1、110kV输变电站迁址新建工程可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月3可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司目 录一、 总的部分11.1 可研修编原因11.2 设计依据21.3 工程建设规模21.4 输变电工程主要技术方案和经济指标4二、 电力系统现状及项目建设必要性82.1 电力系统现状2、82.2 负荷预测及变电容量平衡132.3 工程建设必要性152.4 工程建设时序17三、 系统方案及建设规模173.1 接入系统方案173.2 变电站建设规模及电气主接线建议213.3 导体截面论证243.4 系统阻抗值253.5 系统对侧建设情况253.5 系统二次部分253.6 系统调度自动化293.7 系统通信32四、 变电站站址选择364.1 变电站布点及选址原则364.2 站址选择36五、变电站工程设想505.1 方案拟定505.2 电气一次505.3 电气二次625.4 土建81六 劳动安全卫生906.1 防火、防爆906.2 防电伤、防机械伤及其它伤害906.3 安全分析9163、.4 综合评价91七、对侧间隔917.1 印山220kV变电站110kV出线间隔改造工程927.2 刘家岭110kV变110kV出线间隔改造工程93八、主要施工方案958.1 大件设备运输958.2 施工电源958.3 施工现场施工管理人员系统958.4 施工过渡958.5 施工机具使用情况958.6 施工用水958.7 施工道路96九、线路路径选择及工程设想969.1 工程概况969.2 110kV印刘B线剖进泉峰变线路路径方案999.3 线路工程设想1029.4 线路主要杆塔和基础型式1179.5 水土保持及环境保护设计原则1219.6 线路方面的节能设计122十、环境保护及水土保持1234、10.1 项目区域环境概况12310.2 项目选址选线环保论证12410.3 环境保护措施及相关要求12510.4 环保投资估算12710.5 结论及建议128十一、“三通一标”的应用12811.1 通用设计的应用12811.2 通用设备的应用13111.3 通用造价应用及控制工程造价的措施131十二、 通用设备“四统一”的应用141十三、新技术、新设备（新材料）、新工艺的应用14113.1 变电部分14113.2 线路部分143十四、投资估算及经济评价14314.1 编制依据14314.2 工程投资14414.3 经济评价145十五、经济性与财务合规性评价14515.1 评价依据14515.5、2 资金来源及使用计划14515.3 工程建设进度设想14615.4 基础数据14615.5 输送电量加价测算14715.6 盈利能力分析14715.7 清偿能力分析14715.8 综合经济评价14715.9 结论148一、 总的部分1.1 可研修编原因1.1.1 修编原因本工程于2017年5月完成可研，下达了可研评审意见（湘电经研院2017306号文的评审意见）。原站址位于XXXX市板桥镇新桥村后山组，站址场地已被当地居民占用，已建好杂房一栋，场地采用水泥硬化，站址征地协调矛盾很大，因站址问题，政府建议站址北移150m,并达成协议，就站址问题，XX市政府下达了2019年7号文会议纪要，所以需6、修编可研。1.1.2 投资对比原可研评审意见审定投资：变电站新建工程2366万，站端通信工程96万，光缆通信工程43万，110kV线路工程270万（均为动态投资），合计2781万元。本次申报可研投资：变电站新建工程2715万，110kV线路工程402万，合计3117万。变电分析原因：1.建筑工程钢厂房结构由原来的轻型门式改为钢框架结构，地基处理由原来的毛石混凝土换填改为灌注桩。2.安装工程电缆、接地降阻工程量进行优化，并考虑印山、刘家岭对侧间隔保护改造的费用。3.征地面积增加，征地单价上涨。计列桩基检测费用。工程保险费、施工图文件评审按省公司最新文件要求计列。线路分析原因：序号名称一般线路本体7、工程编制基准期价差其他费用其中:建设场地征用及清理费基本预备费特殊项目费用工程静态投资建设期贷款利息工程动态投资其中：可抵扣固定资产增值税额1原可研审定金额227.4711.8161.1118.746.030306.426.03313.4528.481.1原剖进泉峰变线路工程194.4111.0853.4914.075.20264.185.2270.3824.091.2原剖进泉峰变光纤通信线路工程33.060.737.624.670.83042.240.8343.074.392现剖进泉峰变线路工程（含光纤）275456214843948402293差值47.5333.190.89-4.741.8、97487.581.9788.550.52造价差异主要原因如下：线路本体费用较原审定金额增加47.53万元，主要原因是原可研方案基础采用的是8基掏挖式基础，架设单回线路1.14km，本次方案基础有2基大板式，4基掏挖式,架设双回线路0.95km;编制基准期价差较原审定金额增加33.19万元，主要原因是原估算人工材机调整执行关于发布2013版电力建设工程概预算定额2016年度价格水平调整的通知（定额201650号）调整：安装人工系数15.94%，材机系数4.56%；本次估算按电力工程造价与定额管理总站文件定额20197号-电力工程造价与定额管理总站关于发布2013版电力建设工程概预算定额20189、年度价格水平调整的通知，安装人工系数25.01%，材机系数5.9%，且现在材料价格较2017年价格浮动也较大；建设场地征用及清理费较原审定金额减少4.74万元，主要原因是原估算将线路与光纤通信分开，光纤通信中的电力线路、通信线路迁移补偿按3000元/公里*9.94公里费用，现估算线路中含光纤，没有单独计列此项；特殊项目费较原审定金额增加4万元，主要原因是此费用依据国家电网基建2017438号和基建技经201755号文，计列的工程现场人员管理系统费，原估算中没有实施；1.2 设计依据（1）XX110kV输变电工程可研中标通知书（2）XX市“十三五”年配电网规划报告；（3）XX地区2018年度电力10、市场分析预测春季报告（审定稿）；（4）国网XX公司20182019年110kV电网规划项目优选排序报告；（5）DL/T5448-2012输变电工程可行性研究内容深度规定；（6）湖南公司35220kV变电站模块化建设通用设计实施方案（2019年版）（7）电力系统设计技术规程、电力系统技术导则；（8）国家有关电力工程设计的规程规范。1.3 工程建设规模1.3.1 项目名称湖南XXXX110kV输变电工程。1.3.2 工程建设规模表1.3-1 变电站建设规模一览表序号工程名称建设性质型号建设规模投产时间1.变电站工程1.1XX110kV变电站新建工程新建150MVA20211.2配套印山220kV变11、电站110kV间隔保护改造工程改造110kV间隔1个20211.3配套刘家岭110kV变电站110kV间隔保护改造工程改造110kV间隔1个20212输电工程2.1印刘B线剖进泉峰新建JL/G1A-3000.95km20211.3.3 项目地点本变电项目位于XXXX市板桥镇新桥村铺上组。1.3.4 投产时间建议XXXX110kV输变电工程于2020年开工，2021建成投产。1.3.5 设计水平年本项目选取该输变电工程投产年份的2020年作为设计水平年，以2025作为远景水平年。1.3.6 主要设计原则坚持“小型化、无油化、自动化”的原则，参考2015年版“国家电网公司输变电工程通用设计进行工程12、设计，并符合以下技术要求：（1）贯彻和执行国家电网建设基本方针和政策，严格遵守设计规程和规范；（2）严格贯彻和执行湖南省电网建设的基本技术原则；（3）设备的选用参照国家电网公司标准化建设成果（35750kV输变电工程通用设计、通用设备）应用目录（2019年版）；（4）变电站按照无人值班、无人值守的原则进行； （5）符合XX电网总体发展规划和省、地区电力系统规划总体要求的原则；1.3.7 编制范围（1）按照审定的XX市“十三五”年配电网规划报告，结合XX市电网运行状况和负荷发展状况，论证XX110kV输变电工程建设的必要性；（2）根据XX110kV输变电工程的必要性，提出项目建设和开工时间；（313、）根据区域电网目标网架规划，提出XX110kV输变电工程接入系统方案；（4）提出变电站建设规模、出线回路数等工程设想；（5）提出XX110kV输变电工程的总投资估算。1.4 输变电工程主要技术方案和经济指标表1.4-1 变电站本体主要技术方案和经济指标统计表序号项 目技术方案和经济指标1主变压器规模，远期/本期，型式350MVA/150MVA，三相三绕组自冷有载调压油浸式变压器2(高)电压出线规模、远期/本期4/23(中)电压出线规模、远期/本期6/34(低)电压出线规模、远期/本期30/45低压无功补偿规模、远期/本期3（3600+4800）kVar/1（3600+4800）kVar6(高)14、电气主接线、远期/本期单母线断路器分段接线/单母线双刀闸分段接线7(中)电气主接线、远期/本期单母线断路器分段接线/单母线接线8(低)电气主接线、远期/本期单母线断路器三分段接线/单母线接线9(高)配电装置型式，断路器型式、数量户外软母线AIS设备中型双列布置,SF6断路器，310(中)配电装置型式，断路器型式、数量户内充气式开关柜单列布置，真空断路器，511(低)配电装置型式，断路器型式、数量户内开关柜双列布置，固封极柱式真空断路器，812(高)互感器型式(常规合并单元；电子式)常规合并单元13(低)互感器型式(常规合并单元；电子式)常规合并单元14地区污秽等级/设备选择的污秽等级C/D1515、控制方式无人值班16变电站通信方式、本期建设规模光纤通线，OPGW光缆加进站光缆20公里17站外电源方案/架空线长度(km)/电缆长度(km)S口-200/0.25/018电力电缆(km)一次：1.94519控制电缆(km)320光缆(km)/尾缆(km)1/121接地材料/长度(m)水平主网：热镀锌扁铁-506/2000垂直主网：热镀锌角钢50505/18022变电站建设用地/总用地面积（hm2）0.6051/0.605123围墙内用地面积（hm2）0.455024进站道路长度，新建/改造（m）62/025总土石方工程量及土石比，挖方/填方（m3）203026弃土工程量/购土工程量（m3）016、27边坡工程量，护坡/挡墙（m2/m3）580/16828站内道路面积远期/本期(m2)620/62029电缆设施型式及长度远期/本期)(m)电缆隧道和电缆沟275/27530水源方案打井31站外供水/排水管线长度（m）0/5032总建筑面积（m2）487.633主控制楼建筑层数/面积/体积(层/m2/m3)地上一层/487.6/2194.234构、支架结构形式及工程量（t）51.035地震动峰值加速度0.0536地基处理方案灌注桩37动态投资(万元)292238静态投资(万元)286539建筑工程费用(万元)69940设备购置费用(万元)108241安装工程费用(万元)42342其它费用(万17、元)66143建设场地征用及清理费(万元)195表1.4-2 输电线路主要技术方案和经济指标统计表（架空部分）（印刘B线剖进泉峰变110kV线路工程）序号项 目指 标1电压等级110kV2架设及传输方式（回路数、紧凑型或常规）单回路架设3起止点起于110kV印刘B线#35、#36附近，止于110kV泉峰变4Y、2Y，4线路路径长度/线路总长度（km）0.955海拔高度（m）801306曲折系数1.47平地（km）/占全线的百分比（%）08河网泥沼（km）/占全线的百分比（%）0.28/33%9丘陵（km）/占全线的百分比（%）0.64/67%10山地（km）/占全线的百分比（%）011基本风速18、（m/s）23.512设计冰厚（mm）1013导线型号JL/G1A-300/40型钢芯铝绞线14地线型号一根OPGW，一根GI-80 15杆塔总数（基）/每公里塔基数（基/km）6/6.316悬垂直线塔（基）/占塔基总数百分比（%）017悬垂转角塔（基）/占塔基总数百分比（%）018耐张型塔（基）/占塔基总数百分比（%）6/100%19间隔棒型式/20防振措施/21悬垂线夹型式铝合金/普通22导线（t/km）5.418923地线（t/km）0.661524杆塔钢材（t/km）91.85725基础钢材（t/km）40.10126接地钢材（t/km）9.06327金具（t/km）2.06528混凝19、土（m3/km）457.99629土石方（m3/km）2011.25230绝缘子型号及数量（片、支/km）悬 垂1707耐 张31高强钢单位用量（t/km）/32高强钢用量（t）/33高强钢使用率（%）/34房屋拆迁数量（m2）/35林区砍伐长度、砍伐量（米、棵树）/36一般线路工程本体投资(不含光纤)合计（万元）268单位造价（万元/km）282.1137辅助设施工程投资(不含光纤)合计（万元）/单位造价（万元/km）/38场地征用及清理费(不含光纤)合计（万元）14单位造价（万元/km）14.7439静态投资（不含光纤）合计（万元）387单位造价（万元/km）407.3740工程总投资（不20、含光纤）合计（万元）395单位造价（万元/km）415.79本工程规划库资金：2781万元，变电项目规划库资金2366万元，线路项目规划库资金415万元，可研变电项目投资2755万元，,对侧64万元，线路项目投资402万元，总投资3221万元，超出规划库资金15.82%。二、 电力系统现状及项目建设必要性2.1 电力系统现状2.1.1 XX市电力系统现状截至2018年底，XX电网统调管理口径拥有500kV变电站1座，变压器2台，总容量2000MVA；220kV变电站21座，变压器46台，总容量4707.5MVA，其中公用变14座，主变22台，容量3240MVA（2018年3月扩建胜利2号主变，21、1180MVA）；110kV变电站78座，变压器137台，总容量4925MVA，其中公用变电站58座，变压器101台，容量3786.5MVA；35kV变电站121座，变压器207台，总容量1146.755MVA，其中公用变电站74座，变压器128台，总容量879MVA（不含临时主变3台，14.65MVA）。共拥有35kV及以上输电线路358条/5243.378kM（含用户）；其中：220kV线路44条/1332.238kM；110kV线路130条/1941.838kM；35kV线路184条/1969.302kM。截至2018年底，XX电网电源装机容量为217.9280万千瓦。按机组类型，水电装22、机容量为50.2649万千瓦，装机占比23.06%，火电138.5320万千瓦，装机占比63.57%，风电装机容量23.7900万千瓦，装机占比10.92%，太阳能装机容量5.3411万千瓦，装机占比2.45%，其他0万千瓦。2017年XX电网电源发电量为69.9097亿千瓦时，同比下降3.74%。其中，水电电源发电量为18.9939亿千瓦时，同比下降11.48%，占比 27.17%，同比下降2.37%，火电电源发电量为46.2300千瓦时，同比上升3.38%，占比66.13%，同比上升0.25%，风电发电量为4.4591亿千瓦时，同比增长35.32，占比6.38%，同比上升1.84%，太阳能23、发电量为0.2267亿千瓦时，同比增长724.02%，占比0.32%，同比上升0.29%。截止2018年底，XX地区统调统调最大负荷为2459.29MW（1月26日11点30分），同比增长14.61%。220kV公变最大下网负荷为1718.98MW（1月26日11点40分），较2017年同期增长11.13%（2月8日11点40分，负荷1546.87MW）, 110kV公变最大下网负荷为1578.9MW，较上年同期增长7.67%（1411.8MW）。2018年XX地区统调供电量为141.03亿千瓦时，比上年增长16.40%。2.1.2 XX市电力系统现状XX市位于湖南省南部,XX市西南部,湘江中24、游南岸。东隔舂陵水与耒阳市为界,南与桂阳县相连,西与祁阳县接壤,北濒湘江与祁东、衡南二县相望。地处北纬26.07-26.36，东经112.07-112.41。市区中心位于北纬26.24，东经112.23。总面积2046平方千米，位列XX市7县（市）中的第5位，区域下辖707个行政村。XX市现辖4街道、15镇、6乡、1民族乡、1风景名胜管理区：宜阳街道、培元街道、泉峰街道、水口山街道办事处；天堂山风景名胜管理区；柏坊镇、烟洲镇、荫田镇、白沙镇、西岭镇、盐湖镇、三角塘镇、胜桥镇、官岭镇、新河镇；宜潭乡、蓬塘乡、兰江乡、江河乡、弥泉乡、塔山瑶族乡。XX市属中亚热带季风湿润气候，四季分明。由于受域内大25、气候影响，加之境内地形复杂，各年度降水量、气温、日照等气象要素变化无常。XX市年平均气温17-18.5，极端最低气温-5.5，极端最高气温40.8；全年平均日照时数为1583.7-1753.8h。市区北距国家老工业基地、南中国交通中心XX市区45公里，东距京广铁路、107国道和京珠高速公路50公里，瓦松铁路、省道三南公路横穿东西，衡桂高速公路、衡武高速公路、益娄衡高速公路、省道214线纵贯南北；湘江沿市域西北流过，水上运输可达长江和沿海口岸，公路网络普及村村寨寨，京广光缆穿越XX全境。矿山、冶炼、化工、建材是XX市工业的四大强项。特别是矿藏资源极为丰富，尤以金、铜、锡、铁的藏量最多，已相继开发26、的项目十多个。煤炭、瓷泥、长石、云母、硼沙、大理石、花钢岩、耐火泥等资源云集本市东部。品种多、品位高、藏量大。所有这些资源为XX市的工业发展创造了得天独厚的条件。XX的高山险峻、古树参天、溶洞连绵、水资源丰富，真可谓山青水秀，带动了近几年的旅游事业快速发展，西江飘流、天堂湖飞伞、庙前溶洞探险、苗寨歌舞等等，已成为XX地区几大旅游景点。截止2018年底，XX市拥有220kV变电站2座，总容量420MVA，其中烟洲变主变容量2120MVA。印山变主变容量1180MVA，110kV变电站4座（松柏变，刘家岭变，坦岭变和万寿变），主变7台，总容量294.5MVA；110kV线路8回，总长139.64k27、m；35kV变电站9座（新洲变、官岭变、洋泉变、柏坊变、盐湖变、依湖变、龙门变、胜桥变和白沙变），主变15台，总容量120.2MVA；35kV公用线路15条，总长180.14km。XX市2018年110kV公用变电站层面最大负荷为151.73MW，容载比为1.94，总体满足规程需求，但是XX城区仍存在供电能力不足的问题，尤其是刘家岭变仍然面临重载的问题，仍需新增变电容量以满足新增负荷的发展需求，另外，水口山经济开发区负荷增长潜力巨大，虽然区域周边现有的110千伏松柏变仍具备一定的供电能力，但是从长远看，新增110千伏变电站布点不可避免。2017-2018年XX市电网220kV及以下变电站情况变28、电站电压等级（kV）容量(MVA)主变台数（台）容量构成(MVA)无功总容量(Mvar)投运时间出线间隔（已用/可用）2017年最大负荷（MW）2018年最大负荷（MW）110kV35kV10kV烟洲2202402212043.21999110-1213111.39153.39印山2201801118030201266-815125.82122.69刘家岭11081.5231.5+507.819873170141473.5466.61坦岭11031.5131.5+5011.12008222261629.7737.57松柏11081.5231.5+5013.819793151101434.80329、4.41万寿1105011508.4201724224318013.7423.01新洲3510111022016-13263.994.01官岭3515210+51.81981-11519.409.10洋泉351525+101.81999-11337.309.40龙门3512.6226.32.42009-31447.597.65依湖3516.3210+6.321988-20338.258.45盐湖3516.326.3+1022001-22245.947.59柏坊351515+102.92005-22444.245.61胜桥3510111022015-30249.219.00白沙35101110230、2017-1326-2.152.1.3 XX市城区及西南部供电现状2.1.3.1 XX城区供电现状根据目前的发展情况，XX市城区可分为老城区、北部经济技术开发区和南部新城三个部分。现阶段主要由110kV刘家岭变（容量81.5MVA）、220kV印山变带供，北部110kV城北（万寿）变于2017年1月底投运，2017年刘家岭变最大负荷为73.53MW，负载率90.23%，2018年最大负荷为73.26MW，负载率89.85%。2012年220kV印山变投运后，通过新出2回10kV线路（印南、印广），转供了刘家岭变部分负荷，其重过载问题有所缓解，但由于城区负荷增长过快，刘家岭变多年仍然过载。由于印31、山变往城区方向10kV线路通道紧张，且线路半径过长，其往城区负荷中心方向已不具备新出线路条件，而印南、印广两条10kV线路接供刘家岭变负荷的能力有限。随着负荷的快速增长，刘家岭变负荷压力与日俱增。刘家岭变目前共有12回10kV出线，7回35kV出线，供带6座35kV公用变电站，3座35kV用户专变，2018年刘家岭变10kV最大负荷约为71.71MW，35kV最大负荷约为51.23MW。2019年1-4月刘家岭变10kV最大负荷约为62.64MW，35kV最大负荷约为44.46MW。XX城区110千伏及以上变电站负荷情况 单位：MW序号变电站名称容量2018年2019年1-4月1刘家岭110k32、V变31.5+80MVA73.23 72.611.1刘家岭供带10千伏负荷合计71.71 62.641.2刘家岭供带35千伏负荷合计51.23 44.46 1.2.1新洲35kV变3.15+3.15MVA4.08 4.571.2.2柏坊35kV变5+5MVA5.70 7.211.2.3官岭35kV变3.15+5MVA9.56 7.401.2.4洋泉35kV变10+5MVA11.98 7.721.2.5依湖35kV变3.15+6.3MVA8.29 10.111.2.6盐湖35kV变3.15+6.3MVA10.92 6.721.2.735kV刘湖线专变0.70 0.732印山220kV变180MV33、A112.17126.532.1印山变10千伏30.4227.32注：1、印山变负荷波动较大，是由于近尾洲水电站上网的影响。 2、考虑农村地区负荷特性比较一致，负荷同时率取0.90.95。XX市城区110kV及以上变电站地理位置示意图2018年刘家岭变负荷73.23MW,重载达89.85%，坦岭变主变负荷时刻已经过载，主变过载达119.27%。因此，XX城区范围内新增电源布点已经势在必行。根据XX城市发展建设规划，城区南部新城将是下一步开发建设的热点地区，目前，该区域主干道南二环路已经建成，南三环路已经部分建成，随着路网等基础设施的逐步完善，将促进该区域房地产及工商业的快速发展，从而推动该区域34、用电负荷的快速增长。现阶段该区南部主要由刘家岭变10kV刘南线供带。2016-2019年4月，刘南线负荷情况如下表所示，从表中可以看出，该线路负荷逐年增大，目前已接近过载。但是受制于城区线路走廊问题，印山变和刘家岭变均不能往该区域新出现路。在南部新城负荷快速增长的趋势下，新建泉峰110kV变电站显得尤为迫切。XX市南部城区10kV供电线路运行情况表 单位：A、kVA、A、MW线路名称主干线线径线路额定电流装接配变总容量2016年最大负荷2017年最大负荷2018年最大负荷2019年1-4月最大负荷刘南线LGJ-185515152308.569.308.388.172.1.3.2 XX西南部区域35、供电现状XX市西南部区域目前共有官岭、洋泉、胜桥、依湖等4座35kV公用变电站，另有1座35kV用户专变（金猫水泥）。2018年合计最大负荷约38.83MW。2019年1-4月合计最大下网负荷约为31.86MW，2018-2019年4月，各变电站负荷情况如下表所示。从中可以看出官岭变、胜桥变、洋泉变和依湖变负荷较重，均存在重载现象。XX市西南部35kV变电站负荷情况 单位：MWXX市西南部35千伏变电站负荷情况 单位：MW序号变电站名称容量2018年2019年1-4月1官岭35kV变10+5MVA9.56 7.402洋泉35kV变10+5MVA11.98 7.723胜桥35kV变10MVA9636、.634依湖35kV变3.15+6.3MVA8.29 10.115水泥厂35kV专变2.5MVA00合计38.8331.86注：1、考虑农村地区负荷特性比较一致，负荷同时率取0.90.95。XX市西南部35kV以上变电站地理位置示意图2.1.3 电力系统规划根据国网XX供电公司编制的XX市十三五配电网规划报告以及国网XX公司20192020年110kV电网规划项目优选排序报告，2019-2020年XX市规划建设110千伏电网项目如下：2020年项目：泉峰110千伏输变电工程、三香110千伏输变电工程；2.2 负荷预测及变电容量平衡2.2.1 XX市负荷预测根据XX地区2018年电力市场分析预测37、秋季报告，XX市2019-2025年统调负荷及电量预测结果如下表所示。2019年XX市统调负荷及电量同比2018年大幅增长的主要原因是，株冶搬迁至水口工业新城工业区内，预计2019年正式生产运营。XX市历史统调负荷及电量表 单位：兆瓦、亿千瓦时项目2016年2017年2018年16-18年增速统调负荷218.89235.49249.946.16%统调电量13.1713.6113.976.15%XX市2019-2025年统调负荷及电量预测表 单位：兆瓦、亿千瓦时项目2019年2020年2021年2022年2025年22-18年增速十四五增速统调负荷323.98349.04370.55393.4538、466.1712.01%5.96%统调电量18.4322.5524.0225.6732.1516.43%7.35%2.2.2 泉峰变供电区负荷预测根据XX市十三五配电网规划报告（审定稿），XX市十三五配电网规划和XX市城区远期10kV目标网架研究报告，泉峰110kV变电站近期定位为XX市南部城区及西南部供电区的主供电源，远期定位为XX市南部城区主要变电站，兼顾西南部区域供电，根据电力系统规划，泉峰变建成后近期除供带南部城区10kV负荷外，正常情况下供带35kV官岭变、洋泉变、依湖变等3座公用变电站及水泥厂1座用户专变，特殊方式下需供带35kV胜桥变。考虑泉峰110kV变所带供XX市南部城区及西39、南部区域主要为工商业负荷和居民生活用电的特性。结合该区域的供电现状，参考XX地区2019年度电力市场分析预测春季报告（审定稿）中关于XX市负荷预测结果，对泉峰变供电区负荷进行了预测。结果如下：泉峰变供电区负荷预测表 单位：MW、万千瓦时项 目容量2019年2020年2025年1925增长率城区10千伏负荷10.9711.8515.415.5%官岭变10+5MVA7.4010.0413.05-洋泉变10+5MVA7.7212.6416.43-依湖变3.15+6.3MVA10.1110.3613.47-水泥厂变2.5MVA1.001.001.00-负荷合计37 46 59 -电量合计10988.740、411554.6614847.735.15 %根据刘家岭变供电现状，结合XX市电力发展规划，预测刘家岭变负荷如下表所示。刘家岭历年面临重载的问题，2020年泉峰变投运后，通过完善35kV及10kV配套线路工程，可以大幅度转供刘家岭变负荷，使刘家岭变长期重载的问题得到彻底解决。刘家岭变负荷预测表 单位：MW项 目容量2018年2019年2020年2025年刘家岭31.5+50MVA73.23 74.90 32.95 41.06 2.2.3 相关地区电网发展规划1）110kV及以上电网规划根据国网XX供电公司编制的XX市十三五配电网规划报告以及国网XX公司20192020年110kV电网规划项目优41、选排序报告，2019-2020年XX市规划建设110千伏电网项目如下：2020年项目：泉峰110千伏输变电工程、三香110千伏输变电工程；2）10kV电网规划 三香变本期新增10kV线路16回，主要用以满足工业区新增负荷接入的需要。2.2.4 电力电量平衡及容载比1）平衡原则平衡范围：XX市；平衡年限：20172022年；平衡方式：选择网供负荷最大值方式进行变电容量平衡计算；110kV电网容载比范围取值：年负荷增长率小于7%（较慢增长）时，容载比取1.82.0；年负荷增长率为712%（中等增长）时，容载比取1.92.1；年负荷增长率大于12%（较快增长）时，容载比取2.02.2。XX市110千42、伏电网容量平衡表 单位：兆瓦、兆伏安项目2018年2019年2020年2021年2022年一、XX市统调负荷249.94323.98349.04370.55393.45其中：110千伏网供负荷151.73162.40174.00186.40205.04二、现有110千伏变电容量294.50294.50294.50294.50294.50刘家岭变81.5081.5081.5081.5081.50万寿变50.0050.0050.0050.0050.00坦岭变81.5081.5081.5081.5081.50松柏变81.5081.5081.5081.5081.50三、规划110千伏变电项目50.0043、0.000.00113.000.00坦岭扩建50.00泉峰变50.00三香变63.00四、规划年110千伏变电容量294.50294.50294.50407.50407.50容载比1.941.811.692.191.992.3 工程建设必要性2.3.1 满足XX市南部城区负荷发展需要根据XX城市发展建设规划，城区南部新城将是下一步开发建设的热点地区，目前，该区域主干道南二环路已经建成，南三环路已经部分建成，随着路网等基础设施的逐步完善，将促进该区域房地产及工商业的快速发展，从而推动该区域用电负荷的快速增长。现阶段该区南部主要由刘家岭变10kV刘南线供带。2016-2019年4月，刘南线负荷情况44、如下表所示，从表中可以看出，该线路负荷逐年增大，目前已接近过载。但是受制于城区线路走廊问题，印山变和刘家岭变均不能往该区域新出现路。在南部新城负荷快速增长的趋势下，新建泉峰110kV变电站显得尤为迫切。泉峰变投运后，可直接转供刘家岭变10kV负荷约10MW，同时为南部新城负荷发展提供电源支撑。XX市南部城区10kV供电线路运行情况表 单位：A、kVA、A、MW线路名称主干线线径线路额定电流装接配变总容量2016年最大负荷2017年最大负荷2018年最大负荷2019年1-4月最大负荷刘南线LGJ-185515152308.569.308.388.172.3.2 解决刘家岭变长期重过载问题201845、年刘家岭变负荷73.23MW,重载达89.85%，坦岭变主变负荷时刻已经过载，主变过载达119.27%。因此，XX城区范围内新增电源布点已经势在必行。XX市西南部区域目前共有官岭、洋泉、胜桥、依湖等4座35kV公用变电站，另有1座35kV用户专变（金猫水泥）。2018年合计最大负荷约38.83MW。2019年1-4月合计最大下网负荷约为31.86MW，2018-2019年4月，各变电站负荷情况如下表所示。从中可以看出官岭变、胜桥变、洋泉变和依湖变负荷较重，均存在重载现象。XX市西南部35kV变电站负荷情况 单位：MWXX市西南部35千伏变电站负荷情况 单位：MW序号变电站名称容量2018年2046、19年1-4月1官岭35kV变10+5MVA9.56 7.402洋泉35kV变10+5MVA11.98 7.723胜桥35kV变10MVA96.634依湖35kV变3.15+6.3MVA8.29 10.115水泥厂35kV专变2.5MVA00合计38.8331.86注：1、考虑农村地区负荷特性比较一致，负荷同时率取0.90.95。以上5座35kV变电站除胜桥变外，均属于刘家岭变供电范围，由于刘家岭变目前长期处于重载状态，在其所供城区10kV负荷难以有效转供的情况下，根据其所供带的35kV变电站所处的地理位置，在XX市城区西南部新建泉峰110kV变电站来接供其供带的35kV负荷，可以一举解决刘家47、岭变长期重载的问题。泉峰变正常情况下供带35kV官岭变、洋泉变、依湖变等3座公用变电站及水泥厂1座用户专变，特殊方式下供带35kV胜桥变。预计可转供刘家岭变35kV负荷约20-25MW。泉峰变投运后XX市西南部35kV及以上电网地理接线图2.3.3 提高XX城区供电可靠性 泉峰变投运前，刘家岭变虽与印山变有2条10kV互联线路，但在负荷高峰时刻，由于刘家岭变负荷较重，该互联线路在刘家岭侧是断开运行的，全部负荷依靠印山变的2条10kV线路（印南、印广）供带，导致这2回线路最高负荷分别达到9.46MW和7.05MW，供电可靠性较低。泉峰变投运后，通过转接刘家岭变大部分35kV负荷和部分10kV负荷48、，可彻底解决刘家岭变长期重载的问题，其所带负荷将处于合理水平，届时刘家岭变与印山变和城北变之间的10kV互联线路可实现合理分段，实现互联互倒，从而提高XX城区的供电可靠性。2.4 工程建设时序根据XX市电网现状及负荷发展情况，为满足XX市南部城区负荷快读发展的需要和彻底解决刘家岭变的重载问题，建议泉峰110kV输变电工程于2020年开工，2021年建成投产。三、 系统方案及建设规模3.1 接入系统方案3.1.1系统方案拟定根据XX市城区远期110kV变电站布点规划及现状网络结构，考虑110kV泉峰变所处的地理位置，其中220kV印山变、110kV刘家岭变、印山刘家岭110kV线路（印刘B线）和49、印山天塘山线路距离泉峰变较近，可考虑就近接入系统。110kV印刘B线和印天线线路型号及参数如下表：110kV泉峰变附近线路明细 单位：km线路名称线路长度线路型号印刘B线19.124LGJ-185/30(#024-#74)，LGJ-240/40(#001-#023)印天线33.8604LGJ-300/40，LGJ-300/50以上4个接入点，其中110kV刘家岭变间隔已用完，且不具备间隔扩建条件，不能新出110kV线路；220kV印山变规划110kV间隔12个，已用6个，具备新出110kV线路条件。根据上述情况，现对泉峰变的接入系统提出以下2个方案：方案一：将110kV印刘B线剖进泉峰变。方案50、二：新建1回印山泉峰110kV线路，T接110kV印天线。 泉峰变接入系统方案一 泉峰变接入系统方案二 从图中可以看出，泉峰变采用方案一的供电可靠性相当，但方案一较方案二网络结构清晰。3.1.2 方案经济比较1）经济比较指标经济比较指标见下表。经济比较指标表项 目性 质型 号估价指标指 标单 位110kV线路新建JL/G1A-30080万元/公里110kV线路改造JL/G1A-30040万元/公里110kV间隔扩建100万元/个2）2个方案一次投资比较见下表，从中可以看出方案二较方案一一次投资较省。泉峰变接入系统方案一次投资比较 单位：公里，万元项 目方 案 一方 案 二规 模投 资规 模投 51、资一、一次投资3921556 1、110千伏线路新建印山泉峰线路新建F/9.7776印刘B线剖进泉峰变新建F/1.1592接印山天塘山线路新建F/6480 2、110千伏间隔300300一次投资相对值1164注：1）F表示JL/G1A300（新建按80万/公里，改造按40万/公里）；2)仅作投资比较用，不作工程实际造价。3.1.3方案远期适应性根据XX市电网发展规划，远期XX市西南部还将新建110kV官岭变和洋泉变，其中110kV印山天塘山线路在建设过程中，考虑了110kV洋泉变接入系统的需要，线路往规划洋泉变方向有所偏移，因此，届时洋泉变可通过剖接该线路接入系统，而官岭变则可通过110kV泉52、峰变和洋泉变接入系统，基于方案一和方案二的该区域远期网络规划如下图所示，从图中可以看出，基于方案一的远期网络较方案二更为清晰，供电可靠性更高，电网运行维护也更为方便，因此方案一的远期适应性优于方案二。基于方案一的远期网络 基于方案二的远期网络3.1.4 潮流计算及结果分析3.1.4.1 计算条件1) 计算水平年计算水平年考虑2020年。2) 潮流方式潮流计算考虑丰大、丰小、枯大、枯小四种典型方式。3) 负荷水平、电源及网络：参照XX电网“十三五”配电网规划中的内容，并结合目前最新情况加以适当调整。4) 功率因数计算负荷的功率因数取0.95。发电机组功率因数最低取0.85，火电机组功率因数最高取53、0.95，水电机组功率因数最高取1.00，原则上均不考虑进相运行，为调度运行留有裕度。3.1.4.2 计算结果及分析1）潮流计算结果见附图从潮流分布来看，方案一和方案二潮流流向均合理，电压符合要求。但是正常方式下和故障情况下，因为方案二直接T接于天塘山风电场上网线路，线路路径较短，所以方案二综合网损略小于方案一。3.1.4.3 “N-1”校核方案一、方案二均满足“N-1”校核。3.1.4.4 方案技术经济比较及推荐结论泉峰110kV变接入系统方案综合技术经济比较结果见下表。汇总项目指标项目方案一方案二潮流分布合理合理电压质量合格合格网络结构清晰一般有功网损较低低供电可靠性高高远景发展及系统适应54、性好较好一次投资相对值（万元）01164从一次投资来看，方案一较方案二投资较省。从运行网损来看，近期正常运行方式及故障情况下各方案网损均较小，但方案二略小于方案一。从供电可靠性来看，方案一供电可靠性略高于方案二。从网架结构来看，方案一和方案二均较清晰。从适应远景网络变化来看，方案一、方案二均满足供电要求，均适应远景发展。但是方案一供电可靠性更高，远景适应性更好。综以上分析，推荐方案一作为泉峰110kV变电站的接入系统方案:即将110kV印山变刘家岭线路（印刘B线）剖进泉峰变，形成110kV印泉线（约9.7公里）和泉刘线（约10公里）。3.2 变电站建设规模及电气主接线建议3.2.1 泉峰变的建55、设规模根据XX市城区远期10kV目标网架研究报告，预测2020年和2030年XX城区负荷分别为92MW和160MW，远期XX城区负荷将达到约240MW，按照城区容载比2.0的规程要求，届时需要变电容量约480MW。目前城区已有110kV刘家岭变，110kV城北变在建和220kV印山变。终期刘家岭变电容量为100MVA，城北变电容量为100MVA，印山变10kV层面可用变电容量为150MVA，尚缺变电容量130MVA，因此，建议新建泉峰变终期规模为350MVA。根据电力系统规划，建议本期泉峰变110kV出线2回，为110kV印泉B线和110kV泉刘线，远期4回110kV出线。考虑泉峰变与刘家岭变56、和印山变的相对位置及变电站平面布置，建议110kV印泉B线占用4Y间隔，泉刘线占用2Y间隔，预留印泉A线占用1Y间隔，预留3Y间隔满足110kV官岭变接入系统需要。本期泉峰变拟接供原110kV刘家岭变供带的35kV官岭变、洋泉变、依湖变、盐湖变及盐煤和水泥厂专变，需35kV新出线3回，因此建议本期泉峰变35kV出线3回，终期6回。为解决XX市城区南部供电能力紧张的问题，本期泉峰变建议新出10kV线路4回，其中2回为剖接10kV刘南线，1回往北出线，1回往西出线。该4回线路将在2018年10kV电网项目优选排序工作中予以考虑，具体出线方向、线路型号、长度、供带负荷等情况见图纸说明。建设规模一览表57、序号设备名称本期终期1110kV主变压器150MVA350MVA2110kV出线回路数24335kV出线回路数36410kV出线回路数424510kV并联电容器组1（3600+4800）kvar3（3600+4800）kvar根据2019年湖南电网规划主要技术原则，35kV电网定为110kV电网的必要补充。用于缩短供电半径，满足分布式电源接入需求。城区逐步取消，县城严控发展，乡村按需建设。泉峰变供电区域为XX市县城及其周边乡村，介于C-D类供电区域之间，远期极少规划新建35kV变电站。同考虑35kV电网系统满足主变N-1情况下的运行方式，建议泉峰变主变规模远期按照2台三绕组主变、1台双绕组主变58、建设，该规模同时符合湖南公司35220kV变电站模块化建设通用设计实施方案。3.2.2 电气主接线建议建议本期泉峰变110kV电气主接线采用单母线双刀闸分段接线，终期采用单母线断路器分段接线。35kV本期采用单母断路器分段接线，终期采用单母线断路器三分段接线。10kV本期采用单母线接线，终期采用单母线断路器三分段接线。3.2.3 主变容量根据负荷预测结果，泉峰110kV变电站供电区域2020年最大供电负荷约为46MW，其中依湖35kV变电站可通过坦岭110kV变电站供带。官岭35kV变电站、洋泉35kV变电站和10kV刘南线由泉峰变供带情况下2020年最大供电负荷约为36MW，因此本期考虑将新59、上主变1台，容量为50MVA。3.2.4 无功平衡1、无功平衡原则：分层分区、就地补偿2、母线上的负荷按提高功率因素所需补偿的最大容性无功量 泉峰变供电区负荷多为居民用电，负荷补偿前的最大功率因数约0.9，泉峰变供电区2025年10kV负荷预测结果为15.41MW。根据SD325-89电力系统电压和无功电力技术导则规定，在主变压器最大负荷时，其二次侧的功率因数不小于如下值：220kV变电站补偿后的最小功率因数不低于0.95，110kV变电站补偿后的最小功率因数不低于0.9，经技术经济比较，本工程母线上的负荷补偿后的最小功率因数取0.95。 =15.41=15.410.15572=2.4Mvar60、3、主变压器所需补偿的最大容性无功量新扩建主变按照国家电网公司输变电工程通用设备（2012年版）规定取值。主变低压侧带负荷出线，同时也为电容器无功补偿侧，主变低压侧阻抗电压百分比（%）=(（%）+（%）-（%）)/2=(18.22+6.46-10.1)/2=7.29单台主变压器所需补偿的最大容性无功量： =(+ )50 =3.71Mvar对于直接供电的末端变电站，安装的最大容性无功量应等于装置所在母线上的负荷按提高功率因素所需补偿的最大容性无功量与主变所需补偿的最大容性无功量之和。2.4Mvar+3.71Mva=6.11Mvar同时由GB 50227并联电容器装置设计规范规定和国网公司企业标准61、细化规定，110kV变电站中并联电容器安装容量占主变容量的百分比为10%25%。泉峰变主变容量50MVA，无功补偿电容器安装容量可取512.5Mvar。无功补偿按分散补偿和就地平衡的原则在本站进行就地补偿。根据本期泉峰110kV主变容量，取配置无功补偿装置容量为13.6+14.8=8.4Mvar，接近无功计算值且有裕度，并符合相关标准和规范规定。3.3 导体截面论证根据泉峰变接入系统方案：将110kV印刘B线剖进泉峰变；形成110kV印泉B线和110kV泉刘线。近期110kV印泉B线作为主供线路，110kV泉刘线作为备供线路，正常情况下供带泉峰变负荷约为3040MW，故障情况下增供110kV刘62、家岭变负荷，总负荷约7080MW，远期正常方式下110kV印泉A、B线同时供带泉峰变和官岭变负荷约为130140MW，故障情况下增供刘家岭变或洋泉变负荷，总负荷约为170190MW。考虑经济电流密度选择并以长期允许载流量校验，建议新建线路选用JL/G1A-300导线（经济输送容量为65.7MVA（J=1.15），极限输送容量为133MVA）。印刘B线全线长19.124km，共74基杆塔，其中#1-#23导线为与#40-#47导线采用JL/G1A-240/40，#24-#74导线采用JL/G1A-185/30，该线路剖进泉峰变后，形成印山泉峰（印泉B线），泉峰刘家岭线路，其中110kV印泉B线本63、期作为泉峰变的主供线路，故障方式下供带负荷约7080MW，JL/G1A-185导线极限输送容量为98MVA，能够满足潮流输送要求。远期与110kV印泉A线同时供电，正常方式供带负荷约为6575MW，故障方式下供带负荷约8595MW，考虑经济电流密度选择并以长期允许载流量校验，近期可以不改造110kV印泉B线，远期负荷发展后在适时对印泉B线利旧的原110kV印刘B线部分进行改造，选用JL/G1A-300导线。 110kV泉刘线本期作为刘家岭变的备供线路，导线型号以JL/G1A-185/30为主，供带负荷约4050MW，远期作为刘家岭变或泉峰变的备供线路，最高供带泉峰变负荷约为120MW。考虑JL64、/G1A-185导线极限输送容量为98MVA，因此，本期无需改造该线路，远期根据电网发展需要，适时改造为JL/G1A-300导线。3.4 系统阻抗值根据XX市电力系统资料，按远景水平年考虑，大方式下，泉峰110kV变电站110kV母线远期短路正序阻抗为0.103，零序阻抗为0.1427。3.5 系统对侧建设情况本期泉峰变接入系统方式为剖接110kV印刘B线。无需扩建间隔，但需校核对侧印山变和刘家岭变对应间隔设备是否满足本期泉峰变新建的要求。3.5 系统二次部分3.5.1 电气一次系统概况变电站建设规模为：主变压器远景350MVA，电压等级110/35/10kV，本期150MVA；110kV线路65、远景4回，本期2回，110kV本期及远景均为单母线分段接线；35kV线路远景6回，本期3回，35kV本期及远景均为单母线分段接线；10kV线路远景24回，本期4回，10kV本期单母线接线，远景为单母线分段接线。每台主变压器配2组无功补偿装置，远景共6组，本期1台主变，配2组无功补偿装置，接于10kV母母线上，采用户外成套装置。110kV配电装置型式为户外AIS，35/10kV配电装置型式为开关柜。全站设置一个公用二次设备室，二次设备室内含站控层设备模块、通信设备模块；设置一个设备预制舱，舱内110kV间隔设备模块及主变间隔层设备模块、公用设备模块、直流电源系统模块，预制舱就近布置于110kV配66、电装置区空余场地；110kV过程层设备分散布置于就地预制式智能控制柜内；35/10kV装置分散就地布置于开关柜。110kV泉峰变为新建变电站，根据泉峰变接入系统方案：将印刘B线剖进泉峰变，即110kV线路泉峰变刘家岭变1回、泉峰变印山变1回。本期泉峰变110kV母线远期采用单母线断路器分段接线，出线4回。本期采用单母线双刀闸分段接线，出线2回（印刘B线开剖），架空出线。35kV接线远期采用单母线断路器三分段接线，出线6回。本期采用单母线断路器分段接线，出线3回，电缆出线。10kV接线远期采用单母线断路器三分段接线，出线24回；本期采用单母线接线，出线4回。3.5.2 现状及存在问题印山220k67、V变电站（常规无人值班变电站）：本站采用国电南自综合自动化系统PSR系列产品（2011年），站内配置国电南自的RCS-915GA（2012年）型110kV母差保护(带失灵保护功能)，武汉中元的ZH-5（2012年）型110kV故障录波系统，110kV线路6Y（原印刘B线）间隔配置为南瑞继保RCS-943AMV型(保护版本R6.10、校验码8B72)光纤差动保护。刘家岭110kV变电站(常规无人值班变电站)：本站采用许继电气综合自动化系统WBH-8000系列产品（2000年）,站内配置有一套国电南瑞的RCS-9651C(2008年)型110kV进备自投装置。110kV线路（原刘印B线）配置了一套68、南瑞继保RCS-943光纤差动保护（2012年）。3.5.3 系统继电保护配置原则及方案3.5.3.1 主要配置原则根据国家电网公司输变电工程通用设计110(66)kV智能变电站模块化建设（2015年版）要求，系统继电保护及安全自动装置应遵循智能化变电站相关规范、导则的要求，充分发挥智能变电站数据采集数字化、传输处理网络化、信息共享化的技术特点。（1）110kV线路保护1）每回110kV线路电源侧变电站配置1套线路保护装置，负荷变侧可不配置。保护具有完整的三段相间距离、三段接地距离和四段零序方向保护。当110kV电厂并网线、转供线路及环网线路较短时，线路两侧可配置一套纵联保护。三相一次重合闸随69、线路保护装置配置。2）110kV线路保护宜采用保护测控集成装置，也可采用保护测控计量等多合一装置。3）110kV线路保护宜采用直接采样、直接跳闸。（2）110kV母线保护1）单母线分段接线可配置一套母线保护。2）110kV母线保护宜直接采样、直接跳闸，也可采用网络跳闸的方式。（3）110kV母联（分段）保护1）按断路器配置单套母联（分段）断路器保护装置，具备瞬时和延时跳闸保护功能的充电及过电流保护。2）110kV母联（分段）保护宜采用保护测控集成装置，也可采用保护测控计量等多合一装置。3）110kV母联（分段）保护宜采用直接采样。（4）故障录波1）对于重要的110kV变电站及110kV出现对侧70、为电厂或用户变的变电站，全站宜配置公用的故障录波装置。2）当设置过程层网络时，故障录波宜通过网络的方式采集相关信息。（5）安全自动装置变电站是否配置安全自动装置应根据接入后的系统安全稳定校核计算结论确定，装置配置应遵循如下原则：低频低压减负荷功能，可由站域保护控制装置实现，也可由站控层主机实现。35（10）kV低频低压减负荷功能也可由馈线保护测控装置实现。3.5.3.2主要配置方案（1）110kV线路保护本站本期110kV出线2回，新建泉峰胜利110kV线路接入系统。印山220kV变电站泉峰110kV变电站线路（以下简称印泉线）：印泉线印山变侧更换一套110kV线路光纤差动保护，本期在泉峰变侧71、新上1套与胜利变相匹配的110kV线路光纤差动保护装置。刘家岭110kV变电站泉峰110kV变电站线路（以下简称刘泉线）：刘泉线刘家岭变侧更换一套110kV线路光纤差动保护，本期在泉峰变侧新上1套与胜利变相匹配的110kV线路光纤差动保护装置。（2）110kV母线保护本期110kV采用单母线接线，本期配置1套母线保护装置。（3）110kV母联（分段）保护本站终期110kV采用单母线断路器分段接线，本期采用单母线双刀闸分段接线，不配置母联（分段）断路器保护装置。（4）故障录波及网络分析记录系统本站110kV部分采用单母线断路器分段接线，全站110kV设置过程层网络。配置1套网络分析记录装置，用于72、记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文，并将分析结果以特定的报文形式上传至主机兼操作员工作站。另配置1套故障录波装置，从过程层中心交换机和站控层中心交换机获取GOOSE、SV报文，用于记录110kV电流电压，保护装置动作，断路器位置等情况，网络分析记录装置和故障录波装置共组1面故障录波网络报文记录分析柜，布置于二次设备室内。（5）系统安全自动装置为保障系统的稳定运行，按电力系统安全稳定导则建立三道防线的原则要求，本站配置1套低压低频减载装置。3.5.4 对相关专业的技术要求本站采用常规互感器，配以合并单元实现模拟量就地数字化转换，利用光纤上传，既提高了信号传输的抗干扰性和可靠73、性，又可减少二次控制电缆。（1）对互感器及合智一体装置的要求本站电流互感器的二次额定电流设计为5A。合智一体装置下放布置在智能控制（汇控）柜。母线合智一体装置应接收至少2组电压互感器数据，并支持向其他合智一体装置提供母线电压数据，根据需要提供TV并列功能。各间隔合智一体装置所需母线电压量通过母线合智一体装置转发。选用5A电流互感器，准确级应为P级，额定二次负荷为10VA。选用电压互感器准确级应为0.5级，额定二次负荷为：10VA；合智一体装置不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。合智一体装置跳合闸出口应设置硬压板。合智一体装置应接收保护跳闸命令、测控的手合/手跳断路器命令及隔离开关、接地开74、关等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离开关及接地开关位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等。（2）对预制式智能控制柜的要求1）柜体颜色，全站智能控制柜体颜色应统一。2）柜体要求a. 宜采用双层不锈钢结构，内层密闭，夹层通风；当采用户外布置时，柜体的防护等级达到IP55。b.宜具有散热和加热除湿装置，在湿度达到预设条件时启动。c.预制式智能控制柜内部的环境能够满足智能终端等二次元件的常年正常工作温度、电磁干扰、防水防尘条件，不影响其运行寿命。（3）对压板设置的要求除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的75、要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。（4）对直流电源的要求直流系统额定电压采用DC220V，单母线接线，站内二次设备均采用辐射供电方式。通信设备额定电压采用DC48V，通信电源采用全站一体化电源系统配置的独立DC/DC转换装置。3.6 系统调度自动化3.6.1系统调度自动化现状XX地调主站调度自动化系统采用国电南瑞科技OPEN-3000型地县调一体化调度自动化主站系统。接入该系统具有多种通信规约，采用的通信规约主要为SC1801、CDT、101和104等。已有备调系统1套为国电南瑞科技76、公司产品，型号为D5000。3.6.1.1 调度运行管理关系110kV泉峰变位于XX市。根据本变电站在系统中的地位和作用，按照电网统一调度，分级管理的原则，该变电站主变压器、110kV母线和出线、分段、10kV无功补偿设备由XX供电公司调度所（XX地调）调度。该变电站远动信息的传送以一发一收的方式送往XX供电公司调度所。泉峰110kV变电站的运行管理由XX供电公司负责。本变电站按无人值班智能变电站进行设计，变电站按无人值班模式进行管理。3.6.1.2 远动系统配置方案本站远动系统与变电站其他自动化系统共享信息，不重复采集。本变电站远动系统配置按分层分布式布置、无人值班方式考虑。该系统应满足远动77、信息采集和向地调调度端传送的要求，通信规约应与各级调度自动化系统的通信规约相一致，以便实现与调度主站端的通信，并应有与变电站其他设备及仪表连接的接口，满足电网调度自动化的功能要求和技术指标。按智能变电站一体化平台本站的要求，本站远动系统配置2台区数据网关机，配置1台区数据通信网关机，配置1台/区数据通信网关机，共组2面数据通信网关机柜。本站自动化系统统一组网，采用DL/T860通信标准，通过站控层网络收集各保护装置的信息，并通过数据网上传至调度端。3.6.1.3远动信息采集1）远动信息传输通道至XX地调的远动通道：主用通道采用调度数据网，备用通道采用专线通道。至XX备用地调的远动通道：备用通道78、采用调度数据网，采用101（DL/T 634.5101）规约。2）远动信息通道要求常规远动专用通道：以101（DL/T 634.5101）规约将远动信息传送至调度端，传输速率：1200bit/S，要求在通道信噪比为17dB时，误码率不大于10-5。数字通道：采用调度数据网通道为主通道，以101（DL/T 634.5101）规约将远动信息传送至调度端，数字通道传输速率2(2Mb/S)。远动通道全部安装网络防雷器，电源末端安装电源防雷器。3）远动信息的采集远动信息的采集按电力系统调度自动化设计技术规程（DL/T 5003-2005）、地区电网调度自动化设计技术规程（DL/T 5002-2005）及79、湖南省电力公司无人值班变电站信息采集及分类计数规范和XX地调调度自动化主站的要求，向XX地调发送的遥测、遥信信息以及XX地调向本变电站传送的遥调、遥控命令。本期工程远动信息：（1）遥测：主变高、中、低压侧三相电流，有功、无功功率,主变油温,绕组温度；110kV线路三相电流，有功、无功功率；35kV线路三相电流，有功、无功功率；10kV线路三相电流，有功、无功功率；10kV电容器三相电流，无功功率；110kV、35、10kV母线三相线电压、相电压、零序电压；（2）遥信：断路器分、合位；110kV、主变中性点刀闸分、合位；110kV接地刀闸合位；主变保护动作信号、本体信号、档位信号；110kV、380、5kV、10kV保护动作信号、控回断线；安全自动装置动作信号；（3）遥控：断路器分、合闸控制；110kV刀闸、主变中性点刀闸分、合闸控制；主变档位控制。3.6.1.4 相关调度端系统结合本期工程的建设，本期工程需考虑XX地调主站调度端的数据库需添加本站扩建的信息记录等工作配合费用。3.6.2 电能计量系统3.6.2.1 电能计量系统现状本工程不设置关口计量点，接入XX计量中心现有电能量计量主站系统的规约应满足Q/GDW 376.1-2009电力用户用电信息采集系统通信协议：主站与采集终端通信协议的要求，本期工程需考虑相应计量主站系统的数据库、画面、报表修改配合费用。3.6.2.2电能计量装置及81、电能量远方终端配置（1）电能表配置110kV线路及主变各侧按地区考核点单表配置。结合本期实际工程，主变高/中/低压侧、110kV线路均采用0.5S级三相四线制数字式智能电能表（光口）；主变各侧表计安装在主变计量柜上，110kV线路表计安装在110kV 线路计量柜上。35/10kV部分配置智能电能表12块，分散安装在35/10kV开关柜上。本期共配置5块数字电能表，其中主变高/中/低压侧电能表3块及电能量信息采集终端组1面柜；本期110kV线路电能表2块安装在110kV线路计量柜内。交流电源系统配置0.5S级三相四线制智能电能表2块，安装在#1交流电源柜内。（2）电能量信息采集终端的配置本站配置82、1套电能量远方终端，采集站内电能表信息，安装在主变计量柜上。电能量信息通过电能信息采集终端传送至XX供电公司电能量主站系统，传输通道采用调度数据网及GPRS方式。电能信息采集终端需预留接入双套调度数据网接口。智能电能表、电能信息采集终端、主站通信规约满足DL/T645-1997、DL/T645-2007等规程要求。3.6.3 调度数据通信网络接入设备及二次系统安全防护本站应按国家经贸委30号令及全国电力二次系统安全防护总体方案“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的总体防护策略及相关规定考虑安全防护措施。1) 纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控83、制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装认证加密装置。2) 横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统应采用MPLS VPN技术体制，划分为控制区VPN和非控制区VPN。3) 变电站监控系统、继电保护装置应划入控制区，电能量计量系统子站、故障录波装置接入划入非控制区。本期泉峰110kV变电站配置2套电力调度数据网接入设备及2套二次安防设备，以保证电力监控系统的安全运行。本期共组2面调度数据网柜。其中一面柜含（交换机1台、路由器2台、纵向加密装置2套、网络安全监测装置1套）。另一面柜含（交换机1台、路由器2台、纵向加密装置2套）。3.6.4 相关调度端系统结合本期工程的建设，本期工程需考虑XX84、地调主站调度端的数据库需添加本站扩建的信息记录等工作配合费用。3.7 系统通信3.7.1 现状及存在的问题XX地区电力光纤系统网络通过近几年的建设已具一定规模，在XX局和220kV、110kV、部分35kV变电站之间，通过不同电压等级线路和其它可利用的走廊组织了OPGW、ADSS或普通光缆路由，光网络中部分节点之间已形成环网运行，提升了运行的安全、稳定及可靠性，但仍有不少节点以串行分支链路接入环网方式运行，网络有待进一步完善和加强。目前XX地区光纤通信网已经形成了真武变酃湖变湛佳塘变船山变XX局麻塘变真武变2.5Gb/s光纤通信环网及船山变西渡变勾南变船山变622Mb/s光纤通信环网，两环网在85、船山变处相交运行，各站点通过相应的路由汇入XX局光纤通信网络中。XX公司光纤通信电路主要采用中兴通讯公司SDH光传输设备和绵阳灵信MDP-3000的PCM接入设备，XX公司配有一套网元级网管系统，用于XX电网SDH和PCM网络的监控和管理。110kV泉峰变位于XX市南部，根据泉峰110kV变电站所处的地理位置，综合考虑，本期泉峰变接入系统方式为剖接110kV印刘B线。目前印山变、刘家岭变SDH设备为中兴S330，设备运行稳定。XX公司PCM设备为MDP-3000可以扩容。原印山刘家岭（印刘B线）的线路上有12芯ADSS光缆，XX片已经形成烟洲变印山变XX公司刘家岭变坦岭变烟洲变STM-4光纤环86、网。110kV印刘B线通信12芯ADSS光缆已用8芯，另有4芯在不同位置断芯，不能使用，因此采用110kV泉峰变剖进印刘B线12芯ADSS光缆的方式，泉峰变建成后，将有5个35kV变通过泉峰变跳纤接入刘家岭变，为了满足生产业务需求，须沿泉刘线新建一条泉峰变至刘家岭变48芯ADSS光缆。 XX通信独立二次项中，县级核心网络均升级为2.5G环网。3.5.2 需求分析泉峰110kV输变电工程的实施，需要解决泉峰变电站的各类数据信息接入XX地调的通信、计量、保护及自动化系统等，满足泉峰变电站无人值班、生产管理等方面的通信要求，同时也将进一步完善XX地区通信网架结构，拓宽电力光纤通信覆盖面。3.5.3 87、系统通信方案（1）通信方式为满足110kV变电站与调度之间信息传输必备的调度通信通道，结合XX地区现有通信网络，本工程考虑采用光纤通信方式。（2）光纤通信以加强和完善该地区网络结构为目的，综合考虑运行安全、稳定、可靠和组网灵活性等因素，本工程拟定如下光纤通信方案。1）光缆线路组织方案：本工程送电线路为：110kV印刘B线开剖进泉峰变；剖进段起自110kV印刘B线35#,止于在建的110kV泉峰变110kV龙门架4Y间隔；剖出段起自泉峰变2Y间隔，止于已建110kV印刘B线37#，利用原线路至刘家岭变，拆除印刘B线35#-37#间线路。印刘B线37#至刘家岭变110kV线路长度为9km。光缆跨越88、：低压线、弱电线16处；高压电力线8处；公路、铁路7处；河流6处。本工程将原印刘B线的12芯ADSS光缆剖进110kV泉峰变，改造刘家岭变至泉峰变12芯ADSS光缆为48芯ADSS光缆，改造光缆长度约9.8km。最终形成印山110kV泉峰变12芯光缆7km，110kV泉峰变刘家岭48芯ADSS光缆9.8km。剖进和剖出段采用48芯OPGW光缆，剖进、剖出光缆路径长为0.4+0.55km。2）光纤电路组织方案：根据光缆建设方案，组织相关光纤电路，本工程建设的110kV泉峰变将通过印山变和刘家岭变接入XX电力光纤通信网络中，经网络转接XX地调和XX县调，电路传输容量拟采用2.5Gbit/s。3）主89、要设备配置：泉峰变配置2.5GXX地区SDH光纤通信设备一套，通过新建设的光缆把110kV泉峰变接入到XX主干光纤通信环网中。考虑110kV泉峰变配置一套XX地区PCM设备，XX公司配置相应板件。印山变、刘家岭变光接口板升级为STM-16光板。将110kV泉峰变SDH设备插入印山变和刘家岭变之间。形成2.5Gbit/s光路。3.5.4 通道组织 泉峰变至XX地调利用XX地区网光纤通信电路，开设12M比特/秒通道作给PCM设备，作为远动、电能计量、保护及故障信息系统等XX地调的主用通道。 泉峰变至XX地调的电能计量、保护及故障信息系统远传备用通道以及故障录波通道采用拨号方式，接入地区网PCM设备90、，经光纤通信电路传输至XX局。 根据泉峰变电站调度管理关系、系统保护和调度自动化对通信通道的要求，拟配置通道如下： 1）调度电话 至XX地调 2路 2）生产信息管理系统 至印山变 裸纤 3）调度数据网 至XX地调（主调） 22M比特/秒 至XX地调（备调） 22M比特/秒 4）远动 主用通道 2路（2M，调度数据网） 1路（2M，调度数据网）备 调 1路（2M） 备用通道 2路（232口或4WE/M ） 5）电能计量 主用通道 经调度数据网 备用通道 1路2W拨号 6）保护通道印山泉峰变110kV线路保护采用专用光纤保护，由相应区段的光缆提供纤芯（需4芯，占用2芯备用2芯）。刘家岭泉峰变11091、kV线路保护采用专用光纤保护，由相应区段的光缆提供纤芯（需4芯，占用2芯备用2芯）。暂拟上述通道，具体可根据运行单位意见进行调整。 3.5.5 通信机房、电源本工程泉峰变电站不设置单独的通信的机房，通信设备与二次设备统一安装在二次设备室内。通信设备屏位不仅能够满足本期新上设备数量要求，而且应考虑预留少量屏位以作备用。室内环境条件诸如地面、接地及温湿度等应满足通信设备运行的相关要求。通信设备的防雷和过电压能力应满足电力系统通信站防雷运行管理规程的要求。本工程泉峰110kV变配置直流一体化电源系统DC/DC变换设备为通信设备供电，通信系统不设独立的视频监控和环境监控。直流一体化电源系统由二次专业考92、虑。光纤通信设备利用本身的系统由通信调度端监控，通信电源的监控要求能够接入XX地调现有电源监控系统。3.5.6 信息网络信息网络采用裸光纤通道资源组网，采用1台三层网络交换机组网，配置OSPF动态路由协议，上联至220kV印山变的三层交换机，接入XX供电公司信息局域网络；满足泉峰变的网络接入需求。泉峰变配置三层交换机一套、二个光模块及尾纤。四、 变电站站址选择4.1 变电站布点及选址原则泉峰110kV变电站主要是满足XX城区南部经济技术开发区负荷快速增长的需要及解决刘家岭变长期重过载问题，接供XX南部的35kV负荷，该变电站110kV变电站选址时应遵循以下原则：（1）尽量靠近负荷中心靠近南部393、5kV网架。（2）适当靠近现有的110kV主网架；（3）具有一定宽度的进出线走廊；（4）进站道路要满足大件运输及消防规范的要求；（5）满足环保、安全等要求。特别是注意与邻近易燃、易爆等危险设施、建筑的安全距离及站址的压覆矿情况；（6）站址高于50年一遇洪水位；（7）有利于线路巡视检修。4.2 站址选择根据上述原则，自 2015年11月起，XX电力勘测设计院会同XX供电公司、XX市供电公司、XX市政府、XX国土资源局、XX城乡规划局等开展了泉峰110kV变电站的选址工作，XX市属于典型丘陵地貌，多山，稍平地带为基本农田，凹地多水塘。以下图选址片区地貌图：根据系统位置，站址在XX市区南侧片区，由以94、上地形图可以看出，XX市等高线密集，多小坡，且由于XX地形及市规划路未形成及土石方工程量原因，现场踏勘了多个地点，只有2个地点符合建站要求，分别是：新桥村老草坪、新桥村铺上组，两个站址均位于XX市规划围外侧边，下面将两站址进行比较。4.2.1站址简要说明4.2.1.1新桥村铺上组站址（推荐站址）（1）地理位置：站址位于XX市市区南三环以南85m(南三环还未延伸至站址附近)，县道X078西侧，地名为XX市板桥镇新桥村铺上组(站址60%坐落于后山组，其它坐落于其他两个组，向阳组和草一二组），站址距离京珠高速复线（岳临高速）8km。（2）地形、地貌：站址为丘陵地形，目前多为杂草，站址西侧为油茶树林。95、场地内高差较大，东低西高，站址南侧有一小山谷，高差直降8-13m，站址自然高程95.12m115.69m。站址需占用部分油茶林，油茶林已投产，树距2m。站址南面为一座石灰厂，石灰厂已倒闭，工厂及土地已转让他人。站址南侧240m外为XX市泉峰街道办事处（一栋二层建筑物）。站址东侧有一规划路（暂未列入开工计划，有可能不建），在往东为县道X078。站址位置有三条架空通信线路穿过。变电站排水根据地形及现场情况，需排至站址东侧县道排水沟。站址视野较开阔，进出线方便。站址场地，根据国土资源局调查已调为建设用地。根据调查，站址所处无地下矿产资源，站区内无保护的文化遗迹、地下文物、古墓等。变电站站址周围无军事96、设施、军用光缆、飞机场、导航台、风景旅游区等与变电站相互影响的设施。新桥村铺上组站址地形地貌（一）新桥村铺上组站址地形地貌（二）站址卫星地图4.2.1.2新桥村老草坪站址（备选站址）（1）地理位置：站址位于XX市市区南三环以南40m (南三环还未延伸至站址附近)，地名为XX市板桥镇新桥村樟梓皂，站址距离京珠高速复线（岳临高速）8.8km。（2）地形、地貌：站址为丘陵地形，场地高差较大，长有杂草，为一座小山，中间高西周低。站址自然高程101m129m。站址东、南是一口环形的水塘，西面为两座小山夹成的山谷，北面为一条水泥乡道，乡道北侧是南三环土胚子道路，南三环未形成。变电站排水需排至水塘。站址位置97、有二条架空通信线路穿过。站址视野开阔，进出线方便。站址场地，现根据国土资源局调查为一般农田和林地。根据调查，站址所处无地下矿产资源，站区内无保护的文化遗迹、地下文物、古墓等。变电站站址周围无军事设施、飞机场、军用光缆、导航台、风景旅游区等与变电站相互影响的设施。新桥村老草坪站址地形地貌（一）（站址北面）新桥村老草坪站址地形地貌（二）（站址南面）4.2.2 站址的征地、拆迁赔偿情况4.2.2.1 新桥村铺上组站址站址需征地9.08亩（含进站道路），地表主要为杂草和油茶树林。4.2.2.2 新桥村老草坪站址站址需征地10.82亩（含进站道路征地）。地表主要为杂草。土地性质为一般农田和林地。并有拆迁98、2条架空通信线路（180m长）。4.2.3 进出线条件4.2.3.1 新桥村铺上组站址110kV进出线向北出线，出线较方便，远期出线4回，本期3回，通道需要本期控规。35kV出线向西出线，出线较方便（电缆出线），10kV向南出线，出线较方便。4.2.3.2 新桥村老草坪站址110kV进出线向东出线，出线较方便，远期出线4回，本期3回。35kV出线向西出线，出线较方便（电缆出线），10kV向西出线，出线较方便。4.2.4 水文条件4.2.4.1 新桥村铺上组站址场地地势高，自然高程95.87m115.89m，站址场地设计标高99.8m。高于50年一遇洪水高程92.0m，不受洪水威胁，无山洪和内涝99、威胁。4.2.4.2 新桥村老草坪站址场地地势高，自然高程99.87m121.89m，站址场地设计标9m。高于50年一遇洪水高程92.0m，不受洪水威胁，无山洪和内涝威胁。4.2.5 气象条件（两个站址）场地气候特征属亚热带潮湿气候，年平均气温17.9，平均降水量1332.1mm，一年之中3月至6月为雨季。最大风速18m/s。该地区海拔高度在1000m以下，为非采暖区。年平均气温17.9极端最高气温40.8 （1953年8月16日）极端最低气温-7.9 （1972年2月9日）年平均相对湿度为78%年最小相对湿度为12% （1956年10月19日）平均年降雨量1332.10mm最大年降雨量175100、3.10mm（1953年）最小年降雨量951.38mm （1963年）最大日降雨量217.40mm（1984年5月31日）平均年蒸发量1433.10mm最大年蒸发量1852.70mm（1963年）最小年蒸发量1110.10mm（1982年）年平均风速为1.9m/s年最大风速为25m/s（1972年5月8日 风向IV）盛行风向： NE最大积雪厚度19cm （1984年1月21日）最长连续冰冻时间15d（2008年）最大导线覆冰重量200g/m （2008年）最大导线覆冰直径57mm（1974年1月31日）年雷电日(日/年)：60冰密度(kg/m3)：0.91034.2.6 需水量及给排水条件4.101、2.6.1 需水量计算（两个站址）（1）不设集中空调，不考虑空调用水。（2）站内消防采用灭火器和消防砂，不考虑消防及绿化用水。需水量按以下几点考虑：（3）变电站值守人员生活用水量：按每日5人，每人每天用水35L(生活用水，按1班考虑)+60L(淋浴用水，按1班考虑)考虑，则日最大用水量为：955/10000.475m3；（4）机动用水量：按总最大用水量的15考虑则：每日最大用水量：2.851.15=3.28 m3。4.2.6.2 供水水源4.2.6.2.1 新桥村铺上组站址从调查的情况及水文地质资料来看,供水水源拟取地下水，一此处地下水为基岩构造裂隙水，二从附近居民家水井的水质、水量观察，符合102、变电站取水要求，可打井取水。该站址附近无自来水管网。4.2.6.2.2 新桥村老草坪站址从调查的情况及水文地质资料来看,供水水源从下列两个方案中选择。一此处地下水为基岩构造裂隙水。从附近居民家水井的水质、水量观察，符合变电站取水要求，可打井取水。该站址附近无自来水管网。4.2.6.3 排水条件站区内排水系统采用合流制排水系统，即工业废水、雨水和处理后达到排放标准的生活污水汇合后，排至站外。具体情况如下：4.2.6.3.1 新桥村铺上组站址排水至南面农田灌溉水渠。站外排水管采用DN500钢筋混凝土管。4.2.6.3.2 新桥村老草坪站址排水至南侧水塘。站外排水管采用DN500钢筋混凝土管。4.2103、.6.4 给排水结论综合上述情况，从给排水条件来看，两个站址均适宜建站。4.2.7 站址工程地质4.2.7.1 新桥村铺上组站址杂填土层：褐黄色，主要由黏性土、强风化页岩、坡洪积土等混合堆填，松散，湿。下部为坡洪积土与表土。全场地分布；最薄处为3.50米，见于ZK3号孔；最厚处为5.00米，见于ZK1号孔；平均厚度为4.37米；层面最高处标高为101.50米，见于ZK1号孔；层面最低处标高为98.80米，见于ZK2号孔；平均标高为99.70米；粉质粘土层：黄褐色，含有少量的铁锰质，硬塑，饱和。无摇震反应，稍有光滑，干强度中等，韧性中等。全场地分布；最薄处为4.00米，见于ZK2号孔；最厚处为6104、.00米，见于ZK1号孔；平均厚度为4.83米；层面最高处标高为96.50米，见于ZK1号孔；层面最低处标高为94.20米，见于ZK2号孔；平均标高为95.33米；强风化泥质页岩层：黄褐色，以泥质页岩为主，结构大部分破坏，风化裂隙很发育，岩体破碎，长期受水浸泡，软，岩体外露易崩解。岩体完整程度为极破碎，岩体基本质量等级为V级。全场地分布；最薄处为1.20米，见于ZK2号孔；最厚处为1.50米，见于ZK3号孔；平均厚度为1.33米；层面最高处标高为90.80米，见于ZK3号孔；层面最低处标高为90.20米，见于ZK2号孔；平均标高为90.50米；石灰岩层：中风化，灰白色、钙质结构，中厚层，岩芯较105、硬，脆，裂隙发育，裂隙中可见有白色的方解石脉充填其中，难风化。岩体完整程度为泡水-较完整，岩石坚硬程度为较硬岩，岩体基本质量等级为IV-V级。全场地控制；控制层厚为5.90-7.40米；层面最高处标高为89.30米，见于ZK3号孔；层面最低处标高为89.00米，见于ZK2号孔；平均标高为89.17米。4.2.7.2 新桥村老草坪站址地表所见为耕表土，层厚约0.50m,土黄色，成分以粘粒为主。其下粘土，层厚约6.0m15.0m,褐黄色，可塑硬塑。底部分布风化岩，岩石坚硬。场地稳定，无不良地质条件存在，工程地质条件好。4.2.7.3 站址地基承载力及地质情况依据建筑地基基础设计规范GB50007-106、2011确定。各地层承载力特征值如下：岩土名称状态承载力特征值Fak(kPa)粉质粘土可塑-硬塑200强风化泥质粉砂岩强风化320中风化泥质粉砂岩中风化2000场地暂未发现塌陷、活动性断裂、泥石流、滑坡等不良地质现象。场地地基初定是稳定性的，作为拟建场地是适宜的。根据建筑抗震设计规范GB50011-2010XX市地震烈度为6度以下设防地区，故该场地建筑设计不考虑抗震设防。场地地下水主要类型为基岩裂隙水，赋存于岩石裂隙中，主要受大气降水及地下水侧向补给，水量较大。勘探时测得场地位置各钻孔稳定水位埋深7.8m-9.5m。场地土对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。4.2.7.107、4结论和建议（1）经勘察，场地和地基稳定，适宜进行本工程的建设。（2）根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001）及建筑抗震设计规范（GB50011-2010），拟建建筑物场址区地震基本烈度低于6度区，属非地震效应区，场地整体稳定。（3）勘察结果表明：建筑场地属可以建设的一般场地，场地内地形地貌较简单，未发现影响场地稳定性的不良地质作用，故本场地为简单场地；场地内地层分布较不均匀，岩土种类较多，性质变化较大，属中等复杂地基。综上所述，本场地岩土工程勘察等级为乙级。（4）根据周边建筑建议，场地土对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。（5）场地0.5-0.8m（填土）的土壤电阻率为162m；108、粉质黏土层的s为550m；灰岩电阻率s为3.9105m。（6）应作详细勘察，为建构筑物提供详细的设计参数。4.2.8 土石方情况4.2.8.1 新桥村铺上组站址站址由政府完成两通一平。挡土墙约168m3，草皮边坡580m2。4.2.8.1 新桥村老草坪站址站址由政府完成两通一平。挡土墙约1460m3，草皮边坡1500m2。4.2.9 进站道路和交通运输4.2.9.1 新桥村铺上组站址进站道路拟从东面县道X078接入，进站道路长61m，宽4.0m，坡度6.5%大件运输可由汽车通过岳临高速，再经高速引接如运至南一环，再经县道X078至站址内。其中跨高速高速桥梁限重30t（单组轮），无限高涵洞等。4109、.2.9.2 新桥村老草坪站址进站道路拟从4m宽水泥乡道接入，新建道路20m长，宽4.0m，坡度为8%。大件运输可由汽车通过岳临高速，再经高速引接如运至南一环，再经县道X078、乡道至站址内。其中跨高速高速桥梁限重30t（单组轮），无限高涵洞等。4.2.10 施工条件4.2.10.1 新桥村铺上组站址（1）施工电源：接入10kV刘南线，距离1.2km。（2）施工用水：站内打井取水及附近河流水塘取水。（3）施工交通：站址在XX市城南，站址东侧县道X078，交通便利。4.2.10.2 新桥村老草坪站址（1）施工电源：接入10kV刘南线，距离0.9m。（2）施工用水：站内打井取水及附近河流水塘取水。110、（3）施工交通：站址在XX市城南，站址北侧乡道，交通便利。4.2.11 站址环境4.2.11.1 站址环境概况根据要求，本次初步选定的2个站址，均为丘陵地区农村环境，分述如下： 新桥村铺上站址：站址北侧有石灰厂，目前未开工过，南侧有一栋2层民用建筑，周边无滑坡等迹象，地表有植物和茶林，环境较好。新桥村樟梓皂站址：站址周边无民房。地表主要为杂草，周边无滑坡等迹象，环境较好。4.2.11.2污秽等级情况根据XX电力系统污区分布图，各站址区域污秽等级为III类污秽。4.2.11.3执行的环境保护标准电磁辐射环境影响保护管理办法(1997.03.25国家环保局第18号令发布)作业场所工频电场卫生标准(111、GB16203-1996)作业场所微波辐射卫生标准(GB10436-89)架空电力线路、变电站对电视差转台、转播台无线电干扰防护间距标准(GBJ143-90)高压交流架空送电线电干扰限值GB(15707-1995)电信线路遭受强电线路危险影响的容许值GB(6830-86)架空电力线路与调幅广播收音台的防护距离GB(7495-87)高压架空线路和发电厂、变电站环境污区分级及外绝缘选择标准GB(16434-1996)工业企业厂界噪声标准GB(12348-90)工业企业噪声卫生标准(试行草案)地表水环境质量标准GB(3838-2002)污水综合排放标准GB(8978-96)4.2.12 污水处理变电112、站废水主要是含油废水，无连续排放的生产废水。废水经处理后达标排放。含油废水主要来于事故排油坑和变压器周围及检修，工程考虑设隔油池油水分离设施，满足排放要求。变电站内无生活污水。值班室生活污水经化粪池处理后接入排水系统。对环境不造成影响。4.2.13 噪声防治变电站噪声来自电器设备和其辅助机构设备运行产生的电气、机构噪声和电流运行产生的电气噪声，以及线路绝缘子放电可产生电磁辐射噪声。变电站主要噪声源为主变压器噪声。噪声控制首先从噪声源上控制，站址内主变压器布置尽量远离围墙，以满足噪声影响人的居住或工作建筑物1m处的噪声级的标准，即：白天不大于65dB(A)晚上不大于55dB(A)配电装置设计考虑113、对噪声的控制，必要时将采取隔声、消声、吸声、隔振等措施，使在距电器2m处噪声不超过下列值：连续性噪声水平：75 dB(A)，低于工业企业噪声卫生标准中允许值。对生产噪声的设备在定货时向制造厂家提出降低噪声的要求，优选低噪声的主变压器。4.2.14 水土保持与绿化（1）水土保持变电站的建设不可避免的对站址范围的植被造成破坏，导致水土流失。为了减少对环境资源的破坏，拟采取以下措施：工程尽量做到挖填平衡，减少购买、弃土的量；建设过程中，注意保护所区的现有良好植被，破坏的及时恢复；施工中在划定的施工区域中进行，节约占地，减少植被破坏；挖掘土石方遵守施工建筑规范及有关水土保护规定，尽量避免过多植被破坏；114、施工结束后立即清除现场，实施绿化或硬铺砌：租用的土地，在施工完后一次性恢复。（2）绿化结合总交布置及建筑特点和周围环境进行站区绿化规划设计，并体现远近结合、突出重点(所前区)、照顾全站的原则。防治目标通过对工程建设造成的水土流失综合治理，可达到：扰动地表治理率100%；造成水土流失面积治理度100%；土壤侵蚀模数控制率100%以下；水土流失控制率100%。4.2.15 站址方案技术经济比较主要技术经济对比表站址名称新桥村铺上组站址新桥村老草坪站址地理位置站址位于XX市市区南三环以南300m(南三环还未延伸至站址附近),县道X078西侧，地名为XX市板桥镇新桥村铺上组，站址距离京珠高速复线（岳临115、高速）8km。站址位于XX市市区南三环以南40m (南三环还未延伸至站址附近)，地名为XX市板桥镇新桥村老草坪，站址距离京珠高速复线（岳临高速）8.8km。系统位置站址靠近网络中心站址靠近网络中心进线走廊110kV进出线向北出线，出线较方便，远期出线4回，本期3回，通道需要本期控规。35kV出线向西出线，出线较方便（电缆出线），10kV向南出线，出线较方便。110kV进出线向东出线，出线较方便，远期出线4回，本期3回。35kV出线向西出线，出线较方便（电缆出线），10kV向西出线，出线较方便。施工电源接入10kV刘南线，距离1.5km接入10kV刘南线，距离0.9km110kv网络工程本期：（116、印刘B线开剖）110kV新建线路长：本期1.14km远期：印山至泉峰10km远期：泉峰至官岭16.8本期：（印刘B线开剖）110kV新建线路长：本期2.87m.远期：印山至泉峰10.6km远期：泉峰至官岭16.235kV网络工程新建泉峰至洋泉35kV线路4.5km,其它段利旧。新建泉峰至盐湖35kV线路6.5km,其它段利旧。新建泉峰至盐煤35kV线路6.2km，其它段利旧。泉峰开剖刘依35kV线路：新建泉峰至官岭线路和泉峰至依湖线路合0.6km。新建泉峰至洋泉35kV线路5.2km,其它段利旧。新建泉峰至盐湖35kV线路7.2km,其它段利旧。新建泉峰至盐煤35kV线路7.1km，其它段利旧117、。泉峰开剖刘依35kV线路：新建泉峰至官岭线路和泉峰至依湖线路合1.5km。地形地貌站址为丘陵地形，目前多为杂草，站址西侧为油茶树林。场地内高差较大，东低西高，站址南侧有一小山谷，高差直降8-13m，站址自然高程95m115m。站址南面为一座石灰厂。站址东侧县道X078。站址视野较开阔，进出线方便。站址为丘陵地形，场地高差较大，长有杂草，为一座小山，中间高西周低。站址自然高程101m129m。站址东、南是一口环形的水塘，西面为两座小山夹成的山谷，北面为一条水泥乡道，乡道北侧是南三环土胚子道路，南三环未形成。站址视野开阔，进出线方便。地质水文杂填土层：褐黄色，主要由黏性土、强风化页岩、坡洪积土等118、混合堆填。粉质粘土层：黄褐色，含有少量的铁锰质，硬塑，饱和。强风化泥质页岩层：黄褐色，以泥质页岩为主，结构大部分破坏，风化裂隙很发育，岩体破碎。 站址高于50年一遇洪水位。杂填土层：褐黄色，主要由黏性土、强风化页岩、坡洪积土等混合堆填。粉质粘土层：黄褐色，含有少量的铁锰质，硬塑，饱和。强风化泥质页岩层：黄褐色，以泥质页岩为主，结构大部分破坏，风化裂隙很发育，岩体破碎。 站址高于50年一遇洪水位。征地、拆迁、土石方站址需征地9.08亩，地表主要为杂草和油茶树林。土地性质为一般农田和林地。站址由政府完成两通一平。挡土墙约168m3，草皮边坡580m2站址需征地10.8亩地表主要为杂草。土地性质为一119、般农田和林地。站址由政府完成两通一平。挡土墙约1460m3，草皮边坡1500m2。进站道路和大件运输进站道路拟从东面县道X078接入，进站道路长61m，坡度6.5%大件运输可由汽车通过岳临高速，再经高速引接如运至南一环，再经县道X078至站址内，其中无限高涵洞等。进站道路拟从4m宽水泥乡道接入，新建道路90m长，坡度为6%。 大件运输可由汽车通过岳临高速，再经南一环，经县道X078、乡道至站址内。其中无限高涵洞等。地基处理本工程部分处在填方区，灌注桩428m3本工程部分处在填方区，灌注桩625m3给排水打井取水，站区雨水合流排入碎石路旁排水沟，站外排水长120m。打井取水或自来水，站区雨水合流120、排入水塘。站外排水长90m。相对投资0万元+266.3万元4.1.16 推荐站址方案经技术经济比较，进出线良好，两站址均地质条件好，给排水条件好，但新桥村老草坪站址为一个小山坡和水塘，站址需远离南三环（规划路，只有路基，三年以来未开工了）80m外，站址大部分坐落水塘之上，地基处理工程量较大，站址标高及进站道路难控制，故不予推荐。新桥村铺上组站址地基处理较小，且从远期线路工程投资较少。综上所述，推荐新桥村铺上组站址作为泉峰110kV变电站的建站站址。4.2.17 签署协议情况本次选址当地有关政府部门、单位对站址签署意见情况见表。有关政府部门、单位对站址签署意见情况序号签署单位意见1县政府已取得2121、县国土局已取得3县规划局已取得4县林业局已取得5镇政府已取得五、变电站工程设想5.1 方案拟定泉峰110kV变电站位于XXXX市板桥镇新桥村后山组，站址区域不属规划区。根据系统规划，变电站终期主变容量350MVA,电压等级110/35/10kV，110kV出线4回，35kV出线6回，10kV出线30回，10kV无功补偿装置3（3600+4800）kVar。因此本次根据变电站终期建设规模及站址的实际条件，套用2019年版国网湖南省电力有限公司35220kV变电站模块化建设通用设计实施方案HN-110-C-8分册HN-110-C-8方案作为变电站平面布置方案，根据站址实际情况，对进站入口做了微调：122、（1）通用设计方案中变电站大门直对主变压器运输道路。本工程进站道路由东面站外县道引接，变电站大门布置在东面围墙北端，为满足主变运输要求，扩宽原3米站内道路为4m,主变运输道路为“L”型。（2）通用设计中布置#1独立避雷针位置本工程需布置变电站大门，调整#1独立避雷针为构架避雷针。5.2 电气一次5.2.1 电气主接线（1）110kV部分最终4回架空出线，3回主变进线，采用单母线断路器分段接线；本期2回架空出线，1回主变进线，采用单母线断路器分段接线。（2）35kV部分最终6回电缆出线，2回主变进线，采用单母线断路器分段接线；本期3回电缆出线，1回主变进线，采用单母线接线。本期在段母线上装设1组123、母线TV和1台容量为100kVA的站用变。（3）10kV部分最终30回电缆出线，3回主变进线，采用单母线断路器三分段接线；本期4回电缆出线，1回主变进线，采用单母线接线。本期在10kV段母线上装设1台容量为100kVA的站用变、1组母线TV，配置2组容量分别为3600kvar和4800kvar的无功补偿装置。（4）中性点接地方式1）110kV中性点接地方式110kV中性点采用避雷器、保护间隙保护，经隔离开关接地方式。2）35、10kV中性点接地方式35kV、10kV中性点均采用不接地方式。5.2.2 电气平面布置泉峰110kV变电站电气总平面布置参考2019年版国网湖南省电力有限公司35220124、kV变电站模块化建设通用设计实施方案HN-110-C-8分册方案进行设计。（1）总平面布置本方案变电站围墙内占地约为6.83亩（长70m宽65m）。110kV配电装置采用户外AIS设备布置在站区的西侧，35kV及10kV配电装置、二次设备室布置于站区东侧配电装置室内，主变压器布置于110kV配电装置与10kV配电室之间，二次设备预制舱布置在站区西南角。10kV电容器组布置于站区的南侧。变电站进站道路从站区东侧引入，站内运输道路从主变及110kV配电装置中间穿行，宽度为4m。（2）配电装置 1） 主变压器本工程规划3台主变。本期装设1台主变，主变压器采用户外布置，主变与110kV配电装置的连接采125、用软导线，与35kV配电装置采用电缆连接，与10kV配电装置采用铜排连接。2）110kV配电装置110kV配电装置采用户外AIS软母线中型双列布置，全部架空出线，110kV配电装置共10个间隔。单个间隔宽度8m，横向长度为52m，纵向长度34m。本期新上I、II段母线、2号主变进线间隔、2Y、3Y出线间隔、I、II段母线设备间隔及断路器分段间隔。3）35kV配电装置35kV配电装置采用充气式开关柜户内单列布置，电缆进、出线，35kV开关柜远景共装设13面。35kV配电装置与10kV配电装置联合布置在一间配电室内，配电室长33m，宽9.6m。本期新上充气式开关柜7面，分别为主变进线柜1面、馈线柜126、3面、母线设备柜1面、站用变柜1面、分段隔离柜1面。4）10kV配电装置10kV配电装置采用金属铠装式开关柜户内双列布置，主变进线采用母线桥引至10kV配电室，电缆出线，10kV开关柜远景共装设50面。10kV配电装置与35kV配电装置联合布置在一间配电室内，配电室长33m，宽9.6m。本期新上开关柜11面，分别为主变进线柜1面、主变隔离柜1面、馈线柜4面、站用变柜1面、电容器出线柜2面、母线设备柜1面、分段隔离柜1面。5）无功补偿装置及布置无功补偿装置采用户外布置，本期为新上2号主变压器配置2组容量分别为4800kvar和3600kvar的框架式无功补偿成套装置，电容器组串接5%干式空芯电抗127、器，电抗器前置。电容器装置工作电压采取113kV，电容器中性点采用星型接线。5.2.3 短路电流计算及主要电气设备选择5.2.3.1 短路电流计算短路阻抗计算条件：电力系统远景规划年2025年，主供电源为印山220kV变电站；短路计算阻抗值为标么值，其基准值为：Sj=100MVA ,Uj=Up；根据XX市电力系统资料，泉峰110kV变电站在系统大方式运行情况下，110kV母线短路正序阻抗为0.103，零序阻抗为0.1427，短路电流计算结果如下表：短路电流计算结果短路点短路形式短路电流有效值（kA）冲击电流（kA）全电流（kA）f1（110kV母线）三相短路4.8712.427.35f2（35128、kV母线）三相短路4.912.57.4f3（10kV母线）三相短路19.9650.89830.14f4（110kV母线）单相接地短路4.32f4（110kV母线）两相接地短路4.655.2.3.2 设备选型根据短路电流计算结果及国家电网公司通用设备典型规范，110kV、35kV侧设备短路水平分别按40kA、25kA考虑，10kV主变进线及分段设备短路水平按40kA考虑，其余设备按31.5kA考虑。根据湖南省电力系统污区分布图及现场考察，本变电站设备防污等级选择为D级，覆冰厚度按10mm，中性点直接接地系统电气设备的绝缘爬距取25mm/kV，中性点非直接接地系统电气设备的绝缘爬距取31mm/kV129、，户内电气设备的绝缘爬距取20mm/kV。设备按照国家电网公司标准化建设成果（35750kV输变电工程通用设计、通用设备）应用目录（2019年版）原则选择。根据短路电流计算及标准物料要求，具体主设备选型如下。本期工程新上2号主变压器，选用三相自然油循环自冷三线圈有载调压变压器，暂定型号为SSZ11-50000/110。变压器参数选择见下表。主变设备选型及主要参数表项目参数型式三相三绕组，油浸式有载调压容量50MVA额定电压11081.25%/38.522.5%/10.5kV容量比100/100/100接线组别YN, yn0, d11阻抗电压Uk1-317.5; Uk1-210.5; Uk2-3130、6.5;冷却方式自然油循环自冷（ONAN）套管TA高压中性点100/5A，5P30/5P30主变压器110kV中性点采用避雷器、保护间隙保护，经隔离开关接地方式，中性点成套装置参数选择见下表。中性点成套装置设备选型及主要参数表设备名称型号及主要参数中性点成套装置隔离开关：72.5kV/630A避雷器：YH1.5W-73/173电流互感器：100/5A，5P30/5P30（2）110kV设备110kV采用户外AIS设备。按照短路电流水平，110kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值为100kA。断路器采用单断口SF6瓷柱式断路器，隔离开关采用双柱水平开启式隔离开关，电流互感器采用倒立油浸131、式电流互感器，电压互感器采用电容式电压互感器，避雷器采用氧化锌避雷器。110kV主要设备选择结果设备名称型 式 及 主 要 参 数本期数量110kV断路器瓷柱式SF6气体绝缘单断口断路器额定电流2000A，3s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kA4台110kV隔离开关双柱水平旋转式，额定电流选用2000A，3s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kA10组110kV电流互感器倒立油浸式电流互感器，3s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kACT参数：2300/5A，10P30,10P30,0.2S,0.2S（主变进线）2600/5A，10P30,0.2S（出线）12台110kV132、母线电压互感器电容式电压互感器，0.2,0.5(3P),0.5(3P),3P110/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV6台110kV线路电压互感器电容式电压互感器，0.2,0.5,0.5,3P 110/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV 2台110kV避雷器氧化锌避雷器，额定电压102kV，残压峰值266kV12台（4）35kV电气设备选择35kV采用充气式开关柜。按照短路电流水平，35kV设备额定开断电流为25kA，动稳定电流峰值为63kA。35kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数数 量气体绝缘开关柜进线柜断路器：35kV，1250A，25kA/3s电流133、互感器：干式，35kV，600-1200/5A，5P30/5P30/0.2S/0.2S避雷器：氧化锌，51/134kV三工位隔离开关：35kV，1250A1台出线柜断路器：35kV，1250A，25kA/3s电流互感器：干式，35kV，2300/5A，5P30/0.5/0.2S避雷器：氧化锌，51/134kV三工位隔离开关：35kV，1250A3台母线设备柜电压互感器：干式，35kV，35/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV，0.2，0.5，3P，避雷器：氧化锌，51/134kV三工位隔离开关：35kV，1250A接地开关：35kV，1250A1台站用变柜断路器：35kV，1250A，25134、kA/3s电流互感器：干式，35kV，2300/5A，5P30/0.5/0.2S避雷器：氧化锌，51/134kV三工位隔离开关：35kV，1250A1台分段隔离柜三工位隔离开关：35kV，1250A电流互感器：干式，35kV，600-1200/5A，5P30/0.5/0.2S1台隔离开关双柱水平旋转式，额定电流选用1250A，4s热稳定电流25kA，动稳定电流峰值80kA1组站用变户外油浸式，D，yn11,100kVA，阻抗电压6%1台避雷器氧化锌避雷器，额定电压51kV，残压峰值134kV4台（4）10kV电气设备选择10kV采用用金属铠装式开关柜。按照短路电流水平，10kV设备额定开断电流135、为31.5kA（40kA），动稳定电流峰值为80（100）kA。10kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数本期数量并联电容器框架式，10kV，3.6Mvar1组并联电容器框架式，10kV，4.8Mvar1组站用变户外油浸式，D，yn11,100kVA，阻抗电压4%1台避雷器氧化锌，17/453台开关柜进线断路器12kV 3150A 40kA1面进线隔离12kV 3150A1面出 线12kV 1250A 31.5kA4面电 容12kV 1250A 31.5kA2面PT避雷器12kV 1250A 1面站用变柜12kV 1250A 31.5kA1面分段隔离柜12kV 3150A1面（5）导体选择136、110kV侧导线采用软导线，35kV侧进线采用电力电缆，10kV侧进线采用铜排。导体选择的原则为：（1）母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。（2）各级电压设备间连线按回路通过最大电流考虑，按发热条件校验。（3）各电压等级出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。主变压器进线载流量按额定容量计算，低压侧母线载流量按主变压器低压侧最大负荷计算，高压侧按经济电流密度选择。各级电压导体选择结果表电压（kV）回路名称回路工作电流（A）选用导体控制条件根数型号载流量（A）（修正值）110kV母线630LGJ-500/351024由穿越功率控制（120MW）主变进线276LGJ-300/40137、760由载流量控制母线设备-LGJ-300/40760由载流量控制出线663LGJ-300/40760与线路一致35kV主变进线787YJV62-35-16301000由载流量控制主母线787充气柜母线，1250A1250由载流量控制10kV主变进线28872（TMY-12510）3150由载流量控制主母线28872（TMY-12510）3150由载流量控制10kV电容器343YJV22-10-3300552由载流量控制10kV电容器257YJV22-10-3240481由载流量控制5.2.4 过电压保护及绝缘配合电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷138、器GB50064-2014交流电气装置的过电压保护绝缘配合确定的原则进行选择。5.2.4.1 避雷器的配置为防止110kV线路雷电侵入波对主变压器和其它电器设备的危害，在110kV母线和出线上装设氧化锌避雷器。主变35kV及10kV进线侧均装设避雷器，以防止雷电波的感应电压在中压或低压开路时，危及中压或低压绕组绝缘。10kV并联电容器装设氧化锌避雷器以防止操作过电压。泉峰110kV变电站避雷器配置情况如下：1)110kV配电装置母线及出线装设Y10W-102/266型避雷器。2)主变35kV进线、母线及出线侧装设持续运行电压不小于41kV的YH5WZ-51/134型避雷器。3)主变10kV进线139、侧、母线及出线侧，10kV并联电容器均装设持续运行电压不小于13.6kV的YH5WZ-17/45型避雷器。4)主变高压侧中性点，装设1台YH1.5W-73/173型避雷器。5)主变中压侧中性点，装设1台YH5WZ-51/134型避雷器。5.2.4.2 110kV电气设备的绝缘配合110kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内110kV避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见下表：110kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压（kV，有效值）避雷器额定电压（kV，有效值）避雷器持续运行电压（kV，有效值）雷电冲击20kA残压（kV，有效值）陡波冲击20kA残压（kV，有效值）数值1101140、0279.6266297110kV电气设备的绝缘水平按GB50064-2014交流电气装置的过电压保护绝缘配合和国家电网公司110500kV变电站通用设备典型规范的规定选取，有关取值见下表：110kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备耐受电压值雷电冲击保护水平配合系数雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器高压侧4804505302001851.4主变压器中性点18518518585851.4其他电器5505506302302301.4断路器断口间550+100550+100230+70230+701.4隔离开关断口间5141、50+100230+70230+701.4仅电流互感器及主变压器承受截波耐压试验。5.2.4.3 35kV电气设备的绝缘配合35kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内35kV避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见下表：35kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压（kV，有效值）避雷器额定电压（kV，有效值）避雷器持续运行电压（kV，有效值）雷电冲击5kA残压（kV，有效值）陡波冲击5kA残压（kV，有效值）数值355140.813415435kV电气设备的绝缘水平按GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合的规定选取，有关取值见下表： 35kV电气设备的绝缘水平设备名称设备耐142、受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器中压侧2001852208580断路器断口间1851859595隔离开关断口间215118其他电器18518595955.2.4.4 10kV电气设备的绝缘配合10kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内10kV避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见下表：表5.2-11 10kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压（kV，有效值）避雷器额定电压（kV，有效值）避雷器持续运行电压（kV，有效值）陡波冲击5kA残压（kV，有效值）数值101713.651.810kV电气设备的绝缘水平143、按GB50064-2014交流电气装置的过电压保护绝缘配合的规定选取，有关取值见下表：表5.2-12 10kV电气设备及主变中性点的绝缘水平设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器低压侧7575853535断路器断口间75754242隔离开关断口间8549其他电器757542425.2.4.5 绝缘子串片数的选择污秽等级为级，按基建技术（2014）10号国网基建部关于加强新建输变电工程防污闪等设计工作的通知中规定，取泄漏比距为35mm/kV，依最高运行电压和泄漏比距选择绝缘子串片数；并据导线荷载大小，选用不同强度的144、悬式绝缘子，110kV单片绝缘子的爬电距离为450mm。根据计算，110kV耐张绝缘子串片数取8片。5.2.5 防雷接地（1）防直击雷保护在变电站内设3根25m构架避雷针及1根25m独立避雷针作为全站的防直击雷保护。经验算，除综合配电室东北角未在保护范围内，其他站内配电装置及构建筑物均位于其保护范围内。故在综合配电室屋顶增设避雷带进行防直击雷保护。（2）接地根据地勘报告及平面布置方案，站区内土壤等值电阻率取550.m。经计算，本站短路接地电流有效值约为4.65kA，考虑避雷线分流50%左右，全站入地短路电流约为2.325A。根据规程，变电站接地电阻应小于2000/I，即0.86，如不能满足20145、00/I，经过技术经济比较，可适当放宽至 5000/I，即2.15，并满足跨步电压、接触电压的所要求的接地电阻值：变电站允许接触电势为257.4V，允许跨步电压为537.9V。接触电势和跨步电势所要求的最大接地电阻分别为1.4和5.49。因此本站接地电阻值需小于1.4。接地线和接地极的选用：（1）根据热稳定条件，为考虑腐蚀时，接地线的最小截面应符合下式要求，SgIg/cSg=25.73(mm2)考虑热镀锌扁钢年腐蚀率为0.065mm/年，腐蚀年限为40年。若选用-506镀锌扁钢则有：161.1625.73，满足要求；因此选用-506镀锌扁钢作为主地网连接线、设备接地连接线。根据热稳定条件，未考146、虑腐蚀时，接地装置接地极的截面不宜小于连接至接地装置的接地线截面的75%。因此接地极最小截面为120mm2，故接地极选用50505热镀锌角钢。本站的接地网采用水平敷设的接地干线为主，垂直接地极为辅联合构成的复合式人工接地装置，水平接地采用规格为-506的镀锌扁钢，垂直接地体采用50505mm，长度为2.5m的热镀锌角钢。敷设接地网时尽量利用自然接地体。按常规敷设方案，变电站主接地网敷设面积约为4284m2，场地接地电阻值约为4.14。满足跨步电势的要求，接触电势不满足要求。考虑变电站地处城郊，无法采取扩大地网等降阻措施，从经济性的角度出发，拟采用站区打接地深井，深埋离子接地极的方式来降低接地电147、阻。具体方案如下：在变电站四个角分别打4口规格为0.1520m接地深井，深埋离子接地极并用降阻剂回填。接地极通过506镀锌扁钢实现和主接地网的有效连接。降阻后，接地网接地电阻理论达到值应该为1.27欧姆,满足设计要求的小于1.4欧姆的接地电阻要求。本站回填土的土壤电阻率应小于100.m。根据规程规范设备均采用双接地，机构箱、端子箱及电源箱等采用单接地。根据反措要求，在二次设备室及二次电缆沟内敷设等电位接地网铜排，铜排截面积S100m2。5.2.6 交流站用电（1）站用电源本工程站用电采用交直流一体化电源系统。其中，交流系统采用380/220V动力和照明共用、中性点直接接地的三相四线制系统，38148、0/220V站用电接线方式为单母线。本站设置35kV站用变、10kV站用变各1台，均布置在户外。在35kV段母线和10kV段母线配置容量为100kVA的油浸式变压器，接线组别为Dyn11，布置在站区东南角。（2）站用变压器选择根据GB/50059-201135110kV变电所设计规范规定，在有两台及以上主变压器的变电所中，宜装设两台容量相同可互为备用的站用变压器。每台站用变按全站计算负荷选择，详见说明书。考虑到主变检修的需要，选用两台100kVA站用变压器互为备用。（3）站用电的供电方式该站站用电源采用直接供电方式对站内交流负荷供电，对重要负荷（如UPS电源，直流充电机负荷等）采用双回路供电方149、式供电。站用电低压系统采用三相四线制，系统的中性点直接接地。系统额定电压380/220V。站用电低压母线采用单母线分段接线，两回380V进线应配置自动投切装置。5.2.7 全站照明照明电源由站用低压配电屏供给，采用TN-C-S方式供电；设置2个照明配电箱，1个应急照明配电箱，1个动力配电箱，均布置于二次设备室，其中应急和动力配电箱与火灾报警装置联动。在二次设备室、蓄电池室、高压配电室均设置备用照明及疏散照明。备用照明灯具采用交直流两用灯具，外壳留有清晰明显的红点标识，以区分其他正常照明灯。备用照明箱设有手动投切装置，其电源分别接至交流屏和直流屏。二次设备室、高压配电室、资料室及其他辅助功能房间150、采用免维护的LED灯；主变区、户外配电装置区均选用防水防尘防震防眩灯，不锈钢立杆安装；蓄电池室采用免维护的防爆灯，疏散照明灯用选用应急时间60min的固态照明灯。5.2.8 检修电源网络检修电源由所用交流屏引出，采用380/220V供电。在各级电压配电装置处设有检修电源箱，检修电源的供电半径不大于50m。在主变压器区、110kV配电区、35kV、10kV高压配电室分别设置检修电源箱，二次设备室则直接从检修电源屏上引接。5.2.9 电缆设施5.2.9.1 电缆选型电力电缆和控制电缆选择按照GB50217-2018电力工程电缆设计规范选择。5.2.9.2 电缆敷设全站电缆采用电缆沟和穿管敷设方式。151、电缆沟过道路处和进出建筑物等局部地段穿管敷设。站内电缆沟按沿道路、建构筑物平行布置的原则，整体规划，合理布置。5.2.9.3 电缆防火为了防止电缆着火后延燃，在建筑物、屏柜入口处及防火墙两侧一米内的电缆涂刷防火材料。在开关柜、控制屏的开孔部位，电缆贯穿隔墙、楼板的孔洞处采取有效的阻燃封堵处理。在公用主沟道的分支处，长距离电缆沟的适当分段处，至建筑物或配电装置的沟道入口处等适当部位设置阻火墙。5.2.10 融冰电源根据线路资料，原印刘B线设计覆冰厚度为10mm，本期泉峰110kV变电站剖接印刘B线，新建线路处于10mm15mm冰区，线路设计覆冰厚度15mm。经调度提资，线路融冰电源由印山220k152、V变电站提供，本工程不设融冰电源点。5.3 电气二次5.3.1 变电站综合自动化系统5.3.1.1 设计原则根据电气一次方案，本站按照国家电网公司输变电工程通用设计国网湖南电力智能变电站模块化建设标准化施工图110-C-4分册的要求配置。变电站自动化系统设备配置和功能要求按无人值守设计，设计原则如下：（1）采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层和过程层设备按本期规模配置。（2）变电站一体化监控系统统一组网，通信规约采用DL/T860通信标准。 (3）变电站内信息具有共享性和唯一性，变电站一体化监控系统监控主机与远动数据传输153、设备、保护及故障信息管理系统、微机防误系统信息资源共享，不重复采集，节约投资。 (4）变电站内由变电站一体化监控系统完成对全站设备的监控，不再另外设置其它常规的控制屏以及模拟屏。 (5）变电站一体化监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。(6）根据调自2012101号文关于印发变电站调控数据交互规范（试行）的通知文件要求，本站调控数据的优化处理流程、接入方式遵照“告警直传，远程浏览，数据优化，认证安全”的技术原则。(7)计算机监控系统中：运动信息量按照省公司“无人值班变电站信息采集及分类计数规范执行”改为按国调中心关于印发750kV等4个154、电压等级变电站典型信息表的通知_调监【2013】152执行。(8)计算机监控系统的网络安全严格按照电力监管会2004年5号令电力二次系统安全及防护规定执行改为按照发改委2014年14号令电力监控系统安全防护规定执行。5.3.1.2 监测、监控范围及功能监控系统实现全站信息的统一接入、统一存储和统一展示，具备运行监视、操作与控制、综合信息分析与智能告警、运行管理各辅助应用等功能。变电站自动化系统设备配置和功能要求按无人值守设计，采用开放式网络结构，通信规约统一采用DL/T860。监控范围及功能满足智能变电站一体化监控系统功能规范（Q/GDW678-2011）、智能变电站一体化监控系统建设技术规范155、（Q/GDW 679-2011）的要求。5.3.1.3 系统网络构成及网络通信设备配置a）站控层由主机兼操作员工作站、远动通信装置及网络打印机等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。本站站控层网络采用单套星形以太网，本期工程配置4台站控层交换机（100M电口数量：24；100M光口数量：2）。b）间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。本站间隔层网络采用单套星形以太网。本期10kV配电室配置1台间隔层交换机（10156、0M电口数量：24；100M光口数量：2），就地安装于10kV间隔层网络柜上。c）过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。本站110kV电压等级过程层采用单星形以太网，GOOSE网与SV网共网设置。本期工程1#主变配置1台过程层交换机（100M光口数量：16；1000M光口数量：2），安装于1#主变保护柜上；110kV系统配置1台过程层中心交换机（100M光口数量：16；1000M光口数量：4），安装于110kV线路保护测控柜上；110kV线路配置2台过程层交换机（100M光口数量：16；1000M光口157、数量：2），安装于110kV 2Y线路GIS智能汇控柜内。5.3.1.4 系统软件本变电站主机采用Unix或Linux操作系统。5.3.1.5 系统功能自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸等同期功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。主要包括：实现数据采集和处理功能；建立实时数据库，存储并不断更新来自间隔层或过程层设备的全部实时数据；顺序控制功能，应满足无人值班相关功能要求；防误闭锁功能；报警处理功能，报警信息来源应包括自动化系统自身采集和通过数据通信接口获取的各种数据；事件顺序记录及事故追忆功能；画面生158、成及显示功能；在线计算及制表功能；对数字或模拟电能量的处理功能；远动通信功能；人机联系功能；系统自诊断和自恢复功能；与其他智能设备的接口功能；保护及故障信息管理功能；智能告警及事故信息综合分析决策功能；网络报文记录分析功能；对基本数据信息模型进行配置管理，并自动生成数据记录功能；支撑经济运行与优化控制根据运行要求，实现其它需要的高级应用功能。（1）五防闭锁本工程不设独立的“五防”主机，防误操作闭锁功能由监控主机实现，五防锁具按本期工程规模配置。间隔层闭锁通过GOOSE通信完成，过程层的闭锁采用电气闭锁+智能单元允许接点实现。（2）远动功能远动信息的直采直送是保证调度中心掌控整体电网运行状态的重159、要原则。远动通信设备需要的数据应直接来自数据采集控制层的I/O测控装置，并通过站控层网络作为传输通道，直采直送要求远动通信设备与站内监控设备无关。操作员站的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有任何影响。（3）信号采集变电站自动化系统应能实现数据采集和处理功能，其范围包括模拟量、开关量、电能量以及来自其他智能装置的数据。（4）一体化信息平台和高级应用功能1）一体化信息平台一体化信息平台从站控层网络直接采集 SCADA数据、保护信息等数据，直接采集电能量、故障录波、设备状态监测等各类数据，作为变电站的统一数据基础平台。2）高级功能a）顺序控制基于一体化信息平台实现准确的数据采集，包括变电站内所160、有实时遥信量包括开关、刀闸、地刀等的位置，所有实时模拟量（电流、电压、功率等），以及其它辅助的遥信量。顺序控制功能应具有防误闭锁、事件记录等功能，应采用可靠的网络通信技术。b）智能告警及故障信息综合分析决策建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。告警信息主要在厂站端处理，以减少主站端信息流量，厂站可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综161、合展示。c）设备状态可视化采集主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，进行可视化展示并发送到上级系统，为电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。d）支撑经济运行与优化控制应综合利用FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站系统层及智能调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。e）站域控制采用变电站监控系统实现小电流接地选线功能，取消独立装置。f）源端维护在保证安全的前提下，应在变电站利用统一系统配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站网络拓扑等参数、IED数据模型及两者之间的联系。变电站主接线和分画面图形，图元与模型关联，应以可升级矢量图162、形（SVG）格式提供给调度/集控系统。5.3.1.6 操作控制方式泉峰110kV变电站按智能模块化变电站进行设计，运行管理模式为无人值班。本变电站采用计算机监控系统作为主要控制手段，操作控制功能按集控中心、站控层、间隔层、设备级的分层操作原则考虑；操作权限由集控中心、站控层、间隔层、设备级的顺序层层下放，原则上站控层、间隔层、设备级只作为后备操作或检修操作的手段。在监控系统运行正常的情况下，任何一层的操作、设备的运行状态和选择切换开关的状态都应处于计算机监控系统的监视之中。在任何一层的操作时，其他操作级均处于被闭锁状态。5.3.1.7 设备配置原则（1）站控层设备配置原则：按照功能分散配置、资163、源共享、避免设备重复设置的原则，本站配置2套站控层主机兼操作员工作站（兼数据服务器功能且监控主机电源冗余配置），配置2台区数据网关机（含图形网关机功能），1台区数据通信网关机，1台/区数据通信网关机，1台综合应用服务器，1套二次安全防护设备，工业以太网交换机及打印机等。站控层设备应能同时接收站内所有保护、测控装置的数据信息。站控层数据库建库以及主接线图等宜按变电站远期规模设置参数化，便于以后扩建工程的实施。（2）间隔层设备配置原则：间隔层设备包括继电保护、安全自动化装置、测控装置、故障录波及网络分析系统、电能量采集系统等设备。测控装置按照DL/T860建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直164、接通信。支持通过GOOSE报文实现间隔层“五防”联闭锁功能，支持通过GOOSE报文下行实现设备操作。主变测控高、中、低及本体侧单独配置，本期1#主变配置4台测控装置，共组1面主变测控柜，布置于二次设备室。110kV 2Y、4Y分别配置1台线路保护测控集成装置布置于二次设备预制仓内。35kV间隔采用保护测控装置，本期35kV线路、35kV分段共配置4台保护测控装置，下放安装于相应35kV开关柜内。10kV间隔采用保护测控装置，本期10kV线路、10kV站用变、10kV电容器共配置7台保护测控装置，下放安装于相应10kV开关柜内。计量装置：本期工程共配置三相四线数字电能表5块，分别用于110kV线165、路、及主变高、中、低压侧电能计量；共配置11块35kV/10kV计量表计，用于35/10kV线路、电容器计量；配置2块0.5S级三相四线智能电能表，用于站用变低压侧计量。本站配置1台电能量远方终端，要求所有计量装置具有RS485接口，并通过RS485口接入电能量远方终端，电能量远方终端用于向计量所传送电量计费信息。（3）过程层设备配置原则本站采用常规互感器，过程层设备包括合并单元、智能终端，合并单元、智能终端具备接入常规互感器输出的模拟信号的功能，以及与保护和跳闸线圈配合的功能，本工程采用合并单元智能终端一体化装置。1）合并单元、智能终端配置原则：110kV电压等级：110kV出线配置1套合并166、单元智能终端集成装置，安装于110kV2Y线路智能汇控柜内；110kV母线配置2套合并单元智能终端集成装置，采集母线数据。并在母线电压合并单元内实现电压并列和切换功能，且具备母线接地刀操作及信息采集功能。安装于110kV母母线智能汇控内。35/10kV电压等级（除主变）：不配置合并单元、智能终端。主变：主变高压侧、主变中低压侧各配置2套合并单元智能终端集成装置，分别安装于主变高压侧智能汇控内、主变35/10kV侧进线开关柜内。主变本体配置1套智能终端（集成非电量保护功能），安装于主变本体智能控制柜内。主变中性点零序和间隙零序电流分别接入主变高压侧合并单元智能终端一体化装置，主变本体不单独配置合167、并单元。 2）本期合并单元及智能终端配置表如下：表5.3-1 本期合并单元及智能终端配表序号项目安装方式合并单元数量（台）智能终端数量（台）合并单元智能终端一体化装置数量（台）本期远期本期远期本期远期1主变高压侧主变高压侧间隔智能汇控内0000243主变低压侧主变低压侧进线开关柜0000244110kV线路110kV线路间隔GIS汇控柜内0000245110kV分段110kV分段间隔智能汇控内0000016110kV母线110kV母线间隔智能汇控内00002210主变本体主变本体智能控制柜0012003）智能控制柜a、就地智能控制柜按间隔配置，本期站内共配置1个智能控制柜（即：1#主变本体智能168、控制柜）；b、本站智能控制柜与各单元间隔端子箱一体化设计；c、1#主变本体配置1面智能控制柜，柜内含主变本体智能终端（集成非电量保护）1台。5.3.2 元件保护及自动装置5.3.2.1 元件保护配置本站主变压器保护采用主、后备一体化保护装置，按双套配置，直接采样直接跳闸。10kV线路、站用变、接地变及电容器组保护均采用保护测控计量多合一装置，按间隔单套配置。具体保护配置如下：（1）主变压器保护主变压器保护按双套配置主后备一体化保护，保护与测控分开设置。主保护：设有差动保护，采用谐波比率制动；外部相间短路后备保护：高压侧复合电压闭锁的方向及不带方向的过电流保护；高、低压侧过负荷保护；低压侧复合电169、压启动的电流保护；外部单相接地后备保护：中性点直接接地运行时，设零序方向及不带方向的过电流保护；中性点经间隙接地运行时，设间隙零序电流电压保护；非电量保护：本体重瓦斯、调压重瓦斯、本体重瓦斯、调压轻瓦斯、油温、油位、绕组温度、压力释放等。主变差动保护采用直跳方式跳各侧断路器，后备保护跳闸通过GOOSE网络。非电量保护由就地的本体智能终端实现，通过电缆直接跳闸。本期1#主变共配置2套主后一体化保护装置，组1面1#主变保护柜。主变主后备保护跳闸经光纤点对点直跳。1#主变配置一套含有非电量保护功能的本体智能终端，非电量保护跳闸经电缆以接点的形式联跳主变各侧断路器。保护动作信号以及主变本体信号、本体温170、度等则通过本体智能终端以专用光纤点对点形式传至主变测控装置，进而上传至站控层。（2）10kV线路保护本期10kV线路有9回，采用单母线接线方式，采用保护测控计量多合一装置，按间隔单套配置，共配置9台保护测控装置。10kV线路保护设有完整的阶段式电流保护（电流瞬时速断保护、电流限时速断保护、定时限过电流保护），兼有三相一次重合闸。动作跳本线路断路器。（3）10kV电容器组保护10kV电容器配置2套保护测控装置。10kV电容器保护设有阶段式电流保护（电流限时速断保护、定时限过电流保护）、不平衡电压保护、过电压保护、失压保护（有流闭锁）。动作跳本电容器组断路器。（4）10kV站用变10kV站用变采用171、保护测控计量多合一装置。10kV站用变保护设有阶段式电流保护。动作跳本站用变断路器。（5）35kV线路保护本期35kV线路有2回，采用单母线接线方式，采用保护测控计量多合一装置，按间隔单套配置，共配置2台保护测控装置。35kV线路保护设有完整的阶段式电流保护（电流瞬时速断保护、电流限时速断保护、定时限过电流保护），兼有三相一次重合闸。动作跳本线路断路器。（6）35kV分段保护35kV分段采用保护测控计量多合一装置，按间隔单套配置，共配置1台保护测控装置。35kV分段保护设有完整的阶段式电流保护（电流瞬时速断保护、电流限时速断保护）。动作跳本分段断路器。5.3.2.2 其它保护及安全自动装置（1172、）10kV电压互感器二次电压回路并列装置。（2）110、10kV电压互感器采用抗谐振设备，不单独配置微机消谐装。5.3.2.3 对相关专业的要求（1）与监控系统的接口方案保护装置及10kV保护测控装置按照DL/T860（IEC61850）标准建模，具备完善的自描述功能，采用以太网接口接入站内变电站监控系统。主变保护装置与110kV线路保护测控装置支持通过GOOSE报文实现与智能终端之间的状态和跳合闸信息传递。（2）对电流互感器的要求 电流互感器采用二次额定电流5A，二次绕组容量10VA。主变高压侧间隔配置4组独立的电流互感器二次绕组，其中0.2S（测温）、0.2S（计量）主变低压侧间隔按双重化173、要求配置2组独立的电流互感器二次绕组，其中保护使用P级电流互感器。准确级为：5P30（保护）、5P30（保护）、0.2S（测量）、0.2S（计量）110kV线路及分段配置2组独立的电流互感器二次绕组，其中保护使用P级电流互感器 。准确级为：5P30（保护）、0.2S（计量）。10kV线路、电容器、接地变、站用变及分段配置3组独立的电流互感器二次绕组。其中保护使用P级电流互感器。5P30（保护）、0.5（测量）、0.2S（计量）。（3）对电压互感器的要求电压互感器二次绕组容量选用为：110kV侧10VA；10kV侧50VA。各电压等级电压互感器配置如下：110kV母线电压互感器：应提供三组Y形和174、一组开口三角形二次TV绕组。其中两组0.5级Y形绕组用于两套保护和测量，一组0.2级Y形绕组用于计量，一组3P级开口三角形绕组用于保护。准确级：0.2（计量）/0.5（测量、保护）/0.5（保护）/3P（保护）额定变比：110/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV10kV母线电压互感器：应提供三组Y形和一组开口三角形二次TV绕组。其中两组0.5级Y形绕组用于保护和测量，一组0.2级Y形绕组用于计量，一组3P级开口三角形绕组用于保护。准确级：0.2（计量）/0.5（测量、保护）/0.5（保护）/3P（保护）额定变比：10/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3kV线路电175、压互感器：110kV 1Y配置A相单相式电压互感器用于同期、重合闸检同期、检无压。二次绕组容量选用为:10VA（4）对合并单元、智能终端的要求主变高压侧、低压侧间隔按双套配置合并单元智能终端集成装置，110kV线路按单套配置合并单元智能终端集成装置，110kV分段间隔按单套配置合并单元智能终端集成装置，110kV分段间隔按单套配置合并单元智能终端集成装置。除主变低压侧进线开关柜外，10kV部分不配置合并单元智能终端集成装置。5.3.4 一体化电源系统5.3.4.1 系统构成及功能要求本站配置1套交直流一体化电源系统，由站用交流电源、直流电源、交流不间断电源(UPS)、直流变换电源(DC/DC)176、等装置组成，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。全站直流、交流、UPS、通信等电源一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据应能够上传至远方控制中心，能够实现就地和远方控制功能，能够实现站用电源设备的系统联动。系统的总监控装置应通过DL/T 860规约与变电站后台设备连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理。系统应具有交流电源切换、充电装置充电方式转换等功能，应具有监测交流电源馈线、直流电源馈线的脱扣告警信号功能。本站交直流一体化电源系统配置2面交流电源柜、1组蓄电池柜、1面直流充电柜、3面直流馈线柜、1面通信电源柜、1面UPS电源柜、1台一体化电源监控装置。2面交流电源177、柜、1面直流充电柜、3面直流馈线柜、1面UPS电源柜、1面通信电源柜、1台一体化电源监控装置，布置于二次设备室。1组蓄电池独立布置于蓄电池室。5.3.4.2 直流电源系统本站采用220V直流电源作为全站各安装单位的控制、保护、信号、安全自动装置及事故照明等负荷的供电电源。本站配置1组容量为300Ah(详见计算书）阀控铅酸蓄电池，蓄电池组架布置于蓄电池室。蓄电池容量按2小时事故放电时间计算，通信负荷按4小时事故放电时间计算。直流系统采用1套高频开关电源装置（420A高频模块），系统接线采用单母线接线。直流系统采用辐射式供电方式，在二次设备室设备布置2面直流馈线柜。每套充电装置配置1套微机监控单元178、，根据直流系统运行状态，综合分析各种数据和信息，对整个系统实施控制和管理，并通过DL/T 860规约将信息上传至一体化电源的总监控装置；每套蓄电池配置1套蓄电池巡检仪，检测蓄电池单体运行工况，对蓄电池充放电进行动态管理。蓄电池巡检装置应具有单只蓄电池电压和整组蓄电池电压检测功能，并通过DL/T 860规约将信息上传至一体化电源的总监控装置；在直流馈线柜上装设1套直流绝缘监察装置，具备直流绝缘监测交流串直流的测记和报警功能，在线监视直流母线的电压，过高或过低时均发出警报信号，通过DL/T 860规约将信息上传至一体化电源的总监控装置；蓄电池出口、充电装置直流侧出口回路、直流馈线回路和蓄电池试验放179、电回路，应装设保护电器（保护电器采用专业直流空气断路器）。5.3.4.3 交流不停电电源（UPS）系统本站交流不停电电源系统配置UPS电源柜1面，UPS电源容量为7.5kVA。UPS为变电站内计算机监控系统、电能量计费系统、远动系统、微机防误系统、应急照明、调度数据网及通信设备等重要二次设备提供不停电电源。UPS系统不自带蓄电池，直流电源由站内220V直流系统提供。配置20A馈线18回。UPS电源应提供标准通信接口，并将系统运行状态、主要数据等信息通过DL/T 860规约上传至一体化电源的总监控装置。5.3.4.4所用交流电源系统本期配置所用变2台，容量为200kVA。交流电源系统配置智能交流180、柜3面，设置2组ATS实现两路交流进线自动投入，每面柜配置200A馈线2回；100A馈线4回；63A馈线8回 ；40A馈线16回。5.3.4.5 一体化电源监控交直流一体化电源系统配置1套一体化电源系统总监控装置，作为一体化电源系统的集中监控管理单元，应同时监控站用交流电源、直流电源、交流不间断电源（UPS）和直流变换电源（DC/DC）等设备。对上通过DL/T860与变电站站控层连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理；对下通过总线方式与各子电源监控单元通信，各子电源监控单元与成套设备中各监控模块通信。5.3.5 其它5.3.5.1 全站时钟同步系统本站配置1套全站公用的时间同步系统，支持181、北斗系统和GPS系统单相标准授时信号，时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求。时间同步系统对时范围应包括监控系统站控层设备、保护装置、测控装置等及站内其它设备。站控层设备采用SNTP对时方式，间隔层和过程层设备采用IRIG-B、1pps对时方式。时间同步系统应具备RJ45、ST、RS-232/485等类型对时输出接口扩展功能。本站新上1套对时系统，主时钟双重化配置，两台主时钟应分别配置北斗及GPS天线，将主时钟装置、时钟扩展装置组柜1面，布置于二次设备室。5.3.5.2 智能辅助控制系统本站配置1套智能辅助控制系统，实现图像监视及安全警卫、火灾报警、SF6监测、消防、照明、采暖通182、风等系统的智能联动控制，实时接收各端装置上传的模拟量、开关量及视频图像信号，分类存储各类信息并进行分析、计算、判断、统计和其他处理。智能辅助控制系统包括智能辅助系统综合监控平台、图像监视及安全警卫子系统、火灾自动报警及消防子系统、环境监测子系统（含SF6监测系统）等。1）智能辅助系统综合监控平台本站配置1套智能辅助系统综合监控平台后台系统，实现辅助系统的数据分类存储分析以及智能联动功能。智能辅助系统综合监控平台后台主机组1面柜，含后台服务器、液晶显示器、灯光控制单元、网桥、电源等。2）图像监视及安全警卫子系统为保证变电站安全运行，便于运行维护管理，本站配置1套图像监视及安全警卫系统。图像监视及183、安全警卫系统包括视频服务器、多画面分隔器、录像设备、编码器等。其中，视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口；就地摄像头按本期规模配置。具体配置如下表：序号安装地点摄像投类型数量（本期规模）1主变室外快球12110kV 配电装置室外快球2310kV配电装置室室内快球2435kV配电装置室外快球24电容器区室外快球15二次设备室室内快球16站用变区室外快球17变电站入口室外快球18全景（安装在配电装置室顶部）室外快球19门禁装置（变电站进站大门、配电装置室门厅处安装）13）火灾自动报警及消防子系统本站配置1套火灾自动报警及消防子系统，设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、184、信号模块、手动报警按钮等。火灾探测区域应按独立的房间划分。根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。火灾报警控制器应设置在二次设备室靠近门口处。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火灾的地点。4）环境监测系统本期配置1套环境监测系统（含SF6监测子系），用于监测110kV GIS配电装置。系统包括SF6探测器，取样分析综合模块、LED浓度显示屏、数据采集单元、SF6主机等。5.3.5.3 接地铜网接地铜网按终期规模场地敷设接地铜排（S=100mm2）。5.3.6 二次设备室组柜及布置5.3.6.1 户内主要二次设备组柜二次设备室1）公用设备模块： 智185、能辅助控制系统柜1面：含智能辅助控制系统主机1套、含图像监视及安全警卫子系统1套、火灾自动报警子系统1套； 调度数据网柜2面：每面含路由器2台，交换机1台，纵向加密认证装置2台等；(其中1面含网络安全监测装置1台） 站控层网络及公用测控柜1面：含公用测控装置1台、110kV母线测控装置1台、区站控层交换机1台、/区站控层交换机1台；2）交直流电源模块： 交直流一体化电源系统：包括直流蓄电池组1套（安装在蓄电池室），直流充电柜1面，直流馈线柜3面，所用交流柜2面，通信电源柜1面，UPS电源柜1面；3）站控层设备模块： 监控主机柜1面：含主机兼操作员站（含数据服务器功能）2套； 综合应用服务器柜1186、面：含综合应用服务器1台（含磁盘阵列）； 数据通信网关机柜 1面：含区数据通信网关机2台（包含图形网关相关功），区站控层交换机1台、/区站控层交换机1台； 数据通信网关机柜1面：含区数据通信网关机1台，/区数据通信网关机1台；4）间隔层设备模块： 主变测控柜1面：含主变测控装置（高、低、本体）3台； 主变保护柜1面：含主变主后备保护一体化装置2台，过程层交换机1台； 110kV线路保护测控装置1台，110kV线路过程层交换机1台，安装于预制仓内； 10kV部分保护测控计量装置就地安装于开关柜内；3）公用设备模块： 故障录波网络报文记录分析柜1面：含网络报文记录分析装置1台、故障录波柜装置1台 187、低频低压减载柜1面：含低频低压减载装置1台； 时间同步系统柜1面：含主时钟装置2套，扩展时钟同步对时装置1套； 110kV线路及分段电能表：110kV线路数字式电能表1块、安装于110kV线路计量柜内； 主变电能表柜1面：含主变高、中、低侧计量表共3块，电能量采集终端1套。5.3.6.2 主要二次设备组柜 本站110kV间隔设备为户外GIS设备，按间隔设置预制式智能汇控柜，具体配置如下：（1）主变部分 主变高压侧预制式GIS智能汇控柜1面，含合并单元智能终端一体化装置2台； 主变低压侧含合并单元智能终端一体化装置2台，安装在主变低压侧进线开关柜内 主变本体智能控制柜1面，含智能终端（含非电量保188、护功能）1台（2）110kV部分 110kV线路预制式GIS智能汇控柜1面，每面柜含110kV线路保护测控装置1台及合并单元智能终端一体化装置1台 110kV母线预制式GIS智能汇控柜1面，含合并单元智能终端一体化装置2台（3）10kV部分 除主变10kV侧外，其他10kV部分不配置过程层设备。5.3.6.3 二次设备室布置全站设置一个二次设备室，站控层设备、间隔层设备、一体化电源系统、部分公用设备、通信屏柜布置在二次设备室；5.3.6.4 柜体统一要求（1）二次设备室柜体要求1）二次设备室除交流电源柜采用2260800900（高宽深）屏柜，其余屏柜统一采用2260600600（高宽深）屏柜，189、室内双列不靠墙布置。2）二次设备室内二次设备柜体颜色统一。（2）预制式智能控制柜要求1）智能控制柜尺寸为800800（宽深），柜体颜色统一。2）智能控制柜与GIS设备统一布置在槽钢上，净距满足8001200mm的要求。3）智能控制柜采用双层不锈钢结构，内层密闭，夹层通风，柜体的防护等级达到IP55。4）智能控制柜设置散热和加热除湿装置，在温湿度传感器达到预设条件时启动。5）智能控制柜内部的环境满足智能终端等二次元件的常年工作温度、电磁干扰、防水防尘条件、不影响其运行寿命5.3.6.5 电流互感器、电压互感器二次参数选择（1）电流互感器二次绕组设置电流互感器采用二次额定电流5A，二次绕组容量10190、VA。各电压等级电流互感器配置如下：主变部分：5P（保护）、5P（保护）、0.2S（测量）、0.2S（计量）；10kV部分（除主变）：5P（保护）、0.5（测量）、0.2S（计量）；110kV部分：高压侧：5P（保护）、0.2S（测量、计量）；低压侧：5P（保护）、5P（保护）、0.2S（测量）、0.2S（计量）（2）电压互感器配置电压互感器二次绕组容量选用110kV侧10VA；10kV侧50VA。各电压等级电压互感器配置如下：110kV母线电压互感器：应提供三组Y形和一组开口三角形二次TV绕组。其中两组0.5级Y形绕组用于两套保护和测量，一组0.2级Y形绕组用于计量，一组3P级开口三角形绕组191、用于保护。准确级：0.2（计量）/0.5（测量、保护）/0.5（保护）/3P（保护）额定变比：110/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV10kV母线电压互感器：应提供三组Y形和一组开口三角形二次TV绕组。其中两组0.5级Y形绕组用于保护和测量，一组0.2级Y形绕组用于计量，一组3P级开口三角形绕组用于保护。准确级：0.2（计量）/0.5（保护）/0.5（测量）/3P（保护）额定变比：10/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3kV线路电压互感器：110kV 1Y、2Y配置A相单相式电压互感器用于同期、重合闸检同期、检无压。二次绕组容量选用为:10VA。5.3.6.6192、 二次设备的接地、防雷、抗干扰（1）选用抗干扰水平符合规程要求的继电保护、测控及通信设备。（2）自动化系统站控层网络通向户外的通信介质采用光缆，过程层网络、采样值传输采用光缆，能有效地防止电磁干扰入侵。（3）二次设备室内部的信息连接回路采用屏蔽电缆或屏蔽双绞线。（4）双套保护配置的保护装置的采样、起动和跳闸回路均使用各自独立的光/电缆。（5）在二次设备室内，沿屏（柜）布置方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端连接后构成室内等电位地网。室内等电位网必须用4根以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠连接。（6）控制电缆选用屏蔽电缆，屏蔽层两端可靠接地。（7）合理193、规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、电容式电压互感器、结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度。（8）二次设备防雷、接地和抗干扰应满足现行行业标准交流电气装置的接地DL/T 621、火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T 5136 和220kV-500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T 5149 的规定。5.3.7 智能变电站模块化设计智能变电站为了实现整套二次设备由厂家集成，最大化实现工厂加工，减少现场二次接线，减少设计施工调试工作量，简化检修维护工作，缩短建设周期，提出模块化设计方案。其关键设计技术均在工194、厂内完成制作、组装、配线、调试等工作，并采用标准化设计，以满足通用性、互换性的要求。智能变电站模块化设计其关键设计技术包括预制式智能控制柜、预制电缆、预制光缆等模块化方案。（1）预制式智能控制柜户内（外）智能控制柜模块化设计方案需规范一次设备与IED接口的相关二次接线，不包括开关机构及IED装置内部接线。受外部条件影响的项目，如系统通信、保护通道等不列入设计范围。户内（外）智能控制柜由二次设备屏（或机架）、保护测控装置及辅助设施等组成，以整柜型式整体运输至工程现场，就位安装于基础上。户内（外）智能控制柜应根据变电站建设规模、总平布置、配电装置型式等，按设备对象模块化设置，就地布置于一次设备附近195、。（2）预制电缆 预制电缆是通过电连接器实现电联头做链接的电缆。预制电缆主要分为单端预制和双端预制两种型式。预制电缆结构组成包括插座、插头、导线（电缆）、热缩管等。插座通过其（圆）盘固定在设备上，插头一般接导线或电缆，通过连接器固定装置实现插头、插座连接。预制电缆摒弃了传统的接线方式，在剥离出的电芯上直接安装连接器，并以可靠方式加以固定保护，由此得到预制电缆，消除连接断点，可直接插接或跳接设备，提高了系统通信可靠性。 预制电缆主要用于一次设备本体至智能汇控柜间的二次回路。 预制电缆应根据智能变电站建设规模、总平布置、配电装置型式等实际情况，一方面选用新材料应用，增强连接器强度，提升连接器的防护196、性能延长使用寿命和插拔次数；另一方面，通过多芯连接器的研制，在占用空间较小的情况下满足多芯电缆的连接需求，减小装置体积、简化柜内布线。预制电缆应满足即插即用的要求，当电缆采用穿管敷设时，宜采用单端预制，预制端宜在智能控制柜侧。（3）预制光缆预制光缆是将光缆和连接器在出厂前就加工成一个整体的光缆。预制光缆方式与预制电缆相似。 预制光缆应根据智能变电站建设规模、总平布置、配电装置型式等实际情况，一方面选用新材料应用，增强连接器强度，提升连接器的防护性能延长使用寿命和插拔次数；另一方面，通过多芯连接器的研制，在占用空间较小的情况下满足多芯电缆的连接需求，减小装置体积、简化柜内布线。预制光缆应满足即插197、即用的要求，可根据实际情况采用单端预制和双端预制的型式。（4）与本工程相关智能变电站模块化设计关键技术本期泉峰110kV变电站新建工程中，110kV各间隔采用预制式智能控制柜，110kV过程层设备按间隔配置，分散布置于就地预制式智能控制柜内；采用预制电缆以及预制光缆的形式，实现最大化工厂加工，减少现场二次接线，减少设计施工调试工作量，简化检修维护工作，缩短建设周期。（5）光/电缆的选择 1）光缆选择要求 a）光缆选择应符合Q/GDW 11155 智能变电站预制光缆技术规范。 b）采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输应采用光缆。 c）光缆的起点、终点在同一智能控制柜内并且同属于继电保198、护的同一套保护测控集成装置、合并单元、智能终端、过程层交换机等多个装置，可合用同一根光缆进行连接。 d）跨房间、跨场地不同屏柜间二次装置连接宜采用室外双端预制光缆。 e）预制舱式二次组合设备、二次设备室内部屏柜间光缆接线全部由集成商在工厂内完成。现场施工宜采用预制光缆实现二次光缆接线即插即用。2）光缆选择a）光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定。b）除线路纵联保护专用光纤外，其余宜采用缓变型多模光纤。c）室外预制光缆宜选用铠装、阻燃型，自带高密度连接器或分之器。光缆芯数宜选用8芯、12芯、24芯。d）室内不同屏柜间二次装置连接宜采用尾缆或软装光缆，尾缆（软状光缆）宜采用4芯、8芯、12199、芯规格。柜内二次装置间连接宜采用跳纤，柜内跳线宜采用单芯或多芯跳纤。e）每根光缆或尾缆应至少预留2芯备用芯，一般预留20%备用芯。f）应准确测算预制光缆敷设长度，避免出线光缆长度不足或过长情况。可利用柜体底部或特制槽盒两种方式进行光缆余长收纳。g）应根据室外光缆、尾缆、跳纤不同性能指标、布线要求预先规划合理的柜内布线方案，有效利用线缆收纳设备，合理收纳线缆余长及备用芯，满足柜内布线整洁美观、柜内布线区分清楚、线缆标识明晰的要求，便于运行维护。h）室外光缆、尾缆宜从屏柜底部两侧或中间开孔进入，合理分配开孔数量，在屏柜两侧布线。5.3.8 施工视频5.3.8.1传输方案选择泉峰变电站新建工程位于X200、X市板桥镇新桥村。本期采用租用公网实现施工视频的上传。5.3.8.2施工现场视频监控系统根据泉峰变的场地情况，计划布置4个摄像头覆盖整个施工区域。 摄像头采用一体化球机、标清模式，围墙四角架杆装设。视频监控材料（设备由施工单位自行解决）：1）RVU含编解码器和硬盘、4个摄像头及综合布线安装，连接交换机。2）机房处理：防雷、接地、槽钢。3）UPS电源：2kVA，含后备电池容量2h，机架式安装。4）防雷模块：1套。5）机柜（6006002200）：1套。5.4 土建5.4.1 站区总布置与交通运输本工程方案参考湖南省电力公司2019年变电站通用设计110-C-8设计。根据工程实际规模及站址实际情况201、进行优化设计。5.4.1.1 全站总体规划1）站区与当地城乡规划与协调拟建湖南XX110kV输变电工程站址位于XXXX市板桥镇新桥村，常年市规划南三环以南85m，不在XX市和板桥镇规划区范围内，但属XX市规划可控范围，东侧县道X078，南侧为石灰厂，西侧为生态公园，自然高程95.5m-115.7m，设计标高初定99.8m。进站道路由县道引接。2）站区总体规划的特点根据区域规划，以及电气布置工艺流畅的要求，结合各级电压进出线方向，110kV从西侧方向进出线、10kV向东，35kV向南出线；变电站设计标高与周边道路及建筑物标高相协调。大件运输可由汽车通过高速，转市区道路至站址内，途中无限重、限高要202、求。拟建站址区域无市政供排水管道，因此采用打井取水，排水至东侧。 结合电网规划及周边环境等因素综合考虑，本站按户外变电站设计。站区地形图所采用的坐标、高程系统及站址经纬度：本工程的坐标系2000西安坐标系，国家85高程基准。5.4.1.2 总平面布置方案一: 图5.4-1 总平面布置方案一变电站呈矩形，正北布置，横65m，纵70m，围墙内占地面积4550m2。全站总平面布置为：从西至东依次是：110千伏配电装置、主变装置、生产综合室，电容器布置变电站南侧，主变位于110kV配电装置和生产综合室中间，进站位于变电站的东侧。方案二:图5.4-2 总平面布置方案二变电站呈矩形，正北布置，横65m，纵203、70m，围墙内占地面积4550m2。全站总平面布置为：从西至东依次是：110千伏配电装置、主变装置、生产综合室，电容器布置变电站南侧，主变位于110kV配电装置和生产综合室中间，进站位于变电站的北侧。方案一与方案二主要区别，方案一调整的总平，2号避雷针移至构架上，其他与标准施工图一致，进站道路直接由东侧直接进，方案二和标准施工图一致，进站道路由北侧进来，两个方案主要对比表如下：表5.4-3 方案技术指标对比表征地面积35KV进出线地基处理进站道路110KV进出线方案一9.08相同桩基428立方61米相同方案二11.18相同桩基586立方108米相同投资 +30.2万0+21万+5.6万0方案二204、较方案一多投资56.6万（政府完成场平，不考虑土方工程量）方案一较方案二经济投资较少，施工较方便，施工工期较短，方案二增加施工难度，进站道路较长，变电站大部分坐落在水塘上，需要增加地基处理，总体施工工期较方案一长，综合考虑推荐方案一1）远近期结合的意图、一次和分期征地的考虑：本站土建按终期规模征地。2）生产建筑与周边的关系。生产建筑位于站区东侧，从西至东依次是：110千伏配电装置、主变装置、生产综合室，电容器布置变电站南侧。变电站位于山区，周边无建筑和城镇规划，110kV出线向东北方向出线。3）各级配电装置及主变压器的布置方位线路走向：110kV向北，35kV向南，35kV向东出线。全站总平面205、布置为：从西至东依次是：110千伏配电装置、主变装置、生产综合室，电容器布置变电站南侧，主变位于110kV配电装置和生产综合室中间，进站位于变电站的东侧。4）变电站的入口处理、进站道路的引接方向本站不设站前区，在变电站大门入口处设钢板大门。变电站进站道路和大件运输由变电站东侧县道引接。5）附属建筑物、大门及围墙、供排水等建构筑物变电站主大门采用不锈钢平开大门，宽5.0m，高2.05米；主大门入口右侧设标识牌。站区围墙采用大砌块围墙，高度为2.3m。围墙中部及转角处设置构造柱，构造柱间距不宜大于3m，采用标准钢模浇制。6）结合自然地貌和变电站场地标高设计，站外适当设计简易排水沟，站外排水沟采用砖206、砌排水沟。7) 防火间距和消防通道本工程防火、防爆设计，以预防为主，防消结合。在总平面布置设计时，各建(构)筑物除满足工艺要求外，其耐火等级及火灾危险性按建筑防火设计规范GB50016-2014)、火力发电厂与变电站设计防火规范GB502296及35110kV变电所设计规范的规定进行设计。主干道宽4m,转弯半径9m，呈闭合椭圆形。5.4.1.3 站区竖向布置站区场地竖向布置采用平坡式。场地内高差不大，自然高程95.5m-115.8m，目前灌木林。50年一遇洪水位为90.0m，不受洪水影响，无内涝现象。变电站周边无城镇规划，变电站场地高程与引接口高差较大，引接口为95.70m，结合大物件运输及生207、产运行考虑，变电站场地标高初定为100.50m，站内场地排水坡度在0.65%之间。生产综合楼高于场地0.3m。道路标高高于场地0.1m。5.4.1.4 站区管沟布置1）管沟选型、截面尺寸及地下管线的布置方案管、沟布置考虑从整体出发，按最终规模统筹规划，且满足以下要求：管、沟之间及其与建、构筑物之间在平面与竖向上相互协调，近远结合，合理布置；工艺合理，便于检修和施工；管、沟发生故障时，不对建、构筑物基础造成损害；污水不污染饮用水或进入其它沟道内；沟道具有排水措施；管、沟沿道路，建、构筑物平行布置，路径短捷、适当集中、间距合理、减少交叉，交叉时尽可能垂直交叉。电缆沟采用砖砌沟壁，预制混凝土压顶，包208、角钢钢筋混凝土盖板，同时考虑在过道路段电缆沟采用预埋PVC电缆排管（钢筋混凝土包裹）。 2）特殊地质条件管沟的布置措施拟建站址无特殊地质。5.4.1.5 道路及场地处理1）站外道路的路径规划、引接、坡度及道路技术等级标准变电站进站道路由村道引接，进站路长24m，转弯半径12.0m，采用郊区型混凝土道路，进站道路为新建混凝土道路，道路等级四级，坡度6.0%，满足大件运输要求。2）站内道路的布置原则站内主变运输道路4.0m宽，转弯半径9.0m，采用郊区型混凝土道路。站内道路路面只设横坡，按规范要求设伸缩缝并用沥青灌缝，道路边缘高于场地0.1m。 3）站区场地及屋外配电装置场地的处理屋外空隙场地采用209、碎石地坪，150mm厚碎石，碎石粒径1020，150mm厚3:7灰土，压实系数0.94。5.4.2变电站建筑根据生产、运行及检修等需要设计为一栋建筑。序号名称单位数量备注1生产综合室487.6钢框架结构2总建筑面积487.6配电装置室为单层建筑，建筑面积为487.6m2，建筑体积2580m。布置有35kV及10kV配电室、二次设备室、资料室、工具间和卫生间。房间层高4.5m。建筑物外墙标高0.3m底以下采用砖砌结构，0.3m以上采用铝镁锰复合板：成品岩棉夹芯板内侧墙板，外侧墙板100mm岩棉夹芯板，材料尺寸采用标准模数。卫生间墙体采用轻钢龙骨纤维水泥加压板，其余内墙采用轻钢龙骨防火内隔墙。建筑210、装修：卫生间采用防滑地砖地面，休息室、资料室采用地砖地面，蓄电池室及二次设备室采用防静电环氧涂层地面，其余均采用金刚砂耐磨地面。卫生间内墙采用面砖内墙，其余均采用防火墙内墙。外墙标高0.3m以下采用面砖，0.3m以上采用涂料装饰。设备用房采用防火门，其他采用铝合金门。窗户均为铝合金窗。生产综合楼为单层钢结构厂房，柱采用外包防火板防火，耐火极限2.5h，屋面钢梁等承重构件下部做防火吊顶，耐火极限2.0h，防火墙耐火极限3.0h，配电室（电容器室）之间、配电室（电容器室）与其它房间之间隔墙耐火极限2.0h。屋面板采用压型钢板和复合板。屋面设计为结构找坡，结构找坡坡度为3%。屋面采用有组织防水，防水211、等级采用I级。5.4.3 变电站结构型式5.4.3.1 结构安全等级和设计使用年限根据建筑抗震设防分类标准GB502232004第5.2.4条的规定，生产综合室为丙类建筑，建筑使用年限50年，安全等级为二级，结构重要性系数为1.0，砌体施工质量等级为B级。5.4.3.2 结构抗震等级根据中国地震动参数区划图（GB18306-2015）及建筑抗震设计规范（GB50011-2010），拟建建筑物场址区地震基本烈度6度区，基本地震加速度值0.05g，抗震设计。5.4.3.3 建筑结构（1）配电装置楼a）配电装置楼采用一层框架结构。b）地下基础部分采用现浇钢筋混凝土，柱截面尺寸：700*700，梁截面212、尺寸：300*700，300*800和250*500 等。c）梁、柱采用H 型钢，柱截面尺寸：HW350*300*12*20 梁截面尺寸： H700*300*13*24 ，H488*300*11*18 ，H450*200*9*14 等。d）楼面板采用压型钢板为底模的现浇钢筋混凝土楼板，屋面采用钢筋桁架楼承板。e）钢结构的防腐采用镀层和涂层防腐。f）钢结构防火采用防火涂料或外包防火板等。g) 地下室基础采用梁板式筏板基础。（3）构筑物b）事故油池有效容量30m，采用矩形现浇钢筋混凝土结构。5.4.3.4 辅助结构事故油池和粪池采用钢筋混凝土结构，现浇钢筋混凝土底板。电缆沟采用砌体结构，预制压顶形213、式，钢筋砼底板。电缆沟盖板采用成品沟盖板。同时考虑在道路段范围电缆沟盖板采用过车辆的重型电缆沟盖板及混凝土沟壁。电缆隧道采用钢筋混凝土结构。围墙：大砌块围墙，围墙高2.3m，每12m设置伸缩缝。5.4.3.5 建筑物基础设计该地区区域地质一般，生产综合室基础按丙级设计，建筑物采用柱下独立阶型基础。5.4.3.6 设备基础（1）构架柱采用2736圆钢管人字柱，构架柱均为工厂分段制作，现场拼接采用法兰连接。构架梁采用L706三角形钢桁架梁，柱与基础采用地脚螺栓连接。所有设备支架柱采用直缝焊接圆钢管支柱，钢管尺寸2736，材质为Q235B钢，与基础采用地脚螺栓连接。（2）主变压器及散热器基础采用C3214、0混凝土筏板基础。设有容纳单台主变压器油量60%的储油坑，储油坑内铺设厚度大于250mm，直径5080mm的卵石，空隙率大于20%。（3）电容器基础、设备、构支架基础采用C30混凝土浅基础。5.4.4 站区边坡与挡墙设计变电站场地由政府场平，并在离围墙5m外开始放坡，按1;1放坡，场地由XX电业局验收后，方可施工。据钻探资料表明，场地内未发现有全新活动的地质构造，也未见有滑坡、危岩和崩塌、泥石流、采空区等其它不良工程地质作用；场地位于抗震烈度6度区。场地较平整，场地设计标高为100.50m，与周边最大高程为115.87m，高差约15.8m,边坡按1:1放坡处理，边坡设置简易处理，采用低矮挡墙和215、放坡处理，边坡采用混凝土骨架方格，并沿变电站围墙周边设置排水沟。5.4.5 地基处理本工程110kV配电装置位于挖方区，地基良好，无需地基处理，生产建筑室、1、2号主变、及电容器位于深填方区，需采用地基处理。 由于人工挖孔桩风险较大（低洼地为水塘，含水量丰富），本工程不考虑，拟采用旋挖灌注桩和预应力管桩对比。预应力管桩持力层取炭质灰岩，但由于桩端需嵌入稳定岩层，无法穿越，本工程不考虑预应力管桩。旋挖灌注桩持力层取取炭质灰岩层，管径900，结合设计标高，桩端需嵌入稳定岩层0.5m，桩长16m,单桩承载力达1600kN，综合考虑建筑荷载及1.05充盈系数，合计用量为428m3，不含价差费用4289216、78=41.9万。冲孔灌注桩持力层取取炭质灰岩层，管径900，结合设计标高，桩端需嵌入稳定岩层0.5m，桩长16m,单桩承载力达1600kN，综合考虑建筑荷载及1.05充盈系数，合计用量为428m3，不含价差费用428978=41.9万。冲孔灌注桩和旋挖灌注桩都可可用于本工程，但旋挖灌注桩多用于岩溶不发育的地区，本工程推荐使用直径900旋挖灌注桩。5.4.6 采暖通风5.4.6.1 采暖通风气象条件变电站的采暖通风与空气调节设计按DL/T50352006火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程的有关条文进行。5.4.6.2 采暖10kV配电室本期新上4台5P柜式单冷空调；二次设备室配置2台5P217、柜式冷暖空调；蓄电池室、资料室、蓄电池室各配置一台分体壁挂式冷暖空调。3柜式空调机自启动，Ql=12.3kW，Qr=14kW ,N=5.18kW ，380台2二次设备室4柜式空调机自启动，Ql=12.3kW，N=4.81kW ，380台435/10kV配电室5分体壁挂空调机自启动，Ql=3.5kW，Qr=3.6kW ,N=1.9kW ，220台2资料室、备品间6防爆型分体壁挂空调机Ql=3.5kW，Qr=3.6kW ,N=1.9kW ，220台1蓄电池室5.4.6.3 通风根据GB50059201135kV110kV变电所设计规范，在配电室共设置4台低噪声轴流风机，蓄电池室1台，每小时通风换气218、次数不小于10次，其余房间采用自然通风。1壁式玻璃钢轴流风机T35-11No4.5型,风量5500m/h，转速1450r/min，噪音小于45dB台4手动、自动控制一体，带温湿控制器660x660玻璃钢风吹百叶台4与风机配套2壁式玻璃钢轴流风机T35-11No1.0型,风量1500m/h，转速750r/min，噪音小于45dB台1防爆型，带温湿控制器660x660玻璃钢风吹百叶台1与风机配套5.4.7 变电站的给排水5.4.7.1 给水变电站周边无自来水，生活生产用水采用打井取水。5.4.7.2 排水（1）雨水、生活污水、生产废水处理1）站区整平以后，站区雨水可采用自然排水和有组织排水相结合的219、排水方式。对于那些建（构）筑物、道路、电缆沟等分割的地段，采用设置集水井汇集雨水，经地下设置的排水暗管，有组织将水排至站址东侧县道排水系统。2）站区内生活污水，经过化粪池处理后，再排入站外排水系统或明渠中。（2）废油的防治变电站内设有30m事故油池，为保证主变压器一旦发生事故时，变压器油不流到所外而污染环境，同时又能回收变压器油。根据设计规程要求，在站区内设置总事故油池，具有油水分离的功能。含油污水进入事故油池后，处理合格的废水进入下水管网，分离出的油应及时回收。（3）站内降水处理方案：根据地勘资料显示，该站址测得场地初见水位为3.05.5米；稳定水位为2.55.5米，标高为55.250.0米220、；不需考虑降水措施。5.4.8 消防5.4.8.1 概述设计范围为站区内的整个消防系统，界限为站区围墙外1m，主要包括：（1）站区总平面布置及建筑防火。（2）各建筑物移动式灭火器的配置。（3）主变压器消防系统。（4）其他消防措施。5.4.8.2 建筑消防本站建筑总体积为2580m3，小于3000m3，无需设置室内、外消火栓系统。 站区内建筑物火灾危险性类别为丙类，最低耐火等级均为二级，站内各建筑物和变压器按电力设备典型消防规程DL50272005、建筑灭火器配置设计规范GBJ1402005和火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-2006的要求设置不同类型的移动式灭火器。5.4.8.3 221、主变压器消防根据电力设备典型消防规程，主变压器消防采用推车式干粉灭火器，并在两主变压器附近配置一座容量为2m3的成品消防间（带消防沙箱），并应长期保持砂箱干燥。六 劳动安全卫生6.1 防火、防爆根据火力发电厂和变电所设计防火规范，从整体划分各建筑物在生产过程中的火灾危险性及其最低耐火等级，从防火安全角度出发，确定各建(构)筑物的安全间距，并在总平面布置图中执行。各建(构)筑物的距离，安全通道入口，电缆敷设及有关的重要电气设备，均按有关规程确定设计原则及相应的防火、防爆措施。6.2 防电伤、防机械伤及其它伤害按有关规设置防雷接地保护措施，电气防误操作措施，工作场地防滑防护措施，防电磁感应辐射措施222、，设置事故照明系统及有关建筑物的通风、防暑、防寒措施。6.3 安全分析根据国家电网公司输变电工程施工安全风险识别、评估及预控措施管理办法国网（基建/3）176-2014管理要求，要加强对变电站混凝土基础工程，变电站变压器、电抗器施工，变电站工程电气试验调试，变电站改扩建工程等安全风险控制，重点做好土建间隔扩建施工、邻近带电作业、设备安装、运行盘柜上二次接线、二次接入带电系统、一次设备耐压试验、油浸电力变压器局放及耐压试验等工作等措施。6.4 综合评价变电站的建设原则是:适用、安全、经济、美观，具体体现在:方便的交通、成熟的工艺系统，防暑降温、防噪声措施、良好的通风换气设备、适当采用空调系统，都223、是“适用”的体现。建筑物本身的结构强度、防火性能、建筑内部的疏散、交通布置和防火、防爆、防尘、防毒、防电伤、防机械伤害等措施，保证了生产安全。合理的建筑布局和结构形式，充分利用天然采光，减少了投资，获得了经济效果。厂区绿化设计不仅解决了隔噪声和疏导交通等问题，也美化了生产环境。总之，设计中正确贯彻执行了有关规程规范，能够满足劳动安全与工业卫生的要求，给变电所提供一个良好的文明生产条件。七、对侧间隔根据系统规划，泉峰110kV变电站的接入系统方案为:将印山变刘家岭110kV线路（印刘B线）剖进泉峰变。本工程对配套间隔校核基于以下条件：近期110kV印泉线作为主供线路，正常情况下供带泉峰变负荷约为224、3040MW，故障情况下增供110kV刘家岭变负荷，总负荷约7080MW，远期正常方式下110kV印泉A、B线同时供带泉峰变和官岭变负荷约为130140MW，故障情况下增供刘家岭变或洋泉变负荷，总负荷约为170190MW。110kV泉刘线本期作为刘家岭变的备供线路，供带负荷约4050MW，远期作为刘家岭变或泉峰变的备供线路，最高供带泉峰变负荷约为120MW。7.1 印山220kV变电站110kV出线间隔改造工程7.1.1 电气一次7.1.1.1 概况印山220kV变电站于2012年投运。变电站现有1台主变，容量为1180MVA，分3个电压等级：220kV，110kV及10kV。220kV采用双225、母线接线，出线2回，采用户外AIS设备布置于站区东侧；110kV采用双母线接线，出线6回，采用AIS设备布置于站区西侧；10kV采用单母线接线，8回出线，户内开关柜布置于10kV配电室内。根据接入系统方案，本次由印刘B线开剖接入泉峰110kV变电站。7.1.1.2 现有设备校核泉峰110kV本期新上1台50MVA主变，终期规模为3台50MVA主变。按以下条件对6Y出线间隔的一次设备进行校核：近期正常情况下供带负荷3040MW，故障情况下供带负荷7080MW；远期正常方式下供带负荷65-70MW，故障情况下供带负荷8595MW。间隔一次设备参数校核表名称型号及参数回路工作电流备注6Y （印刘B线226、）110kV断路器GL3123150A/40kA近期正常：221A近期故障：442A远期正常：414A远期故障：525A满足要求110kV电流互感器LVB-110W32600/1A0.2S/0.2/5P30/5P30/5P30满足要求110kV隔离开关GW4-1262000A/40kA满足要求间隔导线LGJ-240/30(载流量：662A)满足要求通过校核，间隔一次设备可以满足泉峰变接入要求。原印刘B线间隔更改为印泉线间隔，在本配套工程中考虑更换此间隔一次设备编号标牌费用。7.1.2 电气二次印山220kV变电站采用国电南自综合自动化系统PSR系列产品（2011年），站内配置国电南自的RCS-227、915GA（2012年）型110kV母差保护，武汉中元的ZH-5（2012年）型110kV故障录波系统。间隔二次设备参数校核表间隔名称设备名称型号及规格建议印山220kV变电站110kV间隔（6Y）线路光纤差动保护6Y间隔南瑞继保RCS-943AMV线路光纤差动保护（2012年）6Y间隔为与对侧智能化变电站相匹配，需将RCS-943升级为PCS-943。线路测控装置国电南瑞PSR662U（2012年）由于110kV线路名称更改，修改标示牌等。间隔五防珠海优特由于110kV线路名称更改，修改软件内名称。计量表计0.5S级三相四线多功能表运行良好，满足要求。端子箱运行良好由于110kV线路名称更改228、，修改标示牌等。7.1.3 土建根据电气设计，本间隔设备已完善，且本间隔构支架良好，土建无工程量。7.2 刘家岭110kV变110kV出线间隔改造工程7.2.1 电气一次7.2.1.1 概况刘家岭110kV变电站现有2台主变，容量为（131.5+150）MVA，分3个电压等级：110kV，35kV及10kV。110kV采用单母线分段带旁母接线，出线3回，采用户外AIS设备布置于站区北侧；35kV采用单母线分段带旁母接线，出线7回，采用AIS设备布置于站区西侧；10kV采用单母线分段分段带旁母接线，13回出线，户内开关柜布置于10kV配电室内。根据接入系统方案，本次由印刘B线开剖接入泉峰110k229、V变电站。7.2.1.2 现有设备校核泉峰110kV本期新上1台50MVA主变，终期规模为3台50MVA主变。按以下条件对4Y出线间隔的一次设备进行校核：本期作为刘家岭变的备供线路，供带负荷约4050MW，远期作为刘家岭变或泉峰变的备供线路，最高供带泉峰变负荷约为120MW。间隔一次设备参数校核表名称型号及参数回路工作电流备注4Y （印刘B线）110kV断路器LW46-126/T3150-403近期：262A远期：630A满足要求110kV电流互感器SRLGU2300/5A0.2S/0.5/5P30/5P30近期满足要求110kV隔离开关GW5-126D1250A/31.5kA满足要求间隔导线230、LGJ-185/30(载流量：551A)近期满足要求通过校核，间隔一次设备可以满足本期泉峰变接入要求。原印刘B线间隔更改为泉刘线间隔，在本配套工程中考虑更换此间隔一次设备编号标牌费用。7.2.2 电气二次刘家岭110kV变电站采用许继电气综合自动化系统WBH-8000系列产品（2000年）,站内配置南瑞继保的RCS-9651C(2008年)型110kV备自投装置。间隔二次设备参数校核表间隔名称设备名称型号及规格建议刘家岭变110kV变电站间隔（原印刘B线）线路光纤差动保护南瑞继保RCS-943光纤差动保护（2008年）。为与对侧智能化变电站相匹配，需将RCS-943升级为PCS-943。线路测231、控装置许继电气FCK-801（2008年）由于110kV线路名称更改，修改软件内名称及标示牌等。间隔五防珠海优特由于110kV线路名称更改，修改软件内名称。计量表计0.5S级三相四线表计运行良好，需修改标示牌等。端子箱情况良好由于110kV线路名称更改，修改标示牌等。7.2.3 土建根据电气设计，本间隔设备已完善，且本间隔构支架良好，土建无工程量。八、主要施工方案8.1 大件设备运输变电站主变压器可经由岳临高速XX市出口下，转城区道路约6.0km到变电站，途中无限重、限高要求。8.2 施工电源因110kV泉峰变附近没有10kV线路，所以变电站建设施工电源拟在10kV刘南线#5008杆T接，安装232、200kVA柱上变压器一台；变压器选型：变压器选用节能型S11系列油浸式变压器，接线组别：Yyn0；电压额定比10.54%/0.4kV;阻抗电压：Uk%=5；低压综合配电箱采用不锈钢板制造，低压进出线开关选用塑壳式空气开关，采用分励脱扣器，不设置失压脱扣；无功补偿电容器采用无功自动补偿方式，补偿容量按单台变压器容量30%配置，采用自愈式低压电力电容器；变压器至低压综合配电箱采用电缆连接，电缆型号4根YJV22-4120mm2。泉峰110kV变施工电源方案：本期从10kV刘南线#5008杆T接，后沿着村村通水泥路至变电站围墙边杆上变压器（200kVA租用），导线采用JKLYJ-95绝缘线，线路路233、径长度约1.5km。另从变压器至10kV配电柜采用电缆架设，需电缆0.15 km，电缆型号YJV22-3120mm2。增加电缆终端头2个，隔离刀闸1组，避雷器1组。8.3 施工现场施工管理人员系统根据国家电网公司关于全面推广应用工程现场人员管理系统的通知（国家电网基建2017438号）及附件二：国网基建部关于印发工程现场人员管理系统费用计列暂行规定的通知，增加了人员管理系统工作站、制证设备、闸机设备。8.4 施工过渡 无8.5 施工机具使用情况施工期间主要挖土机进场施工，吊机施工，机械施工需有专人看护。8.6 施工用水本工程施工用水采用打井取水和购水。8.7 施工道路本站施工无需修建专用施工道234、ch路，站内道路已有，满足施工要求。九、线路路径选择及工程设想9.1 工程概况9.1.1 工程规模本工程送电线路部分为110kV印刘B线开剖进泉峰变；剖进段起自110kV印刘B线#35,止于在建的110kV泉峰变110kV龙门架4Y间隔；剖出段起自泉峰变2Y间隔，止于已建110kV印刘B线#37，利用原线路至刘家岭变，拆除110kV印刘B线#35-#37间线路。具体见线路路径图：图号WA1530K-A0101-01。剖进段：新建线路全长0.40km（航空距离0.29 km，曲折系数1.38）（其中单回路架设0.165km，双回路架设0.235km），除剖接点采用单回外，其它段与备用至官岭变线路235、双回共塔架设（双回挂线），导线采用JL/G1A-300/40钢芯铝绞线，地线一根采用GJ-80（17-11.4-1270-B-GB/T 20492-2006）型镀锌钢绞线，另一根采用48芯OPGW光缆。剖出段：新建线路全长0.55km（航空距离0.38km，曲折系数1.45）（其中单回路架设0.29km，双回路架设0.26km），除剖接点采用单回外，其它段与备用至印山变线路双回共塔架设（双回挂线），导线采用JL/G1A-300/40钢芯铝绞线，地线采用GJ-80（17-11.4-1270-B GB-20492-2006）型镀锌钢绞线，另一根为48芯OPGW光缆。利旧段印刘B线#1至#23线路导236、线为JL/G1A-240/40钢芯铝绞线，地线为GJ-80（17-11.4-1270-B-GB/T 20492-2006）型镀锌钢绞线，#23至刘家岭线路导线为JL/G1A-185/30钢芯铝绞线，地线为两根GJ-35（17-7.8-1270-A-YB/T 5004-2001）型镀锌钢绞线，利旧段印刘B线通信采用ADSS。印天线导线为JL/G1A-300/40钢芯铝绞线，地线一根为GJ-80（17-11.4-1270-B-GB/T 20492-2006）型镀锌钢绞线，另一根为24芯OPGW光缆，站在印山变，面向线路，光缆架在线路的左侧。9.1.2 线路两端进出线情况（1）在建泉峰变情况新建11237、0kV泉峰变位于XX市区新桥村南三环附近，属于城区变；110kV间隔4个，布置在西面，从南至北分别4Y(印山)、3Y（备用至官岭）、2Y（刘家岭）、1Y（备用至印山）。本期新建工程使用4Y、2Y间隔，出线示意见下图8-1 泉峰变出线间隔示意图。图9-1 泉峰变出线间隔示意图110kV泉峰变站址图9-2 泉峰变站址（2）印山220kV变电站印山220kV变电站位于XX市以东2公里处，110kV进出线共12回，均往西进出线，间隔自北向南依次为：备用（1Y）、备用（2Y）、城北（3Y）、烟洲（4Y）、印刘A（5Y）、印刘B（6Y）、印天（7Y）、备用（8Y）、备用（9Y）、印坦（10Y）、备用（11238、Y）、备用（12Y）。如下图4-1所示。（3）110kV印刘B线剖进泉峰变情况剖进段：开剖点拟定在110kV印刘B线#35处；原线路110kV印刘B线1#至23#导线采用LGJ-240/40型钢芯铝绞线，地线采用一根GJ-80钢绞线，另一根为24芯OPGW、23#至刘家岭导线采用LGJ-185/30型钢芯铝绞线，地线采用两根GJ-35钢绞线；开剖点为18m等径电杆,本期需拟在原杆位新立1基转角塔；拆除原等径杆。印刘B线#35图9-3 110kV印刘B线#35附近情况剖出段：本期新建线路与老线路接口拟定于110kV印刘B线#36处，原线路为21m等径电杆，本期拟在原杆位附近处新立1基转角塔接入原239、线路，拆除原#36等径电杆。110kV印刘B 线#369.2 110kV印刘B线剖进泉峰变线路路径方案9.2.1 路径设计原则（1）避让重要军事设施、城市、镇区及其已规划区，尽量减少对规划区，开发区的影响。（2）避开大的村庄及密集的民房，尽量避让采石场，砖瓦厂及加油站等。（3）注重环境保护，避让文物及古迹保护单位。（4）路径方案应技术可行，经济合理。（5）路径方案尽可能结合电网发展规划的需要。（6）乡镇工业发达地区，在线路通道允许时，新建线路尽量平行原有线路或公路走，减少线路通道，提高土地利用率。（7）线路路径尽量避开覆冰严重地区，在海拔地势较低的地方。（8）尽量减少电力线路之间的交叉跨越。9240、.2.2 影响本工程路径选择的因素根据现场调查和协议情况，影响本工程路径方案的主要因素有如下几点：避开沿线分散的村庄及密集的民房，尽量避开工矿区及林场区，线路已避开沿线的房屋、矿区和林场区。沿线水库对本线路的影响。(1)本工程线路在XX市规划区（主要有XX市规划区提资的规划图），但因本线路剖进剖出段都很短，所以规划对本线路影响不大。本线路路径唯一，曲折系数增大，转角多，见路径图，图号WA1530K-A0101-01。(2)线路已避开沿线的房屋、矿区和林场区。(3)本工程跨越35kV刘依线。本工程已提供拐点坐标做压矿预查询。 经过现场查勘，本工程没有环境敏感点。 本工程已提供拐点坐标做环评预查询241、。本工程已提供拐点坐标做生态红线预查询。9.2.3 线路路径方案简述9.2.3.1 剖进段路径方案简述路径唯一性说明：因本线路位于XX市规划区，且印刘B线离新建泉峰变只有四百米左右，线路路径很短，因此本次线路路径唯一。剖进段：线路在泉峰变电站附近，为泉峰变电站南侧的110kV印刘B线，本次剖进段开剖点为110kV印刘B线#35处（Y3单回转角塔），线路左转约80度至Y2（双回转角塔），再左转约20度至双回终端塔Y1，接入110kV泉峰变的4Y间隔。新建线路全长0.40km。共计采用转角塔3基（其中双回路转角塔2基，单回路转角塔1基）。本线路路径唯一。具体见路径图，图号WA1530K-A0101242、-01。剖出段：线路在泉峰变电站附近，为泉峰变电站南侧的110kV印刘B线，本次剖出段线路起自110kV泉峰变的2Y间隔，泉峰变双回终端塔J1出线后，左转约20度至双回转角铁塔J2，再左转约45度至110kV印刘B线#36处（J3单回转角铁塔），新建线路全长0.55km。共计采用转角塔3基（其中双回转角铁塔2基，单回转角铁塔1基）。本线路路径唯一。具体见路径图，图号WA1530K-A0101-01。导线采用JL/G1A-300/40钢芯铝绞线，地线一根采用GJ-80镀锌钢绞线，一根采用48芯OPGW。9.2.3.2 地形、地质情况（1）地形地貌线路所经地区位于湖南省XX市XX市，线路所经地区海243、拔高度一般在80130m之间，地形起伏不大，为丘陵地貌，各类地形的分布长度及占全线比例情况见表8.2-1。表8.2-1 地形一览表线 路 名 称地 形 类 别丘陵泥沼 剖进段长度(km)0.640.31比例（%）6733（2）地质构造及地震地质线路所经区域地壳稳定，第四纪以来无全新活动断裂及发震断裂，无新近大型断裂活动，线经区区域地质属构造稳定地块。据“中国地震动参数区划图GB 183062001”,本区地震动反应谱特征周期0.35s，地震动峰值加速度为0.05g（地震基本烈度小于6度）。（3）工程地质条件两方案上覆残积、坡积土层物理力学性质较好，承载力特征值fak 为200220kPa，下伏244、基岩承载力特征值fak 一般大于400kPa。上覆残积、坡积土层及其下伏基岩工程地质条件均良好，都具有较高的承载力，为良好的天然地基。地下水类型主要为基岩裂隙、溶蚀水，埋深大，对基础施工无影响。1）山地、丘陵部分山地、丘陵段约占线路长度的67%，其地层结构为：上覆第四系坡积残积硬塑粘性土，下为泥盆系中统锡矿山组及佘田桥组灰岩、白云质灰岩，石炭系下统大塘组灰岩、页岩及石英砂岩。覆盖层厚度变化较大，从现场踏勘情况来看，一般在2.05.0m 之间，有少部分地段基岩直接裸露。表9.2-2 地形一览表线 路 名 称地 形 类 别松砂石泥水剖进段、剖出段长度(km)0.640.31比例（%）6733（4）245、沿线矿产分布及开采据地质人员在当地国土局及现场调查，线经区均无可供开采的有工业价值的矿产资源，线路区域的采石场均已避开。均无大的滑坡、泥石流、塌陷区等不良地质现象，无影响杆塔基础稳定的全新活动断裂构造，均适合线路建设。9.2.3.3 水文条件本工程线路不需要跨越水库，河流，水文条件好。9.2.3.4 交通条件本工程线路利用的交通有县道X078和乡村公路，乡村公路为泥泞小路，交通运输条件较差，汽车运距5km,人力运距0.5km。9.2.3.5 通信保护本工程对沿线一、二级主要通信线路的危险影响和干扰影响都在国家标准规定的允许值之内。对沿线市、县级电视差转台、转播台已满足国标GBJ 14390“架246、空电力线路、变电站对电视差转台、转播台无线电干扰防护间距标准”的要求。9.2.3.6 交叉跨越全线交叉跨越情况见下表：表9.2-3 110kV剖进剖出段交叉跨越情况序号跨越项目推荐方案135kV（跨越）2（剖进剖出各1条）210kV电力线23380V及以下电力线14三级及以下通信线15机耕路1由上表调查结果可知，本工程线路所经地区没有三跨以及其他重要跨越。9.2.3.7 协议情况本线路路径已征询业主及相关管理部门意见，相关路径协议已办理，意见如下表所示，具体见附件。表9.2-4 本工程路径协议意见一览表序号单位意见1XX市人民政府已办理2XX市城乡规划管理局已办理3XX市国土资源局已办理4XX247、市林业局已办理5压矿查询已查询6环评查询已查询7生态红线查询已查询9.3 线路工程设想9.3.1 设计气象条件9.3.1.1 设计基本风速（1）湖南电网风压情况根据湖南电科院2013年绘制的湖南电网风压分布图（30年一遇）可知，本工程线路经过的区域的基本风速为23.5m/s。（2）沿线电力线路的风速情况本工程线路全线位于XX市境内，沿线可参考的线路有110kV印刘B线，110kV印坦线，35kV刘依线，查阅上述线路的基本资料，设计基本风速23.5m/s，运行情况良好。（3）风速概率统计采用极值型分布函数，该方法认为若一组随机变量符合极值分布时，可用下列公式求得某一概率下的变量值，得到基本风速统248、计值。， (式8.3-1)气象台站高度hi(m)处，重现期为T年的连续自记10min平均最大风速统计值m/s，现行规程规定风速基准高度取hi=10m。规程规定的重现期(年)，本工程110kV线路重现期为30年。风速统计样本标准差。经过高度换算和次时换算后的气象台站每年最大风速m/s。历年最大风速平均值m/s，。样本中风速的总个数或年数。根据线路附近XX县气象台多年风速统计，运用式8.3-1计算，得到离地10m设计基本风速统计值如表8.3-1所示。表8.3-1 设计基本风速统计结果表重现期30年统计值(m/s)22.8（4）为保证线路运行安全，推荐本线路离地10m高30年一遇10min基本风速值249、取23.5m/s。9.3.1.2 覆冰设计（1）覆冰成因分析湖南省大部分地区冬季都有覆冰天气，形成覆冰的三个主要天气现象是：雨凇、雾凇、湿雪。其中危害输电线路最严重的是雨凇，它是过冷却水滴直接凝固在处于0以下物体上所形成的透明或半透明的毛玻璃状冰层，密度在0.70.9g/cm；雾凇是由过冷却雾滴或水汽升华直接凝结在0以下物体上的一种白色松脆的冻结物，粒状或晶状为主，密度在0.10.3/cm；湿雪是粘湿的雪花在风速小、气温低于或稍高于零度的环境下，粘附在各种物体上，当温度降低时，冻结成冻雪层，气象上叫“冻结雪”，电力部门称为“雪凇”。湖南的覆冰天气，大多是以雨、雾凇混合的形态出现，雨、雾凇形成的250、混合凇具有强度大、维持时间长等特点，密度一般在0.50.7g/cm。（2）湖南电网冰区分部根据湖南电网冰区分部，本工程位于10-15mm冰区。（3）周边线路调查本工程线路全线位于XX市境内，海拔135m以下，现场查勘，全线没有出现微地形微气象带，适合按15mm冰区设计，沿线可参考的线路有110kV印刘B线，110kV印坦线，35kV刘依线，查阅上述线路的基本资料，设计覆冰10、15mm，运行情况良好；因此推进按15mm冰区设防覆冰；9.3.1.3 设计气象条件选取本工程地处丘陵地带，沿线无形成特殊气象条件的地段。根据110 千伏750 千伏架空输电线路设计规范（GB 50545-2010）规定251、，基本风速、基本冰厚按 30 年重现期计算，本工程线路导地线设计覆冰取 15mm，基本风速取 23.5 m/s。根据现场踏勘并结合沿线附近已建送电线路的情况，经综合分析后确定出本工程的设计气象条件，设计气象条件组合如下表8.3-2。表9.3-2 设计气象条件一览表项目数值设计条件气温()风速（m/s）冰厚（mm）最高气温4000最低气温-1000平均气温1500基本风速-523.50操作过电压15150大气过电压15100安 装-5100带电作业15100覆 冰-51015-51020年雷电日（日/年）60冰密度（kg/m3）0.9103注:（1）基准高度取10m； （2）仅针对地线支架机械强252、度设计时，地线设计冰厚较导线增加5mm。9.3.2 导线和地线9.3.2.1 导线截面选择110kV泉峰变由新建印山至泉峰线路主供，剖接线备供，主供导线截面按经济电流密度选择，考虑送电功率因数0.98，年最大负荷利用小时数为3000-5000小时之间，J值取1.15A/mm2。本期泉峰变主变容量为150MVA，终期泉峰变容量350MVA，因此印泉A、B线最大输送潮流约120MW。（1）考虑胜印山至泉峰线路平均经济输送容量为6080MW（按最大经济输送容量的60%80%考虑）之间，根据经济电流密度选择导线截面的公式，当P=59.6MW,S=279mm2;P=80MW,S=372mm2。导线截面为253、279372mm2之间。所以推荐选择JL/G1A-300导线。 （2）本期新建和开剖线路需要考虑线路“N-1”方式下的运行，印刘B线利旧导线为JL/G1A-185,极限输送容量约86.34MW（温度系数0.88），能够满足本期线路“N-1”方式运行，考虑到远期泉峰变还有110kV官岭变接入,终期极限条件下不能满足线路“N-1”方式运行。待远期负荷发展后再适时更换导线。因此，根据泉峰变本期建设规模和负荷情况，建议开剖线路选择JL/G1A-300导线。印刘B线其余部分不必进行改造，远期根据负荷发展情况，适时将剩余线路改造更换为JL/G1A-300导线。9.3.2.2 导线型号选择本工程导线截面和结254、构的选择除满足系统输送容量的要求外，还要考虑冰、风荷载对机械强度的要求和校验导线的电晕特性。我国现行的圆线同心绞架空线（GB/ 1179-2008）中导线截面积为300mm2的钢芯铝绞线主要有JL/G1A-300/15、JL/G1A-300/20、JL/G1A-300/25、JL/G1A-300/40、JL/G1A-300/50五种，我们从其中选取了JL/G1A-300/25、JL/G1A-300/40进行比较，从电气性能来看，JL/GIA-300/25和JL/GIA-300/40相差不大，均能满足要求；在经济、极限、自然输送容量方面JL/GIA-300/25小于JL/GIA-300/40，但255、都可以满足系统输送容量的要求。两种导线的电晕特性、无线电干扰、可听噪声也均可满足设计要求。从导线机械强度方面看，JL/GIA-300/25和 JL/GIA-300/40相比，两者铝截面基本相同，后者钢截面比前者大 11.8mm，抗冰害能力较强。JL/GIA-300/25及 JL/GIA-300/40在多条 220kV及 110kV线路上成功运行，且运行情况良好。从导线机械强度方面分析，两种导线在保证线条张力基本一致的情况下（杆塔荷载相当），应力特性及机械强度方面差别较小，JL/GIA-300/25和JL/GIA-300/40导线的各种机械、电气性能均能满足本工程的要求。从目前已建110kV线路256、使用的300导线投资情况来看，JL/GIA300/40型钢芯铝绞线比较经济可靠，运行方面来看，JL/GIA-300/40导线钢芯截面较大，抗冰能力较强。因此，本工程推荐使用JL/GIA-300/40型钢芯铝绞线。导线电气机械性能参数见表8.3-3。表9.3-3 JL/GIA-300/25、JL/GIA-300/40电气机械性能参数比较项目导线型号JL/GIA-300/25JL/GIA-300/40结构 根数/直径铝（铝合金）48/2.8524/3.99钢7/2.227/2.66计算截面（mm2）铝（铝合金）306.21300.09钢27.138.9总计338.88338.99外径（mm）23.257、7623.94计算重量（T/km）1.0581.131每公里导线耗量（T/km）3.1743.399导线耗量百分比（%）100.00%107.09%导线标称拉断力（N）8341092220拉断力百分比（%）100.00%110.56%设计安全系数（K）2.52.5最大使用张力（N）3169635044年平均运行应力（%）25%25%弹性模量（N/mm2）6500073000线性膨胀系数（1/）0.00002050.0000196过载能力【最低点达70%UTS时（V=20mm,V=27m/s）】Lp=300 m35.235.8Lp=600 m33.433.7最大弧垂（m）Lp=L=30013.5258、212.48Lp=L=60054.0749.91Lp=L=80096.1388.739.3.2.3 地线型号选择9.3.2.3.1 普通地线选择地线选择原则：根据本线路前后段的系统短路电流分布情况，需同时满足电气、机械条件要求，按相关规程规范要求选择原则如下：（1）当线路发生两相接地短路时，地线能满足热稳定要求，地线返回电流对于OPGW光缆小于200；（2）满足对腐蚀地区的防腐要求；（3）机械强度要求，在设计荷载时，地线的安全系数宜大于导线的安全系数；验算荷载时，其弧垂最低点的过载应力小于60%地线拉断力，平均运行应力满足防振要求。（4）满足线路防雷的要求，在大气过电压时，导线与地线在档距中央259、的距离S 满足S0.012L1；并根据运行经验，尽量选用单丝直径大的地线；（5）满足腐蚀地区防腐要求；（6）满足系统通信要求：当发生短路时，具有足够分流能力，以保证OPGW 光缆的的温升在其允许值以下；（7）OPGW的选择除了满足以上一般地线的机械、电气性能要求外，还应满足系统通讯要求和系统短路电流的要求。（8）根据设计规范要求，地线覆冰宜较导线增加510mm，结合XX县地区情况，地线覆冰增加5mm。根据本工程通信专业要求，110kV印刘B线剖进泉峰变线路剖进、剖出地线1根采用GJ-80（17-11.4-1270-B-GB/T 20492-2006）型镀锌钢绞线，一根采用48芯OPGW光缆（计260、入通信工程）。9.3.2.3.2 OPGW设计范围及选型9.3.2.3.2.1 OPGW设计范围本工程需要新建二回OPGW复合光纤通信线路，第一回以面向110kV泉峰变为线路前进方向，从110kV印刘B线#35出线，OPGW架设在此110kV送电线路的右侧地线支架上；第二回以面向110kV印刘B线#36为线路前进方向，从110kV泉峰变出线，OPGW架设在此110kV送电线路的右侧地线支架上。通信工程设计范围包括：第一回110kV印刘B线#35起新建110kV输电线路110kV泉峰变通信机房止。110kV印刘B线#35接线盒到泉峰变110kV变电站110kV出线端接线盒，OPGW光缆总长0.6261、5km。第二回110kV泉峰变通信机房起新建110kV输电线路110kV印刘B线#36止，泉峰变110kV变电站110kV龙门架接线盒到110kV印刘B线#36新建杆塔接线盒，OPGW光缆总长0.8km。后两开剖点与110kV印刘B线ADSS相连接。9.3.2.3.2.2 OPGW的选型根据XX局提供的印山变110kV母线远景年系统短路阻抗正序阻抗X1=0.08451，X0=0.13461；110kV泉峰变110kV母线标幺综合阻抗X1=0.06，X0=0.031，计算出以上两变电站110kV线路短路电流，计算结果如下，(印山变至泉峰变从小到大排杆)N1自印山变方向来流向短路处的短路电流Ik1262、(kA)=12.934 kA，自泉峰方向来流向短路处的短路电流Ik1(kA)=1.612 kA；(泉峰变至印山变从小到大排号)N37自洪市变方向来流向短路处的短路电流Ik1(kA)=4.628 kA，自印山变方向来流向短路处的短路电流Ik1(kA)=5.351 kA；由此短路电流结果来选择与GJ-80匹配的OPGW ，推荐使用的OPGW的型号为OPGW-48B1-90，其特性参数表如下：技术参数名称单位OPGW-90结构型式层绞式不锈钢管松套结构截面铝包钢导线（AS）mm292.68总截面mm292.7光纤芯数48光纤类型G.652/48芯外层绞向右外径mm13.2单位重量kg/km641标称263、抗张强度（RTS）kN118.0最小弯曲半径mm198直流电阻（20）/km0.931弹性模量kN/mm2162热膨胀系数1/13.0106短路电流容量（40200，0.25s）kA2s46.7短路电流（40200，0.25s）kA13.7安装温度-10 +50运输和运行温度-40 +80110kV印刘B线剖进泉峰变光纤通信线路部分设备材料一览表序号项目名称单位数量备注1OPGW-48B1-93km1.4548芯G.6523耐张金具套2826套BN2塔用（备用2套）、2套龙门架用4中间接线盒套2用于OPGW与ADSS接续塔用2套5终端接线盒套2杆用2套3006余缆架套42套塔用，2套杆用300264、7引下夹具个5228套塔用，24套杆用3008预绞式防振锤套24/ OPGW专用工具序号项目名称单位数量备注1紧线预绞丝根2/2钢管切割刀把1/3断线钳把1/4牵引网套根2/5牵引退扭器只2/ 9.3.2.4 导、地线型号导、地线机械物理特性见表8.3-4。表9.3-4 导、地线机械物理特性导 线JL/G1A-300/40GJ-80计算截面mm2铝 股300.09钢 股38.9079.39综 合338.9979.39计 算 外 径 (mm)23.911.4股数及股径铝 股24/3.99钢 股7/2.667/3.8单位重量 (kg/km)1131.0630.0瞬时破坏应力(MPa)258.831265、260.9线膨胀系数(1/oC)18.910-611.510-6弹性模量(N/mm2)760001814239.3.2.5 导、地线防振（1）根据设计规程规定,对于年平均运行应力超过破坏应力16%的导线和年平均运行应力超过破坏应力12%的地线，以及档距超过500米的开阔地，均应采取防振措施。（2）本工程导线JL/G1A-300/40型钢芯铝绞线采用FRY-3/5型预绞式锤防振，GJ-80镀锌钢绞线配用FRY-2/G型预绞式防振锤防振，OPGW复合光缆采用配套防振锤。9.3.2.6 导地线防舞根据湖南电网舞动区域分布图，本工程所在区域为0级舞动区域，不需要采取防舞措施。通过收集湖南电网舞动分布图266、及附近35kV、110kV线路设计及运行资料，本地区属于0级舞动区，该地区运行线路未发生舞动灾害。本工程按架空输电线路防舞设计规范（Q/GDW 18292012）中相关要求对耐张塔跳线及跳线金具进行加强设计，铁塔整体采用双螺母防松螺栓。9.3.3 绝缘配置9.3.3.1 绝缘配合本工程线路位于XX市规划区内，通过现场调查，参照湖南省电力系统污区分布图，本工程线路位于级污秽区，考虑该地区的发展，本工程全线按级污秽区进行外绝缘设计。 图8-22 沿线污区分布图9.3.3.2 绝缘子选型目前国内架空送电线路通常采用下面三种绝缘子，即瓷制盘形绝缘子、钢化玻璃盘形绝缘子、硅橡胶棒式复合绝缘子，且都取得了267、较为成熟的运行经验。（1）盘形瓷质绝缘子盘型瓷质绝缘子是使用最早的绝缘子，具有成熟的运行经验以及组装灵活等优点，目前仍然广泛应用各级电压线路上。该绝缘子属于可击穿型，其绝缘性能随着运行时间的增加逐渐降低，即通常所说的“老化”现象。当瓷配方不完善、结构设计不够优化和生产工艺控制不严时，“老化”问题比较突出，此外还包括泄漏电流所引起的绝缘子表面“老化”和雷击电弧所引起的“老化”等，也有长时间机械负荷和温度变化所引起的“老化”。绝缘子的老化直接关系到送电线路的安全运行，线路运行单位每年需要花较大人力、物力和财力剔除上述“老化”绝缘子。瓷质绝缘子出现零值在外观上不能发觉，零值绝缘子的存在对线路安全构成268、潜在威胁。瓷质绝缘子的零值率，不同厂家产品差异较大。瓷绝缘子优点是当需要采用防污产品时，可设计成伞盘下表面光滑的双伞形，这种型式具有良好空气动力学特性，有利于刮风条件下自洁，特别适合于干旱、少雨和风沙多的污秽场所。（2）盘形钢化玻璃绝缘子盘型钢化玻璃绝缘子有较明显的优点，主要体现如下：出现绝缘零值时会自破，不需检测零值绝缘子：玻璃绝缘子一旦出现缺陷失去绝缘性能会自动炸碎，伞盘全部碎成小颗粒脱落，而钢帽和球头不会破坏，仍能保持60以上的机械强度，不掉线。伞盘脱落后易发现可得到及时更换，不需逐个检查是否存在零值绝缘子，较大的减轻了运行人员的劳动强度。玻璃绝缘子不易老化：玻璃体被钢化以后其外层产生压269、应力，使表面抗拉强度增高（约为瓷体2.2倍），表面不易产生裂缝。抗拉强度不会随时间推移而降低，电气和机械性能在运行期间基本保持不变，“老化”过程比瓷质绝缘子慢得多。 耐冲击电压比瓷质绝缘子好：一般钠钙玻璃的介质强度可达13501700kV/cm，约为普通陶瓷2.8倍。试验证明玻璃绝缘子串比同类型同片数瓷质绝缘子串击穿电压高10，且伞盘被击穿（瓷质绝缘子为头部击穿）头部不击穿，引起钢帽炸裂而掉联的事故大为减少。 耐振性能好：经疲劳试验表明，振动1500万次后，玻璃绝缘子机械强度基本不变，瓷质绝缘子则下降约17。 防污性能好：玻璃绝缘子不易积灰，雨水冲洗效果较好，污闪事故减少。玻璃有很好的透明度，270、施工缺陷和损伤容易发现，劣质品容易剔除，运行清污时容易清扫干净。钢化玻璃绝缘子缺点：防污型只能加工成钟罩形或深棱型，伞棱较深，清扫不便，适用于灰尘少、雾天多的沿海污秽地区。（3）复合绝缘子复合绝缘子具有与瓷质和玻璃绝缘子不同的特点，属“保证不击穿型”，优点如下：复合绝缘子体积小、重量轻、机械强度高、抗污闪性能强，可防治电网大面积污闪。绝缘端子内外绝缘选材基本相同，通常不会发生零值击穿，不用检零。复合绝缘子的缺点：存在“老化”问题，目前无可靠检测手段。复合绝缘子运行约1015年后，需加强监测，发现老化应及时进行更换。钢化玻璃绝缘子和瓷绝缘子、复合绝缘子，不同生产厂家产品价格、质量有差别，全国各地271、运行反映情况也不同。从经济指标上看，三种型式绝缘子的价格差别不大。综上所述，悬式瓷绝缘子、钢化玻璃绝缘子和复合绝缘子各有其优缺点。瓷质绝缘子“老化”问题比较突出，故本工程不推荐使用。结合沿线污区划分和当地实际情况，本工程绝缘子推荐全线导线采用普通型钢化玻璃绝缘子，地线构架侧采用单联U70CN瓷质绝缘子。本工程所使用的绝缘子主要尺寸和机械特性见表9.3-5。 表9.3-5 导、地线绝缘子主要尺寸和机电特性绝缘子型号机械破坏负荷不小于（kN）公称结构高度H绝缘件公称直径D最小公称爬电距离雷电全波冲击耐受电压（峰值）不小于（kV）工频电压（有效值）kV不小于单件重量（kg）mm1min湿耐受击穿U7272、0BP/146-170146320450110501307.5U70CN70200210217120401105.39.3.3.3 绝缘子片数的选择悬垂串、跳线串均采用每串9片、单片爬距为450mm，破坏负荷为70kN的普通型钢化玻璃绝缘子，统一泄漏比距为3.68cm/kV，满足国网公司电力系统污区分级与外绝缘选择标准规程（Q/GDW 152-2006）规定（d）级污区32mm/kV的要求，耐张串采用10片、单片爬距为450mm，破坏负荷为70kN的普通型钢化玻璃绝缘子、满足级污秽区的防污要求。导线绝缘子配置见表8.3-6。表9.3-6 导线绝缘子配置一览表 污秽等级悬挂方式级污区片数、高度、273、单片爬距导线悬垂串单联9片(结构高度146mm，爬距450mm)双联29片(结构高度146mm，爬距450mm)导线耐张串单联10片(结构高度146mm，爬距450mm)双联210片(结构高度146mm，爬距450mm)跳 线单联9片(结构高度146mm，爬距450mm)地 线龙门架U70CN/200 1片悬垂双串用于重要跨越和特大垂直档距。耐张串除龙门架至终端塔档采用单串外，其余均采用双串。根据典设要求：单回路转角塔，中相跳线采用双跳线，020转角内外转角均装单跳线，2040转角外角侧装单跳线，40以上转角外角侧装双跳线，内角不装；与此配合的线路带电部分对杆塔构件的最小空气间隙如表8.3-7274、。表9.3-7 最小空气间隙表运行情况雷电过电压操作过电压工频电压带电作业最小间隙(mm)10007002501000相应风速(m/s)10152510相应气温()1515-515注：带电作业时，对操作人员需要停留的部位，还应考虑人体活动范围500mm。9.3.4 防雷与接地通过收集湖南电网雷区分布图及附近35kV、110kV线路设计及运行资料，本地区属于C1、C2级雷区，通过改造接地装置，降低接地电阻来防止雷击。本工程全线采用双地线，地线采用逐基接地方式，为方便变电站内检测接地电阻，在变电站龙门架线路侧地线金具串上装一片U70CN/200型带固定间隙绝缘子，间隙控制在20mm；110kV单回275、路杆塔防雷保护角均不大于15，双回路铁塔均不大于10。另开剖线路较短，为满足变电站出线2km内接地电阻不大于10的要求，需要改造接地装置9基。杆塔全部敷设接地装置。接地引下线采用12镀锌圆钢，接地体均采用10圆钢，接地装置埋设深度为岩石0.3m、水田0.8m、其他0.5,m，引下线与接地线的焊接点和埋深相同，接地装置的型式采用方框加射线，接地射线采用镀锌圆钢。在雷季干燥时，每基杆塔不连地线的工频接地电阻按规定不大于表8.3-8中的数值。表9.3-8 工频接地电阻值土壤电阻率（m）1001005005001000工频接地电阻（）101520按照省电力公司要求，本工程全线位于变电站进出线2km范围276、内，接地电阻需控制在10及以下。在土壤电阻率很高的地区，需采取降阻措施，一是增加射线根数或增长射线，二是置换土壤，三是采用接地模块，使接地电阻满足要求，原则上不许使用化学降阻剂。水田采用普通型接地装置，有人员经常活动的山地和丘陵区采用防盗型接地装置，防盗桩设置为接地线方框四角各设一个，射线长度小于或等于30m设一个，大于30m时在中间增设一个，防盗角桩采用404410角钢。9.3.5 对地距离及交叉跨越9.3.5.1 导线对地及交叉跨越距离本工程线路导线对地及交叉跨越距离见表9.3-911。表9.3-9 导线对地面的最小距离线路经过地区居民区非居民区交通困难地区导线对地面的最小距离(m)7.0277、6.05.0表9.3-10 导线与建筑物之间的最小距离边导线与建筑物之间的最小净空距离(m)(在最大计算风偏情况下)4.0导线与建筑物之间的最小垂直距离(m)(在最大计算弧垂情况下)5.0表9.3-11 送电线路与弱电线路的交叉角弱电线路等级一 级二 级三 级交叉角4530不限制9.3.5.2 交叉跨越及其保护按110kV750kV架空输电线路设计规范，跨越标准铁路、高速公路、一级公路，110kV及以上送电线路在交叉跨越档内，导线、地线均不允许接头。跨越高速公路及一级公路时，悬垂绝缘子串采用双联串，或双线夹。9.3.5.3 防鸟害措施本工程线路经过几个林场，大部分位于山地、丘陵地带，山塘较多，278、鸟类活动频繁，主要的大中型鸟类有：白鹭、大雁、喜鹊、斑鸠、野鸽等。仅2014年XX地区220kV线路由于鸟类活动就发生了2次线路跳闸事故：2014年4月3日220kV印柏线#110杆塔中相（C相）第1、2片玻璃绝缘子以及导线处有明显放电痕迹，并且球头处有烧伤痕迹，横担、塔材及放电点附近导线上有大量鸟粪，确定为鸟害导致故障的发生。2014年9月24日220kV船胜I线#28杆塔B相玻璃绝缘子上有明显放电痕迹，B相导线线夹处有烧灼痕迹，现场有大量鸟粪，绝缘子及导线上鸟粪痕迹明显，判断为鸟害导致故障的发生。因此，根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施中第6.6条防止鸟害闪络事故，经问询输电线路运检279、室，本工程拟采用防鸟刺进行防鸟，每基杆塔横担两侧都加装防鸟刺。图9-16 线路绝缘子、导线线夹及导线上的鸟粪情况图8-17 线路绝缘子、横担上的鸟粪情况本工程全线处于多鸟林区，山林中都分部着水塘栖息着多种鸟类，附近运行线路都已安装了防鸟装置。根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施中第6.6条防止鸟害闪络事故，经问询输电线路运检部，本工程采用防鸟刺进行防鸟，每基杆塔横担两侧都加装防鸟刺。9.4 线路主要杆塔和基础型式本工程沿线地形以丘陵为主，夹杂着水田。沿线植被发育、水土保持较好，交通运输一般。根据本工程特点，杆塔采用自立式铁塔。9.4.1 杆塔型式本工程的铁塔推荐采用国网公司的典设铁塔，湖南280、电网推广的国网1A8、1D9典设模块铁塔已在我院设计的多个工程中使用，反映情况良好，本工程推荐使用1A8、1D9模块杆塔。为适应不同的地形条件，保护环境，减少土石方开挖量，减少水土流失，本工程铁塔均设计了全方位高低塔腿，通过选用合适的标准塔段，配合高低塔腿及加高基础，灵活地适应地形高差变化，降低了施工基面的土方量。推荐铁塔使用条件见下表。表9.4-1 本工程杆塔使用情况杆塔型号杆塔呼高( m )水平档距（m )垂直档距( m )代表档距( m )允许转角 ( 。)1A8-ZMC215.036.0400600350/1A8-DJC115.024.0400650200/450090终端1D9-SD281、JC15.024.0450700200/450090终端兼分支经济指标详见铁塔一览图（图号：WA1530K-A0101-02）。本次工程共使用杆塔6基，其中剖进段使用3基（双回路转角塔2基，单回转角塔1基），剖出段使用3基（双回路转角塔2基，单回转角塔1基）。杆塔使用情况如下表：表9.4-2 110kV印刘B线剖进泉峰变线路（铁塔6基）序号杆塔型式杆高/塔呼高杆塔基数1转角角钢塔1D9-SDJC2121D9-SDJC2421A8-DJC1242角钢塔小计69.4.2 杆塔构件断面型式及材质选用目前国内外送电线路自立式铁塔构件断面主要采用角钢及钢管两种型式，钢管塔的受力、塔重、变形、外观等均优于282、角钢塔，但从运输、加工、组装上则不如角钢塔。本工程主要地形为山区、旱地及水田，运输是关键，对于钢管塔，由于单件过重(若要减轻单件重量，势必会增加大量的法兰盘)，人力运输及安装不便，而且价格较贵，因此，本工程推荐采用单件较轻、便于运输的角钢塔。角钢塔钢结构构件采用Q345B和Q235B钢，全部热浸镀锌防锈，M16、M20及M24规格的螺栓均采用6.8级。9.4.3 预应力混凝土电杆钢筋混凝土杆均采用平面横担、预应力钢筋混凝土杆段和镀锌钢绞线组合而成。它们受力性能好，耗钢量少。杆段用先张法超张拉施加预应力，杆段离心成型。横担采用电焊结构，分段用螺栓连接。电杆横担以上部分的螺栓均加装扣紧式防松螺母（283、带双帽的螺栓除外），杆段安装脚钉登杆，杆段下段脚钉采用10个防卸脚钉，在电杆拉线下把设置了防卸螺帽及防卸套。电杆的横担、横梁、吊杆、拉杆、撑杆、抱箍、脚钉、拉线及拉线金具、拉棒、拉盘环、脚钉母、接地脚钉母、电杆内预埋钢管等均要求热镀锌防锈。在安装直线杆边横担内撑抱箍时，边横担内撑角钢与抱箍之间螺栓连接紧不到位时，应加垫片使其连接紧密。9.4.4 杆塔设计说明在铁塔设计过程中遵循的主要标准为下表中所列的最新标准。表9.4-4 杆塔设计遵循的标准规范名称版本号110kV750kV架空输电线路设计规范GB 505452010架空送电线路杆塔结构设计技术规定DL/T51542002建筑结构荷载规范（2284、006年版）GB 500092001钢结构设计规范GB500172003重覆冰架空输电线路设计技术规程DL/T 5440-2009基础顶面以上8m范围内的铁塔螺栓、脚钉均采用防卸螺栓和防卸脚钉。全线铁塔除安装防卸螺栓(具有防松性能)外的其它单螺帽螺栓均采用扣紧式防松螺母。所有铁塔构件、螺栓(含防卸螺栓)、脚钉、防松螺母均热浸镀锌防腐。所有杆塔要求安装杆号牌(含线路名称)、警示牌；所有转角、终端塔要求安装相序牌，“三牌”按湖南省电力公司“湘电公司基建2010 333号”文（关于印发湖南省电力公司110500千伏输电线路工程标识牌加工、制作及安装细则的通知）执行，铁塔加工单位应按该文要求在铁塔的相285、应部位留挂牌孔。铁塔采用底脚螺栓方式与基础连接。铁塔钢材的强度设计值及物理特性指标按国家规范钢结构设计规范GB 500172003、碳素结构钢GB/T 700和低合金高强度结构钢GB/T 1591的规定执行。连接螺栓的强度设计值及物理特性按输电线路铁塔及电力金具紧固用冷镦热浸镀锌螺栓与螺母（DL/T 764.4-2002）的要求执行。9.4.5 杆塔地脚螺栓设计说明本次设计严格按基建安质2018387号国网基建部关于加强输电线路工程地脚螺栓管控的通知执行地脚螺栓的选用。设计选用地脚螺栓要求：1）执行国家标准、国网公司行业标准和文件要求；2）地脚螺栓材质全部采用35号优质碳素钢；3）同一种塔型将286、地脚螺栓统一成同一规格；铁塔对应修改后的地脚螺栓和材质见表9.3-1。表9.3-1 地脚螺栓选用表序号杆塔型号地脚螺栓型号地脚螺栓材质11A8-DJC1M4835号优质碳素钢21D9-SDJCM6435号优质碳素钢9.4.6 基础本工程自立式铁塔基础推荐采用掏挖式基础和直柱大板式基础。本工程将根据不同地形、地质和塔型合理选择基础型式。9.4.5.1 工程地质概况本工程沿线地质情况主要划分为：强中风化岩石(类地质)和硬塑粘性土(类地质)，可塑粘性土(类地质)三类，无不良地质作用。根据国家质量技术监督局2001年颁布的中国地震动参数区划图，线路地段场地地震峰值加速度小于0.05g，地震动反应谱特征287、周期为0.35s。地震基本烈度小于6度，杆塔与基础不考虑地震的影响。本工程沿线地下水对基础混凝土为微腐蚀作用。根据防腐蚀规范“3.1.9 微腐蚀环境可按正常环境进行设计”，故基础混凝土不需提高强度等级。9.4.5.2 杆塔基础型式选择目前，架空输电线路杆塔常用的基础型式大体可分为两大类：大开挖基础和原状土基础。大开挖基础主要包括现浇钢筋混凝土斜柱插入式基础、直柱刚性基础、直柱板式基础、装配式基础等。原状土基础主要包括掏挖基础(直掏挖、斜掏挖、半掏挖)、人工挖孔桩、岩石基础。本工程推荐基础型式的具体说明如下：（1）掏挖式基础掏挖式基础多年来在110220kV线路工程中得到了广泛应用，且运行情况良288、好、安全可靠。它的特点是基坑基本采用人工掏挖成型，可辅以分层定向松动小爆破；基坑开挖难度不大，不用模板，不用回填土，主柱与底板做成圆形，主柱配筋。基脚做成蒜头形，按刚性设计。该类型基础按剪切法进行抗拔稳定计算，充分利用原状土承载力高的优点，所以混凝土用量较省，钢材用量较少，土石方量最少，施工工艺简单。在本工程的山地和旱地地带，地质主要为硬塑粘性土、无地下水、土夹石及风化岩石，均可采用掏挖式基础。（2）直柱大板式基础直柱大板式基础的特点是：按土重法计算，主柱预埋底脚螺栓，铁塔通过底座板和底脚螺栓与基础相连，底板做成柔性大板，板的上部与下部双向配置钢筋。其优点是施工方便，混凝土用量比阶梯式基础少。289、缺点是基坑大开挖，土石方量较大，钢材耗量较多。在本工程的水田地带，地质主要为可塑粘性土、有地下水及地基承载力低的塔位，推荐采用直柱式大板基础。本工程自立式铁塔拟采用的基础型式详见铁塔基础一览图（WA1530K-A0101-03）。9.4.5.3 基础设计说明本工程基础是根据地形、地质、塔型、施工条件，并按照“两型三新”,资源节约型、环境友好型，采用新技术、新材料、新工艺的要求进行优化设计、以节约混凝土量，降低工程造价的原则综合考虑确定。在基础设计过程中遵循的主要规程、规范及标准见下表。 表9.4-5 基础设计遵循的标准规 范 名 称版 本 号110kV750kV架空输电线路设计规范GB 505290、452010架空送电线路基础设计技术规定DL/T52192005混凝土结构设计规范GB500102010建筑地基基础设计规范GB500072002本工程沿线地下水对基础混凝土为微腐蚀作用。基础混凝土可采用C25级，混凝土应采用机械搅拌和机械振捣，以减少混凝土的渗透性，基础保护层取45mm，垫层混凝土采用C15级,厚度为100mm。保护帽采用C15级，基础钢筋采用HPB300和HRB335级钢筋，基础主筋采用HPB400级钢筋。基础主柱加高外露高度大于1.5m时，设置爬梯，方便施工、运行登塔维护。9.5 水土保持及环境保护设计原则9.5.1 在水田的杆塔环保设计主要原则在水田的杆塔，一般不允许降291、低基面，不改变原有水田间的关系，田面有高差时，配置高低基础以及全方位高低塔腿处理。铁塔基础主柱一般升出基面0.51.0m，以便余土堆放在基础土地征购范围以内，避免余土外运。9.5.2 在山区的杆塔环保设计主要原则 （1）根据地质条件尽量使用原状土基础，以减少基坑开挖量。（2）在山区采用全方位高低腿铁塔，并配合使用高低基础，减少平降基土石方。（3）为防止雨水冲刷杆塔的地基，在基础周围设置周边排水沟，排水沟做成510坡度，引向老土区排水，不允许向堆积的松土处排水，避免造成水土流失。根据地形坡度设置截水沟，地质为砂土时截沟要求用水泥砂浆硬化处理，防止山洪雨水冲刷杆塔地基。9.5.3 综合治理基面（1292、）基面外设截水沟、排水沟，防止水土流失。（2）弃渣处置，本着就近、经济的原则，首先用于塔基四周的平整。就地堆放在铁塔附近较平缓的坡面，使土石方就地堆稳，确实无法堆稳时，应修建挡土墙，不允许余土流失山下，影响生态环境。（3）采用人工植被，保护基面和边坡。9.6 线路方面的节能设计9.6.1 路径选择本输变电工程通过现场进行实地踏勘，调查影响路径的障碍，优化方案避开了沿途洪水淹没区、城镇规划区、采石场、学校等主要障碍物及比较密集的房屋群，使得路径走向更加合理，减少线路长度、减少电能损失及跨越林区长度，减少房屋拆迁量，更加方便施工和运行，充分体现了以人为本，减小工程建设对人民群众生活扰动的思想。10293、.6.2 导线选择导线的选择主要是对导线经济电流密度、允许发热条件下线路极限输送容量、表面场强、起晕电压、电晕损耗、地面场强、可听噪声和无线电干扰的控制，应在满足设计标准的前提下，使得设计方案最经济、环保。9.6.3 地线接地方案送电线路的地线除用作防雷外，还有多方面的综合作用，如降低不对称短路时的工频过电压，减少潜供电流，作为屏蔽地线以降低电力线对通信线的干扰等。9.6.4 塔型选择合理选择塔型，提高了防雷效果，减少了线路故障率。9.6.5 水土保持及环境保护设计原则国家在发展经济的同时，对环境保护工作给予了高度重视，国民经济和社会发展第十个五年计划纲要把环境保护作为国民经济和社会发展的主要294、奋斗目标之一和提高人民生活水平的重要内容。做好输变电工程环境保护，是全面落实十五计划纲要提出的环境保护目标和任务的需要。在输变电工程建设中，各级建设部门高度重视环境保护和水土保持工作，认真贯彻“预防为主，全面规划，综合治理，因地制宜，加强管理，注重效益”的水土保持方针，不断加大对水土保持和生态环境建设的投入，坚持开发与保护并重，积极防治水土流失，改善生态环境，实现输变电工程建设可持续发展。虽然输电线路工程是清洁生产项目，无工业废气、固体废弃物产生，但输电线路建设占用土地资源较多，破坏局部生态环境，造成水土流失，运行产生工频电磁场、无线电干扰、可听噪声等影响周边环境。为实现输电线路工程建设可持续295、发展的需要，减少环境破坏和水土流失，对环境保护和水土保持方案提出了更高的要求。（1）在水田的杆塔环保设计主要原则在水田的杆塔，一般不允许降低基面，不宜改变原有水田间的关系，水田中的铁塔有高差时，配置全方位塔腿和高低基础。铁塔基础一般升出基面0.8m，以便余土就地堆放，避免或减少余土外运。（2）在山区的杆塔环保设计主要措施 本工程地质条件虽然复杂，但大多数为粘性土和风化岩石，或粘性土夹碎(卵)石。这样的地质条件适宜做原状土基础，如掏挖式基础。这类基础避免了基坑大开挖，塔位原状土未受破坏，并大幅度减少了对环境的不良影响。在山区采用高低电杆及全方位高低腿铁塔，并配合使用高低基础；尽量减小度，以利基面296、排水。为防止雨水冲刷杆塔的地基，应在基础周围设置周边排水沟，排水沟做成510坡度，引向老土区排水，不允许向堆积的松土处排水，避免造成水土流失。尽量采用象掏挖式等保持原状土的基础，减少土方开挖量。根据地形坡度设置截水沟、排水沟，必要时浆砌块石挡土墙与护坡，防止水土流失。十、环境保护及水土保持10.1 项目区域环境概况10.1.1生态环境现状本工程变电站所在区域主要为一片农作物，自然标高平均在95.4-105.6米左右，线路沿线土地利用性质主要为耕地、林地。根据现场踏勘及调查，本工程输电线路沿线及拟建变电站评价范围内未发现珍稀保护动、植物。10.1.2生态敏感区情况根据现场踏勘，输变电工程不涉及森297、林公园、风景名胜区、世界自然和文化遗产地、饮用水源保护区等其他生态敏感区。表10.1-1推荐线路涉及或临近的生态敏感区序号行政区分类名称级别与线路位置关系协议1XX市湿地自然保护区本工程不涉及市级-2XX市湿地公园本工程不涉及市级-10.1.3环境质量标准（1）声环境拟建变电站站址处执行声环境质量标准（GB3096-2008）2类标准（昼间60dB(A)、夜间50dB(A)）的要求；变电站周边居民点执行1类标准；线路工程沿线声环境敏感点执行声环境质量标准（GB3096-2008）1、4a类标准。（2）电磁环境标准变电站站界外、线路工程周边电磁环境敏感点处的工频电场及工频磁场执行电磁环境控制限值298、（GB 87022014）中居民区要求，即4kV/m、100T的要求。10.2 项目选址选线环保论证从环境保护角度，对可研报告提出的方案进行比选论证，给出环保推荐方案。表6.2-1方案比选序号项目名称方案1方案21地理位置址位于XX市市区南三环以南85m(南三环还未延伸至站址附近)，县道X078西侧，地名为XX市板桥镇新桥村铺上组。站址位于XX市市区南三环以南40m (南三环还未延伸至站址附近)，地名为XX市板桥镇新桥村樟梓皂，站址距离京珠高速复线（岳临高速）8.8km。2地形、地貌及占地站址为丘陵地形，目前多为杂草，站址西侧为油茶树林。场地内高差较大，东低西高，站址南侧有一小山谷，高差直降8299、-13m，站址自然高程95.12m115.69m。站址需占用部分油茶林，油茶林已投产，树距2m。站址南面为一座石灰厂，石灰厂已倒闭，工厂及土地已转让他人。站址南侧240m外为XX市泉峰街道办事处（一栋二层建筑物）。站址东侧有一规划路（暂未列入开工计划，有可能不建），在往东为县道X078。站址位置有三条架空通信线路穿过。站址为丘陵地形，场地高差较大，长有杂草，为一座小山，中间高西周低。站址自然高程101m129m。站址东、南是一口环形的水塘，西面为两座小山夹成的山谷，北面为一条水泥乡道，乡道北侧是南三环土胚子道路，南三环未形成。变电站排水需排至水塘。站址位置有二条架空通信线路穿过。站址视野开阔，300、进出线方便。站址场地，现根据国土资源局调查为一般农田和林地3居民点情况居民点少居民点多4生态敏感区情况不涉及不涉及方案一周边居民点少，土地目前为旱土，从环保角度分析，推荐方案1。10.3 环境保护措施及相关要求根据工程特点及环境保护的需要，建议本工程在施工期及运行期采取相应的环境保护措施，为便于政府部门监管及竣工环境保护验收，现将工程拟采取的主要环境保护措施汇总如下。（1）严格按照110千伏750千伏架空输电线路设计规范（GB50545-2010）设计架空输电线路导线对地距离、交叉跨越距离，线路临近或跨越居民房屋时与建筑的距离必须达到相应环保要求，确保线路周边电磁环境达到相应限值要求。对于各类树木，除放线通道、施工小运道路、塔位附近树木需砍伐外，其它尽量采取高塔跨越。（2）主变等选用低噪声设备，设立声屏障，确保周边声环境质量达到相应的标准要求。（3）生活污水收集后经化粪池（地埋式）处理后定期清掏外运处理，待工业园区污水管网建成后纳入园区污水管网。（4）生活垃圾：站内设立垃圾筒，及时清除交由环卫部门处理，不会对环境造成影响。（5）废蓄电池：变电站运行过程中产生的废蓄电池将交由有资质单位进处置。（6）含油废物：变电站内新建容积30m3事故油池1座。在后期设计中，事故油池容积应按不低于变压器储油量设计，以满足主变压器事故及检修时的排