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1、*110kV变2#主变扩建工程电气二次施工设计说明书（送审版）441-X20041S-D0201二。二三年十二月1总的部分11.1 设计依据11.2 工程建设规模和设计范围12系统及电气二次22.1 系统继电保护及安全自动装置22.2 系统调度自动化82.3 元件保护及自动装置132.4 计算机监控系统152.6 视频监控系统192.7 时间同步系统192.8 二次设备布置192.10 二光缆、网线、电缆选择及敷设202.11 抗干扰措施212.12 二次设备防雷223二次设备招标情况234施工设计与初步设计差异情况23一总的部分1.1 设计依据(1)工程设计中标通知书、工程设计合同、地方政府
2、有关部门的相关依据文件及与本工程项目有关的其他重要文件等。(2)关于盘州500kV变220千伏送出工程、沿河官舟IlokV变2号主变扩建工程、威宁麻乍35kV输变电工程可行性研究报告的批复(黔电规划(2021)74号)(3)关于沿河官舟110千伏变2号主变扩建工程初步设计的批复(黔电基建(2024)31号)1.2 工程建设规模和设计范围1.2.1 建设规模本工程为新建工程。根据电力系统规划设计的要求，本工程建设规模如下表所示：序号名称本期远期一、官舟变电站1变压器l40MVA240MVA2IlOkV出线1回(青山22OkV变)4回335kV出线1回6回4IOkV出线10回20回5IOkV电容器
3、25.012Mvar(2X3.6)+(25.012)Mvar6站用变2200kVA2200kVA7电气主接线1) HOkV采用单母线分段接线；2) 35kV采用单母线分段接线；3) IOkV采用单母线分段接线。1)HOkV采用单母线分段接线2) 35kV采用单母线分段接线；3) IOkV采用单母线分段接线。二、对侧上坝变电站1IlOkV出线1回(青官11回)远期10回2电气主接线HOkV采用双母线接线HOkV采用双母线接线1.2.2 设计范围电气二次部分包括系统继电保护、元件保护及安全自动装置、调度自动化、微机五防系统、电能量计费系统、通信系统等。二系统及电气二次2.1 系统继电保护及安全自动
4、装置2.1.1 系统概况1) IIOkV官舟变电站本期扩建规模为：1)变压器部分：扩建2#主变，变压器容量为IX40MVA。2) IlOkV部分：现状为单母线接线，出线1回，接入青山22OkV变；本期新建IlokVIl段母线，新建IlokV出线间隔1个，新建IlokVIl段母线设备间隔1个，分段间隔1个，主变间隔1个，本期建成为单母线分段接线。本期将HOkVI段母线电子式电压互感器更换为常规电容式电压互感器，将IlOkV青官I线电子式电流互感器更换为常规互感器，新增#1主变高压侧断路器。3)35kV部分：现状为单母线接线，1#主变35kV侧出线3回。本期新建35kVII段母线，新建35kV出线
5、间隔1个，母线设备间隔1个，分段间隔1个，主变间隔1个，本期建成为单母线分段接线。本期工程将35kV预制舱改造为35kV配电装置室。4)1OkV部分：现状为单母线接线，1#主变IOkv侧出线10回；本期新建IOkVII段母线，新建10个出线间隔，母线设备间隔1个，分段间隔1个，电容器间隔2个，站用变间隔2个(含IOkVI段母线1个)，主变间隔1个，本期建成为单母线分段接线。本期工程将IOkV预制舱改造为IOkV配电装置室。5)无功补偿：现状为IOkVl段配置容量2X3.6MVar的电容器组，本期新建容量2X5.012Mvar的电容器组。6) IOkV站用变：IOkV站用变前期已建设容量为IoO
6、kvA站用变1台，室内干式。本期拆除1好站用变，并新建容量为20OkVA站用变2台，户外油浸式。2.对侧22OkV青山变建设规模：22Okv青山变为已投运综合自动化电站设计，本期需扩建1个IlokV线路间隔的相应二次设备。22OkV变电站电力系统二次部分包括继电保护及安全自动装置、通信、数据网、调度自动化、电能量计费系统等。2.1. 2系统继电保护及安全自动装置配置现状（1）概述HOkV官舟站是于2016年投入运行的数字化综合自动化变电站。站内二次设备的运行情况如下：综自系统的成套设备为北京官舟公司的数字式自动化系统，站控层采用双星以太网方式组网，过程层采用A网、B网，站内通信规约为IEC61
7、850。该站为原贵州电网公司标准设计的数字化变电站，原一期的电流互感器、电压互感器的设备均为电子式互感器设备。根据现新的规范要求，本期扩建要求采用常规的电流、电压互感器设备，本期扩建设备与原一期设备有交叉的地方，存在配合的问题，原IIOkV母线合并单元、#1主变合并单元、相关的电子式互感器均为新宁光电厂家的设备，据了解，此厂家已退出市场，存在后期消缺困难，无相关人员到现场服务等问题。（2）改造方案将原有的IIOkVl段母线电子式PT进行更换为常规电压互感器；将原有的IlOkV青官I回线路的电子式电流、电压互感器进行为常规电流、电压互感器；将原有的#1主变35kV进线电子式电流、电压互感器更换为
8、常规电流电压互感器;将原有的#1主变IOkV进线电子式电流、电压互感器更换为常规电流电压互感器;对原有的IlOkV母线合并单元（2套）、IIOkV青官I回线路合并单元（1套）、#1主变变高合并单元（2套）进行更换，#1主变变中合并单元及智能终端一体装置（2套）进行更换、#1主变变低合并单元及智能终端一体装置（2套）进行更换、均更换为接入常规模拟量的合并单元；IlOkVl母线PT配置1套合并单元、IIOkVIl母线PT配置1套合并单元。对原站内的#1主变、IlOkV线路、IlOkV母线PT等涉及到的设备进行改线并调试。本期扩建部分按南方电网公司35kV500kV变电站标准设计（V2.1）进行设计
9、，配置相应的二次设备，完善过程层Al、A2、BkB2网络等配置。后期待一期设备达到使用年限后，再对一期二次设备进行改造及更换，最终全站更换后，满足南方电网标准设计V2.1智能站的要求。增加设备如下:序号设备名称技术参数数量备注1IlOkV青官I回线路合并单元1套2HOkVI母线PT合并单元1套3IlokVn母线PT合并单元1套4IlokV母线PT并列装置1套5#1主变变高合并单元2套6#1主变变中合并单元及智能终端一体装置2套7#1主变变低合并单元元及智能终端一体装置2套8#1主变35kV开关柜电流电压互感器更换1项9#1主变IOkV开关柜电流电压互感器更换1项10智能故障录波1套10IlOk
10、V青官I回线路电子式CTPT更换为常规设备1项11IlOkVI段母线电子式PT更换为常规PT1项12设备安装、调试1项13原一期设备调试涉及IlOV青官I回、IIOkv母线PT、#1主变等1项2.1.3 系统继电保护配置（一）保护配置原则本工程按照智能变电站原则进行设计，系统继电保护及安全自动装置根据GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程、南方电网Q/CSG1203005-2015电力二次装备技术导则、南方电网公司反事故措施（2021版）进行配置。保护装置选用国产微机型，所有元件保护及自动装置选用国产微机型，并具有3个以上通信接口，采用B码对时，并要求信号及故障信息分别采用
11、不同的通信接口与变电站计算机监控系统及继电保护信息管理子站系统通信，部分保护信号采用硬接点方式接入变电站计算机监控系统。系统继电保护及自动装置配置除满足相关规程规范要求外，按照IEC61850标准建模并通信。（二）保护配置方案（1） IIOkV线路保护、现站内已有1回IlOkV线路（IYjlOkV青官I回），该线路已配置了1套南京南瑞继保的PCS-943线路保护装置，配置了1套北京官舟的CSI-200E型线路测控装置，配置了1套新宁光电的电子式互感器合并单元，以上设备组1面柜安装在主控室的3P屏位。根据本期扩建工程方案，本期扩建后IlOkV为单母线分段接线、IlOkV进线2回，均为电源线,故需
12、配置1套IlOkV进线及分段备自投装置。由于原有的IlOkV青官I回线路配置的是电子式互感器+新宁光电厂家合并单元（该设备厂家已退出市场，存在运维消缺等困难问题），本期扩建IIOkV青官II回为常规的电流、电压互感器。根据现在南方电网备自投的标准要求，备自投接入常规模拟量电流、电压作为逻辑判据。基于以上原因，本期把原有的IlOkv青官I回线的电子式电流、电压互感器更换为常规的电流、电压互感器；拆除原HOkV线路保护测控柜内的电子式式合并单元及相应的配线。、本期新增1回IlOkV线路，至22OkV青山变（3Y,IlOkV青官II回），线路长度约8km,该线路本期配置1套专用光纤电流差动保护装置，
13、与线路测控组1面柜安装在主控室2P屏位，保护选型与对侧青山变侧匹配。对侧220kV青山变配置1套专用光纤电流差动保护装置，与线路测控组1面柜安装在主控室61P屏位，保护选型与对侧官舟变侧匹配。本期IlOkV线路保护：采用专用纤芯，两用两备。2.1.4 母线保护及分段保护配置（1） IIokV母线保护现站内没有配置IIokV母线保护、本期维持现状不变。（2） IIOkV分段保护分段断路器宜配置相电流和零序电流保护，保护应具备瞬时和延时跳闸的回路，作为母线充电保护，并兼作新线路投运时的辅助保护，保护宜与测控分开。本期官舟变配置1套IIOkV分段保护装置，与测控装置、IlOkv备自投组柜安装在主控室
14、IP屏位。2.1.5 智能录波器现站内已配置1套武汉中元华电科技股份有限公司的ZH-5型故障录波及网络分析装置，安装于主控室IOP位置，本期该装置网络分析功能利旧，计列相应的接口服务费；故障录波功能不再使用。本期新增1套智能故障录波，智能录波器应整合二次系统运维管理、保信子站功能。具备变电站配置文件管控、二次设备状态在线监视、二次虚回路在线监视、二次过程层光纤回路在线监视、二次检修辅助安措、二次回路故障诊断定位、保护综合管理与远方操作、网络报文分析、故障录波、信息交互等功能。2.1.6 系统安全及自动装置2. 1.6.1电压并列装置1） IlOkV电压并列现站内已配置了2套新宁光电的IIokV
15、母线合并单元（该设备厂家已退出市场，存在运维消缺等困难问题），安装至主控室公用测控柜6P,原一期的方案的电压并列由合并单元实现；因原I段母线合并单元为接入电子式互感器，但是本期扩建II母PT为常规电压互感器，故原有的合并单元不满足本期设备的接入，根据工程情况，本期将原I段电子式母线PT更换为常规PT,将原有的母线合并单元更换为接入常规模拟PT量的合并单元，满足原站内#1主变保护、IlOkv线路保护、录波、测控等设备的接入需求。本期新增2台IIOkV母线PT模拟量合并单元并配置相应的ODF配线架，安装在就地智能终端柜内，拆除原公用测控柜内的电子式合并单元及配线。本期扩建再新增1套常规IIokv电压并列装置，与本期新增的公用测控装置组一面柜。接入IIokV母线PT常规模拟电
