《500kV变电站扩建3主变工程初步设计说明.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《500kV变电站扩建3主变工程初步设计说明.docx（79页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、500kV变电站扩建#3主变工程初步设计2MOA-204/532330/220/11 Ok V侧）1.6.3 新技术应用无。1.6.4 标准工艺的应用本:iw嘟执窃寸蹒炯公询在C程r艺乐瞬（变如济弱盼）的应用。1.6.5 对于国家电网公司“两型一化”的执行本谓的历案喻遵守H家曲蚣寸阳卜化变蚓曲悔设导赃。1.7主要技术经济指标主要技术方需叫齐指肥充计详见表1.7-lo表1.7-1主要技术方案和经济指标统计一览表序号工程技术方案和经济指标1主变困器规模，碰本期，型式3x750MVA/lx750MVA三相，自耦，油浸，强油风冷2高压t城规模，加本期10/03中压t城规模，硼本期14/04彳踞掇规模，
2、碰本期序号工程技术方案和经济指标5彳班曲墙瓢模，远炳期9/lx60Mvar6彳班电热规模，远期/本期3/lx60Mvar7高压电颇远wra3/2断路器接线8中压电气皿远期/本期双母线双分段接线9彳班电气主器，远期/本期单母单兀制接线，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地区污及/设备选择的污秽等级d/m,高中压户外设副己电比距：30mm/kV（最高电压），低压户夕电邑31mm/kV（最14控制方式局电压）15智
3、自桀电站（是/否）计算机监控16变电站通信方式否17立矽照源方案架空线长度（km ） /电缆长度（km ）光通信本期工程无18电力电缆（km ）19控制包览（km ）320接帆料/长度（km ）36铜绞线/0.05,铜期0.2,扁钢21变电站总用地面积（公顷）/0.8序号工程技术方案和经济指标22围墙内占地面积（公顷）7.702423进站道路长度新逮改造（m ）本M月工程无24总土石方工程量及土石比挖土/填土 （m 3）2050/0251 程量/购土T程量（m 3）2050/026边坡工程量护坡/挡土墙（m 3）本期工程无27站内道路面积远期/本期（m 2）0/028电缆沟长度远期/本期（m
4、）10029水源方案城市管网30立矽卜供水/假设冰管线（沟渠）长度（m ）本期工程无31总建筑面枳远期/本期（m 2）2798/0 （本期工程无）32主控通信楼建筑层数/面积/体积（层/m 2/m 3）2/1026/368033继电器小室个数远期/本期本期工程无34be棚呦龌式虹ei O钢结构、本期工程无35中国靡的型式虹程B （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，程费用（万兀）34942设备购置费用（万元）3610序号工程技术方案和经济指标43安装
5、工程费用（万元）38544其他费用（万元）73745建设场地征用及清理费（万兀）52电力系统电网现状江苏电网现状江苏电网是华东电网的重要组成局部之一，东联上海、南邻浙江、西接安徽，现有10条500kV 省际I焰线分另照上海、浙江、安徽棚关，3条500kV线路与山西阳城电厂棚关，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kW.h,分别比上年增 长13.28%、8.20% o 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.
6、35%。区夕静受电最高负荷15150MW ,匕让键长30.83%2013年底全省统调装机总容量74150MW （不含阳成），统雌厂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_8180MVA；坟千伏换流站1座换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H焰全线）。220kV变电站、开关站（含用户变）517座，变
7、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I彩各全线）。江苏电网目前存在的主要问题：（1）特高压大容量输送、局部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缺乏。（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，需进一步削弱局部电网的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
8、负荷特性，电网无功电压支撑能力尚显缺乏。（4） 土地资源稀缺，环境压力大，工程开发建设周期长，政策处理难度大，需加央落实工程布点 及开发等前期工作。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 %o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
9、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 ; HOkV 变电站1。5座，主变163台，主变总容量合计8819.5MVA , HOkV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856.59MWO2013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电网开展江苏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。
10、“十二五”期间，为配合电源接入及地区负荷开展，苏中、苏北电网还将 建设一批500kV输变电工程。2012 2013年先后建成投运的工程有：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。2014 2015年，随着500kV盐城南变（双草）升压，500kV 沿海通道（伊芦一潘荡一双草一 仲洋东洲）全线贯通；随着500kV南通西升压，500kV三官殿一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。2014 2015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2
11、X750MVA,最终主变规模 3x750MVAo盐都 500kV 主变参数：阻抗电压 Ukl-2 % = 11%、Ukl-3 %=42%、Uk2-3 % = 30%;主变线圈容量750/750/240MVA;抽头电压510/230 9xl.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），本工木岩殳产前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）；本工懿产前220kV出线数量不变，
12、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4x60Mvar 并联电抗器和2x40Mvar 并联电容器（其中#1主变低压侧安装 2x60Mvar并联电抗器和2x40Mvar并联电 #2主变低压侧安装2x60Mvar相关翱器）。500kV盐都核电双回线路盐都侧装设2xl50Mvar高压并联电抗器。东明II旗lOOOkV变电站500kV变电站500kV开关站火电站核电站500kV线路单位：万kW .万kVA
13、州龙王山东善桥姚湖Ixl(X)岱山 2x100任庄 2x50三堡 2x75特高压南东 1x300阚山 2x60图例徐州 2xl(X) 2x100 扬2x双泗3x75安溺三汉湾 2x75图2-12014 2015年苏北苏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
14、区220kV及以上电网地理接线示意图见图Bl 903C-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：假设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。.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1 x60Mvar电抗器，贝勒述感性补偿度可 分别增加至。.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a计
15、(km )507.2盐都 田湾核电2回线路(100% )2x180盐都一5可(50% )41.4能B凤t成(50% )42.5盐都一泰兴(50% )63.32500kV线路充电功率(Mvar )608.643ES遭0s飒谢 (Mvar )300盐都一田湾核电盐都侧2x1504建詈摄知P器(Mvar )2405桃壹S5越趣(Mvar )606高、低抗容量合计(Mvar )6007感性补偿余数0.9868感的福(+)亏(-)-8.64表2-2投产年I油渚阱上河+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战遛雌
16、匐亢(Mvar )720盐都 田湾核电盐都侧2x150双泗一 上河线上河侧1x150任庄一上河线上河侧1x150旗杰凤城线凤城侧1x1204建置班越瀛(Mvar )900盐都变240上河受180凤城变120泰兴变3605频遭强(Mvar )606高、低抗容量合计(Mvar )16807感性补偿系数0.8668剧组N霜(+)方(-)-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那么(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
17、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o%一+1。；事故运行方式时为系 统额定电压的-5%+10 %工考虑到盐都变原主变高压侧采用51 OkV电压抽头，但目前该设备为国网非标设备，因此本报告对510/230 2 x2.5%/36kV和515/230 2 x2.5%/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 o计算结果说明，本工程新增500kV主变夏季高峰方式下除了现有的2x40Mvar电容器外，将本期新建的1 x60Mvar 低压
18、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4x60Mvar低压并联电抗器基础上，扩建1 x60Mvar1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102.1 电网现状102.2 苏中苏北500kV电网开展112.3 500kV盐都变概况112.4 建设规模142.5 无功平衡及调相调压计算142.6 短路电流计算202.7 主要设备电气参数213系统继电保护233.1 一次系统简介233.2 配置原那么233.3
19、配置及选型方案243.4 对电气专业要求26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，目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515/230 2x2.5%/36kV。表2-3调相调压计算表(#3主变抽头电压取510/2302x2.5%/36kV) 单计算方式说明直奉三眸位盐都变无功装置补偿方式本期不补(盐都本期补lx60Mvarr-H CQQ本期不补(盐500kV电压电谷至投)电谷希电扒至用1、
20、切cr 1-urxc c及11r amwI 7tT507.o508.O517.4_L/QjjUo.Ucnzi 八509.0CA7 1j2J.1cine3UO.Ocnn qDU /. 1D 1，Qs 1 a a求八Uy.o cnc i 1U. 1CAZ： 1J 1 J.o cn g220kV电压/由必 x/y q3U3.15Q/1。DUO. 1505 3DZU.O5Of) 7土卜工RCC/1 AA GGGK G/GGS 1J 二U. t”7 C/OQA 4nntJP/斗斗/斗/2TZv) .乙 7 NND 1G”。ZZ /.D/ZJU.h-上河乙乙u. /OOC Q乙乙U.7”八1Z JU. /
21、.XvWXi耒ZZD.y”6 74乙U.1”6 QLL / /”7 1工乙u. /乙乙U.。4 7乙乙/ JLGGQ Q无功设备投运情况电容(-)班涵汤 、八7目ZZh-.UGOG Q乙乙r. /ccg rOCR ft双早吉:老RLLL.ogn，/M0ZZo.oLLL1HIG4cLIUi on上网 瓦t市-Z4U-Z4U1 OU ion)人叫风耒、/JUUonDUUon1荻八oU1 cq*oU1 CQ3OU(+)机组功率因数/由血双草FR-f-|，八CL 7 +立 X rh 1 -1 NU-60-1 ZU-60N*4U120)t=jJzJ5UOkV 以入电 J盐城地区220kV接入电厂(1 邓
22、 wynown0.950.950.950.950.960.96注：盐都变220kV母线电压中，”左右两侧分别为例、#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515/2302 x2.5%/36kV）单位计算方式说明夏季高峰盐都变无功装置补偿方式本期不补（盐都 己白电容全投）本期补lx60Mvar 电容器本期不补（盐 己白电抗全500kV电压投盐都507.8508.8517.5上河508.6509.0523.1凤城506.6507.1512.5泰兴509.8510.1513.8潘荡504.7505.8520.4220kV电压双单503.9504.852
23、0.3盐都224.2/223.1224.9/224.8227.4/229.1上河226.7226.9230.7凤城225.9226.1227.2泰兴226.7226.9227.1潘荡223.9224.5229.7无功设备投运 情况 电容（-）曲n（*）双草221.9223.0228.1盐都-80-140240上河-240-240180风城-360-360120泰兴-80-80360潘荡-120-120240 Z机组功率因数双学周边500kV接入电厂 隔雌T和烈机绚-600 95-60OQ51200Q6盐城地区220kV接入电厂 （射阳蛔用fel雌厂）0.950.950.962.6短路电流计算(
24、1)投产年三相短路电流计算投产年lOOOkV 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 高低阻抗百分比拟低(Ukl2=ll%),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开展情况，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，给电网开展预留空间，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(Ukl2=16%) o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
25、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变所带出线和#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42.971/23.9
26、37潘荡500kV 坦线26.018220kV 母线37.202双草500kV 出线20.814220kV 母线26.771注：单相短路电加计算中，已考决盐都变#1、#2主各有10 Q中性点小电抗，本地扩建的#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。同曲魏盐城220kV电网分片规划：2016年，开断盐城中部电网与北部、南部电网的局部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
27、2.1-72016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 Q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到达52.5kA ,超过断路器遮 断电流，需采取限制措施；
28、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 o因此为兼顾盐城电网的开展，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 Q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;牍方式：YNaCMll抽头电压：515/230 2x2.5%/36kV抽头电压：515/230 2x2.5%/36kV；高一中阻抗电压百分比Ukl2取16 %,主变中性点需加装10 Q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、50
29、kA设计。3系统继电保护一次系统简介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，）QJ1啦远景1。回出线，500kV电气主接线采用一t半断路器接线型式h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，直接稣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揄目应扩建1 ;回#3主变220kV 间隔；扩建1组电容器，旌将主变35kV侧，不设总断路器；新增1组电抗器门婚2主变35
30、kV 侧2M母线上。3.1 配置原那么系统继电保护及平安自动装置的配置原那么是：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。3.2 配置及选型方案500kV系统保护现状500kVI、n均绅遭长园漪敞词的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面山东山大电力公同的WDGL-VI/X 蒯爵遨巨目前均已完成施工图设计：500kV #1故障录波器配置96蹈瓢鬓（32路电压+64路电流），192路开关量，接那1主变、田湾I线、田湾I线高抗及501、
31、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路曲量（32路电压4路电流），192路开关量，接入#2主变、田湾n线、田湾n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 蹈灌（48路电压+48路电流），192陶彩遑然上瞰泰兴线、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路匐以量（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
32、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专堂纥网周子站尚未下发招标结果；梯翩步设出臻ABB保护装置通过ABB网例楣妾A孑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。3.2.1 220kV系统保护现状220kVI-n、m-IV母线恸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，
33、目前已完成施工图设计。333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T建的#3主变500kV侧断路器直舱在2M WE1团居华东电网500kV继电保护应用 技术原那么的配置要求，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加
34、的的#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!那了 1面500kV保护信息直黔站系缔口 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并传送到华东网调，统，开列 相 关的接入设备和信息修改费用。3.5平安自动装置264系统调度自动化 274.1 调度自动化现状274.2 调度关系及信息传输方案274.3 远动信息内容274.4 调度端接口 284.5 远动通道
35、284.6 二全防护284.7 电能计量系统294.8 GPS时间同步304.9 本辑测量装置305电气局部305.1 电气一次线305.2 电气二次线376 土建局部446.1 概述 446.2 站址工程条件456.3 屋姻己辍置526.4 地基处理537水工局部537.1概述 537.2消防系统7.2消防系统543.4 对电气专业要求对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缴西耨用，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级供主变附户用，2个P级供母 线彳耦,1个P级牲灵保户用，1个0.2S供t僮用；#3主变中性点
36、侧套管CT应有2个TPY级供主 变附户用，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|吏用，1 个P缴敬赣蛹；35kV电容器侧应有2个P级就用1个0.5颂院t耀用；35kV 电抗器侧应有3个P级供的潘保护用，1个0.5供测量、计量用。PT配3.4.1 对PT的要求要求同前期一致，腌主保户需要PT白晒鹤曲爽盼别期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口用。应能满足暂态要求。3.5 平安自动装置柳甄刷审意见关于印发某500KV变电站扩建工程可行性研究报告评审意见的通（电规规划知 2013943号），本期扩#3主变后地
37、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，现有的安自装置保存使用，线路过载需要加在电网加强规划中统一研究。4系统调度自动化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。站控设备已按照全站远景配置， 间隔层设备500kV局部按照1串设1面监控柜方式、不完整串已按完整串规模配置。4.1 调度关系及信息传输方案握诞i覆艳网解烟省吸幅 扩建主变后，盐都变电站在电网中的地位和作用不变，故调度关系保杯变。本工程在前蜥图懈控系统的基础扩容，新增500kV和主变
38、局部的监控装置 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。4.2 远动信息内容遥测量 #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；4.2.1 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
39、护动作信号； #3主变主保护动作及非电量保护信号；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。4.3 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。4.4 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。4.5 二次平安防护本站在前期工程中已配置二次平安防护设备，本期不增加设备。4.6 电能计量系统电能计量计量关口点的设计原那么(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出线假设为跨省联络线，计量关口
40、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那么上按照华东及江苏电网电能计量系统的要求进行。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，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无功设嶷遭无功电能表，电能表精度为2级，具有双向计量功能、RS485串口输出接站内考核表按单表配置。表计配置详见电气二次局部
41、。(3)电能计量装置的配置及传输500kV 撮嘎莉询期工朗日津能计数端陶器，物胭新雷勺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。4.7 GPS时间同步本期r建的主变工程所有间隔层设备和各保护装置都接gps受 标宙期信谡帧e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。4.8 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，本期增加的#3置）主变高压侧的三相电流相 应接入同步相量采集柜即可。5电气局部电气一次线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
42、规划主变容量3x为 750MVA o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/ 2x2.5%）/36kV,接线组别为YNaOdll。#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。本期彬主变经断路器直搦妾于2M o220kV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。本期扩出建主变进线间隔，接 线型式不变。
43、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。本融广跳 主变35kV低压侧配电装置， 不设总断路器。35kV新增1组60Mvar 勒器，醒屹主变侧；新增1组60Mvar电容器，接到3 主变。远景及本期电气主镇示意见图Bl903c -A-06 07 o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 照獭硬傩及脚流慎 并按变电站最大运行方式考虑:#3主变与#1、2主变500kV并列固亍,220kV侧分歹随行；35kV侧分列运行。远景短路电流计算3那么见图3.1-lo图51-1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 直（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33.5033.5084.05K735kV母线三相短路34.1534.1587.07K835kV母线三相短