山西35KV变电站升压110KV输变电工程 风险控制 风险控制报告 35kV变电站升压工程招标公告（山西地方电力有限公司临县分公司2024）
南庄35KV变电站升压110KV输变电工程项目风险控制报告
发布时间：2024-06-26 16:42:09
项目名称：
南庄35KV变电站升压110KV输变电工程项目风险控制报告
项目编号：
XJFB202406260005
所属类目：
工程
询价方式：
公开
是否需要报名：
需要报名
报价截止日期：
2024-06-30
是否需要保证金：
否
询价须知：
南庄35KV变电站升压110KV输变电工程项目风险控制报告
备注说明：
询价发布
报名截止：2024/06/29 17:00
报价截止：2024/06/30 17:00
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距离报名截止：2天23时59分
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公司名称：山西地方电力有限公司临县分公司
交货地址：山西省吕梁市临县新城电力公司
期望交货时间：2024-07-31
商务联系人： 薛少雄
联系电话： 18649386688
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技术联系人： 薛子明
联系电话： 18835802211
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南庄35KV变电站升压110KV输变电工程项目风险控制报告
南庄35KV变电站升压110KV输变电工程项目风险控制报告
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临县南庄35kV变电站升压工程可行性研究报告审后修改-240423.doc
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临县南庄35kV变电站升压工程可行性研究报告审后修改-240423.doc
临县南庄35kV变电站升压110kV输变电工程（变电部分）可行性研究报告山西晋国电力勘测设计有限公司工程咨询证书编号：甲042021010312二Ｏ二三年十一月工程咨询单位资信证书单位名称：山西晋国电力勘测设计有限公司住所：忻州市开发区汾源街0005丘4幢统一社会信用代码：911409006838061092法定代表人：王利兵技术负责人：郭强资信等级：甲级资信类别：专业资信业务：电力（含火电、水电、核电、新能源）证书编号：甲042021010312有效期：2022年01月21日至2025年01月20日发证单位：中国工程咨询协会批准：审视aR年M核：校S1核：编市李所。L制：批准：审视aR年M核：校S1核：编市李所。L制：目录1工程概述11.1设计依据11.2工程概况21.3设计水平年21.4主要设计原则31.5设计范围42电力系统一次52.1电力系统概况52.2升压改造必要性及可行性72.3接入系统方案92.4电气计算102.5升压变电站工程设想133电力系统二次163.1系统概况163.2系统继电保护配置原则163.3继电保护配置173.4系统调度自动化183.5系统通信234变电站站址选择334.1站址条件334.2站区总平面布置及交通运输345升压变电站工程设想365.1电气一次部分365.2电气二次线部分475.3土建部分685.4给排水系统735.5采暖、通风和空气调节系统735.6消防765.7施工及其它条件775.8对侧间隔部分796环境保护846.1环境和生态现状846.2施工期间环境影响分析846.3运行期间环境影响分析896.4环保措施907劳动安全卫生907.1劳动安全卫生设计的主要依据907.2劳动安全卫生设计方案927.3劳动安全卫生条件综合分析948节能措施948.1能源消耗种类948.2节能措施及节能效果分析948.3节能效果分析959经济影响分析969.1投资估算编制依据969.2项目投资估算969.3经济效益及投资回报分析979.4对国民经济的影响989.5对地方经济的影响9910结论1001工程概述1.1设计依据国家电网《220千伏及110（66）千伏输变电工程可行性研究内容深度规定》Q/GDW270-2009；山西地方电力有限公司临县分公司《关于临县南庄35kV变电站升压110kV输变电工程可行性研究报告编制的委托》。山西地方电力有限公司“十四五”电网发展规划报告；《电力系统安全稳定导则》DL755-2011；国家、电力行业及地方现行的法律法规及技术规范。《高压配电装置设计技术规程》（DL/T5352-2018）《并联电容器装置设计规范》（GB50277-2017）《35～110kV变电所设计规范》（GB50059-2011）《变电所总布置设计技术规程》（DL/T5056-2007）《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（GB50062-2008）《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》（GB50064-2014）《交流电气装置的接地设计规范》（GB/T50065-2011）《电力系统安全稳定导则》（DL755-2001）《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2018)《山西省电力系统污区分布图》（2017年版）《变电所建筑结构设计技术规程》（DL/T5457-2012）《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）《钢结构设计标准》（GB50017-2017）《砌体结构设计规范》（GB50003-2011）《混凝土结构设计规范》（GB50010-2010）(2015年版)《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2011）《建筑抗震设计规范》(GB50021-2010)(2016年版)《电力设施抗震设计规范》（GB50260-2013）《构筑物抗震设计规范》（GB50191-2012）《建筑地基处理技术规范》(JGJ79-2012)《钢结构焊接规范》（GB50661-2011）《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2019）《建筑设计防火规范》(GB50016-2014)(2018年版)《电力设备典型消防规程》（DL5027-2015）《智能变电站技术导则》及编制说明Q/GDW383-2009；《110（66）kV~220kV智能变电站设计规范》Q/GDW393-2009；《110（66）kV~220kV智能变电站设计规范》及编制说明Q/GDW394-2009；国家电网基建[2011]58号《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》；《智能变电站继电保护技术规范》Q/GDW441-2010；《国网标准化成果（输变电工程通用设计、通用设备）应用目录》（2020版）《国家电网公司输变电工程通用设备》（2018年版）。国家电网有限公司关于印发十八项电网重大反事故措施（修订版）的通知（国家电网设备〔2018〕979号）国家电网科【2017】549号《电网设备技术标准差异条款统一意见》1.2工程概况（1）110kV主变压器：最终2×63MVA，本期2×63MVA。电压等级110/35/10kV。（2）110kV进出线最终规模4回，本期2回。本期2回分别从蔚汾站、大居站出线。110kV接线最终及本期均为单母线分段接线。（3）35kV出线最终规模8回，本期6回。35kV接线最终及本期均为单母线分段接线。（4）10kV出线最终规模28回，本期24回。10kV接线最终及本期均为单母线分段接线。（5）无功补偿容量：最终2×(4800+6000)kVar，本期2×(4800+6000)kVar。1.3设计水平年根据山西省电力发展规划，本工程考虑2025年投产，远景水平年考虑为2030年。1.4主要设计原则按照“安全可靠、经济适用、符合国情”的电力建设方针，严格控制本工程的技术、经济指标，合理确定主接线、设备选型、配电装置选型、并对总平面进行优化。合理确定二次线系统，提高变电站自动化水平和安全可靠性。（1）根据山西省电力发展要求，变电站围墙内按照总规模考虑规划，总平面按规划容量2×63MVA进行方案布置。统筹安排，一次建设。（2）本站为“原址升压”，受周围环境及地形、面积的限制，本工程110kV考虑室外GIS布置方案。110kV电压等级采用架空进出线，35kV、10kV电压均采用电缆进出线方式。（3）本期建设2×63MVA三绕组有载调压变压器，电压等级110/35/10kV，为屋外露天布置。（4）110kV最终及本期均采用单母线分段接线，35kV、10kV最终及本期均采用单母线分段接线。4）110kV部分采用户外GIS设备配电装置方案，35kV、10kV部分采用屋内开关柜配电装置方案。5）变电站采用成熟先进的计算机监控系统，并按智能化变电站设计，无人值班方案。保护装置全部采用微机化设备。6）占地面积扩建后总占地面积0.5742hm2（折合8.613亩）。7）变电站总建筑面积变电站总建筑面积525.48㎡。8）采暖本站采用控制灵活，维护简单的电暖气采暖方式。9）站区给排水变电站生产及生活用水采用附近村庄就近引水。生活污水排至化粪池，化粪池定期清掏外运。站区雨水按管道集中自流排放方式考虑。1.5设计范围1）本工程设计包括变电站围墙内涉及的电气、土建、水工、暖通、通信、远动、保护等全部专业的内容。2）站外道路及排水的设计。3）施工电源和行政通信仅计列费用。4）本工程的估算书的编制。2电力系统一次2.1电力系统概况2.1.1区域概况临县位于黄河中游晋西黄土高原吕梁山西麓，西濒黄河与陕西佳县、吴堡县隔河相望；东依连枝山、汉高山与方山毗连，南与离石、柳林县接壤；北与兴县为邻。县境南北长约85公里、东西宽约80公里。全县辖23个乡镇、631个行政村，1027个自然村，国土总面积2979平方公里，其中C类城区面积7.5平方公里。2019年末户籍总人口67.07万人，常住人口67.03万人，其中C类城区人口11.3467万人。全县地势东北高，西南低，呈37度倾斜坡面，山多沟密川少，土地贫瘠，是典型的丘陵沟壑地带。临县属于温带大陆季风气候，全年四季分明，春季干旱多风，夏季炎热干燥，秋季雨涝风盛，冬季寒冷少雪，年均降水为450～550mm，年平均气温6～11℃，年均最高气温32.5℃,年均最低气温-21.7℃，雷暴日25.9天，每年11月开始上冻，翌年4月解冻，最大冻土深度为0.91米，平均无霜期160天，最大风速为18.3m/s,平均海拔1160M。临县境内矿产资源丰富，优势明显，目前已探明的资源14种。其中，原煤面积为2570平方公里，占全县总面积的86%，总储量达300亿吨，仅三交矿区的详查储量达71.48亿吨，占整个离柳矿区总储量的一半。钾长石：矿床面积5.13平方公里，储量4.7亿吨。远景储量30亿吨，K20平均含量为12.95%，石灰石：品位为94～97%，储量25亿吨。为全国较大的富钾矿之一。铁矿：储量约1亿吨，品位为35%。铝钒土：总储量1913万吨，硅铝比6.3%，品位一级。磷矿石：储量约750万吨，品位分布在2%～4%之间。花岗岩：已探明储量为2亿多立方米。天然气：临县境内98%的地下蕴藏有天然气，纯度达98%，另外还有耐火粘土，重晶石、云母、紫砂陶土、煤成气，石油等多种矿藏。境内以产小杂粮，红枣为主，特别是红枣，年产量达8000多万公斤，产量居全国第一，素有“天下红枣第一县”的美称，龙头“天渊牌”红枣出口日本、新加坡等29个国家和地区。临县境内旅游资源较为丰富，省级旅游区临县碛口风景名胜区（晋陕黄河峪谷风景名胜区），***东渡纪念碑，临县双塔***居住处，西湾民居等多处名胜古迹。随着经济的不断发展，临县交通方式与条件也是日新月异。104太佳线、218苛大线两条省道北至忻州苛岚、西接陕西佳县；“太佳高速”由西向东贯穿临县，直通省城太原，“西纵高速”由北向南贯穿临县，直通市府离石；临县北煤炭铁路专用线、太兴铁路临县白文东火车站、“黄河一号”沿黄扶贫旅游公路碛口试验段建成通车，极大提高临县对外交通条件；已建成的吕梁飞机场紧邻临县，距临县县城约35km。2.1.2吕梁电网现状吕梁系统内有省调电厂、光伏电站、风电场共30座，容量6732.3MW；全市地调电厂共33座，总容量476.53MW，其中小电厂20座，机组78台，容量370.7MW；光伏电站13座，容量121.83MW。吕梁电网共有500kV变电站两座，分别是500kV吕梁站，主变两台，容量1500MVA和500kV固贤站，主变两台，容量2000MVA；220kV变电站28座，主变62台，变电容量8918MVA；国网公司所属14座，主变28台，容量4680MVA；地电所属6座，主变12台，容量1890MVA；用户站8座，主变22台，容量2348MVA。110kV变电站129座，主变266台，总容量11284.5MVA；国网公司所属46座，主变96台，容量4213MVA；地电所属31座，主变62台，容量2746.5MVA；用户站52座，主变108台，容量4325MVA；国网公司区域用户29座，主变61台，容量2450.5MVA；地电区域用户23座，主变47台，容量1874.5MVA。吕梁境内500kV输电线路9条，总长度1043.965km；220kV输电线路87条，总长度2727.317km；国网公司所属67条，长度2010.932km；地电所属13条，长度650.01km；用户线路7条，长度66.375km。110kV输电线路252条，线路总长度3055.957km；国网公司所属107条，长度1243.778km；地电所属57条，长度913.931km；用户线路88条，长度898.248km。2.1.3临县电网现状临县现状高压配电网现共有500kV变电站1座（固贤变电站，国家电网管理），主变2台，容量为2×1000MVA。220kV变电站2座（1座大居变，国家电网管理，容量为2×180MVA；1座临县变，地电电网分公司管理，容量为120+1500MVA），主变4台，容量为630MVA。110kV变电站6座（三交站，国家电网管理，容量71.5MVA），主变12台，容量为471.5MVA；35kV变电站7座，变压器14台，容量117MVA。110kV光伏电站一座，主变1台，容量40MW，110kV用户站3座，主变7台，容量237.8MVA；35kV用户站12座，主变23台，容量238.6MVA。35kV系统站共有7座，均为双主变；无功补偿容量比例能够满足导则要求，在合理范围之内；变电站投运年限均在15年以下，设备总体运行情况良好。35kV变电站负载率超过60%的有4座，这些变电站为了满足新增负荷需求将在规划期间进行主变扩容或者改造；其他3座变电站负载率均在60%以下。2.1.4南庄35kV变电站现状南庄35kV变电站于1986年建成投运，2009年改造后继续运行，改造后运行时间距今已15年，本站设备现状如下：主变：本站现有主变2台，主变容量为2×8000kVA。无功补偿容量为1.2Mvar。35kV部分：单母线分段接线，采用户外中型布置方式。真空断路器内置CT，电流互感器变比为：100、300/5；隔离开关选用GW4型隔离开关。10kV部分：单母线分段接线，户内布置，选用KYN28-12型开关柜，间隔已全部用完，出线10回，分别为白文东站、太平光伏、岢临高速、曜头、白文线、部队线、成庄线、加气站、张家湾光伏、南坪光伏。2.2升压改造必要性及可行性2.2.1负荷增长需求分析满足扶贫光伏接入需求：南庄35kV变电站已接入光伏容量14.15MW，已占全站主变容量88%，对电网的稳定运行造成极大的挑战。后期随着光伏、风力发电等项目的投产，对主变容量的需求进一步增大，同时本站已无10kV出线间隔可用，急需将原35kV变电站升压为110kV变电站。负荷增长需求分析：目前临县北部无110kV变电站，需增加布点，同时《2030碳达峰行动方案》中推进充电桩，配套电网建设及乡村煤改电推进工作的进行，对变电站供电能力提出了新的要求。根据临县国民经济和社会发展第十四个五年规划纲要中所列南庄供电区域内新建设项目见下表：南庄供电片区十四五期间新建项目储备表序号项目名称主要建设规模用电负荷（KW）项目建设地址投产时间备注1紫金山康养旅游项目森林木屋、森林游憩区，露营，房车营地，儿童/少年戏区，乡村旅游村1000城庄镇2大度山观光旅游项目低空滑翔，丛林穿越，林下露营。民宿及相关配套设施1000城庄镇3工业化年产200万斤香菇菌生产项目年产200万斤香菇菌生产车间500城庄镇小马坊村4食用菌恒仍养菌室项目年产200万棒实用菌棒500城庄镇小马坊村5红枣产业园区厂房建设，深加工设备购置800城庄镇阳宇会村6年产2500吨枣芽茶及筹集10万亩采摘基地厂房场地建设，设备购置1000白文镇庙坪村7临县红枣浓缩生产线，饮料灌装线项目深加工设备购置，厂区，车间建设1000白文镇庙坪村8山西爱亿侬绿色有机蔬菜生产加工项目一万平米生产车间，分拣车间，周转车间，储存车间，卷帘机12台500城庄镇9临县大度山20MW分散风电项目新建8台单机容量为2500KW风力发电机组800城庄镇临县白文镇50MW农光互补光伏项目新建光伏组件，升压站建设10陕京三线8#阀室开口门站项目500城庄镇11陕京三线临县气压站开口门站项目2000白文12临县城北集中供热项目新建热网首站一座，换热站30座8000城庄镇13临县途安现代物流园冷链批发项目建筑面积35029.21平米800城庄镇合计18400完善网架结构：完善网架结构：现蔚汾220kV变电站-城北110kV变电站-安业110kV变电站-临县220kV变电站，110kV线路为单链运行，蔚汾220kV变电站-城北110kV变电站线路早期为三蔡线，投运于1996年，为LGJ-185型架空线，线路老旧，供电可靠性差，蔚汾变电站出现事故停电，临县220kV变电站-安业110kV变电站供电线路不能满足城北110kV变电站负荷需求。临县220kV变电站发生事故后，蔚北线也无法满足安业变电站负荷需求，供电线路无法满足N-1的通过率，网架结构不完善。南庄35kV变电站升压改造完成后，提高周边电网供电可靠性，完善了临县的网架结构。2.2.2110kV南庄升压站可行性本次改造采用原址改造，需向西征地14.5米，该地块为红枣加工厂建设用地。新建110kV变电站。根据现场勘察和线路条件摸排，本站的土地位置和线路通道具备实施条件。2.3接入系统方案根据国网吕梁供电公司关于山西地方电力有限公司临县分公司南庄35kV变站升压改造工程接入系统方案的批复接入系统如下：本期南庄35kV变电站升压110kV变电站。一回由南庄110kV变电站T接点至110kV南庄变电站新建单回线路路经长1.8公里，导线型号LGJ-300/40。利旧原蔚汾220kV变电站-城北110kV变电站110kV线路，利旧线路长度23.31公里，导线型号为LGJ-185/25。一回由南庄110kV变电站至大居220kV变电站，新建单回线路路经长14.5公里，导线型号LGJ-300/40。一回由大居220kV变电站至城北110kV变电站，新建单回线路路经长11.71公里，导线型号LGJ-300/40。L20固贤变,南庄变2xb2x400/2x151城庄变大居变3x40.0）6城北变（2x40.0/002×0920/000202LOC0南庄升压站接入系统示意图2.4电气计算2.4.1短路电流计算短路电流计算的主要目的是选择南庄110kV变电站本期工程新增断路器的额定断流容量，并校验入点附近电网现有断路器遮断容量的适应能力。因此，本报告计算了南庄110kV站投产年的短路电流，为校验严重方式，南庄110kV站、城北110kV考虑并列运行方式，同时考虑短时合环的情况下的短路电流值。从计算结果可以看出，本项目投产对系统短路电流影响较小，各站短路水平均在折断开关允许范围内。短路电流计算（投产年）厂站名称电压厂站名称电压三相单相大居22029.7927.42大居11016.6614.62城北11010.608.54南庄1109.997.56南庄3511.68南庄1017.18根据变电站典型设计边界条件，110kV侧设备选择短路电流按不小于40kA考虑，35kV侧设备选择短路电流按不小于31.5kA考虑，10kV主变进线及分段侧设备选择短路电流按不小于40kA考虑，出线侧设备选择短路电流按不小于31.5kA考虑。2.4.2无功补偿平衡计算及无功补偿容量根据SD325-89《电力系统的电压和无功电力技术导则》和国家电网公司《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》中的要求，在主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数应不低于0.95，在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。同时，按照运行方式和负荷变化，计算确定主变分头调节范围，满足供电电压要求。本站110kV、35kV、10kV进出线变电站侧均为架空线，其中本期每台主变10kV按10回出线，每回长度按10km计算，充电功率约5550kVar。主变压器所需补偿的最大容性无功量计算公式为：式中——主变压器需要补偿的最大容性无功量；——需要进行补偿的变压器一侧的阻抗；——母线装设补偿装置后，通过变压器需要补偿一侧的最大负荷电流值；——变压器需要补偿一侧的额定电流值（A）；——变压器空载电流百分值（%）；——变压器需要补偿一侧额定容量（kVA）。根据公式计算，单台主变容量为63MVA，负荷率按2/3计算时，需要补偿的无功容量为4550kVar。考虑到用户负荷接入的时间先后不一，以及容量要求，每台主变无功补偿电容器暂定分2组，电容器容量确定为（4800+6000）kVar。2.4.3电容电流及消弧线圈35kV系统电容电流电压等级出线回路数（本期）出线回路数（终期）本期线路长度（km）架空/电缆终期线路长度（km）架空/电缆计算值（A）本期/终期规定值(A)35kV6860/080/05.67/7.3710计算依据：一次设计手册P261页“架空线路IC=(2.7~3.3)UeL×10-3；电缆线路IC=0.1UeL”，并考虑附加值10%。规定值依据：GB/T50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》结论：35kV不需安装消弧线圈。10kV线路电容电流电压等级出线回路数（本期）出线回路数（终期）本期线路长度（km）架空/电缆终期线路长度（km）架空/电缆计算值（A）本期/终期规定值(A)10kV2028150/46.3186/6650.05/71.0210计算依据：一次设计手册P261页“架空线路IC=(2.7~3.3)UeL×10-3；电缆线路IC=0.1UeL”，并考虑附加值10%。规定值依据：GB/T50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》结论：电容电流已超标，10kV需按本期及最终建设规模安装消弧线圈。2.4.4导线截面选择及设备校验（1）升压工程线路导线截面选择根据该站的主变容量和接线方式，按照经济电流密度选择导线截面，在N-1方式下按导线允许载流量进行校验。1、本期主变容量为2×63MVA。线路及主变最大按照一条线路带2台主变方式考虑。2、经济电力流密度确定：按最大负荷利用小时在3000小时以下。我国规定的经济电流密度导线材料最大负荷利用小时导线材料3000以下3000－50005000以上铝1.651.150.9铜3.02.251.753、导线截面计算式中：A——导线截面(mm2)S——输送容量(kVA)U——线路额定电压(kV)J——经济电流密度(A/mm2)本期工程主变采用2×63MVA，满足主变N-1方式下远景年线路带最大110kV电流：Ig1=（2×63×1000×0.66）/（1.732×110）=436A根据最大利用小时数＜3000，钢芯铝绞线导体经济电流密度选择0.9，可得导线截面A1=Ig/j=436/1.65=264mm2结合导线载流量考虑：架空线路选择JL/G1A-300/40导线。2.5升压变电站工程设想2.5.1建设规模(1)主变规模2×63MVA主变压器，本期建设2×63MVA，采用三相三绕组自冷式有载调压变压器，电压等级110/35/10kV。(2)110kV出线：规模4回，本期2回。(3)35kV出线：规模8回，本期6回。(4)10kV出线：规模28回，本期24回。(5)无功补偿电容器：在每台主变压器10kV侧补偿（4800+6000）kVar，共计2×（4800+6000）kVar，本期每台主变补偿（4800+6000）kVar，共计4组。(6)站用变压器：每段10kV母线装设一座接地变，接地变容量为700/100kVA。2.5.2电气主接线根据建设规模及设计规程要求，各级电压接线型式考虑如下：(1)110kV远期采用单母分段接线方式，本期采用母分段接线；(2)35kV采用单母分段接线方式，本期采用单母分段接线；采用中性点不接地运行方式。(3)10kV采用单母分段接线方式，本期采用单母分段接线，采用中性点经消弧线圈接地。(4)110kV中性点经隔离开关或放电间隙接地。(5)本期110kV出线2回。(6)本期35kV出线6回。(7)本期10kV出线24回。2.5.3站址位置情况及平面布置南庄35kV变电站升压工程拟采用“原址升压”方案，现状围墙中心线尺寸为71.8×67（长×宽）（现场实际测量数据），本次升压改造拟在原变电站西侧征地14.5米。南庄35kV变电站站址：南庄站址于临县218省道以北、S85岢临高速以南。站址位置处交通方便，本站110kV采用架空出线，35kV及10kV全部采用电缆管沟至站外架空出线。现状变电站围墙四角坐标（大地2000坐标）：北角：X=504509.830,Y=4222310.571东角：X=504565.010,Y=4222265.655南角：X=504526.162,Y=4222213.551西角：X=504472.402，Y=4222255.400S510南庄供电所鑫隆饭店南庄35kV变电站站址卫星图全站的总体规划结合南庄35kV变电站设备及建筑现状及地址条件合理布置，合理规划进出线走廊，以满足城镇规划、生活、文教、卫生、交通等要求，同时满足工艺要求。总平面布置按最终规模布置，拟采用以下两个方案。1）平面布置方案一拟采参考通用设计110-A1-2（山西2019版）设计，根据现场条件做局部调整，110kV户外GIS配电装置室布置于变电站南侧，向南出线。10kV、35kV配电装置室布置于配电综合楼。主变压器位于35kV、10kV配电室的南侧，采用户外布置。接地变及电容器成套装置布置于配电综合楼南侧。变电站设置消防水池布置于站内东侧，设置环形消防运输通道，变电站大门直对主变压器运输道路，满足主变压器等大设备的整体运输。临时过渡方案：升压改造期间为确保用户可靠供电，施工期间拟新建1座35kV移动变电站保持供电。具体方案如下；（1）在站东侧空地新建35kV移动式变电站1座，由原35kV线路供电。（2）由新建35kV变电站出线至原10kV线路。倒接负荷。（3）拆除原35kV变电站，新建110kV变电站。2）平面布置方案二拟采用预制舱模式设计，根据现场条件做局部调整，110kVGIS预制舱布置于变电站南侧，向南出线。35kV预制舱布置于站区西侧，向南出线。10kV预制舱布置于站区北侧，向北、向南出线，主变压器位于站区中部，采用户外布置。站变及电容器成套装置布置于站区西南侧。设置环形消防运输通道，满足主变压器等大设备的整体运输。临时过渡方案：升压改造期间为确保用户可靠供电，施工期间拟新建1座35kV移动变电站保持供电。具体方案如下；（1）在站外东侧空地新建35kV移动式变电站1座，由原35kV线路供电。（2）由新建35kV变电站出线至原10kV线路。倒接负荷。（3）拆除原35kV变电站，新建110kV变电站。3）结论1、从经济性分析，方案二的造价跟方案一相差不大。2、从施工周期分析，方案二的施工周期比方案一短，能缩短建设时间。3、从运维角度分析，方案一采用传统方式，运维简便，后期可扩展空间较大。方案二预制舱模式为新型变电站，对运维人员有了更高的要求，且扩展性不大。从永临结合保证施工期间的供电可靠性、施工难易度及安全稳定性考虑，升压改造总平面布置推荐采用方案一。3电力系统二次3.1系统概况临县南庄110kV变电站系统概况(1)主变规模2×63MVA主变压器，本期建设2×63MVA，采用三相三绕组自冷式有载调压变压器，电压等级110/35/10kV。(2)110kV出线：规模4回，本期2回。(3)35kV出线：规模8回，本期6回。(4)10kV出线：规模28回，本期24回。(5)无功补偿电容器：在每台主变压器10kV侧补偿（4800+6000）kVar，共计2×（4800+6000）kVar，本期每台主变补偿（4800+6000）kVar，共计4组。(6)接地变压器：每段10kV母线装设一座接地变，接地变容量为700/100kVA。3.2系统继电保护配置原则参照国网公司《智能变电站一体化监控系统功能规范》和《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》（国家电网科【2012】143号）、国家电网公司输变电工程通用设计《110（66）kV~750kV智能变电站部分（2015年版）》、国家电网基建〔2011〕58号（关于印发国家电网公司2011年新建变电站设计补充要求的通知）、国家电网基建〔2011〕539号关于印发（智能变电站优化集成设计建设指导意见）、《国调中心关于印发变电站二次系统和设备有关技术研讨会纪要的通知(调自〔2013〕185号)》、《国家电网公司防止变电站全停十六项措施（试行）(国家电网运检〔2015〕376号)》等标准的通知，结合系统的实际情况，提出继电保护的配置方案。（1）蔚汾220kV变电站-南庄110kV变电站架空距离25.11公里，配置微机线路保护；大居220kV变电站-南庄110kV变电站架空距离14.5公里，大居220kV变电站-城北110kV变电站架空距离11.71公里，配置微机光差保护。要求对侧保护装置软件版本与硬件要适应本侧为智能变电站对保护装置软件版本的要求。（2）本站配置故障录波装置。（3）本站110kV母线配置1套母线保护，10kV母线配置母线保护。（4）110kV分段和母联采用保护测控一体化装置。（5）35kV和10kV电压等级采用保护测控一体化装置。（6）保护装置应按照DL/T860(IEC61850)标准建模，具备完善的自描述功能，实现站控层、间隔层二次设备互操作。（7）站控层主机集成操作员站、工程师站功能，实现信息共享与功能整合。（8）变电站采用无人值守。（9）保护版本满足省公司最新版本要求。3.3继电保护配置(1)110kV线路保护因原蔚城线路原有18芯光纤，现已使用16芯，剩余2芯用于通信，因此本期利旧线路部分不配置光差保护。大居220kV变电站至南庄110kV变电站、大居220kV变电站至城北110kV变电站为新建线路，采用光差保护。本期工程110kV进线两回，分别为：蔚汾220kV变电站-南庄110kV变电站架空距离25.11公里。蔚汾站原保护装置利旧，南庄配置线路距离保护1套，含三段相间距离、接地距离及零序方向电流保护、三相一次重合闸及测控功能；大居220kV变电站-南庄110kV变电站架空距离14.5公里，线路两侧各配置线路光差保护1套，含完整的后备保护；大居220kV变电站-城北110kV变电站架空距离11.71公里，线路两侧配置线路光差保护1套，含完整的后备保护；(2)110kV分段保护及备自投为110kV分段断路器配置微机型分段断路器保护装置1套，设置110kV备自投装置1套，组1面柜，该柜包括：微机分段断路器装置1套（含两段式相电流和两段式零序电流保护,作为母线充电合闸的保护）、110kV备自投装置1套、光缆配线箱、预留1台过程层交换机（16口）的安装位置、预留过程层中心交换机1台的安装位置。(3)110kV母线保护本站110kV母线上最终单元数为7个（2回主变，4回出线，1回分段），本期5个（2回主变，2回出线，1回分段），本期装设母线保护装置。(4)故障录波装置为了分析电力系统故障及便于快速判定线路故障点，需要掌握事故时继电保护及安全自动装置的动作情况及电网中电流、电压、功率等的变化，为此本站装设故障录波装置。故障录波装置应具备组网功能，接入临县供电公司故障录波专网。（5）网络记录分析系统本期配置1套独立的网络报文记录分析系统，具备对全站各种网络报文的实时监测、捕捉、存储、分析和统计功能。网络报文记录分析系统支持IEC61850规约，对变电站网络通信状态进行在线监视和状态评估。（6）仪器仪表根据《火力发电厂、变电所继电保护仪器仪表配置定额》的规定，为南庄110kV变电站配置数字式继电保护调试试验仪1台，数字式便携万用表1块。（7）小电源接入系统配置为本站三条光伏接入线路每段各利旧故障解列装置，本期新上备投，主变保护具备联跳小电源功能。3.4系统调度自动化3.4.1调度关系临县南庄110kV变电站系统概况(1)主变规模2×63MVA主变压器，本期建设2×63MVA，采用三相三绕组自冷式有载调压变压器，电压等级110/35/10kV。(2)110kV出线：规模4回，本期2回。(3)35kV出线：规模8回，本期6回。(4)10kV出线：规模28回，本期24回。(5)无功补偿电容器：在每台主变压器10kV侧补偿（4800+6000）kVar，共计2×（4800+6000）kVar，本期每台主变补偿（4800+6000）kVar，共计4组。(6)站用变压器：每段10kV母线装设一座接地变，接地变容量选为700kVA。根据《山西电力系统调度规程》，本站位于吕梁市，根据其建设规模和在系统中所处的位置，该站建成后属吕梁地调、临县县调、离石集控站调度管理，站内远动信息将根据调度端的要求分别送至吕梁地调、临县县调调度、离石集控站，并接收执行调度下达的控制命令。本期南庄变电站接入220kV蔚汾变电站。大居220kV变电站分别为城北，南庄提供一回110kV电源。最终形成蔚汾、大居各出一回110kV电源至南庄110kV变电站，大居出一回110kV电源至城北变电站。其中蔚汾至南庄25.11公里，大居至南庄14.5公里，大居至城北11.7公里。3.4.2远动信息临县南庄110kV变电站的远动信息依据《电力系统调度自动化设计技术规程》，确定如下：（1）遥测信息：110kV线路三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、功率因数、有功电度；35、10kV线路三相电流、三相电压、有功功率、无功功率；10kV电容器三相电流、三相电压、无功功率；主变压器三侧三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、功率因数；110kV、35kV、10kV母线三相电压；110kV母线频率；110kV母联电流、35kV、10kV分段电流；主变压器油温和绕组温度；直流系统母线电压、蓄电池浮充电流、通信电源DC/DC输出电压；380V站用电母线三相电压、站用变压器进线三相电流。（2）遥信信息：主变压器三侧、110kV母联及线路、35kV分段及线路、10kV线路、电容器及分段断路器双位置信号；主变压器三侧、110kV母联及线路、35kV分段及线路、10kV线路、电容器、接地变及分段隔离开关双位置信号、所有地刀双位置信号；主变压器保护动作信号；110kV母联及线路、35kV分段及线路、10kV分段及线路、电容器、接地变保护等动作信号；变压器内部故障总信号；直流系统接地、直流系统异常信号；不间断电源装置异常信号；通信电源DC/DC装置异常；站内所有智能终端及合并单元一体化设备报警信号、故障录波及网络分析记录仪报警信号。全站事故总信号；火灾报警动作信号；（3）遥控信息：变电站内所有断路器分、合闸遥控；110kV所有电动隔离开关及主变中性点刀闸分、合闸遥控；主变压器有载调压开关档位等。（4）网络传输信息：调度自动化及数据网系统供电的UPS运行工况信息；站内时间同步系统运行工况信息；远动信息可结合调度运行需要在工程施工图阶段最终确定，站内远动信息分别送至吕梁地调及地县备调、临县县调、离石集控站调度。（5）本站已有10kV三回光伏线路信息需接入地调。3.4.3变电站远动系统方案本站按综合自动化变电站设计，远动功能由变电站自动化系统实现，变电站自动化系统统一组网，采用DL/T860通信标准。系统中设置吕梁地调、临县县调分别配置双套远动通信装置，该装置直接从间隔层测控单元获取调度所需的信息，并按照调度主站的通信规约和要求，通过调度数据网设备实现与调度端的网络传输，两套远动通信装置运行时不主备切换。远动通信装置应满足电网调度实时性、安全性、可靠性及传输方式和规约等要求。应具备同时与调度数据网第一平面和第二平面通信的要求，并具备自动切换功能，保留专线传输接口方式。自动化系统的具体功能及配置见本工程电气二次线部分。3.4.4调度数据网接入设备和纵向加密认证设备根据山西电力调度数据网总体设计方案和国家电网公司《国家电网调度数据网第二平面(SGDnet-2)总体技术方案》要求，本站作为电力调度数据网接入点，应按双平面配置调度数据网接入设备，双平面调度数据网接入设备应坚持“安全分区，网络专用，横向隔离，纵向认证”的原则完成远动实时信息和非实时信息、保护故障等信息的网络传输，满足电网调度在正常运行和应急状态下对生产控制数据安全可靠传输的要求。本站为吕梁地调配置双平面（含路由器）调度数据网接入设备柜2面，临县调度中心配置调度数据网接入设备柜2面。数据网一平面和数据网二平面均采用MPLSVPN技术体制；数据网一平面划分为控制区VPN和非控制区VPN；数据网二平面划分为控制区VPN、非控制区VPN和应急业务VPN；变电站监控系统接入控制区VPN，保护信息子站接入非控制区VPN。控制区与非控制区VPN纵向出口处吕梁地调分别配置纵向加密认证装置共计4台，交换机4台，临县调度中心配置纵向加密认证装置共计4台，交换机4台，以满足二次系统安全防护的要求。变电站安全I区设备与安全II区设备之间通信应采用防火墙隔离；变电站一体化监控系统通过正反向隔离装置向Ⅲ/Ⅳ数据通信网关机传输数据，实现与其他主站的信息传输；变电站一体化监控系统与远方调度（调控）中心进行数据通信应设置纵向加密认证装置。3.4.5远动信息通道、传输方式及传输规约南庄站至地调及地县备用调控中心的远动信息采用调度数据网通道，以一平面2×2M、二平面4×2M链路接入调度数据网骨干点向各调度端传送，通信规约采用IEC60870-5-104。南庄站至离石调控中心的远动信息采用调度数据网通道，以一平面2×2M、二平面4×2M链路接入调度数据网骨干点向各调度端传送，通信规约采用IEC60870-5-104。站内电量信息传输采用综合数据网通道，通信规约采用IEC60870-5-102。通道的具体路由组织详见本工程系统通信有关章节。3.4.6全站时间同步系统全站设置一套时钟同步系统，主时钟双套配置，支持北斗系统和GPS系统单向授时。时钟同步装置在主控制室接收北斗卫星定位系统（BD）的标准授时信号，全球卫星定位系统（GPS）为备用授时信号。对整个系统具有时钟的设备进行同步的时钟校正，保证各部件时钟同步率达到精度要求。当本站GPS系统故障时，可实现与调度端的时钟同步。对时范围包括站控层设备、保护测控装置、故障录波、合并单元、智能终端等智能设备。本站站控层设备采用SNTP对时方式。间隔层和过程层采用IRIG-B对时方式。3.4.7网络安全系统网络安全系统应按照“设备自身感知、监测装置就地采集、平台统一管控”的原则，地级以上调控机构建设网络安全管理平台，变电站（站控层）部署网络安全监测装置，运用实时监视、预警告警、定位溯源、审计分析、闭环管控等先进适用功能，全面监控网络空间内计算机、网络设备、安防设施等设备上的安全行为，进一步完善电力监控系统安全防护体系，推动网络安全管理从“静态布防、边界监视”向“实时管控、纵深防御”的转变，全面实现“外部侵入有效阻断、外力干扰有效隔离、内部介入有效遏制、安全风险有效管控”的防控目标。根据国家电网调【2017】1084号文件《关于加快推进电力监控系统网络安全管理平台建设的通知》要求，国网山西省电力公司已建设网络安全系统，网络安全系统主站建设于省公司调度，主站采用北京科东电力控制系统有限公司PSSEM系列网络安全设备，主站设备能够通过调度数据网非实时网络接收各子站系统上传数据。根据国家电网调【2017】1084号文件《关于加快推进电力监控系统网络安全管理平台建设的通知》要求，本期南庄变电站新增网络安全监测装置2套，共4台。电力调度数据网应当在专用通道上使用独立的网络设备组网，在物理层面上实现与电力企业其他数据网及外部公共信息网的安全隔离。电力调度数据网划分为逻辑隔离的实时子网和非实时子网，分别连接控制区和非控制区。在生产控制大区与管理信息大区之间必须设置经国家指定部门检测认证的电力专业横向单向安全隔离装置。生产控制大区内部的安全区之间应当采用访问控制功能的设备、防火墙或者相当功能的设施，实现逻辑隔离。在生产控制大区与广域网的纵向交接处应当设置经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置或者加密认证网关及相应设施。安全区边界应当采取必要的安全防护措施，禁止任何穿越生产控制大区和管理信息大区之间边界的通用网络服务。生产控制大区中的业务系统应当具有高安全性和高可靠性，禁止采用安全风险高的通用网络服务功能。依照电力调度管理体制建立基于公钥技术的分布式电力调度数字证书系统，生产控制大区中的重要业务系统应当采用认证加密机制。所配置安全Ⅰ区、Ⅱ区、Ⅲ区和Ⅳ区网络与安全防护设备（防火墙（1套用于Ⅰ区、Ⅱ区之间）正反向隔离装置（各1套用于Ⅱ区、Ⅲ区和Ⅳ区之间）等）、服务器、工作站均应采用国产安全硬件设备，所配置安全Ⅰ区、Ⅱ区服务器、工作站均应采用国产安全操作系统。信息安全等级保护测评是一种符合性测评，信息安全等级测评的主要目标是确定信息系统安全保护能力是否达到相应等级基本要求的过程。单项测评分为安全技术测评和安全管理测评两大类，安全技术测评包括：物理安全、网络安全、主机系统安全、应用安全和数据安全等五个层面上的安全测评；安全管理测评包括：安全管理机构、安全管理制度、人员安全管理、系统建设管理和系统运维等五个方面的安全测评。系统整体测评是在安全控制测评的基础上，重点考虑安全控制间、层面间以及区域间的相互关联关系，测评安全控制间、层面间和区域间是否存在安全上的增强、补充和削弱作用以及信息系统整体结构安全性、不同信息系统之间整体安全性等。本工程所配置的电力监控系统，应在投运前完成系统安全测评。3.4.8计量配置本工程南庄110kV变电站110kV出线侧按主副表（1+1）双表配置，每回配置常规0.2S级关口考核表2块，共4块。南庄变电站对侧系统站的110kV出线侧每回配置常规0.2S级关口计量表2块，共4块。大居220kV变电站、城北110kV变电站为大居220kV变电站～城北110kV变电站新建110kV线路各配置常规0.2S级关口计量表2块，共4块。电度表采用满足计量要求的高精度智能电度表，通过电量远程采集终端经调度数据网将有关信息向计量部门传送。本站主变高、中压侧、低压侧为变电站非关口计量点。电度表计量精度有功0.2S级、无功2.0级，支持DL/T860标准接口。本期配置110kV出线三相四线0.2S数字电度表2块，安装于线路电度表屏内，主变配置高压侧三相四线0.2S数字电度表2块，配置中压侧三相三线0.2S数字电度表2块，配置低压侧三相三线0.2S全电子式电能表2块和电能量采集终端1台，集中组一面主变电度表柜。35kV、10kV各出线及电容器、站用变回路设三相三线制智能电能表；电能量采集装置通过调度数据网上传电能量信息至计量主站。电能量采集装置还应具备数据存储能力，当信息上传通道中断时，能分时段有效记录电能表的表底值和增量值，待通道恢复后能补充传送通道中断期内的电能量数据。3.4.9调度网络软硬件修改本工程为地调、地县备调开列调度网络软硬件修改1套，为临县县调、离石集控站开列调度网络切改费软硬件修改1套，包括软件修改、系统联调及硬件接口等。3.5系统通信3.5.1设计依据1）依据系统一次方案，项目委托进行设计。2）根据中华人民共和国通信行业标准《同步数字系列（SDH）长途光缆传输工程设计规定》。3）《110kV—750kV架空送电线路设计技术规程》（GB50545-2010）。4）国家电网公司关于印发《终端通信接入网工程典型设计规范》5）《国家电网公司通信设计管理办法》（国网（信息、3）425-2014）。6）信通通信〔2019〕10号《国网信通部关于印发线路保护和安全自动装置光纤通道典型方式安排的通知》。7）调继〔2019〕6号《国调中心、国网信通部关于印发国家电网有限公司线路保护通信通道配置原则指导意见的通知》。8）信通通信〔2018〕42号《国网信通部关于开展ADSS光缆“三跨”隐患治理工作的通知》。9）《国网山西省电力公司变电站及电厂通信配置方案讨论会会议纪要》。10）基建技术〔2019〕512号《国网基建部关于发布35-750kV变电站通用设计通信、消防部分修订成果的通知》。3.5.2设计范围本章节为临县南庄110kV输变电工程光纤系统通信和站内通信设计。3.5.3工程现状（1）系统一次接线概况按照临县南庄110kV变电站附近变电站情况，临县南庄项目的接入系统方案如下：本期南庄35kV变电站升压110kV变电站，一回由南庄110kV变电站T接点至110kV南庄变电站新建单回线路路经长1.8公里，导线型号LGJ-300/40。利旧原蔚汾220kV变电站-城北110kV变电站110kV线路，利旧线路长度23.31公里，导线型号为LGJ-185/25。一回由南庄110kV变电站至大居220kV变电站，新建单回线路路经长14.5公里，导线型号LGJ-300/40。一回由大居220kV变电站至城北110kV变电站，新建单回线路路经长11.71公里，导线型号LGJ-300/40。（2）系统通信现状目前，山西省电力通信网已经建成贯穿山西省南北十一个地市的主干光纤通信电路和覆盖500kV变电站、220kV变电站的主干光纤传输网，其中主干电路采用NEC/SDH/2.5G光设备，选省公司中心站、11个地调、各500kV变和枢纽220kV变等站点作为传输节点，形成第一层传输干线。另外，为了保证线路保护信号的可靠传输，同时作为2.5G主干电路的迂回通道，在主干OPGW光缆沿线各站配置了主干网SDH/2.5G/622M/155M和区域网SDH/2.5G/622M/155M光设备，形成第二层传输电路。本工程变电站位于吕梁地区，近年来结合城乡电网改造工程以及220kV和110kV变配套通信工程的建设，吕梁地区已建成以OPGW光缆为主，ADSS光缆为辅的光纤环网电路，该光纤电路以吕梁地调及220kV变电站为骨干节点，连接地区各110kV变电站，具备多点接入省主干光纤电路条件。上述地区网设备容量为SDH155M/622M/2.5G/10G，市网系统生产厂家为烽火设备。本工程接入站点大居220kV变为吕梁地区光纤环网的站点之一，配置有市级骨干MSTP/SDH/2.5G传输设备。3.5.4光缆路由方案（1）地区光缆路由蔚城线现状为18芯光缆，已用16芯，剩余2芯用于本次通信，因此利旧部分剩余2芯，新建部分架设48芯光缆。利旧部分光纤资源不足，本期利用南庄支大居新建48芯光缆。待改造线路时光缆一并改造。一回沿新建蔚城线-南庄110kV变电站线路架设2×OPGW48芯光缆，与原光缆熔接，经蔚汾220kV变电站接入吕梁地区光纤通信网络，组成110kV南庄变电站至吕梁地调的通道。一回沿新建南庄-大居站110kV线路架设OPGW48芯光缆，经大居220kV变电站接入吕梁地区光纤通信网络，组成110kV南庄变电站至吕梁地调的通道。一回沿新建城北-大居站110kV线路架设OPGW48芯光缆，经大居220kV变电站接入吕梁地区光纤通信网络，组成110kV南庄变电站至吕梁地调的通道。上述光纤电路建成后，使得变电站从大居220kV变接入系统，为变电站的远动、通信、保护等信息传送至吕梁地调和地县备调提供了通道。（2）临县光缆路由临县南庄-城北光缆路由：一回沿新建南庄-大居站110kV线路架设OPGW48芯光缆在大居站附近倒接入城北-大居站110kV线路通过城北站接入吕梁地电地区光纤通信网络，组成110kV南庄变电站至离石地调的通道。一回沿南庄-城北35kV线路架设24芯ADSS光缆，通过城北站接入吕梁地电地区光纤通信网络，组成110kV南庄变电站至离石地调的通道。3.5.5光通信系统设计部分3.5.5.1光纤数字传输系统指标（1）假设参考数字链路及假设参考数字段SDH长途光缆传输工程的传输模型,应符合下列规定:a)国际最长的HRP为27500km。b)国内最长的HRP为6900km。c)国内两个长途传输节点间最长的HRP为6900km。d)HRDS分别为420km、280km及50km。420km、280kmHRDS应用于干线传输工程,50kmHRDS应用于同一城市多个长话交换局局间中继传输工程。参考数字段为280km。（2）数字传输系统误码性能指标1)6500km假设参考通道的误码性能指标应不劣于下表。工程设计的通道误码指标(测试时间不少于1个月)应较其严化10倍，实际通道长度的误码性能指标，可按线性关系进行折算。速率（kbit/s）2048（VC-12）34368（VC-3）155520（VC-4）6220802488320比特/块800~50004000~200004000~2000015000~3000015000~30000ESR1.43E-22.682E-25.72E-2待定待定SESR7.15E-47.15E-47.15E-47.15E-47.15E-4BBER7.15E-57.15E-57.15E-53.575E-53.575E-52）280kM假设参考数字段的误码指标,应不劣于下表。工程设计的数字段误码指标(测试时间不少于1个月)应较其严化10倍，实际通道长度的误码性能指标，可按线性关系进行折算，不足30km时，按30km核算。指标速率参数2048kbit/s34368kbit/s155520kbit/s622080kbit/s2488320kbit/sESR6.16E-41.155E-32.464E-3待定待定SESR3.08E-53.08E-53.08E-53.08E-53.08E-5BBER3.08E-63.08E-63.08E-61.54E-61.54E-6（3）数字传输系统的抖动性能指标符合《同步数字系列(SDH)长途光缆传输工程设计规定》（4）可用性指标280KM假设参考数字段的可用性为99.985%,不可用性为1.5E-4,不可用时间为78分/年。3.5.5.2光缆数字传输系统的制式、速率、容量（1）考虑到全省传输设备体制，本次光通信设备制式采用SDH。（2）考虑到变电站各种信息（包括数据网接入、扩容升级等）对传输的需求较大，光纤数字传输系统容量及比特率暂按155020kbit/s、622080kbit/s、2488320kbit/s、10gbit/s考虑。（3）由于已经建成的全省主干光缆全部采用G.652型单模光纤，同时考虑到价格因素，本工程光纤暂按G.652型单模光纤,考虑到光纤类型、传输距离，本期工作波长采用1310nm、1550nm。3.3.5.3光纤芯数及纤芯指标（1）光缆芯数本工程新建OPGW光缆芯数为48芯，光缆采用G.652纤芯。（2）纤芯指标光缆纤芯参数应符合以下指标G.652光纤衰减1310nm(dB/Km)≤0.351550nm(dB/Km)≤0.201285-1330范围内最大衰减与1310相比(dB/Km)≤0.051480-1580范围内最大衰减与1550相比(dB/Km)≤0.05OH吸收峰(1383±3)衰减(dB/Km)≤2.01310和1550衰减不连续性（dB）≤0.101310和1550衰减不均匀性（dB）≤0.050两端衰减差(dB/Km)≤0.015（1310）两端衰减差(dB/Km)≤0.015（1550）衰减(从-60℃~+85℃；-10℃~+80℃RH95%；23℃浸水；85℃老化)的变化值(dB/Km)1310nm（dB）≤0.051550nm（dB）≤0.05模场直径1310nm(μm)9.2±0.51550nm(μm)10.4±1.0截止波长光纤的截止波长(nm)1100~1330缆的截止波长(nm)≤1260色散(ps/nm.km)1285~1339nm(ps/nm.km)≤3.51270~1360nm(ps/nm.km)≤5.31550nm(ps/nm.km)≤17零色散波长(nm)1300~1322零色散斜率ps/（nm2.km）≤0.092单根光纤偏振模色散(ps/(km)1/2)≤0.10几何特性包层直径(μm)125±1.0芯/包层同心度误差(μm)≤0.5包层不圆度（%）≤1涂覆层直径(μm)245±5涂层/包层同心度误差(μm)≤12机械性能筛选试验（%）1.0(相当于0.7GPa)光纤卷曲半径(M)≥4宏弯衰减松绕100圈后，衰减变化(dB)≤0.1(1550nm)Φ60松绕100圈后，衰减变化(dB)≤0.05(1310nm)Φ60松绕1圈后的衰减变化(dB)≤0.5(1550nm)Φ32松绕1圈后的衰减变化(dB)/其他性能动态疲劳参数（Nd）>20外观排丝整齐,颜色鲜明,涂覆层牢固光洁,不脱皮3.5.5.4光缆数字传输系统中继距离及长度计算（1）SDH光缆再生段长度计算对系统的传输按衰减受限及色散受限分别计算，然后综合考虑。公式如下：L1=(Ps-Pr-Pp-Mc-ΣAc)/(Af+As)L1---衰减受限再生段长度（km）Ps---S点寿命终了时的光发送功率（dBm）Pr---R点寿命终了时的光接收灵敏度（dBm）Pp---光通道功率代价（dB）Mc---光缆线路光功率余量（dB）ΣAc---S、R点间其他连接器衰减之和（dB）Af---光纤衰减常数（dB/km）As---光缆固定接头平均衰减（dB/km）L2=DMAX/|D|L2---色散受限再生段长度（km）DMAX---S、R间通道允许的最大总色散值（ps/nm）D---光纤色散系数（ps/nm*km）注：当再生段长度小于75km，Mc取3dB；当再生段长度大于125km，Mc取5dB；当再生段长度大于75km小于125km，Mc取0.04dB/km。(表一)STM-4光功率计算表计算项目（针对G.652光纤）光界面类型计算项目（针对G.652光纤）S-4.1L-4.1L-4.2L-4.2+8dB+前放后置光放功率（Min,dBm）8dBm发送功率（Min,dBm,EOL）-8dBm-1dBm-0.5dBm-0.5dBm接收灵敏度（Min,dBm,EOL）-28dBm-28dBm-28dBm-28dBm前置光放接收灵敏度（Min,dBm）-35dBm色散容余度(ps/nm)NANA16004500光通道功率代价(dB)1dB1dB1dB1dB光缆线路光功率余量(dB)3dB3dB4dB5dB活动接头损耗(dB)1dB1dB1dB1dB允许光缆损耗（Max,dBm）152221.536光缆功率损耗参数(af+as)(dB/km)0.370.370.240.24光缆色散参数(ps/nm*km)NANA1717色散限制最大无中继距离（km）NANA94.1264.7功率限制最大无中继距离（km）40.5459.4589.58150最大无中继距离（km）40.5459.4589.58150注:NA为NotApplicable；EOL为EndofLife。3.5.6光纤数字传输系统配置1、地调设备配置1）本工程为南庄110kV变电站新开列地区骨干传输网标准型SDH/2.5G光设备1套，为蔚汾220kV变电站扩容4×622M光接口板（1+1）1块，为大居220kV变电站扩容4×622M光接口板（1+1）2块，组成蔚汾站～南庄站～大居站～城北站的地区骨干传输网622M光链路。2）本站配置IAD设备1台，为吕梁地调MPGW板卡一套。3）为本站配置光配48芯2套、数配16系统2套、音配100回1套；为大居变扩容48芯光配1套。4）本站配置地区通信数据网接入路由器1台，采用FE口方式以4×2M电路分别接入吕梁地区通信数据网。6）为南庄变电站配置国网通信管理系统专业TMS终端1台。为通信主站扩容相关的通信接口1套。2、地方电力设备配置1）本站配置临县传输网标准型SDH/622M光设备1台，组成本站～大居的地区骨干传输网622M光链路。为城北扩容2×622M光接口板1块。2）本站配置地区通信网IAD设备1台。3）本站配置地电通信数据网接入路由器1台，采用FE口方式以4×2M电路分别接入地电通信数据网。4）本工程不设置独立的通信机房，通信设备与其它二次设备一起布置在二次设备室，机房环境、接地系统等在变电站工程统一考虑。为满足智能电网终端通信网入网要求，为南庄站配置通信机柜6面，站内通信电源采用站内一体化电源，通信柜尺寸为2260mm×600mm×600mm,与二次设备机柜颜色保持一致。3.5.7通道配置（1）通信通道需求变电站至吕梁地调、地县备调各需要2M调度通信通道；变电站至吕梁地调需要2个2M数据通信网通道；（2）远动通道需求南庄110kV变系统一平面上传调度信息采用2×2M方式。南庄110kV变系统二平面上传调度信息采用4×2M方式。（3）保护通道需求与保护专业配合，本期大居220kV变电站-南庄110kV变电站新建110kV线路、大居220kV变电站-城北110kV变电站新建线路均采用专用光纤通道，用2芯备2芯。3.5.8通道组织1）调度通道组织利用本期新建110kV线路OPGW光纤链路，从对端站点接入地区电力光纤链路至吕梁地调、地县备调、临县县调如图所示：2）本站至吕梁地调的调度通道本工程新建光缆线路地区电力光纤链路～吕梁地调光缆电路本期变电站大居220kV变电站…吕梁地调3）本站至县调的调度通道1本工程新建光缆线路地区电力光纤链路～临县地调光缆电路本期变电站城北…临县县调4）本站至县调的调度通道2本工程新建光缆线路地区电力光纤链路～临县地调光缆电路本期变电站城北…临县县调4）远动通道远动信号将由变电站的光传输设备通过本期新建光缆接入地区光纤网，传回吕梁地调、地县备调、临县县调、离石集控站。第一平面的通道速率为2×2M，第二平面的通道速率为4×2M。变电站至吕梁地调的远动通道与调度电话通道相同，调度电话接入吕梁备调。5）保护通道组织本期变电站～大居站点的110kV线路保护采用光差专用纤芯方案，如图所示：本期变电站～对侧站点（用2芯，备2芯）本期变电站大居站点3.5.9设备选型原则为了便于设备统一网管、监控、公务等，上述主干型SDH光设备包括光口型号应与全省主干传输网设备一致，区域型SDH光设备包括光口型号应与全省区域型传输网设备一致，地区骨干网SDH/MSTP光设备包括光口型号应与吕梁地区骨干网SDH/MSTP传输网设备一致。3.5.10站内通信（1）通信电源本站内电源由站内一体化电源统一考虑。（2）站内电话、网络本工程为二次设备室及值班室等房间布置电话。（3）其他本站不设专用通信机房，各类通信设备等均统一放置于二次设备室。3.5.11设备组屏方案本工程不设置通信专用机房，通信设备布置在二次设备室内。通信设备的布置位置应相对集中，对新建站点通信机柜配置原则上应考虑一次配齐，本站按8面通信通用机柜考虑。通信设备组屏方案如下：（1）光纤通信系统（吕梁地调）地区网光设备柜1面；光纤配线及数字配线柜1面；IAD设备屏1面；数据网接入设备柜1面；（2）光纤通信系统（临县县调）临县光设备柜1面；光纤配线及数字配线柜1面；IAD设备及数据网接入设备屏1面；3.5.12OPGW光缆引下线接地要求（1）架上接续盒光缆接地方式：应在架构顶端、最下端固定点（余缆前）和光缆末端三点与架构进行可靠的连接。余缆架和接续盒与架构间宜采用绝缘子支护。余缆宜采用直径1.6mm镀锌铁线固定在余缆架上，捆绑点不应少于4处，余缆和余缆架接触良好。（2）光缆引下应顺直美观，每隔1.5m-2m安装一个固定卡具，防止光缆与杆塔发生摩擦。引下光缆与站内架构宜采用绝缘子支护，与架构构件间距不应小于20mm。（3）由架上接续盒引下的导引光缆至电缆沟地埋部分穿热镀锌钢管保护，钢管两端用防火水泥做防水封堵。钢管与站内接地网可靠连接，钢管直径不应小于50mm。4变电站站址选择4.1站址条件4.1.1站址地理位置南庄35kV变电站升压工程拟采用“原址升压”方案，现状围墙中心线尺寸为71.8×67（长×宽）（现场测量数据），本次升压改造拟在原变电站站址范围内向西扩建后进线建设，需向西扩建征地14.5m，折合约1.458亩。南庄35kV变电站站址：南庄站址于临县218省道以北、S85岢临高速以南。站址位置处交通方便，本站110kV采用架空出线，35kV及10kV全部采用电缆管沟至站外架空出线。现状变电站围墙四角坐标（大地2000坐标）：北角：X=504509.830,Y=4222310.571东角：X=504565.010,Y=4222265.655南角：X=504526.162,Y=4222213.551西角：X=504472.402，Y=4222255.400S510南庄供电所鑫隆饭店南庄35kV变电站站址卫星图4.1.2征地拆迁及设施移改内容站区现状存在主要建（构）筑物有：10kV综合配电室1座、室外旱厕所1座、主变基础2座、电容器基础4座，进出线及母线架构及基础8跨、室外电缆沟75m、相关户外电气设备基础等，本次原址升压需将站区内原有建（构））筑物全部拆除，新建南庄110kV变电站，具体布置相关图纸。4.2站区总平面布置及交通运输4.2.1站区场地概述全站的总体规划除满足工艺要求外，结合自然条件合理布置，以满足城乡规划、生活、文教、卫生、交通等要求。总平面布置按最终规模布置，考虑了扩建的可能性。南庄35kV变电站站址于临县218省道以西、S85岢临高速以南，站址为建设工厂用地，变电站的进站道路设在变电站南侧。拟选站址地势平整，位于负荷中心，出线走廊开阔，站址东侧有临县218省道通过，交通较为方便，以便运输大件设备，地下无采空区。站址在区域构造上处于相对稳定的状态，站址范围内无断裂通过，不存在压煤、压矿等不良地质作用。4.2.2站区总平面布置拟参考通用设计110-A1-2（山西2019版）设计，根据现场条件做局部调整，110kV户外GIS配电装置室布置于变电站南侧，向南出线。10kV、35kV配电装置室布置于配电综合楼。主变压器位于35kV、10kV配电室的南侧，采用户外布置。接地变及电容器成套装置布置于配电综合楼南侧。变电站设置消防水池布置于站内东侧，设置环形消防运输通道，变电站大门直对主变压器运输道路，满足主变压器等大设备的整体运输。临时过渡方案：升压改造期间为确保用户可靠供电，施工期间拟新建1座35kV移动变电站保持供电。具体方案如下；（1）在站外东侧空地新建35kV移动式变电站1座，由原35kV线路供电。（2）由新建35kV变电站出线至原10kV线路。倒接负荷。（3）拆除原35kV变电站，新建110kV变电站。该站址进站道路由218省道直接接入，砼路面宽度4.0m，进站道路引接长度约120m。站区竖向采用平坡式布置，场地雨水有组织排放。站区围墙为大砌块实体围墙。4.2.3竖向布置站区场地竖向设计采用平坡式布置，场地坡度0.5～1%左右。雨水排放采用集中排水方式。配电装置楼内相对标高±0.00m高于室外所区场地0.30m。场地位置除原有附属建筑物和35kV变电站站区外，场区地面已全部是混凝土硬化，故原址升压存在场地土方平整挖方、填方和现有建构筑物、站区地面拆除后建筑垃圾的外运情况。综合考虑本次升压工程，站区土石方：挖方4738m3（含原址处建构筑拆除1261m3），填方7827m3（建筑及站区整体抬高1m，需购素土3100m3）；进站道路土石方：挖方576m3，填方192m3；站址土方综合平衡：挖方5314m3（含原址处建构筑拆除1261m3），填方8019m3（建筑及站区整体抬高1m，需购素土3100m3）。根据站区范围内的自然地势及总平面布置的形式，站区内雨水排放采用场地集中排水，即场地雨水经0.5%排水坡度流向雨水井内，在道路上经排水管排到站外道路。4.2.4管沟布置根据工艺要求布置电缆(隧道)、水、油管沟。全站采用电缆进出线，沟底按0.5%坡度接入集水井，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，同时应考虑便于检修和维护。4.2.5道路及场地处理站内道路的设置本着既考虑方便电气设备运输、建筑消防，又兼顾运行检修维护方便，提高道路利用率这一原则，站内道路沿配电综合楼成环形布置，满足站内运输和消防的要求。道路宽度为4.0m，转弯半径为9.0m。站内道路采用城市型、水泥混凝土路面。屋外场地空地采用混凝土方砖地面和混凝土硬化相结合，避免雨水快速渗入使其场地沉陷，同时也减少杂草生长，改善了站区环境和运行条件。4.2.6围墙及大门站区大门入口处设置在站区南侧，采用轻型实体门。围墙采用大砌块实体围墙，高度为2.3m。采用清水围墙，围墙顶部设置预制压顶。大砌块推荐尺寸为600mm（长）×300mm（宽）×300mm（高）。围墙中及转角处设置构造柱，构造柱间距不大于3m，采用标准钢模浇制。4.2.7主要技术经济指标表土建部分主要技术经济指标表序号指标名称单位数量备注1站区围墙内用地面积hm20.5742折合8.613亩2站区围墙长度m3053站内道路面积m28704场地方砖硬化m230556站区总建筑面积m2532.357站外给水管线长度m5005升压变电站工程设想5.1电气一次部分5.1.1建设规模(1)主变规模2×63MVA主变压器，本期建设2×63MVA，采用三相三绕组自冷式有载调压变压器，电压等级110/35/10kV。(2)110kV出线：规模4回，本期2回。(3)35kV出线：规模8回，本期6回。(4)10kV出线：规模28回，本期24回。(5)无功补偿电容器：在每台主变压器10kV侧补偿（4800+6000）kVar，共计2×（4800+6000）kVar，本期每台主变补偿（4800+6000）kVar，共计4组。(6)接地变压器：每段10kV母线装设一座接地变，接地变容量选为700/100kVA。5.1.2电气主接线根据建设规模及设计规程要求，各级电压接线型式考虑如下：(1)110kV远期采用单母分段接线方式，本期采用母分段接线；(2)35kV采用单母分段接线方式，本期采用单母分段接线，中心点不接地运行方式；(3)10kV采用单母分段接线方式，本期采用单母分段接线，中心点经消弧线圈运行方式。(4)110kV中性点经隔离开关或放电间隙接地。(5)本期110kV出线2回。(6)本期35kV出线6回。(7)本期10kV出线24回。5.1.3主要设备选择根据投产年系统侧短路电流，计算出本站的三相短路电流：短路电流计算结果表母线名称三相短路母线名称母线侧（kA）冲击值（kA）110kV9.9925.535kV11.6829.7810kV17.1843.8（1）主变压器：SSZ11-63000/110W100/100/100110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5kVYN/yn0/d11U12%=10.5U13%=18U23%=6.5（2）中性点成套设备110kV中性点成套设备包括：隔离开关、电流互感器、放电间隙、避雷器等。隔离开关型号为GW13-72.5，额定电流为630A，热稳定电流为25kA，配CJ2电动操作机构。中性点电流互感器型号为LZZW-10W200~400/5A5P30/5P3020VA/20VA。中性点避雷器型号为Y1.5W-72/186。主变中性点采用棒型间隙。（3）110kV配电装置采用GIS组合电器断路器：3150A40kA隔离开关：3150A40kA电流互感器：600~1200/5A0.2S/0.2S/5P30（进出线、母联）600~1200/5A0.2S/0.2S/5P30/5P30（主变进线）电压互感器：电压比为110/：0.1/：0.1/：0.1/：0.1kV0.2/0.5（3P）/0.5（3P）/6P（母线）电压比为110/：0.1/：0.1kV0.5（3P）/3P（线路）避雷器：额定电压102kV、残压266kV，附运行监测仪。（4）35kV开关柜选用铠装移开式开关柜，配真空断路器，采用双列布置。真空断路器：2500A/1250A31.5kA电流互感器：2500/5A（主变进线及分段）300-600/5A（出线）电压互感器：JDZX-3535/：0.1/：0.1/：0.1/：0.1/3kV0.2/0.5（3P）/0.5（3P）/6P，附LXQ-35型消谐器。（5）10kV开关柜选用铠装移开式开关柜，配真空断路器，采用双列布置。真空断路器：4000A40kA(主变进线及分段),1250A31.5kA(出线)电流互感器：4000/5A（主变进线及分段）400-800/5A（出线）电压互感器：JDZX-1010/：0.1/：0.1/：0.1/：0.1/3kV0.2/0.5（3P）/0.5（3P）/6P，附LXQ-10型消谐器。（6）无功补偿装置选用容量为4800kVar、6000kvar框架式电容器，电抗器率按5%考虑配置，电容器采用单星形接线，其中4800kvar框架式电容器采用单台200kvar电容器，数量为24个，6000kvar框架式电容器采用单台334kvar电容器，数量为18个。（7）消弧线圈及接地变：选用户外接地变及消弧线圈成套装置(接地变容量700/100kVA)2套。（8）导体选择各电压等级的导体，在满足动、热稳定、电晕和机械强度等条件下进行选择，母线允许载流量按发热条件考虑，主变进线按经济电流密度选择。110kV侧采用架空进线，35kV、10kV侧采用硬导体。各级电压导体计算选择结果表电压（kV）回路名称回路最大工作电流（A）选用导体控制条件电压（kV）回路名称回路最大工作电流（A）根数×型号载流量（A）控制条件110主变进线331LGJ-300/25584经济电流密度35主变进线1039TMY－80×81491载流量10主变进线36373×TMY－125×103816载流量10电容器415ZR-YJV22-8.7/15-3×300428载流量10接地变11ZR-YJV22-8.7/15-3×150278热稳定5.1.4站址位置情况及平面布置全站的总体规划结合南庄110kV变电站设备及建筑现状及地址条件合理布置，合理规划进出线走廊，以满足城镇规划、生活、文教、卫生、交通等要求，同时满足工艺要求。总平面布置按最终规模布置，拟采用以下两个方案。1）平面布置方案一拟采参考通用设计110-A1-2（山西2019版）设计，根据现场条件做局部调整，110kV户外GIS配电装置室布置于变电站南侧，向南出线。10kV、35kV配电装置室布置于配电综合楼。主变压器位于35kV、10kV配电室的南侧，采用户外布置。站变及电容器成套装置布置于配电综合楼南侧。变电站设置消防泵房及水池布置于站内东侧，设置环形消防运输通道，变电站大门直对主变压器运输道路，满足主变压器等大设备的整体运输。临时过渡方案：升压改造期间为确保用户可靠供电，施工期间拟新建1座35kV移动变电站保持供电。具体方案如下；（1）在站外东侧空地新建35kV移动式变电站1座，由原35kV线路供电。（2）由新建35kV变电站出线至原10kV线路。倒接负荷。（3）拆除原35kV变电站，新建110kV变电站。2）平面布置方案二拟采用预制舱模式设计，根据现场条件做局部调整，110kVGIS预制舱布置于变电站南侧，向南出线。35kV预制舱布置于站区西侧，向南出线。10kV预制舱布置于站区北侧，向北、向南出线，主变压器位于站区中部，采用户外布置。站变及电容器成套装置布置于站区西南侧。设置环形消防运输通道，满足主变压器等大设备的整体运输。临时过渡方案：与临供方案同方案一3）结论从永临结合保证施工期间的供电可靠性、施工难易度及安全稳定性考虑，升压改造总平面布置推荐采用方案一5.1.5电气绝缘配合电气设备的绝缘配合，参照国家行业标准GBT50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》确定的原则进行。各级电压等级的氧化锌避雷器按GB11032-2010《交流无间隙金属氧化物避雷器》、《交流无间隙金属氧化物避雷器的使用导则》选型。1）110kV电气设备的绝缘配合（1）避雷器选择。110kV氧化锌避雷器按通用设备选型，其主要技术参数见下表：110kV氧化锌避雷器主要技术参数型号额定电压（kV，有效值）最大持续运行电压（kV，有效值）操作冲击残压（kV，峰值）雷电冲击（8/20us）10kA残压（kV，峰值）陡波冲击(1/5us)10kA残压（kV，峰值）Y10W10279.6226266297（2）110kV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。所以，在绝缘配合中部考虑操作波试验电压的配合。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经核算满足配合要求。110kV电气设备的绝缘水平设备名称设备耐受电压值保护水平设备名称雷电冲击耐压（kV,峰值）1min工频耐压（kV,有效值）雷电冲水平（kV，峰值）设备名称全波截波1min工频耐压（kV,有效值）1min工频耐压（kV,有效值）设备名称内绝缘外绝缘截波内绝缘外绝缘1min工频耐压（kV,有效值）主变压器4804505502001851.4×266=372.4实际配合系数450/266=1.69截波配合系数550/297=1.85其它电器5505506302302301.4×266=372.4实际配合系数450/266=1.69截波配合系数550/297=1.85断路器断口间5505502302301.4×266=372.4实际配合系数450/266=1.69截波配合系数550/297=1.85隔离开关断口间6302651.4×266=372.4实际配合系数450/266=1.69截波配合系数550/297=1.852）35kV电气设备的绝缘配合（1）避雷器选择。35kV氧化锌避雷器按通用设备选型，其主要技术参数见下表：35kV氧化锌避雷器参数表型号额定电压（kV，有效值）最大持续运行电压（kV，有效值）操作冲击残压（kV，峰值）雷电冲击（8/20us）5kA残压（kV，峰值）陡波冲击(1/5us)5kA残压（kV，峰值）YH5W5140.8114134154（2）35kV电气设备及变压器中性点的绝缘水平。35kV电气设备的绝缘水平按国家标准选取。35kV电气设备的绝缘水平设备名称设备耐受电压值设备名称雷电冲击耐压（kV,峰值）1min工频耐压（kV,有效值）设备名称全波截波1min工频耐压（kV,有效值）设备名称内绝缘外绝缘截波内绝缘外绝缘主变压器中压侧2001852208580其它电器1851859595断路器断口间1851859595隔离开关断口间2151183）10kV电气设备的绝缘配合（1）避雷器选择。10kV氧化锌避雷器按通用设备选型，其主要技术参数见下表：10kV氧化锌避雷器参数表型号额定电压（kV，有效值）最大持续运行电压（kV，有效值）操作冲击残压（kV，峰值）雷电冲击（8/20us）5kA残压（kV，峰值）陡波冲击(1/5us)5kA残压（kV，峰值）YH5W1713.638.34551.8（2）10kV电气设备及变压器中性点的绝缘水平。35kV电气设备的绝缘水平按国家标准选取。10kV电气设备的绝缘水平设备名称设备耐受电压值设备名称雷电冲击耐压（kV,峰值）1min工频耐压（kV,有效值）设备名称全波截波1min工频耐压（kV,有效值）设备名称内绝缘外绝缘截波内绝缘外绝缘主变压器低压侧7575853535其它电器75754242断路器断口间75754242隔离开关断口间85494）主变压器中性点的绝缘配合为保护主变压器中性点绝缘，在主变压器中性点装设交流无间隙金属氧化物避雷器及放电间隙保护。（1）避雷器选择。主变压器中性点氧化锌避雷器按通用设备选型，作为主变压器中性点绝缘配合的基准。主变压器中性点氧化锌避雷器主要技术参数型号额定电压（kV，有效值）最大持续运行电压（kV，有效值）雷电冲击（8/20us）10kA残压（kV，峰值）操作冲击残压（kV，峰值）Y10W7258186174（2）主变压器110kV中性点电气设备的绝缘水平。主变压器中性点电气设备的绝缘水平按国家标准选取。主变压器110kV中性点电气设备的绝缘水平设备名称设备耐受电压值设备名称雷电冲击耐压（kV,峰值）短时工频耐压（kV,有效值）设备名称内绝缘外绝缘短时工频耐压（kV,有效值）110kV中性点设备250250954）外绝缘爬电比距设备外绝缘水平按GB311.1－2012《高压输变电设备的绝缘配合》选取。据电力系统污区分布图南庄110kV变电站位于d级污秽区，本工程户内外电气设备的外绝缘泄漏比距按31mm/kV考虑。本工程电气设备的外绝缘和绝缘子串的爬电距离如下：110kV爬电距离≥3906mm，35kV爬电距离≥1256mm，10kV爬电距离≥375mm。本站站址海拔高度为1100m，因此在设备选择时应考虑修正电气设备外绝缘及干弧距离。5.1.6防雷与接地（1）雷电侵入波保护和操作过电压保护110kV、35kV、10kV线路侧、主变110kV、35kV、10kV侧及各电压等级母线均设有1组氧化锌避雷器。（2）防直击雷保护本工程设架构避雷针2支（25米）、独立避雷针2支（25米），对全站设备做防直击雷保护。（3）接地变电站接地网拟采用水平敷设的接地干线为主，垂直接地极为辅，联合构成的复合式人工接地装置，并在独立避雷针及避雷器处设集中接地装置，考虑到土壤对接地体的腐蚀，接地体寿命按30年考虑，年腐蚀率取0.1mm，接地装置的材料选用-60×8mm热镀锌扁钢。二次室设备室接地采用铜排。5.1.7站用电及照明1）站用电根据站用电负荷计算，站用变压器容量选择为100kVA，任何一台站用变压器均可承担全站负荷。站用变与接地变共用。站用变负荷统计表序号名称额定容量(kW)连接台数运行台数运行功率(kW)1110kV配电装置（电机）0.6831.8235kV配电装置（电机）0.6110.6310kV配电装置（电机）0.63531.84主变端子箱2.5212.55直流高频充电装置电源13.21113.26继电器室保护屏顶小母线0.14060.67交流不停电电源101110835kV开关柜屏顶小母线0.2220.4910kV开关柜屏顶小母线0.24040810辅助系统2.5112.511蓄电池室轴流风机0.5331.51235kV及10kV配电室轴流风机0.5884.0小计P148.313分体柜式空调4.5229.014壁挂式空调3.0226.015电暖气2.55512.516110kV加热负荷0.472.8小计P230.317全站照明15小计P315计算负荷：S=0.85P1+P2+P3=0.85×48.3+30.3+15=86.355kVA2套接地变及消弧线圈成套装置电源分别引自10kV侧两段母线，站用电配电屏布置在二次设备室内。作为全站主供站用电电源。1#、2#接地变电源电引自10kV母线，35kV母线，站用电配电屏布置在综合楼继电器室内。作为全站主供站用电电源，两路二次0.4kV引入主控制室交流屏，两电源互为备用。站用电采用380/220V单母线分段接线，正常情况下分列运行。10kV、35kV消弧线圈成套装置电源电引自10kV侧、35kV侧母线。5.1.8全站照明本工程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。变电站主控制室拟采用高效节能荧光灯，灯具的配置和安装数量尽量与建筑装饰相配合，并避免眩光；附属房间亦采用高效节能荧光灯具。配电装置室装设事故照明。屋外配电装置采用无极泛光灯照明。5.1.9光/电缆选择及敷设光缆选择应符合Q/GDW11155《智能变电站预制光缆技术规范》。跨房间、场地不同屏柜之间二次装置连接采用室外双端预制光缆。预制舱式二次组合设备及二次设备室内屏柜间光缆接线全部由集成商在工厂内完成。现场施工采用预制光缆实现二次光缆接线即插即用。室外预制光缆宜选用铠装、阻燃型，自带高密度连接器或分支器。光缆芯数宜选用8、12、24芯。室内不同屏柜间二次装置连接宜采用尾缆或软装光缆，宜采用4、8、12芯规格。柜内二次装置间连接宜采用跳纤，柜内跳线宜采用单芯或多芯跳纤。主变、GIS本体与智能控制柜之间二次控制电缆采用预制电缆。当一次设备本体至就地控制柜间路径满足预制电缆敷设要求（全程无穿管敷设）时，选用双端预制电缆；当电缆采用穿管敷设时，采用单端预制电缆，预制端设置在控制柜侧。电缆的选择及敷设的设计应符合GB50217《电力工程电缆设计标准》及Q/GDW11154《智能变电站预制电缆技术规范》的柜顶。户外电缆采用电缆沟、电缆槽盒和穿管敷设方式，户内电缆采用电缆沟及穿管敷设方式。光缆及尾缆敷设在桥架上。为了防止电缆着火后延燃，在建筑物、屏柜入口处及防火墙两侧一米内的电缆涂刷防火材料。在开关柜、控制屏的开孔部位，电缆贯穿隔墙、楼板的孔洞处采取有效的阻燃封堵处理。在公用主沟道的分支处，长距离电缆沟的适当分段处，至建筑物或配电装置的沟道入口处等适当部位设置阻火墙，在靠近含油设备（主变压器和互感器等）的电缆沟盖板予以密封处理。5.1.10电缆设施（1）电缆敷设电力电缆和控制电缆采用电缆沟、穿管和直埋的敷设方式。电缆沟采用角钢支架敷设电缆。（2）电缆防火防止电缆着火延燃措施拟按部颁规程《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》（SDJ26—89）进行施工图设计，并结合国标《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007），《电力设备典型消防规程》（DL5027-93）进行设计。在电缆沟和电缆夹层接口处，公用主电缆沟和引接分支电缆沟道的接口处，屏、柜、箱的底部电缆孔洞等处，采用耐火材料进行封堵。电缆沟内每隔60m处设置阻火墙。屏、柜、箱底部1m长的电缆，户外电缆进入户内后1m长的电缆，阻火墙各1m长的电缆，采用电缆防火包带或阻火段。控制室电力电缆与控制电缆之间加装耐火隔板。对靠近含油设备（如变压器、电流互感器）的电缆采用穿管或埋沙敷设，邻近的电缆沟盖板用水泥沙浆作密封处理等。（3）电缆选型电力电缆和控制电缆选择按照GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》选择。10kV电容器出线电缆采用ZC-YJV22-8.7/15-3×300型电缆。其它低压电缆选用VV22型聚氯乙烯型电缆。5.2电气二次线部分5.2.1智能变电站自动化系统（1）设计原则根据国网公司《智能变电站一体化监控系统功能规范》和《智能变电站一体化监控系统建设技术规范（国家电网科〔2012〕143号）》、《110（66）kV~750kV智能变电站部分（2011年版）》、《国调中心关于印发变电站二次系统和设备有关技术研讨会纪要的通知(调自〔2013〕185号)》、《国网联办关于印发智能变电站有关技术问题研讨会纪要的通知》（联办技术【2015】1号）、《国网联办关于印发智能变电站有关技术问题第二次研讨会纪要的通知》（联办技术【2015】2号）等标准的通知，结合实际情况，提出配置方案。1）变电站自动化系统的配置及功能按无人值守模式设计，取消常规控制、信号屏，由变电站自动化系统对现场所有断路器、电动隔离开关实现全监控。2）自动化系统除具备常规变电站的基本功能外，还需要具备随着智能变电站技术发展和智能电网建设要求逐步推进的高级应用功能。3）采用开放式分层分布网络结构，全站分为站控层、间隔层、过程层。过程层保护设备采用直接采样，直接跳闸方式。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。4）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、远动信息、微机防误系统不重复采集。5）故障录波系统支持DL/T860标准。6）变电站配置1套时间同步系统，采用北斗系统和GPS单向标准授时信号进行时钟校正，优先采用北斗系统。同时应具备通过远动通信装置接收调度端时钟同步的能力。站控层设备采用SNTP对时方式，间隔层和过程层设备均采用IRIG-B对时方式，间隔层和过程层设备同时具备IEC61588同步信号接收能力。7）35kV/10kV系统采用保护测控功能多合一装置。8）电能计量采用支持DL/T860标准的数字式电度表.主变及110kV电能表集中组屏安装，电能表采用具有光纤以太网接口的数字式电能表。35kV、10kV电压等级采用保护、测控、录波、计量多合一装置，装设独立的计量表计。9）微机五防独立设置，变电站自动化系统实现全站的防误闭锁操作功能。间隔层闭锁通过GOOSE通信实现完成，取消就地跨间隔的横向电气闭锁接线，保留本间隔内的电气闭锁接线，对于手动操作的设备及网门等采用电编码锁实现防误操作。10）电压无功自动调节功能、小电流接地选线功能由变电站自动化系统实现，不单独设置。11）35kV线路、10kV线路、接地变、无功补偿设备保护装置分散安装于开关柜上。12）全站采用交直流一体化电源系统，通信电源不独立配置。全站电压、电流互感器采用常规互感器，通过配置合并单元实现电流、电压采样值的数字化传输。（2）自动化监控范围无人值守模式变电站计算机监控系统的监控范围参照DL/T5149-2001《220~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。无人值守模式变电站要求调度端能全面掌握变电站的运行情况，监控范围在无人值守基础上还需要增加：1）一体化电源系统的重要馈线开关状态、运行工况和信息数据；2）图像监视、电子围栏系统、变电站内重要房间通风采暖等辅助系统的监控。（3）一体化监控系统构成本站一体化监控系统由站控层、间隔层、过程层设备，层与层之间应相对独立，采用分层、分布、开放式网络系统实现各设备间连接。1）站控层设备包括主机兼操作员站（集成微机五防工作站、工程师站及数据服务器功能）、综合应用服务器、数据通信网关机（兼图形网关机）、网络通信记录分析系统及其它各种功能站，负责变电站的数据处理、集中监控和数据通信。2）间隔层由保护、测量、录波、计量等若干个二次子系统组成，在站控层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。3）过程层由互感器、合并单元及智能终端等构成，实现电力一次设备相关功能，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。（4）监控系统功能1）应能实现数据采集和处理功能；2）应建立实时数据库，存储并不断更新来自间隔层或过程层的实时数据；3）应具有顺序控制功能，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，满足无人值守功能要求；4）应具有防误闭锁功能；5）应具有报警处理功能，报警信息来源应包括自动化系统自身采集和通过数据通信接口获取的各种数据；6）应具有事件顺序记录及事故追忆功能；7）应具有画面生成及显示功能；8）应具有在线计算和制表功能；9）应对变电站用各种方式采集到的电能量进行处理；10）应具备远动功能；11）应具备人-机联系功能；12）应具备与其他智能设备的接口；13）应能根据运行要求，实现各种管理功能；14）应具有网络报文记录分析功能；15）应具备系统自诊断和自恢复功能。（5）一体化监控系统网络结构全站站控层网络采用双重化星型以太网结构。站控层、间隔层设备通过两个独立的以太网控制器接入双重化站控层网络。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均采用DL/T860通信标准通信，传输速率不低于100Mbps。1）站控层网络站控层网络采用双重化拓扑结构，传输MMS报文和GOOSE报文。通过网络设备与站控层其它设备通信，同时负责与间隔层网络通信。对于站控层网络上的各种不同类型的数据（包括SCADA数据、保护故障信息远传数据、电能计量数据等），可通过交换机划分不同VLAN或MGRP实现数据分流传送，同时网络还需支持QOS特性，根据业务的类型差异设置不同的优先级。另外，跨间隔联闭锁GOOSE信息传输也通过站控层网络实现。2）间隔层网络间隔层网络采用单星形拓扑结构，传输MMS报文和GOOSE报文。通过网络设备与本间隔其它设备通信、与其他间隔设备通信、与站控层设备通信。3）过程层网络110kV间隔及主变部设置过程层网络，GOOSE、SV共网设置。35kV、10kV不设置过程层网络，采用直接采样，直接跳闸的方式。（6）自动化系统设备配置1）站控层设备配置站控层设备主要包括主机兼操作员工作站（集成微机五防工作站、工程师站、数据服务器功能）、综合应用服务器、远动通信装置、网络通信记录分析系统以及其他智能接口设备等。a、主机兼操作员工作站（集成微机五防工作站、工程师站、数据服务器功能）2台。站控层主机担负着间隔层数据采集、处理、存储等多项任务，是整个变电站自动化系统的核心，因此主机应采用多核服务器，其性能应能满足整个系统的功能要求，主机的处理能力、存储容量应与变电站的规划容量相适应。本工程变电站自动化系统主机采用双机冗余配置，双机能自动均匀分配负荷，单机故障时，另一机带全部负荷。同时，还应具有硬件设备和软件任务模块的运行自监视功能。两台主机组一面柜。b、操作员工作站操作员工作站是变电站自动化系统的主要人机界面，应满足运行人员操作时直观、便捷、安全、可靠的要求，因此本工程采用全图形操作员工作站，支持双液晶显示器，同时配置声卡、音箱等音响告警终端设备。本工程不独立配置操作员工作站，由主机服务器集成其功能。c、防误闭锁主机兼操作员工作站具有“五防”工作站的功能，“五防”工作站独立配置，由变电站自动化系统实现全站的防误操作闭锁功能，间隔层闭锁通过GOOSE通信完成，取消就地跨间隔的横向电气闭锁接线，保留本间隔内的电气闭锁接线，对手动操作的设备及网门等采用电编码锁实现防误操作。主机兼操作员工作站应能显示变电站一次主接线图及设备当前位置情况，进行模拟预演；同时还应具有操作票专家系统，利用计算机实现对倒闸操作票的智能开票及管理功能，能够使用图形开票、手工开票、典型票等开出完全符合“五防”要求的倒闸操作票。d、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,Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机1台。I区数据通信网关机通过站控层以太网直接采集来自间隔层的实时数据，其容量及性能指标应能满足变电站远动功能及规范转换要求，所有信息按照分区通过不同的数据通信网关机向吕梁地调及相关部门传送。为保障实时信息传输的可靠性，I区数据通信网关机应为双套配置，II区数据通信网关机应为单套配置，Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机应为单套配置。e、电能量采集装置电能量采集装置通过标准RS-485接口以DL/T645规约采集数字式电度表上传的电能量信息。全站电能量信息通过电能量采集装置以调度数据网和拨号通道两种方式向计量主站系统传送。电能量采集装置为单套配置。另外，电能量采集装置还应具备数据存储能力，当信息上传通道中断时，能分时段有效记录电能表的表底值和增量值，待通道恢复后能补充传送通道中断期内的电能量数据。f、网络通信记录分析系统配置1套网络通信记录分析系统，实时监视、记录网络通信报文（MMS、GOOSE报文等），在线监视网络通信状态，对网络通信故障及隐患进行告警，及时发现故障点并排查故障。同时能够对网络通信信息进行无损全记录，能重现通信过程及故障。该设备通过解析智能变电站中DL/T860通信协议，以可视化的方式发现二次设备信号传输异常，对通信异常引起的变电站运行故障进行分析。网络通信记录分析系统要求通过端口监听等方式具备对报文的记录和分析功能。对网络流量和通信情况进行监视，同时将通信报文保存为文件，需要时能够分析解读报文内容。网络通信分析系统为单套配置。g、综合应用服务器配置综合应用服务器1台，其功能从变电站站控层网络直接采集电能量、故障录波、站内辅助设备、设备基础信息等，进行集中处理、分析和展示。h、数据服务器其功能从变电站站控层网络直接采集SCADA数据、保护信息等数据，用于变电站全景数据的集中存储，为站控层设备和应用提供数据访问服务，本工程不独立配置数据服务器，由主机服务器集成其功能。i、网络打印机本站取消装置屏上的打印机，在自动化系统站控层设置网络打印机，通过变电站的自动化系统的工程师站打印全站各装置的保护告警、时间、波形等。同时，站内各种报表、画面、接线信息也能通过操作员工作站打印。主要站控层设备配置如下表。站控层设备配置设备名称配置方案监控主机兼操作员（集五防工作站、工程师工作站、数据服务器）双套配置综合应用服务器单套配置I区远动网关机双套配置II区远动网关机单套配置Ⅲ/Ⅳ区远动网关机单套配置网络打印机、移动网络打印机单套配置调度数据网设备一平面和二平面各含：1台路由器、2台交换机二次安全防护设备一平面和二平面各含：2套纵向加密装置、1套硬件防火墙2）间隔层设备配置间隔层设备包括保护装置、测控装置、故障录波装置、电能计量装置及其它智能接口设备等。a、保护装置按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。支持GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递。b、测控装置按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。支持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。主变压器各侧及本体测控装置单套配置：110kV线路及分段采用保护测控集成装置。公用测控装置二次设备室配置2套，110kV、35kV、10kV母线公用测控配置各1套。35kV、10kV间隔采用保护、测控、计量、故录多合一装置。35kV、10kV分段保护及备自投单套配置，35kV、10kV电压并列单套配置。c、故障录波装置故障录波装置应能通过GOOSE网络接收GOOSE报文录波，应具有采样数据接口，支持点对点方式接收DL/T860.92采样值数据录波。d、电能计量装置110kV线路和主变配置数字式的电能表计，精度0.5S级。通过DL/T860.92标准采集过程层MU单元上的信息，解析出各线路电压、电流采样值、采样频率等信息，并通过高性能的DSP计算出电网参数和电量数据。数字式电度表通过标准RS-485接口将电能量信息送至电能量采集装置。35kV及10kV线路、无功补偿装置及站用变单独配置计量表计。3）过程层设备110kV线路、母联智能终端合并单元集成装置单套配置；110kV、35kV及10kV主变进线智能终端合并单元集成装置双套配置；主变本体智能终端单套配置，中性点合并单元双套配置，非电量保护跳闸通过控制电缆直跳方式跳闸；110kV母线智能终端合并单元集成装置双套配置。4）网络通信设备配置a、站控层网络交换机变电站自动化系统站控层网络为百兆双星形以太网络，数据通信网关机各配置4台I区站控层中心交换机、2台II区站控层中心交换机，交换机含24电口，4光口，用于间隔层设备与站控层设备之间的连接。35kV开关柜室本期配置4台站控层交换机，交换机含24电口，4光口。10kV开关柜室本期配置4台站控层交换机，交换机含24电口，4光口。站控层网络交换机配置表序号交换机名称数量交换机规格1站控层I区交换机4百兆、24电口、4光口2站控层II区交换机4百兆、24电口、4光口310kV间隔层交换机4百兆、24电口、4光口435kV间隔层交换机4百兆、24电口、4光口5110kV间隔层交换机2百兆、24电口、4光口b、过程层交换机按间隔对象配置过程层交换机，每台交换机的光纤接入数量不易超过16对，并配备适量的备用接口。a、任两台智能电子设备之间的数据传输路由不超过4个交换机；b、任两台主变智能电子设备不接入同一台交换机；本工程110kV电压等级GOOSE网和SV网共网设置，每个间隔按单套配置1台交换机。过程层交换机本期共计9台。过程层网络交换机配置表序号交换机名称数量交换机规格1110kV过程层GOOSE/SV中心交换机2百兆、16光口2110kV母线过程层GOOSE/SV交换机1百兆、16光口3110kV线路过程层GOOSE/SV交换机4百兆、16光口4主变过程层GOOSE/SV交换机2百兆、16光口5）数据传输要求及网络通信介质二次设备室内，间隔层设备与站控层网络的连接介质采用超五类屏蔽以太网线；间隔层设备与过程层网络的联接介质采用光纤。过程层网络设备与智能终端和合并单元的通信介质采用光纤，光纤联接宜采用1310nm多模ST光纤接口。（7）时钟同步系统设计本站内配置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。时间同步系统结构图站控层设备采用SNTP对时方式，间隔层设备采用IRIG-B对时方式,过程层设备采用光B码对时方式。精度满足全站二次设备对时要求。站控层和间隔层设备同时具备IEC61588同步信号接收能力。（8）交直流及UPS一体化电源站内电源采用一体化电源，包含交流电源、DC220V电源、UPS电源，当交流故障时，由直流系统的蓄电池带全站的负荷。a、站用交直流一体化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)、事故照明切换装置、直流变换电源(DC/DC)等装置组成，共享直流电源的蓄电池组，采用一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据通过一体化监控单元展示并通过DL/T860标准数据格式接入自动化系统。站用交直流一体化电源系统结构如下图所示。站用交直流一体化电源系统结构图b、交流电源交流站用电系统部分。交流站用电系统采用三相五线制接线、380/220V中性点接地系统，由2面交流低压配电柜组成。站用电系统采用单母线接线，两台所用变压器同时接于交流380V母线，互为热备用。c、直流电源直流系统电压为220V,采用单母线接线，蓄电池按浮充电方式运行，采用1套高频充电装置（含7台20A模块），每套充电装置模块按N+1方式配置。蓄电池设有专用的试验放电回路。试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。蓄电池放电的时间确定根据国家电网科【2011】12号《关于印发协调统一基建类和生产类标准差异的条款的通知》的协调方案，变电站通信设备应具有两路独立的通信电源供电，事故电源供电时间应不小于2小时。蓄电池放电容量的确定经计算，全站共设置1套500Ah阀控式密封铅酸蓄电池。直流负荷统计见下表。220V直流负荷统计表序号负荷名称装置容量kW负荷数计算容量kW负荷电流A经常电流A事故放电时间及电流(A)序号负荷名称装置容量kW负荷数计算容量kW负荷电流A经常电流A初期持续h随机序号负荷名称装置容量kW负荷数计算容量kW负荷电流A经常电流A1min1241常明灯0.210.20.910.910.910.910.912事故照明1.511.56.86.86.86.86.83UPS50.65/0.8×0.6=3.7517.0517.0517.0517.0517.054保护及测控装置3.1250.61.8758.528.528.528.528.525智能终端合并单元2.80.61.687.647.647.647.647.646通信电源7交换机0.310.31.361.361.361.361.368故障录波器0.20.60.120.550.550.550.550.559时间同步0.2410.241.361.091.091.091.0910跳闸111.311.311电流统计55.2243.9243.92二次设备室的保护、测控、故障录波、自动装置等设备采用辐射式供电方式，户外配电装置电源由就地电源柜辐射供电，35kV及10kV开关柜柜顶直流网络采用环网供电方式。直流系统设备布置直流系统配置1面直流充电柜、2面直流馈线柜，蓄电池室1座，布置于二次设备室内。d、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，容量为2*10kVA。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。e、事故照明切换装置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，由站用电源供电。事故照明由直流系统蓄电池供电，不与交流电源进行自动切换，手动投入，在配电室内设事故照明灯，出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。事故照明切换装置不单独组柜，与交流电源设备一起组柜。f、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）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。（9）智能辅助控制系统1）系统结构站内配置1套智能辅助控制系统，由图像监视及安全警卫子系统、火灾报警子系统、环境监测子系统等组成。智能辅助控制系统不配置独立后台系统，利用综合应用服务器（视频服务器）实现智能辅助控制系统的数据分类存储分析、智能联动功能。智能辅助控制系统结构如下图所示。智能辅助控制系统结构示意图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。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。站内配电装置区、主要设备室的摄像头的配置方案详见下表。视频安全监视系统配置一览表序号安装地点数量1主变压器区每台主变压器配置2台2110kV配电装置区配置3台310-35kV配电室各配置4台4公用二次设备室配置4台5全景配置1台6周界每个围墙边角配置1台。7高压脉冲电子围栏根据围墙边界进行防区划分8红外对射装置大门上方装设1对9门禁装置4门控制2套。3）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、10-35kV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。4）环境监测子系统环境监测子系统由环境数据采集单元、温度传感器、湿度传感器、水浸传感器等组成。配置如下：a、二次设备室、配电装置室等重要设备间各配置1套温度传感器、1套湿度传感器；b、电缆沟等电缆集中区域配置水浸传感器。5）联动控制a、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。b、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。c、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。d、发生非法入侵时，联动报警设备所在区域的摄像机。e、发生水浸时，自动启动相应的水泵排水。f、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。（10）电能量计量系统除380V电度表外，电能计量按单电能表配置，精度为0.5S级。站内所有电度表均以RS-485方式接入电能量采集处理器。配置原则：（1）每台主变压器高、中、低三侧各配置三相四线制多功能智能电能表1块，精度为有功0.5S级，无功2.0级，带辅助电源。（2）每条110kV线路，各配置三相四线制多功能智能电能表1块，精度为有功0.5S级，无功2.0级，带辅助电源。（3）每条35kV/10kV线路、每组10kV电容器各配置三相三线制多功能智能电能表1块，精度为有功0.5S级，安装于开关柜。（4）主变及110kV线路电度表组屏安装，35kV及10kV分散安全在开关柜内。电能计量表计的配置数量表表5.9-4设备名称设备规格数量主变高压侧电能表0.5S级,辅助电源,三相四线2块主变中压侧电能表0.5S级,辅助电源,三相四线2块主变低压侧数字电能表0.5S级,辅助电源,三相四线2块110kV数字电能表0.2S级,辅助电源,三相四线2块380V所用电电能表RS-485接口,三相四线,0.5S级,直接接入式2块35/10kV线路/无功补偿/站用变设备电能表RS-485接口,三相三线,0.5S级,直接接入式5.2.2元件保护（1）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，直接跳各侧断路器；变压器保护跳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）主变压器保护功能电量主保护：纵差保护。后备保护：110kV侧装设复合电压闭锁过流保护、零序过流保护；35kV、10kV侧装设复合电压闭锁过流保护。注：复合电压闭锁的方向过流保护中复合电压指：高、低两侧电压的复合，构成“或”门或将两侧电压接点构成“或”门使用，高、低两侧各自有自身的复合电压闭锁，各侧各段电流元件是否经复合电压闭锁应能分别由软件控制字及硬压板投入或退出。另外，保护装置必须具有防止各侧的电压元件检修时保护误开放的措施。其中，110kV侧复合电压闭锁过流保护设两段，每段设二个时限，第一时限跳110kV侧断路器，第二时限全跳。35kV、10kV侧复合电压闭锁过流保护设两段，每段设三个时限，第一时限跳35kV、10kV分段断路器，第二时限跳35kV、10kV主变进线断路器，第三时限全跳。主变压器高、中、低压侧及公共绕组装设过负荷保护，动作于信号。本体智能终端主要具有下列保护功能：瓦斯保护：重瓦斯保护动作于总出口，轻瓦斯保护动作于信号。辅助保护：冷却系统故障（温度过高、油位异常）、压力释放阀动作。辅助保护动作于信号或跳闸。（2）35kV系统保护1）35kV线路35kV线路采用保护、测控、故录、计量一体化装置，分散就地布置在35kV开关柜上。速断保护、限时速断保护、过流保护、过负荷保护、三相一次重合闸等保护、故障录波，保护动作后跳开线路侧断路器。并可配合变电站自动化系统实现小电流接地选线功能及低周减载功能，要求装设低压、低周、重合闸投退硬压板。装置采用IEC61850规约与MMS网通信。2）35kV分段35kV分段采用保护、测控、故录、计量一体化装置，分散就地布置在35kV开关柜上。35千伏分段装设速断保护、限时速断保护、过流保护，保护动作于跳闸，该装置包含有分段备自投功能。装置采用IEC61850规约与MMS网通信。（3）10kV系统保护1）10kV线路10kV线路采用保护、测控、故录、计量一体化装置，分散就地布置在10kV开关柜上。对10kV线路装设速断保护、限时速断保护、过流保护、过负荷保护、三相一次重合闸等保护、故障录波，保护动作后跳开线路侧断路器。并可配合变电站自动化系统实现小电流接地选线功能及低周减载功能，要求装设低压、低周、重合闸投退硬压板。装置采用IEC61850规约与MMS网通信。2）10kV分段10kV分段采用保护、测控、故录、计量一体化装置，分散就地布置在10kV开关柜上。10kV分段装设速断保护、限时速断保护、过流保护，保护动作于跳闸，该装置包含有分段备自投功能。装置采用IEC61850规约与MMS网通信。3）10kV电容器10kV电容器采用保护、测控、故录、计量一体化装置，分散就地布置在10kV开关柜上。装设三相限时速断、过流保护、差压保护、过电压及失电压保护。装置采用IEC61850规约与MMS网通信。5.2.3二次设备组柜与布置（1）二次设备组柜方案1）站控层设备组柜方案监控主机（兼操作员工作站、五防工作站、工程师工作站、数据服务器功能）2台组1面柜；Ⅰ区远动网关机(兼图形网关机)2台、II区远动网关机1台、公用接口装置1台、硬件防火墙组1面柜；调度数据网设备、二次系统安全防护设备组2面柜。2）间隔层设备组柜方案a、公用设备公用测控装置2台组1面柜，置于二次设备室。网络记录单元和分析单元组1面柜。时钟同步系统主时钟及扩展时钟装置组1面柜。智能辅助控制系统组1面柜。b、110kV线路110kV蔚汾线路保护装置＋110kV蔚汾线路测控装置，组1面柜；110kV大居线路保护装置＋110kV大居线路测控装置，组1面柜；c、110kV母联110kV母联保护测控装置＋110kV备投装置+过程层中心交换机，组1面柜；d、110kV母线保护110kV母线保护组1面柜。e、110kV线路故障录波110kV线路故障录波装置组1面柜。f、低频低压减载低频低压减载装置组1面柜。g、主变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：主变各侧测控装置各组1面柜。本期#1、#2主变各组2面柜。主变故障录波装置组1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。主变压器电能表本期#1、#2主变的高中低压侧电能表6只，电能数据采集终端1套，组柜1面。h、35/10kV保护、测控、计量多合一装置装置分散就地布置于开关柜。3）过程层设备组柜方案110kV侧合并单元智能终端集成装置布置于智能控制柜内。主变35/10kV侧合并单元智能终端集成装置布置于35/10kV开关柜内。4）网络设备组柜方案站控层Ⅰ、Ⅱ区交换机与公用测控共同组1面柜，置于二次设备室内。过程层中心交换机与110kV分段保护测控柜共同组柜。35kV/10kV站控层交换机分散布置在各母线设备开关柜内。5）其他二次系统组柜方案通信设备组4面柜。火灾报警系统主机不单独组柜，公用二次设备室内壁挂安装。一体化电源设备组屏9面，其中直流充电屏1面，直流馈线屏2面，直流分馈线屏1面，交流屏2面，UPS电源屏2面，通信电源屏1面。（2）柜体统一要求1）二次设备柜体要求站控层主机及服务器柜采用2260×800×900mm（高×宽×深）屏柜，二次设备屏柜采用2260×800×600mm（高×宽×深）屏柜，通信设备屏柜采用2260×600×600mm（高×宽×深）屏柜。二次设备柜体颜色统一。2）智能控制柜要求智能控制柜尺寸为2000×800×800mm（高×宽×深），柜体颜色统一。智能控制柜采用双层不锈钢结构，内层密闭，夹层通风，柜体的防护等级达到IP55。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。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。5.2.4互感器二次参数选择（1）电流互感器全站110kV、主变压器各侧、35kV及10kV均采用常规电流互感器，二次参数配置详见下表电流互感器二次参数一览表项目\电压等级110kV35kV、10kV主接线单母分段单母线分段台数3台/间隔3台/间隔二次额定电流5A5A准确级主变压器进线：5P/5P/0.2S/0.2S;进线、母联：5P/0.2S；主变压器进线：5P/5P/0.2S/0.2S;主变中性点零序5P/5P；主变中性点间隙5P/5P；出线、分段、电容器及接地变：5P/0.2S；二次绕组数主变压器进线：4进线、母联：2主变压器进线：4出线、分段、电容器及接地变：2主变中性点零序、间隙：2（2）电压互感器全站110kV、35kV及10kV均采用常规电压互感器，二次参数配置详见表电压互感器二次参数一览表项目\电压等级110kV35kV、10kV主接线单母线分段接线单母线分段数量母线：三相线路外侧：单相母线：三相准确级母线：0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/6P线路外侧：0.5(3P)/3P母线：0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/3P额定变比母线：110/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1kV线路外侧：110/√3/0.1/√3/0.1kV母线：10（35）/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1/3kV二次绕组数母线：4线路外侧：2母线：45.2.5二次设备的接地、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，能有效的防止电磁干扰入侵。（3）双套保护配置的保护装置的采样、启动和跳闸回路均使用各自独立的光/电缆。（4）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的等电位接地网。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。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。5.2.6光缆/电缆的选择（1）光缆选择1）除线路保护通道专用光纤外，其余采用缓变型多模光纤。2）二次设备室内不同屏柜间二次装置连接采用尾缆，尾缆芯数采用8芯、12芯、24芯。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）跨房间房间光缆宜采用无金属、阻燃、加强芯光缆或铠装光缆，采用槽盒敷设方式。4）就地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，就地控制柜与对时等公用设备的光缆不单独设置。（2）网线的选择二次设备室内通信联系宜采用超五类屏蔽双绞线。（3）电缆的选择电缆选择应符合GB50217的规定。5.3土建部分5.3.1站址总体规划及总布置全站的总体规划除满足工艺要求外，结合自然条件合理布置，以满足城乡规划、生活、文教、卫生、交通等要求。总平面布置按最终规模布置，考虑了扩建的可能性。南庄35kV变电站站址于临县218省道以西、S85岢临高速以南，站址为建设工厂用地，变电站的进站道路设在变电站南侧。拟选站址地势平整，位于负荷中心，出线走廊开阔，站址东侧有临县218省道通过，交通较为方便，以便运输大件设备，地下无采空区。站址在区域构造上处于相对稳定的状态，站址范围内无断裂通过，不存在压煤、压矿等不良地质作用。5.3.1.1站区总平面布置拟采参考通用设计110-A1-2（山西2019版）设计，根据现场条件做局部调整，110kV户外GIS配电装置室布置于变电站南侧，向南出线。10kV、35kV配电装置室布置于站区中部。主变压器位于35kV/10kV配电装置室的南侧，采用户外布置。接地变及电容器成套装置布置于配电综合楼南侧。变电站设置消防泵房及水池布置于站内东侧，设置环形消防运输通道，变电站大门直对主变压器运输道路，满足主变压器等大设备的整体运输。临时过渡方案：升压改造期间为确保用户可靠供电，施工期间拟新建1座35kV移动变电站保持供电。具体方案如下；（1）在站外东侧空地新建35kV移动式变电站1座，由原35kV线路供电。（2）由新建35kV变电站出线至原10kV线路。倒接负荷。（3）拆除原35kV变电站，新建110kV变电站。站区主要经济指标序号指标名称单位数量备注1站区围墙内用地面积hm20.5742折合8.613亩2站区围墙长度m3053站内道路面积m28704场地方砖硬化m230556站区总建筑面积m2532.357站外给水管线长度m5005.3.1.2进站道路进站道路从站区南侧围墙接入，站外通往主路的道路按宽4.0m进行设计，路基宽度为6m，混凝土路面厚220mm，采用郊区公路型，长约120m，进站道路与引接处转弯半径不小于9m。5.3.1.3竖向布置由于现有站区标高为1074.6m，低于路面标高1075m，故在现有站区标高基础上整体填方1m，竖向布置采用平坡式设计，满足站内排水需求，主要建筑物室内外高差为0.30m。5.3.1.4管沟布置站区内电缆沟、上下水管、油管布置时按照沿着道路、建构筑物平行的原则，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，进行设计。站区电缆沟一般选用钢筋混凝土槽形底板煤矸石烧结砖砌沟壁，且沟壁高出地面0.10m；过道路处采用现浇钢筋混凝土电缆沟。沟底部纵向坡度为0.5%，并通过排水管引入排水系统。电缆沟盖板采用平铺外盖式钢筋混凝土预制盖板。5.3.1.5站内道路及场地处理1）站内道路站内道路采用城市型混凝土路面，沿主变场地布置，设置简洁，满足电气设备运输及检修、消防要求，按宽4.0m进行设计，主变运输道路转弯半径9m，其余转弯半径不小于6m，站内路面低于路牙顶面100mm。2）配电装置场地处理整个站区除道路、综合配电室及设备基础所占场地外均采用方砖硬化。5.3.1.6围墙、大门按《变电站总布置设计技术规程》(DL／T5056—1996)，本站采用2.3m高砖砌围墙，伸缩缝间距为18m；围墙外设置1.0m宽散水。在进站大门入口处右侧设置标识墙，大门采用单向电动推拉不锈钢成品推拉门。5.3.1.7抗震设防根据《建筑抗震设计规范》临县地区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g（第三组）。本工程为浅基础，可不考虑地下水的影响。5.3.1.8地址概况根据外业钻探、原位测试及室内土工试验结果，本次勘探深度范围内场地地基土自上而下可分为三层，现依层序自上而下分述如下：第①层：杂填土（Q4ml）杂色，稍湿，稍密，主要成分为粉土、砖块及生活垃圾等。第②层：粉土（Q4al+pl）褐黄色，稍湿-湿，稍密，干强度低，韧性低，无光泽，摇振反应中等，见铁猛质氧化物。标准贯入试验实测锤击数N介于9-12击，平均10.8击。第③层：卵石（Q4al+pl）杂色，湿，中密，磨圆度一般，分选性一般，砂类土充填。动力触探试验实测锤击数N介于18-27击，平均21.4击。本次勘察所有钻孔均未揭穿该层。各土层室内试验结果详见附件1；标贯试验指标及各土层接触组合关系详见工程地质剖面图、钻孔柱状图、探井柱状图。拟建建筑物地基土层厚度、层底埋深、层底标高统计结果详见表3.4.1。表3.4.1拟建场地地基土厚度、层底标高、层底埋深统计结果表地层编号岩土名称项次层厚(m)层底深度(m)层底高程(m)地层编号岩土名称项次层厚(m)层底深度(m)层底高程(m)①杂填土统计个数888①杂填土最大值0.500.5099.51①杂填土最小值0.500.5099.00①杂填土平均值0.500.5099.25①杂填土推荐值0.500.5099.25①杂填土变异系数0.0000.0000.002②粉土统计个数888②粉土最大值4.204.7095.60②粉土最小值3.804.3094.90②粉土平均值4.034.5395.23②粉土推荐值4.034.5395.23②粉土变异系数0.0320.0280.003③卵石统计个数888③卵石最大值15.5020.0090.00③卵石最小值5.3010.0079.50③卵石平均值7.9812.5087.25③卵石推荐值7.9812.5087.25③卵石变异系数0.5790.3700.053注：参与统计勘探点为全部钻孔。5.3.1.9不良地质作用及不利埋藏物根据区域地质资料，场地无全新活动断裂通过，场地内及周边无影响场地稳定性及工程安全的岩溶、滑坡、危岩和崩塌、泥石流、采空区、地面沉降等不良地质作用。亦不存在河道、沟滨、防空洞等不利埋藏物。5.3.1.10场地地下水本次勘探深度范围内揭露场地地下水类型为潜水，主要受大气降水及湫水河侧向补给。勘探期间测得各孔稳定水位在地面下8-8.3m，标高91.2-91.9m。水位季节性变化幅度约1.0m5.3.1.11地基处理根据场地工程地质条件、建筑物特点及周围环境条件，结合以上地基分析，从安全可靠、经济合理、技术可行、施工难度及周期等方面综合考虑，拟建各建构筑物均采用换填垫层法进行地基处理，换填材料为级配碎石，分层回填夯实至设计标高，换填后压实系数不小于0.97，处理深度基底下0.5m；范围为房屋外墙轴线及设备基础外扩1.0m。采用放坡开挖，高宽比以1:0.75为宜，可按现场具体情况和当地施工经验确定。5.3.2建筑规模及结构设想全站生产建筑为10kV、35kV配电室。拆除原站东侧供电所，新建生产用房1000m2，满足供电和其他附属使用。5.3.3室外构筑物1)主变压器基础、支架基础，均采用块式混凝土现浇。2)独立避雷针，高度25m，钢管结构。采用大块式钢筋混凝土基础。3)事故储油井为地下式钢筋混凝土圆筒结构，有效容积30m3。事故油池建设标准为丙级，保证发生事故时，油体不会泄露，不会污染环境。5)综合配电室为钢筋混凝土框架结构。6)钢结构构件防腐处理。所有钢构件均采用热浸镀锌防腐，钢构支架尽量采用螺栓连接，避免现场焊接。不能镀锌处理或现场安装时局部焊缝及镀锌破坏处，均采用环氧富锌漆补刷，底漆和面漆各两道。（2）基础站内主要建（构）筑物基础如下表编号名称基础型式基础埋深135kV及10kV配电室钢筋混凝土独立基础2.0m2110kVGIS基础及架构基础钢筋混凝土筏板基础2.0m3主变基础大块式钢筋混凝土基础2.0m4设备基础钢筋混凝土基础1.5m5事故油池地下钢筋混凝土箱式基础5.4给排水系统5.4.1给水系统本变电站为有人值班无人值守，平时站区人员较少，仅为生活用水和消防水池用水，用水需求量较少，解决用水方式建议如下：1)可采用引水的方式满足变电站日常生活用水需求，站址水源由附近村庄给水管网引入，考虑DN100钢管500m接入站内，站内设阀门井1座，水表井1座，地下室消火栓井2座从经济和可行性方面综合考虑可在站区设2m3不锈钢生活水箱1个，采取引水方式满足变电站生产生活的需要，建议在初设阶段前与当地水利部门及其他相关部门联系，取得站址引水的相关许可文件或协议。5.4.2排水系统本工程排水系统包括站区雨水及主变压器事故油池排水。雨水经雨水口、雨水检查井流至站区雨水管网，最终排入站区东侧排水系统，考虑DN300双壁波纹管400m，
投标 / 标书制作要点（原创）
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