1、住宅小区110kV变电站新建工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录1、 工程概述11.1 设计依据及主要参考资料11.2 工程概况11.3 工程修编原因21.4 设计水平年31.5 主要设计原则31.6 设计范围及配合分2、工32、 电力系统一次42.1 电力系统概况42.2 工程建设必要性及建设时序112.3 主变压器选择122.4 接入系统方案122.5 电气计算202.6 本期主变型式选择及无功配置212.7 导线截面论证212.8 系统对有关电气参数的要求222.9 电力系统一次部分结论及建议223、 电力系统二次233.1 系统继电保护233.2 调度自动化273.3 电能计量装置及电能量远方终端293.4 调度数据通信网络接入设备293.5 二次系统安全防护293.6 系统通信304、 变电站站址选择344.1 选址工作简介344.2 站址概述354.3 站址的拆迁赔偿情况384.4 站址的进出线条件3、384.5 水文气象384.6 工程地质及水源条件394.7 土石方情况424.8 进站道路和交通运输434.9 施工电源434.10 站址环境434.11 通信干扰434.12 施工条件434.13 站址主要技术经济表444.14 签署协议情况445、 变电站工程设想455.1 工程规模455.2 电气主接线465.3 绝缘配合及过电压保护505.4 电气总平面布置及配电装置525.5 站用电及照明545.6 防雷与接地555.7 电缆设施565.8 电气二次575.9 总体规划和总平面布置725.10 建筑规模及结构设想755.11 给排水系统775.12 采暖通风和空气调节系统805.14、3 火灾探测报警与消防系统836、 节能、环保、抗灾措施分析866.1 系统部分866.2 变电部分876.3 环保措施906.4 抗灾措施947、 新技术、新材料、新设备的应用948、 变电站通用设计对比分析959、 送电线路路径选择及工程设想959.1 线路方案959.2 线路说明9710、 投资估算11110.1 工程概况11110.2 编制依据11210.3 投资估算结果11311、 经济性与财务合规性11311.1 从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析。11411.2 财务合规性11712、 结 论117 1、 工程概述1.1 设计依据及主要参考资料1.1.1设计依据（1）XX地5、区2016年度秋季电力市场分析预测报告；（2）XX电力公司“十三五”电网规划滚动调整报告；（3）20172018年110千伏电网规划优选排序报告；（4）国家电网公司输变电工程典型设计2015年版；（5）XX经济技术开发区电力专项规划（20132030年）；（6）设计中标合同。1.1.2遵循的主要规程规范220千伏及110(66)千伏输变电工程可行性研究内容深度规定（Q/GDW 270-2009）； 电力系统设计技术规程（3-DLT 5429-2009）。1.2 工程概况1）项目名称：XX市学府110千伏输变电工程；2）建设规模：新建110千伏变电站1座，远期规模350MVA，本期规模150MV6、A。3）110千伏进出线回路数：远期按2回设计，本期上2回；4）10千伏出线回路数：远期按36回设计，本期上12回。本期电容器上1组，容量3.6+4.8Mvar；远期按每台变电压配置1组3.6+4.8Mvar电容器。5）投产时间：2018年本可研包含工程项目的概况详见表1.2-1。表1.2-1 工程项目概况表 单位：MVA、个、km序号工程名称建设性质型号建设规模投产时间远期本期一110kV变电工程1110kV学府变电站新建350MVA50MVA2018二110kV送电工程1学府变T接响繁、九繁110kV线路新建ZC-YJLW03-110 1630 、ZC-YJLW03-110 18003.17、km2018三配套光纤通信工程1110kV学府变站端通信工程新建20182110kV学府变光纤通信工程新建ADSS光缆9.8km2018普通无金属阻燃光缆8.5km1.3 工程修编原因湖南XX学府110kV输变电工程原可行性研究报告于2014年8月通过国网湖南省电力公司审查，并批复工程立项，批复文号为国网湖南省电力公司关于XX等地区2014年110kV输变电工程可研的批复（湘电公司函发展2014347号），本次修编原因如下。电气一次：原可研采用国家电网公司输变电工程通用设计110（66）500kV变电站分册（2011年版）A2-3方案，全站电气设备全户内布置在一栋生产综合楼内，双层布置，并设置8、电缆层。其中一层布置主变压器、110kV配电装置、10kV配电装置、二次设备室及蓄电池室部分，二层布置无功补偿装置等。修编后采用国家电网公司输变电工程通用设计110(66)智能变电站模块化建设（2015年版）110-A2-4方案，站电气设备全户内布置在一栋一层生产综合楼。电气二次：原可研采用国家电网公司输变电工程通用设计110（66）500kV变电站分册（2011年版）A2-3方案，修编后采用国家电网公司输变电工程通用设计110(66)智能变电站模块化建设（2015年版）110-A2-4方案。变电土建：变电站生产综合楼改为配电装置室，为单层门式刚架轻型钢结构房屋，去掉负一层的电缆层以及值守室。9、改楼梯间为卫生间。生产综合楼尺寸由原来的58.5m19m9.5m修改为58.5m19.6m8.3m。围墙范围不变，征地面积无变化。生产综合楼建筑面积由1700m2改为1061.6m2，建筑体积由7480m3改为6050.9m3。线路部分：1、由于T接点位置变化和电缆路径调整，电缆路径长度由2.95km增加至3.1km。2、由于在霞城路和步步高大道电缆管道由双回敷设改为四回敷设，为满足输送容量的要求，该段电缆由ZC-YJLW03-110 1630改为ZC-YJLW03-110 1800型铜芯电力电缆。路径长度1.3km。3、原版可研设计时，110kV九繁线（#041-#052）和响繁线（#02410、-#035）电缆下地工程处在设计阶段，根据建设时序，电缆T接头未列入本工程；可研修编时该段下地已完成，没有预留T接头，且T接井两侧没有余缆井，两侧全线电缆均未留有余缆，导致更换T接头余缆不足无法实施，因此本次可研阶段考虑更换T接点至九华和响水坝侧两回800mm2的电缆，路径长度0.29km，电缆长度共计0.326=1.92km，更换6个电缆中间接头和6个电缆T接头。1.4 设计水平年学府110kV变电站计划于2018年建成投产，选择2018年作为学府110kV变相应的设计水平年，2025年为远景校核年。1.5 主要设计原则1) 贯彻国家的技术政策和产业政策，执行各专业有关设计规程规定。2) 推11、进资源节约型、环境友好型电网建设，注重环境保护，促进节地、节能、节材。3) 推广采用通用设计、通用造价、通用设备，促进标准化建设。4) 积极采用电网新技术，不断提高电网技术水平。5) 控制工程造价，降低输变电成本。6) 选址选线按照有关规定进行多方案优化比较，同时取得地方政府和相关部门的原则协议，以避免和防止下阶段工作中出现颠覆性因素。1.6 设计范围及配合分工本次学府110kV输变电工程可行性研究重点研究该变电站工程建设的必要性和工程实施的可行性，提出工程设想和投资估算。学府110kV变电站及配套110kV线路工程的可研工作，由我院承担可研报告编制工作。 2、 电力系统一次2.1 电力系统概12、况2.1.1系统现状2.1.1.1 XX市电力系统现状截至2016年底，XX地区全口径电源装机容量550.3MW，其中水电装机容量32.8MW，其他装机容量517.5MW。截至2016年底，国网XX供电公司拥有500kV变电站1座，变电容量2000MVA，500kV架空线路共6条，长度308 km；220kV变电站14座，变电容量3980MVA，220kV架空线路共39条，长度667.34 km；110kV公变48座，主变80台，变电容量2578.3MVA，110kV公用线路条数59条，长度710.5km。2016年XX电网统调供电量为84.7亿kWh，统调负荷约为1724.8MW。2016年13、底XX市35kV及以上电网地理接线图见附图01。2.1.1.2 XX经开区电力系统现状XX经开区成立于2003年11月，2011年9月经国务院批准升级为国家级经济技术经开区。XX经开区位于XX市河西响水乡，东临湘江，与昭山风景名胜区隔江相望；西邻XX大学；南接XX市雨湖老城区，离XX市火车站2km；北连省会XX市大河西先导区坪含组团，距XX市中心27km，区域总面积为138.30 km2，主要包括高档商居北片、高档商居南片、工业新区、国际服务区北片、国际服务区南片、沪昆高铁区、现代物流区七大功能片区。另外，还包含湖南科技大学片区、以及与羊牯-赤马-万楼片区重叠部分的两片城市规划区。具体见插图214、.1-1。插图2.1-1 XX经济技术开发区片区划分示意图截至2016年底，XX经开区电网有少量分布式电源，所需电力主要从外部输入，XX经开区电网拥有110kV公用变电站1座，主变2台，即谢家湾变(231.5MVA)；110kV专用变电站2座，主变4台，即中冶京城变(25+50MVA)、吉利变(220MVA)。XX经开区电网拥有110kV线路13条，线路总长度145km。截至2016年底，XX经开区电网共拥有28条10kV中压线路，其中公用线路19条，专用线路9条。19条公用线路中，架空线路2条，电缆线路17条；10kV线路平均分段数为4.2段/条，互联率较低。XX经开区目前由谢家湾110kV15、变、红砂110kV变电站和九华220kV变以10kV供电，另外，还有吉利和中冶京诚两座110kV专变供电。2015年最大负荷为87.5MW，2016年为95.3MW。两座110kV专变负荷相对稳定(11.0+8.0MW)，XX经开区电网2016年供电量为6.0亿kWh。当前，与本工程相关的经开区电网存在的主要问题有：（1）XX经开区110kV变电站站点较少，容量无法满足经开区负荷快速发展的需求；（2）XX经开区南部10kV网络结构较薄弱，互联率较低；且其中九英线、九汽线、谢华线、谢嘉线、谢水线、谢红线10kV线路供电半径较大。经开区由于缺乏可以形成互联的高压布点，部分线路为单射、双射等结构。表16、2.1-1 拟建学府站址周边变电站基本情况序号变电站名称电压等级容量（MVA）2014年负荷（MW）2014年负载率2015年负荷（MW）2015年负载率2016年负荷（MW）2016年负载率备注1谢家湾1106328.845.7%23.337.0%26.542%2繁城11081.555.968.6%5263.8%59.873.4%注：最大负荷为地区统调最大负荷时刻数据，2016年数据为1-8月份统调最大负荷时刻数据。表2.1-2 拟建学府站址周边现有10kV线路基本情况序号10千伏线路导线型号/长度（主干线）配变装接容量（kVA）14年负荷（最大电流A）15年负荷（最大电流A）供电范围内配变17、装接容量1九英线YJV22-40026995281281118152九汽线YJV22-40026885479483178203谢嘉线YJV22-30016405178249128354谢华线YJV22-2401647532693130705繁船线YJV22-300、LGJ-2401457045245550006繁三线YJV22-300、LGJ-240779525511115507繁护III线YJV22-300、LGJ-2401324032821782958繁护IV线YJV22-300、LGJ-24095454743873790以上8回10kV线路接装容量达74.175MVA，2015年最大负荷18、达37.25MW，其中学府供区范围接装容量约为24.65MVA，负荷约11.6MW。2.1.2 负荷预测2.1.2 2.1.2.1 XX电网负荷预测根据XX地区2016年度秋季电力市场分析预测报告负荷预测内容，XX市用电负荷预测结果见表2.1-3。表2.1-3 XX电网负荷负荷预测表单位：MW、亿kWh 年 份项 目201520162017202020152020年年均增长率XX电网最大负荷15051724.8166619625.7%供电量83.3184.785.3897.753.2%2015年2020年随着经济形势的企稳转好，XX电网用电负荷增长较快。2020年，XX电网最大用电负荷将达1919、62MW，供电量为97.75亿kWh。2.1.2.2 XX经开区负荷预测根据XX经开区电力负荷发展情况，“十二五”至“十三五”期间，XX经开区将新增蓝思科技、江麓军民融合产业园、省农机产业园综合服务区、公元食品、中移动XX分公司、泰富重工产业园等大用户，故负荷增长较快。尤其是2017-2018年有大量工业用户投产，使得该两年负荷增幅较大。20172020年经开区内将新增威盛电子用户。综合以上情况，并参考XX经济技术开发区电力专项规划（20132030年）负荷预测结果，XX经开区负荷发展情况见下表2.1-4。表2.1-4XX经开区负荷预测表单位：MW、亿kWh 年份项目201520162017220、0182019202020162020年年均增长率XX经开区最大负荷87.595.3133.4186.8261.534031.19%供电量5.568.411.816.523.133.24%结合以上用户投产时序，作出上表XX经开区负荷预测，2018年XX经开区最大负荷约为186.8MW；2020年最大负荷约为340MW，供电量为23.1亿kWh。2.1.2.3 近期学府变电站供区负荷预测学府变电站本期投产后，其供电区域主要为北二环以南、湘黔线以北、桃园路以东、湘江以西区域以及九华经济区内的步步高大道以东，湘江以西以及上瑞高速以南区域。根据XX市最新规划，该区域的土地已批复万楼新城区，定位为高档商21、住区。目前该区域主要由10kV九英线、九汽线、谢华线、谢嘉线、繁船线、繁三线、繁护III线、繁护IV线供带，2015年供区最大负荷约为11.6MW，2016年负荷16.8MW。根据XX市供电公司提供资料，目前学府变周边地区正在开发有爱琴海岸、翰林居、五矿尊城、五矿万境水岸、红星美凯龙项目和步步高摩尔城（新天地）等一批项目。项目建设面积及用电情况见表2.1-5。另2017年-2018年，湖南科技大学学生公寓将实施两年空调新装工程，计划安装空调1万台左右，预计新增10MW负荷左右。表2.1-5学府变周边地区新增建设项目用电情况表建 设 项 目一期建设建筑面积（万平米）一期投产时间一期投产最大负荷（22、MW）项目终期最大负荷（MW）爱琴海岸11.82016年2.6216.96翰林居152016年3.29.6五矿尊城182015年3.610.2五矿万境水岸302015年6.420百合御都402016年8.526融城置业202016年1.87.6红星美凯龙项目7.72016年3.0915.38步步高摩尔城（新天地）202016年1024.15总计：162.5-39.21129.89根据以上情况,并综合考虑学府变供电区域现有负荷增长的实际情况，对学府变电站供电范围内近期荷情况预测见表2.1-6。预计2018年学府变需供带最大负荷达30MW左右，2020年供区内负荷将达36MW左右。表2.1-6 学23、府变电站供区近期负荷预测表单位：亿kWh、MW年份项目 201520162017201820192020年均增长率（实际）供电量0.550.841.211.511.661.8225.34%最大负荷11.616.824.230333625.88%根据上表预测，2018年学府变供区最大负荷约为30MW，供电量为1.51亿kWh。2.1.3电力系统规划2.1.3 2.1.3.1 XX电网电源建设安排根据用户建设计划以及XX市电源建设项目计划，2016-2018年XX市预计将新增电源装机容量402.39MW。新增电源装机分别为：（1）东山水电厂，装机容量7.2MW，年发电量0.27亿千瓦时，2016年24、上半年已投产。（2）湖南华电XX九华分布式能源站工程，一期装机容量248.665+212.93MW，预计2018年投产。（3）光伏发电示范工程（XX县境内的大栗湾光伏电站、土地塘光伏电站），装机容量40MW，预计年发电量0.32亿千瓦时。（4）五个风电场工程（褒忠山风电场、梅桥风电场、曾老冲风电场、昌山风电场、湾坨风电站），预计装机容量232MW，预计年发电量4.78亿千瓦时。122.12.1.12.1.22.1.32.1.3.12.1.3.2 相关电网规划根据湖南电网“十三五”主网架规划滚动报告，与本项目相关地区电网规划如下：500kV层面：“十三五”期间，XX电网将建成XX西500kV变电25、站，新增主变容量1000MVA，届时西湖、肖家湾、泉塘等220kV变电站接入XX西500kV变。相关220kV层面规划：“十三五”期间规划新建九华北220kV输变电工程。相关110kV层面规划：“十三五”期间建成学府、樟树、沙林等110kV输变电工程。2018年XX110kV及以上电网接线图见附图03，远期XX经开区110kV及以上电网规划图见附图04。2.1.4 电力容量平衡根据表2.1-4中的负荷预测结果，结合相关电网规划，XX经开区110kV变电容量平衡见表2.1-7。表2.1-7 XX经开区110kV变电容量平衡表单位：MW、MVA年 份项 目20152016201720182019226、020一、XX经开区负荷87.595.3133.4186.8261.5340二、220kV用户变负荷151515152020沪昆XX北牵引站151515152020三、110kV用户变负荷17.1233269118141中冶京诚8.91111-吉利8.2811111111威胜203040桑顿410162025德国舍弗勒101215韩国SK121520蓝思科技3030四、220kV直供负荷252525303030五、110kV网供负荷30.432.361.472.893.5149六、需要110kV主变容量（容载比2.1）63.867.8128.9152.9196.4312.9七、已有110kV主27、变容量113113113113163213八、110kV主变容量缺额-49.2-45.215.939.933.499.9九、拟新增变电容量505050学府50樟树50沙林50十、项目投产后容量113113113163213263十一、年末容载比3.723.501.842.242.281.77根据经开区负荷报装情况，2016-2017年，经开区将存在较多项目投产，110kV网供负荷存在较为明显增长。由表2.1-7，若不建设学府110kV变，2015年XX经开区110kV电网容载比仅为1.55，不能满足区内负荷发展需求，2018年建成学府变后容载比提高至2.24，可保证该片区安全稳定运行。2.2 28、工程建设必要性及建设时序2.12.2.1 建设必要性（1）满足XX经开区负荷增长需求，提高电网供电能力近年来，随着XX经开区综合经济实力不断提升，区内用电需求迅速增长，2015年XX经开区最大负荷已经达到87.5MW。根据负荷预测可知，2018年XX经开区负荷将达到186.8MW，2020年最大负荷340MW。目前该片区拥有110kV公用变电所1座（谢家湾变），主变2台/63MVA，220kV公用变电站1座（九华变），主变2台/360MVA，除去35kV及以下电源出力和转供负荷，若不新增110kV变电容量，2018年经开区110kV容量容载比仅为1.55，不能满足经开区负荷发展的需求。目前经开29、区南部暂无110kV站点，该区域负荷主要由10kV九英线、九汽线、谢华线、谢嘉线、繁船线、繁三线供带，2015年该区域最大负荷为11.6MW。随着经开区南部九华世纪城、骏景豪庭、湘台国际花园、红星美凯龙项目和步步高摩尔城（新天地）等一大批项目相继入驻投产，预计2018年该区域最大负荷约30MW。新建学府110kV变电站可有效提高该地区电网供电能力，满足经开区南部负荷发展需求，促进经开区经济快速发展。（2）减轻周边站点供带压力学府变供区周边临近站点主要为繁城变、谢家湾变，2015年，繁城最大负荷为52MW，负载率高达63.8%；谢家湾最大负荷为23.3MW，负载率为37.0%。截至2016年7月30、，繁城最大负荷为59.8MW，负载率高达73.4%主变不满足N-1校验；谢家湾最大负荷为26.5MW，负载率为42%。随着学府变供区负荷进一步发展，周边站点将不能满足容量需求。因此，新建学府变，可有效减轻周边站点供带压力。（3）加强10kV配网结构，提高供电可靠性经开区南部现有10kV网络存在10kV线路互联率较低，结构较薄弱，线路供电半径较长，电能质量较低等问题。考虑到经开区南部为规划的九华示范区高档商居区，区内步步高摩尔城等项目及配套星级酒店对供电可靠性要求较高。由于该区域位于四个变电站交叉位置，均处于线路的供电末端，且10kV线路只有2回互联，供电可靠性不高，目前已有10kV网络不能满足31、示范区负荷供电可靠性要求。新建学府110kV变电站可减小周边地区配电网供电半径，降低网络损耗，加强该地区的配电网络结构，有效提高该区域电能质量和供电可靠性。（4）提高电力市场竞争力XX经开区为国家级经济技术开发区，区内新增的均为优质客户，随着电力体制改革的不断深入，地区售电公司的不断成立，势必加入对此部分优质客户的竞争中来。为了抢占此部分电力市场，学府变新建工程势在必行。综上，为满足XX经开区负荷增长需求，提高XX经开区南部电网供电能力，促进地方经济发展，减轻周边站点的供带压力，改善区域10kV配网结构，提高供电可靠性和电网市场竞争力，本期建设学府110kV输变电工程是必要。2.2.2 建设时32、序根据XX经开区110kV变电容量平衡结果，并结合项目建设周期，建议学府110kV变电站于2018年建成投产。2.3 主变压器选择2.22.3.1 主变容量选择根据经开区南部学府110kV变供区负荷发展情况，2015年负荷约12MW，2018年增长至30MW。结合周边负荷发展情况，建议学府变110kV主变本期选用容量为50MVA的变压器，远期350MVA。2.3.2 变压器低压侧电压等级选择经开区内仅有一回35kV线路，规划退出运行，建议学府变不出35kV电压等级；考虑学府变站址位于经开区南部，10kV负荷发展潜力大，学府变低压侧选择10kV电压等级可满足该地区负荷发展需求，同时可增强该区域133、0kV配网结构，提高供电可靠性。因此，本期变电站选择110/10.5kV电压等级。2.4 接入系统方案2.4.1 本期110kV接入系统方案根据XX经开区电网现状及将来的网络格局，结合本期学府110kV变电站地理位置、在系统中的地位及建设时序、建设规模等因素，拟定了3个110kV接入系统方案如下：方案一：学府变一回“T”接110kV九华繁城线路，一回“T”接110kV响水坝谢家湾线路。插图2.4-1 学府变110kV接入系统方案一方案二：将拟建的响水坝九华110kV线路开断接入学府变。插图2.4-2 学府变本期110kV接入系统方案二方案三：新建学府九华单回110kV线路；学府变“T”接11034、kV九华繁城线路。插图2.4-3 学府变本期110kV接入系统方案三方案四：学府变本期双“T”响水坝-繁城、九华-繁城线路。插图2.4-4 学府变本期110kV接入系统方案四XX市学府变110kV接入系统方案比较图见附图02。经济比较指标见表2.4-1。表2.4-1 经济比较指标项 目性 质型 号估 价 指 标指 标单 位110kV线路新 建A:单塔单回LGJ-30080万元/km110kV线路新 建B:钢管杆单杆单回LGJ-300120万元/km110kV线路新 建C:钢管杆单杆双回LGJ-300200万元/km110kV线路新 建D：电缆XLPE-110/630300万元/km110kV间35、隔新 建AIS80万元/个110kV间隔新 建GIS130万元/个电能损失费0.5元/kW.h经济使用年限25AT3500H投资回收率0.08注：电缆仅考虑缆线造价，管道土建部分不考虑。2) 方案本期一次投资比较见表2.4-2。表2.4-2 本期110kV方案一次投资经济技术比较表单位：km，个，MW，万元 方 案项 目方案一方案二方案三方案四规模投资规模投资规模投资规模投资一、本期一次投资24022500319021201）学府变一回“T”接110kV九华繁城线路D/(3.1)930D/(3.1)930D/(3.1)9302)学府变一回“T”接110kV响水坝谢家湾线路B(1.6)+D(3.36、4)12123）将拟建的响水坝九华110kV线路开断接入学府变C(1.6)+D(3.22)22404）新建学府九华单回110kV线路B(1)+D（6.0)19205）学府变一回“T”接110kV响水坝繁城线路D/(3.1)9306）110kV间隔260260340260GIS2260226022602260AIS180二、本期一次投资差值28238010700三、网损差值0.0260.00400.126四、年电能损失费4.550.7022.05五、年费用差值8.90 14.22 78.10 0注:接入系统一次投资为估值，不作工程建设投资参考，工程投资以技经专业估算为准。2.4.2 本期110k37、V接入系统方案计算及分析2.4.1 2.4.2.1 计算条件1)计算水平年计算水平年为2018年。2)负荷水平、电源及网络计算的负荷水平、电源及网络，参照了XX电力公司“十二五”电网规划滚动调整报告中的内容，并结合目前的最新情况加以适当的调整。3)潮流方式按夏大、夏小、冬大、冬小潮流方式进行计算。4)功率因数计算负荷的功率因数取0.95。发电机组功率因数最低取0.85，火电机组功率因数最高取0.95，水电机组功率因数最高取1.00，原则上不考虑进相运行，以便为调度留有裕度。2.4.2.2计算结果及分析潮流计算结果见附图0520。计算结果表明，在计算的所有运行方式下，各方案的潮流分布合理，电压水38、平符合规程要求，各方案的网损相对值见表2.4-3。表2.4-3 2018年110kV接入系统方案相对网损单位：MW项 目方案一方案二方案三方案四夏大方式0.0320.00500.146冬大方式0.0200.00300.106平均网损0.0260.00400.126方案一三3个方案网络损耗相当，其中方案一考虑由响水坝供带，网络损耗略大其他两个方案，方案三直接新建一回线路至九华220kV变电站，损耗最小。方案四考虑“T”接九繁线，九繁线供带两台主变，网络损耗相对较大。2.4.2.3方案技术经济比较学府110kV变接入系统方案综合技术经济比较结果见表2.4-4。表2.4-4 110kV接入系统方案综39、合技术经济比较表方 案项 目方案一方案二方案三方案四潮流分布合理合理合理合理电压水平好好好好有功网损较小小小较小网络结构较清晰清晰较清晰清晰供电可靠性较高高较高较高远景发展适应性一般一般一般好一次投资相对值(万元)28238010700年电能损失费相对值(万元)4.550.7022.05年费用相对值(万元)8.9014.2278.100本期一次投资：由少到多依此为方案四、方案一、方案二、方案三。年电能损失费用：由少到多依此为方案三、方案二、方案一、方案四。年费用相对值：由少到多依此为方案四、方案一、方案二、方案三。供电可靠性：四种方案学府变均有2回110kV线路供电，均可满足线路“N-1”校验40、。方案二开剖拟建的响水坝学府110kV线路，形成2个220kV变电站手拉手供电结构，供电可靠性最高；方案三本期新建一回至九华，T接一回九繁线，两回线均由九华变供带，供电可靠性稍差；方案一一回线路T接九繁线，一回T接响谢线，与两个220kV变电站有直接联系，供电可靠性高；方案四新建一回T接九繁线，一回T接响繁线，供电可靠性与方案一相当。网络结构：方案一、方案三和方案四存在T接线路，网络结构稍显复杂，方案二网络相对清晰。过渡及实施难度：除方案二以外，其他三个方案实施过程中均存在周边站点停电过渡的问题，需提前做好10kV负荷转供安排。远景适应性：结合远景经开区110kV网络目标，参考经开区电力专项规41、划中学府变的接入方案，方案一和方案三中“T接”九繁线的本期建设线路均可作为XX经开区远景110kV网络目标的一部分，适应性较好；方案二本期新建线路及构建的方案与远景规划网络不同，适应性较差；方案四本期新建线路均为远景规划网络的一部分，形成方案与远景方案一致，其过渡及远景适用性最好。经开区远景110kV接线规划图见附图04。2.4.2.4方案推荐意见方案一本期一次投资较少，综合经济性较好，网络损耗较小，网络结构复杂，分区供带不合理；方案三网络损耗最小，网络结构较复杂且本期一次投资最大，供电可靠性较方案一、方案二略差；方案二本期一次投资较大，网络结构较清晰，网络损耗较小，但其与经开区远景目标网络不42、一致，远景适应性最差；方案四本期一次投资相对值最小，经济性最好，供电可靠性较高，结构较清晰，远景适应性最好。根据以上分析并结合国网XX供电分公司推荐意见，建议将方案四作为本期学府变110kV接入系统推荐方案，即学府变本期新建线路双“T”响水坝-繁城、九华-繁城线路。2.4.3 10kV出线情况根据XX供电公司提供资料及初步意向，学府110kV变电站远期10kV侧出线36回，采用单母线分段接线；本期出线12回，采用单母线接线，其中较为明确的出线10回。学府变10kV主要出线图见插图2.4-5。插图2.4-5 学府变近期10kV出线情况图2.32.5 电气计算344.24.34.44.54.62.43、5.1潮流计算潮流计算情况见2.4.2节，2018年推荐方案正常运行方式下学府变周边线路潮流较轻，线路“N-1”均可满足校核。潮流计算结果见图05-20。2.5.2 短路电流计算2.5.2.1计算条件1） 计算水平年考虑2025年左右；2） 供电区域内220/110kV电磁环网按开环运行考虑；3） 变电站短路阻抗不含变电站本身阻抗；4） 短路计算阻抗值为标么值，其基准值为：Sj=100MVA,Uj=Ucp。2.5.2.2计算条件本工程相关变电站短路电流计算结果见表2.5-1。表2.5-1 短路电流计算结果表单位：kA短路类型母线三相短路单相短路响水坝110kV母线12.8913.02九华11044、kV母线12.5212.69繁城110kV母线6.286.83学府110kV母线7.346.712.6 本期主变型式选择及无功配置2.6.1主变型式选择及抽头根据规程规定“直接向10kV配电网供电的降压变压器，其主变压器抽头采用有载调压型”，因此建议其主变选用有载调压降压变压器，其主变抽头采用典型的国标系列产品即11081.25%/10.5kV。2.6.2无功补偿论证单台50MVA变压器满载时无功损耗约8Mvar，同时考虑目前湖南电网110kV变电站典型设计情况及目前变电站运行情况，建议本期变电站容性无功补偿装设1（3.6+4.8）Mvar，本变电站本期不装设感性无功补偿。2.7 导线截面论证45、学府变本期新建110kV线路作为远景220kV变电站送出线路，本期新建线路均处于XX经开区。按照经开区建设要求，建议本工程线路采用电缆。根据经开区电力规划，学府变周边将建护潭220kV变电站、石连110kV变电站，远景形成学府、繁城和石连三个站点“两剖一T”的典型接线方式。正常方式下学府本期新建线路单回110kV线路供带学府两台主变（250MVA），供带负荷约80MVA（按80%负载率）；事故情况下供带学府三台主变（350MVA），负荷约120MVA。根据以上分析，同时考虑远期电网发展的不确定性，为系统发展留有裕度，建议本工程电缆输送容量按120MVA以上考虑。本工程电缆截面选择需根据敷设方式46、来进行选择，详见本报告线路电缆选择章节。2.8 系统对有关电气参数的要求2.8.1本期主变压器参数根据前述计算结果，以及国家电网公司110-500kV变电站通用设备典型规范（2011）关于110kV变压器的相关规范，对主变压器的参数选择如下：主变压器额定抽头：11081.25%/10.5kV调压方式：采取有载调压方式容量比：100/1002.8.2系统短路电流根据短路电流计算结果，学府110kV变电站110kV母线侧短路电流水平选取40kA。2.8.3无功补偿容量建议本期装设1（3.6+4.8）Mvar容性无功装置。本站远期按每台50MVA主变配置1（3.6+4.8）容性无功装置考虑。2.8.47、4电气主接线110kV远景规划出线2回，结合近、远期变电站建设方案，建议电气主接线采用扩大内桥接线，本期一次建成，过渡实施较容易；10kV电气主接线本期采用单母线接线，终期采用单母线分段接线。2.9 电力系统一次部分结论及建议为满足XX经开区负荷增长需求，提高XX经开区南部电网供电能力，加强区域10kV配网结构，提高供电可靠性，本期建设学府110kV输变电工程是必要。根据变电容量平衡和经开区南部用电大用户负荷报装情况，并结合项目实际建设周期，建议学府110kV变于2018年建成投产。2.9.1变电站工程规模2.9.1.1主变压器本期主变容量：150 MVA，远期350 MVA主变型式：三相两圈48、有载调压降压变压器电压比：110/10.5kV2.9.1.2出线规模1) 110kV出线远期：2回，至护潭1回，至滨江1回。本期：2回，至九华1回，至响水坝1回。2) 10kV出线远期：36回，本期：12回。2.9.1.3无功补偿建议本期装设1（3.6+4.8）Mvar容性无功装置。本站远期按每台50MVA主变配置1（3.6+4.8）Mvar容性无功装置考虑。2.9.2线路工程规模学府变本期双“T”响水坝-繁城、九华-繁城线路。 3、 电力系统二次3.1 系统继电保护3.1.1一次系统概况学府110kV变系统一次推荐方案是：110kV远期出线2回，本期出线2回，T接至九繁110kV线路1回，T49、接至响繁110kV线路1回。形成九繁学110kV线路及响繁学110kV线路。10kV远期出线36回，本期出线12回。电容器远期6组，本期2组。系统一次推荐主接线为：学府变110kV电气主接线远期采用扩大内桥接线、本期采用扩大内桥接线。10kV电气主接线远期采用单母线三分段接线，本期采用单母线接线。3.1.2相关系统保护现状和存在的问题3.1.1 与本期工程110kV电压等级有关的变电站为220kV九华变、220kV响水呗变、110kV马家岭变和110kV繁城变。九华220kV变电站：该站为2008年投产常规变电站，110kV为双母线接线，现有110kV出线8回。响水坝220kV变电站：为常规变50、电站，该站计划明年进行全站综自及保护更换。110kV为双母线接线,现有110kV出线9回。马家岭110kV变为常规变电站，110kV为单母分段接线。繁城110kV变为常规变电站，为线变组接线。响马繁线响水坝侧配置南瑞继保公司的RCS-941距离零序保护1套。九繁线九华侧配置南瑞继保公司的RCS-941A距离零序保护1套。响九马线响水坝侧配置南瑞继保公司的RCS-941A距离零序保护1套,九华侧配置南瑞继保公司的RCS-941距离零序保护1套。3.1.3系统继电保护配置原则本变电站按国家电网基建58号文关于印发国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定的通知（以下简称“国网58号文”）及国家电51、网公司输变电工程通用设计（110（66）kV智能变电站模块化建设（2015年版）要求的智能化变电站设计，系统继电保护及安全自动装置应满足智能化变电站相关导则、规范的要求。1) 继电保护应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的要求，除出口继电器外，继电保护装置外相关配套设备损坏不应引起保护误动作。2) 保护装置应具有GOOSE（SV）网络接口，支持GOOSE（SV）服务。3) 保护装置通信接口应采用IE61850通信协议，具备双以太网接口，能够实现互联互通。4) 根据智能变电站技术导则要求，保护装置直接采样，单间隔保护直接跳闸。5) 保护柜上不设置打印机，由计算机监控系统后台统一打印。6) 152、10kV电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络按单网星型配置。继电保护配置遵循以下原则：每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE（SV）网络传输。7）各间隔合并单元智能终端下放至就地GIS汇控柜上，GOOSE（SV）网络交换机根据需要安装在保护柜上或独立组柜。8）采用纵联保护原理的保护装置硬件配置及软件算法应支持一端为数字采样、另一端为模拟采样或两端均为数字采样的配置形式。3.1.4 系统继电保护配置方案3.1.4.1 110kV线路保护本站考虑在九繁学线三侧，响繁学线三侧各配置一套三53、端光纤差动保护装置。九华繁城采用2M通道；九华学府采用专用通道；繁城学府均采用专用通道；响水坝繁城采用2M通道，响水坝学府采用专用通道。3.1.4.2 110kV内桥保护按断路器配置单套110kV内桥充电保护装置，作为向母线、主变充电及线路保护进行向量检查时的保护，本期共配置2台110kV桥保护装置。合并单元、智能终端一体化装置单套配置，共配置4台合并单元智能终端一体化装置。内桥保护采用直接采样，直接跳闸方式。跨间隔信息（备投保护动作跳合闸功能等）采用GOOSE（SV）网络传输方式。3.1.4.2 110kV备自投本期考虑配置备自投装置1台，实现进线及桥备投功能。3.1.4.3故障录波全站统一54、配置1套故障录波装置，装置应记录所有站控层MMS报文具备暂态录波分析功能，分析结果上传至站控层主机兼操作员站。故障录波装置宜由暂态录波单元、故障录波主机构成。暂态录波单元应在有故障启动量时记录存储暂态波形。故障录波主机应由不同的软件模块实现暂态录波分析功能，并将分析结果以特定报文形式上传至主机兼操作员站。3.1.4.4网络记录分析装置在学府110kV变电站配置网络分析记录装置1套。网络记录分析仪装置记录所有过程层SV、GOOSE网络报文，站控层MMS报文且具备网络报文分析功能，分析结果上传至站控层主机兼操作员工作站。3.1.4.5 保护及故障信息管理系统子站保护及故障信息处理系统子站功能由监控55、系统实现，继电保护信息通过调度数据网上传XX地调。3.1.4.6 低周减载装置为保证系统的稳定运行，按电力系统安全稳定导则建立三道防线的原则要求，110kV变的10kV出线单独配置带滑差闭锁功能和带dU/dt闭锁功能的集中式微机型低频低压减载装置，当系统电压或频率降低时，用于减10kV负荷。本站的低周减载装置单独组屏。3.1.4.7 相量测量装置根据湖南电网实时动态测量系统总体建设要求，本站不作为对电网稳定运行影响较大的关键节点，不考虑配置相量测量装置。3.1.5 对相关专业的技术要求3.1.5.1 对电流互感器的要求本站各电压等级电流互感器均采用常规互感器，电流互感器二次电流设计为5A。保护56、共用电流互感器二次绕组，110kV保护装置使用P级二次绕组。绕组设置如下：110kV（除主变）：P（保护）、P（保护）、0.2S（测量）、0.2S（计量）主变110kV侧：P（保护1）、P（保护2）、0.2S（测量）0.2S（计量）3.1.5.2 对电压互感器的要求本站各电压等级电压互感器均采用常规互感器。线路保护、母线保护共用电压互感器二次绕组。绕组设置如下：110kV母线电压互感器：应提供三组Y形和一组开口三角形二次TV绕组。其中一组0.5（3P）级和一组3P级Y形绕组用于保护和测量，一组0.2级Y形绕组用于计量，一组6P级开口三角形绕组用于保护。线路电压互感器：每回110kV线路A相配置57、单相式电压互感器用于同期、重合闸检同期、检无压。对于存在电压并列关系的母线电压合并单元，应接收至少2组电压互感器数据，并支持向其他合并单元提供母线电压数据，根据需要提供电压并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。3.1.5.3 对断路器的要求110kV断路器配一组跳闸线圈，一组合闸线圈。断路器跳、合闸闭锁、防跳由断路器本体机构实现。3.1.5.4 继电保护装置对网络及其设备的要求1）110kV及以上电压等级的过程层GOOSE（SV）网络、站控层MMS网络应完全独立，继电保护装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。2）互感器、合并单元、保护装置、智能终端、过程58、层网络交换机等设备之间采用光纤连接。3）站控层、过程层的网络结构需符合IEC 62439标准，满足继电保护信息传送安全可靠的要求。4）过程层SV 数据应以点对点方式接入继电保护设备。5）继电保护设备与本间隔智能终端之间通信采用GOOSE（SV）点对点通信方式。6）继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息采用GOOSE（SV）网络传输方式。7）交换机的VLAN 划分应采用最优路径方法结合逻辑功能划分。3.1.5.5对通信通道的技术要求故障录波装置通过以太网或RS-485串口与调度数据网通信。录波信息经调度数据网上传至调度，并采用2W拨号为备用通道。3.2 调度自动化3.2.1现状及存在问题XX电59、网调度自动化系统现为东方电子的DF8003系统，该系统具有多种通信规约，目前接入该系统的远动系统主要采用SC1801V.6.0版、CDT、101、104等规约与其通信。备调采用D5000系统。3.2.2 远动系统3.2.2.1 调度关系根据本变电站的建设规模和在系统中的地位和作用，以及电网实行统一调度分级管理的原则，确定调度关系如下：该变电站由XX局调度所调度1级调度。3.2.2.2 运行管理学府110kV变电站的管理由XX电业局负责，根据湖南省电力公司有关无人值班变电站建设的要求，本变电站的管理模式按无人值班考虑。3.2.2.3 远动信息内容根据DL/T5003-2005电力系统调度自动化设60、计技术规程、DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程以及湖南省电力公司无人值班变电站信息采集及分类技术规范等要求，学府110kV变电站应向XX地调传送所需的远动信息。3.2.2.4 远动设备的配置方案本变电站二次系统采用自动化系统，远动设备的配置结合变电站自动化系统统一考虑。站内的数据采集装置负责采集自动化系统及调控中心所需信息，数据通信网关机负责汇总调度（调控）中心所需的信息。区数据通信网关机直接采集站内数据，通过专用通道向调度（调控）中心传送实时信息，同时接收调度（调控）中心的操作与控制命令；数据通信网关机双套配置，采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计；区数据通信网关机实现61、区数据向调度（调控）中心的数据传输，具备远方查询和浏览功能；该数据通信网关机单套配置。/区数据通信网关机实现与PMS、输变电设备状态监测等其他主站系统的信息传输；该数据通信网关机单套配置。变电站采用DL/T634.5101-2002远动设备及系统第-5-101部分：传输规约采用标准以及DL/T634.5104-2002远动设备系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问作为远动通信规约，避免由于规约的开发而产生一系列问题。远动通信规约。变电站采用DL/T634.5101-2002远动设备及系统第-5-101部分：传输规约采用标准以及DL/T634.562、104-2002远动设备系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问作为远动通信规约，避免由于规约的开发而产生一系列问题。学府110kV变电站的远动信息以101规约接入XX地调调度自动化系统。3.2.2.5 远动通道至XX地调远动通道：2路调度数据网（2Mbit/s），1路232专线通道；3.2.3相关调度端系统本工程考虑XX地调调度自动化系统接收学府110kV变电站的远动信息，主站端所需的调制解调器(MODEM)和相应的软件及数据库调整工作。3.3 电能计量装置及电能量远方终端3.3.1 电能计量系统现状XX计量主站为科东的电力用户用电信息采集系统63、，厂站与主站采用GPRS传输方式。3.3.2 关口计量装置及电能量远方终端配置本站不配置关口电能计量装置。3.4 调度数据通信网络接入设备根据现行湖南省调调度数据通信网络建设方案，省调现有省调数据网，省调叫做核心层、地调叫做汇聚层、接入220千伏站点叫做接入层，国调正在建设国调数据网第一二平面，在各地区局和省调布点，可与地区核心层、省调核心层数据网对接实现信息采集。正在建设的有地区调度数据网，电业局叫做核心层、县调叫做汇聚层、110和220厂站为接入层。学府110kV变电站作为XX地区调度数据网的接入点配置2套地调数据网接入设备，采用2路2Mbit/s通道接入XX地调汇聚层。远动系统、非关口计64、量系统、故障录波等信息、故障信息管理系统和数据均采用数据通信方式接入调度数据网。3.5 二次系统安全防护二次系统的安全防护应遵循国家经贸委30号令及全国电力二次系统安全防护总体方案的有关要求。按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置学府变电站二次系统安全防护设备。二次系统安全防护设备与调度数据网接入设备组一面屏。变电站内各应用系统安全分区1）控制区（安全区）：变电站自动化或计算机监控系统、继电保护、稳定控制系统、低频低压自动减负荷系统。2）非控制区（安全区）：电能量计量系统、故障录波装置、故障信息管理系统等。3）管理信息大区（安全安全）：生产管理系统、MIS等。本工程二次65、纵向安防配置纵向加密装置，安全I、II区与调度通信机构边界处各配置2台低端电力专用纵向加密认证装置。不具备专线接入条件的，应使用调度机构发放的数字证书，通过部署在调度机构的拨号认证加密装置访问调度机构的相关业务系统。横向安防在安全I、II区之间配置1台防火墙，防火墙加装在交换机上；安全I、II与IV区之间配置1台电力专用正向隔离装置；安全II区与外网之间配置2台电力专用反向隔离装置；IV区OMS远程工作站，应采用专用工作站。3.6 系统通信3.6.1 概 述根据系统一次推荐方案，学府110kV变接入系统方案为：学府变本期双“T”响水坝繁城、九华繁城110kV线路，新建线路均为电缆，路径长约2366、.1km。根据学府110kV变在电网中的地位和作用以及接入系统的电压等级，按照电网运行实行统一调度、分级管理的原则，其调度管理关系为XX地调调度、XX供电公司管理。3.6.2 通信现状XX地网光纤通信网络现已建成响水坝鹤岭麦子石（经茶园跳纤）XX公司（经五里堆跳纤）茶园荷塘九华（经鹤岭跳纤）响水坝城区2.5Gb/s骨干环网、茶园XX县公司易俗河麦子石天易茶园622 Mb/s接入环网以及响水坝马家岭城西公司繁城新调度XX公司622Mb/s 链路电路。XX地区网光纤通信设备采用深圳中兴通讯公司生产的SDH设备和绵阳灵信电子的MDP-2000D PCM设备，网管中心设XX公司。根据现场勘查和收资：响67、水坝繁城、九华繁城110kV线路现无光缆。繁城变城西公司、繁城变XX公司建设有2回12芯光缆（经10kV线路），繁城变现有中兴S330 SDH设备，光板插槽仍有剩余空槽位。九华变地网层现有中兴S330 SDH设备，光板插槽已满，扩容光板需采用多光口板件。XX地网情况请见附图31-系统通信现状图。3.6.3通道配置根据相关规定，至各级调度中心的调度电话、远动信息传送应设立两个及以上不同路由的独立通道，以满足通信的可靠性要求。根据学府110kV变调度管理关系和调度自动化对通信通道的要求，通道预配置如下：1) 调度电话调度电话专用通道 2路（至地调）2）行政电话行政电话通道 2路（至地调）3）调度数68、据网至地调 42Mbit/s4）远动通道至地调 1路经调度数据网（主用）1路四线专线通道（备用）5) 电能计量至地调 1路调度数据网通道，1路2W拨号通道。6）故障录波至地调 1路经调度数据网通道，1路2W拨号通道（备用）7）数据通信网至数据通信网汇聚层节点 专用纤芯8）线路保护根据系统保护专业需求，本期学府T接响水坝繁城、T接九华繁城线路均采用三端光差保护，需提供相关专用纤芯或2Mbit/s通道。以上通道为预配置通道，可根据运行单位要求进行调整。3.6.4系统通信方案根据上述通信业务量统计，本站建成后将有大量信息需传送至各级调度。为解决本工程的通信需求，结合XX地区“十三五”通信网规划，本站69、通信方式考虑以光纤通信为主，用来满足本站至调度端的各种通信通道需求。1）光缆建设方案根据系统一次接线方案与线路路径方案，沿新建和已建线路新建2根48芯光缆，形成学府繁城、学府九华光缆路由，线路路径长度分别为6.0km、12.3km（电缆架空混合线路）。如图所示：学府九华光缆路由建设：沿学府九繁线42#杆电缆线路敷设1根48芯普通无金属阻燃光缆，线路路径长度3.8km，光缆长度约4.5km（含进站及余长）；沿九繁线42#杆九华变110kV架空线路同杆塔架设1根48芯ADSS光缆，线路路径长度8.5km，光缆长度约10.0km（含进站及余长）。其中，九华变侧23#-24#段原线路跨越G60沪昆高速70、一次，考虑光缆跨越协调困难、费用高等，该处采用两侧光缆引下沿高速下层道路边缘埋管敷设方式，埋管约150m。如下图所示：学府繁城光缆路由建设：沿学府九繁线52#杆电缆线路敷设1根48芯普通无金属阻燃光缆，线路路径长度4.7km，光缆长度约5.5km（含进站及余长）。沿九繁线43#杆（原52#杆）繁城变110kV线路同杆塔架设1根48芯ADSS光缆，线路路径长度1.3km，光缆长度约2.0km（含进站及余长）。本工程共建设ADSS光缆路径长度9.8km，ADSS光缆材料长度12km，ADSS光缆跨越城区道路6处、10kV线路4处，低穿沪昆高速1处。普通无金属阻燃光缆路径长度8.5km，材料长度1071、km，均为沿电力管网敷设。光缆纤芯制式均按48芯G.652配置。2）组网方案地网层：在本站配置1套XX地网光纤通信设备，利用新建、在建和现有光缆路由，分别组织学府九华STM-4链路、学府繁城变STM-4光纤通信链路，学府变通过九华变、繁城变接入XX地网光纤通信环网至调度端，满足以两条不同独立路由接入地调的要求。PCM设备配置暂按本站XX地调1对考虑。光纤通信路由及组网方案见附图32系统通信方案图。3）站内通信本站不设置电话交换机，调度电话接XX供电公司的调度电话交换机用户线，站内通信电话用户接XX供电公司行政电话交换机用户线。为满足学府变信息业务需求，本站配置数据通信网接入设备1套，采用光口直72、连方式接地区数据通信网汇聚层节点（九华变），九华变数据通信网汇聚路由器扩容光口模块1个。3.6.5通信机房电源本工程新建的学府变不设置单独的通信机房，新上通信设备与继电保护等其它二次设备统一布置在二次设备室内，其机房、空调、接地系统等设施在变电站工程中统一考虑，通信设备接地应满足通信专业防雷接地标准要求。本站不设置单独的通信电源，通信设备采用交直流一体化电源系统供电，并配置两套DC/DC变换装置，通信设备所需的-48V电源通过二次直流电源DC/DC转换模块实现。每套DC/DC装置的模块N+1备份，通信设备负荷本期约为48V/60A，系统应可扩容至48V/120A，满足远期通信设备用电需求，要求73、事故后通信设备不间断供电不少于4小时。一体化电源系统由电气二次专业统一考虑。通信部分应满足无人值班要求，光纤通信设备利用本身的网管系统由通信调度端监控。环境监控不单独设置，由变电站统一监控。3.6.6其他本工程涉及到其它现有光纤通信站，新上设备与原有通信设备安装在同一机房，与其它通信设备共用电源、空调、配线系统和接地系统等设施，已建站增加子框或板件安装到现有设备机架上。 4、 变电站站址选择4.1 选址工作简介因XX市学府电力负荷发展迫切需要，学府管委会领导上报市电力公司要求协调处理此事。接到任务伊始，我院随即组织各专业核心成员成立学府110kV变电站前期工作小组，研究商讨此工程。2014年574、月23日，我院前期工作小组会同管委会领导对园区规划站址可选片区和出线线路走廊进行了首次现场踏勘工作，随后对站址周边情况向管委会规划局进行了收资和咨询，并征求了相关人员的意见，管委会领导建议我院先行出具总平方案及多个站址方案，然后根据用地情况对站址方案进行调整。2014年6月2日我院相关技术人员在1：10000图上选择若干站址，并进行现场踏勘初步了解管委会周边地理情况。2014年6月3日，我院将两个初步总平面布置方案（方案一：户内GIS，北西出线；方案二半户内GIS，北西出线）给发XX局发策部咨询意见，口头回复同意以此方案一开展前期设计工作。2014年6月4日，我院将接入系统方案、站址及路径向X75、X局发策部领导及管委会主管建设部门沟通，根据反馈意见，我院随即对站址及线路路径方案进行了调整。2014年6月19日，经九华管委会及XX市规划局领导开会讨论后确认，调整后的站址方案及路径满足系统规划总体布局要求，管委会各职能部门已原则同意主选站址及路径，详见相关职能部门意见函件。4.2 站址概述XX经济技术经开区成立于2003年11月，所辖范围为XX县响水乡，面积13830公顷。2011年，XX经济技术经开区经国务院批准升级为国家级经济技术经开区(以下简称“XX经开区”)。该区是长株潭城市群国家资源节约型、环境友好型社会建设综合配套改革试验区的五大示范区之一。XX经开区位于长株潭城市群中心腹地，76、西邻XX大学，南接XX市雨湖老城区，北连省会XX市大河西先导区，交通十分便利，区位优势明显。截至2012年XX经开区总投资规模超过1000亿元，实现了“千亿园区”目标。学府110kV变建成投产后，将满足园区日益紧张的供电局面，提高XX电网的安全稳定水平与供电可靠性、改善电能质量、提高电网经济运行水平，为新增用户接入创造条件，是园区重要的变电站。4.2.1 站址地理位置根据学府变电站选址意见书成果文件，站址位于XX九华工业园内，处于学府路与乐塘路交汇处东南角。站址周边各规划道路均已经完成通车。站址规划图4.2.2 站址地理状况场地地貌类型属于岗丘地貌，地面开阔，地势较平缓，原场地为居民区，内散落77、规格不一的水塘，现场地内有新近填土，但未平整，北侧为水渠，东侧为规划的加油站。拟建站址距规划的加油站约27.7m。经XX电业局核实，规划加油站为非一级地埋油罐式加油站，根据汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012第4.0.4条规定，变电站与二级地埋式加油站的安全距离为22m；按汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012表3.0.9，二级加油站单罐容积：V50m3，总油罐容积： 90V150。根据建筑设计防火规范GB50016-2014第4.2.1条规定，直埋地下的甲、乙类液体卧式罐，当单罐容量不大于50 m3，总容量不大于200 m3，其与变电站之间防火间距为17.5m。78、因此，本变电站站址距规划的加油站距离27.7m满足规范要求。站址自然地面标高34.19m38.46m，场地相对高差4.27m左右。场地整平后标高36.2m。站址植被发育，覆盖植被以杂草为主。拟建站址区域属湘江冲积阶地地貌，地貌单元单一。站址周边邻近九华大道、学府路、奥迪路、乐唐路等，交通运输条件好，地势较开阔，适宜大中型机械进场施工作业。4.2.3 站址土地使用状况该站址区域在城市规划范围内。站址围墙中线距乐塘路机动车道边距离要求根据规划要求进行调整，现拟定约10.0m。4.2.4交通情况站址入口设置在靠近乐塘路一侧，远离乐塘路学府路交叉口位置。新修进站道路长度共计约15m，从西侧乐塘路引入变79、电站。本站址主变经高速公路或铁路运至XX市后经城市道路运至站址，大件运输方便。4.2.5与城镇规划的关系站址位于九华工业园内，属于建设用地。目前站址周边已通自来水，污水管网也已完成，站址旁有一条10kV谢华线线路，可为变电站提供施工用电。4.2.6矿产资源经现场踏勘，站址区域均没有可开采价值的矿产资源，对站址安全稳定无影响。4.2.7历史文物经现场踏勘，站址地下无文物，无文化遗址、古墓等。4.2.8 邻近设施经现场踏勘，站址对通信无干扰，附近无其他军事设施、通信电台、风景区、飞机场等。4.3 站址的拆迁赔偿情况站址位置有2条通信线路需改迁，改迁长度合计约600m，站址周边无其他拆迁赔偿。4.480、 站址的进出线条件110kV向西出线，10kV向北出线，进出线条件一般。4.5 水文气象4.5.1 本专业开展工作遵循的标准1) 电力工程水文技术规程DL/T 50841998。2) 水文调查规范SL1 9697。3) 电力工程勘测安全技术规程(DL 53342006)(第10部分：工程水文气象)。4) 电力工程气象勘测技术规程DL/T 51582002。4.5.2 水文条件根据区域水文地质情况，结合邻近已有建筑工程经验、站址南侧已开挖基坑揭示的水文地质情况，对站址范围水文地质条件分述如下：4.5.2.1 地表水站址范围及周边分布的地表水系主要有池塘、水田及邻近人工河渠，另站址东侧约2.0km81、即为湘江，地表水系与地下水有直接的水力联系。站址区域湘江历史最高水位41.95m（85国家高程基准），于1994年6月发生，湘江大堤堤顶高程45.0m，高于历史最高水位，满足防洪要求。4.5.2.2 地下水的类型及稳定水位场地地下水类型属孔隙潜水及基岩裂隙水，潜水主要赋存于第四系中砂和圆砾层中，属强透水性地层，主要补给方式为大气降水、地表水及丰水期湘江侧向径流补给，主要排泄方式为大气蒸发、生活用水及枯水期侧向径流补给湘江，水位随季节性变化较大，与湘江有直接水力联系，局部地段潜水具微承压性；基岩裂隙水主要赋存于风化岩层中，主要补给方式为大气降水、地表水、丰水期湘江侧向径流补给，主要排泄方式为大气82、蒸发、枯水期侧向径流补给湘江，与孔隙潜水及湘江有直接的水力联系，站址范围稳定水位埋深为2.503.00m，根据区域水文地质资料，地下水变化幅度按1.01.5m考虑。场地环境类型属类，根据邻近已有建筑工程经验，结合区域水文地质资料，场地内潜水对混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。根据邻近已有建筑工程经验，场地粉质黏土对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性，对钢结构具微腐蚀性。4.5.2.3 对变电站生活、消防及施工用水开采的建议经现场调查，站址周边小区与市政自来水管网连接，自来水为其生活用水主要来源，变电站后期生活、消防及施工用水建议使用自来水。4.6 83、工程地质及水源条件4.6.1 站址区域地质及地震地质综合区域构造地质和地震地质资料，根据变电站岩土工程勘测技术规程（DL/T 5170-2015）第8.1条规定，站址周边存在微弱全新活动断裂带，站址抗震设防烈度6度，根据建筑抗震设计规范（GB 50011-2010）第4.1.7条，拟建场地是相对稳定的。4.6.1.1 不良地质作用根据调查走访，站址范围原为田地，局部存在池塘，池塘深约3.05.0m，站址范围内堆填大量弃土、建筑垃圾等，堆填年限约为3年，为新近填土。站址范围内未发现崩塌、滑坡、泥石流、地面沉陷等影响场地稳定性的不良地质作用；场地内无埋藏的墓穴、孤石、防空洞、河道等。由上可知，场区84、存在池塘、新近填土，局部存在软弱黏土层，属抗震不利地段，经地基处理后，采用桩基础可满足建设要求。综上所述，站址位于构造相对稳定区域，无其他不良地质作用，适宜本变电站的建设。4.6.1.2 矿产及文物古迹分布情况站址区域内未发现具有开采价值矿藏分布，也未见明显的含矿地层及采空区。从现场踏勘来看，站址范围内地表未发现重大有价值的文物古迹。4.6.2 岩土工程条件根据现场勘察情况，结合搜集到区域地质资料、邻近已有建筑工程经验综合分析，站址范围内主要为第四系（Q）土层、白垩系（K）风化岩层，现自上而下分述如下：（1）杂填土（Q4ml）：灰褐、灰黄色，稍湿，主要为黏性土，含碎石、混凝土块等建筑垃圾等，结85、构松散，系新近堆填，尚未完成自重固结，性质不均匀，场地局部分布，层厚1.003.00m不等。（2）粉质黏土（Q4al）：褐黄、褐红色，硬塑，干强度及韧性中等，可见灰白色斑块及黑色斑点，切面较光滑，稍有光泽，无摇震反应，较广泛分布，层厚1.207.80m不等。(3)粉质黏土（Q4al）：褐黄、灰白色，可塑，局部含1030%的粉细砂，干强度及韧性中等，含少量铁锰结核，切面较光滑，稍有光泽，无摇震反应，较广泛分布，层厚0.603.00m。（4）淤泥质粘土（Q4al）：深灰、褐灰色，略具腥臭味，底部含少量粉细砂，光泽反应稍有光泽，无摇震反应，流塑状态，场地零星分布，层厚0.002.10m。（5）中砂（86、Q4al）：灰黄色，主要为石英、长石颗粒，分选性一般，磨圆度较好，黏粒含量约为20%，圆砾含量约为10%，饱和，松散稍密，场地局部分布，层厚0.004.80m不等。（6）圆砾（Q4al）：褐黄、灰白色，主要成分为石英、长石颗粒，卵石含量约为20%，粒径一般为28cm，充填粘性土或中粗砂，饱和，中密，广泛分布，层厚4.0017.20m不等。（7）粉质黏土（Q4el）：褐红色，硬塑，系泥质粉砂岩风化残积而成，主要矿物质已风化成土，局部夹强风化碎块，干强度及韧性中等，稍有光泽，无摇震反应，场地零星分布，层厚0.000.50m。（8）强风化粉砂岩（K2）：褐红色，主要矿物成分为石英、长石、云母等，泥质87、胶结，胶结程度一般，粉砂状结构，中厚层构造，手可捏碎，属极软岩，节理裂隙极发育，岩体破碎，岩体基本质量等级为级，广泛分布，层厚0.604.80m。（9）中风化粉砂岩（K2）：褐红色，主要矿物成分为石英、长石、云母等，泥质胶结，胶结程度一般，粉砂状结构，中厚层构造，浸水后手可掰开，属极软岩，节理裂隙较发育，岩体较破碎，岩体基本质量等级为级，广泛分布，本层未完全揭露。4.6.3 结论及建议（1）站址范围抗震设防烈度为6度，且周边断裂带为微弱全新世活动断裂，场地是相对稳定的，适宜本工程的建设。（2）场区存在暗埋池塘及新近填土，局部存在软弱黏土层，属抗震不利地段，经地基处理后，采用桩基础可满足建设要求88、。站址位于构造相对稳定区域，无其他不良地质作用，适宜本变电站的建设。（3）站址范围抗震设防烈度为6度，地震动峰值加速度为0.05g，设计地震分组为第一组，场地类别为II类，设计特征周期值为0.35s，站址属抗震不利地段。站址范围内存在饱和中砂层，场区抗震设防烈度小于6度，可不进行液化判别。（4）根据工程规模特征及影响正常使用的后果，拟建工程属二级工程；站址地质环境受到一般破坏，拟建建（构）筑物基础位于地下水位以下，属二级场地；岩土种类较多，性质变化较大，属二级地基；综上所述，本工程的岩土工程勘察等级为乙级。本工程抗震设防类别为乙类。（5）场地地下水类型属孔隙潜水及基岩裂隙水，潜水主要赋存于第四89、系中砂和圆砾层中，属强透水性地层，局部地段潜水具微承压性；基岩裂隙水主要赋存于风化岩层中。站址范围稳定水位埋深为2.503.00m，地下水变化幅度按13m考虑。场地环境类型属类，场地内潜水对混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；场地粉质黏土对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性，对钢结构具微腐蚀性。变电站后期生活、消防、施工用水建议使用自来水。（6）站址范围为湘江冲积阶地地貌，地基压缩层范围内岩土压缩性质在平面范围内有显著差异，判定场地属不均匀地基。（7）配电装置室、主变室经地基处理后可考虑采用筏板基础，从经济合理、防止因地基处理效果不理想导致不均匀沉降90、，进而提高地基处理费用的角度出发建议优先采用桩基础；主变压器、主变散热器对沉降敏感，建议优先采用桩基础；采用桩基方案时，可采用长螺旋钻孔灌注桩或旋挖成孔灌注桩，以圆砾、强风化粉砂岩或中风化粉砂岩作为桩端持力层；消防水池、事故油池建议采用天然地基，筏板基础，以粉质黏土或中砂作为地基持力层；（8）对池塘建议采用级配砂石进行回填，对新近填土可采用换填、强夯、注浆等方法进行处理。采用级配砂石换填处理时，砂石的最大粒径不应大于50mm，压实系数不应小于0.97，地下水位较高时，应采取降水措施，保证压实质量；采用强夯处理时，应通过现场试验确定其适用性和处理效果，并充分考虑强夯施工对周围已有建筑物及环境的影91、响。（9）场地地下水水位埋深在2.503.00m左右，雨季施工或水量较大时，可采用井点降水，辅以“明沟+集水坑”进行排水。（10）配电装置室西侧紧邻乐唐路，乐唐路路东埋有地下管线，无放坡空间，建议采用“桩锚+挂网喷坡”支护模式，东、南侧地势空旷，北侧临近人工河渠,存在放坡空间，建议采用“坡率+挂网喷坡”支护模式，放坡坡率可采用1:1.25。基坑周边不应堆放弃土、建材，坡顶应进行地面硬化并设置截水沟。（11）根据现场调查情况，结合区域水文资料、邻近已有建筑的工程经验，建议站址范围抗浮设计水位按标高36.00m考虑。配电装置室、消防水池、事故油池应考虑其在施工过程中及投产使用后的抗浮稳定性。施工过92、程中应采取有效措施进行降水，并根据实际情况设置抗浮锚杆、抗拔桩或采用上覆压重等抗浮措施。（12）本报告供可行性研究阶段使用,下阶段应重点进行基坑勘察，查明周边道路、管线对基坑的影响，进一步查明各土层的渗透系数，为基坑设计、降水提供所需资料；进一步查明各岩土层的分布规律及力学性质，重点查明淤泥质土层的分布情况，为地基变形计算，地基基础设计提供资料。4.7 土石方情况场地整平标高高出进站道路引接口0.3m，场地内有新近填土及散落规格不一的原有水塘，场地平整后均为填方区，填方厚度1.003.00m不等。场地的耕植土因含植物根系，建筑垃圾、水塘淤泥不宜作为填方土料。施工单位应在监理到场的情况下进行现场93、击实试验，在压实系数0.94的条件下确定在一定设备下的分层填压厚度及分层压实遍数，每层压实完后应按相应技术规范进行检测。如以卵石作为填方土料，应将粒径大于200mm的漂石选出，以免影响后来构筑物基础的施工。4.8 进站道路和交通运输4.8.1 进站道路目前站址周边各规划道路均已经完成通车，本次初步考虑进站道路直接从乐塘路引接，交通运输便利，需新修进站道路15m。4.8.2 大件设备运输本工程主变制造厂家有待投标后确定，根据工艺专业提供的资料，现暂按以下主变数据作为运输选型依据。50MVA主变本体充氮运输重70t，运输尺寸长7.4m，宽5.9m，高5.7m。本站大件设备运输条件好，主变可采用铁路94、公路联运方案。大件运输路线：主变厂家京广线铁路XX火车站莲城大道学府路乐塘路本站站址。主变经京广铁路运输至XX火车站后，再经莲城大道和学府路即可到达站址处。公路段沿途无影响大件运输的桥梁、涵洞、空中障碍等情况存在，途经道路路况良好，满足主变运输要求。装载车的选用：主变压器的装载车选用考虑运输设备重56t，以及运输路况，采用额定运输载荷100t，转弯半径约9m平板车。根据道路情况可满足运输要求，其他货物装载车可选用普通货车作为运输工具。4.9 施工电源施工电源从附近的10kV谢华线引接，长度约电缆350m。4.10 站址环境站址周边无其他大的污染源，站址区域属类污秽区。4.11 通信干扰变电站的95、建设、运行不会对周边通信设施产生大的不利影响。4.12 施工条件站区属低山丘陵地貌，地势起伏较小，场地开阔，施工场地布置顺畅，施工机具进场方便，施工环境好。4.13 站址主要技术经济表学府110kV变电站站址技术经济结果见表4.131。站址靠近负荷中心，进出线条件和走廊条件一般，站址总体施工条件也较好，综合技术经济指标较优，已征得规划和国土部门原则同意。表4.131 学府110kV变电站站址技术经济表站址位置学府110kV变电站系统位置靠近负荷中心地形地貌场地地貌类型属于岗丘地貌，地面开阔，地势较平缓，原场地为居民区，内散落规格不一的水塘，现场地内有新近填土，但未平整，北侧为水渠，东侧距规划的96、加油站约27.7m。站址自然地面标高34.19m38.46m，场地相对高差4.27m左右。场地整平后标高36.2m。站址植被发育，覆盖植被以杂草为主。进出线情况进出线条件一般大件运输方便顺畅站外道路连接情况站址设置一个进站入口，在靠近乐塘路，远离乐塘路学府路交叉口位置。新修进站道路长度共计约15m，从西侧乐塘路引入变电站。本站址主变经京广线铁路运至XX市后经各城市道路运至站址，大件运输方便。岩土工程条件不压覆矿产；地表无文物，地震基本烈度小于6度，工程地质条件一般。供水方式自来水给排水排至站址北面已完工的污水井防 洪站址周围无山洪及内涝与城市规划关系适应城市规划施工、备用电源施工电源接就近的197、0kV谢华线，本期竣工后在上第二台主变之前在10kV谢华线上接一台变电器作为本站的备用电源。引接长度约电缆650m。施工条件站址在城区内，进站条件较好。站区地势起伏较小，施工场地布置顺畅，施工机具进场方便，施工用水采用自来水，施工条件较好。4.14 签署协议情况序号项目协议单位协议内容1规划（含站址、走廊）XX市城乡规划局XX九华工业园规划分局原则同意所址及走廊2国土（含站址、走廊）XX市国土资源局XX九华工业园分局原则同意所址及走廊3环保XX市环境保护局九华工业园分局原则同意所址4压覆矿XX市国土资源局XX国家九华工业园分局原则同意所址5取水XX市九华工业园供水工程有限公司同意自来水接入6排98、水XX市环境保护局九华工业园分局同意排水7外接电源湖南省电力公司XX供电公司同意电源接入8大件运输XX国家九华工业园管理委员会社会发展局同意大件运输9进站道路开口XX国家九华工业园管理委员会社会发展局同意进站道路引接开口10林业XX林业局九华工业园分局原则同意所址 5、 变电站工程设想5.1 工程规模5.1.1 变电站规模变电站为110kV、10kV二级电压，设计规模如下表：远期规模本期规模主变压器350MVA150MVA110kV出线2回2回（T接九繁线、响繁线各1回）10kV出线36回12回容性无功补偿3（3.6+4.8）Mvar1（3.6+4.8）Mvar5.1.2 主变压器接入方式1199、0kV配电装置进线采用3根YJLWO3-110-1400型电缆与变压器连接，10kV配电装置与主变采用3150A全绝缘铜管母线连接。110kV配电装置进线采用3根YJLWO3-110-1400型电缆与变压器连接，10kV配电装置与主变采用3150A全绝缘铜管母线连接。5.2 电气主接线本工程电气主接线形式选用国网公司110（66）kV智能变电站模块化建设（110-A2-4）方案。1）110kV接线根据系统规划，本站110kV远期出线2回，本期2回。根据35110kV变电所设计技术规程（GB 50059-2011）第3.2.3条电气主接线的要求：“35110kV线路为两回及以下时，宜采用桥形、线100、路变压器组或线路分支接线。超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。3563kV线路为8回及以上时，亦可采用双母线接线。110kV线路为6回及以上时，宜采用双母线接线。”根据规范和系统建议及典设方案，本站110kV远期及本期均采用扩大内桥接线。3）10kV接线本站10kV远期36回电缆出线，每台变压器带12回出线，本期12回出线。10kV远期采用单母线四分段接线，本期采用单母线接线。5.2.2 中性点接地方式1）主变压器110kV采用有效接地方式，运行时变压器中性点可选择不接地或直接接地。2）10kV侧接地：经消弧线圈接地。5.2.3 短路电流计算及主要电气设备选择5.2.4 短路101、电流计算结果本工程短路电流计算按系统提供的远景水平年，短路阻抗标幺值，其基准值为：Sj=100MVA，Uj=Ujp。主变压器短路电抗取常规值：Uk%=17%,，其计算结果如下：110kV母线短路电流：=7.58kA（三相） =8.35kA（单相）10kV主变低侧短路电流：=13.54（分列） =30.67kA（并列）根据系统短路电流计算结果结合通用设备技术规范选型，变电站110kV短路电流水平选择40kA，10kV短路电流水平选取31.5kA。5.2.5 设备选择根据湖南省污区分布图和湖南省电力公司防污闪工作管理规定，以及现场考察，本变电站设备防污等级选择为d级，户内设备按外绝缘统一爬电比距2102、5mm/kV选择。设备按照国家电网公司关于印发国家电网公司标准化建设成果（通用设计、通用设备）应用目录（2016年版）的通知原则选择。5.2.5.1 主变压器本期工程装设1台主变压器，选用低损耗三相双圈分体式有载调压变压器；，暂定型号为SZ口-50000/110。变压器参数选择见下表。主变压器参数选择结果项目参数型式低损耗三相双绕组分体式有载调压变压器容量50MVA额定电压110kV接线组别YN, d11阻抗电压17%冷却方式自然油循环自冷（ONAN）智能化主变实现方案如下：每台主变设1面智能控制柜，内含一套智能组件，就地安装。柜内智能组件完成中性点电流、温度等非电量信息采集及数字化处理、本体103、非电量保护、实现有载开关调节控制，信息处理后上传至过程层网络，并接收下行命令。5.2.5.2 110kV电气设备选择110kV采用户内GIS设备。按照短路电流水平，110kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值为100kA，额定工作电流2000A。110kV主要设备选择结果见下表。110kV主要设备选择结果表设备名称型式及主要参数GISSF6断路器126kV，2000A，40kA隔离开关126kV，2000A，40kA/3S接地开关126kV，40kA/3S电流互感器126kV，400-800/5A，15/15/15/15VA，5P30/5P30/0.2S/0.2S，40kA/3S电压互104、感器126kV，0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/6P主母线126kV，2000A线路侧电压互感器避雷器Y10W-102/266智能化GIS实现方案如下：每个主要间隔配置1面智能控制柜，就地安装。智能控制柜内含一套智能组件，具有智能终端、合并单元及测控等功能，完成电流、电压及开关的位置信号、告警信号的采集及数字化处理，实现就地控制功能，信息处理后上传至过程层网，并接收下行命令。5.2.5.3 10kV电气设备选择10kV户内开关柜及户外框架式成套设备。按照短路电流水平，10kV设备额定开断电流为31.5kA，动稳定电流峰值为80kA。消弧线圈容量计算：10kV出线电缆截面按3300考虑，105、每台主变10kV侧远期出线12回，每回长度按每回2.5km考虑。则10kV侧电容电流为71.8A，需配置消弧线圈，容量Q=560kVA，故每台主变10kV侧配置消弧线圈容量取630kVA，接地变容量选择为700kVA，其中站用变容量为100kVA。10kV主要设备选择结果见下表。10kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注电容器框架式，3.6Mvar/4.8Mvar，附干式空芯串抗接地变消弧线圈成套装置（兼站用变压器）DKSC-700/10.5-100/0.41022.5%/0.4kVXHDCZ-630/10.5kV每台主变10kV侧消弧线圈容量按630kVA考虑站用变装置DKSC-70106、0/10.5-100/0.41022.5%/0.4kV本期外接站用电源，扩建后加装消弧线圈避雷器氧化锌避雷器，HY5WZ-17/45隔离开关HGW1-10D/630A，80kA/4S开关柜真空断路器12kV，3150A，31.5kA进线、分段12kV，1250A，31.5kA其他电流互感器干式，12kV，4000/5A，5P10/5P10/0.2S进线干式，12kV，200/5A，10P30/0.5S/0.2S接地变干式，12kV，2400/5A，10P30/0.5S/0.2S其他电压互感器干式，熔断器电压互感器保护用，10kV，0.5A母线设备避雷器YH5WZ-17/455.2.5.4 导体107、选择110kV侧导线采用电缆，本期及远期10kV侧进线采用全绝缘铜管母线。导体选择的原则为：（1）母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。（2）内桥回路按主母线载流量的70%考虑。（3）各级电压设备间连线按回路通过最大电流考虑，按发热条件校验。（4）出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。（5）主变压器进线载流量按额定容量计算，低压侧母线载流量按主变压器低压侧最大负荷计算，高压侧按经济电流密度选择。各级电压导体选择结果表电压（kV）回路名称回路工作电流（A）选用导体导体截面选择的控制条件根数型号载流量（修正值）（A）110kV110kV主母线8272000由长期允许电流控制110108、kV内桥回路5792000由长期允许电流控制110kV进线回路276YJLW03-110-1400657由经济电流密度控制110kV出线回路YJLW03-110-1630779由经济电流密度控制，按不小于送电线路的截面考虑10kV10kV进线2887全绝缘铜管母3150由长期允许电流控制10kV电容器回路277208YJV22-10-3240YJV22-10-3185377315由长期允许电流和热稳定最小截面控制10kV站用变回路42YJV22-10-3120264由长期允许电流和热稳定最小截面控制10kV出线回路YJV22-10-3300423由长期允许电流和热稳定最小截面控制5.3 绝缘配109、合及过电压保护电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器、GB/T 50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范确定的原则进行选择。5.3.1 避雷器的配置为防止110kV线路雷电侵入波对主变压器和其它电气设备的危害，根据GB/T 50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范表5.4.13-1校验，仅在110kV出线上装设氧化锌避雷器即可保护到主变及其他电气设备。主变10kV进线侧均装设避雷器，以防止雷电波的感应电压在中压或低压开路时，危及中压或低压绕组绝缘。10kV并联电容器装设氧化锌避雷器以防止操作过电压。110k110、V电缆线路进线处均装设1组额定电压为102kV无间隙氧化锌型避雷器。主变10kV进线侧，10kV并联电容器均装1组额定电压为17kV的无间隙氧化锌型避雷器。主变中性点侧，装设1台额定电压为73kV无间隙氧化锌型避雷器。5.3.2 110kV电气设备的绝缘配合110kV氧化锌避雷器按2016版通用设备选型，作为110kV绝缘配合的基准，其主要技术参数见下表：110kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压（kV，有效值）避雷器额定电压（kV，有效值）避雷器持续运行电压（kV，有效值）雷电冲击10kA残压（kV，有效值）陡波冲击10kA残压（kV，有效值）数值11010279.626629711111、0kV电气设备的绝缘水平按GB 311.1-2012绝缘配合 定义、原则和规则和国家电网公司110500kV变电站通用设备典型规范的规定选取，有关取值见下表：110kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备耐受电压值雷电冲击保护水平配合系数雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器4804505502001851.4x532=744.8(kV,峰值)，实际配合系数950/532=1.79，截波配合系数101050/594=1.77其他电器550550550230230断路器断口间550550230230隔离开关断口间63023112、0仅电流互感器及主变压器承受截波耐压试验。5.3.3 10kV电气设备的绝缘配合10kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内10kV避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见下表:10kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压（kV，有效值）避雷器额定电压（kV，有效值）避雷器持续运行电压（kV，有效值）雷电冲击5kA残压（kV，有效值）陡波冲击5kA残压（kV，有效值）数值101713.64551.810kV电气设备的绝缘水平按GB 311.1-2012绝缘配合 定义、原则和规则的规定选取，有关取值见下表：10kV电气设备及主变中性点的绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备耐受电压值雷113、电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器低压侧7575753535主变压器中性点400400400200200断路器断口间325325325140140隔离开关断口间8549其他电器757542426.5.4 绝缘子串片数的选择海拔高度小于1000m，污秽等级为d级，按国家标准GB/T 26218.1-2010污秽条件下使用的高压绝缘子的选择与尺寸确定中规定，取泄漏比距为25mm/kV，依最高运行电压和泄漏比距选择绝缘子串片数；并据导线荷载大小，选用不同强度的悬式绝缘子，110kV单片绝缘子的爬电距离为450mm，据此，计算如下：110k114、V绝缘子串片数：25126/450=7。根据基建技术201410号文国家基建部关于加强新建输变电工程防污闪等设计工作的通知中“变电站耐张串采用瓷绝缘子，悬垂串采用瓷或复合绝缘子。绝缘配置要适当留有裕度，瓷悬垂串要考虑12片零值，瓷耐张串考虑23片零值”，因此，110kV耐张绝缘子串取9片瓷绝缘子，110kV悬垂绝缘子串取8片瓷绝缘子。5.4 电气总平面布置及配电装置拟建变电站按照无人值班、全户内变电站设计。根据系统专业和线路专业提供的资料，结合政府规划、站址场地地形地势、道路运输情况，本着节省变电站围墙内的占地面积和方便出线的原则，同时结合国家电网公司输变电工程通用设计110(66)智能变电站115、模块化建设（2015年版），在通用设计方案上修改。5.4.1 总平布置方案概述本工程电气总平面参考国家电网公司输变电工程通用设计110（66）kV智能变电站模块化建设（2015年版）的110-A2-4方案布置学府110kV变电站总平面。本站本期为一个110kV户内站，考虑到场地受限及规划要求，本次可研考虑采用全户内站的方案，考虑到变电站位于XX九华经济开发区，高压出线不便，因此近远期110kV均考虑电缆出线的方式。经各专业讨论本工程总平面布置具体如下：本方案采用国家电网公司输变电工程通用设计110（66）kV智能变电站模块化建设（2015年版）的110-A2-4方案，全站电气设备全户内布置在一116、栋配电装置室内，配电装置室仅一层，布置主变压器、110kV配电装置、10kV配电装置、二次设备室及蓄电池室、接地变及无功补偿装置等。110kV线路及主变压器高压侧均采用电缆进出线；主变压器低压侧本期远期均采用全绝缘铜管母进线方式，户内采用封闭母线桥连接，采用电缆出线。5.4.2 配电装置5.4.2.1 主变压器本工程远期3台主变。本期装设1台主变，主变压器采用分体式户内布置，主变与110kV配电装置的连接采用YJLWO3-110-1400电缆，与10kV配电装置采用3150A全绝缘铜管母线连接。5.4.2.2 110kV配电装置110kV配电装置采用GIS户内布置，全部电缆出线，110kV配电117、装置共7个间隔，本期全部上齐，共7个间隔（含主变进线及母线设备间隔3个，出线间隔2个，内桥间隔2个）。110kV出线间隔宽1m，GIS室横向宽度为12m，纵向长度10m。5.4.2.3 10kV配电装置根据系统规划远期10kV馈线为36回，本期为12回出线。10kV配电装置采用户内双列布置，10kV配电装置采用封闭母线桥连接。出线及无功补偿、站用变压器等均采用电缆出线。10kV配电室长39m，宽9.6m，10kV开关柜总共57台开关柜，本期装设21台（进线柜1台，出线柜12台，母线设备柜,2台，电容器出线柜2台，接地变柜2台，分段隔离柜2台）。5.4.2.4 无功补偿装置及布置据系统资料本期无118、功容量为1（3.6+4.8）Mvar并联电容器。远期无功容量为3（3.6+4.8）Mvar并联电容器。无功补偿装置采用框架式电容器成套装置，串联电抗器后置，电抗率按5%考虑，电容器中性点采用单星型接线。5.5 站用电及照明根据GB/50059-201135110kV变电所设计规范规定，在有两台及以上主变压器的变电所中，宜装设两台容量相同可互为备用的所用变压器。因此，本站设置两台接地变压器兼站用变压器供全站动力及照明等交流负荷用电。#1接地变压器接于10kV段母线，型号为DKSC-700/10.5-100/0.4，接地变容量700kVA，站用变容量100kVA；#2站用变压器引接于段母线，型号为119、DKSC-700/10.5-100/0.4，接地变容量700kVA，站用变容量100kVA，通过外接电源10kV谢华线供电，引接长度约电缆350m。站用电低压系统采用单母线接线，三相四线制，系统的中性点直接接地，系统额定电压为380V/220V。本站用电系统采用交直流一体化电源系统，由电气二次专业统一考虑。5.5.1 站用变压器选择两台站用变压器容量相同，互为备用，每台站用变按全站计算负荷选择。5.5.2 站用电的供电方式及主要场所的照明及其控制方式该站站用电源采用直接供电方式对站内交流负荷供电，对重要负荷（如UPS电源，直流充电机负荷等）采用双回路供电方式供电。对全站的断路器、隔离开关等的操120、作负荷，本次设计采用按配电装置区域划分方式供电。此供电方式的交流电源分别取自两段站用母线，采用双回路供电。该站的照明采用专用照明配电箱供电，照明配电箱的电源以辐射方式从站用电源屏上取得。5.5.3 照明5.5.3.1 照明及检修网络（1）正常照明全站正常照明由380/220V站用配电盘供电。（2）事故照明在110kV GIS室、主控室以及10kV配电装置室设事故照明。备用照明电源从UPS电源屏取得，在值守室内设置1台事故照明箱。（3）检修电源本站在主变压器、110kV、10kV配电装置室均设有检修电源箱，其电源由站用380/220V配电盘供电。5.5.3.2 主要场所的照明及控制方式（1）二次121、设备室采用悬吊式荧光灯照明方式，并采用分开关控制。（2）10kV配电装置室采用防眩防尘灯具照明方式，并采用分开关控制。（3）室外照明采用投光灯照明与庭院灯照明相结合的照明方式，采用配电箱内空开控制。（4）道路照明采用低位投光灯照明方式，并采用配电箱内空开控制。5.6 防雷与接地5.6.1 直击雷保护为防止雷电对电气设备的直接袭击，生产综合楼设置屋顶避雷带。5.6.2 接地根据短路电流计算结果，本站110kV单相短路电流为8.35kA，最大入地电流取3265A。接地材料选用扁铜，接地线的最小截面Sg=30.8mm。考虑热镀锌扁钢年腐蚀率为0.065mm/年，腐蚀年限为40年。若选用-304 镀锌122、扁钢则有：(30-0.06540) (4-0.06540)=38.430.8 满足要求。全站接地采用以水平敷设接地极为主，辅以垂直接地极的混合接地网。综合考虑热稳定要求和腐蚀影响，本工程主地网参考典设，选用304扁铜，设备引线及各楼层接地网采用506热镀锌扁钢；电缆沟内敷设254铜排作为屏蔽控制电缆及端子箱接地用。根据地勘报告，变电站场地的土壤电阻率介于200300（.m），考虑1.5的季节影响系数，土壤电阻率取400.m。一般情况下有效接地和低电阻接地系统中发电厂、变电所电气装置接地的接地电阻应符合下式要求：R=0.6126接地网接地电阻=3.690.6126，不能满足要求。由于全站铺碎石地123、坪，允许最大跨步电位差 Us=5871V，最大跨步电位差系数Ksmax=0.077,接触电位差要求接地电阻应小于 R=23.35，满足要求。本站允许最大接触电位差 Ut=1766V，最大接触电位差系数Ktmax=0.223,接触电位差要求接地电阻应小于 R=2.426，不满足要求。因此需要考虑降阻措施。目前常用的降阻措施有外引接地、深井接地、电解电极等。本站采取敷设电解离子接地极降阻，处理后，经计算得全站接地电阻为2.14，满足接触电位差和跨步电位差的要求值。以上各数据均为理论计算值，实际值需在接地网施工完毕后实测接地电阻、接触电势及跨步电势，若仍不能满足要求时，请施工单位及时与设计取得联系，124、经上级主管部门认可经同意后，设计单位根据实测接地电阻值再确定具体降阻方案。5.7 电缆设施5.7.1 电缆选型电力电缆和控制电缆选择按照GB50217-2007电力工程电缆设计规范选择。5.7.2 电缆敷设户外电缆采用电缆沟和穿管敷设方式，电力电缆和控制电缆考虑敷设在不同侧支架上。户内电缆采用电缆沟、电缆层及穿管敷设方式。5.7.3 电缆防火根据电缆设计规程，对室外电缆沟采用分段阻隔措施，凡通向屋内配电装置的电缆孔洞及柜、盘柜的孔洞待电缆敷设完毕后均采用有效阻燃材料严密封堵，在靠近含油设备（主变压器、电压互感器等）的电缆沟盖板予以密封处理。电缆穿出地面处应有足够的穿管保护，未穿电缆前用圆锥形砂125、浆混凝土将保护管两头堵塞。微机监控和微机保护的电流、电压、信号接点引入线均采用屏蔽电缆。屏蔽层接地措施按国标GB50217-2007电力工程电缆设计规范要求设计。5.8 电气二次5.8.1变电站自动化系统5.8.1.1 管理模式本变电站一体化监控系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计，其设备配置参照国调中心关于印发变电站二次系统和设备有关技术研讨会纪要的通知(调自【2013】185号)执行。主要设计原则如下：1) 采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层和过程层设备按工程实际规模配置。2) 变电站一体化监控系统统一组网，126、通信规约采用DL/T860 通信标准。3) 变电站内信息具有共享性和唯一性，变电站一体化监控系统监控主机与远动数据传输设备、保护及故障信息管理系统、微机防误系统信息资源共享，不重复采集，节约投资。4) 变电站内由变电站一体化监控系统完成对全站设备的监控，不再另外设置其它常规的控制屏以及模拟屏。5) 变电站一体化监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。6) 根据调自2012101号文关于印发变电站调控数据交互规范的通知文件要求，本站调控数据的优化处理流程、接入方式遵照“告警直传，远程浏览，数据优化，认证安全”的技术原则。7) 变电站一体化监127、控系统网络安全应严格按照电力二次系统安全防护规定来执行。8) 变电站一体化监控系统应实现全站的防误操作闭锁功能。站控层实现顺序控制、智能告警等高级功能。9）采用保护测控一体化装置。5.8.1.2 监测、监控范围按照调自2012101号文关于印发变电站调控数据交互规范的通知文件要求、Q/GDW 678-2011智能变电站一体化监控系统功能规范和调度端对无人值班变电站的运行情况的需求，本变电站一体化监控系统的监控范围设计如下：1) 全站的断路器、隔离开关及电动操作的接地刀闸。2) 主变压器有载调压开关及10kV无功补偿装置自动投切。3) 交直流一体化电源系统重要馈线断路器状态。4) 辅助控制系统的128、智能运行管理功能(视频、安卫、通风、环境、火灾报警、消防水泵监测)。5) 通信设备运行状态。5.8.1.3 自动化系统配置原则1）本变电站按国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）kV智能变电站模块化建设）（2015年版）要求的智能化变电站设计，自动化系统满足智能化变电站相关导则、规范的要求。2）自动化系统采用分层分布、开放式结构，全站分为站控层、间隔层、过程层。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过程层设备按工程实际建设规模配置。3）整站采用IEC 61850协议，主要网络单重化配置。站控层至间隔层之间采用100M电以太网；间隔层至过程层采用点对点或网络通信方式，通信介质采用光纤。129、110kV变电站站控层、间隔层网络均采用单重化星形以太网络。110kV电压等级设置过程层GOOSE、SV网络，GOOSE、SV共网传输，按单网设置。4）站控层至间隔层之间采用100M电以太网；间隔层至过程层可采用点对点或网络通信方式，通信介质采用光纤。网络方式上，GOOSE（SV）信息均共同组网，单间隔保护装置采用“直采直跳”方式。5）优化简化网络结构，站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860通信标准。变电站内信息具有共享性和唯一性，自动化系统主站与远动数据传输设备信息、保护故障信息资源共享，不重复采集。6）自动化系统具有与调度通信接口，软、硬件配置应能支持联网130、的网络通信技术以及通信规约的要求。7）自动化系统网络安全严格按照电力二次系统安全防护规定执行。8）站控层实现顺序控制、智能告警及故障信息综合分析决策、设备状态可视化、支持经济运行与优化控制、站域控制、源端维护等高级功能。5.8.1.4 系统构成变电站一体化监控系统在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层包含监控主机兼操作员工作站、远动通信装置、数据服务器、综合应用服务器、图形网关机、数据通信网关机及网络打印机设备构成，通过站控层设备向站内运行人员提供人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方调度中心通信。间隔层设备包括测控装置、保护131、装置及其他智能接口设备等，完成全站的保护、测量、控制、状态监测等功能。在站控层及站控层网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，完成实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。网络设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。以上网络设备构建全站分层分布式高速工业级以太网。5.8.1.5 网络结构全站网络采用高速以太网组成，通信规约采用DL/T 860（IEC 61850）标准，全站设备统一建模。为了保证网络的实时性、安全性，在现有的技术条件下，本站采用132、两个物理分开的站控层网络与过程层网络，并采用100M及以上高速以太网构建。1）站控层网络站控层网络采用单星形以太网络。通过站控层中心交换机、过程层中心交换机与站控层其他设备、间隔层网络通信。可传输MMS报文和GOOSE报文。2）间隔层间隔层网络采用单星形以太网络。间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。3）过程层网络过程层网络为GOOSE（SV）网络，主要功能是实现电流、电压交流采样值的上传、开关量的上传及分合闸控制、防误闭锁等。按照国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）kV智能变电站模块化建设）133、（2015年版）要求：本站自动化系统110kV过程层设置GOOSE和SV网，除保护装置外SV报文、除保护跳闸外GOOSE报文统一采用网络方式，共网传输，按单网独立配置。10kV除主变外不设置过程层网络。全站配置有故障录波装置，过程层网络设置为单星形以太网络。主变压器10kV过程层设备接入110kV过程层网络，GOOSE报文通过站控层网络传输。5.8.1.6 自动化系统设备配置方案1） 站控层设备配置根据国调中心关于印发变电站二次系统和设备有关技术研讨会纪要的通知(调自【2013】185号)执行，站控层设备配置包括：配置两台主机兼操作员及工程师工作站、一台综合应用服务器、两台I区数据通信网关机兼134、图形网关机、一台II区数据通信网关机、一台III/IV区数据通信网关机、正向隔离装置、防火墙等。a) 两台主机兼操作员及工程师工作站，负责站内各类数据的采集、处理，实现站内设备的运行监视、操作与控制、信息综合分析及智能告警，集成防误闭锁操作工作站和保护信息子站等功能；提供站内运行监控的主要人机界面，实现对全站一、二次设备的实时监视和操作控制，具有事件记录及报警状态显示和查询、设备状态和参数查询、操作控制等功能；实现智能变电站一体化监控系统的配置、维护和管理。b) 配置一台数据服务器，用于变电站全景数据的集中存储，为站控层设备和应用提供数据访问服务。c) 配置一台综合应用服务器，接收站内一次设备135、在线监测数据、站内辅助应用、设备基础信息等，进行集中处理、分析和展示。d) 配置两台区数据通信网关机兼图形网关机，直接采集站内数据，通过专用通道向调度中心传送实时信息，同时接收调度中心的操作与控制命令，实现远程浏览变电站全景信息、调度(调控)中心与站内监控系统图形和数据的实时交换；数据通信网关机采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计。e) 配置两台区数据通信网关机，实现区数据向调度中心的数据传输，具备远方查询和浏览功能。f) 配置一台/区区数据通信网关机，实现与PMS、输变电设备状态监测等其他主站系统的信息传输。g) 安全防护装置区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器获取区数据和模型等信息，与调136、度(调控)中心进行信息互换，提供信息查询和远程浏览服务；综合应用服务器通过正反向隔离装置向/区数据通信网关机发布信息，并由/区数据通信网关机传输给其他主站系统。h) 网络打印机本站取消装置屏上的打印机，在自动化系统站控层设置网络打印机，通过变电站自动化系统的工程师站或保护及故障信息子站打印全站各装置的保护告警、事件、波形等。同时，站内各种报表、画面、接线信息也能通过操作员工作站打印。2） 间隔层设备配置间隔层设备包括保护装置、测控装置及其它智能接口设备等。间隔层设备按本期规模考虑。测控装置按照DL/T 860或IEC 61850标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。支持通过GO137、OSE报文实现间隔层五防联闭锁功能，支持通过GOOSE报文下行实现设备操作。110kV线路测控单元按每个间隔单独配置，主变单元按各侧电压等级单独配置，本体测控单元单独配置，母线设备测控单元按每段母线单独配置，公用单元单独配置，3） 过程层设备配置1) 合并单元智能终端一体化装置110kV间隔采用合并单元智能终端一体化装置，单套配置。110kV母线合并单元双套配置，主变压器各侧合并单元智能终端一体化设备双套配置，10kV部分（除主变外）不配置合并单元。110kV每段母线配置1台智能终端。主变各侧智能终端按双重化配置，采用智能终端、合并单元集成装置；另配置一套本体智能终端，集成非电量保护功能。10138、kV(除主变外)不设置智能终端。每套智能终端包含完整的断路器信息交互功能；智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器机构本体实现。2） 智能控制柜a) 就地智能控制柜按间隔配置；b) 本站智能控制柜与各单元间隔端子箱一体化设计，包含合并单元、智能终端，由电气一次考虑；c) 主变本体配置一面智能控制柜，柜内含主变本体智能终端1套。5.8.1.7 网络设备配置方案变电站自动化系统的交换机应满足DL/T 860或IEC 61850标准。站控层设备以太网通信介质采用超五类屏蔽双绞线；二次设备室与一次设备智能终端之间的网络连接则应采用光缆。过程层因本期采用常规互感器及开关设备，一次设备与合并单元、智能终端139、之间采用控制电缆连接方式。1）采样值传输方式保护装置、电能表采样值采用光纤点对点方式传输。测控装置、故障录波网络记录分析仪采样值通过GOOSE（SV）网络采集。2）开关量传输方式各单间隔保护及主变差动保护跳闸采用点对点直接跳闸的方式，其余开关量传输如测控装置跳合闸、断路器和刀闸位置、主变后备保护动作跳分段、故障录波网络记录分析系统等通过GOOSE（SV）网络传输。母线保护的开关量采集（刀闸位置）通过GOOSE（SV）网络实现；母线保护的开关量输出（启动线路远跳、闭锁重合闸、母差跳主进失灵联跳主变三侧）通过GOOSE（SV）网络实现；母线保护的开关量输出（跳闸）通过点对点直跳各间隔。3）交换机配140、置原则变电站自动化系统站控层配置2台中心交换机，其中I区1台，II区1台。变电站自动化系统站控层网络为百兆单星形以太网络，布置在二次设备室，用于间隔层设备与站控层设备之间的连接。每台交换机端口数满足站控层设备接入要求。间隔层网络采用单星形以太网络。间隔层交换机按电压等级配置，110kV间隔层本期配置1台间隔层交换机，10kV间隔层本期配置1台间隔层交换机。110kV系统过程层本期配置4台过程层中心交换机，用于过程层设备与间隔层设备之间的连接。并按每两个线路间隔配置1组交换机。主变高、低压侧相关信息可接入主变过程层网络。10kV电压等级本期不配置独立的过程层网络。5.8.1.8 功能参照变电站自141、动化系统按DL/T 5149-2001 220500kV变电所计算机监控系统设计技术规程的相关规定和调自2012101号文关于印发变电站调控数据交互规范的通知文件要求实现下述功能：数据采集和处理、数据库的建立与维护、自动调节控制、人工操作控制、防误闭锁、同期、远动功能、时钟同步、与其他设备的通信接口、防误闭锁、报警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表、人-机联系、系统自诊断和自恢复、运行管理、高级应用、调控数据交互等。部分主要功能如下所述I、 控制操作1) 顺序控制满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求，变电站一体化监控系统支持顺序控制操作。2) 电压-无功自动调节142、由站内操作员工作站或远方控制中心设定其投入/退出。3) 操作控制操作员可对需要控制的电气设备进行控制操作。计算机监控系统应具有操作监护功能，允许监护人员在操作员工作站上实施监护，避免误操作。当一台工作站发生故障时，操作人员和监护人员可在另一台工作站上进行操作和监护。II、 防误操作闭锁根据智能变电站设备信息数字化的特点，结合国家电网公司输变电工程通用设计提出的三种五防操作闭锁方案，利用变电站信息在站控层和过程层共享的优势，在本站采用如下的防误操作闭锁方案：本工程取消专用五防工作站，变电站一体化监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路，利用143、测控装置通过相互之间的通信实现跨间隔综合操作闭锁功能，取消就地跨间隔横向电气联闭锁接线。III、 同 期110kV断路器均为同期检测点。变电站一体化监控系统实现同期检测及操作。IIII、一体化信息平台和高级应用功能配置一体化平台，高级应用功能基于一体化信息平台实现。本站一体化信息平台主机与站控层主机统一配置，不独立配置，一体化信息平台从站控层网络直接采集SCADA数据、保护信息等数据，作为变电站的统一数据基础平台。根据现有技术条件及调度端、运行、维护主站端智能化程度的应用需求，本站高级应用分阶段实施，提高生产运行的自动化、智能化水平，适应无人值班的智能操控，满足状态检修，支持智能调度。本期高级144、应用功能主要实现以下功能：1) 顺序控制变电站内运行人员在后台或集中监控中心运行人员在远方根据操作要求选择一条顺序化操作命令，操作票所有的预设步骤的执行和操作过程的校验由智能电子设备自动完成，达到“一键式”操作的目的。在保证操作安全的前提下减少操作时间、提高操作效率，提高无人值班智能操作水平。2) 智能告警及故障信息综合分析决策建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。告警信息主要在厂站端处理，以减少主站端信息流量，厂站可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。在故障情况下145、对包括事件顺序记录信号及保护装置、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。3) 支撑经济运行与优化控制综合利用变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站系统层及智能调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。4) 源端维护在变电站端利用统一系统配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站网络拓扑等参数、IED数据模型及两者之间的联系。采用标准的数据模型和程序接口，实现基于模型的通信协议与主站进行通信，变电站主接线图、分画面图和一、二次设备模型等基于可升级矢量图形(SVG)格式。实现DL/T 860子站系统和IEC61970主站146、系统之间的数据模型交换和基于数据模型的数据交换，实现源端维护。5.8.1.9 与其它设备接口其它设备主要包括交直流一体化电源系统(交流系统、直流系统、UPS系统、通信电源)、智能辅助控制系统及电气一次主要设备在线监测系统等。其它设备采用符合DL/T860(IEC61850)标准的通信服务和信息模型，变电站自动化系统预留其他设备接入的通信接口5.8.2 元件保护及自动装置5.8.2 5.8.2.1 现状及存在问题本期新建1台50MVA主变压器，装设2组电容器,10kV出线本期12回,接地变2台。5.8.2.2 保护配置元件保护及安全自动装置配置原则遵循GB/T 14285-2006继电保护及安全147、自动装置技术规程及Q/GDW 441-2010智能变电站继电保护技术规范相关要求。按照国网变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范(Q/GDW 1175-2013)原则配置。本站主变压器电量保护采用主、后备保护一体化微机型保护，双重化配置，瓦斯等非电量保护按单套考虑，由本体智能终端集成实现。变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳母联、分段断路器、启动失灵等采用GOOSE网络传输。变压器保护通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网。10kV采用保护、测控多合一148、的微机型装置。具体保护配置如下：a）主变压器保护按照国网变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 1175-2013）原则配置。主变压器电量保护采用主后备保护一体化微机保护，双重化配置；瓦斯等非电量保护按单套配置。b）10kV线路保护配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及三相重合闸。采用保护测控一体化装置，按间隔单套配置，就地安装于开关柜内。c）10kV电容器保护配置微机型电流速断保护、过流保护、不平衡电压保护（电压取自电容器放电线圈开口三角）、过电压（电压取自电容器放电线圈）及欠电压（电压取自10kV母线PT）保护及本体保护。选用保护测控一体化装置，就地安装149、于开关柜内。d） 接地变压器保护配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及本体保护。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。5.8.3 一体化电源5.8.1 5.8.2 5.8.3 5.8.3.1 技术要求本站交、直流电源采用交直流一体化电源系统，即将站用交流电源系统、电气二次直流电源系统、UPS电源系统、通信直流电源系统采用一体化设计、一体化配置、一体化监控。实现站用电源信息共享。5.8.3.2 整体结构交直流一体化电源系统在电气方面由直流系统、交流系统、不间断电源系统和通信电源系统四项子系统组成。5.8.3.3 监控模式本站配置一套一体化电源监控装置，管理变电站交流单元、直流单元、U150、PS电源系统等站内电源系统的综合监控，一体化监控装置通过总线方式与各子电源监控单元通信，各子电源监控单元与成套装置中各监控单元通信，一体化电源监控通过DL/T860标准数据格式接入计算机监控系统，实现对变电站一体化电源系统的数据采集和集中管理。5.8.3.4 设备配置方案1）站用交流系统交流站用电系统采用三相四线制接线、380/220V中性点接地系统。为提高供电可靠性，站用电系统采用单母线分段接线，每台接地变各带一段母线，正常供电时两段分列运行，采用自动转换装置实现两个进线电源的自动切换，当任一台接地变退出工作时，另一台接地变能自动切换至失电的工作母线段继续供电。重要回路为双回路供电，全容量备151、用。2）直流系统全站直流电源蓄电池的容量按220V站用直流负荷按照2小时供电考虑，48V通信直流负荷按照4小时供电考虑，经计算选择容量为200Ah（104只)的阀控式密封铅酸蓄电池组，组架安装，布置于蓄电池室内。充电浮充电设备采用智能高频开关电源装置，充电模块采用N+1热备用方式。本站充电装置共配置5块20A充电模块。设置一套微机绝缘监测仪，监视直流母线的电压以及自动检测各支路对地绝缘电阻，发生接地或绝缘下降时能及时自动告警。站内不设置通信蓄电池组及通信直流充电屏，采用变电站220V直流母线上的DC/DC装置供电，由220V变换为-48V，为通信设备提供电源。根据通信电源负荷大小，DC/DC转152、换模块容量配置为440A。直流电源柜由4面直流电源柜、1面通信馈线柜共4面柜组成，布置于二次设备室内。本站二次设备室及10kV高压开关室的测控、保护、自动装置等设备采用辐射式供电方式。直流负荷统计及蓄电池容量选择结果表序号负荷名称装置容量kW负荷系数计算电流（A）经常负荷电流（A）事故放电时间及电流1min1h2h4h随机5S1保护装置5.1850.614.114.114.114.12事故负荷(保护动作)8.990.624.524.53监控系统（含五防装置）1.550.64.24.24.24.24事故照明0.512.32.35不间断电源50.613.613.68.26智能辅助控制系统4118.153、26.818.218.27断路器跳闸0.639.039.08断路器合闸0.62.02.09通信20.833.333.333.3电流统计（A）147.02.344.833.32.0Cc=Cc.4+Cr=189AhCc=Cc.3+Cr=125AhCc=Cc.2+Cr=27Ah蓄电池组容量选择：200Ah3）UPS电源系统本站集中设1套不间断电源系统，容量7.5kVA，采用模块化N+1冗余配置方式。不间断电源系统不自带蓄电池，直流电源由站内220V直流系统提供。UPS电源装置单独组柜1面，安装于二次设备室。4）一体化电源监控本站配置一套一体化电源体化电源监控装置，管理变电站交流系统、直流系统、逆变电154、源等站内电源系统的综合监控，计算机监控和一体化电源监控通信实现对变电站电源系统的三遥功能。一体化电源监控装置与逆变电源一起组柜，布置在二次设备室。5.8.4 其它二次系统5.8.4 5.8.4.1 全站时钟同步系统本期站内配置一套公用的时间同步系统，支持北斗系统和GPS系统单向标准授时信号。高精度时钟源双重化配置，另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。优先采用北斗系统，支持卫星时钟与地面时钟互为备用。时钟同步精度和授时精度满足站内所有设备的对视精度要求，扩展装置的数量根据二次设备的布置及远期工程规模确定。时间同步系统提供变电站内所有的监控系统站控层设备、保护装置、测控装置、故障录波装155、置、自动装置及站内其他智能设备等站内二次设备的对时功能。所有需对时的站控层和10kV低压设备采用SNTP网络对时方式，对时信号从站控层网络获取。间隔层和过程层设备均采用IRIG-B对时方式，其中间隔层设备使用电B码对时、过程层设备采用光纤B码对时。5.8.4.2 非关口电能计量系统1)现状及存在的问题XX计量主站为科东公司的电力用户用电信息采集系统，厂站与主站采用专线传输方式。在学府110kV变配置一套地调电能量采集装置，用于采集非关口电能量信息。地区电能计量的信息通过地区调度数据网（2Mbit/s）和拨号方式（2线）远传至地区电能计量主站系统。110kV、主变电能表、所用变压器低压侧电能表装156、在电能表屏上。2)非关口电能计量装置的配置本站110kV线路、主变高、低压侧配置0.5S级有功、2.0级无功数字化智能电能表。10kV线路、电容器、接地变均采用保护测量计量一体装置，所用变压器低压侧配置1块380V电能表。110kV进线及#1主变高、低压侧电能表共4块组1面屏。3)电能量采集装置及通道要求在学府110kV变配置一套地调电能量采集装置，安装于电能表屏上，用于采集非关口电能量信息。地区电能计量的信息通过地区调度数据网（2Mbit/s）和数字专线远传至地区电能计量主站系统。4)与地调电能计量主站端接口本工程考虑XX电业局电能量计量系统接收学府变相关电能计量信息，主站端所需设备和相关的157、软件及数据库调整工作。5.8.4.3 智能辅助控制系统全站设置一套变电站智能辅助控制系统，实现站内图像监控及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制，实时接收各终端装置上传的各种模拟量、开关量及视频图像信号，分类存储各类信息并进行分析、计算、判断、统计和其他处理。智能辅助控制系统包括图像监控及安全警卫子系统、火灾报警及消防子系统、环境监测子系统等。a） 后台系统智能辅助控制系统不配置独立后台系统，利用状态监测及智能辅助控制系统后台主机实现智能辅助控制系统的数据分类存储分析、智能联动功能。b） 图像监视及安全警卫子系统装设一套全站图像监视及安全警卫子系统，该系统包括158、视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机、编码器及沿变电站围墙四周设置的电子栅栏等。其中视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口。就地摄像头按本期建设规模配置。此系统在施工期间用作施工视频。c） 环境监测子系统包括环境数据处理单元1套、温度传感器、湿度传感器、风速传感器、SF6探测器等。智能辅助控制系统通过和门禁控制器、温度变送器等进行通信，获取站内的环境信息。数据处理单元布置于主控室，传感器安装于设备现场。因本站为户内GIS变电站，考虑设置一套SF6监测装置，用于监测户内GIS室的SF6气体密度及含氧度。d） 火灾报警及消防子系统本站设一套火灾自动报警及消防子系统。在主159、控室、10kV开关柜室、蓄电池室、油浸变压器及电缆隧道等易引起火灾的地方，视其火灾特点分别设置感温、感烟探测器及手动报警按钮等，火灾报警主机安装在警卫室或主控室。火灾报警系统设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。5.8.5二次设备的接地、防雷、抗干扰5.8.5 5.8.5.1 接地为了保护站内综合自动化系统设备的可靠运行，提高抗干扰能力，按照国家电网公司办基建200820号关于印发协调基建类和生产类标准差异条款（变电部分）的通知及DL/T620、DL/T621、DL/T5136、DL/T5149要求，对主控室接地要求如下：在主控制室的电缆沟或屏（柜）下层的电缆室内160、，按屏（柜）布置的方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端连接，形成二次设备室的内等电位接地网。主控制室内等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。屏柜内的接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。屏体内接地铜排可不与屏体绝缘。5.8.5.2 防雷为防止二次设备遭受雷电的袭击，本站分别在电源系统及信号系统设置161、了防雷设备。电源系统的防护主要是抑制雷电在电源输入线上的浪涌及雷电过电压，根据综合自动化变电站的现状，电源防雷器设置在各种装置的交流、直流电源入口处。信号系统的防护主要是对重要的二次设备的通信接口装设通信信道防雷器。5.8.5.3 抗干扰二次设备包括二次电缆的抗干扰措施应采取以下措施：a）双重化配置的保护装置、母差和断路器失灵等重要保护的起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。b）经长电缆跳闸回路，采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动。c）所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。d）遵守保护装置24V开入电源162、不出保护室的原则。e）经过配电装置的通信网络连线均采用光纤介质。5.8.5.4 二次设备组屏布置原则主变、110kV保护和测控装置、间隔层和过程层交换机等测控设备采用集中组屏方式布置电气二次设备室。10kV线路、电容器、接地变保护测控装置分散布置在开关柜上。各间隔合并单元、智能终端就地下放在各间隔智能控制柜或高压开关柜中。微机监控系统的站控层设备主机组屏布置在主控制室。二次设备室还布置有远动柜、一体化电源柜、电能表柜等二次设备。5.8.6 对侧保护改造本期更换响水坝变，九华变110kV距离零序保护为三端光纤差动保护各一套，繁城变新上三端光纤差动保护各一套，新上保护与学府变侧配套。九华繁城采用2163、M通道；九华学府采用专用通道；繁城学府均采用专用通道；响水坝繁城采用2M通道，响水坝学府采用专用通道。5.9 总体规划和总平面布置5.9.1 总体规划1)本站址位于XX九华工业园内，处于园区总体规划当中。本站总体规划按最终规模统筹规划，即站址征用地按终期规模在首期工程中统一设计并建成。2)结合线路出线条件和现场用地情况，本站按照全户内变电站设计。本站采用国家电网公司输变电工程通用设计（2015版）110-A2-4方案，并在其基础上因地制宜优化改进。站区按远期110kV全户内变电站规模一次征地，场地场平、围墙、道路、消防、给排水按终期规模在首期工程中统一设计并建成。站址布置充分结合城市规划及远近164、规划要求，利用场地地形特点，尽量减少工程占地面积。站区长轴大致为东西向布置，110kV及10kV均采用电缆出线。站区总平面按照北偏东6.9布置。3)站址进站道路从西侧乐塘路引接，引接口标高约为35.9m，考虑远期站址四周建筑可能高于站址场平标高会形成内涝,对变电站不利，根据站区土石方自平衡原则，结合站区进站道路标高，将站区场地设计标高初步定为36.2，高出进站道路引接口标高0.3m。4)本次站区设计采用规划提供的地形图绘制。5.9.2 站区总平面布置及竖向布置本站为全户内变电站，站内仅设配电装置室一幢建筑，位于站中央，主变运输道路位于站南侧，其余3侧设消防通道环通，消防水池、水泵房布置在站区西165、侧，事故油池布置在站区东南角，大门入口位于站区西侧。站区东西方向长86m，南北方向长37m，围墙内占地约0.3182hm2。变电站大门采用2.1米高、5.0米宽不锈钢平开大门。变电站围墙采用2.3米高装配式围墙。进站道路直通主变场地，与配电装置区域形成环形消防通道。建筑物与主变间的距离及与事故油池间的距离均满足规程规范的要求。变电站内的给排水管道及道路按远期规模一次建成。站内道路与配电装置区域形成环形消防通道，道路路面宽4.0m，所有路面均高出场地100mm。站区运输道路转弯半径9.0m。各建筑物引接道路转弯半径根据实际情况确定。进站道路及站内道路均采用混凝土路面，按四级厂矿道路标准设计。站区166、配电装置场地空余地面采用碎石地坪。站内功能分区明确合理,布置紧凑，工艺衔接流畅，交通运输方便。5.9.3竖向布置站区场地竖向布置采用平坡式，考虑远期站址四周建筑可能高于站址场平标高会形成内涝,对变电站不利，场地设计标高根据北侧规划道路标高设计，高出进站道路引接口标高0.3m。本次设计将站区场地设计标高初步定为36.2m。结合站内外排水条件，站区场地局部考虑按1%场地放坡，以便地面雨水通过集水沟等排水系统汇集后，采用HDPE双壁波纹管排至站址西侧市政排水管网5.9.4主要经济指标表5.9-1土建主要技术经济指标表主要技术经济指标表序号指标名称单位数量备注1变电站总用地面积hm20.4167约6.167、250亩1.1站区围墙内用地面积hm20.3182约4.773亩1.2进站道路用地面积hm20.012约0.180亩1.3所区其他用地面积hm20.0865约1.298亩（含排水沟等用地面积）2进站道路长度(新建)m15.04.0m宽混凝土公路型路面（碎石300厚，粗砂垫层30厚，C30混凝土120厚，粗砂10mm，二次浇C30混凝土180厚）3变电站总土石方量挖方（-）m33414石方约1242填方（+）m328453.1站区初平土石方工程量挖方（-）m31363填方（+）m321803.2进站道路土石方工程量挖方（-）m30填方（+）m32103.3站区其他土石方工程量挖方（-）m3134168、6含基础、护坡土石方量填方（+）m3455含挡土墙土石方量3.4综合平衡后挖方（-）m3569弃土，运距10km填方（+）m303.5耕植土翻晒回填m32231翻晒清根后回填3.6新近填土挖出分层压实m39503.7垃圾及淤泥清除m37054围墙长度m242实体围墙,2.3m高5挡土墙体积m3500块石重力式挡土墙6护坡面积填方区m20挖方区m2200混凝土骨架植草护坡7站内道路面积m2914挖方区411 m2，填方区503 m2。挖方区道路总厚度按550mm考虑，填方区道路总厚度按700mm考虑。8碎石地坪m2750站内道路与配电装置室间空隙10电缆沟长度10kV电缆沟m58钢筋混凝土现浇1169、200X1000电缆埋管m108预埋6根200 PVC管，室外110kV进线11站区总建筑面积m21061配电装置室1006m2，水泵房55m212站内给水管线长度m320镀锌钢管DN150，250m；PPR给水管DN100，20m;PPR给水管DN50，50m13站内排水管线长度m520双壁波纹管d300以下200m,d300及以上250m;；焊接钢管DN200，70m14站外供水管线长度m100DN100镀锌钢管,100m15站外排水管线长度m100DN500 双壁波纹管16站外排水沟、截洪沟m232砖砌，内净宽400X30017通信线路改道m6002根通信线路18桩基础m3155600旋170、挖桩19毛石换填m3350用于围墙、配电装置室基础底20砂砾石换填m3658用于道路及电缆沟底5.10 建筑规模及结构设想5.10.1设计原则建筑设计遵循安全可靠、经济适用、简约大方、稳重实用、以人为本的原则。建筑物应整体协调、体现现代工业厂房的风格，能充分反映国家电网的企业文化特征。能与变电站整体色调及所在区域周边环境协调统一。本站按无人值守设计。5.10.2全站建筑简述建（构）筑物包括：配电装置室、水泵房、消防水池及事故油池等。表5.6-1站内各建筑物一览表建（构）筑物楼层房间名称楼面标高（m）层高（m）建筑面积（m2）结构形式配电装置室一层主变压器室08.01061.6门式刚架轻型钢结构171、房屋110kVGIS室08.010kV配电装置室04.0电容器室04.0二次设备室04.0蓄电池室04.0卫生间04.0工具室04.0资料室04.0休息室04.0水泵房一层水泵房0.03.055框架结构总建筑面积1116.6平方米5.10.3建筑方案配电装置室外形尺寸为58.5m19.6m8.3m(长宽高)，为单层门式刚架轻型钢结构房屋。一层布置各电气功能用房，除主变室层高为8.0m外，其余均为4.0m。配电装置室总建筑面积为1061.6m2，总建筑体积为6050.9m3。建筑物大于7m 的设备房间均设有至少两个对外出口。(1) 建筑装修及构造做法建筑装修遵照两型一化的原则，采用中等工业装修标172、准。外墙面：防潮层以上、0.300m标高以下为370厚蒸压灰砂砖，0.300m标高以上为岩棉夹芯板外墙。内墙面：采用轻钢龙骨内隔墙，下均做300高120厚蒸压灰砂砖。卫生间墙体采用轻钢龙骨纤维水泥加压板，下垫300高120厚C20细石混凝土条基，其余内墙采用配套轻钢龙骨，内填100厚岩棉，两侧为9mm无石棉硅酸钙装饰防火板。楼地面：10kV配电室、主变压器室、电容器室、工具室、110kVGIS室采用金刚砂耐磨地面；二次设备室、蓄电池室采用防静电环氧涂层地面；资料室、休息室采用地砖地面；卫生间采用防滑地砖地面。屋面：采用压型钢板复合保温卷材防水屋面，防水等级为级门窗：外窗玻璃均采用6（外：浅灰色173、）+12A+6（内：白色）厚中空玻璃。卫生间采用磨砂玻璃；面积大于1.5m2的窗玻璃或玻璃底边离最终装修面小于900mm的落地窗、门玻璃、固定门玻璃等应采用安全玻璃。外门采用平开门，外窗采用90系列黑色断热铝合金型材，平开彩钢板门彩钢板厚度大于12mm，门框采用冷轧方钢管焊接。外墙门窗需满足气密性不应低于 GB/7107-2002 中的4 级、水密性不应低于GB/7108-2002中的4级、抗风压性不应低于GB/7106-2002 中的3 级。5.10.4结构设计(1) 建筑物站内建筑物的抗震设防类别按变电站建筑结构设计技术规定修编送审稿执行，本站配电装置室的抗震设防类别为标准设防类。安全等级174、为二级，结构重要性系数为1.0。本地区的抗震设防烈度为6度，建筑物结构抗震等级为四级。配电装置室采用单层门式刚架轻型钢结构房屋。(2) 辅助及附属建筑水泵房采用框架结构。消防水池、事故油池等地下构筑物采用现浇钢筋混凝土结构。(3) 钢结构构件防腐处理所有钢结构构件除锈后刷防锈漆防腐。(4) 地基处理根据现场踏勘情况及可研地勘报告，场区存在池塘、新近填土，填土结构松散，土质不均匀，物理力学性质较差，不经处理不应直接作为地基持力层。站址内池塘区域及填方区基础采用D600旋挖桩，桩端持力层为圆砾层，桩长16m左右，桩基础单桩竖向承载力特征值不小于1500kPa。站址挖方区、消防水池及事故油池基础采用175、筏板基础，以粉质黏土或中砂作为持力层，未达到基础持力层时采用毛石混凝土换填。两种基础间需设置沉降缝，防止地基不均匀沉降。围墙基础采用毛石混凝土换填处理，电缆沟底、道路底、消防水池底及事故油池底采用碎石砂换填。（5）结构防水、防腐变电站防水宜采用混凝土结构自防水与外包防水相结合的方法。根据具体情况，混凝土掺加减水剂、膨胀剂、防水剂、密实剂、引气剂、复合型外加剂等，以改善混凝土的防水性能。消防水池及事故油池的混凝土抗渗等级拟采用P6。根据区域水文地质资料，场地环境类型属类，场地内潜水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋和钢结构具微腐蚀性176、。根据工业建筑防腐蚀设计规范（GB 50046-2008），微腐蚀环境下可按通常情况进行防腐设计，无需采用特殊防腐措施。5.11 给排水系统5.11.1 站区供、排水条件5.11.1.1 水 源变电站站址站址位于XX市九华工业区乐塘路与学府路交叉处。站址西侧乐塘路敷设有市政给水管网，变电站生产生活用水从该处引入一根DN100的给水管，供站内使用，水量、水质、水压均满足工程要求，不需要设水处理及增压措施。5.11.1.2 站址区域现有排水条件本站址西侧已有市政排水管网，站址距离最近的污水井100m，井底标高低于站内场平标高约2.5m,站内雨水汇集后可接入市政雨水管网。5.11.2设计依据室外给水177、设计规范GB50013-2006室外排水设计规范GB50014-2006建筑给水排水设计规范GB50015-2003变电所给水排水设计规程DL/T5143-20025.11.3给水系统5.11.3.1 用水量设计用水量包括生活用水、管网漏失水量及未预见用水等。因不设集中空调，不考虑空调用水，故无生产用水。变电站设生活用水量详下表。生活用水量表序号名 称用水量定额数量最高日用水量(m3/d)最大小时用水量(m3/h)备 注1工作人员生活用水65(L/人d)10人0.650.08时变系数取3.02未预见及漏失水量0.10按15计3合 计0.75本工程生产建筑物耐火等级为一级，建筑体积方约为6500178、m3，火灾危险性为丙类，因此本站设置室内外消防给水系统。变电站同一时间内的火灾次数应按一次确定，火灾延续时间为3h。消防用水量表序号名 称消防用水量供水时间(h)供水压力(MPa)总水量（m/h）L/Sm/h1室内消火栓207230.352162室外消火栓259030.352703合 计486由自来水管网引入一根DN100PE管接入站内后分别供消防水池和生活用水。5.11.3.2 管材、接口及敷设方式室内外生活给水管道采用PPR管，连接方式采用螺纹连接，室外管道敷设方式采用埋地，室内管道敷设方式采用明敷。5.11.4 排水系统站区排水包括有地面雨水、生活污水、含油废水等，排水方式自流排放。站内179、排水采用经污水处理设施处理后的生活污水及事故油池内的雨水与站区地表雨水合流制排水系统。雨水由道路边的雨水口收集。站区排水经汇合后排至乐塘路上检查井。站区雨水管道采用HDPE双壁波纹管，环刚度SN8。根据水文资料，本工程采用的暴雨强度公式如下：q=3920 (1+0.68Lg P)/(t+17)0.86；q _ 暴雨强度(升 /秒.公顷)；t _ 降雨历时(分钟)；p _ 重现期(年)。降雨历时采用15分钟，重现期采用3年，径流系数采用0.9。据此，变电站设计最大雨水流量为230m3/h，雨水管道设计最大管径为500，管道设计坡降按0.3%。变电站最高日生活污水量为0.62m3/d，生活污水采用180、化粪池处理后接入雨水管网。设置主变压器事故排油池1座，收集事故时变压器的事故排油，事故后，及时清除油池内的事故油。变压器的油量约为30t，电抗器为干式电抗器，不含油，不设事故排油系统，事故油池容量按单台主变压器60%油量设计，选用有效容量为25m3的事故排油池。事故油池具有油水分离功能，含油废水经事故油池油水分离后排入站区雨水管。事故排油管道管径为DN200，材质焊接钢管，连接方式采用焊接。排水管道采用HDPE双壁波纹管，环刚度SN8，采用热熔连接，敷设方式采用埋地。5.11.5 防洪排涝本工程站址位于市区，防洪措施已由城市规划总体考虑。5.12 采暖通风和空气调节系统5.12.1 设计范围暖181、通专业设计范围：生产综合楼内的采暖通风与空调。5.12.2 设计原始资料1) 室外设计参数冬季大气压力：1019.6hPa，夏季大气压力：999.2hPa冬季通风室外计算(干球)温度：4.6冬季空调室外计算(干球)温度：-1.9夏季通风室外计算(干球)温度：32.9夏季空气调节室外计算(干球)温度：35.8夏季空气调节室外计算湿球温度：27.7室外风速：冬季平均2.3m/s，夏季平均2.6m/s2) 室内设计参数根据民用建筑供暖通风与空气调节设计规范(GB 50736-2012) 、火力发电厂采暖通风与空气调节设计规程(DL/T 5035-2004)和220kV500kV变电所设计技术规程 (182、DL/T 5218-2005)中的有关规定及工艺专业要求。主要房间的温、湿度设计参数如下。主要房间的温、湿度设计参数主要功能房间温度()湿度(%)新风量m3/(h.人)夏 季冬 季夏 季冬 季主变压器室45/70/-110kV GIS室40/70/-10kV配电室35/70/-二次设备室3018227070-电容器室40/70/-资料室、休息室2628161870/305.12.3 设计依据民用建筑供暖通风与空气调节设计规范GB 50736-2012；35kV-110kV变电站设计规范GB 50059-2011火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程DL/T 5035-2004;5.12.4 183、采暖方案及设备选型湖南省属于非采暖区，不设采暖系统。5.12.5 通风方案及设备选型1) 主变压器本体室、GIS室、电容器室均采用自然进风、机械排风方式通风降温；主变散热器室采用自然通风方式。2) GIS室发热量很小，但设备中存在大量六氟化硫气体。按卫生部工业企业设计卫生标准的规定，车间空气中六氟化硫气体的含量不得超过6000mg/m3，为简化设计可采用换气次数法确定事故排风量。根据火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定，六氟化硫电气设备间平时正常运行下部通风换气次数不小于2次/h；事故时上下部同时排风，通风换气次数不小于4次/h。3) 配电室设计单独事故通风系统，换气次数n12次/h。4)184、 卫生间、水泵房：采用墙面换气扇，保证室内的空气质量。5) 风机出口均加设消声罩，保证变电站通风系统的外部噪声需满足现行国标声环境质量标准GB3096和工业企业厂界环境噪声排放标准GB12348规定的2类环境噪声要求，即昼间不超过60dB(A)，夜间不超过50dB(A)。6) 设备选型如下表序号名 称型号及规范单位数量备注1低噪音轴流风机7200m3/h，960r/min，1.5kW台6主变压器室2低噪音轴流风机7200m3/h，960r/min，1.5kW台1110kV GIS室上层3低噪声防腐轴流风机3920m3/h，1450r/min，0.12kW台1110kV GIS室下层4低噪声轴流185、风机7200m3/h，960r/min，1.5kW台410kV配电装置室5低噪声轴流风机1450m3/h，1450r/min， 0.06 kW，台1蓄电池室6低噪声轴流风机7200m3/h，960r/min，1.5kW台3电容器室7天花板管道式排气扇L=210m3/h, N=55W台1卫生间8墙面排风扇APB15-A，L=258m3/h, N=23W台1水泵房5.12.6 空调方案及设备选型1) 二次设备内有发热量较大的电气设备。要在夏季最热月高温高湿的环境下达到工作环境的要求，避免事故，必须有足够的空调制冷量，良好的空气调节气流组织及温湿度监控调节。2) 在二次设备室的空调设计中，主要考虑采186、用风冷热泵型空调机，空调机自带温湿监控调节系统。3) 10kV配电装置室发热量大，配置单冷性柜式空调，保证夏季室内温度低于35。4) 其他舒适性房间如资料室，警卫室等采用能效比高的分体空调就地布置方式，保证房间的温湿度要求。5) 设备选型如下：序号名 称型号单位数量备 注1柜式冷暖空调机5P台2二次设备室2柜式单冷空调机5P台410kV配电室3分体壁挂冷暖空调1.5P台3休息室、资料室、值守室4分体壁挂冷暖防爆空调1.5P台1蓄电池室5.12.7 采暖、通风及空调系统的控制站内空调机均附温控器，空调设备可根据设定温度自动运行。5.12.8 采暖、通风及空调系统的节能措施主变压器室、电容器室以自187、然通风排热为主，当夏季室外温度较高，自然通风无法满足要求的情况下机械通风系统自动开启降温，从而在满足设备运行条件的前提下实现了节能降耗。二次设备室、蓄电池室等房间空调选用能效比大于4的空调机。通风机选用低噪音节能智能风机，同一通风量比一般风机节能50%。主变本体室内墙满贴吸音板吸音。5.12.9 采暖、通风及空调系统的智能化a) 采暖、通风及空调设备宜具备自动控制功能或与智能辅助控制系统实现协同联动。b) 通风系统的自动控制功能除实现温度感应、换气次数、事故排烟外，应与消防系统连锁。5.13 火灾探测报警与消防系统5.13.1 概 述5.13.1.1 有关消防设计规范。建筑设计防火规范(GB 188、50016-2014)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB 50229-2015)建筑灭火器配置设计规范(GB 50140-2005)电力设备典型消防规程(DL 5027-2015)5.13.1.2 消防设计范围及界限本工程消防设计范围为站区内，附近无消防站，按消防自救设计消防设施。本工程消防设计包括下列内容：总平面布置及建(构)筑物防火；移动式灭火器配置；火灾探测报警控制系统；消防供电及电气设备消防措施；通(排)风防火排烟。5.13.1.3 消防主要设计原则1) 本工程消防设计仅考虑站区内发生的各类火灾的防止和扑灭，立足于自救。2) 本工程消防设计根据“预防为主，防消结合”的方针，按照有关规189、程、规范及规定的要求进行站区消防设计，采取相应的防火措施，设置必要的灭火系统。各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，防止火灾的发生与蔓延。3) 站区内建筑物火灾危险性别为丙类，耐火等级为一级，最大建筑物建筑体积大于3000m3，站区设置消防给水。5.13.2 消防措施5.13.2.1 站区总平面布置站区总平面设环形车道，各建筑物间距满足防火要求，详见土建说明。5.13.2.2 站区建(构)筑物站区建(构)筑物耐火等级及火灾危险性分类见下表。建(构)筑物火灾危险性分类耐火等级屋外配电装置楼丙一 级主变压器本体室正面外墙190、设置拆装式防爆泄压墙。根据电气设备和建筑物的防火要求，按照建筑灭火器配置设计规范(GB 50140-2005)，在全站范围内设置ABC磷酸铵盐干粉灭火器、CO2灭火器等移动式化学灭火器。每台主变压器旁设成品消防砂箱，内装1m3砂，并配推车式干粉灭火器。具体配置详见配置表。序号名 称型号、规格及技术数据单 位数 量1推车式干粉灭火器50kg具22手提式干粉灭火器4kg具203手提式CO2灭火器7kg具205.13.2.3 电气设施变电站主变压器消防配推车式干粉灭火器、消防砂箱。主变压器设有储油坑及事故排油管道，排油管道接至主变压器附近的事故油池，供火灾事故时迅速泄空着火主变压器中的绝缘油，防止变191、压器火灾扩大。电缆及其他电气设备防火措施详见电气专业说明。5.13.2.4 火灾报警控制系统本工程在生产综合楼有火灾危险的房间设置火灾探测报警控制装置。全站火灾探测报警系统报警网络采用二总线制，报警控制装置设置于门卫室内，包括报警主机一台、联动控制器及直流备用电源专用装置。当火灾确认后，报警联动控制装置联动关闭相应着火区域房间的空调及风机等。报警主机并将火警及灭火的相关信息信号进行归并后进入变电站综合自动化系统，通过综合自动化系统信息传输通道传至监控中心火灾探测报警控制系统采用消防电源，实施双路电源供电，接于所用电系统的电源柜，设有备用电源自投装置，同时配置直流备用电源，当交流电断电时，该系统192、能自动切换到直流事故电源。火灾自动报警系统详见一次专业说明。5.13.3 消防给水系统站区内建筑物火灾危险性别为丙类，最低耐火等级为一级，最大建筑物建筑体积约为6500m3，站区设置室内外消防给水系统，站内外消防用水量分别为20L/S、25L/S，消防用水压力0.35MPa。站内设消防水池和消防泵房。消防水池的有效容积为486m，由自来水对水池进行补水，补水时间不超过48h；消防泵房内设两台消防泵(一用一备)，稳压泵，气压罐等，消防泵流量45 L/S，扬程46m。消防泵从水池吸水后分两路接往室外环形消防管网，室外消防管网采用DN150镀锌钢管，室内消防干管采用DN100镀锌钢管，支管采用DN6193、5镀锌钢管。 6、 节能、环保、抗灾措施分析6.1 系统部分1) 满足XX经开区负荷增长需求，提高电网供电能力，促进地方经济发展目前，XX市经济开发区发展非常迅速，2013年区内实现技工贸总收入1053.2亿元，较上年增长48.3%；工业总产值590.6亿元，同比增长45.5%；完成规模以上工业产值411.3亿元，同比增长17.5% 。随着XX经开区综合经济实力不断提升，用电需求迅速增长，2013年XX经开区最大负荷已经达到87.4MW。根据负荷预测可知，2015年XX经开区负荷将达到208MW，2020年最大负荷615MW。目前该片区拥有110kV公用变电所1座（谢家湾变），主变2台/63M194、VA，220kV公用变电站1座（九华变），主变2台/360MVA，除去35kV及以下电源出力和转供负荷，若不新增110kV变电容量，2015年经开区110kV容量容载比仅为1.47，不能满足经开区负荷发展的需求。目前经开区南部暂无110kV站点，该区域负荷主要由10kV九英线、九汽线、谢华线、谢嘉线供带，2013年该区域最大负荷为10.6MW。随着经开区南部九华世纪城、骏景豪庭、湘台国际花园、红星美凯龙项目和步步高摩尔城（新天地）等一大批项目相继入驻投产，预计2015年该区域最大负荷约25.2MW。新建学府110kV变电站可有效提高该地区电网供电能力，满足经开区南部负荷发展需求，促进经开区经济195、快速发展。2) 加强10kV配网结构，提高供电可靠性经开区南部现有10kV网络存在10kV线路互联率较低，结构较薄弱，线路供电半径较长，电能质量较低等问题。考虑到经开区南部为规划的九华示范区高档商居区，区内步步高摩尔城等项目及配套星级酒店对供电可靠性要求较高。目前已有10kV网络不能满足示范区负荷供电可靠性要求。新建学府110kV变电站可减小周边地区配电网供电半径，降低网络损耗，加强该地区的配电网络结构，有效提高该区域电能质量和供电可靠性。3) 导线截面选择合理学府110kV变电站本期110kV出线选择LGJ300导线，不仅能满足供区近期供电的需要，同时还可适应远景电网的发展变化可能以及XX经196、开区负荷增长需求，有利于降低线路有功损耗。4) 合理配置无功装置，优化全电网电能损耗。为了补偿学府110kV主变以及负荷的无功损耗，学府变本期装设低压电容器组1（3.6+4.8）Mvar，从而可使学府110kV主变功率因素控制在0.950.98之间，从而为变电站优化运行调度、减少电网有功损耗创造了条件。6.2 变电部分本输变电工程包含的变电工程有学府110kV变电工程。结合本工程的具体特点，在变电工程设计中，主要从以下几个方面贯彻国家关于节能降耗的要求。科学选择变电站主设备，降低设备运行损耗。变电站设备在分配和输送电能环节中起着不可或缺的作用，但这些设备在运行时也必然产生能源损耗，所以有必要科197、学、合理地选择设备结构型式和主要参数，降低设备的运行损耗。下面以主变压器为例，说明本工程在设备选择方面对节能降耗的体现。6.2.1主变压器选型的节能降耗因素变压器的损耗主要是包含电流流过线圈导体发热而产生的负载损耗以及由于电磁感应效应在铁芯中产生的空载损耗，此外包括漏磁产生的杂散损耗和风扇等辅助设施运行时产生的辅助损耗。变压器的损耗与变压器结构和材料关系密切，一般情况下，单相变压器的损耗高于三相变压器；三相三绕组变压器的损耗高于三相自耦变压器；而有载调压变压器的损耗高于无励磁调压变压器。本工程采用三相有载调压自然循环自冷变压器，这样就排除了风扇的损耗和噪音，从根源上确保节能措施的落实。 6.2198、.2 合理选择导体，减少电能损耗在导体选择时，也考虑了降低其电能损耗的因素。我们知道，导体截面越小，导体单位长度的电阻就越大，电流流过导体时的损耗也越大。为此，本工程在选择导体时，不但按照导体长期允许载流量来选择导体，而且对全年负荷利用小时数大、母线较长、传输容量大的回路中的导体，按照经济电流密度来选择截面。由于按照经济电流密度选择的导体截面要大于按照导体长期允许载流量选择的导体截面，从而减小了导体电阻，降低了运行时的电能损耗。辅助系统采用多种措施节能降耗1) 在设计变电站辅助系统时，也尽可能选用节能产品。例如，在选择变电站照明灯具时，我们选用了绿色、环保的节能灯具。在相同的照度下，高效节能灯199、具比传统的电感镇流器灯具节能4550%，线电流下降约3倍，且自身基本不发热，最大限度地节约了能耗。2) 主要建筑中的卫生洁具采用节能和节水型，虽然投资略有增加但减少了电能和水资源的消耗。3) 辅助系统设计优化实现节能降耗在照明灯具的配置上，根据工艺要求和不同部位对照度要求的不同，在满足照度和照明均匀的前提下，尽量减少灯具设置。6.2.3 降低变电站站用电量降低站用电主要从两个方面着手，一方面从站用负荷考虑，减少用电负荷，这在本文前面已经提及，工程中优先采用操作和运行能耗少的电气设备，如采用自然自冷却方式变压器替代强迫风冷却方式的变压器，采用绿色照明等；另一方面从站用电系统的设备本身考虑，主要有200、以下几项措施：1) 合理选择接地变压器采用节能型变压器，该类变压器具有优良的电气、机械和绝缘耐热性能，抗短路与过负载能力强，空载损耗、空载电流及噪音大幅降低，有着确实的节能效果。合理选择变压器的容量，根据季节与负荷特性及时调整变压器分接头开关，提高变压器的负荷率。充分发挥变压器潜力。2) 优化站用电接线根据建设规模设计接地变压器规模，结合分期建设的具体要求，分阶段安装接地变压器，减少工程阶段投资和变压器损耗。根据工程需要必须设置工作与备用变压器，为更好的节能降耗，运行采用明备用方式，即一台工作变压器运行，另一台变压器备用，根据需要通过投切装置切换。而如果采用暗备用方式，即两台变压器均投入运行，201、分别带部分负荷，则将大大增加变压器的损耗。3) 精确计量站用电量在接地变前安装高精度计量表计，准确计量站用电量，为考核和评估站用电量提供依据，从而促进节能降耗。6.2.4 减少变电站的占地面积节约资源和能源节约用地是我国的基本国策。根据以往工程经验，结合目前国内同规模变电站的最新设计水平，本次设计220kV配电装置采用户内GIS设备（远期建设），110kV配电装置采用户内GIS设备，该布置紧凑、直接、简洁，节省了占地，施工方便。6.2.5电气一次、二次部分本工程有以下特点：1) 低压屏采用智能柜，以减少低压配电室的面积。2) 采用长寿命照明设备，减少维护费用。3）采用二次采用智能化变电站设备。202、6.3 环保措施在输变电工程建设中，各级建设部门高度重视环境保护和水土保持工作，认真贯彻“预防为主，全面规划，综合治理，因地制宜，加强管理，注重效益”的水土保持方针，不断加大对水土保持和生态环境建设的投入，坚持开发与保护并重，积极防治水土流失，改善生态环境，实现输变电工程建设可持续发展。6.3.1 主要污染源和主要污染物变电站的污染源主要来自站内的高压电力设备产生的电磁辐射，其电磁辐射为低频50/60Hz。另外，废水主要是含油废水和生活污水，再无其它连续排放的生产废水。噪声来自电器设备和其辅助机械设备运行产生的电气、机械噪声和电流运行产生的电气噪声，以及线路绝缘子放电可产生电磁辐射噪声；变电站203、的主要噪声源为主变压器噪声。输电线路工程是清洁生产项目，无工业废气、固体废弃物产生，但输电线路建设占用土地资源较多，破坏局部生态环境，造成水土流失，运行产生工频电磁场、无线电干扰、可听噪声等影响周边环境。为实现输电线路工程建设可持续发展的需要，减少环境破坏和水土流失，对环境保护和水土保持方案提出了更高的要求。6.3.2 采用的环境保护标准电磁辐射环境保护管理办法（1997年3月25日，国家环报局发布）；国家环保总局500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范（HJ/T241998）；电磁辐射防护规定（GB807288）环境电磁波卫生标准（GB917588）辐射环境保护管理导则（HJ/204、T10.31996）；作业场所工频电场卫生标准（GB162031996）；作业场所微波辐射卫生标准（GB103688）；架空电力线路、变电站对电视差转台、转播台无线电干扰防护间距标准（GBJ14390）；高压交流架空送电线无线电干扰限值（GB157071995）；电信线路遭受强电线路危险影响的容许值（GB683086）；架空电力线路与调幅广播收音台的防护距离（GB749587）；送电线路对电信线路危险影响设计规程（DL503394）；工业企业厂界噪声标准（1234890）；工业企业噪声卫生标准（试行草案）；地面水环境质量标准（GB38382002）；地下水质量标准（GB1484893）；污水综205、合排放标准（GB897896）。(1996)湘价费字第81号关于湖南省水土保持设施补偿费、水土流失防治费征收管理试行办法6.3.3 变电工程环保防治措施1)电磁辐射与防治为了防治电磁辐射污染，在设计配电装置作如下考虑：尽量不要在电气设备上方设置软导线；对平行跨导线的相序排列避免或减少同相布置，减少同相母线交叉与同相转角布置。适当提高电气设备及引线的安装高度。将控制箱等操作设备布置在较低的场强区。对人员经常活动且场强较高的地方，设屏蔽线或设备屏蔽环，围栏高1.8m。另外，在超高压配电装置内的设备、母线和设备的连接线，将形成向空间辐射的高频电磁波，从而对通信、广播电视产生干扰。配电装置无线电干扰的206、控制作如下考虑：在设备的高压导电部件上，设置不同形状和数量的均压环或罩。设备定货时，对设备的无线电干扰允许值（标准值）作出要求。本项目不设微波通讯，只设光纤通讯，避免了微波辐射的影响。2)污水处理变电站污水主要是含油废水和生活污水。含油废水主要来于事故排油坑和变压器周围及检修，工程考虑设集油池油水分离，油回收，废水外排，满足排放要求。电站属于人值班，所址区域生活污水主要来于上班族，产生的生活污水量很少，经化粪池处理后进雨排水系统，亦可作为肥料利用，种田或养鱼。对环境不造成影响。3)噪声防治站址周围为居民小区，且主变室离北侧居民区最近距离约30米，为保证城市居民生活环境，变电站通风系统的外部噪声207、需满足现行国标声环境质量标准GB3096和工业企业厂界环境噪声排放标准GB12348规定的2类环境噪声要求，即昼间不超过60dB(A)，夜间不超过50dB(A)。根据对变电站噪声源的分析，我们拟采取以下几方面降低噪音，使噪音值达到现行国家标准：a）风机均选用低噪声通风机以减少噪音，如风机噪音值不能达到60 dB(A)以下，需设置消声器、隔声罩等措施使风机的噪声达到要求降噪标准。b）尽量减小风管内及出风口处风速，降低风噪。c）设备减震，隔震：风机、水泵等设备设置减振基座，风管采用风管隔振吊架等减振技术措施；风管与通风设备采用软性连接。d）风机运行采用温控方式：由于噪声对居住环境的影响主要时段在夜208、间，由气温日照的变化，夜间的进风温度比计算温度一般要低35以上，因此排风机的风量可以适当减少。通过温度自动控制，改变风机运行台数，也可适当降低风机噪声24 dB(A)。配电室的风机采用温度自动控制、手动控制2种方式，根据室内温度的变化逐一启动风机以达到节能效果，且可在火灾时由消防控制系统统一自动关闭。e）本工程噪声防治重点为主变室，采用以下噪音综合治理方案：主变室内墙满贴吸音板吸音，主变室大门采用专业消声隔音门隔音，主变室进风口采用微孔折板消声百叶消声，主变室屋面排风机除设置微穿孔消声器外和微孔折板式消声百叶出风口，同时在屋面上空采用单层微孔折板式消声百叶格栅天花，使布置风机的屋面包括有排风需209、要的百叶基本是全包围。同时其所选用柜式离心风机设备箱体采用吸声构造，可以进一步减少设备的噪声。6.3.4 输电工程环保防治措施国家在发展经济的同时，对环境保护工作给予了高度重视，国民经济和社会发展第十个五年计划纲要把环境保护作为国民经济和社会发展的主要奋斗目标之一和提高人民生活水平的重要内容。做好输变电工程环境保护，是全面落实十五计划纲要提出的环境保护目标和任务的需要。在输变电工程建设中，各级建设部门高度重视环境保护和水土保持工作，认真贯彻“预防为主，全面规划，综合治理，因地制宜，加强管理，注重效益”的水土保持方针，不断加大对水土保持和生态环境建设的投入，坚持开发与保护并重，积极防治水土流失，210、改善生态环境，实现输变电工程建设可持续发展。虽然输电线路工程是清洁生产项目，无工业废气、固体废弃物产生，但输电线路建设占用土地资源较多，破坏局部生态环境，造成水土流失，运行产生工频电磁场、无线电干扰、可听噪声等影响周边环境。为实现输电线路工程建设可持续发展的需要，减少环境破坏和水土流失，对环境保护和水土保持方案提出了更高的要求。6.3.5 水土保持与绿化1)水土保持变电站的建设不可避免的对所址范围的植被造成破坏，导致水土流失。为了减少对环境资源的破坏，拟采取以下措施：建设过程中，注意保护所区的现有良好植被，破坏的及时恢复。施工中在划定的施工区域中进行，节约占地，减少植被破坏。挖掘土石方遵守施工211、建筑规范及有关水土保持规定，尽量避免过多植被破坏。施工结束后立即清除现场，然后种植植被或铺设碎石地坪，实施绿化或硬铺砌；租用的土地，在施工完后一次性恢复。2)绿化户外变电站护坡采用一般植草处理方式。6.4 抗灾措施6.4.1防火、防爆根据火力发电厂和变电站设计防火规范，从整体划分各建筑物在生产过程中的火灾危险性及其最低耐火等级，从防火安全角度出发，确定各建(构)筑物的安全间距，并在总平面布置图中执行。各建(构)筑物的距离，安全通道入口，电缆敷设及有关的重要电气设备，均按有关规程确定设计原则及相应的防火、防爆措施。6.4.2 防电伤、防机械伤及其它伤害按有关规设置防雷接地保护措施，电气防误操作措212、施，工作场地防滑防护措施，防电磁感应辐射措施，设置事故照明系统及有关建筑物的通风、防暑、防寒措施。 7、 新技术、新材料、新设备的应用1) 变电站电缆工程优化设计技术(SXYM-TBB3-01)2）智能变电站二次系统施工图设计技术（SXYM-TBB3-02）3）智能变电站过程层光缆智能标签生成及解析技术（SXYM-TBB3-03） 8、 变电站通用设计对比分析本站采用国家电网公司输变电工程通用设计中的110-A2-4方案。本工程应用通用设计情况详见表。表8.1-1与通用设计对照一览表类型通用设计110-A2-4方案学府110kV变电站备注主变规模远景350MVA本期150MVA同通用设计出线回213、路110kV远景3回/本期2回远景2回/本期2回10kV远景36回/本期12回同通用设计电气主接线110kV内桥接线同通用设计10kV单母线四分段接线同通用设计无功补偿并联电容器远景3(4.8+3.6)MVA本期1(4.8+3.6)MVA同通用设计接地变消弧线圈远景3630kVA本期1630kVA同通用设计配电装置型式110kVGIS全户内布置同通用设计10kV户内双列布置围墙内占地面积(hm2)0.31820.3182配电装置楼建筑面积（）10051006站内道路（）833914站区围墙长度（m）242242 9、 送电线路路径选择及工程设想9.1 线路方案9.1.1线路方案说明根据系统资料214、，110kV学府变进线为学府变T接响繁110kV线路、学府变T接九繁110kV线路，响繁和九繁110kV线路在T接点附近采用双回共塔架设。本工程T接点位于110kV九繁线（#041-#052）和响繁线（#024-#035）电缆改造下地段，由湖南聚源电力勘测设计有限公司负责施工图设计，现已施工完成并送电。本次设计利用步步高大道与护潭路交叉口西北角预留的T接井进行T接。9.1.2 学府110kV变电站进出线布置学府变电站110kV出线共2回，本期2回，采用电缆向西出线。图9-1 学府变电缆进出线示意图 图9-2 学府变电站站址位置图9.1.3 路径选择原则选择线路路径时，按照系统的规划和要求，考虑215、今后其它待建线路通道；考虑地方政府和相关职能部门对线路路径的意见；尽可能减少对生态环境和沿线人民群众生活的影响，躲避不良地质地带，同时满足规程对现有或规划设施安全距离的要求；尽可能减少转角次数，缩短路径长度，降低工程造价；保证线路安全运行，为施工、运行维护创造条件。9.2 线路说明9.2.1线路路径说明本工程线路从学府变采用双回电缆向西出线，左转，沿乐塘路东侧行人道外侧退让地向南采用管道敷设，顶管串过奥迪路、继续沿乐塘路东侧向南敷设，再顶管过北二环至待建的观湘路西侧行人道向南敷设，顶管过霞城路至南侧行人道，右转，沿霞城路行人道向西采用管道敷设，至霞城路与步步高大道东南角在建的电缆工作井，利用在216、建的电缆管道（共计在建四回，本工程利用两回）敷设，过步步高大道，左转，沿步步高大道向南敷设，直至步步高大道与护潭路交叉口西北角在建的T接井。路径长度约3.1km，其中沿乐塘路和观湘路管道采用双回敷设，路径长度1.8km，电缆采用ZC-YJLW03-110 1630型阻燃交联聚乙烯绝缘皱纹铝包PE外护套的铜芯电力电缆；在霞城路和步步高大道管道采用四回敷设，路径长度1.3km，电缆采用ZC-YJLW03-110 1800型阻燃交联聚乙烯绝缘皱纹铝包PE外护套的铜芯电力电缆。本工程沿乐塘路和观湘路管道采用双回敷设，霞城路和步步高大道管道采用四回敷设，霞城路和步步高大道预留两回至规划的万楼变。电缆土建217、部分由政府投资建设。其中步步高大道现阶段正在施工改造，电缆管道已由湖南聚源电力勘测设计有限公司完成设计，现正处于施工阶段。因此本次设计电缆部分只包括电缆电气工作量。本工程沿电缆路径的光缆管道敷设1根48芯ADSS光缆，具体方案详见光缆章节。图9-3 电缆沿乐塘路敷设路径（双回敷设） 图9-4 电缆顶管过奥迪路（双回敷设）图9-5 电缆顶管过北二环（道路改造中，双回敷设）图9-6 电缆沿观湘路（待建）敷设路径（双回敷设）图9-7 电缆顶管过霞城路（在建、双回敷设）图9-8 电缆沿霞城路（在建）敷设路径（四回敷设）图9-9 电缆沿步步高大道（管道埋设中）敷设路径（四回敷设）9.2.2特殊说明本工程218、T接点位于110kV九繁线（#041-#052）和响繁线（#024-#035）电缆段，该段电缆于2016年12月下地改造完成并已送电运行，T接点位于步步高大道与护潭路交叉口西北角预留的T接井，现T接井为异型接头（800mm2变500mm2），本工程需将T接井中的异型接头改为“Y”型接头实现T接。经与XX局建设部、湖南聚源电力勘测设计有限公司及施工单位等相关人员现场踏勘发现：T接井两侧没有余缆井，两侧全线电缆均未留有余缆，因此本工程可研阶段考虑更换T接点九华和响水坝侧两回800mm2的电缆290m，共计2906=1740m，更换6个中间直通接头，增加九繁线和响繁线两回电缆实验费用。 T接井电缆敷219、设情况500mm2电缆接头井 800mm2电缆接头井9.2.3地形地貌线路所经地区海拔在30m50m之间，地形起伏不大，全线属阶地地貌，地形均为平地。9.2 -1地质比例统计表 地质比例（%）普通土泥水坚土松砂石推荐方案302030209.2.4交通本线路工程沿途可利用的公路有乐唐路、北二环、步步高大道，交通运输条件较好。9.2.5沿线矿产分布及开采路径途经区域无可供开采的有工业价值的矿产资源。9.2.6电缆运行的环境条件1）海拔高度：0CI为项目实际的或根据实际情况预测的年现金流入量（预测年度电网售电增量收入）；CO为项目实际的或根据实际情况预测的年现金流出量（预测年度投资支出或运维支出）；220、i0为电力行业基准收益率（一般可选取五年期国债利率）；为计算期年数。项目内部收益率（IRR)8.5%IRR=4.1%项目静态回收期累计净现金流量出现正值的上一年份数+（出现正值上一年累计净现金流量的绝对值/出现正值年份的净现金流量）12.99项目静态回收期应小于该类资产的折旧年限总投资收益率年均息税前利润/总投资=（累计净现金流量/年数-该资产年折旧额-按资产为权数分摊的其他运维成本）/总投资10.15%不低于资产收益率考核指标因项目资产未形成独立的报表，因此以资产为权数，测算分摊生产成本。注：股权投资项目不适用本表。11.2 财务合规性项目静态总投资4572万元，其中项目资本金为1143万元221、，占项目总投资的比例为25，由企业自筹解决；资本金以外的资金3429万元，由银行贷款解决，还贷期15年(含1年宽限期)，建设期贷款名义利率4.9%（按季计息）。 12、 结 论1) 为满足学府用电负荷发展的需要，提高系统供电能力，加强电网结构并提高供电可靠性，建设湘谭学府110kV变电站工程是必要的。2) 经论证，推荐湘谭学府110kV变电站工程建设规模为：终期主变350MVA，110kV出线2回，10kV出线36回，每台主变装设3.6+4.8Mvar容性无功补偿；本期建设150MVA主变，110kV出线2回，10kV出线12回，装设1（3.6+4.8）Mvar容性无功补偿。3) 建议本工程2018年建成投产。4) 学府110kV变电站按全户内GIS站建设。5) XX市学府110kV输变电工程静态总投资为4572万元，动态投资4658万元。