变电站扩建工程可研报告.doc

1 总的部分
1.1 概述
XX省电力公司于2011年7月25日组织了110KVXX变电站扩建工程可行性研究审查会议，根据会议审查意见的要求：1,、增加一套主变油在线检测装置；2、对临夏110KV电网现状接线示意图中部分线路参数进行修改，并补充XX县的电网系统接线图；3、变压器选用SSZ11型产品；4、补充35KV母线JL/G1A-300/25更换为JL/G1A-500/45后现有母线支架的校验结论；5、按审查要求调整投资估算书。我公司根据以上会议审查意见要求进行可行性研究报告收口的编制。
1.2 设计依据
110KVXX变电站扩建工程可行性研究报告依据以下文件进行编制：
1）、临电司发展【2011】11号《关于110KVXX变扩建工程项目建议书的报告》
2）、XX省电力设计院《系统（一次）资料提供单》
3）、相关的规程规范及通用设计。
1.3．设计范围及内容
本工程可行性研究报告编制的内容有：工程建设的必要性、工程建设的规模、电力系统一次、继电保护、电气、土建、环境保护、节能评估、投资估算等。
1.4、工程建设的规模
110KVXX变电站扩建工程建设规模
序号
项目名称
现状规模
本期扩建规模
扩建后规模
1
主变压器
31.5MVA
50MVA
（31.5+50）MVA
2
110KV出线
2回

2回
3
35KV出线
4回

4回
4
10KV出线
4回
4回
4回
5
10KV并联电容器组
3x1.58Mvar
2x3.6 Mvar
（3x1.8+2x3.6）Mvar
1.5设计水平年
设计水平年为2015年。
1.6 主要设计原则
满足设计范围和可行性研究阶段设计内容深度要求。
贯彻国家有关建设方针、政策、力争使供电可靠安全，能够节约能源、降低消耗、降低造价、运行可靠安全。
贯彻国网公司建设“三通一标”变电站的原则。
结合节能、环保要求，采用先进的设计理念，电气设备选型贯彻安全可靠，技术进步和节约的原则，注意小型化、无油化、免维护和少维护，要适合于无人或少人值班的运行条件，选用可靠、经济、高效、节能、低污染的国产定型产品。
1.7、参考资料
1）国家电网公司输变工程通用设计110（66）~500KV变电站分册。
2）国家电网公司输变电工程可行性研究深度规定。
3)110KVXX变电站现有资料。
1.8 工程建设的必要性
1.8.1制约地区经济发展
按照临夏州人民政府提出“强基础、抓教育、兴商贸、育产业、保民生、促和谐”的发展思路和“依托藏区大市场，融入兰州都市圈”的发展规划，XX县充分利用了国家西部地区、民族地区经济扶持政策和投资力度不断加大的有力时机，多渠道招商引资，促进地方经济快速发展，使该地区用电负荷迅速增长。
110KVXX变电站主供XX县负荷，现有主变容量31.5MVA。目前XX县现有负荷达36.47MW，使110KVXX变电站供电能力严重不足，存在主变载它运行和用户限电现象，工序矛盾十分突出，并由此严重制约了地区经济的快速发展。
因此110KVXX变电站的扩建对带动该地区产业结构升级，促进区域经济发展将提供有力的电力保障。
1.8.2 负荷发展的需要
根据临夏电力有限责任公司提供的资料，110KVXX变电站负荷统计见表1-2。
序号
用电单位
最大负荷（MW）
供电方式
备注

1
35KV吹麻滩变电站
5.0
35KV
已投运
2
35KV大河家变电站
4.5
35KV
已投运
3
35KV安集变电站
2.2
35KV
已投运
4
35KV铺川变电站
5.8
35KV
已投运
5
35KV居集变电站
3.0
35KV
已投运已投运
6
XX县城负荷
3.6
10
已投运
7
兴隆铁合金厂
6.3
35KV
已投运
8
鑫鑫铁合金厂
12.5
35KV
已投运
小计
42.9x0.85=36.47MW（同时率按0.85考虑）
二
2011年已申请报装急需供电的负荷：20x0.6=12MW（同时率按0.6考虑）
1
青海省三江源电力投资公司
4.0
10KV
厂用电源
2
35KV关家川变电站
10.0
35KV
‘十二五“规划项目
3
黄河炳灵一级电站
4.0
10KV
施工用电
4
滨河花苑小区等建设项目施工用电负荷
2.0
10KV
施工用电
小计
36.47+12=48.47MW（截止2011年底）
三
2012~2015年预计新增负荷：16.2x0.4=6.48（同时率按0.4考虑）
1
滨河花苑小区
2.7-2.0=0.7
10KV
已开工建设，2013年建成投运
2
鸿瑞馨苑住宅小区
1.5
10KV
已开工建设，2013年建成投运
3
广场住宅小区、XX县财源商住楼
2.2
10KV
已开工建设，2014年建成投运
4
XX县三联物流园区
2.5
10KV
已征地项目进入前期论证阶段
5
XX县商贸还曾、通达住宅小区、滨河嘉园小区建设
1.8
10KV
已征地项目进入前期论证阶段
6
自然增长负荷
6
10KV
自然增长率按3%考虑
合计
48.47+6.48=54.95MW（截止2015年底）
1-2可知2011年新增负荷约为12MW，110KVXX变电站截止2011年底负荷约为58.47MW，2015年底负荷约为54.95MW.
目前110KVXX变电站35KV单母线运行，已建成投运35KV间隔4个，根据“十二五”规划，拟建的35KV关家川变电站将从XX变电站出线。
为避免负荷流失，提升公司经济效益，增加售电量及该地区新增负荷的供电要求，急需对110KVXX变电站进行扩建。
1.8.3、供电可靠性
目前主供XX县的110KVXX变电站仅一台31.5MVA主变供电，现有1台主变不满足N-1 运行要求。目前现有主变已超过载现象，变电站已出线限电现象，使得该变电站供电可靠性和抗事故能力极差，一旦现有主变因故跳闸，并因此对供电企业形象将造成不良影响。
为提高电网安全稳定运行水平提高供电企业形象，急需对110KVXX变电站进行扩建。
1.8.4、结论
综上述，110KVXX变电站扩建工程实施后，不但能提高地区供电可靠性和供电质量，而且能解决XX县急需增的用电负荷及周边地区的供电问题，并解决了目前XX地区电力供需矛盾十分突出的局面，对地区经济发展提供了可靠的电力保障，因此110KVXX变电站扩建工程师十分必要也是迫在眉睫的。

2、电力系统
2．1电力系统概况
2.1.1、临夏电网现状
临夏电网由临广网、古临网和炳积网三部分组成，三网的电源支撑点分别是330KV临洮变、盐锅峡水电厂（经110KV古城变）和炳灵水电站。主网架最高电压等级为110KV，网内共有110Kv变电站8座，输电线路13条，长362.89公里；35KV变电站47座，线路64条，长809公里；10KV线路35条，长528.93公里。
截止2010年，临夏电网日最大负荷245MW，日最大供电量473.12万千瓦时，已完成售电量9.08亿千瓦时，同比增幅3.75%。
根据2010年下半年电网运行方式，本次扩建110KVXX变电站隶属于炳积网。
炳积网：炳积网以黄河炳灵电站为电源支撑点，通过黄河炳灵水电站1111炳积线代XX变，承担着临夏市部分地区、临夏县、XX县的供电任务。
2.1.2、临夏电网发展
临夏电网的发展主要是根据负荷增长的需要对现有网架进行完善，以增强供电能力，提高供电可靠性。其主要建设项目如下：
为了解决临夏110KV电网中存在的“T”接线路较多，保护配置困难，部分变电站主变不能长期并列运行等问题，同时保证临夏电网中负荷发展的供电需要，在临夏黄泥湾附近新建330KV黄泥湾变。其建设规模：主变最终3x360MVA，本期2x360MVA，电压等级330/110/35KV。330KV黄泥湾变建成后，临夏110KV黄泥湾电网将形成以330KV黄泥湾变为中心的辐射型电网。
110KV临夏变于1975年投运，部分设备老化严重，存在安全隐患，将对110KV临夏变进行改造。
康乐县目前由110KV广河变主供，35KV供电线路较长，为了提高康乐县的供电质量。环节110KV广河变的供电能力，在康乐县新建110KV韩集变为其供电。
为满足东乡县祁家周边新增负荷的供电需求、环节东乡变供电压力，将新建110KV祁家变。
2.2、XX县电网系统接线
2.2.1、XX县电网现状
目前XX县有1座110KV变电站为XX变电站（31.5MVA），35KV变电站5座分别为：大家河变（2.5+31.5MVA），安集变（2+2MVA）、吹麻滩变（5+1.6MVA）、铺川变（2x3.15MVA），居集变（4+1.6MVA），35KV水电站一座为大河家变（2x3MVA）。
2.2.2、XX县电网发展
依据XX电网“十二五”规划，在XX县建设35KV关家川变电站1座（2x5MVA），接入110KVXX变电站。
2.3、接入系统方案
2.3.1．110KV接线
本次为扩建工程，110KV系统接线维持现状不做调整，即2回进线分别为：积西线（XX变~西川变）、积炳线（XX~炳灵水电站）。
目前110KVXX变正常运行方式由1111炳积线供110KVⅠ、Ⅱ段母线。而且XX变作为枢纽变电站由1112积西线供西川变110KVⅠ、Ⅱ段母线。截止2013年XX变负荷约为50MW，西川变负荷约为43MW，1111炳积线最大输送容量的需求。2013年330KV黄泥湾已建成投运，届时西川变可由黄泥湾变主供。因此1111炳积线线路不需改造，维持现状。
2.3.2、35KV接线
现有4回35KV出线分别至大河家变1回、吹麻滩1回、安集变1回、铺川1回。
2.3.3、10KV接线
现有4回10KV出线分别为积环一线、积环二线、积安线、积寨线、本次扩建4回线。规划方向为XX县城区域。
2.4、主变容量的选择
目前110KVXX变电站现有负荷36.47MW，截止2011年底负荷约为48.47MW，2015年底负荷约为54.95MW。
110KVXX变电力平衡表
项目
现状
2011年
2015年
一、 最大供电容量（MVA）
38.4
51.02
57.84
二、最大用电负荷
36.47
48.47
54.95
现有负荷
36.47
36.47
36.47
2011年新增负荷

12
12
2012~2015新增负荷

6.48
二、 XX变容量
31.5
31.5+50
31.5+50
四、容载比
0.82
1.6
1.41
从XX变电力平衡可以看出，如果负荷按照预期发展扩建主变容量选择50MVA较为适宜，既能解决近期负荷需求，也能满足元气的负荷发展。

2.5、二次系统
2.5.1、系统继电保护
2.5.1.1、110KV线路保护
XX变的110KV两回出线在一期工程中，已经配置了RCS-941A微机线路保护柜。
2.5.1.2 1100KV母线保护
XX变的100KV母线在一期工程中已按最终规模配置了一面微机母差保护柜，故本期扩建工程只需将1#主变110KV进线间隔接入备用通道即可。
2.5.1.3 故障录波
XX的110KV系统在一期工程中已按终期规模配置了一面微机故障录波柜，故本期扩建工程只需将1#主变110KV进线间隔接入备用通道即可。
2.5.1.4 备用投
在XX变35/10KV侧均配置一套微机备用电源自动接入装置。该微机型备用投装置可自动识别系统现运行方式，确定系统现运行方式后，自动选择备用投方案。实现当主供线由于故障停运时，备用电源自动投入装置动作投入备供线。
2.6 调度通信系统方案
110KVXX变系统通信部分在一期工程中已经完善，本次扩建不考虑系统通信部分。
2.7 系统自动化
2.7.1 运动系统方案
110KVXX变系统运动在一期工程中已经完善，本次扩建只需将扩建间隔接入一期系统中即可。
2.7.2 运动信息配置
1）运动信息配置原则
运动信息采集考虑其完整性和实时性的要求
运动信息采集要满足调度管理以及经济核算的需要
2） 运动信息配置内容
（1）用于EMS的遥测信息：
1#主变高、中、低压侧有功功率、无功功率和电流。
35KV新上线路有功功率、无功功率、有功电能量和电流。
35KVⅠ段母线电压
35KV分段断路器电流
10KV新上线路有功功率和电流
10KVⅠ段母线电压
10KV线上Ⅰ段无功补偿装置的无功功率
10KVⅠ段母线电压
（2）用于计量系统的数据
35KV新上线路有功电能量数据
四象限无功电能量数据
（3）遥信
新上断路器位置信号
新上隔离开关位置信号
35KV新上线路主要保护动作信号
35KV新上断路器重合闸动作信号
1#主变中性点接地隔离开关位置信号
1#主变保护动作信号
1#主变本体保护动作信号
1#主变三侧后备保护动作信号
1#主变调压分接开关位置信号
新上各断路器控制回路断线信号
新上各断路器操作机构故障和异常信号
（4）遥控
新上断路器的分、合闸操作
1#主变中性点隔离开关的分合操作
（5）遥调
1#主变档位的调节
2.7.3 计量系统
1）表计的位置
本次扩建新上1#主变三侧及10KV出线间隔计量表计精度均按0.5S级配置。
2）电能量远方终端
站内一期工程中在电度表屏已配置了1套电能量远方终端，本次扩建间隔接入一期系统中即可。
3）对CT、PT的要求
配置计量专用的电压、电流互感器二次绕组。电能计量专用电流互感器二次绕组及其回路不得接入与电能计量无关的设备。电子互感器绕组的精度为0.2S级，常规的电压互感器计量绕组精度为0.2级，电流互感器精度为0.2S级。

3．变电站电气部分
3．1 变电站现状
3.1.1 电气主接线
本变电站电压等级为110V/35Kv/10KV,主变规模为31.5MVA；110KV单母线分段接线，35KV、10KV均采用单母线接线，10KV单母线上接电容器，35KV中性点接消弧线圈。
3.1.2变电站布置形式
本次在站内的改造时在一期规划完成的基础上进行的。
本变电站采用户外中型布置，110KV出线2回，预留2回；35KV出线4回，预留2回；10KV出线4回，预留4回。
站区西南区域为110KV配电装置，紧挨110KV配电装置北侧为主变区域，主变以北为10KV配电装置，主控室及辅助厂房，主变以西为无功补偿装置区域。进站道路以东为35KV配置装置。
3.1.3电气二次
变电站现有综合自动化系统为南瑞继保公司产品，变电站先运行的二次设备见下表：
设备或间隔名称
型号
单位
数量
2#主变保护屏
RCS-9671B
面
1
110KV线路保护测控屏
RCS-941
面
2
35KV线路保护屏
RCS-9612B
面
1
低频低压解列屏
DSW-300
面
1
公用测控屏
RCS-9794
面
1
电度表屏

面
1
运动屏
RCS-9698D
面
1
故障录波屏
SH2000
面
1
消弧线圈自动控制屏

面
1
小电流屏
HY-ML2000
面
1
直流屏

面
4
所用屏

3
110KV母线保护屏
RCS-915AB
面
1
3.2 扩建后电气一次部分
3.2.1 电气主接线
本工程为扩建工程，电气主接线将根据前期规划而确定。本变电站电压等级为110KV/35KV/10Kv/，主变规模为（31.5+50）MVA；110KV、35KV、10KV均采为单母线分段接线，10KV母线上接电容器，35KV中性点接消弧线圈。
3.2.2 变电站扩建后设备校核
本次110KVXX变电站扩建后，新上1台主变容量为50MVA。现需对站内各个电压等级设备及导体进行校验。
3．2.2 110KV部分
现有110KV设备及导体参数如下：断路器为LW30-126，额定电流1250A，开断电流40KA；隔离开关为GW4-126ⅡD,额定电流1250A；电流互感器为LVB-110W3,变比700/5A（积炳线）、600/5A（积西线）2x500/5A(母联)，准确级0.2S/0.5/10P20/10P20/10P20;进线间隔引流线为JL/G1A-300/25 ,母线为JL/G1A-400/25。经校核现有110KV设备及导体均满足扩建后的要求。
3.2.2.2 35KV部分
现有35KV设备及导体参数如下：断路器为ZW63，额定电流2500A(主变进线)、1250(其余间隔)，开断电流25KA；隔离开关为GW4-35ⅠD，额定电流1250A（主变进线及母联），630A（出线）；母线为JL/G1A-300/25。经校核现有35KV设备均满足扩建后的要求，母线不满足扩建后的要求本次需要改造。
3.2.3 10KV部分
现有10KV设备开关内断路器为ZN7-35，额定电流2500A(主变进线)、630A(出线)、开断电流25KA，经校核现有10KV设备均满足扩建后的要求。
3.2.3 扩建内容
1）新上变压器1台，容量50MVA。
2）新上主变三侧110/35/10KV进线间隔各1回
3）新上35KVPT避雷器间隔1回、完善母联间隔。
4）经校验将现有35KV母线JL/G1A-300/25,更换为JL/G1A-500/45.
5）新上10KV出线间隔4回、电容器间隔2回、PT避雷器间隔1回、完善母联间隔。
6)新上10KV电容器2组，每组容量3600Kvar.
3.2．4 主要电气一次设备选择
3.2.4.1 环境条件
110KVXX变所处海拔高度为2338m，本次扩建工程设备外绝缘水平按照海拔2500m校正。站址依据XX省电力公司2007版《XX省污区分部图集》，处于零级污秽区，参照GB/1643-1996《高压架空线路和发电厂、变电站环境污秽区分级及外绝缘选择标准》综合目前该地区域硅铁厂的运行状况等各方面因素，本变电站污秽等级按D级污秽区域考虑。
3.2.4.2 系统概况
（1）系统标称电压：110KV，35KV，10KV
（2）系统最高运行电压：126KV，40.5KV，12KV
（3）系统额定频率：50Hz
（4）系统中性点接地方式：110KV系统：直接接地
35KV系统：不直接接地
10KV系统：不接地
3.2．4.3短路电流计算
1)系统阻挠
使用年限至2020年，基准容量SJ=100MVA，基准电压UJ=115KV，系统归算阻挠值由XX省电力设计院提供。
2）主变压器参数
型号：SSZ11-50000/110(SSZ10-31500/110)
容量：50MVA（31.5MVA）
容量比：100/100/100
额定电压：110+8x1.25%/38.5+2x2.5%/11KV
接线组别：YN ，Yno d11
抗阻电压:UK1-11%=10.5;UK1-11%=10.5
3)接线方式
短路电流按变电站装设50+31.5MVA变压器计算，两台主变并列运行考虑。
4）计算原理
5）短路电流计算结果
短路电流计算结果表（主变并列运行）
短路点编号
短路位置
短路点平均电压
短路点基准电流
三相短路I
全电流
冲击电流
单相短路I
最大短路容量
d1
110KV母线
115
0.502
6.452
9.807
16.453
6.623
1319
d2
35KV母线
37
1.56
7.55
11.476
19.253
--
484
d3
10KV母线
10.5
5.50
18.801
25.587
47.943
--
342

由于短路电流计算结果表知，110KV母线发生单相短路时，短路电流最大，所以110KV设备以单相短路电流为基础进行选择与校验，35KV、10KV设备以三相短路电流为基础进行设备选择与校验。根据以上参数设备均可在常规设备中选取。
3.2.4.4 过电压保护及绝缘配合
1）110KV配电装置的过电压保护及绝缘配合
（1）110KV配电装置的过电压保护
现有110KV母线装设氧化锌避雷器，满足过电压保护要求。
（2）110KV配电装置的绝缘配合
a、110KV设备外绝缘爬电距离
110KV设备外绝缘爬电距离L（cm）按下式计算：
L≥ΛkdUm=2.5KdUm=315Kd
λ-爬电比距，2.5cm/kv；（D级污秽）
L-电气设备户外电磁绝缘的集合爬电距离，cm；
Kd-电气设备户外电磁绝缘爬电距离增大系数
Kd与瓷件平均直径Dm有关，对于不同的Dm采用如下的爬电距离增大系数：
Dm＞300mm Kd=1.0
300mm≤Dm≤500mm Kd=1.1
Dm＞500mm Kd=1.2
b、110KV设备的额定绝缘水平
标准电压

设备类型
雷电冲击耐受电压
工频Lmin耐受电压
相对地
相间
断口
相对地
相间

断路器
隔离开关
断路器
隔离开关
110
126
变压器
450/480
450/480
-
-
185/200
185/200
-
-
开关
450/550
450/550
450/550
520/630
200/230
200/230
200/230
225/265
C、本变电站110KV设备修正绝缘水平（按海拔2500米修正）
本变电站110KV设备的修正绝缘水平（KV）
标准电压

设备类型
雷电冲击耐受电压
工频Lmin耐受电压
相对地
相间
断口
相对地
相间

断路器
隔离开关
断路器
隔离开关
110
126
变压器
530/565
530/565
-
-
218/235
218/235
-
-
开关
530/647
530/647
530/647
612/741
235/270
235/270
235/270
265/312
（3）本变电所110KV户外绝缘子片数（按海拔2500米校正）
户外绝缘子片数修正公式为：
NH=N{1=0.1（H-1）}
式中：NH-高海拔地区绝缘子数量，单位片
N-海拔高度为1000米以下地区的绝缘子片数，（110KV配电装置海拔1000米以下绝缘子片数为7片）
H-海拔高度为1000米以下地区的绝缘子片数，（110KV配电装置海拔1000米以下绝缘子片数为7片）
H-海拔高度（KM）
根据以上方法修正得出：
110KV悬垂耐张绝缘子片数8片
110KV耐张绝缘子串片数：9片
2）35KV配电装置的过电压保护及绝缘配合
（1）35KV配电装置的过电压保护
本次扩建35KVI段母线上装设一组氧化锌避雷器。35KV配电装置装设的金属氧化物避雷器参数。
35KV系统氧化锌避雷器的保护水平（KV）
额定电压
持续运行电压
8/20us、10ka下雷电残压
30/60us、2KA下操作残压
51
40.8
134
114
（2）35KV配电装置的绝缘配合
a、35KV设备的外绝缘爬电距离
35KV设备外绝缘爬电距离L(cm)按下式计算：
L≥KdλUm=2.5KdUm=126Kd
B、35KV设备的额定绝缘水平

35KV设备的额定绝缘水平
标准电压
最高电压
设备类型
雷电冲击耐受电压
工频Lmin耐受电压
相对地
相间
断口
相对地
相间

断路器
隔离开关
断路器
隔离开关
35
40.5
变压器
185/200
185/200
-
-
80/85
80/85
-
-
开关
185
185
185
185
95
95
95
118

C 本变电站35KV设备的修正绝缘水平（按海拔2500米修正）
本变电站35KV设备的修正绝缘水平（KV）
标准电压
最高电压
设备类型
雷电冲击耐受电压
工频Lmin耐受电压
相对地
相间
断口
相对地
相间

断路器
隔离开关
断路器
隔离开关
35
40.5
变压器
218/235
218/235
-
-
94/100
94/100
-
-
开关
218
218
218
253
112
112
112
139
(3)本变电所35KV户外绝缘子片数（按海拔2500米校正）
户外绝缘子片数修正公式为：
NH=N{1+0.1（H-1）}
式中：NH-高海拔地区绝缘子数量，片
N-海拔高度为1000米以下地区的绝缘子片数，（35KV配电装置海拔1000米以下绝缘子片数为3片）
H-海拔高度（KM）
根据以上方法修正得出：
35KV悬垂绝缘子串片数：4片
35KV耐张绝缘子串片数：5片
3）10KV配电装置的绝缘配合
10KV设备外绝缘爬电距离L（cm）按下式计算：
L≥KdλUm=24Kd
（2）10KV设备的额定绝缘水平
10KV设备的额定绝缘水平（KV）
标准电压
最高电压
设备类型
雷电冲击耐受电压
工频Lmin耐受电压
相对地
相间
断口
相对地
相间

断路器
隔离开关
断路器
隔离开关
10
12
变压器
75
75
-
-
35
35
-
-
开关
75
75
75
85
42
42
42
49
（3）10KV设备的修正绝缘水平（按海拔2500米修正）

10KV设备的额定绝缘水平

标准电压
最高电压
设备类型
雷电冲击耐受电压
工频Lmin耐受电压
相对地
相间
断口
相对地
相间

断路器
隔离开关
断路器
隔离开关
10
12
变压器
88
88
-
-
42
42
-
-
开关
88
88
88
100
50
50
50
58
4）主变压器的过电保护
本次扩建主变压器的高、中、低压侧均装设氧化锌避雷器。
5）配电装置最小安全净距
本变电站（按海拔2500米）屋外配电装置最小安全净距见表
本变电站配电装置的最小安全净距（mm）
符号
适用范围
额定电压（KV）
10KV
35KV
110KV
A1
带电部分至接点部分之间
235
470
1058
网状遮拦向上延伸线距地2.5m处与遮拦上方带电部分之间
A2
不同相得带电部分之间
235
470
1158
断路器和隔离开关的端口两侧引线带电部分之间
B1
交叉的不同时停电检修的无遮拦带电部分之间
985
1220
1808
设备运输时期外廊至无遮拦带电部分之间
栅栏遮拦至带电部分之间
B2
网状遮拦至带电部分地面之间
335
570
1158
C
无遮拦裸导体至地面之间
2735
2970
3558
无栅栏裸导体至建筑物、构筑物顶部之间
D
平行的不同时停电检修的无遮拦带电部分之间
2235
2470
3158
带电部分与建筑物、构筑物的边沿部分之间
本变电站（按海拔2500米）屋外配电装置最小安全净距(mm)
本变电站屋内配电装置的最小安全净距（mm）
符号
适用范围
额定电压
10KV
A1
带电部分至接地构架
147
网状和板状遮拦向上延伸距地2.3m处与遮拦上方带电部分之间
A2
带电导体之间
147
断路器和隔离开关的断口两侧带电部分
B1
带电导体至栅栏
897
运输设备外廊线至带电导体
不同时停电检修的垂直交叉导体之间
B2
网状遮拦至带电部分之间
247
C
带电导体至地面
2522
D
不同时停电检修的两行回路之间水平距离
1947
带电导体至围墙顶部
带电导体至建筑物边缘
E
通向屋外的出现套管至屋外通道的路面
4022
3.2.4.5 主要设备选择
1）变压器
（1）型式
主变压器选用三相、三圈、自冷、有载调压、低噪音、低损耗、环保电力变压器。
（2）主要技术参数
型号：SSZ11-50000/110KV
容量：50MVA（31.5MVA）
容量比：100/100/100
额定电压：110+8x1.25%/38.5+2x2.5%/11KV
接线组别：YN ，Yno d11
抗阻电压:UK1-11%=10.5;UK1-11%=10.5
注：主变选型经济技术分析
经过查阅多家变压器生产厂家的型式试验报告，SSZZ11-50000/110KV型变压器较SSZ10-50000/110KV型变压器损耗减小约3%，每小时可节省约7度电量，经计算一年可节约61320度电量约合1.7万元，变压器按30年寿命周期计算，在全寿命运行周期内可节省约51万元。经询价SSZZ11型变压器较SSZ10型变压器价格高出约5%，50000KVA容量SSZ11型变压器较SSZ10型变压器高出约15万元，经过技术经济分析选择SSZ11-50000/110KV型变压器。
2）主变中性点成套设备
（1）隔离开关
型号：GW13-63/630A
额定电压：63KV
最高工作电压：69KV
额定电流：630A
动稳定电流峰值：55KA
4S热稳定电流：55KA
电动操作机构：16KA
（2）中性点避雷器
型式：氧化锌避雷器
额定电压（有效值）：72KV
持续运行电压（有效值）：75KV
8/20us、10Ka下雷电残压不大于（峰值）：186KV
30/60us、2KA下操作参演不大于(峰值)：127KV
（3）序零电流互感器
额定电压（有效值）：66KV
额定一次电流：100A
额定二次电流：5A
准确级：5P20
额定容量：30VA
3）110KV设备
本次扩建110KV主变进线间隔1回，配电装置拟选型式为：断路器选用SF6柱式断路器、电流互感器选用SF6倒立式电流互感器、隔离开关选户外GW4型隔离开关。
(1) 断路器
型式SF6柱式断路器
额定电压：126KV
额定电流：2000A
额定开短电流：40KA
额定短时耐受电流：40KA
额定动稳定电流：100KA
额定短路稳定电流：4S
（2）隔离开关
型式:户外双柱式水平开启式
额定电压：126KV
额定电流：1250A
额定开短电流：40KA
额定短时耐受电流：40KA
额定动稳定电流：100KA
额定短路稳定电流：4S
操作机构：手动操作
（3）电流互感器
型式:户外单相SF6倒立式
额定电压：126KV
额定一次电流：2x300A 额定二次电流：5A
准确级：10P20/10P20/10P20/0.5/0.2S
额定输出容量：0.2S级、0.5级、30VA、10P级、50VA
额定短时耐受电流（有效值）;31.5KA
额定短路稳定电流：80KA
4)本次扩建35KV主变进线间隔1回、PT避雷器间隔1回并完善母联间隔。断路器选用真空断路器（含套管CT）、隔离开关选用GW4型隔离开关、电压互感器选用电容式电压互感器、避雷器选用氧化锌避雷器。主要参数如下：
（1）真空断路器
额定电压：35KV
最高工作电压：40.5KV
额定电流：2500A
附套管式CT：
额定一次电流：2000A
额定二次电流：5A
准确级: 10P20/10P20/10P20/0.5/0.2S
额定输出：50VA/50VA/30VA/30VA
（2）35KV隔离开关
额定电压：35KV
最高工作电压：40.5KV
额定电流：2500A
额定短路热稳定电流：25KA
（3）35KV母线型电压互感器
型式：电容式电压互感器
额定电压比：35√3：0.1√3：0.1√3：0.1√3KV
准确级：0.2/0.5/6P
二次绕组的额定输出：50VA/50VA/50VA
(4)35kV避雷器
型式：氧化锌避雷器
额定电压：51KV
持续运行电压;40.8KV
8/20us 5ka下雷电残压不大于：130KV
30/60us 500A下操作残压不大于：112KV
5)10KV设备
本次扩建10KV主变进线间隔1回、出线间隔4回.PT避雷器间隔1回、电容器组间隔2回并完善母联间隔。主要参数如下：
（1） 金属铠装移开式开关柜，采用真空断路器。
额定电压：12KV
额定电流：1250KA
额定短路持续时间：4S
电流互感器：额定一次电流，2x300A，准确级0.2S/0.5/10P30/300A,准确级0.2S/0.5/10P25/10P25,额定二次电流5A，额定输出均为20VA。
（2）10KV并联电容器组
根据《XX省电力设计院（一次）资料提供单》本次在扩建的1#主变10KV侧配置并联的电容器组，容量选择为2x3600kvar。单台主变投切一组电容器时，母线电压波动为1.6%不大于2.5%满足要求。
6）导体选择
根据导体选择规程规范及典型设计的导体选择，各电压等级的导体，在满足动、热稳定、电晕和机械强度等条件下进行选择，母线容许载流量按发热条件考虑。主变进行按经济电流密度选择。
（1）110KV配电装置导体选择
主变进线间隔选用JL/G1A-300/25型钢芯铝绞线
（2）35KV配电装置导体选择
A、主变进线间隔选用JL/G1A-500/45型钢芯铝绞线
B、经校验现有35KV母线JL/G1A-300/25，不满足扩建后的要求。本次将现有母线更换为JL/G1A-500/45钢芯铝绞线
（3）10KV配电装置导体选择
A、主变10KV进线采用户外母线桥，选用2x（TMYR-100X10）型铜母线。
B、10KV电容器电缆选择，根据GB50227-1995《并联电容器装置设规范>第5.8.1条“单台电容器至母线或熔断器的链接应采用软导体线，本次根据工程实际情况选用电缆连接，考虑电缆的使用条件差异影响系数按0.7。本次设计电缆选用ZR-JYV22-8.7/10KV-3X240mm2。
3.2.4.6 设备状态检测
根据设计规范要求，110KV变电站设备状态检测主变油中溶解气体，并要求上传至主站系统。
目前现有2#主变配置了一套油在线检测装置，仅能检测变压器油中氢气，且无法满足信息上传主站系统的要求，故本工程扩建1#主变配置一套一拖二油在线监测装置，以满足主变设备状态检测要求，以太网上传主站系统。状态检测参量包括：变压器油中氢气、一氧化碳气体