1、110kV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104可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录1 工程概述11.1 设计依据11.2 工程概况11.3 设计水平年及远景水平年111.4 主要设计原则111.5 设计范围及专业分工122 电力2、系统一次122.1 电力系统概况122.2 负荷预测及电力电量平衡162.3 工程建设必要性182.4工程建设时序183 系统方案193.1 接入系统方案193.2 系统一次243.3 系统二次324变电工程设想394.1 工程规模394.2 电气一次394.3 电气二次515 土建部分635.1概述635.2工程地质条件645.3总平面布置645.4竖向布置645.5管沟布置655.6道路及场地处理655.7围墙大门655.8建筑655.9结构655.10基础处理665.11给排水665.12采暖通风665.13消防设计665.14安全文明施工措施665.15 扩改工程量一览表676 环境保3、护、水土保持和节能减排686.1 环境保护686.2 水土保持696.3 节能减排综述697 劳动安全卫生697.1 防火、防爆697.2 防电伤、防机械伤及其它伤害707.3 综合评价708 投资估算及经济财务分析708.1 投资估算708.2 与通用造价的对比708.3 经济财务分析719 主要结论及建议729.1 工程建设必要性729.2 工程建设规模729.3 工程投产时间731 工程概述1.1 设计依据（1）国网湖南省电力有限公司2018年第八次工程及服务项目招标采购(电子商务平台)可研设计一体化项目(分标编号:161818-KYSJ)中标通知书(编号:161818-TZ053)（24、）xx供电公司20192020年110kV电网规划项目优选排序报告（审定稿）；（3）xx供电公司配电网规划报告（2015版），xx供电公司，2015.03；（4）国家电网公司下发的QGDW10270-2017220kV及110(66)kV输变电可研内容深度规定及编制说明；（5）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（2019年版）；（6）xx110kV变电站前期竣工图资料；（7）其它相关的技术规程规范。1.2 工程概况1.2.1 变电站现状xx110kV变电站位于xx县xx乡 ，变电站2012年投运时按35kV变电站建设预留110kV建设场地，2014年变电站进行了升压改造，5、现变电站分110kV、35kV、10kV三个电压等级。现主要供带xx乡负荷以及xx县湘商产业园内的用电负荷。变电站现状如下：（1）主变压器：远期主变压器2台，容量为250MVA；现有主变压器1台，由济南志友集团股份有限公司生产的容量为20MVA(型号SSZ10-20000/110)的有载调压电力变压器。（2）110kV部分：远期110kV出线4回，现有110kV出线3回, 即502绥关线、504关武线、508川关线，其中502绥关线是为规划的xx220kV变预留的间隔，采用单母线双隔离开关分段接线，户外软母线AIS设备中型双列布置，架空出线。（3）35kV部分：远期35kV出线6回，现有35k6、V出线6回，即402江鑫关线、408武关线、备用间隔4回，其中备用间隔402、406、412、416均已有设备暂无出线，采用单母线断路器分段接线，户外软母线AIS设备半高型单列布置，架空出线。（4）10kV部分：远期10kV出线14回，采用单母线断路器分段接线，户内开关柜单列布置，电缆出线；10kV现有出线间隔8个（其中备用间隔1个），采用单母线接线，户内开关柜单列布置，电缆出线。 （5）无功补偿：远期按每台主变配置1（3.6+4.8）兆乏户外框架式并联电容器成套装置，现有容量1组3.6兆乏户外框架式并联电容器成套装置。图1.1 #1主变图1.2 #1主变铭牌图1.3 #2主变预留场地 图1.7、4 110kV配电装置图1.5 35kV配电装置图1.6 10kV高压室图1.7 #1电容器及#2、#3电容器预留场地图1.8 35kV #1站用变图1.9 10kV #2站用变1.2.2 变电现有设备情况表 （1） 电气一次设备情况表序号名称型号厂家出厂日期数量1主变压器SSZ9-20000/110济南志友集团股份有限公司2000/11/11台2110kV SF6瓷柱式断路器（xx变502、504、508、510断路器）LTB145D1/B2000A,40kA北京ABB高压开关设备有限公司2014/4/14台3xx变5X16中性点成套装置GW13-72.5W/630A、HY1.5W-73/18、73等江苏省如高高压电器有限公司2014/2/11套4110kV隔离开关（xx变5001、5002、5021、5041、5081、5101隔离开关）GW4A-126DW/2000A江苏省如高高压电器有限公司2014/2/16组5110kV隔离开关（xx变507隔离开关）GW4A-126W/2000A江苏省如高高压电器有限公司2014/2/11组6110kV隔离开关（xx变5023、5043、5083、5103、5X14隔离开关）GW4A-126DDW/2000A江苏省如高高压电器有限公司2014/2/15组7110kV 油浸式电流互感器（xx变502、504、508、510电流互感器）LVB-9、110W3保定天威互感器有限公司2014/3/112台8110kV线路电压互感器（xx变502C、504A、508A电压互感器）TYD110/3-0.01W3江苏思源赫兹互感器有限公司2014/3/13台911kV母线电压互感器(xx变5X14电压互感器)TYD110/3-0.02W3江苏思源赫兹互感器有限公司2014/3/13台10110kV避雷器(xx变502、504、508、5X14避雷器)Y10W-102/266W南阳金冠电气有限公司2013/11/112台1135kV站用变压器S11-100/35保定天威集团特变电气有限公司2011/1/1 1台1235kV SF6断路器LW34-410、0.5平高集团有限公司2011/9/18台1335kV断路器外置电流互感器LZZW3-35Q大连北方互感器集团有限公司2011/9/124台1435kV隔离开关（xx变4002隔离开关）GW5-40.5D/1250A湖南湘能电气有限公司2011/8/1 1组1535kV隔离开关（xx变414隔离开关）GW5-40.5D/630A湖南长高高压开关集团股份公司2011/9/12组1635kV隔离开关（xx变4001隔离开关、xx变410隔离开关）GW5-40.5D/1250A湖南湘能开关有限责任公司2011/8/13组1735kV隔离开关（xx变402、404、406、408、412、4X14、411、X24隔离开关）GW5-40.5D/630A湖南湘能开关有限责任公司2011/2/112组1835kV母线电压互感器TYD3-35/3-0.02HF桂林电力电容器厂2015/11/13台1935kV母线电压互感器TYD3-35/3-0.02HF桂林电力电容器有限公司2013/11/13台2035kV线路电压互感器TYD35/3-0.01HF湖南湘能电气有限公司2011/8/13台2135kV熔断器RW10-35/0.5湖南电力电瓷电器厂一分厂2011/1/16台2235kV熔断器PRWG2-35/3A湖南电力电瓷电器厂一分厂2011/1/13台2335kV避雷器Y5W-51/134南阳金冠电气12、有限公司2011/8/124台2435kV避雷器Y5W-51/134广州华盛避雷器实业有限公司2011/1/13台2510kV站用变S11-50/10.5台州市黄岩宏业变压器厂2014/3/11台2610kV隔离开关GN2-10/3000湖南长沙高压开关有限公司2011/10/11组2710kV开关柜KYN28A-12湖南省送变电建设公司器材厂2011/10/113面2810kV并联电容器成套装置TBB10-3600AKW/200-1W(5%)桂林电力电容器有限责任公司2014/3/201套（2） 主控制室屏位情况表序号名称型号厂家投运日期1远动通信屏RCS-9785C时钟同步装置南京南瑞继保13、电气有限公司2012-01-10RCS-9698G远动通讯装置南京南瑞继保电气有限公司2012-01-10RCS-9794A规约转换装置南京南瑞继保电气有限公司2012-01-10PCS-9882以太网交换机（站控层）南京南瑞继保电气有限公司2012-01-10UPS不间断电源装置TT-I-3kVA北京易达新电气成套设备有限公司2010-12235kV、10kV公用测控屏RCS-9706C公用测控装置I南京南瑞继保电气有限公司2014-08-14RCS-9709C公用测控装置II南京南瑞继保电气有限公司2014-08-14RCS-9663D 10kV TV并列装置南京南瑞继保电气有限公司20114、4-08-14RCS-9663D 35kV TV并列装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-14RCS-9621C 1#站用变保护测控装置(备用)南京南瑞继保电气有限公司2014-08-14RCS-9621C 2#站用变保护测控装置(备用)南京南瑞继保电气有限公司2014-08-143110KV#1主变测控屏#1主变高压侧RCS-9705C测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18#1主变中压侧RCS-970 5C测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18#1主变低压侧RCS-9705C测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18#1主变本体RCS-9703C测15、控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-184110kV#1主变保护屏#1主变差动RCS-9671C变压器保护装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18#1主变中后备RCS-9681C变压器保护装置#1主变低后备RCS-9681C变压器保护装置#1主变高后备RCS-9681C变压器保护装置#1主变操作箱及本体RCS-9661C变压器保护装置1#主变低限时速断RCS-9681C变压器保护装置535kV线路保护测控屏江关线402 RCS-9611C线路保护测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18湘鄂I线404 RCS-9611C线路保护测控装置南京南瑞继保电气有限公司20116、4-08-18竹木厂线406 RCS-9611C线路保护测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18武关线408 RCS-9611C线路保护测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18湘鄂II线412 RCS-9611C线路保护测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18清关线414 RCS-9611C线路保护测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18635kV备自投、400保护测控屏RCS-9611C 35KV分段 400保护测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18RCS-9651C 35KV备自投装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-1817、XDL196型小电流接地监控装置奥祥电力自动化有限公司2014-08-187110kV故障录波屏ZH-5 110kV故障录波装置武汉中元华电科技股份有限公司2014-08-188低周减载屏10kV SSP 510C频率电压紧急控制装置国电南瑞科技股份有限公司2014-08-299110kV公用测控屏RCS-9702C 110kV公用测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18RCS-9663D 110kV TV并列装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18LCHWXDH小电流接地选线装置北京国电力威科技有限公司2014-08-1810110kV 关武线504线路测控屏RCS-9718、05C 504 关武线测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18RCS-9705C测控装置（备用）南京南瑞继保电气有限公司2014-08-1811110kV 关武线504线路保护屏CSC-161A 110kV线路保护装置北京四方继保自动化股份有限公司2014-08-1812110kV备自保护屏CSC-246 110kV备自投装置北京四方继保自动化股份有限公司2014-08-1413110kV 绥关线502（备用）、川关线508线路保护屏CSC-163A 110kV线路保护装置北京四方继保自动化股份有限公司2014-08-18CSC-163A 110kV线路保护装置北京四方继保自动化股19、份有限公司2014-08-1814110kV 绥关线（备用）502、川关线508线路测控屏RCS-9705C 502 绥关线测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-18RCS-9705C 508 川关线测控装置南京南瑞继保电气有限公司2014-08-1815110kV线路计量屏长沙湘邵电力设备有限公司2014-08-181635kV计量屏长沙湘邵电力设备有限公司2012-01-101735kV计量屏长沙湘邵电力设备有限公司2012-01-1018主变计量屏长沙湘邵电力设备有限公司2012-01-1019交流电源屏深圳市泰昂能源科技股份有限公司2014-08-1820直流馈线柜2014-20、05-0921直流充电柜湖南中天电力科技有限公司2014-05-091.2.3 本期建设规模（1）项目名称：xxxx110kV变电站2号主变扩建工程（2）主变压器部分：扩建2号主变1台，容量50MVA，新上#2主变中性点设备1套；（3）110kV部分：扩建110kV 2号主变进线间隔1个，扩建110kV母线设备间隔1个。（4）35kV部分：扩建35kV #2主变进线间隔1个,更换35kV分段间隔设备间隔断路器1台；更换35kV主母线2跨，由LGJ-300/40改为LGJ-500/40。（5）10kV部分：扩建分段断路器柜1面、#2主变进线柜1面、#2主变进线隔离柜1面、#2母线设备柜1面、电容21、器柜2面，出线柜6面。 （6）无功补偿：新上户外框架式电容器2组，容量为(3.6+4.8)兆乏；（7）电气二次部分：配套新增站内二次部分设备；（8）投产时间：2020年底。 表1.2-1 xx110kV变电站2号主变扩建建设规模项目名称现状本期远期主变压器120MVA150MVA250MVA110kV出线3回（其中备用1回）0435kV出线6回（其中备用4回）0610kV出线8回（其中备用1回）614容性无功补偿(kvar)13.6Mvar1(3.6+4.8)Mvar2(3.6+4.8)Mvar站用变1100+150kVA02100kVA本工程已按最终规模征地，分期建设。1.3 设计水平年及远22、景水平年考虑到xx变供区负荷增长的实际情况，本工程选取该变电站工程竣工年份2020年作为设计水平年，以2030年为远景水平年。1.4 主要设计原则本工程秉着坚持安全可靠、节能环保、系统优化的原则；具有良好适应性的原则；满足电网“N1”运行的需要；体现节能降耗、节约用地、设备先进实用的原则；二次系统协调发展的原则；符xx县总体发展规划，xx市总体发展规划和省、地区电力系统规划总体的原则而设计。1.5 设计范围及专业分工（1）按照审定的xx县配电网发展规划（20142020年），结合xx县电网运行状况和负荷发展情况，论证xxxx110kV变电站2号主变扩建工程建设的必要性。（2）根据xxxx11023、kV变电站2号主变扩建工程的必要性，提出工程开工和投产时间。（3）根据区域电网目标网架规划，提出xxxx110kV变电站2号主变扩建工程方案。（4）提出xxxx110kV变电站2号主变扩建工程规模、站内电气主接线、总平面布置、进出线回路数等工程设想。（5）提出xxxx110kV变电站2号主变扩建工程的总投资估算并进行经济技术评价。2 电力系统一次2.1 电力系统概况2.1.1 xx市电力系统现状1）电源现状截止2018年底，xx地区装机规模如下表所示，累计装机容量达到1648.32兆瓦，同比增长5.47%，其中水电站632座，机组1286台，装机为831.72兆瓦，同比增长2.6%；风电场共824、座，机组347台，装机达到702.2兆瓦，同比增长8.75%；生物质能电厂共2座，机组2台，装机为45兆瓦，无增长；光伏电厂共25座，机组68台，装机为34.4兆瓦；自备电厂5座，机组5台，装机35兆瓦。2）电网现状截止到2018年底，xx电网拥有500kV变电站1座，主变压器1台，容量750MVA，供带整个xx地区的用电负荷。目前xx电网的1座500kV变电站与娄底民丰变、衡阳船山变、怀化牌楼变和永州宗元变形成长辐射供电模式，构筑了较为坚强的湘南受端网络，以接受湘西、湘西北送入的电力。在xx电网内部，已初步形成以500kV变电站为依托的供电的格局。截至2018年末，xx电网500千伏变电站125、座，变压器1台，容量750兆伏安，容量同比持平；220千伏变电站11座，变压器15台，容量2340兆伏安，容量同比增长2.63%；110千伏变电站70座，110千伏变压器109台，容量3698.5兆伏安，容量同比增长14.55%（其中用户专用变电站11座，110千伏变压器16台，容量479.5兆伏安，容量同比增长60%）。 此外，xx电网220千伏线路24条，线路长度859.035千米，同比持平；110千伏线路119条，线路长度1710.767千米，长度同比增长3.64%。35千伏线路194条，线路长度2637.99千米，同比增长3.73%。电网结构日趋完善，xx东北部地区220kV网络已形成26、环网结构，其余地区220kV网络已形成链式结构。110kV网络接线模式为链式、环网、辐射三种方式并存，通过与下级网络的相互配合和相互支援，220kV和110kV主变与线路的“N-1”通过率均为100%。3）供用电现状2018年xx地区售电量74.3亿千瓦时，统调最大负荷1731兆瓦。2.1.2 xx县电力系统现状xx县位于湖南省西南部，云贵高原东缘，地处雪峰山南麓与越城岭八十里大南山北麓的交汇地带，东径10949至11032，北纬2616至2708之间,南北距离103.5公里，东邻xx县、城步，西接怀化靖州、会同，南抵怀化通道，北接黔阳、洞口，东北距xx市区149.6公里，距省会长沙市328公27、里。全县总面积2927平方公里，所辖乡镇（居委会）17个，村委会216个，供电户数12.47万户，供电人口38.9万。截至2018年底，xx县220千伏变电站0座，110千伏变电站3座即川石变、武阳变、xx变，均为户外式公变。其中，川石变电站主变2台，容量合计81.5MVA，10kV出线间隔21个，已用7个；武阳变电站主变1台，容量合计31.5MVA，10kV出线间隔12个，已用4个；xx变电站主变1台，容量合计20MVA，10kV出线间隔12个，已用7个。xx县35kV公用变电站共10座，均为全户外型式，主变17台，变电容量74.7MVA，10kV出线间隔总数52个，剩余间隔10个。201828、年xx县统调供电量3.2亿千瓦时，统调最高负荷72兆瓦。表2.1-1 xx县35千伏及以上公用变电站一览表变电站名称主变台数主变容量MVA110kV川石变电站281.5110kV武阳变电站131.5110kVxx变电站12035kV城关变电站318.935kV李西变电站25.1535kV瓦屋变电站16.335kV金屋变电站2635kV红岩变电站16.335kV河口变电站2635kV麻塘变电站16.335kV东山变电站1435kV在市变电站29.4535kV拱桥变变电站26.32.1.3 供电区域电力系统现状表2.1-2 xx县xx变供区周边变电站负荷情况表序号变电站名称电压等级主变容量（MVA29、）16年最大负荷（MW）16年最大负载率17年最大负荷（MW）17年最大负载率18年最大负荷（MW）18年最大负载率1武阳变110kV31.518.0557.3%18.6959.3%18.5258.8%2川石变110kV31.5+5042.8452.6%44.0454.0%47.1957.9%表2.1-3 xx变电站目前10千伏供电线路情况序号线路名称主干线径/长度（km）配变装接容量（MW）16年最大电流A17年最大电流A18年最大电流A最大半径（km）公变专变1关兰线xx变302至#001为YJV22-3*240，#001至#003为JKLYJ-10-120,#003至#013为LGJ-130、20，#013至#031为JKLYJ-10-120，#031至#046为LGJ-95，#046至#099为LGJ-35/长度6.688km3.894.12526.139.0394.0714.862关珠线xx变304至#001为YJV22-3*240，#001至#008为JKLYJ-10-120,#008至#150为LGJ-120，#150至#166为LGJ-35/长度13.091km3.0251.7681.67252.0492.1318.823关石线xx变306至#001为YJV22-3*240，#001至#003为JKLYJ-10-120,#003至#013为LGJ-120，#013至#0331、1为JKLYJ-10-120，#031至#163为LGJ-35/长度14.316km4.4651.575.95107.1699.9624.426关云线#001至#035为LGJ-240/长度2.169km03.88199.82117.97197.626.327关工线xx变306至#001为YJV22-3*330，#001至#015为JKLYJ-10-240/长度1.03km00.25-3.56.574关湘线#001至#007为JKLYJ-10-120/长度0.218km1.432.64-77.016.455关高线04.86104.4362.7638.8512.682.1.4 xx县xx变供电区32、电网存在的主要问题110千伏xx变电站所在xx县xx乡，110千伏xx变原为35千伏变电站，由110千伏武阳变经35千伏武关线供带。2014年升压为110千伏变电站，现有容量1*20MVA。与110千伏川石变和110千伏武阳变连接。变电站现有35千伏出线2回（武关线、江鑫关线），10千伏出线7回（关兰、关珠、关石、关湘、关高、关云、关工）。由于变电站容量小，时常发生重载。前几年丰水期上网重载，春节期间下网重载。2016年开始，受xx湘商产业园快速发展影响，xx变供带用户大幅增加（目前已供带用户总容量30.18MVA，且还有报装）。尤其2017年底35千伏大用户鑫光模具厂投产后，变电容量不足的问33、题愈发严重。35千伏大用户鑫光模具厂容量14MVA，最大负荷可达15.5MW。2.2 负荷预测及电力电量平衡2.2.1 xx市及xx县负荷预测根据xx地区2018年度电力市场分析预测春季报告所做的负荷预测，并结合近年来xx市电力负荷和用电量增长实际情况，以及区域经济发展规划，对区域电网统调负荷发展进行了预测，预测结果见下表。 表2.2-1 xx市、xx县负荷预测表 单位：万kW、亿kWh项 目2016年(实际)2017年（实际）2018年（实际）2019年（预测）2020年（预测）2025年（预测）夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季xx市最高负荷111.5158.5116.11434、7.7122.3173.1131.2177.6140.8190.9197.5267.8供电量70.774.0282.589.897.3142.9xx县最高负荷4.966.25.526.95.767.26.247.87.128.99.0811.4供电量2.622.663.23.53.84.872.2.2变电站供电区的负荷预测地区负荷以工业、商业、居民生活用电为主。 表2.2-2 xx变供电区域负荷历史数据 单位：MW 万KWh主变容量16年最大负荷16年最大负载率17年最大负荷17年最大负载率18年最大负荷18年最大负载率20-20.48102%18.1691%20.14101%16年xx变最大35、负荷为20.48WM，出现在5月份，上网过载；17年最大负荷为18.16MW,出现在9月份，下网重载（xx变16年下网负荷约为5.6MW,由于鑫光模具厂17年投运，装机容量为14MVA）。根据上述情况，xx县xx变电站供区的负荷预测详见下表： 表2.2-3 xx变电站供电区域负荷预测 单位：MW 万KWH年份2016年2017年2018（实际）2019（预测）2020（预测）2016-2020年均增长率2020-2025增长率2030（预测）项目已有用户负荷5.285.5818.1620.14 22.14 33%10%45.51 已有用户电量132013954540 5035 5535 33%36、10%9016 新增用户负荷0.312.581.221.5-新增用户电量753145300500375-供区总供电负荷5.58 18.16 20.14 22.14 23.64 33%10%46.32 供区总供电电量1395454048405535 5910 33%10%11580 2017年鑫光模具厂投运，容量为14MW，2019年有0.8MW的报装容量（鑫光模具厂），到2030年xx变负荷达到46.32MW，扩建后的xx变容量为70MVA，满足负荷发展需求。2.2.3 电力系统规划 根据国网xx供电公司编写2018-2019年xx电网110kV输变电项目优选排序（审定版）以及xx市电网“十三37、五”规划及2020年目标网架展望，2018年2020年xx县110kV电网规划如下： 2020年：新建110kV富家界变电站，新增容量均为50MVA，扩建110kVxx变电站，新增容量为50MVA。2.2.4电力及电量平衡参照xx县负荷发展情况、负荷预测推荐值以及xx地区2018年度电力市场分析预测春季报告和xx县配电网发展规划（20142020年）中的预测，结合本次变电站建设规模，对xx县110千伏变电容量平衡容载比校核，如表1.2-4所示。表2.2-4 xx县110千伏变电容量平衡容载比校核表项 目2016年2017年2018年2019年2020年1、110kV网供负荷(MW)70.27338、.677.658289.72、110kV新增变电容量(MVA)0000503、110kV年底变电容量合计(MVA)1331331331331834、规划容载比1.89 1.81.71 1.622.04从表中数据可看出，2020年xx变电站扩建前xx县容载比为1.62，2020年扩建xx主变后容载比为2.04。2.3 工程建设必要性（1）解决xx变重过载110千伏变电站现有1台主变，容量20兆伏安，2016年最大负载20.48MW，负载率102%,2017年最大负载18.16MW，负载率91%，2018年最大负荷20.14MW，负载率达到101%。xx变扩建达产后，预测到2020年xx主变负载率39、约为34%。满足负荷发展需求，能解决重载和过载问题。（2）满足负荷增长需求110千伏变电站位于xx县xx乡，xx乡紧邻xx县城，经济发展速度快，用电需求增长迅速。2016年开始，受xx湘商产业园快速发展影响，xx变供带用户大幅增加（目前已供带用户总容量30.18MVA），2017年鑫光模具厂投产，容量为14MW，2019年将有报装容量0.8MVA（鑫光模具厂），由于湘商产业园目前已开发10%，剩余的90%正在招商引资，预计到2030年xx主变负荷将达到46.32MW。（3）xx变扩建后提高了供电可靠性，主变扩建也为变电站运行和检修提供了更多选择。2.4工程建设时序根据xx县xx变电站供电区负荷40、发展情况，2020年供区最大负荷将达26.29MW，结合供区内负荷现状分析，建议xx县110千伏xx变电站于2020年开工，2020年底完工。3 系统方案3.1 接入系统方案3.1.1 110kV接入系统方案及设备间隔校验 xx变电站110kV现有3回出线，即502绥关线、504关武线、508川关线，其中502绥关线是为未来220kVxx变投运预留的线路。相关间隔设备参数收资情况如下表3-1。表3-1xx变508川关线、504关武线间隔现有设备情况表序号名称型号厂家名称单位数量出厂日期1110kV断路器LTB145D1/B额定开断电流40kA额定短路开合电流：100kA北京ABB高压开关设备有41、限公司台22014-042110kV电流互感器LVB-110W3变比：2(300-600/5)保定天威互感器有限公司台62014-033110kV电容式电压互感器TYD110/3-0.01W3江苏思源赫兹互感器有限公司台22014-034110kV隔离开关GW4A-126DW单接地热稳定电流：40kA动稳定电流：100kA江苏省如高高压电器有限公司组22014-035110kV隔离开关GW4A-126DW 双接地 热稳定电流：40kA动稳定电流：100kA江苏省如高高压电器有限公司组22014-026110kV避雷器Y10W-102/266W南阳金冠电气有限公司只62013-117110kV线42、路保护装置型号：CSC-163A北京四方继保自动化股份有限公司套12014-02-018110kV线路保护装置型号：CSC-161A北京四方继保自动化股份有限公司套12014-02-019110kV线路测控装置型号：RCS-9705C南京南瑞继保电气有限公司套22014-02-01川石110kV变电站于2002年5月投运，2006年进行了2号主变扩建，2014年进行了1号主变更换。变电站现有主变容量（131.5+150）MVA，户外布置；110kV远期出线4回，已有出线2回，采用单母线双隔离开关分段带旁路接线，户外架空出线；35kV远期出线6回，已有出线4回，采用单母线断路器分段接线，户外架空43、出线；10kV远期出线13回，已有出线12回，采用单母线断路器分段带旁母接线，户内开关柜电缆出线。 川石110kV变电站508川关线间隔设备情况如下表3-2。表3-2 川石110kV变电站508川关线间隔现有设备情况表序号名称型号厂家名称单位数量出厂日期1110kV断路器LW35-126额定开断电流40kA额定短路开合电流：100kA河南平高电气股份有限公司台12010-032110kV电流互感器LCWB6-110变比：2(150-300/5)保定市电力互感器厂台32010-023110kV电容式电压互感器TYD-110/3-0.01H湖南醴陵电力电瓷厂台12010-024110kV隔离开关G44、W5-126/1250A 不接地热稳定电流：31.5kA动稳定电流：80kA湖南湘能电气有限公司组12009-114110kV隔离开关GW5-126D/1250A 单接地热稳定电流：31.5kA动稳定电流：80kA湖南湘能电气有限公司组12009-055110kV隔离开关GW5-126D2/1250A 双接地 热稳定电流：31.5kA动稳定电流：80kA湖南湘能电气有限公司组12009-116110kV避雷器Y10W-102/266W南阳金冠电气有限公司只32013-027110kV线路保护装置型号：CSC163A北京四方继保自动化股份有限公司套12010-02-058110kV线路测控装置型45、号：PSR 662国电南京自动化股份有限公司套12010-03-05武阳110kV变电站于2010年6月投运。变电站现有主变容量131.5MVA，户外布置；110kV远期出线4回，已有出线3回，采用单母线双隔离开关分段接线，户外架空出线；35kV远期出线6回，已有出线3回，采用单母线断路器分段接线，户外架空出线；10kV远期出线14回，已有出线8回，采用单母线接线，户内开关柜电缆出线。 武阳110kV变电站502关武线间隔设备情况如下表3-3。表3-3 武阳110kV变电站502关武线间隔现有设备情况表序号名称型号厂家名称单位数量出厂日期1110kV断路器LW35-126额定开断电流40kA额46、定短路开合电流：100kA河南平高电气股份有限公司台12015-112110kV电流互感器SRLGU-110变比：2(150-300/5)湖南金一电气有限公司台32010-033110kV电容式电压互感器TYD4-110/3-0.01H桂林电力电容器有限责任公司台12015-104110kV隔离开关GW5D-126DW/2000A 单接地热稳定电流：40kA动稳定电流：100kA湖南长高高压开关集团股份公司组12015-115110kV隔离开关GW5D-126DW/2000单接地热稳定电流：40kA动稳定电流：100kA湖南长高高压开关集团股份公司组12015-116110kV避雷器Y10W547、-102/266W西安西电避雷器有限责任公司只32015-107110kV线路保护装置型号：WXH811A/P许继电气股份有限公司套12010-04-298110kV线路测控装置型号：FCK801A/2许继电气股份有限公司套12010-04-29表3-4 504关武线，508川关线线径情况校核表电压（kV）线路名称长度型号载流量线路最大工作电流是否满足本期扩建要求110关武线24.071kmLGJ-240/30655249是110川关线13.501kmLGJ-240/40648287是根据现有的接入系统方案变电站通过220kV赧水变-110kV武阳变-110kVxx变-110kV川石变-11048、kV茅坪变-220kV儒林变接入系统，考虑到主变N-1极端情况，届时变电站110kV线路的最大运行电流约为800A（茅川线断电），现有110kV关武线线路LGJ-240/30钢芯铝绞线最大载流量为655A、川关线最大运行电流为648A，以及xx变110kV I、II主母线LGJ-300额定电流为746A，武阳变110kVI、II主母线LGJ-240额定电流为648A，不能满足系统运行要求，但是由于220kVxx变在建，xx变建好后，流经110kV线路的最大运行电流为483A，能够满足要求，建议xx和武阳的母线及110kV线路不用更换。 一期1号主变容量为20MVA，本期新增2号主变容量为50M49、VA，经校验，xx变本站及对侧间隔所有设备额定电流及电流互感器变比均满足本期扩建要求；根据本说明书3.2.2章节中计算，短路电流水平也满足本期扩建要求要求。故本期110kV接入系统维持现状不变。3.1.2 35kV接入系统方案35kV出线6回，即402江鑫关线、408武关线、备用间隔4回，其中备用间隔402、406、412、416均已有设备暂无出线。本期35kV接入系统维持现状不变。3.1.3 10kV接入系统方案变电站已有7回10kV线路,现有10kV间隔情况如下:序号线路名称型号线路长度（公里）1关兰线xx变302至#001为YJV22-3*240，#001至#003为JKLYJ-10-150、20,#003至#013为LGJ-120，#013至#031为JKLYJ-10-120，#031至#046为LGJ-95，#046至#099为LGJ-35/长度6.688km6.6882关珠线xx变304至#001为YJV22-3*240，#001至#008为JKLYJ-10-120,#008至#150为LGJ-120，#150至#166为LGJ-35/长度13.091km13.0913关石线xx变306至#001为YJV22-3*240，#001至#003为JKLYJ-10-120,#003至#013为LGJ-120，#013至#031为JKLYJ-10-120，#031至#163为LGJ-51、35/长度14.316km14.3164关云线#001至#035为LGJ-240/长度2.169km2.1695关工线xx变306至#001为YJV22-3*330，#001至#015为JKLYJ-10-240/长度1.03km1.036关湘线#001至#007为JKLYJ-10-120/长度0.218km0.2187关高线根据xx县公司提供的配网规划，需新增10kV出线3回，为均衡两段母线供带的负荷，将新上线路均布置于1段母线新上线路出线柜，本期新增出线情况如下表。序号线路名称规划间隔名称线路路径型号线路长度（公里）1关工线待调度命名至工业园JKLYJ-120/1010.52关工线待调度命名52、至工业园JKLYJ-120/10143关石线待调度命名至石脉村JKLYJ-120/1030 10kV关工I线建设必要性：目前xx县工业园区由关工线供电，线路总长度为0.121千米，关工线装接专变容量2500千伏安，线路为单辐射。关工I线延伸至xx县工业园区，按照县城规划，工业园区未来将引进产业入驻，预计园区南、北面容量合计将达到6000kVA，工业园区负荷增长潜力巨大。目前区域内仅由关工线供电，随着工业园区建设发展，关工线将无法满足工业园区的供电需求。拟新建关工I线，将来承担工业园北面负荷，容量预计3000kVA。 10kV关工II线建设必要性：目前xx县工业园区由关工线供电，线路总长度为0.53、121千米，关工线装接专变容量2500千伏安，线路为单辐射。关工线延伸至xx县工业园区，按照县城规划，工业园区未来将引进产业入驻，预计园区南、北面容量合计将达到6000kVA，工业园区负荷增长潜力巨大。目前区域内仅由关工线供电，随着工业园区建设发展，关工线将无法满足工业园区的供电需求。拟新建关工线，将来承担工业园南面负荷，容量预计3000kVA。 10kV关石线建设必要性：关石线于2000年投运，线路总长度为31.77千米，其中xx变306至#001为YJV22-3*240，#001至#003为JKLYJ-10-120,#003至#013为LGJ-120，#013至#031为JKLYJ-10-54、120，#031至#163为LGJ-35；线路最大供电半径为14.32千米，线路装接公用配变21台，容量1675千伏安，专变10台，容量1190千伏安，最大负荷电流75.45A。关石线线主线供xx变出线至石脉村一带负荷，主线较长，且支线众多，无法满足供电质量要求。另自供区接管后，餐饮店、小作坊、旅游开发区、农业、小工业用电急剧上升，仅目前一条10kV线路已无法满足供电需求。故拟新建一条10kV关石线经大园古庙寨、南庙小学到达石脉村一带，将分担关石线部分负荷以及承担自供区供电任务，以提高供电可靠性及满足供电需求。综上，本期扩建#1主变后，需新增3回10kV出线间隔作为本期的10kV接入系统。3.55、2 系统一次3.2.1主变选择变电站现有1台有载调压电力变压器，容量为20MVA，电压等级为110/35/10kV，型号为SSZ9-20000/110。具体参数如下：项 目技 术 参 数主变压器型号SSZ9-20000/110额定容量20000kVA容量比100/100/100电压比11081.25%/38.522.5%/10.5kV短路阻抗Uk1-2%=10.57，Uk1-3%=18.2，Uk2-3%=6.76联接组别YNyn0d11调压方式有载调压冷却方式自冷式本期新上1台50MVA的三相三绕组有载调压变压器，选用低损耗、检修周期长的三相三绕组自冷式有载调压节能型变压器。具体参数如下：项 56、目技 术 参 数主变压器型号SSZ-50000/110额定容量50000kVA容量比100/100/100电压比11081.25%/38.522.5%/10.5kV短路阻抗Uk1-2%=10.5，Uk1-3%=18，Uk2-3%=6.5联接组别YNyn0d11调压方式有载调压冷却方式自冷式通用设备是3.2.2 电气计算3.2.2.1 潮流计算（1）计算条件及分析原则计算水平年为2020年；计算的负荷水平、电源及网络，参照了xx县配电网发展规划（20142020年）的内容，并结合目前的最新情况加以适当的调整；潮流方式按夏大、冬大典型潮流方式进行计算；（2）计算结果分析潮流计算结果如图3.2-1、57、3.2-2、3.2-3、3.2-4所示，计算结果表明，在计算的所有运行方式下，潮流分布均匀、合理。各级母线电压也均能满足要求，所有线路均无过载现象。图3.2-1 冬大潮流分析图图3.2-2 冬小潮流分析图图3.2-3 夏大潮流分析图图3.2-4 夏小潮流分析图3.2.2.2短路电流计算（1）计算条件大方式短路计算水平年按远景水平年考虑（2025年左右）；xx变接入110kV武阳变再接入220kV赧水变（S1、53km），武阳变、赧水变110kV侧母线短路电流均按40kA计，选取赧水变（S1）作为主供电源进行计算；短路阻抗不含变电站本身阻抗；短路阻抗为标么值,其基准值为：Sj=100MVA,Uj58、=Ucp。（2）母线短路电流计算 (正序阻抗图) 短路计算结果表如下。短路点计算值110kV侧（S1主供电源）35kV侧（S1主供电源）10kV侧（分列运行、S1主供电源）Id(kA)2.13（d1）3.22（d2）10.53/13.49(d3/d4)Ich(kA)3.22（d1）4.87（d2）15.9/20.37(d3/d4)ich(kA)5.43（d1）8.21（d2）26.81/34.34(d3/d4)说明：1）Ich=1.52Id，ich=2.55Id 2）k1点单相短路电流Id(kA)=2.54（3）短路电流水平根据短路电流计算结果，考虑到系统发展情况，110kV变电站110kV母59、线短路电流水平取40kA，35kV母线短路电流水平取25kA,10kV母线短路电流水平取31.5kA。3.2.2.3 35kV电容电流的估算及现有消弧线圈容量的校验35kV出线远期规模共计6回，已有2回35kV架空线路，线路总长度38km，预留4回按15km考虑：35kV架空线路的电容电流（有架空地线）计算过程：Ic=3.3UeL10-3 (A) Ue线路的额定电压(kV)；L线路长度(km)。Ic =11.3A考虑变电站增加的接地电容电流附加值,35kV线路产生的电容电流为：Ic =11.3(1+13%)=12.79A根据消弧线圈容量补偿公式计算Q=kIcUN/3式中：k-系数，过补偿取1.60、35 Ic-电网电容电流A整个35kV片区电容电流为45.5A（武阳片区电容电流为14.08A，川石片区电容电流为18.63A），需补偿的容量为1241kVA，35kV片区已设置1650kVA容量的35kV消弧线圈，满足要求。3.2.2.4 10kV电容电流的估算及消弧线圈容量的选择变电站一期未设置10kV消弧线圈装置。变电站10kV现状及远期均为架空出线。经现场收资了解，变电站现有7回10kV出线，电缆段总长约0.1km，架空线路总长约为37.5km，远期另外11回10kV出线按每回0.1km电缆（三芯截面240mm2）、架空线路8km考虑。计算结果如下： 1、每千米电缆电容电流 ，计算得。61、 2、电网总电容电流 （1）架空线路电容电流 Ic1=2.7UeL10-3 (A) Ue线路的额定电压(kV)；L线路长度(km)。 Ic1 =3.38A （2）总电容电流 式中：-变电所增加的接地电容值系数，10kV电压等级取1.16 Ic2-电网总电容电流(A) L-电缆总长度经计算电容电流Ic=6.64A。变电站10kV线路产生的电容电流小于10A，10kV中性点无需装设消弧线圈装置接地，10kV采用中性点不接地方式。3.2.3 主变型式选择及无功配置3.2.3.1调相调压计算条件1）计算考虑了夏大、冬大方式；计算水平年考虑为2020年。2）接入湖南220kV及以上电网的水、火电源和2262、0kV及以上主干网络参与计算，与本工程相关的110kV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10kV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110kV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。3.2.3.2 调相调压计算结果及分析调相调压计算结果表明，xx110kV变扩建后，在计算63、的各种运行方式下，主变压器若采用无励磁调压变压器，在不进行无功补偿的情况下，110kV母线电压115.48117.44kV，35kV母线电压变动范围为38.539kV，10kV母线电压为变动范围为10.110.5kV，电压水平均不能满足规程要求。调相调压计算结果见下表。表3-5 xx110kV变电站母线电压变动范围项目运行方式110kV侧抽头(kV)35kV侧抽头(kV)110kV母线电压35kV母线电压10kV母线电压10kV侧无功夏小110+01.25%38.5+02.5%117.443910.50冬大110+01.25%38.5+02.5%115.4838.510.10注：正数表示为容性64、无功补偿，负数表示为感性无功补偿3.2.3.3 主变型式选择及抽头选择xx县xx110kV变电站有3个电压等级，考虑到xx县xx110kV变低压带有10kV负荷，根据规程规定“直接向10kV配电网供电的降压变压器，其主变压器抽头采用有载调压型”，因此建议其主变选用有载调压降压变压器，其中三绕组主变抽头采用典型的国标系列产品即11081.25%/38.522.5%/10.5kV，双绕组主变抽头采用典型的国标系列产品即11081.25%/10.5kV。3.2.3.4 无功补偿论论证调相调压计算结果表明：在计算的运行方式下，本变电站单台主变不需要容性无功补偿即可满足电压要求，而单台31.5兆伏安变压65、器满载时无功损耗约5兆乏、单台50兆伏安变压器满载时无功损耗约8兆乏。xx变#1主变已装设1组4.0兆乏无功补偿并联电容器组。综合以上因素，并考虑到目前湖南电网110kV变电站典型设计情况及目前变电站的运行情况，建议本期#2主变侧容性无功补偿装设1组4.8兆乏、1组3.6兆乏。3.2.4 电气主接线3.2.4.1 110kV电气主接线 远期4回架空进出线，采用单母线双隔离开关分段接线；现状为2回架空出线,1回备用（有设备），单母线双隔离开关分段接线；本期工程不新增出线，维持单母线双隔离开关分段接线不变。3.2.4.2 35kV电气主接线 远期6回架空出线，采用单母线断路器分段接线；现状为2回架66、空出线,4回备用（有设备），单母线断路器分段接线；本期工程不新增出线，维持单母线断路器分段接线不变。3.2.4.3 10kV电气主接线10kV线路远期14回电缆出线，采用单母线断路器分段接线；现状为7回出线,1回备用间隔，单母线接线；本期新上出线6回，新上II段母线间隔，改为单母线断路器分段接线。3.3 系统二次3.3.1系统继电保护xx变现有1台主变，容量均20MVA；本期扩建#2主变1台，容量50MVA，电压比110/35/10kV。110kV部分采用单母线双隔离开关分段接线，现有110kV出线3回，分别为110kV关武线504、110kV川关线508、110kV备用502（绥关线）；远期67、110kV出线4回，本期无新增出线。35kV部分采用单母线断路器分段接线，现有35kV出线2回，分别为35kV江鑫关线402、35kV 武关线408，备用4回；远期35kV出线6回，本期无新增出线。10kV部分远期为单母线断路器分段接线，现状为单母线接线，10kV现有8回出线间隔，本期扩建10kV出线6回，本期建成单母线断路器分段接线。现有10kV无功补偿为13.6 MVar，本期扩建后10kV无功补偿为14.8 MVar +23.6 MVar。3.3.2系统继电保护及安全自动装置3.3.2.1现状1.110kV线路保护110kV关武线504:前期已配置北京四方继保自动化股份有限公司的CSC-68、161A 型线路距离保护装置,2014年出厂。目前运行状态良好;各项功能指标满足相关的电力行业标准或国家标准的要求,本期维持原有配置不变动。110kV绥关线502（备用）：前期已配置北京四方继保自动化股份有限公司的CSC-163A 型线路光纤差动保护装置，2014年出厂，采用专用光纤通道。目前运行状态良好；各项功能指标满足相关的电力行业标准或国家标准的要求,本期维持原有配置不变动。110kV川关线508：前期已配置前期已配置北京四方继保自动化股份有限公司的CSC-163A 型线路光纤差动保护装置，2014年出厂，采用专用光纤通道。目前运行状态良好；各项功能指标满足相关的电力行业标准或国家标准的69、要求,本期维持原有配置不变动。2.备自投前期已配置110kV、35kV备自投装置各1套，110kV备自投装置为北京四方继保自动化股份有限公司产品，型号为CSC-246，2014年出厂；35kV备自投为南京南瑞继保电气有限公司产品，型号为RCS-9651C，2014年出厂；分别实现110kV线路备自投、35kV分段备自投功能。未配置10kV备自投装置。3.故障录波前期已配置武汉中元华电科技股份有限公司型号为ZH-5的110kV故障录波装置1套，2014年出厂；满足本期扩建要求，本期设备利旧。4.电压并列前期已配置南京南瑞继保电气有限公司生产的RCS-9663D型电压并列装置3台，2014年出厂，70、分别用于110kV电压并列、35kV电压并列、10kV电压并列。本期扩建完善110kV电压并列、35kV电压并列、10kV电压并列相关二次回路即可。5.小电流接地选线前期已配置奥祥电力自动化有限公司2014年生产的XDL-196型小电流接地选线装置，该装置具备接地选线功能23组，目前已使用14组，备用出口回路满足本期扩建需求，本期扩建完善相关二次回路即可。3.3.2.2主要配置原则继电保护和安全自动装置设计原则按继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14285-2006和电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB/T 50062-2008进行设计；并贯彻执行国家电网公司、湖南省电力公司有关系统71、继电保护配置和反事故措施文件精神。尽量利用现有继电保护和安全自动装置，新上继电保护和安全自动装置均采用微机型定型设备。3.3.2.3系统继电保护配置方案本期维持现有配置方案。安全自动装置配置方案1.低周减载装置 前期已配置国电南瑞科技股份有限公司2014年生产的SSP-510型频率电压紧急控制装置1台，本期扩建完善相关回路。2.备自投前期已配置110kV、35kV备自投装置各1套，满足本期扩建要求，本期设备利旧。前期本站未配置10kV分段备自投装置，本期拟新增1套10kV备自投，集成于10kV分段保护测控装置，布置于高压开关柜，实现10kV分段备自投功能。3.故障录波前期已配置武汉中元华电科技72、股份有限公司型号为ZH-5的110kV故障录波装置1套，备用出口回路满足本期扩建需求，本期扩建完善相关二次回路即可。3.3.2.5 对相关专业的技术要求系统继电保护及安全自动装置数据业务包括故障录波器，保护信息管理器，安全稳定装置控制系统以及保护记录的历史数据的非实时数据传输。此类非实时数据包括故障录波器曲线数据、故障测距数据，用于分析故障、寻找故障点。这部分数据量大，传输速率要求不小于64kbps，传输时间在1015分钟，考虑由电力调度专用数据网络传输。保护应具备通信管理功能，与计算机监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，通信规约采用DL/T860（IEC61850），接口采用以太网。保73、护装置应具有对时功能，采用RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。CT 选型应满足保护用电流互感器暂态特性技术要求，并充分考虑到保护双重化配置的要求。用于母线差动、变压器差动保护各支路的CT 应优先选用误差限制系数和饱和电压较高的设备。继电保护运行中的直流电压值，最低电压不低于额定电压的85，最高电压不高于额定电压的110。双重化配置保护的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。采用直流专用断路器，设置方式应满足继电保护反措要求。主变压器各侧互感器及相关特性须一致，变压器主回路、釆用5P级电流互感器，其他回路可采用10P级电流互感器。3.374、.3 调度自动化3.3.3.1调度自动化现状xx地调主站调度自动化系统采用国电南瑞科技OPEN-3000型地县调一体化调度自动化主站系统，备调系统采用国电南瑞D5000型地县调一体化调度自动化主站系统。该系统具有多种通信规约接入，目前采用的通信规约主要为CDT 104等。3.3.3.2 调度管理xx110kV变电站调度关系110kV部分隶属于xx地调，35kV及10kV部分属于xx县调。变电站采用计算机监控系统，其功能、容量需满足调度自动化对远动信息的采集、传输和控制要求。相关信息采用调度数据网通道传送至xx地调、隆回备调和xx县调。3.3.3.3 运行管理运行管理关系隶属于国网xx县供电公司75、。3.3.3.4 远动信息采集根据电力系统调度自动化设计技术规程(DL/T5003-2017)的有关规定，并考虑各调度中心对变电站调度自动化的要求，变电站本期需采集以下自动化信息：（1）遥测量10kV线路、10kV分段、有功功率、无功功率、电流、有功/无功电能量；主变压器三侧有功功率、无功功率、电流、有功/无功电能量；主变油温。110kV、10kV 母线电压、母线频率。无功补偿装置无功功率及电流。（2）遥信全站事故总信号。调度范围内各电压等级所有断路器位置信号。与运行方式有关的隔离开关位置信号。线路保护及重合闸动作信号；分段保护动作信号；10kV 无功保护动作信号。故障录波及安全自动装置动作信76、号；继电保护和故障录波装置故障总信号；安全自动装置故障信号。断路器操作机构故障总信号；断路器控制回路断线信号；开关弹簧未储能信号；开关气压异常报警信号。有载调压变压器抽头位置信号；调压装置运行状态信号。主变压器保护动作信号；主变各种故障信号；冷却系统故障信号；油温信号；主变中性点接地刀闸信号。小电流接地信号；接地选线结果信号。（3）遥调、遥控变压器分接头的自动调整。所有110kV、35kV、10kV断路器的分、合。主变中性点接地刀闸的分、合。无功补偿装置的自动调节及断路器投切。远动设备配置本站前期已配置南京南瑞继保电气有限公司的RCS-9700变电站综合自动化系统。远动通信装置如下：远动通信装77、置单套配置，于2012年出厂，本期工程利旧。区及区数据网通信网关机，本期不考虑新增。调度数据网接入设备（1）本站已配置调度数据网接入设备1套，组柜1面安装于二次设备室，柜内含百兆纵向加密认证装置2台、网络路由器1台、三层网络交换机2台。第二套调度数据网络设备及网络安全检测装置已经在国网xx供电公司地区调度数据网第二接入网工程中考虑，本期工程不重复考虑。（2）二次系统安全防护按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置变电站二次系统安全防护设备。通信规约统一采用 DL/T 860 通信标准，实现站控层、间隔层二次设备互操作。变电站内信息宜具有共享性和唯一性，保护故障信息、远动信78、息不重复采集。与电能计量计费系统通信规约使用 DL/T 719-2000 规约。监控系统与调度端网络通信采用 DL/T 634.5104-2002 规约，与调度端专线通信采用 DL/T634.5101-2002 规约。3.3.4 电能计量1.现状xx地区计量系统为威胜公司的DACSE2000设备；xx110kV变电站已配置长沙威胜生产的WFET-2000U型电能采集装置1台，已具备电能量信息上传通道。2.关口计量系统本期扩建不配置关口电能计量装置。3.非关口电能计量系统按地调和县调对xx110kV变电站电能计量的要求，计量考核点为：主变各侧、110kV线路、35kV线路、分段、10kV线路、电79、容器、分段。本期2号主变高压侧计量表计采用三相四线制无费控457.7V、31.5（6A）、有功0.5S级、无功2级双RS485接口智能电能表。2号主变中、低压侧、10kV分段、10kV线路、10kV电容器计量表计采用三相三线制无费控3100V、31.5（6A）、有功0.5S级、无功2级双RS485接口智能电能表。本期2号主变各侧新增智能电能变布置于二次设备室主变计量屏，10kV线路 、10kV电容器、10kV分段间隔新增能电能表就地布置于10kV高压开关柜。本期新增计量表计均采用双485串口，经原有电能信息采集终端，通过内网专用通道和GPRS通道与xx供电公司计量中心、xx无人值班自动化系统通80、信。4.对相关设备要求计量用电流互感器绕组准确度等级不低于0.2S级，电压互感器绕组准确度等级不低于0.2级。5.本期电度表配置电度表配置如下表：序号电度名称数量规格12号主变高侧考核电度表1三相四线制0.5级智能电能表22号主变中、低侧考核电度表2三相三线制0.5级智能电能表310kV线路考核电度表6三相三线制0.5级智能电能表410kV电容器考核电度表2三相三线制0.5级智能电能表510kV分段考核电度表1三相三线制0.5级智能电能表4变电工程设想4.1 工程规模根据系统方案及现场收资情况确定本次变电工程规模情况如下：（1）项目名称：xxxx110kV变电站2号主变扩建工程（2）主变压器部81、分：扩建2号主变1台，容量50MVA，新上#2主变中性点设备1套；（3）110kV部分：扩建110kV 2号主变进线间隔1个，扩建110kV母线设备间隔1个。（4）35kV部分：扩建35kV #2主变进线间隔1个,更换35kV分段间隔设备间隔断路器1台；更换35kV主母线2跨，由LGJ-300/40改为LGJ-500/45。（5）10kV部分：扩建分段断路器柜1面、#2主变进线柜1面、#2主变进线隔离柜1面、#2母线设备柜1面、电容器柜2面，出线柜6面。 （6）无功补偿：新上户外框架式电容器2组，容量为(3.6+4.8)兆乏；（7）电气二次部分：配套新增站内二次部分设备；4.2 电气一次4.282、.1 典型设计执行情况xxxx110kV变电站2号主变扩建工程主要是新增1台50MVA的主变及相应三侧配电装置。变电站一期参照国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册（湖南电力公司实施方案）A-2方案。本期新上设备延续一期设计。 110kV已有配电装置维持现状不变，本期扩建110kV II段母线设备、主变进线等间隔；35kV配电装置本期扩建35kV #2主变进线间隔；10kV配电装置采用户内高压开关柜单列布置，电缆出线；主变压器新增1台容量为50MVA国产优质的三相三卷自冷有载调压变压器，户外布置；新配置容量为1（3.6+4.8）兆乏无功补偿并联电容器组，户外布置。具体方案组合详见表83、4-1。表4-1 技术条件表项目名称技术条件主变压器现有#1主变 120MVA，本期扩建1台#2主变（50MVA）出线规模110kV: 远期4回，已有2回和1回备用，本期维持现状不变35kV:远期6回,已有2回出线和4回备用,本期维持现状不变10kV:远期14回，已有7回出线及1回备用间隔，本期新增6回出线间隔电气主接线110kV现状为单母线双隔离开关分段接线，本期维持不变35kV现状为单母线断路器分段接线，本期维持不变10kV现状为单母线接线，本期改为单母线断路器分段接线无功补偿装置已有13.6兆乏，本期新增1（3.6+4.8）兆乏短路电流水平110kV：40kA； 35kV：25kA 1084、kV：不小于31.5kA主要设备选型主变压器：110kV三相三卷自冷有载调压变压器110kV：户外AIS设备35kV：户外AIS设备10kV：金属铠装移开式开关柜电容器：户外框架式成套装置配电装置110kV：户外软母线中型双列布置35kV：户外软母线半高型单列布置10kV：室内开关柜4.2.2电气主接线（1）110kV电气主接线远期4回架空出线，2回主变压器进线，2组母线设备，采用单母线双隔离开关分段接线；已有2回架空出线和1回备用间隔，1回主变压器进线，1组母线设备，采用单母线双隔离开关分段接线；本期新上2号主变压器进线1回、II段母线设备1组，采用单母线双隔离开关分段接线。（2）35kV电85、气主接线远期6回架空出线，2回主变压器进线，2组母线设备，采用单母线断路器分段接线；已有2回架空出线和4回备用间隔，1回主变压器进线，2组母线设备，采用单母线断路器分段接线；本期新上2号主变压器进线1回，采用单母线断路器分段接线。（3）10kV电气主接线远期14回电缆出线，2回主变压器进线，2组母线设备，采用单母线断路器分段接线；已有8回电缆出线（其中1回备用），1回主变压器进线，1组母线设备，采用单母线接线；本期新增2号主变压器进线1回，II段母线设备，新增6回出线间隔，采用单母线断路器分段接线。10kV无功补偿I段母线已有容量为13.6兆乏的框架式并联电容器成套装置，本期II段母线新上容量86、为1（3.6+4.8）兆乏户外框架式电容器成套装置。（4）各级电压中性点接地方式变电站#1主变压器110kV侧中性点采用采用避雷器加保护间隙保护，经隔离开关选择性直接接地，运行时可根据系统要求，采用接地或不接地方式；35kV侧不接地；10kV侧不接地。本期新上#2主变压器110kV侧中性点采用避雷器加保护间隙保护，经隔离开关选择性直接接地，运行时可根据系统要求，采用接地或不接地方式；35kV侧不接地；10kV侧不接地。4.2.3 短路电流水平根据系统部分短路电流计算结果（3.2.2章节），考虑到系统发展情况，110kV母线短路电流水平取40kA，35kV母线短路电流水平取25kA。10kV母线87、短路电流水平取不小于31.5kA。4.2.4 主要电气设备选择主要电气设备均根据国家电网公司标准化建设成果（输变电工程通用设计、通用设备）应用目录（2019版）进行选择。xx110kV变电站于2014年投运，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,污秽等级为d级，所有电气设备选择国产。（1） 主变压器本期新上1台50MVA的三相三绕组有载调压变压器，选用低损耗、检修周期长的三相三绕组自冷式有载调压节能型变压器。具体参数如下：项 目技 术 参 数主变压器型号SSZ -50000/110额定容量50000kVA容量比100/100/100电压比11081.25%/38.52288、.5%/10.5kV短路阻抗Uk1-2%=10.5，Uk1-3%=18，Uk2-3%=6.5联接组别YNyn0d11调压方式有载调压冷却方式自冷式通用设备是（2）110kV设备110kV配电装置采用户外AIS设备。110kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值100kA。断路器选用户外SF6瓷柱式断路器，配弹簧式操动机构；隔离开关选用双柱水平旋转式隔离开关，带接地开关，均配电动式操动机构；电流互感器选用油浸倒立式电流互感器；电压互感器选用电容式电压互感器；避雷器选用交流无间隙金属氧化物避雷器。110kV主要电气设备的选型及主要技术参数选择结果见表42。表42 110kV主要电气设备的选型89、及主要技术参数选择结果表名 称型 式额定电压(kV)最高工作电压(kV)额定电流(A)开断电流(kA)(3s)额定短路耐受电流（3s）热稳定电流(kA)动稳定电流峰值(kA)电流互感器变比断路器SF6瓷柱式单断口11012631504040100隔离开关水平开启式110126315040100母线电压互感器电容式110126主变电流互感器油浸倒立式110126401002600/5A（3）35kV设备35kV配电装置采用户外AIS设备。35kV设备额定开断电流为25kA，动稳定电流峰值63kA。断路器选用户外SF6断路器（外置电流互感器），配弹簧式操动机构；隔离开关选用V型旋转式隔离开关，带接90、地开关，均配手动式操动机构；避雷器选用交流无间隙金属氧化物避雷器。35kV主要电气设备的选型及主要技术参数选择结果见表4-3。表43 35kV主要电气设备的选型及主要技术参数选择结果表名 称型 式额定电压(kV)最高工作电压(kV)额定电流(A)开断电流(kA)(3s)额定短路耐受电流（3s）热稳定电流(kA)动稳定电流峰值(kA)电流互感器变比断路器 （外置电流互感器）SF6瓷柱式单断口3540.512502525632600/5A隔离开关V型旋转式3540.5250040100（4）10kV设备选用铠装移开式户内交流金属封闭开关柜，户内单列布置，柜中断路器选用固封极柱式真空断路器，干式电流91、互感器、交流无间隙氧化物避雷器、干式电压互感器。本部分电气设备按不小于31.5kA考虑。10kV高压开关柜内主要设备的选型及技术参数选择结果见表4-4。表44 10kV高压开关柜内主要设备的选型及技术参数选择结果表名称型式额定电压(kV)最高工作电压(kV)额定电流(A)开断电流(kA)(4s)额定短路耐受电流（4s）热稳定电流(kA)动稳定电流峰值(kA)断路器（主变进线、分段）固封极柱式真空断路器101240004040100断路器（出线）固封极柱式真空断路器1012125031.531.580断路器（电容器）固封极柱式真空断路器1012125031.531.580电流互感器(主变进线、分92、段)干式1012400040100电流互感器（电容器）干式101260031.580电流互感器（出线）干式10122*30031.580母线电压互感器干式1012 （4）无功补偿装置 本站采用框架式无功补偿装置，由于本站上网电站较多，配套主变容量选择电容器，本期新上电容器1组容量选用（3.6+4.8）兆乏户外框架式电容器成套装置；均为串联5%电抗器。（5）导体选择 导体选择的原则： 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）主变进线侧导体载流量按变压器最大持续工作电流即主变额定电流1.05倍计算。 4）10kV电容93、器回路的电缆载流量按电容器额定电流的1.3倍计算。 本期导体选择：110kV主变进线导线选用LGJ-300/40钢芯铝绞线；35kV主变进线电缆选用YJV42-35-1630，导线选用LGJ-500/45钢芯铝绞线；10kV主变进线及10kV II母线选用选用2（TMY-12510）铜排。无功补偿回路选用YJV22-10-3240电力电缆。 经系统校验，现有110kV主母线LGJ-300/40钢芯铝绞线满足系统运行要求本期维持现状不变。 现有35kV主母线为LGJ-300/40钢芯铝绞线，本期新上主变容量为50MVA,届时变电站35kV母线的最大运行电流约为824A，现有35kV主母线LGJ-94、300/40钢芯铝绞线最大载流量为746A，不能满足系统运行要求建议更换，更换后导线采用LGJ-500/45钢芯铝绞线。表44 本期(已有)各级电压导体计算选择（校验）结果表电压(kV)回路名称回路最大工作电流（A）选用导体导体截面选择的控制条件根数型号载流量（A）110母线533LGJ-300/40746由载流量控制母线分段533LGJ-300/40746由载流量控制主变压器进线276LGJ-300/40746由主变压器事故允许过负荷1.3倍控制母线设备LGJ-300/40746由电晕控制35母线824LGJ-500/451016由载流量控制母线分段824LGJ-500/451016由载流量95、控制#1主变压器进线520LGJ-300/40746由载流量控制#2主变压器进线866YJV22-35-16301260由载流量控制母线设备LGJ-95357由电晕控制10母线28872（TMY-12510）4168由主变压器事故允许过负荷1.3倍控制主变压器进线30312（TMY-12510）4168由主变压器事故允许过负荷1.3倍控制 35kV主变进线电缆截面（YJV22-35-1630）短路热稳定校验： S电流热稳定要求最小截面（mm2） Qt短路热效应（），,I=7.1kA,t取0.1sC热稳定系数。C值取101 经计算，S223 mm2，故电缆截面选取合适。（6）通用设备的应用设备选96、型主要根据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（2019年版）。本工程应用通用设备情况详见表4-5。表4-5 通用设备应用情况表序号设备通用设备编号数量单位应用比例1主变压器1T-SS-BA/501台1002110kV断路器1QF-A-3150/401台1003110kV隔离开关1QS-2D-3150/403组1004110kV电流互感器1TA-O-403台1005110kV电压互感器1CVT3台1006110kV避雷器1MOA-102/2663只100735kV断路器BQF-A-1250/252台100835kV隔离开关BQS-2D-2500/402组100935kV避雷97、器BMOA-51/1343台1001110kV开关柜AKG-A-4000/403台100AKG-A-1250/31.5912框架式并联电容器组AC-K-41组100AC-K-511310kV避雷器AMOA-17/453只1004.2.5 电气总平面布置本站现状为110kV、35kV配电装置及主变压器采用户外布置，10kV配电装置采用户内布置。110kV户外配电装置布置在站区东北侧，35kV配电装置布置在站区的西北侧，10kV配电装置布置在站区西南侧的10kV高压室内，主控制室布置在10kV高压室东南侧，变电站进站道路从站区西南侧中部接入。主变压器布置在110kV配电装置与10kV高压室之间。198、0kV无功补偿装置布置在主控制室的东南侧。主变压器110kV侧中性点设备布置在主变压器附近。本期扩建工程维持一期布置形式基本不变。新上2号主变压器布置于一期预留位置处；110kV设备布置于一期预留位置处，主变进线采用架空进线；35kV设备布置于一期预留位置；10kV开关柜布置于一期预留位置处，单列布置，续接一期开关柜；10kV电容器组布置于一期预留位置处。4.2.6 配电装置 110kV配电装置：采用AIS设备户外布置，架空出线；35kV配电装置：采用AIS设备户外布置，架空出线；#2主变压器35kV侧进线以电缆直埋连接35kV配电装置。10kV配电装置：10kV配电装置采用户内高压开关柜单列99、布置，采用电缆出线；主变压器10kV侧进线以铜排经穿墙套管通过封闭母线桥引入10kV配电装置开关柜。 10kV成套并联电容器组本期采用框架式无功补偿装置，户外布置。4.2.7 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GB11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器、行业标准 GB/T50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范确定的原则进行选择。4.2.7.1避雷器的配置为防止110kV线路雷电侵入波对主变压器和其它电器设备的危害，在110kV母线上装设氧化锌避雷器。主变35kV、10kV进线侧均装设避雷器，以防止雷电波的感应电压在中压或低压开路时，危及中压或100、低压绕组绝缘。10kV并联电容器装设氧化锌避雷器以防止操作过电压。110kV配电装置主母线每段装设1组氧化锌避雷器。主变10kV进线侧，10kV并联电容器均装1组持续运行电压不小于13.6kV的氧化锌避雷器。主变中性点高压侧，装设1台YH1.5W-73/173避雷器。主变中性点中压侧，装设1台Y5WZ-51/134避雷器。4.2.7.2 110kV电气设备的绝缘配合110kV氧化锌避雷器作为110kV绝缘配合的基准，其主要技术参数见下表：表4-6 110kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压（kV，有效值）避雷器额定电压（kV，有效值）避雷器持续运行电压（kV，有效值）雷电冲击10kA残101、压（kV，有效值）陡波冲击10kA残压（kV，有效值）数值22610279.6266297110kV电气设备的绝缘水平按GB311.1-2012绝缘配合 第1部分：定义、原则和规则和国家电网公司输变电工程110500kV变电站通用设备典型规范的规定选取，有关取值见下表： 表4-7 110kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备耐受电压值雷电冲击保护水平配合系数雷电冲击耐压（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4804505502001851.4其他电器550550550*230230断路器断口间5505502302301.4隔离开关102、断口间6302652651.4*仅电流互感器及主变压器承受截波耐压试验。4.2.7.3 35kV电气设备的绝缘配合35kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内35kV避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见下表：表4-8 35kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压（kV，有效值）避雷器额定电压（kV，有效值）避雷器持续运行电压（kV，有效值）雷电冲击5kA残压（kV，有效值）陡波冲击5kA残压（kV，有效值）数值114514113415435kV电气设备的绝缘水平按GB311.1-2012绝缘配合 第1部分：定义、原则和规则的规定选取，有关取值见下表： 表4-9 35kV电气设备的绝103、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高压侧2001852208580断路器断口间1851859595隔离开关断口间215118其他电器18518595954.2.7.4 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4-10 10kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压（kV，有效值）避雷器额定电压（kV，有效值）避雷器持续运行电压（kV，有效值）雷电冲击5kA残压（kV，有效值）陡波冲击5kA残压104、（kV，有效值）数值38.31713.64551.810kV电气设备的绝缘水平按GB311.1-2012绝缘配合 第1部分：定义、原则和规则的规定选取，有关取值见下表：表4-11 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7575753535主变压器中性点1851851858585断路器断口间75754242隔离开关断口间8549其他电器757542424.2.7.4 绝缘子串片数的选择污秽等级为c级，按基建技术201410号文国网基建部关于加强新建输变105、电工程防污闪等设计工作的通知中规定，取泄漏比距为31mm/kV，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，110kV及35kV单片绝缘子的爬电距离为450mm。根据计算，110kV耐张绝缘子串片数取9片，悬垂绝缘子串片数取9片，35kV悬垂绝缘子串片数取4片。4.2.8 防雷与接地4.2.8.1防直击雷。 变电站采用站内设置2支独立避雷针与2支构架避雷针联合构成全站防直击雷保护。避雷针、避雷针柱高度分别为：1）110kV出线架构：架构避雷针高25m；2）独立避雷针高25m。经校核，全站设备及建筑物均在保护范围内。4.2.8.2 接地xx变电站主接地网106、采用-505镀锌扁钢和50505镀锌角钢敷设。根据近期xx市检修公司提供该站主接地网接地电阻试验报告，本站主接地网接地电阻值为0.86，接地电阻合格。本期工程考虑采用505的热镀锌扁钢为新上设备可靠双接地。引下线截面校验结果如下： Ijd2.54kAtd继电保护动作时间+断路器全分闸时间+（0.5s），按照中华人民共和国电力行业标准DL/T621-1997，并考虑适当裕度，td取1sC接地线材料的热稳定系数，根据材料的种类、性能及最高允许温度和短路前接地线内初始温度确定，对大接地短路电流系统，钢材取70，铜材取210。 得 152.9mm2 S=250mm2 152.9mm2，故选用505热镀107、锌扁钢满足要求。4.2.9 站用电及动力照明4.2.9.1 站用电系统变电站前期为了提高站用电的可靠性，装设了2台站用变压器。变电站10kV站用变容量为50kVA，电压比为10.5/0.4kV，接线组别为Dyn11,户外布置。35kV采用油浸式变压器，容量为100kVA，电压比为3522.5%/0.4kV，接线组别为Yyn0，户外布置。站用电接线为三相四线制，单母线接线。本期维持不变。4.2.9.2 动力照明变电站内一期已设置正常工作照明、备用照明和疏散照明。本期维持不变。4.2.9.3 检修电源检修电源由380V/220V专用回路供电，本站一期共设4个检修配电箱,分别设在主变压器位置、110108、35kV室外配电装置附近及10kV高压室，负责为室内外配电装置的检修提供电源，各检修配电箱内按要求装设漏电保护装置。本期维持不变。4.2.10 电缆敷设及防火户外电缆采用电缆沟和穿管敷设方式，户内电缆采用电缆沟及穿管敷设方式。变电站拟在通向控制室、墙孔及盘底开孔采取有效阻燃的封堵处理，在主要回路的电缆沟中的适当部位设置阻火墙，在动力电缆与控制电缆沟交叉处采用防火隔板进行分隔，在靠近含油设备（主变压器和电压互感器）的电缆沟盖板予以密封处理。电缆防止火灾延燃措施按有关规程及反措要求实施。4.2.11停电过渡方案因xx变本期扩建工程涉及到110kV场地扩建、35kV开关场地改扩建、主变、无功补偿、109、10kV高压开关柜及电气二次扩建，由于110kV及10kV母线均有分段，可通过分段调控倒负荷，不涉及到用户停电，本期扩建不需要考虑负荷的停电过渡。变电站35kV接入线路武关线（408）是与武阳110kV变电站的联络线不涉及到用户停电，本期扩建不需要考虑负荷的停电过渡。35kV江鑫关线（402）主要为小水电上网线路，由于江口塘电站另有1回35kV线路接至xx城关35kV变电站，故变电站扩建施工期间，江口塘等电站的电源上网可转由城关35kV变电站上网，不影响电源的正常上网，故本期扩建不需要考虑负荷的停电过渡。4.3 电气二次4.3.1 电气二次现状xx110kV变电站原为35kV变电站，2014年110、升压为110kV变电站,按无人值班常规变电站设计。变电站计算机监控系统为南京南瑞继保电气有限公司RCS-9700系列产品。远动主机按单机配置，监控网为单以太网。站内现有直流系统1套、交流系统1套、UPS电源1套,时钟同步系统1套（南瑞继保）、低频低压减载系统SSP 510C（南瑞科技）1套、小电流接地选线装置1套（奥祥电力）、微机五防系统1套（长园共创），电能量采集终端1套。1号主变已配置南京南瑞继保电气有限公司2014年生产的型号为RCS-9671C变压器差动保护装置1台、RCS-9681C变压器后备保护装置3台、RCS-9661C变压器非电量保护装置1台。35kV线路及分段间隔前期均已配置111、南京南瑞继保电气有限公司的RCS-9611型微机保护测控一体装置，2014年出厂。装置具有功率方向电流速断保护、过流保护、带保护启动方式和后加速功能的三相一次重合闸、检同期、检无压功能。前期10kV出线间隔均已配置南京南瑞继保电气有限公司的RCS-9611型微机保护测控一体装置，2014年出厂。装置具有功率方向电流速断保护、过流保护、带保护启动方式和后加速功能的三相一次重合闸、检同期、检无压功能。4.3.2本期二次扩建内容根据电气一次方案及现场实际情况，本期二次部分改造工程的内容：（1）新上2号主变主后合一的电量保护装置两套，非电量保护装置一套以及三侧操作箱，组1面屏，布置于主控室预留屏位；新112、上2号主变三侧测控及本体测控装置，组1面屏，布置于主控室。（2）新上110kV公用测控装置1台，安装于前期110kV公用测控屏。（3）新上10kV线路保护测控一体装置6台，10kV电容器保护测控一体装置2台，10kV分段保护测控一体装置（集成分段备自投功能）1台，就地分散布置于10kV高压开关柜。（4）新上2号主变三侧计量表3只，布置于前期电度表屏。新上10kV线路、电容器、分段计量表计共9只，就地分散布置于10kV高压开关柜。（5）原防误闭锁系统利旧，新增相应间隔的防误锁具并修改软件。（6）新增火灾报警系统1套和视频监控系统1套，视频监控系统组一面屏布置于主控室预留屏位。（7）后台监控系统软113、件扩容，新增站控层交换机（24百兆电口、2百兆光口）1台，新增间隔层交换机（24百兆电口、2百兆光口）1台。（8）新增1面直流馈线柜，布置于主控室预留屏位。（9）新上端子箱4个分别为：2号主变高压侧断路器端子箱，2号主变中压侧断路器端子箱，110kV母线TV端子箱，35kV分段开关端子箱1台。（10）完善本期相关二次回路。4.3.3 计算机监控系统本站前期已配置南京南瑞继保电气有限公司变电站综合自动化系统，全站计算机监控系统按分层分布式网络设计，计算机系统采用交流采样，完成对变电站的监测和控制，具备遥测、遥信、遥调、遥控等功能，具有与调度交换信息的能力。前期已有远动通信装置1套，其余监控系统设114、备满足运行及扩建要求，本期需新增扩建间隔测控及一体化监控系统扩容即可。本期扩建设备配置如下：（1）站控层设备配置本站前期已建设站控层设备，满足运行要求，本期不新增设备，相应设备扩容即可。（2）间隔层设备配置本期测控装置配置如下：新增2号主变高、中、低及本体测控装置4台，组1面屏，安装于二次设备室预留屏位位置。新增10kV线路保护测控装置6台、10kV分段保护测控装置1台(集成分段备自投功能)；新增10kV电容器保护测控装置2台，就地安装于10kV高压开关柜。前期已上110kV公用测控装置1台，经现场核实无法接入本期新上110kV II母电压和10kV II母电压（现场屏柜图如下所示），本期新增115、110kV公用测控装置1台，安装于主控室110kV公用测控柜。主要测控设备配置如下表：序号设备名称数量12号主变测控装置4210kV线路保护测控装置6310kV分段保护测控装置（含分段备自投功能）1410kV电容器保护测控装置25110kV公用测控装置1（2）网络通信设备站控层网络交换机本站前期已配置南京南瑞继保电气有限公司2012年1月生产的PCS-9882以太网交换机2台，均为24电口，前期规模下仅预留9电口，本期规模需用11个电口，不满足本期扩建要求，本期新增站控层交换机1台。间隔层网络交换机本站前期已配置1台间隔层交换机，规格为100M、24电口、2光口，前期规模已用13电口，本期规模116、需用11个电口，考虑裕度要求，前期间隔层交换机不满足本期扩建要求，本期新增1台间隔层交换机，安装于10kV高压室分段开关柜内。网络通信介质站控层和间隔层网络通信介质：室内的网络通信介质采用屏蔽双绞线，通向户外的通信介质采用光缆；过程层网络通信介质采用光纤。交换机配置如下表：序号交换机名称数量规格110kV间隔层交换机1100M、24 电口、2 光口2站控层交换机1100M、24 电口、2 光口4.3.4 元件保护4.3.4.1 主变压器保护（1）配置原则：主变压器的保护根据现行国家标准继电保护和安全自动装置技术规程、国家电网公司国家电网公司十八项电网重大反事故措施要求，110kV 变压器电量保117、护采用主后一体化装置、双套配置。非电量保护单套配置，与电量保护装置组屏。变压器各侧配置操作箱。（2）保护配置如下：主保护：纵差保护变压器装设纵联差动保护作为主保护，保护变压器绕组及其引出线的相间短路故障。后备保护：高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器；配置中性点间隙电流保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器；配置零序电流保护，保护动作第一时限跳高压侧分段断路器，第二时限跳开主变压器各侧断路器。低压侧配置时限速断、复合电压闭锁过流保护。保护为三段式，第一段第一时限跳本侧分段断路器，第二时限跳本侧进线断路器；第二段第一时限跳本侧分段断路器，第二时限跳本侧进线断路器，118、第三时限跳开主变压器各侧断路器。各侧均配置过负荷保护，保护动作于信号。非电量保护配置如下：瓦斯保护：由变压器制造厂随变压器本体配套供应。重瓦斯动作于断开变压器各侧断路器；轻瓦斯动作于信号。主变压器本体的油位异常、压力释放、温度保护等均动作于发信号。（3）设备配置本期主变装置配置如下：新增主后一体化的主变保护装置2台，非电量保护装置1台，各侧操作箱，合组1面屏，安装于二次设备室预留屏位位置。4.3.4.2 10kV保护（1）10kV采用保护测控一体装置，按间隔单套配置，就地分散安装于开关柜。（2）10kV线路保护测控一体装置6套，10kV 分段保护测控一体装置1套（集成分段备自投功能），10kV119、 电容器保护测控一体装置2套，10kV母线不配置保护。（3）保护装置具备通信管理功能，与监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，规约采用 DL/T860，接口采用以太网。安全自动装置（1）电压并列前期已配置南京南瑞继保电气有限公司生产的RCS-9663D型电压并列装置3台，2014年出厂，分别用于110kV电压并列、35kV电压并列、10kV电压并列。本期扩建完善110kV电压并列、35kV电压并列、10kV电压并列相关二次回路即可。（2）小电流接地选线前期已配置奥祥电力自动化有限公司2014年生产的XDL-196型小电流接地选线装置，该装置具备接地选线功能23组，目前已使用14组，备用出口120、回路满足本期扩建需求，本期扩建完善相关二次回路即可。4.3.6微机防误系统为了防止运行误操作，变电站设微机防误操作闭锁装置。对所有断路器控制接线加装电气编码锁，对所有电动隔离开关机构控制箱上及手动操作的接地开关机构上加装机械编码锁。本站微机防误系统厂家为长园共创电力安全股份有限公司。本期需将扩建间隔的操作控制回路加装电气编码锁并接入五防系统,并修改相应的软件。4.3.7 交、直流电源系统（1）交流系统本站前期已配置1套深圳泰昂的交流系统，含交流屏1面，满足本期主变扩建的要求，本期利旧，新上交流负荷沿用前期环网接线方式。（2）直流系统本站前期已配置1套直流电源系统，含直流充电屏1面、直流馈电屏1121、面，蓄电池屏2面，布置于主控室。蓄电池：目前站内蓄电池系统1套200Ah，经核算，蓄电池容量满足扩建要求，本期设备利旧。直流馈线柜：前期已上直流馈线柜1面，柜上现仅有备用馈线8回。现有的馈线回路不满足本期扩建的需求，本期新上直流馈线屏1面，含馈线空开48个。直流系统采用辐射型供电，110kV及主变压器各侧直流电源取自直流馈线柜，10kV开关柜按段设置直流电源小母线。4.3.8不间断电源系统本工程前期已配置北京易达新电气成套设备有限公司2010年生产的电力专用UPS一套，容量为3kVA，满足本期扩建要求，本期利旧。全站同步时钟系统全站已配置1套时间同步系统。主时钟支持采用全球定位系统（GPS）、122、和地面授时信号。对时范围为全站的站控层、间隔层以及过程层设备，其中站控层设备采用SNTP网络对时方式，间隔层设备采用IRIG-B、脉冲等对时方式。精度满足全站二次设备对时要求。前期同步时钟系统运行良好，备用接口数量满足本期扩建要求，本期完善相关回路即可。4.3.10 辅助控制系统（1）系统结构辅助控制系统，由图像监视系统、火灾报警系统等组成。图像监视系统配置独立后台系统。（2）图像监视子系统图像监视系统设备包括视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机等。视频服务器等后台设备按全站最终规模配置,并留有远方监视的接口。本站前期未配置视频监控系统，本期需对站内视频监控系统进行扩容。根据DL/T 5123、136-2012火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程及国网公司、湖南省公司相关要求具体配置如下：序号名 称规格和主要参数数量备注1室外快球CCD、540TVL、36倍光学变焦、128预置位9套用于户外配电装置，其中用于主变2套，110kV配电装置4套、35kV配电装置3套2室内快球CCD、540TVL、36倍光学变焦、128预置位3套用于10kV高压室3彩色一体化摄像机CCD、540TVL、26倍光学变焦4套主控制室4套（3）火灾报警子系统火灾报警子系统由火灾报警控制器、探测器、控制模块、地址模块、信号模块、手动报警按钮等组成。火灾探测区域按独立房（套）间划分。本方案火灾探测区域有：主变区域124、35kV及10kV配电装置室，主控室等。火灾报警控制器设置在靠近大门的房间入口处。前期未配置火灾报警系统,本期工程拟新增火灾报警系统1套，设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。火灾探测区域应按独立的房间划分。根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。火灾报警控制器应设置在警卫及消防控制室靠近门口处。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火灾的地点。4.3.11 二次设备布置1.1 二次设备布置方案本站前期主控室屏位34面，备用5面屏位。前期采用就地及集中混合安装方式，除10kV保护测控装置就地安装于开关柜外，其余二次设备125、均采用集中组屏方式。本期主变保护、主变测控、主变电度表计、远动通信装置等布置于二次设备室内，10kV二次设备均布置于高压室内。4.3.11.2 二次设备柜要求间隔层二次设备布置于主控室，柜体结构、外形及颜色均与前期保持统一。采用 2260800600mm(高宽深)屏柜，颜色为GSB05-1426-2001 77# GY09 冰灰桔纹，开门方向与现有屏柜保持一致均为门轴在左（面对屏柜正面）。2电流互感器、电压互感器二次参数选择（1）电流互感器优化电流互感器二次绕组配置数量，两套主保护分别接入电流互感器的不同二次绕组，后备保护与主保护共用二次绕组；故障录波器与保护共用一个二次绕组；测量、计量分别使126、用不同的二次绕组； 测量绕组准确级采用 0.5级，保护绕组准确级采用 0.2S级，保护采用P类电流互感器；取消主变压器本体高、中压侧套管电流互感器。本变电站电流本期互感器二次参数配置见下表：电压等级项目110kV35kV10kV主接线单母线隔离开关分段单母线分段单母线分段台数1台/间隔1台/间隔10 台/间隔二次额定电流5A5A5A准确级主变压器进线： 10P/10P/0.5/0.2S；主变高压侧中性点、间隙：10P/10P；主变压器进线：10P/10P/0.5/0.2S；分段：10P/0.5/0.2S出线、电容器、分段：10P/0.5/0.2S；主变压器进线：10P/10P/0.5/0.2S127、；二次绕组数量主变压器：4；主变高压侧中性点、间隙：2；主变压器进线：4；出线、电容器、分段：3；主变压器进线：4；（2）电压互感器110kV 每回线路装设单相电压互感器，母线装设三相电压互感器；10kV 母线装设三相电压互感器。电压并列由电压并列装置完成。两套主保护的电压回路分别接入电压互感器的同一二次绕组，故障录波器与保护共用一个二次绕组。计量用电压互感器的准确级，最低要求选 0.2 级；保护、测量共用电压互感器的准确级为 0.5。本变电站电压互感器二次参数推荐配置见下表：电压等级项目110kV10kV主接线单母线双隔离开关分段单母线分段数量母线：三相；母线：三相；准确级母线： 0.2/0128、.5/3P；母线： 0.2/0.5/3P；二次绕组数量母线：4；母线：4；3 二次设备的接地、防雷、抗干扰（1）接地1）控制电缆的屏蔽层两端可靠接地。2）所有敏感电子装置的工作接地不与安全地或保护地混接。3）在二次设备室、敷设二次电缆的沟道、就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于100mm2的裸铜排敷设与变电站主接地网紧密连接的等电位接地网。4）在二次设备室内，沿屏（柜）布置方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端联接后构成室内等电位接地网。室内等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。连接点处需设置明显的二次接地标识。129、5）在二次设备室内暗敷接地干线，在离地板300mm处设置临时接地端子。6）沿二次电缆的沟道敷设截面不少于100mm2的裸铜排（缆），构建室外的等电位接地网。开关场的就地端子箱内设置截面不少于100mm2的裸铜排，并使用截面不少于100mm2的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网连接。7）有电联系的电压互感器二次侧的接地应仅在一个控制室或继电器室相连一点接地。为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器等。已在二次设备室一点接地的电压互感器二次绕组，宜在开关场将二次绕组中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地。为防止造成电压二次回路多点接地的现象，应定期检查放电间隙或氧化锌阀片。8）公用电流互130、感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护屏（柜）内一点接地。独立的、与其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地。9）微机型继电保护装置屏（柜）内的交流供电电源的中性线不应接入等电位接地网。（2）防雷在各种装置的交、直流电源输入处设电源防雷器。（3）抗干扰1）微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均使用屏蔽电缆。2）交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。3）双重配置的保护装置的跳闸回路均应使用各自独立的光 /电缆。4）经长电缆跳闸回路，宜采取131、增加出口继电器动作功率等措施，防止误动。5）制造部门应提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，光耦开入的动作电压应控制在额定直流电源电压的 55%70%范围以内。6）针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，应采取有效防误动措施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。7）所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的 55% 70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。8）遵循保护装置24V开入电源不出保护室的原则，以免引进干扰。9）经过配电装置的通信网络连线均采用光纤介质。10）合理规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容132、器、CT、结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度。4.3.14 端子箱配置本期新上2号主变配置高压侧断路器端子箱、中压侧断路器端子箱各1台；新上110kV母线设备，配置110kV母线TV端子箱1台；35kV部分本期更换35kV母线，经现场核实，前期工程未上分段开关端子箱，本期新增35kV分段开关端子箱1台。5 土建部分5.1概述xx110kV变电站位于xx县xx苗族乡，变电站于2012年投运，于2014年由35kV升压为110kV变电站，为户外变电站。本工程对xx县xx110kV变电站2号主变进行扩建，本次扩建工程在围墙内完成，不需另外考虑征地。前期建站已经将变电站围墙133、电动大门、给水消防和暖通以及站内道路基本到位。本期扩改范围：1）户外配电区域：本站除本期扩建的2号主变构架外，其他构架均已上齐，依据电气的要求，本期在原预留的区域新上相应的设备基础及构支架。扩建内容包括：新上2号主变基础及油坑1座，新上2号主变构架1组，完善110kV、35kV和主变配电装置区域的设备支架共24根，站区的南侧新上电容器基础2座。2）综合配电楼及值守室：由于10kV高压室内屏位重新布置，需将高压室内部分地面凿除重新开孔洞；高压室墙面上需移位主变穿墙套管。3）其他：距变电站东侧围墙约25m为苗族乡中心小学和教师宿舍区，在2014年进行升压工程设计，依据电科院提供的建设项目环境影响134、报告表，对主变进行了降噪处理，在1号主变东侧设置了一面6米高的吸音墙体。本期考虑在扩建的2号主变东侧设置一面136m(长高)吸音墙体。新增操作小道，恢复站内场地绿化，修复施工中破坏的道路和电缆沟，建筑垃圾及基础余土外运。5.2工程地质条件根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010)2016年版以及中国地震动参数区划图（GB18306-2015)，xx县抗震设防烈度为VI度，地震动峰值加速度为0.05g，动加速度反应谱特征周期为0.35s，需考虑地震设防。根据勘探资料，拟建场地地基为中等复杂地基，岩土工程条件较好。自然地貌地层从上而下分布为：素填土（Qml）：以黄褐色为主，主要由粘性土等组成135、，为近期堆填土，填土时间约7年，土质松散，稍湿，孔隙度大，未完成自重固结，层厚：2.322.72m。粘土(Qel)：黄白色，结构稍密，正常固结，呈可硬塑状，干强度较高，韧性中等，粘性中等，切面光滑，局部有铁锰氧化物。坡残积成因。层厚：1.82.5m。中风化泥岩(C)：黄灰色，较破碎，主要成分为粘土颗粒，硬度较小，指甲可刻，岩体受结构面控制，强度低，稳定性差，注水旋转钻进，岩芯采取率较低，芯样呈块状、短中柱状，取芯较困难，进尺速度慢，反水呈褐色，岩石中等风化，属中风化较软岩。揭露厚度最大达3.56m，泥岩为场地的下伏基岩。建议选择粘土层为持力层，该层地基承载力特征值为180kPa。5.3总平面布136、置变电站围墙尺寸为64.0m65.4m，本站为110/35/10kV三级电压变电站，属无人值班户外型变电站。110kV户外配电装置布置在所区北侧，35kV户外配电装置布置在所区西侧，10kV配电室布置在南侧。主变压器布置在110kV配电装置与综合楼之间。进站公路由站区南侧引入。本期新增设备均布置在原规划预留位置，变电站整体布局维持现状不变。5.4竖向布置本期工程在原站围墙内进行扩改，场平标高同原站，改造后对场地进行绿化恢复。5.5管沟布置变电站内电缆沟一期已建成，本期考虑对施工过程中破坏的电缆沟进行恢复。5.6道路及场地处理 进站道路和站内道路一期已建成。本期对东侧电容器附近的部分道路凿除，用137、于布置电容器组，并考虑对施工破坏的站内道路进行恢复。户外配电装置场地根据需要设置操作地坪，需进行操作和检修的设备，在设备支架柱中心外1.0m范围内铺设100mm厚C15混凝土操作地坪。对施工过程中破坏的场地进行绿化恢复。5.7围墙大门变电站的围墙、大门前期已到位，本期不考虑。5.8建筑本站主要建筑物为生产综合楼和值守室，一期已建成，均为一层砖混结构，总建筑面积为252.4平方米，其中生产综合楼布置有：10kV高压室、二次设备室。10kV高压室本期重新布置屏位，本期考虑高压室部分地面重新开孔洞，对应2号主变的穿墙套管板移位重新开孔。对施工过程中破坏的内外墙粉刷进行修补。5.9结构本期扩建的2号主138、变构架，A型柱及横梁均采用300预应力钢筋混凝土环形杆。支架采用300预应力钢筋混凝土环形杆，支架基础采用混凝土独立杯口基础。断路器采用现浇混凝土基础。主变压器、电容器基础采用混凝土大块基础。吸音墙采用钢筋混凝土框架结构。本期35kV母线线径由LGJ 300/40更换为LGJ 500/40，经过核算，35kV原有的构架满足受力要求。5.10基础处理本站地质条件良好，根据地勘资料可知，本期部分扩建区域均处于填方区，填土深度为23m，对于未达到持力层的设备基础考虑采用C15毛石混凝土换填至设计基底标高。5.11给排水本站给水方式为引接自来水,一期工程已完善,本期不考虑给水工程。本站场地内的排水系统139、在一期工程已完善。站区一期已设有事故油池1座，有效容积为20m，满足事故油池容量按单台主变压器60油量的设计要求。本期考虑#2主变事故排油管的敷设，其绝缘油经事故排油管排入事故油池。事故排油管道采用DN200焊接钢管。5.12采暖通风目前本站在各房间设置的采暖通风设施情况：10kV高压室设置2台5P单冷柜式空调以及2台除湿机，二次设备室设置2台5P冷暖柜式空调，值守室设置1台1.5P冷暖壁挂式空调。暖通设施均已配置到位，本期不考虑增加。5.13消防设计变电站内各建筑物和主变压器按GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范要求设置了不同类型的移动式灭火器，室内灭火器设置在灭火器箱内，放置在建140、筑物门厅、走道、房间门口等明显和便于取用的地点。站区前期已到位，本期考虑新增推车式灭火器一台。5.14安全文明施工措施本期新增的的支架、设备基础以现有的构架中心线、围墙中心线及道路中心线为基准定位。5.15 扩改工程量一览表（1）拆除工程量表序号名称单位数量备注1消防砂池座1移位2凿除混凝土道路m220用于布置本期新增电容器组3穿墙套管套1移位（2）新增土建工程量表序号名称单位数量备注1110kV主变压器基础及油坑座1油坑尺寸10mx8m23.65mx1.65m主变构架基础座23上杆Z6B-300-245.5根44下杆Z5A-300-245.5根45L10.5B-300-325.5a根1610141、m高钢爬梯付10.12t7110kV断路器基础座1835kV断路器基础座1910kV电容电抗器基础座210端子箱基础座411支架及基础根24Z4.5A-300-125.512主变中性点基础座113复杂地面重做m23510kV高压室14吸音墙面113mx6m15事故排油管m10200钢管16排油检查井 个117消防砂池座11810kV高压室穿墙套管开孔个119穿墙套管板套120外墙修复m22白色真石漆21内墙修复m25弹性乳胶漆22操作小道及地坪m29523主变前坪硬化m23924电缆沟恢复m1025电缆沟盖板块2026站内道路修复m230施工破坏27电缆穿管敷设m150施工破坏28场地绿化恢复142、m2180施工破坏29基础超深m150C15毛石混凝土30建筑垃圾及余土外运m200运距5km31推车式灭火器台16 环境保护、水土保持和节能减排6.1 环境保护6.1.1电磁辐射与防治为了防治电磁辐射污染，在设计配电装置作如下考虑：不在电气设备上方设置软导线；对平行跨导线的相序排列避免或减少同相布置，减少同相母线交叉与同相转角布置。适当提高电气设备及引线的安装高度。将控制箱等操作设备布置在较低的场强区。对人员经常活动且场强较高的地方，设屏蔽线或设备屏蔽环，围栏高1.8m。另外，在超高压配电装置内的设备、母线和设备的连接线，将形成向空间辐射的高频电磁波，从而对通信、广播电视产生干扰。配电装置无143、线电干扰的控制作如下考虑：在设备的高压导电部件上，设置不同形状和数量的均压环或罩。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。6.1.2污水处理变电站污水主要是来于事故排油坑和变压器周围及检修的含油废水，为保证主变压器一旦发生事故时，变压器油不流到站外而污染环境，同时又能回收变压器油。本期工程新增排油管，将新增主变的排油坑接至事故油池，事故油池具有油水分离功能，含油污水进入事故油池后，处理合格的废水进入站内排水管网，分离出的油应及时回收。6.1.3噪声防治本站在2014年进行升压工程设计时，依据电科院提供的建设项目环境影响报告144、表，变电站东侧和南侧外约25m外的苗族乡中心小学和教师宿舍区不满足声环境质量标准（GB3096-2008）类声功能区环境噪声限值昼间55dB（A）、夜间45dB（A）和工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）2类声功能区环境噪声限值昼间60dB（A）、夜间50dB（A）和1类声功能区环境噪声限值昼间55dB（A）、夜间45dB（A）。2014年升压工程设计时对主变进行了降噪处理，在1号主变东侧设置了一面6米高的吸音墙体。本期主变扩建工程考虑在扩建的2号主变东侧设置一面136m（长高）吸音墙体。6.2 水土保持施工过程中产生多余土方不得随意弃土。必须外运至指定卸土区，避免水土流失145、，造成对环境的污染。施工结束后立即清除现场，并对绿化进行恢复。6.3 节能减排综述6.3.1电力系统节能设计1）采用合理的主接线系统以减少系统能耗。2）采用健康水平较高的设备以减少设备能耗。3）改善设备运行环境(如主变压器采用本体与散热器分体布置,电容器室加强通风降温,主控通信室布置空调保持相对恒温)以减少设备能耗。4）选择合理的运行方式和检修方式，减少变电站停电、送电次数，减少用户使用自备发电机（低效率、高能耗）的次数。7 劳动安全卫生7.1 防火、防爆根据火力发电厂和变电所设计防火规范，从整体划分各建筑物在生产过程中的火灾危险性及其最低耐火等级，从防火安全角度出发，确定各建(构)筑物的安全146、间距，并在总平面布置图中执行。各建(构)筑物的距离，安全通道入口，电缆敷设及有关的重要电气设备，均按有关规程确定设计原则及相应的防火、防爆措施。7.2 防电伤、防机械伤及其它伤害按有关规设置防雷接地保护措施，电气防误操作措施，工作场地防滑防护措施，防电磁感应辐射措施，设置事故照明系统及有关建筑物的通风、防暑、防寒措施。7.3 综合评价变电站的建设原则是:适用、安全、经济、美观，具体体现在:方便的交通、成熟的工艺系统，防暑降温、防噪声措施、良好的通风换气设备、适当采用空调系统，都是“适用”的体现。建筑物本身的结构强度、防火性能、建筑内部的疏散、交通布置和防火、防爆、防尘、防毒、防电伤、防机械伤害147、等措施,保证了生产安全。合理的建筑布局和结构形式，充分利用天然采光，减少了投资，获得了经济效果。总之，设计中正确贯彻执行了有关规程规范，能够满足劳动安全与工业卫生的要求，给变电所提供一个良好的文明生产条件。8 投资估算及经济财务分析8.1 投资估算本工程估算静态投资778万元，动态投资793万元。具体情况见表8-1。详细情况见附件xxxx110kV变电站2号主变扩建工程可行性研究投资估算书。表8-1 xxxx110kV变电站2号主变扩建工程投资估算汇总表序号项 目 名 称规模静态投资（万元）动态投资（万元）1变电站工程7787931.1xxxx110kV变电站2号主变扩建工程扩建1*50MVA148、7787932工程总投资7787938.2 与通用造价的对比选取110kV变电站通用造价C-6方案，按本工程规模调整后的通用造价静态投资为723万元，本工程静态投资778万元，较通用造价高55万元，主要原因分析如下。（1）建筑工程费较通用造价低5万元。主要原因是本工程主变构架已组立，较通用造价减少22万元。新增地基处理150m，较通用造价高6万元，新增一面隔音墙，较通用造价增加5万元，编制期价差较通用造价高6万元（2）设备购置费较通用造价高7万元。主要原因是设备价格参照国家电网公司2019年第一季度发布的电网工程设备材料信息价格计列。（3）安装工程费较通用造价高26万元。主要原因是本工程更换3149、5千伏母线两跨及相应材料。调试费用因设备改造量而增加。（4）其他费用较通用造价高27万元。主要原因是本工程前期费用按照省公司规定及合同计列及取费基数增加。8.3 经济财务分析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。项目在前期立项阶段符合以下国家法律、法规、政策以及国家电网公司管理制度等各项强制性财务管理规定要求：1.企业会计准则（财会20063号）及财政部颁布的相关新会计准则；2.中华人民共和国企业所得税法（中华人民共和国主席令2007年第63号）；3.中华人民共和国企业所得税法实施条例（中华人民共和国国务院150、令第512号）；5.国家电网公司会计核算办法2014（国家电网企管20141431号）；6.国家电网公司固定资产管理办法（国家电网企管2014165号）；7.国家电网公司工程财务管理办法（国家电网企管2014742号）；8.国家电网公司关于进一步加强电网基建工程成本费用管理的通知（国家电网企管2014156号）。（1）投资效益分析通过对该项目的经济评价分析，湖南xxxx110kV变电站2号主变扩建工程静态总投资778万元，动态总投资793万元。该项目的财务净现值71.27万元；当项目投资内部收益率为8%时，输电价格(含税)为347.06元/ MWh，输电价格（不含税）为296.63元/MWh；151、资本金内部收益率为14.16%，投资各方内部收益率为9.83%，项目投资回收期为12.45年；其中资本金净利润率为21.09%，总投资收益率为7.57%，利息备付率为3.69，偿债备付率为2.02。可见，该项目盈利能力及清偿能力较强，在财务评价上可行，且敏感性分析成果表明，该项目抗风险能力较强，因此本项目在经济上是合理的。（2）财务合规性本项目静态总投资778万元，其中项目资本金为155.6万元，占项目总投资的比例为20，由企业自筹解决；资本金以外的资金622.4万元，由银行贷款解决，还贷期15年(含2年宽限期)，建设期贷款名义利率4.9%（按季计息）。9 主要结论及建议9.1 工程建设必要性152、xx110kV变电站2号主变扩建工程，新增1台50MVA主变及相应三侧配置装置，有利于解决该地区的电力供应不足的问题，满足该地区居民用电发展需求，对完善xx县电网结构，提高供电可靠性具有积极意义。9.2 工程建设规模（1）项目名称：xxxx110kV变电站2号主变扩建工程（2）主变压器部分：扩建2号主变1台，容量50MVA，新上#2主变中性点设备1套；（3）110kV部分：扩建110kV 2号主变进线间隔1个，扩建110kV母线设备间隔1个。（4）35kV部分：扩建35kV #2主变进线间隔1个,更换35kV分段间隔设备间隔断路器1台；更换35kV主母线2跨，由LGJ-300/40改为LGJ-500/45。（5）10kV部分：扩建分段断路器柜1面、#2主变进线柜1面、#2主变进线隔离柜1面、#2母线设备柜1面、电容器柜2面，出线柜6面。 （6）无功补偿：新上户外框架式电容器2组，容量为(3.6+4.8)兆乏；（7）电气二次部分：配套新增站内二次部分设备；（8）投产时间：2020年底。9.3 工程投产时间建议xxxx110kV变电站2号主变扩建工程2020年初开始建设，2020年底建成投产。