；根据初步设计方案，ABB保护装置通过ABB保护管理机接入子站，具有光网口条件的保护装置和故障录波器，通过光口交换机接入子站，其余具备串口条件的保护装置，通过串口服务器接入子站，设计方案中已按照远景规模配置光口交换机。3.3.2 220kV系统保护现状220kVI-II、III-IV母线保护配置许继电气公司的4面GMH800A-415S母线差动保护柜，每面母线保护柜配置15个单元，目前已完成施工图设计。3.3.3 本期系统保护配置（1）500kV断路器保护为了提高500kV系统故障的切除可靠性，降低断路器失灵对系统的影响，须装设断路器失灵保护，失灵保护按断路器装设。本期扩建的#3主变500kV侧断路器直接接在2M母线上，根据的配置要求，此断路器配置双重化的失灵保护，按组一面柜考虑。（2）500kV母线保护前期工程时500kV每组母线已按远景设置了双套母线保护（4面柜），本期相应接入即可。（3）500kV故障录波器本期新增一面主变故障录波器柜，容量按模拟量48路、开关量144路考虑。本期所增加的母线侧电流量、开关量相应接入前期配置的500kV的#4故障录波器即可。500kV系统继电保护配置详见B1903C-A-05图。（4）220kV母线保护前期工程时220kV每组母线已按远景设置了双套母线保护（4面柜），本期相应接入即可。（5）与保护子站的接口盐都变前期工程已配置了1面500kV保护信息管理子站系统和2面保护信息采集柜，本次新增的500kV系统保护及故障录波信息通过前期预留的光口交换机接入子站系统，并传送到华东网调，开列相关的接入设备和信息修改费用。3.4 对电气专业要求3.4.1 对CT的要求#3主变500kV母线侧CT应有2个TPY级供主变保护用， 2个P级供失灵保护用，2个P级供母线保护用， 1个0.2S供计量用；220kV母线侧CT应有2个TPY级供主变保护用，2个P级供母线保护,1个P级供失灵保护用，1个0.2S供计量用；#3主变中性点侧套管CT应有2个TPY级供主变保护用，1个P级供故障录波用；#3主变的35kV侧套管CT应有2个TPY级供主变保护使用，1个P级供故障录波用；35kV电容器侧应有2个P级供电容器保护用，1个0.5供测量、计量用；35kV电抗器侧应有3个P级供电抗器保护用，1个0.5供测量、计量用。3.4.2 对PT的要求PT配置要求同前期一致，两套主保护需要PT的两个独立次级分别供电,以实现交流电压回路的双重化。另外，还需要一个开口三角接线绕组以供保护中的零序电压回路接用。PT应能满足暂态要求。3.5 安全自动装置根据可研评审意见关于印发江苏盐都500KV变电站扩建工程可行性研究报告评审意见的通知(电规规划2013943号)，本期扩#3主变后地区电网高峰负荷方式（或80%高峰负荷）下220kV线路热稳定问题依旧存在，现有的安自装置保留使用，线路过载需要在220kV电网加强规划中统一研究。264 系统调度自动化4.1 调度自动化现状盐都变内远动信息采集处理远传由计算机监控系统完成，计算机监控系统为上海惠安系统控制有限公司的产品，有关远动信息同时送到华东网调、江苏省调、盐城地调。站控层设备已按照全站远景配置，间隔层设备500kV部分按照1串设1面监控柜方式、不完整串已按完整串规模配置。4.2 调度关系及信息传输方案盐都变电站受华东网调和江苏省调两级调度，扩建主变后，盐都变电站在电网中的地位和作用不变，故调度关系保持不变。本工程在前期计算机监控系统的基础上扩容，新增500kV和主变部分的监控装置，并新增#3主变中低压侧间隔和电容器、电抗器监控单元，并需相应对实时数据库进行增加。本期扩建内容属华东网调调度范围，相关信息送至华东网调，同时送至江苏省调和盐城地调。4.3 远动信息内容4.3.1 遥测量#3主变500kV侧有功、无功功率、三相电流、三相电压和有功电度；#3主变220kV侧有功、无功功率、三相电流、三相电压和有功电度；#3主变35kV侧有功、无功功率、三相电流、三相电压和有功电度；35kV电容器无功功率、三相电流和无功电度；35kV电抗器无功功率、三相电流和无功电度； 4.3.2 遥信量所有断路器位置信号；所有隔离开关、接地刀闸位置信号；500kV断路器失灵保护动作信号；#3主变主保护动作及非电量保护信号；4.3.3 遥控量断路器合闸；断路器分闸；所有隔离开关及接地开关分、合闸。4.4 调度端接口本期工程与调度端的通信方式保持不变，由厂家在原来的信息表上增加相关信息内容，并对调度端EMS数据库、CRT画面作相应修改，本工程相应开列网调、省调和地调接口费。4.5 远动通道500kV盐都变电站现有远动通道满足本期远动信息传输要求。4.6 二次安全防护本站在前期工程中已配置二次安全防护设备，本期不增加设备。4.7 电能计量系统4.7.1 电能计量计量关口点的设计原则(1) 省调管辖的计量关口点的电能量数据传送至省调；(2) 变电站500kV出线若为跨省联络线，计量关口点的电能量数据传送至网调；(3) 电量计费关口的设置和计费设备的配置原则上按照华东及江苏电网电能计量系统的要求进行。4.7.2 电能计量设备的配置及电能数据的传输（1）计量关口点本期扩建的主变220kV侧为江苏电网的计量关口点，按单表配置，电能表精度为0.2S级，带有光电隔离的数据通信接口以及具有与电能量计量终端服务器联接的功能。（2）计量考核点主变500kV侧、主变35kV侧配置多功能电度表，电能表精度为有功0.5S、无功2.0级，具有双向计量功能、RS485串口输出接口。35kV无功设备配置无功电能表，电能表精度为2级，具有双向计量功能、RS485串口输出接口。站内考核表按单表配置。表计配置详见电气二次部分。（3）电能计量装置的配置及传输500kV盐都变电站在前期工程中已配置电能量计费终端服务器，本期将新增的500kV考核设备、220kV侧关口设备接入电能量采集装置，通过已有的电能量传输通道送至调度。4.8 GPS时间同步本期扩建#3主变工程所有间隔层设备和各保护装置都接受GPS标准授时信号进行时钟校正，对时信号均接入原 GPS对时柜。原对时柜满足本期扩建要求，无需扩展增加。4.9 相量测量装置本站前期已配置相量在线监测子站设备（功角测量装置），本期增加的#3主变高压侧的三相电流相应接入同步相量采集柜即可。5 电气部分5.1 电气一次线5.1.1 电气主接线本变电站前期已安装2台（#1、#2）750MVA的三相一体自耦变压器，远景规划主变容量为3750MVA。本期扩建1组750MVA主变（#3）。主变采用三相一体自耦变压器，电压等级为(515/230/22.5%)/36kV，接线组别为YNa0d11。#3主变中性点加装10小电抗。500kV远景出线为10回，现有5回（田湾2回、泰兴1回、上河1回、盐凤1回），采用一个半断路器接线，远景为6个完整串，现有5个不完整串和1个完整串。本期#3主变经断路器直接接于2M。220kV远景出线为14回，现有13回（唐子2回，富强2回、红光1回，新城2回，马沟2回，都翔1回，芦北1回，万盛2回），采用双母线双分段带旁路母线接线。本期扩建#3主变进线间隔，接线型式不变。35kV采用单元制单母线接线。远景每台主变配置4组无功。本工程前期，#1主变35kV侧接60Mvar电抗器2组、40Mvar电容器2组和630kVA所用变1台。#2主变35kV侧接60Mvar电抗器2组和630kVA站用变1台。#1、#2主变35kV侧均设有总断路器。本期扩建#3主变35kV低压侧配电装置，不设总断路器。35kV新增1组60Mvar电抗器，接至#2主变侧；新增1组60Mvar电容器，接至#3主变。 远景及本期电气主接线示意见图B1903CA06、07。5.1.2 短路电流计算及主要设备选型（1）短路电流计算根据系统提供的盐都500kV变电站远景系统阻抗进行短路电流计算，并按变电站最大运行方式考虑：#3主变与#1、2主变500kV并列运行, 220kV侧分列运行；35kV侧分列运行。远景短路电流计算阻抗见图3.1-1。图5.1-1 远景系统阻抗图表5.1-1 远景短路电流计算结果表短路点编号短路位置短路形式暂态短路电流（有效值）稳态短路电流（有效值）短路电流冲击值（峰 值）K1500kV母线三相短路42.7942.79109.11K2220kV母线三相短路45.9645.96117.21K9220kV母线三相短路21.8021.8055.60K635kV母线三相短路33.5033