1、县城面积6700平变电站2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 录一、 总的部分11.1 设计依据11.2 110kVXX变电站现状11.3 工程建设规模201.4 主要技术方案和经济指标22二、 电力系统现状2、及项目建设必要性232.1 电力系统概况232.2 负荷预测292.3 工程建设的必要性302.4 工程建设时序32三、 系统方案及建设规模323.1 系统方案拟定323.2 系统一次部分333.3 系统二次部分413.4 系统通讯部分46四、 变电站工程设想494.1 电气一次494.2 电气二次624.3 土建79五、 环境保护、水土保持和节能减排875.1 环境保护875.2节能减排综述88六、 劳动安全卫生906.1 防火、防爆906.2 防电伤、防机械伤及其它伤害906.3 安全分析906.4 综合评价906.5 安全风险91七、 对侧间隔927.1 电气一次927.2 电气二次933、7.3 土建93八、 主要施工方案948.1 施工过渡方案948.2 施工现场施工管理人员系统97九、 大件设备运输97十、 “三通一标”的应用9710.1 通用设计的应用9710.2 通用设备的应用9710.3 通用造价应用及控制工程造价的措施9810.4与造价控制线的对比分析10210.5 标准工艺的执行情况102十一、 用设备“四统一”的应用103十二、 技术、新设备（新材料）、新工艺的应用103十三、投资估算及经济评价10413.1 编制依据10413.2 项目投资估算汇总10413.3 经济评价105十四、投资估算及经济评价10514.1 评价依据10514.2 资金来源及使用计划14、0614.3 工程建设进度设想10614.4 经济性10614.5 结论109总的部分1.1 设计依据1）国家电网企业标准Q/GDW 10270-2017220kV及110（66）kV输变电工程可行性研究内容深度规定；2）电力系统设计技术规程DL/T 10270-2009；3）湖南省电力公司电压质量和无功电力管理规定湘电发展2010-103号；4）湖南电网“十三五”主网架发展滚动规划报告5）国网湘西供电公司编制的20192020年XX110kV电网规划项目优选排序报告6）2018年XX市电力市场春季报告（收口版）；7）XX电网2018年年度运行方式；8）XX配电网规划（2018-2025年）报5、告大纲（2018版）；9）设计中标通知书。10）其它输变电工程设计相关规程规范。1.2 110kVXX变电站现状XX变位于XXXX县澧源镇XX村，于2004年建成投产，有110kV、35kV、10kV三个电压等级。1.2.1 电气一次部分现状1.2.1.1 电气主接线110kV现采用单母线分段，户外软导线AIS设备中型单列布置，母线型号LGJ-630/55。35kV现为单母线隔离开关分段接线, 户外软导线AIS设备中型双列布置，母线型号LGJ-300/25；10kV户内开关柜单列布置，现为单母线分段接线。变电站现有主变1台，容量31.5MVA；现有110kV出线7回（至贺龙电站、至中心变（XX6、）、至九宵河电站、至桑梓电厂、至瑞塔铺各1回，至220kV胡家坪变2回）；现有35kV出线4回（何中线、何天瑞线、2回备用）；现有10kV出线6回。现有无功补偿装置1套，容量14.2Mvar；现有站用变2台，一台接至35kV II段母线，容量为100kVA；另一台接至10kV I段母线，容量为50kVA（该站前期10kV站用变拆除及新建接地变兼站用变及消弧线圈成套装置已包含在2019年配网改造项目内，预计与本工程同期实施）。1.2.1.2 电气平面布置XXXX县XX110kV变电站现为无人值班有人值守变电站，围墙内占地面积为6634m2（107m62m）。主变区域位于站区中心，综合配电楼布置在7、站区东南侧，110kV配电装置布置在站区西北侧，35kV配电装置布置在站区东北侧，10 kV配电装置布置在综合配电楼一楼东北侧，保护控制室、通讯室和蓄电池室布置在综合配电楼一楼西南侧，电容器组布置于10kV配电室东北侧。变电站进站道路从站区西南侧接入，宽度为4.0m。110kV配电装置采用户外软导线AIS中型单列布置， 110kV线路采用钢芯铝绞线从西北方向架空出线。35kV配电装置采用户外软导线AIS备中型双列布置， 35kV线路采用钢芯铝绞线从东北方向架空出线。10kV配电装置采用户内开关柜单列布置，10kV线路采用从东南方向经电缆后架空出线。主变采用软导线接入110kV 和35kV配电装8、置；10kV侧主变采用铜排引入10kV配电装置。图1.2-1XX变电站现状图图1.2-2#1变压器现状图图1.2-3110kV配电装置现状图图1.2-435kV配电装置现状图图1.2-510kV配电装置现状图图1.2-610kV电容器现状图1.2.1.3 电气一次设备现状XXXX110kV变电站为2004年投运的变电站，一次设备现状见下表： 表1.2-1 一次设备状态一览表序号名称型号制造厂投运年份运行状态1#1主变SSZ9-31500/110济南志友集团股份有限公司2004一般2110kV母线LGJ-630/552004一般3110kV断路器LW38-126湖南天鹰高压开关电器有限公司2009、4一般4110kV隔离开关GW5-126湖南开关有限责任公司2004一般5110kV电压互感器TYD110/3-0.02-H湖南株洲湘能电气有限公司2004一般6110kV电流互感器LCWB6-110大连第一互感器有限责任公司2005一般7110kV避雷器Y10W-100/126北京电力设备总厂电器厂2008一般835kV母线LGJ-300/252004一般935kV断路器（含电流互感器）LW40-40.5AT泰安鲁泰高压电器有限公司2005一般1035kV隔离开关GW5-40.5W/630湖南湘能开关有限责任公司2004一般1135kV电压互感器TYD35/3-0.02H保定市电力互感器厂210、004一般1235kV避雷器YH5WZ1-51/134廊坊电科院东芝避雷器有限公司2012一般1335kV所用变S9-100/35济南志友集团股份有限公司2004一般1410kV 高压开关柜KYN28-12天水长城通用电器厂2004一般1510kV所用变S9-50/10济南志友集团股份有限公司2004一般1610kV电容器TBB10-4200/200上虞电力电容器有限公司2005一般1710kV并联电抗器BBK-10000/10桂林五环电器制造有限公司2012一般1810kV避雷器YH5WZ-17/45武汉随州避雷器有限公司2005一般35kV 现为单母线隔离开关分段接线，本期考虑改为单母线断11、路器接线方式。35kV分段隔离开关不满足容量要求，本期考虑更换。10kV开关柜 II段母线不满足容量要求，本期考虑更换II母线的水平主母排。原有设备容量校核详见4.1.2节。1.2.1.4 过电压保护及绝缘配合现状1）防直击雷保护全站一期在变电站内立4根高30m的独立避雷针，经验算，全站设备及构支架均在其保护范围内，能满足全站防直击雷保护要求，本期无改造内容。2）主变的绝缘配合主变110kV侧由110kV母线处避雷器进行保护，35kV侧由主变35kV出线处避雷器进行保护，10kV侧由主变10kV出线处避雷器进行保护。3）110、35、10kV配电装置雷电过电压保护在110kV母线、出线均装设出12、线避雷器保护，在35kV母线、出线均装设出线避雷器保护，在10kV配电装置母线、出线上均装设有避雷器保护。1.2.1.5 接地全站接地网敷设以水平接地体（-806）为主，加以一定的垂直接地体作为辅助加强接地。1.2.1.6 交流站用电本站设置了35kV站用变压器与10kV站用变压器各1台。站用电为交流380/220V，接线采用380V三相四线制中性点直接接地系统，接线形式为单母线接线。35kV站用变压器选用容量为100kVA户外油浸式变压器，接线组别为D，yn11，接于35kV II段母线。10kV站用变压器原为50kVA户外油浸式变压器，接线组别为D，yn11，接于10kV I段母线（该站前13、期10kV站用变拆除及新建接地变兼站用变及消弧线圈成套装置已包含在2019年配网改造项目内，预计与本工程同期实施）。1.2.1.7 动力及照明1）动力电源系统本站目前已设置检修电源箱。2）照明电源系统站内设置正常工作照明，变电站正常工作照明电源由站用电380/220V三相四线制系统供电。变电站内设置了事故照明，发生事故时点亮。3）主要照明方式室外设备场地采用投光灯，配电室采用泛光灯，保护控制室采用栅格灯盘，事故照明及楼梯间灯具采用壁灯，照明满足运行要求。1.2.2 电气二次部分现状1.2.2.1综合自动化系统： XX110kV变电站于2004年投运，现为无人值班站，站内计算机监控系统为许继电气14、股份有限公司CBZ8000系列产品,运行至今已有15年；微机防误闭锁系统为珠海长园共创电力安全技术股份有限公司FKTT-1A型设备。二次设备室内32面屏三列布置，监控系统后台主机工作台安放。屏柜分别为辅助视频监控主机屏1面、系统稳定控制屏1面、110kV立何线保护测控屏1面、计量表A屏1面、计量表B屏1面、110kV中何线线路保护测控屏1面、110kV胡老何II回线线路保护屏1面（停运）、110kV何瑞线线路保护测控屏1面、35kV何塔线线路保护测控屏1面、1号主变测控屏1面、1号主变保护屏1面、公用测控屏1面、远动通信屏1面、35kV线路保护测控屏1面、微机型在线谐波监测装置屏1面、110k15、V贺何线线路测控屏1面、110kV贺何线线路保护屏1面、110kV分段及线路测控屏1面、110kV九何线线路保护屏1面、电压切换屏1面、计量表C屏1面、计量表D屏1面、计量表E屏1面、交流电源屏1面、UPS电源屏1面、直流馈线A屏1面、直流充电屏1面、低周减载屏1面、直流馈线B屏1面、110kV母线保护屏1面、110kV故障录波屏1面及110kV胡何T立线路保护测控屏1面等共32面。其中SDH/PCM屏1面、综合配线架屏1面、通信电源屏1面布置于通信室内；蓄电池单独安装于蓄电池室内。 图1.2-7 二次设备室图1图1.2-8 二次设备室图2图1.2-9 二次设备室图3图1.2-10 二次设备室16、图41.2.2.2直流系统：现站内直流系统为2004年设备，含直流充电屏1面、直流馈线屏2面、蓄电池单独组屏2面安装于蓄电池室内，厂家为许继电源电气股份有限公司。直流充电馈线屏布置在二次设备室、蓄电池单独安装于蓄电池室。直流馈线共72回其中备用9回（63A/12回，备用2回； 40A/12回，备用4回路。25A/48回，备用4回）。二次负荷采用辐射接线方式。其蓄电池容量为200AH，2V/104只；厂家为杭州中恒电气股份有限公司。1.2.2.3交流系统：现站内交流系统含站用电交流屏1面，采用许继电源股份有限公司2004年产品。采用的是双电源进线，手动切换方式。其馈线共18回，备用2回(63A/17、6回，备用1回；40A/12回，备用1回)。1.2.2.4交流不停电电源系统：现站内现有UPS电源装置1台，容量为3KVA,采用杭州正远通信开发有限公司RB-2000AP型设备，安装于远动通信屏。1.2.2.5计量系统：站内计量屏5面，含电能信息采集终端1台及爪变采集装置1台，型号分别为烟台东方威思顿电气有限公司DF6205型和南京新联电子股份有限公司FKC643-XLII02，采用有线通信方式及无线GPRS通信方式与计量主站通讯。#1主变高中低压侧共3块计量表、110kV线路共10块、35kV线路4块计量表及10kV线路、电容器及电抗器计量表计9块都安装于二次设备室计量屏内，其中四面计量屏上18、预留有备用安装位置。1.2.2.6微机五防：现站内微机防误系统采用的是珠海长园共创电力安全股份有限公司2004年产品，型号为FKTT-1A。1.2.2.7时钟同步系统：现站内时钟同步系统采用的是成都可为科技发展有限公司2012年产品，型号为CT-GPS25X，运行状态良好。1.2.2.8辅助视频监控系统：现站内辅助视屏监控系统采用的是杭州海康威视电子有限公司2012年相关型号产品，除某些摄像头损坏外，整体运行状态良好。1.2.2.7其它部分：（1）现站内共有17个端子箱，含110kV户外断路器、主变本体、35kV户外断路器及母线设备端子箱。（2）现站内已配置1套专用电力调度数据网设备。调度路由19、器与交换机设备为华为技术相关型号产品，纵向加密装置为兴唐通信科技有限公司相关型号产品。1.2.2.8电气二次设备运行现状表1.2-2 二次设备运行状况表序号名 称型号及参数生产厂家出厂日期备注1综合自动化系统CBZ8000许继电气2004年运行异常后台监控系统1套含监控主机1台浪潮英信NP3560浪潮2004年运行异常工作台 1台2工位2004年运行良好2电度表柜（共5面）含电能量采集终端1台WFET-3000威思顿2012年运行良好专变采集终端1台FKC643-XLII02南京新联2012年运行良好电度表21台DTSD331长沙威胜2008年运行良好3交流电源屏（1面）含电压电流计量表4块型20、号暂无许继电源2004年运行异常三相交流空开6个无自动双电源切换设备许继电源2004年单相交流空开6个许继电源2004年4直流充馈电柜与馈线柜（共3面）含直流充电装置2台杭州中恒2004年运行异常直流系统监测装置1台杭州中恒2004年电压表计2台杭州中恒2004年电流表计2台杭州中恒2004年直流空开72个杭州中恒2004年5直流蓄电池（安装于蓄电池室）含DC2V直流蓄电池104只杭州中恒2004年运行异常6#1主变保护柜（1面）含主变差动保护装置1台WBH-812许继电气2004年运行异常主变高后备保护装置1台WBH-813许继电气2004年主变中后备保护装置1台WBH-813许继电气20021、4年主变低后备保护装置1台WBH-813许继电气2004年主变非电量保护装置1台WBH-822许继电气2004年打印机1台2004年7#1主变测控柜（1面）含主变高中低测控装置3台FCK-802许继电气2004年运行异常主变本体测控装置1台WBH-813许继电气2004年主变档位控制1块主变温度显示仪1块电压切换屏（1面）8电压切换装置ZYQ-824许继电气2004年9公用测控柜（1面）含公用测控装置2台FCK-802许继电气2004年保护测控运行异常，微机消谐运行良好微机消谐装置2台HYR-1华源电气2012年10运动通信屏（1面）含远动通信管理机2台WYD-811许继电气2004年运行异常22、交换机1台型号暂无许继电气2004年规转装置1台MOD800E2许继电气2004年通道切换装置MOD240A许继电气2004年UPS电源装置1台RB-3000AP杭州正远2004年CT-GPS25XCT-GPS25X成都可为2012年11PCM、SDH屏（2面）含PCM装置1台格林威尔2008年运行良好SDH装置1台ZXMP-S330中兴2008年12通信配线架屏（1面）光纤配线架2台南京普天2008年运行良好音配配线架1台农网诺信2008年13微机防误系统含微机防误装置1套FKTT-1A长园共创2008年运行异常低周减载装置低周减载装置1台WPY-2星联电力2004年运行异常打印机1台星联电23、力2004年14在线谐波监测装置在线谐波监测装置1台WXB-10南京设备2004年运行异常打印机1台南京设备2004年1535kV线路保护测控装置屏（共2面）35kV线路保护测控装置4台WXH-822许继电气2004年运行异常打印机1台2004年16110kV线路距离保护测控装置屏（共2面）110kV线路距离保护装置2台WXH-811许继电气2004年运行良好线路测控装置2台，打印机2台FCK-801许继电气2004年17110kV线路光差保护装置屏（共3面）110kV线路光差保护装置3台WXH-813许继电气2004年运行良好线路测控装置3台，打印机3台FCK-801许继电气2004年18124、10kV线路光差保护装置屏（共2面）110kV线路光差保护装置2台RCS-943南瑞继保2010年运行良好通道复接设备4台，打印机2台2010年19110kV线路测控装置屏（共2面）110kV线路测控装置4台FCK-801许继电气2004年运行良好打印机2台2004年20辅助视频监控主机屏（1面）辅助视频监控主机1台，显示器1台21UPS电源屏UPS电源装置1台调度路由器1台，交换机2台，纵向加密1台1.2.3 通信现状 XX110kV变电站为已投运有人值守变电站，本次扩建2号主变，目前采用光纤通信方式与胡家坪220kV变电站相连，通过胡家坪变与XX地调进行通信。站内现有5块通讯屏（通信配线架25、柜1面、PCM设备屏1面、SDH光设备屏1面及通信电源屏2面），运行状况良好。1.2.4 土建现状1.2.4.1站址总平及竖向布置本工程位于XXXX县澧源镇XX村，本期在原规划站址进行改造扩建。变电站于2004年建设投产，该变电站为全户外站，围墙内占地面积为6634m2（107m62m）。主变区域位于站区中心，综合配电楼布置在站区南侧，110kV配电装置布置在站区西北侧，35kV配电装置布置在站区东北侧，10 kV配电装置布置在综合配电楼一楼东北侧，保护控制室、通讯室和蓄电池室布置在综合配电楼一楼西南侧，原电容器组布置于10kV配电室北侧。变电站进站道路从站区西南侧接入，宽度为4.0m。站区场26、地竖向布置采用平坡式。变电站进站道路从站区西南侧接入，站内运输道路分别在主变前及配电区域中部，主变运输宽度为4m，其余道路为4m变电站用地已按终期建设征地，本期扩建在围墙内建设，无需另行征地。1.2.4.2户外构支架及设备基础 #2主变构架已按一期#1主变规模配套建设，由于本期#2主变规模大于#1主变，主变油池增大，主变构架局部有破损，不具备承载电气设备的要求，已建#2主变构架不满足本期电气要求，故拆除新建。图1.2-11 本期#2主变扩建场地现状图图1.2-12 XX110kV配电装置区现状图1.2.4.3建（构）筑物现有配电综合楼1栋，综合配电室为一层框架结构，建筑面积为277.4m2。变27、电站进站道路东侧，为一栋生活建筑，建筑面积为40平方米。变电站原有进站大门为平开门，保留完好本期无需更换。1.2.4.4水工、消防、暖通站内排水设施齐全，无需新建。由于原有事故油池位于#1、#2主变之间，不满足防火间距要求，本期考虑移动原有事故油池，并考虑#1、#2主变的油池管道连接至新建事故油池。1.3 工程建设规模1.3.1 项目名称湖南XXXX县XX110kV变电站2号主变扩建工程。1.3.2 工程建设规模1）扩建2号主变压器，容量为50MVA：新增50MVA三绕组油浸式变压器一台；新增110kV中性点成套装置1套；新增35kV中性点避雷器一台；拆除原有事故油池，新建事故油池，以满足防火28、要求。2）110kV配电装置：新增2号主变进线间隔，其中隔离开关2组，电流互感器3台，断路器1台。3）35kV配电装置：新增2号主变35kV出线间隔，其中隔离开关2组，电流互感器3台，断路器1台，避雷器3台；新增35kV母线分段断路器一台，电流互感器3台，隔离开关1组，更换原有35kV分段隔离开关1组；新增35kV 段母线设备间隔，其中隔离开关1组，避雷器3台，熔断器3台，电压互感器1套。4）10kV配电装置：新增10kV开关柜6面，其中进线柜1面、馈线柜1面、接地变柜1面、电容器柜2面、母线设备柜1面；本期拆除I段母线和II段母线各2组电抗器，原有电抗器柜改为馈线柜。本期更换II段主母线，更29、换II段母线上出线柜（何观线）、电抗器柜电流互感器。本期新上接地变及消弧线圈成套装置，接地变型号为DKSC-400/10.5，消弧线圈容量为315kVA。根据XX局的建设时序安排，该站前期10kV站用变拆除及新建接地变兼站用变及消弧线圈成套装置已包含在2019年配网改造项目内，预计与本工程同期实施。新增10kV进线铜排1套，穿墙套管3只，避雷器3台。5）无功补偿装置：2号主变压器10kV侧新上无功补偿电容器装置2组，容量为1x4.8Mvar+1x3.6Mvar。拆除原有4组10kV并联电抗器。1.3.3 项目地点本工程位于XXXX县澧源镇XX村，本期在原规划站址进行改造扩建。1.3.4 投产时30、间建议湖南XXXX县XX110kV变电站2号主变扩建工程于2020年6月建成投产。1.3.5 编制范围1）按照审定的XX县配电网规划（2018-2025年），结合XX县电网运行状况和负荷发展状况，论证湖南XX市XX县XX110kV变电站2号主变扩建工程的必要性。2）根据湖南XX市XX县XX110kV变电站2号主变扩建工程的必要性，提出项目建设和开工时间。3）根据区域电网目标网架规划，提出XX市XX县XX110kV变电站2号主变扩建工程接入系统方案。4）提出变电站建设规模、出线回路数等工程设想。5） 提出湖南XX市XX县XX110kV变电站2号主变扩建工程的总投资估算。1.4 主要技术方案和经济31、指标表1.4-1 主要技术方案和经济指标统计表序号项目技术方案和经济指标1主变压器规模，远期/现状/本期，型式250MVA/31.5MVA/50MVA，户外布置，一体式2110kV出线规模，远期/现状/本期7回/7回/0回335kV出线规模，远期/现状/本期4回/4回/0回410kV出线规模，远期/现状/本期12回/6回/1回5低压电容器规模，远期/现状/本期2(3.6+4.8)Mvar/1x4.2Mvar/ 1(3.6+4.8)Mvar6低压并联电抗器规模，远期/现状/本期0/410000/07110kV电气主接线，远期/现状/本期单母线分段/单母线分段/单母线分段835kV电气主接线，远期32、/现状/本期单母线断路器分段/单母线隔离开关分段/单母线断路器分段910kV电气主接线，远期/现状/本期单母线分段/单母线分段/单母线分段10110kV配电装置型式，断路器型式、数量户外软导线AIS设备中型单列布置，六氟化硫断路器，本期1台1135kV配电装置型式，断路器型式、数量户外软导线AIS设备中型双列布置，户外六氟化硫断路器，本期2台1210kV配电装置型式，断路器型式、数量户内开关柜单列布置，固封极柱式断路器，本期新增6台，更换段主母排13围墙内用地面积（m2）本期无新增14进站道路长度，新建（m）本期无新增15总土石方工程量及土石比，挖方/填方（m3）本期无新增16电缆沟长度(m)33、本期新增50m17总建筑面积（m2）本期无新增18动态投资（万元）104819静态投资（万元）1069一、 电力系统现状及项目建设必要性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2017年XX地区全社会用电量为24.67亿千瓦时，同比增长7.1%。其中，第一产业用电量为0.08亿千瓦时，同比增长11.4%；第二产业用电量为8.17亿千瓦时，同比下降3.7%；第三产业用电量为7.64亿千瓦时，同比增长12.5%；居民生活用电量为8.79亿千瓦时，同比增长14.2%。2018年1-7月XX地区全社会用电量为15.14亿千瓦时，同比增长9.2%。其中，第一产业用电量为0.034、3亿千瓦时，同比增长14.3%；第二产业用电量为4.64亿千瓦时，同比下降1.6%；第三产业用电量为4.83亿千瓦时，同比增长17.3%；居民生活用电量为5.56亿千瓦时，同比增长12.6%。 2）电源建设情况XX市电源装机以水电为主。至2017年底，XX市共有电源装机95.214万千瓦。其中水电装机83.214万千瓦（占87.4%），火电装机12万千瓦（占12.6%）。220千伏电压等级接入的装机容量为33.3万千瓦，110千伏电压等级接入的装机容量为42.889万千瓦；以35千伏电压等级接入的装机容量为6.794万千瓦，其它装机总量约为12.231万千瓦。3）110kV电网情况全市有11035、千伏变电站14座，主变24台，总容量753.5兆伏安。其中，单变站4座，单线站1座，单线单变站1座，主变N-1通过率为100%，单线单变比例7.1%。全市有33回（含T接线8回）110千伏公用线路（其中电源线路13条，构建网络的线路19条），总长度806.516千米。110千伏线路N-1通过率为84.85%；其中市辖供电区100%，县辖供电区68.75%。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。5）负荷现状全市最大负荷2017年达529兆瓦，年均增长率为11.3%；永定区最大负荷达261兆瓦，年均增长率为9%；武陵源最大负荷为52兆瓦，年均增长率为8.8%；XX36、县最大负荷达149兆瓦，年均增长率为11.3%;XX县最大负荷为81兆瓦，年均增长率为8.1%。其中XX县作为全国贫困县负荷增长速度较其他3个区县低。永定区、武陵源及XX县统调最大负荷增长率均较大，主要原因一是旅游态势良好；二是黔张常高铁施工对负荷增长影响；三是高温以及空调等家用电器的普及造成空调负荷增长较快。2017年XX地区全社会用电量为24.67亿千瓦时，同比增长7.1%。其中，第一产业用电量为0.08亿千瓦时，同比增长11.4%；第二产业用电量为8.17亿千瓦时，同比下降3.7%；第三产业用电量为7.64亿千瓦时，同比增长12.5%；居民生活用电量为8.79亿千瓦时，同比增长14.2%37、。2.1.2 XX县电力系统现状1）电网现状XX县电力公司所营业区供电面积3474平方千米，供电人口38.96万人，2017年全年累计售电量3.3833亿千瓦时，供电可靠率99.85%，10千伏及以下综合线损率6.27%，综合电压合格率98.9%，一户一表率100%，用户数16.39万户，户均配变容量1.41千伏安。 2017年XX县110千伏电网变电站3座，分别是瑞塔铺变电站，位于D区，1台主变，容量31.5兆伏安；中心变电站主变2台，主变容量63兆伏安，XX变电站1台主变，容量31.5兆伏安，均位于C区。10千伏出线间隔30个，剩余间隔3个；110千伏电网公用线路4条，长度25.742千米38、，全部为架空线路。2019年XX县35kV及以上电网地理接线图见附图01。2）负荷及电量水平XX县最大负荷由2005年的31.92MW增长到了2017年的81MW，2005年至2017年年均增长率8.1%。XX县2017年全社会用电量3.69亿千瓦时，人均用电量和人均生活用电量分别为947.1kWh/人、352.1kWh/人，同比稳步上升；农村居民人均生活用电量215kWh/人。2.1.3 XX县电网发展规划为满足XX县负荷发展及供电可靠性的需求，提高系统运行的经济性，落实电力体制改革背景下公司发展战略，2019-2021年期间XX县35kV及以上电网规划建设项目如下：220kV：2020年湖39、南XXXX县XX西220千伏输变电工程；2021年湖南XX永定区永定南220千伏输变电工程。110kV：2021年湖南XXXX县陈家河（桥自湾）110千伏输变电工程；湖南XXXX县人潮溪110千伏变电站输变电工程；湖南XXXX220千伏变电站110千伏配套送出工程等。35kV：湖南XXXX县排岔口35千伏1号主变扩建工程；湖南XXXX县汨湖35千伏变电站改造工程；湖南XXXX县李坪35千伏变电站改造工程; 湖南XX官地坪-李坪35千伏线路新建工程；湖南XXXX县梅家桥35千伏变电站2号主变扩建工程等；湖南XX瑞塔埔梅家桥35千伏线路改造工程；湖南XXXX县新街35千伏变电站2号主变扩建工程。240、.1.4 电网存在的问题a) 110kVXX变10kV层面主要承担澧源镇供电任务；35kV层面中心变电站、XX变电站、瑞塔铺变电站之间形成三角形环网供电，承担县城区、XX东北部及工业园的供电任务。XX变现有主变容量是131.5MVA，2016年最大负荷31.6兆瓦，最大负载率100.32%； 2017年最大负荷19.6兆瓦，最大负载率62.22%；2018年最大负荷24.6兆瓦，最大负载率78.1%，负荷年增长率11.5%。b)XX变目前为单主变变电站，一旦主变检修、故障，全镇大部分地区将停电，供电可靠性低。2.1.5 变电站现状及周边地区供电现状1）变电站现状XX变2004年建成投产，现运行41、主变一台： 131.5MVA；该站现有110kV出线7回，35kV出线2回（备用2个间隔），10kV出线4回。电容补偿装置1组，容量4.2MVar，现有站用变2台，一台接至35kV母线，容量为100kVA。另一台接至10kV I段母线，容量为100kVA。2）供电现状110kVXX变10kV层面主要承担澧源镇供电任务；35kV层面中心变电站、XX变电站、瑞塔铺变电站之间形成三角形环网供电，承担县城区、XX东北部及工业园的供电任务；110kV层面出线7回，至贺龙电站、至中心变、至九宵河电站、至桑梓电厂、至瑞塔铺各1回，至220kV胡家坪变2回。XX变现有主变容量是131.5MVA，2016年最大42、负荷31.6兆瓦，最大负载率100.32%； 2017年最大负荷19.6兆瓦，最大负载率62.22%；2018年最大负荷24.6兆瓦，最大负载率78.1%，负荷年增长率11.5%。XX110kV变电站2013-2017年负荷情况见表2.1-2；2017年具体线路供带负荷情况见表2.1-3。表2.1-2 XX110kV变电站2016-2018年负荷情况。 单位：亿kWh、MW 年 份项 目201620172018年1-6月XX供电区负 荷31.619.624.6供电量0.92630.81150.4634表2.1-3 XX变线路负荷情况线路名称2017年线路最大负荷（MW）是否重载备注何瑞线3.243、否JL/GIA-240/40胡老何I回线-67.45否LGJ-185/30胡老何II回线-63.36否LGJ-300/40贺何线25.07否LGJ-185/30桑何线否LGJ-240/30何中线否LGJ-240/30何九线否LGJ-240/302.2 负荷预测2.2.1 XX县负荷预测根据XX县电网历年负荷、用电量统计情况，结合XX县经济社会发展需要，预计2020年XX县统调口径负荷、电量分别为97MW、4.7亿kWh，具体预测结果见表2.2-1。表2.2-1 XX县负荷、电量预测表 单位：MW、亿kWhXX县2016（实际）2017（实际）2018（实际）2019（预测）2020（预测）十三44、五年均增速统调口径负荷75818891977.1%统调口径供电量3.63.64.14.34.76.7%2.2.2 XX变供电区负荷预测110kVXX变10kV层面主要承担澧源镇供电任务；35kV层面中心变电站、XX变电站、瑞塔铺变电站之间形成三角形环网供电，承担县城区、XX东北部及工业园的供电任务。 2.2-2 XX变负荷预测表 单位：MW、亿kWh 年 份项 目2017年2018年2019年2020年2025年17-20年均增速十四五年均增速负荷19.624.627.129.844.811.5%8.5%电量0.81160.92671.00051.08051.480310%6.5%中心变电站、45、XX变电站、瑞塔铺变电站之间形成三角形环网供电，承担县城区、XX东北部及工业园的供电任务。供电区2020年最大负荷为56.51MW，“十三五”增长率为13.63%。2025年最大负荷为75.59 MW，“十四五”增长率为4%。XX供电区负荷预测结果见表2.2-4。 表2.2-3 XX供电区2015-2023负荷预测情况 单位：MW、亿kWh 年 份项 目20152016201720182019202020212022XX供电区负 荷24.5026.2528.3535.5153.3756.5159.7363.22供电量1.021.071.111.351.972.022.072.132.2.3 346、5kV及10kV出线规划XX110kV变现有35kV出线4回，分别为何天瑞线、何中线，备用两回。由于场地限制，本期不扩建35kV出线间隔。35kV线路概况见表2.5-1。表2.5-1 XX变35kV出线概况统计表 年 份项 目主干线路长(km)主干线导线型号2018年最大负载率何中线5.923LGJ-240/3069.77%何天瑞线9.122LGJ-240/300.53%XX110kV变现有10kV出线6回，分别为何水线、何文线、何南线、何观线、何定线和何瑞线。本期增加6个10kV出线间隔。2.3 工程建设的必要性1）解决主变即将重载问题和满足负荷增长的需要XX变现有主变容量是131.5MVA47、，2016年最大负荷31.6兆瓦，最大负载率100.32%； 2017年最大负荷19.6兆瓦，最大负载率62.22%；2018年最大负荷24.6兆瓦，最大负载率78.1%，负荷年增长率11.5%。随着负荷的快速增长，主变压器将重过载运行。根据负荷预测，XX变2019年最大负荷将达到27.1MW，2020年负荷将达到29.8MW，现有的供电容量不满足XX变供电区的负荷增长需求，更不能满足当地的社会经济发展的需要。为了保证居民的正常生产生活用电，提高XX变的供电能力，加快发展现代农业和农村经济建设的速度，需对XX变进行主变扩建。考虑到XX镇的负荷发展迅速，本期建议新增1台容量为50MVA的#2主变48、。2）提高变电站供电可靠性XX变为XX县城主要负荷站之一，35kV层面与中心变电站、瑞塔铺变电站之间形成三角形环网供电，承担县城区、XX东北部及工业园的供电任务。本期工程考虑扩建XX变第2台主变，解决单主变的问题，提高XX变的供电可靠性。3）XX周围小型水电站停运问题为保护XX生态环境，根据政府规划，XX周围小型水电站2019年9月30日前停运，这将增加XX供电区负荷。本期工程考虑扩建XX变第2台主变，解决该地区供电能力紧张的局面。4）增加10kV出线间隔XX现有6个10kV出线间隔，没有10kV备用出线间隔，本期新增6个10kV出线间隔。2.4 工程建设时序根据XX电网现状及负荷发展情况，现49、有XX110kV变电站已不能满足负荷发展需求，通过对扩建#2主变一台，容量50MVA，可以有效缓解该地区供电能力紧张的局面，因此建议XX110kV变电站2号主变扩建工程于2020年6月建成投产。二、 系统方案及建设规模3.1 系统方案拟定根据XX电网2018年度运行方式，110kVXX变电源取自220kV胡家坪变、桑梓火电厂及周边水电站，供电线路为110kV胡老何I回、胡老何II回及桑何线等。110kV胡老何I回线长61.83km，其中架空61.83km,型号为LGJ-185/30；110kV胡老何II回线长61.27km，其中架空61.27km，型号为LGJ-300/40；110kV桑何线长50、1.4km，其中架空1.4km，型号为LGJ-240/30。本期XX变扩建2号主变后，主变负载率考虑70%，考虑XX变、瑞塔铺变、华新水泥厂变的负荷，胡老何I回、胡老何II回正常运行方式下和故障运行方式下最大输送容量均按93.1MVA考虑。桑梓火电厂及周边水电站今年9月份均不再运行，无需校验导线截面。胡老何I回、胡老何II回导线型号分为LGJ-185/30、LGJ-300/40，极限输送功率分别为103MW和133MW，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84MW和108MW。胡老何II回满足远景最大输送功率93.1MW的要求。胡老何I回不满足远景最大输送功率93.1MW的要51、求。但根据负荷预测，满足近期潮流输送的要求。因此本期建议不对老何I、II回线路进行改造，线路改造待今后负荷发展情况定。根据电网规划，2025年XX220kV变电站将建成投产，届时将形成XX桑梓中心XX和胡家坪XX立功桥黄家阁双环网结构，XX变的供电可靠性将大大提高，大大减小胡老何I、II回线路负荷压力，故本期扩建2号主变，其接入系统方案不变，不扩建110kV出线。3.2 系统一次部分3.2.1建设规模1）扩建2号主变压器，容量为50MVA：新增50MVA三绕组油浸式变压器一台；新增110kV中性点成套装置1套；新增35kV中性点避雷器一台；拆除原有事故油池，新建事故油池，以满足防火要求。2）152、10kV配电装置：新增2号主变进线间隔，其中隔离开关2组，电流互感器3台，断路器1台。3）35kV配电装置：新增2号主变35kV出线间隔，其中隔离开关2组，电流互感器3台，断路器1台，避雷器3台；新增35kV母线分段断路器一台，电流互感器3台，隔离开关1组，更换原有35kV分段隔离开关1组；新增35kV 段母线设备间隔，其中隔离开关1组，避雷器3台，熔断器3台，电压互感器1套。4）10kV配电装置：更换II母线的水平主母排；新增10kV开关柜6面，其中进线柜1面、馈线柜2面、电容器柜2面、母线设备柜1面；新增10kV进线铜排1套，穿墙套管3只，避雷器3台。5）无功补偿装置：2号主变压器10kV53、侧新上无功补偿电容器装置2组，容量为1x4.8Mvar+1x3.6Mvar。拆除原有4组10kV并联电抗器。表3.2-1 110kVXX变主变扩建工程建设规模一览表序号设备名称扩建前扩建后终期规模1主变压器31.5MVA（31.5+50）MVA2x50MVA2110kV进出线间隔7个7个7个235kV进出线间隔4个4个4个310kV出线间隔6个12个13个410kV并联电容器组14200kVar14200+1（3600+4800kVar）2（3600+4800 kVar）510kV并联电抗器器组410000kVar/6站用变35kV：100kVA10kV：50kVA35kV：100kVA10k54、V：50kVA35kV：100kVA10kV：100kVA3.2.2主要电气参数1）新上主变型式及参数容量及规模：150MVA型式：SSZ-50000/110电压等级：110/35/10kV额定电压：11081.25% /38.522.5%/10.5kV容量比：100/100/100短路阻抗：Uk1-3=17.5%，Uk1-2=10.5%，Uk2-3=6.5%接线组别：YN，yn0，D11#2主变需与#1主变并列运行2）中性点接地方式本期#2主变110kV中性点经隔离开关直接接地,35kV中性点采用经避雷器接地方式， 10kV中性点均采用不接地方式。#1主变中性点维持不接地方式现状不变，与#255、主变一致。3.2.3电气主接线改造方案1）110kV电气主接线扩建后，110kV母线保持原有单母线分段接线不变，出线维持7回不变。2）35kV电气主接线扩建后，35kV母线由单母线隔离开关分段更改为单母线断路器分段接线，出线维持4回不变。3）10kV电气主接线扩建后，10kV母线保持原有单母线分段接线不变，10kV出线间隔12个。3.2.4 电气计算3.2.4.1 潮流稳定计算a 计算条件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。56、XX县电网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109.66115.78kV之间，满足电压偏差范围。220kV母线电压控制在219.64224.50kV之间，满足电压偏差范围。b潮流分析根据计算结果，潮流分布合理，电压水平合格。潮流计算情况详见附图。3.2.4.2 短路电流计算a短路电流计算条件1）计算水平年考虑2030年；57、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250；4）基准值：Sj=100MVA，Uj=Ucp；5）XX变110kV母线最大运行方式下，短路正序阻抗为0.07142，零序阻抗0.06854。b短路电流计算结果经计算，XX变110kV侧三相短路电流为7.033kA，单相短路电流为7.891kA；35kV母线侧三相短路电流为5.247kA（并列）。10kV母线侧三相短路电流为25.75kA（并列），22.57kA（分列）。3.2.5 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，并满足35kV110kV主变压器58、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50MVA主变所需最大容性无功为8Mvar。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。同时参考通用设计，单台主变每台均配置2组电容器，容量为359、600kvar+4800kvar。电压分析：1）电网夏大方式下电压水平分析2018年夏大方式预计系统总负荷为567.6兆瓦，在此负荷水平下，系统各主要变电站计算电压如下表： 表3.2-2 系统丰大负荷方式电压水平 单位：千伏胡家坪变零阳变立功桥变黄家阁变武陵源变南庄坪变224.7/112.8/10.4226.3/116.7/10.7225.4/115.2/35.8113.9111.1113.7迎宾变珍珠峪变老木峪变中心变（XX）慈利变城东变111.8113.6112.1113.2110.9112.3瑞塔铺变宝塔变高云变江垭变XX变市场河111.2112.4111.2116.1111.7116.60、1宜冲桥长潭河金滩茶林河茶庵桑梓（I母/II母）111.2115.3117.8114.2114.1111.6/112.1贺龙鱼潭111.8115.6XX电网负荷主要以居民及旅游服务业为主，夏大方式下，主要集中在迎宾变、老木峪变、慈利变、宜冲桥变、高云变及武陵源变，同时电铁运行带来大量无功冲击导致胡片110千伏电压偏低，需通过投入电容器来维持，胡家坪变、迎宾变、高云变、慈利变、宜冲桥变、武陵源变电容器全部投入时，胡片110千伏电压方能保持110千伏以上运行。零片由于有长潭河、茶林河等大机组的调节，各变电站电压运行情况良好。立片有鱼潭机组调节，南庄坪变、黄家阁变110千伏电压运行情况良好。 2）电61、网冬大方式下的电压水平分析2018年冬大方式负荷选取584.6兆瓦，在此负荷水平下，进行了多种运行方式的计算校核。在正常运行方式时系统各主要变电站计算电压如下表：表3.2-3 系统冬大方式电压水平 单位：千伏胡家坪变零阳变立功桥变黄家阁变武陵源变南庄坪变223.4/114.3/10.6224.8/115.6/11223.0/114.8/35.4112.6110.2111.8迎宾变珍珠峪变老木峪变中心变（XX）慈利变城东变114.3114.1114.6114.3116.8117.2瑞塔铺变宝塔变高云变江垭变XX变市场河114.3113.9111.8115.6114.6114.5宜冲桥长潭河金滩茶62、林河茶庵桑梓（I母/II母）114.0117.7115.1112.1116.8114.4/115.1鱼潭贺龙113.4115.2上表为冬大方式下，桑梓火电厂开两台机满发。该方式下胡变片区110千伏电压偏低，胡片变电站电容器全投，胡片110千伏电压能保持110千伏以上运行。冬大方式下，随着城区负荷的增加，若鱼潭不开机平衡潮流，南庄坪变、黄家阁变、宝塔变的电压将难以维持在110千伏运行。另外，电铁运行带来的的大量无功冲击对胡片110千伏电压影响较大，可通过投入胡变电容器来维持。零阳变片区各站电压运行情况较好。3）电网夏小方式下的电压水平分析2018年夏小方式负荷选取100兆瓦，在此负荷水平下，进行63、了多种运行方式的计算校核。在正常运行方式时系统各主要变电站计算电压如下表：表3.2-4 系统夏小方式电压水平 单位：千伏胡家坪变零阳变立功桥变黄家阁变武陵源变南庄坪变226.2/117.6/10.5225.5/117.6/10.8226.8/117.5/36.1116.6116.4116.9迎宾变珍珠峪变老木峪变中心变（XX）慈利变城东变116.7116.7117.0119.0116.8116.5瑞塔铺变宝塔变高云变江垭变XX变市场河116.9115.8115.2116.8119.1116.2宜冲桥贺龙金滩茶林河茶庵桑梓（I母/II母）115.8117.1118.4118.5117.8119.64、1/119.0长潭河鱼潭117.2116.1丰小方式下，由于XX负荷基数偏小，小水电大发导致胡家坪片区110千伏尤其是XX片区电压偏高，尤其XX变、中心变（XX）。该方式下胡家坪变投入一组电抗器，XX变投入三组电抗器，贺龙电厂进相运行，胡变片区电压可以控制在合格范围以内。由于桑梓火电厂不能进相运行，发大量无功，且丰水期XX片小水电大发将导致XX变、中心变（XX）及贺龙电站110千伏电压偏高。另XX小水电都T接于九何线上，机组不具备进相运行条件，小负荷水平下因无功负荷小，线路充电功率大，高电压问题突出。零片电压由于有长潭河、茶林河等大机组的调节，基本能控制在合格的范围内。该方式下，XX电网外送压65、力较大。2019年9月30日前，周边小水电及桑梓火电厂将全部停运，将不会出现小水电大发导致胡家坪片区110千伏电压偏高的情况，且根据电力系统无功补偿装置技术原则，本站不需配置感性无功补偿装置。故本期考虑拆除原有4台10kV并联电抗器。3.2.6导线截面论证根据XX电网2018年度运行方式，根据XX电网2018年度运行方式，110kVXX变电源取自220kV胡家坪变及桑梓火电厂，供电线路为110kV胡老何I回、胡老何II回及桑何线。110kV胡老何I回线长61.83km，其中架空61.83km,型号为LGJ-185/30；110kV胡老何II回线长61.27km，其中架空61.27km，型号为L66、GJ-300/40。根据3.1章节校核，满足XX变扩建需求。3.2.7系统对侧建设情况本期XX变接入系统方式不发生变化，不需在对侧变电站扩建间隔。但需校核对侧间隔设备是否满足本期XX变主变扩建的要求。详见文本“第7章 对侧间隔”。3.3 系统二次部分3.3.1 系统继电保护及安全自动装置3.3.1.1系统保护及安全自动装置现状110kVXX站现有7回110kV线路与系统及电站相连。其中2回（512，504）接至胡家坪220kV变电站，在每条线路两侧都已配置一套南瑞继保生产的RCS-943光纤差动保护装置，2010年投产。在本工程之前胡老何I/II回线路保护改造工程初设已完成，将于2020年初实67、施完成。1回（502）至贺龙电站，线路两侧都配置了1套许继电气公司生产的WXH-811线路距离保护装置，2004年投产；1回（522）至中心变，线路两侧都配置了1套许继电气公司生产的WXH-813线路光差保护装置，2004年投产；1回（506）九宵河电站，线路两侧都配置了1套许继电气公司生产的WXH-811线路距离保护装置，2004年投产；1回（514）桑梓电厂，线路两侧都配置了1套许继电气公司生产的WXH-813线路光差保护装置，2004年投产；1回（516）瑞塔铺变，线路两侧都配置了1套许继电气公司生产的WXH-813线路光差保护装置，2010年投产。站内已配置1套星联电力公司生产的WYP68、-2型频率电压控制装置，1套许继电气公司生产的WMH-800型110kV母线保护装置，1套湖南湘能许继高科技股份有限公司生产的WGC-2002型故障录波装置，都于2004年投运。3.3.1.2系统保护配置方案（1）110kV线路保护本期工程更换110kV中何线间隔522线路光差保护装置1套，对侧110kV中心变侧线路保护更换成与XX变侧型号一致的线路光差保护，都采用专用光纤通道，利旧前期保护通道光纤。110kVXX电厂线、九霄河电站线、贺龙电站线及何瑞线在其他技改工程考虑，对应线路保护装置本期利旧即可。新上110kV线路保护与测控装置组屏，安装于二次设备室原有线路保护测控屏位置。对侧110kV69、中心变线路保护装置在原保护屏柜上更换即可。（2）110kV母线保护110kV现有母线保护装置由于备用接口不足，无法满足本期2号主变扩建工程新增间隔接入需求，本期拆除站内原有许继电气公司WMH-800型110kV母线保护装置，新上1套110kV母线保护装置，至少满足16个支路接入需求。新上110kV母线保护装置屏安装于原110kV母线保护屏位置。（3）110kV母联保护站内110kV分段断路器前期无110kV分段专用保护装置，只配置有110kV测控及操作箱，本期完善110kV保护装置，拆除前期操作箱及相关接线，由新上110kV分段保护装置完成断路器操作箱功能。新上110kV分段保护装置与测控装置70、组屏1面，安装于二次设备室内原110kV分段测控屏位上。（4）110kV故障录波根据国网湖南电力建设部关于印发变电工程设计以及设备和施工补充技术规定（2018 版）的通知要求，110千伏及以上变压器各侧电流电压及保护动作信号应接入故障录波装置。站内现有的110kV故障录波装置无备用接口，无法满足本期2号主变扩建工程新增间隔接入需求，本期拆除站内原有WGC-2002型故障录波系统，新上1套故障录波装置，满足至少80路模拟量输入及126路遥信量输入要求。新上故障录波装置组屏1面安装于原有故障录波屏位上。（5）低周减载站内原配置有1套低周减载装置，为湖南星联电力公司生产的WYP-2型设备，含16路馈71、线接入口。本期2号主变扩建工程新增10kV线路间隔4个及35kV线路间隔1个，使站内35kV线路与10kV线路间隔达到17个，超出原有低周减载装置最大接口数，本期拆除原有低周减载屏，新上1套低周减载装置，单独组屏1面安装于二次设备室内原有低周减载屏位上。3.3.2系统调度自动化3.3.2.1系统调度自动化现状根据本变电站在系统中的地位和作用，按照电网统一调度，分级管理的原则，变电站按无人值班的管理模式设置。本站所有设备由XX供电公司调度。本变电所的远动信息按照国调中心关于印发750kV等4个电压等级变电站典型信息表的通知要求，确定各种信息量。本期维持现有调度关系不变。3.2.2.2 远动系统 72、a）调度管理本站调度及运行管理关系维持现有方式不变。本变电站为已建的无人值班变电站，控制系统采用微机监控系统，远动功能通过微机监控系统的远动工作站实现，本期扩建维持现状。b）远动信息传输方式为了满足调度自动化变电站无人值班对信息的要求，本站的远动信息和监控信息按照DL/T 50032005电力系统调度自动化设计技术规程、DL/T 50022005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和各级调度自动化主站的要求执行。本期改造控制方式、信息传送方式及通道要求均按前期方式维持不变。c）远动信息采集远动信息的采集按电力系统调度自动化设计技术规程（DL/T73、 5003-2005）、地区电网调度自动化设计技术规程（DL/T 5002-2005）及湖南省电力公司无人值班变电站信息采集及分类计数规范和XX地调的要求，向XX地调发送的遥测、遥信信息以及XX地调向本变电站传送的遥调、遥控命令。本期改造新增如下远动信息：1）遥测：主变高、中、低压侧三相电流，有功、无功功率,主变油温,绕组温度；110kV线路三相电流，有功、无功功率；10kV线路三相电流，有功、无功功率；10kV电容器三相电流，无功功率；35kV、10kV I母线三相线电压、相电压、零序电压；2）遥信：断路器分、合位；110kV刀闸、35kV刀闸、主变中性点刀闸分、合位；接地刀闸合位；主变保护74、动作信号、本体信号、档位信号；10kV保护动作信号、控回断线；3）遥控：断路器分、合闸控制；110kV刀闸、主变中性点刀闸分、合闸控制。主变档位控制d）相关调度端系统XX地调主站的规划容量能满足本变电站改造的接入，结合本期工程的建设，本期工程需考虑调度端的数据库需添加本站扩建的信息记录等工作配合费用。3.3.2.3调度数据通信网络接入设备XX变站内已配置了1套电力调度数据网设备，含调度路由器1台，调度交换机2台，纵向加密装置1台，目前运行状态良好。调度数据网第二套设备增补工程已经立项将于2019年底实施，届时会新增网络安全监测装置1套，本期维持现状即可。3.4 系统通讯部分3.4.1 概述本期75、XX变站端通信维持现状不变。3.4.2 通信现状目前XX地区形成2.5G光纤环网即迎宾变胡家坪变珍珠峪变宝塔变XX地调（信通公司）南庄坪变立功桥变黄家阁变迎宾变光纤环网；地区形成622M光纤环网有胡家坪变新桥变公园变野鸡铺变天子山变武陵源区供电公司武陵源变高云变迎宾变胡家坪变、武陵源变江垭变市场河变零阳变胡家坪变武陵源变、零阳变城东变慈利供电公司慈利变零阳变、胡家坪变老木峪变沙提变XX变胡家坪坪变等光纤环网。XX地区已有XX供电公司XX中心变XX变瑞塔铺变622M光纤链路。XX变现有中兴ZXMP-S330设备一台，格林威尔PCM设备一台。XX供电公司地网光纤通信电路采用深圳中兴SDH光传输设备76、和PCM接入设备，并配有相应的U2000网管系统，用于XX供电公司电力通信SDH网络的监控和管理。3.4.3 通道配置3.4.3.1通道组织原则 根据相关规定，调度电话、远动信息传送应设立两个及以上不同路由的独立通道，以满足通信的可靠性要求。3.4.3.2通道配置根据XX地区调度通信系统建设情况，XX变调度通信信息按上传XX县调及XX地调管理考虑。根据调度管理关系及系统保护和远动专业对通道的要求，前期各站通道配置分别如下：1） 调度电话至XX局 1路2） 行政电话 至XX局 1路3） 远动至XX局主用通道 调度数据网至XX局备用通道 调度数据网至XX局备用通道 14W E/M通道1路4） 电能77、计量主用通道 调度数据网通道备用通道 调度数据网通道5） 调度数据网 2M通道3路6） 综合数据网 以太网通道1路3.4.4 通信方案1）传输网络本工程根据XX地区电力通信发展规划及XX变通信系统需求，结合XX电力系统及通信系统总体发展规划，采用SDH传输制式将XX变以链路方式入网：前期已在XX变配置622MXX地网层光纤通信设备一套，开通胡家坪变XX622M光纤通信电路、沙提变XX622M光纤通信电路、XX电厂XX622M双光纤通信电路及XX电力公司XX622M光纤通信电路，光板分别按1+0和1+1考虑，通过胡家坪变将信息接入XX公司,由此以满足各种传输业务类型和容量需求。2）通信设备配置X78、X变现有中兴ZXMP-S330设备一台和格林威尔PCM设备一台，于2008年投运，设备运行良好，本期工程通信设备维持站内现状即可。3.4.5 通信电源及其他XX变通信设备采用变电站专用通信电源系统供电，并配置1套DC/DC变换装置，并配有专用通信电源蓄电池1组。DC/DC装置的模块N+1备份，接在220V直流母线上。通信设备负荷本期约为48V/40A，系统应可扩容至48V/80A，事故后通信设备不间断供电不少于4小时通信电源利用站内专用通信电源蓄电池。三、 变电站工程设想4.1 电气一次4.1.1 通用设计执行情况该站投运于2004年，本期扩建只能按一期的布置形式在一期场地上进行，故不便全部执79、行2019版通用设计。本工程参考湖南公司35220kV变电站模块化建设通用设计实施方案（110kV变电站C-1方案），并根据实际情况修改。本工程设备选用2019版国网通用设备目录。4.1.2原有相关设备校核 由于#2主变扩建，需对原有相应各电压等级母线及母线分段设备进行校核，另外对原有10kV 开关柜设备各间隔进行校验。校核结果如下：（注：XX变主变容量：（31.5+50）MVA）表4.1-1 设备参数校核表间隔名称型号及参数载流量回路工作电流是否满足要求说明110kV母线LGJ-630/551204A787A是由输送潮流控制110kV母线分段断路器LW38-126/3150A3150A78780、A是由输送潮流控制隔离开关GW5-110/1250A1250A787A是由输送潮流控制35kV母线LGJ-300/25754A749A是最大穿越功率35kV母线分段隔离开关GW5-35III/630A630A749A否最大穿越功率10kV母线TMY-100102000A2887A否由载流量控制10kV分段间隔断路器：VS1-122000A,31.5kA2000A1443A是由载流量控制隔离插头：2000A2000A1443A是经校核35kV分段隔离开关不满足容量要求，且与本期新上的分段隔离开关不匹配，本期考虑更换； 10kV II段母线主母排不满足容量要求，本期扩建后运行时将长期发热，本期予以81、更换。4.1.3 XX110kV变电站主变扩建电气一次具体内容表4.1-2 电气一次工作内容表序号项 目建设规模12号主变扩建新增50MVA三绕组油浸式变压器一台；新增110kV中性点成套装置1套；新增35kV中性点避雷器一台；拆除原有事故油池，新建事故油池以满足防火要求。2110kV配电装置新增2号主变进线间隔，其中隔离开关2组，电流互感器3台，断路器1台。335kV配电装置新增2号主变35kV出线间隔，其中隔离开关2组，电流互感器3台，断路器1台，避雷器3台；新增35kV母线分段断路器一台，电流互感器3台，隔离开关1组，更换原有35kV分段隔离开关1组；新增35kV 段母线设备间隔，其中隔82、离开关1组，避雷器3台，熔断器3台，电压互感器1套。410kV配电装置新增10kV开关柜6面，其中进线柜1面、馈线柜1面、接地变柜1面、电容器柜2面、母线设备柜1面；新增10kV进线铜排1套，穿墙套管3只，避雷器3台。将原有四台电抗器柜留作备用馈线间隔。本期更换II段主母线，更换II段母线上出线柜（何观线）、电抗器柜电流互感器。510kV无功补偿装置2号主变压器10kV侧新上无功补偿电容器装置2组，容量为1x4.8Mvar+1x3.6Mvar。拆除4组10kV并联电抗器。6主接地网修复因新上设备而损坏的接地网以及扩建站区面积所增加的接地网7照明更换部分损坏照明灯具，增加#2主变区域照明灯具。483、.1.4电气主接线4.1.4.1 110kV电气主接线扩建后，110kV母线保持原有单母线分段接线不变，出线维持7回不变。4.1.4.2 35kV电气主接线扩建后，35kV母线由单母线隔离开关分段更改为单母线断路器分段接线，出线维持4回不变。4.1.4.3 10kV电气主接线扩建后，10kV母线保持原有单母线分段接线不变，10kV出线8回（扩建1回）。4.1.4.4中性点接地方式1）110kV：主变中性点经隔离开关接地。2）35kV:本期和远期均采用经避雷器接地方式。a. 本期35kV电容电流计算：本期有两条35kV出线（何中线、何天瑞线），何中线为全架空线，长度为5.923km；何中线为全架84、空线，长度为9.122km35kV架空线路的电容电流（有架空地线）计算过程：IC=3.3UeL10-3IC=3.335（5.923+9.122）10-3IC=1.74A变电站其他设备增加的接地电容电流值按16%考虑IC总=1.16x1.74=2.02Ab.远期35kV电容电流计算：远期新增35kV 2回，每回出线架空线长度按10千米估算35kV架空线路的电容电流（有架空地线）计算过程：IC1=3.3UeL10-3IC1=3.3352010-3IC1=2.31A变电站其他设备增加的接地电容电流值按16%考虑远期35kV线路产生的总电容电流：IC=1.16x（2.31+1.74）=4.70AIc：85、电容电流（A）S-电缆截面积（mm2）L电缆总长度（km）本期35kV线路电容电流为2.02A, 变电站35kV线路产生的电容电流小于10安，本期采用中性点不接地方式。远期35kV线路电容电流为4.70A, 变电站35kV线路产生的电容电流小于10安，建议远期采用中性点不接地方式。3)10kV：本期和远期均采用经消弧线圈接地方式。每台主变含有6回出线，10 kV架空线路每条按5km考虑，即总长度按30km估算；10 kV缆线路型号按YJV22-300规格计算，电缆线路每条按2km考虑，即总长按12km计算：10千伏架空线路的电容电流（无架空地线）计算过程：IC=2.7UeL10-3IC=2.786、103010-3IC=0.81A10千伏电缆线路的电容电流计算过程：IC=(95+1.44S)（2200+0.23S）UeLIC=2.3212=27.84A变电站其他设备增加的接地电容电流值按16%考虑10千伏线路产生的总电容电流：IC总=1.16x（0.81+27.84）=33.23A补偿容量：=1.3533.2310/3=259.04kVAIc：电容电流（A）S-电缆截面积（mm2）L电缆总长度（km）根据计算结果，综合国网通用设备及国网标准物料采用要求，考虑到远景适应性，建议本期消弧线圈容量按315kVA考虑。根据XX局的建设时序安排，该站前期10kV I段母线上的10kV站用变拆除及新87、建接地变兼站用变及消弧线圈成套装置已包含在2019年配网改造项目内，接地变型号为DKSC-400/10.5-100/0.4，消弧线圈容量315kVA，预计与本工程同期实施。因此本期仅考虑10kV II段母线上的接地变及消弧线圈成套装置，消弧线圈容量315kVA；接地变型号为DKSC-400/10.5，不含二次绕组。4.1.5 电气平面布置XX110kV变电站于2004年投运，本期改扩建后，其电气总平面布置不变，方式如下：XXXX县XX110kV变电站围墙内占地面积为6634m2（107m62m）。主变区域位于站区中心，综合配电楼布置在站区东南侧，110kV配电装置布置在站区西北侧，35kV配电88、装置布置在站区东北侧，10 kV配电装置布置在综合配电楼一楼东北侧，保护控制室、通讯室和蓄电池室布置在综合配电楼一楼西南侧，电容器组布置于10kV配电室东北侧。变电站进站道路从站区西南侧接入，宽度为4.0m。110kV配电装置采用户外软导线AIS中型单列布置， 110kV线路采用钢芯铝绞线从西北方向架空出线。35kV配电装置采用户外软导线AIS备中型双列布置， 35kV线路采用钢芯铝绞线从东北方向架空出线。10kV配电装置采用户内开关柜单列布置，原有馈线柜电缆至站内10kV出线构架转架空出线，新增馈线柜采用电缆出线至站外。主变35kV侧采用软导线接入110kV 和35kV配电装置；10kV侧主89、变采用铜排引入10kV配电装置。4.1.6 短路电流计算及主要电气设备选择4.1.6.1 短路电流计算根据XX县电力系统资料，按远景水平年考虑，XX110kV变电站110kV母线远期最大运行方式下，短路正序阻抗为0.07142，三相短路电流计算结果如下表：表4.1-3 短路电流计算结果短路点短路电流I”（kA）全电流Ich（kA）冲击电流ich（kA）110kV母线侧7.00310.5017.8635kV母线侧5.2477.8713.3810kV母线侧25.75038.6365.66根据短路电流计算结果及2019版国网通用设备，本期新上的110kV设备开断电流选40kA ，35kV设备开断电流90、选25kA，10kV设备开断电流选40kA & 31.5kA。4.1.6.2 设备选型根据短路电流计算结果及国家电网公司2019版通用设备，本期新上的110kV设备开断电流选40kA ，35kV侧设备短路水平按25kA考虑，10kV侧设备短路水平按40 kA & 31.5kA考虑。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 本期新上主变采用户外三相三绕组自冷有载调压油浸式变压器。表4.1-4 主变参数选择结果表项 目参 数型 号SS91、Z-50000/110容 量50MVA容量比100/100/100额定电压11081.25%/38.522.5%/10.5kV接线组别YN,yn0,d11阻抗电压Uk1-3=18% Uk1-2=10.5% Uk2-3=6.5%调压方式有载调压冷却方式自然油循环自冷（ONAN）#2主变考虑与#1主变并列运行，#1主变阻抗参数为UK1-3=17.9%，UK1-2=10.1%，UK2-3=6.62%，2018通用设备设备主变参数为Uk1-3=18% Uk1-2=10.5% Uk2-3=6.5%，在并列误差允许范围内，满足并列要求。考虑远景及设备通用性，本期#2主变阻抗按通用设备选择。2）110kV侧92、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-10 100/1A 5P30/5P30d）不锈钢放电间隙：90160mm放电间隙可调3）110kV配电装置110kV采用户外AIS设备，本期新上设备短路水平按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：表4.1-5 110kV配电装置参数选择结果表设备名称型式及主要参数备注110kV配电装置断路器1台：126kV/3150A/40kA隔离开关2组：126kV/3150A/40kA电流互感器3台:2x300/1A 5P30/5P30/5P30/0.593、/0.2S 20VA/20VA/20VA/20VA/20VA3）35kV配电装置35kV采用户外AIS设备，本期新上设备短路水平按25kA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：表4.1-6 35kV配电装置参数选择结果表设备名称型式及主要参数备注35kV配电装置断路器2台：40.5kV/1250A/25kA隔离开关5组：40.5kV/1250A/25kA电流互感器3台:2x600/1A 5P30/5P30/0.5/0.2S 20VA/20VA/20VA/20VA电流互感器3台:2x300/1A 5P30/5P30/0.5/0.2S 20VA/20VA/20VA/20V94、A电压互感器3台: 35/3：0.1/3：0.1/3：0.1/3kV0.2,0.5,3P避雷器7台：Y5WZ-51/134W,附在线监测装置4）10kV设备本期新上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电容器采用户外框架式并联电容器成套装置，配空芯干式串联电抗器前置于电容器，电容器组、放电线圈、电抗器、氧化锌避雷器、隔离开关等设备由厂家成套供货。接地变及消弧线圈选用户外、干式、带95、外壳成套装置。表4.1-7 10kV开关柜内设备参数选择结果表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，4000/1A，5P20/5P20/0.5/0.2S主变干式，12kV，300-600/1A，5P30/0.5/0.2S出线、电容器避雷器I=5kA，17/45kV穿墙套管CWC-20/4000A电容器组户外框架式成套设备，12kV，3600kvar配5%干式空芯电抗器户内框架式成套设备，12kV，4800kvar配5%干式空芯电抗器5）导体96、选择导体选择的原则为：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）110kV、35kV、10kV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。表4.1-8 站内导体选择及载流量校核结果表电压(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)110主变进线2761LGJ-300/40654由载流量控制35主变进线78797、1LGJ-500/35912由载流量控制母线7871LGJ-500/35912由载流量控制10主母线28872（TMY-12510）3397由载流量控制主变进线2887封闭母线桥4000由载流量控制电容器回路257（3600kvar）YJV22-8.7/15-3185393由载流量控制343（4800kvar）YJV22-8.7/15-3240445由载流量控制根据上表的校核结果，本次扩建工程所选导体均满足要求。4.1.7 过电压保护及绝缘配合4.1.7.1 全站防直击雷保护全站共布置有4根高30m的独立避雷针，经验算全站均在其保护范围内，能满足全站防直击雷保护要求，本期无需改造。4.1.7.98、2 雷电过电压保护1）主变的绝缘配合主变110kV侧由110kV母线避雷器进行保护，35kV侧由35kV出线处避雷器进行保护，10kV侧由10kV出线处避雷器进行保护。2）110、35、10kV配电装置雷电过电压保护在110kV母线、出线侧装设避雷器，在35kV母线、出线侧装设避雷器，在10kV配电装置母线、出线上装设避雷器。 3）避雷器选型基于XXXX110kV变电站的配置情况，本期选用交流无间隙金属氧化物避雷器。表4.1-9 110kV氧化锌避雷器主要技术参数标称放电电流5kA额定电压 (kV.有效值)102持续运行电压 (kV.有效值)80操作冲击残压 (kV.有效值)226雷电冲击 (99、8/20s) 5kA残压(kV.峰值)266陡波冲击 (1/5s) 5kA残压 (kV.峰值)297表4.1-10 35kV氧化锌避雷器主要技术参数标称放电电流5kA额定电压 (kV.有效值)51持续运行电压 (kV.有效值)40.8操作冲击残压 (kV.有效值)114雷电冲击 (8/20s) 5kA残压(kV.峰值)134陡波冲击 (1/5s) 5kA残压 (kV.峰值)154表4.1-11 10kV氧化锌避雷器主要技术参数型号YH5WZ-17/45额定电压 (kV.rms)17持续运行电压 (kV.rms)13.6操作冲击电流0.5kA下残压(kV.p)38.3雷电冲击 (8/20s) 5100、0kA残压(kV.p)45陡波冲击 (1/5s) 5kA残压 (kV.p)51.84.1.8 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0.305，小于设计校核值0.46，满足要求，接地电阻报告见附件。并根据运行人员反馈，接地网腐蚀情况良好，故本期扩建工程不考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。入地电流取Ig=0.55x7.89=4.339kA。根据热稳定条件，接地线的最小截面应符合下式要求：SgIg/C=4339/70=61.99mm2。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101、厚度为2.6mm，(50-0.06540)(5-0.06540)=113.76 mm2 113.7661.99（2.650+61.99）50=3.845mm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。4.1.9 交流站用电本站设置了35kV站用变压器与10kV站用变压器各1台。站用电为交流380/220V，接线采用380V三相四线制中性点直接接地系统，接线形式为单母线接线。35kV站用变压器选用容量为100kVA户外油浸式变压器，接线组别为D，yn11，接于35kV II段母线。根据XX建设时序安排，10kV站用变压器在配网改造工程改造为D102、KSC-400/10.5-100/0.4接地变及消弧线圈成套装置，二次侧容量为100kVA（现为S9-50/10），接线组别为D，yn11，接于10kV I段母线。全站站用电负荷统计见下表：表4.1-12 站用负荷统计表序号名 称额定容量（kW）1110kV配电装置8235kV配电装置5310kV配电装置154主变端子箱45UPS电源及充电电源86通信电源5P1合计45110kV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=0.8545+21+7=66.25（kV103、A）原有两台站用变容量为100kVA，满足要求，本期不考虑更换。站用变电源无专用测控装置监测装置，远方调度无法监控实际运行情况，无两路电源自动投切（ATS）功能，不满足两台所用变接入要求，本期工程拆除原有交流电源屏，本期更换交流屏。4.1.10 动力、照明1）动力电源系统本站#1主变、110kV配电装置、10kV配电装置设置了检修电源，本期在新建#2主变区域设置检修电源。2）照明电源系统本期在新建#2主变区域设置户外照明，维修部分户外场地照明，对部份照明灯具进行更换。4.1.11 电缆敷设全站电缆沟已于一期建成，本期不新增电缆沟。电缆主要采用电缆沟方式敷设，部分电缆采用穿管的方式敷设。电力电缆104、应与控制电缆分开敷设。 电缆敷设应执行国家电网生2012352号国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）第13章防止电力电缆损坏事故的有关规定。电缆敷设采用电缆沟和穿管敷设方式；电力电缆和控制电缆敷设在不同侧支架上。微机监控和微机保护的电流、电压、信号接点引入均采用屏蔽电缆。屏蔽层接地措施按DL/T5136-2012火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程要求执行。各相电流和电压及其中性线分别置于同一电缆内。电缆防火措施按GB50229火力发电厂与变电站设计防火规范、国标GB50217电力工程电缆设计规范、DLGJ154电缆防火措施设计和施工验收标准执行。电缆防止火灾延燃措施按有关规程及反105、措要求实施。本期扩建涉及到的所有电缆孔洞及盘底开孔待电缆敷设完毕后，均需采用有效阻燃材料严密封堵。4.2 电气二次4.2.1 本期改造方案按照电气一次方案及本站二次设备实际情况，本期电气二次扩建内容为：（1） 更换变电站计算机监控系统1套；（2） 更换变电站低周减载装置和故障录波装置各1套；（3） 更换110kV母线保护装置1套；（4） 新上变电站一体化电源系统1套，拆除原有交直流电源系统；（5） 对变电站计量采集系统（厂站端）进行扩容，新增相应计量表；（6） 对站内辅助视频监控系统扩容；（7） 更换变电站部分二次电缆；（8） 新增变电站新增间隔二次等电位接地网；（9） 更换时钟同步系统1套；106、（10） 新上主变保护装置2套；（11） 更换110kV中何线线路两侧光差保护装置共2套；（12） 新上110kV分段保护装置1套；（13） 对站内微机防误闭锁系统扩容并新增间隔锁具。4.2.2 变电站自动化系统4.2.2.1 计算机监控系统根据电气一次方案，本站按照110kV常规无人值班变电站设计，二次设备参照国网湖南省电力公司35110kV智能变电站模块化建设施工图通用设计相关方案配置，并根据现场实际情况优化。本站配置1套变电站计算机监控系统，采用单套监控主机兼操作员站、综合应用服务器等功能模式，含运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理、图形传输、辅助应用；并具备五防，通信107、接口软件（含故障录波、在线监测、视频、消防/安防/照明/环境监测、一体化电源、计量、保护信息子站、时间同步监测管理；支持继电保护远方操作功能；继电保护设备在线监视与应用功能）等。变电站自动化系统设备配置和功能要求按有人值守设计，设计原则如下：（1）计算机监控系统采用开放式网络结构，按无人值班设计，变电站采用具有远方控制功能的计算机监控系统，不设置远动专用设备，并简化计算机监控系统后台部分。（2）计算机监控系统采用采用开放式网络结构，通信规约统一采用DL/T860。本工程两层设备统一组网，站控层MMS、SV、GOOSE 报文共网传输方式。本期共配置2 台站控层交换机，交换机端口数量满足站控层、间108、隔层设备接入需求。（3）系统配置：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、GPS对时装置及网络系统等，站控层数据库建库以及主接线图等按变电站远景规模设置，便于以后扩建工程的实施；间隔层设备按一次间隔划分。配置独立的I/O测控装置，采用集中组屏（主变、35kV设备）和分散布置（10kV设备）的方式，间隔层各种设备和器件应达到IEC 60255抗电磁干扰标准。（4）计算机监控系统具有电压无功自动投切功能和小电流接地选线功能。（5）计算机监控系统完成对变电站内所有设备的实时监视和控制，数据统一采集处理，资源共享，不再另设其他常规控制屏以及模拟屏。（6）远动数据传输设备按109、双套配置，计算机监控主站与远动数据传输设备信息资源共享，不重复采集。（7）计算机监控系统中，运动信息量按照省公司“无人值班变电站信息采集及分类计数规范执行”改为按国调中心关于印发750kV等4个电压等级变电站典型信息表的通知_调监【2013】152执行。(8)计算机监控系统的网络安全严格按照电力监管会2004年5号令电力二次系统安全及防护规定执行改为按照发改委2014年14号令电力监控系统安全防护规定执行。4.2.2.2计算机监控系统监测、监控范围（调控数据范围）监控系统实现全站信息的统一接入、统一存储和统一展示，具备运行监视、操作与控制、综合信息分析与智能告警、运行管理各辅助应用等功能。变电110、站自动化系统设备配置和功能要求按有人值守设计，采用开放式网络结构，通信规约统一采用DL/T860。监控范围及功能满足智能变电站一体化监控系统功能规范（Q/GDW678-2011）、智能变电站一体化监控系统建设技术规范（Q/GDW 679-2011）的要求。4.2.2.3 计算机监控系统设备配置方案(1）系统构成全站自动化监控系统在功能逻辑上由站控层、间隔层以及网络通信设备构成。1） 站控层设备配置原则站控层设备按远景规模配置，按照功能分散配置、资源共享、避免设备重复设置的原则。站控层设备由以下几部分组成：a)监控主机集成数据服务器、操作员站、工程师工作站宜单套配置；b)数据通信网关机宜单套配置111、，当调度数据网具备双平面时，可双重化配置；本站数据通信网关机按双套配置。2）间隔层设备配置原则：间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、站域保护控制装置、计量装置等设备。35（10）kV 间隔（主变压器间隔除外）应采用保护测控计量多合一装置，也可采用保护测控集成装置；主变压器间隔测控装置可独立配置，也可采用后备保护测控合一装置。 3) 网络通信设备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。(2）系统网络结构全站网络宜采用单套星形以太网络，实现信息共享，简化二次回路，支撑站域保护控制功能的实现。(3）系统功能变电站自动化监控系统实现对变电站可靠、合理、完善的监112、视、测量、控制，并具备遥测、遥信、遥控等全部的远动功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按有关规程规范执行。1）时钟同步计算机监控系统应能接受调度端或卫星同步对时系统的时钟信号，实现时钟同步，同时通过站内通信网络，对站控层和间隔层具有时钟的自动化设备进行同步的时钟校正，保证各部件时钟同步率达到精度要求。2）远动功能a)计算机监控系统能实现与变电站有关的全部远动功能，满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。尤其要满足无人值班变电所与调度端的信息传输要求。b)远动主站具有向远方控制端进行数据通信，传送遥测、遥信信息及接受调度命令的能力。c)远动主站直接从间隔层获取远方控制端所需的数据113、，经筛选、分类、合并，按远方控制端的要求建立相关的远传数据库。并且具有远方维护接口，具备远方诊断和组态等功能。3）通信规约计算机监控系统采用IEC90870-5 101、103远动通信规约，计算机监控系统通过完成各种通信协议的转换，使计算机监控系统获得所需数据。4）防误操作闭锁变电站应具有完备的防止电气误操作装置。5）与继电保护的信息交换继电保护信号如保护跳闸、重合闸动作、保护装置异常等信号送调度。原则上通过通信接口实现监控系统与继电保护装置之间的信息交换方式，部分重要信号可通过硬接点接入监控系统，同时对监控系统所需的保护信息量进行优化筛选，满足调度端运行需要。(4）与其他设备其它设备主要包括114、交直流一体化电源系统（交流系统、直流系统、UPS 系统、通信电源）、智能辅助控制系统等。其它设备采用符合DL/T860（IEC61850）标准的通信服务和信息模型，变电站自动化系统。4.2.2.4 元件保护及接口自动装置（1）主变保护1）配置原则变压器保护采用微机型设备。采用主后合一保护双套配置方式，非电量保护单套配置。2）配置方案a）本体重瓦斯：动作跳三侧断路器并发信号b）调压重瓦斯：动作跳三侧断路器并发信号c）轻瓦斯：动作发信号d）压力释放：动作跳三侧断路器并发信号并发信号e）温度保护按测量温度实时值发过温信号f）本体油位保护：油位异常动作发信号g）调压油位保护：调压油位异常动作发信号h）115、差动及差动速断跳三侧断路器i）110/35kV复合电压过电流保护带二段时限，第一段时限跳内桥和进线断路器，第二段时限跳两侧断路器j）110/35/10kV三侧过负荷动作发信号，闭锁有载调压k）10kV复合电压过流保护带三段时限，第一段跳10kV分段断路器，第二段跳本侧断路器，第三段跳两侧断路器本期工程拆除原先#1主变保护与测控屏共2面，新增2面主变保护屏，每面屏各含主变主后合一保护装置2台、非电量保护1台（含操作箱功能）及打印机、温度变送器等屏柜附件。（2）10kV/35kV线路保护1）配置原则线路保护配置电流三段保护；三相一次重合闸；频率滑差闭锁的低周减载；电压滑差闭锁的低压减载；小电流接地116、选线。并完成被保护线路的控制和模拟量、信号量的采集。2）配置方案本期工程拆除原先35kV线路保护测控装置4台和10kV线路保护测控装置4台，新上35kV线路保护测控装置4台，组屏1面安装于二次设备室内；另新上12台10kV线路保护测控装置，就地安装于高压室开关柜。（3）10kV/35kV分段保护和备自投1）配置原则分段保护配置两段充电过流保护；一段充电零序过流保护。并完成被保护线路的控制和模拟量、信号量的采集。35kV备自投检母线无压和主变侧无流；可以自动跟踪运行方式；主变后备保护动作闭锁备自投。2）配置方案本期工程新上1台35kV分段保护测控装置和1台10kV分段保护测控装置。35kV分段保117、护测控装置含备自投功能，组屏1面安装于二次设备室，10kV分段保护测控装置含备自投功能，就地安装于10kV高压室分段开关柜。（4）10kV电容器保护1）配置原则电容器保护配置电流三段保护；电流闭锁失压保护；过电压、低电压保护；不平衡电压保护；小电流接地选线。并完成被保护电容器的控制和模拟量、信号量的采集，分散安装在10kV开关柜上。2）配置方案本期工程拆除原先10kV电容器保护测控装置1台，新上4台10kV电容器保护测控装置，就地安装于10kV高压室开关柜。（5）10kV站用变保护1）配置原则站用变保护配置电流三段保护；电流闭锁失压保护；非电量保护；小电流接地选线。并完成被保护站用变的控制和模118、拟量、信号量的采集，分散安装在10kV开关柜上。2）配置方案本期工程拆除原先10kV站用变保护测控装置1台，新上1台10kV接地站用变保护测控装置，就地安装于10kV高压室开关柜。（6）电压并列装置10kV/35kV电压并列装置各一套，应具有两段母线（每段母线7路电压）的重动及并列功能，还具有判别母线失压并发出信号的功能。本期工程新上1台110kV母线电压并列装置、1台35kV母线电压并列装置及1台10kV母线电压并列装置，1台110kV母线电压并列装置与35kV并列装置安装于二次设备室公用测控屏内；10kV并列装置就地安装于开关柜内。（7）母线测控装置本期工程配置110kV母线测控装置2台、119、35kV母线测控装置2台及10kV母线测控装置2台，母线测控装置满足至少两段母线电压采集及测控功能。110kV母线测控装置与35kV母线测控装置安装于二次设备室公用测控柜内，10kV母线测控装置就地安装于开关柜内。4.2.2.5电能计量装置及电能量远方终端XX站内计量屏5面，含电能信息采集终端1台及爪变采集装置1台，型号分别为烟台东方威思顿电气有限公司DF6205型和南京新联电子股份有限公司FKC643-XLII02，采用有线通信方式及无线GPRS通信方式与计量主站通讯。#1主变高中低压侧共3块计量表、110kV线路共10块、35kV线路4块计量表及10kV线路、电容器及电抗器计量表计9块都安120、装于二次设备室计量屏内，其中四面计量屏上预留有备用安装位置。站内现有的电能信息采集终端，运行至今，运行状态良好，本期维持现状即可。本期拆除原有计量表C,D,E三面屏，原屏柜上电度表及电能采集终端装置移位安装，新上计量屏1面，利旧站内原有电能量采集终端及电度表。新上#2主变高中低侧计量表计3块及110kV分段计量表1块、35kV分段计量表1块，安装在新上计量表柜；新上10kV线路、电容器及分段计量表计5块，就地安装于开关柜上。本站计量表采用485串口，经电能信息采集终端装置，通过光纤或GPRS通道与XX公司计量系统通信。多功能电能表、电能信息采集终端、主站通信规约满足DL/T645-1997、 121、DL/T645-2001等规程要求。4.2.2.6 直流系统现站内直流系统为2008年设备，含直流充电屏1面、直流馈线屏2面、蓄电池1组，厂家为杭州中恒电气有限公司。其中直流充电馈线屏安装于二次设备室、蓄电池布置在蓄电池室。直流馈线共72回其中备用9回（63A/12回，备用2回； 40A/12回，备用4回路。25A/48回，备用4回）。二次负荷采用辐射接线方式。其蓄电池容量为200AH，2V/104只；厂家为杭州中恒电气股份有限公司。本期2号主变扩建工程间隔新增，需重新核算全站直流电源容量，按220V站用直流负荷按照2小时供电考虑，48V通信直流负荷按照4小时供电考虑。详细见下表。直流负荷统计122、及蓄电池容量选择结果表序号负荷名称装置容量(kW)负荷系数负荷电流(A)经常电流(A)事故放电时间及电流1min1h2h3h随机5SIjcI1I2I3I4IR1监控系统（含远动机、综合应用服务器及网络设备）3.250.811.811.811.811.811.82继电保护及安全自动装置2.560.6777773智能组件00.8000004通信装置（DC/DC转换装置）1.50.85.455.455.455.455.455.455事故照明1.014.554.554.554.554.556交流不停电电源7.50.620.520.520.520.520.57断路器跳闸2.640.67.207.27.2123、08恢复供电断路器合闸1.0229电流统计（A）56.556.549.349.35.4521）蓄电池容量计算根据上表使用阶梯法计算蓄电池容量如下：第一阶段Cc1=KkI1/Kc=63.7Ah第二阶段Cc2=Kk(I1/Kc1+(I2- I1)/Kc2)=128.3Ah第三阶段C c3= Kk(I/ Kc1+ I2- I1) /Kc2+(I3- I2)/Kc3)=200.7Ah随机5s负荷C r= Ir/Kcr=3.7Ah蓄电池容量C= C c3+ C cr=204.4 Ah经计算蓄电池容量为204.4Ah，故可以选择300Ah的蓄电池组。2）高频开关充电模块计算按每组蓄电池配置一组高频开关电源124、模块、单个模块额定电流20A考虑进行计算：基本模块数n1=(1.01.25)*I10/Ime+Ijc/Ime=(1.01.25)*30/20+25.03/20=2.753.12，取邻近值4。附加模块数n2=1(n10CI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)7.10%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）12.07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5.37%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。14.5 结论14.5.1 建设必要性满足负荷快速增长的需要。14.5.2 总投资估算湖南XXXXXX110kV变电站2号主变扩建工程静态总投资为1048万元，动态总投资为1069万元。14.5.3 工程建设时序建议湖南XXXXXX110kV变电站2号主变扩建工程于2020年6月建成投产。116