【正文】 上時(shí)，宜采用雙母線接線”。**場(chǎng)110kV變電站位于**縣北部地區(qū)，是該地區(qū)重要的電源支撐點(diǎn)，遠(yuǎn)期共4回110kV出線，2臺(tái)主變，因此考慮采用單母線分段接線。單母線分段接線的主要優(yōu)點(diǎn)是用斷路器把母線分段后，供電可靠性較高、運(yùn)行方式靈活、操作檢修方便。綜上所述，**場(chǎng)110kV變電站110kV出線遠(yuǎn)期4回，本期2回，建議遠(yuǎn)期及本期采用單母線分段接線方式。35kV出線遠(yuǎn)期6回，本期3回，建議遠(yuǎn)期采用單母線分段接線方式，本期采用單母線接線方式。10kV出線遠(yuǎn)期24回，本期12回，建議遠(yuǎn)期采用單母線分段接線方式，本期采用單母線接線方式。 主變壓器參數(shù)選擇主變壓器選用三相油浸自冷式銅芯三繞組有載調(diào)壓電力變壓器。型式：SSZ□40000/110；主變?nèi)萘浚?0MVA；容量比：40/40/40；主變抽頭：110177。8%/177。2%/；阻抗電壓：Ud12=%、Ud13=17%、Ud23=%；接線組別：YN，yn0，d11；冷卻方式：ONAN。 短路電流水平根據(jù)短路計(jì)算結(jié)果，建議**場(chǎng)110kV變電站110kV母線側(cè)短路電流水平取40kA。 變壓器中性點(diǎn)接地方式110kV系統(tǒng)為直接接地系統(tǒng)，主變110kV側(cè)中性點(diǎn)采用經(jīng)隔離開(kāi)關(guān)并聯(lián)氧化鋅避雷器的接地方式。35kV、10kV系統(tǒng)為不接地系統(tǒng)，主變35kV、10kV側(cè)中性點(diǎn)采用不接地方式。 導(dǎo)線截面選擇及線路型式變電站進(jìn)線截面的選擇，應(yīng)由系統(tǒng)接線方式和該站的主變?nèi)萘康冗M(jìn)行綜合比較確定。**場(chǎng)110kV變電站接入系統(tǒng)方式為開(kāi)斷110kV鳳務(wù)沙線接入，根據(jù)線路專(zhuān)業(yè)提資，本工程新建110kV線路采用架空軟導(dǎo)線。本變電站110kV出線遠(yuǎn)期4回，本期2回，預(yù)留2回。根據(jù)《**市“十二五”配電網(wǎng)規(guī)劃》的要求，至2015年，**場(chǎng)站電源進(jìn)線將形成110kV何壩變～**變～**場(chǎng)變～牛塘變～桃符變單環(huán)網(wǎng)接線。 按經(jīng)濟(jì)電流密度進(jìn)行導(dǎo)線選擇**場(chǎng)變遠(yuǎn)期主變?nèi)萘繛?40MVA。根據(jù)相關(guān)規(guī)程規(guī)定“為了滿足供電可靠性的要求，變電站主變壓器一次側(cè)進(jìn)線總供電能力應(yīng)與主變一次側(cè)母線的轉(zhuǎn)供容量和主變的額定容量相配合”的原則選擇。取**場(chǎng)站主變一次側(cè)進(jìn)線總供電容量為該站主變總?cè)萘亢娃D(zhuǎn)供容量之和，**場(chǎng)變按終端變電站考慮，不對(duì)外轉(zhuǎn)供負(fù)荷，故一次側(cè)進(jìn)線總供電容量為80MVA。取經(jīng)濟(jì)電流密度J=，選擇截面計(jì)算如下：因此，**場(chǎng)變2回電源進(jìn)線按經(jīng)濟(jì)電流密度選擇LGJ185導(dǎo)線可以滿足輸送要求。 按極限輸送容量進(jìn)行導(dǎo)線校驗(yàn)（1）110kV**變～**場(chǎng)變線路及110kV**場(chǎng)變～牛塘變線路。110kV**變～**場(chǎng)變線路及110kV**場(chǎng)變～牛塘變線路導(dǎo)線型號(hào)為L(zhǎng)GJ185，線路極限輸送容量均為98MVA。110kV**變～**場(chǎng)變線路及110kV**場(chǎng)變～牛塘變線路可以滿足**場(chǎng)站全站容量（240MVA）的輸送要求。當(dāng)任意一回線路故障或檢修停運(yùn)時(shí)，另一回線路需帶全部容量（240MVA），按“N1”原則選用LGJ120導(dǎo)線能滿足事故下的輸送要求。因此，110kV**變～**場(chǎng)變線路及110kV**場(chǎng)變～牛塘變線路選擇LGJ185導(dǎo)線。（2）110kV何壩變～**變線路及110kV桃符變～牛塘變線路。110kV何壩變～**變線路及110kV桃符變～牛塘變線路導(dǎo)線型號(hào)為L(zhǎng)GJ185，線路極限輸送容量均為98MVA。110kV何壩變～**變線路無(wú)法滿足**變?nèi)救萘浚?0+）及**場(chǎng)變?nèi)救萘浚?40MVA）的輸送要求；110kV桃符變～牛塘變線路也無(wú)法滿足牛塘變?nèi)救萘浚?20MVA）及**場(chǎng)站全站容量（240MVA）的輸送要求。因此，在上述變電站均為滿負(fù)荷時(shí)，在不加強(qiáng)線路聯(lián)絡(luò)的情況下，需將**場(chǎng)站110kV側(cè)分列運(yùn)行，由110kV何壩變～**變～**場(chǎng)變線路及110kV桃符變～牛塘變～**場(chǎng)變線路分別供**場(chǎng)變兩段母線。 低壓無(wú)功補(bǔ)償配置**場(chǎng)110kV變電站低壓無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備配置的基本原則是：小負(fù)荷時(shí)平衡110kV系統(tǒng)提供的充電功率，大負(fù)荷時(shí)平衡主變損耗，并向35kV、10kV系統(tǒng)提供適量無(wú)功功率。由于低壓并聯(lián)電容器及低壓并聯(lián)電抗器具有投資省、電能損耗小、維護(hù)簡(jiǎn)便、建設(shè)工期短等優(yōu)點(diǎn)，南方電網(wǎng)110kV變電站中的無(wú)功補(bǔ)償方式多采用分組低壓并聯(lián)電容器及低壓并聯(lián)電抗器，同時(shí)為降低造價(jià)，宜加大分組容量，減少組數(shù)。（1）感性無(wú)功補(bǔ)償容量**場(chǎng)變最高電壓等級(jí)為110kV，進(jìn)線線路充電功率小，變電站無(wú)需配置感性無(wú)功補(bǔ)償。（2）容性無(wú)功補(bǔ)償容量**場(chǎng)變遠(yuǎn)期建設(shè)2臺(tái)容量為40MVA的主變壓器，本期建設(shè)1臺(tái)。并聯(lián)電容器容量按照主變壓器容量的20%考慮，配置容量為124008kvar低壓并聯(lián)電容器。2013年大、小方式下投切1組4008kvar的低壓并聯(lián)電容器，%的規(guī)定。（3）無(wú)功補(bǔ)償容量小結(jié)綜上所述，**場(chǎng)變遠(yuǎn)期建設(shè)224008kvar的低壓并聯(lián)電容器，本期建設(shè)124008kvar的低壓并聯(lián)電容器。 項(xiàng)目合理的投產(chǎn)時(shí)機(jī)新建**場(chǎng)110kV輸變電工程是為**縣北部地區(qū)提供電源支撐，提高供電可靠性，滿足負(fù)荷增長(zhǎng)的需求，是十分必要的。根據(jù)《**市“十二五”配電網(wǎng)規(guī)劃》，結(jié)合**場(chǎng)變供區(qū)負(fù)荷現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃，建議2013年建成投運(yùn)**場(chǎng)110kV輸變電工程。3. 電力系統(tǒng)二次 系統(tǒng)概況本期110kV**場(chǎng)變電站開(kāi)斷“π”接**變～務(wù)川變單回110kV線路進(jìn)站，共建設(shè)2個(gè)110kV線路間隔；其中至110kV**變電站的距離約為23km，至110kV務(wù)川變電站的距離約為54km。 調(diào)度管理關(guān)系根據(jù)《**電網(wǎng)公司電力調(diào)度管理規(guī)程》規(guī)定可知，110kV**場(chǎng)變電站建成投運(yùn)后由**供電局交**供電局運(yùn)行維護(hù)，其中110kV及主變部分仍由**供電局調(diào)度管轄，其余部分由**供電局調(diào)度管轄。因此，本站110kV及主變部分信息上傳至**供電局地調(diào)，其余部分信息上傳至**供電局縣調(diào)。 現(xiàn)狀及存在的問(wèn)題原**變～務(wù)川變單回110kV線路兩側(cè)分別為110kV**變電站和110kV務(wù)川變電站。根據(jù)收資情況：110kV**變電站：110kV**變～務(wù)川變110kV線路保護(hù)裝置采用南京南瑞繼保電氣有限公司RCS941型常規(guī)距離保護(hù)產(chǎn)品，110kV故障錄波裝置采用深圳雙合公司SH2000C型產(chǎn)品，無(wú)110kV母線保護(hù)裝置、無(wú)110kV母聯(lián)保護(hù)/備自投裝置及保信子站，滿足本期工程建設(shè)要求。110kV務(wù)川變電站：110kV**變～務(wù)川變110kV線路保護(hù)裝置采用南京南瑞繼保電氣有限公司RCS941型常規(guī)距離保護(hù)產(chǎn)品，110kV母聯(lián)保護(hù)采用北京四方CSI200E型產(chǎn)品，110kV故障錄波裝置未用，無(wú)110kV母線保護(hù)裝置及保信子站，滿足本期工程建設(shè)要求。 系統(tǒng)繼電保護(hù)配置方案依據(jù)《110kV變電站標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)》第四冊(cè)公用模塊繼電保護(hù)配置要求、南方電網(wǎng)《110kV及以下配電網(wǎng)裝備技術(shù)導(dǎo)則》、《繼電保護(hù)和安全自動(dòng)裝置技術(shù)規(guī)程》（GB/T142852006）、等相關(guān)文件的要求進(jìn)行系統(tǒng)保護(hù)配置。 110kV線路保護(hù)本期**場(chǎng)110kV變電站110kV出線2回，分別至**110kV變電站1回，；至務(wù)川110kV變電站1回，線路長(zhǎng)度約51km。本期每條110kV線路均配置一套數(shù)字式常規(guī)距離保護(hù)裝置。以四段相間距離保護(hù)、接地距離保護(hù)、四段零序方向電流保護(hù)等作為后備保護(hù)，配置三相一次重合閘（重合閘可實(shí)現(xiàn)三重、禁止和停用方式）二次裝置。本站110kV線路保護(hù)采用保護(hù)、測(cè)控一體化裝置，保護(hù)裝置采用點(diǎn)對(duì)點(diǎn)直接采樣方式；保護(hù)裝置與智能終端之間采用點(diǎn)對(duì)點(diǎn)直接跳閘方式；跨間隔信息（啟動(dòng)母差失靈功能和母差保護(hù)動(dòng)作遠(yuǎn)跳功能等）采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸方式。本期2條線路共計(jì)2套保護(hù)裝置，組柜1面，置于二次設(shè)備間。 110kV母線保護(hù)本站110kV系統(tǒng)配置一套數(shù)字式微機(jī)型母線差動(dòng)保護(hù)裝置，35kV及10kV系統(tǒng)不配置母線保護(hù)。母線保護(hù)采用差流元件作為起動(dòng)元件，采用帶有比率制動(dòng)及二次諧波制動(dòng)特性的電流差動(dòng)繼電器作為選擇元件，具有復(fù)合電壓閉鎖回路和出口跳閘回路，此外該裝置還包含有失靈保護(hù)和過(guò)流保護(hù)功能。母線保護(hù)采樣采用直接采樣方式，母線保護(hù)跳閘采用直接跳閘方式，母線保護(hù)所需開(kāi)入量（失靈啟動(dòng)、刀閘位置接點(diǎn)、啟動(dòng)失靈、主變保護(hù)動(dòng)作解除電壓閉鎖等）采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸。110kV母線保護(hù)組1面柜，置于二次設(shè)備間。 分段保護(hù)110kV分段間隔按斷路器配置1套完整、獨(dú)立的，具有自投自退功能的數(shù)字式分段充電保護(hù)測(cè)控一體化裝置。要求充電保護(hù)應(yīng)具有兩段相過(guò)流和一段零序過(guò)流。分段保護(hù)采用直接采樣方式；分段保護(hù)跳分段斷路器采用點(diǎn)對(duì)點(diǎn)直接跳閘方式；保護(hù)裝置與智能組件之間的相互啟動(dòng)、相互閉鎖、位置狀態(tài)等交換信息通過(guò)GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸；跨間隔信息（啟動(dòng)母差失靈功能和母差保護(hù)動(dòng)作遠(yuǎn)跳功能等）采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸方式。本工程110kV分段開(kāi)關(guān)考慮配置1套備自投裝置，實(shí)現(xiàn)110kV線路及分段備投功能，與110kV分段保護(hù)共同組柜1面，置于二次設(shè)備間。 故障錄波及網(wǎng)絡(luò)分析系統(tǒng)本站配置1套故障錄波及網(wǎng)絡(luò)記錄分析一體化裝置。裝置采用網(wǎng)絡(luò)方式記錄所有過(guò)程層GOOSE、SV網(wǎng)絡(luò)報(bào)文。裝置按照DL/T 860標(biāo)準(zhǔn)建模，具備完善的自描述功能，以MMS機(jī)制與站控層設(shè)備通信，相關(guān)信息經(jīng)MMS接口直接上傳至站控層設(shè)備；裝置應(yīng)記錄過(guò)程層所有GOOSE、SV網(wǎng)絡(luò)報(bào)文信息；具備暫態(tài)錄波分析功能與網(wǎng)絡(luò)報(bào)文分析功能，分析結(jié)果上傳至站控層主機(jī)兼操作員工作站。故障錄波功能應(yīng)記錄系統(tǒng)發(fā)生大擾動(dòng)，如短路故障、系統(tǒng)振蕩、電壓崩潰等情況發(fā)生后的有關(guān)系統(tǒng)電參量的變化過(guò)程，如110kV線路電流Ia、Ib、Ic、Io，110kV母線電壓Ua、Ub、Uc、Uo，主變壓器三側(cè)電流Ia、Ib、Ic、Io，電壓Ua、Ub、Uc、Uo，以及繼電保護(hù)與安全自動(dòng)裝置的動(dòng)作行為。本工程配置2面故障錄波及網(wǎng)絡(luò)分析系統(tǒng)柜，置于二次設(shè)備間。 保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)本工程保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)采用雙機(jī)配置，通過(guò)站控層網(wǎng)絡(luò)采集保護(hù)及錄波信息，進(jìn)行保護(hù)及故障錄波信息的管理和上傳。保護(hù)及故障信息管理子站組柜1面，置于二次設(shè)備間。 安全自動(dòng)裝置依據(jù)《電力系統(tǒng)自動(dòng)低頻減負(fù)荷工作管理規(guī)程》（DL49792）：“新建、擴(kuò)建變電工程及更改工程的設(shè)計(jì)中，應(yīng)根據(jù)主管調(diào)度部門(mén)的要求，安裝自動(dòng)低頻減負(fù)荷裝置?！北菊九渲?面低周低壓減載裝置柜。低周低壓減載裝置滿足如下技術(shù)要求：能從110kV母線合并單元上直接采集母線電壓，減載跳閘采用間隔層GOOSE報(bào)文方式實(shí)現(xiàn)。 對(duì)通信通道的技術(shù)要求本期工程110kV線路保護(hù)均采用常規(guī)距離保護(hù)，對(duì)通信通道無(wú)要求。 對(duì)相關(guān)設(shè)備的技術(shù)要求 對(duì)電子式互感器的要求互感器的配置原則：110kV電壓等級(jí)采用電子式互感器；35/10kV電壓等級(jí)采用常規(guī)互感器；主變中性點(diǎn)互感器采用電子式電流互感器。對(duì)互感器的技術(shù)要求如下：（1）常規(guī)互感器應(yīng)符合GB 1207200GB 12082006的有關(guān)規(guī)定；（2）電子式互感器應(yīng)符合GB/T 200GB/T 2007的有關(guān)規(guī)定；（3）電子式互感器與合并單元間的接口、傳輸協(xié)議宜統(tǒng)一；（4）電子式互感器工作電源采用直流； （5）電流互感器采用有源羅氏線圈互感器，110kV線路、分段進(jìn)線間隔配置用于保護(hù)和測(cè)量的羅氏線圈1個(gè)，精度為5TPE，配置用于測(cè)量/計(jì)量的低功率線圈1個(gè)，；主變間隔配置用于保護(hù)和測(cè)量的羅氏線圈2個(gè)，精度為5TPE，配置用于測(cè)量/計(jì)量的低功率線圈2個(gè)。羅氏線圈經(jīng)合并單元輸出兩路數(shù)字采樣值由同一路通道進(jìn)入線路保護(hù)、故障錄波等裝置；低功率線圈經(jīng)合并單元輸出一路數(shù)字采樣值至數(shù)字式電能表。主變中性點(diǎn)套管電子式電流互感器按雙重化配置，帶兩路獨(dú)立采樣系統(tǒng)，經(jīng)合并單位輸出兩路數(shù)字采樣值由同一路通道進(jìn)入線路主變保護(hù)裝置。（6）110kV線路間隔配置有源電阻分壓式三相電壓互感器，與線路電流互感器通過(guò)硬件整合，實(shí)現(xiàn)線路電壓采樣。配置用于保護(hù)和測(cè)量的二次線圈1個(gè)，經(jīng)合并單位輸出兩路數(shù)字采樣值由同一通道進(jìn)入線路保護(hù)、故障錄波等裝置。110kV母線間隔配置有源電阻分壓式三相電壓互感器，配置用于保護(hù)和測(cè)量用的二次線圈2個(gè)，配置用于計(jì)量用的二次線圈2個(gè)。經(jīng)合并單位輸出兩路數(shù)字采樣值由同一通道進(jìn)入線路保護(hù)、故障錄波、數(shù)字式電能表等裝置。 對(duì)220V直流電源的要求1）設(shè)有一組直流電源（蓄電池組）分別供保護(hù)裝置及控制回路使用；2）110kV線路及分段保護(hù)裝置電源與控制電源可由直流饋線柜的一個(gè)直流自動(dòng)開(kāi)關(guān)提供電源，在保護(hù)柜內(nèi)再由兩個(gè)不同的直流自動(dòng)開(kāi)關(guān)分開(kāi)。 對(duì)繼電保護(hù)通信規(guī)約的要求繼電保護(hù)系統(tǒng)要求采用DL/T860通信規(guī)約。 對(duì)斷路器的要求110kV斷路器配置1個(gè)分閘線圈和1個(gè)合閘線圈。每臺(tái)斷路器配置1套智能終端，實(shí)現(xiàn)斷路器的智能化接口，斷路器防跳回路采用斷路器本體機(jī)構(gòu)防跳，智能終端不設(shè)置防跳回路。 調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)現(xiàn)狀及存在的問(wèn)題**供電局目前已經(jīng)投運(yùn)了電能量管理系統(tǒng)（EMS）、變電站視頻及環(huán)境監(jiān)控主站系統(tǒng)、調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)（SGDnet）等系統(tǒng)；**供電局目前僅投運(yùn)了電能量管理系統(tǒng)（EMS）。調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)性能和容量在增加接口板和軟件工程費(fèi)的基礎(chǔ)上可以滿足本工程接入系統(tǒng)的要求。 遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)根據(jù)《**電網(wǎng)二次系統(tǒng)“十二五”規(guī)劃》并結(jié)合本工程一次系統(tǒng)接入方案確定本工程相關(guān)部分調(diào)度指揮關(guān)系如下：本期新建**場(chǎng)110kV變電站隸屬**供電局，110kV配電裝置及主變?nèi)齻?cè)均由**供電局地調(diào)調(diào)度，其余部分由**供電局縣調(diào)調(diào)度，因此110kV及主變?nèi)齻?cè)遠(yuǎn)動(dòng)信息均應(yīng)傳輸至**供電局地調(diào)，35/10kV遠(yuǎn)動(dòng)信息傳輸至**供電局縣調(diào)。 遠(yuǎn)動(dòng)信息采集內(nèi)容遠(yuǎn)動(dòng)信息的采集按《電力系統(tǒng)調(diào)度自動(dòng)化設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》(DL/T50032005)、南方電網(wǎng)電力調(diào)度通信中心《南方電網(wǎng)110kV及以下變電站計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范（2010年版）》、**電網(wǎng)省調(diào)字（2002）第133號(hào)文《關(guān)于印發(fā)**省調(diào)電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)信息采集原則的通知》以及**供電局、**供電局調(diào)度自動(dòng)化的要求，本站應(yīng)向**供電局地調(diào)及**供電局縣調(diào)發(fā)送