【正文】 VA。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*場站主變一次側(cè)進線總供電容量為該站主變總?cè)萘亢娃D(zhuǎn)供容量之和，*場變按終端變電站考慮，不對外轉(zhuǎn)供負荷，故一次側(cè)進線總供電容量為80MVA。取經(jīng)濟電流密度J=，選擇截面計算如下：因此，*場變2回電源進線按經(jīng)濟電流密度選擇LGJ185導(dǎo)線可以滿足輸送要求。 按極限輸送容量進行導(dǎo)線校驗（1）110kV*變～*場變線路及110kV*場變～牛塘變線路。110kV*變～*場變線路及110kV*場變～牛塘變線路導(dǎo)線型號為LGJ185，線路極限輸送容量均為98MVA。110kV*變～*場變線路及110kV*場變～牛塘變線路可以滿足*場站全站容量（240MVA）的輸送要求。當(dāng)任意一回線路故障或檢修停運時，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～*場變線路及110kV*場變～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)線型號為LGJ185，線路極限輸送容量均為98MVA。110kV何壩變～*變線路無法滿足*變?nèi)救萘浚?0+）及*場變?nèi)救萘浚?40MVA）的輸送要求；110kV桃符變～牛塘變線路也無法滿足牛塘變?nèi)救萘浚?20MVA）及*場站全站容量（240MVA）的輸送要求。因此，在上述變電站均為滿負荷時，在不加強線路聯(lián)絡(luò)的情況下，需將*場站110kV側(cè)分列運行，由110kV何壩變～*變～*場變線路及110kV桃符變～牛塘變～*場變線路分別供*場變兩段母線。 低壓無功補償配置*場110kV變電站低壓無功補償設(shè)備配置的基本原則是：小負荷時平衡110kV系統(tǒng)提供的充電功率，大負荷時平衡主變損耗，并向35kV、10kV系統(tǒng)提供適量無功功率。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、維護簡便、建設(shè)工期短等優(yōu)點，南方電網(wǎng)110kV變電站中的無功補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，同時為降低造價，宜加大分組容量，減少組數(shù)。（1）感性無功補償容量*場變最高電壓等級為110kV，進線線路充電功率小，變電站無需配置感性無功補償。（2）容性無功補償容量*場變遠期建設(shè)2臺容量為40MVA的主變壓器，本期建設(shè)1臺。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）無功補償容量小結(jié)綜上所述，*場變遠期建設(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。 項目合理的投產(chǎn)時機新建**場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，滿足負荷增長的需求，是十分必要的。根據(jù)《*市“十二五”配電網(wǎng)規(guī)劃》，結(jié)合*場變供區(qū)負荷現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃，建議2013年建成投運**場110kV輸變電工程。3. 電力系統(tǒng)二次 系統(tǒng)概況本期110kV*場變電站開斷“π”接*變～務(wù)川變單回110kV線路進站，共建設(shè)2個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**場變電站建成投運后由*供電局交*供電局運行維護，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)距離保護產(chǎn)品，110kV故障錄波裝置采用深圳雙合公司SH2000C型產(chǎn)品，無110kV母線保護裝置、無110kV母聯(lián)保護/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)距離保護產(chǎn)品，110kV母聯(lián)保護采用北京四方CSI200E型產(chǎn)品，110kV故障錄波裝置未用，無110kV母線保護裝置及保信子站，滿足本期工程建設(shè)要求。 系統(tǒng)繼電保護配置方案依據(jù)《110kV變電站標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計》第四冊公用模塊繼電保護配置要求、南方電網(wǎng)《110kV及以下配電網(wǎng)裝備技術(shù)導(dǎo)則》、《繼電保護和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》（GB/T142852006）、等相關(guān)文件的要求進行系統(tǒng)保護配置。 110kV線路保護本期*場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)距離保護裝置。以四段相間距離保護、接地距離保護、四段零序方向電流保護等作為后備保護，配置三相一次重合閘（重合閘可實現(xiàn)三重、禁止和停用方式）二次裝置。本站110kV線路保護采用保護、測控一體化裝置，保護裝置采用點對點直接采樣方式；保護裝置與智能終端之間采用點對點直接跳閘方式；跨間隔信息（啟動母差失靈功能和母差保護動作遠跳功能等）采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸方式。本期2條線路共計2套保護裝置，組柜1面，置于二次設(shè)備間。 110kV母線保護本站110kV系統(tǒng)配置一套數(shù)字式微機型母線差動保護裝置，35kV及10kV系統(tǒng)不配置母線保護。母線保護采用差流元件作為起動元件，采用帶有比率制動及二次諧波制動特性的電流差動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和過流保護功能。母線保護采樣采用直接采樣方式，母線保護跳閘采用直接跳閘方式，母線保護所需開入量（失靈啟動、刀閘位置接點、啟動失靈、主變保護動作解除電壓閉鎖等）采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸。110kV母線保護組1面柜，置于二次設(shè)備間。 分段保護110kV分段間隔按斷路器配置1套完整、獨立的，具有自投自退功能的數(shù)字式分段充電保護測控一體化裝置。要求充電保護應(yīng)具有兩段相過流和一段零序過流。分段保護采用直接采樣方式；分段保護跳分段斷路器采用點對點直接跳閘方式；保護裝置與智能組件之間的相互啟動、相互閉鎖、位置狀態(tài)等交換信息通過GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸；跨間隔信息（啟動母差失靈功能和母差保護動作遠跳功能等）采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸方式。本工程110kV分段開關(guān)考慮配置1套備自投裝置，實現(xiàn)110kV線路及分段備投功能，與110kV分段保護共同組柜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)方式記錄所有過程層GOOSE、SV網(wǎng)絡(luò)報文。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)記錄過程層所有GOOSE、SV網(wǎng)絡(luò)報文信息；具備暫態(tài)錄波分析功能與網(wǎng)絡(luò)報文分析功能，分析結(jié)果上傳至站控層主機兼操作員工作站。故障錄波功能應(yīng)記錄系統(tǒng)發(fā)生大擾動，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，以及繼電保護與安全自動裝置的動作行為。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。 保護及故障信息管理子站系統(tǒng)本工程保護及故障信息管理子站系統(tǒng)采用雙機配置，通過站控層網(wǎng)絡(luò)采集保護及錄波信息，進行保護及故障錄波信息的管理和上傳。保護及故障信息管理子站組柜1面，置于二次設(shè)備間。 安全自動裝置依據(jù)《電力系統(tǒng)自動低頻減負荷工作管理規(guī)程》（DL49792）：“新建、擴建變電工程及更改工程的設(shè)計中，應(yīng)根據(jù)主管調(diào)度部門的要求，安裝自動低頻減負荷裝置?！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報文方式實現(xiàn)。 對通信通道的技術(shù)要求本期工程110kV線路保護均采用常規(guī)距離保護，對通信通道無要求。 對相關(guān)設(shè)備的技術(shù)要求 對電子式互感器的要求互感器的配置原則：110kV電壓等級采用電子式互感器；35/10kV電壓等級采用常規(guī)互感器；主變中性點互感器采用電子式電流互感器。對互感器的技術(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、分段進線間隔配置用于保護和測量的羅氏線圈1個，精度為5TPE，配置用于測量/計量的低功率線圈1個，；主變間隔配置用于保護和測量的羅氏線圈2個，精度為5TPE，配置用于測量/計量的低功率線圈2個。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入線路保護、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。主變中性點套管電子式電流互感器按雙重化配置，帶兩路獨立采樣系統(tǒng)，經(jīng)合并單位輸出兩路數(shù)字采樣值由同一路通道進入線路主變保護裝置。（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硬件整合，實現(xiàn)線路電壓采樣。配置用于保護和測量的二次線圈1個，經(jīng)合并單位輸出兩路數(shù)字采樣值由同一通道進入線路保護、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，配置用于保護和測量用的二次線圈2個，配置用于計量用的二次線圈2個。經(jīng)合并單位輸出兩路數(shù)字采樣值由同一通道進入線路保護、故障錄波、數(shù)字式電能表等裝置。 對220V直流電源的要求1）設(shè)有一組直流電源（蓄電池組）分別供保護裝置及控制回路使用；2）110kV線路及分段保護裝置電源與控制電源可由直流饋線柜的一個直流自動開關(guān)提供電源，在保護柜內(nèi)再由兩個不同的直流自動開關(guān)分開。 對繼電保護通信規(guī)約的要求繼電保護系統(tǒng)要求采用DL/T860通信規(guī)約。 對斷路器的要求110kV斷路器配置1個分閘線圈和1個合閘線圈。每臺斷路器配置1套智能終端，實現(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構(gòu)防跳，智能終端不設(shè)置防跳回路。 調(diào)度自動化系統(tǒng)現(xiàn)狀及存在的問題*供電局目前已經(jīng)投運了電能量管理系統(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)；*供電局目前僅投運了電能量管理系統(tǒng)（EMS）。調(diào)度自動化系統(tǒng)性能和容量在增加接口板和軟件工程費的基礎(chǔ)上可以滿足本工程接入系統(tǒng)的要求。 遠動系統(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)遠動信息均應(yīng)傳輸至*供電局地調(diào)，35/10kV遠動信息傳輸至*供電局縣調(diào)。 遠動信息采集內(nèi)容遠動信息的采集按《電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設(shè)計技術(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及以下變電站計算機監(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)送的遙測、遙信信息以及向本站傳送的遙調(diào)、遙控命令如下：1）模擬量（遙測）主變壓器110kV側(cè)電流、有功功率、無功功率；主變壓器35/10kV側(cè)電流、有功功率、無功功率；110kV線路電流、有功功率、無功功率；110kV分段電流；110kV母線三相相電壓、三相線電壓、功率因數(shù)及頻率；35/10kV線路三相電流；10kV電容器組三相電流、雙向無功功率； 35/10kV分段三相電流；10kV站用變?nèi)嚯娏?、單向有功功率；站用?80V側(cè)三相電流、三相電壓；35/10kV母線電壓；直流充電電壓、控制電壓、充電電流、控制電流；主變上層油溫、主變繞組溫度、二次設(shè)備間室溫、35/10kV配電裝置室室溫、室外溫度等。2）狀態(tài)量（遙信）全站事故總信號；所有斷路器位置信號；所有隔離開關(guān)及接地刀閘位置信號；主變壓器保護動作信號；110kV線路保護動作信號；110kV線路保護裝置異常；110kV線路保護裝置故障；110kV線路重合閘動作信號；110kV母線保護動作信號；110kV母線保護裝置異常；110kV母線保護裝置故障；110kV 斷路器失靈保護動作信號；110kV斷路器SF6壓力低報警；110kV斷路器SF6壓力低閉鎖；110kV斷路器機構(gòu)彈簧未儲能；110kV斷路器電機電源消失；110kV斷路器加熱故障；110kV HGIS其它氣室SF6壓力低報警；110kV HGIS斷路器氣室SF6壓力低報警；110kV HGIS斷路器氣室SF6壓力低閉鎖；110kV HGIS匯控柜電氣聯(lián)鎖解除；35/10kV母線PT保護電壓消失；35/10kV母線PT計量電壓消失；35/10kV母線PT并列裝置直流電源消失；35/10kV母線PT失壓；備自投動作信號；故障錄波器動作信號；主變壓器分接頭位置；就地/遠方切換開關(guān)位置信號；控制回路斷線；直流接地信號；充電器跳閘信號；低周動作信號；低周裝置異常信號；調(diào)度范圍內(nèi)的通信設(shè)備運行狀況信號；站用