曙光110kv变电站设计说明书-毕业论文.doc

曙光110kV变电站初步设计说明书安庆电力规划设计院工程设计证书 编号：A2340099612013年01月 安庆目 录1 总的部分1.1 编制依据1.2 用户资料1.3 主要设计原则1.4 设计范围2 接入系统2.1 主要技术原则2.2 接入系统方案3 电气一次部分3.1 电气主接线3.2 短路电流及主要设备、导体选择3.3 过电压保护、绝缘配合及接地4 电气二次部分4.1 微机保护及自动装置配置4.2 系统通信4.3 系统调度自动化4.4 电能质量在线监测4.5 交直流一体化电源系统4.6 电能表4.7 二次室屏位布置4.8 二次设备的接地、防雷、抗干扰5 电气总平面布置及配电装置5.1 电气总平面布置5.2 配电装置5.3 防雷接地5.4 电缆设施6 土建 6.1 综述 62 站区总平面布置 63 站区建筑 64 站区结构 65 给水、排水 66 采暖通风 67 消防 1 总的部分1.1 编制依据1.1.135-110kV变电所设计规范（GB50059-1992）1.1.235-110kV无人值班变电所设计规范（DL/T5103-1999）1.1.3城市电力网规划导则等国家和电力行业有关110kV变电站设计、通信设计和调度自动化设计的标准、规程、规范及国家有关安全环保等建设工程强制性标准1.1.4国家电网公司十八项电网重大反事故措施、输变电设备技术标准、预防输变电设备事故措施、电力系统无功补偿配置技术原则等有关企业标准和规定。1.2用户资料安庆新曙光精细化工有限公司是安庆市曙光化工股份有限公司全资子公司，位于安庆市区，该公司主要产品有：液体氰化钠、合成氨、碳酸氢铵、乙二胺四乙酸及其钠盐、硫酸铵、甲醛，氰化银、氰化银钾、氰化亚金钾等贵金属盐，还向中石化安庆分公司提供备用氢源。该公司厂区现已规划为城市商住区，市政府要求其搬迁至新建的化学工业区。正在建设的中石化安庆分公司“800 万吨炼化一体化”项目建成后所需原料氢气用量将大幅增加，需要有能随时供氢的备用制氢装置。同时，正在建设的中石化安庆分公司“21 万吨/年丙烯腈扩建”项目建成后装置副产的氢氰酸须就地利用。2011 年安庆市政府、中石化安庆分公司、安庆曙光化工股份有限公司三方达成协议，由安庆市曙光化工股份有限公司牵头合资建设煤制氢项目，为中石化安庆分公司工程配套提供备用氢源，同时为丁辛醇项目提供原料气。根据市政府关于该项目建设协调会议纪要，要求新建项目与老厂区搬迁有机结合、一同推进，安庆市曙光化工股份有限公司决定将位于市中心的新曙光精细化工有限公司整体搬迁至安庆化学工业区进行改造升级，总体项目名称确定为“安徽曙光化工集团改造升级工程”，分为煤制氢和精细化工产品 2 个子项目。根据市政府关于该项目建设协调会议纪要，要求新建项目与老厂区搬迁有机结合、一同推进，安庆市曙光化工股份有限公司决定将位于市中心的新曙光精细化工有限公司整体搬迁至安庆化学工业区进行改造升级，总体项目名称确定为“安徽曙光化工集团改造升级工程”，分为煤制氢和精细化工产品 2 个子项目。上述项目实施后预计本期工程（2014 年）用电负荷将达到35.5MW，终期再新增 86.6MW，总用电负荷达到 122.3MW。根据安徽省电力公司皖电营销2010892 号文关于印发安徽省电力公司客户电力负荷等级认定指导意见的通知，并根据安庆市经济和信息化委员会意见，会议确认本工程本期总负 荷 中 主 要 为 二 级 负 荷 （ 占 约 95% 以 上 ）， 少 量 为 一 级（162.2kW）、三级负荷，终期新增 86.6MW 主要为三级负荷（77.4MW）,少量为二级负荷（9.4MW）。1.3主要设计原则按照无人值班变电所设计，设备及自动化系统的设计选型满足安全可靠的原则；追求变电站的基本功能和核心功能，以节能和环保为中心，优化设备配置，实现变电站功能的集成整合。电气主接线清晰明朗，维护方便，操作便利，节约投资。1.4设计范围变电站围墙以内的全部生产及辅助生产设施、附属设施的工艺和建(构)筑物的土建设计、进站道路、站内生活用水、消防及暖通。2 接入系统2.1主要技术原则本工程接入系统方案以安庆电网接线现状为基础，并与安庆电网规划和安庆市曙光化工股份有限公司内部供电规划相结合，既保证电网稳定安全运行，也满足用户供电需要，充分考虑技术、经济的合理性，便于调度管理。2.2接入系统方案根据地区电网规划，可供接入的系统变电站主要是220kV安庆变和规划中的220kV晴岚变，本站以2回110kV线路接入系统，1回至220kV安庆变（总长约5km，其中架空线和电缆段长度分别为3km和2km），1回至220kV晴岚变（约8km）。3.电气一次部分3.1电气主接线3.1.1变电站设计规模（1）主变压器：变电站本期建设2台三相双绕组自冷式全封密封有载调压变压器，容量为50MVA，电压等级为;115/10.5,最终建设3台同容量变压器。（2）110kV出线：本期2回，最终2回。（3）10kV出线：本期24回，最终36回。（4）无功补偿：最终每台主变压器各配置1组8MVar无功补偿并联电容器组，本期装设2组，电容器组采用单星形接线。3.1.2 110kV电气主接线最终2回架空进出线，3回主变压器进线，采用单母线分段接线；本期2回架空进线，2回变压器进线，采用单母线分段接线，装设2组母线设备。3.1.3 10kV电气主接线最终36回电缆出线，3回主变压器进线，采用单母线4分段接线；本期24回电缆出线，2回主变压器进线，采用单母线3分段接线，装设母线分段断路器及3组母线设备。10kV无功补偿装置最终每台主变压器配置1组8.0MVAR电容器组，分别接于10kV的3段母线上，本期装设2组8.0MVAR电容器。3.1.4 中性点接地方式主变压器110kV中性点采用避雷器加保护间隙保护，经隔离开关接地，10kV侧中性点不接地。3.2 短路电流及主要设备、导体选择3.2.1 短路电流水平考虑终期两台主变短时并联运行方式下，经过计算110kV母线最大短路电流为8.796kA，10kV母线最大短路电流为26.858kA（未考虑自备余热机组并网），确定110kV母线的短路电流为31.5kA水平，10kV母线短路电流为31.5kA水平。3.2.2主要电气设备选择变电站海拔高度为1000m以下，电气设备的抗震校验烈度为7度，并参照安徽电网污区分布图（2011版），设备的外绝缘按E2级防污标准选择，110kV户外电气设备泄露比距为3.5cm/kV（按系统最高运行电压计算），10kV户外电气设备泄露比距为3.8cm/kV（按系统最高运行电压计算），户内设备泄露比距为2.0cm/kV（按系统最高运行电压计算）。所有电气设备选择以国产设备为主。（1） 变压器为便于变电站无人值班管理，110kV主变压器选用低损耗、检修周期较长的三相双绕组自冷式全密封有载调压变压器。主变压器的选型及主要技术参数见表项目技术参数备注主变压器型号SZ11-50000/115额定容量50000kVA容量比100%/100%电压比115±8x1.25%/10.5断路阻抗Uk%=15连接组别YNd11调压方式有载调压冷却方式自冷式中性点接地方式经隔离开关接地高压侧中性点附套管电流互感器（2） 110kV电气设备110kV采用SF6气体绝缘封闭组合电气（GIS）。GIS具有可靠性高、占地省、少(免)维护等优点，110kV主要电气设备的选型及主要技术参数选择见表名称形式额定电压(kV)最高工作电压(kV)额定电流(A)开断电流(kA）(4s)额定短路耐受电流(kA)额定短路关合电流(kA)(3s)热稳定电流(kA)动稳定电流峰值(kA)户内全封闭组合电气(GIS)3相共箱126126200031.580隔离、开关(出线、主变进线、母线分段回路)126126200031.580母线电压互感器电容式110126电流互感器1101262x60031.580（3） 10kV电气设备选用铠装移开式户内交流金属封闭开关柜，柜中断路器选用真空断路器，干式电流互感器，交流无间隙金属氧化锌避雷器，干式电压互感器，10kV高压开关柜内主要设备的选型及技术参数选择表名称形式额定电压(kV)最高工作电压(kV)额定电流(A)开断电流(kA）(4s)热稳定电流(kA)(2s)热稳定电流(kA)动稳定电流峰值(kA)断路器（进线回路）ZN-12/T121231504040100断路器(出回路)ZN-12/T12612125031.531.580电流互感器（进线）干式1012300040100电流互感器（电容）干式101240031.580电流互感器（出线）干式101260031.580母线电压互感器干式1012氧化锌避雷器干式1012（4）10kV并联电容器装置根据国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则，110kV变电站的容性无功补偿以变压器损耗为主，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。每台变压器在10kV侧配置1组电容量为8.0MVA的并联电容器组，采用压控调容分9档投切方式。 并联电容器补偿装置采用屋内成套装置，电容器组串接6%的干式串联电抗器。电容器组、干式串联电抗器、放电线圈、氧化物避雷器、隔离开关等设备由厂家供货，电容器选用无重燃的真空断路器进线投切。（5）站用电干式接地变兼做站用变压器。3.2.3 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线选择，母线允许载流量按发热条件考虑，主变压器按经济电流密度选择。110kV侧导线采用软母线，10kV侧采用硬母线,10kV母线最大按穿越功率按1.3倍主变压器容量计算。（1） 导体选择的原则1） 母线的载流量按终期要求的最大通流容量考虑，按发热条件小样导体截面，2） 主变压器进线的导线截面按经济电流密度选择。3） 各级电压设备引线按回路通过的最大电流选择导体截面，按发热条件校验。（2） 导体选择结果如表电压（V）回路名称回路最大工作电流（A）选用导体导体截面选择的控制条件根数x型号载流量（A）110Kv母线788GIS铜母线2000由载流量控制主变进线262（本期）788（终期）LGJ-300/40754由经济电流密度控制10kV母线37533X(TMY-125X10)3816由载流量控制主变进线28873X(TMY-125X10)3816由经济电流密度控制3.3过电压保护、绝缘配合及接地3.3.1 根据DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合中规定，本设计过电压保护设计包括：（1）为防止线路雷电波过电压，在主变压器10kV出口及110kVGIS出口上装设交流无间隙金属氧化物避雷器；为保护主变中性点绝缘，在主变中性点装置交流无间隙金属氧化物避雷器及放电间隙保护。（2）10kV并联电容器根据规定装设交流无间隙金属氧化物避雷器保护。（3）当10kV系统单项接地故障电流超过10A时，在主变10kV侧装设消弧线圈。（4）为消除谐振过电压，在10kV母线电压互感器的中性点装设消谐器，在开口绕组装设消谐装置。3.3.2绝缘配合电气设备的绝缘配合基于避雷器保护水平，设备所承受的操作过电压和大气过电压均由避雷器来限制，及设备的绝缘水平取决于避雷器的保护性能，设计中选用交流无间隙金属氧化物避雷器。3.3.3直击雷保护本变电站为户内型，为使变电站建筑在受到直击雷和感应雷击时能可靠地保护，因此在建筑物的顶部设置避雷带作为直击雷保护，楼顶避雷带网管部大于8米，并通过构造柱内钢筋与主接地网相连接，3.3.4电气设备外绝缘（1）根据站址所处的环境污秽等级按E2级考虑，依据GB/T6434-1996规定，对中性点直接接地系统的110kV户外GIS套管外绝缘泄露比距25kVmm/kV（按系统最高电压计算），户内电气设备外绝缘泄露比距>20kVmm/ kV。3.3.5接地接地网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，并在接地引下线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，年腐蚀率取0.1mm，接地装置材料选-40x5mm热镀锌扁钢。4，电气二次部分4.1微机保护及自动装置配置1、变压器保护采用微机型，按“继电保护和安全自动装置技术规程”及省公司反事故措施配置。主保护有瓦斯保护及差动保护，高压侧相间后备保护有复合电压闭锁方向过流保护及复合电压闭锁过流保护，另外在高压侧还装设两段零序过流保护，在中性点装设放电间隙零序过电流和零序过电压保护；低压侧装设时限速断、复合电压闭锁过流保护，保护为二段式；另外在高、低压侧还装设过负荷保护。2、110kV 安庆变曙光变线路、晴岚变曙光变线路：曙光变本期按末端负荷变考虑，不配 110kV 线路保护。考虑后期曙光变有余热机组接入，本期分别在安庆变和晴岚变新配置 1 套 110kV 线路光纤电流差动保护，本期只使用其距离保护功能。其中晴岚变新配的 110kV 线路保护按保护测控一体化配置，晴岚变另配置 2 台过程层网络交换机置于本线路保护测控柜内。本站按终期配置，配置2套光纤差动保护装置，2套线路测控装置，保护本期不投运，只使用保护的断路器操作箱功能。3、10kV线路、电容器、分段及接地变采用微机型保护测控一体化装置，分散安装于开关柜上。4、消弧线圈自动控制屏2面，放在二次设备室。5、有载调压采用自动控制，装置设有标准的网络接口用于和综合自动化系统接口。6、故障录波器：曙光变配 1 面 110kV 数字式线路故障录波器柜,线路与主变合用。安庆变和晴岚变 110kV 线路已分别配置了故障录波器和故障录波及网络分析一体化装置，可继续使用。 7、110kV 备用电源自投装置：曙光变配置 1 台 110kV 备用电源自投装置，所配置的备自投应能实现两条线路互投和分段开关自投。备用电源自投装置含 110kV 进线开关和分段开关三相操作箱。4.2系统通信（1）光缆建设方案随 110kV 晴岚变曙光变新建线路，架设 1 根 24 芯 OPGW光缆,长度约 8km，形成曙光变晴岚变光缆通道。曙光变经晴岚变接入安庆地区电力光纤通信网络，沟通至安庆地调。（2）通信设备配置曙光变配置 1 台 SDH-155M 光端机，曙光变和安庆地调配置1 对 PCM 接入设备。曙光变配置 1 套综合配线设备及 2 套 DC/DC变换器。晴岚变地区网光端机扩充 1 块 155M 光接口板，用于曙光变的接入。4.3系统调度自动化1、调度关系和远动信息传输方式根据安徽省电力系统调度规程规定，110kV 曙光变由安庆地调调度管辖。远动信息采用调度数据网络和常规点对点专用通道两种方式传输到安庆地调。本站配置 1 套调度数据网接入设备（含交换机、路由器）、1 套二次系统网络安全防护设施（包括专用的安全隔离防护装置、硬件防火墙和网络安全管理软件，并配置相应的 IP 认证加密装置）。预留1屏位用于第二平面接入。2、远动装置、远动电源及时间同步系统曙光变考虑配置 1 套计算机监控系统，为避免设备重覆配置和功能相互覆盖，站内不再设置独立的远动装置，远动功能由计算机监控系统实现（远动通信装置嵌入计算机监控系统中，双重化配置）。为保证站控层计算机、远动装置及网络设备的可靠供电，在曙光变配置 1 台不停电电源装置。曙光变配置 1 套公用的时间同步系统（可嵌入计算机监控系统中）。4.4电能质量在线监测安庆变、晴岚变各加装 1 套电能质量在线监测装置4.5 交直流一体化电源系统本站采用交直流一体化电源系统，将站用交流电源系统、直流电源系统、逆变电源系统 、通信电源系统等一体化设计、一体化配置、一体化监控，共享直流电源的蓄电池组，并采用 DL/T860 通信标准与与站控层交换信息，实现对一体化电源系统的数据采集和全参数统一管理。本站交直流一体化电源系统组屏布置于二次设备室。4.5.1 站用交流系统交流部分采用单母线分段接线，本站重要负荷分别接在两段母线上，以保证供电可靠性。4.5.2 直流系统（1 ） 直流系统配置原则及蓄电池容量选择直流系统电压采用220V，直流系统采用单母线接线。采用1套阀控式密封免维护铅酸蓄电池组，配置1套高频开关充电装置(充电模块按4×10A1×10A配置)；蓄电池组计算容量为 170.3 Ah（电气负荷按终期规模 2 小时事故放电时间计算，通信负荷按 4 小时事故放电时间计算），全站直流负荷统计见表序号负荷名称装置容量W负荷系数或同时率计算容量W负荷电流A冲击电流A事故停电时间01min1min2h2h4h1保护装置54000.6324014.72系统通信10000.88003.643应急照明30001300013.644逆变电源30000.618008.185110kV断路器跳闸2.5(平高断器)610kV断路器跳闸1.15（ABB）事故放电电流 (A)44.9140.163.64注:1、长明灯负荷考虑150W，已统计在应急照明负荷中；2、考虑开关合闸的随机负荷共计2.5A；3、冲击电流按主变差动作断路器数统计。本工程蓄电池容量设计按200Ah取值。（2） 直流系统供电方式 采用直流系统屏(柜)供电方式。二次设备室、主变室、110kV开关室的二次设备直流网络均采用辐射式供电方式，10kV开关柜直流网络采用柜顶直流小母线环网供电方式.（3 ） 环境保护待蓄电池达到使用寿命后，请有资质的单位进行处理。避免造成环境污染。4.5.3 交流不停电电源系统 交流不停电电源为计算机监控系统、GPS、电能表及数据网接入设备等重要负荷提供不间断电源。本站采用一套逆变电源系统，主机容量按3kVA考虑。逆变电源直流进线直接接于站内直流系统，负荷供电采用辐射方式。4.5.4通信电源系统 站用通信电源由站内直流系统的DC/DC装置供电，配置2套48V 20A DC/DC装置，两套DC/DC装置电源均引自站内直流母线。4.6电能表曙光变为用户变性质，按照资产分界点划分原则配置电能表，将产权分界处确定为 110kV 贸易结算用电能计量关口点。安庆变和晴岚变各配置 2块 0.2S 级电能表，本站每线各配置 1 块 0.2S 级校核电能表，所配电能表应具备谐波分量统计的功能。4.7二次室屏位布置二次室共布置35面屏柜，含备用1面。配置如下4.7.1、保护及安全自动装置柜数量（1）主变保护柜：本期2，终期3；每面柜含主保护、后备保护、非电量保护及两侧断路器操作箱各一套；（2）110kV线路保护测控柜：本期1，终期2；每面柜含光差保护及测控装置各一套；（3）110kV备自投柜：本期1，终期1；含110kV备自投、分段测控装置、分段断路器操作箱及110kV电压重动并列装置各一套；（4）110kV故障录波器柜：本期1、终期1；4.7.2、自动化系统柜数量（1）总控柜：本期1，终期1；含总控单元两套、工程师站一套；（2）公共测控柜：本期1、终期2；每面柜含公共测控装置两套；（3）主变测控柜：本期1，终期3；每面柜含主变测控装置、有载调压远方控制器各一套；（4）对时柜：本期1，终期1；含规约转换器及对时装置各一套；（5）调度数据网柜：本期1，终期2；每面柜含交换机、路由器、安全隔离、硬件防火墙及IP加密认证装置各一套；4.7.3、计量柜数量：本期1，终期1，含0.2S级电能表2块；4.7.4、通信系统柜数量（1）光传输设备柜：本期1，终期1；含SDH-155S光端机、PCM接入设备各一套；（2）综合配线柜：本期1、终期1；含光纤配线架（3×24）、数字配线架（21×2M）、音频配线架（100回）各一套；4.7.5、交直流电源系统柜数量（1）蓄电池柜：本期2，终期2；（2）整流及支流输出分配柜：本期1，终期1；（3）不间断电源及通信电源柜：本期1，终期1；（4）交流电源柜：本期3，终期3；4.8二次设备的接地、防雷、抗干扰4.8.1二次设备室的计算机监控系统站控层设备电源采用一体化电源系统中逆变电源系统供电，逆变电源的输入输出端配置隔离变压器及防雷保护用通道避雷器用以保护站控层设备不受雷击。4.8.2微机保护和控制装置的屏柜下部设截面不小于100mm2的接地铜排。屏柜上装置的接地端子用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。4.8.3 在二次设备室等二次设备的逻辑地使用100mm2的裸铜排环形连接，防止在逻辑地网中引起干扰电位差。4.8.5 全站二次控制电缆均采用屏蔽电缆，屏蔽层须良好接地，使用截面不小于4mm2多股铜质软导线可靠连接到等电位接地网的铜排上。不同电压等级的回路不放在同一根电缆里。4.8.6全站二次电缆敷设在二次电缆沟内或电缆桥架，二次电缆走向尽可能呈辐射状，每一回路的往返导线要在全程内安排在同一根多芯电缆内，避免形成环路。二次电缆尽量远离高压母线和暂态电流的入地点，并尽量减少和母线的平行长度。5，电气总平面布置及配电装置5.1电气总平面布置本站110kV主变户外布置，110kV、10kV电气设备户内布置，户外仅留出运输通道，电缆通道和消防距离，道路宽4米。站区主控制楼为三层框架式建筑，地上2层，地下1层。（1）负1层平面布置：此层为电缆层，内设电缆挂架和二次电缆桥架。适当位置预留电缆出口。（2）底层平面布置：本站底层布置工具室、10kV配电装置室、电容器室及接地变消弧线圈室，仅靠10kV配电装置室布置3台主变压器，变电器之间设防火墙隔开，所有10kV开关柜布置在10kV配电装置内，采用面对面的双列三走廊布置，开关柜与主变压器的连接以及对面双列柜之间的连接全部通过过桥箱。（3）楼层平面布置：本站二层布置有110kVGIS配电装置，吊装平台、二次设备室，值班室，资料室及机动用房。5.2配电装置（1）110kV配电装置采用SF6全封闭组合电器户内布置，运行安全可靠、检修周期长、占地面积小、不受外界环境影响、设备故障率低。110kVGIS采用架空进线方式，架空线悬挂点高度为11.5M，地线悬挂点高度为13.5M。与主变压器的连接采用软导线相联。（2）10kV配电装置采用户内高压开关柜双列布置，采用电缆出线，主变压器10kV侧进线以矩形铜母线经过穿墙套管通过封闭母线桥引入。10kV成套并联电容器组布置在户内，电容器组与10kV开关柜之间用电缆连接，电缆截面考虑短路热稳定要求选用铜芯3x240mm2。5.3 站用变选择及照明5.3.1 站用电接线本站采用站用电源交直流一体化系统，安装2台400/10.5-100/0.4接地变压器兼站用变压器(节能型),其中站用变容量为100kVA，接于10kV1M母线，另一台容量为100kVA，接于10kV3M母线，两台站变不考虑并列运行。站用电系统采用单母线分段接线，不设分段自动投切装置。本站重要负荷分别接在两段母线上，以保证供电可靠性。5.3.2 照明及检修本变电站设正常照明和应急照明，二次设备室及10kV开关室站内照明灯具均采用节能型灯具；且在入口处设置应急照明，在各个配电装置室内均设疏散照明。本工程不设专用检修间，所有电气一次设备按就地检修考虑。110kV、10kV配电装置及主变室内均设有检修电源箱。5.4 防雷接地5.4.1 直击雷保护为防止变电站变压器遭受直击雷，在建筑物顶上设置避雷带；避雷带通过建筑物框架柱内主钢筋与接地网相连。连接点与电气设备与接地网的连接点沿接地体长度的距离不小于15米。为保护站内设备及人身安全，变电站内敷设以水平接地体为主的人工接地网，主接地网外缘闭合。在110kVGIS室设环形接地母线，室内地板钢筋焊接成网格，并通过框架结构中的框架柱内主钢筋引入地下与变电站屋外接地网相连。各种设备的接地应就近与室设环形接母线相连。5.5电缆设施5.5.1 电缆选型10kV高压电缆选用交联聚乙烯绝缘铠装电缆，380/220V低压电缆选聚路乙烯绝缘铜芯电缆，控制电缆选用聚路乙烯绝缘屏蔽电缆。5.5.2电缆敷设二次室满铺防静电地板下设二次电缆槽盒，10kV开关室、电容器室、消弧线圈室下设电缆夹层，电缆夹层二次电缆经电缆桥架入二次室，10kV电缆经进过电缆挂架进入户外电缆沟，电缆沟内采用热镀锌角钢支架。5.5.3电缆防火电缆夹层设防火隔墙将电力电缆与控制（通信）电缆分隔，电缆接头两侧各3m区段和与接头临近的其他电缆用防火包带实施组织延燃，电缆电缆，控制电缆至电气盘、柜、接线箱的电气设备的电缆孔洞、电缆竖井穿越防火分区出均需在电缆敷设施工后进行防火封堵。电缆全部或局部区域涂刷防火涂料(对直流电源、事故照明、消防报警等重要回路的电缆全部涂刷)。在下列位置设置阻火墙：至主控制室或配电装置的沟道入口处、在公用主沟道引接分支沟道处、多段配电装置对应的沟道适当分段处。对下列部位采用有机堵料、耐火隔板或阻火包实施阻火分隔：进入二次屏(柜)底部开孔处、电缆竖井进出口、动力箱、开关柜底部开孔处、保护管两端、电缆贯穿隔墙、楼板的孔洞处。六、土建6.1 综述611 站址自然条件1、所址地理位置按照安庆市大观区工业园建管局的规划安排及可研审查意见,本变电站站址确定位于安庆市西郊大观区化学工业园内勇进路以南,霞虹路以西的曙光化工厂内西北角。站址紧靠勇进路公路旁，交通方便；地面高程控制在曙光化工厂区域地面高程的24.50m(黄海高程)左右，为填方区。 2、地形地貌站区场地由曙光化工厂自行平整。现已回填平整，无建筑物和坟地等。 3、站外运输及公路的引接由于新建变电站站址位于安庆市西郊大观区化学工业园内勇进路以南,霞虹路以西的曙光化工厂内。站址紧靠勇进路公路旁；且整个工业园南侧规划有32米的黄土坑路，向西可通往九江，向东可与市区主干道相连；西侧规划有40米的环城西路，向北可直通安庆火车站货站，对外运输便利；北侧有60米的勇进路，可与 206国道直接相连。整个园区距机场8公里，距火车货站4公里，距港口6公里，通往机场、火车场、港口均很便利；整个园区对外交通四通八达，运输条件非常优越。进所道路按混凝土道路标准，路宽4米建设，与北边的勇进路直接相连；大件设备可直接运至变电所内。612 工程地质、水文地质和水文气象条件1、工程地质和水文地质110kV曙光变电站工程，已确定的站址现地形已由曙光化工厂自行平整，地势平坦开阔，地面高程约24.50m(黄海高程)； （说明：地质报告待厂区土地回填到位后勘探，地质情况报告随后补上。）2、水文地质 （待地质报告）3、水文气象本工程距离安庆市气象站较近，属同一气候区，该站具有多年连续观测资料，是本工程气象原始资料的主要来源。安庆属亚热带湿润季风气候，气候温和湿润，全年主导风向为东北风，夏季为西南风，年平均风速3.1米/秒，年平均气温16.5，年平均降雨量1363毫米，多年平均降雪天数12.8天，多年平均降雨天数139.1天（47月占60%），日照百分率46%。 主导风向统计安庆市气象站19512000年历年各月各风向频率，绘制夏季（6、7、8月）、冬季（12、1、2月）及全年风向频率玫瑰图（见图5、6、7）：夏季（6、7、8月）：主导风向NE，风向频率22%；次主导风向SW，风向频率18%冬季（12、1、2月）：主导风向NE，风向频率34%全年：主导风向NE，风向频率30% 设计最大风速本工程选取安庆市气象站历年实测最大风速资料进行统计计算，并进行综合分析，确定设计最大风速的取值。安庆市气象站最大风速统计资料年限为19512002年，共52年，其中19511970年为定时观测资料，19712002年为自记观测资料。对上述定时观测资料须进行高度及观测方式换算，自记观测资料须进行高度换算。通过上述两次换算可得到安庆市气象站19512002年历年离地10m高自记10min平均最大风速，进行经验频率计算，分别按P型和极值型进行数理统计，得50年一遇离地10m高设计最大风速及其它参数。综合分析比较两种计算方法的适线效果，选取P型统计结果，即50年一遇离地10m高自记10min平均设计最大风速为26.3m/s。主要气象要素如下： （1）气压 历年极端最高气压：1044.8hpa（1955年1月15日） 历年极端最低气压：976.1hpa（1956年8月2日） 历年平均气压：1014.0hpa （2）气温 历年极端最高气温：40.2（1953年8月11日） 历年极端最低气温：-12.5（1969年2月5日） 最热月平均最高气温：32.9（8月） 历年平均气温：16.5 （3）水汽压 历年最大水汽压：39.5hpa（1951年7月22日） 历年最小水汽压：1.0hpa（1963年1月26日） 历年平均水汽压：16.5hpa （4）相对湿度 历年最小相对湿度：4%（1963年1月23日） 历年平均相对湿度：76% （5）降水 历年最大年降水量：2294.2mm（1954年） 历年最小年降水量：758.8mm（1978年） 历年平均降水量：1385.0mm 一次连续最大降雨量：578.4mm（1951年7月1118日） 一日最大降雨量：262.3mm（1954年6月24日） 一小时最大降雨量：100.8mm（1966年7月7日） （6）其它 最大积雪深度：31cm（1964年2月19日） 最大冻土深度：15cm（1990年2月7日） 历年最多年雷暴日数：68天（1963年） 历年平均雷暴日数：42.1天 导线覆冰厚度：5mm，冰的比重0.9g/cm3。62 站区总平面布置621 站区总平面布置1、总平面布置方案全站总平面布置以北侧为110kV出线方向，围墙内平面形式为矩形：东西长34.00米，南北宽61.00米。围墙内用地面积0.2074h。110kV主变采用户外布置，110kV及10kV电气设备户内布置，户外仅留运输通道，电缆通道和消防距离。从站区整体布局来看，整个变电所布置较为紧凑合理，各电压等级进出线很方便，不影响化工厂厂区整体规划建设。2、进站道路 进站道路由北边的勇进路引接、路面宽度4米，进站道路与引接公路相接处转弯半径为12米。3、建筑物、建构筑物、大门及围墙的布置 变电站建筑设计本着简洁、稳重、实用的原则，力求体现现代工业建筑气息，建筑造型和立面色调尽量与变电站以及所在区域周围环境相协调。大门及围墙采用国家电网公司标准色彩及标志。大门采用6m宽，2.3m高封闭实体电动平推门（上开1m宽，2.1m高平开小门）。围墙采用2.3m高实体围墙。4、防火间距、消防通道设计范围为站区的整个消防系统，界限为站区围墙外1米，站区内建筑物火灾危险类别为戊类，最低耐火等级均为二级。各通道之间的净间距不得小于按其火灾危险类别及最低耐火等级要求所保持的一定防火间距。5、给排水给水： 因站区座落在曙光化工厂厂区内，故站内生产及生活用水考虑采用接入化工厂内自来水厂供水系统。排水：站区内排水，采用有组织排水，站区内设57个窨井，利用排水暗沟管道，雨污合流，接入化工厂厂区的排水系统。6、采用的坐标、高程系统及站址经维度 本工程地形图所采用的是北京坐标系；高程采用的黄海高程。6.2.2 竖向布置1、竖向设计依据因变电站坐落在化工厂区的西北部，而化工厂厂区现状用地规划北片现状标高基本在2131.5米左右（黄海高程，下同）以上，本规划区填挖土方工程量基本平衡，也就是说变电站已在整个规划区区域考虑之内，目前土方已平整。2、竖向布置方式 站区场地竖向布置采用平坡式。主要建筑物室内外高差取0.30m。所区场地坡度在0.5%3%之间，具体数值及坡度方向由工程设计根据所内外排水条件确定。623 管沟布置本变电站采用的是电缆明沟，计有1000X600、1000X1000两种，无电缆支沟。624 道路及场地处理1、站外道路站外其他道路属于工业园规划，变电站进所道路接引勇进路，可参照勇进路标准，采用公路型混凝土路面，按二级考虑，道路纵坡设计为0.23.0%，满足道路排水和机动车辆行驶，符合道路设计强制性规范要求。2、站内道路 采用公路型混凝土路面，按二级标准考虑，路面的宽度为4.0m一种，转弯半径皆为9米。所内不设巡视小道及环形道路。3、站区场地 因本变电站是用户自建变电站，参考厂区统一绿化的考虑，站区场地地面原则上采用人工绿化草坪的绿化方式。不设操作地坪。625 主要技术经济指标表序号指标名称单位数量备注1变电站总用地面积ha0.226811围墙内占地面积ha 0.2074 12进站道路占地面积ha 13其它占地面积ha 2进站道路长度m 10 3变电站总土石方工程量