110kv输变电工程可行性论证报告.doc

XX110千伏输变电工程可行性研究报告XXX电力勘测设计院发证机关：中华人民共和国建设部证书等级：乙级 证书编号：二00八年二月 XX批 准： 审 定： 审 核：会 签： 校 核： 编 制： 45目 录1 工程概述1.1 设计依据1.2 工程概况1.3 设计水平年1.4主要设计原则1.5 设计范围2 工程建设必要性2.1赣州供电区东北部电网现状、目前存在的主要问题2.2某县电网现状、目前存在的主要问题2.3 负荷预测2.4 变电容量平衡2.5工程建设的必要性3 电力系统一次3.1 接入系统方案 3.2 导线截面选择3.3 无功补偿、调相调压计算及主变选型3.4 电气主接线原则意见4 电气二次部分4.1综自系统4.2电力系统通信4.3系统远动4.4 图像监控及火灾报警系统5 变电站站址选择及工程设想5.1 站址选择概述5.2 站址条件分析5.3 大件设备运输条件5.4 站址方案比较5.5 变电站工程设想6 线路部分6.1建设规模6.2线路路径6.3 线路设计参数7 工程投资估算7.1 工程概况7.2 编制依据7.3 主设备价格7.4 静态投资估算8 经济评价8.1评价原则及依据8.2 评价基本参数的选择8.3 资金及偿还方式8.4 投资使用计划8.5 售电电量及成本8.6 盈利能力分析8.7 经济评价成果8.8 敏感性分析8.9 结论附图：1、2007年XX供电区电力系统地理接线图（附图2-1）2、XX县35kV及以上电力系统地理接线图（附图2-2）3、110千伏XX变接入系统图（附图3-1）4、35kV接入系统方案图（附图3-2）5、电气一次主接线图（一）、（二）（附图3-3、附图3-4)6、所址分布图（附图5-1）7、总平面布置图（一）、（二）（附图5-2、附图5-3)8、线路平面路径图（附图6-1）1工程概述1.1设计依据（1）XX县供电公司委托设计合同书。1.2工程概况按照2010年赣州供电区110kV及以上电网规划，为解决XX县XX镇的用电需要，进一步完善宁都县电网结构，在XX县XX镇建设XXXX110kV输变电工程，变电站设计规模为：主变压器：远期140MVA，本期125MVA。出线回路数：110kV远期2回，本期2回；35kV出线远期4回，本期4回；10kV出线回路数远期16回，本期4回。1.3设计水平年 根据本工程规划投产年限，选择2010年为近期水平年，2015年为远景水平年。1.4主要设计原则（1）35110kV变电站设计规范（GB50059-92）（2）参照赣电规200317号江西省电力公司关于转发电网规划设计内容深度规定（试行）及220kV输变电项目可行性研究工作内容深度规定（试行）的通知要求，执行各专业有关的设计规程和规定。（3）在电网现状和2010年XX供电区110kV及以上电网规划（滚动规划）的基础上，提出变电站的接入系统方案。 (4)在二至三个宜建变电站所址方案的基础上，经技术经济比较，推荐最佳所址。（5）在推荐所址的基础上，提出XX110kV输变电工程建设项目的投资估算及经济评价。1.5设计范围设计范围包括：（1）XX110kV变电站接入系统设计（一、二次）（2）变电站所址选择及工程假想（3）线路路径选择（4）投资估算及经济评价2工程建设必要性2.1XX供电区东北部电网现状、目前存在的主要问题XX供电区东北部电网作为XX电网的一部分，位于XX市东北部，主要担负着XX、XX、XX、XX、XX、XX等县（市）的供电任务。目前该电网主要电源来自XX、XX和XX三座220kV变电站，外加与XX220kV变电站相连的110KvXXX线作为备用电源，小水电电源主要有XX县境内的一座35kV地区调度水电站。XX、XX、XX三座220kV变电站通过110kV线路形成东北部电磁环网。正常运行方式为220KvXX变供XX、XX、XX变电站，220KvXX变供XXX、XX、XX、XX、XX变电站，220KvXX变供XX、XX变电站，110KvXX停电备用。目前XX东北部电网有220kV变电站3座，主变4台，主变容量为48万kVA；有110kV变电站9座，主变14台，主变容量为32万kVA；有XX电站地区调度电厂，装机容量共计1.3万kW。具体接线见2007年XX供电区电力系统地理接线图（附图2-1）。2006年XX东北部电网供电量为11.6684亿kWh，统调供电量6.5445亿kWh，统调最高供电负荷18万kW。目前，东北部电网存在的主要问题：、XX变电站变电容量不足，且仍为单电源供电，供电可靠性差，无法满足负荷增长需求，制约地方经济发展；、110KvXX线、XX线、XX线及XX线由于运行时间长，老化严重，存在不同程度的安全隐患，影响XX、XX及XX变电站的供电可靠性。2.2 XX县电网现状、目前存在的主要问题XX县境内目前拥有XX供电公司所辖110kV公用变电站XX变电站1座，主变总容量41.5MVA。 小水电107座，具有调节能力的有12座，其余均为无调节能力径流式电站，总装机容量4.6940万kW。XX变电站通过XX线、XX线，两条35kV线路向XX县电网辐射供电，地方小水电作为电源补充。截至2007年底，XX县电网共有35kV变电站19座，主变24台总容量71.98MVA；35kV线路31条，总长287.87公里。2007年XX县电网全口径供电量为19202万kWh，全口径最高供电负荷45MW；110千伏XX变电站最高供电负荷39.4MW。具体接线见2007年XX县35kV及以上电力系统地理接线图（附图2-2）。XX县电网变电站情况一览表序号变电站名总容量（MVA）变台数无功容量（Kvar）投运日期2006年最大负荷（MW）备 注1XX110KV变电站41.5026000199339.42XX变电站12.60212002002.4.6133XX变电站4.00120019913.8974XX变电站1.2511002003.8.291.085XX变电站0.811002002.3.160.36XX变电站5.0023002002.3.223.9177XX变电站1.25120019800.858XX变电站2.5012002003.1.121.159XX变电站6.30110020064.510XX变电站5.6523001991211XX变电站4.0015002002.12.23312XX变电站6.3018002003.1.156.213XX变电站2.0013002003.12.291.73914XX变电站1.2512002002.1.121.15215XX变电站1.2512002002.1.201.89316XX变电站3.1513002003.9.192.617XX变4.0014002004.7.52.2518XX变8.0028002004.7.205.619XX变1.2513002004.10.180.320XX变2.8523002005.7.152.3XX县电网线路情况一览表序 号线路名称电压等级（kV）导线型号线路长度（km）投运时间备注1X-X线110kV15073.9819957市公司2宁-石线110kV12046719957市公司3宁-瑞线110kV12065819957市公司4宁宁线35kV1853.5082004.7.28县公司5宁长线35kV120、18523.71995县公司6长三线35kV12018.601995县公司7长厚线35kV5011.001997县公司8长固支线35kV702.042002县公司9长新支线35kV700.752002县公司10宁笮支线35kV703.032002县公司11宁青线35kV12018.901994县公司12青岭线35kV5015.741974县公司13岭高线35kV501.991990县公司14青赖支线35kV704.142002县公司15青泥线35kV504.001993XX水泥厂16青埠I线35kV506.001975县公司17青埠II支线35kV505.541983县公司18埠矿线35kV505.071979画矿19宁泥支线35kV350.401993县水泥20宁煤支线35kV352.001983县煤矿21宁坊线35kV12028.322003.7.18县公司22宁温II线35kV7024.621979县公司23宁福支线35kV504.501997县公司24宁石支线35kV350.921986县公司25温 黄线35kV7018.212002县公司26温洛线35kV7023.651979县公司27温坝支线35kV500.15县公司28温矿支线35kV5012.251983县公司29洛东线35kV5011.621991县公司30洛团线35kV704.001979县公司31东肖线35kV5020.0851991县公司32宁店支线35kV951.412004.7.20县公司33宁松支线35kV700.2852004.10.18县公司34长黄线35kV18511.4412005.7.15县公司XX县电网存在的主要问题可归纳为：、XX变电站作为XX县的主要供电电源，负荷重、可靠性要求高，目前虽有双电源供电，但为避免电磁环网运行，正常方式仍采用单一电源供电方式，由于受导线截面的限制，无法真正满足于都变正常及事故运行方式的供电要求；而且现有的两台主变容量参数不一，无法并列运行，运行方式不灵活；、受丰、枯水期季节负荷波动的影响，电压波动大，电能质量差。2.3 负荷预测XX县位于XX省东南部，XX市北部，东与XX、XX县交界，南与XX市、XX县为邻，西与XX、XX县相连，北与XX、XX、XX3县接壤。其南北长117.2公里，东西宽61公里，总面积4053.16平方公里。人口74.1万，现辖12乡12镇。XX森林覆盖率达71%，活立木蓄积量784.8万立方米。2005年国民生产总值30.5亿元，人均国民生产总值4736元/人，工业总产值32742万元，三产结构比例35.0：35.2：29.8；2006年国民生产总值37.1亿元，较2005年增长17.8%,人均国民生产总值5311元/人，较2005年增长10.8%,工业总产值47807万元，三产结构比例31.6：35.8：32.6。2007年XX县全口径用电量为19202万kWh，其中工业用电量为10156万kWh，农业用电量为455万kWh，三产及城乡居民生活用电量为8591万kWh，小水电总装机容量为46.940MW，年发电量为11502万kWh，全口径最高供电负荷为45MW,统调最高供电负荷为39.4MW。根据XX县内目前招商引资的情况及企业经济效益情况分析，近两年县内经济增长势头强劲，根据县公司提供新增工业投产项目负荷资料，2007-2010年，XX县新增用电容量111.65MVA，新增用电负荷53.7MW，其中XX工业园新增用电负荷为24.8 MW，负荷呈现快速增长的势头。XX县2007-2010年新增工业投产项目用电负荷统计见下表：序号项目名称开工时间投产时间申报容量（万kVA）用电负荷（万kW）1XXX水泥厂2007、012008、070.70.42XX铀业2002、052008、120.3150.133XX矿业公司2008、032009、051.70.854高速公路基建、隧道照明2007、102009、100.80.405粮食加工厂2008、032010、0610.406氢氟酸生产线2008年0.30.157HCFC-22生产线2010年0.40.28聚四氟乙烯生产线2010年1.250.59铜磁萤矿生产线2008年0.1250.0610硫酸生产线2009年0.40.211普通硅酸盐水泥生产线2009年10.512碳酸锂生产线2008年0.30.1513钴酸锂生产线2008年0.1250.0614工业园轻纺、食品、电子加工等建设项目2009-20101.50.7515仲钨酸铵生产线2010年0.60.316原煤矿井技改项目20090.150.0717大理岩板材和墙体涂料生产线20080.50.25合计11.1655.37现采用分行业用电分析法进行预测，预测XX县2008年、2010年全口径用电量预测结果分别为24109万千瓦时、34430万千瓦时, 对应全口径最高供电负荷分别为58.8兆瓦、82.96兆瓦；20072010年间，电量年平均增长速度为21.5%，电力年平均增长速度为22.6%。结果见下表：XX县全口径电力电量预测表 单位：兆瓦、万kWh2007年2008年2009年2010年平均年增长率2020年增长率电量1920224109291773443021.5%6669710.1%电力4558.869.582.9622.6%166.710.6%2.4 变电容量平衡根据XX县负荷预测，结合目前XX县电网结构及负荷分布情况，现对XX县进行110千伏变电容量平衡。由平衡结果可知，2008年，XX县需要110千伏变电容量95.76兆伏安，至2010年，需要110千伏变电容量133.85兆伏安。XX变现有主变容量41.5兆伏安，变电容量严重不足。XX县110千伏变电容量平衡表年份20072008200920102020项目最大供电负荷（兆瓦）4558.869.582.96166.7小水电供电负荷（兆瓦）5.65.65.65.65.6梅江变10kV直供负荷（兆瓦）235需110千伏供电负荷（兆瓦）39.453.261.974.36156.1计算用容载比1.81.81.81.81.8需110千伏变电容量（兆伏安）70.9295.76111.42133.85280.98已有110千伏变电容量（兆伏安）41.580808080需新增变电容量（兆伏安）29.4215.7631.4253.85200.982.5工程建设的必要性1、满足XX县青塘等乡镇负荷增长的需要，解决该地区供电可靠性及用电质量差的问题。根据XX县电网现状及负荷预测结果，XX县目前负荷主要集中在XX县城区、XX镇及七里、水东工业园，而XX县目前仅靠XX110kV变电站向其供电，2007年XX变电站的最高负荷为39MW，主变面临过载。根据XX县上报新增负荷资料，预计XX镇2010年工业用电负荷将新增24.8MW，仅依靠目前一回35千伏线路向其供电已经无法满足该地区的供电需要，必须在该地区新增电源站点。考虑现运行的110千伏XXX线路经此地，电源的引入比较方便，因此，在该地区建设110千伏变电站是可行的。2、XX110kV变电站的建成投运，将优化、完善XX县电网结构，提高电网供电可靠性、电能质量及经济运行水平。XX县目前只有1座110kV变电站，XX县依托110kV宁都变辐射供电，无法满足“N-1”供电原则及实现35kV配电网络各变电站之间的互带及电源备用。而且由于受负荷分配不均和网络结构的限制，XX110kV变电站建成投运后，将使电源布局更为合理，通过35kV配电网络的优化接线，可使其电网结构更加合理，部分35kV变电站可实现双电源供电，大大提高XX县电网的供电可靠性。3、为XX县加大招商引资力度和促进经济发展提供有利条件。随着政府招商引资力度的加大，XX县凭借其地理位置及资源优势，必然会有越来越多的厂商投资，XX110kV变电站的建成，将在能源供给方面为该地区的经济发展提供可靠保证。综上所述，XX110kV变电站的建设不仅解决了XX县用电负荷的需求的问题；而且对于改善宁都县电网结构,降低电网损耗,保证电能质量,提高电网的供电可靠性、稳定性和灵活性,满足该区国民经济的发展要求，具有极其深远的意义。同时对于实施XX电网规划，加强和完善赣州电网结构也有着重要的作用。所以XX110kV变电站的建设是十分必要的。考虑到该地区用电的紧迫性，XX110kV变电站计划于2008年12月投入系统运行。3. 电力系统一次3.1 接入系统方案3.1.1 变电站建设规模（1） 变电站供电范围根据XX110kV变电站在系统中所处的地理位置，其供电范围为XX县青塘等乡镇。（2） 变电站主变容量根据以上负荷预测以及变电容量平衡结果，2008年、2010年需要新增110kV变电容量15.76兆伏安、53.85兆伏安。综合考虑目前电网的供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件，建议XX110kV变电站本期安装一台容量为25.0MVA的变压器，远期视负荷发展情况再更换为一台容量为40.0MVA的变压器。（3）变电站电压等级根据对XX110kV变电站工程初步选所的推荐意见及其供电范围，将周边的XX、XX变等35kV变电站转由XX110kV变电站供电，以提高其供电可靠性及供电质量。综上所述，XX110kV变电站建议采用110/35/10千伏三级电压接入系统。（4） 各级电压出线规模110kV出线：远期2回，本期2回35kV出线：远期4回，本期4回10kV出线：远期16回，本期4回3.1.2 接入系统方案1、110kV接入系统方案XX本期110kV接入系统只推荐一个方案，利用现有的XXX线破口接入XX变，形成XX变至XX变、XX变各一回。远期2回。110千伏XX变接入系统图见附图3-1。2、35kV接入系统方案根据XX110kV变电站的具体位置及供电范围，按照就近供电的原则，拟将XX110kV变电站附近地区的XX、XX变等35kV变电站倒由XX110kV变电站供电。形成1回XX（110kV）XX线路，1回XX（110kV）XX变（35kV）线路，1回XX（110kV）XX线路，1回XX（110kV）硫磺厂线路。因此，XX110kV变电站35kV本期出线4回，分别至XX变1回，XX变1回，XX变1回，硫磺厂变1回。远期4回。接入系统方案见附图3-2所示。3、10kV接入系统方案XX10kV变电站10kV本期出线4回，远期出线16回。3.2导线截面选择1、110kV导线截面选择：破口线路采用LGJ-240型钢芯铝绞线。3.3 无功补偿、调相调压计算及主变选型3.3.1 无功补偿为了保证变电站电压水平及各侧“无功”界面功率因数满足运行考核要求，根据无功功率分层分区、就地平衡的原则，需在XX110kV变电站配置相应容量的无功补偿装置。无功补偿采用并联电容器组，经计算，无功补偿容量按主变容量的30%配置，即变电站终期按12000kVar配置,分2组，每组2*3000kVar；本期装设1组,计2*3000kVar。3.3.2 调相调压计算及主变选型为合理选择XX110kV变电站主变型号及主抽头位置，特进行调压计算。计算水平年取2015年。调相调压计算主要考虑了枯大、枯小、丰大、丰小四个基本运行方式下，XX110kV变电站无功补偿装置投切时，XX110kV变电站的电压变化情况，其计算条件及计算结果详见下表所示。2015年调相调压计算结果表 运行方式项目枯大方式枯小方式丰大方式丰小方式XX开机（MW、Mvar）270+j45270+j30270+j40270+j30XX电厂开机（MW、Mvar）640+j200320+j100320+j100270+j100XX变主变抽头（kV）230/121/10.5230/121/10.5230/121/10.5230/121/10.5XX变母线电压（kV）222.6/115.8/10.2229.4/118.7/10.4223.8/116.5/10.2230.5/119.3/10.5XX变无功补偿（Mvar）120120XX变母线电压（kV）109.8113.8110.7114.5调相调压计算结果表明，220KvXX变电站及其供电区域的电压受XX电厂和XX电厂不同开停机方式直接影响波动较大。根据计算结果，XX110kV变电站主变110千伏主抽头电压应选择110千伏较为合适。 根据电力系统电压和无功电力技术导则（SD325-89）第8.7条要求“直接向10kV配电网供电的降压变压器，应该用有载调压型”。XX110kV变电站为直接向10kV配电网供电的变电站，所以选用有载调压型变压器。主变压器规范暂定如下：1、型号：三相三卷有载调压降压变压器2、额定容量：25000kVA3、容量比（高/中/低）：100/100/1004、电压档位：11022.5%/38.522.5%/11kV 5、阻抗电压（高中/高低/中低）：10.13%/17.53%/5.89%6、联结组别：YN，yn,d113.4 电气主接线原则意见根据35-110kV变电站设计规范有关电气主接线的设计原则，XX110kV变电站电气主接线原则意见如下：110kV远期出线2回，按内桥接线方式；本期出线2回，按内桥接线方式。35kV终期出线4回，采用单母线断路器分段接线；本期出线4回，采用单母线断路器分段接线。10kV终期出线16回，采用单母线分段接线；本期出线4回，采用单母线接线。XX110kV变电站电气一次主接线见附图3-3，3-4。4 电力系统二次本工程的二次系统采用分层分布式综合自动化方案。综合自动化系统集变电站的二次系统功能，如保护、测量、信号、控制、远传通信等融为一体，远动和当地共用采集系统。4.1 综自系统4.1.1 110kV系统本站本期110kV出线两回，配置一面110kV线路保护测控柜（含两条线路的保护及测控装置）。配置一面110kV桥测控及备自投保护柜（含110kV备自投装置一套，110kV内桥测控装置一套，110kV内桥操作箱一台）。110kV微机线路保护具有三段相间距离、接地距离、四段零序方向电流、三相一次重合闸、双回线相继动作、单回线不对称故障相继速动功能、故障录波及低周减载等功能。110kV线路测控装置具有遥信、遥控、遥测及断路器控制回路（含防跳）等功能。4.1.2 35kV系统本站本期35kV出线4回。共配置35kV线路保护测控装置4台、35kV分段保护测控装置1台及35kV PT并列装置1台。35kV保护及PT并列装置均下放至相应的开关柜控制小屏上。35kV线路保护具有三段式过流保护、三相两次重合闸（无压、不检）、重合/手合加速保护、过负荷报警、低周减载、小电流接地选线、三相断路器操作回路（带防跳功能）、断路器位置指示等功能。35kVPT并列装置具有两段母线（每段母线7路电压）的重动及并列功能，还具有判别母线失压并发出信号的功能。4.1.3 10kV系统方案一：本站本期10kV出线4回，电容器2组。共配置10kV线路保护测控装置4台、10kV电容器保护测控装置2台, 10kV分段及备投保护测控装置1台、10kV PT并列装置1台。10kV保护及PT并列装置均下放至相应的开关柜控制小屏上。方案二：本站本期10kV出线4回，电容器1组。共配置10kV线路保护测控装置4台、10kV电容器保护测控装置1台, 10kV分段及备投保护测控装置1台、10kV PT并列装置1台。10kV保护及PT并列装置均下放至相应的开关柜控制小屏上。10kV线路保护具有三段式过流保护、三相两次重合闸（无压、不检）、重合/手合加速保护、过负荷报警、低周减载、小电流接地选线、三相断路器操作回路（带防跳功能）、断路器位置指示等功能。10kV电容器保护具有两段式过流保护、不平衡电压保护、过电压保护、过负荷报警、欠电压保护、小电流接地选线、三相断路器操作回路（带防跳）、断路器位置指示等功能。10kVPT并列装置具有两段母线（每段母线7路电压）的重动及并列功能，还具有判别母线失压并发出信号的功能。4.1.3 主变保护本次工程共配置主变保护测控柜1面，每面柜含一台三相三卷有载调压变压器的保护及测控装置。保护具体要求为：a)主变差动保护：二次谐波制动比率差动保护、差速断保护、CT断线识别和闭锁功能、故障录波功能；b)非电量保护:本体重瓦斯、有载调压重瓦斯、压力释放保护跳闸或发信号；本体轻瓦斯、有载调压轻瓦斯、主变油温发信号；c)高压侧后备保护:复合电压闭锁（方向）过电流保护、零序电压闭锁零序过电流保护、中性点间隙过流保护、零序过压保护、过负荷告警及启动风冷、过负荷闭锁有载调压（常闭接点）、故障录波功能；d)中压侧后备保护:复合电压闭锁过电流保护、过负荷告警、过负荷启动风冷、过负荷闭锁有载调压（常闭接点）、故障录波功能。e)低压侧后备保护:复合电压闭锁过电流保护（第一时限跳分段，第二次时限跳本侧）、过负荷告警、过负荷启动风冷、过负荷闭锁有载调压（常闭接点）、故障录波功能。4.1.4 公用及远动本次工程公用部分分别配置公共测控柜一面、网络通信柜一面及后台机柜一面。公共测控柜含公共测控装置两套（公用设备遥信、直流电压遥测、所用变电压电流遥测等），110kV PT并列装置及小电流接地选线装置一套，网络通信柜含站内所需的网络通信及远动通信设备，后台机柜含后台电脑及相关附件。4.1.5 直流系统本工程直流系统由一面充电柜、一面馈线柜、两面蓄电池柜组成。采用高频开关电源充电装置，高频整流模块为4*10A，电池为免维护蓄电池（104只，2V，200AH）。主接线方式为单母线分段。直流馈线共28回，其中16回控制回路，8回合闸回路（25A），48V通讯回路4回。DC/AC逆变回路共4回，该系统有以下主要功能：a）稳压限流浮充均充电功能、自动均衡充电和手动充电功能、交流停电恢复后自启动、根据蓄电池充电容量进行均充/浮充自动转换功能；b)交流两路输入自动投切、并可选一路为主工作电源，交流输入具有电源缺相、过压、欠压保护功能；在线电池巡检功能；c)整流器输出具有过欠压保护，蓄电池欠压保护功能；d)配置绝缘支路自动巡检装置和音响灯光报警信号；e)提供直流母线电压等遥测量以及故障信号和运行状态等遥信量；f)采用硅堆及控制装置自动/手动调节控制母线电压；g)加装DC220V/AV220V（2*5A 2KVA）模块对后台及五防交流电源；4.1.6 所用电系统本工程所用电系统由两块MNS型抽屉式MCC柜组成。4.1.7 电度表系统方案一：本工程共需15块多功能电子式电度表（0.5S级）及电量集中器一台。方案二：本工程共需14块多功能电子式电度表（0.5S级）及电量集中器一台。电量集中器、主变及110kV线路电度表集中组柜置于控制室内，其余电度表置于相应的开关柜控制小屏内。4.1.8 微机五防系统本工程配置一套微机五防系统,组柜一面。该系统有以下主要功能：a)通过与监控系统的通讯，可实现闭锁监控系统的遥控操作；b)采用电编码锁闭锁就地操作的断路器及电动隔离开关；c)采用机械编码锁闭锁隔离开关、手动接地刀闸、网门等；d)对于有防止走“空程序”、线路侧验电等要求的特殊闭锁方式，可通过加装智能防空锁、超级防空锁、验电器等锁具实现；e)能完善实现三态小车开关柜的五防闭锁；f)能进行设备的检修操作进行五防闭锁；g)能对联动设备进行五防闭锁。4.1.9 故障录波装置为便于分析故障及记录保护装置的动作情况，本期110kV线路保护、主变保护需配置故障录波插件。4.1.10 安全自动装置配置根据规程的要求，在电力系统中，应装设足够数量的自动低频减载装置。当电力系统因事故发生功率缺额时，由自动低频减载装置断开一部分次要负荷，以防止频率过度降低，并使之很快恢复到规定数值，从而保证电力系统的稳定运行和重要负荷的正常工作。由于10kV微机保护装置已具有低周低压减载功能，无需装设专用的低频减载装置。4.1.11 设备布置由于本站按无人值班有人值守综自站设计，本次设计取消控制室的工作台，后台机和五防机均组柜安装。10kV线路保护、10kV电容器保护及电度表均下放至相应的开关柜控制小屏上。本工程XX变所有保护柜分三排布置于控制室内。4.1.12 火灾报警及图像监控系统站内设置一套火灾报警及控制系统。火灾报警控制器容量、性能要求及相应接口均按终期规模考虑，火灾报警区域包括主控制楼、各级电压配电装置室等。根据安装部位的不同，采用不同类型和原理的探测器。火灾报警控制器宜设在变电站的主控楼内，当有火情发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示火警的地点。并可通过通信接口将信息送至变电站的监控系统，同时还可以通过数据网远传至调度端。为便于运行管理，保证变电站安全运行，在变电站内设置一套图像监控监视及安全警卫系统，其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备状态监视。沿变电站围墙周围设置远红外探测器；大门和主控楼入口处设置室外摄像头；各配电装置区设置室外摄像头；主控室以及各配电装置室均安装室内摄像头。完成变电站安全、防盗功能。在有人员值班处设置图像监视终端显示器。安全警卫系统接点可远传至集控中心或调度。本期工程预留图像监控远传接口。4.2 电力系统通信4.2.1 调度组织关系XX110KvXX变电站并网投运后，由XX地调直接调度，因此须建立XX110KvXX变电站至XX地调的调度通信、远动等信息及计算机数据传输通道；该变电站隶属XX县供电责任有限公司，同时需建设XX110KvXX变XX县调的调度通信。4.2.2 接入系统的原则根据有关设计规程规定，XX110kV变电站通信接入系统设计应遵循以下设计原则：（1）电力系统应建立适应于电力生产需要的专用通信网络。（2）所有新建的发、送、变电工程，投产前必须建立相应的通信电路，通信电路尚无保证的发电厂、变电站不得投入运行。（3）总调度所、中心调度所与其所辖的下一级调度所、大（中）型发电厂和枢纽变电站之间应设立两个独立通道的调度通信电路。（4）电力通信必须有高度的可靠性和灵活性，运行可靠性要求达99.5%以上，其它各项指标应符合国家标准的规定。（5）电力通信通道除应满足调度通信、行政通信通道要求外，还应满足继电保护、远动、自动控制等信息和计算机数据传输要求。（6）通信接入系统设计除满足上述要求外，还应考虑电网发展及通信新业务开发对通信通道的要求。4.2.3 相关通信电路现状及建设的必要性目前，XX境内所属赣州供电公司的110KvXX变、110KvXX变至XX地调尚未开通光纤通信电路，只开通了110KvXX变XX地调的载波通道；XX县调业务目前尚未接入地调。根据XX调度自动化系统和电力系统通信20052010年规划设计规划目标，XX电力光纤网应根据实际情况进一步提高光缆覆盖范围，地调、县调、220kV及以上变电站要实现双光缆接入，110kV变电站实现单光缆或双光缆接入，光通信覆盖率达100%。为保证电力系统调度管理、远动自动化信息等传输需要，因此，建立XX110KvXX变XX县调及XX地调光纤通信是十分有必要的。4.2.4 系统通信接入方案结合目前所选的站址情况，在离站址约4公里处有35KvXX变电站租用了电信2M通道，开通了至XX县调的光纤通道。根据一次系统接线方式，由110KvXXX线剖口接入110KvXX变。110KvXXX线导线型号为：LGJ-150，该运行时间较长，如考虑用地线更换OPGW-16芯光缆，有相当一部分杆塔不能通过最大水平风荷载校验，线路本体改造工程量大，因此本期暂不考虑OPGW光缆。综合以上，本工程选用普通光缆接入系统，拟选两种方案进行比较。方案一：110KvXX变-（普缆）-35KvXX变-（租用2M）-XX县调-（租用2M）-XX地调1）光缆架设本期通信工程考虑由110KvXX变电站新建普通光缆GYFSTY-16约4公里至35KvXX变，再经由35KvXX变宁都县调原租用的2M通道实现110KvXX变电站至XX县调的光缆接入；XX县调至XX地调光纤通信租用电信公网2M通道解决；110KvXX变的调度通信业务通过35KvXX变及XX县调转接回XX地调。2）传输设备配置110kVXX变配置一套SDH 155M光传输设备、35kV