1、220kV输变电及配套线路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4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1工程概况11.1设计依据11.2工程概况11.3设计水平年31.4主要设计原则31.5设计范围32电力系统一次42.1电力系统概况42.2工程建设必要性及建设时序112.3主2、变压器选择122.4接入系统方案122.5主变型式选择及无功补偿论证212.6导线截面论证232.7系统对有关电气参数的要求242.8电力系统一次部分结论及建议252.9系统短路阻抗263电力系统二次263.1系统继电保护263.2调度自动化373.3电能计量装置及电能量远方终端393.4调度数据通信网络接入设备403.5二次系统安全防护403.6系统通信424变电站站址选择544.1站址选择过程概述544.2站址区域概况604.3站址的征地、拆迁赔偿情况624.4站址的出线条件624.5站址水文气象地质条件624.6站区场地标高及土石方情况684.7进站道路和交通运输684.8施工电源7443、.9站址环境744.10通信干扰744.11施工条件754.12协议签署情况754.13站址技术经济比较754.14站址方案结论775变电站工程设想785.1电气主接线785.2短路电流计算及主要电气设备选择805.3绝缘配合及过电压保护865.4电气总平面布置895.5站用电及照明925.6防雷与接地955.7电缆敷设及防火975.8其他985.9电气二次985.10站区总体规划和总布置1155.11建筑规模和结构设想1205.12供排水系统1265.13采暖通风和空气调节系统1285.14火灾探测报警与消防系统1315.15“两型一化”及“四新”应用情况1336送电线路路径选择及工程设想14、376.1总论1376.2变电站进出线布置1376.3浏阳XX220kV线路工程方案设想1396.4淮川XX220kV线路工程方案设想1726.5气象条件1906.6导地线选型及其防振防舞措施1966.7绝缘配合、金具串2106.8防雷和接地2136.9导线对地和交叉跨越距离2156.10“三跨”重大反事故措施执行情况2167配套间隔扩建工程2187.1浏阳500kV变电站220kV间隔扩建工程2187.2淮川220kV变电站220kV间隔扩建工程2268节能、环保、抗灾措施分析2368.1系统节能分析2368.2变电节能分析2368.3线路节能分析2388.4环保措施2398.5结论24095、变电站通用设计对比分析24210投资估算24310.1编制原则和依据24410.2投资估算24410.3经济分析24510.4经济性与财务合规性24810.5从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析24910.6财务合规性25111结 论252 1 工程概况1.1 设计依据1.1.1 设计依据XX省“十三五”主网架发展规划研究报告XX地区20182019年110kV电网规划项目优选排序报告XX地区2018年度春季电力市场分析预测报告2018年度XX电网运行方式湘电公司发展201146号 关于印发XX主电网“十二五”融冰规划报告的通知1.1.2 遵循的主要规程规范220千伏及110(66)千伏输6、变电工程可行性研究内容深度规定110kV750kV架空输电线路设计规范架空送电线路杆塔结构设计技术规定架空送电线路基础设计技术规定电力工程电缆设计规范城市电力规划规范电力系统设计技术规程电力系统技术导则电力系统电压和无功电力技术导则变电站总布置设计技术规程220kV750kV变电站设计技术规程1.2 工程概况根据XX供电公司电网规划以及浏阳市电网现状，满足浏阳市南部地区负荷增长需求，为浏阳市南部地区110kV变电站提供电源点，缩短供电半径，合理优化网络结构，加强供电可靠性，拟在XX镇新建一座220kV变电站。根据系统的分析论证，对变电站站址和配套线路路径进行现场踏勘，站址位置靠近网络中心和负荷7、中心；同时考虑到运行方便、交通运输等因素，站址位置尽量在主要道路及乡村公路两侧附近范围内选择；站址用地和线路走廊已征得浏阳市政府、规划局的同意，并在选址选线暨工程建设会议上取得了国土局、规划局等政府职能部门的同意和支持。本次可行性研究在上述工作的基础上进行。XXXX220kV输变电可行性研究包含的工程有XX220kV变电站、浏阳500kV变220kV间隔扩建、淮川220kV变220kV间隔扩建、配套220kV输电线路工程以及相关的光纤通信工程。工程项目的概况详见下表。工程项目概况表序号工 程 名 称建设性质建设规模投产时间一变电工程1XX220kV变电站新建1240MVA2021年2浏阳5008、kV变220kV间隔扩建扩建1个2021年3淮川220kV变220kV间隔扩建扩建1个2021年二220kV送电工程1浏阳XX220kV线路工程新建2LGJ-630/42.4km2021年2淮川XX220kV线路工程新建2LGJ-630/19.4km2021年三通信工程1光通信设备工程新建新建XX1个通信站，扩建浏阳500kV变、淮川变、XX地调、XX省调3个通信站，新建ADSS光缆总长2km2021年2220kV光缆通信工程（OPGW）新建22.5km2021年变电站工程规模一览表项目终期规模本期规模主变压器3240MVA 1240MVA 220kV出线6回2回（浏阳1回，淮川1回） 1109、kV出线12回4回（至金刚1回、至XX2回、至澄潭江/淮川1回）10kV出线36回12回容性无功补偿3（410Mvar）410Mvar感性无功补偿110Mvar无1.3 设计水平年XX220kV输变电工程计划于2020年开工，2021年建成投产，选择2021年作为XX220kV输变电工程相应的设计水平年。1.4 主要设计原则1)贯彻XX的技术政策和产业政策，执行各专业有关设计规程规定。2)推进资源节约型、环境友好型电网建设，注重环境保护，促进节地、节能、节材。3)推广采用通用设计、通用造价、通用设备，促进标准化建设。4)积极采用电网新技术，不断提高电网技术水平。5)控制工程造价，降低输变电成本10、。6)选址选线按照有关规定进行多方案优化比较，同时取得地方政府和相关部门的原则协议，以避免和防止下阶段工作中出现颠覆性因素。1.5 设计范围本次XXXX220kV输变电工程可行性研究重点研究该输变电工程建设的必要性和工程实施的可行性，提出工程设想和投资估算。XX220kV变电站、对侧浏阳500kV变220kV间隔扩建和淮川220kV变220kV间隔扩建、配套220kV输电线路工程以及相关的光纤通信工程的可行性研究工作，由XX送变电勘察设计咨询有限公司承担。本报告主要内容包括电力系统(包括电力系统一次、二次)、XX220kV变电站站址情况及工程设想、配套220kV送电线路路径选择及工程设想、光纤11、通信工程设想、投资估算等。2 电力系统一次2.1 电力系统概况2.1.1 系统现状（1）XX市电力系统现状截至2017年底，XX电网拥有500kV变电站4座，即沙坪(2750MVA)、星城(31000MVA)、艾家冲(2750MVA+11000MVA)、鼎功（21000MVA），变电容量合计9000MVA。其中沙坪、星城、鼎功变主要供带湘江以东区域的负荷，艾家冲变主要供带湘江以西区域的负荷。目前XX电网的4座500kV变电站与云田、鹤岭、复兴变共同形成长株潭益不完全双环网，构筑了较为坚强的湘东受端网络，以接受湘西、湘西北送入的电力。在XX电网内部，已初步形成以这4座500kV变为依托的分片供电12、的格局。截至2017年底，XX电网拥有220kV公用变电站24座，主变49台，容量8760MVA；220kV用户变电站3座，主变13台，变电容量416.5MVA；110kV公用变电站94座，主变178台，容量8030.5MVA；110kV用户变电站31座，主变59台，容量1910.3MVA；35kV变电站47座，主变89台，容量628.15MVA（不含用户变）。XX电网拥有220kV线路67条，线路长度为1251.916km；110kV线路163条，线路长度为1823.958km；35kV架空线67条，线路长度为949.224km。2017年XX电网统调供电量为295.4亿kWh，统调最大负荷13、为6634MW。（2）浏阳市电力系统现状截至2017年，浏阳市电源总装机容量125.833MW，其中水电机组容量98.824MW，火电机组容量27MW，光伏发电容量9kW。其中110kV电压等级装机容量24MW，35kV机组装机容量14.4MW，10kV机组装机容量87.433MW。截至2017年，浏阳市电网拥有220kV变电站4座，变压器6台，总容量1020MVA；拥有110kV变电站12座，变压器20台，总容量788MVA；35kV变电站15座，变压器27台，总容量179.2MVA。共拥有110kV线路22条/318.97千米；35kV线路20条/311.905千米。2017年，浏阳市统调14、供电量为41.1亿kWh，统调最高负荷为784MW。2017年底浏阳市110kV及以上电网地理接线图见附图01。浏阳市电网110kV及以上变电站概况见表2.1-1。表2.1-1 浏阳市电网110kV及以上变电站概况序号变电站电压等级(kV)变电容量（MVA）负荷负荷2017年最大负荷（MW）2017年最大负荷时刻各站负荷（MW）最大负载率（%）2018年19月最大负荷（MW）2018年19月最大负荷时刻各站负荷（MW）最大负载率（%）1丛塘220180+18031825788.33%32729390.83%2生药220240+240188.6133.339.29%32631967.92%3集里15、220120+12020919587.08%21220888.33%4淮川220180+180190.2119.952.83%18314750.83%5镇头牵22044097.31260.81%21.22013.25%6石椴11031.5+31.548.130.176.35%36.132.557.30%7兆山11016+2030.429.480.00%29.62277.89%8沙市11031.5+2046.140.989.51%59.740.8115.92%9焦桥11031.5+31.545.64072.38%51.74982.06%10洞阳11050+5045.943.945.90%44.316、33.944.30%11蓝思科技11050+50+5088.779.259.13%130.112486.73%12关口11031.52725.885.71%26.419.383.81%13古港11020+31.551.728100.39%48.139.593.40%14永和11020+50534375.71%575581.43%15浏阳11050+5083.178.983.10%90.667.290.60%16西湖山1105048.639.197.20%46.940.493.80%17XX11031.5+31.549.233.678.10%54.748.986.83%18金刚11031.52217、.920.672.70%29.92594.92%19澄潭江1105029.324.258.60%32.225.564.40%20镇头11031.5+2044.236.685.83%52.748.3102.33%表2.1-2 周边220kV和110kV线路基本情况表序号电压等级（kV）线路名称线路截面线路长度（km）1220生集线AFSZ-400、2LGJ-40029.942220生淮线2JLHA3-45035.7763220丛生线AFSZ-400、2LGJ-40021.3734220丛生线2JLHA3-45018.5185220云淮线2JL3/G1A-63063.7396220淮集线2LGJ-18、400、LGJ-400、2LGJ-4006.227220丛集线LGJ-40037.518110大澄线JL/LHA2-210/22099110大金线LGJ-24012.05110110洞沙线LGJ-24015.85711110古永线LGJ-24012.69412110淮澄大线LGJ-240、LGJ-630、JL/LHA2-21025.9113110淮金线LGJ-24026.19714110淮西线JL/G1A-3002.41715110淮镇线LGJ-24040.35416110集古线LGJ-24023.95117110集关生线LGJ-24031.718110集关线LGJ-24010.075191119、0集淮线LGJ-2405.60920110集浏线LGJ-2403.85721110集浏线LGJ-2403.53522110集西线LGJ-240、JL/G1A-3007.38723110集永线LGJ-24032.0162.1.2 负荷预测（1）全区负荷预测浏阳地区工业负荷增长迅速。一是浏阳经开区招商引资力度大，大用户负荷增长迅速，例如蓝思科技和群显科技。二是浏阳高新区发展势头良好，从区域用电需求摸底情况分析，有大量的工业企业将入驻园区，2018年新增负荷20MW，2019年将新增50MW，2020年将新增100MW。三是其他园区招商引资力度进一步加大，浏阳整体投资氛围较好，工业负荷会增长较快。此20、外，美丽乡村建设，农网改造加速推进，将进一步释放居民和农业负荷。随着“三年行动计划”不断深入推进，投资力度和建设力度加大，农村电网结构不断完善，预计每年将新释放60MW的居民用电和农业负荷。根据2018年XX地区电力市场分析预测秋季报告，XX市、浏阳市负荷预测结果见表2.1-3。表2.1-3 相关区域最大负荷和电量现状与预测表 单位：MW、亿kWh 分类20172018201920202021202220232025“十三五”增速“十四五”增速XX地区统调最大负荷6634 7132 7800 8600 9443 10368 11384 13725 10.9%9.8%统调供电量295.4 34321、.0 380.0 415.0 456.1 501.2 550.9 665.3 11.9%9.9%浏阳市统调最大负荷784 903 1050 1190 1354 1541 1754 2271 16.6%13.8%统调供电量41.1 48.5 56.0 63.2 71.1 80.0 90.0 113.9 14.7%12.5%根据表2.1-3预测结果，2020年浏阳市最大负荷为1190MW；2025年最大负荷将达2271MW。（2）XX供区负荷预测XX220kV变供区新增负荷报装情况如下表2.1-4所示。表2.1-4 XX220kV变供区新增负荷报装情况项目名称预测报装容量（MVA）开工时间浏阳市马22、场建材有限公司1.252018.2浏阳市宏宇水务有限公司3.352018.2浏阳市明义房产置业有限公司3.362018.2浏阳市兴和置业有限公司3.192018.1浏阳金汇置业发展有限公司3.602018.1合计14.75XX220kV变建成后将供带XX110kV变、澄潭江110kV变及金刚110kV变。根据下表可知，2021年XX220kV变供带负荷约140MW。表2.1-5 XX220kV变供区负荷预测项目名称2018年2021年2025年2030年XX110kV变负荷48.9424560金刚110kV变负荷25314357澄潭江110kV变负荷25.5322432牛石110kV变负荷-323、040文家市110kV变负荷-202710kV负荷-35.02837合计99.4140190254（3）相关电网站点负荷预测根据表2.1-3、表2.1-5，并结合浏阳电网现状及规划情况，相关电网站点负荷预测结果见表2.1-6。表2.1-6 相关电网变电站负荷预测变电站电压等级(kV)变电容量（MVA）2018201920202021202220232025一、丛塘220180+180（+240）293 260 296 337 384 337 331 二、生药220240+240319 290 330 376 307 350 303 三、集里220120+120（240+240）208 237 24、174 198 226 257 333 四、淮川220180+180147 187 209 118 145 173 184 西湖山11050（+50）40 42 45 51 58 66 77 XX11031.5+31.549 53 57 -金刚11031.525 27 29 -澄潭江1105026 28 30 -葛家1105025 28 32 37 42 28 10kV侧107 12 20 35 50 65 80 五、XX220240140 152 168 190 XX11031.5+31.542 43 44 45 金刚11031.5(+50)31 34 37 43 澄潭江1105032 3525、 37 24 牛石1105020 25 30 文家市1105020 10kV侧1035 20 25 28 六、镇头牵22044020 20 20 20 20 20 20 七、永和220240118 130 143 157 155 八、工业220240+240170 193 251 九、沙市220240120 145 十、镇头220240108 十一、城东220240112 注：“主变容量”括号中的容量表示为改扩建容量。2.1.3 电网规划及容量平衡（1）电网发展规划根据XX电网“十三五”主网架发展规划研究报告、XX市20192020年110kV电网规划项目优选排序报告的相关成果，并结合最新规划26、调整情况，浏阳电网相关规划如下：“十三五”期间：2018年建设关口110kV变电站扩建工程（50MVA）、新建葛家110kV输变电工程（150MVA）；2019年新建达浒110kV输变电工程（150MVA）、新建蒙华铁路浏阳牵引站110kV接入线路工程、蒙华铁路张坊牵引站110kV接入线路工程、建设金刚变主变扩建工程（150MVA）、新建浏阳500kV输变电工程。2020年建设丛塘220kV变主变扩建工程（240MVA）、新建永和220kV输变电工程（1240MVA）。 “十四五”期间：2021年建设西湖山110kV变电站扩建工程（50MVA）、建设集里220kV原址重建工程（2240MVA）27、新建XX220kV输变电工程（1240MVA）；2022年新建工业220kV输变电工程（2240MVA）；2023年新建沙市220kV输变电工程（1240MVA）；2025年新建城东220kV输变电工程（1240MVA），新建镇头220kV输变电工程（1240MVA）。2021年底浏阳市110kV及以上电网地理接线图见附图05。（2）容量平衡根据2018年XX地区电力市场分析预测秋季报告，对浏阳市220kV层面进行变电容量平衡，结果如表2.1-7所示。表2.1-7 浏阳市电网220kV变电容量平衡 单位：MW、MVA分类2018201920202021202220232025一、浏阳市负荷928、03105011901354154117542271二、转供XX县负荷13414415816520522160三、220kV用户变负荷20202020202020镇头牵20202020202020四、110kV及以下电源出力30180180180180180180五、220kV网供负荷98799411481319154617752131六、已有220kV容量1440168019202400288031203600七、拟建容量240240480480240480丛塘扩240永和240集里原址重建240XX240工业变480镇头240城东240沙市240八、容载比1.461.691.671.82129、.861.761.69根据上表容量平衡结果，若2021年XX220kV变电站未能顺利投产，浏阳电网220kV层面容载比为1.64。XX220kV变电站投产后，浏阳电网容载比上升至1.82，能有效提高电网的供电能力。2.2 工程建设必要性及建设时序233.22.2.1 建设必要性（1）满足浏阳市南部地区用电负荷发展需要，提高电网供电能力浏阳2018年最大负荷为903MW，主要由丛塘变（2180MVA）、生药变（2240MVA）、集里变（2120MVA）及淮川变（2180MVA）4座220kV变电站供带，2018年最大负载率分别达到91%、68%、88%、51%，两座变电站处于重载运行状态。浏阳市30、重点用电行业以水泥为主的建材业和以视窗玻璃防护屏、触摸屏为主的电子信息产业为主，负荷发展迅速。根据负荷预测，浏阳2020年最大负荷为1190MW，2025年最大负荷将达2271MW，现有供电能力严重不足。浏阳市南部地区2018年最大负荷约100MW，现由3座110kV变电站供电：XX变（231.5MVA）、金刚变（31.5MVA）及澄潭江变（50MVA），负载率分别为87%、95%、64%，两座变电站处于重载状态。根据负荷预测，该区域2021年负荷预计达到140MW，现有供电能力不能满足该区域供电需求。（2）改善浏阳市南部地区110kV电网结构，提高供电可靠性 浏阳市南部地区2018年最大负荷31、约100MW，现由3座110kV变电站供电。目前仅依靠淮川220kV变电站通过淮川XX、淮川金刚两回110kV线路供带。淮川XX和淮川金刚两回110kV线路供电距离均相对较长，单联式供带三个110kV变电站，两回110kV线路中任意一回线路发生故障，另一回线路将过载，网架结构比较薄弱，现有电网结构不能满足供电可靠性要求。新建XX220kV变可为该片区电网提供一个可靠的电源支撑点，有效加强浏阳市南部地区电网结构，提高供电可靠性及电网安全稳定运行水平。综合以上，为满足浏阳市南部地区用电负荷发展需要，减轻220kV淮川变电站供带压力，改善浏阳市南部地区110kV网络结构，提高供电可靠性，新建XX2232、0kV输变电工程是必要的。2.2.1 变电站作用及建设时序（1）变电站在系统中的地位与作用XX220kV变电站建成后能够提高浏阳市电网供电能力，满足浏阳市南部地区负荷增长需求，为浏阳市南部地区110kV变电站提供电源点，缩短供电半径，合理优化网络结构，是浏阳市电网重要220kV变电站。（2）建设时序根据目前电网规划，结合周边电网发展和负荷增长情况，建议XX220kV变电站2021年建成投产。2.3 主变压器选择XX220kV变电站建成后的主要供电区域是浏阳市南部地区XX镇、澄潭江镇和金刚镇的负荷。根据负荷预测，至2021年需XX220kV变供带负荷140MW，预计到2025年(负荷增速按8%考33、虑)负荷将增至190MW，2030年（负荷增速按6%考虑）负荷将增至255MW。因此，建议XX220kV变选用240MVA主变，本期可只上1台，负载率58%，较为合理。远期，考虑受浏阳地区烟花厂影响，站址资源相对比较紧张，而浏阳市南部地区在较长时间仅规划由XX1座220kV变电站供电，因此，建议XX变终期按三台240MVA主变考虑。2.4 接入系统方案233.42.4.1 220kV接入系统方案拟定（1）方案拟定根据浏阳市南部地区的供电现状及将来的网络格局，结合XX220kV变电站的推荐片区、在系统中的地位及建设时序、建设规模等因素，根据推荐的站址，拟定了两个方案进行技术经济比较。具体方案如下34、：方案一：本期新建浏阳（在建）XX、淮川XX220kV线路各1回，新建线路导线均采用LGJ-2630。图2.4-1 XX220kV变220kV接入系统方案示意图（方案一本期）方案二：本期新建XX淮川线路1回，淮川集里线路改进XX（集里淮川线路已在集里工程中改造为LGJ-2630导线），新建线路导线均采用LGJ-2630。图2.4-2 XX220kV变220kV接入系统方案示意图（方案二本期）（2）经济比较1）经济比较指标表2.4-1 经济比较指标项 目性 质型 号估 价 指 标指 标单 位220kV线路新 建E：双回LGJ2630292万元/km220kV线路新 建F：单回LGJ263014035、万元/km110kV线路新 建J：LGJ2300176万元/km220kV间隔扩 建280万元/个110kV间隔扩 建121万元/个电能损失费用0.5元/kWh经济使用年限25a4000h投资回收率0.102）两方案本期一次投资比较见表2.4-2表2.4-2 220kV接入系统方案一次投资比较表 单位：个、km，万元分类方案一方案二规模投资规模投资一、2021年一次投资646055101）新建XX淮川单回线路1723801723802）新建XX浏阳单回线路（新建线路20km，与浏阳集里线路共塔14km）3430803）淮川集里线路改进XX（新建线路17km）1723804）220kV间隔41136、203840二、2021年一次投资相对值9800三、2025年一次投资546057201）浏阳集里线路改接入浏阳城东2028002）新建浏阳城东集里线路1926601926603）新建浏阳城东浏阳线路（新建线路20km，与浏阳集里线路共塔13km）333060四、2025年投资相对值0260五、综合一次投资相对值（2021年现值）8010注：1） 上表中线路长度为初步估计值，线路长度需在具体线路设计中确定。2） 上表中各项投资为初步估算，仅供本工程经济比较用，不作工程实际造价。由上表可知，本期一次投资方案二比方案一少980万元，2025年一次投资方案一比方案二少260万元。（3）潮流计算1）潮37、流计算条件a）计算水平年计算水平年为2021年和2025年。b）负荷水平、电源及网络计算的负荷水平、电源及网络，参照了XX电网“十三五”主网架发展规划研究报告以及XX地区2018年电力市场分析预测春季报告中的内容，并结合目前的最新情况加以适当的调整。c）潮流方式按丰大、丰小、枯大、枯小四种典型潮流方式进行计算。d）功率因数计算负荷功率因数取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，以为调度运行留有裕度。f）电压控制范围220kV变电站母线电压控制在213.42354kV之间，且偏差幅度不大于11kV。11038、kV变电站母线电压控制在106.7117.7kV之间，且偏差幅度不大于11kV。发电厂和500kV变电站220kV母线电压控制正常运行时控制在220242kV之间。500kV母线电压控制在500550kV之间。2）计算结果及分析潮流计算结果见附图0819。计算结果表明，在计算的所有运行方式下，两个方案的本远期电压水平均符合规程要求，方案的网损相对值见表2.4-3。表2.4-3 220kV接入系统方案相对网损 单位：MW方案方案一方案二2021年丰大00.145枯大00.207平均00.1762025年丰大00.328枯大00.195平均00.261由上表知，方案一XX新建一回线路至电源点浏阳539、00kV变电站，网损较小。3）“N-l”校核根据2021年潮流计算结果对各方案进行“N-1”校验，正常运行方式下2021年各方案均满足“N-1”校验。（4）方案技术经济综合比较及推荐意见220kV接入系统比较方案技术经济综合比较见表2.4-5。 表2.4-5 220kV接入系统比较方案技术比较 方案项目方案一方案二潮流分布合理合理电压水平合格合格2021年有功网损(MW)00.1762025年有功网损(MW)00.261网络结构清晰较清晰供电可靠性高较高实施及过渡难易较难容易远景适应性好一般一次投资现值相对值(万元)8010综合年费相对值(万元)7501）技术方面：潮流分布：两个方案潮流分布均40、合理。电压水平：两个方案电压水平均合格。网络结构：两个方案网络结构均清晰，其中方案一加强了浏阳500kV变电站与其所供带220kV站点之间的联络，网络结构较方案二更加合理。本期供电可靠性：方案一加强了浏阳500kV变电站与其所供带220kV站点之间的联络，供电可靠性较高。远景适应性：根据浏阳地区经济发展方向、远期220kV网架规划内容，方案一本期可为远期电网建设提前拉通廊道，远景适应性好。实施及过渡难易：方案一可利用浏阳500kV变电站至集里220kV变电站的共杆双回通道，但线路长度仍然较长，本期实施难度较方案二大。远期方案二比方案一实施难度更大。2）经济方面：本期一次投资方案一大于方案二；远41、期一次投资方案二大于方案一；年电能损失费用方案二大于方案一；综合经济性方案二优于方案一。综上分析，两个接入方案在潮流分布、电压水平方面相当。方案一虽一次投资较大，但加强了浏阳500kV变电站与其所供带220kV站点之间的联络，供电可靠性较高，网损较小，远景适应性好。因此建议推荐方案一为本期XX220kV接入系统方案，即本期新建浏阳（在建）XX、淮川XX220kV线路各1回，其中浏阳XX线路在浏阳集里段采用双回路同塔架设。2.4.2 110kV接入系统方案（1）方案拟定根据XX220kV变电站建设必要性，本期XX220kV变需为浏阳市南部地区110kV电网提供一个可靠的电源支撑点，有效加强浏阳市42、南部地区电网结构，XX110kV接入方案需解决XX、澄潭江、金刚三座110kV变电站的电源问题。根据浏阳市南部地区电网发展规划，结合XX220kV变站址周边110kV网络现状及规划、方案实施可行性，拟定以下两个110kV接入系统方案：方案一：将XX金刚110kV线路剖入XX220kV变电站；将XX至淮澄大线T接点110kV线路剖入XX220kV变电站。图4.2-1 XX220kV变110kV接入系统方案示意图（方案一本期）方案二：将XX金刚110kV线路剖接入XX220kV变电站；XX至淮澄大线T接点线路改接进XX220kV变电站；澄潭江至XX110kV变电站线路改接入XX220kV变电站。图43、4.2-2 XX220kV变110kV接入系统方案示意图（方案二本期）（2）110kV接入系统方案计算分析及推荐意见1）计算条件和分析原则计算水平年考虑2021年，其他同4.1.3节。2）接入系统方案潮流计算结果及分析计算结果表明，在正常运行方式下，两个方案的供带方式一致，潮流分布一致，都分布均匀、合理，电压水平合格。3）方案技术经济比较经济指标见表4.1-1，XX220kV变电站110kV接入系统方案经济比较见表4.2-2。表4.2-2 XX220kV变电站110kV接入系统方案经济比较 单位：万元、km、个、MW 方 案项 目方案一方案二规模投资规模投资一、2020年一次投资523652344、61）XX金刚110kV线路剖接入XX220kV变电站91548915482）新建XX220kV变电站至淮澄大线T接点110kV线路915483）XX至淮澄大线T接点线路改接进XX220kV变电站91548915484）澄潭江至XX110kV线路改接进XX220kV变电站915485）110kV间隔44844484二、一次投资相对值00注：1） 上表中线路长度为初步估计值，线路长度需在具体线路设计中确定。2） 上表中各项投资为初步估算，仅供本工程经济比较用，不作工程实际造价。由上表可知，方案二与方案一本期一次投资无差别。4）接入系统方案推荐意见接入系统方案技术经济综合比较表见表2.5-7。表245、.5-7 接入系统方案技术经济综合比较 单位： MW、万元方 案方案一方案二潮流分布合理合理电压水平合格合格平均有功网损相对值00网络结构清晰清晰供电可靠性高较高实施及过渡难易一般一般远景适应性好好本期一次投资相对值00综合年费相对值00潮流分布及电压水平：在正常运行方式下，两个方案的供带方式一致，潮流分布一致，都分布均匀、合理，电压水平合格。网络结构：两个方案网络结构均较为清晰。供电可靠性：两个方案本期都满足110kV线路“N-1”校核，供电可靠性均较高。方案二XX110kV变正常方式下首末电源点均取自XX220kV变；方案一XX110kV变可通过淮澄大线转为淮川220kV变供带，供电可靠性46、更高。实施及过渡难易：两个方案实施难度相当。远景适应性：两个方案远景适应性均较好。经济方面：两个方案本期一次投资无差别，综合年费用无差别。综上分析：两个接入方案在潮流分布、电压水平、网络结构、远景适应性方面相当。方案一每座110kV变均有两个220kV电源点供电，供电可靠性较高。因此建议推荐方案一为本期XX220kV接入系统方案，即将XX金刚110kV线路剖接入XX220kV变电站；新建XX220kV变电站至淮澄大线T接点110kV线路；XX至淮澄大线T接点线路改接进XX220kV变电站。2.4.3 低压侧出线选择220kV变电站低压侧电压等级可考虑35kV和10kV。考虑XX220kV变电站47、推荐站址落于XX镇西北部，周边仅西长大一回35kV线路，35kV电网发展能力一般，且根据浏阳市城镇发展规划，该区域将作为浏阳城区东进的门户，远期有较好的发展潜力，变电站近区10kV直供负荷需求较大，因此建议变电站低压侧电压等级选择10kV。2.5 主变型式选择及无功补偿论证22.4233.43.52.5.1 调相调压计算条件及设备选择原则（1）潮流计算考虑丰大、丰小、枯大、枯小四种潮流方式。（2）容性无功补偿容量选择除满足调压计算要求的最低容量外，还宜用补偿主变满载时的无功损耗作为校验。（3）感性无功补偿容量选择除满足调压计算要求的最低容量外，还宜用补偿本变电站110kV及以上出线正常运行方式48、下产生的充电无功功率的一半作为校验。（4）其它计算条件同潮流计算条件。2.5.2 调相调压计算结果及分析调相调压计算结果表明，在计算的各种运行方式下（含线路“N-1”情况），XX220kV变通过调整变压器抽头并配合适当无功补偿时，220kV母线电压变动范围为223.5227.7kV，110kV母线电压变动范围为115.5116.9kV；10kV母线电压变动范围为10.510.6kV，均符合规程要求，其供电区域内110kV变电站母线电压亦符合要求。调相调压计算结果见表2.5-1。表2.5-1 XX220kV变母线电压变动范围 项 目220kV侧抽头(kV)220kV母线110kV母线10kV母线49、10kV侧无功(Mvar)230kV121kV11kV2021年丰大方式230+01.25%227.7116.910.6110丰小方式230+01.25%224.2116.610.50枯大方式230+01.25%224.7116.710.6210枯小方式230+01.25%225.7116.910.60变压器重载230+01.25%223.5115.510.5410注：正数表示为容性无功补偿，负数表示为感性无功补偿。2.5.3 主变型式及抽头选择XX220kV变电站本期规划有低压出线向10kV配电网供电。因此，建议XX220kV变电站主变采用有载调压降压变压器。在各种计算运行方式下，变压器抽头50、在中间位置，配合适当的无功补偿时，220kV母线和110kV母线电压均在合格范围内变动，因此高中压侧变比选择230/121kV是合适的。综上所述，XX220kV变主变抽头推荐采用23081.25%/121/11kV。2.5.4 无功补偿论证（1）容性无功补偿考虑主变无功消耗及10kV提升功率因数所需无功，XX本期240MVA变压器在满载情况下无功损耗约40Mvar左右。根据Q/GDW 212-2015电力系统无功补偿配置技术导则第7.3条中规定：变电站安装有两台及以上变压器时，每台变压器配置的无功补偿度宜基本一致。第6.1.1.2条中规定：中压侧或低压侧带有电力用户负荷的220kV变电站容性无51、功补偿装置应按主变压器容量的15%-25%配置，结合通用设备中低压并联电容器的相应规格型号及站内场地等因素，参考调相调压计算结果。综合考虑，建议每台主变配置410Mvar容性无功补偿考虑。（2）感性无功补偿XX220kV变电站线路本、远期充电功率分别见表2.5-2、表2.5-3。表2.5-2 XX220kV变电站线路充电功率表 （本期） 单位：kV、km、Mvar电压等级线路名称导线型号线路长度(km)线路充电功率(Mvar)需XX变平衡的充电功率(Mvar)220kV线路XX浏阳500kV变电站220kV线路LGJ-2630346.43.2XX淮川220kV线路LGJ-2630173.21.52、6220kV线路小计9.64.8110kV线路XX220kV变XX110kV变双回LGJ-300220.70.7XX220kV变金刚110kV变LGJ-300190.60.6淮澄大线LGJ-300401.41.4110kV线路小计812.82.8本期合计12.47.5表2.5-2 XX220kV变电站线路充电功率表 （本期） 单位：kV、km、Mvar电压等级线路名称导线型号线路长度(km)线路充电功率(Mvar)需XX变平衡的充电功率(Mvar)220 kV线路XX浏阳LGJ-2630346.53.2XX淮川LGJ-2630173.21.6远期架空线路LGJ-2630407.63.8220k53、V线路小计9117.38.6110 kV线路XX110XXLGJ-300220.70.7XX金刚LGJ-300351.21.2XX大圣LGJ-300120.40.4XX文家市LGJ-300281.01.0XX牛石LGJ-30080.30.3XX青草LGJ-300150.50.5XX澄潭江LGJ-300401.41.4110kV线路小计1605.45.410 kV线路36回10kV线路XLPE-10/400360.50.510kV线路小计360.50.5远期合计23.214.6注：1）220kV线路按其充电功率的1/2由XX220kV变补偿；2）110kV出线其充电功率考虑全部由XX220kV变54、补偿。由表2.5-2可知本期XX220kV变电出线正常运行方式下产生的充电无功功率为7.5Mvar。结合调相调压计算结果，XX220kV变电站本期可不装设感性无功补偿装置，因此建议XX220kV变电站本期不考虑装设感性无功补偿装置。根据XX220kV变电站近区城镇发展，远期XX220kV变电出线正常运行方式下产生的充电无功功率为14.6Mvar，建议XX变站内为预留一组远期110Mvar感性无功补偿装置位置。2.6 导线截面论证233.43.53.6本工程配套220kV新建线路包括：新建XX淮川单回线路，新建XX浏阳单回线路。 根据XX省最新规划原则建议，新建220kV导线截面主要考虑选择LG55、J-2400和LGJ-2630两种型号。取送电功率因素0.95，LGJ-2400、LGJ-2630两种220kV架空导线极限输送容能力见表2.6-1。表2.6-1 220kV架空导线的极限输送能力表导线型号极限输送能力（MW）环境温度35环境温度40LGJ-2400538469LGJ-2630694639根据浏阳地区2030年目标网架，浏阳电网将形成以浏阳500kV变为枢纽中心，若干220kV变电站分区供带的网络格局。浏阳东片及南片6座220kV变电站组网供电，远期负载率按0.7计算，故障情况下XX本期新建220kV线路潮流在500MW左右。根据表2.6-1，考虑送电功率因数0.95，周围空气56、温度40摄氏度，温度修正系数0.81，最大负荷利用小时数为3500h，截面积为2400mm2的导线经济输送容量约为275MW，持续极限输送容量约为469MW，截面积为2630mm2的导线经济输送容量约为496MW，持续极限输送容量约为639MW，结合潮流分析，建议本期XX配套新建220kV线路采用2630mm2截面导线。2.7 系统对有关电气参数的要求233.33.43.53.63.72.7.1 主变压器参数主变容量：终期3240MVA，本期1240MVA主变型式：三相三圈有载调压降压变压器电压比及抽头：23081.2512111kV容量比：2402401202.7.2 系统短路电流根据短路电57、流计算结果，XX220kV变电站高压母线侧短路电流水平选取50kA，中压侧选取40kA。2.7.3 无功补偿容量本期装设410Mvar容性无功补偿装置，终期按每台主变装设410Mvar容性无功补偿装置考虑；本期不配置感性无功补偿装置，站内为远期预留110Mvar感性无功补偿装置位置。2.7.4 电气主接线根据XX220kV变电站的建设规模及其在系统中的地位，建议XX220kV变电站220kV电气主接线采用双母线接线，110kV电气主接线采用双母线接线，本期一次建成。10kV电气主接线本期采用单母线接线，远期采用单母线四分段接线。2.8 电力系统一次部分结论及建议为满足浏阳市南部XX地区负荷发展58、需要，减轻220kV淮川变电站供带压力，提高浏阳市南部地区电网供电可靠性，改善浏阳市南部地区110kV网络结构，新建XX220kV输变电工程是必要的。根据变电容量平衡，并结合项目实际建设周期，建议XX于2021年初建成投产。233.33.43.53.63.73.82.8.1 变电站工程规模（1）主变压器主变容量：终期3240MVA，本期1240MVA主变型式：三相三圈有载调压降压变压器电压比及抽头：23081.2512111kV容量比：240240120（2）出线规模1）220千伏出线：远期6回，至浏阳东2回，至澄潭江2回，2回备用；本期2回，至淮川1回、至浏阳1回。2）110千伏出线：远期159、2回，至青草1回，至牛石1回，至金刚2回，至XX2回，至澄潭江2回，至大圣2回，备用2回。本期4回，至金刚1回、至XX2回、至澄潭江/淮川1回。3）10千伏出线：远期36回，本期出线12回。（3）无功补偿本期装设410Mvar容性无功补偿装置，终期按每台主变装设410Mvar容性无功补偿装置考虑；本期不配置感性无功补偿装置，站内为远期预留110Mvar感性无功补偿装置位置。（4）对侧间隔扩建情况扩建淮川220kV变电站220kV间隔1个；扩建浏阳500kV变电站220kV间隔1个。2.8.2 线路工程规模220kV线路：新建XX淮川单回线路，新建XX浏阳单回线路。建议导线型号LGJ-2630。60、 2.9 系统短路阻抗（1）计算条件1）计算水平年考虑2030年左右；2）XX省220kV及以上网络参与计算，相关110kV电网参与计算；3）XX电网220kV电磁环网按开环运行考虑；4）XX220kV变电所短路阻抗不含变电所本身阻抗； 5）短路计算阻抗值为标么值，其基准值为：Sj=100MVA ,Uj=Ucp。（2）XX220kV变电站系统短路阻抗220kV：正序阻抗0.01434，零序阻抗0.01721110kV：正序阻抗，零序阻抗（3）系统短路水平XX220kV变电站220kV母线的三相短路电流水平为18.3kA，单相短路电流水平为17.2kA。3 电力系统二次 3、 4、 3.1 系统61、继电保护 3、 4、 4.1 3.1.1 一次系统概况（1）推荐的220kV接入系统方式：本期新建XX220kV变220kV出线2回，1回接至淮川220kV变，1回接至浏阳500kV变，如图所示：本期新建XX220kV变110kV出线4回，即将XX金刚110kV线路剖接入XX220kV变电站；新建XX220kV变电站至淮澄大线T接点110kV线路；XX至淮澄大线T接点线路改接进XX220kV变电站。如图所示：（2）推荐的建设规模拟建XX220kV变电站远期3240MVA，本期1240MVA，电压比23081.2512111kV。220kV远期出线6回，本期2回，即至淮川220kV变1回，至浏阳62、500kV变1回。110kV出线远期12回，本期4回。10kV出线远期36回，本期12回，融冰1回，外接电源1回。10kV无功补偿按每台变压器配置410Mvar，本期配置410kvar，本期不配置感性无功补偿装置，站内为远期预留110Mvar感性无功补偿装置位置。接地变本期2台，远期3台。（3）推荐的电气主接线方式及配电装置型式220kV本期、远期均采用双母线接线。110kV本期、远期均采用双母线接线。10kV远期采用单母三分段接线，本期采用单母线接线。220kV配电装置型式采用户外HGIS、110kV配电装置型式采用户外GIS，10kV配电装置型式采用开关柜。 3、 4、 4.1 3.1.163、 相关系统保护现状和存在的问题3.1.1.1 220kV系统现状与本期工程220kV电压等级有关的变电站为220kV淮川变、500kV浏阳变。淮川220kV变电站：该站为常规变电站，2012年投运。220kV远期规划出线6回，双母线接线；现有220kV出线4回，即1E云淮线，2E生淮线，3E淮冲线，4E淮集线，220kV每回线路均配置双套全线速动保护。站内配置了1套PRC15GA-414（南瑞继保）和1套GSGB750-S14AG（国电南自）微机220kV母差及其失灵保护装置；2套的ZH-5（武汉中元）220kV故障录波装置；XX星联生产的 GWPY-2 型微机低频低压减载柜 ；南瑞 继保生产64、的 PRC92-11 型稳定控制装置1套 ；南瑞继保生产的 PRC96A-02 型同步相量测量装置1套； 南瑞继保生产的 PRCK97-98A 型 保护信息处理子站柜1面 。 浏阳500kV变电站：该站目前处于物质招标阶段，根据国网公司初设批复，浏阳变按智能站设计。220kV远期规划出线12回，双母线接线；本期220kV出线6回，即至丛塘、淮川各1回，至生药、集里各2回(丛塘集里、生药集里、生药淮川220kV线路入浏阳变)，220kV每回线路均配置双套全线速动保护。站内配置2套220kV母线保护，2套220kV母联保护，按网络配置2套220kV故障录波装置，220kV系统按A、B网各配置一台网65、络报文记录装置，不设置单独的保护及故障信息管理子站，纳入变电站自动化系统统一考虑。3.1.1.2 110kV系统现状与本期工程110kV电压等级有关的变电站为XX110kV变、金刚110kV变、淮川220kV变、澄潭江110kV变。与本期相关的110kV线路是大金线、淮澄大线，其中大金线线路两侧配置的是许继电气的WXH-811型微机线路保护，于2015年投运；淮澄大线三侧配置的是许继电气WXH-811A/B1/R1型微机线路保护，于2015年投运。110kV对侧间隔不在本工程中考虑，在其配套的110kV送出工程中考虑，具体见110kV送出工程。3.1.2 系统继电保护配置原则根据XX电网公司输66、变电工程通用设计（110（66）750kV智能变电站部分）（2011年版）、Q/GDW 4412010智能变电站继电保护技术规范；Q/GDW 11612014线路保护及辅助装置标准化设计规范； Q/GDW 11752013变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范文的要求，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。 保护装置通信接口应采用DL/T 860通信协议，具备双以太网接口，能够实现互联互通。3.1.2.1 220kV系统保护220 kV保护采用近后备方式、并应遵循双重化的配置原67、则，每套保护系统功能独立完备、安全可靠。220kV系统采用保护、测控独立装置。1) 220kV每回线路按双重化配置完整的、独立的能反映各种类型故障、具备选相功能的全线速动保护，动作时间小于30ms，采用主、后备一体化装置，具备完整主后备保护功能、重合闸功能。两套重合闸均应采用一对一启动和断路器控制状态与位置启动方式，不采用两套重合闸相互启动和相互闭锁。2）220kV母联断路器按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护。遵循“双重化设计”原则配置3）220kV按远景规模配置母线保护。220kV按双套配置含失灵保护功能的母线保护，每套线路保护及变压器保护各启动一套失灵保护。4）保护装置68、应直接采样，单间隔保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护(母线保护)宜直接跳闸。跨间隔信息(启动母差失灵功能和母差保护动作远跳功能等)采用GOOSE网络传输方式。3.1.2.2 110kV系统保护110kV保护宜采用远后备方式，采用保护测控一体化设备。1) 110kV每回线路配置1套线路保护，保护具有完整的后备保护以及三相一次重合闸功能。重要用户供电线路、环网运行线路、长度低于10公里的线路、电缆线路及电缆与架空混合线路、220千伏变电站的110千伏线路、单T接线路应配置具备完整后备保护的光纤电流差动保护。2）110kV母联断路器按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护，单套配置3）169、10kV按远景规模配置母线保护，母差保护单套配置。3.1.2.3 系统安全自动装置安全稳定控制系统应按建立三道防线体系原则配置，并满足简单、实用、可靠、就地化的要求。1) 220kV站配置低频低压减载装置，当系统电压或频率降低时，用于减10kV负荷。3) 按电压等级和网络配置故障录波装置和网络报文记录装置，主变单独配置录波装置。装置应记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文，具备暂态录波分析功能与网络报文分析功能，分析结果上传至站控层主机兼操作员工作站。3.1.3 系统继电保护配置方案3.1.3.1 220kV线路保护XX-淮川220kV线路，长约18.3km，XX-浏阳22070、kV线路，长约41.4km上述线路两侧各配置双套光纤分相电流差动保护。1套保护采用专用光纤通道，1套采用2M/bit光纤通道。220kV线路断路器按双重化配置合并单元、智能终端；保护直接采样，直接跳闸。跨间隔信息采用GOOSE 网络传输方式。经GOOSE网络启动重合闸。母线电压切换由合并单元实现，每套线路合并单元应根据收到的两组母线的电压量及线路隔离开关的位置信息自动采集本间隔所在母线的电压。3.1.3.2 220kV母联保护220kV母联配置双套母联保护，220kV母联断路器应配置独立于母线保护的充电过流保护装置。充电过流保护应具有两段过流和一段零序过流保护。母联保护直接采样，直接跳闸；经G71、OOSE网络启动断路器失灵。220kV母联合并单元、智能终端双套配置。3.1.3.3 220kV母线保护220kV母线配置两套不同原理、不同硬件结构的微机型母线保护，双套失灵保护功能分别含在双套母线保护中，失灵保护不单独配置。220kV母线保护采用直采直跳方式。3.1.3.4 110kV线路保护XX金刚110kV线路剖进XX220kV变，形成XXXXI回110kV线路，长约9.5km；XX金刚110kV线路，长约9.5km。本期两回线路均配置光纤差动保护装置，采用专用光纤通道。XX220kV站侧线路保护直接采样、直接跳闸，GOOSE、SV报文采用点对点方式传输，采用保护测控集成装置，就地安装于72、GIS汇控柜内。XX110kV站、金刚变侧将原距离保护更换为光纤差动保护，为常规的模拟量采样、控制电缆连接直接跳闸。新建XX220kV变电站至淮澄大线T接点110kV线路，110kV线路三侧各配置1套三端光纤差动保护，XX侧保护装置线路保护直接采样、直接跳闸，GOOSE、SV报文采用点对点方式传输。保护采用保护测控集成装置，就地安装于GIS汇控柜内。淮川、澄潭江不在本工程中考虑。XX至淮澄大线T接点线路改接进XX220kV变电站。形成XXXXII回110kV线路，线路长度约为11.9km。本期两回线路均配置光纤差动保护装置，采用专用光纤通道。XX220kV站侧线路保护直接采样、直接跳闸，GOO73、SE、SV报文采用点对点方式传输，采用保护测控集成装置，就地安装于GIS汇控柜内。XX110kV站侧保护装置在对侧工程中考虑，不纳入本工程。3.1.3.5 110kV母联保护110kV母联保护装设一套充电保护装置，作为向母线、主变充电及线路保护进行向量检查时的保护。合并单元、智能终端单套配置。母联保护采用直接采样，直接跳闸方式。跨间隔信息（母差保护动作远跳功能等）采用GOOSE（SV） 网络传输方式。3.1.3.6 110kV母线保护110kV母线配置1套母线保护，保护具备直采直跳方式。3.1.3.7 故障录波及网络记录分析装置为了便于了解故障时系统的运行情况，分析继电保护和安全自动装置在事故74、过程中的动作行为及事故原因，迅速判定线路故障点位置和故障性质，在本站配置微机故障录波装置及网络分析记录装置。故障录波及网络分析记录装置应能满足智能变电站的要求。本站暂态录波单元按电压等级和网络配置，主变配置单独的故障录波。全站配置2套主变故障录波装置、2套220kV故障录波装置、1套110kV故障录波装置。本站配置1套独立的网络报文记录分析装置，装置应记录所有过程层GOOS、SV网络报文、站控层MMS报文，具备网络报文分析功能。网络报文记录单元按电压等级和网络分别配置，220千伏电压等级按过程层双网配置2台网络报文记录单元；110千伏电压等级按过程层双网配置2台网络报文记录单元；主变高、中压侧75、分别双网络接入220kV 、110kV网络报文记录单元。网络报文记录单元单独组网将信息上传给网络报文分析主机，网络报文分析主机将分析结果通过MMS接口接入站控层主机。3.1.4 安全自动装置配置方案3.1.4.1 低周减载装置为保证系统的稳定运行，按电力系统安全稳定导则建立三道防线的原则要求，220kV变的10kV出线单独配置带滑差闭锁功能和带dU/dt闭锁功能的集中式微机型低频低压减载装置，当系统电压或频率降低时，用于减10kV负荷。本站的低周减载装置单独组屏。3.1.4.2 保护及故障信息管理系统子站本站不配置独立的保护及故障信息管理子站系统，其功能由监控系统站控层主机实现，全站保护及故障76、信息由区数据通信网关机经调度数据网传送至各级调控中心主站端。3.1.5 对通信通道的技术要求XX淮川1回220kV线路配置了2套光纤分相电流差动保护，要求提供两路不同路由的光纤通道。1路采用专用光纤通道（占用2芯、备用2芯），1路采用复用2Mb/s通道。XX浏阳1回220kV线路配置了2套光纤分相电流差动保护，要求提供两路不同路由的光纤通道。1路采用专用光纤通道（占用2芯、备用2芯），1路采用复用2Mb/s通道。XXXX110kV站2回110kV线路配置了1套光纤电流差动保护，采用专用光纤通道（占用2芯、备用2芯）。XX金刚1回110kV线路配置了1套光纤电流差动保护，采用专用光纤通道（占用277、芯、备用2芯）。XXT接淮川澄潭江110kV线路配置了1套三端光纤电流差动保护，采用专用光纤通道（占用2芯、备用2芯）。故障录波装置通过经调度数据网上传至调度，并采用2W拨号为备用通道。3.1.6 对相关专业的技术要求3.1.6.1 对电流互感器及合并单元的要求本站各电压等级电流互感器均采用常规互感器，电流互感器二次电流设计为1A。保护共用电流互感器二次绕组，对于双重化的保护装置，分别接入双重化的合并单元，双重化的合并单元接入电流互感器的不同二次绕组，220kV保护装置使用P级二次绕组。绕组设置如下：220kV（除主变）：P（保护I）、P（保护II）、0.2S（测量）、0.2S（计量）、11078、kV（除主变）：P（保护）、0.2S（测量、计量）对于保护双重化配置的间隔，合并单元也双重化配置，两套保护的电流采样值分别取自相互独立的合并单元。合并单元下放布置在智能汇控柜中，两套合并单元分别接两组独立的电流互感器二次绕组。 对电压互感器及合并单元的要求本站各电压等级电压互感器均采用常规互感器。线路保护、母线保护共用电压互感器二次绕组，双重化的保护装置分别接入双重化的合并单元，双重化的合并单元接入电压互感器的不同二次绕组。绕组设置如下：220kV母线电压互感器：应提供3组Y形和一组开口三角形二次TV绕组。其中一组0.5（3P）级和一组3P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79、计量，一组6P级开口三角形绕组用于保护。110kV母线电压互感器：应提供3组Y形和一组开口三角形二次TV绕组。其中一组0.5（3P）级和一组3P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6P级开口三角形绕组用于保护。线路电压互感器：每回220kV、110kV线路A相配置单相式电压互感器用于同期、重合闸检同期、检无压。对于保护双重化配置的间隔，合并单元也双重化配置，两套保护的电压采样值分别取自相互独立的合并单元。对于存在电压并列关系的母线电压合并单元，应接收至少2组电压互感器数据，并支持向其他合并单元提供母线电压数据，根据需要提供电压并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母80、线电压合并单元转发。3.1.6.2 对直流电源的要求双重化的两套保护及相关设备（合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源需一一对应，且由2组各自独立的直流蓄电池组供电，以实现直流电源方面的双重化。3.1.6.3 对断路器的要求220kV断路器配两组独立的跳闸线圈，一组合闸线圈；110kV断路器配一组跳闸线圈，一组合闸线圈。断路器跳、合闸闭锁、防跳由断路器本体机构实现。220kV断路器非全相保护由断路器本体机构实现。3.1.6.4 对合并单元、智能终端的技术要求按照国网基建部关于发布依托工程设计新技术推广应用实施目录（2017年版）的通知【基建技术2017107】中推广应用类成果“智81、能组件装置整合技术（SXYM-TBB1-01）”要求应用合并单元智能终端集成装置。1) 两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。2) 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。3) 两套保护的电压(电流)采样值应分别取自相互独立的MU；每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。4) 合并单元宜具备合理的时间同步机制以及前端采样和采样传输时延补偿机制，常规互感器信号在经合并单元输出后的相差应保持一致；合并单元之间的同步性能应满足保护要求。5) 合并单元具备电压切换或电压并列功能，支持以GOOSE方式开入断路器或刀闸位82、置状态。6) 合并单元应能提供输出IEC61850-9协议的接口及输出IEC60044-8的FT3协议的接口，能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。3.1.6.5 对网络及其设备的要求1) 过程层GOOSE网络、站控层网络应完全独立配置。2) 过程层GOOSE网络按电压等级分别组网。变压器保护接入不同电压等级的过程层GOOSE网时，应采用相互独立的数据接口控制器。3) 任两台智能电子设备之间的数据传输路由不超过4个交换机。传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于10s。4) 根据间隔数量合理配置过程层交换机。每台交换机的光纤接入数量不超过16对，并配备适量的备用端口。3.2 调度自动化3.283、.1 现状及存在问题XX电网调度自动化系统现阶段运行的为D5000系统，D5000系统于2015年正式投运。该系统具有多种通信规约，目前接入该系统的RTU主要采用SC1801V6.0、IEC60870-5-101、IEC60870-5-104网络等规约与其通信,目前XX电网调度主要采用IEC60870-5-104规约接入。该系统实现了实时监控与预警、调度计划、安全校核、调度管理四大类应用的数十项功能。XX地调调度自动化系统现为南瑞科技股份有限公司提供的OPEN3000系统，该系统具有多种通信规约，目前接入该系统的远动系统主要采用SC1801V.6.0版、CDT、IEC60870-5-101、I84、EC60870-5-104等规约与其通信。主要完成数据采集和安全监控(SCADA)等功能。3.2.2 远动系统3.2.2.1 调度关系根据本变电站的建设规模和在系统中的地位和作用，以及电网实行统一调度分级管理的原则，确定调度关系如下：该变电站由XX省电力调度通信中心、XX电业局调度所。其中220kV出线、母线等设备由XX省电力调度通信中心调度，主变压器、110kV母线、出线、10kV无功补偿设备由XX电业局调度所调度，10kV出线由浏阳县调调度。3.2.2.2 运行管理XX220kV变电站的管理由XX电业局负责，根据XX省电力公司有关无人值班变电站建设的要求，本变电站的管理模式按无人值班考虑。85、3.2.2.3 远动信息内容根远动信息的采集按照QGDW 231-2008无人值守变电站及监控中心技术导则、调自Q/GDW 11021-2013变电站调控数据交互规范、Q/GDW 11398-2015变电站设备监控信息规范的要求，按信息重要性分类分级分区，通过远动、告警直传、远程浏览方式上传站内信息至各级调度。XX220kV变电站应向XX省调(调控中心)、XX地调、浏阳县调传送所需的信息。3.2.2.4 远动设备的配置方案本变电站二次系统采用计算机监控系统，远动系统的配置结合变电站计算机监控系统统一考虑。站内的数据采集装置负责采集自动化系统及调控中心所需信息，数据通信网关机负责汇总调度(调控)86、中心所需的信息。根据国调中心关于印发变电站二次系统和设备有关技术研讨会纪要的通知(调自【2013】185号)要求，远动系统配置如下：区数据通信网关机兼图形网关机，直接采集站内数据，通过专用通道向调度(调控)中心传送实时信息，同时接收调度(调控)中心的操作与控制命令；实现远程浏览变电站全景信息、调度(调控)中心与站内监控系统图形和数据的实时交换；区数据通信网关机兼图形网关机，双套配置，采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计；区数据通信网关机实现区数据向调度(调控)中心的数据传输，具备远方查询和浏览功能；该数据通信网关机双套配置。/区数据通信网关机实现与PMS、输变电设备状态监测等其他主站系统的信息87、传输；该数据通信网关机单套配置。3.2.2.5 远动通道至XX省调远动通道：2路调度数据网（2Mbit/s）；至XX地调远动通道：2路调度数据网（2Mbit/s）；3.2.3 相关调度端系统本工程考虑XX省调和XX地调、浏阳县调调度自动化系统接收通道220kV变电站的远动信息，主站端所需的调制解调器(MODEM)和相应的软件及数据库调整工作。3.2.4 相量测量装置根据国网XX电力调控中心关于印发XX电网同相量测量（PM U） 装置配置要求的通知 (湘调自【2017】66号)的要求，XX电网实时动态测量系统总体建设要求，本站作为对电网稳定运行影响较大的关键节点，考虑配置1套相量测量装置。该装置88、通过调度数据网将相关信息上传至省调D5000相量测量系统平台。3.3 电能计量装置及电能量远方终端3.3.1 电能计量系统现状省调电能量计量系统于2009年完成主站系统升级工作，为烟台威思顿的电能量主站系统,其子站接入采用EDMI公司红相表计规约和102规约。D5000系统2015年正式投运，电能量主站作为D5000的一个应用模块。XX地调现有电能量计量系统采用XX省公司计量系统。目前接入该系统的规约为QGDW376.1-2009电力用户用电信息采集系统通信协议。3.3.2 电能计量装置及电能量远方终端配置本站与XX省主网的关口计量点设在主变高压侧。关口电能表按双表（主副表）配置，采用有功0.89、2S级，无功2.0级的多功能、复费率电子式电能表，并具有脉冲输出和485接口。相应TA计量绕组采用0.2S级，TV计量绕组采用0.2级。其技术要求满足XX省电力公司多功能电能表技术规范。通道变所有非关口计量表采用有功0.5S级，无功2.0级的多功能电子式电能表。在本站配置一套省调关口电能量采集装置，用于采集省关口电能量信息。省关口电能计量的信息通过省调调度数据网（2Mbit/s）和地调调度数据网（2Mbit/s）远传至省网电能计量主站系统。在本站配置1套地调电能量采集装置，用于采集非关口电能量信息。地区电能计量的信息通过专线或者GPRS上传至地区电能计量主站系统。220kV、110kV、主变电90、度表装在各电度表屏上，10kV电度表装设于10kV开关柜上，所用变压器低压侧电度表装设在380V配电盘上。3.3.3 电能计量主站端接口要求本工程考虑XX省调和XX地区电能量计量系统接收XX220kV变电站关口电能计量信息，主站端的接收设备和相应的软件及数据库调整工作。3.4 调度数据通信网络接入设备按照调度关系，XX220kV变电站由XX省调（XX备调）、XX地调调度，调度数据网接入设备按照XX省调和XX地调有关要求部署。根据XX省和XX地区调度数据通信网络总体方案要求，本站作为XX省调（XX备调）和XX地调接入层的接入点，各配置一套调度数据网接入设备。与XX省调度数据网接入方式为：采用两路91、4Mb/s通道接入XX地调汇聚层，再由汇聚层将网络信息转发至XX省调度自动化主站；与XX地区调度数据网接入方式为：采用两路4Mb/s通道直接接入XX地调骨干层XX地调调度自动化主站。远动系统、关口计量系统及故障录波的信息和数据均可采用数据通信方式接入调度数据网。3.5 二次系统安全防护本期工程按照电力监控系统安全防护规定(发改委14号令)的要求配置二次系统安全防护设备。1) 横向安全防护安全区与区之间采用防火墙隔离措施，安全区与安全、区之间采用正/反向隔离装置实现强隔离。本站各区信息分布如下：在安全区中，监控主机采集电网运行和设备工况等实时数据，经过分析和处理后进行统一展示，并将数据存入数据服92、务器。区数据通信网关机通过直采直送的方式实现与调度(调控)中心的实时数据传输，并提供运行数据浏览服务。在安全区中，综合应用服务器与输变电设备状态监测和辅助设备进行通信，采集电源、计量、消防、安防、环境监测等信息，经过分析和处理后进行可视化展示，并将数据存入数据服务器。区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器获取区数据和模型等信息，与调度(调控)中心进行信息交互，提供信息查询和远程浏览服务。综合应用服务器通过正反向隔离装置向/区数据通信网关机发布信息，并由/区数据通信网关机传输给其他主站系统；2) 纵向安全防护应采用认证、加密等手段实现数据的纵向安全传输。安全区、接入XX省和XX地区电力调度数据网93、SPDnet时，应分别在区配置IP认证加密装置，实现网络层双向身份认证、数据加密和访问控制，也可与业务系统的通信网关设备配合，实现部分传输层或应用层的安全功能；安全区采用IP认证加密装置实现区的纵向隔离。3）网络安全防护根据XX电网公司关于加快推进电力监控系统网络安全管理平台建设的通知XX电网调20171084号要求，在变电站电力监控系统安全I区部署1台II型网络安全监测装置，采集变电站站控层、 并网电厂涉网区域的服务器、 工作站、 网络设备和安防设备自身感知的安全数据及网络安全事件，实现对网络安全事件的本地监视和管理，同时转发至调控机构网络安全监管平台的数据网关机。3.6 系统通信3.6.194、 概述根据一次系统接线方案，XX220kV变电站(或称本站)建设规模为：本期主变压器1240MVA，远期3240MVA；220kV出线本期2回（至淮川220kV变、浏阳500kV变各1回），远期6回；110kV本期4回（至金刚变1回、至XX110kV变2回、至澄潭江/淮川1回），远期12回。浏阳XX220kV线路工程新建部分起于在建的浏阳500kV变电站220kV侧构架，止于待建的XX220kV变电站，线路路径总长42.4km。其中浏阳变彭家冲段利用原浏阳集里回线路通道，路径长度4.3km；彭家冲长冲段利用原浏阳集里回220kV线路廊道重建双回路杆塔单边挂线（杆塔、基础、接地均已计入本工程），95、路径长度11.25km；长冲长青村段，新建双回路单边挂线，路径长度7.17km；长青村宋家坡段新建单回路，路径长16.41km；宋家坡段XX变段，新建双回路单边挂线，路径长度2.87km。建成后的浏阳XX220kV线路路径长度总计42km（新建37.37km，利旧4.3km）。浏阳集里回线路还建部分起于在建的浏阳500kV变电站220kV侧构架，止于原浏集回15#塔，路径长度约3.8km。浏阳集里回线路还建约0.9km。淮川XX220kV线路工程起于已建淮川220kV变6E间隔，止于待建XX220kV变2E间隔，线路路径总长19.4km。其中淮川变浏洪高速段为新建单回路，路径长度约16.1km96、；浏洪高速XX变段，新建双回路单边挂线，路径长度为3.3km。根据本站在电力系统中的地位和作用以及接入系统的电压等级，按照电网运行实行统一调度、分级管理的原则，其调度和管理关系按XX省调和XX地调两级调度，XX供电公司管理考虑。相关110kV线路方案：将XX110kV变金刚变110kV线路入XX220kV变；XX110kV变淮澄大线T接点110kV线路剖进XX220kV变。具体设计以XX变110kV线路送出工程为准。3.6.2 通信现状（1） 省网光纤通信网络现状目前，XX省电力系统光纤通信网络已形成传输容量为10Gbit/s+2.5Gbit/s的湘中核心环和传输容量为2.5Gbit/s的湘东97、主干环、湘南主干环、湘西主干环、湘北主干环，并形成多环带链的网络结构。其中湘中核心环已形成艾家冲鹤岭荷塘白马垄省调捞刀河艾家冲10Gbit/s+2.5Gbit/s光纤通信电路。另建有捞刀河沙坪鼎功榔梨曹家坪星城红星云田白马垄2.5Gbit/s电路；艾家冲学仕响水坝鹤岭155Mbit/s通信链路。XX公司以2.5Gbit/s链路接省调和省调；丛塘以622Mbit/s链路接榔梨和鼎功；并形成了丛塘生药淮川云田622Mbit/s光纤通信电路和淮川丛塘集里淮川冲口牵云田155Mbit/s光纤通信电路。根据XX浏阳500kV输变电工程初步设计，该项目将先于本工程投运。该项目将新建云田浏阳鼎功2.5Gbi98、t/s（1+0）光纤通信电路、将浏阳500kV变插入生药淮川622Mbit/s（1+0）光纤通信电路中和丛塘集里155Mbit/s（1+0）光纤通信电路中。同时将丛塘淮川155Mbit/s（1+0）光纤通信电路退运。XX公司正在建设XX省网A平面（一期）工程，届时将形成湘中汇聚210Gb/s核心环，湘东环、湘东南环、湘南环、湘西环、湘西南环、湘西北环10G/s环，省网新建通信网网管中心设在省调和备调。该项目目前处于施工图设计阶段，根据计划建设时序，新建SDH网络计划2018年底建成投运，预计先于本工程投运。另外XX电网系统保护精准切负荷工程中延伸建设了省网A平面的湘中环东和湘北环2个10Gb/99、s环网，该项目目前处于初步设计阶段，计划于2018年投运，预计先于本工程投运。与本工程相关的湘中环东为省局芙蓉余家湾沙坪鼎攻榔黎曹家坪星城白田红星省局的10Gb/s环网，主干节点9个。同时省网A平面二期正在进行可研阶段设计，该项目预计先于本工程投运，届时将建成鼎功丛塘生药500kV浏阳集里淮川云田与鼎功500kV浏阳云田2.5Gbit/s通信链路。XX省网光纤通信网络主要采用日本NEC公司的U-Node光传输设备、华为公司OSN 系列设备和烽火公司FonsWeaver 780系列设备。以上SDH设备的网管中心站均设在XX省调主、备调，配置有相应网络级网管系统。（2）地网光纤通信网络现状目前XX100、地区光纤通信网主干网架已形成捞刀河1威灵天顶延农艾家冲学仕地调1芙蓉余家湾捞刀河1的2.5Gbit/s西部核心光环网与捞刀河2沙坪鼎功榔梨曹家坪星城林海红星浦沅地调2树木岭黎托捞刀河2的 2.5Gbit/s东部核心光环网,两环在XX供电公司和捞刀河变通过2.5Gbit/s光路互联。并建成了鼎功丛塘集里浏阳公司淮川镇头明月榔梨和丛塘生药淮川的2.5Gbit/s光纤通信链路。另有淮川110kVXX澄潭江金刚淮川622Mbit/s光纤通信环网和110kVXX金刚622Mbit/s光纤通信链路。根据XX浏阳500kV输变电工程初步设计，该项目将先于本工程投运。该项目将浏阳变插入丛塘集里2.5Gbit/101、s（1+0）光纤通信链路与生药淮川2.5Gbit/s（1+0）光纤通信链路。根据XX地区骨干传输网升级工程可研，该项目将先于本工程投运。届时XX地网将形成XX地调芙蓉捞刀河威灵谷山天顶延农学仕猴子石XX地调双10Gbit/s核心环、XX地调余家湾科大榔梨丛塘生药曹家坪树木岭XX地调双10Gbit/s核心环及XX地调双10Gbit/s核心环浦沅红星东山江青淮川集里曹家坪黎托XX地调双10Gbit/s核心环。浏阳地区形成浏阳县淮川集里10Gbit/s环网和丛塘生药浏阳县10Gbit/s环网，另有淮川西湖山110kV浏阳淮川、澄潭江XX淮川金刚澄潭江和丛塘生药500kV浏阳葛家镇头丛塘622Mbit102、/s环网。XX地区光纤通信网采用阿尔卡特 1660/1662系列SDH设备与爱立信SDH设备，设备的网管中心站设在XX地调。（3）与本工程相关的变电站设备现状淮川变无独立通信机房，与二次设备共同布置在二次设备室，通信电源采用交直流一体化电源系统，通过DC/DC模块转换实现-48V供电。现有省网NEC U-NODE WBM光传输设备、XX地网阿尔卡特1660SM设备。设备均具备扩容条件。浏阳500kV变为待建站点，该站设计有独立通信机房及通信电源,新上省网华为光传输设备1台；新上XX地网阿尔卡特SDH设备1台。设备均具备扩容条件。（4）与本工程相关的光缆现状序号光缆区段电压等级光缆参数备注1丛塘103、浏阳220kVOPGW/24D/22km2浏阳集里220kVOPGW/24D/21km浏集I回3生药浏阳220kVOPGW/24D/20km4浏阳淮川220kVOPGW/24D/35km5淮川110kVXX110kVADSS/12D/19.4km淮澄大线6110kVXX澄潭江110kVOPGW/24D/211.2km淮澄大线与大澄线各1条光缆7110kVXX金刚110kVADSS/12D/12.06km以上情况请见系统通信现状图。3.6.3 通道要求根据相关规定，本站至各级调度中心的调度电话、远动信息传送应设立两个及以上不同路由的独立通道，以满足通信的可靠性要求。本站作为调度数据网的接入层节点104、，分别以2个2Mbit/s通道接入省级调度数据网和地级调度数据网，作为本站至省调、地调的远动、电能计量和故障录波等主备用通道。至XX用采中心的电能计量通道开设1路数据通信网通道。至省、地调调度电话通道各1路，至XX地调行政电话通道6路。智能辅助系统经数据通信网通道至XX地调监控中心。至XX地调的数据通信网通道采用SDH设备FE口传输。220kV线路保护：浏阳XX220kV线路和淮川XX220kV线路每回线路各开设2路光纤差动保护通道，1路采用专用光纤通道，1路采用复用2Mbit/s通道。110kV线路保护：根据110kV线路方案，新形成的XX220kV变XX110kV变两回110kV线路和XX105、220kV变金刚变110kV线路每回线路各开设1路光纤差动保护通道，采用专用光纤通道；新形成的XX220kV变T接淮川变澄潭江变110kV线路开设三端光纤差动保护，采用复用2M通道。3.6.4 需求分析及建设必要性根据XX220kV变本期及远期接入系统方案，考虑到目前XX省及初设地区通信现状及将来的网络发展格局，拟建设XX220kV变光纤通信站。通过本工程的建设，将XX220kV变汇接入省、地网光纤通信网络，为XX220kV变提供至省、地调的调度、系统保护、故障录波、远动、电能计量、工业电视等相关业务信息的传输通道，满足XX220kV变无人值班、生产管理等方面的通信需求，也借此进一步完善XX地106、区通信网架结构。综上所述，XX220kV变配套通信工程的建设对满足该地区系统通信需求是十分必要的。3.6.5 系统通信方案根据业务需求情况，本站建成后将有大量信息需传送至各级调度。为解决本工程的通信需求，按照XX地区“十三五”通信网发展规划、XX “十三五”通信网发展规划原则，本站通信方式考虑采用光纤通信方式，建设相关光纤通信电路分别接入XX省网、XX地网，以满足本站至各调度端的各种通信通道的需求。3.6.5.1 光缆建设方案根据系统一次推荐方案，220kV光缆建设情况为：（1） 本工程拟沿浏阳变XX220kV变220kV新建线路同杆塔架设OPGW光缆。浏阳变彭家冲段（利旧原浏集III回线路）107、更换1根地线为24芯OPGW光缆，路径长4.3km；彭家冲长青村双回线路段架设2根OPGW光缆，其中跨长浏高速、浏洪高速段采用48芯OPGW光缆，路径长分别为20.3km，20.7km，其余部分采用24芯OPGW光缆，路径长217.42km；长青村宋家坡单回线路段架设1根24芯OPGW光缆，路径长16.41km；宋家坡XX220kV变双回线路段架设2根OPGW光缆，其中跨浏洪高速段采用48芯OPGW光缆，路径长20.25km，其余部分采用24芯OPGW光缆，路径长22.62km。还建浏集II回线路段同杆塔架设1根24芯OPGW光缆，路径长3.8km。浏阳变、XX220kV变进站光缆采用24芯A108、DSS光缆，分别长约20.5km、0.5km。纤芯型式均采用G.652。（2） 本工程拟沿淮川变XX220kV变220kV新建线路同杆塔架设OPGW光缆。其中淮川变宋家坡单回线路段跨浏洪高速段架设2根48芯OPGW光缆，路径长20.7km，其余部分架设1根24芯OPGW光缆，路径长1.54km；宋家坡XX220kV变双回线路段架设2根OPGW光缆，其中跨浏洪高速段采用48芯OPGW光缆，路径长20.25km，其余部分采用2根24芯OPGW光缆，路径长23.05km。淮川变、XX220kV变进站光缆采用24芯ADSS光缆，分别长0.5km、0.5km。纤芯型式均采用G.652。根据系统一次推荐方109、案，110kV线路光缆建设方案建议如下：（1） 本期XX110kV变金刚变110kV线路剖入XX220kV变，建议将现有XX110kV变金刚变12芯ADSS光缆随线路剖进XX220kV变，新建剖接段2根24芯光缆。（2） 本期将XX110kV变淮澄大线T接点110kV线路剖进XX220kV变。建议沿XX220kV变剖进段（至XX110kV变侧）新建110kV线路建设1根24芯光缆，沿XX220kV变剖出段（至T接点侧）新建110kV线路建设2根24芯光缆，最终形成XX220kV变淮川变、XX220kV变澄潭江变、XX220kV变XX110kV变3回光缆路由。随110kV线路架设的光缆与其进站光110、缆在XX220kV变配套110kV线路送出工程中考虑，建设规模仅供参考。综上所述，本工程新建OPGW光缆路径总长90.49km，ADSS光缆路径长2.5km。3.6.5.2 传输网络方案1、系统制式及性能指标本工程光纤通信电路采用SDH制式。本工程光纤数字电路系统性能指标(包括误码性能指标、数字传输系统的抖动和漂移性能)应符合YD/T 5095-2014及ITU-TG.826建议的内容和有关XX标准、规程和规范。 2、组网方案省网层：利用新建及现有的光缆组织路由，本期新建省网A平面浏阳220kVXX淮川2.5Gbit/s通信电路，光口均按1+0配置。XX220kV变经浏阳变、淮川变两点接入XX111、省网A平面至XX省调。地网层：利用新建及现有光缆组织路由，优化XX地区网络结构，本期新建220kVXX淮川2.5Gbit/s通信电路；将XX220kV变插入葛家500kV浏阳2.5Gbit/s光纤通信电路中，形成葛家220kVXX500kV浏阳2.5Gbit/s光纤通信电路；将XX220kV变插入金刚澄潭江2.5Gbit/s光纤通信电路中，形成形成金刚220kVXX澄潭江2.5Gbit/s光纤通信电路；将110kVXX淮川2.5Gbit/s通信电路改为110kVXX220kVXX2.5Gbit/s通信电路。上述电路光口均按1+0配置。XX220kV变经浏阳500kV变、淮川变两点接入XX地网至112、XX地调。3、设备配置本工程建设的光纤通信电路是XX省网和XX地网光纤通信的一部分，因此SDH和PCM设备建议选用与XX省网和XX地网一致的设备。（1）省网层：XX220kV变配置省网A平面2.5Gbit/s平台光传输设备1套，包含STM-16光板2块（对浏阳变、淮川变各1块）。浏阳变省网A平面SDH设备扩容STM-16光板1块（对XX220kV变），淮川变省网A平面SDH设备扩容STM-16光板1块（对XX220kV变）。（2）地网层：XX220kV变配置XX地网2.5Gbit/s光传输设备1套，包含STM-16光接口板6块（对浏阳500kV变、淮川变、XX110kV变、金刚变、澄潭江变、葛113、家变各1块）；浏阳变地网SDH设备扩容STM-16光板1块（对XX220kV变）；淮川变现有地网SDH设备扩容STM-16光板1块（对XX220kV变）。相关110kV变电站SDH设备扩容板卡由XX110kV线路送出工程考虑，本工程建议金刚变现有地网SDH设备至XX110kV变方向光板改对XX220kV变；XX110kV变现有地网SDH设备至淮川变方向光板改对XX220kV变；澄潭江变现有地网SDH设备至金刚变方向光板改对XX220kV变；葛家变地网SDH设备至浏阳500kV变方向光板改对XX220kV变。（3）PCM设备按XX220kV变XX省调、XX220kV变XX地调各1对考虑。XX22114、0kV变配置1套省网层PCM和1套地网层PCM设备，XX地调现有PCM设备扩容接口板件。本期光缆建设路由及光纤通信网络组网方案见系统通信方案图。4、配线系统（1）XX220kV变新上220kV线路光缆光纤配线架(72芯/ODF)、110kV线路光缆光纤配线架(180芯/ODF)、数字配线架（140系统/DDF）、音频配线架（200回/VDF）各一台。（2）浏阳变现有光纤配线架扩容12芯ODF光纤配线模块5个。（3）淮川变现有光纤配线架扩容12芯ODF光纤配线模块3个。3.6.6 通道组织安排根据本站调度管理关系、调度自动化、电能计量、故障录波、系统保护等对通信通道的要求，通道组织预安排如下： 115、（1）调度电话调度电话专用通道 1路(省调) 调度电话专用通道 1路(地调) （2）调度数据网至省调 22Mbit/s至地调 22Mbit/s（3）远动 至省调 1路经省级调度数据网，1路经地级调度数据网至地调 1路经地级调度数据网，1路经省级调度数据网（4）电能计量关口计量至省调 1路经省级调度数据网，1路经地级调度数据网非关口计量至用采中心 1路经数据通信网通道（5）故障录波至省调 1路经省级调度数据网，1路经地级调度数据网至地调 2路经地级调度数据网（6）行政电话 6路（7）智能辅助控制系统至监控中心 经数据通信网通道（8）数据通信网 至地调信息中心 经SDH以太网通道（9）PMU至省调116、 12Mbit/s（10）线路保护220kV线路保护：浏阳XX220kV线路、淮川XX220kV线路每回线路各开设2路光纤保护通道，1路采用专用光纤通道，1路采用复用2Mbit/s通道。110kV线路保护：XX220kV变XX110kV变两回110kV线路和XX220kV变金刚变110kV线路每回线路各开设1路光纤差动保护通道，采用专用光纤通道；XX220kV变T接淮川变澄潭江变110kV线路开设三端光纤差动保护，采用复用2M通道。3.6.7 站内通信方案3.6.7.1 电话交换系统本站不设置电话交换机，变电站调度及行政电话经光纤通信网络将调度端交换机用户延长，作为生产调度和行政通信之用。本站117、调度电话分别接XX省调和XX地调的调度电话交换机用户线，站内通信电话用户接XX地调行政电话交换机用户线。根据XX “十三五”通信网发展规划，XX省各辖区变电站所行政电话将统一采用IMS系统放号方式，本工程XX变考虑配置IAD接入设备一台，用于接入IMS系统。3.3.7.2 市网电话本站开设1路市网电话，作为应急通信用，就近接入当地电信局。3.6.7.3 数据通信网方案XX电力通信网数据通信网设备由核心层、汇聚层和接入层组成，核心节点、汇聚节点、接入层之间采用以下传输方式：一是由专用纤芯组成的1000M网络和100M网络，二是由传输网提供FE接口或2M接口，形成树形和星型结构。其中220kV变电118、站的接入层数据通信网设备通过传输网络采用FE通道或2M电路+协议转换器直接接入中心站汇聚交换机根据XX地区数据通信网建设规划原则，XX220kV变配置数据通信网接入层设备1套（含路由器、交换机），通过SDH设备以太网通道接入XX地区数据通信网。本站数据通信网设备建议配置与XX地区数据通信网设备同类型。3.6.7.4 通信电源本站不设置单独的-48V通信电源，通信设备采用交直流一体化电源系统供电，通信设备所需的-48V电源通过二次直流电源DC/DC转换模块实现。要求事故后通信设备不间断供电不少于4小时。一体化电源系统由电气二次专业统一考虑。3.6.7.5 通信设备及环境监控通信部分应满足无人值班119、要求，光纤通信设备利用本身的网管系统由 通信调度端监控。环境监控不单独设置，由变电站统一监控。3.6.7.6 通信设备组屏及布置根据变电站终期规模及电气屏位统一规划考虑，本期需光传输设备屏2块，接入设备屏2块，配线设备屏4块，数据通信网设备屏1块，其余屏位远期预留。光纤配线设备屏建议采用2260mm800mm600mm，其余通信屏柜建议采用2260mm600mm600mm，柜体颜色一致。本站不设置单独的通信机房，新上通信设备与继电保护等其它二次设备统一布置在二次设备室内，机房、空调、接地系统等设施在变电工程中统一考虑，通信设备接地应满足通信专业防雷接地标准要求。通信设备与继电保护等其它二次设备120、统一布置在二次设备室内，通信设备按功能分区相对集中布置，其中配线系统靠近机房电缆出口。3.6.8 其它本工程涉及到其它现有光纤通信站，新上设备与原有通信设备安装在同一机房，与其它通信设备共用电源、空调、配线系统和接地系统等设施，已建站增加子框或板件安装到现有设备机架上。本工程新上设备满足可靠运行和接入的相关要求。4 变电站站址选择4.1 站址选择过程概述根据XX供电公司电网规划以及浏阳市电网现状，本次选所位置主要考虑改善浏阳市东南部地区电网结构，为满足浏阳市南部地区用电负荷发展需要，减轻220kV淮川变电站供带压力，提高浏阳市南部地区电网供电可靠性，改善浏阳市南部地区110kV网络结构，站址位121、置尽量靠近网络中心和负荷中心；另外，考虑到运行方便、交通运输等因素，站址位置尽量在主要道路两侧2km范围内选择。2018年1月10日18日，我公司至XX供电公司收集相关资料，并与浏阳供电公司前期负责人一起前往国土、规划、发改等政府主要职能部门收集基本农田、城区规划等资料；同时对浏阳供电公司与政府之前选定的站址进行了实地踏勘。2018年1月18日25日，我公司经过在1：10000图及奥维航拍图上作业，以不占基本农田为原则，一共选择了12个站址，分别是万家坳站址、荷花站址、石牛岭站址、杨岭上站址、花塘湾站址、吾田村站址、石竹山站址、芦花里站址、九华村站址、迎宾大道站址、皇泰花炮厂站址、泉山坡站址、122、寺庄冲站址。结合图上作业的成果，我公司于1月26日3月26日赴XX镇、澄潭江镇、金刚镇现场查勘，XX镇、澄潭江镇、金刚镇主要为烟花花炮生产基地，相对交通便利的林地和高差相对较低的林均基本为烟花花炮厂生产基地，远离花炮厂的林地均高差较大，选址困难。根据现场查勘的结果，XX花塘湾站址、吾田村站址、芦花里站址、石竹山站址、九华村站址、泉山坡站址、寺庄冲站址均离烟花花炮厂太近，站址及线路走廊不满足规范的要求，本次选所不予推荐；迎宾大道站址在城市规划区内，附近有碧桂园楼盘对城市规划影响较大，政府不予推荐；石牛岭站址、杨岭上站址站址位置部分为基本农田，本次选所不予推荐；皇泰花炮厂已退出生产，但花炮厂地为老123、板已租用30年，赔偿较高，本次选所不予考虑。3月12日将规选站址情况跟XX镇政府汇报，3月19日针对我院规选的结果与XX镇府现场踏勘，4月15日向浏阳市规划局、国土局、安监局汇报了规选站址的情况，4月20日组织浏阳市规划局、国土局、安监局、林业局、水务局、旅游局、环保局、文物局、公路局现场踏勘，取得了各政府部门的同意。5月24日在浏阳政府会议室召开了XX220kV工程选址大会，并取得了个职能部门原则性同意意见。7月初，XX省经研院组织对XX220kV输变电工程可研审查。根据XX局意见2018年8月10日10月31日，我公司前往浏阳XX、澄潭江、金刚镇8次实地踏勘补选站址。根据实地勘察增补大圣片124、区为备选站址片区。2018年8月10日10月31日，我公司前往浏阳XX、澄潭江、金刚镇8次实地踏勘补选站址。XX镇、澄潭江镇、金刚镇、大圣片区主要为烟花花炮生产基地。根据XX镇、澄潭江镇、金刚镇、大圣片区主要为烟花花炮生产基地，相对交通便利的林地和高差相对较低的林均基本为烟花花炮厂生产基地，远离花炮厂的林地均高差较大，选址困难。我们针对的基本符合建所条件的万家坳站址、荷花站址、大圣站址3个所址进行详细的比选并作出技术经济比较表。10月15日针对三个站址进线了航拍。XX220kV变电站站址技术比较表（补选阶段）所址名称万家坳站址（户内站）万家坳站址（户外站）荷花站址（户外站）大圣站址（大岭上）（125、户外站）地理位置位于浏阳市XX镇万家坳村位于浏阳市XX镇与荷花办事处交界处位于浏阳市澄潭江镇大圣村系统位置所址靠近网络中心所址靠近网络中心所址靠近网络中心进线走廊220kV向北出线， 110kV向南出线，站址周围有房屋、宗祠。220kV向北出线， 110kV向南出线，站址周围有房屋、宗祠。220kV向北出线， 110kV向南出线施工电源引接于附近10kV锅铺线路，约300米引接于附近10kV锅铺线路，约350米引接于附近10kV线路，约2000米网络工程本期： 220kV：双回14km，单回32km110kV：单回36km远期： 220kV：单回60km本期： 220kV：双回13km，单回3126、2km110kV： 单回38km远期： 220kV：单回60km本期： 220kV：双回20km，单回32km110kV：单回55km远期： 220kV：单回60km地形地貌地形起伏较小，最大高差约22米，所址地表植被为荒地及林地。地形起伏较大，最大高差约40米，所址内地表植被主要为荒地及林地 。另有一处通讯塔地形起伏较大，最大高差约40米，所址内地表植被主要为荒地及林地 。工程地质及水文地质拟建站址范围主要为第四系全新统（Q4）及泥盆系跳马涧组（D2t）地层，前者主要为植物层、粉质黏土，厚0.51.5m；后者为不同风化程度的变质砂岩，厚度大于30m。场区主要地下水类型为基岩裂隙水，赋存于风化127、岩层中。场地内及附近未见崩塌、滑坡、泥石流等地质灾害。工程地质条件较好。拟建站址范围主要为第四系全新统（Q4）及泥盆系跳马涧组（D2t）地层，前者主要为植物层、粉质黏土，厚0.51.0m；后者为不同风化程度的变质砂岩，厚度大于30m。场区主要地下水类型为基岩裂隙水，赋存于风化岩层中。场地内及附近未见崩塌、滑坡、泥石流等地质灾害。工程地质条件较好。拟建站址范围主要为第四系全新统（Q4）及泥盆系跳马涧组（D2t）地层，前者主要为植物层、粉质黏土，厚0.51.0m；后者为不同风化程度的变质砂岩，厚度大于30m。场区主要地下水类型为基岩裂隙水，赋存于风化岩层中。场地内及附近未见崩塌、滑坡、泥石流等地质128、灾害。工程地质条件较好。征地拆迁土石变电站共征地21亩，其中荒地面积约20亩，林地面积约1亩，土石方量为挖填约12.1万m3，其中土方量约8.6万m3，石方量约3.5万m3，须迁移独立坟6座，边坡面积约4900m2。需拆迁房屋（砖木）1栋，（砖混）1栋。变电站共征地28.6亩，其中荒地面积约26亩，林地面积约2.6亩，土石方量为挖填约16.7万m3，其中土方量约12.5万m3，石方量约4.2万m3，须迁移独立坟6座，边坡面积约7000m2。需拆迁房屋（砖木）1栋，（砖混）2栋。变电站共征地24.2亩，其中荒地面积约21亩，林地面积约3.2亩；土石方量为挖填约16万m3，其中土方量为11万m3，129、石方量约5万m3，须迁移独立坟5座，须新建挡土墙工程量约500m3，边坡面积约9300m2。需拆迁通讯塔一座。变电站共征地33亩，其中荒地面积约29亩，林地面积约4亩；土石方量为挖填约20.6万m3，其中土方量为14.6万m3，石方量约6万m3，须迁移独立坟6座，须新建挡土墙工程量约900m3，边坡面积约7000m2。需拆除废弃垃圾焚烧炉2座。进所公路与大件运输大件运输可由浏洪高速转至106国道运至站址处，需新修进所路长约85米，需拓宽道路（沥青路）长度约280米。大件运输可由浏洪高速转至106国道运至站址处，需新修进所路长约75米，需拓宽道路（沥青路）长度约360米。大件运输可由浏洪高速转至130、106国道运至站址处，需新修进所路长约100米。需拓宽道路（泥石结合路）长度约50米。大件运输可由浏洪高速转至106国道运再转006县道至站址处，需新修进所路长约10米。需拓宽道路（泥石结合路）长度约1000米。拓宽道路需新建建挡土墙工程量约400m3给排水所址采用自来水，生产生活污水及雨水可汇入所址西面农田灌溉水系，站外新建DN500排水干管长度约120米。所址采用自来水，生产生活污水及雨水可汇入所区东北面的农田灌溉水系，站外新建DN500排水干管长度约200米排入附近的沟渠内。所址采用打井取水，生产生活污水及雨水可汇入所址西面农田灌溉水系，站外新建DN500排水干管长度约100米。本期相对131、投资（万元）16000+300+5500远期相对投资（万元）13000+450+8500通过以上各专业技术经济比较可得出各站址的优缺点，万家坳站址主要优点在于其地处G106旁，交通方便，站址高差相对较小，土建工程量较小，线路出线条件好，距离城区负荷中心较近，能兼顾城区负荷，且综合投资最低。荷花站址主要优点在于其地处G106旁，交通方便，且距离城区负荷中心较近，能兼顾城区负荷，但站址高差相对较大，土建工程量大，场内有一座通信塔需要拆除(虽然政府部门表示同意协调铁塔公司移位，但是协调难度较大，线路出线条件一般，综合投资较大。大圣站址主要优点在于地势开阔，出线条件好，但是距离城区负荷中心较远，但站址132、高差相对较大，土建工程量大，网络投资较大，综合投资较大。11月8日，我院再次向省公司发策部汇报XX补选情况，11月9日向省公司发策部和建设部一起汇报XX补选站址情况，通过上述比较，结合XX市110kV、220kV电网规划，综合考虑本期、远期接入方式及本工程各专业技术经济比较，综合投资万家坳站址最为节省，荷花站址次之，综合比较后，省公司同意我院推荐采用所址为万家坳站址为第一站址，荷花站址第二站址。我们针对的基本符合建所条件的万家坳站址、荷花站址2个所址进行详细的比选并作出技术经济比较表。4.2 站址区域概况两个站址均位于浏阳市XX镇北部，万家坳站址和荷花站址直线距离仅有600米左右，两站址目前均133、为林地，万家坳站址地形起伏较小，荷花站址地形起伏较大。两站址均靠近106国道，交通便利。4.2.1 万家坳站址概况变电站站址位于浏阳市XX镇北部枫林村，106国道西侧。站址现状为主要为林地，站址南侧有一条4.0m宽的乡村水泥路，地形较平坦，站址自然地面高程为102.5m125.5m，场平标高根据站址南侧的乡村公路引接点标高确定，且需高于百年一遇洪水位和内涝水位。土地性质现状为一般林地，需调整为电力建设用地。进站道路由站址南侧的乡村公路引接，需新建4.5m宽进站路长约70m。万家坳站址4.2-1 万家坳站址现状图（航拍图）4.2.2 荷花站址概况变电站站址位于浏阳市XX镇与荷花办事处交界处，10134、6国道西侧，站址现状为主要为林地，站址东北侧有一条4.0m宽的乡村碎石路，地形起伏较大，站址自然地面高程为105.5m139.5m，高差34m。场平标高根据站址北侧的乡村公路引接点标高确定，且需高于百年一遇洪水位和内涝水位。土地性质现状为一般林地，需对土地利用性质进行调规。进站道路由站址北侧乡村公路引接，需新建4.5m宽进站路长约100m。荷花站址图4.2-2 荷花站址现状图4.3 站址的征地、拆迁赔偿情况4.3.1 万家坳站址变电站按远期规模一次征地，站址需征地约28.3亩，大部分为林地，站址西南角需拆迁民房一栋，建筑面积320平方米，东南角有几栋养猪房屋需要拆除，建筑面积650平方米。迁坟135、6座。4.3.2 荷花站址变电站按远期规模一次征地，站址边坡面积较大，需征地约24.15亩，大部分为林地，站址需迁坟5座，拆除通讯塔一座。4.4 站址的出线条件 XX220kV变电站220千伏本期2回出线，远期4回，采用架空进出线；110千伏本期4回出线，远期12回，采用架空（全户内方案采用电缆和架空）进出线，进出线条件相对较好。4.5 站址水文气象地质条件455.54.5.1 站址水文地质条件流域概况：渌江河，即“渌水”，古时称“漉水”，发源于湘赣边界的浏阳河,洣水,耒水,习惯上称作湘东“小四水”。渌水是醴陵最大的河流、水系。其流域总面积为5713平方公里，遍及湘东赣西近十个县市。醴陵有85136、%的土地面积属渌水流域。 渌水干流发源于罗霄山脉北部山麓、江西省杨歧山千拉岭以南、宜春市袁州区水江乡的大塘西北部山坳。从沧下流入萍乡境，西流经金鱼石入醴陵境。经罩网滩、枧头洲至双河口，汇合澄潭江，始称渌水。其流经萍乡的上游部分则叫萍水。渌水全长169公里，萍乡市境内80公里，醴陵境内64公里，株洲县境内25公里。自东向西流经十余个乡镇、办事处。沿途接纳溪涧河川数十条。从石亭镇庙泉垄村流入株洲县，并在县城渌口镇汇入湘江，系湘江一级支流。根据收集到的水文资料，推求站址区域五十年一遇的洪水位为89.40m，高于场平标高106.40m。内涝：拟建站址位于丘陵地貌，地势较高，经调查，站址无内涝史。综上所137、述，评估区内的水文条件简单。4.5.1 站址水文地质条件据区域水文地质资料，结合钻探工作揭示的水文地质情况，对站址范围水文地质条件描述如下：根据钻孔内水位实测资料，勘察期间，未揭露稳定的地下水水位。场地地下水类型主要为上层滞水、基岩裂隙水。上层滞水主要赋存在植物层、粉质黏土中，主要补给方式为大气降水，主要排泄方式为大气蒸发；基岩裂隙水主要赋存于风化岩层中，主要补给方式为雨水下渗补给，主要排泄方式为大气蒸发。根据区域水文地质资料，结合邻近已有建筑工程经验，场地环境类型属类，地下水对混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋和钢结构具微腐蚀性。138、4.5.2 站址工程地质条件1、区域地质构造根据XX省区域地质志及1:100万XX省构造体系图，综合野外地质调查，浏阳一级构造单元属于扬子陆块区，二级构造单元属于下扬子陆块，三级构造单元属于江南古岛弧(南华裂谷)。拟建变电站区域属于新华夏系第二复式沉降地带湘东新华夏系褶段带北东部、安化-浏阳东西向构造带东段。本线路所经区域断裂构造的走向大体为NNE-NE向，主要的活动断裂为连云山-衡阳-零陵断裂，该断裂北起江西古市，向南西经过XX长寿街、株洲、衡阳以及宁远进入广西境内，总体走向NE30-40，倾向NW，倾角40-60，全长600km左右。该断裂主要发育于冷家溪群、板溪群、震旦系、古生界和三叠系139、，以及晋宁、加里东和燕山期花岗岩中。白垩纪-古近纪时控制了XX-平江和衡阳等盆地的发育，后期又使之构造反转，盆地消亡且红层变形，局部片理化和破碎。新构造期有明显的活动，断裂带两侧构造地貌反差明显，西北侧以低丘为主，东南侧为低山和丘陵；沿带狭长的断裂谷发育，有时出现断裂崖和断层三角面。在长平盆地一带于北东向断裂和北西向断裂交汇地区有小震活动。站址区域的新构造运动大体情况是：以拗陷活动、掀斜活动、块断差异升降活动和断裂活动等活动方式为主，其表现形式除了在沉积和构造方面外，更鲜明地反映在地形地貌上。区内新构造运动的主要特征是：具有继承性、新生性、整体性、差异性和阶段性。根据新构造运动的特征，线路所经140、地区的新构造运动不甚强烈，第四纪以来处于总体上升阶段，并有多次相对稳定时期，伴有规模不大的断裂，及前期断裂之继承活动现象。晚更新世以来，地壳运动处于相对稳定期，新构造运动微弱。2、地震地质根据XX省地震局资料，区域附近记载有感地震18次，详见XX历史地震情况表(表4.2.7-1)。另自1978年XX省地震局建立全省地震台网以来，共测得微地震24次，多发生于洞庭湖周边各县。根据资料记载，区内及其附近历史地震震中强度一般小于级。综合区域构造地质和地震地质资料，拟建站址区域存在微弱全新世活动断裂，抗震设防烈度为6度，场地属相对稳定区，采取相应的抗震措施后，适宜本工程的建设。根据中国地震动参数区划图（141、GB 18306-2015）、建筑抗震设计规范（GB 50011-2010）（以下简称抗规），结合区域地质资料，站址周边不存在微弱全新世活动断裂，区域构造相对稳定，抗震设防烈度为6度，地震动峰值加速度0.05g，设计地震分组为第一组。根据本次勘察结果，场地不存在可能液化地层，可不考虑地震液化的影响，场地属抗震一般地段。场地整平标高为106.40m，场地整平后，各建构筑物均位于挖方区域，大部分地段出露强风化页岩层，场地类别为1类，设计地震分组为第一组，特征周期为0.25s。3、矿产地质据现场勘探、调查，拟建场地范围内及附近无可供开采的工业矿藏，不压矿。4、文物、遗址、遗迹及化石群根据现场勘探、调142、查，站址范围内及附近地面均无文物、遗址、遗迹和化石群，根据钻探未见地下有文物、遗址、遗迹和化石群。5、场地岩土工程条件（1）地形地貌拟建站址位于浏阳市XX镇万家坳村，站址区域属丘陵地貌，植被较发育，主要为低矮灌木、杂草等，地形起伏较大，拟建站址区域整体呈中间高、四周低，勘察期间，场地标高105.60130.55m，最大高差约24.95m。 (2) 地层岩性根据现场勘察情况，结合搜集到区域地质资料、邻近已有建筑工程经验综合分析，站址范围内主要为出露地层主要为第四系（Q）土层、泥盆系跳马涧组（D2t）风化岩层，现自上而下分述如下：植物层（Q4pd）：灰黄，可塑，主要为粉质黏土，含植物根茎、风化岩碎143、屑，该层广泛分布，层厚0.300.50m不等，平均层厚0.35m。粉质黏土（Q4 el+dl）：灰黄，可塑，含少量风化岩碎屑，无摇震反应，切面稍有光泽，捻面有砂粒感，干强度及韧性中等，该层广泛分布，层厚0.702.20m不等，平均层厚1.50m。残积土（Q4 el）：灰黄，稍密，捻面粗糙，含大量风化岩碎屑，粒径多为250mm，约占总质量的70%，该层广泛分布，层厚2.303.70m不等，平均层厚3.03m。强风化页岩（D2t）：灰黄色，泥质胶结，胶结程度一般，板状构造，锤击声哑，手可掰断，属极软岩，节理裂隙发育，岩体极破碎，岩体基本质量等级为级。该层广泛分布，厚度5.009.40m不等，平均层144、厚7.00m。中风化页岩（D2t）:灰黄色，泥质胶结，胶结程度一般，板状构造，锤击声哑，极易碎，属极软岩，节理裂隙发育，岩体较破碎，岩体基本质量等级为级。该层层位稳定，未完全揭露。 (3)不良地质作用所址区域内未发现崩塌、滑坡、泥石流等影响场地稳定性的不良地质作用；场地周边无活动断裂带通过；场地内无埋藏的墓穴、孤石、防空洞等。综上所述，所址位于构造稳定区域，属抗震一般地段，无其他不良地质作用，适宜本变电所的建设。6、岩土工程地质条件评价根据现场勘察情况结合附近已有建筑相关经验，站址内各土层力学性质分析如下：耕植土：灰黄色，广泛分布，厚度较小，结构松散，场地整平后已被清除；粉质黏土：灰黄色，可塑145、，物理力学性质一般，广泛分布，场地整平后已被清除；残积土：灰黄色，物理力学性质一般，广泛分布，场地整平后已被清除；强风化页岩：浅黄色，物理力学性质较好，可作为基础持力层；中风化页岩：浅黄色，为场地稳定基岩，物理力学性质较好，可作为基础持力层。7、拟建主要构筑物基础型式的建议根据拟建场地建筑物与构筑物特征，结合场地工程地质条件，该场地基础方案评述如下：（1）配电装置楼：场地整平后，配电装置楼位于挖方区，基础埋深-5.30-5.80m，位于中风化页岩层上，建议采用条形基础或独立基础，以中风化页岩作为基础持力层。（2）事故油池：场地整平后，事故油池位于挖方区，基础埋深-5.00m，位于中风化页岩层上146、，建议采用筏板基础，以中风化页岩作为基础持力层。（3）消防水池：场地整平后，消防水池位于挖方区，基础埋深-5.40m，位于中风化页岩层上，建议采用筏板基础，以中风化页岩作为基础持力层。（4）水泵房：场地整平后，水泵房位于挖方区，基础埋深-5.00m，位于中风化页岩层上，建议采用筏板基础，以中风化页岩作为基础持力层。（5）警卫室：场地整平后，警卫室位于挖方区，基础埋深-2.00m，位于强风化页岩层上，建议采用条形基础，以强风化页岩作为基础持力层。4.6 站区场地标高及土石方情况4.6.1 万家坳站址根据收资内容、站址地形特点、结合进站道路引接标高的要求，站区南侧乡村公路接口标高约为102.5m，147、初步确定站区场地设计标高定为108.2（全户内方案109.2）m。站址区域100年一遇洪水位为91.1m，站区场地设计标高于洪水位，不受洪水影响。全户外方案场地土石方量挖方约157924m3，填方约18031m3，外运余土139893m3，运距10公里。高填方边坡采用重力式挡土墙处理，约2000m3，挖方边坡坡高6m，坡率1:1.25，采用钢筋混凝土骨架植草护坡，护坡面积共7000m2。 全户内方案场地土石方量挖方约113346m3，填方约8440m3，外运余土104906m3，运距10公里。高填方边坡采用重力式挡土墙处理，约1050 m2，挖方边坡坡高6m，坡率1:1.25，采用钢筋混凝土骨148、架植草护坡，护坡面积共4900m2。4.6.2 荷花站址根据收资内容、站址地形特点、结合进站道路引接标高的要求，站区北侧乡村公路引接口标高约为102m，初步确定站区场地设计标高定为109m。站址区域百年一遇洪水位为91.1m，站区场地设计标高于洪水位，不受洪水影响。场地土石方量挖方约158588m3，填方约8982m3，外运余土149609m3，运距10公里。高填方边坡采用土工格栅处理，约19500 m2，挖方边坡坡高6m，坡率1:0.7，采用锚杆护坡，护坡面积共9300m2。4.7 进站道路和交通运输4.7.1 万家坳站址进站道路变电站需新修进站路长度约60m，4.5m宽公路型混凝土路面，从149、南侧乡村公路引入变电站，需拓宽乡村公路360m。大件设备可根据实际情况选择公路或者火车公路联运方案。大件运输方便。4.7.2 荷花站址进站道路变电站需新修进站路长度约110m，4.5m宽公路型混凝土路面，从北侧乡村公路引入变电站，需拓宽乡村公路130m。大件设备可根据实际情况选择公路或者火车公路联运方案。大件运输方便。4.7.3 主变大件交通运输1、交通运输条件概述主变可采用铁路和公路联运方案。主变出厂后可经铁路运抵XX市火车货运站滚拉卸车后转公路运输，经高速公路，经浏阳市区，沿106国道运抵到现场；或者，直接由出厂地经高速公路运至浏阳市区，沿106国道直达站址。沿途公路及桥梁均满足主变运输设150、计要求，公路段沿途无影响大件运输的桥梁、涵洞、空中障碍等情况存在，满足运输主变要求。2、主变运输参数变电站规划容量为3台240MVA变压器，本期上1台变压器。主变压器为工程中最大的需要运输的设备，其它大型设备如电容器等由于可拆卸成较小单元，一般卡车均能满足运输要求，故只需要考虑主变的运输条件。目前阶段主变压器厂家尚不明确，根据参考厂家运输参数作为论证大件运输方案的依据：240MVA主变本体充氮运输重180t，运输尺寸长9.53m，宽4.84m，高3.256m。运输平板车重量约为35t。3、主变运输方案(1) 主变运输路线2) 主变采用铁路公路联运路线240MVA主变经铁路在XX站下车站卸车后，151、转公路运输，经高速公路，经浏阳市区，沿106国道运抵到现场。若采用公路运输方案, 240MVA主变出厂地经高速公路运至浏阳市区，沿106国道直达站址。 (2) 装车方案变压器装车采用液压顶推法，主要步骤为：1）在全液压挂车与铁路凹形车之间搭好枕木台，用四台100t电动液压千斤顶将变压器顶起，塞枕木逐步提高，升至与全液压挂车等高度，并用准备好的鸭婆尖将枕木台的枕木塞稳，再用码钉将枕木固定。2）将全液压挂车向所搭平台对好货位，找好重心。装车时应注意变压器装载方向，以便就位。3）将变压器顶起插入四根12.5m的钢轨，轨面涂上黄油。4）用两台液压推顶将变压器推至全液压挂车上，并使变压器重心与全液压挂车152、装载中心重合，抽出钢轨使变压器平稳地落在平板上。5）用18.5钢丝绳进行绑扎固定（如图3），检查无误后，可进行起运。此钢丝绳的破断拉力为21.9t，能够满足要求。(3) 道路通行方案1）变压器运输途中，应在顶部绑上滑竹，以防挂坏空中软线，且应有专人负责顶线。2）重车进变电站前应注意变压器装载方向（在进站道路右侧），以便卸车就位，必要时可在三叉路口用调头改变牵引方向的方式改变变压器装载方向。(4) 卸车就位方案1）变压器卸车与装车相同，采用液压顶推法。2）由于站内场地狭小，全液压挂车要靠近变压器基础处就位，转弯时应采用手动转向。3）场地内障碍物应清理干净，以免影响变压器就位。(5) 辅件运输根据153、辅件情况，采用普通货运汽车进行运输。1）辅件运输前，对包装进行严格检查，记录缺陷，并进行标识。2）根据货物重量和外型尺寸选择合适的车型进行运输，尽量避免“三超”（超长、超宽、超高）。3）装卸、运输中，应根据相应的辅件特点作好装载、起吊、捆绑措施，并作好相应的防雨、防潮、防腐、防火、防碰撞措施4）变压器油的运输应采取防泄露、防污染措施。5）辅件运抵现场后，按照规定办理交接手续。4、主变运输所需主要机具及技术参数(1) 装载车的选用装载车的选用主要根据运输设备的重量、外形尺寸、安全系数等，考虑运输的经济性来选用装载车。1）主变压器的装载车的选用：根据全液压平板车的拼接形式共有5种，考虑运输设备重1154、80t，以及运输路况，采用9轴板(加强型)，额定运输载荷200t，转弯半径约12m。根据道路情况可满足运输要求。2）其他货物装载车的选用：考虑其他货物为散件，可选用普通货车作为运输工具。(2) 牵引车的选用1）VOLVO牵引车的路面附着力计算：F1=E1=410.6=24.6 tF1：牵引车的路面附着力，tE1：地面对所有驱动轮的法向反作用力，按牵引车重量计算，t：路面附着系数，按运输道路为干燥土石路面计算2）VOLVO 牵引车理论牵引力的计算Ft1=M1i1/r1=240074.330.85/0.522=29 tFt：VOLVO 牵引车车轮牵引力，tM：VOLVO 牵引车发动机最大输出扭矩，155、N.mi1：VOLVO 牵引车最大传动比：传动效率r1：VOLVO 牵引车轮胎的有效半径，m3）由于车辆行驶时，其车轮牵引力必须小于或等于驱动轮胎与地面的附着力，否则轮胎会打滑，比较此次运输轮胎附着力和牵引车理论牵引力后，运输实际车轮牵引力只能按牵引车的路面附着力进行计算。4）计算设备最大运输重量时的最大爬坡度平板车上坡阻力由重力产生的下滑力、滚动摩擦阻力和空气阻力组成。由于车速慢，空气阻力可忽略不记。由于坡度小，平板车和牵引车对坡面的法向分力按平板车和牵引车重量计算。则N1+N2+N3X1+N1+N2+N3 =F1/K(98.2+40+20) X1+(98.2+40+20) 0.021=29156、/1.15X113.7%F1：VOLVO FH16 66牵引力N1：最大运输重量，tN2：平板车重，tN3：VOLVO FH16 66牵引车重，t: 安全超载系数：轮胎与地面滚动摩擦系数K： 起动系数5）由道路勘察得知此次运输路段最大坡度为8%，牵引车选用VOLVO FH16 66完全满足行车要求。(3) 液压平推器的选取设备在钢轨上的滑行阻力的计算f=Q=0.15180=27tf：滑行阻力，t：起动时的摩擦系数Q：设备的最大运输重量，t一台平推器推力的计算F=PS= P（D/2）2 =300（8/2） 2 =15 tF：平推器的推力，tP：平推器油缸额定油压，kg/cm2S：平推器推杆有效面157、积，cm2D：平推器推杆有效直径，cm选用两台液压平推器同时进行顶推，此时推力为30t，大于设备的起动时的阻力27t，可满足工作要求。4.8 施工电源从附近10kV锅铺线路引接，采用架空方式，导线型号选用YKLYJ-50，距离400米左右。4.9 站址环境1）站址地区环境现状站址位于城郊区，地形较起伏较小，附近无工业污染源。2）环境质量现状站址位于城郊区，附近无工业污染源，整体环境质量比较好。3）水土保持现状结合本工程建设的特点，因地制宜地采取不同的治理措施。站址区域内的开挖面及时平整，建筑垃圾等弃土清运到当地有关部门指定地点；站址内道路采用混凝土面层；进所道路、站内道路路面设计时考虑雨水导流158、；站外边坡采用骨架植草护坡围护，防止水土流失。4.10 通信干扰在设计中尽量选用电磁辐射水平低的设备及附件。对产生大功率的电磁振荡设备采取必要的屏蔽及设备的孔、口、门缝的连接缝密封措施。变电站产生的无线电频率一般在30MHz以下，不会对周边通信设施产生不利影响。4.11 施工条件站址的施工场地可利用围墙外的较平整地块来布置，施工场地的布置较为便利，站址施工场地道路需新建进站道路。施工水源考虑引接自来水，同时作为将来变电站生产生活用水。站址施工电源可从附近10kV线路引接。施工通讯可由当地电信部门提供。4.12 协议签署情况本工程已取得政府各职能部门原则同意意见，详见附件。4.13 站址技术经济159、比较序号分析项目万家坳站址荷花站址1地理位置变电站站址位于浏阳市XX镇北部枫林村，东侧距离106国道120米，生产运行条件好。变电站站址位于浏阳市XX镇与荷花办事处交界处，东侧距离106国道约150m，生产运行条件好。2系统位置所址靠近网络中心所址靠近网络中心3进出线走廊220kV向北出线， 110kV向南出线，站址周围有房屋、宗祠。220kV向北出线， 110kV向南出线，站址周围有房屋、宗祠。4施工电源引接于附近10kV锅铺线路，约300米引接于附近10kV锅铺线路，约350米5网络工程本期： 220kV：双回14km，单回32km110kV：单回36km远期： 220kV：单回60km本160、期： 220kV：双回14km，单回32km110kV：单回36km远期： 220kV：单回60km6地形地貌站址现状为主要为林地，东侧距离106国道约120m。形较平坦，站址自然地面高程为102.5m125.5m，场平标高根据站址南侧的乡村公路引接点确定。站址现状为主要为林地，位于106国道西侧，站址东北侧有一条4.0m宽的乡村碎石路，地形起伏较大，站址自然地面高程为105.5m139.5m，高差34m。场平标高根据站址北侧的乡村公路引接点标高确定。7地质水文拟建站址范围主要为第四系全新统（Q4）及泥盆系跳马涧组（D2t）地层，前者主要为植物层、粉质黏土，厚0.51.5m；后者为不同风化程度161、的变质砂岩，厚度大于30m。场区主要地下水类型为基岩裂隙水，赋存于风化岩层中。场地内及附近未见崩塌、滑坡、泥石流等地质灾害。工程地质条件较好。拟建站址范围主要为第四系全新统（Q4）及泥盆系跳马涧组（D2t）地层，前者主要为植物层、粉质黏土，厚0.51.5m；后者为不同风化程度的变质砂岩，厚度大于30m。场区主要地下水类型为基岩裂隙水，赋存于风化岩层中。场地内及附近未见崩塌、滑坡、泥石流等地质灾害。工程地质条件较好。8征地拆迁土石本工程按远期规模一次征地，变电站共征地21亩，其中荒地面积约20亩，林地面积约1亩，土石方量为挖填约11.3万m3，其中土方量约6.8万m3，石方量约4.5万m3，须迁162、移独立坟6座，边坡面积约4900m2。需拆迁房屋（砖木）1栋，（砖混）1栋。站址边坡面积较大，需征地约24.15亩，大部分为林地，站址需迁坟5座，拆除通讯塔一座。场地土石方量挖方约158588m3，填方约8982m3，外运余土149609m3，运距10公里。高填方边坡采用土工格栅处理，约19500 m2，低填方边坡与挖方边坡直接采用锚杆护坡，护坡面积共9300m2。9进站道路与大件运输进站道路由站址南侧的乡村公路引接，需新建4.5m宽进站路长约85m，经市区道路及高速直达火车站，大件运输较为方便。进站道路由站址北侧的乡村公路引接，需新建4.5m宽进站路长约110m，经市区道路及高速直达火车站，163、大件运输较为方便。10给排水给水采用自来水引接。排水可排入道路旁的排水沟。给水采用自来水引接。排水可排入道路旁的排水沟。15相对投资0300（万元）4.14 站址方案结论通过以上各专业技术经济比较可得出各站址的优缺点，万家坳站址主要优点在于其地处G106旁，交通方便，站址高差相对较小，土建工程量较小，线路出线条件好，距离城区负荷中心较近，能兼顾城区负荷，且综合投资最低。荷花站址主要优点在于其地处G106旁，交通方便，且距离城区负荷中心较近，能兼顾城区负荷，但站址高差相对较大，土建工程量大，场内有一座通信塔需要拆除，协调难道大，线路出线条件一般，综合投资较大。综合分析后，建议万家坳站址做为本站的164、拟建站址。5 变电站工程设想565.1 电气主接线5.1.1 变电站规模变电站为220kV、110kV、10kV三级电压，设计规模如下表：项目终期规模本期规模主变压器3240MVA 1240MVA 220kV出线6回2回（浏阳1回，淮川1回） 110kV出线12回4回（至金刚1回，XX2回，T接淮川至澄潭江1回）10kV出线36回12回容性无功补偿3（410Mvar）410Mvar感性无功补偿110Mvar无5.1.2 主变压器接入方式220kV配电装置进线采用架空钢芯铝绞线LGJ-630/55与变压器相连接，110kV配电装置进线采用架空钢芯铝绞线2x（LGJ-630/55）与变压器相连接，165、10kV配电装置采用4000A全绝缘铜管母线与变压器低压侧相连接。5.1.3 电气主接线选择本工程电气主接线形式选用参照XX电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017版）220-B-1（10）方案，其接线形式与通用设计及“两型三新一化”变电站设计导则一致。1）220kV接线根据系统规划，本站220kV配电装置远景出线6回，本期2回。根据220750kV变电站设计技术规程（DL/T5218-2012）第5.1.6条电气主接线的要求：“220kV变电站中220kV配电装置，当在系统中居重要地位、出线回路数为4回及以上时，宜采用双母线接线；当出线和变压器等连接元件总数为1014回时，可166、在一条母线上装设分段断路器，15回及以上时，在两条母线上装设分段断路器；也可根据系统需要将母线分段。”同时根据系统规划规模及规程，220kV远期与本期均采用双母线接线型式。2）110kV接线根据系统规划，本站110kV远期出线12回，本期出线4回。根据220750kV变电站设计技术规程（DL/T5218-2012）第5.1.7条电气主接线的要求：“220kV变电站中的110kV、66kV配电装置，当出线回路数在6回以下时，宜采用单母线或单母线分段接线，6回及以上时，可采用双母线或双母线分段接线。”根据系统规划规模及规程，考虑GIS远期扩建方便，确定本站110kV远期与本期均采用双母线接线型式。167、3）10kV接线根据系统规划，本站10kV远期36回出线，本期12回出线。根据220750kV变电站设计技术规程（DL/T5218-2012）第5.1.7条电气主接线的要求：“35kV、10kV配电装置宜采用单母线接线，并根据变压器台数确定母线分段数量。”本工程10kV侧远期36回出线平均分配在3台主变压器上，建议远期采用单母线四分段接线型式，本期采用单母线接线型式。综上所述，本工程电气主接线为：220kV远期和本期接线均采用双母线接线型式；110kV远期和本期接线均采用双母线接线型式；10kV远期接线采用单母线四分段接线型式，本期采用单母线接线型式。5.1.4 中性点接地方式本站主变压器22168、0kV及110kV中性点均采用变压器中性点经隔离开关直接接地方式，运行时变压器中性点可选择不接地或直接接地；10kV侧中性点采用经消弧线圈接地方式。消弧线圈容量计算：本站10kV 终期出线36回，均匀分布在3台主变压器上。采用单母线四分段接线，本期出线12回，采用单母线接线。本站10kVI段母线供带12回10kV出线，根据系统接入方案及周边负荷情况，每1回出线供电半径按3千米电缆，截面按300mm2计算，算得电容电流为83.52A。考虑变电站附加电容电流值，则Ic=96.9A。根据GB/T 50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合第3.1.3条规定：6kV20kV电缆线路构成的系169、统，当电容电流大于10A又需在故障条件下运行时，应采用消弧线圈接地方式，因此，10kV侧远期及本期均采用经消弧线圈接地方式。根据GB/T 50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合第3.1.6条，Q=1.35Ic*Un/=793.05（kVA），计算消弧线圈容量为793kVA，按国网通用设备选择，消弧线圈容量选择1000kVA，接地变成套装置容量选择1500kVA。5.2 短路电流计算及主要电气设备选择566.25.2.1 短路电流计算结果本工程短路电流计算按系统提供的远景水平年2030年计算，计算基准值为：Sj=100MVA，Uj=Ujp。系统短路阻抗图如下：系统 系统 系统 系170、统 0.01434 0.01721 220kV 110kV 220kV 110kV 正 序 零 序主变压器阻抗按XX电网公司通用设备中高阻抗选择：Uk1-2%=14，Uk1-3%=64，Uk2-3%=50，其计算结果如下：220kV母线短路电流：”=17.43kA（三相） ”=17.4kA（单相）110kV母线短路电流：”=14.8kA（三相） ”=16.38kA（单相）10kV母线短路电流：”=22.71kA（三相）根据系统短路电流计算结果结合通用设备选型，XX220kV变电站220kV设备短路电流水平按50kA选择，110kV设备短路电流水平按40kA选择，10kV设备短路电流水平按31.171、5kA选择。 5.2.2 设备选择根据XX省电力系统污区分布图及现场考察，本变电站位于d级污秽区，户外设备防污等级按d级选择。中性点直接接地系统的户外设备按外绝缘爬电比距2.5cm/kV（按最高线电压计算）考虑，中性点非直接接地系统的户外设备按外绝缘爬电比距3.1cm/kV（按最高线电压计算）考虑；户内设备按瓷质外绝缘爬电比距2.0cm/kV（按最高线电压计算）选择。设备的选择参考了35750kV输变电工程通用设计、通用设备应用目录（2018年版）和ERP标准设备的相关要求。所有设备均按照国网公司通用设备和标准物料选型。1、主变压器本期工程装设一台主变，选用三相自然油循环风冷三线圈有载调压变压172、器，暂定型号为SSZ口-240000/220。变压器参数选择见下表。主变压器参数选择结果表项目参数型式三相三绕组，油浸式有载调压（高压侧中性点）容量240/240/120MVA额定电压23081.25%/121/11kV接线组别YNyn0d11阻抗电压Uk1-2% =14，Uk1-3% =64，Uk2-3% =50冷却方式自然油循环自冷/风冷（ONAN/ONAF）套管TA高压中性点300/1A，5P30/5P30外绝缘爬电距离不小于3150mm中压中性点600/1A，5P30/5P30外绝缘爬电距离不小于1813mm智能化主变实现方案如下：每台主变设1面智能控制柜，内含一套智能组件，就地安装。173、柜内智能组件完成中性点电流、温度等非电量信息采集及数字化处理、本体非电量保护、实现有载开关调节控制，信息处理后上传至过程层网络，并接收下行命令。主变压器配置一套油色谱在线监测装置，对油中气体进行成分检测，初步诊断变压器的放电或过热性缺陷，并将信息数字化处理，上传至站内配置的状态监测主机。2、220kV电气设备选择220kV主要设备采用户外HGIS设备，出线电压互感器、进出线避雷器及母线设备间隔采用敞开式设备。按照短路电流水平，220kV设备额定开断电流为50kA，动稳定电流峰值125kA。220kV主要设备选择结果见下表。220kV主要设备选择结果表设备名称型式及主要参数220kVHGIS组合174、电器断路器252kV，3150A，50kA/3S隔离开关252kV，3150A，50kA/3S接地开关252kV，50kA电流互感器母联：252kV， 600-1200-2400/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S，10VA，50kA/3S进线：252kV， 300-600-1200/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S，10VA，50kA/3S出线：252kV， 600-1200-2400/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S，10VA，50kA/3S线路侧电压互感器，3P/0.5，10VA避雷器Y10W-204/532母线侧电压互感器电磁式，252kV,0.2/0175、.5(3P)/0.5(3P)/6P， 10/50/50/75VA出线侧电压互感器电容式，252kV 0.5(3P)/ 3P， 10/10VA隔离开关三柱水平旋转式 3150A，50kA/3S接地开关立开式 630A，50kA智能化实现方案如下：每个主要间隔配置1面智能汇控柜，就地安装。智能汇控柜内含一套智能组件，具有智能终端、合并单元及测控等功能，完成电流、电压及开关的位置信号、告警信号的采集及数字化处理，实现就地控制功能，经信息处理后上传至过程层网，并接收下行命令。3、110kV电气设备选择110kV主要设备采用户外GIS设备，进出线避雷器、出线电压互感器采用敞开式设备。按照短路电流水平，1176、10kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值100kA。110kV主要设备选择结果见下表。110kV主要设备选择结果表设备名称型式及主要参数110kVGIS组合电器SF6断路器126kV，2000A，40kA隔离开关126kV，2000A，40kA/3S接地开关126kV，40kA/3S电流互感器出线、母联：126kV，300-600-1200/1A， 5P30/0.2S，10VA进线：126kV，300-600-1200/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S，10VA电压互感器母线：126kV， 0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/6P，10/50/50/75VA主母线12177、6kV，2000A避雷器102/266出线电压互感器线路：，0.5（3P），10VA智能化实现方案如下：每个主要间隔配置1面智能汇控柜，就地安装。智能汇控柜内含一套智能组件，具有智能终端、合并单元及测控等功能，完成电流、电压及开关的位置信号、告警信号的采集及数字化处理，实现就地控制功能，经信息处理后上传至过程层网，并接收下行命令。4、10kV电气设备选择10kV选用户内金属铠装移开式开关柜及户内框架式成套设备。按照短路电流水平，10kV设备额定开断电流为31.5kA，动稳定电流峰值为80kA。10kV主要设备选择结果见下表。10kV主要设备选择结果表设备名称型式及主要参数备注并联电容器成套装置178、装配式，11kV，10000/417kvar2组干式铁芯串联电抗器,11/kV,Uk=5%，417kvar2台并联电容器成套装置装配式，12kV，10000/417kvar2组干式铁芯串联电抗器,12/kV,Uk=12%，417kvar2台接地变及消弧线圈成套装置（兼站用变）接地变DKSC-1500-500/0.4，消弧线圈XHDCZ-1000，10.522.5%/0.4kV1组接地变兼站用变成套装置接地变DKSC-1000-400/0.4，（不含消弧线圈），10.522.5%/0.4kV1组开关柜真空断路器12kV，4000A，40kA进线、隔离、分段真空断路器12kV，1250A，31.5179、kA出线、接地变、电抗器、融冰智能相控断路器12kV，1250A，31.5kA电容器电流互感器12kV， 4000/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S主变进线10kV， 5P30/0.5/0.2S出线10kV，800/1A， 5P30/0.5/0.2S电容器、电抗器10kV，150/1A， 5P30/0.5/0.2S接地变电压互感器干式，(10/3)/ (0.1/3)/(0.1/3)/ (0.1/3)/ (0.1/3)0.2/0.5(3P)/ 0.5(3P)/6P避雷器YH5WZ-17/455、导体选择220kV和110kV侧导线均采用软导线，10kV侧进线采用全绝缘铜管母线。规划远180、景220kV母线最大穿越功率为1200MVA，110kV母线最大穿越功率为360MVA。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）母联回路按最大一个电源元件的电流考虑。（3）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。（4）出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。（5）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。（6）电力电缆按长期允许载流量和热稳定最小截面选择。各级电压导体选择表电压（kV）回路名称回路工作电流（A）选用导体导体截面选择的控制条件根数型号载流量（A）220kV181、220kV母线3149LDRE-250/2306110由长期允许电流控制220kV母联回路19582(LGJ-630/55)1999由长期允许电流控制220kV进线回路661LGJ-630/55999由长期允许电流控制220kV出线回路2(LGJ-630/55)1999由经济电流密度控制110kV110kV母线18902000A封闭母线2000由长期允许电流控制110kV母联回路18902000A封闭母线2000由长期允许电流控制110kV进线回路1322.72(LGJ-630/55)1999由长期允许电流控制110kV出线回路LGJ-300/40626由长期允许电流控制10kV10kV进线3182、965.1全绝缘铜管母线5000A5000由长期允许电流控制10kV电容器回路7502YJV22-3300846由长期允许电流和热稳定最小截面控制10kV电抗器回路5772YJV22-3300846由长期允许电流和热稳定最小截面控制10kV母线28873（TMY125x10）4115由长期允许电流控制10kV站用变回路87YJV22-3185312由长期允许电流和热稳定最小截面控制5.3 绝缘配合及过电压保护电气设备的绝缘配合，参照XX标准GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器、XX标准 GB/T 50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范确定的原则进行设计。5183、66.35.3.1 避雷器的配置根据XX电网生20091208号文附件1-预防多雷地区变电站断路器等设备雷害事故技术措施的要求，为防止220kV、110kV线路雷电侵入波对主变压器和其它电气设备的危害，分别在220kV和110kV架空线路进线处装设氧化锌避雷器。为防止雷电感应过电压和操作过电压，分别在主变压器220kV及110kV进线侧装设避雷器，220kV母线及110kV母线均未配备避雷器。根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合要求，“当变压器高低压侧接线方式不同时，低压侧宜装设操作过电压保护水平较低的避雷器”。因此在主变10kV进线侧装设符合要求的氧化锌避雷器，10kV并联电容器、电抗器装184、设氧化锌避雷器以防止操作过电压，10kV出线装设氧化锌避雷器以防止雷电入侵波。220kV各架空线路进线和出线侧均装设Y10W-204/532型避雷器。110kV各架空线路进线和出线侧均装设Y10W-102/266型避雷器。主变压器10kV进线侧、10kV并联电容器、10kV出线侧均装一组YH5WZ-17/45型避雷器。主变中性点高、中压侧，各装YH1.5W-146/320和YH1.5W-73/173型。5.3.2 220kV电气设备的绝缘配合220kV氧化锌避雷器按2018版通用设备选型，其主要技术参数见下表：220kV氧化锌避雷器主要技术参数表参数系统标称电压（kV，有效值）避雷器额定电压（185、kV，有效值）避雷器持续运行电压（kV，有效值）雷电冲击10kA残压（kV，有效值）陡波冲击10kA残压（kV，有效值）数值220204159532594220kV系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲击的配合，以雷电冲击10kA残压为基准，配合系数取1.4。5.3.3 110kV电气设备的绝缘配合110kV氧化锌避雷器按2018版通用设备选型，其主要技术参数见下表：110kV氧化锌避雷器主要技术参数表参数系统标称电压（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186、10kA残压（kV，有效值）陡波冲击10kA残压（kV，有效值）数值11010279.6266297110kV系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲击的配合，以雷电冲击10kA残压为基准，配合系数取1.4。5.3.4 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按2018版通用设备选型，其主要技术参数见下表：10kV氧化锌避雷器参数表参数系统标称电压（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，187、有效值）数值10.51713.64551.8雷电冲击的配合，以雷电冲击5kA残压为基准，配合系数取1.4.10kV电气设备的绝缘水平见下表，经核算满足配合要求。 10kV电气设备及主变中性点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7575753535主变压器中性点1851851858585断路器断口间75754242隔离开关断口间8549其他电器757542425.3.5 绝缘子串片数的选择本工程海拔高度小于1000m，根据电力污区分布图，本工程污秽等级为d级，按XX标准GB/T188、26218.1-2010污秽条件下使用的高压绝缘子的选择与尺寸确定中规定，取泄漏比距为25mm/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，选用不同强度的悬式绝缘子，220kV、110kV单片绝缘子的爬电距离为450mm，据此，计算如下：220kV绝缘子串片数：25252/45014。110kV绝缘子串片数：25126/4507。根据上面计算结果，再考虑零值绝缘子片数，220kV耐张绝缘子串片数取16，220kV悬垂绝缘子串片数取15（按污秽地区考虑），110kV耐张绝缘子串片数取9，110kV悬垂绝缘子串片数取8。5.4 电气总平面布置5.4.1 地理位置及环境根据系统189、专业和线路专业提供的资料，结合政府规划、站址场地地形地势、道路运输情况，本着节省变电站围墙内的占地面积和方便出线的原则，同时结合XX电网公司输变电工程通用设计，本站总平面布置考虑以下三个布置方案。5.4.2 总平布置方案概述方案一：参照XX电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017版）220-B-1方案模块调整，该方案220kV配电装置主变压器、生产楼110kV配电装置采用三列布置。220kV配电装置布置在站区西侧，110kV配电装置布置在站区东侧，主变压器、10kV高压配电室、二次设备室等布置于110kV配电装置和220kV配电装置中间，无功补偿装置布置在站区北侧。220kV配190、电装置采用户外HGIS设备双列布置，架空出线，110kV配电装置采用户外GIS组合电器单列布置，架空出线。进站公路由站区南侧进入。该方案东-西方向长为111.5m，南-北方向长为107.5m。方案二：参照XX电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017版）220-A2-4方案模块调整。配电装置楼为地上两层、地下半层建筑，220kV配电装置、110kV配电装置、10kV配电装置、主变压器、电抗器室、接地变室布置在一楼，电容器室、二次设备室布置在二楼，地下半层为电缆夹层。220kV配电装置和110kV配电装置采用户内GIS设备单列布置，220kVGIS采用电缆进线，本期6回出线采用架空191、方式。110kVGIS进线采用电缆方式出线采用电缆+架空混合出线。该方案东-西方向长为99m，南-北方向长为77m。方案三：电气总平面布置参照XX电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017版）220-A3-2方案模块调整。本方案一共两栋配电装置楼，220kV 配电楼布置于站区北侧，110kV 配电楼布置于站区南侧，主变压器布置在两栋配电楼之间。10kV电容器及电抗器布置于220kV 配电楼一层，220kVGIS设备布置于二层。10kV开关柜、接地变等布置于110kV 配电楼一层，110kVGIS设备、二次设备室布置于二层。变电站进站道路从站区南侧接入。该方案东-西方向围墙长为85192、m，南-北方向围墙宽为84m。5.4.3 方案比较技术经济比较表项目方案一（户外）方案二（全户内）方案三（半户内）电气主接线220kV本期和远期均为双母线接线110kV本期和远期均为双母线10kV本期单母线，远期单母线四分段220kV本期和远期均为双母线接线110kV本期和远期均为双母线10kV本期单母线，远期单母线四分段220kV本期和远期均为双母线接线110kV本期和远期均为双母线10kV本期单母线，远期单母线四分段总平布置方式户外式全户内式半户内式220kV配电装置户外HGIS双列式布置，架空出线户内GIS单列式布置，架空出线户内GIS单列式布置，架空与电缆混合出线110kV配电装置户外193、GIS单列布置，架空出线户内GIS单列布置，架空与电缆混合出线户内GIS单列布置，架空与电缆混合出线10kV配电装置户内开关柜双列布置户内开关柜双列布置户内开关柜双列布置总用地面积1.1986h0.7623h0.7140h配电楼形式钢结构钢结构钢结构总建筑面积101955912490拆迁工程量拆房4栋拆房2栋拆房6栋运行、维护方便方便方便本期相对投资（万元）0+1600+2050远期相对投资（万元）0+1300+1900综上所述，三个方案在技术上均可行，方案一参照XX电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017版）220-B-2方案模块调整，方案二参照XX电网公司220kV智能变电194、站模块化建设通用设计（2017版）220-A2-4方案模块调整，方案三参照XX电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017版）220-A3-2方案模块调整。方案一采用户外布置，占地面积最大，但造价要比另外两个方案造价低。方案二采用全户内布置，方案二采用半户内布置，经计算方案三的噪声值大于要求值，不满足环评要求，拆房需6栋。（注：方案一、方案二土建工程量详细对比详见土建部分）综合比较，建议本工程推荐方案一。方案三（半户内）建模噪声核算示意图5.5 站用电及照明566.55.5.1 站用电源根据DL/T 5155-2016220kV1000kV变电站站用电设计技术规程规定，220kV变195、电所宜从主变压器低压侧分别引接两台容量相同，可互为备用，分列运行的站用变压器。因此，本站设置两台站用变压器，供全站动力及照明等交流负荷用电。#1接地变兼站用变压器从10kV I段母线引接，电源由#1主变压器提供；#2站用变压器由10kV外接电源引入。本工程外接电源从110kVXX变电站新增专线引接，采用架空方式，引接长度约为8.1公里；本站站用电采用交直流一体化电源系统。接线方式为：380V母线采用单母线接线，设两段母线，每段母线上均配置双电源切换装置，正常供电时两段分列运行，通过自动转换装置实现两个进线电源的自动切换，当任一台站用变退出工作时，另一台站用变能自动切换至失电的工作母线段继续供电196、；站用电采用三相四线制，系统的中性点直接接地，系统额定电压为380V/220V。5.5.2 站用变压器选择本工程两台站用变压器户内布置，分列运行，互为备用，站用电源分别取自10kVI段母线和外接电源。站用变容量计算结果表序号名称单位(kW)安装运行1直流充电装置64.164.164.12通信电源15.115.115.13UPS电源10.510.510.54220kV、110kV、35kV操作电机及调压机构等31.631.631.6小计 P1121.3121.3121.31220kV配电装置加热5.35.35.32110kV配电装置加热4.84.84.8335kV开关柜加热12.412.412.197、44主控通信室空调及通风35.335.335.3535kV配电装置室空调及通风13.113.113.1小计 P270.970.970.91生产综合楼及户外照明25.425.425.4小计 P325.425.425.4S0.85P1+P2+P3=199.405kVA。经以上计算，考虑到主变压器检修及配电装置检修时的负荷较大，并参考35750kV输变电工程通用设计、通用设备应用目录（2018年版）和ERP标准设备的相关要求，接地变成套装置容量选择1500kVA，其中站用电容量为500kVA。5.5.3 站用电的供电方式及主要场所的照明及其控制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198、要负荷（如UPS电源，直流充电机负荷等）采用双回路供电方式供电。对全站的断路器、隔离开关等的操作负荷，本次设计采用按配电装置区域划分方式供电。此供电方式的交流电源分别取自两台站用变，采用双回路供电。该站的照明采用专用照明配电箱供电，照明线路采用辐射式供电方式。5.5.4 照明及检修电源（1）正常照明全站正常照明由380/220V站用配电屏供电。（2）应急照明根据 DL/T 5390-2014发电厂和变电站照明设计技术规定在二次设备室以及10kV配电装置室设应急照明。应急照明电源从UPS电源屏取得，在值班室内设置一台应急照明箱。（3）检修电源本站在主变压器区域、220kV配电装置区域、110kV199、配电装置区域、无功补偿配电区域及10kV配电装置室设有检修电源箱，其电源由站用交流配电屏引接。5.5.5 主要场所的照明及控制方式（1）二次设备室采用悬吊式荧光灯照明方式，并采用分开关控制。出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。（2）配电室采用防眩防尘灯具照明方式，并采用分开关控制。（3）室外照明采用投光灯照明与庭院灯照明相结合的照明方式，采用配电箱内空开控制。（4）道路照明采用不锈钢杆路灯方式，并采用配电箱内空开控制。（5）配置两盏移动式检修灯。5.6 防雷与接地566.65.6.1 直击雷保护为防止雷电对电气设备的直接袭击，在220kV配电装置构架上设置4支35.5米高避雷针，在110kV配200、电装置构架上设置4支27米避雷针。其集中接地装置应与主接地网连接，由连接点至变压器和10kV及以下设备接地点沿接地极的长度不应小于15m。主变压器构架上不设置避雷针，由220kV及110kV区域避雷针构成联合保护网，保护主变压器及主控楼。5.6.2 接地线和接地极的选用接地装置由设备接地引线及地网接地体组成，本站拟采用扁铜、热镀锌扁钢、镀锌角钢为接地材料。（1）根据交流电气装置的接地规范要求，按照热稳定条件，未考虑腐蚀时，接地线最小截面应符合以下公式：接地引线SgIg/c 由上述公式计算可知，接地线的最小截面Sg为扁铜为138 mm2，铜覆钢为244 mm2，扁钢为414 mm2。（2）根据热201、稳定条件，未考虑腐蚀时，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%，即不小于扁铜为103.5 mm2，铜覆钢为183 mm2，扁钢为310.5mm2。考虑腐蚀条件，若选用-405扁铜、-405铜覆钢，可不考虑腐蚀；若选用-808镀锌扁钢做为接地体，年腐蚀率为0.065mm/年，腐蚀年限为40年。405=200200103.5405=200200183(80-0.06540)(8-0.06540)=418418310.5根据以上计算及校验，本工程主地网的接地极及接地线均考虑采用-808扁钢。全站接地采用以水平敷设接地极为主，辅以垂直接地极的混合接地网。综合考虑热稳定要求和腐蚀202、影响，本工程主地网参考典设，选用808扁钢，设备引线采用808热镀锌扁钢；按照反措要求，采用254铜排敷设等电位接地网，即在主控制室、保护室、敷设二次电缆的沟道、开关场地就地端子箱及二次设备室屏、保护屏柜下等处，敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。5.6.3 接地根据对本站站区土壤电阻率测试，变电站场地的土壤电阻率约为 2990.m；本工程最大入地电流为8694A，考虑避雷线分流时，地电位升要求接地电阻R2000/I=0.67，本工程接地网接地电阻估算值R=17.92，接触电位差要求值为Ut=1766V，跨步电位差要求值为Us=5871V；最大接触电位差为Utmax=16670.2V，最大跨203、步电位差为Usmax=10843.4V。由上可知，Utmax Ut，UsmaxUs，最大接触电位差不满足允许值要求，最大跨步电位差也不满足允许值要求。需要采取降阻措施。目前常用的降阻措施有深井接地、外引接地、离子接地极等，本站综合考虑深井接地和采用离子接地极的方式降阻。根据交流电气装置的接地设计规范（GB50065-2011），当满足接触电位差和跨步电位差要求后，地电位升可提升要求接地电阻R5000/I=1.67，接触电位差要求值为R1.89，跨步电位差要求值为R9.7。而主接地网的接地电阻估算值为17.92，根据我院计算，需打4口30米的深井，且需采用80套离子接地极，才能将地网电阻降至1.204、89以下。以上各数据均为理论计算值，实际值需在接地网施工完毕后实测接地电阻、接触电势及跨步电势，若仍不能满足要求时，请施工单位及时与设计取得联系，经上级主管部门认可经同意后，设计单位根据实测接地电阻值再确定具体降阻方案。5.7 电缆敷设及防火566.75.7.1 电缆选型电力电缆和控制电缆选择按照GB50217-2007电力工程电缆设计规范选择。5.7.2 电缆敷设户外电缆采用电缆沟和电缆隧道敷设方式，电力电缆和控制电缆考虑敷设在不同侧支架上。户内电缆采用电缆沟、电缆层及穿管敷设方式。5.7.3 电缆防火根据电缆设计规程，对室外电缆沟采用分段阻隔措施，凡通向屋内配电装置的电缆孔洞及柜、盘柜的孔205、洞待电缆敷设完毕后均采用有效阻燃材料严密封堵，在靠近含油设备（主变压器、电压互感器等）的电缆沟盖板予以密封处理。电缆穿出地面处应有足够的穿管保护，未穿电缆前用圆锥形砂浆混凝土将保护管两头堵塞。微机监控和微机保护的电流、电压、信号接点引入线均采用屏蔽电缆。屏蔽层接地措施按GB50217-2007电力工程电缆设计规范要求设计。5.8 其他5.8.1 融冰方案应融冰规划要求，本站10kV设置交流融冰电源柜1面，柜内出线电缆型号为2*YJV22-8.7/15-1400mm2，引接到110kV侧融冰电缆分支箱，再从110kV融冰电缆分支箱用2*YJV22-8.7/15-1400mm2引接至220kV融冰206、电缆分支箱。5.9 电气二次55.3566.85.9.1 变电站自动化系统本站按智能变电站设计，变电站自动化系统采用基于DL/T 860（IEC61850）标准分层分布式的网络结构，实现与所有有通信能力的智能设备通信。并执行Q/GDW678-2011智能变电站一体化监控系统功能规范 、QGDW679-2011智能变电站一体化监控系统建设技术规范和220千伏变电站模块化通用设计（2017年版）的相关要求。5.9.1.1 管理模式本站变电站自动化系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计。5.9.1.2 监测、监控范围变电站自动化系统的监测、监控范围及功能按照DL/T5103-201235kV22207、0kV无人值班变电站设计技术规程执行，并在其基础上增加一体化电源、状态监测、辅助控制系统等信息，同时应满足Q/GDW678智能变电站一体化监控系统功能规范、Q/GDW679智能变电站一体化监控系统建设技术规范和调度端对无人值班变电站的运行情况的需求，本变电站一体化监控系统的监控范围设计如下：1) 全站的断路器、隔离开关及电动操作的接地刀闸。 2) 主变压器有载调压开关及10kV无功补偿装置自动投切。3) 交直流一体化电源系统重要馈线断路器状态。4) 辅助控制系统的智能运行管理功能(视频、安卫、通风、环境、火灾报警、消防水泵监测)。5) 通信设备运行状态。5.9.1.3 自动化系统配置原则1）本208、变电站按XX电网基建201158号文XX电网公司2011年新建变电站设计补充规定、220千伏变电站模块化通用设计（2017年版）及调自Q/GDW 11021-2013变电站调控数据交互规范的通知文件要求的智能化变电站设计，自动化系统满足智能化变电站相关导则、规范的要求。2）自动化系统采用分层分布、开放式结构，全站分为站控层、间隔层、过程层。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过程层设备按工程实际建设规模配置。3）整站采用IEC 61850协议，主要网络双重化配置。站控层至间隔层之间采用100M电以太网；间隔层至过程层采用点对点或网络通信方式，通信介质采用光纤。220kV变电站站控层、间隔层209、网络均采用双重化星形以太网络。220kV电压等级设置过程层GOOSE、SV网络，GOOSE、SV共网传输，按双网独立设置。 4）站控层至间隔层之间采用100M电以太网；间隔层至过程层可采用点对点或网络通信方式，通信介质采用光纤。网络方式上，GOOSE（SV）信息均共同组网，单间隔保护装置采用“直采直跳”方式。5）优化简化网络结构，站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860通信标准。变电站内信息具有共享性和唯一性，自动化系统主站与远动数据传输设备信息、保护故障信息资源共享，不重复采集。6）根据XX电网企管2015976号文变电站设备监控信息规范的要求，本站调控数据的210、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）自动化系统具有与调度通信接口，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。8）自动化系统网络安全严格按照电力二次系统安全防护规定执行。9）站控层实现顺序控制、智能告警及故障信息综合分析决策、设备状态可视化、支持经济运行与优化控制、站域控制、源端维护等高级功能。5.9.1.4 系统构成变电站一体化监控系统在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层包含监控主机兼操作员工作站、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器及网络打印机设备构成，通过站控层设备向站内运行人员提供人机联系界面，211、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，并与远方调度中心通信。间隔层设备包括测控装置、保护装置及其他智能接口设备等，完成全站的保护、测量、控制、状态监测等功能。在站控层及站控层网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。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，完成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。网络设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。以上网络设备构建全站分层分布式高速工业级以太网。5.9.1.5 系统网络结构全站网络采用高速以太网组成，通信规约采用DL212、/T 860（IEC 61850）标准，全站设备统一建模。为了保证网络的实时性、安全性，在现有的技术条件下，本站采用两个物理分开的站控层网络与过程层网络，并采用100M及以上高速以太网构建。1）站控层网络站控层网络采用双重化星形以太网络。通过站控层中心交换机、过程层中心交换机与站控层其他设备、间隔层网络通信。可传输MMS报文和GOOSE报文。2）间隔层间隔层网络采用双重化星形以太网络。间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量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。过程层网络为GOOSE（SV）网络，主要功能是实现电流、电压交流采样值的上传、开关213、量的上传及分合闸控制、防误闭锁等。按照XX电网基建201158号文XX电网公司2011年新建变电站设计补充规定、 XX电网公司输变电工程通用设计（110（66）750kV智能变电站部分）（2011年版）要求：本站自动化系统220kV过程层设置GOOSE和SV网，除保护装置外SV报文、除保护跳闸外GOOSE报文统一采用网络方式，共网传输，按双网独立配置。110kV过程层设置GOOSE和SV网，除保护装置外SV报文、除保护跳闸外GOOSE报文统一采用网络方式，共网传输，按单网独立配置。10kV除主变外不设置过程层网络。5.9.1.6 自动化系统设备配置方案1）站控层设备配置根据国调中心关于印发变电214、站二次系统和设备有关技术研讨会纪要的通知(调自【2013】185号)执行，站控层设备配置包括：配置2台主机兼操作员及工程师工作站、1台综合应用服务器、2台I区数据通信网关机兼图形网关机、2台II区数据通信网关机、1台III/IV区数据通信网关机、正反向隔离装置、防火墙等。2台主机兼操作员及工程师工作站，负责站内各类数据的采集、处理，实现站内设备的运行监视、操作与控制、信息综合分析及智能告警，集成防误闭锁操作工作站和保护信息子站等功能；提供站内运行监控的主要人机界面，实现对全站一、二次设备的实时监视和操作控制，具有事件记录及报警状态显示和查询、设备状态和参数查询、操作控制等功能；实现智能变电站一215、体化监控系统的配置、维护和管理。配置1台综合应用服务器，接收站内一次设备在线监测数据、站内辅助应用、设备基础信息等，进行集中处理、分析和展示。配置2台区数据通信网关机兼图形网关机，直接采集站内数据，通过专用通道向调度中心传送实时信息，同时接收调度中心的操作与控制命令，实现远程浏览变电站全景信息、调度(调控)中心与站内监控系统图形和数据的实时交换；数据通信网关机采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计。配置2台区数据通信网关机，实现区数据向调度中心的数据传输，具备远方查询和浏览功能。配置1台/区区数据通信网关机，实现与PMS、输变电设备状态监测等其他主站系统的信息传输。安全防护装置区数据通信网关机通216、过防火墙从数据服务器获取区数据和模型等信息，与调度(调控)中心进行信息互换，提供信息查询和远程浏览服务；综合应用服务器通过正反向隔离装置向/区数据通信网关机发布信息，并由/区数据通信网关机传输给其他主站系统。网络打印机 本站取消装置屏上的打印机，在自动化系统站控层设置网络打印机，通过变电站自动化系统的工程师站或保护及故障信息子站打印全站各装置的保护告警、事件、波形等。同时，站内各种报表、画面、接线信息也能通过操作员工作站打印。2）间隔层设备配置间隔层设备包含保护、安全自动装置、测控、录波及网络分析仪、计量以及其它智能接口设备等。测控装置按照DL/T 860 或IEC 61850标准建模，具备完217、善的自描述功能，与站控层设备直接通信。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。220千伏电压等级和主变均采用保护、测控独立装置，110千伏、10千伏电压等级采用保护、测控一体化装置。测控单元按电气单元配置，其中220千伏、110千伏及10千伏间隔按开关配置，母线设备测控单元按母线电压等级分别配置，主变测控装置按开关及本体分别配置。此外全站配置2台公用测控装置用于全站其他公用设备告警硬接点信号的采集。同时10kV及关口计量配置电压并列装置。3）过程层设备配置过程层设备包括合并单元、智能终及合并单元智能终端一体化设备，其配置原则如下：a) 合并单元2218、20kV及主变各侧、中性点各间隔合并单元冗余配置。110kV各间隔合并单元单套配置，采用智能终端合并单元一体化设备。10kV(主变除外)不设置合并单元。同一间隔内的电流互感器和电压互感器合用一个合并单元。b) 智能终端220kV各间隔智能终端按断路器双重化配置。110kV及以下各间隔智能终端按断路器单套配置，采用智能终端合并单元一体化设备。主变各侧智能终端按双重化配置，并配置一套本体智能终端。10kV(主变除外)不设置智能终端。每套智能终端包含完整的断路器信息交互功能；智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。c) 预制式智能控制柜就地智能汇控柜按间隔配置；本站智能汇控柜与各单元间隔H219、GIS/GIS汇控柜一体化设计，包含合并单元、智能终端集成装置，由一次考虑；主变本体配置一面智能控制柜，柜内含主变本体智能终端1套。5.9.1.7 网络设备配置方案变电站自动化系统的交换机应满足DL/T 860或IEC 61850标准。站控层设备以太网通信介质采用超五类屏蔽双绞线；二次设备室与智能控制柜之间的网络连接采用光缆。过程层采样值网和GOOSE网的传输介质均采用光缆。1）采样值传输方式保护装置、电能表采样值采用光纤点对点方式传输。测控装置、故障录波网络记录分析仪采样值通过GOOSE（SV）网络采集。2）开关量传输方式各单间隔保护及主变差动保护跳闸采用点对点直接跳闸的方式，其余开关量传输220、如测控装置跳合闸、断路器和刀闸位置、主变后备保护动作跳分段、故障录波网络记录分析系统等通过GOOSE（SV）网络传输。母线保护的开关量采集（刀闸位置）通过GOOSE（SV）网络实现；母线保护的开关量输出（启动线路远跳、闭锁重合闸、母差跳主进失灵联跳主变三侧）通过GOOSE（SV）网络实现；母线保护的开关量输出（跳闸）通过点对点直跳各间隔，并具备网采网跳作为备用方式。3）交换机配置原则变电站自动化系统站控层配置4台中心交换机，其中I区2台，II区2台。变电站自动化系统站控层网络为百兆双星形以太网络，布置在二次设备室，用于间隔层设备与站控层设备之间的连接。按双套物理独立的单网配置，从物理上分为2个221、不同的网段A网和B网。每台交换机端口数满足站控层设备接入要求。间隔层网络采用双重化星形以太网络。间隔层交换机按电压等级配置，220kV间隔层本期及远景配置4台间隔层交换机，110kV间隔层本期及远景配置4台间隔层交换机，10kV间隔层本期配置2台，远景配置6台间隔层交换机。220kV系统过程层本期及远景配置4台过程层中心交换机，用于过程层设备与间隔层设备之间的连接。并按间隔配置双重化的交换机，每个间隔配置1组交换机。110kV系统过程层集中设置过程层交换机。主变压器高、中压侧按照电压等级分别配置过程层网络，主变压器保护、测控装置采用不同数据接口接入高、中压侧网络。主变低压侧不设置独立过程层网络222、，相关信息可接入主变中压侧过程层网络。主变保护、测控装置接入不同电压等级过程层网络采用相互独立的数据接口控制器。10kV电压等级本期不配置独立的过程层网络。交换机配置如下：交换机数量(台)本 期远 期站控层(24电口，4光口)6台6台间隔层(24电口，4光口)220kV4台4台110kV4台4台10kV2台6台合 计10台14台过程层中 心7台7台220kV6台14台主变4台12台合 计17台33台5.9.1.8 系统功能变电站自动化系统按DL/T 5149-2001 220500kV变电所计算机监控系统设计技术规程的相关规定和调自Q/GDW 11021-2013变电站调控数据交互规范的通知文223、件要求实现下述功能：数据采集和处理、数据库的建立与维护、自动调节控制、人工操作控制、防误闭锁、同期、远动功能、时钟同步、与其他设备的通信接口、防误闭锁、报警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表、人-机联系、系统自诊断和自恢复、运行管理、高级应用、调控数据交互等。部分主要功能如下所述：1） 顺序控制变电站内运行人员在后台或集中监控中心运行人员在远方根据操作要求选择一条顺序化操作命令，操作票所有的预设步骤的执行和操作过程的校验由智能电子设备自动完成，达到“一键式”操作的目的。在保证操作安全的前提下减少操作时间、提高操作效率，提高无人值班智能操作水平。2） 智能告警及故障信息224、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合展示。 3）设备状态可视化 采集主要一次设备状态信息，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。 4）支撑经济运行与优化控制本站本期225、一次设备没有安装主变及无功补偿设备，但综合自动化系统应具备智能调度技术支持系统安全经济运行及优化控制功能。 5）站域控制本站变电站自动化系统应具备小电流接地选线功能。 6）源端维护 在变电站端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。采用标准的数据模型和程序接口，实现基于模型的通信协议与主站进行通信，变电站主接线图、分画面图和一、二次设备模型等基于可升级矢量图形（SVG）格式。实现DL/T 860子站系统和IEC61970主站系统之间的数据模型交换和基于数据模型的数据交换，实现源端维护。5.9.2 元件保护及自动装置5.9.2226、.1 现状及存在问题本期新建1台240MVA主变压器，装设4组电容器。10kV出线本期12回，融冰1回，外接电源1回。接地变2台。5.9.2.2 保护配置按元件保护及安全自动装置配置原则遵循GB/T 14285-2006继电保护及安全自动装置技术规程、Q/GDW 441-2010智能变电站继电保护技术规范及国网变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范(Q/GDW 1175-2013)相关要求。a）主变压器保护按照国网变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 1175-2013）原则配置。主变压器电量保护采用主后备保护一体化微机保护，双重化配置；瓦斯等227、非电量保护按单套配置，保护装置采用以太网口接入站内自动化系统，通信规约采用DL/T 860。 保护具体配置如下：1）纵联差动保护；2）高、中压侧复合电压闭锁过流保护，低压侧电流限时速断和复合电压闭锁过流保护；3）高、中压侧零序电流保护；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；4）高、中压侧中性点装设间隙零序电流保护和零序电压保护；5）高压侧断路器失灵保护动作后跳各侧断路器；6）高、中、低压侧过负荷保护；7）低压侧单相接地保护；8）本体保护：重瓦斯、轻瓦斯、油温、油位、绕组温度、压力释放等。主变保护直接采样，直接跳各侧断路器；主变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等228、可采用GOOSE网络传输。主变压器保护通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。非电量保护采用就地电缆直接跳闸，信息通过本体智能终端上传过程层GOOSE网络。b）10kV线路保护配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及三相重合闸。采用保护测控一体化装置，按间隔单套配置，就地安装于开关柜内。c）10kV电容器保护配置微机型电流速断保护、过流保护、相电压差动保护（电容器为单星形接线且每相由两组电容器串联组成）及本体保护。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。d） 接地变压器保护配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及本体保护。选用保护测控一体化装置，就地安229、装于开关柜内。5.9.3 对相关专业的技术要求1）与监控系统的接口方案保护装置及保护、测控一体化装置按照DL/T 860(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。10kV保护、测控一体化装置直接用电缆接入常规互感器模拟信号输出，保护装置跳闸出口接点采用电缆直接接至断路器操作箱。2）对互感器的要求 主变各侧间隔按双重化要求配置两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。3）对合并单元的要求主变各侧间隔按双重化配置合并单元。4）对智能终端的要求主变各侧间隔按双套230、配置智能终端，主变本体智能终端单套配置。5）对网络及其设备的要求主变保护采用相互独立的数据接口控制器接入不同电压等级的过程层GOOSE网络。5.9.4 一体化电源系统本站交、直流电源采用交直流一体化电源系统，即将站用交流电源系统、电气二次直流电源系统、UPS电源系统、通信直流电源系统采用一体化设计、一体化配置、一体化监控。实现站用电源信息共享。5.9.4.1 整体结构交直流一体化电源系统在电气方面由直流系统、交流系统、不间断电源系统和通信电源系统四项子系统组成。5.9.4.2 监控模式本站配置一套一体化电源监控装置，管理变电站交流单元、直流单元、UPS电源系统等站内电源系统的综合监控，一体化监231、控装置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装置中各监控单元通信，一体化电源监控通过 DL/T860 标准数据格式接入计算机监控系统，实现对变电站一体化电源系统的数据采集和集中管理。5.9.4.3 设备配置方案1）站用交流系统交流站用电系统采用三相四线制接线、380/220V中性点接地系统。为提高供电可靠性，站用电系统采用单母线分段接线，每台站用变各带一段母线，正常供电时两段分列运行，采用自动转换装置实现两个进线电源的自动切换，当任一台站用变退出工作时，另一台站用变能自动切换至失电的工作母线段继续供电。重要回路为双回路供电，全容量备用。2）直流系统本站二次设备直流系统电压采232、用220V,单母线分段接线，每段母线分别采用独立的蓄电池组及充电装置供电，并在两端直流母线之间设置联络断路器，正常运行时断路器处于断开位置，两段母线切换时不允许中断供电，切换过程中允许两组蓄电池短时并列运行。本站装设2套高频开关充电装置，采用高频开关电源模块，充电模块采用N+1冗余方式配置，选用720A模块。本站二次设备室的测控、保护、自动装置等设备采用辐射式供电方式，10kV开关小室设置直流小母线，采用分段辐射方式供电。本站所有测控、保护、自动装置等二次设备均采用辐射式供电方式。3）通信电源系统站内不设置通信蓄电池组及通信直流充、馈线屏，采用两套独立的接于变电站220V直流母线上的DC/DC233、装置供电，由220V变换为-48V，为通信设备提供电源。两套DC/DC转换模块分别接于变电站两段220V直流母线上，每段-48V直流母线分别接一套DC/DC装置,每套DC/DC装置的模块按N+1考虑备份模块。根据通信电源负荷大小，DC/DC转换模块容量配置为430A。4）蓄电池全站统一设置两组220V蓄电池，不配置通信专用蓄电池。通过DC/DC转换实现对通信设备供电。220V站用直流负荷按照2小时供电考虑，48V通信直流负荷按照4小时供电考虑，每组蓄电池设专用的试验放电回路，试验放电设备经隔离和保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。经计算选择两组220V、500Ah（单体2V，每组104只）的阀234、控式密封铅酸蓄电池组，每组蓄电池配置一套蓄电池在线监测单元。蓄电池组采用支架方式每组布置在单独的蓄电池室内。5）交流不间断电源系统（UPS）站内设一套交流不间断电源系统（UPS），采用主机双套冗余配置，容量210kVA。UPS负荷包括计算机监控系统、电能量计费系统、火灾报警系统、通信设备等。UPS采用单相输出，馈线采用辐射状供电方式。UPS正常运行时由站内交流电源供电，当输入电源故障或整流器故障时，由站内220V直流电源供电。6） 事故照明站内设一套单独的事故照明屏，容量5kVA。5.9.5 全站时钟同步系统为实现对全站监控、保护、录波、计量等二次设备的对时，本站考虑配置1套全站公用的时间同步235、系统，主时钟应双重化配置，支持北斗系统和GPS系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统，支持卫星时钟与地面时钟互为备用。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；站控层采用SNTP网络对时，间隔层采用IRIG-B、1pps对时。合并单元采样值同步采用IRIG-B方式，鉴于合并单元下放布置于户外配电装置场地，时钟输入采用光信号。采样的同步误差应不大于1s。时间同步系统主时钟及扩展时钟设备组1面柜安装在二次设备室内，天线安装在主控楼屋顶上。另220kV及110kV预制舱内分别放置一台扩展时钟装置。全站时钟同步管理功能由一体化监控系统站控层实现。5.9.6 非关口电能计量系统1)现状及存在236、的问题XX地区计量系统采用XX威胜公司的负控系统。目前接入该系统的规约为QGDW376.1-2009电力用户用电信息采集系统通信协议。2)非关口电能计量装置的配置220kV、110kV及主变高、中、低压侧计量表采用支持DL/T 860标准的智能电能表，按单表配置，电能表准确等级为有功0.5S级，无功2.0级。10kV线路、电容器、所用变互感器采用常规0.2S级电流互感器、0.2级电压互感器。站用变压器低压侧采用常规电流、电压互感器，配置2块多功能电能表。220kV、110kV及主变、高中、低压侧电度表装在各电度表屏上，10kV电度表装设于10kV开关柜上，站用变压器低压侧电度表装设在主变电能表237、屏上。3)电能量采集装置及通道要求本站配置一套非关口电能量采集装置，与关口电能量采集装置共同组成电能量信息采集屏。全站非关口电能计量表接入非关口计量采集器，通过地调调度数据网和省调调度数据网远传至XX地调计量中心。4)与地调电能计量主站端接口本工程考虑XX电业局电能量计量系统接收XX变相关电能计量信息，主站端所需设备和相关的软件及数据库调整工作。5.9.7 设备状态监测系统根据XX电网基建201158号文XX电网公司2011年新建变电站设计补充规定、220千伏变电站模块化通用设计（2017年版），本站对主变压器、220kV避雷器配置设备状态检测功能。变电站状态监测系统采用分层分布式结构，由传感238、器、状态监测IED构成，利用状态监测及智能辅助系统后台主机实现一次设备状态监测数据汇总分析。预留信息采用综合数据网方式传送至状态检修主站系统的接口。后台系统按变电站对象配置，全站共用统一的后台系统，功能由状态监测及智能辅助控制系统后台主机实现。各类设备状态监测统一后台分析软件、接口类型和传输规约，实现全站设备状态监测数据的传输、汇总和诊断分析。设备监测参量主变压器油中溶解气体状态、铁芯接地电流，预留日常检测使用的超高频传感器及测试接口220kV避雷器避雷器泄漏电流、放电次数等状态量5.9.8 智能辅助控制系统全站设置一套变电站智能辅助控制系统，实现站内图像监控及安全警卫、火灾报警、消防、照明、239、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制，实时接收各终端装置上传的各种模拟量、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图像监控及安全警卫子系统、火灾报警及消防子系统、环境监测子系统等。1、后台系统智能辅助控制系统不配置独立后台系统，利用状态监测及智能辅助控制系统后台主机实现智能辅助控制系统的数据分类存储分析、智能联动功能。2、图像监视及安全警卫子系统装设一套全站图像监视及安全警卫子系统，该系统包括视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机、编码器及沿变电站围墙四周设置的电子栅栏等。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240、的接口。就地摄像头按本期建设规模配置。3、环境监测子系统包括环境数据处理单元1套、温度传感器、湿度传感器、风速传感器、SF6探测器及氧气浓度监测器等。智能辅助控制系统通过和门禁控制器、温度变送器等进行通信，获取站内的环境信息。数据处理单元布置于主控室，传感器安装于设备现场。4、火灾报警及消防子系统本站设一套火灾自动报警及消防子系统。在主控室、10kV开关柜室、蓄电池室、油浸变压器及电缆隧道等易引起火灾的地方，视其火灾特点分别设置感温、感烟探测器及手动报警按钮等，火灾报警主机安装在警卫室或主控室。火灾报警系统设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。5.9.9 二次设备241、组屏布置原则主变保护和测控采用集中组屏方式布置电气二次设备室，220kV、110kV保护和测控装置、间隔层和过程层交换机等测控设备布置在场地的预制舱内。10kV线路、电容器、接地变保护测控装置分散布置在开关柜上。各间隔合并单元、智能终端就地下放在各间隔智能汇控柜或高压开关柜中。微机监控系统的站控层设备主机布置在主控制室前端右侧设置的长形控制台上。二次设备室还布置有远动柜、直流柜、电能表柜等二次设备。直流蓄电池组放置在主控楼单独的蓄电池室内。5.10 站区总体规划和总布置5.10.1 站区总体规划5.10.1.1 站址概况浏阳XX站址位于XX省浏阳市XX镇南部，地属浏阳市市XX镇枫林村万家坳组。242、站址东侧距106国道120m。根据站址位置条件及政府规划要求，进站道路从106国道接入。5.10.1.2 站区总体规划的特点万家坳站址属丘陵地貌，场地自然标高约为102.5m125.5m，自然高差最大为23m，不受洪水威胁。站址内植被为灌木和少量松木，水土保持较好。站址属一般林地，周围地势开阔无电力通信设备，进出线终端塔布置方便。根据电气布置方案，万家坳站址土建本期考虑了全户外以及全户内两种方案方案一为全户外方案，结合站区周边道路的状况和规划的要求，考虑进站道路便利的引接条件，变电站入口设在南面，进站道路从南面公路引接，采用公路型道路，新修道路75m，道路纵向坡度8%，转弯半径12m。进站道路243、引接口标高约为103.10m，将站区场地设计标高初步定为108.20m，高于100年一遇防洪水位标高91.1m。方案二为全户内方案，变电站入口设在南面，进站道路从南面公路引接，采用公路型道路，新修道路85m，道路纵向坡度8%，转弯半径12m。进站道路引接口标高约为102.00m，将站区场地设计标高初步定为109.20m，高于100年一遇防洪水位标高91.1m。方案一按照全户外变电站布置方式进行设计，采用XX电网公司标准化成果(输变电工程通用设计、通用设备)应用目录(2016年版)中220-B-1方案，并在其基础上因地制宜优化改进。站区按远期规模一次性建设，站址布置充分结合城市规划要求，利用场地244、地形特点，尽量减少工程占地面积。方案二按照全户内变电站布置方式进行设计，采用XX电网公司标准化成果(输变电工程通用设计、通用设备)应用目录(2018年版)中220-A2-4方案，并在其基础上因地制宜优化改进。5.10.2 站区竖向布置站址现状主要为林地，位于一个小山包上，站址高程为102.5m-126.9m，高差约24.4m。站址竖向布置设计采用平坡式布置方式，充分结合场地的自然地形、地貌、周边交通及设施及进站路引接点，最终确定站址的设计标高。两个方案拟定场地设计标均高于100年一遇防洪水位标高91.1m。5.10.3 站区总布置根据电气平面布置要求，方案一采用XX电网公司标准化成果(输变电工245、程通用设计、通用设备)应用目录(2016年版)中220-B-1方案，并在其基础上因地制宜优化改进。站内设主控通信楼、10kV配电装置楼两栋建筑，10kV配电装置楼位于站中央，站内围绕配电装置楼设置环形道路，大门位于站区南侧。配电装置楼西北侧设有220kV架空出线区域。站区围墙南北方向长111.5m，东西方向长107.5m，围墙内占地约1.1986hm2（约18亩）。方案二采用XX电网公司标准化成果(输变电工程通用设计、通用设备)应用目录(2018年版)中220-A2-4方案，并在其基础上因地制宜优化改进。站内设配电装置楼、警卫室和消防泵房三栋建筑，配电装置楼位于站中央，站内围绕配电装置楼设置环246、形道路，警卫室、消防泵房、消防水池及事故油池位于站区南侧，大门位于站区南侧。配电装置楼北侧设有220kV架空出线区域。站区围墙东西方向长99m，南北方向长77m，围墙内占地约0.7623hm2（约11.43亩）变电站内的给排水管道及道路按远期规模一次建成。站区进站道路从南侧乡村公路引接，方案一进站引接道路长度为75m，纵向坡度8%，方案二进站引接道路长度为85m，纵向坡度8%，路面宽度4.5m，转弯半径为12.0m，满足主变运输要求。站内道路围绕配电装置楼形成环形消防通道，道路路面宽4.0m，站区运输道路兼消防通道，转弯半径9.0m。变电站内道路断面形式一般采用公路型并适当抬高路面标高。站区内247、电缆沟、上下水管、油管布置时按与道路、建构筑物平行布置的原则，从整体出发，统筹规划，在平面与竖向上相互协调，远近结合，间距合理，减少交叉。站区空隙场地采用绿化地坪。站内功能分区明确合理，布置紧凑，工艺衔接流畅，交通运输方便。5.10.4 主要技术经济指标本工程由政府提供熟地，政府负责完成三通一平、杆塔迁改、坟迁移、碎石路恢复以及护坡等工程，新建变电站涉及到的土建主要工程如下表：方案一主要技术经济指标表 编号名称单位数量备注1站址总用地面积hm21.9305约合28.95亩1.1站区围墙用地面积hm21.1986约合18亩1.2进站道路用地面积hm20.0518约合0.78亩1.3其它用地面积h248、m20.6801约合10.18亩2综合平衡后土石方量挖方m3157924石方72170m3填方m314531弃土m3143393运距10km购土m302.1站区场平土石方工程量挖方m3127420石方59968m3填方m323912.2进站道路土石方量挖方m3531(含150m3进站路拓宽段坡度修整)石方200m3填方m3305含150m3进站路拓宽段坡度修整2.3边坡土石方量挖方m314973石方5990m3填方m348352.4二次场平土方工程量挖方m315000石方6000m3填方m370003排水沟m5630.40.4m，砖砌4截洪沟m5510.60.6m，砖砌，用于边坡坡顶5进站道路249、长度m75公路型道路，宽度4.5m6站内道路面积m22400公路型路面，平均厚度700mm7总建筑面积m21019主控楼439m2,10kV配电楼580m28站内主电缆沟m465净空1.41.0m，现浇40m9站区围墙长度m443大砌块实体围墙，2.3m高10站外供水管m500PE管，DN10011站外排水管m120HDPE管,DN50012站内供水管m470DN50 PPR管260m，DN500 UPVC管210m，13站内排水管m950DN50 PPR管750m，DN25 PPR管200m，14碎石地坪m2401015护坡面积m27011钢筋混凝土骨架植草护坡16房屋拆除栋4含一栋砖木房，250、650m2；三栋砖混房，分别为320m2，160m2，140m217拆迁坟座718钢丝网护栏m1601.2m高，用于高边坡坡顶19级配砂石换填m380用于新建进站路20C15毛石混凝土换填m3180用于浅填方区围墙基础21块石重力式挡墙m32013用于填方边坡及进站路拓宽及新建段22建筑垃圾外运m350723沉管灌注桩m3159400,平均桩长14m，用于深填方区围墙基础24拓宽进站路m360平均拓宽1.5m，混凝土路面210m，沥青路面150m，用地补偿面积1100m2（计入用地补偿面积）25用地补偿面积m21500拓宽进站路及站外排水涵管用地方案二主要技术经济指标表 编号名称单位数量备注1251、站址总用地面积hm21.3830约合20.73亩1.1站区围墙用地面积hm20.7623约合11.43亩1.2进站道路用地面积hm20.0575约合0.86亩1.3其它用地面积hm20.5632约合8.44亩2综合平衡后土石方量挖方m3113346石方49338m3填方m38440弃土m3104906运距10km购土m302.1站区场平土石方工程量挖方m376450石方34580m3填方m310002.2进站道路土石方量 挖方m34166（含150m3进站路拓宽段坡度修整）石方1766m3填方m3150进站路拓宽段坡度修整2.3边坡土石方量挖方m320730石方8292m3填方m312902.252、4二次场平土方工程量挖方m312000石方4800m3填方m360003排水沟m6200.40.4m，砖砌4截洪沟m4800.60.6m，砖砌，用于边坡坡顶5进站道路长度m88公路型道路，宽度4.5m6硬化地坪面积m2250550mm厚7总建筑面积m25680配电装置楼5591m28站内道路面积m21450沥青混凝土路面,沥青混凝土面层150厚，稳定骨架粒料上基层370厚，稳定土下基层180厚9站内电缆隧道m80净空2.62.7m，现浇10站内电缆沟m90净空1.41.0m，砖砌52m，现浇12m11站区围墙长度m347大砌块实体围墙，2.3m高12站外供水管m500PE管，DN10013站外253、排水管m120HDPE管,DN50014站内供水管m470DN50 PPR管260m，DN500 UPVC管210m，15站内排水管m720DN50 PPR管600m，DN25 PPR管120m，16碎石地坪m22100150mm厚，下铺100mm三七灰土17护坡面积m25203钢筋混凝土骨架植草护坡18房屋拆除栋2含一栋砖木房，650m2；一栋砖混房，320m219建筑垃圾外运m3290运距10km20拆迁坟座621块石重力式挡墙m31051用于填方边坡及进站路拓宽22钢丝网护栏m1531.2m高，用于高边坡坡顶23沉管灌注桩m384400,平均桩长14m，用于填方区围墙基础24拓宽进站路m254、280平均拓宽1.5m，混凝土路面130m，沥青路面150m，用地补偿面积900m2（计入用地补偿面积）25用地补偿面积m21300拓宽进站路及站外排水涵管用地5.11 建筑规模和结构设想566.105.11.1 建筑方案(1) 建筑物方案一：全站设两幢主要建筑物，分别为主控通信室、10kV配电装置室。站内各建筑物的设计应满足简洁、稳重和实用的原则，能够体现XX电网公司的企业文化特征，能够与变电站整体色调以及所在区域周围环境协调统一。主控通信室以电气单元为中心，综合了监控、保护、通信及辅助用房等多功能的联合建筑。外形尺寸为13.0m32.0m3.9m (长宽高)，单层布置，设置有二次设备室、蓄255、电池室、安全工具间、资料室、卫生间等。主控通信室女儿墙总高度3.9m，室内净高3.0m，建筑面积439m2，建筑体积约1317m3，钢框架结构。10kV配电装置室外形尺寸:57.6m9.5m5.1m(长宽高)，层高4.5m，女儿墙总高度5.1m，建筑面积580m2，建筑体积约2610m3，钢框架结构。方案一全站建筑指标表名 称层数层 高（建筑总高度）火灾危险分类耐火等级设计使用年 限建筑面积备注主控通信室13.9m戊二级60年439m2钢框架结构10kV配电装置室15.1m戊二级60年580m2钢框架结构总建筑面积1019m2方案二：全站建构筑物有配电装置楼、水泵房和警卫室三栋建筑。方案二全站256、建筑指标表建（构）筑物楼层房间名称楼面标高（m）层高（m）建筑面积（m2）火灾危险性耐火等级结构形式配电装置室三层（地下一层）主变压器室-1.5012.005591丙类一级钢框架结构220kVGIS室0.00010.5110kVGIS室0.00010.510kV配电装置室0.0005.4电容器室5.4005.1二次设备室0.0005.4蓄电池室5.4005.1卫生间-1.5003.0工具室5.4005.1资料室5.4005.1电缆层-3.8003.8水泵房两层（地下一层）水泵房-1.5005.848戊类二级钢筋混凝土框架结构警卫室一层40戊类二级轻钢结构总建筑面积5679平方米建筑立面设计采用257、XX电网公司企业标准色彩，与周围环境相协调。(2) 建筑装修及构造做法 方案一：外墙：防潮层以上、0.300m标高以下为370厚MU10蒸压灰砂砖，M5.0混合砂浆砌筑；0.300m标高以上为压型钢板复合板。内墙：卫生间墙体采用轻钢龙骨纤维水泥加压板，下垫300高120厚C20细石混凝土条基；其余内墙采用轻钢龙骨内隔墙（防火石膏板、防火隔墙、防火墙），下均做300高120mm厚MU10蒸压灰砂砖。内墙面、地面：室内0.300m以下墙面均为普通弹性乳胶漆；卫生间地面采用全瓷防滑地砖；35kV高压配电室采用金刚砂耐磨地面；配电室二次设备室、蓄电池室采用环氧砂浆地面；其余房间地面均采用水泥砂浆地面；258、地面设置防潮层，电缆沟壁、屏柜基础均采用蒸压灰砂砖砌筑，顶部200mm高C25混凝土压顶，沟壁及屏柜基础开孔内侧粉刷防水砂浆，填方区电缆沟底板采用C25钢筋混凝土。防火措施：钢柱均包覆防火板，满足耐火极限2.0h（防火墙上钢柱耐火极限3.0h）；全屋面的屋面钢梁等屋顶承重构件下部做防火板，满足耐火极限1.5h。门窗： 本工程外窗玻璃均采用中空玻璃。卫生间采用：白色磨砂中空玻璃;门窗玻璃的品种、规格、厚度和选材应根据面积、部位的不同严格按照建筑玻璃应用技术规程JGJ113-2015及2003年12月由建设部等四部委联合下发的建筑安全玻璃管理规定（发改运行20032116号）文件要求进行设计。外窗259、采用90系列黑色断热铝合金型材，（窗主要受力部位壁厚不得低于1.5mm,门主要受力部位壁厚不得低于2.0mm）。平开彩钢板门彩钢板厚度大于1.2mm，门框采用冷轧方钢管焊接，满足图集03J611-4彩钢板大门要求。凡推拉窗均应加设防窗扇脱落的限位装置。凡属标注了防火门的平开门，必须有按照先后顺序自行关闭的功能。外墙门窗施工完毕后，必须进行气密性和水密性检查，且符合下列要求:1)外窗的气密性及水密性等级的4级、3级。2)本工程外窗抗风压等级不低于3级。屋面：采用钢筋桁架承楼板，屋面防水等级为一级。复合保温卷材防水屋面，具体做法从下至上分别为：钢筋桁架承楼板；0.3厚PE隔气膜；50mm厚岩棉保温260、板，1.5mm厚PMT-TPO聚酯内增强型防水卷材。方案二：门窗：外墙门窗可采用铝合金门窗或塑钢门窗但需满足气密性不应低于建筑外窗气密性能分级及检测方法 GB/7107-2002 中的4 级、水密性不应低于建筑外窗水密性能分级及检测方法GB/7108-2002中的3 级.抗风压性不应低于建筑外窗抗风压性能分级及检测方法GB/7106-2002 中的3 级。外墙除卫生间采用磨砂玻璃铝合金窗，其余采用白色玻璃铝合金窗，双层中空6厚浮法玻璃，为加强防盗措施,所有窗户外侧设置喷塑钢防盗网。有防火要求的门为定型钢板防火门，其余生产建筑物的门采用金属彩板门。屋面：采用钢筋桁架楼承板，防水等级I级，防水层设261、计使用年限为20年，并加设保温层以利隔热及防水。外墙：采用压型钢板复合板。内墙：卫生间墙体采用轻钢龙骨纤维水泥加压板，墙面贴瓷砖；其余内墙采用轻钢龙骨内隔墙（防火石膏板、防火隔墙、防火墙）。楼（地面）材料、墙面及平顶详见配电装置楼内部装修一览表。配电装置楼内部装修一览表房间名称楼（地）面材料墙面平顶其他10kV配电装置室、110kVGIS室、220kVGIS室水泥基自流平防火石膏板压型钢板底模主变室、电抗器室、接地变室、电容器室细石混凝土地面二次设备室防静电架空地板工具间、资料室、机动用房、警卫室、蓄电池室玻化砖主变散热器室水泥基自流平压型钢板复合板卫生间防滑地砖瓷砖墙面铝扣板吊顶采用磨砂玻璃262、走廊，0.000m以上楼梯玻化砖防火石膏板压型钢板底模0.000m以下楼梯、电缆层、消防泵房细石混凝土地坪白色防霉涂料白色防霉涂料5.11.2 结构设想(1) 建筑物 根据现场调查成果，站址周边区域未发现崩塌、滑坡、泥石流、地面沉陷等影响场地稳定性的不良地质作用，场地内无埋藏的孤石、防空洞、河道等。站址位于构造相对稳定区域，且未发现影响场地稳定的不良地质作用，适宜本变电站的建设。据中国地震动参数区划图 GB 18306-2015，浏阳市抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，地震动反应谱特征周期为0.35s，设计抗震为第一组，场地类别为，场地土类型属中软土，为抗震一般地段。场地内263、无可液化土层。方案一：主控通信室、10kV配电装置室均为单层建筑物，采用钢框架结构。结构规则，10kV配电装置室超出规范对框架结构伸缩缝长度范围(55m)规定，须设置伸缩缝。方案二：配电装置楼采用地下 1 层，地上 2 层钢框架结构。地下部分采用钢筋混凝土框架结构，地上部分采用钢框架结构。地下部分采用现浇钢筋混凝土，梁、柱采用 H 型钢，地下部分楼板采用现浇钢筋混凝土楼板，地上部分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。钢结构的防腐采用镀层和涂层防腐。钢结构防火：钢柱采用防火板，钢梁采用薄涂型防火涂料。地下室基础采用梁板式筏板基础。消防泵房及警卫室采用单层钢框架结264、构，基础采用独立基础。钢结构的防腐采用镀层和涂层防腐。(2 ) 辅助及附属建筑 事故油池采用现浇钢筋混凝土结构，化粪池为砖砌结构。(3) 构支架 方案二：站内构架采用D3006钢管杆，支架采用D2736圆形直缝焊接钢管杆，热镀锌防腐处理，支架基础为混凝土杯形基础。方案二：站内设有母线支架、避雷器支架等设备支架，站内无构架，支架采用D2736圆形直缝焊接钢管杆，热镀锌防腐处理，支架基础为混凝土杯形基础。(4) 钢结构构件防腐处理 构、支架及其附件均采用热镀锌防腐。(5)基础与地基处理方案根据地勘报告，站区大部分为挖方区，基础可采用浅基础，坐落在粉质粘土层上，地基承载力特征值大于等于180kpa。265、局部区域不满足要求时，可采用毛石混凝土换填处理，部分围墙位于深填方区，填土厚度6-8m，基础采用机人工挖孔桩。5.12 供排水系统5.12.1 站区供、排水条件1、水 源站址附近有城镇自来水管网，因此本工程考虑采用自来水作为水源。2、 站址区域现有排水条件站址南侧乡村公路旁有排水沟，变电站站内雨水拟排入排水沟，生活污水采用化粪池处理后定期由吸粪车清理。5.12.2 设计依据室外给水设计规范GB50013-2006室外排水设计规范GB50014-2016建筑给水排水设计规范GB50015-2003变电所给水排水设计规程DL/T5143-20025.12.3 给水系统1、用水量设计用水量包括生产用266、水、道路冲洗用水、管网漏失水量及未预见用水等。因不设集中空调，不考虑空调用水，故无生产用水。变电站设生活、站前区绿化用水及变电站生活用水量详下表。序号名 称用水量定额数量最高日用水量(m3/d)最大小时用水量(m3/h)备 注1工作人员生活用水65(L/人d)25人1.6250.89时变系数取3.02浇洒用水1.0(L/m2d)34403.443小 计5.0654未预见及漏失水量0.76按15计5合 计5.83本工程生产建筑物耐火等级为二级，建筑体积小于3000m3，火灾危险性为戊类，因此本站不设置室内外消防给水系统。2、管材、接口及敷设方式室内外生活给水管道采用PPR管，连接方式采用螺纹连接267、，室外管道敷设方式采用埋地，室内管道敷设方式采用明敷。5.12.4 排水系统站区排水包括有地面雨水、生活污水等，排水方式自流排放。站内排水采用雨污分流排水系统。雨水由道路边的雨水口收集，站区排水经汇合后排至南侧道路旁排水沟，污水进入化粪池定期清理。站区雨水管道采用HDPE双壁波纹管，环刚度SN8。根据水文资料，本工程采用的暴雨强度公式如下： q=3920 (1+0.68Lg P)/(t+17)0.86；q _ 暴雨强度(升 /秒.公顷)；t _ 降雨历时(分钟)；p _ 重现期(年)。降雨历时采用15分钟，重现期采用3年，径流系数采用0.9。据此，变电站设计最大雨水流量为590m3/h，雨水管268、道设计最大管径为500，管道设计坡降按0.3%。变电站最高日生活污水量为0.62m3/d，生活污水采用化粪池处理后定期由吸粪车清理。设置主变压器事故排油池1座，收集事故时变压器的事故排油，事故后，及时清除油池内的事故油。变压器的油量约为80t，事故油池容量按单台主变压器100%油量设计，选用有效容量为90m3的事故排油池。事故油池具有油水分离功能，含油废水经事故油池油水分离后排入站区雨水管。事故排油管道管径为DN250，材质焊接钢管，连接方式采用焊接。排水管道采用HDPE双壁波纹管，环刚度SN8，采用热熔连接，敷设方式采用埋地。5.12.5 防洪排涝初步确定站址场平标高为108.10m，高于百269、年一遇洪水位91.1m。5.13 采暖通风和空气调节系统5.13.1 设计范围暖通专业设计范围：配电装置楼内的采暖通风与空调。5.13.2 设计原始资料1) 室外设计参数冬季大气压力：1019.6hPa，夏季大气压力：999.2hPa冬季通风室外计算(干球)温度：4.6冬季空调室外计算(干球)温度：-1.9夏季通风室外计算(干球)温度：32.9夏季空气调节室外计算(干球)温度：35.8夏季空气调节室外计算湿球温度：27.7室外风速：冬季平均2.3m/s，夏季平均2.6m/s2) 室内设计参数根据民用建筑供暖通风与空气调节设计规范(GB 50736-2012) 、火力发电厂采暖通风与空气调节设计270、规程(DL/T 5035-2004)和220kV750kV变电所设计技术规程 (DL/T 5218-2012)中的有关规定及工艺专业要求。主要房间的温、湿度设计参数如下。主要房间的温、湿度设计参数主要功能房间温度()湿度(%)新风量m3/(h.人)夏 季冬 季夏 季冬 季10kV配电室35/70/-二次设备室3018227070-蓄电池室35/70/-资料室2628161870/305.13.3 设计依据1）民用建筑供暖通风与空气调节设计规范GB 50736-2012；2） 110（66）kV220kV智能变电站设计规范Q/GDW 103932016；3）火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规271、程DL/T 5035-2004;5.13.4 采暖方案及设备选型XX省属于非采暖区，不设采暖系统。5.13.5 通风方案及设备选型1) 蓄电池室单独设计事故通风系统，换气次数n6次/h，风机为防爆型。2) 配电室设计单独事故通风系统，换气次数n12次/h。3) 卫生间：采用墙面换气扇，保证室内的空气质量。4) 设备选型如下表序号名 称型号及规范单 位数 量备 注1低噪声消防轴流风机7200m3/h，1450r/min， 0.75kW台410kV配电装置室2低噪声防爆轴流风机1450m3/h，1450r/min， 0.06 kW台2蓄电池室3墙面排风扇APB15-A，L=258m3/h, N=2272、3W台2卫生间、厨房5.13.6 空调方案及设备选型1) 二次设备内有发热量较大的电气设备。要在夏季最热月高温高湿的环境下达到工作环境的要求，避免事故，必须有足够的空调制冷量，良好的空气调节气流组织及温湿度监控调节。2) 在二次设备室的空调设计中，主要考虑采用风冷热泵型空调机，空调机自带温湿监控调节系统。3) 10kV配电装置室发热量大，配置单冷性柜式空调，保证夏季室内温度低于35。4) 其他舒适性房间如资料室，警卫室等采用能效比高的分体空调就地布置方式，保证房间的温湿度要求。5) 设备选型如下：序号名 称型号单位数量备 注1柜式冷暖空调机5P台4二次设备室2柜式单冷空调机5P台510kV配电273、室3分体壁挂冷暖空调1.5P台3资料室、警卫室、休息室4分体壁挂冷暖防爆空调1.5P台2蓄电池室5除湿机台310kV配电室5.13.7 采暖、通风及空调系统的控制站内空调机均附温控器，空调设备可根据设定温度自动运行。5.13.8 采暖、通风及空调系统的节能措施10kV配电装置室：当冬季室外温度较低时，可采用自然通风；过渡季节以及室外温度较高时，开启风机进行换气降温，从而在满足设备运行条件的前提下实现了节能降耗。二次设备室、蓄电池室等房间空调选用能效比大于4的空调机。通风机选用低噪音节能智能风机，同一通风量比一般风机节能50%。5.13.9 采暖、通风及空调系统的智能化a) 采暖、通风及空调设备274、宜具备自动控制功能或与智能辅助控制系统实现协同联动。b) 通风系统的自动控制功能除实现温度感应、换气次数、事故排烟外，应与消防系统连锁。5.14 火灾探测报警与消防系统5.14.1 概述5.14.1.1 有关消防设计规范。 建筑设计防火规范(GB 50016-2014)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB 50229-2006)建筑灭火器配置设计规范(GB 50140-2005)电力设备典型消防规程(DL 5027-2015)5.14.1.2 消防设计范围及界限本工程消防设计范围为站区内，附近无消防站，按消防自救设计消防设施。本工程消防设计包括下列内容：总平面布置及建(构)筑物防火；移动式灭火275、器配置；火灾探测报警控制系统；消防供电及电气设备消防措施；通(排)风防火排烟。5.14.1.3 消防主要设计原则1) 本工程消防设计仅考虑站区内发生的各类火灾的防止和扑灭，立足于自救。2) 本工程消防设计根据“预防为主，防消结合”的方针，按照有关规程、规范及规定的要求进行站区消防设计，采取相应的防火措施，设置必要的灭火系统。各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，防止火灾的发生与蔓延。3) 站区内建筑物火灾危险性别为戊类，耐火等级为二级，最大建筑物建筑体积小于3000m3，站区不设室内外消防给水。5.14.2 消防措施276、5.14.2.1 站区总平面布置 站区总平面设环形车道，各建筑物间距满足防火要求，详见土建说明。5.14.2.2 站区建(构)筑物 站区建(构)筑物耐火等级及火灾危险性分类见下表。建(构)筑物火灾危险性分类耐火等级配电装置楼戊二 级根据电气设备和建筑物的防火要求，按照建筑灭火器配置设计规范(GB 50140-2005)，在全站范围内设置ABC磷酸铵盐干粉灭火器、CO2灭火器等移动式化学灭火器。每台主变压器旁设成品消防砂箱，内装1m3砂，并配推车式干粉灭火器。具体配置详见配置表。序号名 称型号、规格及技术数据单 位数 量1推车式干粉灭火器50kg具42手提式干粉灭火器4kg具403手提式CO2灭277、火器7kg具205.14.2.3 电气设施 变电站主变压器消防配推车式干粉灭火器、消防砂箱。主变压器设有储油坑及事故排油管道，排油管道接至主变压器附近的事故油池，供火灾事故时迅速泄空着火主变压器中的绝缘油，防止变压器火灾扩大。电缆及其他电气设备防火措施详见电气专业说明。5.14.2.4 火灾报警控制系统本工程在生产综合楼有火灾危险的房间设置火灾探测报警控制装置。全站火灾探测报警系统报警网络采用二总线制，报警控制装置设置于门卫室内，包括报警主机一台、联动控制器及直流备用电源专用装置。当火灾确认后，报警联动控制装置联动关闭相应着火区域房间的空调及风机等。报警主机并将火警及灭火的相关信息信号进行归并278、后进入变电站综合自动化系统，通过综合自动化系统信息传输通道传至监控中心火灾探测报警控制系统采用消防电源，实施双路电源供电，接于所用电系统的电源柜，设有备用电源自投装置，同时配置直流备用电源，当交流电断电时，该系统能自动切换到直流事故电源。火灾自动报警系统详见电气专业说明。5.14.3 消防给水系统 站区内建筑物火灾危险性别为戊类，最低耐火等级为二级，最大建筑物建筑体积小于3000m3，站区不设室内外消防给水系统。5.15 “两型一化”及“四新”应用情况566.145.15.1 变电电气“两型一化”应用情况1、本工程站内布置基于XX电网公司输变电工程通用设计方案220-A2-4”，根据本工程规模279、变化和地形特点进行调整优化。2、变电站主要电气一次设备的选择遵照2018年版XX电网公司输变电工程通用设备。4、主变压器消防采用排油充氮灭火装置，简化水工建构筑物，节省占地，节省水资源，并能显著减少工程投资。5、10kV无功补偿电容器采用加大单组容量和单台容量，以减少分组组数，本站选用单组容量10Mvar电容器组，单台容量417千乏电容器，提高容积比，并使布置紧凑，节省占地。5.15.2 土建“两型一化”应用情况1、 参照“两型一化”，站内户外配电装置场地采用碎石地坪。2、站内道路基层采用硬化设计，满足文明施工要求。3、电缆沟采用预制砼盖板（过道路段现浇），电缆沟沟壁压顶及主变油坑坑壁压顶也采280、用预制砼压顶，简化工艺，更方便工厂化制作，且整齐美观。4、主变消防采用排油注氮灭火系统，节省水资源，利于环保。5、生活污水采用地埋式污水处理装置进行处理，主变附近设事故油池进行事故排油处理，建设环境友好型变电站。6、站区建筑物屋面采用平屋面形式，以结构找坡为主，且设保温层，。不使用高档装修材料，。除卫生间外，其他房间均不吊顶。门窗按模数采用规整几何矩形，外门窗采用双层中空玻璃。既保持了室内热工环境的稳定性，亦降低了变电站内设备噪声对主控楼室内环境的影响，且降低了能耗。5.15.3 变电电气“四新”应用情况变电站配置了一次设备状态监测系统。状态监测范围为主变压器、金属金属氧化物避雷器，状态监测参281、量包括主变压器油中溶解气体、金属金属氧化物避雷器的泄漏电流、放电次数。全站配置统一的设备状态监测后台系统对站内设备的状态监测数据进行汇总、诊断分析。5.15.4 变电土建“四新”应用情况1、土建所有外露基础均倒圆角，美观牢固。2、排水管采用双壁波纹排水管，相比传统砼排水管减少了接头数量，方便施工、易于控制质量，加快场地排水的施工进度、避免了场地的积水对施工的影响。3、站内所有井盖均采用合成材料，标准化工厂制作、方便施工墙体是建筑物外围护结构的主体，其所用材料的保温性能直接影响建筑的耗热量。我国以砼砖为墙体材料，保温性能不能满足设计标准，为保证节能效果达50%以上的标准，本设计采用砖与保温层的复282、合节能墙体。4、门窗节能外门窗是建筑能耗散失的最薄弱部位，其能耗占建筑总能耗的比例较大，其中传热损失为1/3，冷风渗透为1/3。所以，在保证日照、采光、通风、了望要求的条件下，尽量减小建筑物的外窗洞口的面积，并采用中空玻璃，提高外门窗的气密性，减少冷风渗透，提高外门窗的保温性能。减少外门窗本身的散热量，其节能措施有：控制建筑物的窗墙比，设置保温封条，使用新型密闭性能良好的保温门窗，改善门窗的保温性能。5、屋面节能在改进建筑外墙、外门窗的保温性能后，还必须进一步加强屋面保温隔热的措施，选用密度较小，导热系数较高的保温材料，既避免屋面重量、厚度过大，又易于保温节能。6、照明设备变电站建筑物内的照明283、设备不少，因此在照明系统的设计中，采取合理的接线方式，合理布线以减少导线长度，选用高效节能型的照明设备措施，以达到节能的目的。7、根据有关设计技术规定合理配置空调设备，不得加大容量。5.15.5 结论通过上述节能降耗措施，来达到依靠科学技术、降低消耗，合理利用资源，提高资源利用效率，切实保护生态环境。推广采用节能、降耗、节水、环保的先进技术设备和产品，强制淘汰消耗高、污染大、质量差的落后生产能力、工艺和产品，有利于资源节约和综合利用，从源头杜绝能源的浪费。6 送电线路路径选择及工程设想6.1 总论根据接入系统规划，XX220kV输变电工程220kV线路终期出线6回，本期出线2回。分别为浏阳XX284、220kV线路工程，淮川XX220kV线路工程。6.2 变电站进出线布置6.2.1 XX变220kV变电站进出线布置拟建220kVXX变位于浏阳市XX镇万家坳村，浏洪高速以东，G106国道以西。220kV出线共6回，向东北出线，本期出线2回。220kV出线间隔布置，站在变电站内面向进出线方向，自左向右依次为：备用（1E）、浏阳（2E）、备用（3E）、淮川（4E）、备用（5E）、备用（6E）、图6.2.1-1 XX变220kV间隔布置示意图6.2.2 淮川220kV变电站进出线布置淮川220kV变电站为已建变电站，位于胡坪村，浏洪高速以东60米。220kV出线共6回，已出线4回，站在变电站内面向285、进出线方向，自右向左依次为：、备用（6E）、备用（5E）、集里（4E）、冲口牵（3E）、生药（2E）云田（1E）。本期拟从6E间隔采用架空出线。图6.2.2-1 淮川220kV变间隔布置示意图6.2.3 浏阳500kV变220kV侧进出线布置浏阳500kV变为在建500kV变电站。220kV出线间隔共16回，已出6回。站在变电站内面向进出线方向，原设计间隔排序从右往左依次为：备用（1E）、备用（2E）、备用（3E）、生药（4E）、丛塘（5E）、生药（6E）、备用（7E）、备用（8E）、淮川（9E）、集里（10E）、集里（11E）、备用（12E）、备用（13E）、备用（14E）、备用（15E）、286、备用（16E）。图6.2.3-1 浏阳500kV变220kV侧进出线布置现状集里220kV变重建后根据系统提出的资料，浏阳集里、回线路不能共塔。同时为避免浏阳XX220kV线路与出线后与浏阳集里、回线路交叉，根据审查意见，并与省建设部、发展部沟通确定：浏阳500kV变电站建设阶段完成220kV间隔出线优化调整，将调整浏阳500kV站220kV侧10E-12E间隔排列。10E间隔（原集里）至XX（预留），11E间隔（集里）至集里I，12E间隔（备用）至集里。图6.2.3-2 调整后浏阳500kV变220kV侧进出线布置6.3 浏阳XX220kV线路工程方案设想6.3.1 路径选择原则选择线路路径287、时，按照系统的规划和要求，考虑今后其它待建线路走廊；考虑地方政府和相关职能部门对线路路径的意见；尽量避开城镇规划区、军事管理区、人口密集区、避开微地形、地质、气象、矿藏等可能具有造成路径颠覆性因素的区域，尽可能减少对生态环境和沿线人民群众生活的影响，躲避不良地质地带，同时满足规程对现有或规划设施安全距离的要求；尽可能减少转角次数，缩短路径长度，降低工程造价；保证线路安全运行，为施工、运行维护创造条件；城市架空电力线路的路径选择，应根据城市地形、地貌特点和城市道路网规划，沿道路、河渠、绿化带架设，路径做到短捷、顺直，减少同道路、河流、铁路等的交叉，避免跨越建筑物。6.3.2 影响路径的主要因素1288、本工程在彭家冲-长冲段为利用原浏阳-集里回220kV线路（以下简称浏集回）廊道重建的双回路走廊单边挂线，因此该段路径唯一。2、淳口镇、焦溪乡、集里街道、荷花街道、XX镇等村镇规划对路径的选择有一定的制约。3、集里街道、荷花街道、XX镇内分布大量花炮厂，安监局要求线路既不能对花炮厂的安全生产造成影响，也不能影响花炮厂今后的改扩建。因此花炮厂的分布对线路路径有一定的制约。4、本线路需跨浏阳河（四级航道），跨越位置对线路路径有一定的制约。5、本线路需三处低穿220kV线路（淮集/冲220kV线、生淮220kV线、云淮220kV线）、两处高跨220kV线路（生淮220kV线），穿跨点对路径有一定的制289、约。6、村镇的房屋较为零散，对线路路径有一定的制约。7、浏阳500kV出线较多，需要统筹规划，对线路路径有一定的制约。8、XX220kV变出线段房屋众多，还有三处宗祠，西南侧有荣盛花炮仓储、团结水库一级水源地等敏感点，西北侧有净溪神鞭厂、新富烟花厂、西轩引线厂等危爆企业，对线路路径制约较大。9、筹建的渝长厦高铁项目，对线路路径有一定制约。10、永和T接集淮线220kV线路工程、集关生110kV迁改线路工程，对线路路径有一定制约。11、本工程跨越长浏高速、浏洪高速，跨越点对路径有一定影响。基于上述复杂约束条件，全线路径比选意义不大，仅在“长冲-笕下锻”段局部分南北两个方案进行对比。详见：6.3.290、4.2路径说明。6.3.3 现状电网介绍根据电网建设安排，2019年3月丛塘-集里220kV线路将剖接入浏阳500kV变电站，集里侧将形成浏阳-集里回220kV线路。生药-集里220kV线路将剖接入浏阳500kV变电站，集里侧将形成浏阳-集里回220kV线路。浏阳-集里回220kV线路除新建段外，其余段导线均为LGJ-400/50钢芯铝绞线，地线一根采用24芯OPGW光缆，另一根采用GJ-80；浏阳-集里回220kV线路除新建段外，线路在彭家冲-狗熊岭段导线为2LGJ-400/50钢芯铝绞线，狗熊岭-集里变段导线为LGJ-400/50钢芯铝绞线，地线两根均为GJ-80。两回线路在狗熊岭-集里变291、段双回路架设，设计基本风速为23.5m/s，设计覆冰为15mm。特别说明，本工程建设时浏阳-集里回220kV线路、浏阳-集里回220kV线路均已投产，故本报告老线路名、杆号名均采用浏集、回。2019年3月后，电网现状如下：图6.3.3-1 本工程建设前的电网示意图在调整间隔排列后，本工程建成后的电网结构如下：图6.3.3-2 本工程投产后的电网示意图6.3.4 路径方案及说明本工程为避免浏阳XX220kV线路与浏阳集里、回线路交叉，本期拟调整浏阳500kV站220kV侧10E-12E间隔排列。其中10E间隔预留至XX，11E间隔至集里I，12E间隔至集里。本工程在浏阳变出线段占用原浏阳集里回线292、路通道，因此需部分还建浏阳集里、回线路。6.3.4.1路径概况本线路工程包含两部分：1、浏阳XX220kV线路部分:浏阳XX220kV线路起于在建的浏阳500kV变电站220kV侧构架，止于待建的XX220kV变电站。本工程浏阳变-彭家冲段利旧原浏阳-集里回线路通道，路径长度约4.3km；彭家冲-长冲段利用原浏阳-集里回220kV线路廊道重建的双回路单边挂线（杆塔、基础、接地均已计入本工程），路径长度约11.25km；长冲-长青村坡段，新建双回路单边挂线，路径长度约7.17km；长青村-宋家坡段新建单回路，路径长度约16.41km；宋家坡-XX变段，新建双回路杆塔单边挂线，路径长度约2.87k293、m。建成后的浏阳XX220kV线路路径长度总计约42.0km（新建37.37km，利旧4.3km）。本工程共使用杆塔138基，其中利旧原浏阳-集里回220kV线路杆塔16基。导线采用2JL3/G1A-630/45型钢芯高导电率铝绞线，其中浏阳变-彭家冲段利旧原浏集回线路（#1-#16）采用两根24芯OPGW光缆（一根利旧，一根将原JLB35-120铝包钢绞线更换为24芯OPGW计入本工程）；彭家冲-长青村段双回路段单边挂线段地线采用两根24芯OPGW光缆（两根OPGW均计入本工程）；长青村-宋家坡段地线一根为24芯OPGW光缆，另一根为JLB35A-120型铝包钢绞线；宋家坡-XX变段双回路段294、地线采用两根为24芯OPGW光缆；同时根据通信要求本工程“三跨”段均采用两根48芯OPGW光缆。2、浏阳集里、回线路还建部分：由于本工程优化出线，需调整浏阳500kV变电站220kV出线间隔；本工程需占用浏集回通道（#1-#16），同时浏集回需要占用浏集回走廊（浏集回#1-#14），需要新建一个走廊供浏集回使用。因此浏集回还建段自浏阳500kV变电站220kV侧架构（12E）出线后，沿浏集回#1-#14走廊东侧新建一条双回路走廊（远期预留一回），新建路径长度约3.8km。浏阳集里回线路还建段单回路架设，起于浏集回#14，止于浏集17#，路径长度约0.9km。新建杆塔16基。导线采用2JL3/G295、1A-630/45型钢芯高导电率铝绞线，浏集回双回路还建段地线采用两根24芯OPGW光缆（两根OPGW均计入本工程），浏集回还建段地线采用两根JLB35A-120型铝包钢绞线。以上两部分新建与还建合计路径长度约为42.4km（37.37+3.8+0.9=42.4km），新建杆塔138基。单回路54基，双回路84基。设计气象条件为15mm覆冰，23.5m/s基本风速。拆除浏集回16#-40#共计25基杆塔，路径长度约10.5km；调整导地线弧垂2km；更换杆塔“三牌”，共计50基。拆除浏集回调整导地线弧垂2km；更换杆塔“三牌”，共计88基。6.3.4.2路径说明浏阳500kV出线段交换走廊，路296、径唯一；彭家冲-长冲利用浏阳-集里回220kV线路廊道重建的双回路走廊单边挂线，路径也唯一；“长冲-笕下锻”绕碧桂园地块做南北两个方案对比分析，其余地段受周边花炮厂、炸药库、零星房屋、其他电力线路影响，路径无比选意义。“长冲-笕下锻”段路径方案对比如下：（一） “长冲-笕下锻”段南方案（推荐）路径概况本方案路径长度约为8.14km，其中双回路单边挂线7.39km，单回路0.75km。共采用杆塔28基，其中双回路25基（耐11，直14），单回路3基（耐3、直0）。导线采用2JL3/G1A-630/45型钢芯高导电率铝绞线，双回路段地线采用两根24芯OPGW光缆（两根OPGW均计入本工程）；单回路段地线一根为24芯OPGW光缆，另一根为JLB35A-120型铝包钢绞线。根据通信要求本工程“三跨”段均采用两根48芯OPGW光缆。路径描述线路自浏阳500kV变电站利用原浏集回廊道推倒重建至长冲，连续右转，避让碧桂园地块、升太花炮厂，跨浏洪高速，平行于生淮220kV线