【正文】 的*場110kV變電站，*場35kV變電站退出運行，導(dǎo)線型號為LGJ95；新建35kV*場變～龍臺變單回線路，新建35kV*場變～永安變單回線路，導(dǎo)線型號均為LGJ150；2014年建成投運王寨35kV變電站，期主變?nèi)萘繛?5MVA，初期主變?nèi)萘繛?5MVA，開斷35kV永小線接入，導(dǎo)線型號為LGJ150；2015年建成投運110kV何壩變～進化變第2回線路，導(dǎo)線型號為LGJ185。*縣北部地區(qū)現(xiàn)無110kV電源點，所有35kV變電站均為單輻射式供電結(jié)構(gòu)，供電可靠性較低。同時，在*場110kV變電站35kV送出后，將使北部地區(qū)35kV網(wǎng)絡(luò)形成環(huán)網(wǎng)供電，縮短供電半徑，優(yōu)化*電網(wǎng)北部地區(qū)35kV電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，提高供電可靠性。由于*縣北部地區(qū)發(fā)展有機茶葉種植、生態(tài)養(yǎng)殖業(yè)及整合中小型煤礦等，北部地區(qū)經(jīng)濟得到快速的發(fā)展，負荷急劇增加。若考慮龍臺、*場35kV變電站擴容，則會導(dǎo)致*110kV變電站負荷增加，在大負荷時，甚至于會滿載，考慮主變擴容是不合理的。綜上所述，新建*場110kV輸變電工程能夠改善*電網(wǎng)北部地區(qū)電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，提高供電可靠性，滿足負荷發(fā)展要求，同時減輕*110kV變電站的供電壓力，是十分必要的，該工程符合相關(guān)規(guī)劃要求，也是可行的。*場110kV變電站主供*縣北部地區(qū)，主要為土溪鎮(zhèn)、新建鄉(xiāng)、永安鎮(zhèn)及*鎮(zhèn)。（在務(wù)川桃符220kV變電站建成后，將開斷110kV鳳務(wù)沙線接入，形成110kV桃符變～務(wù)川變單回線路T接沙壩電站及110kV桃符變～*變單回線路），導(dǎo)線型號為LGJ185；南側(cè)約19km為*110kV變電站，主變?nèi)萘繛?0+，110kV出線遠期4回，已建4回，分別至何壩220kV變電站、西山、煎茶及務(wù)川110kV變電站（鳳務(wù)沙線）各1回；西南側(cè)約21km西山110kV變電站，主變?nèi)萘繛?40MVA，110kV出線遠期4回，已建2回，分別至何壩220kV變電站、*110kV變電站各1回；西南側(cè)約28km為何壩220kV變電站，110kV出線遠期14回，已建5回，分別至*、西山、*、湄潭、進化110kV變電站各1回。*。 接入系統(tǒng)方案一方案二：*場110kV變電站遠期4回110kV出線，本期2回，新建110kV何壩變～*場變單回架空線路，導(dǎo)線型號為LGJ185，線路長度約為128km；新建110kV鳳務(wù)沙線T節(jié)點～*場變單回架空線路，導(dǎo)線型號為LGJ185，線路長度約為1。 接入系統(tǒng)方案三 接入系統(tǒng)方案分析方案一：開斷110kV鳳務(wù)沙線接入。采用本方案，新建線路長度約為2+，距離較短、工程量較少、投資較低。方案二：新建110kV何壩變～*場變單回架空線路及新建110kV鳳務(wù)沙線T節(jié)點～*場變單回架空線路。正常運行時，*場變由110kV何壩變～*場變線路直供，若110kV何壩變～*場變線路故障或檢修停運，*場變由110kV何壩變～*變～鳳牛（*～牛塘）線T節(jié)點～*場變線路供電或110kV桃符變～牛塘變～鳳牛（*～牛塘）線T節(jié)點～*場變線路供電，*場變有三個電源點，其中一個電源點為220kV變電站，供電可靠性最高。采用本方案，新建線路長度約為1，距離較長、工程量較大、投資較高。但若110kV何壩變～西山變線路故障或檢修停運時，*場變需由110kV何壩變～*變～西山變～*場變線路供電，導(dǎo)致110kV何壩變～*變線路重載，供電壓力較大。110kV架空線路：雙回，LGJ185：100萬元/km；單回，LGJ185：70萬元/km。 接入系統(tǒng)方案比較表方案方案一方案二方案三變電部分線路部分變電部分線路部分變電部分線路部分建設(shè)規(guī)模*場變2個110kVHGIS間隔。*場變2個110kVHGIS間隔； AIS間隔。*場變2個110kVHGIS間隔； AIS間隔。投資估算140萬元130萬元190萬元2050萬元190萬元1560萬元合計270萬元2240萬元1750萬元優(yōu)缺點；，投資低。；，投資較高；*中北部110kV電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，形成環(huán)網(wǎng)。*場變接入系統(tǒng)示意圖詳見附圖4。根據(jù)《*市“十二五”配電網(wǎng)規(guī)劃》的要求，至2015年底，將形成110kV桃符變～牛塘變～*場變～*變～何壩變單環(huán)網(wǎng)接線。*場站遠期預(yù)留2回110kV出線，其中1回預(yù)留至牛塘變，另1回預(yù)留至*變或西山變，使該地區(qū)110kV電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)形成雙環(huán)網(wǎng)。本期規(guī)模：電壓等級110/35/10kV，主變?nèi)萘?40MVA；110kV出線2回（至*、務(wù)川110kV變電站各1回），單母線分段接線；35kV出線3回（只上間隔不出線，至花坪、龍臺、永安35kV變電站各1回），單母線接線；10kV出線12回，單母線接線；無功補償容量為124008kvar并聯(lián)電容器。 線路工程開斷110kV鳳務(wù)川沙線接入，導(dǎo)線型號為LGJ185，長度約為2+。原則上均不考慮進相運行，為調(diào)度運行留有裕度；（5）電網(wǎng)電壓控制水平：根據(jù)《電力系統(tǒng)技術(shù)導(dǎo)則》及《電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術(shù)導(dǎo)則》，*電網(wǎng)內(nèi)各220kV變電站220kV母線運行電壓允許波動范圍為系統(tǒng)額定電壓的0～+10％，110kV及35kV母線運行電壓允許波動范圍為系統(tǒng)額定電壓的3～+7％。 短路電流計算計算條件：（1）計算水平年：2020年；（2）以*電網(wǎng)“十二五”規(guī)劃及2020年規(guī)劃網(wǎng)架為基礎(chǔ)；（3）基準容量：100MVA；基準電壓：平均額定電壓。 系統(tǒng)對變電站電氣主接線及有關(guān)電氣設(shè)備參數(shù)的要求 電氣主接線根據(jù)《35～110kV變電所設(shè)計規(guī)范》（GB5005992）中規(guī)定：“變電所的主接線，應(yīng)根據(jù)變電所在電力網(wǎng)中的地位、出線回路數(shù)、設(shè)備特點及負荷性質(zhì)等條件確定。35～110kV線路為兩回及以下時，宜采用橋形、線路變壓器組或線路分支接線。110kV線路為六回及以上時，宜采用雙母線接線”。單母線分段接線的主要優(yōu)點是用斷路器把母線分段后，供電可靠性較高、運行方式靈活、操作檢修方便。35kV出線遠期6回，本期3回，建議遠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。8%/177。 短路電流水平根據(jù)短路計算結(jié)果，建議*場110kV變電站110kV母線側(cè)短路電流水平取40kA。35kV、10kV系統(tǒng)為不接地系統(tǒng)，主變35kV、10kV側(cè)中性點采用不接地方式。*場110kV變電站接入系統(tǒng)方式為開斷110kV鳳務(wù)沙線接入，根據(jù)線路專業(yè)提資，本工程新建110kV線路采用架空軟導(dǎo)線。根據(jù)《*市“十二五”配電網(wǎng)規(guī)劃》的要求，至2015年，*場站電源進線將形成110kV何壩變～*變～*場變～牛塘變～桃符變單環(huán)網(wǎng)接線。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。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。當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。（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。 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。（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。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。（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。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。 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。 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。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。 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。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。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。110kV母線保護組1面柜，置于二次設(shè)備間。要求充電保護應(yīng)具有兩段相過流和一段零序過流。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。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。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。 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。 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。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。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。（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。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。 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。 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）。 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)。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；