技术改造项目可行性研究报告的评审意见

1 关于 公司 年技术改造限上项目 可行性研究报告的评审意见 一、 XX 省电力公司综合数据网核心层双平面改造工程 （一）现状及工程建设必要性 XX 电力综合数据网从 2006 年开工建设，采用 IP over SDH及 MPLS VPN 技术组网。网络结构分为核心、汇聚和接入三层。核心层采用环形结构，包括省公司、 6 个供电公司和超高压分公司共 8 个节点。除省公司至石家庄、保定供电公司间采用 1000M互联外，其余节点间全部采用 155M 互联。省公司节点配置有双套设备，其余节点均为单套设备。 现有综合数据网存在的问题 一是核心层节点设备单套配置，运行隐患较高；二是核心层传输带宽较低，不能满足业务发展的需要。根据国家电网公司“十二五”信息化规划，“十二五 期间国家电网公司将建成集中容灾中心和网省公司数据网第二汇聚点，并将深化 SG-ERP 等各项应用。集中容灾中心、数据网第二汇聚点的建设和信息化应用的深入，尤其是 SG-ERP、用电营销和智能电网业务的开展，电力系统基建、生产、物资、营销、财务、调度、信息等各类业务几乎都在网上运行，网络瘫痪对公司生产管理影响较大，因而，对网络的可靠性、带宽要求更高。因此，有 2 必要建成综合数据网核心 层双平面，提高网络传输容量和可靠性，满足 XX 省电力公司数据业务发展需求。 （二）工程建设规模 本工程改造建设范围包括省公司、 6 个供电公司、超高压分公司。 （三）主要技术方案 在 6 个供电公司和超高压分公司各扩充 1 台核心路由器，与省公司节点现有第 2 台核心路由器组成综合数据网核心层的另一个平面。 新建综合数据网核心层网络拓扑仍采用环型结构，各节点1000M 互联，承载在 XX 电力通信干线 10G 传输网络上。 信息及其他各类业务分别接入到核心层的两台核心设备。信息接入路由器增加千兆以太网光接口板。 （四）设备配置 本工程 配置核心路由器 7 台，现有设备扩容 CPOS 卡 3 块、千兆以太网光接口板 9 块。 二、邢台地调 EMS 系统升级改造工程 （一）改造必要性 1邢台地调 EMS 系统运行现状 邢台调度中心是邢台地区电网运行指挥中心，承担着组织邢台地区电网运行、指挥事故处理和事故恢复的重要任务，为保证 3 地区电网安全稳定运行提供了有效、可靠的安全监视和控制功能。 邢台地调 EMS 自动化主站系统 2001 年投入运行。该主站采用山东鲁能积成电子股份有限公司 iES-500 系统。系统结构为Client/Server 模式，采用双以太网、 RISC 技术计算机和 Windows操作系统。主要实现 SCADA、 PAS 等功能。 2邢台地调 EMS 系统目前存在主要问题 （ 1）主站硬件设备老化，多台服务器存储容量已满，维护成本较高。随着系统网络负载、计算机 CPU 负载、变电站接入信号量的大量增加，现有硬件系统无法满足正常运行要求。 （ 2）系统运行时间较长，经过多次升级扩充，系统的稳定性和可靠性有所下降，在运行过程中多次造成服务器、前置机死机，影响系统的安全稳定运行。 （ 3）目前 iES-500 系统无法支持系统功能的进一步开发和升级，无法实现监测控制、调度计划等高级应用的整合。 ES-500系统使用 Windows 操作系统，安全性较脆弱，容易遭遇病毒、木马等袭击。 为适应邢台地区智能电网的发展要求，为提高主站系统硬件设备的运行可靠性，扩展主站系统软件的应用功能，有必要进行邢台地调新一代调度 EMS 系统（调控一体化）的建设，为邢台电网调度智能化提供技术支撑。 （二）改造规模 系统规模以满足设计水平年 2015邢台电网规模要求为基准， 4 并留有足够的扩充余地；系统功能应满足地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范要求。 （三）主要技术方案 1硬件配置方案 配置 1 套 EMS 能量管理系统。配置前置 、历史数据库等服务器 10 台；配置调度员、自动化值班、维护等工作站共 9 台；配置交换机 14 台；配置防火墙 2 台；配置正、反向隔离装置各 1套； 配置磁盘阵列 2 台。 2软件配置方案 实时监控与分析类应用软件主要实现实时监控与智能告警、网络分析、水电监测分析、调度员培训模拟、智能分析与辅助决策、辅助监测和运行分析与评价等功能。 3其他配套工程 配置大屏幕及辅助显示系统，进行自动化机房装修，配置机房环境监测系统、安防及消防系统。 三、廉州 500kV 变电站综自系统改造工程 （一）改造必要性 1廉州 500kV 变电站运行现 状 廉州 500kV 变电站 2000 年投运，目前运行 2 台 750MVA主变； 500kV 出线 8 回，采用一个半断路器接线。 220kV 出线10 回，双母线双分段接线。 35kV 无功补偿设备 8 组。 5 廉州变采用的是深圳斯凯达后台计算机监测系统和 CAE DSS-M 分布式 (交流采样 )RTU 设备，是 XX 南部 500kV 变电站第一批计算机监测系统，控制系统采用常规控制屏方式。 2廉州 500kV 变电站存在主要问题 （ 1）廉州变监控系统设备运行时间年限较长，设备运行不可靠。随着投运后变电站的多次扩建，监控系统信息量和网络规模日渐庞大，运行 中 RTU 死机、数据不刷新等问题频繁出现，影响系统总体稳定性。 （ 2）廉州变部分 500kV 断路器（ 5021、 5023、 5033、 5051、5053、 5022、 5032、 5052 断路器）、母线保护装置和 220kV 线路（廉龙线、廉韩 I 线、廉韩线）主要采用南瑞 LFP 系列、四方 CSL 系列、南自厂 WBZ 系列及上继 RADSS 系列保护。上述保护装置均于 2000 年投行，运行年限较长，装置可靠性较差，且上述设备基本已经停产，备品备件购置困难。 为提高变电站安全稳定运行水平和设备健康水平，降低维护成本，进行廉州变综合自动化改 造是必要的 。 （二）改造规模及主要技术方案 1变电站自动化系统 廉州变 2007 年扩建工程中已将监控后台系统更换（包括服务器、操作员站、远动机、公用网络设备），本期仅考虑更换部分间隔层设备和网络设备。 6 本期配置 500kV 第一串、第四串和第六串线路测控柜，配置2 面主变测控柜，配置 2 面 220kV 线路测控柜和 2 面公用测控柜。新增 2 面 GPS 对时扩展柜和 3 面 PT 电压转接屏。 2系统继电保护及电气二次 本期更换 8 套 500kV 断路器保护装置，更换 4 套 500kV 母线保护装置，更换 6 套 220kV 线路保护装置，更换 4 套主变压 器保护装置。更换部分控制电缆，完善二次等电位地网。 四、齐齐哈尔超高压局集控中心建设工程 （一）工程建设必要性 目前齐齐哈尔超高压局管辖 3 座 500kV 变电站、 1 座串补站，在 2015年前还将建设 4 座 500kV变电站。一方面由于地方经济欠发达，高素质值班运行人员匮乏。另一方面，有人值班变电站运行方式需要较多值班运行人员。采用大集控模式后，集控模式下受控变电站采用无人值班方式，可大大减少值班运行人员，而且可将优秀人员集中到集控中心，专门负责运行监视和停电倒闸操作，有利于提高电网应急水平和安全操作水平。从值班运 行岗位退下来的大批人员，可集中精力开展设备巡视和维护，这样细化了专业分工，提高了发现问题能力。因此，建设集控中心有利于提高电网运行管理水平和人力资源的利用效率。 归齐齐哈尔超高压局运行管理的 500kV 乌兰浩特变电站完全是按无人值班变电站设计建设，计划于 2011 年建成投运。为 7 保证变电站投运后的安全稳定运行。必须尽快建设齐齐哈尔超高局集控中心。 按照东北电网有限公司“十二五”规划， 500kV 变电站将由常规、分散多人值班模式，逐步向智能化、集中控制、无人值班模式转变。目前，东北电网有限公司正在建设沈阳超高压局 集控中心和长春超高压局集控中心。 综上所述，有必要实施齐齐哈尔超高压局集控中心建设工程，为电网的安全、经济运行提供更加有力的技术手段和保障，为建设智能化超高压局打下坚实基础。 （二）改造规模 齐齐哈尔超高压局集控中心设在 500kV 冯屯变，集控规模按照 2011 年前接入 4 座变电站，远期接入 10 座变电站设计。 本期集控中心建设包括：集控中心生产控制系统、辅助生产管理系统、变电站二次设备集中控管系统、大屏幕系统、 UPS系统等的建设；集控中心场所及配套通信系统的改造；冯屯变电站、冯屯串补站的视频和环境监控系统改造。 （三）主要技术方案 1生产控制系统 集控中心配置 1 套集控中心监控系统，实现 SCADA、AVC、顺序控制等基本功能及网络建模、状态估计、数据分层分流与责任处理、智能告警、安全模拟校验、故障信息分析与辅 8 助决策、故障定位等高级应用功能。 集控中心配置 1 套保护信息管理子站系统，实现保护信息的采集。 2辅助生产管理系统 集控中心配置 1 套辅助管控系统，实现变电一、二次设备在线监测、动力环境在线监测、辅助设备设施管理、视频监控、在线预警、三维变电站、智能巡检；形成关联应用平台，提供可视化展示、专项监控定制、关联接口、 综合预警、系统监视等功能。 3变电站二次设备集中控管系统 集控中心配置 1 套变电站二次系统集中控管系统，实现对变电站内的计算机、网络交换机以及其他智能设备实施远程在线监测，获取详细的设备运行信息、自检信息，调阅人机画面，修改数据库、画面、报表，以及完成配置参数等维护工作。 4大屏幕系统 冯屯变电站主控制室配置 1 套正投大屏幕系统，接入监控系统、视频监控系统等画面显示业务。 5 UPS 系统 集控中心配置 1 套 120KVA 的 UPS 系统，采用双机配置，电池按整系统 2 小时放电时间考虑。 6集控中心场所改造 9 对冯屯变 电站的主控制室、通信机房进行改造，将现有培训教室做为集控中心自动化机房，按计算机机房标准进行装修。 7配套通信系统改造 在齐齐哈尔超高压局和集控中心现有光通信设备上各增加 1块 2.5G 光接口板和 1 块以太网板。 在集控中心配置 2 台调度程控交换机、 1 台综合数据网汇聚设备。对现有动力环境监控系统及蓄电池组进行改造更换。 五、惠民 110kV 变电站整体改造工程 （一）项目现状 惠民 110kV 变电站投运于 1976 年，运行已超过 30 年，是惠民县城主要电源点。 该变电站现有主变容量 231.5MVA， 110kV 出线 3 回， 35kV出线 5 回， 10kV 出线 7 回。 110kV、 35kV、 10kV 均采用单母线分段接线。 该变电站为户外 AIS 变电站， 110kV、 35kV 配电装置采用户外 AIS 设备，软母线中型布置， 10kV 配电装置采用户内固定式开关柜。 （二）改造必要性 1满足负荷增长的需要 惠民县城北部电网以 110kV 惠民站、武圣站为主供电源，“十二五”期间无新建输变电工程。惠民变 2009 年最大负荷 45MW， 10 容载比仅为 1.4，低于导则要求。根据负荷预测，“十二五”末惠民站最大负荷超过 5MW，现有变压器容量不能满足安全可靠供电的要求。 本期改造按 250MVA 主变设计，以满足负荷发展的需要。 惠民县城今后将向北，沿火车站周边地区发展，该区域在惠民变的供电范围之内， 2011 年有多个 35kV、 10kV 新增用户需接入该站，目前 10kV 高压室已无扩建空间。 2设备状态不满足安全可靠运行的要求 惠民变站址目前为 IV 级污秽区，东侧新建一座商品砼搅拌站，粉尘污染严重， 110kV、 35kV 户外设备爬电距离均不满足变电站污秽等级配置要求。 110kV、 35kV 隔离开关为上世纪 70 年代 GW5 型非防污产品，运行已超过 30 年，设备老化严重。 35kV 断路器为 2001 年泰开产品，机构锈蚀磨损，操作困难，运行中经常出现拒分、拒合故障，烧线圈等故障。 二次设备、直流屏、通讯设备均为 2001 年产品，运行时间长，元件老化严重。近年来，液晶屏黑屏、电源损坏、集成板经常故障导致装置死机，威胁电网安全运行，而且产品厂家已停产，无备品、备件，维护困难。 3高压室及室外主要建构筑物老化破损严重 11 10kV 高压室建筑物已不满足抗震要求（当时按 6 级抗震烈度建设，现为 7 级抗震设防烈度），墙体开裂，基础碱蚀，室内不具备扩建条件。 全站室外设备架构因老化砼杆暴筋，铁件锈蚀，强度降低，外部防腐加 固已不能彻底解决问题。 4 110kV 配电装置需采用户内 GIS。 惠民变建筑物、架构和地面均需改造，如按现有户外 AIS 设备方式，需要全站停电，该站承担着惠民县城老城区及北部乡镇、油田的供电任务，不具备转移供电条件，采用户内 GIS 设备，可减少停电时间，降低粉尘污染对设备的影响。 综上所述，为满足系统要求，消除安全生产隐患，提高变电站的运行、检修安全水平，保证供电的安全性和可靠性，惠民变需全智能改造为户内 GIS 变电站。 （三）改造规模 在站区内进行整站综合改造。 主变规模远期及本期 250MVA； 110kV 远 期及本期均为 3回； 35kV 远期 8 回，本期 6 回； 10kV 远期及本期均为 16 回。每台主变配 24MVar 电容器。 （四）主要技术方案 1电气一次部分 改造后惠民变 110kV、 35kV、 10kV 均采用单母分段接线。 12 惠民变电站改造为无人值守半户内 GIS 变电站，参照山东省标准配送式变电站 SD3 方案，布置于 35kV 配电装置区东北角 。主变户外布置， 110kV 配电装置采用户内 GIS 设备布置，架空向南出线， 35kV、 10kV 配电装置采用户内开关柜布置，电缆出线，原 10kV 开关柜继续使用。 电气设备采用国家电网公司通用设备 。 2电气二次部分 改造后按无人值班设计，配置相应的保护及附属设备，采用综合自动化。 本期更换 2 套 110kV 断路器保护装置，更换 1 套 110kV 母线保护装置，更换 2 套主变压器保护装置。更换部分控制电缆，完善二次等电位地网。 本期配置 110kV 线路测控柜，配置 2 面主变测控柜和 2 面公用测控柜。新增 1 面 GPS 对时扩展柜和 1 面 PT 电压转接屏。 3土建部分 本工程在原站围墙内改造，无新征用地。本工程拆除原生产综合楼及户外构支架，新建综合配电楼。站区场地竖向布置、场地标高均同前期工程，站址标高满足五十年一遇洪水位和最 高内涝水位要求。 13 根据现有站区布置情况，新建配电综合楼布置在 35kV 配电装置区东北角，总建筑面积 1419.84 m2，采用框架结构，基础采用钢筋混凝土管桩。 4过渡方案 生产综合楼选定在 35kV 配电装置区东北角。拆除 35kV#1、#2 线及 2 个备用间隔，新建生产综合楼，其余设备仍带电运行。待新变电站建成、双惠线改造完成之后，将双惠线接入新变电站，35kV、 10kV 线路负荷均可移入新变电站，再将惠武线以及惠唐线接入变电站，整个变电站的新老交替工作完成，全周期保证不停电。 （五）拆除设备处理 惠民变综合改造后， 仍有再利用价值的拆除设备进行异地使用或作为备品备件保存，运行到年限、状况差的设备经技术鉴定后做报废处理，其中部分零部件作为备品备件。 1主变大修后 ， 1 台用于 110kV 小营站， 1 台用于 110kV城北站。小营站、城北站原为郊区农网供电的变电站，主变容量原为 16+25MVA，近年来供电区成为新建工业园区，负荷增长大，两站最大负荷均已超过 30MVA， 2008 年利用城网资金，两站各更换了 1 台主变，容量 50MVA，但剩余的 25MVA 主变已不能带全站负荷，用惠民 2 台主变替换。 14 2 6 台 110kV 断路器中， 3 台用于 110kV 城北站， 3 台用于 110kV 市南站。城北站、市南站为代管农网变电站，今后将上划直管，城北站主变进线和分段 3 台断路器为油断路器，市南站尚南线、南西线和分段 3 台断路器为国产 SF6 断路器（华仪），运行缺陷较多。用惠民站合资 SF6 断路器（西门子）替换后，可提高设备运行可靠性。 3 16 组 110kV 隔离开关中，有利用价值的 4 组（ 2 组为西门子隔离开关。 2 组为泰开隔离开关），其中 3 组用于 220kV 双庙站，用于替换 110kV 双惠线 1、 3、 4 隔离开关（现为 1994 年沈高产品）， 1 组作为备品。其余 12 组运行年数长，老化严重，报废处理。 4 18 台 110kV 电流互感器、 6 台 110kV 电压互感器、 6 台110kV 避雷器具备利用价值，暂无异地使用安排，作为备品保存。 5 7 台 35kV 断路器不具备再利用价值，但尚能运行，可报废处理或调剂到农网使用。 6 19 组 35kV 隔离开关运行年数长，老化严重，报废处理。 7 10kV 电容器可用于 110kV 博兴站。博兴站目前仅在 10kV段母线安装 1 组电容器，段母线没有电容器，不满足分列运行补偿要求。 15 8 全站二次设备，包括综合自动化装置、线路保护、直流装置、交流屏、通讯设备、图像监控设备等已到运行 年限，进行报废处理，其中部分板卡可作为备件使用。 六、临沂 220kV 变电站 110kV 配电装置改造工程 （一）项目现状 临沂 220kV 变电站位于临沂市兰山区，投运于 1981 年，已运行近 30 年，是临沂电网的枢纽变电站。 该变电站现有主变容量 3150MVA， 220kV 出线 6 回，110kV 出线 9 回， 35kV 出线 5 回。 220kV 为双母线接线方式，110kV、 35kV 为双母线带旁路接线。 220kV 采用户外 GIS 设备， 110kV、 35kV 均采用户外 AIS设备。 （二）改造必要性 1满足负荷发展的需要 根据负荷发展 ， 110kV 需扩建 3 回出线（分别至 110kV 临西工业园站、 110kV 兰亭站、 110kV 罗庄北站），站内出线间隔已满，站外为民房、厂房，已无扩建余地。 2 110kV 户外建构筑物老化破损严重 110kV 区设备构支架自投运以来一直未进行改造，现运行已近30 年，水泥杆暴筋，锈蚀严重。 16 110kV 区电缆沟损坏严重，汛期沟内严重积水，交直流电缆、报废电缆和运行电缆混杂，标志不清，无法清理，存在火灾隐患。 3 110kV 设备状态不满足安全可靠运行的要求 临沂变处于 e 级重污秽区，周围有多家水泥厂、灰场，污染严重，站内设备 外绝缘爬距不能满足变电站污秽等级配置要求，存在严重的污闪等安全隐患。 110kV 目前有 11 台少油型断路器运行已接近 20 年，本体严重老化，机构箱锈蚀，密封不好，灭弧室、三角箱和主瓷套绝缘油互渗情况严重，无备品备件，维护检修困难，难以保证安全运行。 110kV 隔离开关、电流互感器、电压互感器等一次设备多为1981 年投运，运行已近 30 年，锈蚀严重，密封胶垫老化，存在卡涩、拉合不灵、雨季经常发生直流接地等缺陷，已无继续大修、改造的必要。 4 110kV 配电装置需采用户内 GIS。 临沂变处于 e 级重污秽区，采用户内 GIS 可减少停电时间，降低粉尘污染对设备的影响。另外临沂变 是临沂电网的枢纽变电站，是临沂市中心城区的主要电源之一，其供电负荷十分特殊和重要， 采用户内 GIS 可避免全站停电，保证该区域重要负荷供电的可靠性。 17 110kV 综上所述，为满足系统要求，消除安全生产隐患，提高变电站的运行、检修安全水平，保证供电的安全性和可靠性，临沂变 110kV 配电装置需改造为户内 GIS。 （三）改造规模 110kV 配电装置整体改造，改造后出线规模 12 回。 （四）主要技术方案 1电气一次部分 改造后临沂变 110kV 侧采用双母线接线，将原 110kV 配电装置整体改造为户内 GIS 设备布置，布置于原主控制室的位置。电气设备采用国家电网公司通用设备。 2土建部分 本工程在原站围墙内改造，无新征用地。新建 1 座 110kV 配电装置室，拆除原有 110kV 配电装置构支架及基础。 110kV 配电室为单层框架结构，建筑面积 477m2，基础采用钢筋混凝土独立基础，地基采用天然地基。 3过渡方案 新 建 的 110kV 高压室建在原主控室的位置上，占用 #2 主变110kV、 35kV 侧出线走廊，改造期间， #2 主变须停电， #1 主变和 #3 主变 110kV 侧并列运行，带 110kV 区各路 出线； #1 主变单独带 35kV 区各路出线，可以保证 110kV 区、 35kV 区正常运行。新的 110kV 高压室及新上设备安装完成后，将 #2 主变接入新设 18 备，再将 110kV 区各路出线及 #1、 #3 主变依次接入新上设备送电。 （五）拆除设备处理 临沂变 综合改造后，仍有再利用价值的拆除设备进行异地使用或作为备品备件保存，运行到年限、状况差的设备经技术鉴定后做报废处理，其中部分零部件作为备品备件。 1 拆除设备中 14 台断路器有 3 台西门子产 3AP1FG 断路器异地使用 220kV 相公站，其余的 11 台上海华通开关厂产SW4-110 型断路器报废。 2 拆除的 110kV 隔离开关均为 GW5-110 型，除留 10 台投运时间较短的刀闸作为备件外，其余的全部按报废处理。 3 拆除的 110kV 电流互感器有 9 台山东彼岸电力科技公司生产的 LVQHB-110W2 型，异地使用于 110kV 册山站；其他有33 台分别为南京电瓷厂和牡丹江互感器厂产品，型号为LB2-110、 LCWD2-110，全部按报废处理。 4 拆除的 110kV 电压互感器 9 台 为南京电瓷厂产品，型号为 JCC-110，全部按报废处理； 2 台为江苏精科互感器有限公司生产，型号为 JDQXF-110W2，异地使用于 110kV 汤庄。 七、辽阳变电站 500kV 断路器更换工程 （一）项目现状 辽阳地区电网处于辽宁省电力系统的中心位置，是联结辽 19 西、辽中电网的枢纽，东面与本溪电网相连，北面与沈阳电网连接，西面与锦州电网相邻，南面与鞍山电网相连，辽阳电网供电总面积约为 4731 平方公里。 2009 年底，辽阳地区拥有 500kV变电站 1 座，即辽阳变电站，投运于 1984 年，担负着辽阳市和鞍山市区的供电任务及辽西 和北部电力向辽南转送供电的任务，是辽宁电网中重要的枢纽变电站之一。 辽阳变电站主变容量为 3750MVA， 500kV出线 7回，采用双母线双分段带旁路接线，即董辽甲乙线、沙辽甲乙线、辽鞍甲乙线和徐辽线，设有 1 组母联兼旁路断路器、 1 组母联断路器、1 组旁路断路器和 2 组母线分段断路器。 500kV1 号母联、徐辽线断路器均为法国 ALSTOM 公司产品，型号 FX32（ DL）， 1984 年投运，为三柱三断口结构，液压操作机构，额定电流 3150A，额定短路开断电流 50kA，外绝缘爬电比距 19mm/kV。 （二）改造必要性 计划 更换辽阳变 1 号母联、徐辽线断路器 ，原因如下： 1设备自身存在影响安全运行的问题 辽阳变电站 500kV 1 号母联、徐辽线断路器已运行 26 年，多次切、合短路电流，灭弧室内部触头烧损情况难以判断，且现场不具备灭弧室解体条件。投运至今未进行过大修，油管路本体及密封件和本体密封件老化，存在 SF6气体漏气、渗油等缺陷， 20 机构箱内二次元件严重老化、损坏，近期多次发生液压管路爆裂。高压管路密封胶圈已使用多年，胶圈已失去弹性，无备品可以更换，经常出现因胶圈老化而造成的设备泄压、打压频繁等现象。多项核心指标不满足国家电网公司 断路器设备评价导则要求，依据 SF6 断路器设备评价导则 A.2.1 液压机构评价标准，设备属于异常状态。 上述两组断路器采用三柱三断口式结构，在密封胶圈老化的情况下极易出现机构拒动，当单相任一断口拒动时可导致其它断口开断容量剧增，当发生短路故障时，存在灭弧室爆炸隐患。 2为满足设备外绝缘爬电比距要求 辽阳变属级污秽等级地区，徐辽线、 1 号母联断路器外绝缘爬距不满足变电站污秽等级配置要求。 3为满足低温环境要求 辽阳变冬季最低气温可达到零下 35左右，造成 SF6 气体液化，原瓷柱式结构无法采取加装防低温液化 加热装置，为保证设备可靠安全运行，本次将瓷柱式断路器更换为罐式断路器。 （三）改造规模 拆除 500kV1 号母联、徐辽线 2 组断路器、 6 台电流互感器，更换为 2 组罐式断路器，相应引线、连接金具、设备接地等。 （四）主要技术方案 21 1电气一次部分 2009 年冬大方式下，辽阳变 500kV 母线单相短路电流为44.21kA。 2011 年相同运行方式下，辽阳变 500kV 母线单相短路电流约为 44.67kA。接近 1 号母联、徐辽线断路器额定短路开断电流值。 2022 年 500kV 短路电流约为 50.67kA， 2030 年500kV 短路电 流将达 54.01kA。本期改造 设备参数参照国家电网公司通用设备技术参数选择， 500kV 设备短路水平分别按 63kA选择。户外电气设备电气外绝缘爬电比距不小于 25mm/kV。 2电气二次部分 本次更换断路器的端子箱及有关的控制保护电缆。 3土建部分 拆除 2 组瓷柱式断路器和 6 台电流互感器基础，在原位置上新设罐式断路器基础，基础采用独立式混凝土刚性基础。 （五）拆除设备处理 辽阳变 综合改造后，仍有再利用价值的拆除设备进行异地使用或作为备品备件保存，运行到年限、状况差的设备经技术鉴定后做报废处理，其中部分零部件作 为备品备件。 间隔内 2 组电流互感器，投运使用时间较短，用于沙岭变电站改造工程。 八、 500kV 任上 5238 线（宿迁段）拉门塔改造工程 （一）项目现状 22 500kV 任上 5238 线（宿迁段）为 500kV 任（庄） 淮（阴）输电线路宿迁段（任庄变至上河变），运行编号为 #267 至 #434，宿迁段线路全长约 68km，现存拉线塔 147 基，由于此条线路已运行二十多年，杆塔的拉线锈蚀较严重，并且绝缘配置已低于污区要求，因此对线路运行安全造成一定影响。 （二）改造必要性 国家电网公司预防 110（ 66） kV 500kV 架空输电线 路事故措施第八条规定：“ 220kV 及以上电压等级线路拉 V 塔或拉猫塔连续基数不宜超过 3 基，拉门塔连续基数不宜超过 5 基，运行中不满足要求的应进行改造”。 本段线路共有拉线塔 147 基，其中 #268 #285 连续 18 基拉门塔， #287 #308 连续 22 基拉门塔， #310 #320 连续 11 基拉门塔， #322 #334 连续 13 基拉门塔， #337 #353 连续 17 基拉门塔， #355 #363 连续 9 基拉门塔， #365 #377 连续 13 基拉门塔， #382 #390 连续 9 基拉门塔， #393 #421 连续 29 基拉门塔， #423 #433 连续 11 基拉门塔，根据相关要求应进行改造，更换部分拉门塔为自立塔。 本工程 #285 #286 跨越徐淮盐高速公路， #313 #314 跨越宿淮铁路客运专线，两处交叉跨越段均为拉门塔连续使用超过 5基区段，本次改造将上述交叉跨越段改造为独立耐张段设计，以满足 110kV 750kV 架空输电线路设计规范（ GB50545-2010） 23 相关要求。 根据 2007 版江苏省污秽区域图要求，本工程所处为 C2污区，泄漏比距要求为 2.5cm/kV。近年来，本工程所处宿迁地区工业发展迅猛，污秽等级将逐步上升。而本工程原设 计泄漏比距为 2.18cm/kV，因此 500kV 任上 5238 线（宿迁段）急需调爬以满足安全生产需要。 由于 500kV 任上 5238 线（宿迁段）线路沿线群众向运检部门多次反映，本段线路绝缘子均压环多次出现放电现象，综合运检部门巡线记录进一步核实，本工程 #270、 #278、 #285、 #309、#321、 #327、 #342、 #364、 #384、 #392、 #405、 #414、 #422、#427 均压 环锈蚀严重，出现孔洞，为减少安全隐患，对均压环进行更换是必要的。 （三）改造规模 本工程改造规模为： 将 500kV 任上 5238 线运行编号为 #275、 #280、 #290、 #295、#300、 #305、 #316、 #325、 #330、 #341、 #346、 #350、 #359、#367、 #370、 #371、 #373、 #377、 #386、 #397、 #402、 #407、#412、 #417、 #425、 #430 共 26 基拉门塔改建为自立塔。 将 500kV 任上 5238 线运行编号为 #285、 #287、 #312 共 3基拉门塔改为耐张塔，以满足跨越徐淮盐高速公路及铁路宿淮客运专线独立耐张段要求。 24 将 500kV 任上 5238 线运行编号 #267 至 #434 中 144 基 直线塔瓷绝缘子更换为合成绝缘子，以满足所处污区爬电比距要求。 更换 500kV 任上 5238 线运行编号 #270、 #278、 #285、 #309、#321、 #327、 #342、 #364、 #384、 #392、 #405、 #414、 #422、#427 共计 14 基塔的绝缘子串均压环。 （四）主要技术方案 1路径 本工程在原线路路径上改造，不涉及新的路径方案。 地形比例：平地 70、河网泥沼 30。 2气象条件 设计基本风速 27m/s,设计覆冰厚度 5mm，最高气温 40，最低气温 -20，年平均气温 15。 3导、地线 本工程采用原导地线，导线采用 LGJQ-400 型钢芯铝绞线，安全系数 2.5，每相 4分裂，子导线正方形布置，分裂间距 450mm；地线 2 根 LGJT-95 铝包钢绞线。 4导、地线防振 四分裂及以上导线采用阻尼式间隔棒，档距内导线间隔棒按不等距布置。对于档距不大于 500m 的一般档，导线不安装防振锤，档距超过 500m 时，加装防振锤防振。 地线采用防振锤防振。 25 5绝缘配置 全线按级污秽区设计，爬电比距按不小于 2.8cm/kV（按标称电压计算）配置绝缘水平。 悬垂绝缘子串采用机械强度为 160kN 级的复合绝缘子；跳线绝 缘子串采用机械强度为 100kN 级的复合绝缘子。 耐张绝缘子串采用机械强度为 300kN 级瓷绝缘子，单片爬电距离为 505mm，每联 30 片。 空气间隙按海拔 1000m 以下设计（按海拔 1500m 修正）。 6防雷和接地 杆塔上地线对边导线的保护角不大于 10。 采用设计推荐的接地装置型式，接地体采用 12 镀锌圆钢。 7金具及绝缘子串 采用设计推荐的主要金具及组装型式。悬垂绝缘子串采用 I串；耐张绝缘子串采用双联串，水平布置。金具及绝缘子串的安全 系 数 按 110kV 750kV 架 空 输 电 线 路 设 计 规 范 （ GB50545-2010）执行。 8导线对地及交叉跨越距离 本工程按非居民区设计，导线对地及交叉跨越距离按 110kV 750kV 架空输电线路设计规范（ GB50545-2010）执行。 9杆塔 26 （ 1）新建杆塔共 29 基，其中直线塔 26 基，耐张塔 3 基。 杆塔按照 110kV 750kV 架空输电线路设计规范（ GB50545-2010）设计。直线杆塔采用酒杯型塔；耐张杆塔采用干字型塔；平地塔型采用平腿设计。 （ 2）铁塔角钢均采用热轧等肢角钢，角钢材质为 Q235B、Q345B 钢。 （ 3）铁塔各部件主要采用螺栓连接 ,塔脚及局部结 构采用焊接 ,连接螺栓采用 6.8 级热镀锌螺栓。 （ 4）自地面以上 8m 范围内铁塔螺栓采用防卸措施 ,其余采用防松措施。 （ 5）铁塔构件均采用热镀锌防腐。 10基础 （ 1）基础主要采用平板式现浇基础和钻孔灌注桩基础型式。 （ 2）基础钢筋材质为 HPB235、 HRB335，地脚螺栓材质为45 号优质碳素钢。 （ 3）钻孔灌注桩基础采用 C25 级混凝土，其它基础采用 C20级混凝土，基础保护帽、基础垫层采用 C10 级混凝土。 九、 110kV 魏霍线改造工程 （一）项目现状 110kV 魏霍线全长 22.8km，全线共 103 基杆塔，其 中水泥杆 86 基，铁塔 17 基。魏霍线 #1#97 现已运行超过 30 年，长 27 21.6km，魏霍线 #98#103 为 2008 年原魏龙 I 回线路入霍庄变新建线路，长 1.2km。魏霍线 #1#97 导线型号 LGJ-185，地线型号 GJ-50，魏霍线 #98#103 导线型号 LGJ-300/25，地线型号GJ-55 和 24 芯 OPGW 光缆。 （二）改造必要性 魏霍线运行超过 30 年，导线严重氧化，地线锈蚀断股，横担锈蚀、变形，部分钢筋混凝土电杆裂纹、沙化严重，虽经多次维修，但在恶劣工况下运行的安全水平降低，供电可靠性差，急需进行技术 改造。 魏霍线位于平顶山西部的 e 级污秽区和 3 级覆冰舞动区，20082009 年在同一区域 220kV 线路均发生了覆冰舞动，河南省电力公司已将该区域列为防舞动治理的重点区域，老旧线路应优先进行技术改造。 霍庄变 2009 年最大供电负荷 83MW，目前由 220kV 王霍线单电源供电，与系统联系较为薄弱。魏霍线作为 220kV 王寨变与220kV 霍庄变之间重要的 110kV 联络线，除霍庄变建设时线路接部分为新建外，其余线路运行超过 30 年，导线截面小，需要进行技术改造并适当增加对霍庄变的供电能力。 根据平顶山供电区总体电网规划 和系统要求，在平顶山供电区“十二五”规划中， 110kV魏霍线将被接入规划的 110kV 渠庄变（ 150KVA），在平顶山供电区“十三五”规划中，还将串接一座 28 110kV 寄料变（ 150KVA）。根据导线载流量及经济输送容量，结合系统规划和综合分析，也需要对魏霍线进行技术改造。 （三）改造规模 本工程改造规模为：将 110kV 魏霍线 #1#97 段拆除重建；220kV 王霍线升高改造； 110kV 魏龙回线路部分改造。 本改造工程共新建线路路径长 19.4km，其中新建 110kV 魏霍线 18.4km，改造 110kV 魏龙 回线 1km；导线型号为LGJ-300/25，地线一根采用 24 芯 OPGW 光缆，另一根采用JLB40-95 铝包钢绞线；杆塔共计 71 基，其中直线塔 57 基，转角塔 14 基（包含 220kV 王霍线路升高改造 1 基， 110kV 魏龙回线路改造 4 基）。 （四）主要技术方案 1路径 采用设计推荐的路径方案，新建线路从 220kV 王寨变魏霍线出线间隔出线后左转跨过县级公路 X032，然后沿 110kV 魏龙回线路南侧与其平行向西北方向前进，依次跨过一条 35kV 线路、燕子河、钻过晋东南 -南阳 -荆门 1000kV 线路、跨过康河（ 2 次）、1 条 乡级公路、 1 条省级公路 S242，在 110kV 魏龙回线 #48 塔附近与改造后的 110kV 魏龙回线路平行架设，然后线路钻过220kV 王霍线，跨过汝河后线路左转，依次跨过一条 35kV 线路、高速引路，利用原通道一直至原魏霍线 #98 塔。 29 新建架空线路（含改造长度）全长 19.4km，全部为单回路架设。曲折系数 1.12。 地形比例：平地 50、丘陵 50。 2气象条件 设计基本风速 28m/s,设计覆冰厚度导线 10mm、地线 15mm，最高气温 +40，最低气温 -20，年平均气温 +15。 3导、地线 导线采用 LGJ-300/25 型钢芯铝绞线，安全系数 2.5；地线采用 1 根 24 芯 OPGW 光缆， 1 根采用 JLB40-95 型铝包钢绞线。 4导、地线防振 导地线均采用防振锤防振。 5导线相序及换位 本工程导线不换位，利用终端塔调相。 6绝缘配置 全线按级污秽区设计，爬电比距按不小于 3.2cm/kV（按标称电压计算）配置绝缘水平。 悬垂绝缘子串采用机械强度为 120kN 级的复合绝缘子；跳线绝缘子串采用机械强度为 120kN 级的复合绝缘子。 耐张绝缘子串采用双联机械强度为 120kN 级复合绝缘子，爬电距离为 3600mm。 空气间隙 按海拔 1000m 以下设计。 30 7防雷和接地 杆塔上地线对边导线的保护角不大于 15。 采用设计推荐的接地装置型式，接地体采用 12 镀锌圆钢。 8金具及绝缘子串 采用设计推荐的主要金具及组装型式，线路所选用金具符合原电力工业部 1997 年修订的电力金具产品样本系列。悬垂绝缘子串采用 I 串，耐张绝缘子串采用双联串，水平布置。金具及绝缘子串的安全系数按 110kV 750kV 架空输电线路设计规范（ GB50545-2010）执行。 9导线对地及交