35千伏武陵變電站增容改造工程 初步設(shè)計報告

PAGEPAGEi初步設(shè)計報告目錄1總的部分 11.1概述 11.1.1工程設(shè)計的主要依據(jù) 11.1.2工程建設(shè)規(guī)模和設(shè)計范圍 21.2站址概況 31.2.1站址自然條件 31.2.3征地拆遷及設(shè)施移改的內(nèi)容 41.2.4工程地質(zhì)、水文地質(zhì)和水文氣象條件 41.3技術(shù)原則及存在的問題 51.3.1主要技術(shù)方案 51.3.2通用設(shè)計、通用設(shè)備的應(yīng)用 61.3.3新技術(shù)、新設(shè)備（新材料）、新工藝的應(yīng)用 61.3.4工程造價的控制措施 61.4主要技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo) 62電力系統(tǒng) 82.1電力系統(tǒng)概述 82.1.1電網(wǎng)現(xiàn)狀 82.1.2擬改造變電站概述 92.1.3潮流計算 102.1.4短路計算 102.1.5無功補償 112.1.6電容電流 112.2改造后的建設(shè)規(guī)模 122.2.1改造后的主變規(guī)模 122.2.2改造后的出線規(guī)模 122.2.3改造后的無功補償 122.3主要電氣參數(shù) 122.3.1改造后的主變壓器選擇 122.3.2改造后的主接線選擇 123電氣一次部分 123.1現(xiàn)狀描述 133.2改造后的電氣主接線 133.2.1建設(shè)規(guī)模 133.2.2電氣主接線方案 133.2.3各級電壓中性點接地方式 143.3短路電流計算及主要設(shè)備選擇 143.3.1短路電流計算 143.3.2導(dǎo)體和主要電氣設(shè)備的選擇原則和依據(jù) 153.3.3導(dǎo)體和主要設(shè)備選擇結(jié)果 163.4絕緣配合及過電壓保護 193.4.1避雷器的配置 193.4.235kV電氣設(shè)備的絕緣配合 203.4.310kV電氣設(shè)備的絕緣配合 213.5電氣總平面布置及配電裝置 223.5.1現(xiàn)狀描述 223.5.2電氣總平面布置方案 223.5.3各級電壓配電裝置選型及布置 233.6站用電及照明 233.6.1站用電源的引接及站用電源接線方案 233.6.2站用負(fù)荷統(tǒng)計及站用變?nèi)萘窟x擇 243.6.3站用配電裝置布置及設(shè)備選型 253.6.4照明及檢修 253.7防雷接地 253.7.1防直擊雷 253.7.2接地 253.8電纜設(shè)施 253.8.1電纜選型 253.8.2電纜敷設(shè)方式 263.8.3電纜防火 264二次系統(tǒng)部分 274.1二次系統(tǒng)現(xiàn)狀及改造方案概述 274.1.1繼電保護設(shè)備現(xiàn)狀及改造方案 274.1.2調(diào)度自動化 284.1.3電能計量裝置及電能量遠(yuǎn)方終端 284.1.4系統(tǒng)通信 294.2改造后的系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置 294.2.1系統(tǒng)繼電保護配置方案 294.2.2安全自動裝置 294.2.3系統(tǒng)保護對通信通道的技術(shù)要求 294.2.4系統(tǒng)保護對相關(guān)專業(yè)的要求 294.2.5繼電保護設(shè)備與變電站自動化系統(tǒng)的接口方案 304.3調(diào)度自動化 304.3.1變電站調(diào)度組織關(guān)系 304.3.2遠(yuǎn)動信息內(nèi)容、傳輸方式和通道要求 314.3.3遠(yuǎn)動設(shè)備選型、配置原則和技術(shù)要求 324.3.6遠(yuǎn)方電能量計量(費)裝置 324.3.7調(diào)度數(shù)據(jù)通信網(wǎng)絡(luò)接入設(shè)備 334.3.8二次系統(tǒng)安全防護 334.4系統(tǒng)通信 334.5元件保護及自動裝置 334.5.1元件保護 334.5.2自動裝置 344.5.3對相關(guān)專業(yè)的技術(shù)要求 344.6監(jiān)控系統(tǒng) 354.6.1主要設(shè)計原則 354.6.2系統(tǒng)結(jié)構(gòu) 364.6.3網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu) 364.6.4系統(tǒng)功能 364.6.5控制、操作及防誤閉鎖 374.6.6系統(tǒng)接口 394.7站用電源系統(tǒng) 394.7.1直流電源部分 394.7.2交流不停電電源 394.7.3交流電源 394.7.4通信電源 394.8其他二次系統(tǒng) 394.8.1全站時鐘同步系統(tǒng) 394.8.2火災(zāi)報警系統(tǒng) 394.9二次設(shè)備布置 404.10二次設(shè)備防雷接地及抗干擾措施 404.10.1二次設(shè)備接地 404.10.2二次設(shè)備防雷 404.10.3二次設(shè)備抗干擾措施 405土建部分 425.1站區(qū)總布置與交通運輸 425.1.1站區(qū)總體規(guī)劃 425.1.2站區(qū)總平面布置 425.1.3豎向布置 425.1.4道路及場地處理 425.1.5征地拆遷及設(shè)施移改的內(nèi)容 425.1.6場地邊坡支護情況說明 425.2建筑 445.2.1建筑物一覽表 445.2.2生產(chǎn)建筑物 445.2.3建筑物節(jié)能措施 455.2.4主要構(gòu)筑物材料 455.2.5屋外配電裝置結(jié)構(gòu)方案 455.3全站建、構(gòu)筑物的地基與基礎(chǔ) 465.4給排水 465.4.1站區(qū)供、排水條件 465.4.2給水系統(tǒng) 465.4.3排水系統(tǒng) 475.4.4防洪排澇 475.5采暖、通風(fēng)與空氣調(diào)節(jié) 475.5.1設(shè)計原始資料 476消防部分 486.1概述 486.1.1消防設(shè)計規(guī)范 486.1.2水消防設(shè)計內(nèi)容 486.1.3消防設(shè)計主要原則 486.2消防措施 486.2.1站區(qū)建（構(gòu)）筑物 486.2.2電氣設(shè)施 496.2.3其它消防措施及消防供電 497.大件運輸 498.環(huán)境保護、水土保持和節(jié)能減排 519.勞動安全衛(wèi)生 5110對側(cè)工程部分 5211拆除工程 5211.1需要拆除的電氣設(shè)備 5211.2需要拆除的土建工程 5212工程實施安排 5312.1外部環(huán)境落實條件 5312.2施工過渡措施 5313工程造價 5313.1編制依據(jù) 5313.2工程量 5414.3價格 5414.3.1人工費 5414.3.2材機價格 5414.3.3設(shè)備價格 5412.3.4人工費及材機調(diào)整 5414.4取費計算標(biāo)準(zhǔn) 5514.5其他費用 5514.6工程投資概算 55萬州區(qū)35kV武陵變電站增容改造工程初步設(shè)計PAGE11總的部分1.1概述1.1.1工程設(shè)計的主要依據(jù)相關(guān)文件三峽水利“十三五”電網(wǎng)規(guī)劃。 萬州區(qū)35千伏武陵變電站增容改造工程可行性研究報告。本工程前期設(shè)計圖紙。工程設(shè)計有關(guān)的規(guī)程、規(guī)范《變電站總平面設(shè)計技術(shù)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(shù)規(guī)程》（GB/T14285-2006）《發(fā)電廠和變電站照明設(shè)計技術(shù)規(guī)定》（DL/T5390-2014）《供配電系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》（GB50052-2009）《建筑物防雷設(shè)計規(guī)范》（GB50057-2010）《火力發(fā)電廠與變電所設(shè)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(shè)計規(guī)范》（GB/T50064-2014）《交流電氣裝置的接地設(shè)計規(guī)范》（GB/T50065-2011）《建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范》（GB50009-2012）《混凝土結(jié)構(gòu)設(shè)計規(guī)范》（GB50010-2010）《建筑地基基礎(chǔ)設(shè)計規(guī)范》（GB50007-2011）《電力設(shè)施抗震設(shè)計規(guī)范》（GB50260-2013）《電力法》（2018年修正）《電力設(shè)施保護條例》（2016）《電力裝置的繼電保護和自動裝置設(shè)計規(guī)范》（GB/T50062-2008）《火災(zāi)自動報警系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》（GB50116-2013）《電力工程電纜設(shè)計規(guī)范》（GB50217-2018）《消防給水及消火栓系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》（GB50974-2014）《并聯(lián)電容器裝置設(shè)計規(guī)范》（GB50227-2017）《建筑設(shè)計防火規(guī)范》（GB50016-2014）《電力工程直流電源系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)程》（DL/T5044-2014）《火力發(fā)電廠、變電站二次接線設(shè)計技術(shù)規(guī)程》（DL/T5136-2012）《變電站和換流站給水排水設(shè)計規(guī)程》(DL/T5143-2018)《導(dǎo)體和電器選擇設(shè)計技術(shù)規(guī)定》（DL/T5222-2005）《高壓配電裝置設(shè)計規(guī)范》（DL/T5352-2018）《變電站建筑結(jié)構(gòu)設(shè)計技術(shù)規(guī)程》（DL/T5457-2012）其他相關(guān)的現(xiàn)行國家、行業(yè)強制性標(biāo)準(zhǔn)和技術(shù)規(guī)范、規(guī)程。1.1.2工程建設(shè)規(guī)模和設(shè)計范圍工程增容改造規(guī)模武陵35kV變電站改造前及改造后建設(shè)規(guī)模詳見下表。表1.1-1武陵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）22310kV出線（回）36410kV無功補償1×1200kvar2×1200kvar535kV站用變1×50kVA1×50kVA610kV站用變1×50kVA1×100kVA改造工程設(shè)計范圍1）更換1#主變及10kV出線母線橋；2）更換10kVⅠ段母線配電裝置，包括7面開關(guān)柜；3）新建2#主變及10kV出線母線橋；4）新建10kVⅡ段母線配電裝置，包括8面開關(guān)柜；5）新建35kV新武線、35kV龍武線線路PT，拆除原阻波器、耦合電容器；6）新建2#主變保護測控屏、改造通訊屏為電度表屏、改造公用測控屏、新建10kV 線路保護測控屏2等；7）新建10kV無功補償1套，容量1200kvar；8）滿足上述設(shè)備改造所需的土建工程；9）工程概算部分。其中各級電壓配電裝置的引出線設(shè)計到站內(nèi)對外的引出線端子（但不包括引出電纜及電纜附件）。1.2站址概況1.2.1站址自然條件本期工程在武陵變電站圍墻內(nèi)進行增容改造，不涉及新增地。變電站投運24年，運行良好，運行期間未出現(xiàn)地基不均勻沉降及其他不良情況，站址環(huán)境具備建本期增容改造工程條件。圖1武陵變電站現(xiàn)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，本次改造不涉及35kV進出線。改造前10kV采用3回架空線出線，改造后10kV采用6回電力電纜出線。1.2.3征地拆遷及設(shè)施移改的內(nèi)容本項目不涉及新增用地和征地拆遷。1.2.4工程地質(zhì)、水文地質(zhì)和水文氣象條件工程地質(zhì)和水文地質(zhì)1）地形地貌和地質(zhì)構(gòu)造擬建場地行政區(qū)劃屬重慶市萬州區(qū)，變電站投運24年，前期工程土建建構(gòu)筑物以原狀土層為持力層，地基承載力大于150kpa，運行期間未發(fā)生不均沉降情況，本期建構(gòu)筑物以原狀土層為持力層。根據(jù)區(qū)域地質(zhì)資料及現(xiàn)場調(diào)查，區(qū)內(nèi)未發(fā)現(xiàn)斷層及活動性大斷裂通過，地質(zhì)構(gòu)造簡單。區(qū)域構(gòu)造穩(wěn)定，新構(gòu)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(yīng)據(jù)《中國地震動參數(shù)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(shè)計規(guī)范》（GB50011-2010），該地區(qū)屬設(shè)計地震分組第一組，抗震設(shè)防烈度為6度，設(shè)計基本地震加速度值為0.05g，地震動反應(yīng)譜特征周期值為0.35s。根據(jù)《建筑工程抗震設(shè)防分類標(biāo)準(zhǔn)》（GB50223-2008），本工程抗震設(shè)防類別為丙類。3）水文地質(zhì)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(zhì)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(xiàn)屬隨補隨排，場平施工期間應(yīng)設(shè)置臨時排水溝。原始地貌主要為農(nóng)田和土坎，據(jù)調(diào)查場內(nèi)無井泉分布。場區(qū)土層由素填土和粉質(zhì)粘土組成，填土屬透水層，砂巖屬中透水巖層，粉質(zhì)粘土和砂質(zhì)泥巖為相對隔水層。據(jù)鄰近場地鉆孔內(nèi)地下水貧乏，水文地質(zhì)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(xiàn)可疑工業(yè)污染源。根據(jù)場地環(huán)境地質(zhì)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(jù)當(dāng)?shù)亟ㄖ?jīng)驗判定，地下水對混凝土結(jié)構(gòu)和鋼筋混凝土中鋼筋具微腐蝕性；場地土對鋼結(jié)構(gòu)具微腐蝕性。水文氣象萬州地區(qū)屬亞熱帶季風(fēng)性濕潤氣候，大陸性季風(fēng)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(fēng)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(shù)原則及存在的問題1.3.1主要技術(shù)方案本工程為改造項目，總體技術(shù)方案與前期保持一致。35kV設(shè)備按前期工程，仍采用AIS設(shè)備，戶外中型，兩列斷路器的布置型式。主變戶外布置，主變間距為5米，不設(shè)置防火墻。10kV配電裝置采用戶內(nèi)金屬鎧裝空氣絕緣斷路器中置移開式開關(guān)柜。1.3.2通用設(shè)計、通用設(shè)備的應(yīng)用本工程為改造工程，未應(yīng)用典型設(shè)計。1.3.3新技術(shù)、新設(shè)備（新材料）、新工藝的應(yīng)用本工程為改造工程，無新技術(shù)、新設(shè)備（新材料）、新工藝的應(yīng)用。1.3.4工程造價的控制措施根據(jù)站址地形、交通條件的特點，為準(zhǔn)確、合理的確定工程設(shè)計方案、節(jié)省投資、節(jié)約土地、保護環(huán)境，除常規(guī)設(shè)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(zhǔn)確測量，以準(zhǔn)確做好變電站站區(qū)總體規(guī)劃。2）對已建設(shè)備進行深化研究，充分利用已建設(shè)備，避免重復(fù)投資。3）進行土石方工程研究，以減少土石方工程、避免購?fù)梁蜅壨?、減少水土流失、避免地質(zhì)不穩(wěn)定現(xiàn)象。4）裝置性材料參照電網(wǎng)建設(shè)工程材料信息價。設(shè)備參照電力建設(shè)工程設(shè)備價格信息。地材（基礎(chǔ)鋼材、水泥、石子、砂子）按照工程沿線當(dāng)?shù)夭牧蟽r格信息（重慶工程造價信息）。1.4主要技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)本改造工程主要技術(shù)方案和經(jīng)濟指標(biāo)統(tǒng)計詳見表1.4-1。表1.4-1主要技術(shù)方案和經(jīng)濟指標(biāo)統(tǒng)計表序號項目技術(shù)方案和經(jīng)濟指標(biāo)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(diào)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6回/6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/改造后單母線接線/單母線分段接線735kV配電裝置型式，斷路器型式、數(shù)量戶外AIS設(shè)備未改造810kV配電裝置型式，斷路器型式、數(shù)量戶內(nèi)開關(guān)柜單列布置空氣絕緣，真空斷路器9地區(qū)污穢等級/設(shè)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(tǒng)，監(jiān)控和遠(yuǎn)動統(tǒng)一考慮，按無人值班設(shè)計11變電站通信方式35kV變電站至上級調(diào)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）0.114控制電纜/光纜（km）1/0.515接地材料/長度（km）無本改造不包括接地系統(tǒng)16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?fù)凉こ塘浚╩3）018邊坡工程量護坡/擋土墻（m2/m3）019變電站道路面積（m2）本期不涉及道路建設(shè)20電纜隧道長度（m）無21水源方案本次改造不涉及給排水22站外供水/排水管線（溝渠）長度（m）-23總建筑面積（m2）本次改造無新建建筑物24地基處理方案超深基礎(chǔ)換填C20毛石混凝土20m325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）44527靜態(tài)投資合計（萬元）436單位造價（元/kVA）346.0328建筑工程費用（萬元）5929設(shè)備購置費用（萬元）20330安裝工程費用（萬元）11431其他費用（萬元）69注：投資金額均為不含稅價。2電力系統(tǒng)2.1電力系統(tǒng)概述2.1.1電網(wǎng)現(xiàn)狀三峽水利萬州片區(qū)電網(wǎng)現(xiàn)狀截止2020年底，并入三峽水利萬州片區(qū)電網(wǎng)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(wǎng)（以下簡稱“渝網(wǎng)”）110kV聯(lián)網(wǎng)線路3回，可輸送300MW；與湖北電網(wǎng)（以下簡稱“鄂網(wǎng)”）通過1回220kV線路和1回110kV線路聯(lián)網(wǎng)，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(wǎng)主網(wǎng)架，35kV輻射供電為補充的地方電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。與渝網(wǎng)110kV聯(lián)網(wǎng)，與鄂網(wǎng)220kV和110kV聯(lián)網(wǎng)，并有多座地方小水電站上網(wǎng)。與渝網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)線路和鄂網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)線路因技術(shù)原因不允許并網(wǎng)運行，三峽水利萬州片區(qū)電網(wǎng)一般分為“渝網(wǎng)片區(qū)”和“鄂網(wǎng)片區(qū)”運行。三峽水利以農(nóng)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(nóng)村35kV高壓配電網(wǎng)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。武陵供區(qū)存在的問題（1）武陵變電站現(xiàn)運行S7系列主變1臺，容量為6300KVA，該變壓器運行年限較久，屬于國家命令淘汰的高耗能變壓器。（2）10kV開關(guān)柜設(shè)備因運行年限長，刀閘機構(gòu)陳舊，不易操作，已不能滿足運行發(fā)展要求，需進行整體更換。（3）武陵場鎮(zhèn)規(guī)模擴大及周邊用電負(fù)荷的增加，武陵變電站現(xiàn)運行設(shè)備不能滿足該區(qū)域負(fù)荷增長需求。（4）武陵變電站現(xiàn)運行S7系列主變1臺，容量為6300KVA，該變壓器運行年限較久，屬于國家命令淘汰的高耗能變壓器。運行維護困難，變壓器損耗較高，不利于節(jié)能減排。武陵變電站單變運行，不滿足主變N-1校驗，供電可靠性較差。2.1.2擬改造變電站概述武陵35kV變電站建設(shè)于90年代末期，35kV系統(tǒng)規(guī)劃3回35kV架空線進線，2回主變出線，主接線為單母線，布置型式為戶外中型斷路器雙列布置。主變規(guī)劃為2臺35/10kV6300kVA主變，戶外布置。10kV系統(tǒng)規(guī)劃為2回變壓器進線，3回架空線出線，2回電容器出線（采用電纜），1回站變；主接線為單母線分段，布置型式為戶內(nèi)。35kV采用DW16油斷路器、GW5型隔離開關(guān)等設(shè)備；主變?yōu)镾7型無勵磁油浸式變壓器；10kV配電裝置為GG-1A系列開關(guān)柜；繼電保護裝置為繼電器。歷經(jīng)多次技術(shù)改造后，武陵35kV變電站現(xiàn)狀為：35kV系統(tǒng)主接線為單母線，設(shè)置2回架空線進線，1回主變出線，1回PT間隔，1回站變間隔。主要設(shè)備為：ZW7型35kV真空斷路器、GW4型隔離開關(guān)。上述設(shè)備為2018年更換，可繼續(xù)使用。主變?yōu)?臺S7型無勵磁油浸式變壓器。該設(shè)備需更換。10kV系統(tǒng)主接線為單母線（僅建設(shè)Ⅰ段母線），設(shè)置3回架空線進線，1回主變出線，1回PT間隔，1回站變間隔，1回電容器出線間隔。10kV配電裝置為GG-1A系列開關(guān)柜。該裝置防護等級完全不能滿足現(xiàn)變配電室要求，且刀閘機構(gòu)陳舊，不易操作。該設(shè)備需要更換。繼電保護系統(tǒng)2018年改造，目前采用的是微機型繼電保護裝置。該設(shè)備可繼續(xù)使用。本次增容改造工程主要工作量為：1）更換1#主變及10kV出線母線橋；2）更換10kVⅠ段母線配電裝置，包括7面開關(guān)柜；3）新建2#主變及10kV出線母線橋；4）新建10kVⅡ段母線配電裝置，包括8面開關(guān)柜；5）新建35kV新武線、35kV龍武線線路PT；6）新建2#主變保護測控屏、新建電度表屏、改造公用測控屏、改造10kV 線路保護測控屏等；7）新建10kV無功補償1套，容量1200kvar；8）滿足上述設(shè)備改造所需的土建工程；本次改造完成后，武陵35kV變電站的規(guī)模為：35kV雙回進線，2臺主變，6回10kV出線。供電可靠性、安全型進一步提高，增強武陵供區(qū)電力保障能力。2.1.3潮流計算1）計算目的通過對系統(tǒng)互聯(lián)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(wǎng)潮流分布情況。2）計算網(wǎng)絡(luò)2025年規(guī)劃網(wǎng)架和負(fù)荷水平。3）功率因素計算負(fù)荷功率因數(shù)取0.95。發(fā)電機組功率因數(shù)最低取0.85，水電機組功率因數(shù)最高取1.00。4）潮流計算結(jié)果及分析從潮流計算結(jié)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(xiàn)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(wǎng)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(wǎng)規(guī)劃和規(guī)劃網(wǎng)架結(jié)構(gòu)為基礎(chǔ)。（2）計算水平年取2025年。（3）基準(zhǔn)容量：100MVA；基準(zhǔn)電壓：,Uj1=37KV,Uj2=10.5KV。（4）武陵35kV變電站35kV母線短路容量為399MVA。2）計算結(jié)果根據(jù)電網(wǎng)遠(yuǎn)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6.22615.84910kV母線（并列）6.516.54810kV母線（分列）3.8169.7132.1.5無功補償1）無功補償計算根據(jù)《電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術(shù)導(dǎo)則》等相關(guān)規(guī)程規(guī)范要求，110kV變電站無功補償容量按照主變?nèi)萘康?5%～30%配置，并滿足變壓器最大負(fù)荷時高壓側(cè)功率因數(shù)不低于0.95，在低谷負(fù)荷時功率因數(shù)不應(yīng)高于0.95、不低于0.92；以及“在系統(tǒng)輕負(fù)荷時，對110kV及以下的變電所，當(dāng)電纜線路較多且在切除并聯(lián)電容器組后，仍出現(xiàn)向系統(tǒng)側(cè)送無功功率時，應(yīng)在變電所中、低壓母線上裝設(shè)并聯(lián)電抗器”。根據(jù)系統(tǒng)論證結(jié)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(lián)電容器。為防止5次諧波，并聯(lián)電容器裝設(shè)電抗率為5%的干式空芯串聯(lián)電抗器。2.1.6電容電流武陵35kV變電站10kV出線目前為3回架空線，按單回5km計，出線總長度15km，計算10kV架空線線路電容電流如下：Ic1=0.025×15=0.375A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）≈3.92（A）依據(jù)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(tǒng)和35kV、66kV系統(tǒng)，當(dāng)單相接地電容電流超過10A時，應(yīng)采用消弧線圈接地方式。根據(jù)以上計算結(jié)果，IC=3.92A＜10A，因此建議本系統(tǒng)采用不接地方式。2.2改造后的建設(shè)規(guī)模2.2.1改造后的主變規(guī)模遠(yuǎn)期主變?nèi)萘繛?×6.3MVA，電壓等級為35/10kV；本期主變?nèi)萘繛?×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3回，本期2回；2）10kV出線：終期6回，本期6回。2.2.3改造后的無功補償無功補償容量終期為2×1200kvar電容器；本期為2×1200kvar電容器。2.3主要電氣參數(shù)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(diào)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(yuǎn)期共3回，采用單母線接線；本期共2回，采用單母線接線；10kV出線遠(yuǎn)期共6回，采用單母線分段接線；本期共6回，采用單母線分段接線。3電氣一次部分3.1現(xiàn)狀描述35kV系統(tǒng)主接線為單母線，設(shè)置2回架空線進線，1回主變出線，1回PT間隔，1回站變間隔。主要設(shè)備為：ZW7型35kV真空斷路器、GW4型隔離開關(guān)。上述設(shè)備為2018年更換，可繼續(xù)使用。主變?yōu)?臺S7型無勵磁油浸式變壓器。該設(shè)備需更換。10kV系統(tǒng)主接線為單母線（僅建設(shè)Ⅰ段母線），設(shè)置3回架空線進線，1回主變出線，1回PT間隔，1回站變間隔，1回電容器出線間隔。10kV配電裝置為GG-1A系列開關(guān)柜。該裝置防護等級完全不能滿足現(xiàn)變配電室要求，且刀閘機構(gòu)陳舊，不易操作。該設(shè)備需要更換。3.2改造后的電氣主接線3.2.1建設(shè)規(guī)模本站設(shè)計規(guī)模見表3.2-1所示：表3.2-1武陵35kV變電站建設(shè)規(guī)模序號項目改造前改造后1主變壓器1×6.3MVA2×6.3MVA235kV出線（回）22310kV出線（回）36410kV無功補償1×1200kvar2×1200kvar535kV站用變1×50kVA1×50kVA610kV站用變1×50kVA1×100kVA3.2.2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(diào)壓電力變壓器，容量為6.3MVA，電壓等級為35/10kV，遠(yuǎn)景2臺，本期2臺。改造前為1臺1#主變，擬拆除更換該1#主變，并新建2#主變。35kV電氣接線35kV本期及遠(yuǎn)景均采用單母線接線。35kV配電裝置本次不改造PT間隔、站用變間隔、1#主變出線間隔；2回出線間隔各增加線路互感器1組；新建2#主變出線間隔。10kV側(cè)電氣接線本期及終期均采用單母線分段接線，共6回出線間隔，2回變壓器進線間隔，2回電容器出線間隔，1回站變間隔間隔。本次改造將拆除原Ⅰ段母線上的7臺配電裝置。新建Ⅰ段、Ⅱ段母線，共計15面配電裝置。無功補償經(jīng)系統(tǒng)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(cè)采用1組戶外框架式電容補償裝置。本次改造擬新建2#電容器組。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(tǒng)，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(cè)為不接地系統(tǒng)，主變10kV側(cè)中性點采用不直接接地方式。3.3短路電流計算及主要設(shè)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(wǎng)規(guī)劃和規(guī)劃網(wǎng)架結(jié)構(gòu)為基礎(chǔ)。（2）計算水平年取2025年。（3）基準(zhǔn)容量：100MVA；基準(zhǔn)電壓：,Uj1=37KV,Uj2=10.5KV。（4）武陵35kV變電站35kV母線短路容量為399MVA。2）計算結(jié)果根據(jù)電網(wǎng)遠(yuǎn)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6.22615.84910kV母線（并列）6.516.54810kV母線（分列）3.8169.713根據(jù)以上計算結(jié)果，電氣設(shè)備的短路電流水平取值如下：35kV側(cè)設(shè)備短路電流水平35kV側(cè)設(shè)備短路電流水平與改造前保持一致，為31.5kA；10kV側(cè)設(shè)備短路電流水平10kV側(cè)設(shè)備短路電流水平取31.5kA。3.3.2導(dǎo)體和主要電氣設(shè)備的選擇原則和依據(jù)系統(tǒng)概況1）額定頻率系統(tǒng)的額定頻率為50Hz。2）系統(tǒng)標(biāo)稱電壓系統(tǒng)的標(biāo)稱電壓分別為35kV、10kV。3）最高運行電壓系統(tǒng)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(tǒng)：避雷器接地；10kV系統(tǒng)：不接地。設(shè)備運行環(huán)境條件設(shè)備運行環(huán)境條件參數(shù)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(nèi)-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(shù)1.67以上離地面高10m處，維持10min的平均最大風(fēng)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(shè)備運行環(huán)境條件參數(shù)表3.3.3導(dǎo)體和主要設(shè)備選擇結(jié)果主變壓器主變壓器不設(shè)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(shè)1立方米成品消防砂池。主變壓器選擇結(jié)果表見表3.3-2。表3.3-2主變壓器選擇結(jié)果表項目參數(shù)型式三相雙繞組油浸自冷式有載調(diào)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(cè)無高壓側(cè)中性點無35kV配電裝置35kV選擇戶外開關(guān)設(shè)備，斷路器操動機構(gòu)為彈簧機構(gòu)。35kV配電裝置選擇結(jié)果表詳見表3.3-3。表3.3-335kV配電裝置選擇結(jié)果表序號設(shè)備名稱型式及主要參數(shù)140.5kV戶外開關(guān)設(shè)備斷路器40.5kV,1250A,25kA/4s,63kA隔離開關(guān)40.5kV,1250A,25kA/4s,63kA接地開關(guān)40.5kV,1250A,25kA/4s,63kA電流互感器出線間隔：電磁式，40.5kV200-300-400/55P3030VA200-300-400/55P3030VA200-300-400/50.530VA200-300-400/50.2S30VA2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(guān)柜選擇金屬鎧裝移開式封閉開關(guān)柜，斷路器操動機構(gòu)為一體化彈簧機構(gòu)，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(cè)容量為6.3MVA，經(jīng)綜合考慮，本工程10kV系統(tǒng)，母線額定電流選擇為1250A，進線及母聯(lián)額定電流選擇為1250A。10kV配電裝置選擇結(jié)果表詳見表3.2-6。表3.3-410kV配電裝置選擇結(jié)果表序號設(shè)備名稱型式及主要參數(shù)110kV開關(guān)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，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(guān)12kV，31.5kA/4s，80kA氧化鋅避雷器YH5WZ-17/45，附放電計數(shù)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1200kvar，每段10kV母線裝設(shè)1組無功補償。串聯(lián)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(guān)柜內(nèi)，采用熔斷器保護。根據(jù)站用負(fù)荷統(tǒng)計結(jié)果，站用負(fù)荷為43.4kVA。同時考慮到后期增加消防主泵，功率按15kW考慮，啟動方式為直接啟動，故站用變?nèi)萘拷ㄗh為100kVA。其主要設(shè)備參數(shù)如下：站用變：SCB□-100kVA；導(dǎo)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(shè)備引線按回路通過的最大電流選擇導(dǎo)體截面，按發(fā)熱條件校驗；3）10kV出線截面根據(jù)負(fù)荷確定。表3.3-5導(dǎo)體選擇結(jié)果表電壓回路名稱回路工作電流（A）導(dǎo)體型號載流量（A）導(dǎo)體截面控制條件（環(huán)境溫度25℃）35kV主變出線≤110JL/G1A,185/25400按長期允許電流控制10kV母線≤700開關(guān)柜廠家提供1250按雙變壓器并列運行考慮主變進線≤350TMY80×81200按長期允許電流控制出線≤200ZC-YJV-8.7/153×120330暫定，按負(fù)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(jù)《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設(shè)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(shè)置1組避雷器；2）35kV母線配置1組避雷器；3）35kV主變壓器進線配置1組避雷器。10kV部分1）10kV主變壓器進線側(cè)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(yīng)電壓危及低壓繞組絕緣；2）10kV開關(guān)柜每組母線配置1組氧化鋅避雷器，置于母線設(shè)備隔離手車之后；3）10kV電容器回路，在斷路器的非電源側(cè)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(shè)避雷器。主變壓器10kV出線處裝設(shè)避雷器。3.4.235kV電氣設(shè)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(tǒng)金屬氧化物避雷器使用導(dǎo)則》選型，其主要參數(shù)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(shè)備的絕緣水平35kV電氣設(shè)備的絕緣水平，以避雷器雷電沖擊5kA殘壓為基準(zhǔn)，配合系數(shù)不小于1.4，見表3.4-2。表3.4-235kV電氣設(shè)備絕緣水平設(shè)備名稱設(shè)備耐受電壓值配合系數(shù)雷電沖擊電壓（kV，峰值）配合系數(shù)配合系數(shù)全波截波內(nèi)絕緣外絕緣內(nèi)絕緣外絕緣主變壓器2002002208580實際配合系數(shù)200/134=1.49其他設(shè)備1851859595斷路器斷口1851859595隔離開關(guān)斷口215118*僅電流互感器承受截波耐壓試驗。3.4.310kV電氣設(shè)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(shù)參數(shù)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(shè)備及主變壓器中性點絕緣水平10kV電氣設(shè)備及主變中性點的絕緣水平按國家標(biāo)準(zhǔn)選取。有關(guān)取值見表3.4-4。表3.4-410kV電氣設(shè)備及主變壓器中性點絕緣水平設(shè)備名稱設(shè)備耐受電壓值配合系數(shù)雷電沖擊電壓（kV，峰值）1min工頻耐壓（kV，有效值）配合系數(shù)全波截波內(nèi)絕緣外絕緣內(nèi)絕緣外絕緣主變壓器10kV側(cè)7575753535實際配合系數(shù)75/45=1.67截波配合系數(shù)75/51=1.47斷路器斷口間7575753535其他設(shè)備757542423.5電氣總平面布置及配電裝置3.5.1現(xiàn)狀描述本工程站區(qū)已建設(shè)綜合用房一座，包括輔助用房及二次設(shè)備室。二次設(shè)備室滿足本次改造布置需要。本工程站區(qū)已建設(shè)10kV配電室一間，本次改造需改造配電裝置基礎(chǔ)。3.5.2電氣總平面布置方案本次改造不改變原電氣總平面布置。開關(guān)設(shè)備、變壓器設(shè)備改造均在前期設(shè)備位置或預(yù)留位置進行改造建設(shè)。1）35kV配電裝置35kV配電裝置為中型、斷路器雙列布置，每列5回間隔，每回間隔寬度5米。母線長度25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(diào)壓電力變壓器，布置在35kV配電裝置與10kV配電室之間，戶外布置；二臺主變“一”字型布置。主變壓器35kV側(cè)采用架空線與35kV配電裝置相連接，10kV側(cè)采用母線橋與10kV開關(guān)柜相連接。3）10kV配電裝置10kV配電裝置戶內(nèi)單列布置。由于原配電室中有隔墻，經(jīng)土建確認(rèn)，該建筑為磚混結(jié)構(gòu)，隔墻無法拆除，開洞的施工難度較大，故10kV兩段母線采用電纜連接。4）10kV電容器10kV電容器采用框架式成套設(shè)備戶外布置，擬在變電站東側(cè)建設(shè)，定位為事故油池以北6米，并距離北側(cè)避雷器距離大于5米；距離道路1.5米，并保證距離東側(cè)圍墻距離大于1.5米。5）站用變10kV站用變布置在10kV開關(guān)柜內(nèi)。3.5.3各級電壓配電裝置選型及布置35kV配電裝置35kV配電裝置采用中型、斷路器雙列布置，每列5回間隔，每回間隔寬度5米。母線長度25米。10kV配電裝置10kV配電裝置采用金屬鎧裝移開式開關(guān)柜，戶內(nèi)單列布置，主變壓器進線為母線橋加三相共箱母線、出線及無功補償均采用電纜方式。電氣設(shè)備抗震措施本站區(qū)附近無大型活動斷裂存在，根據(jù)《建筑抗震設(shè)計規(guī)范》（2008版GB50011—2010）附錄A中我國主要城鎮(zhèn)抗震設(shè)防烈度、設(shè)計基本地震加速度和設(shè)計地震分組，本站區(qū)抗震設(shè)防烈度的為Ⅵ度，設(shè)計地震分組為第一組，《中國地震動參數(shù)區(qū)劃圖》（GB18306-2015）規(guī)定，設(shè)計基本地震加速度值為0.05g。本工程電氣設(shè)施抗震要求滿足中華人民共和國國家標(biāo)準(zhǔn)《電力設(shè)施抗震設(shè)計規(guī)范》GB50260-2013，具體措施如下：1）設(shè)備引線和設(shè)備間連線采用軟導(dǎo)線，其長度留有余量。當(dāng)采用硬母線時，設(shè)置伸縮接頭過渡。2）電氣設(shè)施牢固可靠焊接在設(shè)施預(yù)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次改造拆除原10kV站變，新建10kV站變1臺；原35kV站變利舊。本次新建站變至控制室原交流屏電纜利舊，電纜敷設(shè)增加耐火槽盒。本次改造不涉及交流屏。3.6.2站用負(fù)荷統(tǒng)計及站用變?nèi)萘窟x擇站用負(fù)荷統(tǒng)計詳見表3.6-1。表3.6-1站用變?nèi)萘坑嬎憬Y(jié)果表序號名稱單位容量臺數(shù)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(shè)備室空調(diào)886軸流風(fēng)機0.2588227守衛(wèi)人員生活負(fù)荷∑P1=35kW二.斷續(xù)不經(jīng)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(diào)壓機構(gòu)0.75221.51.5按35kV變電站最終運行規(guī)模統(tǒng)計（取同時系數(shù)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(guān)柜防潮0.2173.4∑P2=4.2kW四、照明1戶內(nèi)照明332屋外配電裝置33∑P3=6kW四、檢修負(fù)荷20kW站用變壓器容量S>35×0.85+3.45+4.2+6=43.4kVA另，考慮到本站后期可能進行的消防設(shè)備改造，消防泵功率考慮為15kW，一用一備；消防穩(wěn)壓泵功率考慮為11kW，一用一備。消防泵及消防穩(wěn)壓泵不參與負(fù)荷計算，但應(yīng)考慮消防泵全壓啟動。經(jīng)以上計算并考慮后期消防改造后消防泵的全壓啟動，建議本次改造的站用變壓器容量選用100kVA。3.6.3站用配電裝置布置及設(shè)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照明及檢修電源改造。3.7防雷接地3.7.1防直擊雷本次改造不涉及平面布置變化，設(shè)備仍在原避雷針保護范圍內(nèi)。3.7.2接地本站主接地網(wǎng)設(shè)施在前期工程已建設(shè)完畢，本期工程新增電氣設(shè)備的支架、基礎(chǔ)預(yù)埋件要求采用2根60×6熱鍍鋅扁鋼從不同方向就近引接與原主接地網(wǎng)可靠焊接。3.8電纜設(shè)施3.8.1電纜選型為滿足本站電纜防火、電磁屏蔽等設(shè)計要求，站內(nèi)電纜選型情況如下：高壓電力電纜：并聯(lián)電容器用10kV電力電纜采用交聯(lián)聚乙烯絕緣聚氯乙烯內(nèi)護層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(lián)聚乙烯絕緣聚氯乙烯內(nèi)護層聚氯乙烯外護套阻燃銅芯電力電纜（ZC-YJV-0.6/1）?？刂齐娎|：選用聚氯乙烯絕緣銅帶繞包總屏蔽聚氯乙烯護套阻燃控制電纜（ZC-KVVP2/-0.75）。3.8.2電纜敷設(shè)方式本工程的電纜敷設(shè)采用電纜溝敷設(shè)為主，穿電纜保護管敷設(shè)為輔的敷設(shè)方式。二次電纜敷設(shè)，總體考慮為單層敷設(shè)，局部地方考慮雙層敷設(shè)。電力電纜與控制電纜分溝敷設(shè)。3.8.3電纜防火為了防止電纜著火和火災(zāi)蔓延，本工程將采取如下措施1）多芯電纜應(yīng)采用擠包內(nèi)襯層，不得采用繞包內(nèi)襯層。2）電纜溝轉(zhuǎn)彎處兩側(cè)溝壁均采用45o倒角并滿足電纜轉(zhuǎn)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(cè)各1m范圍內(nèi)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(yīng)布置在不同支架層。5）各電纜每隔30m應(yīng)在電纜外皮加印不可擦除褪色的電纜編號。6）靠近含油設(shè)備（如電纜終端或電壓、電流互感器等）的電纜溝蓋板，應(yīng)予以密封處理。7）同一層支架上電纜排列的配置，應(yīng)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(yīng)疊置；（3）電力電纜的相互間應(yīng)有1倍電纜外徑的空隙。

4二次系統(tǒng)部分4.1二次系統(tǒng)現(xiàn)狀及改造方案概述4.1.1繼電保護設(shè)備現(xiàn)狀及改造方案全站繼電保護設(shè)備配置現(xiàn)狀如下變壓器保護裝置由4套裝置組成：1#主變差動（型號為長園深瑞ISA-387GA）、1#主變非電量（型號為長園深瑞ISA-361G）、1#主變高后備（型號為長園深瑞ISA-388G）、1#主變低后備（型號為長園深瑞ISA-388G）。線路保護裝置10kV線路保護裝置共計3套，型號為長園深瑞ISA-351G。35kV線路保護裝置共計2套，型號為長園深瑞ISA-367G。電容器保護裝置共計1套，型號為長園深瑞ISA-359GA。測控裝置共計2套公用測控裝置，型號為長園深瑞ISA-342GA。完成全站站變、母線等的測控。全站二次設(shè)備現(xiàn)狀及組屏見圖JZ21/CQWZ-02C-D0203。設(shè)備布置現(xiàn)狀二次設(shè)備室共計16面屏柜，為雙排布置，每排8面屏（不含預(yù)留）。第一排屏，左起第一個位置為預(yù)留位置，但該位置靠近電纜溝，若在該位置安裝二次屏，存在與電纜溝蓋板發(fā)生沖突的可能。第二排屏，右起第一、第二位置為預(yù)留位置，該位置擬為本次改造新建2面保護屏位置。繼電保護設(shè)備改造方案1）原公用測控屏內(nèi)裝置1-22n可采集2組站變電壓電流，目前僅用1組，本次改造擬使用另1組。本次改造不增加站用變測控裝置。2）原公用測控屏內(nèi)裝置2-22n可采集3組母線電壓，目前僅使用1組采集35kV母線電壓。目前10kV母線電壓接入PT并列裝置。本次改造新增加10kV母線電壓擬接入原PT并列裝置。本次改造不增加母線測控裝置。3）利用原公用測控屏內(nèi)裝置2-22n備用開入點作為本工程遙信接入。4）拆除原通信屏內(nèi)載波設(shè)備，安裝電度表。屏內(nèi)安裝8只電度表，分別為：4S線路、5S線路、6S線路、2#電容器、10kV母聯(lián)、2#站變、2#主變高壓側(cè)、2#主變低壓側(cè)的電度表。5）增加2#主變保護測控屏1面，包括差動保護裝置、非電量保護裝置、高后備保護裝置、低后備保護裝置等。并安裝主變自帶的檔位控制器和油溫控制器。6）原1#主變保護測控屏增加安裝主變自帶的檔位控制器和油溫控制器。7）增加2#10kV線路保護屏1面，安裝線路4S、線路5S、線路6S、2#電容器、10kV母聯(lián)保護的保護測控裝置。改造方案設(shè)備平面布置本次改造新建的2面屏（2#主變保護測控屏、2#10kV線路保護測控屏）安裝于預(yù)留位置。4.1.2調(diào)度自動化本次改造不涉及調(diào)度自動化。4.1.3電能計量裝置及電能量遠(yuǎn)方終端電能表配置及組柜現(xiàn)狀本站前期配置的電度表為2018年改造時更換，可繼續(xù)使用。本次改造增加電度表屏1面，包括8只電度表，分別為：4S線路、5S線路、6S線路、2#電容器、10kV母聯(lián)、2#站變、2#主變高壓側(cè)、2#主變低壓側(cè)。電度表屏柜利舊，為原通訊屏。4.1.4系統(tǒng)通信本次改造不涉及通信。4.2改造后的系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置4.2.1系統(tǒng)繼電保護配置方案系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置根據(jù) GB/T14285-2006《繼電保護和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》進行配置，其配置應(yīng)滿足繼電保護的基本要求即可靠性、速動性、選擇性和靈敏性的原則。保護及自動裝置選用微機型，應(yīng)能與計算機監(jiān)控系統(tǒng)進行接口。母線保護本工程不考慮配置母線保護。母聯(lián)保護本工程10kV系統(tǒng)配置母聯(lián)保護。故障錄波器本工程不考慮配置故障錄波裝置。低頻低壓減載低頻低壓減載集成在保護裝置內(nèi)，本期不考慮單獨配置低頻低壓減載裝置。4.2.2安全自動裝置（1）經(jīng)系統(tǒng)穩(wěn)定計算，本站無需配置安全穩(wěn)定裝置。本站不配置獨立的低周低壓減載裝置，該功能由10kV保護測控裝置完成。（2）10kV電壓并列：本站已配置10kV電壓并列裝置，該裝置為2018年改造時更換，可繼續(xù)使用。4.2.3系統(tǒng)保護對通信通道的技術(shù)要求本次改造工程不涉及此部分內(nèi)容，無相關(guān)要求。4.2.4系統(tǒng)保護對相關(guān)專業(yè)的要求（1）對電流互感器的技術(shù)要求本工程電流互感器的二次電流設(shè)計為5A。每回35kV線路應(yīng)提供4組二次CT繞組，其中一組5P級繞組用于線路保護，一組5P級繞組備用，一組0.5級繞組用于測量，一組0.2S級繞組備用，測量、計量繞組應(yīng)帶中間抽頭。每回35kV變壓器應(yīng)提供4組二次CT繞組，其中一組5P級繞組用于差動保護，一組5P級繞組用于后備保護，一組0.5級繞組用于測量，一組0.2S級繞組用于計量，測量、計量繞組應(yīng)帶中間抽頭。（2）對電壓互感器的技術(shù)要求母線電壓互感器：應(yīng)提供兩組Y形和一組開口三角形二次繞組，其中一組0.2S級Y形繞組用于計量，一組0.5（3P）級Y形繞組用于保護和測量，開口三角形繞組用于保護。線路電壓互感器：每回35kV線路出線側(cè)配置單相電壓互感器作為重合閘檢同期及線路備自投用。（3）對斷路器的技術(shù)要求35kV斷路器配一組獨立的跳閘線圈，一組合閘線圈，斷路器防跳及相關(guān)壓力閉鎖功能應(yīng)由斷路器本體實現(xiàn)。（4）對直流電源的技術(shù)要求本站重要直流負(fù)荷電源采用輻射形方式供電，35kV線路保護與操作回路由一路獨立的直流電源供電；10kV保護及操作回路采用環(huán)網(wǎng)供電。4.2.5繼電保護設(shè)備與變電站自動化系統(tǒng)的接口方案繼電保護與監(jiān)控系統(tǒng)的信息交換可采用以下兩種方式：（1）保護的跳閘信號以及重要的告警信號采用硬接點方式接入I/O測控裝置。（2）監(jiān)控系統(tǒng)以網(wǎng)口的方式與保護裝置連接獲取保護信息，通信規(guī)約采用DL/T860(IEC61850),接口采用以太網(wǎng)。4.3調(diào)度自動化4.3.1變電站調(diào)度組織關(guān)系本工程相關(guān)部分隸屬三峽水利調(diào)度中心，由三峽水利調(diào)度中心調(diào)度，因此本站遠(yuǎn)動信息需要傳輸至三峽水利調(diào)度中心。4.3.2遠(yuǎn)動信息內(nèi)容、傳輸方式和通道要求1、遠(yuǎn)動信息內(nèi)容遠(yuǎn)動信息內(nèi)容根據(jù)現(xiàn)行部頒《電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設(shè)計技術(shù)規(guī)程》、《地區(qū)電網(wǎng)調(diào)度自動化設(shè)計技術(shù)規(guī)程》以及三峽水利公司調(diào)度中心的要求確定。本站應(yīng)向調(diào)度自動化主站系統(tǒng)組織的遠(yuǎn)動信息內(nèi)容范圍應(yīng)包括如下：（1）遙測量：◆35kV線路有功、無功功率、三相電流、