1、村镇110千伏变电站2号主变扩建工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月1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12 电力系统一次42.1 电力系统现状及发展42.2 负荷预测及变电容量平衡82.3 工程建设必2、要性及建设时序172.4 主变容量选择182.5 接入系统方案192.6 电气计算192.7 主变型式选择及无功配置212.8 导线截面选择及线路型号232.9 对侧间隔设备校验232.10 系统对有关电气设备的要求232.11 电气主接线242.12 接地变与消弧线圈242.13 系统相关建议253 电力系统二次263.1 系统继电保护及安全自动装置263.2 调度自动化284 变电站扩建工程设想334.1 变电站建设规模334.2 电气一次344.3 电气二次464.4 土建部分544.5 水工及暖通部分604.6 消防部分624.7 施工条件及大件设备运输方案645 节能、环保、抗灾措施3、分析655.1 节能分析655.2 环保分析665.3 水土保持676 新技术、新材料、新设备的应用687 投资估算698 经济性与财务合规性709 结论729.1 工程规模729.2 工程建设时序721 工程概述1.1 设计依据1.1.1 设计依据1）湖南电网“十三五”主网架滚动规划报告；2）XX2017年110千伏需求报告；3）XX20182019年110千伏电网规划优选排序报告；4）XX地区2017年度电力市场分析预测秋季报告；5）2017 年度XX电网年度运行方式；1.1.2 遵循的主要规程规范1）220千伏及110(66）千伏输变电工程可行性研究内容深度规定Q/GDW2702009；4、2）电力系统设计手册；3）电力系统设计技术规程DL/T 54292009；4）电力系统电压和无功电力技术导则(试行）SD 325-1989；5）湖南省电力公司电压质量和无功电力管理规定湘电公司发展2010103号；6）电力系统安全稳定导则DL 755-2001。1.2 工程概况1）项目名称：湖南XXXX110千伏变电站2 号主变扩建工程。2）现状:110千伏XX变电站位于XX市XX镇居委会谭头湾组，于2015年12月建成投运。变电站现有主变压器1台，容量为31.5兆伏安。其中1#主变型号为SZ11-31500/110,变压器生产厂家为常州西电变压器有限公司。XX变电站现有110千伏出线2回：接5、至南庄坪珍珠峪110千伏线路；10千伏出线8回(备用3回）。无功补偿装置1套，1号电容器组容量为14800千乏。3）本期建设规模：主变压器容量：现规模131.5兆伏安，本期新增2号主变，容量为50兆伏安；110千伏出线：现2回出线，本期不新增110千伏出线；10千伏出线：现有出线8回(备用3回），本期新增8回10千伏出线；无功补偿：现电容器组容量为14.8兆乏。本期新增电容器 16兆乏。4）主接线方式：110千伏：现状为内桥接线，本期保持不变。10千伏：现状为单母线接线，本期完善为单母线断路器分段接线。本可研包含工程项目的概况详见表1.2-1。表1.2-1 工程项目概况表序号工程名称建设性质型6、号扩建规模投产时间湖南XXXX110千伏变电站2号主变扩建工程2019年1主变压器扩建50兆伏安210千伏出线扩建8回3无功补偿装置扩建并联电容器组6兆乏1.3 设计水平年为满足区域电源快速增长的需要，建议XX110千伏变电站2号主变扩建工程于2019年12月底建成投产，为此选择2020年作为设计水平年，2025年为终期水平年。1.4 主要设计原则1）贯彻国家的技术政策和产业政策，执行各专业有关设计规程规定。2）推进“资源节约型、环境友好型”电网建设，注重环境保护，提倡节能减排，促进节地、节材。3）推广采用通用设计、通用造价、通用设备，促进标准化建设。4）积极采用电网新技术，不断提高电网技术水7、平。5）制工程造价，降低工程成本。1.5 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。通过分析，本项目在初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本开支的合理性。1.6 设计范围1）本期湖南XXXX110千伏变电站2号主变扩建工程可行性研究重点研究该工程建设的必要性和工程实施的可行性，提出工程设想和投资估算。2）本期工作主要内容为电力系统(包括电力系统一次、二次、土建）、XX变电站扩建工程设想。3）工程名及卷册目8、录工程名称：湖南XXXX110千伏变电站2号主变扩建工程卷册目录：湖南XXXX110千伏变电站2号主变扩建工程可行性研究报告变电工程估算书2 电力系统一次2.1 电力系统现状及发展2.1.1 XX市电网简介2.1.1 XX市电网简介1）电源现状截至2017年底，XX市共有水火电源装机961.2兆瓦。其中水电装机为832.1兆瓦，占总装机的86.6%，火电装机为120兆瓦，占总装机的12.5%，光伏装机容量0.1兆瓦，其他9兆瓦（余热）。2）电网现状截至2017年底，XX电网有220千伏变电站3座，即220千伏胡家坪变电站（主变容量2120兆伏安）、220千伏零阳变电站（主变容量2120兆伏安）9、220千伏立功桥变（主变容量1180兆伏安）；有110千伏变14座（珍珠峪变、南庄坪变、武陵源变、江垭变、慈利变、何家坪变、中心变、迎宾变、城东变、黄家阁变、老木峪变、瑞塔铺变、XX变、高云变），主变24台，容量753.5兆伏安；35千伏变电站有30座，主变46台，总容量259.7兆伏安。截至2017年底，XX电网35千伏及以上输电线路83条，长度1778千米。其中220千伏线路5条，长度272千米；110千伏线路33条，长度823千米；35千伏线路45条，长度683千米。3）供用电现状2017年，XX市供电企业供电区域行政面积9516平方千米，供电人口150万（常住人口），供电量24.7亿10、千瓦时，同比增长7.1%；XX电网最大负荷为529兆瓦(出现时间7月26日),同比增长14.75%。2.1.2 永定区电网简介（1）电源现状截至2017年底，永定区共有水火电源装机125.94兆瓦。其中水电装机为125.15兆瓦，占总装机的99.37%，光伏装机容量0.79兆瓦。（1）电网现状截止2017年底，永定区现有220千伏公用变电站2座，分别为胡家坪变，容量为2120兆伏安；立功桥变，容量为1180兆伏安。110千伏线路17条，其中架空线路长度517.91千米，电缆长度6.05千米；110千伏公用变电站6座，主变11台，变电容量383.5兆伏安。35千伏线路公用线路15条，线路长度1711、7.798km，均为架空线路；35千伏变电站8座，均为全户外变，主变14台，变电容量77.1兆伏安。（3）供用电现状2017年，永定区行政面积2174平方千米，供电人口46.33万（常住人口），供电量10.96亿千瓦时，同比增长8.18%；最大负荷为261兆瓦,同比增长11.06%。表2.1-1 永定区2017年底公用变电站情况明细表变电站名称电压等级（千伏）主变台数主变容量（兆伏安）2017年最大负荷（兆瓦）负载率胡家坪22022120207.4486.43%立功桥2201180120.4166.89%珍珠峪变电站1102231.538.82661.63%南庄坪变电站1102231.554.12、71586.85%黄家阁变电站1102231.547.0274.63%迎宾变电站110125063.44963.45%老木峪变电站1101231.526.18241.56%XX变电站110131.514.04 44.57%中心变110221018.87794.39%子牙溪变35221.63.11397.28%二家河变3522108.4942.45%新桥变3526.3+3.154.99852.89%沅古坪变3523.15+43.7652.59%教子垭变3526.3+46.3261.36%温塘变352244.13151.64%大坪变35152.74954.98%2.1.3 相关地区电网存在的主要问13、题低压配电网转供能力不足：目前110千伏XX变电站共5回10千伏出线，根据永定区配电网接线情况，所出的10千伏配网线路目前仅宝牙线与南庄坪110千伏变电站互联，南庄坪变主变现已出现重载，随着当地经济发展和居民生活水平的提高，XX供区内负荷增速明显，现有的单台主变已无法满足新增负荷的供带需求，且供电可靠性也难以得到保障。2.1.4 XX110千伏变电站及周边系统简介XX110千伏变电站位于XX市永定城区官黎坪片区中，周边110千伏变电站有珍珠峪变(231.5兆伏安)、南庄坪变(231.5兆伏安)、迎宾变(250兆伏安)，另有35千伏变电站一座（子牙溪变，3.2兆伏安）由珍珠峪变供电的，南庄坪变和14、子牙溪变2017年已重载。XX变于2015年12月投产。现有主变1台，容量31.5兆伏安；电容器组1组，容量为4800千乏。110千伏出线终期规划2回，已出线2回，一回为立宝南线；一回为珍宝线。10千伏已出线5回，分别为宝澧线、宝牙线、宝机线、宝刑线和宝天线，其中宝牙线与宝刑线将110千伏南庄坪变南牙线开，宝牙线和南牙线形成互联。表2.1-2 110千伏XX变电站10千伏出线详表线路名称型号长度（千米）2016年最大负荷(兆瓦)2017年最大负荷(兆瓦)装接配变容量（千伏安）宝澧线JKLYJ-240 5.94 4.32 3.27 12330宝牙线YJV/22-3*1204.61 6.06 7.15、40 12770宝机线YJV/22-3*3007.90 1.75 1.68 7200宝刑线(2017）YJV22-3*3001.48 0.00 3.42 8600宝天线（2018）YJV22-3*3003.62007800图2.1-1 XX110千伏变电站周边电网接线示意2.2 负荷预测及变电容量平衡2.2.1 负荷预测1）XX市及永定城区负荷预测根据XX市2018年度电力市场分析预测春季报告中电力市场分析预测，并结合最新负荷、用电量数据情况，并考虑今后发展需要及实现可能，XX市、永定区最大负荷预测结果如下： 表2.2-1 XX市、永定区负荷预测 单位：万千瓦、亿千瓦时项目201720182016、19202020212025十三五增速十四五增速XX市统调负荷52.956.162.466.172.284.5 11.13%5.03%供电量23.324.926.129.229.742.18.00%10.03%永定区统调负荷26.128.531.333.836.244.659.00%5.73%供电量10.9611.812.91414.919.89.90%7.18%2）110千伏XX变电站供区负荷预测XX110千伏变电站主供官黎坪片区，该变供区历史负荷、电量如表2-6所示。表2.2-2 XX站110千伏变电站供区历史负荷、电量 （单位：兆瓦、万千瓦时）项目20162017年均增长率最大负荷12.17、4314.04 12.95%供电量3146403512.83%Tmax25312874XX变供区内主要有机场、住宅小区、酒店、火车站等大型用电客户及诸多零星的小型商业用电用户，结合永定城区历年负荷增长特性，负荷水平整体增长态势，且该供区在XX新火车站投产后进入高速发展期，一批重大基础设施建设项目、地产开发项目、旅游服务设施项目正在建设中。“十三五”期间，XX变供区内新报装用户为2018年XX市永定区威乐御花园二期，报装容量为6600千伏安。根据2017年审定的XX电力设施布局规划报告，结合2018年度XX市十三五滚动规划的10千伏项目清册，为缓解南庄坪变的重载压力，提升城区低压配电网的转供能力18、，2018年将延伸10千伏宝澧线新建工程与110千伏南庄坪变南华线互联工程，转供1兆瓦负荷。2019年将新建1条10千伏线路官塔II线，与110千伏迎宾变10千伏迎塔II线互联，转供6兆瓦负荷。本期负荷预测根据XX变供区实际用电情况和社会经济发展规划，结合历史电量增长情况，本次XX变原有负荷以自然增长率7%为主，结合官黎坪片区整体负荷发展情况对今后一段时期XX站110千伏变电站供区负荷进行预测如下表所示。湖南XX宝塔110千伏变电站2号主变扩建工程 可行性研究报告表2.2-3 XX站110千伏变电站供区负荷预测（单位：兆瓦）2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年19、2024年2025年自然增长（增长率7%）14.04 15.02 16.07 17.20 18.40 19.69 21.07 22.55 24.12 宝澧线延伸11.07 1.14 1.23 1.31 1.40 1.50 1.61 威乐御花园二期56666666官塔II线66.42 6.87 7.35 7.86 8.42 9.00 新增主变转供南庄坪负荷4.00 8.00 8.56 9.16 9.80 10.49 新增主变转供迎宾变负荷44.28 4.58 4.90 5.24 5.61 由XX变供带的负荷（同时率0.95）14.0419.97 26.23 31.29 36.45 38.62 420、0.95 43.44 46.10 根据负荷预测结果，2018-2020年XX变电站供区最大下网负荷分别为19.97兆瓦、26.23兆瓦、31.29兆瓦。142.2.2 电源建设安排根据XX供电公司20182019年110千伏电网规划项目优选排序报告和XX电力设施布局规划报告“十三五”期间相关区域没有新的常规及新能源电源接入。2.2.3 相关区域电网建设规划参考审定的XX电力设施布局规划，2018-2020年期间，永定区110千伏项目规划如下：2019年，新建110千伏沙堤变，新增主变1台，新增主变容量63兆伏安；新建110千伏阳湖坪变，新增主变1台，新增主变容量63兆伏安；扩建110千伏XX变21、，新增主变1台，新增主变容量50兆伏安；湖南XX胡家坪-何家坪T老木峪I回110千伏线路改造工程；湖南XX胡家坪-何家坪T老木峪II回110千伏线路改造工程。2020年，新建110千伏茅塔变，新增主变1台，新增主变50兆伏安。2.2.4 变电容量平衡1）永定区变电容量平衡 平衡原则：采用永定区统调最大负荷进行平衡；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；地方小水电在夏大方式取装机容量的90%，冬大取30%：平衡时不考虑备用容量。湖南XX宝塔110千伏变电站2号主变扩建工程 可行性研究报告平衡结果如下表所示：表2.2-4 永定区110千伏变电容量平衡表 （单位：兆22、瓦、兆伏安）项目2017年2018年2019年2020年夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大1、最大负荷(兆瓦)2612482852673133093383322、110千伏及以下电源出力(兆瓦)20 5 20 5 20 5 20 5 2.1 35千伏电源出力20 5 20 5 20 5 20 5 3、220千伏变10千伏供带负荷18 16 19 17 20 18 21 19 3.1 胡家坪220千伏变10千伏侧供带负荷18 16 19 17 20 18 21 19 3.2 永定北220千伏变10千伏侧供带负荷0 0 0 0 0 0 4、转入区外或500、220千伏变供带负荷25 23 26 2323、 27 24 28 25 4.1 220千伏永定西供带35千伏负荷（同时率0.9）25 23 26 23 27 24 28 25 供带35千伏公变负荷21 18 22 19 23 20 24 21 南方水泥（巨日）专变7 7 7 7 7 7 7 7 5、供带区外负荷16 15 18 17 9 9 10 9 5.1 永定区供带慈利35千伏负荷12 11 13 12 4 4 4 4 老木峪变带许家坊、洞溪、溪口12 11 13 12 4 4 4 4 5.2 永定区供带武陵源区35千伏负荷5 5 5 5 5 5 6 5 老木峪带公园变5 5 5 5 5 5 6 5 5.3 永定区供带武陵源区10千伏24、负荷0 0 0 0 0 0 0 0 老琵线0 0 0 0 0 0 0 0 6、220千伏专变下网负荷(兆瓦)0 0 0 0 26 26 26 26 禹溪牵引变25.50 25.50 25.50 25.50 7、110千伏公用变下网负荷（兆瓦）200 207 223 225 215 231 238 252 8、110千伏专变下网负荷(兆瓦)14 13 14 13 15 14 15 14 怀化电铁变14 13 14 13 15 14 15 14 9、110千伏公用变电容量（兆伏安）383.5 383.5 383.5 383.5 383.5 383.5 559.5559.5南庄坪（231.5）迎宾变25、（250）老木峪变（231.5）黄家阁（131.5）珍珠峪（231.5）10、110千伏需增容量（容载比1.8）-22.70 -10.31 18.41 21.69 3.71 32.39 -130.61-105.6111、110千伏新增项目（兆伏安）00000157.5050沙堤变新建（2019年、2024年）63阳湖坪变新建（园区变）63XX#2主变扩建（2019年）50茅塔变新建（2020年）5012、110千伏年末总容量383.5383.5383.5383.5383.5559.5559.5559.513、110千伏年末容载比1.91 1.85 1.72 1.70 1.78 2.42 2.326、12.42 14、110千伏当年未增容年末容载比1.91 1.85 1.72 1.70 1.78 1.66 2.31 2.22 2）110千伏XX变电站变电容量平衡根据上述负荷预测结果，结合变电站规模建设情况，对XX35千伏变电站进行变电容量平衡，结果如下表：表2.2-5 110千伏XX站供区变电容量平衡表（单位：兆瓦、兆伏安）年份2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年2024年2025年总负荷14.04 19.97 26.23 31.29 36.45 38.62 40.95 43.44 46.10 35千伏及以下电源出力000000000下网负荷14.04 127、9.97 26.23 31.29 36.45 38.62 40.95 43.44 46.10 拟新增主变容量50年末总容量31.531.581.581.581.581.581.581.581.5变电站负载率44.57%63.40%32.18%38.39%44.72%47.39%50.24%53.29%56.56%16湖南XX宝塔110千伏变电站2号主变扩建工程 可行性研究报告由变电容量平衡结果可知：2017年XX变电站最大下网负荷为14.04兆瓦，负载率为44.57%，2019年XX变最大负荷为26.23兆瓦，如不及时开展主变扩建工程建设，XX变负载率将达到83.27%。2019年年XX11028、千伏变电站扩建工程投运后，主变总容量（31.5+50）兆伏安，主变负载率为32.18%，主变正常运行。2.3 工程建设必要性及建设时序2.3.1 项目建设的必要性1）满足发展的需要XX站变现有主变容量为（131.5）兆瓦，2016、2017年XX变最大负荷分别为12.43兆瓦，14.04兆瓦，主变负载率分别为39.46%、44.57%。XX变供区近几年在XX新火车站投产后进入高速发展期，一批重大基础设施建设项目、地产开发项目、旅游服务设施项目正在建设中；且为缓解南庄坪变和迎宾变的负载压力，提升城区低压配电网的转供能力，2018-2019年XX变将新延伸一条10千伏线路，新出1条10千伏线路。根29、据对XX站110千伏变电站供区负荷预测结果，2018年最大负荷为19.97兆瓦，2019年为26.23兆瓦，2020年为31.29兆瓦。现有的主变无法满足负荷快速增长的需求，需要扩建主变。2）提高供电可靠性目前，110千伏XX变为单主变，主要供带永定城区官黎坪片区负荷，在该区域电网内地位非常重要，110千伏XX变电站主变扩建工程投产后，XX变由单台主变供电增加为双主变供电，从主变层面解决了N-1问题，提高了供电可靠性。此外，在XX变扩建后，可通过新建10千伏线路转供部分南庄坪和迎宾变负荷，可有效缓解以上变电站的供电压力，对该区域电网的稳定有积极的意义。3)配合配网建设，加强负荷转供能力主变扩建30、后，通过新增10千伏出线，加强与周边变电站配电网联络，提高永定城区10千伏线路“N-1”通过率，提高负荷转供能力，优化配电网结构。综上所述，为了满足地区负荷增长的需求，提高供电能力，并增强供电可靠性，该工程的建设是非常有必要的。2.3.2 工程建设时序根据负荷预测结果及必要性分析，2019年若不扩建XX变，2020年XX变最大负荷将达到31.29兆瓦，将过载运行，建议XX变110千伏扩建工程在2019年夏季大负荷前投产。考虑到工程的实际建设周期，建议XX变110千伏扩建工程于12月建成投产。2.4 主变容量选择本期容量选择：根据XX变供电区域内负荷发展情况，预计2019年XX变负荷约31.2931、兆瓦，扩建后，采用50兆伏安主变，投产年负载率38.39%，投产3年后负载率为47.39%，主变负载率及利用率均合理，因此建议110千伏主变选用50兆伏安的变压器。2.5 接入系统方案2.5.1 110千伏本期接入系统方案XX110千伏变电站现状为入南庄坪变至珍珠峪变的110千伏线路，本期保持不变。2.5.2 10千伏出线规模XX110千伏变电站位于永定城区官黎坪片区，主供永定城区10千伏负荷，现XX变10千伏出线5回出线，3回备用，本期新增出线8回，终期按16回考虑。2.6 电气计算2.6.1 潮流稳定计算1）计算条件及分析原则计算水平年考虑为2019年。计算的负荷水平、电源及网络，参照了国32、网XX供电公司20182019年110千伏电网规划项目优选排序报告中的内容，并结合目前的最新情况加以适当的调整。按夏大、夏小、冬大、冬小四种典型潮流方式进行计算。计算负荷功率因数取0.95。2）计算结果分析潮流计算结果见附图0104。由潮流计算结果可知，潮流分布均合理，电压水平均能符合规程要求。2.6.2 短路电流计算1）计算条件湖南省220千伏及以上网络参与计算，110千伏网络局部闭环考虑；大方式短路计算水平年按远景水平年考虑（2030年左右）；短路阻抗为标么值,其基准值为：Sj=100兆伏安 Uj=Ucp。2）110千伏变电站系统短路阻抗110千伏系统 110千伏系统 0.08475 0.33、10318 正 序 零 序 3）母线三相短路电流计算结果XX变110千伏母线:5.923千安；XX变10千伏母线:21.876千安。2.7 主变型式选择及无功配置2.7.1 调相调压计算条件1）计算考虑了丰大、丰小、枯大、枯小四种正常典型方式，计算水平年考虑为2019年。2）接入湖南220千伏及以上电网的水、火电源和220千伏及以上主干网络参与计算，与本工程相关的110千伏网络参与计算。3）主变压器型式选择除满足调压计算要求外，还需考虑电力系统电压和无功电力技术导则中的第8.7条规定“直接向10千伏配电网供电的降压变压器，应选用有载调压型”。4）容性无功补偿容量选择除满足调压计算要求的最低容量34、外，还宜用完全补偿主变压器满载时的无功损耗作为校验。5）感性无功补偿容量选择除满足调压计算要求的最低容量外，还宜用完全补偿本变电所110千伏及以上出线正常运行方式下产生的充电无功功率的条件作为校验。6）其它计算条件同潮流计算中条件。2.7.2 调相调压计算结果及分析调相调压计算结果表明，XX110千伏变扩建工程建成后，在计算的各种运行方式下，主变压器采用无励磁调压变压器，夏大和冬大方式需补偿6兆乏无功补偿，110千伏母线电压变动范围为112.9116.6千伏，10千伏母线电压变动范围为10.410.6千伏，电压水平均能满足规程要求。调相调压计算结果见下表。表2.71 XX110千伏变电站母线电35、压变动范围项目运行方式110千伏侧抽头(千伏)110千伏母线电压10千伏母线电压10千伏侧无功（兆乏）夏大110+01.25%115.310.56夏小110+01.25%116.610.60冬大110+01.25%112.910.46冬小110+01.25%116.210.60注：正数表示为容性无功补偿，负数表示为感性无功补偿2.7.3 主变型式选择及抽头选择结合调相调压计算并考虑到XX110千伏变低压带有10千伏负荷，根据规程规定“直接向10千伏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即11081.25%/36、10.5千伏。2.7.4 无功补偿论证 调相调压计算结果表明：在计算的运行方式下，本变电站新上主变补偿容性无功6兆乏，才可满足电压要求，考虑到目前变电站的运行情况，建议变电站容性无功补偿按16兆乏配置。本变电站本期不装设感性无功补偿。2.8 导线截面选择及线路型号1）导线型号本工程无线路部分，对现有导线进行校核，XX站目前由珍宝线主供，立宝南线备供，导线型号均为LGJ-240。本期主要对110千伏珍宝线、110千伏立宝南线进行校核。2）导线截面校核查设计手册， LGJ-240导线在周围空气温度25，导线允许温度70的情况下，长期允许电流分别为645A，其持续极限输送容量为：=1.732110637、45=122.9兆伏安因周围环境温度考虑采用最热月平均最高温度35，选择温度修正系数为0.88，实际载流量分别为568A，考虑0.9的功率因素，其输送功率97.3兆瓦，根据XX站近远期负荷发展情况，现有线路能够满足XX站供区负荷发展需求。2.9 对侧间隔设备校核XX变电站110千伏出线2回（珍宝线，立宝南线），经对比校核电流值，本期XX110千伏变电站2号主变扩建工程对侧间隔所有一次设备均满足要求。2.10 系统对有关电气设备的要求2.10.1 主变参数主变压器：远期131.5+150兆伏安，本期150兆伏安，采用三相两绕组有载调压降压变压器电压比及抽头：11081.25%/10.5千伏容量比38、：100/100短路阻抗：Uk%=17%接线组别：YN，d112.10.2 短路电流水平根据短路电流计算，考虑系统发展情况，110千伏XX变110千伏断路器遮断电流为40千安，10千伏断路器遮断电流为31.5千安。2.10.3 无功补偿装置建议XX变无功补偿为以下配置：远期14.8+16兆乏容性无功补偿，本期16兆乏容性无功补偿。无需配置感性无功补偿。2.11 电气主接线XX110千伏变电站规模为：远期131.5+150兆伏安变压器，本期1台50兆伏安变压器；110千伏出线远期2回，本期2回；10千伏远期按每台主变8回出线考虑，本期8回出线。XX110千伏变电站电气主接线110千伏110千伏采39、用内桥接线，本期110千伏接线方式不变。远期10千伏采用单母线断路器分段接线，本期10千伏完善用单母线断路器分段接线。2.12 接地变与消弧线圈本工程变压器各电压等级中性点接地方式如下：1）主变压器110千伏采用经隔离开关接地方式，运行时变压器中性点可选择不接地或直接接地。2）10千伏侧接地：XX变位于XX市城区，属于城区变电站，主变低压侧采用10千伏电缆出线，本期8回，远景16回。变电站10千伏每回出线电缆型号按1根YJV22-10-3240考虑,单回电缆长度按2千米计算。电缆每千米单相接地电容电流=2.05AIc=1.1628I=38.048A10A故10千伏采用经消弧线圈接地方式。根据计40、算，10千伏采用经消弧线圈接地方式。每段母线上所需消弧线圈容量：Q=1.35IcUx/1.732=1.3538.04810.5/1.732=311千伏安。根据计算结果，结合国家电网公司通用设计设备选型及适当的裕度考虑，本期工程在10千伏II段母线上装设容量为700千伏安（其中站用变容量为100千伏安、消弧线圈容量630千伏安）的消弧线圈接地变成套装置一套。2.13 系统相关建议扩建110千伏XX变，新增一台50兆伏安主变，扩建后容量为（31.5+50）兆伏安。电气主接线：XX110千伏变电站电气主接线110千伏本期保持不变，即：110千伏采用内桥接线。10千伏电气主接线建议本期完善为单母线断路41、器分段接线。110千伏出线终期规模2回，现已有2回出线，本期不新增出线；10千伏出线终期规模16回，现已出线5回，备用3回，本期新增8回出线。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 概述XX110千伏变本期工程系统一次方案是：主变压器容量：现有规模131.5兆伏安，本期新上#2 主变压器，容量150兆伏安；110千伏出线：现有2回出线，本期不新增出线；10千伏出线：现有出线8回(备用3回），本期新增8回出线；无功补偿：现有电容器组容量为14.8兆乏，本期新增电容器16兆乏。主接线方式：110千伏现状为内桥接线，本期保持不变；10千伏现状为单母线接线，本期完善为单母线断路器42、分段接线。与本工程有关的系统继电保护现状：XX110千伏变电站110千伏部分配置了一套长园深瑞公司的一面网络报文分析记录屏，配置了一套山东山大公司的微机故障录波装置，10千伏配置了一套南瑞科技公司的低周减载装置。3.1.2 系统继电保护配置原则和配置方案3.1.2.1 系统继电保护配置原则根据国家电网公司输变电工程通用设计110千伏智能变电站模块化建设(2015年版）的要求，系统继电保护及安全自动装置应遵循智能化变电站相关规范、导则的要求，充分发挥智能变电站数据采集数字化、传输处理网络化、信息共享化以及“标准化设计、工厂化加工、模块化建设”的技术特点。3.1.2.2 系统保护配置方案1）11043、千伏系统保护维持现有配置不变，扩建的#2 主变接入已有110千伏分段(内桥）保护。2）系统安全自动装置故障录波和低周减载装置满足运行要求，扩建的#2主变接入已有的故障录波装置，新增的10千伏出线接入已有低频低压减载装置。3）保护及故障信息子站系统XX变电站未配置独立的保护及故障信息系统子站，其功能由监控系统实现，并实现保护及故障信息的直采直送。本期扩建的#2主变相关回路接入即可。4）网络分析记录系统本期扩建的#2 主变接入网络报文分析记录装置。3.1.3 对相关专业的技术要求智能变电站采用常规互感器，通过合并单元实现模拟量就地数字化转换，利用光纤上传。3.1.3.1 对互感器及合并单元的要求智44、能变电站采用常规互感器，合并单元下放布置在智能控制柜。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线合并单元转发。3.1.3.2 对智能终端的要求智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。智能终端采用就地控制安装方式，放置在智能控制柜内。智能终端跳合闸出口应设置硬压板。智能终端应接收保护跳闸命令、测控的手合/手跳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位置、断路器本体信号(含压力低闭锁重合闸等）；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。3.1.3.3 对压板设置的要求除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要45、求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示(面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。3.2 调度自动化3.2.1 调度自动化3.2.1.1 调度管理XX110千伏变电站本期维持现有调度及运行管理关系不变，信息传送方式维持初期工程方式不变，本期扩建工程调度自动化信息直送XX地调，并接受调度下达的调度命令。3.2.1.2 XX调度自动化及计量系统现状1）XX地调调度自动化系统为南瑞科技D5000系统。该系统采用双机双网结构，采用多种通信规约，支持IEC61970、IEC61850、IEC61968等系列最新国际标准,具有超大的容量处理能力46、以及突出的性能指标，满足电力行业及国网公司制定的相关标准规范的要求。2）XX地区电能量计量主要由国网公司电力用户用电信息采集系统承担。该系统以GPRS/CDMA、230MHz无线、光纤网、公用电话网为通讯载体，通过多种通讯方式实现系统主站和现场终端之间的数据采集，具有数据采集、远程抄表、用电异常信息报警、电能质量监测、负荷监控管理、线损分析和需求侧管理等功能。3.2.1.3 远动系统1）远动设备配置XX110千伏变电站一期工程配置了一套长园深瑞公司的综合自动化系统，为带双远动工作站的模式，已实现“告警直传、远程浏览”功能。本期改扩建工程各站远动站控层均无需新增设备，信息采集和传输方式与初期工程47、保持一致，远动通信工作站需考虑接入本期扩建间隔引起的相应软件修改扩容工作。2）远动通道本期XX110千伏变电站维持现有远动通道不变。3）远动信息内容远动信息的采集应满足变电站设备监控信息规范(国家电网企管2015976 号）、变电站调控数据交互规范(试行）(调自2012101号）及调监2012303号文110千伏变电站典型监控信息表(试行）的相关要求，数据采集内容包括电网运行数据、电网故障信号和设备监控信号。同时还须考虑主站端接收本期改扩建新增的远动信息主站端的接收设备和相应的软件及数据库调整工作。本期扩建工程应向XX地调(调控中心）传送所需的调度自动化信息内容如下： 电网运行数据采集：电网运48、行数据采集主要以满足电网调度指挥与电网分析的要求，其远传信息在原调度远动数据基础上增加变电运行监视数据，主要包括：主变110千伏侧单相电流、有功功率、无功功率；主变10千伏侧单相电流、有功功率、无功功率；10千伏线路单相电流，有特殊要求时加采有功、无功功率；10千伏接地变兼所变三相电流、三相电压、有功功率；10千伏电容器组三相电流、双向无功功率；10千伏分段单相电流；10千伏母线三相相电压、三个线电压、一个零序电压；所用变380伏侧三相电流、三相电压、线电压；主变油温和线温； 遥信数据断路器位置信号；主变中性点接地刀闸位置信号；主变压器有载分接头位置信号； 电网故障信号主变保护动作信号；10千49、伏电容器保护动作信号；10千伏出线(分段）保护动作信号。 设备监控信号：a）遥控全站10千伏及以上断路器分、合；主变压器中性点接地刀闸分、合；主变压器有载分接开关位置调整及主变调档急停；无功补偿装置投、退；保护重合闸软压板投/退；其他若干满足运行要求的 I/O 信息。b）设备运行状态信息 一次设备异常告警；二次设备或回路异常告警。4）相关调度端系统本工程应考虑XX地调调度自动化系统接收本期扩建工程远动信息主站端所需的数据库扩容和软件修改工作。3.2.2 电能计量系统3.2.2.1 计量点设置主变两侧及10千伏线路、10千伏所变均为地区考核计量点，配置有功0.5S级、无功2.0级智能电能表。3.50、2.2.2 电能计量装置配置本期扩建主变高、低压侧各配置1块精度为0.5S级的数字式光纤智能电能表，安装在二次设备室现有电能计量屏预留位置；本期扩建10千伏间隔各配置1块精度为0.5S级智能电能表，分散安装在各间隔开关柜内，所变低压侧电能表2块已安装在一体化电源系统的低压交流屏内。3.2.2.3 电能量信息采集及传输本期扩建新增电能表通过RS485通信口接入站内电能量采集终端，将计量信息传送至XX供电公司计量主站系统。表计精度和选型应满足计量规程要求。3.2.2.4 计量通道本工程XX110千伏变电站维持现有计量通道不变。3.2.2.5 相关主站端接口本工程应考虑XX地区电能量计量系统接收本期51、扩建工程电能计量信息主站端所需的数据库扩容和软件修改工作。4 变电站扩建工程设想4.1 变电站建设规模XX110千伏变电站建设规模如下：序号项目技术方案1主变压器规模，终期/现状(131.5+150）兆伏安/(131.5）兆伏安2110千伏出线规模，终期/现状2回/2回310千伏出线规模，终期/现状16 回/8回(备用3回）4无功补偿装置，终期/现状(14.8+16）兆乏/14.8兆乏5110千伏电气主接线，终期/现状内桥/内桥6110千伏电气主接线，终期/现状单母线断路器分段/单母线7110千伏配电装置型式户内GIS布置810千伏配电装置型式户内手车式开关柜户内双列布置9地区污秽等级/设备选52、择的污秽等级c级/d级10运行管理模式无人值班11智能变电站(是/否）是主变容量：变电站已有#1主变131.5兆伏安，本期扩建#2 主变容量为150兆伏安。无功补偿：变电站已有4.8兆乏容性无功补偿；本期建设6兆乏容性无功补偿。本期不增设感性无功补偿。出线规模：110千伏出线现有2回，本期保持不变；10千伏出线8回(备用3回）；本期扩建8回出线。4.2 电气一次4.2.1 建设规模本期扩建包括110千伏、10千伏两个电压等级，扩建设计规模如下表：表 4.21变电站建设规模情况表项目终期规模现有规模本期扩建后规模主变压器(131.5+150）兆伏安131.5兆伏安(131.5+150）兆伏安1153、0千伏出线2回2回(接南庄坪变和珍珠峪变）2回(接南庄坪变和珍珠峪变）10千伏出线16回8回(备用3回）16回容性无功(14.8+16）兆乏14.8兆乏(14.8+16）兆乏4.2.2 电气主接线110千伏主接线远、近期均采用内桥接线。10千伏本期将单母线接线完善为单母线分段接线。本站主变压器110千伏中性点采用变压器中性点经隔离开关直接接地方式，本站10千伏每段母线供带8回10千伏出线，根据系统接入方案及周边负荷情况，算得电容电流为大于10安，故10千伏系统通过接地变中性点经消弧线圈接地。4.2.3 电气总平面布置及配电装置电气总平面布置采用国家电网公司输变电工程通用设计-110(66）5054、0千伏变电站分册(2013版）A2-1方案，主变压器本体与散热器分开放置。主变压器为分体式户内布置，布置于一层主变压器室；110千伏配电装置采用户内GIS布置，布置于生产综合楼二楼，电缆出线；10千伏配电装置采用户内金属铠装中置式开关柜双列布置于生产综合楼一楼。110千伏线路采用电缆进出线，现已出线2回，110千伏主变压器侧采用钢芯铝绞线进线；10千伏主变压器侧采用户内铜母排进线，开关柜侧采用封闭母线桥连接，出线采用全电缆。电容器组采用户内框架式成套设备，现有14.8兆乏,本期扩建16兆乏，电容器布置在室内。站用变室采用户内干式接地变兼站用变，10千伏消弧线圈采用户内干式成套装置，分散布置。终55、期接地变容量2700千伏安，经消弧线圈接地(消弧线圈容量2630千伏安），站用变容量2100千伏安。本期接地变容量1700千伏安，经消弧线圈接地(消弧线圈容量1630千伏安），站用变容量100千伏安。本期扩建设备均在原预留位置安装，不改变现有总平面布置方式。4.2.4 本期改扩建内容本期工程电气一次扩建内容如下：1、本期新上#2主变压器，容量为50兆伏安；新上#2 主变110千伏中性点成套装置1套。2、新上10千伏开关柜13台(新上出线柜8台，电容器出线柜1台，主变进线1台，分段柜1台，接地变兼所用变出线柜1台，II段电压互感器柜）。3、新上10千伏无功补偿容量为6兆乏。4、新上消弧线圈及接地56、站用变，接地变容量700千伏安。4.2.5 短路电流计算及主要电气设备选择4.2.5.1 短路电流计算本工程短路电流计算按系统提供的远景水平年，短路阻抗标幺值，其基准值为：Sj=100兆伏安，Uj=Ujp。主变压器短路电抗取：Uk%=10.5，其计算结果如下：110千伏母线短路电流：”=5.923千安10千伏母线短路电流：”=21.876千安根据系统短路电流计算结果并结合国家电网公司110550千伏变电站通用设备典型规范，XX110千伏变电站110千伏短路电流水平选择40千安，10千伏短路电流水平进线选取31.5千安。4.2.5.2 主要电气设备选择根据短路电流计算结果及通用设备应用目录，本工57、程各级电压配电装置主要设备均选用推广类通用设备和国网公司集中规模招标标准物料。本变电站属于c级污区，设备防污等级选择为d级，户内设备按外绝缘统一爬电比距2.5厘米/千伏(按最高工作电压计算）选择。设备按照国家电网公司输变电工程通用设备110(66）750千伏智能变电站一次设备(2012年版）、ERP标准物料等有关要求进行选择。根据以上计算及可研资料，各电压等级的设备短路电流按如下水平选择：110千伏电压等级：40千安；10千伏电压等级：31.5千安。变电站海拔高度为1000米以下，电气设备的抗震校验烈度为7度，防污等级户内按d级。 主变压器表 4.2-22号主变压器参数项目参数型式三相双绕组，58、油浸式有载调压分体式电压比11081.25%/10.5 千伏接线组别YN d11阻抗电压Uk%=17冷却方式自然油循环自冷(ONAN）套管TA400-800/5安，5P40，5P40，0.2S，高压中性点600/5安，5P20/5P20主变压器智能化实现方案如下：主变压器设1面智能控制柜，内含一套智能组件，就地安装。柜内智能组件完成中性点电流、温度等非电量信息采集及数字化处理、本体非电量保护、实现有载开关调节控制，经信息处理后上传至过程层网络，并接收下行命令。 110千伏设备110千伏主要设备采用户内GIS组合电器，按照短路电流水平，110千伏设备额定开断电流为40千安，动稳定电流峰值为10059、千安。选择额定电流2000安，开断电流40千安/3秒。经校核，现110千伏配电装置可以满足扩建后的运行要求。 10千伏设备10千伏设备采用户内手车式开关柜、户内电容器组、消弧线圈及接地变。按照短路电流水平，10千伏设备额定开断电流为31.5千安，动稳定电流峰值为80千安。10千伏主要设备选择结果见下表。表 4.23 10千伏主要设备选择表 设备名称型式及主要参数备注并联电容器户内设备，10.5千伏,容量 6兆乏配5%电抗器消弧线圈及接地变户内干式接地变兼站用变：10.5千伏/0.4千伏，Zn yn11，一次容量700千伏安，二次容量100千伏安，消弧线圈容量630千伏安避雷器氧化锌，17/4560、开关柜断路器12千伏，4000安，31.5千安进线、分段12千伏，1250安，31.5千安其他接地开关12千伏，31.5千安/4秒电流互感器干式，10千伏，2500/5安，10P25/10P25/10P25/0.2S/0.2S进线干式，10千伏，2500/5安，10P25/0.5分段干式，10千伏，200/5安，10P25/0.2S接地变干式，10千伏，500/5安，10P25/0.2S 电容器干式，10千伏，600/5安，10P25/0.2S 出线电压互感器抗谐振式，(10/3）/(0.1/3）/(0.1/3）/(0.1/3）千伏避雷器氧化锌，17/45 导体选型导体选择的原则为：(1）各级61、电压设备引线按回路通过的最大电流选择导线截面；按发热条件校验；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；10千伏电容器回路的电缆载流量按电容器额定电流的1.3倍计算。(2）110千伏、10千伏出线回路的导体规格不小于送电线路的规格。110千伏主变进线导线选用LGJ-300/25钢芯铝绞线。主变压器低压侧进线导体选用TMY-12510铜排；电容器回路导体选择由热稳定控制，导体根数及型号选用YJV22-8.7/15kV-3240；接地变兼站用变回路导体根数及型号选用YJV22-8.7/15kV-3120。表 4.2-4 各级电压导体选62、择结果表电压(千伏)回路名称回路电流最大(安)选择导体控制条件型号环境修正后长期允许电流(安)110主变进线262LGJ-300/25754由载流量控制10母线28872（TMY-12510）3816由载流量控制主变进线28872（TMY-12510）3816由载流量控制4.2.6 防雷接地防直击雷保护：本站采用全户内布置，所有电气设备均布置在户内，屋顶采用钢筋混凝土结构，将钢筋焊接成网状，并与主接地网多点接地。本期维持现状不变。接地：变电站接地网在初期工程中已全部完成，根据XX供电分公司接地测试报告，经验算，能够满足跨步电压、接触电势的要求。本期工程新上设备采用-505接地扁钢，并在新增二次63、屏柜处敷设铜接地网，铜接地网与主网应可靠相连，铜网采用-254铜排。4.2.7 过电压保护及绝缘配合电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器、行业标准 DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护绝缘配合确定的原则进行选择。为防止110千伏线路雷电侵入波对主变压器和其它电器设备的危害，主变压器的绝缘配合：根据过电压规程要求经过计算，主变压器110千伏侧由110千伏进线避雷器进行保护，在10千伏侧出口处装设交流无间隙金属氧化物避雷器。110千伏、10千伏配电装置雷电过电压保护：原110千伏电缆进线侧已装设金属氧化物避雷器，本期2号主变110千伏中性点64、设氧化锌避雷器。在10千伏母线上及各馈线开关柜出线侧装设HY5WZ-17/45型氧化锌避雷器。4.2.7.1 110千伏绝缘配合110千伏避雷器选择：110千伏避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，其主要技术参数见下表。表4.2-5 110千伏氧化锌避雷器参数表 单位：千伏参数系统标称电压(有效值）避雷器额定压(有效值）避雷器持续运行电压(有效值）雷电冲击10千安残压(有效值）陡波冲击10千安残压(有效值）数值11010279.6266297110千伏电气设备的绝缘水平按GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合的规定选取，有关取值见下表：表4.2-6 110千伏电气设备的绝缘水平及保护水平配合65、系数表设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压(千伏，峰值）1分钟共频耐压(千伏，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器高压侧480550530200230其它电器550550530*230230断路器断口间550550/230230隔离开关断口间/650/265300本期110千伏氧化锌避雷器已在初期建设完成配置安装。4.2.7.2 10千伏绝缘配合10千伏避雷器选择：10千伏氧化锌避雷器按国产设备选型，作为10千伏绝缘配合的基准，其主要参数如下：表4.2-7 10千伏氧化锌避雷器的参数参数系统标称电压(有效值）避雷器额定电压(有效值）避雷器持续运行电压(有效值）雷电冲击10千安残压(有66、效值）陡波冲击10千安残压(有效值）数值101713.64551.810千伏电气设备的绝缘水平：10千伏电气设备的绝缘水平按国家标准选取。表4.2-8 10千伏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(千伏，峰值）l分钟工频耐压(千伏，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7575853530主变压器中性点1851851858585其他电器/75/4230断路器断口间/75/42隔离开关断口间/85/494.2.7.3 主变中性点的绝缘配合主变中性点避雷器选择：主变压器中性点氧化锌避雷器按国产设备选型，作为主变压器中性点绝缘配合的基准，雷电冲击配合系数1.25，其主67、要参数如下：表4.2-9 主变压器中性点氧化锌避雷器参数表参数系统标称电压(有效值）避雷器额定电压(有效值）避雷器持续运行电压(有效值）雷电冲击1.5千安残压(有效值）陡波冲击1.5千安残压(有效值）数值66735317317420423410295主变压器中性点电气设备的绝缘水平：主变压器中性点电气设备的绝缘水平按国家标准选取。表4.2-10 主变压器中性点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(千伏，峰值）1分钟工频耐压(千伏，有效值）全 波截 波110千伏侧250250954.2.7.4 电气设备外绝缘要求海拔高度小于1000米，污秽等级为III级，按国家标准GB/T 1668、434-1996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准中规定，取泄漏比距为25毫米/千伏，依最高运行电压和泄漏比距选择绝缘子串片数；并据导线荷载大小，选用不同强度的悬式绝缘子，110千伏单片绝缘子的爬电距离为450毫米，据此计算如下：110千伏绝缘子串片数：25126/450=7。根据上面计算结果，再考虑零值绝缘子片数，110千伏绝缘子串片数取8片。4.2.8 站用电及照明4.2.8.1 站用电系统变电站内现有1台站用变，变压器容量为100千伏安，为户内干式变压器。本站采用交直流一体化电源系统，其中站用电采用380V动力和照明共用，中性点直接接地三相四线制TN-C-S系统。369、80/220V站用电接线为单母线接线，两台站用变低压侧互为备投，共采用2面智能低压配电屏，配电屏布置于配电综合楼二层二次设备室内。对于变电站重要负荷，采用双回路供电。本期扩建1台站用变，容量100千伏安。4.2.8.2 照明变电站内设置正常工作照明、应急照明。正常工作照明采用交流380/220V 三相四线制。正常照明电源由交流低压配电屏供给,设置3个户内照明配电箱，分别用于配电综合楼一、二层及户外正常照明。应急照明电源来自直流屏，采用手动切换。在主变压器室、二次设备室及10kV配电室设置备用照明，单独设置备用照明回路。站内照明设施满足本期扩建后运行要求。4.2.9 电缆敷设及防火户外电缆采用电70、缆沟和穿管敷设方式，电力电缆和控制电缆考虑敷设在不同侧支架上。本期10千伏出线电缆及大多数动力电缆和控制电缆、光缆，可采用电缆沟、电缆层及穿管敷设，少量需上二楼的高、低压电缆、控制电缆、通讯电缆采用电缆竖井敷设至二楼。站内一次电缆沟尺寸为1米*1米，10千伏电缆经电缆沟从东北方向出线，或穿管连接西南方向电缆沟出线。东北方向电缆沟内已敷设4根电缆出线，沟内敷设空间裕度充足。连接西南方向的预埋管有7根，目前已穿一回电缆出线，剩余电缆管仅满足本期其中6回出线电缆敷设。因10千伏开关柜为双列布置，靠西北方面开关柜2回电缆出线需另外建设电缆预埋管2根，与西南方向电缆沟连接。站内二次设备室通信联系采用屏蔽71、双绞线，但采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输宜采用光纤。光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定，光缆采用穿管、槽盒方式敷设。电缆防火：根据电缆设计规程，对室外电缆沟采用分段阻隔措施，凡通向屋内配电装置的电缆孔洞及柜、盘柜的孔洞待电缆敷设完毕后均采用有效阻燃材料严密封堵，在靠近含油设备(主变压器、电压互感器等）的电缆沟盖板予以密封处理。电缆穿出地面处应有穿管保护，未穿电缆前用圆锥形砂浆混凝土将保护管两头堵塞。微机监控和微机保护的电流、电压、信号接点引入线均采用屏蔽电缆。屏蔽层接地措施按国标GB50217-2007电力工程电缆设计规范要求设计。4.2.10 停电过渡方案110千72、伏GIS设备无扩建工程。10千伏配电设备部分已安装分段隔离柜，本期扩建新上分段柜及开关柜时不需现有母线停电。4.3 电气二次4.3.1 变电站综合自动化系统现状本站现为综合自动化模式的无人值班智能变电站，于2015年12月投运。110千伏及主变保护、测控设备集中组屏布置在二次设备室，10千伏部分保护测控分散布置在开关柜上。XX110千伏变电站网络在逻辑上由站控层网络、间隔层网络、过程层网络组成。站控层采用100Mbps单星型以太网结构，站控层网络实现站控层内部以及站控层与间隔层之间的数据传输，站控层网络传输MMS报文和GOOSE报文；站控层交换机连接数据通信网关机、图形通信网关机、监控主机、综73、合应用服务器、数据服务器等站控层设备。间隔层采用100Mbps单星型以太网结构，用于间隔层设备之间的通信，与站控层网络相连，隔层网络传输MMS报文和GOOSE报文；间隔层交换机连接间隔层的保护、测控和其他智能电子设备，用于间隔层信息交换。过程层采用100Mbps单星型以太网结构，过程层网络实现间隔层设备与过程层设备之间的数据传输，过程层网络传输SV报文和GOOSE报文。对于10千伏不设置过程层网络，其GOOSE报文通过站控层网络传输。每个交换机端口与装置之间的流量不大于100Mbps。站内配置了站控层交换机4台，PRS-7961B-2M-24T-2P和PRS-7961B-2GX-2M-24T-74、2P各2台，安装在网络通信屏内。间隔层交换机3台，其中主控制室2台(PRS-7961B-16M-8T-2P），安装在网络分析屏内。10千伏电压等级配置了间隔层交换机(PRS-7961B-2M-24T-2P）1台，安装于在10千伏配电室的10千伏间隔层网络柜内。过程层采用单网结构，按间隔配置，110千伏线路和1号主变配置了过程层交换机(PRS-7961B-16M-8T-2P）3台，安装在过程层交换机屏内。交换机与智能设备之间采用100Mbps光口，过程层级联光口采用1000Mbps光口。本期新增2号主变过程层交换机1台，安装在主控室内的过程层交换机屏内。4.3.2 扩建内容根据一次扩建规模，配套75、的电气二次扩建内容如下：1） 新上2号主变测控柜1面(含测控装置各2套），安装于二次设备室9P备用位置上；2） 新上2号主变保护柜1面（含主、后备一体化保护装置2套），安装于二次设备室10P备用位置上；3） 新上2号消弧线圈控制柜，安装于二次设备室35P备用位置上；4） 新上10千伏电容器，10千伏接地变，10千伏线路，10千伏母联分段采用保护测控一体化装置，按间隔单套配置。保护测控装置就地安装于相应的10千伏开关柜上；5） 新上2号主变过程层交换机1台，安装于过程层交换机屏内；6） 考虑到与原综合自动化系统的兼容性，本期新上监控设备建议仍采用长园深瑞兼容产品。4.3.3 元件保护(1)主变压76、器配置主、后备一体化保护装置2套，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。具体配置如下： 主保护：设有主变差动保护。 非电量保护：重瓦斯、轻瓦斯保护、主变压力释放、油温高。 外部相间短路后备保护：设有110千伏复合电压闭锁(方向）过流、10千伏限时速断保护及10千伏复合电压闭锁过流保护。 外部单相接地后备保护：设有110千伏零序电压闭锁零序过流，110千伏中性点零序过流及中性点间隙零序电流保护。另外，110千伏中性点零序过流不采用联跳回路，要求与中低压侧后备保护一起实现以不同时限动作于中低压侧及其分段和主变各侧断路器。 变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳母77、联、分段断路器、启动失灵等采用 GOOSE 网络传输。变压器保护通过 GOOSE 网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。非电量保护跳闸经电缆以接点的形式联跳主变各侧断路器，信息通过本体智能终端上送过程层 GOOSE 网。 (2）10千伏部分10千伏线路采用保护测控一体化装置，保护配置完整的三段式电流保护(速断保护、限时速断保护和过流保护），低电压及带滑差闭锁的低周减载，小电流接地选线及三相一次重合闸等功能。10千伏电容器采用保护测控一体化装置，保护配置完整的两段式电流保护(限时速断保护和过流保护），中性点电压不平衡保护，过电压保护及欠压保护(有流闭锁）等功能。10千伏接地变兼78、所用变采用保护测控一体化装置，设有阶段式电流保护(电流限时速断保护、定时限过电流保护）、低压侧中性点零序电流保护、过电流保护、本体保护。10千伏分段采用微机保护测控一体化装置，设速断、过流保护、限时速断保护功能。(3）对相关专业的要求1）与监控系统的接口方案主变保护装置及10千伏保护、测控一体化装置按照DL/T860(IEC61850）标准建模，具备完善的自描述功能，采用以太网接口接入站内变电站监控系统。主变保护装置支持通过GOOSE报文实现与智能终端之间的状态和跳合闸信息传递。10千伏保护、测控一体化装置直接用电缆接入常规互感器模拟信号输出，保护装置跳闸出口接点采用电缆直接接至断路器操作箱。79、2）对互感器的要求主变各侧间隔按双套保护要求配置两组独立的P 级电流互感器二次绕组。3）对合并单元的要求主变各侧间隔按双套配置合并单元，以满足主变保护双套配置的要求。4）对智能终端的要求主变各侧间隔按双套配置智能终端，以满足主变保护双套配置的要求。5）对网络及其设备的要求主变保护采用相互独立的数据接口控制器接入不同电压等级的过程层GOOSE网络。4.3.4 交直流一体化电源系统本站交、直流电源采用交直流一体化电源系统，为山东鲁能2015年产品。直流系统和交流系统备用馈线基本满足本期扩建需求。4.3.5 防误系统全站已设置一套独立微机防误系统，及一台微机五防主机，各间隔层闭锁推荐采用GOOSE通80、信+五防锁实现，过程层闭锁推荐采用电气闭锁+五防锁+智能单元允许接点实现，五防主机布置在二次设备室工作台上。本期扩建五防系统纳入变电站一体化监控系统。4.3.6 时间同步系统本站配置了1套时钟同步系统，主时钟单套配置，另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时，支持北斗系统和GPS系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统，支持卫星时钟与地面时钟互为备用。时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求；站控层采用SNTP网络对时，间隔层和过程层采用IRIGB、1pps对时。合并单元、智能终端布置在户外智能控制柜内，时钟输入采用IRIGB光信号。主时钟扩展装置能满足本期扩建新增设备的对时需81、求。4.3.7 智能辅助控制系统1）本站全站配置了1套智能辅助系统综合监控平台后台系统，能够实现辅助系统的数据分类存储分析以及智能联动功能。现场门卫安防设施已不具备监控功能，本期对大门围墙安防系统进行改造，完善安防监控系统及相关配套设施，加强安防入侵报警功能。设备厂家可与现有设备保持一致。2）本站现配有1套火灾自动报警控制系统，本期工程在2号主变本体增加相应的感温电缆及配套设施，完善报警控制功能。3）本站110千伏配电设备是户内GIS成套设备，已配备SF6气体泄漏在线监测系统1套，包括监测主机、SF6 气体探测器、数据分析处理单元、红外报警器及风机控制器等，本期维持不变。4.3.8 设备状态监82、测系统本期扩建工程不考虑新增设备状态监测系统。4.3.9 二次设备组柜及布置目前变电站二次设备采用集中组柜和分散布置相结合的模式，本期按此模式组柜及布置，具体组柜方案及布置如下：1）2号主变双套主、后一体化保护装置组屏1面，布置于二次设备室10P备用屏位上；2）2号主变体测控装置2台组柜1面，布置于二次设备室9P 备用屏位上；3）2号消弧线圈控制柜组柜1面，布置于二次设备室35P备用屏位上；4）10千伏线路部分保护、测控一体化装置，均分散布置于各自开关柜上；5） 主变高压侧2套智能终端及2套合并单元已在一期工程中安装在GIS2号主变汇控柜内。本期主变中性点配置2套合并单元,主变本体配置1套智能83、终端装置，布置在2号主变本体智能控制柜内；主变低压侧配置2套合并单元,2套智能终端装置，布置在10千伏主变进线开关柜上；6） 本期扩建主变各侧配置0.5S级有功、2.0级无功数字式光纤智能电能表2块，10千伏线路、电容器、站用变均配置有功0.5S级，无功2.0级智能电能表。本期共配置12块电能表，其中主变各侧共2块电能表布置于二次设备室电能计量柜内；10千伏线路、电容器、站用变及母联共11块电能表就地安装在开关柜上。7） 2号主变本体智能控制柜内配置空调控温除湿装置，在温湿度传感器达到预设条件时启动。4.4 土建部分4.4.1 站区总布置与交通运输4.4.1.1 站区总体规划XX110千伏变电84、站站址位于XX市XX镇居委会潭头湾组，站区设计标高定为161.65米，全站总建筑面积：1473平方米。变电站采用全户内站设计。4.4.1.2 站区地质资料1）区域地质概况站址属于XX市官黎坪镇居委会谭头湾组内。地下水主要为孔隙潜水，水量较小，随季节变化而变化。为夏热冬冷型气候区。2）地层结构分类及岩土评价站址地貌单元属澧水冲积平原范畴，建筑场地类别为类。根据地质勘测，场地各层土的特征分述如下： 杂填土(Qml）: 堆填年限小于10年，未完成自重固结。此层厚度7.715.5米。层底标高相当于153.8146.1米。不宜作为拟建构筑物基础的持力层，已经清除； 粉质粘土(Q4al）此层厚度：3.2385、.8米，层底标高相当于150.0142.3米。该地层可作为建筑物基础的良好天然持力层。 圆砾(Q4 al）：该层未钻穿，最大揭露厚度为11.1米，厚度不详。未见软弱夹层。 可作为基础的天然持力层,但该层较埋藏很深，基础造价相对较高。3）不良地质现象根据邻近建筑经验及区域水文资料，拟建变电站站址地下水对混凝土结构具微腐蚀性，对混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。4.4.2 变电站改造设想4.4.2.1 所区总平面布置与竖向布置已建变电站采用全户内布置方案，变电站围墙内面积约为2083平方米。变电站内建有一栋配电综合楼；站内构筑物事故油池、化粪池、电缆沟等一应俱全。变电站出入口设在站86、址西南侧，站内道路布置成环形，站内主要道路路宽4米(R=9米），郊区型道路，混凝土路面。站区电缆沟均采用混凝土沟壁形式，沟盖板采用角钢包边的混凝土盖板，保证盖板的平整和外形的美观；过道路电缆沟采用沟壁和沟盖板整体现浇钢筋混凝土结构形式。围墙为砖砌实体围墙，采用水泥标准砖砌筑，围墙面刷外墙涂料。本次扩建站内竖向布置设计按场地现有情况进行设计，竖向布置未发生改变。4.4.2.2 管沟布置1）管沟选型、截面尺寸及地下管线的布置方案为了配合上述章节4.2.9的需要，开通两面开关柜的电缆出线与西南方向电缆沟之连通，需凿开相邻电缆沟的沟壁，埋设2根300PVC管，与西南方向电缆沟连通。2）特殊地质条件管沟87、的布置措施根据资料，已建站址区域有回填土，为防止填方区不均匀沉降：回填分层压实，站区边缘设置挡土墙；在填方区时，电缆沟地板采用C25钢筋混凝土，厚度为150毫米。4.4.3 建筑设计4.4.3.1 全所建筑物简述本所按无人值班变电站建设，主要生产建筑物有配电综合楼，主变压器全户内布置，两层框架结构。一层布置电容器室、消弧线圈室、10千伏配电室、1#-2#主变压器室及其散热器室；二层布置二次设备室、110千伏 GIS室及GIS吊装平台。建筑面积664.51平方米。本期扩建无需增加建筑面积。4.4.3.2 建筑现状站区主要建筑朝向为东南朝向，其功能布置如下：变电站内建筑为一栋配电综合楼，站内其它构88、筑物为事故油池、化粪池、电缆沟等。配电综合楼地上2层，总建筑面积为1473平方米。建筑物体积为7172立方米，二层框架结构。地上一层设警卫室、10千伏配电室、接地变室、散热器室、水泵房及卫生间，变压室、散热器室内布置，散热器室露天布置，本层结构层高4.5米。二层设电容器室、二次设备间、110千伏GIS室，其中GIS室结构层高8.5米，其余房间结构层高4.5米。4.4.4 结构设计4.4.4.1 地基基础的设计基础的设计等级为乙级，根据建构(筑）物的特点及场地条件，考虑建构(筑）物安全及沉降，配电综合楼及主变基础采用冲孔灌注桩基础，桩径为0.6米，以圆砾为持力层，桩长约15.522.5米，桩端进89、入持力层不小于3米。从建设方了解到，本期新增变压器基础和散热器基础的桩基部分已经在前期工程建设中施工了，故本期无需考虑桩基础。4.4.4.2场地及地基处理场地填土：填土分层碾压，分层厚度不大于300毫米(控制最优含水量触探等）结果确定。回填土质量须满足建筑地基基础设计规范(GB50007-2011）中相关要求，压实系数不小于0.94。压实填土地基承载力特征值应根据现场原位测试(静载荷试验、静力地基基础设计规范）(GB50007-2011）中相关要求。赋存于耕土中的滞水对基础施工有影响，基础施工时可采取明沟加集水井措施来进行排水。赋存于砂岩中承压水对基础有影响，在雨季雨量较大时，在基坑、排水沟、90、集水井底部铺土工布3层，防止砂岩中的0.5厘米以下的细砾与泥砂流动。4.4.4.3 辅助建筑物结构辅助建筑物结构设计安全等级、设计使用年限、抗震设防类别及抗震设防烈度结构安全等级为三级；设计使用年限为60年；抗震设防烈度为6度。4.4.4.4 附属建构筑物的结构型式、基础的结构型式及基础的埋置深度1）总事故油池为地埋式钢筋砼事故油池。2）户外电缆沟为砖混沟壁，沟盖板为钢筋砼预制沟盖板。3）事故油池、消防砂池、消防水池等构筑物适宜采取地基处理方案，采取夯实或辗压等措施，以处理后的地基为基础持力层。对池子应进行抗浮稳定性验算，抗浮水位标高159米。4.4.4.5 本期扩建内容本次扩建工程不改变原有91、建筑工程方案，也不需要增加房屋的建筑面积，新增的 2#主变 10千伏侧开关柜均布置在 10千伏配电室之内，已经预留了屏柜基础和地沟，只需要揭开钢盖板即可安装。主变室及散热器室增设消音墙，由于一期工程建设中已经将主变室的泄爆墙及散热器室的通风墙施工完毕，本期新增主变及散热器无法进入安装，需拆除重建。其余增加项目见如下“本期扩建工程量统计表”。本期扩建工程量统计表序号名 称单位数量备 注1主变基础及油池座1主变容量50兆伏安,9.56.23米油池2主变泄暴墙拆除平方米50泄暴墙已建，由于主变入室需拆除3主变泄暴墙恢复平方米504主变室内吸音墙敷设平方米3255110千伏 中性点支架基础个11.2192、.20.6米 现浇混凝土独立基础6散热器钢筋混凝土基础座17散热器室通风墙拆除平方米30通风墙已建，由于散热器入室需拆除8散热器室通风墙恢复平方米309散热器室内吸音墙敷设平方米2501010千伏 母线桥支架基础个21.21.20.6米 现浇混凝土独立基础1210千伏 电容器支架基础个21310千伏消弧线圈支架基础套114设备钢支架重量千克15002456 镀锌钢管支架15钢支架地脚螺栓及预埋件千克2050以镀锌钢板和镀锌槽钢为主16主变智能控制柜基础座11.21.20.6米 现浇混凝土基础17DN250主变排油管米26DN2506无缝钢管(镀锌）18变压器穿墙套管板块11.90.70.01米93、钢板19恢复站内绿化平方米200施工时难以避免损坏20基础余土外运立方米120运距 10 公里4.5 水工及暖通部分4.5.1 水工部分本期工程为扩建工程，给排水系统初期工程已完成，生活给排水系统均维持原有配置。本期需建设 2#主变排油管敷设工程。4.5.1.1 水源站区采用XX镇上自来水管网供水，由站区西侧接入。自来水由城区水厂供给。能满足站内生产、生活需要，本期扩建工程不做改变。4.5.1.2 排水系统站区排水包括有地面雨水、生活污水、含油废水等，排水系统采用雨、污合流制。站区排水管网将各类排水汇集后排至站外排水大沟渠中。本期不改变原有站内排水方案。变电站内场地雨水采用管道有组织排水，场地94、雨水一部分自然渗透，一部分通过路旁雨水口汇入站区排水管网，电缆沟积雨水通过排水管道就近排入站区排水管网。雨水管道采用钢筋混凝土管。变电站雨水管道设计最大管径为400，管道设计坡降按0.5%。变电站内设有20立方米事故油池，事故油池容量按单台主变压器60油量设计，满足本期新增变压器油排放要求。新增事故排油管道采用无缝钢管。4.5.2 采暖通风与空气调节XX地处北中纬度，属中亚热带山原型季风性湿润气候，光热充足，雨量充沛，无霜期长，严寒期短，四季分明。暖通设备现有配置情况如下表。表4.5-1 轴流风机配置表序号房间名称风机型式数量(台）1低噪音高能效轴流风机18表4.5-2 各房间空调一览表序号名95、称型号单位数量备注1柜式冷暖空调机5P台2二次设备室2壁挂式冷暖空调机2P台1警卫室3柜式单冷空调机5P台2配电室4防爆恒温空调2P台1蓄电池室初期暖通设备已按照终期要求完成安装，本期扩建新增主变压器室轴流风机3台，电容器及接地变室轴流风机各1台，10千伏配电室新增两抽湿机，110千伏GIS室，二次设备室维持原有配置方案不变。4.6 消防部分4.6.1 概述4.6.1.1 消防设计规范本站执行的有关设计消防设计规范如下：建筑设计防火规范(GB50016-2006）火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229-2006）建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005）电力设备典型消防规程(D96、L5027-93，2005年确认4.6.1.2 消防设计主要原则1）本工程消防设计仅考虑站区内发生的各类火灾的防止和扑灭，立足于自救。2）本工程消防设计根据“预防为主，防消结合”的方针，按照有关规程、规范及规定的要求进行站区消防设计，采取相应的防火措施，设置必要的灭火系统。各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，防止火灾的发生与蔓延。3）站区内建筑物火灾危险性别为丙类，最低耐火等级为二级。建筑物配电综合楼建筑体积均大于5000立方米、小于10000立方米。故站区需设置室内外消火栓系统，消防用水由消防水池供给。消防供水在97、初期已全部完成，满足变电站全站消防用水。4.6.2 消防措施4.6.2.1站区总平面布置站区主要建筑物配电综合楼布置在站区中央位置，主变压器布置在室内, 配电综合楼周围设置4.0米宽环形道路，道路转弯半径为9米，满足消防规范的要求。4.6.2.2站区建构筑物消防系统根据电气设备和建筑物的防火要求，按照建筑灭火器配置设计规范(GB 50140-2005），在全站范围内设置ABC磷酸铵盐干粉灭火器、CO2灭火器等移动式化学灭火器。本期扩建主变压器配置容量为3立方米的消防砂池一座，并配推车式干粉灭火器。1）站区内建筑物火灾危险性别为丙类，最低耐火等级为二级。2）事故排油系统主变压器设有储油坑及事故排98、油管道，排油管道接至主变压器附近的事故油池，供火灾事故时迅速泄空着火主变压器中的绝缘油，防止变压器火灾扩大。变电站现有总事故油池一座，有效容积20立方米，满足新增主变事故排油需求。本期扩建需增加 2#主变排油管连接主变油池至总事故油池。3）化学消防本期工程考虑布置干粉灭火器以满足建筑消防灭火要求，各建(构）筑物配备 CO2 干粉灭火器，具体数量按建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005）执行。4.6.2.3 主变压器消防本期扩建工程新增主变压器采用推车式干粉灭火器并配置消防砂箱。4.6.2.4 火灾报警控制系统本变电站在配电综合楼有火灾危险的房间设置火灾探测报警控制装置。采用了火灾探测99、报警装置。全站火灾探测报警系统报警网络采用二总线制，报警控制装置设置于门卫室内，包括报警主机一台、联动控制器及直流备用电源专用装置。现消防控制系统满足全站消防控制要求。4.7 施工条件及大件设备运输方案4.7.1 施工条件本期扩建工程施工用水、用电均可直接由站内给水系统及站用电系统直接接入使用，施工条件良好。进所道路及站内道路良好，可作为施工道路使用。施工完毕后，需对其进行清洁。4.7.1.1施工用水及用电本期扩建工程施工用水、用电均可直接由站内给水系统及站用电系统直接接入使用，施工条件良好。进所道路及站内道路良好，可作为施工道路使用。施工完毕后，需对其进行清洁。4.7.2 大件设备运输方案4100、.7.2.1 交通运输条件主变等大件设备运输：可经常长高速运输至XX市，再经张罗公路运输至XX镇，最后经镇上道路及进站道路运至站内。4.7.2.2 主变运输参数本工程主变制造厂家有待投标后确定，根据工艺专业提供的资料，现暂按以下主变数据作为运输选型依据，主变运输外形尺寸为6.8米2.5米5.5米(长宽高）。4.7.2.3 运输设备的选用按照主变运输重量选择平板拖车，拖车额定运输载荷100吨，转弯半径9米，其余附件采用普通货车运输。5 节能、环保、抗灾措施分析5.1 节能分析5.1.1 系统节能本工程为110千伏扩建变电站，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101、耗，节约了用电量。5.1.2 变电节能分析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，设置多台风机并采用隔振噪措施，采用减振支吊件，局区域采用吸声设施。110千伏主变压器选用低损耗、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户内手车式开关柜；10千伏并联电容器装置采用框架式成套装置，配干式铁芯电抗器，接地变经消弧线圈接地。5.2 环保分析(1）电磁辐射与防治加强对电磁环境保护工作的管理。适当提高电气设备及引线的安装高度。在设备的高压导电部件上，设置不同形状和102、数量的均压环或罩。设备定货时，对设备的无线电干扰允许值(标准值）作出要求。本项目不设微波通讯，只设光纤通讯，避免了微波辐射的影响。(2）污水处理变电站污水主要是含油废水和生活污水。含油废水主要来于事故排油坑和变压器周围及检修，工程考虑设集油池油水分离，油回收，废水外排，满足排放要求。变电站属于无人值班有人值守，所址区域生活污水主要来于值守人员，产生的生活污水量较少，经化粪池及站区内污水处理系统处理达标后与雨水一同接入排水系统，再排至站外排水水渠，对环境不造成影响。(3）噪声防治所址内主变压器布置尽量远离围墙，以满足工业企业厂界环境噪声排放标准，并达到受噪声影响人的居住或工作建筑物1米处的噪声级103、的标准，即：白天不大于 65dB(A）；晚上不大于 55dB(A）。配电装置设计考虑对噪声的控制，必要时将采取隔声、消声、吸声、隔振等措施，满足工业企业厂界环境噪声排放标准中的允许值。对产生噪声的设备在定货时向制造厂家提出降低噪声的要求，优选低噪声的主变压器，避免对附近居民的影响。5.3 水土保持(1）站外公路本工程进站道路直对站内主变运输道路。进站道路两侧硬化路面，可起到固土的作用，有效的防治水土流失。(2）雨水排水汇流措施初期工程建设时站外采取了截水沟、排水沟相结合的方式及时排除站外汇集降雨水，在保持站内主体工程稳定运行的同时，起到了水土保持的作用，在此不再新增工程量及费用。(3）其他防治104、水土流失的措施在变电站建设施工过程中，应要求施工单位重视水土保持工作，加强施工过程中水土保持工作的管理。为防雨水对场地开挖面的冲刷，造成水土流失，本工程场地基础开挖等施工期应避开雨季。(4）结论本工程建设不会造成毁林和水土流失影响，设计满足国家水土保持等有关法律、法规要求。工程建成后可做到既能发展经济，又能达到防治水土流失，保护生态环境的目标。6 新技术、新材料、新设备的应用本工程积极应用通用设计和“两型一化”等基建标准化建设成果、与全寿命周期设计理念和方法的结合，充分利用国家电网公司已有的优秀工程应用成果，积极应用新设计、新技术、新设备、新材料。本站设备选型本着安全可靠、技术先进、造价合理的105、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。110千伏主变压器选用低损耗、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户内手车式开关柜；10千伏并联电容器装置采用框架式成套装置。7 投资估算7.1 编制原则及依据1）工程量依据本项目可行性研究阶段说明书、图纸及设计专业提供的技经资料。2）定额工程定额及费用计算执行国能电力2013289 号文国家能源局关于颁布2013版。3）项目划分及费用标准1工程定额及费用计算执行国能电力2013289 号文国家能源局关于颁布2013 版电力建设工程定额和费用计算。2规费：职工基本养老106、保险费率：企业为 20%，失业保险费率为 2%，医疗保险费率为7%，住房公积金费率变电12%、线路8%。3电力建设工程概预算定额人工费调整系数、电网安装工程定额材机调整系数、电力建设建筑工程概预算定额材料价差调整、电力建设建筑工程概预算定额机械价差调整执行定额【2014】48号文。4按照国家电网定【2014】19 号文计列勘测设计收费。4）材料价格1建筑材料价格按工程所在地当期信息价调整编制年价差。2安装工程装置性材料预算价执行国家电网电定20141 号文关于印发电力工程装置性材料预算价格(2013 年版）。部分主材根据湖南地区市场价计列编制年价差。5）设备价格设备价格参照近期同类工程招标价，107、设备运杂费按4.26%。6）其它基本预备费按 2.0%计取。建设期贷款利率为5.9%。7.2 投资估算结果湖南XXXX110千伏变电站2号主变扩建工程静态投资733万元，动态投资747万元。8 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，本项目在初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本开支的合理性。8.1 从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析管理效益：XX主变扩建可解决区域负荷增长的需求以108、及提升城区低压配电网的转供能力。经济效益：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。静态投资回收期为 12.63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8.38%，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：扩建XX变可满足区域负荷增长需要，同时提高区域供电可靠性。项目名称：湖109、南XXXX110千伏变电站2号主变扩建工程8.2 财务合规性湖南XXXX110千伏变电站2号主变扩建工程静态投资为733万元，动态投资为747万元。本期项目融资采取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。9 结论9.1 工程规模主变容量：本期150兆伏安。110千伏出线：已有出线2回，本期不变。10千伏出线：本期建设8回。无功补偿：本期建设(16）兆乏容性无功补偿，不新增感性无功补偿。湖南XXXX110千伏变电站2号主变扩建工程静态投资为733万元，动态投资为747万元。9.2 工程建设时序建议湖南XXXX110千伏变电站2号主变扩建工程于2019年底建成投产。73附图01 2017年永定区35千伏及以上电网现状示意图附图02 2020年永定区35千伏及以上电网现状示意图