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本次设计电缆选用。
设备状态检测根据设计规范要求，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。
目前现有主变配置了套油在线检测装置，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，故本工程扩建主变配置套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氧化碳气体现在检测。
防雷全站设座高的避雷针级在配电装置设支米高构支架避雷针进行直击保护线路避雷线引接到配电装置出线门型架的地线柱上。
全站防雷设计已在期工程中建成并能满足全站的直击雷保护，故本期工程不考虑防雷设计。
接地全站主接地网在期工程中已全部完成，本次工程只把新建设备的构支架设备外壳等用的镀锌扁钢与主接地网可靠连接即可。
电缆敷设及防火。
电缆的辐射外中型布置，出线回，预留回出线回，预留回出线回，预留回。
站区西南区域为配电装置，紧挨配电装置北侧为主变区域，主变以北为配电装置，主控室及辅助厂房，主变以西为无功补偿装置区域，主变规模为单母线分段接线，均采用单母线接线，单母线上接电容器，中性点接消弧线圈。
变电站布置形式本次在站内的改造时在期规划完成的基础上进行的。
本变电站采用户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级，常规的电压互感器计量绕组精度为级，电流互感器精度为级。
变电站电气部分变电站现状电气主接线本变电站电压等级为出线间隔计量表计精度均按级配置。
电能量远方终端站内期工程中在电度表屏已配置了套电能量远方终端，本次扩建间隔接入期系统中即可。
对的要求配置计量专用的电压电流互感器二次绕组。
电能计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遥控新上断路器的分合闸操作主变中性点隔离开关的分合操作遥调主变档位的调节计量系统表计的位置本次扩建新上主变三侧及遥信新上断路器位置信号新上隔离开关位置信号新上线路主要保护动作信号新上断路器重合闸动作信号主变中性点接地隔离开关位置信号主变保护动作信号主变本体保护动作信号主变三侧后备保护动作信号主变调压分接。
Ⅰ段母线电压分段断路器电流新上线路有功功率和电流Ⅰ段母线电压线上Ⅰ段无功补偿装置的无功功率Ⅰ段母线电压用于计量系统的数据新上线路有功电能量数据四象限无功电能量数据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运动信息配置内容用于的遥测信息主变高中低压侧有功功率无功功率和电流。
新上线路有功功率无功功率有功电能量和电流期工程中已经完善，本次扩建不考虑系统通信部分。
系统自动化运动系统方案变系统运动在期工程中已经完善，本次扩建只需将扩建间隔接入期系统中即可。
运动信息配置运动信息配置原则运动信息采集考虑其接入装置。
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。
调度通信系统方案变系统通信部分在进线间隔接入备用通道即可。
故障录波的系统在期工程中已按终期规模配置了面微机故障录波柜，故本期扩建工程只需将主变进线间隔接入备用通道即可。
备用投在变侧均配置套微机备用电源自动统继电保护线路保护变的两回出线在期工程中，已经配置了微机线路保护柜。
母线保护变的母线在期工程中已按最终规模配置了面微机母差保护柜，故本期扩建工程只需将主变电负荷现有负荷年新增负荷新增负荷二变容量四容载比从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。
二次系统系寨线本次扩建回线。
规划方向为县城区域。
主变容量的选择目前变电站现有负荷，截止年底负荷约为，年底负荷约为。
变电力平衡表项目现状年年最大供电容量二最大用成投运，届时西川变可由黄泥湾变主供。
因此炳积线线路不需改造，维持现状。
接线现有回出线分别至大河家变回吹麻滩回安集变回铺川回。
接线现有回出线分别为积环线积环二线积安线积目前变正常运行方式由炳积线供ⅠⅡ段母线。
而且变作为枢纽变电站由积西线供西川变ⅠⅡ段母线。
截止年变负荷约为，西川变负荷约为，炳积线最大输送容量的需求。
年黄泥湾已建县建设关家川变电站座，接入变电站。
接入系统方案接线本次为扩建工程，系统接线维持现状不做调整，即回进线分别为积西线变西川变积炳线炳灵水电站。
目县建设关家川变电站座，接入变电站。
接入系统方案接线本次为扩建工程，系统接线维持现状不做调整，即回进线分别为积西线变西川变积炳线炳灵水电站。
目前变正常运行方式由炳积线供ⅠⅡ段母线。
而且变作为枢纽变电站由积西线供西川变ⅠⅡ段母线。
截止年变负荷约为，西川变负荷约为，炳积线最大输送容量的需求。
年黄泥湾已建成投运，届时西川变可由黄泥湾变主供。
因此炳积线线路不需改造，维持现状。
接线现有回出线分别至大河家变回吹麻滩回安集变回铺川回。
接线现有回出线分别为积环线积环二线积安线积寨线本次扩建回线。
规划方向为县城区域。
主变容量的选择目前变电站现有负荷，截止年底负荷约为，年底负荷约为。
变电力平衡表项目现状年年最大供电容量二最大用电负荷现有负荷年新增负荷新增负荷二变容量四容载比从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。
二次系统系统继电保护线路保护变的两回出线在期工程中，已经配置了微机线路保护柜。
母线保护变的母线在期工程中已按最终规模配置了面微机母差保护柜，故本期扩建工程只需将主变进线间隔接入备用通道即可。
故障录波的系统在期工程中已按终期规模配置了面微机故障录波柜，故本期扩建工程只需将主变进线间隔接入备用通道即可。
备用投在变侧均配置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。
调度通信系统方案变系统通信部分在期工程中已经完善，本次扩建不考虑系统通信部分。
系统自动化运动系统方案变系统运动在期工程中已经完善，本次扩建只需将扩建间隔接入期系统中即可。
运动信息配置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运动信息配置内容用于的遥测信息主变高中低压侧有功功率无功功率和电流。
新上线路有功功率无功功率有功电能量和电流。
Ⅰ段母线电压分段断路器电流新上线路有功功率和电流Ⅰ段母线电压线上Ⅰ段无功补偿装置的无功功率Ⅰ段母线电压用于计量系统的数据新上线路有功电能量数据四象限无功电能量数据遥信新上断路器位置信号新上隔离开关位置信号新上线路主要保护动作信号新上断路器重合闸动作信号主变中性点接地隔离开关位置信号主变保护动作信号主变本体保护动作信号主变三侧后备保护动作信号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遥控新上断路器的分合闸操作主变中性点隔离开关的分合操作遥调主变档位的调节计量系统表计的位置本次扩建新上主变三侧及出线间隔计量表计精度均按级配置。
电能量远方终端站内期工程中在电度表屏已配置了套电能量远方终端，本次扩建间隔接入期系统中即可。
对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级，常规的电压互感器计量绕组精度为级，电流互感器精度为级。
变电站电气部分变电站现状电气主接线本变电站电压等级为，主变规模为单母线分段接线，均采用单母线接线，单母线上接电容器，中性点接消弧线圈。
变电站布置形式本次在站内的改造时在期规划完成的基础上进行的。
本变电站采用户外中型布置，出线回，预留回出线回，预留回出线回，预留回。
站区西南区域为配电装置，紧挨配电装置北侧为主变区域，主变以北为配电装置，主控室及辅助厂房，主变以西为无功补偿装置区域。
进站道路以东为配置装置。
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主变保护屏面线路保护测控屏面线路保护屏面低频低压解列屏面公用测控屏面电度表屏面运动屏面故障录波屏面消弧线圈自动控制屏面小电流屏面直流屏面所用屏母线保护屏面扩建后电气次部分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，主变规模为均采为单母线分段接线，母线上接电容器，中性点接消弧线圈。
变电站扩建后设备校核本次变电站扩建后，新上台主变容量为。
现需对站内各个电压等级设备及导体进行校验。
部分现有设备及导体参数如下断路器为，额定电流，开断电流隔离开关为Ⅱ，额定电流电流互感器为，变比积炳线积西线母联，准确级进线间隔引流线为，母线为。
经校核现有设备及导体均满足扩建后的要求。
部分现有设备及导体参数如下断路器为，额定电流主变进线其余间隔，开断电流隔离开关为，额定二次电流，额定输出均为。
并联电容器组根据省电力设计院次资料提供单本次在扩建的主变侧配置并联的电容器组，容量选择为。
单台主变投切组电容器时，母线电压波动为不大于满足要求。
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。
配电装置导体选择主变进线间隔选用型钢芯铝绞线配电装置导体选择主变进线间隔选用型钢芯铝绞线经校验现有母线，不满足扩建后的要求。
本次将现有母线更换为钢芯铝绞线配电装置导体选择主变进线采用户外母线桥，选用型铜母线。
电容器电缆选择，根据并联电容器装置设规范第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
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