1、乡村110kV变电站1号主变扩建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6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21.4.1 主要设计原则和设计指导思想21.4.2 系统设计2、采用的主要标准22 电力系统一次32.1 电力系统现状32.1.1 XX市电网简介32.1.2 XX电网简介32.1.3 相关地区电网存在的主要问题52.2 负荷预测及变电容量平衡52.2.1 负荷预测62.2.2 电源建设安排102.2.3 变电容量平衡112.2.4 相关区域电网发展规划132.3 工程建设必要性142.3.1 建设必要性142.3.2 工程在系统中的地位、作用和建设时机152.4 接入系统方案152.5 短路电流计算152.6 无功补偿平衡152.7 线路型式及导线截面选择162.8 主变压器容量选择172.9 系统对有关电气参数的要求172.9.1 主变压器参数172.3、9.2 110kV 出线172.9.3 10kV 出线172.10 电气主接线172.11 电力系统一次部分结论与建议183 电力系统二次193.1 系统继电保护及安全自动装置193.1.1 一次系统概况193.1.2 现状193.1.3 系统继电保护及自动装置配置原则和方案193.1.4 对相关专业的技术要求203.2 调度自动化223.2.1 现状及存在的问题223.2.2 远动系统223.3 电能计量系统233.3.1 现状及存在的问题233.3.2 电能表配置243.3.3 电能信息传输通道243.4 调度数据网及二次安全防护设备244 变电工程设想264.1 电气一次264.1.1 4、变电站现状264.1.2 本期工程建设规模274.1.3 远期规模274.1.4 主接线部分274.1.5 各级中性点接地方式284.1.6 短路电流计算284.1.7 绝缘配合及过电压保护354.1.8 电气总平面布置及配电装置384.1.9 接地及防雷394.1.10 站用电及照明404.1.11 电缆敷设及防火404.1.12 过渡实施方案404.1.13 融冰范围及方案414.1.14 对侧间隔设备校验414.2 电气二次424.2.1 监控系统424.2.2 元件保护434.2.3 站用交直流电源454.2.4 时间同步系统454.2.5 智能辅助控制系统454.2.6 二次设备组屏5、及布置464.2.7 光缆的选择464.2.8 其他464.3 土建部分474.3.1 站址情况概述474.3.2 站区现状474.3.3 站址工程地质514.3.4 本期土建改造内容524.3.5 构筑物结构及选型534.3.6 建筑534.3.7 通风空调、采暖及给排水情况534.3.8 站区消防544.3.9 新建及恢复工程量544.3.11 施工条件554.3.12 标准工艺应用555 节能、环保措施分析575.1 节能设计依据及用能标准规范575.2 节能措施575.2.1 系统方面的节能设计575.2.2 变电方面的节能设计585.3 环境保护585.4 抗灾措施586 投资估算56、97 经济性与财务合规性607.1 从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析607.2 财务合规性631 工程概述1.1 设计依据1）国家电网企业标准 Q/GDW 270-2009220kV 及 110（66）kV 输变电工 程可行性研究内容深度规定。2）国家电网企业标准 QGDW212-2008电力系统无功补偿配置技术原则3）2018 年度XX电网运行方式（定稿）。4）国网XX供电公司配电网规划报告（2018 版）。5）XX地区 XX2020 年 110kV 电网规划项目优选排序报告。6）XX地区 XX2020 年 35kV 电网规划项目优选排序报告。7）2018 年XX地区电力市场分析预测7、春季报告。1.2 工程概况1) 项目名称：湖南XXXXXX桥 110kV 变电站 1 号主变扩建工程2) 建设规模： 本期为扩建工程，对本次扩建工程前后变电站规模对比情况如下表所示：表 1-1XX桥 110kV 变电站扩建前后一览表项目扩建前扩建后终期规模主变压器150 MVA250MVA250MVA110 kV 进出线2 回2 回4 回35kV 进出线3 回3 回4 回10 kV 出线8 回（4 回备用）15 回15 回110kV 主接线单母线双隔离开关分段接线单母线分段接线单母线分段接线35kV 主接线单母线双隔离开关分段单母线分段接线单母线分段接线10kV 主接线单母线单母线分段接线单母8、线分段接线容性无功补偿1（3.6+4.8）Mvar1（3.6+4.8）Mvar2（3.6+4.8）Mvar3）项目地点：本工程位于XX市XX县XX桥乡 319 国道北侧4）投产时序：计划于 2020 年开工，2020 年投产。1.3 设计水平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1.4.1 主要设计原则和设计指导思想1）在电网现状、XX县电网规划报告（2017）和XX地区 2018XX年 110kV 电网规划项目优选排序报告的基础上，提出变电站扩改方案；2）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）根据国家电网公司9、输变电工程典型设计以及湖南电力公司实施方案合 理布置变电站，节约土地资源、便于生产管理；少占地、少维护、环境友好。4）工程投资应做到尽量准确，经济评价应尽可能全面、合理。1.4.2 系统设计采用的主要标准1）电力系统设计手册2）城市电力网规划设计导则（能源电1993228 号）3）电力系统电压和无功电力技术导则（试行）（SD325-1989）4）继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006）5）钢结构设计规范（GB50017-2003）6）建筑结构荷载规范（GB5009-2012）7）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范（GB/T50064-2014）8）电力系统污区分10、级与外绝缘选择标准（Q/GDW152-2006）9）国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版)（国家电网生技） 2012352 号修订版)（国家电网生技）2012352 号10）国家电网公司安全工作规程（变电站和发电厂电气部分、电力线路 部分）（试行）（国家电网安监）200583 号11）湖南省电力系统污区分布图2 电力系统一次2.1 电力系统现状2.1.1 XX市电网简介1）电源现状 截至 2018 年底，XX电网发电装机容量 726.33MW，其中小水电站 122 座， 装机容量 396.44MW；生物质发电厂 3 座，装机容量 84MW；火电厂 6 座，装机 容量 52.8MW；光伏11、电站 12 座，装机容量 192.29MW；沼气电站 1 座，装机容量 0.8MW。 2）电网现状 截至 2018 年底，XX电网 35kV 及以上公用变电站 145 座，容量 7863.15MVA， 其中 500kV 公用变电站 2 座，容量 2000MVA；220kV 公用变电站 11 座，容量 2940MVA；110kV 公用变电站 63 座，容量 3482MVA；35kV 公用变电站 70 座，容 量 804.45MVA。 截至 2018 年底，XX电网 35kV 及以上输电线路 294 条，长度 4083.5 千米。其中 220kV 线路 37 条，长度 1181.665 千米；1112、0kV 线路 119 条，长度 1633.971千米；35kV 线路 138 条，长度 1268.117 千米。 2018 年，XX市供电企业供电区域行政面积 18177 平方千米，有效供电面积 8218 平方千米，供电人口 586.9 万（常住人口），供电量 99.1 亿 kWh，同比 增长 7.6%；XX电网最大负荷为 2363.3MW(出现时间 7 月 26 日),同比增长 10.6%。 2.1.2 XX电网简介XX县供电面积 2034 平方千米，其中有效供电面积为 992 平方公里，供电区域内现有 21 个乡镇街道，计 266 个行政村，供电户数约 24.6 万户，供电 人口为 92 13、万人，2017 年供电量 7.82 亿 kWh，统调最大负荷为 251MW。截止 2018 年底，全县共有 220kV 变电站 2 座，主变 3 台，即同心 220kV变电站（1180MVA）及太子庙 220kV 变电站（2120MVA）；110kV 变电站 6座，主变压器 10 台，总容量 340.5MVA。35kV 公用变电站 9 座，主变 16 台， 容量 102.2MVA。表 2-1XX县 2018 年 35kV-110kV 公用变电站情况明细表变电站 名称电压等级（kV）主变台 数主变容量（MVA）2018 年投产时间最大负荷（MW）负载率XX变1102231.549.582.7%114、973.10枫树变1102150+131.546.557.5%2009.5洲口变1101131.530.2100.9%2003.7蒋家嘴变1102231.537.963.3%2009.5岩汪湖变1102120+131.535.973.4%1977.7XX桥变110115040.685.4%2015.2宁家冲变35116.35.2487.6%2015.1紫金山变35226.37.361.0%2015.1西脑湖变35226.312.5104.4%2008.10沧港变35226.313.1109.4%1987/2008洋淘湖变35226.38.167.7%1988.4三星变35216.3+145.115、52.1%2003.10白竹山变35226.312.6105.3%2009.12花树嘴变35226.310.386.0%2007.8丰家铺变3511105.7660.6%2016.6表 2-2XX县 2018 年 35kV-110kV 公用线路情况明细表线路电压等级(kV)导线型号线路长度（km）最大负荷（MW）最大负载率（%）同汉线110LGJ-185+LGJ-30024.66洲裕线110LGJ-18512.63434.65太蒋线110LGJ-150、LGJ-24046.538.0844.92太汉线110LGJ-18516.989.491.11德马倒110LGJ-185、LGJ-240、LG16、J-30033.613.416.36太枫线110LGJ-24014.862.1453.47汉洲线110LGJ-185、JLB30-380（跨沅江段）18.25657.07汉枫线110LGJ-2407.527.6123.76岩蒋线110LGJ-150、LGJ-24014.519.8323.39太岩线110LGJ/18521.538.0838.81太马线110JL/GIA-240/406.631.0526.72洲西线35LGJ-120/2010.718.0479.36洲龙线35LGJ-95/206.9420.30岩洋线35LGJ-70/10、LGJ-1207.54.3326.95岩三线35LGJ-17、120/205.75.222.87岩坡线35LGJ-120/206.68.5437.57岩花线35LGJ-35、50、70、95、12017.54.5744.35西三线35LGJ-1209.3线路电压等级导线型号线路长度最大负荷最大负载率蒋纸线35LGJ-120/202.06.7829.83蒋洋线35LGJ-12016.04.1218.12蒋氮线35LGJ-185/252.40.341.09汉沧线35LGJ-50、LGJ-1208.416.6127.37汉白线35LGJ-70（50）22.60.493.76蒋宁线35JL/JIA-120/2518.615.8569.72宁花线35JL/JIA-18、120/255.89.2540.69西紫线35JL/GIA-120/2511.57.1731.54马沧线35JL/GIA-150/2513.523.9388.71马白线35JL/GIA-120/259.213.4259.03马丰线35JL/GIA-150/2516.212.8347.562.1.3 相关地区电网存在的主要问题负荷增速较快：110kV XX桥变位于XX市XX县XX桥乡 319 国道北侧， 变电站于 2015 年底投产，主要供带XX桥乡及周边沧港、白竹山、丰家铺等 乡镇负荷，主要负荷性质为居民生活用电和工业生产用电，2015-2017 最大负 荷分别为 26.3MW、33.7MW、19、39.9MW，负载率分别达到 55.4%、70.9%、84%， 最大负荷主要出现在夏季高温时期，截止 2018 年 12 月，XX桥最大负荷 40.6MW，现有主变容量（150）MVA，近几年负荷增速明显，供区内规划建 成清水湖旅游度假区，集酒店、商业、旅游观光、野生动物园、欢乐世界、水 上世界等一体的大型国际生态旅游度假区，XX桥现有容量难以满足负荷增速 需求。主变 N-1：XX桥现有主变 150MVA，除 10kV 直供区，同时兼顾周边 沧港、白竹山、丰家铺站负荷，汉沧线为 LGJ-50 导线，以上三站基本为XX 桥唯一电源供电，一旦主变 N-1，大部分乡镇均停电，停电面积达 350 平方20、公 里，停电面积广，负荷损失大，供电可靠性低。容载比偏低：XX县现有 110kV 变电站共 6 座，主变 10 台，110kV 总容 量 340.5MVA，2017 年容载比为 1.47，110kV 层面容载比偏低，XX县整体供 电能力不足。2.2 负荷预测及变电容量平衡2.2.1 负荷预测2.2.1.1 XX市及XX县负荷预测根据2018 年XX地区电力市场分析预测春季报告，对XX市XX县统 调最大负荷及电量进行了预测，预测结果如下表所示。“十三五”期间XX市统 调负荷年均增速约 7.73%，统调供电量年均增速约 7.69%，XX县统调负荷年 均增速约 12.94%，统调供电量年均增速约 721、.43%。表 2-3XX市、武陵区负荷预测结果表单位：MW、亿 kWh年 份项 目2015 年（实绩）2016 年（实绩）2017 年（实绩）2018 年XX 年2020 年2025 年“十三五”增长率“十四五”增长率XX市最大负荷20532067232623632730298039887.73%6.0%供电量78.584.591.099.1105.9113.61517.69%5.9%XX县最大负荷17422425127229332047012.94%8.0%供电量6.587.407.828.418.889.4213.587.43%7.6%根据预测结果可知，XX 年XX全市统调最大负荷约 2722、30MW，其中XX 县最大负荷 293MW，2025 年全市统调最大负荷约 3988MW，其中XX县最大 负荷 470MW。2.2.1.2 110kV XX桥变电站及周边站点概况（1）XX桥 110kV 变电站概况110kV XX桥变位于XXXX县XX桥乡 319 国道北侧，变电站于 2015 年 2 月投产，远景规划为 250MVA，现有容量 150MVA；110kV 终期出线 4 回，现已出线 2 回，分别为德马倒线、太马线。35kV 终期出线 4 回，已出线3 回，分别至丰家铺、沧港、白竹山。10kV 出线间隔 8 回（含备用 4 回）；10kV 电容器 2 组，容量为（4.8+3.6）23、Mvar，XX桥 110kV 变电站周边电网接线情况 如图 2-1，相关 10kV 线路情况如表 2-4 所示。图 2-1XX桥站及周边电网接线示意图表 2-4110kV XX桥变 10 千伏公用线路出线详表变电站线路名称导线型号线路总长度(km)2017 年最大电流（A）投产时间110kVXX桥变马毛线LGJ-120102.32792015马黄线LGJ-12046.41882015马岩线LGJ-12040.9962015马铁线LGJ-12012.1302016XX桥变 2015 年最大负荷 26.3MW，负载率 55.4%，电量 7437 万 kWh； 2016 年负荷 33.7MW，负载率24、 70.9%，电量 9426 万 kWh；2017 年负荷 39.9MW， 负载率 84%，电量 10548 万 kWh；截止 2018 年 11 月，XX桥最大负荷 40.6MW， 主变重载。（2）周边变电站情况简介如图 2-1 所示，XX桥周边主要有 220 太子庙站、110kV XX站以及由马 嘶桥主供的 35kV 沧港站、35kV 丰家铺站以及 35kV 白竹山变电站。220kV 太子庙站：于 2001 年投产，现有主变两台，容量 2 台，容量（2120）MVA，2017 年最大负荷 218.3MW，负载率 90.9%。110kV XX站：1973 年投产，现主变两台，容量（231.525、）MVA，2017 年最大负荷 39.5MW，负载率 78.5%。沧港、丰家铺、白竹山历史负荷见表 2-5 所示。表 2-535kV 沧港站、丰家铺、白竹山站历史负荷统计详表单位MW变电站 名称主变容量（MVA）2015 年2016 年2017 年投产时间沧港变26.310.612.413.11987/2008丰家铺变1103.75.82016.6白竹山变26.39.212.412.62009.12XX桥变电站供电区域分为 10kV 直供区域以及 35kV 供电区域，供电人口 约 20 万人。白竹山目前以一回 10kV 白朱线供带朱家铺镇负荷，拟在朱家铺周 边新增 35kV 朱家铺变，规划 226、020 年建成投产，投产后该片区负荷转出，XX 桥供区一定程度缩小。供区分布如图 2-2、2-3 所示。图 2-2XX桥站供电区域示意图（朱家铺 35kV 投产前）图 2-3XX桥站供电区域示意图（朱家铺 35kV 投产后）2.2.1.3 110kV XX桥变电站供区负荷预测 XX桥站供区近几年发展较快，负荷将有较大幅度的提高，主要原因有： 1）清水湖旅游度假区项目落地，该项目以清水湖旅游度假区为基础，引进广州长隆经营模式，占地 8000 亩，总投资 40 亿元，建设期为 4 年，力争打 造中南地区规模最大的国际生态旅游度假区。拟建设集酒店、商业街区、旅游 观光、野生动物园、欢乐世界、水上世界27、大型节目表演于一体的大型国际生态 旅游度假区。2）政府招商引资，项目落地推进速度加快，太子庙站负荷压力较大，通 过XX桥接入项目逐步增多，如：安和寿药业、中粮集团XX分公司、火车站 旁新增招商引资项目等。3）周边农网改造升级，电压质量得到提高，居民生产生活负荷增速明显。表 2-6XX桥变电站供区新增用电项目情况统计表序号项目名称用电性质报装容量（kVA）预计投产时间备注1新动物园商业3200XX清水湖旅游度假区2新五星级酒店商业、生活2500XX清水湖旅游度假区3新高尔夫职业学校教育3200XX清水湖旅游度假区4清水湖安置小区生活1500XX清水湖旅游度假区5安和寿药业生活3000XX太子庙高28、新区6中粮集团XX分公司商业120002020太子庙高新区7XX太子庙火车站旁招商引资项目商业30002020太子庙高新区本次XX桥变供区负荷预测主要以直供负荷、供区 35kV 站负荷以及十三 五期间新增的大用户负荷为主，结合直供区历史负荷情况，基础负荷按自然增 长 6%考虑，结合XX县整体负荷发展情况对 110kV XX桥变电站供区负荷进 行预测如表 2-7 所示。表 2-7XX桥变供区最大负荷、用电量预测表（单位：MW、亿 kWh）项目2018 年XX 年2020 年2021 年2022 年2025 年年均增长率（一）基础负荷增长10.911.612.31313.816.46%（二）新增报29、装负荷2.8710.914.519.4新动物园0.60.91.21.51.5新五星级酒店0.40.611.42新高尔夫职业学校0.60.91.21.51.8清水湖安置小区0.60.81.11.11.1安和寿药业0.60.91.21.51.8中粮集团XX分公司2469XX太子庙火车站旁招商引资项目0.91.21.52.2（二）35kV 负荷33.635.334.436.238.743.6沧港站供区1414.915.716.717.619.2白竹山站供区（1）13.413.811.812.213.416.2丰家铺站供区6.26.66.97.37.78.2计算负荷（同时率 0.95）42.347.230、51.057.163.775.48.3%电量1.261.411.511.691.892.248.2%（1）注：朱家铺站投产后，白竹山 2020 年负荷一定程度降低。根据负荷预测结果，周边相关大用户项目逐年投产，110kV XX桥变电站 供区 2020 年最大负荷为 51MW，2021 年 57.1MW，2022 年为 63.7MW，2025 年供区最大负荷为 75.4MW。2.2.2 电源建设安排 根据XX“十三五规划报告”，“十三五”期间相关区域没有新的常规湖南国电XX电力勘测设计有限公司11电源接入。到目前为止，XX暂无新能源电厂新建规划。2.2.3 变电容量平衡1）XX县110kV变电容31、量平衡 平衡原则：采用XX局属最大负荷进行平衡；分段选取夏大、冬大两种运行方式进行平衡；扣除了厂用电负荷、用户自供负荷。平衡时不考虑备用容量；负荷预测参考最新审定的XX供电公司2018XX年110kV电网规划 项目优选排序报告中的负荷预测推荐值，并根据实际负荷发展相应调整。湖南XXXXXX桥 110kV 变电站 1 号主变扩建工程可行性研究报告平衡结果如下表所示：表 2-8XX县 110kV 变电容量平衡表（单位：MW、MVA）项目 2017 年2018 年XX 年2020 年公司属最大负荷 25127229332035kV 及以下电源供电能力0000110kV 用户变负荷0000220kV 32、变电站 10kV 直供负荷18.621.524.626.3110kV 网供负荷232.4250.5268.4293.7规划容载比 1.81.81.81.8需要容量 418.3450.9483.1528.7已有容量 340.5340.5340.5372需新增 110kV 变电容量 77.82110.4142.6156.7布点设想 洲口变扩建 XX变改造、新城新建、马嘶桥扩建、新兴新建 拟新增容量 31.5200年末总容量 340.5340.5372572实际容载比 1.471.361.391.95湖南国电XX电力勘测设计有限公司122）110kVXX桥变电站变电容量平衡对XX桥 110kV 变电33、站供电区域进行变电容量平衡，平衡结果如下表所示。表 2-9XX桥 110kV 变电站供电区域变电容量平衡表（单位：MVA、MW）年份2018 年XX 年2020 年2021 年2022 年2025 年供区负荷42.347.251.057.163.775.435kV 及以下电源出力000000110kV 下网负荷42.347.251.057.163.775.4拟新增主变容量0050000年末总容量5050100100100100变电站负载率89.1%99.4%53.7%60.1%67.1%79.4%注：功率因数取 0.95；根据负荷预测及变电容量平衡结果， XX 年 110kV XX桥站最大负荷34、为 51MW，负载率为 99.4%，主变接近满载，2020 年XX桥主变扩改完成后负载 率降为 53.7%，远期 2025 年主变负载率为 79.4%。2.2.4 相关区域电网发展规划 参考XX县电网规划报告（2017）及国网XX供电公司 XX 年电网 建设项目前期工作计划建议表内容，2016-2020 年期间相关区域变电站投产 项目如下所示：110kV 电压等级：1）XX 年扩建洲口变电站，扩增主变容量 131.5MVA；2）2020 年XXXX 110kV 变电站改造工程，改造后容量 250MVA；3）2020 年扩建XX桥变电站，扩增主变容量 150MVA；4）2020 年新建新城 1135、0kV 变电站，扩增主变容量 163MVA；5）2020 年新建新兴 110kV 变电站，扩增主变容量 150MVA。35kV 电压等级：XX 年：沧港站主变扩建增容工程，增容后容量（10+6.3）MVA。2020 年：宁家冲 2 号主变扩建工程，新增主变容量 16.3MVA。西脑湖 35kV 变电站改造工程，改造后主变容量（210）MVA。2.3 工程建设必要性2.3.1 建设必要性1）满足负荷增长的需要XX桥 110kV 变电站主要供带XX桥乡及周边沧港、白竹山、丰家铺等乡 镇负荷，主要负荷性质为居民生活用电和工业生产用电，随着政府招商引资， 项目落地推进速度加快，清水湖旅游度假区项目落地36、，近几年负荷增速明显， 根据负荷预测结果，预计 XX 年2021 年供区内最高负荷分别为 47.2MW、 51MW、57.1MW，XX桥现有主变容量 150MVA，所供带周边 35kV 站基本 为单电源供电，基本无法转供，若不增容，2020 年主变负载率为 107.3%，本 期扩建后，负载率为 53.7%，满足当地负荷增长需求同时也保证电网安全可靠 运行。2）解决主变“N-1”问题，提高供电可靠性。现有XX桥主变仅一台 50MVA 主变，白竹山、丰家铺目前均仅有XX桥 一回电源，10kV 线路基本为均为单辐射结构，一旦XX桥主变故障或检修时， 白竹山、丰家铺以及XX桥直供区负荷将无法转供，停电37、面积以及造成的经济 损失大，本扩建工程投产后，两台主变调度运行方便，满足主变 N-1 需求，提 高该片区供电可靠性。3）加强 10kV 配网联络，缓解周边站点负载压力 2017 年太子庙 220kV 变供区最大负荷 218.3MW，主变负载率 90.9%，主 变重载，目前暂无 10kV 配网线路与XX桥互联，XX桥站位于太子庙西北侧， 直线距离 5.4km，本期XX桥 1 号主变扩建工程可考虑新增 10kV 配网线路加强 与太子庙配网互联，缓解太子庙站负载压力，满足太子庙高新区新增用户接入 可靠性，提高供电质量。综上所述，XX桥站 2 号主变扩建后，将会使系统更加安全、稳定、可靠 地向用户供电38、，对满足负荷发展要求和提高供电可靠性起着积极的作用，XX XXXX桥 110kV 变电站 1 号主变扩建工程的建设是非常有必要的。2.3.2 工程在系统中的地位、作用和建设时机XXXX桥 110 变电站为XX县一个比较重要的 110kV 公用变电站，为汉 寿大部分乡镇片区提供电源支撑，同时也是联系 220kV 太子庙站和 220kV 德山 站的中间变电站。通过XX桥变电站主变增容工程，整体提高XX电网 110kV 层面容载比，加强与太子庙配网联络，地方用电潜力得到释放，负荷增速明显， 两台主变负荷转供方便，运行方式灵活可靠，供电可靠性得到提高，建议该工 程于 2020 年建成投产，迎峰度夏。239、.4 接入系统方案XX桥变电站 110kV 目前出线 2 回，即 110kV 德马倒线和太马线，本期工 程不改变XX桥变现有的接入系统方式。2.5 短路电流计算参考2018 年XX运行方式，计算XX电网在最大方式下 110kV XX 桥变电站三侧母线的三相短路电流。1）计算条件 大方式短路计算水平年按远景水平年考虑（2025 年左右）； 短路阻抗基准值为：Sj=100MVA，Uj=Ucp。2）短路电流计算结果表 2-10XX桥 110kV 变电站短路电流计算结果 （单位：kA）短路点110kV 母线短路电流35kV 母线短路电流10kV 母线三相短路电流三相单相并列运行分列运行并列运行分列运行40、XX桥变6.7337.2388.7655.52722.06112.961 2.6 无功补偿平衡1）无功功率平衡原则110kV变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主，并适当兼顾负 荷侧的无功补偿，补偿容量按照主变压器容量的15%30配置，在主变最大负 荷时其高压侧功率因数应不低于0.95，在低谷负荷时功率因数不应高于0.95，不低于0.92。110千伏变电站单组容量不宜大于6Mvar，单组容量的选择还应考 虑变电站负荷较小时无功补偿的需要。 2）容性无功 为了合理配置XX桥变电站的无功补偿容量，分别针对不同负载率进行无功补偿计算，本、终期期低压电容无功补偿容量计算详见下表： 表 2-1241、无功补偿计算表主变容量 50MVA 满载 70% 30% 一、无功电源 10.39 7.58 3.83 1、电网注入功率（cos=0.95） 9.37 6.56 2.81 2、线路充电功率 1.02 1.02 1.02 二、无功负荷合计 21.40 13.56 5.14 1、负荷无功需求（cos=0.9） 13.80 9.66 4.14 2、变压器无功损耗 7.60 3.90 1.00 三、无功缺额（一）-（二） 11.02 5.99 1.31 四、无功总容量 8.4 根据计算结果，单台50MVA变压器满载时无功损耗约7.6Mvar，考虑到目前 湖南电网110千伏变电站典型设计情况及目前变电站42、的运行情况，建议变电站容 性无功补偿按照每台（4.8+3.6）Mvar配置。 2.7 线路型式及导线截面选择本工程仅为 2 号主变扩建工程，本期无线路工程，对现有线路进行校核， 分别为德马倒线、太马线，主要导线有 LGJ-185、LGJ-240。本期对 LGJ-185、 LGJ-240 两种导线进行校核。 根据设计手册 185mm2 、240mm2 的钢芯铝绞线在允许温度 70的情况下， 允许载流量分别为 610A，其持续极限输送容量分别为 98.1MVA、110.4MA，考 虑采用最热月平均最高气温 35，选择温度修正系数为 0.88，其最大持续输送 功率为 81.9MW、92.3MW。正常43、情况下可满足输送要求，根据XX桥站供区负 荷预测结果，远期 2025 年供区负荷约 75.4MW，建议远期对德马倒线部分 LGJ-185 线路进行改造。2.8 主变压器容量选择根据变电容量平衡结果，XX桥 110kV 变电站 2020-2022 年最大负荷分别 为 51MW、57.1MW、63.7MW，若不扩建，2020 年XX桥站主变负载率为 107.3%， 本期扩建 150MVA，净增容量 50MVA，增容后 2020-2022 负载率分别为 53.7%、 60.1%、67.1% ，主变正常运行，因此本期更换主变容量选择合理。2.9 系统对有关电气参数的要求2.9.1 主变压器参数主变容量44、：本期 150MVA 主变型式：三相三绕组有载调压降压变压器 电压比及抽头：11081.25%/38.522.5%/10.5kV 接线组别：YN，yno，d11阻抗值：Uk1-2%=10.65，Uk1-3%=18.85，Uk2-3%=6.572.9.2 110kV 出线XX桥变110kV出线终期规模为4回，现有2回出线，即110kV德马倒线和太 马线，本期不新增出线。2.9.3 10kV 出线10kV 已出线 8 回（4 回备用）：马铁线、马岩线、马黄线、马毛线，考虑 到太子庙 10kV 出线困难，清水湖旅游度假区项目落地，结合县公司配网需求（其中 3 回至清水湖、2 回至太子庙高新区），本期45、建议一次性上齐，新增 8 回10kV 出线间隔。2.10 电气主接线110kV 现采用单母线双隔离开关分段接线，本期改为单母线分段接线。35kV 现采用单母线双隔离开关分段接线，本期改为单母线分段接线。10kV 现采用单母线接线，本期为单母线分段接线。2.11 电力系统一次部分结论与建议本期扩建 1 号主变，容量 150MVA，扩建后，无功补偿 2（4.8+3.6） Mvar；本期工程不改变现有的接入系统方案； 计划于 2020 年投产。3 电力系统二次3.1 系统继电保护及安全自动装置 3.1.1 一次系统概况 XX桥 110kV 变电站本期扩建的主要内容是：新上#1 主变，容量为 50MV46、A， 110kV 部分扩建#1 主变进线间隔、110kV 分段间隔、110kV I 母 PT 间隔，35kV 部分扩建#1 主变进线间隔，35kV 分段间隔，35kV I 母 PT 间隔，10kV 部分扩 建#1 主变进线间隔，10kV I 母 PT 间隔，10kV 分段间隔，10kV 出线 7 回,10kV 接地变间隔 1 回，电容器 2 组。3.1.2 现状 XX桥 110kV 变电站目前以 2 回 110kV 线路接入系统，分别为至太子庙 110kV 线路 1 回，该线路配置南瑞继保 PCS-943 光纤电流差动保护，采用专用 光纤芯通道；另一回 110kV 线路“T”接在德山变至XX牵47、引变 110kV 线路， 该线路配置南瑞继保 PCS-941 电铁牵距离零序保护。站内配置了一套南瑞继保生产的 PCS-994 低频低压减载装置，共 60 个出 口，减载装置跳闸及闭锁重合闸等 GOOSE 信号通过站控层 MMS 网跳 35kV/10kV 出线，本期同样采用网络跳闸，备用出口满足本期工程接入。站内配置了一套南京航天银山电气有限公司生产的数字化故障录波装置 1套、网络报文记录分析装置 1 套，备用接口满足本期工程接入。站内在两回 110kV 线路之间配置了一套南瑞继保 PCS-9651DA 型号备自投 装置，作进线备投使用。3.1.3 系统继电保护及自动装置配置原则和方案 1）系48、统继电保护配置原则 系统继电保护及安全自动装置应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的要求，遵循智能站保护直接采样、直接跳闸的原则，并满足智能化变电站相 关导则和设计规范的要求。2）110kV 线路保护配置本期 110kV 线路无扩建，线路保护维持现状不变。3）110kV 分段保护配置本期新上 110kV 分段保护装置 1 套，具备充电保护功能，作为向母线、变 压器充电以及线路保护作向量检查时的保护，充电保护应具有两段过流和一段 零序过流保护。4) 110kV 母差保护本期为 110kV 母线配置 1 套能正确反映母线保护区内的各种类型故障的母 差保护，母差保护应能自动识别分段（母联）的充电49、状态，快速、有选择地切 除母线故障。母差保护装置单独组 1 面 110kV 母差保护屏。5）安全自动装置本期完善低周减载、110kV 备自投、故障录波、网络分析等安全自动装置 相关接线。3.1.4 对相关专业的技术要求 1）对电流互感器的要求： 采用常规电流互感器，保护用 TA 选用 P 级，测量和计量共用 TA 选用 0.2S 级，配置合并单元实现就地数字化转换，合并单元下放布置在智能控制柜内。 110kV 分段电流互感器至少提供 2 组二次绕组，其中 1 组 P 级用于保护、1组 0.2S 级用于测量。#1 主变三侧电流互感器提供 4 组二次绕组，其中 2 组 P 级用于保护、1 组0.250、S 级用于测量、1 组 0.2S 级用于计量。35kV 分段电流互感器至少提供 2 组二次绕组，其中 1 组 P 级用于保护、1 组 0.2S 级用于测量。10kV 间隔电流互感器提供 3 组二次绕组，其中 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。2) 对电压互感器的要求： 采用常规电压互感器，保护、测量共用电压互感二次绕组准确级为 0.5 级，计量用电压互感二次绕组准确级为 0.2 级，配置合并单元实现就地数字化转换。 110kV 电压互感器配置 4 组二次线圈，其中 1 组 0.5 级用于线路保护、分段 保护、主变保护一和测量、1 组 3P 级用于51、主变保护二、1 组 0.2 级用于计量，1 组 3P 级开口三角用于保护。 35kV 和 10kV 母线电压互感器配置 3 组二次线圈，其中 1 组 0.5 级用于保护 和测量、1 组 0.2 级用于计量，1 组 3P 级开口三角用于保护。10kV 母线不配置合 并单元，母线合并单元由主变低压侧合并单元实现就地数字化转换。 3) 对智能组件的要求： a) 合并单元宜具备合理的时间同步机制以及前端采样和采样传输时延补偿 机制，常规互感器信号在经合并单元输出后的相差应保持一致；合并单元之间的 同步性能应满足保护要求。 b) 合并单元具备电压切换或电压并列功能，支持以 GOOSE 方式开入断路器或 52、刀闸位置状态。 c) 合并单元应能提供输出 IEC61850-9-2 协议的接口，能同时满足保护、测 控、录波、计量设备使用。合并单元应满足智能变电站继电保护技术规范的相关 要求。 d) 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现；智能终端应接收 保护跳合闸命令、测控的手合/分断路器命令及隔离开关、接地开关等 GOOSE 命令， 输入断路器位置、隔离开关及接地开关、断路器本体信号（含压力闭锁重合闸等）， 跳合闸自保持功能，控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等，其跳合 闸出口回路应设置硬压板；智能终端应满足智能变电站继电保护技术规范的相关 要求。 4) 对自动化网络的要求： 过程层53、 GOOSE 及 SV 共网，采用单网方式。保护直采直跳，不依赖网络。 5) 对断路器的要求： 断路器配一组跳闸线圈，一组合闸线圈。断路器跳、合闸闭锁、防跳功能由断路器本体机构实现。 7) 对直流电源的要求： 双重化的两套保护及其相关设备(合并单元及智能终端、网络设备、跳闸线圈等)直 流电源采用不同空开，直流电源按辐射形方式供电。 3.2 调度自动化 3.2.1 现状及存在的问题 XX调控中心调度自动化系统为南瑞科技的 D5000 系统，该系统具有多种 通信规约，采用的通信规约主要为 101 和 104 等。XX地区调度数据网也已建设投运，本站采用三路 2Mb/s 通道接入XX县 调汇聚层，由54、县调汇聚层接入XX地调。3.2.2 远动系统 1）调度管理 按照电网统一调度，分级管理的原则，本站由XX调控中心调度，本期维持原有调度管理方式不变。 本站运行管理由XX供电分公司负责，本期维持现状。 2）远动系统站内监控系统采用了南瑞继保生产的计算机监控系统，I 区数据通信网关 机双套配置，II 区数据通信网关机单套配置，III/IV 区数据通信网关机单套配置。 本期扩建新增的 I/O 信息接入现有的公用设施和监控网络，通过现有的远动装 置传送到远方监控中心。3）远动信息采集 本期扩建工程新增的远动信息，接入原有公用设施和监控网络即可。新增远动信息通过站内现有的远动通道上传至XX调控中心。本期55、扩建工程控制方 式、信息传送方式及通道要求均按前期方式维持不变。本期新增远动信息如下：1、遥测量110kV 分段三相电流、有功、无功功率；#1 主变各侧有功、无功、三相电流、档位、油温；35kV 分段有功、无功、三相电流；10kV 线路有功、无功、三相电流；10kV 分段有功、无功、三相电流；10kV 电容器无功、三相电流；10kV 接地变有功、无功、三相电流；110kV I 母线相电压，线电压，开口三角电压；35kV I 母线相电压，线电压，开口三角电压；10kV I 母线相电压，线电压，开口三角电压；2、遥信量 断路器位置信号；隔离开关、接地开关位置信号； 各间隔远方/就地信号 保护动作信56、号；3、遥控量 断路器分、合；隔离开关、接地开关分、合；#1 主变压器中性点接地刀闸分、合；#1 主变压器有载分接开关位置调整；#1 无功补偿设备的投切； 4）远动通道要求 本期维持原有远动通道不变。 5）相关调度端系统结合本期工程的建设，XX调控中心调度自动化系统中的数据库需添加本 站扩建间隔的信息记录，增加通道配置，以及完成本变电站图形及报表生成等 工作。3.3 电能计量系统 3.3.1 现状及存在的问题 站内配有一台烟台东方威思顿生产的 DF6205 型智能电量采集器，目前运行正常，满足本期新增电能表接入，本期利旧。站内#2 主变三侧电能表共组 1 面主变电能表柜，采用数字式智能电能表，57、 110kV 线路和 35kV 线路电能表共组 1 面线路电能表柜，10kV 间隔电能表分散 安装在 10kV 开关柜内，采用三相三线智能电能表，站用变低压侧电能表安装 在交流电源屏内。由于本期工程 10kV I 段由不接地系统改为消弧线圈接地系统，#2 主变低 压侧电能表和 10kV 间隔电能表需由三相三线智能电能表更换为三相四线智能 电能表。3.3.2 电能表配置 根据本期扩建规模，本期新上或更换智能电能表共计 27 块，含#1 主变高压 侧配置 1 块数字化三相四线智能电能表，#1 主变中压侧配置 1 块数字化三相三 线智能电能表，#1 主变低压侧配置 1 块数字化三相四线智能电能表，#58、2 主变低 压侧更换 1 块数字化三相四线智能电能表，110kV 分段配置 1 块数字化三相四 线智能电能表，35kV 分段配置 1 块数字化三相四线智能电能表，新上 7 回 10kV 线路、2 回 10kV 电容器、1 回接地变、1 回分段各配置 1 块三相四线智能电能 表，原 10kV II 母 8 回 10kV 线路、2 回电容器各更换 1 块三相四线智能电能表， 以上电能表均采用有功 0.5S 级，无功 2.0 级。本期新增#1 主变和 110kV 分段电能表安装在主变电能表柜备用表位，新增 35kV 分段电能表安装在 35kV 线路电能表柜备用表位，新增 10kV 电能表安装 在 159、0kV 开关柜内。本期更换的电能表安装在原有位置。本期新增或更换的电能表通过 RS485 通讯接入站内现有电能采集器，实现 电量远传。3.3.3 电能信息传输通道 本期维持原有的电能信息传输通道不变。3.4 调度数据网及二次安全防护设备 本站配置 1 面调度数据网及二次安防屏，屏内配置了两套调度数据网及二次安全防护设备，每套含 2 台交换机，1 台路由器和 1 台纵向加密装置，本期 维持现状。4 变电工程设想4.1 电气一次4.1.1 变电站现状4.1.1.1 变电站规模 XX桥 110kV 变电站位于XX市XX县太子庙镇XX桥村，于 2015 年 11 月建成投产。 变电站现有有载调压变压器60、 1 台，容量为 150MVA，终期主变 2 台，容量 为 250MVA；110kV 现有出线 2 回，分别至太子庙 220kV 变电站(2Y)、T 接至 德山 220kV 变电站至XX牵引站(3Y)，终期出线 4 回；35kV 现有出线 3 回，分 别至白竹山 35kV 变电站(1U)、至沧港 35kV 变电站 (3U)，至丰家铺 35kV 变电 站 (4U)，终期出线 4 回；10kV 现有出线 8 回，终期出线 15 回；10kV 现有容量 为 4800kVar 和 3600kVar 并联电容器无功补偿装置各 1 套。 4.1.1.2 电气主接线 XX桥 110kV 变电站 110kV 61、母线现状采用单母线双隔离开关分段接线方式， 远期采用单母线分段接线方式；35kV 母线现状采用单母线双隔离开关分段接线 方式，远期采用单母线分段接线方式；10kV 母线现状为单母线接线方式，远期 采用单母线分段接线方式。 4.1.1.3 电气平面布置 本站现有布置：本站总平面根据国家电网公司输变电工程通用设计 110（66）-750 智能变电站部分110-C-4 方案调整而成，变电站站址为矩形布置， 围墙长 69.6 米，宽 65.9 米，总面积为 4587m2。 110kV 配电装置采用户外软母线普通中型布置，位于变电站西侧；35kV 配 电装置采用户外软母线中型布置，位于变电站北侧；10k62、V 配电装置采用户内金 属铠装移开式开关柜单列布置，位于变电站站区东侧；主变位于站区中央， 110kV 配电装置与 10kV 配电装置室之间；变电站进站道路从站区南侧进入， 站内运输道路宽 4 米。 4.1.2 本期工程建设规模主变压器：根据系统规划，扩建 1 号主变，本期新增一台 50MVA 主变压器， 配套新增 110kV 中性点成套装置一套、35kV 中性点避雷器一支。 110kV 配电装置：新建 110kV #1 主变进线间隔, 新建 110kV 段母线设备 间隔,完善 110kV 母线分段间隔。 35kV 配电装置：新建 35kV #1 主变进线间隔, 新建 35kV 段母线设备间 63、隔,完善 35kV 母线分段间隔。 10kV 配电装置：新建 10kV 段母线，10kV 配电装置采用金属铠装移开式 开关柜户内单列布置，共新上 14 台开关柜。本期段母线上新增 10kV 消弧线 圈接地变装置 1 套。无功补偿：本期新上 1 套容量 4800kVar 和 1 套容量 3600kVar 的无功补偿 装置，均采用户外布置。 4.1.3 远期规模主变压器：远期规划 2 台 50MVA 主变压器。 110kV 配电装置：远期采用单母线分段接线，110kV 主变进线 2 回，110kV 出线 4 回。 35kV 配电装置：远期采用单母线分段接线，35kV 主变进线 2 回，35kV 出64、 线 4 回。 10kV 配电装置：远期采用单母线分段接线，10kV 主变进线 2 回，10kV 出 线 15 回，消弧线圈接地变兼站用变 1 回，消弧线圈接地变 1 回，无功补偿装置 4 回。 10kV 无功补偿装置：远期按每台主变（3600+4800）kVar 电容器成套装置 配置。 4.1.4 主接线部分4.1.4.1 电气主接线现状 110kV 配电装置现采用单母线双隔离开关分段接线方式；35kV 配电装置现采用单母线双隔离开关分段接线方式；10kV 配电装置现采用单母线接线方式。 4.1.4.2 本期电气主接线 110kV 配电装置本期采用单母线分段接线方式；35kV 配电装置采用单65、母线 分段接线方式；10kV 配电装置本期采用单母线分段接线方式。 4.1.5 各级中性点接地方式本站主变压器 110kV 中性点采用变压器中性点经隔离开关直接接地方式， 运行时变压器中性点可选择不接地或直接接地；35kV 中性点采用经避雷器接地 方式。 本期扩建 7 回 10kV 电缆出线，每回出线电缆长度 3km 计算，10kV 电缆出 线规划总长度 21km，电缆截面积为 300mm2。根据上述数据估算，电容电流为： IC =95 + 1.44S2200 + 0.23SUe L = 51.22A 加上变电站附加电流 16%，计算出电容电流为 59.42A。 按过过补偿方式计算消弧线圈容量66、： 3Q = KIc Ue =486.21kVar按通用设计选型，10kV 消弧线圈容量可选择 630kVar，接地变容量为 700 kVar。 4.1.6 短路电流计算4.1.6.1 短路电流计算结果 参考2018 年XX运行方式，计算XX电网在最大方式下 110kV XX 桥变电站三侧母线的三相短路电流。1）计算条件 大方式短路计算水平年按远景水平年考虑（2025 年左右）； 短路阻抗基准值为：Sj=100MVA，Uj=Ucp。2）短路电流计算结果表 2-10XX桥 110kV 变电站短路电流计算结果 （单位：kA）短路点110kV 母线短路电流35kV 母线短路电流10kV 母线三相短路67、电流三相单相并列运行分列运行并列运行分列运行XX桥变6.7337.2388.7655.52722.06112.9614.1.6.2 站内设备和导体的现状及校验 1）主变压器：#2主变由杭州钱江电气集团股份有限公司制造，型号为 SSZ11-50000/110，额定电压比：1108*1.25%/38.52*2.5%/10.5KV，额定容量比：50/50/50MVA，短路阻抗值为：Ud1-2%=10.11%，Ud1-3%=18.28%，Ud2-3%=6.52%，联结组别为：YN.yn0.d11，制造及投运时间为2015年。#2主变 中性点成套装置由江苏省如高高压电器有限公司制造，隔离开关参数为： G68、W13-72.5/1600A，中性点避雷器参数分别为：Y1.5W-72/186、Y5WZ-51/134， 投运时间为2015年。设备参数满足要求，运行状态良好，无需改造或更换。 主变压器区域 2）110kV配电装置：110kV断路器由河南平高电气股份有限公司制造，型号及参数为：LW35-126/2000A-40kA；110kV隔离开关由江苏省如高高压电器有限 公司制造，型号及参数为：GW4A-126D(GW）/2000A-40kA； 220kV电流互感器 由湖南电力电瓷电器厂制造，型号及参数为：LVB-110，10P30/10P30/0.2S/0.2S，2300/5A(2150/5A)；11069、kV电压互感器由日新电机(无锡)有限公司制造，型 号及参数为：WVB110-20H、(110/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/0.1kV、 0.2/0.5/3P/3P，WVL2110-10H、(110/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/0.1kV、0.2/0.5/3P/3P；110kV避雷器由南阳金冠电气有限公司制造，型号 及参数为：Y10W-102/266W；各设备制造及投运时间均为2015年，本期扩建主变 压器后，经校核，#2主变间隔、母联间隔等设备运行良好，设备的额定电流及 短路电流均能满足本期要求，本次无需更换。 110kV 配电装置区域 3）70、35kV配电装置：35kV断路器由平高集团有限公司制造，型号及参数为： LW34C-40.5/2500-31.5kA，配外置35kV电流互感器，参数为： 10P25/10P25/0.5/0.2S，2600/1A(2300/1A)；35kV隔离开关由抚顺抚瓷开 关制造有限公司制造，型号及参数为：GW4-40.5DW/2500A-31.5kA，GW4-40.5DDW/2500A-31.5kA； 35kV电压互感器由浙江天际互感器有限公司制 造，型号及参数为：JDZXW-35、35/3：0.1/3：0.1/3：0.1/3kV、0.2/0.5/3P， TYD 35/3-0.02HF、35/3：0.1/71、3：0.1/3kV、0.5/3P；35kV避雷器由浙江 恒大科技电气有限公司制造，型号及参数为：Y5WZ-51/134，附在线监测仪；35kV 站用变由杭州钱江电气集团股份有限公司制造，型号为S11-100/38.5，额定电 压比：38.55%/0.4kV，短路阻抗值为：Ud=4%，联结组别为：Y.yn0；各设备 制造及投运时间均为2015年，本期扩建主变压器后，经校核，#2主变间隔和分 段间隔的设备均运行良好，设备的额定电流及短路电流均能满足本期要求，本 次无需更换。 35kV 配电装置区域 4）10kV 配电装置：10kV 开关柜由甘肃天水长城开关有限公司制造，型号 及参数为：KYN79-72、12/2500A-25kA 和 KYN79-12/3150A-31.5kA；10kV 并联电容器成套装置由桂林电力电容器有限公司制造，型号及参数为：户外装配式， TBB10-3600/200-AKW 型 和 TBB10-4800/200-AKW 型 ； 10kV 站 用 变 型 号 为S11-50/10.5，额定电压比：10.522.5%/0.4kV，短路阻抗值为：Ud=4%，联 结组别为：D.yn11；10kV 避雷器型号为：YH5WZ-17/45；各设备制造及投运时间均为 2015 年，设备参数满足要求，运行状态良好，无需改造或更换。 10kV 户内配电装置区域 5) 导体： 变电站 1173、0kV 母线现采用 LGJ-400/50 ，#2 主变进线采 用 LGJ-300/40 导线；35kV 母线现采用 LGJ-500/45，主变进线采用 LGJ-500/40 导 线；10kV #2 主变进线采用 2（TMY-12510）铜母排，10kV 母线均采用 2（TMY-12510）铜母排。根据系统专业提资，主变压器增容后，导体选择原则 为：110kV 母线按最大通流容量 100MVA 考虑，35kV 母线按最大通流容量 50MVA 考虑，110kV、35kV 主变进线均按 1.05 倍变压器容量考虑。 表 4.1-2 导体校验结果表 回路名称 回路电流最大值（A） 现状 校验结果根数导74、线型号 载流量（A） 110kV 主母线 525 1LGJ-400/50 857 满足 110kV 主变进线 276 1LGJ-300/40728 满足 35kV 主母线 825 1LGJ-500/45 967 满足 35kV 主变进线 866 1LGJ-500/45 967 满足 10kV 主变进线 945 2TMY-12510 3600 满足 10kV 电容器 356/267 1YJV22-8.7/15kV- 3240/185 435/375 满足 经校验，导线参数满足要求，无需改造或更换。 4.1.6.3 主要电气设备及导体选型 本次设计主要电气设备原则上按照国家电网公司标准化建设成果（75、通用设计、通用设备）应用目录（2018 年版）、ERP 标准物料等有关要求进行选 择，并应用国家电网公司输变电工程工艺标准库，严格执行国网“四统一 要求”。 根据湖南省 2013 年污区分布图，本工程所址位于 d 级污秽区，本期工 程主要设备选择均按 e 级污秽考虑。中性点直接接地系统户外设备爬电比距按25mm/kV 考虑，中性点非直接接地系统户外设备爬电比距按31mm/kV 考虑。 根据以上计算及系统专业，各电压等级的设备短路电流按如下水平选择：110kV 设备短路电流按 40kA 考虑，35kV 设备短路电流按 31.5kA 考虑，10kV 设 备按 31.5kA 考虑。 变电站海拔高度为76、 1000m 以下，电气设备的抗震校验烈度为 7 度。 1）主变压器 本期工程新增一台主变压器，选用三相自然油循环自冷三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 4.1-3 变压器选择结果表 项目 参数 型式 三相三绕组，油浸式有载调压（高压侧中性点），附智能组件 容量 50/50/50MVA 额定电压 1108*1.25%/38.52*2.5%/10.5kV 接线组别 YN.yn0.d11 阻抗电压 Uk1-2%=10.11，Uk1-3%=18.28，Uk2-3%=6.52 冷却方式 自然油循环自冷（ONAN） 套管 TA 高压中性点 10077、-200/5A，5P30/5P30 外绝缘爬电距离不小于 1813mm 110kV 中性点成套装置 GW13-72.5/1600A，Y1.5W-73/173，LZW-10： 100-200/5A。 35kV 中性点避雷器 YH1.5W-73/173。 2）110kV 设备 110kV 采用户外常规 AIS 设备。按照短路电流水平，110kV 设备额定开断电 流为 40kA，动稳定电流峰值为 80kA。110kV 主要设备选择结果见下表。 表 4.1-4 110kV 设备选择结果表 设备名称 型式及主要参数 本期数量110kV 断路器 瓷柱式六氟化硫气体绝缘单断口断路器，额定电流 2000A，278、 台 4s 热稳定电流 40kA，动稳定电流峰值 80kA 110kV 隔离开关 双柱水平旋转式，额定电流选用 2000A，4s 热稳定电流40kA，动稳定电流峰值 80kA，双接地。 2 组 110kV 隔离开关 双柱水平旋转式，额定电流选用 2000A，4s 热稳定电流40kA，动稳定电流峰值 80kA，单接地。 1 组 110kV 电流互感器 倒立油浸式电流互感器， 10P30/10P30/0.2S/0.2S， 2300/5A(2150/5A)，4s 热稳定电流 40kA，动稳定电流 峰值 80kA 6 台 110kV 电压互感器 (110/ 3)/(0.1/ 3)/(0.1/ 3)/(79、0.1/ 3)/0.1kV ，0.2/0.5/3P/3P 3 台 110kV 避雷器 Y10W-102/266W 3 台 3）35kV 设备 35kV 采用户外常规 AIS 设备。按照短路电流水平，35kV 设备额定开断电流 为 31.5kA，动稳定电流峰值为 80kA。35kV 主要设备选择结果见下表。 表 4.1-5 35kV 设备选择结果表 设备名称 型式及主要参数 本期数量35kV 断路器 瓷柱式六氟化硫气体绝缘单断口断路器，开断电流31.5kA，额定电流 2500A，4s 热稳定电流 31.5kA，动稳 定电流峰 值 80kA；附外置电 流 互感器， 2*600/5A (2300/580、A)，10P25/10P25/0.5/0.2S ，4s 热稳定电流 40kA，动稳定电流峰值 80kA 2 台 35kV 隔离开关 双柱水平旋转式，开断电流 31.5kA，额定电流选用 2500安，4s 热稳定电流 40kA，动稳定电流峰值 80kA，单接 地 3 组 35kV 电压互感器 (35/ 3)/(0.1/ 3)/(0.1/ 3)/(0.1/3) kV ，0.2/0.5/3P 3 台 35kV 避雷器 Y5WZ-51/134 3 台 4）10kV 设备 10kV 采用金属铠装移开式开关柜，按照短路电流水平，10kV 设备额定开断 电流为 31.5kA，动稳定电流峰值为 80kA。1081、kV 主要设备选择结果见下表。 表 4.1-6 10kV 主要设备选择结果表 设备名称 型式及主要参数 本期数量10kV 进线柜 配置真空断路器，12kV，3150A，40kA，4000/5A，10P20/10P201 台 10kV 进线隔离柜 4000/5A， 0.2S/0.2S1 台 10kV 电容器柜 配 置 真 空 断 路 器 ， 12kV ， 1250A ， 31.5kA ， 400/5A ，10P30/0.5/0.2S2 台 10kV 馈线柜 配 置 真 空 断 路 器 ， 12kV ， 1250A ， 31.5kA ， 600/5A ，10P30/0.5/0.2S7 台 10kV82、 接地变柜 配 置 真 空 断 路 器 ， 12kV ， 1250A ， 31.5kA ， 100/5A ，10P30/0.5/0.2S2 台 10kV 分段开关柜 配置真空断路器，12kV，3150A，40kA，4000/5A，10P30/0.5/0.2S1 台 设备名称 型式及主要参数 本期数量10kV 避雷器 氧化锌避雷器，额定电压 17kV，残压峰值 45kV 3 台 消弧线圈接地变兼站用变成套装 置 消弧线圈容量 315kVA，接地变容量 400kVA,站用变容量 100 kVA 1 套 消弧线圈接地变成套装置 消弧线圈容量 315kVA，接地变容量 400kVA 1 套 电容器成套83、装置 10kV，3600kVar，5%串抗 1 套 电容器成套装置 10kV，4800kVar，5%串抗 1 套 5）导体选择 根据系统专业提资，主变压器扩建后，导体选择原则为：110kV 母线按最 大通流容量 100MVA 考虑，35kV 母线按最大通流容量 50MVA 考虑，110kV、35kV 主变进线均按 1.05 倍变压器容量考虑。 表 4.1-7 导体选型及校验 现状（#2 主变） 新增（#1 主变） 回路名称 回路电流最 载流量导线根数 载流量 校验结 大值（A） 导线根数型号（A）型号 （A） 果 110kV 主母线 525 1LGJ-400/50 857 / / 满足 11084、kV 主变进线 276 1LGJ-300/40728 LGJ-300/40 728 满足 35kV 主母线 825 1LGJ-500/45 967 / / 满足 35kV 主变进线 866 1LGJ-500/45 967 LGJ-500/45 967 满足 10kV 主变进线 945 2TMY-12510 36002（TMY-12510）3600 满足 10kV 电容器 356/267 1YJV22-8.7/15kV- 3240/185 423/376 1YJV22-8.7/15kV - 3300/240495/423 满足 根据上表可知，110kV 母线 LGJ-400/50、主变进线 LG85、J-300/400 均能满足本期要求，本期无需更换；35kV 母线 LGJ-500/45、主变进线 LGJ-500/45 均能 满足本期要求，本期无需更换；10kV#1 主变进线 2（TMY-12510）能满足本 期要求，本期无需更换。 4.1.7 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 GB11032-2016交流无间隙金属氧化 物避雷器、国家标准 GB/T50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配 合设计规范确定的原则进行选择。 4.1.7.1 避雷器的配置方案：避雷器的装设组数及配置地点，取决于雷电 侵入波在各个电气设备产生的过电压水平。为限制雷电侵入波过电压，186、10kV 线路侧、110kV、35kV、10kV 母线上均装设氧化锌避雷器。10kV 低压并联电容器回路装设金属氧化锌避雷器。 4.1.7.2 110kV 电气设备的绝缘配合 110kV 氧化锌避雷器依据国家电网公司 110550kV 变电站通用设备典型 规范（2018 年版），作为 110kV 绝缘配合的基准，主要技术参数见下表： 表 4.1-8 110kV 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 10kA 残压 （kV，有效值）陡波冲击 10kA 残压 （kV，有效值）数值 110 102 787、9.6 266 297 110kV 系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电 冲击的配合，以雷电冲击 10kA 残压为基准，配合系数取 1.4。 110kV 电气设备的绝缘水平见下表，经核算满足配合要求。 表 4.1-9 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 480 450 550 200 185 其他电器 550 550 550 230 230 断路器88、断口间 550 550 230 230 隔离开关断口间 630 265 265 *仅电流互感器承受截波耐压试验。 4.1.7.3 35kV 电气设备的绝缘配合 35kV 氧化锌避雷器依据 GB311.1-2012高压输变电设备的绝缘配合，作 为 35kV 绝缘配合的基准，其主要技术参数见下表： 表 4.1-10 35kV 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 10kA 残压 （kV，有效值）陡波冲击 10kA 残压 （kV，有效值）数值 35 51 25.3 134 150 35kV 系统以雷电89、过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲 击的配合，以雷电冲击 10kA 残压为基准，配合系数取 1.4。 35kV 电气设备的绝缘水平见下表，经核算满足配合要求。 表 4.1-11 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，有效值） 全波 截波 内绝缘 外绝缘 内绝缘 外绝缘 主变压器 200 185 215 85 80 其他电器 215 215 215 100 100 断路器断口间 185 185 95 95 隔离开关断口间 215 118 1190、8 *仅电流互感器承受截波耐压试验。 4.1.7.4 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 4.1-12 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101713.54551.810kV 电气设备的绝缘水平按 GB311.1-2012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 3.7-6 10kV 电气91、设备及主变中性点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 主变压器低压侧 75 75 75 35 35 主变压器中性点 185 185 185 85 85 断路器断口间 75 75 42 42 隔离开关断口间 85 49 其他电器 75 75 42 42 4.1.7.5 悬式绝缘子串片数的选择 根据湖南省污区分布图及现场考察，本工程室外设备防污等级选择为 d 级。 中性点直接接地系统的户外设备按外绝缘爬电比距3.1cm/kV 考虑。本工程电 气设备外绝缘的最小有效爬电距离92、按最高工作电压取值，110kV 电气设备外绝 缘最小有效爬电距离取 3906mm，35kV 电气设备外绝缘最小有效爬电距离取 1813mm，单片绝缘子的爬电距离为 450mm。 绝缘子串选择需满足下列三个条件： 工频电压下爬电距离的要求，操作过电压要求的放电电压，雷电过电压要 求的放电电压。 110kV 绝缘子串片数：25126/450=7。 35kV 绝缘子串片数：2538.5/450=3。 经过计算，再考虑绝缘子老化，每串绝缘子预留零值绝缘子，耐张串 2 片，悬垂串 1 片。110kV 耐张串片数取 9 片，悬垂串片数取 8 片，35kV 耐张串片数取 5 片，悬垂串片数取 4 片。 4.93、1.8 电气总平面布置及配电装置总平布置：XX桥 110kV 变电站为已建变电站，2015 年投运。110kV 配电 装置布置于变电站的西侧，西面出线；35kV 配电装置布置于变电站的北侧，北 面出线；35kV 站用变布置于变电站的东北侧；10kV 配电装置室布置于变电站 的东侧，10kV 站用变布置于 10kV 配电装置室的东侧；主变压器布置于 110kV 配电装置与 10kV 配电装置室中间，无功补偿装置布置于变电站的西北侧；主控 室布置于变电站的东侧。进站道路从南侧引接。变电站长 69.6m，宽 65.9m。 主变压器：变电站规划为两台主变压器，现已有一台变压器。本期扩建#1 主变压器，94、安装于一期预留的位置上。具体布置和定位详见“电气总平面布置图（扩建后）”。 110kV 配电装置：采用户外 AIS 设备户外普通中型布置，母线采用户外软 母线，进出线间隔宽度为 8m，规划 4 回 110kV 出线，2 回主变进线，配电装置 尺寸为 49.533.2m。 35kV 配电装置：采用户外 AIS 设备式普通中型布置，母线采用户外软母线， 进线间隔宽度为 6m，出线间隔宽度为 5m，规划 4 回 35kV 出线，2 回主变进线， 配电装置尺寸为 39.9518.2m。 10kV 配电装置：10kV 配电装置采用屋内单列布置。10kV 主变进线采用母 线桥引至 10kV 开关柜。10k95、V 配电室长 28.5m，宽 5m，现有 15 面中置式开关柜。 按照湖南省电力公司要求及系统规划，本期扩建段母线及其设备，新上开关 柜采用金属铠装移开式开关柜：新上主变进线柜 1 台、主变进线隔离柜 1 台、分段开关柜 1 台、馈线柜 7 台、接地变柜 1 台、电容器柜 2 台、母线设备柜 1 台。 本期工程在原有 10kV 站用变压器北侧新上户外干式消弧线圈及接地变成 套装置 1 套。 无功补偿装置：目前#2 主变配置（3600+4800）kVar 容性无功装置，本期#1 主变配置（3600+4800）kVar 容性无功装置；电容器装置布置于变电站西北 侧一期预留位置上。 本期所有扩建工程96、均在变电站原围墙范围内实施，不需新增用地。 4.1.9 接地及防雷 4.1.9.1 防直击雷：本站以避雷针作为直击雷保护，本期改造部分包含在 原有避雷针保护范围内，无需增设直击雷保护装置。 4.1.9.2 接地电阻校验 根据收资情况，XX桥 110kV 变电站水平地网为-505 镀锌扁钢,设备接 地引线采用-505 镀锌扁钢。根据前期工程计算结果，变电站电阻值实测值为 0.63，接地电阻与前期工程设计值一致,前期已校验接触电势及跨步电势电， 满足规范安全要求,本期无需对接地网进行改造。 4.1.9.3 接地扁钢校验 根据系统提资计算，2020 年 110kV 侧最大单相接地短路电流为 7.4997、kA，对 应的扁钢热稳定截面为 80.11mm2。 设备引下线：本期新增设备采用-505 镀锌扁钢。水平地网：根据十八项 电网重大反事故措施，接地装置接地体的截面不小于连接至该接地装置接地引 下线截面的 75%，则最小热稳定截面需 60.1mm2。考虑腐蚀速度 0.065mm/年，50 年后，-505 镀锌扁钢截面为（50-0.065*50）（5-0.065*50）=81.8mm2， 能满足要求。 根据以上结果，本期新增设备接入原主接地网，新增设备接地采用双根-505 镀锌扁钢接地，主要高压设备本体的金属底座保护接地采用-403 铜 排。垂直接地极采用50505 镀锌角钢，新增的端子箱及二次保98、护屏柜采用-254 铜排连接至等电位接地网。 4.1.10 站用电及照明目前变电站内已配置了两台站用变压器，一台 35kV 站用变，容量为 100kVA， 一台 10kV 站用变，容量为 50kVA。 照明在前期工程中均已考虑，本期扩建不需新增照明灯具。 4.1.11 电缆敷设及防火10kV 电力电缆采用交联聚乙烯绝缘电缆，380/220V 动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。电缆在户外敷设时，基 本沿电缆沟敷设，操作机构及接线盒的电缆均采用保护管敷设至电缆沟。所有 建筑物的电缆沟内外接口处，在所有设备屏柜的电缆进出空洞处、主变附近的 电缆沟两端处，电缆支沟与99、主沟的连接处，以及室外电缆沟每隔一定区段均应 采用防火材料封堵，本期扩建破坏的原电缆防火封堵应及时恢复。严格按有关 规程规范采取防火灾延燃措施，即采用阻火砖、防火堵料及防火隔板进行封、 涂处理。 4.1.12 过渡实施方案4.1.12.1 110kV 配电装置 110kV 配电装置现采用单母线双隔离开关分段接线，新建#1 主变进线间隔 接入母线时会对段母线引起短时停电，停电期间本站由德山 220kV 变电站供 电,停电实施起来十分方便，无需特别的停电过渡方案。 4.1.12.2 35kV 配电装置 35kV 配电装置现采用单母线双隔离开关分段接线，新建分段断路器及#1 主变进线间隔期间会导致 100、35kV段母线停电，由于段母线上的白竹山 35 kV 变电站为XX桥变电站单一电源供电，且白竹山 35kV 变电站所供带清水湖 35kV 用户变电站，其所供用户为重要负荷，施工期间会导致这两个站全部停电，因 此特供停电过渡方案： （1） 拆除站内 35kV 分段间隔内引线； （2） 将 35kV 马白线#001 塔引流线拆除； （3） 35kV 马白线由 35kV 马沧线供电。具体方式为：将 35kV 马沧线与 35kV 马白线在各自#001 塔连接，二者之间由电缆连接。 4.1.12.3 10kV 配电装置 10kV 配电装置现采用单母线接线，本期扩建段独立单母线，前期工程已 上段母线隔离柜101、，本期新上段母线开关柜式不会引起其余回路的停电，无 需特别的停电过渡方案。由于 35kV 主变进线跨接线跨过 2 号主变 10kV 侧户外 母线桥，会造成 10kV段母线短时停电，无需特别的停电过渡方案。 4.1.13 融冰范围及方案经线路专业提资,XX桥变电站无需考虑融冰方案。 4.1.14 对侧间隔设备校验XX桥 110kV 变电站对侧变电站太子庙 220kV 变电站 110kV 间隔设备具 体参数如下：1) 太子庙 220kV 变电站-XX桥 110kV 变电站间隔设备：序号设备名称设备参数备注1110kV 母线LF21Y-100/90（I、II 母及旁母型号相同）满足要求2110kV 102、隔离开关GW4A-126(GW)：2000A-40kA,主、地刀电动满足要求3110kV 断路器LW35-126：2000A-40kA 弹操机构满足要求4110kV 电流互感器LVB-126：2600/1A(2300/1A) 10P25/10P25/0.5/0.2S 级满足要求5110kV 线路 TYDWVL2 110-10H：110/3：0.1/3：0.1kV,0.5/3P满足要求6110kV 避雷器Y10W1-102/266满足要求7间隔导线LGJ-300/40满足要求经校验，本期XX桥 110kV 变电站对侧变电站为太子庙 220kV 变电站间隔一次设备及导线均满足要求，无改造内容。 2103、) 德山 220kV 变电站-XX桥 110kV 变电站间隔设备：序号设备名称设备参数备注1110kV 母线LDRE-100/90（I、II 母及旁母型号相同）满足要求2110kV 隔离开关GW5-110：1250A-31.5kA,主、地刀电动满足要求3110kV 断路器LW35-126：3150A-31.5kA 弹操机构满足要求4110kV 电流互感器LGB-110：2300/5A,10P20/10P20/0.5/0.2S 级满足要求5110kV 线路 TYDTYD110/3-0.01W3：110/3：0.1/3：0.1kV,0.5/3P满足要求6间隔导线LGJ-300/40满足要求经校验，104、本期XX桥 110kV 变电站 T 接线路电源侧变电站为德山 220kV变电站，其对应间隔一次设备及导线均满足要求，无改造内容。 4.2 电气二次 4.2.1 监控系统 4.2.1.1 现状及存在问题本站于 2015 年建成投运，为无人值班的智能变电站，站内计算机监控系统 为南瑞继保计算机监控系统，采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控 层、间隔层、过程层以及网络设备构成，站控层设备按变电站远景规模配置。站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用 DL/T860， 实现站控层、间隔层二次设备互操作。站控层监控主机双套配置，综合应用服 务器单套配置，I 区数据通信网关机双套配105、置，II 区数据通信网关机单套配置， III/IV 区数据通信网关机单套配置，站控层和间隔层采用单星型以太网，#2 主 变各侧设置过程层，共配置 2 台过程层交换机，110kV 线路共配置 1 台过程层 交换，全站共设 1 台过程层中心交换机，35kV 部分不设过程层。本站现有过程层设备包括合并单元和智能终端,合并单元与智能终端分开 配置，#2 主变高中低三侧及本体合并单元双套配置，110kV、35kV II 段母线合 并单元双套配置，110kV、35kV 线路合并单元单套配置。各电压等级及主变压 器各侧间隔智能终端单套配置，主变压器本体智能终端单套配置，集成非电量 保护功能。10kV 间隔不106、配置合并单元和智能终端。本站前期未配置规约装换装置，本期新增一台规约转换装置，用于其它不 能直接接入间隔层与监控系统通信的设备，本期新增规约装换装置安装在 10kV 母线测控屏内。4.2.1.2 间隔层设备配置本期#1 主变测控装置按开关单元和本体独立配置，共配置 4 台，110kV 分段配置独立测控装置 1 台，35kV 分段和 10kV 部分采用保护测控一体化装置， 按间隔单套配置。前期配置了公用测控及各电压等级母线测控 1 套，本期维持 现状。本期扩建间隔保护测控装置建议采用站内同系列产品，接入现有计算机监 控系统，间隔层交换机备用接口满足本期工程要求。本期控制、信号采用原有方式。4.2107、.1.3 过程层设备配置 本站采用常规互感器，过程层设备包括合并单元和智能终端，本期 110kV分段配置 1 台合智一体化装置，110kV I 母 PT 间隔配置 1 台智能终端，#1 主变 三侧各配置 1 台合智一体化装置和 1 台合并单元，#1 主变本体配置 2 台合并单元和 1 台智能终端（含非电量保护功能），35kV 分段配置 1 台合智一体化装置， 35kV I 母 PT 间隔配置 1 台智能终端。10kV 间隔不配置独立的合并单元和智能 终端。#1 主变本期配置 2 台过程层交换机。4.2.1.4 防误闭锁系统 本站配置了一套长园共创生产的防误闭锁系统，本期扩建的#1 主变各侧间隔108、110kV 分段间隔、110kV I 母 PT 间隔、35kV 分段间隔、35kV I 母 PT 间隔、 10kV 间隔接入现有的防误系统实现防误功能，只需增加本期扩建间隔的锁具及 相应修改软件和数据库。4.2.2 元件保护 元件保护主要设计原则遵循 GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置 技术规程及 Q/GDW441-2010智能变电站继电保护技术规范的相关要求。 并遵循“直接采样、直接跳闸”的原则,保护装置采用以太网接口接入站内计算 机监控系统，通信规约采用 DL/T 860。保护具体配置如下：4.2.2.1、#1 主变保护1、主保护 主变电量保护按主后一体化配置原则，按双109、套配置，主变非电量保护由变压器本体智能终端实现，采用就地直接电缆跳闸。 主保护：设有主变差动保护，采用谐波比率制动。 非电量保护：重瓦斯、轻瓦斯、油温、油位、压力释放等。 2、110kV 后备保护1）110kV 侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时延时跳开变压器各 侧断路器；2）配置间隙保护、零序过电流、零序过电压保护，保护动作第一时限跳高 压侧母联（分段）断路器，第二时限跳开变压器各侧断路器。3）过负荷发信号。3、35kV 后备保护1）35kV 侧配置复合电压闭锁过流保护。保护为二段式，第一段第一时限 跳开分段断路器，第二时限跳开本侧断路器；第二段延时跳开主变压器各侧断 路器。2）过负荷110、发信号。4 、10kV 后备保护1）10kV 侧配置限时速断、复合电压闭锁过流保护。保护为二段式，第一 段第一时限跳 10kV 分段，第二时限跳开本侧断路器；第二段第一时限跳分段 断路器，第二时限跳开本侧断路器；第三时限跳开变压器各侧断路器。2）过负荷发信号。4.2.2.2 、35kV 分段保护 保护配置阶段式电流保护（电流限时速断保护、定时限过电流保护）等。4.2.2.3 、10kV 线路保护 保护配置阶段式电流保护（速断保护、电流限时速断保护、定时限过电流保护），自动重合闸等功能。 4.2.2.4、10kV 电容器保护 保护配置阶段式电流保护（电流限时速断保护、定时限过电流保护）、开口三角111、不平衡电压保护、过电压保护、失压保护（有流闭锁）。4.2.2.5、10kV 分段保护 保护配置阶段式电流保护（电流限时速断保护、定时限过电流保护）等。4.2.2.6、10kV 接地变保护 保护配置阶段式电流保护（电流限时速断保护、定时限过电流保护）及非电量保护等。4.2.2.7、自动装置110kV、35kV 电压并列由合并单元实现，10kV PT 并列装置在一期已上齐， 本期完善新上的各电压等级 II 母 PT 相关二次接线。由于本期扩建工程新上消弧线圈 1 套，本期新增 10kV 出线接入消弧线圈控 制器，实现小电流接地选线功能。4.2.3 站用交直流电源 本站前期配置了一套深圳金宏威生产的112、交直流一体化电源，系统电压 D220V，配置了一组 300Ah 蓄电池，高频开关电源整流模块按 N+1 配置，共 5 块 20A 充电模块，二次设备室设有 1 面直流充电屏、2 面直流馈线屏，10kV 配 电室配置有 1 面直流分电屏，每面屏有 48 回馈线，直流按辐射式供电方式，有 较多备用馈线，满足本期工程需要。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，由 2 面 交流电源屏组成。站用电系统采用单母线接线，有较多备用馈线，满足本期工 程需要。本期不新增 UPS 和通信负荷，站内 UPS 和通信电源维持现状。4.2.4 时间同步系统 本站配置了一套山东山大生产的时间113、同步系统屏，站控层采用 SNTP 对 时，间隔层采用电 B 码对时，过程层采用光 B 码对时，本期工程仍采用 B 码对 时，备用接口满足本期工程要求。4.2.5 智能辅助控制系统 4.2.5.1 图像监视系统 本站配置了一套浙江大华系统工程有限公司生产的图像监视系统，根据现场勘测，本期仅需对图像监视系统进行扩容，增加#1 主变本体处监控布点 1 个。4.2.5.2 火灾报警系统 本站配置了一套长沙弘道消防设备有限公司生产的火灾报警系统，本期扩容，新增#2 主变本体和部分二次电缆沟内感温电缆，接入现有的火灾报警系统 主机。4.2.6 二次设备组屏及布置 本站二次设备采用集中组屏与分散安装相结合的114、安装方式，本期工程#1 主变保护、测控各组 1 面屏，110kV 分段保护、测控共组 1 面屏，110kV 母差 保护组 1 面屏、消弧线圈控制屏 1 面布置在二次设备室，#1 主变三侧计量表计 和 110kV 分段计量表计安装在二次设备室主变计量柜内，35kV 分段计量表计 安装在二次设备室 35kV 计量屏内，35kV 分段保护测控装置安装在 35kV 线路 保护测控屏备用位置，规约转换装置安装在 10kV 母线测控柜内，10kV 间隔保 护测控装置和计量表计分散按在开关柜上，智能控制柜布置在相应场地处。 4.2.7 光缆的选择 采样值和保护 GOOSE 等可靠性要求较高的信息传输采用光纤115、。 双重化保护的电流、电压，以及 GOOSE 跳闸控制回路等需要增强可靠性的两套系统，采用各自独立的光缆。 主控制室计算机与配电室之间的网络连接采用光缆。 光缆起点、终点为同一对象的多个相关装置时（在同一智能控制柜内对应一套继电保护的多个装置），可合用同一根光缆进行连接，一根光缆的芯数不超 过 24 芯。除线路纵联保护专用光纤外，其余采用缓变型多模光纤。 室外光缆可根据敷设方式采用无金属、阻燃、加强芯光缆或铠装光缆；4.2.8 其他 一期工程二次接地网已敷设，本期只需要完善设备与二次接地网之间的接 地电缆。由于 35kV 白竹山线路智能控制柜占用 35kV I 母 PT 间隔设备位置，本期需迁116、移，考虑相关二次电缆接线。4.3 土建部分 4.3.1 站址情况概述站址位于XX县太子庙镇XX桥村新屋。变电站于 2015 年建成投运。本变电站站址呈矩形，南北长 69.6 米，东西宽 65.9 米；大门设在站区东 向。110kV 配电装置布置在站区南部，主变布置在站区中央，35kV 配电装置位 于站区南部，10kV 配电室、二次设备室位于北侧，值守室布置在站区的东侧。 进站道路由长安路引接并接入站内，进站道路长约 85 米、宽 4.0 米。进站道路 与引接公路相接处转弯半径取 12m。原有站内道路运输主变干道采用 4 米宽混凝土路面，能满足大型电气设备 运输和消防车通行。变电站为户外变电站，117、一期工程已施工完毕并投运。场地 一期工程已平整，站区给排水一期采用有组织排水方式，接入站外排水沟。本 期土建配合电气更换主变及完成相关的土建工程量。本期改造在原有围墙进行， 无需征地。4.3.2 站区现状土建本站布置有综合配电室、值守室各一栋，已建成。1）主变装置区：2#主变基础及构支架均已上齐。1#主变构架已上齐，横梁为 10.0m，基础及油坑未上，位置现为碎石地坪。 根据电气提资，本期主变油池为 10.0mX8.0m。消防砂池已上齐。 事故油池已建成。图 4.3-11#主变预留位置照片2）110kV 配电装置区：110kV 构架均已上齐，1#主变进线间隔及段母线设备间隔的支架及设备 基础均118、为预留场地。图 4.3-2110kV 场区预留位置照片3）35kV 配电装置区35kV 构架均已上齐，1#主变进线间隔及段母线设备间隔的支架及设备 基础均为预留场地，但 PT 间隔的隔离开关基础位置被一台智能控制柜占用。图 4.3-335kV 场区预留位置照片4）10kV 配电装置区10kV 配电装置室前期开孔预埋已上齐，预留场地为环氧树脂漆地面。母 线桥设备支架位置预留，10kV 穿墙套管板位置在外墙有预留，用钢板封闭。电 容器区域前期已上齐 3#、4#电容器，预留 1#、2#电容器位置。10kV 站用变已 上齐。图 4.3-4户外电容器预留位置照片4.3.3 站址工程地质根据原有一期地质报119、告中的描述，站址工程地质情况如下：1）根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）及中国地震动参数区划 图（GB18036-2001），抗震烈度为 7 度，设计基本地震加速度为 0.10g，地震 动反应谱特征周期为 0.35s，设计地震分组为第一组。属建筑抗震一般地段。2）根据前期地质资料及竣工图，变电站站址出露地层简单描述如下：回填土: 分布于地表，为 2014 年一期工程场地平整时填土。根据前期土 方平衡图，厚度约 1.92.1m。耕土：(Q4ml)：褐色，松散，湿，主要成份以粘性土为主。分布于变电 站地基的顶部，层厚一般约 0.60m。粘土 (Q3al+pl)：黄褐色，硬塑，湿，土质120、较均匀，含少量灰白色高岭土 团块及铁锰氧化物，主要分布于地层上部，层厚约 7.00m。细砂(Q3al+pl)：浅黄色，稍密，饱和，级配较好，磨圆度好，成份以长石、石英为主，局部夹粉砂，该层厚约 2.00m。卵石(Q3al+pl)：浅黄色，稍密，饱和，成份以长石、石英为主，颗粒粒 径一般为 1-3cm，最大约 10cm，级配较好，颗粒间充填砂粒，磨圆度好，一般 呈亚圆形，该层为本场地良好基底，厚度大于 20m。本期新建构筑物采用浅基础形式，以 粉质粘土层为持力层，地基承载力 特征值 fak=180kPa。建筑物基础直接落到持力层；构支架及设备基础底面不能 到持力层的须开挖至持力层后，换填 C15121、 毛石混凝土至基础底面，毛石混凝土 每边大于基础 200mm。4.3.4 本期土建改造内容1）主变装置区：新建 1#主变基础基础及油池，中性点、避雷器等设备支架及基础。 2）110kV 配电装置区：新上 110kV 断路器基础，110kV 隔离开关、避雷器、PT 等设备支架及基 础。由于最左侧 7.5m 高构架爬梯对于新上隔离开关的安全距离不够，拆除原 有 7.5m 高构架爬梯，挪至围墙侧。3）35kV 配电装置区新上 35kV 断路器基础，35kV 隔离开关、避雷器、PT 等设备支架及基础。 但 PT 间隔的隔离开关基础位置被一台智能控制柜占用，本期需往西侧挪动该智能控制柜，重做基础，留出位122、置给本次新上的隔离开关基础。4）10kV 配电装置区10kV 配电装置室前期开孔预埋已上齐，预留场地为环氧树脂漆地面，经 核实后，本期新上开关柜基础与预留的开孔预埋不完全相符，土建考虑部分复 杂地面。本期新上母线桥设备支架，位置已预留。10kV 穿墙套管板位置在外墙 有预留，用钢板封闭。电容器区域新上 1#、2#电容器，位置已预留。10kV 站 用变已上齐，本期拆除后新建 2 组消弧线圈基础。4.3.5 构筑物结构及选型设备支架采用273 钢管杆，顶板及顶架焊于柱顶上，用于支承各种电气 设备。所有铁件、顶板及顶架采用热镀锌防腐。支架基础采用 C25 现浇混凝土杯口基础，柱与基础连接采用 C30123、 细石混 凝土。设备基础采用 C25 现浇混凝土。 基础超深部分采用 C15 毛石混凝土换填。4.3.6 建筑1）本站建筑物有综合配电室及值守室。2）本期仅在 10kV 配电室预留位置新增屏柜基础，按复杂地面考虑。4.3.7 通风空调、采暖及给排水情况原有房屋部分通风及空调一期工程已完成，除湿机已配备 2 台。 变电站内原有事故油池（有效容积 18m3），经核算，本期新上 50MVA，油量 18t，按单台主变油量 100%计算，V= 18/0.85*60%=21.2m318m3，原有 事故油池不满足要求，需拆除重建，并恢复相关排水管道。主变压器事故时， 其绝缘油经事故排油管排入事故油池，事故油124、池具有油水分离功能，含油废水 经事故油池油水分离后排入站区排水管网，油不外排。站区排水管网将各类排 水汇集后排至站外排水沟渠。前期给排水已建成，本期只恢复施工破坏的工程量。4.3.8 站区消防本站的生产用房为配电室及二次设备室，配电室的火灾危险性类别为戊 类，最低耐火等级为二级。按电力设计典型消防规程（DL5027-2015）和建 筑灭火器配置设计规范（GBJ140-2005）设置不同类型的移动式灭火器。按照国家标准火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）及电力设计典型消防规程（DL5027-2015）的规定，变压器需设置 50kg 推车 式灭火器 2 台及容量为 1m的消防125、砂池一座。前期已上齐消防砂池（容量 2m3）及 2 台 25kg 移动推车式灭火器。根据 规范，本期新配置 2 台 50kg 移动推车式灭火器。4.3.9 新建及恢复工程量表 4.3-1 本期新建工程量一览表编号名称单位数量备注1主变基础及油坑座110.0mX8.0m2中性点设备基础座131.2mX1.2m 基础座8含 2.5m 高单柱钢支架4110kV 断路器基础组2厂家自带支架5110kV 隔离开关基础组3厂家自带支架61.0mX1.0m 基础座3含 3.5m 高单柱钢支架71.0mX1.0m 基础座3含 3.2m 高单柱钢支架81.0mX1.0m 基础座4含 3.0m 高单柱钢支架91.126、0mX1.0m 基础座4含 2.5m 高单柱钢支架1035kV 断路器基础组2厂家自带支架1135kV 隔离开关基础组3厂家自带支架12智能柜基础个813电容器基础组214消弧线圈基础座215100 镀锌钢管m58电缆护管16200 镀锌钢管m15事故排油管171.0m 宽操作小道m6518灯具预制混凝土基础个1197.5m 高构架爬梯付10.11t2050kg 推车式灭火器个1放置于工具室22事故油池座1有效容积 25 立方米表 4.3-2 本期其他工程量一览表编号名称单位数量备注1破坏及恢复环氧树脂漆复杂地面m28010kV 配电室内2恢复碎石地坪m24403恢复破坏混凝土道路m2754恢127、复原有检查井个35恢复原有雨水口个26恢复 DN300 排水管m40混凝土管7200 镀锌钢管m20事故排油管8恢复施工破坏的电缆沟m25600mmx600mm9恢复施工破坏的电缆沟m14800mmx800mm10C15 毛石混凝土换填m328011余土及垃圾外运m3480运距 5 公里12拆除智能柜基础个113拆除灯具预制混凝土基础个114拆除 7.5m 高构架爬梯付10.11t4.3.11 施工条件（1）施工电源从站内站用电系统取得。（2）施工用水接站内自来水。（3）大件设备运输方案：大件设备在XX火车站下货，汽车运输经XX大道及 洞庭大道上二广高速转长常高速东行，在太子庙收费站下高速，再128、经 G30 国道 至XX桥镇，然后经进站道路运至站区。交通便利，道路宽度、转弯半径和载 重能力满足大件设备运输要求。4.3.12 标准工艺应用本工程土建部分标准工艺应用共 16 项。表 4.3-3 标准工艺一览表序号 工艺编号 工艺名称 应用部位 10101020104接地连接点 构支架 20101020106混凝土保护帽（地面以上部分） 设备基础 30101020201设备支架（钢管结构） 设备支架 40101020204现浇清水混凝土设备基础 （其他设 备） 混凝土设备基础 50101020301普通预埋件 普通预埋件 60101020303设备支架接地连接点 设备支架 701010204129、01现浇混凝土主变压器基础 主变基础 80101020403主变压器油池壁预制压顶 主变油坑 90101030501郊区型道路 站内道路 100101030601碎石场地 站内场地 110101030701雨水井 雨水口 120101030702检查井 检查井 130101030801砖砌体沟壁 电缆沟 140101030803预制电缆沟压顶 电缆沟 150101030804预制电缆沟盖板 电缆沟 160101030901端子箱砌体基础 端子箱基础 5 节能、环保措施分析5.1 节能设计依据及用能标准规范中华人民共和国节约能源法中华人民共和国清洁生产促进法中华人民共和国电力法中华人民共和国建筑130、法关于印发节能减排综合性工作方案的通告节能中长期专项规划产业结构调整指导目录中国节能技术政策大纲工业企业能源管理导则用能单位能源计量器具配备和管理通则评价企业合理用电技术导则评价企业合理用热技术导则综合能耗计算通则国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术固定资产投资节能评估与审查暂行办法印发关于加强工业节水工作的意见的通知5.2 节能措施5.2.1 系统方面的节能设计根据XX电网负荷变动实际情况，合理配置无功补偿设备，无功就地补偿， 分压分区平衡，改善电压质量，符合电力系统电压和无功电力技术导则的 有关规定。合理配置无功补偿设备，能提高网络的功率因数，对电网的降损节 电、安全可靠运行有着极131、为重要的意义。对于终端用电户，无功补偿可提高设 备利用率、减少设备容量、降低线损、节省电费支出。其作用概括起来有以下几点：a、降低线路损耗；b、增加电网的传输能力，提高设备利用率；c、改善 电压质量；d、节省电能。 5.2.2 变电方面的节能设计1）变压器选型 主变压器型号选用有载调压低损耗 SSZ11 系列，接线为 Yn、d11。SZ11 系 列变压器适用范围广，性能水平优于 S9 型变压器，节约能源，且经济指标适中， 与 S9 型变压器相比，具备以下优点：、空载损耗平均降低 30%，空载电流平 均下降 70%；、变压器噪音水平下降 710dB，减少对城镇的噪音污染。同时 采用有载调压变压器132、，在运行时能及时调整变压器的经济运行方式。当电网电 压和用电负荷波动较大时，可通过变压器的分接开关，在带负荷情况下自动调 压，保证配电变压器和低压负荷运行在最佳工况，从而显著地降低配变和低压 网络的损耗，并延长低压用电设备的运行寿命，提高用电设备运行效率，有显 著的节能效果。 5.3 环境保护1、废油的防治：为保证主变压器一旦发生事故时，变压器油不流到所外而 污染环境，同时又能回收变压器油。前期工程已在所区内设置总事故油池，具 有油水分离功能，满足设计规程要求。含油污水进入事故油池后，处理合格的 废水进入下水管网，分离出的油应及时回收。 2、废水处理：站区内排水系统采用分流制排水系统，即工业废133、水、生活污 水经处理达标后排入附近的沟渠内，自然积水亦排入附近的沟渠内。 5.4 抗灾措施按建筑抗震设计规范进行基础设计，确保设备基础大震不倒，中震可 修，小震不损。 6 投资估算湖南XX鼎城XX桥 110 千伏变电站 1 号主变扩建工程静态投资为 1040万元，动态投资为 1061 万元。 7 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。通过以 下论述，本项目在前期立项阶段符合国家法律、法规、政策以及公司内部管理 制度等各项强制性财务管理规定要求，且具备项目在投入产出方面的经济可行 性与成134、本开支的合理性。7.1 从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析管理效益：湖南XX鼎城XX桥 110 千伏变电站 2 号主变扩建工程的建设 能满足XX县及周边地区供电负荷发展的需求，增加供电能力，同时可以有效 地促进地方经济发展，增加公司营业效益，提高公司竞争力。经济效益：经计算湖南XX鼎城XX桥 110 千伏变电站 2 号主变扩建工程财务净现值为 88.69 万元，按照财务净现值反映项目生命期内投资盈利能力的 评价标准，该项目表现结果可行，符合经济性。财务内部收益率为 8%，按照 财务内部收益率反映项目在设定的计算期内全部投资盈利能力的评价标准，该 项目表现结果可行，符合经济性。静态投资回收135、期为 11.86 年，按照本指标评 价标准，该项目静态投资回收期小于该类资产的折旧年限，表现结果可行，符 合经济性。总投资收益率为 7.58%，按照总投资收益率反映项目投资盈利能力 的评价标准，本指标大于行业平均总投资收益率（3%）该项目表现结果可行， 符合经济性。社会效益：湖南XX鼎城XX桥 110 千伏变电站 2 号主变扩建工程的建设 能满足XX鼎城负荷发展的需求，促进地方经济发展，体现了国家电网公司的 社会责任。项目名称：湖南XX鼎城XX桥 110 千伏变电站 2 号主变扩建工程 (1)、 项目投资估算总额（万元）：1040(2)、 预计项目融资总额（万元）：832 (3)、 项目建设期136、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）运营期第 1 年2200000.54212-1040-1040第 2 年2200000.54212-111第 3 年2200000.54212-111第 4 年3000000.54216-106第 5 年5490000.54230-822第 6 年8273000.54245-540第 7 年11385000.54262-259第 8 年14865000.54281137、182第 9 年18755000.5421025106第 10 年23103000.542125-4121第 11 年27965000.542152-15136第 12 年28000000.542152-15136第 13 年28000000.542152-15136第 14 年28000000.542152-15136第 15 年28000000.542152-15136第 16 年28000000.542152-15136第 17 年28000000.542152-15136第 18 年28000000.542152-15136第 19 年28000000.542152-15136第 20138、 年28000000.542152-15136第 21 年28000000.542152-15136第 22 年28000000.542152-15136第 23 年28000000.542152-15136第 24 年28000000.542152-15136第 25 年28000000.542185-15169累计净现金流 量2804-10211783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。经济效益指标计算过程及结果表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88.69财务净现值0CI139、 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 计算期年数。项目内部收益 率(IRR)8IRR=4.1%项目静态投资 回收期累计净现金流量出现正直的上一年份数+（出现正直上一年累计净 现金流量的绝对值/出现正直年份 的净现金流量）11.86项目静态回收款应 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7.58%不低于资产140、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。项目投资情况金额（万元)预计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1040投资比例100%支出比例100%其中：建筑工程费73投资比例100%支出比例100%安装工程费206投资比例100%支出比例100%设备购置费617投资比例100%支出比例100%工程其他费用144投资比例100%支出比例100%项目是否有可行性研究报告和项目建议书可行性研究报告其他（请说明）项目是否适用单体项目效益可测算适用其他（请说明）投资估算总额分项支出表 项目名称：湖南XX鼎城XX桥110千伏变电站2号主变扩建工程7.2 财务合规性湖南XX鼎城XX桥 110 千伏变电站 2 号主变扩建工程静态投资为 1040万元，动态投资为 1061 万元。本次项目融资采取 1 年期银行贷款，还款方式为 等额本息支付，贷款利率为 4.9%，贷款比例为工程静态投资的 80%，宽限期为 1 年。