水庫防洪專線線路改造及變電站工程施工組織設(shè)計(jì)

1、第一章 編制說明2第二章 工程概況5第三章 項(xiàng)目管理組織機(jī)構(gòu)8第四章 施工部署10第五章 施工方案與技術(shù)措施14第六章 質(zhì)量管理體系與措施59第七章 安全管理體系與措施72第八章 環(huán)境保護(hù)管理體系及措施82第九章 工程進(jìn)度計(jì)劃與措施88第十章 擬投入的主要的施工機(jī)械計(jì)劃92第十一章 擬投入的主要的物資計(jì)劃95第十二章 勞動力安排計(jì)劃96第十三章 施工總進(jìn)度表與網(wǎng)絡(luò)計(jì)劃圖97第十四章 施工總平面布置圖98第十五章 施工場地治安保衛(wèi)管理計(jì)劃103第十六章 與各方的協(xié)調(diào)及配合105第十七章 項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測和管理108第十八章 冬雨季施工等特殊情況下的施工措施110第十九章 關(guān)鍵施工技術(shù)、工藝及工程項(xiàng)目

2、實(shí)施的重點(diǎn)、難點(diǎn)和解決方案114附表一： 擬投入本項(xiàng)目的主要施工設(shè)備表118附表二： 勞動力計(jì)劃表119附表三： 進(jìn)度計(jì)劃120附表四： 施工總平面圖12166kV及以下架空電力線路設(shè)計(jì)規(guī)范GB 50061-2010電力工程電纜設(shè)計(jì)規(guī)范GB502172007輸電線路對電信線路危險(xiǎn)和干擾影響防護(hù)設(shè)計(jì)規(guī)程DL/T 5033-2006架空送電線路桿塔結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定DL/T5154-2002架空送電線路基礎(chǔ)設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定DL/T5219-2005架空送電線路鐵塔制圖和構(gòu)造規(guī)定DLGJ136-1997架空線路及電纜安健環(huán)設(shè)施標(biāo)準(zhǔn)Q/CSG 1 0002-2004 國家及地方其它相關(guān)規(guī)范 海南電網(wǎng)公司35

3、kV及以下架空線路防風(fēng)加固專項(xiàng)工作方案中國南方電網(wǎng)公司10kV和35kV標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì) V1.0版,利線路架k木及1J1,直桿1t桿除7(G。 1.要求施工隊(duì)對復(fù)測結(jié)果作出詳細(xì)記錄,特別是交叉跨越點(diǎn)及導(dǎo)地線對地風(fēng)偏，嚴(yán)格按設(shè)計(jì)進(jìn)行測量和分坑，保證鐵塔基礎(chǔ)及拉盤基礎(chǔ)保護(hù)距離。 2.基礎(chǔ)開挖采用鑿巖機(jī)打孔，進(jìn)行松動爆破和定向爆破，基礎(chǔ)上方采用鋼絲繩防爆網(wǎng)。 3.基礎(chǔ)澆制將配備可拆卸的小型汽油機(jī)械攪拌機(jī),基礎(chǔ)澆制一般采用機(jī)械攪拌和機(jī)械震動,以確保混凝土的連續(xù)澆制及其質(zhì)量。 4.底拉盤的埋設(shè)采用三角架吊著下。 5.基礎(chǔ)澆制前必須仔細(xì)復(fù)核基礎(chǔ)型號、外在尺寸、地螺規(guī)格及鋼筋規(guī)格數(shù)量等。 6.本工程基礎(chǔ)型號多，爆

4、破施工量相當(dāng)大。針對此種情況，各施工隊(duì)早預(yù)想，合理調(diào)配工機(jī)具，制定切實(shí)可行的施工方案。 1. 本工程根據(jù)各種鐵塔的特點(diǎn),分別采用內(nèi)、外懸浮式抱桿組立鐵塔。 2. 水泥桿的組立采用倒落式單扒桿的成熟工藝，特殊地形采用倒落式人字扒桿。 3. 要切實(shí)做好桿塔螺栓防盜及及拉線塔材防銹工作，拉線回頭要基本一致。 4. 若立桿牽引位置低時(shí)，施工隊(duì)需準(zhǔn)備1根較長的總牽引繩。 1. 放緊線采用張力牽引放線，并嚴(yán)格遵守各項(xiàng)規(guī)定,采取切實(shí)可行的措施防止導(dǎo)線磨損、打金鉤, 確保架線質(zhì)量。 2. 導(dǎo)地線采用液壓連接,操作者必須持證上崗,并嚴(yán)格按試驗(yàn)報(bào)告進(jìn)行操作。 3. 在跨越及平行電力處施工，必須設(shè)置兩個半永久接地,

5、在自檢消缺后撤除,以防感應(yīng)電。 4.本工程線路長，各施工隊(duì)放線任務(wù)重，沿線樹木較多，所以放線時(shí)必須保護(hù)好導(dǎo)線，防止損壞，特殊地形需派人看護(hù)；為防止壓接管彎曲，要求壓接管不能過滑車，特殊情況下需過滑車時(shí)，必須加裝壓接管防護(hù)套。 5.本工程跨越酉水，放線時(shí)需封航，并采用船只引渡引繩，故放線前施工隊(duì)須調(diào)查和熟悉地形，以利于放線施工。5.3.4 拆除工程 ,利5.4 舊站的拆除工程量（1）主變部分拆除主變1臺，容量為2000kVA，并拆除主變油池基礎(chǔ)及安裝鐵件。（2）35kV部分拆除多油斷路器1臺、計(jì)量箱1臺、隔離開關(guān)2組、避雷器3只，并拆除相應(yīng)設(shè)備基礎(chǔ)及安裝鐵件。拆除10米高門型構(gòu)架1組。（3）10

6、kV部分拆除穿墻套管9只、進(jìn)線母線橋6米、出線母線12米、開關(guān)柜6面。（4）二次部分拆除二次保護(hù)屏6面。（5）土建部分拆除工程量：1)主變基礎(chǔ)及油池1座；2)35kV隔離開關(guān)支架及基礎(chǔ)2基；3)35kV斷路器支架及基礎(chǔ)1基；4)35kV電流互感器支架及基礎(chǔ)1基；5)避雷器支架及基礎(chǔ)1基；6)7.3m高門型出線構(gòu)架支架及基礎(chǔ)1基；7)10kV配電房及控制室1棟（約86）；8)2.2m高站區(qū)圍墻55m；9)站內(nèi)道路38m(1.5m寬)；5.5 電力系統(tǒng)一次5.5.1儋州電網(wǎng)現(xiàn)狀 儋州市電網(wǎng)是海南西部電網(wǎng)的重要組成部分。目前，電網(wǎng)最高電壓等級為220kV，儋州市電網(wǎng)擁有220kV公用變電站2座，變壓

7、器3臺，總變電容量390MVA；220kV線路9回，總長394.34km； 110kV公用變電站7座，變壓器13臺，總變電容量為480MVA； 110kV線路15回，總長345.04km；35kV公用變電站13座，變壓器22臺，總變電容量為113.6MVA；35kV線路19回，總長250.37km。 目前，電網(wǎng)主要通過洛基福山雙回、大成鵝毛嶺3回，共5回220kV線路以及鵝毛嶺八一、大成打安、大成白沙、那大打安、那大金江、洛基多文和洛基美臺，共7回110kV線路與海南主網(wǎng)相連。同時(shí)，通過洛基三都、洛基干沖220kV線路以及三都木棠110kV線路與洋浦電網(wǎng)相聯(lián)。此外，還通過海頭邦溪、八一打安，共

8、2回35kV線路與白沙縣電網(wǎng)相連，通過陽江蘭洋35kV線路與瓊中電網(wǎng)相連。 儋州地區(qū)除了海南電網(wǎng)公網(wǎng)外，還有松濤電網(wǎng)。松濤電網(wǎng)位于儋州市、臨高縣境內(nèi)，為獨(dú)立電網(wǎng)，主要為滿足水電站上網(wǎng)需求，產(chǎn)權(quán)歸屬于省水務(wù)廳，運(yùn)行單位為省水利灌區(qū)松濤灌區(qū)管理分局。松濤電網(wǎng)擁有水電站12座，變電站2座（松濤多文及大壩站），水電站裝機(jī)共計(jì)31臺，總裝機(jī)容量41070kW，35kV線路總長約81.4km，10kV線路總長約43.7km。水電站主要通過35kV南豐多文主線并網(wǎng)接至南豐水電站，再通過110kV那南線上網(wǎng)接至110kV那大站，與儋州市電網(wǎng)相連。5.5.2儋州地區(qū)電源裝機(jī)情況 儋州市境內(nèi)水資源豐富，有大小河流

9、36條，大中小型水庫33座，其中發(fā)源于境外的有南渡江、珠碧江和文瀾河，發(fā)源于境內(nèi)的有北門江、春江、光村江、大江和山雞江等5條。境內(nèi)的松濤水庫是全國十大土壩水庫之一，是全省最大的水庫，是農(nóng)業(yè)灌溉的重要資源。 儋州市電網(wǎng)地方電源主要為水電和風(fēng)電。2014年，水電裝機(jī)總?cè)萘繛?6.53MW。風(fēng)電只有峨蔓風(fēng)電場，裝機(jī)容量為249.5MW。儋州市電網(wǎng)地方電源情況詳見下表。 2014年儋州市地方電源情況表 單位：MW、kV序號電廠名稱電廠類型所在區(qū)域裝機(jī)規(guī)模1沙河水庫管養(yǎng)所水電那大0.642排灌總站水電那大0.53燎原電站水電那大0.324四級電站水電那大15江目地電站水電洛基0.646光明電站水電那大0

10、.257洛南電站水電那大1.268加悅電站水電東成0.29三級電站水電那大1.3210紅衛(wèi)電站水電西聯(lián)農(nóng)場111黎明電站水電西聯(lián)農(nóng)場0.412曙光電站水電西聯(lián)農(nóng)場0.413東升電站水電西聯(lián)農(nóng)場0.514紅星電站水電西聯(lián)農(nóng)場0.515落南電站水電西聯(lián)農(nóng)場0.416農(nóng)牧隊(duì)電站水電西慶農(nóng)場0.4517桃牛嶺電站水電西慶農(nóng)場1.318天潤朝陀電站水電大成0.519加平電站水電洛基1.620加悅電站水電東成121蘭馬一電站水電洛基0.6422蘭馬二電站水電洛基0.6423洛基電站水電洛基0.6424南茶電站水電南豐1.2825和慶電站水電和慶3.7526武教電站水電南豐0.527南豐電站水電南豐24.9

11、28峨蔓風(fēng)電場風(fēng)電峨蔓99合計(jì)145.535.5.3周邊電網(wǎng)存在的主要問題 1）110kV電源布點(diǎn)不足，35kV電網(wǎng)結(jié)構(gòu)薄弱 目前儋州電網(wǎng)110kV變電站不足，造成大多110kV變電站負(fù)載率較高；同時(shí)110kV布點(diǎn)的缺乏造成35kV電網(wǎng)接線復(fù)雜，存在多處接線路，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)薄弱，供電可靠性較低。 2）35kV及以下網(wǎng)絡(luò)薄弱，電壓質(zhì)量較差 因?yàn)闅v史原因，儋州地區(qū)的農(nóng)網(wǎng)線路有相當(dāng)一部分是由35kV變電站出線，為35kV變電站提供電源的35kV線路有多處T接點(diǎn)，導(dǎo)致線路故障率高，故障和檢修時(shí)停電范圍較大；另外許多35kV線路供電距離長，損耗大，電壓質(zhì)量較差。 3）外部因素對電網(wǎng)建設(shè)的影響越發(fā)增大 當(dāng)前的

12、電網(wǎng)建設(shè)時(shí)有因征地、線路架空走廊等外部因素受阻，不利于電網(wǎng)的發(fā)展，電網(wǎng)規(guī)劃無法按計(jì)劃實(shí)施，難以適應(yīng)經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展對電網(wǎng)的要求。5.5.4 項(xiàng)目周邊電網(wǎng)現(xiàn)狀 本項(xiàng)目位于儋州市蘭洋鎮(zhèn)番加鄉(xiāng)的松濤水庫管理區(qū)，項(xiàng)目主要對松濤防洪線及大壩站進(jìn)行改造，本項(xiàng)目周邊變電站主要有： 35kV蘭洋變電站及35kV陽江站（瓊中）。 蘭洋35kV變電站位于大壩站北方約15km處，主變規(guī)模為3.15+6.3MVA，35kV出線2回，已經(jīng)出線2回；該站2014年最大負(fù)荷為3.88MW。 陽江35kV變電站位于大壩站東南方約10km處，主變規(guī)模為3.15+4.0MVA，35kV出線2回，已經(jīng)出線2回；該站2014年最大負(fù)荷為

13、2.8MW。番加地區(qū)由10kV 大豐農(nóng)場線加喜支線番加分支線供電，2014年最大負(fù)荷500kW5.5.5電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃項(xiàng)目周邊電網(wǎng)規(guī)劃 （1）2018年，新建110kV蘭洋變電站，主變?nèi)萘?40MVA；根據(jù)電網(wǎng)規(guī)劃，蘭洋鎮(zhèn)地區(qū)將新建110kV蘭洋站。蘭洋110kV變電站最終主變?nèi)萘繛?40MVA，預(yù)計(jì)投產(chǎn)時(shí)間為2018年，目前正處在項(xiàng)目可研階段。根據(jù)收集的項(xiàng)目可研資料， 110kV蘭洋站擬定的接入系統(tǒng)方案如下： 1）110kV線路部分：最終出線4回，本期出線4回。2回為那大金江110kV線路接入擬建蘭洋110kV變電站，將那大至金江、那大至打安短接,形成1回蘭洋至打安110kV線路,1回蘭洋

14、至金江110kV線路；2回為蘭洋至瓊中雙回110kV線路。 2）35kV線路部分：最終出線6回，本期出線2回，備用4回。本期將蘭洋陽江35kV線路接入擬建蘭洋110kV變電站，形成蘭洋110kV站至蘭洋35kV站、蘭洋110kV站至陽江35kV線路。5.5.6 電力需求預(yù)測儋州電網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測 根據(jù)海南省儋州市“十三五”配電網(wǎng)規(guī)劃(審定稿)，依據(jù)儋州市城市總體規(guī)劃、國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展第十三個五年規(guī)劃綱要，通過對儋州市歷史供電量與國民經(jīng)濟(jì)相關(guān)情況及今后發(fā)展趨勢等基礎(chǔ)資料的分析，采用增長率法、分行業(yè)產(chǎn)值單耗法和人均用電量法對儋州市今后用電水平進(jìn)行了詳細(xì)預(yù)測，并提出了推薦方案，本報(bào)告中采用其推薦的預(yù)測結(jié)

15、果，儋州電網(wǎng)(不含洋浦開發(fā)區(qū)) 逐年電量、負(fù)荷預(yù)測結(jié)果見下表。 儋州市電網(wǎng)電量負(fù)荷預(yù)測結(jié)果區(qū)域分 項(xiàng)201520162017201820192020“十三五”增長率儋州市全社會用電量（億kWh）14.8617.6119.7921.5723.6726.2212.03全社會最高負(fù)荷（MW）251.41288.59331.57365.87408.30458.2012.75其中：東南片區(qū)全社會用電量（億kWh）7.317.668.799.4710.229.465.30全社會最高負(fù)荷（MW）135.94144.87164.24177.00199.48211.419.23中部片區(qū)全社會用電量（億kWh）3

16、.203.333.463.603.763.934.20全社會最高負(fù)荷（MW）53.9956.7259.6962.9366.4670.305.42西部片區(qū)全社會用電量（億kWh）2.553.203.884.395.045.8918.22全社會最高負(fù)荷（MW）50.0065.5776.2089.1099.49124.8820.09北部片區(qū)全社會用電量（億kWh）2.513.233.343.684.074.5112.45全社會最高負(fù)荷（MW）51.4861.4271.4576.8582.8891.6012.225.5.7 項(xiàng)目用電負(fù)荷 （1）項(xiàng)目現(xiàn)有負(fù)荷 本項(xiàng)目現(xiàn)有用電負(fù)荷由35kV大壩變電站供電。

17、大壩站位于松濤水庫大壩管理區(qū)，屬于大壩管理區(qū)的專用變電站，主變?nèi)萘?MVA，35kV主接線為線變組接線，出線1回，即松濤防洪線，長約18.2km；10kV主接線為單母線接線，出線1回，即溢洪道線，長約2km。大壩站的供電范圍包括大壩管理區(qū)（防洪指揮部）、大壩溢洪道及大壩熱作廠。供電區(qū)域內(nèi)設(shè)備的裝機(jī)容量及計(jì)算負(fù)荷統(tǒng)計(jì)如下表。 項(xiàng)目用電負(fù)荷情況表 單位：MW序號用電設(shè)備設(shè)備容量（kW）需要系數(shù)計(jì)算負(fù)荷變壓器配置總安裝容量工作容量KdP (kW )S (kVA)一大壩溢洪道200+201空壓機(jī)44441442排洪閘電動冷設(shè)備4520120小計(jì)239184184二防洪指揮部2

18、001防洪設(shè)備76761762通信系統(tǒng)36361363指揮中心2121121小計(jì)133133133三大壩熱作廠1601加熱系統(tǒng)60461462壓縮系統(tǒng)34241243清洗帶22161164照明及其他2020120小計(jì)136106106合計(jì)508423423580 其中，大壩溢洪道安裝2臺變壓器（200+20kVA），主要肩負(fù)松濤水庫大壩防洪保安供電的重任，大壩溢洪閘門為5孔閘門，分別由5臺30kW的電機(jī)啟動，正常情況下每次兩臺電機(jī)同時(shí)啟動，每臺電機(jī)低壓側(cè)（0.4kV)啟動電流可達(dá)到210A。大壩管理區(qū)（防洪指揮部）安裝1臺變壓器（200kVA），主要用于防洪通信用電，為防洪調(diào)度指揮政令暢通提供

19、保障。大壩熱作廠安裝1臺變壓器（160kVA），主要為農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和生活用電。 （2）番加地區(qū)負(fù)荷 本項(xiàng)目所在地番加地區(qū)位于儋州市南部，與瓊中縣交界。目前，番加地區(qū)公網(wǎng)由陽江35kV變電站的10kV大豐農(nóng)場線加喜支線番加分支線供電，截至2014年，番加地區(qū)最大負(fù)荷約500kW，均為常規(guī)用電負(fù)荷。番加地區(qū)暫無大用戶報(bào)裝，但松濤水庫周邊正在進(jìn)行旅游資源開發(fā)，擬建松濤云霧谷風(fēng)景區(qū)，目前尚無明確的規(guī)劃，據(jù)項(xiàng)目負(fù)責(zé)人介紹，屆時(shí)將建設(shè)2個旅游賓館及配套的商業(yè)、娛樂、餐飲服務(wù)設(shè)施，該景區(qū)建成后可視作新增大用戶，負(fù)荷按遠(yuǎn)期700kW考慮。 （3）大壩站供電范圍 番加地區(qū)尚無公用變電站，該地區(qū)僅由陽江35kV變電站

20、引出的10kV大豐農(nóng)場線加喜支線番加分支線供電，供電線路長，供電可靠性低。本次大壩站改造后，將無償移交給海南電網(wǎng)有限責(zé)任公司，屆時(shí)大壩站可作為公用變電站向周邊地區(qū)供電。因此，大壩站的供電負(fù)荷除了考慮本項(xiàng)目用電負(fù)荷外，尚需考慮周邊番加地區(qū)的用電。 （4）大壩站供電負(fù)荷預(yù)測 采用“大用戶+增長率法”對大壩站供電負(fù)荷進(jìn)行預(yù)測。本項(xiàng)目現(xiàn)有負(fù)荷可按大用戶負(fù)荷考慮，番加地區(qū)大用戶負(fù)荷按遠(yuǎn)期700kW考慮。根據(jù)番加地區(qū)歷年負(fù)荷統(tǒng)計(jì)情況，該地區(qū)自然用電負(fù)荷平均增長率按8.0%考慮。預(yù)測結(jié)果見下表。 負(fù)荷預(yù)測表結(jié)果表 單位kW序號用戶類型用戶名稱2014年2015年2016年2017年2018年2019年202

21、0年1大用戶大壩管理區(qū)133 133 133 133 133 133 133 2大壩溢洪道1841841841841841841843大壩熱作廠106106106106106106 1064松濤云霧谷風(fēng)景區(qū)5070210350560700 5一般用戶番加地區(qū)500 540 583 630 680 735 793 合計(jì)（同時(shí)率取0.8）73881086110101162137415335.5.8 負(fù)荷等級 根據(jù)海南電網(wǎng)公司10kV及以上專線客戶負(fù)荷等級確認(rèn)單，松濤水庫防洪線負(fù)荷中溢洪道大壩排洪用電負(fù)荷及防洪指揮部用電等級為一級，容量為317kW；其他負(fù)荷106kW，負(fù)荷等級為三級。5.5.9 自

22、備電源 按照重要電力用戶供電電源及自備應(yīng)急電源配置技術(shù)規(guī)范（GB/Z29328-2012），重要電力用戶應(yīng)自行配置自備應(yīng)急電源，電源容量至少應(yīng)滿足全部保安負(fù)荷正常供電的要求。松濤水庫管理區(qū)已配備柴油發(fā)電機(jī)3臺，容量為160+200+150kW，可以滿足要求。自備應(yīng)急電源的切換時(shí)間、切換方式等技術(shù)要求應(yīng)滿足GB/Z 29328相關(guān)條款的規(guī)定。5.5.10 項(xiàng)目建設(shè)的必要性 松濤水庫擔(dān)負(fù)著下游南渡江兩岸儋州、瓊中、屯昌、臨高、澄邁、定安、?？诘?個市縣約120萬人、57萬畝農(nóng)田及西線高速公路和國道等重要交通干線防洪保安任務(wù)，擔(dān)負(fù)著?？?、儋州、澄邁、臨高等四個市縣128萬畝農(nóng)田的灌溉、海南生態(tài)用水任

23、務(wù)和?？?、那大、洋浦、老城等城鎮(zhèn)、開發(fā)區(qū)工業(yè)生活供水任務(wù)。建庫前，南渡江加烈以下和支流龍舟河兩岸易受洪水泛濫成災(zāi)，松濤水庫興建后，攔蓄了南渡江21流域面積內(nèi)的集水，平均5年中有4年將徑流全部攔蓄，一年泄洪也消減了天然洪峰流量的30%70%。經(jīng)調(diào)查統(tǒng)計(jì)，松濤水庫建成后，除大大減輕海口等城市的防洪壓力外，平均每年減少南渡江下游洪災(zāi)面積0.66萬hm2（9.83萬畝）以上。因此，做好松濤水庫蓄水及保水、杜絕水患、確保松濤水庫安全運(yùn)行至關(guān)重要。 本項(xiàng)目線路及變電站肩負(fù)著向松濤水庫溢洪道大壩供電的任務(wù)，是松濤水庫蓄水保水、杜絕水患的重要保證，擔(dān)負(fù)著松濤水庫防洪用電的重任。而本項(xiàng)目原線路及變電站于1992

24、年建成投產(chǎn)，經(jīng)過多年運(yùn)行，存在著較嚴(yán)重的安全隱患，難以滿足松濤水庫防洪保安用電的要求，對其進(jìn)行改造是非常必要的，主要表現(xiàn)在以下2個方面： （1）提高供電可靠性。線路與設(shè)備運(yùn)行時(shí)間長，老化、腐蝕情況嚴(yán)重，部分導(dǎo)線對地安全距離不夠，導(dǎo)線對周邊樹木最小安全距離不能滿足要求，故障跳閘率高，尤其是雷雨、臺風(fēng)天氣幾乎不能供電，造成松濤水庫在汛期的有線和無線通訊、監(jiān)控信號經(jīng)常中斷，使松濤水庫的防汛工作陷入被動。本項(xiàng)目原線路及變電站已無法滿足松濤水庫大壩防洪保安供電的需求。通過本項(xiàng)目的實(shí)施，大壩變電站及溢洪道用電均有兩路電源線路，改造后的線路抗風(fēng)防雷能力提高、滿足安全距離要求，從各個方面提高供電的可靠性。 （

25、2）滿足負(fù)荷增長需求，優(yōu)化周邊35kV、10kV電網(wǎng)結(jié)構(gòu)。項(xiàng)目所屬的番加地區(qū)尚無公用變電站，該地區(qū)由陽江35kV變電站引出的10kV大豐農(nóng)場線加喜支線番加分支線供電，供電線路長，供電可靠性低，不能滿足番加地區(qū)負(fù)荷增長的需求。本項(xiàng)目實(shí)施后，大壩除向溢洪道供電外亦向周邊地區(qū)供電，既能滿足負(fù)荷增長的需求，又優(yōu)化了周邊35kV、10kV電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，提高供電可靠性。綜上所述，為了滿足松濤水庫防洪保安用電的需求，改善電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，提高供電可靠性，本工程的建設(shè)是非常必要的。5.5.11 接入系統(tǒng)方案 根據(jù)儋州35kV松濤水庫防洪專線及大壩變電站接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)（審定稿），本項(xiàng)目接入系統(tǒng)方案為：35kV大壩站引出2回線

26、路，1回接入蘭洋110kV站，另1回T接蘭洋110kV站至陽江35kV站線路。過渡方案：蘭洋110kV站建設(shè)投產(chǎn)前，58#至大壩站改為雙回路線路，其中1回接上原35kV松濤防洪線，保留由原有供電方式不變（由松濤電網(wǎng)供電），另一回T接35kV蘭洋陽江線路。該方案已經(jīng)過海南電網(wǎng)公司評審并取得批復(fù)。5.5.12短路電流計(jì)算 （1）計(jì)算水平年為2025年； （2）計(jì)算的網(wǎng)絡(luò)采用2025年電網(wǎng)接線圖。根據(jù)現(xiàn)有資料，對220kV及以上電網(wǎng)的相鄰節(jié)點(diǎn)作適當(dāng)?shù)暮喕戎堤幚恚?大壩站35kV側(cè)的短路電流低于25kA，10kV側(cè)低于10kA，本項(xiàng)目設(shè)計(jì)大壩站35kV設(shè)備開斷電流按31.5kA選擇，10kV斷路器開

27、斷電流選擇25kA，滿足相關(guān)規(guī)定要求。 （3）系統(tǒng)對變電站電氣主接線及有關(guān)電氣設(shè)備參數(shù)的要求 1、大壩站主接線及出線規(guī)模 本項(xiàng)目變電站原為用戶自建的35kV變電站，鑒于本項(xiàng)目變電站改造后擬移交給海南電網(wǎng)儋州供電局運(yùn)行管理，建議變電站按南方電網(wǎng)典型設(shè)計(jì)的標(biāo)準(zhǔn)來建設(shè)，本期及遠(yuǎn)期均配置2臺主變，變電站35kV側(cè)采用單母線分段接線方式，35kV出線2回；10kV采用單母線分段接線方式，10kV出線25回。 2、10kV側(cè)中性點(diǎn)接地方式 本站擴(kuò)建后共計(jì)有10回10kV出線，根據(jù)該站所處地理位置及周圍環(huán)境，10kV線路均可電纜引出站后采用架空線架設(shè)的方式。按每回線路出站電纜段長約0.1km（電纜截面按12

28、0mm2），架空段長15km考慮，10回10kV線路總的單相接地電容電流計(jì)算約為5.6A，小于規(guī)程要求的10A，因此，本站10kV側(cè)中性點(diǎn)采用不接地方式。 3、大壩站主變?nèi)萘考霸O(shè)備參數(shù) （1）主變?nèi)萘扛鶕?jù)負(fù)荷預(yù)測結(jié)果，大壩站供電區(qū)域2015年用電負(fù)荷為810kW，2020年負(fù)荷為1533kW，建議主變選擇23.15MVA，主變?nèi)萘啃ｒ?yàn)情況見表。 35kV大壩變電站主變?nèi)萘啃ｒ?yàn)表項(xiàng)目年份201520162017201820192020供區(qū)負(fù)荷(kW)8108611010116213741533主變?nèi)萘?kVA)231502315023150231502315023150負(fù)載率12.9%13.7%

29、16.0%18.4%21.8%25.6%一供一備運(yùn)行方式主變負(fù)載率25.7%27.3%32.1%36.9%43.6%51.9% （2）主變參數(shù) 主變壓器容量為3150kVA，三相有載調(diào)壓。 變壓比：35kV/10.5kV 主變抽頭：+32.5%-32.5% 接線組別：Yd11 阻抗電壓：Uk=7.0%。 （3）斷路器開斷電流 根據(jù)短路電流計(jì)算結(jié)果及海南電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計(jì)技術(shù)原則（系統(tǒng)一次部分）中的相關(guān)規(guī)定，建議大壩站35kV斷路器斷電流按31.5kA選擇，10kV斷路器開斷電流按25kA選擇。 （4）根據(jù)系統(tǒng)無功分層分區(qū)基本平衡的原則進(jìn)行無功補(bǔ)償裝置的配置。為做到無功分層分區(qū)就地平衡，應(yīng)盡量由電網(wǎng)少

30、送無功。無功負(fù)荷為變電站低壓無功需求及變壓器無功損耗，考慮到變電站運(yùn)行靈活方便調(diào)度、適應(yīng)今后的負(fù)荷發(fā)展需要及裕度，建議主變裝設(shè)2450 kvar成套并聯(lián)電容器裝置。5.6 電力系統(tǒng)二次5.6.1系統(tǒng)概況 1、接入系統(tǒng)部分系統(tǒng)概述 本工程接入系統(tǒng)方案為：35kV大壩站引出2回線路，1回接入蘭洋110kV站，另1回T接蘭洋110kV站至陽江35kV站線路。過渡方案：蘭洋110kV站建設(shè)投產(chǎn)前，58#至大壩站改為雙回路線路，其中1回接上原35kV松濤防洪線，保留由原有供電方式不變（由松濤電網(wǎng)供電），另一回T接35kV蘭洋陽江線路。 2、大壩站概述 35kV：采用單母線分段接線，出線2回； 10kV：

31、采用單母線分段接線，出線25回。 主變：23.15MVA，有載調(diào)壓變壓器。無功補(bǔ)償配置：2450kvar。5.6.2調(diào)度管理關(guān)系 本項(xiàng)目建成后，設(shè)備擬移交給海南電網(wǎng)公司儋州供電局運(yùn)行管理。 35kV大壩站綜合自動化形式設(shè)計(jì)，根據(jù)海南省電力系統(tǒng)調(diào)度管理規(guī)程， 35kV大壩變電站接入系統(tǒng)后由儋州地調(diào)調(diào)度管理。相關(guān)遠(yuǎn)動信息送至儋州地調(diào)，站內(nèi)有關(guān)電度量信息送省公司計(jì)量自動化系統(tǒng)主站。5.6.3技術(shù)參數(shù) （1）直流電源：DC220V （2）PT二次電壓57.7V/100V，CT二次電流5A。5.6.4現(xiàn)狀 （1）大壩站 目前本站使用的保護(hù)系統(tǒng)為常規(guī)的繼電器保護(hù)系統(tǒng)，于1992年投運(yùn)。主控室內(nèi)布置有：主變

32、保護(hù)屏1面，控制屏1面，直流屏1面，蓄電池1套；本站為直流供電系統(tǒng)，繼電器保護(hù)回路電源、控制回路電源、斷路器儲能電源等均為DC220V,加熱除濕照明裝置等工作電源均為AC220V。 （2）與本工程相關(guān)的對側(cè)變電站系統(tǒng)保護(hù)配置現(xiàn)狀為： 蘭洋110kV站為新建站，目前處于可研階段，35kV出線均已按南方電網(wǎng)公司110kV500kV變電站標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)(V1.0)配置繼電保護(hù)及備自投裝置等安全自動裝置。 35kV陽江站及蘭洋站35kV出線均已配置保護(hù)測控一體化裝置，廠家均為海南威特電氣集團(tuán)公司，型號均為WT-2031，2011年投運(yùn)，具有帶方向的電流速斷和過流保護(hù)功能，裝置運(yùn)行良好。 過渡方案中1回線路T

33、接在南豐松濤多文線上，南豐及多文站35kV出線保護(hù)裝置均滿足要求，保護(hù)均利舊。 5.6.5系統(tǒng)繼電保護(hù)配置方案 （1）35kV大壩站側(cè) 35kV線路保護(hù)：35kV大壩站綜合自動化形式設(shè)計(jì)，35kV大壩站引出2回線路，1回接入蘭洋110kV站，另1回T接蘭洋110kV站至陽江35kV站線路，35kV線路保護(hù)裝置配置如下： 35kV大壩變電站2回35kV線路配置35kV線路保護(hù)裝置，35kV線路采用保護(hù)測控一體化原則，保護(hù)選擇帶方向的電流速斷和過流保護(hù)，并帶時(shí)限過電流保護(hù)作后備保護(hù)，當(dāng)線路發(fā)生短路時(shí)，能快速切除故障。線路測控包含線路側(cè)斷路器、隔離刀的遙控、遙測、遙信以及接地刀閘的遙信量等。保護(hù)裝置

34、功能應(yīng)滿足南網(wǎng)規(guī)范要求，并應(yīng)通過南網(wǎng)入網(wǎng)測試。 35kV分段保護(hù)：配置1套35kV分段保護(hù)，配置兩段過電流保護(hù)，每段電流和時(shí)間定值可分別整定，作為母線充電保護(hù)，并兼作新線路投運(yùn)時(shí)的輔助保護(hù)，分段保護(hù)應(yīng)具備同期檢測功能，采用保護(hù)測控一體化裝置。保護(hù)裝置功能應(yīng)滿足南網(wǎng)規(guī)范要求，并應(yīng)通過南網(wǎng)入網(wǎng)測試。 （2）與本工程相關(guān)的對側(cè)變電站側(cè) 蘭洋110kV站為新建站，目前處于可研階段，35kV出線均已按南方電網(wǎng)公司110kV500kV變電站標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)(V1.0)配置繼電保護(hù)。 35kV陽江及蘭洋站35kV出線保護(hù)裝置均滿足要求，保護(hù)均利舊。過渡方案中1回線路T接在南豐松濤多文線上，南豐及多文站35kV出線保

35、護(hù)裝置均滿足要求，保護(hù)均利舊。5.6.6 35kV大壩站安全自動裝置 （1）35kV備自投 35kV主接線方案為單母線分段接線方式，裝設(shè)1套35kV備用電源自投裝置。自投邏輯應(yīng)滿足變電站運(yùn)行方式改變時(shí)的不同要求，能方便地實(shí)現(xiàn)母聯(lián)（分段）或橋斷路器備自投、進(jìn)線斷路器備自投等功能。保證在工作電源斷開后，才投入備用電源；工作電源的電壓，無論何種原因消失，除有閉鎖信號外，自動投入裝置均應(yīng)動作；自動投入裝置應(yīng)保證值動作一次。還應(yīng)具備過負(fù)荷閉鎖功能及合于故障線路后加速跳閘功能。 （2）10kV備自投 10kV主接線方案為單母線分段接線方式，配置1套10kV備用電源自投裝置，具備過負(fù)荷閉鎖及聯(lián)切小水電的功能

36、。 （3）PT并列裝置 配置1套35kV PT并列裝置，用于35kV母線的PT并列。 配置1套10kV PT并列裝置，用于10kV母線的PT并列。 （4）低頻低壓減載裝置 為了保證系統(tǒng)的安全穩(wěn)定與重要負(fù)荷的供電可靠性，配置1套低頻低壓減載裝置。 （5）小電流接地選線裝置 為了能迅速發(fā)現(xiàn)接地故障線路，提高變電站運(yùn)行的可靠性，配置獨(dú)立的小電流接地選線裝置1套。5.6.7調(diào)度自動化 （1）遠(yuǎn)動系統(tǒng) 站內(nèi)配置兩臺互為冗余的遠(yuǎn)動裝置，置于新建的主控室內(nèi)，每臺遠(yuǎn)動裝置均配置與站內(nèi)監(jiān)控系統(tǒng)通信的局域網(wǎng)通信口以及與遠(yuǎn)方主站通信的網(wǎng)絡(luò)通信口及專線通信口，規(guī)約庫配置與各遠(yuǎn)方調(diào)度中心調(diào)度自動化系統(tǒng)主站一致的通信規(guī)約

37、。每臺遠(yuǎn)動裝置把監(jiān)控后臺采集的數(shù)據(jù)通過遠(yuǎn)動通道分別傳送至各調(diào)度中心調(diào)度自動化系統(tǒng)。 本站四遙功能配置如下: 1、遙測 雙卷變壓器：各側(cè)電流、高低壓側(cè)有功功率、高低壓側(cè)無功功率、變壓器線圈溫度、油溫、檔位； 所用變壓器：有功功率、電流、電壓； 線路：電流、電壓、有功功率、無功功率； 母線：電壓、頻率； 分段：電流、有功功率、無功功率； 直流系統(tǒng)：直流屏上直流220V母線電壓； 交流系統(tǒng)：站用電屏上交流380V母線電壓。 2、遙信 所有35kV斷路器位置（雙位）； 所有35kV隔離開關(guān)、接地刀閘位置（雙位）； 所有10kV斷路器位置（雙位）； 所有10kV手車、接地刀閘位置； 站用變低壓側(cè)斷路器位

38、置； 重要的380V電動機(jī)斷路器位置； 直流主回路開關(guān)位置； 主變壓器有載調(diào)壓開關(guān)位置； 主、后備保護(hù)動作信號； 備自投動作信號； 變電站事故總信號； 斷路器就地/遠(yuǎn)方轉(zhuǎn)換開關(guān)位置； 測控屏手動/遠(yuǎn)方控制信號； 斷路器操作機(jī)構(gòu)異常信號； 控制回路斷線信號； 保護(hù)報(bào)警信號； 保護(hù)裝置故障信號； 本體設(shè)備異常信號； 自動裝置異常信號； 直流系統(tǒng)異常信號； 遠(yuǎn)動通信設(shè)備中斷告警； 視頻及環(huán)境監(jiān)測系統(tǒng)； 公用設(shè)備（如消防及火災(zāi)自動報(bào)警系統(tǒng)等）。 3、遙控 35kV所有斷路器及隔離開關(guān)主刀； 10kV所有斷路器； 4、遙調(diào) 主變有載調(diào)壓開關(guān)；5.6.8 通道要求說明 1、遠(yuǎn)動通信對通道的要求 遠(yuǎn)動信息應(yīng)

39、傳送至儋州地調(diào)，遠(yuǎn)動通道主通道采用調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)，備用通道暫考慮采用2M通道。 2、EAC（電能計(jì)量）專業(yè)對通道的要求 電能計(jì)量主通道采用1路4線E&M通道或調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)，備用通道暫考慮采用2M通道（采用路由器模式）。 3、視頻及環(huán)境監(jiān)控系統(tǒng)對通道的要求 視頻及環(huán)境監(jiān)測系統(tǒng)采用一路綜合業(yè)務(wù)數(shù)據(jù)網(wǎng)通道（8M帶寬）接至省公司全球眼系統(tǒng)。5.6.9 對通信通道的技術(shù)要求 根據(jù)二次專業(yè)業(yè)務(wù)需求，本站的通信系統(tǒng)接口帶寬統(tǒng)計(jì)如下表所示。 接口帶寬統(tǒng)計(jì)序號業(yè)務(wù)接口所需帶寬1調(diào)度自動化、電能計(jì)量64K業(yè)務(wù)64kb/s接口22M2預(yù)留IP接口10M3調(diào)度自動化IP接口10M4電能計(jì)量IP接口10M5視頻及環(huán)境監(jiān)控系統(tǒng)

40、IP接口8M帶寬總計(jì)42M5.6.10 調(diào)度端擴(kuò)充要求 1、地調(diào)調(diào)度自動化系統(tǒng)擴(kuò)充； 2、省公司全球眼系統(tǒng)擴(kuò)充。5.6.11 自動化設(shè)備的配置 大壩站按無人值班綜合自動化變電站設(shè)計(jì)，通過站內(nèi)計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)方控制，其配置和技術(shù)要求應(yīng)滿足電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程的各項(xiàng)規(guī)定。監(jiān)控系統(tǒng)采用分層、分布、開放式網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，以間隔為單位，按對象進(jìn)行設(shè)計(jì)。 1、站內(nèi)監(jiān)控系統(tǒng)結(jié)構(gòu) 站內(nèi)配置1套監(jiān)控系統(tǒng)，監(jiān)控系統(tǒng)由站級層和間隔層兩部分組成，間隔層與站控層采用冗余配置的以太網(wǎng)方式組網(wǎng)，主控室至10kV 高壓室之間的通信介質(zhì)采用光纖，其余為雙絞線。站級層采用以太網(wǎng)方式組網(wǎng)，其包括：當(dāng)?shù)乇O(jiān)控主機(jī)/操作員工作站

41、、遠(yuǎn)動工作站、微機(jī)五防工作站、打印機(jī)、音響報(bào)警設(shè)備以及其它智能接口設(shè)備等。間隔層測控單元按間隔配置，實(shí)現(xiàn)就地監(jiān)控功能，連接各間隔單元的智能I/O設(shè)備等，站控層和間隔層設(shè)備均布置于主控室內(nèi)。 2、防誤閉鎖 微機(jī)五防系統(tǒng)與計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)主機(jī)獨(dú)立配置。變電站五防系統(tǒng)應(yīng)由站控層防誤和間隔層防誤兩層構(gòu)成，站控層防誤包括防誤閉鎖軟件系統(tǒng)、電腦鑰匙及鎖具，間隔層防誤是由測控裝置的軟件邏輯閉鎖來完成?，F(xiàn)場布線式單元電氣閉鎖也作為整個變電站五防的組成部分，實(shí)現(xiàn)本間隔內(nèi)電動隔離開關(guān)（接地開關(guān)）、斷路器之間的電氣閉鎖，以及為完成線路倒閘操作所必需的母線接地開關(guān)與線路隔離開關(guān)之間跨間隔的電氣閉鎖?，F(xiàn)場布線式單元電氣閉

42、鎖與五防系統(tǒng)相互配合，共同完成刀閘閉鎖，正常操作時(shí)，二者之間邏輯為“與”的關(guān)系。 10kV配電裝置采用帶五防功能的開關(guān)柜，其他設(shè)備的防誤閉鎖功能由站內(nèi)監(jiān)控系統(tǒng)及單元電氣閉鎖共同完成。5.6.12 二次安全防護(hù)的配置 變電站二次系統(tǒng)的網(wǎng)絡(luò)安全防護(hù)及具體配置按電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)規(guī)定（國家電力監(jiān)管委員會第5號令，2005年2月）和南方電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)技術(shù)規(guī)范的要求執(zhí)行。 變電站二次安全防護(hù)設(shè)備配置1套縱向加密認(rèn)證網(wǎng)關(guān)，1套防火墻，統(tǒng)一布置在1面屏中，由 2路220V交流不間斷電源供電。5.6.13 電能量計(jì)量系統(tǒng) 在站內(nèi)設(shè)置電能采集終端裝置，將電能數(shù)據(jù)傳送省公司計(jì)量自動化系統(tǒng)主站, 電能量

43、采集終端單機(jī)配置，安裝于電度表屏。電能采集裝置采用通過一路專線數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)通道與省公司計(jì)量自動化系統(tǒng)主站相連。電能采集終端裝置通信口的數(shù)量要滿足所有電能計(jì)量主站接入的要求。裝置對各調(diào)度端應(yīng)同時(shí)接入兩路通道，雙通道可以同時(shí)工作。 電能量計(jì)量具體配置按中國南方電網(wǎng)公司35kV變電站電能計(jì)量裝置典型設(shè)計(jì)(2014年版)進(jìn)行設(shè)計(jì)。 本工程大壩站1回35kV出線T接蘭洋110kV站至陽江35kV站線路電能計(jì)量為貿(mào)易供電關(guān)口計(jì)量，在T接點(diǎn)處設(shè)置貿(mào)易供電關(guān)口計(jì)量裝置。其余均為電網(wǎng)企業(yè)內(nèi)部用于考核線損、變損和母線平衡電量等的電能計(jì)量裝置，大壩站設(shè)置供電參考計(jì)量裝置。 根據(jù)計(jì)量方案CSG-35BJL-03設(shè)計(jì)，1回

44、35kV出線T接蘭洋110kV站至陽江35kV站線路在T接點(diǎn)處安裝電表箱1個，電能表按雙表配置，選用三相四線，有功準(zhǔn)確度等級0.5S級，無功準(zhǔn)確度等級2.0級，雙向、雙485通信口，帶輔助電源的多功能電能表，均安裝在電表箱內(nèi)。 大壩站側(cè)按雙表配置，選用三相四線，有功準(zhǔn)確度等級0.5S級，無功準(zhǔn)確度等級2.0級，雙向、雙485通信口，帶輔助電源的多功能電能表。 根據(jù)計(jì)量方案CSG-35BJL-04設(shè)計(jì)，35kV大壩站至110kV蘭洋站線路出線按單表配置，選用三相四線，有功準(zhǔn)確度等級0.5S級，無功準(zhǔn)確度等級2.0級，雙向、雙485通信口，帶輔助電源的多功能電能表；35kV出線電能計(jì)量集中組屏安裝

45、。 根據(jù)計(jì)量方案CSG-35BJL-04設(shè)計(jì)，主變35kV側(cè)按單表電能表配置，選用三相四線，有功準(zhǔn)確度等級0.5S級，無功準(zhǔn)確度等級2.0級，帶雙485通信口帶輔助電源多功能電能表。 根據(jù)計(jì)量方案CSG-35BJL-07設(shè)計(jì)，主變低壓側(cè)按單表配置，選用三相四線，有功準(zhǔn)確度等級0.5S級，無功準(zhǔn)確度等級2.0級，雙向、雙485通信口，帶輔助電源多功能電能表。主變高、低壓側(cè)電能計(jì)量集中組屏安裝。根據(jù)計(jì)量方案CSG-35BJL-08設(shè)計(jì)，10kV出線、2回電容器出線采用三相四線，有功準(zhǔn)確等級0.5S級、無功2.0級，雙向、雙485通信口帶輔助電源的多功能電能表，10kV線路的電能表安裝于相應(yīng)的開關(guān)柜

46、上。 站用變采用低壓計(jì)量方式，在2面交流電源屏上安裝0.5S級低壓三相四線電能表各1塊。 與本工程相關(guān)的對側(cè)變電站側(cè)：蘭洋110kV站為新建站，35kV出線計(jì)量均已按中國南方電網(wǎng)公司110kV變電站電能計(jì)量裝置典型設(shè)計(jì)(2014年版)進(jìn)行設(shè)計(jì)。 35kV陽江站35kV蘭洋出線計(jì)量裝置已按主、副表和失壓失流儀各1只配置，電表為有功0.5S級，雙向，雙485通信口多功能電能表，滿足本期要求。 5.6.14 變電站視頻及環(huán)境監(jiān)控系統(tǒng) 全站設(shè)一套視頻及環(huán)境監(jiān)測系統(tǒng)，由站內(nèi)監(jiān)控工作站、RPU、視頻監(jiān)控設(shè)備、環(huán)境信息采集設(shè)備、網(wǎng)絡(luò)設(shè)備等組成，實(shí)現(xiàn)對變電站現(xiàn)場視頻及各種環(huán)境信息采集、處理、監(jiān)控等功能。站端系

47、統(tǒng)向視頻環(huán)境監(jiān)控系統(tǒng)主站提供一個IP 地址供訪問。 根據(jù)變電站的實(shí)際需求，配置溫度傳感器、濕度傳感器、風(fēng)速傳感器、水浸探頭、門禁、紅外對射、電子圍欄等環(huán)境信息采集設(shè)備。環(huán)境信息的采集可以集中在RPU 實(shí)現(xiàn)，也可在環(huán)境信息現(xiàn)場布置就地處理單元分布式實(shí)現(xiàn)，就地處理單元以RS485 或以太網(wǎng)方式采用DL 451-91 協(xié)議與RPU 進(jìn)行交互通信。站內(nèi)相關(guān)信息上傳至省公司全球眼系統(tǒng)。 視頻及環(huán)境監(jiān)測系統(tǒng)主機(jī)應(yīng)由交流不間斷電源系統(tǒng)提供專用回路供電。5.6.15 變電站消防自動報(bào)警系統(tǒng) 全站設(shè)置一套火災(zāi)自動報(bào)警系統(tǒng)。設(shè)置一套火災(zāi)報(bào)警控制器及消防聯(lián)動擴(kuò)展柜，布置于主控室，消防火災(zāi)報(bào)警信號接入變電站計(jì)算機(jī)監(jiān)控

48、系統(tǒng)?；馂?zāi)報(bào)警器配備控制和顯示主機(jī)，設(shè)有手動和自動選擇器，聯(lián)動控制可對其聯(lián)動設(shè)備直接控制，并可以顯示啟動、停止、故障信號。消防及火災(zāi)自動報(bào)警系統(tǒng)具有與計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)的通訊接口，遠(yuǎn)方控制中心可以對消防及火災(zāi)自動報(bào)警系統(tǒng)進(jìn)行監(jiān)控。在站內(nèi)電纜豎井、電纜夾層、電纜橋架以及主變壓器等處敷設(shè)感溫電纜。其它火災(zāi)探測器，如感煙探測器、感溫探測器以及紅外光束感煙探測器，選用及布置應(yīng)滿足火災(zāi)自動報(bào)警系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范(GB50116-2013)。5.7 系統(tǒng)通信5.7.1 概述 根據(jù)推薦接入系統(tǒng)方案：將蘭洋110kV站至陽江35kV站線路解口接入35kV大壩站。解口點(diǎn)在松濤防洪線58#附近，利用原線路走廊將58#至大壩

49、站段改為雙回路架空線路，線路長約8.4km。 根據(jù)中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度管理規(guī)程，大壩站接入系統(tǒng)后將受儋州地調(diào)調(diào)度管理。5.7.2 業(yè)務(wù)需求分析1、必要性分析根據(jù)本站的建設(shè)規(guī)模，本站在通信網(wǎng)絡(luò)中屬于接入節(jié)點(diǎn)類型站點(diǎn)，未來可形成大壩35kV變電站蘭洋35kV變電站那大110kV變電站儋州地調(diào)路由通路。2、通信業(yè)務(wù)需求 根據(jù)電網(wǎng)發(fā)展及電力系統(tǒng)各專業(yè)對通信的需求，電力通信網(wǎng)為電力系統(tǒng)提供以下業(yè)務(wù)的傳輸通道，具體業(yè)務(wù)見表： 通信業(yè)務(wù)表話音類業(yè)務(wù)安穩(wěn)保護(hù)、運(yùn)動自動化類信息其他類信息生產(chǎn)調(diào)度電話生產(chǎn)管理、行政管理電話及運(yùn)營信息數(shù)據(jù)網(wǎng)信息會議電話遠(yuǎn)動和調(diào)度自動化信息MIS及DMIS網(wǎng)信息故障檢修、搶修聯(lián)絡(luò)電話

50、EMS能量管理、計(jì)費(fèi)信息會議電視、可視電話及各類圖文、圖像信息電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制信息、繼電保護(hù)信號辦公系統(tǒng)和營銷系統(tǒng)故障錄波信息電力通信調(diào)度、網(wǎng)絡(luò)管理信息系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)信息電力系統(tǒng)負(fù)荷監(jiān)控信息遙視、五防信息3、各專業(yè)業(yè)務(wù)通道需求 （1） 調(diào)度通信通道要求大壩35kV變電站地調(diào)：FXS調(diào)度話音通道及調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)通道； （2）遠(yuǎn)動通道大壩35kV變電站地調(diào)：四線E/M通道及調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)通道； （3）電度計(jì)量大壩35kV變電站營銷自動化系統(tǒng)：四線E/M通道及綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)通道；5.7.3 通信現(xiàn)狀 （1）35kV蘭洋站現(xiàn)為載波通信，2013年技改項(xiàng)目給蘭洋站配置一臺OSN1500B光端機(jī)及一臺PCM設(shè)備，并于2

51、015年施工。 （2）35kV蘭洋站至35kV陽江站現(xiàn)有一條16芯OPWG光纜。已建成蘭洋那大儋州地調(diào)光通路。5.7.4 通信方式 根據(jù)儋州地區(qū)電力通信網(wǎng)的現(xiàn)狀以及大壩35kV變電站接入系統(tǒng)方案，大壩35kV變電站接入電網(wǎng)后采用光纜通信方式至儋州地調(diào)。5.7.5 光纖通信方案1、光纜架設(shè)方案 本期沿大壩站至58#塔新建兩條24芯OPGW光纜，接35kV蘭洋站至35kV陽江站現(xiàn)有的OPWG光纜。大壩站到達(dá)儋州地調(diào)的通信路由為:大壩35kV變電站蘭洋35kV變電站那大110kV變電站儋州地調(diào)。遠(yuǎn)期110kV蘭洋站建成后，若有光纖通道至35kV蘭洋站和大壩站，則本站改接入110kV蘭洋站。在110kV蘭洋站增加一塊雙光接口板。 上述光纜采用G.652纖芯，單模，長波長，=1310/1550nm。進(jìn)站段光纜采用具有阻燃及防腐性能，能防蟲的單鎧光纜，敷設(shè)于二次電纜溝、電纜井至室