1、村镇110kV变电站1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5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 . 1 1.1 设计依据 . 1 1.2 工程概况 . 1 1.2.1 项目名称 . 1 1.2.2 建设规模 . 1 1.2.3 2、项目地点 . 1 1.2.4 投产时间 . 2 1.3 设计水平年 . 2 1.4 主要设计原则 . 2 1.4.1 设计指导思想 . 2 1.4.2 系统设计采用的主要标准 . 2 1.5 设计范围 . 2 2. 电力系统一次 . 4 2.1 电力系统概况 . 4 2.1.1 XX市电网简介 . 4 2.1.2 安乡电网简介 . 4 2.2 负荷预测及电网规划 . 5 2.2.1 XX变供区现状 . 5 2.2.2 XX市及安乡县负荷预测 . 8 2.2.3 XX变供区负荷预测 . 9 2.2.4 电源建设安排及变电容量平衡 . 10 2.2.5 电网规划 . 12 2.3 工程建设必要性及3、建设时序 . 12 2.3.1 工程建设必要性 . 12 2.3.2 工程建设时序 . 14 2.4 接入系统方案 . 14 2.5 主变容量选择 . 14 2.6 主变型式选择及无功补偿 . 14 2.6.1 主变型式选择 . 14 2.6.2 无功补偿论证 . 14 2.7 建设规模及电气主接线建议 . 15 2.7.1 建设规模 . 15 2.7.2 电气主接线建议 . 16 2.7.3 各级中性点接地方式 . 16 2.8 导线截面校核 . 16 2.9 XX变短路电流计算 . 17 2.9.1 计算条件 . 17 2.9.2计算结果 . 17 2.10 结论和建议 . 17 3. 电4、力系统二次 . 18 3.1 系统继电保护及安全自动装置 . 18 3.1.1 一次系统概况 . 18 3.1.2 系统继电保护现状 . 18 3.1.3 系统继电保护及自动装置配置原则和方案 . 18 3.1.4 对相关专业的技术要求 . 19 3.2 调度自动化 . 21 3.2.1 现状及存在的问题 . 21 3.2.2 远动系统 . 21 3.3 电能计量系统 . 22 3.3.1 现状及存在的问题 . 23 3.3.2 电能表配置 . 23 3.3.3 电能信息传输通道 . 23 3.4 调度数据网及二次安全防护设备 . 23 4 变电工程设想 . 24 4.1 电气一次 . 24 5、4.1.1 变电站现状 . 24 4.1.2 本期工程建设规模 . 25 4.1.3 远期规模 . 25 4.1.4 主接线部分 . 26 4.1.5 各级中性点接地方式 . 26 4.1.6 短路电流计算 . 26 4.1.7 绝缘配合及过电压保护 . 36 4.1.8 电气总平面布置及配电装置 . 39 4.1.9 接地及防雷 . 40 4.1.10 站用电及照明 . 41 4.1.11 电缆敷设及防火 . 41 4.1.12 过渡实施方案 . 42 4.1.13 融冰范围及方案 . 42 4.1.14 对侧间隔设备校验 . 42 4.2 电气二次 . 43 4.2.1 监控系统 . 436、 4.2.2 元件保护 . 44 4.2.3 站用交直流电源 . 45 4.2.4 时间同步系统 . 46 4.2.5 图像监视系统 . 46 4.2.6 火灾报警系统 . 46 4.2.7 二次设备组屏及布置 . 46 4.2.8 光缆的选择 . 47 4.2.9 其他 . 47 4.3 土建部分 . 47 4.3.1 站址情况概述 . 47 4.3.2 站区现状 . 48 4.3.3 站址工程地质 . 50 4.3.4 本期土建改造内容 . 51 4.3.5 构筑物结构及选型 . 51 4.3.6 建筑 . 52 4.3.7 通风空调、采暖及给排水情况 . 52 4.3.8 站区消防 . 7、52 4.3.9 新建工程量 . 52 4.3.10 施工破坏恢复工程量 . 53 4.3.11 施工条件 . 53 4.3.12 标准工艺应用 . 53 5 节能、环保措施分析 . 55 5.1 节能设计依据及用能标准规范 . 55 5.2 节能措施 . 55 5.2.1 系统方面的节能设计 . 55 5.2.2 变电方面的节能设计 . 56 5.3 环境保护 . 56 5.4 抗灾措施 . 56 1. 工程概述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）国家电网企业标准 QGDW212-28、008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 20192020 年 110kV 电网规划项目优选排序报告。6）XX地区 20192020 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秋季报告。8）中标通知书。1.2 工程概况1.2.1 项目名称XXXXXX 110kV 变电站 1 号主变扩建工程。1.2.2 建设规模规模如下表所示。表1-1 XX 110kV 变电站规模一览表项目扩建前扩建后终期规模主变压器150MVA250MVA250MVA110kV 出线29、 回2 回2 回35kV 出线1 回1 回2 回10kV 出线8 回（1 回备用）16 回16 回无功补偿（4.8+3.6）Mvar2（4.8+3.6）Mvar2（4.8+3.6）Mvar电气主 接线110kV 电气主接线内桥接线内桥接线内桥接线35kV 电气主接线单母线接线单母分段接线单母分段接线10kV 电气主接线单母线接线单母分段接线单母分段接线1.2.3 项目地点本工程位于XX市安乡县深柳镇。1.2.4 投产时间本工程计划于 2019 年 8 月开工建设，2020 年 1 月建成投产。1.3 设计水平年XXXXXX 110kV 变电站 1 号主变扩建工程的设计水平年选择 该工程投产的 10、2020 年，选 2025 年作为远景校核水平年。1.4 主要设计原则1.4.1 设计指导思想1）参照国家电网公司 Q/GDW 10270-2017220kV 及 110kV 输变电工 程可行性研究内容深度规定中的要求，执行各专业有关的设计规程和规 定。2）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）根据国家电网公司输变电工程典型设计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）电力系统电压和无功电力技术导则（SD325-1989）3）11、继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006）4）钢结构设计规范（GB50017-2003）5）建筑结构荷载规范（GB5009-2012）6）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范（GB/T50064-2014）7）电力系统污区分级与外绝缘选择标准（Q/GDW152-2006）8）XX省电力系统污区分布图1.5 设计范围1）按照审定的XX供电公司 20192020 年 110kV 电网规划项目优 选排序报告，结合电网和负荷发展状况，论证XXXXXX 110kV变电站 1 号主变扩建工程的必要性。2）根据XXXXXX 110kV 变电站 1 号主变扩建工程的必要性， 提出项12、目建设实施的可行性以及工程建设时序。3）提出该项目的工程投资估算。2. 电力系统一次2.1 电力系统概况2.1.1 XX市电网简介1）电源现状截至 2018 年 12 月，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 12 月，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，13、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 12 月，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；110kV 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 5814、6.9 万（常住人口），供电量 99.1 亿 kWh， 同比增长 8.86%；XX电网最大负荷为 2463.3MW(出现时间 7 月 26 日), 同比增长 10.6%。2.1.2 安乡电网简介 安乡县位于XX省北部、洞庭湖西北部，是XX市辖的行政区域县。县境北抵湖北省公安、石首两县市；南接月平湖；东邻南县；西与鼎城区、 澧县、津市隔水相望。县域面积 1087.03 平方千米，其中 8 个建制镇，11个乡。总供电人口 59.89 万人，电力用户总数 163649 户，其中居民用户总数 151344 户。安乡县境内无水力、火力、新能源发电厂；2018 年，安乡县最大网供负荷为 206.6MW，网15、供电量 7.5 亿千瓦时。截至 2018 年底，安乡县电网有 220kV 变电站 1 座、变电总容量 300MVA；110kV 公用变电站 4 座、变电总容量 227.5MVA；110kV 公用线 路 7 条、总长度为 82.39 千米。拥有 35kV 公用变电站 6 座、变电总容量69.5MVA；35kV 公用线路 7 条、总长度为 115.53 千米。安乡县 2018 年底 公用变电站明细情况见表 2-1。表2-1 2018 年安乡县 35kV220kV 公用变电站统计 变电站 电压等级（kV） 投产时间 主变容量 （MVA） 2018 年最大 负荷（MW） 负载率 蔡家溪 220 20016、5/2012 180+120 208.56 73.18% 安乡 110 2008/2012 231.5 61.12 102.12% 长岭 110 1999/2008 231.5 46.54 77.76% XX 110 2013 50 39.33 82.80% 大湖口 110 1984/2012 20+31.5 42.45 86.77% 小计 527.5 董家垱 35 1979/2011 26.3 8.48 70.84% 丁家渡 35 2001/2014 26.3 14.27 119.21% 下渔口 35 2006/2016 10+4 8.76 65.86% 六角尾 35 2008 25 11.17、75 123.68% 焦圻 35 2000/2013 4+6.3 7.95 81.25% 官垱 35 2016 10 4.78 50.32% 小计 69.5 2.2 负荷预测及电网规划2.2.1 XX变供区现状XX 110kV 变电站位于XX市安乡县深柳镇，主要供带安乡县城北部 负荷，并转供丁家渡 35kV 变电站。XX变现有主变 1 台，容量为 50MVA， 110kV 现有出线 2 回（至蔡家溪双回）；35kV 现有出线 1 回（至丁家渡变 电站）；10kV 现有出线 8 回（1 回备用，1 回未投）；主变低压侧装设（4.8+3.6） Mvar 电容器。图2-1XX变电站周边高压电网示意图18、XX变 2016 年最大负荷为 25.72MW，负载率为 54.14%。2017 年局属 最大负荷时刻点负荷为 35.47MW，2017 年最大负荷为 37.95MW，负载率 为 79.9%，电量为 0.83 亿 kWh，Tmax 为 2187 小时，2018 年最大负荷为 39.33MW，负载率为 82.8%。图2-2XX变周边供电分区图（现状）拟扩建的XX变供电区域周边变电站年负荷情况见下表所示： 表2-2 XX变供区周边变电站夏大负荷数据表 单位：MW名称 2016 年 2017 年 2018 年 容量 最大负荷 局属最大时刻容量 最大负荷局属最大时刻容量 最大负荷 局属最大时刻蔡家溪 19、120+180154.01 148.6 120+180196.5189.8 120+180208.56 193.5310kV 直 供负荷 6.16 5.81 8.66 8.24 8.34 7.43安乡 231.548.68 42.65 231.554.4147.31 231.561.62 54.78XX 231.525.72 23.44 231.537.9527.55 231.539.33 28.71长岭 231.546.31 45.64 231.550.1247.08 231.546.54 46.54丁家渡 26.3 13.2 11.7 26.313.2612.31 26.314.27 1120、.59 图2-3XX变供区月最大负荷曲线图XX变供电区域内有 6 条 10kV 线路供电，分别为子联线、子郊线、 子东线、子北线、子中线、子医线。目前安乡县城由 110kV 长岭变、110kV XX变供带。2017 年长岭变重 载，子北线在 2018 年转供了长岭变约 3.5MW 负荷。从目前供电范围来看， 蔡南线可转供子联线负荷，但蔡南线 2018 年最大负荷电流为 339.43A（LGJ-120 导线），负载率带到 89.2%，不宜转供。 拟扩建的XX变电站供区现存在 10kV 转供能力弱，供电可靠性较差的问题。2.2.2 XX市及安乡县负荷预测根据2018 年XX地区电力市场分析预测秋季21、报告，对XX市、安 乡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 7.11%，统调供电量年均增速约 7.72%， 安乡县统调负荷年均增速约 11.6%，统调供电量年均增速约 9.78%。表2-3 XX市、安乡县负荷预测结果表 单位：万 kW、亿 kWh 年份项目2015 年（实绩）2016 年（实绩）2017 年（实绩）2018 年（实绩）2019 年2020 年2025 年“十三五”增长 率“十四五”增长 率XX市 最大负荷 205.3206.7232.6246.3269.5289.5368.57.11%4.94%供电量78.584.591.22、0100.0105.3113.8151.57.72%5.89%安乡县 最大负荷 13.315.318.720.721.423.029.411.60%4.98%供电量5.45.06.47.57.98.611.29.78%5.43%根据预测结果可知，2019 年XX全市统调最大负荷约 2695MW，其 中安乡县最大负荷 214MW；2025 年全市统调最大负荷约 3685MW，其中 安乡县最大负荷 294MW。2.2.3 XX变供区负荷预测 根据安乡县政府规划，将努力构建“一河两岸”“两核、两带、四轴、四片区”的城区发展新格局。按照“滨水蓝天白云、生态宜居小城”的城 市建设蓝图，做新老城、做靓新城23、完善功能、提升品位。“十三五”末， 中心城区常住人口达到 20 万人，城区面积达到 20 平方公里以上。图2-4安乡县城发展布局图XX变供电区域近年负荷增长迅速， 2018 年供区内最大负荷为 39.33MW，其中 20142017 年为网供负荷增长最为迅速，年均增速达35.9%，20172018 年的负荷增长率 3.65%，趋于缓慢。 表2-4XX变供区内变电站夏大负荷数据表 单位： MW、万 kwh、h 年份 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年 最大局属最最大局属最最大局属最最大局属最最大局属最项目 负荷 大时刻 负荷 大时刻负荷大时刻负荷大时刻 负荷 24、大时刻负荷 15.1 13.1 18.3 15.6 25.7223.44 37.9527.55 39.33 28.71 电量 5056 5167 7176 8331 9296 Tmax 3348 2823 2790 2195 2363 根据安乡县发展规划，XX变将供带安东新区的部分负荷，需要新增 容量并增加 10kV 线路来供带新增用户，报装情况如下：表2-5XX变供区报装情况表 单位： kVA 序号 业务类型 项目名称 容量 1 高压新装 碧桂园一、二期 20000 2 高压新装 安乡医院 2000 3 高压新装 银像安乡 15000 结合安乡县区整体负荷发展、电网建设情况及转供能力对今后一25、段时期供区内负荷进行预测。近期负荷预测结果见下表：表2-6XX变供电区域近期负荷预测结果表 单位：MW 万 kwh 年份 项目 2017 年2018 年2019年2020年2021年2022年2023年2024年2025年20202025年均增长率（实际） （实际） 1、10kV 负荷 25.4 26.7 28.0 29.7 32.8 36.3 40.1 44.3 48.7 10.4% 2、35kV 负荷 12.6 12.6 13.3 9.3 9.9 10.5 11.2 11.9 12.7 6.5% 丁家渡 12.6 12.6 13.3 9.3 9.9 10.5 11.2 11.9 12.7 26、3、新增项目 0.0 0.0 0.0 6.5 8.5 9.5 10.5 12.0 12.0 碧桂园一、二期 3.0 4.5 5.0 5.5 6.5 6.5 安乡医院 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 银像安乡 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 4.5 4、计算负荷 38.0 39.3 41.3 45.5 51.2 56.3 61.8 68.2 73.4 10.1% 5、用电量 8331.0 9296.0 10272 11094 12092 13060 14104 15233 16451 8.2% 2.2.4 电源建设安排及变电容量平衡2.2.4.1 安乡县变电容量平衡1）电27、源建设安排根据最新电网建设安排，安乡县“十三五”期间无 35kV 及以下电源 接入。2）电力电量平衡 a）平衡原则用安乡县属最大负荷进行平衡；选取夏大运行方式进行平衡；扣除了厂用电负荷、用户自供负荷。平衡时不考虑备用容量；b）电力平衡根据负荷预测结果，对安乡县 110kV 电压等级进行变电容量平衡，结 果如下表：表2-7 安乡县 110kV 变电容量平衡表单位：MW、MVA项目 2020 年2021 年2022 年2025 年公司属最大负荷 230.2243.8258.4293.6110kV 用户变负荷28282828220kV 变电站 10kV 直 供负荷9.614.821.641.411028、kV 网供负荷192.6201208.8224.2规划容载比 2222需要容量 385.2402417.6448.4已有容量 227.5377.5 377.5需新增 110kV 变电容 量 157.724.5417.670.9布点设想 XX扩建 安全新建 陈家嘴新 建 大湖口改造 长 岭改造 拟新增容量 150 30年末总容量 377.5377.5377.5407.5实际容载比 1.961.881.811.822.2.4.2 XX变供区变电容量平衡 根据上述负荷预测结果，结合变电站规模建设情况，对XX变供区进行变电容量平衡，结果如下表：表2-8XX变供区变电容量平衡表单位：MW、MVA年 份 29、供区负荷 35kV 及以下电源出力 110kV 下网负荷 2017 年 37.95 0 37.95 2018 年 39.33 0 39.33 2019 年41.30 0 41.30 2020 年45.48 0 45.48 2021 年51.20 0 51.20 2022 年56.29 0 56.29 2023 年 61.78 0 61.78 2024 年 68.22 0 68.22 2025 年 73.42 0 73.42 拟新增主变容量 0 0 0 50 0 0 0 0 0 年末总容量 50 50 50 100 100 100 100 100 100 变电站负载率 79.9% 82.8% 830、6.9% 47.9% 53.9%59.3% 65.0% 71.8% 77.3% 由变电容量平衡结果可知： XX变2020年的最大负荷为45.48MW，负载率为47.9%；2023年变电站最大负荷为61.78MW，主变负载率为65%；2025年负荷为73.42MW，主 变负载率为77.3%。2.2.5 电网规划 一）安乡县220kV电网发展规划1）XXXX安乡西 220kV 输变电工程计划于 2021 年投产，主变容量1180MVA。二）安乡县110kV电网规划1）2019 年安嘉线改造工程，改造安乡嘉山 110kV 线路，线路长度 约 40km；2）2020 年扩建XX变电站，扩增主变容量 131、50MVA；新建安全变 电站，新增主变容量 150MVA；新建陈家嘴变电站，新增主变容量 1 50MVA。3）2021 年安乡西 110kV 配套工程：安长线“”入安乡西，安嘉线 安乡侧改入安乡西，陈家嘴至安乡西。4）2023 年改造大湖口变电站，更换#1 主变（20MVA），主变容量31.5MVA；改造长岭变电站，更换#1 主变（31.5MVA），主变容量 50MVA。2.3 工程建设必要性及建设时序2.3.1 工程建设必要性1）提高安乡县整体供电能力截至 2018 年底，安乡县有 4 座 110kV 变电站，容量为 227.5MVA，近 几年安乡县负荷的增长迅速；预计 2019 年容载比只32、有 1.39，容载比低， 急需新增 110kV 主变容量。2）满足负荷增长的需要XX变于 2013 年投产，现有主变容量 150MVA，主要供安乡县城 北部，该供区东部为安乡县规划的安东新区行政文化片区，政府正逐步引 进项目，如：碧桂园、银像安乡等。2019 年XX变最大负荷为 39.33MW（7 月 26 日），已重载。未来几年随着项目的引进及投产，负荷将出现高 速增长期。根据负荷预测结果，预计 2020 年、2022 和 2025 年最大负荷分别为45.48 MW、56.29MW 和 73.42 MW，目前无论从供带能力还是可靠运行上 都不能满足供带需求，XX变供区负荷性质主要为居民生活、33、商业用电， 对电力需求逐渐提高，受主变容量限制，若不及时扩建，将影响新增项目 的入驻。3）提高供电可靠性XX变现有容量为 150MVA，主变不满足“N-1”要求，主变检修 或故障时，目前只能通过 2 回 10kV 线路（长中线、蔡南线，2018 年均已 重载）进行转供。受 10kV 联络线路限制，转供负荷能力有限，将导致子 龙 10kV 供区大面积停电，将造成较大影响。由于 35kV 丁董线有 1.5 公里截面为 50mm2 的导线，丁董线只能供带 11.7MW 负荷（考虑环境温度影响），主变检修或故障时，有可能造成丁家 渡变限电。本扩建工程投产后，两台主变调度运行方便，随着配网工程的建设， 34、与长岭变形成更加紧密的联络关系，可缓解长岭变的供电压力，将显著提 高安乡县城及丁家渡变的供电可靠性。综上所述，XX变 1 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，对满足负荷发展要求和提高供电可靠性起着积极的作用，XXXXXX 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 工程建设时序XX 110kV 变电站作为安乡县城北部的主要电源点，建议尽快启动子 龙 110kV 变电站 1 号主变扩建工程，于 2020 年 1 月建成投产，以便迎峰 度夏。2.4 接入系统方案本期工程，XX变接入系统方案维持不变。2.5 主变容量选择根据XX变供电区域内负荷发35、展情况，预计 2025 年最大负荷分别为 73.42 MW，主变负载率为 77.3%，因此，扩建 1 台 50MVA 主变后XX变 可以满足负荷发展需求。本期建议建设 1 台主变，主变容量宜为 50MVA。2.6 主变型式选择及无功补偿2.6.1 主变型式选择按规程规定“直接向 10kV 配电网供电的降压变压器，应选用有载调 压型”。因此，建议XX变选用有载调压变压器。建议主变抽头采用 11081.25%/38.522.5%/10.5kV。 2.6.2 无功补偿论证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36、容量的 10%25配置， 所配置的无功补偿装置，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。110kV 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，低压电容无功补偿容量计算详见下表：表2-9无功补偿计算表主变容量50MVA满载70%30%一、无功电源15.82 11.14 4.89 1、电网注入功率（cos=0.95）15.61 10.93 4.68 2、线路充电功率0.21 0.21 0.237、1 二、无功负荷合计30.28 19.87 7.92 1、负荷无功需求（cos=0.9）23.01 16.10 6.90 2、变压器无功损耗7.28 3.77 1.02 三、无功缺额（一）-（二）14.46 8.74 3.03 四、无功总容量8.4根据计算结果，单台 50MVA 变压器满载、负载 70%时，变压器无功 损耗分别为约 7.28Mvar、3.77Mvar，考虑到目前XX电网 110kV 变电站典 型设计情况及目前变电站的运行情况，建议变电站容性无功补偿按照每台（4.8+3.6）Mvar 配置。3）电容器谐振和投入电容器母线电压升高 根据电力工程电力设计手册电气一次部分P480（9-38、9）公式校验谐振，其中Sd=226.78MVA。 电容器组在各种容量组合投切时，均能躲开谐振点，因此不会发生串联谐振。根据电力工程电力设计手册电气一次部分P478（9-5）公式计算10kV 母线电压升高。当投入4.8Mvar电容器时，U%=Qcm/Sd100%=2.11%2.5%，符合规 程要求。2.7 建设规模及电气主接线建议2.7.1 建设规模2.7.1.1 主变压器 主变压器选用低噪声三相油浸自冷有载调压三卷变压器，选用主变压器参数与一期主变相同：型号：SZ11-50000/110 电压比：11081.25%/38.522.5%/10.5kV接线组别：YN,yn0,d11阻抗电压：Uk139、-2%=10.16，Uk1-3%=18.16，Uk2-3%=6.182.7.1.2 无功补偿本期新增（4.8+3.6）Mvar 的容性无功补偿。2.7.1.3 出线规模1) 110kV出线 已出线2回，本期不新增。 3) 35kV出线 已出线1回，本期不新增。 2) 10kV出线 已出线8回，本期新增8回。2.7.2 电气主接线建议110kV配电装置现采用内桥接线，本期不变；35kV配电装置现为单母 线接线，本期改为单母分段线接线；10kV配电装置现为单母线接线，本期 改为单母分段线接线。2.7.3 各级中性点接地方式主变压器 110kV 侧中性点采用避雷器、保护间隙、保护经隔离开关接 地。340、5kV 中性点采用不接地方式，主变压器 35kV 侧中性点采用避雷器保 护。10kV 中性点采用不接地方式。2.8 导线截面校核1）导线输送容量110kV 架空线路经济输送容量和极限输送容量如下表所示。表2-10110kV 架空线路输送容量表（MW）导线型号经济输送极限输送温度系数功率因数Tmax110kVJL/G1A-24063970.880.953000 以下JL/G1A-30078.8111.3JL/G1A-24021261942）导线截面校核110kV 蔡子 I、II 线的导线截面为 240mm2，根据负荷预测，2025 年子 龙变最大负荷预计为 73.42MW，现有导线能够满足要求。41、2.9 XX变短路电流计算2.9.1 计算条件1) 相关220kV网络参与计算，110kV电磁环网按开环考虑；2) 短路水平年按远景水平年考虑；3) 短路阻抗不含变电所本身阻抗；4) 短路阻抗为标么值，其基准值为：Sj=100MVA，Uj=Ucp。2.9.2 计算结果表2-11 XX 110kV 变电站短路电流计算结果（kA） 短路点 110kV 母线35kV 母线 三相短路10kV 母线 三相短路三相 单相 三相 分列 并列 XX变 6.1916.5868.1712.4721.072.10 结论和建议为满足地区用电需要、提高供电供电可靠性，建设XX 110kV 变电站 1号主变扩建工程是十分42、必要的，建议于 2020 年 1 月建成投产。 主变容量：已有 150MVA，本期新增 150MVA。 110kV 出线：已出线 2 回，本期不新增。35kV 出线：已出线 1 回，本期不新增。10kV 出线：已出线 8 回，本期新增 8 回。无功补偿：已配置（4.8+3.6）Mvar 容性无功补偿装置，本期新增（4.8+3.6）Mvar 容性无功补偿装置。 接入方案为：维持现双回接入蔡家溪变的接入方案不变。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XX110kV变电站主变压器最终规模为250MVA；前期已上150MVA有载调压主变压器1台，本期新上150MV43、A有载调压型变压器。110 kV主接线采用内桥接线，终期出线规模为2回，前期已上齐。35kV主接线目前采用单母线接线，终期为单母线分段接线，出线规模 为4回；本期35kV主接线改为单母线断路器分段接线。10kV主接线目前为单母线接线，终期为单母线分段接线，本期将10kV 主接线改为单母线断路器分段接线，新增出线为8回、电容器2组、消弧线 圈1组、分段间隔1回。3.1.2 系统继电保护现状XX110kV变电站以2回110kV线路（蔡子I、II回）接入220kV蔡家溪 变电站，两回110kV线路的继电保护均采用远后备方式，在电源侧蔡家溪 变各配置了1套东方电子公司2012年生产的DF3320EA型44、距离保护，XX变 侧110kV线路未配置保护，110kV内桥配置一套分段充电保护装置。站内配置了一套长园深瑞生产的PCS-994低频低压减载装置，共36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。 站内配置了一套武汉中原华电公司生产的ZH-3D型数字化故障录波装置1套，备用接口满足本期工程接入。 站内配置了一套深圳南思公司生产的NSAR512型数字化故障录波装置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科技NS3641A4型备自投装置，作进线备投使用。3.1.345、 系统继电保护及自动装置配置原则和方案 1）系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 本期无扩建，维持现状不变。 3）110kV 内桥保护配置 本期无扩建，维持现状不变。 4) 110kV 母差保护 本期无扩建，维持现状不变。 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 46、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 内桥电流互感器至少为提供 2 组 P 级二次绕组，用于保护两套 保护。#1 主变高压侧三相套管式电流互感器提供 1 组 0.2s 级二次绕组，用于主变高压侧计量和测量，主变高压侧 B 相套管式电流互感器提供 2 组 0.5级二次绕组分别用于主变绕温测量和主变过载闭锁调压。#1 主变中、低压侧电流互感器至少提供 3 组二次绕组，其中 2 组 P 级 用于保护、1 组 0.2S 级用于计量、测量。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47、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。 35kV 和 10kV 母线电压互感器配置 4 组二次线圈，其中 2 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。 348、) 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 GOOS49、E 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 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50、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 通道接入安 乡县调汇聚层，由县调汇聚层接入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长园深瑞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，II51、I/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#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；35k52、V II 母线相电压，线电压，开口三角电压；10kV II 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；#2 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53、内配有一台 CHL064-5C 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、110kV 线路和内桥的电能计量采用数字式智能电能 表。#2 主变三侧电能表共组 1 面主变电能表柜，目前有 3 块备用表位； 110kV 线路和内桥电能表共组 1 面 110kV 电能表柜，目前有 3 块备用表位。35kV 和 10kV 间隔电能表分散安装在各间隔高压开关柜内，35kV 采用三 相三线智能电能表，10kV 采用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，本期新上智能电能表共计 17 块，其中#1 主变高压 侧和低压侧各配置 1 块数字式三相54、四线智能电能表，#1 主变中压侧配置 1 块数字式三相三线智能电能表；新上 8 回 10kV 线路、2 回 10kV 电容器和 10kV 分段各配置 1 块三相四线智能电能表，原 10kV I 母上的#1 站用变本 期改为接地变兼站用变，新增 1 块三相四线智能电能表；35kV 分段间隔 本期新上 1 块三相三线智能电能表，以上电能表均采用有功 0.5S 级，无功 2.0 级。本期新增#1 主变电能表安装在主变电能表柜备用表位，新增 35kV 和10kV 电能表安装在各间隔高压开关柜内。本期新增电能表通过 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55、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 本站配置了 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，满足变电站运行要求，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 110kV 变电站位于XX市安乡县城关镇规划中的安乡大道与XX 东路交汇处东北角、XX庵村十五组处，于 2013 年 9 月建成投产。 变电站现有有载调压变压器 1 台，容量为 150MVA，终期主变 2 台， 容量为 250MVA；110kV 现有出线 2 56、回，2 回均至蔡家溪 220kV 变电站(1Y： 蔡家溪回；2Y：蔡家溪回)，终期出线 2 回；35kV 现有出线 1 回，至 丁家渡 35kV 变电站(1U)，终期出线 2 回；10kV 现有出线 8 回：子医线、 子印线、子中线、子北线、子东线、子郊线、子联线、子尤线，终期出线 16 回；10kV 现有容量为 4800kVar 和 3600kVar 并联电容器无功补偿装置 各 1 套，终期容量为 4800kVar 和 3600kVar 并联电容器无功补偿装置各 2 套；10kV 现有消弧线圈接地变兼站用变(接地变容量 400kVA，消弧线圈容 量 315 kVA，站用变容量 100 kVA57、)1 套，10kV 站用变（容量 100 kVA)1 台， 终期 10kV 消弧线圈接地变兼站用变(接地变容量 400kVA，消弧线圈容量 315 kVA，站用变容量 100 kVA)2 套。 4.1.1.2 电气主接线 XX 110kV 变电站 110kV 母线现状、终期均采用内桥接线方式；35kV 母线现状采用单母线接线方式，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（2011 版）110-C-3 方案调整而成，58、变电 站站址为矩形布置，围墙长 56 米，宽 53.5 米，总面积为 2996m2。 110kV 配电装置采用户外软母线半高型布置，位于变电站西侧；35kV 配电装置采用户内充气式开关柜单列布置；10kV 配电装置采用户内金属铠装移开式开关柜双列布置，35kV 配电装置与 10kV 配电装置布置于高压 配电室内，高压配电室位于变电站站区东侧；主变位于站区中央，110kV 配电装置与高压配电室之间；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59、置一套、35kV 中性点避雷器一台。 110kV 配电装置：新建 110kV #1 主变进线间隔（1 组双接地隔离开关）。 35kV 配电装置：新上 35kV #1 主变进线充气式开关柜, 新上 35kV 分 段隔离充气式开关柜, 新上 35kV 分段开关充气式开关柜, 新上 35kV #1 母线设备充气式开关柜。 10kV 配电装置：新建 10kV 段母线，10kV 配电装置采用金属铠装移 开式开关柜户内双列布置，共新上 14 台开关柜，其中#1 主变进线隔离柜 1 台，#1 主变进线柜 1 台，馈线柜 8 台，分段开关柜 1 台，电容器柜 2 台， #1 母线设备柜 1 台。现有 10kV60、段母线 10kV 站用变及外引电源电缆拆除。 本期段母线上新增 10kV 消弧线圈接地变兼站用变装置 1 套，原有 10kV 站用变柜利旧为本期段母线 10kV 接地变柜。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：远期采用内桥接线，110kV 主变进线 2 回，110kV 出 线 2 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 出线 2 回。 10kV 配电装置：远期采用单母线分段61、接线，10kV 主变进线 2 回，10kV 出线 16 回，消弧线圈接地变兼站用变 2 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 配电装置现采用内桥接线方式；35kV 配电装置现采用单母线接 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 配电装置本期保持内桥接线方式；35kV 配电装置采用单母线分 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 162、10kV 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 中性点采用避雷 器保护的不接地方式；10kV 侧采用接地变经消弧线圈接地。 本期扩建 8 回 10kV 电缆出线，每回出线电缆长度 1km 计算，10kV 电 缆出线规划总长度 8km，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 = 19.51 A 加上变电站附加电流 16%，计算出电容电流为 22.64A。 按过过补偿方式计算消弧线圈容量： 3Q = KIc Ue =214.87 kVar按通用设计选型，63、10kV 消弧线圈容量可选择 315kVar，接地变容量为 400 kVar。 4.1.6 短路电流计算现有设备校核及新上设备选型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 110kVXX变电站三侧母线的三相短路电流。1）计算条件 相关 220kV 网络参与计算，110kV 电磁环网按开环考虑； 短路水平年按远景水平年考虑； 短路阻抗不含变电所本身阻抗； 短路阻抗为标么值，其基准值为：Sj=100MVA，Uj=Ucp。2）短路电流计算结果表 2-10XX 110kV 变电站短路电流计算结果 （单位：kA）短路点 110kV 母线35kV 母线 三相64、短路10kV 母线 三相短路三相 单相 三相 分列 并列 XX变 6.1916.5868.1712.4721.074.1.6.2 站内设备和导体的现状及校验 1）主变压器：#2主变由特变电工衡阳变压器有限公司制造，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%=10.16%，Ud1-3%=18.16%，Ud2-3%=6.18%，联结组别为：YN.yn0.d11，制造及投运 时间为2013年。#2主变高压侧中性点成套装置由XX特诚成套电器有限公 司制造，隔离开关型号为GW65、13-72.5/630，中性点避雷器参数为YH1.5W-73/173；中压侧中性点避雷器由中电装备东芝(廊坊)避雷器有限 公司制造，型号为YH1.5W-42/102，投运时间为2013年。设备参数满足要 求，运行状态良好，无需改造或更换。 #2主变压器铭牌短路阻抗参数 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 隔离开关由河南平高电气股 份有限公司制造，型号及参数为：GW4-126/2000A-40kA；110kV 电流互感 器由特变电工康嘉（沈阳）互感器有限公司制造，型号及参数为66、：AGU126，10P25/10P25/10P25/0.5/0.2S（10P25/10P25/10P25/10P25/0.5），2400/5A(2200/5A)；110kV 电压互感器由西安西电电力电容器有限责 任公司制造，型号及参数为：TYD-110/3-0.02H，(110/3)/(0.1/ 3)/(0.1/ 3)/ /(0.1/ 3)0.1kV ， 0.2/0.5/0.5/6P 级 ； TYD-110/ 3-0.01H，(110/3)/(0.1/3)/0.1kV，0.5/3P 级；110kV 避雷器由西安 西电避雷器有限责任公司制造，型号及参数为：Y10W-102/266；各设备制 造及67、投运时间均为 2013 年，本期扩建主变压器后，经校核，#2 主变间隔、 分段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）35kV配电装置：35kV充气固定开关柜由上海天灵开关厂有限公司 制造，#2主变进线柜型号及参数为：N2S-40.5/1250，配拔插式避雷器， 参数为： 51/134；35kV出线柜型号及参数为：N2S-40.5/1250，配配拔插 式母线电压互感器，参数为：35/3：0.1/3：0.1/3：0.1/3：0.1/3kV、 0.2/0.5/3P/3P；35kV隔离开关由XX长高高压开关集团股份公司制造，型号及68、参数为：GW4D-40.5/2500A-25kA；35kV避雷器由中电装备东芝(廊 坊)避雷器有限公司制造，型号及参数为：Y5WZ-51/134，附在线监测仪； 各设备制造及投运时间均为2013年，本期扩建主变压器后，经校核，#2主 变间隔和出线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 户内配电装置区域 4）10kV 配电装置：10kV 开关柜由江苏东源电器集团股份有限公司制 造，型号及参数为：KYN28A-12/1250A-25kA 和 KYN28A-12/3150A-31.5kA；10kV 并联电容器成套装置由新东北电气集团电力电容器有限公69、司制造，型 号及参数为：户外装配式， TBB10-3600/200-ACW 型和 TBB10-4800/200-ACW型；10kV 站用变型号为 S11-M-100/10，额定电压比：10.55%/0.4kV， 短路阻抗值为：Ud=4%，联结组别为：D.yn11；10kV 消弧线圈接地兼站用 变成套装置由许继电气股份有限公司制造，型号及参数为：户外箱式， WXHK-I-10-315/15-50 型；10kV 避雷器型号为：HY5WZ-17/45；各设备制 造及投运时间均为 2013 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 110kV70、 母线现采用 LGJ-240/530，#2 主变进线采用 LGJ-240/30 导线；35kV 母线现采用 TMY-8010 铜母排，35kV 主变进线采 用 3 根单芯电缆，型号为 YJV22-26/35kV-1*630；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，主变压器扩建及增容后，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 20MVA 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71、路名称 回路电流最大值（A） 现状 校验结果根数导线型号 载流量（A） 110kV 主母线 525 1LGJ-240/30 639 满足 110kV 主变进线 525 1LGJ-240/30 639 满足 35kV 主母线 330 1TMY-8010 1747 满足 35kV 主变进线 330 1YJV22-26/35kV-1*630875 满足 10kV 主变进线 945 2TMY-12510 3600 满足 10kV 电容器 267 1YJV22-8.7/15kV- 3185 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72、设备原则上按照国家电网公司标准化建设成果（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XX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 25kA 考虑， 10kV 设备按73、 31.5kA 考虑。 变电站海拔高度为 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%=10.16，Uk1-3%=18.16，Uk2-3%=6.18 冷却方式 自然油循环自冷（O74、NAN） 套管 TA 高压侧 2*400/5A，10P25/0.5/0.2S 外绝缘爬电距离不小于 3906mm 高压中性点 100/5A，10P20/10P20 外绝缘爬电距离不小于 1813mm 110kV 中性点成套装置 GW13-72.5/630A，Y1.5W-73/173，LZW-10：100/5A，10P20/10P20 35kV 中性点避雷器 HY5WZ-54/134 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 100kA。110kV 主要设备选择结果见 下表。 表 4.1-4 1175、0kV 设备选择结果表 设备名称 型式及主要参数 本期数量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 3）35kV 设备 35kV 采用户内充气固定开关柜设备。按照短路电流水平，35kV 设备 额定开断电流为 25kA，动稳定电流峰值为 100kA。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 主变进线柜 配置 SF6 断路器:40.5kV，1250A，25kA 1 台 电流互感器：1000/5A，10P25/10P25/0.576、/0.2S 3 台 1 台 三工位隔离开关：35kV，1250A，25kA 1 台 带电显示器 1 套 电缆插拔头 1 套 配置 SF6 断路器:40.5kV，1250A，25kA 1 台 35kV 分段开关柜 三工位隔离开关：35kV，1250A，25kA 1 台 1 台 带电显示器 1 套 电流互感器：1000/5A， 10P25/0.5/0.2S 35kV 分段隔离柜 三工位隔离开关：35kV，1250A，25kA 1 台 1 台 带电显示器 1 套 电压互感器：35/3：0.1/3：0.1/3：0.1/3：0.1/3kV,0.2/0.5/0.5/3P 3 台 35kV 母线设备柜 三工77、位隔离开关：35kV，1250A，25kA 1 台 接地开关: 1250A 1 台 1 台 避雷器:51/134 1 台 带电显示器 1 套 35kV 隔离开关 GW4D-40.5/2500 1 台 35kV 避雷器 HY5WZ-51/134 1 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 100kA。10kV 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 进线隔离柜 电流互感器:4000/5A，0.5/0.2S 3 台 带电78、显示器 1 套1 台 10kV 进线柜 配置真空断路器:12kV:3150A，31.5kA 1 台 电流互感器:4000/5A，10P25/10P25 3 台 带电显示器 1 套1 台 10kV 电容器柜 配置真空断路器:12kV，1250A，25kA 1 台 电流互感器:400/5A，10P25/0.5/0.2S 3 台 接地开关: JN15-12 1 台 避雷器: HY5WZ-17/45 3 台 2 台 设备名称 型式及主要参数 本期数量零序电流互感器: 150/5A,10 P25 1 台 带电显示器 1 套10kV 馈线柜 配置真空断路器:12kV，1250A，25kA 1 台 电流互感79、器:600/5A，10P25/0.5/0.2S 3 台 接地开关: JN15-12 1 台 避雷器: HY5WZ-17/45 3 台 零序电流互感器: 150/5A,10 P25 1 台 带电显示器 1 套8 台 10kV 分段开关柜 配置真空断路器:12kV，3150A，31.5kA 1 台 电流互感器:4000/5A，10P25/0.5/0.2S 3 台 带电显示器 1 套1 台 10kV 母线设备柜 配置电压互感器:10/3：0.1/3：0.1/3：0.1/3：0.1/3kV,0.2/0.5/0.5/3P, 30/30/30/50VA 3 台 避雷器: HYW5WZ-17/45 3 台 80、熔断器: RN2-10,0.5A 3 台 带电显示器 2 套1 台 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 电容器成套装置 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 20MVA 考虑， 110kV、35kV 主变进线均按 81、1.05 倍变压器容量考虑。 表 4.1-7 导体选型 回路名称 回路电流 最 大 值（A现状（#2 主变） 新增（#1 主变） 导线根数型号 ）载流 量（A导线根数 ）型号 载流量（A） 110kV 主母线 525 1LGJ-240/30 857/ / 110kV 主变进线 525 1LGJ-240/30728LGJ-240/30 639 35kV 主母线 330 1TMY-8010 17471TMY-8010 1747 35kV 主变进线 330 3（YJV22-26/35kV-1630） 8753 （ YJV22-26/35kV-1630） 875 10kV 主变进线 945 2（TMY82、-12510） 36002（TMY-12510） 3600 10kV 电容器 267 1（YJV22-8.7/15kV - 3185） 3761（YJV22-8.7/15kV - 3300/240） 495/423根据上表可知，110kV 主变进线 LGJ-240/30 能满足本期要求；35kV母线 TMY-8010、主变进线 YJV22-26/35kV-1630 均能满足本期要求； 10kV#1 主变进线 2（TMY-12510）能满足本期要求。 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/T500683、4-2014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，110kV 线路侧，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 84、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 79.6 266 297 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85、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86、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87、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 215 118 118 *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88、 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 4.1.7.589、 悬式绝缘子串片数的选择 根据XX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。 经过计算，再考虑绝缘子老化，每串绝缘子预留零值绝缘子90、，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。 4.1.8 电气总平面布置及配电装置总平布置：XX 110kV 变电站为已建变电站，2013 年投运。110kV 配 电装置布置于变电站的西侧，西面出线；35kV 配电装置与 10kV 配电装置 室布置于变电站的东侧; 10kV 消弧线圈接地变兼站用变及 10kV 站用变布 置于 10kV 配电装置室的东北侧；主变压器布置于 110kV 配电装置与高压 配电装置室中间；无功补偿装置布置于高压配电装置室的东侧；主控室布 置于高压配电装置室的南侧；进站道路从南侧引接；变电站长 56m，宽 53.5m。 主变压91、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，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 设备半高型布置，母线采用户外软母 线，进出线间隔宽度为 8m，规划 2 回 110kV 出线，2 回主变进线，配电装 置区域尺寸为 50.719m。 35kV 配电装置：采用户内充气式开关柜单列布置, 35kV 主变进线采用 电缆引至 35kV 充气式固定开关柜。 10kV 配电装置：10kV 配电装置采用户内金属铠装移开式开关柜双列 布置,10kV 主变进线采用母线桥引至 10kV 开关柜。 35kV 92、配电装置与 10kV 配电装置均布置于高压配电室,高压配电室长20.1m，宽 9m，现有 2 面 35kV 充气式固定开关柜,现有 15 面 10kV 金属铠 装移开式开关柜。按照XX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 4 台 35kV 开关柜采用充气式固定开关柜：分别为主变 进线柜 1 台、分段隔离柜 1 台、分段开关柜 1 台、母线设备柜 1 台；新上14 台 10kV 开关柜采用金属铠装移开式开关柜：分别为主变进线隔离柜 1台、主变进线柜 1 台、分段开关柜 1 台、馈线柜 8 台、电容器柜 2 台、母线设备柜 1 台。 本期工程拆除原有 1 台油浸 10kV 站用变93、压器，在原有位置新上户外 干式消弧线圈及接地变兼站用变成套装置 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 电站东南侧一期预留位置上。 本期所有扩建工程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 110kV 变电站水平地网为-505 镀锌扁钢,设备 接地引线采用-505 镀94、锌扁钢。根据XX电业局运检部门测试，本变电站 电阻值实测值为 0.61，接地电阻与前期工程设计值一致，土壤电阻率根 据前期地质勘探报告，变电站土壤电阻率为=300M，入地短路电流为 3730A, 经估算敷设常规复合接地网后主接地网工频接地电阻约为 2.74。 根据接地电阻值的要求验算如下： 对大接地短路电流系统，地网工频接地电阻允许值： R2000/I=2000/3730=0.54 根据计算结果，常规接地网不能满足要求，需采取降阻措施。根据发生接地短路时应满足的接触电势（EJmax= (250+0.25b)/ t =406V）反推算，接地电阻 值要求 0.61；根据发生接地短路时应满足的跨步电95、势（ EKmax= (250+ b)/ t =687V）反推算，接地电阻值要求2.91。 从可靠性及经济性出发，本站土壤电阻值取 0.61即可满足要求,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 6.191kA，对应的扁钢热稳定截面为 66.22mm2。 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 49.7mm2。考虑腐蚀速度 0.065mm/年， 50 年后， -505 镀锌扁96、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 10kV 消弧线圈及接地变 兼站用变，站用变容量为 100kVA，电源取自 10kV段母线；一台 10kV 站用变，容量为 100kVA，电源取自 10kV 外引电源。本期拆除 10kV 站用97、 变,在原位置新上 1 套 10kV 消弧线圈及接地变兼站用变成套装置,站用变 容量为 100 kVA，电源取自 10kV段母线。 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98、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，停电期间本站由蔡家溪 220kV 变电站通 过蔡子线回线路供电,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接线，新建分段开关柜及#1 主变进线进 线柜期间会导致 35kV段母线停电，施工期间段母线上的丁家渡 35 kV 变电站由董家垱99、 35 kV 变电站通过大湖口 110kV 变电站供电，根据系统专 业提资，丁家渡 35 kV 变电站负荷约 10MVA，官垱 35 kV 变电站负荷约 5MVA， 董家垱 35 kV 变电站负荷约 10MVA，大湖口至董家垱、官垱 T 接大董线导 线均为 LGJ- 120/20，董家垱至丁家渡部分线路导线为 LGJ- 50/8，施工期 间均由大湖口 110kV 变电站供电，线路及出线间隔均满足转供负荷要求。 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，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100、过渡方案。 4.1.13 融冰范围及方案经线路专业提资,XX变电站无需考虑融冰方案。 4.1.14 对侧间隔设备校验导体选择的原则：各级电压设备的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。 XX 110kV 变电站对侧变电站蔡家溪 220kV 变电站 110kV 间隔设备 具体参数如下：1) 蔡家溪 220kV 变电站-XX 110kV 变电站间隔设备：序号设备名称设备参数回路工作电流(A)计算载流量(A)备注1110kV 母线LF21Y-100/905252234满足要求2110kV 隔离开关GW5-110：1250A-40kA,/满足要求3110kV 断路器LW29-126：101、2000A-40kA 弹/满足要求4110kV 电流互感器LCB6-110：2600/1A(2/满足要求5110kV 线路 TYDTYD110/3-0.01：110/3：0 1/3：0 1kV 0 5/3P6110kV 避雷器Y10W1-102/266/满足要求7间隔导线LGJ-240/30639满足要求经校验，本期XX 110kV 变电站对侧变电站为蔡家溪 220kV 变电站，其对侧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 2013 年建成投运，为无人值班的智能变电站，站内计算机监 控系统为长园深瑞计算机监控系统102、，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，过程采用点对点通讯，不设过程层网络。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，#1 主变高、中、低三侧及本体合并单元双套配置，110kV 母线 合并单元双套103、配置，110kV 线路、内桥合并单元双套配置。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。35kV 和 10kV 间隔不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 1 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 装在本期新增的#1 主变测控屏内。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，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及并列装置，本期维持现状。本期扩104、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。本期新增间隔层交换机 1 台，安装在现有间隔层交换机屏的备用安装 位置上。本期控制、信号采用原有方式。4.2.1.3 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#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 和 10kV 间隔不 配置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 本站配置了一套珠海优特生产的防误闭锁系统，105、本期扩建的#1 主变各侧间隔、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。 1）主变保护主变压器按双重化配置主、后备一体化电气量保护，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106、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 千伏复合电压闭锁过流保护，35 千伏复合电压闭锁过流保护、10 千伏复合电压闭锁过流保护，10 千伏限时 速断保护，35 千伏和 10 千伏过负荷。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保护，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，低压侧限时电流速 断保护要求与低压侧后备保护一起实现以不同时限动作于低压侧及其分 段和主变各侧断路器。2）35kV 和 10kV 分段保护 分段保护采用微机保护测控一体107、化装置，保护功能包括母线充电保护，并带可长期投入的带延时的过流保护与零序过电流保护。3）10kV 部分保护a、10kV 线路采用微机保护测控一体化装置，设速断、过流保护、限 时速断保护和自动重合闸功能。b、10kV 电容器采用微机保护测控一体化装置，设限时速断保护、过 流保护、不平衡电压/差压保护、过电压及欠电压保护。c、10kV 接地变采用微机保护测控一体化装置，设速断、限时速断保 护、过流保护以及本体保护等保护功能。4.2.3 站用交直流电源 本站前期配置了一套珠海泰坦生产的交直流一体化电源，系统电压D220V，配置了一组 200Ah 蓄电池，高频开关电源整流模块按 N+1 配置，共 8 108、块 10A 充电模块，二次设备室设有 1 面直流充电屏、1 面直流馈线屏 共有 60 回馈线，直流按辐射式供电方式，目前仅有 1 回备用馈线，无法满足本期工程需要，本期新增直流馈线屏 1 面，含直流馈线 48 回。 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 本站配置了一套成都可为生产的时间同步系统屏，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109、 B 码对时，备用接口满足本期工程要求。4.2.5 图像监视系统 本站配置了一套由XX星电实业集团股份有限公司负责实施的海康 威视的图像监视系统，根据现场勘测，该套系统采用模拟摄像头信号接入， 目前还有 5 个备用同轴电缆接入口，本期需对图像监视系统进行扩容，增 加 3 个摄像头，其中#1 主变本体处 1 个、1SC 和 2SC 电容器处 1 个、2#接 地变处 1 个，并将新增摄像头的视频信号上送XX地调监控中心的视频监 控主站。4.2.6 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#1 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110、统主机。4.2.7 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安装方式，本期新上#1 主变保护屏 1 面、#1 主变测控屏 1 面、消弧线圈控制屏 1 面布置在二 次设备室，#1 主变三侧计量表计安装在二次设备室主变计量柜内，35kV 分段保护测控装置安装在 35kV 分段开关柜内，规约转换装置安装在#1 主变测控屏内，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。4.2.8 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。 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111、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；4.2.9 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。4.3 土建部分 4.3.1 站址情况概述XX 110kV 变电站位于XX市安乡县城东北侧区域，交通运输 方便。变电站于 2013 年建成投运。变电站站址为矩形布置，围墙南北长 112、56 米，东西宽 53.5 米，围墙内 总面积为 2996 。110kV 户外配电装置布置在变电站西侧，配电综合楼布 置在变电站东侧，电容器布置在东侧靠近围墙，主变压器布置在变电站中 部，值守室布置在变电站南侧进站大门旁。主变压器运输道路直对进站道 路，由变电站南侧引接。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，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，接入站外排水管。本期土建配合电气新上主变及完成相关的土建工程量。本期改 造在原有围墙内进行，无需征地。4.3.2 站区现状土建本站布置有配113、电综合室、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 9.0m，基础及油池未上。 消防小间已上齐。事故油池已建成。图 4.3-1主变预留位置现场照片2）110kV 配电装置区：110kV 构架均已上齐，部分支架及设备基础上齐。图 4.3-2110kV 配电装置区现场照片3）10kV 配电装置区 配电装置室前期开孔预埋部分上齐，预留场地为环氧漆地面，穿墙套管板洞口已预留，本期需调整位置并新建一个屏柜基础。 控制室前期开孔预埋已上齐，预留场地为防静电地板，本期无新建工程量。户外电容器设备场区已上一组，其余为预留位置。、4.3.3 站址工程地质图 114、4.3-3电容器预留位置现场照片根据原有一期地质报告中的描述，站址工程地质情况如下：1）根据中国地震动参数区划图（GB18306-2015）及建筑抗震设 计规范(GB50011-2016 版)，站区地震动峰值加速度为 0.15g，地震动反 应谱特征周期为 0.35s，抗震设防烈度为 7 度。场地地形地貌相对较简单， 地层岩性条件稳定。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，一期工程场地平整时填土。根据前期土方平 衡图，厚度约 0.91.2m。耕土：灰褐色，松散状，场地内均有分布，土质极不均匀，承载力 差，工程性状差。此层厚度 1.01.2 米。主要分115、布在站区西侧。淤泥质粉质粘土：灰褐色，流塑软塑状，富含有机质，具高压缩 性，承载力低，工程性状差。此层厚度 11.712.4 米。粉质粘土：褐黄色，硬塑状具中等压缩性，承载力较高，工程性状 好。该层未揭穿，最大揭露厚度为 7.2m，厚度不详。 3）地基处理本期新建支架基础、隔离开关基础及主变基础位置前期已打桩，本期 只需新建承台和设备基础；本期新建电容器基础、消弧线圈基础及端子箱 基础采用浅基础形式，基础处理采用级配碎石换填。4.3.4 本期土建改造内容1）主变装置区：新建 1#主变基础基础及油坑，母线桥、中性点、避雷器等设备支架及 基础。2）110kV 配电装置区： 新建 110kV 隔离开116、关基础。 3）10kV 配电装置区本期在 10kV 配电室预留位置调整并新增屏柜基础，同时将地面、墙 面的施工破换原样恢复。本期新建 2 座电容器基础，新建 1 座消弧线圈基础，拆除 1 座 10kV站用变基础。由于现有灯具及摄像头等位置影响本期设备安装，故需迁移灯具 3座、监控摄像头支架 1 座。4.3.5 构筑物结构及选型户外横梁采用300mm 预应力钢筋混凝土环形等径杆，接头采用刚 性连接，所有户外设备支架采用300mm 预应力钢筋混凝土环形等径杆加 钢顶板。支架基础采用 C25 现浇混凝土杯口基础，柱与基础连接采用 C30 细 石混凝土。4.3.6 建筑1）本站建筑物有综合配电室及值守117、室。2）本期在 10kV 配电室预留位置调整并新增屏柜基础，同时将地面、 墙面的施工破换原样恢复。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，本期无相关工程量。 通过原有竣工图得知，变电站内原有事故油池（有效容积 18m3），本期新上主变油量约为 17t，经计算原有事故油池容积不满足规范要求，故 本次需拆除后并新建事故油池，容积为 25m3。本期新建主变油坑排油井需连接至事故油池，新建排油管及检查井。 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118、集后排至站外排水沟渠。前期给排水已建成，本期无相关工程量。4.3.8 站区消防本站的生产用房为配电综合楼，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的消防砂池 1 座。 前期消防砂池满足要求，但前期推车式灭火器为 25kg，不满足要求，本期新上 2 台 50kg 推车式灭火器。119、4.3.9 新建工程量序号项目单位数量备注11#主变基础及油坑座110.0m7.0m23.0m 高单柱支架及基础付4300 钢筋混凝土杆33.2m 高单柱支架及基础付5300 钢筋混凝土杆序号项目单位数量备注44.0m 高单柱支架及基础付1300 钢筋混凝土杆5110kV 隔离开关基础座1厂家自带支架635kV 隔离开关基础座1厂家自带支架7主变中性点设备基础组1厂家自带支架8智能柜基础座19电容器基础座210消弧线圈基础座111新建穿墙套管孔个1配电室12配电室复杂地面40配电室13DN200 镀锌钢管m40主变排油管14排油检查井座115新建操作地坪2016级配碎石换填m12017建筑垃圾120、外运m18018拆除并新建事故油池座1有效容积 25 立方米19拆除 10kV 站用变基础座120拆除穿墙套管孔个121迁移监控支架及基础个122迁移灯具支架及基础个32350kg 推车式灭火器台24.3.10 施工破坏恢复工程量序号项目单位数量备注1恢复配电室内外墙面502恢复 800800mm 电缆沟m303恢复碎石地坪1504.3.11 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大道及紫缘路上杭瑞高速，再转安乡大道运至站区。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。4.3.121、12 标准工艺应用本工程土建部分标准工艺应用共 13 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 30101020204现浇清水混凝土设备基础 （其他设备） 混凝土设备基础 40101020301普通预埋件 普通预埋件 50101020303设备支架接地连接点 设备支架 60101020401现浇混凝土主变压器基础 主变基础 70101020403主变压器油池壁预制压顶 主变油坑 80101030601碎石场地 站内场地 90101030702检查井 检查井 1001122、01030801砖砌体沟壁 电缆沟 110101030803预制电缆沟压顶 电缆沟 120101030804预制电缆沟盖板 电缆沟 130101030901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123、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124、器型号选用有载调压低损耗 SSZ11 系列，接线为 Yn、Yn0、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，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125、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XXXXXX 110 千伏变电站 1 号主变扩建工程静态投资为 774万元，动126、态投资为 789 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：XXXXXX 110 千伏变电站 1 号主变扩建工程的建 设能满足安乡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：127、经计算XXXXXX 110 千伏变电站 1 号主变扩建工程财务净现值为 85.65 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。静态投资回收期为 11.95 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 6.87%，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：XXXX128、XX 110 千伏变电站 1 号主变扩建工程的建 设能满足XX安乡负荷发展的需求，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：XXXXXX 110 千伏变电站 1 号主变扩建工程 (1)、 项目投资估算总额（万元）：774 (2)、 预计项目融资总额（万元）：619 (3)、 项目建设期和运营期数据预测项目期间预测年数预测增供电量（千千瓦时）预测电价水平（元/千千瓦 时）预测运营期增加营业收 入（现金流 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2200000.54212-774-774第 2 129、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14865000.54281182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28000000.542130、152-15136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 20 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28000000.542185131、-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CI 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为项目实际的或根财务净现值85.65财务净现值0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132、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）11.95项目静态回收款应 小于该类资产的折 旧年限年均息税前利润/总投资=（累计因项目资产未形成总投资收益率净现金流量/年数-该资产年折旧 额-按资产为权数分摊的其他运6.87%不低于资产收益率 考核指标独立的报表，因此 以资产为权数，测维成本）/总投资算分摊生产成本。投资估算总额分项支出表 项目名称：XXXXXX110千伏变电站1号主变扩建工程项目投资情况金额（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784投资比例100%支出比例100%其中：建筑工程费38投资比例100%支出比例100%安装工程费129投资比例100%支出比例100%设备购置费505投资比例100%支出比例100%工程其他费用102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）7.2财务合规性XXXXXX 110 千伏变电站 1 号主变扩建工程静态投资为 774万元，动态投资为 789 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。