35千伏羅田變電站增容改造工程初步設計報告

PAGEPAGEi初步設計報告初步設計文件總目錄 初步設計報告（A01）主要設備材料清冊（A02）電氣部分圖紙（D0101、D0201）土建部分圖紙（T0101）

目錄1總的部分 11.1概述 11.1.1工程設計的主要依據 11.1.2工程建設規(guī)模和設計范圍 21.2站址概況 31.2.1站址自然條件 31.2.2進出線 41.2.3征地拆遷及設施移改的內容 41.2.4工程地質、水文地質和水文氣象條件 41.3技術原則及存在的問題 61.3.1主要技術方案 61.3.2通用設計、通用設備的應用 61.3.3新技術、新設備（新材料）、新工藝的應用 61.3.4工程造價的控制措施 71.4主要技術經濟指標 82電力系統 102.1電力系統概述 102.1.1電網現狀 102.1.2擬改造羅田35kV變電站概述 112.1.3潮流計算 122.1.4短路計算 122.1.5無功補償 132.1.6電容電流 132.2改造后的建設規(guī)模 132.2.1改造后的主變規(guī)模 132.2.2改造后的出線規(guī)模 142.2.3改造后的無功補償 142.3主要電氣參數 142.3.1改造后的主變壓器選擇 142.3.2改造后的主接線選擇 143電氣一次部分 143.1現狀描述 143.2改造后的電氣主接線 153.2.1建設規(guī)模 153.2.2電氣主接線方案 153.2.3各級電壓中性點接地方式 163.3短路電流計算及主要設備選擇 163.3.1短路電流計算 163.3.2導體和主要電氣設備的選擇原則和依據 163.3.3導體和主要設備選擇結果 173.4絕緣配合及過電壓保護 213.4.1避雷器的配置 213.4.235kV電氣設備的絕緣配合 213.4.310kV電氣設備的絕緣配合 223.5電氣總平面布置及配電裝置 233.5.1現狀描述 233.5.2電氣總平面布置方案 243.5.3各級電壓配電裝置選型及布置 243.6站用電及照明 253.6.1站用電源的引接及站用電源接線方案 253.6.2站用負荷統計及站用變容量選擇 253.6.3站用配電裝置布置及設備選型 273.6.4照明及檢修 273.7防雷接地 273.7.1防直擊雷 273.7.2接地 273.8電纜設施 273.8.1電纜選型 283.8.2電纜敷設方式 283.8.3電纜防火 284二次系統部分 294.1二次系統現狀及改造方案概述 294.1.1繼電保護設備現狀及改造方案 294.1.2調度自動化 304.1.3電能計量裝置及電能量遠方終端 314.1.4系統通信 314.2改造后的系統繼電保護及安全自動裝置 314.2.1系統繼電保護配置方案 314.2.2安全自動裝置 324.2.3系統保護對通信通道的技術要求 324.2.4系統保護對相關專業(yè)的要求 324.2.5繼電保護設備與變電站自動化系統的接口方案 334.3調度自動化 334.3.1變電站調度組織關系 334.3.2遠動信息內容、傳輸方式和通道要求 334.3.3遠動設備選型、配置原則和技術要求 344.3.6遠方電能量計量(費)裝置 344.3.7調度數據通信網絡接入設備 364.3.8二次系統安全防護 364.4系統通信 364.4.1概況 364.4.2需求分析 364.4.3系統通信方案 374.4.4通道組織 384.4.5數據通信網 384.4.6調度交換網 384.4.7通信機房及電源 384.5元件保護及自動裝置 384.5.1元件保護 384.5.2自動裝置 394.5.3對相關專業(yè)的技術要求 394.6監(jiān)控系統 404.6.1主要設計原則 404.6.2系統結構 414.6.3網絡結構 414.6.4系統功能 414.6.5控制、操作及防誤閉鎖 424.6.6系統接口 444.7站用電源系統 444.7.1直流電源部分 444.7.2交流不停電電源 444.7.3交流電源 444.7.4通信電源 444.8其他二次系統 444.8.1全站時鐘同步系統 444.8.2火災報警系統 444.9二次設備布置 454.10二次設備防雷接地及抗干擾措施 454.10.1二次設備接地 454.10.2二次設備防雷 454.10.3二次設備抗干擾措施 455土建部分 475.1站區(qū)總布置與交通運輸 475.1.1站區(qū)總體規(guī)劃 475.1.2站區(qū)總平面布置 475.1.3豎向布置 475.1.4管溝布置原則 485.1.5道路及場地處理 485.1.6征地拆遷及設施移改的內容 485.1.7場地邊坡支護情況說明 485.2建筑 495.2.1建筑物一覽表 495.2.2生產建筑物 505.2.3建筑物節(jié)能措施 505.2.4主要建筑材料 505.3結構 515.3.1結構設計主要技術依據 515.3.2生產建筑物結構 515.3.3全站建、構筑物的地基與基礎 525.4給排水 525.4.1站區(qū)供、排水條件 525.4.2給水系統 525.4.3排水系統 535.4.4防洪排澇 535.5采暖、通風與空氣調節(jié) 535.5.1設計原始資料 535.5.2采暖方案及設備選型 545.5.3通風方案及設備選型 545.5.4空調方案及設備選型 555.5.6采暖、通風及空調系統的節(jié)能措施 556消防部分 556.1概述 556.1.1消防設計規(guī)范 556.1.2消防設計范圍及界限 556.1.3消防設計主要原則 566.2消防措施 566.2.1站區(qū)總平面布置 566.2.2站區(qū)建（構）筑物 566.2.3電氣設施 566.2.4其它消防措施及消防供電 577.環(huán)境保護、水土保持和節(jié)能減排 578.勞動安全衛(wèi)生 579對側工程部分 5710拆除工程 5810.1需要拆除的電氣設備 5810.2需要拆除的土建工程 5811工程實施安排 5811.1外部環(huán)境落實條件 5811.2施工過渡措施 5812工程造價 5912.1編制依據 5912.2工程量 5912.3價格 5912.3.1人工費 5912.3.2材機價格 5912.3.3設備價格 6012.3.4人工費及材機調整 6012.4取費計算標準 6012.5其他費用 6012.6工程投資概算 60萬州區(qū)35kV羅田變電站增容改造工程初步設計PAGE21總的部分1.1概述1.1.1工程設計的主要依據相關文件三峽水利“十三五”電網規(guī)劃。萬州區(qū)35千伏羅田變電站增容改造工程可行性研究報告。本工程前期設計圖紙。工程設計有關的規(guī)程、規(guī)范《變電站總平面設計技術規(guī)程》（DL/T5056-2007）《絕緣配合》（GB/T311.2-2013）《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》（GB/T14285-2006）《發(fā)電廠和變電站照明設計技術規(guī)定》（DL/T5390-2014）《供配電系統設計規(guī)范》（GB50052-2009）《建筑物防雷設計規(guī)范》（GB50057-2010）《火力發(fā)電廠與變電所設計防火規(guī)范》（GB50229-2019）《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設計規(guī)范》（GB/T50064-2014）《交流電氣裝置的接地設計規(guī)范》（GB/T50065-2011）《建筑結構荷載規(guī)范》（GB50009-2012）《混凝土結構設計規(guī)范》（GB50010-2010）《建筑地基基礎設計規(guī)范》（GB50007-2011）《電力設施抗震設計規(guī)范》（GB50260-2013）《電力法》（2018年修正）《電力設施保護條例》（2016）《電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規(guī)范》（GB/T50062-2008）《火災自動報警系統設計規(guī)范》（GB50116-2013）《電力工程電纜設計規(guī)范》（GB50217-2018）《消防給水及消火栓系統技術規(guī)范》（GB50974-2014）《并聯電容器裝置設計規(guī)范》（GB50227-2017）《建筑設計防火規(guī)范》（GB50016-2014）《電力工程直流電源系統設計技術規(guī)程》（DL/T5044-2014）《火力發(fā)電廠、變電站二次接線設計技術規(guī)程》（DL/T5136-2012）《變電站和換流站給水排水設計規(guī)程》(DL/T5143-2018)《導體和電器選擇設計技術規(guī)定》（DL/T5222-2005）《高壓配電裝置設計規(guī)范》（DL/T5352-2018）《變電站建筑結構設計技術規(guī)程》（DL/T5457-2012）其他相關的現行國家、行業(yè)強制性標準和技術規(guī)范、規(guī)程。1.1.2工程建設規(guī)模和設計范圍工程增容改造規(guī)模羅田35kV變電站遠景及本期建設規(guī)模詳見下表。表1.1-1羅田35kV變電站改造規(guī)模表序號項目改造前改造后1主變壓器1×6.3MVA2×6.3MVA235kV出線（回）33310kV出線（回）47410kV無功補償1×1200kvar2×1200kvar510kV站用變1×50kVA2×100kVA設計范圍與分工1.本增容改造工程包括變電站站區(qū)圍墻以內的35kV配電裝置，35/10kV變壓器，10kV配電裝置，無功補償裝置，繼電保護裝置（不包括監(jiān)控系統、調度數據網、通信系統）。其中各級電壓配電裝置的引出線設計：35kV架空線，設計到門型架上的絕緣子掛點；10kV原有線路，設計到終端桿；10kV新建線路，設計到開關柜接線端。本次改造將拆除35kV配電裝置，35/10kV變壓器，10kV配電裝置，無功補償裝置等所有電氣一次設備并新建。2.站內給需改造相關的設備基礎所需的土建工程。3.消防水系統。4.工程概算部分。本工程土建按最終規(guī)模建設，設備基礎按本期規(guī)模建設；電氣部分按本期規(guī)模建設。1.2站址概況1.2.1站址自然條件本期工程在羅田變電站圍墻內進行增容改造，不涉及新增地。變電站投運21年，運行良好，運行期間未出現地基不均勻沉降情況，站址環(huán)境具備建本期增容改造工程條件。圖1羅田變電站現狀圖

1.2.2進出線本變電站為戶外變電站，35kV采用2回架空線進出線并預留1回電力電纜進線位置，后期建設電纜進線時，取消1回架空線出線；10kV采用電力電纜出線。1.2.3征地拆遷及設施移改的內容本項目不涉及新增用地和征地拆遷。1.2.4工程地質、水文地質和水文氣象條件工程地質和水文地質1）地形地貌和地質構造擬建場地行政區(qū)劃屬重慶市萬州區(qū)，變電站投運21年，前期工程土建建構筑物以原狀土層為持力層，地基承載力大于200kpa，運行期間未發(fā)生不均沉降情況，本期建構筑物以原狀土層為持力層。根據區(qū)域地質資料及現場調查，區(qū)內未發(fā)現斷層及活動性大斷裂通過，地質構造簡單。區(qū)域構造穩(wěn)定，新構造活動作用弱，場區(qū)500年來無發(fā)震斷層記錄。2）場地地震效應據《中國地震動參數區(qū)劃圖》（GB18306-2015），該場地地震動峰值加速路為0.05g。按《建筑抗震設計規(guī)范》（GB50011-2010），該地區(qū)屬設計地震分組第一組，抗震設防烈度為6度，設計基本地震加速度值為0.05g，地震動反應譜特征周期值為0.35s。根據《建筑工程抗震設防分類標準》（GB50223-2008），本工程抗震設防類別為丙類。3）水文地質場區(qū)地下水類型由松散土層孔隙水和下伏基巖裂隙水組成，上下相通屬同一水文地質單元，場地處于斜坡地帶，利于地表水和地下水的排泄，最終匯入中部低洼處?，F屬隨補隨排，場平施工期間應設置臨時排水溝。原始地貌主要為農田和土坎，據調查場內無井泉分布。場區(qū)土層由素填土和粉質粘土組成，填土屬透水層，砂巖屬中透水巖層，粉質粘土和砂質泥巖為相對隔水層。據鄰近場地鉆孔內地下水貧乏，水文地質條件簡單。但雨季在土層較厚地段可能存在上層滯水。工程場地鄰近周邊無工業(yè)廠礦，目前未發(fā)現可疑工業(yè)污染源。根據場地環(huán)境地質條件按《巖土工程勘察規(guī)范》GB50021-2001（2009版）附錄G判定，該擬建場地環(huán)境類型為Ⅲ類；依據當地建筑經驗判定，地下水對混凝土結構和鋼筋混凝土中鋼筋具微腐蝕性；場地土對鋼結構具微腐蝕性。水文氣象萬州地區(qū)屬亞熱帶季風性濕潤氣候，大陸性季風氣候特點顯著。具有冬暖春早、秋短夏長、初夏多雨、無霜期長、濕度大、風力小、云霧多、日照少的氣候特點。常年平均氣溫17.3℃。極端最高氣溫42.4℃,極端最低氣溫–2.5℃左右。常年平均降雨量1100毫米左右，平均日照1340小時左右，平均無霜期319天。1.3技術原則及存在的問題1.3.1主要技術方案本工程為改造項目，項目用地較緊張。為節(jié)約占地面積，并兼顧節(jié)約投資，35kV設備擬采用HGIS設備，并采用半高型的布置型式。為降低噪音，變壓器采用戶內布置。10kV配電裝置采用預制艙布置。1.3.2通用設計、通用設備的應用本工程為改造工程，未應用典型設計。1.3.3新技術、新設備（新材料）、新工藝的應用本改造工程10kV配電裝置擬采用預制艙。預制艙是變電站應用的新技術、新材料、新設備的一個重要體現，它是由預制艙體、設備屏柜（或機架）、艙體輔助設施等組成，在工廠內完成制作、組裝、配線、調試等工作，并作為一個整體運輸至工程現場，就位于安裝基礎上。預制艙及其內部的設備實現整套設備由廠家集成，實現工廠化加工，減少現場二次接線，減少設計、施工、調試、工作量，簡化檢修維護工作，縮短建設周期，有效支撐了電網快速建設。預制艙具有標準化、模塊化、預制化的技術特點。廠家可根據設備柜體的實際需要定制特定尺寸，以便適應設備的正常運行。標準化是指預制艙的尺寸參照標準集裝箱尺寸并經過適當改良，盡其完善、標準的符合設備的采用，及為更有效的利于設備的正常運行，使其達到相應的標準化；模塊化是指預制艙按照內部設備功能的不同，分為公用設備預制艙、間隔設備預制艙、交直流電源預制艙、蓄電池預制艙等模塊。不同的模塊預制艙內根據電壓等級的不同，又可劃分為若干子模塊；預制化是指預制艙的艙體結構、內部設備按裝、內部設備間的連線、內部設備間的電纜和光纜均采用工廠化預制的方式加工。并在工廠內完成所有設備的安裝、接線與調試工作，將預制艙及其內部設備作為一個設備整體運輸至變電站現場，完成就位和通電從而達到提高現場施工效率，實現了降低智能變電站建設周期的目標。1.3.4工程造價的控制措施根據站址地形、交通條件的特點，為準確、合理的確定工程設計方案、節(jié)省投資、節(jié)約土地、保護環(huán)境，除常規(guī)設計工作外，重點對以下方面開展了工作和研究：1）對站址進行準確測量，以準確做好變電站站區(qū)總體規(guī)劃。2）對主要設備選型和配電裝置優(yōu)化進行深化研究，以處理好節(jié)約占地和節(jié)省投資的關系。3）進行土石方工程研究，以減少土石方工程、避免購土和棄土、減少水土流失、避免地質不穩(wěn)定現象。4）嚴格掌握各項費用標準，取費標準符合國家能源局委頒布的《電網工程建設預算編制與計算標準》2018年版及相關文件，采用的取費標準與所采用的定額相配套，取費基數正確。5）切實計列工程其他費。建設項目服務費，如勘測設計費、監(jiān)理工程費等計算符合國家現行規(guī)定。1.4主要技術經濟指標本工程主要技術方案和經濟指標統計詳見表1.4-1。表1.4-1主要技術方案和經濟指標統計表序號項目技術方案和經濟指標1主變壓器規(guī)模，改造前/改造后，型式1×6.3MVA/2×6.3MVA三相雙繞組無勵磁變壓器/三相雙繞組有載調壓變壓器235kV出線規(guī)模，改造前/改造后2回/2回310kV出線規(guī)模，改造前/改造后4回/7回4無功補償裝置規(guī)模，改造前/改造后1×1200kvar/2×1200kvar535kV電氣主接線，改造前/改造后單母線接線/單母線接線610kV電氣主接線，改造前/改造后單母線分段接線/單母線分段接線735kV配電裝置型式，斷路器型式、數量戶外HGIS設備，斷路器雙列布置，六氟化硫斷路器810kV配電裝置型式，斷路器型式、數量戶內開關柜單列布置，空氣絕緣，真空斷路器9地區(qū)污穢等級/設備選擇的污穢等級d級/d級10控制方式分層分布式計算機監(jiān)控系統，監(jiān)控和遠動統一考慮，按無人值班設計11變電站通信方式35kV變電站至上級調度中心采用光纜通信方式12站外電源方案/電纜長度（km）無13電力電纜（km）0.214控制電纜/光纜（km）2/0.515接地材料/長度（km）鍍鋅鋼材/0.816總土石方工程量及土石比挖方/填方（m3）本次改造無場地平整17棄土工程量/購土工程量（m3）018邊坡工程量護坡/擋土墻（m2/m3）019變電站道路面積（m2）20220電纜隧道長度（m）無21水源方案接引站區(qū)前期已有給水官網22站外供水/排水管線（溝渠）長度（m）0/10023總建筑面積（m2）本次改造無新建構筑物24地基處理方案超深基礎換填C20毛石混凝土50m325主變壓器消防方式手推車式干粉滅火器26動態(tài)投資（萬元）113627靜態(tài)投資合計（萬元）1114單位造價（元/kVA）884.1328建筑工程費用（萬元）34129設備購置費用（萬元）39930安裝工程費用（萬元）20131其他費用（萬元）195注：投資金額均為不含稅價。2電力系統2.1電力系統概述2.1.1電網現狀三峽水利萬州片區(qū)電網現狀截止2020年底，并入三峽水利萬州片區(qū)電網的發(fā)電廠總裝機容量314.15MW，年發(fā)電量9.46億kWh。其中，裝機容量1MW以上電站總裝機283.47MW。與重慶電網（以下簡稱“渝網”）110kV聯網線路3回，可輸送300MW；與湖北電網（以下簡稱“鄂網”）通過1回220kV線路和1回110kV線路聯網，可輸送250MW。至2020年底，三峽水利已基本形成了以220kV恒心變電站為樞紐，以110kV江北變電站為中心的110kV環(huán)網主網架，35kV輻射供電為補充的地方電網網絡結構。與渝網110kV聯網，與鄂網220kV和110kV聯網，并有多座地方小水電站上網。與渝網聯網線路和鄂網聯網線路因技術原因不允許并網運行，三峽水利萬州片區(qū)電網一般分為“渝網片區(qū)”和“鄂網片區(qū)”運行。三峽水利以農村供電為主變電站共有110kV變電站7座、主變8臺，變電容量270.5MVA。110kV線路30條，長度為439km；農村35kV高壓配電網共有35kV變電站15座、主變23臺，變電容量164.15MVA。35kV線路36條，長度為469km；10kV配電變壓器4134臺，容量581.955MVA。羅田片區(qū)存在的問題35kV羅田變電站已經改造成為一座無人值班變電站，除了一次開關設備和變壓器運行年限較舊，其他大部分設備設施仍可繼續(xù)運行。35kV羅田變目前單線單變運行，供電可靠性較差。羅田變2020年最大負荷達到4.51MW，負載率為77.16%。隨著羅田鎮(zhèn)自然負荷的增長，片區(qū)負荷增長較快，預計2022年羅田變電站供電區(qū)域預測負荷將達5.43MW，2025年羅田變電站供電區(qū)域預測負荷將達6.7MW，遠期負荷達到17.5MW?，F有的6.3MVA主變不滿足片區(qū)負荷需求。羅田變?yōu)橐黄谵r網改造建成的變電站，主變及一次設備運行年限較久，銹蝕嚴重，故障率高；部分開關在操作中多次發(fā)生機構拒分合故障，35kV刀閘操作機構卡澀嚴重，不易操作。2.1.2擬改造羅田35kV變電站概述羅田35kV變電站工程位于萬州區(qū)羅田鎮(zhèn)，2001年10月建成投運。是一座35kV綜合自動化變電站，也是一座負荷終端變電站。該變電站目前為1回35kV進線，采用線變組型式；1回35kV出線采用進線處T接+斷路器開斷型式。變電容量為1臺35/10kV6300kVA油浸式變壓器。10kV共計4回出線，采用戶外高型布置。該變電站為單線單變，供電可靠性較差，無備用變電容量。改造后，35kV主接線為單母線，遠期為2回35kV進線，引自龍駒110kV變電站35kV母線；本期為1回35kV進線，引自龍駒110kV變電站35kV母線，1回35kV出線（羅鐵線）。后期建設龍羅Ⅱ線時，使用本期羅鐵線間隔，羅鐵線降壓運行。龍羅Ⅰ線、羅鐵線采用架空線進出線，龍羅Ⅱ線采用電纜進線。設置2臺35/10kV6300kVA油浸式變壓器。變壓器采用電纜進出線。10kV采用單母線分段，2臺變壓器分別引至10kV兩段母線。10kV共設置7回出線。設置2回1200kvar無功補償裝置，分別接于10kVⅠ、Ⅱ段母線。設置2臺10/0.4kV站用變，分別接于10kVⅠ、Ⅱ段母線。為滿足改造時，10kV出線不停運，本工程改造施工時，擬采用過渡方案：建設主變臨時基礎，安裝2#主變。2#主變電源采用電力電纜引自原龍羅Ⅰ線終端塔，2#主變10kV出線采用電力電纜引至10kV終端桿，在終端桿上短接原4回出線回路。10kV電力電纜在出圍墻處，設置臨時構架一座，構架上安裝帶保護裝置的智能分界真空斷路器，構架與原終端桿間設置鋼絞線，電纜沿鋼絞線敷設至終端桿。變壓器保護控制由龍駒110kV變電站35kV出線斷路器完成。2.1.3潮流計算1）計算目的通過對系統互聯方案進行潮流計算，驗證方案的合理性；分析三峽水利萬州片區(qū)電網潮流分布情況。2）計算網絡2025年規(guī)劃網架和負荷水平。3）功率因素計算負荷功率因數取0.95。發(fā)電機組功率因數最低取0.85，水電機組功率因數最高取1.00。4）潮流計算結果及分析從潮流計算結果看，在正常運行方式下，線路潮流分布較為合理，35kV線路無過載現象，可以滿足正常供電的需要，各站母線電壓水平較好，滿足規(guī)程規(guī)定的要求，保證電網的安全穩(wěn)定運行。2.1.4短路計算1）計算條件（1）以三峽電力“十三五”電網規(guī)劃和規(guī)劃網架結構為基礎。（2）計算水平年取2025年。（3）基準容量：100MVA；基準電壓：,Uj1=37KV,Uj2=10.5KV。（4）羅田35kV變電站35kV母線短路容量為353MVA。2）計算結果根據電網遠景規(guī)劃，計算得2025年最大運行方式下各級電壓母線短路電流周期分量有效值及短路沖擊電流值如下：母線名I″(kA)ich(kA)35kV母線5.50814.02110kV母線（并列）6.25915.93210kV母線（分列）3.7319.4972.1.5無功補償1）無功補償計算根據《電力系統電壓和無功電力技術導則》等相關規(guī)程規(guī)范要求，110kV變電站無功補償容量按照主變容量的15%～30%配置，并滿足變壓器最大負荷時高壓側功率因數不低于0.95，在低谷負荷時功率因數不應高于0.95、不低于0.92；以及“在系統輕負荷時，對110kV及以下的變電所，當電纜線路較多且在切除并聯電容器組后，仍出現向系統側送無功功率時，應在變電所中、低壓母線上裝設并聯電抗器”。根據系統論證結論，本站電容器選用戶外成套框架式裝置；本期工程新上2組1200kvar并聯電容器。為防止5次諧波，并聯電容器裝設電抗率為5%的干式空芯串聯電抗器。2.1.6電容電流羅田35kV變電站10kV出線目前為4回架空線，按單回5km計，出線總長度20km，計算10kV架空線線路電容電流如下：Ic1=0.025×20=0.5A考慮后期增加電纜線路，每回線路長度1km計算，共計3回。電纜出線長度共計3km。Ic2=1×3=3A考慮變電所增加電容電流為16%，故Ic=1.16×（Ic1+Ic2）≈4.06（A）依據交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合GB/T50064-20143.1.3條3~10kV不直接連接發(fā)電機的系統和35kV、66kV系統，當單相接地電容電流超過10A時，應采用消弧線圈接地方式。根據以上計算結果，IC=4.06A＜10A，因此建議本系統采用不接地方式。2.2改造后的建設規(guī)模2.2.1改造后的主變規(guī)模遠期主變容量為2×6.3MVA，電壓等級為35/10kV；本期主變容量為2×6.3MVA，電壓等級為35/10kV。2.2.2改造后的出線規(guī)模1）35kV出線：終期2回（龍羅Ⅰ線、龍羅Ⅱ線），本期2回（龍羅Ⅰ線、羅鐵線）；2）10kV出線：終期7回，本期7回。2.2.3改造后的無功補償無功補償容量遠期為2×1200kvar電容器；本期為2×1200kvar電容器。2.3主要電氣參數2.3.1改造后的主變壓器選擇主變型式：三相雙繞組油浸自冷式有載調壓電力變壓器；額定容量：6.3MVA；容量比：100/100；額定電壓：35±3x2.5%/10.5kV；阻抗電壓：Uk=7.5%；接線組別：YNd11。2.3.2改造后的主接線選擇35kV出線遠期共2回，采用單母線接線；本期共2回，采用單母線接線；10kV出線遠期共7回，采用單母線分段接線；本期共7回，采用單母線分段接線。3電氣一次部分3.1現狀描述本次改造將拆除全部的電氣一次設備，包括35kV配電裝置、主變壓器、10kV配電裝置、10kV電容補償裝置、站用變系統等，故不再詳細描述現狀電氣一次部分。3.2改造后的電氣主接線3.2.1建設規(guī)模根據系統論證結論，本站設計規(guī)模見表3.2-1所示：表3.2-1羅田35kV變電站建設規(guī)模序號項目本期最終1主變壓器2×6.3MVA2×6.3MVA235kV出線（回）22310kV出線（回）77410kV無功補償2×1200kvar2×1200kvar510kV站用變2×100kVA2×100kVA3.2.2電氣主接線方案主變壓器采用三相雙繞組油浸式自冷有載調壓電力變壓器，容量為6.3MVA，電壓等級為35/10kV，遠景2臺，本期2臺。35kV電氣接線35kV本期及遠景均采用單母線接線。35kV配電裝置本期建設2回出線，最2回；本期將建設#1、#235kV進線間隔，#1、#2主變35kV側進線間隔，母線設備間隔。10kV側電氣接線本期及終期均采用單母線分段接線，共7回出線，建設Ⅰ、Ⅱ段母線，在Ⅰ、Ⅱ段母線間裝設分段斷路器。無功補償經系統專業(yè)計算，無功補償容量為2×1200kvar，接于10kV母線上。每臺主變10kV側采用1組戶外框架式電容補償裝置。3.2.3各級電壓中性點接地方式1）35kV中性點接地方式35kV為不接地系統，主變壓器35kV中性點采用避雷器接地；2）10kV中性點接地方式10kV側為不接地系統，主變10kV側中性點采用不接地方式。3.3短路電流計算及主要設備選擇3.3.1短路電流計算1）計算條件（1）以三峽電力“十三五”電網規(guī)劃和規(guī)劃網架結構為基礎。（2）計算水平年取2025年。（3）基準容量：100MVA；基準電壓：,Uj1=37KV,Uj2=10.5KV。（4）羅田35kV變電站35kV母線短路容量為353MVA。2）計算結果根據電網遠景規(guī)劃，計算得2025年最大運行方式下各級電壓母線短路電流周期分量有效值及短路沖擊電流值如下：母線名I″(kA)ich(kA)35kV母線5.50814.02110kV母線（并列）6.25915.93210kV母線（分列）3.7319.497根據以上計算結果，電氣設備的短路電流水平取值如下：35kV側設備短路電流水平35kV側設備短路電流水平取25kA；10kV側設備短路電流水平10kV側設備短路電流水平取31.5kA。3.3.2導體和主要電氣設備的選擇原則和依據系統概況1）額定頻率系統的額定頻率為50Hz。2）系統標稱電壓系統的標稱電壓分別為35kV、10kV。3）最高運行電壓系統的最高運行電壓分別為40.5kV、12kV。4）中性點接地方式本站中性點接地方式為：35kV系統：避雷器接地；10kV系統：不接地。設備運行環(huán)境條件設備運行環(huán)境條件參數詳見表3.3-1。海拔高度（m）≤1000環(huán)境溫度（℃）最高氣溫+43最低氣溫戶外-10戶內-5最熱月平均最高溫度+31.8最高年平均溫度+38.2耐震能力地面水平加速度（m/s2）0.2正弦共振三個周期，安全系數1.67以上離地面高10m處，維持10min的平均最大風速（m/s）30月平均最高相對濕度（%）（25℃下）90日照強度（W/cm2）0.1覆冰厚度（mm）10污穢等級d表3.3-1設備運行環(huán)境條件參數表3.3.3導體和主要設備選擇結果主變壓器主變壓器不設置自動消防裝置，采用50公斤手推式干粉滅火器滅火，變壓器旁并設1立方米成品消防砂池。主變壓器選擇結果表見表3.3-2。表3.3-2主變壓器選擇結果表項目參數型式三相雙繞組油浸自冷式有載調壓電力變壓器SZ□-6300/35額定容量6.3MVA容量比100/100額定電壓35±3x2.5%/10.5kV阻抗電壓Uk=7.5%冷卻方式ONAN接線組別YNd11套管CT高壓側無高壓側中性點無35kV配電裝置35kVHGIS選擇戶外三相共箱式HGIS，斷路器操動機構為彈簧機構。35kV配電裝置選擇結果表詳見表3.3-3。表3.3-335kV配電裝置選擇結果表序號設備名稱型式及主要參數140.5kVHGIS斷路器40.5kV,1250A,25kA/4s,63kA隔離開關40.5kV,1250A,25kA/4s,63kA接地開關40.5kV,1250A,25kA/4s,63kA快速接地開關無電流互感器出線間隔：電磁式，40.5kV200-400-600/55P3030VA200-400-600/55P3030VA200-400-600/50.530VA200-400-600/50.2S30VA帶電顯示器40.5kV，三相套管40.5kV，1250A線路間隔1：線路側為架空線及電纜出線母線側為架空線線路間隔2：線路側為電纜出線母線側為架空線變壓器間隔：變壓器側為電纜出線母線側為架空線2氧化鋅避雷器5kA，51/134kV，附在線檢測儀3線路電壓互感器35/0.1/0.1kV0.5/0.5(3P)30VA/30VA10kV配電裝置10kV開關柜選擇金屬鎧裝移開式封閉開關柜，斷路器操動機構為一體化彈簧機構，PT柜按照要求配置消諧電壓互感器。由于本工程主變壓器低壓側容量為6.3MVA，經綜合考慮，本工程10kV系統，母線額定電流選擇為1250A，進線及母聯額定電流選擇為1250A。10kV配電裝置選擇結果表詳見表3.2-6。表3.3-410kV配電裝置選擇結果表序號設備名稱型式及主要參數110kV開關柜真空斷路器12kV，1250A，31.5kA/4s，80kA電流互感器主變進線柜：干式，10kV5P30/5P30/5P30/0.5/0.2S，500/5A母線分段柜：干式，10kV5P30/5P30/0.5，500/5A出線柜：干式，10kV，10P30/0.5/0.2S，200-400/5A，無功補償柜：干式，12kV10P30/0.5/0.2S，100-250/5A，電壓互感器母線電壓互感器：干式10//0.1//0.1//0.1/3kV，0.2/0.5(3P)/3P隔離插頭12kV，1250A，31.5kA/4s，80kA接地開關12kV，31.5kA/4s，80kA氧化鋅避雷器YH5WZ-17/45，附放電計數器零序電流互感器干式，100/5A，10P10，10VA無功補償選擇戶外成套框架式無功補償成套裝置（SVC），戶外布置。單組容量為1.20Mvar，每段10kV母線裝設1組無功補償。串聯電抗器、放電線圈、避雷器等由制造廠成套提供。站用變站用變安裝于10kV開關柜內，采用熔斷器保護。根據站用負荷統計結果，站用負荷為43.4kVA。同時考慮到消防主泵15kW，為直接啟動，故站用變容量為100kVA。其主要設備參數如下：站用變：SC□-100kVA；導體1）母線的載流量按最大穿越功率考慮，按發(fā)熱條件校驗；2）各級電壓設備引線按回路通過的最大電流選擇導體截面，按發(fā)熱條件校驗；3）35kV電纜進線截面由系統接入工程確定，10kV出線截面根據負荷確定。表3.3-5導體選擇結果表電壓回路名稱回路工作電流（A）導體型號載流量（A）導體截面控制條件（環(huán)境溫度25℃）35kV母線≤300JL/G1A,300/25500按長期允許電流控制架空線進線≤200JL/G1A-240/30445按長期允許電流控制主變出線≤110ZC-YJV-26/35-3×95290按長期允許電流控制羅鐵線電纜≤110ZC-YJV-26/35-3×95290按長期允許電流控制10kV母線≤700開關柜廠家提供1250按雙變壓器并列運行考慮主變進線≤350ZC-YJV-8.7/15-3×240420按長期允許電流控制出線≤200ZC-YJV-8.7/15-3×120330暫定，按負荷不大于3000kVA考慮無功補償73ZC-YJV-8.7/153×70245由熱穩(wěn)定校驗控制3.4絕緣配合及過電壓保護3.4.1避雷器的配置35kV部分根據《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設計規(guī)范》GB/T50064-2014的要求，避雷器配置如下：1）35kV進線（架空線、電纜）設置1組避雷器；2）35kV母線各配置1組避雷器；3）35kV避雷器與主變壓器的距離均不超過130m。4）羅鐵線站外轉電纜處已設置避雷器，站內不再考慮設置。10kV部分1）10kV主變壓器進線側配置1組氧化鋅避雷器，以防止低壓繞組開路運行時來自高壓繞組的雷電波的感應電壓危及低壓繞組絕緣；2）10kV開關柜每組母線配置1組氧化鋅避雷器，置于母線設備隔離手車之后；3）10kV電容器回路，在斷路器的非電源側配置1組氧化鋅避雷器。主變壓器部分主變壓器35kV中性點裝設避雷器。主變壓器10kV出線處裝設避雷器。3.4.235kV電氣設備的絕緣配合避雷器選擇35kV氧化鋅避雷器按GB11032-2010《交流無間隙金屬氧化物避雷器》及DL/T804-2014《交流電力系統金屬氧化物避雷器使用導則》選型，其主要參數見表3.4-1。表3.4-135kV氧化鋅避雷器選擇表額定電壓（kV，有效值）51最大持續(xù)運行電壓（kV，有效值）48.5操作沖擊殘壓（kV，峰值）1148/20μs雷電沖擊，10kA殘壓（kV，峰值）1341μs陡波沖擊，10kA殘壓（kV，峰值）1535kV電氣設備的絕緣水平35kV電氣設備的絕緣水平，以避雷器雷電沖擊5kA殘壓為基準，配合系數不小于1.4，見表3.4-2。表3.4-235kV電氣設備絕緣水平設備名稱設備耐受電壓值配合系數雷電沖擊電壓（kV，峰值）配合系數配合系數全波截波內絕緣外絕緣內絕緣外絕緣主變壓器2002002208580實際配合系數200/134=1.49其他設備1851859595斷路器斷口1851859595隔離開關斷口215118*僅電流互感器承受截波耐壓試驗。3.4.310kV電氣設備的絕緣配合避雷器選擇10kV避雷器選擇無間隙氧化鋅避雷器，其主要技術參數見表3.4-3。表3.4-310kV氧化鋅避雷器選擇表額定電壓（kV，有效值）17最大持續(xù)運行電壓（kV，有效值）13.6操作沖擊殘壓（kV，峰值）38.38/20μs雷電沖擊，5kA殘壓（kV，峰值）451/5μs陡波沖擊，5kA殘壓（kV，峰值）510kV電氣設備及主變壓器中性點絕緣水平10kV電氣設備及主變中性點的絕緣水平按國家標準選取。有關取值見表3.4-4。表3.4-410kV電氣設備及主變壓器中性點絕緣水平設備名稱設備耐受電壓值配合系數雷電沖擊電壓（kV，峰值）1min工頻耐壓（kV，有效值）配合系數全波截波內絕緣外絕緣內絕緣外絕緣主變壓器10kV側7575753535實際配合系數75/45=1.67截波配合系數75/51=1.47斷路器斷口間7575753535其他設備757542423.5電氣總平面布置及配電裝置3.5.1現狀描述本工程站區(qū)已建設綜合用房一座，包括輔助用房及二次設備室。本次改造，不涉及綜合用房。本工程擬拆除站區(qū)內除綜合用房外的所有設備，包括35kV配電裝置、主變壓器、10kV配電裝置、無功補償裝置等。3.5.2電氣總平面布置方案根據站址地形、地理位置、各級電壓出線方向等條件，確定各級電壓配電裝置的型式，具體方案布置如下：變電站總平面圖為一長35m、寬30m的矩形，根據建設規(guī)模，35kV配電裝置采用戶外HGIS布置在站區(qū)的東側，二次設備間（利舊，本次未改造）布置在站區(qū)的北側，10kV開關柜室布置在站區(qū)的西側，變壓器室布置在35kV配電裝置和10kV配電裝置室（預制艙）之間。10kV無功補償裝置布置在站區(qū)的西側。站內設有4m寬的運輸道路，便于設備運輸、吊裝、檢修及運行巡視。1）35kV配電裝置35kV配電裝置采用半高型、斷路器雙列布置，每列3回間隔，共6回間隔，每回間隔寬度5米。母線長度15米。2）主變壓器主變壓器采用三相雙繞組油浸自冷式有載調壓電力變壓器，布置在35kV配電裝置與10kV配電裝置室之間，戶內布置。主變壓器35kV側采用電纜與35kVHGIS相連接，10kV側采用電纜與10kV開關柜相連接。3）10kV配電裝置10kV配電裝置采用開關柜預制艙戶內布置。10kV開關柜布置在預制艙內，10kV預制艙長為17.84m，寬為4.64m。4）10kV電容器10kV電容器采用框架式成套設備戶外布置，布置于站區(qū)西側。5）站用變10kV站用變布置在10kV開關柜內。3.5.3各級電壓配電裝置選型及布置35kV配電裝置35kV配電裝置采用半高型、斷路器雙列布置，每列3回間隔，共6回間隔，每回間隔寬度5米。母線長度15米。10kV配電裝置10kV配電裝置采用金屬鎧裝移開式開關柜，戶內單列布置，主變壓器進線、出線及無功補償均采用電纜方式。電氣設備抗震措施本站區(qū)附近無大型活動斷裂存在，根據《建筑抗震設計規(guī)范》（2008版GB50011—2010）附錄A中我國主要城鎮(zhèn)抗震設防烈度、設計基本地震加速度和設計地震分組，本站區(qū)抗震設防烈度的為Ⅵ度，設計地震分組為第一組，《中國地震動參數區(qū)劃圖》（GB18306-2015）規(guī)定，設計基本地震加速度值為0.05g。本工程電氣設施抗震要求滿足中華人民共和國國家標準《電力設施抗震設計規(guī)范》GB50260-2013，具體措施如下：1）設備引線和設備間連線采用軟導線，其長度留有余量。當采用硬母線時，設置伸縮接頭過渡。2）電氣設施牢固可靠焊接在設施預埋件上，焊接強度滿足抗震要求。3.6站用電及照明3.6.1站用電源的引接及站用電源接線方案本站設置兩臺容量相同可互為備用的站用變，站用變容量按全站計算負荷并考慮全壓啟動站內最大電動機選擇。本期兩臺站用變分別接于10kV兩段母線上。站用電低壓系統采用三相四線制，系統的中性點直接接地，系統額定電壓為380V/220V。380V/220V母線采用單母線分段接線，正常供電時兩段分列運行，向站用負荷供電。當一臺站用變故障、退出或檢修時合上分段開關，此時由另一臺站用變帶全部站用負荷。前期羅田35kV變電站站用交流電源柜為雙電源進線，單段母線，不能為消防控制柜提供雙電源。故本次改造，消防控制柜電源擬直接引自站用變低壓側。每臺站用變低壓側設置2回出線開關。3.6.2站用負荷統計及站用變容量選擇站用負荷統計詳見表3.6-1。表3.6-1站用變容量計算結果表序號名稱單位容量臺數容量(kW)安裝運行安裝運行一、動力1逆變器電源311332充電電源1515153保護、自動、五防、遙視、事故照明5554通信0.5110.50.55配電室、二次設備室空調886軸流風機0.2588227守衛(wèi)人員生活負荷∑P1=35kW二.斷續(xù)不經常性動力135kV斷路器儲能電機電源0.54422210kV斷路器儲能電機電源0.20.217173.43.43變壓器調壓機構0.75221.51.5按35kV變電站最終運行規(guī)模統計（取同時系數為0.5）ΣP2=0.5×6.9=3.45kW三、加熱防潮1110kVGIS匯控柜等防潮0.240.8210kV開關柜防潮0.2173.4∑P2=4.2kW四、照明1戶內照明332屋外配電裝置33∑P3=6kW四、檢修負荷20kW站用變壓器容量S>35×0.85+3.45+4.2+6=43.4kVA另，消防泵功率為15kW，一用一備；消防穩(wěn)壓泵功率為11kW，一用一備。消防泵及消防穩(wěn)壓泵不參與負荷計算，但應考慮消防泵全壓啟動。經以上計算并考慮消防泵全壓啟動，建議本工程站用變壓器容量選用100kVA。3.6.3站用配電裝置布置及設備選型站用配電裝置本期不改造，利舊。3.6.4照明及檢修本次改造不涉及綜合用房內照明改造。本次照明改造范圍為變壓器室照明、戶外照明及10kV預制艙照明。預制艙照明采用LED日光燈；變壓器室內照明采用LED三防燈；10kV電容器區(qū)域、35kV配電區(qū)域采用泛光燈照明；在站區(qū)設鋼桿泛光燈供道路照明。在10kV預制艙、變壓器室、二次設備間設有事故照明。在10kV預制艙設有插座配電箱供插座、風機及空調用。在主變壓器區(qū)、電容器區(qū)、35kV配電裝置區(qū)設檢修配電箱一面，供檢修用。3.7防雷接地3.7.1防直擊雷本工程拆除原有3座25米高避雷針，新建一座35米高獨立避雷器做全站的直擊雷保護。變壓器室屋頂設接閃帶，并采用獨立引下線。3.7.2接地變電站接地裝置利用自然接地極與人工接地網相結合，敷設水平接地體與垂直接地極組成全站復合主接地網。變電站接地裝置利用自然接地極與人工接地網相結合，敷設水平接地體與垂直接地極組成全站復合主接地網。本工程主接地網水平接地體采用60×6熱鍍鋅扁鋼，垂直接地極采用L50x50x5熱鍍鋅角鋼。在避雷針、避雷器及主變中性點等處設集中接地裝置。屋外主要電氣設備的接地均采用兩根接地引下線與主接地網可靠連接。本站地網接地電阻應不大于1歐姆。本站接地按有關技術規(guī)程的要求設計，按《十八項反措》要求，在二次設備室、控制室敷設環(huán)形等電位接地網，等電位接地網與主接地網可靠連接，測控、保護屏、就地端子箱內的接地銅排應與等電位接地網可靠連接。3.8電纜設施3.8.1電纜選型為滿足本站電纜防火、電磁屏蔽等設計要求，站內電纜選型情況如下：高壓電力電纜：并聯電容器用10kV電力電纜采用交聯聚乙烯絕緣聚氯乙烯內護層鋼帶鎧裝聚氯乙烯外護套阻燃銅芯中壓電力電纜（ZC-YJV-8.7/15）；0.6/1kV電力電纜：選用交聯聚乙烯絕緣聚氯乙烯內護層鋼帶鎧裝聚氯乙烯外護套阻燃銅芯電力電纜（ZC-YJV-0.6/1）。控制電纜：選用聚氯乙烯絕緣銅帶繞包總屏蔽內鎧裝聚氯乙烯護套阻燃控制電纜（ZC-KVVP2-0.75）。3.8.2電纜敷設方式本工程的電纜敷設采用電纜溝敷設為主，穿電纜保護管敷設為輔的敷設方式。二次電纜敷設，總體考慮為單層敷設，局部地方考慮雙層敷設。電力電纜與控制電纜分溝敷設。站用變電纜敷設采用耐火槽盒內敷設。3.8.3電纜防火為了防止電纜著火和火災蔓延，本工程將采取如下措施1.多芯電纜應采用擠包內襯層，不得采用繞包內襯層。2.電纜溝轉彎處兩側溝壁均采用45o倒角并滿足電纜轉彎半徑要求。3.在各屏柜下方，各繼電器室進出口，室外電纜溝每隔一定區(qū)段，采用耐火材料封堵，且將封堵兩側各1m范圍內的電纜外皮采用防火包帶粘貼或涂防火涂料。4.同一回路工作電源與備用電源電纜，應布置在不同支架層。5.各電纜每隔30m應在電纜外皮加印不可擦除褪色的電纜編號。6.靠近含油設備（如電纜終端或電壓、電流互感器等）的電纜溝蓋板，應予以密封處理。7.同一層支架上電纜排列的配置，應符合下列規(guī)定：（1）控制電纜可緊靠或多層疊置；（2）對重要的同一回路多根電力電纜，不應疊置；（3）電力電纜的相互間應有1倍電纜外徑的空隙。

4二次系統部分4.1二次系統現狀及改造方案概述4.1.1繼電保護設備現狀及改造方案全站繼電保護設備配置現狀如下變壓器保護裝置由2套保護裝置組成：主變后備保護裝置，型號為新世紀EDCS-8120B3，主要功能包括高后備、測控、高壓側操作箱等。主變主保護裝置，型號為新世紀EDCS-8120B1，主要功能包括