1、城区110kV变电站输变电扩建工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月58可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司目 录一、 总的部分11.1 修编原因11.2 设计依据21.3 XX110kV变电站现状21.4 工程建设规模181.5 主要技术方案和经济指标20二、 电力系统现状及项2、目建设必要性212.1系统概况212.2 负荷预测222.3 电网规划222.4电力电量平衡232.5 工程建设的必要性252.6 工程建设时序25三、 系统方案及建设规模263.1 系统方案拟定263.2 系统一次部分273.3 系统二次部分303.4 系统通讯部分31四、 变电站工程设想324.1 电气一次324.2 电气二次424.3 土建504.4 线路53五、 环境保护、水土保持和节能减排555.1 环境保护555.2节能减排综述56六、 劳动安全卫生576.1 防火、防爆576.2 防电伤、防机械伤及其它伤害576.3 安全分析586.5 文明施工586.4 综合评价58七、 对侧3、间隔597.1 电气一次597.2 电气二次607.3 土建62八、 主要施工方案628.1 施工过渡方案628.2 施工监控63九、 大件设备运输63十、 “三通一标”的应用6310.1 通用设计的应用6310.2 通用设备的应用6310.3 通用造价应用及控制工程造价的措施6410.4 与造价控制线的对比分析6710.5 标准工艺的执行情况67十一、 通用设备“四统一”的应用68十二、 新技术、新设备（新材料）、新工艺的应用69十三、 投资估算及经济评价6913.1 编制依据6913.2 工程投资6913.3 经济评价70十四、经济性与财务合规性评价7014.1 评价依据7014.2 资金4、来源及使用计划7114.3 工程建设进度设想7114.4 基础数据7114.5 输送电量加价测算7214.6 盈利能力分析7214.7 清偿能力分析7214.8 综合经济评价7214.9 结论73一、 总的部分1.1 修编原因XXXX区XX110kV输变电扩建工程于2018年5月完成了第一版可研，并于2018年8月取得了可研批复【国网湖南省电力有限公司文件湘电公司发展2018562号国网湖南省电力有限公司关于湖南岳阳市岳阳楼区黎家110kV变电站2号主变扩建工程等项目可研的批复】以及可研评审意见国网湖南经研院关于湖南郴州四普庄110kV变电站1号主变扩建工程等12个项目可行性研究报告的评审意见5、（湘电经院评函2018129号）。由于XX110kV变本期建设规模发生变化，因此，本次对原可研进行修编。修编内容情况具体见对照表1.1-1。表1.1-1 可研与可研修编工程量及估算对比项目可研可研修编电气一次1、 完善110kV主接线，110kV主接线由线变组改为内桥接线，完善内桥间隔、新上#2主变进线间隔1个、2Y进线1个、PT间隔1个、为方便远期扩建，本期将#3主变进线间隔母线侧的隔离开关和接地开关上齐、#2母线与#3母线的内桥间隔隔离开关和接地开关上齐、#3母线的PT间隔母线侧的隔离开关和接地开关上齐；2、 10kV主接线维持单母线分段接线，完善10kV段母线，新增12面开关柜（主变隔离6、柜1面、主变进线柜2面、母线设备柜2面、电容器柜2面、馈线柜4面、接地变兼所用变柜1面）；1、完善110kV主接线，110kV主接线由线变组改为扩大内桥接线，本期将110kV配电装置一次上齐：新上2号主变进线间隔、3号主变进线间隔、2Y进线、段及母线间隔、内桥2间隔、并完善内桥1间隔；2、10kV主接线维持单母线分段接线，完善10kV、段母线，新增18面开关柜（主变隔离柜1面、主变进线柜2面、母线设备柜2面、电容器柜2面、馈线柜9面、接地变兼所用变柜1面、分段隔离柜1面）；电气二次1、新增110kV桥保护装置1套；2、新增10kV线路保护测控装置4台；3、新增0.5S级三相四线智能电能表（107、kV线路）4块；1、新增110kV桥保护装置2套；2、新增10kV线路保护测控装置9台；3、新增0.5S级三相四线智能电能表（10kV线路）9块；投资部分变电静态总投资为1028万元，动态总投资为1048万元变电静态总投资为1180万元，动态总投资为1203万元1.2 设计依据（1）关于编制XX市XX110kV变电站输变电扩建工程可行性研究报告工作联系单；（2）国网XX供电公司“十三五”配电网规划报告（审定版）（3）国网XX供电公司2018-2019年110kV电网项目优选排序报告；（4）国家电网公司输变电工程可行性研究内容深度规定(DL/T5448-2012)；（5）国家电网公司输变电工程通8、用设计；（6）与行业相关的规程规范。1.3 XX110kV变电站现状XX110kV变电站于2009年建成投运，变电站为无人值班有人值守变电站，现有主变1台（1B），容量为50MVA。全站分为110kV、10kV两个电压等级。现110kV出线1回（湛三清线），10kV出线16回。1.3.1 电气一次部分现状1.3.1.1 电气主接线变电站远期规划3台主变，容量为350MVA。现有主变1台（1#主变），容量为50MVA，主变110kV侧中性点经隔离开关接地。110kV母线终期采用扩大内桥接线，现采用线变组接线方式，架空出线；现110kV配电装置间隔4个，包括：1个进线间隔、1个TV间隔、1个主变间9、隔、1个分段间隔（只上了靠母侧的1组接地开关和1组隔离开关）。110kV终期出线2回，现有出线1回，湛三清线（1Y）。10kV母线终期采用单母线分段接线，站内现采用单母线断路器两分段接线，出线16回，现有2组容量分别为3600kvar和5400kvar的无功补偿装置配置于10kV 段母线上。1.3.1.2 电气平面布置XX变电站参照省典设110-B-3-000-D1-02方案的基础上进行调整，该变电站占地面积调整为（围墙中心线内）S=5330=1590m2=2.385亩，变电站内主体建筑物为一栋两层高的综合配电楼，各电压等级配电装置布置形式为：（1）110kV配电装置采用六氟化硫全封闭式组合电10、器（GIS），布置于综合楼二楼，110kV主变进线间隔布置于变电站南侧。（2）10kV配电装置采用中置式开关柜，摆成两列布置于综合楼一楼，配电室建筑总面积S=28.59.6=273.6m2，总共可上58面开关柜，现已上23面。其中本期所上柜为主变进线柜1面，TV柜1面，分段柜1面，隔离柜1面，10kV出线柜19面（含16面馈线柜、2面电容柜、1面消弧线圈柜）；（3）110kV主变压器采用户外布置于综合楼北侧，各主变之间设防火墙。（4） 消弧线圈、主控制室布置于综合楼二楼，110kVGIS室西侧；电容器装置布置于综合楼一楼，10kV配电房西侧。（5） 站内设L型道路，分别从变电站的东、南侧进入变11、电站。图1.3-1 1号主变图1.3-2 2号主变预留场地图1.3-3 110kV户内GIS配电装置区图1.3-4 1#接地变兼站用变消弧成套装置图1.3-5 10kV高压配电室图1.3-6 10kV 1C无功补偿装置图1.3-7 10kV 2C无功补偿装置图1.3-8 预留的10kV无功补偿装置区域图1.3-9 电缆夹层室1.3.1.3 设备现状XX110kV变电站为2009年新建投运的变电站，后于2016年进行了10kV间隔扩建，一次设备运行状况均正常，见下表。表1.3.1-1 一次主要设备运行状况表序号名 称型号及参数生产产家出厂日期状态评价1#1主变及所属间隔设备#1主变SZ10-5012、000/110阻抗：14.5联结组别：YNd11特变电工XX变压器有限公司2009正常状态中性点 GW13-72.5（W）/630 25kA（4S），配电操机构湖南长高高压开关集团股份公司产品2009正常状态2110kV设备六氟化硫封闭式组合电器 断路器额定电流为2000A，额定开断电流为40kA；西安西电开关电气有限公司2009正常状态310kV设备1C、2C电容器组TBB10-3600/200AKWTBB10-5400/200AKW西安西电电力电容器有限责任公司2009正常状态10kV高压开关柜型号：KYN-28A-12XX森源电力设备有限公司2009正常状态4接地变兼消弧线圈成套装置消弧13、线圈、接地变兼所变成套装置型号：DKSC-630/10.5-100/0.4思源电气股份有限公司2009正常状态1.3.1.4 过电压保护及绝缘配合（1）全站防直击雷保护现站内综合楼楼顶采用避雷带，并在综合楼楼顶设立两根20米高的屋顶避雷针对全站进行防直击雷保护。经校核，现有设备在保护范围内。（2） 雷电过电压保护#1主变110kV侧由110kV母线避雷器进行保护，在主变10kV进线柜、PT柜及各出线柜均装设JPB型组合式过电压保护器。高压中性点采用避雷器、保护间隙保护。1.3.1.5 接地根据前期设计资料，XX110kV变电站其主接地网材料采用的是-506镀锌扁钢，全站主地网已在前期工程中全部14、敷设完成。根据XX市运检部提供的XX变电站地网测试报告本站主接地网接地电阻测试值为1.32，满足运行要求，独立避雷针的接地装置测试值3.25，满足运行要求。1.3.1.6 交流站用电本站设置了1台DKSC-630/10.5-100/0.4的干式接地变兼站用变，从10kV母引接电源；第二回电源由站外电源（松木开闭所）引取，其引接电缆为YJV22-10kV-335，长度约1.2km，所变选用油浸变，容量为100kVA。1.3.1.7 动力、照明（1）动力电源系统现站内检修电源由所用交流屏检修电源回路引出，采用380/220V供电，在110kVGIS室和10kV配电房分别设置检修电源箱，并在#1主变15、场地设置主变检修电源端子箱，主控制室则直接从检修电源屏上引接。（2）照明电源系统现站内设置正常工作照明，变电站正常工作照明电源由站用电380/220V三相四线制系统供电。在配电房、主控室、消弧线圈室、电容器室及电缆室均设置壁挂式事故照明灯具。（3）主要照明方式主配电房和主控制室采用壁挂式日光灯，光色柔和，要防止屏面反光，并方便检修维护；GIS室、电容器室及消弧线圈采用厂照灯，电缆室采用防爆型吸顶灯，室户外采用防水式投光灯和庭院灯。1.3.2 电气二次部分现状XX110kV变电站于2009年投入运行，为无人值班常规变电站。现站内综自系统采用的是南瑞继保RCS9000系列产品。现站内共22面屏柜，16、图像监视及安全警卫系统柜1面、远动通信柜1面、公用测控柜1面、电压隔离并列柜1面、110kV1Y线路保护测控柜1面(未配置保护)、一键顺控系统柜1面、1#主变测控柜1面、1#主变保护柜1面、低周减载柜1面、消弧线圈自动控制柜1面、计量柜1面、通信电源柜1面、通信蓄电池柜1面、通信综合配线柜1面、通信光设备柜1面、调度数据网柜1面、通讯设备柜1面、站用变交流电源柜1面、蓄电池柜2面、直流充电柜1面、直流馈线柜1面。屏柜分三列布置于二次设备室，具体详见二次设备室屏位布置图（现状）：（BA1802K-D0201-002）图1.3-10 二次设备室 1.3.2.1 设备现状表1.3.2-1 二次设备参17、数表序号名 称型号及规格单位数量备 注1综合自动化系统南瑞继保RCS9000套1南瑞继保2008年产品。监控后台运行不稳定，设备老化严重死机黑屏无法修复1#主变保护柜 含：1#主变差动保护装置1套（RCS-9671C）；1#主变非电量保护装置1套（RCS-9661C）；1#主变高后备保护装置1套（RCS-9681C）；1#主变低后备保护装置1套（RCS-9681C）；1#主变低后备（限时速断）保护装置1套（RCS-9681C） 面1运行良好，本期利旧1#主变测控柜含：主变高压侧测控装置1套（RCS-9705C）；主变低压侧测控装置1套（RCS-9703C）；温度变送器1个（XMT-288FC-18、)；档位控制器1个（HMK7)面1运行良好，本期利旧远动通信柜含：通讯装置1套（RCS-9794)；远动通信装置1套（RCS-9698C)；GPS时间同步系统主时钟1套；GPS时间同步系统扩展时钟1套；RCS-9882交换机3台面1远动装置单机配置，运行近10年，运行不稳定，信息点丢失严重，不满足双远动配置原则，交换机接口不能满足本期扩建需求。GPS对时装置不具备北斗对时及GPS对时公用测控柜数字式综合测量控制装置1台（RCS-9706C)；数字式综合测量控制装置1台（RCS-9709C)面1运行良好，本期利旧。公用测控开入量不能满足本期扩建需求。本期建议考虑新上1台母线测控装置。与新上的1台19、10kV电压并列装置共同组柜安装低周减载柜微机频率分析装置1套（WPF-3)；数字式安全稳定控制装置（CSS-100BE/FV)面1运行良好，本期完善扩建二次回路接线电压隔离并列柜110kV电压并列与监视装置2套（RCS-9663D)（其中运行一套，另一套备用）；10kV电压并列与监视装置1套（RCS-9663D)；小电流接地选线装置1套（ZJD2008/C）面1新上电压互感器采用一次设备消谐。备用的110kV电压并列装置本期使用。本期建议考虑新上1台10kV电压并列装置。与新上的1台母线测控装置共同组柜安装消弧线圈自动控制柜消弧线圈自动调谐控制器1套（XHK-II),上海思源面12009年产20、品。运行良好，本期利旧。根据本期扩建需要，本期建议考虑新上1套消弧线圈控制器装置(由一次厂家提供)，用于第二套消弧线圈接入，并考虑新上装置开孔，增加相应配线、端子排、走线槽材料及安装布线费用110kV1Y线路保护测控柜110kV线路测控装置1套（RCS-9705C)；操作继电器箱 1套（CJX)面1运行良好，本期利旧。根据本期扩建需要，本期建议考虑新上1套光纤差动保护装置，并考虑新上装置开孔，增加相应配线、端子排、走线槽材料及安装布线费用210kV线路保护测控装置数字式线路保护测控装置（南瑞继保RCS-9611C）套12运行良好，本期利旧10kV线路保护测控装置数字式线路保护测控装置（南京南瑞21、继保PCS-9611）套3运行良好，本期利旧10kV线路光纤差动保护装置数字式线路保护测控装置（南瑞继保RCS-9613C）套1运行良好，本期利旧10kV母联保护测控装置数字式线路保护测控装置（南京南瑞继保PCS-9611）套1运行良好，本期利旧10kV电容器保护测控装置数字式电容器保护装置（RCS-9631C）套2运行良好，本期利旧10kV接地变保护测控装置数字式线路保护测控装置（RCS-9621C）套1运行良好，本期利旧3直流系统长沙中天科讯2009年产品直流充电柜4个10A充电模块，智能电源监控器1套（WJK-6）面1设备运行状态评估处严重状态；直流充电装置通讯功能不完善，不可靠；模块输22、出值与实际值不一致；绝缘监测装置不具备交流窜直流故障的测记和报警功能，不满足十八项反措的要求。备用馈线回路不能满足本期扩建需求直流馈线柜微机选线装置1套（WJJ-3）；直流馈线共48回，其中40A馈线40回、63A馈线8回。40A馈线备用24回、63A馈线备用0回面1蓄电池柜含：蓄电池（200AH 2V/104只）,丰日电气面2设备运行状态评估处严重状态；已列入2018年大修技改蓄电池更换项目中4交流电源系统深圳市泰昂电子2009年产品站用变交流电源柜 双电源进线、带自动投切功能63A馈线10回，备用2回。40A馈线20回，备用6回。面1运行良好，本期利旧，馈线回路能满足本期扩建需求5UPS电23、源装置3kVA，馈线4回（北京瑞讯通宇），安装在远动通信柜上套12009年产品，容量不足，运行不稳定，不能满足整站需要6计量柜面1运行良好，本期利旧；预留有备用表计位置3个110kV 1Y线路（502）1块、备用表计1块，1#主变低压侧计量表计1块 分别为：0.2S级三相四线电子式多功能电能表（威胜DTSD341）； 0.2S级三相四线电子式多功能电能表（威胜DTSD341）；0.5S级三相三线电子式多功能电能表（威胜DSSD331）块3运行良好，本期利旧电能远抄终端（HL3104）华立科技块1运行良好，本期利旧电压监测仪（DJT系列）武汉七星电气块1运行良好，本期利旧7分散计量表运行良好，本24、期利旧10kV线路计量表计0.5S级三相三线电子式多功能电能表（威胜）块910kV线路计量表计0.5S级三相三线智能电能表（威胜）块310kV线路计量表计0.2S级三相四线电子式多功能电能表（威胜）块110kV线路计量表计0.5S级三相三线智能电能表（杭州炬华科技）块210kV电容器计量表0.5S级三相三线电子式多功能电能表（威胜）块210kV母联计量表0.5S级三相三线智能电能表（威胜）块110kV站用变计量0.5S级三相三线电子式多功能电能表（威胜）块18微机防误系统长园共创（2017年）套1运行良好，本期利旧。本期扩建相应间隔锁具及软件修改9调度数据网柜路由器1台、交换机2台，电力专用纵25、向加密认证装置1台/1套，共2套面1运行良好，本期利旧10二次等电位接地网已敷设（已按照终期规模敷设），满足要求 11图像监视及安全警卫系统柜湖南星电面1运行良好，本期利旧，新增扩建区域摄像头布点12火灾自动报警系统湖南狮门（E1-2000M型火灾报警控制器-联动型，依爱消防电子）套1运行良好，本期利旧，对新增扩建区域火灾报警系统扩容13SF6在线监控装置湖南湘超电力套1运行良好，本期利旧，新增扩建区域布点探头14故障录波装置本站未配置故障录波装置1.3.2.2 站内二次设备问题（1） 站内综合自动化系统监控后台运行不稳定，设备老化严重死机黑屏无法修复。站内综合自动化系统远动通讯装置单机配置，26、设备运行近10年，运行状况不稳定，存在遥控成功率不高，信息点丢失严重，不满足双远动配置原则，目前交换机接口不能满足本期扩建需求。本期考虑新增2台交换机，其中1台安装在母线测控及电压并列柜内，1台下放到10kV2GL分段隔离柜内。（2） 站内时间同步系统为单主机配置，仅能接收GPS卫星信号，不满足十八项反措冗余配置要求，不具备北斗对时及GPS对时，不满足要求。（3） 站内现有公用测控装置开入量不能满足本期扩建需求。本期建议考虑新增母线测控装置1台,与新上的1台10kV电压并列装置共同组柜安装在备用屏位上。（4） 站内现有低频低压减载装置本期利旧，并完善本期新上线路的二次回路接线。（5） 现站内127、10kV/10kVI母及II母已配置有电压并列切换装置，本期需完善110kV/10kV侧电压并列、切换二次回路。为满足扩建需求，将现有电压隔离并列柜内的备用110kV电压并列装置本期扩建使用。另新增10kV电压并列装置1台，与新上的1台母线测控装置共同组柜安装在备用屏位上。现站内未配置微机消谐装置，本期工程新增母线电压互感器由一次设备实现其功能，不采用微机消谐装置。根据实际运行情况，本期新上10kV部分的小电流接地选线不接入现站内小电流接地选线装置，由计算机监控系统具有小电流接地选线功能来实现。（6） 站内现有的消弧线圈自动控制柜为上海思源2009年的产品，本期利旧。根据本期扩建需要，本期建议28、考虑新上1套消弧线圈控制器装置（由一次厂家提供），用于第二套消弧线圈接入，安装在现有消弧线圈自动控制柜上。（7） 110kV1Y线路保护测控柜运行良好，本期利旧。为满足扩建需求，本柜上需增加线路光纤差动保护装置1套。（8） 站内现有直流系统设备运行状态评估处严重状态；直流充电装置通讯功能不完善，不可靠；模块输出值与实际值不一致；绝缘监测装置不具备交流窜直流故障的测记和报警功能，且未配置DC/DC电源转换模块，不满足十八项反措的要求。备用馈线回路不能满足本期扩建需求。蓄电池更换已列入2018年大修技改蓄电池更换项目中。为满足扩建需求，本期需增加直流馈线柜1面。（9） 现站内UPS电源装置为20029、9年产品，容量不足，运行不稳定，不能满足整站需要。（10） 根据本期建设规模，新上1#、2#主变高压侧计量表2块，2#主变低压侧计量表2块（其中主变低压侧带分支），110kV内桥开关计量表2块，110kV2Y线路计量表计1块，站内现有计量柜内只有3个备用位置，无法满足扩建需要。本期建议考虑新上计量柜1面，将新上的表计安装在新上计量柜内。（11） 站内现有的微机五防系统采用长园共创的产品，本期利旧，并增加相应间隔的五防锁具及软件修改。（12） 站内视频监控系统运行良好，本期主变扩建工程需新增本期扩建区域的摄像头布点。（13） 火灾自动报警系统运行良好，本期利旧，对新增扩建区域火灾报警系统扩容。（30、14） SF6在线监控装置运行良好，本期利旧，新增扩建区域布点探头。（15） 站内未配置故障录波装置，根据国网湖南省电力公司关于印发湖南电网智能变电站220kV继电保护系统现场运行导则和湖南电网继电保护及安全自动装置配置选型原则两项规范 (湘电公司调2015267号)，本期考虑新上故障录波装置1套。（16） 现站内已配置双套电力调度数据网设备，网络安全监测装置未配置。1.2.3 通信现状 XX110kV变电站为2009年投运变电站，本次扩建主变，目前采用光纤通信方式与XX地调进行通信。XX110kV变有4块通信屏位，分别为通信电源柜、通信蓄电池柜、通信综合配线柜、通信光设备柜，SDH为中兴通讯31、S330设备，PCM为法国SAGEM FMX-12设备，运行状况较稳定。XX变湛佳塘变、XX变三角塘变均架有12芯ADSS光缆。1.2.4 土建现状1.2.4.1 站址地理位置变电站位于XX市XX区松木工业园化工路与新安路交汇处西北角。1.2.4.2 总平及竖向布置XX110kV变电站场地按110 kV变电站规模征地。变电站围墙内已于一期工程场平完整，其竖向布置为平坡式。围墙内占地面积53.030.0=1590m2,场地空地为草皮地坪，场地状况良好，整个站区周边环境良好。 进站道路由化工路和新安路引接，进站道路良好，坡度适宜，满足大件设备运输和消防通道要求，围墙大门良好。1.2.4.3 建筑物32、变电站为半户内站，主变户外布置。综合配电楼布置在南侧。北侧主变及L型站内道路。综合配电楼为三层框架结构，地上二层布置，地下设置电缆层，占地面积为575平方米。综合配电楼一层布置10kV配电室、电容电抗器室、值守室、休息室、厨房和卫生间；二层布置110kVGIS配电装置室、二次设备室、消弧线圈室和资料室。110kV设备吊装平台，消防楼梯均布置于综合配电楼西侧，消弧线圈及二次设备吊装平台布置于综合配电室东侧。房屋内外装修良好，均采用了钢制防火门。二次设备室、10kV配电室、110kVGIS配电装置室扩建屏柜下开孔埋铁已有。电容器室(3C、4C）、消弧线圈室2#位置已预留，无埋铁。1.2.4.4 水33、工、消防、暖通 变电站给水为自来水，满足站内生产生活用水。站内排水设施齐全，消防和暖通已按终期规模配备齐全。变电站内已有消防砂池和净容量20立方米的事故油池。本站现有主变1台，容量为50MVA，本期增加一台50MVA主变，考虑50MVA变压器总油量的60%，约为16m，原有事故油池容量满足，可以利旧。1.2.4.5 地质、水文(1)变电站地质：站址场地区域属于XX红色盆地，属低山丘陵地貌，地形表现为低缓浑圆状小山丘。经调查及现场勘察可知，场地内土层分布情况自上而下为： 1、耕植土，厚1m。 2、粉质粘土，粘土，5m-9m厚，褐黄色，稍湿。 3、强风化泥岩，分布于整个场地。紫红色，风化破碎强烈，34、岩芯以碎块状为主，局部半岩半土状，手可折断，岩质较软。层厚0.9-1.9米。4、 中风化泥岩，分布于整个场地。紫红色，风化裂不发育，结构较完整，芯呈长柱状，锤击声脆，RQD=8090%，岩质稍硬，易风化。层厚15.7-23.9米。 (2)水文气象条件年平均气温17.9极端最高气温40.8 （1953年8月16日）极端最低气温-7.9 （1972年2月9日）年平均相对湿度为78%年最小相对湿度为12% （1956年10月19日）平均年降雨量1424.30mm最大年降雨量1831.20mm（1953年）最小年降雨量951.38mm （1963年）最大日降雨量217.40mm（1984年5月31日）35、平均年蒸发量1433.10mm最大年蒸发量1852.70mm（1963年）最小年蒸发量1110.10mm（1982年）年平均风速为1.9m/s年最大风速为25m/s（1972年5月8日 风向IV）盛行风向： NE最大积雪厚度19cm （1984年1月21日）最长连续冰冻时间8d（1977年1月27日2月3日）最大导线覆冰重量200g/m （1974年1月31日）最大导线覆冰直径57mm（1974年1月31日）1.4 工程建设规模1.4.1 项目名称湖南XXXX区XX110kV变电站输变电扩建工程。1.4.2 工程建设规模表1.4-1 建设规模一览表序号设备名称现状扩建后终期1110kV主变压器36、150MVA250MVA350MVA2110kV出线回路数122310kV出线回路数162537410kV并联电容器组13600+15400kvar13600+15400+13600+14800kvar24000+23600+24800kvar5站用变10kV：2100kVA10kV：1100+1200kVA10kV：1100+1200kVA1.4.3 项目地点XX市XX区松木工业园化工路与新安路交汇处西北角。1.4.4 投产时间建议XX110kV变电站输变电扩建工程于2019年底建成投产。1.4.5 设计水平年2018年作为设计水平年，以2025作为远景水平年。1.4.6 主要设计原则坚持“37、小型化、无油化、自动化”的原则，按照2015年版“国家电网公司输变电工程通用设计进行工程设计，并符合以下技术要求：（1）贯彻和执行国家电网建设基本方针和政策，严格遵守设计规程和规范；（2）严格贯彻和执行湖南省电网建设的基本技术原则；（3）设备的选用参照2015年版国家电网公司输变电工程通用设备进行选择；（4）变电站按照无人值班、有人值守的原则进行； （5）符合XX电网总体发展规划和省、地区电力系统规划总体要求的原则；1.4.7 编制范围（1）按照审定的XX电网“十三五”配电网规划，结合XX市电网运行状况和负荷发展状况，论证工程建设的必要性；（2）根据XX110kV变电站输变电扩建工程的必要性，38、提出项目建设和开工时间；（3）根据区域电网目标网架规划，提出XX110kV变电站输变电扩建工程接入系统方案；（4）提出变电站建设规模、出线回路数等工程设想；（5）提出XX110kV变电站输变电扩建工程的总投资估算。1.5 主要技术方案和经济指标表1.5-1 主要技术方案和经济指标统计表序号项目名称1主变压器规模（扩建前/后/终期）150MVA/250MVA/350MVA2110kV出线规模（扩建前/后/终期）2/2/2310kV出线规模（扩建前/后/终期）16/25/37410kV侧电容器规模（扩建前/后/终期）1（3600+5400kvar） kvar/1（3600+5400kvar）+1（39、3600+4800kvar） kvar/1（3600+5400kvar）+2（3600+4800kvar） kvar5110kV部分电气主接线（扩建前/后/终期）线变组/扩大内桥接线/扩大内桥接线610kV部分电气主接线（扩建前/后/终期）单母线断路器双分段接线/单母线断路器三分段接线/单母线断路器四分段接线7地区污秽等级/设备选择的污秽等级地区污秽等级：D/设备选择：D8运行管理模式无人值班有人值守9进站道路(m2) （改造前/后）无变化10站内道路面积(m2) （改造前/后）无变化11建筑工程费（万元）2912设备购置费（万元）95513安装工程费（万元）18114变电估算静态总投资（万元40、）132415变电估算动态总投资（万元）135016线路估算静态总投资（万元）1117线路估算动态总投资（万元）1118静态总投资（万元）133519动态总投资（万元）1361二、 电力系统现状及项目建设必要性2.1系统概况2.1.1 XX110kV变电站现状XX市XX110kV变电站于2009年9月新建投运，其担负着XX市松木工业园和XX区来雁新城内部分区域负荷供电的任务。变电站为无人值班无人值守变电站。变电站现有主变1台（#1主变），容量为50MVA。全站分为110kV、10kV两个电压等级。2.1.2 XX市电力系统现状（1）电源现状截至2017年底，XX地区全口径装机容量2170.8141、2MW，其中火电1385.32MW，水电505.404MW，风电177.4MW，太阳能3.678MW。火电占总装机容量比例为66.87%，水电占总装机容量比例为24.39%，风电总装机容量比例为8.56%，太阳能总装机容量比例为0.18%。2016年全市累计发电量72.63亿千瓦时，同比上升8.69，其中：水电发电量21.46亿千瓦时，同比增长28.68，占总发电量的29.54%；火电发电量47.85亿千瓦时，下降0.87，占总发电量的65.88%；风电发电量为3.3亿千瓦时，同比增长75.96%，占比4.54%。（2）电网现状截至2017年底，XX电网统调口径拥有500kV变电站1座，变压器42、2台，总容量2000MVA；220kV变电站14座，变压器20台，总容量3060MVA；110kV变电站51座，变压器87台，总容量3194.5MVA；35kV变电站69座，变压器124台，总容量814MVA。共拥有220kV线路41条，总长度1304.872km（含3.8km电缆）；110kV线路118条，总长度1800.687km；35kV线路126条，总长度1556.575km。（3）供用电现状2016年，XX市全社会用电量13.852亿千瓦时，全社会最大负荷2663 MW；XX地区统调电量为105.11亿千瓦时，统调最大负荷为2157MW（96点负荷）。 2017年，XX市全社会用电量43、137.06亿千瓦时，全社会最大负荷2628MW；XX地区统调电量为121.16亿千瓦时，统调最大负荷为2206MW（96点负荷）。2.1.3 110kVXX变供电区现状110kVXX变历史负荷情况见表2.1-1所示表2.1-1 供电范围内周边变电站基本情况 MW序号变电站名称电压等级容量（MVA）201520162017负荷负载率负荷负载率负荷负载率1XX变110kV5025.4350.86%24.5349.06%27.6955.38%110kVXX变配出10kV线路16回，其中公用线路9回，公用线路台账如下表所示。序号线路名称线路总长度（km）主干线长度（km）主干线导线型号架设方式20144、7年最大负荷电流（A） 1清开线0.830.83YJV22-3300电缆59.592清倪A线2.632.63YJV22-3300电缆63.993清倪B线115.666.44LGJ-120架空411.864清枫A线9.312.93JKLYJ-240架空262.095清枫B线5.362.93JKLYJ-240架空177.016清吴A线1.651.65YJV22-3300电缆88.67清吴B线1.651.65YJV22-3300电缆1.768清罗线1.921.92YJV22-3300电缆248.219清昂线1.81.8YJV22-3400电缆222.152.2 负荷预测根据XX电网负荷增长的最新变化45、情况，并结合XX供电公司“十三五”配电网规划以及XX供电公司2018年电力市场分析预测春季报告中的相关负荷预测相关结论，XX市公司统调负电量预测见表2.2-1所示；表2.2-1 负荷及电量预测 单位：亿千万时、MW项目2018年2019年2020年2025年20182025年增长率XX市电量128.74145.34156.33213.577.50%负荷2380.92428.92569.93046.43.58%XX变现有供电区域内房地产开发持续升温，新房装修入住率维持较高水平，负荷增长迅速。根据业扩包装数据并考虑其共区内的负荷自然增长等相关因素，XX变负荷及电量预测结果见表2.2-2所示：表2.46、2-2 负荷及电量预测 单位：亿千万时、MW项目2018年2019年2020年2025年20172020年增长率XX市电量0.26370.29510.32060.47938.91%负荷29.332.840.160.310.86%2.3 电网规划根据XX供电公司编制的国网XX供电公司“十三五”配电网规划报告（审定稿）以及2018-2019年XX110kV电网规划项目优选排序报告，XX市城区江西十三五及十四五期间松木工业园片区规划建设项目如下：新建松木220kV输变电工程，主变容量1240MVA；新建有爱110kV输变电工程，主变容量150MVA；新建华耀110kV输变电工程，主变容量150MVA47、。 根据审定的松木经济开发区高可靠性配电网规划。远景年，松木片区变电站供电分区如下图所示：图2-1 松木经济开发区高压变电站供电范围图2.4电力电量平衡(1)平衡原则按夏大方式作供需平衡；(2)电力、电量平衡 根据XX中心城区电网江西片区负荷预测结果及XX市“十三五”配电网规划报告、国网湖南XX供电公司20182018年110kV电网规划项目优选排序报告中对于变电站的投产时序的规划，XX中心城区电网江西片区变电容量平衡结果如表所示。附表2.4-1 XX市110kV变电容量平衡表 单位：万千瓦、万kV安 项目201720182019202020222025一、统调负荷50.855.961.56548、.975.497.3二、220kV专变负荷0.000.000.000.000.000.00三、220kV变直供10kV负荷14.1814.8815.6316.4119.2330.00四、110kV专变负荷1.505.005.005.005.005.00五、35kV及以下电源出力1.401.401.401.401.401.40六、110kV公变供电负荷33.734.639.543.149.860.9七、已有110kV主变容量70.270.270.270.270.270.2光辉8.158.158.158.158.158.15高兴6.36.36.36.36.36.3雁峰101010101010岳屏849、.158.158.158.158.158.15明翰101010101010XX555555乌鸡塘6.36.36.36.36.36.3三角塘6.36.36.36.36.36.3平湖555555塑田555555八、拟新增110kV容量01001029.4525王家塘10.00平湖扩第2台5.00XX扩第2台5.00友爱6.30光辉扩改3.15科学城（综合）5.00香樟5.00白沙5.00富士康5.00华耀城5.00中平5.00幸福5.00周家湾5.00西合5.00七、规划水平年拥有主变容量70.280.280.290.2119.65144.65九、容载比(考虑规划容量)2.082.322.032.50、092.402.382.5 工程建设的必要性2.5.1 提高松木工业园供电可靠性松木工业园位于XX市区北部，以化工为主导产业。目前主要由110kVXX变供电，该变电站为单主变，且为单电源供电（通过T接湛佳塘三角塘110kV线路接入系统），一旦该变电站发生主变或线路N-1故障，将导致工业园区发生大面积停电事故，由于该园区内企业以化工及化学原料生产为主，一旦停电将产生难以预料的环境影响。2.5.2满足松木工业园负荷增长需要2017年XX变最高负荷为27.69MW，负载率为55.4%，由于该变电站10kV侧有理昂生物质电厂（20MW）电源注入，减少了XX变主变下网负荷。考虑到生物质电厂燃料供应的周期51、性和不稳定性，将对XX变主变下网负荷产生影响，剔除生物质电厂出力影响，XX变当前最高下网负荷将达到约35MW。松木工业园作为XX市工业“3311”发展战略工程实施方案重点培育的千亿产业园区，目前正处于快速发展期，用电需求增长较快。单台主变已经不能满足大用户接入需要。建议尽快解决该变电站供电能力和供电可靠性的问题，将XX110kV变电站2号主变扩建工程和XX湛佳塘110kV线路新建工程纳入2018年增补前期项目，力争2019年开工。2.6 工程建设时序根据松木工业园电网现状及负荷发展情况，建议110kVXX变于2019年6月份开工，2019年12月份建成投产。三、 系统方案及建设规模3.1 系统52、方案拟定将110kV湛佳塘三角塘XX线路由T接改为剖接，形成110kV湛佳塘XX和110kVXX三角塘线路。图3.1-1 区域变电站位置示意图 图3.1-2 XX变本期和远期接入系统示意图（左为本期、右为远期）3.2 系统一次部分3.2.1 建设规模（1）主变压器：现有#1主变容量为50MVA，本期新增#2主变，扩建后变电站主变容量为（250）MVA。（2）110kV出线：终期2回；现有1回（1Y湛三清线），本期新增1回，根据系统规划，将现有的湛三清线由T接改接，扩建后1Y（三清线），2Y（湛清线）。（3）10kV出线：终期36回；现有16回，本期站内新增9回出线柜。（4） 无功补偿装置：现有53、两组容量为1（3600+5400kvar） kvar的无功补偿装置，配置于10kV I段母线。扩建#2主变后，需在10kV 段母线上新增2组无功补偿装置，容量分别为3600 kvar、4800kvar。扩建后无功补偿总容量为：1(3600+5400)+1(3600+4800)kvar。（5） 接地变兼站用变消弧线圈成套装置：XX110kV变电站现有1套接地变兼站用变消弧线圈成套装置，配置于10kV I段母线，扩建#2主变后，需在10kV 段母线上新增1套1套接地变兼站用变消弧线圈成套装置。3.2.2 主要电气参数（1）主变参数变电站现有1台容量为50MVA的三相双绕组自冷油浸式有载调压变压器主54、变型式：SZ10-50MVA;电压等级：110/10kV;额定电压：11081.25%/10.5kV容量比：100/100短路阻抗：Uk%=14.48接线组别：YNd11本期新上1台容量为50MVA的三相双绕组自冷油浸式有载调压变压器新上主变型式：SZ-50MVA;电压等级：110/10kV;额定电压：11081.25%/10.5kV容量比：100/100短路阻抗（与#1主变保持一致）：Uk=14.48接线组别：YNd11（2）中性点接地方式110kV中性点采用避雷器、保护间隙保护，经隔离开关接地方式，10kV中性点经消弧线圈接地方式。3.2.3 电气主接线建议（1）110kV电气主接线一期采55、用线变组接线，本期采用扩大内桥接线。（2）10kV电气主接线采用单母线断路器分段接线，本期扩建采用单母线断路器三分段接线。3.2.4 系统阻抗值本工程短路电流计算按远期110kV变电站规模进行计算。根据XX市电力系统资料，按远期水平年考虑，大方式下，XX110kV变电站110kV母线远期短路正序阻抗为0.068782，零序阻抗为0.075116。3.2.5 导体截面论证规划远期110kVXX变为3台变压器，容量为350MVA，现有一台50 MVA主变，本期新上一台主变，容量为50 MVA。根据XX变终期建设规模，110千伏湛三清线路为LGJ-300导线，剖进XX变110千伏新建导线也选择LGJ56、-300导线，极限输送容量为108兆瓦。考虑到XX110kV变电站供区负荷发展情况，根据经济电流密度选择并根据长期允许载流量校验，XX变远期容量为350MVA，正常负载率按65%考虑。年利用3000-5000小时，经济电流密度取为1.15A/mm2。正常情况下，2台50MVA主变由1回线路供带，另外1台50MVA主变容量由另1回线路供带。按照正常情况，1条线路供带2台50MVA主变来考虑，以经济电流密度计算架空导线截面结果为：其中：S为导线截面(mm2)。P为送电容量，P=25000065%=65000(kW)。Ue为线路额定电压，Ue=110(kV)。cos为功率因数，cos=0.95。经计57、算=312.26线路截面需考虑到300mm2左右，并对该截面进行校验如下。 钢芯铝绞线长期允许电流运行温度导线型号7080JL/G1A-300/40690A765A温度修正系数环境温度10152025303540修正系数1.151.111.0510.940.850.81用线路的极限输送功率进行导线截面校验，在最高允许温度+70下，并考虑温度影响系数0.81（按当地最高温度40考虑），单回300 mm2导线持续极限输送容量为106.5MVA；在最高允许温度+80下，单回300 mm2导线持续极限输送容量为118.1MVA，均能够满足XX变正常情况下的2台主变共100MW极限潮流输送要求。因此建议58、本期XX变接入系统架空导线截面选择300 mm2。3.2.6 系统对侧建设情况本期XX变接入系统方式将发生变化，但不需在对侧湛佳塘220kV变和三角塘110kV变以及周家村220kV变电站扩建间隔。但需校核对侧间隔设备是否满足本期XX变主变扩建的要求，详见文本“七、对侧间隔”。3.3 系统二次部分3.3.1 系统继电保护及安全自动装置3.3.1.1 系统保护及安全自动装置现状根据110kV接入系统的方案，将110kV湛佳塘三角塘XX线路由T接改为剖接，形成220kV湛佳塘110kVXX线路和110kV三角塘110kVXX线路。该线路系统保护及安全自动装置现状：目前，湛三清线XX110kV变侧未59、配置线路保护，只配置了线路测控装置。湛三清线湛佳塘220kV变侧配置了一套110kV线路保护装置，为国电南自PSL621U（2017年）产品。湛三清线三角塘110kV变侧配置了一套110kV线路保护装置，为国电南自PSL621U（2012年）产品。3.3.1.2 系统保护配置方案（1）110kV线路保护1）220kV湛佳塘变110kVXX变，线路长约67km，本期拟在XX侧配置1套微机光纤差动保护，采用专用光纤通道，每套保护均具有完整的后备保护。 湛佳塘侧线路保护本期考虑予以保护升级成光纤差动保护，考虑升级费用。 2）110kV三角塘变110kVXX变，线路长约67km，本期拟在XX侧配置1套60、微机光纤差动保护，采用专用光纤通道，每套保护均具有完整的后备保护。 三角塘侧线路保护本期考虑予以更换，配置1套微机光纤差动保护。（2）故障录波装置：全站配置1套故障录波装置组1面柜，布置于二次设备室。3.3.1.3 安全自动控制装置配置方案（1）低周低压减负荷装置全站已配置了1套独立的低周低压减负荷装置组1面柜，布置于二次设备室。（2）备自投装置 XX变为双电源供电，湛佳塘XX110kV线路作为主供线路，三角塘XX110kV线路作为备供线路，在本站配置110kV备用电源自动投入装置一套。3.3.2 系统调度自动化3.3.2.1 系统调度自动化现状根据本变电站在系统中的地位和作用，按照电网统一调61、度，分级管理的原则，变电站按无人值班的管理模式设置。该变电站主变压器、110kV母线、出线、10kV无功补偿设备由XX电业局（XX地调）调度。变电站的远动信息按照国调中心关于印发750kV等4个电压等级变电站典型信息表的通知要求，确定各种信息量。变电站自动化系统的远动信息采取“直采直送”原则，直接从I/O测控单元获取远动信息并向调度端传送。配置数字、模拟通道各一路、配置外置通道防雷器、配置调度数据专网接口，实现数据的远传和接收。其远动通信规约为DL/T860。通信速率为1200bit/s、600 bit/s、300 bit/s可选。维持现有调度关系不变。3.4 系统通讯部分站内现有通信设备运行62、状况良好，本期工程利旧。四、 变电站工程设想4.1 电气一次4.1.1 现有设备校核XX110kV变电站本期扩建#2主变，容量为50MVA，本期工程需对110kV湛三清线间隔（1Y）、110kV母线及母线分段间隔设备进行校核，校核结果如下：名称型号及参数工作电流说明备注XX110kV变电站110kV湛三清线间隔按变电站终期主变容量3500.8=120MVA考虑110kV断路器2000A，31.5kA630A按供带变电站的主变容量校核满足要求110kV电流互感器2400/5A按供带变电站的主变容量校核满足计量要求110kV隔离开关110kV接地开关1250A按供带变电站的主变容量校核满足要求1163、0kV母线及母联间隔按变电站终期主变容量3500.8=120MVA考虑110kV母线母线筒，载流量为1600A630A按供带变电站的主变容量校核满足要求110kV隔离开关110kV接地开关1250A630A按供带变电站的主变容量校核满足要求4.1.2 XX110kV变电站1号主变扩建工程一次具体内容（1）新上2#主变一台容量为50MVA的有载调压变压器。（2）新上2#主变中性点成套装置1套。（3）完善110kV主接线，110kV主接线由线变组改为扩大内桥接线，本期新上2号主变进线间隔、2Y出线间隔、段及段母线间隔、内桥2间隔、完善内桥1间隔、更换1Y出线间隔电流互感器，为方便远期扩建，本期新上64、3号主变进线间隔母线侧的隔离开关。（4）10kV主接线维持单母线分段接线，完善10kV段母线，新增18面开关柜（主变隔离柜1面、主变进线柜2面、母线设备柜2面、电容器柜2面、馈线柜9面、接地变兼所用变柜1面、分段隔离柜1面）。（5）新上接地变兼所用变消弧线圈成套装置一套。（6）新上10kV电容器成套装置2组，每组容量为1x3600kvar、1x4800kvar。（7）新上10kV穿墙套管1组。4.1.3 电气主接线（1）110kV电气主接线现110kV配电装置间隔4个，包括：1个进线间隔、1个TV间隔、1个主变间隔、1个内桥间隔（只上两组分段刀闸），本期完善110kV主接线，110kV主接线由65、线变组改为扩大内桥接线，本期新上2号主变进线间隔、2Y出线间隔、段及段母线间隔、内桥2间隔、完善内桥1间隔、更换1Y出线间隔电流互感器，为方便远期扩建，本期新上3号主变进线间隔母线侧的隔离开关。（2）10kV电气主接线10kV主接线由单母线断路器分段接线改为单母线断路器三分段接线。本期完善10kV段母线，并新上10kV段母线。 新上主变隔离柜1面、主变进线柜2面、母线设备柜2面、电容器柜2面、馈线柜9面、接地变兼所用变柜1面、分段隔离柜1面。根据新上2号主变容量，新上2组户内框架式无功补偿成套装置配置于10kV段母线上，容量分别为3600kvar、 4800kvar。（4）中性点接地方式11066、kV中性点采用避雷器、保护间隙保护，经隔离开关接地方式。10kV中性点接地方式:XX变位于XX市松木工业园，终期36回出线，每台主变均带12回电缆出线。根据现场勘察，,现10kV母线已出线3回，每回出线电缆按4km考虑，电缆截面积S=300mm2，系统规划本站本期10kV母线出线9回。经与XX局及工业园管委会沟通，根据系统提资，即本期9回出线，每回电缆按4km考虑，电缆截面积S=300mm2。根据上述数据估算，单台主变10kV电容电流为：10kV母线电缆线路电容电流：Ic=(电缆截面按300考虑)根据电气一次手册P262表6-46变电所增加的10kV接地电容电流值为16%，总的电容电流：Ic=67、（Ic1+Ic2）1.16=12.851.16=14.91A根据GB/T-50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范3.1.3条规定：不直接连接发电机、由电缆线路构成的6kV20kV系统，当单相接地故障电流大于10A又需在接地故障条件下运行时，宜采用中性点谐振接地方式。单相接地故障电容电流在10A以上150A以下时，宜采用中性点经消弧线圈接地方式,单相接地故障电容电流达到150A以上时，宜采用中性点经低电阻接地方式，并应将接地电流控制在150800A范围内。综合考虑10kV中性点经消弧线圈接地，根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合规程（DL/T620-1997），消弧线圈68、的容量选择为：本工程选用固体绝缘的三相自动调谐接地变消弧线圈成套装置，该装置中接地变型号DKSC-1500/10.5-200/0.4kVA，中性点可接消弧线圈容量为1000kVA(可调容量设计)。4.1.4 短路电流计算及主要电气设备选择4.1.4.1 短路电流计算短路阻抗计算条件：电力系统远景规划年2025年，主供电源取三角塘110kVkV变电站；短路计算阻抗值为标么值，其基准值为：Sj=100MVA ,Uj=Up；根据XX市电力系统资料，XX110kV变电站在系统大方式运行情况下，110kV母线短路正序阻抗为0.068782，零序阻抗为0.075116，短路电流计算结果如下表：表4.1.469、-1 短路电流计算结果表短路点短路形式短路电流有效值（kA）冲击电流（kA）全电流（kA）f1（110kV母线）三相短路7.318.6211.023f2（10kV母线）三相短路（并列运行）9.2323.5413.94f3（10kV母线）三相短路（分列运行）15.2938.9923.1f4（110kV母线）单相接地短路7.08f4（110kV母线）两相接地短路6.22 根据短路电流计算结果及国家电网公司通用设备典型规范，参考变电站前期设备短路水平，110kV侧设备短路水平按40kA考虑，10kV主变进线及分段设备短路水平按40kA考虑，其余设备按31.5kA考虑。4.1.4.2 设备选型根据湖南70、省污区分布图，本变电站室外设备防污等级选择为D级，户外设备按外绝缘爬电比距2.5cm/kV（按最高工作电压计算）考虑，户内设备按外绝缘爬电比距2.0cm/kV（按最高工作电压计算）选择。设备按照国家电网公司输变电工程通用设备应用目录（2018年版）原则选择。根据湖南电网冰区分部，本期工程覆冰厚度取15mm。根据短路电流计算及标准物料要求，具体主设备选型如下。（1）主变压器 本期工程扩建#2主变压器，选用三相自然油循环自冷双线圈有载调压变压器，暂定型号为SSZ11-50000/110。变压器参数选择见下表。表4.1.4-2 主变设备选型及主要参数表项目参数型式三相双绕组，油浸式有载调压容量50M71、VA额定电压11081.25%/10.5kV容量比100/100接线组别YN d11阻抗电压Uk14.48（与#1主变保持一致）冷却方式自然油循环自冷（ONAN）套管TA高压中性点200/5A，10P20,10P20高压200/5A，0.5级，A相主变压器110kV中性点采用避雷器、保护间隙保护，经隔离开关接地方式，中性点成套装置参数选择见下表。表4.1.4-3 中性点成套装置设备选型及主要参数表设备名称型号及主要参数中性点成套装置隔离开关：72.5kV/630A避雷器：YH1.5W-73/173电流互感器：100/5A，10P20,10P20（2）110kV设备采用GIS设备，按照本工程短路72、电流水平，110kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流为100kA。智能终端、合并单元下放布置于GIS智能控制柜。有关110kV主要设备选择结果见下表。表4.1.4-4 110kVGIS设备选择结果表设备名称型号及主要参数主母线载流量：2000A#2主变进线间隔1组隔离开关：2000A/40kA1组接地开关：2000A/40kA1组电流互感器：2400/5A 1套密度继电显示器1套三相带电显示器1个进线套管#3主变进线间隔1组隔离开关：2000A/40kA1组接地开关：2000A/40kA出线间隔2组隔离开关：2000A/40kA2组接地开关：2000A/40kA1组快速接地开关：200073、A/40kA1组断路器：2000A/40kA（3s）1组电流互感器：2600/5A 线路A相TV：(110/3)/ (0.1/3) 1块就地控制柜LCP1套三相带电显示器1个进线套管110kV母线TV间隔1组隔离开关：2000A/40kA2组接地开关：2000A/40kA1组电压互感器(110/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/0.1 1块就地控制柜LCP110kV内桥间隔（1YM2YM）1组隔离接地开关：2000A/40kA1组接地开关：2000A/40kA1组断路器：2000A/40kA（3s）1组电流互感器：2600/5A110kV内桥间隔（2YM3YM）2组隔离接地开关：2000A74、/40kA2组接地开关：2000A/40kA1组断路器：2000A/40kA（3s）1组电流互感器：2600/5A（3）10kV电气设备选择采用金属铠装移开式开关柜，柜内配固封极柱式真空断路器。主变进线柜及分段断路器柜额定电流为3150A，额定开断电流为40kA，其它柜额定电流为1250A，额定开断电流为31.5kA。柜内电流互感器选用干式电流互感器，电压互感器选用干式电压互感器，抗谐振型。表4.1.4-5 10kV主要设备选择结果设备名称型号及主要参数主变进线柜引下线规格：2（TMY-12510）固封极柱型断路器：3150A/40kA电流互感器：4000/5A 5P30/5P30/0.5/075、.2S带电显示器主变隔离柜引下线规格：2（TMY-12510）隔离手车：1250A/31.5kA带电显示器馈线柜引下线规格：TMY-608固封极柱型断路器：1250A/31.5kA电流互感器：2300/5A 5P30/0.5/0.2S接地开关：JN口-12,630A避雷器：YH5WZ-17/45零序电流互感器：100/5A带电显示器电容器柜引下线规格：TMY-608固封极柱型断路器：1250A/31.5kA电流互感器：2300/5A 5P30/0.5/0.2S接地开关：JN口-12,630A避雷器：YH5WZ-17/45带电显示器电压互感器柜引下线规格：TMY-608隔离手车：1250A/3176、.5kA熔断器型号：XRNP-10/0.5A避雷器：YH5WZ-17/45电压互感器：JDZX-12（抗谐振型）(10/3)/ (0.1/3) / (0.1/3)/ （0.1/3） 0.2/0.5/3P带电显示器接地变兼站用变柜引下线规格：TMY-608固封极柱型断路器：1250A/31.5kA电流互感器：300/5A,5P30 100/5A,0.5/0.2S接地开关：JN口-12,630A避雷器：YH5WZ-17/45带电显示器分段隔离柜引下线规格：2（TMY-12510）隔离手车：3150A/40kA带电显示器（4）10kV消弧线圈成套装置采用成套装置柜，干式接地变容量为1500kVA，消77、弧线圈容量为1000kVA，接地变二次输送容量为200kVA兼作站用变。表4.1.4-6 10kV消弧线圈自动调谐成套装置设备选型及主要参数表设备名称型号及主要参数10kV消弧线圈自动调谐成套装置消弧线圈：XHDC-1000/10.5干式接地变容量：1500kVA绕组组别：Zn，yn11 （5）导体选择本次新上#2主变，110kV主变进线间隔导线采用LGJ-300，10kV、段母线及进线间隔采用硬母线桥2（TMY-12510）。导体选择的原则为：1）母线的载流量按系统规划要求的最大穿越功率考虑，按发热条件效验导线截面。2）主变压器进线的导线截面按不小于主变压器额定容量1.05倍选择。各级电压导78、体选择结果见下表。表4.1.4-7 各级电压导体选择结果表电压（kV）回路名称回路最大工作电流（A）选用导体说明根数型号载流量（A）（修正值）110kV#2主变进线276LGJ-300/257601.05倍变压器额定电流10kV、段母线28862（TMY-12510）38161.05倍变压器额定电流#2主变进线28862（TMY-12510）38161.05倍变压器额定电流#2主变进线2886CWC-20/4000A4000A1.05倍变压器额定电流10kV3C电容器柜出线电缆257YJV22-10-32403771.3倍额定电流（3600kvar）10kV4C电容器柜出线电缆343YJV2279、-10-32403771.3倍额定电流（4800kvar）10kV接地变柜出线电缆78YJV22-10-31202441.35倍额定电流4.1.5绝缘配合及过电压保护电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器、GB50064-2014交流电气装置的过电压保护绝缘配合确定的原则进行选择。4.1.5.1 雷电过电压保护主变110kV侧由110kV母线避雷器进行保护，10kV侧由主变进线侧避雷器进行保护。主变110kV侧中性点采用避雷器、保护间隙保护。在10kV配电装置母线、出线上装设避雷器。新上避雷器均选用交流无间隙金属氧化物避雷器。表4.1.5-1 中性点80、氧化锌避雷器主要技术参数标称放电电流1.5kA额定电压 (kV.有效值)73持续运行电压 (kV.有效值)58操作冲击残压 (kV.有效值)173雷电冲击 (8/20s) 1.5kA残压(kV.峰值)186表4.1.5-2 10kV氧化锌避雷器主要技术参数标称放电电流5kA额定电压 (kV.有效值)17持续运行电压 (kV.有效值)13.6操作冲击残压(kV.有效值)38.3雷电冲击 (8/20s) 5kA残压(kV.峰值)45陡波冲击 (1/5s) 5kA残压 (kV.峰值)51.84.1.5.2 110kV电气设备的绝缘配合110kV电气设备的绝缘水平按GB311.1-1997高压输变电设81、备的绝缘配合和国家电网公司110500kV变电站通用设备典型规范的规定选取，有关取值见下表： 表4.1.5-3 110kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备耐受电压值雷电冲击保护水平配合系数雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器高压侧4804505302001851.4主变压器中性点18518518585851.4其他电器5505506302302301.4断路器断口间550+100550+100230+70230+701.4隔离开关断口间550+100230+70230+701.4仅电流互感器及主变压器承受截波耐压试82、验。4.1.5.3 10kV电气设备的绝缘配合10kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内10kV避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见下表:表4.1.5-4 10kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压（kV，有效值）避雷器额定电压（kV，有效值）避雷器持续运行电压（kV，有效值）雷电冲击5kA残压（kV，有效值）陡波冲击5kA残压（kV，有效值）数值101713.64551.810kV电气设备的绝缘水平按GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合的规定选取，有关取值见下表：表4.1.5-5 10kV电气设备及主变中性点的绝缘水平设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值83、）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器低压侧7575853535断路器断口间75754242隔离开关断口间8549其他电器757542424.1.6 悬式绝缘子串片数的选择污秽等级为d级，按基建技术（2014）10号国网基建部关于加强新建输变电工程防污闪等设计工作的通知中规定，取泄漏比距为35mm/kV，依最高运行电压和泄漏比距选择绝缘子串片数；并据导线荷载大小，选用不同强度的悬式绝缘子，110kV、35kV单片绝缘子的爬电距离为450mm。根据计算，110kV耐张绝缘子串片数取8片，110kV悬垂绝缘子串片数取8片。4.1.7 电气平面布置变电站前期工程已84、为远期扩建预留了场地，本次扩建，变电站整体布局基本保持不变，根据前期设计预留场地进行平面布置。#2主变预留场地位于#1主变东侧，#2主变油池及基础前期未建成，本期需新建。110kV户内GIS配电装置的设备基础已在前期完成，本期新上的GIS设备不需考虑。在10kV配电室预留位置扩建10kV、段母线及相关开关柜，前期工程已预留好屏位并已完成开孔埋铁工作。在综合楼一楼预留场地布置新上的两套电容器成套装置及综合楼二楼预留场地新上一套接地变兼站用变消弧线圈成套装置。4.1.8 防雷与接地4.1.8.1 直击雷保护现站内综合楼楼顶采用避雷带，并在综合楼楼顶设立两根20米高的屋顶避雷针对全站进行防直击雷保护85、。本期工程扩建的设备均按原设计规划布置，经校核全站配电装置及建筑物均位于其保护范围内，无需改造。4.1.8.2 接地XX110kV变电站其主接地网材料采用的是-505镀锌扁铁。设计接地电阻计算值为2.47。根据XX市运检部提供的XX变电站地网测试报告本站主接地网接地电阻测试值为1.32，满足运行要求，但仍需效验接触电势和跨步电势，经校验，室外不满足接触电势的要求（详见附件），本期工程考虑在安装于户外的主变四周铺设沥青混泥土提高接触电势允许值，以保证设备及人身的安全。根据XX市运检部提供的XX变电站地网测试报告本站独立避雷针的接地装置测试值3.25，满足运行要求。本期新上设备均采用双接地，机构箱86、端子箱及电源箱等采用单接地，设备接地采用规格为505的镀锌扁钢。4.1.9 交流站用电 一期工程已考虑两台站用变，本期拆除外接电源（用于其它项目外接电源），在预留场地新上接地变兼站用变消弧成套装置（型号：DKSC-1200/10.5-200/0.4）作为站用电源。4.1.10 动力、照明经现场勘查，本期工程扩建区域照明设备布置合理，运行状况良好，本期维持不变。4.1.11 电缆敷设本站采用半户内布置，电缆夹层设置在生产综合楼地下层，全站电缆采用电缆夹层、电缆隧道、电缆孔和电缆沟相结合的敷设方式，电力电缆和控制电缆敷设在不同侧支架或同侧不同层支架上，其中站用电源、电容器及10kV出线等大截面电87、力电缆采用专用电缆支架的敷设方式。二次设备室采用活动地板敷设方式。全站墙孔及电气设备盘底开孔处采取有效阻燃的封堵处理。4.2 电气二次4.2.1 一次系统概况110kVXX变电站终期350MVA，本期新上150MVA，扩建后主变容量为250MVA。电压比110/10kV。110kV终期采用扩大内桥接线，本期110kV出线2回，前期已出1回。10kV终期采用单母断路器四分段接线，本期10kV采用单母线断路器分段接线。10kV出线终期37回，本期9回，前期16回。10kV无功补偿本期配置（13600+14800）kvar。4.2.2 二次改造具体内容根据电气一次方案及现场实际情况，本期二次部分改造88、工程的内容：（1）本期考虑新增2台交换机，其中1台安装在母线测控及电压并列柜内，1台下放到10kV2GL分段隔离柜内。（2）新上2#主变保护柜1面，安装在二次设备室13P屏位；新上2#主变测控柜1面，安装在二次设备室12P屏位。（3）新上110kV2Y线路保护测控柜1面，安装在二次设备室6P屏位。（4）新上110kV内桥保护装置2套、110kV桥测控装置2套，共组1面柜，安装在二次设备室8P屏位。（5）新上110kV备自投柜1面，安装在二次设备室7P屏位。（6）新上故障录波柜1面，安装在二次设备室9P屏位。（7）新上10kV电容器保护测控装置2台，新上10kV线路保护测控装置9台，10kV站用89、变保护测控装置1台，分散安装在10kV开关柜内。（8）新上计量柜1面，安装在二次设备室19P备用位置。新上1#、2#主变高压侧计量表2块，2#主变低压侧计量表2块（其中主变低压侧带分支），110kV内桥开关计量表2块，110kV2Y线路计量表计1块，安装在新上的计量柜内。 新上10kV电容器计量表2块，新上10kV线路计量表9块、10kV站用变表计1块，分散安装在10kV开关柜内。（9）新上直流馈线柜1面，安装在二次设备室32P屏位。（10）110kV1Y线路保护测控柜运行良好，本期利旧。本柜新上线路光纤差动保护装置1套，并考虑新上装置开孔，增加相应配线、端子排、走线槽材料及安装布线费用。（190、1）站内公用测控柜现有公用测控装置开入量不能满足本期扩建需求。本期新上母线测控装置1台，与新上的1台10kV电压并列装置共同组柜安装在备用屏位上。（12）站内现有低频低压减载装置本期利旧，并完善本期新上线路的二次回路接线。（13）站内现有电压隔离并列柜上110kV/10kVI母及II母已配置有电压并列切换装置，本期需完善110kV/10kV侧电压并列、切换二次回路。将现有电压隔离并列柜内的备用110kV电压并列装置本期扩建使用。另新增10kV电压并列装置1台，与新上的母线测控装置共同组柜安装在备用屏位上。（14）站内现有的消弧线圈自动控制柜为上海思源的产品，本期利旧。根据本期扩建需要，本期建议91、考虑新上1套消弧线圈控制器装置（由一次厂家提供），用于第二套消弧线圈接入，并考虑新上装置开孔，增加相应配线、端子排、走线槽材料及安装布线费用。（15）原防误闭锁系统利旧，新增相应间隔的防误锁具并修改软件； （16）原火灾自动报警系统利旧，本期对新增扩建区域火灾报警系统扩容。（17）原图像监控系统利旧，本期新增本期扩建区域的摄像头布点。（18）SF6在线监控装置运行良好，本期利旧，新增扩建区域布点探头。（19）完善本期相关二次回路（完善低频低压减载装置二次回路、完善故障录波装置前期以上设备的二次回路、完善1#主变跳110kV内桥1的二次回路）。（20）新上跟本期设备有关的控制电缆及电力电缆。（292、1）原一键顺控系统利旧，本期新增相应软件扩容及修改。4.2.3 变电站综自系统保护现状慨述XX110kV变电站于2009年投入运行，为无人值班常规变电站。现站内综自系统采用的是南瑞继保RCS9000系列产品。全站计算机监控系统按分层分布式网络设计，计算机系统采用交流采样，完成对变电站的监测和控制，具备遥测、遥信、遥调、遥控等功能，具有与调度交换信息的能力。站内综合自动化系统监控后台运行不稳定，设备老化严重死机黑屏无法修复。站内综合自动化系统远动通讯装置单机配置，设备运行近10年，运行状况不稳定，存在遥控成功率不高，信息点丢失严重，不满足双远动配置原则，目前交换机接口不能满足本期扩建需求。本期考93、虑新增2台交换机，其中1台安装在母线测控及电压并列柜内，1台下放到10kV2GL分段隔离柜内。4.2.4 系统调度自动化4.2.4.1 系统调度自动化根据本变电站在系统中的地位和作用，按照电网统一调度，分级管理的原则，变电站按无人值班的管理模式设置。该变电站主变压器、110kV母线、出线、10kV无功补偿设备由XX供电分公司（XX调控中心）调度。变电站的远动信息按照国调中心关于印发750kV等4个电压等级变电站典型信息表的通知要求，确定各种信息量。变电站自动化系统的远动信息采取“直采直送”原则，直接从I/O测控单元获取远动信息并向调度端传送。配置数字、模拟通道各一路、配置外置通道防雷器、配置调94、度数据专网接口，实现数据的远传和接收。其远动通信规约为DL/T860。通信速率为1200bit/s、600 bit/s、300 bit/s可选。维持现有调度关系不变。4.2.4.2调度数据通信网络接入设备现站内已配置双套电力调度数据网设备，本期利旧。经核实，网络安全监测装置由调度立项考虑，本期工程不考虑配置。4.2.4.3通信部分站内的通信部分现有四块通信柜（通信电源柜1面、通信蓄电池柜1面、通信综合配线柜1面、通信光设备柜1面），运行状况良好，本期利旧。4.2.4.4远动信息结合本工程一次设备接线方案确定本工程相关部分调度指挥关系如下：本期扩建2#主变及110kV出线属于XX地调调度。本站远95、动信息的传送应以一发两收的方式送往XX地调，每组均采用一主一备远动通道。本期新增远动信息具体如下： 1）遥测a）主变压器：主变各侧有功功率、无功功率、三相电流b）110kV母线：三相相电压、一个线电压、一个频率c）110kV线路：三相电流、有功功率、无功功率d）110kV内桥：三相电流、有功功率、无功功率e）10kV线路：三相电流，有特殊需要时加采有功、无功功率f）10kV电容器组：三相电流、双向无功功率g）10kV母线：各段母线三相相电压、一个线电压、一个零序电压h）温度：主变油温 2）遥信a）110kV断路器位置信号b）10kV断路器位置信号c）110kV隔离开关位置信号d）110kV接地96、隔离开关位置信号e）主变中性点隔离开关位置信号f）主变档位信号g）主变本体信号h）控制回路断线i）低周动作信号j）有载调压变压器分接头升/降控制k）有载调压机构急停 3）遥控a）全站10kV及以上断路器分、合；b）主变压器中性点接地刀闸分、合；c）主变压器有载分接开关位置调整；d）无功补偿装置投、退；e）保护装置的远方复归。f）其他若干满足运行要求的I/O信息4.2.4.5电能计量系统110kV线路及主变各侧按地区考核点单表配置，其余按非关口单表配置。电能表均采用智能电能表，地区考核电能表为0.5S级三相四线制智能电能表。新上计量柜1面，安装在二次设备室19P备用位置。新上1#、2#主变高压侧97、计量表2块，2#主变低压侧计量表2块（其中主变低压侧带分支），110kV内桥开关计量表2块，110kV2Y线路计量表计1块，安装在新上的计量柜内。10kV出线及电容器、所用变采用0.5S级三相四线制智能电能表。新上10kV电容器计量表2块，新上10kV线路计量表9块、10kV接地变表计1块，分散安装在10kV开关柜内。现站内配置有电能信息采集终端（HL3104华立科技）1台，安装于现计量柜内，本期利旧。本站计量表计采用485串口，经电能信息采集终端装置，通过GPRS通道分别与XX供电公司计量所和当地无人值班自动化系统通信。4.2.5元件保护及配置4.2.5.1主变保护 （1）配置原则1）主变压98、器保护采用微机型设备。保护按主后一体双套配置，两套保护引自不同的电流互感器二次绕组。2）变压器应配置独立的非电量保护及操作箱。 （2）配置方案1）差动跳三侧断路器。2）110kV复合电压闭锁过流保护带二段时限，第一段跳本侧断路器，第二段跳两侧断路器；3）10kV复合电压闭锁过流保护带三段时限，第一段跳分段断路器，第二段跳本侧断路器，第三段跳两侧断路器；4）各侧均配置过负荷保护，保护动作发信号，闭锁有载调压。5）本体轻瓦斯：动作发信号。6）本体重瓦斯：动作跳两侧断路器并发信号。7）调压重瓦斯：动作跳两侧断路器并发信号。8）压力释放：动作发信号。9）温度保护按测量温度实时值发过温信号。10）本体油99、位保护：油位异常动作发信号。11）调压油位保护：油位异常动作发信号。4.2.5.2线路保护（1）110kV线路保护110kV线路配置光纤差动保护，按间隔单套配置。线路保护装置与测控装置组柜安装在二次设备室。（2）110kV内桥保护110kV内桥配置保护装置，按间隔单套配置。（3）10kV线路保护配置微机型三段式过电流保护及三相一次重合闸保护，保护装置具有小电流接地选线、故障录波、事故记录不掉电等功能。采用保护、测控一体装置，就地安装于开关柜内。（4）10kV电容器组保护配置微机型三段式过电流保护和零序电流保护，配置定时限过电压、低电压及放电线圈开口三角零序电压保护。采用保护、测控一体装置，就地100、安装于开关柜内。（5）10kV站用变保护配置微机型三段式过电流保护，零序过流保护及本体保护。采用保护、测控一体装置，就地安装于开关柜内。4.2.5.3其它保护及安全自动装置（1）新上110kV备自投柜1面，安装在二次设备室7P屏位。（2）一期已配置110kV/10kVI母及II母有电压并列切换装置，本期需完善110kV/10kV侧电压并列、切换二次回路。为满足扩建需求，将现有电压隔离并列柜内的备用110kV电压并列装置本期扩建使用，根据现场实际情况，采用前期设计柜顶小母线取电压方式。另新增10kV电压并列装置1台，与新上的母线测控装置共同组柜安装在备用屏位上。（3）一期已经考虑电压、频率控制装101、置，装置回路数为36（备用20回），满足本期扩建的需要，本期只需要考虑回路的完善。（4）本期工程新增母线电压互感器由一次设备实现其功能，不采用微机消谐装置。（5）根据湘电公司调【2015】267号文的要求，需要配置故障装置1套，组柜安装在二次设备室9P位置。4.2.5 直流电源系统现站内运行的直流系统采用的是长沙中天科讯2009年产品，共计4面柜。含直流充电柜1面，直流馈线柜1面，蓄电池柜2面。现二次设备室内直流电源采用辐射式供电方式，110kV、10kV部分配电装置采用环状供电方式。现直流系统设备运行状态评估处严重状态；直流充电装置通讯功能不完善，不可靠；模块输出值与实际值不一致；绝缘监测装102、置不具备交流窜直流故障的测记和报警功能，且未配置DC/DC电源转换模块。直流馈线柜配置40A馈线40回（备用24回），63A馈线8回（备用0回），备用馈线回路不能满足本期扩建需求。本期考虑新上直流馈线柜1面来满足本期需求。蓄电池更换已列入2018年大修技改蓄电池更换项目中。4.2.6交流不停电电源（UPS）系统现站内UPS电源装置为2009年产品，容量不足，运行不稳定，不能满足整站需要。本期不予考虑更换。4.2.7交流系统现站内交流系统为深圳市泰昂电子2009年的产品。现配置交流电源柜1面，设置1组ATS实现两路交流进线自动投入，馈线：63A馈线10回（备用2回），40A馈线20回（备用6回）103、。备用馈线回路能满足本期主变扩建需求，本期交流系统利旧，新上交流负荷沿用前期环网接线方式。4.2.9微机防误站内现有的微机五防系统采用长园共创的产品。本期站内微机防误系统进行扩容（2#主变高压侧，2#主变低压侧（带分支），2#主变隔离柜，110kV出线1回，110kV内桥1，110kV内桥2，110kVII母TV，110kVIII母TV，3#主变高压侧，10kV出线9回，10kV电容器2回，10kV站用变1回，10kVII母TV，10kVIII母TV，10kV2GL分段隔离），并修改相应的软件。4.2.10GPS对时系统站内现有GPS对时系统1套，安装于远动通信柜内。本期不予考虑更换。4.2.104、11二次设备布置（1）新上2#主变保护柜一面（含主变双套主后一体化保护、非电量保护及操作箱），布置在二次设备室13P屏位位置。（2）新上2#主变测控柜一面（含主变本体、主变高低侧测控装置（主变低压侧带分支）、含1台有载调压控制器及2台温显仪装置安装位置），布置在二次设备室12P屏位位置；（3）新上110kV2Y线路保护测控柜1面（含线路光纤差动保护、线路测控装置），安装在二次设备室6P屏位。（4）新上110kV内桥保护测控柜1面（含内桥保护装置2套、110kV桥测控装置2套），安装在二次设备室8P屏位。（5）新上110kV备自投柜1面，安装在二次设备室7P屏位。（6）新上故障录波柜1面，安装在105、二次设备室9P屏位。（7）新上母线测控及电压并列柜1面，安装在二次设备室20P屏位。（8）新上计量柜1面，安装在二次设备室19P备用位置。新上1#、2#主变高压侧计量表2块，2#主变低压侧计量表2块（其中主变低压侧带分支），110kV内桥开关计量表2块，110kV2Y线路计量表计1块，安装在新上的计量柜内。（9）新上直流馈线柜1面，安装在二次设备室32P屏位。（10）110kV1Y线路保护测控柜运行良好，本期利旧。本柜新上线路光纤差动保护装置1套，并考虑新上装置开孔，增加相应配线、端子排、走线槽材料及安装布线费用。4.2.12 二次设备接地、防雷和抗干扰微机型继电保护装置和测量控制装置的所有二106、次电缆均使用屏蔽电缆。屏蔽层可靠接地，电缆敷设应符合反措等有关要求。根据反措要求，本次变电站所有控制电缆沟内敷设与主接地网紧密相连接的“等电位接地铜排网”，经一点与主地网连接。在二次设备室屏柜下按屏柜布置的方向敷设100mm的专用铜排，将该专用铜排首末端连接，形成二次设备室内的等电位接地网。二次设备室内的等电位接地网必须用至少4根以上截面不小于50mm的铜排与变电站的主接地网可靠连接；计算机系统内的逻辑地、信号地、屏蔽地均应用绝缘铜导线或电缆接至接地铜排。4.2.13火灾报警、工业电视及SF6在线监测（1）原站内火灾自动报警系统利旧（湖南狮门），本期工程扩充2#主变间隔感温电缆等。（2）本期工107、业电视系统利旧（湖南星电），需增加布置点。本期图像监视及安全警卫子系统配置一览表如下：序号安装地址 摄像头类型 数量1变压器 室外快球配置1台，立杆安装2110kV GIS配电装置 摄像机配置1台，吊装310kV电容器 室外快球配置1台，吊装410kV高压室 摄像机配置1台，吊装（3）本期SF6在线监控装置利旧（湖南湘超电力），需增加扩建区域布点探头。4.2.14 其它本期综自系统建议采用同厂家、同类型的产品（南瑞继保，绿牌产品）。4.2.15电流互感器二次参数选择原则原站内电流互感器二次额定电流5A；本期采用常规互感器，电流互感器二次电流设计为5A。主变110kV高压侧电流互感器3组二次绕组108、，1组P级用于保护、1组0.5级用于测量和1组0.2S级用于计量。10kV侧电流互感器均提供4组二次绕组，其中2组P级用于保护、1组0.5级用于测量和1组0.2S级用于计量。1Y线路110kV电流互感器提供5组二次绕组，其中3组P级用于保护、1组0.5级用于测量和1组0.2S级用于计量。2Y线路110kV电流互感器提供6组二次绕组，其中4组P级用于保护、1组0.5级用于测量和1组0.2S级用于计量。内桥110kV（1#/2#）电流互感器均提供6组二次绕组，其中4组P级用于保护、1组0.5级用于测量和1组0.2S级用于计量。4.2.16电压互感器二次参数选择原则本期110kV、10kV电压等级母109、线电压互感器配置3组二次线圈，其中1组0.5级用于保护测量级、1组0.2级用于计量，1组3P级开口三角线圈用于保护。4.3 土建4.3.1 变电站概况XX110kV变电站坐落在XX市XX区松木工业园。2009年建成投产。本次扩建工程在XX110kV变电站围墙内进行，无需另行征地。围墙内占地面积53.030.0=1590平方米。变电站为半户内站，主变户外布置。综合配电楼布置在南侧。北侧布置主变及L型站内道路。4.3.2 站区总平面及竖向布置变电站为半户内站，主变户外布置。综合配电楼布置在南侧。北侧布置主变及L型站内道路。站区总平面布置维持原站布置，竖向布置为平坡式。变电站空隙场地为草皮地坪。本次110、扩建地坪标高采用原站区标高67.7米。根据电气降阻方案，1号、2号主变区域空隙场地铺设0.2m厚沥青混凝土。将1号主变油池壁压顶加高，防止场地雨水流入油池。4.3.3 站区管沟布置本期工程电缆沟全部利旧，无需新建。修复电缆沟因电缆穿管而造成的损坏。4.3.4 建（构）筑物综合配电楼为三层框架结构，地上二层布置，地下设置电缆层，总占地面积为575平方米。综合配电楼一层布置10kV配电室、电容电抗器室、值守室、休息室、厨房和卫生间；二层布置110kVGIS配电装置室、二次设备室、消弧线圈室和资料室。110kV设备吊装平台，消防楼梯均布置于综合配电楼西侧，消弧线圈及二次设备吊装平台布置于综合配电室东111、侧。110kVGIS配电装置室开孔埋铁已有，大部分埋铁可以利旧，少部分埋铁因为设备长度与一期不一致，需要重新埋铁。10kV配电室扩建屏柜位置未开一次孔，二次孔已有，孔洞大小不符合新上屏柜要求，需重新开孔。二次设备室扩建屏柜位置已预留，开孔埋铁已有，但预留扩建2号主变用的屏柜被占用，本期只能新增3个屏柜，因此产生新的开孔埋铁，电缆沟延长。二次设备室楼面为钢筋混凝土结构层上添加250mm厚泡沫混凝土层，可以用来开孔埋铁。电容器室3C、4C位置无开孔埋铁，需破除地面后开孔埋铁。2C和3C电容器之间采用120厚砖墙做防火分隔，并粉刷白色乳胶漆。消弧线圈室2号位置无埋铁，需凿除楼面粉刷层后埋铁。4.3.112、5 变电站土方开挖及超深处理变电站一期场地平整时处于挖方区，主变基础可采用浅基础，地基承载力满足新上主变要求。但是一期综合配电楼独立柱基础施工，基坑开挖，造成两个新上电容器基础处在基坑回填土上，填土厚度超过基础埋深1.94.0米，基础超深部分需用C20毛石混凝土换填。4.3.6 结构本工程区域抗震设防烈度于6度，不进行地震作用计算，按6度抗震构造措施。 电容器基础采用C30混凝土，基础为独立基础，基础埋深1.2m.主变压器基础采用C30混凝土筏板基础，并设有容纳单台主变压器油量60%的储油坑，油坑10.0m8.0m，储油坑内铺设厚度大于250mm，直径5080mm的卵石，空隙率大于20%。 4113、.3.7 水工及消防变电站生活、生产用水利用原站内自来水给水系统。整个站区原有排水系统较好，雨水采用有组织排水方式，站内可见雨水井和检查井。2号主变附近已预留雨水井，无排油检查井。排水系统采用原有排水系统，新增1个排油检查井和铸铁排油管，便于2号和3号主变油池排油至事故油池。原站已按终期规模设置了消防砂池和事故油池，配备有各式灭火器和消防工具。本期无新增内容。4.3.8 暖通 10kV配电室扩建区域无空调，本期新上屏柜后，需增加1台3P空调和1台除湿机。其他房间通风设置和空调已按终期规模配置，暖通效果较好。4.3.9 主要工程量序号指标名称单位数量备注12号主变基础及油坑座12中性点基础个13114、主变防火墙座1框架结构（长高厚）8.46.20.24m410kV母线桥支架个15主变区域沥青混凝土立方米1861#主变油池压顶加高米3373C、4C电容器基础平方米60环氧砂浆地面8电容器防火隔墙平方米306.54.50.12砖砌，白色乳胶漆墙面9110kVGIS室地面平方米20埋铁后恢复灰色油漆楼面1010kV配电室地面平方米30灰色油漆地面11二次设备室楼面平方米8泡沫混凝土填充层破除并开孔埋铁12消弧线圈室楼面平方米25埋铁后恢复环氧砂浆楼面1310kV穿墙套管板块114DN200铸铁排油管道米3015检查井座11610kV配电室空调台11710kV配电室除湿机台118破电容器室混凝土地115、面平方米603C、4C开挖基础19破110kVGIS室楼面平方米2020破10kV配电室楼面平方米30楼板开孔21破消弧线圈室楼面平方米25地面粉刷层凿除22地基处理立方米50C20毛石砼换填23埋管DN200CPVC管米1024草皮恢复平方米704.4 线路根据系统论证，本次线路接入系统为，将原有的湛家塘至三角塘T接至110kVXX变电站110kV线路工程，改为湛家塘至三角塘接至110kVXX变电站110kV线路工程。经过现场调查，本次线路接点处钢管杆为双回双T钢管杆(#37T)，且原T接线(#37T-1至#37T-4)均已采用双回路架设，除110kVXX变电站出线点至终端钢管杆(#37T-116、4）未架线外其他段均已架线（见下图）。因此本次线路只要将T接点处挂线方式改变，并新架110kVXX变电站出线点至终端钢管杆(#37T-4）段导地线均可，不需要新增杆塔架设，均利旧原有钢管杆。另因本次改变挂点，需要工作线和跳线，需要新架导线、地线路径长度0.1千米。导线型号为LGJ-300/40钢芯铝绞线，地线型号为GJ-80镀锌钢绞线，相应新增挂线金具18串，更换三牌79基。 现状图 本次改接方案图五、 环境保护、水土保持和节能减排5.1 环境保护5.1.1 电磁辐射与防治为了防治电磁辐射污染，在设计配电装置作如下考虑：尽量不要在电气设备上方设置软导线；对平行跨导线的相序排列避免或减少同相布置117、，减少同相母线交叉与同相转角布置。适当提高电气设备及引线的安装高度。将控制箱等操作设备布置在较低的场强区。对人员经常活动且场强较高的地方，设屏蔽线或设备屏蔽环，围栏高1.8m。另外，在超高压配电装置内的设备、母线和设备的连接线，将形成向空间辐射的高频电磁波，从而对通信、广播电视产生干扰。配电装置无线电干扰的控制作如下考虑：在设备的高压导电部件上，设置不同形状和数量的均压环或罩。设备定货时，对设备的无线电干扰允许值（标准值）作出要求。5.1.2 污水处理变电站污水主要是含油废水和生活污水。含油废水主要来于事故排油坑和变压器周围及检修，工程考虑设集油池油水分离，油回收，废水外排，满足排放要求。变电118、站属于无人值班有人值守，所址区域生活污水主要来于值守人员，产生的生活污水量较少，经化粪池及站区内污水处理系统处理达标后与雨水一同接入排水系统，再排至站外市政下水管网，对环境不造成影响。5.1.3 噪声防治噪声控制首先从噪声源上控制，所址内主变压器布置尽量远离围墙，以满足工业企业厂噪声标准，并达到受噪声影响人的居住或工作建筑物1m处的噪声级的标准，即：白天不大于65dB（A）；晚上不大于55dB（A）。配电装置设计考虑对噪声的控制，必要时将采取隔声、消声、吸声、隔振等措施。满足工业企业噪声卫生标准中的允许值。本工程在距电器2m处噪声不超过下列值：连续性噪声水平：75 dB（A），低于工业企业噪声119、卫生标准中允许值。对产生噪声的设备在定货时向制造厂家提出降低噪声的要求，优选低噪声的主变压器，避免对附近居民及学校的影响5.2节能减排综述1）采用合理的主接线系统以减少系统能耗2）采用健康水平较高的设备以减少设备能耗3）改善设备运行环境（如主变压器户外布置利于散热，电容器室加强通风降温，主控通信室布置空调保持相对恒温）以减少设备能耗4）选择合理的运行方式和检修方式，减少变电站停电、送电次数，减少用户使用自备发电机（低效率、高能耗）的次数。六、 劳动安全卫生6.1 防火、防爆根据火力发电厂和变电所设计防火规范，从整体划分各建筑物在生产过程中的火灾危险性及其最低耐火等级，从防火安全角度出发，确定各120、建(构)筑物的安全间距，并在总平面布置图中执行。各建(构)筑物的距离，安全通道入口，电缆敷设及有关的重要电气设备，均按有关规程确定设计原则及相应的防火、防爆措施。6.2 防电伤、防机械伤及其它伤害按有关规设置防雷接地保护措施，电气防误操作措施，工作场地防滑防护措施，防电磁感应辐射措施，设置事故照明系统及有关建筑物的通风、防暑、防寒措施。 6.3 安全分析根据国家电网公司输变电工程施工安全风险识别、评估及预控措施管理办法国网（基建/3）176-2014管理要求，要加强对变电站混凝土基础工程，变电站变压器、电抗器施工，变电站工程电气试验调试，变电站改扩建工程等安全风险控制，重点做好土建间隔扩建施工121、邻近带电作业、设备安装、运行盘柜上二次接线、二次接入带电系统、一次设备耐压试验、油浸电力变压器局放及耐压试验等工作等措施。6.5 文明施工 根据现场时，设置安全措施，设置安全警示牌，并对施工破坏的场地恢复，建筑垃圾合理处置。6.4 综合评价变电所的建设原则是:适用、安全、经济、美观，具体体现在:方便的交通、成熟的工艺系统，防暑降温、防噪声措施、良好的通风换气设备、适当采用空调系统，都是“适用”的体现。建筑物本身的结构强度、防火性能、建筑内部的疏散、交通布置和防火、防爆、防尘、防毒、防电伤、防机械伤害等措施，保证了生产安全。合理的建筑布局和结构形式，充分利用天然采光，减少了投资，获得了经济效果122、。厂区绿化设计不仅解决了隔噪声和疏导交通等问题，也美化了生产环境。总之，设计中正确贯彻执行了有关规程规范，能够满足劳动安全与工业卫生的要求，给变电所提供一个良好的文明生产条件。七、 对侧间隔7.1 电气一次本期XX110kV变电站扩建#2主变，容量为50MVA，扩建后主变容量为250MVA，终期350MVA，接入系统方式发生改变由原XX110kV变电站出线1回T接至110kV湛三线改为出2回线接湛三线，其主供电源点为湛佳塘220kV变电站XX110kV变电站，备供电源点周家村220kV变电站三角塘110kVkV变电站XX110kV变电站；所以本期需对湛佳塘220kV变电站110kV湛三清线间隔123、周家村220kV变电站110kV周三明A/B线间隔、三角塘110kVkV变电站110kV湛三清线间隔的设备和导线进行校核，见下表：表 7.1-1对侧间隔设备参数校核表名称型号及参数工作电流说明备注湛佳塘220kV变电站湛三清间隔正常运行时，110kV湛三清线间隔只供带XX变，按本期考虑，主变容量为100MVA考虑，取同时率为0.8，总容量约为80MVA。110kV断路器LW35-1263000A，31.5kA420A按供带变电站的主变容量校核满足要求110kV电流互感器LVB1-110W32600/1A按供带变电站的主变容量校核满足要求110kV隔离开关（出线侧）GW5-126DDWIII2124、000A按供带变电站的主变容量校核满足要求110kV隔离开关（母线侧）GW5-126WIII2000A按供带变电站的主变容量校核满足要求间隔导线LGJ-185/25载流量为560A（80）按供带变电站的主变容量校核满足要求周家村220kV变电站周三明A线周三明B线当110kV湛三清线发生故障时，XX110kV变电站的负荷将由周家村220kV变电站三角塘110kV变电站XX110kV变电站供带。按本期考虑，主变容量为231.5+250=163MVA考虑，取同时率为0.8，总容量约为130.4MVA。110kV断路器LW25-1263150A，40kA684A按供带变电站的主变容量校核满足要求11125、0kV电流互感器LVB1-110W31200/1A按供带变电站的主变容量校核满足要求110kV隔离开关GW4D-126DW1250/40kA按供带变电站的主变容量校核满足要求间隔导线LGJ-300/25载流量为760A（80）按供带变电站的主变容量校核满足要求三角塘110kVkV变电站湛三清间隔当110kV湛三清线发生故障时，XX110kV变电站的负荷将由三角塘110kV变电站XX110kV变电站供带。按本期考虑，主变容量为250=100MVA考虑，取同时率为0.8，总容量约为80MVA。110kV断路器LW25-1263150A，40kA420A按供带变电站的主变容量校核满足要求110kV电126、流互感器LWCB6-110W2300/5A按供带变电站的主变容量校核满足要求110kV隔离开关GW5-126DDWIII2000A按供带变电站的主变容量校核满足要求间隔导线LGJ-300/25载流量为760A（80）按供带变电站的主变容量校核满足要求经校核，湛佳塘220kV变电站110kV湛三清线间隔、周家村220kV变电站110kV周三明AB线间隔、三角塘110kV变电站110kV湛三清线间隔的设备及导线均可满足XX110kV变电站本期主变扩建要求，无需更换。7.2 电气二次表7.2-1 配套湛佳塘220kV变110kV湛三清线间隔二次设备序号名称型号及规格出厂日期厂家备注1110kV湛三清127、线保护装置PSL621U2017年国电南自运行良好2110kV湛三清线测控装置PCS-97052017年南京南瑞继保运行良好，满足要求3微机防误UT-2000IV2009年珠海优特运行良好，满足要求4计量表计DTSD341(0.5级,3X57.7/100V三相四线电子式多功能电能表)2008年长沙威胜运行良好，满足要求220kV湛佳塘变为投运常规变电站。该变电站110kV湛三清线间隔线路保护装置采用的是国电南自PSL621U（2017年）产品。220kV湛佳塘变110kVXX变，线路长约67km，本期考虑湛佳塘侧线路保护予以升级成光纤差动保护，考虑装置升级费用。经校核，湛佳塘220kV变110128、kV湛三清线间隔二次设备（除保护装置外），满足XX110kV变电站本期主变扩建要求，无需更换。表7.2-2 配套三角塘110kV变110kV湛三清线间隔二次设备序号名称型号及规格出厂日期厂家备注1110kV湛三清线保护装置PSL621U2012年国电南自运行良好2110kV湛三清线测控装置RCS-9705C2012年南京南瑞继保运行良好，满足要求3微机防误UT-2000IV2005年珠海优特满足要求4计量表计站内无表计，考虑本期新上110kV三角塘变为投运常规变电站。该变电站110kV湛三清线间隔线路保护装置采用的是国电南自PSL621U（2012年）产品。110kV三角塘变110kVXX变，129、线路长约67km，本期考虑三角塘侧线路保护予以更换，配置1套微机光纤差动保护,独立组柜，安装在二次设备室备用屏位上。经校核，三角塘110kV变110kV湛三清线间隔二次设备（除保护装置、表计外），满足XX110kV变电站本期主变扩建要求，无需更换。7.3 土建对侧间隔设备支架及设备基础满足要求，本期无改造内容。八、 主要施工方案8.1 施工过渡方案8.1.1 概述XX110kV变电站现有主变1台（#1），容量为50MVA，110kV出线1回。本期工程为#2主变扩建工程，包括主变高、低压侧的扩建以及110kV出线间隔电流互感器的改造。8.1.2 电气一次施工过渡步骤1、 在全站不停电的情况下，将130、本期新上设备全部安装调试完毕；2、 全站停电，将本期新上设备与前期设备搭接。3、 并拉开110kV母桥间隔的断路器，停运#1主变。更换110kV（1Y）出线间隔的电流互感器，时间约为7天，完成调试后，全站停电，110kV GIS做耐压试验，停电时间约为1天。4、 全站恢复供电，正常运行。8.1.3 电气二次施工过渡步骤新上直流馈线柜1面，从站内直流母排上进行搭接，需12小时停电。8.1.4 施工过渡土建工程量无。8.2 施工监控利用站内已有的工业电视全程监控整个施工过程。九、 大件设备运输变电站主变压器可经衡大高速到松木经开区出口下或国道G107到达松木工业园，再经园区化工路或新安路到XX变电131、站，途中无限重、限高要求。大件设备也可经水路运输，沿湘江河到达XX港，再经市政道路到达松木工业园，再经园区化工路或新安路到XX变电站。十、 “三通一标”的应用10.1 通用设计的应用XX110kV变电站设计方案参考省典设110-B-3-000-D1-02方案，与现下应用的通用设计110kV智能变电站方案无可比性。本工程为主变扩建工程，基本沿用原设计方案进行扩建设计，按国家电网公司通用设备典型规范进行设备选择。10.2 通用设备的应用本期工程设备选型主要根据国家电网公司输变电工程通用设备应用目录（2015年版）。本工程应用通用设备情况详见表10.2-1。表10.2-1 通用设备应用情况表序号设备132、通用设备编号数量单位应用比例1主变压器1T-S-A/501台100%210kV开关柜AKG-A-3150/40AKG-A-1250/31.518台100%3电容器AC-K4AC-K51/1套100%410kV避雷器AMOA-51/1343台 100%510kV消弧线圈成套装置AS/GT-D-1500/10001套100%10.3 通用造价应用及控制工程造价的措施10.3.1 编制依据10.3.1.1 工程量依据本项目可行性研究设计阶段说明书、图纸及设计专业提供的技经资料。10.3.1.2 定额定额采用电力建设工程概算定额建筑工程（2013年版）、电力建设工程概算定额电气设备安装工程（2013年133、版）、电力建设工程概算定额调试工程（2013年版）；10.3.1.3 项目划分及费用标准(1) 工程取费标准执行国家能源发布的电网工程建设预算编制与计算规定（2013年版）（国能电力2013289号）。(2) 规费：职工基本养老保险费率“企业为20%，失业保险费为2%,医疗保险费为7%，住房公积金费率12%。(3)工程概预算定额人、材、机调整系数执行【2018】3号文电力工程造价与定额管理总站关于发布2013版电力建设工程概预算定额 2017年价度价格水平调整的通知，建筑人工费调整系数21.85%，安装人工费调整系数19.92%，安装工程材机调整系数1.19%。（4）勘察设计费执行国家电网电定134、(2014)19号文关于印发国家电网公司输变电工程勘测设计费概算计列标准（2014年版）的通知。10.3.1.4 材料价格装置性材料预算价采用电力工程装置性材料预算价格（2013年版），并根据XX工程造价2019年2期材料信息价调整价差。10.3.1.5 设备价格设备价格采用2019年第二季度电网工程设备材料信息价，单一来源设备为工程询价；10.3.1.6 其它基本预备费：变电新建工程4%，改、扩建工程4%，线路工程2.0%。建设期贷款利率按季计息利率4.9%计列。10.3.2 与通用造价的对比分析本工程为扩建站，扩建110kV主变1台，容量为50000kVA，选择2014年版110kV通用造135、价中A3-3、A2-1、A2-4、C-7方案中的若干子模块进行拼接，模块调整后的造价与本工程造价比较：模块调整后的通用造价静态投资为786万元，本工程静态投资为1303万元，比国网通用造价静态投资增加517万元，见造价分析对比表：表10.3-1 造价分析对比表建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用静态投资可行性研究估算299471721551303模块调整后工程典型造价156118575786A3-3-ZB增加1台主变压器(50MVA,双绕组)153553642448A2-1-110增加1回110kV出线851112108A2-4-10C增加二回10kV电容器（户外）722012104C-7-136、10增加9回10kV出线99189126造价差额143368780517造成差额的主要原因为：一、建筑工程费相比通用造价增加14万元。本工程较通用造价增加地基处理50m3、土方外运50m,草皮恢复70，生产综合楼室内地面开孔埋铁、粉刷、修复约165，费用增加14万元； 二、设备购置费增加336万元。1、110kV部分：由于本工程110kV主接线由线变组改为扩大内桥，需要增加2段110kV母线，所以本工程比通用造价增加2段110kV母线，2个110kVGIS TV间隔、2个110kV内桥间隔、3#主变进线间隔及相应二次保护、监控装置；2、10kV部分：本工程比通用造价增加2段10kV母线，2个1137、0kV TV柜、1个主变进线隔离柜、1个主变进线柜、1个分段隔离柜、1个接地变柜及相应二次保护、监控装置；3、 本工程比通用造价增加对侧2个110kV间隔的保护装置；4、 本工程设备价格参照2019年电网工程设备材料价格第二季度信息价。二、安装工程费相比通用造价增加87万元。 1、比通用造价增加了相应设备的安装费用； 2、本工程计列高压电缆160米，低压电缆960米，控制电缆15000米，费用为62万元，通用造价计列高压电缆120米，低压电缆2260米，控制电缆840米，费用为34万元，增加费用约281元； 3、本工程调试费用46万，通用造价调试费用13万，比通用造价增加33万元。四、其他费用138、相比通用造价增加80万元。1、本工程基本预备费45万元，基本预备费费率按4%，通用造价11万元，基本预备费率按2%。此处增加34万元。2、本工程根据中电联定额（2016）2号文规定的费用计列前期费用约10.5万元，通用造价按预算规则计列约2万元，此处增加8.5万元。3、安装工程费和设备费的差异使得其他费的取费基数增加，其他费用相应增加。综上所述：考虑上述各因素，本工程造价是合理的。10.3.3 主要估算表XX110kV变电站2号主变扩建工程静态总投资为1303万元，动态投资1329万元。其中各具体项目投资额见如下投资汇总表。表10.3-2 XX110kV变电站2号主变扩建工程总概算表序号工程或139、费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占静态投资(%)单位投资(元/kVA)一主辅生产工程19947165113186.80226.20(一)主要生产工程18947165113086.72226.00(二)辅助生产工程110.080.20二与站址有关的单项工程220.150.40小计21947165113386.95226.60三编制基准期价差87151.153.00四其他费用1011017.7520.20其中:建设场地征用及清理费22五基本预备费50503.8410.00六特殊项目费用440.310.80工程静态投资299471721551303100.00260.60各类费140、用占静态投资的比例（%）2731312100七动态费用26261价差预备费2建设期贷款利息2626工程动态投资299471721811329其中：可抵扣固定资产增值税额310816127八铺底流动资金项目计划总投资29947172181132910.4 与造价控制线的对比分析国网公司造价控制线为487元/kVA，本工程为261元/kVA，未超控制线。10.5 标准工艺的执行情况为统一施工工艺要求、规范施工工艺行为、提高施工工艺水平，推动施工技术水平和工程建设质量的提升，国网公司编制了国家电网公司输变电工程工艺标准。对于符合“标准工艺” 应用条件的输变电工程施工，须执行相应的“标准工艺”。本工程141、工艺标准应用情况表如下： 10.5.1 电气部分拟采用的标准工艺序号工艺编号工艺名称使用部位采用数量及单位10102010101主变压器安装120102010102主变压器接地引线安装130102010201中性点系统设备安装140102020201配电盘（开关柜）安装150102030105引下线及跳线安装160102030102支柱绝缘子安装170102030105引下线及跳线安装180102030108矩形母线安装190102030205穿墙套管安装1100102030208装配式电容器安装1110102040101屏、柜安装1120102040102端子箱安装1130102040103142、就地控制柜安装1140102040104二次回路接线1150102050101电缆管配置及敷设工程1160102050303支、吊架上电缆敷设1170102050401电力电缆终端制作及安装1180102050501电缆沟内阻火墙1190102050502孔洞、管口封堵1200102050503盘、柜底封堵1210102060204设备接地安装1220102060205屏柜内接地安装1230102060206户内接地装置安装1240102070401通信系统防雷、接地1250102080002火灾报警探头安装1260102080004布线110.5.2 土建工程标准工艺应用情况序号工艺编号工艺143、名称使用部位采用数量及单位10101020301普通预埋件设备基础120101020402-1主变压器砖砌油池主变油池130101020403主变压器油池壁预制压顶主变油池1十一、 通用设备“四统一”的应用序号设备名称通用设备编号通用设备“四统一”执行情况技术参数电气接口二次接口土建接口1主变压器1T-S-A/50满足满足满足满足2电容器AC-K4AC-K5满足满足满足满足310kV开关柜AKG-A-3150/40AKG-A-1250/31.5满足满足满足满足410kV避雷器AMOA-17/45满足满足满足满足510kV消弧线圈成套装置AS/GT-D-1500/1000满足满足满足满足十二、 144、新技术、新设备（新材料）、新工艺的应用本期工程未采用。十三、 投资估算及经济评价13.1 编制依据13.1.1 工程量依据本项目可行性研究阶段说明书、图纸及设计专业提供的技经资料。13.1.2 定额定额采用电力建设工程概算定额建筑工程（2013年版）、电力建设工程概算定额电气设备安装工程（2013年版）、电力建设工程概算定额调试工程（2013年版）；13.1.3 项目划分及费用标准（1）工程取费标准执行国家能源发布的电网工程建设预算编制与计算规定（2013年版）（国能电力2013289号）。（2）规费：职工基本养老保险费率“企业为20%，失业保险费为2%,医疗保险费为7%，住房公积金费率12%145、。（3）工程概预算定额人、材、机调整系数执行20183号电力工程造价与定额管理总站关于发布2013版电力建设工程概预算定额 2017年度价格水平调整的通知，建筑人工费调整系数21.85%，安装人工费调整系数19.92%，安装工程材机调整系数1.19%。（4）勘察设计费执行国家电网电定(2014)19号文关于印发国家电网公司输变电工程勘测设计费概算计列标准（2014年版）的通知。13.1.4 材料价格装置性材料预算价采用电力工程装置性材料预算价格（2013年版），并根据XX工程造价2018年2期材料信息价调整价差。13.2 工程投资表13.2-1 XX110kV变电站输变电扩建工程投资情况表序号146、项目名称主要规模静态投资（万元）动态投资（万元）单位投资（元/kVA）1湖南XXXX区XX110kV变电站2号主变扩建工程150130313292612湛佳塘220kV变电站110kV间隔保护改造工程993三角塘110kV变电站110kV间隔保护改造工程12124110kV湛三线剖进XX变线路工程0.3km111137.335合计1335136113.3 经济评价 XX110kV变电站输变电扩建工程静态总投资为1335万元，动态总投资为1361万元。十四、经济性与财务合规性评价14.1 评价依据按照国家电网公司项目可研经济性与财务合规性评价指导意见（国家电网财2015536号）要求，对项目的经147、济性与财务合规性进行分析。项目在前期立项阶段符合以下国家法律、法规、政策以及国家电网公司管理制度等各项强制性财务管理规定要求：（1）企业会计准则（财会20063号文）及财政部颁布的相关新会计准则；（2）中华人民共和国企业所得税法（中华人民共和国主席令2007年第63号文）；（3）中华人民共和国企业所得税法实施条例（中华人民共和国国务院令第512号文）；（4）国家电网公司会计核算办法2014（国家电网企管20141431号文）；（5）国家电网公司固定资产管理办法（国家电网企管2014165号文）；（6）国家电网公司工程财务管理办法（国家电网企管2014742号文）；（7）国家电网公司关于进一步加148、强电网基建工程成本费用管理的通知（国家电网企管2014156号文）。（8）中华人民共和国国家能源局发布输变电工程经济评价导则。（9）国家发展改革委员会、建设部发布的“发改投资【2006】1325文”。14.2 资金来源及使用计划本工程由湖南省电力公司独资建设，注册资金占总投资的20%，为267万元，融资贷款占总投资的80%，为1068万元，名义贷款利率为4.9%，实际贷款年利率为4.9%，按年计息，贷款期限15年，含宽限期1年。14.3 工程建设进度设想本工程项目计划2019年6月开工，2019年12月投运。14.4 基础数据（1）电量：本项目为向省内输电的输变电工程，本项目电量只有输送电量（149、经系统专业测算，详见以下输送电量附表）。表14.4-1 XX110kV变电站2号主变扩建工程供电量表项目 年度增加供电量（GWh）备注20187.60 20197.98 20206.70 20218.71 20229.15 20239.60 202411.09 202511.70 202611.82 202711.94 （2）融资利率：4.90%（3）短期贷款利率和流动资金贷款利率：4.35%（4）还贷年限：10a（5）项目经营期：25a（6）折旧年限：15a（7）残值率 5%（8）税金(销售收入)：17%、（9）城市维护建设税：7%（10）教育附加税：3%（11）股本金期望收益率：8%（12150、）还贷折旧比例：100%（13）运行维护费：2%（14）网损率：2%（15）所得税率：25%（16）法定公积金：10%14.5 输送电量加价测算输送电量加价测算时只考虑生产成本、贷款的还本付息等，并以8%的税后内部收益率为目标收益率，预测含税单位电量分摊为34.63元/MWh。14.6 盈利能力分析（1）本项目全部投资内部收益率、自有资金内部收益率，资本金内部收益率详见财务评价基本报表。 （2）投资回收期(Pt)1）全部投资Pt 12.51年；2）自有资金Pt 15.02年；全部投资回收期为12.51，说明本项目的投资在预期内可收回。14.7 清偿能力分析贷款偿还的资金来源为折旧费、利润，贷款151、偿还方式为本息等额，本项目可以满足贷款年限10年的还款要求。本项目建成后资产负债大于50%，随着项目投产后还贷能力增强，负债率逐年下降，说明该项目的资产可以抵补负债，具有偿付长期负债和快速偿付流动负债的能力。14.8 综合经济评价在现有基础数据条件下，当全网单位电量分摊25.16元/MWh(不含税)时，本项目各项指标均符合国家有关规定及投资方的要求:FIRR8.0%，FNPV0，总投资收益率为8.82%，资本金净利润率为26.98%，即本项目在财务上是可行的。本项目工程投产后，可提高区域供电能力和供电可靠性。因此本工程的建设对促进湖南省衡南县及周边地区的经济发展具有十分重要的意义。表14.8-152、1 财务评价指标一览表序号项目名称单位指标1输变电工程静态投资万元13352价差预备费万元3建设期贷款利息万元264输变电工程动态投资万元13615其中：建设期可抵扣的增值税万元236内部收益率(总投资)%87财务净现值万元138.128投资回收期年12.519内部收益率(资本金)%12.2610内部收益率(投资各方)%10.3211项目资本金净利润率%27.0312总投资收益率%8.8413利息备付率2.3414偿债备付率1.2215输电价格（含税）元/MWh34.6316输电价格（不含税）元/MWh29.614.9 结论14.9.1 建设必要性满足负荷快速增长的需要。14.9.2 总投资估算XX110kV变电站输变电扩建工程（含线路）静态总投资为1335万元，动态总投资为1361万元。14.9.3 工程建设时序建议XX110kV变电站输变电扩建工程于2019年12月建成投产。