110kV变电站增容工程可行性研究报告

110kV变电站增容工程可行性研究报告目录1概述2工程建设的必要性3选址4电气初级部分5电气次要部分6通讯科7土木工程部分8线段9技术部分10结论附件1HB省电力公司冀电发[2006]109号《关于锦州锦州等110kV输变电工程前期工作的批复》附件2市国土资源局《110kV变电站场地土地性质证明》市供电局基础设施项目用地指标承诺书》附件4市建设局《关于将110kV变电站建设项目纳入建设规划的承诺》110kV变电站工程建设征地承诺书《厂址所在乡政府、村委会》图1路径方案图图2方案一电气主接线图图3方案一总体平面布置图图4方案二电气主接线图图5方案二总平面布置图1概述1.1设计依据（一）HB省电力公司冀电发[2006]109号文件《关于锦州、锦州等110kV输变电工程前期工作的批复》（二）HB省南方电网“十一五”电力发展规划及2020年远景目标（3）《关于220kV输变电工程可行性研究内容的深度规定》（试行）(4)SDJ161-85电力系统设计规程(5)DL755-2001电力系统安全稳定导则(6)GB14285-93继电保护与安全自动装置技术规程(7)DL5003-91电力系统电网调度自动化设计技术规范（八）深入规范电力系统光缆通信项目可研内容(9)GB50060-9235～110kV变电站设计技术规范(10)DL/T5103-199935kV~110kV无人值守变电站设计规范(11)DL/T5092-1999110～500kV架空输电线路设计技术规范(12)2002年国家经贸委印发的《电力建设项目概算定额》2001年修订版（1·3）通用电气电力规划设计院《火电、输变电工程极限设计参考成本指标》（2003级）1.2项目概述1.2.1变电站状态变电站位于市区东部，1979年7月投入运行，主变1台，容量31.5MVA。现有主变容量2×31.5MVA，110KV进线2条，分别由洞天和长山220KV站供电。110KV接线为单母线双极段；其中，东方热电、新华股份为发电并网线路；10KV由单个母线开关分段，现供应市区10条10KV配电线路。变电站所在地污染等级为Ⅳ级。车站建于1970年代。车站标高低于城市道路32CM，不能满足防洪排涝要求。车站整体水平有待提高50CM。1.2.21.2.2.1车站改造将两台31.5MVA主变压器容量增加为两台50MVA主变压器。1.2.2.2线路修改A、将天心110kV线路8#至24#电杆的LGJ-185导体更换为LGJ-240导体，更换部分腐蚀严重的铁塔，并将24#至44#电杆的线路通过居民区改为城市规划路边。B、长新110kV线路代替铁塔和导体。用LGJ-240线更换常新T形触点到站台的LGJ-185线，更换腐蚀严重的塔架。1.3设计水平年份110kV变电站扩容工程建设工期为2007年至2008年，计划2008年投产。1.4主要设计原则按照电力发展规划，结合本项目建设要求，符合设计规范和规范，按时、高质量完成设计，确保项目按计划投产。1.4.1电源侧长新线（181）现受LFP-941A保护，已招标改造，不再纳入本项目；天心线（179）现受LFP-941D保护，需改造。上110kV线路保护屏列入本项目。1.4.1.3土木工程根据电气一次设计要求，进行相应的出线间隔设计。1.4.2现场（2个选项）1.4.2.1计划1：搬迁建设新厂址，实施规范建立的A-3计划。A.电气一次：布局规划：由于场地位于四级污染区，布局规划按四级污染区考虑。主变在室外，110kVGIS设备放置在室外屋顶，35kV和10kV布置在室内。主变最终容量为3X50MVA，采用有载调压变压器。变电站电压等级为110/35/10kV，电流相位为2X50MVA。110kV接线：本期2条进线为内桥；末期3条进线为内桥+线路变压器组。35kV接线：本期8条出线，单母线段（含3条并网线）。12轮资格赛决赛，单母三节。10kV接线：本期出线16条，单母线段。最终排位赛24次，单亲三段。无功补偿：此周期为2X(3006+5010)kvar。终止是3X(3006+5010)kvar。B.电气二次：采用计算机综合自动化系统，设计为无人站。监控主机为单机配置，遥控主机为双机配置。建立了一套独立的计算机五防系统。一套远程查看系统。车站交流系统的单母线接线。直流系统由2组高频开关电源和2组200Ah、2V单节阀控铅酸免维护蓄电池、单母线段接线，包括通信DC/DC模块组成。C.土木工程场地位于市区西北部，毗邻京新街。站址为非基本农田，地势平坦开阔，交通便利。该站执行典型设计A-3方案，35kV、10kV室内布置，110kV室外屋顶布置，主变室外布置，主变之间设置防火墙，综合保护室，35kV、10kV配电配电室、电容器室、接地配电装置房内布置变压器室和地下电缆夹层，配电装置房采用钢筋混凝土现浇框架结构。D、沟通110kV变电站为光纤枢纽站，需增加设备：县调：PCM终端设备一套（30路）；110kV变电站：PCM基础设备一套（30路），SDH光通信设备一套。目前，共拆除1套航母组合设备。1.4.1.2方案2：就地扩容。A.电气一次：访问系统和布局保持不变。110kV主接线：原为单母双极段，本期改为内桥接线。35kV接线：不变。10kV接线：无变化。无功补偿：主变容量的15%。户外密集型7500KVAR。预留110kVSF6断路器和部分隔离开关，其他设备为新设备。B.电气二次：同方案一，但安排应与第一种相对应。C.土木工程根据电气增资情况更换相应的设备基础和结构。D、沟通110kV变电站为光纤枢纽站，需加装光口板。目前，共拆除1套航母组合设备。1.4.3线1.4.3.1洞田220kV站至110kV线路改造，长山220kV站至110kV线路段改造，两条线路均为改造项目，保持原接入系统规划不变。1.4.3.2110kV站的110kV侧为东线。洞田220kV站至110kV线路占据110kV站南侧区间，长山220kV站至110kV线路占据110kV站中间区间。1.5设计范围本可研设计范围包括110kV变电站扩容工程、长山-、洞田-110kV线路改造工程、洞田220kV变电站110kV线路保护改造工程。2工程建设的必要性2.1电网现状电网结构目前由220KV、110KV、35KV输电网络、10KV配电网络和0.4KV供电网络组成。截止2005年底，电网拥有220KV变电站1座，主变2台/240MVA；3台110KV变电站，4台主变/134.5MVA；12座35KV变电站，23台主变/151MVA；用户自备35KV站4座，主变9台/21.9MVA；110KV线路3条，其中110KV站由洞田220KV站和长山220KV站双回供电，陶家庄110KV站由洞天220KV站单回供电，康兴110KV变电站T型接线供电长新线；35KV线路19条/84.79KM条，10KV线路79条824KM，配电变压器2289台/254MVA，乡镇供电率100%，排灌保障率97%，城乡居民保障率97%。98%，全市用电量5.56亿千瓦时，电网最大负荷10.5万千瓦，线损率为4.5%（2005年）。东田220KV站作为全市主供电，不仅承担两个110KV站的供电任务，还通过两条35KV线路直接向长寿、清通、官庄三个35KV站和啤酒用户站供电；110KV站现有两台主变，容量为2X31.5MVA，分别负责城东、城南、安家庄35KV站、化肥和卫星用户站的供电，并通过两台35KV并网与东方热电相连——连接线路，发电24MW，另有101条配电线路供附近负荷使用；陶家庄110KV站主变1台，容量31.5MVA，负责我市沙河以北工农业生产供电，35KV站4座，配电线路4条；康兴110KV站由长山220KV站供电，主变1台，容量40MVA，汉代35KV站，负载10KV，经康都35KV线路与独孤35KV站相连。2005年110KV主变容负荷比为1.45，35KV主变容负荷比为1.30。2.2电网存在的问题经过三个农网建设和改造工程，电网布局越来越合理，大大缩短了配电半径和电网设备条件，提高了电能质量和供电可靠性。但是，随着我市工农业生产的发展和人民生活质量的提高，近年来用电负荷也迅速增加，对供电可靠性的要求也越来越高，这使得电网建设滞后于用电需求，部分变电站不同程度超载。供电不足。随着工农业生产的发展和家庭用电量的不断增加，我市一直处于缺电限电的局面。2005年上级配电功率指标为3.8万千瓦，实际负荷达到10.5万千瓦，最高潜在负荷达到11.7万千瓦。KW，2005年共停电2626次，其中因主变过载停电815次。频繁的停电给工农业生产造成了经济损失，制约了城市经济发展，给人民生活带来了很多好处。过来很不方便。设备陈旧、可靠性差，影响电网安全运行。自1960年代城安堡35KV电站建成以来，电网经历了四个发展阶段。110KV二期电站于1979年投入运行。1984年至1996年建成5座35KV小型变电站。农村电网改造是电网建设的第四阶段。由于电网设备运行时间长，存在一、二次设备陈旧老化、运行方式单一、安全可靠性差等设备隐患，影响电网安全运行。其中，110KV站于1979年投入运行，主要设备已运行27年。加之主变容量不足，110KV开关（SW6-110）逾期服役，隔离刀开关腐蚀严重，操作困难，二次设备特别是原电磁继电保护存在重大问题拒收、误操作等安全问题。隐患；1980年代投运的小型简易35KV变电站总则采用35KV单母线、10KV单母线刀闸段，直流系统为硅整流电容储能运行方式，也影响电网安全运行。变电站设备容量不足，供电能力差。随着全市工农业生产的发展和居民生活水平的提高，特别是农村配电网改造后，农村排灌设备新增用电负荷超过25000千瓦，使主要部分变电站变压器容量严重不足。邯郸、独孤、新安和110KV变电站主变严重过载，110KV和35KV变电站整体容荷比低，供电能力弱。目前，除市内110KV站和长寿、安家庄两座35KV变电站双供电点外，桃家庄、康兴110KV站等10座35KV站均采用单回线路供电。庄、康兴变电站采用单台主变运行，只有30.7%的变电站满足N-1要求，供电可靠性差。配电线路严重老化。电网建设以来，除近年来投入一定资金改造农村生活用电的电网外，大部分线路因资金问题未进行改造。操作造成部分线路严重老化，断线事故频发。10KV配电线路供电能力严重不足。过去是农业大县，乡镇企业不发达，农业排水和农村生活用电是用电负荷的重要组成部分。过去，由于农业排灌水位较浅，取水比较容易，所以农业排灌多采用人力和畜力。因此，农业负荷基本上是农村生活用电负荷。电网建设以此为基础，设计保守。现行配电线路采用LJ-35、LGJ-35、LJ-25、LGJ-25导线95条线路（含支线）104KM，占全市供电线路的20%，15KM供电半径有6条线路超过。由于近年来高效农业和乡镇企业的快速发展，用电负荷呈指数级增长，实际用电负荷已达11万千瓦。因此，部分线路供电能力严重不足，需要建设高压配电线路220KM。农行配电变压器容量不足。农用排灌配变816台，容量57.76MVA。随着国家农业政策的变化，全市农业高效发展和沙河、木道沟流域荒地开发，使得农业排配电设施的供电能力严重不足。原由柴油机灌溉的排灌区也将改为电动排灌。此外，农业排水负荷季节性强，现有配变能力已无法保证抗旱排灌季节的用电需求。据实地调查统计，仅农业排灌就需要增加75MVA的配电变压器容量。无功补偿能力不足。我市现有变电站集中并联补偿容量27000KVAR，10KV线路补偿容量3967KVAR，仅为主变容量的12.3%。增加。二次设备落后，技术含量低，无法保证电网安全可靠运行。电网现有110KV站3座，35KV变电站12座，其中110KV站1座，35KV站6座为继电保护用电磁设备，运行时间已超过20年（110KV站26年）。控制电源采用硅整流电容储能方式（站为直流蓄电池），保护拒接、误操作事故时有发生，严重影响电网安全运行。通信和自动化应用水平落后。1998年以前，电网的通信方式主要采用电力载波和双工无线电。2004年，调度与各变电站之间开通光纤通信。但由于资金限制，只开通了点对点通信，无法实现自愈环网。，当电网规模不断扩大，自动化程度越来越高时，通道的建设将关系到主网的安全运行，而电网的配网自动化尚未启动。2.3负荷预测根据市统计局提供的《国民经济统计摘要》和“十一五”规划及2020年中长期目标补充规划，通过对销售收入超过供电区500万元，结合电网建设和实际供电情况，确定规划年用电量和负荷。2005年电站最大负荷56MW，最大负荷利用小时5000小时。2006年春天，出现了暂时的超载。2005年城东工业园、奥星药业、HB冷轧机、富格药业、五鑫铸造等引进的产业项目于2006年陆续投产，预计新增用电负荷12MW，按发电量增速计算。近两年供电区利用小时数和工农业生产发展规模，各等级年电网负荷预测如下：（单位：万千瓦时）水平年2005年（实际）2006年2007年2008年2009年2010年最大负载555865726065年供电量2890030650355003980034500398002.4工程建设的必要性该站始建于1976年，1979年7月投入运行，室外布置110kV和35kV，室内布置10kV。110kV进线2条，分别由东田和长山220kV站供电。平时以洞天站为主，常山站热备。主变压器两台，容量为2×31.5MVA。35kV出线8条，城东、城南、彭家庄35kV站，正定机场出线，新华公司出线2条，东方热电2条并网线路。主要供应8座35kV变电站，13台主变，容量73.9MVA。10kV采用单母线开关部分，10kV出线10次，与市区东部工农业生产和居民生活配套。存在的问题是：主变容量不足、设备老化、供电可靠性差（1#主变为1977年生产的空载调压主变，111开关为早期无油开关站建设）、二次设备停运、110kV线路连接方式单一、天新110kV线路老化、走廊不合理、长新110kV线路铁塔腐蚀严重等。该站作为电网的主枢纽变电站，担负着城区、正定机场、新华公司和东方热电并网线路的供电任务，尤其担负着全市工业经济增长的重任。园区，连接陶家庄和康兴110kV站，站的可靠运行直接影响电网的安全运行。近期东方热电并网线路发生故障，将导致主变严重过载，直接危及设备安全。因此，急需扩容扩容。3搬迁选址及新建方案3.1站点概述场地规划：位于市区西北部。车站毗邻京新街。站址为非基本农田，地势平坦开阔，交通便利。拟建站址110KV变电站交通位置图拟建站址上述场地平面图的110kV进线为东向。3.2场地水文气象条件3.2.1水文气象本区属暖温带半干旱大陆性季风气候区，有昼暖夜凉、春季干燥少雨、秋季温和凉爽多雨、冬季寒冷干燥少雨雪四个季节。.全市年平均气温12.2℃。极端最低温度为-23.6°C（1966年2月23日）；极端最高温度为41.6°C（1972年6月16日）。年平均降雨量468.6mm，年蒸发量1575.2mm。大部分降雨集中在6-9月，约占全年降雨量的81.8%。年最大降雨量为966.4mm（1963年），最小降雨量为233.0mm（1965年）。多年平均无霜期为190天。年最大冻土深度为53cm。除非另有说明，以上数据均为1955年至2003年。30年一次的10m10分钟平均最大风速为：25.1m/s50年一次的10m10分钟平均最大风速为：25.5m/s冬季盛行风向为：N、NW对应风向频率为：8.2%夏季盛行风向为：S、SE对应风向频率为：10.2%最冷月平均最低气温：-8.8℃历年平均闪电天数：26.3d全市年平均气温12.1℃、年平均降水量460mm、年无霜期约1873.2.2河流系统和洪水区内有两条主要河流：大沙河和慈河（木道沟）。大沙河发源于山西省灵丘县，流经富平、曲阳、行塘，经其支流曲河、濠河汇合，横穿该地区，向东汇入白洋淀。沙河为境内全长27.7km，境内面积约211km2.慈河（木道沟）发源于灵寿县西北部，35km境内长度约2%，流域面积约314km2.上述两条河流属于大庆河水系。其中，沙河流域面积最大，流量最大，河床和漫滩宽度2-4km。慈河（木道沟）的河床和洪泛区约为350m.两条河流自西北向东南贯穿全县。近年来，由于河流上游修建水库蓄水，上述两条河流已成为常年处于干涸状态，甚至终年干涸的季节性河流。市内新建的110kV变电站不在洪灾区。经调查，现场未发生内涝灾害。3.2.3综上所述a)50年标准洪水不会对基地构成威胁。b)经调查分析，该基地不存在常年内涝问题。3.3场地地质矿产资源3.3.1地质概况根据区域地质资料，该市位于华北断裂带、冀中坳陷西端。它主要与HB抑郁症有关。拟建地点位于hb坳陷北部，毗邻保定坳陷。拟建地点位于保定-hb断裂带和无极北断裂带。介绍如下：(1)保定-hb骨折断层位于太行山前断层中段，全长160公里。向东北40°，向东南倾斜，倾角为30°-60°。该断层由一系列阶梯状东倾正断层组成。评估区位于断层东南5.5km处。(2)无极北断层断层为NWW向，北倾，左旋走滑，长约30km。断层穿越古生界至第三系，延伸至上第三系地层，在上第三系底界面落差达100m。场地位于断层东北侧，平面距离约2.0km。3.3.2地震资料显示，近场区（场地周边25km）未发生6级及以上地震，但发生4.75级以上地震4次。近场的历史地震活动编号地震瞬间地理坐标震级强度地方年月亮天北纬东经11011838.2°114.6°4.75六hb正定21528537.9°114.6°5六HB六安市317723138.3°114.4°5六HB灵寿41909年11338.1°114.4°5.5七HB鹿1966年邢台地震对该地区影响最大，震度为VI级。1970年以来，近场区未发生ML>5.0的地震，地震活动以中小地震为主。已发生两次ML>4.0地震，分别是行塘M4.31971年8月5日地震和1971年12月27日灵寿该区抗震设防烈度为6度，设计地震基本加速度值为0.05g，设计地震归入第二组。3.3.3区域地壳稳定性遗址位于新生代冀中坳陷华北平原坳陷西缘的hb坳陷。金霍断裂为第四纪活动断裂，对应深大断裂的存在。历史上中强地震活跃，现在小地震多发；太行山前的保定-hb断裂一直活动到晚更新世。地球物理场方面，场地位于太行山重力梯度带和地壳厚度梯度带的东侧，近南北走向，但场地附近的重、磁、地壳厚度等值线稀疏，不构成异常区，未显示深断层。由以上分析可知，该地区的区域地壳基本稳定。3.3.4工程地质条件拟建场地位于太行山东麓平原，太行山冲洪积扇中前部。整体地势西北高，东南低。向东南缓坡，地形坡度小于1‰。地貌成因属冲洪积型。地面标高约72m。3.3.4.1场地地形拟建场地位于太行山东麓平原，太行山冲洪积扇中前部。地势西北高东南低，向东南缓坡。地貌成因属冲洪积型。3.3.4.2地层简述及物理力学性能指标根据收集到的工程地质资料，拟建场地第四系厚度约为550m。0-深度的地层结构简述如下20.0场地地层结构表层数岩性名称岩性描述层厚(男)承载能力特征值法克（千帕）(1)耕地主要由粉质细砂和砂质粘土组成，含有植物根系。松散而微湿。0.4(2)粉状细砂黄褐色、棕黄色或灰黄色。有点湿和松散。石英长石。夹有薄层粉质粘土、粉砂和中粗砂。2.9～6.4125(2)1淤泥黄棕黄色，土质均匀，有少量云母片和薄层粉质粘土。中等稠度，微湿。0.3～3.2150(3)中粗砂棕黄色至灰白色，长石石英，卵石含量10-20%，局部30%，卵石直径约2cm。中等稠度，微湿。2.1～5.1180(4)粉质粘土黄褐色，有砾石，中间有淤泥层，塑硬塑状态。0.6～4.2170(5)中粗砂棕黄色，长石石英，卵石砾石，中等密度。1.0～7.4200各层土的物理力学指标见下表：层数编队名称水分含量（％）自然密度（g/cm3）重力密度(N/cm3)空隙率塑性指数压缩系数（Mpa-1）压缩模量(MPa)①层淤泥20.71.8118.10.8177.80.1711.6②层细沙10.0③层中砂15.0④层淤泥22.01.9219.20.7208.90.1615.7⑤层细沙20.03.3.5地下水调查资料显示，该地区地下水位深度大于20m，地下水逐年下降。由于地下水埋藏较深，可能不考虑地下水对建筑物的影响。3.3.6地震影响评估根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001），抗震设防烈度为六度，基本设计地震加速度为0.05g，设计地震归入第二组。根据附近现有地质资料，场地土壤类型为中软土，施工场地类型为Ⅲ类。该区域的施工场地是总则可以进行施工的场地。3.3.7场地稳定性评估拟建场地无不良地质影响，场地稳定，适宜建设。3.3.8结论和建议1）拟建场地地势较为平坦，无不良地质影响，场地稳定，适宜施工。2）可以不考虑地下水对建筑物的影响。场地土壤无腐蚀性。3）该区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度为100，0.05g设计地震归入第二组4）调查地点为总则抗震区。考虑该地区年标的冰冻深度。0.3.4变电站建设环境要求目前拟建厂址周边无危害电气设备绝缘的污染源，厂址位于河北省编制的《南方电网污染区分布图》中的四级污染区。HB省电力公司民生部门2005年12月。场地周围无噪声源。本项目变压器等设备均采用低噪声设备，其产生的噪声按照《工业企业噪声控制设计规范》传递至变电站围护结构。变电站无工业“三废”排放，仅产生少量生活污水。污水通过化粪池排入渗水井，不会污染土壤、地下水及周边环境。场地内的土壤对混凝土结构和钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀。3.5.占地及周边设施经我省公布的文物保护单位及其保护范围和建设控制区的调查审查，该遗址不在其控制范围内。场区内无军事设施和重要通讯设施。3.6交通条件与工人生活本站拟建地点均位于京新街旁，交通便利。从工人的交通和生活条件来看，该场地条件优越，适合建站。3.7环境保护目前场地周围没有对电气设备绝缘造成损害的污染源。场地位于2005年12月hb省电力公司民生部门编制的《hb南部电力系统污染区分布图》中的四级污染区。3.8推荐站点根据以上分析及电气、布线等专业的相关分析（详见各专业栏目），该场地适合建站。4电气初级部分(1)方案一4.1_主要电气线路(1)主变最终容量为3X50MVA，采用有载调压变压器。变电站电压等级为110/35/10kV，电流相位为2X50MVA。（2）110kV最终进线3次，采用扩大内桥布线，本期进线2条。内部桥接线。最后阶段采用线路变压器组+内桥接线。(3)35kV最终出线12路采用单母线三段接线，本期8条出线采用单母线分段接线。外加三根35KV网线。(4)10kV最终出线24路采用单母线分段布线，本期16条出线采用单母线分段布线；无功补偿容量，末相为3X(3006+5010)kvar，当前相为3X(3006+5010)kvar。2X(3006+5010)无功功率。(5)各级电压中性点的接地方式主变110kV侧中性点采用避雷器保护并有间隙保护，并通过隔离开关接地。35kV和10kV侧的中性点不接地。4.3短路电流计算额定和短路电流计算按照运行模式，2020年东天110kV母线短路电流为10.1kA。主变压器SFSZ10－50000/1101108×1.25%/38.5/10.5kv阻抗电压：UdI-II=10.5%，UdI-III=17.5%，UdII-III=6.5%，参考容量Sj=100MVA。经计算，主变各侧额定电流和最大工作电流如下：110kV侧：额定电流262.4A最大工作电流275.6A35kV侧：额定电流749.8A最大工作电流787.3A10kV侧：额定电流2749.4A最大工作电流2886.8A短路计算是基于两条主变压器的两条线路，35kV侧分路运行和10kV侧分路运行。计算结果（按最终容量计算）如下：计算结果表如果35kV和10kV并联运行，短路电流过大，对设备不利，所以中低压侧不能并联运行。4.4设备选型(1)主变压器选用三相三绕组自冷有载调压变压器；型号：SFSZ10-50000/110；容量：50MVA；8×1.25%/38.5/10.5kV；接线组：YN、yno、dll；阻抗电压：Uk1-2%=10.5，Uk1-3%=17.5，Uk2-3%=6.5；容量比：100/100/100；应根据实际情况选择电压比和阻抗电压。(2)110kV电气设备a)110kV断路器选择六氟化硫全封闭组合电器额定电压：110kV额定电流：20额定开断电流：31.5kA动态稳定电流：80kA热稳定电流：31.5kA4sb)110kV隔离开关使用六氟化硫组合电器，额定电压：110kV额定电流：1250A动态稳定电流：80kA热稳定电流：31.5kA4sc)电流互感器选择六氟化硫组合电器额定电压：110kV额定电流比：400、600、800/5A（300、400、600/5A）二次组合：5P/5P/0.55P/5P/0.2Sd)电压互感器选择六氟化硫组合电器精度等级：0.2/0.5/3Pe)氧化锌避雷器选择六氟化硫组合电器技术参数：102/266kV2ms方波电流：800A20次f)线路电容式电压互感器选择TYD-110精度等级：3P/3Ph)氧化锌避雷器选择YH10W-102/266型技术参数：100/260kV2ms方波电流：800A20次(3)35kV设备35kV开关柜采用KGN-40.5型固定式开关柜，ZN12-40.5带弹簧操动机构真空断路器（主进线、分段、电容器柜选用合资产品），根据短路电流选用25kA设备健康）状况。(4)10kV设备10kV开关柜采用KYN28A-12中置式手车开关柜，ZN-63A12真空断路器内置弹簧操动机构，根据短路电流情况选用31.5kA设备。(5)10kV并联电容补偿并联电容器器件选用成套内框体型器件，电容器固体介质选用全膜，电容器组接4.5%干式空心串联电抗器。电容器、干式串联电抗器、放电线圈、氧化锌避雷器、隔离开关等由厂家成套供货。串联电抗器的阻抗应根据实际工程选择。4.5总则电气布局为节约用地，减少投资，变压器、配电装置及附属建筑的室外布置均布置在综合楼内。简述如下：4.5.1综合楼呈南北方向排列。变电室布置在大楼西侧，110kV配电装置布置在二楼紧靠主变东侧。110kV配电装置采用室外GIS布置在二层，35kV和10kV配电装置、电容器、消弧线圈布置在二层。接地变压器布置在一层。二级机房及附属建筑布置在一楼。主控室和35kV、10kV配电室下设有电缆夹层，110kV配电区设有电缆竖井供110kV二次电缆使用。整个布置便于设备之间的通讯和电力电缆的进出线，节省了电力电缆和控制电缆的长度，更便于操作、维护和维修。4.5.2配电装置类型(1)110kV配电装置采用GIS室外屋面布置。(2)35kV、10kV配电装置布置在单排高压开关柜内。(3)电容器和消弧线圈的接地变压器间隔布置在单独的房间内。电容器和消弧线圈室设有吊装装置，安装维修方便。4.6车站用电及照明4.6.1站电变电站配备2台80/10.5/0.4干式变电站供站用变压器，额定站用电量80kVA。两台变压器分别连接到10kV母线和35KV出线。该站用电为380/220V三相四线中性点直接接地系统，两台变压器低压侧采用单母线分段连接。采用一工一备的工作方式，加装低压备用电源自动切换。4.6.2照明泛光灯用于室外照明，荧光灯和白炽灯用于室内工作照明，白炽灯用于事故照明。二次机房、室内配电装置及主要通道应安装应急照明。事故照明电源取自直流屏。交流电断电时，手动开启应急照明灯，开关位于门内，应有明显标志。电缆夹层和电缆隧道照明采用24V安全电压，灯具为防爆灯具。4.7电缆设施本站电缆敷设设计符合《电力工程电缆设计规范要求》和《火电厂及变电站防火设计规范》。电缆孔用阻火材料堵住，耐火极限为4h所有电源线均涂有阻燃漆，所有电缆均为阻燃电缆站内电缆隧道与站外电缆隧道的连接处安装防火门，电缆孔用防火材料堵住。每个配电室都安装了灭火器(2)选项24.1接入系统解决方案根据该站用电负荷发展预测，该站110kV变电站主变末级容量为2×50MVA。电压等级为110/35/10kV。长新线（181）一次，天心线（179）一次。接入系统：长新线（181）一次，天心线（179）一次。变电站电压等级：110/35/10kV。110KV采用有载调压110±8X2.5%主变：末相2X50MVA；电流相2X50MVA，电流相旧主变（2X31.5MVA）4.2电气主接线110kV接线：高压侧内桥接线。原来是单母线双极截面35kV接线：本期单母线段。本期共8轮10kV接线：本期单母线段。本期共10轮无功补偿：主变容量的15%。户外密集型7500KVAR4.4设备选型这个计划是更换旧设备。110KVSF6断路器仍保留为隔离开关的一部分。所有其他设备都是新的。1)主变压器根据调相调压计算结果，建议主变高压侧选用带载调压的非自耦变压器，容量比为50/50/50，变比为110±8×1.25%/38.5/10.5kV，阻抗电压为50/50/50。使用标准系列，连接组为YN/yn0/d11。2)110kV部分按原厂断路器参数。3)35kV设备断路器::SF6断路器额定电流：IH=1600A开断电流：IK=25KA,31.5KA参见电流互感器的主接线或设备表。②35KV隔离开关：选择：HGW5-35IIW额定电流：1250A分断电流：31.5KA4）10kV部分本项目10kV配电装置采用室内布置，XGN2-10箱式固定柜，断路器采用真空开关和旋转隔离开关。4.5配电装置的种类配电装置类型的选择直接影响工程的建设投资和生产的安全运行。安排原则：变电站总体布置主要考虑以下原则：=1\*GB2⑴保护耕地是我国的一项基本国策，是指导设计工作的方针之一。因此110kV部分采用组合式结构布置，节省占地面积。使用户外独立设备降低了工程成本。=2\*GB2(2)站内有独立道路，方便所有设备安装运输，满足消防等要求。=3\*GB2⑶35kV采用室外框架结构布置，结构紧凑，占地面积小。=4\*GB2⑷10kV采用室内开关柜布置，使布置更加紧凑合理，美观大方，安装、运行、维护方便灵活。纵向排列考虑了以下原则：=1\*GB2⑴为保证雨水能顺利排出，不积水，雨水以一定的坡度流过地面，然后在道路上排出站外。=2\*GB2(2)尽量减少土方工程量。4.6总体布局本站将在原址上重建。110kV进线方向为架空东进，35kV北出线架空出线，10kV出线为电缆出线。110kV、35kV室外、10kV室内。根据进出线方向，110kV配电装置布置在变电站东侧。两组110kV结构呈南北方向排列。西侧为4米宽的交通主干道，满足消防安全距离要求。10kV配电室，主控室布置在南侧，电容器为室外密集型，置于35kV安装区东侧，10kV配电室西侧为4米宽的道路，北侧为35kV设备区。三角形分别设有避雷针。原址改造，拆除原有设备结构，建设110，35kv结构。10kv配电房更换设备基础。主楼不动。5电气次要部分(1)方案一5.1变电站综合自动化系统5.1.1概述本站第二次采用计算机综合自动化系统，根据无人站设计，取消常规控制面板，实现全电脑监控。综合自动化系统采用分层分布式网络结构。主变保护测控、110kV、公用设备、交直流系统、通讯等布置在综合保护室；35kV和10kV保护测控设置在开关柜上。计算机监控系统可以与站内所有其他具有通信能力的智能设备进行通信。全站二次设备，包括控制、保护、测量、信号、远动等，均采用微机设备，各设备通过网络传输信息，实现资源共享。每个间隔和综合防护室的设备通过网线连接，监控主机为单机配置，远程控制主站为双机配置，设置在综合防护室内。遥控主站完成与地面调度、县调度的通讯；监控主机不仅可以就地操作、显示各种接线图、生成就地报表，还可以与间隔层设备一起完成小电流接地线、电压、无功功率的选择。集成控制等功能。主变三侧电能表和各间隔层单位电能表通过电表485接口并网后，通过电表转换（或直接）接入综合自网协议转换，将所需电能传输到地面和县级电厂。该站点没有专门的故障记录器屏幕。主变保护箱内配置故障录波插件，完成简易故障录波功能，并打印在监控主机上。5.1.2系统结构与功能系统分为变电站层和间隔层。间隔层按站内一次设备配置，110kV进线不保护，控制设置在主变保护屏上。每台主变设有两块控制保护屏，置于综合保护室内。35kV和10kV现场布置在开关柜上。主变配三台电能表，三台变压器配一格，置于综合保护室内。开关柜上设有35kV、10kV各间隔的电能计量设备。每个间隔设备相对独立，仅通过站内通信网络互联，与变电站层设备进行通信。变电站层为工作站层，由监控主机和遥控主站组成。站内通信网络介质采用屏蔽对称双绞线电缆，提高传输速率和可靠性。各区间的断路器等设备可在调度端、站内监控主机、现场进行控制。它们具有互锁功能，同时只能由一处控制。就地控制开关实现与站内微机五防锁箱的配合。监控系统的主要功能包括：a)实时数据采集和处理自动定期采集变电站的运行状态和参数，并进行必要的预处理。存储在实时数据库中，用于实时屏幕显示、制表和打印以及各种计算。b)限值监控和报警处理实时监控变电站内各种设备的运行参数。当出现异常、运行状态改变或参数超出设定限值时，应及时发出报警信号，同时进行实时记录，包括事件序列记录（SOE）、故障报警记录、参数超限报警记录、电气主设备运行记录、事故召回等。c)屏幕显示和汉字列表打印（可简化）d)控制操作在综合保护室内，可以通过监控主机键盘对断路器进行控制和操作，也可以通过接收调度终端的指令对断路器进行脱扣合闸。远/就地转换开关和就地控制开关应分开设置。e)与微机保护装置等智能设备通讯f)与区县的通信g)时间同步功能h)在线自诊断功能系统具有在线自诊断能力，可对通信通道、计算机外设、I/0模块、电源等故障进行诊断并报警。i)自恢复功能当电源出现故障时，系统可以有序地停止工作，当电源恢复正常时应具有自动重启功能。j)本地声音当站内有人时，可发出事故或警告声。k)10kV母线电压监测每相交流配一台DT-2/G电压监测仪，为镇江泰利丰产品。5.1.3主要业绩指标测量值综合误差：≤0.5%SOE分辨率：≤1ms实时屏幕响应时间：≤2s屏幕实时数据刷新周期：2-10s可调系统可用性：≥99.9%系统负载率：正常情况下，任意30分钟内所有计算机的CPU负载率应小于40%；发生电网故障时，应在10秒内低于60%；计算机的外部存储容量应有50%的余量。5.1.4软硬件配置1)硬件配置监控主机和遥控主机均为工控级计算机，具体配置如下：主频：2.4GHz及以上；内存：512M及以上；硬盘：80G及以上；显示器：监控主机配备：21寸液晶显示器（桌面布局）；遥控主机设备：17寸液晶（如需外置）打印机：监控主机配备1台EPSONLQ-1600KIII+（桌面布置）；监控主机配有以太网卡。监控系统应具备与以下智能设备接口的能力：-与全电子式电能表的接口-与智能直流系统接口；—与火警和防火系统的接口；-与视频监控系统的接口。——与电脑五防系统的接口。——预留与其他智能设备的接口。2)软件配置操作系统和数据库，包括监控系统软件、监控系统支持软件、监控系统应用软件、数据库工具软件、遥控操作软件、VQC软件、小电流接地选线软件等。要求厂家免费维护和升级服务收费的。5.1.5UPS监控主机和远程主站采用交直流两用逆变电源（2kVA）供电。正常时由交流220V供电，经逆变器供电后供给监控主机和远程主站；当交流输入消失时，自动切换到直流220V供电，逆变器供电给监控主机和远程主站。从而保证监控主机和远程主站的不间断供电。5.1.6测量和计量1）测量：站内总则没有常规的测量仪器。结合调度系统的自动化，系统致的远动信息量应在各功能单元的液晶屏和本地监控机的监视器上查看。2）计量：选用全电子多功能电能表，110kV电能表采用三相四线表，35kV、10kV采用三相三线表，站变低压侧采用三相相四线电表。电能表电流、电压回路接线采用单芯铜线，电流、电压回路不小于4mm2Ω。监控系统要求能够接收和转发电能远程终端的数据，同时能够在本地监控的显示屏上查看各个计量点的数据（单位：kWh5.1.7静电防护屏接地根据新18条对策要求，所有静电防护屏在高架地板下用25×4mm2铜排连接，至少4根横截面不小于50mm2的铜排连接到主接地网可靠地在电缆轴上。.每个防护屏配有25×4mm2的铜排，通过100mm2的铜编织带与活动地板下的铜排连接。5.1.8交直流系统的遥测遥信通过电缆按常规方式与综合自系统相连，遥信为大功率220V空接点开关量输入。5.2继电保护及安全自动装置5.2.1110kV配电装置保护配置110kV进线无保护，110kV电桥带充电保护。5.2.2主变压器：根据主后一体原理，双主双后5.2.2.1主保护：差动保护应采用不同的原理。a)无制动差流切断保护。b)比例制动原理，具有CT断线报警或闭锁功能，闭锁功能由控制字选择，制动侧可由控制字选择，主变压器和桥式开关三侧分别为跳了起来。5.2.2.2高压侧后备保护：a)110kV复合电压闭锁过流保护：电流取自110kVCT，电压取自三侧电压，三侧主变压器和桥式开关跳闸。b)零序电压闭锁零序过流保护，一个周期为两个时限，第一级时限动作使两侧断路器跳闸，第二级时限留作备用。零序电压方向控制字是可选的，零序电压是阻断还是零序电流控制字是可选的。c)间隙过流过压保护：设置两段两时限，t1段跳过并网线路，t2段跳过主变三侧和桥式开关。d)过载保护：设置三个固定值，一级启动风扇，二级致信号，三级锁定有载调压。5.2.2.3a)35kV复合电压闭锁过流保护：电流取自35kVCT，电压取自35kV母线PT，第一次限时跳35kV段开关，第二限跳35kV主输入开关限时，主变压器在第三个限时跳三边桥开关。b)35kV母线充电保护：跨过这一侧的总进线开关。c)过载保护：信令。5.2.2.4低压侧后备保护a)10kV复合电压闭锁过流保护：电流取自10kVCT，电压取自10kV母线PT，第一次限时跳闸10kV分段开关，第二次跳闸10kV主进线开关时限，第三次时限跳闸。主变压器三边和桥式开关。b)10kV母线充电保护：跨过这一侧的主进线开关。c)过载保护：信令。5.2.2.5非电气保护a)主体称量气体进入触头，发出信号或跳主变压器和桥式开关三侧。b)有载调压重气引入触头、信号或跨接主变压器三侧和桥式开关。c)主体轻气引入触点发出报警信号。d)将有载调压器轻气引入接点致信号。e)主变压器压力被释放并引入触点以致信号。f)主变压器油温过高，无法引入触点并发出信号。g)将主变风冷故障引入触头致信号。h)将主变压器油位异常引入接点并发出信号。i)非带电保护引入触点均为大电流220V开关输入空触点。5.2.2.6其他技术要求a)高压侧复合电压与三侧电压并联，以保证灵敏度，任何一侧的复合电压均可通过连接片投出。b)根据《对策》的要求，装置的保护口和模压板采用硬压板控制，并用不同的颜色区分。c)本保护的直流工作电源为220V。当工作电源消失时，保护装置应堵住跳闸插座并发出报警信号。d)不同保护装置的电源应分别通过特性断路器引入。e)保护装置应有足够的跳闸、遥控、报警等电路输出接点，并有备用接点。f)装置的脱扣出口继电器应具有自保持和监控装置，采用手动复位，出口继电器应为强电流220V。5.2.335kV配电装置保护配置5.2.3.1根据小电流接地系统线路保护配置原则，35kV线路配置：a)三相型带限时电流闭锁电压速断保护。b)三相定时限过流保护。c)三相一次自动重合闸：手动和遥控脱扣不重合。具有重合后加速功能。d)低周减载（带防滑功能）退出跳闸（后备）。e)小电流接地线选择和零序2级过流保护。f)采用完全星形接法，不设置单独的零序CT，装置内部合成3I0。5.2.3.235kV分段保护配置：电流速断和过流保护。5.2.3.335kV并网线路配置：线路纵向差动保护，共线保护作为后备。推荐使用具有完整线路后备保护的光纤纵向差动保护装置。5.2.410kV配电装置保护配置根据小电流接地系统线路保护配置原则，10kV线路配置：a)三相三段电流保护。b)三相二次自动重合闸：手动和遥控跳闸不重合闸（重合闸次数可选）。具有重合后加速功能。c)低周减载（带防滑功能）出口跳闸（备用）。d)小电流接地线选择和零序2级过流保护。e)采用完全星形接法，不设置单独的零序CT，装置内部合成3I0。10kV分段保护配置：电流速断和过流保护。5.2.5并联无功补偿装置的保护配置电容组保护按《并联电容器件设计规范》的要求设置。a)三相限时电流速断保护。b)三相过流保护。c)母线过压保护。d)带PT断线闭锁的母线失压保护。e)三次谐波滤波（开三角电压）的零序电压保护。反应堆没有保护。5.2.6安全机器人配置5.2.6.1110kV后备电源自切换110kV备用自动投切既有桥式自动投切，也有进线互投，可根据运行方式进行选择。5.2.6.235kV后备电源自切换设置为分段自动投掷模式。主变中压后备保护动作锁定并准备自动投切，开关手跳锁定准备自动投切。5.2.6.310kV后备电源自切换设置为分段自动投掷模式。主变低压后备保护动作被锁定，准备自动投切。5.2.6110kV、35kV、10kV分别配备PT并联装置，并用两位继电器完成保护、测量电压电路和测量电压电路的切换功能。可以手动或自动捆绑。5.3系统调度自动化5.3.1该变电站属于HB地面调度和县级调度两级调度管理。采用101及部级CDT规定，可同时通过两个通道传输数据。命令。5.3.2模拟遥测：5.3.2.1110kV进线：三相电流、有功功率、无功功率、功率因数。5.3.2.2110kV电桥：三相电流。5.3.2.3110kVPT：三相线电压，相电压。5.3.2.4主变35kV侧：三相电流、有功功率、无功功率。5.3.2.5主变10kV侧：三相电流、有功功率、无功功率。5.3.2.635kV线路：三相电流、有功功率、无功功率。5.3.2.735kV段：三相电流。5.3.2.835kVPT：三相线电压。5.3.2.910kV线路：三相电流、有功功率、无功功率。5.3.2.1010kV段：三相电流。5.3.2.1110kV电容器：三相电流、无功功率。5.3.2.1210kVPT：三相线电压。5.3.2.13StationAC：三相母线电压。5.3.2.14站用直流：控制母线电压，-48V母线电压。5.3.2.15非电气遥测：主变压器油温，室温综合保护。5.3.2.16主变压器头部位置（通过遥测传输）。5.3.3电能收集：（以千瓦时为单位传输）5.3.3.1110kV进线：有功电能、无功电能。5.3.3.2主变35kV侧：有功电能、无功电能。5.3.3.3主变10kV侧：有功电能、无功电能。5.3.3.435kV线路：有功电能、无功电能。5.3.3.510kV线路：有功电能、无功电能。5.3.3.610kV电容器：无功电能。5.3.3.7电站用电：有功电能。5.3.4遥信5.3.4.1所有站的总事故信号（所有保护动作信号与总事故信号同时发生）。5.3.4.2全站总预警信号。5.3.4.3全站仪断路器位置信号。5.3.4.4主变压器各保护动作信号。5.3.4.5主变压器保护装置故障信号。5.3.4.635kV线路保护动作信号，每段并联致一个信号。5.3.4.710kV线路保护动作信号，每段并联致一个信号。5.3.4.8低周减载动作信号，每轮致一个遥控信号。5.3.4.910kV电容器保护动作信号。5.3.4.10110kV、35kV、10kVPT断线报警信号。5.3.4.11PT并联信号、5.3.4.12准备好各级自投装置的动作信号。5.3.4.13综合系统各功能单元的设备故障报警信号、停电报警信号、站内网络通讯中断信号。5.3.4.14每个控制回路断开信号。5.3.4.15各控制回路的遥控输入信号。5.3.4.16断路器机构报警信号。5.3.4.17交流系统电压丢失警告信号。5.3.4.18a)直流屏交流输入电压异常报警。b)直流母线电压异常报警。c)直流系统接地报警。d)直流系统故障报警。e)DC/DC模块异常。f)-48V母线电压异常。g)–48V馈线故障。5.3.4.19安全信号。5.3.4.20110kV组合电器具有以下遥信：(1)隔离开关的位置；(2)接地开关的位置；⑶SF6低压闭锁报警；⑷SF6低电压报警；⑸断路器电机超时报警；⑹隔离开关电机超时报警；⑺停电报警；⑻各气室SF6低压报警；5.3.5遥控5.3.5.1全站所有断路器均具有就地和远程控制功能，可切换。5.3.5.2主变压器有载调压器的位置远程升、降、停。5.3.5.3在线设置保护设置和修改各种保护的输入和退出。5.3.5.4现场监控机远程控制110kV组合电器隔离开关。5.4远程查看系统为方便运行管理，保证变电站安全运行，变电站内设置了一套图像监控和安全防范系统。其功能配置为满足安全要求，不受设备运行状态监控的影响。配置原则如下：沿变电站围墙设置远红外探测器或电子围栏；在主控楼大门和入口处设置摄像头；在每个配电设备区域设置室外摄像机。完成变电站安全、防火、防盗功能设置。可以将保安系统的报警联络信号传送到集中控制中心或调度终端。监视器根据全站最终规模配置，现场摄像头根据当期规模配置。视频监控系统的接触信号可以连接到集成自系统并远程传输。5.5微机五防系统建立独立的计算机五防系统1套。五防主机与监控主机通讯，从监控主机获取数据，将部分刀开关位置信号提供给监控主机，实现微机五防主机对监控机拉动开关的闭锁;同时，监控主机接口应与微机五防主机相连。通讯状态显示及中断报警；并有接受/不接受电脑五防主机锁定的功能设置，使电脑五防主机或通讯故障不影响监控主机的运行。5.6低周低压减载低周低压减载装置单独分组，根据主变配置，取母线电压110kV，装置运行，并跨35kV和10kV线路。5.7主变压器过载连接根据变电站最终规模，主变配备过载连接屏，采用微机型装置与监控系统接口。判据为主变高压侧电流（根据主变台数独立设置），整定时间不少于60min，设置3轮串切。5.8交直流系统5.8.1车站空调系统站用交流系统由两台站用变压器获得380V电源，站变容量为80kVA。它们分别通过电缆引入站用交流屏，具有相互切换功能，单母线连接。设置交流屏的两侧。5.8.2直流系统220V直流电源作为全站安装单元的控制、保护、信号、安全自动装置等负载的电源。直流系统由2组高频开关电源和2组200Ah、2V单节阀控式铅酸免维护蓄电池组成。高频开关电源N+1备份，由4个10A模块组成。单母线分段连接，动力母线与控制母线一体化。设置4个直流屏和4个电池屏。为了节省投资，充分利用电池，通过DC/DC模块将220V转换成-48V，供通讯设备使用。DC/DC模块和-48V出线组装在直流屏上。5.9供电侧改扩建长山220kV站长新线（181）现采用LFP-941A保护，已招标改造，不再纳入本项目；洞天220kV站天心线（179）现采用LFP-941D保护，需改造，转至1110kV线路保护屏纳入本工程。(2)选项2配置与方案一相同，设备数量与一次间隔数量一致，主控室布置35kV保护计量集中板。其他同方案1。6通讯科6.通讯科(1)方案一：搬迁和新建6.1系统通讯6.1.1110kV变电站为光纤枢纽站，本阶段需增加设备：县调：PCM终端设备一套（30路）；110kV变电站：PCM基础设备一套（30路），SDH光通信设备一套；6.2电气部分及其他6.2.1变电站搬迁建成后，采用集成二次通信的高频开关电源。详见电气二次专业直流系统配置。6.2.2变电站通讯设备采用DC-48V电源供电；通讯配备两路三相32A交流电源进行维护。6.2.3变电站搬迁建成后，通信设备没有独立的通信机房，与二次设备布置在同一机房内。6.2.4变电站每侧增加光/数接线柜和音频接线柜6.2.5现有110kV站——洞田220kV站110kV老线（天心线）线路通过改线改杆改造。本期线路改造将替换线路上原有的地调光缆。110kV站之一——洞田220kV站32芯OPGW光缆，线路长度约10.7公里。6.2.6现有110kV站——常山220kV站110kV老线（常山新线）线路经历了6.7公里的换线换极。线路上原有的地调光缆将在本期线路改造中更换。110kV站之一——常山220kV站24芯OPGW光缆，线路长度约6.7公里。6.2.7目前，洞天航母已在站内停产，共拆除了1套航母组合设备。(2)方案二：原站点容量增加：6.1110kV变电站为光纤枢纽站，需加装光口板。6.2变电站容量增加后，采用二次通信一体化的高频开关电源。详见电气二次专业直流系统配置。6.3变电站通讯设备采用DC-48V电源供电；通讯配备两路三相32A交流电源进行维护。6.4现有110kV站——洞田220kV站110kV老线（天心线）将进行改线改杆改造。本期线路改造将替换线路上原有的地调光缆。110kV站-洞天220kV站一条32芯OPGW光缆，线路长度约10.7公里。6.5现有110kV站——常山220kV站110kV老线（常山新线）线路将进行6公里的换线换极。线路上原有的地调光缆将在本期线路改造中更换。110kV站——常山220kV站一条24芯OPGW光缆，线路长度约6.7公里。6.6洞天航母在站内已停产，共拆除航母组合设备1套。6.7在变电站增加混合接线柜的一侧，将变电站的光口板安装在变电站原有的光模块中。7土木工程部分(1)方案一7.1变电站站区总体布局及交通本工程的设计特点是变压器布置在室外，110kVGIS设备布置在室外屋顶，其他电气设备布置在配电单元楼内。三台主变压器布置在配电单元大楼西侧的旁边，由南向北排列。两台变压器之间安装有防火隔墙。根据变压器型号和规定，主变室防火隔墙的高度不应低于变压器油枕的顶部高度，其长度应大于变压器油两侧1.0米。储存罐。站区内无其他附属建筑。主变前有运输安装场地，直接与变电站大门和站外道路相连。配电设备建筑室内外高差为0.30m。变电站围护结构采用2.5米高的砖实心围护结构，闸门为封闭式实心电动推拉门。为突出国家电网公司企业文化特色，大门入口应采用国家电网公司统一标识墙。围栏上安装了高压脉冲电网，并增加了远红外探测器。内墙和外墙都用油漆装饰。颜色为国家电网公司标准颜色，与闸机整体协调。从车站区西侧的京新街。设计建筑面积2995.4平方米。变电站围墙中心线占地4485平方米，折合6.73城亩，挡土墙及便道占地285.4平方米，折合0.43城亩，总面积4770.4平方米，相当于7.16市亩。7.2站内建筑7.2.1配电设备建设简介：配电装置楼一层为35kV、10kV配电室、综合防护室、警卫室、休息室、电容器室、接地室、维修工具室、储藏室、卫生间等。地下为电缆夹层、消防水库和消防泵房。GIS设备布置在35kV和10kV配电室屋顶，并设有电缆竖井。7.2.2建筑外墙采用外墙砖，内墙采用白色乳胶漆。综合防护室采用防静电活动地板，警卫室、休息室、茶水间、卫生间、前厅采用地砖，35kV、10kV配电室、电容器室、接地室、地下室、电缆井全部制作水泥地面。除综合防护室采用石膏板天花外，天花均采用耐擦洗涂料。入户门采用防盗防盗门，有防火要求的门采用防火门，其他门窗为塑钢门窗，底窗为带金属护栏的高窗。建筑采光以自然采光为主，人工采光为辅。7.3结构设计配电装置建筑采用框架结构、填充墙围护结构、现浇钢筋混凝土建筑屋面板、桩基和条形基础0.05g。该设计结构的设计基准期为7.4供暖和通风除综合防护室和警卫室外，除空调采暖外，其他房间不考虑采暖。配电单元楼的通风采用自然通风和人工通风相结合，各机房安装轴流风机。地下室通风采用人工通风，地下室安装风扇和风道。7.5液压和防火部件7.5.1站车站四周为农田，市政供水管网穿过站址旁的京新街。综合考虑本站供水采用市政管网供水。站内配电设备楼的建筑体积大于5000m3，因此配电设备楼需要配备室内外消火栓系统。7.5.2车站靠近市区，有自来水。设计考虑使用市政管网供水。站区生活供水系统包括潜水泵、气压供水设备和室内外供水管网。站区消防给水系统包括消防水库、消防水泵、消防给水管网和室内外消火栓。7.5.2.17.5.2.1.1生活用水包括站内工作人员生活用水、站区绿化用水和道路浇水用水。7.5.2.1.2车站区内建有水池，池内安装有潜水泵。潜水泵与组合泵房内的气压水箱组合成压力供水设备。潜水泵的启停由储气罐的压力控制。站区内均匀布置室外洒水消火栓，用于站区道路的绿化和浇水。潜水泵：潜水泵暂定为100JC10-3.8，Q=5m3/hH=1.5MPa，N=7.5KW。潜水泵设置在联合泵房外的水池中。气压水箱型号为：SQL1000。泵房：家用气压水箱、消防水泵及其配件集中在泵房内。泵房位于地下室。7.5.2.27.5.2.2.1根据《建筑物消防设计规范》GBJ16-87和《火力发电厂及变电站消防设计规范》GB50229-96，室内消防用水量为10L/s，室外消防用水量为15升/秒。消防水压：按室外消防所需水压计算，符合《建筑消防设计规范》GBJ16-87和《火力发电厂及变电站消防设计规范》GB50229-96.水枪满水柱不低于10m，灭火所需水压0.5Mpa左右。7.5.2.2.2消防给水泵：根据消防用水量和消防水压的要求，选择两台消防泵，一用一备用，泵型号为：XBD6/25-100L，Q=25L/S，H=0.6MPa，配套电机功率为：N=30KW。消防泵可以就地控制，也可以在控制室内控制。消防水库：根据该地区火灾最大用水量的要求，消防水箱的有效容积为180m3。它位于地下室，是一个钢筋混凝土罐。水池的进水口由与供水管网相连的浮阀控制。发生火灾时，启动消防泵，消防泵从水池中吸取水，送入消防给水管网灭火。7.5.3排水排水：考虑对站区雨水进行有组织的排水。站区内设置一定数量的雨水井。站内雨水先排入雨水井，再通过雨水管排入市政雨水管网。车站内不得积水。站内生活污水经化粪池由下水管排至渗水井。防洪：根据水文资料，现场不存在50年一遇的内涝、内涝问题。考虑到车站内的排水，车站室外地面的设计应比自然地面高出0.9米左右。7.5.4该变电站建筑耐火等级为Ⅱ级，火灾危险等级为C级。根据《建筑物防火设计规范》GBJ16-87和《火力发电厂及变电站防火设计规范》GB50229-96等相关规定。站区消防系统包括：（1）水消防系统；(2)化学灭火装置系统。消防设计规范：《火力发电厂及变电站消防设计规范》《电气设备防火规范》《电力工程电缆设计规范要求》7.5.4.1室内消防用水量10L/s，室外消防用水量15L/s，消防水池有效容积180m3，消防泵2台，用1台备用。室内消火栓：水枪满水柱不小于7m。消火栓的布置应保证两支水枪的满水柱同时到达房间的任何部位。软管长度为25m。室外消火栓：室外消火栓沿道路均匀布置在配电设备楼和站区变压器周围。室外消火栓为地下消火栓。标志，室外消火栓之间的距离不超过120m。7.5.4.2化学综合保护室、35kV、10kV配电室、电容器室、接地变压器室、屋顶110kVGIS组合电气等，精密仪器、设备、刻度盘不适合水消防、手提、推车的场所使用型干粉灭火器。主变压器采用推车式干粉灭火器。悬挂式自动灭火器用于电缆夹层和电缆轴。站内消防设施以化学灭火装置为主，主变部分设有消防沙池和消防铅桶。主变等带油设备设有事故油池。有防火要求的门窗为防火门窗。本站电缆敷设设计应符合有关规范的要求。电缆孔用防火漆封堵，耐火极限为4h。在建筑物内电缆隧道与室外区域的连接处安装A级防火门，电缆孔用防火堵料堵住。7.5.5配电单元大楼内安装了火灾探测和报警系统。在综合防护室设置警报。所有火灾探测和报警系统信号都连接到县转移。7.6环境保护变电站四周为农田，附近无污染源。变电站无工业“三废”排放，仅产生少量生活污水。污水排入化粪池，经发酵降级后可用于绿化，不对土壤、地下水及周边环境造成破坏。变电站带油设备设有防漏事故油池和储油井，避免土壤污染。110kV变电站产生的电磁辐射在安全范围内，变电站周边无重要弱电设施，本站产生的电磁污染无需特别考虑。为减少噪声污染，变压器等设备选用低噪声型；风机出风口安装消声器，降低风机噪音。变电站围墙周围和道路两侧种植常绿阔叶灌木，美化环境，降低地温。绿化成本估算已包括在内。(2)选项2110KV变电站扩容工程包括：新增两台110kV进线间隔及相应的桥段，新增两台50MVA主变及相应的引线结构和中性点支架；更换所有区间的设备基础和支架；更换10KV配电柜基础，重修所有电缆沟和接线盒基础，整修站内所有道路。原有的站台围网可以满足当前的增能用地要求，无需额外征地。本期工程施工过程中损坏的地面及其他构筑物和绿化应按原样修复。7.1主体建筑、室外结构及设备配套设备基础：拆除原10KV配电室地板，重做10KV配电室地板；根据一期地基资料，本工程主体建筑基础、所有结构基础、断路器基础、主变基础均需处理。处理方案如下：更换600厚2:8石灰土。110kV进线采用组合式结构，主变引出线、进线、35kV引出线采用人字形结构，设备支架采用中型布置。室外结构及设备支架：110KV组合结构采用Φ400等径钢筋混凝土电杆，其他结构及支架采用Φ300等径钢筋混凝土电杆。框架梁采用方形或倒三角钢梁，设备支撑梁采用槽钢或角钢梁。结构及支架混凝土杆基础采用独立杯口混凝土基础。所有铁部件均采用热浸镀锌处理。设备基础采用C25重力混凝土或钢筋混凝土基础。7.2车站给排水站内供水：采用原站内供水系统。站内排水：采用有组织的排水。站内雨水先集中到渗水井，然后雨水管道连接雨水井和市政雨水管网。车站内不得积水。电缆沟内的积水排入渗水井。7.3防火部分：站内改建的部分消防设施以化学灭火装置为主，主变部分还设有消防沙池。主变等带油设备设有事故油池。本站电缆敷设设计符合相关规范。电缆孔用耐火堵料封堵，耐火极限为4h。站内电缆沟与站外电缆沟的连接处设有防火隔板，电缆孔采用防火堵料封堵。消防设计规范：《火力发电厂及变电站消防设计规范》《电气设备典型防火规范》《电力工程电缆设计规范要求》7.4环境保护变电站四周为农田，附近无污染源。本期工程无工业“三废”排放。变电站带油设备设有防漏事故油池和储油井，避免土壤污染。110kV变电站产生的电磁辐射在安全范围内，变电站周边无重要弱电设施，本站产生的电磁污染无需特别考虑。变电站改造部分设备区种植草坪，美化环境，降低地温。变电站围墙周围和道路两侧种植常绿阔叶灌木。8.线路部分8.1概述8.1.1洞田220kV站改建110kV线路。220kV站至110kV线路段改造。8.1.28.1.2.1主要技术参数洞田220kV站改建110kV线路。线路额定电压：110kV导体型号：LGJ-240/30钢芯铝绞线电缆型号：YJLW02-1×500mm110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆Lightning线缆型号：OPGW（32芯）光缆一根，JLB40-95一根。金属丝路长花费：10.4公里，其中电缆长度1.2公里。线路经过的区域：住宅区和非住宅区。线所覆盖的区域：平原。背部路数字：一度曲折系数：1.50主要气象条件：最大设计风速25m/s，冰厚5mm。线路起点和终点：线路起于洞田220kV变电站，止于改建的110kV站。220kV站至110kV线路段改造。线路额定电压：110kV导体型号：LGJ-240/30钢芯铝绞线电缆型号：YJLW02-1×500mm110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆Lightning线缆型号：OPGW（24芯）光缆一根，JLB40-95一根。金属丝路长花费：6.2公里，其中电缆长度为1.2公里。线路经过的区域：住宅区和非住宅区。线所覆盖的区域：平原。背部路数字：一度曲折系数：1.22主要气象条件：最大设计风速25m/s，冰厚5mm。线路起点和终点：线路起点为长新线108#电杆，终点为110kV站改造8.1.2.2主要材料消耗及指标项目单元数量单位指标直塔根据28张力塔根据12混凝土杆根据16钢棒根据23全部的根据79引线：LGJ-240/30吨41.3电缆YJLW02-1×500仪表7200电缆室外终端FM1.123-11/0-123（电缆横截面500）放6自承式电缆户外终端放6地线（同轴电缆）VOV-150/150仪表200避雷器YH5WX-102/266W个人6直接接地盒JDX-1放1保护接地盒BHX-1放2OPGW（24核）仪表5350引入电缆仪表1500OPGW（32核）仪表9900引入电缆仪表2000导体和地线配件吨合成绝缘子仅有的430钢塔吨130.3基础钢吨75.3基础混凝土M3__1326钢棒吨127.6钢桩基础吨398.2电力系统8.2.1接入系统规划两条线路均为改造项目，将保持原有的通道系统方案不变。8.2.2线路在系统中的位置和作用本期改造的洞天220kV站至110kV和长山220kV站至110kV线路是城市电网的主要组成部分，提供市区10KV配电线路10条，35KV出线8条，与城东、城南有35KV变电站，正定机场、新华公司、卫星化工厂、东方热电用户变电站6座。改造完成后，将提高电网运行的安全性和稳定性。8.2.3输送能力和线材横截面行名导体横截面最大输送能力洞天220kV站转110kV线路LGJ-240/30116兆瓦YJLW02-1×500108兆瓦常山220kV站至110kV线路段LGJ-240/30116兆瓦YJLW02-1×500108兆瓦8.3路径方案8.3.1路径选择原则根据系统规划和要求，现有线路的路径和地形地貌条件，为保证线路的安全运行，方便施工、运输和维护，尽量使所选线路尽量短，少角落，工程造价合理。考虑系统的长期发展规划并考虑其他资质。在路径上充分考虑当地政府和军队单位的意见，并满足与现有各种设施的安全距离。8.3.2变电站进出线110kV站：110kV站kV侧为东线洞天220kV站至110kV站占据110kV站南侧区间。常山220kV站至110kV站占据110kV站的中间区间。北北东田常山备用新乐110kV站东田常山备用8.3.3路径规划选择洞天220kV站转110kV线路。天心线1-34#路段沿老路架设，即洞田站东出口线到达洞田村南时转西南角，过青通高速后设角转往南走，然后在乃营村西南一角。向东南走，钻过220KV西田ⅠⅡ线至东安家庄村西北角，右转向东，穿过京广铁路和107国道。34#之后的部分是改变线路的路线。在34#附近设置一个拐角向南转，然后沿城市规划路南侧的绿化带向东设置钢杆向东扩展110KV站南侧。钻过居民区，过-高速，往北走，到110KV站东侧时向西转，进入110KV站南侧。常山220kV站转110kV线路。方案一：拆除原长新线111#角杆，设置11