35千伏变电站改造工程可研报告

11.工程概述 1.1设计依据 1 11.3设计水平年及远景水平年 31.4主要设计原则 31.5编制范围 32、电力系统一次 2.1电力系统概述 42.2工程建设必要性及建设时序 2.3主变容量的选择 2.4接入系统方案 2.5短路电流计算 2.6主变型式选择及无功配置 2.7系统对有关电气参数的要求 2.8变电站建设规模及电气主接线建议 3、电力系统二次 3.1系统继电保护及安全自动装置 3.2调度自动化 4、变电站工程设想 4.1工程概况 4.2电气一次 4.3电气二次 4.4土建部分 5、配套间隔 6、线路工程设想 7、停电过渡方案 8、环境保护、水土保持和节能减排 8.1环境保护 448.2水土保持 8.3节能减排 9、劳动安全卫生 9.1防火、防爆 9.2防电伤、防机械伤及其它伤害 9.3综合评价 10、交通运输及施工条件 471 4810.2施工条件 11、通用设计、通用设备应用情况 11.1通用设计执行情况 11.2通用设备应用情况 12.1编制依据 12.2工程投资 12.3造价分析 12.4项目财务合规性及经济性分析 13、结论及建议 13.1建设必要性 13.2工程规模 13.3工程建设时序 1附图：附图1~11系统部分附图附图12~16电气一次附图附图22~24土建附图附表：附件1:主要设备材料表附件2:停电过渡方案附表3:2018年35千伏及以下电网设备状态评价结论汇总1(1)国家电网公司Q/GDW10270-2017《220千伏及110(66)千伏输变(2)国家电网基建〔2019〕168号国家电网有限公司关于发布35~750kV输变电工程通用设计通用设备应用目录(2019年版)的通知；(3)国家电网基建[2014]1131号《国家电网公司关于明确输变电工程(4)湖南电网35kV输变电工程可行性研究编制规范(2010年06月);(5)《湖南省电力公司35~500千伏电网项目前期工作管理规定》;(6)《2018-2019年湘西35千伏电网规划项目优选排序报告》(审定稿)(7)设计人员前期收集的勘察资料；为满足古丈县大溪坪镇周边地区用电需求和光伏发电送出需求，促进当地经济的发展，提高地区供电可靠性和供电能力，加强电网结构，拟对古丈大溪坪35千伏变电站位于古丈县河蓬乡，该站于2003年投运。现有1台主变，容量为1×3.15兆伏安。35千伏为户外软母线中型单列布置，单母线接线，出线2回，为：古大线、古默线；10千伏为户外软母线中型双列布置，单母线接线，现有出线4回，分别为：大通线、大河线、大山线及大坪线。现有无功补偿装置1套，容量为600kvar。现有35kV站2变1台，容量为50kVA,接于35kV母线上。项目名称：湖南湘西古丈大溪坪35千伏变电站改造工程。项目地点：古丈县大溪坪变电站。投产时间：2020年。1)主变：现有主变1台(#2主变3.15兆伏安),本期扩建#1主变12)35千伏进出线回路数：现有2回，至110kV古丈变和35kV默戎变。3)10千伏进出线回路数：现有4回，分别为大河线、大山线、大坪线，大通线；本期拆除原10kV户外配电装置全部的设备及其构支架；新建10kV配电装置室1座，新建10kVI、IⅡ段配电装置，含主变进线柜2面、出线柜7面、电容器柜1面、站用变柜1面、母线设备柜2面、分段隔离柜1面、分段开关柜1面，共计15面柜。新增10kV户外油浸式站变1台，容量50kVA。4)无功补偿：本期新建#1电容器组1组，容量为2000kvar。5)电气二次部分：更换全站的二次监控及五防系统等。6)相应的土建部分内容。表1.2-1工程项目概况表单位：兆伏安、个、千米序号工程名称建设性质型号建设规模投产时间现状本期终期35kV变电工程1大溪坪35kV变电站改造工程扩建31.3设计水平年及远景水平年设计水平年为工程投产水平年；远景水平年为投产后的5～10年，并且与国民经济规划年份一致。本工程的设计水平年选择该工程投产后的2020年，远景水平年选择2025年。1.4主要设计原则1.参照国家电网公司Q/GDW10270-2017《220千伏及110(66)千伏输变电工程可行性研究内容深度规定》中的要求，执行各专业有关的设计规2.符合《湘西自治州“十三五”配电网规划报告》3.网络方案应做到技术合理、经济可行、近远期结合、运行安全可靠。4.工程投资应做到尽量准确，经济评价应尽可能全面、合理。1)按照审定的《湘西自治州“十三五”配电网规划》和《2017年湘西地区电力市场分析预测春季报告》,结合古丈县电网运行状况和负荷发展状况，论证扩建大溪坪35kV变电站改造工程的必要性。2)根据大溪坪35kV变电站改造工程的必要性，提出项目建设和开工3)提出变电站改造工程设想。4)提出大溪坪35kV变电站改造工程的总投资估算。4电力系统一次古丈县水电资源相对较少，且基本已开发完，近几年电源结构及装机兆瓦，年发电量0.26亿千瓦时。2)电网现状截至2018年底，古丈县电网拥有110千伏变电站2座、主变3台、总容量90兆伏安；35千伏变电站7座，主变8台、总容量36.6兆伏安。3)供用电现状截至2018年，古丈县全社会用电量为2.25亿kW·h,其中古丈供电公司统调供电量2.05亿kW·h。2018年，古丈县全社会最大用电负荷为65.5MW,其中古丈供电公司局属最大负荷合计为56.8MW。2018年古丈县电网变电站及线路情况统计分别见表2.1-1、表2.1-2、表2.1-3、表2.1-4。表2.1-12018年古丈县110kV变电站情况统计表序号变电站名称电压等级(kV)主变台数主变容量最大负荷主变最大负载率(%)投产年限资产所属1古丈2湘西公司2红石林1湘西公5 表2.1-22018年古丈县35kV变电站情况统计表变电站名称电压等级(kV)主变台数主变容量最大负荷主变最大负载率(%)投产年限资产所属1城郊变2湘西公司2栖凤湖变2湘西公司3岩头寨变1湘西公司4默戎变2湘西公司5大溪坪变1湘西公司6河西变2湘西公司7长官变(永顺县)1湘西公司表2.1-3古丈县110kV线路基本情况统计表序号线路名称电压等级导线截面线路长度投产年限1凤古线1982年2峒古线2013年3古古牵线2007年4古红线1995年表2.1-4古丈县35kV线路基本情况统计表序号线路名称电压等级导线截面线路长度投产年限1古郊线1972年2古栖线1974年3大默线1978年4古大线1991年5栖岩线1993年6古长线1994年7栖河线1995年8红河线1997年9白红线1997年6河水线1997年2018年古丈县35kV及以上电网地理接线示意图见附图01(1)供区电力系统现状35千伏大溪坪变电站供电位于河蓬乡，该站于2003年投运，拟2020年对其进行扩容改造。现有主变1台，容量3.15兆伏安。正常方式下，该站供电区域包括河蓬乡等乡村。10kV出线有：大坪线、大通线、大山线、大河线4条出线，线路均为单辐射。由于大溪坪35千伏变电站二次系统为许继早期产品，于2003年11月，运行了16年多，大部分装置老化严重，技术落后，缺陷频繁、无备件购买，严重影响电网安全运行。且已被湖南省电力公司列为红牌产品。2018年大溪坪变电站主变最大负荷达2.41MW,(2)变电站设备现状1)变电设备现状截至2018年底，大溪坪35千伏变有主变1台，容量1×3.15MVA。表2.1-2大溪坪35千伏变高压变电设备一览表名称主变台数主变型式变电容量无功补偿最大负荷主变最大负载率35千伏间隔10千伏间隔投运时间已出/规划已出/规划大溪坪变12)线路及配电设备现状截至2018年底，大溪坪35千伏变有35千伏出线2条，10千伏出线4条，平均供电半径15.6公里，最大供电半径19.7公里(大山线),配变总容量1490kVA,无互联线路。表2.1-3大溪坪35千伏变35千伏进出线一览表7线路名称起点变电站名称终点变电站名称电压等级导线型号线路长度投运时间古大线古丈变大溪坪变大默线大溪坪变默戎变表2.1-4大溪坪35千伏变10千伏配电网一览表所属电网行政单位国网古丈县供电公司电压等级(千伏)线路名称大山线大河线大通线大坪线变电站大溪坪变电站分区DDDD投运年份(年)线路总长度(千米)架空长度(千米)主干线型号联络方式辐射式辐射式辐射式辐射式是否公用是是是是是否满足N-1否否否否配电设备总台数(台)0总容量(千伏03)存在问题截止2018年底，大溪坪变最大负荷已达2.41MW,负载率80.53%,主变已重载，大溪坪变已经无法满足该供区新增负荷及光伏电站接入需求。2.1.2.1古丈县供电量及负荷预测根据《湘西自治洲“十三五”电网规划》、《2018年湘西地区电力市场分析预测秋季报告》(审定稿),古丈县提供的负荷资料，结合古丈县经济社会发展，以及古丈县的负荷发展趋势，古丈县2015～2020年电量、负荷预测结果见下表：表2.1-5古丈县供电量及负荷预测结果表单位：亿千瓦时、万千瓦8“十三五”增长率“十四五”增长率电量负荷2.1.2.2大溪坪变电站供电区域内负荷预测35千伏大溪坪变供带了河蓬乡、岩头寨等乡镇的用电，其中大溪坪距离古丈县城25公里，辖8个行政村、1个居委会，0.306万户，总人口1.4万人。随着湘西精准脱贫、全面实现小康社会的进一步建设，近几年来大溪坪变电站电量、负荷均达到较高增长速度，其中2017年、2018年最大表2.1-6大溪坪供电区域电力负荷预测结果表单位：亿千瓦时、兆瓦年份十三五年增长率十四五年增长率供电量最大负荷表2.1-7大溪坪供电区域变电容量平衡序号2019年2020年2025年夏小夏大冬小冬大夏小夏大冬小冬大夏小夏大冬小冬大夏小夏大冬小冬大夏小夏大冬小冬大大溪坪变负荷及以下电源出力00000000000000000000变电容量555555555555353555四容量沉余554525952525).5559545658585255559负荷发展较快，且增长预期好，不增加变电容量情况下，2018年负荷达2.41MW,负载率达80.53%,2020年负荷达2.91MW,负载率达97%,35kV容量根据《古丈县竹山村等4个光伏扶贫电站接入系统方案》相关规划设计，其中，大溪坪变有多个光伏电站接入，接入容量约为5MVA,接入电压等级按10kV考虑。西地区2019-2020年110kV电网规划优选排序报告》,古丈县共有35千伏电网项目有：湖南湘西古丈城南输变电站工程、湖南湘西古丈大溪坪35千伏变电站改造工程、湖南湘西古丈马颈坳～默戎35kV线路工程等。2019年古丈县35kV及以上电网规划图见附图02。1.7工程建设必要性及建设时序(1)解决主变重过载问题目前，35千伏大溪坪变电站拥有两台主变，分别为#2主变3.15MVA。2018年，大溪坪变电站最大负荷2.41MW,#2主变实际已重载。大溪坪变表2.2-1大溪坪35千伏变电站电量、负荷情况电量(亿Kwh)负荷(MW)最大负载率从负荷情况来看，大溪坪变2018年主变最大负载率80.53%,达到重变电站的可靠供电，此外该站无10千伏互联线路，任意10千伏线路停电检修，将造成10千伏线路大面积停电，为了解决大溪坪变重载问题，有必要扩建一台主变，即新增1号主变，容量10兆伏安。(2)改造老旧设备，消除安全隐患大溪坪35千伏变电站二次系统为武汉国测早期产品，于2003年11月，运行了16年多，大部分装置老化严重，技术落后，缺陷频繁、无备件购买，严重影响电网安全运行。且已被湖南省电力公司列为红牌产品。综上所述，为了解决大溪坪变电站主变过载，满足负荷发展的需求，为新建光伏电站提供系统接入点，改造35千伏大溪坪变电站是十分必要根据古丈县电网现状及负荷发展情况，大溪坪变供电区2020年负荷将荷发展需求，因此建议湖南湘西古丈大溪坪35千伏变电站改造工程于2020年动工建设，2020年建成投产。根据负荷预测结果，2025年大溪坪变负荷预计达5.25MW,本期考虑新增1台容量为10兆伏安的变压器。1.9.135千伏接入系统方案大溪坪变现有35kV出线2回，即古大线、大默线，本期维持原有接入系统方案不变，经校验，原有的2条线路间隔满足本工程扩建需求，两条110kV古丈变古大线间隔现有设备情况表序号名称型号单位数量出厂日期135kV断路器台1235kV电流互感器变比：300-600/5台3335kV电压互感器台1435kV隔离开关热稳定电流：40kA组1535kV隔离开关热稳定电流：40kA组1635kV避雷器只335kV默戎变古默线间隔现有设备情况表序号名称型号单位数量出厂日期135kV断路器台1235kV电流互感器变比：300-600/5台3335kV电压互感器台1435kV隔离开关组2535kV避雷器只31.9.210千伏出线规模1)计算条件大方式短路计算水平年按远景水平年考虑(2025年);2)计算结果经计算，2025年大溪坪变35千伏母线短路电流为3.05千安，10千伏母线短路电流为6.12千安。过渡年2023年大溪坪变35千伏母线短路电流考虑到系统发展情况，大溪坪变35千伏母线短路电流水平取25千安，10容量比：100/100冷却方式：自冷式中性点接地方式：不接地1.12.2短路电流水平根据短路电流计算结果，考虑系统发展情况，本期工程35kV设备按25kA考虑，10kV设备按31.5kA考虑。本期配置2兆乏容性无功补偿装置，配置5%的前置串联电抗器。1.13变电站建设规模及电气主接线建议本期工程不改变现有电气总平面布置，在预留位置上扩建，本期工程不参与典设对比。1)进出线规模：35千伏进出线回路数：现有2回，古大线、大默线，本期利旧。10千伏进出线回路数：10千伏进出线回路数：现有4回，分别为大河线、大山线、大通线，大坪线；本期新增3回。2)主变：现有容量1×3.15兆伏安，本期扩建#1主变1台，容量为3)无功补偿容量：新建#1电容器组1组，容量为2000kvar。1.13.2电气主接线建议35kV:现采用单母线接线，本期维持现有方式不变。10kV:现采用单母线接线，本期采用单母线分段接线。电力系统二次3.1系统继电保护及安全自动装置本站现有35kV进线2回，1回至默戎变，1回至古丈变，35kV主接线为单母线接线；10kV出线4回，10kV主接线为单母线接线。站内已配置35kV线路保护测控柜1面，含35kV线路保护测控装置2台采用武汉国测科技股份有限公司GCL110型装置，于2011年投运。3.1.2系统继电保护配置方案本期更换原35kV线路保护测控装置2回，线路保护测控采用一体化装置，保护配有三段式过流保护及三相一次重合闸功能。3.1.3系统安全自动配置方案本期不配置35kV备自投装置。3.2调度自动化3.2.1现状及存在问题古丈县电网调度自动化系统现为爱立信OMS-12种通信规约，目前接入该系统的远动系统主要采用CDT、101、104等规约3.2.2远动系统大溪坪变为35kV电压等级变电站，位于古丈县，根据变电站的电压等级和地理位置，以及电网实行统一调度分级管理的原则，该变电站由古丈县调调度。由古丈县供电分公司进行运维管理，已实现无人值班。3.2.2.1远动信息内容根据DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5002-2005《地区电网调度自动化设计技术规程》以及湖南省电力公司《无人值班变电站信息采集及分类技术规范》等要求，大溪坪变应向湘西地调传送所需的远动信息。3.2.2.2远动设备的配置方案本站二次系统采用自动化系统。站内的数据采集装置负责采集自动化系统及调控中心所需信息，数据通信网关机负责汇总调度(调控)中心所需的信息。远动信息以101规约接入湘西地调调度自动化系统。现状大溪坪变现有电度表柜1面，含#2主变高低压侧电能表2块、35kV线路电能表2块、10kV线路电能表4块，10kV电容器电能表1块，电能表采用苏州林洋能源股份有限公司2016年产品，电压监测仪2块，电能量数据采集终端1块采用长沙威胜信息技术有限公司产品。35kV站用变380V电能表采用杭州炬华科技有限公司2016年产品。上述设备满足要求要求，本期不做更换。3.2.4调度数据通信网络接入设备本站前期未配置调度数据网设备，应配置的2套调度数据网设备已独立二次立项，本期工程不再考虑。3.2.5二次安全防护设备本站前期未配置二次安全防护设备，应配置的2套纵向加密认证装置和1台II型网络安全监测装置均已独立二次立项，本期工程不再考虑。3.3系统通信大溪坪变前期已有2回12芯ADSS光缆，1回至古丈变，1回至默戎变，站内已配置OMS870系统光传输设备，形成了大溪坪变-古丈变，大溪坪变-默戎变155Mbit/s传输速率的光纤通信链路。目前大溪坪变站通信设备运行状态良好，本期维持现有通信方式不变。变电站工程设想本期工程扩建大溪坪35kV变电站#1主变1台，容量为10MVA,工程建工程建设规模一览表现状本期本期扩建后远景主变建设规模35千伏主接线单母线接线单母线接线单母线接线单母线接线35千伏出线2回0回2回2回35千伏配电装置型式户外AIS单布置户外AIS单布置户外AIS单布置户外AIS单布置10千伏主接线单母线接线单母线分段接线单母线分段接线单母线分段接线10千伏出线4回3回7回8回10千伏配电装置型式户内移开式开关柜单列布置户内移开式开关柜单列布置户内移开式开关柜单列布置无功补偿容量0.6兆乏2兆乏2兆乏2×2兆乏1.14.2变电站存在问题1)主变部分：暂无。2)35千伏部分：变电站35kV配电装置为户外AIS设备，本期例举本期更换设备的相关状态：#2号主变进线间420隔断路器为2003年平高生产的SF6断路器，目前设备已出现安全隐患，机构锈蚀、磨损严重，时有分合不到位情况。型户姚富成六氧化硫断路器翻要始群额费翻要始群额费准确级1W重 cnta,换动机构转转5型电流互感器5型电流互感器 QT4级级QΩ9级级QΩQo中华人民共和国平顶山天鹰中压电器有限责任公回本站大古线路间隔、母线设备间隔、母线融冰隔离开关均为2003年平接触面小，绝缘子非防污型，爬距小，存在设备局部发热、操作分合不到3)10千伏部分：现有的采用户外AIS布置，设备老化锈蚀严重，运行时间过长、部分设备为淘汰老旧产品、断路器机构箱磨损严重、时常出现合闸不到位情况、绝缘子劣化等许多问题。4)站用变部分：变电站现有站用变1台，为35千伏油浸式站用变，户外安装，容量为50千伏安；5)接地：原有接地网接地电阻为2.9欧，本期不进行改造。6)防雷：本期改造工程因总平面调整原因需拆除并新建#1避雷针1支，高度为30米。7)照明：利旧。1、主变部分：扩建#1主变，容量为10MVA;新增中性点避雷器12、35kV配电装置：扩建#1主变进线间隔1个，含隔离开关1组，断路器1台(外置TA);更换原#2主变进线间隔断路器1台(外置TA)、隔离开关1组；更换大古线路间隔隔离开关2组；更换35kV母线隔离开关1组；更换35kV母线融冰隔离开关1组。3、10kV配电装置：本期拆除原10kV户外配电装置，在其场地上新建10kV配电室1座，新增10kV开关柜15面(含主变进线柜2面、出线柜7面、母线柜2面、电容器柜1面、分段隔离柜1面、分段断路器柜1面、站用变柜1面);新增10kV站用变1台，容量为50KVA;4、新建#1电容器组1组，容量为2000kvar;。5、拆除并新建#1避雷针1支，高度为30米。1)35千伏：现采用单母线接线；本期维持现有方式不变。2)10千伏：现采用单母线接线；本期采用单母分段线接线。3)中性点接地方式：现35千伏及10千伏中性点均采用不接地方式；本期维持现有方式不变，具体详见附图06电气主接线图(改造后)。现状：变电站围墙内占地尺寸为40米×33米，35kV屋外配电装置采户外AIS设备双列布置在本站南侧，架空出线。主变压器构支架及其基础布置在35kV配电装置与10kV配电装置之间。电容器布置在变电站的东侧。进站道路由变电站东侧道路引接。本期：维持变电站围墙内占地面积不变，本期拆除原10kV户外配电装置全部的设备及其构支架，在其位置新建10kV配电室一座，单层建筑，新建10kV配电装置采用户内移开式开关柜单列布置。10kV电容器组布置于扩建，具体详见附图07电气总平面布置图(改造后)。1)主变压器主变压器采用户外布置，主变与35千伏配电装置的连接采用软导线，与10千伏配电装置采用铜排连接。2)35千伏配电装置35千伏配电装置采用户外AIS设备单列布置，全部架空出线，本期维3)10千伏配电装置10千伏配电装置采用户内金属铠装移开式开关柜单列布置，采用电缆出线。对于原有线路间隔，电缆出线至原有的架空出线间隔隔离开关，再采用裸导线连接到原10kV架空出线。4)无功补偿装置及布置本期拆除#2电容器组，容量为0.6兆乏，新增#1电容器组，容量为2兆乏，扩建后本站容性无功补偿装置容量为2兆乏。本站远景并联电容器2组，容量均为2兆乏。电容器装置工作电压采取10千伏，电容器组采用户外框架式并联电容补偿装置，电容器中性点采用单星型接线。1.15.5短路电流计算及主要电气设备选择(1)短路电流计算结果本工程短路电流计算按系统提供的远景水平年，短路阻抗标幺值，其根据系统短路电流计算结果结合通用设备技术规范选型，变电站35千伏短路电流水平选择25千安，10千伏短路电流水平选取31.5千安。(2)设备选择根据短路电流计算结果，本工程各级电压配电装置均选用通用设备。站址为c级污秽区，20毫米冰区，户外设备按外绝爬电比距≥31毫米/千伏考虑，户内设备按瓷质外绝缘爬电比距≥20毫米/千伏(按最高工作电压计算)选择，变电站海拔1000米以下，电气设备抗震校验烈度为6度，具1)主变压器本站采用三相两绕组油浸式、低损耗、自冷有载调压型式，阻抗考虑主变压器：本期1×10兆伏安主变型式：三相两绕组有载调压降压变压器电压比及抽头：35±3×2.5%/10.5kV容量比：100/10035kV配电装置采用户外AIS设备。35kV设备额定开断电流为25kA,动稳定电流峰值63kA。断路器选用户外SF6断路器(外置电流互感器),配弹簧式操动机构；隔离开关选用双柱V型旋转式隔离开关，带接地开关，均配手动式操动机构。主要技术参数见下表：35kV设备的选型及主要技术参数表名称型号额定电压最高工作电压(kV)额定电流开断电流4s额定短路耐受电流动稳定电流峰值断路器隔离开关SF6瓷柱式3)10千伏电气设备10千伏设备选用铠装移开式户内交流金属封闭开关柜，户内单列布置，柜中断路器选用固封极柱式真空断路器，干式电流互感器、交流无间隙氧化物避雷器、干式电压互感器。本部分电气设备按31.5kA考虑。主要技术10kV主要电气设备的选型及主要技术参数名称型式额定电压最高工作电压额定电流(A)开断电流(kA)额定短路耐受电流热稳定电流动稳定电流峰值(kA)断路器(主变进线)固封极柱式真空断路器断路器(出线固封极柱式真空断路器断路器(电容器)固封极柱式真空断路器电流互感器(主变进线)干式电流互感器(电容器)干式电流互感器(出线)干式电流互感器(站用变)干式母线电压互感器干式本期扩建#1主变10MVA后，各级电压母线及主变进线选择如下表：电压回路名称工作电流(扩建后)导体型号载流量备注母线利旧#1主变进线利旧#2主变进线新增母线新增#1主变进线新增#2主变进线新增电容器0新增电气设备的绝缘配合，参照国家行业标准GB/T50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》确定的原则进行。各级电压等级的氧化锌避雷器按GB3532-2000《交流无间隙氧化物避雷器》及DL/T804-2002《交流无间隙金属氧化物避雷器的使用导则》中的规(1)主变压器的绝缘配合：35kV侧由35kV母线避雷器保护，10kV侧由主变该侧出口处装设的避雷器保护。(2)各电压等级配电装置雷电过电压保护：由各电压等级配电装置母线、出线上避雷器保护。本站已在35kV出线及母线上、10kV出线及母线上、#1主变10kV侧、电容器组处装设了避雷器，本期扩建部分需装设避雷器。35kV电气设备的绝缘水平按国家标准选取。有关取值见下表。表4.2.6.1-135kV电气设备的绝缘水平设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压(kV,峰值)1min工频耐压(kV,峰值)全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器高压侧其他电器断路器断口间10kV电气设备的绝缘水平按国家标准选取。有关取值见下表。表4.1.5-210kV电气设备的绝缘水平设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压(kV,峰值)lmin工频耐压(kV,峰值)内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘电流互感器本站已设有3根独立避雷针，#1、#2、#3避雷针高度分别为30米、25电装置以及经常出入地段的要求，本期将原位于变电站东南角的#1避雷针拆除，在变电站西南角新建一基30米#1避雷针。具体详见“附图7电气根据防雷保护范围计算，本期改造后拆除重建的#1避雷针和原#2、#3本期新建二次等电位接地网，接地网采用-25×4铜排敷设铜网，铜接户外电缆采用电缆沟和穿管敷设方式，电力电缆和控制电缆考虑分层敷设在支架上，其中站用电源、电容器等大截面电力电缆采用直埋或专用电缆沟敷设方式。户内电缆采用电缆沟及穿管敷设方式。变电站拟在通向控制室、墙孔及盘底开孔采取有效阻燃的封堵处理，在主要回路的电缆沟中的适当部位设置阻火墙，在动力电缆与控制电缆沟交叉处采用防火隔板进行分隔，在靠近含油设备(主变压器和电压互感器)的电缆沟盖板予以密封处理。电缆防止火灾延燃措施按有关规程及反措要4.3.1变电站监控系统大溪坪变电站已配置武汉国测科技股份有限公司提供的微机监控系统1套，目前设备已停产，且无备品备件，本期更换计算机监控系统1套。4.3.1.1监控系统现状如下表：序号名称型号厂家投运日期l线路保护测控屏3P35kV大默线402保护测控装置GCL-110武汉国测电力新技术有限公司35kV古大线404保护测控装置GCL-110武汉国测电力新技术有限公司10kV大河线308保护测控装置GCDR-01C武汉国测电力新技术有限公司10kV大山线312保护测控装置GCDR-01C武汉国测电力新技术有限公司10kV大坪线314保护测控装置GCDR-01C武汉国测电力新技术有限公司10kV大通线316保护测控装置GCDR-01C武汉国测电力新技术有限公司10kV电容器318保护测控装置GCDR-01C武汉国测电力新技术有限公司2#2主变保护#2主变差动保护装置GCBZ-01武汉国测电力新序号名称型号厂家投运日期测控屏#2主变高后备保护装置GCDR-01C技术有限公司#2主变中后备保护装置GCDR-01C#2主变测量单元GCCL-013公用信号屏接地选线综合装置GCJX-01武汉国测电力新技术有限公司监控主机610H研华科技显示器PHILIPS飞利浦多路数据传输设备MOD240A许继电气公司4.3.2本期二次部分工作量4.3.2.1更换后监控系统4.3.2.1.1监控系统配置本站计算机监控系统采用开放式分层分布式网络结构，分为站控层和1)监测范围：断路器、隔离开关、接地开关、变压器、电容器、直流系统、交流站用电、通信设备及其辅助设备、保护信号、各种装置状态信号、电气量和非电气量信号。2)控制范围：断路器、主变压器有载调压开关。4.3.2.1.3系统网络结构大溪坪变计算机监控系统采用分布式网络结构，分为站控层和间隔层，站控层网络采用TCP/IP协议的以太网，单网配置。间隔层网络采用站综自系统网络图》。具体在工程实施中，可根据招标结果和实际情况确并具备遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能，具有与调度通信中心站控层由主机兼操作员站、远动通讯装置等构成，提供站内运行监视仍能独立完成间隔层设备的就地功能。4.3.2.1.5具体配置如下：1)更换监控主机兼操作员站1台，组柜安装于主控室。2)新增远动柜1面，含数据通信网关机2套、24电口交换机2台、规约转换器1台。3)新增公用测控柜1面，含35kV电压并列装置1台、10kV电压并列装置1台、公用测控装置1台、母线测控装置1台。4)新增#1主变保护测控柜1面，含差动，非电量，高、低后备保护装置各1台；高压侧、低压侧测控各1台；主变档位控制器1块、主变油温计1块。5)更换#2主变保护测控柜1面，含差动，非电量，高、低后备保护装置各1台；高压侧、低压侧测控各1台；主变档位控制器1块、主变油温计1块。6)更换35kV线路保护测控柜1面，含35kV线路保护测控装置2台。7)更换10kV线路保护测控装置4台、新增10kV线路保护测控装置3台、10kV电容器保护测控装置1台，就地安装于开关柜内。8)新增10kV站用变、分段保护测控装置各1台，就地安装于开关柜4.3.2.2其他1)新增同步对时装置1台，安装远动柜内。2)微机防误系统扩容，增加相应锁具及软件升级。3)新增#1主变高、低压侧三相三线制电能表各1块，安装于原电度表柜，新增10kV线路3块，新增10kV站用变、分段电能表各1块，安装于开关柜，搬迁原10kV线路电能表4块、电容器电能表1块至开关柜，搬迁原站用变380V电能表1块至开关柜新智能交流柜。4)新上一体化电源系统1套，含直流充电柜1面，直流馈线柜1面，蓄电池柜1面，智能交流柜1面，一体化监控主机1套，UPS电源装置1台。5)新增火灾报警系统1套。6)拆除二次设备室原公用信号柜(1P)、主变保护柜(2P)、线路保护柜(3P)、通信电源柜(7P)、蓄电池柜(8P)、高频开关直流电源柜(9P)、交流电源柜(10P),共7面。4.3.3元件保护1)主变保护本站主变压器保护采用微机型保护，主保护装设差动保护和瓦斯保护；高、低压侧后备保护装设过电流保护。2)10kV线路10kV线路采用微机线路保护测控一体化装置，保护配有三段式过流保3)10kV补偿电容器保护补偿电容器装设时限电流速断、过流及接地保护、开口三角电压保护以及过电压、失电压保护，此外电容器还配置有自身的熔丝保护。4)10kV站用变保护变压器保护除自身的非电量保护外，还应具备电流速断保护、过电流保护、零序过流保护、过负荷告警等功能。4.3.4计量本期新增#1主变高、低压侧有功0.5S级、无功2.0级，三相三线制电能表各1块，新增10kV线路有功0.5S级、无功2.0级，三相三线制智能电能表3块，新增10kV站用变、分段间隔有功0.5S级、无功2.0级，三相三线制智能电能表各1块，新增10kV站用变380V三相四线制、有功0.5S级、无功2.0级智能电能表1块，共计新配置8块电能表。因二次设备室柜位紧张，拟将主变及35kV线路组柜安装于原电度表柜，本期新增及原电度表内10kV电能表均搬迁下放安装至开关柜。4.3.5微机防误本站已配置微机防误系统(UT-061D)1套，厂家为珠海优特电力科技股份有限公司，2015年生产产品。目前设备运行状态良好。本期微机防误系统只需按照工程建设规模增加相关锁具及相应的软件升级处理。4.3.6卫星同步对时本站前期未配置独立卫星同步对时装置，本期新增卫星同步对时装置14.3.7交直流电源系统1)现状本站已配置直流电源柜1面，采用珠海泰坦科技股份有限公司产品，含3台10A高频充电模块，16回直流馈线开关，于2012年投运。因高频充34电模块精度不满足运行要求，且馈线数不满足本期需求，本期更换直流电本站已配置蓄电池柜1面，采用广东志成冠军产品，容量100AH,18只，单体电压12V,于2009年投运。因已达运行年限，本期更换蓄电池柜。本站已配置1套交流电源柜，采用湖南省送变电建设公司器材厂产品，于2009年投运。系统采用单母线接线，交流馈线共10回，交流电源系统未配置电源切换装置，不能实现低压备投。本期更换交流电源柜。2)配置方案本期新上一体化电源体统1套，含一体化监控主机1套、智能交流柜、W系数AA事故放电时间及放电(闽流1III1常明灯012事故照明134保护装置5测控装置6保护测控置装7远动工作及交换机规约装换电能采集端、同步站终时钟8装置9跳闸10k断路器跳闸自投35k开关金闸110k开关命闸1其他电流统证)CCl=35.Q3CC2=4.178CC3=4.178CC4=4.178CC5蓄电池容量选择4.3.8二次设备室布置原则本站新增及更换的柜体均布置在二次设备室。监控主机柜体尺寸采用2260mm×800mm×900mm(高×宽×深)(高度中包含60mm前后柜眉),其余柜体尺寸采用2260mm×800mm×600mm(高×宽×深)(高度中包含60mm前后柜眉),柜体颜色为GSB05-1426-200177#GYO9冰灰桔纹，开门方向保持均为门轴在右(面对柜正面)。4.3.9二次设备接地、防雷、抗干扰二次设备防雷、接地和抗干扰应满足现行行业标准《交流电气装置的接地》DL/T621、《火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》DL/T51361)二次设备接地控制电缆的柜蔽层两端可靠接地。所用敏感电子装置的工作接地应不与安全地或包含地混接。在主控制室的电缆沟或柜(柜)下层的电缆室内，按柜(柜)布置的方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端连接，形成二次设备室的内等电位接地网。主控制室内等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排(缆)与变电站的主接地网可靠接地。静态保护和控制装置的柜柜下部应设有截面不小于100mm2的接地铜连。接地铜排应用不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。柜柜内的接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。柜体内接地铜排可不与柜体绝缘。2)二次设备防雷了防雷设备。电源系统的防护主要是抑制雷电在电源输入线上的浪涌及雷电过电压，根据综合自动化变电站的现状，对二次系统的感应雷电防护采取两级防护，电源防雷器设置在各种装置的交流、直流电源入口处。信号系统的防护主要是对重要的二次设备的通信接口装设通信信道防雷器。3)二次设备抗干扰二次设备包括二次电缆的抗干扰措施严格按《十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施细则》设计，此外还应采取以下措施：(a)微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用柜蔽电缆，柜(b)交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均使用各自独立的电缆。(c)计算机监控系统各间隔之间，间隔层与站控层之间的连接，以及设备通讯接口之间的连接应有隔离措施。(d)提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，光偶开入的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%～70%范围以内。(e)针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，采取有效防误动措施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。(f)所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。(g)合理规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线、避雷器和和减少迂回，缩短二次电缆的长度。古丈大溪坪35kV变电站位于吉首市古丈县河蓬乡。该站周边地势为山地，无洪涝灾害，无滑坡、坍塌、泥石流等不良地质现象，对环境影响较小，接近负荷中心，出线走廊畅通。全站总平面布置为矩形：南北长40m,东西宽33m。围墙内用地面积1320m₂。35kV构支架及设备基础布置在变电站北侧，二次设备室之间；本期拆除原站内围墙南侧户外10kV构支架并在原位置新建10kV开关室。主变压器运输道路直对进站道路，由变电站东侧引接。进站道路已建规格单位数量备注拆除1号主变基础及油池座110kV母线人字柱构架6.5m直径300杆米10kV母线人字柱构架基础个4拆除10kV设备支架直径300杆米拆除10kV设备支架基础个拆除30m独立避雷针座1电缆沟0.8m*0.8m砖砌米二次设备室静电地板拆除重布置编号规格单位数量备注12#主变基础座1事故排油管DN200×6镀锌钢管m235KV断路器基础2单个尺寸0.9mx0.9m共2个3电容器基础电容器支架单根长4米根2杆型号Z4.5A-φ300-12φ5.5410KV母线桥支架单根长4米根2杆型号Z4.5A-φ300-12φ5.510KV母线桥支架基础2单个尺寸0.9mx0.9m共2个5隔离开关支架单根长4米根2杆型号Z4.5A-φ300-12φ5.5隔离开关支架基础C25混凝土2单个尺寸0.9mx0.9m共2个6中性点支架单根长4米根1杆型号Z4.5A-φ300-12φ5.5中性点支架基础C25混凝土1单个尺寸0.9mx0.9m共1个710kV站用变基础座18事故油池座1容积5m39室外电缆沟0.8m*0.8m砖砌m站内道路3.0米宽公路型路基础换填地基处理毛石混凝土站内道路恢复检查井砖砌700直径，2.2米深个3雨水口个4300波纹管排水管m手提式干粉灭火器(5kg)套8推车式干粉灭火器套1建筑垃圾及基础余土外运操作地坪恢复碎石地坪碎石层厚150消防砂池C15混凝土立方米砂立方米立方米水泥砂浆砌筑30m独立避雷针座1钢筋塔架配电装置室座1围墙顶防爬护栏外购成品m本期扩建场地设计标高与原场地设计标高一致。站区总平面布置根据一期备用预留位置布置，配电装置室布置于原10kV户外构支架位置，各基础定位参照已施工完毕的围墙、道路中心线。所区采用生活污水、雨水合与原站基本保持一致。本期仅考虑新建10kV开关室出线电缆沟及开关进站道路在一期工程已建成，本期新建开关室及电容器设备运输、检修道路，站内形成T形倒车回路，满足大件运输及消防车通行要求。站内道路已经破损或者在本期工程施工过程中破损之处，在设备安装完毕后就无征地拆迁内容。原站内围墙南侧10kV户外构支架全部拆除。原站内建筑物主控室本期将原地面静电地板重新布置并新做屏柜基本期在围墙内北侧新建10kV开关室一座。新建10kV开关室参数一览表如下编号名称建筑危险性类别耐火等级建筑面积层数层高110kV开关室戊类二级1根据电气提资及《35~110kV变电所设计规范》(GB50059-2011)、《建筑采光设计标准》(GB/T50033-2001)等规范，确定建筑物的平面布置、朝向、建筑的层数、层高。合理选择窗户大小、位置，在满足采光的前提下，尽量减少门窗面积，降低体形系数，从而得到节能。在空间上力求达到布(1)10kV开关室为地上一层砖混结构，总建筑面积为87.50m₂。(2)地面：10kV开关室采用环氧树脂地板漆。(3)内外墙装修：内墙为水泥砂浆底，外刷白色乳胶漆二度。外墙采(4)天棚：建筑顶棚为水泥砂浆底，外刷白色乳胶漆二度。(5)屋面及屋面排水：屋面为坡屋面结构找坡，坡度为5%,铺设保温层、找平层、防水层，采取有组织排水，设UPVC落水管。(6)门窗：10kV开关室采用乙级防火钢板门，窗采用彩铝窗，窗均为经过对所区地下水的侵蚀性分析，地下水对混凝土无腐蚀性。主控室与一期保持一致，本期无增改项目。10kV开关室结构设计安全等级为二级，主体结构设计使用年限为50年，抗震设防烈度为6度(0.05g)。本建筑物的地基基础设计等级为丙级。填充墙为240mm厚蒸压灰砂砖砌筑。屋面采用现浇钢筋混凝土梁板。梁、板混凝土采用C25。户外构架在前期工程均已上齐。一期35kV配电场区支架基本已经上齐，本期改造的35kV场区新增断路器基础、部分支架基础及端子箱基础。本期新上电容器基础1组。本期拆除原1号主变压基础后重建(6.5m*6m)。1.17.3.5变电站岩土工程条件站址围墙内已整平，站址区域为剥蚀丘陵地貌单元。(2)地层与岩性①第四季粉质粘土：黄~黄褐色，红褐色，硬塑状态，稍湿，无摇振反应，稍有光泽，残坡积层，含砾5%左右，据断面揭露该层厚度0.2~7米，分布于整个场地，表层疏松，含植物根茎。层状构造，中~巨厚层状，节理裂隙较发育，岩石较完整，致密新鲜，该层根据《变电所岩土工程勘测技术规范》(DL/T5170-2002),以及室内试验及原位测试结果，综合考虑各地层野外特征，确定本工程岩、土物理岩土层主要设计参数建议值指标地层重度G孔隙比e%压缩系数凝聚力C摩擦角度承载力特征值备注①粉质粘土 一一一②灰岩 一一一(3)基础持力层的选择及基础形式的建议①粉质粘土，该层在所区内分布均匀，埋藏较浅，物理力学性质较好，硬塑状态的土质可作为建筑物基础的良好天然持力层。站内主要建构筑物均可采用该层作为持力层。②灰岩，厚度较大，为该层地区下伏基岩，该层在所区内均有分布，厚度均匀，可作为建筑物基础的良好天然持力层。(4)水文地质条件场地内地下水主要为粉质粘土层赋存的上层滞水，水位随大气降水变化。根据当地经验该上层滞水对混凝土具有微腐蚀性，对混凝土中的钢筋有微腐蚀性；土亦对混凝土具有微腐蚀性，对混凝土中的钢筋有微腐(5)结论与建议据《中国地震动参考区划图》(GB18306-2015),拟建工程场地地震动峰值加速度为0.35g,相当于地震基本烈度6度，设计地震分组为：第一组。变电站选取①粉质粘土作为建筑物基础的良好天然持力层。站内主要建构筑物均可采用该层作为持力层。场地内地下水主要为粉质粘土层赋存的上层滞水，水位随大气降水变化。根据当地经验该上层滞水、土对混凝土具有微腐蚀性，对混凝土中的钢筋有微腐蚀性。站内给排水总体与一期保持一致。本期新增开关室处屋面雨水排水，本期新增雨水口，检查井，排水管。新增1座事故油池。主控室与一期保持一致，本期无增改项目。10kV开关室本期设置事故排烟的轴流风机(2台)及夏季降温柜式空调(2台),除湿机2台。前期已建成消防砂池，本期新增消防亭一座。消防亭内布置推车式干粉灭火器、手提式干粉灭火器、消防铲、消防斧及消防铅桶若干。本期新建的10kV开关室室内布置8只4kg干粉灭火器，室外配1套50kg的推车式干粉灭火器(50kg)。本期新上主变新建6.5m*6m油坑。1号、2号主变油坑内各引1条直径为200mm的镀锌钢管(排油管)通至事故油池。本期10kV配电场区新增600x600砖砌、800x800砖砌电缆沟，因本期改造施工造成前期电缆沟破损处就地恢复，做法同前期。本期变电站改造工程不涉及对侧间隔部分内容。本期变电站改造工程不涉及线路部分内容。7、停电过渡方案详见附件2停电过渡方案。8、环境保护、水土保持和节能减排1)污水处理含油废水主要来于事故排油坑和变压器周围及检修，工程考虑设集油池油水分离，油回收，废水外排，满足排放要求。2)噪声防治从噪声源上控制噪声，主变布置尽量远离围墙，以满足《工业企业厂界噪声标准》,并达到受噪声影响人的居住或工作建筑物1m处的噪声级的标准，即：白天不大于65dB(A);晚上不大于55dB(A)。在变电站建设过程中，由于场地的平整、基础的开挖，必然引起自然地表的破坏，造成土壤疏松，并破坏原有的生态系统，从而可能在变电站站的建设过程中造成水土流失。因此，在变电站建设施工过程中，应要求施工单位重视水土保持工作，加强施工过程中水土保持工作的管理。为防雨水对场地开挖面的冲刷，造成水土流失，本工程场地平整、基础开挖等施工期应避开雨季。本工程建设不会造成毁林和水土流失，设计满足国家水土保持等有关法律、法规要求。工程建成后，既能发展经济，又能实现防治水土流失、1)《中华人民共和国节约能源法》2)《中华人民共和国清洁生产促进法》3)《中华人民共和国电力法》4)《中华人民共和国建筑法》5)《关于印发节能减排综合性工作方案的通告》国发[2007]15号6)《节能中长期专项规划》发改环资[2004]2505号7)《产业结构调整指导目录(2005年本)》国家发改委令第40号8)《中国节能技术政策大纲》国家发改委、科技部2006年12月9)《工业企业能源管理导则》GB/T15587-200810)《用能单位能源计量器具配备和管理通则》GB17167-200611)《评价企业合理用电技术导则》GB/T3485-199812)《评价企业和利用热技术导则》GB/T3486-199813)《综合能耗计算通则》GB/T2589-200814)《国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术》国家发改委2005年65号15)《建筑外窗空气渗透性能分析及其检测方法》GB7017-200816)《固定资产投资节能评估与审查暂行办法》2010年11月1日起施17)《印发〈关于加强工业节水工作的意见〉的通知》(国经贸资源[2000]1015号)结合本变电站的具体特点，在变电工程设计中主要从以下几个方面贯彻国家关于节能降耗的要求。(1)系统节能分析本工程为35千伏变电站扩建，提升变电站供电容量可以有效减小供电损耗，节约电量，推荐方案通过科学选取主变各项参数，有效降低了系统供电损耗，节约了用电量。(2)变电节能分析本站设备选型本着安全可靠、技术先进、造价合理的原则，注重小型化、无油化、自动化、免维护或少维护的技术方针，选择质量优良，性能可靠的定型产品。采用低噪声设备，并采用隔振噪措施，采用减振支吊件，变压器的损耗与变压器结构和材料关系密切。为了达到节能降耗的目的，设计在主变订货技术规范中，把损耗的大小作为一项重要因素，鼓励另外，为了降低散热器的损耗，选用了自冷型变压器，消除了辅助损耗。通过分析损耗产生的主要原因，有针对地采用低损耗的主变压器，把损耗本期工程电缆敷设及有关的重要电气设备，均按有关规程确定设计原9.2防电伤、防机械伤及其它伤害按有关规定设置防雷接地保护措施，电气防误操作措施，工作场地防滑防护措施，防电磁感应辐射措施。交通、成熟的工艺系统，防暑降温、防噪声措施，都是“适用”的体现。总之，设计中正确贯彻执行了有关规程规范，能够满足劳动安全与工业卫生的要求，给变电站提供一个良好的文明生产条件。本站大件运输方案为：大件设备经高速运至吉首，经县道057至古丈县河蓬乡，经进站公路进入变电站。施工电源：施工电源从变电站内引接。施工水源：施工用水采用原给水系统供水。施工道路：利用原有的进站公路作为施工道路，因此不需要考虑进场11、通用设计、通用设备应用情况11.1通用设计执行情况本期工程不改变现有电气总平面布置，在预留位置上扩建，通用设计设备选型主要依据国家电网有限公司35~750kV输变电工程通用设计、通用设备应用目录(2019年版)。本工程应用通用设备情况详见表10-1。表12-1通用设备应用情况表序号设备通用设备编号数量单位应用比例电气一次主变压器1台235kV断路器2台335kV隔离开关6组410kV开关柜台510kV电容器1台610kV站变1台12、投资估算执行定额【2016】45号文电力工程造价与定额管理总站编的《电力建设工程定额估价表一建筑工程》(2013年版)、《电力建设工程定额估价表—电气设备安装工程》(2013年版)、《电力建设工程定额估价表—调试工(1)采用国能电力【2013】289号文《电网工程建设预算编制及计算规定》2013年版。(2)安装工程中的人、材、机调整，建筑工程中的人工及机械费的调整执行电力工程造价与定额管理总站文件定额7号-电力工程造价与定额管理总站关于发布2013版电力建设工程概预算定额2018年度价格水平调整的通知：建筑、安装工程定额人工调整系数分别为：26.12%和25.01%,安装工程定额中的材机调整系数为1.2%。(3)勘测设计费执行计国家电网电定【2014】19号。(4)装置性材料价格执行《电力建设工程装置性材料预算价格》,(中电联【2013】469号)。(5)设备价格参照近期同类工程设备招标价、市场询价。(6)人工工资按一类地区人工工资单价计算。(7)基本预备费按4%计取。(8)建设期贷款利率按年利率4.9%按年计取。表13.2-1工程投资估算表序号项目名称规模静态投资(万元)动态投资(万元)1湖南湘西古丈大溪坪35kV变电站改造工程新增1#主变10000kVA合计12.3.1湖南湘西古丈大溪坪35kV变电站改造工程造价分