110kv变电站增容工程之可行性研究报告书

卷册检索号17B06K68K110KV变电站增容工程可行性研究报告工程名称110KV变电站增容工程批准审核校核编写目录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1HB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1概述11设计依据1HB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2HB省南网“十一五”电力发展规划及2020远景目标3220KV输变电项目可行性研究内容深度规定（试行）4SDJ16185电力系统设计规程5DL7552001电力系统安全稳定导则6GB1428593继电保护和安全自动装置技术规程7DL500391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9GB500609235110KV变电所设计技术规程10DL/T5103199935KV110KV无人值班变电所设计规程11DL/T50921999110500KV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）12工程概况121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315MVA，1992年增容2315MVA主变一台。现有主变容量2315MVA，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。122本期改造内容1221站内改造将两台315MVA主变增容为两台50MVA主变。1222线路改造A、更换田新110KV线路8至24杆LGJ185导线为LGJ240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LGJ240导线，并更换锈蚀严重的杆塔。13设计水平年110KV变电站增容工程建设期为20072008年，计划2008年投产，设计水平年取2008年。14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。141电源侧常新线（181）现为LFP941A保护，已招标要改造，不再列入本工程；田新一线（179）现为LFP941D保护，需要改造，上1面110KV线路保护屏，列入本次工程。1413土建根据电气一次设计要求做相应出线间隔设计。142站内（2个方案）1421方案1迁址新建，执行典设A3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（30065010）KVAR。终期为3X（30065010）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A3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107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67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。1412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107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67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。143线路1431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。1432110KV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。15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21电网现状电网结构目前有220KV、110KV、35KV输电网和10KV配电网以及04KV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/1345MVA；35KV变电站12座，主变23台/151MVA；用户自备35KV站4座，主变9台/219MVA；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/8479KM、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556亿KWH，电网最高负荷105万KW，线损率45（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2X315MVA，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315MVA，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145，35KV主变容载比130。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38万KW，而实际负荷已达到105万KW，最高潜在负荷达到117万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（SW6110）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25万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307，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LJ35、LGJ35、LJ25、LGJ25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5776MVA，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123,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555865726065年供电量28900306503550039800345003980024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2315MVA。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739MVA。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31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。110KV变电站交通位置图上述站址方案110KV进线为东进。32站址水文气象条件321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122。极端最低气温236（1966年2月23日）；极端最高气温416（1972年6月16日）。多年平均降雨量4686MM，年蒸发量15752MM。雨量大部分集中在69月份，约占全年降雨量的818。年最大降雨量9664MM（1963年），最小降雨量2330MM（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19552003年时间段。30年一遇10M高10分钟平均最大风速为251M/S50年一遇10M高10分钟平均最大风速为255M/S冬季盛行风向为N、NW相应风向频率为82夏季盛行风向为S、SE相应风向频率为102拟建站址最冷月平均最低气温的平均值88累年平均雷电日数263D市年平均气温121，年平均降水量460MM，全年无霜期187天左右。322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277KM，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24KM。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。323结论A50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。33所址地质、矿产资源331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3060。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55KM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20KM。图1地质构造图01230KM临城柏乡新河冀县高邑宁晋赞皇元氏赵县衡水获鹿正定无极晋县辛集深县深泽栾城灵寿行唐新乐安国博野安平饶阳平山井陉陷凹陷石家庄凹陷无极低凸起太行山晋县凹陷宁晋凸起束鹿凹起隆140150160370380390401501603738039F1晋获断裂带2太行山山前断裂带3北席断裂4栾城东断裂5高阳断裂6深泽断裂F7深县断裂8衡水断裂9柏乡断裂10宁晋断裂新河断裂2前磨头断裂护架池断裂F4献县断裂5鸡泽断裂拟选场址一级构造界线正断层推测正断层不明性质断层图例说明F1F34F67F8F910F12F32F2332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475级地震4次。近场区的历史地震活动发震时刻地理坐标编号年月日北纬东经震级烈度地点1101183821146475HB正定21528537911465HB栾城317723138311445HB灵寿41909113381114455HB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ML50级的地震，地震活动以中小地震为主。发生过ML40级地震2次，分别是1971年8月5日行唐43级地震和1971年12月27日的灵寿43级地震。除此之外，还发生ML2029级地震30次，ML3039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005G，设计地震分组为第二组。333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。334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。3341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。3342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。0200M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FAKKPA1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。042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。296412521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。03321503中粗砂褐黄灰白色，长石石英质，卵石含量1020，局部30，卵石直径约2CM。中密，稍湿。21511804粉质粘土黄褐色，含砂砾，中部夹粉土层，可塑硬塑状态。06421705中粗砂褐黄色，长石石英质，含卵砾石，中密。1074200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（MPA1）压缩模量MPA层粉土207181181081778017116层细砂100层中砂150层粉土220192192072089016157层细砂200335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。336地震效应评价根据建筑抗震设计规范GB500112001，抗震设防烈度为六度，设计基本地震加速度为005G，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。337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。338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005G，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053M考虑。34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。35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。36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。37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。38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）方案一41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（30065010）KVAR，本期为2X（30065010）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。43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101KA。主变压器SFSZ1050000/11011068125/385/105KV阻抗电压UDIII105，UDIIII175，UDIIIII65，基准容量SJ100MVA。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2624A最大工作电流2756A35KV侧额定电流7498A最大工作电流7873A10KV侧额定电流27494A最大工作电流28868A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。44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SFSZ1050000/110；容量50MVA；电压比1108125/385/105KV；接线组别YN，YNO，DLL；阻抗电压UK12105，UK13175，UK2365；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315KA动稳定电流80KA热稳定电流315KA4SB）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315KA4SC）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/055P/5P/02SD）电压互感器选用六氟化硫组合电器准确级02/05/3PE）氧化锌避雷器选用六氟化硫组合电器技术参数102/266KV2MS方波电流800A20次F）线路电容式电压互感器选用TYD110型准确级3P/3PH）氧化锌避雷器选用YH10W102/266型技术参数100/260KV2MS方波电流800A20次（3）35KV设备35KV开关柜选用KGN405型固定式开关柜，内配弹簧操作机构的ZN12405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KYN28A12型中置式手车开关柜，内配弹簧操作机构的ZN63A12真空断路器，根据短路电流状况选用315KA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45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。45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451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。452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。46站用电及照明461站用电变电站装设两台80/105/04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。462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。47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）方案二41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1108X25主变终期2X50MVA；本期2X50MVA,本期上换旧主变2X315MVA42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7500KVAR44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1108125/385/105KV，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IH1600A开断电流IK25KA、315KA电流互感器详见主接线或设备表。35KV隔离开关选用HGW535IIW额定电流1250A开断电流315KA4）10KV部分本工程10KV配电装置采用室内布置方式，XGN210型箱式固定柜，断路器采用真空开关，旋转式隔离开关。45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。46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）方案一51变电站综合自动化系统511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。512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。K10KV母线电压监测每段AC相装设DT2/G型电压监测仪1个，镇江泰利丰产品。513主要性能指标测量值综合误差05SOE分辨率1MS实时画面响应时间2S画面实时数据刷新周期210S可调系统可用率999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。514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24GHZ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EPSONLQ1600KIII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。515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，逆变后供给监控主机和远动主站。从而保证监控主机和远动主站电源的不间断性。516测量和计量1）测量站内一般不设常规测量仪表。与调度系统自动化相结合，系统所发远动信息量均应在各功能单元的液晶屏幕及就地监控机的显示器上查看到。2）计量选用全电子多功能电能表，110KV电能表采用三相四线表，35KV、10KV采用三相三线表，站用变压器低压侧采用三相四线表。电能表的电流电压回路配线均采用单芯铜导线，电流、电压回路均不小于4MM2。监控系统要求能够接受并转发电能远方终端数据，同时能够在就地监控机的显示器上查看到各计量点数据（单位KWH）。517静态保护屏接地根据新18项反措要求，所有静态保护屏下方在活动地板下用254MM2铜排连通，并经至少4根以上、截面不小于50MM2的铜排与主接地网在电缆竖井处可靠连接。每面保护屏内设254MM2铜排，并经100MM2铜辫与活动地板下铜排连通。518交、直流系统的遥测、遥信以常规方式通过电缆接入综自系统，遥信为强电220V空接点开关量输入。52继电保护和安全自动装置521110KV配电装置保护配置110KV进线不设保护，110KV桥设充电保护。522主变压器按主后一体，双主双后原则配置5221主保护差动保护应采用不同原理。A无制动差流速断保护。B比率制动原理，具有CT断线告警或闭锁功能，闭锁功能由控制字选择，制动侧可用控制字选择，跳主变三侧及桥开关。5222高压侧后备保护A110KV复合电压闭锁过电流保护电流取自110KVCT，电压取三侧电压，跳主变三侧及桥开关。B零序电压闭锁零序过电流保护，一段两时限，第一级时限动作跳开各侧断路器，第二级时限留做备用。零序电压方向控制字可选、零序电压是否闭锁零序电流控制字可选。C间隙过电流、过电压保护设两段两时限，T1段跳并网线，T2段跳主变三侧及桥开关。D过负荷保护设三个定值，一段启动风扇，二段发信号，三段闭锁有载调压。5223中压侧后备保护A35KV复合电压闭锁过电流保护电流取自35KVCT,电压取自35KV母线PT，以第一时限跳35KV分段开关，以第二时限跳35KV主进开关，以第三时限跳主变三侧及桥开关。B35KV母线充电保护跳本侧主进开关。C过负荷保护发信号。5224低压侧后备保护A10KV复合电压闭锁过电流保护电流取自10KVCT,电压取自10KV母线PT，以第一时限跳10KV分段开关，以第二时限跳10KV主进开关，以第三时限跳主变三侧及桥开关。B10KV母线充电保护跳本侧主进开关。C过负荷保护发信号。5225非电量保护A本体重瓦斯引入接点，发信号或跳主变三侧及桥开关。B有载调压重瓦斯引入接点，发信号或跳主变三侧及桥开关。C本体轻瓦斯引入接点，发告警信号。D有载调压轻瓦斯引入接点，发信号。E主变压力释放引入接点，发信号。F主变油温过高引入接点，发信号。G主变风冷故障引入接点，发信号。H主变油位异常引入接点，发信号。I非电量保护引入接点均为强电220V开关量输入空接点。5226其他技术要求A高压侧的复合电压取三侧电压并联，以保证灵敏度，并可采用连接片投退其中任何一侧复合电压。B根据“反措”要求，装置保护出口和方式压板都应用硬压板控制，并用不同颜色进行区分。C本保护直流工作电源为220V，当工作电源消失，保护装置应闭锁跳闸出口，并发出报警信号。D不同保护装置电源应分别经特性空开引入。E保护装置应有足够的输出接点用于跳闸、远动、报警等回路，并留备用接点。F装置的跳闸出口继电器应有自保持，并有监视手段，使用人工复归，出口继电器应为强电220V。52335KV配电装置保护配置5231根据小电流接地系统线路保护的配置原则，35KV线路配置A三相式带时限电流闭锁电压速断保护。B三相式定时限过电流保护。C三相一次自动重合闸手动、远动跳闸不重合。具备重合后加速功能。D低周减载（带滑差闭锁功能）出口跳闸（备用）。E小电流接地选线及零序2段过流保护。F采用完全星形接线，不设单独的零序CT，装置内部合成3I0。523235KV分段保护配置电流速断和过电流保护。523335KV并网线路配置线路纵差保护，普通线路保护作为后备。建议采用光纤纵差保护装置，带有完整的线路后备保护。52410KV配电装置保护配置根据小电流接地系统线路保护的配置原则，10KV线路配置A三相三段式电流保护。B三相两次自动重合闸手动、远动掉闸不重合（重合闸次数应能选择）。具备重合后加速功能。C低周减载（带滑差闭锁功能）出口跳闸（备用）。D小电流接地选线及零序2段过流保护。E采用完全星形接线，不设单独的零序CT，装置内部合成3I0。10KV分段保护配置电流速断和过电流保护。525并联无功补偿装置保护配置电容器组保护按照并联电容器装置设计规程的要求进行设置。A三相式限时电流速断保护。B三相式过电流保护。C母线过电压保护。DPT断线闭锁的母线失压保护。E三次谐波过滤的零序电压保护（开口三角电压）。电抗器不设保护。526安全自动装置配置5261110KV备用电源自投110KV备自投同时具备桥自投和进线互投两种方式，可根据运行方式进行选择。526235KV备用电源自投设为分段自投方式。主变中压后备保护动作闭锁备自投，开关手跳闭锁备自投。526310KV备用电源自投设为分段自投方式。主变低压后备保护动作闭锁备自投，开关手跳闭锁备自投。5264PT并列110KV、35KV、10KV分别设置PT并列装置，采用双位置继电器，完成保护、测量电压回路和计量电压回路切换功能。可以手动或自动并列。53系统调度自动化531调度关系变电站属HB地调和县调两级调度管理，采用101及部颁CDT规约，可同时通过两种通道传输数据，远动信息分别送往地调和县调，接收并执行地调和县调的下行遥控命令。532模拟量遥测5321110KV进线三相电流，有功功率，无功功率，功率因数。5322110KV桥三相电流。5323110KVPT三相线电压，相电压。5324主变35KV侧三相电流，有功功率，无功功率。5325主变10KV侧三相电流，有功功率，无功功率。532635KV线路三相电流，有功功率，无功功率。532735KV分段三相电流。532835KVPT三相线电压。532910KV线路三相电流，有功功率，无功功率。5321010KV分段三相电流。5321110K