110kV变电站增容工程可行性研究报告 (3).doc

110kv变电站增容工程可研报告卷册检索号17-b06k68k110kv变电站增容工程可行性研究报告2 工程名称： 110kv变电站增容工程批 准：审 核：校 核：编 写：2目录1 概述2工程建设必要性3 站址选择4 电气一次部分5电气二次部分6通信部分7土建部分8线路部分9技经部分10 结论附件1 hb省电力公司文件冀电发展2006109号关于开展hb晋州冻光等110千伏输变电工程前期工作的批复附件2 市国土资源局关于 110kv变电站站址土地性质的证明附件3 市国土资源局关于 市供电局基建工程用地指标的承诺附件4 市建设局关于 110kv变电站建设项目列入建设规划的承诺附件5 站址所在乡政府、村委会关于 110千伏变电站工程建设征用土地的承诺附图1 路径方案图附图2 方案一电气主接线图附图3 方案一总平面布置图附图4 方案二电气主接线图附图5 方案二总平面布置图 110kv变电站增容工程可研报告1 概 述1.1 设计依据(1) hb省电力公司文件冀电发展2006109号关于开展hb晋州冻光等110千伏输变电工程前期工作的批复(2) hb省南网“十一五”电力发展规划及2020远景目标(3) 220kv输变电项目可行性研究内容深度规定（试行）(4) sdj 161-85 电力系统设计规程(5) dl 755-2001 电力系统安全稳定导则(6) gb14285-93 继电保护和安全自动装置技术规程(7) dl 5003-91 电力系统电网调度自动化设计技术规程(8) 电力系统光缆通信工程可行性研究内容深度规定(9) gb 50060-92 35110kv变电所设计技术规程(10) dl/t 5103-1999 35kv110kv无人值班变电所设计规程(11) dl/t 5092-1999 110500kv架空送电线路设计技术规程(12 )国家经济贸易委员会2002年发布的电力建设工程概算定额2001年修订本(13) 电力规划设计总院火电、送电、变电工程限额设计参考造价指标（2003年水平）1.2 工程概况1.2.1 变电站现状变电站位于市区东部，投运于1979年7月，原有主变一台，容量31.5mva，1992年增容231.5mva主变一台。现有主变容量231.5mva，110kv进线两回，分别由东田和常山220kv站供电，110kv接线为单母线双刀闸分段；35kv为单母线开关分段，35kv出线8回，其中 东方热电、新化公司为发电并网线路；10kv采用单母线开关分段，现供市区10kv配电线路10条。变电站所在地污秽等级级。 站始建于上世纪70年代，站内地平已低于市区道路32cm，不能满足防汛排水要求，需将站内地平整体升高50cm。1.2.2 本期改造内容1.2.2.1 站内改造将两台31.5mva主变增容为两台50mva主变。1.2.2.2 线路改造a、更换田新110kv线路8至24杆lgj-185导线为lgj-240导线，更换部分腐蚀严重的杆塔，24至44杆穿越居民区的线路走经改到市区规划道路侧。b、常新110kv线路更换杆塔及导线。将常新t接点至 站lgj185导线更换为lgj-240导线，并更换锈蚀严重的杆塔。1.3 设计水平年 110kv变电站增容工程建设期为2007-2008年，计划2008年投产，设计水平年取2008年。1.4 主要设计原则遵循电力发展规划，结合本工程项目建设要求，满足设计规程规范要求，按时、高质量完成设计，保证工程按计划投产。1.4.1电源侧常新线（181）现为lfp-941a保护，已招标要改造，不再列入本工程；田新一线（179）现为lfp-941d保护，需要改造，上1面110kv线路保护屏，列入本次工程。1.4.1.3 土建根据电气一次设计要求做相应出线间隔设计。1.4.2 站内 （2个方案）1.4.2.1 方案1：迁址新建，执行典设a-3方案。a、电气一次：布置方案：由于该站址位于四级污秽区，因此布置方案按四级污秽区考虑，主变在室外，110kv的gis设备放在室外房顶，35kv、10kv在室内布置。主变终期容量3x50mva，采用有载调压变压器,变电所电压等级为110/35/10kv，本期2x50mva。110kv接线：本期进线2回，为内桥；终期进线3回，为内桥+线路变压器组。35kv接线：本期出线8回，单母线分段（含3回并网线）。终期出线12回，单母三分段。10kv接线：本期出线16回，单母线分段。终期出线24回，单母三分段。无功补偿：本期为2x（3006+5010）kvar。终期为3x（3006+5010）kvar。 b、电气二次：采用微机综合自动化系统，按无人值班站设计。监控主机为单机配置，远动主机为双机配置。设置独立的微机五防系统一套。遥视系统一套。站用交流系统单母线接线。直流系统由2套高频开关电源和2组200ah、2v单体阀控铅酸免维护蓄电池构成，单母分段接线，含通信dc/dc模块。c、土建站址位于 市区内西北部，站邻京新大街。站址用地为非基本农田，地势平坦、开阔，地势平坦，交通便利。该站执行典型设计a-3方案，35kv、10kv均室内布置，110kv布置于室外屋顶，主变室外布置，主变之间设防火墙，综合保护室、35kv、10kv配电室、电容器室、接地变室、地下电缆夹层均布置于配电装置楼内，配电装置楼采用钢筋混凝土现浇框架结构。d、通信1） 110kv变电站为光纤枢纽站，需增加设备：a） 县调：pcm终端设备（30路）一套；b） 110kv变电站：pcm 基群设备（30路）一套，sdh光通信设备一套。2）现有 110kv站-东田220kv站110kv旧线(田新线)线路进行换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kv站-东田220kv站的一条32芯opgw光缆，线路长度约10.7公里。3）现有 110kv站常山220kv站110kv旧线(常新线)线路进行6公里的换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kv站-常山220kv站的一条24芯opgw光缆，线路长度约6.7公里。4）现站内 对东田载波已停止使用，拆除载波结合设备共1套。1.4.1.2方案2：原址增容。a、电气一次：接入系统、布置方式均不变。110kv主接线：原为单母线双刀闸分段，本期改为内桥接线。 35kv接线：不变。 10kv接线： 不变。无功补偿： 按主变容量的15%。室外密集型7500kvar。保留110kv的sf6断路器和部分隔离开关,其他设备均采用新上。b、电气二次：与方案一相同，但布置方式需与一次对应。c、土建根据电气提资更换相应设备基础及架构。d、通信1） 110kv变电站为光纤枢纽站，需增加光口板一块。2）现有 110kv站-东田220kv站110kv旧线(田新线)线路进行换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kv站-东田220kv站的一条32芯opgw光缆，线路长度约10.7公里。3）现有 110kv站常山220kv站110kv旧线(常新线)线路进行6公里的换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kv站-常山220kv站的一条24芯opgw光缆，线路长度约6.7公里。4）现站内 对东田载波已停止使用，拆除载波结合设备共1套。1.4.3 线路1.4.3.1 东田220kv站至 110kv线路改造、常山220kv站至 110kv线路 段改造，两条线路均为改造项目，保持原有接入系统方案，不做改变。1.4.3.2 110kv站110kv侧为东进线。东田220kv站至 110kv线路占用 110kv站南侧间隔，常山220kv站至 110kv线路占用 110kv站中间间隔。1.5 设计范围本可行性研究设计范围包括 110kv变电站增容工程、常山- 、东田- 110kv线路改造工程、东田220kv变电站110kv线路保护改造工程。2 工程建设必要性2.1 电网现状 电网结构目前有220kv、110kv、35kv输电网和10kv配电网以及0.4kv供电网络组成。截止2005年底， 电网共有220kv变电站1座，主变2台/240mva；110kv变电站3座，主变4台/134.5mva；35kv变电站12座，主变23台/151mva；用户自备35kv站4座，主变9台/21.9mva；现有110kv线路3条，其中 110kv站由东田220kv站和常山220kv站双回供电，陶家庄110kv站由东田220kv站单回供电，康兴110kv变电站由常新线路t接供电；35kv线路19条/84.79km、10kv线路79条824km，配电变压器2289台/254mva，乡镇、村通电率100%，排灌用电保证率97%，城乡居民生活用电保障率98%，全市用电量5.56亿kwh，电网最高负荷10.5万kw，线损率4.5%（2005年度）。东田220kv站作为全市主供电源，除担负两个110kv站的供电任务外，还通过两条35kv线路直接向长寿、青同、官庄三座35kv站和啤酒用户站供电； 110kv站现有主变两台，容量2x31.5mva，担负城东、城南、安家庄35kv站和化肥、卫星用户站的供电，并经两条35kv并网线路与 东方热电相联，发电功率24mw，另有10条配电线路供临近负荷用电；陶家庄110kv站现有主变一台，容量31.5mva，担负着我市沙河以北的工农业生产供电任务，带有四座35kv站和四条配电线路；康兴110kv站由常山220kv站供电，主变一台，容量40mva，带邯邰35kv站及10kv负荷，并经康杜35kv线路与杜固35kv站联络。2005年110kv主变容载比1.45，35kv主变容载比1.30。22 电网存在的问题 电网经过三次农村电网建设与改造工程后，电网布局日趋合理，大大缩短了配电供电半径和电网设备状况，提高了电能质量和供电可靠性，但是，随着我市工农业生产的发展及人民生活质量的提高，近几年用电负荷同样增长迅速，对供电可靠性的要求也在不断提高，使得电网建设相对与电力需求日显滞后，部分变电站出现不同程度的过负荷。1、 电力供应不足。随着工农业生产发展及居民生活用电量的不断增加， 市一直处于缺电限电情况下，2005年上级分配电力指标3.8万kw，而实际负荷已达到10.5万kw，最高潜在负荷达到11.7万kw，2005年全年限电2626路次，其中因主变过负荷限电815路次，拉闸限电频繁，给工农业生产造成了经济损失，制约了全市经济发展，也给人民生活带来极大不便。2、 设备陈旧、可靠性差，影响电网安全运行。 电网自60年代建电以来的承安铺35kv站到现在，经过了四个发展阶段，第二阶段 110kv站投运于1979年，19841996年建设了35kv 小型变电站五座，1998年开始的农村电网改造是 电网建设的第四阶段。由于电网设备运行时间较长，现存在一、二次设备陈旧老化、运行方式单一，安全可靠性差等影响电网安全运行的设备隐患，其中 110kv站投运于1979年，主设备已运行27年，现除存在主变容量不足外，还存在110kv开关（sw6-110）超期服役，隔离刀闸锈蚀严重、操作困难，以及二次设备特别是原电磁型继电保护拒动、误动等重大安全隐患；80年代投运的小型简易35kv变电站普遍采用35kv单母线、10kv单母线刀闸分段，直流系统为硅整流电容储能的运行方式，也影响着电网安全运行。3、 变电设备容量不足、供电能力差。随着我市工农业生产的发展和居民生活水平的提高，特别是农村配电网改造后，农村排灌用电设备新增用电负荷2.5万kw以上，使得部分变电站主变容量严重不足，其中邯邰、杜固、辛岸及 110kv站主变过负荷严重，总体110kv和35kv变电站容载比偏低，供电能力薄弱。4、 现我市除 110kv站和市区长寿、安家庄两座35kv变电站具备双电源点供电外，陶家庄、康兴110kv站和其它的十座35kv站输电线路均为单回线路供电，陶家庄、康兴站为单主变运行， 满足n1要求的变电站仅为30.7%，供电可靠性差。5、 配电线路老化严重。 电网自开始建电至今，除近几年电网改造投入了一定数量的资金用于农村生活用电外，大部分线路由于资金问题，至今尚无进行过改造，几十年的运行时间和超负荷运行，已使得部分线路老化严重，断线事故频发。6、 10kv配电线路供电能力严重不足。 过去是一个农业大县，乡镇企业欠发达，所以用电负荷中农排和农村生活用电是重要的组成部分，而过去的农业排灌由于水位较浅，取水比较容易，因而人力、畜力在农业排灌中还占主导，因而农业负荷基本上就是农村生活用电负荷，网架建设以此为依据，设计保守，现配电线路采用lj-35、lgj-35、lj-25、lgj-25导线的线路（含分支）95条，104km，占全市供电线路的20，且存在供电半径超过15km的线路6条。由于近几年高效农业和乡镇企业发展迅速，用电负荷成倍增长，实际用电负荷已达11万kw，所以部分线路的供电能力出现严重不足,需新建高压配电线路220km左右。7、 农排配变容量不足。 现有农业排灌配变816台，容量57.76mva，随着国家农业政策的改变，我市高效农业发展和沙河、木刀沟流域荒地开发，使得农排配电设施供电能力严重不足，另随着地下水位逐年下降，原使用柴油机浇地的排灌面积，也将改为电力排灌，加上农排负荷季节性较强，现有的配变容量在抗旱排灌季节已不能保证用电需要。根据实地调查统计仅农业排灌一项就需新增配变容量75mva。8、 无功补偿容量不足。我市现有变电站集中并联补偿容量27000kvar，10kv线路补偿容量3967kvar，仅为主变容量的12.3%,在用电高峰季节力率严重偏低，导致线路无功输送增加、电能质量下降，线损增大。9、 二次设备落后，科技含量低，不能够保证电网安全可靠运行。 电网现有110kv站三座、35kv变电站12座，其中有110kv站一座、35kv站六座为继电保护采用的电磁型设备，且运行时间均已超过20年（ 110kv站26年），操作、控制电源采用硅整流电容储能方式（ 站为直流电池），保护拒动、误动事故时有发生，严重影响着电网安全运行。10、 通讯及自动化应用水平落后。1998年以前 电网的通讯方式主要采用电力载波和双工电台两种方式，2004年调度与各变电站间开通了光纤通讯，但由于受资金限制，仅开通了点对点通讯，未能实现自愈环网，在电网日益扩大、自动化程度要求越来越高时，通道建设将关系到主网的安全运行，另外 电网的配网自动化尚未开始。23负荷预测根据 市统计局提供的国民经济统计提要及“十一五”计划和2020年远景目标补充规划等资料，通过对 供电区销售收入500万元以上工业企业调查，结合电网建设和实际供电情况，确定规划年电量及负荷。2005年度 站最高负荷56mw，最大负荷利用小时5000小时，2006年春季出现短暂过负荷，2005年城东工业园区引进的工业项目奥星药业、hb冷扎辊、富歌药业、五新铸造，在2006年相继投入生产，预计新增用电负荷12mw，根据近二年增长率及利用小时和 供电区工农业生产发展规模预测各水平年电网负荷如下： （单位：mw 万kwh）水平年2005年（实际）2006年2007年2008年2009年2010年最大负荷5558 65 726065年供电量2890030650355003980034500398002.4 工程建设必要性 站始建于1976年，于1979年7月投运，110kv、35kv室外布置，10kv室内布置。现有110kv进线两回，分别有东田和常山220kv站供电，正常时东田站为主供电源，常山站热备用，110kv采用单母线双刀闸分段。主变两台，容量231.5mva。35kv出线8回，带城东、城南、彭家庄35kv站，以及正定机场出线、新化公司出线两回、 东方热电并网线两回，主供35kv变电站8座，主变13台、容量73.9mva。10kv采用单母线开关分段，10kv出线10回，带市区东部工农业生产及居民生活用电。存在的问题有：主变容量不足、设备老化、供电可靠性差（1主变为1977年出厂的无载调压主变、111开关为建站初期的少油开关）、二次设备超期服役、110kv结线方式单一、田新110kv线路老化、走廊不合理、常新110kv线路杆塔腐蚀严重等等。 站作为 电网主要枢纽变电站，担负着市区、正定机场、新化公司和东方热电并网回路的供电任务，特别是我市工业园区经济增长的重要任务，连接着陶家庄和康兴110kv站，该站的可靠运行直接影响 电网的安全运行，近期东方热电并网回路故障，将造成主变严重超负荷，直接危及设备安全，故急需进行增容、扩建改造。3 迁址新建方案的站址选择3.1 站址概况站址方案:位于 市区内西北部。站邻京新大街。站址用地为非基本农田，地势平坦、开阔，地势平坦，交通便利。拟建站址 110kv变电站交通位置图上述站址方案110kv进线为东进。3.2 站址水文气象条件3.2.1 水文气象本区属暖温带半干旱大陆性季风气候区，四季分明，昼暖夜凉，春季干旱少雨，秋季温和凉爽，阴雨较多；冬季寒冷干燥，雨雪稀少。全市多年平均气温12.2。极端最低气温-23.6（1966年2月23日）；极端最高气温41.6（1972年6月16日）。多年平均降雨量468.6mm，年蒸发量1575.2mm。雨量大部分集中在6-9月份，约占全年降雨量的81.8%。年最大降雨量966.4mm（1963年），最小降雨量233.0mm（1965年）。多年平均无霜期190天。年最大冻土深度53cm。以上资料除特殊注明外，其统计时间均为1955-2003年时间段。30年一遇10m高10分钟平均最大风速为：25.1m/s50年一遇10m高10分钟平均最大风速为：25.5m/s冬季盛行风向为：n、nw 相应风向频率为：8.2%夏季盛行风向为：s、se 相应风向频率为：10.2%最冷月平均最低气温的平均值：-8.8累年平均雷电日数：26.3d 市年平均气温12.1，年平均降水量460mm，全年无霜期187天左右。3.2.2 河流水系及洪水 区内有大沙河及磁河（木刀沟）两条主要河流。大沙河发源于山西省灵丘县，流经阜平、曲阳、行唐，经支流曲河及浩河汇入后穿越本区，向东汇入白洋淀。沙河在 境内全长27.7km，境内流域面积约211km2。磁河（木刀沟）发源于灵寿县的西北部，境内长度约35km，境内流域面积约314km2。上述两条河流均属于大清河水系。其中沙河汇水面积最大，流量最大，河床及河漫滩宽度2-4km。磁河（木刀沟）河床及河漫滩宽约350m。两条河流自西北向东南贯穿全县。近年来，由于河流上游兴修水库，拦河蓄水，致使上述两条河流成为常年处于干旱状态的季节性河流，甚至全年干枯。 市新建110kv变电站不在兴洪区内，据调查，场址处不存在内涝灾害。3.2.3 结论a)50年一遇标准洪水不会对该基地构成威胁。b)根据调查分析，本基地不存在常年内涝的问题。3.3 所址地质、矿产资源3.3.1 地质概况据区域地质资料， 市位于华北断拗带，冀中拗陷的西端部。与其有关联的主要是hb凹陷。拟建场地位于hb凹陷北部，紧邻保定凹陷。拟建场址位于保定-hb断裂及无极北断裂。现简介如下：（1）保定-hb断裂该断裂位于太行山山前断裂中段，全长160公里。走向北东40，倾向南东，倾角30-60。该断裂是由一系列阶梯状分布的东倾正断层组成。评估区位于该断裂东南5.5km处。 （2）无极北断裂该断裂呈北西西向展布，倾向北，左旋走滑，长约30km。断裂错断古生界至第三系，并延入上第三系地层中，上第三系底界面落差100m。站址在该断裂东北侧，平面距离约2.0km。3.3.2地震资料表明，近场区（场址周围25km）没有发生过6级或6级以上地震，但发生过大于4.75级地震4次。近场区的历史地震活动 编号发震时刻地理坐标震级烈度地点年月日北纬东经11011838.2114.64.75hb正定21528537.9114.65hb栾城317723138.3114.45hb灵寿4190911338.1114.45.5hb获鹿对本区最大的地震影响是1966年的邢台地震，地震影响烈度达。1970年以来，近场区内没有发生ml5.0级的地震，地震活动以中小地震为主。发生过ml4.0级地震2次，分别是1971年8月5日行唐4.3级地震和1971年12月27日的灵寿4.3级地震。除此之外，还发生ml2.0-2.9级地震30次，ml3.0-3.9级地震2次。本区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第二组。3.3.3区域地壳稳定性场区位于新生代华北平原拗陷西缘冀中拗陷的hb凹陷中。晋-获断裂为一第四纪活动断裂，对应有深断裂存在。历史上中强地震活跃，现今小震时有发生；太行山山前断裂的一支保定-hb断裂活动至晚更新世。场址在地球物理场方面位于近南北向的太行山重力梯度带和地壳厚度梯度带的东侧，但场区附近重、磁及地壳厚度等值线稀疏不构成异常区，无深部断裂显示。从以上分析可认为本区区域地壳基本稳定。3.3.4工程地质条件拟选场址地处太行山东麓平原，位于太行山冲洪积扇中前部，总体地势西北高、东南低，向东南缓倾斜，地形坡度小于1。地貌成因属于冲洪积类型。地面标高在72m左右。3.3.4.1场地地形地貌拟选场址地处太行山东麓平原，位于太行山冲洪积扇中前部，地势西北高、东南低，向东南缓倾斜。地貌成因属于冲洪积类型。3.3.4.2 地层简述及物理力学性质指标根据收集到的工程地质资料，拟选场址第四系厚度550m左右。020.0m深度内地层结构简述如下场地地层结构表 地层编号岩性名称岩性描述层厚（m）承载力特征值fak(kpa)(1)耕植土主要由粉细砂、砂质粘性土组成，含植物根系。松散，稍湿。0.4(2)粉细砂黄褐色、褐黄色或灰黄色。稍湿，松散。石英长石质。夹粉质粘土、粉土及中粗砂薄层。2.96.4125(2)1粉土黄褐-褐黄色，土质均匀，含少量云母片，夹粉质粘土薄层。中密，稍湿。0.33.2150(3)中粗砂褐黄灰白色，长石石英质，卵石含量10-20%，局部30%，卵石直径约2cm。中密，稍湿。2.15.1180(4)粉质粘土黄褐色，含砂砾，中部夹粉土层，可塑-硬塑状态。0.64.2170(5)中粗砂褐黄色，长石石英质，含卵砾石，中密。1.07.4200各层土物理力学指标详见下表：地层编号地层名称含水量(%)天然密度(g/cm3)重力密度(n/cm3)孔隙比塑性指数压缩系数（mpa-1）压缩模量(mpa)层粉土20.71.8118.10.8177.80.1711.6层细砂10.0层中砂15.0层粉土22.01.9219.20.7208.90.1615.7层细砂20.03.3.5地下水调查资料表明区域地下水位埋深大于20m，地下水呈逐年下降趋势。由于地下水埋藏较深，可不考虑地下水对建筑的影响。3.3.6地震效应评价根据建筑抗震设计规范(gb50011-2001)， 抗震设防烈度为六度，设计基本地震加速度为0.05g，设计地震分组为第二组。根据附近已有地质资料，场地土类型为中软土，建筑场地类别为类。 本区建筑场地为可进行建设的一般场地。3.3.7场地稳定性评价拟选场址无不良地质作用，场地稳定，适宜建筑。3.3.8结论及建议1）拟选场址地形较平坦，无不良地质作用，场地稳定，适宜建筑。2）可以不考虑地下水对建筑物的影响。场地土无腐蚀性。3）本区抗震设防烈度为六度，设计基本地震加速度为0.05g，设计地震分组为第二组。场地土为中软土，建筑场地类别为类。4）勘察场地属抗震一般地段。5）本区年标准冻结深度可按0.53m考虑。3.4 环境对变电站建设的要求拟选所址周围目前没有对电气设备绝缘造成危害的污秽源，所址处在2005年12月hb省电力公司生计处编制的hb南部电力系统污区分布图中的四级污秽区内。所址周边均没有噪声源，本工程变压器等设备采用低噪声设备，其产生的噪声传至变电站围墙处时符合工业企业噪声控制设计规范。变电站内无工业“三废”排放，仅产生少量的生活污水。污水经化粪池排入渗井，不会对土壤、地下水和周围环境造成污染。所址区场地土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀性。3.5.占地与周围设施通过调查了结和查阅我省公布的文物保护单位及其保护范围和建设控制地带，所址不在其控制范围内。所址区域内没有任何军事设施和重要的通信设施。3.6 交通运输条件与职工生活本站拟建站址均位于京新大街旁，交通便利。从交通运输与职工生活条件来看，所址条件优越，适宜建站。3.7 环境保护所址周围目前没有对电气设备绝缘造成危害的污秽源，所址处在2005年12月hb省电力公司生计处编制的hb南部电力系统污区分布图中的四级污秽区内。3.8推荐站址根据以上分析及电气、线路等专业的相关分析（详见各专业部分），该站址适宜建站。4 电气一次部分（一）方案一4.1 电气主接线 （1）主变终期容量3x50mva，采用有载调压变压器,变电所电压等级为110/35/10kv，本期2x50mva。（2）110kv终期进线3回，采用扩大内桥接线，本期进线2回。内桥接线。终期采用线路变压器组+内桥接线。 （3）35kv终期出线12回，采用单母线三分段接线，本期出线8回，采用单母线分段接线。加上3回35kv联网线。（4）10kv终期出线24回，采用单母线分段接线,本期出线16回，采用单母线分段接线；无功补偿容量，终期为3x（3006+5010）kvar，本期为2x（3006+5010）kvar。(5)各级电压中性点接地方式主变压器110kv侧中性点采用避雷器加保间隙保护，经隔离开关接地。35kv、10kv侧中性点不接地。4.3 短路电流计算额定及短路电流计算由运行方式查得，东田2020年110kv母线短路电流为10.1ka。 主变压器sfsz1050000 / 110 110681.25% / 38.5/10.5kv阻抗电压:udi-ii=10.5% ，udi-iii=17.5% ，udii-iii=6.5% ，基准容量sj=100mva。经计算主变各侧额定电流及最大工作电流如下：110kv侧：额定电流262.4a 最大工作电流275.6a35kv侧：额定电流749.8a 最大工作电流787.3a10kv侧：额定电流2749.4a 最大工作电流2886.8a短路计算按照两条线路带两台主变，35kv侧分裂运行，10kv侧分裂运行，计算结果（按最终容量计算）如下： 计算结果表 若35kv、10kv并列运行，短路电流过大，对设备不利，故中压及低压侧不可并列运行。4.4 设备选择（1）主变压器选择三相三绕组自冷有载调压变压器；型号：sfsz10-50000/110； 容量：50mva； 电压比：11081.25%/38.5/10.5kv； 接线组别：yn，yno，dll； 阻抗电压：uk1-2%=10.5，u k1-3%=17.5，u k2-3%=6.5； 容量比：100/100/100； 电压比及阻抗电压应根据实际情况选择。（2）110kv电气设备a）110kv断路器 选用六氟化硫全封闭组合电器 额定电压：110kv 额定电流：2000a 额定开断电流：31.5ka 动稳定电流：80ka 热稳定电流：31.5ka 4s b）110kv隔离开关 选用六氟化硫组合电器， 额定电压：110kv 额定电流：1250a 动稳定电流：80ka 热稳定电流：31.5ka 4s c）电流互感器 选用六氟化硫组合电器 额定电压：110kv 额定电流比：400，600，800/5a （300，400，600/5a） 二次组合：5p/5p/0.5 5p/5p/0.2s d）电压互感器 选用六氟化硫组合电器 准确级：0.2/0.5/3p e）氧化锌避雷器选用六氟化硫组合电器技术参数：102/266kv 2ms方波电流：800a 20次f）线路电容式电压互感器选用tyd-110型准确级：3p/3p h）氧化锌避雷器选用yh10w-102/266型技术参数：100/260kv 2ms方波电流：800a 20次（3） 35kv设备35kv开关柜选用kgn-40.5型固定式开关柜，内配弹簧操作机构的zn12-40.5真空断路器（主进、分段及电容器柜内选用合资产品），根据短路电流状况选用25ka设备。（4） 10kv设备10kv开关柜选用kyn28a-12型中置式手车开关柜，内配弹簧操作机构的zn63a-12真空断路器，根据短路电流状况选用31.5ka设备。（5） 10kv并联电容器补偿并联电容器装置选用户内框架散装式成套装置，电容器固体介质选用全膜，电容器组接4.5%干式空芯串联电抗器。电容器、干式串联电抗器、放电线圈、氧化锌避雷器、隔离开关等由厂家成套供货。串联电抗器的阻抗应根据实际工程选择。4.5 电气总平面布置为了节约占地和减少投资，变压器室外布置，配电装置及辅助建筑全部布置在一栋综合楼内。现简述如下：4.5.1 综合楼南北向布置。变压器室布置在楼外西侧，110kv配电装置紧靠主变压器东侧二层布置，其中110kv配电装置采用户外gis布置在二层，35kv、10kv配电装置及电容器，消弧线圈接地变布置在一层。二次设备室室及辅助建筑布置在一层。在主控制室及35kv、10kv配电室下设有电缆夹层，在110kv配电装置区设有电缆竖井供110kv二次电缆用。整个布置便于设备间联络及电力电缆进出线，节约电力电缆和控制电缆长度，运行、维护、检修比较方便。4.5.2 配电装置型式（1）110kv配电装置采用gis室外屋顶布置方式。（2）35kv、10kv配电装置采用高压开关柜单列布置。（3）电容器及消弧线圈接地变按间隔布置在单独房间内。电容器及消弧线圈室设有起吊装置，便于安装、检修。4.6 站用电及照明4.6.1 站用电变电站装设两台80/10.5/0.4干式变压器站用变压器，站用电额定容量80kva，两台变压器分别接入10kv母线上和35kv出线上。站用电为380/220v三相四线制中性点直接接地系统，两台变压器低压侧采用单母线分段接线。采用一台工作一台备用的工作方式，并装设低压备用电源自投。4.6.2 照明 屋外照明采用投光灯，屋内工作照明采用荧光灯、白炽灯，事故照明采用白炽灯。二次设备室、屋内配电装置及主要通道处，应装设事故照明。事故照明电源取自直流屏。当交流电源失去时，事故照明手动投入，开关设在门口处内侧，并应设有明显标志。 电缆夹层及电缆隧道照明采用安全电压24v，灯具选用防爆灯具。4.7 电缆设施 本站的电缆敷设设计满足 电力工程电缆设计规范的要求和火力发电厂与变电所设计防火规范的规定。电缆孔处采用防火堵料封堵，其耐火极限为4h 所有电力电缆均刷有防火涂料， 所有电缆均为防火阻燃电缆 站内电缆隧道与站外电缆隧道联接处设有防火门，电缆孔洞处采用防火堵料加以封堵。各配电室内设消防用灭火器（二）方案二4.1 接入系统方案根据 站电力负荷发展预测， 站110kv变电站主变容量终期为250mva。电压等级为110/35/10kv。常新线（181）1回，田新线一线（179）1回。接入系统：常新线（181）1回，田新线一线（179）1回。变电站电压等级：110/35/10kv。110kv采用有载调压1108x2.5%主变：终期2x50mva；本期2x50mva,本期上换旧主变(2x31.5mva)4.2 电气主接线110kv接线：高压侧内桥接线.原为单母线双刀闸分段 35kv接线：本期单母线分段。本期8回出线 10kv接线： 本期单母线分段。本期10回出线无功补偿： 按主变容量的15%。室外密集型7500kvar4.4 设备选择 本方案为更换旧有设备改造。110kv的sf6断路器仍保留和部分隔离开关.其他设备均采用新上。1） 主变压器根据调相调压计算结果，建议主变压器选用高压侧有载调压的非自耦变压器，容量比50/50/50，变比为11081.25/38.5/10.5kv，阻抗电压采用标准系列，联结组别为yn/yn0/d11。2）110kv部分按原断路器参数。3）35kv设备 断路器：: sf6断路器 额定电流：ih=1600a 开断电流：ik=25ka、31.5ka 电流互感器详见主接线或设备表。35kv隔离开关：选用：hgw5 -35 iiw 额定电流：1250a开断电流：31.5ka4）10kv部分本工程10kv配电装置采用室内布置方式，xgn2-10型箱式固定柜，断路器采用真空开关，旋转式隔离开关。4.5配电装置型式配电装置型式的选择直接影响到工程的建设投资及生产的安全运行。布置原则：变电站总平面布置主要考虑了以下原则： 节约耕地是我国的一项基本国策，是指导设计工作的方针之一。因此，110kv部分采用了组合架构的布置方式，节省了占地面积。采用室外独立设备，降低了工程造价。 站内有独立道路，方便所有的设备安装、运输，满足消防及其它要求。 35kv采用室外框架结构的布置方式，结构紧凑，占地面积小。 10kv采用室内开关柜布置，使布置更加紧凑合理，美观大方，安装、运行、维护方便灵活。竖向布置考虑了以下原则： 保证雨水顺利排除不积水，雨水流经具有一定坡度的地面后到路面上排出站外。 尽量减少土方工程量。4.6总平面布置本站拟在原址改建。110kv进线方向为架空东进，35kv北出架空出线,10kv出线为电缆出线。110kv、35kv室外，10kv室内。根据进出线方向110kv配电装置布置于变电站的东侧，2组110kv架构南北方向排开，其西侧为4米宽的主运输马路，并满足防火安全距离的要求，马路西为主变和10kv配电室，主控室布置于其南侧，电容器为室外密集型，放于35kv装置区东侧，10kv配电室西侧为宽4米的马路，北侧为35kv设备区。其三角分别设有避雷针。在原址上改建,拆除原有设备架构,新建110,35kv架构.10kv配电室更换设备基础.主建筑物不动。5 电气二次部分（一）方案一5.1 变电站综合自动化系统5.1.1 概述本站二次采用微机综合自动化系统，按无人值班站设计，取消常规控制屏，实现全计算机监控。综合自动化系统采用分层分布式网络结构，主变保护测控、110kv、公用设备、交直流系统、通信布置在综合保护室内；35kv、10kv保护测控就地布置在开关柜上。计算机监控系统能与站内所有其他具有通信能力的智能设备通信。全站的二次设备，包括控制、保护、测量、信号、远动等都采用微机装置，各装置通过网络传递信息并实现资源共享。各间隔、综合保护室内设备通过网络线进行联接，监控主机为单机配置，远动主站双机配置，设置在综合保护室。远动主站完成与地调、县调的通信；监控主机除可进行当地操作、显示各种接线图并生成当地报表外，还可与间隔层设备一起完成小电流接地选线、电压无功综合控制等功能。主变三侧电能表和各间隔层单元电能表通过电表的485接口联网后，经过规约转换（或直接）接入综自网，向地调和县调传送需要的电能量。本站不设专用的故障录波器屏，在主变保护机箱内配置故障录波插件，完成简单的故障录波功能，并在监控主机上打印。5.1.2 系统结构和功能系统分变电站层和间隔层。间隔层按站内一次设备配置，110kv进线不设保护，控制设在主变保护屏上。主变每台设控制保护屏2面，放置于综合保护室内。35kv 、10kv就地布置在开关柜上。主变三侧电能表组屏，3台变设1面屏，放置在综合保护室内。35kv 、10kv各间隔的电能计量设备布置在开关柜上。各间隔设备相对独立，仅通过站内通信网互联，并同变电站层设备通信。变电站层即工作站层，由监控主机和远动主站等设备组成。站内通信网媒体采用屏蔽对称双绞线电缆，以提高传输速率，增加可靠性。各间隔的断路器等设备，可以在调度端、站内监控主机、和就地三处进行控制，相互之间具有联锁功能，同一时间内只能由一处控制。就地控制开关实现与站内微机五防闭锁盒配合。监控系统完成的功能主要包括：a) 实时数据采集和处理对变电站的运行状态和参数自动定时进行采集，并作必要的预处理。存于实时数据库，供实时画面显示、制表打印及完成各种计算。b) 限值监视和报警处理实时监视变电站各类设备的运行参数，当它们发生异常、运行状态发生变更或参数超越设定限值时，应及时发出告警信号，同时进行实时记录，包括事件顺序记录（soe）、故障报警记录、参数越限报警与记录、电气主设备操作记录、事故追忆等。c) 画面显示及汉字制表打印（可简化）d) 控制操作在综合保护室通过监控主机键盘对断路器进行控制操作，也可接收调度端的命令实现断路器的跳合闸。远方/就地转换开关和就地控制开关应分别设置。e) 与微机保护装置和其它智能设备通信f) 与地调和县调的通信g) 对时功能h) 在线自诊断功能系统具有在线自诊断能力，可以诊断出通信通道、计算机外设、i/0模块、电源等故障，并进行报警。i) 自恢复功能当出现供电电源故障时，系统能有序地停止工作，当供电电源恢复正常时应具有自动重新启动功能。j) 就地音响当站内有人时，可发出事故或预告音响。k) 10kv母线电压监测每段ac相装设dt-2/g型电压监测仪1个，镇江泰利丰产品。5.1.3 主要性能指标测量值综合误差：0.5soe分辨率：1ms实时画面响应时间：2s画面实时数据刷新周期：2-10s可调系统可用率：99.9系统负荷率：所有计算机的cpu负荷率在正常状态下，任意30分钟内应小于40；在电网故障情况下，10秒钟内应小于60；计算机外存容量应留有50的余度。5.1.4 软、硬件配置1）硬件配置监控主机、远动主机均采用工业控制级计算机，具体配置如下：主频：2.4ghz及以上；内存：512m及以上；硬盘：80g及以上；显示器：监控主机配备:21英寸液晶(桌面布置)； 远动主机配备： 17英寸液晶（如需外配）打印机：监控主机配备1台epson lq-1600kiii+(桌面布置)； 监控主机配备以太网卡。监控系统应具有与下列各智能设备接口能力：与全电子电能表的接口与智能直流系统的接口；与火灾报警及消防系统的接口；与视频监视系统的接口。与微机五防系统的接口。预留与其它智能设备的接口。2）软件配置操作系统和数据库，包括监控系统软件、监控系统支持软件、监控系统应用软件、数据库工具软件、远动运行软件、vqc软件、小电流接地选线软件等。要求厂家免费维护及升级服务。5.1.5 不间断电源监控主机和远动主站采用交、直流两用逆变电源（2kva）供电。正常时，由交流220v供电，经逆变电源后供给监控主机和远动主站；当交流输入消失时，自动转为由直流220v供电