南方电网3C绿色电网输变电示范工程建设指导意见试行版文档格式.doc
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6.5水污染控制 24
6.6节地、节能、节水、节材措施 24
附录本指导意见用词说明 26
前言
南方电网公司建设智能、绿色电网的任务是:
运用先进的计算机技术、通信技术、控制技术,建设一个覆盖城乡的智能、高效、可靠的绿色电网(简称cccgp,即3C绿色电网,下同)。
根据《南方电网公司基建一体化管理推进工作方案》的相关要求,南方电网公司基建部制定了《南方电网公司“3C绿色电网”示范工程建设工作方案》,要求通过技术标准的建立和示范工程的建设,将智能、绿色、节能等理念逐步融入到电网工程建设中,不断提高公司基建工程的建设管理水平。
为规范开展3C绿色电网输变电示范工程的建设,统一建设原则,特制定本指导意见。
本指导意见由中国南方电网有限责任公司基建部提出、归口、组织编写并解释。
本指导意见起草单位:
中国南方电网有限责任公司基建部、广东省电力设计研究院。
本指导意见主要起草人:
徐达明、李品清、邓恩宏、陈兵、周健、廖毅、游复生、侯婷、刘宝英、简翔浩、蔡田田、施世鸿、李涛、谭可立、吴琛、徐中亚、王咏莉、池代波、汪晶毅、龚有军、林方新、刘万群、张帆。
-26-
1范围
本指导意见作为3C绿色电网输变电示范工程建设的技术指导性文件,明确了示范工程建设的技术原则。
本指导意见适用于交流110kV~500kV电压等级的变电站及输电线路示范工程,其它类型的输变电工程可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本指导意见的引用而成为本导则的条款。
凡是注明日期的引用文件,其随后所有的修订单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本指导意见,然而,鼓励根据本指导意见达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注明日期的引用文件,其最新版本适用于本指导意见。
GB3096-2008《声环境质量标准》
GB8702-88 《电磁辐射防护规定》
GB8978-2002《污水综合排放标准》
GB12348-2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》
GB12523-90《建筑施工场界噪声限值》
GB16203-1996 《作业场所工频电场卫生标准》
GB24790-2009《电力变压器能效限定值及能效等级》
GB50189-2005《公共建筑节能设计标准》
GB50217-2007 《电力工程电缆设计规范》
GB50227-2008 《并联电容器装置设计规范》
GB50545-2010《110kV~750kV架空输电线路设计规范》
GB/T50378-2006《绿色建筑评价标准》
GB/T18870-2002《节水型产品技术条件与管理通则》
GB/T20840.7-2007《电子式电流互感器》
GB/T20840.8-2007《电子式电压互感器》
GB/T13730-2002《地区电网调度自动化》
DL/T5056-2007《变电站总布置设计技术规程》
DL/T5155-2002《220kV~500kV变电所所用电设计技术规程》
DL/T5218-2005《220kV~500kV变电所设计技术规程》
DL/T5222-2005《导体和电器选择设计技术规定》
DL/T5344-2006《电力光纤通信工程验收规范》
DL/T5352-2006《高压配电装置设计技术规程》
DL/T5390-2007《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》
DL/T547-2005《电力系统光纤通信运行管理规程》
DL/T860 《变电站内通信网络和系统》
DL/T1080《电力企业应用集成》
HJ/T24-1998 《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规
范》
JGJ75-2003《夏热冬暖地区居住建筑节能设计标准》
CJ164《节水型生活用水器具》
Q/CSG10011-2005《220kV~500kV变电站电气技术导则》
Q/CSG11006-2009《数字化变电站技术规范》
中华人民共和国建设部《绿色建筑技术导则》
国家环保总局令第十八号《电磁辐射环境保护管理办法》
南方电网基建部《南方电网110kV~500kV变电站标准设计(2011版)》
南方电网电力调度通信中心《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》
南方电网电力调度通信中心《南方电网220kV~500kV变电站计算机监控系统技术规
范(2010年版)》
南方电网电力调度通信中心《中国南方电网500kV线路保护及辅助保护技术规范(试
行)》
3总则
3.1紧密结合南方电网公司实际情况和技术发展现状,结合建设和运行需求,积极应用新技术、新设备、新材料和新工艺,将智能、高效、可靠、绿色等理念融入到电网工程建设中,促进3C绿色电网的建设和发展。
3.2在智能化技术应用方面,遵循智能、高效、可靠的原则,根据输变电技术领域的新技术、新设备发展情况,采用成熟先进的计算机技术、通信技术、控制技术和智能化的一、二次设备,实现南方电网一体化电网运行智能系统对功能整合、资源和信息共享的要求,支持电网完成实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能。
3.3在绿色环保技术应用方面,统筹考虑节地、节能、节水、节材及保护环境、减少污染等方面因素,通过优化设计方案及设备材料选型、积极应用节能降耗新技术等措施,实现资源节约和环境友好。
3.4坚持经济适用原则和全生命周期效益最优原则,合理控制费用,力求资源利用的最大化。
3.5选择“3C绿色电网”输变电示范工程具体项目时,应明确示范工程在新技术、新设备、新材料、新工艺等方面的应用需求,并根据所在地区的实际情况,选取本指导意见的全部或部分内容有针对性地开展示范工程建设。
当示范工程侧重在新技术、新设备方面进行智能化示范建设时,宜选择对设备运行检修要求自动化程度较高的项目;
当示范工程侧重在新设备、新材料、新工艺方面进行绿色示范建设时,宜选择人口密集区或对环境保护要求较高地区的项目。
4变电站设计
4.1站址选择
4.1.1变电站站址应避让以下区域:
1)国家及地区的重要历史文物古迹保护区;
2)国家和地区规定的风景区和重要的供水水源卫生保护区;
3)具有开采价值的矿产资源地、湿地、森林、自然生态保护区;
4.1.2站址选择时,应充分考虑合理使用土地,可合理选用废弃场地作为变电站站址,并对已被污染的废弃地进行处理并达到国家标准。
4.1.3站址及进站道路新建段不应占用基本农田,宜少占用或不占用耕地和经济效益高的土地。
4.1.4变电站总体规划应结合工程条件按最终规模统筹规划,预留发展用地应按最终规模一次性征地,分期建设。
4.1.5变电站的总体规划应满足当地规划要求,避免与相邻民居、企业及设施的相互干扰。
4.1.6进站道路路径设计须结合地形综合考虑,宜利用已有的道路或路基,尽量减少桥、涵及人工构筑物工程量;
宜利用当地的社会交通运输资源,做到沿线厂矿企业共同应用,并兼顾地方交通运输的要求。
4.2电气一次部分
4.2.1电气主接线
变电站电气主接线应根据电力系统发展规划进行设计,在具备可靠性、灵活性、前瞻性的前提下,适当简化,以减少元件数量,力求做到经济合理,简单可靠。
4.2.2电气设备和导体选择
4.2.2.1变电站应选用全生命周期内性价比高、维护量小、占地少、环境友好的电气设备。
4.2.2.2主变压器应选用低损耗节能型产品,应根据现有规程规范确定所应满足的最低损耗限值,并结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的损耗目标值。
宜选用三相变压器,在制造、运输等条件受到限制时,可选用单相变压器、分解运输式三相变压器或三相组合式电力变压器。
冷却方式宜采用自然油循环风冷或自冷。
4.2.2.3站用变压器应选用11型及以上低损耗、节能型产品。
户内布置的站用变压器应采用带金属箱体的干式变压器,以节省占地面积。
4.2.2.4并联电抗器应选用低损耗节能型产品,应根据现有规程规范确定所应满足的最低损耗限值,并结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的损耗目标值。
4.2.2.5主变压器应选用低噪声环保型产品,结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的噪声目标值。
宜在变压器安装地点采取有效的减振、隔声、吸声措施,使噪声在传播中衰减。
4.2.2.6高压并联电抗器应选用低噪声环保型产品,结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的噪声目标值。
4.2.2.710kV并联电抗器户内布置时,应带有效的减震装置,并联电抗器基础宜独立设置,不与建筑物结构相连,以减少震动和噪声的影响。
4.2.2.8并联电容器装置的串联电抗器电抗率选择宜根据电网条件与电容器参数经相关计算分析确定。
仅用于限制涌流时,电抗率取0.1%~1%;
用于抑制谐波,当并联电容器装置接入电网处的背景谐波为5次及以上时,宜取4.5%~5%,当背景谐波为3次及以上时,宜采用4.5%~5%与12%两种电抗率混装。
4.2.2.9500kV开关站宜选用带抽能线圈的并联铁芯电抗器,除补偿线路的容性无功外,还可作为开关站的站用电源。
4.2.2.10主变压器、高压并联电抗器、高压开关设备及氧化锌避雷器等主要电气一次设备应根据现有监测技术的成熟度,考虑实际运维需求,基于安全、可靠、有效、经济的原则,酌情实施一次设备的状态监测。
4.2.2.11电力变压器、500kV并联电抗器的冷却器宜采用PLC智能控制方式,根据负荷大小、油温高低进行最优化判断,自动投入或退出冷却器运行,节能降耗,提高寿命。
4.2.2.12除配电装置的汇流母线外,较长导体的截面宜按经济电流密度选择。
4.2.2.13对SF6的采购、使用、回收宜全过程监控,提高SF6的回收处理和再利用水平。
4.2.3配电装置布置型式
4.2.3.1在满足安全可靠、技术先进、经济合理、运行维护方便的前提下,配电装置的设计应坚持节约用地的原则,布置应紧凑、合理。
同等规模下各电压等级区域的占地面积不应超过《南方电网110kV~500kV变电站标准设计(2011版)》的占地面积。
4.2.3.2配电装置的布置宜控制静电感应对人体的影响,避免或减少同相布置,尽量减少同相母线交叉与同相转角布置,控制箱等操作设备应尽量布置在较低场强区,必要时宜适当增加屏蔽线或设备屏蔽环。
4.2.3.3配电装置的布置方位应根据出线走廊规划的要求,综合考虑进出线间隔的排列、进出线方向和主变压器各侧的引线,应避免或减少各级电压架空出线和引线的交叉,并应便于扩建。
4.2.3.4110kV~500kV配电装置采用户外常规设备敞开式布置时,应选用所有母线隔离开关均布置在母线下方的分相中型布置,其母线型式应选用支持(或悬吊)式管形母线,以减小变电站的占地面积。
4.2.3.5用地受限制地区,110kV~500kV配电装置应采用GIS或HGIS,以减小占地面积。
深入城市中心的110kV、220kV变电站应采用小型化全户内或半户内变电站布置型式。
4.2.3.6变电站站界(非架空出线侧)的工频电场强度和工频磁感应强度应符合一定的限值要求,应根据现有规程规范确定所应满足的最低限值,并结合目前现有变电站电磁环境监测现状合理制定不同水平的目标值。
4.2.4电缆敷设与防火封堵
4.2.4.1电缆敷设的路径应合理安排,在满足安全及使用要求的前提下,力求路径短、转弯少、交叉少、便于扩建。
4.2.4.2户内变电站的电力电缆可采用无卤低烟阻燃型。
4.2.4.3变电站应采用无毒、且不对电缆产生腐蚀和损害的防火封堵材料。
4.2.5防雷接地
4.2.5.1为防止环境污染,变电站接地网中应少用或不用降阻剂,不应使用含有重金属或其他有毒成分的化学降阻剂。
4.2.5.2根据站址土壤的实际情况,占地面积较小的户内站接地网材料可选用镀铜钢。
4.2.5.3在土壤电阻率不大于1000Ω•m的地区,110kV及以上的配电装置的避雷针应装设于配电装置构架上。
4.2.6照明
4.2.6.1变电站内照明功率密度值应不高于规范DL/T5390《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》中的现行值。
宜选用高效节能灯具,以达到节能降耗的目的,如T5型荧光灯、太阳能灯、LED灯等光效比高的灯具,照明功率密度值不宜高于规范DL/T5390《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》中的目标值。
4.2.6.2户外照明宜采用自动节能控制,道路照明宜分组布置。
对经常无人使用的场所、通道、出入口处的照明,宜设单独开关分散控制。
户内建筑的通道照明宜设感应控制。
4.2.6.3照明方式宜采用直接照明方式,不宜采用间接照明方式。
在满足灯具最低允许安装高度及美观要求的前提下,宜尽可能降低安装高度,以节约电能。
4.2.6.4气体放电灯宜附加与光源相匹配的高效节能电器附件,包括无功补偿器、镇流器、启动器、触发器等。
镇流器宜选用高效节能型电子镇流器或电感镇流器。
4.2.6.5自然条件允许时,宜局部采用太阳能灯增加
;
经技术经济比较,可开展光伏发电接入站用电系统的试点应用,为照明等生产辅助性负荷提供电能。
4.3电气二次部分
4.3.1系统构成
4.3.1.1变电站自动化系统应符合《南方电网220kV~500kV变电站计算机监控系统技术规范(2010年版)》和《南方电网110kV及以下变电站计算机监控系统技术规范(2010年版)》要求。
参照南方电网《数字化变电站技术规范》建设的变电站,其体系架构应遵循DL/T860标准,全站按逻辑功能分为站控层、间隔层和过程层。
4.3.1.2站控层主要包括主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站、时间同步系统以及其它智能接口设备等。
条件成熟时,可将远动装置、保信子站等整合成一体化远动机。
站控层主要汇集、记录和分析全站实时信息,提供全站运行的人机界面,管理和控制间隔层、过程层设备,与远方监控/调度中心通信等。
4.3.1.3间隔层主要包括各种保护装置、测控装置、故障录波装置、安全自动装置、电能表等设备。
间隔层主要汇总各间隔过程层实时数据信息;
完成各间隔的保护和监控功能;
执行信息的承上启下通信传输功能;
在站控层及站控层网络失效的情况下,仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。
4.3.1.4过程层主要包括互感器、合并单元、智能终端、一次设备状态检测模块等设备。
过程层主要采集实时运行电气量、监测设备运行状态、执行控制命令等。
4.3.2网络结构
4.3.2.1网络配置
全站的网络分为站控层网络和过程层网络,两层网络物理上相互独立。
4.3.2.2组网原则
站控层网络(MMS网(制造报文规范))采用双星形网络结构,双网双工方式运行。
过程层网络主要包括SV网(采样数据值)和GOOSE网(面向通用对象的变电站事件)。
组网形式可以采用共享双网(如图4.3.2-1所示)或双套独立双网(如图4.3.2-2所示)。
图4.3.2-1共享双网示意图图4.3.2-2双套独立双网示意图
4.3.3电子式互感器
电子式互感器相比常规互感器在绝缘性、抗电磁干扰、抗饱和、易于数字信号传输、测量带宽和精度高、结构紧凑等方面具有优势,但电子式互感器在技术成熟度、可靠性和经济性方面还有待发展和时间的考验。
因此,变电站的智能化建设应酌情应用电子式互感器。
4.3.4合并单元
合并单元与继电保护的冗余配置原则一致。
继电保护双重化配置的间隔,合并单元应双重化配置,且对应互感器冗余的独立输出回路。
4.3.5智能终端
4.3.5.1智能终端配置数量与断路器的分闸线圈数量一致。
断路器有两个分闸线圈的间隔,智能终端应双重化配置。
4.3.5.2主变各侧智能终端与继电保护的冗余配置原则一致。
继电保护双重化配置,则主变各侧的智能终端应双重化配置。
4.3.5.3母线间隔的智能终端负责该段母线上所有刀闸信息采集和智能控制。
4.3.6网络交换机
网络交换机采用工业级交换机,每台交换机的端口数应满足应用需求。
考虑SV数据量庞大以及GOOSE信息的重要性,为确保信息传输的可靠性,每台交换机接入的间隔数量不宜过多。
4.3.7一体化运行记录分析装置
故障录波装置、网络记录仪、网络分析仪等宜整合为一体化运行记录分析装置,从而简化二次设计、减少屏柜、节省二次设备间面积。
4.3.8保护装置整合
过电压及远方跳闸就地判别装置集成在一套装置中,并可集成在线路保护中。
使用光纤通道的线路保护和过电压及远跳保护宜采用内置光纤接口,尽量减少保护通道的中间环节。
4.3.9二次设备布置
变电站宜整体考虑控制、保护、远动和通信等二次设备的布置,减少二次设备间面积。
4.3.10时间同步系统
4.3.10.1变电站应配置一套全站公用的时间同步系统,主时钟双重化配置,支持北斗系统和GPS系统标准授时信号,优先采用北斗系统。
4.3.10.2功能配置应满足远期接入南方电网时间同步网络系统的要求。
4.3.10.3站控层设备宜采用SNTP(简单网络时钟同步协议)对时方式,间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B对时方式,也可采用IEC61588网络对时。
4.3.11视频及环境监测系统
变电站内的视频、环境监测、安保等辅助系统宜统一后台主机、接口类型和传输规约,并实现与站内照明、消防及火灾自动报警系统、采暖通风与空气调节系统、变电站自动化系统、地区调度自动化系统的联动,实现可视化操作。
4.3.12站用交直流电源设备
4.3.12.1变电站站用交流、站用直流和UPS等电源宜整合成一体化站用电源系统,进行统一监测和控制,并能将其信息远传至相应主站系统。
4.3.12.2条件具备时,通信直流电源可与站用交流、站用直流和UPS等电源整合成一体化站用电源系统,进行统一监测和控制,并能将其信息远传至相应主站系统。
4.3.12.3条件具备时,可配置蓄电池内阻在线监测设备,并纳入一体化站用电源系统进行统一管理。
4.3.13一次设备在线监测及评估系统
对重要的电气一次设备例如变压器、高压开关等实施了状态在线监测的变电站,应配置一套设备在线监测及评估系统,实现设备多状态量的综合在线监测、诊断、分析和评估,并可将信息上送当地主站。
条件具备时,设备在线监测及评估系统后台可与变电站监控系统融合。
4.3.14程序化操作
变电站自动化系统宜具备程序化操作功能,并能支持站控层和远方调度端进行程序化操作的方式。
程序化操作的刀闸操作结果校核,可依靠刀闸双位置接点进行远方判别。
4.3.15一体化信息平台
根据南方电网一体化电网运行智能系统技术发展水平,变电站可建立一套一体化信息平台,集成监控系统、智能辅助控制系统和高级应用全部系统的主要信息,建立站内全景数据平台,实现全站信息的集中分析和处理,实现实时监测、故障报警、远程控制、任务管理、辅助决策等功能。
4.3.16智能告警与故障分析决策
在一体化信息平台基础上,变电站可配置智能告警与故障信息综合分析决策专家子系统,实现全站运行的告警信息分级,自动报告变电站异常信息并提出故障处理指导意见;
应用故障分析和推理功能,自动生成变电站故障分析简报。
4.3.17站域控制
通过一体化信息平台,站域控制功能实现对站内信息的集中处理、判断,根据系统运行方式要求实现站内自动控制,包括备自投、低频低压减负荷等功能。
4.3.18广域保护
变电站可通过与相连站点的通信获取厂站间继电保护信息及运行状态,对其进行综合比较和分析,实现广域保护的功能。
4.3.19低电压等级的广域备自投
变电站可通过与相连站点的通信获取继电保护动作信息,并利用调度自动化系统采集的广域负荷信息,进行综合分析和决策,实现一定区域电网内具有备自投条件的母线负荷的备自投功能。
4.3.20智能巡检
条件允许时,变电站可配置智能巡检系统。
智能巡检机器装配高清摄像头及红外测温摄像头,利用先进的图像处理和模式识别技术,识别站内所有隔离刀闸、接地刀闸的分合位置和主变油位等,实现变电站内的智能巡检。
4.3.21电能质量监测
与换流站、可再生能源、非线性负荷连接的变电站,宜设置电能质量监测装置。
4.4土建部分
4.4.1站区总体布置
4.4.1.1在满足防洪、防涝标准前提下,变电站宜采用站区内土(石)方自平衡方式,尽量减少外购土方或弃土工程量。
站外挖、填方边坡应根据周围环境及边坡土质状况采取植草、浆砌片石等方式护面,防止水土流失,在条件允许时优先采用植草护面。
4.4.1.2站区总平面设计应将近期建设的建(构)筑物集中布置,以利分期建设和节约用地;
城市户内变电站土建工程可按最终规模一次建成。
4.4.1.3山区、丘陵地区变电站的竖向布置,在满足工艺要求的前提下根据自然条件可采用阶梯式布置,以减小土(石)方工程量及边坡、挡墙工程量。
4.4.1.4110kV变电站进站道路宽度不应超过4.0m,220kV变电站进站道路宽度不应超过4.5m,500kV变电站进站道路宽度不应超过6.0m。
当路基宽度小于5.5m且道路两端不能通视时,还应按相关规范要求设置错车道。
4.4.1.5当500kV变电站新建进站道路超过1.0km时,进站道路宽度宜采用4.5m。
4.4.1.6城市户内变电站宜利用市政道路作为消防通道。
4.4.2建筑
4.4.2.1建筑外观应简洁大方,体现工业化特征,减少装饰性构件,与周围环境相协调,并符合当地城市规划的要求。
4.4.2.2建筑物围护结构热工性能指标应符合GB50189《公共建筑节能设计标准》的规定。
外墙的热工设计应充分考虑各地区墙体传热的双向性,适当控制墙体传热系数,在满足外墙隔热要求的前提下,不必过分降低传热系数。
4.4.2.3主控制楼、巡检楼等运行人员集中的建筑物朝向迎向当地夏季主导风向,偏转角度大于45°
。
4.4.2.4制冷负荷大的房间(如主控制室、计算机室、通讯机房等),外窗宜设置外遮
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