110kv变电所扩建工程初步设计说明.doc

第一章 总 述

1.1概述
1.1.1设计依据
1） 广西电力有限公司文件桂电计 [2004]163 号《关于委托开展220kV南宁青山送变电工程等项目可行性研究工作的函》，见附件1。
2） 广西电网公司文件桂电计 [2005]27号《关于XX城北110kV变电所扩建工程可行性研究报告的批复》，见附件2。
1.1.2 扩建工程规模
1）主变压器：变电所原设计终期建设两台主变压器，一期已建设一台40MVA的主变，本期工程扩建三相三绕组有载调压变压器一台，容量为40MVA，电压等级为110/35/10.5kV三级，以及扩建主变压器三侧进线间隔。
2）110kV部分：变电所原设计终期110kV进线两回，一期工程原有110kV进线一回（XX中心变~XX城北变），为线路变压器组接线，本期110kV进线回路数保持不变，完善110kV母线，更换110kV母线电压互感器，即将原电容式电压互感器换成六氟化硫气体绝缘的电磁式电压互感器。
3）35kV部分：一期建设35kV I、II段母线，本期扩建35kV母线分段间隔和一个P.T间隔；原设计35kV终期出线八回，一期建设六回，本期扩建一回35kV出线间隔（新塘坪线）。
4）10kV部分：原设计10kV终期出线十六回，一期建设九回，并建设10kV I段母线及分段间隔，本期完善II段母线，扩建一个P.T间隔、一个所变间隔、两个电容器间隔及六个10kV出线间隔（城北小区、前进线、七一、岳湾塘、杨家、北门）。
5）无功补偿：本期扩建10kV并联补偿电容器两组，每组电容器容量2×4200kvar。
1.1.3 设计范围
本期工程的设计范围为扩建一台40MVA的主变压器、各级电压出线等相应设备的电气及土建设计，包括相应的继电保护及自动化装置、就地测量及控制设备以及电缆设施等。
1.2所址
1.2.1所址概况
XX城北110kV变电所位于桂林XX县县城北面约3km，距桂黄一级公路约600m，距县城至水晶岗水电站公路约150m，在XX县的发展规划边缘，交通便利；该变电所一期工程已经按终期建设规模征地，总面积为10525m2，变电所围墙内场地已经按两台主变压器所需面积考虑，且场地已经平整，本期扩建设备在原工程已建设的基础上按一期工程所定尺寸进行布置。
1.2.2所址地质概况
变电所地面高程173.5m，所址五十年一遇洪水位高程154.97m（黄海基面）；扩建场地地貌上属岩溶丘陵地貌，岩溶发育不明显；场地内地基主要第四纪残坡积红粘土及下伏石炭系下统大塘阶灰岩组成；地质调查目前在扩建场内未发现崩塌、滑坡等不良地质作用存在，亦未发现有工业开采价值的矿产资源和文物古迹分布，经现场勘察，地质条件评价可满足本阶段设计要求（详见附件5岩土工程勘察报告）。
1.3 主变压器运输
本工程扩建#2主变压器一台，容量为40MVA，总体重量约80吨，主体充气，参考运输重量约52吨，可由厂家经铁路运至XX站，卸车后用大型平板车沿桂林至衡阳公路运至变电所，公路运距约7km。
1.4 施工电源和用水
本期工程的施工电源可由本变电所所用变电源提供，施工用水可通过变电所现有的给水水管接取。
1.5 主要经济指标
1.5.1 主要经济指标
静态投资1010.97万元 静态单位投资253元/kVA
动态投资1035.72万元 动态单位投资259元/kVA
1.5.2 三材消耗量估算
钢材17.4吨 木材 15m3 水泥124.2吨
1.5.3 定员编制
根据国电人资[2000]499号《供电劳动定员标准》，XX城北110kV变电所属大型站，变电所终期规模计算定员编制如下：
变电运行与维护定员：7人
继保试验、高压试验、仪表试验几化验定员：1.6人
电力调度定员标准：0.9人
电力通信定员：1人
主变压器检修定员：0.2人
变电其他设备检修定员：1.3人，
本变电所终期共计定员12人，变电所内现有工作人员8人，所外工作人员未及统计。

第二章 电力系统

2.1 XX县电网概况
2.1.1 电网现状
XX县位于广西东北部，地处湘江上游，湘桂走廊北端，紧邻湖南省，县城距桂林市125公里，距湖南省的永州市79公里。湘桂铁路和桂黄路平行穿境而过，交通十分便利。全县总面积4021平方公里，全县总人口76.8万，物产丰富， 境内气候温和。
目前XX县网区有两座110kV变电站，分别为XX中心变和XX城北变，XX中心变装有两台容量为20MVA的主变，XX城北变为一台40MVA的主变；与广西主网的连接由南塘220kV变通过南~全线（LGJ-150，48.5km）供XX中心变，然后通过全~城线（LGJ-150，6.5km）供XX城北变，天湖电厂（2×15MW）接入XX中心变；至2004年10月，XX县已建有18座35kV变电站，2座开关站，主变容量106.85MVA，35kV线路71条，总长477.282km（XX县电网现状参见图BY-B025C-A01-01）。
XX中心变原属天湖水电站送出工程，于1994年投产一台20MVA的主变，并通过全~道（冠）线（LGJ-150，67km）与系统相连，2000年南塘220kV变投产，全~道线π接进入南塘变，XX全县的用电主要通过XX中心变和地方小水电供电，由于XX的负荷主要为铁合金产业，XX中心变主变容量满足不了当地负荷的用电需要，2002年XX城北变一台40MVA主变投产；XX县国民经济经过这几年快速的发展，目前这两座110kV变电站的主变容量也满足不了XX县负荷的增长了，并且地方小水电容量小，季节性较强，也无法满足负荷增长的需求。

2.1.2XX县电网存在的主要问题
目前XX110kV电网输送电量不足，网架脆弱，安全性差，导致调节能力不足，XX电网的主要负荷为铁合金产业，大型用户有20个，装接容量为82.6MW，在限负荷的情况下，2003年XX网区最大负荷达116MW，2004年达到127MW。XX县主网供电能力主要有一是天湖电厂，装机容量为2×15MW，在枯水期或检修时仅开机一台，带负荷10MW；二是南全线（LGJ-150），考虑线路老化影响，送电力50MW，主网供电能力一般为60MW，尚有56~67MW缺口依靠地方小水电补充，目前XX有水电装机容量111.6MW，这些机组容量小，上网设施简陋，常常会与系统解列，因此正常年份在枯水期必须限负荷。而且一旦南全线故障，XX电网将与主网解列，天湖电厂虽有两台15MW机组，但也无法支撑XX网，常常造成崩溃，导致全县停电。因此XX县需要继续建设另一条110kV线路。
2004年XX县最大负荷曾达到127MW，而目前整个XX县的110kV变电容量为80MVA，变电容量偏小，不能满足最近几年XX县负荷的增长需要，因此XX县需增加新的供电容量。
2.2XX县负荷预测
近年来XX县加大了招商引资力度，国民经济发展速度很快，随着鑫鑫铁合金有限公司等一批冶炼企业相继建成投产，XX县的用电负荷大幅度增长，根据XX县国民经济发展规划，对XX县历年用电负荷的统计分析，预测2005年XX县的负荷为150MW，社会总用电量为704GWh；2006年XX县的负荷为168MW，社会总用电量为788GWh；2010年XX县的负荷为230MW，社会总用电量为1150GWh；2015年XX县的负荷为330MW，社会总用电量为1690GWh（具体的论证方法已在可研报告中详细的说明）。
2.3地方电源建设及电力电量平衡
2.3.1地方电源建设
至2003年底XX县有小水电厂105座，装机容量为101.63MW，丰水期出力71.9MW，枯水期出力26.4MW，2003年发电量为393.87GWh，以上数据不包括天湖水电站，根据规划，预计2006年XX县地方小水电装机约容量148MW，“十一五”期间投产的主要电站为柳铺，装机容量为15MW，到“十一五”末地方小水电装机容量约170MW，年发电量612GWh，小水电资源开发基本完成，“十二五”期间没有大的电站投产。XX县2005年前投产的水电站和“十一五”期间计划投产的小水电情况见表2-1和表2-2：
表2-1 XX县2005年投产小水电站情况表 单位MW/GWh
序号
电站名称
地点
装机容量
设计年发电量
调节方式
年利用小时数h
1
烂竹坪电站
焦江乡
2×1.25
7.5
径流式

2
横溪源一级
大西江镇
1.26
6.24
径流式
4599
3
大木岭电站
文桥镇
1.5
8.19
径流式
5462
4
龙潭电站
咸水乡
2.52
11.9
径流式
4722
5
四溪源电站
安和乡
0.64
3.23
径流式
5045
6
溶江电站
咸水乡
0.5
2.92
径流式
5730
7
大宜坪电站
文桥镇
1.89
8
径流式
4238
8
谢家湾电站
文桥镇
1
4
径流式
4000
小计

16.31
51.98

表2-2 XX县“十一五”期间计划投产小水电站情况表 单位MW/GWh
序号
电站名称
地点
装机容量
设计年发电量
调节方式
年利用小时数h
1
湘源电站
才湾镇
0.8
3.83
径流式
4783
2
柳铺电站
庙头镇
3×5
54.3
径流式
4523
3
金童电站
才湾镇
5
20.51
径流式
4102
4
昌福电站
枧塘乡
3.75
15.92
径流式
4246
小计

24.55
94.56

2.3.2电力电量平衡
电力电量平衡时考虑到所缺的电力主要依靠由广西主电网供电，未计入桂林供电局直供负荷及丰源公司自购自销负荷，因为天湖电厂为统调，不作为地方小水电平衡；枯水期负荷一般为丰水期的80%，根据桂林供电局提供资料，2005年到2010年及2015年的XX县电力电量平衡见表2-3。
表2-3 2005年~2010年XX县电力电量平衡表 单位MW GWh
年份
2005年
2006年
2010年
2015年
一、电力平衡
丰水期
枯水期
丰水期
枯水期
丰水期
枯水期
丰水期
枯水期
1、地方装机电源
112.1
112.1
148.1
148.1
170
170
176
176
2、最大负荷
150
120
168
134.4
230
184
330
264
3、地方电源出力
97.4
38.2
112
44
136
51
140.8
51
4、需大网电力
52.6
81.7
56
90.4
94
133
189.2
213
二、电量平衡

1、需电量
704
788
1150
1690
2、地方电源发电量
436
476.3
612
650
3、需大网电量
268
311.7
538
1040
从电力电量平衡表可知，XX县2005年丰水期缺电力52.6MW，枯水期缺81.7MW，缺电量268GWh；2006年丰水期缺电力56MW，枯水期缺90.4MW，缺电量311.7GWh；2010年丰水期缺电力94MW，枯水期缺133MW，缺电量538GWh；2015年丰水期缺电力189.2MW，枯水期缺213MW，缺电量1040GWh。

2.4 XX城北变扩建的必要性
2.4.1满足用电负荷发展的需要
根据向桂林供电局了解，XX县2002年的最大负荷为96MW，2003年的最大负荷为116MW， 2004年底全县的最大负荷曾达到127MW，XX中心变和XX城北变已经满载运行；由于2005年XX县最大电力缺额为81.7MW，2006年XX县最大电力缺额为90.4MW，而XX县现状主要由XX中心变和XX城北变供电，主变容量为2×20+40=80MVA，不能满足要求，需及时扩建变电所容量，以满足XX县负荷增长的需要，如果不增加新的供电容量，将不能满足已立项目和准备投产的项目用电的需要，直接影响XX县的经济建设，因此，对XX城北变增容是非常必要的； 2010年XX县最大电力缺额为133MW，2015年XX县最大电力缺额为213MW，考虑到桂林电网规划“十一五”规划建设XX220kV才湾变电站，该变电站建成投产后可承担一部分的负荷（XX县电网规划参见图BY-B025C-A01-02），因此本初步设计推荐XX城北变在本期工程增一台40MVA的主变，工程建成投产后，XX县110kV变电所的主变容量将达到120MVA，可以基本满足2010年以前XX县负荷发展的需要。
根据向桂林供电局了解到，XX220kV才湾变已经完成可研设计，该变电站建成投产后可直接向XX城北110kV变供电，因此及时的对XX城北变进行增容扩建，增加广西主网向XX县供电容量是完全有条件的。

2.4.2提高供电可靠性和供电质量的需要
XX县工业用户要求有较高的供电可靠性和供电质量，地方小水电受天气的影响而且出力无法满足工业企业的正常生产和人们生活用电，因此XX城北110kV变电所增容提高供电可靠性和供电质量是十分必要的。
综上所述，为适应XX县经济的发展，提高XX县的供电可靠性和供电质量，满足工业企业负荷发展的需要，对XX城北110kV变电所扩建增容是十分必要的，也是十分迫切的。

2.5扩建工程规模
原一期工程110kV为线路变压器组接线方式，配置有110kV母线P.T；35kV为I、II段母线，未配置分段开关；10kV为单母线分段，已配置分段开关。本期根据原设计方案进行完善，以及加以扩充各级电压进出线及母线分段间隔：主变压器各电压进出线间隔；本期建设110kV母线，本期母线导线选用LGJ-300/40，并更换一期建设的110kV母线，建设35kV母线分段间隔，完善10kV II段母线，本期工程扩建设备及回路如下：
1) #2主变压器一台，容量40MVA；三级电压：110kV、35kV、10kV，型号为SFSZ10-40000/110，额定电压：高压为110±8×1.25% kV，中压为38.50±2×2.5% kV ，低压为10.5kV；短路阻抗电压：高中 Ud1-2=10.5%， 高低Ud1-3=17.5%，中低Ud2-3=6.5%；容量组合为 100/100/100，联结组标号YN，yn0，d11。
2) 主变压器三级电压进出线，三个间隔；
3) 本期更换110kV母线电压互感器，即将原一期工程的电容式电压互感器换成六氟化硫气体绝缘的电磁式电压互感器；
4）35kV母线分段间隔；
5）35kV馈线一回，由于一期已上六回35kV馈线，预留馈线两回，桂林供电局已扩建一回，本期再扩一回（新塘坪）；
6）35kV II段母线P.T间隔一个；
7）10kV馈线原一期工程建设九回已接满用户，本设计扩建六回馈线（城北小区、前进线、七一、岳湾塘、杨家、北门）；
8）本期扩建10kV无功补偿电容器组按线路和主变压器无功损耗的需要，本期扩建增两组容量为4200kvar的电容器组；
9）本期扩建10kV II段P.T间隔及10kV所用变间隔各一个。

2.6系统继电保护和安全稳定控制系统
系统继电保护和安全稳定控制装置根据《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求和广西电网运行情况进行配置，XX城北变扩建110kV侧维持原工程线路—变压器组接线方式不变，110kV线路不设断路器，因此110kV线路不配置线路保护。

2.7调度自动化
2.7.1调度管理
XX城北110kV变电所由桂林地调调度管理，远动信息采用一发一收的方式同时发往桂林供电局调度所。

2.7.2远动信息内容
远动装置信息采集内容应根据《电力系统调度自动化设计规程》及调度管理和本变电所监控的需要,本期扩建工程远动装置采集的信息内容为：
a) 模拟量
1） #2主变油温及主变绕组温度；
2） #2主变高、中、低压侧的有功功率和无功功率；
3） 35kV线路的有功功率和无功功率及B相电流；
4) 35kV、10kV II段母线线电压、相电压及母线频率；
5) 35kV母线分段B相电流及10kV线路B相电流；
6) 补偿电容的无功功率及三相电流；
b) 遥信量
1) 变电所事故总信号；
2) 本期新增35kV、10kV线路及分段断路器保护动作信号；
3) 本期新增35kV及10kV线路保护重合闸动作信号；
4) 本期新增所有断路器位置信号及故障信号；
5) 本期新增110kV、35kV隔离开关位置信号；
6) #2主变高压侧接地刀闸位置信号；
7) #2主变有载调压分接头位置。
c)遥控量
1) 本期新增所有断路器的分合；
2) #2变压器中性点接地刀闸;
3) #2主变有载调压器抽头位置调整;
4) 电容器组投切；
5） 本期工程所有建设110kV 、35kV隔离开关。

2.7.3 远动设备
由于变电所采用计算机综合自动化监控方式，在计算机监控系统设置远动工作站，向调度传送远动信息，因此不用配置专门的远动终端。

2.7.4 电能计费
在地调计费关口点应装设0.5S级的电表一块，要求为双方向（用户可选择单方向），并具有储存、显示、失压记忆、报警、可编程等功能，其输出口应有串行口和脉冲接点两种方式。
XX城北110kV变电所目前已配置一套电表数据集中处理器，通过GPRS将装置采集的计量系统信息送回桂林供电局客户服务中心电能计费系统；目前变电所配置的电表数据集中处理器为深圳市科陆电子科技股份有限责任公司CL8942型GPRS网络通信终端，该产品有4路RS485接口，每路RS485接口最多能够实时监视32块电能表的运行状态，能接入整个XX城北110kV变电所本期扩建及后期建设的所有电能表，因此本期所增加电能表均可接入该处理器，将扩建部分的计量信息按照目前的传送方式通过GPRS送回桂林供电局客户服务中心电能计费系统，本期不考虑增加电表数据集中处理器。

2.7.5 调度端配置
XX城北110kV变电所扩建工程建成后，地区地调均需对原有的调度自动化系统、电能计费系统及通信部分需进行配置和修改。

2.8 系统通信
XX城北变一期工程已开通变电站至桂林地调的卫星传输远动通道，即在XX城北变建设卫星通信地面站，通过卫星转发器将远动信息数据送至桂林地调；本期扩建工程的信息量较少，经过向桂林供电局了解现有的通信设备尚能满足本期的远动信息量，不需要增加通信设备，因此本期仍考虑采用卫星通信方式，暂时不考虑别的通信方式。

第三章 电气一次部分

3.1电气主接线
本期变电所主接线110kV进线维持原工程线路—变压器组接线方式，完善110kV母线，35kV及10kV母线本期建成单母线分段接线（参见图BY-B025C-A01-03）。

3.2 短路电流计算及导体、主要电气设备选择校验
3.2.1短路电流计算
本工程短路电流计算水平年2015年，计算基准容量Sj=100MVA，基准电压Uj=115kV，设备校验表详见图BY-B025C-A02-05，短路电流计算结果见下表：
短路点位置
短路电流
I（kA）
冲击电流
Ich（kA）
短路容量
S"（MVA）
110kV母线
6.79
17.31
1353
35kV母线
7.00
17.85
449
10kV母线（并列）
18.35
46.79
334
10kV母线（分列）
14.6
37.23
266
根据短路电流计算结果，变电所10kV侧母线并列运行时短路电流超过规程规定的16kA，因此本变电所两台主变压器并列运行时要求10kV侧分列运行。

3.2.2导体及主要设备电气设备选择校验
本工程主要电气设备选择的原则：根据短路电流计算结果并参照广西电力有限公司文件桂电生[2004]160号文进行选择。
3.2.2.1 主变压器的选择
为保证供电电压质量，便于运行管理，本期扩建工程#2主变压器选用型号为SFSZ10-40000/110，额定电压：高压为110±8×1.25% kV，中压为38.50±2×2.5% kV ，低压为10.5kV；短路阻抗电压：高中 Ud1-2=10.5%， 高低Ud1-3=17.5%，中低Ud2-3=6.5%；容量组合为 100/100/100，联结组标号YN，yn0，d11。

3.2.2.2 110kV配电装置
110kV断路器选用LW25-126型SF6断路器,额定电流3150A,额定开断电流31.5kA。
110kV隔离开关选用GW4-126型隔离开关, 额定电流1250A,额定耐受电流31.5kA,主刀配电动操作机构。
110kV侧主变中性点隔离开关选用GW13型, 额定电流630A,额定耐受电流16kA,配电动操作机构。
110kV电流互感器选用LVB-110W2型电流互感器，110kV主变中性点放电间隙零序电流互感器选用LZKW-10型电流互感器。
110kV电压互感器选用JDQX-110W2型六氟化硫气体绝缘的电磁式电压互感器。
110kV主变中性点避雷器选用氧化锌避雷器,型号为HY1.5WZ -72/186。

3.2.2.3 35kV配电装置
35kV断路器选用LW8-40.5型SF6断路器,额定电流1600A,额定开断电流25kA。
35kV隔离开关选用GW4-40.5型隔离开关, 额定电流1250A及630A,额定耐受电流 25kA,主刀配电动操作机构。35kV侧主变中性点隔离开关选用GW4-35型, 额定电流630A,额定耐受电流31.5kA,配电动操作机构。
35kV电流互感器选用固体绝缘干式电流互感器，型号为LZZW-35。
35kV母线电压互感器选用JDXC-35W2不谐振油浸式呈容性电磁式电压互感器；35kV线路电压互感器选用JDZW-35W2型电压互感器。
35kV避雷器选用氧化锌避雷器，母线避雷器型号为HY1.5WZ-51/134，35kV中性点避雷器型号为HY1.5WZ-42/102。

3.2.2.4 10kV配电装置
选用XGN2B-12型固定式高压开关柜,配真空断路器, 真空断路器配一体化弹簧操作机构,采用电缆出线，为消除谐振影响,10kV电压互感器选用抗铁磁谐振三相电压互感器,型号为JDZXF14-10。

3.2.2.5 无功补偿装置
无功补偿容量选择：
本初步设计无功补偿容量按主变压器所需补偿的最大容性无功量计算,本期工程扩建主变容量为40MVA，并联电容器装设在10kV侧，则按主变压器所需补偿的最大容性无功量计算得7220kvar（其中补偿侧最大负荷电流按主变容量计算，10kV侧的额定容量按主变容量选取）；
分组容量的选择：
并联电容器的分组容量应按以下要求原则配置：
1） 分组装置投切时，不得引起高次谐波谐振，应避免有危害的谐波放大；
2） 对带负荷调压变压器所接电容器投切时，电压变动值不宜超过调压分接头间的百分点；
3） 应与断路器切合电容器组的能力相适应；
4） 不超过单台电容器的爆破容量和熔断器的耐爆能量；
根据以上原则，分组容量近似计算为：Qfz=Sd×1.25%=266×1.25%=3325（kvar），其中Sd为10kV母线短路容量；XX城北变一期工程的无功补偿为两组3000kvar电容器，考虑变电所补偿装置能灵活组合投切，本期扩建工程变电所10kV II段母线装设２组4200kvar无功补偿装置成套装置, 电容器为全膜集合式并联电容器,为防止高次谐波的危害，电容器组串接6%的电抗器，电抗器选用干式空芯电抗器，能防止5次及以上各次谐波的谐振放大，但却增加了3次谐波的放大率；经较核，本期工程补偿装置选择分2组和每组容量为4200kvar在装置投切时，满足电容器通过的电流Ic<1.3Ie，能躲开3次谐波谐振放大。如果工程投产后，运行部门如需要将变电所10kV I段、II段补偿电容器互换一台，每段母线的补偿电容器为3000kvar和4200kvar时，经较核，电容器装置投切时能躲开3次谐波谐振放大以及能防止5次及以上各次谐波的谐振放大。本期扩建工程电容器串联电抗器、放电线圈、避雷器、隔离开关等由制造厂成套供货。

3.2.2.6 35kV中性点消弧线圈
因为一期已建设主变35kV消弧线圈，型号为XDJL-550/35，本期不用考虑，只考虑在主变35kV中性点增加一台隔离开关及避雷器。

3.2.2.7 导体
a)主变110kV进线导线按经济电流密度〔jn=1.15A/mm2〕选择，计算时主变容量按40MVA考虑，工作电流为209.95A,计算结果该导线的经济截面为182 mm2，为留有余地,选择LGJ－240/30钢芯铝绞线,其载流量为610A〔环境温度为25°C〕。
b) 110kV主母线导线按导体长期允许载流量选择，考虑XX城北变110kV母线承担XX城北变和XX中心变的变电容量计算，按120 MVA主变容量考虑，其最大持续工作电流为629.8A，因此选择LGJ-300/40钢芯铝绞线，其载流量为710A〔环境温度为25°C〕。
c)原工程已建设35kV I、II段母线，本期不用考虑。
d)主变35kV进线按导体经济电流密度〔jn=1.15A/mm2〕选择，计算时主变容量按40MVA考虑，工作电流为659.8A。计算结果该导体的经济截面为573.76mm2，因此选择LGJ-500/45钢芯铝绞线，其载流量为966A〔环境温度为25°C〕。
e)主变10kV进线采用电缆进线，计算时按40MVA主变容量考虑，其工作电流为2199A，因此电缆型号规格采用2（YJV-630），其载流量为2354A。
f)10kV开关柜主母线按导体长期允许载流量选择,计算时按40MVA主变容量考虑，其工作电流为2199,选择2（TMY-100×10）矩型铜母线,其载流量为2735A。

3.3电气总平面布置
变电所围墙内场地已考虑为二台主变容量所需面积，场地已平整。本扩建在原已建设基础上按原一期所定各尺寸进行布置，本次扩建布置的项目有（参见图BY-B025C-A01-04）：
主变压器一台，容量40MVA；
主变三侧进出线间隔各一个；
35kV母线分段间隔一个；
35kV出线间隔一个；
35kVP.T间隔一个
35kV消弧线圈隔离刀闸一个；
10kV出线间隔六个；
10kV所用变间隔一个
10kVP.T间隔一个
10kV无功补偿装置间隔两个，容量为2×4200kvar；

3.4所用电
XX城北变一期工程已经配置一台50kVA的SC8-50/10变压器及一台100kVA的S9-100/35油浸变压器作为所用变压器供全所用电，其中型号为SC8-50/10所用变接于10kV I段母线，型号为S9-100/35所用变接于35kV II段母线，所用变电压抽头分别为10.5±5%/0.4kV及38.5±5%/0.4kV，接线组别分别为Y,yn0和D,yn11。10kV所用变布置在10kV开关柜内, 35kV所用变布置户外。
根据可研报告的批复，本期工程在10kV II段母线上扩建一个所用变间隔，其型号选用S11-100/10的变压器，所用变电压抽头为10.5±5%/0.4kV，接线组别为Y,yn0；本期工程扩建的10kV所用变间隔布置在户外，采用电缆与10kV母线连接。

3.5防雷和接地
3.5.1 防雷
为防止直击雷的危害，一期工程变电所建设在110kV配电装置架构避雷针和四支独立避雷针能满足使整个变电站所有电气设备处于保护范围之中，本期不考虑另行建设避雷针；为防止入侵雷电波的侵害，在本期建设的35kV配电装置及10kV配电装置母线上各设一组氧化锌避雷器，同时在主变压器中压侧和低压侧出口处装设一组氧化锌避雷器，在本期扩建的主变110kV中性点装设一组氧化锌避雷器和放电间隙，在35kV侧中性点装设一组氧化锌避雷器。
3.5.2 接地
XX城北110kV变电站为2002年建成投产运行至今有两年多，经向运行部门了解到变电所施工投产时的接地电阻为0.47Ω（见附件3），设计委托桂林供电局2005年3月对变电所目前接地网电阻进行测量，测量结果为1.3Ω（见附件4），不能满足要求，原一期工程接地为南宁地凯公司承包，采用30组电解地极，承诺城北变接地电阻满足0.5Ω，由于本次测量结果不能满足要求，设计已经通知地凯公司，具体原因有待厂家进一步落实。按满足规程考虑，经计算本期XX城北110kV变主接地网拟增加5组电解地极，并考虑新增部分的设备的接地：本期建设的避雷器及主变压器工作接地等处，设置以垂直接地极为主的集中接地，并要与主接地网连接；本期建设的主要电气设备的接地引线，均不得少于二根与主接地网连接；设备构、支架的接地，每组均不得少于二根与主接地网连接。

3.6 照明
本变电所照明设正常工作照明和事故工作照明两种方式。正常工作照明为交流电源，由380/220V所用配电屏提供，事故工作照明为直流220V。
一期工程已在主控制室、10kV配电装置室设事故工作照明，当正常工作照明电源消失时，由事故照明切换装置自动切换至直流220V供电，屋外配电装置主要采用常规的投光灯和分散的高压钠灯作为光源，主要设备一期已经配置，本期只考虑在户外新建设的主要电气设备配置照明灯，其他本期不考虑改动。

3.7 电缆设施
本期工程的电力电缆及控制电缆全部选用铜芯电缆，微机监控和微机保护的电流、电压、信号接点引入线均采用阻燃屏蔽电缆，屏蔽层接地措施按国标GB50217-94《电力工程电缆设计规范》要求设计。
一期工程已在主控制室下设置电缆夹层敷设电缆，本期户外新建的电缆沟内电缆支架均采用自制的角钢电缆支架。
电缆防火延燃措施采用防火堵料和防火隔板将电缆沟分段,采用防火堵料封堵电缆通过的孔洞,并在防火分段处两侧电缆涂防火涂料。

第四章 电气二次部分

4.1计算机监控系统
XX城北变控制功能由计算机监控系统实现,取消常规的控制屏和中央音响信号系统,声光报警由计算机监控系统实现。计算机监控系统采用分层分布式,分为变电所层和现地设备层，现地设备层按所内一次设备布置间隔来划分配置；各间隔的监控设备相对独立,这些设备通过现地局域网实现数据链路的连接，可完成他们之间的信息传送。本期扩建工程的监测及保护接入上期工程的监控系统。
4.2 测量和计量
变电所在主控室内不设常规测量表计,仅在现地保留必要的电流表和电压表。主控室内电流、电压、功率等由计算机监控系统进行交流采样和计算而得,电能计量则设多功能电能表,可通过脉冲输出或串行口与计算机监控系统联系，智能电能表应有2个通讯串口。110kV线路、35kV线路、主变的电能表单独组柜安装，布置于主控室内；10kV线路、电容器的电能表分散安装于各自的开关柜上。
变电所的测量和计量表计配置如下:
本期通过通讯接口传入监控系统的测量项目及电能计量表如表4-1：
表4-1
安装
单位
测 量
项 目
计 量 点
测量方式
110kV
35kV
10kV
主
变
压
器
三相电流
√

监控系统
B相电流

√
√
监控系统
有功功率
√
√
√
监控系统
无功功率
√
√
√
监控系统
电子多功能电能计量
√
√
√
计量表计
母
线
及
分
段
母线线电压

√
√
监控系统
频率

监控系统
三相相电压(绝缘检查)

√
√
监控系统
三相电流

监控系统
B相电流

√
√
监控系统
线

路
三相电流

B相电流

√
√
监控系统
有功功率

√
√
监控系统
无功功率

√
√
监控系统
电子多功能电能计量

√
√
计量表计
电
容
器
三相电流

√
监控系统
无功功率

√
监控系统
电子多功能电能计量

√
计量表计

4.3 防误操作
本期扩建工程增加一套五防锁具，接入一期工程五防系统，五防系统规约与原工程五防系统、监控系统规约一致。
防误闭锁功能由计算机监控系统的五防工作站和电气接线实现。
通过计算机监控系统下达的控制命令需通过对开关位置及闭锁条件的比较校验后，才能出口。
在现地设备应安装防误操作电脑挂锁，需进行现地操作时，需由计算机监控系统或独立的五防工作站对开关位置及闭锁条件的比较校验后，通过电脑钥匙打开电脑挂锁后才能操作。
10kV开关柜采用带五防功能的开关柜。

4.4 同期
同期点为全所110kV及35kV断路器，同期功能由计算机监控系统各间隔的测控单元完成，各间隔测控单元应急合闸操作应接入同期回路。
4.5 直流系统
XX城北变一期工程已有直流操作电源为220V电压,选用免维护铅酸蓄电池,容量为200Ah，全所事故停电按1小时考虑，本期不考虑改变。
4.6 元件保护
本期工程二次元件保护均采用微机型保护。
XX城北变一期工程二次保护设备配置的是南京南瑞继保有限公司RC-9000变电所单机配置的综合自动化系统，本期扩建工程建设的监测和保护应尽可能与上期工程相匹配，建议扩建工程保护设备亦采用南京南瑞继保有限公司的产品，本期扩建工程的主要保护基本配置如下：
4.6.1 主变压器保护
4.6.1.1 主保护
主变差动（包括差动速断保护，比率差动保护，中、低压侧过流保护，CT断线判别）、主变本体重瓦斯、调压重瓦斯保护，保护动作于瞬时跳主变110kV侧断路器、主变35kV侧断路器、主变10kV侧断路器。
按原设计方案，XX城北110kV变电所110kV母线为单母线，预留有间隔方便以后改为单母线分段，因此本期所配置保护考虑后期110kV侧母线接线方案的改变。
4.6.1.2 后备保护
主变压器高压侧后备保护：
1）主变110kV侧装设三段式复合电压闭锁过流保护（I段、II段带方向）, 方向指向主变压器，保护动作短延时跳35kV母线分段断路器及10kV母线分段断路器,长延时跳主变110kV侧断路器、主变35kV侧断路器、主变10kV侧断路器。
2）主变110kV侧装设三段零序过流保护,保护动作短延时跳110kV侧分段断路器（备用）,长延时跳主变110kV侧断路器、主变35kV侧断路器、主变10kV侧断路器。
3）装设主变中性点间隙零序电流电压保护，当电网单相接地且失去接地中性点时，零序电流电压保护经0.3~0.5s动作于跳开主变各侧断路器。
4）主变110kV侧设过负荷保护,带时限动作于信号;主变轻瓦斯,有载调压轻瓦斯，主变通风故障带时限动作于信号;主变110kV侧过流出口闭锁有载调压且起动主变通风。
主变压器中、低压侧后备保护：
1）主变35kV侧装设四段式复合电压闭锁过流保护（I段、II段、III段带方向）, 方向指向35kV母线，保护动作短延时跳35kV母线分段断路器,长延时跳主变35kV侧断路器。
2）主变10kV侧装设四段式复合电压闭锁过流保护（I段、II段、III段带方向）, 方向指向10kV母线保护动作短延时跳10kV母线分段断路器,长延时跳主变10k