1、 110kV常规变电站1号主变改造工程可行性研究报告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有限公司二XX年XX月XX日目 录1 工程概述11.1 设计依据11.2 工程概况11.3 设计水平年31.4 主要设计原则31.5 设计范围及配合分工32 电力系统一次52.1 电力2、系统概况52.2 电网规划及负荷预测和变电容量平衡92.3 工程建设必要性132.4 接入系统方案142.5 电气计算152.6 无功补偿平衡及调相调压计算162.7 线路型式及导线截面选择172.8 系统对有关电气参数的要求172.9 电力系统一次部分结论与建议193 电力系统二次203.1 系统继电保护203.2 继电保护及安全稳定控制装置203.3 调度自动化223.4 电能计量及电能量远方终端243.5 调度数据通信网络接入设备253.6 二次系统安全防护253.7 系统通信253.8 电力系统二次系统结论及建议264 变电站站址选择274.1 站址区域概述274.2 站址工程地质273、4.3 施工电源274.4 站址环境274.5 通信干扰274.6 施工条件275 变电站工程设想285.1 电网概况285.2 电气主接线及主要电气设备选择335.3 电气布置375.4 电气二次445.5 总体规划及总平面布置555.6 土建部分工程量简述555.7 项目区域环境概况605.8 站址情况615.9 环境保护设（措）施及相关要求615.10 水土流失状况及水土保持措施635.11 节能减排综述645.12 结论及建议645.13 停电过渡方案645.14 大件设备运输655.15 拆除设备处理建议656 对侧间隔工程676.1 奇岭220kV变电站677 新技术、新材料、新设4、备的应用697.1 变电部分697.2 线路部分698 通用设计、通用设备的应用708.1 通用设计的应用708.2 通用设备的应用709 投资估算719.1 工程概况719.2 编制原则及依据719.3 投资估算结果729.4 造价分析与经济活动分析729.5 财务合规性7810 主要结论及建议7910.1 工程建设的必要性7910.2 工程建设内容和投产时间791 工程概述1.1 设计依据1.1.1 设计依据（1）设计中标通知（2）2018年XX地区电力市场分析预测秋季报告（3）2018年XX电网年度运行方式（4）20192020年XX市110千伏和35千伏电网规划项目优选排序报告（5）设5、计合同及任务单1.1.2 遵循的主要规程规范（1）220千伏及110(66)千伏输变电工程可行性研究内容深度规定Q/GDW 10270-2018（2）输变电工程可行性研究内容深度规定DL/T5448（3）电力系统设计技术规程DL/T5429（4）电力系统技术导则SD 131（5）电力系统电压和无功电力技术导则SD 3251.2 工程概况XX变位于XX市XX楼区，XX大道和XX路交汇处东北侧，是2000年投运的半户内AIS常规变电站。变电站规模如下：（1）主变压器：现有规模（131.5+150）MVA，户外一体式布置；本期更换#1主变，容量为63MVA；（2）110kV进出线：现有2回，即奇北回6、（1Y）和奇北回（2Y）；主接线采用线路变压器组接线，本期改造110kV配电装置，并将主接线改为扩大内桥接线；（3）10kV进出线：现已有出线20回, 其中10kV段母线上8回，10kV段母线上12回，主接线采用单母线五分段接线；本期拆除并更换10kV段母线上所有高压开关柜，为了使本次新上10kV段母线上的开关柜接线及布置合理，减小远期投资，拆除并更换10kV段部分高压开关柜，合并到10kV段母线上；（4）无功补偿：现10kV侧分别有#1、#2电容器组，均为户内集合式成套装置，布置于电容器室；其中#1电容器接于10kV母，容量为3600kvar；#2电容器接于10kV母，容量为5400kvar7、；本期在10kV母上扩建1组电容器，容量为6000kvar；（5）接地变：变电站现配置有2套接地变及消弧线圈成套装置，其中#1接地变型号为DKSC-630-100/10，二次绕组容量为100kVA，#2接地变型号为DKSC-1200-200/10，二次绕组容量为200kVA；本期更换户内#1接地变消弧线圈成套，接地变容量为1200kVA，消弧线圈容量为1000kVA，二次绕组容量为200kVA。本次湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程可行性研究包含的工程有湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程和配套奇岒220kV变110kV间隔保护改造工程，共2个子项工程。工程项8、目的概况详见表1.2-1。改造前后变电站规模详见表1.2-2。表1.2-1 工程项目概况表序号工 程 名 称建设性质建设规模投产时间一变电工程1湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程改造163MVA2021年2配套奇岒220kV变110kV间隔保护改造工程改造2021年表1.2-2 改造前后变电站规模一览表序号名称改造前规模改造后规模远期规模1主变压器（131.5+150）MVA（163+150）MVA363MVA2110kV接线方式线路变压器组扩大内桥接线扩大内桥接线3110kV出线间隔2个2个2个4110kV主变及母线设备间隔0个3个3个5内桥分段间隔0个2个2个610kV接9、线方式单母线五分段单母线四分段单母线三分段710kV出线20回22回48回810kV主变进线2个2个3个910kV母线设备间隔2个2个3个10无功补偿（13.6+15.4）Mvar1（3.6+6）+15.4Mvar3（14+16）Mvar1.3 设计水平年湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程计划于2021年底投产，结合周边电网现状及其发展规划，选择2021年做为其设计水平年，2030年做为其远景水平年。1.4 主要设计原则（1）贯彻国家的技术政策和产业政策，执行各专业有关设计规程规定。（2）推进资源节约型、环境友好型电网建设，注重环境保护，促进节地、节能、节材。（3）推广采用通10、用设计、通用设备、通用造价，促进标准化建设。（4）积极采用电网新技术，不断提高电网技术水平。（5）控制工程造价，降低输变电成本。1.5 设计范围及配合分工本次湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程可行性研究重点研究该输变电工程建设的必要性和工程实施的可行性，提出工程设想和投资估算。根据湖南省电力公司电网建设项目中标通知书，湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程可研工作均XX电力勘测设计院有限公司独立承担。本报告根据中标通知内容进行编制，主要内容包括电力系统(包括电力系统一次、二次)、湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程设想、投资估算等。2 电力系统一11、次2.1 电力系统概况2.1.1 XX市电力系统现状（1）供电区整体概况XX市共有供电企业10个，其中市辖区供电企业1个，县级供电企业9个，均为直供直管，直供直管县供电企业分别为云溪公司、君山公司、汩罗公司、临湘公司、XX县公司、湘阴公司、XX公司、屈原公司、平江公司。2018年，全市配电网供区供电面积8434.9平方公里，其中市辖供电企业234.9平方公里，县级供电企业8200平方公里；供电人口573万人，其中市辖供电企业104万人，县级供电企业469万人；售电量93.02亿千瓦时，其中市辖供电企业35.03亿千瓦时，县级供电企业57.99亿千瓦时；供电可靠性RS-3为 99.817%；综合12、电压合格率为99.975%，一户一表率为100%；全局共有用户数200.86万户，其中市辖区28.35万户，县级供电公司172.51万户，户均配电容量2.088kVA/户，其中市辖区3.11kVA/户，县级供电公司1.92kVA/户。（2）电源建设情况截止2018年底，XX市共有110kV电源装机768.15MW，35kV电源装机117.74MW，10kV电源装机159.847MW，0.38kV电源装机13.21MW。（3）110(66)kV电网情况截止2018年7月，XX市共有110kV公用变电站55座，主变96台，总容量3365.5MVA；专用变电站19座，主变28台，总容量1120MVA13、。从全市统计数据来看，110kV 变电站10kV已用出线间隔占全部出线间隔的73%，10kV出线间隔资源比较紧张。截至2018年底，XX市共有110kV线路96条，线路总长度1430.7km，以架空线路为主，架空线路长度1397.52公里，占比97.68%，电缆线路长度33.18km。（4）电网结构全市110kV配网主要有链式、环网型、辐射型等几种结构类型。110kV电网结构中，以单链式为主要结构，共有49条，占比51.04%，双链共有2条，占比2.08%，单环网共有15条，占比15.63%，辐射型中双辐射有14条，单辐射16条，分别占14.58%和16.67%。（5）负荷现状XX市近几来的电14、量呈快速增长趋势， 20052017年全社会用电量年均增速为7.2%。2018年1-7月，XX地区全社会累计用电量为85.76亿千瓦时，同比增长10.4%。2018年XX市统调负荷达到248万千瓦，同比增长5.6%，统调电量预计达到112.07亿千瓦时，同比增长11%，至十三五末，XX市统调电量和统调负荷将分别达到129亿千瓦时和285万千瓦，增速分别为7.8%和10.6%。2.1.2 XX城区电力系统现状（1）电网现状XX城区位于XX市西北部，洞庭湖与长江汇合处。其北面为云溪区，西部临洞庭湖，与君山区隔水相望，西北隔长江与湖北省监利县相望，东面与临湘市相连，南面和XX县接壤，总面积171.015、4平方公里。XX城区2018年GDP共计619亿元。共辖2个乡和14个街道办事处，年末总人口82万。截至2018年底，XX城区电网拥有220kV公用变电站3座（巴陵变、洛王变、奇岭变），主变6台，容量960MVA；110kV公用变电站13座（南津港、九华山、马壕、枫树坡、年丰、站前、湖滨、XX、金盆、光明、黎家、四化建、谭家），主变21台，容量804MVA，目前无在建110kV电网项目；城区共有110kV线路18条，总长度148.826km。其中架空线路总长度127.892km，电缆线路总长度20.934km。2018年XX城区110kV变电站负荷载率超80%的变电站有5个，分别为站前变、南津16、港变、四化建变、XX变和黎家变。全城区共有10kV间隔244个，目前仅有43个间隔剩余，间隔资源较为紧张。 （2）负荷及电量水平“十二五”以来，XX城区经济飞速发展，电量和负荷增长较快，2012年供电量24.3亿千瓦时，2013年机构改革部分用户电量划入云溪区，电量有所下降。至2018年达到40.16亿千瓦时，电量较2012年增长15.86亿千瓦时，年增长率达8.75%；剔除用户划分影响，2012-2018年XX城区电量增速达到13.01%；负荷也由2012年452兆瓦，增加到2018年777兆瓦，增长325兆瓦，年增长率9.47%，总体而言，XX城区电量负荷增速明显。表2.1-1 XX城负荷17、历年数据表单位 单位：亿千瓦时/兆瓦 年 份项 目2012201320142015201620172018年增长率20122018XX县负 荷4525035007238198557779.47%供电量24.320.2226.4633.533.536.2940.168.75%表2.1-2 2018年XX城区110kV及以上变电站一览表 单位： kV、MVA、MW序号变电站名称电压等级主变台数容量（MVA）2018年最大负荷（MW）1巴陵变220kV2240218.82奇岭变220kV2360280.73洛王变220kV2360269合计69601马壕变110kV263572九华山变110kV2618、318.23南津港变110kV26349.64枫树坡变110kV26334.55站前变110kV263526金盆变110kV281.540.47光明变110kV131.523.58四化建变110kV15038.19XX变110kV281.568.910湖滨变110kV131.59.511年丰变110kV211344.912黎家变110kV1505013谭家变110kV15012.3合计21804（3）XX城区电网存在的问题“十二五”以来，XX城区经济飞速发展，电量和负荷增长较快，但城区新增变电站布点少，容量增加缓慢， 110kV变电容量已不能满足城区日益增长的供电需求。在负荷密度大、商业及工业19、负荷比较集中的步行街商圈、南湖风景区、花板桥商圈以及康王工业园等区域都出现了多座重过载变电站，为了保证供电安全，部分地区暂停了新增用户报装业务。特别是康王工业园区域，2018年夏季因黎家变过载进行了有序用电。站前变及XX变主变都已重载运行，2018年最大负载率分别达到了82.5%和84.54%。2016年年丰变扩容缓解了部分南津港变电站压力，但2018年南津港变电站最大负载率仍达到了78.7%，且该区域还有恒大半岛等用户等待接入。城区电网另一个突出问题是变电站布点分布不匀，布点数量不足；XX城区西部受限于洞庭湖整体是向南向东扩展，城东片区是XX城区的发展重点；东部区域内三荷机场、杭瑞高速、蒙华20、铁路等大型基础建设以及医药产业园、空港产业园等项目都在迅猛推进， 而107国道以东70多平方公里范围内仅一座谭家变电站，区域内的供电可靠性和供电质量都严重制约着该区域的发展。第三，城区内10kV线路联络率、N-1通过率有待进一步提升。城区内共有10kV公用线路157条，其中联络线路113条，联络率72%；满足N-1线路106条，N-1通过率68%，城区范围内还存在较多的单辐射线路，供电可靠性不高，需进一步优化10kV网络。2.1.3 变电站现状及周边地区供电现状（1）变电站现状XX110kV变电站位于XX中心城区XX大道北侧，王家河西岸，2000年投运，现有主变2台，容量131.5+150MV21、A。110kV远期出线规模2回，现在已有110kV出线2回（奇北I、II线），根据规划，2019年奇北II线将改进巴陵220kV变；变电站现有10kV线路间隔20个，其中已有出线20回，无备用间隔。目前主要供带巴陵东路以南、琵琶王路和学院路以东，南湖东端以北、通海南路以西的区域。电容补偿装置2组，容量9.0MVar。XX变目前2回110kV出线均由奇岭220kV变供带。（2）供电现状XX变主要供电范围为XX市中心城区，属于B类供电区，远景将升至A类供电区。 表2.1-3 XX110kV变电站负荷基本情况 单位：MW、MVA序号变电站名称电压等级主变容量16年同点最大负荷(MW)16年负载率(%22、)17年同点最大负荷(MW)17年负载率(%)18年同点最大负荷(MW)18年负载率(%)1XX11081.551.763.453.165.251.663.3注：上述同点最大负荷为整个XX地区最大负荷时刻数据。随着XX城区的继续发展，供电区内的变电站负荷也持续增长。其中2018年XX变最大负荷达到了68.9MW，最大负载率达到了84.5%，XX变供电能力急需加强。（3）与周边其他变电站联络情况XX变目前10kV联络线有11回，分别与奇岭变、南津港变、四化建变、金盆变及洛王变5座变电站联络。与洛王变联络的北雷回、南津港变联络的北岭回、四化建变联络的北鄂回以及与金盆变联络的北桥回均为重载线路,不满23、足N-1的要求。与XX相邻的变电站包括110kV四化建变、黎家变和220kV洛王变、奇岭变。2018年四化建变、黎家变负荷分别达到了76.2%和100%，与XX变联络的北雷回、北岭回负荷率都在65%以上，其中北岭回为满载线路，无法转供负荷。另外与奇岭联络的北奇回，线路长度超过6公里，转供能力也受到很大的限制。表2.1-4 供电范围周边110kV变电站基本情况序号变电站名称电压等级主变容量（MVA）16年负荷（MW）16年负载率17年负荷（MW）17年负载率18年负荷（MW）18年负载率1四化建变1105035.771%36.973.8%38.176.2%2黎家变1105038.977.8%4124、.683.2%50100%3南津港变110634673%4571.4%49.678.7%2.2 电网规划及负荷预测和变电容量平衡2.2.1 相关电网规划220kV层面：2020年新建滨湖（2180MVA），2021年新建九华山（2180MVA）。110kV层面：2019年扩建黎家（150MVA）、南津港（163MVA），增容马壕（250MVA），四化建外部网络优化；2020年新建学院（163MVA）、乾坤明寺（163MVA）；2021年新建南湖（163MVA），增容XX（163MVA）、站前（163MVA）；2023-2025年新建新站（163MVA）、赶山（163MVA）、七里山（163MV25、A），扩建光明（163MVA）。2.2.2 负荷预测2.2.2.1 XX市、XX变负荷预测根据XX地区2018年度电力市场分析秋季预测报告、XX2019-2020年110千伏电网规划项目优选排序报告中电力市场分析预测，并结合最新负荷、用电量数据及该地区变电站历史负荷增长情况，考虑今后发展需要及实现可能，XX市、XX城区最大负荷预测结果如下：表2.1-4 XX市、XX城区负荷预测 单位：兆瓦、亿千瓦时项目预测2010年2015年“十二五”平均增速2018年2019年2020年2021年2025年十三五年均增速十四五年均增速XX市负荷129117506.3%2473265028503080581026、10.2%15.3%电量61.188.57.7%112.1120.9130.6 142.5232.78.1%12.2%XX城区负荷6197233.15%77710171112123021809.0%14.4%电量24.433.56.5%40.242.744.146.787.95.7%14.8%根据XX2019-2020年110千伏电网规划项目优选排序报告，XX城区十四五期间负荷增速达到了14.4%，增长速度处于较高水平。2.2.2.2 XX变负荷预测（1）供区发展及负荷报装根据XX十三五规划纲要，XX市统筹推进“一核三极两区多点”建设，其中一核就是指将中心城区，包括XX楼区和南湖新区打造成为转27、型发展、创新创业的核心引领区。其中XX变供区已建成的报装容量为17000kVA，棚户改造、富兴鹏城、华菱融域等大型项目都将逐步开始报装供电，待建成后XX变供区负荷将会出现大幅增长。（2）供区负荷预测2016年XX最大负荷51.7MW，年下网电量17630万千瓦时，年Tmax3410小时，最大负载率63.4%；2017年最大负荷达到53.1MW，年下网电量19680万千瓦时，年Tmax3706小时，最大负载率65.2%。2018年最大负荷达到68.9MW，年下网电量22090万千瓦时，年Tmax3206小时，最大负载率84.5%。综合以上数据，预计2021年最大供带负荷将达到75.5MW，用电量28、将达2.465亿kWh：表2.2-2 XX供电区域负荷预测单位：兆瓦、亿千瓦时 年份项目2016实际2017实际2018实际20192020202120252016-2025年均增长率用电量(亿kWh)1.7631.9682.2092.3182.3942.4652.8065.3%供电负荷(MW)51.753.168.969.872.175.586.65.9% 2.2.3 XX城区电力容量平衡参照XX市负荷发展情况，负荷预测推荐值以及根据XX地区2018年度电力市场秋季分析预测报告中的预测，结合本次变电站规模实际，对XX城区110kV层面变电容量平衡调整如下表：表2.2-3 XX城区电网110k29、V变电容量平衡表 单位：兆瓦、MVA序号名称2016年2017年2018年2019年2020年2021年2025年1XX城区统调最大负荷8198557771017111212302180235kV及以下统调电源出力00000003220kV用户变供带负荷1501501502002002004004110kV用户变供带负荷2002002002503003006005220kV变10kV供带负荷53584273971272505.1洛王283022283232505.2奇岭252820253030505.3巴陵000202525505.4滨湖1020505.5九华山20506110kV公用变下网负30、荷4164473854945156039307110kV公用变电容量804804804985.51174.513011804.58110kV公用变容载比1.931.802.092.02.282.161.949拟建110kV变电容量01261892526939.1黎家扩509.2南津港扩31.59.3高铁639.4马壕扩379.5空港639.6学院639.7乾明寺639.8南湖639.9XX扩31.59.10站前扩31.59.11新站639.12赶山639.13七里山639.14光明扩639.15空港扩639.16高铁扩639.17谭家扩639.18枫树坡扩63 以上表可知综合各分区变电容量需求31、预测结果，XX城区2018年110kV主变容载比2.09。2020年完成7个扩建和新建项目后，XX城区的容载比可升至2.28，2021年完成南湖变新建、XX、站前变改造后其容载比下降至2.16，随着XX城区负荷的快速发展，在已有规划项目投产的情况下， 2025年XX城区容载比将下降至1.94。根据配电网规划技术导则：根据规划区域的经济增长和社会发展的不同阶段，对应的配电网负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况，相应电压等级配电网的容载比如下表所示，总体宜控制在1.82.2范围之间表2.2-4 11035kV电网容载比选择范围负荷增长情况较慢增长中等增长较快增长年负荷平均增长率KPKP77K32、P12KP1211035kV容载比（建议值）1.82.01.92.12.02.2 “十三五”期间及预测的“十四五”期间，XX城区负荷增速分别达到了9.0%和14.4%，容载比选择2.02.2较为合适。但整个XX城区容载比“十四五”期间缓慢下降，根据负荷发展情况，需在现有规划的基础上视负荷发展情况新增110kV变电站布点。2.3 工程建设必要性2.3.1 工程建设必要性（1）解决主变重过载问题。XX变1号主变容量31.5MVA，2000年投运，运行年限已达18年。该变电站处XX市中心城区，供带核心区商业和居民负荷，经济社会活动发展较快，负荷增长迅速。2016-2018年，XX变最大负荷相继突破高33、值，最大负载率维持在80%以上。至2018年迎峰度夏时1号主变最大负荷已达到29.8MW，最大负载率达95%，已接近满载运行。XX变将1号主变增容为一台63MVA主变后，可有效缓解主变重载问题，确保设备运行安全。与XX相邻的变电站包括110kV四化建变、黎家变和220kV洛王变、奇岭变。2018年四化建变、黎家变负荷分别达到了76.2%和100%，与XX变联络的北雷回、北岭回负荷率都在65%以上，其中北岭回为满载线路，无法转供负荷。另外与奇岭联络的北奇回，线路长度超过6公里，转供能力也受到很大的限制。根据负荷预测结果，在2021年XX变电站的最大负载率达92.6%，供电能力亟需加强。2）满足新34、增负荷增长需要XX片区既供带XX市核心建成区的商业和居民负荷，同时还承接XX经开区的新增负荷，供带范围广，供电压力大。XX市经开区为国家级开发区，商住楼盘林立，政府企业机构集中，经济活动活跃，具有较大的负荷发展潜力。经开区现仅有110kV变电站4座，总容量263MVA，4座变电站最大负荷时刻同时点负荷接近185MW，110kV容载比仅1.42，110kV整体供电能力严重不足。综上所述，为了解决主变重过载，提高区域整体供电能力和供电可靠性，改造XX110kV变电站是十分必要的。2.3.2 工程建设时序XX变2017年最大负荷为53.1MW，2018年最大负荷达68.9MW。根据XX变负荷预测，至35、2021年XX变负荷达到75.5MW， 2025年负荷将达到86.6MW。因此建议XX变改造工程2021年开工，2021年底投产。2.4 接入系统方案2.4.1 110kV接入系统方案XX变现有110kV进线2回，即奇北I、II线，均至奇岭220kV变。根据电网规划，2019年将奇北II线改进巴陵220kV变，届时2回线路电源取自不同的220kV变。故本次改造工程，维持其接入系统方案不变，不扩建110kV出线。2.4.2 10kV出现规模XX变现已有10kV出线20回，本期新增2回出线，远期按每台主变配置16回出线考虑。2.5 电气计算2.5.1 潮流计算条件及结果分析2.5.1.1 计算条件36、（1）计算水平年 计算水平年为2021年。（2）负荷水平、电源及网络计算的负荷水平、电源及网络，参照了2018年度XX电网运行方式和2018年XX地区电力市场分析预测秋季报告中的内容，并结合电网最新负荷预测结果。XX城区电网110kV及以上电网参与计算。（3）潮流方式按夏大、夏小、冬大、冬小四种典型潮流方式进行计算。（4）功率因数计算负荷功率因数取0.95。发电机组功率因数最低取0.85，火电机组功率因数最高取0.95，水电机组功率因数最高取1.00，原则上均不考虑进相运行，为调度运行留有裕度。（5）电压控制范围110kV母线电压控制在109.91114.06kV之间，满足电压偏差范围。2.537、.1.2 计算条件根据计算结果，潮流分布合理，电压水平合格。2.5.2 潮流稳定计算潮流计算情况详见附图0407。2.5.3 短路电流计算2.5.3.1 短路电流计算条件（1）计算水平年考虑2030年;（2）湖南省220kV及以上网络参与计算，相关110kV电网参与计算；（3）主变容量按363MVA；（4）基准值：Sj=100MVA，Uj=Ucp2.5.3.2 短路电流计算结果经计算，XX变110kV侧三相短路电流为9.639kA，单相短路电流为5.363kA； 10kV母线侧三相短路电流为29.41kA（并列），17.09kA（分列）。2.5.4 主变容量选择结合配电网规划设计技术导则 DL38、/T5729-2016：同一规划区域中，相同电压等级的主变单台容量不宜超过3种，同一变电站的主变压器宜统一规格。2.5-1 各类供电区域变电站最终容量配置推荐表电压等级供电区域类型台数（台）单台容量（MVA）110kVA+、A类3480、63、50B类2363、50、40C类2350、40、31.5D类2340、31.5、20E类1220、12.5、6.3目前XX变所在供电区为B类供电区类供电区，远景可升级为A类供电区，参考XX变负荷预测，考虑到改造后主变三年不重载，五年不扩建，主变宜选用63WVA。本期可更换1台31.5MVA的主变，或新建一台容量为63MVA的主变。110kV奇北I、II线39、现状均为电缆和架空混合线路，其中架空导线的型号为LGJ-300，电缆的型号为YJV22-110-1300，极限输送功率分别为140MW和81MW，考虑环境温度40摄氏度的温升系数后，极限输送功率分别约117MW和75MW。若扩建#3主变，变电站现有的2回110kV进线（即奇北I、II线，均为电源线）正常运行方式下和故障运行方式下奇岭XX单回110kV进线最大输送容量均需按144.5MVA考虑。电缆和架空线路均远远无法满足要求。因此建议更换1台31.5MVA的主变，容量考虑选择为63MVA。2.6 无功补偿平衡及调相调压计算根据电力系统无功补偿装置技术原则：容性无功补偿容量应按下列情况选取，并满40、足35kV110kV主变压器最大负荷时，其高压侧因数不低于0.95。当35110kV变电站内配置了滤波电容器时，按主变容量的20%30%配置。当35110kV变电站为电源接入点时，按主变压器容量的15%20%配置。其他情况下，按主变容量的15%30%配置。根据电力工程电气设计手册：对于直接供电的末端变电所，安装的最大容性无功量应等于装置所在母线上的负荷按提高功率因数所需补偿的最大容性无功量与主变压器所需补偿的最大容性无功量之和，经计算63MVA主变所需最大容性无功为10Mvar。根据电力系统无功补偿装置技术原则提出以补偿变压器无功损耗为主，适当兼顾负荷预测的无功补偿。1号主变利用原有一组36041、0 kvar电容器组，同时新增1组电容器，容量为6000kvar。根据2号主变的电压运行情况，满足运行要求，2号主变无功配置本期考虑维持不变。本站不装设感性无功补偿。2.7 线路型式及导线截面选择2.7.1 线路截面选择本期XX变1号主变改造工程不含线路工程。2.7.2 导线截面校核本期工程建成投产后，XX110kV电气主接线由线路变压器组接线改为扩大内桥接线。变电站现有的2回110kV进线，即奇北I、II线，均为电源线，正常运行方式下和故障运行方式下奇岭XX单回110kV进线最大输送容量均按113MVA考虑。110kV奇北I、II线现状均为电缆和架空混合线路，其中架空导线的型号为LGJ-3042、0，电缆的型号为YJV22-110-1300，极限输送功率分别为140MW和81MW，考虑环境温度40摄氏度的温升系数后，极限输送功率分别约117MW和75MW，其中架空部分满足远景最大输送功率113MW的要求，电缆部分不满足远景最大输送功率113MW的要求，但根据负荷预测，满足近期潮流输送的要求。因此本期建议不对奇北I、II线电缆部分进行改造，电缆线路改造待今后负荷发展情况定。2.8 系统对有关电气参数的要求2.8.1 主变参数主变容量：163MVA。主变型式：三相双绕组有载调压变压器电压比及抽头：11081.25%/10.5kV短路阻抗：Uk=17%接线组别：YN，d11主变接地方式：中性43、点经隔离开关直接接地2.8.2 主变压器型式选择根据电力系统电压和无功电力技术导则中的第8.7条规定“直接向10kV配电网供电的降压变压器，应选用有载调压型”，而XX110kV变电站本期规划有低压出线向10kV配电网供电。因此，建议XX110kV变电站主变采用有载调压降压变压器，电压比为11081.25%/10.5kV。2.8.3 额定开断电流选择经计算，XX变110kV侧三相短路电流为9.639kA，单相短路电流为5.363kA；10kV母线侧三相短路电流为29.41kA（并列），17.09kA（分列）。为适用电网发展的需要，建议XX110kV变电站110kV断路器额定开断电流选为40kA，44、10kV断路器额定开断电流选为40、31.5kA。2.8.4 无功补偿容量站内10kV段母线现已设有1组3600kvar并联电容器，10kV段母线现已设有1组5400kvar并联电容器，本期#1主变新增电容器1组，容量为6000kvar；#2主变无功配置维持不变。本站不装设感性无功补偿。2.8.5 电气主接线XX变110kV电气主接线现为线路变压器组接线，根据XX地区电网规划，XX变远期只有2条110kV出线，主变容量为3x63MVA，线路变压器组接线无法满足3台主变的要求，且线路变压器组接线无法满足N-1原则，为提供供电可靠性，本期改造为扩内桥接线。10kV电气主接线现为单母线五分段接线，分45、段开关累赘重复，本期改为单母线四分段，远期过渡为单母线三分段。2.9 电力系统一次部分结论与建议2.9.1 变电站工程（1）变压器XX110kV变本期更换#1主变，容量为63MVA。（2）进出线规模本期不新增110kV出线，新增10kV出线2回；（3）无功补偿装置XX变需配置足够容量的无功补偿设备，按有关规程规定应满足在最大负荷时一次侧功率因数不低于0.95的要求。本期容性无功补偿设备#1主变按1（3600+6000）kvar配置，#2主变按15400kvar配置，不装设感性无功补偿设备。2.9.2 线路工程本期维持原接入系统方案不变，无线路工程。3 电力系统二次3.1 系统继电保护（1）一次46、规模本期维持原接入系统方案不变，无配套线路工程。XX110kV变电站终期为3台主变，前期已有131.5MVA+150MVA，本期更换#1B，容量为63MVA；110kV进出线：终期规模2回，现有2回，即奇北线、奇北线，本期将原110kV AIS配电装置改造为GIS配电装置，每回线路增加光纤电流差动保护装置。本期扩建#1主变后维持现有接入系统方案不变。XX变110kV电气主接线现为线路变压器组接线方式，本期改造为扩大内桥接线。10kV进出线：现已有20回出线，10kV电气主接线现为单母线分段接线。本期更换主变进线柜1面，分段隔离柜1面，分段断路器柜1面，母线设备柜1面，站用变柜1面，馈线柜12面47、，电容柜1面；新上10kV电容柜2面、馈线柜2面。本期新上1组6000kvar并联电容器组，更换1号消弧线圈及接地变成套装置为1200kVA的消弧线圈及接地变成套装置。（2）系统继电保护及安全自动装置现状XX110kV变电站监控后台厂家为许继电气股份有限公司；配置了南京南瑞继保电气有限公司RCS-994低周减载装置1套（2012.5），备用可用回路28个，布置于24P；配置了1套珠海共创有限公司FY2000-U微机防误系统。本站110kV采用线路变压器组接线方式；未配置备自投装置；现有110kV出线2回（1Y奇北线、2Y奇北线），未配置线路保护，保护由对侧实现，本侧110kV断路器通过主变保护48、操作箱控制。3.2 继电保护及安全稳定控制装置3.2.1 系统继电保护和安全自动装置配置原则和配置方案3.2.1.1 系统继电保护和安全自动装置的配置原则（1）系统继电保护配置原则继电保护新技术应满足“可靠性、选择性、灵敏性及速动性”的要求，继电保护的信息交互采用DL/T 103、104标准，保护应直接采样，单间隔保护应直接跳闸；对于成环成串的中短双电源110kV线路，运行上一般可作开环处理以简化保护配置。在110kV线路的主供电源侧配置微机距离零序保护，同时稳定要求110kV联络线需全线快速切除故障，设计考虑在110kV联络线装设全线速动保护，以改善保护性能，维持系统稳定。对于具备光纤通信条49、件的110kV双侧电源短线路，优先采用光纤电流差动保护；电缆线路以及电缆与架空混合线路配置光纤电流差动保护。220kV变电站的110kV线路以及环网运行的线路应配置光纤电流差动保护。（2）系统安全自动装置配置原则变电站是否配置安全自动装置应根据接入后的系统安全稳定校核计算结论确定。配置原则如下：1）站内备自投功能宜配置一套独立的备自投装置，也可由站域保护控制装置实现。2）低频低压减负荷功能，可由站域保护控制装置实现，也可由站控层主机实现，35（10）kV 低频低压减负荷功能也可由馈线保护装置实现。安全稳定控制系统应按建立三道防线体系原则配置，并满足简单、实用、可靠、就地化的要求。3.2.1.250、 系统继电保护和安全自动装置的配置方案（1）110kV系统保护目前有110kV出线2回（1Y奇北线、2Y奇北线），未配置线路保护，保护由对侧实现，本侧110kV断路器通过主变保护操作箱控制。本期电气主接线改造为扩大内桥接线，两回出线均配置线路测控装置1套及光纤电流差动保护装置1套。保护采用复用通道。（2）系统安全自动装置a.站内已配置南京南瑞继保电气有限公司RCS-994低周减载装置1套（2012.5），备用可用回路28个，满足本期工程扩建需求；b.站内未配置故障录波，本期新上1套故障录波装置；c.站内未配置备自投装置，本期新上1套备自投装置；d.本期新上2套具备充电保护功能内桥保护装置。3.51、2.2 保护及故障信息管理系统子站本站前期未配置保护及故障信息处理系统子站，本期配置1套保护及故障信息管理系统子站。3.2.3 对通信通道的技术要求本期110kV出线2回（1Y奇北线、2Y奇北线）均配置线路测控装置1套及光纤电流差动保护装置1套，奇岭-XX光缆现无备用芯，因此保护开通2路复用2M复道。3.2.4 对相关专业的技术要求3.2.4.1 对CT的要求 （1）采用常规电流互感器，二次额定电流为5A。110kV电压等级电流互感器提供4组二次绕组，其中2组5P30级用于保护、1组0.2S级用于测量、1组0.2S级用于计量。主变10kV电压等级电流互感器提供4组二次绕组，其中2组5P10级用52、于保护、1组0.5级用于测量、1组0.2S级用于计量。其余10kV电压等级电流互感器提供3组二次绕组，其中1组5P30级用于保护、1组0.5级用于测量，1组0.2S级用于计量。3.2.4.2 对PT的要求采用常规电压互感器，本期新增110/10kV母线应提供三组Y形二次PT绕组，分别供主变保护、计量、测量用，10kV侧Y形二次绕组的中心点和开口三角形二次绕组的接地点均在主控室内一点接地。3.2.4.3 对直流电源的要求由1组直流蓄电池组供电，直流电源按辐射方式供电。现有直流备用空开7*20A，不满足本期扩建要求，因此本期新增1面直流分电柜。3.3 调度自动化3.3.1 现状及存在问题XX11053、kV变电站位于湖南省XX市境内，为无人值班有人值守变电站，根据统一电网，分级管理原则，本站主变压器、无功补偿装置及110kV电压等级的设备由XX地调进行调度，10kV出线也由XX地调进行调度；变电站的运动信息送至XX地调。3.3.2 远动系统3.3.2.1 调度管理关系根据本变电站的建设规模和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，该变电站主变压器、110kV出线、10kV无功补偿设备及10kV线路由XX供电分公司调度。本变电站的管理由XX供电分公司负责。3.3.2.2 远动信息内容根据DLT 5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程和DLT 5002-2005地区电网54、调度自动化设计技术规程的要求以及湖南省电力公司无人值班变电站信息采集及分类技术规范和各级调度自动化主站的要求，本站向XX地调传送所需的远动信息。3.3.2.3 远动系统配置方案及技术要求本变电站二次系统采用自动化系统，远动设备的配置结合变电站自动化系统统一考虑。站内的数据采集装置负责采集自动化系统及调控中心所需信息，数据通信网关机负责汇总调度（调控）中心所需的信息。站内已配置2台数据通信网关机直接采集站内数据，通过专用通道向调度（调控）中心传送实时信息，同时接收调度（调控）中心的操作与控制命令；数据通信网关机双套配置，采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计；变电站采用DL/T 634.5101-55、2002远动设备及系统第-5-101部分：传输规约采用标准以及DL/T 634.5104-2002远动设备系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101网络访问作为远动通信规约，避免由于规约的开发而产生一系列问题。远动通信规约。变电站采用DL/T 634.5101-2002远动设备及系统第-5-101部分：传输规约采用标准以及DL/T 634.5104-2002远动设备系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101网络访问作为远动通信规约，避免由于规约的开发而产生一系列问题。XX变110kV变电站的远动信息以101规约接入56、XX地调调度自动化系统。3.3.2.4 远动系统配置方案及技术要求本变电站二次系统采用计算机监控系统，远动设备的配置应结合变电站计算机监控系统统一考虑，本站不再考虑另设独立的RTU装置。计算机监控系统配置的远动通信工作站应满足远动信息采集和传送的要求。应具有遥测、遥信、遥控、遥调功能。远动信息采用调度数据网方式和数字专线向主站传送，通信规约应与调度自动化系统的通信规约相一致。3.3.2.4 远动通道本期改造工程控制方式、信息传送方式及通道要求均按前期维持不变。3.3.3 相关调度端系统XX110kV变电站本期改造工程相关远动信息上传至地调，需考虑主站端扩容及修改软件，其费用列入本期工程范围。357、.4 电能计量及电能量远方终端3.4.1 现状及存在的问题本站无关口计量点，原1#主变为低压计量，已上1块三相三线低压侧电能表，组屏布置于主控室4P 计量屏。10kV部分电能表就地布置于开关柜。本站前期已配置1台电能量采集终端，为烟台东方威思顿电气有限公司DF6201，目前运行良好。3.4.2 电能计量装置及电能量远方终端配置3.4.2.1 关口计量点设置本站不设置关口计量点。3.4.2.2 电能计量系统配置本期#1主变更换，#1主变低压侧电能表更换为0.5S级，无功2.0级三相四线智能电能表；#1、#2主变高压侧有功0.5S级、无功2.0级三相四线电能表各1块；安装于主控室4P计量屏，该屏柜58、名称更改为主变电能表柜。110kV母联间隔增加有功0.5S级、无功2.0级三相四线电能表2块；110kV出线间隔增加有功0.5S级、无功2.0级三相四线电能表2块；以上电能表组屏布置主控室备用位置。前期10kV部分计量表为三相三线制，本期改造和新增的10kV间隔的电能表全部更换为0.5S级，无功2.0级三相四线智能电能表，共18块（10kV线路14块、10kV电容器2块、10kV站用变1块、10kV分段1块），就地安装于开关柜。3.4.2.3 计量通道电能量信息向调度端传输维持前期工程不变，此站以GPRS方式向计量主站发送信息。本工程应考虑XX地区局电能量计量主站系统接收本工程电能计量信息，考59、虑主站端所需的数据库扩容和软件修改工作。3.5 调度数据通信网络接入设备按照调度关系，XX110kV变电站由XX地调调度，调度数据网接入设备按照XX地调有关要求部署。根据XX地区调度数据通信网络总体方案要求，本站作为XX地调接入层的接入点，站内已配置2套调度数据网接入设备，每套含调度数据网路由器1套，交换机2台，纵向加密装置1台，2套调度数据网组1面柜。本期维持现状。远动系统的信息和数据均可采用数据通信方式接入调度数据网。3.6 二次系统安全防护二次系统的安全防护应遵循国家经贸委30号令及全国电力二次系统安全防护总体方案的有关要求。按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置60、XX变电站二次系统安全防护设备。本期维持现状。3.7 系统通信本站已接入光纤通信。现有1台华为Optix 155/622 SDH（2001.8），布置于18P；已接入XX变-四化建变光缆，已开通华为155M电路；已接入XX变-新大楼光缆，已开通华为622M电路。本工程中维持不变。3.8 电力系统二次系统结论及建议奇北线、奇北侧配置光纤差动保护装置，采用复用通道；增加110kV故障录波装置1套；增加110kV备自投装置1套；增加110kV内桥保护装置2套；本期新上和改造的间隔的电能表计，共计24只；本期新上和改造的10kV间隔的保护测控装置共18台；其余继电保护及安全自动装置维持原状。4 变电站61、站址选择4.1 站址区域概述XX变位于XX市XX楼区，XX大道和XX路交汇处东北侧，本期工程在原站址上扩建。4.2 站址工程地质根据建筑抗震设计规范(GB500112010) (2016年版)标准划分，拟建场地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.10g，设计地震分组为第一组，特征周期为0.35s。本次扩建已对变电站内进行地质勘察，根据各土层结构、厚度、强度特点及拟建建筑物上部结构要求，拟建建筑物主变站及中性点成套装置建议采用浅基础，选择第层强风化板岩作为浅基础地基持力层。地基承载力特征值大于150PMa。4.3 施工电源本工程施工电源从站内备用交流回路引接。4.4 站址环境根据现场实际62、调查，并结合前期工程相关资料，站址周边无其他大的污染源，站址范围属d级污区。4.5 通信干扰变电站的建设、运行不会对周边通信设施产生不利影响。4.6 施工条件本工程为变电站改造工程，场地道路均已成型，施工场地布置顺畅，施工机具进场较方便，施工条件可满足施工技术要求。5 变电站工程设想5.1 电网概况5.1.1 变电站现有规模XX变是2000年投运的半户内AIS常规变电站。变电站现有规模如下：5.1.1.1主变压器现有主变2台，容量为（131.5+150）MVA，均选用三相双绕组有载调压油绝缘自冷式变压器，户外一体式布置。5.1.1.2进出线（1）110kV出线：现有电缆出线2回，即奇北线（1Y63、）和奇北线（2Y）；（2）10kV出线：现有出线20回，其中10kV段8回，10kV段12回，采用电缆出线。5.1.1.3无功补偿站内10kV侧分别有#1、#2电容器组，均为户内集合式成套装置，布置于电容器室；其中#1电容器接于10kV母，容量为3600kvar；#2电容器接于10kV母，容量为5400kvar。5.1.1.4接地变站内现配置有2套接地变及消弧线圈成套装置，其中#1接地变型号为DKSC-630-100/10，消弧线圈型号为XHDCZ-550/10.5，二次绕组容量为100kVA；#2接地变型号为DKSC-1200-200/10，消弧线圈型号为XHDCZ-1000/10，二次绕组64、容量为200kVA。5.1.1.5接线方式及平面布置本站为半户内AIS变电站，站区整体呈矩形；站内设有综合配电楼1栋，布置于站区西面；其中110kV配电装置采用户内AIS设备，布置于综合配电楼二楼，共有110kV出线间隔2个，主变进线间隔2个，每个间隔宽6.6m；10kV配电装置采用户内金属铠装式开关柜，布置于综合配电楼一楼的10kV高压室；10kV高压室西面从北往南依次布置有#3、#2、#1电容器室、#3消弧线圈室、工具室，值保室；#1、#2消弧线圈室布置于综合配电楼一层南面；主变压器布置在站区中部，综合配电楼东面，从北往南依次为#3、#2、#1主变压器；进站道路从站区西南角引入。110kV65、配电装置：现为线路变压器组接线，现有110kV电缆出线间隔2个、110kV主变架空进线间隔2个，共4个间隔。110kV配电装置与主变之间采用架空导线连接。10kV配电装置：现为单母线五分段接线，采用户内铠装移开式开关柜单列布置。现有主变进线柜2面、母线设备柜2面、分段隔离柜2面、分段断路器柜4面、馈线开关柜20面、电容器柜2面，避雷器柜1面，接地变柜2面，共35面10kV高压开关柜。图5-1 #1主变区域 图5-2 #2主变区域 图5-3 110kV配电装置区域 图5-4 10kV配电装置区域 图5-5 站内空地 图5-6 户内电容器 5.1.1.6变电站现有一次设备一览表变电站现有一次设备型66、号、生产厂家及生产时间详见下表：序号名称型号生产厂家生产时间1#1主变SZ9-Z-K-31500/110中国衡阳现代电气设备集团有限公司20002#2主变SZ10-50000/110长沙顺特变压器厂20043510、520断路器LW25-126/2000西安西开高压电气股份有限公司20004510、520隔离开关GW5-110GD/630湖南湘能开关有限公司20005510、520电流互感器BRLW-110/630-3南京电瓷厂2000610kV开关柜KYN28A-12北京开关厂2000710kV开关柜KYN48-12湖南XX电业局电力电器厂2004810kV开关柜KYN28A-12湖南雁能森67、源电力设备有限公司2011910kV开关柜KYN48-12湖南XX金达电力电器有限公司201110#1消弧装置XHDCZ-550/10.5上海思源电力电容器有限公司200911#2消弧装置XHDCZ-1000/10思源电气股份有限公司201212#1接地变DKSC-630-100/10上海思源电力电容器有限公司200913#2接地变DKSC-1200-200/10思源电气股份有限公司201214#1电力电容器BMF-11/3-3600-3W无锡电力电容器厂200015#2电力电容器BAMH-11/3-5400-13W无锡电力电容器厂20045.1.2 相关设备校核由于#1主变更换为63MVA，68、需对相应110kV进出线间隔、各电压等级主变进线间隔及母线和母线分段设备进行校核，校核结果如下：间隔名称设备类型名称型号及参数载流量（A）回路工作电流(A)是否满足要求说明奇北回断路器LW25-126/20002000331是按最大工作回路电流考虑电流互感器BRLW-110/630-32300/5331是隔离开关GW5-110GD/630630331是设备引线LGJ-240/30543331是110kV导线、母线LF21Y-100/902350331是按最大工作回路电流考虑10kV导线母线2(TMY-10010)24043819否按最大工作回路电流考虑10kV开关柜主变进线柜KYN28A-1269、20003819否按最大工作回路电流考虑分段隔离柜KYN48-1230003819否分段断路器柜KYN28A-1220003819否穿墙套管穿墙套管CWC-20/300030003819否按最大工作回路电流考虑由以上校核结果可知，其中110kV配电装置中所有设备均满足本期要求，但本期考虑提高供电可靠性，且根据规划远期XX变只有2条出线，将110kV主接线由线路变压器组接线改造成扩大内桥接线，采用户内GIS设备，故本期全部将原110kV户内AIS设备全部拆除；10kV配电装置中主变低压侧穿墙套管、配套的封闭母线桥、10kV高压开关柜额定电流均不满足要求，本期予以更换。5.1.3 本期改造内容5.70、1.3.1本期改造内容（1）更换#1主变，容量为63MVA；配套更换主变中性点成套装置1套、主变低压侧铜母排及封闭母线桥、主变10kV出线间隔穿墙套管3只、新增主变10kV出线户外氧化锌避雷器3台。（2）110kV配电装置：由于XX变位于XX市中心，前期110kV电气主接线采用线路变压器组接线，为了完善电气主接线，提高XX市市区供电可靠性，且考虑到远期XX变只有2条出线，本期工程拆除原110kV户内AIS设备，改为户内GIS设备，采用扩大内桥接线方式。（3）10kV配电装置：经校核原10kV段母线上高压开关柜额定电流不满足要求，目前已投运近20年，设备运行状况差，详见附件02 XX拟拆除设备评71、估鉴定表，本期考虑全部拆除更换：更换主变进线柜1面，分段隔离柜1面，分段断路器柜1面，母线设备柜1面，站用变柜1面，电容器柜1面，馈线柜12面；拆除取消分段隔离柜1面，分段断路器柜1面；新上10kV电容柜1面、馈线柜2面。（5）无功补偿装置：根据系统无功补偿容量计算及结合国网通用设计，本期#1主变新上户内框架式并联电容器1组，容量为6000kvar；原#1主变上的电容器组（3600kvar）本期利旧接入10kV母；目前XX#2主变（50MVA）配置的无功补偿容量为5400kvar，根据2号主变的电压运行情况，满足运行要求，2号主变无功配置本期考虑维持不变。（6）其他: 新增110kV GIS室72、的室内照明以及户外区域照明、检修电源箱，更换原综合配电楼部分损坏的灯具。5.1.3.2改造前后一览表序号名称改造前规模改造后规模远期规模1主变压器（131.5+150）MVA（163+150）MVA363MVA2110kV接线方式线路变压器组扩大内桥接线扩大内桥接线3110kV出线间隔2个2个2个4110kV主变及母线设备间隔0个3个3个5内桥分段间隔0个2个2个610kV接线方式单母线五分段单母线四分段单母线三分段710kV出线20回22回48回810kV主变进线2个2个3个910kV母线设备间隔2个2个3个10无功补偿（13.6+15.4）Mvar1（3.6+6）+15.4Mvar3（1473、+16）Mvar5.2 电气主接线及主要电气设备选择5.2.1 电气主接线（1）110kV电气接线方式：本变电站终期为3台主变，前期已有（131.5+150）MVA。本期可更换1台31.5MVA的主变，或新建一台容量为63MVA的主变。110kV奇北I、II线现状均为电缆和架空混合线路，其中架空导线的型号为LGJ-300，电缆的型号为YJV22-110-1300，极限输送功率分别为140MW和81MW，考虑环境温度40摄氏度的温升系数后，极限输送功率分别约117MW和75MW。若扩建#3主变，变电站现有的2回110kV进线（即奇北I、II线，均为电源线）正常运行方式下和故障运行方式下奇岭XX单74、回110kV进线最大输送容量均需按144.5MVA考虑。电缆和架空线路均远远无法满足要求。因此建议更换#1主变，容量考虑选择为63MVA。110kV出线终期2回，前期已有2回，即奇北回（1Y）和奇北回（2Y）；110kV电气主接线方式现采用线路变压器组接线，本期改造为扩大内桥接线方式。（2）10kV电气接线方式：XX110kV变电站现有出线20回（其中段8回、段12回），采用单母线五分段接线；本期增加出线2回，接线方式改为单母线四分段，终期为单母线三分段。（4）中性点接地方式：110kV中性点经隔离开关直接接地。10kV中性点采用经消弧线圈接地。本期工程消弧线圈容量为1000kVA，接地变容量75、为1200kVA。消弧线圈容量计算如下：XX变现站内共有20回10kV出线，采用电缆出线；其中10kV母8回，分别为:北雷回（2.1km）、北金回（2.5km）、北炼线（2.4km）、北岭回（0.6km）、北鄂回（2.8km）、北园回（2.7km）、北通回（3.2km）、北桥回（3.3km）；本期改造工程将原10kV母4回出线移位安装至10kV母，分别为：北岭回（1km）、北鄂回（2.5km）、北园回（2.8km）、北医线（1.8km）；本期10kV母新增10kV出线2回，每回按3km考虑；本次工程建成投产后，10kV母上电缆总长度为33.7km，出线电缆型号为YJV22-8.7/15-33076、0，电缆每千米单相接地电容电流按2.32A考虑，变电站增加的接地电容电流值按16%考虑，经过计算，10kV母线电容电流为90.69A，由此计算所需的消弧线圈容量为：Q=KICUN/3=1.3590.6910.5/3=742.2 kVA考虑远期10kV出线规模的增加导致电容电流增长的可能以及结合国网2019版通用设备目录，本期工程消弧线圈容量取1000kVA，接地变容量取1200kVA。5.2.2 短路电流计算及主要电气设备选择5.2.2.1短路电流计算本工程短路电流计算按系统提供的采用远景水平年，短路阻抗标么值，其基准值为：Sj=100MVA、Uj=Up。短路电流计算结果如下：母线名称三相短路77、电流(kA)单相短路电流(kA)110kV母线9.6395.36310kV母线（并列运行）29.41/10kV母线（分列运行）17.09/5.2.2.2主要设备选择根据短路电流计算结果及国家电网公司标准化建设成果（输变电工程通用设计、通用设备）应用目录（2019年版），建议本工程110kV短路电流水平选择40kA，10kV短路电流水平选取40kA、31.5kA。根据污区布图以及现场实际环境，户外设备爬电比距按31mm/kV的要求，污秽等级为d级;户内设备爬电比距按25mm/kV的要求，污秽等级为c级，同时参考通用设计选型及国网的标准物料，具体选择如下：（1）主变压器本工程推荐选用有载调压、油浸78、式、低损耗、自然油循环自冷（ONAN）变压器, 阻抗电压与现有的#1主变保持一致。其主要技术规范如下：项 目技 术 参 数备 注主变压器型号SZ-63000/110额定容量63000kVA容量比100/100电压比11081.25%/10.5kV短路阻抗Uk=17% 中性点套管CT100/5A,5P30/5P30联接组别YN,d11调压方式有载调压冷却方式自冷式（ONAN）（2）110kV侧中性点成套装置a）隔离开关：GW13-72.5，630Ab）避雷器：YH1.5W-73/173c）电流互感器：LZZB-10 100/5A 5P30/5P30d）不锈钢放电间隙：90150mm放电间隙可调（79、3）110kV配电装置110kV采用户内GIS设备，设备短路水平按40kA考虑，户外电气设备电瓷外绝缘按d级污区设计。其主要技术规范如下：设备名称形式及主要参数备注GIS断路器126kV，3150A，40kA/3s隔离开关126kV，3150A，40kA/3s 隔离开关126kV，3150A，40kA/3s电流互感器126kV,2300/5A, 0.2S, 10VA主变电流互感器126kV,2600/5A, 5P30/5P30/0.2S/0.2S30VA/30VA, 10VA/10VA进线、分段电压互感器126kV，110/3/0.1/3 0.5（3P） 线路型电压互感器126kV，110/380、/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV0.2/0.5（3P）/3P/6P 母线型避雷器避雷器：Y10W-102/266kV（4）10kV设备10kV开关柜采用户内金属铠装移开式开关柜，配固封极柱式真空断路器。按照短路电流水平，10kV主变进线、分段回路额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值100kA；10kV馈线、电容器、接地变等回路额定开断电流为31.5kA，动稳定电流峰值80kA；10kV电容器采用户内框架式并联电容器成套装置，配干式铁芯串联电抗器前置于电容器。10kV主要设备选择结果如下：设备名称型式及主要参数备注10kV开关柜真空断路器12kV 4000A，40kA/4S主变81、12kV 1250A，31.5kA/4S出线、电容器接地开关31.5kA/4s电流互感器干式，12kV，4000/5A，10P10/10P10/0.5/0.2S主变、分段干式，12kV，300-600/5A，10P30/0.5/0.2S出线、电容器干式，12kV，100-200/5A，10P30/0.5/0.2S站用变避雷器I=5kA，17/45kV穿墙套管CWC-20/4000A电容器组户内框架式成套设备，12kV，3600kvar配5%干式铁心电抗器电容器组户内框架式成套设备，12kV，6000kvar配5%干式铁心电抗器接地变消弧线圈成套装置户内干式，1200kVA，10.522.5%k82、V5.2.3 导体选择5.2.3.1 导体选择的原则：导体选择的原则为：（1）母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。（2）各级电压设备间连线按回路通过最大电流考虑，按发热条件校验。（3）110千伏、10千伏出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。（4）主变压器进线载流量按额定容量计算，低压侧母线载流量按主变压器低压侧最大负荷计算，高压侧按经济电流密度选择。站用变、电容器回路按额定电流的1.3 倍计算，按动热稳定校验。5.2.3.2 导体选择表5-1 导体选择一览表电压(kV)回路名称回路电流(A)选 用 导 体控制条件导线根数型号载流量(A)(修正值)110110kV母线62383、三相共体，3150A3150由载流量控制主变进线回路3113(YJLW03-64/110-1400)735由载流量控制10主母线38193（TMY-12510）4447由载流量控制主变进线3819封闭母线桥4000由载流量控制电容器回路350YJV22-8.7/15-3300452由载流量控制接地变回路66YJV22-8.7/15-3120205由热稳定控制5.3 电气布置5.3.1 电气总平面布置本站为半户内AIS变电站，总平面布置维持不变，本期改造在原预留位置进行，不改变变电站的站址以及围墙范围，整个变电站布置呈矩形。根据XX变站址现有的场地以及布置型式，力求在满足各种使用功能的前提下布局84、合理、功能分区明确、各电压等级出线方便、设备运输通畅，同时满足消防要求。根据上述主要设计原则以及现有的电气主接线、进出线方向、场地面积等工程条件，110kV户外AIS设备在现有的场地内无法布置。结合（2016版）国家电网公司输变电工程通用设计35110kV智能变电站模块化建设施工图设计，并结合国网2019版通用设计模块，可采用户内或户外GIS组合电器，根据湖南公司35220kV变电站模块化建设通用设计实施方案，并考虑到运行维护方便，建议采用户内GIS组合电器，最终设计了两个方案：方案一：拆除原110kV户内AIS设备，在变电站东侧空地新建110kVGIS室，110kV配电装置改为户内GIS设备85、，采用扩大内桥接线方式，原110kV出线电缆移装至110kV电缆出线间隔，主变高压侧改造为通过电缆与110kV配电装置连接；10kV设备在前期预留场地扩建；配电装置综合楼一层的电容器室拆除，扩建为10kV配电装置室，为#3主变扩建提供场地。新建的户外110kV GIS室，采用框架结构，新建GIS室尺寸为10m13.2m8.5m。本配电装置楼为装配式建筑，建筑物外墙面标高0.3m以上采用真石漆饰面，外墙面标高0.3m以下采用面砖；建筑物内墙面标高0.3m以上采用蒸灰砂砖砌筑，内墙面标高0.3m以下采用涂料墙面。电气设备的房间采用防火钢门，一般窗为铝合金玻璃窗，屋面防水等级为二级。综合配电楼结构设86、计安全等级为二级，设计使用年限50年，抗震设防类别为重点设防类，所在地区抗震烈度为6度，按建筑类别及场地土类别调整后用于抗震措施的设防烈度为6度。综合配电楼采用钢架结构。屋面板采用屋面采用岩棉板保温；SBS改性沥青防水卷材防水，基础型式为混凝土独立基础。对不良地质采用片石砼回填。方案二：拆除原综合配电楼二层110kV配电装置，将其改造为110kV GIS室，110kV电气主接线改造为扩大内桥接线方式，原110kV出线电缆移装至110kV电缆出线间隔，主变高压侧改造为通过电缆与110kV配电装置连接；10kV设备在前期预留场地扩建；远期将原综合楼二层110kV配电装置剩余其他区域改造为电容器室，87、配电装置综合楼一层的电容器室拆除，扩建为10kV配电装置室，为#3主变扩建提供场地。不建议将原有综合配电楼二层110kV配电装置室改造为GIS室，具体原因如下：1） GIS室内设备需吊车安装，设备吊装至二层楼面西侧平台时，平台楼板单位面积承重不满足设计要求；因此设备安装不稳定。2） 若对二层110kV配电装置室改造，需对站内配电区域停电，考虑到基础施工、设备安装、调试等，停电时间约60天，停电时间过长，可能造成极大的社会影响，影响社会治安稳定，影响电力部门形象。3） 因无法收集到原有建筑物的建筑结构等相关资料，若原有屋内110kV配电装置室开关层楼面根据35kV-110kV变电所规范设计（1988、92版）荷载为6.0kN/m,，本次改造考虑GIS室恒载为10kN/m，因此原综合配电楼二层结构不满足GIS设备承重要求。4） 需对原有综合配电楼二层110kV配电装置区域进行加固处理，具体加固处理方案如下：a将基础开挖至基底标高，并扩大基础尺寸以满足地基承载力要求。待混凝土养护初凝后回填至设计标高。基础加固步骤：基础开挖砼表层凿毛植筋立模浇筑拆模养护回填。本期需对14处基础进行加固处理，浇筑时采用C40砼。b柱加固：原框架柱为400X400钢筋混凝土柱。不满足本期GIS室改造承重要求，需对不满足要求处框架柱进行加固，加固后框架柱截面为500X600.加固步骤：表层凿毛植筋立模加固浇筑拆模养护89、。本期需对14根框架柱进行加固，浇筑时采用C40砼。c梁加固：原主梁梁截面为300X850，不满足GIS室改造后承载要求。需对7根主梁进行加固处理，可选择钢板加固或贴纤维板或扩大梁截面加固方式。为统一施工工艺，本次加固方式采用扩建梁截面的方案。加固后梁截面扩大至400X1000，加固步骤：表层凿毛植筋立模加固浇筑拆模养护。本期需对7根主梁，14根次梁进行加固。d板加固：板加固采用增加板厚的方式。加固步骤：表层凿毛布钢筋网浇筑C35细石砼40厚养护。板加厚面积350平。本次改造工程需拆除的工程量：墙体320平。两个方案的技术经济综合比较如下：表5.1-1 变电站设计方案技术经济综合比较表 方 案90、项 目方案1方案2电气主接线（远期/本期）110kV：扩大内桥10kV：单母线分段/单母线三分段110kV：扩大内桥10kV：单母线分段/单母线三分段电气总平面及配电装置主变：户外布置110kV配电装置：新建GIS室，户内GIS设备，单列布置，进出线均采用电缆10kV配电装置：户内开关柜双列布置，电缆出线。主变：户外布置110kV配电装置：加固原综合配电楼，户内GIS设备，单列布置，进出线均采用电缆10kV配电装置：户内开关柜双列布置，电缆出线。新增建筑面积m2121.520施工难度施工难度小施工难度系数较大施工工期20天60天施工工艺国网标准工艺工艺复杂，需加固专业工程队伍安全系数工艺成熟，91、易施工控制难度大，检测难操作新建GIS室和加固配电综合楼费用对比6486 综上所述，方案一与方案二相比，虽然新建了1栋独立的110kV GIS室，但新建位置为变电站原预留空地，无需新增变电站征地，而方案二需要加固原老的配电综合楼，施工工期长、方案复杂、工艺复杂，全站需要长时间停电，负荷转移困难，而方案二只需短时停电过渡，后期施工期间可由#2主变供带；且方案二所需费用比方案一高。综上所述，且本期改造工程设计主推方案一，工程介绍以方案一为准。站内设有综合配电楼1栋，布置于站区西面。本期改造工程在变电站东侧空地新建110kV GIS室，采用轻钢结构；110kV配电装置改造为户内GIS设备，单列布置，92、电缆进出线，新上110kV配电装置与变压器之间通过电缆连接，本期新上线路电缆出线间隔2个、主变电缆进线和母线设备间隔2个、桥分段间隔2个、主变进线和母线设备备用间隔1个，共计7个间隔；综合配电楼二层进行改造，拆除原110kV配电装置，扩建成电容器室；原二次设备室因屏位数量增加，原预留位置不够，进行相应扩建；10kV高压开关柜在综合配电楼一层高压室预留位置扩建，本期更换主变进线柜1面、分段隔离柜1面、分段断路器柜1面、母线设备柜1面、站用变柜1面、电容器柜1面、馈线柜12面，新上10kV电容柜1面、馈线柜2面，共计21面，采用单列布置，10kV配电装置与主变之间采用铜母线桥及封闭母线桥连接；本期93、新增的10kV电容器组采用户内框架式并联电容器成套装置，布置在配电综合楼二楼东侧；本期更换的#1接地变及消弧线圈布置在综合配电楼一层的原#1消弧变室；进站公路维持由站区西南角引入不变。5.3.2 防雷及接地5.3.2.1 直击雷保护本期改造工程新增的GIS室采用全钢屋面，根据建筑物防雷设计规范：“除第一类防雷建筑物外，金属屋面的建筑物直利用其屋面作为接闪器。”故本期无需再考虑新增GIS室的防直击雷保护；原综合配电楼通过屋顶设置避雷带进行防直击雷保护，主变区域通过在综合配电楼北面女儿墙上设置4根12m高避雷针进行保护，经校核，本期新增设备均在原防雷保护内，本期无改造内容。5.3.2.2 过电压保94、护变电站内现有的110kV出线、2台主变中性点、10kV进线侧均装设有氧化锌避雷器进行过电压保护。为防止线路侵入的雷电过电压及其它形式过电压，本期110kV配电装置在母线设备间隔设置了金属氧化锌避雷器；在主变110kV中性点装设1台YH1.5W-73/173型避雷器；在10kV母线、10kV进线回路、10kV并联电容器回路、10kV站用变回路、10kV馈线回路均装1组YH5WZ-17/45型避雷器。5.3.2.3 接地全站前期已敷设接地网，最近一次接地电阻测试结果为0.283，小于接地电阻设计值0.5，满足要求，接地电阻报告见附件03。并根据运行人员反馈，接地网腐蚀情况良好，故本期改造工程不考95、虑改造全站主接地网，仅考虑施工破坏的主接地网修复以及新增设备采用双接地连接至主接地网。根据热稳定条件，接地线的最小截面应符合下式要求：SgIg/C=1836/70=18.54mm2。对热镀锌扁钢其腐蚀速度取0.065mm/年，接地线的寿命按40年考虑，所以40年后接地扁钢总腐蚀厚度为2.6mm，(50-0.06540)(5-0.06540)=113.76 mm2 113.7615.41（2.650+18.54）50=2.975mm由以上计算结果及结合国网通用设计，本期修复破坏的主接地网以及设备接地的材料选用-505热镀锌扁钢。站内前期已敷设等电位接地铜网，本期仅考虑改扩建的二次电缆沟采用25496、铜排敷设等地位接地网，与前期等电位接地网连接，采用接地铜缆将屏柜和端子箱等与其可靠连接。5.3.3 站用电及照明5.3.3.1 站用电变电站现有2套接地变及消弧线圈成套装置，其中#1接地变型号为DKSC-630-100/10，二次绕组容量为100kVA，#2接地变型号为DKSC-1200-200/10，二次绕组容量为200kVA；本次工程根据接地电容电流大小将#1接地变及消弧线圈成套装置更换为：接地变容量为1200kVA，消弧线圈容量为1000kVA，其中二次绕组容量为200kVA，全站站用电负荷统计见下表：序号名 称额定容量（kW）1110kV配电装置14210kV配电装置183主变端子箱497、4UPS电源及充电电源155通信电源8P1合计59110kV高压室及二次控制室102除湿机6310kV高压室及二次控制室风机5P2合计21110kV高压室及二次控制室照明52室外照明2P3合计7站用电负荷计算：S0.85P1+P2+P3=0.8559+21+7=78.15（kVA）由以上负荷计算结果可得，本次更换的接地变及消弧线圈成套装置的二次绕组容量满足变电站站用电负荷需求。5.3.3.2 站内检修电源本站前期主变区域、110kV配电装置区域、10kV配电装置均已设置了检修电源，但本期需考虑新增110kV GIS室的检修电源箱1个。5.3.3.3 照明本站综合配电楼室内照明基本完好，满足要求98、，本期工程考虑新增110kV GIS室室内照明系统以及户外区域部分照明，更换综合配电楼内部分损坏的灯具。5.3.4 电缆设施5.3.4.1 电缆选型110kV电力电缆选用交联聚乙烯绝缘皱纹铝护套聚乙烯外护套纵向阻水电力电缆，10kV电力电缆选用交联聚乙烯绝缘电力电缆，380/220V电力电缆选用聚氯乙烯绝缘铜芯电缆，控制电缆选用聚氯乙烯绝缘屏蔽电缆。5.3.4.2 电缆敷设及防火本期工程需新建部分一次、二次电缆沟，电缆敷设电缆沟与穿管相结合的方式敷设。变电站内本期新增的屏、柜、端子箱等底部孔洞应采用防火材料封堵。电缆及电缆敷设满足电力工程电缆设计规范（GB50217-2007）、火力发电厂与变99、电所设计防火规范（GB50229-2006）的要求。由于本期改造工程引起的对前期工程电缆防火设施的破坏，在本期改造工程中进行修补完善。5.4 电气二次5.4.1 站内二次现状XX110kV变电站为2002年投运的半户内AIS变电站，现有主变2台，其中#1主变容量为31.5MVA，#2主变容量为50MVA。采用许继电气股份有限公司提供的变电站计算机监控系统。站内现采用光纤通信，通信设备布置于主控室内。主控室现有屏位27面，1个备用屏位，屏内设备配置详见下表，具体屏位布置详见主控室屏位布置图。表5-2 二次屏内现状配置表序号屏号屏名称屏内设备生产厂家生产时间运行现状11P2号主变保护ZSZ-812100、断路器操作箱1台、WBH-812保护装置1台（差动保护）、WBH-813保护装置3台（高/低后备、低压限时速断）、WBH-814保护装置1台（非电量保护）许继电气2004运行良好22P2号主变测控FCK-802微机测控装置1台许继电气2004运行超过15年33P1号主变保护屏RCS-9661C变压器非电量保护装置1台、PCS-978变压器成套保护装置2台南瑞继保2012.05运行超过7年44P计量屏DT5-F/G型电压监测仪1台，JSY-A01多功能失压、断流计时仪2台，三相三线电能表2块，CSD 12A数字式综合采集装置1台，CSD 22A数字式集中测量装置1台， DF6201电能采集终端1101、台武汉市方顺电子，湖北省石首市方顺电子，威胜，四方，四方，东方威思顿2014运行良好56P调度数据网屏纵向加密2台，交换机4台，路由器2台科东，中兴，中兴运行良好67P1号主变测控屏FCK-801A/2测控装置2台许继电气2004运行超过15年78P2号接地补偿装置屏XHK-消弧线圈自动调谐控制器1台思源电气2012.09运行良好89P1号接地补偿装置屏XHK-消弧线圈自动调谐控制器1台思源电气2009.01运行良好910P无线宽带通讯设备Mcwill BTS XW5001-18基站1台信威通信运行良好1011P集抄通信装置屏ZXA10 C220 GPON综合光接入局端汇聚设备1台中兴运行良好102、1112P微机型直流屏1213P低压交流屏XX电业局电力电器厂2001.01未配置ATS开关1314P2号蓄电池屏200Ah浙江灯塔电源2017.01运行良好1415P1号蓄电池屏200Ah浙江灯塔电源2017.01运行良好1516P直流馈线屏安徽继远电网技术有限责任公司2012运行良好，备用开关不足1617P直流充电屏安徽继远电网技术有限责任公司2012运行良好1718P光传输设备屏Optix155/622 SDH 1台华为2001.08运行良好1819P光端设备屏HONET-ONU PCM 1台华为2001.08运行良好1920P遥视监控系统CM6700-MXB 1台海康威视运行良好202103、1P通讯装置屏2122P光纤设备蓄电池屏湖南丰日2017.11运行良好2223P光纤设备电源控制屏深圳贝岭新泰达运行良好2324P低频低压减载屏RCS-994频率电压紧急控制装置1台，RCS-994频率电压录波分析装置1台南瑞继保2012.05运行良好2425P远动屏NH-9000卫星时间同步时钟2台，WYD-811微机远动装置2台，MOD800E-1/2数据转换装置2台，UPS 1台湖南南汇许继电气许继电气奥能电源2012.05运行良好2526P公用测控屏ZYQ-824电压切换装置1台，FCK-851/2微机测控装置1台，HY-XY2000A数字消谐装置1台许继电气许继电气华星恒业运行良好2104、627P网络通信屏HY-2026交换机1台，WTX-804通信管理机1台，HY-ML2000A小电流接地选线装置1台宏鹰通讯许继电气华星恒业2004运行良好27302WCB-822A/P厂用变保护测控装置1台许继电气2004运行超过15年28304、306、308、312、314、316、318、322、母联南300、WXH-822A/P保护测控装置9台许继电气2004运行超过15年29324WDR-821A/P电容器保护测控装置1台许继电气2004运行超过15年30326、328、332、334、342、344、346、348WXH-822保护测控装置8台许继电气2004运行超过15年313105、36WDR-821电容器保护测控装置1台许继电气2004运行超过15年32338WCB-821电容器保护测控装置1台许继电气2004运行超过15年33母联北300、352、354、356、358CSC-211保护测控装置5台四方2004运行超过15年34302、304、306、308、312、314、316、318、322、324、母联南300、326、328、332、334、336、338、342、344、346、348、352、354、356、358三相三线电能表25块运行良好35母联南3002ZYQ-823电压切换装置1台许继电气运行良好361#主变端子箱超高压输变电公司长沙用电设备厂2106、001运行良好37防误闭锁系统珠海共创有限公司运行良好5.4.2本次改造内容本期工程按照改建规模配置保护、测控、计量等装置，具体如下：（1）新增10kV电容器保护测控装置2台、10kV线路保护测控装置2台、10kV母线测控装置1台、10kV间隔层交换机1台，就地安装于开关柜内； （2）增加110kV母联测控装置2台、110kV PT并列装置2台，组屏1面布置于主控室；（3）增加110kV母线测控装置3台，组屏1面布置于主控室；（4）本期#1主变更换，#1主变低压侧电能表更换为有功0.5S级、无功2.0级三相四线电能表，#1、#2主变高压侧新增有功0.5S级、无功2.0级三相四线电能表各1块，以107、上电能表安装于主控室4P计量屏，该屏柜名称更改为主变电能表柜；（5）本期110kV母联间隔增加有功0.5S级、无功2.0级三相四线电能表2块；110kV出线间隔增加有功0.5S级、无功2.0级三相四线电能表2块；以上电能表组屏布置1面布置于主控室；（6）前期10kV部分计量表为三相三线制，本期改造和新增的10kV间隔的电能表全部更换为0.5S级，无功2.0级三相四线智能电能表，共18块（10kV线路14块、10kV电容器2块、10kV站用变1块、10kV分段1块），就地安装于开关柜；（7）新增交流电源馈线屏1面，安装于主控室；（8）新增直流分电屏1面，安装于主控室；（9）新增110kV线路测控108、装置2台，110kV光纤电流差动保护装置2台，组屏2面，安装于主控室；（10）新增110kV内桥保护装置2台，110kV备自投装置1台，组屏1面，安装于主控室；（11）新增110kV故障录波屏1面，安装于主控室；（12）增加#1主变端子箱1个，拆除现有1#主变端子箱；（13）新增户内SF6气体泄漏报警系统1套，壁挂于GIS室；（14）本期更换#1主变，新增变压器主、后合一保护2套、非电量保护装置1台等，组屏1面布置于主控室内3P，原1号主变保护屏拆除；（15）本期更换消弧线圈控制装置，现有1号接地补偿装置屏拆除。（16）站内微机防误闭锁系统扩容。5.4.2 变电站自动化系统5.4.2.1 监控109、系统设计原则本站一体化监控系统的设备配置和功能要求已按无人值班模式设计，主要原则如下：（1）采用开放式分层分布式网络结构。（2）监控系统统一组网，通信规约采用DL/T 103、104 通信标准。（3）站内信息具有共享性和唯一性，变电站监控系统监控主机与远动数据传输设备、保护及故障信息管理系统、微机防误系统信息资源共享，不重复采集，节约投资。（4）由站内监控系统完成对全站设备的监控，不再另外设置其它常规的控制屏及模拟屏。（5）变电站监控系统具有与电力调度数据网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。（6）本站调控数据的优化处理流程、接入方式遵照“告警直传、远程浏览、数据110、优化、认证安全”的技术原则。（7）变电站监控系统应实现全站的防误操作闭锁功能，站控层实现智能告警等高级功能。5.4.2.2 监测、监控范围按照无人值班变电站的特点及相关要求，本站监控范围如下：全站的断路器、隔离开关及带电动操作的接地刀闸；主变压器有载调压开关及无功补偿装置自动投切；交直流电源系统。5.4.2.3 自动化系统配置原则 （1）本站已按常规变电站设计，自动化系统满足变电站相关导则、规范的要求。（2）自动化系统采用分层分布、开放式结构，全站分为站控层、间隔层。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按本期工程实际建设规模配置。（3）整站采用DL/T 103、104协议，主要网络单重化111、配置。（4）优化简化网络结构，站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，自动化系统主站与远动数据传输设备信息、保护故障信息资源共享，不重复采集。（5）具有与电力调度数据网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。自动化系统网络安全严格按照电力二次系统安全防护规定执行。5.4.2.4 系统构成变电站监控系统在功能逻辑上由站控层、间隔层以及网络设备构成。站控层包含监控主机兼操作员工作站、远动通信装置以及打印机设备构成，通过站控层设备向站内运行人员提供人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方调度中心通信。间隔层设备包括测控装置、保护装置等，112、完成全站的保护、测量、控制等功能。在站控层及站控层网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。网络设备包括网络交换机、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。以上网络设备构建全站分层分布式高速工业级以太网。5.4.2.5 系统网络结构系统网络为单星形以太网结构。（1）站控层网络采用单星形以太网络，通过站控层交换机与站控层其他设备、间隔层网络通信，可传输MMS报文。（2）间隔层网络采用单星形以太网络，由保护、测控、计量、录波等若干二次子系统组成，在站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层的就地监控功能。5.4.2.6 自动化系统配置方案（1）站控层配置方案站控层设备113、前期已按无人值班要求配置，设备主要包括：1台主机/操作员站/工程师站服务器（含图形网关机功能）、2台数据通信网关机、1套安全防护装置、1台打印机、站控层交换机1台以及网络设备、软件系统等。间隔层配置方案母线设备测控单元按本期改造母线单独配置，本期更换10kV PT并列装置1台，新增10kV母线测控装置1台、110kV母联测控装置2台、110kV母线测控装置3台、110kV线路测控装置2台、110kV PT并列装置2台。10kV电容器、站用变及馈线间隔采用保护、测量一体化装置，单套配置。5.4.2.7 网络设备配置方案本期新增间隔层交换机1台，安装于10kV开关柜。5.4.3 元件保护5.4.3114、.1 保护配置原则元件保护及安全自动装置配置原则遵循GB/T 14285继电保护及安全自动装置技术规程相关要求执行。5.4.3.2 保护配置方案（1）主变压器保护本期更换#1主变，新增主变高压、低压、本体测控装置3台，现有2台许继电气FCK-801A/2测控装置2台拆除。本期更换1#主变，新增变压器主、后合一保护2套、非电量保护装置1台，现有1#主变保护装置：南瑞继保RCS-9661C变压器非电量保护装置1台、PCS-978变压器成套保护装置2台拆除。（2）10kV间隔保护10kV馈线、电容器、站用变保护由10kV保护测控一体化装置实现，其中：10kV馈线配置三相三段式电流保护，本站前期已配置115、小电流接地选线功能，本期新上的2回10kV间隔纳入现有小电流接地选线装置。10kV电容器配置三相二段式电流保护，过电压，低电压，开口三角零序电压保护（或相电压差保护）。10kV站用变配置三相二段式电流保护及本体保护。5.4.4 电源系统交流电源共配置了1面XX电业局电力电器厂生产的低压交流屏（2001.01），未配置备用电源自投装置，现无交流备用空开，本期新增交流电源馈线柜1面；直流系统厂家为安徽继远电网技术有限责任公司，共4面屏，其中直流充电屏1面，直流馈线屏2面，蓄电池屏1面，直流馈线屏现无备用馈出开关，本期增加直流分电屏1面，以满足扩建需求；现有杭州奥能电源UPS电源1台，本期维持原状；116、5.4.5 其他二次系统5.4.5.1 全站时钟同步系统全站已配置湖南南汇电力技术有限公司NH-Z9000对时装置及NH-K9000扩展时钟各1套（2012.5），可用回路充足，实现对全站监控、保护等设备的对时。备用回路满足本期工程扩建需求。5.4.5.2 视频监控系统站内已配置杭州海康威视数字技术股份有限公司视频监控系统1套，本期需新增2台高清摄像机。5.4.5.3 火灾报警系统站内前期已配置泉州时刻防盗电子有限责任公司SK-239B火灾报警系统，本期需要扩容。5.4.5.4 小电流接地选线站内已配置北京华星恒业电气设备有限公司HY-ML2000A小电流接地选线装置1套（2012），可用回路117、4个。备用回路满足本期工程扩建需求。5.4.5.5 微机防误闭锁系统站内已配置珠海长园共创电力安全股份有限公司FY-2000微机防误闭锁系统，目前运行状态良好，本期工程对站内微机防误闭锁系统进行软件扩容，并新增间隔锁具及附件等。5.4.6 二次设备的接地、防雷、抗干扰5.4.6.1 二次设备接地为了保护站内综合自动化系统设备的可靠运行，提高抗干扰能力，按照国家电网公司反措要求，对主控室接地要求如下：在主控制室的电缆沟或屏（柜）下层的电缆室内，按屏（柜）布置的方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端连接，形成主控室内等电位接地网。主控制室内等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于118、50mm2的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。屏柜内的接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。屏体内接地铜排可不与屏体绝缘。5.4.6.2 二次设备防雷为防止二次设备遭受雷电的袭击，本站前期已分别在电源系统及信号系统设置了防雷设备。电源系统的防护主要是抑制雷电在电源输入线上的浪涌及雷电过电压，根据综合自动化变电站的现状，对二次系统的感应雷电防护采取两级防护，电源防雷119、器设置在各种装置的交流、直流电源入口处。信号系统的防护主要是对重要的二次设备的通信接口装设通信信道防雷器。5.4.6.3 二次设备抗干扰二次设备包括二次电缆的抗干扰措施严格按国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施细则设计，此外还应采取以下措施：（1）微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆，屏蔽层两端可靠接地。（2）交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均使用各自独立的电缆。（3）计算机监控系统各间隔之间，间隔层与站控层之间的连接，以及设备通讯接口之间的连接应有隔离措施。120、（4）提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，光偶开入的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%70%范围以内。（5）针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，采取有效防误动措施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。（6）所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。（7）合理规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度。5.4.7 电缆的选择电缆选择及敷设的设计应符合GB50217电力工程电缆设计规范的相关要求121、。5.4.8 二次设备布置5.4.8.1 二次设备布置原则本期扩建工程涉及的110kV继电保护及安全自动装置采用集中组屏方式布置于主控室内，因本站新增屏柜11面，主控室位置不够，需扩原110kV出线间隔为主控室；新增10kV保护测控装置、电能表均布置于开关柜内。5.4.8.2 二次设备布置方案（1）更换10kV电容器保护测控装置1台、10kV站用变保护测控装置1台、10kV分段保护测控装置1台、10kV线路保护测控装置12台、10kV PT并列装置1台，新增10kV电容器保护测控装置1台、10kV线路保护测控装置2台、10kV母线测控装置1台、10kV间隔层交换机1台，就地安装于开关柜内； （122、2）增加110kV母联测控装置2台、110kV母线测控装置3台、110kV线路测控装置2台、110kV PT并列装置2台，组屏1面布置于主控室；（3）新增#1变压器高压、低压、本体测控装置3台，组屏1面布置于主控室内7P屏位；（4）新增#2变压器高压、低压、本体测控装置3台，组屏1面布置于主控室内2P屏位；（5）本期#1主变更换，#1主变低压侧电能表更换为有功0.5S级、无功2.0级三相四线电能表，#1、#2主变高压侧新增有功0.5S级、无功2.0级三相四线电能表各1块，以上电能表安装于主控室4P计量屏，该屏柜名称更改为主变电能表柜；（6）前期10kV部分计量表为三相三线制，本期改造和新增的1123、0kV间隔的电能表全部更换为0.5S级，无功2.0级三相四线智能电能表，共18块（10kV线路14块、10kV电容器2块、10kV站用变1块、10kV分段1块），就地安装于开关柜；（7）新增交流电源馈线屏1面，安装于主控室；（8）新增直流分电屏1面，安装于主控室；（9）新增110kV线路测控装置2台，110kV光纤电流差动保护装置2台，组屏2面，安装于主控室；（10）新增110kV内桥保护装置2台，备自投装置1台，组屏1面，安装于主控室；（11）新增110kV故障录波屏1面，安装于主控室；（12）本期更换#1主变，新增变压器主、后合一保护2套、非电量保护装置1台等，组屏1面布置于主控室内3P。124、5.5 总体规划及总平面布置XX变位于XX市XX楼区，XX大道和XX路交汇处东北侧。110kVXX变为半户内AIS变电站，主变压器布置在综合楼配电东侧，配电综合楼布置在变电站内西侧，2000年投运，相应的配套工程如相关的电源、供水排水系统和站区道路、进站道路均已建成，生活条件方便。土建部分根据电气要求及站内情况进行设计，根据电气要求，本期改造在原有场地内进行，不增加变电站面积。5.6 土建部分工程量简述5.6.1 现状概述110kVXX变为半户内AIS常规变电站，主变压器布置在综合楼配电东侧，配电综合楼布置在变电站内西侧。5.6.2 地勘资料 经地勘单位钻探揭露，在勘探孔控制深度范围内，根据土125、层的成分、结构、塑性指标和工程特性，自上而下地层分为3层，其特征、厚度和分布范围描述如下：a)第一层：素填土（Q4ml）：黄褐色，松散，稍湿，主要成分为粉质黏土组成，含有少量风化块石，硬质物25%，顶部含大量植物根系，下部含红砖层，未完成自重固结。场地内钻孔地段均有分布，层厚0.60.8m。 b)第二层：强风化板岩（Pt）：黄褐色夹灰白色，黄褐色、黄色，泥质成分，变余泥质结构，板状构造，组织结构已大部分破坏，风化裂隙很发育，干时可用手折断或捏碎，原岩结构可见，岩心破碎，多呈碎粒，碎块状，属极软岩，岩石质量指标RQD为极差的，岩体基本质量等级为类。场地内钻孔地段均有分布，揭露深度为3.404.8126、0m。 c)第三层：中风化板岩（Pt）：黄褐色，灰白色，泥质成分，变余泥质结构，板状构造，风化节理发育，节理面被铁锰质侵染，岩性较硬，岩块锤击方碎，锤击声较清脆，岩心较破碎，多呈碎块状、短柱状，软岩，岩石质量指标RQD为极差的，岩体基本质量等级为类。场地内钻孔地段均有分布，图中为层，本次钻探尚未揭穿。5.6.3 改造土建内容本次改造主要为配合电气设备建设设备基础。主变区域：（1）配合电气拆除并新建1#主变油池及主变基础；（2）拆除原主变中性点支架及基础1组、母线桥支架及基础1组；配套新建中性点支架及基础1组，母线桥支架及基础1组；建筑物部分：（1）新建110kVGIS室一栋，为一层的框架结构。127、建筑面积约为121.52m2，建筑总高度为9.60m，室内外高差为0.30m。（2）拆除二层原进线装置，将主控室旁改造为新二次室。其他：（1）配合电气要求，拆除1#消弧线圈基础1组，并新建1#消弧线圈基础1组。（2）重修10kV配电室屏柜基础。（3）新建及修复部分电缆沟。（4）新建电容器基础1组。主变运输： （1）主变运输道路为两米，不满足大件运输要求，许对此处道路进行改造，需拆除围墙14m，加宽道路15，之后新建围墙14m。5.6.4 建筑1. 建筑装修：110kVGIS室装修建筑物外墙采用真石漆饰面。GIS室地面采用自流平环氧胶泥地面面层。屋面采用岩棉板保温；SBS改性沥青防水卷材防水，屋128、面防水等级为二级。电气设备的房间采用防火钢门；外窗采用内开式平开铝合金窗，外设防盗网，外窗玻璃采用双层中空玻璃。2. 建筑结构110kVGIS室结构设计安全等级为二级，设计使用年限50年，抗震设防类别为重点设防类，所在地区抗震烈度为7度，按建筑类别及场地土类别调整后用于抗震措施的设防烈度为7度。GIS室采用框架结构。梁柱子采用钢筋混凝土结构，现浇钢筋混凝土屋面板。基础型式为独立浅基础。对不良地质采用片石砼回填。3. 建筑材料（1）混凝土：现浇钢筋混凝土构件采用C15、C25、C30混凝土。预制钢筋混凝土构件采用C20、C30、C40混凝土。（2）水泥：采用425号、525号普通硅酸盐水泥，少量129、白色水泥(装饰加色部分用)。（3）钢材：钢筋采用HPB300、HRB335、HRB400级钢筋。型钢、钢板等均为Q235B、Q345A。地脚螺栓Q345B。焊条E43。5.6.5 结构基本风压：0.40kN/m2；基本雪压：0.55kN/m2,准永久值分区为区；表5.6-1 原有建筑设计荷载表110kV配电装置室地面6.0 kN/m2不上人屋面0.7 kN/m2主控制室楼面4.0 kN/m2电容器室楼面6.0 kN/m2根据建筑抗震设计规范(GB500112010) (2016年版)标准划分，拟建场地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.10g，设计地震分组为第一组，特征周期为0.35s130、。场地类别为类。场地不考虑地基土地震液化问题。1、本期新建构筑物结构选型（1）主变基础及油坑：主变基础采用钢筋混凝土整板式基础，上设条形支墩；主变油坑采用混凝土浇筑油坑，400高预制板压顶，内铺300厚卵石。（2）设备支架采用离心杆支架、钢筋混凝土杯口独立基础。支架与基础采用杯口浇筑混凝土连接。（3）电容器组基础采用混凝土支墩式基础。（4）外露钢材均采用热镀锌防腐。5.6.6 地基处理根据地勘资料，基础持力层为第二层强风化板岩，地基承载力特征值大于150PMa，故无需进行地基处理。5.6.7 导线构架受力验算本期工程未涉及到更换构架及导线，故无需进行构架受力验算。5.6.8 土建工程量一览表拆131、除工程量一览表编号项目名称单位数量备注1主变油池及基础组12中性点支架及基础个13母线桥支架及基础个141#消弧线圈基础座1新建工程量一览表编号项目名称单位数量备注1主变油池及基础组1厂家提供2中性点支架及基础个13母线桥支架及基础个141#消弧线圈基础座16室内复杂地坪改造957新建110kVGIS室121.528DN200排油管m109修复硬化地坪5010挖土方m11511建筑垃圾及余土外运m5012新增静电地板3613新增防火门扇314新增墙体m2015新建电缆沟（800800）m2416电缆沟（16002500）m2017内墙面装饰166.6718道路修复1519电容器基础个15.6.132、9 消防1、火灾报警系统原站配置有火灾报警系统1套，本期改造工程不涉及此部分内容。2、消防给水系统原站内一期已建成消防给水系统，本期改造工程不涉及此部分内容。3、固定灭火系统根据火力发电厂及变电站设计防火规范（GB50229-2006）第11.5.4条，单台容量为125MVA及以上的主变压器应设置水喷雾灭火系统、合成型泡沫喷雾系统或其他固定式灭火装置。本期新建主变压器容量为63MVA，可不设置固定灭火系统，本期改造工程不涉及此部分内容。4、移动灭火器配置1#主变旁未设置消防砂箱，室内均设置灭火器，本期需新加一座消防沙箱。新建110kVGIS室根据防火规范配备手提式干粉灭火器4具。5.6.10 133、给排水系统1.站区内给排水系统本次改建内容不包括给排水系统的改造，如果施工对此部分有破坏，施工完成后按原样恢复即可。2.主变压器事故排油系统更换1#主变压器采用的是油浸式变压器，主变下方设置事故集油坑，在主变压器发生事故时，变压器油排至油坑，并通过DN200的排油管道将油坑中废油及时排至新建事故油池。事故油池中经油水分离的废水排至站内排水管，存留下的废油由有资质的单位进行回收。5.6.7 暖通1.设计依据（1）民用建筑供暖通风与空气调节设计规范GB 50736-2012；（2）35kV-110kV变电站设计规范GB50059-2011；（3）火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程DL/T 5134、035-2004;2.采暖方案及设备选型湖南省属于非采暖区，不设采暖系统。3.采用材料表5.12-3 暖通布置表序号房间名称（面积）空调名称数量（台）110kV配电室除湿机22110kV GIS室轴流风机15.7 项目区域环境概况5.7.1 环境概况XX变位于位于XX市XX楼区，周边地貌类型主要为平地。5.7.2 环境敏感区分布情况和协议办理情况变电站围墙外1000m范围内不涉及生态敏感区；变电站周边居民类环境敏感区主要为居民住宅。本项目为变电站改造工程，不涉及新增占用土地情况，不涉及站址协议情况。5.8 站址情况本项目为变电站改造工程，不涉及变电站选址情况。5.9 环境保护设（措）施及相关要135、求5.9.1 噪声污染防治措施拟改造的XX变电站施工期主变基础开挖处理、砼运输、砼浇筑等施工过程中将使用高噪声施工机械设备和车辆，施工机械设备和车辆工作时在一定程度上对周围的声环境质量产生影响。本工程声环境标准限值见表8-1。污染物名称标准名称标准编号及级别标准值适用范围噪声声环境质量标准GB3096-20082类昼间60dB(A)夜间50dB(A)敏感点位于园区内混合区域工业企业厂界环境噪声排放标准GB12348-20082类区昼间60dB(A)夜间50dB(A)110kVXX变四周厂界表8-1 声环境标准一览表5.9.2 工程施工期噪声防治措施（1） 加强施工期的环境管理和环境监控工作，并136、接受环保部门的监督管理。（2） 施工单位应优先选用低噪声施工工艺和施工机械，如以液压机械代替燃油机械，振捣器采用高频振捣器等，控制设备噪声源强。（3） 制定施工计划，合理安排施工时间，尽可能避免大量高噪声设备同时施工，高噪声施工时间仅安排在昼间。（4） 依法限制夜间施工，如因工程或施工工艺需要连续操作，需在夜间施工而产生环境噪声污染时，应按中华人民共和国环境噪声污染防治法的规定，取得县级以上人民政府或其有关主管部门的证明，并公告附近居民；同时禁止高噪声设备作业。（5） 闲置不用的设备应立即关闭，运输车辆进入现场应减速，并减少鸣笛；在夜晚进出工地的车辆，安排专人负责指挥，严禁车辆鸣号。5.9.3137、 工程运行期噪声防治措施XX110kV变电站为半户内AIS变电站，噪声主要为变电站内的电器设备（如变压器）运行产生噪声，根据国内外类似电气设备的制造水平和运行情况，在设计时，对设备的选型进行优化，选择符合国家规定噪声标准的电气设备；站区已建的围墙可以衰减、降低噪声。对电晕放电的噪声，通过选择高压电器设备、导线和金属及按晴天不出现电晕校验选择导线等措施。变电站主变压器设备招标时，要求将主变压器外1m处声级控制在60dB（A）以内。5.9.4 事故油收集处理系统新建#1主变压器采用的是油浸式一体式变压器，主变下方设置事故集油坑，在主变压器发生事故时，变压器油排至油坑，并通过DN200的排油管道将油138、坑中废油及时排至事故油池。事故油池中经油水分离的废水经过DN200排水管排至站内排水井，存留下的废油由有资质的单位进行回收。5.9.5 生活污水处理设施本工程为变电站改造工程，废污水主要有施工期的施工生产废水及施工人员的生活污水和运行期变电站值守人员和运维检修人员产生的生活污水。变电站施工废水包括基础开挖废水、机械设备冲洗废水和混凝土搅拌系统冲洗废水等；施工期生活污水主要为变电站施工人员生活污水。变电站内污水排入城市污水管网。（1） 变电站紧邻道路，交通便利，施工人员可就近租用民房，生活污水排入临时污水池，沉淀后由清洁保洁人员进行定期清理。（2） 施工废水用于场地内洒水降尘，做到文明施工。（3139、） 运行期间变电站值守人员和运维检修人员产生的生活污水排入城市污水管网。5.9.6 生态敏感区的水环境保护措施本项目为变电站改造工程，对站外生态环境无影响，变电站周边无环境敏感区。5.9.7 临时施工场地生态恢复措施生态影响的避免与消减措施就是采取适当的措施，尽可能在最大程度上避免或减少不利的生态影响。根据本工程特点，建议以下植物生态影响的避免与消减措施：（1） 优化工程的取弃土场、施工营地等选址。拟建工程应尽量将取、弃土场、弃渣场及施工营地等设置在变电站站内，不新增站外征地，减少对站外原生植被的影响。（2） 施工活动要保证在变电站围墙范围内进行，施工便道利用现有道路，定期整修路面，定时洒水，140、必要时采取密闭式运输。（3） 提高工程施工效率，缩短施工时间，减少裸地暴露时间。5.10 水土流失状况及水土保持措施（1） 水土流失状况根据湖南省水利厅关于湖南省水土流失重点预防区和重点治理区划定公告，站址所处区域不属水土流失重点区。（2） 水土保持措施a、施工期施工期在站内设置临时排水沟。变电站本期改造一台主变，变压器设备基础在原有1#主变场地内建设，本期仅考虑主变设备基础开挖土方量。土建施工及地基处理中，开挖的临时堆土、混凝土搅拌场的砂土、石和水泥不得露天存放，应用防雨布进行覆盖，并在周围设置临时拦挡措施。施工结束后，应及时拆除临时施工设施和生活设施，并对变电站施工场地进行彻底清理。b、运141、行期变电站站内已建混凝土道路，场地已布置地坪，这些措施均能有效的发挥水土保持的作用。5.11 节能减排综述5.11.1 变电站拟采用的节能减排措施（1）设备选型a、选择低损耗主变压器。b、选择低损耗站用变压器。5.11.2 综合分析预期效果通过以上选择节能型材料、节能型设备，可以有效降低电力损耗、节约电能。5.12 结论及建议5.12.1 工程选址选线环保论证结论本工程改造仅在XX变电站站内进行改造，不新增征地，对站外生态环境无影响。5.12.2 对环境敏感区环境影响评价要求本项目为变电站改造工程，对站外生态环境无影响，变电站周边不涉及环境敏感区。5.12.3 环保设（措）施初步设计阶段设计要142、求（1）建议工程在初步设计中充分考虑施工噪声对工程周边居民的噪声影响，施工场所宜选在远离居民点的位置。（2）建议工程在初步设计中重视对施工人员的环保培训，成立环保专责，对工程施工期间的环境保护设置专人专责。5.13 停电过渡方案根据方案一设计，本期XX变改造工程需要长时间停电过渡的共涉及10kV母出线8回，10kVA母4回, 共计12回。根据XX市XX楼区的配网线路，其中10kV母上有7回出线、10kVA母上有2回出线与其他变电站有联络线，可将负荷转供出去；剩余3回无联络线的出线分别是北园I线，北园II线，北医线。本期停电过渡方案考虑租赁2台临时环网柜，其中1台环网柜布置于变电站站外，将站内1143、0kV北炼线（308）退出接至环网柜进线，通过北炼线的联络线洛炼线作为环网柜的电源点，再将北园、线通过电缆移接至该环网柜，转供负荷。另外1台环网柜布置于站内，将10kV北雷I线（304）退出接至环网柜进线，通过北雷I线的联络线洛雷I线作为环网柜的电源点，再将北医线移接至该环网柜，转供负荷，详细方案见附件04 XX变电站改造工程停电过渡方案。5.14 大件设备运输（1）交通运输条件变电站主变压器可通过汽车由国家高速公路G56杭瑞高速运抵XX市，再经由长康路、XX大道运至本站站址；所经道路无限高、限重，满足本期运输要求。（2）设备运输参数本站本期大件运输的最大设备为主变压器，其运输尺寸参考常用变压144、器厂变压器，其运输尺寸暂按700050006000mm，运输重量约为80吨。（3）主变公路运输路线变压器厂主变经国家高速公路G56高速公路XX市长康路XX大道本站站址。5.15 拆除设备处理建议本期拆除的原#1主变以及110kV配电装置建议运回XX供电公司仓库，作为备品备件；10kV开关柜建议运回XX供电公司仓库进行报废处理，其余安装材料进行就地报废处理。6 对侧间隔工程湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程共涉及2个对侧变电站配套间隔，均为奇岭220kV变电站。XX变2回110kV线路均来自奇岭220kV变电站。故本期只需要校核奇岭220kV变电站的对应2个110kV间隔。6.145、1 奇岭220kV变电站6.1.1 电气一次奇岭220kV变电站于2000年投产，主变容量为2180MVA。本次改造工程建成投产后，XX变110kV电气主接线由线路变压器组接线改成了扩大内桥接线，正常运行方式下奇岭XX单回110kV进线最大输送容量按63MVA考虑。故障运行方式下最大输送容量按113MVA考虑，主变负载率考虑75%，最大输送功率约84.75MW。表3.2-5 奇岭变504、506间隔设备表间隔名称设备名称回路最大工作电流（A）设备情况出厂日期是否满足要求型号额定电流（A）奇北回5045041、5042、5043、5045隔离开关445GW6-126W/6306302005-03146、是504断路器445LW25-12612502005-04是504电流互感器445LCWB6-1102300/52005-08是奇北回445LGJ-300/40663/是 奇北回5065061、5062、5063、5065隔离开关445GW5-126DW/125012502015-02是506断路器445LW25-12612502000-05是506电流互感器445LCWB6-1102300/52000-03是奇北回394LGJ-300/40663/是经核算，对侧奇岭变电站配套间隔设备满足本期工程要求，本期无改造内容。6.1.2 电气二次6.1.2.1 系统继电保护及安全自动装置（1） 一次系147、统概况奇岭220kV变电站为已建常规变电站。（2）现状和存在的问题奇岭220kV变电站为常规变电站，110kV为双母线带旁母接线。站内配置了1套南瑞继保RCS915型110kV母线保护装置; ；配置了1套武汉中元华电ZH-5型110kV故障录波装置；奇北I线、奇北II线均配置了1套南瑞继保的PCS941微机线路保护装置。（3）系统继电保护配置原则及方案根据继电保护和安全自动装置技术规程 (GB/T 14285-2006)及系统继电保护及安全自动装置应遵循变电站相关规范、导则的要求。1）110kV线路保护110kV线路的电源侧变电站应配置一套具有完整的后备保护和重合闸功能的线路保护；发电厂联络线148、重要用户供电线路、环网运行线路、长度低于10公里的线路、电缆线路及电缆与架空混合线路应配置一套纵联电流差动保护；负荷变侧可不配置。在奇岭侧配置两套光纤电流差动保护，采用复用2M通道。本期工程两侧线路保护需同厂家同型号。6.1.2.2 二次设备组柜及布置奇岭变新上2套光纤电流差动保护装置，组2面屏，更换原38P、39P。7 新技术、新材料、新设备的应用7.1 变电部分7.1.1 本工程新技术应用一览表序号编 号新技术名称分 值备 注一电气一次部分1SXYM-FBC4-01无机膨胀材料阻火模块防火技术0.3发布应用类7.1.2 新技术应用描述无机膨胀材料阻火模块防火技术（SXYM-FBC4-01149、）采用无机膨胀阻火模块对变电站电缆沟、屏柜底部等处进行封堵，该模块可重复使用，安装便捷、耐火性能强，稳定性好该技术节约工期、耐火、耐水、耐油性能优，寿命长，可有效保证电网安全稳定运行。较普通阻火包在长期运行工况下投资节省约20%。7.2 线路部分 本期无改造内容。8 通用设计、通用设备的应用8.1 通用设计的应用本工程在前期工程的预留基础上进行改造，不涉及最新版通用设计的应用，但110kV GIS室的布置和设计参照国网2019年通用设计目录中110-A2-4方案。8.2 通用设备的应用设备选型主要根据国家电网公司标准化成果（35750kV输变电工程通用设计、通用设备）应用目录（2019年版），150、本工程应用通用设备情况详见表8-1：表8-1 通用设备应用情况表序号设备通用设备编号数量单位应用比例1主变压器1T-S-A/631台100%2气体绝缘金属封闭开关设备1GIS-3150/407个100%310kV开关柜AKG-A-4000/403面100%410kV开关柜AKG-A-1250/31.518面100%5电容器成套装置AC-K-61套100%6接地变及消弧线圈成套装置AS/GT-D-1200/10001套100%710kV 避雷器AMOA-17/456台100%9 投资估算9.1 工程概况本工程建设项目：湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程1) 变电工程：湖南XXX151、X楼区XX110kV变电站1号主变改造工程本工程各项目的详细概况见各具体项目的编制说明。9.2 编制原则及依据9.2.1 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。9.2.2 定额1. 定额项目划分及标准执行国家能源局发布的电网工程建设预算编制与计算规定(2013年版)。2. 定额执行电力工程造价与定额管理总站定额201645号文颁发的2013年版电力建设工程定额估价表建筑工程、电气设备安装工程、输电线路工程、调试工程、通信工程。9.2.3 项目划分及费用标准1. 定额人工费、材机调整系数及建筑工程机械价差执行电力建设定额总站关于发布2013版电力建设工程概预算定额2152、018年度价格水平调整的通知（定额20197号）；建筑工程消耗性材料价格依据工程所在地定额站最新颁布的信息价格进行调差，采用XX市2019年第一期材料信息价。2. 装置性材料预算价格执行电力建设工程装置性材料预算价格（2013年版）（中电联定额2013469号）、电力建设工程装置性材料综合预算价格（2013年版）（中电联定额2013470号）。3. 工程勘测设计费执行国家电网公司输变电工程勘察设计费概算计列标准（2014年版）（国家电网电定201419号）。4. 主要设备、材料价格按国家电网公司2019年第一季度电网设备材料信息价以及近期同类工程招标价计列。5. 社会保障费率按照湖南省社会保障153、机构颁布的文件计列；住房公积金费率按照地区政府部门公布的费率计列。其中社保费率31.8%，住房公积金12%。6. 项目前期费执行湘电建定20162号文关于印发湖南省电网建设项目前期工作等费用预算编制细则的通知。7. 特殊费用按标准配置执行国网基建部关于印发工程现场人员管理系统费用计列暂行规定（基建技经201755号）。8. 变电基本预备费按4.0%计取，资本金比例按20%考虑，建设期贷款年名义利率为4.9%，不考虑价差预备费。9. 本工程使用博微电力工程造价软件2016版编制。9.3 投资估算结果湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程投资估算见表9-1所示。表9-1 湖南XXXX154、楼区XX110kV变电站1号主变改造工程投资估算表单位：MVA、km、万元序号项目名称规模静态投资动态投资1110kV变电工程135813851.1湖南XXXX110kV变电站1号主变改造工程163MVA131513411.2配套奇岭220kV变电站110kV间隔保护改造工程4344合计135813859.4 造价分析与经济活动分析9.4.1 造价分析9.4.2 与通用造价的对比本工程为改造工程，主变改造规模163MVA。取通用造价110kV变电站分册A3-3方案进行对比，本期改造主变压器台数与通用造价一致，布置方式基本一致。应用相应的子模块进行调整，模块调整后的通用造价静态投资为1310万元155、，本工程静态投资1315万元，较通用造价高5万元。主要原因为：（1）建筑工程费较通用造价高81万元，主要是本工程需考虑单独新建一栋单层110kVGIS配电装置室，建筑面积为122m2,费用较通用造价增加48万元；需新建主变压器基础及油池、设备基础及支架等工程量，费用较通用造价增加33万元。（2）设备购置费较通用造价低145万元。主要是设备价格参照2019第一季度电网工程设备材料信息价及省公司设备近期招标采购价格计列。（3）安装工程费较通用造价高46万元。主要本工程含部分原有配电装置改造、电力电缆、控制电缆、全站调试等，增加过渡方案费用，费用较通用造价高。（4）其他费用较通用造价高23万元，主要156、是本工程是改造工程，较通用造价增加拆除工程量以及现场人员管理费用以及取费基数变化引起其他费用增加。综上所述，本工程造价基本合理。9.4.3 经济性与财务合规性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157、）；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）。9.4.4 从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析通过对该项目的经济评价分析，本项目静态总投资1358万元，动态总投资1385万元。当项目投资内部收益率为8%时，输电价格(含税)为48.01元/ MWh，输电价格(不含税)为41.39元/MWh；资本金内部收益率为13.99%，投资各方内158、部收益率为9.78%，项目投资回收期为10.78年；其中资本金净利润率为19.32%，总投资收益率为6.87%，利息备付率为4.26%，偿债备付率为1.17%。可见，该项目盈利能力及清偿能力较强，在财务评价上可行，且敏感性分析成果表明，该项目抗风险能力较强，因此本项目在经济上是合理的。工程经济效益指标一览表工程名称：湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程序号项目名称单位指标1输变电工程静态投资万元13582价差预备费万元3建设期贷款利息万元274输变电工程动态投资万元13855其中：建设期可抵扣的增值税万元1256内部收益率(总投资)%87财务净现值万元86.668投资回收期年1159、0.789内部收益率(资本金)%13.9910内部收益率(投资各方)%9.7811项目资本金净利润率%19.3212总投资收益率%6.8713利息备付率4.2614偿债备付率1.1715输电价格（含税）元/MWh48.0116输电价格（不含税）元/MWh41.39项目可研经济性评价 （单体项目效益可测算的可研经济性评价指标计算表）一、项目名称：湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程1、项目投资估算总额（万元）：13582、预计项目融资总额（万元）：10863、项目建设期和运营期数据预测项目期间预测年数预测增供电量（千千瓦时）预测电价水平（元/千千瓦时）预测运营期增加营业收入（现金160、流流入）（万元）预测建设期投入成本和运营期增加运维成本（现金流流出）（万元）预计现金流净增加（万元）建设期第1年-1358-1358-3977运营期第1年1750041.38572-2944第2年1925041.38580-2752第3年2117541.38588-2661第4年2329341.38596-2769第5年3500041.385145-42103第6年3500041.385145-36109第7年3500041.385145-43102第8年3500041.385145-43102第9年3500041.385145-45100第10年3500041.385145-6778第11年161、3500041.385145-43102第12年3500041.385145-43102第13年3500041.385145-43102第14年3500041.385145-45100第15年3500041.385145-6778第16年3500041.385145-43102第17年3500041.385145-43102第18年3500041.385145-43102第19年3500041.385145-45100第20年3500041.385145-7075第21年3500041.385145-7768第22年3500041.385145-8362第23年3500041.385145-9162、055第24年3500041.385145-9649第25年3500041.385186-9690累计净现金流量3419-13072112注1：预计现金流净增加“+”表示现金流净流入，“-”表示现金流净流出。注2：预测电价水平（元/千千瓦时）应小于平均售、购电单价差额。二、经济效益指标计算过程及结果指标名称计算公式计算结果建议评价标准指标说明财务净现值 86.66财务净现值0CI为项目实际的或根据实际情况预测的年现金流入量（预测年度电网售电增量收入）；CO为项目实际的或根据实际情况预测的年现金流出量（预测年度投资支出或运维支出）；i0为电力行业基准收益率（一般可选取五年期国债利率）；为计算期年163、数。项目内部收益率（IRR) 8%IRR=4.1%项目静态回收期累计净现金流量出现正值的上一年份数+（出现正值上一年累计净现金流量的绝对值/出现正值年份的净现金流量）10.78项目静态回收期应小于该类资产的折旧年限总投资收益率年均息税前利润/总投资=（累计净现金流量/年数-该资产年折旧额-按资产为权数分摊的其他运维成本）/总投资6.87%不低于资产收益率考核指标因项目资产未形成独立的报表，因此以资产为权数，测算分摊生产成本。注：股权投资项目不适用本表。9.5 财务合规性项目静态总投资1358元，其中项目资本金为272万元，占项目总投资的比例为20%，由企业自筹解决；资本金以外的资金1086万元164、，由银行贷款解决，还贷期15年(含1年宽限期)，建设期贷款名义利率4.9%（按季计息）。项目可研经济性评价 （投资估算总额分项、分年度支出表）1、项目名称：湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程2、项目投资情况金额（万元)预计分年度投资比例和支出比例（%）第1年第2年第3年第4年第5年投资估算总额合计 1,358 投资比例100%资金支出比例100%其中：建筑工程费 96 投资比例100%资金支出比例安装工程费 221 投资比例100%资金支出比例设备购置费865投资比例100%资金支出比例工程其他费用 176 投资比例100%资金支出比例3、项目是否有可研报告和项目建议书：可行165、性研究报告项目建议书其他（请说明）4、项目是否适用单体项目效益可测算：适用不适用其他（请说明）注1：基建和技改类项目应分建筑工程费、安装工程费、设备购置费、工程其他费用填列投资估算额，其他项目若无法分项填列仅填报投资估算总额和设备购置费。注2：股权投资项目不适用本表。10 主要结论及建议10.1 工程建设的必要性改造XX110kV变电站有利于满足日益增长的负荷需要，解决主变重过载问题，同时对优化周边配网结构，提高供电能力和满足新增负荷增长需要。10.2 工程建设内容和投产时间主变压器：前期（131.5+150）MVA，本期更换#1主变，容量为63MVA；110kV出线：前期已有2回出线，本期不扩建出线，110kV电气主接线由线路变压器组接线改为扩大内桥接线，新建110kV GIS室；10kV出线：前期已有20回出线，本期扩建10kV出线2回；无功补偿：前期已有（13600+15400）kvar电容器，本期10kV段母线扩建1组6000kvar；接地变：更换原#1接地变及消弧线圈成套装置，接地变容量为1200kVA，消弧线圈容量为1000kVA，二次绕组容量为200kVA；建议湖南XXXX楼区XX110kV变电站1号主变改造工程于2021年底建成投产。