1、110kV输变电及通信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6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设计依据及遵循的主要规程规范11.2工程概况21.3设计水平年31.4主要设计原则31.5设计范围32电力系统一次42.1电力系统概况42.2、2负荷预测82.3工程建设必要性及建设时序142.4主变压器选择152.5接入系统方案162.6电气计算232.7本期主变型式选择、调相调压计算和无功配置论证242.8线路型式及导线截面选择252.9系统对有关电气参数的要求262.10电力系统一次部分结论及建议293电力系统二次313.1系统继电保护313.2调度自动化403.3电能计量系统423.4调度数据通信网络接入设备433.5二次系统安全防护443.6系统通信454变电站站址选择614.1站址选择过程概述614.2站址区域概况614.3站址的征地、拆迁赔偿情况624.4站址的出线条件624.5站址水文地质条件634.6岩土工程地质条件3、634.7拟选主要建(构)筑物基础型式的建议674.8站区场地标高及土石方情况684.9施工电源684.10进站道路和交通运输694.11站址环境694.12通信干扰714.13施工条件714.14站址主要技术经济表725变电站工程设想755.1电气主接线755.2短路电流计算及主要电气设备选择785.3绝缘配合及过电压保护885.4电气总平面布置935.5站用电及照明975.6防雷接地1015.7电缆敷设及防火1045.8电气二次1055.9站区总体规划和总布置1325.10建筑规模和结构设想1345.11给排水1405.12采暖通风及空气调节1435.13消防1465.14“两型一化”及“4、四新”应用情况1486送电线路路径选择及工程设想1516.1总论1516.2变电站进出线布置1526.3XX入沅下线 110kV 线路工程方案设想1537对端站保护改造工程设想1977.1系统继电保护及安全自动装置1977.2电能计量系统1997.3其他二次部分1997.4二次设备组柜及布置2008节能、环保、抗灾措施分析2018.1系统节能分析2018.2变电节能分析2018.3线路节能分析2048.4环保措施2069变电站通用设计对比分析21010技术经济部分21211结论2211工程概述1.1 设计依据及遵循的主要规程规范1.1.1 设计依据（1）XX电网 2018 年度运行方式（2）X5、X市 2019-2020 年 35-110kV 电网规划项目优选排序报告(审定版)（3）XX市配电网规划报告（2018-2025 年）（4）XX市 2018 年秋季电力市场调研报告1.1.2 遵循的主要规程规范（1）220 千伏及 110(66)千伏输变电工程可行性研究内容深度规定 QGDW/10270-2017（2）110kV750kV 架空输电线路设计规范GB50545-2010（3）35110kV 变电所设计规范GB50059-2011（4）架空送电线路杆塔结构设计技术规定DLT 5154-2012（5）架空送电线路基础设计技术规定DL/T 5219-2014（6）电力工程电缆设计规范G6、B50217-2018（7）城市电力规划规范GB50293-2014（8）电力系统设计技术规程DLT 5429-2009（9）电力系统技术导则(试行)SD131-84（10）电力系统电压和无功电力技术导则SD32589（11）电力系统电压及无功技术导则（12）电力系统电压质量和无功电力管理规定（13）国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则 1.2 工程概况（1）项目名称：XXXXXX 110kV 输变电工程；（2）建设规模：新建 110kV 变电站 1 座，远期规模 250MVA，本期规模 150MVA；（3）110kV 进出线回路数：远期按 4 回设计，本期 2 回；（4）35kV 进出线7、回路数：远期按 4 回设计，本期 2 回；（5）10kV 出线回路数：远期按 20 回设计，本期 10 回；（6）无功补偿装置：远期按每台变电压配置 1（3.6+4.8）Mvar 电容器， 本期配置 1（3.6+4.8）Mvar 电容器。（7）投产时间：2021 年 本可研包含工程项目的概况详见下表。工程项目概况表序号工程名称建设性质建设规模一变电工程1XXXX 110kV 变电站新建工程新建150MVA二110kV 送电工程1XX至XX变-下柴市变 110kV 线路工程JL/G1A-300/4020.3km三通信工程1站端通信设备工程新建2光缆通信工程新建OPGW1.3 设计水平年XXXX 8、110kV 输变电项目计划于 2020 年开工建设，2021 年建成投产，因 此选择 2021 年作为XX 110kV 输变电工程相应的设计水平年。1.4 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。1.5 设计范围本9、次XX 110kV 输变电工程可行性研究重点为该输变电工程建设的必要性 和工程实施的可行性，提出工程设想和投资估算。XX 110kV 变电站、配套 110kV 输电线路工程以及相关的光纤通信工程的可 行性研究工作，由湖南送变电勘察设计咨询有限公司承担。本报告主要内容包括 电力系统(包括电力系统一次、二次)、XX 110kV 变电站站址情况及工程设想、 配套 110kV 送电线路路径选择及工程设想、光纤通信工程设想、投资估算等。2电力系统一次2.1 电力系统概况2.1.1 XX市电力系统现状（1）电源装机容量截至 2018 年底，XX电网统调机组 260 台，统调装机容量 948.69MW；按机10、 组类型分，水电装机容量 370.09MW，风电发电容量 150MW，光伏发电容量 358MW， 其它能源装机容量 70.6MW。（2）电网现状截至 2018 年底，XX电网拥有 220kV 变电站 9 座，变压器 16 台，总容量 2340MVA；110kV 公用变电站 45 座，变压器 74 台，总容量 2544MVA；35kV 变电 站 51 座，变压器 95 台，总容量 579.15MVA；110kV 用户变电站 10 座，变压器15 台，总容量 353.8MVA；35kV 用户变电站 2 座，变压器 4 台，总容量 23.2MVA；110kV 并网电厂 13 座，110kV 变压器 11、19 台，总容量 974.5MVA。截至 2018 年底，XX电网维护的 220kV 线路有 27 条，总长度 1138.142km； 110kV 线路有 78 条，总长度 1340.794km（其中电缆长度 7.211km）；110kV 用户 线路有 13 条，总长度 154.443km。35kV 线路有 73 条，总长度 959.631km（其中 电缆线路 0.092km）。（3）供用电现状2018 年，全公司累计供电量 73.2 亿 kWh，2018 年全网最高负荷为 1709MW。2018 年底XX市 35kV 及以上电网地理接线图见附图 01。2.1.2 XX市电力系统现状（1）电源12、现状截至 2018 年底，XX市电网现有风电场电站 1 座，装机容量 50MW，为柴下 洲风电场，通过 110kV 南大变上网；另有 3 座厂用火电机组。“十三五”后期及 远期暂无电源规划。表 2.1-1XX市 110kV 及以下电源情况电厂名称电厂类型并网电压 等级(kV)装机容量(MW)年发电量(亿kWh)发电利用小 时数(小时)厂用电率（%）统调（是/否柴下洲风电场风电110501.0282是泰格林纸XX 纸业热电厂煤电110630.78225437100否金太阳纸业煤电110100.25685306100否林源纸业煤电35120.27734725100否（2）电网现状截至 2018 年13、底，XX市范围内仅有XX 1 座 220kV 变电站，主变容量 2 120MVA，通过 220kV 沅明线、沅迎线分别与明山变、迎丰桥变互联。2018 年XX市共拥有 110kV 变电站 5 座，分别为 110kV 宝和变、丁家坝变、 琼湖变、南大变及草尾变，主变 10 台，容量 306MVA；110kV 线路 9 条，分别为 明大南线、滨草宝线、沅丁香线、沅琼线、迎丁琼线、沅草线、南宝线、滨草线 及柴南线，架空线路全长 209.87km。XX市 110kV 及以上变电站情况见表 2.1-2，XX市 110kV 及以上线路情况 见表 2.1-3。表 2.1-2XX市 110kV 及以上变电站情14、况序号变电站名称电压等级（kV）主变容 量2017 年最大 负荷2017 年最大负荷 时刻各站负荷2018 年最大 负荷2018 年最大 负载率（%1XX变电站2202120191.2152.2186.879.72宝和变电站11020+31.545.044.543.183.63丁家坝变电站11031.5+2048.345.744.285.94南大变电站11031.5+2044.944.549.996.95琼湖变电站11031.5+5073.765.372.288.66草尾变电站11050+2028.926.440.557.8）表 2.1-3XX市 110kV 及以上线路情况序号线路名称导线截面15、线路长度（km）网架结构最大负荷（MW）最大负载率（%）1明大南线LGJ-185/3039.475单链73.174.62滨草宝线LGJ-240/4036.023单链48.441.73沅丁香线LGJ-185/30，LGJ-240/30， LGJ-240/4032.111单链67.769.04沅琼线LGJ-240/3011.765单链73.763.55迎丁琼线LGJ-185/30，LGJ-240/4022.894单链51.452.46沅草线LGJ-240/3019.115单环网39.033.67南宝线LGJ-185/3013.355单链33.934.68滨草线LGJ-300/409.842单环网716、247.49柴南线LGJ-300/4025.29单链50.137.6XX市 2018 年 35kV 公用变电站 8 座，主变 16 台、变电容量 92.1MVA；35kV 线路共 8 条、架空线路总长度为 88.444km。表 2.1-4XX市 35kV 变电站情况序号变电站名称主变容量2017年最大 负荷（MW）2017年最大负荷 时刻各站负荷2018年最大负 荷（MW）2018年最大负 载率（%）1八形岔变电站3.15+6.37.97.96.670.32茶盘洲变电站256.16.17.878.0序号变电站名称主变容量2017年最大 负荷（MW）2017年最大负荷 时刻各站负荷2018年最大17、负 荷（MW）2018年最大负 载率（%）3XX变电站10+511.411.213.388.44共华变电站3.2+56.26.26.376.65黄茅洲变电站5+1012.612.612.985.76三眼塘变电站258.648.168.585.07泗湖山变电站10+510.37.912.281.48五星变电站6.3+3.158.017.58.3993.5表 2.1-5XX市 35kV 线路情况序号线路名称供电分区 类型导线截面线路长度（km）电网结 构最大负荷（MW）最大负 载率（%架空长度电缆长度1宝五线DLGJ-95/208.1020单辐射8.139.702丁三线DLGJ-120/205.718、960单链9.641.583八赤线DLGJ-120/70， LGJ-95/208.2910单链9.144.934南泗黄线DLGJ-70/1023.0880单链4.527.095黄共线DLGJ-70/108.9170单辐射006香三线DLGJ-70/1011.6280单链9.758.707草八线DLGJ-120/207.030单链14.261.568宝黄线DLGJ-70/1015.2260单链19.070.43（3）用电负荷现状2018 年XX市最大用电负荷 308.67MW，供电量 11.3 亿 kWh。2.1.3 XX市电网存在的问题（1）110kV 变电站布点及变电容量不足，供电可靠性较差19、目前XX市有 5 座 110kV 变电站，其中琼湖 110kV 变（31.5+50MVA）承担着 XX县城大部分负荷的供电需求，2018 年该站最大负荷已达 72.2MW，负载率为 88.6%，该站已是重载运行，丁家坝 110kV 变（31.5+20MVA）承担着XX县城部分区域及XX开发区负荷的供电需求，2018 年该站最大负荷已达 44.2MW，负载 率为 85.9%，该站已是重载运行；宝和变、南大变 2017 年负载率分别为 83.6%、 96.9%，XX市 5 座变电站 4 座重载，已无法满足XX市用电负荷快速发展的需 要，亟需新增变电站布点或新增变电容量。（2）XX供区 35kV 及20、以下电网网架结构较为薄弱，供电可靠性较差 XX市现有 8 座 35kV 变电站，5 座处于重过载运行状态，其中XX 35kV 变（10+5MVA）2018 年最大负荷为 13.3MW，负载率为 88.4%，变电站已是重载运行， 且主变不满足 N-1 校验，供电可靠性较差，XX 35kV 变电源进线茅监赤线运行 状态较差，存在线路老化，金具锈蚀等现象；XX市现有 10kV 公用线路 85 回， 联络线路 20 回，联络率仅为 23.5%，网架结构较为薄弱，其中XX 35kV 变的 4 回公用线路均为单辐射式线路，网架结构较为薄弱，且线路多为 50mm、95mm 的小截面导线，线路传输能力有限。221、.2 负荷预测2.2.1 XX市负荷预测 在市委、市政府的坚强领导下，XX市有效应对世界经济复苏减缓、国内经济增速下滑的严峻形势和挑战，经济总量迈上新台阶，初步核算，全市实现地区 生产总值（GDP）1665.41 亿元，新型工业化、城镇化和农业产业化取得新进展， XX市供电负荷不断提高，全社会供电量稳步提升。根据XX市配电网规划报告 2018 版、2018 年XX市电力市场秋季负 荷预测报告中的预测结果，并结合近年来XX市电网负荷增长水平，XX市负荷预测结果见表 2.2-1。表 2.2-1XX市负荷预测结果表单位：MW、亿 kWh年份项目201720182019202020212022202522、年均增长率十三五十四五最大负荷160217091850200021762367304912%8.8%供电量66.773.280.186.293.198.9115.19.6%6.0%根据表 2.2-1 预测结果，2021 年XX市最大负荷为 2176MW。 2.2.2 XX市负荷预测2018 年以来，全市上下认真学习贯彻落实习近平新时代中国特色社会主义 思想和党的十九大精神，坚持以提高经济发展质量和效益为中心，深入实施创新 引领开放崛起战略，全市经济保持平稳增长态势加快发展工业经济。参考XX市配电网规划报告 2018-2025 年、2018 年XX市电力市场 秋季负荷预测报告中的预测结果，并结合23、近年来XX市电网负荷增长水平，沅 江市负荷预测结果见表 2.2-2。表 2.2-2XX市负荷预测结果表单位：MW、亿 kWh年份项目2017201820192020202120222025年均增长率十三五十四五最高负荷272.3308.7330.8355.1380.7407.3502.69.3%6.7%供电量9.6511.211.5212.2512.9413.5915.878.2%6.5%根据表 2.2-2 预测结果，2021 年XX市最大负荷为 380.7MW。 2.2.3 XX供电区负荷预测2.2.3.1拟转带负荷拟建XX 110kV 变电站主要为南嘴镇、新湾镇以及八形岔村部分区域供电。 24、本期XX 110kV 变电站建成后，将转带XX 35kV 变全部负荷。现状 35kV XX变 电站有主变 2 台，容量（10+5）MVA，2018 年变电站处于重载运行。表 2.2-335kV XX变历史负荷单位：MW变电站名称主变容量（MVA）16年负荷（MW）16年负载 率17年负荷（MW）17年负载 率18年负荷（MW）18年负载 率35kV XX变159.160.40%11.476.53%13.388.4%结合近年来本地区的发展形势，并参考XX市平均增长率，得到以下拟转带 负荷预测结果：表 2.2-4XX 35kV 变负荷预测单位：MW项目2018 年（现状）201920202021225、022202320242025平均增 长率35kV XX变 最大负荷13.313.714.215.617.218.920.822.910%根据上述预测，2021 年XX 35kV 变最大负荷为 15.6MW，本工程建成投产后 将转带XX 35kV 变全部负荷，2021 年转带负荷 15.6MW，2025 年将转带负荷 22.9MW。2.2.3.2新增负荷预测根据XX市供电公司提供的资料，XX 110kV 变供电区新增报装负荷如下：（1）湖南XX赤峰农化有限公司：该客户位于XX市南嘴镇，专营农药生 产，原有容量 5.725MVA，由 35kV 专变（4MVA）及XX 35kV 变电站 10kV 26、赤化线 供电，因扩大生产线，现申请高压增容用电；2019 年报装容量约为 3MVA，2020 年增加报装容量约为 3MVA。（2）金太阳有限责任公司：公司自建 110kV 金太阳变，容量为 10MVA，电 源为 220kV XX变 110kV 沅金线，受洞庭湖区环保政策影响，造纸企业将关停， 2018 年退机浆线、2019 年退造纸线，现申请办公、家属楼及维修用电，2019 年 报装容量约为 1.5MVA。用户名称负荷预计投产时间2019 年2020 年湖南XX赤峰农化有限公司2.65.22019-2020金太阳有限责任公司1.31.32019监狱变负荷232019-2020合计5.99.5（27、3）监狱变负荷:2019 年报装容量约为 2MVA，2020 年报装容量增加至 3MVA。 表 2.2-5新增报装负荷汇总表单位：MW考虑到上述项目能否按期建成还存在很多不确定性因素，且远期还将会有企 业入驻，预计新增负荷逐年增长情况如下表。表 2.2-6新增负荷预测汇总表单位：MW项目2019202020212022202320242025最大负荷5.99.510.31111.613.113.8根据表 2.2-6 预测结果，至 2021 年XX 110kV 变供电区新增负荷约为 10.3MW。2.2.3.3XX变供电区负荷预测结果 根据上述XX变供电区新增负荷及拟转带负荷，可以得出以下XX变28、供电区负荷情况。表 2.2-7XX 110kV 变供电区域负荷预测汇总表单位：MW项目20212022202320242025新增负荷10.31111.613.113.8拟转带负荷15.617.218.920.822.9合计（0.85 同时率）21.924.025.928.831.2表 2.2-8XX 110kV 变 35kV 及 10kV 负荷预测汇总表单位：MW项目2021202220232024202535kV 供带负荷6.66.76.86.97.110kV 供带负荷15.317.319.121.924.1XX 110kV 变建成投产后，将通过 10kV 转带原XX 35kV 变的全部负29、荷以及 金太阳纸业的生活用电负荷；35kV 主要供带监狱变及赤峰农化 35kV 专变负荷。 根据表 2.2-7 和表 2.2-8 预测结果，2021 年XX 110kV 变供带负荷约 21.9MW， 其中拟供带 35kV 负荷 6.6MW，10kV 负荷 15.3MW；2025 年供带负荷约 31.2MW， 其中拟供带 35kV 负荷 7.1MW，10kV 负荷 24.1MW。2.2.4 相关电网规划 电源方面：XX市“十三五”及远期暂无电源规划。220kV 电网规划：“十四五”期间新建XX东 220kV 输变电工程、远景规划 建设新港子 220kV 输变电工程及石矶 220kV 输变电工程。30、110kV 电网规划：2018 年规划新建团山 110kV 变电站，南大 110kV 变电站增 容改造工程；2019 年规划新建光复 110kV 变电站，琼湖 110kV 变电站增容改造 工程、丁家坝 110kV 变电站增容改造工程；2020 年规划新建五星 110kV 输变电 工程、新建XX 110kV 输变电工程、新建瞎公塘 110kV 输变电工程及宝和丁家坝110kV 变电站增容改造工程。2020 年XX市 35kV 及以上电网规划图见附图 02。2.2.5 变电容量平衡根据表 2.2-2 中的负荷预测结果，结合相关电网规划，XX市 110kV 变电容 量平衡见表 2.2-8。表 2.231、-8XX市 110kV 变电容量平衡表单位：MW序号项目2017201820192020202120222025一最大用电负荷272.3308.7330.8355.1380.7407.3502.6二电厂厂用电0000000三220kV 及以上大用户负荷0000000四110kV 大用户负荷3136.24040404040五220kV 变电站直供 35kV 负荷0000000六220kV 变电站直供 10kV 负荷10.110.911.812.713.714.818.7七35kV 及以下上网且参与电力 平衡发电负荷0000000八110kV 网供负荷231.2261.6279.0302.432632、.9352.5443.9九110kV 实际容量306336460.5510.5660.5660.58391宝和变电站51.551.551.551.551.551.51002丁家坝变电站51.551.594.594.594.594.51263南大变电站51.581.581.581.581.581.51004琼湖变电站81.581.51131131131131135草尾变电站7070707070701006团山变电站505050501007光复变电站505050508XX变电站5050509五星变电站50505010瞎公塘变电站505050序号项目201720182019202020212022233、025十容载比1.321.281.651.692.021.871.89注：按变电站投产年计算。根据XX市 110kV 变电容量平衡结果，2017 年XX市容载比为 1.32，2018 年XX市容载比为 1.28，主要原因是XX市 110kV 变电容量不足，XX市现有 5 座 110kV 变电站其中 4 座重载，且负载率均在 80%以上；2021 年随着五星、XX、 瞎公塘变电站的投产，容载比提升至 2.02，投产后两年容载比维持在 1.9 左右， 可保障近期内负荷发展需求。2.3 工程建设必要性及建设时序2.3.1 建设必要性（1）提高XX地区供电能力，满足新增客户负荷用电需求35kV XX变34、承载着为南嘴镇、新湾镇和八形岔村的部分用户供电的任务， 其主变容量为 15MVA，2018 年最大负荷为 13.3MW，负载率为 88.39%，处于重载 状态；且该供区的湖南XX赤峰农化有限公司因扩大生产线，现申请高压增容用 电，2019 年报装容量约为 3MVA，2020 年增加报装容量约为 3MVA；同时金太阳有 限责任公司申请办公及生活用电，2019 年报装容量约为 1.45MVA。至 2020 年该 供区负荷将达 22.4MW，即使 35kV XX变容量增容至 20MVA，变电站仍处于过载 状态，无法满足新增负荷的用电需求。110kV XX变投运后，将有效缓解 35kV XX变供电压力35、，极大提高该区域 的供电能力，有效的解决变电容量不足等问题，满足客户用电需求。（2）改善XX供区 35kV 网架结构XX地区形成茅草街-监狱变-XX变-八形岔-草尾变的 35kV 单链式结构， 串联变电站较多，供电可靠性较差。本工程实施后，该区域新增了 110kV 电源点， 改善了 35kV 网架结构，形成XX变-八形岔-草尾变、XX变-35kV XX变-茅草 街变的 35kV 单链式结构，提高了供电可靠性。（3）改善南嘴镇 10kV 网架结构，提高电网互联能力和供电可靠性XX 35kV 变位于XX岛上，XX岛四面环水，东以挖口子河与共双茶大垸 为界，西衔目平湖与汉寿县隔湖相望，南凭白沙大桥连36、通团山及XX城区，北与 南县茅草街以桥相连，与周边变电站联网困难，该变电站共计 4 回 10kV 公用出 线，均为单辐射供电，网架薄弱，难以形成线路有效互联，网络结构亟需加强， 本工程建成后，可与XX变 10kV 线路形成联络，优化区域 10kV 网架，大大提高 南嘴镇的互联率和供电可靠性，将会使系统更加安全、稳定、可靠地向用户供电。综上所述，XX 110kV 变电站的建成投运将提高南嘴镇供电能力，满足负荷 发展需求，优化区域 35kV 及 10kV 网架，提高该区域的联络率和供电可靠性，故 新建XX 110kV 输变电工程是十分必要的。2.3.2 建设时序 考虑XX供区负荷发展情况，结合XX37、市相关电力规划，建议XX 110kV 变2021 年建成投运。2.4 主变压器选择2.4.1 主变容量选择根据XX市配电网规划 2018-2025 年报告中对供电区域的划分结果，沅江市共分 2 个区，分别为 B、D 类供电区，其中南嘴镇处于 D 类供电区；同时根 据湖南电网规划主要技术原则中各类供电区域 110kV 变电站的建设标准，D 类供电区域 110kV 变电站的建设标准为单台主变容量采用 50MVA（视当地负荷密 度及发展情况等因素具体选择），根据负荷预测结论，2021 年XX变供区最大 负荷为 21.9MW，2025 年将达到 34.2MW。基于上述负荷情况，结合湖南电网规 划设计技38、术原则及现场实际场地情况，建议XX变 110kV 变电站远期主变容量 选择为 250MVA，本期上 1 台，容量 150MVA。2.4.2 变压器低压侧电压等级选择目前，XX供区内主要为 10kV 用户，且周边存在多个 35kV 变电站串供的情 况，因此为解决串供问题，110kV XX变中、低压侧电压等级考虑 35kV 和 10kV 出线。2.5 接入系统方案2.5.1 接入点分析根据XX 110kV 变电站的地理位置，结合XX县电网现状及规划发展情况， XX 110kV 变电站主要的 110kV 系统接入点有：（1）XX 220kV 变电站XX 220kV 变电站为已投产变电站，距离本工程约39、 15km，现有主变 2 台， 容量 240MVA，110kV 终期出线间隔 8 回，目前已出线 6 回，分别至下柴市 1 回，金太阳 1 回，茅草街 1 回，草尾 1 回，琼湖 1 回以及丁家坝 1 回，预留 2 回分别 至团山和浩江湖，据现场踏勘情况来看，XX变不具备 110kV 间隔扩建条件，因此XX变不考虑作为XX 110kV 变电站的系统接入点。（2）110kV 沅下线XX变至下柴市变 110kV 线路为已投运 110kV 线路，其导线截面为 240mm， XX 110kV 变电站距离该线路约 0.5km，路径较短，XX变 T 接或接该线路难 度较小，因此可考虑作为XX 110kV 40、变电站的系统接入点。（3）110kV 沅茅线XX变至茅草街变 110kV 线路为已投运 110kV 线路，与沅下线同塔双回架设， 其导线截面为 240mm，XX 110kV 变电站距离该线路约 0.5km，路径较短，XX 变 T 接或接该线路难度较小，因此可考虑作为XX 110kV 变电站的系统接入点。2.5.2 110kV 接入系统方案 根据XX的供电现状及将来的网络格局，结合相关电力设施布局规划、方案可实施性，拟定以下两个110kV接入系统方案，具体如下： 方案一：本期XX变出线2回线路，单回路架设，接至沅下线（JL/G1A-300/20.3km）。方案二：本期XX变出线2回线路，单回路架41、设，接至沅茅线（JL/G1A-300/20.3km）。图2-1方案一示意图图2-2方案二示意图项目性质型号估 价 指 标指标单位110kV 线路新建JL/G1A-30080万元/km110kV 间隔新建AIS100万元/个110kV 间隔新建GIS130万元/个电能损失费0.45元/kWh经济使用年限25at3500h投资回收率0.08XX 110kV 变接入系统方案比较图见附图 03。经济比较指标见表 2.5-1。 表 2.5-1经济比较指标本、远期方案一次投资经济技术比较见表 2.5-2。表 2.5-2本期方案一次投资经济技术比较表项目方案一方案二方案规模投资规模投资一、本期一次投资12042、120（1）110kV 线路120120新建XX沅下线双回线路0.3120新建XX沅茅线双回线路0.3120二、本期一次投资相对值00三、远期一次投资29842952（1）110kV 线路25842552滨湖变 110kV 配出工程30.3242430.32424八百弓 110kV 变电站新建工程21601.6128（2）110kV 间隔44004400四、本期一次投资相对值00五、远期一次投资相对值18.70六、一次投资现值相对值18.70七、有功网损相对值00.024八、电能损失费用相对值03.8九、综合年费用相对值016.82.5.3 110kV 接入系统方案比较及分析2.5.3.1计算43、条件（1）计算水平年 计算水平年为 2021 年。（2）负荷水平、电源及网络 计算的电源、网络及负荷水平，参照了湖南电网“十三五”主网架发展规划研究报告、XX 2018 年电力市场分析预测（秋季）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、冬大和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。水、火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。风电机组功率因数取 0.981.0 之间。（5）电压控制范围500kV 母线电压控制在 50044、550kV 之间。发电厂和 500kV 变电站的 220kV 母线电压为额定电压的 220235.4kV 之间， 且偏差幅度不大于 11kV；220kV 变电站的 220kV 母线电压控制在 213.4235.4kV 之间，且偏差幅度不大于 11kV。110kV 母线电压控制在 106.7117.7kV 之间，且偏差幅度不大于 5.5kV。35kV 母线电压控制在 3437.5kV 之间，且偏差幅度不大于 1.75kV。2.5.3.2计算结果及分析 计算结果表明，在计算的正常运行方式下，两种方案潮流分布合理，电压水平符合规程要求；在XX变-XX线路故障或检修的运行方式下，方案一的潮流 分布及电45、压水平仍在正常范围内，方案二电压水平偏低；两种方案网损相差不大。2.5.3.3方案技术经济比较方 案项目方案一方案二潮流分布合理合理电压水平合格合格有功网损较小较小网络结构清晰清晰供电可靠性较高较低实施难度较难较易远景发展适应性较好较好本期一次投资相对值/万元00年电能损失费相对值/万元03.8综合年费用相对值/万元016.8XX 110kV 变接入系统方案综合技术经济比较结果见表 2.5-3。 表 2.5-3110kV 接入系统方案综合技术经济比较表经济性方面：本期一次投资方案一与方案二相同；方案二电能损失费用较方 案一多 3.8 万元，综合年费用方面方案二比方案一多 16.8 万元。因此，46、方案一 优于方案二。实施难度：方案一接沅下线，因沅下线与沅茅线为同塔双回线路，靠近赤 山 110kV 变的线路为沅茅线，方案一需钻越沅茅线，而方案二直接入沅茅线， 方案二较方案一容易实施。网络结构：方案一形成“XXXX下柴市滨湖”单链式网络，方案二 形成“XXXX茅草街草尾滨湖”单链式网络，方案一网络结构较方案 二清晰，因此方案一优于方案二。图 2-3方案一本期网架结构图图 2-4方案二本期网架结构图供电可靠性：本期方案一与方案二均有 2 回 110kV 进出线，为提高供电可靠 性，均采用单回路架设，正常运行方式下，由上级 220kV 变电站直接供电，但方 案一为 2 个变电站形成的单链结构，47、方案二为 3 个变电站形成的单链结构，方案 一可靠性优于方案二。远景适应性：方案一、方案二远期可结合新增 110kV 站点（八百弓）和现有 的 220kV 变电站（滨湖变、XX变）形成“两一 T”典型接线方式，远景适应 性均较好。2.5.3.4方案推荐意见 方案一与方案二本期一次投资相当，年费用略低，网络结构清晰，供电可靠性较高，因此建议将方案一作为推荐方案，即本期XX 110kV 变出 2 回线路，单 回路架设，接至XX下柴市 110kV 线路（JL/G1A-300/20.3km）。XX 110kV 变接入系统方案比较图见附图 03。经济比较指标见表 2.4-1。2.5.4 35kV 接入系48、统方案 本期XX110kV变建成后，考虑新建2回35kV线路，接入35kV八赤线,改善周边的35kV网架结构，提高供电可靠性。图2-535kV接入系统方案图2.6 电气计算2.6.1 潮流计算 潮流计算条件同 2.5.3.1。根据计算，2021 年推荐方案正常运行方式下XX变周边线路潮流流向合理， 线路满足“N-1”校核。2.6.2 短路电流计算2.6.2.1计算条件（1）计算水平年考虑 2035 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。 2.6.49、2.2系统短路阻抗XX变 110kV 侧短路阻抗：正序：0.0716零序：0.1772。 2.7 本期主变型式选择、调相调压计算和无功配置论证2.7.1 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%/38.522.5%/10.5kV。调相调压计算原则同潮流计算原则。表 2.6-12021 年XX 110kV 变电站母线电压变动范围方式主变抽头(kV)110kV母线电 压(kV)35kV 母线电压 (kV)10kV 母线电压 (kV)10k50、V 侧无功 (Mvar)2021年夏大11001.25%/38.502.5%/10.5kV113.336.810.2+4.8夏小11001.25%/38.502.5%/10.5kV113.937.510.60冬大11001.25%/38.502.5%/10.5kV115.637.210.3+3.6冬小11001.25%/38.502.5%/10.5kV115.437.410.50注：“+”表示容性无功补偿，“-”表示感性无功补偿。调相调压计算结果表明，在配合适当的无功补偿时，XX 110kV 变母线电压 变动范围为 113.3115.6kV，35kV 母线电压变动范围为 36.837.5kV，51、10kV 母 线电压变动范围为 10.210.6kV，均符合规程要求。2.7.2 无功补偿论证根据电力系统无功补偿配置技术原则(Q/GDW212-2015)规定：电容器安 装容量宜按变压器容量的 15-30%确定；根据调相调压计算结果，考虑单台 50MVA 变压器满载时无功损耗约 8Mvar，考虑到目前国网公司 110kV 变电站通用设计情 况及目前变电站的运行情况，建议本期变电站容性无功补偿装设 1（4.8+3.6） Mvar 电容器组，远期装设 2（4.8+3.6）Mvar 电容器组。根据调相调压计算结果表明，XX 110kV 变无需装设感性无功补偿。但是感 性无功补偿的配置还需考虑补偿线52、路的充电功率，本期需XX 110kV 变侧补偿的 110kV 的线路充电功率约为 0.51Mvar，由于变电站感性无功补偿较小，且其感性 无功可由周边 220kV 变电站统一考虑，故建议XX 110kV 变不装设感性无功补偿。2.8 线路型式及导线截面选择（1）导线截面选择图 2-6推荐方案远景规划结构图根据XX市远景规划，XX 110kV 变远景由XX变和滨湖变供电，当XX变 至XX变线路发生故障时，考虑XX 110kV 变终期规模为 2 台 50MVA 主变，负载 率取 70%，则滨湖 220kV 变至XX 110kV 变的线路潮流约为 70MW，按变电站远期 负荷发展需要，根据经济电流密53、度选择导线，即：3JU e cos jS = W70 1033 110 1.15 0.95= = 336mm 2同时提高线路运行经济性和系统适应性，建议本期接入XX变 110kV 线路选择 JL/G1A-300 型导线，该型号导线持续极限输送容量为 117MVA（空气温度 35）， 可以满足XX变近、远期负荷发展需求；110kV 沅下线导线型号为 LGJ-240 型， 该型号导线在周围空气温度 35，导线允许温度 70的情况下，持续极限输送 容量为 102MW，故“”接、T 接线路均能满足XX变供电需求。（2）线路型式分析 XX变接入沅下线为保证XX变的供电可靠性，防止出现线路同停的风险，建议54、XX变出线采 用单回路设计；根据现场勘测，廊道资源较为宽裕，同时根据相关审查意见，推 荐XX变采用两个单回路出线。2.9 系统对有关电气参数的要求2.9.1 本期主变压器参数 根据前述计算结果，以及国家电网公司标准化建设成果（输变电工程通用设计、通用设备）应用目录（2019 年版）关于 110kV 变压器的相关规范， 对主变压器的参数选择如下：主变容量：远期 250MVA，本期 150MVA； 主变型式：三相三圈有载调压降压变压器； 主变压器额定抽头：11081.25%/38.522.5%/10.5kV； 调压方式：采取有载调压方式。2.9.2 系统短路电流根据短路电流计算结果，XX 110k55、V 变电站 110kV 母线侧短路电流水平按40kA 选取。2.9.3 无功补偿容量建议本期装设 1（4.8+3.6）Mvar 电容器组，远期装设 2（4.8+3.6）Mvar 电容器组。2.9.4 电气主接线建议XX变 110kV 主接线终期采用单母线分段接线，本期建成单母线分段接 线；35kV 电气主接线终期采用单母线分段接线，本期建成单母线接线；10kV 电 气主接线终期采用单母线分段接线，本期建成单母线接线。2.9.5 中性点接地方式2.9.5.135kV 线路电容电流计算本站 35kV 侧母线规划为单母线分段接线，出线规划 4 回，本期建成单母线 接线及 2 回出线；本期拟考虑接入八56、形岔-XX 35kV 线路，线路全长约 15km， 预留间隔架空出线每回按 10km 估算，电缆出线每回按 0.2km 估算，因此本期架 空线路长约 15km，电缆线路长约 0.4km；远期架空线路全长约 35km，电缆线路 全长约 0.8km。本期电容电流计算：35kV 电缆线路电容电流为 Ic=0.1350.4=1.4A。35kV 架空线路电容电流为 Ic=3.3UPL/103.33515/10=1.73A。 考虑变电所增加电容电流为 13%，故 Ic=1.13（1.4+1.73）A3.54A。远期电容电流计算：35kV 电缆线路电容电流为 Ic=0.1350.8=2.8A。35kV 架空57、线路电容电流为 Ic=3.3UPL/103.33535/10=4.0A。 考虑变电所增加电容电流为 13%，故 Ic=1.13（2.8+4.0）A7.7A。 根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合当 35kV、66kV 电网电容电流大于 10A 时需要加装消弧线圈，因此 35kV 侧中性点采用直接接地方式，为了 防止单相接地事故时短路电流过大，在 35kV 中性点侧加装避雷器。2.9.5.210kV 线路电容电流计算本站 10kV 侧母线规划为单母线分段接线，出线规划为 20 回，本期建成单母 线接线及 10 回出线。根据XX县配电网规划（2018-2025 年），本站建成 后出 5 回线路转58、带原XX 35kV 变 10kV 线路，新建线路全长约 7km，转带线路长 约 72km，本期架空出线全长约 79km，电缆出线长约 0.75km，剩余 5 回出线架空 每回按 8km 估算，电缆出线每回按 0.15km 估算，因此本期架空线路总长约为 119km，电缆长约 1.5km。I 段母线本期电容电流计算：10kV 架空线路电容电流为 Ic1=2.7UPL/10002.71079/10=2.13A10kV 电缆线路电容电流为 Ic2=2.320.75=1.74A 考虑变电所增加电容电流为 16%，故 Ic=1.16（2.13+1.74）4.49A I 段母线远期电容电流计算：10kV 59、架空线路电容电流为 Ic1=2.7UPL/102.710119/10=3.2A10kV 电缆线路电容电流为 Ic2=2.321.5=3.48A 考虑变电所增加电容电流为 16%，故 Ic=1.16（3.2+3.48）7.74A 根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合当 10kV 电网电容电流大于10A 时需要加装消弧线圈，因此本期变电站 10kV 侧按不接地设计。本变电站 110kV 侧中性点按直接接地设计；35kV 侧中性点按直接接地设计； 10kV 侧按不接地设计。2.10 电力系统一次部分结论及建议为满足XX供区负荷发展需求，解决 35kV XX变重载问题，改善XX片区 35kV 网架结60、构，提高电网供电可靠性，新建XX 110kV 输变电工程是必要的。 建议XX变于 2021 年建成投产。XX变本期接入系统方案为新建 2 回 110kV 线 路接入 110kV 沅（XX变）-下（下柴市变）线。2.10.1 变电站工程规模2.10.1.1主变压器主变容量：远期 250MVA，本期 150MVA； 主变型式：三相三圈有载调压降压变压器； 主变压器额定抽头：11081.25%/38.522.5%/10.5kV； 调压方式：采取有载调压方式。2.10.1.2出线规模（1）110kV 出线本期：2 回，接至XX变下柴市 110kV 线路。 终期：4 回（1 回至XX变，1 回至滨湖变，61、2 回预留）。（2）35kV 出线本期：2 回。（2 回入八赤线） 终期：4 回。（3）10kV 出线 本期：10 回。 终期：20 回。2.10.1.3无功补偿建议本期装设 1（4.8+3.6）Mvar 电容器组，远期装设 2（4.8+3.6）Mvar 电容器组。2.10.2 线路工程规模新建 2 回 110kV 线路接入 110kV 沅（XX变）-下（下柴市变）线，新建 线路导线截面选择 300mm，单回路架设，线路长度约 20.3km。3电力系统二次3.1 系统继电保护3.1.1 一次系统概况（1）电气主接线拟建XX 110kV 变电站，110kV 电气主接线本期采用单母线分段接线，远期62、 采用单母线分段接线。35/10kV 电气主接线本期采用单母线接线，远期采用单母 线分段接线。（2）110kV 主变110kV 主变远期 250MVA，本期 150MVA，电压比 11081.25%/38.522.5%/10.5kV。（3）110kV 出线110kV 部分本期出线 2 回，接至XX变下柴市 110kV 线路；远期出线 4回。（4）35kV 出线35kV 部分本期出线 2 回，远期出线 4 回（5）10kV 出线10kV 部分本期出线 10 回，远期出线 20 回，10kV 无功补偿按每台变压器配 置容性无功 1（3.6+4.8）Mvar，终期规模 2（3.6+4.8）Mvar，63、本期规模 1（3.6+4.8）Mvar。3.1.2 相关系统保护现状和存在的问题本期拟建XX 110kV 变电站，110kV 出线本期 2 回，即接至XX变下柴 市 110kV 线路，与本期工程 110kV 电压等级有关的变电站为 220kV XX变电站及 110kV 下柴市变电站。XX 220kV 变电站为 2007 年投运的常规变电站，110kV 为双母线接线，一 次设备户外 AIS 布置。110kV 出线 6 回，分别为沅琼线（504）、沅丁香线（506）、 沅下线（512）、沅茅线（514）、沅草线（516）和沅金线（518）。每回 110kV 线路均配置单套线路保护装置，其中沅琼线（64、504）配有许继电气 WXH-803 型线 路光纤差动保护装置 1 套,沅丁香线（506）、沅下线（512）、沅茅线（514）、 沅草线（516）各配有许继电气 WXH-811 型线路距离保护装置 1 套，沅金线（518） 配有许继电气 WXH-813A/P 型线路光纤差动保护装置 1 套；配有北京四方 CCS-150 型母差保护装置 1 套；配有成都府河的 FH-3000H 型故障录波装置 1 套。下柴 110kV 变电站为 2007 年投运的常规变电站，110kV 为单母线接线，一 次设备户外 AIS 布置。110kV 出线 2 回，分别为滨下六线（502）、沅下线（508）。 每回 1165、0kV 线路均配置单套线路保护装置，其中滨下六线（502）国电南瑞的 NSR-304 型线路光纤差动保护装置 1 套，沅下线（508）没有配置线路保护，线 路保护由上级XX变电站线路保护装置实现；配有许继电气 WBT-851/P 型备自投 装置 1 套；配有成都府河的 FH-3000H 型故障录波装置 1 套。3.1.3 系统继电保护配置原则3.1.3.1系统继电保护配置原则根据国家电网公司智能变电站模块化通用设计 2015 版要求，系统继电 保护及安全自动装置应遵循智能化变电站相关规范、导则的要求，充分发挥智能 变电站数据采集数字化、传输处理网络化、信息共享化的技术特点。（1）110kV 线66、路保护1）110kV 线路的电源侧变电站应配置一套具有完整的后备保护和重合闸功 能的线路保护，下列情况下 110kV 线路应配置一套纵联电流差动保护：a.发电厂联络线； b.重要用户供电线路； c.环网运行线路； d.长度低于 10 公里的线路；e.电缆线路以及电缆与架空混合线路； f.220kV 变电站的 110kV 线路；g.单 T 接线路。2）110kV 线路配置保护时，采用保护测控集成装置。3）线路保护直接采样、直接跳闸。（2）110kV 母线保护 1）单母线分段接线可配置 1 套母线保护。2）当系统需要快速切除母线故障时，可按远景规模单套配置母线差动保护 装置，其单元数按远景建设规模67、配置，要求不少于 7 个单元（2 台主变、4 回出 线、1 组分段）。3）110kV 母线保护宜采用直接采样、直接跳闸。（3）110kV 分段保护1）110kV 分段按单套装置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过流保护。2）110kV 分段保护装置采用直接采样、直接跳闸。3）110kV 分段保护采用保护测控集成装置。（4）故障录波、网络报文记录分析系统1）站内配置 1 套故障录波及网络报文记录分析系统 ，故障录波装置和网络 报文记录装置分别独立配置。2）当设置过程层网络时，故障录波装置宜通过网络方式采集 SV 报文和 GOOSE 报文，每台故障录波装置录波模拟量宜为 128 路，开关量宜为 5168、2 路。3）网络报文记录装置宜通过网络方式采集 SV 报文和 GOOSE 报文。4）网络报文记录分析系统采用千兆光口接入过程层中心交换机。 本系统配置 1 台故障录波器；配置 1 台网络报文分析主机、1 台 MMS 网络报文记录装置、2 台过程层网络报文记录装置。 3.1.3.2系统继电保护配置方案（1）110kV 线路保护110kV 保护采用远后备方式。每回 110kV 线路配置 1 套微机线路保护、测控 装置，每套保护均具有完整的后备保护。线路保护直接采样，直接跳断路器；经 GOOSE 网络启动重合闸。根据系统一次方案，本期XX变接至XX变下柴市 110kV 线路，XXXX 110kV 线69、路，长约 15.3km；XX下柴 110kV 线路，长约 21.3km。 本期XXXX 110kV 线路两侧均配置专用光差保护装置 1 套。XX变 110kV 沅下线路（512）已配许继电气 WXH-811 型线路距离保护装置， 现需新增与XX变对应的光差保护装置 1 套，组柜 1 面，采用专用光纤通道；同 时停用原距离保护装置。本期XX下柴 110kV 线路两侧均配置专用光差保护装置 1 套。 下柴市变本期新增与XX变对应的光差保护装置 1 套，组柜 1 面，采用专用光纤通道。（2）110kV 母线保护 根据智能变电站技术规范要求，本期配置母差保护装置 1 套，满足远期 2 台主变、4 回出70、线、1 组分段建设要求。（3）110kV 分段保护配置方案本期及远期采用单母线分段接线，本期工程 110kV 分段配置 1 套充电过流保护。（4）故障录波装置 为了便于了解故障时系统的运行情况，分析继电保护和安全自动装置在事故过程中的动作行为及事故原因，迅速判定线路故障点位置和故障性质，在XX 110kV 变电站配置微机故障录波装置 1 套。故障录波装置在有故障启动量时记录存储暂态波形。具备暂态录波记录与分 析功能。暂态录波单元在有故障启动量时记录存储暂态波形及录波量，且同时接 入主变压器各侧录波量，实现有故障启动量时主变压器各侧同步录波。（5）网络记录分析装置在XX 110kV 变电站配置网71、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 保护及故障信息管理系统子站本站不配置独立的保护及故障信息管理系统子站，其功能由变电站自动化系 统实现，继电保护信息通过调度数据网上传XX地调。3.1.5 对通信保护通道的技术要求XXXX变 110kV 线路本期配置光纤差动保护，采用专用光纤通道。 XX下柴市变 110kV 线路本期配置光纤差动保护，采用专用光纤通道。 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，72、并采用调度数据网为备用通道。 3.1.6 对相关专业的技术要求3.1.6.1对电流互感器及合并单元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。110kV 保护装置使用 P 级二次绕组。绕组设置如下：110kV 线路：P（保护、故录）、0.2S（测量、计量）主变 110kV 侧的电流互感器提供 4 组二次绕组，其中 2 组 P 级用于保护、1组 0.2S 级用于测量、1 组 0.2S 级用于计量。主变 35/10kV 侧的电流互感器均提供 4 组二次绕组，其中 2 组 P 级用于保护、 1 组 0.2S 级用于测量、1 组 0.2S 级用于计量。35/10kV 73、出线：电流互感器应提供 3 组二次绕组，其中 1 组 P 级用于保护、1 组 0.5 级用于测量、1 组 0.2S 级用于计量。 合并智能终端一体化设备下放布置在户外智能控制柜中。3.1.6.2对电压互感器及合并单元的要求 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 形绕组用于测量和保护，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。35/10kV 母线电压互感器：应提供三组 Y74、 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 形绕组用于测量和保护，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。3.1.6.3对断路器的要求110kV 断路器配 1 组跳闸线圈，1 组合闸线圈。断路器防跳跃回路功能，跳、 合闸压75、力异常闭锁功能由断路器本体机构实现。3.1.6.4对保护等装置电源的要求110kV 线路保护、主变保护等装置采用直流电源，装置电源与操作电源要各 自独立。3.1.6.5继电保护装置对网路及其设备的要求（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76、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。 3.1.6.6对直流电源的要求双重化的两套保护及其相关设备(MU 及智能终端、网络设备、跳闸线圈等） 与其直流电源应一一对应，直流电源按辐射形方式供电。3.1.7 安全自动控制装置配置方案3.1.7.1安全自动控制装置配置原则 变电站是否配置安全自动装置应根据接入后的系统安全稳定校核计算结论确定。配置原则如下：（1）站内备自投功能宜配置一套独立的备自投装置。（2）低频低压77、减负荷功能，可由 10kV 低频低压减负荷功能也可由馈线保 护装置实现，也可以由低周低压减载装置实现。3.1.7.2 安全自动控制装置配置方案（1）110kV 备自投装置根据调度运行方式，XX 110kV 变电站 2Y、3Y 110kV 进线为双电源进线， 采用主备供电方式运行，本期工程配置 110kV 备自投装置 1 套，实现 2Y、3Y 进 线备自投。（2）低频低压减载装置 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 35kV 出线及 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78、低时，用于减 35kV 及 10kV 负荷。本站的低周减载装置单独组 1 面柜。3.2 调度自动化3.2.1 现状及存在问题XX电网调度自动化系统现为北京科东的分级调度的 CC-2000A 系列产品， 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。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，该变电站由XX地调调度。3.2.2.2运行管理XX 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79、变电站的管理模式按无人值班考虑。3.2.2.3远动设备配置及选型 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80、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/T634.5104-2002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 IEC60870-5-10181、 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。XX 110kV 变电站的远动信息采用 2 路调度数据网，以 104 规约接入XX地 调调度自动化系统。3.2.2.4远动通道远动通道分别接入XX地调调度数据网第 I 接入网（2Mbit/s）和XX地调 调度数据网第 II 接入网（2Mbit/s）。3.2.2.5相关调度端系统 为实现变电站与省调、地调调度端数据接口，需完善和改造相关调度端系统，调度端主站已按规划容量考虑了本站的接入。具体结合本工程的建设，需考虑益阳地调调度端的数据库添加本站信息记录，增加本站站名及通道的配置，以及完 善本站图形、报表的生成等工作。结合XX变电站82、的高级应用，采用基于统一模 型的通信协议通信，实现顺序控制、智能告警及分析决策等高级应用功能。3.3 电能计量系统3.3.1 电能计量系统现状 XX计量主站已有完善的用电信息采集系统，厂站与主站采用调度数据网、GPRS 及专线传输方式。 3.3.2 关口计量系统35kV 线路新建 2 回，接入 35kV 八赤线，因原八赤线上用户监狱变已设关 口计量点，本期不做更改。本站不配置关口电能计量装置。3.3.3 非关口计量系统按XX地调对XX 110kV 变电站电能计量的要求，本期工程设置计量考核点 为：110kV 线路出线侧、主变各侧。（1）电能表配置本站 110kV 线路及主变高、中、低压侧配置 83、0.5S 级有功、2.0 级无功数字 化智能电能表。35kV 线路保护测控采用保护测控集成装置，配置 0.5S 级有功、 2.0 级无功智能电能表，安装于 35kV 开关柜内。10kV 线路、电容器、接地变保 护测控采用保护测控集成装置，配置 0.5S 级有功、2.0 级无功智能电能表，安 装于 10kV 开关柜内。由于变电站 110kV 属于中性点非绝缘系统，电能表接线采用三相四线制。主变中、低压侧各配置 1 块有功 0.5S 级、无功 2.0 级三相三线 双向数字化电能表，安装于主变电度表柜内。35/10kV 部分配置单独有功 0.5S 级、无功 2.0 级三相三线智能电能表，就地安装在开84、关柜上。#1 主变高、中、低压侧共 3 块电能表，组 1 面屏安装在预制舱内，110kV 线路 2 块，分段 1 块电能表，单独组 1 面屏安装在预制舱内。站用变低压侧共 2 块电能表安装在主变电度表柜内。（2）电能量采集装置及通道要求在XX 110kV 变配置一套地调电能量采集装置，安装于主变电能表及电量采 集屏上，用于采集非关口电能量信息。地区电能计量的信息通道采用通过专线或 GPRS 方式。厂站采集终端应支持通过 DL/T 860 通信标准接入自动化系统。本工程应考虑XX电业局电能量信息采集系统接收 110kV XX变电能计量 信息，主站端的接收设备和相应的软件及数据库调整工作。3.3.85、4 与地调电能计量主站端接口 本工程应考虑XX电业局电能量信息采集系统接收 110kV XX变电能计量信息，主站端的接收设备和相应的软件及数据库调整工作。 3.4 调度数据通信网络接入设备按照调度关系，XX 110kV 变电站由XX地调一级调度，调度数据网接入设 备按照XX地调有关要求部署。依据调自201655 号国调中心关于加强实 时数据传输网络化的通知以及为满足调度端对XX 110kV 变电站数据网络通信 的需要根据XX地区调度数据通信网络总体方案要求，本站作为XX地调接入层的接入点，在本站配置 2 套调度数据网接入设备。接入XX地区调度数据网采用 2 路 2Mb/s 通道直接接入XX地调86、核心层。远动系统、非关口计量系统、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。交换机与路由器之间采用 100M 以太网线方式连接。路由器设备采用双路 220 伏直流供电，交换机采用站内 220 伏交流 UPS 电源供电。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XX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87、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、区）：生产管理系统、MIS 等。XX 110kV 变电站纵向安全防护配置 4 台 100M 电力专用纵向加密认证装置， 分别接入地调调度数据网第一接入网和第二接入网，每套调度数据网的安全 I、 II 区各配置 1 台。根据安全防护要求，控制区和非控制区的各应用系统之间的网络应安装防火墙，实施逻辑隔离措施，即横向安防在安全 I、II 区之间配置 1 台防火墙；安全 I/II 区与 III/IV 区之间配置正、反向隔离装置各 1 台。XX供电公司调控88、中心主站的规划容量能满足本变电站的接入，结合本期工 程的建设，调度端的数据库需添加本站的信息记录，增加通道配置，以及完成本 变电站图形及报表生成等工作，并增加相应配合费用。根据湖南电网厂站调度自动化系统设计审查细则（ 2018 版）第四十六 条:35kV110kV 变电站应配置型网络安全监测装置 1 台，部署在安全 II 区。 网络安全监测装置将采集的信息通过两套调度数据网上送至相应的调度机构。本站配置 1 台 II 型网络安全监测装置，实现对本地电力监控系统的设备上 采集、处理，同时把处理的结果通过通信手段送到调度机构部署的网络安全管理 平台。3.6 系统通信3.6.1 概述根据一次系统接线89、方案本期XX变出线 2 回，接至XX下柴市 110kV 线 路；新建线路采用 LGJ-300 型导线或与之匹配的电缆。110kV 出线：本期 2 回（ 接至XX变下柴市 110kV 线路）；终期 4 回。线路工程：新建XX接沅下 110kV 线路，共建设 2 条单回路，路径长度为 20.3km，导线采用 JL/G1A-300/40 型钢芯铝绞线，地线采用 48 芯 OPGW 光缆， 分流地线采用 JLB20A-80-7 铝包钢绞线。根据本站在电力系统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，其调度和管理关系按XX地调调度，XX供 电公司管理考虑。3.6.290、 通信现状及存在问题 目前XX电力信息通信网中，形成了以XX地调桃花江刘家湾和XX地调毛家塘迎风桥为站点的 SDH 主环网，传输带宽为 10G，形成了以XX地调 铁铺岭清水塘接城堤检修试验部桥南办公区会龙山玉兰变江家 坪朝阳办公区毛家塘XX地调和XX地调输电运检部赫山公司毛 家塘XX地调为站点的 SDH 主环网，传输带宽为 2.5G；另外形成了涵盖各城 区公司、县公司为节点的 6 个支环网，传输带宽为 622M 及 155M。该地网层设备 为华为厂家生产的 SDH 设备。湖区 622M 环：由 110kV 琼湖变XX公司南县公司220kV 明山变220kV 滨湖变220kV XX变220kV 91、毛家塘变220kV 迎丰桥变110kV 琼湖变组成的 湖区环网，覆盖了XX湖区的主要通信站点，传输容量为 622M，采用二纤单向 通道保护环方式，通过 220kV 迎丰桥变以及 220kV 毛家塘变形成相交环。南县、XX 155M 环：由南县公司110kV 六角嘴变110kV 下柴市变110kV 茅草街变110kV 草尾变110kV 宝和变110kV 南大变110kV 大通湖变 220kV 明山变南县公司组成的环网，覆盖了南县、XX以及大通湖片区的主要 通信站点，传输容量为 155M，采用二纤单向通道保护环方式，通过 220kV 明山 变以及南县公司形成相交环。XX地区光纤通信网络主要采用华为92、 SDH 光传输设备和绵阳灵信 PCM 接入设备，网管中心均设在XX地调，并配置有相应的网管系统。XX 220kV 变电站现有地网华为 Metro 2050 设备一套，在湖南电网系统 保护精准切负荷工程（XX地区网通信部分）中XX变将原有华为 SDH（Metro2050）设备更换为华为 OSN 3500 设备，预计在本工程前投运。站内光纤 配线架尚有扩容位置。下柴变 110kV 变电站现有地网华为 Metro2050 设备一套，此型号已经停产， 在湖南公司XX地区光缆光通信系统建设工程中下柴市变将原有华为 SDH（Metro2050）设备更换为华为 OSN 1500 设备，暂未获得批复文件。 93、站内光纤配线架内无空余光配单元尚有扩容空间，站内有预留屏柜位置。 目前XX 220kV 变电站至下柴市 110kV 变电站线路无光缆。 具体通信现状请参见系统通信现状图。3.6.3 通道要求 根据相关规定，本站至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，以满足通信的接入可靠性要求。 本站作为调度数据网的接入层节点，以 2 个 2Mbit/s 通道接入地级调度数据网，作为本站至地调的远动、电能计量和故障录波等主备用通道。 至XX地调调度电话通道 1 路，行政电话通道 2 路。至XX监控中心的智能辅助控制系统通道采用 1 路数据通信网通道。 至地调的数据通信网通道采用专用94、光纤通道。线路保护：XXXX 110kV 线路开设 1 路保护通道，采用专用光纤通道。 XX下柴市 110kV 线路开设 1 路保护通道，采用专用光纤通道。3.6.4 需求分析及建设必要性 本工程建设可以解决XX变至XX地调各类信息传输需求，为远动、系统保护、电能计量、调度数据网及数据通信网等相关业务提供不同路由的主备用通道， 满足XX 110kV 变电站无人值班、生产管理等方面的系统通信需求。随着继电保护业务光纤化改造的不断推进，光传输网对继电保护业务承载支 撑能力需求愈加明显。本工程XXXX 110kV 线路需开设保护通道，线路保护考虑采用专用光纤（需 4 芯，占用 2 芯备用 2 芯）。95、XX下柴市 110kV 线路需开设保护通道，线路保护考虑采用专用光纤（需 4 芯，占用 2 芯备用 2 芯）。综上所述，XX配套通信工程的建设对满足该地区系统通信需求是十分必要的。3.6.5 系统通信方案 根据业务需求情况，本站建成后将有较多信息需传送至调度等站点。为解决本工程的通信需求，本站通信方式考虑采用光纤通信方式，需建设相关光纤通信 电路接入XX地区电力通信网络，以满足本站至调度端的各种通信通道的需求， 配套通信工程的建设，不仅可以满足本站的生产、调度、运行的相关要求，还可 以进一步完善XX地区网通信网架结构，并拓宽电力光纤通信覆盖面。3.6.5.1光缆建设方案根据本期系统接入方案、线96、路建设方案以及XX地区通信网络发展需求，本 工程建设光缆如下：原沅下线线路因杆塔运行多年，而且水泥双杆居多，地线支架无法满足 OPGW 光缆拉力要求，更换地线挂设 OPGW 需停电施工，由于施工时间长，停电时间过 长，为满足本工程通信需求，在沅下线线路上架设 ADSS 光缆。本工程考虑XX下柴市 110kV 线路接点到XX变架设的 2 条单回线路上 各架设 1 根 48 芯 OPGW 光缆，路径长度 20.3km。沿 110kV 沅下线 P50 号大号侧，止于XX 220kV 变电站，架设 1 根 48 芯 ADSS 光缆，线路路径长度为 14km。沿着 110kV 沅 下 线 P51 小 号97、 侧 ， 止 于 下 柴 市 110kV 变电站，其中 61#-64#,67#-70#GJ-50 跨越湖泊距离大无法架设 ADSS 光缆所以架设 1 根 48 芯 OPGW 光缆，路径长度 2.8km，其余部分架设 1 根 48 芯 ADSS 光缆，路径长度 20.1km，。 XX变进站光缆采用普通光缆，长度为 20.3km，XX变进站光缆采用 ADSS光缆，长度为 10.4km，下柴变进站光缆采用 ADSS 光缆，长度为 10.3km。 以上光缆型式均采用 48 芯 G.652D。本工程共新建 OPGW 光缆路径长度 3.4km，ADSS 光缆路径长度 34.8km，普通 光缆路径长度 0.98、6 km。其中 OPGW 光缆具体长度见线路设计。3.6.5.2传输网络方案（1）系统制式及性能指标本工程光纤通信电路采用 SDH 制式。 本工程光纤数字电路系统性能指标(包括误码性能指标、数字传输系统的抖动和漂移性能)应符合 YD/T 5095-2014 及 ITU-TG.826 建议的内容和有关国家标 准、规程和规范。（2）组网方案 XX地网层华为光纤通信网络：利用新建光缆组织路由，组织下柴市赤山XX 622Mbit/s 光纤通信电路，光口按 1+0 配置，XX变经XX变接入XX 地网光纤通信网络至XX地调。（3）设备配置 本工程建设的光纤通信电路是XX地网光纤通信的一部分，因此 SDH 99、和 PCM设备建议选用与XX地网一致的设备。XX变配置XX地网光传输设备 1 套（2.5G 平台），配置 622Mbit/s 光板 2 块（对XX变、下柴市变）。在XX变规划新增的华为 SDH（OSN3500）设备扩容多光口 622Mbit/s 光接 口板 1 块。下柴市现有华为 SDH（Metro2050）设备已经停产，无法满足本期扩容需求。 由于下柴变 110kV 变电站在湖南公司XX地区光缆光通信系统建设工程项目中将现有华为 SDH（Metro2050）更换为华为 OSN1500 设备，所以本工程只 需扩容板卡。考虑到湖南公司XX地区光缆光通信系统建设工程无法保证在本工程前 实施，所以临100、时过渡方案为单点接入XX变，待下柴市更换光端机后按本期建设方案实施。在下柴市变规划新增的华为 SDH（OSN1500）设备扩容多光口 622Mbit/s 光 接口板 1 块。PCM 配置暂按本站XX地调 1 对考虑。XX变配置XX地网 PCM 接入设备 1 套，XX地调现有 PCM 设备扩容接口板件。本期光缆建设路由及光纤通信网络拓扑方案见系统通信方案图。（4）配线系统XX变新上光纤配线架（ODF/120 芯）和数音综合配线架（DDF/50 系统+VDF/100 回）各 1 套。XX变现有配线架新上 12 芯 ODF 光配线模块 5 个。 下柴市变新增光纤配线架 1 面（ODF 60 芯）。3101、.6.5.3 数据通信网方案根据XX地区数据通信网建设规划原则，考虑XX变作为 1 个信息汇聚点，承载信息内网主干通道，且为就近的 35 千伏变和供电所提供信息接入点，故赤山变配置数据通信网接入设备 1 套（二层交换机 1 台、三层交换机 1 台），采用 专用光纤方式接入XX地区数据通信网。数据通信网接入设备配置与XX地调接 入型设备同类型，并可靠接入。3.6.6 通道组织安排 根据本站调度管理关系、电能计量、故障录波、智能辅助系统、系统保护和调度自动化等对通信通道的要求，通道组织预安排如下：（1）调度电话调度电话专用通道2 路数字专用通道(至XX地调)（2）调度数据网调度数据网设备 112M102、bit/s(至XX地调) 12Mbit/s(至XX备调)调度数据网设备 212Mbit/s(至XX地调) 12Mbit/s(至XX备调)（3）远动主用通道经调度数据网设备 1(至XX地调)备用通道经调度数据网设备 2(至XX地调)（4）电能计量主用通道2 路（经调度数据网，至地调）备用通道2W 拨号（5）故障录波主用通道经调度数据网设备 1(至XX地调)备用通道经调度数据网设备 2(至XX地调)（6）行政电话2 路(进地调行政电话交换机)（7）智能辅助控制系统主用通道经数据通信网设备 1(至XX地调)备用通道经数据通信网设备 2(至XX地调)（8）数据通信网至XX地调信息中心专用光纤（9）线路103、保护本期XXXX 110kV 线路保护采用专用光纤保护，由相应区段的光缆提供 纤芯（需 4 芯，占用 2 芯备用 2 芯）。本期XX下柴市 110kV 线路保护采用专用光纤保护，由相应区段的光缆提 供纤芯（需 4 芯，占用 2 芯备用 2 芯）。3.6.7 站内通信方案3.6.7.1电话交换系统 本站不设立单独的调度程控交换系统，变电站调度及行政电话经光纤通信网络将调度端交换机用户延长，作为生产调度和行政通信之用。3.6.7.2市网电话本站开设 1 路市网电话，作为应急通信用，就近接入当地电信局。3.6.7.3通信机房及电源本站不设置单独的-48V 通信电源，通信设备采用交直流一体化电源系统供104、 电，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。要求事 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。本站不设置单独通信机房，通信设备接地应满足通信专业防雷接地标准要 求，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、接地系统等设施已在变电工程中统一考虑。主控室通信设备的各种电缆的 金属外皮、设备的金属外壳和框架、金属门窗及其他金属器件均以最短距离与环 形接地网可靠接地，配线架必须良好接地。3.6.7.4通信设备及环境监控 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105、监控不单独设置，由变电站统一监控。 3.6.7.5通信设备组屏及布置根据XX 110kV 变电站终期规模及电气屏位统一规划考虑，本期需光传输设 备屏 1 块，PCM 接入设备及数据通信网设备组屏 1 块，配线设备屏 2 块，其余屏 位远期预留。屏柜尺寸建议采用 2260mm600mm600mm，柜体颜色一致。本期需要在下柴市 110kV 变电站现有通信室增加光纤配线屏 1 块，通信屏柜 建议采用 2260mm600mm600mm，柜体颜色一致。3.6.8 设备材料表表 3.6-1通信材料表序号名称型号、规格及技术数据单位数量备注XXXX下 柴 市地调合计一、配套站端通信设备1地网 SDH 设备106、XX地网1.1机架国网 标准尺寸 ： 2260 600 600mm,颜色：GY09 冰灰桔纹台111.2SDH 光传输设备2.5Gbit/s台111.3STM-4 光接口板STM-4，多光口块21141.42Mb/s 板电接口块221.5FE 接口板8 端口，交换功能块221.6光衰减器10dB个21142地网 PCM 设备2.1PCM 设备机架含机架及子框，公共板件 1+1 配 置套112. 22M 板8 路/板块112. 3FXS 板卡FXS，16 路/板块112.42/4 W E&M 板卡VF8 板，8 路/板块11序号名称型号、规格及技术数据单位数量备注XXXX下 柴 市地调合计2.5107、低速率数据卡V28 数据板，8 路/板块112.6机柜国网 标准尺寸 ： 2260 600 600mm,颜色：GY09 冰灰桔纹台113地网 PCM 设备扩容MDP-3000D 设备板件扩容 E1 板 卡、FXO 板、4W E/M 板、V28 板各 1 块套*1*1与XX地网 PCM 网管配 套4配线系统4.1光纤配线架机架国网 标准尺寸 ： 2260 600 600mm,颜色：GY09 冰灰桔纹台1124.2数音综合配线架机架国网 标准尺寸 ： 2260 600 600mm,颜色：GY09 冰灰桔纹台114.3光纤配线模块ODF(12D)个1055204.4数字配线模块DDF（10 系统）个108、554.5音频配线单元VDF（100L）个115数据通信网设备与XX地网数据通信网 配套5.1信息网交换机三 层 交 换 机 网 络 交 换 机,100Mpps,4 个千兆光,48 个千 兆电,交流台115.2信息网交换机二 层 交 换 机 网 络 交 换 机 ， 13Mpps，2 个千兆光，48 个百 兆电，交流台11序号名称型号、规格及技术数据单位数量备注XXXX下 柴 市地调合计5.3低端 I 类交换机光模块光模块，千兆多模，0.5km，低 端 I 类交换机个115.4低端 II 类交换机光模块光模块，千兆多模，0.5km，低 端 II 类交换机个115.5低端 I 类交换机光模块光模块109、，千兆单模，40km，低 端 I 类交换机个445.6低端 I 类交换机光模块光模块，千兆单模，40km，低 端 I 类交换机个22在XX变思科 C3750 设 备上扩容5.7信息网络布点个556尾纤6.1单头尾纤G652，10m，黄色根1206060240含备用6.2双头尾纤跳 纤 -FC/PC-LC/PC- 单 模-G.652D-2mm-10m-PVC-黄色根841224含备用6.3双头尾纤G652D，10m，红色根44412含备用7电缆及附件7.1多股软铜线（接地线）单芯，TJR-1*25mm2米1001007.2软铜线软铜线,2 芯，VV-216mm2米2002007.3音频电缆HJV110、VP-2020.5米1501507.4网络电缆超 5 类双绞线米300300序号名称型号、规格及技术数据单位数量备注XXXX下 柴 市地调合计7.52Mb/s 电缆SYV-75-2米3003006008软波纹管32mm米1005050200光缆引下用9站内引入光缆9.1站内引入光缆GYFTZY53，非金属阻燃光缆， 48 芯,G.652D千米0.60.6光缆敷设用9.2站内引入光缆ADSS 光缆，48 芯,G.652D0.40.30.7光缆敷设用10镀锌钢管DN5050mm米60303012011硅芯管35mm千米0.60.40.31.312抱箍镀锌钢管（塔用）个6331213变径塑料帽50个111、211414传输网络修改处11二系统及所内通信1电话1.1数字录音电话具备录音 60h 及以上台221.2图文传真机台11序号名称型号、规格及技术数据单位数量备注XXXX下 柴 市地调合计1.3电话机具备双音多频及脉冲功能台221.4电话插座个12122市网电话路11仅列接入费用3电缆及附件3.1室内电话分线盒20 对台22其中远动专用盒 1 台3.2多股软铜线（接地线）单芯，TJR-1*25mm2米1001003.3软铜线软铜线,2 芯，VV-216mm2米1001003.4音频电缆HYA-2020.5米1501503.5网络电缆超 5 类屏蔽双绞线米3003003.6电话线铜聚氯乙烯绝缘通112、信线HBV-2*1.0千米0.50.54调度端接口调整站11地调三配套光缆工程1OPGW 光缆48 芯(G.652D）千米3.2路径长度 2.8km2ADSS 光缆48 芯(G.652D）千米37.4路径长度 34.1km3拆除地线 61#-64#,67#-70#GJ-50千米2.9路径长度 2.8km4房屋栋35510kV 电力线处24635kV 电力线处2第 60 页共 221 页序号名称型号、规格及技术数据单位数量备注XXXX下 柴 市地调合计7通航河道处28省道处29县乡道处74变电站站址选择4.1站址选择过程概述2018 年 12 月 7 日，我公司组织选址小组，会同国网XX供电公司113、等单位和 部门的相关人员至XX市XX进行现场调查收资工作（1：1000 地形图上选择若 干站址后，到现场进行逐步踏勘），初步选定XX市南嘴镇境内，S204 省道西 约 30m，李家坳东约 190 米，罗家牌南约 300 米为XX 110kV 变电站站址一。沅 江市南嘴镇境内，推荐站址北侧约 500m 处，S204 省道西约 30m，东冲村东约 230 米为站址二。2018 年 12 月 19 日，我院会同XX市国土局、规划局、XX供电公司等部门 领导至站址现场，经由我院人员详细介绍站址的情况后，因为站址一地势开阔， 交通便利，对环境及人文影响较低，地质条件良好，靠近负荷中心，有利于出线， 并无114、其他不良地址因素影响，适合建站。最终确定站址一为首选站址，站址位于 XX市南嘴镇境内，S204 省道西约 30m，李家坳东约 190 米，罗家牌南约 300 米。站址二为备选站址，XX市南嘴镇境内，推荐站址北侧约 500m 处，S204 省 道西约 30m，东冲村东约 230 米。4.2站址区域概况XX 110kV 变电站首选站址位于XX市南嘴镇境内，S204 省道西约 30m，李 家坳东约 190 米，罗家牌南约 300 米，拟建站址区域地表现状为经济林地。站址 区域属剥蚀残丘地貌，地貌单元单一。场地整体地形起伏不大。高程 56.43 62.42m，西北侧稍高，东南侧稍低，最大高差约 5.9115、9m。XX 110kV 变电站首选站址位图 4.2-1 XX首选站址现状图进站道路从东侧 S204 省道引接，交通运输便利。站址均接近负荷中心，站 址用地为经济林地，不占用基本农田。用地规模满足XX 110kV 变电站建站要求。根据现场踏勘、调查、收资，拟选站址范围内及附近地面及地下均无文物、 遗址、遗迹和化石群。站址范围内及周边无军事设施。4.3站址的征地、拆迁赔偿情况本工程按远期规模一次征地，站址拟占地约 0.5681 公顷(合约 8.52 亩)，其中站区围墙内用地面积为 0.3767 公顷(合 5.65 亩)。无房屋拆迁。4.4站址的出线条件110kV 西向出线，采用架空进出线，10kV116、35kV 向东出线，采用电缆出线， 总体进出线条件较好。4.5站址水文地质条件4.5.1 地下水类型、埋藏条件及水质评价 根据区域水文地质资料，结合钻探工作揭示的水文地质情况，场地地下水类型主要为上层滞水、第四系孔隙潜水，上层滞水主要赋存在上部粉质黏土层中， 主要补给方式为大气降水、地表水等，主要排泄方式为大气蒸发；潜水主要赋存 于第四系中砂和卵石层中，属强透水性地层，具有微承压性，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XX，水位随季节性变化较大，与XX有直接水力联系， 站址范围稳定水位埋深为 7.509.50m，根据117、区域水文地质资料，地下水年变化 幅度按 23.5m 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微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性； 场地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 对变电所生活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岩土工程地质条件4.6.1 地形地貌4.6.1.1XX站址本址位于XX市南嘴镇境内，S204 省道西约 30m，李家坳东约 190 米，罗家118、 牌南约 300 米。拟建站址区域地表现状为经济林地。站址区域属剥蚀残丘地貌，地貌单元单一。场地整体地形起伏不大。高程 56.4362.42m，西北侧稍高，东侧稍低，最大高差约 5.99m。站址地形地貌见下图一：XX变站址位置图 4.6-1XX变站址现状图4.6.2 工程地质条件 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，现自上而下分述如下：植物层（Q4ml）：褐灰、褐黄色，稍湿，松散状，主要由粉质黏土组成， 含植物根茎和少量生活垃圾。层厚 0.40.6m，平均厚度约 0.5m。粉质黏土（Qel）：褐黄色、褐红色，硬塑状，切面稍光滑，稍有光泽，无摇振反应，韧性及干119、强度中等，层厚 7.09.0m，平均厚度约 8.0m。强风化泥质粉砂岩（K）：褐红色，粉砂粒结构，泥质胶结，中厚层状构 造，岩质软，锤击易碎，节理裂隙发育，岩体破碎，岩芯多呈碎块状，遇水易软 化，失水易干裂，为极软岩，破碎，岩体基本质量等级级，平均厚度约 4.0m。中风化泥质粉砂岩（K）：褐红色，粉砂粒结构，泥质胶结，中厚层状构 造，岩质较软，节理裂隙较发育，岩体较完整，岩芯呈短柱长柱状，属极软岩-软岩，较完整，岩体基本质量等级为级，岩芯遇水易软化，失水易干裂。本 次未揭穿。4.6.3 地震地质根据中国地震动参数区划图（GB 18306-2015）、建筑抗震设计规范（GB 50011-2010120、）（以下简称抗规），结合区域地质资料，站址周边存在 微弱全新活动断裂，区域构造相对稳定，站址所处区域抗震设防烈度为 6 度，地 震动峰值加速度为 0.05g，设计地震分组为第一组。场地属抗震一般地段。站址范围内不存在可液化地层，场区抗震设防烈度为 6 度，根据抗规第4.3.2 条，可不进行液化判别。4.6.4 场地类别 根据邻近已有建筑工程经验，场地内场地土等效剪切波速介于 260.0300.0m/s，场地覆盖层 15.0m，厚度介于 10.0依据抗规第 4.1.6 条判定场地 类别为 II 类；设计地震分组为第一组，依据抗规第 5.1.4 条判定特征周期值 为 0.35s。4.6.5 不良地121、质作用根据本次勘察成果结合现场调查情况，站址周边区域未发现崩塌、滑坡、泥 石流、地面沉陷等影响场地稳定性的不良地质作用，场地内无埋藏的孤石、防空 洞、河道等。综上所述，站址位于构造相对稳定区域，且未发现影响场地稳定的不良地质 作用，适宜本变电站的建设。4.6.6 地基岩土层工程地质性能分析与评价 根据现场勘察情况结合附近已有建筑相关经验，站址内各土层力学性质分析如下：（1）植物层（Q4ml）：褐灰、褐黄色，稍湿，松散状，主要由粉质黏土组 成，含植物根茎和少量生活垃圾。层厚 0.40.6m，平均厚度约 0.5m。（2）粉质黏土（Qel）：褐黄色、褐红色，硬塑状，切面稍光滑，稍有光泽， 无摇振反应122、，韧性及干强度中等，层厚 7.09.0m，平均厚度约 8.0m。（3）强风化泥质粉砂岩（K）：褐红色，粉砂粒结构，泥质胶结，中厚层 状构造，岩质软，锤击易碎，节理裂隙发育，岩体破碎，岩芯多呈碎块状，遇水 易软化，失水易干裂，为极软岩，破碎，岩体基本质量等级级，平均厚度约 4.0m。（4）中风化泥质粉砂岩（K）：褐红色，粉砂粒结构，泥质胶结，中厚层 状构造，岩质较软，节理裂隙较发育，岩体较完整，岩芯呈短柱长柱状，属极 软岩-软岩，较完整，岩体基本质量等级为级，岩芯遇水易软化，失水易干裂。本次未揭穿。根据变电站岩土工程勘测技术规程（DL/T 5170-2015）、建筑地基基 础设计规范（GB500123、07-2011），结合邻近已有建筑工程经验，确定本工程岩、 土物理力学指标推荐值见下表：各岩土层参数建议值指标名称 地层名称天然密 度（g /cm3）承载力特 征值ak (kPa)压缩模量Es (MPa)快剪凝聚力 c(kPa)内摩擦角 （度）植物层1.90粉质粘土1.962008.53018强风化泥质粉砂岩2.1040020.02025中风化泥质粉砂岩2.20800根据建筑桩基技术规范（JGJ94-2008）相关经验数值，结合已有建筑工 程经验，各地层有关桩基设计参数指标推荐值见下表：各地层的桩基参数建议值指标名称地层名称桩基人工挖孔桩灌注桩桩的极限侧阻力 标准值 qsik(kPa)桩的极限124、端阻力 标准值 qpk(kPa桩的极限侧阻力 标准值 qsik(kPa)桩的极限端阻力 标准值 qpk(kPa粉质粘土75100070800强风化泥质粉 砂岩16060001401800中风化泥质粉 砂岩22080002002500注：1、以上数据供可研阶段使用。 4.7拟选主要建(构)筑物基础型式的建议配电装置楼基底埋深-3.00m，建议采用条形基础或独立基础，以第层粉质黏土作为基础持力层；主变压器、主变散热器基底埋深-3.00m，建议采用筏板地基，以第层粉质 黏土作为持力层；事故油池基底埋深为-5.0m，建议采用筏板地基，以第层粉质黏土作为持 力层。4.8站区场地标高及土石方情况站区引接道125、路引接口处路面标高约为 56.8m，结合引接道路标高情况及市政 规划要求，本次工程拟定站区场地设计标高为 57.8m。变电站位于 731 乡道东侧及省道 S204 西侧，变电站征地线：西侧考虑出线 终端塔位置的要求距 738 乡道 32 米，其余侧为挖填方边坡线外 1.5m。填方边坡 放坡系数为 1:1.5，挖方边坡系数 1：1.25，最后一级连续放坡到地面，采用钢 筋混凝土骨架植草护坡。场地平整考虑挖填平衡，挖方最深处 4.62m，填土最高 处为 1.52m，场地土石方量填方约 2433m3，挖方约 3356m3，基础出土方量为 1100 m3，考虑到本站址地质情况，需去除表层耕植土 235126、0 m3，综合平衡后无需购土，弃土约 3273 m3 。基础超深毛石混凝土处理工程量约 550 m3。4.9施工电源本站施工电源采用就近接入原则，接入 10kV 赤桥线 302 目平湖支线 016 号 杆。采用 JKLYJ-10-70 架空绝缘导线，架空路径长度约 600m，水泥杆 7 基，接 入围墙外 10kV 杆式变压器。待施工完毕后该部分架空线路通过 YJV22-10-3120 电缆接于 10kV II 段母线用作站用电源，电缆长度约 200m。4.10 进站道路和交通运输4.10.1 进站道路站区引接道路引接口处路面标高约为 56.8m，结合引接道路标高情况及市政 规划要求，本次工程拟127、定站区场地设计标高为 57.8m。站址考虑进站道路从东侧 S204 省道引接，交通运输便利，需修进站道路 41.0m。4.10.2 主变大件交通运输 本站大件设备运输条件好，主变可采用铁路公路联运方案。 主变经铁路线运输至XX火车站卸车后，再经市区道路转至省道 S204 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， 主变大件运输条件便捷。4.11 站址环境（1）站址地区环境现状 站址位于城郊区，属于经济林地，地形较起伏较小，附近无工业污染源。（2）环境质量现状 站址位于城郊区，附近无工业污染源，整体环境质量比较好。（3）水土保持现状 结合本工程建设的特点，因地制宜128、地采取不同的治理措施。站址区域内的开挖面及时平整，建筑垃圾等弃土清运到当地有关部门指定地点；站址内道路采用混凝土面层；进所道路、站内道路路面设计时考虑雨水导流；站外边坡采用骨架 植草护坡围护，防止水土流失。（4）设计中采用的环境标准城镇污水处理厂水污染物排放标准(DB11 890-2012)中二级标准。声环境质量标准（GB3096-2008）中二级标准。工业企业厂界噪声排放标准（GB12348-2008）中二级标准。电磁辐射控制限值（GB8702-2014）。（5）污秽水平初步调查根据湖南省电力系统污区分布图（HN-2011）。站址范围属 d 级污区。爬电 比距2.5cm/kV。（6）拟采取的129、防治污染措施 1）防电磁辐射措施：变电站主要污染因子为工频和暂态高频电磁波对周围环境和居民造成的影响、及高频电磁波对周围环境的无线电干扰情况，在设计中 尽量选用电磁辐射水平低的设备及附件。2）防无线电干扰措施：站址已避开无线电、电磁辐射干扰敏感点，2km 范 围内均没有无线电发射工作单位或设施。变电站产生的无线电频率一般在 30MHz 以下，不会对移动通讯产生影响。3）防噪措施； 变电站主要噪声源为设备运行时产生的噪声及电晕放电的噪声。因此在设备选型上首先选用符合国家标准的设备，减少因设备自身质量因素造成的噪声。对 电晕放电的噪声，通过选择高压电器设备、导体等以及按晴天不出现电晕校验选共 22130、1 页择导线等措施，消除电晕放电噪声。 4）污水防治措施：变电站运行期的排水主要为地面雨水、生活污水、含油废水等。站区采用生活污水、雨水分流制排水系统。少量的含油污水、事故时的 漏油进入自流式事故贮油池后，经物理分离和油水分离器分离后，油回收重复利 用。主变区雨水由道路边的雨水口收集汇合后经过雨水井排至站外。5）环保综合评价及建议 a.站址从环保角度考虑可建站。站内设备采取屏蔽、隔声等措施。生活污水处理达到标准排放。电磁辐射、噪声、废水对周围的环境均影响较小。 b.电磁辐射对环境的影响防治，除了在选址时考虑对周边环境的影响外，还应尽量选用电磁辐射水平低的设备及附件。 c.针对我国目前的水土保持131、政策，如何使本工程对水土流失的影响控制在允许限度，是下阶段工作需要注意的问题。 d.对拟建站址的环境影响只是初步的分析。站址环境影响评价有待进一步的深入工作。 4.12 通信干扰在设计中尽量选用电磁辐射水平低的设备及附件。对产生大功率的电磁振荡 设备采取必要的屏蔽及设备的孔、口、门缝的连接缝密封措施。变电站产生的无线电频率一般在 30MHz 以下，不会对移动通讯产生影响。 4.13 施工条件站址的施工场地可充分利用围墙内场地空隙来布置。供水方式考虑接引自来水。站址位于城郊区，施工电源采用就近接入原则，接入 10kV 赤桥线 302 目平 湖支线 016 号杆。采用 JKLYJ-10-70 架空132、绝缘导线，架空路径长度约 600m，水 泥杆 7 基，接入围墙外 10kV 杆式变压器。待施工完毕后该部分架空线路通过 YJV22-10-3120 电缆接于 10kV II 段母线用作站用电源，电缆长度约 200m。4.14 站址主要技术经济表XX 110kV 变电站站址技术经济表站址情况XX站址一XX站址二站址位置XX 110kV 变电站站址一位于位于XX市南 嘴镇境内，S204 省道西约 30m，李家坳东约 190 米，罗家牌南约 300 米。XX站址二位于XX市南嘴镇境内，站址一 北侧约 500m 处，S204 省道西约 30m，东冲 村东约 230 米。系统位置靠近负荷中心靠近负荷中心133、地形地貌站址区域属剥蚀残丘地貌，地貌单元单一。 站址处地表现状为经济林地，场地地形较平 坦。站址区域属剥蚀残丘地貌，地貌单元单一 站址处地表现状为经济林地，场地地形略有 起伏。进出线情况进出线条件方便进出线条比较件方便大件运输本站大件设备运输条件好，主变可采用铁路 公路联运方案。主变经铁路线运输至XX火 车站卸车后，再经市区道路转至省道 S204 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，主 变大件运输条件便捷。本站大件设备运输条件较好，主变可采用铁 路公路联运方案。主变经铁路线运输至XX 火车站卸车后，再经市区道路转至省道 S204 即可到达站址处。公路段沿134、途无影响 大件运输的桥梁、涵洞、空中障碍等情况存 在，主变大件运输条件便捷。站外道路连 接情况站址考虑进站道路从东侧 S204 省道引接，交 通运输便利，需修进站道路 41.0m。站址考虑进站道路从东侧 S204 省道引接， 交通运输便利，需修进站道路 132m。征地拆迁土 石本工程按远期规模一次征地，站址拟占地约 0.5681 公顷(合 8.52 亩)，其中站区围墙内用地面积为 0.3767 公顷(合 5.65 亩)。无房 屋拆迁。场地土石方量填方约 2433m3，挖方约 3356m3，基础出土方量为 1100 m3，考虑到 本站址地质情况，需去除表层耕植土 2350m3，综合平衡后无需购土135、，弃土约 3273 m3基础超深毛石混凝土处理工程量约 550 m3。本工程按远期规模一次征地，站址拟占地约 0.7394 公顷(合 11.09 亩)，其中站区围墙内用地面积为 0.3767 公顷(合 5.65 亩)。无房屋拆迁。场地土石方量填方约 2811 m3，挖方约 6212 m3，基础出土方量为 1100 m3 考虑到本站址地质情况，需去除表层耕植土 2850 m3，综合平衡后无需购土，弃土约 3401。 3m 。基础超深毛石混凝土处理工程量约 600m3。，岩土工程条 件本工程的岩土工程勘察等级为乙级。结合区 域地质资料，站址周边存在微弱全新活动断 裂，区域构造相对稳定，站址所处区域136、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。场地属抗震 一般地段，适宜本工程的建设。 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 水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土 结构中的钢筋具微腐蚀性；场地土对混凝土 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。建（构）筑物基础类型建议采用条形基础或 独立基础，以第层粉质黏土作为基础持力 层。根据地表调查及搜集国土部门的资料表 明，站址区无压覆矿藏现象存在。综上所述， 场地稳定，适宜建设本工程。本工程的岩土工程勘察等级为乙级。结合区 域地质资料，站址周137、边存在微弱全新活动断 裂，区域构造相对稳定，站址所处区域抗震 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。场地属抗 震一般地段，适宜本工程的建设。 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 水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土 结构中的钢筋具微腐蚀性；场地土对混凝土 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。 建（构）筑物基础类型建议采用条形基础或 独立基础，以第层粉质黏土作为基础持力 层。根据地表调查及搜集国土部门的资料表 明，站址区无压覆矿藏现象存在。综上所述 场地稳定，较适宜建设本工程。供138、水方式与市政自来水管网连接与市政自来水管网连接排水有组织排水散排防洪站址标高高于 50 年一遇洪水位，站址挖方区 设置截洪沟站址标高高于 50 年一遇洪水位，站址挖方 区设置截洪沟与城市规划 关系站址地处XX市南嘴镇境内，土地属性为规 划用地站址地处XX市南嘴镇境内，土地属性为规 划用地运行及职工 生活条件站址地处XX市南嘴镇境内，李家坳东约 190 米，罗家牌南约 300 米，紧临省道 S204 运行及职工生活极为方便。站址位于XX市南嘴镇境内，站址一北侧约，500m 处，S204 省道西约 30m，东冲村东约 230 米。环保及对相 邻企业影响变电站排出的生产、生活废水经过处理对周 围环境139、无影响。周围无严重污染源。变电站排出的生产、生活废水经过处理对周 围环境无影响。周围无严重污染源。通信干扰变电站的建设、运行不会对周边通信设施产 生大的不利影响变电站的建设、运行不会对周边通信设施产 生大的不利影响施工电源本站施工电源采用就近接入原则，接入 10kV 赤桥线 302 目平湖支线 016 号杆本站施工电源采用就近接入原则，接入 10kV 赤桥线 302 目平湖支线 019 号杆施工条件站址区域属剥蚀残丘地貌，地貌单元单一。 站址处地表现状为经济林地，场地地形较平 坦。施工场地布置顺畅，施工机具进场方便， 施工环境良好。站址区域属剥蚀残丘地貌，地貌单元单一 站址处地表现状为经济林地140、，场地地形较平 坦。施工场地布置顺畅，施工机具进场方便 施工环境较好。与居民区距 离较远较近，。，环境情况好较好通过以上对比得出站址方面站址一对人文影响相对更小，城郊、农村人口密 度小土地价格不高，所以相对比较，本工程以方案一为首选方案。5变电站工程设想5.1 电气主接线5.1.1 变电站规模变电站为 110kV、35kV、10kV 两级电压，设计规模如下表：项目终期规模本期规模主变压器250MVA150MVA110kV 出线4 回2 回35kV 出线4 回2 回10kV 出线20 回10 回容性无功补偿2（3.6+4.8）Mvar3.6+4.8Mvar5.1.2 主变压器接入方式110kV 141、配电装置进线采用 LGJ-300/40 型钢芯铝绞线与变压器架空连接，35kV 配电装置采用 YJV42-35-1630 型号电力电缆与变压器相连接，10kV 配电装置 采用 2（TMY-12510）母线桥与变压器相连接。5.1.3 电气主接线选择 本工程电气主接线形式选用参照国家电网公司输变电工程通用设计 国网湖南省电力公司 35110kV 智能变电站模块化建设通用设计（2016 版）110-C-4 方案，接线形式与“两型三新一化”变电站设计导则一致。（1）110kV 接线根据系统规划，本站 110kV 远景出线 4 回，本期出线 2 回。根据35110kV 变电所设计规范（GB 50059142、-2011）第 3.2.3 条电气主接 线的要求：“35kV110kV 电气接线宜采用桥形、扩大桥形、线路变压器组或线 路分支接线、单母线或单母分段的接线。”根据系统规划规模及规程，考虑本站供电可靠性要求较高，确定 110kV 远期 单母线分段接线型式，本期采用单母线分段接线型式。（2）35kV 接线根据系统规划，本站 35kV 远期出线 4 回，本期出线 2 回。 根据35110kV 变电所设计规范（GB 50059-2011）第 3.2.3 条电气主接线的要求：“35kV110kV 电气接线宜采用桥形、扩大桥形、线路变压器组或线 路分支接线、单母线或单母分段的接线。”远期 4 回出线平均分143、配在 2 台主变压器上。本站 35kV 远期采用单母线分段 接线型式，本期采用单母线接线型式。（3）10kV 接线根据系统规划，本站 10kV 远期 20 回电缆出线，本期 9 回出线加 1 回融冰。 根据35110kV 变电所设计规范（GB 50059-2011）第 3.2.5 条电气主接 线的要求：“当变电站装有两台及以上主变压器时，6kV10kV 电气接线宜采用 单母线分段，分段方式应满足当其中一台主变压器停运时，有利于其他主变压器的负荷分配的要求。”远期 20 回出线平均分配在 2 台主变压器上。本站 10kV 远期采用单母线分段 接线型式，本期采用单母线接线型式。综上所述，电气主接线144、为：110kV 远期采用单母线分段接线型式，本期采用 单母线分段接线型式；35kV 远期采用单母线分段接线型式，本期采用单母线接 线型式；10kV 远期接线采用单母线分段接线型式，本期采用单母线接线型式。5.1.4 中性点接地方式本站主变压器 110kV 中性点采用变压器中性点经隔离开关直接接地方式，运 行时变压器中性点可选择不接地或直接接地；35kV 侧中性点采用直接接地方式， 为了防止单相接地事故时短路电流过大，在 35kV 中性点侧加装避雷器；10kV 侧 中性点采用不接地方式。5.1.5 融冰方案XX站至XX站 110kV 线路和XX站至下柴市站 110kV 线路均在 1015mm 冰145、 区内，线路设计覆冰厚度能不满足要求，需考虑线路融冰方案。XX新建双回路 300m，导线型号 JL/G1A-300/40,XX-下柴市单回路，奥维 路径长度 35.695km，导线型号 JL/G1A-240/30，破开后行成XX到XX 14.561km， XX到下柴 23.189km。1) 线路数据：导线型号：JL/G1A-300,较短线路长度：14.561km； 2) 计算数据：Z=1.602+j5.562()Uk=10(kV) Ik=1089.12(A)Wk=5.7+j19.79(MVA)3) 结论：线路融冰采用在本站 10kV 配电室设置融冰电源柜 1 面，在 110kV 场地设置 电缆146、分支箱。当需要融冰时，采用电缆连接至出线，远期 110kV 出线融冰可以从 改建个电缆分支箱引接电缆至需要融冰的线路。在XX 110kV 变电站之后投产点 110kV 变电站线路融冰建议采用XX 110kV 变电站的融冰电源，为远期规划中的 线路进行融冰。根据计算，融冰电流需满足大于 1089.12A 的要求，融冰电缆选用 3 (XYJV22-8.7/15-1500)mm型号电力电缆，引接至 110kV 融冰电缆分支箱。5.2 短路电流计算及主要电气设备选择5.2.1 短路电流计算本工程短路电流计算按系统提供的远景水平年 2030 年计算，短路阻抗基准 值为：Sj=100MVA，Uj=Ujp。147、主变压器短路电抗取常规值：Uk12=10.5%，Uk13=17.5%,Uk23=6.5%，其计算 结果如下：110kV 母线短路电流：”=10.9kA35kV 母线短路电流：”=11.7kA10kV 母线短路电流：”=21.6kA 根据系统短路电流计算结果结合通用设备选型，XX变电站 110kV 短路电流水平选择 40kA，35kV 设备均按 25 kA 进行选择，10kV 短路电流水平按不小于 31.5kA 选择。5.2.2 设备选择根据湖南省污区分布图及现场考察，本变电站位于 d 级污秽区，室外设备防 污等级选择为 d 级。中性点直接接地系统的户外设备按外绝缘统一爬电比距 4.3cm/kV148、（按最高相电压计算）考虑，中性点非直接接地系统的户外设备按外绝 缘统一爬电比距5.4cm/kV（按最高相电压计算）考虑；户内设备按瓷质外绝缘 统一爬电比距3.5cm/kV（按最高相电压计算）选择。设备的选择参考了35 750kV 输变电工程通用设计、通用设备应用目录（2019 年版）和 ERP 标准设备 的相关要求。所有设备均按照国家 ERP 标准设备选型。（1）主变压器 本期工程装设一台主变，选用三相自然油循环自冷三线圈有载调压变压器，暂定型号为 SSZ 口-50000/110。主变压器参数选择结果表项目参数型式三相三线圈，油浸式有载调压（高压侧中性点）容量50/50/50MVA额定电压11149、081.25%/38.522.5%/10.5kV接线组别YN，yn0，d11阻抗电压Uk12=10.5%，Uk13=18%,Uk23=6.5%冷却方式自然油循环自冷（ONAN）套管 TA高压中性点300/5A10P30/10P30 外绝缘爬电距 离不小于 2248Kd(mm)智能化主变实现方案如下：第 80 页共 221 页每台主变设 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。（2）110kV 电气设备选择110kV 主要设备采用户外 AIS 150、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 100kA。110kV 主要设备选择结果见下表。110kV 主要设备选择表设备名称型式及主要参数断路器SF6 瓷柱式,单断口断路器，126kV，3150A，40kA/3S，100kA隔离开关双柱水平旋转式隔离开关，126kV，3150A，40kA/3S，100kA电流互感器倒立油浸电磁式电流互感器126kV，40kA/3S，100kA2600/5A(2300/5A)出线：5P30/0.2S 级 主变：5P30/5P30/0.2S/0.2S 级母线电压互感器电容式电压互感器(110/3)/(0.1/3)/(0.1151、/3)/(0.1/3)/0.1kV 0.2/0.5(3P)/3P/6P 级线路电压互感器电容式电压互感器(110/3)/(0.1/3)kV/(0.1/3)kV， 0.5(3P)/0.5(3P)级避雷器氧化锌， 10kA，102/266kV（3）35kV 电气设备选择35kV 采用户内气体绝缘开关柜。共 221 页按照短路电流水平，35kV 设备额定开关电流为 25kA，动稳定电流峰值为63kA。35kV 主要设备选择结果见下表。35kV 主要设备选择结果设备名称型式及主要参数户 内气 体绝 缘开 关 柜断路器真空 进线：1250A，25kA/3s，63kA 出线：1250A，25kA/3s，6152、3kA电流互感器干式 进线：2600/5A，0.2S/0.2S/5P30/5P30 出线：2300/5A，0.2S/0.5/5P30电压互感器电磁式电压互感器 母线：(35/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/(0.1/3)kV， 0.2,0.5(3P),3P,6P 级避雷器氧化锌，5kA，51/134kV隔离开关双柱水平旋转式40.5kV，1250A，25kA/4S，63KA避雷器氧化锌，5kA，51/134kV消弧线圈：本站 35kV 侧母线规划为单母线分段接线，出线规划 4 回，本期建成单母线 接线及 2 回出线；本期拟考虑接入八形岔-XX 35kV 线路，线路全长约 153、15km， 预留间隔架空出线每回按 10km 估算，电缆出线每回按 0.2km 估算，因此本期架 空线路长约 15km，电缆线路长约 0.4km；远期架空线路全长约 35km，电缆线路 全长约 0.8km。本期电容电流计算：35kV 架空线路的电容电流计算过程：-3Ic1=3.3UeL10-3Ic1=3.3351510 1.73A35kV 电缆线路的电容电流计算过程： Ic2=0.1UeL Ic2=0.1350.41.4A考虑变电所增加电容电流为 13%，故 35kV 线路产生的电容电流： Ic=1.13（Ic1+Ic2）Ic=1.13（1.73+1.4）3.5A远期电容电流计算：35kV 架154、空线路的电容电流计算过程：-3Ic1=3.3UeL10-3Ic1=3.3353510 4.0A35kV 电缆线路的电容电流计算过程： Ic2=0.1UeL Ic2=0.1350.82.8A考虑变电所增加电容电流为 13%，故 35kV 线路产生的电容电流： Ic=1.13（Ic1+Ic2）Ic=1.13（4.0+2.8）7.7A根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范GB/T50064-2014， 当 35kV、66kV 以上电网系统电容电流大于 10A 时需要加装消弧线圈，因此变电 站 35kV 中性点采用直接接地方式，为了防止单相接地事故时短路电流过大，在 35kV 中性点侧加装避雷155、器。（4）10kV 电气设备选择10kV 选用户内金属铠装中置移开式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。10kV 主要设备选择结果见下表。10kV 主要设备选择结果表设备名称型式及主要参数备注电容器户外组合框架式成套设备，4.8Mvar/3.6Mvar，附干 式铁芯串抗站用变油浸式变压器，100kVA，10.5/0.4， 1022.5%/0.4kV，Dyn11，Ud=4%附零序电流互感器 0.4kV，150/5A，5P10户内 金属 铠装 中置 移开 式开 关柜真空断路器12kV，3150A，40kA/3S主变进156、线12kV，1250A，31.5kA/3S其他电流互感器12kV，22000/5A ，0.2S /0.2S/5P30/5P30主变进线12kV，2800/5A0.5/0.2S/5P30交流融冰12kV，2400/5A0.5/0.2S/5P30出线12kV，2400/5A，0.5/0.2S/5P30电容器组12kV，2200/5A，0.5/0.2S/5P30站用变电压互感器12kV，(10/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/ (0.1/3)/(0.1/3)kV0.2/0.5(3P)/ 0.5(3P)/6P配一次消谐装置母线设备避雷器YH5WZ-17/45熔断器12kV，0.5A，40kA母线157、设备消弧线圈：本站 10kV 侧母线规划为单母线分段接线，出线规划为 20 回，本期建成单母线接线及 10 回出线。根据XX县配电网规划（2018-2025 年），本站建成 后出 5 回线路转带原XX 35kV 变 10kV 线路，新建线路全长约 7km，转带线路长 约 72km，本期架空出线全长约 79km，电缆出线长约 0.75km，剩余 5 回出线架空 每回按 8km 估算，电缆出线每回按 0.15km 估算，因此本期架空线路总长约为 119km，电缆长约 1.5kmI 段母线本期电容电流计算：10kV 架空线路的电容电流计算过程：-3Ic1=2.7UeL10-3Ic1=2.710791158、0 2.13A10kV 电缆线路的电容电流计算过程： Ic2=2.32LIc2=2.320.751.74A考虑变电所增加电容电流为 16%，故 10kV 线路产生的电容电流：Ic=1.16（Ic1+Ic2） Ic=1.16（2.13+1.74）4.49AI 段母线远期电容电流计算：10kV 架空线路的电容电流计算过程： Ic1=2.7UeL10-3 Ic1=2.71011910-33.2A10kV 电缆线路的电容电流计算过程： Ic2=2.32LIc2=2.321.53.48A考虑变电所增加电容电流为 16%，故 10kV 线路产生的电容电流： Ic=1.16（Ic1+Ic2）Ic=1.16（159、3.2+3.48）7.74A根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范GB/T50064-2014， 当 10kV 电网电容电流大于 10A 时需要加装消弧线圈，因此本期变电站 10kV 侧按 不接地设计。5、导体选择110kV 侧进线采用软导线，35kV、10kV 侧进线采用铜排母线桥和封闭母线桥。 导体选择的原则为：（1）母线的载流量按母线最大穿越功率为 140MVA 考虑，按发热条件校验。（2）母联回路按最大一个电源元件的电流考虑。（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 1160、.05 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控制条件根数型号载流量（A）110kV110kV 母线907LJG-500/351025由最大穿越功率控制 (140MVA)电压（kV）回路名称回路工 作电流（A）选用导体导体截面选择控制条件根数型号载流量（A）110kV 进线回路313LJG-300/40746由长期允许载流量控制110kV 出线回路LGJ-300/40746由经济电流密度控制35kV主变进线回路1019YJV42-35/16301257由发热条件控制主变进线母161、线1019LJG-500/351025长期允许载流量控制母线1019TMY-100101803长期允许载流量控制10kV主变进线回路30312(TMY-12510)3091由长期允许载流量控制母线30312(TMY-12510)3091由长期允许载流量控制封闭母线3031三相共箱4000由长期允许载流量控制10kV 电容器回路360270YJV22-10-3240443.7由长期允许电流和热稳 定最小截面控制10kV 站用变回路13YJV22-3120330由长期允许电流和热稳 定最小截面控制5.2.3 对端站设备及导线校验5.2.3.1设备校验根据系统提供资料：XX 220kV 变电站 11162、0kV 侧三相短路电流约为 16.8kA。 下柴市 110kV 变电站 110kV 侧三相短路电流约为 11.3kA。XX变电站 18 年最大负荷为：186.8MVA；工作电流为：980.48A。下柴市变电站 18 年最大负荷为：30.7MVA；工作电流为：116.14A。XX变电站和下柴市变电站 110kV 侧均采用户外 AIS 设备。 110kV 电气设备校验结果见下表：110kV 主要设备校验结果表设备名称计算电流(A)型式及主要参数设备是否满足要求XX 220kV 变电站 110kV 出线间隔设备断路器980.48瓷柱式 SF6 气体绝缘单断口断路器 126kV，3150A，31.5k163、A/4S满足隔离开关980.48双柱水平旋转隔离开关 126kV，1250A，31.5kA/4S满足电流互感器980.48油浸倒立式电流互感器 110kV，2 600/1A10P30/10P30/0.5/0.2满足下柴市 110kV 变电站 110kV 出线间隔设备断路器116.14瓷柱式 SF6 气体绝缘单断口断路器 126kV，3150A，31.5kA/4S满足隔离开关116.14双柱水平旋转隔离开关 126kV，630A，31.5kA/4S满足电流互感器116.14油浸倒立式电流互感器 110kV，2 300/5A10P25/10P25/0.5/0.2S满足5.2.3.2导线校验110k164、V 侧主变进线、出线均采用软导线，110kV 母线最大穿越功率按系统规 划要求的最大通流容量考虑。导体校验的原则为：（1）母线的载流量按最大穿越功率或者终期主变规划总容量考虑，按发热 条件校验。（2）设备间连线按回路通过最大电流考虑，按发热条件校验。（3）110kV 出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。 根据上述原则校验导线结果见下表：导线校验结果表回路名称计算电流(A)选用导线导线截面是否满足要求导线根数及型号载流量(A)XX 220kV 变电站 110kV 出线间隔导线主母线1021LF21Y-70/641211满足主变进线661LGJ-630/80999满足出线-LGJ-300165、/50626满足下柴市 110kV 变电站 110kV 出线间隔导线主母线427LGJ-240/30445满足主变进线174LGJ-240/30445满足出线-LGJ-300/50626满足5.3 绝缘配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、国家标准 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 避雷器的配置根据国家电网生20091208 号文附件 1-预防多雷地区变电站断路器等设 备雷害事故技术措施的要求，为防止 110kV 线路雷电侵入波对主变压器和其它 电器设备的危166、害，在 110kV 出线上装设氧化锌避雷器。为防止雷电感应过电压和 操作过电压，分别在在主变压器 110kV 进线侧装设避雷器， 110kV 母线均未配 备避雷器。根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合要求，“当变压器高 低压侧接线方式不同时，低压侧宜装设操作过电压保护水平较低的避雷器”。因 此在主 35kV 和 10kV 进线侧装设符合要求的氧化锌避雷器， 10kV 并联电容器、 电抗器装设氧化锌避雷器以防止操作过电压，35kV 和 10kV 出线装设氧化锌避雷 器以防止雷电入侵波。110kV 各架空线路进线和出线侧均装设 YH10W-102/266 型避雷器。 主变 35kV 进线侧，35167、kV 出线侧均装一组 YH5WZ-51/134kV 型避雷器。主变 10kV 进线侧，10kV 并联电容器、站用变，10kV 出线侧均装一组 YH5WZ-17/45 型避雷器。主变中性点高压侧，装设 YH1.5W-73/173 型避雷器。 5.3.2 110kV 电气设备的绝缘配合按国家电网公司标准化建设成果（35750kV 输变电工程通用设计、通用 设备）应用目录（2019 年版）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表参数系统标称电压（kV，有效值避雷器额定电压）（kV，有效值）避雷器持续 运行电压雷电冲击 10kA 残压陡波冲168、击 10kA 残压第 90 页共 221 页（kV，有效值）（kV，有效值）（kV，有效值）数值11010279.6266297110kV 系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操 作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲击 的配合，以雷电冲击 10kA 残压为基准，配合系数取 1.4。110kV 电气设备的绝缘水平按 GB311.1-2012高压输变电设备的绝缘配合 和国家电网公司 110500kV 变电站通用设备典型规范的规定选取：110kV 电气设备及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169、（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4805505302002301.4281393.4（kV，峰值） 实际配合系数 450/2811.60截波配合系数 530/3151.68其他电器550550530230230断路器断口间550550230230隔离开关断口间650265300仅电流互感器及主变压器承受截波耐压试验。 5.3.3 35kV 电气设备的绝缘配合按照国家电网公司标准化建设成果（35750kV 输变电工程通用设计、通用 设备）应用目录（2019 年版）选型，作为 110kV 绝缘配合的基准，其主要技术 参数见下表：35kV 氧170、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35514113415435kV 电气设备的绝缘水平按 GB311.1-2012高压输变电设备的绝缘配合 的规定选取，有关取值见下表：35kV 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高压侧2002002208580断路器断口间1851859595隔离开关断口间215118其他电器171、1851859595）5.3.4 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10.51713.64551.810kV 电气设备的绝缘水平按 GB311.1-2012高压输变电设备的绝缘配合 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172、备耐受电压值雷电冲击耐压（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低压侧7575753535主变压器中性点1851851858585断路器断口间75754242隔离开关断口间8549其他电器757542425.3.5 悬式绝缘子串片数的选择海拔高度小于 1000m，污秽设防等级为 d 级，按国家标准 GB/T26218.1-2010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173、，计算如下：110kV 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“绝缘配置要适当留有裕度，悬垂串要考虑 12 片零值， 耐张串考虑 23 片零值”，因此，110kV 耐张绝缘子串取 9 片玻璃绝缘子，110kV 悬垂绝缘子串取 8 片玻璃绝缘子。5.4 电气总平面布置5.4.1 地理位置及环境 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 35110kV 智能变电站模块化建设施工图通 用设计174、（2016 版）和国家电网公司输变电工程通用设计 国网湖南电力智能 变电站模块化建设标准化施工图通用设计。本站总平面布置考虑以下两个布置 方案。5.4.2 总平布置方案概述 方案一：本变电站按无人值班设计，系统继电保护及安全自动装置按智能变电站相关导则、规范的要求进行设计。可研方案按照国网湖南省电力公司 35110kV 智能变电站模块化建设通用设计 110kV 智能变电站部分（2016 年版）110-C-4 方案为蓝本进行工程设计，根据本站实际情况对 110kV 配电装置模块、 主变压器及 35kV/10kV 配电装置模块、配电装置楼模块进行了优化调整，本工程总平面布置具体如下：110kV 配175、电装置布置在变电站西侧，主变布置在变电站中部，35kV、10kV 高 压配电室、二次设备室和辅助房间布置在变电站东侧，预制舱和无功补偿装置布 置在变电站北侧。110kV 配电装置采用户外 AIS 设备中型布置，架空出线，35kV 配电装置采用户内气体绝缘开关柜单列布置，采用电缆进线，电缆出线，10kV 配电装置采用户内金属铠装中置移开式开关柜双列布置，采用铜母线和封闭母线 桥进线，电缆出线。进站道路从站区南侧引入。方案二：参考国家电网公司输变电工程通用设计 35110kV 智能变电站模 块化建设施工图通用设计（2016 年版）110-A1-2 方案。本工程总平面布置具 体如下：110kV 配电176、装置布置在变电站西侧，主变布置在变电站中部，35kV、10kV 高 压配电室、二次设备室和辅助房间布置在变电站东侧，预制舱布置在变电站南侧， 无功补偿装置布置在变电站北侧。110kV 配电装置采用户外 GIS 设备中型布置， 架空出线，35kV 配电装置采用户内气体绝缘开关柜单列布置，采用电缆进线， 电缆出线，10kV 配电装置采用户内金属铠装中置移开式开关柜双列布置，采用 铜母线和封闭母线桥进线，电缆出线。进站道路从站区南侧引入。电气总平面布置图见附图。 5.4.3 方案比较为使工程项目的建造成本达到最佳的技术经济效果，有必要对户外 AIS 和 GIS 这两种常见的配电装置方案进行更详细的技177、术经济计算和比选。评价推荐技术经济上的最佳方案，为实现 110kV 变电站最佳投资效益、推动通用设计的优化 提供参考技术经济比较表项目方案一方案二电气主接线110kV 本期单母线分段，远期单母线 分段10kV 本期单母线，远期单母线分段110kV 本期单母线分段，远期单母线 分段10kV 本期单母线，远期单母线分段总平布置方式全户外全户外110kV 配电装置户外 AIS 中型布置，架空进出线户外 GIS 中型布置，架空进出线35kV 配电装置户内气体绝缘开关柜单列布置户内气体绝缘开关柜单列布置10kV 配电装置户内开关柜双列布置户内开关柜双列布置围墙内面积0.37674hm20.31993hm178、2配电楼形式钢框架结构钢框架结构总建筑面积356 356 运行、维护方便方便本期投 资（万 元）建筑工程费579618设备购置费1027966安装工程费439460其他费用634620合计（动态）26792664本期相对投资（万元）28812679远期相对投资（万元）37313498（1）技术方面：方案一按户外 AIS 变电站设计，变电站围墙内占地约为 0.37674 公顷（长 63.0m宽 59.8m）本设计方案适用于人孔密度小、土地价格不高的地区以农村、城郊等一般地 区。110kV AIS 为传统的的敞开式配电装置，生产已经比较成熟，在国内已有丰 富的制造和运行经验。它以瓷套座位设备外壳及179、外绝缘，优化了投资成本，但占 地面积大且因设备外露部件多，易受气候环境条件的影响，不利于系统的安全可 靠运行。方案二按户外 GIS 变电站设计，变电站围墙内占地约为 0.31993 公顷（长 53.5m宽 59.8m）本设计方案适用于城郊、经济技术开发区、高低震烈度地区、高海拔地区、 污秽较严重地区。110kV 户外 GIS 具有占地面积小、体积小、重量轻、元件全部 密封不受环境干扰、操作机构无油化、无气化等优点，是属于可靠性高、免（少） 维护的开关设备，但由于配置大量的金属封闭母线，使得造价较高。方案一：适用于设备对环境、污秽情况等方面要求较高，人口密度较小，但 占地面积较大；方案二：适用于180、设备对环境、污秽情况等方面要求较低，人口密度较大，但 占地面积较小。（2）经济性方面： 方案一：建筑费用高，设备费用低，安装费用高，其他费用高，动态投资低。 方案二：建筑费用低，设备费用高，安装费用低，其他费用低，动态投资高。 远期相对投资方案一比方案二节省投资 140 万元，从最终建成规模投资角度考虑，方案一经济性更优。（3）结论根据以上两种配置方案技术经济方面的详细分析可以看出，在 110kV 变电站 设计中，AIS 以优化投资成本为特征；GIS 则以较小的空间需求为特征。结合本 站工程的实际情况可知，大部分的新建 110kV 变电站都建于快速发展的乡镇地 区，而这些地区征地费用一般低于城181、市及经济技术开发区。综上所述，经济性方面：方案二更优。技术方面：方案二变电站投运期间 110kV 设备检修维护较方便。站址方面：变电站周围规划为农村、城郊等一般地 区，人口密度小，土地价格不高，变压器布置在户外，对周围居民影响较小，技 术方面方案一更优，现阶段的城镇地区由于其土地征用费上的较大优势，110kV 户外 AIS 较户外 GIS 有更大的投资效益。综合比较，本工程推荐方案一作为XX 110kV 变电站最终总平布置方案。 5.5 站用电及照明5.5.1 站用电源根据 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182、互为备用的所用变压器。因此， 本站设置一台站用变压器供全站动力及照明等交流负荷用电，另设置一台站用变 压器为备用变压器。#1 站用变压器从 10kV段母线引接，电源由#1 主变压器提 供；#2 主变压器投运前,#2 站用变压器由 10kV 外接电源引入。本工程外接电源 从 10kV 赤桥线 302 目平湖支线 016 号杆引接，采用架空+电缆方式，架空采用 JKLYJ-10kV-150 绝缘导线，引接长度约为 600m，电缆采用 YJV22-3240，引接 长度约为 200m。站用电低压系统采用单母线分段接线，三相四线制，系统的中性点直接接地， 系统额定电压为 380V/220V。本站站用电采183、用一体化电源系统。接线方式为：380V 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，当任一台站用变退 出工作时，另一台站用变能自动切换至失电的工作母线段继续供电。5.5.2 站用变压器选择站用变容量计算结果表序号名称单位容量(kW)台数容量安装运行安装运行一、动力1逆变器电源7.57.52充电电源333保护、自动、通信554主变有载调压244885保护室空调62212126保安室空调411447公用电源228配电装置室轴流风机0.6331.81.89配电装置室空调522101010二次综合室空调522101011蓄电池室空调51155p1=67.3*0.85=57184、.2kW二、加热防潮1110kV 操动机构、加热及照明电源888序号名称单位容量(kW)台数容量安装运行安装运行210kV 开关柜加热及照明电源999p2=17kW三、照明1户内、外照明151515p3=15kW全站站用电负荷合计约 89.2kW。 本工程两台站用变压器户外布置，分列运行，互为备用，站用电源分别取自10kV段母线和外接电源。根据计算，并参考35750kV 输变电工程通用设计、通用设备应用目录（2019 年版）和 ERP 标准设备的相关要求，本站站用变容量为 100kVA，站用变压器 选用油浸式变压器。5.5.3 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185、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 流电源分别取自两台站用变，采用双回路供电。该站的照明采用专用照明配电箱供电，照明线路采用辐射式供电方式。5.5.4 照明（1）正常照明第 100 页共 221 页全站正常照明由 380/220V 站用配电屏供电。（2）应急照明 在二次设备室、高压配电室均设有应急照明；在二次设备室、高压配电室均设有疏散照明。应急照明灯具采用交直流两用灯具，外壳留有清晰明显的红点标 识，以区分其他正常照明灯。应急照明箱设有186、手动投切装置，其电源分别接至交 流屏和直流屏。（3）检修电源本站在主变压器、110kV 配电装置、无功补偿场区及高压配电装置室设有检 修电源箱，其电源由站用交流配电屏引接。5.5.5 主要场所的照明及控制方式110kV 配电装置和主变场地照明灯具采用 220V，150W 可全方位旋转免维护 防水防尘防震防眩投光灯，不锈钢立杆安装，高度 1.0m，采用配电箱内空开控 制。户外路灯选用和 220V，150W 可全方位旋转免维护防水防尘防眩投光灯， 不锈钢立杆安装，高度 1.0m，采用配电箱内空开控制。二次设备室、高压配电装置室、资料室及工具间采用格栅式免维护的 LED 灯， 并采用分开关控制；疏散187、照明灯应选应急时间60min 的固态照明灯。 变电站门口采用 100W （节能型）门垛灯照明。 户外灯具均采用防水防尘型灯具。5.6 防雷接地5.6.1 直击雷保护在 110kV 配电装置构架上设置 2 支 33m 高的避雷针作为直击雷保护措施。经 计算全站设备、构架及建筑物都在避雷针的保护范围内。所有的构架避雷针除与 主接地网相连外，还应与其附近设置的集中接地装置活动连接。各级电压的避雷 器、避雷针和避雷线设置的集中接地装置的接地电阻应小于 10 欧姆。5.6.2 接地线和接地极的选用 接地装置由设备接地引线及地网接地体组成。设备接地引线选择热镀锌扁钢，考虑本站主地网大部分布置在建筑物以下，188、 不易更换，所以地网水平、垂直接地极分别选择更耐腐蚀的镀锌扁钢和镀锌角钢。te0.65（1）根据交流电气装置的接地规范要求，按照热稳定条件，未考虑腐蚀时， 接地线最小截面应符合以下公式：接地引线 SgIg/c =6720/70 =146.55mm2由上述公式可知，本站接地引线选用-505 热镀锌扁钢即可。（2）根据热稳定条件，未考虑腐蚀时，接地装置接地极的截面不宜小于连 接至接地装置的接地线截面的 75%，接地极最小截面为 110.57mm2。因此水平接地体采用-505 热镀锌扁钢，垂直接地极最小截面亦需满足 77.4mm2 的要求，选用50505，L=2.5m 热镀锌角钢。全站接地采用以水平189、敷设扁钢接地极为主，辅以垂直接地极为辅的复合接地网。综合考虑热稳定要求，本工程主地网接地线选用-505 热镀锌扁钢，设备 接地引线均选用 505 热镀锌扁钢，垂直接地极选用50505，L=2.5m 热镀 锌角钢。按照反措要求，采用 254 铜排敷设等电位接地网，即在主控制室、保护室、 敷设二次电缆的沟道、开关场地就地端子箱及二次设备室屏、保护屏柜下等处， 敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。5.6.3 接地本工程变电站主接地网布置于回填土层，回填土建议采用黄土，在考虑季节 系数影响的情况下，回填土层土壤电阻率平均值取=1000m。本工程最大入地电流为 5280A，考虑避雷线分流时，地电位升要190、求接地电阻R5000/I=0.95，接地网接地电阻Rn =+ r =rp4SL7.150.95，不能满足要求。校验接触电势与跨步电势，由于全站铺碎石地坪，地表土壤电阻率取值pf=3000m。允 许 最 大 接 触 电 位 差ttU = 174 + 0.17rf=848V ， 最 大 接 触 电 位 差 系 数R =Ktmax=0.2149,接触电位差要求接地电阻应小于UtKtmax I=0.75，不能满足要求。允 许 最 大 跨 步 电 位 差tSU = 174 + 0.7rf=2821V ， 最 大 跨 步 电 位 差 系 数R =Ksmax=0.0702,跨步电位差要求接地电阻应小于USK191、smax I=7.61，能够满足要求。经计算主接地网电阻和最大接触电位差均不满足基地要求。因此，本工程需 采取下列降阻措施：为了加强系统运行可靠性，保证运行维护人员的安全，降低电阻，防止转移 电位引起的危害，对可能将所内接地网高电位引向所外或将所外低电位引向所内 的设施采取隔离措施：采用高绝缘水平的所用变压器；对外通信线路采用非金属 绝缘光缆或隔离变压器；10kV 所外电源(如果有)采用全塑电缆；通向所外的金 属管道采用绝缘段等。最大接触电位差不满足要求。解决措施为： 开关设备操作机构周围应保证 为沥青、砾石地面，以增大接触电阻；或在地面下敷设密集型均压网，并与主接 地网焊接，以加强均压效果等192、。本工程根据该站的地质情况及周边环境因素设计，建议在变电站内适当位置 打入深井接地极，并做引外接地。根据公式：983m1.910.680.75经计算，可考虑在变电站适当位置共打入 4 口约 30m 深，直径为 200mm 的深 井接地极，在每口境内埋设 1 根长约 30m18 的镀铜钢棒，深井使用石墨与粘土 混合物进行回填。接地深井与主网并联后等效接地电阻约为 0.68，满足接触电位差小于 0.75 的要求值。以上各数据均为理论计算值，实际值待主接地网施工完毕后实测接地电阻、 接触电势及跨步电势，若仍不满足要求，请及时与设计取得联系，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193、定具体降阻方案。5.7 电缆敷设及防火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浆混凝土将保护管两头 堵塞。户外电缆采用电194、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。动力电缆（380V）与 直流电缆共沟情况，动力电缆（站用电交流电缆、检修电源等）应安装在防火槽 盒内敷设，与直流电缆隔离。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。站内二次设备室通信联系采用屏蔽双绞线，但采样值和保护 GOOSE 等可靠性 要求较高的信息传输宜采用光纤。光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件 决定，光缆采用穿管、槽盒方式敷设。5.8 电气二次5.8.1 变电站自动化系统5.8195、.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。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，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196、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 Q/GDW 11021-2013变电站调控数据交互规范文件要求， 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）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 Q/GDW 11021-2013变电站调控数据交互规范文件要求、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197、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，主变压器中性 点接地刀闸。（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）750kV 智能变电站部分）（2011 年版）、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）要求的智能化变电站设计，自动 化系统满198、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。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199、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200、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、I 区通信网管机、II 区通信网管 机,III/IV 区通信网关机，综合应用服务器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201、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202、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“国网 58 号文”、 国家电网公司输变电工程通用设计（110（66） 750kV 智能变电站部分）（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203、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。35/10kV 除主变外不设置过程层网络。 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第 110 页共 221 页知(调自【2013】185 号）执行，站控层设备配置包括：配置 2 台主机兼操作 员及工程师工作站、1 台综合应用服务器、2 台 I 区数据通信网关机兼图形网关 机、1 台 II 区数据通信网关机、1 台 III/IV 区数据通信网关机、正反向隔离装 置、防火墙等。1）2 台主机兼操作员及工程师工作站和数据服务器，负责站内各类数204、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。2）配置 1 台综合应用服务器，接收站内一次设备在线监测数据、站内辅助 应用、设备基础信息等，进行集中处理、分析和展示。3）配置 2 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205、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。4）配置 1 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。5）配置 1 台/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。6）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。7）网络打印机 本站取消装置屏上的打印机，在自206、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 GOOSE 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，与保护装置整合。主变单元按各 侧电压等级单独配置，本体测控单207、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。间隔层设备配置表如表 5.8.1.6-1 所示。表 5.8.1.6-1监控系统间隔层设备配置序号设备名称型号数量备注一与本期新建相关的间隔层设备1公用测控柜含公用测控装置 1 台1 面安装于二次设备室2#1 主变保护柜含主变保护装置 2 台1 面安装于预制舱3#1 主变测控柜含主变高、中、低、本体测控装置 4台1 面安装于预制舱4110kV 母线保护柜含母差保护装置 1 套1 面安装于预制舱5110kV 公用及母线测控 柜含公用测控装置 1 台、110kV 母线测 控装置 1 台1 面安装于预制舱6网络安全监测装置1 台安装于208、数据通信柜7110kV 线路保护测控柜含光差保护装置 2 台（220V5A)， 带测控功能1 面安装于预制舱与对 侧匹配8110kV 分段保护测控柜含分段保护测控装置 1 台1 面安装于预制舱935kV 母线测控装置1 台安装在 35kV 母线 PT 开关柜上1010kV 母线测控装置2 台安装在 10kV 母线PT 开关柜上1135kV 线路保护测控集 成装置2 台安装在 35kV 出线 开关柜上1210kV 线路保护测控集成装置11 台安装在 10kV 出线开关柜上1310kV 电容器保护测控集成装置2 台安装在 10kV 电容器开关柜上1410kV 所用变保护测控 集成装置2 台安装在 209、10kV 所用 变开关柜上15故障录波柜含故障录波装置 1 套1 面安装于预制舱16网络记录分析柜含网络记录分析 1 套1 面安装于预制舱1735kV 电压并列装置1 台安装在 35kV 隔离开关柜上1810kV 电压并列装置1 台安装在 10kV 隔离开关柜上（3）过程层设备配置 过程层设备包括合并单元和智能终端。本站按照国网基建部关于发布依托工程设计新技术推广应用实施目录（2017 年版）【基建技术2017107】中 推广应用类成果“智能组件整合技术（SXYM2013-TB2-02）”要求应用合并单元 智能终端集成装置。本工程采用国网基建技术2017107 号文推广应用新技术 情况如下：1210、）智能变电站光缆优化整合方案（SXYM-TBB2-02） 通过光缆整合，减少光缆数量 50%以上，减少现场敷设施工量，减小电缆沟截面及占地，从而降低智能变电站全寿命周期造价。 2）智能变电站光缆规范化标识设计（SXYM-TBB2-05） 可明确光缆接线回路功能、去向及信息传输内容，为设计、施工、调试、运行和维护提供了充分、准确的回路信息，保证现场光缆接线正确率 100%、回路 识别准确率 100%，为智能变电站安全、可靠投入运行奠定了基础。合并单元、智能终端配置原则： a）合并单元主变各侧、中性点各间隔合并单元冗余配置。 110kV 各间隔合并单元单套配置。35/10kV(主变除外）不设置合并211、单元。 同一间隔内的电流互感器和电压互感器合用一个合并单元。 b）智能终端110kV 及以下各间隔智能终端按断路器单套配置。 主变中、低压侧智能终端按单套配置，并配置一套本体智能终端。 35/10kV(主变除外）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，防跳功能由断路器本体实现。 c）智能控制柜 就地智能控制柜按间隔配置；本站智能控制柜，包含合并单元智能终端一体化装置或智能终端。本期监控系统过程层设备配置如表 5.8.1.6-2 所示。表 5.8.1.6-2监控系统过程层设备配置序号设备名称型号数量备注一与本期新建相关的过程层设备1#1 主变本体智能控212、制柜每面含主变中性点合并单元 2 台、主变智能终端集成装置 1 台，相应预留电缆及附件1 面2#1 主变 110kV 进线智能控制柜含合并单元智能终端集成装置 2 台，相应预制电缆及附件1 面3110kV 母智能控制柜每面含合并单元 1 台、智能终端装置 1 台，相应预制电缆及附件2 面4110kV 线路智能控制柜每面含 110kV 线路合并单元智能终端集成 装置 1 台，相应预制电缆及附件2 面5110kV 分段智能控制柜含 110kV 分段合并单元智能终端集成装置 1 台，相应预制电缆及附件1 面6#1 主变 35kV 侧智能组件 设备含合并单元智能终端集成装置2 台7#1 主变 10kV213、 侧智能组件 设备含合并单元智能终端集成装置2 台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；预制舱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214、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）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）交换机配置原则及方案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，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。间隔层交换机按照215、小室配置，本站二次设备除 35/10kV 部分布置于高压室开关柜内，其余设备集中布置于二次设备室和预 制舱内。35/10kV 间隔层设备共配置 3 台间隔层交换机，布置于 35/10kV 分段隔 离柜中。间隔层设备配置 2 台间隔层交换机，布置于公用测控柜中。过程层网络交换机：110kV 系统过程层本期及远景配置 3 台 16 路百兆光口， 4 路千兆光口过程层中心交换机，布置于预制舱 110kV 母线保护柜中。用于过程 层设备与间隔层设备之间的连接。35/10kV 采用保护测控一体化装置并下放布置至相应开关柜，采用常规互感 器，模拟量采用电缆输入、跳闸出口采用电缆连接，不设置过程层网络。本期216、网络设备配置具体如表 5.8.1.7-1 所示。表 5.8.1.7-1监控系统网络设备配置序号设备名称型号数量备注一与本期新建相关的网络设备1站控层 I 区交换机百兆、24 电口、2 光口1 台2站控层区交换机百兆、24 电口、2 光口1 台3间隔层交换机百兆、24 电口、2 光口2 台435/10kV 配电室16 百兆光口、4 千兆光口3 台5110kV 过程层中心交换机16 百兆光口、4 千兆光口3 台安装在 110kV 母线保 护柜内5.8.1.8高级应用本站配置一体化平台，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217、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。顺控操作（ 程序化操 作） 应218、具备完善的防误闭锁功能， 模拟预演和指令执行过程中应采用监控主机 内置防误逻辑和独立智能防误主机双校核机制， 且两套系统宜采用不同厂家配 置。 顺控操作因故停止， 转常规倒闸操作时， 仍应有完善的防误闭锁功能。（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219、，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 220、源端维护。（5）防误操作闭锁 根据国网公司关于防止电力生产重大事故的二十五项重点要求及 18 项反措规定，本工程采用智能变电站防误闭锁系统，完成变电站内各种操作的防误 闭锁，实现智能变电站防误闭锁的强制性和全面性要求。智能变电站防误闭锁系统采用分层结构，分为站控层、间隔层及过程层。结合湖南地区的特点，本工程采用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 用测控装置间的相互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。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、221、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5.8.2.1现状及存在问题本期新建 1 台 50MVA 主变压器，装设 2 台电容器，35kV 出线本期 2 回，10kV 出线本期 10 回，10kV 站用变 2 台，10kV 无功补偿电容装置 1（3.6+4.8）Mvar。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 自动装置技术规程及 Q/GDW 222、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 等采用 GOOSE 网络传输。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。35、10kV 采用保护、测控集成装置。具体保护配置如下：（1）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223、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；瓦斯等非电量保护集成在本体智能终端按单套配置。（2）35kV 线路保护 配置电压闭锁方向电流速断、过流保护、限时速断保护、自动重合闸。采用保护测控集成装置，按间隔单套配置，就地安装于开关柜内。（3）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。采用保护测控集成装置，按间隔单套配置，就地安装于开关柜内。（4）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224、（电压取自 10kV 母线 PT）保护及本体保护。选用保护测控集成装置，就地安装于开关柜内。（5）站用变保护 配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及本体保护，保护装置具有第 120 页共 221 页故障录波、事故记录不掉电等功能。采用保护测控集成装置，就地安装于开关柜 内。5.8.3 一体化电源 本工程采用交直流一体化电源系统，将站用交流电源、通信电源、直流电源、UPS 电源系统一体化设计、一体化配置、一体化监控，采用 DL/T860 标准与站内 监控系统通信。5.8.3.1直流系统该系统包含 220V 直流充电柜 1 面、220V 直流馈线柜 2 面、220V 直流分电柜 1 面、通信225、电源柜 1 面、380V 交流进线柜 1 面、380V 交流馈线柜 1 面、UPS 电源柜 1 面和 300 安时蓄电池 1 组。本站操作直流系统电压为 220V，直流系统采用单母线分段接线，辐射型供电。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。详细见下表。表 5.8.3-1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1min1h2h3h随机 5SIjcI1I2I3I4IR1监控系统（含远动机、 综合 应用服务器及 网络设备）2.8226、80.8010.4510.4510.4510.4510.452继电保护及安全自动装置2.340.606.376.376.376.376.373合并单元、智1.400.804.844.844.844.844.84共 221 页能终端4通 信 装 置（ DC/DC 转换 装置）2.880.8010.4710.4710.475事故照明1.001.004.554.554.554.556交流不停电电源8.000.6021.8221.8221.828断路器跳闸2.640.607.207.209恢复供电断路器合闸1.002.002.0010电流统计（A）21.60.0032.1365.736.6358.50227、.002.00单只电池浮充电电压：2.23V单只电池均充电电压：2.33V 蓄电池组电池数量计算：n=1.05Un/Uf=1.05*220/2.23=103.58 只 蓄电池组电池数量选择：104 只。单只电池放电终止电压计算： 0.875Un / n = 0.875 220 /104 = 1.85V单只电池放电终止电压选择：1.87V 蓄电池组容量 CC 计算:第一阶段 Cc1=KkI1/Kc=1.4*62.85/1.18=77.94Ah第二阶段 Cc2=KkI1/Kc1+（I2-I1）/Kc2 =1.4*62.85/0.52+（23.36-62.85）/0.548=102.74Ah第三阶段228、 Cc3=KkI1/Kc1+（I2-I1）/Kc2+（I3-I2）/Kc3= 1.4*62.85/0.334+（23.36-62.85）/0.336+（45.18-23.36）/0.548=210.2Ah随机 5s 负荷：CR=IR/KcR=2.0/1.27=1.57Ah 故蓄电池的计算容量：Cc= Cc2+ CR=154.66+1.57=211.78 Ah 蓄电池组容量选择：300Ah。高频开关电源模块数量计算：（单个充电模块按 20A 的计算）基本模块数量（铅酸蓄电池）：n1=(1.0I101.25I10）/ Ime+Ijc/ Ime=(1.01.25）*30/20+32.13/20=3.229、113.48附加模块的数量：n2=1；因此模块数量：n=n1+ n2=(3.113.48）+1=4.114.48，取 n=5 选择 5 个 20A 充电模块。通过以上计算，本站 220V 直流系统选用 1 组 220V、300Ah 阀控式密封铅酸 蓄电池组，单体 2V，每组 104 只，采用组屏安装布置于专用的蓄电池室内；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，每套 选用 5 个 20A 的充电模块。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，同时应具备交流窜直流故障的测记和报警功能。 站内230、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。 直流电源柜由 1 面充电柜、2 面馈线柜、1 面分电柜和 1 面通信电源柜共 5面柜组成，除 1 面分电柜布置在二次设备舱内外，其余均布置于二次设备室内。蓄电池组柜 3 面布置于独立蓄电池室。5.8.3.2交流系统交流站用电系统采用三相四线制接线、380/220 伏中性点接地系统，由 1 面 交流进线及 1 面馈线柜组成。站用电系统采用单母线接线，站用变 380 伏采用智 能交流屏，由其实现低压备自投及低压侧的测控，监控系统不配置所变备自投及 低压侧231、测控装置。站用变低压侧配置两块电度表安装在主变电度表柜内。 5.8.3.3交流不间断电源（UPS）交流不间断电源（UPS）主机按双套配置，为变电站内自动化系统、调度数 据网接入设备、电能计费系统等重要设备提供电源。经统计全站 UPS 负荷为P4.02kW，经计算，S C =K rel COSy4.02=1.43x 0.853.9550.85=6.76kVA，因此 UPS 容量选取 7.5kVA。UPS 不自带蓄电池，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。逆变电源装置单独组柜 1 面，安装于二次设备室。 5.8.3.4站用通信电源站内不设置通信蓄电池组及通信直流充232、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 转换模块容量配置为 320A，按单套配置，DC/DC 装置电源引 自 220V 不同直流段母线。5.8.3.5一体化电源监控本站配置 1 套一体化电源监控装置，通过总线与站内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模块通信，一体化监控装置作为间隔 层中的一个智能电子设备（IED）以 DL/T860 标准协议接入计算机监控系统，实 现对一体化电源系统的数据采集和集中管理。一体化电源监控装置与直流充电装 置共同组柜布置于二次设备室内233、。5.8.4 其它二次系统5.8.4.1全站时钟同步系统为实现对全站监控、保护、计量等二次设备的对时，本站考虑配置 1 套全站 公用的时钟同步系统，主时钟应双套配置，带扩展时钟，支持北斗系统和 GPS 系 统单向标准授时信号，优先采用北斗系统，支持卫星时钟与地面时钟互为备用。 时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求；站控层采用 SNTP 网络对时，间隔层采用 IRIG-B 电口对时，过程层采用 IRIG-B 光口对时。时钟同 步系统组柜 1 面安装在预制舱内，天线安装在预制舱顶上。 5.8.4.2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 234、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。（1）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。（2）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235、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。（3）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。（4）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。在主控室、10kV 开关柜室、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236、按钮等。表 5.8.4.2-1智能辅助控制系统配置序号设备名称型号数量备注序号设备名称型号数量备注一与本期新建相关的智能辅助控制系统设备1智能辅助控制系统柜1 面安装二次设备室2图像监视及安全警卫子 系统含视频监控服务器、机架式液晶显示器、交换机 1 台等，组屏 1 面，含室外快球 1 只、一体化摄像机15 只、电子围栏（含大门上端可 移动护栏）1 套、门禁装置及相关 安装材料等1 套3火灾报警子系统含火灾报警系统主机柜 1 面（壁挂安装），及相应设备1 套4环境监测子系统温度控制器、水位传感器、SF6 监 测装置等1 套5.8.5 二次设备模块化布置（1）二次设备布置 全站设置一个二次设备室237、及一个预制舱。其中二次设备室含交流系统柜、直流电源系统模块及通信设备模块等，预制舱布置含站控层、间隔层、公用设备模 块、主变间隔模块及 110kV 间隔设备模块等。35/10kV 保护测控集成装置布置于开关柜，合并单元智能终端一体化装置及 主变非电量保护下放布置在配电装置就地智能控制柜内。（2）二次设备组柜原则及方案 1）站控层设备。站控层设备均布置在预制舱内。2 套监控主机兼操作员站主机，显示器、键盘及鼠标等组柜 1 面。I 区数据通信关机兼图形网关机 2 台、II 区数据通信网关机 1 台、III/IV 区数据通信网关机 1 台、站控层 I 区交换机 1 台、II 区交换机 1 台共组 1238、 面柜。综合应用服务器 1 套、防火墙 1 台、正、反向隔离装置各 1 台组柜 1 面。 2）间隔层设备组。间隔层设备按间隔情况统筹组柜。公用测控装置 1 台，间隔层交换机 1 台，组 1 面柜，布置于二次设备室。110kV 母线测控装置 1 台、公用测控装置 1 台，间隔层交换机 1 台，组 1 面 柜，布置在预制舱。110kV 故障录波装置 1 套、网络报文记录分析装置 1 套，分别组 2 面柜，布 置在预制舱。主变 2 套主后一体化电量保护装置，组柜 1 面，主变三侧及本体测控装置组柜 1 面，本期共 2 面，布置在预制舱。110kV 线路保护测控装置 2 台组 1 面柜，布置在预制舱。239、110kV 分段保护测控装置 1 台，110kV 备自投装置 1 台，组 1 面柜，布置在 预制舱。低频低压减载装置组柜 1 面，布置在二次设备室。35kV 线路保护测控集成装置布置在各间隔开关柜上；35kV 间隔层交换机安 装在 35kV 分段隔离柜。10kV 线路、电容器、站用变保护测控集成装置布置在各间隔开关柜上；10kV 间隔层交换机安装在 10kV 分段隔离柜。3）过程层设备。过程层设备下放就地智能控制柜安装。110kV 线路每个间隔配置 1 面智能控制柜，布置本间隔的 1 套合并单元智能 终端一体化装置；110kV 母线 TV 每个间隔配置 1 面智能控制柜，每面布置 1 台 合并240、单元及 1 台智能终端装置，本期共组 2 面。主变高压侧合并单元智能终端一体化装置 2 台布置于就地智能控制柜内；主变中、低压侧合并单元智能终端一体化装置各 2 台，下放布置于就地开关柜内；主变本体合并单元 2 台和智能终端 1 台单独组柜 1 面，就地布置于变压器场地。 4）其他二次系统组柜。时间同步系统主时钟及扩展时钟组 1 面柜，布置在预制舱。 智能辅助控制系统：前端监视设备就地布置于现场，视频服务器及辅件组柜1 面布置于二次设备室。交直流一体化电源系统：直流充电柜 1 面、直流馈线柜 2 面、直流分电柜 1面、通信电源柜 1 面、交流进线柜 1 面、交流馈线柜 1 面、UPS 电源柜 241、1 面，300Ah蓄电池组 3 面柜。电能计量系统：110kV 线路电能计量表 2 块组柜 1 面；主变电能计量表 3 块及电能量信息采集终端 1 台，组柜 1 面，布置在预制舱。其他：调度数据网接入及二次安防设备组柜 2 面，布置在预制舱。预制舱内布置 1 面集中接线柜。 5）网络通信设备组柜。二次室内站控层交换机布置在远动通信柜内，35/10kV 间隔层交换机布置在 安装在 35/10kV 分段隔离柜内，预制舱间隔层交换机布置在公用设备柜内，过程 层交换机布置在预制舱 110kV 保护测控柜内。（3）二次设备模块划分方案 二次设备模块划分如下：1）服务器模块：包含监控系统站控层设备、二次系242、统安全防护设备等。2）站用公用模块：包含数据通信网关机装置、智能辅助系统、公用测控装 置等。3）一体化电源交流模块：包含交流电源、交流不间断电源(UPS)等。4）一体化电源直流模块：包含直流电源、直流变换电源(DC/DC)等。5）通信设备模块：包含光纤系统通信设备、站内通信设备、调度数据网络 设备等。6）蓄电池模块：包含蓄电池等。7）110kV 间隔层设备模块：包含 110kV 线路保护测控集成装置、交换机等。8）主变间隔层设备模块：包含主变压器保护装置、主变测控装置等。9）间隔层公用设备模块：包含 110kV 母线测控装置、时钟同步系统、故障 录波装置、网络记录分析装置、电能量采集系统等。（243、4）二次屏柜的柜体要求 1）二次设备柜体要求a.二次设备室内二次设备、调度数据网、通信柜等二次设备屏柜采用 2260600600mm(高宽深)屏柜，监控主机柜、综合应用服务器柜采用 2260600900mm(高宽深)屏柜，交直流一体化电源系统柜均采用 2260800600mm(高宽深)屏柜。b.预制舱内二次设备屏柜采用 2260800600mm(高宽深)屏柜。 c.预制舱内二次设备柜采用前接线、前显示式装置，屏柜采用双列布置，屏正面单开门；二次设备室内二次设备柜均采用前后开门屏柜，屏柜采用多列布置。 2）预制式智能控制柜要求 a.户外智能控制柜的尺寸应满足国家电网公司输变电工程通用设备 110244、（66）-750kV 智能变电站二次设备的要求。b.屏柜结构为前后开门、垂直自立、柜门内嵌式的柜式结构。 c.智能控制柜采用双层不锈钢结构，内层密闭，夹层通风，柜体的防护等级达到 IP54。d.智能控制柜设置散热和加热除湿装置，在温湿度传感器达到预设条件时启动。e.智能控制柜内部的环境满足智能终端等二次元件的长年正常工作温度、电 磁干扰、防 水防尘条件，不影响其运行寿命。具体二次设备布置位置见“二次设备室布置图”。5.8.6 二次设备的接地、防雷、抗干扰5.8.6.1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245、标准差异条款（变 电部分）的通知、国家电网公司依托工程设计新技术推广应用实施目录（2015 年版）（基建技术201573 号）中的 SXYM-TBB2-01智能变电站二次接地设计优化技术及 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，按屏（柜）布置的方向敷 设截面不小于 100mm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 50mm 的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。第 130 页共 221 页静态保护和控制装置的屏246、柜下部应设有截面不小于 100mm的接地铜排。屏 柜上装置的接地端子应用截面不小于 4mm的多股铜线和接地铜排相连。接地铜 排应用不小于 50mm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 50mm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。5.8.6.2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。5.247、8.6.3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：（1）双重化配置的保护装置、母差等重要保护的起动和跳闸回路均应使用 各自独立的电缆。（2）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。（3）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。（4）遵守保护装置 24V 开入电源不出保护室的原则。（5）经过配电装置的通信网络连线均采用光纤介质。共 221 页5.8.7 光缆/电缆的选择采用预制线缆实现一次设备与二次设备、二次设备间的光缆、电缆标准化连 接，提高二次 线缆施工的工艺质量和建设效248、率。预制线缆应用如下：5.8.7.1预制光缆（1）110kV 及主变二次预制舱至户外预制式智能控制柜采用双端预制光缆， 预制舱内设置 2 面光纤集中接线柜，实现光缆即插即用。预制光缆选用铠装、阻燃型，自带高密度连接器或分支器。光缆芯数选用 8 芯、12 芯、24 芯，每根光缆备用 2-4 芯。（2）二次设备预制舱内不同屏柜间二次装置连接采用尾缆，尾缆采用 4 芯、8 芯、12 芯规格。柜内二次装置间连接采用跳线，柜内跳线采用单芯或多心跳线。（3）除线路保护通道专业光纤外，其余采用缓变型多模光纤；室外光缆采 用非金属加强芯阻燃光缆，采用槽盒敷设方式。（4）就地控制柜至舱之间的光缆按间隔、按保护双249、套原则进行光缆的整合， 就地控制柜与母差、对时等公用设备的光缆不单独设置。（5）同一室（舱）内站控层网络采用网线连接；跨室（舱）或数据级联时 站控层网络采用光缆连接。（6）跨房间、跨场地不同屏柜间二次装置连接采用预制光缆。5.8.7.2预制电缆（1）主变压器、断路器、隔离开关、与智能控制柜之间二次控制电缆采用预制电缆连接，用双端预制、槽盒敷设方式。当电缆采用穿管敷设时，采用单端 预制电缆，预制端设置在智能控制柜。预制电缆采用双端预制且为穿管敷设方式 下，选用高密度连接器。（2）电流、电压互感器与智能控制柜之间控制电缆、交直流电源电缆不采 用预制电缆。5.9 站区总体规划和总布置5.9.1 站区250、总体规划本站方案一按照按照（2016 版）国家电网公司输变电工程通用设计 35110kV 智能变电站模块化建设施工图设计110-C-4 方案为基础，并在其基础 上因地制宜优化改进；方案二参考国家电网公司输变电工程通用设计 35110kV 智能变电站模块化建设施工图通用设计（2016 年版）110-A1-2 方案。站区按 远期规模一次性建设，站址布置充分结合规划要求，利用场地地形特点，尽量减 少工程占地面积。站址位于位于，XX市XX市南嘴镇境内，S204 省道西约 30m，李家坳东约 190 米，罗家牌南约 300 米。进站道路从 S204 省道接引，引接口标高 56.8m，站址场 平标高拟定为251、 57.8m。变电站 110kV 线路本期 2 回，终期 4 回，均考虑架空出线。变电站 10kV 线 路本期 10 回，终期 20 回，均考虑电缆出线。变电站 35kV 线路本期 2 回，终期4 回，考虑电缆出线。5.9.2 站区总布置工程方案一总平面布置具体如下：110kV 配电装置布置在变电站西侧，主变 布置在变电站中部，配电装置楼布置在变电站东侧，预制舱和无功补偿装置布置 在变电站西北侧。站区长 63.0m，宽 59.8m。站区围墙内用地面积为 0.3767 公顷 (合 5.65 亩)，站区总用地面积为 0.5681 公顷(合 8.52 亩)。进站道路从站区东 侧引入。方案二总平面布置252、具体如下：110kV 配电装置布置在变电站西南侧，主变布 置在变电站中部，配电装置楼布置在变电站东北侧，预制舱布置在变电站南侧， 无功补偿装置布置在变电站北侧。站区长 59.8m，宽 53.5m。站区围墙内用地面 积为 0.3199 公顷(合 4.80 亩)，站区总用地面积为 0.6105 公顷(合 9.16 亩)。进 站道路从站区南侧引入。方案一与方案二变电站大门均采用 2.1 米高、5.0 米宽不锈钢平开大门，围 墙采用 2.3 米实体式围墙。变电站内的给排水管道及道路按远期规模一次建成。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。方案一进站道路从东侧 S204 省道引253、接，进站道路共 41.0m，方案二站区进 站道路从东侧 S204 省道引接，进站道路共 81.7m。进站道路路面宽度 4.0m，满 足主变运输要求。进站道路直通主变场地，道路路面宽 4.0m，所有路面均高出 场地 150mm。站区运输道路兼消防通道，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，公路型断面， 按四级公路标准设计。站区内电缆沟、上下水管、油管布置时按沿道路、建构筑物平行布置原则，从整体出发，统筹规划，在平面与竖向上相互协调，远近结合，间距合理，减少 交叉。电缆沟沟深小于 1m 时，采用砌体结构，深度大于 1m 时，采用混凝土结254、构。 过道路电缆沟采用钢筋混凝土结构或电缆埋管；当电缆沟一侧与路边距离小于 1m 时，采用混凝土结构。站区空隙场地采用碎石地坪。 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 站区竖向布置 方案一与方案二站区采用平坡式布置方式，站区场地雨水采用集中排水方式，场地设局部坡度坡向雨水口，被电缆沟分割的局部地块通过在电缆沟上设置 的过水板排出积水至雨水口，方便雨水搜集以双壁波纹排水管连通雨水口和雨水 井，站内雨水汇集后排入站区外东南侧低洼处。建筑室内外高差为 0.3m。 5.10建筑规模和结构设想5.10.1 建筑方案5.10.1.1建筑方案设计 建筑设计遵循安全可靠、经济255、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。方案一与方案二唯一建筑物为配电装置楼。拟建站内配电装置楼为单层建筑，轴线尺寸为 34.6m9.0m4.8m(长宽高)，布置配电装置室、二次设备 室、资料室、工具间及卫生间。配电装置楼层高 4.8m，配电装置楼面积为 356m2。5.10.1.2建筑装修及构造 建筑装修遵照两型一化的原则，采用中等工业装修标准。 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256、钢龙骨内隔墙，下均做 300 高 120 厚蒸压灰砂砖。卫生间墙 体采用轻钢龙骨内隔墙外贴面砖，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 厚纤维增强硅酸钙板+6mm 厚纤维水泥装饰板。楼地面：配电装置室采用金刚砂耐磨地面；二次设备室采用防静电环氧涂层 地面；资料室、工具间采用地砖地面；卫生间采用防滑地砖地面。屋面：采用钢筋混凝土屋面板。门窗：外窗玻璃均采用 6（外：浅灰色）+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、257、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。5.10.2 结构设想5.10.2.1结构型式 (1)配电装置楼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（ DLT 5457-2012）执行，本站配电装置楼的抗震设防类别为标准设防类。安全等级为 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258、，建筑物结构抗震 等级为四级。配电装置楼采用单层钢框架结构房屋。 建筑结构类别：钢结构；安全类别：二类。 构件的环境类别：一类及二类 a。 合理使用年限：60 年。 抗震设防烈度：抗震设防烈度为六度。 (2)户外配电装置构（构）支架构架的结构安全等级为二级；设计使用年限为 50 年；抗震设防烈度为 6 度。 构架采用排架结构，半高型布置。构架柱直缝焊接钢管 A 形柱，横梁采用角钢格 构式横梁，钢管柱采用法兰接头。设备支架采用直缝焊接钢管杆。 构、支架的防腐处理：钢构件防腐处理对结构使用的耐久性具有重要意义，为了保证防腐处理的质量，并方便施工，屋外配电装置中所有钢构件均采用热镀锌防腐，现场损坏部259、分做补锌处理。 (3)辅助及附属建筑事故油池、化粪池等地下构筑物均采用现浇钢筋混凝土结构。5.10.2.2基础方案 根据现场踏勘情况及可研勘测报告，拟建站址区域属XX冲积阶地地貌，地貌单元单一。本站方案一与方案二围墙范围内东部为填方区，西部为挖方区，填 方区填土厚度较大，场地整平后填土最大厚度为 1.52m，建构筑物基础以层粉 质黏土作为建构筑物基础持力层，局部超挖部分采用毛石混凝土换填。配电装置楼采用钢筋混凝土柱下独立基础；并设置现浇钢筋混凝土基础梁， 减小不均匀沉降的影响。构支架均采用混凝土杯口基础，局部配置构造钢筋；主变压器基础、电容器 基础及断路器等设备基础采用混凝土大块式基础，局部配260、置构造钢筋。方案二户 外 GIS 基础采用大块式平板基础，以减小不均匀沉降的影响。5.10.2.3站区构筑物 电缆沟采用砌体结构，盖板均采用角钢包边混凝土制品，在道路段、紧挨着道路沟顶与道路面平齐的区域段则均用过车辆的重型电缆沟盖板，过道路段的电 缆沟作隧道式，电缆沟在穿越围墙处改用穿管形式。事故油池：采用钢筋混凝土结构，筏板基础，基底位于粉质粘土。 围墙：围墙基础采用天然地基，以层粉质黏土作为建构筑物基础持力层，局部超挖部分采用毛石混凝土或级配砂石换填。构架避雷针高度 15m，钢管结构。 预制舱基础采用混凝土条形基础。5.10.2.4结构防水、防腐、抗浮 变电站防水宜采用混凝土结构自防水与外261、包防水相结合的方法。根据具体情况，混凝土可掺加减水剂、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。基坑开挖应尽量避开雨季施工。5.10.2.5基坑工程 根据勘察任务委托书及相关设计要求，拟建事故油池基础埋深为-4.5m，需要进行基坑开挖。 根据场地地质条件、周边环境情况等，建议采用“坡率法”进行放坡，软塑粉质粘土放坡坡率可采用 1:1.50，硬塑粉质粘土放坡坡率可采用 1:1.25，强风 化泥质粉砂岩放坡坡率可采用 1:1。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。本次勘察外业期间内揭露稳定的地下262、水位 7.509.50m。 基础施工时，可直接采用“排水沟+集水坑”进行排水。5.10.3 主要建筑材料及主要技术经济指标表5.10.3.1主要建筑材料（1）现浇钢筋混凝土结构混凝土：C25、C30、C35 用于一般现浇钢筋混凝土结构及基础；C15 用于混凝土垫层。（2）钢筋：HPB300 和 HRB400 热轧钢筋（3）钢结构 钢材：Q235B、Q345B螺栓：4.8 级、6.8 级、8.8 级、10.9 级 5.10.3.2采用的设计荷载室内沟盖板4.0 kN/m2不经常上人屋面0.7 kN/m2基本风压：0.40kN/m2； 基本雪压：0.55kN/m2,准永久值分区为区；5.10.3.263、3主要技术经济指标表新建工程主要技术经济指标表序号指标名称单位方案一方案二备注1变电站总用地面积hm20.56810.61051.1站区围墙内用地面积hm20.37670.31991.2进站道路用地面积hm20.06750.03911.3所区其他用地面积hm20.12390.25152进站道路长度(新建)m41.081.74.0m 宽混凝土公路型道路3综合平衡后土 石方量挖方m333562856填方m324331962弃土m332731600耕植土，运距 5km购土m307063.1站区场平土石 方工程量挖方m31436594填方m3176318943.2进站道路土石挖方m370971第 14264、0 页共 221 页序号指标名称单位方案一方案二备注方工程量填方m3460373.3站区基础土石 方工程量挖方m3110011003.4淤泥外运m3004建筑垃圾m3005围墙长度m241.6221.6实体围墙,2.3m 高6护坡面积m2939.71045.3钢筋混凝土骨架植草护坡7站内道路面积m2548.0615.2道路厚度填方区 700，挖方 区 5008挡土墙体积m37800MU30 毛石挡土墙9碎石地坪m220001700250mm 厚10电缆沟（隧道） 长度0.8x0.8mm230.5128.61.0x1.0m827.411站区总建筑面积m2356356配电装置楼面积12站内给水管线265、长度m202013站内排水管线长度m48048014站外供水管线长度m1000100015站外排水管线长度m808016站外截洪沟长度m210186砖砌，内净宽 500x50017毛石换填m3550550C15 毛石混凝土换填18级配砂石换填m26001300用于填方区道路、电缆沟、 排水管1910V 线路改道m19019020还农路m122562.5m 宽，碎石路面土建部分工程量方面比较，户外 AIS 变电站设计方案(方案一)较户外 GIS 变 电站设计方案(方案二)工程量大，土建造价大，但变电站综合造价户外 AIS 变电 站设计方案(方案一)较户外 GIS 变电站设计方案(方案二)少，且户266、外 AIS 变电站 设计方案(方案一)便于地方运行等特点，故本工程推荐户外 AIS 变电站设计方案 (方案一)作为总平面布置方案。5.11给排水5.11.1 站区供、排水条件共 221 页5.11.1.1水源本站给水可接至站址周边小区与市政自来水管网，引接长度约 1000m。 水质、水量、水压符合生活用水要求，无须设置增压设施。5.11.1.2站址区域现有排水条件 根据现场勘查，站址附近无完善的市政排水系统，无法接入市政排水系统。5.11.2 设计依据室外给水设计规范GB50013-2006室外排水设计规范GB50014-2016建筑给水排水设计规范GB50015-20035.11.3 给水系267、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二级，建筑体积小于 3000m，火灾危险性为 戊类，因此本站无需设置不需设水消防，无消防用水。5.11.3.2 管材、接口及敷设方式室外生活给水管道采用 PE 管，连接方式采用电熔连接，室内生活给水管道 268、采用 PPR 管，连接方式采用热熔连接，室外管道敷设方式采用埋地，室内管道敷 设方式采用明敷。生活给水管所用的塑料原料均采用食品级塑料。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。站区采用生活污水、雨水分流制排水系统。主变区雨水由道路边的雨水口收集汇合后经过雨水井排至站 外。站区雨水管道采用 HDPE 双壁波纹管，环刚度 SN8。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 0.75m/d，站址生活污水经化粪池中，化粪池 定期清掏。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269、的油量约为 20t，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 100%油量设计，选用有效容 量为 30m3 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网。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场平标高为 57.8m，高于一百年洪水位标高 36.683m。 5.12采暖通风及空气调节5.12.1 设计范围暖通专业设计范围：生产综合楼内的采暖通风与空调。 5.12.2 设计原始资料270、（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/s（2）室内设计参数根据工业建筑供暖通风与空气调节设计规范(GB 500192015)、35kV 110kV 变电站设计规范(GB 500592011)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(271、)湿度(%)新风量 m3/(h.人)夏季冬季夏季冬季10kV配电室35/70/-二次设备室3018227070-资料室2628161870/30蓄电池室3054575/-5.12.3 设计依据（1）工业建筑供暖通风与空气调节设计规范(GB 500192015)；（2）35kV-110kV 变电站设计规范GB50059-2011。 5.12.4 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）配电室设计单独事故通风系统，换气次数 n12 次/h。（2）卫生间：采用墙面换气扇，保证室内的空气质量。（3）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272、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)。（4）设备选型如下表序号名称型号及规范单位数量备注1壁式低噪音轴流风机（带玻璃钢风吹百叶）T35-11-4.5 V=5500m3/h; H=64Pa; P=0.25KW台410kV 配电装置室2防爆壁式低噪音轴流T35-11-1.0V=1500m3/h;台1蓄电池室风机H=64Pa; P=0.05KW3卫生间通风器APB13-3-A,功率 25W，220V台1卫生间5.12.6 空调方案及设备选型（1）二次设备内有发热量较273、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分体壁挂冷暖防爆空调1.5P台1蓄电池室4除湿机1000W台210kV274、 配电室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二次设备室、10kV 配电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%。 5.13消防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 50016-2018)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB 50229-2019)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275、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：（1）总平面布置及建(构)筑物防火；（2）移动式灭火器配置；（3）火灾探测报警控制系统；（4）消防供电及电气设备消防措施；（5）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276、，防止火灾的发生与蔓延。（3）根据火力发电厂与变电所设计防火规范GB 50229-2006，变电所内 建（构）筑物满足耐火等级不低于二级；综合配电室体积不超过 3000m3，且火 灾危险性为戊类时，可不设消防给水。因此站区内不设置消火栓消防给水系统。5.13.2 消防措施5.13.2.1站区总平面布置 站区总平面设消防回车通道，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 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25kg具22手提式干粉灭火器4kg具2050140-2005)，在全站范围内277、设置 ABC 磷酸铵盐干粉灭火器移动式化学灭火器。 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。其他消 防工具放置在工具间内。具体配置详见配置表。5.13.2.3火灾报警控制系统 火灾报警及控制系统采用一套变压器火灾报警专用设备。5.14“两型一化”及“四新”应用情况5.14.1 变电电气“两型一化”应用情况（1）本工程站内布置基于国家电网公司输变电工程通用设计 35110kV 智 能变电站模块化建设施工图通用设计（2016 版）110-A2-4 方案，根据本工程 规模变化和地形特点进行调整优化。（2）变电站主要电气一次设备的选择遵照国家电网公司标准化建设成果（357278、50kV 输变电工程通用设计、通用设备）应用目录（2016 年版）。（3）采用全寿命周期内性能价格比高的设备，积极地因地制宜采用占地少、 维护少的设备，本站选用户内 GIS 组合电器。（4）主变压器消防采用移动式灭火装置，简化水工建构筑物，节省占地， 节省水资源，并能显著减少工程投资。（5）智能变电站光缆优化整合方案（SXYM-TBB2-02） 通过光缆整合，减少光缆数量 50%以上，减少现场敷设施工量，减小电缆沟截面及占地，从而降低智能变电站全寿命周期造价。（6）智能变电站光缆规范化标识设计（SXYM-TBB2-05） 可明确光缆接线回路功能、去向及信息传输内容，为设计、施工、调试、运行和维279、护提供了充分、准确的回路信息，保证现场光缆接线正确率 100%、回路 识别准确率 100%，为智能变电站安全、可靠投入运行奠定了基础。5.14.2 土建“两型一化”应用情况（1）参照“两型一化”，站内户外配电装置场地采用碎石地坪。（2）站内道路基层采用硬化设计，满足文明施工要求。（3）生活污水采用化粪池进行处理，主变附近设事故油池进行事故排油处 理，建设环境友好型变电站。5.14.3 变电土建“四新”应用情况（1）全站电缆沟采用预制砼盖板，同时电缆沟沟壁压顶及主变油坑坑壁压 顶也采用预制砼压顶新工艺，工艺更简化，更方便工厂化制作，且更为整齐美观。（2）土建所有外露基础均倒圆角，美观牢固。（3）280、站内所有井盖均采用合成材料，标准化工厂制作、方便施工（4）门窗节能 外门窗是建筑能耗散失的最薄弱部位，其能耗占建筑总能耗的比例较大，其中传热损失为 1/3，冷风渗透为 1/3。所以，在保证日照、采光、通风、了望要 求的条件下，尽量减小建筑物的外窗洞口的面积，并采用中空玻璃，提高外门窗 的气密性，减少冷风渗透，提高外门窗的保温性能。减少外门窗本身的散热量， 其节能措施有：控制建筑物的窗墙比，设置保温封条，使用新型密闭性能良好的 保温门窗，改善门窗的保温性能。（5）照明设备 变电站建筑物内的照明设备不少，因此在照明系统的设计中，采取合理的接线方式，合理布线以减少导线长度，选用高效节能型的照明设备措281、施，以达到节 能的目的。（6）根据有关设计技术规定合理配置空调设备，不得加大容量。第 150 页共 221 页5.14.4 结论通过上述节能降耗措施，来达到依靠科学技术、降低消耗，合理利用资源， 提高资源利用效率，切实保护生态环境。推广采用节能、降耗、节水、环保的先 进技术设备和产品，强制淘汰消耗高、污染大、质量差的落后生产能力、工艺和 产品，有利于资源节约和综合利用，从源头杜绝能源的浪费。共 221 页6 送电线路路径选择及工程设想6.1 总论根据接入系统规划，湖南XXXXXX 110kV 输变电工程 110kV 线路最终出 线 4 回，本期出线 2 回,即 110kV XX-下柴市剖接至X282、X，形成XX-XX和赤 山-下柴市两条线路。拆除沅下、沅茅线#50 直线塔，并在距原塔位#51 号塔方向侧 30 米处新建一 基双回路接塔。调整沅茅、沅下线#45-开点段导、地线弧垂，路径长度 1.33km， 调整开点-沅下、沅茅线#53 段导、地线弧垂，路径长度 0.65km。对沅下线#45-#53 耐张段进行接地改造。更换沅下线 129 基杆塔相序牌、杆号牌、警戒牌。（1）沅下线基本情况XX-下柴市 110kV 线路路径长度为 15.15km，导线采用 JL/G1A-240/30 型 钢芯铝绞线，地线采用两根 GJ-50 镀锌钢绞线，站间通信采用 ADSS 光缆。耐张 绝缘子串采用玻璃绝缘283、子，每串 8 片。悬垂绝缘子串采用玻璃绝缘子，每串 7 片。重要交叉跨越采用双联玻璃绝缘子串，每串 7 片。跳线绝缘子串采用玻璃绝缘子， 每串 7 片。进出线档采用玻璃绝缘子，每串 8 片。覆冰厚度 15mm，平均温度 15， 基本风速 25m/s。（2）沅下沅茅线停电时间需拆除沅下、沅茅线#50 直线塔，调整沅茅、沅下线#45-开点段导、地线 弧垂，路径长度 1.33km，调整开点-沅下、沅茅线#53 段导、地线弧垂，路径 长度 0.65km。对沅下线#45-#53 耐张段进行接地改造。更换沅下线 129 基杆塔相序牌、杆号牌、警戒牌。 以上工程沅下沅茅线需要停电 7 天。6.2 变电站进出284、线布置6.2.1 XX变 110kV 变电站进出线布置拟建 110kV XX变位于XX市南嘴镇境内，S204 省道西约 30m，李家坳东约 190m，罗家牌南约 300m。根据系统规划 110kV XX变本期出线 2 回，向西偏南 方向出线；远期出线共 4 回（XX变 1 回，滨湖变 1 回，预留 2 回）。110kV 出线间隔布置，站在变电站内面向进出线方向，自南向北依次为：自 南向北依次为：1Y 预留出线间隔、2Y 下柴市、3Y XX、4Y 预留出线间隔。图 6.2-1 XX变 110kV 变电站出线间隔布置示意图6.3 XX入沅下线 110kV 线路工程方案设想6.3.1 路径选择原则 选择线路路径时，按照系统的规划和要求，考虑今后其它待建线路走廊；考虑地方政府和相关职能部门对线路路径的意见；尽量避开城镇规划区、军事管理 区、人口密集区、避开微地形、地质、气象、矿藏等可能具有造成路径颠覆性因 素的区域，尽可能减少对