变电站扩建工程可行性论证报告文档格式.docx

1、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。1.7、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。3）110KVXX变电站现有资料。1.8 工程建设的必要性1.8.1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

2、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31.5MVA。目前XX县现有负荷达36.47MW，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。1.8.2 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1-2。用电单位最大负荷（MW）供电方式备注35

3、KV吹麻滩变电站5.035KV已投运35KV大河家变电站4.535KV安集变电站2.235KV铺川变电站5.835KV居集变电站3.0已投运已投运6XX县城负荷3.6107兴隆铁合金厂6.38鑫鑫铁合金厂12.5小计42.9x0.85=36.47MW（同时率按0.85考虑）二2011年已申请报装急需供电的负荷：20x0.6=12MW（同时率按0.6考虑）青海省三江源电力投资公司4.010KV厂用电源35KV关家川变电站10.0十二五“规划项目黄河炳灵一级电站施工用电滨河花苑小区等建设项目施工用电负荷2.036.47+12=48.47MW（截止2011年底）三20122015年预计新增负荷：16

4、.2x0.4=6.48（同时率按0.4考虑）滨河花苑小区2.7-2.0=0.7已开工建设，2013年建成投运鸿瑞馨苑住宅小区1.5广场住宅小区、XX县财源商住楼已开工建设，2014年建成投运XX县三联物流园区2.5已征地项目进入前期论证阶段XX县商贸还曾、通达住宅小区、滨河嘉园小区建设1.8自然增长负荷自然增长率按3%考虑合计48.47+6.48=54.95MW（截止2015年底） 1-2可知2011年新增负荷约为12MW，110KVXX变电站截止2011年底负荷约为58.47MW，2015年底负荷约为54.95MW.目前110KVXX变电站35KV单母线运行，已建成投运35KV间隔4个，根据

5、“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。1.8.3、供电可靠性目前主供XX县的110KVXX变电站仅一台31.5MVA主变供电，现有1台主变不满足N-1 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。1.8.4、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

6、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2.1.1、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362.89公里；35KV变电站47座，线路64条，长809公里；10KV线路35条，长528.93公里。截止2010年，临

7、夏电网日最大负荷245MW，日最大供电量473.12万千瓦时，已完成售电量9.08亿千瓦时，同比增幅3.75%。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。2.1.2、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

8、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。2.2、XX县电网系统接线2.2.1、XX

9、县电网现状目前XX县有1座110KV变电站为XX变电站（31.5MVA），35KV变电站5座分别为：大家河变（2.5+31.5MVA），安集变（2+2MVA）、吹麻滩变（5+1.6MVA）、铺川变（2x3.15MVA），居集变（4+1.6MVA），35KV水电站一座为大河家变（2x3MVA）。2.2.2、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。2.3、接入系统方案2.3.1110KV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11

10、0KVXX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。2.3.2、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。2.3.3、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。2.4、主变容量的选择目前110KVXX变

11、电站现有负荷36.47MW，截止2011年底负荷约为48.47MW，2015年底负荷约为54.95MW。110KVXX变电力平衡表项目现状2011年2015年一、 最大供电容量（MVA）38.451.0257.84二、最大用电负荷36.4748.4754.95现有负荷2011年新增负荷1220122015新增负荷6.48二、 XX变容量31.531.5+50四、容载比0.821.61.41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。2.5、二次系统2.5.1、系统继电保护2.5.1.1、110KV线路保护XX变

12、的110KV两回出线在一期工程中，已经配置了RCS-941A微机线路保护柜。2.5.1.2 1100KV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。2.5.1.3 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。2.5.1.4 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

13、，备用电源自动投入装置动作投入备供线。2.6 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。2.7 系统自动化2.7.1 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。2.7.2 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 1

14、0KV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（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2.7

15、.3 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0.5S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0.2S级，常规的电压互感器计量绕组精度为0.2级，电流互感器精度为0.2S级。3变电站电气部分31 变电站现状3.1.1 电气主接线本变电站电压等级为110V/35Kv/10KV,主变规模为31.5MVA；110KV单母线分段接线，35KV、

16、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。3.1.2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。3.1.3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RCS-9671B面110K

17、V线路保护测控屏RCS-94135KV线路保护屏RCS-9612B低频低压解列屏DSW-300公用测控屏RCS-9794电度表屏运动屏RCS-9698D故障录波屏SH2000消弧线圈自动控制屏小电流屏HY-ML2000直流屏所用屏110KV母线保护屏RCS-915AB3.2 扩建后电气一次部分3.2.1 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（31.5+50）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。3.2.2 变电站扩建后设备校核 本次110

18、KVXX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。32.2 110KV部分现有110KV设备及导体参数如下：断路器为LW30-126，额定电流1250A，开断电流40KA；隔离开关为GW4-126D,额定电流1250A；电流互感器为LVB-110W3,变比700/5A（积炳线）、600/5A（积西线）2x500/5A（母联），准确级0.2S/0.5/10P20/10P20/10P20;进线间隔引流线为JL/G1A-300/25 ,母线为JL/G1A-400/25。经校核现有110KV设备及导体均满足扩建后的要求。3.2.2.2 35KV部分现有35K

19、V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GW4-35D，额定电流1250A（主变进线及母联），630A（出线）；母线为JL/G1A-300/25。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。3.2.3 10KV部分现有10KV设备开关内断路器为ZN7-35，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。3.2.3 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

20、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/G1A-300/25,更换为JL/G1A-500/45.5）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3600Kvar.3.24 主要电气一次设备选择3.2.4.1 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/1643-1996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

21、各方面因素，本变电站污秽等级按D级污秽区域考虑。3.2.4.2 系统概况（1）系统标称电压：110KV，35KV，10KV（2）系统最高运行电压：126KV，40.5KV，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3.24.3短路电流计算1）系统阻挠使用年限至2020年，基准容量SJ=100MVA，基准电压UJ=115KV，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：SSZ11-50000/110（SSZ10-31500/110）容量：50MVA（31.5MVA）容量比：100/100/

22、100额定电压：110+8x1.25%/38.5+2x2.5%/11KV接线组别：YN ，Yno d11抗阻电压:UK1-11%=10.5;UK1-11%=10.53）接线方式短路电流按变电站装设50+31.5MVA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1150.5026.4529.80716.4536.6231319d235KV母线371.567.5511.47619.253-484d310KV母线10.55.5018.8

23、0125.58747.943342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。3.2.4.4 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： LkdUm=2.5KdUm=315Kd-爬电比距

24、，2.5cm/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： Dm300mm Kd=1.0 300mmDm500mm Kd=1.1 Dm500mm Kd=1.2b、110KV设备的额定绝缘水平标准电压设备类型雷电冲击耐受电压工频Lmin耐受电压相对地相间断口断路器隔离开关110126变压器450/480-185/200开关450/550520/630200/230225/265C、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

25、正绝缘水平（KV）530/565218/235530/647612/741235/270265/312（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： NH=N1=0.1（H-1） 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5140.8134114（2）35KV配电装置