110kV变电站工程可行性研究报告 88页

'XX110kV变电站工程1总的部分1.1概述1.1.1工程设计的主要依据(1)《110kVXXX输变电工程可行性研究报告》。(2)国家相关的政策、法规和规章。(3)国家现行设计规程、规范。(4)国家电网公司《关于印发〈国家电网公司十八项电网重大反事故措施〉的通知》（国家电网生技【2005】400号）。(5)国家电网公司《110kV变电站通用设计标准》(6)国家电网公司“两型一化”试点变电站建设设计导则。(7)国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册。(8)国家电网科〔2010〕1495号(关于印发《国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定》）。(9)国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定国家电网科〔2010〕1769号。1.1.2工程建设规模和设计范围1.1.2.1工程建设规模(1)项目建设地点：(2)本期建设规模： 表1.1.2.1-1XX110kV变电站建设规模序号名称本期新建远期1主变压器容量及数量1×50MVA2×50MVA2110kV出线回路数2回4回335kV出线回路数3回6回410kV出线回路数8回16回510kV并联电容器（4+6）MVar2×（4+6）MVar610kV并联电抗器(33.35+66.7)kVar2×(33.35+66.7)kVar1.1.2.1设计范围及分工1.1.2.1.1设计范围本工程设计范围为变电站围墙以内的全部生产及辅助生产设施、附属设施的工艺和建（构）筑物的设计，具体项目如下：（1）站内各级电压配电装置和主变压器、无功补偿装置的一、二次接线，过电压保护和接地，电缆敷设和站用照明的设计等；（2）站内通信；（3）站区总平面布置设计和进站道路；（4）站内主控室及附属设施的工艺和构筑物的土建设计及暖通设计；（5）站内、外给排水设施和站内消防设计；（6）编制主要设备和材料清册及工程概算书；（7）环境保护和水土保持；（8）变电站的劳动安全卫生措施；（9）变电站施工及站用备用电源；（10）大件运输方案。1.1.2.1.2设计分工：（1）各级电压配电装置以出线门型架内侧绝缘子串或出线套管、出线电缆头，包括电缆头为界，但不 包括线路阻波器、线路电压互感器或耦合电容器及其连接金具、引下线。（2）不包括载波通信以外的其它通信设计。（3）站区外的生活福利建筑由业主另行委托设计。（4）站区外的给排水工程、大件设备运输，站区征地在签订有关合同后由设计单位配合业主进行设计。1.1.2.1.3列入本工程概算，不属本工程设计的项目1）站外给排水工程设计；2）施工用电及通信设施。1.1站址概况1.1.1站址自然条件拟建站址位于XXX城西北部约3km处，XXX公路（省道221）北侧约100m，XXX工业园的南侧。221省道北侧约100m，交通便利。地理坐标为东经83°34＇6.2＂，北纬46°32＇36.7＂（手持GPS测得）。地貌上属于XXX河冲洪积平原。场地地形较平坦、开阔，地表植被发育，现为农田地，总体地势为北高南低。1.2.2进出线走廊条件根据系统专业规划，110kV出线规划4回，本期建设2回，预留2回出线间隔。根据系统专业终期规划和线路专业的要求，本期110kV向北出线。线路廊道开阔，能满足线路专业的要求。本期35kV出线规划6回，本期建设3回。根据系统专业终期规划和线路专业的要求，本期35kV向南出线，线路廊道开阔，能满足线路专业的要求。本期10kV出线规划16回，本期建设8回。根据系统专业终期规划和线路专业的要求，本期10kV向南出线，线路廊道开阔，能满足线路专业的要求。1.2.3征地拆迁及设施移改的内容该站址区域内不存在拆迁赔偿。 1.2.4工程地质条件、水文地质和水文气象条件1.2.4.1工程地质条件、水文地质依据收集到的站址区域地质资料，以及本阶段勘探结果可知，站址区地层主要由第四系上更新统－全新统（Q3－4)冲洪积物组成，主要地层由粉土和圆砾构成。①粉土：层厚2.6～2.9m，灰黄色，稍湿，中密-密实状态，含大量砂浆石(灰白色)，以钙质为主，其粒径2～3㎝居多。稍有光泽反应，干强度较高，韧性低，该层分布较连续，土体挖掘较为困难。挖掘呈块状。依据场地的岩土工程条件、地区经验，综合确定粉土层物理力学指标建议值：粉土：fak=200kPaФk=25°Ck=20kPaγ=17kN/m3ES＝20MPa②圆砾：层顶埋深2.6～2.9m,青灰色，干，中密～密实状态，一般粒径2～20㎜，最大粒径35㎜，大于2㎜的颗粒占总量的50%以上，颗粒磨圆度较好，以亚圆状为主，局部夹厚度较小的砾砂层，充填物以中粗砂为主，局部具胶结性，级配不良，分选性良好，母岩以变质岩类为主，本次勘探深度内未揭穿该层。综合确定其物理力学指标建议值：圆砾：fak＝400kPaΦk＝40°γ＝22kN/m3E0＝40MPa站址区地下水水位埋深大于12m。因此可不考虑地下水对基础及施工的影响。拟建场地不考虑液化的影响。站区最大冻土深度123cm。所址地处e级污秽区。1.2.4.2水文气象本次拟选站址位于XXX内，该地区平均海拔高度在461～463m之间。XXX气象站距离本110kV变电站约4～6km，观测场坐标：东经83°39′，北纬46°33′。该气象站于1960年建站至今，有完整的观测资料。站址与气象站处于同一气候区内，XXX气象站常规气象资料具有代表性，气象站常规气象要素可直接引用于站址处。各气象要素成果值整理如下： 序号项目单位数值备注1年平均气温℃6.42历年极端最高气温℃41.71975年8月13日3历年极端最低气温℃-42.61969年1月27日6年平均气压hPa958.77年最高气压hPa9958年最低气压hPa933.89年平均相对湿度%6710最小相对湿度%011最大冻土深度cm1232008年2个月5天12最大积雪深度cm621967年3月1日13平均雷暴日数d19.814最多雷暴日数d3115年平均雾凇日数d9.61650年一遇10m高10min平均最大风速m/s3017全年主导风向ENE18导线覆冰厚度mm102）水文条件现场踏勘了解站址地势较低，考虑洪水对变电站的影响。1.1主要设计原则1.1.1主要技术方案本变电站建成初期在系统中为一座中间110kV变电站。主变规划容量为2×50MVA，本期1台，屋外布置。110kV电气主接线规划为单母线分段接线，本期建成单母线分段接线，110kV进出线规划4回，本期建成2回，均接至220kVXXX变，预留2回出线。110kV配电装置为户外软母线中型布置。 35kV电气主接线规划为单母线分段接线，规划出线6回，本期建成单母线接线，建设3回。35kV配电装置采用户内移开式开关柜户内单列布置。10kV电气主接线规划为单母线分段接线，规划出线16回，本期建成单母线接线，建设8回。10kV配电装置采用户内移开式开关柜户内双列布置。110kV中性点按直接接地设计、35kV中性点按经消弧线圈接地设计，10kV中性点按不接地设计。本期35kV消弧线圈不上，只预留位置。本站电气一次设备的防污等级按e级考虑。本站按无人值班设计，电气二次按综合自动化系统进行设计，全站二次设备均采用统一的通讯规约。本站总平面布置采用平行布置的方案。主变压器区域在变电站中部，110kV配电装置区、35kV配电装置区和10kV配电装置区分别布置在站址西部、北部、东部三个区域，站前区置于站区主入口处。全站南北长65.29m，东西长68.6m，围墙内占地4478.9m2。站区布置紧凑合理，功能分区明确，站区内道路设置合理流畅。全站各区域采用通用设计的模块进行设计，电气设备按国网标准通用设备选择。本站主建筑物(含休息室、工具间、主控制室、35kV配电装置室及10kV配电装置室）平面呈“一”型，为单层框架建筑，立面设计简洁明快，展现现代工业建筑特点。建、构筑物抗震设防烈度为Ⅶ度。1.1.1通用设计、通用设备、通用造价的应用根据国家电网公司要求，本工程设计按照“三通一标”（通用设计、通用设备、通用造价、标准化设计）的原则，全面推行通用设计，本站主要电气设备选型原则上从国家电网公司输变电工程2011年版通用设备中选择，统一建设标准，控制工程造价，提高工程质量；全面推行“两型一化”变电站建设的要求，明确按其工业性设施的功能定位和配置要求设计，强化变电站全过程、全寿命周期内“资源节约、环境友好” 的理念。本工程在设计过程中全面执行了国家电网公司的相关要求。变电站设计过程中〝两型一化〞管理标准建设执行情况。（1）电气总平面设计优化：变电站可研阶段电气主接线及电气总平面设计完成后，组织相关专业进行了综合设计评审，严格要求设计采用《XXX电力公司110kV变电站典型设计》电气、土建专业的典型设计。电气专业选择电气一次设备时，遵照《国家电网公司110～500kV变电站主要设备典型设计规范》，选用先进的、体积小、少维护的电器设备，以便减少变电站的占地面积，体现工业化，突出变电站的功能。（2）主建筑物设计时的优化：在进行建筑物设计时，在建筑风格上，着力于体现工业化的特点，工艺简洁、施工方便，与环境协调；在装修材料上，采用环保、节能材料，摒弃高挡、豪华个性化、特殊化装修。在满足规范的同时，尽量减少主控室高度，合并功能房间。寻求高效、可控、标准、节能、环保、经济的建（构）筑物建造的新模式、新方法、新途径。积极贯彻建筑节能、节材、节水、节地方针。土建结构安全裕度精准，建筑物耐久性与变电站运行寿命周期相协同，力求使建筑结构轻型化。（3）加强估算编制标准化：加强估算编制标准化工作，制定工程估算的编制原则及模板，要求每个工程都要做出造价分析和典型工程造价的对比分析，并把上一个工程的设备、材料招标价作为下一个工程设备、材料的估算价。杜决不合理的费用进入估算，加强编制进度，提高工程估算编制的准确性、时效性和科学性。（4）主要经济指标满足《国家电网公司输变电电工程典型设计110kV变电站分册》要求。（5）我院在通用设计设计方面制定了新的方针，改变原在施工图设计后再 总结再开展通用设计工作的习惯，将通用设计工作贯穿在施工图设计中，即在工程开始之初，就结合工程制订本工程的通用设计任务和目标，能采用原有通用设计成果的在施工图中必须采用，没有的便结合工程同时开展施工图和通用设计，并对原有通用设计进行滚动式修改和增加。培养设计人在施工图设计时，就开始考虑图纸的通用化、标准化，这样不光完成了施工图的设计任务，也加快了标准化工作，提高了工作效率、解决了图纸标准化、通用化工作滞后的问题。（6）为设计人员树立了种“节约资源”的意识，把变电站定位在工业建筑，充分明确了变电站工业化建设方向。针对导则中的内容设计人员应活学活用，不能简单教条化，针对导则中的条文应融会贯通，不能死板硬套，应该应地制宜。1.3.4全寿命周期管理标准建设执行情况（1）全寿命周期管理在工程设计中的应用方法工程项目全寿命周期管理的目标是在保证项目基本功能及可靠性的基础上使系统寿命拥有成本为最低，而项目的全寿命周期成本需综合考虑项目建设费用及运行、维护、改造、更新，直至报废的全过程费用。根据以上分析，我们对工程设计所涉及的项目全寿命周期成本内容进行了分析，并分解为以下几个主要子项：1）只有一次性投资，无需运行维护，也不需要进行改造的子项；2）既有一次性投资，还需运行维护的子项；3）既有一次性投资，还可能需要改造的子项；4）工程扩建或改造时引起的停电损失子项；5）运行维护人员成本子项；6）检修人员成本子项；7）与社会效益有关的子项；8）与环保效益有关的子项。（2）实现经济效益的措施及方案1）科学、合理地进行设备选择；2）选择免维护或少维护设备；3）合理选择电气设备爬距，减少电气设备污闪的发生； 4）合理选择采暖、空调设备，节约采暖、空调运行费用；5）优化总平面布置，节约远期扩建工程改接费用；6）优化接地网选材；7）安全可靠性；8）可维护性；9）可扩展性；10）建筑物设隔热保温，降低建筑物内能耗；11）提高变电站自动化水平、数字化水平，减少运行人员；12）全站配置图像监视系统；13）全寿命周期成本最优。本工程参照110kV国网通用设计，在初设阶段采用具有在XXX电网具有一定运行经验,便于安装检修的方案。选择站址尽可能节约用地、降低变电站建设成本。便于电源点接入。站址选择不占用基本农田，占用荒地。站址区域附近没有军事设施和名胜古迹，周围没有大气污染源。本站主要电气设备选型均符合国家电网公司关于标准化建设成果应用管理目录的相关规定，原则上从国家电网公司输变电工程2011年版通用设备中选择。表1.3.2-1XX110kV变电站工程通用设计、通用设备成果应用表项目内容本工程设计应用工程概况电压等级AC110kV主变台数及容量（MVA）规划2×50MVA，本期建设1×50MVA出线规模（高/中/低）1回/3回/8回变电站类型中间变电站配电装置类型A:GIS；B；HGIS；C：瓷柱式；D:罐式罐式设计方案通用设计方案编号方案110-C-4配电装置设计110kV配电装置模块编号110-C-4-11035kV配电装置模块编号110-C-4-35主变压器模块110-C-4-ZB10kV配电装置模块编号110-C-4-10 10kv无功装置模块编号110-C-4-WG主控通信楼模块110-C-4-ZKL总平面设计A.直接采用通用设计方案采用模块拼接合理B.采用模块拼接合理C.未采用通用设计方案、模块二次系统设计控制、保护是否满足二次系统通用设计配置要求是A1:不设置独立“五防”工作站；设置独立“五防”系统A2:设置独立“五防”终端，数据与监控系统共享；A3:设置独立“五防”系统。土建设计是否设置人工绿化管网设施否总建筑面积502m2低于通用设计；本站最终建筑面积487m2A:低于或等同通用设计中同等规模；B：其他通用设备110kV断路器设备编号500001131国网通用设备110kV隔离开关设备编号500002896国网通用设备110kV电压互感器设备编号500050068国网通用设备110kV电流互感器设备编号500066453国网通用设备110kV避雷器设备编号500031863国网通用设备35kV户内移开式高压开关柜国网通用设备10kV户内移开式高压开关柜国网通用设备1.1技术经济指标表1.4-1主要技术方案和经济指标统计表（推荐方案）序号项目技术方案和经济指标1主变压器规模，远期/本期，型式2×50MVA/1×50MVA，三绕组有载调压变压器2110kV电压出线规模，远期/本期4回/2回335kV电压出线规模，远期/本期6回/3回410kV电压出线规模，远期/本期16回/8回5低压电抗器规模，远期/本期无6低压电容器规模，远期/本期2×(1×4+1×6)MVar/(1×4+1×6)MVar7110kV电气主接线，远期/本期单母线分段/单母线分段835kV电气主接线，远期/本期单母线分段/单母线910kV电气主接线，远期/本期单母线分段/单母线10110kV配电装置型式，断路器型式、数量户外，SF6罐式断路器，4台1135kV配电装置型式，断路器型式、数量户内，真空断路器，4台1210kV配电装置型式，断路器型式、数量户内，真空断路器，12台13地区污秽等级/设备选择的污秽等级重度/E级14运行管理模式无人值班15智能变电站（是/否）是 16变电站通信方式110kV至地调采用光缆通信17站外电源方案/架空线长度（km）10kV站外电源引自附近10kV线路，长约200米，为站用电源和施工用电。电缆长度（km）18电力电缆（km）2.59km19控制电缆（km）2.9km20光缆（km）10km21接地材料/长度（km）热镀锌扁钢/3.5km22变电站总用地面积（公顷）0.475公顷23围墙内占地面积（公顷）0.4479公顷24进站道路长度新建/改造（m）450m（新建）25总土石方工程量及土石挖/填（m3）13.76/537.7126弃土工程量/购土工程量（m3）无27边坡工程量护坡/防洪坝（m3/m3）无28站内道路面积远期/本期（m2）870/87029电缆沟长度远期/本期（m）275/27530水源方案打井80米31站外供水/排水管线（沟渠）长度（m）无/无32总建筑面积远期/本期（m2）486.8433主控楼建筑层数/面积/体积（层/m2/m3）一层/273.6m2/1423m33435kV配电装置室层数/面积/体积（层/m2/m3）一层/169.5m2/915m335110kV电压构架结构型式及工程量（t）φ300钢筋混凝土等径杆36地震动峰值加速度地震动峰值加速度为0.1g，相应的地震基本裂度为Ⅶ度。主要建筑物按Ⅶ度采取抗震措施。37地基处理方案采用人工地基处理38主变压器消防型式推车式干粉灭火器39动态投资（万元）224940静态投资（万元）218841建筑工程费用（万元）37642设备购置费用（万元）125143安装费用（万元）22344其他费用（万元）33745建设场地征用及清理费（万元）191电力系统1.1概述 1.1.1电力系统概述2.1.1.1XXX电网现状XXX电网目前有1座220kVXXX变电站，主变1台，容量为150MVA，220kV线路总长度为96km；共有2座110kV变电站，分别是110kV清平变电站和110kV沙河变电站，主变3台，总容量为83MVA；共有35kV变电站6座，主变10台，分别是郊区变电站、XX变电站、XXX变电站、XXXXX变电站、XXXX变电站、XXX变电站，总容量为45.5MVA；35kV线路总长度为162.359km；10kV配电变压器共有1687台，其中公用变压器275台，专用变压器1412台，总配变容量为9.0512MVA；10kV线路共计35条，总长度为1256km。XXX供电现状地理位置见图2-1。1.2建设规模1.2.1主变规模110kV变电站主变规划容量为2×50MVA，本期建设1台容量为50MVA主变。1.2.2出线规模110kV变电站110kV出线向北，110kV出线规划4回，本期建2回，均至220kVXXX变、备用2回，出线均选用LGJ-240型导线，预留2回。本期新建线路型号为LGJ-240，线路最大输送功率116.2MVA（T=25°C）。插图：110kV变电站110kV侧出线规划图110kV变电站35kV出线向北，35kV出线规划6回，本期建3回。 插图：110kV变电站35kV侧出线规划图110kV变电站10kV出线向东出线，10kV出线规划16回，每段母线8回出线，本期建8回，预留8回。插图：110kV变电站10kV侧出线规划图 1.1.1无功补偿装置本变电站10kV侧Ⅰ、Ⅱ段母线规划装设并联电容器总容量20Mvar，按每段母线配置1组4Mvar和1组6Mvar电容器设计，本期在Ⅰ段母线建设1组4Mvar和1组6Mvar电容器。1.2主要电气参数1.2.1主变压器型式及参数选择110kV变电站主变均选用三相三卷有载调压降压型变压器，电压比选择为110±8×1.25%/38.5±3×2.5%/10.5kV，额定容量比：高压/中压/低压=100/100/100；接线组别为YN，yn0,d11。1.2.2电气原则主接线及母线穿越功率根据变电站建设规模、在系统中的地位，提出如下电气主接线型式：110kV电气主接线规划为单母线分段接线，本期按单母线分段接线实施，母线最大穿越功率按不小于100MVA设计。35kV电气主接线规划为单母线分段接线，本期按单母线接线实施，母线最大穿越功率按不小于50MVA考虑。10kV电气主接线规划为单母线分段接线，本期按单母线接线实施，母线最大穿越功率按不小于50MVA考虑。1.2.3短路电流计算结果短路电流计算按远景规划年2020年作为计算水平年。计算结果如下：序号项目节点三相短路单相短路短路电流(kA)短路容量(MVA)短路电流(kA)短路容量(MVA)1XX110kV变110kV母线9.3618659.6819281.2.4中性点接地方式本变电站110kV侧中性点按直接接地设计；35kV侧中性点按经消弧线圈接地设计，本期不建设，仅预留位置；10kV侧中性点按不接地设计。 1.1.1变压器35kV侧接地电容电流本变电站35kV侧35kV出线规划6回；架空线路本期2回，长约40km,电容电流估算为4.26A,小于10A，因此本期35kV侧不需建设消弧线圈，仅预留位置。1.2本期工程建设的必要性1.2.1是保证清平变正常供电的需要；1.2.2是提高XXX城供电安全可靠性的需要；1.2.3是满足供电区域正常供电及负荷发展的需要。2电气部分2.1电气主接线2.1.1变电站本期、远期建设规模表3.1.1-1110kVXXX变电站本期及远期规模序号名称本期新建远期1主变压器容量及数量1×50MVA2×50MVA2110kV主接线形式单母线分段单母线分段110kV出线间隔回路数本期共2回4回母线分段间隔新上电压互感器间隔新上I母、II母335kV主接线形式单母线单母线分段35kV出线间隔回路数本期共3回6回专用母联间隔预留电压互感器间隔新上I母I母、II母410kV主接线形式单母线单母线分段10kV出线间隔回路数本期共8回16回510kV并联电容器(1×4+1×6)MVA2×(1×4+1×6)MVA2.1.2通用设计运用 表3.1.2-1110kV变电站通用设计（方案110-C-4）和本工程的应用序号项目方案110-C-4通用设计本工程应用1主变压器本期1组50MVA，远期2组50MVA与通用设计相同2出线回路数110kV出线本期2回，远期4回110kV出线本期2回，远期4回35kV出线本期4回，远期6回35kV出线本期3回，远期6回10kV出线本期8回，远期16回10kV出线本期8回，远期16回3无功补偿装置每台主变10kV侧配置2组无功补偿，按照2组4Mvar并联电容器考虑每台主变10kV侧配置2组无功补偿，按照2组1×4Mvar+1×6Mvar并联电容器考虑。4电气主接线110kV本期为单母线接线；远景为单母线分段接线与通用设计相同35kV本期为单母线接线；远景为单母线分段接线10kV本期为单母线接线；远景为单母线分段接线5短路电流110、35、10kV短路电流水平分别为40、31.5（25kA）、31.5（25kA）与通用设计相同6主要设备选型主变压器为户外、油浸、低损耗、自然油循环风冷型三相三绕组有载调压电力变压器与通用设计相同110kV采用户外AIS设备，断路器采用瓷柱式35kV户内移开式开关柜10kV户内移开式开关柜10kV并联电容器采用户外框架式成套设备站用变压器采用干式变压器7电气总平面及配电装置110kV、10kV及主变场地平行布置与通用设计相同110kV：户外软母线中型、瓷柱式断路器单列布置，全架空出线35kV：户内开关柜单列布置10kV：户内开关柜双列布置8保护及自动化采用计算机监控系统，监控和远动统一考虑，满足无人值班要求。与通用设计相同110kV保护和监控等二次设备集中布置。9土建部分全站总建筑面积502m2，主变压器消防采用排油充氮灭火系统。全站总建筑面积487m2，本期主变压器消防不考虑采用排油充氮灭火系统。 10站址基本条件海拔1000m以下，地震动峰值水平加速度0.20g，设计风速≤35（10）m/s，地耐力R=150kPa，地下水无影响，假设场地为同一标高。国际Ⅳ级污秽区。地震动峰值水平加速度0.05g，其他与通用设计相同本工程的设计方案参照“110kV-C-4通用设计方案”，完全满足国网变电站设计通用化的要求。1.1.1中性点接地方式主变压器为三绕组型，110kV为星形接线中性点通过隔离开关接地。35kV为星形接线，为经消弧线圈接地系统。中性点通过隔离开关接地。10kV为△形接线，为不接地系统。1.2短路电流及主要电气设备选择1.2.1系统概况系统额定频率：50Hz系统最高运行电压：126kV；40.5kV；12kV中性点接地方式：110kV系统：直接接地35kV系统：经消弧线圈接地10kV系统：不接地1.2.2短路电流计算的依据和条件根据电力系统远景规划，本变电站主要电气设备选择设计是根据《导体和电器选择设计技术规定》（DL/T5222-2005），按额定技术参数选择，并以短路电流进行动、热稳定校验。其主要电气设备选择及校验结果见《短路电流计算及主要电气设备选择结果表》。表3.2-1短路电流计算数据表序号项目节点三相短路短路电流(kA)短路冲击电流(kA)短路容量(MVA) 1110kV侧9.3623.41865235kV侧8.3220.8533310kV侧（并列运行）20.751.75376根据以上计算结果，考虑到XXX750kV网架的实际，本工程设计留有一定裕度，电气设备的短路电流取值如下：（1）110kV电压等级：40kA（2）35kV电压等级：31.5kA（3）10kV电压等级：31.5kA1.1.1主要设备选择3.2.3.1智能化设计原则（1）变电站内一次设备应综合考虑测量数字化、状态可视化、功能一体化和信息互动化。（2）一次设备应采用“一次设备本体+智能组件”形式。主要电气设备选型应符合国家电网公司关于标准化建设成果应用管理目录的相关规定，本次通用设计主要电气设备原则上从国家电网公司输变电工程2011年版通用设备中选择。（3）根据Q/GDW534-2010《变电设备在线监测系统技术导则》，110kV变电站不设置一次设备状态监测。（4）采用常规电磁式互感器+合并单元模式，并按要求优化互感器二次绕组配置数量以及容量。3.2.3.2设备运行环境条件表3.2-2设备运行环境条件序号名称单位标准参数值项目要求值1周围空气温度最高气温℃+4041.7最低气温-25-42.6 最大日温差K25252海拔m1000461～4633太阳辐射强度W/cm20.10.14污秽等级de5覆冰厚度mm10106风速/风压(m/s)Pa34/70034/7507湿度日相对湿度平均值%≤95≤958月相对湿度平均值≤90≤909耐受地震能力（水平加速度）m/s20.2g0.05g3.2.3.2导体选择（1）母线载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。（2）出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。（3）110kV导线截面进行电晕校验及对无线电干扰校验。主变压器110kV侧导线载流量按不小于主变压器额定容量1.05倍计算，并考虑承担另一台主变压器事故或检修时转移的负荷；110kV分段、母联导线载流量按系统规划要求的最大流通容量考虑。选择结果见表3.2-3。表3.2-3导体选择结果电压（kV）回路名称回路电流最大（A）选用导体控制条件导线根数×型号载流量（A）110母线262LGJ-400/25879由载流量选择35母线824LGJ-500/251024经济电流密度J取0.96经济截面为760.11mm210母线28862×(LMY-125×10)3005经济电流密度J取0.96经济截面为2405.1mm23.2.3.3主变压器选择 本期新上一台50MVA有载调压、油浸式、低损耗、自冷变压器。其主要技术规范为：表3.2.3.3-1主变压器参数表项目参数型式三相三绕组，油浸式有载调压变压器，型为：SSZ11-50000/110容量比100/100/100额定电压110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5kV接线组别YN,yn0,Dd11阻抗电压Uk（1-2）=10.5%，Uk（1-3）=17.5%，Uk（2-3）=6.5%冷却方式自冷套管TA高压套管200～400～600/1A5P30，外绝缘爬电距离不小于3906mm高压中性点套管200～400～600/1A5P30，外绝缘爬电距离不小于31mm/kV3.2.3.4110kV电气设备选择110kV采用户外AIS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。表3.2.3.4110kV主要设备选择结果表序号设备名称型号及主要参数1断路器SF6断路器单断口罐式(内附电流互感器)126kV、2000A、40kA主变进线及母联：(300～600)/1A5P30/5P30/0.2S/0.2S出线：(300～600)/1A5P30/0.2S3隔离开关双柱水平旋转式126kV、2000A、40kA/3s、100kA4电压互感器电容式电压互感器电容式、126kV（母线）(110/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/0.1kV电容式电压互感器电容式、126kV（线路）(110)/√3/0.1/√3/0.1kV 3.2.3.535kV电气设备选择表3.2.3.5-135kV主要设备选择结果表序号设备名称型号及主要参数备注1断路器真空、单断口、40.5kV、2500A、31.5kA主变进线真空、单断口、40.5kV、1250A、31.5kA馈线2电流互感器户内、单相、40.5kV、2000/1A，5P301000/1A，0.2S主变进线户内、单相、40.5kV、2×300/1A5P30/0.5/0.2S馈线3电压互感器户内、单相、40.5kV(35/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/(0.1/3)kV母线3.2.3.610kV电气设备选择10kV配电装置采用户内双列布置形式，选用KYN□-12型户内移开式手车高压开关柜，电容器出线柜、进线及站用变进线柜选用真空断路器柜。10kV电压互感器采用抗铁磁谐振型。10kV并联电容器成套装置采用屋外布置，选用组架式电容器成套装置。10kV并联电容器组集中布置在110kV配电装置室外侧。10kV并联电容器组装置均装设金属氧化物避雷器，作为过电压后备保护装置。进线加装有带接地GW4-12D(W)/630A-25kA型四极隔离开关。10kV主要设备选择表3.2.3.6-1表3.2.3.6-1主要设备选择技术参数表序号设备名称型号及主要参数备注1断路器真空、单断口、10kV、2500A、31.5kA主变进线真空、单断口、10kV、1250A、31.5kA电容器、电抗器真空、单断口、10kV、1250A、31.5kA站用变、馈线2电流互感器户内、单相、10kV、3000/1A，5P30/0.2S主变进线户内、单相、10kV、2×200/1A,50/1A，5P30/0.5/0.2S站用变 户内、单相、10kV、2×300/1A5P30/0.5/0.2S电容器、馈线3电压互感器户内、单相、10kV(10/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/(0.1/3)kV母线4电容器户外、成套，10kV(1×6+1×4)Mvar,含干式串抗，电抗率为5%。5电抗器户外、成套，10kV(1×66.7+1×33.35)Mvar,含干式串抗，电抗率为5%。1.1.1通用设备应用情况本期工程110kV电气设备采用国网标准设备，全部是从国家电网公司输变电工程2011年版通用设备中进行选择。1.2绝缘配合和过电压保护及接地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》、行业标准DL/T620-1997《交流电气设备的过电压保护绝缘配合》确定的原则进行选择。1.2.1各级电压电气设备的绝缘配合及过电压保护措施避雷器的装设组数及配置地点，取决于雷电侵入波在各个电气设备产生的过电压水平。本工程设计各电压母线装设母线避雷器。(1）避雷器选择110kV、35kV、10kV氧化锌避雷器按2009版通用设备选型，作为各电压绝缘配合的基准，其主要技术参数分别见表3.3-1、3.3-2、3.3-3。表3.3-1110kV氧化锌避雷器主要技术参数名称参数额定电压（kV，有效值）102最大持续运行电压（kV，有效值）79.6操作冲击（30-100μs）2kV残压(kV,峰值)226雷电冲击(8/20μs)10kA残压(kV,峰值)266 陡坡冲击(1μs)10kA残压(kV,峰值)297表3.3-235kV氧化锌避雷器主要技术参数名称参数额定电压（kV，有效值）54避雷器最大持续运行电压（kV，有效值）40.8操作冲击电流下残压(kV，峰值)114操作冲击（8/20μs）5kA残压(kV，峰值)134陡坡冲击(1/5μs)5kA残压(kV，峰值)154表3.3-310kV氧化锌避雷器主要技术参数名称参数额定电压（kV，有效值）17避雷器最大持续运行电压（kV，有效值）13.6操作冲击电流下残压(kV，峰值)38.3操作冲击（8/20μs）5kA残压(kV，峰值)45陡坡冲击(1/5μs)5kA残压(kV，峰值)51.8（2）电气设备的绝缘水平110kV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。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见表3.3-4，经核算满足配合要求。表3.3-4110kV电气设备的绝缘水平设备名称设备耐受电压值雷电冲击保护水平配合系数雷电冲击耐压（kV,峰值）1min工频耐压（kV,有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘 主变压器4804505502001851.4×266=372.4（kV，峰值）实际配合系数450/266=1.69截波配合系数550/297=1.85其他电器550550630*230230断路器断口550550230230隔离开关断口间630265265*仅电流互感器承受截波耐压试验35kV电气设备的绝缘水平以避雷器雷电冲击5kA残压为基准，配合系数取1.4。表3.3-535kV电气设备绝缘水平参数及保护水平配合系数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中压侧2001852208580断路器断口间1851859595隔离开关断口间215118其他电器185185959510kV电气设备的绝缘水平以避雷器雷电冲击5kA残压为基准，配合系数取1.4。表3.3-610kV电气设备及主变压器中性点绝缘水平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中性点250250859595主变低压侧7575853535断路器断口间75754242隔离开关断口间8549其他电器75754242 1.1.1变电站的污秽等级、电气设备的外绝缘要求及绝缘子串的选择3.3.2.1电气设备的污秽等级按照《XXX电网2011版电子污区分布图地图册》分布图，站址地处中度污染地区，考虑本变电站污秽等级为e级，加强设备外绝缘。3.3.2.2电气设备的外绝缘要求按GB/T16434一1996《高压架空线路和发电厂、变电站环境污区分级及外绝缘选择标准》中规定，110kV电气设备爬电比距≥31mm/kV，屋外配电装置选用e级防污型设备。3.3.2.3悬式绝缘子串片数的选择本工程对110kV户外绝缘子串电气设备按合成绝缘子选型。本工程110kV户外合成绝缘子串采用FXBW(T)-126/100，泄漏比距≥31mm/kV。1.2电气设备布置及配电装置1.2.1电气总平面布置110kVXXX变电站工程电气平面设计依据《35kV～110kV变电站设计规范》（GB50059-1992）、《35kV～110kV无人值班变电所设计规程》（DL/T5103-1999）和国网公司通用设计方案110-C-4的基础上根据本变电站的进出线回路数和当地的特点进行了模块的调整和拼接。调整后的总平面布置满足国网公司通用设计实施方案的各项要求和规定。本工程全面贯彻了国家电网公司全寿命周期管理和基建标准化的要求，按照“两型一化”变电站建设。（1）布置原则：力求紧凑合理、出线方便、减少占地、节约投资。a)同级电压线路不相互交叉。b)各级电压出线顺畅,线路转角小。c)在满足上述条件的基础上,优化站区布置。（2）电气总平面布置方案： 电气平面布置力求紧凑合理，出线方便，减少占地面积，节省投资。根据建设规模，110kV配电装置和35kV配电装置平行布置，主变户外布置在110kV配电装置和35kV配电装置的北侧，整个生产综合楼为“一”字型建筑格局，综合楼四周被环形站内道路和围墙包围，变电站出口正对主变运输道路。1.1.1配电装置布置本工程采用了国家电网公司《110kV变电站通用设计》的110-C-4方案。配电装置的布置采用了通用设计模块拼接的方式，主要基本模块采用了《110kV变电站通用设计（C-4）》的设计方案中的模块。3.4.2.1110kV配电装置布置110kV配电装置户外软母线中型布置，设置2回架空出线、1回主变架空进线，间隔宽度8m，母线构架高度为7.3m，出线构架高度为10m，主变、母联构架宽度为8m。表3.4-1110kV配电装置主要尺寸一览项目尺寸（m）线路、主变进线、I、II母电压互感器间隔8专业母联间隔9配电装置母线悬挂点高度7.3配电装置进出线导线悬挂点高度103.4.2.235kV配电装置本方案35kV配电装置采用移开式开关柜户内单列布置，主变进线及线路出线（每隔三个开关柜）采用架空封闭母线桥方式，其余出线均采用电缆，整个配电装置室的平面布置水平尺寸为22.6m，纵向尺寸为7.5m。表3.4-235kV配电装置主要尺寸一览项目尺寸（m）配电装置室长度22.6 配电装置室纵向长度7.5配电装置室净高4.8开关柜宽度1.44.2.310kV配电装置本方案10kV配电装置采用移开式开关柜户内双列布置，主变进线及线路出线（每隔三个开关柜）采用架空封闭母线桥方式，其余出线均采用电缆，整个配电装置室的平面布置水平尺寸为16.2m，纵向尺寸为9.0m。表3.4-210kV配电装置主要尺寸一览项目尺寸（m）配电装置室长度16.2配电装置室纵向长度9配电装置室净高4.5开关柜宽度0.8、1.01.1站用电及照明1.1.1站用电源根据电力行业标准《35kV～110kV变电站设计规范》（GB50059-1992）、《35kV～110kV无人值班变电所设计规程》（DL/T5103-1999），本工程规划采用两台低耗节能型干式变压器SC11-100/10（本期新上1台），每台变压器按全站计算负荷选择，接线采用Dyn11联接组别。站用变放置在10kV配电装置室，10kV站用变高压侧进线采用电缆进线方式，低压侧采用低压电缆敷设。所用电负荷统计，见表3.5.1-1。表3.5.1-1站用变负荷统计表序号负荷名称计算功率1检修电源142直流系统电源153高压室通风及热风幕154整流电源10 5屋外配电装置照明及加热146屋内照明87监控及保护装置电源38户内加热169合计951.1.1站用电接线方案交流站用电系统为380/220V中性点接地系统，由5面交流低压配电柜组成。为提高供电可靠性，站用电系统采用单母线分段接线，每台站用变各带一段母线，分列运行。采用380/220V中性点直接接地系统向所区内动力、检修、照明、采暖等用电负荷供电，重要回路为双回路供电，全容量备用。交流低压配电柜选用GCS型低压抽式开关柜，布置于二次继电器室内。总进线开关、分段开关选用框架式智能断路器，带RS485、RS232通讯接口，配带延时脱扣动作的智能型脱扣器，具备实现断路器遥控操作、遥信功能；馈线开关选用带复式脱扣动作的塑壳式断路器。110kV配电装置区、35kV配电装置室、10kV配电装置室，各设动力检修箱1台，由站用电屏独立供电。1.1.2全站照明变电站内设置正常工作照明和事故照明。正常工作照明采用380/220V三相五线制，由站用电源供电，事故照明由直流系统蓄电池供电，在主控室设常明灯，出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。主控室、值班室等房间采用荧光灯。配电装置的户外照明采用高效节能投光灯照明。1.2防雷接地1.2.1直击雷保护方式 本工程110kV变电站采用独立避雷针保护。为防止雷电对电气设备的直接袭击，在变电站内分别设置2支25m、2支30m高的独立避雷针形成变电站防直击雷的分层联合保护。为了防止反击，主变压器构架上不设置避雷针，由户外区域避雷针构成联合保护网，保护主变压器、35kV设备、10kV设备及其连接线。1.1.1接地设计3.6.2.1.变电站接地的主要作用变电站接地的主要作用有以下几点：（1）系统正常情况下，保障变电站安全运行；（2）系统短路故障状态下，保障人员安全和设备不受损害；（3）雷电侵入时，保障人员及设备的安全；（4）防止设备漏电使金属外壳带电，以及释放金属外壳或构架上积累的静电，防止触电和影响系统稳定运行。3.6.2.2.站址土壤电阻率分析根据勘测地质专业的成果报告及提资,本变电站站区各层土壤电阻率可见下表。表3.6-1土壤电阻率变化范围值岩性及深度电阻率变化范围值(Ω.m)备注1(0～2m)100～300考虑冬季冻土影响，建议该站址区水平接地装置宜埋于地下1.23m(冻土层为123cm)以下，设计土壤电阻率按250Ω.m考虑；垂直接地装置宜埋于地下1m～3m之间，设计土壤电阻率可按250Ω.m考虑。3.6.2.3接地装置设计技术原则及接地材料的选择主接地网采用不等距网格布置，接地网工频接地电阻设计值满足规程要求≤0.5Ω。本变电站主接地网以水平接地体为主，垂直接地体为辅联合接地网。 根据站址的《岩土工程勘察报告》，地基土对钢结构有弱腐蚀性。因此，本工程采取加大热镀锌扁钢的截面方案，主接地网采用－80×8的热镀锌扁钢和φ50镀锌钢管构成的复合接地网,接地网寿命按40年计算，所选材料满足热稳定的要求。考虑到接地装置应埋于最大冻土深度以下，并消除季节变化对土壤电阻率的影响，水平接地体埋深1.3m，垂直接地体顶部埋深大于1.3cm。本工程设计要求在避雷器周围加集中接地装置，以利散流。3.6.2.4接地网的跨步电势与接触电势 1二次系统1.1系统继电保护1.1.1一次系统概况本期工程系统一次方案为架设XXX220kV变电站至新建的XX110kV变电站的双回送电线路。导线采用LGJ-240，其110kV侧规划为单母线分段接线，本期建成单母线分段接线，每段母线各建成1回出线。1.1.2系统继电保护配置4.1.2.1110kV线路保护配置原则（1）每回110kV线路电源侧变电站宜配置一套线路保护装置，负荷变侧可不配置。保护应包括完整的三段相间和接地距离和四段零序方向保护。110kV 转供线路、环网线及电厂并网线可配置一套纵差保护。三相一次重合闸随线路保护装置配置。（2）采用保护测控一体化装置，保护直接采样、直接跳闸。4.1.2.2110kV母线保护配置原则110kV采用集中式母线保护，保护宜直接采样、直接跳闸，当相关设备满足保护对可靠性和快速性的要求时，可采用网络跳闸的方式。4.1.2.3110kV分段保护配置原则（1）按断路器配置单套完整的、独立的分段断路器保护装置，具备瞬时和延时跳闸功能的充电及过电流保护。（2）采用保护测控一体化装置。（3）分段保护装置宜采用直接采样、直接跳闸方式。4.1.2.4故障录波及网络分析系统（1）全站统一配置1套故障录波及网络记录分析一体化装置。（2）故障录波及网络记录分析一体化装置记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文。（3）故障录波及网络记录分析一体化装置由网络记录单元、暂态录波单元、故障录波及网络分析主机构成。（4）网络记录单元能连续在线记录存储网络上的原始报文。（5）暂态录波单元在有故障启动量时记录存储暂态波形。每台暂态录波单元的数字式交流量为96路，开关量为256路。（6）故障录波及网络分析主机由不同的软件模块实现暂态录波分析功能及网络报文分析功能，并将分析结果以特定报文形式上传至主机兼操作员工作站。4.1.2.5系统安全自动化装置配置原则(1)低频低压减负荷装置不独立配置，其功能宜由站控层后台实现。(2)全站配置一套稳控执行子站。 1.1.1系统继电保护配置方案4.1.3.1110kV线路保护配置方案（1）XX110kV变电站本期110kV线路采用微机光纤电流纵差保护（保护测控一体化装置），每2回线组1面柜，本期110kV线路保护柜合计1面。（2）XXX220kV变电站本期XXX220kV变侧需新增2套光纤保护装置。4.1.3.2110kV母线保护配置方案本期上1面110kV母线保护屏。4.1.3.3分段保护配置方案本方案110kV采用单母线分段接线，分段断路器装设一套充电过流保护（保护测控一体化装置），与分段断路器操作箱合组于110kV分段保护柜上。4.1.3.4故障录波及网络分析系统配置方案本方案配置110kV故障录波及网络分析系统屏1面，开入量按照终期规模配置。4.1.3.5系统安全自动装置配置方案本期考虑配置一套稳控执行子站。1.1.2对相关专业的要求4.1.4.1对互感器及合并单元的要求（1）采用常规互感器，合并单元下放布置在智能控制柜及主变中、低压侧进线开关柜内。（2）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TV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。4.1.4.2对智能终端的要求 （1）智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。（2）智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜及主变中、低压侧开关柜内。（3）智能终端跳合闸出口回路设置硬压板。（4）智能终端接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离开关、接地开关等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离开关及接地开关位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视及闭锁功能等。4.1.4.3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。4.1.4.4对通信专业的要求当光纤保护采用专用通道时，要求通信专业提供4芯光纤，两主两备。1.1系统调度自动化1.1.1远动系统远动系统与变电站其他自动化系统共享信息，不重复采集。1.1.2电能量计量系统（1）全站配置一套电能量远方终端。110kV及以上电压等级线路及主变压器各侧电能表独立配置；35（10）kV电压等级采用保护、测控、计量多合一装置。（2）非关口计量点选用数字式电能表；站内设置过程层网络，电能表计直接由过程层SV网采样。（3）关口计量点电能表选择及互感器的配置满足电能计量规程规范要求。 （4）电能量远方终端以串口方式采集各电能量计量表计信息，并通过电力调度数据网与电能量主站通信。电能计量装置配置方案序号间隔名称设备配置数量是否关口1110kV线路至XXX220kV变：数字电度表单块配置2块（110kV线路保护测控屏安装）非关口2主变压器数字电度表各侧单块配置3块组屏1面非关口335kV线路每间隔常规电度表1块3块，开关柜安装关口410kV线路每间隔常规电度表1块8块，开关柜安装关口510kV电容器保护测量计量一体化装置不单独设置非关口（1）本站本期无关口计量点，每回110kV线路配置单块数字电度表考虑，本期2条线路共2块电度表，与保护测控装置共同组屏。（2）主变压器各侧独立配置数字电度表，本期1台主变共3块，组1面电度表屏。（3）10kV电容器、站用变使用保护、测控、计量一体化装置，不单独设置电度表。（4）电能量远方终端1台与电力调度数据网共同组屏。1.1.1调度数据通信网络接入设备4.2.3.1调度数据网接入原则电力调度数据网若具备第一平面、第二平面，对每一个平面，变电站均宜一点就近接入，条件具备时也可两点不同路由就近接入。电力调度数据网若只具备第一平面，变电站宜两点不同路由就近接入。数据传送协议为TCP/IP，其应用层协议采用DL/T634.5104-2002，宜采用10M/100M以太网接口（带宽可调）传输链路与相应电力调度数据网节点连接。4.2.3.2配置原则每套电力数据网接入设备包含路由器1台和交换机2台。 1.1.1二次系统安全防护（1）按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置变电站二次系统安全防护设备。（2）纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙。（3）横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统之间宜采用MPLSVPN技术体制，划分为控制区VPN和非控制区VPN。（4）变电站监控系统、继电保护装置、相量测量装置应划入控制区，保护及故障信息管理子站、电能量计量系统子站等宜划入非控制区。1.1.2二次系统调度自动化配置方案4.2.5.1调度数据通信网络接入设备变电站配置1套电力数据网接入设备。每套电力数据网接入设备包含路由器1台和交换机2台。每套电力数据网接入设备包含完整二次系统安全防护设备，由纵向IP认证加密装置和硬件防火墙各1台组成。每套电力数据网接入设备和二次系统安全防护设备均单独组屏；本方案组1面屏。该套设备通过网线实现与站内设备的通信，并通过相关通信设备实现调度信息上传到各级调度。1.2系统及站内通信1.2.1通信概况本通信工程随XXX变-XX变新建110kV输电线路架设双回通信光缆，光纤通道采用架空1条16芯（通信4芯；保护4芯；备用及它用8芯）OPGW光缆，方城变内新增SDH622Mb/2.5Gb/s光通信设备，XXX220kV变增加光接口板和相应配套设施。根据线路长度核算XXX变-方城变的110kV线路长度约为4.05km，16芯OPGW光缆长度（含光缆熔接、弧垂等富裕度在内）暂按8.91km 考虑，各进站侧的非金属导引光缆长度按0.6公里考虑。1.1.1通信电源系统110kV变电站通信电源采用全站一体化电源系统，配置1套独立的DC/DC转换装置，通信设备采用-48V直流电源供电。1.2智能变电站自动化系统1.2.1主要设计原则（1）变电站自动化系统的设备配置和功能要求按无人值班设计。（2）采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层、过程层以太网络设备构成，站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际规模配置。（3）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，实现站控层、间隔层二次设备互操作。（4）变电站内信息宜具有共享性和唯一性，变电站自动化系统监控主机与远动数据传输设备信息资源共享。（5）变电站自动化系统完成对全站设备的监控。（6）变电站自动化系统具有与电力调度数据专网的接口，软件、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）向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。（8）变电站自动化系统网络安全应严格按照《电力二次系统安全防护规定》执行。1.2.2监控范围无人值班变电站要求调度端能全面掌握变电站的运行情况，自动化系统的监控范围按照DL/T5103-1999《35kV~110kV无人值班变电所设计规程》执行，并在其基础上至少还需要再增加交直流一体化电源系统的重要馈线断路器状态。本站计算机监控系统的监控范围如下： （1）全站110kV的断路器及隔离开关位置状态，35kV、10kV手车位置状态；（2）有载调压变压器的分接头调节及10kV无功补偿装置自动投切；（3）一体化电源系统包括交直流系统和UPS系统；（4）通信设备及通信电源告警信号；（5）火灾报警系统；（6）站用变及消弧线圈、直流系统、UPS系统的重要馈线开关状态；（7）消防设备等重要辅助设备运行状态信号。1.1.1系统构成变电站自动化系统应符合DL/T860，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。站控层由主机兼操作员工作站、远动通信装置及网络打印机等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，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，并与远方监控/调度中心通信。间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析等若干个二次子系统组成，在站控成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。过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括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。1.1.2系统网络4.4.4.1站控层网络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，传输MMS报文和GOOSE报文；站控层网络宜采用单星型以太网络。4.4.4.2间隔层网络间隔层设备通过网络与本间隔其他设备通信、与其他间隔层设备通信、与站控层设备通信；可传输MMS报文和GOOSE报文；变电站间隔层网络宜采用单星型以太网络。 4.4.4.3过程层网络过程层网络完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间的数据通信，可传输MMS报文和SV报文。1）110kV间隔层设备集中布置在二次设备室，110kV过程层设置单星型以太网络，GOOSE及SV报文宜采用网络方式传输，GOOSE网与SV网共网设置。2）35、10kV不宜设置过程层网络，GOOSE报文通过站控层网络传输。3）每个交换机端口与装置之间的流量不宜大于40Mbps。1.1.1系统软件110kV变电站主机采用Unix或Linux操作系统。1.1.2系统功能自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸同期等功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。4.4.6.1“五防”闭锁通过计算机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串接本间隔的闭锁回路。户外AIS设备配置就地锁具。变电站远方、就地操作均具有闭锁功能，本间隔的闭锁回路采用电气闭锁接点实现。4.4.6.2远动功能远动信息的直采直送是保证调度中心掌握电网整体运行状况的重要原则。远动通信设备需要的数据应直接来自数据采集控制层的I/O测控装置，并且通过站控层网络作为传输通道，直采直送要求远动通信设备与站内监控设备无关。操作员站的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有任何影响。4.4.6.3信号采集自动化系统的信号采集参照DL/T5149-2001《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。 4.4.6.4顺序控制自动化系统实现准确的数据采集，包括变电站内所有实时遥信量（包括断路器、隔离开关、接地开关等）的位置，所有实时模拟量（电流、电压、功率等），以及其他辅助的遥信量。顺序控制功能具有防误闭锁、事件记录等功能，采用可靠的网络通信技术。4.4.6.5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。告警信息宜主要在厂站端处理，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，并将变电站故障分析结果以简单明了的可视化界面综合展示。4.4.6.6支撑经济运行与优化控制综合利用FACTS、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。系统可提供智能电压无功自动控制（VQC）功能，可接受调度主站端或集控中心的调节策略，完成电压无功自动控制功能，调度主站端或集控中心可以对厂站端的VQC软件进行启停、状态监视和策略调整的控制。系统可提供智能负荷优化控制功能，可根据预设的减载策略，在主变压器过载时自动计算出切负荷策略，或接收调度主站端或集控中心的调节目标值计算出切负荷策略，并将切负荷策略上送给调度主站端或集控中心确认后执行。调度主站端或集控中心可以对厂站端的智能负荷优化控制软件进行启停、状态监视和调节目标值设定的控制。4.4.6.7源端维护 在保证安全的前提下，应在变电站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。变电站主接线和分画面图形，图元与模型关联，应以可升级矢量图形（SVG）格式提供给调度/集控系统。1.1.1设备配置原则4.4.7.1站控层设备配置原则按照功能分散配置、资源共享、避免设备重复设置的原则，站控层硬件设备由以下几部分组成：1）主机兼操作员站1套、远动通信设备1套、网络打印机等。2）站控层设备应能同时接收站内所有保护测控一体化装置的数据信息。3）站控层数据库建库以及主接线图等宜按变电站远期规模设置参数化，便于以后扩建工程的实施。4.4.7.2站控层设备配置方案本方案不设置单独的监控台，所有站控层设备全部按照组屏考虑。可有效减小建筑面积，进一步深化工业化布置及减少无人值守站运维成本。本期站控层设备组屏配置一览表 序号屏柜名称设备配置数量备注1主机兼操作员站屏（含一体化信息平台）主机+显示器+键盘鼠标+音响报警+网络打印机+相关软件1面2数据服务器屏数据服务器1套1面3综合应用服务器屏综合应用服务器1套1面4公用测控屏公用测控装置2台+站控层网络交换机1台1面5远动通信设备屏远动装置1套+数据通讯网关机1套1面6调度数据网络屏路由器+交换机+纵向加密+电能量远方终端1面7智能辅助控制系统屏智能辅助控制主机等1套+图像监视+安全警卫+火灾报警子系统1面8卫星对时屏主时钟1台（接收北斗、GPS时钟信号）+时钟扩展单元1台1面4.4.7.3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、故障录波及网络分析系统、电能量采集系统等设备。1）继电保护及安全自动化装置具体配置详见4.1.3章节。2）测控装置。测控装置按照DL/T860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。a．110kV间隔及主变压器采用保护测控一体化装置。b．按电压等级配置公用测控装置。c．35（10）kV电压等级采用保护、测控、计量多合一装置，计费关口满足电能计量规程规范要求。d．保护装置除失电告警信号以硬接线方式接入测控装置，其余告警信号均以网络方式传输。 3）故障录波及网络记录分析一体化装置具体配置详见4.1.3章节。4）计量装置。主变压器各侧电能表独立配置，35（10）kV电压等级采用保护、测控、计量多合一装置，计费关口互感器的配置应满足电能计量规程规范要求。5）有载调压和无功投切装置。站内不配置有载调压和无功投切装置，有载调压和无功投切由变电站自动化系统实现集成应用。4.4.7.4间隔层设备配置方案本期间隔层设备组屏配置一览表序号屏柜名称设备配置数量备注1110kV线路保护测控屏线路1保测+线路2保测+过程层交换机1台+光纤配线架1台1面远期2面2110kV分段保护测控屏110kV分段保护测控一体化装置1台+110kV备自投1台+过程层中心交换机1台+光纤配线架1台1面3110kV母线保护屏110kV母线保护装置1台+110kV站控层交换机1台+光纤配线架1台1面4稳控执行子站屏稳控装置1台（实现低周减载功能）1面5通信屏1面6故障录波及网络分析系统屏网络记录单元+暂态录波单元+故障录波及网络分析主机1面4.4.7.5过程层设备配置原则1）合并单元a．除主变压器外110kV电压等级各间隔合并单元单套配置；b．110kV母线合并单元单套配置，集成母线TV智能终端功能；c．主变压器各侧合并单元宜双套配置，主变压器中性点（含间隙）并入高压侧合并单元； c．35（10）kV及以下配电装置采用户内开关柜布置，不配置合并单元（主变压器间隔除外）；d．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；e．合并单元输出统一采用DL/T860.92协议；f．合并单元宜具备电压切换及电压并列功能，宜支持以GOOSE方式开入断路器或隔离开关位置状态；g．合并单元的输出接口采样频率宜为4000Hz；h．合并单元应分散布置于配电装置场地智能控制柜内；i．采用合并单元和智能终端分体设置。2）智能终端。a．智能终端宜单套配置。b．35（10）kV及以下配电装置采用户内开关柜布置，不配置智能终端（主变压器间隔除外）。c．主变压器各侧智能终端单套配置；主变压器本体智能终端单套配置，集成非电量保护功能。d．智能终端分散布置于配电装置场地智能控制柜内。e．采用合并单元和智能终端分体设置。3）智能控制柜（就地）。a．智能控制柜按间隔进行配置b．110kV两段母线电压分别接入110kVⅠ段、Ⅱ段母线设备智能控制柜。4.4.7.6智能控制柜组柜方案智能设备配置一览表序号设备名称主要配置清单数量备注1110kV线路智能控制柜智能终端1套+合并单元1套+光纤配线架1台2面远期4面2110kV分段智能控制柜智能终端1套+合并单元1套+光纤配线架1台1面 3110kV主变进线智能控制柜智能终端1套+合并单元1套+光纤配线架1台1面4110kVPT智能控制柜智能终端1套+合并单元1套（带TV并列功能）+光纤配线架1台2面5主变本体智能控制柜智能终端1套（集成非电量功能）+光纤配线架1台1面635kV主变进线智能设备（开关柜内安装）智能终端1套+合并单元1套+光纤配线架1台1面710kV主变进线智能设备（开关柜内安装）智能终端1套+合并单元1套+光纤配线架1台1面4.4.7.6网络通信设备配置原则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。1）站控层网络交换机。站控层配置1台站控层网络交换机，交换机端口数量应满足应用需求，采用100Mbps电口。2）间隔侧网络交换机。间隔层网络交换机按照电压等级配置，交换机端口数量应满足应用需求，采用100Mbps电口。3）过程层网络交换机。站内设置过程层网络，过程层设置网络交换机。a．110kV每两个间隔配置1台交换机，交换机与保护测控装置共同组柜；b．每台主变压器配置1台交换机，交换机与主变压器保护测控装置共同组柜；c．110kV分段不单独配置交换机，110kV分段过程层及间隔层设备接入过程层中心交换机，过程层中心交换机与110kV分段保护测控装置共同组柜；d．交换机与智能设备之间的连接端口均宜采用100Mbps光口，过程层级联端口采用1000Mbps光口。4.4.7.8网络交换机配置方案 序号设备名称名称配置数量备注1站控层交换机24口1台安装于公用测控屏2110kV间隔层交换机16口1台安装于110kV母线保护屏335kV间隔层交换机24口1台安装于35kV开关柜410kV间隔层交换机24口1台安装于10kV开关柜5110kV过程层中心交换机16口1台安装于110kV分段保护测控屏6110kV主变过程层交换机24口1台安装于主变保护测控屏7110kV线路过程层交换机16口1台安装于110kV线路保护测控屏1.1元件保护及自动装置1.1.1110kV主变压器保护（1）110kV变压器电量按单套配置，主、后备保护分开配置；后备保护集成测控功能。（2）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、分段断路器及闭锁备自投等采用GOOSE网络传输。（4）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。（5）每台主变压器配置电量保护柜一面，集中布置于二次设备室；配置非电量保护1套，由主变压器本体智能终端集成，安装于主变压器就地智能控制柜内。本站主变压器保护测控屏配置方案序号屏柜名称设备配置数量备注1主变压器保护测控屏主保护+后备保护装置+非电量保护装置+过程层交换机+光纤配线架1台1面4.5.235（10）kV线路、站用变压器、电容器保护 （1）采用保护、测控、计量多合一装置，按间隔单套配置。（2）采用开关柜方式，保护测控装置安装于开关柜内，采用常规互感器。本站35（10）kV保护测控装置配置方案序号开关柜名称柜内保护配置数量备注135kV线路开关柜35kV线路保护、测量装置3台配置3块计量表210kV线路开关柜10kV线路保护、测量装置8台配置8块计量表310kV电容器开关柜10kV电容器保护、测量、计量、录波一体化装置2台410kV站用变开关柜10kV站用变保护、测量、计量、录波一体化装置1台1.1站用交直流一体化电源系统1.1.1系统组成站用交直流一体化电源系统由站用交流电源、直流电源、交流不间断电源（UPS）、直流变换电源（DC/DC）等装置组成，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。1.1.2系统功能要求系统应符合Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》中第6.3.4条的规定，各电源应进行一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据能够上传至远方控制中心，能够实现就地和远方控制功能，能够实现站用电源设备的系统联动。（1）系统中各电源通信规约相互兼容，能够实现数据、信息共享。（2）系统的总监控装置通过以太网通信接口采用DL/T860规约与变电站后台设备连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理。（3 ）系统具有监视交流电源进线断路器、馈线断路器、交流电源分段断路器、直流电源交流进线断路器、充电装置输出断路器、蓄电池组输出保护电器、直流母联断路器、交流不间断电源（逆变电源）输入断路器、直流变换电源输入断路器等选择智能型断路器，具备远方控制及通信功能。（4）系统具有监视站用交流电源、直流电源、蓄电池组、交流不间断电源（UPS）、直流变换电源（DC/DC）等设备的运行参数的功能。（5）系统能监测交流电源馈线、直流电源馈线断路器的脱扣告警信号功能。（6）系统具有交流电源切换、充电装置充电方式转换等功能。4.6.3交流系统4.6.3.1交流系统接线方式交流系统按照单母线分段考虑，采用三相五线制接线方式。4.6.3.2交流系统配置方案配置2面交流进线柜，进线断路器采用630A(50kA)智能框架式断路器。柜内配置智能监控模块。配置1交流分段柜，分段断路器采用630A(50kA)智能框架式断路器。柜内配置智能监控模块。配置2面交流馈线柜，馈线断路器采用插拔式。柜内配置智能监控模块。智能监控模块采集进线柜、分段柜电流、电压；同时对框架断路器及重要馈线回路采集开关状态。4.6.４直流系统4.6.4.1直流系统电压110kV变电站操作电源额定电压采用220V，通信电源额定电压采用-48V。4.6.4.2蓄电池形式、容量及组数蓄电池采用阀控式密闭铅酸蓄电池，装设1组。蓄电池容量选择满足全站交流电源事故停电时间2h要求。本站选用200Ah蓄电池组一套，共104节，蓄电池单体电压2V。DC/DC负荷系数为0.8，合并单元、智能终端负荷系数参照保护装置。4.6.4.3充电装置台数及形式 直流系统采用高频开关充电装置，每组蓄电池配置1套高频开关充电装置，模块数按N+1配置。本站选用20A充电装置2台。4.6.4.4直流系统接线方式变电站直流系统可采用单母线接线。蓄电池组应设专用的实验放电回路。实验放电设备宜经隔离和保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。4.6.4.5直流系统供电方式直流电源除35（10）kV配电装置采用环网供电外，其余110kV及主变压器各侧采用辐射供电方式。馈线断路器宜选用专用直流空气断路器，分馈线断路器与总断路器额定电流级差应保证3倍及以上。对于下放至配电装置场地的智能控制柜，以柜为单位配置直流供电回路。每套智能控制柜配置一路公共直流电源。智能控制柜内各装置共用直流电源，采用独立空开分别引接。4.6.4.6直流系统设备布置充电柜、馈线柜及蓄电池均采用组柜的方式布置在二次设备室内。4.6.4.7其他设备配置充电装置配置一套微机监控单元，根据直流系统运行状态，综合分析各种数据和信息，对整个系统实施控制和管理，并通过DL/T860规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。蓄电池配置一套蓄电池巡检仪，检测蓄电池单体运行工况，对蓄电池充、放电进行动态管理。蓄电池巡检装置具有单只蓄电池电压和整组蓄电池电压检测功能，并通过DL/T860规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。在直流馈线柜上装设直流绝缘监察装置，在线监视直流母线的电压，过高或过低时均发出报警信号，并通过DL/T860规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。 蓄电池出口、充电装置直流侧出口回路、直流馈线回路和蓄电池试验放电回路，装设保护电器。保护电器采用专用直流空气断路器。4.6.5交流不停电电源系统4.6.5.1配置原则110kV变电站配置一套3kVA交流不停电电源系统（UPS），主机采用单套配置方式。4.6.5.2技术要求UPS电源系统负荷包括计算机监控系统、电能量计费系统、火灾报警系统等。UPS为静态整流、逆变装置。UPS为单相输出，输出的配电柜馈线应采用辐射状供电方式。UPS正常运行时由站用交流电源供电，当输入电源故障消失或整流器故障时，由变电站直流系统供电。UPS的正常交流输入端、旁路交流输入端、直流输入端、逆变器的输入和输出端及UPS输出端装设保护电器。UPS电源提供标准通信接口，并将系统运行状态，主要数据等信息通过DL/T860规约上传至一体化电源系统的总监控装置。4.6.6直流变换电源装置4.6.6.1配置原则通信电源采用直流变换电源（DC/DC）装置供电。110kV变电站配置一套直流变换电源装置，采用高频开关模块型，N+1冗余配置。本站根据通信专业提资，采用2台30A直流电源变换装置。4.6.6.2技术要求直流变换电源装置直流输入标称电压为220V；直流输出标称电压为-48V。直流变换电源装置具有完善的保护功能。 直流变换电源装置提供标准通信接口，并将系统运行状态、主要数据等信息通过DL/T860规约上传至一体化电源系统的总监控装置。4.6.7一体化电源系统总监控装置总监控装置作为一体化电源系统的集中监控管理单元，同时监控站用交流电源、直流电源、交流不间断电源（UPS）和直流变换电源（DC/DC）等设备。对上通过DL/T860与变电站站控层设备连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理；对下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。总监控装置的监控功能、报警功能应满足《站用交直流一体化电源系统技术规范》要求。4.6.8交直流一体化电源屏配置方案序号设备名称屏柜名称数量1GQH交流系统交流电源进线柜（含监控模块+总监控单元）2面分段柜（含监控模块）2面交流馈线柜（含监控模块）2面2直流系统直流充电屏（带48V转换及馈出）（含监控模块）2面直流馈线屏（含监控模块）2面直流蓄电池屏（200Ah）2面3UPS交流电源5kVA（含监控模块）2面1.1其它二次系统4.7.1全站时间同步系统4.7.1.1配置原则（1）变电站配置1套公用的时间同步系统，主时钟单套配置，另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。支持北斗系统和GPS系统单向标准守时信号，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。扩展装置的数量应根据二次设备系统预留与地基时钟源接口。 （2）时间同步系统对时范围包括监控系统站控层设备、保护装置、测控装置、故障录播、合并单元、智能终端和站内其他智能设备等。（3）站控层设备采用SNTP对时方式。（4）间隔层设备宜采用IRIG-B、1pps对时方式。（5）过程层设备同步。当采样值传输采用点对点方式时，合并单元采样值同步不依赖于外部时钟；当采样值传输采用网络方式时，合并单元采样值同步采用IRIG-B、1pps方式。合并单元布置于户内配电装置场地，时钟输入采用光信号。采用的同步误差应不大于±1μs。（6）时间同步系统具备RJ45/ST/RS-232/485等类型对输出接口扩展功能，工程中输出接口类型、数量按需求配置。4.7.1.2技术要求（1）主时钟采用高精度、高稳定性时钟装置。对时精度应满足控制、保护及合并单元等各应用系统的要求。（2）时间同步系统精确度和稳定度应满足：时间同步的精度指标优于1μs；时间同步的稳定度在标准中以守时指标的方式输出，具体指标为优于55μs/h。（3）主时钟提供通信接口，负责将装置运行情况、锁定卫星的数量、同步或失步状态等信息上传，实现对时间同步系统的监视及管理。4.7.2智能辅助控制系统4.7.2.1配置原则全站配置一套智能辅助控制系统，实现图像及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境检测等系统的职能联动控制，实现接受各终端上传的各种模拟量、开关量及图像信号，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智能辅助系统综合监控平台、图像监视及安全警卫子系统，火灾自动报警及消防子系统、环境监视子系统等。（1）智能辅助系统综合监控平台。全站配置1 套智能辅助系统综合监控平台后台系统，实现辅助系统的数据分类存储分析及智能联动功能。智能辅助系统综合监控平台后台主机，组柜1面，含后台服务器、液晶显示器、灯光控单元、网桥、电源等。（2）图像监控及安全警卫子系统。为保障变电站安全运行，便于运行维护管理，设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防护要求配置，不考虑对设备运行状态进行监测。图像监视及警卫子系统设备包括视频服务器、多画面封隔器、录像设备、摄像机、编码机及沿变电站围墙四周设置的电子栅栏等，其中视频服务器等后台设备按全站最终配置，并留有远方监视的接口；就地摄像头按本其建设规模配置。图像监视及安全警卫系统配置一览表序号安装地点配置原则数量1主变压器每台主变压器配置1台快球；如为户内布置，则每台配置1个一体化快球12110kV设备区室外每5个间隔配1个（含备用间隔），如为GIS设备，则配置一个快球1335/10kV设备区根据需要安装1～2台4410kV电容器区配置1台15二次设备间根据需要安装1～2台26一楼门厅配置1台07全景安装在控制楼顶18红外对射装置或电子围栏根据变电站实际情况配置19门禁装置变电站进站大门，主控楼门厅处安装1（3）火灾自动报警及消防子系统。110kV变电站配置一套火灾自动报警及消防子系统，设备包括警报控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。火灾自动报警子系统应取得当地消防部门认证。 火灾探测区域按独立房（套）间划分。110kV变电站火灾探测区域有二次设备室、各级电压等级配电装置室、警卫及消防控制室等附属房间和走廊。根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器和探测器组合。火灾报警控制器应设置在警卫及消防控制室靠近门口处。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火灾的地点。（4）环境检测子系统。环境检测设备包括环境数据处理单元、温度传感器、湿度传感器。各类型传感器根据环境测点实际需求配置，数据处理单元布置于二次设备室，传感器安装与设备现场。4.7.2.2系统结构全站配置一套智能辅助控制系统，由智能辅助控制系统平台、图像监视及安全警卫子系统、火灾自动报警及消防子系统、环境检测子系统等组成，预留与站内变电站自动化系统的通信接口。采用独立智能辅助控制系统后台主机。4.7.2.3系统功能要求（1）辅助控制系统主要考虑对全站电气设备、关键设备安装地点以及周围环境进行全天候的状态监视，以满足电力系统安全生产所需的监视设备关键部位的要求，同时，该平台可满足智能变电站安全警卫的要求。智能辅助系统以网络通信（DL/T860协议）为核心，完成站端视频、环境数据、安全警卫信息、人员出入信息、火灾报警信息的采集及监控，并将以上信息远传到监控中心或调度中心。在视频监控子系统中应采用智能视频分析技术，从而完成对现场特定监视对象的状态分析，并可以把分析的结果（标准信息、图片和视频图像）上传到统一信息平台；通过划定警戒区域，配置安防装置完成对各类非法入侵和越界行为警戒和告警。 通过和其他子系统的通信，应能实现用户自定义的设备联动，包括现场设备操作联动，火灾消防、门禁、报警等相关设备联动，并可以根据智能变电站现场需求，完成自动的闭环控制和警告，如自动启动/关闭空调、自动启动/关闭风机、自动启动/关闭排水系统等。（2）联动控制。辅助系统综合监控平台应预留和各系统的通信接口，通过和其他辅助子系统的通信，应能实现用户自定义的设备联动，包括火灾消防、SF6检测、环境监测、报警等相关设备联动。1）能与周围报警系统、火灾报警系统实现联动报警。对前端每个火灾报警、高压脉冲报警设备进行地址码解析，由解析后的地址于视频系统中的每个摄像机的预留位地址一一对应，以前端报价信号为触发条件，相应摄像机联动。2）能与摄像机的辅助灯光系统进行联动。在夜间和照明不良情况下，当需要启动摄像头摄像时带有辅助灯光的摄像机应能与摄像机的灯光联动，自动开启照明灯。3）预留与现场设备操作的联动功能。4.7.3电流互感器、电压互感器二次参数选择4.7.3.1电流互感器二次参数选择原则（1）采用常规电流互感器，配置合并单元，合并单元下放布置在智能控制柜内。常规电流互感器保护用数据的双A/D采样由合并单元实现，每个合并单元输出两路采样值由同一路通道进入保护装置。（2）电流互感器二次绕组的数量和准确级满足继电保护、自动装置、电能计量和测量仪表的要求。（3）保护用电流互感器的配置避免出现主保护死区。（4）主变压器高、中压侧套管不设置电流互感器，保留主变压器中性点电流互感器。站内各间隔电流互感器按三相配置。（5）全站电流互感器选用额定二次电流为1A的电流互感器。额定二次负荷为10VA。（6）计量用电流互感器绕组准确级应采用0.2S级。（7）保护用的电流互感器准确级采用5P级电流互感器。P 级保护用电流互感器满足负荷误差要求的准确限制倍数。（8）110kV变电站电流互感器二次参数推荐配置见表4.7-1。表4.7-1电流互感器二次参数一览表电压等级项目110kV35kV(10kV)主接线单母线分段单母线分段只数3只/间隔（内附套管式）3只/间隔二次额定电流1A1A准确级5P30/0.2S（出线、母联、分段)5P30/5P30/0.2S/0.2S(主变压器进线)5P30/0.2S(电容器、站用变压器、分段)：5P30/0.2S/0.2S（出线)5P30/5P30/0.2S/0.2S(主变压器进线)主变压器中性点、间隙：5P30/5P30二次绕组数2(4)电容器、站用变压器、分段：2出线：3主变压器进线：4主变压器高压侧中性点、间隙：2二次绕组容量10/10VA(10/10/10/10VA)电容器、站用变压器、分段：10/10VA出线：10/10/10VA主变压器进线：10/10/10/10VA主变压器高压侧中性点、间隙：24.7.3.2电压互感器二次参数选择原则（1）采用常规电压互感器，配置合并单元，合并单元下放布置在智能控制柜内。（2）电压互感器二次绕组的数量、准确级满足电能计量、测量、保护和自动装置的要求。（3）110kV每回线路装设单相电压互感器，110kV母线装设三相电压互感器；35（10）kV母线装设三相电压互感器。（4）电压互感器配置保护用剩余电压绕组。（5）电压互感器二次负荷为10VA。（6）计量用电压互感器的准确级配置0.2 级；测量用电压互感器的准确级配置0.5级；保护用电压互感器的准确级为3P；保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为6P。（7）电压互感器的二次绕组额定输出，应保证二次负荷在额定输出的25%～100%范围，以保证电压互感器的准确度。（8）测量、计量用电压互感器二次回路允许的电压降满足不同回路要求；保护用电压互感器二次回路允许的电压降在互感器负荷最大时不大于额定二次电压的3%。（9）110kV变电站电压互感器二次参数推荐配置见表4.7-2。电压等级项目110kV35kV主接线单母线分段单母线分段数量母线：三相母线：三相线路外侧：单相准确级母线：0.2/0.5/6P（有剩余绕组）母线：0.2/0.5/6P线路外侧：0.5二次绕组数(含平衡绕组)母线：33线路外侧：1额定变比母线：110/√3:0.1/√3:0.1/√3:0.1kV35(10)/√3:/0.1/√3:/0.1/√3:0.1/3kV线路外侧：110/√3:0.1/√3:0.1/√3kV二次绕组容量母线：10VA50VA线路外侧：10VA表4.7-2电压互感器二次参数一览表4.7.4电气二次设备防雷、接地及抗干扰4.7.4.1接地(1)控制电缆的屏蔽层两端应可靠接地。(2)工作接地应不小于保护接地混接。 (3)在二次设备室、附设二次电缆的沟道、就地端子箱等处，使用截面不小于100mm2的铜缆与变电站的主接地网紧密连接的等电位二次接地网。(4)在二次设备室屏柜下层的电缆沟内，按屏布置的方向敷设100mm2的专用铜缆，将该专用铜缆首末端连接，形成二次设备室内的等电位接地网。二次设备室内的等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜缆与变电站的主接地网可靠接地。(5)保护屏下设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏上装置的接地端子应用不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连，接地铜排应用不小于50mm2的铜缆与二次设备室内的等电位接地网相连。(6)公用电压互感器只允许有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。(7)独立的、与其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地。(8)微型继电保护装置屏内的交流供电电源（照明、调制解调器）的中性点（零线）不应接入等电位二次接地网。4.7.4.2防雷在各种装置的交、直流电源输入出设电源防雷器4.7.4.3抗干扰（1）微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均使用屏蔽电缆。（2）交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两个引入线均使用各自独立的电缆。（3）经长电缆跳闸回路，采取增加出口继电器保护动作功率等措施，防止误动。（4）制造部门应提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，光耦开入的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%～70%范围以内。 （5）针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，采取有效防误措施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。（6）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。（7）遵循保护装置24V开入电源不出保护室的原则，以免引进干扰。（8）经过配电装置的通信网络连线均采用光纤介质。（9）合理规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线，避雷器和避雷针的接地点、并联电容器及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度。4.7.5光缆、电缆选择4.7.5.1光缆选择要求（1）采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输采用光纤。（2）光缆起点、终点在同一智能控制柜内并且同属于继电保护的同一套的保护测控装置、合并单元、智能终端、过程层交换机等多个装置，合用同一根光缆进行连接。（3）光缆的选择1）光缆的选用根据其传输性能、使用环境条件决定；2）除线路纵联保护专用光纤外，其余采用缓变型多模光纤；3）柜内光纤采用尾纤；4）室内光纤采用尾纤或软装光缆；5）跨房间光纤采用无金属、阻燃、加强芯光纤或铠装光缆；6）多芯光缆芯数不超过24芯，每根光缆至少备用两芯。4.7.5.2网线选择要求二次设备室内通信联系采用超五类屏蔽双绞线。4.7.5.3电缆选择要求（1）电缆选择符合GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》的规定。 所有控制电缆均采用KVVP2型号电缆。所有电力电缆均采用ZR–VV22及ZR-YJV62型号铜芯阻燃型电缆,阻燃等级不小于B级。对由配电装置场地引至主控制室微机保护柜的电流、电压、信号回路的电缆，均采用铜丝编织带屏蔽控制电缆。4.7.5.4电缆及光缆敷设1）站内低压电力电缆、控制电缆、光缆采用电缆沟、穿管的敷设方式。2）电缆沟采用一体式成品支架、光缆采用封闭防火槽盒。3）户外电缆沟在满足敷设容量的前提下，使用小型电缆沟。4）在电缆沟的接口处，公用主电缆沟与引接分支电缆沟的接口处，屏、柜、箱的底部电缆孔洞等处，采用耐火材料进行封堵；5）电缆沟内每隔60m处设置阻火墙；6）在控制电缆与电力电缆之间设置层间耐火隔板；7）对直流电源、事故照明、火灾报警系统的全部电缆，屏、柜、箱底部1m长的电缆，户外电缆进入户内后1m长的电缆，阻火墙两侧各1m长的电缆，采用电缆防火涂料进行涂刷。8）对靠近含油设备的电缆采用穿管敷设，邻近的电缆沟盖板用水泥沙浆作预密封处理。9）为增强抗干扰能力，机房和小室内强电和弱电采用不同的走线槽进行敷设。4.8二次设备组柜及布置4.8.1系统继电保护组屏方案4.8.1二次设备组柜原则4.8.1.1站控层设备组柜原则站控层设备组柜安装，组柜原则如下： （1）主机兼操作员工作站，组1面柜；（2）远动通信设备、数据通讯网关机组1面柜；（3）数据服务器组1面柜；（4）综合应用服务器组1面柜；（5）公用设备（各电压等级公用测控装置）、站控层网络交换机组1面柜。4.8.1.2间隔层设备组柜原则（1）110kV线路间隔1）智能终端、合并单元下放布置在就地智能控制柜内；2）110kV线路1保护装置+110kV线路2保护装置+过程层交换机+110kV线路1电能表+110kV线路2电能表，组1面柜。（2）110kV母线保护。110kV母线保护装置+110kV间隔层交换机组一面柜。（3）110kV分段间隔。1）110kV分段保护测控装置+备自投+过程层中心交换机组一面柜；（4）主变压器间隔。主变压器保护主、后分置。a)主变压器非电量保护由变压器本体智能终端实现；b)主变压器电量保护：主变压器主保护+主变压器后备保护测控装置+过程层交换机，组1面柜；c)主变压器电能表柜：全站主变压器各侧的电能表，组1面柜（电能量集采装置组于此柜）。（5）35（10）kV保护、测控、计量多合一装置。采用户内开关柜，装置分散就地布置于开关柜。4.8.1.3过程层设备组屏原则（1）110kV侧合并单元、智能终端等设备布置于智能控制柜。（2）主变压器35（10）kV侧合并单元、智能终端等设备布置于开关柜。 4.8.1.4网络设备组柜原则（1）站控层不单独设置网络交换机柜，站控层网络设备与公用设备共同组一面柜。（2）过程层不单独设置过程层网络交换机柜，过程层网络交换机于保护装置共同组柜安装；过程层中心交换机于110kV分段保护测控柜共同组柜。（3）35kV与10kV采用户内开关柜，间隔层交换机分散布置在35kV、10kV在开关柜上。4.8.1.5其他二次系统组柜原则（1）故障录波及网络分析一体化系统。故障录波及网络分析一体化系统组1面柜。（2）时钟同步系统。在二次设备室设主时钟柜1面。（3）智能辅助控制系统。智能辅助控制主机及附件组柜1面。（4）交直流一体化电源系统。交直流一体化电源系统组12面柜安装。（5）电能计量系统。计费关口表每6块组一面柜。电能量远方终端与调度数据网设备共同组柜。4.8.2柜的统一要求根据配电装置型式选择不同型式的屏柜，断路器汇控柜宜与智能控制柜一体化设计。4.8.2.1户内柜要求（1）柜的尺寸：二次系统设备柜的外形尺寸采用2260mm×800mm×600mm(高×宽×深，高度中包含60mm眉头)。（2）柜的结构：柜结构为柜前单开门、柜后双开门、垂直自立、柜门内嵌式的柜式结构。前门为玻璃门（不包括通信设备屏柜），正视柜体转轴在左边，门把手在右边。（3）柜的颜色：全站二次系统设备柜体颜色统一使用国网冰灰桔纹77#。4.8.2.2智能控制柜要求 （1）柜的颜色。全站智能控制柜体颜色应统一。（2）柜的要求。1）户外布置，采用双层不锈钢结构，内层密闭，夹层通风；柜体的防护等级至少应达到IP55。2）具有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。3）智能控制柜内部的环境能够满足智能终端等二次原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。4.8.2.3电气二次设备布置（1）按工程远景规模规划并布置二次设备，设备布置遵循功能统一明确、布置简洁紧凑的原则，并合理考虑预留柜位。（2）集中设置二次设备室，110kV、主变压器间隔层设备可集中布置于二次设备室，35、10kV间隔层设备宜分散布置于各级配电装置室开关柜内；站控层设备布置于二次设备室。（3）二次设备柜位采用集中布置，备用柜数按柜总数的10%考虑。（4）二次设备室符合GB/2887-2000《计算机场地通用规范》、GB/T9361-1988《计算机场地安全要求》的规定，尽可能避开强电磁场、强振动源和强噪声源的干扰，还考虑防尘、防潮、防噪声，并符合防火标准。1土建部分1.1站区总布置与交通运输1.1.1全站总体规划 a)站区总体规划在与城镇规划相协调的前提下，考虑地理位置、地形地势、地质条件、系统规划、建设规模、供排水条件、对外交通及大件运输等综合因素，根据工艺要求，出线走廊规划方向，施工和生活需要，按最终规模，远近结合，统筹规划。确定本工程规划110kV出线规划4回，本期建设2回，向西出线，主变压器规划两台，本期建设1台，电容器组规划4组，本期建设2组。站内布置采用户外中型布置方案。b)站区总体规划的特点，全站建筑物按工业建筑标准、以工业化生产模式设计，统一标准、统一模数布置；设计满足生产要求，合理配置功能房间，优化房间设置，确保功能房间数量、大小合理。为了节省电缆长度从110kV区及主变区通往建筑物二次设备室的电缆沟力求路径最短，尽量节省小的电缆支沟，（可采用电缆直埋方式）。站内道路布置满足运行、检修、消防及设备安装要求，符合带电设备安全间距的规定。c)本工程按最终规模一次征地，分期建设。变电站主建筑物一次建成，35kV屋内配电装置室一次建成，屋外构架一次建成，110kV区、主变区道路及电缆沟一次建成。d)地形图所采用的坐标为：独立坐标系统，高程系统为：假设高程系统。1.1.1站区总平面布置a)站区总平面布置方案根据工艺布置，结合站址地形、地质、地下管线走廊、日照、交通以及环境保护、绿化，遵循通用设计模块化和贯彻“两型一化”变电站建设的基本思路要求布置建构筑物。b)变电站的建筑北向与磁北方向夹角为24°。c)变电站主建筑物（含有二次设备室、辅助建筑、10kV屋内配电装置室）位于变电站东侧，便于巡视、生产和管理，视觉效果良好，110kV配电装置采用户外布置，构架柱及设备支架采用钢筋混凝土等径环形杆，主变压器布置在站区中部，设置主变压器构架；电容器就近布置在主变区西北侧。d)110kV配电装置位于站区西北侧、在站区的填方地段、出线向西北、35kV屋内配电装置室位于站区东北侧。 e)变电站主入口位于站区西南侧，进站道路由站址西南侧引接，本次新建进站道路100米（公路型），其余路段采用机械碾压或采用碎石路面（施工过程中运输车辆碾压即可）。f)变电站围墙长度为265.2米（含一套4.8m宽大门），围墙内占地面积约为0.4479hm2。1.1.1竖向布置a)竖向布置主要设计原则:²在满足防洪、防涝前提下，变电站应采用站区内土方自平衡方式²当土方自平衡标高不能达到防洪、防涝要求时，不宜大量外购土方，宜采用防洪墙等设计方案。²对远景预留场地，应考虑远景设备基础开挖土方量，适当降低远景场地标高，避免远景施工时土方外运。²充分利用基槽余土使站址土石方基本平衡。²采用布置型式：平坡式。²地面雨水排水采用渗排和场地排水相结合的排水方式。²站区场地竖向设计按征地规模一次完成。b)变电站自然地形为南低北高，自然坡度约为1%，变电站布置基本平行等高线布置，场地平整依据现有地形，综合考虑土方量因素，拟采用由北向南，平坡布置、单向坡度为1%。主建筑物室内零米标高应高于设计场地标高0.3m，初步确定为0.3m。c)站址初平计算土方量：挖方量约为8.76m3，填方量为382.35m3考虑建筑物、构支架及设备基础土方开挖量，站址土方基本平衡。d)站区边坡采用自然放坡的设计方案，挖方区约为1：1，填方区为1：1.5,工程量约为2.57米3。 e)站区内场地排水方式为散排，应排至站外较低处。在地势相对较低段围墙每隔3.0m设一个排水洞，以排出站内雨（雪）水，在排水洞内加钢丝网小动物进入。1.1.1站区围墙围墙采用2.30m高实体围墙。围墙应尽量采用环保材料，宜就地取材。变电站围墙采用清水墙形式，不做任何涂料粉刷或高档装饰材料饰面。围墙大门统一采用国家电网公司典型围墙大门（含标识墙）。考虑到XXX的地区的安保问题，大门原则上采用封闭实体墙。1.1.2管沟布置a)站区管沟布置的主要设计原则：1）应按变电站的最终规模统筹规划，管线之间及其与建（构）筑物基础、道路之间等在平面与竖向上应相互协调，近远期结合，合理布置，便于扩建。2）满足工艺要求，流程短捷，便于施工和检修。应有排水及防小动物的措施。3）在满足工艺和使用要求的前提下应尽量浅埋，并尽量与站区竖向坡度和坡向一致，避免倒坡。b)站区内电缆沟布置时按沿道路、建构筑物平行布置的原则，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。同时考虑便于检修与扩建。c)电缆沟采用混凝土和砌体结构，电缆沟深度小于1m时，采用砌体结构，深度大于1m时，采用混凝土结构。当采用砌体结构时，沟壁内外侧砂浆抹面（外壁防水），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。d)根据电气要求，站内电缆沟主要断面为1.2m×1.4m(宽×高)、1.0m×1.4m(宽×高)、1.0m×1.2m(宽×高)、1.0m×1.0m(宽×高)、0.8m×0.8m(宽×高)。电缆沟采用砖砌和混凝土两种沟壁，电缆沟的伸缩缝每隔30m(10m)设置一道。电缆沟盖板采用成品无机复合沟盖板。 1.1.1道路及场地处理a)站外道路为公路型混凝土道路，宽度为4.0米，从站址南侧道路引接。b)站内道路为公路型道路，按生产功能和电压等级分区设计，每区均设有混凝土道路联通。站内道路均为现浇C25混凝土，现浇现压光，并且道路两侧不设路沿石，路面宽度为：运输大型设备的路宽为4.0m，转弯半径7.0m。c)配电装置区裸露的场地，凡需进行巡视、操作和检修的设备，在设备支架柱边缘外1.00m范围内及主变压器防火墙（电缆沟）之间油池外周围铺设广场花砖作为操作地坪。根据“两型一化”要求，变电站不宜采用人工绿化草坪，采用碎石、卵石等地坪处理方式。5.1.6主要技术经济指标及主要工程量序号指标名称单位数量备注1变电站总用地面积hm20.4811.1围墙内占地面积hm20.4471.2进站道路占地面积hm20.1821.3边坡挡墙占地面积hm21.4其他用地占地面积hm22进站道路长度（新建、改造）m4503变电站总土石方工程量挖方m313.76含场地内清运不含基槽清除填方537.713.1站区土石方工程量挖方m39.76填方382.353.2进站道路土石方工程量挖方m34填方155.363.3外购土工程量3.4外弃土工程量4围墙长度m265.2含围墙大门长度5站内道路面积（含站前硬化）m2870 6挡土墙体积m37护坡面积m28绝缘地坪m2450广场花砖9电缆沟长度（600mm以上）m27510站区总建筑面积m2487建筑轴线面积11站内给水管线长度m12站内排水管线长度m13站外供水管线长度m14站外排水管线（沟渠）长度m1.1建筑设计1.1.1设计原则a)110kV变电站各建（构）物的设计应满足简洁、稳重和实用，能够体现国家电网公司的企业文化特征，能够与变电站整体色调以及所在区域周围环境协调统一。全站建筑均要与主控通讯楼协调一致。1.1.2全站建筑物一览表表5.2.2-1全站总建筑面积与《110kV通用设计》比较 序号建筑物名称本期线面积（m2）结构形式层数本期最终期线面积（m2）《110kV通用设计规范》最终轴线面积（m2）备注1主建筑物（含主控制室、10kV配电装置室、辅助建筑）931.52框架+砖混一层1273.2502m2小于通用设计，节省资源235kV屋内配电装置室框架一层169.5本期建设3警卫室（含卫生间）砖混一层17.82本期建设4水泵房砖混一层25.92建筑面积合计本期建设：487m2最终建设：487m2全站最终规模总建筑面487m2小于通用设计1.1.1主建筑物主建筑物位于整个站址的东南侧，是以电气单元为中心，综合了监控、保护、通信及辅助用房等多功能的联合建筑。a)建筑物为“一”字形单层建筑，建筑功能以简单适用为原则，生产房间设置二次设备室、10kV屋内配电装置室；辅助用房设置工具间、休息室。主建筑物采光良布置好，主控制室及10kV配电装置室层高5.25m,长30.4m,宽9.0m。主控制室布置在主变区侧，便于观察全站情况，视线良好。“一”字形平面与场地条件契合，人员、交通及检修维护流畅，平面布置功能分区明确，做到既相互联系又互不干扰。b)建筑立面设计从尺度、色彩等方面，力求简洁、适用。立面设计富于变幻，整栋建筑的处理力求一致，以形成统一的风格。建筑色彩提取国网公司标志的色彩元素，采用外墙防水乳胶漆。 c)根据建筑物的重要性，屋面防水要求达到二级防水，采用SBC120防水材料6mm厚；外墙做55厚胶粉聚苯颗粒保温；内墙采用内墙乳胶漆；室内地面做法见装修一览表；窗户采用优质塑钢窗双框单玻，附纱窗，外门采用钢防盗（火、爆）门，内门有防火要求的房间采用防火门，一般房间采用实体大门，内门均设门套。d)建筑物装修遵照两型一化的原则，采用中等工业装修标准。门窗：外墙门窗可采用铝合金门窗或塑钢门窗但需满足气密性不应低于《建筑外墙气密性能分级及检测方法》GB/7107-2002中的4级、水密性不应低于《建筑外墙水密性能分级及检测方法》GB/7108-2002中的3级、抗风压性不应低于《建筑外墙抗风压性能分级及检测方法》GB/7106-2002中的3级。内部门窗可根据各地区实际情况选用。屋面：防水等级Ⅱ级。外墙：采用弹性防水外墙涂料或外墙饰面砖。墙体：符合国家节能环保要求的墙体材料。楼地面、内墙面及顶棚：详见5.2.3-1表。表5.2.3-1主建筑内部装修一览表房间名称地面材料墙面平顶其他主控制室地砖乳胶漆涂料不抹面刷乳胶漆设置纱窗工具间、休息室地砖乳胶漆涂料抹面刷乳胶漆门厅、走廊地砖乳胶漆涂料10kV屋内配电装置砼地面乳胶漆涂料不抹面刷乳胶漆1.1.135kV屋内配电装置室 35kV屋内配电装置室为单层建筑，框架结构，层高5.5m,长22.60m,宽7.5m,不作外墙保温。内墙采用内墙乳胶，素砼地面随打随抹光，顶棚为白腻子刮平刷乳胶漆。室内地面做法见装修一览表；窗户采用优质塑钢窗双框单玻，附纱窗，外门采用钢防盗栏。外门采用成品防火门。屋面防水要求达到二级防水，采用SBC120防水材料6mm厚。1.1.1警卫室（含卫生间）警卫室为单层建筑，砖混结构，层高4.1m,长5.4m,宽3.3m,做外墙保温。内墙采用内墙乳胶漆及面砖（卫生间到顶）；室内地面做法见装修一览表；窗户采用优质塑钢窗单框双玻，附纱窗，外门采用钢防盗门。1.1.2主要建筑材料混凝土：C15-C40混凝土钢材：HPB300(10)级钢和HRB335(10)级钢和钢板、型钢Q235(10)B;砖：M7.5砂浆和MU10普通粘土砖、多孔砖；其它：轻钢龙骨，复合矿棉板，优质塑钢窗及成品防盗门、成品木门、防火门，无色玻璃。内墙乳胶漆和油漆，外墙面砖及外墙保温防水材料等。1.2结构1.2.1设计依据a)地基承载力根据勘测报告得出，站址地层主要为粉土和圆砾，地基土物理力学指标如下：粉土：fak=200kPaФk=25°Ck=20kPaγ=17kN/m3ES＝20MPa圆砾：fak＝400kPaΦk＝40°γ＝22kN/m3　E0＝40MPab)地基处理根据勘测报告得出，站址地层主要为角砾，工程力学性能良好，地基无需处理。c)场地腐蚀性根据土化学分析报告结果并结合地区经验，场地土以中硫酸盐渍土为主，局部见弱硫酸、弱亚硫酸盐渍土， 无盐胀性。场地环境类别为Ⅱ类，依据《岩土工程勘察规范（2009版）》，（GB50021-2001）的有关规定，土对混凝土结构有弱等腐蚀性，对混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。d)建（构）筑物抗震设防烈度及确定依据依据《中国地震动峰值加速度区划图》及《建筑抗震设计规范（GB50011-2010）》，拟建站址区地震基本烈度为Ⅶ度，设计基本地震加速度指为0.1g。e)场地类别依据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）,结合地区经验确定，建筑场地类别为Ⅱ类，属于建筑抗震一般地段，适宜建站。f)气象条件累年极端最高气温41.7℃累年极端最低气温-42.6℃累年最大降水量563mm累年最大积雪深度62cm（1967年3月1日）累年最大冻土深度123cm全年主导风向ENE基本风速(50年一遇10m高10min平均最大风速):30m/sg)不良地质作用拟建站址区无岩溶、滑坡、危岩和崩塌、采空区、地面沉降等不良地质现象。根据本次勘测期间调查了解，并结合附近已有工程资料，站址区地下水水位埋深大于12m，对基础的施工无影响。但是考虑到周边均为农田地，受季节性灌溉的影响，局部可能会有上层滞水，因此建议施工选择在非灌溉季节。1.1.1主建筑物结构主建筑物为单层框架结构，主建筑物内外墙采用烧结多孔砖砌筑。主建筑物屋面采用钢筋混凝土屋面板，基础采用柱下独基和条基相结合。建筑物的抗震设防类别按GB50059-92《35～110kV变电所设计技术规范》执行。结构重要性系数为1.0，设计使用年限为60年。 1.1.135kV屋内配电装置室结构35kV屋内配电装置为单层框架结构，内外墙采用烧结多孔砖砌筑。35kV屋内配电装置室屋面采用钢筋混凝土屋面板，基础采用柱下独基和条基相结合。建筑物的抗震设防类别按GB50059《35～110kV变电所设计技术规范》执行。结构重要性系数为1.0，设计使用年限均为50年。1.1.2警卫室（含卫生间）警卫室采用砖混结构,内外墙采用烧结多孔砖砌筑。基础采用条形基础，基础埋深2.0米，地下构筑物采用现浇钢筋混凝土结构。1.1.3屋外配电装置构（支）架a)构架结构布置110kV配电装置构架：进出线构架宽8.0m,高度为10.0m,共2组2跨，主变进线构架10.0m,共2组1跨，母线构架宽8.0m,高度为7.3m,共4组1跨，主变构架宽10.0m,高度为10.0m,共1组1跨，主变组合构架1组1跨带两跨35kV引线构架，35kV引线构架2组1跨。b)结构型式屋外变电构架：均采用三角断面轻型钢梁，φ300等径环形杆组装成柱，现浇C25混凝土杯口基础。c)设备支架屋外设备支架：均采用φ300等径环形杆及槽钢横梁，现浇C25混凝土杯口基础。d)独立避雷针采用型钢结构,共4座,其中2座高度30米,基础为钢筋混凝土独立基础,预埋地脚螺栓；另2座高度15米（构架式）位于110kV出线构架柱上。1.1.4结构防腐a)基础防腐为基础外表面刷焦油煤沥青，厚度≥500微米。b)构架钢梁和设备支架采用热浸镀锌防腐，厚度≥150微米。 1.1供排水系统1.1.1站区供、排水条件(1)供水方案本设计变电站根据不同环境因素水源条件等采用深井取水的供水方式。变电站站区供水方式：序号供水方式饮水距离打井深度运输距离1站外饮水/2打井取水100～120米3站外拉水/(2)排水方案本变电站在辅助建筑物内设有水冲厕所。根据环境因素变电站排水采取站内化粪池和污水渗井方式，排水管道为DN150,长度为70米。序号排水方式1污水渗井自然漏渗DN1502站外排水///1.1.2给水系统本站供水采用深井取水的供水方式，供生产和生活用水。施工用水为深井取水，距离为200m。(1)用水量标准生活用水量标准60升/人·日浇洒道路用水量标准1.5升/米2·日未预见水量用水量标准占最高用水量15%(2)最大用水量根据110kV变电站运行经验,变电站工作人员按5人考虑。 生活用水量5(人)×60升/人·日=0.3米3/日浇洒道路用水量900米2×1.5升/米2·日=1.35米3/日总用水量：Σ(0.3+1.35)×1.15=1.9米3/日经计算变电站：最大用水量为2米3/日。(3)消防给水系统因为变电站建筑物建筑体积小于3000m3,根据《火力发电厂与变电站设计防火规范》要求，不需设置室内、外消防系统。1.1.1排水系统本变电站在建筑物内设卫生间。生活污水排往化粪池然后排入污水渗井。(1)排水量排水最大水量为变电站最大用水量：2米3/天(2)雨水排放方式场地雨水排放方式为散排，建筑物雨水排放方式为有组织排水。1.2事故排油系统变压器在事故和检修过程中可能有油的泄漏，设计中按有关规定设置事故排油设施，当变压器发生事故时，要排出变压器油，因此考虑设变压器事故排油池一座，最终排入事故贮油池内，贮油池设在站区内空地。本期上一台50MVA,参考油重25吨，事故贮油池大小为3米×3米，深为3.5米。容积率为28.8m3。1.3防洪排涝根据勘察地质报告，变电站场地区域内地势低，可考虑洪水对战址的影响。设置防洪坝。1.4采暖、通风与空气调节1.4.1采暖通风气象条件 变电站气象参数与站区的地理位置海拔气压等有关。根据相关要求，110kV典型设计按采暖地区设计。据XXX气象观测台有关气象条件，结合工程地质勘测报告有关采暖通风设计参数如下：冬季采暖室外计算温度：-24.2℃冬季通风室外计算温度：-23.5℃夏季通风室外计算温度：24.7℃夏季空调室外计算温度：30.5℃夏季通风室外计算相对湿度：19.7%累年主导风向：ENE累年平均风速：2.8米/秒年极端最高温度：40℃年极端最低温度：-21.8℃累年平均气温：11.7℃年最大冻土深度：123cm日平均温度≤+5℃的天数113天1.1.1站区建筑物采暖该变电站地处寒冷地区，主建筑物采用电暖气东冬季取暖。电暖器可单室控制、能自动调控室内温度，电暖器的表面平均温度不高于75°C。主建筑物各房间室内热负荷设计参数见下表。主建筑物各房间室内热负荷设计参数序号房间名称温度湿度房间面积m2热指标w/m2热负荷W1主控制室18-20℃≤70100.8148.15150002休息室18-20℃9.9202.0220003工具室18℃10.8185.1620004警卫室18-20℃9.9202.022000 5卫生间16℃7.9253.162000610kV配电装置室16℃145.887.1513000735kV配电装置室16℃169.595.24160001.1.1站区建筑物通风、空调变电站的采暖通风与空气调节设计应严格遵守《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》、《35kV～110kV变电站设计技术规程》等。(1)为保证室内的控制仪表的正常运行，及值班人员工作需要，主控制室采用分体立柜式空调器，用于夏季降温。(2)10kV、35kV屋内配电装置室采用自然进风、机械排风、排烟满足每小时不小于10次的事故排风的要求，事故排风可兼作正常排风用。轴流风机如在无法满足变电站周围环境对噪声的要求时，可在轴流风机墙外侧加装消声装置。设备选型：1)10kV屋内配电装置室通风，采用自然进风，FT35-11型玻璃钢轴流风机2台，每台风量为6316m3/h。新风由外墙底部百叶窗进入室内，再经外墙轴流通风机排出，该事故排风机在夏季室温较高时兼作排除室内余热用。2)35kV屋内配电装置室通风，采用自然进风，FT35-11型玻璃钢轴流风机2台，每台风量为6316m3/h。新风由外墙底部百叶窗进入室内，再经外墙轴流通风机排出，该事故排风机在夏季室温较高时兼作排除室内余热用。3)主控制室选用分体立柜式空调器，每台制冷量为12kW。主控制室夏季采用分体立柜式空调，室内温度保持在26°C～28°C,冷负荷见下表。主控制室负荷表序号建筑物温度湿度房间面积冷指标W/m2冷负荷W1主控制室26°～28°C≤70%108222.222400 1.1.1遵循的专业规范与标准《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035-2004《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-20022消防系统2.1概述2.1.1消防设计的主要原则本设计根据“预防为主，防消结合”的方针，遵循立足国内、中等适用的指导思想，在设计中严格执行国家有关防火规范和标准，优先采用防火材料，在加强火灾监测报警的基础上，对重要设备采用相应的消防措施。2.1.2在设计中遵循以下规范：（1）《建筑设计防火规范》（GB50016－2006）（2）《电力设备典型消防规程》（DL5027-93）（3）《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）（4）《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）2.2消防措施2.2.1站区总平面布置各建（构）筑物之间的防火间距均按照《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229—2006中11.4设置。变电站设置有4米宽的消防车道。2.2.2站区建（构）筑物 站区建（构）筑物耐火等级及火灾危险性分类，各建构筑物灭火器设置情况均依据《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229—2006中11.1.1和11.5.17设置。采用手提式干粉灭火器和二氧化碳灭火器。1.1.1灭火器的配置根椐电气设备及建筑物防火要求对站区及各建筑物内配置足够数量的手提式灭火器及不同规格的移动式灭火器。灭火器的具体配置执行《建筑灭火器配置设计规范》。在主变旁配备推车式干粉灭火器和砂箱及消防桶和消防铲。1.1.2建筑消防因建筑物建筑体积小于3000m3，根据《建筑设计防火规范》GB50016-2006及《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006的规定要求，因此建筑物不需设置室内、外水消防系统。1.1.3主变消防本设计主变压器消防采用推车式干粉灭火器，并设置消防砂箱。1.1.4其他消防设施变电站内设有成品消防小间一座，内有一定数量的消防铲、消防铅桶等作为变电站公用消防设施。变电站其他电气设备房间消防采用手提式化学灭火器。2环境保护、水土保持及节能减排2.1环境保护2.1.1区域环境概况站址站在区域气候较为干燥。站址周边主要为公路的交通噪声，由于道路距站址有一定的距离，所以噪声本底值较低。2.1.2工频电场与磁场的评价限值以送电线路边导线正投影两侧30m带状区域及变电站站址为中心的半径500m范围内区域为工频电场、磁场的评价范围。按《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》(HJ/T24-1998)执行，即以4kV/m 作为居民区工频电场强度评价标准，工频限值0.1mT作为工频感应强度的评价标准。1.1.1声环境本工程执行噪声环境评价的标准，见表7.1.1-1表7.1.1-1变电站声环境执行标准及限值功能区评价范围执行标准及级别站界噪声拟建变电站界外1m《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-2008)Ⅱ类站界外环境噪声拟建站界外100m区域《城市区域环境噪声标准》(GB3096-2008)2类送电线路送电线路边导线外侧20m《城市区域环境噪声标准》(GB3096-2008)2类噪声限值《城市区域环境噪声标准》(GB3096-1996)2类：昼间60dB(A)，夜间50dB(A)《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-2008)Ⅱ类：昼间60dB(A)，夜间50dB(A)1.1.2无线电干扰场强执行《高压交流架空线路无线电干扰限值》(GB15707-1995)，变电站围墙外20m及距线路边相导线投影20m处、频率为0.5MHz的晴好天气条件下允许值不大于53dB(μV/m)。1.1.3水环境废污水排放执行《污水排入城市下水道水质标准》(CJ3082-1999)中的2类标准。1.2水土保持1.2.1施工期变电站占地为戈壁荒地，建设期地表开挖，易产生扬尘等不利影响。变电站施工结束后，站址区内以及进站道路两旁将大面积植草和种植一些低矮灌木，对改善当地生态环境。变电站建设期间临时占地一般指施工便道和临时工棚、材料场等用地，由于数量较小，且仅限于建设期，施工结束后拆除施工临设，平整场地，恢复植被。因此变电站施工对区域生态影响很小。 施工垃圾主要来自施工场所产生的建筑垃圾(主要为基础施工和房屋建筑等工程施工期间产生的大量废弃的建筑材料，如：砂石、石灰、混凝土、木材和土石方等)，以及施工人员产生的生活垃圾。因此，工程在施工期间要坚持对施工垃圾的及时清理、清运至指定的垃圾堆场堆放，使施工垃圾对环境的影响降至最低。1.1.1运行期变电站运行期间有值班人员产生的少量生活污水、生活垃圾。变电站内设化粪池，并建一污水渗井(化粪池及污水池做防渗处理)，生活污水经化粪池处理后排入污水渗井，定期由当地环卫部门拉运。在变电站内设生活垃圾堆放点，定期由当地环卫部门拉运。在设备的高压导线电部件上设置不同形状和数量的均压环(或罩)，以控制导体、瓷件表面的电场分布和强弱，避免或减少电晕放电，从而有效降低无线电干扰水平。变电站站址避开了无线电、电磁辐射干扰敏感点，变电站周围2km范围内均无短波无线电收信台，达到国家技术监督局发布的《短波无线电收信台电磁环境要求》(GB13617-92)中对220kV送变电工程保护距离最高2km的要求。为保证变电站安全运行及生产人员的人身安全，严格按照有关的规定进行设计，主要有如下方面：（1）变电站电气设备布置设计确保安全净距，同时采取防止电气误操作措施，以防止对运行人员的伤害。（2）主变压器设有推车式干粉灭火器，并设置消防砂箱。（3）室内电缆沟入口处通至控制屏和保护屏的孔洞采用防火材料进行封堵，并在其二侧1m范围内用防火涂料涂刷。（4）为保证生产人员在操作电气设备时的安全，人与各种带电设备都有一 定的安全距离，被操作的电气设备都有可靠的保护接地，并配备有绝缘棒、绝缘手套和垫等安全工器具。由于本变电站可遥控，减少了现场误操作机率，电气二次线设计考虑了防误措施，达到防止带负荷拉合隔离开关，防止误拉、误合断路器，防止带接地线合闸，防止有电挂“接地线”及防止误入带电间隔的“五防”措施，以保证安全生产。（5）建、构筑物按规程规定的耐火等级设计，并有隔绝火灾蔓延的措施和安全出口，建筑物与围墙和相邻建筑之间都保持一定的防火安全距离，全站配备有消防器材。（6）为防止雷击时带来的危害，主建筑物设有可靠的防雷保护措施。1.1节能减排采用一般砖墙和单层玻璃窗的普通建筑的室内热环境质量差，采暖和制冷能耗也大。在本工程中，建筑物体型系数小于0.3，满足国家规定的节能要求，窗户采用优质塑钢节能平开窗，采用双框单玻；屋顶采用苯板加气块构造形式。增加建筑物保温隔热效果。从而降低采暖和制冷能耗。在设计主变压器时，选择节能型铜芯低损耗电力变压器，在设计变电站辅助系统时，也尽可能选用节能产品。例如，在选择变电站站用变压器时我们选用了S11型低损耗变压器；在选择变电站照明灯具时，我们选用了绿色、环保的节能灯具。在相同的照度下，高效节能灯具比传统的电感镇流器灯具节能45％～50％，线电流下降约3倍，且自身基本不发热，最大限度地节约了能耗。110kVXXX变电站10kV侧规划配置了4组补偿电容器，变电站根据功率因数决定投入电容器组的数量，提高了线路的功率因数，补偿线路中的无功损耗，进一步降低了能源的损耗。主要建筑中的卫生洁具采用节能和节水型，虽然投资略有增加，但减少了电能和水资源的消耗。1.2评价结论本工程线路路径避让了城镇及农田等环境敏感点，采取环保措施后，站址 及沿线电磁环境各项指标都远低于电磁环境影响标准限值要求，对电磁辐射、电磁噪声及无线电环境影响很小。施工期对沿线生态环境影响很小，路径选择合理。可能产生的不利环境影响通过采取一定措施可以满足环境质量要求。综上所述，本工程从环境保护的角度是可行的。1劳动安全卫生本工程劳动安全卫生以国家标准、国电公司的规程、规范为依据，贯彻“隐患险于明火、防范胜于救灾、责任重于泰山“的指标和“安全第一，预防为主”的方针。其措施、设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投运生产。1.1防火、防爆措施各建、构筑物问的安全净距按DL/T5218-2005《220kV～500kV变电所设计技术规程》、DL／T5056—2007《变电站总布置设计技术规程》等的要求确定。各建筑物按丙类或戊类火灾危险性及二级耐火等级考虑，建筑物构件耐火极限按规程要求确定。虽然采用免维护阀控蓄电池，一般没有氢气外泄，但仍采用防爆灯具和防爆轴流风机，采用不产生明火的加热装置。本工程站用变压器布置于主变压器区域，远离主控通讯楼，有利于消防防火和环境保护。电缆敷设采取分段隔离、封堵等措施，以控制火灾蔓延。依据国家有关消防条例、规范，本着“预防为主、防消结合“的方针，消防系统的设置以加强自身防火力量为主，立足于自救，同时，与消防部门联防，做到“防患于未然“，从积极的方面预防火灾的发生及其蔓延。²主变压器、各级电压配置装置以及主控楼等建构筑物周围都设有环形道路；²主变压器消防采用排油注氮灭火装置；²按规程、规范要求，本工程设置探觅火情的探测报警控制系统；² 根据场站特点，配置相应的消防器材。建筑物内采用手提气体灭火器；主变、电抗器等场地配置推车式干粉灭火器等；²加强安全防雷措施，避免设备因雷击破坏造成火灾等次生灾害。1.1防毒、防化学伤害采用避雷针防止直雷击。主接地网接地电阻和接地装置的布置形式按满足接触电势、跨步电势允许值设计。为确保人身安全，110kV配电装置的支架地面部分周围需做混凝土硬化场地。所有电气设备底座、构、支架铁件均按规程要求采用接地线引至主接地网。本工程采用微机监控，微机监控装置要具有对电气设备操作回路的闭锁、联锁功能，以防止误操作。对低位布置的电气设备按规程要求设置护网或围栏。易燃、易爆房间的门按规程要求配置，装设弹簧锁，严禁用门闩，向外开启。相邻易燃、易爆房间之间的门应双向开启。110kV配电装置均采用中型布置。户外照明采用低式布置，便于维护，确保人身安全。生产房间等处照明灯具采用带防护罩的安全灯具。1.2防暑、防寒措施站址地处采暖区，根据工艺、设备的需要及站址区的温湿度条件，采取以下措施：监控室、继电器室等场所采用冷暖两用空调机。站用配电室等设通风装置。2概算部分详见技经专业概算书3主要施工方案及大件运输方案 1.1施工方案1.1.1施工用水施工用水采用打井取水方式。1.1.2施工用电由于施工现场距10kV线路200m,施工期间用电按照由10kV线路引接考虑。1.1.3施工道路由于本变电站的地形相对平坦开阔，建议施工道路利用进站道路。1.1.4施工排水施工单位应根据站区竖向设计，分区分片规划好施工区的地面排水。施工区的地面雨水及施工排水拟设排水明沟，排出施工区前宜通过分散设置的小型沉淀池沉清后再排入提前施工的站外排水管。1.2大件运输1.2.1大件设备运输参数技术参数本工程远期需要运输的大件设备为110kV主变压器，参考特变电工XXX变压器厂提供的主变压器尺寸及重量，运输参数见表。110kV变压器运输参数表项目单位110kV变压器台数台2运输重量t90t(充氮运输)运输尺寸（长×宽×高）m约9.0*3.5*3.7当地交通条件完全可以满足本工程大件设备的运输要求。1.2.2大件设备运输方案 根据以上设备运输参数和我国现行铁路界限要求，结合以往110kV变电站工程实践经验，考虑站址附近铁路、公路交通实际情况，建议本工程大件设备运输拟采用铁路-公路联运方案。委托铁路运输，起点站为国内运输的起点，到达站为变电站站址附近选择的装卸点车站，在装卸点进行换装作业，再转公路运输至站址。1.1.1换装点的选择本大件运输设备，均属超级超限货物，装卸场地（点）必须具备大型车辆进、出通道，停靠方便，货位地面坚硬，平整开阔，空间障碍少的条件和要求。既要满足便于装卸工作工位展开的需要；还要有设备位置互相能够移动的贮、放货物。装卸场地（点）尽量靠近站址。1.1.2公路运输路径的选择大件设备由XXX公路（XX国道）-本站站址。沿途空障及桥梁较少，本阶段考虑大件运输措施费含：公路勘察费、桥涵加固费、路面赔（补）偿费、超限费、二次倒运费、不可预见费等。'