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监理安全检查记录表图号：四川省大渡河沙坪二级水电站建设征地影响电力工程复建施工图设计专题报告综合卷册第一卷总说明书二O一一年一月.成都监理安全检查记录表四川省大渡河沙坪二级水电站建设征地影响电力工程复建施工图设计施工图设计综合卷册第一卷总说明书批准：审核：校核：编写：总目录综合部分第一卷总说明书及附图设备材料汇总表预算书JN-S2011-01S-A01电气部分第一卷平断面定位图及杆塔位明细表JN-S2011-01S-D01第一卷机电安装施工图JN-S2011-01S-D02结构部分第一卷第一册杆型组装图JN-S2011-01S-T0101第二册铁附件加工图JN-S2011-01S-T0102第三册3560JJ1直线塔JN-S2011-01S-T0103第四册3560JJ2直线塔JN-S2011-01S-T0104第五册1DJG2转角塔JN-S2011-01S-T0105第六册1DGJ3转角塔JN-S2011-01S-T0106第二卷第一册基础配置表及基础根开表JN-S2011-01S-T0201第二册基础施工图及杆段加工图JN-S2011-01S-T0202总说明书附图目录目录1总述 ...................................... 错误!未指定书签。
1.1设计依据....................... 错误!未指定书签。
1.2工程概况及建设规模............... 错误!未指定书签。
1.3对初设审查意见的执行情况.......... 错误!未指定书签。
1.4杆塔使用情况.................... 错误!未指定书签。
1.5工程技术特性.................... 错误!未指定书签。
2线路路径................................... 错误!未指定书签。
2.1两端开接点情况.................. 错误!未指定书签。
某110kV变电站新建工程初步设计说明书资料讲课稿预览说明:预览图片所展示的格式为文档的源格式展示,下载源文件没有水印,内容可编辑和复制1 总的部分1.1 概述1.1.1 工程设计的主要依据1）《中华人民共和国土地管理法》、《中华人民共和国节约能源法》、《中华人民共和国环境影响评价法》。
2）《35kV—110kV无人值班变电所设计规程》、《变电所总布置设计技术规程》、《高压配电装置设计技术规范》、《火力发电厂与变电所设计防火规范》、《电力设施抗震设计规范》、《国家电网公司输变电工程初步设计内容深度规定》等。
3）沧州正元化肥有限公司关于本工程的设计委托书。
1.1.2 工程建设规模和设计范围1.1.2.1 工程建设规模电压等级：110kV/10kV。
主变压器：规划规模2×40+63MVA三相、双绕组有载调压变压器，本期建设2×40MVA。
110kV：规划出线2回，单母线三分段方式，本期一次建成，电缆进线。
10kV：规划出线40回，单母线三分段接线方式，本期20回，单母线分段接线方式，电缆进线。
10kV无功补偿：本期每台主变低压侧补偿（3000+5000）kvar，本期建设2×(3000+5000) kvar。
10kV接地补偿：本期每台主变低压侧配置400kVA接地变消弧成套装置，其中消弧线圈容量为315kVA，接地变兼做站用变容量为100kVA；终期安装1台315kVA接地变消弧成套装置。
1.1.2.2设计范围与分工a、我院负责变电站站区围墙以内的生产及辅助生产工艺和建筑设计。
其中各级电压配电装置的电缆引出线设计到站内对外的引出线端子（但不包括引出电缆及终端盒）。
b、站内给排水系统。
c、进站道路。
d、系统继电保护、通信及远动的站内部分。
e、工程概预算部分。
f、列入概算投资，但不包括在本院设计范围的项目：（1）站外市话联络通讯及线路等。
（2）由本类型变电站建设引起的站外系统线路改造工程。
第一章总述1.1概述1.1.1设计依据1）某省电力有限公司文件电计 [200 ] 号《关于委托开展220kV送变电工程等项目可行性研究工作的函》，见附件1。
2）某省电网公司文件电计 [200 ] 号《关于某市110kV变电所扩建工程可行性研究报告的批复》，见附件2。
1.1.2 扩建工程规模1）主变压器：变电所原设计终期建设两台主变压器，一期已建设一台40MV A的主变，本期工程扩建三相三绕组有载调压变压器一台，容量为40MV A，电压等级为110/35/10.5kV三级，以及扩建主变压器三侧进线间隔。
2）110kV部分：变电所原设计终期110kV进线两回，一期工程原有110kV进线一回（某市中心变~某市城北变），为线路变压器组接线，本期110kV进线回路数保持不变，完善110kV母线，更换110kV母线电压互感器，即将原电容式电压互感器换成六氟化硫气体绝缘的电磁式电压互感器。
3）35kV部分：一期建设35kV I、II段母线，本期扩建35kV母线分段间隔和一个P.T间隔；原设计35kV终期出线八回，一期建设六回，本期扩建一回35kV出线间隔（线）。
4）10kV部分：原设计10kV终期出线十六回，一期建设九回，并建设10kV I段母线及分段间隔，本期完善II段母线，扩建一个P.T间隔、一个所变间隔、两个电容器间隔及六个10kV出线间隔（城北小区、前进线、七一、岳湾塘、杨家、北门）。
5）无功补偿：本期扩建10kV并联补偿电容器两组，每组电容器容量2×4200kvar。
1.1.3 设计范围本期工程的设计范围为扩建一台40MV A的主变压器、各级电压出线等相应设备的电气及土建设计，包括相应的继电保护及自动化装置、就地测量及控制设备以及电缆设施等。
1.2所址1.2.1所址概况某市城北110kV变电所位于某市县县城北面约3km，距桂黄一级公路约600m，距县城至水晶岗水电站公路约150m，在某市县的发展规划边缘，交通便利；该变电所一期工程已经按终期建设规模征地，总面积为10525m2，变电所围墙内场地已经按两台主变压器所需面积考虑，且场地已经平整，本期扩建设备在原工程已建设的基础上按一期工程所定尺寸进行布置。
卷册检索号2014GSC-110吉安清江110kV变电站新建工程初步设计总说明书吉安电力勘察设计所有限公司江西省住房和城乡建设厅统一证书编号A2360059392014年12月吉安签署页目录1 总的部分 (6)1.1 概述 (6)1.2 站址概况 (9)1.3 技术原则及存在问题 (12)1.4 主要技术经济指标 (19)2 电力系统 (21)2.1 电力系统概述 (21)2.2 建设规模 (27)3 电气部分 (30)3.1 电气主接线 (30)3.2 短路电流及主要设备选择 (31)3.3 绝缘配合及过电压保护 (33)3.4 电气总平面布置及配电装置 (37)3.5 站用电及照明 (39)防雷接地 (41)防直击雷 (41)接地线和接地极的选用 (41)接地 (42)3.6.4 接地模块 (43)3.7 电缆设施 (44)4 二次系统 (46)4.1 系统继电保护及安全自动装置 (46)4.2 系统调度自动化 (53)4.3 变电站自动化系统 (60)4.4 元件保护 (78)4.5 对相关专业的要求 (81)4.6 交直流一体化电源系统 (82)4.7 其它二次系统 (88)4.8 二次设备组柜及布置 (98)5 土建部分 (101)5.1 站区总布置与交通运输 (101)5.2 建筑 (106)5.3 结构 (111)5.4 给排水 (118)5.5 采暖通风与空气调节 (120)5.6 计算项目及其深度要求 (123)6 消防部分 (123)6.1 概述 (123)6.2 消防措施 (124)6.3 消防给水系统 (126)7 环境保护、水土保持和节能减排 (126)7.1 环境保护 (126)7.2 水土保持 (128)7.3 节能减排综述 (128)8 劳动安全卫生 (131)8.1 概述 (131)8.2 生产过程中可能发生的职业危害及采取的防治措施 (131)9施工条件及大件设备运输方案 (134)9.1 施工条件 (134)9.2 大件设备运输方案 (135)10 主要设备材料清册 (135)11投资分析 (154)工程概况 (154)11.2 编制原则和依据 (155)与典型方案比较 (156)初步设计与可研批复对比 (159)11.5 概算表 (160)附件1、清江110kV变电站设计采用通用设计方案对照表 (1)附件2、清江110kV变电站设计两型一化落实对照表 (2)附件3、清江110kV变电站全寿命周期设计 (9)附件4、清江110kV变电站电气应用国网通用设备表 (12)附件5、110kV 清江变电站智能化方案情况表 (13)附件6、支持性文件一览表 (16)1 总的部分1.1 概述1.1.1 工程设计的主要依据1.1.1.1 工程执行的相关的政策、法规和规章1. 国家电网公司有关全寿命周期管理的相关文件2. 国家电网公司“两型一化”变电站建设设计导则3. 国家电网基建[2008]603号《关于印发国网公司输变电工程抗震设计要点的通知》4. 国家电网公司基建[2008]964号《关于进一步加强变电站电缆防火设计和建设工作的通知》5. 国家电网公司十八项电网重大反事故措施、国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求6. 国家电网公司输变电工程典型设计方案110kV变电站分册7. 国家电网公司输变电工程通用设备典型规范8. 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》9. 国家电网科[2010]530号《智能变电站继电保护技术规范》10.国家电网科[2011]12号《协调统一基建类和生产类标准差异条款》1.1.1.2 工程设计有关的规程、规范1. 《电力系统设计技术规程》DL/T 5429-20092. 《电力系统安全稳定导则》DL755-20013. 《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-20064. 《电力系统调度自动化设计技术规程》DL5003-20055. 《变电所总布置设计技术规程》DL/T5056-20076. 《35～110kV高压配电装置设计规范》GB/50060-20087. 《高压配电装置设计技术规程》DL/T5352-20068. 《交流电气装置的过电压、保护和绝缘配合》DL/T620-19979. 《交流电气装置的接地》DL/T621-199710.《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-200511.《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-200412.《并联电容器装置设计规范》GB50227-9513.《变电所建筑结构技术规定》NDGJ96-9214.《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-200615.《电力工程电缆设计规范》GB50217-200716.《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136-200117.《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-200118.《智能变电站技术导则》Q／GDW-383-201019. 《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》Q／GDW393-201020.《高压设备智能化技术导则》Q／GDWZ410-201021.《智能变电站继电保护技术规范》Q／GDW441-20101.1.1.3 政府和上级有关部门批准、核准的文件1.赣电经研规审〔2014〕134号《关于江西吉安清江等3项110kV 输变电工程可行性研究报告的评审意见》（国网江西省电力公司经济技术研究院）2.安福县人民政府等部门关于110kV变电站建设站址的确认函1.1.2 工程建设规模和设计范围1.1.2.1 工程建设规模主变容量：远期3×50MV A（三卷变）本期1×50MV A（三卷变）110kV出线：远期出线4回，本期3回(至五里亭1回、社上水电站1回、瓜畲1回)，备用1回（洋溪1回）35kV出线：远期出线6回，本期3回（至武功山1回、泰山1回、章庄1回），备用3回（至洋溪1回、坳上1回、泰南1回）10kV出线：远期出线30回，本期6回10kV无功补偿：远期3×（4800+3600）kVar本期1×（4800+3600）kVar1.1.2.2 设计范围与分工⑴负责变电站站区围墙以内的生产及辅助生产工艺和建筑设计。
110KV城市终端变电站一次部分初步设计课程设计(论文)题目城市110KV终端变电站一次部分初步设计学院名称电气工程学院指导教师职称教授班级电力学号学生姓名2014年 6 月 26 日目录前言 (1)1变电所原始资料 (2)2变压器的设计 (3)2.1主变压器的选择 (3)2.2所用变压器的选择 (4)3电气主接线的设计 (5)3.1电气主接线方案的确定 (5)3.2110KV侧电气主接线的选择 (6)3.3变电所的无功补偿 (7)4短路电流计算 (9)4.1短路电流计算的目的 (10)4.2短路电流的计算条件 (11)4.3短路电流计算的方法和步骤 (13)4.4短路电流的计算结果表 (14)5电气设备的选择 (15)5.1电气设备的选择原则 (15)5.2 电气设备选择的技术条件 (16)5.3 主要电气设备的选择 (17)5.4 10KV高压开关柜选择 (20)6配电装置的选择 (20)6.1高压配电装置的选择 (21)1.参考文献 (22)2.课程设计的感想 (23)前言变电站是电力系统的重要组成部分，是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用，直接影响整个电力系统的安全经济运行。
电气主接线的设计是变电站设计的首要任务，也是构成电力系统的重要环节。
它的拟定直接关系着全站电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定，是变电站电气部分投资的重要决定因素。
此外，在变电站的设计中，既要求所变电能很好地服务于工业生产，又要切实保证工厂生产和生活的用电的需要，并做好节能工作，就必须达到满足安全、可靠、优质、经济这四点要求.本设计书中所要求的110KV变电站属于高压网络，该地区变电所所涉及方面多，考虑问题多，分析变电所担负的任务及用户负荷等情况，选择所址，利用用户数据进行负荷计算，确定用户无功功率补偿装置。
同时进行各种变压器的选择，从而确定变电站的接线方式，再进行短路电流计算，选择送配电网络及导线，进行短路电流计算。
110KV变电站电气一次部分初步设计说明书第一部分设计说明书第1章原始资料该课题来源于工程实际，建设此变电站是为了满足该地区输变电的需要。
本次设计的变电站高压侧从相距 6.5km 的 PX110kV变电站受电，经过降压后分别以35kV、10kV 两个电压等级输出。
它在系统中起着重要的作用，它是变换电压、汇集和分配电能的电网环节，可以降低输电时电线上的损耗，主要的作用是将高压电降为低压电，经过降压后的电才可接入用户。
1.1 建站规模（1）、变电站类型：待建电站属于110kV 变电工程。
（2）、主变台数及容量：待建DK110kV 变电站主变台数及容量为：本期2×31.5MVA，远景规划： 2× 31.5MVA。
（3）、主变台数及容量：待建DK110kV 变电站主变台数及容量为：本期2×31.5MVA，远景规划： 2× 31.5MVA。
（4）、进出线：待建DK110kV变电站从相距6.5km 的 PX110kV变电站受电，线径 LGJ-240；变电站进出线 ( 全部为架空线 ) ，110kV共 2 回；35kV 共 4 回；10KV 共16回。
（5）负荷情况：待建 DK110kV变电站年负荷增长率为 5%，变电站总负荷考虑五年发展规划。
（6）无功补偿：待建DK110kV变电站无功补偿装置采用电力电容两组，容量为 2×3000kvar 。
（7）建站规模：待建DK110kV变电站所占地面积可采用半高型布置。
1.2 、短路阻抗系统作无穷大电源考虑，归算到本站110kV 侧母线上的阻抗标幺值X1= X 20.06 ， X 00.154 （取 S B100 MVA， E S 1.0 ）。
1.3 、地区环境条件待建 DK110kV变电站所在地区年最高气温35℃，年最低气温－ 15℃，年平均气温 15℃。
第 2 章电气主接线设计电力系统是由发电厂、变电站、线路和用户组成。
110kV变电站初步设计典型方案第一章统资料及变电站负荷情况第一节变电站型式及负荷该站为降压变电站，电压等级为110/35/10KV。
以110KV双回路与56km 外的系统相连，一回作为主电源供电，另一回作为备用联络电源供电，使该站得到可靠稳定供电电源。
系统在最大运行方式下其容量为3500MV A，其电抗为0.455；在最小运行方式下其容量为2800MV A，其电抗为0.448。
（以系统容量及电压为基准的标么值），系统以水容量为主。
1、35KV 负荷 35KV出线四回、容量为35.3MVA，其中一类负荷两回，容量为25MVA ；二类负荷两回，容量为10.3MVA。
2、10KV 负荷 10KV出线七回、容量为21.5 MVA，其中一类负荷两回、容量为6.25 MVA，二类负荷三回、容量为11.25MVA；二、三类负荷有一回，容量为4MVA。
3、同时率负荷同时率为85%，线损率为5%,cosψ=0.8。
35KV、10KV负荷情况表第二章电气主接线方案第一节设计原则及基本要求设计原则：变电站电气主接线，应满足供电可靠性，运行灵活，结线简单清晰、操作方便，且基建投资和年运行费用经济。
因此在原始资料基础上进行综合方面因素，经过技术、经济论证比较后方可确定。
一、定各电压等级出线回路根据原始资料，本变电站为降压变电站，以两回110KV线与系统连接，故110KV电压等级为两回出线。
35KV及10KV电压等级分别为4个和7个，由于Ⅰ类负荷的供电可靠性要比Ⅱ、Ⅲ类负荷要高得多，为满足供电可靠性要求，若有一类负荷，应采用双电源或双回路供电，当采用双回路供电时每回路要分接在不同的母线上。
二、确定各母线结线形式1、基本要求1)、可靠性高：断路器检修时能否不影响供电；断路器或母线故障时停电时间尽可能短和不影重要用户的供电；2)、灵活性：调度灵活、操作简便、检修安全、扩建方便；3)、经济性：投资省、占地面积小、电能损耗小。
按以上设计原则和基本要求，35KV、10KV出线均有一类负荷，应设有双电源供电；为了提高供电可靠性、同时节省投资、减少占地面积，110KV 、35KV、10KV母线均采用单母线分段；配电装置用外桥形接线。
110kV变电站新建工程初步设计说明书目录1．总的部分 (1)1.1设计主要依据 (1)1.2工程建设规模和设计范围 (2)1.2.1工程项目名称及划分 (2)1.2.2工程建设规模 (2)1.2.3设计范围及分工 (2)1.3站址状况 (3)1.3.1站址自然条件 (3)1.3.3征地拆迁及设施移改内容 (4)1.3.4工程地质、水文地质和水文气象条件 (4)1.4技术原则及存在问题 (8)1.4.1主要技术原则 (8)1.4.2主要技术方案 (9)1.4.3对可研审查意见的执行情况 (10)1.4.4通用设计、通用设备和通用造价应用情况 (10)1.5主要技术方案和经济指标 (12)2. 电力系统 (13)2.1张家口电力系统概述 (13)2.2张北县电网概述 (15)2.3接入系统方案 (16)2.4对可研阶段的规模和设备参数校核 (16)2.5 建设规模 (17)2.5.1主变规模 (17)2.5.2出线规模 (17)2.5.3无功补偿装置 (17)2.6主要电气参数 (18)2.6.1主变压器容量及台数选择 (18)2.6.2短路电流计算 (18)2.6.3中性点接地方式 (19)2.6.4 35kV弧线圈的补偿容量 (19)2.6.5 10kV接地变容量的选择 (20)3.电气部分 (21)3.1电气主接线 (21)3.1.1建设规模 (21)3.1.2电气主接线方案 (21)3.2.主要电气设备选择 (21)3.2.1主要电气设备选择原则和依据 (21)3.2.2主要电气设备选择结果 (21)3.3绝缘配合及过电压保护 (24)3.3.1 110kV电气设备的绝缘配合 (25)3.3.2 35kV电气设备的绝缘配合 (25)3.3.3 10kV电气设备的绝缘配合 (25)3.3.4 雷过电压保护 (25)3.4 电气总平面布置及配电装置 (26)3.4.1电气总平面布置 (26)3.4.2配电装置 (26)3.5站用电及照明 (26)3.6防雷接地 (27)3.6.1防直击雷保护 (27)3.6.2接地 (27)3.7电缆选择敷设及电缆防火 (28)4.二次系统 (28)4.1系统继电保护及安全自动装置 (28)4.1.1一次系统概况 (28)4.1.2现状和存在的问题 (29)4.1.3系统继电保护配置方案 (29)4.1.4备用电源自动投切装置 (30)4.1.5对相关专业要求 (30)4.2系统调度自动化 (31)4.2.1现状 (31)4.2.2远动系统 (31)4.2.3关口计量系统 (32)4.2.4调度数据网通信接入设备 (32)4.2.5二次系统安全防护示意图 (33)4.4变电站自动化系统 (34)4.4.1管理模式 (34)4.4.2监测、监控范围 (35)4.4.2网络结构 (36)4.4.3配置方案 (36)4.4.4与其他设备接口 (37)4.4.5高级应用 (38)4.5元件保护和自动装置 (39)4.6站用交直流电源系统 (41)4.6.1直流系统 (41)4.6.2交流系统 (43)4.6.3通信电源 (43)4.6.4交流不停电电源UPS系统 (44)4.7其他二次系统 (44)4.7.1全站时钟同步系统 (44)4.7.2非关口计量系统 (44)4.7.3辅助系统 (44)4.7.4光缆选择 (46)4.7.5电流互感器、电压互感器二次参数选择 (46)4.7.6二次设备的接地、防雷、抗干扰 (47)4.8二次设备组柜及布置 (48)4.8.1二次设备室布置方案 (48)4.9 系统通信 (48)4.9.1设计依据： (48)4.9.2通信要求： (48)4.9.3 通信现状与规划 (49)4.9.4系统通信方案 (52)4.9.5．通道组织 (61)4.3.6．通信系统主要设备清册与估算（单位万元） (62)5 土建部分 (63)5.1站区总布置与交通运输 (63)5.1.1站区总体规划和总平面布置 (63)5.1.2站区竖向布置 (65)5.1.4道路及场地处理 (66)5.2建筑 (66)5.2.1主要设计规范 (66)5.2.2建筑设计的范围 (67)5.2.3主要建筑材料 (67)5.2.4大门、围墙 (68)5.3结构部分 (68)5.3.1设计依据 (68)地基土承载力特征值一览表 (69)5.3.2设计原则 (69)5.3.3屋外配电设备支架 (69)5.3.4主要建筑结构 (69)5.3.5地基处理 (69)5.4采暖、通风与空调 (69)5.4.1设计范围 (69)5.4.2设计依据及原始资料 (70)5.4.3气象资料 (70)5.4.4设计形式 (70)5.5给排水 (71)5.5.1概述 (71)5.5.2生活给水系统 (71)5.5.3排水系统 (71)6. 消防部分 (72)6.1设计依据 (72)6.2消防措施 (72)6.2.1消防设计主要原则 (72)6.2.2火灾探测报警系统 (72)6.2.3水消防系统 (72)6.2.4其他灭火系统 (73)7.节能及环保 (74)7.1节能及环保主要原则 (74)7.2节能及环保措施 (74)7.2.1电气部分 (74)7.2.2防止水土流失措施 (75)8.劳动安全卫生 (76)8.1主要依据 (76)8.2防火、防爆 (77)8.3防毒防化学伤害 (77)8.4防电伤、防机械伤和其他伤害 (77)8.5防署、防寒 (77)8.6防噪音 (77)9. 概算部分 (78)9.1概算编制依据 (78)9.2概算编制说明 (78)9.3概算主要指标 (78)1．总的部分1.1设计主要依据（1）冀北电发展〔2015〕113号《国网冀北电力有限公司关于冀北张家口云计算等110 千伏输变电工程可行性研究报告的批复》（2）国家电网公司输变电工程通用设计(2013年版)（3）国家电网公司输变电工程通用设备标准和物资采购标准（4）《国家电网公司输变电工程通用设计110～220kV线路分册》（2011年版）；（5）国家电网公司文件国家电网科[2011]12号“关于印发《协调统一基建类和生产类标准差异条款》的通知”；（6）国家电网公司文件国家电网基建〔2011〕58号“关于印发国家电网公司2011 年新建变电站设计补充规定的通知”；（6）国家电网公司文件国家电网基建〔2011〕539 号《智能变电站优化集成设计建设指导意见》；（7）国家电网公司企业标准Q/GDW441-2010《智能变电站继电保护技术规范》；（8）国家电网公司文件发展规二〔2011〕89号“关于加强智能变电站可研有关工作的通知”。
附件4：110kV变电站工程初步设计文件模板（2012版）河南省电力公司2012年10月初设模板总目录第一部分：设计文件封面及提交的文件清单第二部分：设计说明书模板第三部分：主要设备材料清册第四部分：设计图纸、计算项目要求第五部分：概算书要求第六部分：勘测文件要求附录：设计文件排版规定第一部分：设计文件封面及提交的文件清单××110kV变电站工程初步设计设计说明书（或设备清册、概算书）（送审/收口/××稿）设计单位名称工程设计证书号时间注：工程命名参照基建技术〔２０１０〕３００号《关于开展输变电工程初步设计评审专项治理工作的通知》相关要求如下（×代表汉字， ? 代表数字， [] 中为可选内容）：××???kV输变电工程，示例：信阳东500kV输变电工程。
××???kV变电站（开关站）新建工程，示例：信阳东500kV变电站新建工程。
××???kV变电站[?号]主变扩建工程，示例：信阳东500kV变电站2号主变扩建工程。
××???kV变电站[××]间隔扩建工程，示例：信阳东500kV变电站蓼城间隔扩建工程。
初步设计需要提交的文件清单第一册设计说明书××××（卷册号）第二册主要设备材料清册××××（卷册号）第三册设计图纸第1分册电气部分图纸××××（卷册号）第2分册土建部分图纸××××（卷册号）第四册工程概算书××××（卷册号）第五册站址勘测报告××××（卷册号）注：设计图纸应编制总目录（表式应依据设计单位质量管理体系相关规定）第二部分：设计说明书模板××110kV变电站工程初步设计设计说明书（内审/报审/收口稿）设计单位名称工程设计证书号时间批准：审核：校核：编制：（签字页依据各单位质量体系文件要求执行）初步设计说明书目录第1章总的部分 (1)1.1 概述 (1)1.2 站址概况 (1)1.3 主要技术原则及存在问题 (3)1.4 主要技术经济指标 (5)第2章电力系统 (6)2.1 概述 (7)2.2 建设规模 (7)2.3 主要电气参数 (7)第3章电气部分 (7)3.1 电气主接线 (8)3.2 短路电流计算及主要设备选择 (8)3.3 绝缘配合及过电压保护 (9)3.4 电气总平面布置及配电装置 (9)3.5 站用电及照明 (9)3.6 防雷接地 (9)3.7 电缆设施 (10)第4章二次系统 (10)4.1 系统继电保护及安全自动装置 (10)4.2 系统调度自动化 (11)4.3 系统及站内通信 (12)4.4 变电站自动化系统 (17)4.5 元件保护及自动装置 (18)4.6 站用交直流电源系统 (19)4.7 其它二次系统 (19)4.8 光缆的选择 (20)4.9 二次设备组柜及布置 (20)第5章土建部分 (21)5.1 站区总布置与交通运输 (21)5.2 建筑 (25)5.3 结构 (26)5.4 给排水 (27)5.5 采暖通风与空气调节 (28)第6章消防部分 (29)6.1 概述 (29)6.2 消防措施 (29)6.3 消防给水系统 (30)第7章环境保护、水土保持和节能减排 (30)7.1 环境保护 (30)7.2 水土保持 (30)7.3 节能减排 (31)第8章劳动安全卫生 (31)8.1 说明依据的现行规范、规程、规定。
110kV变电站初步设计报告普雄110kV输变电新建工程初步设计第二卷技术部分第三册变电工程二〇一一年九月普雄110kV输变电新建工程初步设计第二卷技术部分第三册变电工程批准：审核：校核：编写：二〇一一年九月第二卷第三册变电工程目录变电站设计技术 (4)1 概述 (4)1.1 主要设计原则 (4)1.2气象条件 (5)2 建设规模 (6)3.变电站主体专业工程设计 (6)3.1接入系统 (6)3.2电气主接线 (7)3.3 各电压等级配电装置型式及设备选择 (7)3.3.1短路电流计算 (7)1）计算依据及参数 (7)2）计算结果 (7)3.3.2.电气设备选择 (8)3.4 电气总平面 (8)3.5 防雷接地、照明及站用电 (9)3.5.1 过电压保护 (9)3.5.2 防雷 (9)3.5.3 接地 (9)3.5.4 站用电 (9)3.5.5 照明 (9)3.5.6 检修、通风 (10)3.5.7 电缆设施及电缆防火 (10)3.5.8 电气一次设备工程量表 (10)3.6 电气二次 (12)3.6.1．全站控制监测系统（1套） (12)3.6.2．继电保护 (13)3.6.3 调度自动化 (15)1）调度关系 (15)2）远动系统 (16)3）网架现状 (17)4）调度数据网 (17)5）调度端接口 (18)3.6.4．电能量采集管理系统 (18)1）电能计量关口设置 (18)3.6.5 一体化电源系统 (19)3.6.6．微机五防 (20)3.6.7．图像监视及安全警卫系统 (20)（1）安全、防盗监控 (21)（2）设备监视 (21)（3）电网应急指挥及演习 (21)3.6.8火灾探测报警系统 (22)3.6.9设备状态检测 (22)3.6.10设备清单 (22)3.7 站内通信及自动化 (23)3.7.1概述 (23)3.7.2系统通信 (25)3.7.3站内通信 (32)3.7.4设备材料表 (33)3.7.5投资估算 (35)4 节能、抗灾措施分析 (35)（2) 基坑开挖 (37)（3) 塔基排水 (37)5土建部分 (37)5.1概述 (38)5.2站区总布置与交通运输 (38)5.3建筑 (39)5.4结构 (40)5.5采暖、通风 (41)5.6给水、排水 (42)5.7围墙、大门 (43)6 消防 (44)6.1 化学灭火器的配置 (44)6.2 建筑消防 (45)6.3 主变压器消防 (45)普雄110kV输变电新建工程变电站设计1 概述1.1 主要设计原则本工程设计执行现行国家及行业的相关设计规程、规范（技术标准），主要设计技术标准如下：GB50059-92 35—110千伏变电所设计规范GB50060-92 35—110kV高压配电装置设计规范DL/T5056-1996 变电所总布置设计技术规程GB50052-95 供配电系统设计规范GB11022 高压断路器通用技术条件GB311.1 高压输变电设备的绝缘配合GB/T 15544-1995 三相交流系统短路电流计算GB50062-92 电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50229-1996 火力发电厂与变电站设计防火规范GB50217-94 电力工程电缆设计规范GB11032-2000 交流无间隙金属氧化物避雷器GB311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB50062-1992 电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50227-1995 并联电容器装置设计规范GB50260-1996 电力设施抗震设计规范GB50011-2001 建筑物抗震设计规范GBJ 16-1987 建筑设计防火规范（修订本）（2001年版）DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621-1997 交流电气装置的接地DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定DL/T 5147-2001 电力系统安全自动装置设计技术规定DL/T 667-1999 远动设备及系统DL 5103-1999 35kV～110kV无人值班变电所设计规程DL 5134-2002 变电所给水排水设计规程DL/T 5222-2005 导体和电器选择设计技术规程DL/T 5137-2001 电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5044-1995 火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定NDGJ 96-1992 变电所建筑结构设计技术规定建筑、消防、环保等其它现行行业标准1.2气象条件根据本线路调查资料，结合全国典型气象区的划分，确定本工程线路设计用气象条件如下表：2本站110kV侧终期采用单母线接线、35kV终期采用单母线分段接线、10kV终期采用单母线分段接线，建设规模如下：主变容量：最终2×25MVA，采用三相三绕组有载调变压器。
南充北塔110千伏输变电工程北塔110千伏变电站新建工程5、变电站运行管理模式本工程站内设分层分布式计算机监控系统，完成对站内电气设备的控制、测量、信号及远动功能。
变电站自动化系统在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。
监控、保护和直流等设备均采用集中布置在二次设备室方式，10kV部分保护测控装置采用就地分散布置于开关柜上。
6、系统保护按照国家电网公司文件国家电网基建[2011]58号，《关于印发<国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定>的通知》，本站按智能变电站设计，采用数字式保护测控装置。
果州—北塔线路，配置光纤分相电流差动保护。
嘉陵南—北塔线路，配置光纤分相电流差动保护。
龙东线—北塔T接线路，配置距离保护。
7、调度自动化本站监控系统的远动功能具有常规RTU的全部功能，功能及性能指标符合部颁《调度自动化设计技术规程》，信息内容满足《电力系统调度自动化设计技术规程》和《地区电网调度自动化设计技术规程》的要求。
至县调、地调、地备调的通讯口分别要求按两个通讯口配置，即一主一备方式并列运行，实现一发三收功能。
通讯规约按地调、地备调要求设置。
2.2接入系统方案本期北塔110kV接入系统方案为：果州至北塔1回，导线型号LGJ-300mm2，线路长度4.5公里；嘉陵南至北塔1回，导线型号LGJ-300mm2，线路长度9.5公里；河东站至龙女站线路T接北塔1回，导线型号LGJ-300mm2，线路长度2.4公里。
北塔变电站110kV接入系统示意图2.3建设规模2.3.1主变规模1、最终规模：3×50MVA，本期规模2×50MVA有载调压变压器。
2.3.2出线规模1）110kV出线：终期出线4回，本期3回。
2）10kV出线：最终36回，本期24回。
2.4无功补偿装置10kV无功电容补偿：本期2×（4008+6012）kVar；最终3×（4008+6012）kVar。
（2）智能终端及合并单元配置方案采用合并单元智能终端一体化装置，分散布置于配电装置所在间隔就地智能控制柜内。
GIS汇控柜与智能控制柜一体化设计。
110kV智能终端合并单元一体化装置单套配置。
主变保护采用主、后备保护独立配置，主变压器各侧双套配置合并单元、智能终端一体化装置。
主变压器本体配置一套合并单元智能终端一体化装置。
110kV母线合并单元智能终端一体化装置单套配置。
10kV及以下配电装置采用户内开关柜布置，保护测控装置就地下放。
（3）互感器配置方案互感器的配置兼顾技术先进性与经济性，全站按常规互感器配置。
主变压器各侧互感器类型及相关特性一致。
特性关口计量点互感器应满足要求。
3.8系统继电保护及安全自动装置3.8.1.一次系统概况本期北塔变以3回110千伏线路接入系统，分别从果州220千伏变电站出1回110千伏线路至北塔110千伏变电站。
从嘉陵南110kV变电站出1回110千伏线路至北塔110千伏变电站。
1回由现运行的河东～龙女110kV 输电线路“T”接进北塔110kV变电站。
主变：最终3×50MVA，本期2×50MVA。
10kV出线：最终36回，本期24回。
10kV无功补偿：最终3×6012+3×4002kVar，本期2×6012+2×4002kVar。
3.8.2现状和存在的问题对侧果州220kV变电站已投运，为常规综自站，嘉陵南110kV变电站为在建智能站，本期利用预留屏位。
已建成光通信设备。
3.8.3系统继电保护配置方案至220kV果州变电站1回110kV线路配置光纤纵差保护（专用纤芯）。
型号及软件版本与220kV果州变电站侧一致。
本站列至220kV果州变电站数字式光纤纵差保护、测控装置1套，专用纤芯方式。
至110kV嘉陵南变电站1回线路配置光纤纵差保护（专用纤芯）。
型号及软件版本与110kV嘉陵南变电站侧一致。
本站列至110kV嘉陵南变电站数字式光纤纵差保护、测控装置1套，专用纤芯方式。
至河东变至龙女变110kV“T”接线路1回线路配置线路距离保护。
本站列至110kV河龙“T”接线路数字式线路距离保护、测控装置1套。
3.9系统调度自动化3.9.1现状及存在的问题3.9.1.1南充地调系统南充地调主站系统已建成一套系统。
3.9.1.2 南充地调电能量计量系统南充地调电能量计量主站系统已正常投运。
有部分厂站装设了电能量采集装置和电能表。
3.9.2远动系统（一）远动设备配置本期工程采用光纤通信，无载波通信方案。
从整个南充电网来看，北塔110千伏变电站仅为南充电网的一个站点之一，所以本期站内不需要配置程控调度交换机，但需要设置调度电话，并以用户延长线的方式通过光纤通信系统由南充地调的程控调度交换机引入，并配置1套录音电话。
为满足图像监控、故障录波和管理等数据的传输要求，本工程将为北塔110千伏变电站配备汇聚型综合数据网设备一套，交换机以及汇聚型网络路由器各一台，含8个千兆光口、20个千兆电口，2个光模块。
根据相关规程规范及文件要求，通信电源在一体化电源系统中统一考虑，由站用直流电源设置DC/DC模块实现。
根据相关规程规范及文件要求，考虑在通信设备统一安装在主控制室内。
通信传输设备、电源设备、配线设备等安装在一起，设备安装、布线、维护管理等都比较方便、节省，并考虑以后增加屏位数量的需要。
门窗应密封防尘。
配置空调设备，满足设备运行时对环境温度的要求。
（二）远动信息采集变电站的远动信息根据《地区电网调度自动化设计技术规程》和《35kV~110kV无人值班变电站设计规程》的要求采集及组织，经通信光纤传输至南充地调、备调，由南充地调、备调调度。
远动信息应满足调度的要求，与变电站信号相一致。
1）远动信息采集远动信息采取“直采直送”原则，远动通信设备直接从计算机监控系统的测控单元获取远动信息并向调度端传送。
变电站远动通信装置在实现传统主站通信的同时，还能实现与调度系统的无缝对接，完成IEC61850与IEC61970模型的自动映射管理。
2）远动信息内容远动信息内容应满足《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T 5003-2005)、《地区电网调度自动化设计技术规程》(DL/T 5002-2005)和相关调度端及远方监控中心对变电站的监控要求。
a）遥测量：110千伏线路：有功功率、无功功率、三相电流、三相电压、一个线电压；110千伏分段：三相电流，有特殊需要时加采有功、无功功率；110千伏母线：三相相电压、一个线电压、一个频率；主变压器：各侧有功功率、无功功率、三相电流、有功电能量；10千伏线路：三相电流，加采有功、无功功率；10千伏分段：三相电流、有功功率、无功功率；各段母线：三相相电压、一个线电压、零序序电压；所用变高压侧三相电流、三相电压、有功功率；所用变低压侧三相电流、三相电压、线电压；电容器：三相电流、无功电能量、无功功率；直流充电电流；直流充电电压；直流母线电压（并设置越限告警)；直流操作电压；交流电源电压（220V或用遥信发失压信号)；直流电源电压（48V或用遥信发失压信号)；主变温度（上层油温)、绕组温度；b）遥信量：事故总信号。
变电所内所有断路器位置（双位）信号；所有电动隔离开关位置（双位）、接地闸刀位置，主变中性点接地闸刀位置（双位）信号；10kV手车位置（双位）信号；断路器控制回路断线信号、操作机构故障信号；GIS设备告警异常信号；10kV电容器保护动作信号；10kV接地变保护动作信号；10kV母线失电；110kV线路保护及重合闸动作信号；110kV母线保护动作信号；变压器内部故障综合信号，主变电量以及非电量保护信号；主变有载调压分接头位置信号；直流系统接地信号、直流母线电压异常信号、充电装置故障信号、通信电源故障信号；所有保护装置动作信号、装置故障信号、装置通讯中断信号；就地/远方转换开关位置信号；所用电各开关位置、所用电消失、所用电切换信号、UPS异常信号；录波装置异常；远动设备退出告警；消防报警信号，安全防范装置报警信号；电能量采集系统故障信号；视频监控系统异常信号。
c）遥控、遥调：站内各级断路器分、合闸控制；110千伏隔离开关分、合闸控制；主变中性点刀闸；无功补偿装置的投切；有载调压变压器分接头升/降控制；有载调压机构急停。
3）远动信息传输远动通信设备实现与相关调度中心（地调/备调）的数据通信，分别按两个两数两模通讯口配置，主备方式并列运行，实现一发三收功能，专线通信采用DL/T634-5101-2002 规约。
采用数据网方式按照单平面要求接入地区骨干级电力调度数据专网，网络通信采用DL/T634-5104-2002 规约。
满足变电运行及其评价标准。
传输速率≤9600波特，开关量变位传送至RS-485接口时间≤1.5秒。
3.9.4调度数据网接入设备1）调度数据网接入原则变电站一点就近接入相关电力调度数据网，根据四川电力调度数据网接入要求，本期工程将变电站调度自动化信息接入220千伏果州变电站上传至南充地调、备调。
按照单平面要求分网接入地区骨干级电力调度数据专网。
四川电力调度数据网络分层拓扑如图所示：2）调度数据专网通道组织：四川电力调度数据网拓扑结构示意图 乐山自贡 省调 A 南充 省调B核心层 骨干层绵成泸宜资攀花眉广西内达德巴广省调中心南充公司调度数据网通道组织：目前南充公司调度数据网项已建成，变电站信息直接组织到南充地调、备调。
3）接入设备配置在变电站接入节点配置2套调度数据网接入设备，包括路由器、二层交换机等，实现调度数据网络通信功能。
采用VLAN技术和CE-VRF技术，每个VPN接入一台交换机，一台交换机接入变电站路由器。
该设备与 SDH传输设备进行2M对接，要求变电站提供2M通道至四川电力调度数据网骨干节点南充地调。
3.9.6调度端远动系统为接收变电站的信息，地调端系统需增加通道板接口设备，并需修改软件和定义。
当采用常规远动专用通道传输远动信息时，变电站应分别提供一路独立路由的远动通道至南充地调、备调，以DL/T 634.5101-2002(IEC 60870-5-101)协议向南充地调传送远动信息，远动通道的传输速率为1200bps或600bps。
远动通道应具有一定的传输质量，符合ITU有关规定。
当采用电力调度数据网络传输远动信息时，变电站远动数据接入变电站的电力调度数据网络接入设备，该接入设备一点就近接入果州变的调度数据网，以DL/T 634.5104-2002(IEC60870-5-104)协议传输远动信息，远动数据通道的传输速率≥2Mbps。
调度数据网的应用系统主要包括以下内容：变电站计算机监控系统；电能量采集系统。
调度数据网设备与本站的SDH设备采用2M电路对接的方式，将本站信息接入电力调度数据网内。
