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1、110kV输变电新建工程可行性研究报告建设单位：设计单位：设计证号：编制日期：2011年4月批 准： 审 核： 校 核： 编 写： 目 录1 工程概述- 1 -1.1 设计依据- 1 -1.2 工程概况- 2 -1.3 设计水平年- 3 -1.4 主要设计原则- 4 -1.5 设计范围- 4 -2 电力系统一次- 4 -2.1 电力系统现状- 4 -2.2 负荷预测及电力平衡- 7 -2.3 建设必要性- 11 -2.4 接入系统方案- 12 -2.5 设备参数选择- 14 -2.6 工程设想- 15 -3 电力系统二次- 23 -3.1 电气一次方案概述- 23 -3.2 计算机监控系统-
2、23 -3.4时钟同步系统- 26 -3.5 防误操作闭锁- 26 -3.6 电能量计量系统- 27 -3.7 继电保护及安全自动化- 27 -3.7 直流系统交流电源- 29 -3.8二次设备布置及其他辅助设施- 30 -3.9 调度自动化- 32 -3.10 系统保护对相关专业的要求- 38 -4 系统通信- 38 -4.1 总的部分- 38 -4.2 通信传输系统设计部分- 39 -4.3 光纤通信线路设计部分- 41 -5 变电站站址选择及设想- 43 -5.1 站址选择- 43 -5.2 站址区域概况- 43 -5.3 站址的拆迁赔偿情况- 46 -5.4 出线条件- 46 -5.5
3、水文气象条件- 46 -5.6 站址工程地质- 47 -5.7 土石方情况- 47 -5.8 进站道路和交通运输- 47 -5.9 站址电源- 47 -5.10 站址环境- 48 -5.11 通信干扰- 51 -5.12 施工条件- 51 -5.13站址推荐意见- 51 -5.14取得协议情况- 51 -5.15总体规划- 51 -5.16 辅助设施- 53 -6 输电线路路径选择及工程设想- 53 -6.1 系统概况- 53 -6.2 线路路径方案及协议情况- 56 -6.3 设计气象条件- 60 -6.4 导线、地线选型- 62 -6.5 绝缘配合- 63 -6.6 绝缘子串及金具- 65
4、 -6.7 杆塔与基础- 66 -6.8 水土保持及环境保护- 69 -7 节能降耗、环保措施及抗灾分析- 70 -7.1 输变电工程节能降耗措施- 70 -7.2 输电线路抗冰建议及措施- 72 -7.3 输变电工程环保措施- 73 -8 投资估算- 74 -9 结论- 74 -附 件:1、XX市人民政府关于“板桥110kV变”用地许可申请批复2、XXXX区国土资源局关于“板桥110kV变”用地许可申请批复3、XXXX区国土资源局关于“板桥110kV变”矿产资源确认申请批复4、XXXX区国土资源局关于“板桥110kV变”用地许可申请批复5、XX市规划局关于“板桥110kV变”站址规划许可确认
5、申请批复6、XX市XX区规划局关于“板桥110kV变”站址规划许可确认申请批复7、XX市文物管理局关于“板桥110kV变”文物古迹确认申请批复8、XX市环保局关于“板桥110kV变”建设许可申请批复9、XX市XX区水利局关于“板桥110kV变”站址最高洪水位确认申请批复10、XX市XX区XX镇供水公司关于“板桥110kV变”施工及职工生活用水许可申请批复11、XX镇人民政府关于“板桥110kV变”站区排水许可申请批复12、XX市人民政府关于“海龙220kV变至板桥110kV变110kV架空送电线路工程”用地许可申请批复13、XX市XX区国土资源局关于“海龙220kV变至板桥110kV变110k
6、V架空送电线路工程”用地许可申请批复14、XX市规划局关于“海龙220kV变至板桥110kV变110kV架空送电线路工程”路径许可申请批复15、XX市林业局关于“海龙220kV变至板桥110kV变110kV架空送电线路工程”林木砍伐申请批复16、板桥110kV变站址地质评估报告附 图:附图1:电气主接线图附图2:电气总平面布置图附图3:监控系统网络结构图附图4:土建站区规划图附图5:土建总平面布置图附图6:XX市城市高压地理接线图（2010）附图7:XX市城市高压地理接线图（2012）附图8:XX市城市高压地理接线图（2015）附图9:XX市城市高压地理接线图（2020）附图10:2010年X
7、X地区电力通信光传输网络拓扑图附图11:2010年XX地区电力通信网地理接线图附图12: 海龙220kV变110kV出线间隔示意图附图13: 板桥变110kV出线间隔示意图附图14: 海龙220kV变至板桥110kV变110kV线路路径走向图附图15: XX城市高压2015年电网潮流分布图1 工程概述1.1 设计依据1.1.1报告编制任务依据1) 板桥110kV输变电新建工程可行性研究和勘测设计中标通知书 2) 南方电网公司35110kV输变电工程可行性研究报告内容深度规定征求意见稿3) 南方电网公司110kV及以下配电网规划指导原则4) 南方电网110kV变电站标准设计-2007版5) Q/
8、GZW-10005-2010贵州地网公司数字化变电站技术标准6) XX市城网“十二五”电网规划1.1.2相关技术规范l DL/755-2001 电力系统安全稳定导则l SD121-1984 电力系统技术导则l SDJ161-1985 电力系统设计技术规程l SD325-1989 电力系统电压和无功电力技术导则l DL/T620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合l GB14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程l DL/T5391-2007 电力系统通信设计技术规定l DL/T5218-2005 35kV110kV变电所设计技术规定l DL/T5216-2005 35kV2
9、20kV城市地下变电站设计规定l DLGJ151-2000 电力系统光缆通信工程可行性研究内容深度规定l DL/T5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程l GB50061-2010 66kV及以下架空电力线路设计规范l DL/T5092-1999 110500kV架空送电线路设计技术规程l Q/CSG11502-2008 110kV500kV架空输电线路设计技术规定（暂行）l Q/CSG11503-2008 中重冰区架空输电线路设计技术规定（暂行）1.2 工程概况板桥110kV输变电工程可行性研究包含的工程有板桥110kV变电站、配套110kV输电线路工程、相关的光纤通信工
10、程及接入间隔扩建工程。板桥110kV变电站推荐站址为XX镇幸福村辛庄窝处，站址位于XX镇西北部侧约4.5km，距板桥镇约2.5km，G210国道以西约500m，崇尊高速以东约1.5km，渝黔铁路西侧约2.5km，土地权属XX镇幸福村当地村民组。本次可研结合XX市城网电力系统发展的最新情况，在上述工程前期工作的基础上进行。板桥110kV输变电工程相关项目规模如下：1.2.1变电站工程：1.2.1.1板桥110kV新建工程主变：最终350MVA本期150MVA110kV出线：最终出线4回，单母分段接线，2#主变接于两段母线本期出线1回，至海龙220kV变，本期线单母线接线35kV出线：最终出线6回
11、，单母分段接线本期出线2回，单母线接线10kV出线：最终出线30回，单母分段接线本期出线10回，单母线接线电容器：最终64.2MVar本期24.2MVar站用变：最终280kVA本期180kVA1.2.1.2海龙220kV变110kV间隔扩建工程本期占用海龙220kV变110kV变110kV出线间隔由北向南第一个备用间隔，完善相应的一次、二次、通信及土建部分的设计1.2.2输电线路工程：110kV线路：本期新建海龙220kV变板桥110kV变110kV线路，全长约29km；同时本期在海龙至板桥变110kV线路工程中同步建设1回24芯OPGW复合光纤注：板桥110kV变采用户外PASS设备，35
12、kV、10kV、主控室为预装式模块化箱体结构，全站二次系统采用数字化变电站方案建模设计。1.3 设计水平年结合XX市城网“十二五”规划，以及XX地区经济发展、电力负荷增长及电力系统规划等情况，选取2012年作为相应的设计水平年。1.4 主要设计原则1)110kV网络方案应做到技术合理，经济可行，近远期结合，运行可靠。2)变电站选址和线路选线应按照有关规定，进行多方案稳定性比较，同时应得地方政府和相关部门的原则协议，避免和防止下阶段工作出现反复。3)线路按最终规模合理考虑并说明各级电压出线走廊规划及通信干扰情况，尽量避免交叉和避开森林、建筑物。工作重点放在路径方案的优化上，落实重要交叉跨越及进出
13、线路径走向，确定合理的线路长度和工程量。4)工程投资估算应做到细致、准确，经济评价应尽可能全面、合理。5）极力倡导新技术新方案的运用，提高运行可靠性和经济性。1.5 设计范围板桥110kV输变电工程可行性研究工作主要内容为电力系统(包括电力系统一次、二次)、变电站站址选择及工程设想、送电线路路径选择及工程设想、光纤通信工程、变电站节能设计、投资估算及技术经济评价等。2 电力系统一次 2.1 电力系统现状2.1.1概况XX市位于贵州省北部，东经1064510701，北纬27362749之间；南有乌江天险，北有娄山屏障，地处川黔要道。全市国土面积30762平方公里，2008年常驻总人口751.62
14、万人，人口密度242人/平方千米，市人民政府驻地为XX区人民路。南与省会贵阳市接壤，北面与重庆直辖市接壤。中心城区南到省会贵阳市144公里、北达重庆市239公里。2009年XX市城网全社会用电量为39.03亿kWh，供电负荷为837.06MW。XX市城网主要由220kV的输电网，110kV、35kV、10kV的配电网组成。截止2010年底，XX县有220kV变电站4座主变，变电容量1170MVA,有110kV公用变电站15座，主变32台，总容量1313MVA；35kV公用变电站6座，主变11台，容量92.25MVA。110kV公用线路27条，323.14km，线路型号主要以LGJ-240和LG
15、J-185为主；35kV线路8条，共105.54km，线路型号主要以LGJ-120为主。XX市城市电网电力系统现状图详见：附图6。2.1.2XX市城网电力系统现状分析1）电源概况XX市城网有火电厂一座-XX电厂，但于2009年底关闭运行，因此目前尚无电源接入点。2）电网概况XX市城市电网现有4座220kV变（海龙变、XX变、新铺变、南北变）、15座110kV变、6座35kV变。220kV变电站主供电源来自鸭溪500kV和乌江新厂，220kV网架形成以鸭溪500kV变-海龙220kV变-XX220kV变-南北220kV变-鸭溪500kV变的环形供电网络结构，为城区的110kV、35kV配电网络提
16、供可靠的上级电源点。本次可研阐述的重点为XX市XX区北部片区的XX镇和板桥镇，本区域仅有1座35kV变电站供电-XX35kV变（主变容量28MVA，历史最大负荷14MW），主供板桥镇和XX镇的用电，本片区域内有部分规模较小的煤矿负荷，负荷总计约2.165MVA，对供电可靠性要求较为严格，目前的供电方式是从XX35kV变两段10kV母线接线以满足双电源供电,同时XX35kV变还兼顾着娄山关景区的供电任务。根据XX市城网“十二五”电网规划，XX镇和板桥镇按负荷分区划分属于XX市城网的乡镇北片区，F类负荷。目前XX35kV变的唯一电源点为岩门110kV变，四渡变通过一条LGJ-120导线接入该变电站
17、，线路长度为35km，单回辐射供电，投运年限已超过30年，由于变电电压等级过多，10kV供电半径大，导致XX35kV变电站的10kV出线末端电压不满足要求，按照南网规划技术导则要求，35kV供电半径不满足要求，也不满足N-1校验原则，供电质量、供电可靠性低。同时岩门110kV变主变容量为2*31.5=63MVA，历史最大负荷为53.28，主变负载率89.02%，变压器已处于负载运行，变电站投运年限已超过40年，设备严重老化，设备处于高损耗的情况下运行，降低了对下一电压等级的供电可靠性，根据规划十二五期间将退出运行。综上所述，XX市城区乡镇北部片区的供电结构严重不合理，不仅设备严重老化，仅靠一条
18、35kV线路连接上级电源点，只要线路故障导致本区域全区失电，影响居民生活和经济发展。本区域急需建设大容量的变电站，提高供电可靠性和供电质量，待板桥110kV变电站建成后，将会有所缓解。图2-1 XX市城网北部片区35kV网络示意图2.2 负荷预测及电力平衡2.2.1 XX市城网乡镇北片区负荷预测XX市为国家历史文化名城，是中国西部重镇之一，黔西北地区的经济、商贸、文化和旅游中心，交通、通信枢纽属于国家规划的长江中上游综合开发和黔中产业带建设的主要区域。在过去五年间XX市城区国民经济一直保持两位数的增长，综合经济实力进一步增强。2005年地方生产总值197.52亿元，2009年达395.79亿元
19、，年均增长率为13.49%。其中:第一产业年均增长8.45%，第二产业年均增长15.43%，第三产业年均增长15.55%。2009年人均生产总值19434元，年均增长14.05%。根据XX市城区经济发展预测情况，预计到2015年将达到820.4亿元，2009-2015年均增长率为12.04%，2009年人均生产总值为19361元，2015年人均生产总值为38727元， 年均增长12.25%。XX市城区北部XX镇和板桥镇，在今后的“十二五”期间，将会有重大的发展。其中，XX镇及XX镇至板桥镇G210国道沿线区域属于重点经济规划区，同时即将开工建设的渝黔快铁贯穿整个片区，在XX镇将配套建设一个大型
20、的快铁车站，这给正在快速发展的乡镇北片区提供了良好的发展机遇，带动本区域社会经济的发展，势必将会比“十一五”期间有更大的增长点。根据XX市城网“十二五”电网规划，乡镇北部片区（即板桥镇和XX镇片区）的XX35kV变电站在十二五期间将逐步退出运行，新建110kV电压等级的变电站为本片区供电，以提高本片区的变电容量和提高线路末端电压，降低线损等。因此针对本次可研所论述XX镇及板桥镇所在区域的特殊性，以及今后110kV变建成之后的供电区域，本可研仅对XX市城网乡镇北片区（即板桥镇和XX镇）做负荷和电量分析预测。根据XX市城网“十二五”电网规划和现场收资，乡镇北片区目前无大型的高能耗企业和大负荷。综上
21、所述，对本片区的负荷预测主要按一般性负荷预测。首先，考察历史用电负荷增长情况，2005年-2009年乡镇北片区历史电量、负荷见表2-1表2-1 单位MW、万kWh年限200520062007200820092010年均增长率电量0.340.370.410.430.470.518.47 负荷9.710.4611.312.113.07147.62 由上表的历史负荷情况看出，乡镇北部片区的负荷是在逐年递增的，说明本片的负荷增长与社会经济发展也在同步的增长。根据本片区的负荷结构，对本片区的负荷预测将根据社会经济发展水平，本片区的为一般区负荷预测，选取按照自然增长率逐年作相应的预测，受渝黔快铁的建设及本
22、区域经济圈规划的影响，结合历史负荷、电量资料及XX市城区的国民经济发展情况，十二五期间乡镇北部片区的负荷将会有重大的发展变化，经济增长速度将比“十一五”期间更快，因此在历史负荷年均自然增长率的基础上选取11.5%和13.3%为中方案分别作为负荷和电量预测的自然增长率较为合适，另外在此基础上选取不同的增长率作为高低方案的预测（电量按中方案的4.3百分点作高低方案预测，负荷按中方案的3.6百分点作高低方案预测），具体结果见下表2-2：表2-2 单位MW、亿kWh方案年均增长率项目2010201120122013201420152020高方案17.60%电量0.51 0.60 0.71 0.83 0
23、.98 1.15 2.58 15.10%负荷14.00 16.11 18.55 21.35 24.57 28.28 57.13 中方案13.30%电量0.51 0.58 0.65 0.74 0.84 0.95 2.14 11.50%负荷14.00 15.61 17.41 19.41 21.64 24.13 41.58 低方案9.00%电量0.51 0.56 0.61 0.66 0.72 0.78 1.21 7.90%负荷14.00 15.11 16.30 17.59 18.98 20.48 29.95 由上表的预测结果可以看出，按照中方案的预测，到2015年，乡镇北部片区最大负荷将为24.13
24、MVA，最大电量为0.95亿kwh，很明显负荷较2010年有很大的变化，即使按照低方案，负荷也有20.48MVA，仅靠目前的网架结构是无法满足负荷增长的需求的。本可研负荷预测选取中方案预测结果作为设计依据。2.2.2 变电容量平衡针对本工程建设的区域情况，本可研变电容量电力平衡仅对XX市城网乡镇北部所在区域作相应的计算和分析，电力平衡计算分析见下表2-3：年限2010201120122013201420152020110kV公用最大供电负荷（MW）14.00 15.61 17.41 19.41 21.64 24.13 41.58 35kV及以下电厂装机容量（MW）0.00 0.00 0.00
25、0.00 0.00 0.00 0.00 35kV及以下电厂出力（MW）0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 所需变电容量_容载比1.8（MVA）25.20 28.10 31.33 34.93 38.95 43.43 74.84 所需变电容量_容载比2.1（MVA）29.40 32.78 36.55 40.75 45.44 50.67 87.32 电网实际变电容量（MVA）0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 需新增变电容量_容载比1.8（MVA）25.20 28.10 31.33 34.93 38.95 43.43 74.84 需
26、新增变电容量_容载比2.1（MVA）29.40 32.78 36.55 40.75 45.44 50.67 87.32 根据电力电量平衡表，容载比取1.8-2.1，到2012年，XX市城区乡镇北片区110kV变电容量缺额为31.33-36.55MVA，2015年为43.43-50.67MVA，远景年2020年为74.84-87.32MVA。另XX35kV变是本片区唯一的供电电源点，投运年限也较长，设备老化等较为严重，目前也濒临过载运行的局面，该站10kV已无出线间隔，根据负荷发展情况趋势和变电站的实际情况，增容和改造XX35kV变并不能取得好的成效，主要原因是35kV线路过长，电压层次过多，在
27、负荷较重的情况下，导致10kV线路末端电压不能满足要求，影响居民生产活动。在XX市城网“十二五”规划期间内，XX35kV变将逐步退出运行，因此按照本工程的设计水平年2012年来看，2012年本片区的110kV变电容量缺额为31.33-36.55MVA，2015年为43.43-50.67MVA，建议本片区新增一台1*50MVA的110kV变压器，以满足负荷的快速发展需求。2.3 建设必要性2.3.1项目建设必要性1）解决“XX35kV变”退出运行后的负荷转移按照XX市城市电网“十二五”规划，XX市城网将在十二五期间逐步取消部分35kV电压等级的变电站，以减少变电层次，提高线路末端电压等级，降低线
28、损，XX35kV变已不适应负荷发展及电网结构的需要，在规划期内将退出运行，因此新建板桥110kV变电站刚好解决XX35kV变退出运行后的负荷转移问题。2）满足板桥镇、XX镇片区用电负荷发展的需要XX镇及XX镇至板桥G210国道沿线一带区域均属于重要城镇经济规划区，即将开工建设的渝黔快铁贯穿整个片区，并且在XX镇将配套建设一个大型的快铁车站，这将使本区域的社会经济的发展远超过十一五期间，给本区域带来新的机遇和发展空间，电力负荷也会随之增加。结合上述负荷预测及电量平衡分析，2012年本片区的110kV变电容量缺额为31.33-36.55MVA，2015年为43.43-50.67MVA，因此急需增加
29、新的变电容量以满足负荷发展的需求。3）改善XX市城网乡镇北部电网结构，提高供电可靠性XX35kV变的唯一电源点为岩门110kV变，四渡变仅通过一条LGJ-120导线接入该变电站，线路长度为35km，单回辐射供电，投运年限已超过30年，由于变电层次过多，10kV供电半径大，导致XX35kV变电站的10kV出线末端电压不满足要求，35kV、10kV线损大，网架薄弱。建设板桥110kV变，可以解决由于35kV、10kV供电半径大导致线路末端电压不足的局面，缓解由于主供线路老化线损大的情况，提高供电可靠性及供电质量。2.3.2变电站在系统中的地位和作用及供电范围板桥110kV变电站将成为XX市城网乡镇
30、北部片区唯一的主供变电站，在改善乡镇北电网结构、满足用电需求、提高乡镇北部片区供电可靠性等方面将发挥重要作用。根据XX市城网电力系统发展规划，板桥110kV变的的供电范围为XX和板桥两个乡镇。2.3.3建设进度根据XX、板桥镇负荷增长情况，以及XX35kV变退出运行后的负荷转移，结合电网规划，本输变电工程进行前期工作、设计和施工的合理工期，建议板桥110kV输变电工程于2012年建成投产。2.4 接入系统方案2.4.1 接入系统方案板桥110kV变电站建成时，其周边可作110kV系统接入点考虑的变电站主要电源点有位于海龙镇的海龙220kV变、位于礼仪片区的礼仪220kV变。经现场核实：海龙22
31、0kV变有110kV备用出线间隔2个，礼仪220kV变将于2012年建成投产。综合考虑XX市城网实际情况，结合XX市城网十二五规划及南网规划技术导则，由于礼仪220kV变为在建项目，与海龙220kV变相比，除了海龙变至板桥变的线路长度相对较短外，礼仪变投产时间由于项目建设过程的不确定性因素难以确定。拟定本期板桥110kV变110kV接入系统方案为：从海龙220kV变板桥110kV变新建110kV线主供线路；远期按规划从仁江110kV变接入一回，使板桥110kV形成由海龙220kV变主供，仁江110kV变为备用电源的供电方案，提高供电可靠性，海龙220kV变目前主变为150+120=270MVA
32、。方案网络结构和潮流分布的特点具体分析如下：2.4.2方案潮流计算分析2.4.2.1 计算条件及分析原则1) 计算条件计算水平年考虑2015年.2) 负荷水平、电源及网络 计算的负荷水平、电源及网络，参照了XX市城网十二五电网规划。3) 潮流方式 按丰大、枯大两种典型潮流方式进行计算。4) 功率因数计算用的功率因数为0.95。发电机组功率因数最低取0.85、最高取0.95，水电机组功率因数取1.0，原则上不考虑进相运行，以便为调度留有裕度。5) 电压控制范围网络中任意一点的运行电压不超过120、242、550kV，在正常情况下不低于网络额定电压的0.95。2.4.2.2 计算结果及分析潮流计算
33、结果见:附图15板桥110kV变电站供电范围属F类供电区，采用本方案接入系统，到2015年，板桥变至海龙变综合线损为2.43%，综合能后满足运行要求。板桥110kV变电站本期接入系统示意图见：附图:13。2.4.3 海龙220kV变110kV间隔扩建根据接入系统方案，结合海龙220kV变110kV备用间隔实际情况，本期工程占用110kV出线侧由北至南左起第一个出线间隔至板桥110kV变，设计范围包含电气一次、二次、土建及通信部分。2.5 设备参数选择2.5.1 系统短路电流2.5.1.1 计算条件1)全省220kV及以上网络参与计算，110kV网络开环考虑。2)短路水平年按远景水平年考虑。2.
34、5.1.2 板桥110kV变电站系统短路电流根据XX市城网电网的远景规划，计算得2020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：110kV母线 (3)=12.75kA ich(3)=32.46kA35kV母线 (3)=15.58kA ich(3)=39.67kA10kV母线 (3)=23.48kA ich(3)=59.78kA2.5.2 电气设备参数要求根据短路电流计算结果可知，板桥110kV变电站110kV母线短路电流有效值12.75kA，考虑到系统发展的不确定性，建议板桥110kV变电站110kV断路器遮断容量选为31.5kA；35kV、10kV结合系统远景
35、规划并参考计算结果选取短路电流水平为主变进线40kA,其他出线31.5kA。2.5.3主变压器选择根据负荷预测及电力电量平衡表，2012年本片区的110kV变电容量缺额为31.33-36.55MVA，2015年为43.43-50.67MVA，到因此推荐板桥110kV变主变规模本期150MVA、终期350MVA。110kV为有效接地系统，主变110kV中性点采用隔离开关接地方式，变压器中性点可以根据运行方式选择不接地或直接接地，35kV不接地，10kV为不接地系统或经消弧线圈接地。2.5.4无功补偿根据电网无功分层分区的配置原则，110kV变电站无功补偿的主要目的是补偿主变无功损耗和平衡高、低压
36、电网之间的无功缺额，工程实际中常按主变容量的15%-25%选择。因此本站最终2台主变应配置无功容量为64.2Mvar，本期24.2Mvar。为限制系统谐波和电容器合闸涌流，要求电容器配置相应的串联电抗器，电抗率应按工程实际谐波水平进行选择。2.6 工程设想2.6.1 电气主接线建议配电装置是变电站的重要组成部分，它的设计要贯彻执行国家的基本建设方针和技术经济政策，本变电站的设计在保证运行可靠的前提下按照系统和当地自然条件，给出110kV部分采用GIS布置、PASS布置及常规AIS设备布置共计3种方案。综合比较如下表2-4所示：表2-4 GIS与PASS及AIS配电装置方案比较表序号户内配电装置
37、户外配电装置户外配电装置1GIS方案PASS方案AIS方案2运行可靠性高，维护工作量小；但是由于集成度过高，当一处出现故障（如漏气问题），很难查出故障点，且整个变电站均要停电。运行可靠性高，维护工作量较小；易检查出故障并进行更换。受外界环境影响，设备运行条件较差，不良气候对设备维修和操作有影响，维护工作量大3建设速度较快，但组装和调试在现场进行，对安装工艺和现场安装条件要求高，否则会存在故障隐患土建和现场安装工作量较小，建设速度快；每一元件在生产厂家已预组装，并经过了例行检测，安装灵活，单个部件84%可以回收。土建工作量和费用小，建设周期短4结构紧凑，占地面积小结构紧凑，占地面积较小占地面积大
38、5维护工作量小维护工作量较小维护工作量最大6噪音小噪音较小噪音大7价格高价格较高（与GIS比节省投资越30，比AIS方案略高）价格便宜通过定性分析，3个方案各有优势，GIS可靠性高，维护工作量小，占地面积少，受周围环境影响小，集成度高，土建施工和设备安装工艺要求高，一次性投资大。AIS方案受环境影响大，维护检修量大，可靠性差。PASS MO 处于中间位置。下表2-5为具体个方案单个间隔技术经济比较：表2-5 GIS、PASS、AIS单个间隔工程技术经济比较表项目GIS变电站PASSMO变电站AIS变电站ABB断路器11台（弹簧）1台（弹簧）24万隔离开关（单接地）111组 3.1万隔离开关（双
39、接地）111组 3.3万电流互感器66台6台1.86=10.8SF6气体1瓶1瓶1瓶 0.5万钢材（含设备支架）1个桶及支架5吨 4万端子箱汇控箱0.5万以上整体价格（小计）133 80万（根据北中、 电高压电力设备 有限公司报价46.2万试验费整体 1万开关和CT 4万占地面积0.6万/间隔1万/间隔土建基础1万2万安装费、调试费1万5万以上价格（小计）3.6万12万总价150万83.6万58.2万通过上述比较得出，三个方案各具优势，也各具不足，从技术经济的角度，110kV单个间隔的费用GIS比PASS高出67万多，PASS比AIS多出25.4万元。本站选何种方案，需根据特定的环境和条件来决
40、定，GIS适用于城市中心和用地紧张、线路出线困供电可靠性高的区域；PASS适用于城市郊区但占地面积较小、对供电可靠性要求较高的区域，AIS则属于上述2中以外的情况。结合本站建设规模以及现有110kV变电站所属供电区域，变电站地理位置、XX市城网“十二五”电网规划以及今后本区域经济发展状况、推荐本站电气一次方案采用PASS设备的方案，因为PASS运行可靠性高、安装运行灵活，维护量小，成本适中。参照南方电网110kV变电站标准设计-2007版(下册)中的CSG-110B-3B34AWD接线方案，结合贯彻“贵州电网设备装备及技术进步座谈会”的精神，提高设备技术含量，选购优质电网设备，在本变电站中11
41、0kV配电装置选用PASS设备，主控室、35kV、10kV配电装置选预装式（箱式）模块化设备，不仅保证技术先进，设备可靠，而且能加快建设速度。本站一次方案为：110kV终期4回，采用单母分段接线，2#主变接两段母线；本期1回出线，本期单母线接线；35kV终期6回，采用单母线分段接线；本期2回，本期采用单母线接线。10kV终期30回，采用单母线分段接线；本期10回，本期采用单母线接线。电气主接线详见：附图1。2.6.2 主要电气设备选择根据短路电流计算结果，本工程110kV、35kV、10kV设备短路水平分别按31.5kA、（40kA）31.5kA、（40kA）31.5kA考虑，该站按国标级污秽
42、区考虑，根据国家标准GB/T16434高压架空线路和发电厂、变电站环境污秽分级及外绝缘选择标准，取中性点直接接地系统泄漏比距25mm/kV，中性点不接地系统泄漏比距31mm/kV。主要设备如下，具体参数见附图01。1） 主变压器。采用三相三绕组油浸式、低损耗、有载调压主变压器。其主要技术规范为：型号：SSZ10-50000/110推荐电压比：11081.25%/38.522.5%/10.5kV容量比：100/100/100接线组别：YN，yn0,d11冷却方式：采用油浸自冷110kV中性点绝缘水平66kV阻抗电压推荐：U1-2=10.5% U1-3=17.5% U2-3=6.5%2） 110k
43、V设备a） 110kV间隔采用户外PASS MO设备：断路器开断电流31.5kA，额定电流1600A，3S热稳定电流31.5kA，动稳定电流峰值80kA，隔离开关额定电流1600A，3S热稳定电流31.5kA；电流互感器安装数字变电站设计采用电子式互感器(Rogowski线圈原理)，输出信号严格按照IEC-61850规范要求。b） 隔离开关。选用双柱水平开启式，额定电流1600A，3S热稳定电流31.5kA。c） 电压互感器。选用数字化变电站电子式电压互感器。准确级别为0.2S/3P。d） 避雷器：采用交流无间隙金属氧化锌避雷器，推荐Y10W1-108/281W。3） 35k、10kV设备a）
44、 35kV高压开关柜。35kV采用户内手车式开关柜，内配真空断路器。10kV断路器额定电流值：主变、馈线分别选用2000A、1250A，开断电流值分别选用40kA、31.5kA，电流互感器、电压互感器均为电子式互感器。b） 10kV高压开关柜。10kV采用户内手车式开关柜，内配真空断路器。10kV断路器额定电流值：主变、馈线分别选用3150A、1250A，开断电流值分别选用40kA、31.5kA，电流互感器、电压互感器均为电子式互感器。c） 电容器。每台主变压器10kV侧装2组4.2Mvar并联电容器，本期装设2组4.2Mvar并联电容器，采用框架式电容器组。c）站用变压器:站用变压器宜选择干式设备。单台变容80kVA，装于10kV站用变柜体内。4） 导体选择a） 110kV母线选择LDRE-100/90管型母线，母线穿越功率按150MW考虑。b） 主变进线工作电流按1.05倍变压器额定容量选择，110kV出线按不小于输电线路截面选择。c） 35kV、10kV电缆按其工作电流选择。2.6.3 电气总平面布置本工程电气总平面在南方电网110kV变电站标准设计-2007版(下册)中的CSG-11
