赣州南500kv变电站初步设计

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1、40-B3851CW-A01赣州南500kV 变电站工程初步设计收口报告中国电力工程顾问集团中南电力设计院中国电力工程顾问集团中南电力设计院 工程设计资质证书：工程设计综合资质甲级 A 号 工 程 勘 察 证书：工程勘察综合类甲级-kj 号 环境影响评价证书：国 环 评 证 甲 字第2604 号 工程咨询资格证书：工 咨 甲 号 2 0 0 9 . 9 武 汉总工程师：袁家晖项目经理：彭开军审 核：陈宏明 李 苇 刘丽芳 吴必华李莎莎 孙晓萍校 核：朱 毅 向长征 程细海 张育胜陈传新 饶 冰 陈 念 陈 俊贾瑞芳 唐 建设 计：盛晶晶 肖 异 陈 岳 袁翰笙曹 磊 汪志彬 卢海泉 赵 洪刘信

2、信 彭开军目 录1 工 程 简 介2 技术收口报告2.1 电气一次部分2.2 电气及系统二次2.3 通信部分2.4 总图部分2.5 建筑2.6 结构2.7 供水方案及给水系统3 技经收口报告4 工程投资及分析4.1 方案一投资分析4.2 方案二投资分析4.3 方案三与方案二投资比较5 附图21 工 程 简 介赣州南 500kV 变电站是江西赣州南 500kV 输变电工程的变电子项目之一，其建设规模如下：(1) 主变规模本期规模：2750MVA。根据江西电网发展需要，其中 1 组于2010 年投产，另 1 组可于 2012 年前后投产。最终规模：3750MVA。(2) 出线规模 500kV 出线

3、本期规模：出线 2 回，至赣州 2 回。最终规模：出线 6 回，顺时针方向依次为赣州 2 回、北方向备用2 回、南方向备用 2 回。 220kV 出线本期规模：出线 7 回，顺时针方向依次为燕丰 1 回、嘉定 2 回、百乐 1 回、五光 1 回、金堂 2 回。 最终规模：出线 12 回，顺时针方向依次为燕丰 1 回、嘉定 2 回、车头 2 回、百乐 1 回、备用 2 回、龙南 1 回、五光 1 回、金堂 2 回。(3) 无功补偿 本期规模高压并联电抗器：本期不装设线路高抗。低压并联电抗器：每台主变下配置 260Mvar 低抗，共 2(260)Mvar。由于本期赣州南赣州的 500kV 出线每回

4、线路长度达 95km，未装3设线路高抗。为补偿本期 500kV 出线的充电功率，可研审查意见中明确“第 1 组主变投产时，同期投产第 2 组主变低压侧的 2 组 60Mvar 电抗器，暂接入第 1 组主变侧”。低压并联电容器：每台主变下配置 260Mvar 低容，共 2(260)Mvar。本期低容的装设可随着两台主变的投产分步实施。 最终规模高压并联电抗器：远期向北 2 回备用出线不堵死扩建高抗的可能性。根据可研审查意见，远期每台主变按装设 5 组无功补偿设备考虑。本阶段暂按 3 组低抗、2 组低容预留位置。2 技术收口报告根据 2009 年 5 月 20 日在北京召开的江西赣州南 500kV

5、 输变电工程初步设计评审会议的意见，按照中国电力工程顾问集团公司关于江西赣州南 500kV 输变电工程初步设计评审会议纪要的要求，开展本工程初步设计收口工作，对评审意见中提出的问题进行答复和修改。本收口报告主要针对审查意见的内容和问题展开，未涉及修改的专业和内容，本次收口不再论述，以初步设计报告为准。2.1 电气一次部分2.1.1 电气主接线1) 500kV 电气接线500kV 接线采用一个半断路器接线，按远景进出线规模组成 4 个完整串，第 3 台主变压器经断路器接入母线。根据初步设计评审意见，4并结合电气总平面布置方案，本工程 500kV 屋外配电装置考虑如下两种组串方案。方案一： 本期

6、4 个进出线回路组成 2 个不完整串和 1 个完整串；方案二： 本期 4 个进出线回路组成 2 个完整串，不装设出线隔离开关。2) 220kV 电气接线220kV 接线采用双母线双分段接线，本期采用双母线单分段接线。220kV 最终出线 12 回，本期 220kV 出线 7 回。根据初步设计评审意见，本工程 220kV 电气接线不考虑断路器三列式布置，双侧出线方案，仅考虑断路器单列式布置，单侧出线方案。3) 电气主接线综上所述，本工程电气主接线提出如下两种组合方案：方案一：500kV 采用一个半断路器接线，断路器三列式布置，两侧出线，远景进出线回路组成 4 个完整串。本期 4 个进出线回路组成

7、 2个不完整串和 1 个完整串，共装设 7 组断路器。220kV 采用双母线双分段接线，本期采用双母线单分段接线，断路器单列式布置，单侧出线。详见图“B3851CW-A02-D0101电气主接线（方案一）”方案二：500kV 采用一个半断路器接线，断路器三列式布置，两侧出线，远景进出线回路组成 4 个完整串。本期 4 个进出线回路组成 2个完整串，共装设 6 组断路器。220kV 电气接线同方案一。详见图“B3851CW-A02-D0102电气主接线（方案二）”。根据各专业综合技术经济比较，本工程电气主接线推荐采用方案二。2.1.2 主要电气设备及导体选择根据初步设计评审意见，结合系统专业提供

8、的 500kV 出线电流，针对 500kV 不同的组串方案，本期 500kV 完整串串中设备按额定电流5为 3150A 选择，不完整串串中设备按额定电流为 4000A 选择。考虑到与串中电气设备额定工作电流相匹配，完整串上层跨线及间隔内设备之间连接线选用 2LGJQT-1400 钢芯铝绞线，不完整串内设备之间连接线选用 2xJLHN58K-1600 扩径耐热铝合金绞线。2.1.3 配电装置及电气平面布置1) 500kV 配电装置对应 500kV 电气接线，500kV 配电装置提出如下两个方案：方案一：500kV 配电装置采用断路器三列式布置，南北方向双侧出线。本期 500kV 由 1 个完整串

9、和 2 个不完整串构成，分别布置在第 3串和第 1、4 串，第 3 串间隔内 B、C 两相相间道路兼做消防通道，各出线构架宽度为 28 米。整个 500kV 配电装置共 4 个间隔，本期 500kV 母线一次上齐，同时为了远期扩建方便，本期将 4 个间隔串中的跨线一并上齐。500kV 配电装置设 2 个继电器小室，分别位于第 1、2 串和第 3、4串间隔之间。方案二：500kV 配电装置采用断路器三列式布置，南北方向双侧出线。本期 500kV 由 2 个完整串构成，分别布置在第 1、2 串，第 2 串间隔内 B、C 两相相间道路兼做消防通道，各出线构架宽度为 28 米。根据总交专业对 500k

10、V 配电装置区域环形道路的优化设计，将500kV 赣州出线侧道路至出线构架之间的距离由原初步设计方案中的14.5m 优化至 12m。500kV 配电装置设 2 个继电器小室，分别位于第 1、2 串和第 3、4串间隔之间。本期仅建设 500kV 第一继电器小室。2) 220kV 配电装置根据初步设计评审意见，220kV 配电装置不考虑断路器三列式布置，6双侧出线方案，仅考虑断路器单列式布置，单侧出线方案。补充 220kV配电装置布置在站区东侧，向东出线的电气平面布置方案：220kV 配电装置采用支持式管型母线布置，中型断路器单列布置，向东出线，本期跨线一次上齐。根据通信专业要求，本期需要在燕丰

11、1 回出线 A、B 两相装设阻波器，采用悬挂方式布置。经校验，在满足带电距离要求的情况下，将220kV 出线构架至围墙之间的距离由原初步设计方案中的 8.5m 优化至5m。220kV 配电装置的南北方向长度为 257m，东西方向长度（围墙至道路中心线）为 60m。3) 电气总平面布置综上所述，本工程电气总平面提出如下两种组合方案：方案一：对应电气主接线方案（一），500kV 配电装置采用悬挂式管母，瓷柱式断路器三列式布置，南北方向两侧出线，本期 500kV 由1 个完整串和 2 个不完整串构成；220kV 配电装置采用支持式管母中型单列式布置，向东出线；500kV 配电装置、主变压器和 35k

12、V 无功补偿装置以及 220kV 配电装置由西向东呈三列式布置。方案二：对应电气主接线方案（二），500kV 屋外配电装置采用悬挂式管母，瓷柱式断路器三列式布置，南北方向两侧出线，本期 500kV由 2 个完整串构成；220kV 配电装置采用支持式管母中型单列式布置，西南方向单侧出线；500kV 配电装置、主变压器和 35kV 无功补偿装置以及 220kV 配电装置由东向西呈三列式布置。电气总平面布置方案详见“B3851CW-A02-D0103电气总平面（方案一）”及“B3851CW-A02-D0104电气总平面（方案二）”。根据各专业综合技术经济比较，本工程推荐采用电气总平面布置7方案（二）

13、。2.1.4 辅助设施1) 接地接地工程量已经在概算中核减，具体数据请见设备材料清册。2) 站用电源根据初步设计评审意见，本期 3 台站用变压器均采用户外油浸式，站用变压器容量按 800kVA 考虑。站外电源从距本变电站 13km 的110kV 里仁电站 35kV 备用间隔使用架空输电线路引来。3) 照明及电缆照明设备及电力电缆工程量经过重新核算，已经在概算中核减，具体数据请见设备材料清册。2.2 电气及系统二次2.2.1 系统继电保护及安全自动装置1) 500kV 断路器保护配置方案赣州南 500kV 变电站电气主接线有两种方案。按照方案一的本期工程规模，本期需配置 7 面断路器保护屏；按照

14、方案二的本期工程规模，本期需配置 6 面断路器保护屏。2) 220kV 线路保护配置方案赣州南百乐线（嘉定百乐线 入形成）两侧配置套光纤分相电流差动保护和 1 套高频距离保护。两套主保护需提供 1 路复用2Mbit/s 光纤通道和 1 路专用高频通道。本期初设收口中共计列 14 面220kV 线路保护屏。3) 故障录波装置对于电气主接线方案一，本期 500kV 第一、第二就地继电器小室8各配置 1 面故录屏，220kV 就地继电器小室配置 2 面故录屏，35kV 就地继电器小室配置 1 面主变故障录波屏；对于电气主接线方案二，本期 500kV 第一就地继电器小室配置 1 面故录屏，220kV

15、就地继电器小室配置 2 面故录屏，35kV 就地继电器小室配置 1 面主变故障录波屏。4) 保护及故障信息管理子站保护及故障信息管理子站信息传送至华中网调和江西省调采用电力调度数据网的传送方式。同时，预留一路 2M 光纤通道至江西超高压集控中心。2.2.2 系统调度自动化1) 电力调度数据网在赣州南 500kV 变电站内配置两套调度数据网接入设备，其中一套配置 2 台路由器。变电站采用就近入网原则，接入华中调度数据网的两个相邻接点（华中网调、江西省调）。另一套配置 1 台路由器，构成至江西超高压公司集控中心站的数据网络通道。本站接入华中电力调度数据网和江西超高压公司集控中心站示意图如下：92)

16、 通道接口要求赣南变需 4 路不同路由的 2M 光纤数字通道至电力调度数据网中华中网调和江西省调的接入点，同时还需提供 2 路 1200Bd 远动专线通道分别至江西省调和赣州地调。另外，还需提供 2 路 2M 光纤数字通道至江西超高压公司集控中心站。2.2.3 计算机监控系统由于 IEC61850 规约具有高度开放性、共享性、数据自描述性和互操作性等特点，是目前 IEC60870 系列规约所不能比拟的，采用IEC61850 规约可实现各种装置、工作站等的互连互通，实现各网络单元的无缝连接，因此本工程监控系统推荐采用 IEC61850 规约。全站监控系统、保护装置、故障录波、保护及故障录波信息管理10子站均按 IEC61850 通信规约统一建模。2.2.4 二次设备布置对于电气主接线方案一，本期在 500kV 配电装置区共设置 2 个就地继电器室，220kV 配电装置区设置 1 个就地