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110kV变电站增容工程 可行性研究报告
工程名称： 110kV变电站增容工程
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目 录
1 概述
2工程建设必要性 3 站址选择 4 电气一次部分 5电气二次部分 6通信部分 7土建部分 8线路部分 9技经部分 10 结论
附件1 hb省电力公司文件冀电发展[2006]109号《关于开展hb晋州
冻光等110千伏输变电工程前期工作的批复》
附件2 市国土资源局《关于 110kV变电站站址土地性质的证明》 附件3 市国土资源局《关于 市供电局基建工程用地指标的承诺》 附件4 市建设局《关于 110kV变电站建设项目列入建设规划的承
诺》
附件5 站址所在乡、村委会《关于 110千伏变电站工程建设征
用土地的承诺》
附图1 路径方案图 附图2 方案一电气主接线图 附图3 方案一总平面布置图 附图4 方案二电气主接线图 附图5 方案二总平面布置图
110kV变电站增容工程可研报告
1 概 述
1.1 设计依据
(1) hb省电力公司文件冀电发展[2006]109号《关于开展hb晋州冻光等110千伏输变电工程前期工作的批复》
(2) 《hb省南网“十一五”电力发展规划及2020远景目标》 (3) 《220kV输变电项目可行性研究内容深度规定》（试行） (4) SDJ 161-85 电力系统设计规程 (5) DL 755-2001 电力系统安全稳定导则
(6) GB14285-93 继电保护和安全自动装置技术规程 (7) DL 5003-91 电力系统电网调度自动化设计技术规程 (8) 电力系统光缆通信工程可行性研究内容深度规定 (9) GB 50060-92 35~110kV变电所设计技术规程 (10) DL/T 5103-1999 35kV~110kV无人值班变电所设计规程 (11) DL/T 5092-1999 110~500kV架空送电线路设计技术规程
(12 )国家经济贸易委员会2002年发布的《电力建设工程概算定额》2001年修订本 (13) 电力规划设计总院《火电、送电、变电工程限额设计参考造价指标》（2003年水平） 1.2 工程概况 1.2.1 变电站现状
变电站位于市区东部，投运于1979年7月，原有主变一台，容量31.5MVA，1992年增容2＃31.5MVA主变一台。现有主变容量2×31.5MVA，110KV进线两回，分别由东田和常山220KV站供电，110KV接线为单母线双刀闸分段；35KV为单母线开关分段，35KV出线8回，其中 东方热电、新化公司为发电并网线路；10KV采用单母线开关分段，现供市区10KV配电线路10条。变电站所在地污秽等级Ⅳ级。
站始建于上世纪70年代，站内地平已低于市区道路32CM，不能满足防汛排水要求，需将站内地平整体升高50CM。 1.2.2 本期改造内容 1.2.2.1 站内改造
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将两台31.5MVA主变增容为两台50MVA主变。 1.2.2.2 线路改造
A、更换田新110kV线路8＃至24＃杆LGJ-185导线为LGJ-240导线，更换部分腐蚀严重的杆塔，24＃至44＃杆穿越居民区的线路走经改到市区规划道路侧。
B、常新110kV线路更换杆塔及导线。将常新T接点至 站LGJ－185导线更换为LGJ-240导线，并更换锈蚀严重的杆塔。 1.3 设计水平年
110kV变电站增容工程建设期为2007-2008年，计划2008年投产，设计水平年取2008年。 1.4 主要设计原则
遵循电力发展规划，结合本工程项目建设要求，满足设计规程规范要求，按时、高质量完成设计，保证工程按计划投产。 1.4.1电源侧
常新线（181）现为LFP-941A保护，已招标要改造，不再列入本工程；田新一线（179）现为LFP-941D保护，需要改造，上1面110kV线路保护屏，列入本次工程。 1.4.1.3 土建
根据电气一次设计要求做相应出线间隔设计。 1.4.2 站内 （2个方案）
1.4.2.1 方案1：迁址新建，执行典设A-3方案。
A、电气一次：
布置方案：由于该站址位于四级污秽区，因此布置方案按四级污秽区考虑，主变在室外，110kV的GIS设备放在室外房顶，35kV、10kV在室内布置。
主变终期容量3X50MVA，采用有载调压变压器,变电所电压等级为110/35/10kV，本期2X50MVA。
110kV接线：本期进线2回，为内桥；终期进线3回，为内桥+线路变压器组。 35kV接线：本期出线8回，单母线分段（含3回并网线）。终期出线12回，单母三分段。
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10kV接线：本期出线16回，单母线分段。终期出线24回，单母三分段。 无功补偿：本期为2X（3006+5010）kvar。终期为3X（3006+5010）kvar。 B、电气二次：
采用微机综合自动化系统，按无人值班站设计。监控主机为单机配置，远动主机为双机配置。设置的微机五防系统一套。遥视系统一套。
站用交流系统单母线接线。直流系统由2套高频开关电源和2组200Ah、2V单体阀控铅酸免维护蓄电池构成，单母分段接线，含通信DC/DC模块。
C、土建
站址位于 市区内西北部，站邻京新大街。站址用地为非基本农田，地势平坦、开阔，地势平坦，交通便利。
该站执行典型设计A-3方案，35kV、10kV均室内布置，110kV布置于室外屋顶，主变室外布置，主变之间设防火墙，综合保护室、35kV、10kV配电室、电容器室、接地变室、地下电缆夹层均布置于配电装置楼内，配电装置楼采用钢筋混凝土现浇框架结构。
D、通信
1） 110kV变电站为光纤枢纽站，需增加设备： a） 县调：PCM终端设备（30路）一套；
b） 110kV变电站：PCM 基群设备（30路）一套，SDH光通信设备一套。 2）现有 110kV站--东田220kV站110kV旧线(田新线)线路进行换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kV站--东田220kV站的一条32芯OPGW光缆，线路长度约10.7公里。
3）现有 110kV站—常山220kV站110kV旧线(常新线)线路进行6公里的换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kV站--常山220kV站的一条24芯OPGW光缆，线路长度约6.7公里。
4）现站内 对东田载波已停止使用，拆除载波结合设备共1套。 1.4.1.2方案2：原址增容。
A、电气一次：
接入系统、布置方式均不变。
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110kV主接线：原为单母线双刀闸分段，本期改为内桥接线。 35kV接线：不变。 10kV接线： 不变。
无功补偿： 按主变容量的15%。室外密集型7500KVAR。
保留110kV的SF6断路器和部分隔离开关,其他设备均采用新上。 B、电气二次：
与方案一相同，但布置方式需与一次对应。 C、土建
根据电气提资更换相应设备基础及架构。 D、通信
1） 110kV变电站为光纤枢纽站，需增加光口板一块。
2）现有 110kV站--东田220kV站110kV旧线(田新线)线路进行换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kV站--东田220kV站的一条32芯OPGW光缆，线路长度约10.7公里。
3）现有 110kV站—常山220kV站110kV旧线(常新线)线路进行6公里的换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kV站--常山220kV站的一条24芯OPGW光缆，线路长度约6.7公里。
4）现站内 对东田载波已停止使用，拆除载波结合设备共1套。 1.4.3 线路
1.4.3.1 东田220kV站至 110kV线路改造、常山220kV站至 110kV线路 段改造，两条线路均为改造项目，保持原有接入系统方案，不做改变。
1.4.3.2 110kV站110kV侧为东进线。东田220kV站至 110kV线路占用 110kV站南侧间隔，常山220kV站至 110kV线路占用 110kV站中间间隔。 1.5 设计范围
本可行性研究设计范围包括 110kV变电站增容工程、常山- 、东田- 110kV线路改造工程、东田220kV变电站110kV线路保护改造工程。
2 工程建设必要性
2.1 电网现状
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电网结构目前有220KV、110KV、35KV输电网和10KV配电网以及0.4KV供电网络组成。截止2005年底， 电网共有220KV变电站1座，主变2台/240MVA；110KV变电站3座，主变4台/134.5MVA；35KV变电站12座，主变23台/151MVA；用户自备35KV站4座，主变9台/21.9MVA；现有110KV线路3条，其中 110KV站由东田220KV站和常山220KV站双回供电，陶家庄110KV站由东田220KV站单回供电，康兴110KV变电站由常新线路T接供电；35KV线路19条/84.79KM、10KV线路79条824KM，配电变压器22台/254MVA，乡镇、村通电率100%，排灌用电保证率97%，城乡居民生活用电保障率98%，全市用电量5.56亿KWH，电网最高负荷10.5万KW，线损率4.5%（2005年度）。
东田220KV站作为全市主供电源，除担负两个110KV站的供电任务外，还通过两条35KV线路直接向长寿、青同、官庄三座35KV站和啤酒用户站供电； 110KV站现有主变两台，容量2X31.5MVA，担负城东、城南、安家庄35KV站和化肥、卫星用户站的供电，并经两条35KV并网线路与 东方热电相联，发电功率24MW，另有10条配电线路供临近负荷用电；陶家庄110KV站现有主变一台，容量31.5MVA，担负着我市沙河以北的工农业生产供电任务，带有四座35KV站和四条配电线路；康兴110KV站由常山220KV站供电，主变一台，容量40MVA，带邯邰35KV站及10KV负荷，并经康杜35KV线路与杜固35KV站联络。2005年110KV主变容载比1.45，35KV主变容载比1.30。
2．2 电网存在的问题
电网经过三次农村电网建设与改造工程后，电网布局日趋合理，大大缩短了配电供电半径和电网设备状况，提高了电能质量和供电可靠性，但是，随着我市工农业生产的发展及人民生活质量的提高，近几年用电负荷同样增长迅速，对供电可靠性的要求也在不断提高，使得电网建设相对与电力需求日显滞后，部分变电站出现不同程度的过负荷。
1、 电力供应不足。随着工农业生产发展及居民生活用电量的不断增加， 市一直处于缺电限电情况下，2005年上级分配电力指标3.8万KW，而实际负荷已达到10.5万KW，最高潜在负荷达到11.7万KW，2005年全年限电2626路次，其中因主变过负荷限电815路次，拉闸限电频繁，给工农业生产造成了经济损失，制约了全
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市经济发展，也给人民生活带来极大不便。
2、 设备陈旧、可靠性差，影响电网安全运行。 电网自60年代建电以来的承安铺35KV站到现在，经过了四个发展阶段，第二阶段 110KV站投运于1979年，1984－1996年建设了35KV 小型变电站五座，1998年开始的农村电网改造是 电网建设的第四阶段。由于电网设备运行时间较长，现存在一、二次设备陈旧老化、运行方式单一，安全可靠性差等影响电网安全运行的设备隐患，其中 110KV站投运于1979年，主设备已运行27年，现除存在主变容量不足外，还存在110KV开关（SW6-110）超期服役，隔离刀闸锈蚀严重、操作困难，以及二次设备特别是原电磁型继电保护拒动、误动等重大安全隐患；80年代投运的小型简易35KV变电站普遍采用35KV单母线、10KV单母线刀闸分段，直流系统为硅整流电容储能的运行方式，也影响着电网安全运行。
3、 变电设备容量不足、供电能力差。随着我市工农业生产的发展和居民生活水平的提高，特别是农村配电网改造后，农村排灌用电设备新增用电负荷2.5万KW以上，使得部分变电站主变容量严重不足，其中邯邰、杜固、辛岸及 110KV站主变过负荷严重，总体110KV和35KV变电站容载比偏低，供电能力薄弱。
4、 现我市除 110KV站和市区长寿、安家庄两座35KV变电站具备双电源点供电外，陶家庄、康兴110KV站和其它的十座35KV站输电线路均为单回线路供电，陶家庄、康兴站为单主变运行， 满足N—1要求的变电站仅为30.7%，供电可靠性差。
5、 配电线路老化严重。 电网自开始建电至今，除近几年电网改造投入了一定数量的资金用于农村生活用电外，大部分线路由于资金问题，至今尚无进行过改造，几十年的运行时间和超负荷运行，已使得部分线路老化严重，断线事故频发。
6、 10KV配电线路供电能力严重不足。 过去是一个农业大县，乡镇企业欠发达，所以用电负荷中农排和农村生活用电是重要的组成部分，而过去的农业排灌由于水位较浅，取水比较容易，因而人力、畜力在农业排灌中还占主导，因而农业负荷基本上就是农村生活用电负荷，网架建设以此为依据，设计保守，现配电线路采用LJ-35、LGJ-35、LJ-25、LGJ-25导线的线路（含分支）95条，104KM，占全市供电线路的20％，且存在供电半径超过15KM的线路6条。由于近几年高效农业和乡镇企业发展迅速，用电负荷成倍增长，实际用电负荷已达11万KW，所以部分线路的
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供电能力出现严重不足,需新建高压配电线路220KM左右。
7、 农排配变容量不足。 现有农业排灌配变816台，容量57.76MVA，随着国家农业的改变，我市高效农业发展和沙河、木刀沟流域荒地开发，使得农排配电设施供电能力严重不足，另随着地下水位逐年下降，原使用柴油机浇地的排灌面积，也将改为电力排灌，加上农排负荷季节性较强，现有的配变容量在抗旱排灌季节已不能保证用电需要。根据实地调查统计仅农业排灌一项就需新增配变容量75MVA。
8、 无功补偿容量不足。我市现有变电站集中并联补偿容量27000KVAR，10KV线路补偿容量3967KVAR，仅为主变容量的12.3%,在用电高峰季节力率严重偏低，导致线路无功输送增加、电能质量下降，线损增大。
9、 二次设备落后，科技含量低，不能够保证电网安全可靠运行。 电网现有110KV站三座、35KV变电站12座，其中有110KV站一座、35KV站六座为继电保护采用的电磁型设备，且运行时间均已超过20年（ 110KV站26年），操作、控制电源采用硅整流电容储能方式（ 站为直流电池），保护拒动、误动事故时有发生，严重影响着电网安全运行。
10、 通讯及自动化应用水平落后。1998年以前 电网的通讯方式主要采用电力载波和双工电台两种方式，2004年调度与各变电站间开通了光纤通讯，但由于受资金，仅开通了点对点通讯，未能实现自愈环网，在电网日益扩大、自动化程度要求越来越高时，通道建设将关系到主网的安全运行，另外 电网的配网自动化尚未开始。 2．3负荷预测
根据 市统计局提供的《国民经济统计提要》及“十一五”计划和2020年远景目标补充规划等资料，通过对 供电区销售收入500万元以上工业企业调查，结合电网建设和实际供电情况，确定规划年电量及负荷。
2005年度 站最高负荷56MW，最大负荷利用小时5000小时，2006年春季出现短暂过负荷，2005年城东工业园区引进的工业项目奥星药业、hb冷扎辊、富歌药业、五新铸造，在2006年相继投入生产，预计新增用电负荷12MW，根据近二年增长率及利用小时和 供电区工农业生产发展规模预测各水平年电网负荷如下： （单位：
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MW 万KWH） 水平年 2005年（实际） 最大负荷 年供电量 2.4 工程建设必要性
站始建于1976年，于1979年7月投运，110kV、35kV室外布置，10kV室内布置。现有110kV进线两回，分别有东田和常山220kV站供电，正常时东田站为主供电源，常山站热备用，110kV采用单母线双刀闸分段。主变两台，容量2×31.5MVA。35kV出线8回，带城东、城南、彭家庄35kV站，以及正定机场出线、新化公司出线两回、 东方热电并网线两回，主供35kV变电站8座，主变13台、容量73.9MVA。10kV采用单母线开关分段，10kV出线10回，带市区东部工农业生产及居民生活用电。存在的问题有：主变容量不足、设备老化、供电可靠性差（1＃主变为1977年出厂的无载调压主变、111开关为建站初期的少油开关）、二次设备超期服役、110kV结线方式单一、田新110kV线路老化、走廊不合理、常新110kV线路杆塔腐蚀严重等等。
站作为 电网主要枢纽变电站，担负着市区、正定机场、新化公司和东方热电并网回路的供电任务，特别是我市工业园区经济增长的重要任务，连接着陶家庄和康兴110kV站，该站的可靠运行直接影响 电网的安全运行，近期东方热电并网回路故障，将造成主变严重超负荷，直接危及设备安全，故急需进行增容、扩建改造。
55 200 58 30650 65 35500 72 39800 60 34500 65 39800 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 3 迁址新建方案的站址选择
3.1 站址概况
站址方案:位于 市区内西北部。站邻京新大街。站址用地为非基本农田，地势平坦、开阔，地势平坦，交通便利。
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拟建站址 110KV变电站交通位置图
上述站址方案110kV进线为东进。 3.2 站址水文气象条件 3.2.1 水文气象
本区属暖温带半干旱性季风气候区，四季分明，昼暖夜凉，春季干旱少雨，秋季温和凉爽，阴雨较多；冬季寒冷干燥，雨雪稀少。全市多年平均气温12.2℃。极端最低气温-23.6℃（1966年2月23日）；极端最高气温41.6℃（1972年6月16日）。多年平均降雨量468.6mm，年蒸发量1575.2mm。雨量大部分集中在6-9月份，约占全年降雨量的81.8%。年最大降雨量966.4mm（1963年），最小降雨量233.0mm（1965年）。多年平均无霜期190天。年最大冻土深度53cm。
以上资料除特殊注明外，其统计时间均为1955-2003年时间段。 30年一遇10m高10分钟平均最大风速为：25.1m/s 50年一遇10m高10分钟平均最大风速为：25.5m/s 冬季盛行风向为：N、NW 相应风向频率为：8.2% 夏季盛行风向为：S、SE 相应风向频率为：10.2% 最冷月平均最低气温的平均值：-8.8℃ 累年平均雷电日数：26.3d
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市年平均气温12.1℃，年平均降水量460mm，全年无霜期187天左右。 3.2.2 河流水系及洪水
区内有大沙河及磁河（木刀沟）两条主要河流。大沙河发源于山西省灵丘县，
流经阜平、曲阳、行唐，经支流曲河及浩河汇入后穿越本区，向东汇入白洋淀。沙河在 境内全长27.7km，境内流域面积约211km2。磁河（木刀沟）发源于灵寿县的西北部，境内长度约35km，境内流域面积约314km2。上述两条河流均属于大清河水系。其中沙河汇水面积最大，流量最大，河床及河漫滩宽度2-4km。磁河（木刀沟）河床及河漫滩宽约350m。两条河流自西北向东南贯穿全县。
近年来，由于河流上游兴修水库，拦河蓄水，致使上述两条河流成为常年处于干旱状态的季节性河流，甚至全年干枯。
市新建110kV变电站不在兴洪区内，据调查，场址处不存在内涝灾害。 3.2.3 结论
a)50年一遇标准洪水不会对该基地构成威胁。 b)根据调查分析，本基地不存在常年内涝的问题。 3.3 所址地质、矿产资源 3.3.1 地质概况
据区域地质资料， 市位于华北断拗带，冀中拗陷的西端部。与其有关联的主要是hb凹陷。拟建场地位于hb凹陷北部，紧邻保定凹陷。
拟建场址位于保定-hb断裂及无极北断裂。现简介如下： （1）保定-hb断裂
该断裂位于太行山山前断裂中段，全长160公里。走向北东40°，倾向南东，倾角30°-60°。该断裂是由一系列阶梯状分布的东倾正断层组成。评估区位于该断
裂东南5.5km处。
（2）无极北断裂
该断裂呈北西西向展布，倾向北，左旋走滑，长约30km。断裂错断古生界至第三系，并延入上第三系地层中，上第三系底界面落差100m。站址在该断裂东北侧，平面距离约2.0km。
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390114011501160390图1地质构造图0102030km说 明F1-晋获断裂带F2-太行山山前断裂带F3-北席断裂F4-栾城东断裂F5-高阳断裂F6-深泽断裂F7-深县断裂F8-衡水断裂F9-柏乡断裂F10-宁晋断裂F11-新河断裂F12-前磨头断裂F13-护架池断裂F14-献县断裂F15-鸡泽断裂380太行平山山隆灵寿行唐新乐安国博野凹陷饶阳石陷无深泽F6F7家F2正定安平起井陉庄获鹿凹陷起栾城元氏极无极F3低晋县凸F4晋县凹赵县F9深县辛集F8F13380 图 例拟选场址一级构造界线正断层F1赞皇宁晋 束F11F12衡水冀县F2陷凸宁晋F10鹿新河高邑推测正断层不明性质断层临城起柏乡凹3701140115011603703.3.2地震
资料表明，近场区（场址周围25km）没有发生过6级或6级以上地震，但发生过大于4.75级地震4次。
近场区的历史地震活动
编号 发震时刻 年 月 8 5 3 1 日 地理坐标 北纬 东经 38.2° 114.6° 37.9° 114.6° 38.3° 114.4° 震级 烈度 地点 1 1011 2 1528 3 1772 4.75 Ⅵ hb正定 5 5 Ⅵ hb栾城 Ⅵ hb灵寿 11
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4 1909 11 3 38.1° 114.4° 5.5 Ⅶ hb获鹿 对本区最大的地震影响是1966年的邢台地震，地震影响烈度达Ⅵ。
1970年以来，近场区内没有发生ML>5.0级的地震，地震活动以中小地震为主。发生过ML>4.0级地震2次，分别是1971年8月5日行唐4.3级地震和1971年12月27日的灵寿4.3级地震。除此之外，还发生ML2.0-2.9级地震30次，ML3.0-3.9级地震2次。
本区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第二组。
3.3.3区域地壳稳定性
场区位于新生代华北平原拗陷西缘冀中拗陷的hb凹陷中。晋-获断裂为一第四纪活动断裂，对应有深断裂存在。历史上中强地震活跃，现今小震时有发生；太行山山前断裂的一支保定-hb断裂活动至晚更新世。场址在地球物理场方面位于近南北向的太行山重力梯度带和地壳厚度梯度带的东侧，但场区附近重、磁及地壳厚度等值线稀疏不构成异常区，无深部断裂显示。从以上分析可认为本区区域地壳基本稳定。
3.3.4工程地质条件
拟选场址地处太行山东麓平原，位于太行山冲洪积扇中前部，总体地势西北高、东南低，向东南缓倾斜，地形坡度小于1‰。地貌成因属于冲洪积类型。地面标高在72m左右。 3.3.4.1场地地形地貌
拟选场址地处太行山东麓平原，位于太行山冲洪积扇中前部，地势西北高、东南低，向东南缓倾斜。地貌成因属于冲洪积类型。
3.3.4.2 地层简述及物理力学性质指标
根据收集到的工程地质资料，拟选场址第四系厚度550m左右。
0－20.0m深度内地层结构简述如下
场地地层结构表
地层编号 岩性描述 层厚 承载力特征值 12
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岩性名称 (1)耕植土 (2)粉细砂 (2)1粉土 (3)中粗砂 (4)粉质粘土 (5)中粗砂 主要由粉细砂、砂质粘性土组成，含植物根系。松散，稍湿。 黄褐色、褐黄色或灰黄色。稍湿，松散。石英长石质。夹粉质粘土、粉土及中粗砂薄层。 黄褐-褐黄色，土质均匀，含少量云母片，夹粉质粘土薄层。中密，稍湿。 褐黄～灰白色，长石石英质，卵石含量10-20%，局部30%，卵石直径约2cm。中密，稍湿。 黄褐色，含砂砾，中部夹粉土层，可塑-硬塑状态。 褐黄色，长石石英质，含卵砾石，中密。 （m） 0.4 2.9～6.4 0.3～3.2 2.1～5.1 0.6～4.2 1.0～7.4 fak(kPa) 125 150 180 170 200 各层土物理力学指标详见下表： 地层编号 ①层 ②层 ③层 ④层 ⑤层 地层名称 粉土 细砂 中砂 粉土 细砂 含水量(%) 20.7 22.0 天然密度(g/cm) 1.81 1.92 3重力密度 (N/cm) 18.1 19.2 0.817 0.720 3孔隙比 塑性压缩系数-1压缩模量(MPa) 11.6 10.0 15.0 15.7 20.0 指数 （Mpa） 7.8 8.9 0.17 0.16 3.3.5地下水
调查资料表明区域地下水位埋深大于20m，地下水呈逐年下降趋势。由于地下水埋藏较深，可不考虑地下水对建筑的影响。 3.3.6地震效应评价
根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)， 抗震设防烈度为六度，设计基本地震加速度为0.05g，设计地震分组为第二组。
根据附近已有地质资料，场地土类型为中软土，建筑场地类别为Ⅲ类。 本区建筑场地为可进行建设的一般场地。 3.3.7场地稳定性评价
拟选场址无不良地质作用，场地稳定，适宜建筑。
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3.3.8结论及建议
1）拟选场址地形较平坦，无不良地质作用，场地稳定，适宜建筑。 2）可以不考虑地下水对建筑物的影响。场地土无腐蚀性。
3）本区抗震设防烈度为六度，设计基本地震加速度为0.05g，设计地震分组为第二组。场地土为中软土，建筑场地类别为Ⅲ类。
4）勘察场地属抗震一般地段。
5）本区年标准冻结深度可按0.53m考虑。 3.4 环境对变电站建设的要求
拟选所址周围目前没有对电气设备绝缘造成危害的污秽源，所址处在2005年12月hb省电力公司生计处编制的《hb南部电力系统污区分布图》中的四级污秽区内。
所址周边均没有噪声源，本工程变压器等设备采用低噪声设备，其产生的噪声传至变电站围墙处时符合《工业企业噪声控制设计规范》。
变电站内无工业“三废”排放，仅产生少量的生活污水。污水经化粪池排入渗井，不会对土壤、地下水和周围环境造成污染。
所址区场地土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀性。 3.5.占地与周围设施
通过调查了结和查阅我省公布的文物保护单位及其保护范围和建设控制地带，所址不在其控制范围内。
所址区域内没有任何军事设施和重要的通信设施。 3.6 交通运输条件与职工生活
本站拟建站址均位于京新大街旁，交通便利。
从交通运输与职工生活条件来看，所址条件优越，适宜建站。 3.7 环境保护
所址周围目前没有对电气设备绝缘造成危害的污秽源，所址处在2005年12月hb省电力公司生计处编制的《hb南部电力系统污区分布图》中的四级污秽区内。 3.8推荐站址
根据以上分析及电气、线路等专业的相关分析（详见各专业部分），该站址适宜建站。
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4 电气一次部分
（一）方案一 4.1 电气主接线
（1）主变终期容量3X50MVA，采用有载调压变压器,变电所电压等级为110/35/10kV，本期2X50MVA。
（2）110kV终期进线3回，采用扩大内桥接线，本期进线2回。内桥接线。终期采用线路变压器组+内桥接线。
（3）35kV终期出线12回，采用单母线三分段接线，本期出线8回，采用单母线分段接线。加上3回35KV联网线。
（4）10kV终期出线24回，采用单母线分段接线,本期出线16回，采用单母线分段接线；无功补偿容量，终期为3X（3006+5010）kvar，本期为2X（3006+5010）kvar。
(5)各级电压中性点接地方式
主变压器110kV侧中性点采用避雷器加保间隙保护，经隔离开关接地。35kV、10kV侧中性点不接地。 4.3 短路电流计算 额定及短路电流计算
由运行方式查得，东田2020年110kV母线短路电流为10.1kA。
主变压器SFSZ10－50000 / 110 1108×1.25% / 38.5/10.5kv阻抗电压:UdI-II=10.5% ，UdI-III=17.5% ，UdII-III=6.5% ，基准容量Sj=100MVA。 经计算主变各侧额定电流及最大工作电流如下： 110kV侧：额定电流262.4A 最大工作电流275.6A 35kV侧：额定电流749.8A 最大工作电流787.3A 10kV侧：额定电流2749.4A 最大工作电流2886.8A
短路计算按照两条线路带两台主变，35kV侧运行，10kV侧运行，计算结果（按最终容量计算）如下：
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计算结果表
若35kV、10kV并列运行，短路电流过大，对设备不利，故中压及低压侧不可并列运行。 4.4 设备选择
（1）主变压器
选择三相三绕组自冷有载调压变压器； 型号：SFSZ10-50000/110； 容量：50MVA；
电压比：110±8×1.25%/38.5/10.5kV； 接线组别：YN，yno，dll；
阻抗电压：Uk1-2%=10.5，U k1-3%=17.5，U k2-3%=6.5； 容量比：100/100/100；
电压比及阻抗电压应根据实际情况选择。 （2）110kV电气设备 a）110kV断路器
选用六氟化硫全封闭组合电器 额定电压：110kV 额定电流：2000A 额定开断电流：31.5kA 动稳定电流：80kA 热稳定电流：31.5kA 4s b）110kV隔离开关
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选用六氟化硫组合电器， 额定电压：110kV 额定电流：1250A 动稳定电流：80kA 热稳定电流：31.5kA 4s c）电流互感器 选用六氟化硫组合电器 额定电压：110kV
额定电流比：400，600，800/5A （300，400，600/5A） 二次组合：5P/5P/0.5 5P/5P/0.2S d）电压互感器 选用六氟化硫组合电器 准确级：0.2/0.5/3P e）氧化锌避雷器 选用六氟化硫组合电器
技术参数：102/266kV 2ms方波电流：800A 20次 f）线路电容式电压互感器 选用TYD-110型 准确级：3P/3P h）氧化锌避雷器 选用YH10W-102/266型
技术参数：100/260kV 2ms方波电流：800A 20次 （3） 35kV设备
35kV开关柜选用KGN-40.5型固定式开关柜，内配弹簧操作机构的ZN12-40.5真空断路器（主进、分段及电容器柜内选用合资产品），根据短路电流状况选用25kA设备。
（4） 10kV设备
10kV开关柜选用KYN28A-12型中置式手车开关柜，内配弹簧操作机构的
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ZN63A-12真空断路器，根据短路电流状况选用31.5kA设备。
（5） 10kV并联电容器补偿
并联电容器装置选用户内框架散装式成套装置，电容器固体介质选用全膜，电容器组接4.5%干式空芯串联电抗器。电容器、干式串联电抗器、放电线圈、氧化锌避雷器、隔离开关等由厂家成套供货。串联电抗器的阻抗应根据实际工程选择。 4.5 电气总平面布置
为了节约占地和减少投资，变压器室外布置，配电装置及辅助建筑全部布置在一栋综合楼内。现简述如下：
4.5.1 综合楼南北向布置。变压器室布置在楼外西侧，110kv配电装置紧靠主变压器东侧二层布置，其中110kV配电装置采用户外GIS布置在二层，35kV、10kV配电装置及电容器，消弧线圈接地变布置在一层。二次设备室室及辅助建筑布置在一层。在主控制室及35kV、10kV配电室下设有电缆夹层，在110kV配电装置区设有电缆竖井供110kV二次电缆用。
整个布置便于设备间联络及电力电缆进出线，节约电力电缆和控制电缆长度，运行、维护、检修比较方便。
4.5.2 配电装置型式
（1）110kV配电装置采用GIS室外屋顶布置方式。 （2）35kV、10kV配电装置采用高压开关柜单列布置。
（3）电容器及消弧线圈接地变按间隔布置在单独房间内。电容器及消弧线圈室设有起吊装置，便于安装、检修。 4.6 站用电及照明 4.6.1 站用电
变电站装设两台80/10.5/0.4干式变压器站用变压器，站用电额定容量80kVA，两台变压器分别接入10kV母线上和35KV出线上。
站用电为380/220V三相四线制中性点直接接地系统，两台变压器低压侧采用单母线分段接线。采用一台工作一台备用的工作方式，并装设低压备用电源自投。 4.6.2 照明
屋外照明采用投光灯，屋内工作照明采用荧光灯、白炽灯，事故照明采用白炽
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灯。二次设备室、屋内配电装置及主要通道处，应装设事故照明。事故照明电源取自直流屏。当交流电源失去时，事故照明手动投入，开关设在门口处内侧，并应设有明显标志。
电缆夹层及电缆隧道照明采用安全电压24V，灯具选用防爆灯具。 4.7 电缆设施
本站的电缆敷设设计满足 《电力工程电缆设计规范的要求》和《火力发电厂与变电所设计防火规范》的规定。
电缆孔处采用防火堵料封堵，其耐火极限为4h
所有电力电缆均刷有防火涂料， 所有电缆均为防火阻燃电缆
站内电缆隧道与站外电缆隧道联接处设有防火门，电缆孔洞处采用防火堵料加以封堵。
各配电室内设消防用灭火器 （二）方案二 4.1 接入系统方案
根据 站电力负荷发展预测， 站110kV变电站主变容量终期为2×50MVA。电压等级为110/35/10kV。常新线（181）1回，田新线一线（179）1回。
接入系统：常新线（181）1回，田新线一线（179）1回。 变电站电压等级：110/35/10kV。110KV采用有载调压110±8X2.5% 主变：终期2X50MVA；本期2X50MVA,本期上换旧主变(2X31.5MVA) 4.2 电气主接线
110kV接线：高压侧内桥接线.原为单母线双刀闸分段 35kV接线：本期单母线分段。本期8回出线 10kV接线： 本期单母线分段。本期10回出线
无功补偿： 按主变容量的15%。室外密集型7500KVAR 4.4 设备选择
本方案为更换旧有设备改造。110KV的SF6断路器仍保留和部分隔离开关. 其他设备均采用新上。 1） 主变压器
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根据调相调压计算结果，建议主变压器选用高压侧有载调压的非自耦变压器，容量比50/50/50，变比为110±8×1.25％/38.5/10.5kV，阻抗电压采用标准系列，联结组别为YN/yn0/d11。 2）110kV部分 按原断路器参数。 3）35kV设备
断路器：: SF6断路器 额定电流：IH=1600A 开断电流：IK=25KA、31.5KA 电流互感器详见主接线或设备表。
②35KV隔离开关：选用：HGW5 -35 IIW 额定电流：1250A开断电流：31.5KA
4）10kV部分
本工程10kV配电装置采用室内布置方式，XGN2-10型箱式固定柜，断路器采用真空开关，旋转式隔离开关。 4.5配电装置型式
配电装置型式的选择直接影响到工程的建设投资及生产的安全运行。 布置原则：
变电站总平面布置主要考虑了以下原则：
⑴ 节约耕地是我国的一项基本国策，是指导设计工作的方针之一。因此，110kV部分采用了组合架构的布置方式，节省了占地面积。采用室外设备，降低了工程造价。
⑵ 站内有道路，方便所有的设备安装、运输，满足消防及其它要求。 ⑶ 35kV采用室外框架结构的布置方式，结构紧凑，占地面积小。 ⑷ 10kV采用室内开关柜布置，使布置更加紧凑合理，美观大方，安装、运行、维护方便灵活。
竖向布置考虑了以下原则：
⑴ 保证雨水顺利排除不积水，雨水流经具有一定坡度的地面后到路面上排出
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站外。
⑵ 尽量减少土方工程量。 4.6总平面布置
本站拟在原址改建。110kV进线方向为架空东进，35Kv北出架空出线,10kV出线为电缆出线。
110kV、35kV室外，10kV室内。
根据进出线方向110kV配电装置布置于变电站的东侧，2组110kV架构南北方向排开，其西侧为4米宽的主运输马路，并满足防火安全距离的要求，马路西为主变和10kV配电室，主控室布置于其南侧，电容器为室外密集型，放于35kV装置区东侧，10kV配电室西侧为宽4米的马路，北侧为35kV设备区。其三角分别设有避雷针。
在原址上改建,拆除原有设备架构,新建110,35kv架构.10kv配电室更换设备基础.主建筑物不动。
5 电气二次部分 （一）方案一
5.1 变电站综合自动化系统 5.1.1 概述
本站二次采用微机综合自动化系统，按无人值班站设计，取消常规控制屏，实现全计算机监控。综合自动化系统采用分层分布式网络结构，主变保护测控、110kV、公用设备、交直流系统、通信布置在综合保护室内；35kV、10kV保护测控就地布置在开关柜上。计算机监控系统能与站内所有其他具有通信能力的智能设备通信。
全站的二次设备，包括控制、保护、测量、信号、远动等都采用微机装置，各装置通过网络传递信息并实现资源共享。各间隔、综合保护室内设备通过网络线进行联接，监控主机为单机配置，远动主站双机配置，设置在综合保护室。远动主站完成与地调、县调的通信；监控主机除可进行当地操作、显示各种接线图并生成当地报表外，还可与间隔层设备一起完成小电流接地选线、电压无功综合控制等功能。主变三侧电能表和各间隔层单元电能表通过电表的485接口联网后，经过规约转换（或直接）接入综自网，向地调和县调传送需要的电能量。本站不设专用的故障录波器屏，在主变保护机箱内配置故障录波插件，完成简单的故障录波功能，并在监
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控主机上打印。 5.1.2 系统结构和功能
系统分变电站层和间隔层。间隔层按站内一次设备配置，110kV进线不设保护，控制设在主变保护屏上。主变每台设控制保护屏2面，放置于综合保护室内。35kV 、10kV就地布置在开关柜上。主变三侧电能表组屏，3台变设1面屏，放置在综合保护室内。35kV 、10kV各间隔的电能计量设备布置在开关柜上。各间隔设备相对，仅通过站内通信网互联，并同变电站层设备通信。
变电站层即工作站层，由监控主机和远动主站等设备组成。
站内通信网媒体采用屏蔽对称双绞线电缆，以提高传输速率，增加可靠性。 各间隔的断路器等设备，可以在调度端、站内监控主机、和就地三处进行控制，相互之间具有联锁功能，同一时间内只能由一处控制。
就地控制开关实现与站内微机五防闭锁盒配合。 监控系统完成的功能主要包括： a) 实时数据采集和处理
对变电站的运行状态和参数自动定时进行采集，并作必要的预处理。存于实时数据库，供实时画面显示、制表打印及完成各种计算。
b) 限值监视和报警处理
实时监视变电站各类设备的运行参数，当它们发生异常、运行状态发生变更或参数超越设定限值时，应及时发出告警信号，同时进行实时记录，包括事件顺序记录（SOE）、故障报警记录、参数越限报警与记录、电气主设备操作记录、事故追忆等。
c) 画面显示及汉字制表打印（可简化） d) 控制操作
在综合保护室通过监控主机键盘对断路器进行控制操作，也可接收调度端的命令实现断路器的跳合闸。远方/就地转换开关和就地控制开关应分别设置。
e) 与微机保护装置和其它智能设备通信 f) 与地调和县调的通信 g) 对时功能
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h) 在线自诊断功能
系统具有在线自诊断能力，可以诊断出通信通道、计算机外设、I/0模块、电源等故障，并进行报警。
i) 自恢复功能
当出现供电电源故障时，系统能有序地停止工作，当供电电源恢复正常时应具有自动重新启动功能。
j) 就地音响
当站内有人时，可发出事故或预告音响。 k) 10kV母线电压监测
每段AC相装设DT-2/G型电压监测仪1个，镇江泰利丰产品。 5.1.3 主要性能指标
测量值综合误差：≤0.5％ SOE分辨率：≤1ms 实时画面响应时间：≤2s
画面实时数据刷新周期：2-10s可调 系统可用率：≥99.9％
系统负荷率：所有计算机的CPU负荷率在正常状态下，任意30分钟内应小于40％；在电网故障情况下，10秒钟内应小于60％；计算机外存容量应留有50％的余度。
5.1.4 软、硬件配置
1）硬件配置
监控主机、远动主机均采用工业控制级计算机，具体配置如下： 主频：2.4GHz及以上； 内存：512M及以上； 硬盘：80G及以上；
显示器：监控主机配备:21英寸液晶(桌面布置)；
远动主机配备： 17英寸液晶（如需外配）
打印机：监控主机配备1台EPSON LQ-1600KIII+(桌面布置)；
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监控主机配备以太网卡。
监控系统应具有与下列各智能设备接口能力： ——与全电子电能表的接口 ——与智能直流系统的接口； ——与火灾报警及消防系统的接口； ——与视频监视系统的接口。 ——与微机五防系统的接口。 ——预留与其它智能设备的接口。 2）软件配置
操作系统和数据库，包括监控系统软件、监控系统支持软件、监控系统应用软件、数据库工具软件、远动运行软件、VQC软件、小电流接地选线软件等。要求厂家免费维护及升级服务。 5.1.5 不间断电源
监控主机和远动主站采用交、直流两用逆变电源（2kVA）供电。正常时，由交流220V供电，经逆变电源后供给监控主机和远动主站；当交流输入消失时，自动转为由直流220V供电，逆变后供给监控主机和远动主站。从而保证监控主机和远动主站电源的不间断性。 5.1.6 测量和计量
1）测量：站内一般不设常规测量仪表。与调度系统自动化相结合，系统所发远动信息量均应在各功能单元的液晶屏幕及就地监控机的显示器上查看到。
2）计量：选用全电子多功能电能表，110kV电能表采用三相四线表，35kV、10kV采用三相三线表，站用变压器低压侧采用三相四线表。电能表的电流电压回路配线均采用单芯铜导线，电流、电压回路均不小于4mm2。监控系统要求能够接受并转发电能远方终端数据，同时能够在就地监控机的显示器上查看到各计量点数据（单位：kWh）。
5.1.7 静态保护屏接地
根据新1反措要求，所有静态保护屏下方在活动地板下用25×4mm2铜排连通，并经至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排与主接地网在电缆竖井处可靠连接。每
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面保护屏内设25×4mm2铜排，并经100 mm2铜辫与活动地板下铜排连通。
5.1.8交、直流系统的遥测、遥信以常规方式通过电缆接入综自系统，遥信为强电220V空接点开关量输入。 5.2 继电保护和安全自动装置 5.2.1 110kV配电装置保护配置
110kV进线不设保护，110kV桥设充电保护。 5.2.2 主变压器：按主后一体，双主双后原则配置 5.2.2.1主保护：差动保护应采用不同原理。
a) 无制动差流速断保护。
b) 比率制动原理，具有CT断线告警或闭锁功能，闭锁功能由控制字选择，制动侧可用控制字选择，跳主变三侧及桥开关。 5.2.2.2高压侧后备保护：
a) 110kV复合电压闭锁过电流保护：电流取自110kV CT，电压取三侧电压，跳主变三侧及桥开关。
b) 零序电压闭锁零序过电流保护，一段两时限，第一级时限动作跳开各侧断路器，第二级时限留做备用。零序电压方向控制字可选、零序电压是否闭锁零序电流控制字可选。
c) 间隙过电流、过电压保护：设两段两时限，t1段跳并网线，t2段跳主变三侧及桥开关。
d) 过负荷保护：设三个定值，一段启动风扇，二段发信号，三段闭锁有载调压。 5.2.2.3 中压侧后备保护
a) 35kV复合电压闭锁过电流保护：电流取自35kV CT,电压取自35kV母线PT，以第一时限跳35kV分段开关，以第二时限跳35kV主进开关，以第三时限跳主变三侧及桥开关。
b) 35kV母线充电保护：跳本侧主进开关。 c) 过负荷保护：发信号。 5.2.2.4 低压侧后备保护
a) 10kV复合电压闭锁过电流保护：电流取自10kV CT,电压取自10kV母线PT，
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以第一时限跳10kV分段开关，以第二时限跳10kV主进开关，以第三时限跳主变三侧及桥开关。
b) 10kV母线充电保护：跳本侧主进开关。 c) 过负荷保护：发信号。 5.2.2.5非电量保护
a) 本体重瓦斯引入接点，发信号或跳主变三侧及桥开关。 b) 有载调压重瓦斯引入接点，发信号或跳主变三侧及桥开关。 c) 本体轻瓦斯引入接点，发告警信号。 d) 有载调压轻瓦斯引入接点，发信号。 e) 主变压力释放引入接点，发信号。 f) 主变油温过高引入接点，发信号。 g) 主变风冷故障引入接点，发信号。 h) 主变油位异常引入接点，发信号。
i) 非电量保护引入接点均为强电220V开关量输入空接点。 5.2.2.6 其他技术要求
a) 高压侧的复合电压取三侧电压并联，以保证灵敏度，并可采用连接片投退其中任何一侧复合电压。
b) 根据“反措”要求，装置保护出口和方式压板都应用硬压板控制，并用不同颜色进行区分。
c) 本保护直流工作电源为220V，当工作电源消失，保护装置应闭锁跳闸出口，并发出报警信号。
d) 不同保护装置电源应分别经特性空开引入。
e) 保护装置应有足够的输出接点用于跳闸、远动、报警等回路，并留备用接点。 f) 装置的跳闸出口继电器应有自保持，并有监视手段，使用人工复归，出口继电器应为强电220V。 5.2.3 35kV配电装置保护配置
5.2.3.1根据小电流接地系统线路保护的配置原则，35kV线路配置：
a) 三相式带时限电流闭锁电压速断保护。
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b) 三相式定时限过电流保护。
c) 三相一次自动重合闸：手动、远动跳闸不重合。具备重合后加速功能。 d) 低周减载（带滑差闭锁功能）出口跳闸（备用）。 e) 小电流接地选线及零序2段过流保护。
f) 采用完全星形接线，不设单独的零序CT，装置内部合成3I0。 5.2.3.2 35kV分段保护配置：电流速断和过电流保护。
5.2.3.3 35kV并网线路配置：线路纵差保护，普通线路保护作为后备。建议采用光纤纵差保护装置，带有完整的线路后备保护。 5.2.4 10kV配电装置保护配置
根据小电流接地系统线路保护的配置原则，10kV线路配置： a) 三相三段式电流保护。
b) 三相两次自动重合闸：手动、远动掉闸不重合（重合闸次数应能选择）。具备重合后加速功能。
c) 低周减载（带滑差闭锁功能）出口跳闸（备用）。 d) 小电流接地选线及零序2段过流保护。
e) 采用完全星形接线，不设单独的零序CT，装置内部合成3I0。 10kV分段保护配置：电流速断和过电流保护。 5.2.5 并联无功补偿装置保护配置
电容器组保护按照《并联电容器装置设计规程》的要求进行设置。 a) 三相式限时电流速断保护。 b) 三相式过电流保护。 c) 母线过电压保护。
d) PT断线闭锁的母线失压保护。
e) 三次谐波过滤的零序电压保护（开口三角电压）。 电抗器不设保护。 5.2.6 安全自动装置配置 5.2.6.1 110kV备用电源自投
110kV备自投同时具备桥自投和进线互投两种方式，可根据运行方式进行选择。
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5.2.6.2 35kV备用电源自投
设为分段自投方式。主变中压后备保护动作闭锁备自投，开关手跳闭锁备自投。5.2.6.3 10kV备用电源自投
设为分段自投方式。主变低压后备保护动作闭锁备自投，开关手跳闭锁备自投。 5.2.6.4 PT并列
110kV、35kV、10kV分别设置PT并列装置，采用双位置继电器，完成保护、测量电压回路和计量电压回路切换功能。可以手动或自动并列。 5.3系统调度自动化 5.3.1 调度关系
变电站属hb地调和 县调两级调度管理，采用101及部颁CDT规约，可同时通过两种通道传输数据，远动信息分别送往地调和县调，接收并执行地调和县调的下行遥控命令。 5.3.2 模拟量遥测：
5.3.2.1 110kV进线：三相电流，有功功率，无功功率，功率因数。 5.3.2.2 110kV桥：三相电流。
5.3.2.3 110kV PT：三相线电压，相电压。
5.3.2.4 主变35kV侧：三相电流，有功功率，无功功率。 5.3.2.5 主变10kV侧：三相电流，有功功率，无功功率。 5.3.2.6 35kV线路：三相电流，有功功率，无功功率。 5.3.2.7 35kV分段：三相电流。 5.3.2.8 35kV PT：三相线电压。
5.3.2.9 10kV线路：三相电流，有功功率，无功功率。 5.3.2.10 10kV分段：三相电流。
5.3.2.11 10kV电容器：三相电流，无功功率。 5.3.2.12 10kV PT：三相线电压。 5.3.2.13 站用交流：三相母线电压。
5.3.2.14 站用直流：控制母线电压，-48V母线电压。 5.3.2.15 非电量遥测：主变油温，综合保护室温。
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110kV变电站增容工程可研报告
5.3.2.16 主变分头位置（以遥测方式传送）。 5.3.3 电能量采集：（以kWH为单位传送） 5.3.3.1 110kV进线：有功电能、无功电能。 5.3.3.2 主变35kV侧：有功电能、无功电能。 5.3.3.3 主变10kV侧：有功电能、无功电能。 5.3.3.4 35kV线路：有功电能、无功电能。 5.3.3.5 10kV线路：有功电能、无功电能。 5.3.3.6 10kV电容器：无功电能。 5.3.3.7 站用电：有功电能。 5.3.4 遥信
5.3.4.1 全站事故总信号（所有保护动作信号并发总事故信号）。 5.3.4.2 全站总预告信号。 5.3.4.3 全站断路器位置信号。 5.3.4.4 主变各保护动作信号。 5.3.4.5 主变保护装置故障信号。
5.3.4.6 35kV线路保护动作信号，每段并联，发一个信号。 5.3.4.7 10kV线路保护动作信号，每段并联，发一个信号。 5.3.4.8 低周减载动作信号，一轮发一个遥信。 5.3.4.9 10kV电容器保护动作信号。
5.3.4.10 110kV、35kV、10kV PT断线报警信号。
5.3.4.11 PT并列信号，PT 3U0报警信号，各级计量电压消失信号。 5.3.4.12 各级备自投装置动作信号。
5.3.4.13 综自系统各功能单元的装置故障报警信号，电源失电报警信号，站内网络通信中断信号。
5.3.4.14各控制回路断线信号。
5.3.4.15 各控制回路远方控制投入信号。 5.3.4.16 断路器机构告警信号。 5.3.4.17 交流系统失压告警信号。
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110kV变电站增容工程可研报告
5.3.4.18 直流系统告警信号
a) 直流屏交流输入电压异常告警。 b) 直流母线电压异常告警。 c) 直流系统接地告警。 d) 直流系统故障告警。 e) DC/DC模块异常。 f) -48V母线电压异常。 g) –48V馈线故障。 5.3.4.19 保安信号。
5.3.4.20 110kV组合电器设以下遥信：
⑴隔离开关位置； ⑵接地刀闸位置； ⑶SF6低压闭锁告警； ⑷SF6低压告警； ⑸断路器电机超时告警； ⑹隔离开关电机超时告警； ⑺电源失电告警； ⑻各气室SF6压力低告警； 5.3.5 遥控
5.3.5.1 全站所有断路器具备就地和遥控功能，并能转换。 5.3.5.2 主变有载调压分头位置远方升、降、停。 5.3.5.3 在线设置保护定值及修改各种保护的投入与退出。 5.3.5.4 110kV组合电器中隔离开关的就地监控机远控。 5.4遥视系统
为了便于运行管理，保证变电站安全运行，在变电站内设置一套图像监视及安全警卫系统。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。配置原则如下：沿变电站围墙四周设置远红外线探测器或电子栅栏；大门和主控制楼入口处设置摄像头；各配电装置区设置室外摄像头。完成变电站全站安全、防火、
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110kV变电站增容工程可研报告
防盗功能设置。安全警卫系统报警接点信号可远传至集控中心或调度端。监视器按全站最终规模配置，就地摄像头按本期规模配置。视频监控系统接点信号可接入综自系统，并远传。 5.5 微机五防系统
设的微机五防系统1套。五防主机与监控主机通信，从监控主机获得数据并向监控主机提供部分刀闸位置信号，以实现微机五防主机对监控机拉合开关的闭锁；同时监控主机界面中应有与微机五防的通讯状态显示及中断报警；并有接受/不接受微机五防主机闭锁的功能设置, 以供微机五防主机或通讯故障时不影响监控主机的操作。 5.6 低周低压减载
低周低压减载装置单独组屏，按主变配置，取110kV母线电压，装置动作，跳35kV、10kV线路。 5.7 主变过负荷联切
按照变电站终期规模，配置主变过负荷联切屏，采用微机型装置并与监控系统接口。判据为主变高压侧电流（根据主变数量设置），整定时限不小于60min，设置3轮联切。 5.8 交直流系统 5.8.1 站用交流系统
站用交流系统由两台站用变获得380V电源，站变容量为80kVA，分别经电缆引入站用交流屏，设互投功能，单母线接线。设置交流屏2面。 5.8.2 直流系统
采用220V直流电源作为全站各安装单位的控制、保护、信号、安全自动装置等负荷的供电电源。
直流系统由2套高频开关电源和2组200Ah、2V单体阀控铅酸免维护蓄电池构成。高频开关电源N+1备份，由4个10A模块组成。单母线分段接线，动、控母线合一。设置直流屏4面，蓄电池屏4面。
为节约投资，并充分利用蓄电池，将220V通过DC/DC模块转换成-48V，供通信设备使用。DC/DC模块及-48V馈出线组在直流屏上。
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5.9 电源侧改扩建
常山220kV站常新线（181）现为LFP-941A保护，已招标要改造，不再列入本工程；东田220kV站田新一线（179）现为LFP-941D保护，需要改造，上1面110kV线路保护屏，列入本次工程。
（二）方案二
与方案一配置相同，设备数量与一次间隔数保持一致，35kV保护、计量集中组屏布置于主控室内。其他同方案一。
6 通信部分
6.通信部分
（一）方案一：迁址新建 6.1系统通信
6.1.1 110kV变电站为光纤枢纽站，本期需增加设备： c）县调：PCM终端设备（30路）一套；
d） 110kV变电站：PCM 基群设备（30路）一套，SDH光通信设备一套； 6.2电气部分及其它
6.2.1 变电站迁址新建后，采用二次通信合一的高频开关电源，详细内容可见电气二次专业直流系统配置。
6.2.2 变电站通信设备采用直流-48V电源供电；通信配置两路32A三相交流检修工作电源。
6.2.3 变电站迁址新建后，通信设备不设的通信室，与二次设备同房间布置。 6.2.4 变电站增加光/数配线柜、音频配线柜各一面。
6.2.5现有 110kV站--东田220kV站110kV旧线(田新线)线路进行换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kV站--东田220kV站的一条32芯OPGW光缆，线路长度约10.7公里。
6.2.6现有 110kV站—常山220kV站110kV旧线(常新线)线路进行6.7公里的换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kV站--常山220kV站的一条24芯OPGW光缆，线路长度约6.7公里。
6.2.7现站内 对东田载波已停止使用，拆除载波结合设备共1套。
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（二）方案二：原址增容：
6.1 110kV变电站为光纤枢纽站，需增加光口板一块。
6.2 变电站增容后，采用二次通信合一的高频开关电源，详细内容可见电气二次专业直流系统配置。
6.3 变电站通信设备采用直流-48V电源供电；通信配置两路32A三相交流检修工作电源。
6.4现有 110kV站--东田220kV站110kV旧线(田新线)线路进行换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kV站--东田220kV站的一条32芯OPGW光缆，线路长度约10.7公里。
6.5现有 110kV站—常山220kV站110kV旧线(常新线)线路进行6公里的换线换杆改造，线路上原有地调的光缆，本期随线路改造更换 110kV站--常山220kV站的一条24芯OPGW光缆，线路长度约6.7公里。
6.6现站内 对东田载波已停止使用，拆除载波结合设备共1套。
6.7 变电站增加混合配线柜一面， 变电站光口板安装在站内原光端机内。
7 土建部分
（一）方案一
7.1 变电站站区总平面布置与交通运输
本工程设计特点为变压器为室外布置，110kVGIS设备为室外屋顶布置，其它电气设备均设置在配电装置楼内，3台主变压器紧邻配电装置楼西侧布置，由南向北一字排开。两变压器间设防火隔墙，根据变压器型号和规程要求，主变间防火隔墙高度不低于变压器油枕的顶高，其长度应大于变压器储油池两侧各1.0米。站区内无其它附属建筑。主变压器前设运输安装场地，此场地直通变电站大门与站外道路相连。配电装置楼室内外高差为0.30m。
变电站围墙采用2.5米高砖砌实体围墙，大门为封闭实体电动推拉门，为突出体现国家电网公司的企业文化特征，大门入口处应采用国网公司统一的标识墙。围墙上设高压脉冲电网，另加远红外探测器，内外墙装修采用涂料，色彩为国网公司标准色彩并与大门整体和谐。
建筑物周边硬化与相邻道路连通并形成环形车道，变电站进站大门设在西围墙
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南侧，进站道路从站区西侧接至京新大街。本设计建筑面积为2995.4㎡。变电站围墙中心线内占地面积4485㎡，折合6.73市亩，护墙地及进站道路占地面积为285.4㎡，折合0.43市亩，总占地面积4770.4㎡，折合7.16市亩。 7.2 站内建筑物
7.2.1 配电装置楼简介：
配电装置楼一层为35kV、10kV配电室、综合保护室、警卫室、休息室、电容器室、接地变室、检修工具室、备餐间、卫生间等。地下为电缆夹层、消防蓄水池、消防泵房。GIS设备布置在35kV、10kV配电室屋顶并设有电缆竖井。 7.2.2 采光及装修：
建筑物外墙面采用外墙面砖，内墙面采用白色乳胶漆。综合保护室采用抗静电活动地板，警卫室、休息室、备餐间、卫生间、前厅采用地板砖地面，35kV、10kV配电室、电容器室、接地变室、地下室及电缆竖井均采用水泥地面。顶棚除综合保护室采用石膏板吊顶外均采用耐擦洗涂料。入户门选用防盗安全门，有防火要求的门选用防火门，其余门窗为塑钢门窗，底层窗为高窗并加设金属护栏。
建筑物采光以自然采光为主，人工采光为辅。 7.3 结构设计
配电装置楼采用框架结构，填充墙围护，现浇钢筋混凝土楼屋面板，桩基和条基两种基础形式，抗震按6度（0.05g）抗震设防烈度设计，框架的抗震等级为二级。本设计结构的设计基准期为50年。 7.4 采暖通风
除综合保护室及警卫室考虑空调采暖外其它房间均不考虑采暖。配电装置楼通风按自然通风与人工通风相结合，各设备间均装有轴流风机。地下室通风采用人工通风，在地下室内设风机和风管。 7.5 水工及消防部分 7.5.1 站区自然条件
本站四周均为农田，本站址旁边的京新大街有市政供水管网通过，综合考虑本站给水采用市政管网供水。
站内配电装置楼建筑体积大于5000m3，因此配电装置楼需设室内外水消防栓系
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110kV变电站增容工程可研报告
统。
7.5.2 水源和给水方案
本站靠近市区，有接入自来水的条件，设计考虑采用市政管网供水。 站区内生活给水系统包括潜水泵、气压供水设备及室内外给水管网。 站区内消防给水系统包括消防蓄水池、消防水泵、消防给水管网及室内外消火栓。
7.5.2.1 生活给水 7.5.2.1.1 生活用水量
生活用水量包括站内职工生活用水、站区绿化及浇洒道路用水等。 7.5.2.1.2 生活给水系统及设施
在站区内建一水池,水池内设潜水泵，潜水泵与联合泵房内的气压水罐联合形成气压供水设备，将水提升并经沉砂后送入给水管网。潜水泵的启停受气压罐的压力控制。
在站区内均匀的布置室外洒水栓,供站区绿化及浇洒道路使用。
潜水泵：潜水泵暂定为100JC10-3.8型,Q=5m3/h H=1.5MPa,N=7.5KW.潜水泵设置在联合泵房外水池内。
气压水罐型号为：SQL1000。
水泵房：生活气压水罐、消防水泵及其附件集中在泵房内。泵房位于地下室内。 7.5.2.2 消防给水
7.5.2.2.1消防用水量及消防水压
根据《建筑设计防火规范》GBJ16-87及《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-96的规定,室内消防用水量为10L/s, 室外消防用水量为15L/s。
消防水压：按室外消防所需水压计算,根据《建筑设计防火规范》GBJ16-87及《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-96规范要求, 为保证在建筑物最高处保持水的充实水柱不小于10m,消防所需水压约为0.5Mpa。 7.5.2.2.2消防给水及设施
消防给水泵：根据消防需水量及消防水压的要求,选用消防水泵2台,1用1备, 水泵型号为：XBD6/25-100L, Q=25L/S,H=0.6MPa, 配套电机功率为：N=30KW.消防水
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泵可就地控制及控制室控制。
消防蓄水池：根据所区一次消防最大用水量的要求, 消防水池有效容积180m3, 位于地下室内，为钢筋混凝土水池。 水池的进水由给水管网接出的浮球阀控制。
当发生火灾时,启动消防水泵, 消防水泵从水池吸水送至消防给水管网进行灭火。
7.5.3排水系统及防洪
站内排水：站区雨水按有组织排放考虑，站区内设置一定数量的雨水井，站内的雨水先排入雨水井，再经雨水管道排入市政雨水管网，站内不得积水。站内生活污水由下水管道经化粪池排至渗水井。
防洪：根据水文资料，站址处不存在五十年一遇洪水淹没及内涝问题。 考虑站内排水，本站站内设计室外地坪需在自然地坪基础上抬高约0.9米。 7.5.4消防系统
本变电站建筑物耐火等级为二级，火灾危险性分类为丙级。
根据《建筑设计防火规范》GBJ16-87及《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-96等有关规定。站区消防系统包括：（1）水消防系统;（2）化学灭火装置系统。
消防设计采用规范：《火力发电厂与变电所设计防火规范》
《电力设备典型消防规程》 《电力工程电缆设计规范的要求》
7.5.4.1水消防系统
室内消防用水量10L/s,室外消防用水量15L/s，消防水池有效容积180m3, 消防水泵2台,1用1备。
室内消火栓:水充实水柱不小于7m, 消火栓的布置，应保证有两支水的充实水柱同时到达室内任何部位。水带的长度为25m。
室外消火栓:在站区配电装置楼及变压器的周围沿道路均匀的布置室外消火栓, 室外消火栓为地下式消火栓,每个消火栓有1个Dg100mm和1个Dg65mm的栓口,并在消火栓处有明显标志, 室外消火栓间距不大于120m。 7.5.4.2化学消防设施
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在综合保护室、35kV、10kV配电室、电容器室、接地变室及屋顶110kVGIS组合电气等设有精密仪器、设备及表盘等不宜水消防的场所,采用手提式及推车式干粉灭火器。主变压器采用推车式干粉灭火器。电缆夹层及电缆竖井采用悬挂式自动灭火器。
站内灭火设施以化学灭火装置为主，主变部位配设消防砂池、消防铅桶等，消防设施的配置应符合《电力设备典型消防规程》的要求。
主变压器等带油设备设有事故油池。 有防火要求的门窗均为防火门窗。
本站的电缆敷设设计应满足有关规范的要求。电缆孔处采用防火涂料封堵，其耐火极限为4h。建筑物内电缆隧道与室外连接处设有甲级防火门，电缆孔洞处采用防火堵料封堵。 7.5.5消防报警系统
在配电装置楼内设置火灾探测报警系统。在综合保护室设报警器。
所有火灾探测报警系统信号接入县调。 7.6 环境保护
变电站四周均为农田，附近没有污染源。变电站内无工业“三废”排放，仅产生少量的生活污水。污水排入化粪池，经过发酵降阶后可用于绿化，不会对土壤、地下水和周围环境造成破坏。
变电站的带油设备均设有防渗漏的事故油池和储油井，避免对土壤产生污染。110kV变电站产生的电磁辐射在安全范围内，而且变电站的周围无重要的弱电设施，所以本站产生的电磁污染勿需专门考虑。
为减小噪音污染，变压器等设备均选用低噪型；风机出口加设消音器，减小风机的噪声。
变电站的围墙内四周、道路两侧种植常绿阔叶灌木，以美化环境，降低地面温度。绿化费用概算已列支。 （二）方案二
110KV变电站增容工程包括：新上二个110kV进线间隔和相应的桥间隔，新上二台50MVA主变及相应的引线架构、中性点支架；更换所有间隔的设备基础和支
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架；更换10KV配电柜基础,重新做全部电缆沟和端子箱基础，翻修所有站内道路。在原站围墙内能够满足本期增容用地要求，故无须另行征地。在本期工程施工中损坏的地面等构筑物及绿化应按原样修复。 7.1 主建筑物、室外架构及设备支架设备基础：
拆除原10KV配电室地面，重做10KV配电室地面；根据一期地堪资料，本工程的主建筑物基础、所有架构基础、断路器基础、主变基础需做地基处理，处理方案为换填600厚2：8灰土。
110kV进线采用组合架构，主变引线、进线、35KV引线、出线架构采用人字架构,设备支架采用中型布置。
室外架构和设备支架：110KV组合架构采用Φ400等径钢筋砼电杆，其它架构和支架均采用Φ300等径钢筋砼电杆。架构横梁采用方形或倒三角形钢梁，设备支架横梁采用槽钢或角钢横梁。架构和支架的砼电杆基础采用杯口砼基础。所有铁件防腐均采用热镀锌。
设备基础采用C25重力式混凝土或钢筋混凝土基础。 7.2 站内给排水
站内给水：采用原站内供水系统.
站内排水：采用有组织排水，站内雨水先集中到渗井，再由雨水管道接通雨水井和市政雨水管网，站内不得积水。电缆沟内积水排至渗水井。 7.3 消防部分：
站内改建部分消防设施以化学灭火装置为主，主变部位兼配消防砂池。 主变压器等带油设备设有事故油池。
本站的电缆敷设设计满足有关规范的规定。电缆孔处采用防火堵料封堵，其耐火极限为4h。站内电缆沟与站外电缆沟联接处设有防火隔断，电缆孔洞处采用防火堵料加以封堵。
消防设计采用规范：《火力发电厂与变电所设计防火规范》
《电力设备典型消防规范》 《电力工程电缆设计规范的要求》
7.4 环境保护
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变电站四周均为农田，附近没有污染源。本期工程无工业“三废”排放。 变电站的带油设备均设有防渗漏的事故油池和储油井，避免对土壤产生污染。110kV变电站产生的电磁辐射在安全范围内，而且变电站的周围无重要的弱电设施，所以本站产生的电磁污染勿需专门考虑。
变电站改建部分设备区种植草坪，以美化环境，降低地面温度。变电站的围墙内四周、道路两侧种植常绿阔叶灌木。
8.线路部分
8.1 概述 8.1.1 设计范围
1）东田220kV站至 110kV线路改造。 2）常山220kV站至 110kV线路 段改造。 8.1.2 工程概况 8.1.2.1主要技术参数
1）东田220kV站至 110kV线路改造。
线路额定电压： 110 kV
导 线 型 号： LGJ-240/30 钢芯铝绞线
电 缆 型 号 ： YJLW02-1×500mm 110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆 避 雷 线型号： OPGW (32 芯)光缆一根，JLB40-95一根。 线 路 长 度 ： 10.4公里, 其中电缆长度1.2公里。 线路经过地区：为居民区及非居民区。 线路所经地区：平原。 回 路 数 ： 单回
曲折系数 ： 1.50
主要气象条件： 最大设计风速 25m/s，覆冰厚度 5mm。
线路起讫点 ： 线路起点东田220kV变电站，终点为改建 110kV站。 2）常山220kV站至 110kV线路 段改造。
线路额定电压： 110 kV
导 线 型 号： LGJ-240/30 钢芯铝绞线
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电 缆 型 号 ： YJLW02-1×500mm 110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆 避 雷 线型号： OPGW (24 芯)光缆一根，JLB40-95一根。 线 路 长 度 ： 6.2公里, 其中电缆长度1.2公里。 线路经过地区：为居民区及非居民区。 线路所经地区：平原。 回 路 数 ： 单回
曲折系数 ： 1.22
主要气象条件： 最大设计风速 25m/s，覆冰厚度 5mm。
线路起讫点 ： 线路起点常新线108#杆，终点为改建 110kV站 8.1.2.2主要材料消耗量和指标
项 目 直线塔 耐张塔 砼杆 钢杆 合计 导线：LGJ-240/30 电缆YJLW02-1×500 电缆室外终端FM1.123-11/0-123 (电缆截面500) 自承式电缆室外终端 接地线（同轴电缆） VOV-150/150 避雷器YH5WX-102/266W 直接接地箱 JDX-1 保护接地箱 BHX-1 OPGW （24芯） 引入光缆 单位 基 基 基 基 基 吨 米 套 套 米 个 套 套 米 米 数量 28 12 16 23 79 41.3 7200 6 6 200 6 1 2 5350 1500 单位指标 40
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项 目 OPGW （32芯） 引入光缆 导、地线金具 合成绝缘子 铁塔钢材 基础钢材 基础混凝土 钢杆 钢桩基础 8.2 电力系统 8.2.1接入系统方案
单位 米 米 吨 只 吨 吨 M3 吨 吨 数量 9900 2000 430 130.3 75.3 1326 127.6 39 单位指标 两条线路均为改造项目，保持原有接入系统方案，不做改变。 8.2.2线路在系统中的地位和作用
本期改造的东田220kV站至 110kV线路及常山220kV站至 110kV线路 段，都是 市市区电网的主要组成部分，供市区10KV配电 10条，35KV出线8回，带城东、城南35KV变电站及正定机场、新化公司、卫星化工厂、 东方热电用户变电站六座。改造完成后将提高电网运行的安全性、稳定性。 8.2.3 输送容量和导线截面 线路名称 东田220kV站至 110kV线路 常山220kV站至 110kV线路 段 8.3 路径方案 导线截面 LGJ-240/30 YJLW02-1×500 LGJ-240/30 YJLW02-1×500 最大输送容量 116 MVA 108 MVA 116 MVA 108 MVA 41
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8.3.1路径选择原则
根据系统规划和要求、已有线路的路径和地形地貌条件，保证线路运行安全，施工、运输、维护方便，尽量使所选线路路径短、转角少，工程造价合理。考虑系统远景发展规划，兼顾其他出线。充分考虑当地和军事单位对路径方面的意见，满足对各种现有设施的安全距离。 8.3.2变电站进出线情况
110kV站：
110kV站110kV侧为东进线
东田220kV站至 110kV线路占用 110kV站南侧间隔。 常山220kV站至 110kV线路占用 110kV站中间间隔。
新 乐110kV 站
8.3.3路径方案选择
1）东田220kV站至 110kV线路。
田新线路1-34#部分沿旧路径架设，即东田站向西出线到达东田村南时向西南转角，跨过青同公路后设转角转向正南，在内营村西南再设转角向东南方向前进，钻过220KV西田ⅠⅡ线到达东安家庄村西北角转向正东，跨过京广铁路及107国道。34＃以后部分为更改线路路径，从34＃附近设转角向南转，再向西沿 市规划路南侧绿化带向东架设钢杆至扩建 110KV站南侧时改为电缆入地在合适位置穿过居民区钻过 －高速公路，向北前进，到达 110KV站东侧时向西转角进 110KV站南侧间隔。
2）常山220kV站至 110kV线路。
方案一：原常新线转角杆111＃去掉从110＃附近设转角转向东北方向，跨过木
常山 备用
北
东田
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刀沟后设转角与方案二连接。
方案二：常新线路108＃－跨过京石高速部分沿旧路径架设。即在林曲村东设转角向东北方向前进跨过木刀沟到达马头铺乡与北城西村之间时设转角转向西北方向，跨过京石高速后沿 市规划路南侧绿化带向西设转角架设钢杆至扩建 110KV站南侧时改为电缆入地，电缆走径与东田220kV站至 110kV线路相同，最后进 110KV站中间间隔。
方案一较方案二长度减少，与木刀沟交叉角增大，同时也与正定机场的距离增加。因此推荐方案一。
线路走径祥见路径方案图： 方案资料见下表
序号 1 2 3 4 5 项目名称 路径长度（km） 转角次数 曲折系数 地形类型 交通运输 220kV（钻） 35kV 6 主要交叉跨越 10kV 380V 公路 铁路 果园 杆塔数量 东田至 10.4 8 1.50 平原 方便 2 5 20 30 4 1 200米 54 常山至 段 6.2 4 1.22 平原 方便 3 15 25 2 200米 25 7
8.3.4路径协议 路径协议采用面谈后盖章同意方式 序号 1 2 协议单位 接待人 协议内容 同意 同意 市规划局村镇规划管理 科 市武装部 43
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3 市文体局文物保处 同意 8.4主要设计气象条件 8.4.1设计最大风速
根据当地气象台站气象资料,结合已有110kV设计资料及施工、运行经验,最大设计风速按25米/秒。 8.4.2覆冰厚度的确定
据调查hb南网已运行的220kV、110kV线路覆冰厚度均按5mm设计，从未出现覆冰事故，因此本工程线路设计最大覆冰厚度选择5mm。 8.4.3 各计算气象条件数值
本次设计采用典型Ⅳ类气象区数值，详见下表:
气象条件 组合条件 最高气温 最低气温 导地线复冰 最大风速 安装情况 有风 大气过电压 无风 操作过电压 年平均气温 +15 +10 +10 年雷电日数30 8.5导线选择及地线配置 8.5.1导线
根据系统规划，本期切改导线采用标称截面为240mm2钢芯铝绞线。因本工程线
0 15 0 温 度(℃) +40 -20 -5 -5 -10 +15 风速(m/s) 0 0 10 25 10 10 结冰(mm) 5 44
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路地处平原，对导线强度无特殊要求，故本导线采用GB1179-83标准中的LGJ-240/30钢芯铝绞线。
LGJ-240/30机械物理特性见下表
标称截面 铝/钢 （mm2） 铝股x直径+钢股x直径 钢截面（mm2） 铝截面（mm2） 铝钢截面比 总截面（mm2） 外径（mm） 弹性系数（N/mm2） 线膨胀系数（N/mm2） 计算拉断力（N） 最大使用张力（N） 最大使用应力（N/ mm2） 计算重量（kg/km） 安全系数 LGJ-240/30 24x3.6+7x2.4 31.67 244.29 7.714 275.96 21.6 73000 19.6x10-6 75620 25206.7 91.34 922.2 3.0 电缆采用YJLW02-1×500mm 110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆。采用直埋方式敷设，载流量为565A。 8.5.2地线配置
东田－ 地线配置一根OPGW 32 芯光缆一根，配合JLB40-95一根。 常山－ 地线配置一根OPGW 24 芯光缆一根，配合JLB40-95一根。 8.6沿线污秽情况及绝缘配合 8.6.1沿线污秽情况
根据“hb南部电力系统污区分布图”（2005年12月编制）的划分，本工程全线处于Ⅳ级污秽区。
根据《110-500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092-1999 污秽分级标准，Ⅳ级污秽区线路的爬电比距为3.2～3.8cm/kV。
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8.6.2 绝缘配合
根据本工程线路所在地区气象、地理条件，考虑运行经验，确保线路的运行安全，110kV切改线路推荐绝缘配置为：悬垂串、耐张塔跳线串采用单串100kN级合成绝缘子串， 耐张串采用双串100kN级合成绝缘子串。 8.7杆塔和基础 8.7.1杆塔
8.7.1.1 杆塔型式选择
根据沿线地形、地貌，结合设计、加工、运行、施工经验，本工程采用hb地区常用的铁塔型式。 1） Z21 直线砼杆
是110kV线路广泛使用的成熟直线杆型，安全可靠，导线水平排列。
2）单回直线塔 采用110kV ZM（7725系列）及220kV Z1(7811系列)单回路塔，用于LGJ-240导线单回线路。跨越一般公路、高速公路、铁路、电力线、果园等。
3）单回路钢管杆是110kV线路广泛使用的成熟杆型，安全可靠，导线上字型排列，用于一般城镇规划区段。
4） 终端塔110JG3塔身正、侧面坡度相同，刚度大，强度高，承载大，连接可靠，施工、维护方便。用于线路较大转角或终端塔。
5）110JG1、110JG2、110JG3为通用设计塔型，工程中广泛使用，连接可靠，施工、维护方便。 杆塔型式一览表 序号 1 2 3 4 塔名 110 JG1 110 JG2 110 JG3 220 Z1 呼程高（m） 9-18 9-18 9-18 14.7-38.7 水平档距（m） 350 350 350 450 垂直档距（m） 500 500 500 750 转角度数 0-30° 30-60° 60-90° 0° 46
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5 6 7 8 9 110 ZM 110DGZ-18 110DGJ-18 110SGL-15 Z21 12-24 18 18 15 15.6 300 130 130 130 300 450 150 150 150 350 0° 0° 0－90° 0° 0° 8.7.1.2 依据的规程、规范 《110-500kV架空送电线路设计技术规程》（DL/T 5092-1999）；《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》（DL/T 5154-2002）； 8.7.1.3铁塔使用的主要材料
碳素结构钢 ：Q235（GB700-88） 低合金高强度结构钢：Q345（GB/T 1591-94） 螺栓： 4.8级、5.8级（GB5870-86） 铁塔9米以下安装防盗螺栓。
8.7.2 基础： 8.7.2.1工程地质和水文地质概况
(1)地形地貌 本工程线路全线位于 市境内，地势平坦开阔，交通方便。 (2)地层岩性
1）主要以黄土状粉土和细纱为主，黄土类土具有I级非自重湿陷性。
黄土状粉土：褐黄～浅黄色，可塑，fk=130～160 kPa。 细纱 ：褐黄色 fk=130～160 kPa。 2）地下水埋深20m以下，地下水年变幅3m 左右。 3）沿线地震基本烈度7度，不考虑地震对线路的影响。 （3）设计采用的地质参数： 天然容量 17.6～21.0kN/m3. 计算容量 16.0kN/m3. 计算上拔角 20°～26° 容许承载力：130～160 kPa
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8.7.2.2基础设计 1）基础型式
结合地质、水文情况，铁塔采用台阶式刚性基础，跨越木刀沟采用两基灌注桩基础。所有基础按上述参数计算确定。所有塔腿均做C10混凝土基础保护帽。砼杆采用预制底盘、拉盘。钢杆采用钢桩基础或现浇基础。 2）铁塔基础使用的主要材料
1 )基础所用钢材均为普通碳素结构钢Q235（GB700-88）
2 )水泥：选用普通硅酸盐水泥（GB175-1999）或矿渣硅酸盐水泥（GB1344-1999） 现浇钢筋混凝土基础：C20混凝土（用#425水泥）
混凝土保护帽：C10混凝土（用#325水泥） 预制基础：C25混凝土（用#425水泥） 防腐措施：外露钢材全部热镀锌。
8.8电缆构筑物 8.8.1敷设方案
电缆沟从旧 110kV站东围墙向东200m；转角向南至 外环路，长度约为300m；
顶管过外环路，道路 宽度约为40m；过外环路后电缆沟再向南至规划路南绿化带处，长度为600m，规划路处须埋管，长度为50m。
站内采用砖砌电缆沟，站外采用钢混电缆沟。电缆沟内截面尺寸1100(宽)X850
（高）。
8.8.2水文气象资料 8.8.2.1气象气候条件
本区属暖温带半干旱性季风气候，四季分明，昼暖夜凉，春季干旱少雨，秋季温和凉爽，阴雨较多；冬季寒冷干燥，雨雪稀少。全市多年平均气温12.2℃。极端最低气温-23.6℃（1966年2月23日）；极端最高气温41.6℃（1972年6月16日）。多年平均降雨量468.6mm，年蒸发量1575.2mm。雨量大部分集中在6-9月份，约占全年降雨量的81.8%。年最大降雨量966.4mm（1963年），最小降雨量233.0mm（1965年）。多年平均无霜期190天。年最大冻土深度53cm。
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以上资料除特殊注明外，其统计时间均为1955-2003年时间段。 30年一遇10m高10分钟平均最大风速为：25.1m/s 50年一遇10m高10分钟平均最大风速为：25.5m/s 冬季盛行风向为：N、NW 相应风向频率为：8.2% 夏季盛行风向为：S、SE 相应风向频率为：10.2% 最冷月平均最低气温的平均值：-8.8℃ 累年平均雷电日数：26.3d
市年平均气温12.1℃，年平均降水量460mm，全年无霜期187天左右。 8.8.2.2水文
区内有大沙河及磁河（木刀沟）两条主要河流。大沙河发源于山西省灵丘县，流经阜平、曲阳、行唐，经支流曲河及浩河汇入后穿越本区，向东汇入白洋淀。沙河在 境内全长27.7km，境内流域面积约211km2。磁河（木刀沟）发源于灵寿县的西北部，境内长度约35km，境内流域面积约314km2。上述两条河流均属于大清河水系。其中沙河汇水面积最大，流量最大，河床及河漫滩宽度2-4km。磁河（木刀沟）河床及河漫滩宽约350m。两条河流自西北向东南贯穿全县。
近年来，由于河流上游兴修水库，拦河蓄水，致使上述两条河流成为常年处于干旱状态的季节性河流，甚至全年干枯。
市新建110KV变电站不在兴洪区内，据调查，场址处不存在内涝灾害。 8.8.3地质环境条件
据区域地质资料， 市位于华北断拗带，冀中拗陷的西端部。与其有关联的主要是hb凹陷。拟建场地位于hb凹陷北部，紧邻保定凹陷。
距场地较近的断裂为保定-hb断裂及无极北断裂。现简介如下： （1）保定-hb断裂
该断裂位于太行山山前断裂中段，全长160公里。走向北东40°，倾向南东，倾角30°-60°。该断裂是由一系列阶梯状分布的东倾正断层组成。拟建站址位于该
断裂东南6km处。
（2）无极北断裂
该断裂呈北西西向展布，倾向北，左旋走滑，长约30km。断裂错断古生界至第三系，
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并延入上第三系地层中，上第三系底界面落差100m。站址在该断裂东北侧，平面距离约2.5km。
9技经部分
9.1编制原则和依据 9.1.1定额、价格
2002年中华人民共和国国家经济贸易委员会发布的《电力建设工程概算定额》（2001年修订本）。
2002年中华人民共和国国家经济贸易委员会发布的《电力建设工程预算定额》（2001年修订本）《送电线路工程》。
中国电力企业联合会发布的《电力建设工程预算定额》第六册调试定额（2002年修订本）。
电力规划设计总院《火电、送电、变电工程限额设计参考造价指标》（2004年水平）。
国家发展计划委员会 建设部《工程勘察设计收费标准》（2002年修订本）。 主要设备价格按厂家询价计列，其他设备参考限额设计造价指标或近期同类工程的招标价。
安装工程装置性材料预算价格采用《华北地区电力建设工程装置性材料综合预算价格》。
建筑部分根据hb电力建设定额站发布的《hb南部电网电力建设工程2006年第一季度建筑材料预算指导价格>>
送电线路中的主要材料预算价格采用2002年《华北地区电力建设工程装置性材料综合预算价格》。基础钢材、水泥、砂石采用当地信息价。 列入编制年价差的费用
A．冀电定［2002］9号文《关于转发调整电力工程建设火电、送变电
工程定额人工工日单价的通知》进行工资性津贴调整和定额人工工日单价调整。 B．冀电定［2006］8号文《关于发布电力建设工程定额2006年hb省材机费调整系数的通知》调整材机费。
C．通信工程中的OPGW按17000元/km与预算价之差计取价差。
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以上费用只计取税金，列入总表的编制年价差。 6.1.2工程量
根据设计人员提供的工程相关资料。 6.1.3费用标准
中国电力出版社《电力工业基本建设预算管理制度及规定》（2002年版）。 6.2投资估算
本工程项目投资估算的静态投资为2006年价格水平。 （一）方案一
工程项目静态总投资：5979万元 工程项目动态总投资： 6115万元
110KV变电站输变电工程项目汇总估算表 单位；万元 工程名称 110KV变电站迁址新建工程 110KV变电站迁址新建通信工程 110kv变电站OPGW工程 110kv变电站线路工程 合计 （二）方案二 工程项目静态总投资： 43万元 工程项目动态总投资： 4488万元
110KV变电站增容工程项目汇总估算表 单位；万元 工程名称 110KV变电站增容工程 110KV变电站增容通信工程 110KV变电站增容工程OPGW 110KV线路工程 合计 工程静态投资 工程动态投资 2460 37 100 1792 43 2516 38 101 1833 4488 工程静态投资 工程动态投资 4012 75 100 1792 5979 4104 77 101 1833 6115 51
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10 结论
鉴于方案二的如下缺点：站内地平低于市区道路32CM，且无法整体升高，不能满足防汛排水要求；站内空间有限，无法合理展开改造工程；主控室面积严重不足，无法改造，并根据 地区经济发展情况，为满足大型企业和工副业生产及居民生活用电的需要，结合电网发展要求，通过经济技术比较，建议 110kV变电站增容，并推荐建设方案一，即迁址新建。
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