1、初步設計文件總目錄第1卷 設計說明書及圖紙 第2卷 主要設備及材料清冊第3卷 設計概算書第4卷 巖土工程勘察報告圖 紙 目 錄序號圖 號圖 名張數1X-01電力系統現狀地理接線圖 12X-02電力系統本期地理接線圖13X-03電力系統遠景地理接線圖14D-01電氣主接線圖15D-02電氣平面布置圖16D-03短路電流計算接線及等效阻抗圖17D-04電氣裝置斷面圖18D-05室內電氣平面圖19D-06防雷保護范圍效驗圖110R-01主控室平面布置圖111U-01通信通道組織圖112T-01站區總體規劃圖113T-02總平面布置圖114T-03室內平面圖115T-04房屋立面及室內配電裝置截面圖1

2、16T-05構支架透視圖117S-01給排水平面示意圖118S-02給排水透視圖 1說明書目錄 1 總的部分11.1 概述11.2 站址概況31.3 主要技術原則及存在問題41.4 技術經濟指標42 電力系統部分52.1 電力系統52.2 系統保護配置方案92.3 通信部分92.4 系統調度自動化113 電氣部分173.1 建設規模173.2 電氣主接線173.3 短路電流及主要設備選擇183.4 電氣設備布置及配電裝置203.5 過電壓保護和接地213.6 站用電及照明223.7 直流系統233.8 電氣二次及遠動部分244 土建部分364.1 概述364.2 站區總布置與交通運輸394.3

3、 建筑404.4 結構424.5 采暖通風425 水工部分435.1 站區自然條件435.2 供水方案及給水系統435.3 排水系統436 消防部分436.1 概述437 環境保護447.1 變電站污染防治措施447.2 變電站站區覆蓋規劃設計448 勞動安全衛生448.1 防火、防電傷448.2 防暑、防寒458.3 結論459 主要工程量459.1 電氣一次部分459.2 電氣二次部分469.3 土建部分469.4 拆舊部分469.5 10kV環網部分479.6 站內施工電源部分4710 附件481 總的部分1.1 概述 設計依據（1）遼寧省電力有限公司下發的遼寧省電力有限公司66千伏電網

4、項目可行性研究內容深度規定(試行)。（2）鐵嶺供電公司基建部下發的雞冠山66kV變電站改造工程初步設計編制委托書。（3）我院編制的雞冠山66kV變電站改造工程可行性研究報告（修改稿）。（4）鐵嶺縣雞冠山鄉、白旗寨鄉現有負荷分布及負荷發展。 工程建設的必要性及規模（1）工程建設的必要性：改善用電質量，促進山區礦業資源開發的需要雞冠山變電站為雞冠山鄉和白旗寨鄉2個鄉鎮供電，其中礦業開發用電負荷占63%，變電站的改造，對提高供電質量，促進山區礦業資源的開發提供有力保障。改造老舊設備的需要。 雞冠山變電站始建于1975年，66千伏進線1回，采用隔離開關進線方式，主變為熔斷器保護，66千伏和10千伏為單

5、母線接線。主變壓器型號為SJL-3150/60，電壓組合為602*2.5；而現在系統電壓為66千伏，有時高達68千伏，從而造成雞冠山供電區10千伏電壓達到11.8千伏,用戶0.4千伏電壓達到450伏, 0.22千伏電壓達到260伏,造成用電設備無法正常運行,甚至燒毀等用戶投述事件, 無法滿足用戶對用電的需求，因此迫切需要將老舊設備進行改造。10千伏配電設備采用的是SN10-10型少油斷路器，操作機構是CD-10型老式手動的操作機構。繼電保護為常規電磁式繼電保護和反時限過電流保護，無直流電源，可靠性差。綜上站述，雞冠山變電站的改造是十分必要的。（2）建設規模：本工程將原雞冠山66千伏變電站進行移

6、地改造，66千伏電源采用改建后的66千伏甸岱線，站址確定在雞冠山鄉昂邦河，為終端變電站。工程規模：66千伏進線1回，線路變壓器組接線，架空方式，由改建的66千伏甸岱線終端塔接入；本期安裝5兆伏安主變壓器1臺（利舊），終期安裝10兆伏安主變壓器2臺； 10千伏出線本期8回，終期出線12回，采用單母線分段接線方式；安裝1組容量為900kvar的無功補償裝置，變電站按照無人值班變電站設計，保護采用微機保護方式。 設計范圍及配合分工.1設計范圍變電站規劃紅線以內的本期工程全部生產及輔助生產，生產、生活用水和消防設施；生活建構筑物，采暖通風、照明設計；站內通信部分設計；延伸至規劃道路的進站道路設計；編制

7、工程概算。提出雞冠山66kV變電站改造工程投資概算書。.2通信部分設計見雞冠山66kV變電站改造工程通信部分的投資單獨形成概算。1.2 站址概況 站址地理位置雞冠山66kV變電站站址位于雞冠山鄉昂幫河村磚廠院內，毗鄰鄉道，位于負荷中心，交通運輸極為便利，該站址地勢較平坦，區內無水流，地面標高最大262米，最小261米，站區周圍地質為耕土，地質構造穩定。66千伏進線方便，10千伏出線走廊寬敞，便于施工與運行管理。站址用地為開發建設用地，用地已得到土地部門和規劃部門的許可。1.2.2 供水及防洪排水變電站站址標高高于五十年一遇洪水位，無洪災威脅。變電站低于站外道路0.8米，為了整體考慮防內澇及排水

8、方便，站區內需加高1.1米。回填平整后，新站區整體形成南高北低的地勢，站區雨水經站區道路排出站外。1.3 主要技術原則及存在問題1.3.1 66kV采用架空進線，AIS設備，戶外普通中型布置，主變采用三相雙繞組自冷有載調壓變壓器，66kV采用戶外交流瓷柱六氟化硫斷路器，10kV開關柜采用金屬鎧裝手車開關柜。66kV及10kV系統中性點不接地。 變電站設備均由國網公司、省公司招標訂購，采用國產設備。變電站布置參照國家電網公司66kV典型設計中A-3方案。 采取必要措施保證變電站噪音、污水等不對環境造成影響。 采取必要措施防火、防電傷、防暑、防寒。1.4 技術經濟指標表1.4 主要技術經濟指標序號

9、項 目 名 稱單 位數 量技術經濟指標1概算總投資萬元1941.561166千伏雞冠山變電站新建工程萬元1569231266千伏雞冠山變電站通信部分萬元39.211366千伏雞冠山變電站10千伏配出工程萬元333.132無功補償裝置萬元165275元/kvar3主控制室體積（面積）M279.84站區內總建筑面積m2272.655站區占地面積ha0.246碎石覆蓋面積m28307總占地面積、進站公路占地面積ha或m20.24、1058鋼材、水泥、木材三材消耗量t或m397.664、302.11、15.689土石方量；挖方量、填方量m326402 電力系統部分2.1 電力系統 系統現狀及近期發展.

10、1系統現狀雞冠山變電站由鐵嶺220千伏變電站供電；主變容量為（2120兆伏安），主要向鐵嶺市區供電。由220千伏鐵嶺變配出的66千伏鐵甸線、新李分支、甸岱線，線路及站帶變電站情況如下表序號線路名稱站帶變電站變電站容量（MVA）導線型號線路長度（KM）線路負荷（MW）1鐵甸線大甸子變（2臺主變）7LGJ150/2522.5610.52鐵李分支李千戶變（2臺主變）20LGJ-95/151314.53甸岱線雞冠山變（1臺主變）3.15LGJ-35/10235雞冠山變電站位于該線路末端，66千伏線路總長58.56千米，站帶容量30.15兆伏安，最大負荷30.1兆瓦。（1）鐵甸線：導線型號LGJ-150

11、/25，接入到大甸子變，2010年最大負荷10.5兆伏安。 （2）新李分支：導線型號LGJ-95/15，接入到李千戶變，2010年最大負荷14.5兆伏安。（3）甸岱線：導線型號LGJ-35/10，接入雞冠山變，2010年最大負荷5兆伏安。 .2地區近期電網規劃根據鐵嶺地區電網建設安排，2011年對66千伏甸岱線進行改造。.3 變電站在系統中的作用雞冠山66千伏變電站為終端負荷變電站，為雞冠山鄉和白旗寨鄉2個鄉鎮供電。 負荷預測及接網方案.1負荷預測雞冠山66千伏變電站位于鐵嶺東部山區，主要負荷有銅礦、鐵礦及居民生活用電等，近年來，隨著農村經濟建設的不斷發展，社會主義新農村建設的帶動，鄉鎮工業和

12、居民生活用電量增長較快。每年負荷以7%的速度增長，目前該地區負荷已經達到3.03MW，至2014年預計該地區新增總負荷可達到3.71MW，2020年將達到6.37MW。用電負荷現狀及預測日 期2010年2011年2012年2013年2014年2020年負荷（MW）2.843.033.243.473.716.37.2變電站接入系統方案接網方案從電網現狀、地理位置以及地區電網建設情況綜合考慮，擬定接網方案如下：方案一：變電站原址改造方案二：移地改造，同時將66千伏甸岱線進行改建。分析比較方案一在原址改造，由于受地理條件限制，無10千伏出線走廊，需動遷周邊居民，征地難度大、費用高。方案二將新站址遷到

13、距原站址7公里處的雞冠山鄉的昂邦河。雞冠山變電站原站址位于雞冠山鄉政府西北，負責白旗寨、雞冠山2個鄉的供電，其中大部分負荷在白旗寨地區，年用電量占雞冠山變電站總電量的80%，處于負荷中心。新站址向負荷中心遷移7公里。綜上站述，推薦采用方案二。主變壓器容量及調壓方式選擇根據負荷預測結果：至2014年雞冠山地區最大用電負荷約為3.71兆瓦，本期變電站安裝主變壓器1臺，選擇三相雙繞組有載調壓變壓器，容量為5兆伏安，額定電壓比6681.25/10.5千伏，短路阻抗取Uk%9。 無功補償選擇本變電站10千伏母線補償電容器組容量按主變壓器容量的18選擇，本期安裝1組900千乏的分組投切電容器無功補償裝置。

14、 中性點接地方式.1 66kV系統中性點接地方式66kV系統中性點接地方式根據推薦的接入系統方案，雞冠山變電站正常運行時由220kV鐵嶺變提供電源。雞冠山66千伏變電站電容電流：（1）66kV架空線的單相接地電容電流：Ic1（1.63.33820.5610-3）=4.13（A）（2）計算結果：計入變電站配電裝置電容電流再增加12。IcIc11124.62 (A）雞冠山66kV變電站處于鐵嶺220KV變電站系統中，該系統安裝3臺消弧線圈，容量為7600MVA，總補償電容電流150安培，現在全網接地電容電流為49安培。雞冠山66kV變電站新建架空線路20.56km，新增接地電容電流4.62安培，新

15、建變電站接入系統后，全網接地電容電流為53.62安培。鐵嶺220kV變電站66kV系統消弧線圈補償容量滿足要求，因此, 新建變電站不考慮安裝消弧線圈。10kV系統中性點接地方式和參數要求本變電站地處負荷中心，10kV線路結構為：變電站10kV出口采用電纜出線，主干線及分支線路以架空線路為主。按照12回出線計算，出口電纜平均每回200米，新建架空線路平均每回2公里。經過計算接地電容電流見下表：序號名稱規格數量（kM）接地電容電流（A）1出口電纜300mm2三芯電纜2.42.642架空線路 240 mm2絕緣導線240.713變電站增加16%0.544變電站合計3.895每段母線1.95按此計算，

16、每段母線接地電容電流為1.95A，小于10 A，因此，10KV中性點不裝設消弧線圈。2.2 系統保護配置方案本變電站為終端負荷變電站，66kV接線采用線路變壓器組接線，電源線由66kV甸岱線接入變電站，66kV電源進線保護配置距離及三段過流保護和三相一次重合閘裝置，與改造變電站有關的系統繼電保護納入鐵嶺220kV變電站管理程序。2.3 通信部分2.3.1調度關系和通道要求雞冠山66kV變電站調度關系由鐵嶺地調調度。2.3.2網絡規劃和光路建設方案利用雞冠山變至大甸子變新建66千伏線路建設24芯OPGW光纜22千米。2.3.3設備選型及配置在新建雞冠山66千伏變電站安裝SDH 622Mb/s光傳

17、輸設備1套，綜合配線架1臺(含ODF48芯 DDF32系統)，綜合數據網設備1套， IP調度電話2部。通信設備安裝在主控室內。鐵嶺220千伏變電站擴容622M光接口板1塊、以太網接口板1塊，建設鐵嶺地調、集控中心、鐵嶺220千伏變電站至雞冠山66千伏變電站光通信電路。 主要材料設備表序號名 稱規 范單位數量雞冠山變1SDH光傳輸設備622M套12綜合數據網設備24*FE電接口，4*GE臺13綜合配線架O48 D32 架14IP調度電話部2鐵嶺變5SDH光接口板622M 塊16光纖配線架O48 架17SDH 以太網板10M/100M塊12.4 系統調度自動化 調度關系雞冠山66kV變電站調度關系

18、由鐵嶺地調調度。 傳輸通道及傳輸規約根據遼寧省電力有限公司2008-2010年無人值班變電站建設與改造規劃，雞冠山66千伏變電站至調度主站的傳輸方式采用2M專線方式（采用IEC60870-5-101規約）及網絡方式（采用IEC0870-5-104協議）。直接送入地調和集控中心。2.4.3 遠動化范圍新建雞冠山變按照無人值班變電站設計，采用綜合自動化系統，應滿足35千伏-110千伏無人值班變電站設計技術規程（DL/T5130-1999）要求，實現“五遙”功能。根據有關規程、規范要求，雞冠山變改造后，后臺機采集如下信息：1）遙測量 主變壓器高、低壓側有功功率、無功功率、電流； 主變上層油溫；主控室

19、、高壓室溫度； 66千伏線路有功功率、無功功率、一相電流；10千伏線路有功功率、無功功率、一相電流；電容器無功功率、三相電流；站用變有功功率、無功功率、一相電流；母聯有功功率、無功功率、一相電流；10千伏、段母線電壓；66千伏母線電壓；直流母線電壓。蓄電池電壓 。浮充電流、直流母線電流、站用變電壓；2）遙信量 斷路器位置信號； 反映運行方式的隔離開關位置信號； 線路保護動作信號和重合閘動作信號； 主變壓器保護動作信號； 主變壓器輕、重瓦斯動作信號； 變壓器油溫過高、繞組溫度過高總信號；主變壓器過負荷信號；繼電保護動作信號；主變有載分接開關位置信號；各裝置異常信號事故總信號3）遙控（遙調）量 站

20、有斷路器的分、合； 主變有載分接開關升、降、停。遠方接地選線斷路器的分，自動重合自動寄存遙控、遙調預置信息并能人工查閱2.4.4 調度自動化系統配置雞冠山66kV變電站建成后的自動化裝置，采用分層分布式計算機監控系統，采用交流采樣，按線路間隔一對一配置綜合控模塊，設當地功能。2.4.5 遠動通道雞冠山66kV變電站改造后，利用電源線新架設的光纖通信通道向調度和集控中心傳送遠動信息。遠動通道通信規約為部CDT、101、104規約，傳輸速率為600bps9600bps，誤碼小于10-5，可在線調整。 電能量計費系統調度主站建立電量系統，各變電站電量由數據網和專線方式傳輸到調度電量系統。雞冠山66千

21、伏變電站新建后，電能計量信息上傳調度，采集裝置1套。現場采集裝置采用RS-485總線采集變電站的站有電度表信息，通過專線和數據網傳入調度電量系統。 測控系統要求.1 測控系統具備遙測、遙信、遙控、遙調功能。交流采樣。采集并遠傳遙測額定值的0120%。遙測精度：電流、電壓0.2%；有功，無功功率0.5%，滿足無人值班變電站技術要求。.2 主變與66千伏系統保護與測控相互獨立。即采用獨立的專用測控裝置（不含保護功能）。完成遙測、遙信、遙控、遙調任務。采用集中組屏布置方式。10千伏系統采用保護測控一體化裝置。.3 每個遙控遙調出口均有出口壓板。（含10千伏系統、66千伏系統與主變）。每個遙控執行出口

22、繼電器無論合與跳均有相應接點將遙控出口執行情況用遙信方式采集到測控裝置并發生主站，以記錄遙控執行出口的動作情況。自動寄存遙控、遙調預置信息并能人工查閱。具備遠方接地選線遙控功能，自動重合。.4 具備全站總事故空接點信號、總預告信號、總預告信號、信號未復歸信號并遠傳主站。.5 具備全站事故信號遠方復歸功能。既站內各信號均能遠方復歸且主站一個遙控復歸令就可復歸變電站內全部信號。.6 具備雙口雙網雙獨立總控單元。站內全部設備都為雙口雙網通信。既站內全部專用保護裝置、專用測控裝置、保護與測控一體化裝置都為雙通信口雙網與雙獨立總控單元通信運行，任一設備任一通信口故障均能自動切換且自動遠方報警。雙總控單元

23、互為熱備用自動切換且自動遠方報警。用101、104規約通過專用2兆口通道與調度通信。.7 總控單元與縣調的接口應支持多種規約（含101、104、CDT規約等），多種傳輸速率。總控單元具備與直流系統、保護裝置、測控裝置、485口電度采集等單元接口功能。總控單元應能適應RS-232通道、專線2兆口通訊方式。用101與104規約雙通道與通信設備連接運行。不必另加設備。.8 各相線電壓與開口三角電壓要直接采集，不要計算值。.9 具備2臺主變有載調壓變壓器分接頭的遠方調節功能及分接頭位置的采集功能與遙調功能（用BCD碼或1:1、十進制表證分接頭位置均能采集。其輸入端為對應于分接頭位置的遙信信息，將此信息

24、自動轉換成遙測信息發往主站）。.10 具備當地功能。.11 保護測控一體化裝置的遙測與繼電保護不能公用1個測量采集回路。.12 各保護報文信息與硬接點信息均能通過101與104規約送往調度。.13 具備杜絕誤遙控的有效措施，杜絕丟遙信與誤遙信的發生。.14 每個遙測單元電壓采集輸入安裝電壓端子排（帶保險），電流采集輸入安裝電流端子排。.15 站內全部保護動作信號（含報文信息與空接點信息）、告警信號、裝置異常信號等均遠傳主站。.16 站內各模塊離線運行后均能自動遠方報警。.17 各保護裝置、測控裝置、保護測控一體化裝置的“裝置異常信號”遙信與其遙信公共端的端子排要用可方便人工斷開的閘刀端子。.1

25、8各線路與主變的遠方/就地開關的狀態均要接入遙信開入端將其采集并遠傳到調度。 調度數據通信網絡雞冠山66千伏變電站的數據網設備應具備實時傳輸功能，同時設備采用主、備式傳輸方式。 遠程視頻監控系統本變電站為無人值守變電站，隨著自動化水平的提高和計算機技術的發展，有必要裝設視頻監控系統。通過變電站內的監視設備對變電站內開關場、控制室等進行實時監控。當有事故發生時自動告警，使事故的發生率降低至最小點。.1 監控現場雞冠山66千伏變電站本期共安裝攝像機6臺，分別安裝在場區、主控制室、10千伏配電室。.2 系統主要功能：a）實時監控功能在控制中心主機上，可以實現多視頻畫面分割的實時監視功能；b）錄像功能

26、監控中心由多臺監控主機組成，監控主機配置硬盤，具有硬盤錄像功能，能進行圖像的存貯及回放；c）多媒體功能d）圖像處理功能。能方便的對現場圖像進行放大、縮小、抓圖。e）分權限安全管理和控制功能主機上和遠程操作臺上都能控制多個云臺和設備攝像機上下、左右移動，變焦動作等。 系統配置在變電站內設置智能采集裝置、云臺控制器、攝像頭、控制主機等設備。 圖像監控及安全警衛系統為便于運行管理，保證變電站安全運行，在變電站內設置1套圖像監視及安全警衛系統。其功能滿足安全防范要求配置，配置如下：沿變電站圍墻四周設置電子圍欄，主控樓入口處、主要設備間安置攝像頭。完成全變電站的安全、防火、防盜功能。 火災探測報警系統變

27、電站設置1套火災報警及控制系統。火災報警控制器的容量、性能、要求及相應接口均按終期規模考慮，火災探測報警區包括10千伏配電室、主控制室和電纜溝等。按照地點不同，采用不同類型和原理的探測器。火災報警控制器設在主控制室內，當有火情發生時，火災報警控制器可及時發生聲光報警信號，顯示發生火警的地點。并可通過通信接口或接點信息送至變電站計算機監控系統，通過監控系統信息遠傳至調度。3 電氣部分3.1 建設規模將鐵嶺雞冠山66kV變電站進行移地改造。該站為終端負荷變電站，66千伏進線1回，預留1回，采用線路變壓器組接線方式。安裝1臺變壓器，容量為5兆伏安，變電站本期10千伏出線8回，終期出線12回。10千伏

28、無功補償容量0.9兆乏。3.2 電氣主接線66千伏側接線采用線路變壓器組接線架空方式，安裝5兆伏安三相雙繞組有載調壓變壓器1臺；10千伏側采用單母線分段接線方式。3.3 短路電流及主要設備選擇 短路電流計算根據系統接網方案，及變電站主變容量配置，進行短路電流計算，計算結果如下表年短路電流計算結果表嗎 單位：kV、MVA、kA短路位置66kV主變一次側10kV母線側2臺主變分列運行新立系統運行方式最大最大短路容量S”(MVA）210.77108.17短路電流有效值I”(kA）1.765.95短路沖擊電流峰值ich(kA）4.4715.14短路沖擊電流有效值Ich(kA）2.658.98 依據導體

29、和電器選擇設計技術規定（DL/T5222-2005）進行選擇，額定電流按允許電流選擇，短路開斷電流按設備的水平和短路電流水平選擇。66kV開關設備的短路電流水平按31.5kA選擇，10kV開關設備的短路電流水平按31.5kA選擇。（1）主變壓器：選用三相雙繞組油浸自冷有載調壓變壓器額定容量：5兆伏安 短路阻抗：Uk%=9額定電壓比：6681.25%/10.5千伏連接組別：Yd11調壓方式：有載調壓冷卻方式：自冷式（0NAN）（2）66千伏設備：66千伏斷路器：采用戶外高壓交流瓷柱式六氟化硫斷路器.型號：LW9-72.5W/2500，31.5KA操動機構：CT-15彈簧式額定電流：2500A額定

30、短路開斷電流：31.5KA66千伏隔離開關型號：GW5-72.5 額定電流：1250A66千伏電流互感器：采用干式澆注式。型號：LZW-66額定電流： 2*100（2*150）/5（2*75（50）/5 抽頭）0.2/0.5/10P25/10P25 30VA66千伏避雷器：選用交流無間隙金屬氧化物避雷器型號：HY5WZ-96/232型額定電壓：96千伏雷電沖擊電流（10千伏）下的殘壓：232千伏（3） 10千伏設備：采用中置式金屬鎧裝移開式開關柜，開關為VS1-12型真空斷路器，直流彈簧操動機構。主授及分段回路額定電流2500A，額定開斷電流31.5KA。配出線額定電流1250A，額定開斷電流

31、25KA。（4） 10千伏并聯電容器裝置：采用SVQC型框架式并聯補償成套裝置，為900千乏，容量可調，串接2%電抗器。（5）站用變壓器：站用變壓器選用容量為50kVA的干式變壓器。（6）導體選擇：66kV主變壓器進線按允許電流選擇，經濟電流密度控制，采用LGJ-240/30型鋼芯鋁絞線；10kV母線和主變壓器進線由載流量控制，選擇TMY-10010硬母線。 變電站污穢等級與防污絕緣配合 根據省公司頒布的污區劃分圖，變電站處于級污穢區。電氣設備外絕緣泄漏比距：屋內裸露設備2.5cm/kV；屋內非裸露設備2.0cm/kV，屋外套管3.1cm/kV。3.4 電氣設備布置及配電裝置電氣設備總平面布置

32、66kV電氣設備采用戶外式，中型布置。10kV配電設備、控制設備采用戶內式。主變壓器及66kV斷路器、隔離開關、電流互感器、10kV電容器戶外布置，其余設備分別布置在室內。建筑內主要布置10kV配電裝置、主控室等，主建筑底層設有電纜隧道。66kV戶外配電裝置布置在站區南側，l0kV電纜出線在站區北側，變電站進站道路從站區北側接入。主變壓器布置在66kV配電裝置與l0kV配電室之間。10kV無功補償裝置布置在站區西南角。3.4.2 66kV配電裝置 (1) 66kV配電裝置型式：采用戶外軟導線AIS設備中型布置，出線采用架空出線。設備支架采用薄壁鋼管混凝土桿，高2.5（2.7）米。 (2) 66

33、kV配電裝置進線門型架高度8.5米。 10kV配電裝置 10kV配電裝置采用戶內金屬鎧裝移開式高壓開關柜單層雙列布置，采用電纜出線；主變壓器10kV側進線以封閉母線橋引入l0kV配電裝置開關柜。 10kV成套并聯電容器組布置在戶外，電容器組與10kV開關柜之間以電纜連接。3.4.4 電氣設備的抗震措施按7級設防。3.5 過電壓保護和接地過電壓保護（1）站內設2支獨立避雷針，進線塔安裝避雷針一支，高度（相對場區地坪）為25米，作為變電站防直擊雷保護。（2）66千伏電源進線后設置氧化鋅避雷器，10千伏母線設置氧化鋅避雷器，以防止雷電侵入波引起的過電壓，構成對設備的保護。（3）10千伏電壓互感器柜配

34、置微機消諧裝置。接地變電站接地網采用水平敷設的接地干線為主，垂直接地極為輔，聯合構成的復合式人工接地裝置。水平接地帶選用50mm5mm熱鍍鋅扁鋼，深埋在地面0.8米以下。垂直接地極采用505-2500mm熱鍍鋅角鋼。站有設備接地引下線采用50*5鍍鋅扁鋼或18鍍鋅圓鋼，等電位接地采用404銅排。3.6 站用電及照明站用電系統變電站安裝2臺SC-50KVA干式變壓器做站用變壓器，接線組別為Dyn11，安裝在10千伏開關柜內，分別裝設在變電站10千伏、段母線上。站用交流電源取自站用變二次側。站用電系統采用380/220V三相四線制中性點接地系統，單母線分段接線，兩段分列運行，防合環閉鎖。重要負荷分

35、別從兩段母線引出雙路供電。設交流屏1面，布置在控制保護室內。動力照明變電站正常工作照明及動力電源由站用電380/220V三相四制線系統供電，事故時事故照明電源由直流屏供給。照明采用節能、長壽電光源照明器，控制保護室采用長壽頂燈及防眩應急通路燈照明。配電裝置室采用防眩通路燈及防眩應急通路燈照明。站內設停電事故照明與火災疏散應急照明兩個系統，事故照明電源為直流電源，電源引自主控室直流屏，同時站內配備少量手提式應急燈；火災疏散應急照明采用自帶電池應急燈，自帶電池燈具的放電時間為1小時。3.7 直流系統 直流系統電壓、接線方式的選擇本站的控制和保護裝置采用220V直流電源直接供電。66kV斷路器和10

36、kV斷路器的儲能電源也由站內直流供電。變電站內通訊設備采用經開關電源裝置將站內直流220V變為直流48V供電。變電站事故照明裝置正常由交流供電，事故搶修時，由直流220V供電。直流系統采用單母線接線。 直流屏、蓄電池及充電設備的選擇本站選用一組閥控式鉛酸蓄電池組，容量為300Ah，并選用GZDW-50/220高頻開關電源屏1面用于蓄電池的充電，蓄電池組屏安裝于控制保護室。3.8 電氣二次及遠動部分設計方案本站為無人值守變電站，采用微機保護，為實現遙控、遙信、遙測、遙調及具有遠傳功能的綜合自動化變電站。10kV采用保護與測控單元合一裝置采用分布式布置，置于10kV高壓柜上，具有低頻減載功能。主變

37、壓器保護控制屏，備自投屏（包括10kV分段控保屏）、公用屏、交流屏、直流屏及通信屏等布置于控制室內。控制方式采用強電一對一就地控制與遠方控制相結合的控制方式。（就地與遠方控制相互閉鎖）。 繼電保護及自動裝置配置.1主變壓器保護(1)主保護a.采用二次諧波制動的差動保護；b.不帶延時的差流保護（作為差動保護的輔助保護）；c.主變本體和有載調壓的重瓦斯保護；以上保護動作后，設獨立出口均瞬時跳開主變一、二次側與10kV小電源線開關（具備重合閘放電回路）。(2)后備保護a.采用10kV復合電壓起動的一次過電流保護。保護動作后，經短延時先跳開10kV分段開關，最后跳主變一、二次開關（具備重合閘放電回路）

38、。PT斷線延時發出報警信號。當用主變二次開關對10kV母線充電時，應具有加速一次過流保護跳主變二次開關的功能。b.1)主變二次側設置主變二次過電流保護、保護動作后短時跳10kV分段，再跳主變二次開關。2) 主變二次開關設置三相一次重合閘。3)主變一次過負荷動作后延時發報警信號；4)主變本體及有載調壓輕瓦斯動作后作用于報警信號；5)主變壓力釋放閥動作后可投跳閘或報警信號；6)主變溫度過高作用于信號；7)主變油位過低作用于信號。.2 10kV分段保護(1)定時限電流速斷保護；(2)定時限過電流保護；注：10kV分段保護在分段開關投入后10秒內自動退出。.3 10kV線路保護(1)三相式電流速斷及定

39、時限過電流保護（帶方向可投切）；(2)三相一次重合閘裝置；.4 10kV電容器保護(1)三相式電流速斷及定時限過電流保護；(2)過電壓保護；(3)低電壓保護；(4)零序過電壓保護（接于放電線圈）。自動裝置.1 備自投裝置(1)主變壓器互備投a.運行方式：一臺變壓器帶10kV兩段母線運行，10kV分段開關在合位，另一臺變壓器備用。b.啟動方式： 檢查運行變壓器二次側無電流，10kV兩段母線均無電壓，運行變壓器兩側開關任一在開位（視為變壓器故障失去電源）。啟動備自投；c.啟動后：經延時（時間可整定，范圍：0-10S,級差0.01S）發出跳閘命令，跳開工作變壓器的兩側開關及10kV電容器（2組）10

40、kV小電源線路開關(2回，同時閉鎖重合閘)。發出跳閘令后，確認站跳變壓器低壓側開關在開位，經短延時（時間可整定，范圍：0-10s,級差0.01s）發出合閘命令，先合備用變壓器一次開關，再延時（時間可整定，范圍：0-10s,級差0.01s）合上備用變壓器二次開關。(2) 10kV分段備自投a.運行方式：兩臺變壓器各帶一段母線運行，10kV分段開關在分位。b.啟動條件：檢查10kV某母線無電壓，該母線運行變壓器二次無電流，該變壓器兩側開關任一在開位。啟動備自投c.啟動后：經延時（時間可整定，范圍：0-10s,級差0.01s）發出跳閘命令，跳開該工作變壓器的兩側開關及10kV電容器（2組）10kV小

41、電源線路開關(2回，同時閉鎖重合閘)。發出跳閘后，確認站跳變壓器低壓側開關在開位，經延時（時間可整定，范圍：0-10s,級差0.01s）發出合閘命令，合上10kV分段開關。(3)其他功能及要求a.手動、遙控分閘閉鎖備自投功能。在人為就地或在遠方對運行設備開關進行分閘操作時，能對相應狀態下的備自投進行閉鎖，不允許備自投啟動合閘。b.備自投閉鎖重合閘。對備自投動作站切除的開關單元站帶的重合閘進行閉鎖，不允許重合閘對該開關進行重合。c.備自投動作后開放過負荷減載功能。為防止變壓器投切后的過負荷，在備自投動作后，應在一定時間內啟動過負荷減載功能，過負荷減載功能開放時間100秒，一到二輪減載動作延時以秒

42、為單位，整定范圍010秒，步長0.001秒。根據變壓器二次電流（電流定值可整定，范圍：0.1In-20In）進行過負荷聯切。共分兩級聯切，每級3回線，共6回，上述功能由控制字投退。d.具有備自投動作加速功能。如果備自投動作將設備投入故障點，應具有加速保護跳閘功能。變壓器備自投動作投入故障點，加速主變二次開關跳閘，加速保護電流（取主二次三相電流）及時間可整定，電流0.1In-20In,時間0.013秒。10kV分段備投于故障點，加速10kV分段開關跳閘。加速保護電流（取10kV分段三相電流）及時間可整定，電流0.1In-20In,時間0.013秒。以上開放保護加速3秒。.2 配備無功自動調整裝置

43、，具備主變有載調壓及電容器調容功能。.3 配備10kV線路小電流接地選線裝置 變電站“四遙”配備方案.1遙控 全站站有斷路器具有遠方控制和就地控制功能，相互可切換，并互相閉鎖。主變風機可遙控和就地控制。各種信號可就地和遠方復歸。.2遙調主變分接頭位置具有就地和遠方調整功能。.3遙測(1)主變一次 Ia、Ic、P、Q、W、var；(2)主變二次 Ia、Ib、Ic、P、Q、W、var、Wh、varh、cos；(3)10kV分段 Ia；(4)10kV、段母線 Ua Ub Uc Uab 3Uo (5)10kV電容器 Ia、Ib 、Ic、VaR、Varh；(6)10kV線路 Ia、 Wh 、Varh；(

44、7)站內變 Ia、Ib 、Ic、Uac(380V)、Ua、Ub、Uc(220V) ；(8)直流控制母線電壓U（220V），蓄電池浮充電流I ；h.主變溫度（主變油面測溫探頭，鉑100；主變繞組測溫探頭，鉑100）。.4遙信(1)主變壓器a. 主變本體 重瓦斯動作；主變有載調壓 b. 主變本體 輕瓦斯動作；主變有載調壓 c.主變差動保護動作；d.主變一次過流動作；e.主變二次過流動作；f. 主變二次重合閘g.主變過負荷；h.主變溫度過高；i.主變油位過低；j.主變壓力釋放閥動作；k.主變1DL、2DL控制回路斷線；l.主變1DL、2DL開關位置；m.主變1DL、2DL開關彈簧未儲能；n.主變1D

45、L壓力降低閉鎖跳合閘o.主變1DL壓力降低報警；p.就地控制；q.遠方控制。(2)10kV分段a.控制回路斷線；b.10kV分段開關位置； c.10kV分段開關彈簧未儲能； d.就地控制；e.遠方控制。(3)10kV線路a.速斷動作；b.過流動作；c.重合閘動作；d.控制回路斷線；e.開關位置；f.開關彈簧未儲能；g.就地控制；h.遠方控制。(4)10kV電容器a.速斷動作；b.電壓過低動作；c.過流動作；d.電壓過高動作；e.零序電壓動作；f.控制回路斷線；g.開關位置；h.開關彈簧未儲能；i.就地控制；j.遠方控制。(5)備自投裝置備自投各種動作信號b. 備自投裝置異常報警；(6)低周減載

46、裝置a.低周減載裝置動作；b.裝置異常；c.直流電源消失。(7)無功電壓綜合控制裝置a.向監控設備提供變壓器檔位信號；b.裝置異常信號；c.變壓器調壓、急停信號；d.電容器投切信號；e.裝置“自動”狀態；f.裝置“手動”狀態。(8)直流系統a.直流系統接地；b.浮（主）充機交流失電；c.直流控制母線過電壓 ；d.直流控制母線失電壓。(9)公用信號部分a.全站事故總信號；b.全站預告總信號；c.主控制室溫度。d.防火報警信號。計算機監控系統計算機監控系統包括“站控層”和“間隔層”兩部分。“站控層”為全站設備控制、測量和監視中心，通過網絡“間隔”相聯接，主要包括2臺熱備用具有故障自動切換功能的系統

47、主機，運動通信設備、微機五防閉鎖裝置和網絡設備等。“間隔層”按不同電壓等級和電氣間隔單元劃分。主要包括測控單元和通信接口設備等。交流不停電電源系統采用3kVA逆變電源供電，逆變電源的直流取自直流系統，為變電站內計算機監控系統、保護裝置及通信設備等重要設備提供不停電電源。 遠動部分.1 調度組織關系新建66kV變電站由鐵嶺地調統一調度管理。.2 信息傳送方式66kV變電站遠動信息通過網絡104規約接入電力調度數據網，并采用一發兩收2M專線101規約方式直接送入地區電網集控中心。鐵嶺電網調度通信中心站需的66kV以上遠動信息由網絡104規約傳輸及地區電網集控中心轉發。.3 遠動通道和規約通道要求備

48、注變電站至地區集控中心一路數據網（IEC-5-104規約）遠動通道一路2M數字通道（IEC-5-101規約）遠動通道一路2M數字通道視頻通道變電站至鐵嶺地調一路數據網（IEC-5-104規約）遠動通道一路數據網（IEC-5-102規約）電量通道.4 遠動化范圍（1） 遙測量a)主變壓器 主一次、主二次三相電流及主二次有功、無功功率，有功、無功電能，功率因數。b)10kV線路及站用變單相電流及有功、無功功率、有功電能。 c)10kV分段三相電流d)10kV電容器三相電流及無功功率、無功電能f)10kV母線Ua、Ub、Uc、3Uo及系統周波 g)直流母線電壓h)主變壓器油溫（2） 遙信量a)各斷路

49、器狀態(合、分) b)各斷路器儲能信號 c)主變壓器保護信號及裝置異常信號 d)10kV線路、電容器、分段、站用變保護裝置異常信號 e)主變壓器分接頭位置信號f)交直流系統信號g)其他保護裝置異常信號(備自投等) h)事故信號i)火災警報j)防盜警報（3）遙控量a)各斷路器合、分b)變壓器分接頭控制升、降、急停c)主變風機合、分（4）遙視量變電站視頻監控系統的圖像信號等。4 土建部分4.1 概述 站區場地概述（1）站區地理狀況雞冠山66kV變電站站址位于雞冠山鄉，毗鄰鄉道，交通運輸極為便利，該站址地勢較平坦，區內無水流，地面標高最大262米，最小261米。（2）站區土地情況變電站遷址新建，新站

50、區周圍地質為耕土，地質構造穩定。（3）站內外交通運輸及公路的引接變電站大門設在北側，進站道路為長3米，寬5米的混凝土道路，能夠滿足建筑施工和設備運輸的要求。（4）分期建設與征地的要求變電站主變基礎及構支架基礎支架均按最終規模本期一次建成。本工程變電站遷址新建建，變電站場區征地東西向45米，南北向51米，站外道路15米，站區共征地面積2400平方米，變電站占地東西41米，南北47米，圍墻內占地面積為1927平方米。（5）拆遷建（構）筑物情況拆除單層房屋133平方米，廠區設備圍欄24延長米（高1.5米），圍墻240延長米（高2米），鐵藝大門1面（5米2米），66千伏水泥桿構架5組（鋼架橫梁），設備

51、水泥桿支架2組（槽鋼橫梁），避雷針2基（鋼架結構），變壓器基礎3基，10千伏水泥桿構架3組，（鋼構架）。 設計的原始資料（1）工程地質和水文地質自地表而下為耕土，碎石。現分層描述如下：耕土：褐色，不均勻，松散，以粘性土為主，含植物根系、砂礫等。層厚0.50-0.60米。碎石：黃色，中密，棱角狀，次棱角狀，粒徑大于2.0mm約占全重的60%以上，。根據建筑抗震設計規范（GB50011-2001）規定，場地類別為II 類，屬建筑抗震一般地段。本區基本地震烈度為7度，抗震設防烈度按7度考慮，設計基本地震加速度為0.10，地震分組為第一組，設計特征周期為0.35s。本區地下水為孔隙裂隙水，水量很少；本

52、次勘察深度范圍內未見地下水位。根據鉆探結果，場地和地基土穩定，適宜本工程建設。本區碎石層可以做基礎持力層。（2）水文氣象平均年降水量525739mm。最高溫度36.5,最低溫度-41.1。歷年最低氣溫月的最低平均氣溫為16.9。歷年最低氣溫月的平均氣溫為12.9。冬天主導風向為偏北風。夏天主導風向為偏南風。最大風速30m/s。設計風壓0.55kN/m2。設計雪壓0.5kN/m2。平均雷暴日：26.4天。土層標準凍深Z01.4m。 主要建筑材料（1）現建筑物為現澆鋼筋混凝土結構及鋼筋混凝土獨立基礎采用C30混凝土、I/ II級鋼筋，墊層采用C10混凝土。（2）無特殊材料（3）裝飾材料采用地磚、外

53、墻涂料等；塑鋼窗、防火門及防盜門；砌體材料選用普通燒結磚。4.2 站區總布置與交通運輸 全站總體規劃（1）雞冠山66kV變電站站址位于雞冠山鄉，毗鄰鄉道，交通運輸極為便利。（2）站區周邊均為耕地，站區范圍內無不良地質情況，適宜建設。（3）站區高程系采用黃海高程系。 站區總平面布置（1）場區內設混凝土道路。主建筑物室內外高差平均為0.45米。場區總面積2400平方米，由于變電站門口道路高，現高于變電站0.8米，站區內需加高1.1米利于排水，經核算站內需外購、回填土方量2400*1.1=2640立方米。（2）站區入口選定在北側，與站外公路相接引。（3）站區打用水井一眼，供站內用水。 豎向布置（1）

54、站區沿現有地形平整后形成南高北低的地勢，站區雨水經道路排出站外。（2）道路縱向排水坡度為0.5%，經站區入口處排向站外規劃路。建筑物室內外高差為0.45米。（3）場區標高高于場外道路0.3米，能夠解決站區雨水排放問題。 管溝布置（1）建筑物由設備場區設置控制電纜溝向北引至室內控制室。 道路及場地處理（1）站內道路采用瀝青混凝土路面，內轉彎半徑為于9m。（2）站外道路采用混凝土路面。4.3 建筑 全站建構筑物簡述建筑名稱：主控樓，建筑面積272.25平方米，單層框架結構。 主控樓建筑（1）采用坡屋面，外立面造型簡單，利用外墻面線條進行裝飾，采用深色調。（2）建筑物設有10kV配電室、控制室、值班

55、室、安全工具間、衛生間。（3）外墻：20厚1：3水泥砂漿找平，15厚1：2.5水泥砂漿壓光，外刷涂料。門窗：采用中空雙玻璃塑鋼平開窗，外門設防盜門（無玻璃），10kV配電室、主控室的內門為乙級防火門，安全工具間、生活間、衛生間、為木門。地面：10千伏配電室為水泥砂漿地面，其它房間均為地磚地面。踢腳：除衛生間外的其它房間及走廊為水泥砂漿踢腳，高度均為200mm。內墻面：衛生間貼瓷磚，其它房間為水泥壓光后刷乳膠漆兩遍。頂棚：衛生間采用輕鋼龍骨PVC板吊頂，其它房間為混凝土板一次成活刷乳膠漆兩遍。 屋外變電構支架基礎及其它構筑物.1 66千伏構支架基礎采用中型布置，66千伏構架高為8.5米，用370

56、5鋼管立柱，槽鋼橫梁，鋼筋混凝土獨立基礎；設備支架采用3003鋼管立柱，槽鋼橫梁。.2 25米獨立避雷針及基礎25米獨立避雷針采用鋼管桿焊制，鍍鋅防腐，基礎為鋼筋混凝土基礎。.3 其它構筑物站區道路428平方米，路寬4米；圍墻長156米、高2.3米，大門寬5米；場區圍欄75米，高1.2米；場區電纜溝42米。4.4 結構 主控樓結構（1）采用框架結構。（2）采用鋼筋混凝土獨立基礎。（3）無特殊基礎4.5 采暖通風 采暖方案及設備選型。變電站控制室、生活間、衛生間采用電暖器供暖，控制室并設置空調裝置。 通風方案及設備選型。主控樓各房間以自然通風為主，設有對外窗。10千伏配電室、電容器室設有通風機。

57、5 水工部分5.1 站區自然條件 擬建變電站站址標高高于五十年一遇洪水位。無洪水災害，由于站外道路高于站區內0.8米，為防止內澇需將原站區提高1.1米。5.2 供水方案及給水系統 變電站站內設生活用水深井一眼，給水系統用于變電站工作人員生活用水和清掃變電站。本設計按夏季最大時用水量3m3/h考慮。5.3 排水系統 主建筑物室內外高差為0.45米，變電站站內設生活污水井；變電站場區及道路放坡0.5%，沿道路向站外放坡散水，雨水排放為散排方式排到變電站外。6 消防部分6.1 概述全站按電力設備消防規程相應設置磷酸氨鹽滅火車、滅火器及相應滅火器具。 主變壓器下部設貯油坑，場區設事故儲油池一個。為及時

58、反映變電站內各部位的火情，在變電站內設置一套火災自動報警系統，各房間及走廊裝設離子感煙報警器。 主控室電纜的室內入口處，電纜隧道的出入口和保護屏與電纜之間的孔洞均采用防火堵料，以防止電纜火災的蔓延。7 環境保護7.1 變電站污染防治措施變電站主樓采暖熱源采用電暖器，沒有廢氣產生和廢渣排放，對環境空氣質量無影響。生活用水應符合生活飲用水衛生標準(GB5749-85)要求。對生活廢水采用磚砌化糞池處理后，經滲水井排入地下。變電站環境噪聲控制執行工業企業廠界噪聲標準(GB12348-90)中類標準，即晝間不超過65dB(A)，夜間不超過55dB(A)。7.2 變電站站區覆蓋規劃設計變電站站區無建筑部

59、分為碎石覆蓋。8 勞動安全衛生8.1 防火、防電傷站區消防設計依據“預防為主、防消結合”的原則，采取嚴格的防治措施，防止和減少火災造成的損失。變電站內設置火災自動報警系統。建筑物及廠區內配備防火沙箱、滅火器等滅火裝置。變電站采取嚴格的防雷接地系統，防雷采用避雷針和避雷器。為了保證人身和設備的安全，變電站內設有接地裝置，同時對可能將接地裝置的高電位向站外或將低電位引向站內的設施，采取隔離措施。8.2 防暑、防寒變電站控制保護室、生活間、衛生間采用電暖器供暖。控制保護室設置柜式空調裝置。8.3 結論為了使變電站在安全、經濟運行的同時，改善勞動條件、保證勞動者在生產過程中的健康與安全，本工程結合變電

60、站生產工藝特點，采取防火、防電傷、防暑和防寒安全措施；因此，該變電站的設計符合國家、地方和電力行業的環保要求，滿足相關勞動安全衛生標準、規范和規定的要求，為職工提供安全、衛生的工作環境。9 主要工程量9.1 電氣一次部分（1）安裝5兆伏安變壓器1臺， 66千伏斷路器1臺，66千伏隔離開關1組，66千伏電流互感器3臺，66千伏避雷器3只。（2）安裝10千伏開關柜14面；（3）安裝電容器成套裝置SVQC10-900kVar型電容器組1組。9.2 電氣二次部分（1）安裝66千伏線路保護屏1面；變壓器保護屏2面；公用測控屏1面；交流屏2面；直流充電屏2面，直流饋出屏1面；電池屏3面；視頻監控屏1面；遠

61、動屏1面；備自投屏1面；數據專網屏1面；通訊屏3面；消保控制屏1面。共計20面。（2）敷設電力電纜1200米，控制電纜6300米，其中4*2.5控纜1900米，4*4控纜1000米，6*2.5控纜1900米，8*2.5控纜1000米，10*1.5控纜500米。9.3 土建部分新建混凝土道路316平方米，圍墻170延長米、高2.3米，地上電纜溝(0.6m深1.0m寬)52m（主建筑內部溝道不計長度），設備圍欄55延長米、高1.2米，組立66千伏8.5米鋼構架3組（基礎3組）、6.5米鋼構架2組（基礎2組），鋼管避雷針4支（基礎4基），隔離開關鋼支架5組（基礎5組），電流互感器鋼支架3組（基礎3組

62、），電壓互感器鋼支架1組（基礎1組），避雷器鋼支架1組（基礎1組），支持絕緣子鋼支架3組（基礎3組），斷路器基礎3組。新建建筑物建筑面積368.6。9.4 拆舊部分拆除3.15MVA主變壓器1臺；66千伏隔離開關1組，66千伏熔斷器1組，66千伏避雷器3只，66千伏支柱絕緣子13只；10千伏高壓開關柜7面。拆除單層房屋112平方米，廠區設備圍欄24延長米（高1.2米），圍墻155延長米（高2米），鐵藝大門1面（5米2米），66千伏水泥桿構架8組（鋼架橫梁），隔離開關水泥桿支架5組（槽鋼橫梁），避雷器水泥桿支架1組（槽鋼橫梁），避雷針2基（鋼架結構），主變基礎2基，10千伏水泥桿構架4組，（鋼架

63、橫梁、槽鋼托梁）。9.5 10kV環網部分新建10千伏變電站2個出口電纜亙長0.08千米；采用交聯聚乙烯絕緣鋼帶鎧裝YJLV22 8.7/15KV 3185型電力電纜；新建10千伏架空線路14.3千米；其中：采用JKLGYJ-10KV-150型雙回導線亙長3.5千米；采用LGJ-120型導線亙長10.8千米；組立預應力混凝土電桿B2312電桿216基；B2315電桿64基；B2318電桿6基；組立鋼管桿4基；安裝普通拉線59把；安裝高壓隔離開關3組；安裝氧化鋅避雷器3組。9.6 站內施工電源部分新建10kV線路0.2千米，導線采用JKLYJ-10kV-70型；組立預應力混凝土電桿B2312電桿4基；安裝普通拉線8把；10KV避雷器1組；10KV跌落式開關2組；安裝臨時用電計量箱1面; 安裝油浸電力變壓器S13-10/0.4-100kVA型1臺；安裝H型普通變壓器臺架1套。10 附件（1） 變電站選址意見書（2） 變電站站址土地規劃許可證（3） 變電站站址用地預審意見（4） 工程開展前期工作的批復