01-康坝可研报告

渠县草街子35千伏变电站升压改造输变电工程 可行性研究报告检索号：XN-W157K-A0102青川县凉沙至康坝110千伏线路输变电工程可行性研究报告第一卷 第二册间隔扩建工程（审定本）四川省兴能水利电力设计有限公司二0一九年二月编制单位咨询资质注册咨询师证件青川县凉沙至康坝110千伏线路输变电工程 第二册 间隔扩建工程批 准 审 核 校 核 编 制 青川县凉沙至康坝110千伏线路输变电工程可行性研究报告总目录第一卷 技术部分第一册 电力系统 （检索号：XN-W157K-A0101）第二册 间隔扩建工程 （检索号：XN-W157K-A0102）第三册 线路工程 （检索号：XN-W157K-A0103）第二卷 投资估算及经济评价部分第一册 总投资估算及经济评价 （检索号：XN-W157K-A0201）第二册 间隔扩建工程投资估算 （检索号：XN-W157K-A0202）第三册 线路工程投资估算 （检索号：XN-W157K-A0203）2目 录第一章 变电站概况41.1 设计依据41.2 设计范围51.3 主要设计原则51.4 设计水平年51.5 建设规模5第二章 间隔扩建工程设想62.1 康坝110kV变电站现状62.2 工程建设规模及电气主接线62.2 短路电流计算及电气设备选型62.3 电气总平面布置82.4 防雷及接地规划82.5 站用电及动力照明82.6 施工临时供电过渡方案92.7 电气二次部分92.8 土建部分14后附：1、主要设备材料清册2、附图 3 第一章 变电站概况1.1 设计依据本工程依据下列资料进行可研设计：1、该项目勘测设计合同。2、青川电力有限公司“十三五”农网发展规划报告。3、国能综新能2014617号文：国家能源局综合司关于印发农村电网改造升级项目可行性研究报告编制和审查指南的通知。4、国能新能201673号文：国家能源局关于印发新一轮农村电网改造升级技术原则的通知。5、青川县有关部门提供的相关资料和现场收集勘测资料。6、勘察设计技术标准与规范本工程的勘察设计过程和成果均必须符合国家有关工程建设标准强制性条文和国家勘察设计方面现行的标准、规范、规程、定额、办法、示例。严格执行中华人民共和国工程建设标准强制性条文，针对电力工程，主要规程如下：变电站总布置设计技术规程DL/T-5056-2007220500kV变电所设计技术规程DL/T 5218-2012继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T14285-2006）电力工程电缆设计规程GB50217-2007爆炸危险环境电力装置设计规范GB 50058-2014电力设备典型消防规程DL5027-2015交流电气装置的接地设计规范DL/T621-201135110kV变电所设计规范GB50059-20113110kV高压配电装置设计规范GB50060-200835110kV无人值班变电所设计规程DL/T5103-2012电力设施抗震设计规范GB50260-2013交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范GB/T 50064-2014在勘察设计过程中，如果国家或有关部门颁布了新的技术标准或规范，则我单位采用新的标准或规范进行勘察设计。1.2 设计范围本工程设计范围：110kV出线门型架绝缘子串内侧引线止，主变110kV进线门型架绝缘子串内侧引线止，变电站围墙以内的电气、站内系统通信、土建、水工构筑物及消防等全部设施的设计以及估算书。1.3 主要设计原则在设计中应该坚持以下原则：1、严格执行国家现行的设计规范和国家批准的建设标准。2、变电站按“无人值班，少人值守”设计。3、尽量采用标准化设计，积极推广应用“可靠性设计方法”、“结构优化设计方法”等现代化设计方法。4、注意因地制宜、就地取材，节省建设资金、节约各种资源、缩短建设工期。5、积极采用技术上更加先进、经济上更加合理的新结构、新材料。1.4 设计水平年本工程设计基准年为2017年，设计水平年为2025年。1.5 建设规模110kV出线：原设计110kV接线采用单母线接线方式，110kV出线终期规划3回，一期工程已建成110kV出线1回至平武南坝电站，为满足本站接入国网凉沙110kV变电站后分段运行要求，本期将原110kV单母线接线改造为110kV单母线分段接线，扩建110kV出线1回至国网凉沙110kV变电站。第二章 间隔扩建工程设想2.1 康坝110kV变电站现状康坝110kV变电站已于2014年建成投运，由于康坝至平武南坝110kV线路未投运，康坝110kV变电站降压为35kV变电站运行，110kV开关设备未带电，现状情况如下： 1）、主变压器：原变电站设计规划2台主变，容量为25MVA，现已建成1#主变25MVA。2）、110kV出线：原变电站设计110kV接线为单母线接线，采用户外配电装置。110kV出线终期规划3回，现已建成110kV出线1回至平武南坝电站，由于110kV线路未投运，110kV设备未带电。3）、35kV出线：原变电站设计10kV接线为单母线分段接线方式，采用户内配电装置。35kV出线终期规划6回，现已建成35kV出线4回。4）、10kV出线：原变电站设计10kV接线为单母线分段接线方式，采用户内配电装置。10kV出线终期规划8回，现已建成10kV出线4回。2.2 工程建设规模及电气主接线根据国网接入系统批复要求，为了满足远期运行灵活性的要求，兼顾避免因母联等设备扩建带来的不必要的停电风险，本期及远期康坝变高压侧主接线形式均按单母线分段接线形式考虑。110kV出线：原设计110kV接线采用单母线接线方式，110kV出线终期规划3回，一期工程已建成110kV出线1回至平武南坝电站，为满足本站接入国网凉沙110kV变电站后分段运行要求，本期将原110kV单母线接线改造为110kV单母线分段接线，扩建110kV出线1回至国网凉沙110kV变电站。2.2 短路电流计算及电气设备选型2.2.1 短路电流计算根据系统规划，经计算2025年系统最大运行方式下，变电站各级电压母线上的三相短路容量、短路电流、冲击电流值见下表。短路电流计算结果表短路点编号短路点位置短路点平均工作电压短路电流周期分量起始值稳态短路电流有效值短路电流冲击值短路全电流最大有效值短路容量U(kV)I”(kA)I(kA)ich(kA)Ich(kA)S”(MVA)d1110kV母线1157.77.719.63511.7041534d235kV母线373.83.89.695.776244d310kV母线10.513.313.333.91520.216242注：表中ich2.55 I”，Ich1.52 I”。本工程110kV均按上表中计算的最大短路电流进行设备校核；考虑系统510年的发展，主变容量按（225）MVA考虑，选择电气设备。2.2.2 气象条件极端最高气温： 40极端最低气温： -5年平均气温： 15多年平均相对湿度： 85%最大风速： 23.5m/s基本地震烈度： 度年平均雷电日： 45天本工程区域按2011年版四川省电力系统污区分布图属于d级污区。 2.2.3 设备选择根据系统专业资料，从电网发展考虑，并结合一期工程设备选型，本期工程110kV设备开断电流选择40kA，最小爬电比距采用3.1cm/kV。1）、110kV设备结合一期工程设备情况，本期工程主变进线间隔和出线间隔设备采用户外常规设备，分段间隔和PT间隔设备采用户外GIS，户外常规设备选择如下：断路器：六氟化硫断路器，3150A，40kA；电流互感器：400-800/5A，5P30/ 5P30/ 5P30/0.5/ 0.2S；隔离开关：1250A，40kA；电容式电压互感器互感器：0.5/3P级，100/150VA。户外GIS设备选择如下：气体绝缘全封闭组合电器（共箱式）断路器：2000A，40kA；电流互感器：400-800/5A，5P30/ 5P30/ 5P30/0.5S/ 0.2S；隔离开关： 2000A，40kA；避雷器：Y10W-108/281。2.3 电气总平面布置原设计110kV配电装置为屋外布置，布置在站址的西面，采用软导线中型双列布置，采用架空出线，本期扩建110kV出线采用户外常规布置，架空出线，分段间隔和PT间隔采用户外GIS。本期扩建在原变电站预留的场地进行扩建，不需要重新征地。2.4 防雷及接地规划本站用于防直击雷保护的避雷针已于一期工程建设完成，新增设备包含在原有避雷针保护范围内，故本期不考虑新增避雷针。新增接地设备均采用 2根506扁钢可靠接入主地网。2.5 站用电及动力照明一期工程建设完成，本期不需要增加。2.6 施工临时供电过渡方案本工程在原站址上进行改造，由于原110kV设备未带电，所以本期不需要施工临时供电过渡方案。2.7 电气二次部分2.7.1 计算机监控系统2.7.1.1 现状本站采用重庆新世纪计算机监控系统，站内配置1台XSJ-1960 通讯管理机，1台监控主机，交换机2台。本站1#主变配置1台EDCS-82201主变测控装置，与1#主变保护柜共同组屏。本站110kV南坝线线路测控装置采用重庆新世纪EDCS-82201，与线路保护柜共同组屏。本站已配置公用测控屏1面，屏内配置：1台公用测控装置EDCS-82201（兼用110kVPT测控），1台35kVPT测控装置EDCS-81901（采2段母线电压，带PT并列功能），1台10kVPT测控装置EDCS-81901（采2段母线电压，带PT并列功能）。2.7.1.2 本期配置本期配置二次设备接入前期计算机监控系统，操作控制功能按集控中心、站控层、间隔层网络原则配置。操作权限由集控中心、站控层、间隔层的顺序层层下放。原则上站控层、间隔层只作为后备操作或检修操作的手段。在监控系统运行正常的情况下，任何一层的操作、设备的运行状态和选择切换开关的状态都处于计算机监控系统的监视之中。在任何一层的操作时，其他操作级均处于被闭锁状态。本期具体配置如下：1）站控层设备新增工业以太网交换机1台，用于本期新增设备以太网接入。2）间隔层设备间隔层设备包括测控装置、继电保护、安全自动化装置、故障录波及电能量采集系统及其它智能接口设备等。本站110kV系统、主变部分采用保护、测控分开配置，35kV/10kV采用保护、测控、故障录波多合一微机保护装置，本期保护前期配置原则不变。3）测控装置本期配置公用测控装置1台，安装在原公用测控柜内，本期配置110kV母线测控及PT并列柜1面，内含110kV母线测控装置2台，110kVPT并列装置1台，由于本期一次设备将原110kVPT间隔改为GIS设备，本期取消原PT间隔到公用测控装置控制电缆，改接至本期母线测控装置。本期至国网凉沙110kV变电站110kV线路间隔配置线路测控装置1台，与保护柜共同组柜。本期110kV分段配置测控装置1台，与分段保护柜共同组柜。2.7.2 系统继电保护及安全自动装置依据继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T14285-2006)、国家电网公司十八项重大反事故措施的要求进行系统保护配置。本站保护、测控装置采用微机型装置。1）110kV线路保护本期新建1回110kV康坝站-国网凉沙站线路，线路长度约48km，根据四川水电投资集团公司配置要求110kV线路均配置光差保护，保护通道采用专用光纤芯。线路保护以分相电流差动为主保护，以三段相间和接地距离保护、四段零序方向电流保护为后备保护，配置三相一次重合闸（重合闸可实现三重、禁止和停用方式）以及三相操作箱等设备。本期110kV线路配置1套线路保护装置，组1面柜。2）110kV母线保护及断路器失灵保护本站前未配置母线保护装置，本期配置1套110kV母线保护，其单元数按远景建设规模配置，要求不少于8个单元。母线保护采用差流元件作为起动元件，采用带有比率制动特性的电流差动继电器作为选择元件，具有复合交流电压闭锁回路和出口跳闸回路。失灵保护电流判别利用母差回路交流电流来完成，保护动作判据由各间隔保护装置提供；另外，母线保护还具有母联死区保护功能。母线保护特性应满足内部故障快速动作，外部故障CT严重饱和不会误动作，各电压等级母线路保护均按远景配置，110kV母线配置1面微机母线保护柜。3）110kV分段保护及备自投本期新增110kV分段间隔配置一套完整、独立的充电保护装置，分段保护带有两段时限的过流，一段时限的零序过流保护功能，同时具有母线充电保护功能，当向故障母线充电时，应跳开本断路器，110kV配置1套分段备自投装置，实现分段备自投功能。110kV分段保护装置，分段备自投装置共组1面柜。4）故障录波装置设计原则，选型及数量本站原故障录波装置柜只有2路电压录波回路，不能对主变三侧电压模拟量录波，本期增加插件，将电压将电压模拟量增加到6路。2.7.3 系统调度自动化本站远动信息的传输至青川县电力公司调度采用1路电力调度数据网络，1路模拟通道传输方式，以数据网为主，模拟通道为辅的方式。2.7.4 关口计量装置及电能量远方终端1）电能表设置根据电能计量装置技术管理规程DT/T448-2000有关规定。本工程1回110kV线路为关口计量点(按主副表配置），设置0.2S级电子式多功能电能表。本期新上电能表均安装在站内原电能表柜。2）电能量采集装置本站前期已配置一套电能量采集装置，满足本期工程要求。 2.7.5 调度数据通信网络接入设备调度数据通信网络接入设备详见通信专业。2.7.6 二次系统安全防护根据国家电力监管委员会第5号令电力二次系统安全防护规定、国家经济贸易委员会第30号令电网与电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定的要求，本站调度自动化涉及的实时、准实时系统包括与调度、控制、电力市场有关的计算机监控系统、远