110kV变电所扩建工程初步设计说明书.docx

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110kV变电所扩建工程初步设计说明书

第一章总述

1.1概述

1.1.1设计依据

1）广西电力有限公司文件桂电计[2004]163号《关于委托开展220kV南宁青山送变电工程等项目可行性研究工作的函》，见附件1。

2）广西电网公司文件桂电计[2005]27号《关于XX城北110kV变电所扩建工程可行性研究报告的批复》，见附件2。

1.1.2扩建工程规模

1）主变压器：

变电所原设计终期建设两台主变压器，一期已建设一台40MVA的主变，本期工程扩建三相三绕组有载调压变压器一台，容量为40MVA，电压等级为110/35/10.5kV三级，以及扩建主变压器三侧进线间隔。

2）110kV部分：

变电所原设计终期110kV进线两回，一期工程原有110kV进线一回（XX中心变~XX城北变），为线路变压器组接线，本期110kV进线回路数保持不变，完善110kV母线，更换110kV母线电压互感器，即将原电容式电压互感器换成六氟化硫气体绝缘的电磁式电压互感器。

3）35kV部分：

一期建设35kVI、II段母线，本期扩建35kV母线分段间隔和一个P.T间隔；原设计35kV终期出线八回，一期建设六回，本期扩建一回35kV出线间隔（新塘坪线）。

4）10kV部分：

原设计10kV终期出线十六回，一期建设九回，并建设10kVI段母线及分段间隔，本期完善II段母线，扩建一个P.T间隔、一个所变间隔、两个电容器间隔及六个10kV出线间隔（城北小区、前进线、七一、岳湾塘、杨家、北门）。

5）无功补偿：

本期扩建10kV并联补偿电容器两组，每组电容器容量2×4200kvar。

1.1.3设计范围

本期工程的设计范围为扩建一台40MVA的主变压器、各级电压出线等相应设备的电气及土建设计，包括相应的继电保护及自动化装置、就地测量及控制设备以及电缆设施等。

1.2所址

1.2.1所址概况

XX城北110kV变电所位于桂林XX县县城北面约3km，距桂黄一级公路约600m，距县城至水晶岗水电站公路约150m，在XX县的发展规划边缘，交通便利；该变电所一期工程已经按终期建设规模征地，总面积为10525m2，变电所围墙内场地已经按两台主变压器所需面积考虑，且场地已经平整，本期扩建设备在原工程已建设的基础上按一期工程所定尺寸进行布置。

1.2.2所址地质概况

变电所地面高程173.5m，所址五十年一遇洪水位高程154.97m（黄海基面）；扩建场地地貌上属岩溶丘陵地貌，岩溶发育不明显；场地内地基主要第四纪残坡积红粘土及下伏石炭系下统大塘阶灰岩组成；地质调查目前在扩建场内未发现崩塌、滑坡等不良地质作用存在，亦未发现有工业开采价值的矿产资源和文物古迹分布，经现场勘察，地质条件评价可满足本阶段设计要求（详见附件5岩土工程勘察报告）。

1.3主变压器运输

本工程扩建#2主变压器一台，容量为40MVA，总体重量约80吨，主体充气，参考运输重量约52吨，可由厂家经铁路运至XX站，卸车后用大型平板车沿桂林至衡阳公路运至变电所，公路运距约7km。

1.4施工电源和用水

本期工程的施工电源可由本变电所所用变电源提供，施工用水可通过变电所现有的给水水管接取。

1.5主要经济指标

1.5.1主要经济指标

静态投资1010.97万元静态单位投资253元/kVA

动态投资1035.72万元动态单位投资259元/kVA

1.5.2三材消耗量估算

钢材17.4吨木材15m3水泥124.2吨

1.5.3定员编制

根据国电人资[2000]499号《供电劳动定员标准》，XX城北110kV变电所属大型站，变电所终期规模计算定员编制如下：

变电运行与维护定员：

7人

继保试验、高压试验、仪表试验几化验定员：

1.6人

电力调度定员标准：

0.9人

电力通信定员：

1人

主变压器检修定员：

0.2人

变电其他设备检修定员：

1.3人，

本变电所终期共计定员12人，变电所内现有工作人员8人，所外工作人员未及统计。

第二章电力系统

2.1XX县电网概况

2.1.1电网现状

XX县位于广西东北部，地处湘江上游，湘桂走廊北端，紧邻湖南省，县城距桂林市125公里，距湖南省的永州市79公里。

湘桂铁路和桂黄路平行穿境而过，交通十分便利。

全县总面积4021平方公里，全县总人口76.8万，物产丰富，境内气候温和。

目前XX县网区有两座110kV变电站，分别为XX中心变和XX城北变，XX中心变装有两台容量为20MVA的主变，XX城北变为一台40MVA的主变；与广西主网的连接由南塘220kV变通过南~全线（LGJ-150，48.5km）供XX中心变，然后通过全~城线（LGJ-150，6.5km）供XX城北变，天湖电厂（2×15MW）接入XX中心变；至2004年10月，XX县已建有18座35kV变电站，2座开关站，主变容量106.85MVA，35kV线路71条，总长477.282km（XX县电网现状参见图BY-B025C-A01-01）。

XX中心变原属天湖水电站送出工程，于1994年投产一台20MVA的主变，并通过全~道（冠）线（LGJ-150，67km）与系统相连，2000年南塘220kV变投产，全~道线π接进入南塘变，XX全县的用电主要通过XX中心变和地方小水电供电，由于XX的负荷主要为铁合金产业，XX中心变主变容量满足不了当地负荷的用电需要，2002年XX城北变一台40MVA主变投产；XX县国民经济经过这几年快速的发展，目前这两座110kV变电站的主变容量也满足不了XX县负荷的增长了，并且地方小水电容量小，季节性较强，也无法满足负荷增长的需求。

2.1.2XX县电网存在的主要问题

目前XX110kV电网输送电量不足，网架脆弱，安全性差，导致调节能力不足，XX电网的主要负荷为铁合金产业，大型用户有20个，装接容量为82.6MW，在限负荷的情况下，2003年XX网区最大负荷达116MW，2004年达到127MW。

XX县主网供电能力主要有一是天湖电厂，装机容量为2×15MW，在枯水期或检修时仅开机一台，带负荷10MW；二是南全线（LGJ-150），考虑线路老化影响，送电力50MW，主网供电能力一般为60MW，尚有56~67MW缺口依靠地方小水电补充，目前XX有水电装机容量111.6MW，这些机组容量小，上网设施简陋，常常会与系统解列，因此正常年份在枯水期必须限负荷。

而且一旦南全线故障，XX电网将与主网解列，天湖电厂虽有两台15MW机组，但也无法支撑XX网，常常造成崩溃，导致全县停电。

因此XX县需要继续建设另一条110kV线路。

2004年XX县最大负荷曾达到127MW，而目前整个XX县的110kV变电容量为80MVA，变电容量偏小，不能满足最近几年XX县负荷的增长需要，因此XX县需增加新的供电容量。

2.2XX县负荷预测

近年来XX县加大了招商引资力度，国民经济发展速度很快，随着鑫鑫铁合金有限公司等一批冶炼企业相继建成投产，XX县的用电负荷大幅度增长，根据XX县国民经济发展规划，对XX县历年用电负荷的统计分析，预测2005年XX县的负荷为150MW，社会总用电量为704GWh；2006年XX县的负荷为168MW，社会总用电量为788GWh；2010年XX县的负荷为230MW，社会总用电量为1150GWh；2015年XX县的负荷为330MW，社会总用电量为1690GWh（具体的论证方法已在可研报告中详细的说明）。

2.3地方电源建设及电力电量平衡

2.3.1地方电源建设

至2003年底XX县有小水电厂105座，装机容量为101.63MW，丰水期出力71.9MW，枯水期出力26.4MW，2003年发电量为393.87GWh，以上数据不包括天湖水电站，根据规划，预计2006年XX县地方小水电装机约容量148MW，“十一五”期间投产的主要电站为柳铺，装机容量为15MW，到“十一五”末地方小水电装机容量约170MW，年发电量612GWh，小水电资源开发基本完成，“十二五”期间没有大的电站投产。

XX县2005年前投产的水电站和“十一五”期间计划投产的小水电情况见表2-1和表2-2：

表2-1XX县2005年投产小水电站情况表单位MW/GWh

序号

电站名称

地点

装机容量

设计年发电量

调节方式

年利用小时数h

烂竹坪电站

焦江乡

2×1.25

7.5

径流式

横溪源一级

大西江镇

1.26

6.24

径流式

4599

大木岭电站

文桥镇

1.5

8.19

径流式

5462

龙潭电站

咸水乡

2.52

11.9

径流式

4722

四溪源电站

安和乡

0.64

3.23

径流式

5045

溶江电站

咸水乡

0.5

2.92

径流式

5730

大宜坪电站

文桥镇

1.89

径流式

4238

谢家湾电站

文桥镇

径流式

4000

小计

16.31

51.98

表2-2XX县“十一五”期间计划投产小水电站情况表单位MW/GWh

序号

电站名称

地点

装机容量

设计年发电量

调节方式

年利用小时数h

湘源电站

才湾镇

0.8

3.83

径流式

4783

柳铺电站

庙头镇

3×5

54.3

径流式

4523

金童电站

才湾镇

20.51

径流式

4102

昌福电站

枧塘乡

3.75

15.92

径流式

4246

小计

24.55

94.56

2.3.2电力电量平衡

电力电量平衡时考虑到所缺的电力主要依靠由广西主电网供电，未计入桂林供电局直供负荷及丰源公司自购自销负荷，因为天湖电厂为统调，不作为地方小水电平衡；枯水期负荷一般为丰水期的80%，根据桂林供电局提供资料，2005年到2010年及2015年的XX县电力电量平衡见表2-3。

表2-32005年~2010年XX县电力电量平衡表单位MWGWh

年份

2005年

2006年

2010年

2015年

一、电力平衡

丰水期

枯水期

丰水期

枯水期

丰水期

枯水期

丰水期

枯水期

1、地方装机电源

112.1

148.1

170

176

2、最大负荷

150

120

168

134.4

230

184

330

264

3、地方电源出力

97.4

38.2

112

136

140.8

4、需大网电力

52.6

81.7

90.4

133

189.2

213

二、电量平衡

1、需电量

704

788

1150

1690

2、地方电源发电量

436

476.3

612

650

3、需大网电量

268

311.7

538

1040

从电力电量平衡表可知，XX县2005年丰水期缺电力52.6MW，枯水期缺81.7MW，缺电量268GWh；2006年丰水期缺电力56MW，枯水期缺90.4MW，缺电量311.7GWh；2010年丰水期缺电力94MW，枯水期缺133MW，缺电量538GWh；2015年丰水期缺电力189.2MW，枯水期缺213MW，缺电量1040GWh。

2.4XX城北变扩建的必要性

2.4.1满足用电负荷发展的需要

根据向桂林供电局了解，XX县2002年的最大负荷为96MW，2003年的最大负荷为116MW，2004年底全县的最大负荷曾达到127MW，XX中心变和XX城北变已经满载运行；由于2005年XX县最大电力缺额为81.7MW，2006年XX县最大电力缺额为90.4MW，而XX县现状主要由XX中心变和XX城北变供电，主变容量为2×20+40=80MVA，不能满足要求，需及时扩建变电所容量，以满足XX县负荷增长的需要，如果不增加新的供电容量，将不能满足已立项目和准备投产的项目用电的需要，直接影响XX县的经济建设，因此，对XX城北变增容是非常必要的；2010年XX县最大电力缺额为133MW，2015年XX县最大电力缺额为213MW，考虑到桂林电网规划“十一五”规划建设XX220kV才湾变电站，该变电站建成投产后可承担一部分的负荷（XX县电网规划参见图BY-B025C-A01-02），因此本初步设计推荐XX城北变在本期工程增一台40MVA的主变，工程建成投产后，XX县110kV变电所的主变容量将达到120MVA，可以基本满足2010年以前XX县负荷发展的需要。

根据向桂林供电局了解到，XX220kV才湾变已经完成可研设计，该变电站建成投产后可直接向XX城北110kV变供电，因此及时的对XX城北变进行增容扩建，增加广西主网向XX县供电容量是完全有条件的。

2.4.2提高供电可靠性和供电质量的需要

XX县工业用户要求有较高的供电可靠性和供电质量，地方小水电受天气的影响而且出力无法满足工业企业的正常生产和人们生活用电，因此XX城北110kV变电所增容提高供电可靠性和供电质量是十分必要的。

综上所述，为适应XX县经济的发展，提高XX县的供电可靠性和供电质量，满足工业企业负荷发展的需要，对XX城北110kV变电所扩建增容是十分必要的，也是十分迫切的。

2.5扩建工程规模

原一期工程110kV为线路变压器组接线方式，配置有110kV母线P.T；35kV为I、II段母线，未配置分段开关；10kV为单母线分段，已配置分段开关。

本期根据原设计方案进行完善，以及加以扩充各级电压进出线及母线分段间隔：

主变压器各电压进出线间隔；本期建设110kV母线，本期母线导线选用LGJ-300/40，并更换一期建设的110kV母线，建设35kV母线分段间隔，完善10kVII段母线，本期工程扩建设备及回路如下：

1）#2主变压器一台，容量40MVA；三级电压：

110kV、35kV、10kV，型号为SFSZ10-40000/110，额定电压：

高压为110±8×1.25%kV，中压为38.50±2×2.5%kV，低压为10.5kV；短路阻抗电压：

高中Ud1-2=10.5%，高低Ud1-3=17.5%，中低Ud2-3=6.5%；容量组合为100/100/100，联结组标号YN，yn0，d11。

2）主变压器三级电压进出线，三个间隔；

3）本期更换110kV母线电压互感器，即将原一期工程的电容式电压互感器换成六氟化硫气体绝缘的电磁式电压互感器；

4）35kV母线分段间隔；

5）35kV馈线一回，由于一期已上六回35kV馈线，预留馈线两回，桂林供电局已扩建一回，本期再扩一回（新塘坪）；

6）35kVII段母线P.T间隔一个；

7）10kV馈线原一期工程建设九回已接满用户，本设计扩建六回馈线（城北小区、前进线、七一、岳湾塘、杨家、北门）；

8）本期扩建10kV无功补偿电容器组按线路和主变压器无功损耗的需要，本期扩建增两组容量为4200kvar的电容器组；

9）本期扩建10kVII段P.T间隔及10kV所用变间隔各一个。

2.6系统继电保护和安全稳定控制系统

系统继电保护和安全稳定控制装置根据《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求和广西电网运行情况进行配置，XX城北变扩建110kV侧维持原工程线路—变压器组接线方式不变，110kV线路不设断路器，因此110kV线路不配置线路保护。

2.7调度自动化

2.7.1调度管理

XX城北110kV变电所由桂林地调调度管理，远动信息采用一发一收的方式同时发往桂林供电局调度所。

2.7.2远动信息内容

远动装置信息采集内容应根据《电力系统调度自动化设计规程》及调度管理和本变电所监控的需要,本期扩建工程远动装置采集的信息内容为：

a）模拟量

1）#2主变油温及主变绕组温度；

2）#2主变高、中、低压侧的有功功率和无功功率；

3）35kV线路的有功功率和无功功率及B相电流；

4）35kV、10kVII段母线线电压、相电压及母线频率；

5）35kV母线分段B相电流及10kV线路B相电流；

6）补偿电容的无功功率及三相电流；

b）遥信量

1）变电所事故总信号；

2）本期新增35kV、10kV线路及分段断路器保护动作信号；

3）本期新增35kV及10kV线路保护重合闸动作信号；

4）本期新增所有断路器位置信号及故障信号；

5）本期新增110kV、35kV隔离开关位置信号；

6）#2主变高压侧接地刀闸位置信号；

7）#2主变有载调压分接头位置。

c）遥控量

1）本期新增所有断路器的分合；

2）#2变压器中性点接地刀闸;

3）#2主变有载调压器抽头位置调整;

4）电容器组投切；

5）本期工程所有建设110kV、35kV隔离开关。

2.7.3远动设备

由于变电所采用计算机综合自动化监控方式，在计算机监控系统设置远动工作站，向调度传送远动信息，因此不用配置专门的远动终端。

2.7.4电能计费

在地调计费关口点应装设0.5S级的电表一块，要求为双方向（用户可选择单方向），并具有储存、显示、失压记忆、报警、可编程等功能，其输出口应有串行口和脉冲接点两种方式。

XX城北110kV变电所目前已配置一套电表数据集中处理器，通过GPRS将装置采集的计量系统信息送回桂林供电局客户服务中心电能计费系统；目前变电所配置的电表数据集中处理器为深圳市科陆电子科技股份有限责任公司CL8942型GPRS网络通信终端，该产品有4路RS485接口，每路RS485接口最多能够实时监视32块电能表的运行状态，能接入整个XX城北110kV变电所本期扩建及后期建设的所有电能表，因此本期所增加电能表均可接入该处理器，将扩建部分的计量信息按照目前的传送方式通过GPRS送回桂林供电局客户服务中心电能计费系统，本期不考虑增加电表数据集中处理器。

2.7.5调度端配置

XX城北110kV变电所扩建工程建成后，地区地调均需对原有的调度自动化系统、电能计费系统及通信部分需进行配置和修改。

2.8系统通信

XX城北变一期工程已开通变电站至桂林地调的卫星传输远动通道，即在XX城北变建设卫星通信地面站，通过卫星转发器将远动信息数据送至桂林地调；本期扩建工程的信息量较少，经过向桂林供电局了解现有的通信设备尚能满足本期的远动信息量，不需要增加通信设备，因此本期仍考虑采用卫星通信方式，暂时不考虑别的通信方式。

第三章电气一次部分

3.1电气主接线

本期变电所主接线110kV进线维持原工程线路—变压器组接线方式，完善110kV母线，35kV及10kV母线本期建成单母线分段接线（参见图BY-B025C-A01-03）。

3.2短路电流计算及导体、主要电气设备选择校验

3.2.1短路电流计算

本工程短路电流计算水平年2015年，计算基准容量Sj=100MVA，基准电压Uj=115kV，设备校验表详见图BY-B025C-A02-05，短路电流计算结果见下表：

短路点位置

短路电流

I（kA）

冲击电流

Ich（kA）

短路容量

S"（MVA）

110kV母线

6.79

17.31

1353

35kV母线

7.00

17.85

449

10kV母线（并列）

18.35

46.79

334

10kV母线（分列）

14.6

37.23

266

根据短路电流计算结果，变电所10kV侧母线并列运行时短路电流超过规程规定的16kA，因此本变电所两台主变压器并列运行时要求10kV侧分列运行。

3.2.2导体及主要设备电气设备选择校验

本工程主要电气设备选择的原则：

根据短路电流计算结果并参照广西电力有限公司文件桂电生[2004]160号文进行选择。

3.2.2.1主变压器的选择

为保证供电电压质量，便于运行管理，本期扩建工程#2主变压器选用型号为SFSZ10-40000/110，额定电压：

高压为110±8×1.25%kV，中压为38.50±2×2.5%kV，低压为10.5kV；短路阻抗电压：

高中Ud1-2=10.5%，高低Ud1-3=17.5%，中低Ud2-3=6.5%；容量组合为100/100/100，联结组标号YN，yn0，d11。

3.2.2.2110kV配电装置

110kV断路器选用LW25-126型SF6断路器,额定电流3150A,额定开断电流31.5kA。

110kV隔离开关选用GW4-126型隔离开关,额定电流1250A,额定耐受电流31.5kA,主刀配电动操作机构。

110kV侧主变中性点隔离开关选用GW13型,额定电流630A,额定耐受电流16kA,配电动操作机构。

110kV电流互感器选用LVB-110W2型电流互感器，110kV主变中性点放电间隙零序电流互感器选用LZKW-10型电流互感器。

110kV电压互感器选用JDQX-110W2型六氟化硫气体绝缘的电磁式电压互感器。

110kV主变中性点避雷器选用氧化锌避雷器,型号为HY1.5WZ-72/186。

3.2.2.335kV配电装置

35kV断路器选用LW8-40.5型SF6断路器,额定电流1600A,额定开断电流25kA。

35kV隔离开关选用GW4-40.5型隔离开关,额定电流1250A及630A,额定耐受电流25kA,主刀配电动操作机构。

35kV侧主变中性点隔离开关选用GW4-35型,额定电流630A,额定耐受电流31.5kA,配电动操作机构。

35kV电流互感器选用固体绝缘干式电流互感器，型号为LZZW-35。

35kV母线电压互感器选用JDXC-35W2不谐振油浸式呈容性电磁式电压互感器；35kV线路电压互感器选用JDZW-35W2型电压互感器。

35kV避雷器选用氧化锌避雷器，母线避雷器型号为HY1.5WZ-51/134，35kV中性点避雷器型号为HY1.5WZ-42/102。

3.2.2.410kV配电装置

选用XGN2B-12型固定式高压开关柜,配真空断路器,真空断路器配一体化弹簧操作机构,采用电缆出线，为消除谐振影响,10kV电压互感器选用抗铁磁谐振三相电压互感器,型号为JDZXF14-10。

3.2.2.5无功补偿装置

无功补偿容量选择：

本初步设计无功补偿容量按主变压器所需补偿的最大容性无功量计算,本期工程扩建主变容量为40MVA，并联电容器装设在10kV侧，则按主变压器所需补偿的最大容性无功量计算得7220kvar（其中补偿侧最大负荷电流按主变容量计算，10kV侧的额定容量按主变容量选取）；

分组容量的选择：

并联电容器的分组容量应按以下要求原则配置：

1）分组装置投切时，不得引起高次谐波谐振，应避免有危害的谐波放大；

2）对带负荷调压变压器所接电容器投切时，电压变动值不宜超过调压分接头间的百分点；

3）应与断路器切合电容器组的能力相适应；

4）不超过单台电容器的爆破容量和熔断器的耐爆能量；

根据以上原则，分组容量近似计算为：

Qfz=Sd×1.25%=266×1.25%=3325（kvar），其中Sd为10kV母线短路容量；XX城北变一期工程的无功补偿为两组3000kvar电容器，考虑变电所补偿装置能灵活组合投切，本期扩建工程变电所10kVII段母线装设２组4200kvar无功补偿装置成套装置,电容器为全膜集合式并联电容器,为防止高次谐波的危害，电容器组串接6%的电抗器，电抗器选用干

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