35千伏武陵变电站增容改造工程 初步设计报告

PAGEPAGEi初步设计报告目录1总的部分 11.1概述 11.1.1工程设计的主要依据 11.1.2工程建设规模和设计范围 21.2站址概况 31.2.1站址自然条件 31.2.3征地拆迁及设施移改的内容 41.2.4工程地质、水文地质和水文气象条件 41.3技术原则及存在的问题 51.3.1主要技术方案 51.3.2通用设计、通用设备的应用 61.3.3新技术、新设备（新材料）、新工艺的应用 61.3.4工程造价的控制措施 61.4主要技术经济指标 62电力系统 82.1电力系统概述 82.1.1电网现状 82.1.2拟改造变电站概述 92.1.3潮流计算 102.1.4短路计算 102.1.5无功补偿 112.1.6电容电流 112.2改造后的建设规模 122.2.1改造后的主变规模 122.2.2改造后的出线规模 122.2.3改造后的无功补偿 122.3主要电气参数 122.3.1改造后的主变压器选择 122.3.2改造后的主接线选择 123电气一次部分 123.1现状描述 133.2改造后的电气主接线 133.2.1建设规模 133.2.2电气主接线方案 133.2.3各级电压中性点接地方式 143.3短路电流计算及主要设备选择 143.3.1短路电流计算 143.3.2导体和主要电气设备的选择原则和依据 153.3.3导体和主要设备选择结果 163.4绝缘配合及过电压保护 193.4.1避雷器的配置 193.4.235kV电气设备的绝缘配合 203.4.310kV电气设备的绝缘配合 213.5电气总平面布置及配电装置 223.5.1现状描述 223.5.2电气总平面布置方案 223.5.3各级电压配电装置选型及布置 233.6站用电及照明 233.6.1站用电源的引接及站用电源接线方案 233.6.2站用负荷统计及站用变容量选择 243.6.3站用配电装置布置及设备选型 253.6.4照明及检修 253.7防雷接地 253.7.1防直击雷 253.7.2接地 253.8电缆设施 253.8.1电缆选型 253.8.2电缆敷设方式 263.8.3电缆防火 264二次系统部分 274.1二次系统现状及改造方案概述 274.1.1继电保护设备现状及改造方案 274.1.2调度自动化 284.1.3电能计量装置及电能量远方终端 284.1.4系统通信 294.2改造后的系统继电保护及安全自动装置 294.2.1系统继电保护配置方案 294.2.2安全自动装置 294.2.3系统保护对通信通道的技术要求 294.2.4系统保护对相关专业的要求 294.2.5继电保护设备与变电站自动化系统的接口方案 304.3调度自动化 304.3.1变电站调度组织关系 304.3.2远动信息内容、传输方式和通道要求 314.3.3远动设备选型、配置原则和技术要求 324.3.6远方电能量计量(费)装置 324.3.7调度数据通信网络接入设备 334.3.8二次系统安全防护 334.4系统通信 334.5元件保护及自动装置 334.5.1元件保护 334.5.2自动装置 344.5.3对相关专业的技术要求 344.6监控系统 354.6.1主要设计原则 354.6.2系统结构 364.6.3网络结构 364.6.4系统功能 364.6.5控制、操作及防误闭锁 374.6.6系统接口 394.7站用电源系统 394.7.1直流电源部分 394.7.2交流不停电电源 394.7.3交流电源 394.7.4通信电源 394.8其他二次系统 394.8.1全站时钟同步系统 394.8.2火灾报警系统 394.9二次设备布置 404.10二次设备防雷接地及抗干扰措施 404.10.1二次设备接地 404.10.2二次设备防雷 404.10.3二次设备抗干扰措施 405土建部分 425.1站区总布置与交通运输 425.1.1站区总体规划 425.1.2站区总平面布置 425.1.3竖向布置 425.1.4道路及场地处理 425.1.5征地拆迁及设施移改的内容 425.1.6场地边坡支护情况说明 425.2建筑 445.2.1建筑物一览表 445.2.2生产建筑物 445.2.3建筑物节能措施 455.2.4主要构筑物材料 455.2.5屋外配电装置结构方案 455.3全站建、构筑物的地基与基础 465.4给排水 465.4.1站区供、排水条件 465.4.2给水系统 465.4.3排水系统 475.4.4防洪排涝 475.5采暖、通风与空气调节 475.5.1设计原始资料 476消防部分 486.1概述 486.1.1消防设计规范 486.1.2水消防设计内容 486.1.3消防设计主要原则 486.2消防措施 486.2.1站区建（构）筑物 486.2.2电气设施 496.2.3其它消防措施及消防供电 497.大件运输 498.环境保护、水土保持和节能减排 519.劳动安全卫生 5110对侧工程部分 5211拆除工程 5211.1需要拆除的电气设备 5211.2需要拆除的土建工程 5212工程实施安排 5312.1外部环境落实条件 5312.2施工过渡措施 5313工程造价 5313.1编制依据 5313.2工程量 5414.3价格 5414.3.1人工费 5414.3.2材机价格 5414.3.3设备价格 5412.3.4人工费及材机调整 5414.4取费计算标准 5514.5其他费用 5514.6工程投资概算 55万州区35kV武陵变电站增容改造工程初步设计PAGE11总的部分1.1概述1.1.1工程设计的主要依据相关文件三峡水利“十三五”电网规划。 万州区35千伏武陵变电站增容改造工程可行性研究报告。本工程前期设计图纸。工程设计有关的规程、规范《变电站总平面设计技术规程》（DL/T5056-2007）《绝缘配合》（GB/T311.2-2013）《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-2006）《发电厂和变电站照明设计技术规定》（DL/T5390-2014）《供配电系统设计规范》（GB50052-2009）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2010）《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-2019）《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》（GB/T50064-2014）《交流电气装置的接地设计规范》（GB/T50065-2011）《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）《混凝土结构设计规范》（GB50010-2010）《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2011）《电力设施抗震设计规范》（GB50260-2013）《电力法》（2018年修正）《电力设施保护条例》（2016）《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（GB/T50062-2008）《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-2013）《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2018）《消防给水及消火栓系统技术规范》（GB50974-2014）《并联电容器装置设计规范》（GB50227-2017）《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）《电力工程直流电源系统设计技术规程》（DL/T5044-2014）《火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》（DL/T5136-2012）《变电站和换流站给水排水设计规程》(DL/T5143-2018)《导体和电器选择设计技术规定》（DL/T5222-2005）《高压配电装置设计规范》（DL/T5352-2018）《变电站建筑结构设计技术规程》（DL/T5457-2012）其他相关的现行国家、行业强制性标准和技术规范、规程。1.1.2工程建设规模和设计范围工程增容改造规模武陵35kV变电站改造前及改造后建设规模详见下表。表1.1-1武陵35kV变电站改造规模表序号项目改造前改造后1主变压器1×6.3MVA2×6.3MVA235kV出线（回）22310kV出线（回）36410kV无功补偿1×1200kvar2×1200kvar535kV站用变1×50kVA1×50kVA610kV站用变1×50kVA1×100kVA改造工程设计范围1）更换1#主变及10kV出线母线桥；2）更换10kVⅠ段母线配电装置，包括7面开关柜；3）新建2#主变及10kV出线母线桥；4）新建10kVⅡ段母线配电装置，包括8面开关柜；5）新建35kV新武线、35kV龙武线线路PT，拆除原阻波器、耦合电容器；6）新建2#主变保护测控屏、改造通讯屏为电度表屏、改造公用测控屏、新建10kV 线路保护测控屏2等；7）新建10kV无功补偿1套，容量1200kvar；8）满足上述设备改造所需的土建工程；9）工程概算部分。其中各级电压配电装置的引出线设计到站内对外的引出线端子（但不包括引出电缆及电缆附件）。1.2站址概况1.2.1站址自然条件本期工程在武陵变电站围墙内进行增容改造，不涉及新增地。变电站投运24年，运行良好，运行期间未出现地基不均匀沉降及其他不良情况，站址环境具备建本期增容改造工程条件。图1武陵变电站现状图

1.2.2进出线本变电站为户外变电站。35kV采用2回架空线进出线，本次改造不涉及35kV进出线。改造前10kV采用3回架空线出线，改造后10kV采用6回电力电缆出线。1.2.3征地拆迁及设施移改的内容本项目不涉及新增用地和征地拆迁。1.2.4工程地质、水文地质和水文气象条件工程地质和水文地质1）地形地貌和地质构造拟建场地行政区划属重庆市万州区，变电站投运24年，前期工程土建建构筑物以原状土层为持力层，地基承载力大于150kpa，运行期间未发生不均沉降情况，本期建构筑物以原状土层为持力层。根据区域地质资料及现场调查，区内未发现断层及活动性大断裂通过，地质构造简单。区域构造稳定，新构造活动作用弱，场区500年来无发震断层记录。2）场地地震效应据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2015），该场地地震动峰值加速路为0.05g。按《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），该地区属设计地震分组第一组，抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，地震动反应谱特征周期值为0.35s。根据《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008），本工程抗震设防类别为丙类。3）水文地质场区地下水类型由松散土层孔隙水和下伏基岩裂隙水组成，上下相通属同一水文地质单元，场地处于斜坡地带，利于地表水和地下水的排泄，最终汇入中部低洼处。现属随补随排，场平施工期间应设置临时排水沟。原始地貌主要为农田和土坎，据调查场内无井泉分布。场区土层由素填土和粉质粘土组成，填土属透水层，砂岩属中透水岩层，粉质粘土和砂质泥岩为相对隔水层。据邻近场地钻孔内地下水贫乏，水文地质条件简单。但雨季在土层较厚地段可能存在上层滞水。工程场地邻近周边无工业厂矿，目前未发现可疑工业污染源。根据场地环境地质条件按《岩土工程勘察规范》GB50021-2001（2009版）附录G判定，该拟建场地环境类型为Ⅲ类；依据当地建筑经验判定，地下水对混凝土结构和钢筋混凝土中钢筋具微腐蚀性；场地土对钢结构具微腐蚀性。水文气象万州地区属亚热带季风性湿润气候，大陆性季风气候特点显著。具有冬暖春早、秋短夏长、初夏多雨、无霜期长、湿度大、风力小、云雾多、日照少的气候特点。常年平均气温17.3℃。极端最高气温42.4℃,极端最低气温–2.5℃左右。常年平均降雨量1100毫米左右，平均日照1340小时左右，平均无霜期319天。1.3技术原则及存在的问题1.3.1主要技术方案本工程为改造项目，总体技术方案与前期保持一致。35kV设备按前期工程，仍采用AIS设备，户外中型，两列断路器的布置型式。主变户外布置，主变间距为5米，不设置防火墙。10kV配电装置采用户内金属铠装空气绝缘断路器中置移开式开关柜。1.3.2通用设计、通用设备的应用本工程为改造工程，未应用典型设计。1.3.3新技术、新设备（新材料）、新工艺的应用本工程为改造工程，无新技术、新设备（新材料）、新工艺的应用。1.3.4工程造价的控制措施根据站址地形、交通条件的特点，为准确、合理的确定工程设计方案、节省投资、节约土地、保护环境，除常规设计工作外，重点对以下方面开展了工作和研究：1）对站址进行准确测量，以准确做好变电站站区总体规划。2）对已建设备进行深化研究，充分利用已建设备，避免重复投资。3）进行土石方工程研究，以减少土石方工程、避免购土和弃土、减少水土流失、避免地质不稳定现象。4）装置性材料参照电网建设工程材料信息价。设备参照电力建设工程设备价格信息。地材（基础钢材、水泥、石子、砂子）按照工程沿线当地材料价格信息（重庆工程造价信息）。1.4主要技术经济指标本改造工程主要技术方案和经济指标统计详见表1.4-1。表1.4-1主要技术方案和经济指标统计表序号项目技术方案和经济指标1主变压器规模，改造前/改造后，型式1×6.3MVA/2×6.3MVA三相双绕组无励磁变压器/三相双绕组有载调压变压器235kV出线规模，改造前/改造后2回/2回310kV出线规模，改造前/改造后6回/6回4无功补偿装置规模，改造前/改造后1×1200kvar/2×1200kvar535kV电气主接线，改造前/改造后单母线接线/单母线接线610kV电气主接线，改造前/改造后单母线接线/单母线分段接线735kV配电装置型式，断路器型式、数量户外AIS设备未改造810kV配电装置型式，断路器型式、数量户内开关柜单列布置空气绝缘，真空断路器9地区污秽等级/设备选择的污秽等级d级/d级10控制方式分层分布式计算机监控系统，监控和远动统一考虑，按无人值班设计11变电站通信方式35kV变电站至上级调度中心采用光缆通信方式12站外电源方案/电缆长度（km）无13电力电缆（km）0.114控制电缆/光缆（km）1/0.515接地材料/长度（km）无本改造不包括接地系统16总土石方工程量及土石比挖方/填方（m3）本次改造无场地平整17弃土工程量/购土工程量（m3）018边坡工程量护坡/挡土墙（m2/m3）019变电站道路面积（m2）本期不涉及道路建设20电缆隧道长度（m）无21水源方案本次改造不涉及给排水22站外供水/排水管线（沟渠）长度（m）-23总建筑面积（m2）本次改造无新建建筑物24地基处理方案超深基础换填C20毛石混凝土20m325主变压器消防方式手推车式干粉灭火器26动态投资（万元）44527静态投资合计（万元）436单位造价（元/kVA）346.0328建筑工程费用（万元）5929设备购置费用（万元）20330安装工程费用（万元）11431其他费用（万元）69注：投资金额均为不含税价。2电力系统2.1电力系统概述2.1.1电网现状三峡水利万州片区电网现状截止2020年底，并入三峡水利万州片区电网的发电厂总装机容量314.15MW，年发电量9.46亿kWh。其中，装机容量1MW以上电站总装机283.47MW。与重庆电网（以下简称“渝网”）110kV联网线路3回，可输送300MW；与湖北电网（以下简称“鄂网”）通过1回220kV线路和1回110kV线路联网，可输送250MW。至2020年底，三峡水利已基本形成了以220kV恒心变电站为枢纽，以110kV江北变电站为中心的110kV环网主网架，35kV辐射供电为补充的地方电网网络结构。与渝网110kV联网，与鄂网220kV和110kV联网，并有多座地方小水电站上网。与渝网联网线路和鄂网联网线路因技术原因不允许并网运行，三峡水利万州片区电网一般分为“渝网片区”和“鄂网片区”运行。三峡水利以农村供电为主变电站共有110kV变电站7座、主变8台，变电容量270.5MVA。110kV线路30条，长度为439km；农村35kV高压配电网共有35kV变电站15座、主变23台，变电容量164.15MVA。35kV线路36条，长度为469km；10kV配电变压器4134台，容量581.955MVA。武陵供区存在的问题（1）武陵变电站现运行S7系列主变1台，容量为6300KVA，该变压器运行年限较久，属于国家命令淘汰的高耗能变压器。（2）10kV开关柜设备因运行年限长，刀闸机构陈旧，不易操作，已不能满足运行发展要求，需进行整体更换。（3）武陵场镇规模扩大及周边用电负荷的增加，武陵变电站现运行设备不能满足该区域负荷增长需求。（4）武陵变电站现运行S7系列主变1台，容量为6300KVA，该变压器运行年限较久，属于国家命令淘汰的高耗能变压器。运行维护困难，变压器损耗较高，不利于节能减排。武陵变电站单变运行，不满足主变N-1校验，供电可靠性较差。2.1.2拟改造变电站概述武陵35kV变电站建设于90年代末期，35kV系统规划3回35kV架空线进线，2回主变出线，主接线为单母线，布置型式为户外中型断路器双列布置。主变规划为2台35/10kV6300kVA主变，户外布置。10kV系统规划为2回变压器进线，3回架空线出线，2回电容器出线（采用电缆），1回站变；主接线为单母线分段，布置型式为户内。35kV采用DW16油断路器、GW5型隔离开关等设备；主变为S7型无励磁油浸式变压器；10kV配电装置为GG-1A系列开关柜；继电保护装置为继电器。历经多次技术改造后，武陵35kV变电站现状为：35kV系统主接线为单母线，设置2回架空线进线，1回主变出线，1回PT间隔，1回站变间隔。主要设备为：ZW7型35kV真空断路器、GW4型隔离开关。上述设备为2018年更换，可继续使用。主变为1台S7型无励磁油浸式变压器。该设备需更换。10kV系统主接线为单母线（仅建设Ⅰ段母线），设置3回架空线进线，1回主变出线，1回PT间隔，1回站变间隔，1回电容器出线间隔。10kV配电装置为GG-1A系列开关柜。该装置防护等级完全不能满足现变配电室要求，且刀闸机构陈旧，不易操作。该设备需要更换。继电保护系统2018年改造，目前采用的是微机型继电保护装置。该设备可继续使用。本次增容改造工程主要工作量为：1）更换1#主变及10kV出线母线桥；2）更换10kVⅠ段母线配电装置，包括7面开关柜；3）新建2#主变及10kV出线母线桥；4）新建10kVⅡ段母线配电装置，包括8面开关柜；5）新建35kV新武线、35kV龙武线线路PT；6）新建2#主变保护测控屏、新建电度表屏、改造公用测控屏、改造10kV 线路保护测控屏等；7）新建10kV无功补偿1套，容量1200kvar；8）满足上述设备改造所需的土建工程；本次改造完成后，武陵35kV变电站的规模为：35kV双回进线，2台主变，6回10kV出线。供电可靠性、安全型进一步提高，增强武陵供区电力保障能力。2.1.3潮流计算1）计算目的通过对系统互联方案进行潮流计算，验证方案的合理性；分析三峡水利万州片区电网潮流分布情况。2）计算网络2025年规划网架和负荷水平。3）功率因素计算负荷功率因数取0.95。发电机组功率因数最低取0.85，水电机组功率因数最高取1.00。4）潮流计算结果及分析从潮流计算结果看，在正常运行方式下，线路潮流分布较为合理，35kV线路无过载现象，可以满足正常供电的需要，各站母线电压水平较好，满足规程规定的要求，保证电网的安全稳定运行。2.1.4短路计算1）计算条件（1）以三峡电力“十三五”电网规划和规划网架结构为基础。（2）计算水平年取2025年。（3）基准容量：100MVA；基准电压：,Uj1=37KV,Uj2=10.5KV。（4）武陵35kV变电站35kV母线短路容量为399MVA。2）计算结果根据电网远景规划，计算得2025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：母线名I″(kA)ich(kA)35kV母线6.22615.84910kV母线（并列）6.516.54810kV母线（分列）3.8169.7132.1.5无功补偿1）无功补偿计算根据《电力系统电压和无功电力技术导则》等相关规程规范要求，110kV变电站无功补偿容量按照主变容量的15%～30%配置，并满足变压器最大负荷时高压侧功率因数不低于0.95，在低谷负荷时功率因数不应高于0.95、不低于0.92；以及“在系统轻负荷时，对110kV及以下的变电所，当电缆线路较多且在切除并联电容器组后，仍出现向系统侧送无功功率时，应在变电所中、低压母线上装设并联电抗器”。根据系统论证结论，本站电容器选用户外成套框架式装置；本期工程新上2组1200kvar并联电容器。为防止5次谐波，并联电容器装设电抗率为5%的干式空芯串联电抗器。2.1.6电容电流武陵35kV变电站10kV出线目前为3回架空线，按单回5km计，出线总长度15km，计算10kV架空线线路电容电流如下：Ic1=0.025×15=0.375A考虑后期增加电缆线路，每回线路长度1km计算，共计3回。电缆出线长度共计3km。Ic2=1×3=3A考虑变电所增加电容电流为16%，故Ic=1.16×（Ic1+Ic2）≈3.92（A）依据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合GB/T50064-20143.1.3条3~10kV不直接连接发电机的系统和35kV、66kV系统，当单相接地电容电流超过10A时，应采用消弧线圈接地方式。根据以上计算结果，IC=3.92A＜10A，因此建议本系统采用不接地方式。2.2改造后的建设规模2.2.1改造后的主变规模远期主变容量为2×6.3MVA，电压等级为35/10kV；本期主变容量为2×6.3MVA，电压等级为35/10kV。2.2.2改造后的出线规模1）35kV出线：终期3回，本期2回；2）10kV出线：终期6回，本期6回。2.2.3改造后的无功补偿无功补偿容量终期为2×1200kvar电容器；本期为2×1200kvar电容器。2.3主要电气参数2.3.1改造后的主变压器选择主变型式：三相双绕组油浸自冷式有载调压电力变压器；额定容量：6.3MVA；容量比：100/100；额定电压：35±3x2.5%/10.5kV；阻抗电压：Uk=7.5%；接线组别：YNd11。2.3.2改造后的主接线选择35kV出线远期共3回，采用单母线接线；本期共2回，采用单母线接线；10kV出线远期共6回，采用单母线分段接线；本期共6回，采用单母线分段接线。3电气一次部分3.1现状描述35kV系统主接线为单母线，设置2回架空线进线，1回主变出线，1回PT间隔，1回站变间隔。主要设备为：ZW7型35kV真空断路器、GW4型隔离开关。上述设备为2018年更换，可继续使用。主变为1台S7型无励磁油浸式变压器。该设备需更换。10kV系统主接线为单母线（仅建设Ⅰ段母线），设置3回架空线进线，1回主变出线，1回PT间隔，1回站变间隔，1回电容器出线间隔。10kV配电装置为GG-1A系列开关柜。该装置防护等级完全不能满足现变配电室要求，且刀闸机构陈旧，不易操作。该设备需要更换。3.2改造后的电气主接线3.2.1建设规模本站设计规模见表3.2-1所示：表3.2-1武陵35kV变电站建设规模序号项目改造前改造后1主变压器1×6.3MVA2×6.3MVA235kV出线（回）22310kV出线（回）36410kV无功补偿1×1200kvar2×1200kvar535kV站用变1×50kVA1×50kVA610kV站用变1×50kVA1×100kVA3.2.2电气主接线方案主变压器采用三相双绕组油浸式自冷有载调压电力变压器，容量为6.3MVA，电压等级为35/10kV，远景2台，本期2台。改造前为1台1#主变，拟拆除更换该1#主变，并新建2#主变。35kV电气接线35kV本期及远景均采用单母线接线。35kV配电装置本次不改造PT间隔、站用变间隔、1#主变出线间隔；2回出线间隔各增加线路互感器1组；新建2#主变出线间隔。10kV侧电气接线本期及终期均采用单母线分段接线，共6回出线间隔，2回变压器进线间隔，2回电容器出线间隔，1回站变间隔间隔。本次改造将拆除原Ⅰ段母线上的7台配电装置。新建Ⅰ段、Ⅱ段母线，共计15面配电装置。无功补偿经系统专业计算，无功补偿容量为2×1200kvar，接于10kV母线上。每台主变10kV侧采用1组户外框架式电容补偿装置。本次改造拟新建2#电容器组。3.2.3各级电压中性点接地方式1）35kV中性点接地方式35kV为不接地系统，主变压器35kV中性点采用避雷器接地；2）10kV中性点接地方式10kV侧为不接地系统，主变10kV侧中性点采用不直接接地方式。3.3短路电流计算及主要设备选择3.3.1短路电流计算1）计算条件（1）以三峡电力“十三五”电网规划和规划网架结构为基础。（2）计算水平年取2025年。（3）基准容量：100MVA；基准电压：,Uj1=37KV,Uj2=10.5KV。（4）武陵35kV变电站35kV母线短路容量为399MVA。2）计算结果根据电网远景规划，计算得2025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：母线名I″(kA)ich(kA)35kV母线6.22615.84910kV母线（并列）6.516.54810kV母线（分列）3.8169.713根据以上计算结果，电气设备的短路电流水平取值如下：35kV侧设备短路电流水平35kV侧设备短路电流水平与改造前保持一致，为31.5kA；10kV侧设备短路电流水平10kV侧设备短路电流水平取31.5kA。3.3.2导体和主要电气设备的选择原则和依据系统概况1）额定频率系统的额定频率为50Hz。2）系统标称电压系统的标称电压分别为35kV、10kV。3）最高运行电压系统的最高运行电压分别为40.5kV、12kV。4）中性点接地方式本站中性点接地方式为：35kV系统：避雷器接地；10kV系统：不接地。设备运行环境条件设备运行环境条件参数详见表3.3-1。海拔高度（m）≤1000环境温度（℃）最高气温+43最低气温户外-10户内-5最热月平均最高温度+31.8最高年平均温度+38.2耐震能力地面水平加速度（m/s2）0.2正弦共振三个周期，安全系数1.67以上离地面高10m处，维持10min的平均最大风速（m/s）30月平均最高相对湿度（%）（25℃下）90日照强度（W/cm2）0.1覆冰厚度（mm）10污秽等级d表3.3-1设备运行环境条件参数表3.3.3导体和主要设备选择结果主变压器主变压器不设置自动消防装置，采用50公斤手推式干粉灭火器灭火，变压器旁并设1立方米成品消防砂池。主变压器选择结果表见表3.3-2。表3.3-2主变压器选择结果表项目参数型式三相双绕组油浸自冷式有载调压电力变压器SZ□-6300/35额定容量6.3MVA容量比100/100额定电压35±3x2.5%/10.5kV阻抗电压Uk=7.5%冷却方式ONAN接线组别YNd11套管CT高压侧无高压侧中性点无35kV配电装置35kV选择户外开关设备，断路器操动机构为弹簧机构。35kV配电装置选择结果表详见表3.3-3。表3.3-335kV配电装置选择结果表序号设备名称型式及主要参数140.5kV户外开关设备断路器40.5kV,1250A,25kA/4s,63kA隔离开关40.5kV,1250A,25kA/4s,63kA接地开关40.5kV,1250A,25kA/4s,63kA电流互感器出线间隔：电磁式，40.5kV200-300-400/55P3030VA200-300-400/55P3030VA200-300-400/50.530VA200-300-400/50.2S30VA2氧化锌避雷器5kA，51/134kV，附在线检测仪3线路电压互感器35/0.1/0.1kV0.5/0.5(3P)30VA/30VA10kV配电装置10kV开关柜选择金属铠装移开式封闭开关柜，断路器操动机构为一体化弹簧机构，PT柜按照要求配置消谐电压互感器。由于本工程主变压器低压侧容量为6.3MVA，经综合考虑，本工程10kV系统，母线额定电流选择为1250A，进线及母联额定电流选择为1250A。10kV配电装置选择结果表详见表3.2-6。表3.3-410kV配电装置选择结果表序号设备名称型式及主要参数110kV开关柜真空断路器12kV，1250A，31.5kA/4s，80kA电流互感器主变进线柜：干式，10kV5P30/5P30/5P30/0.5/0.2S，500/5A母线分段柜：干式，10kV5P30/5P30/0.5，500/5A出线柜：干式，10kV，10P30/0.5/0.2S，400/5A，无功补偿柜：干式，12kV10P30/0.5/0.2S，100-250/5A，电压互感器母线电压互感器：干式10//0.1//0.1//0.1/3kV，0.2/0.5(3P)/3P隔离插头12kV，1250A，31.5kA/4s，80kA接地开关12kV，31.5kA/4s，80kA氧化锌避雷器YH5WZ-17/45，附放电计数器零序电流互感器干式，100/5A，10P10，10VA无功补偿选择户外成套框架式无功补偿成套装置（SVC），户外布置。单组容量为1200kvar，每段10kV母线装设1组无功补偿。串联电抗器、放电线圈、避雷器等由制造厂成套提供。站用变站用变安装于10kV开关柜内，采用熔断器保护。根据站用负荷统计结果，站用负荷为43.4kVA。同时考虑到后期增加消防主泵，功率按15kW考虑，启动方式为直接启动，故站用变容量建议为100kVA。其主要设备参数如下：站用变：SCB□-100kVA；导体1）母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验；2）各级电压设备引线按回路通过的最大电流选择导体截面，按发热条件校验；3）10kV出线截面根据负荷确定。表3.3-5导体选择结果表电压回路名称回路工作电流（A）导体型号载流量（A）导体截面控制条件（环境温度25℃）35kV主变出线≤110JL/G1A,185/25400按长期允许电流控制10kV母线≤700开关柜厂家提供1250按双变压器并列运行考虑主变进线≤350TMY80×81200按长期允许电流控制出线≤200ZC-YJV-8.7/153×120330暂定，按负荷不大于3000kVA考虑无功补偿73ZC-YJV-8.7/153×70245由热稳定校验控制3.4绝缘配合及过电压保护3.4.1避雷器的配置35kV部分根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064-2014的要求，避雷器配置如下：1）35kV进线（架空线、电缆）设置1组避雷器；2）35kV母线配置1组避雷器；3）35kV主变压器进线配置1组避雷器。10kV部分1）10kV主变压器进线侧配置1组氧化锌避雷器，以防止低压绕组开路运行时来自高压绕组的雷电波的感应电压危及低压绕组绝缘；2）10kV开关柜每组母线配置1组氧化锌避雷器，置于母线设备隔离手车之后；3）10kV电容器回路，在断路器的非电源侧配置1组氧化锌避雷器。主变压器部分主变压器35kV中性点装设避雷器。主变压器10kV出线处装设避雷器。3.4.235kV电气设备的绝缘配合避雷器选择35kV氧化锌避雷器按GB11032-2010《交流无间隙金属氧化物避雷器》及DL/T804-2014《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》选型，其主要参数见表3.4-1。表3.4-135kV氧化锌避雷器选择表额定电压（kV，有效值）51最大持续运行电压（kV，有效值）48.5操作冲击残压（kV，峰值）1148/20μs雷电冲击，10kA残压（kV，峰值）1341μs陡波冲击，10kA残压（kV，峰值）1535kV电气设备的绝缘水平35kV电气设备的绝缘水平，以避雷器雷电冲击5kA残压为基准，配合系数不小于1.4，见表3.4-2。表3.4-235kV电气设备绝缘水平设备名称设备耐受电压值配合系数雷电冲击电压（kV，峰值）配合系数配合系数全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器2002002208580实际配合系数200/134=1.49其他设备1851859595断路器断口1851859595隔离开关断口215118*仅电流互感器承受截波耐压试验。3.4.310kV电气设备的绝缘配合避雷器选择10kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，其主要技术参数见表3.4-3。表3.4-310kV氧化锌避雷器选择表额定电压（kV，有效值）17最大持续运行电压（kV，有效值）13.6操作冲击残压（kV，峰值）38.38/20μs雷电冲击，5kA残压（kV，峰值）451/5μs陡波冲击，5kA残压（kV，峰值）510kV电气设备及主变压器中性点绝缘水平10kV电气设备及主变中性点的绝缘水平按国家标准选取。有关取值见表3.4-4。表3.4-410kV电气设备及主变压器中性点绝缘水平设备名称设备耐受电压值配合系数雷电冲击电压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）配合系数全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器10kV侧7575753535实际配合系数75/45=1.67截波配合系数75/51=1.47断路器断口间7575753535其他设备757542423.5电气总平面布置及配电装置3.5.1现状描述本工程站区已建设综合用房一座，包括辅助用房及二次设备室。二次设备室满足本次改造布置需要。本工程站区已建设10kV配电室一间，本次改造需改造配电装置基础。3.5.2电气总平面布置方案本次改造不改变原电气总平面布置。开关设备、变压器设备改造均在前期设备位置或预留位置进行改造建设。1）35kV配电装置35kV配电装置为中型、断路器双列布置，每列5回间隔，每回间隔宽度5米。母线长度25米。2）主变压器主变压器采用三相双绕组油浸自冷式有载调压电力变压器，布置在35kV配电装置与10kV配电室之间，户外布置；二台主变“一”字型布置。主变压器35kV侧采用架空线与35kV配电装置相连接，10kV侧采用母线桥与10kV开关柜相连接。3）10kV配电装置10kV配电装置户内单列布置。由于原配电室中有隔墙，经土建确认，该建筑为砖混结构，隔墙无法拆除，开洞的施工难度较大，故10kV两段母线采用电缆连接。4）10kV电容器10kV电容器采用框架式成套设备户外布置，拟在变电站东侧建设，定位为事故油池以北6米，并距离北侧避雷器距离大于5米；距离道路1.5米，并保证距离东侧围墙距离大于1.5米。5）站用变10kV站用变布置在10kV开关柜内。3.5.3各级电压配电装置选型及布置35kV配电装置35kV配电装置采用中型、断路器双列布置，每列5回间隔，每回间隔宽度5米。母线长度25米。10kV配电装置10kV配电装置采用金属铠装移开式开关柜，户内单列布置，主变压器进线为母线桥加三相共箱母线、出线及无功补偿均采用电缆方式。电气设备抗震措施本站区附近无大型活动断裂存在，根据《建筑抗震设计规范》（2008版GB50011—2010）附录A中我国主要城镇抗震设防烈度、设计基本地震加速度和设计地震分组，本站区抗震设防烈度的为Ⅵ度，设计地震分组为第一组，《中国地震动参数区划图》（GB18306-2015）规定，设计基本地震加速度值为0.05g。本工程电气设施抗震要求满足中华人民共和国国家标准《电力设施抗震设计规范》GB50260-2013，具体措施如下：1）设备引线和设备间连线采用软导线，其长度留有余量。当采用硬母线时，设置伸缩接头过渡。2）电气设施牢固可靠焊接在设施预埋件上，焊接强度满足抗震要求。3.6站用电及照明3.6.1站用电源的引接及站用电源接线方案本次改造拆除原10kV站变，新建10kV站变1台；原35kV站变利旧。本次新建站变至控制室原交流屏电缆利旧，电缆敷设增加耐火槽盒。本次改造不涉及交流屏。3.6.2站用负荷统计及站用变容量选择站用负荷统计详见表3.6-1。表3.6-1站用变容量计算结果表序号名称单位容量台数容量(kW)安装运行安装运行一、动力1逆变器电源311332充电电源1515153保护、自动、五防、遥视、事故照明5554通信0.5110.50.55配电室、二次设备室空调886轴流风机0.2588227守卫人员生活负荷∑P1=35kW二.断续不经常性动力135kV断路器储能电机电源0.54422210kV断路器储能电机电源0.20.217173.43.43变压器调压机构0.75221.51.5按35kV变电站最终运行规模统计（取同时系数为0.5）ΣP2=0.5×6.9=3.45kW三、加热防潮1110kVGIS汇控柜等防潮0.240.8210kV开关柜防潮0.2173.4∑P2=4.2kW四、照明1户内照明332屋外配电装置33∑P3=6kW四、检修负荷20kW站用变压器容量S>35×0.85+3.45+4.2+6=43.4kVA另，考虑到本站后期可能进行的消防设备改造，消防泵功率考虑为15kW，一用一备；消防稳压泵功率考虑为11kW，一用一备。消防泵及消防稳压泵不参与负荷计算，但应考虑消防泵全压启动。经以上计算并考虑后期消防改造后消防泵的全压启动，建议本次改造的站用变压器容量选用100kVA。3.6.3站用配电装置布置及设备选型站用配电装置本期不改造，利旧。3.6.4照明及检修本次改造不涉及照明及检修电源改造。3.7防雷接地3.7.1防直击雷本次改造不涉及平面布置变化，设备仍在原避雷针保护范围内。3.7.2接地本站主接地网设施在前期工程已建设完毕，本期工程新增电气设备的支架、基础预埋件要求采用2根60×6热镀锌扁钢从不同方向就近引接与原主接地网可靠焊接。3.8电缆设施3.8.1电缆选型为满足本站电缆防火、电磁屏蔽等设计要求，站内电缆选型情况如下：高压电力电缆：并联电容器用10kV电力电缆采用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯内护层聚氯乙烯外护套阻燃铜芯中压电力电缆（ZC-YJV-8.7/15）；0.6/1kV电力电缆：选用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯内护层聚氯乙烯外护套阻燃铜芯电力电缆（ZC-YJV-0.6/1）。控制电缆：选用聚氯乙烯绝缘铜带绕包总屏蔽聚氯乙烯护套阻燃控制电缆（ZC-KVVP2/-0.75）。3.8.2电缆敷设方式本工程的电缆敷设采用电缆沟敷设为主，穿电缆保护管敷设为辅的敷设方式。二次电缆敷设，总体考虑为单层敷设，局部地方考虑双层敷设。电力电缆与控制电缆分沟敷设。3.8.3电缆防火为了防止电缆着火和火灾蔓延，本工程将采取如下措施1）多芯电缆应采用挤包内衬层，不得采用绕包内衬层。2）电缆沟转弯处两侧沟壁均采用45o倒角并满足电缆转弯半径要求。3）在各屏柜下方，各继电器室进出口，室外电缆沟每隔一定区段，采用耐火材料封堵，且将封堵两侧各1m范围内的电缆外皮采用防火包带粘贴或涂防火涂料。4）同一回路工作电源与备用电源电缆，应布置在不同支架层。5）各电缆每隔30m应在电缆外皮加印不可擦除褪色的电缆编号。6）靠近含油设备（如电缆终端或电压、电流互感器等）的电缆沟盖板，应予以密封处理。7）同一层支架上电缆排列的配置，应符合下列规定：（1）控制电缆可紧靠或多层叠置；（2）对重要的同一回路多根电力电缆，不应叠置；（3）电力电缆的相互间应有1倍电缆外径的空隙。

4二次系统部分4.1二次系统现状及改造方案概述4.1.1继电保护设备现状及改造方案全站继电保护设备配置现状如下变压器保护装置由4套装置组成：1#主变差动（型号为长园深瑞ISA-387GA）、1#主变非电量（型号为长园深瑞ISA-361G）、1#主变高后备（型号为长园深瑞ISA-388G）、1#主变低后备（型号为长园深瑞ISA-388G）。线路保护装置10kV线路保护装置共计3套，型号为长园深瑞ISA-351G。35kV线路保护装置共计2套，型号为长园深瑞ISA-367G。电容器保护装置共计1套，型号为长园深瑞ISA-359GA。测控装置共计2套公用测控装置，型号为长园深瑞ISA-342GA。完成全站站变、母线等的测控。全站二次设备现状及组屏见图JZ21/CQWZ-02C-D0203。设备布置现状二次设备室共计16面屏柜，为双排布置，每排8面屏（不含预留）。第一排屏，左起第一个位置为预留位置，但该位置靠近电缆沟，若在该位置安装二次屏，存在与电缆沟盖板发生冲突的可能。第二排屏，右起第一、第二位置为预留位置，该位置拟为本次改造新建2面保护屏位置。继电保护设备改造方案1）原公用测控屏内装置1-22n可采集2组站变电压电流，目前仅用1组，本次改造拟使用另1组。本次改造不增加站用变测控装置。2）原公用测控屏内装置2-22n可采集3组母线电压，目前仅使用1组采集35kV母线电压。目前10kV母线电压接入PT并列装置。本次改造新增加10kV母线电压拟接入原PT并列装置。本次改造不增加母线测控装置。3）利用原公用测控屏内装置2-22n备用开入点作为本工程遥信接入。4）拆除原通信屏内载波设备，安装电度表。屏内安装8只电度表，分别为：4S线路、5S线路、6S线路、2#电容器、10kV母联、2#站变、2#主变高压侧、2#主变低压侧的电度表。5）增加2#主变保护测控屏1面，包括差动保护装置、非电量保护装置、高后备保护装置、低后备保护装置等。并安装主变自带的档位控制器和油温控制器。6）原1#主变保护测控屏增加安装主变自带的档位控制器和油温控制器。7）增加2#10kV线路保护屏1面，安装线路4S、线路5S、线路6S、2#电容器、10kV母联保护的保护测控装置。改造方案设备平面布置本次改造新建的2面屏（2#主变保护测控屏、2#10kV线路保护测控屏）安装于预留位置。4.1.2调度自动化本次改造不涉及调度自动化。4.1.3电能计量装置及电能量远方终端电能表配置及组柜现状本站前期配置的电度表为2018年改造时更换，可继续使用。本次改造增加电度表屏1面，包括8只电度表，分别为：4S线路、5S线路、6S线路、2#电容器、10kV母联、2#站变、2#主变高压侧、2#主变低压侧。电度表屏柜利旧，为原通讯屏。4.1.4系统通信本次改造不涉及通信。4.2改造后的系统继电保护及安全自动装置4.2.1系统继电保护配置方案系统继电保护及安全自动装置根据 GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》进行配置，其配置应满足继电保护的基本要求即可靠性、速动性、选择性和灵敏性的原则。保护及自动装置选用微机型，应能与计算机监控系统进行接口。母线保护本工程不考虑配置母线保护。母联保护本工程10kV系统配置母联保护。故障录波器本工程不考虑配置故障录波装置。低频低压减载低频低压减载集成在保护装置内，本期不考虑单独配置低频低压减载装置。4.2.2安全自动装置（1）经系统稳定计算，本站无需配置安全稳定装置。本站不配置独立的低周低压减载装置，该功能由10kV保护测控装置完成。（2）10kV电压并列：本站已配置10kV电压并列装置，该装置为2018年改造时更换，可继续使用。4.2.3系统保护对通信通道的技术要求本次改造工程不涉及此部分内容，无相关要求。4.2.4系统保护对相关专业的要求（1）对电流互感器的技术要求本工程电流互感器的二次电流设计为5A。每回35kV线路应提供4组二次CT绕组，其中一组5P级绕组用于线路保护，一组5P级绕组备用，一组0.5级绕组用于测量，一组0.2S级绕组备用，测量、计量绕组应带中间抽头。每回35kV变压器应提供4组二次CT绕组，其中一组5P级绕组用于差动保护，一组5P级绕组用于后备保护，一组0.5级绕组用于测量，一组0.2S级绕组用于计量，测量、计量绕组应带中间抽头。（2）对电压互感器的技术要求母线电压互感器：应提供两组Y形和一组开口三角形二次绕组，其中一组0.2S级Y形绕组用于计量，一组0.5（3P）级Y形绕组用于保护和测量，开口三角形绕组用于保护。线路电压互感器：每回35kV线路出线侧配置单相电压互感器作为重合闸检同期及线路备自投用。（3）对断路器的技术要求35kV断路器配一组独立的跳闸线圈，一组合闸线圈，断路器防跳及相关压力闭锁功能应由断路器本体实现。（4）对直流电源的技术要求本站重要直流负荷电源采用辐射形方式供电，35kV线路保护与操作回路由一路独立的直流电源供电；10kV保护及操作回路采用环网供电。4.2.5继电保护设备与变电站自动化系统的接口方案继电保护与监控系统的信息交换可采用以下两种方式：（1）保护的跳闸信号以及重要的告警信号采用硬接点方式接入I/O测控装置。（2）监控系统以网口的方式与保护装置连接获取保护信息，通信规约采用DL/T860(IEC61850),接口采用以太网。4.3调度自动化4.3.1变电站调度组织关系本工程相关部分隶属三峡水利调度中心，由三峡水利调度中心调度，因此本站远动信息需要传输至三峡水利调度中心。4.3.2远动信息内容、传输方式和通道要求1、远动信息内容远动信息内容根据现行部颁《电力系统调度自动化设计技术规程》、《地区电网调度自动化设计技术规程》以及三峡水利公司调度中心的要求确定。本站应向调度自动化主站系统组织的远动信息内容范围应包括如下：（1）遥测量：◆35kV线路有功、无功功率、三相电流、