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1、某110KV变电站项目建议书1 承办单位概况1.1略1.2略1.3历年来技术改造项目情况1.3.1东风21电力技改（一站四线改造）一站四线电力改造工程具体改造内容包括：原有旧配电室更新；10KV开关柜更新；S1-3000KVA/35KV变压器更新为S9-5000KVA/35 ；四条架空线导线及金具、绝缘子更新；各用户主电源油浸纸绝缘电力电缆更新等。主要解决1964年投入运行的变电站设备老化严重，高耗能等问题。原有的供配电系统已经运行40年，设施设备属于淘汰产品，备品备件难以购买，维护维修工作难度极大，供配电质量极低，可靠性差。2001年6月22日投入运行后，供电能力、电能质量、可靠性均有较大幅
2、度的提高，两台分别为SL7-3150KVA和S9-5000KVA主变可单独运行，也可并列运行，最大容量为8150KVA。此次改造后的供配电系统为*的商业及生产起到了保驾护航的作用。1.3.2批生产能力调整（二电源改造）*电网二电源建设改造的主要原因是国家节能减排政策要求小机组退网，河东35KV专用架空线前端电厂停运，呼和浩特供电局为了配合改造又梯接了很多其他用户导致河东35KV架空线容量不足、稳定性差。另外35KV专用架空线也已经使用近50年，可靠性差，不能满足*商业及生产需求。改造的主要内容就是由新建的*站供出一路10KV电源，容量为8000KVA，经电缆分支箱梯接给389厂3000KVA容
3、量，另5000KVA容量供到河东变电站。原有的已运行29年的2#主变3150KVA变压器退出，进线柜为二电源所用。二电源于2011年3月29日建成投入使用，表面上*电网实现了双电源供电，满足了一级负荷供电要求，可供电的可靠性及容量问题并未真正解决。改造后的*电网后续有两项工作并未开展，一是增容8000KVA主变替换原有5000KVA变压器，确保35KV侧电源和航站10KV侧电源均能提供8000KVA容量，成为互备双电源；二是两路进线未加装互锁装置，呼和浩特供电局防止*电网合环造成恶性事故，只允许使用航站电源，35KV侧冷备。现有系统图(见附图)2 项目概况2.1 项目名称*电网供配电系统改造项
4、目2.2 立项的必要性和依据由于呼和浩特发电厂250MW老机组应政府节能减排要求退役，*北店基地的35KV专线将失去电源点，决定废除35KV供电方式，就近由220KV*变1#、2#主变的10KV母线分别提供一路电源。由于10KV供电容量长期可负载6000KVA容量，即使双电源建设投入运行，那么*北店基地也仅有12000KVA容量，且供电电压等级低，保护阶差基本为零，选择性差，供电可靠性差，所以本次改造是非常必要的。以下是呼和浩特供电局文件原文。2.2.1现状及不足现状简述：1、容量严重不足，经常有过负荷的情况发生；2、上级配电调度给的定值不够本站配置，有越级跳闸的事故发生；3、设备老化，如电容
5、室电容已经运行近40年。2.2.1.1现有系统供配电模式*电网现有两个电源，具体情况如下：电源一：35KV架空，3511河东专用线。该线路建于1963年，至今已运行50年。线路全长43公里，276根线杆，主变5000KVA。由呼和浩特电厂35KV间隔供电，属于专线。2002年呼和浩特供电局曾下发通知，由于国家节能减排政策要求，50兆瓦小机组全部从网上退出，呼市电厂于2009年停运。为了保障用户供电，所有负荷由一台110/35/6KV的变压器供电，到目前为止，所带负荷仅有河东35KV线路和3个6KV间隔，呼供计划2012年年底停运该变压器，届时河东35KV线路将切换梯接到白塔变电站黄河少35KV
6、线路，该线路为农用线，农网多年来一直处于严重过负荷、电能质量不高的状态。因此，河东公司35KV电源容量及可靠性难以保障。根据国家电力规范要求，35KV电压等级所带负荷最大允许20000KVA，河东变电站配出系统也是按此规定设计的。所以1#电源最大容量只有20000KVA。电源二：航站10KV电缆，955柜389线路。该电源于2011年3月29日投入运行。该电源的建设主要是解决两个问题：一是原有35KV线路安全可靠性越来越差；二是满足*商业及生产一级负荷需求，形成双电源供电。按照国家电力规范要求，10KV电压等级最多可供16000KVA，所以暂时供给*电网8000KVA容量，其中3000KVA通
7、过航站955出线柜下口电缆分支箱直接供给389厂，剩余5000KVA容量供到河东变电站为*其他各厂所供电。目前*电网拉闸限电、避高峰等手段带来的负面影响很大，仅有8000KVA容量不能满足各厂所实际用电10000KW左右的负荷需求，直接影响到*北店基地各厂所商业及生产。为解燃眉之急，总公司多次与当地供电局沟通协调，目前同意采用双电源供电模式， 35KV架空线和航站10KV电缆同时向*电网供电,单母线分段运行。即35KV架空线供5000KVA主变，提供不超2000KVA容量，航站10KV电缆提供8000KVA容量。我国电力系统从节能、环保等大政策出发，一直支持、扶持110KV供配电系统建设，10
8、KV系统将会被20KV系统取代，而35KV系统要逐步退出网络，由110KV系统替代。因此，*更新改造35KV系统恐怕将来也没有同等级电源供电了。2.2.1.2存在的不足a可靠性*电网现使用的35KV专线建于1963年，前端机组已经被淘汰，该线路呼和浩特供电局不再投入维护费用，处于维持运行状态，一旦发生事故，随时有退出运行的可能。即使将来呼供把我们的专线梯接到黄河少35KV农电线路，容量及可靠性也难以保障。航站220/110/10三卷变压器低压侧为10KV，航站低压配电室进线为10KV，航站955柜配出为10KV，河东951受电柜是10KV，供各厂所出线柜10KV，各厂所进线电源柜为10KV，配
9、出到电缆分支箱为10KV，供各车间变压器为10KV，这样一个七八个同等级控制环节的供配电系统极其罕见，因保护阶差小，特别是*电网内部的保护阶差基本为零，越级跳闸事故不能避免，*电网的稳定可靠性差。b容量电源一：原有35KV侧容量由于仅有2000KW，原因是35KV基本是为农网供电，而呼和浩特农网容量严重不足，只能保障我们电网2000KW。电源二：*2011年建成并投入使用的航站10KV电源将成为*北店基地的唯一供电点，容量仅有8000KVA。若增容，呼和浩特供电局只能再有偿提供一个10KV间隔，容量还是8000KVA，总容量16000KVA。从各厂所已批复的项目和十、二五规划负荷可以看出，*整
10、体发展速度加快，生产能力成倍提高，那么电能需求也是成倍增长，供需矛盾将越来越大。2.2.2需求梳理3厂供电变压器统计在用供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态备注1S9500 2004.05在用2S9500 2004.05在用3S91000 2004.05在用4S91000 2004.05在用5S91000 2004.05在用6S91000 2004.05在用7S9315 2004.05在用8S9315 2004.05在用9S91600 2004.05在用10S91600 2004.05在用11S9500 2004.05在用12S9500 2004.05在用13S980
11、0 2004.05在用14S9800 2004.05在用15S9630 2004.05在用16S9630 2004.05在用17S9315 2004.0518S9315 2004.0519S7200 1974.220S7250 2000.621S7160 198822S780 198623S750 198824S9160 200825S780 1997容量合计14300 已批复项目供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB1012002SCB1020003SCB106300容量合计9500十二五规划供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SC
12、B1010000规划项目容量合计100005厂供电变压器统计在用供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期运行状态备注1S9630 04.07.11在用2S9500 04.07.11在用3S91000 04.07.01在用4S9630 04.07.01在用5S9800 04.07.01在用6S9630 04.07.01在用7S9630 04.07.17在用8S9630 04.07.18在用9S9630 04.07.30在用10S9500 04.07.31在用11S9500 04.07.14在用12S9630 04.07.21在用13S9500 04.07.14在用14S92000 04.0
13、9.29在用15S9800 04.07.02在用16S9630 04.07.20在用17S91000 04.07.11在用18S9500 04.07.12在用19SCB91250 04.07.13在用20S91600 2009在用21S91600 2009在用22S9500 04.07.17在用23S92000 04.07.18在用24SJ1560 1986在用25SJ1750 1986在用26S9315 2000在用27SJ1320 1982在用容量合计22035 已批复配套供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB1016002SCB1010003SCB1010
14、004SCB1010005SCB1010006SCB101500容量合计7100十二五规划供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期1SCB1010000规划项目2SCB106000容量合计160006所在用供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期运行状态备注1SCB98002004.11在用2SCB98002004.11在用3S98002004.11在用4S98002004.11在用容量合计3200已批复配套供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围1SCB1016002SCB101600容量合计3200十二五规划供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运
15、行状态1SCB1016002SCB111600容量合计32001所变压器及高压电机统计在用供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态备注1S-100 在用2S9-160 在用32100 在用高压电机4S9-1000 在用5S9-500 在用6S9-400 在用7S9-250 在用容量合计4510 已批复配套供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态号备注1SCB1031502SCB1010003SCB101000容量合计5150十二五规划供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB105000规划项目容量合计50001所变压器统
16、计在用供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围备注1S9-315 2S9-500 容量合计815序号变压器型号变压器容量供电范围运行状态1SCB1010002SCB10800容量合计1800序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB102000规划项目容量合计2000序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1S7-100 2S9-125 3S7-630 4S7200 5S9200 6S9200 7S7200 8S750 9S9250 10S750 11S9200 12S9100 13S180 14S9160 15S1100 16S1180 17S1200 1
17、8SJ50 19S150 20S9100 21SLJ180 22S9400 23SL1315 24SJ240 25SL7100 26S9200 27S9100 28S9200 29S9500 30S9500 容量合计6060 已批复配套供电变压器统计序号变压器型号变压器容量供电范围运行状态备注1SCB10500配套设施2SCB10800配套设施3SCB101200配套设施4SCB10500配套设施容量合计3000十二五规划供电变压器统计序号变压器型号变压器容量投运日期供电范围运行状态1SCB1020000规划项目容量合计200002.2.3项目建设的主要内容拟建网络情况描述：由*变电站的两段2
18、20KV母线所带1#、2#主变配出的110KV间隔各取一路电源，建设双回110KV架空线直供河东变电站。河东变电站新建110KV主控室和设备间，新安装两台16000KVA容量主变，改造扩建河东变电站10KV配电室，两台主变分别接于两段母线，中间采用专用间隔联络，实现双母线运行条件。各厂所均从两条不同电源点的110KV线路所带主变配出母线取电源，形成双电源供电，满足一级负荷供电要求。拟建系统图2.2.4负荷预测各用户变压器容量统计表用户名称现用变压器容量已批复项目增加变压器容量十二五规划增加变压器容量长远规划预投变压器容量长远规划总容量合计1430095001000033800676002203
19、5710016000451359027032003200320096001920045105150500014660293208151800200046159230其他用户60603000100001906038120合计509202975046200126870253740注：一、15年规划按现增长率4%测算；二、现用电变压器总容量50920KW, 按照30%使用率计算，应确保前端提供15000KVA主变;三、已批复项目投产后，变压器总容量80670KW，按照30%使用率计算，应确保前端提供24201KVA主变;四、十二五末期各用户负荷总容量126870KW，按照30%使用率计算，应确保前端
20、提供38061KVA主变。五、长远规划，用户变压器总容量20年后将达到253740KW，按照30%使用率计算，应确保前端提供76122KVA主变。各用户变压器阶段性容量统计表用户名称现用变压器容量已批复项目投产后总容量十二五末期变压器总容量长远规划总容量合计143002380033800676002203529135451359027032006400960019200451096601466029320815261546159230其他用户606090601906038120合计5092080670126870253740计算配套主变容量15000240003800076000用户各阶段容量
21、需求及主变选择序号用户名称现用变压器容量现有负荷容量需求已批复项目增加变压器容量已批复项目投产后总容量已批复项目投产后负荷需求十二五规划增加变压器容量十二五末期变压器总容量十二五末期负荷需求15年规划预投变压器容量15年后总容量合计长远规划负荷需求114300429095002380071401000033800101403380067600202802220356610.57100291358740.5160004513513541451359027027081332009603200640019203200960028809600192005760445101353515096602898
22、5000146604398146602932087965815244.518002615784.5200046151384.54615923027696其他用户60601818300090602718100001906057181906038120114367合计5092015276297508067024201462001268703806112687025374076122主变选择1909530251.2547576.2595153200003000050000100000 从以上表格可以看出，*电网拉闸限电，较大负荷使用必须相互协调、调度，降低同期率和同时率等，主要原因就是系统容量不足。
23、只有按照该表测算容量选择主变，即目前*电网需配20000KW容量的主变，已批复项目投产则需要30000KW容量，十二五末期达到50000KW容量，长远规划容量将达到100000KW。2.2.5建设必要性2.2.5.1满足负荷增长需要目前*电网供电方式是单母线分段运行，由*站配出的10KV电缆线路提供8000KVA容量，带I段母线。由原有35KV架空线带5000KVA主变一台，因系统容量不足，呼和浩特供电局只允许我们使用2000KVA容量，合计容量为10000KVA，而我们供电系统最大需求容量为12500KW，过负荷情况经常发生。已批复的在建项目一旦投产，最大负荷需求在20000KW，十二五末期
24、将达到24000KW，所以不对*电网彻底改造将制约*发展。2.2.5.2供电安全及可靠性需要*电网是按照各厂所一级负荷规划，即两个电源供电且不能同时损坏，这也是一级负荷必须满足的要求。然而目前*电网只有*站10KV电源提供的8000KVA容量，原有35KV专线前端机组停运，现在是由一台110/35/6的变压器供电，最多运行一年。即使将来呼供把我们的专线梯接到黄河少35KV农电线路，容量及可靠性也难以保障，因此，建设110KV变电站，改造*电网势在必行。2.2.5.3新*发展需要随着新*的成立，跨越发展的目标要实现，电能这一重要能源基础条件如若跟不上发展需求，将会制约*的商业和生产，电能质量不高
25、、容量不足所带来的将是经常停电或限电，商业及生产秩序得不到保障，“国家利益高于一切”将成为一句空话。2.3 分析国内外有关产品技术的现状和差距，本项目产品商业生产现状、不足和问题。现在*电网负荷密度大，我国从降低变电损耗、避免重复降压的角度近年要求不宜采用35kv供电，且35KV最多允许带20000KW负荷，而各厂所提供容量核算后已批复的峰值负荷就达到20000KW，十二五末期将突破24000KW（河东电网现负荷情况及规划负荷汇总表见附件一）。因此，呼供强烈建议*自建110KV变电站，电价低、可靠性强、容量满足使用需求等优势明显。特别是据220KV的*站距离近，造价低，*要发展，规模要扩大，呼
26、供认为建110KV站是唯一方案。2.4项目建设的主要内容、规模、纲领，可利用的存量资产情况。2.4.1系统方案接入系统方案示意图详见附图2。从*站1#、2#两台主变110KV侧各取一路电源，使用LGJ-300型导线，经110kV输电线路同杆架设至河东变电站，形成两回电源线路。河东变电站采取两台31500KVA主变共带两段母线，两段母线各配出二路10KV电源供389厂、46所、359厂、41所、601所，形成双母线运行方式。2.4.2建设规模2.4.2.1 变电部分远景规模： 231500KVA双绕组变压器，电压等级110 /10kV，110 kV进线2回，采用扩大内桥接线； 10 kV出线24
27、回，采用双母线接线。无功补偿电容器容量2（4+6）KVAR，安装2组消弧线圈。本期规模：231500KVA双绕组变压器，电压等级110/10kV，110kV进线2回（*站两条220KV线各取一路电源），采用扩大内桥接线； 10kV出线24回，双母线接线；无功补偿电容器1（4+6）KVAR；新安装2组消弧线圈。2.4.2.2线路部分新建*站河东变电站线路双回电源线路，从航站110KV配电间隔向南同塔两回线路，跨越河东专用公路取直线至河东变电站，长度4km。新建线路采用LGJ-300/40导线和YJLW03-64/110 1400电缆。2.4.2.3 通信部分本工程采用OPGW（地线复合光纤）光纤
28、通信，架设110kV*站至河东站1根24芯OPGW光缆4km，在河东变装设光端设备。2.4.3新建变电站2.4.4设备设施明细表（表）2.4.5网络建设（具体设计由相关专业设计部门设计）2.5 主要生产技术与工艺，工艺流程和研制流程（或工艺流程框图），生产、试验条件；原材料来源、能源消耗等。2.6 任务分工和协作关系2.7 新增和改、扩建试验室、生产厂房和重大附属设施的必要性，建设方案、工艺区划、生产试验内容。2.8变电站站址选择及工程设想2.8.1变电站站址选择拟建的110kV河东变电站站址位于359厂区内，北侧开门，向北10m，与389厂产品车队专用公路梯接。站址在现有变电站基础上向北扩至
29、359厂北围墙，向西扩至359厂配电室西墙。站址地形较为平坦，地貌起伏变化不大，无障碍物。站址位于供电负荷中心，土地属于建设用地，不需办理土地手续，线路走廊较开阔，工程地质、水文条件满足建站要求，交通运输较方便。110kV河东变电站站址图片说明：以上图片为拟建变电站拟建地址。2.8.2 站址场地概述2.8.2.1地质条件110kV河东变电站站址地形较为平坦，地貌起伏变化不大，无障碍物；站区设计标高比站外主要公路中心标高高出0.3m。站址区地层为第四系全新统冲积（Q4a1）形成的粉土、粘土、粉砂、细砂等，地基承载力特征值FAK=110kPa。地震基本烈度为7度，加速度值为0.15g，站址内存在饱
30、和粉土、砂土，根据建筑抗震设计规范（GB50011-2001）初步判定站址内饱和粉土、砂土在地震烈度达7度时具有产生地震液化的可能性。地下水对混凝土无腐蚀性，对钢结构有弱腐蚀性。海拔1000m以下，非采暖区。2.8.2.2主要建筑材料1）现浇钢筋混凝土结构；混凝土：C30、C25用于一般现浇钢筋混凝土结构及基础；C10、C15用于混凝土垫层。钢筋：HPB235级、HRB335级。2）砌体结构。砖及砌砖：MU7.5MU30。砂浆：M5M15。3）钢结构。Q235B钢：采用E43型焊条Q345B钢：采用E50型焊条2.8.2.3 土建总平面布置及运输1）站区总平面布置变电站大门设在站区北侧，站内总
31、平面布置以主控综合楼为中心，设备区全部硬化，内外道路宽6米。主要技术指标表序号项 目单位数 量1站区围墙内总占地面积m2250802总建筑面积m222803站区道路面积（含站前停车场） m2691.85站区围墙长度m2072）进站道路进站道路由西北侧产品车专用公路引入。长度为15米，普通公路型混凝土道路。3）管沟布置场地电缆沟盖板高出地面0.10m。沟底按0.5%坡度接入排水系统。电缆沟一般采用砖砌或素混凝土浇筑，沟壁内外粉刷防水砂浆。电缆沟一侧与路边距离小于1m时采用钢筋混凝土电缆沟。电缆沟的伸缩缝每隔20m设置一道。电缆沟盖板采用无机复合型电缆沟盖板，具有平整、美观，加工运输方便不易破损等
32、优点。电缆沟盖板过道路时采用现浇钢筋混凝土盖板。4）站内道路及场地处理站内道路采用公路型道路，路面为混凝土路面。站内主干道即主变压器运输道路宽取4.0m，转弯半径均为7.0m。建构筑物的引接道路，转弯半径根据实际情况定。根据中国地震动参数区规划图（GB 18306-2001），本区地震动峰值加速度为0.15g，对应的地震烈度为7度。2.8.2.4 主要建筑物1）全站建筑物简述站内建筑物包括：主控综合楼。全站主要建筑物面积具体详见下表。序号建筑物名称建筑面积（m2）备注1主控综合楼2800二层框架结构带地下设备夹层总计2800二层带地下设备夹层主要建筑物布置110kV主控综合楼平面布置：主控综合
33、楼一层布置楼梯间、员工培训室、备餐室、办公室、10kV开关室、接地变室、电容器室、主变压器室； 二层布置110kV调度室、服务器机房、楼梯间、主控室、工具间、资料室、男女更衣室、会议室；。主控综合楼室内南侧布置两台110kV变压器，变压器之间设置防火隔墙。主控综合楼东立面4.50m标高处设有吊装平台，供设备的安装运输使用。主控综合楼主楼梯布置在西侧，消防楼梯布置在东侧，在主控综合楼北侧布置上屋面的检修直爬梯。主要使用功能和建筑面积指标主控综合楼为两层建筑，层高主要考虑电器设备安装、检修及运行要求，底层层高4.50m，二层层高主控室及其他附属房间层高4.80m，110kV GIS室层高7.6米，
34、室内外高差0.45m。2）建筑装修（1）外墙：采用环保型灰色建筑涂料饰面。（2）门窗：窗采用铝合金窗，窗加设防护网；门采用防火钢门。（3）屋面：防水等级二级，采用卷材防水，设置刚柔两道设防的防水保温屋面。对门厅及主控制室进行重点装修，以满足主控运行的需要。室内装修详见下表 室内装修一览表房间名称楼(地)面材料墙面平顶其他服务器机房防静电地板乳胶漆涂料乳胶漆涂料备品备件间工具间防滑地砖乳胶漆涂料乳胶漆涂料10kV开关室防滑地砖乳胶漆涂料乳胶漆涂料门厅、走廊、楼梯防滑地砖乳胶漆涂料乳胶漆涂料主控室防滑地砖乳胶漆涂料乳胶漆涂料卫生间防滑地砖乳胶漆涂料塑料扣板吊顶磨砂玻璃接地变室防滑地砖防火涂料防火涂
35、料110kV GIS室防滑地砖乳胶漆涂料乳胶漆涂料电容器室防滑地砖防火涂料防火涂料主变压器室水泥地面防火涂料防火涂料2.8.2.5 结构建筑物的抗震设防类别按DL/T5218-2005220kV500kV变电所设计技术规程8.3.21条执行安全等级采用二级，结构重要性系数1.0。1）主控综合楼主控综合楼为二层建筑，框架结构，并根据需要局部设置构造柱。墙体厚240mm，楼（屋）面均为现浇钢筋混凝土梁板，混凝土强度等级采用C25或C30，钢筋采用HPB235、HRB335级钢筋。根据地质条件，地震基本烈度为7度，加速度值为0.15g，站址内存在饱和粉土、砂土，根据建筑抗震设计规范（GB50011-
36、2001）初步判定站址内饱和粉土、砂土在地震烈度达7度时具有产生地震液化的可能性。对于变电站内荷重较轻的，且对地震液化不敏感的一般建（构）筑物，可采用天然地基；对于荷重较大的、特别是对地震液化敏感重要或乙类建（构）筑物，需采用人工地基。根据当地有关建筑处理经验，人工地基建议采用干振挤密碎石桩法方案。2）辅助及附属结构(1)主变压器设备支架。主变压器设备支架采用钢管结构，钢管直径219mm，壁厚6mm，热镀锌防腐。(2)构支架基础及主变压器基础。构、支架基础均采用重力式现浇钢筋混凝土杯口基础，基础顶部距室内地坪为100mm，主变压器基础采用钢筋混凝土整板式基础设有容纳单台变压器油量60%的储油坑
37、，储油坑内铺设厚度大于250mm孔隙率大于20%，80mm-100mm的鹅卵石。2.8.2.6 采暖通风1）气象资料采暖室外计算温度：-18；夏季通风室外计算温度：31；夏季空调室外计算温度：35.2；年平均室外风速：3.4-3.9m/s；2）空调主控室设2台冷暖两用柜式空调。空调机夏季用于降温、冬季用于供暖。3）供暖主控室设2台冷暖两用柜式空调。空调机夏季用于降温、冬季用于供暖。主控综合楼以自然通风为主， 10kV开关室、110kV GIS室墙上各设6台T35-11钢制低噪音轴流风机用于事故通风。接地变室、电容器室墙上每间设1台T35-11钢制低噪声轴流风机用于事故通风。主变压器室每个房间设1台低噪声屋顶轴流风机用于事故通风。2.8.2.7 给排水1）给水站区用水采用打井取水。深井泵安装采用地下式泵池形式，建深井泵房。2）排水排水采用路面排水遇排水管道相结合的排水方式。（1）雨水、生活污水、生活废水处理：站区平整以后，站区雨水可采用自然排水和有组织排水相结合的排水方式。少部分地面雨水直接由场地四周围墙排水孔排至站外
