变电站扩建工程可行性研究报告

1总的部分11概述XX省电力公司于2011年7月25日组织了110KVXX变电站扩建工程可行性研究审查会议，根据会议审查意见的要求1,、增加一套主变油在线检测装置；2、对临夏110KV电网现状接线示意图中部分线路参数进行修改，并补充XX县的电网系统接线图；3、变压器选用SSZ11型产品；4、补充35KV母线JL/G1A300/25更换为JL/G1A500/45后现有母线支架的校验结论；5、按审查要求调整投资估算书。我公司根据以上会议审查意见要求进行可行性研究报告收口的编制。12设计依据110KVXX变电站扩建工程可行性研究报告依据以下文件进行编制1）、临电司发展【2011】11号关于110KVXX变扩建工程项目建议书的报告2）、XX省电力设计院系统（一次）资料提供单3）、相关的规程规范及通用设计。13设计范围及内容本工程可行性研究报告编制的内容有工程建设的必要性、工程建设的规模、电力系统一次、继电保护、电气、土建、环境保护、节能评估、投资估算等。14、工程建设的规模110KVXX变电站扩建工程建设规模序号项目名称现状规模本期扩建规模扩建后规模1主变压器315MVA50MVA（31550）MVA2110KV出线2回2回335KV出线4回4回410KV出线4回4回4回510KV并联电容器组3X158MVAR2X36MVAR（3X182X36）MVAR15设计水平年设计水平年为2015年。16主要设计原则满足设计范围和可行性研究阶段设计内容深度要求。贯彻国家有关建设方针、政策、力争使供电可靠安全，能够节约能源、降低消耗、降低造价、运行可靠安全。贯彻国网公司建设“三通一标”变电站的原则。结合节能、环保要求，采用先进的设计理念，电气设备选型贯彻安全可靠，技术进步和节约的原则，注意小型化、无油化、免维护和少维护，要适合于无人或少人值班的运行条件，选用可靠、经济、高效、节能、低污染的国产定型产品。17、参考资料1）国家电网公司输变工程通用设计110（66）500KV变电站分册。2）国家电网公司输变电工程可行性研究深度规定。3110KVXX变电站现有资料。18工程建设的必要性181制约地区经济发展按照临夏州人民政府提出“强基础、抓教育、兴商贸、育产业、保民生、促和谐”的发展思路和“依托藏区大市场，融入兰州都市圈”的发展规划，XX县充分利用了国家西部地区、民族地区经济扶持政策和投资力度不断加大的有力时机，多渠道招商引资，促进地方经济快速发展，使该地区用电负荷迅速增长。110KVXX变电站主供XX县负荷，现有主变容量315MVA。目前XX县现有负荷达3647MW，使110KVXX变电站供电能力严重不足，存在主变载它运行和用户限电现象，工序矛盾十分突出，并由此严重制约了地区经济的快速发展。因此110KVXX变电站的扩建对带动该地区产业结构升级，促进区域经济发展将提供有力的电力保障。182负荷发展的需要根据临夏电力有限责任公司提供的资料，110KVXX变电站负荷统计见表12。序号用电单位最大负荷（MW）供电方式备注135KV吹麻滩变电站5035KV已投运235KV大河家变电站4535KV已投运335KV安集变电站2235KV已投运435KV铺川变电站5835KV已投运535KV居集变电站3035KV已投运已投运6XX县城负荷3610已投运7兴隆铁合金厂6335KV已投运8鑫鑫铁合金厂12535KV已投运小计429X0853647MW（同时率按085考虑）二2011年已申请报装急需供电的负荷20X0612MW（同时率按06考虑）1青海省三江源电力投资公司4010KV厂用电源235KV关家川变电站10035KV十二五“规划项目3黄河炳灵一级电站4010KV施工用电4滨河花苑小区等建设项目施工用电负荷2010KV施工用电小计3647124847MW（截止2011年底）三20122015年预计新增负荷162X04648（同时率按04考虑）1滨河花苑小区27200710KV已开工建设，2013年建成投运2鸿瑞馨苑住宅小区1510KV已开工建设，2013年建成投运3广场住宅小区、XX县财源商住楼2210KV已开工建设，2014年建成投运4XX县三联物流园区2510KV已征地项目进入前期论证阶段5XX县商贸还曾、通达住宅小区、滨河嘉园小区建设1810KV已征地项目进入前期论证阶段6自然增长负荷610KV自然增长率按3考虑合计48476485495MW（截止2015年底）12可知2011年新增负荷约为12MW，110KVXX变电站截止2011年底负荷约为5847MW，2015年底负荷约为5495MW目前110KVXX变电站35KV单母线运行，已建成投运35KV间隔4个，根据“十二五”规划，拟建的35KV关家川变电站将从XX变电站出线。为避免负荷流失，提升公司经济效益，增加售电量及该地区新增负荷的供电要求，急需对110KVXX变电站进行扩建。183、供电可靠性目前主供XX县的110KVXX变电站仅一台315MVA主变供电，现有1台主变不满足N1运行要求。目前现有主变已超过载现象，变电站已出线限电现象，使得该变电站供电可靠性和抗事故能力极差，一旦现有主变因故跳闸，并因此对供电企业形象将造成不良影响。为提高电网安全稳定运行水平提高供电企业形象，急需对110KVXX变电站进行扩建。184、结论综上述，110KVXX变电站扩建工程实施后，不但能提高地区供电可靠性和供电质量，而且能解决XX县急需增的用电负荷及周边地区的供电问题，并解决了目前XX地区电力供需矛盾十分突出的局面，对地区经济发展提供了可靠的电力保障，因此110KVXX变电站扩建工程师十分必要也是迫在眉睫的。2、电力系统21电力系统概况211、临夏电网现状临夏电网由临广网、古临网和炳积网三部分组成，三网的电源支撑点分别是330KV临洮变、盐锅峡水电厂（经110KV古城变）和炳灵水电站。主网架最高电压等级为110KV，网内共有110KV变电站8座，输电线路13条，长36289公里；35KV变电站47座，线路64条，长809公里；10KV线路35条，长52893公里。截止2010年，临夏电网日最大负荷245MW，日最大供电量47312万千瓦时，已完成售电量908亿千瓦时，同比增幅375。根据2010年下半年电网运行方式，本次扩建110KVXX变电站隶属于炳积网。炳积网炳积网以黄河炳灵电站为电源支撑点，通过黄河炳灵水电站1111炳积线代XX变，承担着临夏市部分地区、临夏县、XX县的供电任务。212、临夏电网发展临夏电网的发展主要是根据负荷增长的需要对现有网架进行完善，以增强供电能力，提高供电可靠性。其主要建设项目如下为了解决临夏110KV电网中存在的“T”接线路较多，保护配置困难，部分变电站主变不能长期并列运行等问题，同时保证临夏电网中负荷发展的供电需要，在临夏黄泥湾附近新建330KV黄泥湾变。其建设规模主变最终3X360MVA，本期2X360MVA，电压等级330/110/35KV。330KV黄泥湾变建成后，临夏110KV黄泥湾电网将形成以330KV黄泥湾变为中心的辐射型电网。110KV临夏变于1975年投运，部分设备老化严重，存在安全隐患，将对110KV临夏变进行改造。康乐县目前由110KV广河变主供，35KV供电线路较长，为了提高康乐县的供电质量。环节110KV广河变的供电能力，在康乐县新建110KV韩集变为其供电。为满足东乡县祁家周边新增负荷的供电需求、环节东乡变供电压力，将新建110KV祁家变。22、XX县电网系统接线221、XX县电网现状目前XX县有1座110KV变电站为XX变电站（315MVA），35KV变电站5座分别为大家河变（25315MVA），安集变（22MVA）、吹麻滩变（516MVA）、铺川变（2X315MVA），居集变（416MVA），35KV水电站一座为大河家变（2X3MVA）。222、XX县电网发展依据XX电网“十二五”规划，在XX县建设35KV关家川变电站1座（2X5MVA），接入110KVXX变电站。23、接入系统方案231110KV接线本次为扩建工程，110KV系统接线维持现状不做调整，即2回进线分别为积西线（XX变西川变）、积炳线（XX炳灵水电站）。目前110KVXX变正常运行方式由1111炳积线供110KV、段母线。而且XX变作为枢纽变电站由1112积西线供西川变110KV、段母线。截止2013年XX变负荷约为50MW，西川变负荷约为43MW，1111炳积线最大输送容量的需求。2013年330KV黄泥湾已建成投运，届时西川变可由黄泥湾变主供。因此1111炳积线线路不需改造，维持现状。232、35KV接线现有4回35KV出线分别至大河家变1回、吹麻滩1回、安集变1回、铺川1回。233、10KV接线现有4回10KV出线分别为积环一线、积环二线、积安线、积寨线、本次扩建4回线。规划方向为XX县城区域。24、主变容量的选择目前110KVXX变电站现有负荷3647MW，截止2011年底负荷约为4847MW，2015年底负荷约为5495MW。110KVXX变电力平衡表项目现状2011年2015年一、最大供电容量（MVA）38451025784二、最大用电负荷364748475495现有负荷3647364736472011年新增负荷121220122015新增负荷648二、XX变容量3153155031550四、容载比08216141从XX变电力平衡可以看出，如果负荷按照预期发展扩建主变容量选择50MVA较为适宜，既能解决近期负荷需求，也能满足元气的负荷发展。25、二次系统251、系统继电保护2511、110KV线路保护XX变的110KV两回出线在一期工程中，已经配置了RCS941A微机线路保护柜。25121100KV母线保护XX变的100KV母线在一期工程中已按最终规模配置了一面微机母差保护柜，故本期扩建工程只需将1主变110KV进线间隔接入备用通道即可。2513故障录波XX的110KV系统在一期工程中已按终期规模配置了一面微机故障录波柜，故本期扩建工程只需将1主变110KV进线间隔接入备用通道即可。2514备用投在XX变35/10KV侧均配置一套微机备用电源自动接入装置。该微机型备用投装置可自动识别系统现运行方式，确定系统现运行方式后，自动选择备用投方案。实现当主供线由于故障停运时，备用电源自动投入装置动作投入备供线。26调度通信系统方案110KVXX变系统通信部分在一期工程中已经完善，本次扩建不考虑系统通信部分。27系统自动化271运动系统方案110KVXX变系统运动在一期工程中已经完善，本次扩建只需将扩建间隔接入一期系统中即可。272运动信息配置1）运动信息配置原则运动信息采集考虑其完整性和实时性的要求运动信息采集要满足调度管理以及经济核算的需要2）运动信息配置内容（1）用于EMS的遥测信息1主变高、中、低压侧有功功率、无功功率和电流。35KV新上线路有功功率、无功功率、有功电能量和电流。35KV段母线电压35KV分段断路器电流10KV新上线路有功功率和电流10KV段母线电压10KV线上段无功补偿装置的无功功率10KV段母线电压（2）用于计量系统的数据35KV新上线路有功电能量数据四象限无功电能量数据（3）遥信新上断路器位置信号新上隔离开关位置信号35KV新上线路主要保护动作信号35KV新上断路器重合闸动作信号1主变中性点接地隔离开关位置信号1主变保护动作信号1主变本体保护动作信号1主变三侧后备保护动作信号1主变调压分接开关位置信号新上各断路器控制回路断线信号新上各断路器操作机构故障和异常信号（4）遥控新上断路器的分、合闸操作1主变中性点隔离开关的分合操作（5）遥调1主变档位的调节273计量系统1）表计的位置本次扩建新上1主变三侧及10KV出线间隔计量表计精度均按05S级配置。2）电能量远方终端站内一期工程中在电度表屏已配置了1套电能量远方终端，本次扩建间隔接入一期系统中即可。3）对CT、PT的要求配置计量专用的电压、电流互感器二次绕组。电能计量专用电流互感器二次绕组及其回路不得接入与电能计量无关的设备。电子互感器绕组的精度为02S级，常规的电压互感器计量绕组精度为02级，电流互感器精度为02S级。3变电站电气部分31变电站现状311电气主接线本变电站电压等级为110V/35KV/10KV,主变规模为315MVA；110KV单母线分段接线，35KV、10KV均采用单母线接线，10KV单母线上接电容器，35KV中性点接消弧线圈。312变电站布置形式本次在站内的改造时在一期规划完成的基础上进行的。本变电站采用户外中型布置，110KV出线2回，预留2回；35KV出线4回，预留2回；10KV出线4回，预留4回。站区西南区域为110KV配电装置，紧挨110KV配电装置北侧为主变区域，主变以北为10KV配电装置，主控室及辅助厂房，主变以西为无功补偿装置区域。进站道路以东为35KV配置装置。313电气二次变电站现有综合自动化系统为南瑞继保公司产品，变电站先运行的二次设备见下表设备或间隔名称型号单位数量2主变保护屏RCS9671B面1110KV线路保护测控屏RCS941面235KV线路保护屏RCS9612B面1低频低压解列屏DSW300面1公用测控屏RCS9794面1电度表屏面1运动屏RCS9698D面1故障录波屏SH2000面1消弧线圈自动控制屏面1小电流屏HYML2000面1直流屏面4所用屏3110KV母线保护屏RCS915AB面132扩建后电气一次部分321电气主接线本工程为扩建工程，电气主接线将根据前期规划而确定。本变电站电压等级为110KV/35KV/10KV/，主变规模为（31550）MVA；110KV、35KV、10KV均采为单母线分段接线，10KV母线上接电容器，35KV中性点接消弧线圈。322变电站扩建后设备校核本次110KVXX变电站扩建后，新上1台主变容量为50MVA。现需对站内各个电压等级设备及导体进行校验。322110KV部分现有110KV设备及导体参数如下断路器为LW30126，额定电流1250A，开断电流40KA；隔离开关为GW4126D,额定电流1250A；电流互感器为LVB110W3,变比700/5A（积炳线）、600/5A（积西线）2X500/5A母联，准确级02S/05/10P20/10P20/10P20进线间隔引流线为JL/G1A300/25,母线为JL/G1A400/25。经校核现有110KV设备及导体均满足扩建后的要求。322235KV部分现有35KV设备及导体参数如下断路器为ZW63，额定电流2500A主变进线、1250其余间隔，开断电流25KA；隔离开关为GW435D，额定电流1250A（主变进线及母联），630A（出线）；母线为JL/G1A300/25。经校核现有35KV设备均满足扩建后的要求，母线不满足扩建后的要求本次需要改造。32310KV部分现有10KV设备开关内断路器为ZN735，额定电流2500A主变进线、630A出线、开断电流25KA，经校核现有10KV设备均满足扩建后的要求。323扩建内容1）新上变压器1台，容量50MVA。2）新上主变三侧110/35/10KV进线间隔各1回3）新上35KVPT避雷器间隔1回、完善母联间隔。4）经校验将现有35KV母线JL/G1A300/25,更换为JL/G1A500/455）新上10KV出线间隔4回、电容器间隔2回、PT避雷器间隔1回、完善母联间隔。6新上10KV电容器2组，每组容量3600KVAR324主要电气一次设备选择3241环境条件110KVXX变所处海拔高度为2338M，本次扩建工程设备外绝缘水平按照海拔2500M校正。站址依据XX省电力公司2007版XX省污区分部图集，处于零级污秽区，参照GB/16431996高压架空线路和发电厂、变电站环境污秽区分级及外绝缘选择标准综合目前该地区域硅铁厂的运行状况等各方面因素，本变电站污秽等级按D级污秽区域考虑。3242系统概况（1）系统标称电压110KV，35KV，10KV（2）系统最高运行电压126KV，405KV，12KV（3）系统额定频率50HZ（4）系统中性点接地方式110KV系统直接接地35KV系统不直接接地10KV系统不接地3243短路电流计算1系统阻挠使用年限至2020年，基准容量SJ100MVA，基准电压UJ115KV，系统归算阻挠值由XX省电力设计院提供。2）主变压器参数型号SSZ1150000/110SSZ1031500/110容量50MVA（315MVA）容量比100/100/100额定电压1108X125/3852X25/11KV接线组别YN，YNOD11抗阻电压UK111105UK1111053接线方式短路电流按变电站装设50315MVA变压器计算，两台主变并列运行考虑。4）计算原理5）短路电流计算结果短路电流计算结果表（主变并列运行）短路点编号短路位置短路点平均电压短路点基准电流三相短路I全电流冲击电流单相短路I最大短路容量D1110KV母线1150502645298071645366231319D235KV母线371567551147619253484D310KV母线105550188012558747943342由于短路电流计算结果表知，110KV母线发生单相短路时，短路电流最大，所以110KV设备以单相短路电流为基础进行选择与校验，35KV、10KV设备以三相短路电流为基础进行设备选择与校验。根据以上参数设备均可在常规设备中选取。3244过电压保护及绝缘配合1）110KV配电装置的过电压保护及绝缘配合（1）110KV配电装置的过电压保护现有110KV母线装设氧化锌避雷器，满足过电压保护要求。（2）110KV配电装置的绝缘配合A、110KV设备外绝缘爬电距离110KV设备外绝缘爬电距离L（CM）按下式计算LKDUM25KDUM315KD爬电比距，25CM/KV；（D级污秽）L电气设备户外电磁绝缘的集合爬电距离，CM；KD电气设备户外电磁绝缘爬电距离增大系数KD与瓷件平均直径DM有关，对于不同的DM采用如下的爬电距离增大系数DM300MMKD10300MMDM500MMKD11DM500MMKD12B、110KV设备的额定绝缘水平雷电冲击耐受电压工频LMIN耐受电压断口标准电压设备类型相对地相间断路器隔离开关相对地相间断路器隔离开关变压器450/480450/480185/200185/200110126开关450/550450/550450/550520/630200/230200/230200/230225/265C、本变电站110KV设备修正绝缘水平（按海拔2500米修正）本变电站110KV设备的修正绝缘水平（KV）雷电冲击耐受电压工频LMIN耐受电压断口标准电压设备类型相对地相间断路器隔离开关相对地相间断路器隔离开关变压器530/565530/565218/235218/235110126开关530/647530/647530/647612/741235/270235/270235/270265/312（3）本变电所110KV户外绝缘子片数（按海拔2500米校正）户外绝缘子片数修正公式为NHN101（H1）式中NH高海拔地区绝缘子数量，单位片N海拔高度为1000米以下地区的绝缘子片数，（110KV配电装置海拔1000米以下绝缘子片数为7片）H海拔高度为1000米以下地区的绝缘子片数，（110KV配电装置海拔1000米以下绝缘子片数为7片）H海拔高度（KM）根据以上方法修正得出110KV悬垂耐张绝缘子片数8片110KV耐张绝缘子串片数9片2）35KV配电装置的过电压保护及绝缘配合（1）35KV配电装置的过电压保护本次扩建35KVI段母线上装设一组氧化锌避雷器。35KV配电装置装设的金属氧化物避雷器参数。35KV系统氧化锌避雷器的保护水平（KV）额定电压持续运行电压8/20US、10KA下雷电残压30/60US、2KA下操作残压51408134114（2）35KV配电装置的绝缘配合A、35KV设备的外绝缘爬电距离35KV设备外绝缘爬电距离LCM按下式计算LKDUM25KDUM126KDB、35KV设备的额定绝缘水平35KV设备的额定绝缘水平雷电冲击耐受电压工频LMIN耐受电压断口标准电压最高电压设备类型相对地相间断路器隔离开关相对地相间断路器隔离开关变压器185/200185/20080/8580/8535405开关185185185185959595118C本变电站35KV设备的修正绝缘水平（按海拔2500米修正）本变电站35KV设备的修正绝缘水平（KV）雷电冲击耐受电压工频LMIN耐受电压断口标准电压最高电压设备类型相对地相间断路器隔离开关相对地相间断路器隔离开关变压器218/235218/23594/10094/10035405开关2182182182531121121121393本变电所35KV户外绝缘子片数（按海拔2500米校正）户外绝缘子片数修正公式为NHN101（H1）式中NH高海拔地区绝缘子数量，片N海拔高度为1000米以下地区的绝缘子片数，（35KV配电装置海拔1000米以下绝缘子片数为3片）H海拔高度（KM）根据以上方法修正得出35KV悬垂绝缘子串片数4片35KV耐张绝缘子串片数5片3）10KV配电装置的绝缘配合10KV设备外绝缘爬电距离L（CM）按下式计算LKDUM24KD（2）10KV设备的额定绝缘水平10KV设备的额定绝缘水平（KV）雷电冲击耐受电压工频LMIN耐受电压断口标准电压最高电压设备类型相对地相间断路器隔离开关相对地相间断路器隔离开关变压器757535351012开关7575758542424249（3）10KV设备的修正绝缘水平（按海拔2500米修正）10KV设备的额定绝缘水平雷电冲击耐受电压工频LMIN耐受电压断口标准电压最高电压设备类型相对地相间断路器隔离开关相对地相间断路器隔离开关变压器888842421012开关888888100505050584）主变压器的过电保护本次扩建主变压器的高、中、低压侧均装设氧化锌避雷器。5）配电装置最小安全净距本变电站（按海拔2500米）屋外配电装置最小安全净距见表本变电站配电装置的最小安全净距（MM）额定电压（KV）符号适用范围10KV35KV110KV带电部分至接点部分之间A1网状遮拦向上延伸线距地25M处与遮拦上方带电部分之间2354701058不同相得带电部分之间A2断路器和隔离开关的端口两侧引线带电部分之间2354701158交叉的不同时停电检修的无遮拦带电部分之间设备运输时期外廊至无遮拦带电部分之间B1栅栏遮拦至带电部分之间98512201808B2网状遮拦至带电部分地面之间3355701158无遮拦裸导体至地面之间C无栅栏裸导体至建筑物、构筑物顶部之间273529703558D平行的不同时停电检修的无遮拦带电部分之间223524703158带电部分与建筑物、构筑物的边沿部分之间本变电站（按海拔2500米）屋外配电装置最小安全净距MM本变电站屋内配电装置的最小安全净距（MM）额定电压符号适用范围10KV带电部分至接地构架A1网状和板状遮拦向上延伸距地23M处与遮拦上方带电部分之间147带电导体之间A2断路器和隔离开关的断口两侧带电部分147带电导体至栅栏运输设备外廊线至带电导体B1不同时停电检修的垂直交叉导体之间897B2网状遮拦至带电部分之间247C带电导体至地面2522不同时停电检修的两行回路之间水平距离带电导体至围墙顶部D带电导体至建筑物边缘1947E通向屋外的出现套管至屋外通道的路面40223245主要设备选择1）变压器（1）型式主变压器选用三相、三圈、自冷、有载调压、低噪音、低损耗、环保电力变压器。（2）主要技术参数型号SSZ1150000/110KV容量50MVA（315MVA）容量比100/100/100额定电压1108X125/3852X25/11KV接线组别YN，YNOD11抗阻电压UK111105UK111105注主变选型经济技术分析经过查阅多家变压器生产厂家的型式试验报告，SSZZ1150000/110KV型变压器较SSZ1050000/110KV型变压器损耗减小约3，每小时可节省约7度电量，经计算一年可节约61320度电量约合17万元，变压器按30年寿命周期计算，在全寿命运行周期内可节省约51万元。经询价SSZZ11型变压器较SSZ10型变压器价格高出约5，50000KVA容量SSZ11型变压器较SSZ10型变压器高出约15万元，经过技术经济分析选择SSZ1150000/110KV型变压器。2）主变中性点成套设备（1）隔离开关型号GW1363/630A额定电压63KV最高工作电压69KV额定电流630A动稳定电流峰值55KA4S热稳定电流55KA电动操作机构16KA（2）中性点避雷器型式氧化锌避雷器额定电压（有效值）72KV持续运行电压（有效值）75KV8/20US、10KA下雷电残压不大于（峰值）186KV30/60US、2KA下操作参演不大于峰值127KV（3）序零电流互感器额定电压（有效值）66KV额定一次电流100A额定二次电流5A准确级5P20额定容量30VA3）110KV设备本次扩建110KV主变进线间隔1回，配电装置拟选型式为断路器选用SF6柱式断路器、电流互感器选用SF6倒立式电流互感器、隔离开关选户外GW4型隔离开关。1断路器型式SF6柱式断路器额定电压126KV额定电流2000A额定开短电流40KA额定短时耐受电流40KA额定动稳定电流100KA额定短路稳定电流4S（2）隔离开关型式户外双柱式水平开启式额定电压126KV额定电流1250A额定开短电流40KA额定短时耐受电流40KA额定动稳定电流100KA额定短路稳定电流4S操作机构手动操作（3）电流互感器型式户外单相SF6倒立式额定电压126KV额定一次电流2X300A额定二次电流5A准确级10P20/10P20/10P20/05/02S额定输出容量02S级、05级、30VA、10P级、50VA额定短时耐受电流（有效值）315KA额定短路稳定电流80KA4本次扩建35KV主变进线间隔1回、PT避雷器间隔1回并完善母联间隔。断路器选用真空断路器（含套管CT）、隔离开关选用GW4型隔离开关、电压互感器选用电容式电压互感器、避雷器选用氧化锌避雷器。主要参数如下（1）真空断路器额定电压35KV最高工作电压405KV额定电流2500A附套管式CT额定一次电流2000A额定二次电流5A准确级10P20/10P20/10P20/05/02S额定输出50VA/50VA/30VA/30VA（2）35KV隔离开关额定电压35KV最高工作电压405KV额定电流2500A额定短路热稳定电流25KA（3）35KV母线型电压互感器型式电容式电压互感器额定电压比353013013013KV准确级02/05/6P二次绕组的额定输出50VA/50VA/50VA435KV避雷器型式氧化锌避雷器额定电压51KV持续运行电压408KV8/20US5KA下雷电残压不大于130KV30/60US500A下操作残压不大于112KV510KV设备本次扩建10KV主变进线间隔1回、出线间隔4回PT避雷器间隔1回、电容器组间隔2回并完善母联间隔。主要参数如下（1）金属铠装移开式开关柜，采用真空断路器。额定电压12KV额定电流1250KA额定短路持续时间4S电流互感器额定一次电流，2X300A，准确级02S/05/10P30/300A,准确级02S/05/10P25/10P25,额定二次电流5A，额定输出均为20VA。（2）10KV并联电容器组根据XX省电力设计院（一次）资料提供单本次在扩建的1主变10KV侧配置并联的电容器组，容量选择为2X3600KVAR。单台主变投切一组电容器时，母线电压波动为16不大于25满足要求。6）导体选择根据导体选择规程规范及典型设计的导体选择，各电压等级的导体，在满足动、热稳定、电晕和机械强度等条件下进行选择，母线容许载流量按发热条件考虑。主变进行按经济电流密度选择。（1）110KV配电装置导体选择主变进线间隔选用JL/G1A300/25型钢芯铝绞线（2）35KV配电装置导体选择A、主变进线间隔选用JL/G1A500/45型钢芯铝绞线B、经校验现有35KV母线JL/G1A300/25，不满足扩建后的要求。本次将现有母线更换为JL/G1A500/45钢芯铝绞线（3）10KV配电装置导体选择A、主变10KV进线采用户外母线桥，选用2X（TMYR100X10）型铜母线。B、10KV电容器电缆选择，根据GB502271995并联电容器装置设规范第581条“单台电容器至母线或熔断器的链接应采用软导体线，本次根据工程实际情况选用电缆连接，考虑电缆的使用条件差异影响系数按07。本次设计电缆选用ZRJYV2287/10KV3X240MM2。3246设备状态检测根据设计规范要求，110KV变电站设备状态检测主变油中溶解气体，并要求上传至主站系统。目前现有2主变配置了一套油在线检测装置，仅能检测变压器油中氢气，且无法满足信息上传主站系统的要求，故本工程扩建1主变配置一套一拖二油在线监测装置，以满足主变设备状态检测要求，以太网上传主站系统。状态检测参量包括变压器油中氢气、一氧化碳气体现在检测。325防雷全站设3座40M高的独立避雷针一级在110KV配电装置设2支25米高构支架避雷针进行直击保护；线路避雷线引接到110KV配电装置出线门型架的地线柱上。全站防雷设计已在一期工程中建成并能满足全站的直击雷保护，故本期工程不考虑防雷设计。326接地全站主接地网在一期工程中已全部完成，本次工程只把新建设备的构支架设备外壳等用50X5的镀锌扁钢与主接地网可靠连接即可。328电缆敷设及防火。电缆的辐射设计以电力工工程电缆设计规范GB5021794为依据进行设计；电缆的防火设计应满足火力发电厂和变电所设计防火规范GB5022996的相关规定。对电缆防火采用以下措施采用阻燃型电缆在同意电缆沟内的动力电缆和控制电缆分层布置电缆沟中设防火隔断所用屏、户外端子箱、检修箱下部电缆空洞应用防火堵料封堵从电缆沟引出的电缆需经过电缆管后与设备连接329标准化建设根据XX省电力公司2008年3月下发的企业标准变电站标示规范Q/GDS20808062008,本次对110KVXX变电站扩建部分完成变电站标识的标准化建设。33扩建后电气二次部分331设置原则变电站二次部分扩建部分按照一期工程及终期规模设计方案按综合自动化方案，无人值守考虑。332综自系统概述全站以计算机监控系统为核心，实现对全部一次设备（断路器、隔离开关）进行监视、测量、控制、记录和报警功能，并与保护装置和远方控制中心及其它设备通讯达到信息共享，实现遥测、遥控、遥信、遥调功能。监控单元保留应急手动操作系统，增强整个系统的可靠性和可用性。333继电保护配置方案本次扩建变压器保护及测控装置、35KV保护及测控装置在二次设备室集中组屏，10KV采用保护、控制、测量一体化的自动装置，下放于开关柜中。1）主变保护（1）非电量保护主变本体有载调压开关重瓦斯保护轻瓦斯（2）后备保护复合电压启动的二段式过流保护零序过电流保护零序过电压保护过负荷保护PT断线告警或闭锁超温警告（3）差动保护二次谐波制动的比率差动保护无制动的差流速断保护2）110KV母线差动保护新上主变110KV进线间隔接入现有110KV母线差动保护屏备用位置即可3）110KV故障录波新上主变110KV进线间隔接入现有110KV故障录波屏备用位置即可。4）低频低压解列新上35KV间隔接入现有低频低压解列屏备用位置即可5）35KV母联保护扩建35KV母线间隔上母联保护装置含两段式相间电流保护；三算是零序电流保护；母线充电保护6）35KV备用投本次扩建新上35KV备用自投装置735KVPT并列本次扩建新上35KVPT并列装置8）10KV线路保护扩建10KV馈线间隔新上距离保护装置9）10KV电容器组保护10KV电容器随开关柜配置电容器保护测控装置，要求具备零序过电压保护、过电流保护。电流速断保护。过电压保护。欠电压保护。网门保护。10）10KV备自投本次扩建新上10KV备自投装置11）10KVPT并列本次新建新上10KVPT并列装置334组屏方式本次新上保护屏均安装在现有主控制室预留屏位。11主变保护测控屏本次新上1主变保护测屏一面，组屏方式为主变本体保护装置一套主变后备保护装置一套主变差动保护装置一套主变测控装置一套三侧三相操作箱一套打印机一台。2）35KV母联保护测控屏本次新上35KV母联保护测控屏一面，组屏方式为35KV母联保护测屏控装置一套PT并列装置一套备自投装置一套打印机一台2）电度表屏335微机防误闭锁系统本期扩建工程在一期工程的基础上按照扩建设计规模完善本期扩建部分的微机“五防”闭锁系统。34公用辅助系统331直流系统本工程采用220V直流系统，混合供电方式。直流负荷包括整个变电站的控制、保护、事故照明、交流不停电电源灯控制、动力负荷。直流系统在一期工程中已经按照终期工程的规模建设，故本期工程部考虑直流系统。342交流系统本工程交流系统在一期工程中已按照终期工程的规模建设，故本期不考虑交流系统。土建部分41扩建内容1）110KV中央门型架一组。高10米，宽8米，相距22米。钢梁为三角形型钢梁。2）110KV隔离开关支架2组。3）110KV断路器基础1座。4）110KV电流互感器支架一组。5）50KVA主变基础一座。并按强条要求在储油坑内设净距不大于40MM的格栅。6）主变中性点支架1组。7）10KV母线桥长37米，支架杆12个。8）35KV中央门型架一组。高73米，宽52米，相距13米。钢梁为三角形