1、乡村110kV输变电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月乡村110kV输变电工程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58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- 1 -1.1 设计依据- 1 -1.2 设计水平年- 2 -1.3 主要设计原则- 2 -1.4 主要设计范围- 4 -2、1.5 新技术应用- 4 -2 电力系统一次- 5 -2.1 电力系统概况- 5 -2.2 工程建设必要性- 12 -2.3 接入系统方案- 13 -2.4 相关电气计算- 14 -2.5 无功补偿容量- 15 -2.6 主变压器选择- 16 -2.7 电气主接线选择- 16 -2.8 导线截面选择- 16 -2.9 建设规模- 16 -3 电力系统二次- 18 -3.1 系统继电保护- 18 -3.2 调度自动化- 21 -3.3 系统通信- 24 -4 变电站站址选择- 31 -4.1 站址概况- 31 -4.2 站址条件- 32 -4.3 站址结论- 35 -5 变电工程设想- 35 -3、5.1 工程建设规模及电气主接线- 35 -5.2 短路电流计算及主要电气设备选择- 37 -5.3 电气布置- 38 -5.4 电气二次- 40 -5.5 站区总体规划和总布置- 52 -5.6 建筑规模及结构设想- 54 -5.7 供排水系统- 56 -5.8 采暖、通风、空气调节系统- 56 -5.9 消防系统- 57 -6 线路路径选择及工程设想- 57 -6.1 概况- 57 -6.2 路径方案概述- 58 -6.3 气象条件- 67 -6.4 电缆- 69 -7 节能、环保、抗灾措施分析- 71 -7.1 系统节能分析- 71 -7.2 变电节能分析- 72 -7.3 线路节能分析4、- 72 -7.4 环保措施- 73 -7.5 抗灾措施- 74 -8 投资估算- 74 -8.1 编制依据- 75 -8.2 投资估算- 76 -9 附件及附图- 81 - XXXX110kV输变电工程可行性研究报告1 工程概述1.1 设计依据（1）XX“十二五”电网规划及2020年远景展望（2）国家电网公司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/GDW270-2009（3）山东电网110kV（35kV）直供配网输变电工程可行性研究深度规定（暂定）（4）国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册（5）与XX供电公司签订的可研委托书。工程概况（1）XXXX115、0kV输变电工程，远景主变容量350MVA，110kV规划出线2回，本期两回。110kV电源本期自110kV白纪线开断，双回架空进线，远景自规划220kV曹城站及110kV白庄站出双回接至本期电源；该工程10kV规划出线36回，本期出线12回。目前已获得站址用地和路径使用协议。（2）XX南部电源，分别由110kV孙老家、东郊、35kV何楼变电站供电，电源布点稀疏，供电半径大，电压质量不合格，特别是老城区南部尤其严重。该变电站110kV进线两回，110kV南西线开断进入，采用架空LGJ-300/40线路，双回线路长度1.5km。（3）本工程远期规划从220kV蔡庄变出线两回至XXXX变，本期新建6、110kV南西线开断线路2回，新建线路长度约21.5km，同路径架空建设，新建线路采用LGJ-300/40。（4）该站站址位于XXXX乡，途径线路路径全部在XX乡。电源方案为T接110kV蔡邵线和已新建的蔡大线接入110kVXXXX站。 （5）该变电站位于XXXX乡，周边人口密集，由于近年来县政府加大招商引资及旧城改造力度，工业园区大规模招商以及原有平房区及XXXX村全部改建为新的商住小区，容积率迅速增长。该站作为终端变电站，为纯负荷站，不具有穿越功率，不作为电源的联络线。1.2 设计水平年该变电站预计2014年可研批复，2015年进行工程初步、施工图设计，2015年投运。1.3 主要设计原则7、（1）主要设计原则如下：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（2013年版）。国家电网公司基建【2011】58号国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定。国家电网公司基建【2011】539号智能变电站优化集成设计建设指导意见。国家电网公司输变电工程通用设备（2013年版）。国家电网公司“两型一化”变电站建设设计导则。国家电网公司十八项电网重大反事故措施、国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求及山东省电力集团公司有关反措要求。（2）工程设计有关的规程及规范：Q/GDW270-2009 220千伏及110（66）千伏输变电工程可行性研究内容8、深度规定GB311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB50062-2008 电力装置的继电保护和自动装置设计规范DL/T5222-2005 导体和电器选择设计技术规定DL/T5352-2006 高压配电装置设计技术规程Q/GDW678-2011 智能变电站一体化监控系统功能规范GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程DL/T5429-2009 电力系统设计技术规程NDGJ96-1992 变电所建筑结构设计技术规定GB50545-2010110kV750kV架空输电线路设计规范（）DL/T5154-2002架空送电线路杆塔结构设计技术规定DL/T5219-2005架空9、送电线路基础设计技术规定Q/GDW152-2006电力系统污区分级与外绝缘选择标准GB50217-2007电力工程电缆设计规范 （3）线路部分设计依据1、XX国民经济和社会发展第十二个五年规划及2020年远景目标纲要2、XX控制性详细规划3、XX电网发展规划4、集团公司发展策划部下发的关于开展2012年配网110、35kV项目可研编制工作的通知。5、山东电网110kV（35kV）直供配网输变电工程可行性研究深度规定（暂定）6、国家电网公司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/GDW270-20097、电力工程电缆设计规范（GB 50217 - 2007）8、国家电网10、公司输变电工程通用设计110（66）kV分册。1.4 主要设计范围本报告根据XX“十二五”电网规划及2020年远景展望（2011版）进行编写。近年来，随着城市建设、地方经济的进一步发展，城区居民生活水平和生活质量日益提高，空调、电热水器、微波炉等高档电器不断进入家庭，居民生活用电量增长迅速；且随着政府招商引资及对旧城改造力度的增大，负荷增长迅速。近年来，该片区用电负荷虽然一直在高速增长，但自1999年11月建成投运的110kV西郊变电站外，该片区近14年来没有新的变电站布点，电力建设速度严重滞后于经济发展速度。本次新建XXXXXX110kV输变电工程将极大的缓解110kV东郊及110kV孙老家11、站的供电压力，为老城区居民生活供电提供可靠保证。110kVXXXX站规划建设主变350MVA，110kV出线两回；本期新建主变2*50MVA，双回110kV架空线路2.5千米。计划2015年开工建设，当年投产运行。该站电源远景规划自220kV蔡庄站出线，本期电源规划从110kV蔡邵线开断和已建设蔡大线，双回架空到110kVXX变电站。该站按照智能变电站建设，采用光纤通信、综合自动化系统，调度数据网。配置主变保护、10kV线路保护、进线备投装置。1.5 新技术应用表1.5-1 介绍工程中新技术推广类落实情况。序号编号名称类别专业1JXYM-2012-AA-B-03 变电站用交直流一体化电源系统推12、广应用类变电2JXYM-2012-AA-B-07智能变电站一体化平台实施方案3JXYM-2012-A-B-04变电站智能辅助控制系统试点应用类4JXYM-2012-A-B-13变电站二次设备下放布置方案5JXYM-2012-AA-X-01输电线路节能降噪金具推广应用类线路6JXYM-2012-AA-X-05预绞式防振锤、间隔棒7JXYM-2012-AA-B-06 光纤复合地线（OPGW）进站引入方式推广应用类通信2 电力系统一次2.1 电力系统概况2.1.1 系统现状2012年，XX市全社会用电量为133.302亿千瓦时，公司完成售电量122.8亿千瓦时。2012年XX电网最高统调用电负荷为213、493MW，最高统调供电负荷为2336.05MW。XX市牡丹区位于XX市中西部，面积1325平方公里，人口159万人，2012年全区GDP为432.2亿元，全社会用电量为52.13亿千瓦时，售电量为36.12亿千瓦时，统调最高负荷为983MW。牡丹区电网位于XX电网的中部，通过220kVXX电厂水浒、开发水浒、XX电厂白庄双回、XX电厂仿山双回、XX电厂东明、杜庄东明、新兴章缝9回线路与XX主网相连。截至2012年底，XX电网现有统调电厂2座，装机容量2800MW（XX电厂：2*125+2*300+2*330；华润电厂：2*645）；XX电网并网地方公用电厂3座，装机容量54MW；并网自备电厂14、5座，装机容量127.5MW。全网35kV-220kV以上线路共3882.108公里，其中220kV线路30条共867.137公里；110kV线路143条，总长度1256.807公里；35kV线路241条，总长度1758.164公里。全网35kV-220kV变电容量11759.25MVA，其中220kV变电站15座，主变28台，变电容量4470MVA（不含XX电厂）；110kV变电站69座，主变122台，容量5243.5MVA；35kV变电站129座，主变252台，变电容量2045.75 MVA。其中牡丹区境内拥有220kV统调电厂1座，即XX电厂，总装机容量1510MW，2012年最大发电负15、荷为1470.48MW；地方公用电厂1座，即环保垃圾电厂，装机26MW，2012年最大发电负荷为13.69 MW；企业自备电厂1座，即寰宇电厂，装机16MW，2012年最大发电负荷为6.15 MW。截至2012年年底，牡丹区电网有220kV变电站4座，变电容量1110MVA；110kV变电站14座，变电总容量1121MVA；110kV线路19条，线路长度约234km；35kV变电站14座，变电总容量356.3MVA；35kV线路21条，线路长度约222.07km。2012年，XX电网最低统调用电负荷716.4MW，发生在1月24日，较2011年550.4MW增长30.16%。2012年夏季，X16、X电网最高统调用电负荷2245.8，发生在7月27日，较2011年2036.5MW增长10.28%。2012年冬季，XX电网最高统调用电负荷2493MW，发生在12月27日，较2011年冬季2289.6MW增长8.88%。2012年，XX电网最高日供电量4381.6万kWh，发生在12月26日，较2011年最高日供电量3828.3万kWh增长14.45%；最低日供电量2400.08万kWh，发生在1月27日，较2011年最低日供电量1880.1万kWh增长27.66%。2012年供电负荷平均日负荷率79.14%，较2011年的77.8%升高1.34个百分点；平均日峰谷差758.22MW，平均日17、峰谷差率38.29%，较2011年的43.26%降低4.97个百分点。目前为老城区片区提供电源的110kV西郊、110kV市中、110kV青北、110kV国花变电站负载率较高。2012年冬季负荷实测时110kV西郊站、市中站、青北站、国花站最大负荷分别为43.82兆瓦、70.71兆瓦、36.01兆瓦、23.89兆瓦，而同一时刻110kV西郊站、市中站、青北站、国花站运行主变容量分别为40兆伏安、2*50兆伏安、2*31.5兆伏安、50兆伏安，负载率分别达到1.1、0.71、0.57和0.48。其中110kV西郊、市中站及青北站在最大负荷时需两台主变同时并列运行才能满足负荷需求；以上数据显示1118、0kV西郊站、110kV市中站、110kV青北站已不能满足电网运行N-1要求，对电网安全稳定运行造成重大隐患。同时110kV青北站和国花站还承担着向北部学院片区、西开发区及牡丹区城郊供电的任务，且由于地理位置及线路通道原因，承担老城区片区供电任务主要由110kV市中及西郊站承担，根据负荷实测情况显示，上述两站已无再继续接带重负荷能力。但随着经济社会的发展及旧城改造力度的加大，近年来老城区片区用电负荷增长迅猛，由香港豪德集团投资建设总规划占地约8平方公里，总投资约300亿元人民币，总建筑面积约1200万平方米，项目建成后将实现主营业务收入6亿元、利税1.09亿元的毅德商贸物流城落户此片区。该项目19、建设方向为现代商贸物流园区，打造目前XX市规划建设面积最大、经营商品门类最多、服务功能最全的大型现代综合商贸物流基地，使之成为辐射鲁苏豫皖的现代商贸物流中心。且周边时代奥城、万家新城、中达金河湾等新建商住综合小区也已陆续建设投运，预计老城区片区2014年负荷将达到142兆瓦。届时，110kV西郊站和110kV市中站将不能满足周边负荷需求。2013年XX老城区片区内无在建输变电工程；XX市直供区内主要在建110kV项目为110kV天香站（1*63）、110kV华英站（1*63）、110kV人北站（1*63），根据2013年基建计划安排，110kV天香站、华英站将在2013年年底投运，110kV人20、北站将在2014年投运。目前牡丹区电网存在的主要问题为：1、电网建设与城市发展不同步，造成部分地区供用电矛盾突出，特别是随着XX老城区改造和新城区建设步伐加快，城区部分变电站负载率偏高与配电网供电能力不足的矛盾日益突出。2、电网网架结构薄弱，供电能力差。老城区片区产业发展势头迅猛，电力建设步伐滞后于经济发展速度，电力供需矛盾凸显，南部电网网架薄弱。3、供电可靠性较低，由于老城区内各条10kV线路供电负荷均较重，无法实现真正的N-1连接。4、老城区电源点较少且单一，片区内二级负荷无法实现双电源。83图2.1.1-1 2012年底XX牡丹区电网地理接线图2.1.2 负荷预测（1）牡丹区电力负荷预测21、“十二五”期间牡丹区经济发展迅速，通过大力引进科技带动型、资源密集型、劳动密集型的大型粮油食品、林产品加工、房地产开发、医药化工、新型建材、纺织服装、机械电子项目，进一步引进大型龙头企业，如毅德商贸、万象城等一大批企业纷纷落户，牡丹区经济迈入了快速发展的阶段。2012年牡丹区实现地区生产总值432.2亿元，“十二五”期间年均增长率15.7%。“十二五”期间，牡丹区发展目标为：地区生产总值年均增长16%左右，人均地区生产总值接近全国平均水平，到2015年规模以上工业企业主营业务收入达到720亿元以上。为实现以上目标，牡丹区将强力推进招商引资，大力实施集团带动、园区带动战略，加快发展医药化工、煤电22、化工、农副产品加工、机械电子新材料产业，努力构建以高端产业、终端产品、集约发展为主体的新型工业体系。目前，XX市牡丹区政府的发展思路是本着布局园区化，园区城市化的原则，规划了高新技术工业园区、行政办公区、居住小区和市政用地。以银川路、昆明路、重庆路等为纵，以黄河路、长江路、中华路、丹阳路等为横，全长68.2公里的“10纵11横”的新区路网已建成通车，开发区规划的新型建材工业园、新材料工业园、生物医药工业园、加工贸易工业园、食品工业园、电子信息工业园、环保工业园、林材加工工业园、化工工业园、轻纺工业园十大工业园区已初具规模。 33万平方米的大型广场、10万平方米标准化厂房正在建设之中，高档的路灯23、高标准的绿化及高水平的城区规划显示出一座生态化、现代化、国际化的新城正在迅速崛起。伴随着牡丹区20052012年期间经济的迅猛发展，产业结构发生的积极变化，经济实力大幅度提升，用电需求与经济发展呈现同步增长趋势，电网需求有了突飞猛进的增长。至2012年牡丹区全社会用电量为52.13亿千瓦时，售电量为36.12亿千瓦时，统调最高负荷为983MW。考虑到区委、区政府提出的国民经济发展目标的需要和电力市场的巨大需求，以“十二五”期间牡丹区电网负荷为参考，利用“自然增长+大用户法”、“回归曲线预测法”以及“最大负荷利用小时法”综合分析，结合牡丹区用电量预测结果，确定最大负荷预测结果如下：表2.1.224、-1 牡丹区供电区域负荷预测表单位：MW，%年 份2013201420152016201720202013-2015年均增长率“十三五”递增率网供负荷1210.801369.421557.831678.921800.002196.1213.387.11（2）老城区片区电力负荷预测由于老城区片区近年来招商引资及旧城开发力度非常大，近期投产大项目较多。由香港豪德集团投资建设总规划占地约8平方公里，总投资约300亿元人民币，总建筑面积约1200万平方米，项目建成后将实现主营业务收入6亿元、利税1.09亿元的毅德商贸物流城落户此片区。该项目建设方向为现代商贸物流园区，打造目前XX市规划建设面积最大、经25、营商品门类最多、服务功能最全的大型现代综合商贸物流基地，使之成为辐射鲁苏豫皖的现代商贸物流中心。因此，将2013年老城区片区全社会用电量增速设定为16.7%。至“十三五”期间后，由于老城区片区区域内旧城改造已基本结束，城市格局已基本定型，招商项目均已落户生产，但由于原用电量基数较大，所以推测“十三五”期间递增率为6.39%。表2.1.2-2 老城区片区供电区域负荷预测表单位：MW，%年 份2013201420152016201720202013-2015年均增长率“十三五”递增率网供负荷10512214315917119516.76.39大项目的建设投产带动了老城区片区经济的发展和用电负荷的增26、长；老城区片区部分落地投产的大用电项目： 序号项目名称开发单位总体建筑规模本期建筑规模预计总负荷本期负荷投产时间1.毅德商贸物流城香港豪德集团集团1200000010000006300（施工电源）20132.森博国际家居商贸城枣庄森博公司400000100000250001890（施工电源）20133.万福农贸城江西吉阳集团660000200000400002520（施工电源）20134.时代奥城小区XX市亿联置业有限公司501047.690000301005400（已完工）20135.中达金河湾XX市中达宜居置业有限公司216921100321130006000（已完工）20136.朝阳小区27、XX碧海置业有限公司476004760029002900（已完工）20137.曹州大观园XX中嘉房地产开发有限公司636006360038003800（已完工）20138.万家新城XX齐鲤房地产置业有限公司646317.9150000388002520（施工电源）20139.牡丹万象城XX中盛房地产开发有限公司1290276.6143740774008600（已完工）201310.龙泽花园泰安市鲁中建设总公司XX分公司370003700025002500201411.海润康城XX海润实业房地产开发有限公司25000250001500150020141588776319572612350004328、9302.1.3 电源规划老城区片区暂无电源规划项目。2.1.4 电网规划“十二五”期间规划的220kV蔡庄变电站，在该站西南方向约5km,规划主变容量3180MVA,220kV出线4回。目前正在做可行性研究报告，待工程建成后， 110kVXX站、西郊站电源将引接到220kV蔡庄站，极大增强市区供电可靠性，电网结构趋于完善。2.2 工程建设必要性近年来，随着城市建设、地方经济的进一步发展，城区居民生活水平和生活质量日益提高，空调、电热水器、微波炉等高档电器不断进入家庭，居民生活用电量增长迅速；且随着市政府招商引资及旧城改造力度的增大，原老城区内的XXXX村大部分已改造为新的商住小区，容积率进一29、步增大；近年来，该片区用电负荷虽然一直在高速增长，但自1999年11月建成投运的110kV西郊变电站外，该片区近14年来没有新的变电站布点，电力建设速度严重滞后于经济发展速度。随着电力负荷的迅速增加。许多企业用电及高层商住楼对供电可靠性及供电质量都提出较高要求，现有供电设施及110kV电源布点已无法满足用户的需要，老城区片区内急需增加110kV布点,以提高其供电能力，满足不同电力用户的用电需求。目前为老城区片区提供电源的110kV西郊、110kV市中、110kV青北、110kV国花变电站负载率较高。2012年冬季负荷实测时110kV西郊站、市中站、青北站、国花站最大负荷分别为43.82兆瓦、730、0.71兆瓦、36.01兆瓦、23.89兆瓦，而同一时刻110kV西郊站、市中站、青北站、国花站运行主变容量分别为40兆伏安、2*50兆伏安、2*31.5兆伏安、50兆伏安，负载率分别达到1.1、0.71、0.57和0.48。其中110kV西郊、市中站及青北站在最大负荷时需两台主变同时并列运行才能满足负荷需求；以上数据显示110kV西郊站、110kV市中站、110kV青北站已不能满足电网运行N-1要求，对电网安全稳定运行造成重大隐患。同时110kV青北站和国花站还承担着向北部学院片区、西开发区及牡丹区城郊供电的任务，且由于地理位置及线路通道原因，承担老城区片区供电任务主要由110kV市中及西郊31、站承担，根据负荷实测情况显示，上述两站已无再继续接带重负荷能力。但随着经济社会的发展及旧城改造力度的加大，近年来老城区片区用电负荷增长迅猛，由香港豪德集团投资建设总规划占地约8平方公里，总投资约300亿元人民币，总建筑面积约1200万平方米，项目建成后将实现主营业务收入6亿元、利税1.09亿元的毅德商贸物流城落户此片区。该项目建设方向为现代商贸物流园区，打造目前XX市规划建设面积最大、经营商品门类最多、服务功能最全的大型现代综合商贸物流基地，使之成为辐射鲁苏豫皖的现代商贸物流中心。且周边时代奥城、万家新城、中达金河湾等新建商住综合小区也已陆续建设投运，预计老城区片区2014年负荷将达到142兆32、瓦。届时，110kV西郊站和110kV市中站将不能满足周边负荷需求。因此，为满足该片区安全、可靠的供电和负荷不断增长的需求，该区域2014年亟需新建110kVXXXX变电站。该变电站建成后，既可以满足周边工业园及商住小区供电要求，也和现有的110kV西郊变电站和市中变电站形成联络关系，提高片区供电可靠性，使电网结构更加合理。2.3 接入系统方案2.3.1 主变容量选择部分“十二五”期间，XXXXXX供电片区现有负荷大，增长较快，电源点少和转供负荷困难，因此本气考虑XXXX站两台主变容量按50MVA选择。若按容载比1.8考虑，2014年XXXX片区电网需新增110kV变电容量54MVA，201633、年需新增110kV主变容量120MVA。综上所述，XXXX站本期、远景分别按照2台50MVA、3台50MVA主变建设。2.3.2 接入系统选择部分根据XXXX110kV变电站的站址位置及XX电网规划，提出以下接入系统方案。自110kV蔡邵线“T”接，架设双回线路接入该站，线路折单长度为2kM。远景规模及方案：XXXX站远景规模如下：主变容量：350MVA。110kV规划出线2回：自110kV蔡邵线开断进入。110kVXXXX站远景规划接入系统方案示意图详见附图3。本期规模及方案：110kVXXXX站本期规模如下：主变容量：150MVA。110kV本期出线2回：自110kV白纪线开断进入。本期接34、入系统方案示意图详见附图4。2.4 相关电气计算2.4.1 潮流计算 正常运行方式：该变电站本期1台主变，为一台运行，低压侧合分段和隔离开关运行。远期3台主变时，2台主变分列运行，1台主变备用。故障运行方式：当1回110kV线路故障检修，另一回线路通过桥间隔带2台主变运行。2.4.2 短路电流水平表 2020年110kVXXXX站及周围站短路电流计算结果厂站名称最大运行方式三相短路单相接地短路容量（MVA）短路电流（kA）短路容量（MVA）短路电流（kA）XXXX站110kV母线两线路并列运行1311.586.58491309.4466.5742220kV蔡庄站110kV母线两台主变并列18135、3.3999.10431809.3239.0839对侧设备不需要更换。2.5 无功补偿容量110kVXXXX变电站规划容量为3台50MVA变压器，本期工程建设1台50MVA的变压器。110kVXXXX变电站规划3台50MVA变压器，主变短路阻抗按17%考虑，则3台主变满载时的无功损耗为0.17350=25.5Mvar，本期2台50MVA变压器，主变短路阻抗按17%考虑，主变满载时的无功损耗为0.17250=17Mvar。 因此，结合通用设计及目前物资采购实际，本期装设1组3.6Mvar低压电容器和1组4.8Mvar低压电容器，远景按3组3.6Mvar低压电容器和3组4.8Mvar低压电容器规划36、。2.6 主变压器选择主变型式：50MVA三相有载调压双绕组变压器 容量比：100/100 额定电压：11081.25%/10.5 kV阻抗电压：Uk%=17% 接线组别：YN，d112.7 电气主接线选择110kVXXXX站110kV远景规划出线2回，主变3台，若单母线分段接线，共需6台断路器；若采用内桥接线需要4台断路器，断路器台数比采用单母线分段接线少2台。因此，XXXX站110kV主接线推荐远景采用扩大内桥接线，本期采用内桥接线。10kV采用单母线四分段接线。2.8 导线截面选择表2.8-1 导体选择结果表电压回路名称回路电流（A）选用导体导体截面控制条件导体根数及型号载流量（A）1037、kV电容器组1.35Ie=374ZR-YJV22-10kV， 3240510按长期允许电流控制接地变1.35Ie=56.9ZR-YJV22-10kV,3185380按长期允许电流控制主变引线1.05Ie=3819封闭母线4000按长期允许电流控制2.9 建设规模2.9.1 变电部分变电站采用国网通用设计（2011年版）110-A3-3技术方案：2.9.1.1远景规模主变：规划安装3台50MVA两绕组有载调压变压器，额定电压为：11081.25%/10.5kV。110kV出线：110kV规划出线2回，采用扩大内桥接线。10kV出线：10kV规划出线36回，采用单母线四分段接线。无功补偿：站内规划38、安装无功补偿电容器33.6+34.8Mvar。变电站为半户内变电站，按照无人值守智能化变电站设计。2.9.1.2本期规模主变：安装1台50MVA两绕组有载调压变压器，额定电压为：11081.25%/10.5kV。110kV出线：110kV出线2回，采用内桥接线。10kV出线：10kV出线12回，主接线采用单母线分段接线。无功补偿：站内规划安装无功补偿电容器13.6Mvar+14.8Mvar。2.9.2线路部分110kVXXXX变110kV规划出线2回，本期出线2回。本工程远期规划从220kV蔡庄变出线110kV两回至XXXX变，本期两回线路全部从110kV蔡邵线路电缆开断，由于其路径全部在农村39、，无法架空，两回线路全部采用电缆敷设。路径长度22.5km。电缆采用YJLW03-110-1630交联聚乙烯绝缘电力电缆。2.9.3通信部分本工程随新建线路架设两根光缆沿110kVXXXX站开断110kV南西线新建电缆线路敷设两根管道光缆GYFTZY-24B1，开断南郊站-北郊站管道光缆，形成XXXX-南郊站和XXXX-西郊站2条24芯光缆线路。线路长度为2*2.5km，光缆总长度为2*3km。2.9.4 对侧间隔本期无需扩建间隔220kV蔡庄变电站为外桥接线，本期无需扩建间隔。3 电力系统二次3.1 系统继电保护3.1.1 现状和存在的问题110kV规划进线2回，本期进线2回，110kV蔡邵40、线开断接本站两回进线，分别接110kVXX站出线。对侧保护已配置距离保护。3.1.2 系统继电保护配置方案（1）线路保护配置方案本变电站为终端负荷站，在对侧保护已配置，本工程110kV线路不配置线路保护，不配置重合闸。110kV内桥配置1台充电过流保护装置。 （2）母线保护配置方案 本工程采用内桥接线，不配置母线保护。 （3）备用电源自动投入装置配置方案 本站采用扩大内桥接线，设110kV进线备投、110kV桥备投功能，10kVI、II母线之间、III、IV母线之间设分段备自投。 （4）故障录波器配置方案本站配置故障录波1套。（5）系统安全自动装置配置方案 全站配置低频低压减载装置1套。3.141、.3 对通信通道的技术要求本工程无光纤线路保护。3.1.4 对相关专业的技术要求（1）对互感器及合并单元的要求根据智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）、国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定等相关文件的要求，本站过程层采用常规电流（压）互感器+合并单元采样模式。1）电流互感器a.电流互感器三相配置。二次额定电流5A，保护用电流互感器的配置应避免出现主保护死区。b. 变压器主保护及后备保护使用两组独立的电流互感器二次绕组； 110kV桥回路断路器两侧的各配置一组电流互感器，用于主变差动保护的使用5P级电流互感器。 c. 高压侧测量、计量使用一个绕组，电流互感器准确级为42、0.2S级。低压侧测量、计量分别使用不同的二次绕组，测量、计量用的电流互感器准确级为0.5、0.2S级。 d. 电流互感器二次绕组所接入负荷，应保证实际二次负荷在25%100%额定二次负荷范围内。2）电压互感器a. 110kV 及10kV在主母线三相上装设电压互感器。b.电压互感器二次绕组的数量、准确等级应满足测量、保护、同步和自动装置的要求。c. 本工程计量采用电压互感器独立的二次绕组，准确级为0.2级；测量与保护共用母线电压互感器一个二次绕组，准确级为0.5级；电压互感器设有保护用剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压用，准确级为3P。d. 电压互感器的二次绕组额定输出，保证二次实际负荷在额43、定输出的25%100%范围。保护用电压互感器二次回路允许的电压降应在互感器负荷最大时不大于额定电压的3。 3）合并单元a.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，变压器主保护和后备保护的电流取自不同的合并单元。110kV桥回路断路器两侧分别配置一个合并单元，分别用于主变差动保护。合并单元布置于智能控制柜和开关柜内。b.合并单元能提供点对点和组网输出接口。每个合并单元应能满足最多12 个输入通道和至少8个输出端口的要求。c.合并元应能支持GB/T-20840.8（IEC60044-8）、DL/T860.92（IEC61850-9-2）等协议。当合并单元采用GB/T-20840.8（I44、EC60044-8）协议时，应支持数据帧通道可配置功能。d.合并单元采样值发送间隔离散值应小于10s。e.合并单元输出应能支持多种采样频率，用于保护、测控的输出接口采样频率宜为4000Hz。f.合并单元输出采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。（2）对智能终端的要求a. 智能终端具备断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视，跳合闸自保持功能；跳合闸压力监视与闭锁功能等。接收保护跳合闸命令、测控手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；b.智能45、终端应具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑10个）和GOOSE网络接口。c.智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。d.智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。e.主变本体智能终端包含完整的本体信息交互功能，具备就地非电量保护功能；智能终端布置于智能控制柜和开关柜内。（3）对信息交互的要求a.继电保护设备与站控层设备通信，其标准应采用DL/T860（IEC61850）。b.继电保护装置采样值采用点对点接入方式与合并单元通信，其标准应采用DL/T860.92（IEC61850-9-2）或GB/T20840.8（IEC60044-8）。c.继电保护设备与本间隔智能终端46、之间通信采用GOOSE点对点通信方式；继电保护之间的联闭锁信息通过站控层MMS网络传输。（4）对压板设置的要求除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。3.2 调度自动化3.2.1 现状及存在的问题XX电力调度中心EMS系统现为南瑞科技公司OPEN3000电网调度自动化系统，该系统于2008年5月投入运行，具备SCADA/AGC/AVC/DTS/PAS等功能。新建EMS主站系统与厂站间的远动通信支持IEC60870-5-101、I47、EC60870-5-104等规约。3.2.2 远动系统（1）调度关系根据山东电力系统调度管理规程，XXXX110kV变电站由XX地调直接调度管理，调控数据送至XX地调。（2）远动系统方案变电站远动系统的配置结合站内一体化监控系统统一考虑。I区数据通信网关机冗余配置。(3）调控数据信息采集调控数据信息采集由变电站一体化监控系统的I/O 测控单元统一完成。数据通信网关机直接接入站控层以太网(MMS网)，做到直采直送。(4）调控数据信息内容调控数据信息内容按照DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程、DL/T 5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程、调自2012101号文关48、于印发变电站调控数据交互规范（试行）的通知文件和Q/GDW 678-2011智能变电站一体化监控系统功能规范要求确定采集量，并根据各调度端的需求作相应增减。(5）调控数据信息传输 1）I、II区数据通信网关机配置2路22Mbps数字通道接至XX地调，作为通信主通道；另各配置一路远动专线作为备用通道。 2）/IV区数据通信网关机配置100M通道上传至XX地调。 3）视频信息上传视频主站按照独立100M通道上传至XX地调。3.2.3 相关调度终端系统为接收本站远动信息和电量信息，调度端EMS数据库及远方电量计量主站数据库均需做相应调整，由此增加的工程费用在本工程中计列。参照国网公司部门文件基建技术49、【2007】140号文的相关规定，在本工程中计列XX地调侧接口配合费3万元。3.2.4 电能计量装置及电能量远方终端根据本站的定位和远期规划，不设置关口电能计量点。全站配置电能计量系统配置1台电能量远方终端以串口方式采集各电能表信息。电能量信息采集涵盖变电站内所有电能计量点，采集内容包括各电能计量点的窗口值、实时数据、历史数据和各种事件记录等。电能量远方终端通过电力调度数据网或利用专线通道将电能量数据传送至各级电网调度中心，通信应采用DL/T 719-2000或DL/T 719-2000扩展规约、Q/GDW376.1等。3.2.5 调度数据通信网络接入设备根据山东电力调度数据网双平面建设的整体50、设计原则，110kVXXXX变电站配置两套独立的路由器接入设备，分别采用双2M链路上联接入XX地区电力调度数据网（XX地调接入网）节点。本工程暂保留远动、计量至XX地调的专线方式。本工程数据网络接入设备包括接入路由器2台、三层交换机2台、数据网络机柜1面、通信光纤及光纤附件等。要求路由器配置：4个E1口，2个百兆/千兆自适应电口，1AUX，1Con，512MB DDR，支持MPLS VPN，双交流电源模块。3.2.6 二次系统安全防护（1）安全分区及防护原则： 1）安全区的设备包括一体化监控系统监控主机、区数据通信网关机、数据服务器、操作员站、工程师工作站、保护装置、测控装置等； 2） 安全区51、的设备包括综合应用服务器、区数据通信网关机、计量、变电设备状态监测装置、视频监控、环境监测、安防、消防等； 3）安全区设备与安全区设备之间通信应采用防火墙隔离； 4）智能变电站一体化监控系统通过正反向隔离装置向/区数据通信网关机传送数据，实现与其他主站的信息传输； 5）智能变电站一体化监控系统与远方调度（调控）中心进行数据通信应设置纵向加密认证装置。 （2）安全分区及防护配置方案： 本工程配置纵向加密认证装置2台，2台隔离装置，1台防火墙，以满足二次安全防护的相关要求。3.3 系统通信3.3.1 现状及存在的问题XX地区已建成以OPGW、ADSS光缆为主其他型式光缆为辅的地区级电力通信网络，形52、成以2.5Gb/s环网为主干层，622Mb/s和155Mb/s为接入层的拓扑结构。满足了不断增加的电力通信业务对通信带宽和传输速率的需求，并兼顾了XX地区电力通信业务远期发展的需要。按照分层组网和分步建设的原则，XX地区已建成具有核心层、汇聚层和接入层三层结构的数据承载网，基本覆盖了地区的110kV变电站。已建成XX地调-XX电厂-仿山-曹城-蔡庄-单城-白庄-党集-章缝-三里庙-水浒-信义-赵楼-杜庄-东明-XX地调的核心层PTN GE电路。与本工程相关的110kV南西线现有一根24芯管道光缆，南郊站、西郊站现已配置XX地区级622M光传输设备一套，接入层PTN一套。南郊-西郊开通了XX地区53、地区622M电路。图3.3.1-1 相关区域光缆地理接线现状图3.3.2 需求分析110kVXXXX站属于接入层，以环路结构接入XX地区光通信核心/骨干层。本工程最基本业务是话音业务、低速实时数据、以太网数据、视频图像等。在保证本期工程业务对通道带宽、速率的需求外，预留远期扩建工程同类业务对通信通道的需求，并考虑光通信设备的多业务接入功能，预留至调度端的光通道带宽。详细的业务需求及承载方式见下表：表3.3.2-1 通信业务需求表信息量种类单位、数量备注调度电话22W（PCM），SDH由XX地调接入调度交换网1（调度数据网）由XX地区第二汇聚点接入行政电话102W（PCM），SDH由XX地调接入54、行政交换网远动专线1（SDH）XX地调视频监控1（PTN）XX地调调度数据网平面：2路22M（SDH）；平面：2路1100M（PTN）。综合数据网主用通道：1100M（PTN）；备用通道：1100M（SDH）。110kV线路保护无3.3.3 系统通信方案（1）光缆建设方案本工程随新建线路架设两根光缆沿110kVXXXX站开断110kV南西线新建电缆线路敷设两根管道光缆GYFTZY-24B1，开断南郊站-北郊站管道光缆，形成XXXX-南郊站和XXXX-西郊站2条24芯光缆线路。线路长度为2*2.5km，光缆总长度为2*3km。相关区域光缆网络规划图如下：图3.3.3-1 相关区域光缆网络规划图（55、2）设备配置方案1）SDH设备本工程XXXX站新上2.5G光传输设备1套， SDH设备采用MSTP多业务传输平台，每套SDH 设备上均设含不小于16个2M接口的电支路板2块，并可提供以太网IP业务的接入功能。南郊站和西郊站不增加光接口板；南郊站-西郊站622M光路开断接入XXXX站，开通XXXX-南郊站、XXXX-西郊站622M光路。2）数据承载网设备XX供电公司数据承载网采用中兴PTN设备组建，采用环状网络结构，骨干层容量为10GE，接入层容量为GE。本工程新建PTN设备属于接入层，XXXX站新上接入层PTN设备一套，设备配置2个GE光接口对110kV西郊站和110kV南郊站方向。3）PCM56、设备XXXX站对XX地调新上一对PCM终端复用设备，用以向地调提供调度电话、自动化专线通道。3.3.4 通道组织110kVXXXX站由XX地调调度管理，远动信息直送至XX地调，山东省调所需远动信息由XX地调转发。（1）调度通道组织调度数据网平面I：110kVXXXX站-110kV南郊-220kV仿山-XX电厂-110kVXX-XX地调，利用XX地区2.5G SDH光路，分配2路22M带宽。调度数据网平面II：110kVXXXX站-110kV西郊-110kV青北-220kV 赵楼-XX电厂-110kVXX-XX地调，利用XX地区10GE/GE PTN光路，分配2路100M带宽。远动专线通道：利用57、110kVXXXX-XX地区调度数据网平面一通道，分配2M带宽。调度/行政电话通道一：110kVXXXX站-110kV南郊-220kV仿山-XX电厂-110kVXX-XX地调。调度/行政电话通道二：110kVXXXX站-110kV西郊-110kV青北-220kV 赵楼-XX电厂-110kVXX-XX地调。（2）线路保护通道本工程无光纤线路保护。3.3.5 综合数据网本工程XXXX变配置1套网络交换机，用于接入XX地区电力综合数据网，网络交换机安装于综合数据网设备柜内。综合数据网通道综合数据网通道一：1110kVXXXX站-110kV南郊-220kV仿山-XX电厂-110kVXX-XX地调，利用58、XX地区GE PTN光路，分配100M带宽。综合数据网通道二：110kVXXXX站-110kV西郊-110kV青北-220kV 赵楼-XX电厂-110kVXX-XX地调，利用XX地区622M SDH光路，利用XX地区2.5G SDH光路；分配2M带宽。3.3.6 通信机房及电源110kVXXXX站不设单独的通信机房，直流分配屏及通信设备均安装在二次设备室内，按不少于4面屏设置。设备机柜颜色和尺寸与电气二次设备机柜统一。110kVXXXX不配置独立的通信电源及蓄电池，通信设备由站内一体化电源供电，配置2套直流逆变电源设备，每套所需容量按48V/60A考虑，站内交流故障时，蓄电池应能维持对通信设备59、供电4小时。附表：通信设备及光缆材料表表3.3.6-1 主要通信设备材料表序号设备材料名称型号规范数量单位总计备注XXXX站西郊站南郊站 XX地调 1光传输设备2.5G1套1含2块622M光接口板 1.1光接口板S-16.12块22PCM接入设备11套23配线设备3.1ODF模块12单元8套83.2DDF模块16系统2套23.3MDF模块100系统11套23.6综合配线柜1面14接入层PTN1套24.1GE光口2块25管道光缆24芯800米8006护套管PE800米8007网络交换机1套1表3.3.4-1 光缆材料表序号名称单位规格、型号数量备注1管道光缆km62终端接头盒套44 变电站站址选60、择 4.1 站址概况XXXX110kV变电站站址位于XXXX镇内。站址I在曹州路以南，解放大街以东，环城公园以北，原老看守所院内。地面高程为50.00m左右。站址II在湖南路与解放大街交叉路口西南处，南邻儿童公园，地面附着物为废品收购站和民房，西南为公园湿地。地面高程为50.40m左右，西南湿地可见地面高程为48.90米左右。地貌成因类型为黄河冲积平原，地貌单元属鲁西黄泛平原区。站址为建设用地地，无输电线路、通信设施、输气、输水管线通过，无地下文物、矿藏及坟墓等建（构）筑物分布。站址I照片4.1-1 站址I照片站址照片4.1-2 站址II照片4.2 站址条件表4.2-1 站址方案技术经济对比表61、序号项目站址一站址二站址方案比较1地理位置曹州路以南，解放大街以东，环城公园以北，原老看守所院内解放大街与湖南路交叉口西南角，南邻儿童公园，西面位居民区及公园湿地。均位于负荷中心，合理可行，两方案条件相当。2地形地貌站址地势平坦，地面高程为50.00m左右，地貌成因类型为黄河冲积平原，地貌单元属鲁西黄泛平原区。无输电线路、通信设施、输气、输水管线通过，无地下文物、矿藏及坟墓等建（构）筑物分布。 站址地势平坦，地面高程为50.40m左右，西南为公园湿地，地貌成因类型为黄河冲积平原，地貌单元属鲁西黄泛平原区。无输电线路、通信设施、输气、输水管线通过，无地下文物、矿藏及坟墓等建（构）筑物分布。方案I62、优于II3土地性质及城市规划站址为建设用地,满足规划要求。站址为建设用地,满足规划要求。两方案相同。4拆迁赔偿场地在老看守所院内，需要拆迁。地面附着物为废品收购站及民房。需要拆迁赔偿。场地局部需处理。方案I优于II5交通条件解放大街为城市主干道，交通方便，站址在曹州路南侧，进站道路63.7米。解放大街为城市主干道，交通方便，站址在湖南路南侧，进站道路10米。方案II优于I6站址环境根据山东电力系统污区分布图(2011版)，站址处为d级污区同左两方案相同。7进出线条件及规模110kV由进站道路电缆隧道进线，架空进线2回；新建110kV线路折单长度2.5km。10kV向南出线。110kV由东侧进线63、，架空进线2回；新建110kV线路折单长度2.2km。10kV向北出线。方案II优于I8文物及矿藏拟建站址区不压覆具有开采价值的矿产资源，亦无文物保护单位和文物遗迹分布。同左两方案相同。9临近设施影响站址附近无军事、通信电台、飞机场、导航台、风景旅游区和各类保护区等。同左两方案相同。10水文条件站址区域50年一遇年最高洪水位50.50m，站址受洪水位影响同左两方案相同。11气象条件累年平均气温为13.6；年最大降水量为1040mm，累年平均风速3.7m/s；累年最大风速为29m/s，最大风压25kg/m2 累年最大冻土深度为35cm；累年最大积雪厚度为15cm。累计全年主导风向S、SSE 。同64、左两方案相同。12水文地质及水源50年一遇洪水位50.50米，生活和消防用水均接至城市自来水和城市消防管网。同左两方案相同。13工程地质场地岩性主要为第四系全新统冲积层（Q4al），岩性主要为粉土、粘性土构成。土质均匀性较差，地基强度低，变形大，拟建站址场地土类型为中软土，建筑场地类别为类。站址区域所在地区地震基本加速度为0.15g，拟建场地内无活动性断裂构造存在，场地土层稳定。同左两方案相同。14地基处理根据地址资料，存在软弱下卧层需要地基处理，处理深度约5.3米。同左。两方案相同。15站区给排水站内地表雨水采用路面明排水方式，雨水自东向西排至解放大街。站内除雨水外的其余废水排入集水井。生活65、污水先经过化粪池的简单净化，然后排入解放大街污水系统。站内地表雨水采用路面明排水方式，雨水自南向北排至湖南路。站内除雨水外的其余废水排入集水井。生活污水先经过化粪池的简单净化，然后排入湖南污水系统。方案优于方案I。16土石方情况填方量约为3418 m，挖方量约为1800m，约需购土1618m，购土费用约5.6万元。填方量约为3580 m，挖方量约为1800m，约需购土1780m，购土费用约6.2万元。方案I优于方案。17站用电源施工电源就近引接，引接长度10kV电缆线路为0.2千米,电缆采用YJV22-10-350。同左两方案相同。18施工条件站址位于城区，交通方便，施工条件较好。同左两方案相66、同。19资料收集和站址协议已取得XX市规划、国土等有关部门批复文件。同左两方案相同。4.3 站址结论虽然站址在交通条件、排水条件、线路投资经济方面优于站址，但站址拆迁赔偿、地貌地形优势明显，并且站址I土石方工程量优于站址。综合考虑推荐站址为XXXX110kV变电站站址 。5 变电工程设想5.1 工程建设规模及电气主接线5.1.1 工程建设规模表5.1.1-1 站址方案技术经济对比表项目远景本期变压器容量（MVA）350150110kV出线（回）2210kV出线（回）3612无功补偿（Mvar）33.6+34.813.6+14.85.1.2 电气主接线（1）各级电气主接线 110kV远景出线2回67、，采用扩大内桥接线；本期出线2回，采用内桥接线，均从站区东侧架空出线。 10kV远景出线36回，采用单母线四分段接线；本期出线12回，采用单母线分段接线，均从站区东侧电缆出线。（2）各级中性点接地方式 110kV侧为直接接地系统，变压器110kV中性点具备不直接接地的条件。 10kV侧中性点采用经消弧线圈接地系统。10kV每段母线电缆总长度为 28km、电缆出线截面为300 mm2，经计算10kV母线电容电流为80A，故10kV侧需加装消弧线圈，经计算，消弧线圈容量为 630kVA。 电气主接线见附图：（HDS-B1302K-D0101-01）5.1.3 通用设计方案本工程采用国家电网公司输变68、电工程通用设计110（66）750kV智能变电站部分（2011版）110-A2-4方案。该站址位于负荷中心，110kV电源进线走廊及10kV电缆出线通道均已确定，交通、运输、施工和运行条件均很方便。本地区抗震设防烈度为7度，该站址所处污秽等级为d级区（如截图所示）。工程地质、水文条件满足建站要求。本站位于XX市老城区中心，解放路中段，儿童公园北边，人口密集，没有可利用的空闲土地，地面附着物密布，征地、拆迁费用较高，为减少占地面积，符合城市规划建设要求，因此本站设计为全户内变电站。为减少对周边居民生活的影响，本站110kV设备选用户内SF6气体绝缘组合电器，既节省占地面积又能提高供电的可靠性，还69、可减少维护次数。5.2 短路电流计算及主要电气设备选择5.2.1 短路电流计算根据系统2020年最大运行方式，经计算，110kVXXXX变电站母线短路电流、冲击电流及短路容量见下表。表5.2.1-1 短路电流计算表短路点位置系统阻抗短路电流(kA)冲击电流(kA)短路容量（MVA）110kV0.07626.584916.79151311.5810kV（分列）0.346115.892540.5257289.020110kV（两台并列）0.211226.047166.4202473.6931根据以上计算结果，10kV采用分列运行方式，110kV、10kV的设备开断电流分别选为40kA和31.5kA70、。5.2.2 主要电气设备选择主要电气设备均采用国网通用设备。变压器选用低损耗、检修周期较长的三相双绕组自冷式有载调压变压器。额定容量为50MVA；两侧电压等级为110、10kV；短路阻抗电压为Ud=17%；连接组标号为YNd11。110kV设备选用户内三相共箱式SF6气体绝缘组合电器，断路器单列布置。 10kV设备选用户内金属铠装移开式开关柜，双列布置。 每台变压器无功补偿容量为13.6+14.8Mvar，电容器选用户内框架式成套电容器设备，单星形接线，开口三角保护。串联电抗器布置采用三相一体后置，电抗器为干式、铁芯，电抗率取5%。每台变压器配置一台消弧线圈，消弧线圈容量630kVA。10k71、V侧主变进线采用3(TMY-3125)。5.3 电气布置5.3.1 电气总平面布置本站总平面布置按照最终规模设计，并留有扩建余地。根据系统和线路设计要求，110kV向南架空出站，10kV电缆沿电缆隧道出线，沿公路两侧敷设。该设计方案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）中110-A3-3方案。该站为全户内型，主体建筑为配电装置楼，电气设备均布置在该楼内，该楼南北长40.8m，东西宽20m，地上二层，地下一层。站内设有道路，便于设备运输、吊装、检修及运行巡视。变电站的主大门设在变电站东北角，大门朝东。站区南北长62.8m，东西宽38m。站区围墙内占地72、面积约2386.4平方米，合 3.58亩。 电气总平面布置见附图：（HDS-B1402K-D0101-02）5.3.2 各电压等级配电装置布置（1） 主变压器布置主变压器为户内布置，不考虑就地吊罩检修。110kVGIS通过LGJ-300/40与主变高压套管连接，10kV开关柜通过2（TMY-12510）铜母线与主变连接。本期建设#1、2主变压器。远期在预留位置建设3主变压器。（2） 110kV配电装置110kV GIS布置在配电装置楼一层110kV配电装置室内，GIS采用户内共箱式，断路器单列布置，架空进出线。远景规划2回架空进线，本期建设2回架空进线。（3） 10kV配电装置10kV配电装置73、布置在配电装置楼一层10kV配电装置室内，采用户内交流金属封闭开关柜双列面对面布置，两列开关柜之间的母线由封闭母线桥联接，开关柜至进线穿墙套管处亦由封闭母线桥联接。主变压器进线采用铜排，出线及电容器等均采用电缆出线方式。（4） 10kV电容器组布置10kV电容器组采用框架式电容器，布置在配电装置楼二层，架空进线。电容器室东墙外设吊装平台。远景共建设6组电容器，分别布置在三个10m4.2m的房间内。本期建设#14电容器组。5.3.3 接地根据110kVXXXX变电站可行性研究岩土工程勘测报告书中。初步判定站址区地下水对混凝土结构有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋有微腐蚀性，土壤呈弱酸性。另根据国74、家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）国家电网生技2012352号第14.1.1.2条，“对于室内变电站及地下变电站应采用铜质材料的接地网。”由于110kVXXXX变为全户内变电站，因此该站主接地网选用铜接地网。根据地下水对钢材的腐蚀情况，经热稳定计算，本站推荐室外水平均压带及接地引上线均采用404 mm 扁铜；垂直接地体采用17.2 的镀铜钢棒。在配电装置楼各层及各房间内敷设水平接地环形网，各层环形网互相连接并与室外网连接形成总接地网，该接地环网采用606 mm 镀锌扁钢。总接地网接地电阻应满足R2000/I。按十八项反措要求，变电站控制室及保护小室应独立敷设与主接地网紧密连接的二次等75、电位接地网。因此，在主控制室、敷设二次电缆的沟道、就地端子箱等处设等电位铜排-254。5.3.4 对侧间隔扩建无扩建5.4 电气二次5.4.1 变电站一体化监控系统及其设计原则新建变电站根据国网电科2012143号文要求，按照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（2013年版）进行设计。5.4.1.1网络结构（1）变电站一体化监控系统采用开放式分层分布式系统，采用“三层一网”结构，“三层”为站控层、间隔层、过程层，“一网”为站控间隔层网络。（2）站控间隔层网络根据国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定站控间隔层网络MMS、SV、GOOSE、SNTP共网传输76、，站控层设备通过网络与站控层其他设备通信，与间隔层设备通信，采用单星型结构。（3）间隔层主变保护装置直采直跳，采用点对点直接采样方式，跳各侧开关分别通过与各侧智能终端之间的GOOSE点对点光缆，10kV保护采用常规跳闸方式。110kV备自投通过点对点光缆直采直跳，10kV分段备自投通过控制电缆采样，点对点光缆跳闸。低频低压减载装置采用光纤采样，电缆跳闸。主变非电量保护就地跳变压器两侧开关（采用电缆直跳）。（4）过程层本工程不配置单独的过程层网络。110kV电压等级过程层GOOSE报文及采样值报文采用点对点传输方式。10kV电压等级过程层GOOSE报文通过站控层网络传输。5.4.1.2系统设备配77、置方案(1)站控层设备配置站控层设备按变电站远景规模配置。包括主机兼操作员工作站、数据通信网关机、图形网关机、数据服务器、综合应用服务器及网络打印机等设备。站控层设备按照变电站远景规模配置。 1）站控层主机兼操作员工作站双套配置，站控层数据库以及主接线图等按变电站远景规模设置。 2）数据通信网关机接入站内的三态数据、计量、录波、PMU、状态监测、电能质量、辅助系统数据信息，可以为远方调度主站提供变电站全景数据，为在调度主站实现各种高级应用提供的可靠的数据来源。 区数据通信网关机双重化配置；区数据通信网关机单套配置；/区数据通信网关机单套配置，本工程共配置数据通信网关机4台。3）配置1台图形网关78、机，通过可视化建模和渲染技术，将数据和图形相结合，实现变电站设备运行状态、设备故障等信息图形化显示功能，为运行监视人员提供直观、形象和逼真的展示。 4）配置1台综合应用服务器，接收在线监测、计量、电源、消防、安防、环境监测等信息采集装置（子系统）的数据，进行综合分析和统一展示，对外提供在线监测分析结果以及辅助应用监视与控制功能。 5）配置1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。6）取消装置屏柜上的打印机，配置两套网络打印机，通过站控层和间隔层网络通信打印全站各装置的保护告警、事件等。 （2）间隔层设备配置原则 间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置79、故障录波装置、电能计量装置等设备。间隔层设备按照变电站本期规模配置，并考虑扩建需求。 继电保护具体配置详见元件保护章节部分。全站配置公共测控装置2台，110kV进线、桥、母线按间隔分别配置智能测控装置1台，10kV采用保护测控计量一体化装置。 电能计量装置具体配置详见非关口电能计量系统章节部分（3）过程层设备配置 过程层设备包含智能终端和合并单元，完成变电站断路器、隔离开关的信号采集、处理和控制，以及常规电磁式互感器采样值信息的采集和处理。根据国家电网公司办公厅（2013）3号文件，110kV使用合并单元和智能终端装置集成的装置，合并单元和智能终端集成为智能组件分散布置于配电装置场地智能控制80、柜或开关柜内。过程层设备按照变电站本期规模配置，并考虑扩建需求。智能组件配置原则，110kV进线间隔配置一台智能组件；110kV 桥间隔合配置一台智能组件和一台合并单元；主变压器高压侧配置一台智能组件；主变压器低压侧配置一台智能组件和一台合并单元；10kV间隔除主变外不配置合并单元及智能组件；主变压器本体配置一台智能组件。 5.4.1.3网络通信设备本工程交换机采用满足现场运行环境要求的工业交换机，并通过电力工业自动化监测机构的测试，满足DL/T860标准。 本工程三层设备统一组网，采用的单星型网络结构，站控层MMS、SV、GOOSE、 SNTP报文共网传输方式。站控层网络交换机：配置1台I区81、中心交换机，1台II区中心交换机，交换机端口数量应满足站控层设备接入需求，按24个100M电口和4个1000M光口配置。 间隔层网络交换机：网络设备柜内配置2台间隔层交换机； 10kV开关柜室配置4台间隔层交换机，本期配置3台。每台交换机端口数量满足间隔层设备接入和与站控层连接需求，按24个100M电口和4个1000M光口配置。 过程层网络交换机：110kV、10kV 电压等级不配置独立的过程层网络。5.4.1.4系统功能变电站一体化监控系统按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（试行）的82、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。5.4.1.5元件保护配置原则（1）主变压器保护配置 主变压器微机保护按主、后分开单套配置，每套保护均采用独立的直流电源，电流取自不同的合并单元；非电量保护功能由本体智能终端实现。保护应能反映被保护设备的各种故障及异常状态。 配置主变差动保护，动作瞬时跳主变各侧开关。高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作83、延时跳开变压器各侧断路器；配置中性点间隙电流保护、零序电压保护，保护动作延时跳开变压器各侧断路器；配置零序电流保护。低压侧配置限时速断、复合电压闭锁过流保护。各侧均配置过负荷保护，保护动作于发信。主变主保护及后备保护装置直采直跳，采用点对点直接采样方式，通过与各侧智能终端之间的点对点光缆跳各侧开关。变压器保护跳10kV分段断路器、闭锁备自投等可采用点对点方式实现。主变本体配置1台智能终端（完成主变非电量保护和本体测控功能）、合并单元1台（完成中性点CT采集），下放到主变本体旁组本体智能组件柜。非电量遵循国网要求，采用就地直接电缆跳闸，信息通过主变高压侧测控装置上传。 （2）10kV保护配置 184、0kV采用保护、测控、计量、录波一体化装置，就地安装于开关柜内。一体化装置采用以太网接口接入站内计算机监控系统通信规约采用DL/T 860。线路保护配置微机型电流速断保护、过流保护及三相重合闸。 电容器保护配置微机型电流速断保护，过流保护，以及过压、失压、电压差动保护、过负荷保护、非电量保护。 分段保护配置微机型电流速断及过流保护。接地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。5.4.2 交直流一体化电源系统本站配置一套直流、站用、UPS、直流变换电源(DC/DC)智能一体化电源系统。建立一体化站用电源监控平台，平台与站控层通信使用DL/T 860规约1.交流电源系统 站用电85、380V电源由#1、#2接地变压器低压侧取得。站用电为380/220V交流三相四线制中性点直接接地系统，采用单母线分段接线形式。站用负荷分布在、两段低压母线上，对于重要负荷，采用双回路供电。在各级电压配电装置处设有检修电源箱，以供给检修电源。站用电柜通过电缆向GIS间隔智能组件柜内交流电源并联回路及开关柜顶低压交流小母线两端分别供电。站用电不得环网运行。站用电柜由2面交流低压配电柜组成，装于二次设备室内。2.直流系统 直流系统电压采用220V，装设一组阀控式密封铅酸蓄电池。考虑UPS、通信负荷容量，蓄电池容量按电气负荷事故放电2小时，通信负荷事故放电4小时进行计算，容量为300Ah，蓄电池数量86、为104只。蓄电池配置一套高频开关充电装置（按N+1方式配置5块20A充电模块）进行充电、浮充电。直流系统采用单母线分段接线。直流供电采用辐射式方式供电，由直流馈线柜直接供电给各用电单元。本工程直流屏共5面，其中直流充电柜1面，直流馈线柜1面，蓄电池柜3面，布置在二次设备室内。 3.交流不间断电源系统 本工程配置1套220V交流不间断电源系统（UPS），设置一台容量为5kVA逆变电源装置，作为监控主机等设备的不间断电源，逆变器电源正常由站用交流供电，交流消失时自动切换，由变电站直流馈线柜供电。 4.站用通信电源 站用通信电源由站内直流系统的DC-DC装置供电，配置两套DC/DC装置，每套容量为87、48V/60A。DC/DC装置的模块按N+1考虑备份模块。DC-DC装置提供标准通信接口，将系统运行状态、主要数据等信息通过DL/T 860通信规约上传至一体化电源系统的总监控装置。 本站配置1 面通信电源柜，布置在二次设备室内。5.一体化电源监控部分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模块通信，一体化监控装置以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。（1）交流电源监控设置2个进线监控模块实现进线电源监控和备用电源自动投切功能，每面馈线柜根据馈线数量和重要性设置12个馈线监控模块，设置交流总监控模块，进88、线监控模块和馈线监控模块通过总线方式与交流总监控模块通信上传信息，并接收交流总监控模块下达的控制指令。（2）直流电源监控直流电源中每套充电装置配置1台直流监控装置，每组蓄电池配置1套在线监测装置，每面馈线柜根据馈线数量设置23个馈线监测模块，每面馈线柜配置1台直流绝缘监察装置，具备交流窜直流故障的测记和报警功能。蓄电池在线监测装置、馈线监测模块、直流绝缘检察装置通过总线方式与直流监控装置通信上传信息，直流监控装置可以实现数据的分析、处理，并通过网口方式接入一体化监控装置。（3）通信电源监控DC/DC装置配置1台通信监控装置，每面馈线柜根据馈线数量设置23个馈线监测模块，馈线监测模块与通信监控装89、置通信，通信监控装置通过网口方式接入一体化监控装置。（4）UPS电源监控设置逆变电源监控模块，实现对逆变电源的监控和管理，并通过网口方式接入一体化监控装置。5.4.3 时钟同步系统变电站配置一套公用的时钟同步系统，主时钟应双重化配置，实现站内所有对时设备的软、硬对时。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，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。系统预留与地基时钟源接口。 站控层设备采用SNTP对时方式。间隔层和过程层设备采用IRIG-B（DC）时码、1PPS时间方式。 本工程配置1面时间同步系统主机柜，布置于二次设备室内。5.4.4 其他二次系统（1）智能辅90、助控制系统全站配置1套智能辅助控制系统，系统实现图像监视及安全警卫、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、统计和其它处理。系统内所有设备均采用模块化设计方式，按照功能模块，划分为多个子系统，由智能管理机统一管理。各个子系统既可独立运行，又能相互联系，进行信息交互，实现整个系统的智能联动功能。本系统主要包括以下子系统：（1） 环境监测子系统：主要监测变电站内的环境温湿度、浸水，以及SF6浓度情况，根据以上各项实时数据的变化情况可以自动启停空调及灯光、风机等设备，实现自动联动。91、本系统含SF6气体在线监测功能，根据电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）“在SF6配电装置室低位区应安装能报警的氧量仪或SF6气体泄漏报警仪，在工作人员入口处也要装设显示器。这些仪器应定期试验，保证完好。”本工程在110kV配电装置室、10kV配电装置、电缆半层的入口处装设SF6气体泄漏报警仪。SF6气体泄漏报警仪的报警节点输入至监控系统。（2） 智能控制子系统：主要实现对站内相关设备的智能控制，如空调、风机，以及灯光等。可以实现对以上设备的远程启停、巡视等操作，也可根据预设的参数，实现对以上设备的自动联动控制。当站内有火警发生时，自动切断空调、风机的电源，防止事故规模快速扩大。（3） 92、火警监测子系统：在110kV GIS室及10kV开关柜室设置对射型烟感探测器，二次设备室、消弧线圈室、电容器室等设置烟感探测器，并将探测器的信号接入到监控系统中，一旦出现警情，系统自动告警，同时自动联动相关设备，如摄像头、灯光等。（4） 图像监控子系统：主要将变电站现场的各种设备运行情况、现场环境情况通过远程图像直观的显示出来，确保变电站的安全运行，并且与灯光进行联动。本工程在110kVGIS室、10kV配电装置室、主变压器、电容器室等安装摄像头。本系统可作为变电站顺序控制功能的辅助判据。（5） 安全防护子系统：在周界围墙、大门，以及各重要区域安装探测器，当有人非法进入这些重要区域时，系统发出93、告警，启动当地声光报警，并联动相关设备，起到阻吓作用。同时告警信息发送到XX供电公司变电运维工区，相关人员立即赶往现场处理。图5.4.4-1 智能辅助系统功能框图（2）非关口电能计量系统110kV进线、主变高压侧各配置1块数字式三相四线制多功能电能表，支持DL/T860.92（IEC61850-9-2）标准，以点对点方式采集电流电压信息。二次设备室内组屏安装。主变低压侧、10kV出线各配置1块电子式三相四线制多功能电能表，开关柜内分散安装。电能计量装置有功精度为0.5S级、无功精度为2.0级。2个独立RS485接口，DL/T645-2007,波特率1200、2400、4800B/S。可与电能量94、远方终端进行串行通信。电能计量系统配置1台电能量远方终端，串口采集表计信息，通过调度数据网接口与主站通信；采用机架式结构，安装于二次设备室电能表屏上。5.4.5 二次设备组柜及布置5.4.6.1变电站二次设备柜体结构、外型及颜色均应统一。站控层设备组柜集中布置于二次设备室室。间隔层设备采用集中布置和分散布置结合的方式。二次设备室，主要布置有监控主机柜、服务器柜、数据通信网关机柜、远动柜、公用柜、智能辅助系统主机柜、一体化电源系统柜、主变保护测控柜、主变电能表柜等设备。5.4.6.2设备组屏方案（1）站控层设备1）配置2套主机兼操作员站（监控系统含五防闭锁功能、小电流接地选线功能），放操作台上。95、2）I区数据通信网关机2台、站控层网络交换机2台及控制室内间隔层网络交换机1台，智能接口装置1台，组 1 面屏，置于二次设备室。3）配置1套数据服务器，II区数据通信网关机1台，防火墙1台，交换机1台，组1面屏，置于二次设备室。4）配置1套综合应用服务器，III/V区数据通信网关机1台，隔离装置2台，组1面屏，置于二次设备室。5）配置1套图形网关机，放操作台上。6）网络打印机一台，放操作台上。（2）间隔层及过程层设备1）主变保护测控屏2面（每台主变组1面屏），置于二次设备室。其中#1主变保护测控屏含主保护1套，高后备保护测控装置1套，低后备保护测控装置1套； #2主变保护测控屏含主保护1套，高96、后备保护测控装置1套，低后备保护测控装置2套。2）主变本体智能控制柜2面（每台主变组1面屏），下放布置于主变区。每面含本体智能组件1台，完成主变非电量保护功能；合并单元1台，采集中性点和间隙CT量。3）110kV进线间隔智能汇控柜2面（每条110kV进线1面），下放布置于110kV配电装置区。每面含智能组件1台，测控装置1台。4）110kV内桥间隔智能汇控柜1面，下放布置于110kV配电装置区。每面含合并单元1台，智能组件1台，保护测控装置1台。5）主变110kV进线间隔智能汇控柜2面（每个进线间隔1面），下放布置于110kV配电装置区。每面含智能组件1台。6）110kV母线间隔智能控制柜2面97、（每个间隔1面），下放布置于110kV配电装置区。每面PT智能柜含母线智能组件1台，测控装置1台。7）公用测控装置2套组1面屏，置于二次设备室。8）110kV备投装置及10kV备自投装置组1面屏，置于二次设备室。9）低频低压减载组1面屏，置于二次设备室。10）110kV进线、主变高压侧，各配置一台数字式多功能电能表，一台电能量采集终端集中安装在电能表屏上，置于二次设备室。11）10kV出线各间隔配置保护、测控一体化装置，分散布置在10kV开关柜内。12）10kV间隔层网络交换机4台，本期3台安装在10kV开关柜内。（3）其他二次设备1）调度数据网接入设备和二次安全防护设备组1 面屏，置于二次设98、备室。2）全站时间同步系统单独组1面柜，置于二次设备室。3）消弧线圈控制屏1面，置于二次设备室。4）故障录波装置：组1 面屏，置于二次设备室。（4）一体化电源1）站用电组2面屏，置于二次设备室。2）直流充电屏1面，馈线屏1面，蓄电池3面屏，置于二次设备室。3）UPS电源屏1面，置于二次设备室。4）通信电源屏1面，置于二次设备室。5.5 站区总体规划和总布置5.5.1 站区总体规划XXXX110kV变电站站址I位于山东省XX市老城区，曹州路以南，解放大街以东，环城公园以北，原老看守所院内。在综合考虑周围环境、建设规模、进出线方向、水源、供排水条件、交通运输等因素的基础上，进行站区总体规划。11099、kV向南架空出线，10kV在变电站向南电缆出线；主要建筑物朝向根据进出线方向和采光的要求，采用东西方向布置。 进站道路自站区西侧入口向西与解放大街相接（解放大街现有宽度5.5米），进站道路总长约63.7米，交通便利。5.5.2 总平面及竖向布置站区总平面布置1）站区根据国家电网公司输变电工程通用设计110（66）500kV变电站分册110-A3-3方案进行总平面布置并优化。2）本工程110kV、10kV设备布置和主变均布置在户内，主变散热器露天布置。工程征地按远期一次征用，征地面积约3470m2,合5.21亩。3）综合楼东西长布置，综合楼东西长40.8米，南北宽20米，长方形布置。 4）110100、kV、10kV配装置布置在综合一层。110kV架空向南出线，10kV通过电缆沟向南出线，在站内南侧道路修电缆隧道通至解放街。站内设环形道路，转弯半径9.0米运输方便。站区建筑物及构筑物地面均为填方。 5）变电站主入口在站区西面南端，站外道路向西接入解放大街，进站道路长53.7m。6）站区道路按消防通道宽4.0米设置。 站内道路采用城市型道路，预制混凝土路缘石，路面为混凝土路面。道路中心标高低于场地100mm。站内环形干道即主变压器运输及消防道路宽取4.0m，转弯半径为9.0m，断面总厚度500mm。建构筑物的引接道路，转弯半径根据实际定。进站道路路面宽度4.00m，断面总厚度500mm，预制混101、凝土路缘石，道路两侧采用混凝土挡墙。转弯半径取9.0m。7）总平面布置按“两型一化”要求，在满足工艺、功能要求的前提下，充分考虑了防火、卫生、检修、生态环境以及与周围环境协调各方面的因素，尽量减少占地及建筑物面积。表5.5-1 站区主要技术经济指标序号项目名称单位数量备注1站址总用地面积h0.37402站区围墙内用地面积h0.311（1） 站区竖向布置1）站区地形较平坦，地面高程为50.00米左右。根据地形特点，站内最低点场地设计标高取50.80m，雨水由东向西用道路排至解放大街, 站区排水坡度为0.3。站区道路采用城市型，路面低于相邻地面0.10米，地面排水均排至路面。站区防洪采取站区设计地102、面标高高于50年一遇洪水位。站区50年一遇洪水50.50m，自然地坪高程约为50.00m，低于50年一遇洪水位，站内最低点场地设计标高取50.80m，所以本工程全部为填土。站内除雨水外的其他污水，通过排水管道，排入解放大街城市污水系统。根据电气要求，站区电缆遂道主要断面为：2.02.5米，全现浇钢筋砼结构，支架采用复合支架，用于110kV架空进出线、10kV电缆进出线。主变油池至事故油池采用150铸铁管。生活污水排污采用200陶瓷管。站外排水管道采用300砼管，埋深-0.70米5.6 建筑规模及结构设想5.6.1 建筑规模及设想建筑设计的原则应符合“两型一化”设计导则，采用通用设计方案，以减少103、建筑面积、房间布局合理、满足工艺要求、满足防火、卫生要求为主，同时还要力求做到以人为本、方便运行管理，建筑形式既要美观大方、简洁实用，又要体现工业建筑、清新明快、庄重严肃的特点。 站内主要建筑是配电装置楼，地上二层，地下一层，建筑总面积约为1506m2。地上一层设10kV配电装置室、GIS室、变压器室、接地变室及卫生间等；二层为电容器室、二次设备室、安全工具室、接地变室，地下一层为电缆半层，层高2.7m。外墙采用浅灰色外墙漆，挑檐及雨棚为国网色外墙漆装饰。内墙面全部采用白色乳胶漆粉刷，仅卫生间内墙面采用瓷砖墙面、地面。二次设备室采用防静电耐火架空地板，110kV、10kV配电室采用自流平涂料楼104、地面，电缆半层采用耐磨水泥砂浆地面，走廊、楼梯间采用防滑地砖楼地面，其他房间均采用水泥砂浆地面。墙体材料结合当地实际情况，选用节能环保、经理合理的材料，例如：加气砌块等。一般承重砌体采用蒸压灰砂砖，填充墙采用加气小型砌块。地方性其他建筑材料如砂子、石子等品质优良，均能满足工程要求。5.6.2 结构设想（1）地质条件（参考万家新城A区、B区岩土工程勘察报告）。XXXX站址区的设计地震动峰值加速度为0.15g（相应的地震基本烈度为7度），地震动反应谱特征周期为0.45s。场地类别为类，第四系覆盖层较厚，地表无断裂带通过，无液化土层，场地稳定性较好，适宜工程的建设。拟建场地岩性主要为第四系全新统冲积105、层（Q4al）岩性主要为粘性土、粉土。 地基（岩）土承载力特征值建议采用：粉土（Q4al）： fak=105kPa；粉质粘土（Q4al）： fak=100kPa；粉土（Q4al）： fak=130kPa；粘土（Q4al）： fak=85kPa；粉土（Q44al）： fak=145kPa；粉质粘土（Q4al）： fak=165kPa；粉土（Q4al）： fak=150kPa。（2）主要结构方案 1） 110kV生产综合楼的建筑抗震设防类别为丙类，建筑结构安全等级为二级，所在地区的抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度0.15g，设计地震分组为第一组；其建筑场地类别为III类，地震动反应谱特征为0106、.45s。框架抗震等级为二级。110kV生产综合楼为框架结构，基础采用钢筋混凝土筏板基础；楼板及屋顶采用钢筋混凝土现浇板。 2） 主变压器基础主变压器基础采用钢筋混凝土筏板基础，事故油坑底板及侧壁采用素混凝土浇筑。（3）地基处理根据地址资料，由于存在软弱下卧层，生产综合楼采用复合地基，采用水泥搅拌桩处理至层粉土作桩端持力层，处理深度约5.6米，综合楼基础采用筏板基础。5.7 供排水系统打50m400机井一眼,站内用水主要包括生活用水、消防用水等。饮用水采用外购桶装水。生活用水管道采用枝状布置，消防给水采用外包塑内衬塑的复合钢管。站内地表雨水采用路面明排水方式，雨水自东向西沿路面排至解放大街雨水107、系统。室外生活给水管道采用外包塑内衬 塑复合钢管，消防给水管道采用镀锌无缝钢管。采用168镀锌钢管连接城市消防管道，为消火栓提供水源。生活污水先经过化粪池的简单净化后排入集水井，事故油池内的污水经隔油处理排入集水井，然后经过下水管道然后排入解放大街污水系统。5.8 采暖、通风、空气调节系统冬季站内建筑采用电热采暖和冷暖两用空调机相结合的方式维持所需的室内温度。 二次设备室等设置有热泵式空调机的房间冬季利用空调机供暖。生产综合楼建筑通风以自然通风为主，事故通风设自然进风机械排风系统。建筑二次设备室、警卫室采用风冷分体式空调机用于夏季降温。5.9 消防系统5.9.1 消防设计原则消防设计主要依据现108、行规程、规范，遵循“预防为主，防消结合”的原则，立足自救，消防系统力求技术先进、实用、经济合理。5.9.2 消防措施主变消防采用室外建一座综合消防棚，其内放置移动式灭火器等消防器材，并设有砂箱。站内建筑物内配置移动式干粉灭火器。根据现行规范规定，站内主要建筑物分为戊、二类建筑，且体积大于3000立方米，在主要建筑物外设置室外消火栓。消防水量为15LS，延续时间为2h，一次消防用水总量为108立方米，考虑在火灾延续时间内的消防补水量，选用100立方米的消防蓄水池较为经济、合理。在泵房内安装两台消防泵（一用一备），为室外消火栓提供水源。6 线路路径选择及工程设想6.1 概况本工程远期规划从220k109、V蔡庄变出线110kV两回至XXXX变，本期新建由110kV南西线路开断至XXXX站的送电线路，路径为自解放路南段（长江路侧）沿路一直向北敷设至解放路北段（中华路北侧）。由于其路径全部在市区中心区，沿街全部为行政办公场所及商业办公楼，解放路东西两侧建筑物距解放路最宽敞处距离为7米，最窄处即北段站址所在地建筑物直接临路，无人行道及停车区。我公司多次向政府主管部门沟通申请利用占地空间较小的钢管塔进行线路架设，市委市政府及规划部门也高度重视，多次召开协调会进行沟通协调，但根据规划部门现场勘测落实，鉴于XXXX片区城市控制性详细规划以及解放路两侧高层建筑及商住小区相对集中的情况，规划部门建议110kV110、XXXX站建设使用电缆线路，并结合解放路管沟综合治理工作由政府部门出资统一安排电缆通道问题。所以本次线路通道无法架空架设，两回线路全部采用电缆敷设。路径长度22.5km。电缆采用YJLW03-110-1630交联聚乙烯绝缘电力电缆。设计气象条件：最大风速27m/s，最大覆冰厚度10mm（相应风速10m/s），最高气温+40。污区划分：全线按d级污区标准配置绝缘。6.2 路径方案概述6.2.1 变电站进出线图6.2.1-1 XXXX变进出线示意图6.2.2 路径选择送电线路的路径选择是线路设计的重要内容之一，其是否合理直接关系到线路的经济技术指标，影响到工程投资，与工程的施工方便、工程质量、运行111、安全等密切相关，因此从国家建设利益出发，本工程把路径方案选择放在设计的首要位置，对路径进行方案的优选。选定路径方案详细描述如下： 本工程两回线路均由110kV南西线路电缆开断，开断点位于长江路与解放路交叉口东北角。长江路与解放路口开断处长江路与解放路交叉口开断110kV南西线，分别将XXXXI、II线接在南郊站和西郊站上，然后向北钻越长江路，沿解放路东侧向北敷设电缆（中间经过中华路、中山路、环城河），至儿童公园北侧后右转进入变电站。本工程线路路径全线位于城市中心，解放路两侧门市房屋密集，多家政府行政办公单位及多个高层商住小区均位于通道内道路两侧，无法采用架空方式进行架设。解放路环城河解放路沿街112、门市解放路沿街门市解放路沿街门市曹县XX变站址解放路卫星图片本工程路径长度2.5km，全部为电缆线路。全线钻越道路4次，拟采用拱管敷设，过河1处，拟采用桥架敷设，其余路径采用电缆排管敷设。线路地形：均为城市平地，交通条件良好，施工困难。线路路径详见110kVXXXX变送电线路路径图。 6.2.3 路径协议以上路径方案已征得当地人民政府及有关部门的同意，现汇总如下：表6.2.3 全线路径协议汇总表序号联 系 单 位接洽人协议或了解事项协议情况备注1国防科工办民爆处孙处长沿线军工设施无影响2山东省地矿局地矿处焦秀英沿线金属矿产分布无影响3山东省地震局林金师沿线地震监测设施无影响5XX市传输局张磊沿113、途通讯线路无影响6XX军分区作训科马鸣沿线省军区所属军事设施无影响7XX市文体局王干事沿线文物已知分布无影响8XX市水利局王主任沿线跨越河流无影响9XX市公路局李主任沿线公路设施无影响10XX市规划局肖科长路径通过事宜已批复6.3 气象条件6.3.1 设计最大风速情况基本风速的取值是送电线路工程设计中很重要的一项工作。基本风速、基本高度、重现期的取值标准，依据110750kV架空输电线路设计规范（报批稿），采用离地10m高、30年一遇、10min基本风速，并不宜低于23.5m/s。到目前为止，气象科学还不能确定历年最大风速之间的确切关系，因此，可以把它当作随机变量来看待，用数理统计理论来计算各114、种概率下最大风速数值。我们通过对初勘期间收集到的沿线气象台(站)的最大风速资料的整理计算，得到XX市30年一遇10米高处的10分钟自记平均年最大风速不超过27m/s。参照山东省建委推荐的山东风压取值及基本风压分布图，并参考沿线附近已经运行多年的110kV线路，如110kV杜赵线，设计最大风速均为30m/s，运行情况良好。结合上述情况经综合考虑，本工程基本风速取为27m/s（离地面10m高处、30年一遇、10min平均最大风速）。6.3.2 设计覆冰情况，有无重冰区送电线路设计冰厚的选取对线路的安全性和工程的造价有很大的影响。目前，由于对覆冰情况缺乏系统的观测资料，只能根据积累的一些覆冰资料及现115、场访问冰灾情况，结合高压线对冰承受能力的运行经验来确定设计冰厚。根据向XX气象等部门调查、了解以及现场查访当地村民：线路所经地段历史上均未出现过较大的覆冰情况，没有出现因导线覆冰造成倒杆、断线等事故。通过以上调查、分析、论证，按照国家标准110750kV架空输电线路设计规范（GB50545-2010）要求“设计气象条件，应根据沿线的气象资料和附近已有线路的运行经验确定”，在分析沿线覆冰资料的基础上，参考110kV杜赵线等线路，设计覆冰厚度取10mm，运行多年来，情况良好。参照以上情况，本工程最大覆冰厚度取10mm，相应风速10m/s。6.3.3 气温、雷暴日及冻土深度根据向XX气象部门的收资，116、结合附近110kV线路设计气象条件，确定本工程设计最高气温40，设计最低气温取-20，年平均气温取10。年平均雷暴日取30天/年。6.3.4 气温、雷暴日及冻土深度根据向XX气象部门的收资，结合附近110kV线路设计气象条件，确定本工程设计最高气温40，设计最低气温取-20，年平均气温取10。年平均雷暴日取30天/年。6.3.5 设计采用的气象条件一览表根据规程指出的“设计气象条件，应根据沿线的气象资料和附近已有线路的运行经验”确定，经收资归纳统计整理，并结合全国典型气象区，确定本工程设计气象条件汇总如下表。表6.3.4-1 全线设计气象条件项 目气 温（）风 速（m/s）覆冰厚度（mm）最高117、气温4000最低气温-2000平均气温1000基本风速27-50操作过电压10150雷电过电压15100安 装-10100带电作业-1000覆 冰-510导线10/地线15雷暴日数（d）30冰密度（g/cm3）0.96.4 电缆6.4.1 概述本工程全线采用电缆敷设方式。电缆选用YJLW03-64/110-1630型铜芯电力电缆，线路长度22.5km，全线钻越道路4次，拟采用拱管敷设，过河1此，拟采用桥架敷设，其余路径采用电缆排管敷设。6.4.2 电力电缆及附件的选型本工程电缆拟选用YJLW03-110-1630交联聚乙烯绝缘电力电缆，导体介质为铜质，单芯电力电缆。根据电缆在不同敷设方式下的载118、流量，电缆截面选择如下：YJLW03-110-1630型交联聚乙烯单芯电缆最高长期工作温度下载流量为860A（电缆排管方式敷设下）；YJLW03-110-1400型交联聚乙烯单芯电缆最高长期工作温度下载流量为695A（电缆排管方式敷设下）。本工程拟选用YJLW03-110-1630型交联聚乙烯单芯电缆。表6.4.2-1 电缆参数YJLW03-64/110-1630技术参数1导体标称截面(mm)6302材质铜(Cu)3形状圆形紧压4直径(mm)30.05绝缘标称厚度(mm)16.56绝缘外径(mm)66.57铝护套厚度(mm)2.08护套标称厚度(mm)4.59电缆外径(mm)10010电缆重量119、(kg/km)114411120导体电阻(/km)0.028312电缆电容(F/km)0.20113弯曲半径(mm)1700GIS终端：GIS终端采用干式结构，与GIS组合电器的连接尺寸符合IEC 60859中757mm的规定，其型号为YJZGC 64/110 ，环境温度为-20-+50，适用于电缆截面500 mm2和630 mm2。户外终端：户外终端选用预制式硅橡胶电缆终端。6.4.3 过电压保护、接地及分段本工程电缆线路路径较长，需要多处分段，电缆护层保护方式采用交叉互联接地和经护层电压限制器接地。6.4.4 土建概况本工程全线采用电缆，地质情况良好，由于路径全在城区，施工困难。位于站内的120、电缆借助站内出线电缆沟，站外部分采用电缆排管敷设。6.4.5 通信影响及防护本工程线路影响范围内无重要通信线路，不需采取防护措施。表6.4.5-1 线路机电材料表序号名称型号单位数量备注1高压电缆YJLW03-64/110-1630km15.752电缆附件户内GIS终端支63中间接头（整体预制式）支304电缆护管PE管 160/10米2400 5MPP塑钢复合 160/8米176006电缆井工作井个20 7接头井个68转角井个27 节能、环保、抗灾措施分析7.1 系统节能分析7.1.1 接入系统方案确保技术合理、经济最优110kVXXXX变电站的接入，可进一步优化和加强110kV网架结构，能够121、提高供电可靠性，本期工程接入系统方案可以灵活适应网络潮流变化，网架结构清晰，正常和N-l方式下，各线路潮流分布合理，网络损耗低。7.1.2 导线截面选择满足送电要求。结合电网远景发展，本工程新建线路采用JL/G1A-300/40导线，既满足电力输送，同时节省线路走廊资源，适应电网发展需要。7.1.3 合理配置变电站低压无功设备按照分层分区、就地平衡的原则，合理配置低压无功补偿容量。本期110kVXXXX变电站每台主变低压侧配置24.8 Mvar的电容器，为稳定和调节系统电压提供多种手段，为“以全电网有功功率损耗最小为目标的优化运行和优化调度”创造条件，可以有效降低全网的电能损耗。7.2 变电节122、能分析7.2.1 电气设备节能(1)主变压器选择三相双绕组有载调压节能型低损耗的变压器，冷却方式为自冷（ONAN）。 (2)变电站照明灯具选用绿色、环保的高效节能灯具。(3)站用变采用低损耗变压器，降低变压器空载损耗和负载损耗。 (4)选用全膜介质并联电容器成套装置，介质损耗值小，降低电容器发热量。(5)要求其它有电负荷的专业尽量选用节能产品。(6)严格采用符合国标的设备及导线。7.2.2 站内建构筑物节能本工程建筑物围护材料避免使用实心粘土砖，采用能耗低的蒸压灰砂砖。重视建筑保温节能设计，使墙体的传热系数减小，降低了建筑能耗，减少采暖负荷。同时在保证室内热环境及卫生标准的前提下，做好建筑采暖123、空调以及照明系统的设计，充分利用自然采光和自然通风，采用节能型门窗，提高建筑物的保温、隔热性能，确保单位建筑面积的能耗达标。7.3 线路节能分析7.3.1 线路架设方式选择本工程采用同路径双回路敷设电缆，节约线路走廊，减少房屋拆迁和林木砍伐。7.3.2 电缆材质选择YJLW03-110-1630型交联聚乙烯单芯电缆最高长期工作温度下载流量为860A（排管方式敷设下）；YJLW03-110-1400型交联聚乙烯单芯电缆最高长期工作温度下载流量为695A（排管方式敷设下）。LGJ-300/40型钢芯铝绞线在+70下长期运行允许载流量为746A（被T接线路为架空电缆混合线路），为使两者匹配，本工程124、拟选用YJLW03-110-1630型交联聚乙烯单芯电缆。7.4 环保措施7.4.1 变电环境保护及水土保持(1)噪声防治：110kV变电站运行噪声源主要来自于主变压器等大型声源设备。本项目采用低噪声变压器，排风机选用智能型低噪音通风机。(2)电磁辐射防治措施：1）合理选择站址110kV输电线路的路径和变电站站址的确定按规划部门的要求执行。站址附近没有重要军事、通讯设施及自然环境保护区以及对电磁环境敏感的设施。2） 降低工频电场与磁感应强度根据已投运变电站的实测资料、规程要求，确定变电站的平面布置和对构、支架高度要求，使工频电场强度水平控制在规程范围之内。(3)水土保持：本工程在设计时，根据站125、址地形地貌特点，采取修建挡土墙、护坡、硬化路面、场地雨水排水设计等工程措施，使本工程不会因工程建设造成水土流失。 基础开挖的泥土及时回填，避免水土流失。在进站道路两侧，设置排水沟和护坡，减少雨水冲刷而引起的水土流失。7.4.2 线路环境保护及水土保持根据中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国水土保持法和国务院建设项目环境保护管理条例，本工程在可研阶段已将进行工程环境影响评价和水土保持方案论证，以达到环境保护的目标。（1）防止公害的对策在路径选择时，对乡镇、村庄、规划区等都作了最大限度的避让，线路全部在路边敷设，不沿重要公路敷设，不经过重大建筑物。（2）自然环境保护据现场踏勘调查，中华路段沿线126、树木较多，为保护环境，施工尽量躲开沿路的树木。这样处理不仅减少砍伐树木的赔偿费用，也有利于保护生态环境。（3）社会环境保护据现场踏勘调查，线路沿线有部分门市，为保护环境，不影响门市正常经营，考虑此路段采用拱管敷设。7.5 抗灾措施7.5.1 变电抗灾措施(1)防洪措施：按照有关规程要求，做好变电站的防洪排水设计，变电站地面高程高于50年一遇洪水位和内涝水位，建筑物室内外高差大于300mm。(2)防风设计：建、构筑物的设计严格按照建筑结构荷载规范中关于风荷载的要求进行设计，满足建构物的使用要求。(3)抗震设计：建、构筑物的抗震设计按照建筑抗震设计规范中的要求进行设计，根据当地的抗震设防烈度进行地127、震作用计算和采取抗震措施，满足建筑物的使用要求。8 投资估算8.1 编制依据1. 项目划分及取费标准执行电网工程建设预算编制与计算标准（2006年版）。2. 定额采用电力建设工程概算定额-建筑工程（2006年版）、电力建设工程概算定额-电气设备安装工程（2006年版）、电力建设工程预算定额-送电线路（2006年版）、电力建设工程预算定额-调试（2006年版）、电力建设工程概预算定额-补充本（2006年版）。3. 定额人工工日单价执行关于调整电力建设工程人工工日单价标准的通知（定额201139号），原电定总造200714号文人工费调整规则继续执行。4. 材机调整系数执行电网建设工程概预算定额价格128、水平调整系数的通知(定额20131号)。5. 建筑工程机械价差执行电网建设工程概预算定额价格水平调整系数的通知(定额20135号)。6. 勘察设计费及监理费取费标准执行国家电网公司电力建设定额站发布的关于印发国家电网公司输变电工程勘察设计费概算编制办法（试行）和监理费概算编制办法的通知（国家电网电定20107号）。7. 装置性材料执行相应地区的电力工程装置性材料预算价格（2008版），同时按国家电网公司电力建设定额站发布的关于发布国家电网公司电力工程装置性材料预算价格调整系数的通知（电定200826号）规定进行调整。8. 设备价格参照国网公司(集团公司)近期招标价格计列:材料价格按近期招标价格129、与预算原价找价差;地材价格按照当地近期信息价。9. 基本预备费费率按4%计算。10. 资本金比例按25%考虑，建设期贷款年名义利率为6.55%，不考虑价差预备费。8.2 投资估算本期工程估算动态总投资7071万元，其中变电部分新建工程4895万元，单位造价378.33元/kVA，对侧间隔扩建工程0万元，单位造价0元/间隔；线路部分架空线路工程0万元，单位造价0万元/km，电缆线路工程2004万元，单位造价780.62万元/km；通信工程部分通信设备152万元；光缆通信工程23万元，单位造价8.89万元/km。本工程计划2014年6月开工建设，2015年建成投运.变电总估算表表一甲 建设规模:金130、额单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占静态投资(%)单位投资(元/kVA)一主辅生产工程6522389449349073.21 276.97 (一)主要生产工程5682389449340671.45 270.31 (二)辅助生产工程84841.76 6.66 二与站址有关的单项工程23230.48 1.82 小计6752389449351373.69 278.80 三编制年价差214162304.83 18.26 四其他费用1024102421.48 81.28 其中：1.建设场地征用及清理费3853858.07 30.54 2.基本预备费1831833131、.85 14.55 五特殊项目工程静态投资890238946410244767100.00 378.33 各类费用占静态投资比例(%)19501021100六动态费用128128(一)价差预备费(二)建设期贷款利息128128工程动态投资890238946411524895电缆送电线路工程总估算表表一丁2.5 km金额单位:万元序号工程或费用名称费用金额各项占总计(%)单位投资(万元/km)一本体工程166685.36 666.34 (一)设备购置费127265.17 508.76 (二)安装工程费39420.19 157.59 二辅助设施工程小计166685.36 666.34 三编制年价差132、452.33 18.20 四其他费用24012.31 96.08 其中：1、建设场地征用及清理费432.20 17.20 2、基本预备费753.85 30.02 工程静态投资合计1952100.00 780.62 五动态费用52(一)价差预备费(二)建设期贷款利息52工程动态投资合计2004变电站通讯设备工程总估算表表一甲 建设规模:金额单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占静态投资(%)单位投资(元/kVA)一主辅生产工程123913188.23 10.40 (一)主要生产工程123913188.23 10.40 (二)辅助生产工程二与站址有关的单项工程133、小计123913188.23 10.40 三编制年价差000.20 0.02 四其他费用171711.57 1.36 其中：1.建设场地征用及清理费2.基本预备费663.85 0.45 五特殊项目工程静态投资123917149100.00 11.79 各类费用占静态投资比例(%)82612100六动态费用44(一)价差预备费(二)建设期贷款利息44工程动态投资123921152通信线路工程总估算表表一丁2.5 km金额单位:万元序号工程或费用名称费用金额各项占总计(%)单位投资(万元/km)一本体工程1775.28 6.69 二辅助设施工程小计1775.28 6.69 三编制年价差312.15134、 1.08 四其他费用312.56 1.12 其中：1、建设场地征用及清理费2、基本预备费12.44 0.22 工程静态投资合计22100.00 8.89 五动态费用1(一)价差预备费(二)建设期贷款利息1工程动态投资合计239 附件及附图附件：1、估算表2、协议：县（区）级的规划、国土部门的站址及路径协议。3、对异地新建及增容改造，需提供运检部门出具的书面意见。4、水文、地质报告。5、站址方案技术经济对比表附图：1、现状地理接线示意图2、本工程投产前地理接线示意图3、本期接入系统方案示意图4、远景规划接入系统方案示意图5、电气主接线图6、电气总平面图8、站址位置图9、站址总体规划示意图10、线路路径方案图10、杆塔一览图11、基础图12、电缆断面及工井图（如果有）13、相关区域光缆地理接线现状图14、相关区域光缆地理接线规划图