迭部改造方案(终结).doc

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1、StateGrid甘肃甘南供电公司GANSVGAXNANPOWERSUPPLYCOXfPANY甘南供电公司110kV迭部变二次系统改造建议书llOkV迭部变电站现状llOkV迭部变电站2004年投运。主变1台，容量为20000kVA,llOkV出线一回；35kV单母接线，出线3回；10kV单母接线，出线4回，10kV电抗器1组。综自系统为南瑞城乡继保FJNT95,保护装置为DSA系列保护装置。2006年迭部变增容改造工程，新上1台40000kVA主变及35kVII段母线，lOkVII段母线，新增35kV出线1回。新上南自主变保护装置1套，3500母线

2、保护1套，100母联保护1套，电抗器保护1套，电容器保护1套。通过2009年公司技改大修自行安排项目，将后台监控系统更换为南瑞继保RCS9700,更换了公用测控屏、远动通讯屏。2011年迭部1号主变扩建工程新上南瑞继保主变保护1套，北京四方1115迭阿线保护1套。llOkV迭部变现有主变两台2*40000kVA,llOkV线路2回，35kV出线5回，10kV备用间隔4回，电容器1组，电抗器2组。llOkV内桥接线，35kV、10kV单母分段接线。后台监控系统为南瑞继保RCS9700。保护装置分为4个厂家，其中南瑞继保保护装置3套、北京四方保护装置2套

3、、南自保护装置3套、南瑞城乡继保保护装置9套。二.存在主要问题1.南瑞继保RCS9700综自系统与北京四方及南自的测控装置规约不一致，导致1115迭阿线、1131迭达线及2号主变无法接入后台。现运行装置刀闸遥控节点不够，不满足电动刀闸遥控要求。1.南瑞城乡继保厂家已不存在，不能提供规约文本及技术服务，导致全站DSA系列保护装置未能接入综自系统。且该厂DSA系列保护装置运行服役时间长、老化严重，故障率高，不能购置备品、配件，严重影响运行、维护。2.西安凯顺直流系统多个单只蓄电池欠压，直流充电模块工作不稳定，整个直流系统趋于瘫痪，维护工作量大。3.天水长

4、城开关厂所用柜9个抽屉开关损坏，需维修；额定电流为10A的抽屉开关由于容量不够需更换。4.llOkV迭部变35kV系统线路总长293kM,线路容性电流38.4A,现运行550kVA消弧线圈补偿容量为29.4A,已不满足要求。6.1131迭达线及部分35kV线路端子箱内电流端子质量不合格，有发热现象，需更换1131迭达线及35kV线路端子箱内电流端子。7.变电站没有集控接入的相关设备。三•改造必要性按照“三集五大”总体方案,110kV迭部变预计在2012年接入阿夏集控站，最终实现调控一体化。就迭部变目前综自系统现状来看，“四遥”功能尚且不能全部实现，更

5、不具备接入集控要求。同时迭部变地处白龙江流域，担负水电外送及迭部县城、代古寺供电任务，迭部变安全、稳定运行十分重要，其二次系统的安全、可靠更是举足轻重。从检修角度考虑，迭部变远离合作市，停电机会少，对于装置频繁出问题的情况，很难及时予以维护，这些因素都给日常安全生产运行带来诸多不便，更严重的是如果由此引发隐患而不能及时排除消缺，将对安全生产造成不良后果。从运行角度考虑，《微机继电保护装置运行管理规程》DL/T587-1996中规定：微机继电保护装置使用年限为10年，迭部变保护装置运行年限已接近10年，且不能满足无人值班要求。为了进一步保证电网的安全运

6、行，降低设备故障率，提高供电可靠性，故建议对110kV迭部变电站二次系统进行改造。改造后，全站所有保护装置均为南瑞继保RCS系列保护装置，与南瑞继保RCS9700后台监控系统兼容性高，通讯可靠。•方案介丝1、改造规模1）更换DSA系列保护装置9套；2）更换llOkV线路保护测控装置2套；3）更换2号主变测控装置1套；4）更换西安凯顺直流系统；5）更换消弧线圈本体为llOOkVA;6）所用屏部分抽屉开关部分更换；7）直流屏、消弧线圈装置、油在线装置、电能量采集器、小电流接地选线装置等智能设备接入综自系统;8）通信设备安装调试；9)更换1131迭达线及3

7、5kV线路端子箱内电流端子；2、改造方案1)新购1台测控装置RCS-9705C,组到1131迭达线保护屏(14号屏)上，更换原CSI-200E测控装置；新购1台测控装置RCS-9705C,组到1115迭阿线保护屏(15号屏)上，更换原CSI-200E测控装置；2)新购1台2号主变测控装置RCS-9709C,组到2号主变保护屏上，更换原2号主变测控装置PSR651;3)新购1面35kV线路保护屏，组4台RCS-9615C保护装置，更换现35kV线路保护DSA装置，预留1台RCS-9615C保护装置位置；4)新购1台3500母联保护装置RCS-9616C

8、,组到3500母联及电压并列保护屏上，更换现3500母联保护装置PSL641;5)新购4台10kV线路保护装