某110KV变电站项目建议书

某110KV变电站项目建议书某110KV变电站项目建议书某110KV变电站项目建议书xxx公司某110KV变电站项目建议书文件编号：文件日期：修订次数：第1.0次更改批准审核制定方案设计，管理制度**电网改造项目建议书1承办单位概况略略历年来技术改造项目情况1.3.1东风21电力技改（一站四线改造）一站四线电力改造工程具体改造内容包括：原有旧配电室更新；10KV开关柜更新；S1-3000KVA/35KV变压器更新为S9-5000KVA/35；四条架空线导线及金具、绝缘子更新；各用户主电源油浸纸绝缘电力电缆更新等。主要解决1964年投入运行的变电站设备老化严重，高耗能等问题。原有的供配电系统已经运行40年，设施设备属于淘汰产品，备品备件难以购买，维护维修工作难度极大，供配电质量极低，可靠性差。2001年6月22日投入运行后，供电能力、电能质量、可靠性均有较大幅度的提高，两台分别为SL7-3150KVA和S9-5000KVA主变可单独运行，也可并列运行，最大容量为8150KVA。此次改造后的供配电系统为**的商业及————生产起到了保驾护航的作用。1.3.2批生产能力调整（二电源改造）**电网二电源建设改造的主要原因是国家节能减排政策要求小机组退网，河东35KV专用架空线前端电厂停运，呼和浩特供电局为了配合改造又梯接了很多其他用户导致河东35KV架空线容量不足、稳定性差。另外35KV专用架空线也已经使用近50年，可靠性差，不能满足**商业及————生产需求。改造的主要内容就是由新建的**站供出一路10KV电源，容量为8000KVA，经电缆分支箱梯接给389厂3000KVA容量，另5000KVA容量供到河东变电站。原有的已运行29年的2#主变3150KVA变压器退出，进线柜为二电源所用。二电源于2011年3月29日建成投入使用，表面上**电网实现了双电源供电，满足了一级负荷供电要求，可供电的可靠性及容量问题并未真正解决。改造后的**电网后续有两项工作并未开展，一是增容8000KVA主变替换原有5000KVA变压器，确保35KV侧电源和航站10KV侧电源均能提供8000KVA容量，成为互备双电源；二是两路进线未加装互锁装置，呼和浩特供电局防止**电网合环造成恶性事故，只允许使用航站电源，35KV侧冷备。现有系统图(见附图)2项目概况项目名称**电网供配电系统改造项目立项的必要性和依据由于呼和浩特发电厂2×50MW老机组应政府节能减排要求退役，**北店基地的35KV专线将失去电源点，决定废除35KV供电方式，就近由220KV**变1#、2#主变的10KV母线分别提供一路电源。由于10KV供电容量长期可负载6000KVA容量，即使双电源建设投入运行，那么**北店基地也仅有12000KVA容量，且供电电压等级低，保护阶差基本为零，选择性差，供电可靠性差，所以本次改造是非常必要的。以下是呼和浩特供电局文件原文。2.2.1现状及不足现状简述：1、容量严重不足，经常有过负荷的情况发生；2、上级配电调度给的定值不够本站配置，有越级跳闸的事故发生；3、设备老化，如电容室电容已经运行近40年。2.2.1.1现有系统供配电模式**电网现有两个电源，具体情况如下：电源一：35KV架空，3511河东专用线。该线路建于1963年，至今已运行50年。线路全长43公里，276根线杆，主变5000KVA。由呼和浩特电厂35KV间隔供电，属于专线。2002年呼和浩特供电局曾下发通知，由于国家节能减排政策要求，50兆瓦小机组全部从网上退出，呼市电厂于2009年停运。为了保障用户供电，所有负荷由一台110/35/6KV的变压器供电，到目前为止，所带负荷仅有河东35KV线路和3个6KV间隔，呼供计划2012年年底停运该变压器，届时河东35KV线路将切换梯接到白塔变电站黄河少35KV线路，该线路为农用线，农网多年来一直处于严重过负荷、电能质量不高的状态。因此，河东公司35KV电源容量及可靠性难以保障。根据国家电力规范要求，35KV电压等级所带负荷最大允许20000KVA，河东变电站配出系统也是按此规定设计的。所以1#电源最大容量只有20000KVA。电源二：航站10KV电缆，955柜389线路。该电源于2011年3月29日投入运行。该电源的建设主要是解决两个问题：一是原有35KV线路安全可靠性越来越差；二是满足**商业及————生产一级负荷需求，形成双电源供电。按照国家电力规范要求，10KV电压等级最多可供16000KVA，所以暂时供给**电网8000KVA容量，其中3000KVA通过航站955出线柜下口电缆分支箱直接供给389厂，剩余5000KVA容量供到河东变电站为**其他各厂所供电。目前**电网拉闸限电、避高峰等手段带来的负面影响很大，仅有8000KVA容量不能满足各厂所实际用电10000KW左右的负荷需求，直接影响到**北店基地各厂所商业及————生产。为解燃眉之急，总公司多次与当地供电局沟通协调，目前同意采用双电源供电模式，35KV架空线和航站10KV电缆同时向**电网供电,单母线分段运行。即35KV架空线供5000KVA主变，提供不超2000KVA容量，航站10KV电缆提供8000KVA容量。我国电力系统从节能、环保等大政策出发，一直支持、扶持110KV供配电系统建设，10KV系统将会被20KV系统取代，而35KV系统要逐步退出网络，由110KV系统替代。因此，**更新改造35KV系统恐怕将来也没有同等级电源供电了。2.2.1.2存在的不足a可靠性**电网现使用的35KV专线建于1963年，前端机组已经被淘汰，该线路呼和浩特供电局不再投入维护费用，处于维持运行状态，一旦发生事故，随时有退出运行的可能。即使将来呼供把我们的专线梯接到黄河少35KV农电线路，容量及可靠性也难以保障。航站220/110/10三卷变压器低压侧为10KV，航站低压配电室进线为10KV，航站955柜配出为10KV，河东951受电柜是10KV，供各厂所出线柜10KV，各厂所进线电源柜为10KV，配出到电缆分支箱为10KV，供各车间变压器为10KV，这样一个七～八个同等级控制环节的供配电系统极其罕见，因保护阶差小，特别是**电网内部的保护阶差基本为零，越级跳闸事故不能避免，**电网的稳定可靠性差。b容量电源一：原有35KV侧容量由于仅有2000KW，原因是35KV基本是为农网供电，而呼和浩特农网容量严重不足，只能保障我们电网2000KW。电源二：**2011年建成并投入使用的航站10KV电源将成为**北店基地的唯一供电点，容量仅有8000KVA。若增容，呼和浩特供电局只能再有偿提供一个10KV间隔，容量还是8000KVA，总容量16000KVA。从各厂所已批复的项目和十、二五规划负荷可以看出，**整体发展速度加快，生产能力成倍提高，那么电能需求也是成倍增长，供需矛盾将越来越大。2.2.2需求梳理3厂供电变压器统计在用供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态备注1S9500在用2S9500在用3S91000在用4S91000在用5S91000在用6S91000在用7S9315在用8S9315在用9S91600在用10S91600在用11S9500在用12S9500在用13S9800在用14S9800在用15S9630在用16S9630在用17S931518S931519S720020S725021S7160198822S780198623S750198824S9160200825S7801997容量合计14300已批复项目供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB1012002SCB1020003SCB106300容量合计9500十二五规划供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB1010000规划项目容量合计100005厂供电变压器统计在用供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期运行状态备注1S963004.07.11在用2S950004.07在用3S9100004.07.01在用4S963004.07.01在用5S980004.07.01在用6S963004.07.01在用7S963004.07.17在用8S963004.07.18在用9S963004.07.30在用10S950004.07.31在用11S950004.07.14在用12S963004.07.21在用13S950004.07.14在用14S9200004.09.29在用15S980004.07.02在用16S963004.07.20在用17S9100004.07在用18S950004.07.12在用19SCB9125004.07.13在用20S916002009在用21S916002009在用22S950004.07.17在用23S9200004.07.18在用24SJ15601986在用25SJ17501986在用26S93152000在用27SJ13201982在用容量合计22035已批复配套供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB1016002SCB1010003SCB1010004SCB1010005SCB1010006SCB101500容量合计7100十二五规划供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期1SCB1010000规划项目2SCB106000容量合计160006所在用供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期运行状态备注1SCB9800在用2SCB9800在用3S9800在用4S9800在用容量合计3200已批复配套供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围1SCB1016002SCB101600容量合计3200十二五规划供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB1016002SCB111600容量合计32001所变压器及高压电机统计在用供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态备注1S-100在用2S9-160在用32100在用高压电机4S9-1000在用5S9-500在用6S9-400在用7S9-250在用容量合计4510已批复配套供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态号备注1SCB1031502SCB1010003SCB101000容量合计5150十二五规划供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB105000规划项目容量合计50001所变压器统计在用供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围备注1S9-3152S9-500容量合计815序号变压器型号变压器容量供电范围运行状态1SCB1010002SCB10800容量合计1800序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB102000规划项目容量合计2000序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1S7-1002S9-1253S7-6304S72005S92006S92007S72008S7509S925010S75011S920012S910013S18014S916015S110016S118017S120018SJ5019S15020S910021SLJ18022S940023SL131524SJ24025SL710026S920027S910028S920029S950030S9500容量合计6060已批复配套供电变压器统计序号变压器型号变压器容量供电范围运行状态备注1SCB10500配套设施2SCB10800配套设施3SCB101200配套设施4SCB10500配套设施容量合计3000十二五规划供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB1020000规划项目容量合计200002.2.3项目建设的主要内容拟建网络情况描述：由**变电站的两段220KV母线所带1#、2#主变配出的110KV间隔各取一路电源，建设双回110KV架空线直供河东变电站。河东变电站新建110KV主控室和设备间，新安装两台16000KVA容量主变，改造扩建河东变电站10KV配电室，两台主变分别接于两段母线，中间采用专用间隔联络，实现双母线运行条件。各厂所均从两条不同电源点的110KV线路所带主变配出母线取电源，形成双电源供电，满足一级负荷供电要求。拟建系统图2.2.4负荷预测各用户变压器容量统计表用户名称现用变压器容量已批复项目增加变压器容量十二五规划增加变压器容量长远规划预投变压器容量长远规划总容量合计14300950010000338006760022035710016000451359027032003200320096001920045105150500014660293208151800200046159230其他用户60603000100001906038120合计509202975046200126870253740注：一、15年规划按现增长率4%测算；二、现用电变压器总容量50920KW,按照30%使用率计算，应确保前端提供15000KVA主变;三、已批复项目投产后，变压器总容量80670KW，按照30%使用率计算，应确保前端提供24201KVA主变;四、十二五末期各用户负荷总容量126870KW，按照30%使用率计算，应确保前端提供38061KVA主变。五、长远规划，用户变压器总容量20年后将达到253740KW，按照30%使用率计算，应确保前端提供76122KVA主变。各用户变压器阶段性容量统计表用户名称现用变压器容量已批复项目投产后总容量十二五末期变压器总容量长远规划总容量合计143002380033800676002203529135451359027032006400960019200451096601466029320815261546159230其他用户606090601906038120合计5092080670126870253740计算配套主变容量15000240003800076000用户各阶段容量需求及主变选择序号用户名称现用变压器容量现有负荷容量需求已批复项目增加变压器容量已批复项目投产后总容量已批复项目投产后负荷需求十二五规划增加变压器容量十二五末期变压器总容量十二五末期负荷需求15年规划预投变压器容量15年后总容量合计长远规划负荷需求11430042909500238007140100003380010140338006760020280222035710029135160004513513541451359027027081332009603200640019203200960028809600192005760445101353515096602898500014660439814660293208796581518002615200046154615923027696其他用户60601818300090602718100001906057181906038120114367合计5092015276297508067024201462001268703806112687025374076122主变选择1909595153200003000050000100000从以上表格可以看出，**电网拉闸限电，较大负荷使用必须相互协调、调度，降低同期率和同时率等，主要原因就是系统容量不足。只有按照该表测算容量选择主变，即目前**电网需配20000KW容量的主变，已批复项目投产则需要30000KW容量，十二五末期达到50000KW容量，长远规划容量将达到100000KW。2.2.5建设必要性2.2.5.1满足负荷增长需要目前**电网供电方式是单母线分段运行，由**站配出的10KV电缆线路提供8000KVA容量，带=1\*ROMANI段母线。由原有35KV架空线带5000KVA主变一台，因系统容量不足，呼和浩特供电局只允许我们使用2000KVA容量，合计容量为10000KVA，而我们供电系统最大需求容量为12500KW，过负荷情况经常发生。已批复的在建项目一旦投产，最大负荷需求在20000KW，十二·五末期将达到24000KW，所以不对**电网彻底改造将制约**发展。2.2.5.2供电安全及可靠性需要**电网是按照各厂所一级负荷规划，即两个电源供电且不能同时损坏，这也是一级负荷必须满足的要求。然而目前**电网只有**站10KV电源提供的8000KVA容量，原有35KV专线前端机组停运，现在是由一台110/35/6的变压器供电，最多运行一年。即使将来呼供把我们的专线梯接到黄河少35KV农电线路，容量及可靠性也难以保障，因此，建设110KV变电站，改造**电网势在必行。2.2.5.3新**发展需要随着新**的成立，跨越发展的目标要实现，电能这一重要能源基础条件如若跟不上发展需求，将会制约**的商业和生产，电能质量不高、容量不足所带来的将是经常停电或限电，商业及————生产秩序得不到保障，“国家利益高于一切”将成为一句空话。分析国内外有关产品技术的现状和差距，本项目产品商业生产现状、不足和问题。现在**电网负荷密度大，我国从降低变电损耗、避免重复降压的角度近年要求不宜采用35kv供电，且35KV最多允许带20000KW负荷，而各厂所提供容量核算后已批复的峰值负荷就达到20000KW，十二五末期将突破24000KW（河东电网现负荷情况及规划负荷汇总表见附件一）。因此，呼供强烈建议**自建110KV变电站，电价低、可靠性强、容量满足使用需求等优势明显。特别是据220KV的**站距离近，造价低，**要发展，规模要扩大，呼供认为建110KV站是唯一方案。项目建设的主要内容、规模、纲领，可利用的存量资产情况。2.4.1系统方案接入系统方案示意图详见附图2。从**站1#、2#两台主变110KV侧各取一路电源，使用LGJ-300型导线，经110kV输电线路同杆架设至河东变电站，形成两回电源线路。河东变电站采取两台31500KVA主变共带两段母线，两段母线各配出二路10KV电源供389厂、46所、359厂、41所、601所，形成双母线运行方式。2.4.2建设规模2.4.2.1变电部分远景规模：2×31500KVA双绕组变压器，电压等级110/10kV，110kV进线2回，采用扩大内桥接线；10kV出线24回，采用双母线接线。无功补偿电容器容量2×（4+6）KVAR，安装2组消弧线圈。本期规模：2×31500KVA双绕组变压器，电压等级110/10kV，110kV进线2回（**站两条220KV线各取一路电源），采用扩大内桥接线；10kV出线24回，双母线接线；无功补偿电容器1×（4+6）KVAR；新安装2组消弧线圈。2.4.2.2线路部分新建**站～河东变电站线路双回电源线路，从航站110KV配电间隔向南同塔两回线路，跨越河东专用公路取直线至河东变电站，长度4km新建线路采用LGJ-300/40导线和YJLW03-64/1101×400电缆。2.4.2.3通信部分本工程采用OPGW（地线复合光纤）光纤通信，架设110kV**站至河东站1根24芯OPGW光缆4km，在河东变2.4.32.4.4设备设施明细表2.4.5网络建设（具体设计由相关专业设计部门设计主要生产技术与工艺，工艺流程和研制流程（或工艺流程框图），生产、试验条件；原材料来源、能源消耗等。任务分工和协作关系新增和改、扩建试验室、生产厂房和重大附属设施的必要性，建设方案、工艺区划、生产试验内容。变电站站址选择及工程设想2.8.1变电站站址选择拟建的110kV河东变电站站址位于359厂区内，北侧开门，向北10m，与389厂产品车队专用公路梯接。站址在现有变电站基础上向北扩至359厂北围墙，向西扩至359厂配电室西墙。站址地形较为平坦，地貌起伏变化不大，无障碍物。站址位于供电负荷中心，土地属于建设用地，不需办理土地手续，线路走廊较开阔，工程地质、水文条件满足建站要求，交通运输较方便。110kV河东变电站站址图片说明：以上图片为拟建变电站拟建地址。2.8.2站址场地概述2.8.2.1地质条件110kV河东变电站站址地形较为平坦，地貌起伏变化不大，无障碍物；站区设计标高比站外主要公路中心标高高出0.3m。站址区地层为第四系全新统冲积（Q4a1）形成的粉土、粘土、粉砂、细砂等，地基承载力特征值FAK=110kPa。地震基本烈度为7度，加速度值为0.15g，站址内存在饱和粉土、砂土，根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）初步判定站址内饱和粉土、砂土在地震烈度达7度时具有产生地震液化的可能性。地下水对混凝土无腐蚀性，对钢结构有弱腐蚀性。海拔1000m以下，非采暖区。2.8.2.2主要建筑材料1）现浇钢筋混凝土结构；混凝土：C30、C25用于一般现浇钢筋混凝土结构及基础；C10、C15用于混凝土垫层。钢筋：HPB235级、HRB335级。2）砌体结构。砖及砌砖：～MU30。砂浆：M5～M15。3）钢结构。Q235B钢：采用E43型焊条Q345B钢：采用E50型焊条2.8.2.3土建总平面布置及运输1）站区总平面布置变电站大门设在站区北侧，站内总平面布置以主控综合楼为中心，设备区全部硬化，内外道路宽6米。主要技术指标表序号项目单位数量1站区围墙内总占地面积m2250802总建筑面积m222803站区道路面积（含站前停车场）m25站区围墙长度m2072）进站道路进站道路由西北侧产品车专用公路引入。长度为15米3）管沟布置场地电缆沟盖板高出地面0.10m。沟底按%坡度接入排水系统。电缆沟一般采用砖砌或素混凝土浇筑，沟壁内外粉刷防水砂浆。电缆沟一侧与路边距离小于1m时采用钢筋混凝土电缆沟。电缆沟的伸缩缝每隔20m设置一道。电缆沟盖板采用无机复合型电缆沟盖板，具有平整、美观，加工运输方便﹑不易破损等优点。电缆沟盖板过道路时采用现浇钢筋混凝土盖板。4）站内道路及场地处理站内道路采用公路型道路，路面为混凝土路面。站内主干道即主变压器运输道路宽取4.0m，转弯半径均为7.0m。建构筑物的引接道路，转弯半径根据实际情况定。根据《中国地震动参数区规划图》（GB18306-2001），本区地震动峰值加速度为0.15g，对应的地震烈度为7度。2.8.2.4主要建筑物1）全站建筑物简述站内建筑物包括：主控综合楼。全站主要建筑物面积具体详见下表。序号建筑物名称建筑面积（m2）备注1主控综合楼2800二层框架结构带地下设备夹层总计2800二层带地下设备夹层主要建筑物布置110kV主控综合楼平面布置：主控综合楼一层布置楼梯间、员工培训室、备餐室、办公室、10kV开关室、接地变室、电容器室、主变压器室；二层布置110kV调度室、服务器机房、楼梯间、主控室、工具间、资料室、男女更衣室、会议室；。主控综合楼室内南侧布置两台110kV变压器，变压器之间设置防火隔墙。主控综合楼东立面4.50m标高处设有吊装平台，供设备的安装运输使用。主控综合楼主楼梯布置在西侧，消防楼梯布置在东侧，在主控综合楼北侧布置上屋面的检修直爬梯。主要使用功能和建筑面积指标主控综合楼为两层建筑，层高主要考虑电器设备安装、检修及运行要求，底层层高4.50m，二层层高主控室及其他附属房间层高4.80m，110kVGIS室层高7.6米，室内外高差0.45m。2）建筑装修（1）外墙：采用环保型灰色建筑涂料饰面。（2）门窗：窗采用铝合金窗，窗加设防护网；门采用防火钢门。（3）屋面：防水等级二级，采用卷材防水，设置刚柔两道设防的防水保温屋面。对门厅及主控制室进行重点装修，以满足主控运行的需要。室内装修详见下表室内装修一览表房间名称楼(地)面材料墙面平顶其他服务器机房防静电地板乳胶漆涂料乳胶漆涂料备品备件间工具间防滑地砖乳胶漆涂料乳胶漆涂料10kV开关室防滑地砖乳胶漆涂料乳胶漆涂料门厅、走廊、楼梯防滑地砖乳胶漆涂料乳胶漆涂料主控室防滑地砖乳胶漆涂料乳胶漆涂料卫生间防滑地砖乳胶漆涂料塑料扣板吊顶磨砂玻璃接地变室防滑地砖防火涂料防火涂料110kVGIS室防滑地砖乳胶漆涂料乳胶漆涂料电容器室防滑地砖防火涂料防火涂料主变压器室水泥地面防火涂料防火涂料2.8.2建筑物的抗震设防类别按DL/T5218-2005《220kV～500kV变电所设计技术规程》8.3.21条执行安全等级采用二级，结构重要性系数。1）主控综合楼主控综合楼为二层建筑，框架结构，并根据需要局部设置构造柱。墙体厚240mm，楼（屋）面均为现浇钢筋混凝土梁板，混凝土强度等级采用C25或C30，钢筋采用HPB235、HRB335级钢筋。根据地质条件，地震基本烈度为7度，加速度值为0.15g，站址内存在饱和粉土、砂土，根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）初步判定站址内饱和粉土、砂土在地震烈度达7度时具有产生地震液化的可能性。对于变电站内荷重较轻的，且对地震液化不敏感的一般建（构）筑物，可采用天然地基；对于荷重较大的、特别是对地震液化敏感重要或乙类建（构）筑物，需采用人工地基。根据当地有关建筑处理经验，人工地基建议采用干振挤密碎石桩法方案。2）辅助及附属结构(1)主变压器设备支架。主变压器设备支架采用钢管结构，钢管直径Φ219mm，壁厚6mm，热镀锌防腐。(2)构支架基础及主变压器基础。构、支架基础均采用重力式现浇钢筋混凝土杯口基础，基础顶部距室内地坪为100mm，主变压器基础采用钢筋混凝土整板式基础设有容纳单台变压器油量60%的储油坑，储油坑内铺设厚度大于250mm孔隙率大于20%，Φ80mm-Φ100mm的鹅卵石。2.8.2.6采暖通风1）气象资料采暖室外计算温度：-1夏季通风室外计算温度：31℃夏季空调室外计算温度：35.2℃年平均室外风速：-3.9ms；2）空调主控室设2台冷暖两用柜式空调。空调机夏季用于降温、冬季用于供暖。3）供暖主控室设2台冷暖两用柜式空调。空调机夏季用于降温、冬季用于供暖。主控综合楼以自然通风为主，10kV开关室、110kVGIS室墙上各设6台T35-11钢制低噪音轴流风机用于事故通风。接地变室、电容器室墙上每间设1台T35-11钢制低噪声轴流风机用于事故通风。主变压器室每个房间设1台低噪声屋顶轴流风机用于事故通风。2.8.2.7给排水1）给水站区用水采用打井取水。深井泵安装采用地下式泵池形式，建深井泵房。2）排水排水采用路面排水遇排水管道相结合的排水方式。（1）雨水、生活污水、生活废水处理：站区平整以后，站区雨水可采用自然排水和有组织排水相结合的排水方式。少部分地面雨水直接由场地四周围墙排水孔排至站外，对于那些建（构）筑物、道路、电缆沟等分割的地段，采用设置集水井汇集雨水，经地下设置的排水暗管，有组织将水排至站外雨水管网中。站区内生活污水，经化粪池处理后，再排入站外雨水管网中。（2）废油废酸的防治：为保证变压器一旦发生事故时，变压器油不流到站外而污染环境，同时又能回收变压器油。根据设计规程要求，在站区内设置总事故油池，具有油水分离功能。含油污水进入事故油池后处理合理的废水进入雨水管网，分离出的油应及时回收。其余带油的电器设备，如电容器均设有排油坑，该排油坑与总事故油池连通，含油污水不会污染环境。2.8.2.8消防部分1）概述站区内建筑物火灾危险性类别为戊类，主控综合楼、电容器室最低耐火等级均为二级。站内各建筑物和变压器按DL5027-1993《电力设备典型消防规程》和GBJ140-1990《建筑灭火器配置设计规范》要求设置不同类型的移动式灭火器。灭火器分别成组设置，各房间内均设灭火器箱。在主变压器附近建一座综合消防棚，其内设置移动式灭火器等消防器材，并设有砂箱。详见下表。消防设施配置表序号地点名称单位数量110kV开关室7kg灭火器具82附属房间7kg灭火器具83主控室7kg灭火器具64110kV变压器25kg灭火器台6砂箱个1消防铲把3-55接地变室7kg灭火器具126电容器室7kg灭火器具127110kVGIS室7kg灭火器具88服务器机房7kg灭火器具42）建筑消防主控楼建筑体积10623.96m3，GB50016-2006《建筑设计消防规范》8.3.1规定：建筑物内设置室内消火栓。站内建筑物内均配置移动式灭火器。3）主变压器消防系统按照国家标准GB50229-1996《火力发电厂于变电所设计放火规范》及DL5027-1993《电力设备典型消防规程》的规定，主变压器采用化学灭火器消防，并在主变压器附近设1m32.8.32.8.1）电气总平面布置河东新建站为全室内变电站。110kV配电装置采用室内GIS组合电器，布置于主控楼二层南侧，2回110kV电源线路由北侧电缆进线。10kV配电装置室布置于主控楼一层南侧，电缆出线；主控室布置于主控楼二层北侧。主变压器布置于主控楼一层南侧。2）主变压器：规划安装2×31500KVA双绕组变压器。3）各级配电装置接线方式110kV进线2回，采用扩大内桥接线，10kV出线24回，双母线带旁路接线。4）各级电压配电装置型式①110kV配电装置：室内GIS设备。②10kV配电装置：中置式开关柜，单列布置。③无功补偿采用户内电容器成套装置，布置于变压器两侧。安装2组10Kvar电容器。分别装于10kVI、Ⅱ段母线,按2+2×4Kvar电容器自动投切，串联12%电抗器。④站用变压器采用户内接地变及消弧线圈成套装置，布置于10kV配电装置室东侧。安装3台DKSC9—450/干式接地变压器兼站用变压器。其中站用电额定容量为100kVA，消弧线圈容量315kVA，结合消弧线圈同时安装接地选线装置，经断路器分别接入10kVI、Ⅱ段母线。2.8.3.2本期工程本期设备选择按110kV电压等级：、10kV电压等级：25kA。1）主变压器：安装2×31500KVA变压器。2）110kV配电装置：110kV配电装置采用室内GIS布置，扩大内桥接线；布置于主控楼二层北侧，2回110kV电源线路由南侧架空进线。本期所需设备：进线间隔2个、内桥间隔1个、主变间隔2个。3）10kV配电装置：本期新上24回出线，单母线分段接线。本期所需设备：主变进线柜2面、电缆出线柜24面、分段开关柜1面、分段隔离柜1面、电压互感器柜2面、接地变出线柜1面、电容器出线柜2面。4）无功补偿：本期新上1组10Kvar电容器。分别装于10kVI段母线,按2+2×4Kvar电容器自动投切，串联12%电抗器。5）站用电及消弧线圈：本期新上1台DKSC9—450/干式接地变压器兼站用变压器。其中站用电额定容量为100kVA，消弧线圈容量315kVA，结合消弧线圈同时安装接地选线装置，经断路器分别接入10kVI、段母线。6）直流系统：考虑变电站正常运行负荷，并满足全站2h事故放电负荷等，经计算，直流系统采用220V、100Ah免维护铅酸蓄电池组，供控制、保护、信号、事故照明和断路器储能电机等用电。采用微机高频开关电源充电机。控制母线和合闸母线分开。设置微机型在线直流回路接地检测装置，对直流母线、蓄电池主回路、整流器直流输出回路和各馈线支路自动进行接地检测。直流母线、蓄电池组、充电回路均设有电压表。通讯用直流48V电源，采用在直流屏上加装DC/DC直流变换电源模块的方法取得。直流变换电源模块的标称电压/容量为220V/-48V/10A。7）照明工作照明网络采用交流380/220V三相四线制中性点直接接地系统，照明灯具工作电压220V。工作照明由站用电交流屏供电。应急照明可采用直流模式供电，正常运行选择在手动模式。主控制室、各级电压配电装置室、变压器附近分别安装动力配电箱或电源箱，作为检修、试验和照明电源。屋外照明采用投光灯，屋内工作照明采用荧光灯、白炽灯，应急照明采用白炽灯。8）电缆设施所区内配电装置及其它辅助建筑物的电缆构筑物，均采用电缆沟。主控制室底层设电缆层，并设有电缆竖井与配电装置相通，在沟内与竖井内安装角钢式支架。在同一沟道中的低压电力电缆和控制电缆之间设耐火隔板。在屋外电缆沟进入室内处及楼层竖井内，设防火隔墙，电缆两端两米内涂防火涂料。控制、保护屏、开关柜等电缆敷设后，其孔洞应予以封堵。9）防直击雷保护利用布置在主建筑屋顶的避雷带保护主建筑物，以防直击雷侵入。10）接地本站接地按有关技术规程及《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》要求设计，静态保护的保护屏装设专用铜接地网，接地端子箱、汇控柜等处设等电位25mm×4mm铜母排网。本站主接地网选用-60X6镀锌扁钢做接地网，水平不等距网格布置，辅以垂直接地极为Ф50镀锌钢管；户内接地网选用热镀锌扁钢;全站接地电阻应满足DL/T620-1997《交流电气装置接地》的要求。接地电阻不大于Ω。2.8.4系统继电保护配置方案（具体到设计阶段配置2.8.4变电站按无人值班要求设计，采用微机保护和分层分布式微机监控系统，以实现对变电站进行全方位的控制管理以及遥控、遥测、遥信、遥调。微机监控系统分为变电站层和间隔层两层式结构。1）变电站层设有监控主机，通信控制机。监控主机：供运行、调试、维护人员在变电站现场进行控制操作，并承担变电站的数据处理、历史数据记录和事件顺序记录等任务。通信控制机：通信控制机按双重配置，在监控系统中起上传下达的作用，承担全站的实时数据采集、数据实时处理，并承担与监控主机、地调、继电保护装置及间隔层的单元控制装置进行通讯的任务。该部分一旦故障，将造成变电站与调度和监控主机的联系中断。变电站按双机配置通信控制机，以保证通信的可靠性。监控系统与继电保护装置各自独立，仅有通信联系，监控系统不影响继电保护装置的可靠性。2）间隔层装设的测控信号装置采用面向对象的单元式监控装置，负责采集各种设备信息，并实时上传和执行各种控制命令。测控信号装置按设备间隔配置，每个测控信号装置有独立CPU。保护装置异常信号、控制回路断线信号等重要的信号除以数据通信方式上传外，还以触点的方式发给测控信号装置。断路器、隔离开关机构异常信号以及断路器、隔离开关、接地开关位置等信号，以触点的方式发给测控信号装置。各保护装置的大量信号，由保护通信管理机采集处理后送至监控系统。3）站内变电站层和间隔层保护装置及其他智能装置间，采用现场总线网络通信；变电站通过光纤网与调度通信。4）主变压器回路、各级电压出线回路断路器、主变压器有载分接开关、110kV隔离开关、主变压器中性点隔离开关等，均可遥控。5）35kV、10kV开关柜防误闭锁装置采用开关柜成套供应的机械闭锁装置。6）110kV进线配置备自投装置。2.8.4主变压器保护选用微机型保护装置。主保护主要包括差动保护及相关非电量保护。后备保护包括高压侧二段复合电压方向闭锁过流保护、零序过流保护、过负荷闭锁有载调压功能；35kV、10kV侧装设复合电压闭锁过流方向保护、复合电压闭锁过流保护、限时速断保护。变压器保护装设过负荷、轻瓦斯、压力释放及温度等告警信号。主变保护及测控装置组屏放置于主控室内。2.8.4.310kV线路采用保护测控一体的微机型保护装置（不考虑任何外接电源）。具有三段式过流保护、自动重合闸、低周低压减载、录波等功能。10kV电容器采用保护测控一体的微机型保护装置。保护设置有不平衡电压保护、限时速断、过流保护、过电压及失压保护、录波等功能。10kV线路及电容器保护测控装置下放到开关室内，放在相应的开关柜上。10kV安装电压并列装置，放置于分段隔离柜内。2.8.4计量用电流互感器与保护、测量用电流互感器二次绕组应各自独立，既满足计量要求又满足保护、测量的精度。计量采用专用TV、TA绕组，TA准确级为；TV准确级为。各元件测量通过测控装置交流直接采样。电能计量采用智能型数字式多功能电能表。电能表带有2个RS485串行口。有功级，无功2级。主变两侧电度表组屏放于主控制室内。35kV线路电度表安装在相应的开关柜内、10kV线路、电容器及接地变电度表放在相应的开关柜内。2.8.4变电站配置一套交流不停电电源（UPS）系统，容量2～3kVA，作为监控等设备的不停电电源，逆变器电源正常由交流供电，交流消失时自动切换，由变电站直流馈线柜供电。2.8.变电站安装图像监视安全警卫系统，在主变压器区及各级配电装置室、保护室及大门处设置摄像机，火灾报警与影像监控实现联动，实现对变电站设备运行情况及火警、盗警的直观监视，丰富和完善无人值班手段。新增主要设备的必要性，开列设备名称（见附表2）；如需引进技术或设备，要说明国内外技术或设备的差距及进口的理由。该项目主要设备就是110KV供电线路、110KV控制柜、110KV/10KV-31500变压器、10KV配电柜和各主要厂、所10KV供电线路。现我国自产供配电设备完全满足**电网需求。项目建成后所能达到的