电站设计规范精选(九篇)
前言：一篇好文章的诞生，需要你不断地搜集资料、整理思路，本站小编为你收集了丰富的电站设计规范主题范文，仅供参考，欢迎阅读并收藏。
第1篇：电站设计规范范文
关键词：小型水电站压力前池设计结构尺寸
中图分类号：TV742文献标识码： A 文章编号：
本人设计了四个小型水电站的压力前池，经过不断的学习和实践，参考相关资料，总结了小型水电站压力前池结构尺寸的计算。
1 设计依据及参考资料
（1）设计依据：《水电站引水渠道及前池设计规范》（DL/T 5079—1997）、《小型水力发电站设计规范》（GB 50071—2002）、《水电站进水口设计规范》（SD 303—88）。
（2）参考资料：《水电站建筑物》（王树人董毓新主编）、《水电站》（成都水力发电学校主编）
2 设计基本资料
机组台数 ……………………………………n1
单机容量…………………………………… N
引水渠设计引用流量 ………………………Qp
单机引用流量……………………………… Q设
引渠末端渠底高程………………………… 1
引渠末段渠底宽度…………………………b
引渠末段渠道边坡…………………………m
引渠末端渠道设计水深……………………h
引渠末端渠道设计流速 ………………… v0
压力钢管根数 …………………………… n2
压力钢管内径……………………………D
进水室隔墩厚度………………………………d
进水室拦污栅的允许最大流速 ………………v进
堰顶与过境水流水面的高差………………… h
侧堰类型正堰的流量系数 ……………………m0
3 侧堰布置及水力计算
3.1 侧堰堰顶高程的确定
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第4.5.3条的规定，侧堰的堰顶高程应高于设计流量下水电站正常
运行时的过境水流水面高程h(0.1～0.2m)
过境水流水面高程2=渠末渠底高程 + 渠道正常水深
侧堰堰顶高程3=2 + h
3.2 侧堰堰顶长度、堰上平均水头的确定
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第A.0.3条，对于设一道侧堰的布置，当水电站在设计流量下正常运行，侧堰不溢水；当水电站突然甩全部负荷待水流稳定后全部流量从侧堰溢出，为控制工况。此时，侧堰下游引水渠道流量为零，侧堰泄流能力按公式A3确定。
（A3）
流量系数mL宜取（0.9～0.95）m0
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第4.5.3条，侧堰的堰顶长度，堰上平均水头，需经计算比较确定。溢流堰长度与溢流堰顶水深有关，溢流水深过大，则单宽流量大，消能工程量大，但溢流水深小，则溢流堰长度就长，影响前池平面布置，所以在计算时两者应统筹兼顾。根据上述原则，经试算确定堰顶长度和堰上平均水头。
4 压力前池各部分平面尺寸的拟定
4.1 前池池身平面尺寸的拟定
对于中小型电站进水室长度L进=3～5m
单管的进水室宽度b进=1.8D
进水室宽度B进=n2b进+(n2-1)d
前池池身宽度B前=1.5B进
前池池身长度L前=3.0B前
5 压力前池特征水位的拟定
5.1 进水室入口处的水深h进（m）应满足下列条件：
即:
5.2 前池正常水位Z正常：
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第7.0.4条，应以设计流量下水电站正常运行时的水位作为前池的正常水位。
Z正常=渠末渠底高程 + 渠道正常水深
5.3 前池最高水位Z最高：
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第7.0.5条，前池和引水渠道内的最高水位，应按照设计流量下正常运行时，水电站突然甩全部负荷时的最高涌波水位确定。
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第D.0.5条，侧堰作为控制泄流建筑物，对涌波起到控制作用，即对引水道系统来说，控制工况是：电站甩满负荷待水流稳定后（涌波已消失），全部流量从侧堰侧堰溢出时，将恒定流时的堰上水头乘以1.1～1.2的系数，把这时的水位定为最高涌波水位。
即Z最高=堰顶高程3+1.2H堰
5.4 前池最低水位Z最低：
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第7.0.6条，前池最低水位可根据水电站运行要求确定。一般前池最低水位为电站突然增加负荷前前池的起始水位Z0减去突然增荷时的最低涌波hmax。
对于非自动调节渠道，起始水位Z0可取溢流堰顶高程3，最低涌波hmax按一台机组运行突增到两台机组即发电流量由8.1m3/s突然增加到16.2m3/s时的前池水位降落。
引水渠道中产生落波时，波的传播速度c0和波高h0可按一下两式联立求解：
负荷变化前的流量Q0
负荷变化后的流量Q'
下面试算求解波速c0、起始断面波高h0：
假设h0
波流量Q
B'0=b+2m(h-h0/2)
负荷变化前的过水面积W0=Q0/v0
计算波速c0
得起始断面波高h0
hmax=Kh0=2h0
Z最低=Z正常 - hmax
6 压力前池各部位高程的拟定
6.1 进水室淹没深度S的确定
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第6.1.9条规定，水电站进水口上缘淹没于最低水位以下的深度，应
按SD303确定。淹没深度按戈登公式确定：
式中：
C—系数，对于对称进水口，C=0.55
d—进水口闸门高度，
V—进水口闸门断面流速
第2篇：电站设计规范范文
关键词: 贯流式水电站；消防总体设计；消防给水；CO2灭火系统；干粉灭火器；火灾自动报警及灭火控制系统
1. 工程概况和消防总体设计方案
1.1概况及其特征。居龙滩水利枢纽工程是以发电为主，兼顾防洪和灌溉、供水、航运以及水库养殖等任务的综合利用工程。其工程规模为：水库总库容为7.76×107m3；电站总装机容量60MW。
该工程位于贡水左岸支流桃江下游赣县大田乡夏湖村境内，距赣县县城约28Km。桃江流域属副热带季风气候区，流域内各地多年平均气温19.4℃，极端最高气温41.2℃，极端最低气温-6℃，多年平均蒸发量1576.2 mm。
工程是由挡水坝、溢流坝、河床式发电厂房、船筏道及升压开关站等建筑物组成。
本工程的主要消防对象是水电站建筑物及其机电设备。其中水电站建筑物的消防设计含主厂房、副厂房、主变压器场（开关站）、高压开关室、厂用屏配电室、油库、机修车间和坝区等。除检修期外，水电站及其机电设备一般都处于生产运行状态。
1.2消防设计依据和设计原则。
本工程消防设计依据国家、行业颁布的下列现行规程规范进行：
(1)水利水电工程设计防火规范（SDJ 278-90）
(2)火灾自动报警系统设计规范（GB 50116-98）
(3)建筑设计防火规范（GB50016-2006）
(4)自动喷水灭火系统设计规范（GB 50084-2005）
(5)建筑灭火器配置设计规范(GB 50140-2005)
(6)二氧化碳灭火系统设计规范(GB 50193-93) (99年版)
(7)电力系统设备典型消防规程(GB 5027-93)
(8)采暖通风与空气调节设计规范( GB50019-2003)
(9)水力发电厂机电设计技术规范(DL /T5186-2004)
(10)中华人民共和国消防法( 1998-04-29)
(11)火灾报警控制器通用技术条件( GB 4717-93)
(12)水库工程管理设计规范（SL106-96）
为贯彻“预防为主，防消结合”和确保重点、兼顾一般、便于管理、经济实用的方针，并结合居龙滩水利枢纽工程的具体情况，确定了如下基本设计原则:
在消防区内，按规范要求统一规划畅通的安全通道，设置安全出口及其标志;
以生产重要性和火灾危险性设置消防设施和器材，特殊部位按防火规范采取其它消防措施;
在电站设置消防控制中心（计算机房旁）和火灾报警系统，消防电源采用双可靠独立电源;
采取消防车、消火栓、CO2灭火和干粉灭火器四种灭火方式，消防用水取自可靠而充足的水源;
设置通风排烟系统;
选用阻燃、难燃或非燃性材料为绝缘介质的电气设备或采取其它保护措施以防止或减少火灾发生;
有火灾危险性设备之间， 采用耐火材料制成的墙或门隔离，孔洞用耐火材料封堵以防止火灾的漫延与扩散。
第3篇：电站设计规范范文
关键词：人防通风； 设计规范； 转换原则； 换气次数； 柴油电站
引言
自从《中华人民共和国人民防空法》1997年1月1日开始颁布实施以来，在积极贯彻“长期准备、重点建设、平战结合”方针和“与经济建设协调发展、与城市建设相结合”原则的同时，随着社会经济的不断发展，城市化进程的不断加快，全国对人防工程的建设日益重视。笔者现将在多年人防通风设计中遇到的若干问题综述如下。
1.人防通风设计规范的选用
人防工程按照战时使用功能可分为：指挥工程、医疗救护工程、专业队工程、人员掩蔽工程和配套工程五大类。其中，除指挥工程以外，其他人防工程战时均不考虑消防设计。除了指挥工程需要遵循专门的设计规范和防火规范，医疗救护工程需要遵循《人民防空医疗救护工程设计标准》RFJ005-2001以外，其他人防工程通风设计的主要依据是《人民防空工程设计规范》GB 50225-2005、《人民防空地下室设计规范》GB 50038-2005和《人民防空工程防化设计规范》RFJ013-2010，如果涉及到平时功能的消防设计，还应遵循《人民防空工程设计防火规范》GB 50098-2009。
根据9规范总则，《人民防空工程设计规范》GB 50225-2005适用于新建、扩建的坑道、地道和单建掘开式人防工程以及地下空间兼顾人防需要的工程；《人民防空地下室设计规范》GB 50038-2005则适用于新建或改建的抗力级别为常5级、核4级及以下的甲、乙类防空地下室和居住小区内的结合民用建筑易地修建的甲、乙类单建掘开式人防工程设计。由此可见，两本设计规范具有以下几点不同：（1）《人民防空地下室设计规范》GB 50038-2005只适用于抗力级别为常5级、核4级及以下的人防工程，而《人民防空工程设计规范》GB 50225-2005对抗力级别未作要求，即适用于各种抗力等级。（2）根据施工方法、结构受力形式，人防工程可分为：单建掘开式、附建掘开式、成层式、坑道式、地（隧）道式等结构类型。其中，《人民防空地下室设计规范》GB 50038-2005主要适用于附建掘开式人防工程，而《人民防空工程设计规范》GB 50225-2005则适用于除附建掘开式以外的其他各种结构类型。例如：地下商业街人防工程设计应以《人民防空工程设计规范》GB 50225-2005为依据；附建式地下室兼顾人防设计宜以《人民防空地下室设计规范》GB 50038-2005为依据，单建式地下室兼顾人防设计以《人民防空工程设计规范》 GB 50225-2005为依据比较合适。
人防工程在和平时期为了充分发挥经济效应和社会效应，除了战时使用功能以外，还具有一定的平时使用功能，其主要用途为：（1）商场、医院、旅馆、餐厅、展览厅、公共娱乐场所、健身体育场所和其他适用的民用场所等；（2）按火灾危险性分类属于丙、丁、戊类的生产车间和物品库房等；（3）车库。针对人防工程平时功能的消防设计，其主要依据是《人民防空工程设计防火规范》GB 50098-2009。但是，根据《人民防空工程设计防火规范》GB 50098-2009 3.1.14条和条文说明1.0.4条，当人防工程的平时使用功能为车库时，应以《汽车库、修车库、停车场设计防火规范》GB50067-97为设计依据。
2.人防工程战时通风方式之间的转换原则
人防工程的战时通风方式根据人防工程防化级别的不同主要分为：（1）防化级别为甲、乙、丙级的工程应设置清洁式通风、滤毒式通风和隔绝防护时的内循环通风；（2）防化级别为丁级的工程，应设置清洁式通风和隔绝式防护。人防通风设计的主要任务就是为了满足战时使用功能而进行的战时通风方式间的相互转换运行，其转换原则为：（1）当工程未遭到核生化武器袭击之前进行清洁式通风。（2）当工程处在下述任一情况时，应转入隔绝式防护或隔绝防护时的内循环通风：1）敌人对该地实施核生化武器袭击警报拉响时；2）工程周围受到核生化武器袭击初期；3）外界空气受到污染而滤毒设备失效时；4）通风孔口被堵塞或通风设备遭到破坏时；5）工程外部发生大面积火灾时。（3）当查明工程外部放射性沾染程度、化学毒剂和生物战剂的性质和浓度，并验证所设除尘滤毒设备能过滤吸收时，方可转入滤毒式通风。（4）在滤毒式通风过程中，当发现通过除尘滤毒设备后空气中的放射性灰尘、化学毒剂和生物战剂的量超过允许标准或除尘滤毒设备的通风阻力出现过大或过小时，要立即转回到隔绝防护时的内循环通风，并迅速查明原因进行处理。更换除尘滤毒设备后，要进行检查，确认性能可靠后，才允许再次转入滤毒式通风。（5）当查明工程外部的放射性灰尘、化学毒剂和生物战剂已经消失，对染毒的通风管道、密闭阀门、扩散室、滤毒室及油网除尘器等进行彻底洗消，经检查合格后，可以转为清洁式通风。只有严格遵循战时通风方式的转换原则，才能够满足人防工程的战时使用要求。
3.医疗救护工程分类厅的换气次数
医疗救护工程作为战时对伤员独立进行早期救治工作的重要场所，其通风设计应遵循《人民防空医疗救护工程设计标准》RFJ005-2001。根据此标准第4.2.4条规定“滤毒通风时，第一密闭区分类厅的通风换气次数不宜小于40次/h”。然而在实际设计中，此条规定非常难以满足，因为按此要求进行设计，所需滤毒通风量会很大，这不但增加了过滤吸收器、超压排气活门的个数，而且增大了滤毒通风管道的截面积，从而增加了设备投资。例如，根据标准要求，不同等级的分类厅最小使用面积为40m2～60m2，层高最小为2.6m，则满足此要求的最小滤毒通风量为（40～60）2.640=4160～6240 m3/h，此值比按照防毒通道换气次数要求计算得到的滤毒通风量至少大1～2倍。所以笔者个人认为，按人员主要出入口最小防毒通道换气次数不小于50次/h确定滤毒通风量较为合适。
4.柴油电站设计中的冷却概念
柴油电站是人防工程内的重要设备，是战时人防工程重要的电源保证。然而在有关柴油电站冷却系统设计的描述中，在概念上容易将柴油机本身的自冷却方式与工程措施上采取的冷却方式相混淆。从严格意义上区分，有6种冷却概念。（1）水冷式柴油机：由冷却液通过闭式循环或开式直流冷却方式带走热量的柴油机；（2）风冷式柴油机：无需冷却液的柴油机；（3）柴油机水冷却方式：柴油机机头散热器的热量通过外部供给的冷却水带走或冷却水直接通过柴油机气缸套带走热量的冷却方式；（4）柴油机风冷却方式：柴油机机头散热器的热量由机头风扇和散热器传到周围空气中；（5）柴油发电机房水冷却方式：在柴油发电机房内设置通有冷却水的冷风机，促使机房内热空气与冷风机内冷却水进行热交换带走机房内热量的冷却方式；（6）柴油发电机房风冷却方式：由室外引入的空气带走机房内热量的冷却方式。工程中典型的风冷式柴油电站为水冷式柴油机+柴油机风冷却方式+柴油发电机房风冷却方式；典型的水冷式柴油电站为闭式循环水冷式柴油机+柴油机水冷却方式+柴油发电机房水冷却方式或为开式直流水冷却柴油机+柴油发电机房水冷却方式。除这两种典型冷却方式外，还有其他多种组合类型。在实际设计中，设计人员应清楚这6个冷却概念，在根据实际情况进行针对性设计。
5.结语
随着人防工程在全国各地建设的日益增多，设计人员应认真研究人防规范的适用范围，明确战时通风方式的转换原则，清楚与柴油电站相关的几个冷却概念，并不断研究解决实际设计中出现的问题，逐步提高自身的设计水平，更好地促使人防工程发挥出平时使用时的经济效益、社会效益和战时使用时的战备效益。
参考文献
[1] 国家人民防空办公室. GB 50225-2005 人民防空工程设计规范[S].北京：中国建筑工业出版社，2005
[2] 国家人民防空办公室. GB 50038-2005 人民防空地下室设计规范[S].北京，2005
[3] 国家人民防空办公室.中华人民共和国公安部.GB 50098-2009 人民防空工程设计防火规范[S].北京：中国计划出版社，2009
[4] 国家人民防空办公室.RFJ005-2011人民防空医疗救护工程设计标准[S].北京：中国计划出版社，2012
[5] 丁志斌.人防工程给水排水系统与设备[M].南京：中国人民理工大学国防工程学院，2013
第4篇：电站设计规范范文
关键词：电力设计配电系统
1 工程概况：
普联光明基地位于深圳市光明高新区西区，总用地面积43906.60m2，用地性质为工业用地，项目为企业的生产基地，含生产车间，试产、检测车间，配套食堂及住宿等功能，地面以上最大高度不超过100米，地下一层做为车库和设备用房。项目总建筑面积150850 m2，其中厂房建筑面积105700 m2，配套宿舍及食堂建筑面积26000 m2，地下室18080 m2
2变配电系统
2.1负荷容量统计：
2.1.1一级负荷
消防设备（360KW）；主要通道、楼梯间及车库、厂房的应急照明及疏散指示（200KW）；消控中心、变配电所，发电机房等重要设备照明（60KW），消防电梯（90KW）；。
2.1.2二级负荷
生活水泵、潜水泵（105KW）；客梯（60KW），部分生产动力（1280KW），部分厨房（200KW）
2.1.3三级负荷
其它用电负荷（约10000KW）
备注：厂房用电由甲方提供，其它用电为根据经验估算
2.2各变电系统
由于本工程距市区较远，故只能就近由城市开关站电缆引入一路10KV电源，专线供电。
由于工程占地面积较大，根据甲方要求，考虑到供电半径及电缆成本，且工程地下室空间较大，故本工程拟设三座变电站，在厂房地下一层设高压开关站，由此开关站分别给设于生产厂房地下室（1号变电站），检测厂房地下室（2号变电站），宿舍地下室（3号变电站）的变电站供电，其中一号变电站的变压器由开关站高压柜直接供电，2，3号变电站采用10KV环网柜供电，所有的高压配电装置采用户内成套固定式开关柜，各变电站的10KV 电源采用单母线。
2.2.1各变电所概况
1号变电站
拟设D.yn11型1600KVA干式变压器四台，变压器采用环氧树脂浇注干式变压器，户内成套型，带IP3X防护网罩;低压为单母线分段运行，四台干式变压器两两联络，联络开关采用手动控制。本变电站主要供生产厂房用电及相应地下车库。
本变电站旁设二台800KW柴油发电机作为备用电源，主要供停电时保证生产用电，同时消防时做为生产厂房的消防第二电源。柴油发电机须在市电中断后15s内自起动并带负荷，应有连续三次自起动功能。
2号变电站：
拟设D.yn11型1000KVA干式变压器四台，变压器采用环氧树脂浇注干式变压器，户内成套型，带IP3X防护网罩;低压为单母线分段运行，四台干式变压器两两联络，联络开关采用手动控制。本变电站主要供检测厂房用电及相应地下车库。
本变电站旁设一台360KW柴油发电机作为备用电源（以消防负荷及保证负荷较大的定）。柴油发电机须在市电中断后15s内自起动并带负荷，应有连续三次自起动功能。
3号变电站：
拟设D.yn11型800KVA干式变压器二台，变压器采用环氧树脂浇注干式变压器，户内成套型，带IP4X防护网罩;低压为单母线分段运行，联络开关采用手动控制。自投时应自动断开非保证负荷，以保证变压器正常工作。本变电站主要供宿舍、食堂用电及相应地下车库。
本变电站旁设一台320KW柴油发电机作为备用电源（以消防负荷及保证负荷较大的定）。柴油发电机须在市电中断后15s内自起动并带负荷，应有连续三次自起动功能
2.2.2计量方式：
本工程1、2号变电站对外总计量为高压计量，3号变电站设高压总计量，同时低压计量到户，公共负荷在分段母线计量，高低压计量相结合，另在低压出线相应部位设置电流互感器，作测量及保护用，以便于节能考核与管理
另外由于本工程处在光明新区，根据光明新区的要求，本工程需做绿色建筑，故工程设分项计量表
2.2.3电容补偿
每段低压母线设无功动态电容补偿装置，补偿前功率因数0.78，补偿后低压侧功率因数不小于0.95，高压侧功率因数不小于0.9，总电容补偿容量为3120 kvar ，其中1号变电站拟设总电容补偿容量1920kvar，2号变电站拟设总电容补偿容量720kvar，3号变电站拟设总电容补偿容量480kvar
2.2.4高压电源进出线方式
除1号变所为上进上出外，2，3号变电所为下进下出，低压电源进出线方式：除1号变所为上进上出外，2、3号变电所为下进上出，采用电缆桥架敷设方式。
3 配电系统：
3.1采用TN-S低压配电系统，N线与PE线，从变配电间处经重复接地分开后，不再相连，保持绝缘。
3.2一级负荷采用市电低压母线段和发电机应急母线的两回路，以放射式方式供电，并于末端自动切换。二、三级负荷采用放射式或树干式相结合配电。
3.3导线材质及敷设方式：一、二级负荷中的消防负荷采用耐火型铜芯电缆沿封闭式电缆桥架（外涂防火材料）吊顶、电气竖井内敷设，或穿钢管暗敷楼板、墙、柱内。其余设备电源采用普通交联铜芯电缆和绝缘导线，穿管暗敷楼板、墙、柱内，或预分支电缆沿电气竖井内敷设。一级负荷的两回配电线路沿同一电缆桥架敷设时，加防护隔板。条件允许时应按不同路径敷设。
3.4各配电箱、插座箱、控制箱、开关箱等一律壁挂式暗装（车库、设备房壁挂式明装）。各动力设备均自带电控装置。本设计仅考虑其电源的配置。
3.5动力设备原则上采用就地与远动集控方式。30KW及以上动力设备采用降压启动方式。
4照明系统：
4.1采用节能荧光灯为主要光源（厂房及宿舍）；采用高效节能的荧光灯为主要光源（车库）；采用白炽灯做需瞬时点亮（应急照明）。
4.2照度标准
车库~75lx
设备房100lx~200lx
通道、走廊30lx~75lx
宿舍 ~75lx
电子元器件生产厂房 300lx~500lx
电子元器件检测厂房300lx~500lx
其余房间照度标准：按GB 50034-2004之相关要求设计
4.3潮湿场所选用防水防潮灯及开关插座。
4.4应急照明线路采用耐火型铜芯导线穿钢管暗敷楼板、墙、柱内；其他照明线路采用普通绝缘导线穿硬质塑料管暗敷楼板、墙、柱内。
5自动报警系统
5.1本工程厂房区按一类，宿舍楼按二类保护对象对象的性质设集中报警系统，并能将总线数据传送至消防控制中心。
5.2在检测厂房首层设消防控制室，并设直通室外的出口。
5.3消防设备主电源供电按一级负荷要求设双回路，并于末端自动切换，报警器直流备用电源为设备自带蓄电池。消防控制室设专用接地端子板，与防雷系统共用接地
装置，接地电阻要求不大于1欧。
5.4本套报警系统由火灾探测器、报警控制器、手动报警按钮、消防广播、消防
电话及相应的联动控制模块组成，为柜式机。
5.5本工程下列部位选用感烟/感温探测器：变电所、风机房、楼梯间前室，消防电梯前室、走道、汽车库、厂房等。
5.6报警传输线、有联动要求控制总线和多线采用阻燃铜芯导线穿金属管暗敷不燃体结构内，或金属管（外涂防火涂料）沿吊顶内敷设。
6 防雷系统
6.1本建筑的年预计雷击次数 N=0.32 次/a。防雷等级按二类设计。
6.2防直击雷的措施，采用装设在建筑物上的避雷网(带)沿屋角、屋脊、屋檐和檐角等易受雷击的部位敷设（或利用屋面金属栏杆作接闪器），并应在整个屋面组成不大于10m×10m或12m×8m的网格。防雷电波侵入的措施，采用进出电源线路均采用电缆敷设，在高低压配电装置或重要设备上装设避雷器。所有进出建筑物的金属管道就近与防雷接地装置相连。
6.3防侧击雷的措施，建筑物超过45m，每层设均压环,均压环均与该层外墙上的所有金属窗、构件、引下线连接。
6.4接地引下线利用建筑柱内主筋，按建筑跨距均匀布置，适当位置设接地电阻测试点。接地装置利用建筑基础，并设若干外引人工接地板。联合接地电阻要求不大于1欧。
7 接地与安全
7.1本低压配电系统采用TN-S系统。
7.2在每一个配电室适当位置处预留40X4mm扁钢作为主接地线，并设一总等电位联结端子板，该主接地线应与柱内主钢筋可靠焊接。
7.3强电竖井内设贯穿式40X4扁钢作接地保护干线，弱电竖井内设贯穿式40X4铜带作为电讯设备专用接地线，下端均应与接地网可靠连接。楼层配电箱、弱电配线架分别从该保护扁钢引接接地保护线或等电位联结PE端子板。
7.4本工程重要设备（发电机、消防控制室、电梯、风机、水泵、冷冻机房等）的接地，在设备房适当位置处预留接地端子，接地端子与两根主筋焊接、这两根主筋（与防雷引下线分别设置）应一直往下通长焊接至接地网。
7.5插座配电开关选用漏电保护型，漏电动作电流30mA，楼层总配电箱开关采用防火漏电开7.6宿舍卫生间作局部等电位联结。
参考文献
[1]《供配电系统设计规范》GB50052-2009
[2]《10KV及以下变电所设计规范》GB50053-94
[3]《低压配电设计规范》GB50054-95
[4]《民用建筑电气设计规范》JGJ16-2008
[5]《高层民用建筑设计防火规范》GB50045－95（2005年版）
[6]《建筑设计防火规范》GB50016－2006
[7]《建筑物防雷设计规范》GB50057－94(2000年版)
[8]《火灾自动报警系统设计规范》GB50116－98
第5篇：电站设计规范范文
论文关键词：阿呷水电站,节能降耗设计,十二五'规划
阿呷水电站位于甘洛县境内甘洛河流域中上游河段，上游与工棚电站尾水衔接，下游与阿呷水电站正常水位相衔接。本电站采用低闸引水式开发，电站额定引用流量13.1m3/s，引水隧洞长7797.93m，电站利用落差215m，装机容量21MW。本工程为单一发电工程，无防洪、航运、供水等综合利用要求。
取水枢纽区位于工棚电站厂房下游600m处，厂房位于阿呷乡下游约1km处，甘洛～阿呷乡有县级公路相通，阿呷乡～坝址有简易乡村公路通过，距离县城公路里程约38km，距凉山州州府西昌市约240km，距省会成都市约350km，对外交通较为方便。阿呷水电站工程任务以发电为主，无灌溉用水，无防洪、航运、供水等综合利用要求。
阿呷水电站用水为非耗水型，所引水量回归至甘洛河，并提供优质、清洁能源，阿呷水电站的建设符合国家和四川省产业政策，符合可持续发展目标。阿呷水电站可替代节约化石能源，可减排温室气体量和其他污染物。
2.主要节能降耗措施
水电属于清洁能源，阿呷水电站发电用水过程中不增加水体污染，不耗水，水流经水轮机尾水管、尾水渠直接排入厂房下游河道，不需处理，符合水资源管理要求。阿呷水电站多年平均发电量9506.5万kw.h。电站发电后，以标煤耗310g/kw.h计，每年约减少使用2.95万t标煤，相当于每年减少二氧化碳排放1.26万t，同时每年至少可减排SO20.21万t。本工程在节能设计方面主要考虑以下几个方面。
2.1工程布置节能
本工程计划布置3个施工区：拦河坝施工区（含发电引水隧洞进口）、引水隧洞各支洞工区、发电厂房（含发电引水隧洞出口）施工区。本工程首部枢纽工区、引水隧洞各工作面和厂房工区就近布置混凝土拌和站及供风、供水站。机械修配站、汽车保养站、钢筋加工厂、木材加工厂集中布置，其中机械修配站、汽车保养站布置在厂区，钢筋加工厂、木材加工厂布置在首部工区、3#支洞附近、厂房工区。厂区金结安装和机电拼装场不考虑单独征地，可将就近碴场平整后布置。工程布置结合《水利水电工程节能设计规范》(GBT50649-2011)，充分考虑工程的实际情况，在工程布置上达到了节能的要求。
2.2设备选型节能
在设计中根据闸门的型式、尺寸、孔口数量和运行要求等因素，并充分考虑各种启闭机的特点，在满足安全的前提下选用合理的启闭型式和容量，避免造成电能消耗的浪费，是节能降耗的主要手段。此外，在设计闸门时，考虑采用低摩擦系数的承压滑道、顶侧水封采用橡塑材料的水封等措施降低启闭机的容量，从而达到节能降耗的目的。
电站选用HLA575c-LJ-110型水轮机，额定流量6.55m3/s，相应配SF10.5-10/2860型水轮发电机，调速器为GSLT-1800型。在机组选型的时候，考虑采用能量指标好、效率高的转轮，因此，选用了HLA542转轮。该电站的辅助系统也尽量简化，辅助设备选择也尽量考虑采用能量指标好的设备。
阿呷水电站厂区海拔高程为1616m，地震烈度为Ⅶ度。本阶段电气设备选型按照以上短路电流计算成果进行选择，再根据海拔高程加入绝缘系数1.088，在满足电站运行要求的前提下，尽可能节省投资。厂用电主、备用电回路在低压侧实现自动切换。设计中合理配置变压器，减少了电能损耗。
2.3照明节能
本工程为地面厂房，主厂房、副厂房及升压站尽量采用自然采光，因此照明系统的总耗电量较小，采用如下措施降低照明系统能耗：
2.3.1.尽量避免采用白炽灯作为照明光源，通常采用荧光灯、金属卤化物灯、高
压钠灯等高效气体放电光源，或采用节能灯，以降低光源耗电量。
2.3.2不需要长时照明的场所，照明开关的设置应尽量考虑便于做到人走灯灭。
2.3.3大功率气体放电灯的功率因数应补偿到0.8以上，以降低无功电流带来的
电能损失。
2.3.4主要照明场所(如主机间等)应做到灯具分组控制，使得电厂人员可根据不同
工作的需要调整照度。
各工作场所的照度标准值应符合《工业企业照明设计标准》(GB50034-92)、《民用建筑照明设计标准》(GBJl33—90)的有关照明标准。
2.4给排水节能
本电站采用高位消防水池的常高压方式，消防与生产、生活合用水池。消防储水容积为80m3，水池设于厂房后坡上，其高程为1700m，水池贮水全部取自山间泉水，经沉淀净化处理后进入生产、生活管道。在厂区设室外消火栓一套，供厂区室外消防用水。
厂区排水主要为地面厂房内生活污水排放、雨水排放。其中厂房内污水经水泵抽升后，排至下游。生活污水需经化粪池处理，粪便污水宜与生活污水分流。厕所，厨房及其他房间经常从地面排水时应设置地漏。生活区排污量相当小，不会形成污水径流。
3.综合评价
本工程建设期主要消耗能源为：柴油、汽油、电力等。工程运行期能源消耗主要有运行维护各类水工建筑物闸门消耗的柴油和电力、水电站用电设备以及管理用电等。工程建成后产生的社会效益和发电经济效益可以看作能源消耗的产出。
本工程不存在能耗过大的建筑物和设备，项目的建设和运行期亦不会消耗大量能源，能源消耗总量相对合理，因此本工程的建设不会对当地能源消耗结构及能源利用产生不利影响。
本设计依据合理利用能源、提高能源利用效率的原则，遵循节能设计规范，从设计理念、工程布置、设备选择、施工组织设计等方面已采用节能技术，选用了符合国家政策的节能机电设备和施工设备，合理安排了施工总进度，符合国家固定资产投资项目节能设计要求。
参考文献：
［1］中华人民共和国水利部.《水利水电工程节能设计规范 》（GB/T 50649―2011）［M］.2011.15-17
［2］尹涛. 浅析水电站节能降耗方法［J］.民营科技.2011（2）
［3］邓志红 .水电站节能降耗的探讨［J］.中国水能及电气化.2010（21）
第6篇：电站设计规范范文
关键词：110 kV变电站；典型设计；土建
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）35-0170-02
1 110 kV变电站设计存在问题及典型设计推广要求
随着我国经济建设的发展，输变电网络建设也持续稳定发展中。在全国范围内，新增了许多110 kV变电站建设。随着变电站领域的技术发展日新月异，110 kV变电站建筑也有着与众不同的变化。随着变电技术的更新换代、变电站设备的迅速发展，再加上城市化建设步伐的加快，110 kV变电站的站址已经逐步深入到城市人口稠密的中心区域。比如说北京天安门广场下方，就规划建设了6个110 kV地下变电站。随着城市的总体环境发生了巨大的变化，越来越多的高层建筑成为城市建筑的主流，在城市中心区域以及城市内建设110 kV变电站，其土建设计过程也出现了一系列的特殊问题。这些土建设计特殊问题将影响着变电站总体安全以及变电站设备的安全运行。部分沿用旧有的安全以及设计标准和设计规范的建设行为甚至会影响居民的正常生活。因此，110 kV变电站建设必须与时俱进，严格按照最新的设计规范要求进行设计，在导变电站土建的设计、安装、运行模式等方面及时进行设计规范的学习与解读，避免在变电站设计及施工中产生错误及不良影响。
2 110 kV变电站典型设计土建部分的要求及落实
在《110～500 kV输变电工程标准设计要求及可研深度规定》中，在可行性研究阶段，要求110 kV变电站在总体布置上，必须要实现变电站的基本功能和核心功能，实现变电站全过程、全寿命周期内资源节约，环境友好的要求。首先是在建筑风格上，总体体现工业性产品或设施的特点，提倡工艺简洁、施工方便、线条流畅，与环境协调，遵循中国南方电网有限责任公司典型设计总体原则。长期以来，由于变电站建设一直采用的是非标准化设计，不同的电力设计院采用的是不同的土建布置和建筑设计方案，最终导致外立面形态各异、建筑设计颜色及构造与变电站周边建筑环境不协调，特别是在城市中心区的110 kV变电站建设，还有部分位于旅游风景区的110 kV变电站建设，常常成为破坏周围环境的制约性因素。
而且在110 kV变电站土建设计结构安全性和耐久性问题处理这个问题上，大部分设计人员长期以来一直认为混凝土是非常耐久和安全的材料。而且在我国，土建结构的设计与施工规范一直推荐使用混凝土建筑材料，并且土建结构设计人员对于标准化混凝土建筑材料的使用更为熟悉。但是在沿海环境，特别是中国南方电网有限责任公司下属的广东电网公司、广西电网公司以及海南电网公司，这三个省网公司所属的大气环境气候为海洋以及热带气候，大气环境因素对于混凝土建筑材料的破坏作用更为严酷。而在贵州以及云南两个省网公司管辖区域，110 kV变电站建设的土建部分材料选择及设置对于干湿、冻融等大气侵蚀下的耐久性要求，相对考虑较少。因此，导致了许多110 kV变电站的混凝土结构常常出现钢筋锈蚀、混凝土腐蚀、塔基损毁等情况，严重的甚至导致停电以及安全事故。
2.1 110 kV变电站选址
变电站站址选择属于变电站土建部分设计的重要内容。进行站址选择首先要由系统部门进行拟建变电站规划中心位置以及区域内的电力负荷中心，并且根据相应的潮流分析以及电网的规划确定负荷中心位置，在中心位置附近选择较为适宜建设变电站的站址位置，并且进行相应的野外踏勘，以便进行站址确定。在进行站址确定之前，必须由系统部门进行相应的系统接入方案设计，并且考虑无功补偿规模、出线、主变压器的规模以及等级等变电站主要参数依据。依据系统部、变电一次、变电二次、地质勘察等不同的专业所提供的资料，汇总当地的土地、住房建设、建管单位、林业、农业、规划等政府部门的意见，土建设计人员会同相关政府部门人员初步确定几个变电站选址方案。这些选址地点应当尽量与负荷中心较近，以便能够降低电网损耗。在进行现场踏勘之后，就要对几个站址方案进行比选。在进行方案比选的时候，必须要考虑以下因素：①待选的变电站站址是否与当地的政府规划相一致。特别应当注意的是，不能占用基本农田保护区域。在变电站站址选择中，这是作为首要考虑条件。因为一旦涉及基本农田保护区域占用，必须要上报国土资源部进行土地总体规划调整，这个调整的上报及批复周期一般是1～3 a，远远超出一个110 kV变电站的建设周期。但是如果是占用一般耕地，则可以通过上报国土局进行耕地补偿来进行调整使用。当地国土部门对土地总体规划作出相应的调整后，则可以通过耕地补偿进行站址协调，这是一个折中的选址办法。②在进行站址选择的时候，必须要充分考虑站用水源、站用电源、交通运输、地质条件、土地用途等多种因素，重点解决站址的可行性问题，避免出现颠覆性因素。比如在进行地质勘察时，必须要明确有无不良地质情况，比如地下溶洞、滑坡、坍塌等情况，特别是部分古滑坡，由于其隐蔽性较强，所以较难发现，一旦站址确认，需要花费较大精力进行变电站站址地质处理，增加了变电站造价。③原则上应提出两个或两个以上可行的站址方案，如确实因各种难以克服的困难只能提供一个站址应提供充分的依据并作详细说明。在进行变电站站址比较选择以及站址备选方案上报时，为了避免出现单一站址的情况，需要进行多重考虑。但是在实际应用中，大部分设计单位为了节省前期工作成本以及勘察费用，只选择一个方案进行上报。最终出现站址征地等疑难问题时，则必须进行站址挪移，造成费用增加的情况。
2.2 站址水文气象报告需要作为严格要求进行限定
在110 kV变电站典型设计方案要求中，新增了对于站址水文气象资料收集以及报告形成的要求。除提供百年一遇以及五十年一遇洪水位之外，还要对洪水淹没情况以及区域内的洪涝情况进行预计分析和论述。而气象资料则要求列出气温、湿度、气压、风速及风向、降水量、冰雪、冻结深度等气象条件。因为这些气候条件对于变电站的站址选择以及混凝土材料的选择有着较为重要的影响。而防洪涝及排水情况则应说明备选站址内的防洪涝以及排水情况等，这有助于在进行设备基础标高定位。而当地的水文地质条件、地下水位情况等则直接影响变电站的基础防腐等级，而水源的水质、水量情况则影响变电站用水条件，涉及到变电站将来的生活以及生产用水是否可以使用井水或者当地用水，或者必须另外接入自来水源等。
2.3 站址的工程地质勘察报告要包含全面的地质勘察内容
在进行可行性研究阶段的地质勘察工作时，必须严格按照可行性研究内容的深度要求进行地质勘察工作。站址工程地质勘察报告要说明站址区域地质、区域构造和地震活动情况，确定地震基本烈度，对站址方案的稳定性作出评价。地质勘察报告中必须说明站址的地形、地貌特征，地层岩性。而且要说明站址的地形、地貌特征，地层岩性、岩土结构、成因类型及分布，确定地基类型。如果在可行性研究阶段时未能充分满足地质勘察的要求，则需要在初步设计阶段，详细进行钻孔勘察，充分了解站址及附近地区的不良地质现象，并对其危害程度和发展趋势作出判断，提出相应的防治措施的建议。比如在变电站站址落差位置较大的时候，采用高边坡设计的方式进行边坡防护，防治边坡移位对变电站的影响。
3 以110 kV变电站实例分析土建典型设计应用
以110 kV营盘变电站工程为例，投资单位为广西电网公司，土建工程规模主要包括新建110 kV营盘变电站及扩建对侧。
3.1 建筑材料优化
在选择施工材料的时候，我们首先考虑的是变电站的内在质量，只有在保证内在质量的前提下，我们才可以从节约成本的角度来寻找相应的替代品。这是我们选择材料的原则。变电站建筑物均采用现浇钢筋混凝土框架结构，砖砌填充墙。混凝土强度等级采用C20～C35，钢筋采用HPB235、HRB335和HRB400热扎钢筋，砌体材料采用M5水泥石灰混合砂浆砌筑MU10灰砂砖，事故油池采用钢筋混凝土结构。场地电缆沟采用砖砌结构，过道路电缆沟采用钢筋混凝土结构。这样体现了经济型和实用性。
3.2 建筑施工方案优化
考虑北海当地土壤砂石海水腐蚀情况，地基处理不宜直接作为天然地基，建筑物采用ф400径锤击高强混凝土预应力管桩，这既有利于加快工程施工进度，也有效降低了工程的成本。
3.3 应对台风天气，变电站增加边坡保护和砌筑工程应对
2013年广西境内受台风影响多达13个，特别是9-10月间，台风影响多达5个。受台风影响，考虑日后运行维护原因，变电站增加了大型护坡、爆破石方工程，地震烈度按7？考虑，设计基准期为50 a，结构使用年限50 a。变电站建筑布置，已经满足变电站安全使用功能并且尽量的降低成本。
3.4 根据规范重新设置消防措施
站内防火按典型设计原则进行设计站内同一时间按一次火灾考虑，根据规范在整个变电站内设置了一套的消防设施。由于站内配电装置楼火灾危险性为戊类，耐火等级为二类，建筑体积不超过3 000 m3，因此站内不设置消防给水系统，全站集中设置一套火灾自动报警系统，实现火灾报警部位信号和联动控制状态信号的实时监视。火灾探测报警范围包括电气二次设备室、10 kV配电装置室等处，并根据安装位置的特点和电气设备的特性选用不同的智能火灾探测器。火灾自动报警系统应由站内交流不间断电源系统提供专用回路供电。
4 结 语
标准化典型设计使110 kV变电站设计进入了模块化体系设计的阶段，但是由于各地的情况不同，特别是沿海的变电站设计，则需要根据当地的地质情况进行优化设计，电力设计工作者除了采取各种技术措施和管理措施外，还需要根据地区智能化发展的条件对变电站建筑设计进行优化和改善，这样才能使变电站设计更具有前瞻性和改良性，为其后期的无人值守功能提供应对。
参考文献：
[1] 巫尚吉.110～220 kV变电站土建设计探讨[J].技术与市场，2011，（9）.
第7篇：电站设计规范范文
关键词：园区；变电站；主变规模
引言
园区是我国产业发展的集聚区，也是国民经济和地区经济发展的重要载体。为提升海南省园区综合竞争力和可持续发展能力，满足园区电力负荷增长需求，实现优化土地资源配置，合理规划园区新建变电站主变规模是十分有必要的。
1 园区整体规划情况
海口A园区位于海口市的西南侧，呈南北纵向分布，距市中心约17km，该园区是海南省政府为大力发展海口实体经济，而提出的产业发展项目。园区一期规划面积18.4km2，其中城市建设用地15.8km2；远期规划总面积59.3kme，其中城市建设用地53.7km2。
园区规划空间结构为“一轴、两带、两心、四组、多片”，即建设贯穿南北的中央发展轴；至西向东构建工业发展带、研发生活带；形成以行政商务为中心的北部及中北部组团，以公共服务及景观为核心的南部及中南部组团；不同组团内部按照用地性质和功能划分多个不同的产业片区、研发片区和生活片区。
2 负荷预测
结合园区发展规划，采用空间负荷预测法对园区远期、一期饱和负荷分别进行预测。结果见表1。
根据负荷预测结果，美安科技新城远期饱和负荷约为569MW，一期饱和负荷约为160MW。
3 变电站主变规模分析
3.1 供电电压等级选择
园区周边现有1座220kV变电站（#1）、3座110kV变电站（#2、#3、#4），距离本项目分别约为8km、25km、20km、4km，结合园区为南北纵向分布的特点，若由#1变、#2变、#3变向园区供电，则供电线路较长，且#2与#3变供电线路路境内需跨越国家地质公园，实施较为困难；若仅由较近的#4变（现有主变容量20+50MVA，终期主变容量2×50MVA）供电，则难以满足园区一期负荷发展需求，因此，可在园区内部规划建设220kV变电站作为电源点，通过110kV电网向各片区负荷供电。
3.2 变电站主变规模分析
根据负荷预测结果，考虑园区内220kV变电站直供负荷、110kV及以下电源可利用容量，参照南方电网相关设计规范，220kV、110kV电网容载比分别取1.9、2.1，先对变电站容量需求进行计算，再由远期到近期确定主变规模。
（1）220kV变电站主变规模：计算如表2所示，园区远期需220kV变电容量1080MVA，考虑海南电网现有主变容量（120MVA、150MVA、180MVA），为满足园区远期变电容量需求，充分利用园区土地资源，减小变电站占地规模，提高供电设备利用效率，结合园区南北纵向分布特点，可建设2座220kV变电站，每座变电站主变终期规模均按3×180MVA预留位置；一期需220kV变电容量为304MVA，可建设1座220kV变电站，本期主变规模按2×180MVA配置。
（2）110kV变电站主变规模：计算如表3所示，园区远期需110kV变电容量817MVA，考虑海南电网现有主变容量（50MVA、40MVA、20MVA），为满足园区远期各地块负荷供电需求，充分利用园区土地资源，提高园区供电可靠性，节约10kV配套线路建设投资，可建设6座110kV变电站，每座变电站主变终期规模均按3×50MVA预留位置；一期需110kV变电容量为252MVA，结合园区负荷为南北纵向分布的特点，可建设3座110kV变电站，本期主变规模按2×50MVA配置。
4 结束语
合理确定变电站主变规模，不仅可为园区发展提供充足电力供应，提高供电设备利用效率，为后续站址选择、变电站接入、设备布置方式、线路廊道规划提供设计依据，还可避免因变电设施规划不合理造成园区土地资源浪费，对园区经济发展起到促进作用。
参考文献
[1]SDJ161-85.电力系统设计技术规程[S].
[2]DL755-2001.力系统安全稳定导则[S].
[3]Q/GDW 156-2006.城市电力网规划设计导则[S].
[4]GB 50613-2010.城市配电网规划设计规范[S].
[5]中国南方电网公司110kV及以下配电网规划技术指导原则[Z].
[6]海南电网规划设计技术原则（系统一次部分试行）[Z].
[7]海南“十三五”及中长期电力工业发展规划与展望[R].
[8]海南“十三五”输电网规划[R].
作者简介：王君（1986-），男，汉族，吉林省，中科泰和绿色能源（广州）有限公司工程部总经理，硕士研究生，电力规划和设计。
第8篇：电站设计规范范文
关键词：用电设备；供电系统；电源；系统设计
中图分类号：U223.6文献标识码： A 文章编号：
引言
随着人们对居住条件的要求越来越高，各式各样的住宅小区层出不穷，在了解了小区的位置、环境、交通及户型等外观后，人们开始更加注重供配电等内在条件的质量。因此，安全可靠、技术先进、经济合理的小区供配电系统显得日趋重要。
1、供电电源
住宅小区一般应由10KV电源供电，住宅小区中的住宅楼和其他公用设施的用电负荷分级应符合现行的《建筑设计防火规范》和《高层民用建筑设计防火规范》等的规定。当住宅小区内仅有三级负荷时，供电电源可取自附近的110～35／10KV区域变电所的若干10KV供电回路。当住宅小区内同时具有一、二级负荷时，则应根据区域变电所的电源路数和变压器台数确定供电电源。若区域变电所的110～35KV电源仅为一路，则小区的备用电源应从另外的区域变电所引来。当住宅小区内的一、二级负荷较小，且设置自备电源比从城市电网取得第二电源更经济合理时，可设置自备电源。对规模较大的小区，当区域变电所的10KV出线走廊受到限制或配电装置间隔不足且无扩建余地时，宜在小区内设置10KV开闭所(开关站)。开闭所宜与10KV变电站联体建设。总之，住宅小区的供电方式必须与当地供电部门协商确定。
2、配变设置
2.1负荷计算
以前，住宅小区用电负荷的计算主要有单位面积法和需要系数法等，各地的计算标准千差万别。新的《住宅设计规范》出台后，对各类住宅的用电负荷标准、电表规格、进户线截面都规定了下限值。很多省、市、自治区也根据此规范并结合本地区情况，出台了地方住宅设计标准，对上述用电指标均作了等同或高于《住宅设计规范》的规定。据此，一般采用单位指标法进行负荷计算。
即Pc=ΣKx×Pe×N式中Pe——单位用电指标。如：4KW/户(不同户型的用电指标不同)，可根据《住宅设计规范》或各地区的地方住宅设计标准的规定选取。KWN——单位数量，即户数(对应不同面积户型的户数)Kx——需要系数，《住宅设计规范》对其取值未作规定，有些地方标准有规定，但是差别较大。如果地方标准无规定，可参照《全国民用建筑工程设计技术措施-节能专篇／电气》的推荐值，表2.2.4-1的规定取,具体按接三相配电计算时所连接的基本户数选定：9户以下取1；12户取0.95等。对小区内的商业、办公等配套公建及路灯用电负荷需用其他方法单独计算。
2.2配变选型
住宅小区配电的视在功率
S=ΣPc／cos¦
式中cos¦—功率因数，由于住宅以照明负荷和家用电器为主，一般取0.8—0.9(参见《住宅设计规范》条文说明。当小区内有电梯、水泵、中央空调等动力设备时，其负荷应单独计算后再汇总。消防用电负荷一般不计入S——视在功率，KVA在计算设置变压器的容量时，应考虑变压器的经济负荷系数和功率因数补偿效果。变压器的经济负荷系数在0.6—0.75之间，变压器的负荷率应不大于0.85。10KV供电的功率因数应不低于0.9，否则应进行无功补偿。由于住宅楼以单相负荷为主，容易造成三相不平衡负荷超出变压器每相额定功率15％的情况，因此，小区内应选用接线组别为D，yn11的变压器。
住宅小区用电负荷季节差别甚至昼夜差别都很大。所以宜选用空载损耗低的节能型变压器，如S9系列或非晶合金变压器。小区内设置的变电站的型式和数量必须根据小区规模、建筑类别(别墅、多层、高层等)及配电总容量并结合当地电业部门的供电系统规划来确定。
目前住宅小区内设置的变电站的类型有多种，独立型、户内型和分散型。独立型变电站一般用于规模较小或负荷比较集中的住宅小区；分散型变电站一般用于规模较大、负荷分布比较分散的住宅小区；大多采用箱体移动式结构(即箱变)，且一般设置开闭所(开关站)；户内型变电站一般用于高层且单体面积较大的住宅建筑。
供电变压器的台数及单台容量可按以下原则确定：对于独立型或户内型变电站，配电变压器的安装台数宜为两台，单台变压器的容量不宜超过1000KVA；对于分散型变电站，根据小容量多布点的原则，对以多层住宅为主的小区单台变压器的容量不宜超过630KVA；对别墅区单台变压器的容量不宜超过315KVA。
2.3配变选址
住宅小区内变电站的设置应遵循以下原则：
(1)尽量接近小区负荷中心且进出线方便，以降低电能损耗、提高供电质量、节省设备材料。
(2)考虑合理的负荷分配及适宜的供电半径。单台变压器的容量一般不超过上节所述；中压供电半径：负荷密集地区不超过2Km，其他地区应不超过3Km，380／220V配电线路的配电范围一般不宜超过250m。
(3)当小区内有高层、多层或别墅等多种类型住宅时，宜按不同类型分别划分供电范围。
(4)当小区规模较大时，如果分期开发，应尽量按分期片区划分供电范围。
(5)一般按小区内干道的自然分隔划分供电分区，避免大量管线穿越马路、交叉重叠。
(6)与住宅楼(尤其是住户的南卧室)保持一定距离，一般不低于6m(现行规范无明确规定)，以满足防火、防噪声、防电磁辐射等要求。
(7)远离通信机房、微机机房和消防控制室等有防电磁干扰要求的房间。
3、低压配电
低压配电系统，应保障安全、配电可靠、经济合理、维护方便。住宅小区低压配电应采用TN—S或TN—C—S系统供电方式，并在入楼处做总等电位联结，相线与零线等截面。从变电站到各栋楼或各中间配电点一般均采用放射式接线方式，低压线路一般采用YJV22型低压电缆直埋敷设，入户处穿钢管保护。对单元式高层住宅，可在每单元地下室设置小型低压配电间，分单元双电源供电。配电间内安放数台低压配电及计量柜，以放射式、树干式或分区树干式向各楼层馈电。对多层住宅或别墅，可在楼前适当位置设置落地式风雨箱或在楼内地下室设置落地式进线箱作为中间配电点，以放射式向各栋楼或各单元供电。每单元宜提供三相电源，以利三相负荷平衡。单元配电箱暗设在单元首层入口处。
单元配电大体有两种形式：第一种，单元配电箱内设单元总开关、分支开关及各分户计量电表，由单元配电箱到各户配电箱用放射式布线。第二种，单元配电箱内设单元总开关，由单元配电箱到楼层配电箱采用树干式布线，各层配电箱暗设在各层楼梯间墙上，在层配电箱内设有该层住户用计量表及配电开关，由层配电箱到各住户采用放射式配电。选择低压电缆时，除按计算负荷考虑与出线开关的保护配合外，还应保证供电质量，宜按经济电流密度选择电缆截面并适当考虑负荷发展裕量。
结束语
供配电设计在确保安全可靠的大前提下，根据工程特点、建设规模、当地气候条件、地区供电条件及经济发展状况等诸多因素。兼顾技术先进性和经济合理性，综合确定民用建筑的供配电方案。
参考文献
[1]JGJ16-2008，民用建筑电气设计规范.北京：中国建筑工业出版社，2008.
[2]GB50096-2011住宅设计规范.北京：中国建筑工业出版社，2011.
[3]全国民用建筑工程设计技术措施／电气.北京：中国计划出版社，2009.
第9篇：电站设计规范范文
关键词：变电站 自动化 数字化
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1007-0745（2013）06-0165-01
0引言
近年来，随着现代化生产的发展，对电力能源的需求越来越大。对电力供应的质量要求也越来越高，而且由于计算机技术及通讯技术等相关学科的高速发展使计算机自动化监控系统在变电站（所）中得到了广泛的应用。变电站自动化系统是将保护，控制监视和通讯、网络技术等融合在一起的计算机系统。相对于传统的以仪表柜、控制台，中央信号屏等组成的控制系统，是一种计算机为主的，将变电站（所）的二次设备〈包括测量、信号、控制、保护、自动装置和远动装置等〉经过功能组合而形成的标准化、模块化、网络化，功能化的现代化计算机监控系统，适应现在生产发展和能源管理的需要。变电站自动化系统的发展方向变电站自动化系统有三种主要模式：①常规测控设备加上完备的四遥远动装置；②以RTU 为核心，以数据采集、控制、保护、录波、计量等为的集中式结构；③以一次设备为对象来组织各类二次功能，以通信网为手段实现功能和组成分散化的分层分布式结构。
1.数字化变电站自动化系统的特点
1.1 智能化的一次设备
一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计， 简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。
1.2 网络化的二次设备
变电站内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的 I/O 现场接口， 通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。
1.3 自动化的运行管理系统
变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备"定期检修"改变为“状态检修”。
2存在问题
变电站自动化系统虽然已经得到了大量的推广应用，但也存在着一些问题，归纳起来有以下几个方面的问题：（1）变电站内继电保护功能的重要性和冗余设计问题未得到应有的重视。 变电站内可以没有自动化，但不能没有继电保护，而继电保护又是一个系统性的问题，需要依赖各方面的相互支持和配合，仍然存在二次设计（直流电源，二次回路，CT 变比选择）、保护定值整定和安装试验、保护设备自身的可靠性等问题。（2）变电站内继电保护等设备的自动测试及事件记录有待加强和完善。常规变电站保护装置和自动装置都有比较仔细的定期例行试验，但由于变电站自动化系统中数字式保护及自动装置具有自检功能，导致运行维护和定期试验工作被大为淡化，而现已投运的数字式保护在自检、自动测试及事件记录等方面的工作并非完美无缺，还有许多工作需要做。（3）变电站内通信网接口和协议的标准化问题。变电站采用多个厂家的设备，因而存在网络互连和通信接口的问题。各个厂家的现状是自成体系的通信接口和自定义协议， 目前已经推出的一些信息接口配套标准，虽已有部分厂家采用，但由于各厂家对标准的认识不统一，具体实施时对标准规定的部分内容作了扩充和改动，易出现各厂家虽采用相同协议但不能接口的现象。（4）变电站自动化系统的设计规范和验收标准问题。变电站自动化系统目前的实现方案多种多样， 但没有一个基本的设计规范要求，国家和行业也没有相关标准来统一要求，导致目前市场上产品众多，用户无从选择。另外有些地区（行业）用户根据自身的特殊需要不断提出新的要求，厂商为了市场也不断改进满足用户的要求， 出现了厂商和用户两难的局面。
3变电站的自动化
3.1集成化
随着集成电路和计算机技术的飞速发展，各种新型的大规模集成电路将会进一步应用在继电保护和测控装置上，这些新器件的应用将使保护和测控装置的电路板更加小型集成化， 如保护、控制、测量、故障录波及事件记录以及运行支持系统的数量处理等功能将被模块化设计在一个统一的数字装置内，间隔内部和间隔间以及间隔层同站级间的通信采用少量的光纤总线实现，取消传统硬线连接。高集成化可以使装置通信、数据存储及处理能力更强，降低成本，减少故障率，有利于实现统一的运行管理。
3.2数字化
数字化是指变电站自动化系统的整体数字化、信息化以及与电力整体的协调操作。随着变电站一次设备的智能化，如智能开关设备、光电式电压和电流互感器和各类智能电子装置的出现和应用，变电站自动化将进入数字化阶段，在变电站内原来位于保护、测控装置中 I/O 单元、A/D 单元等，将被分离出来下放到智能化的一次设备中去。保护、测控和自动装置的功能将在统一的I/O及模拟量数据信息平台上进行重新分工和组合，有利于改进和优化现有的保护和控制功能。
3.3标准统一化
技术的进步和行业规范标准的约束，变电站自动化系统将逐步向产品标准化方向发展。具体表现在：产品基本功能设计和要求的标准化及产品的对外接口和通讯协议的标准化，变电站内不同厂家的设备可以做到互换互连，“即插即用”增加了用户选择变电站内各类设备和更换设备的自由度，同时不满足标准化设计的厂商将被逐步淘汰，使变电站自动化专业逐步走向良性的发展。
4结束语
目前， 国内已有数个数字化变电站顺利投运， 运行时间最长的已近两年， 总的来看设备运行平稳， 各类数据采集、传输无误， 保护和自动装置动作正常， 至少可以说明数字化变电站的技术运用到实际中已初步通过实践的检验， 满足了安全、稳定的系统运行要求。但同时数字化变电站经过更长时间的运行， 肯定会出现除本文提到的其他的更多的各种各样的问题， 还有待各专业研究机构和有能力的厂家进一步深入研究和解决。
参考文献：
[1]江智伟.变电站自动化及其新技术[M].中国电力出版社，2006，1.
