110kV输变电工程可行性研究报告征求意见稿.doc

《110kV输变电工程可行性研究报告征求意见稿.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《110kV输变电工程可行性研究报告征求意见稿.doc（63页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、110kV输变电工程可行性研究报告目 录1 工程概述11.1 设计依据11.2 工程概况11.3 设计水平年11.4 主要设计原则11.5 设计范围及配合分工12 电力系统一次22.1 电力系统概况22.2 工程建设必要性52.3 接入系统方案及相关电气计算62.4 系统对有关电气参数的要求152.5 电力系统一次部分结论与建议153 电力系统二次173.1 系统继电保护173.2 安全稳定控制装置193.3 调度自动化193.4 电能计量装置及电能量远方终端233.5 调度数据通信网络接入设备243.6 二次系统安全防护243.7 系统通信253.8 电力系统二次系统结论及建议284 变电站

2、站址选择374.1基本规定374.2站址区域概况374.3站址的拆迁赔偿404.4出线条件404.5站址水文气象条件404.6水文地质及水源条件414.7站址工程地质414.8土石方情况424.9进站道路和交通运输424.10 站用电源424.11站址环境424.12通信干扰424.13 施工条件424.14其他需要说明的问题424.15站址方案技术经济比较424.16推荐站址434.17 收集资料情况和必要的协议435 变电站新建工程设想455.1 建设规模455.2 电气主接线及主要电气设备选择455.3 电气布置475.4 电气二次475.5 站区总体规划和总布置485.6 建筑规模及结

3、构设想495.7 供排水系统495.8 采暖、通风和空气调节系统495.9 火灾探测报警与消防系统495.10 通用设计执行情况496 变电站扩建工程设想506.1 电气一次506.2 电气二次506.3 土建部分506.4 其他507 送电线路路径选择及工程设想517.1 概况517.2 线路路径方案517.3 工程设想538 节能、环保、抗灾措施分析588.1 系统节能分析588.2 变电节能分析588.3 线路节能分析588.4 环保措施588.5 抗灾措施589 投资估算及财务评价599.1 投资估算汇总表599.2 财务评价59附 图附图1 年（现状年）供电区110kV及以上电网地理

4、接线图附图2 年（现状年）县（市）35kV及以上电网地理接线图附图3 年（本项目投运年）供电区110kV及以上电网规划图附图4 年（中间年份，可选）供电区110kV及以上电网规划图附图5 年（展望年）供电区110kV及以上电网规划图附图6 年（展望年）县（市）35kV及以上电网规划图附图7 年变电站接入系统潮流图附图8 站址位置及进出线方向图附图9 站区总体规划图附图10 年相关线路光缆地理接线图；附图11 年相关线路光缆地理接线图；附图12 系统通信通道组织图；附图13 变电站电气主接线图附图14 变电站电气总平面布置图附图15 站区总平面布置图附图16 变电站电气主接线图（对端）附图17

5、线路路径方案图附图18 变电站进出线规划示意图附图19 拥挤地段局部方案图（视具体工程定）附图20 电网接线现状示意图（线路改接方案复杂时，标注导地线型号、线路分段长度、投运时间等）附图21 电网接线规划示意图（线路改接方案复杂时，标注导地线型号、线路分段长度、投运时间等）附图22 杆塔型式一览图附图23 基础型式一览图附图24 电缆敷设位置图板编制说明及出版要求一、编制说明为统一可行性研究报告格式及内容，落实可行性研究内容深度规定，加强电网项目前期管理，明确程序，提高效率，根据国家有关规定，并结合输变电工程建设的特点，国网河南省电力公司经济技术研究院制定了110kV输变电工程可行性研究报告模

6、板。二、内容深度标准及适用范围可研报告模板内容主要依托国家电网公司发布的220千伏及110（66）千伏输变电工程可行性研究内容深度规定Q/GDW270-2009，同时参考电力系统设计技术规程、电力系统安全稳定导则、电力系统电压和无功电力技术导则和国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则、城市电力网规划设计导则等规程规定相关内容。本可研报告模板适用于河南省110kV新建、扩建、改建交流输变电工程可行性研究工作。 三、出版要求（一） 文字部分1文字描述（1）报告中的法定计量单位尽量采用字母，并与国际标准统一，主要有：kV、kA、MVA、Mvar、MW、kW、km、m、mm、m2、hm2、Mb/s、

7、Gb/s、Ah、m/s、cm/kV、kN、t、m3、g、s。（2）表示数量的地方应采用阿拉伯数字，如：“1回”、“2套”等；表示序数应采用汉字数字，如：“方案一”、“第五串”。（3）连接符前后为数字时采用“”，前后为汉字时采用“”。（4）国标污秽等级采用罗马数字、表示，不能用英文字母I和V组合表达。（5）引用的文件文号中的年份用斜方括号表示，如：“2010”。（6）乘号用“”表示，不得用“x”、“*”表示，如：“2LGJ-400/35”。（7）大写年份中的零用“”表示，如：“二一年”。2排版要求（1）正文汉字采用宋体字体，数字采用“Times New Roman”字体，大小均采用4号，双面印刷

8、。段落格式采用首行缩进2字符，行距28磅。正文所需表格内文字宜采用小4号。（2）章节名称作为一级标题始终位于页面的第一行，一、二级标题采用加粗字体，最多出现4级标题，其余可采用（1）和a)继续细分。原则示例如下：3电力系统二次3.1系统继电保护3.1.1现况和存在的问题 3.1.2系统继电保护配置方案3.1.2.1 110kV线路保护配置（1）a) b) （此处规则实例结束）（二） 图纸部分1、插图图纸大小A4纸大小均采用插图方式，放在所需要的章节内。插图应有图号、图名，位置放在插图下方。图号和图名示例如下：图3-1 光缆现况图注：3代表第三章，1代表本章出现的第一张图纸。2、附图图纸大小A4

9、纸大小均采用附图方式，按照出现顺序放在文本文档的最后面。图号、图名位置放在附图的右下方。附图要求（包含但不限于以下图纸）：主要附图名称及要求如下： 附图1 年（现状年）供电区110kV及以上电网地理接线图附图2 年（现状年）县（市）35kV及以上电网地理接线图附图3 年（本项目投运年）供电区110kV及以上电网规划图附图4 年（中间年份，可选）供电区110kV及以上电网规划图附图5 年（展望年）供电区110kV及以上电网规划图附图6 年（展望年）县（市）35kV及以上电网规划图（附图16均要有能体现行政区域划分和相对地理位置的地底图）附图7 年变电站接入系统潮流图附图8 站址位置及进出线方向图

10、（要有能体现地区行政区域划分及相对地理位置的底图）附图9 站区总体规划图附图10 （现况年）相关线路光缆地理接线图；附图11 （本项目投运年）相关线路光缆地理接线图；附图12 系统通信通道组织图；附图13 变电站电气主接线图（A3白图，本期实线，远期虚线）附图14 变电站电气总平面布置图（A3白图，本期实线，远期虚线）附图15 站区总平面布置图（含地形、高程信息及主要经济技术指标表）附图16 变电站电气主接线图（扩建对端变电站，A3白图，扩建部分用虚线表示）附图17 线路路径方案图（必须）附图18 变电站进出线规划示意图（必须）附图19 拥挤地段局部方案图（视具体工程定）附图20 电网接线现状

11、图（线路改接方案复杂时，标注导地线型号、线路分段长度、投运时间等）附图21 电网接线规划图（线路改接方案复杂时，标注导地线型号、线路分段长度、投运时间等）附图22 杆塔型式一览图（必须）附图23 基础型式一览图（必须）附图24 电缆敷设位置图（必须）注1：改、扩建工程可根据工程实际需要图纸张数调整图纸编号。注2：线路专业附图要求见线路说明书末尾。1 工程概述1.1 设计依据 （1）说明工作任务依据，经批准或上报的前期工作审查文件或指导性文件。 （2）与本工程有关的其他重要文件。 （3）与委托方签订的设计咨询合同。1.2 工程概况 （1）简述工程概况，电网规划情况及前期工作情况。对扩建、改建工程

12、，应简述先期工程情况，简述建设方案及工程规模。（2）简述接入系统方案xx变110kV规划最终x回，本期x回。110kVxx变110kVxx变 1回，为接xx变xx变线路形成；110kVxx变xx变1回，为接xx变xx变线路形成；接线路采用2LGJ-240mm2。（3）简述变电站建设规模。xx变主变规模最终350MVA，本期250MVA。110kV出线：最终规模x回，本期x回：至xx变1回、至xx变1回，备用2回。10kV出线，最终规模xx回，本期xx回。10kV母线带接地变和无功补偿装置。每台主变10kV侧规划无功补偿装置（xx+xx）MVar，本期主变10kV侧配置（xx+xx）MVar电容

13、器组。主变采用SZ10-50000/110三相两绕组自然油循环自冷有载调压变压器，110kV设备采用户外AIS设备，10kV设备采用户内金属铠装全封闭手车式KYN28-12型开关柜。（4）简述近期电力网络结构，明确与本工程相连的线路起迄点及中间点的位置、回路数、线路长度、导线截面及是否需要预留其他线路通道等。 （5）说明变电站进出线位置、方向、与已建和拟建线路的相互关系。（6）说明线路所经过地区的行政区划。 （7）说明变电站地理位置与网络位置。1.3 设计水平年本工程根据电网规划选定其投产年?年为设计水平年，展望到?年。1.4 主要设计原则（1）根据电网发展规划的要求，结合工程建设条件等提出本

14、项目的设计特点和相应的措施。 （2）简述各专业的主要设计原则和设计指导思想。（3）采用新技术及标准化情况。 1.5 设计范围及配合分工 （1）说明本设计应包括的内容和范围。 （2）说明与外部协作项目，以及设计的分工界限。 （3）对扩建、改建工程，说明原有工程情况与本期建设的衔接和配合。2 电力系统一次电力系统论证是输变电项目可行性研究的核心，其重点是论证项目建设的必要性；对建设方案进行技术经济等综合比较，提出推荐方案；确定合理的工程规模和建设年限；进行必要的电气计算，对有关的电气设备参数提出要求。2.1 电力系统概况2.1.l 供电区电网概况 概述与本工程有关地区（工程所在供电区及所在县市）的

15、区域位置、人口面积、经济发展等相关情况。概述本地区所在电网在河南电网中的位置及供电范围。2.1.1.1 电源现状概述与本工程有关供电区的全口径发电设备总规模，其中：统调电厂、地方及企业自备电厂座数、电源装机总容量。该供电区电源结构描述。年供电区电源装机情况表2-1 序号电厂名称能源类型装机容量（MW）接入电压等级（kV）类别1电厂火电2600统调/地方/自备2合计2.1.1.2 电量负荷情况现状年供电区全社会供电量及全口径最大负荷，较上年同比增长率。 2.1.1.3 电网现状各级电网规模、容载比；主网架结构、与周边电网的联系及其主要特点；本地区电网与周边电网的送受电情况。 年供电区110kV及

16、以上变电站运行情况表2-2 单位：MVA MW序号变电站名称电压等级主变容量本站最大负荷供电区大负荷日时本站负荷容载比1218022.1.1.4 电网存在的主要问题主要在以下几个方面论述：（1）现有电网供电能力能否满足现有负荷的需要，能否适应负荷的增长。（2） 现有电网的供电可靠性能否满足用户的要求（主要考虑N-1准则的供电可靠性，故障条件下转供负荷的能力）。（3） 现有电网的网络结构和供电设备是否需要更新和改造。（4） 社会经济发展是否对电网提出了更高的可靠性要求等。年（现状年）供电区110kV及以上电网地理接线图见附图1。年（现状年）县（市）35kV及以上电网地理接线图见附图2。2.1.2

17、 负荷预测简要论述地区经济发展情况、历史用电情况，负荷增长点等相关内容。供电区历史电量负荷统计表表2-3 单位：1108kWh、MW、h年份全社会供电量递增率年均递增最大负荷递增率年均递增最大负荷利用小时数20012002200320042005200620072008200920102011现状年-1根据本工程相关电网发展规划的负荷预测结果，结合目前经济发展形势和用电增长实际情况，提出与本工程有关电网规划水平年的负荷预测水平（包括电量及负荷）。供电区内新增点负荷统计表表2-4 单位： MW序号地区项目名称建设内容投产年及负荷达产年及负荷投产年负荷（MW）达产年负荷（MW）注：达产年是指产量达

18、到设计/预期生产能力的年份。-年供电区电量负荷预测表表2-5 单位： 1108kWh、MW供电区现状年2015年2016年2017年2020年十二五递增率率十三五递增率分县市电量负荷合计注：远景期5年预测值根据实际需要预测。2.1.3 相关电网规划概述与本工程有关的电网规划；主要在建发输变电工程的容量、投产进度等情况。2.1.3.1 电源规划根据经评审的相关规划，概述与本工程有关电网设计水平年内和远景规划期内的装机安排，列出规划期内电源名称、装机规模、装机进度和机组退役计划表。地区电源装机规划表表2-6 单位： MW电厂名称现状年2015年2016年展望年接入电压等级合计机组退役计划表（可选）

19、表2-7 单位： MW电厂名称现状年2015年2016年展望年接入电压等级合计2.1.3.2 电网规划地区在建及规划的110kV及以上输变电工程包括：（1）输变电工程，目前进度，预计投产时间，新增（扩建）变电容量，接入系统方式。（2）年（本项目投运年）供电区110kV及以上电网规划图见附图3。年（中间年份，可选）供电区110kV及以上电网规划图见附图4。年（展望年）供电区110kV及以上电网规划图见附图5。年（展望年）县（市）35kV及以上电网规划图见附图6。2.2 电力平衡及分析明确平衡条件，计算与项目有关地区的逐年电力平衡，分析确定与工程有关的各供电区内电力需求和变电容量需求。供电区110

20、kV电力平衡表表2-8 单位：MW序号项 目现状年现状年+12015年2016年2020年1供电区最高供电负荷2接入35kV及以下地方电厂装机3220kV用户站直供负荷4需公用220kV变电站供电负荷5增容前220kV变电容量6增容前容载比7扩建、新建变电站容量8扩建、新建变电站名称9增容后220kV变电容量10增容后容载比注：考虑风电装机出力不稳定，不参与平衡。2.3 工程建设必要性输变电工程的建设应满足Q/GDW 270-2009内规定的相关要求。根据与本工程有关的电网规划及电力平衡结果，关键断面输电能力分析，分析本工程（含电网新技术应用）建设的必要性、节能降耗的效益及其在电力系统中的地位

21、和作用，说明本工程的合理投产时机。 2.3.1 工程建设的必要性工程建设必要性一般从以下几方面论述：（1）负荷发展的需要。（2）电源建设送出的需要。（3）提高供电可靠性的需要。（4）优化网络结构的需要。（5）节能降耗的需要。（6）电磁解环及降低短路电流的需要。（7）下级电网结构整理的需要。（8）与上级电网衔接的需要。（9）国民经济和社会发展等其他方面的需要。2.3.2 变电站在系统中的地位和作用根据城市发展规划及相关电网规划，结合站址位置，确定变电站在电力系统中的地位和作用。2.4 接入系统方案研究根据电网规划、原有网络特点、负荷分布、断面输电能力、先进适用新技术应用的可能性等情况，提出110

22、kV接入系统方案，必要时进行多方案比选并提出推荐方案。确定变电站近远期规模、电压等级选择以及导线截面选择。必要时可对与本工程有关的下一级电压等级电网开展研究。2.4.1站址选择及建设时间根据变电站在系统中的作用，结合相关电网结构，从系统角度对报告提出的变电站站址进行分析，提出适合接入系统的推荐站址。根据负荷增长及电力平衡结果，提出工程建设时间。市区站需提供落有变电站布点的城市路网规划图。2.4.2 主变压器选择根据分层分区电力平衡结果，结合负荷增长情况，根据河南电网发展技术及装备原则，合理确定本工程变压器单组容量、本期建设的台数和终期建设的台数。 2.4.3 35kV电压等级选择选择35kV电

23、压等级需做专篇论证，按照河南省县域35kV电网发展分类标准，考虑区域内负荷增长特性，结合周边35kV网络结构，论证采用35kV电压等级的必要性。2.4.4 接入系统方案的提出（1）相关电网情况根据变电站推荐站址位置，介绍相关电网概况。变电站电气主接线图见附图7。（2）接入系统方案提出12种110kV接入系统方案，描述本期出线回路数、如何接入系统、形成线路情况、新建导线型号及长度；展望相应远期接入系统方案。提供输变电工程（近远期）接入系统各方案示意图（注明相关电网的线路型号、变电站容量、装机容量）。2.4.5 潮流计算 根据电力系统有关规定，对提出的各接入系统方案在正常及故障运行方式（包括：线路

24、N-1故障、停机方式及其它需要校核的方式）下进行潮流计算分析，校核各方案的潮流稳定和网络结构的合理性，并为选择送电线路导线截面和变电设备的参数提供依据。（110kV工程的计算可适当简化）（1） 计算条件1）计算水平年：选取工程投产年及远景年；2）开机方式3）电网运行方式；4）负荷功率因数取0.95，机组功率因数取0.850.95；5）计算软件选取；6）潮流计算方式选取及分点负荷表。（2） 潮流计算结果分析通过各接入系统方案的近远期潮流校核计算，在各种正常及故障运行方式下，分析各断面潮流分布是否合理，是否存在线路过载或重载情况，电网是否能满足安全运行要求。年变电站接入系统潮流图见附图8。2.4.

25、6 接入系统方案推荐根据上述潮流计算，本着安全可靠、运行灵活、投资经济的原则，对接入系统方案进行以下技术经济分析论证。（1）经济性分析原则上推荐采用最小年费用法进行经济比较，年费用低的方案为经济上优越方案。接入系统方案技术经济比较表表2-9 单位：万元序号项目方案一方案二一总投资1变电投资1.1110kV间隔2送电投资二年运行费1变电折旧维护费2送电折旧维护费3电能损失费三年费用（2）经济技术比较及方案推荐通过潮流计算及经济性分析结果，对接入系统方案进行技术（必要时进行短路电流计算）、经济综合比较，提出推荐方案，必要时确定电网工程加强方案（含新技术应用）；如果存在不确定因素比较多、各方面意见分

26、歧也比较大或者远景情况比较模糊等复杂情况，推荐方案很难明确提出时，可以采取带条件推荐的方式。2.5 系统相关电气计算2.5.1 短路电流计算（1） 计算条件1）计算水平年：选取工程投产年及远景年；2）电网运行方式；3）故障方式：三相、单相接地短路故障；4）负荷模型及发电机模型；5）主变参数选取；6）计算软件选取。（2） 短路计算结果分析变电站短路电流计算结果表表2-10 单位：kV、MVA、kA母线名称投运年远景年三相短路单相短路三相短路单相短路短路容量短路电流短路容量短路电流短路容量短路电流短路容量短路电流22011010按设计水平年及投运后510年左右的系统发展，针对推荐方案计算与本工程有

27、关的各主要枢纽点最大三相和单相短路电流，选择新增断路器的遮断容量，校核己有断路器的适应性。 系统的短路电流宜限制在合理的水平（10kV电网短路电流水平应按20kA控制，新城区、规划新区新建10kV电网短路电流水平应按25kA控制），必要时开展短路电流专题研究，提出限制短路电流的措施和要求。2.5.2 无功补偿及调压计算对设计水平年推荐方案进行调相调压计算，确定无功补偿设备的型式、容量及安装地点；选择变压器的调压方式。年变电站无功补偿及调压计算结果表表2-11 运行方式降压容量（MW）变压器抽头位置母线电压主变无功损耗（Mvar）变压器一次侧功率因数补偿容量（Mvar）110kV10kV正常大负

28、荷方式故障大负荷方式正常小负荷方式2.6 系统对有关电气参数的要求2.6.1 主变参数结合潮流、调相调压及短路电流计算，确定变压器的额定主抽头、阻抗、调压方式等。 2.6.2 短路电流水平提出变电站高、中压母线侧短路电流水平；必要时，应结合系统要求，对变电站母线通流容量、电气设备额定电流提出初步要求。2.6.3 无功补偿容量 按变电站规划规模和本期规模，根据分层分区无功平衡结果，结合调相、调压计算和短路电流计算，分别计算提出远期和本期低压无功补偿装置分组数量、分组容量。 2.6.4 电气主接线结合变电站接入系统方案及分期建设情况，提出系统对变电站电气主接线的要求。2.7 电力系统一次部分结论与

29、建议简要说明本工程建设的必要性、投产时间、节能降耗效益，推荐接入系统方案、工程规模及有关电气参数，必要时提出需进一步分析研究的关键问题和下一步工作建议。 2.7.1 变电站工程简要说明变电站终期及本期变压器容量、台数；各电压等级终期及本期出线回路数、出线方向；无功补偿装置型式、容量、台数、安装位置。对扩建、改建工程，应说明工程终期、已建及本期建设规模。2.7.2 线路工程说明线路起迄点、长度、导线型式及导线截面。 3 电力系统二次设计应根据保护、自动化、通信等新技术的发展，积极采用先进适用技术，并有效实现各应用系统的衔接与整合。3.1 系统继电保护及安全自动装置3.1.1 现况和存在的问题 简

30、述一次系统接入方案；概述与本工程有关的系统继电保护现况。 简述变电站电气主接线；详述所涉及线路的现况特点（新建线路、改扩建线路、剖接线路、同塔架设线路等）；对于改扩建线路，详述相关线路保护现况，包括线路保护设备配置、保护通道使用、运行年限及运行状况、是否列入改造计划等。对系统保护存在的问题进行分析。3.1.2 继电保护配置方案3.1.2.1 110kV线路保护根据线路特点、电网运行要求、通信通道状况，提出线路保护配置原则和方案。（1）新建线路一般配置1套阶段式相间距离及接地距离、零序电流保护。对于有特殊运行要求的可采用1套光纤电流差动保护。（2）对于剖接形成的线路需要核实现况，进行保护设备对接

31、或搬迁方案。（3）如线路对侧为常规电流互感器，对侧线路纵联保护应支持常规电流互感器的配置形式。3.1.2.2 110kV母线保护根据变电站线路特点、电网运行要求，决定是否配置110kV母线保护。3.1.2.3 110kV分段、母联断路器保护（1） 对于新增分段、母联断路器，提出相应断路器保护的配置方案。（2） 对于现有分段、母联断路器保护，简述相关保护等配置现况、是否列入改造计划等，如果现有保护满足扩建后运行要求，则考虑继续使用，否则更换。3.1.3 安全自动装置配置 根据变电站主接线方式，电网运行要求以及线路特点，决定是否配置备用电源自动投入装置、低频低压解列、联切等安全自动装置。3.1.4

32、 故障录波与网络分析仪配置 110kV变电站内宜配置1套故障录波与网络分析仪配置，保护及故障信息管理子站不独立配置，其功能集成在一体化监控系统中。3.2 系统调度自动化3.2.1 调度管理方式根据变电站的所属地域和接入系统方式，结合有关调度管理规定，具体说明新、扩建变电站的调度关系。3.2.2 相关系统现况与近期发展分别介绍各相关调度端自动化系统现况、电能量计量系统现况、调度数据专网现况等，以及各系统所存在的问题。对本工程相关的其他在建或规划拟建工程，应具体说明其有关的建设内容、技术要求与当前进度。3.2.3 远动信息范围根据相关规程规定，明确变电站远动信息采集范围，包括遥测、遥信、遥控等。a

33、) 遥测量主变：主变各侧有功、无功和各侧分相电流，分接头位置；母联（分）：有功、无功和分相电流；旁路：有功、无功和分相电流、旁母分相电压；线路：有功、无功和分相电流、线路分相电压；无功补偿：无功和分相电流；各段母线：线电压、分相电压和3U0；所用电：分相电压和分相电流；直流母线：控制合闸电压、合闸母线电压、充电电流、负载电流；环境温、湿度：小室、就地保护控制柜；消弧线圈：容性电流、分接头位置。b）遥信量一次设备信息：断路器、隔离开关、接地刀闸位置；一、二次系统保护信息。c）遥控量一次设备断路器（合、分、同期合）、所有电动操作隔离开关；电压无功自动补偿控制装置投入/退出、复归；各主变分接头开关升

34、/降、急停；全部信号复归。3.2.4 远动系统配置根据现况与调度关系，提出远动系统配置方案，明确技术要求（采用XX规约）及远动信息采集和传输要求。3.2.5 电能量计量系统配置根据线路归属提出本工程电能量计量点与考核点的设置原则。具体说明本期配置的计量设备数量与名称，明确设备布置的位置。如果存在非关口点电能信息的采集和传输需求，应说明配置电量集中抄表装置的数量等情况。明确计量系统（多功能电能表、电能量远方终端、计量屏等）技术要求。3.2.6 调度数据网络配置根据相关调度端调度数据通信网络总体方案要求，分析本工程在网络中的作用和地位，提出本工程调度数据通信网络接入设备配置要求（本工程在变电站内配

35、置调度数据网络设备名称、数量和连接方式）、网络接入方案和通道配置要求。简述变电站调度生产业务，并根据安全防护原则，说明各个安全分区所包括的业务、以及业务的接入方式。3.2.7 二次系统安全防护配置根据相关调度端和变电站二次系统安全防护总体要求，分析本工程各应用系统与网络信息交换、信息传输和安全隔离的要求，提出二次系统安全防护分区方案、设备配置方案（名称、数量与连接方式）及系统示意图。横向上，、区系统互联时应配置经国家相关部门的认证和测试的国产硬件防火墙、具有访问控制功能的设备或相当功能的设施进行逻辑隔离；、区与管理信息大区互联时必须设置经国家制定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置，隔离

36、强度应接近或达到物理隔离。纵向上、区与广域网的纵向连接处设置经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置或者加密认证网关及相应设施，实现双向身份认证、数据加密和访问控制。3.2.8 时间同步系统配置简述本工程时间同步系统配置方案（包括套数、组成设备、主时钟配置、扩展装置配置数量、机柜等，明确设备安装与连接方式）与系统功能。简述站控层、间隔层、过程层设备对时方式。3.2.9相关调度端系统根据相关调度端系统现况，结合本工程建设需求、如需完善和改造相关调度端主站系统，应具体说明完善和改造相关调度端系统的必要性、可行性，并提出设备配置方案和投资估算。3.3 系统通信3.3.1 工程概况及调度关系

37、工程概况：根据系统一次与线路专业推荐方案，简述新建变电站220kV和110kV电压等级出线回数与出线方向、相关扩建站点新增出线及间隔调整情况、各条输电线路的推荐路径和建设方案。调度关系：根据现行电网管理体制，说明新建、扩建变电站的调度关系。3.3.2 相关系统通信现况及发展3.3.2.1 相关光缆现况及发展具体说明该工程相关的地区光缆现况及近期发展建设情况。该工程建设涉及到原有线路或其他工程配套拟建线路的，应分线路详细说明原有线路或其他工程配套拟建线路上光缆配置情况，包括起始点、光缆类型、芯数、各段长度、运行状况等。对于其他工程配套拟建线路，还应说明其当前进展情况。3.3.2.2相关传输网现况

38、及发展具体说明该工程相关的各级传输网（地网、县网等）现况及近期发展建设情况，包括网络拓扑、设备厂家、传输容量、主要承载业务、使用及运行情况等。各级传输网拓扑应以插图方式在报告中体现。图3-1（现况年）XX地区地区传输网拓扑图；图3-2（现况年）XX县电力传输网拓扑图；该工程建设涉及到原有设备或其他工程配套拟建设备的，应详细说明原有设备或其他工程配套拟建设备的配置情况，包括设备厂家型号、相关方向光接口配置、插槽使用情况、运行状况等。对于其他工程配套拟建设备，还应说明其当前进展情况。3.3.2.3相关接入点现况及发展具体说明该工程相关的各相关对侧接入站点现况及近期发展建设情况，包括站点各类主要设备

39、（传输、接入、交换、电源、配线等）配置、机房与电源条件、使用及运行情况等。该工程建设涉及到其他工程配套拟建站点的，还应说明其当前进展情况。3.3.3 建设必要性3.3.3.1 业务需求分析根据各相关的电网通信规划，分析本工程在通信各网络中的地位和作用，分析各业务应用系统（包括调度自动化、保护、信息系统）对通道数量和技术的要求。表3-1通道需求统计表类别通信通道起止点带宽数量承载业务备 注调度自动化XX变- XX变2M1调度专网XX变-XX地调9600bps1远动专线继电保护XX变-XX变纤芯2线路保护XX变-XX变2M1安全装置系统通信XX变-XX地调64k1调度电话XX变-XX地调64k1行政电话信息系统X