新版新建110kV智能变电站工程可研及初设方案说明书-标准完整VIP

表2.5-1同步投产线路明细序号工程名称中压线路电缆线路长度(千米)中压线路供电半径(千米)中压线路投资(万元)中压开关投资(万元)总投资(万元)工程描述项目必要性说明1XXXX县110kVXX变10kVXX线配套送出工程0.80.36642387.00新出YJV22-10/300电缆800m，安装环网柜1台XX变正处建浦线中间位置，拟新出一条馈线接入建浦线，分解乌龙江往西方向负荷2XXXX县110kVXX变10kVXX线配套送出工程0.80.36642387.00新出YJV22-10/300电缆800m，安装环网柜1台XX变正处建浦线中间位置，拟新出一条馈线接入建浦线，替换建浦线与XX变浦口线形成联络，分解乌龙江往东方向负荷3XXXX县110kVXX变10kVXX线配套送出工程1.50.6812023143.00新出YJV22-10/300电缆1.5公里，安装环网柜1台2015年XX变厚庭线最大负荷已达到376A，拟开断厚庭线，新出一条馈线分割厚庭线往西方向负荷，与XX变厚庭线形成手拉手供电4XXXX县110kVXX变10kVXX线新建工程1.50.6812023143.00新出YJV22-10/300电缆1.5公里，安装环网柜1台2015年XX变XX线最大负荷已达到379A，拟开断厚庭线，新出一条馈线分割厚庭线往东方向负荷，与XX变XX线形成手拉手供电相关电气计算短路电流计算取2025年为远景水平年进行系统短路电流水平计算。110kVXX变进线3回，远景电源取较大的220kVXX变。经计算得到，XX变110kV侧母线发生三相短路时，系统可能提供的最大短路电流为18.27kA,10kV侧母线最大三相短路电流为18.5kA(主变阻抗标幺值17%)，主变10kV侧不允许并列运行。远景无功补偿计算110kV变电站的容性无功补偿以补偿变压器的无功损耗为主，并考虑线路的无功损耗及充电功率。本计算110kV进线为电缆线路，其中XX～XX110kV电缆线路长度按4.540km计，根据就近补偿原则，XX变无功补偿配置仅需考虑XX～XX110kV线路2.27km电缆线路的充电功率；同理，XX～XX110kV电缆线路长度为4.551km，XX变侧考虑2.26km电缆线路的充电功率；另外，本工程不考虑远景T接规划线路110kV电缆线路的充电功率，建议在110kV新站设计时给予考虑。10kV出线为电缆与架空混合敷设。故需同时考虑110kV及10kV电缆线路的充电功率影响。变压器消耗的无功功率按照下面公式计算，即110kV线路的无功损耗及充电功率计算如下：，其中，为线路每公里的充电功率，经计算本工程110kV电缆线路（截面为1000mm2）每单位长度的充电功率为996.63kvar/km；110kV电缆线路（截面为630mm2）每单位长度的充电功率为826.38kvar/km；10kV电缆线路（截面为300mm2）每单位长度的充电功率为13kvar/km。根据计算结果：正常运行情况下（主变负载率87%），单台主变需补偿最大无功容量为6.05Mvar；线路N-1情况下，单台主变需补偿最大无功容量为7.57Mvar；主变轻载（30%）情况下，单台主变需补偿最小无功容量为-0.11Mvar。综上，远景本站每台主变需补偿最大无功容量为7.57Mvar，需补偿的最小无功容量为-0.11Mvar。同时根据国网最新物料号并留有适当裕度，建议本工程无功补偿远景配置3×（6012+4008）kvar，本期配置2×（6012+4008）kvar。10kV侧接地电容电流计算电网的电容电流包括所有电气连接的架空线路、电缆线路、变压器及母线等设备的电容电流并考虑电网5-10年的发展规划。按本变电站供电规划，10kV侧采用电缆加架空线的供电方式，每台主变带14回10kV出线。根据本期同步投产线路的建设情况、该变电站的供电范围情况并适当考虑远景规划，每回10kV出线平均按2.5km电缆和1.5km架空线路考虑，电缆截面积取300平方毫米，得到：总的单相接地电容电流值为64.68＞20A，则10kV消弧线圈补偿容量的选择：Q=1.35*64.68*10.5/√3=529.33kVA。考虑一定的裕度，单台主变10kV消弧线圈补偿容量建议按630kVar选择。中性点接地方式主变压器为双绕组型，110kV为星形接线，中性点通过隔离开关机构串联电流互感器接地。10kV为三角形接线，为不接地系统，为解决10kV单相接地电容电流可能超过规程规定值的问题，在#1、#2、#3主变的10kV母线上各配置1台接地装置（含接地变和消弧线圈）。电气一次部分电气主接线1)本工程主变远景共3台110kV、63MVA、三相双绕组有载调压、自冷式变压器；本期建设#1主变和#2主变。2)110kV线路间隔终期三回，分别是XX~XX一回线路、XX~XX一回线路、T接远景规划线路一回；本期两回，XX~XX一回线路和XX~XX一回线路，110kV采用户内GIS设备。考虑远景扩建困难，本期110kV按三进线扩大内桥接线一次建成。3)10kV远景共42回电缆出线，采用双受电断路器单母线四分段接线；在I、II段、III、IV段母线之间装设分段断路器。本期建设28回出线，采用单母线三分段接线，10kV配电装置采用户内国产优质成套高压开关柜。4)无功补偿：远期容性无功补偿3×（6012+4008）kvar，本期容性无功补偿2×（6012+4008）。每台主变下配置两组电容器。电容器组采用单星形接线，配5%铁芯电抗器，电抗器装于电源侧，限制合闸涌流及谐波。5)为限制10kV单相接地电容电流，并使其满足规程要求，每台主变10kV母线上各配置一台接地变，其中性点经消弧线圈接地。本期建设的10kVI，III段母线上采用接地变和站用变合并，接地变压器容量为700kVA，二次线圈容量为100kVA，消弧线圈容量为630kVA；远景还需建设1台630kVA接地变消弧线圈，接于IV段母线上。电气总平面布置方案XX110kVXX变电站位于位于XX大桥南侧，XX高新区规划地块内，拟供电区域为高新技术产业园，该区域功能定位为开发区。按照规划该区域将建成现代化新城区，进出线均为电缆。按照远景电气主接线原则及设备选型，并结合站址的地理条件、周围设施发展状况、各级电压的出线条件及方向，景观及噪声影响等方面的考虑，选用户内GIS方案。参照《国家电网公司输变电工程通用设计35~110kV智能变电站模块化建设施工图设计(2016年版)》方案110-A2-4进行总平面布置。电气总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，变电站为独栋配电装置楼。配电装置楼为一层建筑，布置有主变室、110kVGIS设备室、10kV开关室（含10kV接地变室）、10kV电容器室、二次设备室、安全工器具间、资料室、卫生间等附属房间，层高9m。110kVGIS室和10kV开关室电缆沟分别直接引出通至站外。110kV、10kV进出线均采用电缆方式进出站。具体布置方式详见附图电气平面布置图。主要设备选型根据“XX省电力系统污区分布图编制报告”（2014版），本变电站处于d1级污秽区，新建变电所户外变电设备外绝缘污秽等级在d2级及以下的按统一爬电比距不低于44.1mm/kV配置；新建变电所户内变电设备外绝缘按照统一爬电比距不低于36.2mm/kV配置。根据短路电流计算结果，110kV设备短路电流水平取40kA；主变低压侧短路电流水平取40kA；10kV电容器及10kV侧其他设备短路电流水平取31.5kA。结合“国家电网公司输变电工程通用设计”的要求，主要设备选择为：主变压器的选型：采用国产优质低损耗低噪声油浸自冷三相双绕组分体式有载调压变压器；SZ11-63000/110，容量比：100/100；额定电压：110±8×1.25%/10.5；联结组别：YN，d11；阻抗电压：Ud＝17％，主变的噪声在100％负载情况下不大于55dB。110kV设备：110kV配电装置采用国产优质户内SF6GIS全封闭组合电器，采用户内GIS设备最终规模一次建成，变电站占地资源有限的情况。采用电缆出线，其中：断路器 SF6126kV 2000A/40kA隔离开关(含接地开关) 额定电压126kV，额定电流2000A，额定短时耐受电流峰值100kA，额定短时耐受电流40kV，额定短路持续时间3S，小容性电流开合能力应满足1.0A，小感性电流开合能力应满足0.5A，接地开关开合感应电流的能力如下：参数名称典型参数单位电磁感应80/160A1.4/50kV10次静电感应1.25/10A5/15kV10次接地开关开合感应电流应满足要求。电流互感器（线路） 600~1200/5A 5P30/5P30/0.2S/0.2S电流互感器（桥路） 600~1200/5A 5P30/5P30/5P30/0.5进线电压互感器 0.5（3P）母线电压互感器 0.2/0.5/3P/6P组合电器不应选用存在未消除的家族性缺陷的产品。断路器和隔离开关应优先选用弹簧机构、液压机构。3）10kV设备：10kV开关柜：采用国产优质小车式金属铠装开关柜，采用国产优质真空断路器。10kV无功补偿：远期容性无功补偿3×（6012+4008）kvar，本期容性无功补偿2×（6012+4008）。每台主变下配置两组电容器。串联电抗器的额定电流为577.3A。接地变压器及消弧线圈：接地变选用Z型干式变压器，接线组别ZN，消弧线圈采用调匝式，并配自动调谐和选线装置；本期消弧线圈接地变成套装置容量选择700kVA。10kV穿墙套管：额定电压为20kV，额定电流为4000A。4）导体选择：主变110kV侧电气设备连接采用电力电缆YJLW03-64/110-1×400，10kV侧采用铜母排TMY-3(125×10)。绝缘配合及防雷接地绝缘配合110kV及以下电气设备的绝缘水平由雷电过电压决定，本方案避雷器配置如下：110kV装设出线避雷器，母线和主变进线不装设避雷器，10kV侧在主变进线、10kV出线、母线上装设避雷器。避雷器参数选择如下：110kV氧化锌避雷器，避雷器额定电压为102kV，标称放电电流值为10kA，雷电冲击波(8/20μs)，最大残压峰值266kV。装于110kVGIS出线回路出线侧。主变110kV中性点氧化锌避雷器：额定电压为73kV，1.5kA，雷电冲击波（8／20μs）,残压峰值145kV。10kV氧化锌避雷器：额定电压为17kV，5kA，雷电冲击波（8／20μs）,残压峰值45kV。防雷接地1)防雷保护本工程在110kV的线路出口以及10kV每段母线和主变进线上各装设一组氧化锌避雷器，作为雷电侵入波保护；在主变110kV中性点引出线上装设一只氧化锌避雷器，作为变压器中性点绝缘保护；经校验110kV进线避雷器的保护范围，本次工程取消110kV母线避雷器。本方案中设备均为全户内布置，变电站主体为一栋配电装置楼，在建筑物的屋面设置网格避雷带作为直击雷保护。2)接地接地装置和接地电阻按满足电力行业标准的要求执行，设备的接地应须满足反措要求。根据站址的地质报告，设本次接地的土壤电阻率为470Ω.m，经计算本站入地电流为6450A，接地电阻为3.95Ω，最大跨步电势为168.2V，最大接触电势为2838.4V。最大跨步电势可以满足小于跨步电势允许值要求，但最大接触电势超过接触电势允许值要求，所以需在设备基础周围、维护通道、巡视通道、户外操作位置周围采取敷设均压或绝缘地坪措施，以保障运行维护人员的安全。本站接地网采用水平接地体为主，垂直接地体为辅的接地网，沿综合楼周围布置，主接地网户外采用TJ-120铜绞线，户内采用L60×8热镀锌扁钢，垂直接地体采用Φ14.2mm铜覆圆钢管，变电站主接地网接地电阻应满足规程要求。在避雷器周围须加装集中接地装置，以利散流。变电站四周与人行道相邻处，设置与主接地网相连的均压带。按规程、反措要求，变电站内采取防静电接地及保护接地措施，对装有微机保护、微机监控系统的电气二次设备室接地采用铜排，且电气二次设备室用的接地点须与高压配电装置接地点分开，并尽量远离，以免干扰二次设备运行。站用电及照明系统站用电本变电站站用电源交直流一体化系统包括交流、直流、逆变等部分，由交流进线模块、交流馈线模块、充电模块、逆变电源模块、站用通信电源模块、直流馈线模块、直流母线绝缘监测模块、蓄电池组、蓄电池监测模块、数字一体化监控模块组成。交流站用电系统采用三相五线制接线，为380/220V中性点接地系统，由3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，同时带电分列运行。重要回路为双回路供电，全容量备用。照明变电站设有正常照明系统，正常时均由站用380/220V三相四线制系统供电，二次设备室等主要采用以节能荧光灯为主的照明。本变电站按无人值班设计，配电装置的照明采用高效节能投光灯照明，另在主控通信楼屋顶设置探照灯，作为检修和重点巡视时的照明。灯具的配置和安装尽量与建筑装饰相配合，事故时的照明配置移动式的应急灯。应急灯应配带蓄电池的应急疏散灯，在事故状态中满足90min的要求。站用变的选择站用电负荷统计详见表3.5-1。表3.5-1：站用电负荷统计表序号名称额定容量（kW）站用变压器负荷性质连接台数工作台数电压同时系数工作容量（kW）一动力负荷1110kV配电装置电机电源1010103800.256经常、断续2直流充电机电源4021380120经常、连续3站用电测量电源12238011经常、连续4UPS电源611380110经常、连续5辅助控制系统电源61122013经常、连续67主变区域检修箱212238000不经常、短时8110kV配电装置检修箱212238000不经常、短时9无功补偿区域检修箱212238000不经常、短时1010kV配电装置检修箱212238000不经常、短时11主变有载开关电源53.29238013.312通风箱81138018经常、连续小计（P1）45.3二加热器负荷13110kV配电装置加热电源0.2181838013.6经常、连续1410kV配电装置加热电源0.1484838014.8经常、连续小计（P2）8.4三照明负荷15户外照明ZM181138018经常、连续1610kV屋内配电装置ZM2~ZM3，TF1~TF2822380116经常、连续17主控ZM4、TF3811380116经常、连续小计（P3）40∑P>0.85P1＋P2＋P3＝0.85×45.3＋8.4＋40＝84.64kVA根据表3.5-1的统计，本变电站交流计算负荷约为84.64kVA，考虑一定裕度以及国网物资申报的需求，站用变压器容量取100kVA。站用电屏布置在二次设备室。电缆敷设及防火电缆主要沿电缆沟敷设，部分电缆直埋及穿管暗敷。控缆采用阻燃型电缆，对电缆进入各建筑物的入口及高、低压开关柜、主控楼各控制、保护屏底部的留孔等，在电缆敷设完毕均进行防火封堵，并按规程要求在电缆沟适当位置设置阻火墙，涂防火涂料，防止电缆着火串燃。施工电源方案租用500kVA欧式箱变1台，新立15m水泥电杆6基，新装GJ-50普通拉线3组，架设JKLYJ-10kV-50架空绝缘导线3*295米。新装隔离开关2组，避雷器2组，柱上分界断路器1台，故障指示器2组（二遥1组），敷设YJV22-8.7/15kV-3*70电缆30m，埋设MPP150电缆保护管10米，修建箱变基础、围栏及接地1座，2、电源T接：110kVXX变后山624线排涝145#杆。电气二次部分系统继电保护及安全自动装置110kV线路110kVXX变电站按终端变电站设计。110kV系统本期按远景建设为三进线扩大内桥接线。本期XX变进线2回，110kVXX~XX（青洲II路）开断进XX，形成XX~XX线路一回和XX~XX线一回路。本期XX~XX线路长度约为4.55km，XX~XX线路长度约为6.34km，原110kVXX~XX（青洲II路）线路在XX侧及XX侧已设置距离保护，无需新增保护装置。本方案变电站按负荷变电站设计，110kV线路不配置保护。110kV桥路（1）110kV内桥按断路器配置单套完整的、独立的桥断路器保护装置，具备瞬时和延时跳闸功能的充电及过电流保护。（2）桥保护直接采样、直接跳闸。（3）桥保护采用保护测控集成装置。（4）本期按远景设2个110kV桥路间隔，桥断路器各配置1套桥断路器保护测控装置，安装在桥断路器预制式智能控制柜内。110kV母线保护根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-2006）：1）4.8.2对发电厂和变电所的35kV-110kV电压的母线，在下列情况下应装设专用的母线保护:a)110kV双母线；b)110kV单母线、重要发电厂或110kV以上重要变电所的35kV-66kV母线，需要快速切除母线上的故障时；c)35kV-66kV电力网中，主要变电所的35kV-66kV双母线或分段单母线需快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证系统安全稳定运行和可靠供电。2）4.8.3对发电厂和主要变电所的3kV-10kV分段母线及并列运行的双母线，一般可由发电机和变压器的后备保护实现对母线的保护。在下列情况下，应装设专用母线保护：a)须快速而有选择地切除-段或一组母线上的故障，以保证发电厂及电力网安全运行和重要负荷的可靠供电时；b)当线路断路器不允许切除线路电抗器前的短路时。110kVXX变电站主接线为扩大内桥接线，非双母线或单母线分段接线方式，且未接入发电厂线路，不满足《继电保护和安全自动装置技术规程》对110kV母线配置母线保护的要求，因此本工程不配置110kV母线保护。故障录波装置（1）本期录波量110kV线路电流8路，110kV母线电压12路，主变各侧电流电压36路。（2）按远景配置1套故障录波装置，数字式交流量为96路，开关量为256路。（3）故障录波装置通过网络方式采集SV报文和GOOSE报文。（4）厂站端操作员（工程师）工作站能够监视保护装置和故障录波器的全部信息。安全自动装置110kV远景为扩大内桥接线，配置独立的备自投装置一套,具有三进线扩大和内桥接线备自投方式，本期采用内桥备自投运行方式。不配置独立的低频低压减负荷装置，其功能由10kV保护装置内部实现。10kV远景为单母线分四段接线，本期为单母线分三段接线，配置独立的备自投装置一套,满足本期接线方式，并带过负荷联切功能。远期增加一套备自投装置，备自投带有过负荷联切功能。系统调度自动化调度关系及远动信息传输原则本站由XX地调调度。远动信息由变电站自动化系统采集、远传，通过数据网络方式送到XX地调。系统通信向XX地调及建新集控组织通信通道。110kVXX变按无人值班站规模建设，采用一体化监控系统来实现变电站的控制、测量、报警、操作闭锁、调度系统通信和变电站的其它管理功能。根据国调中心关于印发继电保护设备在线监视与分析应用提升方案的通知(调继〔2014〕80号)要求：1、一体化监控系统应具备继电保护信息处理功能；2、厂站端操作员（工程师）工作站能够监视保护装置和故障录波器的全部信息；3、厂站端保护设备在线监视与分析功能部署在Ⅰ区监控主机，实现对全站保护系统（设备和回路）状态的监视和管理，对全部保护装置运行工况和故障信息的展示。保护设备状态监测及诊断装置（间隔层）完成对过程层设备信息的采集、分析工作；本变电站采用一体化监控系统进行监控，远动系统与综合自动化系统共用采集单元，因此，不设置独立的远动设备。远动信息采集（1）本站远动信息采集根据《电力系统调度自动化设计技术规程》进行本期工程的调度自动化信息设计。（2）遥测量包括主变、110kV等的电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数、有功电度等参量；（3）遥信量包括主变、110kV等的断路器/刀闸位置、保护动作、装置自检等信号；（4）遥控量包括变电站内所有断路器/刀闸分、合闸遥控，主变压器有载调压开关档位等。远动信息传送远动信息采取“直采直送”原则，直接从测控单元获取远动信息并向调度端传送。远动系统与变电站其他自动化系统共享信息，不重复采集。本站建成后，XX地调以数据网方式接收该所的调度自动化信息。远动通信装置（1）站内划分安全Ⅰ、Ⅱ区，安全Ⅰ区设备与安全Ⅱ区设备之间设置防火墙。Ⅰ区数据通信网关机以直采直送方式向调度端传送站内实时信息；Ⅱ区数据通信网关机以直采直送方式向调度端传送站内保护、录波等非实时信息，为调度端提供告警直传、远程浏览和调阅服务等。（2）Ⅰ区数据通信网关机双重化配置，Ⅱ区数据通信网关机单套配置。（3）远动通信设备实现与相关调度中心等主站端的数据通信，并满足相关规约要求。电能量计量系统（1）站内设置1套电能量计量系统，包括电能计量装置和电能量采集终端等。（2）主变压器各侧、110kV线路配置独立电能表，10kV线路、无功补偿、站用变计量功能集成于多合一装置。非关口计量点宜选用数字式电能表，电能表直接由点对点SV采样。（3）电能量采集终端按单套配置，采用串口及网络方式采集电能量信息。（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，电能量采集终端宜通过电力调度数据网与电能量计量主站系统通信，电能量采集终端应支持DL/T860规约。（5）采用符合《110(66)~750kV智能变电站二次设备》N-M-T模块的产品。绝缘水平、环境条件需满足要求。电能量采集终端支持交、直流供电，具备双电源互备，实现可靠地自动切换。交流电源：AC220±20%频率为50Hz,频率误差为±5%。直流电源：DC220±20%，文波电压不大于5%。调度数据网络及安全防护装置4.2.6.1 调度数据网接入设备（1）配置2套调度数据网络设备，每套包含1台路由器、2台交换机和1台纵向加密认证装置，接入XX地区调度数据网建新集控接点。（2）接入业务包括远动信息、电能量信息、保护及故障录波信息等。针对不同的业务类型，在交换机上划分不同的VPN。4.2.6.2 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）安全Ⅰ区设备与安全Ⅱ区设备之间通信设置防火墙，监控系统与远方调度(调控)中心进行数据通信设置纵向加密认证装置。变电站自动化系统主要设计原则（1）变电站自动化系统的配置及功能按无人值守模式设计。（2）采用开放式分层分布式星形网络结构，由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过程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、过程层二次设备互操作。（4）站内信息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）新建工程应采用经国调中心组织的专业检测合格并发布的最新软件及匹配的ICD文件版本。设计单位应按照经国调中心组织的专业检测合格并发布的软件及ICD文件版本开展设计工作。（6）站内具备时间同步系统管理功能。监测、监控范围及功能变电站自动化系统的监测、监控范围按照DL/T5103《35kV~220kV无人值班变电站设计技术规程》执行，并在其基础上增加电源、辅助系统等信息。变电站自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制等功能，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。实现如下功能：（1）信号采集监控系统的信号采集按照DL/T5149-2001《220~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。（2）远动功能远动通信设备需要的数据直接来自数据采集控制层的I/O测控装置，并且通过站级层网络作为传输通道，远动通信设备与站内监控设备无关，主机兼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。（3）五防闭锁监控系统具备逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。（4）电压一无功自动控制(AVQC)通过计算机监控系统实现电压一无功自动控制(AVQC)功能。（5）顺序控制通过计算机监控系统软件预先设定的程序对受控设备进行顺序控制。（6）智能告警通过计算机监控系统实现变电站信息分层和整合、智能分析和判断。（7）厂站端保护设备在线监视与分析功能部署在Ⅰ区监控主机，实现对全站保护系统（设备和回路）状态的监视和管理，对全部保护装置运行工况和故障信息的展示。保护设备状态监测及诊断装置（间隔层）完成对过程层设备信息的采集、分析工作。（8）依据《国调中心关于印发继电保护设备在线监视与分析应用提升方案的通知(调继〔2014〕80号)一、（二）》，一体化监控系统应具备继电保护信息处理功能。系统网络（1）站控层网络站控层设备与间隔层设备之间组建双星形以太网络，配置站控层交换机，按设备室或按电压等级配置间隔层交换机。（2）过程层网络1）110kV间隔内设备过程层GOOSE、SV报文采用点对点方式传输。2）集中设置2台过程层网络中心交换机，组建单以太网络，实现故障录波、备自投装置GOOSE、SV报文的共网传输。3）10kV不设置过程层网络，GOOSE报文通过站控层网络传输。（3）数据传输要求1）站控层交换机采用百兆电口，站控层交换机之间的级联端口采用百兆电口。2）对于采样值传输，每个交换机端口与装置、交换机级联端口之间的流量不大于端口速率的40%。接口要求微机保护装置、一体化电源系统、智能辅助控制系统等与计算机监控系统之间采用DL/T860通信标准通信。设备配置（1）站控层设备配置1）监控主机兼操作员、工程师工作站、数据服务器2台。2）数据通信网关机：Ⅰ区数据通信网关机（集成图形网关功能）2台，Ⅱ区数据通信网关机1台。主要站控层设备配置如表4-1所示。表4-1 站控层设备配置设备名称配置方案监控主机兼操作员、工程师工作站、数据服务器双套配置Ⅰ区数据通信网关机双套配置Ⅱ区数据通信关机单套配置Ⅲ区/Ⅳ区数据通信关机单套配置网络打印机单套配置调度数据网设备2台路由器、4台交换机二次安全防护设备2套纵向加密装置、1套硬件防火墙（2）间隔层设备配置继电保护、安全自动装置、故障录波装置、网络记录分析装置、电能计量装置的具体配置详见4.1及4.2章节相关内容。本方案测控装置配置如下：1）主变压器各侧及本体测控装置单套配置；110kV线路测控装置单套配置；110kV桥路采用保护测控集成装置。2）10kV间隔采用保护、测控、计量多合一装置。3）配置1套网络记录分析装置。网络记录分析装置记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文。（3）过程层设备配置该站为终端变，不涉及稳定问题的，仍采用智能变电站现行技术模式。110kV线路、桥及10kV主变进线智能终端合并单元集成装置双套配置；主变110kV侧智能终端合并单元单套配置；110kV母线合并单元双套配置，110kV母线智能终端单套配置。网络通信设备（1）站控层网络交换机二次设备室内配置2台Ⅰ区站控层交换机、1台Ⅱ区站控层交换机。10kV开关柜室配置4台间隔层交换机。（2）过程层网络交换机110kV系统本期及远景配置2台过程层中心交换机（16光口）。交换机配置如表4-2所示。表4-2 网络交换机配置表序号交换机名称数量（台）交换机规格1站控层Ⅰ区交换机2百兆、24电口、2光口2站控层Ⅱ区交换机1百兆、24电口、2光口3110kV、主变间隔层交换机2百兆、24电口、2光口410kV间隔层交换机4百兆、24电口、2光口5110kV过程层中心交换机2百兆、16多模光口元件保护主变压器保护（1）每台主变压器电量保护双套配置，每套保护含完整的主、后备保护功能，两套保护组1面柜；本期2台主变压器共2面主变保护柜。（2）每台主变压器非电量保护单套配置，与本体智能终端装置集成。（3）变压器电量保护直接采样、直接跳各侧、线路及桥断路器；变压器保护闭锁备自投采用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。10kV元件保护（1）10kV采用保护、测控、计量多合一装置，按间隔单套配置，就地分散安装于开关柜。（2）10kV线路保护测控计量多合一装置28套，10kV分段保护测控集成装置1套，10kV并联电容器保护测控计量多合一装置4套，10kV接地变兼站用变保护测控多合一装置2套，10kV母线不配保护。（3）保护具备通信管理功能，与监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，规约采用DL/T860，接口采用以太网。交直流一体化电源系统方案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。站用交直流一体化电源系统结构如图4-1所示。图4-1站用交直流一体化电源系统结构图交流电源交流电源设备配置详见3.5.1节。直流电源（1）直流系统电压站内操作电源额定电压采用220V，通信电源额定电压-48V。（2）蓄电池型式、容量及组数蓄电池容量按2小时事故放电时间，通信负荷按4小时事故放电时间计算。装设1组阀控式密封铅酸蓄电池，容量为200Ah。采用阀控式密封铅酸蓄电池，单体为2V。（3）充电装置台数及型式配置1套高频开关充电装置，模块数按（6+1）×10A配置。（4）直流系统接线方式直流系统采用单母线接线。蓄电池设置专用的试验放电回路。试验放电设备经隔离和保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。（5）直流系统供电方式直流系统采用辐射型供电，110kV及主变压器各侧直流电源取自直流馈线柜，10kV开关柜按段设置直流电源小母线。智能控制柜以柜为单位配置1~2路直流电源，柜内各装置共用直流电源，采用独立空开分别引接。（6）直流系统设备布置直流系统配置1面直流充电机柜、2面直流馈线柜，蓄电池组3面柜，布置于二次设备室内。其它设备配置每套充电装置配置一套微机监控单元，蓄电池配置一套蓄电池巡检仪，直流馈线柜和分电柜上配置直流绝缘监察装置，通过DL/T860通信规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。直流电源类设备环境适用性（海拔、温度、抗震等）应满足运行现场的环境条件；设备安装及使用地点无影响设备安全的不良因素：安装使用地点无强烈振动和冲击，无强电磁干扰，外磁场感应强度不得超过0.5mT；安装垂直倾斜度不超过5%；使用地点不得有爆炸危险介质，周围介质不含有腐蚀金属和破坏绝缘的有害气体及导电介质。交流不停电电源系统站内配置1套交流不停电电源系统（UPS），主机采用单套配置方式，参考容量为5kVA。UPS为静态整流、逆变装置，单相输出，配电柜馈线采用辐射状供电方式。直流变换电源装置通信电源采用直流变换电源(DC/DC)装置供电。站内配置1套DC/DC装置，采用高频开关模块型，（2+1）×20A冗余配置。一体化电源系统总监控装置一体化电源系统总监控装置作为集中监控管理单元，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。对下通过总线或DL/T860标准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。直流负荷负荷统计及容量计算表4-3 220V直流系统负荷统计表220V直流系统负荷统计表（按4小时事故放电）序号负荷名称装置容量(kW)负荷系数同时率计算容量（kW）负荷电流（A）事故放电时间及电流事故随机或事故末期0-60min61-120min121-240min1二次设备4.3650.62.61911.9011.9011.902事故照明0100.000.003UPS50.6313.6413.6413.644通信10.0010.0010.0010.005断路器跳闸1.3211.326.006.00I1=I2=I3=电流统计(A)35.5435.5410.006.00负荷负荷变化放电时间放电分段时间容量换算系数容量AAminminKcAh第1阶段I1=35.54I1-0=35.541M1=60T11=M1=600.5268.3479第1阶段总计68.3479第2阶段I1=35.54I1-0=35.541M1=60T21=M1+M2=1200.334106.41I2=35.54I2-I1=0M2=60T22=M2=600.520第2阶段总计106.41第3阶段I1=35.54I1-0=35.541M1=60T31=M1+M2+M3=2400.209170.052I2=35.54I2-I1=0M2=60T32=M2+M3=1800.2580I3=10I3-I2=-25.54M3=120T33=M3=1200.334-76.47第3阶段总计93.5824随机负荷IR=65s5s1.274.72441选择蓄电池容量Cc：1.4*106.41+4.7244=153.6982799选200Ah全站时间同步系统站内配置1套时间同步系统，由主时钟和时钟扩展装置组成。主时钟双重化配置，支持北斗导航系统（BD）、全球定位系统（GPS）和地面授时信号，优先采用北斗导航系统。站控层设备采用SNTP对时方式，间隔层设备采用IRIG-B、脉冲等对时方式,过程层设备采用光B码对时方式。时间同步系统应具备RJ45、ST、RS-232/485等类型对时输出接口扩展功能，工程中输出接口类型、数量按需求配置精度满足全站二次设备对时要求。时间同步系统结构如图4-2所示。采用IEC61588网络对时时，需考虑保护、测控及交换机等设备功能支持能力。图4-2时间同步系统结构图智能辅助控制系统系统结构本工程为无人值班站，智能辅助控制系统按运检技【2016】17号文《国网XX电力运检部关于优化变电站辅助综合监控系统配置的会议纪要》的要求配置。变电站辅助综合监控系统主要是由智能视频监控子系统（分安防、全遥控、全景鸟瞰、作业区）、周界安防子系统、消防子系统、动力环境子系统（户内温湿度、SF6气体泄漏，水浸）、灯光和空调控制子系统、安全智能锁控子系统（一钥通）、进出登记平板等组成的一体化监控平台，实现对视频监控子系统、安防子系统、消防子系统、环境子系统、灯光和空调子系统、一钥通等的统一监控、管理，实现各子系统间的报警联动。（2）图像监视及安全警卫子系统。图像监视及安全警卫子系统设备包括视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机、编码器及沿变电站围墙四周设置的电子围栏等。视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口。就地摄像头按本期建设规模配置。视频摄像机配置如下：安防监视变电站大门口配置1台具备识别车牌的网络数字高清枪机，识别进出车辆的车牌号；配置1台红外网络数字高清枪机，监视变电站进出情况和站外进站道路。主控楼一楼门厅配置1台红外网络数字高速高清球机，监视主控楼进出情况。围墙周界配置红外网络数字高清枪机，监视周界情况，一般安装在各墙角，围墙四周约每距离70米安装1台，不规则围墙适当增加布点，保证全站围墙周界监视无盲区。XX变电站配置4台。户内设备室（主控室、保护室、通信机房、蓄电池室、站用电室、开关室、电容器室、电抗器室、GIS室等）至少配1台网络数字高速高清球机，消防泵房不配置摄像机。室内摄像机首要监视设备室的进出情况并兼顾设备全景和现场作业区监视。当配置的摄像机不能监控到设备室与外界直接相通房门的进出情况时，应增加配置1台网络数字高速高清球机，保证每个与外界直接相通的房门无盲区。设备室的摄像头的配置方案详见4-4。表4-4 安防监视配置一览表序号安装地点摄像头类型数量1变电站大门网络数字高清枪机配置1台2变电站大门红外网络数字高清枪机配置1台3主控楼门厅红外网络数字高速高清球机配置1台4变电站四周红外网络数字高清枪机机配置4台5二次设备网络数字高速高清球机配置2台6110kV配电装置区网络数字高速高清球机配置1台710kV配电装置室网络数字高速高清球机配置2台810kV电容器室网络数字高速高清球机配置3台设备全遥控监视本站为GIS变电站，不配置监视刀闸分合情况的摄像机。每台主变配置1台白光灯网络高速高清一体化云台摄像机，首要监视主变中性点刀闸分合情况并兼顾现场作业区监视及设备视频巡视等。XX变电站配置2台。设备全景鸟瞰监视根据国家电网公司无人值班变电站设备全景鸟瞰监视的要求配置，满足全站设备全景鸟瞰监视全覆盖。35-110kV变电站户外设备区配置2-4台800W多目全景网络摄像机。XX变电站配置4台。每台主变配置1台网络高速高清球机。XX变电站配置2台。现场作业区监视根据省公司变电站现场作业区监视的要求配置，满足现场作业区监视全覆盖，并兼顾设备全景及设备视频巡视等。110kV变电站设备区配置3台白光灯网络高速高清一体化云台摄像机；主变利用全遥控监视摄像机和全景鸟瞰监视摄像机兼顾主变作业区监视。户内开关室，双排开关柜配置2台网络高速高清球机。（3）每室配置1套户内SF6气体监测装置（主要含主机1台，每个户内SF6设备室配置6个SF6气体传感器、红外双鉴1个、风机控制器1个）；配置1套一匙通（主要含主机1台，设备室房门、屏柜门、端子箱门、机构箱门、汇控柜门等配置锁具）；配置1台进出登记平板。这些设备一并集成纳入辅助综合监控系统进行统一管控。取消风速监测器和雨量监测器配置。（4）温湿度监测器配置。二次设备、10kV配电装置室、电容器室、GIS室等设备室，面积小于20平方米，各配置1个温湿度传感器；面积大于20平方米，各配置2个温湿度传感器。表4-4 温湿度传感器配置数量一览表序号安装地点数量1二次设备配置2台2110kV配电装置区配置2台310kV配电装置室配置2台410kV电容器室配置6台（5）空调控制器配置。二次设备、10kV配电装置室、电容器室、GIS室等设备室安装有空调的各设备室，每台空调各配置1个空调控制器。（6）灯光控制器配置。二次设备、10kV配电装置室、电容器室、GIS室等设备室根据实际配置灯光控制器。各户外配电装置区按照现场照明的分区，每个照明分区各配置1台灯光控制器。（7）110kV及以下变电站脉冲电子围栏的防区不少于2个，每个防区的长度不大于150米。（8）火灾报警子系统。火灾报警子系统由火灾报警控制器、探测器、控制模块、地址模块、信号模块、手动报警按钮等组成。火灾探测区域按独立房（套）间划分。本方案火灾探测区域有：二次设备室、10kV配电装置室等。火灾报警控制器设置在靠近大门的房间入口处。火灾报警系统与通风系统进行联动。火灾报警系统的探测器主要选用智能型光电感烟探测器。户内GIS室、电容器室、开关室等带电设备裸露的户内一次设备室应选用红外光束感烟探测器，以便运维。（9）辅助综合监控系统采用集中供电，并应从变电站的交流站用电引接两路不同站用变的电源，每路电源均应满足整套系统供电容量的要求，属于辅助综合监控系统的设备均由这两路电源供电。两路电源应具备自动切换功能，保证两路电源互为备用，为辅助综合监控系统的各设备和装置提供可靠的工作电源。火灾报警系统应由变电站逆变电源供电。（10）联动控制1）通过和其他辅助子系统的通信，实现用户自定义的设备联动，包括消防、环境监测、报警等相关设备联动。2）在夜间或照明不良情况下，需要启动摄像头摄像时，联动辅助灯光、开启照明灯。3）发生火灾时，联动报警设备所在区域的摄像机跟踪拍摄火灾情况、自动解锁房间门禁、自动切断风机电源、空调电源。4）发生非法入侵时，联动报警设备所在区域的摄像机。5）发生水浸时，自动启动相应的水泵排水。6）通过对室内环境温度、湿度的实时采集，自动启动或关闭通风系统。二次设备组柜与布置二次设备组柜方案（1）站控层设备组柜方案1）2套监控主机（兼操作员、工程师工作站、数据服务器功能）组1面柜；2）Ⅰ区两套数据通信网关机(兼图形网关机)、防火墙1套合组1面柜。Ⅱ区、Ⅲ区/Ⅳ区两套数据通信网关机、正反向隔离装置各一套组1面。3）1套综合应用服务器，组柜1面。4）2套调度数据网设备、1台电量采集设备组1面柜。（2）间隔层设备组柜方案1）公用设备a)全站公用测控，110kV母线PT测控设备与站控层及110kV、主变间隔层交换机组柜1面。b)故障录波装置与网络记录分析装置组1面柜。c)时钟同步系统2套主时钟及1套扩展时钟装置组1面柜。d)智能辅助控制系统组1面柜。2）110kV线路110kV线路测控装置＋110kV线路电度表安装在就地预制式智能控制柜内；3）110kV桥110kV桥保护测控集成装置安装在就地预制式智能控制柜内；4）主变a）主变压器保护及测控电量保护：主变保护1和主变保护2合组1面柜。主变测控：主变各侧测控装置及本体测控装置合组1面柜。本期#1、#2主变各组2面柜，远景#3主变再组2面柜。非电量保护与本体智能终端集成，下放布置于主变本体智能控制柜内。b）主变压器电能表#1、#2主变高、低压侧电能表共计5只，组柜1面（预留远景#3主变高、低压侧电能表2只安装位置）。5）10kV保护、测控、计量多合一装置装置分散就地布置于开关柜。6）110kV备自投装置1套组柜1面。（3）过程层设备组柜方案1）110kV侧合并单元智能终端集成装置布置于预制式智能控制柜内。2）主变10kV侧合并单元智能终端集成装置布置于主变10kV侧智能控制柜上。（4）网络设备组柜方案1）站控层不单独设置网络交换机柜，站控层Ⅰ、Ⅱ区交换机与Ⅰ区数据通信网关机共同组1面柜。2）110kV、主变间隔层网络交换机与公用测控共同组1面柜。3）2台110kV过程层中心交换机：1台安装在桥断路器智能控制柜，1台安装在故障录波柜。4）10kV间隔层交换机置于主变10kV侧智能控制柜上。（5）其他二次系统组柜方案1）通信设备组5面柜。2）本期消弧线圈控制器组1面屏。3）直流电源设备组8面柜，其中直流蓄电池组3面柜。4）预留屏柜。二次设备室内预留8面屏柜。二次设备模块划分方案二次设备设置如下模块：（1）站控层设备模块：包含监控系统站控层设备、调度数据网络设备、二次系统安全防护设备等。（2）公用设备模块：包含公用测控装置、时钟同步系统、故障录波装置、网络记录分析装置、辅助控制系统等。（3）通信设备模块：包含光纤系统通信设备、站内通信设备等。（4）直流电源系统模块：包含直流电源、交流不间断电源（UPS）、直流变换电源（DC/DC）、蓄电池等。（5）主变间隔层设备模块：包含主变压器保护装置、主变测控装置、电度表等。二次设备布置全站设置一个二次设备室，布置所有二次设备模块，含1个站控层设备模块、1个公用设备模块、1个通信设备模块、1个主变间隔模块、1个直流电源系统模块及交流系统柜等。二次设备室布置于配电装置楼一层。柜体统一要求（1）二次设备柜体要求1）间隔层二次设备、通信设备及直流设备等二次设备屏柜采用2260×600×600mm（高×宽×深）屏柜；站控层主机及服务器柜采用2260×800×900mm（高×宽×深）屏柜。2）二次设备柜体颜色统一。3）二次设备采用前显示、后接线式装置，屏正面与后面开门。（2）预制式智能控制柜要求1）智能控制柜尺寸为800×800mm（宽×深），柜体颜色统一。2）智能控制柜与GIS设备统一布置在槽钢上，净距满足800~1200mm的要求。3）智能控制柜设置散热和加热除湿装置，在温湿度传感器达到预设条件时启动。4）智能控制柜内部的环境满足智能终端等二次元件的长年正常工作温度、电磁干扰、防水防尘条件，不影响其运行寿命。二次设备的接地、防雷、抗干扰（1）选用抗干扰水平符合规程要求的继电保护、测控及通信设备。（2）自动化系统站控层网络通向户外的通信介质采用光缆，过程层网络、采样值传输采用光缆，能有效地防止电磁干扰入侵。（3）二次设备室内部的信息连接回路采用屏蔽电缆或屏蔽双绞线。（4）双套保护配置的保护装置的采样、起动和跳闸回路均使用各自独立的光/电缆。（5）在二次设备室内，沿屏（柜）布置方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端联接后构成室内等电位接地网。舱内等电位接地网必须用4根以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。（5）控制电缆选用屏蔽电缆，屏蔽层两端可靠接地。（6）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、电容式电压互感器（CVT）、结合电容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。光缆/电缆选择采用预制线缆实现一次设备与二次设备、二次设备间的光缆、电缆标准化连接，提高二次线缆施工的工艺质量和建设效率。预制线缆应用如下：（1）预制光缆1）二次设备室至户外智能控制柜采用单端预制光缆，实现光缆即插即用。预制光缆选用铠装、阻燃型，自带高密度连接器或分支器。光缆芯数选用8芯、12芯、24芯，每根光缆备用2～4芯。2）二次设备室内不同屏柜间二次装置连接采用尾缆，尾缆采用4芯、8芯、12芯规格。柜内二次装置间连接采用跳线，柜内跳线采用单芯或多芯跳线。3）除线路保护通道专用光纤外，采用缓变型多模光纤；室外光缆采用非金属加强芯阻燃光缆，采用槽盒敷设方式。4）就地预制式智能控制柜至二次设备室之间的光缆按间隔、按保护双套原则进行光缆的整合，就地预制式智能控制柜至对时等公用设备的光缆不单独设置。（2）预制电缆1）主变压器、GIS本体与智能控制柜之间二次控制电缆采用预制电缆连接，采用双端预制、槽盒敷设方式。当电缆采用穿管敷设时，采用单端预制电缆，预制端设置在智能控制柜侧。预制电缆采用双端预制且为穿管敷设方式下，选用高密度连接器。2）电流、电压互感器与智能控制柜之间控制电缆、交直流电源电缆不采用预制电缆。土建部分概述拟建站址位于XX南屿镇，XX大桥南侧XX大桥的下桥处以南，规划高新大道东侧，XX高新区地块内。目前站址区域为XX县金竹花卉基地，区内种植花卉。由于站址把已有进花卉基地道路隔断，因此应对道路进行改接，以便正常进出花卉基地；花卉基地内有一处简棚需要拆迁，面积约30平方米。目前场地罗零标高6.60-6.98米。拟选站址征用地面积4017m2（6.03亩），围墙内用地面积3540m2（5.31亩）。附近无地下矿产及文物，不属于文物保护区、风景旅游区，不属于军事设施控制区域。110千伏由站址西侧进入本站。10千伏出线由站址北侧与西侧出围墙与市政管沟对接。所区自然条件和设计主要技术数据本工程场地地貌单元主要为冲海积平原地貌。1）根据钻探揭示，场地土体自上而下可分为6个工程地质层，分述如下：1、杂填土①：杂色，松散-稍密，稍湿，主要成分为砖砼碎块、碎石及黏性土等，硬杂质含量约25%，土质不均，取芯率大于70%，堆填时间大于3-5年。土层厚度0.50-0.60m。2、粉砂②：灰-灰黄色，中密-密实，大于0.075mm占50%以上，主要成分为石英及岩屑，局部为粗砂，分选性较好，级配较差，取芯率大于70%。土层厚度17.30-18.10m，顶板埋深0.50-0.60m。3、淤泥质土③：暗灰色，流-软塑，饱和，具腐臭味，切面较光滑，稍有光泽度，韧性强，摇振反应弱，干强度中等，局部夹薄层粉细砂，厚度1-3mm，局部固结较好，取芯率大于80%。土层厚度6.80-8.50m，顶板埋深17.80-18.70m。4、中砂④：灰-灰黄色，中密-密实，大于0.25mm占50%以上，主要成分为石英及岩屑，局部为粗砂，分选性较好，级配较差，取芯率大于70%。土层厚度3.60-7.40m，顶板埋深24.60-27.20m。5、卵石⑤：灰色，中密-密实，饱和，粒径大于20mm占65％以上，最大径达150mm，粗卵粒分布不均，局部较少，卵粒呈次圆状，火山岩性为主，中风化状，砾粒含量占10-25％，粒间充填物为砂及粘性土，占15-20％，取芯率大于70%。土层厚度6.50-17.90m，顶板埋深30.80-32.00m6、中风化花岗岩⑥：灰色，花岗结构，块状构造，取芯率大于80%，为坚硬岩，较破碎，岩体基本质量等级Ⅲ级。K2孔钻至该层，土层厚度8.10m，顶板埋深50.50m场地勘察过程未发现地下管线、孤石、洞穴等对工程不利的埋藏物。2)水文气象1、水文由于站址周边正在开发建设，不透水面积将明显增大。工程点东北方向约350m为xx江南港右岸防洪堤，现状防洪标准为50年一遇。由于本站处于防洪堤以内，因此不受xx江洪水影响。根据目前的地形情况，站址周围无明显汇水。区域历史最高内涝水位8.35米。2、气象XX市位于东南沿海，介于北纬25°20'～26°30'，东经118°40'～120°之间。境内地势由西北向东南倾斜，西北部分别为戴云山脉和鹭峰山脉的延伸部分，为中低山地，东南部为XX盆地和沿海冲积平原。XX市气候类型为亚热带海洋性季风气候，温和湿润、雨量充沛、光热丰富。年平均气温19.3℃以上，1月份平均气温10℃以上,7月份平均气温28.7℃。年日照时数在2000小时以上。每年5～6月为雨季，月最高雨日18天，年平均雨天149天，多年平均降雨量1359.6mm；年最大降雨量2074.6mm，月最大降雨量613.1mm，日最大降雨量170.9mm。历年地面平均风速为2.7m/s，全年主导风向为静风（C），其频率20.2%，次主导风向为东南风，频率14.5%；台风的影响发生在5月中旬至11月中旬，7月中旬至9月下旬为盛行期，占全年出现次数的80%，年均5.4次，受台风影响平均风速和极大风均达12级，持续时间分别为5小时23分和15小时30分，风向NE。多年平均气温19.6℃，历年极端最高气温39.9℃，历年最低气温－1.7℃；平均雾日为22.4天，最高达68天。离地10m高50年一遇10分钟平均最大风速：33.5m/s。工程处全年风向玫瑰图暴雨强度公式：q=934(1+0.55LgTe)/t0.542（q－暴雨强度[l∕(s·hm2)]，Te－重现期(a)，t－降雨历时(min)）3）地下水赋存特性根据本次钻探结果，场地地下水以承压水的形式赋存于粉砂②、中砂④、卵石⑤孔隙中及基岩风化带的孔隙裂隙中，水量丰富，接受邻区地下水补给，向下游西南向迳流排泄；勘察期间测得地下水稳定水位埋深2.00（罗零标高4.95-5.20m）。4）地下水和土腐蚀性评价地下水对混凝土结构具弱腐蚀，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀；同时根据相类似地质环境的场地工程经验，地下水位之上的地基土对混凝土结构具微腐蚀，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀；应按现行国家标准《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046）的规定采取适当的防护措施。5)场地稳定性评价场地地势较平缓，未发现崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷等地质灾害；勘察过程中未发现埋藏有地下管道及电缆线、孤石、河道、暗浜、防空洞、废井等对工程不利的埋藏物；据区域地质资料，场地及附近无活动断裂通过；场地有软弱土分布，场地属抗震不利地段。按《城市规划工程地质勘察规范》（CJJ57-94）附录C综合判定：场地的稳定性类别为稳定性差，工程建设适宜性分类为适宜性差。拟建物采用合理的基础工程措施条件下，场地适宜拟建工程建设。据地质资料描述，本次勘察对粉砂②标准贯入试验11点（2孔），经计算：液化点6个，为中度液化；判定场地为中度液化场地。建构筑物设计需对基础及上部结构进行必要处理及采用必要的场地抗液化措施。6)场地地震效应评价本工程位于XX县南屿镇，抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.1g，设计地震分组为第二组，建筑场地类别为III类，本工程主控楼为标准设防（丙类），特征周期为0.55s，本工程抗震设防烈度为7度，钢结构抗震等级框架为四级。6)软土震陷评价场地分布有软弱土层淤泥质土③，根据邻区剪切波速测试结果，其剪切波速值均大于90m/s,可不考虑软土震陷影响。主要建筑材料现浇钢筋混凝土结构混凝土：基础及基础梁C30；C15混凝土垫层；水泥：32.5#～42.5#普通硅酸盐水泥（2）钢筋：HRB400抗震钢筋；HPB300抗震钢筋（3）钢结构：钢材：Q235B,Q345B螺栓：6.8级、8.8级站区总平面及竖向布置总平面布置本工程用地面积4017m2（6.03亩）平方米。站区围墙东西向88.5米，南北向40米，围墙内占地面积3540m2（5.31亩）。本变电站按最终规模，根据工艺布置要求，综合进出线方向、建筑物防火间距、消防通道、土石方量以及交通运输等因素进行总平面设计。主控配电楼位于站区中心部分，主干道绕主控楼布置，为公路型砼路面，进出站主入口布置在站区西侧，设3米进站道路与规划高新大道相连以方便主变设备运输。土建部分主要技术经济指标表序号项目单位数量1站区围墙内面积hm20.35402站区主要电缆沟长度m120.53站内道路m29074站区围墙长度m2575总建筑面积m21040.1竖向布置根据场地历史最高内涝水位（罗零标高8.35米）及场地周边情况，同时考虑现场地形及规划路网标高（罗零标高为7.40米），以及落二底的高新技术产业园区规划周边区域罗零标高7.70-8.00米（由东向西渐高），本场地设计标高控制在罗零标高8.40米，站区同时场地以建筑物周边及围墙向内0.5%坡向道路，综合考虑场地平整、站内建构筑物二次挖方平衡等因素，站址土石方存在弃根植土与取土（土方弃土运距暂定30公里，取土运距暂定15公里）。除站址西向与北向采用植草护坡外，其余两面均设挡墙，挡墙总高度约2米，挡墙采用浆砌毛石挡墙。管沟布置站内沟道主要为电缆沟，本站110KV与10KV均采用1.2X1.2米钢筋混凝土电缆沟。电缆沟布置力求顺直短捷；沟道盖板底部高出设计地面0.10m，过道路段采用钢筋混凝土电缆暗沟；沟盖板采用成品盖板。排水管、生活给水管、事故油管采用地下敷设于道路外侧。围墙及大门站区西侧与北侧临街面围墙采用2.3米高铁艺通透围墙（根据规划要求），其余两面采用2.3m高装配式围墙，装配式围墙由钢结构抗风柱、预制墙板、预制柱帽、预制压顶和预制柱脚组成，材质采用清水混凝土。大门采用电动推拉门，大门设置在站址西侧。道路、站区绿化及场地处理站内道路采用公路型道路，砼路面，路面宽度为4.0m，转弯半径取9m。主控配电楼大门引道做砼地坪，户外配电装置场地采用碎石地坪，其余场地简易绿化。场地绿化在围墙边以及道路两侧和建筑物前后的空地中种植花草及矮小树木，以达到美化环境，减少污染噪音等目的。主变运输本工程最重和体积最大的设备是主变压器，本期需安装两组63MVA变压器。主变压器长×宽×高=6.8m×5.2m×5.3m，本体高度＜3m，油枕高度＜2.5m。运输重量：77t（其中主体42t，附件25t，油重12t）。主变运输参数均在常规范围，主变运输一般为主体、附件及油桶分开运输，交通运输可采用海运结合一般公路方案，也可以采用高速公路结合一般公路联合运输方案。海运方案路径：马尾港→城市道路→站址，从马尾港至站址运输全程约43.1公里。高速公路方案路径：福银高速XX西出口→城市道路→站址，从高速出口至站址公路运输全程约34.6公里。经对城市道路运输路径进行勘查，沿途路面宽、路况和桥况好，沿途也无空中障碍物城市道路沿途无桥涵，可便利通行。大型运输车应满足主变最大可拆卸本体荷载，运输车辆尺寸13m×4.5m×3m，车辆自重20t。5.4.7站区主要技术经济指标表序号项目单位数量备注1站址征地面积m240176.03亩1.1站区围墙内用地面积m235405.31亩1.2其他用地面积m2476.380.71亩2进站道路长度m3路面4.0m宽3站外供水管长度m80管径DN1504站外排水管长度m60管径DN5005站内电缆沟长度m120.5110KV电缆沟断面1.2mx1.2m，砼电缆沟15.5m，现浇钢筋砼暗沟5.5米10KV电缆沟断面1.2mx1.2m，砼电缆沟83.5米，现浇钢筋砼暗沟16米6站内外挡土墙体积m3350浆砌毛石挡墙7站内外护坡面积m3420植草护坡8.1站区场地平整挖方m32224.8填方m34497.78.2构筑物基槽二次开挖m31000最终三通一平标高比场地设计标高低0.90m场地二次回填平整m310008.3站址土石方综合平衡后需弃土m32291.5土壤的松散系数按1.03考虑取土m34497.79站内道路面积m290710场地自然绿化m21170简易绿化11总建筑面积m21040.112站区围墙长度m257含大门，临街采用通透围墙111米，其余为装配式围墙，墙高2.3m，其余为装配式围墙，墙高2.3m建筑设计5.5.1全站建筑物简述站内建筑物按工业建筑标准设计，统一标准、统一风格布置，方便生产运行。站内建筑物包括配电装置楼与消防泵房。全站总建筑面积为1040.1m2，详见下表。站内各建筑物一览表序号建筑物名称建筑面积火灾危险类别耐火等级备注1配电装置楼1040.1丙类二级单层钢框架总计1040.15.5.2配电装置楼平面布置配电装置楼为单层建筑，建筑面积1040.1m2，占地面积1040.1m2，一层设110kVGIS室、主变室、散热器及值班室、电容器室、卫生间、10kV配电装置室、安全工具间、二次设备室。除主变室、110kVGIS室层高为7.5m外，其余均为4m。建筑房间均直通室外，满足消防疏散要求。5.5.3立面设计特点建筑为装配式建筑，因为是工业建筑，立面设计应从功能出发，力求简洁，清晰明快。采用国家电网公司企业标准色彩，与周边环境相协调，并体现现代工业建筑的特点。5.5.4建筑装修依据经济、合理、可能的条件下美观的原则，内外装修采用中等标准。墙体：主变四周防火墙及建筑外墙采用125厚水泥纤维板+1厚单层彩钢板，其余内墙采用100厚水泥纤维板，建筑外墙刷真石漆，内墙抹灰刮腻子。主变对外墙体内侧通高设置复合吸声板。楼地面：卫生间为防滑地砖地面，设备房间采用自流平地面，值班室、资料室、安全工具间采用通体砖地面，消防水池采用水泥砂浆楼地面(有防水层），消防水泵房采用水泥砂浆楼地面(有防水层），其余房间采用水泥砂浆地面。顶棚：卫生间采用轻钢龙骨铝扣板吊顶，其余房间板底抹灰刮腻子。屋面：采用130厚钢筋桁架楼板，防水等级为I级，高分子防水卷材一层增设防水涂料一道，挤塑板加钢筋混凝土保护层。屋面排水采用有组织排水。门：设备房间乙级防火门；其余房间为模压门。窗：所有外窗采用双层中空玻璃内附纱窗，一层加装防盗网，10kV配电装置室采窗户密闭锁死，处于常闭状态，室内外两侧分别采用不透光隔板（或扣板）完全隔离封闭，室内侧不设窗帘。10kV配电装置室百叶窗需密闭。外侧装设推拉式铝合金窗，正常时关闭，必要时可以在室外侧开启；室内侧装设网孔小于1mm的空调式防尘过滤网。结构设计6.6.1配电装置楼 （1）主要设计条件抗震设防烈度：7度，设计基本地震加速度值0.10g；设计地震分组：第三组；建筑场地类别：III类；场地设计特征周期：0.65s。（2）抗震设计根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)及变电所建筑结构设计技术规定(NDGJ96-92)的有关规定，本工程钢结构抗震等级为四级。（3）配电装置楼结构设计装配式主控配电楼结构采用单层钢框架结构，按照国网公司“两型一化”要求，进行结构设计，框架梁截面尺寸满足电气专业对设备净高方面的要求。名称结构形式结构安全等级设计使用年限基础形式持力层名称主控配电楼钢框架结构二级50年桩基础粉砂层②主控配电楼采用钢框架结构，设计基本风压按0.70kPa(设计风速为33.5m/s)，地震设计基本加速度值为0.10g。所属设计地震分组为第三组。建筑场地类别为III类。特征周期为0.65s。建筑抗震地段属一般地段。按7°抗震设计，抗震等级为四级。主控配电楼采用钢框架结构，钢柱采用RH400x400x13x21，钢梁采用HN500x200x10x16，HN400x200x8x13，HN482x300x11x15。楼面板采用自承式钢筋桁架楼承板，屋面板浇筑密实性混凝土，抗渗等级S6，板厚130mm。本工程主控配电楼，消防水池（带泵房）、散热器基础、主变基础均采用高强预应力管桩基础（PHC500-125-AB），基础持力层选用粉砂层②。管桩总数量110根，桩长16米。地下基础、地梁均采用C30混凝土，抗渗等级为S6。上部结构为钢框架结构，框架梁柱采用Q345B型热轧H型钢，所有楼（屋）面采用自承式钢筋桁架楼承板，混凝土强度等级采用C30，屋面混凝土抗渗等级为S6。钢筋采用HRB400级钢。（4）结构防腐和防火处理地下水对混凝土结构具弱腐蚀，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀；同时根据相类似地质环境的场地工程经验，地下水位之上的地基土对混凝土结构具微腐蚀，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀；应按现行国家标准《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046）的规定采取适当的防护措施。混凝土结构应采用提高砼标号，加大混凝土保护层厚度和涂刷防腐漆等措施。根据《工业建筑防腐蚀设计规范》应在基础表面涂刷冷底子油两遍和沥青胶泥两遍。钢结构防腐处理对结构使用的耐久性具有重要的意义。为了保证防腐处理的质量，并方便施工，节省工期，保护环境，文明施工，钢构件均要求在工厂热镀锌防腐后运至工地，避免现场焊接。钢结构采用镀层防腐和涂层防腐，防腐涂料根据工程择优选择，防腐涂料应做可焊性实验。主要钢结构构件防火，柱采用防火涂料外包防火板，梁采用防火涂料涂刷，涂层厚度应满足规范耐火极限要求。（5）支架主变室母线桥等支架采用圆形钢管柱，顶部支架横梁采用槽钢，支架基础采用杯口基础。支架钢结构采用热镀锌。6.6.2辅助及附属建构筑物事故油池及消防水池等地下构筑物均采用钢筋混凝土结构。6.6.3装配式施工钢框架结构构件在工厂整体制作完成，运至施工现场后采用汽车吊整体吊装。由于钢柱高度较大，第一根吊装就位后用缆风绳进行固定，第二根吊装就位后立即安装与前一根柱间的主梁、支撑等，保证钢柱的稳定。其它次梁在工厂加工制作后运输到现场，采用整根吊装。楼面板在工厂加工制作后，采用单片吊装。平面安装顺序：2台汽车吊沿主控楼长度方向平行施工。垂直安装顺序：钢柱—钢主梁、柱间支撑——钢次梁——墙面系统——楼层系统——护栏及楼梯等校正固定。本工程均采用装配式围墙。装配式围墙施工顺序：施工准备——预制钢模设计及加工制作—— 围墙构件预制加工——围墙抗风柱加工——围墙抗风柱安装——围墙墙板安装——围墙压顶及柱帽安装——围墙硅酮胶勾缝处理——围墙抗风柱护脚施工——验收。采暖通风及空气调节部分采暖通风气象条件本方案按非采暖地区设计，站内各建筑物不进行集中采暖设计，对冬、夏季均有温湿度要求的房间设置冷暖空调机排风等装置。设计遵守DL/T5035-2006《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》及GB50059-2011《35~110KV变电所设计规范》的有关条文。房间作业环境要求序号房间名称作业地带温度（℃）备注冬季夏季1主控室18≤30210kV配电室10不规定全所通风空调设计方案设备间通风应首先考虑自然通风，当自然通风难以满足散热或事故通风需要时，可采用机械通风形式。1）10kV开关室10kV配电装置室设置2台单元式工业空调机。2）主变室主变室采用自然进风，机械排风，共设置6台轴流风机，夏季排风温度不超过40°C。3）主控室等为了改善室内工作条件，保证设备、仪表的运行安全，在二次设备室设置了2台单元式工业空调机，1台排气扇。资料室、值班室各设置了1台1.5匹分体壁挂式单冷空调机。4）GIS室、电容器室采用轴流风机排风，共设置11台轴流风机。5）辅助用房卫生间共设置1台家用排气扇。各房间空调设置一览表房间名称空调名称数量主控室单元式工业空调机210kV配电装置室单元式工业空调机2值班室、资料室壁挂式冷暖空调机2水工、消防及其他给水水源站址附近有市政自来水系统，变电站内的全部用水均由市政给水管网接入，要求小时供水量不小于10.20m3/h，供水压力不低于0.25Mpa(站区围墙外1米)，进水总管管径不小于DN150。水源由筹建单位负责完成，费用列入概算，且水质应符合《生活饮用水卫生标准》GB5749—2006的规定。。工艺流程工艺流程如下：屋面12m3消防水箱市政486m3消防水池消防泵室内消火栓系统自来水室外消防给水环状管网管网站区生活用水消防系统根据现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229—2006的规定，容量为63MVA的主变压器采用化学灭火器消防。本工程本期安装2台63MVA主变压器，并按远景为3台63MVA主变压器考虑，单台63MVA主变油量约为21t，本工程建一座容量为15m3的事故贮油池，贮油池为油水分离式钢筋混凝土结构，主变油坑与事故贮油池之间用DN200钢管联接，贮油池排水排入站区污水排水