1、35千伏电网变压器及出线建设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11.4 主要设计原则21.5 设计范围22、 系统部分22.1 系统一次22.22、 系统二次193、 变电站工程设想263.1 电气一次263.2 电气二次353.3 土建部分454、 节能、环保、抗灾措施分析514.1 节能设计514.2 系统节能分析524.3 变电节能分析525、 停电过渡方案536、 投资估算536.1 投资估算537、 可研经济性和财务合规性558、 结论558.1 建设必要性558.2 工程规模558.3 总投资估算558.4 工程建设时序551、 工程概述1.1 设计依据（1）国家电网公司下发的QGDW270-2009220千伏及110(66)千伏输变电可研内容深度规定及编制说明；（2）国家电网基建 2016 1117号国家电网公司关于印发标准3、化建设成果（35-750kV输变电工程通用设计、通用设备）应用目录（XX版）的通知；（3）国家电网基建（2014）1131号国家电网公司关于明确输变电工程“两型三新一化”建设技术要求的通知；（4）国网湖南省电力公司XX年35千伏电网建设项目前期工作计划；（5）2018年XX地区电力市场分析预测秋季报告-审定版；（6）XX2020年35千伏电网规划项目优选排序报告（7）前期现场收集的资料。1.2 工程概况XX35kV变电站涉及35kV、10kV两个电压等级，建设规模如下表：建设规模一览表序号项目现状本期扩建规模终期规模1主变压器16.3MVA110MVA210MVA235kV出线2回0回2回314、0kV出线4回3回7回4无功补偿（11.0）Mvar（12.0）Mvar22.0Mvar1.3 设计水平年设计水平年为工程投产水平年；远景水平年为投产后的510年，并且与国民经济规划年份一致。本工程的设计水平年选择该工程投产后的2020年，远景水平年选择2025年。1.4 主要设计原则1.参照国家电网公司Q/GDW 270-2009220千伏及110（66）千伏输变电工程可行性研究内容深度规定中的要求，执行各专业有关的设计规程和规定。2.网络方案应做到技术合理、经济可行、近远期结合、运行安全可靠。3.工程投资应做到尽量准确，经济评价应尽可能全面、合理。1.5 设计范围1.按照审定的XX20205、年35千伏电网规划项目优选排序报告，结合XX县电网运行状况和负荷发展状况，论证XXXX35kV变电站2号主变扩建工程的必要性。2.根据本工程的必要性，提出项目建设实施的可行性以及工程建设时序。3.提出变电站扩建工程设想。4.提出该项目的工程投资估算。 2、 系统部分2.1 系统一次2.1.1 电网现状2.1.1.1 XX市电力系统概况XX电网是湖南电网的重要组成部分，处于湖南电网的西部。XX电网在2011年“两网合并”后，电网规模几乎扩大一倍，至2015年底，XX电网通过4回500千伏线路接收贵州黔东、三板溪等电站发出的电力，并且通过3回500千伏线路与湘中、湘南500千伏电网联系。XX2206、千伏电网以牌楼500千伏变电站为中心，以挂治、洪江、铜湾、凤滩、大伏潭等220千伏电站为电源支撑，通过多回220千伏线路与周边电网联系，形成了牌楼公坪富州万溶江枇杷冲田家牌楼、牌楼阳塘平溪黔城牌楼、牌楼湾潭山塘驿田家牌楼、牌楼湾潭顶光坡牌楼的四个不完全双环网，湾潭顶光坡晃州湾潭单环网，环网中的多个变电站通过多回220千伏线路与长阳铺、民丰500千伏变电站相连，保证了XX主电网的供电可靠性。110千伏电网结构主要为环网和链式，在部分供电末端区域辅以辐射型供电结构，供电可靠性相对较高。截至2018年底，XX电网拥有220千伏公用变电站11座、开关站1座、主变18台，容量261万千伏安；220千伏公7、用线路48条，长度1846公里。110千伏公用变电站55座，主变90台，容量306.15万千伏安；110千伏公用线路147条，长度2852.138公里。拥有35千伏公变90座，主变131台，容量67.14万千伏安；35千伏公用线路212条，长度2578.23公里。XX属水电丰富地区，至2018年底，XX电网电源装机容量为507.13万千瓦。按机组类型，水电装机容量为486.17万千瓦，装机占比95.86%，火电3.7万千瓦，装机占比0.73%，风电装机容量9.94万千瓦，装机占比1.96%，太阳能0.323万千瓦，占比0.06%；生物质能发电7万千瓦，占比1.38%。总装机中，新能源17.268、万千瓦，占比3.4%。2018年，XX地区全口径供电量为96.16亿kWh，全口径最大负荷为150.8万千瓦。XX市2018年110kV及以上地理接线示意图见附图-XT0101-01。2.1.1.2 XX县电力系统概况（1）设备及负荷概况XX侗族自治县位于湖南省西部，XX市中部，沅水支流舞水中游。截至2018年底，XX县供电面积共855km2，供电总人口34.68万人，全社会用电量4.78亿kWh，全社会最大负荷84.7MW。220kV变电站：截至2018年，XX境内拥有220kV变电站1座，为220kV公坪变电站，变电容量240MVA；220kV开关站一座，为220kV顶光坡开关站。110k9、V变电站：截至2018年，XX电网共有110kV公用变电站3座，主变6台，总变电容量为182.5MVA。35kV变电站：XX县35kV电网变电站6座，其中半户外型6座，主变7台，变电容量30.7MVA（罗旧变10MVA、XX变6.3MVA、洞下场变4MVA、碧涌变6.3MVA、庙山变1.6MVA、许家坳变2.5MVA）；10kV出线间隔数共有23个，剩余间隔共有3个。详见下表：表2.1.1-1 XX县35kV及以上变电站一览表（MVA）电压等级名称变比容量构成所在分区公用/专用220kV公坪变电站220/110/102120D公用顶光坡变电站00C公用110kVXX中心变电站110/35/1010、225C公用社塘坪变电站110/35/10250C公用新店坪变电站110/35/1020+12.5D公用35kV罗旧变电站35/1010D公用XX变电站35/106.3D公用洞下场变电站35/1022D公用碧涌变电站35/106.3D公用庙山变电站35/101.6D公用许家坳变电站35/102.5D公用110kV线路：截至2018年底，XX电力公司电网共110kV线路10条，线路总长度为152.276千米，均为架空线路。其中C区线路长度13.521千米，D区线路长度138.755公里。其中芷社线长度为5.358千米，导线型号为LGJ-120/20；蟒社线长度为8.163千米，导线型号为LGJ-11、240/40；公社线长度为25.602千米，导线型号为LGJ-240/40；湾芷线长度为31.84千米，导线型号为LGJ-120/20；长芷线长度为18.347千米，导线型号为LGJ-120/20；春社线长度为36.625千米，导线型号为LGJ-150/25；春新线长度为3.58千米，导线型号为LGJ-185/30；岩牵回线长度为0.704千米，导线型号为LGJ-120/20；岩牵回线长度为0.857千米，导线型号为LGJ-120/20；西公线长度为21.2千米，导线型号为LGJ-240/40。35kV线路：截至2018年底，XX县公用35kV线路有10条，总长度127.214千米，架空线路长12、127.214千米，结构为单链式的7条，结构为单幅射的3条， N-1通过率为60%。其中社芷线长度为5.537千米，导线型号为LGJ-120/20；湾许线长度为14.807千米，导线型号为LGJ-70/10；洞碧线长度为12.967千米，导线型号为LGJ-120/20；社楠线长度为17.433千米，导线型号为LGJ-120/20；春新线长度为3.58千米，导线型号为LGJ-185/30；春洞线长度为19.625千米，导线型号为LGJ-70/10；洞楠线长度为10.203千米，导线型号为LGJ-70/10；芷罗线长度为17.252千米，导线型号为LGJ-70/10；新庙线长度为8.233千米，导13、线型号为LGJ-95/10；许社线长度为17.577千米，导线型号为LGJ-95/20，线路停运中。2018年底XX县及周边35kV及以上电网地理接线图见附图-XT0101-02。（2）电源情况XX县水电资源丰富，截至2018年底，XX县全口径电源装机约183.98MW。其中，风电装机容量46MW，水电装机容量137.98MW，接入110kV电网的有蟒塘溪电站(61.25MW)、春阳滩电站(35.2MW)、长泥坪电站(13.5MW)，2018年发电量分别为3.2933亿kWh、1.7747亿kWh、0.922亿kWh，接入35kV电网的有和平电站(20MW)，发电量为0.5837亿kWh，接入14、10kV层面的电源装机容量合计8.03MW。直接接入XX电网的蟒塘溪电站(61.25MW)位于XX境内，通过2回110kV线路分别接入公坪220kV变及XX市城区新街110kV变，蟒塘溪电站公坪的110kV线路就近剖进社塘坪110kV变电站。XX县境内的水电站大多是径流式电站，出力受天气、季节影响很大，调节能力较差。表2.1.1-2 2018年XX县110kV及以下电源情况电厂名称电厂类型并网电压等级(kV)装机容量(MW)年发电量(亿kWh)发电利用小时数(小时)统调（是/否）西晃山风电110460.71622563是莽塘溪水电11061.253.29334876是春阳滩水电11035.2115、.77474608是长泥坪水电11013.50.9225892是和平水电110200.58372124是两江口水电1100.420.0063 2217是田家溪水电1100.160.0037 2832是仲黄坪水电1100.320.0052 2571是兑宽岩水电1100.360.0099 2453是垅塘水电1100.80.0189 2531是沙溪口水电1100.110.0074 2134是白岩堰水电1100.450.0192 2467是黄潭桥水电1100.20.0086 2135是苦竹塘水电1100.0750.0034 2147是洞下水电1100.180.0030 3421是高堰水电1100.1816、0.0026 3241是金厂坪水电1100.640.0224 2113是杉板洞水电1100.2350.0067 2641是瓜芦塘水电1100.250.0077 2315是洪溪家园水电1100.10.0037 2137是盘龙寨水电1100.2450.0061 2634是桃花坪水电1100.1250.0050 2451是梨溪口水电1102.280.0458 2531是永联水电1100.110.0031 3119是黄沙水电1100.50.0177 2413是红卫水电1100.290.0051 2146是合计-183.98183.987.501-2.1.2 电力系统规划2.1.2.1 负荷发展预测根据17、XX县“十三五”配电网滚动规划报告、XX县县城配电网布局规划负荷预测内容及最新负荷情况，XX县用电负荷预测结果见下表。表2.1.2-1 XX县分年度用电负荷预测结果年度201620172018XX20202021202220252035“十三五”年均增长率（%）“十四五”年均增长率（%）2025-2035年均增长率（%）电量（亿kWh）4.194.194.784.954.975.426.058.5115.64-0.719.446.27负荷（MW）77.7478.284.792.98104.57113.06127.22160.67347.454.598.978.02Tmax（h）5390535818、5643532447534794475652974500由预测结果可知，XX县2020年预计最大负荷将达到104.57MW， 2025年预计达到160.67MW,2035年预计达到347.45MW。2.1.2.2 XX县电网发展规划根据XX市“十三五”配电网规划项目和目标网架规划报告、XX县“十三五”配电网滚动规划报告、XX地区 20172018 年 35kV 电网项目优选排序 及最新电网规划调整， 相关地区电网规划如下：电源方面：“十三五”期间区域内无新增电源计划。220kV 层面： XX年扩建顶光坡220kV变电站1号主变。110kV 层面：XX年XX中心110kV变电站异地新建工程；2019、20年XX顶光坡220kV变配套110kV线路新建工程；2020年XX罗旧110kV输变电工程。35kV层面：2020年XX35kV变电站2号主变扩建工程；2020年洞下场35kV变电站2号主变增容改造工程。2.1.3 XX35kV变概况2.1.3.1 供区概况35kVXX变电站，投运时间2013年，现有主变1台，容量6.3MVA，35kV出线2回。35kVXX变与110kV社塘坪变、35kV洞下场变各有一条35kV联络线，35kV社楠线长17.4km，35kV洞楠线长10.2km，均为架空线路。35kVXX变10kV出线4回，与35kV洞下场变电站有1条10kV联络线，可转供负荷400kW。20、35kVXX变供电范围包括XX镇、晓坪乡、罗卜田乡、禾梨坳乡、冷水溪乡共5个乡镇，供电人口56088人、供电户数17715户。2013年建站就已经实现在线监控其运行状况良好，并2017年转为无人值守变电站。XX变周边电网地理接线如下图：图2.1.3-1 35kVXX变周边电网地理接线图图2-2 35kVXX变周边变电站供电分区图根据内审的XX县配电网网格化规划，该变电站至远景年无升压计划，周边规划将35kV洞下场变升压至110千伏，主要目的是优化XX县南部片区35kV网络结构。XX变电站供区为农村D类供电区，负荷密度较低，根据负荷预测结果及湖南电网规划主要技术原则，远景年无需建设110千伏变电21、站。2.1.3.2 变电站负荷现状及预测2018年35kVXX变#1主变最大负荷为5.56MW，最大负载率88.3%，发生在2018年2月13日；XX年最大负荷为6.34MW，最大负载率达100.6%，发生在XX年2月1日。35kVXX变历史最大负载率详见下表。表2.1.3-1 35kVXX变历史负荷数据表序号项目16年17年18年19年16-19年增长率1最大负荷（MW）4.875.345.566.3419%2电量（万kWh）123713461439-3负载率（%）77.3%84.8%88.3%100.6%-表2.1.3-3 XX供区周边变电站历史负荷表序号变电站名称电压等级主变容量（兆伏安22、）17年负荷（MW）17年负载率18年负荷（MW）18年负载率19年负荷（MW）19年负载率1XX35kV6.34.8784.8%5.3488.3%6.34100.6%2洞下场变35kV2+22.4160%2.5464%3.5890%3碧涌35kV6.32.5240%3.0448.3%2.4839.4%XX供区负荷快速增长主要有以下原因：（1）居民用电自然增长，随着新农村建设发展，家用电器普及，负荷逐年增长，相比去年期负荷增加接近20%。（2）XX年年春节冰冻时间较长，且空调、电烘箱数量增多导致负荷增长。结合该区域社会经济发展形势，预计负荷年均增长率以10%考虑，至2025年，该区域负荷将增长23、至11.24MW，至2030年，负荷增长至14.80MW。参考规划资料，综合人均用电量法与自然增长法，负荷预测结果详见下表：表2.1.3-2 XX供区负荷预测表序号XX年2020年2021年2022年2023年2025年2030年供区负荷6.346.977.608.429.2811.2414.802.1.3.3 供区电网现状220kV层面：目前供区内无220kV变电站及电网线路。110kV层面：目前供区内无110kV变电站及电网线路。35kV层面：目前供区仅有XX35kV变，供区周边有洞下场、碧涌35kV变。2.1.4 工程建设必要性及建设时序2.1.4.1 建设必要性（1）解决主变重过载问题24、35kVXX变XX年最大负荷为6.34MVA，最大负载率达100.6%，主变已经过载。该变电站与周边变电站10kV联络线仅一条，转供负荷有限。XX变供区内近5.6万人的生活、生产用电无法保障。图2.1.4-1 XX年2月1日负荷最大值截图（6.34MW）（2）满足新增负荷需求35千伏XX变供电为XX县南部区域，供电面积较广，随着人民生活水平日益提高，农村负荷增长较快，预计年增长达10%，XX年变电站已过载，对该变电站主变扩建，方可满足电力负荷的增长需求。根据新增用户报装记录，2018年XX变电站新增变台5台，容量共计120KVA，低压用户新增111户，新增容量1994KVA，农改施工新增变台125、5台，共计容量1350KVA。XX年无高压用户报装，低压用户目前已新增上报315户，容量2524KVA，农改预计新增变台11台。（3）提高供电可靠性目前，XX35kV变仅有1台6.3MVA主变，供带区域范围较广，附近洞下场变转供该区域负荷有限，当该站仅有的这台故障或检修时，无法满足主变“N-1”运行要求。2.1.4.2 建设时序建议XX35kV变电站扩建工程XX年开始建设，XX年底建成投产。2.1.5 主变容量选择根据规划结果，参考省公司35kV典型设计方案，本期主变按新上1台10MVA。2.1.6 变电站接入系统方案2.1.6.1 接入系统方案XX35kV变现有2回35kV出线，即洞楠线（L26、GJ-70/10.2km）、社楠线（LGJ-70/17.4km）接入XX35kV变，本期35kV接入系统方式保持不变。XX35kV近期远期出线2回;10kV出线目前4回，本期新增3回。图2.1.6-1 XX变周边网络地理接线图2.1.7 电气计算2.1.7.1 短路电流计算1）计算条件（1）大方式短路计算水平年按远景水平年考虑（2030年左右）；（2）短路阻抗为标么值,其基准值为：Sj=100兆伏安,Uj=Ucp。2）计算结果详见短路电流计算附图。本站35kV母线：2.216kA；本站10kV母线：4.936kA。根据计算结果，参考通用设备选型，本站35kV设备额定断开电流选择25kA，10k27、V设备额定断开电流选择31.5kA。2.1.7.2 电容电流计算及消弧线圈容量选择（1） 计算条件根据XX县电网规划及XX35kV变规模，规划XX35kV变终期送出10kV出线共计10回，现10kVI段母线出线4回，本期新增出线6回。该供区为D类供电区，供电半径不应超过15km，10kV新出线现按照最大长度15km，新建架空线路进行计算，已有出线按照实际情况考虑。（2） 计算依据根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合(DL/T6201997)第3.1.2条：3kV10kV不直接连接发电机的系统和35kV、66kV系统，当单相接地故障电容电流不超过下列数值时，应采用不接地方式；当超过下列数值时，28、应采用接地方式；当超过下列数值又需在接地故障条件下运行时，应采用消弧线圈接地方式：a）3kV10kV钢筋混凝土或金属杆塔的架空线路构成的系统和所有35kV、66kV系统，10A。b）3kV10kV非钢筋混凝土或非金属杆塔的架空线路构成的系统，当电压为：1）3kV和6kV时，30A；2）10kV时，20A；c）3kV10kV电缆线路构成的系统，30A。（3） 电容电流计算根据电力工程电气设计手册1：电气一次部分第69节：电网的电容电流，应包括有电气连接的所有架空线路、电缆线路、发电机、变压器以及母线和电器的电容电流，并应考虑5-10年的发展。（1）架空线路的电容电流可按下式估算：式中：电网或发电29、机回路的额定电压(kV)； 架空线长度(km)；2.7系数，适用于无架空地线的线路；3.3系数，适用于有架空地线的线路。同杆双回架空线电容电流为单回路的1.31.6倍。（2）电缆线路的电容电流可按下式估算：IC=(95+1.44S)/(2200+0.23S)*U*LU电网或发电机回路的额定电压(kV)； 电缆线路长度(km)；S电缆截面积（3）对于变电站增加的接地电容电流见下表变电站增加的接地电容电流值额定电压(kV)610153563110附加值(%)181615131210（4） 消弧线圈(接地变)容量计算根据电力工程电气设计手册1：电气一次部分第69节：消弧线圈的补偿容量，一般按下式计算30、：式中：补偿容量(kVA)；系数，过补偿取1.35电网或发电机回路的额定电压(kV)；电网或发电机回路的电容电流(A)。（5） 计算结果根据现有线路及改造后情况，估算如下表：线路名称电压等级(kV)电缆长度(km)架空线路电缆线路电容电流(A)架空线路电容电流(A)附加值(%)单条线路电容电流(A)长度(km)有/无地线洞楠线35010.2进线1.5km0.00 0.96 131.12 社楠线35017.4进线1.5km0.00 1.64 131.91 35kV小计0.00 2.61 3.03 晓坪线100.01542.7无0.03 1.15 161.38 罗卜田线100.01560.5无0.31、03 1.63 161.94 禾梨坳线100.01548.4无0.03 1.31 161.56 XX线100.01569.7无0.03 1.88 162.22 规划1线100.0155无0.03 0.14 160.20 规划2线100.0155无0.03 0.14 160.20 规划3线100.0155无0.03 0.14 160.20 规划4线100.0155无0.03 0.14 160.20 10kV小计0.35 6.79 8.27 根据上表，本站现有35kV线路电容电流计算值为3.03A，小于10A，本期不考虑35kV消弧线圈装置。本站现有10kV线路与规划远期线路计算电容电流之和为8.32、27A，小于10A，本站可不配置10kV消弧线圈补偿装置。2.1.8 线路型式和导线截面验证35kV线路导线截面选择根据XX变负荷性质及历史负荷电量数据来看，该站最大负荷利用小时在30005000小时间。根据电力系统设计手册查得经济电流密度及线路经济输送容量和持续极限输送容量如下表。经济电流密度导体材料年最大负荷利用小时数Tmax（h）3000以下300050005000以上铜裸导线和母线3.02.251.75铝裸导线和母线1.651.150.9J1.15(A/mm2)线路经济输送容量(MVA)导线型号35kV线路经济输送容量(MVA)LGJ-1208.4LGJ-15010.4LGJ-185133、2.9LGJ-24016.7线路持续极限输送容量(MVA)导线型号35kV线路极限输送容量(MVA)LGJ-7016.6LGJ-9520.3LGJ-12023LGJ-15027LGJ-18531.2LGJ-24036.9根据本站接入系统运行方式，35kV电源线路为110kV社塘坪变社楠线（LGJ-70）、35kV洞下场变洞楠线（LGJ-70）接至35kVXX变电站。35kV洞下场变小水电较多，在丰水期洞下场变水电负荷经过洞楠线上网至35kVXX变，全年大多时间洞下场变处于下网性质。XX变本期新上主变110MVA，总容量（6.3+10）MVA，正常最大负荷13.5MVA(负载率按0.83考虑)，34、满载负荷16.3MVA；远期建设完成后为主变210MVA，正常最大负荷16.6MVA(负载率按0.83考虑)，满载负荷20MVA。35kV洞下场变本期新上主变110MVA，总容量（2+10）MVA，正常最大负荷9.96MVA(负载率按0.83考虑)，满载负荷12MVA；远期建设完成后为主变210MVA，正常最大负荷16.6MVA(负载率按0.83考虑)，满载负荷20MVA。35kV庙山-洞下场线路状况差，处于停运状态，现状XX区域网架为典型的一串多带，碧涌、洞下场、XX三个变电站的电源现仅依靠35kV社楠线（LGJ-70）供带。待110kV托口变-35kV碧涌变线路新建投运后，可优化该片区网架35、结构。综上所述：1）现状35kV社楠线（LGJ-70）导线无法满足近期负荷需求，建议近期改造为LGJ-150导线。2）根据近期规划，2021年110kV托口变新建投运后，新建1回35kV线路至碧涌变，优化该区域网架结构，托口变供带碧涌变、洞下场变。综上所述，35kV社楠线（LGJ-70）导线无法满足近期负荷需求，近期期建议改造为LGJ-150导线。2.1.9 主变压器型式选择和无功配置2.1.9.1 主变型式选择及抽头根据规程规定“直接向10kV配电网供电的降压变压器，其主变压器抽头采用有载调压型”，因此建议其主变选用有载调压降压变压器，其主变抽头采用典型的国标系列产品，且与一期设备相匹配，即36、：3522.5%/10.5kV。2.1.9.2 无功补偿参照典设与变电站规划，建议XX35kV变本期新上电容器补偿容量为2Mvar，不需配置低压电抗补偿。2.1.9.3 主变型式及参数本期新上#2主变，参数如下：主变型号：SSZ-10000/35电压比：3522.5%/10.5kV短路阻抗：Uk%=7.5调压方式：有载调压接线组别：YNd112.1.9.4 主变压器接地方式35kV中性点避雷器接地，10kV不接地。2.1.9.5 无功补偿容量建议XX35kV变本期新增电容器补偿容量为2Mvar，不需配置低压电抗补偿。2.1.10 建设规模及电气主接线建议本工程为35kV变电站扩建工程。主变：本37、期新增1台10MVA主变，电压等级两卷变一台35kV/10kV。35kV等级：本期维持现状不变。10kV等级：新增3回10kV出线。10kV电容器远期22Mvar，本期12Mvar，不配置低压电抗补偿。电气主接线：35kV远期及现状采用内桥接线，本期不改动；10kV现状采用单母接线，本期改为单母分段接线。2.2 系统二次2.2.1 系统继电保护2.2.1.1 系统现状XX35kV变现状35kV出线2回，即洞楠线（LGJ-70/10.2km）至35kV洞下场变、社楠线（LGJ-70/17.4km）至110kV社塘坪变。2.2.1.2 建设规模远期主变210MVA台；本期新增110MVA，电压等级38、为35/10kV。35kV出线远期2回，本期2回维持不变。10kV出线远期10回，本期新增3回。10kV电容器远期22Mvar，本期新增12Mvar，不配置低压电抗补偿。电气主接线：35kV远期及现状采用内桥接线，本期不改动；10kV现状采用单母线接线，本期改为单母分段接线。2.2.1.3 相关系统保护现状和存在的问题35kVXX变现状35kV出线2回，即洞楠线至35kV洞下场变、社楠线至110kV社塘坪变。1）110kV社塘坪变电站该站为常规变电站，35kV部分为单母线分段接线，社楠线404线路保护测控装置为国电南京自动化股份有限公司产品，产品型号为PSL641U。站内监控系统国电南京自动化39、股份有限公司PS6000+型产品。五防系统为珠海优特电力科技股份有限公司UT2000IV型产品。2）35kV洞下场变电站该站为常规变电站，35kV部分为单母线接线，洞楠线408线路保护测控装置为许继电气股份有限公司产品，产品型号为WXH-822C/R2。监控系统为许继电气股份有限公司MCS-8500型产品。 五防系统为长园共创电力安全技术股份有限公司FY2000-U型产品。3）35kVXX变电站该站为常规变电站，35kV部分为单母线分段接线，洞楠线402线路保护测控装置为国电南瑞科技股份有限公司产品，产品型号为NSR612RFD60。社楠线404线路保护测控装置为国电南瑞科技股份有限公司产品，40、产品型号为NSR612RFD60。监控系统为国电南瑞科技股份有限公司NS3000型产品。五防系统为珠海优特电力科技股份有限公司JOYO型产品。2.2.1.4 系统继电保护配置方案2.2.1.5 35kV线路保护每回35kV线路配置一套微机线路保护。保护直接采样，直接跳闸。跨间隔信息采用GOOSE 网络传输方式。系统保护配置：本期对35kV接入方式不做改动，各侧保护装置现运行状态良好，本期不做改动。2.2.1.6 35kV分段保护35kV分段采用微机分段保护测过电流保护。 分段保护直接采样、直接跳闸。本站现有分段保护装置1台，本期不做改动。 2.2.1.7 母线保护本站35kV及10kV母线不考41、虑配置母线保护。2.2.1.8 保护及故障信息管理系统子站本站不配置独立的故障录波装置。2.2.1.9 系统安全自动装置（1）站内备自投功能宜由分段保护装置实现，也可由站域保护控制装置实现，本站现配有35kV备用电源自投装置1台，本期不做改动。 （2）低频低压减载功能可由站域保护控制装置实现，也可由馈线保护测控装置实现。 （3）对于35kV线路对侧为电厂或用户变压器的变电站，可配置单套的故障解列装置。2.2.1.10 对通信通道的技术要求光纤通信电路的设计，应结合通信网现状、工程实际业务需求以及各网省公司通信网规划进行。 2.2.1.11 对相关专业技术要求2.2.1.12 对压板设置要求除检42、修压板可采用硬压板外，保护装置采用软压板，满足远方操作要求。2.2.1.13 对直流电源的要求本站采用一组阀控式铅酸蓄电池、一套开关电源。直流系统额定电压采用DC220伏，单母线接线，直流电源采用辐射方式供电。2.2.1.14 对断路器的要求35kV、10kV断路器均配置一组跳闸线圈，一组合闸线圈。断路器跳、合闸闭锁、防跳由断路器本体机构实现。2.2.1.15 继电保护装置对网络及其设备的要求保护装置通信接口应采用IE61850通信协议，具备双以太网接口，能够实现互联互通。2.2.2 系统调度自动化2.2.2.1 现状XX电网调度自动化系统现为2014年上的南瑞OPEN3000系统，该系统具有43、多种通信规约，目前接入该系统的远动系统主要采用SC1801V.6.0版、CDT、101、104等规约与其通信。2.2.2.2 远动系统1、远动信息内容根据DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程、DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程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等要求，本站现XX地调传送所需的远动信息。2、远动信息传送远动信息采取“直采直送”原则，直接从测控单元获取远动信息并向调度端传送。远动系统与变电站其他自动化系统共享信息，不重复采集。3、远动设备的配置方案本站现采用无人值班的管理模式。采用变电站微机监控系统，按分层分布式布置、无44、人值班方式考虑。该系统满足远动信息采集和向调度端传送的要求，满足远动主调备调需求，通信规约与各级调度自动化系统的通信规约相一致，以便实现与调度主站端的通信，并有与变电站其他智能设备及仪表的接口，满足电网调度自动化的功能要求和技术指标。站内划分安全I、II区，两区设备之间设置防火墙。I区数据通信网关机通过以直采直送方式向调度端传送站内实时信息；II区数据通信网关机通过以直采直送方式向调度端传送站内保护、录波等非实时信息，为调度端提供告警直传，远程浏览和借阅服务等。I区数据通信网关机双重化配置，II区数据通信网关机单套配置。远动通信设备实现与相关调度中心等主站端的数据通信，并满足相关规约要求。4、45、远动通道要求至XX地调远动通道：2路调度数据网（2Mbit/s），1路232专线通道（主），1路四线专线通道（备）；5、调度数据通信网络接入设备根据国网湖南省电力公司调201664号国网湖南电力调控中心关于新建35千伏及110千伏变电站调度数据网及安全防护设备双重化配置会议的纪要要求，XX35kV变电站接入层应配置2套地调数据网接入设备，现只有1套。远动系统、非关口计量系统、故障信息管理系统和数据均采用数据通信方式接入调度数据网；本站已列入XX第二网接入建设工程，本期不做考虑。6、二次系统安全防护二次系统的安全防护遵循国家经贸委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46、区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置XX35kV变电站二次系统安全防护设备。变电站内各应用系统安全分区1）控制区（安全区）：变电站自动化或计算机监控系统、继电保护、稳定控制系统、低频低压自动减负荷系统。2）非控制区（安全区）：电能量计量系统、故障录波装置、故障信息管理系统等。3）管理信息大区（安全安全）：生产管理系统、MIS等。控制区的自动化系统接入电力调度数据网前，配置1套纵向加密认证装置，非控制区的电能计量信息和故障录波信息接入电力调度数据网前，需1套纵向加密认证装置。管理信息大区的状态监测系统和变电站智能辅助控制系统与局端主站系统的通信需经过防火墙。与变电站自动化系统网络通47、信时，需装设正向物理隔离装置。根据安全防护要求，控制区和非控制区的各应用系统之间的网络应安装防火墙，实施逻辑隔离措施。7、相关调度端系统XX地调调度自动化系统接收XX35kV变电站的远动信息。2.2.2.3 电能计量系统本站现配置1套电能计量系统子站，包括电能计量装置、电能信息采集终端及通信设备等。其中电能信息采集终端1套，电能信息采集终端以串口RS485采集各电能表信息，并将采集到的信息通过两线拨号方式传送至XX供电分公司计量分站。1）非关口计量： 35kV线路按非关口点配置有功0.5S、无功2.0级智能电能表。2）所有计量表计的电压均取各自母线TV的0.2级计量专用二次绕组；计量TA均取048、.2S级计量专用二次绕组。3、 变电站工程设想3.1 电气一次3.1.1 变电站电气一次部分现状XX35kV变位于湖南省XX市XX县XX镇，2012年投运。现有1台主变（#1），容量为6.3MVA，户外布置。35kV为户外AIS布置，单母线断路器分段接线，出线2回；10kV为户内开关柜单列布置，单母线接线，10kV出线4回。在运的#1主变35kV户外AIS设备：10kV户内开关柜：10kV#1电容器组：序号设备名称设备型号生产厂家生产日期状态评价135kV主变压器SSZ11-6300/35 13532.5%/10.5kVUk=7.5%Y，d11特变电工衡阳变压器有限公司2012正常235kV断49、路器LW8-35AG，附外置CT山东泰开高压开关有限公司2012正常335kV隔离开关GW4-40.5山东泰开隔离开关有限公司2012正常435kV氧化锌避雷器YH5WZ-51/134浙江恒大科技电气有限公司2012正常535kV站用变S11-100/35kV特变电工衡阳变压器有限公司2012正常610kV开关柜KYN31-12 福州天宇电气股份有限公司2012正常3.1.2 本期一次部分工程量1)新增#2主变1台；2）新增#2主变35kV进线间隔1个（不含断路器）；3）新增#2主变10kV进线柜1个、母线PT柜1个、电容器柜1个、出线柜3个、母线分段断路器柜1个；4）新增10kV（12.0）50、Mvar电容器组。3.1.3 电气主接线根据本站远期设计规模及本期规模，35kV现为内桥接线，本期维持现状不变；10kV现为单母线接线，本期完善为单母线断路器分段接线。3.1.4 电气总平面本站35kV配电装置及主变压器采用户外布置，10kV配电装置室、二次设备室布置于一栋建筑内，工具间、值守室布置于变电站围墙内。35kV户外配电装置布置在站区北侧，配电综合室布置在站区南侧，值守室布置在站区西侧，变电站进站道路从站区西侧接入。主变压器布置35kV配电装置与配电综合室之间。主变压器户外布置；35kV配电装置采用内桥接线型式，户外半高式布置；10kV采用单母线接线，户内单列布置。本期工程不改变现有51、电气总平面布置。3.1.5 主要电气设备选择根据短路电流计算结果，并参考一期工程设备短路水平，本期工程35kV设备短路水平按25kA考虑，10kV设备短路水平按31.5kA考虑。根据湖南省电力系统污区分布图（HN-2011），本站址位于c级污秽区，电气设备选择按d级考虑，故户外电气设备的爬电比距25mm/kV；户内开关柜内有机绝缘设备爬电比距20mm/kV、瓷绝缘设备爬电比距18mm/kV。本站址海拔高度为220米，处于非抗震区，电气设备按海拔1000米以下，抗震效验烈度为6度选择。1）主变压器本站采用三相双绕组油浸式、低损耗、自冷有载调压型式，阻抗考虑与在运#1主变一致。主变压器：本期11052、兆伏安主变型式：三相双绕组有载调压降压变压器电压比及抽头：3532.5%/10.5kV容量比：100/100短路阻抗：Uk=7.5%接线组别：YNd112）35kV电气设备35kV采用户外AIS设备。隔离开关采用双柱水平旋转隔离开关，配电动操作机构；户外避雷器采用氧化锌避雷器。主要设备选择结果如下：35kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注隔离开关40.5kV，1250A，25kA/4S避雷器YH5W-51/1344)10kV电气设备10kV采用户内金属铠装移开式交流开关柜，柜中采用固封极柱式真空断路器、常规干式电流互感器、常规干式电压互感器、交流无间隙金属氧化锌避雷器，断路器配弹簧操53、作机构；并联电容器补偿装置采用屋外框架式并联成套装置，并选用干式空芯电抗器。主要设备选择结果如下：10kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注开关柜真空断路器12kV，1250A，31.5kA进线、分段、其他电流互感器常规，干式，10kV，1000/5A，10P30/10P30/0.5/0.2S进线常规，干式，10kV，1000/5A，10P30/0.5/0.2S分段常规，干式，10kV， 2200/5A，10P30/0.5/0.2S出线常规，干式，10kV，2200/5A，10P30/0.5/0.2S电容器母线电压互感器常规，干式，10kV，熔断器电压互感器保护用，10kV，0.5A 54、，31.5kA母线设备避雷器YH5WZ-17/45避雷器YH5WZ-17/45户外主变进线电容器户外框架式成套设备，2.0Mvar，干式空芯电抗器5）消弧线圈根据系统部分，本站现有35kV线路电容电流计算值为3.03A，小于10A，本期不考虑35kV消弧线圈装置。本站现有10kV线路与规划远期线路计算电容电流之和为8.27A，小于10A，本站可不配置10kV消弧线圈补偿装置。6）导体选择本期扩建#2主变10MVA后，各级电压母线、分段核核及#2主变选择如下表：电压（kV）回路名称工作电流（扩建后）导体型号载流量（温度系数校验后）备注35kV#2主变进线173A(10MVA)LGJ-120/2055、415A满足母线173A(10MVA)LGJ-120/20415A满足分段173A(10MVA)LGJ-120/20415A满足10kV#2主变进线606A (10MVA)TMY-8081491A满足母线606A (10MVA)TMY-8081491A满足分段606A (10MVA)TMY-8081491A满足注：导体载流量参照电力工程电气设计手册（电气一次部分）导体设计的载流量（P333、P411），环境温度+80。3.1.6 绝缘配合及过电压保护电气设备的绝缘配合，参照国家行业标准GB/T50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合确定的原则进行。各级电压等级的氧化锌避雷器按GB56、11032-2010交流无间隙氧化物避雷器及DL/T804-2014交流无间隙金属氧化物避雷器的使用导则中的规定进行选择。本站避雷器配置原则如下：（1）主变压器的绝缘配合：35kV侧由35kV母线避雷器保护、10kV侧由主变该侧出口处装设的避雷器保护。（2）各电压等级配电装置雷电过电压保护：由各电压等级配电装置母线、出线上避雷器保护。（3）10kV并联电容器操作过电压保护：由电容器侧装设的避雷器保护。本站已在35kV出线及母、I母上、10kV出线及母上、#1主变10kV侧装设避雷器，本期扩建部分在10kV母上、#2主变10kV侧处装设避雷器。3.1.6.1 35kV电气设备的绝缘配合（1）避雷57、器选择：35kV氧化锌避雷器按国内制造厂生产的设备选型，作为35kV绝缘配合的基准，其主要技术参数见下表。35kV氧化锌避雷器主要技术参数避雷器型号Y（H）5W型额定电压（kV，有效值）51持续运行电压（kV，有效值）40.8操作冲击电压（kV，有效值）114雷电冲击(8/20us) 5kA残压（kV，有效值）134陡波冲击(1/5us) 5kA残压（kV，有效值）154（2）35kV电气设备的绝缘水平：35kV电气设备的绝缘水平按国家标准选取。有关取值见下表。35kV电气设备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）1min工频耐压（kV，峰值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝58、缘主变压器高压侧2001852208580其他电器1851859595断路器断口间1851859595隔离开关断口间2151183.1.6.2 10kV电气设备的绝缘配合（1）避雷器选择：10kV氧化锌避雷器按国内制造厂生产的设备选型，作为10kV绝缘配合的基准，其主要技术参数见下表。10kV氧化锌避雷器主要技术参数避雷器型号YH5W型额定电压（kV，有效值）17持续运行电压（kV，有效值）13.6操作冲击电压（kV，有效值）38.3雷电冲击(8/20us) 5kA残压（kV，有效值）45陡波冲击(1/5us) 5kA残压（kV，有效值）51.8（2）10kV电气设备的绝缘水平。10kV电气设59、备的绝缘水平按国家标准选取。有关取值见下表。10kV电气设备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）1min工频耐压（kV，峰值）全 波截 波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器高压侧7575853535其他电器75754242断路器断口间75754242隔离开关断口间85493.1.7 站用电及照明本站已配有1台35kV 100kVA户外油浸站用变和1台10kV 30kVA户内干式站用变，35kV站用变带断路器和保护，10kV站用变为熔断器保护，交流站用电系统采用三相四线制接线，380/220V中性点接地系统。能满足全站交流供电的需求，本期维持不变。本站室内、外照明一期工程已完60、成。3.1.8 防雷、接地3.1.8.1 防雷本站已设2根30米独立避雷针，经校验，全站现有设备及构支架和本期扩建部分设备及构支架均在保护范围之内，本期维持不变。3.1.8.2 接地全站主接地网在一期工程均已完成，采用水平接地体和垂直接地体构成的联合接地体，按照相关标准和要求，主接地网接地电阻应小于4，避雷针接地电阻应小于10。根据XX变运行管理单位XX县供电公司的主接地网及避雷针接地电阻试验报告，得出主接地网接地电阻平均值为3.3，#1避雷针接地电阻为4.5，#2避雷针接地电阻为4.3，因此变电站接地电阻满足要求。本期工程新上设备均需按规程要求接地，其接地扁钢为-404。二次设备均需按规程要61、求接地，其等电位铜排为-254。3.1.9 电缆敷设及防火户外电缆采用电缆沟和穿管敷设方式，电力电缆和控制电缆考虑分层敷设在支架上，其中站用电源、电容器及10kV出线等大截面电力电缆采用直埋或专用电缆沟敷设方式。户内电缆采用电缆沟及穿管敷设方式。变电站拟在通向控制室、墙孔及盘底开孔采取有效阻燃的封堵处理，在主要回路的电缆沟中的适当部位设置阻火墙，在动力电缆与控制电缆沟交叉处采用防火隔板进行分隔，在靠近含油设备（主变压器和电压互感器）的电缆沟盖板予以密封处理。电缆防止火灾延燃措施按有关规程及反措要求实施。3.2 电气二次3.2.1 变电站电气二次部分现状XX35kV变电站于2012年投运，现为无62、人值班常规变电站，站内计算机监控系统为国电南瑞科技股份有限公司产品。现二次设备室内布置21面屏，二次设备均运行良好，本期维持现状不变。序号设备型号生产厂家生产日期状态评价1含：1、监控主机1套，放置在主控台上；2、远动柜1面：含远动主机2套，交换机2台，通讯扩展装置1台3、公用测控柜1面：含公用测控装置1台、电压并列装置2台、微机消谐装置2台；4、35kV线路保护测控柜1面：含35kV线路保护测控装置2套、35kV分段保护测控装置1套、35kV备自投1套；5、10kV线路保护测控装置4台，10kV电容器保护测控装置1台，安装于开关柜；国电南瑞科技股份有限公司2012年正常2时间同步系统湖南南汇63、电气有限公司2012年正常3含：直流充电屏1面；直流馈电屏1面；直流蓄电池屏2面深圳奥特迅电力设备股份有限公司2012年正常4交流电源柜1面；益阳欣达天马电器设备制造有限公司2012年正常51、 计量柜：含#1主变低压侧电能表1块，35kV线路电能表2块，电能量采集终端1套，备用电能表3块2、 电能量采集终端屏：含电能量采集终端1套湖南威胜/威思顿2012年正常 3.2.2 本期二次部分工程量1） 新增#2主变保护测控屏1面，含：差动，非电量，高、低后备保护装置各1台；高压侧、低压侧测控各1台。2） 新增10kV线路保护测控装置3台、电容器保护测控装置1台，10kV分段保护测控装置1台，装于164、0kV开关柜。3） 新增交换机1台，安装于原有远动屏。4） 新增10kV线路电能表3块，10kV电容器电能表1块，10kV分段电能表1块，装于10kV开关柜，新增主变高压侧电能表1块，低压侧电能表1块，装于原电能计量屏。5） 新增本期扩建部分微机防误锁具及修改软件。6） 新增火灾报警系统1套。3.2.3 变电站监控系统本站按无人值班设计，采用微机监控系统，采用开放式、分层分布式，分为间隔层、站控层。站控层设远动工作站(远动通信工作站)、当地监控主站和简化的人机接口设备以及公用三遥设备，由其完成变电站运行工况的实时监测，数据处理、存贮、报告输出、可控装置的控制、调节及与监控中心的“四遥”功能。站65、控层采用以太网单网配置。间隔层测控设备按一次设备分布式布置，实现功能下放和分散的原则。间隔层的测控设备完成本间隔单元对象的控制、测量、及本间隔的防误操作闭锁等功能。各间隔层的设备相互独立，间隔层测控设备通过网络与站控层设备实现通讯，在通信媒介上，采用双绞线联接或光纤联接。通过计算机网络实现站内信息资源共享。本期不做改动。3.2.4 自动化配置原则 计算机监控系统采用分层分布式结构，站控层为系统管理，其站控层硬件设备主要包括主机兼操作员站、远动主站、公用接口装置、打印机、同步对时装置及网络系统等。实现遥测、遥信、遥控（遥调）及与调度通信联络，运行管理等功能。间隔层为交流数采、监控、保护及保护管理66、系统，按一次间隔划分。每一单元独立自成一体。设有主变压器单元、35kV线路单元、10kV线路单元和电容器单元、交流所用电系统、直流系统、其他自动装置。3.2.5 系统构成 变电站一体化监控系统在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程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、主机双套配置的远动装置、规约转换器及网络通信等设备，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、过程层设备等功能，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、继电保护及安全自动装置、电能量计量等若干个二次子系统组成，完成全站的保护、测量、控制、状态监测等功能。在站控层及站67、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、光/电转换器、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。3.2.6 自动化设备配置方案3.2.6.1 站控层设备配置 站控层设备包括主机兼操作员工作站、远动通信装置及网络打印机等。 本站现有2套国电南瑞科技股份有限公司NSC-332型远动主机，1套NSC311F型通讯扩展装置，2台交换机，组远动通信屏1面。交换机剩余14光口，本期新增12台装置，考虑光口备用，本期新增交换机1台。3.2.6.2 间隔层设备配置1、测控设备本期新增#2主变保护测控柜1面68、，含高后备保护1台、低后备保护1台、差动保护1台、非电量保护1台、主变高压侧测控装置1台、主变低压侧及本体测控装置1台。本期新增10kV线路保护测控装置3台、电容器保护测控装置1台，10kV分段保护测控装置1台，就地安装于开关柜。2、故障录波装置本站不设置独立的故障录波装置，本期不配置。3、计量装置本站现已配置一台CHL064-5c电能量数据采集终端，全站电能表采用带485串口的多功能电子式电能表，电能信息经电能量数据采集终端装置，与XX供电公司计量所通信。1） 本站现有35kV线路，主变低压侧均配置0.5S级带RS485双通信口的全电子式智能电能表共3块，安装于二次设备室计量屏，10kV线路69、及电容器均配置0.5S级带RS485双通信口的全电子式智能电能表共5块，就地安装于开关柜；原有计量屏内已安装三块备用0.5S级三相三线制电能表，现为异常状态。本期新增#2主变高压侧、低压侧0.5S级三相三级制电能表两块，安装于原有计量屏备用位置；新增10kV出线3回、电容器1组、10kV分段1回配0.5S级三相三级制电能表共5块，带RS485串口通信，就地安装于开关柜内。2）所有非关口计量表计的电压均取各自母线TV的0.2级计量专用二次绕组；计量TA均取0.2S级计量专用二次绕组。3）本工程应考虑XX市电能量计量系统接收楠木铺35千伏变电站增容间隔的电能计量信息，主站端的接收设备和相应的软件及70、数据库调整工作。4、备自投与低频低压减负荷装置1)本站不配置低频低压减载装置。2）本站现有国电南瑞科技股份有限公司NSR641RFD60型备自投装置1台，设备运行状态良好，本期维持不变。3.2.7 监测、监控范围 按照调自2015134号文关于印发变电站调控数据交互规范的通知文件要求、Q/GDW 678-2011智能变电站一体化监控系统功能规范和调度端对无人值班变电站的运行情况的需求，本变电站一体化监控系统的监控范围设计如下：（1）各电压等级的断路器以及隔离开关。（2）主变压器的分接头调节及10kV无功补偿装置自动投切。（3）交直流一体化电源系统重要馈线断路器状态。（4）通信设备及通信电源告警71、信号。3.2.8 元件保护及自动装置 本期新上35kV #2主变压器1台；本期新增10kV出线3回；本期新增10kV分段1回；本期新装设1组10kV电容器。3.2.8.1 主变保护（1）配置原则变压器保护采用微机型设备，配有差动保护、高后备保护、低后备保护及非电量保护。（2）配置方案1）本体重瓦斯：动作跳两侧断路器并发信号2）调压重瓦斯：动作跳两侧断路器并发信号3）轻瓦斯：动作发信号4）压力释放动作发信号5）温度保护按测量温度实时值发过温信号6）本体油位保护：油位异常动作发信号7）调压油位保护：调压油位异常动作发信号8）差动及差动速断跳两侧断路器9）35kV复合电压过电流保护10）过负荷动作发72、信号，闭锁有载调压11）10kV复合电压过流保护12）低压侧限时速断保护3.2.8.2 10千伏分段保护10kV分段配置保护测控一体化微机型装置，具有两段时限过流保护及一段时限零序过流功能的充电保护，按间隔单套配置，组屏安装于二次设备室。3.2.8.3 10千伏线路保护10kV线路配置保护测控一体化微机型装置，具有三段式过电流保护及三相一次重合闸保护，按间隔单套配置，就地安装于开关柜内。3.2.8.4 10千伏电容器保护10kV电容器配置保护测控一体化微机型装置，配置电流速断保护、三段式过流保护、不平衡电压保护（电压取自电容器放电线圈开口三角）、过电压（电压取自电容器放电线圈）及欠电压（电压取73、自10kV母线PT）保护及本体保护，就地安装于开关柜上。3.2.9 交直流电源系统 1）交流系统部分 交流站用电系统采用三相四线制接线、380/220伏中性点接地系统，由1面交流屏组成。站用低压屏为奥特迅电力设备股份有限公司站用电源系统，能满足本次增容要求，本期不做改动。2）直流系统部分直流系统主要供给全站测控、保护、远动自动化、远动逆变电源、事故照明等站用直流负荷；本站现有奥特迅电力设备股份有限公司的直流系统1套，含直流充电屏1面、直流馈电屏1面；剩余直流馈线35回；蓄电池1套、容量100Ah，采用免维护阀控铅酸蓄电池组，单体电压12V，数量17只，组1面柜。直流系统电压采用220V，直流母74、线为单母线接线，电压和绝缘监察装置选用微机型。设置一组310A+110A整流模块，正常时以浮充电方式运行。现有直流系统能满足本次增容要求，本期不做改动。4）交流不停电电源（UPS）交流不停电电源（UPS）主机按单套配置，容量为3千伏安。交流不停电电源为变电站内计算机监控系统、电能计量系统、调度数据网接入设备等重要二次设备提供不停电电源。交流不停电电源（UPS）容量为3千伏安，不自带蓄电池，直流电源由站内220伏直流系统提供，本期维持不变。 UPS负荷统计表负荷名称监控主机纵向加密认证装置二次安防设备（交换机）二次安防设备（路由器）#1主变数显仪#2主变数显仪电能量采集终端负荷容量（W）800275、515030010105数量（台）1222111合计（W）8005030060010105总负荷（kW）1.775功率因素0.9总容量（kVA）1.9733.2.10 微机防误本站现有独立微机防误系统为珠海优特公司产品，本期需新增与扩建间隔相关的锁具，并扩容防误软件。3.2.11 其它二次系统及站内辅助系统 全站已设置一套湖南南汇电力技术有限公司NH-9000GPS时钟同步系统，主时钟单套配置。其对时接口能满足本期工程需要，本期不做变动。本站现无火灾报警系统，本期需新增火灾报警系统1套。3.2.12 二次设备接地、防雷和抗干扰二次设备防雷、接地和抗干扰应满足现行行业标准交流电气装置的接地设计规76、范（GB/T 50065-2011）、火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程（DL/T 5136-2012）和220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程（DL/T 5149-2001）的规定。 接地应满足以下要求： （1）在二次设备室、敷设二次电缆的沟道、就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于 100mm2的裸铜排敷设与变电站主接地网紧密连接的等电位接地网。 （2）在二次设备室内，沿屏（柜）布置方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端连接后构成室内等电位接地网。室内等电位接地网必须用至少4根及以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。 77、（3）沿二次电缆的沟道敷设截面不少于 100mm2的裸铜排（缆），构建室外的等电位接地网。开关场的就地端子箱内应设置截面不少于100mm2的裸铜排，并使用截面不少于100mm2的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网连接。 3.2.13 二次设备室布置原则本站现有5面备用屏位，本期需新增1面，占用原预留的屏柜位置。本期新增#2主变保护测控屏1面、10kV出线保护测控装置3台、10kV分段保护测控装置1台、10kV电容器保护测控装置1台，就地安装于开关柜；详见二次设备室平面布置图。3.3 土建部分3.3.1 变电站概况3.3.1.1 全站总体规划湖南省XX市XX县XX110kV变电站于2011年建成，278、012投运。站址位于湖南省XX市XX县XX乡，距离XX乡政府约4km。站址地貌属构造侵蚀低山地貌。站内道路及进站道路均已建成。进站道路宽4米，转弯半径9米，交通便利，满足本期主变运输条件，供水方式为打井取水。3.3.1.2 竖向布置变电站整体布局保持不变。35kV配电区布置在站区北侧，10kV配电装置室、二次设备室组成配电综合室，布置在变电站南侧。主变压器构支架及设备基础布置在35kV构支架与配电综合室之间。主变压器运输道路直对进站道路，由变电站南侧引接，本期维持现状。站区场地已于一期工程场平完整，其竖向布置为平坡式。地坪标高仍为原变电站场平标高。本期工程各基础定位参照已施工完毕的构架、围墙、79、道路中心线。所区采用生活污水、雨水合流制排放。3.3.1.3 管沟布置站区电缆沟在一期工程已建成，本期不动。3.3.1.4 道路及场地处理进站道路在一期工程已建成，本期不动。在施工过程中需恢复因施工破坏的场地。3.3.1.5 征地拆迁及设备移改的内容无征地拆迁及设备移改内容。3.3.2 站址工程地质条件根据1：20万XX幅区域水文地质普查报告可知，拟建工程场地区存在区域性活动性断裂。本次勘察在钻探深度内也未揭露到断裂构造痕迹。场地内地质构造条件简单，测得场地岩层产状为325o20o。站址位于XX市XX县，按中国地震动参数区划图(GB183XX2001)划分，拟建场地区域地震动反应谱特征周期为080、.35s，地震动峰值加速度为0.05g(地震基本烈度为6度)，设计地震分组为第一组。根据岩土工程勘察规范（GB50021-2001），本站重要性等级为二级，场地等级为三级，地基等级为三级，岩土工程勘察等级划分为乙级。3.3.3 建筑原站主要建筑物有：综合楼、值守室等。本期无新增建筑物。本期室内增加的10kV及二次屏柜基础及预埋孔在原工程中已经做好，本期无需再做。3.3.4 结构3.3.4.1 设计主要技术依据根据勘测部提供的地质勘测报告。据“中国地震动参数区划图 GB 183062001”,站址区地震动反应谱特征周期为0.35s，地震动峰值加速度等于0.05g（地震基本烈度等于6度）。经过对所81、区地下水的侵蚀性分析，地下水对混凝土无腐蚀性。3.3.4.2 辅助与附属建筑物与原站保持一致，本期无增改项目。3.3.4.3 屋外配电装置构支架户外构架在前期工程均已上齐。根据电气需要，本期新增35kV隔离开关支架1组，35kV避雷器支架1组，10kV母线桥支架1根，电容器隔离开关支架1组。设备支架均采用300mm混凝土等径杆，与一期工程保持一致。3.3.4.4 主变压器本期新上一台10000kVA主变压器，须新建2#主变基础及油坑1座，油坑大小6.56米，主变油坑修砌于变电站2#主变油池预留位置处。3.3.4.5 电容器组本期新上1台10kV电容器组，须新建电容器基础1座，电容器基础修砌于变82、电站南侧预留位置处。3.3.4.6 全站建、构筑物地基与基础地基基础的设计等级为乙级，支架杆基础采用杯型独立基础，主变压器及电容器组基础采用大块石钢筋砼基础。本期新增户外设备基础均位于挖方区，粉质粘土层，地层稳定，厚度大，承载力高，可作为基础持力层，本期无基础超深处理工程量。3.3.5 给排水与原站保持一致，本期无增改项目。3.3.6 采暖通风与空气调节与原站保持一致，本期无增改项目。3.3.7 消防部分3.3.7.1 防火与原站保持一致，本期无增改项目。3.3.7.2 排油由于本期新增2#主变1台，本期增加2#主变至事故油池的排油管道8米（D200镀锌钢管）。3.3.8 本期土建工程量根据电83、气一次设计需要，结合变电站实际工程情况，本期土建部分主要工程量如下：1）新建2#主变基础及油坑（6.5米*6米）；2）新建设备支架杯口基础（0.9米*0.9米）6个；3）新建电容器组基础1座（4.0米*3.0米）；4）新增4米高设备支架杆6根（300mm等径杆）；5）新增排油镀锌钢管（D200）8米；6）余土及废渣外运100立方米,运距2km；7）室外场地恢复面积100平方米；8）站内道路恢复4平方米。以上相关工程量具体见土建图纸。4、 节能、环保、抗灾措施分析4.1 节能设计1、设计依据及用能标准规范 1)中华人民共和国节约能源法2)中华人民共和国清洁生产促进法3)中华人民共和国电力法4)中84、华人民共和国建筑法5)关于印发节能减排综合性工作方案的通告国发200715号6)节能中长期专项规划发改环资20042505号7)产业结构调整指导目录（2005年本）国家发改委令第40号8)中国节能技术政策大纲国家发改委、科技部2006年12月9)工业企业能源管理导则GB/T15587-200810)用能单位能源计量器具配备和管理通则GB17167-200611)评价企业合理用电技术导则GB/T3485-199812)评价企业和利用热技术导则GB/T3486-199813)综合能耗计算通则GB/T2589-200814)国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术国家发改委2005年65号15)85、建筑外窗空气渗透性能分析及其检测方法GB7017-200816)固定资产投资节能评估与审查暂行办法2010年11月1日起施行17)印发关于加强工业节水工作的意见的通知（国经贸资源20001015号）4.2 系统节能分析本工程为35千伏变电站扩建，提升变电站供电容量可以有效减小供电损耗，节约电量，推荐方案通过科学选取主变各项参数，合理配置低压无功补偿装置，有效降低了系统供电损耗，节约了用电量。4.3 变电节能分析4.3.1 设备选用低损耗情况本站设备选型本着安全可靠、技术先进、造价合理的原则，注重小型化、无油化、自动化、免维护或少维护的技术方针，选择质量优良，性能可靠的定型产品。采用低噪声设备，86、并采用隔振噪措施，采用减振支吊件，局区域采用吸声设施。35千伏主变压器选用检修周期较长的三相双绕组油浸自冷式有载调压变压器。10千伏电气设备选用内装真空断路器的成套中置式户内开关柜，柜中设备选用固封极柱式真空断路器、干式电流互感器。10千伏消弧线圈和并联电容器装置采用屋外框架式成套装置，串联电抗器为干式空芯型。4.3.2 站内给水系统节能站内所有用水器具均采用节水型产品。5、 停电过渡方案本期工程扩建#2主变，建设期间对原有正常供电不产生影响，仅在接线时有一定影响。6、 投资估算6.1 投资估算6.1.1 编制原则及依据1定额与费用计算执行电力建设工程概算定额建筑工程（2013年版）、电力建设87、工程概算定额电气设备安装工程（2013年版）、电力建设工程预算定额送电线路工程（2013版）、电力建设工程概算定额调试工程（2013年版）、电力建设工程预算定额调试工程（2013年版）（中电联定额2013328号）。2项目划分和取费标准执行电网工程建设预算编制与计算标准（国能电力2013289号）。3安装次材及机械费调整系数、建筑工程机械调差均执行关于发布2013版电力建设工程概预算定额价格水平调整的通知（定额201448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。4设备价格已招标部分采用该设备中标价，未招标部分采用近期同类工程合同价。5装置性材料预算价格执行电88、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）。6前期费用可研估算执行电网工程建设预算编制与计算规定，概算执行关于发布湖南省电力工程概前期工作费计算标准的通知（湘电建定201010号）。7勘察设计费执行关于印发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）的通知（国家电网电定201419号）。8建设期贷款利息按5年期年利率4.99%计算。6.1.2 工程投资XXXX35kV变电站2号主变扩建工程具体投资额参见如下投资汇总表。XXXX35kV变电站2号主变扩建工程总投XX算89、表序号项 目 名 称静态投资(万元)动态投资(万元)1变电站工程1.1XXXX35kV变电站2号主变扩建工程244249总计2442497、 可研经济性和财务合规性8、 结论综上所述，可以得出以下结论：8.1 建设必要性XXXX35kV变电站2号主变扩建工程主要满足地区用电需要，促进地方经济发展，加强电网结构，提高电网供电能力及可靠性。8.2 工程规模序号项目现状本期扩建规模终期规模1主变压器16.3MVA110MVA210MVA235kV出线2回0回2回310kV出线4回3回7回4无功补偿（11.0）Mvar（12.0）Mvar22.0Mvar8.3 总投资估算本工程静态投资244万元，动态投资249万元。8.4 工程建设时序建议该项目于XX年9月开工建设，XX年12月建成投产。