金鄉110KV蘇橋輸變電工程可行性研究報告1設計依據、原則及范圍11設計依據山東電網“十二五”規劃及2020年遠景展望山東省電力工業統計資料匯編濟寧金鄉電網“十二五”發展規劃。12設計范圍和設計原則本可研報告按照國家電網公司輸變電工程可行性研究內容深度規定（試行）的要求，在山東電網“十一五”規劃及2020年遠景展望及濟寧及金鄉縣電網“十二五”發展規劃的基礎上，論證110KV蘇橋輸變電工程建設的必要性和建設規模，確定其合理的投產年限，提出接入系統方案、遠景規模和本期規模，提出與本工程相關的系統二次方案，對新建變電站進行工程選站，新建線路提出路徑選擇及工程設想，對站址及路徑方案經技術經濟比較提出推薦意見。并對輸變電項目進行投資估算。13設計水平年本工程計劃2011年10月開工，2012年6月建成投產。設計水平年取2010年。2電力系統一次21電力系統概況211電網現狀金鄉縣位于魯西南平原，地跨東經1167至11630，北緯3454至3540105國道貫穿縣境南北，境內東西最大橫距26KM，南北最大縱距415KM。全縣總面積88646平方公里，耕地面積78萬畝。全縣13個鄉鎮，659個行政村（居委會），人口總數614017萬人，其中城鎮人口96851萬人，農村人口517166萬人。縣域電網有220千伏變電站1座，容量150180MVA；110千伏變電站5座，總容量3575MVA；35千伏變電站15座，總容量26723MVA；其中公司產權的公共變電站共11座，總容量1746MVA。金鄉境內35千伏及以上輸電線路總長度28939KM，其中110KV線路847KM，35KV線路20469KM其中用戶產權597KM；10千伏配電線路1269KM。金鄉電網以220KV緡城變的110KV緡彭線、110KV緡大線，110KV寧緡線，220KV魚臺變的110KV金魚線為主供電源。四座110KV變電站為樞紐，輻射到11座35KV變電站向全縣供電。截止2010年底全縣共有一處220KV變電站，主變容量為330MVA/2臺；境內220KV線路2條86KM；五處110KV變電站，主變總容量為3575MVA/9臺；境內110KV線路6條845KM；110KV金鄉變、彭井變、城西變、園區變為雙電源，110KV大義變為單電源供電；公司直屬35KV變電站11處，主變22臺，1746MVA；用戶35KV變電站5處，主變9臺，9263MVA。全縣35KV線路24條，20469公里；10KV配電線路67條，125623公里。2009年全縣全社會用電量643億KWH；其中網供最大負荷165MW。2010年金鄉縣電網地理接線示意圖詳見附圖1。電網存在的主要問題目前金鄉城區供電任務主要由110KV金鄉變、110KV城西變及35KV城南變承擔。110KV城西變及35KV城南變主供縣城西部、南部區域及魚山鎮、開發區、雞黍鎮北部。縣城東部區域主要為金鄉鎮東部和北部、化雨鄉和王丕鎮北部、高河鄉西部，目前該區域大蒜種植面積較多，臨近魚臺縣大蒜種植面積大幅度增加，大蒜收獲后主要在我縣東部區域進行倉儲、加工，該區域已成為我縣大蒜倉儲、加工、集散中心之一，用電負荷急劇增長。2009年以來新一屆縣委縣政府加大城市建設和招商引資力度，重新規劃將縣城區建設，新農村建設工作全面啟動，縣城東部將作為新農村建設的試點，用電負荷必將有較大增長。同時隨著農民收入提高和家電下鄉政策的實施，該區域的用電量也將出現一定程度增加。目前金鄉縣東部區域供電全部由110KV金鄉變10KV出線提供電源。金鄉變以220KV魚臺變為電源，金魚線主供；110KV緡大線金鄉支線備用；110KV主變兩臺，容量63MVA；35KV出線6條；10KV出線7條，線路總長10944KM，配變容量63131MVA/459臺。10KV線路供電半徑大，線路老化，因隨著縣城區域的不斷擴大金鄉變逐浙被包圍在城市中心，配電線路出線走廊越來越困難。隨著我縣經濟建設步伐的加快，金鄉縣東部地區的用電量增長將會加快，而目前承擔該區域供電的僅有運行已超過30年的金鄉變電站，設備容量及線路狀況已經不能滿足負荷增長的需要，需要建設新的電源點滿足供電需要。212負荷預測蘇橋站所在區域蘇橋村、春秋莊、后臺子、東嶺子等十三個村全部拆遷完畢。規劃有誠信花園、九星花園、春秋社區、高尚社區、莎嶺社區五個居住區；人防、公檢法、銀行、醫院、學校、電力等企事業單位；商貿物流中心及其它服務業。目前九星花園三期已完工，其它商業開發也迅速展開，用電負荷大幅增長。2010年蘇橋變區域內最大負荷272MW，2013年預計最大負荷538MW。附金鄉縣城市規劃圖附圖12。蘇橋變區域網供用電量預測表單位億千瓦時、MW蘇橋變供電范圍2010年2011年2012年2013年2014年2015年“十二五”平均增長率網供最大負荷272312435538607685203網供電量11412616721126330221535KV及近期新增主要負荷情況單位MW序號建設項目項目內容預計投產日期用電負荷一35KV負荷2010年負荷135KV高河變變電站76235KV化雨變變電站79335KV金橋礦變電站75二新增負荷1九星花園住宅201012212東湖國際大酒店酒店201112213高尚社區住宅201112144春秋社區住宅201112145莎嶺社區住宅201112146商貿物流中心商業物流201212217人防中心事業20121228公檢法、農信社事業201212159金宇建材市場商業201212110新醫院、保健院衛生201312411一中、育才中學學校2013121612誠信花園住宅2013121313其它服務20111208新增小計22722工程建設必要性1）滿足用電負荷快速增長的需要目前我縣縣城東部、高河鄉西部、化雨鄉西部及臨近區域主要由運行30年之久的110KV金鄉變供電。近幾年來隨著金鄉縣城區向東部的不斷擴張，蘇橋村周圍十三個村莊全部拆除，規劃建設誠信花園、九星花園兩處；春秋、高尚、莎嶺新農村社區三處，建筑面積47萬平方米；人防中心建筑面積3萬平方米；人民醫院東院建筑面積15萬平方米；一中及育才中學建筑面積16萬平方米；商貿物流多家，下一步蘇橋用電負荷增長速度較快，預計2011年蘇橋站所在區域網供最大負荷約312MW，2013年達538MW，2015年685MW，原有的供電設施已不能滿足負荷增長的需要。2）加強蘇橋發展區域電網網架結構新規劃的蘇橋變計劃供電范圍壽河以東、萊河以西、北至王杰路兩側萬福湖以南地區、南至南外環路以北，供電區域約8KM，這樣西與金鄉變、南與城南變的線路形成手拉手供電，實現城區手拉手供電比率100。隨著金鄉縣城區的不斷發展建設，金鄉變逐浙被包圍在城市中心，金鄉變周圍商居區越來越多，規劃高壓線路走廊越來越狹窄，出線越來越困難，金鄉變向東已沒有出線走廊，目前僅有金魯線、金城I線兩條10KV線路供電。同時城南變沒有了出線間隔并且向蘇橋變區域供電線路較長超出供電半徑，電壓質量較差，所以蘇橋變計劃供電區域位置已經是供電發展的瓶頸區域。2010年開始,人防指揮中心、公檢法、體育中心、學校、醫院等公共事業的建設，將帶動周圍房地產、商貿及服務業的快速發展，所以蘇橋變的建設是十分必要的。綜上所述，為滿足蘇橋變區域負荷迅速增長的需求；優化該區域10KV電網結構、提高安全供電可靠性，在蘇橋發展區建設110KV蘇橋站是十分必要的。23建設規模231變電部分規劃規模三圈有載調壓變壓器3臺，容量350MVA，電壓等級110/35KV/105KV，110KV進線2回，采用擴大內橋接線方式；35KV出線12回，單母線四分段；10KV出線24回單母線分段，10KV無功補償容量3648MVAR/主變。本期規模本期建設2臺50MVA有載調壓變壓器，電壓等級為110/35/10KV，110KV進線二回，一回由金魚線T接接入，另一回由220KV緡城變出110KV蘇橋線，35KV出線8回，10KV出線16回。無功自動補償電容器23648MVAR。對側間隔110KV金魚線T接進蘇橋變一回，220KV緡城變出線間隔一回。對側保護220KV緡城變110KV出線間隔線路保護一套。232線路部分規劃規模110KV蘇橋規劃進線二回，一回由110KV金魚線T接新建金魚線蘇橋支線245KM，另一回由220KV緡城變出線一回，線路長度99KM。本期規模本期兩回由110KV金魚線T接新建金魚線蘇橋支線一回，另一回由220KV緡城變出線一回。110KV金魚線17桿T接110KV金魚線蘇橋支線進蘇橋變，新建支線線路一回，采用LGJ300導線，線路長度245KM。另一回由220KV緡城變出線一回采用同塔雙回線路，線路長度99KM。233通信部分220KV魚臺變至110KV金鄉變的110KV金魚線ADSS光纜在1314之間加桿開斷，沿新建金魚線蘇橋支線線路架設1根24芯OPGW光纜至蘇橋變，全長245公里，利用原110KV金魚線ADSS光纜金鄉變段接入公司光通信網絡。同時，蘇橋變安裝一套點對點無線以太網橋及VPN設備，經過VPN設備加密處理后，作為自動化或數據業務的無線備用通道。沿蘇橋變至220KV緡城變110KV線路，架設24芯OPGW光纜一根，光纜長度99KM。24電氣計算241短路電流計算等效電路圖1）35KV母線三相短路時，35KV母線最大運行方式下三相短路電流MAX11X0985507602870287009463009850193131560/0193138077A3DMAXI35KV母線最小運行方式下三相短路電流為主變分裂時的阻抗較大的變壓器計算（兩臺主變分裂運行）02387020870011704357MINX1560/043573580A3IDI2）10KV母線三相短路時，10KV母線最大運行方式下三相短路電流（主變并列運行）MAX11X0785128502874208740094630178510273145500/02731420136A3DMAXI10KV母線最小運行方式下三相短路電流為主變分裂時計算0238702087014772059512INX5500/0595129241A3MIDI242無功補償平衡無功補償應滿足系統各種正常及事故運行方式下電壓水平的需要，原則上應使無功就地分區分電壓基本平衡。變電站無功補償以補償變壓器無功損耗為主，適當兼顧負荷側的無功補償。根據蘇橋變供電區域內經濟發展及負荷增長的實際情況，蘇橋變主變容量選擇為350MVA（110/35KV/10KV）。按照國家電網公司電力系統無功補償配置技術原則蘇橋變無功補償裝置每臺主變按（3648）MVAR配置。3電力系統二次31計算機監控及保護系統311計算機監控系統3111采用開放式分層分布式系統，由站控層和間隔層構成。3112優化簡化網絡結構，統一建模，統一組網，信息共享，通信規約統一采用DL/T860通信標準，實現站控層、間隔層二次設備互操作。變電站內信息宜具有共享性和唯一性，保護故障信息、遠動信息不重復采集。3113110KV變電站網絡結構拓撲宜采用單星型。站控層宜配置1臺中心交換機，間隔層側二次設備室網絡交換機宜按照設備室或按電壓等級配置，每臺交換機端口數量滿足應用需求。312系統繼電保護配置方案3121110KV線路保護110KV本期進線2回，不配置保護,配測控裝置三相操作箱3122110KV橋保護配置原則擴大內橋斷路器配置備用電源自動投入裝置。313二次設備布置3131監控系統主變壓器測控按3臺變壓器配置3套測控裝置，完成主變的遙測、遙信、遙控、遙調功能。110KV線路、分段開關間隔測控裝置按斷路器配置；完成本間隔的遙測、遙信、遙控功能。110KV配置PT并列裝置及進線、分段備自投裝置。內橋斷路器設置備自投，線路進線斷路器設置互投；110KV線路互投和內橋自投可根據斷路器的位置自適應。35KV間隔采用測控一體化裝置，按斷路器回路配置；完成本間隔的遙測、遙信、遙控功能。35KV公用測控裝置用于接入35KV母線設備及其他公用信息。35KV配置PT并列裝置。10KV間隔采用測控一體化裝置，按斷路器回路配置；完成本間隔的遙測、遙信、遙控功能。10KV公用測控裝置用于接入10KV母線設備及其他公用信息。10KV配置PT并列裝置和10KV備用電源自投裝置。設全站公用測控柜1面，用于接入高壓母線設備、380V設備、及其他全站公用信息。監控系統設備組屏原則遠動通訊屏1面，監控服務器屏1面，進線、橋開關備投組屏1面，110KVPT并列及公用測控屏1面，110KV進線測控屏1面，110KV橋開關測控屏1面，主變壓器測控屏3面。35KV、10KV保護測控一體化裝置，均裝于10KV開關柜上。1）遠動通訊屏含遠動通信設備，MODEM板，GPS時間同步裝置，規約轉換裝置，調度數據網設備等。2）監控服務器屏含后臺主機、站內網絡交換機、監控系統逆變電源（3KVA）。3）110KVPT并列及公用測控屏含110KVPT并列裝置、公用測控裝置等。4）110KV線路測控屏含2套線路測控裝置及相應的操作箱等。5）110KV橋開關測控屏含2套橋開關測控裝置及相應的操作箱等。6）備投屏配置110KV和10KV備用電源自投裝置。7）主變保護測控屏1、2、3主變的保護、測控裝置布置于各自主變保護測控屏內，屏內配置變壓器保護裝置及測控裝置兩套及相關附件。8）保護組屏原則每臺主變壓器配1面保護測控屏。3132二次設備布置方案計算機監控系統的站控層設備布置在二層的主控室，各間隔的保護屏、測控屏及相應的公用屏（直流屏、電能表屏、交流屏）等二次設備布置在保護室內。35KV及10KV線路、電容器等保護、測控裝置安裝在35KV及10KV開關柜上。314交直流、通訊一體化電源系統采用交直流、通訊一體化電源裝置，包括交流、直流、通訊電源、UPS相應裝置設備。315保護配置保護設計按照GB/T142852006繼電保護和安全自動裝置技術規程及國家電網公司十八項電網重大反復事故措施（試行）的規定，主要原則如下主變保護主保護差動速斷、比率差動保護；非電量保護；后備保護復合電壓閉鎖過流保護；中性點間隙電流保護、零序電壓保護；零序電流保護；過負荷報警等。110KV線路本變電站為負荷變電站，110KV線路和橋開關不設保護。35KV、10KV線路配置電流速斷保護、過流保護、零序保護、三相重合閘。全站設低頻低壓減載裝置一套（32路）。10KV電容器配置電流速斷保護、過流保護、過電壓、欠電壓、開口三角電壓保護。110KV、35KV、10KV母聯設測控裝置。316測量、計量計量用電流互感器與保護用電流互感器二次繞組各自獨立，既滿足計量要求又滿足保護的精度。計量采用專用PT、CT繞組，CT準確級為02S；PT準確級為02。電能計量采用多功能電能表，電能表帶有RS485串行口。110KV電壓電能計量裝置采用三相四線電能表。35KV及10KV電壓電能計量裝置采用三相三線電能表，配置一臺電能量遠方終端，實現電能信息采集和遠傳功能。主變及110KV線路電能表集中布置在電度表屏內。主變35KV側、10KV側、35KV饋線、10KV饋線、電容器等分散安裝于開關柜上。32系統調度自動化321調度管理110KV蘇橋變電站為濟寧地區電力調度所（以下簡稱濟寧地調）和金鄉縣調雙重調度，遠動信息直送至濟寧地調和金鄉縣調。322遠動系統以電力調度數據網作為主通道，數據傳送協議為TCP/IP，其應用層協議采用IEC608705104。備用通道采用一路2M專線或常規遠動通道至有關調度，傳輸規約采用IEC608705104或IEC608705101。金鄉縣調將蘇橋變實時信息通過調度數據網轉發至濟寧地調。同時，蘇橋變配置調度數據網設備二套，用于直接將調度自動化實時信息上傳濟寧地調，通信協議要求通上。數據網絡通道傳輸速率為2M。通道的具體安排詳見本設計系統通信部分。323電量計費系統本期工程在110KV蘇橋變雙回進線側設電量計費點，計費點按關口表配置。相應設置精度為05S級的電能表2塊，電能量遠方終端1套，安裝于110KV及主變電度表屏上。324電力調度數據網絡接入及二次安全防護3241山東電力調度數據網總體描述電力調度數據網是承載屬于生產控制大區調度業務的專用網絡。調度數據網在專用通道上使用獨立的網絡設備組網，在物理層面上實現與電力企業其它數據網及外部公共信息網的安全隔離。調度數據網劃分為邏輯隔離的實時子網和非實時子網，分別連接控制區和非控制區。調度數據網按分層設計，由核心層、骨干層和接入層構成，110KV蘇橋變電站屬調度數據網接入層，配置單路由設備，采用雙100M以太網上聯濟寧地調和金鄉縣調節點。3242本站電力調度數據網絡接入調度數據網接入原則變電站就近接入金鄉電力調度數據網。數據傳送協議為TCP/IP，其應用層協議采DL/T63451042002，采用10M/100M以太網接口（帶寬可調）傳輸鏈路與相應電力調度數據網節點連接。配置原則配置二套調度數據網接入設備，接入金鄉調度數據網。每套電力數據網接入設備包含路由器1臺和交換機1臺按照山東電力調度數據網雙平面建設的整體設計原則，110KV蘇橋變電站配置2套獨立的路由接入設備，分別接入濟寧地調接入網的兩個節點。本工程數據網絡接入設備包括路由器2臺，三層交換機2臺、數據網絡機柜1面、通信光纖及光纖附件等。要求路由器配置4個E1口，2個百兆/千兆自適應電口，1AUX,1CON，512MBDDR，支持MPLSVPN，支持SNMPV1/V2/V3,雙交流電源模塊；千兆工業以太網交換機配置4個千兆光口，24個百兆電口。3243本站二次系統安全防護按照“安全分區、網絡專用、橫向隔離、縱向認證”的基本1原則，配置變電站二次系統安全防護設備。縱向安全防護控制區的各應用系統接入電力調度數據網前2應加裝IP認證加密裝置，非控制區的各應用系統接入電力調度數據網前應加裝IP認證加密裝置或硬件防火墻。本站配置縱向加密認證裝置2臺，以滿足二次安全防護的相關要求。橫向安全防護控制區和非控制區的各應用系統之間宜采用3MPLSVPN技術體制，劃分為控制區VPN和非控制區VPN，連接處應加裝硬件防火墻。控制區與非控制區之間設置1臺硬件防火墻加以防護。變電站監控系統、繼電保護裝置、相量測量裝置應劃入控制4區，繼電保護及故障信息管理子站、電能量計量系統子站、故障錄波裝置等宜劃入非控制區。325電源要求按照電力系統調度自動化系統設計技術規程的要求，遠動設備、數據網和電能量計量設備應采用UPS電源供電方式。電源由電氣專業按需求統一配置。326調度端遠動信息接收設備為接收110KV蘇橋變電站調度自動化各系統相關信息，各調度端需增添部分接口設備。主要包括系統數據庫擴充、畫面報表完善、前置接口設備等。33系統通信331調度管理體制110KV蘇橋站由濟寧地調和金鄉縣調雙重調度，由金鄉供電公司運行管理。332系統通信現狀金鄉電力主干光纜電路目前金鄉電力主要是利用110KV線路和部分35KV線路敷設的OPGW、ADSS光纜組成的地區級主干光纖通信電路。333蘇橋變接入系統通道組織蘇橋站金鄉縣調主用通道光纖電路。即調度中心金鄉變蘇橋變光通信電路。備用通道無線網橋電路。即調度中心蘇橋變無線網橋通信電路。蘇橋站濟寧地調濟寧地調所需信息均由金鄉縣調轉發。334光纖電路隨110KV金魚線T接進蘇橋，原線路上ADSS光纜開斷進蘇橋，形成調度中心金鄉變蘇橋ADSSOPGW光纜通道。其中蘇橋110KV金魚線T接段新建OPGW光纜長245KM。隨110KV蘇橋線新建線路敷設1根24芯OPGW光纜，新建OPGW光纜長99KM。335蘇橋變站內通信設計（1）綜合數據網蘇橋站配置綜合數據網接入設備2套。按就近接入的原則，接入金鄉縣調綜合數據網。（2）通信專用電源蘇橋站內配置2套通信電源，高頻開關電源容量為交直流220V轉48V/120A，交直流220V電源接入變電站內交直流屏，蓄電池48V/300AH。336設備配置蘇橋變接入系統，光通信電路所需設備及站內本體通信部分設備匯總詳見表331。表331通信設備材料表站點序號設備名稱型號規范單位緡城變金鄉蘇橋調度中心總計一光通信部分1光傳輸設備套111125G光傳輸設備套111225G光接口套1113622M光接口套112PCM設備套1123PTN設備套114PTN光接口1125配線設備1126ODF單元72單元套11247DDF單元32單元448MDF單元100回線1129綜合/光纖配線柜套22二光纜線路部分1OPGW光纜24芯KM124124552導引光纜24芯KM113PVC防護套管30KM11337系統通信結論本設計組織的光通信電路，為110KV蘇橋站提供大容量、高質量的系統調度電話、調度自動化、電量采集等信息的傳輸通道，同時，由于利用無線網橋VPN方式作為備用，解決了一期工程光纖網絡不能形成環網的問題，為確保該站通信的可靠性提供了保障。4變電站站址選擇41變電站站址概況根據金鄉縣規劃部門提供的金鄉縣新城區地質勘探報告和供電公司現場多次勘察結果并經過與縣有關部門協商推薦站址選為光明路與山陽路交叉路向東，其北側為光明路，東鄰萊河，交通便利。站址位于金鄉縣縣蘇橋站供電負荷中心，線路走廊較開闊，工程地質、水文條件滿足建站要求，交通運輸較方便，變電站用水可采用與該區公用水資源，該地區土壤電阻率小，不需要考慮接地降阻措施。該站址已基本取得當地政府部門同意建站的相關文件。站址位置詳見附圖8。42變電站站址技術條件表421站址方案技術條件表NO比較技術條件、項目蘇橋變站址1站址地理位置110KV蘇橋變電站擬定站址位于金鄉縣東部，光明路南側，萊河西側。2地形地貌站址原地形平坦。地貌成因類型為沖積平原，地貌類型為平地。3地表植被站區地面覆蓋有大蒜、棉花等農作物。4場地自然高程場地海拔高度375M左右5百年一遇洪水位初步分析百扯遇洪澇水位為38M6地震烈度地震動峰值加速度為005G（相應的地震基本烈度為6度），地震動反應譜特征周期為045S（對應于中硬場地土）。7地質狀況站址區地層為第四系人工填土（Q4S）和全新統沖積層（Q4AL），地層巖性為黃土狀粉質粘土、黃土狀粉土、粉土、粉質粘土。雜填土雜色，松散，稍濕；厚500700M。黃土狀粉質粘土黃褐色，可塑硬塑狀態，稍濕，遇水可能具有濕陷性。厚600800M。黃土狀粉土黃褐色，中密。稍濕，遇水可能具有濕陷性。厚300400M。粉土褐黃色，中密，稍濕。厚300500M。粉質粘土黃褐色，可塑硬塑狀態，稍濕。厚500700M。地基承載力特征值為黃土狀粉質粘土FAK120140KPA；黃土狀粉土FAK100130KPA；粉土FAK120140KPA；粉質粘土FAK140160KPA。8水源由城市自來水引接。9道路引接向南由文峰路接入，新建進站道路路寬45M，長約150M。路況較好。10土石方工程量挖/填圍墻內占地面積419畝，填土量為5600M3，挖方量為1400M3。11拆遷與賠償工程量站區范圍內覆蓋有樹木農作物，在征地時需做相應賠償。12出線條件及線路長度地勢較開闊，110KV由向南進線、35KV及10KV全電纜向南出線。13電氣布置南北向雙層布置，110KV配電裝置布置在二層，35KV及10KV配電裝置布置在一層。14站用電條件1站用變壓器接至主變10KV側，2站用變壓器接至主變35KV側15污穢等級D級16壓覆文物及礦藏無17歷史文化遺跡非文物保護區18環境保護非生態、環境保護區19軍事設施無20城鄉規劃與城鄉規劃無沖突21站址用地性質建設用地22協議收集正在辦理23綜合評價站址可行43進站道路站址的進站道路由光明路向南直接進入蘇橋變電站，新建進站道路路寬6M，長約50M。路況較好。44協議落實情況110KV蘇橋輸變電工程得到了濟寧供電公司及金鄉縣政府相關部門的大力支持和幫助，截止到目前已取得了金鄉縣政府的初步同意，工程所需的各種相關意向性協議目前正在辦理中。見下表。表441站址協議情況一覽表序號聯系單位協議或了解事項協議情況備注1金鄉縣規劃局站址選擇事宜土地預審已批復2金鄉縣國土資源局站址選擇事宜已批復3金鄉縣國土資源局站址有無壓礦已批復4金鄉縣交通局站址選擇事宜已批復5金鄉縣水務局站址選擇事宜已批復6金鄉縣文物局站址地下是否存在文物已批復7山東省環保廳環評已批復45站址結論通過以上站址技術經濟條件分析可知，該站址周圍地勢較開闊，110KV線路由蘇橋變向東出線至規劃許可線路走廊，新建進站道路路寬6M，長約50M。路況較好。故本報告認為蘇橋變站址符合建站條件。5變電工程設想51電氣主接線及主要電氣設備選擇551電氣主接線主變壓器350MVA三相三繞組有載調壓節能型變壓器，本期2臺50MVA。110KV出線本期2回，向南出線，自東向西排列蘇橋線、金魚線蘇橋支線。35KV出線12回，蘇高線、蘇化線、金橋線，備用9回。本期8回。10KV出線24回。本期16回。無功補償暫按每臺主變壓器裝設電容器容量3648MVAR考慮。本期2回23648MVAR。根據工程規模、規程規定，結合地區電網情況，對本站電氣主接線考慮如下110KV采用擴大內橋接線，母線設母聯斷路器。該接線形式可靠性高，可以有效地保證對用戶不間斷的供電，縮小擴建及檢修時的停電范圍，避免全站供電全停,運行操作和維護簡單。35KV配電裝置采用單母線四分段接線，本期單母線分段；10KV配電裝置采用單母線四分段接線，本期單母線分段；10KV無功補償裝置采用無功自動分組補償，單星形接線，串聯電抗器接于電容器電源側以限制合閘涌流及抑制諧波。主變壓器110KV側中性點具備直接接地條件，35KV、10KV非有效接地運行。512主要電氣設備選擇主變壓器選用三相三線圈節能型、自然冷卻有載調壓變壓器，三側系統電壓分別為110、35、10KV，容量比100/100/100。接線組別YN,YNO,D11。主變預留油色譜在線監測裝置接口。有載分接開關選用真空有載分接開關。110KV選用國產優質GIS組合電器產品，戶內布置。35KV、10KV開關柜分別選用合資鎧裝式金屬封閉開關柜，35KV開關柜柜內配SF6斷路器，10KV配進口合資真空開關；10KV手車采用電動模式。10KV所用變選用干式變壓器。電容器選用戶內柜式、銅排連接、無功電壓分組自動跟蹤補償裝置。選用常規微機保護及綜合自動化裝置。交直流電源采用一體化電源系統。52電氣布置521電氣總平面布置該設計方案采用國家電網公司輸變電工程典型設計110KV變電站分冊2011版A32D1模塊半戶內布置，并對其進行修改，增加10KV及35KV開關室電纜夾層。主變壓器布置在生產綜合樓北側，室外布置方式；110KVGIS、二次設備、電容器室布置建筑二層；35KV、10KV開關柜布置在建筑物一層。110KV采用南側架空進線，35KV、10KV出線均為電纜出線。站區東西長79米，南北長42米，占地面積為3318米，合498畝。大門向北開。522電氣布置（1）主變壓器布置在生產綜合樓一層北側。三臺變壓器分為三間，其間隔寬度為126M，110KV側采用架空進出線，35KV配電裝置采用電纜連接，10KV配電裝置的連接采用全絕緣母線管連接。本期建設1、2主變壓器。遠期規模為三臺主變壓器。（2）110KV配電裝置110KV配電裝置采用戶內GIS組合電器，單列布置方式，共2回出線。本期建設110KV進線二回含線路避雷器及PT、兩段母聯段、三臺主變110KV側進線。（3）35KV配電裝置35KV配電裝置采用鎧裝移開式金屬封閉開關柜，戶內雙列布置，主變壓器進線采用電纜進線，出線均采用電纜出線方式。布置于一層屋內配電裝置室。（4）10KV配電裝置10KV配電裝置采用鎧裝移開式金屬封閉開關柜，戶內雙列布置，主變壓器進線采用絕緣銅管母線，出線及電容器等均采用電纜出線方式。布置于一層屋內配電裝置室。（5）10KV電容器10KV電容器組采用框架式無功自動分組補償裝置，單星形接線，電纜進線。由進線隔離開關（電容器側帶接地刀）、干式空芯串聯電抗器、避雷器、放電線圈、框架式并聯電容器及連接導體等組成。電容器本期建設23648MVAR。53站用電及照明531站用電源及接線本站將直流電源、站用交流電源、UPS電源、通信電源一體化設計配置；一體化電源集成系統在電氣方面主要由直流系統、交流系統、逆變電源系統、通信電源系統四項分系統組成，站用電源一體化子系統直接接入站控層網絡。（1）站用變蘇橋變電站10KV側遠景裝設三臺容量相同可互為備用的干式站用變壓器，每臺站用變額定容量選為100KVA，分別經接入10KVI、II、IV段母線。本期站用變選用1、2接地變。站用電低壓系統采用三相四線制，系統中性點直接接地（TNCS），額定電壓為380/220V。兩臺站用變低壓側采用單母線分段接線，低電壓電源具有自動切換功能，互為熱備用，且具備遠方切換的功能，能保證無人值守變電所的安全運行。交流電源屏2面，放于保護控制室。（2）蓄電池直流系統電壓采用220V，設置一組閥控式密封鉛酸蓄電池，選擇容量為200AH，蓄電池為104只（2V），布置蓄電池柜3面在保護室內。蓄電池配用一套高頻開關充電裝置（充電模塊按N1配置）進行充電、浮充電，共6個10A充電模塊。3直流分系統直流母線采用單母線分段接線；直流負荷供電采用輻射方式。直流屏上設有微機型絕緣監測裝置，用來監測直流系統電壓、絕緣和各分支絕緣狀況，該裝置與監控系統接口后，遠方可以監察直流系統絕緣狀況。直流分系統組屏共2面。4交流分系統額定輸出電壓為AC380/220V，兩路進線，采用單母線分段接線方式，三相四線制中性點直接接地系統。饋線均布在兩段母線上，對主變壓器通風等重要負荷采用雙回路供電。在各級電壓配電裝置處設有檢修電源箱，以供給檢修電源。斷路器機構加熱和隔離開關操作電源由站用電柜通過電纜向GIS各間隔LCP柜及開關柜頂低壓交流小母線供電。5逆變電源分系統配置一套逆變電源，容量為3KVA。逆變電源分系統額定輸出電壓為AC220V，采用單母線接線分段方式，單相制，不間斷電源及總監控系統組屏1面。6通信電源分系統設通信電源模塊兩套，每套容量為48V/60A。額定輸出電壓為DC48V，采用單母線分段接線方式，使用DC/DC模塊直接掛在變電站直流母線上運行。通訊用直流轉換系統及監控系統組屏在直流屏上。532照明工作照明網絡采用交流380/220V三相四線制，中性點直接接地系統，照明燈具工作電壓220V，電源由站用電屏引出。變電站工作照明由站用電交流屏供電，事故照明采用交、直流自動切換模式供電。保護控制、各級電壓配電裝置室、變壓器附近分別安裝動力配電箱或電源箱，作為檢修、試驗和照明電源，電纜夾層照明采用36伏安全電壓供電。54防雷接地建筑物女兒墻設置避雷帶防雷，設有專用的接地裝置。進線各裝設一組避雷器，以防直擊雷侵入。110KV架空避雷線引入主建筑物，并用懸垂絕緣子與主建筑物隔離，以保護進線檔導線，免受直擊雷雷擊。本站接地按有關技術規程的要求設計，并按電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點要求，保護屏裝設專用銅接地網。接地網按常規設計，采用水平接地體與垂直接地體組成的復合式接地體，水平接地體由506的鍍鋅扁鋼組成，垂直接地體為50鍍鋅鋼管，接地網接地電阻要求不大于05。接地極采用陰極保護方式的犧牲陽極法。利用鎂合金、鋁合金、鋅合金等金屬做陽極，將金屬陽極與接地極直接連接。55電纜敷設開關室下設25米的電纜夾層，并在其北側、西側設向外的電纜隧道，開關室外設電纜溝，并且延伸至站區圍墻外，站外采用直埋方式。電纜溝為磚混結構，過路處為現澆混凝土結構。56全站時間同步系統全站設一套雙時鐘源GPS對時系統，實現站控層、間隔層及保護裝置的時鐘同步。57視頻安全監視系統站內集中配置一套視頻安全監視系統，主要以實現全站安全、防火、防盜功能配置，監視變電站內現場設備的運行狀況。沿變電站圍墻四周設置遠紅外線探測器；大門和主控制樓入口處設攝像頭、門禁系統；變壓器室、配電室、繼電器室、接地變室、電容器室均安裝室內攝像頭。58火災探測報警系統站內設一套火災報警及控制系統。區域包括繼電器室、配電裝置室、主變壓器室、電容器室、接地變室。火災報警控制器設在變電站主控制室內，當有火情發生時，火災報警控制器及時發出聲光報警信號，顯示發生火警的地點。并可通過通信接口將信息送至變電站的計算機監控系統，同時還可以通過數據網遠傳至調度端。59系統通信依據山東電力現有通信網絡狀況，本類型變電站的通信方式采用光纖。在保護控制室內留有通信設備位置，電源取自直流屏。510調度自動化變電站調度自動化功能由微機綜合自動化系統實現，以滿足本地調度對該站的實時監控。5101調度自動化信息范圍A模擬量110KV進線電流，有功功率，無功功率35KV及10KV線路有功功率，電流110KV分段電流35KV、10KV分段電流無功補償裝置無功功率和電流變壓器有功功率，無功功率，電流消弧線圈零序電流各電壓等級母線電壓直流母線電壓站用變壓器低壓側電壓主變壓器上層油溫B數字量所有進出線有無功電量C狀態量全站事故總信號所有斷路器位置信號隔離開關位置信號主變壓器有載分接開關位置斷路器控制回路斷線信號斷路器操作機構故障信號GIS異常信號線路保護動作信號和重合閘動作信號電容器保護動作信號交流電壓回路斷線信號10KV系統接地信號主變壓器保護動作信號及主變壓器異常信號直流系統故障或異常信號安全自動裝置動作信號繼電保護裝置故障信號遠方監控通道故障信號站用變壓器失電信號消弧線圈動作信號控制方式由遙控轉為所內控制的信號遠方監控終端遙控電源消失信號通信電源交流故障信號消防及安全防范裝置動作信號D遙控量所有斷路器、GIS刀閘的分、合主變中性點接地閘刀分、合主變有載分接開關位置調整5102通道遠動主通道為光纖通道至縣調。511建筑物站區內的主體建筑物東西長51米，南北寬24米，總建筑面積1429平方米，最高處高114米，建筑物主體三層。本工程地處山東省西南部的濟寧市金鄉縣。站址所處地區全部為平地，地貌成因類型為黃河沖積平原，上覆地層主要為第四系新近沉積的粉土、粉質粘土。粉土大部分為稍密，承載力標準值為FK100120KPA；粉質粘土為可塑狀態，承載力標準值FK110120KPA。沿線最高地下水位埋深一般為0010M，部分路段地下水對混凝土及基礎內的鋼筋有弱腐蝕性。經調查，線路所經地區基本上沒有可具開采價值的礦產資源。沿線地震基本烈度為7度。沿線無不良地質現象。建構筑物按天然地基設計，地基承載力特征值FAK120KPA，未考慮有軟弱下臥層。具體工程設計應根據其地質報告復核驗算基礎設計，必要時應修改基礎設計。本變電站的建筑物、構筑物抗震設防等級按6級設計，按一般變電站采取抗震構造措施，按三類場地土的規定進行設計。該變電站的建筑物主要有GIS組合電器室及35KV、10KV開關室、電容器室。主體建筑物室內外高差10米，35KV、10KV開關室布置在一層，層高45米；110KVGIS室布置在二層，層高6米。上下二層布置，房間布置緊湊、整齊、簡潔大方，具有較強的適用性。變壓器室外放置，與GIS用軟導線連接。站區的建筑正立面，用灰色鋁塑板彩色分隔條稍加修飾，外墻面刷乳膠漆，窗戶選用白色塑鋼窗，白色窗套，白色分隔線。保護裝置室為地板磚地面，其余設備室均為水泥地面。結構設計該變電站為框架結構，粘土磚填充墻，全現澆梁板結構，基礎采用柱下鋼筋混凝土獨立基礎。512變壓器基礎及事故油池變壓器基礎為鋼筋混凝土基礎，事故油池采用磚池壁，底板具有滲水功能。主變壓器下有排油池，池內置卵石層，下置排油鐵柵，事故排油由地下埋設的暗管排至事故油池513電纜夾層、電纜隧道及電纜溝開關室下設25米的電纜夾層，并在其北側及東側設向外的電纜隧道，開關室外設電纜溝，并且延伸至站區圍墻外，站外采用直埋方式。電纜溝為磚混結構，過路處為現澆混凝土結構。電纜溝采用240毫米厚磚砌溝壁及預制鋼筋混凝土蓋板，過路處采用C20混凝土溝壁，溝蓋板厚150毫米，其余蓋板無機復合電纜溝蓋板。電纜溝內支架采用復合支架。514所區給排水本變電站建在城市區域，設計可根據其站址周圍情況，就近接自來水。所區設計坡度為1，下水排水結合道路采用有組織自流排水，道路邊及圍墻邊設雨水井，并用暗管相連將水排至所外，排水方向由工程設計根據站址周圍情況定。515消防本變電站設計采用一般常規消防措施。主變壓器附近設置砂箱，消防棚，屋內各級配電裝置室、電容器室及保護控制室內設移動式化學滅火器，電纜敷設按防火和阻止延燃措施設計。設置火災自動報警裝置，滿足無人值守的遙信要求。516通風整個變電站通風均以自然通風為主。事故通風采用自然進風機械排風系統。主變采用自然進風機械排風系統，在主變室屋頂各設一臺大功率、低噪音玻璃鋼屋頂風機。110KVGIS室通風，因有SF6氣體，在南北兩面墻設上、下各4臺軸流風機，共8臺；35KV及10KV開關室南北兩面墻上部各設2臺軸流風機，共4臺。事故通風機夏季作為輔助通風設備。排風機的啟停采用溫度控制器控制，既可滿足夏季室內溫度不超過40C，又能減少風機的運行時間。517防盜建筑物設防盜門窗，主要門設有報警信號，并通過遙信裝置上報調度。518工業影像監控本變電站安裝工業影像監控系統，實現對變電站設備運行情況及、火警、盜警的直觀監視并豐富和完善無人值班手段。在主變區及各級配電裝置室、保護室及大門處設置攝像機，在有火災危險的房屋安裝火警探頭。在電纜溝、電纜隧道內設煙霧、超溫、濕度報警。519抗震措施擬建場地地震動峰值加速度為010G，相應抗震設防烈度為7度。生產綜合樓建筑抗震設防類別為乙類（重點設防類）建筑，地震作用力按7度計算，按提高一度（即8度）采取抗震措施。主體建筑物采用框架結構型式，立面的布置盡量規則、對稱，房屋質量和剛度沿豎向分布均勻變化以利于整體結構的抗震；采用磚混結構的建筑物，設置加強型鋼筋混凝土構造柱和圈梁以及地圈梁，并按抗震計算確定截面和配筋，采用橫墻承重或縱橫墻承重的結構體系，縱、橫墻的布置均勻對稱，沿豎向做到上下貫通，同一片磚墻上窗間墻盡量均勻等寬；樓面及屋面板均采用現澆板以增加整體剛度。設備支架采用空間計算軟件STAADPRO（2007版）模擬真實地震作用計算，使地震作用效應計算簡圖和靜荷載效應計算簡圖取得一致。對構架節點支撐與柱等連接處進行抗震承載能力驗算時，地震作用效應乘以加強系數12螺栓連接或15焊接連接。520其它所區沿街圍墻采用16米高不銹鋼透視圍墻，大門按普通大門設計，寬6米。非沿街圍墻為25米實體圍墻。所區道路布置成環形，主道路寬度為5米，轉彎半徑為10米，采用城市型混凝土路面。6送電線路路徑選擇及工程設想61設計范圍一110KV金魚線由17桿T接進蘇橋站本體設計；二110KV蘇橋線新建由220KV緡城站出線接入蘇橋站本體設計；三以上線路沿線通信保護設計；四以上線路工程估算編制；五110KV蘇橋線彭井支線T接方案；六蘇橋站35KV線路配套送出規劃。62設計依照的主要規程、規范國家電網企業標準Q/GDW2702009220千伏及11066輸變電工程可行性研究內容深度規定；110KV750KV架空輸電線路設計規范GB505452010；交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合DL/T6201997；電信線路遭受強電線路危險影響的容許值GB683086；輸電線路對電信線路危險和干擾影響防護設計規程DL/T50332006；輸電線路對無線電臺影響防護設計規程DL/T50402006；架空送電線路桿塔結構設計技術規定DL/T51542002；架空送電線路基礎設計技術規定DL/T52192005；電力系統污區分級與外絕緣選擇標準Q/GWD1522006；架空電力線、變電站對電視差轉臺、轉播臺無線電干擾防護間距標準GBJ14390；其他相關的規程、規范。63選線原則根據電力系統總體規劃設計的要求,結合沿線地區城市規劃及建設、自然保護及文物保護、軍事設施及通信設施的布置、林業、礦產、水文及地質、沿線交通及污穢情況,綜合考慮本工程各種制約因素,統籌兼顧,相互協調,線路路徑按下列原則進行選擇（1）充分征求沿線政府的意見,綜合協調本線路路徑與沿線已建線路、規劃線路與其它設施的矛盾,統籌考慮線路路徑方案,促進電力與當地經濟協調發展，深入貫徹科學發展觀，實現社會和諧發展。（2）盡量避開自然生態環境保護區、文物保護區，避開大面積的林地，減少樹木砍伐，保護當地自然生態環境。（3）盡量避免從礦區、采空區通過，減少壓礦,為線路安全運行創造條件。（4）調查路徑沿線覆冰和大風災害情況，路徑盡量避讓微氣象區。（5）充分考慮沿線地質、水文條件及地形對線路可靠性及經濟性的影響，對不良地質地段進行避讓。（6）對軍事設施、地震監測臺、大型廠礦企業及重要通信設施進行合理的避讓。（7）路徑選擇盡量靠近或平行現有道路，方便施工及將來運行維護。64線路工程概況本工程需對110KV金魚線進行T接新建110KV金魚線蘇橋支線接入蘇橋站，由220KV緡城站新建110KV蘇橋線接入蘇橋站。本工程新建及改造線路分為以下4部分描述（1）110KV金魚線T接進蘇橋站金魚線由原17桿處開斷，原直線角鋼塔更換為直線耐張T接鋼管桿，T接新建110KV金魚線蘇橋支線進蘇橋站。全線共計使用桿塔17基（含T接桿），其中T接桿為直線耐張T接鋼管桿，由T接桿至高河鎮周大廟村西為單回架設組立14基單回鋼管桿，線路右轉跨河向西與110KV金魚線蘇橋支線同桿架設接入蘇橋站此處共3基，為同桿架設。本部分新建線路245KM，前段20KM單回路，后段045雙回路，全程采用LGJ300/40線。（2）110KV蘇橋線新建由220KV緡城站出線新建110KV蘇橋線接入蘇橋站。全線共計使用桿塔67基，線路出線向正東架設至畢暗樓東北側、萊河西側，左轉斜跨萊河至王丕鎮王丕村北側后，再左轉沿萊河東側向南繼續架設；在牌坊林村西南側右轉向東至陳洼村北。此段線路組立雙回路桿塔39基。本期架設一回，另一回預留為2015年規劃110KV淳集變出線使用；從陳洼村北至蘇橋站東側為單回架設，新組立單回路桿塔26基。向西跨萊河與110KV金魚線蘇橋支線同桿架設接入蘇橋站。本部分新建線路共計99KM，其中單回路架設423KM，同桿塔單回路架設5670KM，全程采用LGJ300/40導線。（3）110KV蘇橋線彭井支線T接方案原110KV金彭線由110KV金鄉站出線至110KV彭井變，線路全長1186KM，共計使用桿塔65基。由于線路架設時間較早，隨著地方經濟的不斷發展，城區面積的逐步擴大，線路124桿穿越金鄉城區，現在政府多次要求對該線路進行遷移改造。為優化金鄉電網結構，計劃在2011年110KV蘇橋線建設過程中，由原110KV金彭線32桿處開斷，拆除原131桿段64KM線路。32桿改為耐張桿，向北T接110KV蘇橋線21桿，原110KV金彭線32桿至終端桿形成110KV蘇橋線彭井支線。（4）蘇橋站35KV線路配套送出35KV蘇化線新建部分自蘇橋站35KV出線間隔起至原35KV化雨線39止，原化雨線138桿段54KM舊線路拆除，39終端桿并入蘇化線，新建線路共計295KM，單回路，采用LGJ240/30導線。新建35KV蘇高線自蘇橋站35KV出線間隔起至35KV高河站止，新建線路41KM,單回路，采用LGJ240/30導線。