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1、330kv 变电站通用设计标准(qgdw,341-XX)篇一：电场 ABC 区 600MW 工程可行性争论报告6电气升压站电气电气一次编制依照及主要引用标准报告编制依照和主要引用标准、标准以下：风电场可行性争论报告编制方法-XX GB/T 17468-XX 电力变压器承受导则GB 11022-1999高压开关设施通用技术条件GB 11032-XX沟通无缝隙金属氧化物避雷器GB 50217-XX GB 50060-XX GB 50061-XX DL/T 620-1997DL/T 621-199710 / 30DL/T 5056-XX DL/T 5218-XXDL/T 5222-XX电力工程电缆设
2、计标准3 110kV高压配电装置设计标准66kV及以下架空电力线路设计标准交流电气装置的过电压保护和绝缘协作沟通电气装置的接地变电所总部署设计技术规程220kV500kV变电所设计技术规程 导体和电器选择设计技术规定QGDW 392-XX 风电场接入电网技术规定Q/GDW 341-XX 330kV 变电站通用设计标准Q/GDW394-XX 330kV 750kV 智能变电站设计标准其余相关的国家、行业标准标准，设计手册等。Q/GDW394-XX接入系统方式说明（1） 接入电力系统现状及其规划甘肃电网处于西北电网的中心地址，是西北电网的主要组成局部，目前最高电压等级为750kV，主网电压等级为3
3、30kV330kV雍、眉雍共 4 回线联网；往西经过兰州东官亭及 330kV330kV 750kV 智能变电站设计标准750kV 线路杨海 1 回、海阿 3 回、官兰西线双回与青海电网联网；往北经过 1 回 750kV 线路及 5 回 330kV 线路与宁夏电网联网运行。甘肃省电网分为中部电网、东部电网和河西电网，其中中部电网包括兰州、白银、定西、临夏等地区，东部电网 包括庆阳、平凉、天水、陇南等地区，河西电网包括金昌、 张掖、嘉峪关、酒泉等地区。甘肃中部电网不不过甘肃省电 网的核心，也是西北电网的核心，担负着东西部水火电交换 的重要任务。截止 XX 年终，甘肃电网总装机容量为 21500MW
4、 ，其中水电厂 6050MW 、火电厂 13890MW 、风电 1550MW ，水电、火电、风电所占比率分别为 %、 %、 %。全社会用电量 812 亿 kW h，全社会最大发电负荷 11800MW 。甘肃电网以 750kV 瓜州武胜输变电工程为标志， 750kV 网架初步成型。 依靠 750kV 建成了刚毅的河西、 中部、东部330kV 电网。截止 XX 年终，甘肃电网共有750kV 变电站 6 座，主变6 台，容量 11400MVA ；750kV 开关站 1 座；750kV 线路 24 条， 省内长度。 330kV 变电站 42 座，主变 88 台，容量 20580MVA ； 330kV
5、线路 122 条，长度。 220kV 变电站 9 座不含成县 #1 、#2 变，容量 3270MVA； 220kV 开关站 1 座； 220kV 线路 37条，长度。XX 年为满足甘肃南部水电送出和陕甘断面交换功率的需要，提高电网供电牢靠性， 建设兰州东天水宝鸡 750kV 双回线路。协作疆和甘肃河西走廊风电开发，XX 年桥湾750kV 变 入敦煌酒泉 750kV 线路并建设桥湾敦煌双回750kV 线路，建沙洲敦煌双回、哈密南沙洲鱼卡 格尔木双回 750kV 线路。2023 年河西酒泉双回 750kV 线路 入张掖 750kV 变， 建设酒泉张掖、张掖河西750kV 线路，并建设张掖至西 北主
6、网的第三个 750kV 通道。（2） 升压站接入电力系统方式依照甘肃酒泉千万千瓦级风电基地二期300 万千瓦风电工程接入系统设计报告系全都次评审建议以下简称接入系统评审建议 ，安北四升压站本期齐集安北第四风电场 ABC 区 600MW ，安装 3 台 240MVA 主变，以一回330kV 出线接入拟建的 750kV 桥湾变电站。 接入电力系统接线表示图见附图7。升压站电气主接线（1） 主变压器配置依照接入系统评审建议， 安北四升压站安装 3 台 240MVA 主变。（2） 330kV 侧接线依照 DL/T5218-XX 220kV500kV 变电所设计技术规程及国网企业企业标准 Q/GDW 3
7、41-XX 330kV 变电站通用设计标准要求，当 330kV 变电站最终性质确定为终端变电站， 或线路、变压器等连接元件少于 6 回时，如能满足运行要求，可以简化接线型式。本升压站 330kV 主变进线 3 回，330kV 出线 1 回，为电源侧升压变电站。考虑到升压站在系统中的地位及进出线形式，其接线方式有两个根本方案可供选择。方案一：单母线 接线；方案二：双母线接线。两种方案比较以下表：表升压站进出线接线方式比较表由于风电场年利用小时数低，约 2300 小时，母线及所连设施检修可放在小风月，对运行影响不大，承受方案一已能满足本工程安全牢靠性要求。承受方案二诚然供电牢靠性 更高，但投资增加
8、较大。 本阶段选定单母线接线为介绍方案。（3） 35kV 侧接线结合主变容量及目前 35kV 设施制造水平，本升压站各台240MVA 主变 35kV 侧接线拟承受 3 段单母线接线，其中一段母线连接无功补偿装置及站用电设施，其余两段母线连接风电场电源进线， 3 段单母线之间承受扩大单元接线。由于 35kV 电源侧集电线路较长，经计算升压站单台主变 35kV 系统单相短路电容电流均高出 10A，发生单相接地短路时会引起间歇电弧过电压，需承受消弧装置防范该过电压 对绝缘薄弱设施产生影响，以致事故扩大。消弧装置常用的 有经电阻接地及经消弧线圈接地。依照国家电网西北电力调 控分中心文件“西电调字XX5
9、9 号”关于下发防范风电大规模脱网重点措施的通知中的要求：对建风电场，建议齐集线系统承受经电阻接地方式。因此，本工程 35kV 侧中性点拟承受经电阻接地方式，当系统发生单相接地故障时，能将故障回路快速切除， 防范事故扩大。参照“甘肃酒泉千万千瓦风电基地二期 300 万千瓦风电工程接入系统设计可行性争论报告”中的介绍建议，升压站 240MVA 主变承受三绕组变压器，本阶段接地电阻拟接于主变 35kV 侧中性点上。随着接入系统设计工作的深入进展， 下阶段将对上述方案进一步争论与优化。（4） 无功补偿装置依照 Q/GDW 392-XX 风电场接入电网技术规定的要求，风电场应具备协调掌握机组和无功补偿
10、装置的力量，可以自动快速调整无功总功率，无功补偿装置需补偿主变、箱变及线路局部所需无功容量。无功补偿装置应可以实现动向的连续调治以掌握并网点电压，并满足电网电压调治速度的要求。依照接入系统 评审建议，安北四风电场升压站每台主变低压侧配置动向无功补偿装置，其调治容量为感性 10Mvar 至容性 57Mvar ，并介绍承受 SVG 型动向无功补偿装置。动向无功补偿装置常用的有SVC 型包括 MCR 型 SVC 和 TCR 型 SVC 及 SVG 两种型式。SVG 目前有 10kV SVG 及 35kV 直挂式， 10kV SVG 受 IGBT 支路电流限制， 容量较小， 57Mvar SVG 需要
11、很多于 5 支路并联，这样多支路并联，其结合掌握方案根本不行以行。因此，本工程不适合承受 10kV SVG。 35kV 直挂式 SVG 容量较大， 57Mvar 可分成 2 路，每组。 35kV 直挂式 SVG 的缺点是目前国内产品运行阅历较少，设施生产厂家偏少。SVC 中 MCR 在承受快速励磁装置后， 根本能满足动向响应时间 30ms 的要求， 但目前能生产的制造厂不多。TCR 响应时间能满足要求，缺点是产生的谐波量较大。考虑到接入系统评审的介绍建议，本阶段拟承受 35 kV 直挂式 SVG ，其调治容量为感性 10Mvar 至容性。（5） 主变中性点接线方式主变压器 330kV 侧为有效
12、接地系统。中性点的接地方式有以下两种方式：方式一为直接接地，方式二为经小电抗接 地。本阶段拟承受运行方式更为敏捷的经小电抗接地。下阶段依照接入系统要求进展优化设计。330kV 升压站电气主接线最终以接入系统设计审查意见为准。330kV 升压站电气主接线图见附图8。升压站主要电气设施选择1 短路电流计算现阶段本工程接入系统设计还没有完成，依照国网企业330kV 变电站通用设计标准要求，短路电流应依照工程建设当地的电力系统条件，按设计规划容量和远景年系统发展规划的参数，进展系统短路计算， 330kV 母线短路电流不高出 50kA。结合对侧升压站规划地址， 暂取以下根本参数对本升压站短路电流进展计算
13、：330kV 母线短路电流为50kA，基准容量取 100MVA，基准电压取各电压级的平均电压， 短路电流计算正序网络等值阻抗图见图，短路电流计算结果见表。篇二：风电场 600MW 工程可行性争论报告WORD 版本下载可编写6电气升压站电气电气一次编制依照及主要引用标准报告编制依照和主要引用标准、标准以下：风电场可行性争论报告编制方法-XX GB/T 17468-XX 电力变压器承受导则GB 11022-1999高压开关设施通用技术条件GB 11032-XX沟通无缝隙金属氧化物避雷器GB 50217-XX GB 50060-XX GB 50061-XX DL/T 620-1997 DL/T 62
14、1-1997 DL/T 5056-XXDL/T 5218-XXDL/T 5222-XX电力工程电缆设计标准3 110kV高压配电装置设计标准66kV及以下架空电力线路设计标准交流电气装置的过电压保护和绝缘协作沟通电气装置的接地变电所总部署设计技术规程220kV500kV变电所设计技术规程 导体和电器选择设计技术规定QGDW 392-XX 风电场接入电网技术规定Q/GDW 341-XX 330kV 变电站通用设计标准Q/GDW394-XX 330kV 750kV 智能变电站设计标准其余相关的国家、行业标准标准，设计手册等。Q/GDW394-XX接入系统方式说明（1） 接入电力系统现状及其规划甘肃
15、电网处于西北电网的中心地址，是西北电网的主要组成局部，目前最高电压等级为 750kV ，主网电压等级为330kV。甘肃电网东与陕西电网经过 330kV330kV 750kV 智能变电站设计标准西桃、天雍、秦雍、眉雍共4 回线联网；往西经过兰州东官亭 750kV 线路及 330kV 杨海 1 回、海阿3 回、官兰西线双回与青海电网联网；往北经过330kV 线路与宁夏电网联网运行。1 回 750kV 线路及5 回某某省电网分为中部电网、东部电网和河西电网，其中中部电网包括兰州、白银、定西、临夏某某区，东部电网 包括庆阳、平凉、天水、陇南某某区，河西电网包括金昌、 张掖、嘉峪关、酒泉某某区。甘肃中部
16、电网不不过某某省电 网的核心，也是西北电网的核心，担负着东西部水火电交换 的重要任务。截止 XX 年终，甘肃电网总装机容量为 21500MW ，其中水电厂 6050MW 、火电厂 13890MW 、风电 1550MW ，水电、火电、风电所占比率分别为 %、 %、 %。全社会用电量 812 亿 kW h，全社会最大发电负荷 11800MW 。甘肃电网以 750kV 瓜州武胜输变电工程为标志， 750kV 网架初步成型。 依靠 750kV 建成了刚毅的河西、 中部、东部330kV 电网。截止 XX 年终，甘肃电网共有750kV 变电站 6 座，主变6 台，容量 11400MVA ； 750kV 开
17、关站 1 座； 750kV 线路 24 某某省内长度。 330kV 变电站 42 座， 主变 88 台， 容量20580MVA； 330kV 线路 122 条，长度。 220kV 变电站 9 座不某某县 #1 、 #2 变，容量 3270MVA； 220kV 开关站 1 座； 220kV 线路 37 条，长度。XX 年为满足甘肃南部水电送出和陕甘断面交换功率的需要，提高电网供电牢靠性， 建设兰州东天水宝鸡 750kV 双回线路。协作疆和甘肃河西走廊风电开发，XX 年桥湾750kV 变 入敦煌酒泉 750kV 线路并建设桥湾敦煌双回750kV 线路，建沙洲敦煌双回、哈密南沙洲鱼卡 格尔木双回 7
18、50kV 线路。2023年河西酒泉双回 750kV 线路 入张掖 750kV 变， 建设酒泉张掖、张掖河西北 750kV 线路，并建设张掖至西主网的第三个 750kV 通道。（2） 升压站接入电力系统方式依照甘肃酒泉千万千瓦级风电基地二期 300 万千瓦风电工程接入系统设计报告系全都次评审建议 以下简称接入系统评审建议 ，安北四升压站本期齐集安北第四风电场 A 某某区 600MW ，安装 3 台 240MVA 主变，以一回330kV 出线接入拟建的 750kV 桥湾变电站。接入电力系统接线表示图见附图 7。升压站电气主接线（1） 主变压器配置依照接入系统评审建议， 安北四升压站安装 3 台 2
19、40MVA 主变。（2） 330kV 侧接线依照 DL/T5218-XX 220kV500kV 变电所设计技术规程及国网企业企业标准 Q/GDW 341-XX 330kV 变电站通用设计标准要求，当 330kV 变电站最终性质确定为终端变电站， 或线路、变压器等连接元件少于 6 回时，如能满足运行要求，可以简化接线型式。本升压站 330kV 主变进线 3 回，330kV 出线 1 回，为电源侧升压变电站。考虑到升压站在系统中的地位及进出线形式，其接线方式有两个根本方案可供选择。方案一：单母线 接线；方案二：双母线接线。两种方案比较以下表：表升压站进出线接线方式比较表由于风电场年利用小时数低，约
20、 2300 小时，母线及所连设施检修可放在小风月，对运行影响不大，承受方案一已能满足本工程安全牢靠性要求。承受方案二诚然供电牢靠性 更高，但投资增加较大。 本阶段选定单母线接线为介绍方案。（3） 35kV 侧接线结合主变容量及目前35kV 设施制造水平，本升压站各台 240MVA 主变 35kV 侧接线拟承受 3 段单母线接线，其中一段母线连接无功补偿装置及站用电设施，其余两段母线连接风电场电源进线，3 段单母线之间采用扩大单元接线。由于 35kV 电源侧集电线路较长，经计算升压站单台主 变 35kV 系统单相短路电容电流均高出 10A，发生单相接地短路时会引起间歇电弧过电压，需承受消弧装置防
21、范该过电压 对绝缘薄弱设施产生影响，以致事故扩大。消弧装置常用的 有经电阻接地及经消弧线圈接地。依照国家电网西北电力调 控分中心文件“西电调字XX59 号”关于下发防范风电大规模脱网重点措施的通知中的要求：对建风电场，建议齐集线系统承受经电阻接地方式。因此，本工程 35kV 侧中性点拟承受经电阻接地方式，当系统发生单相接地故障时，能将故障回路快速切除， 防范事故扩大。参照“甘肃酒泉千万千瓦风电基地二期 300 万千瓦风电工程接入系统设计可行性争论报告”中的介绍建议，升压站 240MVA 主变承受三绕组变压器，本阶段接地电阻拟接于主变 35kV 侧中性点上。随着接入系统设计工作的深入进展， 下阶
22、段将对上述方案进一步争论与优化。（4） 无功补偿装置依照 Q/GDW 392-XX 风电场接入电网技术规定的要求，风电场应具备协调掌握机组和无功补偿装置的力量，能够自动快速调整无功总功率，无功补偿装置需补偿主变、箱 变及线路局部所需无功容量。无功补偿装置应可以实现动向的连续调治以掌握并网点电压，并满足电网电压调治速度的要求。依照接入系统 评审建议，安北四风电场升压站每台主变低压侧配置动向无功补偿装置，其调治容量为感性 10Mvar 至容性 57Mvar ，并介绍承受 SVG 型动向无功补偿装置。动向无功补偿装置常用的有SVC 型包括 MCR 型 SVC 和 TCR 型 SVC 及 SVG 两种
23、型式。SVG 目前有 10kV SVG 及 35kV 直挂式， 10kV SVG 受 IGBT 支路电流限制， 容量较小， 57Mvar SVG 需要很多于 5 支路并联，这样多支路并联，其结合掌握方案根本不行以行。因此，本工程不适合承受 10kV SVG。 35kV 直挂式 SVG 容量较大， 57Mvar 可分成 2 路，每组。 35kV 直挂式 SVG 的缺点是目前国内产品运行阅历较少，设施生产厂家偏少。SVC 中 MCR 在承受快速励磁装置后， 根本能满足动向响应时间 30ms 的要求， 但目前能生产的制造厂不多。 TCR 响应时间能满足要求，缺点是产生的谐波量较篇三：国家电网企业 2
24、20kV 变电站通用设计标准 ( 征采建议稿 )ICS P备案号： Q/GDW国家电网企业企业标准220kV 变电站通用设计标准TheSubstations征采建议稿 XXXXXXXX发 布1目 次言 . II围 . 12规范Criterion Design1性引ofTypical for 220kV前范用文件 . 13义 .术语和定. 24电气部分 . 2线 .电气主接. 2220kV电气接线 . 211066kV线 . 2.33510kV电气接电气接线 . 2短路电流 及主要 设 备选择 . 2流 . 2短路电主择 . 3择 . 3要设备选导体选绝缘配 合及 过护 .电 压保3绝缘配合原则
25、 . 3避置 . 4电气设合 . 4电气设施外绝缘择 . 8电 气 总 平 面置 . 8电气雷器的配备的绝缘配及绝缘子片数选布 置 及 配 电 装总平面布置 . 8置 . 8置 . 10220kV110kV配电装配电装主变及66kV以下置 .11站用电明 . 12配电装及照站用线 .电源及接. 12站用择 . 12站用置 . 12明 . 12地 . 13电设备选电设备布照防雷接直接雷保护 . 13地 .接. 13计算机监控系统 . 13设计原则 . 13监控对象及范围 . 13构 .系统结. 13设备配置 . 13系统软件 . 14系统功能 . 14二次线 . 14元件保置 .护及自动装. 15直 流 系 统 及 交 流 不 停 电 电 源 系统 . 15电流互感器及电压互感器二次参数选择 . 16Q/GDWXXXXX全站时钟同步系统 . 16图像监视及安全警卫系统 . 165土建局部 . 16站区总布置与交通运输 . 16建筑 . 17结构 . 19采暖通风与空气调整 . 196分 .水工部. 207消防部分 .