110kv输变电新建工程可行性研究报告

110KV输变电新建工程可行性研究报告建设单位设计单位设计证号编制日期2011年4月批准审核校核编写目录1工程概述111设计依据112工程概况213设计水平年314主要设计原则415设计范围42电力系统一次421电力系统现状422负荷预测及电力平衡723建设必要性1124接入系统方案1225设备参数选择1426工程设想153电力系统二次2331电气一次方案概述2332计算机监控系统2334时钟同步系统2635防误操作闭锁2636电能量计量系统2737继电保护及安全自动化2737直流系统交流电源2938二次设备布置及其他辅助设施3039调度自动化32310系统保护对相关专业的要求384系统通信3841总的部分3842通信传输系统设计部分3943光纤通信线路设计部分415变电站站址选择及设想4351站址选择4352站址区域概况4353站址的拆迁赔偿情况4654出线条件4655水文气象条件4656站址工程地质4757土石方情况4758进站道路和交通运输4759站址电源47510站址环境48511通信干扰51512施工条件51513站址推荐意见51514取得协议情况51515总体规划51516辅助设施536输电线路路径选择及工程设想5361系统概况5362线路路径方案及协议情况5663设计气象条件6064导线、地线选型6265绝缘配合6366绝缘子串及金具6567杆塔与基础6668水土保持及环境保护697节能降耗、环保措施及抗灾分析7071输变电工程节能降耗措施7072输电线路抗冰建议及措施7273输变电工程环保措施738投资估算749结论74附件1、XX市人民政府关于“板桥110KV变”用地许可申请批复2、XXXX区国土资源局关于“板桥110KV变”用地许可申请批复3、XXXX区国土资源局关于“板桥110KV变”矿产资源确认申请批复4、XXXX区国土资源局关于“板桥110KV变”用地许可申请批复5、XX市规划局关于“板桥110KV变”站址规划许可确认申请批复6、XX市XX区规划局关于“板桥110KV变”站址规划许可确认申请批复7、XX市文物管理局关于“板桥110KV变”文物古迹确认申请批复8、XX市环保局关于“板桥110KV变”建设许可申请批复9、XX市XX区水利局关于“板桥110KV变”站址最高洪水位确认申请批复10、XX市XX区XX镇供水公司关于“板桥110KV变”施工及职工生活用水许可申请批复11、XX镇人民政府关于“板桥110KV变”站区排水许可申请批复12、XX市人民政府关于“海龙220KV变至板桥110KV变110KV架空送电线路工程”用地许可申请批复13、XX市XX区国土资源局关于“海龙220KV变至板桥110KV变110KV架空送电线路工程”用地许可申请批复14、XX市规划局关于“海龙220KV变至板桥110KV变110KV架空送电线路工程”路径许可申请批复15、XX市林业局关于“海龙220KV变至板桥110KV变110KV架空送电线路工程”林木砍伐申请批复16、板桥110KV变站址地质评估报告附图附图1电气主接线图附图2电气总平面布置图附图3监控系统网络结构图附图4土建站区规划图附图5土建总平面布置图附图6XX市城市高压地理接线图（2010）附图7XX市城市高压地理接线图（2012）附图8XX市城市高压地理接线图（2015）附图9XX市城市高压地理接线图（2020）附图102010年XX地区电力通信光传输网络拓扑图附图112010年XX地区电力通信网地理接线图附图12海龙220KV变110KV出线间隔示意图附图13板桥变110KV出线间隔示意图附图14海龙220KV变至板桥110KV变110KV线路路径走向图附图15XX城市高压2015年电网潮流分布图1工程概述11设计依据111报告编制任务依据1板桥110KV输变电新建工程可行性研究和勘测设计中标通知书2南方电网公司35110KV输变电工程可行性研究报告内容深度规定征求意见稿3南方电网公司110KV及以下配电网规划指导原则4南方电网110KV变电站标准设计2007版5Q/GZW100052010贵州地网公司数字化变电站技术标准6XX市城网“十二五”电网规划112相关技术规范DL/7552001电力系统安全稳定导则SD1211984电力系统技术导则SDJ1611985电力系统设计技术规程SD3251989电力系统电压和无功电力技术导则DL/T6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合GB142852006继电保护和安全自动装置技术规程DL/T53912007电力系统通信设计技术规定DL/T5218200535KV110KV变电所设计技术规定DL/T5216200535KV220KV城市地下变电站设计规定DLGJ1512000电力系统光缆通信工程可行性研究内容深度规定DL/T51362001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程GB50061201066KV及以下架空电力线路设计规范DL/T50921999110500KV架空送电线路设计技术规程Q/CSG115022008110KV500KV架空输电线路设计技术规定（暂行）Q/CSG115032008中重冰区架空输电线路设计技术规定（暂行）12工程概况板桥110KV输变电工程可行性研究包含的工程有板桥110KV变电站、配套110KV输电线路工程、相关的光纤通信工程及接入间隔扩建工程。板桥110KV变电站推荐站址为XX镇幸福村辛庄窝处，站址位于XX镇西北部侧约45KM，距板桥镇约25KM，G210国道以西约500M，崇尊高速以东约15KM，渝黔铁路西侧约25KM，土地权属XX镇幸福村当地村民组。本次可研结合XX市城网电力系统发展的最新情况，在上述工程前期工作的基础上进行。板桥110KV输变电工程相关项目规模如下121变电站工程1211板桥110KV新建工程主变最终350MVA本期150MVA110KV出线最终出线4回，本期出线1回，至海龙220KV变，单母分段接线，2主变接于两段母线本期线单母线接线35KV出线最终出线6回，单母分段接线本期出线2回，单母线接线10KV出线最终出线30回，单母分段接线本期出线10回，单母线接线电容器最终642MVAR本期242MVAR站用变最终280KVA本期180KVA1212海龙220KV变110KV间隔扩建工程本期占用海龙220KV变110KV变110KV出线间隔由北向南第一个备用间隔，完善相应的一次、二次、通信及土建部分的设计122输电线路工程110KV线路本期新建海龙220KV变板桥110KV变110KV线路，全长约29KM；同时本期在海龙至板桥变110KV线路工程中同步建设1回24芯OPGW复合光纤注板桥110KV变采用户外PASS设备，35KV、10KV、主控室为预装式模块化箱体结构，全站二次系统采用数字化变电站方案建模设计。13设计水平年结合XX市城网“十二五”规划，以及XX地区经济发展、电力负荷增长及电力系统规划等情况，选取2012年作为相应的设计水平年。14主要设计原则1110KV网络方案应做到技术合理，经济可行，近远期结合，运行可靠。2变电站选址和线路选线应按照有关规定，进行多方案稳定性比较，同时应得地方政府和相关部门的原则协议，避免和防止下阶段工作出现反复。3线路按最终规模合理考虑并说明各级电压出线走廊规划及通信干扰情况，尽量避免交叉和避开森林、建筑物。工作重点放在路径方案的优化上，落实重要交叉跨越及进出线路径走向，确定合理的线路长度和工程量。4工程投资估算应做到细致、准确，经济评价应尽可能全面、合理。5）极力倡导新技术新方案的运用，提高运行可靠性和经济性。15设计范围板桥110KV输变电工程可行性研究工作主要内容为电力系统包括电力系统一次、二次、变电站站址选择及工程设想、送电线路路径选择及工程设想、光纤通信工程、变电站节能设计、投资估算及技术经济评价等。2电力系统一次21电力系统现状211概况XX市位于贵州省北部，东经1064510701，北纬27362749之间；南有乌江天险，北有娄山屏障，地处川黔要道。全市国土面积30762平方公里，2008年常驻总人口75162万人，人口密度242人/平方千米，市人民政府驻地为XX区人民路。南与省会贵阳市接壤，北面与重庆直辖市接壤。中心城区南到省会贵阳市144公里、北达重庆市239公里。2009年XX市城网全社会用电量为3903亿KWH，供电负荷为83706MW。XX市城网主要由220KV的输电网，110KV、35KV、10KV的配电网组成。截止2010年底，XX县有220KV变电站4座主变，变电容量1170MVA,有110KV公用变电站15座，主变32台，总容量1313MVA；35KV公用变电站6座，主变11台，容量9225MVA。110KV公用线路27条，32314KM，线路型号主要以LGJ240和LGJ185为主；35KV线路8条，共10554KM，线路型号主要以LGJ120为主。XX市城市电网电力系统现状图详见附图6。212XX市城网电力系统现状分析1）电源概况XX市城网有火电厂一座XX电厂，但于2009年底关闭运行，因此目前尚无电源接入点。2）电网概况XX市城市电网现有4座220KV变（海龙变、XX变、新铺变、南北变）、15座110KV变、6座35KV变。220KV变电站主供电源来自鸭溪500KV和乌江新厂，220KV网架形成以鸭溪500KV变海龙220KV变XX220KV变南北220KV变鸭溪500KV变的环形供电网络结构，为城区的110KV、35KV配电网络提供可靠的上级电源点。本次可研阐述的重点为XX市XX区北部片区的XX镇和板桥镇，本区域仅有1座35KV变电站供电XX35KV变（主变容量28MVA，历史最大负荷14MW），主供板桥镇和XX镇的用电，本片区域内有部分规模较小的煤矿负荷，负荷总计约2165MVA，对供电可靠性要求较为严格，目前的供电方式是从XX35KV变两段10KV母线接线以满足双电源供电,同时XX35KV变还兼顾着娄山关景区的供电任务。根据XX市城网“十二五”电网规划，XX镇和板桥镇按负荷分区划分属于XX市城网的乡镇北片区，F类负荷。目前XX35KV变的唯一电源点为岩门110KV变，四渡变通过一条LGJ120导线接入该变电站，线路长度为35KM，单回辐射供电，投运年限已超过30年，由于变电电压等级过多，10KV供电半径大，导致XX35KV变电站的10KV出线末端电压不满足要求，按照南网规划技术导则要求，35KV供电半径不满足要求，也不满足N1校验原则，供电质量、供电可靠性低。同时岩门110KV变主变容量为231563MVA，历史最大负荷为5328，主变负载率8902，变压器已处于负载运行，变电站投运年限已超过40年，设备严重老化，设备处于高损耗的情况下运行，降低了对下一电压等级的供电可靠性，根据规划十二五期间将退出运行。综上所述，XX市城区乡镇北部片区的供电结构严重不合理，不仅设备严重老化，仅靠一条35KV线路连接上级电源点，只要线路故障导致本区域全区失电，影响居民生活和经济发展。本区域急需建设大容量的变电站，提高供电可靠性和供电质量，待板桥110KV变电站建成后，将会有所缓解。变10KV235LGJ0/5KM变8图21XX市城网北部片区35KV网络示意图22负荷预测及电力平衡221XX市城网乡镇北片区负荷预测XX市为国家历史文化名城，是中国西部重镇之一，黔西北地区的经济、商贸、文化和旅游中心，交通、通信枢纽属于国家规划的长江中上游综合开发和黔中产业带建设的主要区域。在过去五年间XX市城区国民经济一直保持两位数的增长，综合经济实力进一步增强。2005年地方生产总值19752亿元，2009年达39579亿元，年均增长率为1349。其中第一产业年均增长845，第二产业年均增长1543，第三产业年均增长1555。2009年人均生产总值19434元，年均增长1405。根据XX市城区经济发展预测情况，预计到2015年将达到8204亿元，20092015年均增长率为1204，2009年人均生产总值为19361元，2015年人均生产总值为38727元，年均增长1225。XX市城区北部XX镇和板桥镇，在今后的“十二五”期间，将会有重大的发展。其中，XX镇及XX镇至板桥镇G210国道沿线区域属于重点经济规划区，同时即将开工建设的渝黔快铁贯穿整个片区，在XX镇将配套建设一个大型的快铁车站，这给正在快速发展的乡镇北片区提供了良好的发展机遇，带动本区域社会经济的发展，势必将会比“十一五”期间有更大的增长点。根据XX市城网“十二五”电网规划，乡镇北部片区（即板桥镇和XX镇片区）的XX35KV变电站在十二五期间将逐步退出运行，新建110KV电压等级的变电站为本片区供电，以提高本片区的变电容量和提高线路末端电压，降低线损等。因此针对本次可研所论述XX镇及板桥镇所在区域的特殊性，以及今后110KV变建成之后的供电区域，本可研仅对XX市城网乡镇北片区（即板桥镇和XX镇）做负荷和电量分析预测。根据XX市城网“十二五”电网规划和现场收资，乡镇北片区目前无大型的高能耗企业和大负荷。综上所述，对本片区的负荷预测主要按一般性负荷预测。首先，考察历史用电负荷增长情况，2005年2009年乡镇北片区历史电量、负荷见表21表21单位MW、万KWH年限200520062007200820092010年均增长率电量034037041043047051847负荷971046113121130714762由上表的历史负荷情况看出，乡镇北部片区的负荷是在逐年递增的，说明本片的负荷增长与社会经济发展也在同步的增长。根据本片区的负荷结构，对本片区的负荷预测将根据社会经济发展水平，本片区的为一般区负荷预测，选取按照自然增长率逐年作相应的预测，受渝黔快铁的建设及本区域经济圈规划的影响，结合历史负荷、电量资料及XX市城区的国民经济发展情况，十二五期间乡镇北部片区的负荷将会有重大的发展变化，经济增长速度将比“十一五”期间更快，因此在历史负荷年均自然增长率的基础上选取115和133为中方案分别作为负荷和电量预测的自然增长率较为合适，另外在此基础上选取不同的增长率作为高低方案的预测（电量按中方案的43百分点作高低方案预测，负荷按中方案的36百分点作高低方案预测），具体结果见下表22表22单位MW、亿KWH方案年均增长率项目20102011201220132014201520201760电量051060071083098115258高方案1510负荷14001611185521352457282857131330电量051058065074084095214中方案1150负荷1400156117411941216424134158900电量051056061066072078121低方案790负荷1400151116301759189820482995由上表的预测结果可以看出，按照中方案的预测，到2015年，乡镇北部片区最大负荷将为2413MVA，最大电量为095亿KWH，很明显负荷较2010年有很大的变化，即使按照低方案，负荷也有2048MVA，仅靠目前的网架结构是无法满足负荷增长的需求的。本可研负荷预测选取中方案预测结果作为设计依据。222变电容量平衡针对本工程建设的区域情况，本可研变电容量电力平衡仅对XX市城网乡镇北部所在区域作相应的计算和分析，电力平衡计算分析见下表23年限2010201120122013201420152020110KV公用最大供电负荷（MW）140015611741194121642413415835KV及以下电厂装机容量（MW）00000000000000000000035KV及以下电厂出力（MW）000000000000000000000所需变电容量_容载比18（MVA）2520281031333493389543437484所需变电容量_容载比21（MVA）2940327836554075454450678732电网实际变电容量（MVA）000000000000000000000需新增变电容量_容载比18（MVA）2520281031333493389543437484需新增变电容量_容载比21（MVA）2940327836554075454450678732根据电力电量平衡表，容载比取1821，到2012年，XX市城区乡镇北片区110KV变电容量缺额为31333655MVA，2015年为43435067MVA，远景年2020年为74848732MVA。另XX35KV变是本片区唯一的供电电源点，投运年限也较长，设备老化等较为严重，目前也濒临过载运行的局面，该站10KV已无出线间隔，根据负荷发展情况趋势和变电站的实际情况，增容和改造XX35KV变并不能取得好的成效，主要原因是35KV线路过长，电压层次过多，在负荷较重的情况下，导致10KV线路末端电压不能满足要求，影响居民生产活动。在XX市城网“十二五”规划期间内，XX35KV变将逐步退出运行，因此按照本工程的设计水平年2012年来看，2012年本片区的110KV变电容量缺额为31333655MVA，2015年为43435067MVA，建议本片区新增一台150MVA的110KV变压器，以满足负荷的快速发展需求。23建设必要性231项目建设必要性1）解决“XX35KV变”退出运行后的负荷转移按照XX市城市电网“十二五”规划，XX市城网将在十二五期间逐步取消部分35KV电压等级的变电站，以减少变电层次，提高线路末端电压等级，降低线损，XX35KV变已不适应负荷发展及电网结构的需要，在规划期内将退出运行，因此新建板桥110KV变电站刚好解决XX35KV变退出运行后的负荷转移问题。2）满足板桥镇、XX镇片区用电负荷发展的需要XX镇及XX镇至板桥G210国道沿线一带区域均属于重要城镇经济规划区，即将开工建设的渝黔快铁贯穿整个片区，并且在XX镇将配套建设一个大型的快铁车站，这将使本区域的社会经济的发展远超过十一五期间，给本区域带来新的机遇和发展空间，电力负荷也会随之增加。结合上述负荷预测及电量平衡分析，2012年本片区的110KV变电容量缺额为31333655MVA，2015年为43435067MVA，因此急需增加新的变电容量以满足负荷发展的需求。3）改善XX市城网乡镇北部电网结构，提高供电可靠性XX35KV变的唯一电源点为岩门110KV变，四渡变仅通过一条LGJ120导线接入该变电站，线路长度为35KM，单回辐射供电，投运年限已超过30年，由于变电层次过多，10KV供电半径大，导致XX35KV变电站的10KV出线末端电压不满足要求，35KV、10KV线损大，网架薄弱。建设板桥110KV变，可以解决由于35KV、10KV供电半径大导致线路末端电压不足的局面，缓解由于主供线路老化线损大的情况，提高供电可靠性及供电质量。232变电站在系统中的地位和作用及供电范围板桥110KV变电站将成为XX市城网乡镇北部片区唯一的主供变电站，在改善乡镇北电网结构、满足用电需求、提高乡镇北部片区供电可靠性等方面将发挥重要作用。根据XX市城网电力系统发展规划，板桥110KV变的的供电范围为XX和板桥两个乡镇。233建设进度根据XX、板桥镇负荷增长情况，以及XX35KV变退出运行后的负荷转移，结合电网规划，本输变电工程进行前期工作、设计和施工的合理工期，建议板桥110KV输变电工程于2012年建成投产。24接入系统方案241接入系统方案板桥110KV变电站建成时，其周边可作110KV系统接入点考虑的变电站主要电源点有位于海龙镇的海龙220KV变、位于礼仪片区的礼仪220KV变。经现场核实海龙220KV变有110KV备用出线间隔2个，礼仪220KV变将于2012年建成投产。综合考虑XX市城网实际情况，结合XX市城网十二五规划及南网规划技术导则，由于礼仪220KV变为在建项目，与海龙220KV变相比，除了海龙变至板桥变的线路长度相对较短外，礼仪变投产时间由于项目建设过程的不确定性因素难以确定。拟定本期板桥110KV变110KV接入系统方案为从海龙220KV变板桥110KV变新建110KV线主供线路；远期按规划从仁江110KV变接入一回，使板桥110KV形成由海龙220KV变主供，仁江110KV变为备用电源的供电方案，提高供电可靠性，海龙220KV变目前主变为150120270MVA。方案网络结构和潮流分布的特点具体分析如下242方案潮流计算分析2421计算条件及分析原则1计算条件计算水平年考虑2015年2负荷水平、电源及网络计算的负荷水平、电源及网络，参照了XX市城网十二五电网规划。3潮流方式按丰大、枯大两种典型潮流方式进行计算。4功率因数计算用的功率因数为095。发电机组功率因数最低取085、最高取095，水电机组功率因数取10，原则上不考虑进相运行，以便为调度留有裕度。5电压控制范围网络中任意一点的运行电压不超过120、242、550KV，在正常情况下不低于网络额定电压的095。2422计算结果及分析潮流计算结果见附图15板桥110KV变电站供电范围属F类供电区，采用本方案接入系统，到2015年，板桥变至海龙变综合线损为243，综合能后满足运行要求。板桥110KV变电站本期接入系统示意图见附图13。243海龙220KV变110KV间隔扩建根据接入系统方案，结合海龙220KV变110KV备用间隔实际情况，本期工程占用110KV出线侧由北至南左起第一个出线间隔至板桥110KV变，设计范围包含电气一次、二次、土建及通信部分。25设备参数选择251系统短路电流2511计算条件1全省220KV及以上网络参与计算，110KV网络开环考虑。2短路水平年按远景水平年考虑。2512板桥110KV变电站系统短路电流根据XX市城网电网的远景规划，计算得2020年最大运行方式下各级电压母线短路电流周期分量有效值及短路冲击电流值如下110KV母线31275KAICH33246KA35KV母线31558KAICH33967KA10KV母线32348KAICH35978KA252电气设备参数要求根据短路电流计算结果可知，板桥110KV变电站110KV母线短路电流有效值1275KA，考虑到系统发展的不确定性，建议板桥110KV变电站110KV断路器遮断容量选为315KA；35KV、10KV结合系统远景规划并参考计算结果选取短路电流水平为主变进线40KA,其他出线315KA。253主变压器选择根据负荷预测及电力电量平衡表，2012年本片区的110KV变电容量缺额为31333655MVA，2015年为43435067MVA，到因此推荐板桥110KV变主变规模本期150MVA、终期350MVA。110KV为有效接地系统，主变110KV中性点采用隔离开关接地方式，变压器中性点可以根据运行方式选择不接地或直接接地，35KV不接地，10KV为不接地系统或经消弧线圈接地。254无功补偿根据电网无功分层分区的配置原则，110KV变电站无功补偿的主要目的是补偿主变无功损耗和平衡高、低压电网之间的无功缺额，工程实际中常按主变容量的1525选择。因此本站最终2台主变应配置无功容量为642MVAR，本期242MVAR。为限制系统谐波和电容器合闸涌流，要求电容器配置相应的串联电抗器，电抗率应按工程实际谐波水平进行选择。26工程设想261电气主接线建议配电装置是变电站的重要组成部分，它的设计要贯彻执行国家的基本建设方针和技术经济政策，本变电站的设计在保证运行可靠的前提下按照系统和当地自然条件，给出110KV部分采用GIS布置、PASS布置及常规AIS设备布置共计3种方案。综合比较如下表24所示表24GIS与PASS及AIS配电装置方案比较表序号户内配电装置户外配电装置户外配电装置1GIS方案PASS方案AIS方案2运行可靠性高，维护工作量小；但是由于集成度过高，当一处出现故障（如漏气问题），很难查出故障点，且整个变电站均要停电。运行可靠性高，维护工作量较小；易检查出故障并进行更换。受外界环境影响，设备运行条件较差，不良气候对设备维修和操作有影响，维护工作量大3建设速度较快，但组装和调试在现场进行，对安装工艺和现场安装条件要求高，否则会存在故障隐患土建和现场安装工作量较小，建设速度快；每一元件在生产厂家已预组装，并经过了例行检测，安装灵活，单个部件84可以回收。土建工作量和费用小，建设周期短4结构紧凑，占地面积小结构紧凑，占地面积较小占地面积大5维护工作量小维护工作量较小维护工作量最大6噪音小噪音较小噪音大7价格高价格较高（与GIS比节省投资越30，比AIS方案略高）价格便宜通过定性分析，3个方案各有优势，GIS可靠性高，维护工作量小，占地面积少，受周围环境影响小，集成度高，土建施工和设备安装工艺要求高，一次性投资大。AIS方案受环境影响大，维护检修量大，可靠性差。PASSMO处于中间位置。下表25为具体个方案单个间隔技术经济比较表25GIS、PASS、AIS单个间隔工程技术经济比较表项目GIS变电站PASSMO变电站AIS变电站ABB断路器11台（弹簧）1台（弹簧）24万隔离开关（单接地）111组31万隔离开关（双接地）111组33万电流互感器66台6台186108SF6气体1瓶1瓶1瓶05万钢材（含设备支架）1个桶及支架5吨4万端子箱汇控箱05万以上整体价格（小计）13380万（根据北中、电高压电力设备有限公司报价462万试验费整体1万开关和CT4万占地面积06万/间隔1万/间隔土建基础1万2万安装费、调试费1万5万以上价格（小计）36万12万总价150万836万582万通过上述比较得出，三个方案各具优势，也各具不足，从技术经济的角度，110KV单个间隔的费用GIS比PASS高出67万多，PASS比AIS多出254万元。本站选何种方案，需根据特定的环境和条件来决定，GIS适用于城市中心和用地紧张、线路出线困供电可靠性高的区域；PASS适用于城市郊区但占地面积较小、对供电可靠性要求较高的区域，AIS则属于上述2中以外的情况。结合本站建设规模以及现有110KV变电站所属供电区域，变电站地理位置、XX市城网“十二五”电网规划以及今后本区域经济发展状况、推荐本站电气一次方案采用PASS设备的方案，因为PASS运行可靠性高、安装运行灵活，维护量小，成本适中。参照南方电网110KV变电站标准设计2007版下册中的CSG110B3B34AWD接线方案，结合贯彻“贵州电网设备装备及技术进步座谈会”的精神，提高设备技术含量，选购优质电网设备，在本变电站中110KV配电装置选用PASS设备，主控室、35KV、10KV配电装置选预装式（箱式）模块化设备，不仅保证技术先进，设备可靠，而且能加快建设速度。本站一次方案为110KV终期4回，采用单母分段接线，2主变接两段母线；本期1回出线，本期单母线接线；35KV终期6回，采用单母线分段接线；本期2回，本期采用单母线接线。10KV终期30回，采用单母线分段接线；本期10回，本期采用单母线接线。电气主接线详见附图1。262主要电气设备选择根据短路电流计算结果，本工程110KV、35KV、10KV设备短路水平分别按315KA、（40KA）315KA、（40KA）315KA考虑，该站按国标级污秽区考虑，根据国家标准GB/T16434高压架空线路和发电厂、变电站环境污秽分级及外绝缘选择标准，取中性点直接接地系统泄漏比距25MM/KV，中性点不接地系统泄漏比距31MM/KV。主要设备如下，具体参数见附图01。1）主变压器。采用三相三绕组油浸式、低损耗、有载调压主变压器。其主要技术规范为型号SSZ1050000/110推荐电压比1108125/385225/105KV容量比100/100/100接线组别YN，YN0,D11冷却方式采用油浸自冷110KV中性点绝缘水平66KV阻抗电压推荐U12105U13175U23652）110KV设备A）110KV间隔采用户外PASSMO设备断路器开断电流315KA，额定电流1600A，3S热稳定电流315KA，动稳定电流峰值80KA，隔离开关额定电流1600A，3S热稳定电流315KA；电流互感器安装数字变电站设计采用电子式互感器ROGOWSKI线圈原理，输出信号严格按照IEC61850规范要求。B）隔离开关。选用双柱水平开启式，额定电流1600A，3S热稳定电流315KA。C）电压互感器。选用数字化变电站电子式电压互感器。准确级别为02S/3P。D）避雷器采用交流无间隙金属氧化锌避雷器，推荐Y10W1108/281W。3）35K、10KV设备A）35KV高压开关柜。35KV采用户内手车式开关柜，内配真空断路器。10KV断路器额定电流值主变、馈线分别选用2000A、1250A，开断电流值分别选用40KA、315KA，电流互感器、电压互感器均为电子式互感器。B）10KV高压开关柜。10KV采用户内手车式开关柜，内配真空断路器。10KV断路器额定电流值主变、馈线分别选用3150A、1250A，开断电流值分别选用40KA、315KA，电流互感器、电压互感器均为电子式互感器。C）电容器。每台主变压器10KV侧装2组42MVAR并联电容器，本期装设2组42MVAR并联电容器，采用框架式电容器组。C）站用变压器站用变压器宜选择干式设备。单台变容80KVA，装于10KV站用变柜体内。4）导体选择A）110KV母线选择LDRE100/90管型母线，母线穿越功率按150MW考虑。B）主变进线工作电流按105倍变压器额定容量选择，110KV出线按不小于输电线路截面选择。C）35KV、10KV电缆按其工作电流选择。263电气总平面布置本工程电气总平面在南方电网110KV变电站标准设计2007版下册中的CSG110B3B34AWD接线方案基础上根据工程实际情况进行修改和优化。板桥110KV变电站电气总平面布置主要根据各级电压的出线方向及地形情况进行布置，同时考虑了巡视、维护和检修、操作的方便。电气总平面布置具体如下1）110KV配电装置110KV配电装置布置于变电站东南侧，采用户外管母线中型单列布置，由东南面进出线。母线选用LDRE100/90管型母线，构架高度为10米，进出线悬挂点高度为10米。本期建设1回110KV出线间隔设备（PASSMO设备）,母线PT间隔设备、1主变及其他110KV设备。2）35KV配电装置及主控室35KV配电室为模块化箱体布置方案，户内采用35KV中置式成套高压开关柜,配电装置室布置于站区东北面。3）10KV配电装置及主控室10KV配电室为模块化箱体布置方案，户内采用10KV中置式成套高压开关柜,配电装置室布置于站区西北面。264防雷接地2641直击雷保护为防止雷电对电气设备的直接袭击，在110KV屋外配电装置构架上设计两根构架避雷针，在10KV配电装置楼左右侧各设计一根独立避雷针进行直击雷保护。2642侵入波及操作过电压保护为防止侵入雷电波产生过电压，在变电站的主变压器35KV、10KV、主变中性点、各级电压出线上均装设一组氧化锌避雷器。为防止电容器操作过电压，在并联电容器首端装设氧化锌避雷器。2643接地全站接地采用水平敷设接地极为主，辅以角钢垂直接地极的混合接地网。综合考虑热稳定和抗腐蚀要求，本工程主接地网和设备接地引下线均采用606镀锌扁钢，电缆沟内敷设403铜排作为屏蔽控制电缆及端子箱接地用。独立避雷针设独立集中接地装置，接地电阻不大于10。若本工程主地网的接地电阻值不能满足要求，暂采用敷设深层接地网的方法进行降阻，如仍不能满足要求，可进一步考虑采用降阻和隔离相结合的接地防护措施，以满足接触电势要求。所有电气设备外壳和构架铁件均需可靠接地，电气二次设备室设备接地采用铜排。鉴于变电站的接地装置设计与站内土壤电阻率、短路入地电流有很大关系，因此接地装置设计在实际工程阶段应根据实际条件进行调整。265所用电及照明站用电采用380V三相四线制零线接地系统，设置2台二次容量为80KVA站用变，分别接至10KV的两段母线上。继电器室照明采用节能型LED长寿命灯具，站用配电装置室、办公室和值班室等采用低位投光灯的照明方式。主控制室、蓄电池室、35KV、10KV配电装置室、站用配电装置室及主通道均装设事故照明。站内一般场所照明采用就地控制方式。266电缆敷设户外采用电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，其中站用电源、电容器及10KV出线等大截面电力电缆采用直埋或专用电缆沟敷设方式；户内电缆采用电缆沟及穿管敷设方式。变电站拟对通向继电器室的墙孔及盘底开孔处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等的电缆沟盖板予以密封处理。3电力系统二次31电气一次方案概述312一次规模简述板桥110KV变系统一次推荐方案10KV终期4回，采用单母分段接线，2主变接两段母线；本期1回出线，本期单母线接线；35KV终期6回，采用单母线分段接线；本期2回，本期采用单母线接线。10KV终期30回，采用单母线分段接线；本期10回，本期采用单母线接线。10KV无功补偿终期64200KVAR,本期24200KVAR。312相关系统保护现状海龙220KV变监控系统为南瑞科技股份公司的计算机监控系统，现状110KV线路保护测控屏中，有两面屏柜预留有保护、测控装置位置，可用于本期扩建间隔线路保护装置的安装位置。32计算机监控系统按无人值班数字化变电站设计，通过站内计算机监控系统实现远方控制。按无人值班数字、程序化、智能化操作的综合自动化变电站设计，通过站内计算机监控系统实现远方控制。321监控系统采用分层、分布、开放式网络结构，以间隔为单位，面向对象进行设计1）监控系统结构。本工程计算机监控系统采用开放式分层分布式网络结构，分为站控层、间隔层和过程层三部分，过程层和间隔层之间采用基于IEC61650协议的SMV与GOOSE共网的完全过程总线通信方式，两网合一系统构架层次简单清晰，采用双网结构。SMV网即采样值网，完成全站一二次设备间的采样值传输，主要是电子式互感器与保护测控装置之间的传输；GOOSE网即开关量网，即一次开关机构和二次保护测控装置之间的传输。间隔层和站控层之间采用已经比较成熟的双以太网冗余通信方式，站控层网络按双网考虑，过程层网络按双网考虑，星型结构。电气二次设备室至10KV配电装置室中的PT柜、进线柜之间的通信介质采用光纤，其余柜体与主控室的通信均为双绞线。过程层网络时钟同步采用和站控层相同的IRIGB码时钟，实现网络同步。站控层设备包括当地监控主机操作员工作站2套、五防主机1套、远方通信服务器两套、网络通信记录分析系统、卫星GPS对时系统、规约转换器和打印机等。监控系统能够实现程序化、智能化操作，监控主机含VQC、小电流接地、五防等功能。站控层设备形成全站的监控、管理中心，并实现与远端调度的通信。所有站控层设备均采用100M屏蔽双绞线以太网，并按照IEC61850通信协议进行信息传输。站控层网络负责站控层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。网络传送协议采用TCP/IP协议，拓扑结构为双星型。站控层与间隔层设备的网络采用IRIGB码对时，实现二次设备时钟统一。间隔层设备主要包括保护装置、测控装置、故障录波装置、以及其他智能设备。间隔层设备集中布置，各间隔设备相对独立，通过通信网互联，同时和上级站控层双以太网及下级过程层总线式以太网通信。在站控层设备或网络出现故障的情况下，间隔层设备仍能独立完成间隔电气设备的就地监控功能。110KV线路、主变采用保护和测控独立配置的设备，10KV测控、保护、合并单元、智能单元一体化装置，置于10KV开关柜；其他智能设备可通过通信接口接入计算机监控系统。过程层包括电子式互感器、合并单元和智能终端等设备。过程层交流采样采用IEC6185092网络通信方式，开关的遥控、遥信采用GOOSE网络方式，传输介质均为光纤。智能终端通过过程总线接口向间隔层设备提供电气信息，接受间隔层设备的跳合闸等控制命令。网络设备包括网络接口装置、交换机、光端接口装置、通信电缆、光缆等。实现各层设备之间的通信连接。2）控制和操作。控制范围全站的断路器和电动隔离开关。控制方式采用三级控制方式，断路器在远方、监控系统和测控屏上控制，电动隔离开关在远方、监控系统和配电装置处控制。为使整个监控系统能安全可靠地运行，监控系统必须具有相应的安全、保护措施，如设置操作权限，保证操作的唯一性、命令合法性检查和闭锁条件检查，按选点、校验、执行的步骤进行操作等。3）监控系统功能。监控系统应具备如下功能数据采集和处理，数据库的建立和维护，断路器同期，运行监视和报警，事故顺序记录和事故追忆，运行管理，在线自诊断，远方维护和远方诊断，在线统计和制表打印，电压无功控制（VQC），主变抽头联调，变电站五防，远动信息等。4）监控系统通信接口。监控系统应具备与下列设备或系统的通信接口调度主站，保护装置，直流系统，电能采集装置，火灾自动报警系统，GPS时钟同步系统，图像监视及安全警卫系统，消弧线圈接地选线装置（或小电流接地选线装置），380V220V智能站用电系统等。5）监控系统应具备完善的网络安全防护及二次防雷措施。6）110KV线路和主变测控与保护单独配置，置于主控室。10KV测控、保护、合并器、智能单元为一体化装置，置于10KV高压开关柜。33保护及故障信息管理子站系统变电站配置一套保护及故障信息管理子站系统接入XX主站。34时钟同步系统站内设置两套时钟同步系统，冗余配置，采用GPS和北斗卫星作为主时钟源，时钟输出信号为IRIGB码时钟，满足站内监控系统、保护装置及其他智能设备的对时要求。35防误操作闭锁通过监控系统的逻辑闭锁软件及五防工控机实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。在站级控制层和间隔级测控单元具有软件实现全站电气防误操作的功能，软件对运行人员的电气设备操作步骤进行监测、判断和分析，以确定该操作是否正确。若发生不正确操作，可以对该操作进行闭锁、并打印显示信息。35、10KV配电装置采用带“五防”功能的开关柜，并考虑加装“五防”锁具，用于防止走错间隔。36电能量计量系统全站配置一套电能量采集装置，再各计量点装设单只电能表，精度不低于有功05S级、无功2级。全站选用符合IEC61850通信标准的数字输入的电能表，采用高速光纤以太网，可与数字式光电互感器实现无缝连接。110KV出线、主变高压侧配备一主一辅表，均为05S级表，35KV、10KV出线均为05S级表。全光纤数字式电能表须具备IEC6185092的数字化接口，能从过程层网络上获取采样值信息，电度表输出标准RS485接口以标准部颁DL/T6451997规约与集中采集装置通信，其余表计功能则由站内监控系统实现。37继电保护及安全自动化继电保护和安全自动装置应按GBT142852006继电保护和安全自动装置技术规程及贵州电网公司数字化变电站技术标准进行设计。1主变保护按双套设计，配备主保护和后备保护，差动保护采用不同原理，主变非电气量保护就地由主变智能终端实现；110KV侧后备保护设置一套复合电压过流保护和间隙零序过流、过压保护；35KV、10KV侧后备保护设置一套复合电压过流保护。每台主变组两面保护屏，其中后备保护与主保护宜共箱配置。2110KV线路独立配置保护装置和测控装置，单独组屏安装，保护为数字式光纤差动保护，每两回线路组一面屏，110KV侧本期配置一套备自投设备。3全站配置一面集中故障录波装置，具有事故追忆和故障测距、远传等功能。4全站配置一套行波测距装置，测量110KV出线回路故障短路点至变电站距离，便于快速找到故障点。510KV线路采用微机型速断、过流保护装置，保护具有三相一次重合闸功能、低周减载功能，测控保护一体化，10KV各配置一套独立的小电流接地选线装置。10KV分段断路器设置过电流保护装置及分段备投装置。610KV电容器采用微机型过压、失压保护及过电流保护，并设开口三角不平衡电压保护，并具有小电流接地选线。7站用变压器采用微机型速断、过流及零序过流保护；380V站用电备自投由智能站用电系统本身完成。8110KV合并器按间隔单台配置，布置于该间隔的测控屏。9主变各侧合并器单台配置，110KV合并器安装在主变的保护测控屏上，35KV、10KV合并器集成智能单元功能，安装在35KV、10KV进线开关柜上。10110KV、35KV、10KV母线PT合并器单台配置,集成PT并列功能，110KVPT合并器安装在PT并列屏上，35KV、10KVPT合并器，安装在35KV、10KVPT柜上。11110KV出线间隔、母线PT间隔配置一台智能终端，安装在各间隔汇控柜内。12主变三侧各配置2台智能终端，110KV侧智能终端安装在主变高压侧汇控柜内，35KV、10KV侧智能终端安装于进线开关柜内；每台主变配置一台本体智能终端，安装在主变端子箱内。1335KV、10KV系统间隔智能终端与合并器及保护测控装置集成设计，布置在开关柜上。37直流系统交流电源371按照数字化变电站的要求，全站设两套直流系统，设备具备互导切换功能，用于站内一、二次设备及事故照明等的供电，直流系统电压选用220V，全所事故停电时间按2H考虑。每套直流系统配置如下1直流系统采用单母线接线，充电装置采用高频开关电源，模块电流选用10A，按41配置，蓄电池容量为300AH，采用阀控式密封铅酸电池，组屏置于电气二次设备室；直流充电屏组屏两面、直流馈线屏组屏两面，置于电气二次设备室。2直流系统应装设微机绝缘在线监测及接地故障定位装置，自动监测各馈线直流绝缘情况，发出接地信号，指出接地馈线编号。直流系统还应配有蓄电池监测装置、系统监控单元，并能通过统一接口于站内监控系统通信，达到远方监控的目的，接口满足IEC61850规约。3直流系统采用混合型供电方式。110KV及主变部分采用放射型供电，每一间隔的保护、操作、测控装置应分别配置直流空气开关，并分别从直流馈线屏获取电源；10KV部分按母线分段情况设置，每一段母线按双回路电源配置。372为了给变电站自动化系统、火灾自动报警装置等重要负荷提供不间断电源，全站设置一套交流不间断电源系统，采用交流和直流输入，直流电源采用站内直流系统供电。交流不间断电源系统选用两套3KVA逆变电源，冗余配置，互为备用，独立组屏。373在电气二次设备室设一面继电保护试验电源屏。电气二次设备室内二次设备的交流供电与站用电系统结合统一组屏设计。374站内交、直流电源系统均应具备完善的二次防雷措施，具体防雷设计标准按南方电网最新规定执行。38二次设备布置及其他辅助设施381二次设备的布置本站按无人值班综合自动化变电站设计，综合配电楼设有电气二次设备室，不专设通信室。二次屏均采用尺寸为2260MM高800MM宽600MM（深）的前后开门形式柜体，单列布置。柜体颜色为RAL7035。10KV保护测控装置和电能表布置在相应高压开关柜上，站内公用、110KV及主变等部分的二次设备布置在电气二次设备室。当10KV保护测控装置采用以太网接入监控系统时，宜在其配电装置室各布置一套监控系统网