1、220kV送电及输变电工程项目可行性研究报告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有限公司二XX年XX月XX日目 录1 工程概述11.1 设计依据11.2 工程概况11.3 设计水平年31.4 主要设计原则31.5 设计范围32电力系统一次42.1电力系统现状及发展42.22、工程建设必要性及建设时序122.3主变容量选择132.4 接入系统方案132.5主变型式选择及无功配置方案202.6 导线截面论证232.7工程建设规模及电气主接线建议242.8 对侧变电站建设情况253 电力系统二次273.1 系统继电保护及安全自动装置273.2 调度自动化353.3 系统通信404 变电站站址选择494.1 选址工作简介494.2 站址区域概况514.3 水文气象544.4 工程地质及水源条件554.5 土石方594.6 进站道路和交通运输604.7 施工电源604.8 站址环境604.9 通信干扰604.10 施工条件604.11协议签署情况614.12压矿和生态红线占3、用等情况614.13所址经济技术比较及推荐意见615 变电站工程设想645.1 电网概况645.2 电气一次645.3 电气二次845.4 土建部分1005.5 给排水系统1065.6 火灾探测报警与消防系统1085.7 采暖通风和空气调节系统1096 送电线路路径选择及工程设想1136.1概述1136.2艾家冲-XX变220kV线路工程1136.3学响、线入XX变220kV线路工程1547 节能、环保、抗灾措施分析1907.1 设计依据1907.2 变电部分1907.3 土建部分1927.4 线路部分1928 新技术、新材料、新设备的应用1958.1 变电部分1958.2 线路部分1969 4、艾家冲500KV变电站220KV间隔扩建工程设想1989.1 电气一次1989.2 电气二次2009.3 变电土建20110 输变电工程投资估算20310.1 工程概况20310.2 编制原则及依据20310.3 投资估算结果20410.4 造价分析20411 经济性与财务合规性评价20811.1 评价依据20811.2 资金来源及使用计划20811.3 工程建设进度设想20811.4 基础数据20811.5 输送电量加价测算21011.6 盈利能力分析21011.7 清偿能力分析21011.8 综合经济评价21011.9 结论2111 工程概述1.1 设计依据1.1.1 设计依据（1）湖南电5、网20162020年湖南电网发展滚动规划报告（2）XX地区XX-2020年110kV电网规划项目优选排序报告（3）XX年XX地区电力市场分析预测春季报告（审定版）（4）XX电网220kV及以上滚动规划（5）220kV智能变电站模块化建设通用设计2017版（6）相关的国家政策、法规和规定1.1.2 遵循的主要规程规范（1）220kV及110(66)kV输变电工程可行性研究内容深度规定（2）110kV750kV架空输电线路设计规范（3）架空送电线路杆塔结构设计技术规定（4）架空送电线路基础设计技术规定（5）电力工程电缆设计规范（6）城市电力规划规范（7）电力系统设计技术规程（8）电力系统技术导则（6、9）电力系统电压和无功电力技术导则1.2 工程概况湖南XXXX220kV输变电工程建成后，主要是为了满足河西城区南部负荷发展需求，缓解河西电网220kV变电站容量不足的问题，提高供区内110kV电网供电可靠性。该变电站是XX市湘江新区南部重要的供电中枢、重要变电站，湖南电力系统的中间变电站。按照省公司要求，XX220kV变电站选址工作由湖南XX工程设计咨询有限公司承担。2018年1月、3月、4月，国网XX供电公司、湘江新区国土规划局、湖南湘江新区投资集团有限公司、我院等相关单位对XX220kV输变电工程进行了多次现场踏勘选址。并于2018年11月30日在湘江新区规划局召开选址选线论证会，最终推7、选莲花山（黄古塘）站址为推荐站址，并形成了会议纪要。变电站供电区域内规划未形成，根据规划单位提供的概念规划，该区域内规划有一民用机场，限制条件较多，经过多部门多次沟通，最终确定了站址布置方式、220kV线路路径。现已取得了岳麓区政府、望城区政府、湘江新区国土规划局、XX街道等部门对XX220kV输变电工程站址及线路走廊的原则性同意意见。本工程远期规模为4240MVA三相三卷有载调压变压器，220kV出线8回，110kV出线14回，10kV出线按每台14回考虑，每台主变需装设容性无功补偿410Mvar，感性无功补偿110Mvar。本期规模为新上1台主变，6回220kV出线，2回110kV出线，18、0kV出线14回，容性无功补偿410Mvar，感性无功补偿110Mvar。本站220kV布置在站址南侧，110kV布置在站址东侧。220kV线路从站址南侧出线，4回架空出线，4回电缆出线。110kV线路全部电缆出线。本次湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究报告包含的工程有XX220kV变电站、配套220kV线路工程以及相关的光纤通信工程。根据湖南XXXX220kV输变电工程实际情况，XX变按户内GIS站建设，配套220kV线路按架空线路、电缆混合（出线端）建设。本可研包含的工程项目的概况详见表。表1.2-1 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一220kV变电工程1.9、1XXXX220kV变电站新建工程新建1240MVA2022年1.2艾家冲500kV变电站220kV间隔扩建工程扩建扩建1个间隔2022年二220kV送电工程2.1学响I线进XX变220kV线路工程（架空部分）新建0.55 km（单回）+1.4km（双回）2022年2.2学响II线进XX变220kV线路工程（架空部分）新建1.4km（双回）2022年2.3学响I、II线进XX变220kV线路工程（电缆部分）新建0.05k（双回）2022年2.4艾家冲-XX变220kV线路工程新建架空：0.5km（单回）+25.5km（双回）2022年三通信工程3.1XX220kV变配套站端通信工程新建1个2010、22年3.2XX220kV线路配套通信工程新建51.5km（48芯OPGW）+3.35km（36芯OPGW）2022年1.3 设计水平年建议XX220kV输变电工程选择投产后的2022年作为设计水平年，2025年为远景水平年。1.4 主要设计原则（1）贯彻国家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，提倡节能减排，促进节地、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。（6）选线按照有关规定进行多方案优化比较，同时取得地方政11、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。（7）根据发展规二201189号、国家电网基建201158号、国家电网基建2011539号文要求对本站进行智能化变电站优化集成设计。1.5 设计范围本次湖南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。本次工作主要内容为电力系统（包括电力系统一次、二次、通信）、变电站站址选择及工程设想、对侧变电站220kV间隔工程设想、相关220kV送电线路路径选择及工程设想、配套光纤通信工程设想、与XX变有关的配套工程、投资估算及技术经济评价等。2电力系统一次2.1电力系统现状12、及发展2.1.1XX市电力系统现状截至2018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。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的格局。截至2018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1313、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641.45MVA；35KV用户变电站21座，主变34台，容量140.895MVA。XX电网拥有220kV线路67条，总长度1251.916km（其中架空线路65条，电缆2条）；110kV线路166条，总长度1845.69km（其中架空线145条，电缆21条）；35kV架空线67条，总长度964.733km。2017年XX电网统调最大负荷6634MW，统调供电量295.4亿kWh，2018年XX电网14、统调最大负荷7154MW，统调供电量334.58亿kWh。2.1.2 XX湘江新区电力系统现状截至2018年底，XX湘江新区没有电源。截至2018年底，XX湘江新区共有公用220kV变电站4座，主变10台，主变容量1800MVA；110kV变电站15座，主变29台，主变容量1365MVA；35kV变电站2座，主变4台，主变容量35MVA。公用变电站10kV出线间隔总数为453个，已利用间隔372个，剩余出线间隔81个，110kV线路34回，长度302.54km。2018年XX湘江新区统调供电量49.6亿kWh，统掉最高负荷1191.8MW。表2.1-1 XX湘江新区变电站情况表2.1.3 XX15、电网存在的问题（1）XX电网220kV变电容量整体偏低，根据城市电力网规划设计导则规定和XX电网的负荷增速，220kV变电容载比应在1.82.1之间，但根据统计数据， 2014年容载比1.81（2013年为1.76），刚刚增长至下限。随着2015年的负荷增长，但伴随着220kV电网项目建设放缓，2015年容载比降为1.69，2016年容载比更是低至1.45，尤其是由于变电容量与负荷分布不均衡。表2.1-2 2011-2016年220kV分区县容载比年份2011年2012年2013年2014年2015年2016年全网1.59 1.79 1.76 1.81 1.691.45河东城区（含XX县）1.16、421.69 1.77 1.77 1.60 1.45河西城区（含望城区）1.72 1.92 1.72 1.88 1.87 1.34浏阳市1.52 1.60 1.47 1.45 1.38 1.75宁乡市1.96 1.76 1.92 2.09 1.89 1.85（2）部分220kV变电站已长期重载或接近重载，特别是宁乡向阳变、河东城区的捞刀河、浦沅、芙蓉、黎托变于度夏期间处于较长时间重载运行状态，XX电网高峰负荷情况下如不采取10kV配网负荷转供方式将难以满足主变“N-1”的供电可靠性要求。此外，随着湘江新区的不断发展，各类大型企业不断入驻，土地开发利用日益成熟，XX河西负荷增长正在迎来一个爆发点17、，在现状缺少足够电源点支撑的情况下，将很难承受日益严峻的供电压力。2.1.3电力系统发展规划根据湖南电网“十三五”主网架发展规划及国网湖南XX供电公司 2018XX 年110kV电网规划项目优选排序报告，结合电网规划最新调整情况，相关地区电网规划如下。电源方面：十三五、十四五期间，湘江新区无规划新增电源装机；电网方面：500kV电网规划：十四五期间新建岳麓（11000MVA）220kV电网规划：XX年规划新建谷山变（1240MVA），将天顶威灵双回220kV线路接入谷山变；新建谷山-楠竹塘双回220kV线路，湘潭地区新建九华北变；2020年新建雷锋变（2240MVA），新建1回至艾家冲，将艾家18、冲-秀峰220kV线路接入雷锋变；新建含浦220kV变电站（1240MVA），将学士-响水坝双回220kV线路接入含浦变；2022年新建XX220kV变电站（1240MVA），新建XX-艾家冲双回220kV线路，将含浦-九华北双回220kV线路接入XX变，2025年新建黄金220kV变电站（1240MVA）、对天顶变进行原址重建（新增变电容量360MVA）。110kV电网规划：XX年新建三益（163MVA）、红桥（150MVA）、滨江（263MVA）、含浦（163MVA）；2021年新建望西（163MVA）、岳麓区西站（163MVA）、东方红（163MVA）、中电（263MVA）、莲花（25019、MVA）2022年新建荷叶坝（163MVA）、三汊矶（163MVA）；2023-2025年新建象嘴（163MVA）、太平（163MVA）、坪山（163MVA）、中塘（163MVA）、银华（163MVA）、金桥（163MVA）、莲山（163MVA）、华农（163MVA）、花扎街（163MVA）、观音寺（163MVA）、桥头铺（163MVA）。2.1.4负荷预测2.1.4.1XX市、城区、湘江新区负荷预测根据XX年XX地区电力市场分析预测春季报告（审定版），XX市、城区、湘江新区负荷预测结果见表2.1-3。表2.1-3 XX市、城区及湘江新区负荷预测结果表（统调）单位：万千瓦、亿千瓦时项目实际预测20、2018年2018年增速XX年2020年2021年2022年2025年XX年增速“十三五”年均增速“十四五”年均增速XX地区最大负荷7154 7.8%7800 8870 9826 10885 14800 9.03%9.50%10.78%供电量344.6 16.7%385.0 437.5 480.1 526.8 696.0 11.73%13.34%9.73%城区最大负荷3919.8 0.9%4295 4855 5374 5949 8072 9.57%6.51%10.70%供电量168.8 14.4%186.0 214.6 235.4 258.3 341.3 10.19%11.89%9.73%湘江21、新区最大负荷1191.8 -1348 1530 1717 1927 2723 13.11%-12.22%供电量49.6 -57.8 66.0 73.5 81.8 113.0 16.44%-11.35%根据表2.1-3预测结果，2020年，XX市最大负荷为8870MW；2025年最大负荷将达14800MW；2020年，湘江新区最大负荷为1530MW；2025年最大负荷将达2723MW。2.1.4.2 XX变供区负荷预测XX220kV变电站建成后，将与含浦、学士桥等220kV变电站共桐承担湘江新区南部区域的供电任务。鉴于XX220kV变电站在系统中的位置，考虑XX变的供电范围为：北不越过规划的含浦22、变，南不越过湘江新区南边界，东不越过湘江，西不越过湘江新区西边界，主要为大王山旅游度假区、恒大童世界、 电影小镇、 冰雪世界等大型商业、 娱乐、 旅游综合体及周边居住、配套商业。该区域现有XX110kV变（50+31.5MVA）、太平水泥110kV专变（220MVA），“十三五”期间规划新建含浦、红桥110kV变电站，十四五期间规划有花扎街、太平等变电站，远期规划有新塘、九江、白泉等110kV变电站，XX变考虑供带以上变电站部分负荷。XX变投产后将改善XX市河西南部电网结构，提高电网供电可靠性。XX变及周边含浦变供电范围内各110kV变电站负荷预测见下表。表2.1-4 XX变及周边220kV变23、电站供电范围内负荷预测单位：MVA、MW变电容量2018年XX年2020年2021年2022年2025年（水电站）名称实际预测预测预测预测预测一、学士桥218032235429030832338310kV直供666768697264桃花#1B50283027293035岳麓山#1B50394025272833岳麓山#3B63-25272833罗家嘴#1B50262830323439罗家嘴#2B50262830323439猴子石1B31.5202123252630XX1B31.51618含浦供含浦供含浦供含浦供XX2B502224含浦供含浦供含浦供含浦供梅溪湖1B63363840434540洋湖24、1B50192022242529含浦1B501013含浦供含浦供含浦供含浦供红桥1B50-8含浦供含浦供含浦供含浦供红桥2B508含浦供含浦供含浦供含浦供洋湖垸63-含浦供含浦供含浦供含浦供有成63-20莲花50-21太平水泥1B2077含浦供含浦供含浦供含浦供太平水泥2B2077含浦供含浦供含浦供含浦供二、含浦240-10212310316310kV直供-8101114XX1B31.5-19222427XX2B50-26303236太平水泥1B20-7777太平水泥2B20-7777含浦1B50-15182124红桥1B50-1015XX供XX供红桥2B501015XX供XX供象嘴#1B6325、-16洋湖垸63-16有成63-16三、XX240-9111610kV直供-1014红桥2B50-2027红桥1B50-2027花扎街63-2021太平63-2127湖南XXXX220kV输变电工程 可行性研究报告2.1.5变电容量平衡根据XX年XX地区电力市场分析预测春季报告的负荷预测结果及湘江新区220kV变电所布点规划，湘江新区220kV层面变电容量平衡见表2.1-5，XX河西南部220kV层面变电容量平衡见表2.1-6。2.1-5 XX湘江新区变电容量平衡表 单位：MW、MVA年度2018年XX年2020年2021年2022年2025年1、统调最大负荷(MW)1191.8 1348 126、530 1717 1927 2723 2、110kV统调电源出力(MW)0000003、220kV用户变供带负荷(MW)2727272727273.1 晟通科技2727272727274、220kV公用变下网负荷（MW）1165 1321 1503 1690 1900 2696 5、220kV公用变电容量（MVA）180020402760276033604800天顶（3120）360360360360360360学仕（2180）360360360360360360秀峰（2240）480480480480480480延农（2180+240）6006006006006006006、220kV公用变27、容载比(=5/4)1.551.541.841.631.771.787、220kV新增项目（MVA）024072006001440谷山240240含浦2400240XX240雷锋480240白箬240黄金240天顶360莲花2402.1-6 XX河西南部变电容量平衡表 单位：MW、MVA年度2018年XX年2020年2021年2022年2025年1、统调最大负荷(MW)3223363724094926292、110kV统调电源出力(MW)0000003、220kV用户变供带负荷(MW)0000004、220kV公用变下网负荷（MW）322 336 372 409 492 629 5、220kV公28、用变电容量（MVA）3603606006008401080学仕（2180）3603606003603603606、220kV公用变容载比(=5/4)1.121.071.611.471.711.727、220kV新增项目（MVA）002400240240含浦2400240XX240湖南XX工程设计咨询有限公司湖南XXXX220kV输变电工程 可行性研究报告2.1.6变电站在系统中的地位和作用XX220kV变电站建成后，主要作用为供带XX片区范围内及其附近负荷，加强河西城区南部110kV电网结构以及作为新建110kV变电站接入点。将与含浦220kV变电站共同承担XX市湘江新区南部区域的供电任务，属29、系统的中间变电站。2.2工程建设必要性及建设时序2.2.1工程建设必要性（1）满足新增负荷发展需求XX镇规划面积111平方公里，地处XX湘江新区南部，依据XX大河西先导区空间发展战略规划，本区域位于科研文化产业发展轴和创新创意产业发展轴上。供区内北部地区用地性质以商业、居住为主，属于A类供电区。伴随着未来几年，大王山旅游度假区、恒大童世界、电影小镇、冰雪世界等大型项目的开发，区域负荷将显著提升。供区内中部地区属于B类供电区，用地性质以商业、居住为主。供区内南部、西部地区属于C类供电区，用地性质以居住、村镇居民用地为主。随着开发建设的推进，负荷将快速增长。根据负荷预测，至2022年，XX220k30、V变供电区最大负荷约91MW，至2025年，最大负荷约116MW，若不新建XX变，负荷将全部由含浦220kV变电站供带，其2022年最大负荷将达194MW，主变将重载。因此，需新建XX220kV变满足XX镇负荷发展需求。（2）提高河西城区南部片区容载比目前河西城区南部主要由学仕220kV变电站供电，2020年含浦220kV变投产后主变容量合计600MVA，需供带负荷达372MW，容载比为1.61，2021年容载比仅为1.47，从容载比看河西南部片区急需新增220kV容量。随着负荷的增长，到2022年若不新建XX变，河西南部片区电网容载比将降至1.22，新建XX变后，容载比将升至1.71，有效提31、高电网的供电能力。（3）优化城区110kV网络结构，提高供电可靠性目前供电区域内正在建设红桥110kV变电站，在2022年规划建设花扎街、太平2座110kV变电站，若不新建XX变，上述变电站均将以辐射式供电，难以满足城区电网的高可靠性要求。因此，在XX镇范围内需布点一座220kV变电站，供带该区域新增负荷，同时梳理和加强110kV网络结构，形成“两剖一T”的典型供电模式，增强供电可靠性。综上所述，为满足河西城区南部负荷发展需求，缓解河西电网尤其是南部220kV变电站容量不足的问题，提高供区内110kV电网供电可靠性，建设XX220kV变电站是必要的。2.2.2建设时序XX220kV变电站投运后32、主要供带河西城区南部负荷，考虑红桥将与XX年投产，花扎街、太平将于2022年相继投产，投产后该区域负荷将得到释放，负荷将呈现急速增长趋势，因此建议XX220kV输变电工程于2022年高峰负荷前建成投产。2.3主变容量选择XX变电站建成后的主要供电区域是河西城区南部。根据负荷预测，至2025年需XX变供带负荷116MW,考虑到XX变位于城区，负荷增长较快，且城区变电站布点、扩建较为困难，站址、线路走廊难以获得，未来周边新增其他220kV站点难度大。因此建议XX220kV主变选用240MVA主变，本期上1台，终期按4台240MVA主变考虑。2.4 接入系统方案2.4.1 220kV接入点分析及接入33、系统方案拟定2.4.1.1接入点分析根据规划的XX220kV变电站地理位置，周边可考虑接入点有艾家冲500kV变电站、学仕桥响水坝、回线路、含浦220kV变电站。（1）艾家冲500kV变电站现有500kV变电站，规划主变（2750+21000）MVA，现有主变（2750+11000）MVA，220kV出线规划14回，现已出线10回（学仕2回、延农2回、楠竹塘2回、楚沩1回、向阳1回、龙王2回），备用4回，艾家冲楚沩回正在开展可研，将占用1回，XX变投产时占用1回，艾家冲220kV出线优化工程正在开展可研，将在艾家冲变扩建2个220kV出线间隔。距XX变约22km，接入线路长度约24.2km，艾34、家冲500kV变电站可考虑作为本期的接入点。（2）学仕桥响水坝、回线路现有220kV线路，1991年11月投产，现有线路长度29.645km，导线全线采用LGJ-400，#001#015与同塔双回架设，其余为单回架设。含浦变投产后，学仕桥响水坝、回线路剖入含浦220kV变电站并对新形成的学仕桥含浦、回220kV线路进行增容改造，全线改造为2LGJ-630线路，接入线路长度约0.6km，学仕桥响水坝、回线路可考虑作为本期的接入点。（3）含浦220kV变电站规划220kV变电站，预计2021年投产，规划主变4240MVA，本期1240MVA，220kV出线远期出线8回，本期出线4回，距XX变约7.35、2km，接入线路长度约7.92km，可考虑作为本期的接入点。2.4.1.2 220kV接入系统方案根据XX220kV变电站的地理位置及接入点的分析，对XX变220kV接入系统拟定了两个方案如下：方案一：本期新建XX艾家冲双回线路，将含浦-九华北双回线路剖入XX变（现为学响、回线路），岳麓500kV变电站投产后，新形成的XX艾家冲双回线路剖入岳麓500kV变，远期大托500kV变电站投产后，新建XX大托双回线路，完善为终期方案。方案二：本期新建XX艾家冲双回线路，新建XX含浦双回线路，岳麓500kV变电站投产后，新形成的XX艾家冲双回线路剖入岳麓500kV变，远期大托500kV变电站投产后，新建36、XX大托双回线路，完善为终期方案。2.4.2 计算条件及结果分析2.4.2.1 计算条件及分析原则（1）计算水平年计算水平年为2021年和2025年。（2）负荷水平、电源及网络计算的负荷水平、电源及网络，参照了2018年XX地区电力市场分析预测春季报告（审定版）和XX电网220kV及以上滚动规划中的内容，并结合目前的最新情况加以适当的调整。（3）潮流方式按夏大、冬大、夏小、冬小四种典型潮流方式进行计算。（4）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。（5）电压37、控制范围500kV母线电压控制在500550kV之间。220kV变电站母线电压控制在213.42354kV之间，且偏差幅度不大于11kV。110kV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。2.4.2.2 220kV接入系统方案潮流计算结果及分析（1）潮流计算分析方案比较潮流计算结果见附图0617。2022年及2025年两个水平年的潮流计算结果表明，在计算的所有运行方式下，两个方案潮流均匀合理，2022年夏季大方式下艾家冲学士含浦XX艾家冲双环网潮流不重，2025年夏季大方式下38、岳麓含浦XX岳麓双环网潮流亦不重，潮流合理。两个方案的电压水平符合规程要求。各方案的网损相对值为：表2.4-1 220kV接入系统方案相对网损表 单位：MW方案方案一方案二2022年夏大0.020冬大0.010平均0.01502025年夏大0.010冬大0.020平均0.0150由上表知，方案一网损略大于方案二。（2）N-1校核2022年方案一、方案二中网络中潮流均较轻。经校核，2022年方案一、方案二220kV网络相关线路“N-1”校验均不存在线路过载情况，同时艾家冲学士双回“N-2”，艾家冲XX双回“N-2”故障时，均不存在线路过载的情况。XX-含浦双回目前为LGJ-400导线线路，双回极39、限输送容量为490MVA，若艾家冲学士双回“N-2”， XX-含浦双回需供带学仕、含浦两站负荷，根据负荷预测，学仕、含浦两站2022年总负荷约426MW，2025年约为546MW，因此，建议XX-含浦双回线路应在2023-2024年间结合区域规划的实施和规划道路的建设进行全线改造，提高线路输送能力以满足艾家冲学士双回“N-2”时的供电需要，提高供电可靠性。根据目前实际情况，艾家冲变预留至XX的2个220kV间隔有1个由艾家冲-向阳220kV线路占用，根据电网规划，远期宁乡500kV变电站投产后，该线路将适时改进宁乡变，形成宁乡-向阳220kV线路，届时，XX方可实现双回接入艾家冲变，根据潮流计40、算2022年、2025年XX仅1回接入艾家冲变各种运行方式下均能满足潮流输送要求，满足N-1校核。因此结合远景网架规划，建议本期从XX建设双回220kV线路至艾家冲变，1回本期接入艾家冲变，另一回假设至艾家冲侧线路终端塔，待艾家冲-向阳改进宁乡500kV变腾出出线间隔后，将XX第二回接入艾家冲，建议在运行过程中监控艾家冲-XX断面潮流情况，适时完善成远景网络。2.4.3 220kV接入系统方案技术经济比较及推荐意见220kV 接入系统比较方案技术经济综合比较见表 2.4-2。表 2.4-2 经济指标表项 目性质型 号估 价 指 标指标单 位220kV 线路新建A：双回 LGJ2630钢管杆4041、0万元/km220kV线路新建B：双回 LGJ2630铁塔260万元/km220kV线路新建C：单回 LGJ2630铁塔160万元/km220kV 间隔扩建250万元/个电能损失费用0.5元/kWh经济使用年限25a4000h投资回收率0.08两个方案本期次投资比较见表2.4-3表2.4-3 220kV接入系统方案一次投资比较表单位：个、km，万元 方案项目方案一方案二规模投资规模投资一、220kV部分（本期）762097101、艾家冲-XXB/256500B/2565002、XX剖接含浦-九华北双回A/0.3+0.351203、XX-含浦B/8.522104、220kV间隔41000410042、0二、220kV部分（远期）195001、XX-含浦改造B/7.51950三、归算至本期一次总投资92929710三、一次投资相对值0418四、年电能损失费30四、综合年费用相对值036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，出站段电缆两个方案本期相同，不再计列费用比较。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，方案一本期投资高于方案二。表 2.4-4 220kV 接入系统比较方案技术经济综合比较 项目方案一方案二潮流分布合理合理电压水平合格合格有功网损(MW)0.0150网络结构清晰清晰供电可靠性高高实施及过渡难易容易困难远43、景适应性好好一次投资相对值(万元)0418综合年费相对值(万元)036（1）技术方面：潮流分布：两个方案潮流分布均合理。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，方案一和方案二均形成了艾家冲学士含浦XX的双回路环网结构，不同之处为方案一形成了XX九华北的联络、方案二形成了含浦九华北的联络。本期供电可靠性：方案可一、方案二可靠性均较高，均能通过N-1校核，同塔双回N-2校核。远景适应性：两个方案均能够满足远景规划220kV变电站的需要，输电能力均能够满足负荷发展需要，远景适应性均较好。其中方案一应结合区域规划的实施和规划道路的建设进行全线改造，提高线路输送能力以满足艾家44、冲学士双回“N-2”时的供电需要，提高供电可靠性。实施及过渡难易：方案二需要新建XX-含浦双回线路，目前该区域正在编制规划，暂未审定，根据规划，该区域将新建城市路网，但路网实施时序无法确定，根据规划的要求，XX-含浦双回线路需沿规划道路架设，若上述道路未在2022年前完成路基修建，则线路实施较为困难，若不沿规划道路建设线路，则存在今后再次杆迁改造的风险，可能造成投资和资源的浪费。方案一，本期XX站需要剖接含浦九华北双回线路，实施、过渡容易，远期可根据区域规划实施情况和规划道路建设情况适时启动改造XX-含浦双回线路，实施较为容易，因此方案二实施难度大于方案一。（2）经济方面：方案二新建线路较方案45、一长，但XX剖进含浦九华北后，形成的含浦XX部分小截面线路（LGJ-400）需要实施增容改，故一次投资、年电能损失费、综合年费用相差不大，方案二略高于方案一。经过技术经济比较，方案一与方案二形成的网络结构一致，方案一的一次投资、综合年费用均低于方案二，且实施较为容易，分阶段实施能够较好的避免线路未沿规划道路架设引起的杆迁改造，避免了造成投资和资源的浪费。因此推荐XX220kV变电站接入系统方案采用方案一，即本期XX变新建6回220kV线路接入系统，即本期新建艾家冲-XX双回线路，同时将将含浦-九华北双回线路剖入XX变（现为学响、回线路）。因艾家冲侧规划出线间隔目前被艾向线占用，本期艾家冲-XX46、双回线路仅1回接入艾家冲，另一回待艾向线改进宁乡500kV变电站后腾出出线间隔，再接入艾家冲变，形成艾家冲-XX第二回220kV线路。此外，由于地区的最新版规划未审定，规划道路未形成，含浦XX部分小截面线路（LGJ-400）改造受到片区规划限制，不具备改造条件，应监测含浦、学仕两站的负荷情况，根据区域规划实施情况和规划道路建设情况适时启动改造XX-含浦双回线路，避免艾家冲-学仕双回同塔线路N-1时造成该段线路过载。2.4.4 110kV接入系统方案拟定根据XX变供电范围内110kV电网现状，结合XX市电网规划，推荐110kV接入方案：本期将含浦-红桥双回110kV线路中的1回剖进XX变；将XX47、-学士桥双回和含浦-红桥双回110kV线路之间的双T线路从含浦-红桥双回线路T接点解开改进含浦变，同时将双TXX-学士桥双回改为剖接XX-学士桥双回中的1回，形成含浦-XX220kV变、含浦-红桥、红桥-XX220kV变线路和含浦-学士桥、含浦-XX110kV变、XX110kV变-学士桥线路。见图2.4-1图2.4-1 110kV本期接入方案示意图太平、花扎街110kV变电站投产后新出110kV线路与红桥形成“两剖一T”典型供电网络。见图2.4-2图2.4-2 花扎街、太平变投产后110kV接入方案示意图远期规划的九江、新塘、白泉110kV变电站投产后新出110kV线路，形成2组“两剖一T”典48、型供电网络。见图2.4-3图2.4-3 110kV远期接入方案示意图2.4.5 低压侧电压等级论证220kV变电站低压侧电压等级可考虑35kV和10kV。XX变位于湘江新区大王山旅游度假区南片，周边无35kV电压等级变电站及线路，可采用新出10kV线路进行供带，因此XX主变低压侧宜采用10kV等级。2.5主变型式选择及无功配置方案2.5.1调相调压计算条件及设备选择原则潮流计算考虑夏大、夏小、冬大、冬小四种典型潮流方式。接入湖南220kV及以上电网的水、火电源和220kV及以上主干网络参与计算，XX市相关110kV网络参与计算。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49、满载时的无功损耗作为校验。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下产生的充电无功功率的一半作为校验。其它计算条件同潮流计算条件。2.5.2 调相调压结果分析及主变形式选择调相调压计算结果表明，在计算的各种运行方式下，XX220kV主变若采用无载调压变压器，在配合适当的无功补偿时，220kV母线电压变动范围为225.9231.0kV，110kV母线电压变动范围为115.0116.9kV，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。当主变低压侧抽头额定电压为11kV时，10kV母线电压变动范围为10.210.6kV50、，电压水平均合格。调相调压计算结果见表2.5-1。表2.5-1XX220kV变电站母线电压变动范围水平年运行方式220kV侧抽头（kV）220kV母线电压（kV）110kV母线电压（kV）10kV母线电压（kV）10kV侧无功（Mvar）2022年夏大典型方式230+01.25%227.6116.610.510（容性）夏小典型方式230+21.25%227.0115.010.30冬大典型方式230+01.25%226.8116.410.410（容性）冬小典型方式230+21.25%228.9116.610.402025年夏大典型方式230+01.25%226.0115.310.210（容性）夏51、小典型方式230+21.25%231.0116.910.60冬大典型方式230+01.25%225.9115.310.210（容性）冬小典型方式230+21.25%229.5116.710.60由调相调压计算可知，在各种计算运行方式中，XX220kV变电站采用无载调压变压器，在配合适当的无功补偿时，能够满足其调压需要。电力系统电压和无功电力技术导则中的第8.7条规定“直接向10kV配电网供电的降压变压器，应选用有载调压型”，而XX220kV变电站规划有10kV出线。综合考虑，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，主变采用高中压侧变比为230121kV的有载调52、压变压器，并配合适当的无功补偿时，220kV母线和ll0kV母线电压均在合格范围内变动，而且主变抽头位置均在中间位置，相对而言调节裕度较大，因此高中压侧变比选择230121kV是合适的。因此，XX220kV变电站主变抽头推荐采用23081.2512111kV。2.5.3 主变压器阻抗电压选择XX变电站主变低压侧电压等级为10kV，考虑10kV并列运行的情况下，为限制变电站短路电流水平，通常采用两种措施限制系统短路电流，一种是选用高阻抗变压器，另一种是在低压侧加装限流电抗器。根据XX变的系统阻抗值，结合国家电网公司通用设备参数标准，高阻抗变压器及限流电抗器的参数选择如下：方案一：选用高阻抗变压器53、。变压器短路阻抗分别为：高中阻抗14%、高低阻抗64%、中低阻抗50%。方案二：采用限流电抗器。电抗器选用4000A，电抗率为10%的干式空芯电抗器。综合比较，虽然采用高阻抗变压器会增加变电站运行中的损耗值，但变电站建筑面积更少，可减少变电站占地面积，减少运维成本，全寿命周期内更优，因此推荐采用高阻抗变压器(详细比较见变电工程设想)。2.5.4 无功补偿论证XX220kV变电站本期及远期线路充电功率计算见下表。表2.5-2 XX220kV变电站线路充电功率表 单位：kV、km、Mvar线路名称电压等级线路长度(km)线路充电功率（Mvar）需XX变平衡充电功率（Mvar）架空电缆本期XX-艾家54、冲I220254.752.375XX-艾家冲II220254.752.375XX-含浦I22081.520.76XX-含浦II22081.520.76XX-九华北I2209.51.8050.9025XX-九华北II2209.51.8050.9025XX-红桥1103.50.20.3190.319XX-含浦1103.50.20.3190.319合计16.7888.713远期XX-艾家冲I220254.752.375XX-艾家冲II220254.752.375XX-含浦I22081.520.76XX-含浦II22081.520.76XX-九华北I2209.51.8050.9025XX-九华北II255、209.51.8050.9025XX-红桥1103.500XX-含浦1103.500XX-大托I2209.31.7670.8835XX-大托II2209.31.7670.8835XX-九江I11030.20.3020.302XX-新塘II11030.20.3020.302备用10回110301213.0213.02远期线路合计33.30823.466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变补偿。按照本期规模和终期规模分别计算XX大方式和小方式时的无功缺额，大方式时主变负载率本期按80%、远期按70%考虑，小方式按56、30%考虑，对XX进行无功平衡计算，结果如下表2.5-3所示。表2.5-3XX220kV变电站无功平衡表 单位MW、Mvar项目本期终期运行方式大方式小方式大方式小方式主变负荷19272672288无功损耗22.33.168.212.5线路补偿功率8.78.723.523.5无功缺额（+感性无功、-容性无功）-13.65.6-44.711（1）容性无功补偿调相调压计算结果表明，在计算的运行方式下，本变电站近期需最大容性无功补偿10Mvar，根据表2.9-3无功平衡结果，按照本期主变负载率80%、远期70%计算，容性无功缺额分别为13.6Mvar/44.7Mvar，考虑到变电站本期配置的容性无功57、无功补偿容量应满足今后一定时期内负荷增长及特殊运行方式的需要，结合考虑单台240MVA变压器满载时无功损耗，参考通用设计无功补偿配置情况，建议本站容性无功补偿容量本期装设410Mvar，远期按每台主变配置410Mvar容性无功补偿考虑。（2）感性无功补偿由表2.9-2可知本期XX220kV变电所出线正常运行方式下需要本站补偿的无功功率为8.7MVar。远期正常运行方式下产需要本站补偿的无功功率为23.5MVar。考虑到变电站建设位置位于城区，变电站规划远景220kV出线8回，110kV出线14回，未来其他线路均存在电缆出线的可能，考虑到电缆线路充电功率较大，为提高XX变电站远期电压的调节能力和58、远景适应性，建议本期XX220kV变电站装设1组10Mvar低压并联电抗器，远期XX220kV变电站低压并联电抗器规模为4110Mvar。2.6 导线截面论证根据规划，新建220kV导线截面主要考虑选择LGJ-2300、LGJ-2400和LGJ-2630三种型号。取送电功率因素0.95，周围空气温度35（多年平均最高温），温度修正系数0.88，LGJ-2300导线极限输送容量约为446MW，LGJ-2400导线极限输送容量为510MW，LGJ-2630导线极限输送容量为714MW。根据潮流计算结果，选择LGJ-2400、LGJ-2630导线均可满足本期正常运行条件和“N-1”故障条件下传输功率59、要求，但XX220kV变电站远期规模为4240MVA，含浦220kV变电站远期规模为4240MVA，学仕220kV变电站远期规模为3240MVA，负载率取70%，远期总负荷约1848MW，根据电网规划3座220kV变电站将依托500kV变电站形成双环或双链式供电，即3座220kV变电站由4回220kV变电站供电，考虑线路N-1情况下3回LGJ-2400导线线路极限输送容量为1530MVA，无法满足输送要求；3回LGJ-2630导线线路极限输送容量为2142MVA，能够满足输送要求。同时考虑到该线路位于城区，线路廊道难以获取，线路为XX与湘潭电网间的220kV重要通道，结合湖南电网规划主要技术原60、则中“220kV主干输电网线路导线截面采用2630mm2”的要求。为了满足远景功率输送需要，提高远景适应性，建议本期线路导线选用LGJ-2630。2.7工程建设规模及电气主接线建议2.7.1 变电站本体规模主变容量：远期4240MVA，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：23081.25%/121/11kV容量比：240/240/120接线组别：YN，yn0，d11无功补偿：本期装设410Mvar容性无功装置，终期按每台主变装设410Mvar容性无功装置考虑；本期装设110Mvar电抗器，远期按每台主变装设110Mvar电抗器预留。2.7.2 出线规模（1）2261、0kV出线本期220kV出线：6回，至艾家冲、含浦、九华北各2回，即新建艾家冲XX双回线路，将含浦九华北双回线路剖进XX。远期220kV出线：8回，具体出线方向为至艾家冲、含浦、九华北、大托各2回。（2）110kV出线本期110kV出线：2回，至红桥110kV变、含浦220kV变各1回远期110kV出线：14回（3）10kV侧出线本期10kV出线14回,远期按照每台主变14回10kV出线考虑。2.7.3 电气主接线建议根据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近期、远期均采用双母线单分段接线；110kV本期和远期均采用双母线接线，10kV电气主接线62、本期采用单母线接线，终期采用单母线四分段接线。2.7.4 系统短路阻抗（1）计算条件1）计算水平年考虑远景水平年；2）湖南省220kV及以上网络参与计算，相关110kV电网参与计算；3）供电区域内110kV电磁环网按开环运行考虑；4）XX220kV变电站短路阻抗不含变电站本身阻抗； 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图 系统 系统 系统 系统 0.00956 + 0.01039 +220kV 110kV 220kV 110kV正序 零序（3）系统短路水平远景水平年XX变220kV母线的三相/单相短路电流水平为26.63、3kA/26.8kA，110kV母线的三相/单相短路电流水平为19.8kA/22.0kA，10kV母线的短路电流水平为22.6kA。（4）开关设备遮断容量选择考虑系统发展的不确定性，建议XX220kV变电站本期工程220kV断路器遮断容量选为50 kA，110kV断路器遮断容量选为40 kA，10kV断路器遮断容量选为31.5 kA。2.8 对侧变电站建设情况根据系统接入方案，XX220kV变电站本期新建220kV线路6回，其中新建XX艾家冲变220kV线路2回，双“”含浦九华北220kV线路。含浦220kV变电站、九华北220kV变电站均为在建变电站。含浦变设计单位为湖南省电力设计院，九华北64、设计单位为中心设计院。根据收资，两站均采用国家电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017年版）湖南公司实施方案A2-4方案，220kV母线采用双母线单分段接线方式，220kV配电装置采用GIS设备户内布置，设备按LGJ-2630导线极限输送容量714MW进行校核。校核结果如下：设备名称型式及主要参数需求值含浦、九华北220kV GIS出线间隔断路器:4000A/50kA隔离开关:4000A，50kA/3s接地开关:50kA/3s快速接地开关，50kA/3s电流互感器：12502500/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S电磁式电压互感器：0.5/3P， 额定电流：193265、A互感器变比：2436A根据校核，含浦、九华北220kV变电站设备满足本期变电站接入需求，无需更换或新上设备。本期XX220kV变电站接入艾家冲500kV变电站，需利旧艾家冲14E间隔（向阳线），并扩建220kV HGIS间隔1个（15E）。工程详见说明书第九章。3 电力系统二次3.1 系统继电保护及安全自动装置3.1.1 一次系统概况XX220kV变电站拟新建变电站，主变远期4240MVA，本期1240 MVA，电压等级为220/110/10kV。220kV部分远期为双母线单分段接线，本期双母线单分段接线。远期出线8回，本期出线6回，即新建XX艾家冲220kV线路I、II回，XX变剖进含浦九66、华北220kV I、II回线路分别形成XX含浦220kV线路I、II回和XX九华北220kV线路 I、II回。110kV部分远期为双母线接线，本期双母线接线。远期出线14回，本期出线2回，即将XX220kV剖进110kV红桥变含浦变，形成XX红桥110kV线路和XX含浦110kV线路。10kV部分远期为单母线四分段接线，本期单母线接线。远期按10kV每台主变14回出线考虑，本期14回。无功补偿：远期每台主变低压侧配置410Mvar容性无功补偿，110Mvar感性无功补偿；本期低压侧共装设410Mvar容性无功补偿，110Mvar感性无功补偿。新建XX220kV变电站220kV、110kV接入系67、统情况如下图： 图3.1-1 新建XX220kV变电站220kV、110kV接入系统示意图3.1.2 现状及存在的问题 3.1.2.1 现状与本工程有关的系统继电保护现状为：（1）本期新建XX艾家冲220kV线路I、II回线路长度分别为25.5km、26km。 相关对侧艾家冲500kV变电站为2006年建成投运的常规变电站，二次额定电流为1A，220kV采用双母线单分段接线，现有出线12回，分别为艾家冲向阳，艾家冲楠竹塘I、II回，艾家冲秀峰I、II回，艾家冲延农I、II回，艾家冲学仕I、II回，艾家冲楚沩I、II回，本期新建2回220kV线路至XX220kV变电站（利旧220kV 14E间隔68、扩建15E间隔）。监控系统采用许继电气CBZ-8000型计算机监控系统，防误系统采用长园共创FY-2000型微机防误系统。目前，艾家冲500kV变电站220kV系统配置有1套南瑞继保PCS-915型微机母差保护（含失灵保护），1套国电南自SGB-750型微机母差保护（含失灵保护），2面成都府河FH-3000S型微机故障录波柜，1面上海许继公司的保信子站系统柜，2面同步相量测量柜。220kV系统保护测控均就地布置在220kV继电小室。（2）本期XX变剖进含浦九华北220kV线I、II回形成的XX含浦220kV线路I、II回线路和XX九华北220kV线路I、II回线路长度暂无法确定（含浦220k69、V变待建、九华北220kV变在建，均未投产）。含浦、九华北220kV变电站尚未投产，含浦九华北220kV线路I、II回每条线路拟配备2套光纤电流差动型线路保护，每套保护通道采用专用+复用2M。本期工程含浦、九华北侧线路保护配置维持不变。3）本期XX变剖进含浦红桥（110kV变）110kV线路形成XX含浦110kV线路和XX红桥110kV线路，XX红桥110kV线路长度为5km。相关对侧红桥110kV变电站为智能变电站，计划XX建成投运，电流互感器二次额定电流为5A，110kV采用扩大内桥接线，现有110kV出线2回至学仕桥220kV变，线路保护为三端光差。含浦220kV变投运后，红桥2回11070、kV出线改接入含浦220kV变，线路保护拟配备两端光差保护，采用专用光纤通道。相关继电保护现状见下表：湖南XX工程设计咨询有限公司湖南XXXX220kV输变电工程 可行性研究报告表3.1-1 相关继电保护现状一览表序号站名相关线路保护现状母线保护、故障录波备注220kV系统接入1艾家冲500kV变电站（常规站，1A）220kV 14E、15E间隔接入艾家冲XX220kV线路I、II回1套南瑞继保PCS-915型微机母差保护（含失灵保护），1套国电南自SGB-750型微机母差保护（含失灵保护），2面成都府河FH-3000S型微机故障录波柜已投运2含浦220kV变电站（智能站，1A）含浦九华北2271、0kV线路I回含浦侧配置有光纤电流差动保护型号未定母线保护、故障录波型号未定待建含浦九华北220kV线路II回含浦侧配置有光纤电流差动保护型号未定3九华北220kV变电站（智能站，1A）含浦九华北220kV线路I回九华北侧配置有光纤电流差动保护型号未定母线保护、故障录波型号未定在建含浦九华北220kV线路II回九华北侧配置有光纤电流差动保护型号未定110kV系统接入1含浦220kV变电站（智能站，1A）含浦红桥110kV线路含浦侧配置有光纤电流差动保护型号未定母线保护、故障录波型号未定待建2红桥110kV变电站（智能站，5A）含浦红桥110kV线路红桥侧配置有光纤电流差动保护型号未定故障录波型72、号未定在建湖南XX工程设计咨询有限公司3.1.2.2 存在的问题 （1）含浦和九华北220kV变均未投产，线路保护配置情况仅根据未审定可研确定，原则上每回线路按双套光差保护配置，每套保护通道采用专用+复用2M，本期新建XX含浦和XX九华北共4条220kV线路，XX侧220kV线路保护分别与含浦和九华北相应间隔配套，每套保护通道采用专用+复用2M。（2）含浦红桥110kV线路未投产，线路保护配置情况仅根据未审定可研确定，原则上按光差保护配置，通道为专用光纤，本期新建XX含浦和XX红桥共2条110kV线路，XX侧110kV线路保护分别与含浦和红桥相应间隔配套，通道采用专用光纤。3.1.3 系统继电73、保护和安全自动装置配置原则和配置方案 3.1.3.1 系统继电保护和安全自动装置的配置原则 （1）根据国家电网公司输变电工程通用设计110(66)750kV智能变电站部分、 国家电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计技术导则要求，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同时满足“新六统一”的要求。（2）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74、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。宜采用独立保护装置。（3）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。对于终端变电站，负荷变侧可不配置，一般仅考虑在电源侧装设反应接地短路和相间短路的微机距离零序保护；对于发电厂联络线、环网运行线路、长度低于10km的线路、电缆线路以及电缆与架空混合线路，宜配置具备完整后备保护的光纤电流差动保护。110kV线路宜采用保护测控集成装置。（4）220kV、110kV按远期规模配置母线保护。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；11075、kV按单套配置。（5）220kV母联（分段）、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，220kV双重化配置，110kV单套配置。（6）保护装置应直接采样，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。（7）全站故障录波装置宜按照电压等级和网络配置，220kV按过程层双网配置双套录波装置；110kV按过程层单网配置单套录波装置。主变压器故障录波装置宜同时接入主变压器各侧录波量，实现有故障启动量时主变压器各侧同步录波。装置应记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、76、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。（8）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、可靠的要求。（9）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。（10）220kV系统及主变采用保护、测控独立装置，110kV及以下系统采用保护、测控一体化装置。（11）保护柜上不设置打印机，由计算机监控系统后台统一打印。3.1.3.2 系统继电保护和安全自动装置的配置方案 （1）220kV系统保护 1）本期新建XX艾家冲220kV线路I、II回线路长度均为25km，在XX侧按双重化配置智能77、变电站型光纤电流差动保护，其中第一套保护采用专用光纤通道+复用2M，另一套采用专用光纤通道+复用2M。XX侧线路保护直接采样直接跳闸，经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。在艾家冲侧按双重化配置与XX侧匹配一致的常规变电站光纤电流差动保护。2）XX变剖进含浦九华北220kV线路I、II回形成XX含浦220kV线路I、II回线路和XX九华北220kV线路I、II回线路。XX含浦220kV线路I、II回、XX九华北220kV线路I、II回XX侧线路保护分别与含浦和九华北侧保护配套，均按双重化配置智能变电站型光纤电流差动保护，其中第一套保护采用专用光纤通道+复用2M，另一套采用专用光纤通道+复用278、M。线路保护直接采样直接跳闸，经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。3）220kV母线按双重化配置两套不同原理、不同硬件结构的智能变电站母差失灵保护，保护跳闸出口加复合电压闭锁。母线保护直接采样，直接跳闸。4）220kV母联断路器（分段）按双重化配置两套专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护，采用智能变电站型保护。母联（分段）保护直接采样，直接跳闸；母联保护启动母线失灵采用GOOSE网络传输。（2）110kV系统保护 1) 本期XX变剖接含浦红桥110kV线路形成XX含浦110kV线路和XX红桥110kV线路。XX含浦110kV线路和XX红桥110kV线路XX侧保护分别与含浦和红桥侧保护79、配套，各配置1套智能变电站光纤电流差动保护，采用专用光纤通道。线路保护采用保护测控集成装置，保护直接采样直接跳闸。3）110kV母线配置一套智能变电站型母差保护。母线保护直接采样直接跳闸。4）110kV母联断路器配置1套专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护，采用智能变电站型保护。母联保护采用保护测控集成装置，直接采样直接跳闸。（3）故障录波及网络报文记录分析装置1）本站故障录波按独立配置考虑，220kV过程层采用双网，按网络配置2套故障录波装置；110kV过程层采用单网，按网络配置1套故障录波装置；主变网络配置2套故障录波装置。每台故障录波器要求经挑选的SV采样值组合不少于96路，经挑选80、的GOOSE信号组合不少于256路。220kV、110kV故障录波采用省、地级调度数据网通道互为备用的方式向主站端传输录波信息。 2）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GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文，具备网络报文分析功能。网络报文记录装置按电压等级和网络分别配置，装置每个百兆口接入合并单元的数量不超过5台。网络报文记录装置单独组网将信息上传给网络报文分析装置，网络报文分析装置将分析结果通过MMS接口接入站控层主机。（4）系统安全自动装置 1）根据系统一次稳定计算结果，相关线路故障不会引起主网系统稳定问题，故本站不需要配置安全稳定控制装置。 2）按电力系统安81、全稳定导则建立三道防线的原则要求，变电站需配置低频低压减负荷功能，本站配置1套独立的低频低压减载装置实现其功能，本期新上1台低频低压减载装置，远期根据10kV出线规模按2台低频低压减载装置考虑。3.1.4 保护及故障信息管理系统子站 本站保护及故障信息管理子站系统不配置独立装置，其功能宜由综合应用服务器实现，全站保护及故障信息由II区数据通信网关机经调度数据网传送至湖南省调及XX地调，向调度故障信息主站传输的故障信息子站数据既包括原始的故障信息数据也包括故障信息综合分析后的结果。3.1.5 对相关专业的要求 3.1.5.1 对通信通道的技术要求 （1）对XX艾家冲I、II回每回应提供4路快速的82、保护通道，2路采用专用光纤通道，2路保护通道采用复用2M通道。 （2）对XX含浦I、II回每回应提供4路快速的保护通道，2路采用专用光纤通道，2路保护通道采用复用2M通道。（3）对XX九华北I、II回每回应提供4路快速的保护通道，2路采用专用光纤通道，2路保护通道采用复用2M通道。（4）对XX含浦110kV线路开通1路保护通道，采用专用光纤通道。（5）对XX红桥110kV线路开通1路保护通道，采用专用光纤通道。（6）故障录波信息主备通道均经调度数据网上传至调度端。3.1.5.2 对电流互感器的要求 （1）采用常规电流互感器，配置合并单元实现就地数字化转换，合并单元下放布置在智能控制柜内。 （283、）220kV每回线应提供两组保护级二次TA绕组供两套线路主保护、母差保护、故障录波用。 （3）110kV每回线应提供一组保护级二次TA绕组供线路主保护、母差保护、故障录波用。3.1.5.3 对电压互感器的要求 （1）采用常规电压互感器，配置合并单元实现就地数字化转换，合并单元下放布置在智能控制柜内。 （2）220kV每段母线应提供两组Y形二次TV绕组，分别供两套线路主保护和测量表计用。（3）110kV每段母线应提供一组Y形二次TV绕组，供线路主保护和测量表计用。 3.1.5.4 对智能组件的要求 （1）两套保护的电压(电流)采样值应分别取自相互独立的智能组件；每个MU输出的数字采样值经不同通道84、进入其中1套保护装置。 （2）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。 （3）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置状态。 （4）合并单元应能提供输出IEC61850-9协议的接口及输出IEC 60044-8的FT3协议的接口，能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。合并单元应满足智能变电站继电保护技术规范的相关要求。（5）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。 智能终端应满足智能85、变电站继电保护技术规范的相关要求。 3.1.5.5 对自动化网络的要求 （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应超过4台交换机，传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于10s。 （4）双重化配置保护使用的GOOSE(SV)网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。 （5）每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并预留12个备用端口。3.1.5.6 对断路器的要求220kV断路器配置两组独立86、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、防跳功能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。3.1.5.7 对直流电源的要求双重化的两套保护及其相关设备(MU及智能终端、网络设备、跳闸线圈等)与其直流电源应一一对应，直流电源按辐射式供电。 3.2 调度自动化 3.2.1 远动系统（1）调度管理关系 根据本变电站的建设规模和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，XX220kV变电站220kV出线、母线等设备由湖南省电力调度通信中心调度，主变压器、110kV母线、出线、10kV线路、无功补偿设备由XX电87、业局调度所(XX地调)调度。XX220kV变电站的管理由XX供电分公司负责。（2）远动系统配置方案及技术要求 本变电站二次系统采用计算机一体化监控系统，远动设备的配置结合变电站计算机一体化监控系统统一考虑。站内的数据采集装置负责采集一体化监控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)中心所需的信息。按照调控一体化运行模式的要求及185号文，本站远动设备配置有I区数据通信网关机2台、II区数据通信网关机2台、III/IV区数据通信网关机1台。计算机一体化监控系统配置的远动设备应满足远动信息采集和传送的要求，应支持调控中心对站内断路器、电动刀闸等设备的遥控操作、保护定值的在线召换和88、修改、软压板的投退、变压器档位调节和无功补偿装置投切，支持对全站辅助设备的远程操作与控制，并能为调控中心提供远程浏览和调阅服务及变电站全景数据可视化展示功能。远动信息采用调度数据网向多个主站传送，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。（3）远动信息内容 远动信息的采集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变电站应向湖南省调（调控中心）、XX地调（调控中心）传送所需的信息内容如下（按远期要求）：1）电网运行数据采集：电网运行数据采集主要以满足电网调度指挥与电网分析的要求，其远传信息在原调度远动数据基础89、上增加变电运行监视数据，主要包括：遥测数据主变三侧单相电流、有功功率、无功功率；220kV线路单相电流、线路电压、有功功率、无功功率；220kV母联有功功率、无功功率、三相电流；110kV线路单相电流、线路电压、有功功率、无功功率；110kV母联有功功率、无功功率、三相电流；220kV、110kV母线 AB线电压、频率；10kV母线线电压；10kV电容（抗）器单相电流、无功功率；10kV出线单相电流、有功、无功；10kV所用变三相电流、有功功率；主变油温和线温；所用电三相电压、三相电流；直流I段、II段母线电压；遥信数据全站断路器位置信号；220kV、110kV、10kV隔离开关及出线接地刀闸90、位置信号；220kV、110kV母线接地刀闸位置信号；220kV、110kV 、10kV TV隔离开关位置信号；主变中性点接地刀闸位置信号；主变压器有载分接头位置信号；2）电网故障信号：是电力调度值班员判断电网故障及分析处理的依据，主要反映站内开关或继电保护动作的结果。故障信号应具备典型意义，表达简洁明了，反映具体对象或区域性结果，主要包括：全站事故总信号；220kV线路继电保护跳闸、重合闸动作信号；110kV线路继电保护跳闸、重合闸动作信号；220kV及110kV母线保护动作信号；220kV、110kV母联保护跳闸信号；220kV开关机构三相不一致跳闸、开关失灵保护动作信号主变保护动作信号；91、安全自动装置动作信号；10kV电容（抗）器保护动作信号；10kV出线、分段保护动作信号；3）设备监控信号：是指调控中心监控值班员遥控、遥调操作的设备对象及其运行状态信号。依据国网公司大运行方案有关倒闸操作工作界面的要求，调控中心监控值班员遥控操作的项目有：拉合开关的单一操作，调节变压器分接开关，远方投切电容器，调度允许的其它遥控操作。具体如下：遥控全站10kV及以上断路器分、合；主变压器中性点接地刀闸分、合；主变压器有载分接开关位置调整及主变调档急停；无功补偿装置投、退；保护重合闸软压板投/退；其他若干满足运行要求的I/O信息。设备运行状态信息：按间隔反映一次变电设备和二次设备及回路异常告警，92、以及站内交、直流电源异常告警。该信号用于主站设备监控模块生成变电站设备运行状态图，以“正常”和“告警”指示设备工况，为监控值班员定时巡查与交接班检查提供辅助手段。具体信号如下：一次设备异常告警；二次设备或回路异常告警；站内交、直流电源告警；（4）远动通道 至湖南省调（备调）主通道为1路湖南省调调度数据网(2Mb/s)，备用通道为1路XX地调调度数据网(2Mb/s)。至XX地调（备调）的主通道为1路XX地调调度数据网(2Mb/s)，备用通道为1路湖南省调调度数据网(2Mb/s)。3.2.2 调度端系统 为实现变电站与省、地、县各级调度端接口，需完善和改造相关调度端系统；调度端主站已按规划容量考虑93、了XX变的接入。具体结合本工程建设，需考虑湖南省调、XX地调数据库添加本站信息记录，增加XX变站名及通道配置，以及完成XX变图形、报表生成等工作。XX变电站应用了智能变电站技术，站内采用基于DL/T 860标准模型的通信协议通信，实现顺序控制、一体化信息子站、状态可视化及智能告警及分析决策等高级应用功能，主站端需进行对变电站高级功能应用软件的开发，现阶段只考虑厂站端具有上述功能。3.2.3 电能计量系统 3.2.3.1 关口计量系统（1）关口计量点设置湖南省公司关口计量点的设置为：XX变主变高压侧。 （2）关口电能计量系统配置 在XX变配置一套省公司关口电能计量系统(包括电能采集器一台和相应间94、隔的关口电能表)。省公司关口电能计量系统应能满足通过调度数据网接入湖南省网主站系统的要求。省网关口电能表按双表(主副表)配置，其精度和选型应满足计量规程要求，有功0.2S级，无功2.0级。 关口电能计量表计通过电缆直接与常规互感器连接，采用模拟采样。 （3）计量通道 至湖南省公司电能计量主站的主用计量通道：湖南省调调度数据网(2Mb/s)。 至湖南省公司电能计量主站的备用计量通道：XX地调调度数据网(2Mb/s)。 本工程应考虑湖南省公司和XX地区局电能量计量主站系统接收本工程电能计量信息，主站端所需的数据库扩容和软件修改工作。3.2.3.2 非关口计量系统主变110kV、10kV侧，220k95、V线路、母联（分段），110kV线路、母联均按非关口计量点均安装支持DL/T 860标准接口的数字式电能表，电能表计SV直接采样，表计精度和选型应满足计量规程要求。电能量远方终端以串口方式采集各电能量计量表计信息，并与电能量主站通信，其选型与主站电能计量系统相匹配。电能量信息通过电能量远方终端接入自动化系统，电能量远方终端支持DL/T 860通信标准。至XX地调电能计量主站的主用计量通道：数字专线。 至XX地调电能计量主站的备用计量通道：2W或GPRS。 本工程应考虑湖南省公司和XX地调电能量计量主站系统接收本工程电能计量信息，主站端所需的数据库扩容和软件修改工作。3.2.4 同步相量测量 根96、据调201766号国网湖南电力调控中心关于印发湖南电网同步相量测量（PMU）装置配置要求的通知要求，本站配置1套220kV同步相量测量装置，宜通过网络方式采集过程层SV信息。同步相量测量主要采集的信息包括：220kV间隔（含线路和母联） 三相电流、 主变三侧三相电流； 变电站高/中/低压母线三相电压； 220kV 主变三侧、 220kV 线路有功功率、无功功率、频率、频率变化率；无功补偿装置的无功功率；无功补偿装置投/退信号等。 至湖南省调（备调）主通道为1路湖南省调调度数据网(2Mb/s)，备用通道为1路XX地调调度数据网(2Mb/s)。3.2.5 调度数据通信网络接入设备 按照调度关系，X97、X220kV变电站由湖南省调、XX地调调度，调度数据网接入设备按照湖南省调和XX地调有关要求部署。根据湖南省和XX地区调度数据通信网络总体方案要求，本站作为湖南省调和XX地调接入层的接入点，各配置一套调度数据网接入设备。与湖南省调度数据网接入方式为：采用两路2Mb/s通道接入XX地调汇聚层，再由汇聚层将网络信息转发至湖南省调度自动化主站；与XX地区调度数据网接入方式为：采用两路2Mb/s通道直接接入XX地调调度自动化主站。 远动系统、关口计量系统的信息和数据均可采用数据通信方式接入调度数据网。根据调度中心的业务安全性要求，上述系统的接入分别位于调度数据网不同的VPN里，远动系统接入VPN1(电98、网调度实时业务)，关口计量系统接入VPN2(电网调度非实时业务)。 3.2.6 二次系统安全防护 本期工程应按照电力二次系统安全防护总体方案(第九版)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III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、99、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、接入湖南省和XX地区电力调度数据网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。（3）网络安全监测根据100、国家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(国家电网调（2017）1084号)，变电站电力监控系统的安全I、II区需部署1套型网络安全监测装置，采集变电站站控层涉网区域的服务器、工作站、网络设备和安全防护设备的安全事件，通过调度数据网转发至XX地调网络安全监管平台的数据网关机。3.3 系统通信3.3.1 概 述根据系统一次推荐方案，XX220kV变(以下简称本站)的建设规模为：本期240MVA主变压器1台，远期240MVA主变压器4台；220kV出线本期6回，即至艾家冲500kV变2回、含浦220kV变2回、九华北220kV变2回，终期8回；110kV出线本期2回，即至含浦101、220kV变电站1回、至红桥110kV变电站1回，终期14回；10kV出线本期1台主变考虑出线14回，远期按每台主变出线14回考虑。与本工程相关的220kV线路工程：（1）新建艾家冲500kV变XX220kV变双回220kV线路（LGJ-2400/226km），全线双回路设计。（2）220kV含九回线路剖进本站，形成的含浦220kV变本站（含坪回）、本站九华北220kV变（坪九）剖进、剖出段新建220kV线路，路径长度分别约0.95km和1.1km（其中各含电缆0.05km）。（3）220kV含九回线路剖进本站，形成的含浦220kV变本站（含坪回）、本站九华北220kV变（坪九回）剖进、剖出段102、新建220kV线路，路径长度分别约0.65km和0.85km（其中各含电缆0.05km）。110kV线路工程：在建的含浦220kV变红桥变110kV线路剖进本站。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，XX220kV变的调度管理关系按湖南省调、XX地调进行二级部署，暂由XX供电公司管理考虑。3.3.2 通信现状与本工程相关的通信现状如下。3.3.2.1 省网光纤通信网络（1）省网光纤通信网络现状湖南省网层电力光纤通信网络现已形成电路传输容量为10Gb/s+2.5Gb/s湘中光环网，和电路传输容量为2.5Gb/s湘东、湘西、湘南、湘北四个103、光环网，艾家冲变和鹤岭变是电路传输容量为10Gb/s+2.5Gb/s湘中光环网（荷塘1白马垄1湖南省调1捞刀河1艾家冲1鹤岭1荷塘1和荷塘2白马垄2湖南省调2捞刀河2艾家冲2鹤岭2荷塘2）上的重要节点。并建有艾家冲1学仕响水坝鹤岭1的155Mb/s光纤通信链路，省网光纤通信现有SDH网络采用NEC公司的U-NODE、华为及烽火设备混合组网，网管中心设在省调和省调备调。接入设备采用法国SAGEM公司设计生产的智能数字交叉连接设备FMX12以及绵阳灵信公司产品，省调配置了相应设备的网管系统。（2）省网A平面建设情况湖南省电力公司正在进行湖南省网A平面工程建设，根据该工程计划建设时序，该工程一期于2104、018年底建成投运，二期计划于2020年建成投运。预计先于本工程投运。现已形成湘中汇聚210Gb/s核心环和湘中环西等多个10Gb/s环网，与本工程相关的艾家冲变和学仕变为省网A平面10Gb/s湘中环西（复兴2沙坪2鼎功2黎托省调2浦沅2学仕2艾家冲复兴2）上的重要节点，并建有艾家冲楚伪玉潭通益天顶谷山楚伪沙坪2.5Gb/s光纤通信电路和艾家冲延农天顶2.5Gb/s光纤通信电路。湖南省网A平面工程建成后，新建省网光纤通信站均按照接入该系统考虑，该系统通信网网管中心设在省调和省调备调。湖南省网现有的光纤通信网络将作为备用通信网络或相关站点就近接入省网光纤通信系统A平面，具体调整将在省网光通信系统105、A平面工程中进行。3.3.2.2XX地网光纤通信网络（1）XX地网光纤通信网络现状目前XX电力信息通信网中，已形成了以XX公司1学仕艾家冲延农天顶威灵捞刀河1余家湾芙蓉XX公司1的STM-16环网，并建设有芙蓉学仕、威灵望城区楠竹塘艾家冲、艾家冲楚伪宁乡区玉谭通益天顶STM-16光纤通信链路，以及学仕XX110kV变STM-4光纤通信链路，XX地网光纤通信电路采用阿尔卡特SMTP系列设备光传输设备，绵阳灵信PCM设备，网管中心均设在XX地调，并配置有相应的网管系统。（2）XX地区骨干传输网升级工程建设情况XX地区骨干传输网升级工程已立项，该项目现处于设计阶段，预计2020年实施完成，预计先于本106、工程投产。届时，XX地区将建设3个双10Gb/s环网和多个10Gb/s局部环网，与本工程相关的XX地区通信网双10Gb/s核心西环为XX公司黎托曹家坪集里淮川江背东山红星浦沅XX公司，主干节点9个，除XX、曹家坪、集里、淮川、浦沅为双设备，其余站点均为单设备，各双设备站点的两套设备均采用10Gb/s光口互连，并建设延农1三益雷锋220kV变东方红秀峰艾家冲延农1传输容量为2.5Gb/s的环网。根据XX公司计划，XX地区光纤通信网络升级改造工程建成后，新建地区网光纤通信站点均按照接入该系统考虑，该系统通信网网管中心设在XX地调和地调备调。XX地区网现有的光纤通信网络将作为备用通信网络或相关站点就107、近接入新的地区网光通信系统，具体调整将在XX地区光纤通信网络升级工程改造中进行。以上情况详见系统通信现状图。3.3.2.3 与本工程相关的在建光纤通信网络与本工程相关的含浦220kV变、雷锋220kV变、九华北220kV变均为在建的220kV变电站，含浦110kV变和红桥110kV变为在建的110kV变电站，在其相关工程中将建设形成学仕220kV变含浦220kV变两根36芯OPGW光缆，含浦220kV变九华北220kV变1根36芯OPGW+ADSS光缆和学仕220kV变含浦110kV变含浦220kV变红桥110kV变1根48芯OPGW+ADSS光缆，并建设形成学仕2含浦220kV（1+1）、含108、浦220kV变九华北220kV变响水坝鹤岭2九华北220kV变、九华北220kV变鹤岭1、艾家冲变雷锋220kV变（1+1）、雷锋220kV变秀峰变天顶变、艾家冲变秀峰变省网2.5Gb/s光纤通信电路和学仕含浦220kV（1+1）、学仕含浦110kV变红桥XX110kV变地网2.5Gb/s光纤通信电路。3.3.3 通道组织原则及通道配置根据相关规定，本站至各级调度中心(省、地)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。XX220kV变作为省、地两个调度数据网的接入层节点，分别以2个2Mbit/s通道接入湖南省调和XX地调。调度数据网业务应用层同时接入两109、套调度数据网络，实现网络采集方式的互为备用。XX220kV变至调度端的远动、电能计量级故障录波等信息的主备用通道均为两个调度数据网。根据本站调度关系关系、电能计量、故障录波、智能辅助系统、系统保护及调度自动化等对通信的要求，XX220kV变通道组织预安排如下：（1）调度电话至湖南省调 2路至XX地调 2路（2）调度数据网至湖南省调 22Mbit/s(省级）至XX地调 22Mbit/s（地级）（3）远动至湖南省调（备调）主用通道 经省级调度数据网A至湖南省调（备调）备用通道 经省级调度数据网B至XX地调（备调）主用通道 经地级调度数据网A至XX（备调）备调通道 经地级调度数据网B，1路RS232110、专线通道（4）电能计量至湖南省调主用通道 经省级调度数据网A至湖南省调备用通道 经省级调度数据网B至XX地调主用通道 经地级调度数据网A,1路RS232专线通道至XX地调备用通道 经地级调度数据网B，1路RS232专线通道（5）故障录波至湖南省调主用通道 经省级调度数据网A至湖南省调备用通道 经省级调度数据网B至XX地调主用通道 经地级调度数据网至XX地调备用通道 1路经地级调度数据网，1路2W拨号（6）行政电话 4路（进XX地调行政电话交换机）（7）工业电视至省公司视频监视平台 经数据通信网（8）数据通信网至地调信息中心 以太网FE通道（备用裸纤）（9）线路保护 220kV线路保护：艾家冲5111、00kV变XX220kV变双回、含浦220kV变XX220kV变双回、XX220kV变九华北220kV变双回共6回220kV线路,每回线路配置两套保护，每套保护开设不同路由的2路光纤保护通道。110kV线路保护：XX220kV变含浦220kV变、XX220kV变红桥110kV变共2回110kV线路各开设1路专用光纤保护通道。3.3.4 系统通信方案根据上述通道配置情况，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，按照湖南省电力公司通信网络和XX地区电力通信网络的发展规划，本站通信方式考虑以光纤通信为主，需建设相关光纤通信电路接入XX地区和湖南省电力通信网络，以满足本站至各调112、度端的各种信息通道的需求。（1）传输网络为保证本站系统通信的可靠性，考虑在本站配置湖南省和XX地区两层光纤通信网络设备，接入湖南省和XX地区两层光纤通信网络（详见3.3.5光纤通信部分）。PCM(或多业务接入设备)配置按本站新增1套省网PCM设备和1套地网PCM设备，省调现有省网PCM设备扩容相应板件，地调地网PCM设备扩容相应板件考虑。详情请见系统通信方案图。（2）电话交换系统本站不设置电话交换机，调度电话分别接省调和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。（3）线路保护通道安排艾家冲XX回220kV线路开设2套主保护信息，每套保护A口采用专用光纤（由113、该区段的OPGW光缆提供纤芯），B口采用复用2M通道，分别经省网艾家冲XX(回电路)和省网艾家冲学仕2XX2.5Gb/s光纤通信电路。艾家冲XX回220kV线路开设的2套主保护信息，每套保护A口采用专用光纤（由该区段的OPGW光缆提供纤芯），B口采用复用2M通道，分别经省网艾家冲XX(回电路)和省网艾家冲学仕2XX2.5Gb/s光纤通信电路。XX九华北回220kV线路开设2套主保护信息，每套保护A口采用专用光纤（由该区段的OPGW光缆提供纤芯），B口采用复用2M通道，分别经省网XX九华北(回电路)和省网XX鹤岭2学仕2含浦九华北2.5Gb/s光纤通信电路。XX九华北回220kV线路开设的2套主114、保护信息，每套保护A口采用专用光纤（由该区段的OPGW光缆提供纤芯），B口采用复用2M通道，分别经省网XX九华北(回电路)和省网XX鹤岭2学仕2含浦九华北2.5Gb/s光纤通信电路。含浦XX回220kV线路开设2套主保护信息，每套保护A口采用专用光纤（由该区段的OPGW光缆提供纤芯），B口采用复用2M通道，分别经省网含浦XX(回电路)和省网含浦学仕2鹤岭2九华北XX2.5Gb/s光纤通信电路。含浦XX回220kV线路开设的2套主保护信息，每套保护A口采用专用光纤（由该区段的OPGW光缆提供纤芯），B口采用复用2M通道，分别经省网含浦XX(回电路)和省网含浦学仕2鹤岭2九华北XX2.5Gb/s光115、纤通信电路。含浦220kV变XX220kV变、含浦220kV变红桥110kV变两回110kV线各开设1路保护信息，均采用专用光纤，分别由各段的光缆提供纤芯。（4）通信电源配置及动力环境监控根据国家电网基建201158号关于印发国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定的通知，XX220kV变通信设备采用交直流一体化电源系统供电。XX220kV变通信部分应满足无人值班要求，光纤通信设备利用本身的网管系统由通信调度端监控，机房动力环境由变电站集中监控。（5）市网电话本站设置1部公网电话，作为应急通信用。（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116、设备屏2块，配线设备屏3块，数据通信网接入设备屏1块，其余屏位远期预留。屏柜尺寸均采用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。（7）数据通信网根据XX公司“十三五”通信网规划，XX电力通信综合数据网设备由核心层、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方式传输：一种由专用纤芯组117、成的1000M网或100M网，一种由传输设备提供FE接口或2M接口。根据XX地区数据通信网建设规划原则，XX220kV变配置数据通信网设备配置中端路由器1台，中端网络交换机1台。采用以太网FE通道作为主备用方式接入XX公司数据通信网。3.3.5 光纤通信3.3.5.1 光缆建设方案按照有关电力系统情况，为满足本站系统通信的可靠性及线路保护通道的需要，且为今后相关工程考虑，本工程考虑：（1）沿新建的艾家冲本站双回路220kV线路架设2根48芯（G.652D）OPGW光缆，路径长度约225.75km，光缆长度约为228km，艾家冲变和本站各新增48芯G.652D型站内引入普通非金属阻燃光缆，长度均118、为21km，新建光缆芯数及型式均按48芯G.652D考虑。（2）原学响回线路含浦至九华北间部分36芯ADSS光缆，因线路规划改造，光缆随线路改造工程改造为两根36芯OPGW光缆，不在本工程中考虑。本工程随电力线路建设，将含浦220kV变九华北220kV变两根36芯OPGW光缆随电力线路剖经本站，本期沿剖进、剖出段新建220kV线路双回路段分别架设2根36芯（G.652D）OPGW光缆，路径长度分别约20.6km和20.8km，单回路段分别架设1根36芯（G.652D）OPGW光缆，路径长度分别约0.3km和0.25km，光缆长度分别约为2.4km和3km，XX变站内引入4根48芯普通非金属阻燃119、光缆，长度为40.5km。综上所述本工程共建设48芯OPGW光缆路径长约51.5km，36芯OPGW光缆路径长约3.35km，48芯站内引入普通非金属阻燃光缆2km，36芯站内引入普通非金属阻燃光缆2km。含浦220kV变红桥110kV变48芯ADSS+OPGW光缆随110kV线路剖进本站。本工程不包含上述110kV新建线路上所架设光缆的设计及投资，具体请见配套110kV部分光纤通信工程。3.3.5.2 光纤通信电路（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 5095-2010及ITU120、-T建议的内容和有关国家标准、规程和规范。（2）组网方案本工程建设的光纤通信电路将接入湖南省和XX地区光纤通信网络。湖南省网层光纤通信电路：结合系统一次及光缆建设情况，本工程在XX220kV变配置1套湖南省网层A平面10Gb/s光纤通信设备，利用本工程新建光缆及现有建设形成艾家冲500kV变XX220kV变（1+1）、含浦220kV变XX220kV变九华北220kV变（1+1）STM-16光纤通信电路，将XX220kV变经含浦220kV变、九华北220kV变和艾家冲500kV变接入湖南省光纤通信网络。本工程原NEC网络维持不变。XX地区层光纤通信电路：本工程XX220kV变考虑接入XX地网现有121、网络，结合XX地区光纤通信网络发展规划及系统一次和光缆建设情况，本工程在XX220kV变配置1套XX地区网10Gb/s光纤通信设备，利用本工程新建及现有光缆建设形成艾家冲500kV变XX220kV变（1+1）、含浦220kV变XX220kV变（1+1）STM-16光纤通信电路，将XX220kV变经含浦220kV变和艾家冲500kV变接入XX地区光纤通信网络。并结合110kV线路光缆，建设形成含浦110kV变XX220kV变红桥变STM-16光纤通信电路。具体建设方案及网络拓扑方案见系统通信方案图。具体光纤通信方案设计及配置见附图。4 变电站站址选择4.1 选址工作简介根据系统规划，XX市岳麓区122、XX220kV变电站建成后与XX含浦220kV变电站（待建）形成互联，供带整个大王山旅游度假区及周边，XX变主要负责南部片区。目前度假区南部规划尚未审定形成最终规划报告，经与规划单位沟通，未来旅游及经济开发区域主要沿XX大道两侧开展，同时在女子监狱南边将建设一个民用机场。根据以上条件，选址工作主要在S41长潭西高速以东，XX大道以西，北X083县道以南，X082县道以北，这四条道路相交形成的区域内进行选址。 前期国网XX供电公司、湖南湘江新区投资集团有限公司、我院等相关单位对XX220kV输变电工程的站址进行了多次现场踏勘。并于2018年11月底召开了选址论证会，由于选址限制条件较多，最终一致123、推选莲花山站址作为本站的唯一站址。目前站址规划已公示，土地调规已在进行中。 莲花山站址在XX镇莲花山村X083县道（南）北侧，女子监狱西侧约1km，站址所在区域目前为农田、荒地及池塘，站址相对县道路面标高要低约3米左右，填方工程量较大，需购土，存在地基处理，无民房拆迁，进站道路引接长度约9.2米，靠近系统负荷位置中心。 4.2 站址区域概况4.2.1所址概况站址位于XX市岳麓区XX镇莲花山村，南X083县道北侧。站址需征地约14.67亩，分布着菜地和水塘。进站道路从站址南侧083县道（南）引接，需新修道路9.2米。站址地貌单元属山间凹地地貌，地形起伏较小，场地自然标高（1985国家高程基准）在124、32.538.0m间，高差约5.5m，水土保持较好。图4.2-1 莲花山站址照片4.2.2 站址土地使用状况站址所属地块已经过现场控规调整公示，在区国土部门的用地属性为一般农田，地块属于湘江新区，待调规。经国土系统查询，暂未流转出，未利用。 图4.2-2 控规示意图 图4.2-3 土规示意图（浅黄色为一般农田）4.2.3 交通情况站址南侧已建083县道（南）路面标高约为39.2m至39.69m，方便引接。目前，站址西侧及东侧规划道路暂无建设时序，站址进站道路引接及给排水管道引接均在现状道路基础上考虑。4.2.4 与城镇规划的关系站址所属地块尚未形成规划，原用地性质与拟建变电站项目用地性质不相符125、，不能满足拟建项目用地要求，现已完成调规公示，调整为供电用地U12。4.2.5 矿产资源站址区域规划为城区，不考虑矿产开发，目前未发现具有开采价值矿藏分布，也未见明显的含矿地层及采空区。 4.2.6 历史文物经初步核查，站址地表地下无文物，无文化遗址、古墓等。 4.2.7 邻近设施经核查，站址对通信无干扰，附近未发现其他军事设施、通信电台、风景区、飞机场等。4.2.8站址的征地、拆迁赔偿情况站址拟占地约0.9780公顷(约为14.67亩)，现状为菜地和水塘，无房屋拆迁，有10米长农渠需改道、赔偿2口水塘及还建DN400自来水管100米，其中站区围墙内用地面积为0.7378公顷(合11.07亩)126、。4.2.9出线条件220kV向南出线，110kV向东出线，10kV向西、南出线，220kV采用架空、电缆混合出线，110kV、10kV均采用电缆出线，站址地势开阔，出线较为方便。4.3 水文气象4.3.1 水文条件所址区域地处湘江水系，所址东延约4.5km为江段，且江势稳定。拟建场地东延约4.5km，湘江自南向北流过，该河流段历史最高洪水位为39.51m（2017年）（1985国家高程）。XX水利枢纽已建成，常年水位为29.7m。百年一遇洪水位为37.56m。4.3.2 气象条件XX属季风气候的中、北亚热带湿润气候，夏季盛吹偏南风，高温多雨，冬季盛吹偏北风，低温少雨；四季分明，光热充足，雨水127、充沛，且雨热同季，受地貌地势的影响，气候复杂并垂直变化和地区差异明显，形成一定的小气候环境和立体气候效应。全市年平均气温17.2，7月最热，月平均气温16.817.2；1月最冷，月平均气温4.45.1，历史上XX市极端最高气温达405，极端最低气温-121，七月高温中心在市区。全市年降雨量有1358.61552.5mm，年均降水量为1361.6mm。年内各月降雨量以5月最多，达200230mm，12月最少，为4353mm。表4.3-1 气象参数统计表参数名称数量备注年平均气温17.2C极端最高气温405C极端最低气温-121C年平均降雨量1361.6mm最大一日降雨量142mm平均相对湿度81128、%最小相对湿度32%最大风速23.5m/s历年最大积雪深度为22mm4.4 工程地质及水源条件4.4.1 站址区域地质及地震地质XX地处湘江和浏阳河交汇的河谷阶地，周围为地势较高的山丘，属于盆地，习称之湘浏盆地，亦称XX盆地。湘浏盆地地貌的形成，是古代地质运动的结果：首先经过雪峰运动和加里东运动，江南古陆地隆起，然后经过中生代三叠纪的印支运动，湖南各地受到扭曲、断裂、褶皱等作用，东北西南走向排列的山地、拗陷槽谷等地貌出现雏形，再经过中生代侏罗纪的燕山运动后，本地区地层断裂拗陷逐渐演变为山间盆地。在后来的新构造运动中，发生了间歇性掀斜式抬升运动，造成了湘浏盆地南高北低，并使盆地内河谷阶地形成梯级129、展布，至第四纪初，出现冰期，丘岗崩塌，岩石碎屑堆积于河床之中，形成白沙井砾石层，经过后来间冰期的湿热气候及长期的风化、淋沥作用，在砾石层上，覆盖着白斑网纹红土。场区存在可能影响场地稳定性的断裂带如下所示：图4.4-1 湖南省主要断裂分布图 （1）常德衡山资兴断裂带：为走滑剪切断裂带，走向NW55o，延长约450km，活动时期为加里东期、印支期，见图一中18号断裂带；（2）公田灰汤新宁断裂带：为韧性剪切带，走向NE35o，延长约480km，宽度412 km，活动时期为加里东期、印支期、燕山期、喜马拉雅期，见图一中10号断裂带；（3）长寿街双牌断裂带：逆冲、韧性剪切带，走向NE35o，延长约440130、km，宽度25km，活动时期为加里东期、印支期、燕山期、喜马拉雅期，见图一中11号断裂带；（4）岳阳湘阴断裂带：为正断层，走向NE15o，延长约130km，活动时期为燕山期、喜马拉雅期，见图一中15号断裂带。XX地处东亚“扬子地块”中间地带，有据可查的地震历史记录仅有两次，据晋书五行志记载：公元288年6月7日(西晋武帝太康九年四月辛酉)XX发生地震，“七至八月又四震，其三，有声如雷”；第二次XX地震发生在公元309年11月19日至12月17日之间(时为晋怀帝永嘉三年十月)，史书记载“荆州湘州地震”，湘州的治所就在今天的XX。综合区域构造地质和地震地质资料，根据变电所岩土工程勘测技术规程（DL131、/T 5170-2015）第7.1条规定，站址周边区域存在微弱全新世活动断裂，所址抗震设防烈度为6度，根据建筑抗震设计规范（GB 50011-2010）第4.1.7条，场地是相对稳定的。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）（2016年版），XX市抗震设防烈度为6度，基本地震动峰值加速度值为0.05g，地震动加速度反应谱特征周期值为0.35s，设计地震分组为第一组。根据国家标准建筑抗震设计规范（GB50011-2010）（2016年版）表4.1.3和地区经验值，估算各地层剪切波速：耕土或淤泥为软弱土，Vs=120m/s；粉质粘土为中软132、土，Vs=200m/s；粉质粘土为中硬土，Vs=350m/s；强风化泥质粉砂岩为中硬土，Vs=450m/s。根据钻孔地层计算，该场地钻孔等效剪切波速约为280m/s，场地覆盖层厚度在56米的范围内，划分拟建场地为中硬土场地，场地类别为类。场地为可进行建设的一般场地。可不考虑液化影响。4.4.2 站址不良地质作用情况4.4.2.1 不良地质作用根据区域地质资料及本次勘察结果，拟建场地未发现滑坡、泥石流等影响场地稳定性的不良地质作用；场地内未发现埋藏的古河道、沟、滨；场地内未发现墓穴、防空洞、采空区；场地内不具有可液化地层。4.4.3 岩土工程条件经本次勘察揭露：拟建站址范围内为耕土或淤泥、粉质粘133、土、强风化泥质粉砂岩及中风化泥质粉砂岩。据地表出露及已完成的钻探揭露，地层从上至下描述如下：耕土（Q4ml）：灰褐色，松散，湿，主要由粉质粘土组成，含植物根茎，层厚0.5m。此层在场地内除水塘外区域均有分布。-1淤泥（Q4ml）：灰褐色，饱和，流塑状，主要为塘底塘泥，含腐殖质，层厚0.5m。此层在场地内水塘中有分布。粉质粘土（Q4al+pl）：褐黄色，褐红色，可塑状，切面稍光滑，稍有光泽，干强度中等，韧性中等。厚度2.102.30m，平均厚度2.17m。此层在场地内除水塘外区域均有分布。粉质粘土（Q3el）：褐黄色，褐红色，硬塑状，含铁锰质结核，切面稍光滑，稍有光泽，干强度中等，韧性中等。厚度134、0.901.00m，平均厚度0.97m。此层在场地内除水塘外区域均有分布。强风化泥质粉砂岩（E2）：红褐色，岩芯风化成砂砾夹土状，局部含碎块，粒径多为1-3cm，岩体极破碎，岩体基本质量等级为级。厚度1.302.00m，平均厚度1.83m。此层在各钻孔中均有遇见。中风化泥质粉砂岩（E2）：红褐色，灰褐色，岩芯呈短柱状，节长多为3-15cm，岩芯采取率为90%，RQD=50，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。该层未揭穿，揭示厚度5.105.30m，平均厚度5.20m。此层在各钻孔中均有遇见。4.4.4 地基及基础方案的分135、析、评价与建议4.4.4.1地基方案建议耕土或淤泥：结构松散，属不良土层，不能作为拟建建（构）筑物的基础持力层，建议清除。粉质粘土：可塑状态，承载力一般，层厚一般，分布较均匀，可作为拟建建（构）筑物的浅基础持力层。粉质粘土：硬塑状态，承载力一般较好，层厚一般，分布较均匀，可作为拟建建（构）筑物的浅基础持力层。强风化泥质粉砂岩：层位稳定，承载力较好，变形小，是拟建建（构）筑物良好的桩基持力层或下卧层。中风化泥质粉砂岩：层位稳定，层厚大，承载力好，变形小，是拟建建（构）筑物良好的桩基持力层或下卧层。根据拟建建（构）筑物结构、荷载以及设计地面整平标高要求，结合其所在场地工程地质条件，主要构筑物基础型136、式建议如下：拟建场地区内工程地质条件较好，场地整平标高为40.0m，主要为填方区，最大基底埋深约3.8m，根据勘探结果分析，场地整平后，建（构）筑物基础类型建议采用独立柱基，粉质粘土、风化岩层均可作为基础持力层。4.4.4.2岩土施工工程分级及力学参数建议值根据现场勘察成果，结合邻近已有建筑工程经验，本场地各岩土层参数建议值见表4.4-1：表4.4-1 指标名称地层名称天然重度（kN/m3）承载力特征值ak(kPa)压缩模量Es(MPa)快剪（标准值）基底摩擦系数凝聚力c(kPa)内摩擦角（度）粉质粘土19.01405.02512.50.25粉质粘土19.823010.04015.00.30强137、风化泥质粉砂岩22.035020中风化泥质粉砂岩22.5800注：带为变形模量根据本次勘察结果，参照建筑桩基技术规范（JGJ94-2008）等有关规程规范，结合地区经验，场地内各地层桩基的工程特性指标建议值按表4.4-2取值：表4.4-2 指标名称地层名称桩 基泥浆护壁钻孔桩人工挖孔桩桩的极限侧阻力标准值qsik (kPa)桩的极限端阻力标准值qpk (kPa)桩的极限侧阻力标准值qsik (kPa)桩的极限端阻力标准值qpk (kPa)粉质粘土5558粉质粘土9294强风化泥质粉砂岩14020001452200中风化泥质粉砂岩18040001904400注：1）特征值可按上表一半取值； 2）138、采用上表数据时，建议采用静载荷试验或深层载荷板校核。4.4.5 水源条件根据现场踏勘及调查收资结果，站址周边村庄已通自来水，自来水管网连接长度在0.8km以内。4.5 土石方初步拟定场地设计标高为40.0m，场地平整填土平均厚度3.5米，池塘区域填土厚度约6.0米，填土量共29500m3，耕土及淤泥土挖方5000m3，不可用于回填，基础及沟道余土9640m3，需购土20110m3，考虑政府交熟地，仅考虑基坑、沟道9640土方外运工程量。场区及进站道路挡墙2900m3。4.6 进站道路和交通运输4.6.1 进站道路进站道路从站址南侧083县道（南）引接，需新修道路9.2米，占地0.18亩。4.6139、.2 大件设备运输XX市交通发达，京广铁路贯穿城区南北，沪昆铁路连接东西，另还有石长铁路连接XX与石门，可达全国各地。沪昆高速、二广高速、长谭高速、长益高速等贯穿全境，形成了四通八达的交通网络。大件运输可采用公路运输方案，主变出厂后通过高速路网转入长潭西高速，再转083县道及XX大道等市内道路运抵站址。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，主变大件运输条件便捷，交通条件好。4.7 施工电源施工电源从附近的10kV坪白线江达支线405-9#杆处搭接，线路路径长度约为415米，引至站址东侧围墙外。4.8 站址环境站址周边无大的污染源，站址区域均属D级污秽区。4.9 通信干扰变电140、站的建设、运行不会对周边通信设施产生大的不利影响。4.10 施工条件站址位于低于南侧道路填方区，场地开阔，场平后，方可布置施工场地及施工机具进场，施工环境较好，施工条件满足施工技术要求。4.11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。序号协议对接部门协议签署情况1XX市岳麓区人民政府已签署2湖南湘江新区管理委员会国土规划局已签署3XX市岳麓区XX街道办事处已签署4XX市岳麓区文物管理所已签署5XX市岳麓区交通管理局已签署6XX市岳麓区环保局未签署，需取得环评报告后才签署4.12压矿和生态红线占用等情况经初步调查，项目未压矿；未占用生态红线。4.13所址经济技术条件考虑建站141、区域位于城市预留发展区域，站址的经济技术数据基于湖南省XX年版220-A2-4全户内方案计算得出。表4.1 站址经济技术表（一）序号项目名称单位莲花山站址备注1站址总征地(含进站道路征地)亩14.672场地平整及支挡土方：挖方（含基础沟道余土）m39640交熟地，不计列场平土石方，仅计列基础、沟道余土土方：填方m30挡土墙m32900边坡m203进站道路m9.2土方：挖方m30土方：填方m304构建筑物基槽余土m396405基础处理5.1C15毛石混凝土m313355.2级配砂石m32006综合平衡后需弃土（交熟地）m39640弃土（废弃物、淤泥）m307截、排水沟（300x400mm）m0表142、4.1 站址经济技术表（二）站址名称莲花山站址站址位置站址位于XX市岳麓区XX镇莲花山村，南X083县道北侧系统位置靠近负荷中心地形地貌站址，站址地貌单元属山间凹地地貌，地形起伏较小，场地自然标高（1985国家高程基准）在32.538.0m间，高差约5.5m，水土保持较好。进出线情况220kV采用架空、电缆混合出线，110kV、10kV均采用电缆出线，站址地势开阔，出线方便。大件运输大件运输条件便捷，交通条件好所外道路连接情况进站道路从站址南侧083县道（南）引接，需新修道路9.2米，占地0.18亩。岩土工程条件不压覆矿产；地表无文物，地震基本烈度6度。工程地质条件好供水方式施工用水、生活用水143、采用市政自来水。排水雨水、生产生活污水经处理排至站址北侧的水渠。防 洪站址高于百年一遇洪水位，回填处理后高于内涝水位，不受洪水威胁与城市规划关系正在调整为电力规划用地施工、备用电源施工电源从附近坪白线引接，路径长约415m。备用电源从虹桥110kV变电站接入，路径长约3.9km。施工条件站址位于低于南侧道路填方区，场平后，方可布置施工场地及施工机具进场，施工环境较好，施工条件满足施工技术要求。征地、拆迁、土石方站址需占地14.67亩。初步拟定场地设计标高为40.0，场平土石方工程量0m3（政府交熟地），挡土墙工程量为2900m3，护坡工程量约0m2，还建自来水管100米。网络工程量站址距220144、kV学响、线约0.65km，220kV线路路径短，搭接方便，对周边土地开发利用影响小，与规划机场不冲突。艾家冲XX变220kV线路工程：25.5km，220kV学响、线进220kVXX变线路工程（含浦侧）：1km220kV学响、线进220kVXX变线路工程（九华北侧）：1.2km莲花山站址征拆量小、土石方适中、挡墙支护较多、无边坡支护、进站道路较短、线路路径长度适中，站址总体施工条件较好，且已取得规划和国土等部门原则同意，并通过湘江新区选址论证审核推荐，经综合考虑，莲花山站址作为XX220kV变电站建设站址是适宜的。5 变电站工程设想5.1 电网概况5.1.1 建设规模（1）主变容量本期124145、0MVA，远期4240MVA。（2）出线规模：220kV出线本期6回，远期8回；110kV出线本期2回，远期14回；10kV出线本期14回，远期10kV每台主变出线14回。（3）无功补偿：本期低压侧装设410.0Mvar容性无功补偿，110.0Mvar感性无功补偿；远期每台主变低压侧配置4410.0Mvar容性无功补偿，4110.0Mvar感性无功补偿。5.1.2 网络结构220kV层面：新建XX艾家冲变220kV线路2回，双“”含浦九华北220kV线路。110kV层面：新建XX虹桥、XX含浦110kV线路2回。5.2 电气一次5.2.1 本工程定位描述本工程有以下几个特点：（1）本站是XX湘146、江新区南部重要的供电中枢、重要变电站，湖南电力系统的中间变电站。（2）完备的在线监测系统，实现状态检修，减少维护费用。（3）变电站按智能化变电站设计。（4）采用长寿命、节能的照明设备，减少维护费用。5.2.2 通用设计执行情况根据规划位置特点，本工程可研共设计了2个方案。方案一以国家电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017年版）湖南公司实施方案220-A2-4方案为基本模块加以调整形成，即全站采用全户内布置，220kV设备采用户内GIS设备布置，110kV设备采用户内GIS设备布置，10kV设备采用中置式开关柜户内布置。方案二以国家电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计147、（2017年版）220-A3-4方案为基本模块加以调整形成，采用半户内布置，主变压器采用户外布置，220kV采用户内GIS设备布置，110kV采用户内GIS设备布置，10kV设备采用中置式开关柜户内布置。5.2.3 与通用设计的差异（1）本工程方案一与国家电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017年版）湖南公司实施方案A2-4方案主要对比如下：项目HN220-A2-4方案方案一建设规模主变远期4240MVA一致本期2240MVA1240MVA出线220kV远/本期6/48/6110kV远/本期14/714/210kV远/本期56/2856/14无功补偿感性/远期4210Mvar4148、110Mvar感性/本期2210Mvar1110Mvar容性/远期4410Mvar一致容性/本期2410Mvar1410Mvar电气主接线220kV远/本期双母线单分段一致110kV远/本期双母线一致10kV远/本期单母线四分段/单母线分段单母线四分段/单母线主要设备选型主变户内分体式一致220kV户内GIS一致110kV户内GIS一致10kV户内开关柜一致综合配电楼8236.5m一致电气总平面113.565=7377.5m一致综上比较，方案一与HN220-A2-4方案基本保持一致，主要不同点：建设规模不同。（2）本工程方案二与国家电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017年版）149、A3-4方案主要对比如下：项目220-A3-4方案方案二建设规模主变远期4240MVA一致本期1240MVA一致出线220kV远/本期8/48/6110kV远/本期14/714/210kV远/本期56/14一致无功补偿感性/远期4110.0Mvar一致感性/本期1110.0Mvar一致容性/远期448.0Mvar4410Mvar容性/本期148.0Mvar1110Mvar电气主接线220kV远/本期双母线单分段一致110kV远/本期双母线一致10kV远/本期单母线四分段/单母线分段一致主要设备选型主变户外一体式一致220kV户内GIS一致110kV户内GIS一致10kV户内开关柜一致综合配电楼150、220kV76.512.5m一致110kV68.010.0m一致电气总平面10584=8820m一致综上比较，方案二与220-A3-4方案基本保持一致，主要不同点：建设规模不同。5.2.5 短路电流计算及主要设备选择按照系统远景水平年规划规模计算，系统归算到本站母线的阻抗标幺值如下表：电压等级正序电抗零序电抗220kV母线0.009560.01039110kV母线阻抗基准值为：Sj=100MVA；Uj=Ucp。主变压器短路阻抗取高阻抗值：Uk1-2%=14，Uk1-3%=64%，Uk2-3%=50。按照上述系统阻抗值计算三相短路电流结果如下：短路点220kV母线110kV母线10kV母线短路点151、平均电压（kV）23012111短路电流周期分量起始有效值（kA）26.2619.7622.58短路全电流最大有效值（kA）39.65229.83734.095短路电流冲击值（kA）66.84750.30157.479根据短路电流计算结果，本工程220kV、110kV及10kV设备短路水平分别按50kA、40kA及40kA/31.5kA考虑，根据湖南省污区分布图，变电站所处位置为d级污秽区，变电站电气设备污秽等级按级选择，户外设备爬电比距按25mm/kV考虑。设备在典型设计基础上参照国家电网公司标准化建设成果（通用设计、通用设备）应用目录（XX年版）选择，本工程两个方案除主变部分不同，其它设备152、选择一样，具体选择如下：（1）主变压器选用国家电网公司集中规模招标物资采购标准中的标准物料，具体参数见表5.2.5-1。表5.2.5-1 主变压器参数表项 目参 数本期数量型 式方案一户内分体式、高压侧有载调压、油浸式、高阻抗、三相三绕组1台方案二 户外一体式、高压侧有载调压、油浸式、高阻抗、三相三绕组容 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风冷(ONFN)套管TA高压中性点套管300/1A 5P30/5P30中压中性点套管600/1A 5P30153、/5P30（2）220kV设备两个方案220kV采用户内GIS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表5.2.5-2。表5.2.5-2 220kV主要设备参数表设备名称型式及主要参数本期数量GIS出线间隔断路器:4000A/50kA隔离开关:4000A，50kA/3s接地开关:50kA/3s快速接地开关，50kA/3s电流互感器：12502500/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S电磁式电压互感器：0.5/3P， 6个GIS主变进线间隔断路器:4000A /50kA隔离开关:4000A，50kA/3s接地开关:50kA/3s电流互感器：1154、2502500/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S1个GIS母联间隔断路器:4000A /50kA隔离开关:4000A，50kA/3s接地开关:50kA/3s电流互感器：20004000/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S2个GIS分段间隔断路器:4000A /50kA隔离开关:4000A，50kA/3s接地开关:50kA/3s电流互感器：20004000/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S1个GIS母线设备间隔隔离开关:4000A，50kA/3s接地开关:50kA/3s快速接地开关，50kA/3s电磁式电压互感器:10000 pF， 0.2/0.5/0.5(3P155、)/6P3个GIS备用间隔断路器:4000A /50kA隔离开关:4000A，50kA/3s5个避雷器氧化锌避雷器: 204/532kV，10kA12台（3）110kV设备两个方案110kV设备均采用GIS设备，选择结果见表5.2.5-3表5.2.5-3 110kV主要设备参数表设备名称型式及主要参数本期数量GIS主变进线间隔断路器:3150A /40kA隔离开关:3150A，40kA/3s接地开关:40kA/3s电流互感器：8001600/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S1个GIS出线间隔断路器:3150A /40kA隔离开关:3150A，40kA/3s接地开关:40kA/3s电156、流互感器：21200/1A，5P30/0.2S2个GIS母联间隔断路器:3150A /40kA隔离开关: 3150A，40kA/3s接地开关:40kA/3s电流互感器：8001600/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S1个GIS母线设备间隔隔离开关: 3150A，40kA/3s接地开关:40kA/3s快速接地开关：40kA/3s电磁式电压互感器:10000 pF， 0.2/0.5/0.5(3P)/6P2个GIS备用间隔隔离开关:4000A，40kA/3s15个（4）10kV设备10kV设备为户内布置，采用中置式开关柜。10kV主要设备选择结果见表5.2.5-4。表5.2.5-4 10157、kV主要设备选择结果表设备名称型式及主要参数本期数量开关柜进线柜10kV，4000A，40kA1面进线隔离柜10kV，4000A1面出线柜10kV，1250A，31.5kA15面电容器柜10kV，1250A(相控)，31.5kA4面接地变柜10kV，1250A，31.5kA2面电抗器柜10kV，1250A(相控)，31.5kA1面PT柜10kV，1250A2面隔离柜10kV，4000A1面电容器组10kV，10Mvar，5%，12% 4组电抗器10kV，10Mvar1组接地变及消弧线圈接地变干式，1500kVA1组消弧线圈干式，1000kVA隔离开关10kV，630A避雷器氧化锌避雷器：17/158、46，5kA站用变压器10kV，400kVA1台XX变电站本期10kV出线14回，远期10kV出线四段母线共56回，均采用电缆出线，10kV电缆线路按每回3km计算：本期10kV线路产生的电容电流：=根据电气一次手册P262表6-46变电所增加的10kV接地电容电流值为16%，总的电容电流：因此10kV线路本期电容电流大于10A，应采用消弧线圈接地。本期布置两组消弧线圈，每组容量要求为：本期选择消弧线圈容量为1000kVA。接地变1组选用1500kVA，兼站用变用，其中站用变容量为500kVA。（5）无功补偿装置本期在10kV侧配置4组无功补偿并联电容器装置,串联电抗率5%、12%，每套容量均159、为10Mvar，均采用户内框架式设备，单只电容器容量为417kvar，串联电抗器采用铁心电抗器。本期在10kV侧配置1组无功补偿电抗器装置，容量均为10Mvar，均采用户内铁心式设备。（6）主变中性点设备（两方案相同） 根据短路电流及额定电流计算结果选择设备，具体参数见表5.2.5-5。表5.2.5-5 主变中性点设备选择结果表设备名称型 式 及 主 要 参 数本期数量220kV主变中性点成套装置单极隔离开关：126kV，1250A1套干式电流互感器：300/1A，5P20/5P20氧化锌避雷器：146/320110kV主变中性点成套装置单极隔离开关：72.5kV，630A1套干式电流互感器：160、600/1A，5P20/5P20氧化锌避雷器：73/173（7）导体选择导体选择原则：1）母线的载流量按系统规划的可能流通容量选择，并按发热等条件进行校核；2）主变压器回路按主变压器的回路持续工作电流进行选择；3）出线回路与该回路线路导体截面一致；4）母线联络回路按一个最大电源元件的计算电流选择。参照以上导线选择原则及与线路配套，导体的选择结果如下：根据系统资料，220kV母线最大穿越功率按1000MW考虑，110kV母线最大穿越功率按300MW考虑。 表5.2.5-6 各级电压导体计算选择结果电压回路名称回路持续工作电流（A）选择导体导体截面选择控制条件型号长期允许载流量(A)220kV主母161、线2916GIS母线4000最大传输功率主变进线661YJLW03-ZB-127/220-18001028变压器最大工作电流LGJ630/45945母联661GIS母线4000最大电源元件出线/2（LGJ630/45）1890与线路统一110kV主母线1750GIS母线3150最大传输功率主变进线1323YJLW03-ZB-110-116001592变压器最大工作电流2（LGJ-500/50）1626出线/与线路统一10kV主变进线30793(TMY-12510)416310kV侧最大工作电流开关柜母线30793(TMY-12510)416310kV侧最大工作电流电容器回路7512(YJV22162、-3300)883额定电流的1.30倍接地变回路91YJV22-3185330短路热稳定最小截面说明：1）导体长期允许载流量已按最热月平均最高温度+40，导体表面温度80进行了修正；2）电缆载流量已按电缆沟或隧道中环境温度40进行修正；5.2.6 电气平面布置变电站站址位于XX市岳麓区XX镇莲花山村，位于X083县道线与S41长潭西高速交界东北侧。根据站址规划及周边实际情况，该站址可用全户内与半户内两种方案。5.2.6.1 方案一根据本工程在系统中的位置及220kV、110kV出线方向，电气总平面布置参照国家电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017年版）湖南公司实施方案220-163、A2-4方案为基本模块加以调整形成。变电站围墙南北向长65米，东西向长113.5米。全站采用全户内布置，220kV设备采用户内GIS，布置在综合配电楼南侧，采用单列布置；110kV设备采用户内GIS，布置在综合配电楼东侧，采用单列布置；主变压器布置在综合楼的北侧，10kV配电室布置在主变压器与220kV GIS室的中间，电抗器布置在综合楼一楼的西南角，电容器布置在综合楼的二楼；变电站的进站大门位于站区的东北角。220kV出线规划8回，其中4回架空出线，4回电缆出线。架空出线绝缘子挂点布置在综合楼屋顶上。110kV配电装置均采用电缆出线。10kV配电装置采用中置式开关柜双列布置于10kV配电室，164、出线均采用电缆出线。为了便于设备运输、检修方便，站内设置4.0/4.5（主变侧）米宽的环形通道。5.2.6.2 方案二根据本工程在系统中的位置及220kV、110kV出线方向，电气总平面布置参照国家电网公司220kV智能变电站模块化建设通用设计（2017年版）湖南公司实施方案220-A3-4方案为基本模块加以调整形成。变电站围墙南北向长84米，东西向长105米。全站采用半户内布置，全站有两栋综合楼，南侧综合楼一楼布置无功补偿装置，二楼布置220kV GIS装置；北侧综合楼一楼布置10kV开关柜，二楼布置110kV GIS装置；主变压器布置在两坐综合楼的之间，户外布置；变电站的进站大门位于站区的165、西南角侧。220kV出线规划6回架空出线；架空出线绝缘子挂点布置在综合楼屋顶上。110kV配电装置规划采用电缆出线。10kV配电装置采用中置式开关柜双列布置于10kV配电室，出线均采用电缆出线。为了便于设备运输、检修方便，本站进站道路为4.5米，其他道路为4米。5.2.6.3 方案比较方案一和方案二区别主要在于方案一为全户内布置，全站只有一栋综合楼，变压器采用分体式，方案二采用半户内布置，全站有两栋综合楼，变压器采用一体式。具体技术经济比较见下表：项目方案一方案二建设规模主变远期4240MVA一致本期1240MVA一致出线220kV远/本期8/6一致110kV远/本期14/2一致10kV远/本166、期56/14一致无功补偿感性/远期4110Mvar一致感性/本期1110Mvar一致容性/远期4410Mvar一致容性/本期1410Mvar一致电气主接线220kV远/本期双母线单分段接线一致110kV远/本期双母线接线一致10kV远/本期单母线四分段/单母线一致主要设备选型主变户内分体式户外一体式220kV户内GIS一致110kV户内GIS一致10kV户内开关柜一致配电综合楼m29934641围墙内用地面积m7377.58820征地面积m978010686建筑工程费万元44525294设备购置费万元43444296安装工程费万元14321651其他费用（静态）万元31133366总投资（静态167、）万元1334114607注：对比以方案一为基准。方案一优点是布置紧凑，占地面积较小，GIS设备及电抗器均布置在一楼，施工比较容易，运行检修方便；变压器户内布置，噪音较小。方案二优点是主变压器220kV、110kV进线采用软导线，容易维护，设备费用较低，GIS设备均布置在二楼，安装运维比较困难，变压器布置在户外，噪音较大。方案二较征地增加3.43亩，建筑增加1643m2，且由于面积扩大，需截断农用水渠一条，再还建一条，造成建筑费及其他费用较高。本站站址位于城区，征地场平费用高，且周边有民居，对环境要求高。综合上述对比，本工程推荐方案一。5.2.4 电气主接线本工程两个方案主接线形式相同：220168、kV母线电气主接线本期、远期均采用双母线单分段接线；110kV母线电气主接线本期及远期均采用双母线接线；10kV母线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。5.2.7 绝缘配合及过电压保护电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器、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选择。5.2.7.1 220kV过电压保护及绝缘配合（1）220kV过电压控制水平220kV过电压控制水平如下：工频过电压：1）线路断路器的变电站侧为1.3p.u。2）线路断路器的线路侧为1.4p.u。（2）220kV过电压保169、护本工程采用金属氧化物避雷器限制220kV系统过电压水平。根据湖南电网110kV及以上变电站雷电活动统计数据，本站站址处于多雷区（年平均雷暴日数47.3日），依据国家电网公司生20091208号文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，本站220kV架空出线侧、母线设备间隔需加装避雷器，为防止220kV线路雷电侵入波对主变压器和其它电器设备的危害。（3）220kV避雷器参数220kV避雷器选择无间隙金属氧化物避雷器，参照国家电网公司通用设备选型，其主要技术参数见表5.2.7-1。表5.2.7-1 220kV系统氧化锌避雷器参数项 目母 线出 线主变压器220kV中性点系统标称电压170、（有效值）220220220避雷器额定电压（kV，有效值）204204146持续运行电压（kV，有效值）159159116雷电冲击残压（kV/kA，峰值，不大于）532532320陡坡冲击残压（kV/kA，峰值，不大于）594594（4）220kV设备绝缘配合根据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，220kV设备绝缘配合系数如下：1）变压器内、外绝缘的全波额定雷电冲击耐压与变电站避雷器标称电流下的残压间的配合系数取1.4。2）高压电器、电流互感器、单独试验的套管、母线支持缘子等的全波额定雷电冲击耐压与避雷器标称电流下的残压间的配合系数取1.4。3）变压器、171、电流互感器截波额定雷电冲击耐压取相应设备全波额定雷电冲击耐压的1.1倍。4）电器设备内绝缘相对地额定操作冲击耐压与避雷器操作过电压保护水平问的配合系数不应小于1.15。 5）电气设备外绝缘相对地干态额定操作冲击耐压与相应设备的内绝缘额定操作冲击耐压相同，淋雨时耐压值可低5%。变压器外绝缘相间干态额定操作冲击耐压与其内绝缘相间额定操作冲击耐压相同。根据以上原则，220kV设备耐受电压及保护水平配合系数如下：表5.2.7-2 220kV电气设备耐受电压及保护水平配合系数设 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）lmin工频耐压（kV，有效值）全 波截172、 波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器9509501050395395全波:950/532=1.79截波:950/594=1.60其他电器9509501175395395断路器断口间950950-395395全波:950/532=1.79隔离开关断口间-950+200-395+145全波:950/532=1.79注：仅电流互感器承受截波耐压试验。5.2.7.2 110kV过电压保护及绝缘配合（1）110kV过电压控制水平110kV过电压控制水平如下：工频过电压：1）线路断路器的变电站侧为1.3p.u。2）线路断路器的线路侧为1.4p.u。（2）110kV过电压保护本工程采用金属氧化物避雷器限制1173、10kV系统过电压水平。根据湖南电网110kV及以上变电站雷电活动统计数据，本站站址处于多雷区，依据国家电网公司生20091208号文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，本站110kV架空出线间隔、110kV母线设备间隔需加装避雷器，防止雷电波入侵。（3）110kV避雷器参数110kV避雷器选择无间隙金属氧化物避雷器，参照国家电网公司通用设备选型，其主要技术参数见表5.2.7-3。表5.2.7-3 110kV系统氧化锌避雷器参数项 目母 线出 线主变压器110kV中性点系统标称电压（有效值）110110110避雷器额定电压（kV，有效值）10210273持续运行电压（kV，有174、效值）79.679.658雷电冲击残压（kV/kA，峰值，不大于）266266173陡坡冲击残压（kV/kA，峰值，不大于）297297（4）110kV设备绝缘配合根据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，110kV设备绝缘配合系数如下：1）变压器内、外绝缘的全波额定雷电冲击耐压与变电站避雷器标称电流下的残压间的配合系数取1.4。2）高压电器、电流互感器、单独试验的套管、母线支持缘子等的全波额定雷电冲击耐压与避雷器标称电流下的残压间的配合系数取1.4。3）变压器、电流互感器截波额定雷电冲击耐压取相应设备全波额定雷电冲击耐压的1.1倍。4）电器设备内绝缘相对地175、额定操作冲击耐压与避雷器操作过电压保护水平问的配合系数不应小于1.15。 5）电气设备外绝缘相对地干态额定操作冲击耐压与相应设备的内绝缘额定操作冲击耐压相同，淋雨时耐压值可低5%。变压器外绝缘相间干态额定操作冲击耐压与其内绝缘相间额定操作冲击耐压相同。根据以上原则，110kV设备耐受电压及保护水平配合系数如下：表5.2.7-4 110kV电气设备耐受电压及保护水平配合系数设备名称设 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）lmin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480550530200200全波:480/266=1.8截波:5176、30/297=1.79全波:550/266=2.07其他电器550550530230230断路器断口间550550-230230全波:550/266=2.07隔离开关断口间-550+100-230+70全波:550/266=2.07注：仅电流互感器承受截波耐压试验。5.2.7.3 10kV电气设备及主变压器中性点的绝缘配合根据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，当“变压器高低压侧接地方式不同时，低压侧宜装设操作过电压保护水平较低的避雷器”。目前国内厂家生产的氧化锌避雷器，其保护性能和工作特性优良，满足该规定要求。为此，10kV侧配置YH5WZ（R）-17/177、45型氧化锌避雷器，其主要配置如下：1）主变低压侧装设氧化锌避雷器。2）10kV母线加设母线避雷器。3）低压并联电容器组前装设一组氧化锌避雷器。4）所有出线柜、电容器柜、所用变柜均加设避雷器。5）主变中性点高、中压侧，各装YH1.5W-146/320和YH1.5W-73/173型。10kV氧化性避雷器主要技术参数见表5.2.7-5。表5.2.7-5 10kV氧化锌避雷器参数表名 称参 数标称电压（kV，有效值）17额定电压（kV，有效值）13.6操作冲击残压（kV，有效值）38.3雷电冲击5kA残压（kV，峰值）45陡波冲击残压（kV，有效值）51.8按照GB/T 50064-2014交流电气178、装置的过电压保护和绝缘配合设计规范，10kV设备额定绝缘水平如下：表5.2.7-6 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设 备 名 称设 备 耐 受 电 压 值雷电冲击耐压（kV，峰值）lmin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220kV中性点480450200185主变压器110kV中性点350350155155主变压器低压侧7575853535断路器断口间7575-4242其他电器7575-42425.2.7.4 绝缘子串片数的选择根据湖南省污区分布图，变电站所处位置为c级污秽区，变电站电气设备污秽等级按d级选择。按国家标准GB/T 2179、6218-2011污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定中规定，取爬电比距为25mm/kV，依最高运行相电压和泄漏比距选择绝缘子串片数；根据导线荷载大小，选用不同强度的悬式绝缘子，单片绝缘子的爬电距离为450mm。根据导体和电器选择设计技术规定（DL/T 5222-2005）第21.0.9条的规定，考虑绝缘子的老化，220kV及110kV配电装置中每串耐张绝缘子要预留2片作为零值绝缘子，每串悬垂绝缘子要预留1片作为零值绝缘子，根据计算，220kV耐张绝缘子串片数取16，悬垂绝缘子串片数取15片，110kV耐张绝缘子串片数取9，悬垂绝缘子串片数取8片，以上均考虑了零值绝缘子片数。5.2.8 180、防雷与接地变电站防直击雷接地根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T620-1997和交流电气装置的接地DL/T621-2011进行设计。（1）防直击雷保护本站推荐方案一采用全户内布置，所有电气设备均布置在户内，根据DL/T620在配电综合楼屋顶沿女儿墙敷设避雷带，并按电气图纸多点与主接地网相连，凡屋顶突出的金属物，均应与就近的避雷带相连。（2）接地（方案一）按照国家电网2018年12月印发的国家电网公司十八项电网重大反事故措施第14.1.1.2条规定“对于 110（66） kV 及以上电压等级新建、 改建变电站， 在中性或酸性土壤地区， 接地装置选用热镀锌钢为宜，在强碱性土壤地区或者181、其站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重腐蚀的中性土壤地区，宜采用铜质、 铜覆钢（铜层厚度不小于0.25mm）或者其他具有防腐性能材质的接地网。对于室内变电站及地下变电站应采用铜质材料的接地网”。因此，本工程主接地网选用铜质接地体（-405的扁铜），与主建筑物的主结构钢筋连接，集中垂直接地体选用20的接地铜棒。控制室独立敷设与主接地网紧密连接的二次等电位接地网，电缆沟内敷设-254铜排作为屏蔽控制电缆及端子箱接地用。为了方便设备检修接地，在各配电室合适位置布置接地端子盒。室内接地扁钢扁钢沿配电楼上引时应与钢筋混凝土中的钢筋焊接成网。室内接地网与室外变电站主接地网可靠连接，连接点不少于4处。根据182、地勘资料，依据电气工程电气设备设计手册（电气一次部分）表16-2中季节系数选择范围结合勘测时的实际天气情况，季节系数K取1.6，本工程敷设常规地网层电阻率约取480m。本工程最大单相短路电流26790A，入地电流11589A。5.2.8.1 接地线选择校验根据GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范，接地装置的热稳定校验： SgIg/c=44.49mm2式中：Sg接地线的最小截面mm2； Ig流过接地线的短路电流，取最大单相接地短路电路11589A； te短路的等效持续时间=tm+tf+to=0+0.5+0.150.65s ；其中： t m主保护动作时间：0s （220kV）; 183、tf为断路器失灵保护动作时间0.5s（220kV）； to为断路器开断时间0.15s； c为接地材料的热稳定系数，扁铜取210。 5.2.8.2接地网接地电阻根据GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范，水平接地网接地电阻：其中，接地网面积S=7024.5m2，土壤电阻率=480m。5.2.8.3接地电阻允许值计算接地电阻允许值分别按地电位升高、接触电位差、跨步电位差校验如下：（1）按电位升高允许值，要求接地电阻为：地电位升高要求接地电阻小于等于0.17，不满足要求。（1）按接触电位差允许值，要求接地电阻为：1）按测量土壤电阻率取值接触电位差的允许值为：Ut=（174+0.17f184、）/t=（174+0.17480）/0.65=317.03V即允许的最大接触电位差为：Utmax=Ut=317.03V考虑避雷线分流时：R=Umax/KmaxI=317.03/（ 0.20678611589）=0.13接触电位差要求接地电阻小于等于0.13；2）本站为户内站考虑在在操作小道敷设高阻砖或者铺设沥青后电阻值5000.m后，接触电位差的允许值为：Ut=（174+0.17f）/t=（174+0.175000）/0.65=1270.12V即允许的最大接触电位差为：Utmax=Ut=1270.12V考虑避雷线分流时：R=Umax/KmaxI=1270.12/（0.20678611589）=185、0.53接触电位差要求接地电阻小于等于0.53；3）按跨步电势允许值，要求接地电阻为：Us=（174+0.7f）/t=（174+0.7480）/0.65=632.58V即允许的最大接触电位差为：Umax=Us=632.58V考虑避雷线分流时：R=Umax/Ks.maxI=632.58/（ 0.06194711589）=0.88跨步电位差要求接地电阻小于等于0.88。5.2.8.4允许接地电阻计算结论采取常规接地网处理后的接地电阻值为2.86，不满足地电位升要求接地电阻0.17、接触电位差要求值0.53、跨步电位差要求值为0.88。5.2.8.5降阻方案根据土壤电阻率测试报告及接地计算，本站需进186、行降阻，降阻方案结合地勘情况从两个方面进行考虑：（1）地勘资料显示站址内地下水中富含矿物导电离子，但存在强烈的屏蔽效应，且场地整平后大部分为填方区。本工程建议采用深井内放置离子接地极方式降阻。（2）考虑到变电站面积限制，为达到目标降阻值，若仅靠离子接地极完成，将造成较大屏蔽效果，费用过高，可选择适当敷设降阻模块。1）接地模块沿变电站周边以及进站道路（征地范围内）均匀敷设接地模块120个（48042050），并回填低电阻率增效剂。单个模块接地电阻为：R模块=0.158=0.158480=75.84 （480m）并联110组模块后的接地电阻为 R2=R模块/（120）=0.90式中: 模块调整系数187、，据厂家值为0.7采取接地模块后全站接地电阻值为：R12R1/R22.86/0.90=0.68。2）深井降阻（敷设离子接地极）：在变电站内围墙内均匀设置4口200mm40m接地深（斜）井（含镀铜钢管），每口井配置1组离子接地极，每组10套。单组离子接地极的电阻为：其中：土壤电阻率， L接地极长度， D等效垂直接地体直径（取0.2m）， K降阻系数（取20）2）4组离子接地极并联后采取离子离子接地极后全站接地电阻值为：R123R12/R30.68/2.07=0.51。3）结论采取离子接地极以及接地模后全站接地电阻值为0.51，满足在采取操作地坪的措施下接地电阻要求值（小于0.53）以上是基于土壤188、电阻率测试后的理论计算，要求主地网施工后，进行接地电阻测量，再行报送设计院进行理论计算的修正，以便采取进一步措施。5.2.9 站用电及照明5.2.9.1 站用电源根据DL/T 5155-2002220kV500kV变电站站用电设计技术规程规定，本工程设2个站用电源，分别引自2台主变压器低压侧。本期只有1台主变压器时，其中1台站用变引自站外电源。5.2.9.2 站用变容量选择两台站用变压器互为备用，每台站用变按全站计算负荷选择，全站负荷统计见下表。5.2.9-1 全站交流负荷统计表序号名称负荷性质安装容量计算容量负荷类别一、动力1直流充电装置不经常、连续70kW70kW2UPS电源经常、连续20189、kVA20kVA3消防水泵不经常、短时10kW10kW4主变压器检修箱不经常、短时80kW80kW5220kV配电装置检修箱不经常、短时30kW30kW6110kV配电装置检修箱不经常、短时30kW30kW710kV电容器场地检修箱不经常、短时20kW20kWP1=260kW二、加热防潮1220kV智能控制柜空调经常、连续152kW30kW2110kV智能控制柜空调经常、连续212kW42kW3二次设备室空调经常、连续23.75kW7.5kW410kV开关柜室空调经常、连续43.75kW15kW5蓄电池室空调经常、连续23.75kW7.5kW6警卫室经常、连续11.5kW1.5kWP2=103190、.5kW三、照明1户外照明配电箱经常、连续3kW3kW2照明配电箱经常、连续6kW6kWP3=9kWS=0.85P1+P2+P3=333.5kVA由以上计算结果，结合国网物资平台可选标准物料，建议本工程站用变压器容量选用500kVA。5.2.9.3 站用电接线变电站站用电源采用交直流一体化系统。站用电采用三相四线制接线，380V/220V中性点接地系统，由6面交流低压配电柜组成。站用电采用双ATS两段单母线接线，每台站用变各带一段母线，分裂运行。对于重要负荷采用双回路供电，全容量备用。5.2.9.4 照明5.2.9.4.1 照明及检修网络（1）照明变电站内设置正常照明和应急照明。正常照明电压为191、交流380/220V，采用TN-C-S系统，由站用电源供电；应急照明有直流系统蓄电池供电，出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。（2）检修电源本站在主变压器、220kV、110kV、10kV配电装置室等均设有检修电源箱，其电源由站用380/220V配电盘供电。5.2.9.4.2 主要场所的照明及控制方式公用二次设备室照明均采用节能LED灯，通道采用圆盘吸顶灯，蓄电池室采用防爆灯具，屋外配电装置道路照明拟采用高效节能的低位杆式灯照明方式。户内照明采取就地集中开关控制，户外照明采用照明箱内开关控制。5.2.9 施工电源及备用电源施工电源从附近的10kV坪白线江达支线405-9#杆处搭接，线路路径长度192、约为415米，引至站址东侧围墙外。备用电源采用专线方案，在站址东北方向XX大道与巴溪大道交叉路口有110kV红桥变，本次从红桥变已有备用间隔新建一趟专线沿站外XX大道向南敷设至花溪路，沿花溪路向西敷设至X083县道，沿X083县道向南敷设至站址南侧围墙外，通过10kV出站电缆沟接至站内站用变柜。本次新建YJV22-3300电缆长度825米，新建架空线路JKLYJ-10-240导线路径长3061米。沿XX大道均可有电缆排管敷设，沿X083县道采用架空线路敷设至站外，通过电缆引下接入站内站用变柜。5.2.10 光缆、电缆设施5.2.10.1 电缆选型电力电缆和控制电缆选择按照GB50217-200193、7电力工程电缆设计规范选择。5.2.10.2 光缆、电缆敷设户外高压电缆采用电缆沟和隧道敷设方式，户内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。站内二次设备室通信联系采用屏蔽双绞线，但采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输宜采用光纤。光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定，光缆采用穿管、槽盒方式敷设。5.2.10.3 电缆防火凡通向屋内配电装置的电缆隧道、孔洞及柜、盘柜的孔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）的电缆沟盖板予以密封处理。电缆穿出地面处应有穿管保护，未穿电缆前用圆锥形砂浆混凝土将保护管两头194、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。屏蔽层接地措施按国标GB50217-2007电力工程电缆设计规范要求设计。5.2.11 融冰本输变电工程本期220kV出线6回，分别为新建XX艾家冲220kV线路2回，双“”220kV含浦九华北线路4回，线路路径总长27.2km，设计覆冰厚度15mm，2008年冰灾期间，在本工程线路途经区段未出现倒塔断线事故。本工程变电站内本期不考虑融冰，预留交流融冰柜位置。5.3 电气二次5.3.1 变电站自动化系统5.3.1.1 模块化建设原则 电气一、二次集成设备最大程度实现工厂内规模生产、调试、模块化配送，减少现场安装、接线、调试工作195、，提高建设质量、效率。监控、保护、通信等站内公用二次设备宜按功能设置一体化监控模块、电源模块、通信模块等；间隔层设备宜按电压等级或按电气间隔设置模块，户外变电站宜采用模块化二次设备、预制舱和预制式智能控制柜，户内变电站宜采用模块化二次设备和预制式智能控制柜。过程层智能终端、合并单元宜下放布置于智能控制柜，智能控制柜与GIS控制柜一体化设计。宜采用预制电缆和预制光缆实现一次设备与二次设备、二次设备间的光缆、电缆即插即用标准化连接。变电站高级应用应满足电网大运行、大检修的运行管理需求，采用模块化设计、分阶段实施。5.3.1.2 变电站自动化系统设计原则 变电站自动化系统采用开放式分层分布式系统，系196、统设备配置和功能应满足无人值班技术要求。 变电站自动化体系结构在逻辑功能上由站控层、间隔层和过程层三层设备组成，整个体系结构为“三层三网”结构。采用DL/T 860通信标准。 变电站内信息具有共享性，保护故障信息、远动信息、微机防误系统不重复采集。 保护及安全自动装置采样值传输，应满足Q/GDW 4412010规范的要求；测控、故障录波、电能表等装置采样值报文采用点对点方式传输。保护及安全自动装置采用GOOSE点对点直接跳闸。 自动化系统实现全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制(SCADA)、操作闭锁以及电能量采集、保护信息管理等相关功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥197、控等全部远动功能，具有与调度通信中心计算机系统交换信息的能力，具有部分高级应用功能。提高变电站运行的自动化水平和管理效率，优化整个变电站的全寿命周期成本。 5.3.1.3 自动化系统设计方案 本站计算机监控系统采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层和过程层及网络设备组成。（1）站控层设备 站控层包含监控主机（集成操作员站、工程师站、数据服务器、图形网关机功能）、综合应用服务器、数据通信网关机、时钟同步装置、网络打印机等设备。通过站控层设备向站内运行人员提供人机联系界面，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，并与远方调控中心通信。（2）间隔层设备 220kV采用双198、套保护及一套测控装置，110kV采用单套保护测控一体化装置，10kV电压等级采用保护测控一体化装置。主变采用保护测控独立装置，主变各侧及本体测控装置按单套配置。 （3）过程层设备 1）合并单元 220kV线路、母联、主变高压侧及中性点各间隔采用独立的合并单元，按双套配置；110kV线路、母联各间隔采用合并单元智能终一体化装置，按单套配置；220kV母线采用独立的合并单元，按母线段单套配置；110kV母线采用独立的合并单元，按母线段单套配置；主变中、低压侧采用合并单元智能终一体化装置，按双套配置；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。 2）智能终199、端 220kV线路、母联、主变高压侧各间隔采用独立的智能终端，按双套配置；220kV母线采用独立的智能终端，按母线段单套配置；110kV母线采用独立的智能终端，按母线段单套配置；主变本体采用独立的智能终端，按单套配置，集成非电量保护功能；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。 （4）网络设备 全站网络在逻辑功能上由站控层、间隔层、过程层网络组成。 1）站控层：站控层通过网络与站控层其他设备通信，与间隔层设备通信，传输MMS报文和GOOSE报文；站控层网络采用双重化星形以太网络，站控层设备通过两个独立的以太200、网控制器接入双重化站控层网络。 2）间隔层：间隔层网络通过网络与本间隔其他设备通信、与其他间隔层设备通信、与站控层设备通信，可传输MMS报文和GOOSE报文；变电站间隔层网络采用双重化星形以太网络，间隔层设备通过两个独立的以太网控制器接入双重化的站控层网络。 3）过程层：过程层网络通过相关网络设备完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间的数据通信；可传输SV报文和GOOSE报文。 过程层网络按电压等级分别组网，220kV、110kV均配置SV、GOOSE共网传输的星形以太网，220kV采用双网，110kV采用单网，主变不配置独立的过程层网络，按高、中压侧对应接入高、中压侧过程层201、网络，主变低压侧则接入中压侧过程层网络，10kV不配置过程层网络。除保护应按规范执行直采直跳的原则外，双重化配置的保护按一对一原则接入过程层双套网络，单套配置的保护、测控装置应通过独立的数据接口控制器接入双重化网络，电能表仅接入单网。 4）网络设备配置站控层交换机配置：配置4台中心交换机，选用24口100M交换机。 间隔层交换机配置：按电压等级配置，220kV配置4台交换机、110kV配置2台交换机，10kV按母线段配置，选用24口100M交换机。过程层交换机配置：220kV每个间隔配置2台过程层交换机；110kV每2个间隔配置1台过程层交换机；并按220kV、110kV电压等级分别配置中心交202、换机，母线过程层设备、母线保护等接在中心交换机上。 自动化系统具有专线方式和调度数据网方式与主站通信的接口，具体接入方案应符合湖南调度数据网总体方案的要求。5.3.2 系统功能 （1）“五防”闭锁 根据智能变电站设备信息数字化的特点，结合国家电网公司输变电工程通用设计提出的三种五防操作闭锁方案，利用变电站信息在站控层和过程层共享的优势，在本站采用如下的防误操作闭锁方案：本工程设专用五防工作站，实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路，利用测控装置通过相互之间的通信实现跨间隔综合操作闭锁功能，取消就地跨间隔横向电气联闭锁接线。（2）远动功能 远动信息的直采直送是203、保证调度中心掌握电网整体运行状况的重要原则。远动通信设备需要的运行状态数据应直接来自间隔层的保护、测控、故障录波及网络记录分析一体化装置等设备，并且通过站控层网络向调度传输。 （3）信号采集 自动化系统信号采集按照Q/GDW 678-2011 智能变电站一体化监控系统功能规范执行,满足智能电网调度技术支持系统以及调控一体化运行模式的要求，数据采集内容包括电网运行数据、设备运行信息和变电站运行异常信息。 （4）继电保护故障信息管理功能 继电保护故障信息管理功能纳入变电站自动化系统统一设计，继电保护故障信息系统应能与各继电保护装置和故障录波装置进行数据通信，收集各继电保护装置及故障录波装置的动作信204、号、运行状态信号，通过必要的分析软件在站内对事故进行分析。 （5）顺序控制 基于变电站自动化系统后台实现准确的数据采集，包括变电站内所有实时遥信量(断路器、隔离开关、接地开关等)的位置，所有实时模拟量(电流、电压、功率等)，以及其他辅助的遥信量。 （6）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。 （7）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，重要二次设备(测控装置、保护装置、合并单元、智能终端等)的告警和自诊断信息、二次设备检修205、压板信息以及网络设备状态信息，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。5.3.3 元件保护 元件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 1752008)原则配置。 （1）本站主变压器电量保护采用主后备保护一体化微机型保护，双重化配置，瓦斯等非电量保护按单套考虑。变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳母联、分段断路器、启动失灵等采用GOOSE网络传输。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。 变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智206、能终端上送过程层GOOSE网。 （2）10kV部分采用保护、测控、计量多合一装置。1）10kV线路保护设有阶段式电流保护及三相重合闸等。2）10kV电容器保护设有阶段式电流保护、过电压、失压及差压保护等。3）10kV电抗器保护设有阶段式电流保护及非电量保护等。4）10kV分段保护设有阶段式电流保护及充电保护等。5）10kV站用变压器保护设有阶段式电流保护及非电量保护等。（2）对相关专业的要求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（IEC 61850）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207、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二次绕组，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220kV、110kV侧进线配置常规电流互感器，按双重化要求配置两组独立的电流互感器二次绕组，准确级采用P级。主变10kV侧进线配置常规电流互感器，按双重化要求配置两组独立的电流互感器二次绕组，准确级采用P级。10kV电压等级配置常规电流互感器，准确级采用P级。3）对合并单元、智能终端的要求主变220kV侧进线按双重化配置合并单元、智能终端，主变压器110kV、10kV侧进线按双重化配置智能终端与合并单元集成装置，按单套配置本208、体智能终端（含非电量保护功能）。10kV间隔除主变外不设置合并单元、智能终端。4）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网络。5.3.4 站用电源系统 变电站采用交直流一体化电源，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)等装置组成，共享直流电源的蓄电池组，通信电源不单独配置。 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能通过一体化监控单元展示并转换为DL/T 860标准模型数据接入自动化系统。 （1）交流系统部分 交流站用电系统采用三相四线制接线、380/220伏中性209、点接地系统，由6面交流低压配电柜组成。与直流电源集中布置在主控制室。为提高供电可靠性，站用电系统采用两段独立的单母线接线，两段母线之间不设分段联络开关，每台站用变各带一段母线，同时带电分列运行。对于变电站重要负荷，从两段母线上分别提供一路供电。站用变380伏采用智能交流屏，由其实现低压备自投及低压侧的测控，监控系统不配置所变备自投及低压侧测控装置。（2）直流系统 直流系统按无人值班原则设计，采用“双充双蓄”的运行模式，充电模块按N+1配置，系统电压为220V。蓄电池容量电气负荷按2小时事故放电时间考虑，通信负荷按4小时事故放电时间考虑。直流系统选用直流系统选用2组220V、500Ah阀控式密封210、铅酸蓄电池组，单体2V，每组104只；选用2套高频开关充电装置，充电模块按N+1冗余配置，选用7个20A的充电模块。系统接线采用单母线分段，两段母线采用刀开关联络；正常运行时，两段母线切换时不中断供电，切换过程中允许两组蓄电池短时并列运行。全站直流负荷供电采用辐射状供电方式。表5.3-1 直流负荷统计及蓄电池容量选择结果表序号负荷名称装置容量(kW)负荷系数经常电流(A)事故放电时间及电流持 续随机初期1min1120min1240min5SIjcI1I2I3IR1监控系统及保护装置20.65.455.455.452220kV配电装置30.68188188183110kV配电装置810.622211、12212215交流不停电电源100.627.227.26保护动作断路器跳闸3.70.610.17断路器合闸5.551308电流统计(A)357373.0362.93309通信负荷7.50.827.2727.2727.2710容量计算(二次)CC1=KKI1/KC=1.473.03/1.18=86.65CC2=KKI1/KC1+(I2-I1)/KC2=1.473.03/0.334+(62.93-73.03)/0.335=263.9CR=IR/KCR=30/1.27=23.6211容量计算(通信)CC1 =KKI1/KC=1.427.27/1.18=32.35CC2 =KKI1/KC1+(I3-212、I1)/KC2=1.427.27/0.209=182.6712容量计算(总的)CC1= CC1+ CC1 =119CC2= CC2+ CC2 =446.57CR=23.62CC2+CR=470.19CC113蓄电池容量选择(Ah)500根据本站规模、直流负荷和直流系统运行方式，对蓄电池个数、容量以及充电装置容量进行计算，确定蓄电池容量为500Ah，每组蓄电池由104只阀控式密封铅酸蓄电池组成，不设端电池。（3）通信电源系统 站用通信电源由站内直流系统的DC/DC装置供电，配置两套DC/DC装置，两套DC/DC装置电源引自220V不同直流段母线。每套DC/DC装置的模块考虑N+1冗余，每套选用4213、个30A模块。 （4）交流不停电电源(UPS)系统 变电站配置一套交流不停电电源(UPS)系统，采用主机冗余配置方式，容量210kVA。UPS为变电站内自动化系统、调度数据网接入设备、电能计费系统、故障录波系统等重要设备提供电源。UPS不自带蓄电池，采用站用直流220V作为逆变电源。 序号负荷名称负荷功率负荷类型功率因素计算负荷1监控主机2*500W计算机负荷0.951052VA2数据服务器500W计算机负荷0.95526VA3综合应用服务器500W计算机负荷0.95526VA4电能计量系统150W非计算机负荷0.8188VA5故障录波系统5*100W非计算机负荷0.8625VA6火灾报警系统214、150W非计算机负荷0.8188VA7图像监控系统350W非计算机负荷0.8438VA8调度数据网接入及二次安防设备2*100W非计算机负荷0.95210VA合计3753VASc=3753*1.25（可靠系数）/0.8（UPS输出功率因数）/0.6（UPS 主机最理想负载为输出功率的60%）=9.77kVA，UPS电源容量选择为10kVA。（5）一体化电源监控部分 一体化监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模块通信，一体化监控装置以DL/T 860标准协议接入计算机监控系统，实现对一体化电源系统的数据采集和集中管理。 5.3.5 其他二次系统 （1）时215、间同步系统为实现对全站监控、保护、录波等二次设备的对时，本站考虑配置1套全站公用的时间同步系统，主时钟双重化配置，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电口对时，过程层采用IRIG-B光口对时。采样的同步误差应不大于1s。（2）一次设备状态在线监测系统1）一次设备状态监测变电站状态监测系统采用分层分布式结构，由传感器、状态监测IED构成，利用综合应用服务器后台主机实现一次设备状态监测数据汇总分析。预留信息采用数据通信网方式传送至状态检修主216、站系统的接口。每台主变配置1台状态监测IED，全站220kV避雷器共配置1套状态监测IED。2）后台系统配置后台系统按变电站对象配置，全站共用统一的后台系统，功能由综合应用服务器实现。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。3）传感器配置方案传感器配置方案见下表：表5.3-2 一次设备在线监测传感器配置表监测对象监测范围及参量监测传感器传感器数量传感器安装方式主 变油中溶解气体油中溶解气体传感器每台主变1台，本期1台内 置避雷器泄露电流、动作次数避雷器监测传感器每台避雷器1台，本期27台外 置（3）智能辅助控制系统全站设置1套变电站217、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、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，利用综合应用服务器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1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218、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。表5.3-3 图像监视及安全警卫子系统配置表序号安装地点数量1主变压器区每台主变配置摄像头1台2220kV配电装置区配置摄像头4台3110kV配电装置区配置摄像头4台410kV配电室配置摄像头4台5电容器区配置摄像头4台6电抗器区配置摄像头2台7二次设备室配置摄像头2台8蓄电池室每个蓄电池室配置摄像头1台9楼梯间配置摄像头3-6台10电缆夹层配置摄像头4-6台11全景配置摄像头1台12周界每个围墙边角配置摄像头1台13电子围栏，红外对射根据变电站围墙实际情况配置14门禁进站大门、主控楼门厅3）环境监测子系统包括环境数据处理单元1套、温219、度传感器、湿度传感器、水浸传感器、风速传感器（可选）、SF6探测传感器等。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。具体配置： 二次设备室、配电装置楼重要设备间各配置1套温度传感器、湿度传感器；电缆沟及夹层等电缆集中区域配置水浸传感器。220kV、110kV GIS区域（室）各配置SF6监测传感器。4）火灾报警及消防子系统本站设1套火灾自动报警及消防子系统。火灾探测区域按独立房（套）间划分。本方案火灾探测区域有：二次设备室、GIS配电装置室、10kV配电装置室、电缆夹层等。在易引起火灾的地方，视其火灾特点分别设置220、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）联动控制通过和其他辅助子系统的通信，应能实现用户自定义的设备联动，包括消防、环境监测、报警等相关设备联动。5.3.6 二次设备布置5.3.6.1 二次设备组柜与布置 （1）二次设备组柜方案1）站控层设备站控层设备组柜安装，显示器根据运行需要进行组柜，组柜原则如下：2套监控主机兼操作员站兼工程师站组柜1面。1套综合应用服务器组柜1面。2台I区通信网关机柜、2台II区通信网关机、2台I区站控层中心交换机、2台II区站控层中心交换机、防火墙2台组柜2221、面。1台III/IV通信网关机、正反向隔离装置组柜1面。2）间隔层设备保护、测控、合并单元、智能终端、过程层交换机、状态监测IED等设备下放布置于GIS智能控制柜。a）220kV线路间隔智能控制柜：保护A、B+测控+智能终端A、B+合并单元A、B+过程层交换机A、B。本期建设6回线，组柜6面。远期8回线，共组柜8面。b）220kV母联（分段）间隔智能控制柜：保护A、B+测控+智能终端A、B+合并单元A、B+过程层交换机A、B。本期及远期均为双母线单分段接线，本期组柜3面，远期组柜3面。c）220kV主变间隔智能控制柜:智能终端A、B+合并单元A、B。本期建设1台主变，组柜1面。远期建设4台主变222、，组柜4面。d）220kV母线设备间隔I母智能控制柜：母线测控1+避雷器状态监测IED+智能终端+合并单元。II母智能控制柜：母线测控2+智能终端。III母智能控制柜：母线测控3+智能终端+合并单元。e）220kV母线保护220kV母线保护A+220kV过程层A网中心交换机A1、A2组柜1面。220kV母线保护B+220kV过程层B网中心交换机B1、B2组柜1面。本期及远期组柜2面。f）110kV线路间隔110kV线路保护测控+合并单元智能终端集成装置组柜1面。本期建设2回线，组柜2面。远期14回线，共组柜14面。g）110kV母联间隔110kV母联保护测控+合并单元智能终端集成装置组柜1面。223、本期及远期均为双母线接线，组柜1面。h）110kV主变间隔合并单元智能终端集成装置A+合并单元智能终端集成装置B组柜1面。本期建设2台主变，组柜2面。远期建设4台主变，组柜4面。i)110kV母线间隔I母智能控制柜：母线测控1+合并单元A+智能终端II母智能控制柜：母线测控2+合并单元B+智能终端。j）110kV母线保护110kV母线保护+110kV过程层中心交换机4台组柜1面。k）主变保护主变保护A+主变220kV过程层交换机A+主变110kV过程层交换机A组柜1面。主变保护B+主变220kV过程层交换机B+主变110kV过程层交换机B组柜1面。本期建设1台主变，组柜2面。远景建设4台主变，224、组柜8面。l）主变测控主变高、中、低压侧及本体各测控装置组柜1面。本期建设1台主变，组柜1面。远景建设4台主变，组柜4面。m）电能表及电能量采集柜关口计量柜：本期主变高压侧关口计量表2块组屏1面。主变电能表柜：本期1台主变各侧的电能表组柜1面。220kV电能表柜：本期220kV部分9块数字式电能表组屏2面。110kV电能表柜：本期110kV部分3块数字式电能表组屏2面。电能采集柜：本期新上关口计量和地区计量电能采集器各1台，组屏1面。n）10kV保护测控一体化装置分散就地布置于开关柜。j）10kV母线测控柜分散就地布置于开关柜，本期含测控装置2套（远景4套）。k)公用测控柜公用测控柜I，公用测225、控装置2台。公用测控柜II，公用测控装置2台。布置在220kV/110kV二次设备室。3）过程层设备合并单元、智能终端、过程层交换机、状态监测IED等设备下放布置于GIS智能控制柜。a）主变间隔主变本体智能终端+主变中性点合并单元A+主变中性点合并单元B组柜1面。本期建设1台主变，组柜1面。远景建设4台主变，组柜4面。b）除主变外其他220kV、110kV过程层设备与间隔层设备均布置于智能控制柜，组柜详见间隔层设备组柜方案章节。4）其他二次系统组柜方案a）故障录波、网络记录分析装置故障录波组柜3面。网络分析仪组柜2面。b）时钟同步系统二次设备室设主时钟柜1面，220kV/110kV二次设备室设226、扩展柜1面，本期及远景共2面。c）一次设备状态监测系统后台系统：全站配置统一的后台系统，功能由综合应用服务器实现。状态监测IED：各电压等级分散布置于各间隔就地智能控制柜。d）智能辅助控制系统视频服务器及辅件组柜1面。e）直流系统及不间断电源本期及远景设置交流站用电柜6面。直流充电柜2面，直流馈线柜4面，直流分电柜2面。UPS电源柜2面。通信电源柜2面。f）消弧线圈控制柜本期设置1面消弧线圈控制柜，布置在二次设备室，远景共2面。5）网络设备组柜二次设备室设1面间隔层网络设备柜，用于布置间隔层交换机设备。220kV/110kV二次设备小室设1面网络设备柜布置间隔层交换机。10kV配电室设1面网络227、设备柜布置间隔层交换机。220kV过程层交换机（主变间隔除外）布置于各间隔智能控制柜，220kV过程层中心交换机布置于220kV母线保护柜；110kV过程层交换机布置于各间隔智能控制柜，110kV过程层中心交换机布置于110kV母线保护柜；主变220kV、110kV过程层交换机布置于主变保护柜中。5.3.6.2 二次设备布置全站设置1个公用二次设备室和1个就地220kV/110kV二次设备室，二次设备室用于布置站控层设备、故障录波、对时设备、通信设备、直流及UPS、交流电源、消弧线圈控制柜等。220kV、110kV保护、测控、智能终端、合并单元、过程层交换机等设备就地布置在各间隔智能控制柜中。228、就地220kV/110kV二次设备室用于布置220kV、110kV公用设备。二次设备室布置在配电装置二楼。5.3.6.3 柜体统一要求1）二次设备室内柜体尺寸宜统一。屏柜采用2260600600mm（高宽深，高度中包含60mm眉头）屏柜；交、直流电源屏柜采用2260800600mm（高宽深，高度中包含60mm眉头）屏柜；站控层主机及服务器柜采用2260600900mm（高宽深，高度中包含60mm眉头）屏柜。2）全站二次系统设备屏（柜）体颜色统一。5.3.7 互感器二次参数选择5.3.7.1 电流互感器二次参数选择原则本站采用常规电磁式互感器，电流互感器二次电流设计为1A。220kV、110kV229、10kV电流互感器绕组均按三相配置。双重化配置的保护电流回路取自电流互感器互相独立的绕组；单套配置的保护取自专用的二次绕组；故障录波、母差和线路（主变）保护共用绕组。保护I、保护II二次绕组准确级均选用5P级；测量二次绕组准确级选用0.5或0.2S级，计量二次绕组准确级选用0.2S级。对于、类计费用途的计量装置，设置专用的电流互感器二次绕组。计量用电流互感器准确度等级为0.2S级。电流互感器二次绕组所接入负荷，保证实际二次负荷在25%-100%额定二次负荷范围内，额定二次负荷选取为实际二次负荷的2倍。XX220kV变电站电流互感器二次参数配置详见电气主接线图。4.7.6.2 电压互感器二次参230、数选择原则本站采用常规电磁式互感器。220kV、110kV电压的每回母线三相上装设电压互感器。220kV、110kV出线侧的一相上装设电容式电压互感器。两套主保护的电压回路分别接入电压互感器的不同二次绕组。计量采用独立的电压互感器二次绕组，准确级选0.2级；测量与保护共用一个二次绕组，准确级选0.5级；保护采用独立的电压互感器二次绕组，准确级选0.5或3P级。电压互感器的二次绕组额定输出，应保证二次实接负荷在额定输出的25-100%范围，以保证电压互感器的准确度。XX220kV变电站电压互感器二次参数配置见电气主接线图。5.3.8 光缆、电缆选择采用预制线缆实现一次设备与二次设备、二次设备间的231、光缆、电缆标准化连接，提高二次线缆施工的工艺质量和建设效率。 预制线缆应用如下： （1）预制光缆 1）二次设备室至户外智能控制柜采用双端预制光缆，实现光缆即插即用。 室外预制光缆宜采用铠装非金属加强芯阻燃光缆，当采用槽盒或穿管敷设时，宜采用非金属加强芯阻燃光缆。光缆芯数宜选用4芯、8 芯、12 芯、24 芯。 2）二次设备室内不同屏柜间二次装置连接采用尾缆，尾缆采用4芯、8芯、12芯规格。柜内二次装置间连接采用跳线，柜内跳线采用单芯或多芯跳线。 3）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。 4）除线路保护通道专用光纤外，采用缓变型多模光纤；室外光缆采用非金属加强芯阻燃光缆，采232、用槽盒敷设方式。5）就地控制柜至小室之间的光缆按间隔、按保护双套原则进行光缆的整合，就地控制柜至与母差、对时等公用设备的光缆不单独设置。 （2）预制电缆 1）主变压器、断路器、隔离开关与智能控制柜之间二次控制电缆采用预制电缆连接，采用双端预制、槽盒敷设方式。当电缆采用穿管敷设时，采用单端预制电缆，预制端设置在智能控制柜侧。预制电缆采用双端预制且为穿管敷设方式下，选用高密度连接器。 2）电流、电压互感器与智能控制柜之间控制电缆、交直流电源电缆不采用预制电缆。5.3.9 二次设备的接地、防雷、抗干扰5.3.9.1 接地为了保护站内综合自动化系统设备的可靠运行，提高抗干扰能力，按照国家电网公司办基建233、200820号关于印发协调基建类和生产类标准差异条款（变电部分）的通知及DL/T 620、DL/T 621、DL/T 5136、DL/T 5149要求，对主控室接地要求如下：在主控制室的电缆夹层或屏（柜）下层的电缆室内，按屏（柜）布置的方向敷设截面不小于100mm的专用接地铜排，并首末端连接，形成二次设备室的内等电位接地网。主控制室内等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于100mm的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于4mm的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用不小于50mm的铜缆与保护室内234、的等电位接地网相连。屏柜内的接地铜排应用截面不小于50mm的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。屏体内接地铜排可不与屏体绝缘。5.3.9.2 防雷为防止二次设备遭受雷电的袭击，本站分别在电源系统及信号系统设置了防雷设备。电源系统的防护主要是抑制雷电在电源输入线上的浪涌及雷电过电压，根据综合自动化变电站的现状，电源防雷器设置在各种装置的交流、直流电源入口处。信号系统的防护主要是对重要的二次设备的通信接口装设通信信道防雷器。5.3.9.3 抗干扰二次设备包括二次电缆的抗干扰措施应采取以下措施：（1）双重化配置的保护装置、母差和断路器失灵等重要保护的起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。（2）经长电缆235、跳闸回路，采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动。（3）所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。（4）遵守保护装置24V开入电源不出保护室的原则。（5）经过配电装置的通信网络连线均采用光纤介质。5.4 土建部分5.4.1 总体规划站址需征地约14.67亩，现状为菜地和水塘，站址内无基本农田。进站道路从站址南侧083县道（南）引接，需新修道路9.2米。站址地势平坦开阔，场地自然标高在32.538.0m间，高差约5.5m，水土保持较好，不受洪水威胁。根据线路出线方向，220kV出线以南向为宜，110kV出线以东向236、为宜，结合站址区域地形地貌的现状，以降低工程造价、少占耕地、少拆迁作为本工程的总体设想。根据现场地形地貌及变电站合理布置方位，结合站区周边的状况，考虑进站道路便利的引接条件，变电站入口设在南面，进站道路从南面的083县道（南）引接，新修道路9.2米。进站道路坡度控制在6%以内，转弯半径大于12m，以满足主变运输要求。5.4.2 土建总平面布置方案优选根据站址地形地貌、水文地质条件、交通运输、工艺流程等要求，结合电气总平面布置方案设计了两个土建总平面布置方案，方案一采用户内站布置，方案二采用半户内站布置。方案一：该方案对应电气总平面布置方案一，总平面布置方案根据工艺布置，结合站址地形、地质、地下237、管线走廊、日照、交通及环境保护、绿化，遵循通用设计模块和“两型三新”的基本思路要求布置建构筑物，综合配电楼布置在站区中部，主变布置在站区北侧，进站道路从南面引进；220kV向南出线，110kV向东出线。按照进站道路坡度以及根据站址场地地形地貌按挖填方土石方量最小化原则，变电站竖向布置设计拟采用平坡布置方式，站址场平标高考虑为40.00m围墙内占地面积为7378m2，征地面积为9780m2。方案二：该方案对应电气总平面布置方案二，总平面布置方案根据工艺布置，结合站址地形、地质、地下管线走廊、日照、交通及环境保护、绿化，遵循通用设计模块和“两型三新”的基本思路要求布置建构筑物，110kV配电装置楼238、布置在站区北部，220kV配电装置楼布置在站区南部，主变布置在站区中侧，进站道路从南面引进；220kV向南出线，110kV向北出线。按照进站道路坡度以及根据站址场地地形地貌按挖填方土石方量最小化原则，变电站竖向布置设计拟采用平坡布置方式，站址场平标高考虑为40.00m围墙内占地面积为8820m，总占地面积为10686m。表5.4.2-1 两方案主要技术经济指标比较表序号名 称单位方案一方案二数量数量1站址总用地面积hm20.97801.0686站区围墙内用地面积hm20.73780.8820进站道路用地面积hm20.01180.0283所外供水设施用地面积hm200其它用地面积hm20.226239、30.55982站区挡土墙m329003400护坡面积m2003土石方(交熟地）挖方96409900填方00弃土m396409900清淤004进站道路长度m9.223.05总建筑面积m25793.1347326站外排水沟长度m007地基处理(换填毛石)m3133514008站内主电缆沟长度m1303719级配砂石换填m320020010围墙m35737811碎石地坪m22200225012站内道路面积m21400183013建筑费万元41135294由上述经济比较可知，在土建投资方面，方案一低于方案二。结合电气方案技术经济比较的结果，经综合考虑后推荐方案一(对应电气方案一)作为总平面布置的推荐240、方案。5.4.3 站区竖向布置按照进站道路坡度以及根据站址场地地形地貌和挖填方土石方量最小化原则，变电站竖向布置设计拟采用平坡布置方式，站址场平标高考虑为40.00m。室内外高差取1.50m（220kVGIS室侧）和0.45m（变压器室侧）。5.4.4 管沟布置站区电缆沟按平行道路和建构筑物的原则，同时便于检修和扩建进行布置。场地电缆沟高出地面0.1m(穿越道路时取消沟盖板，改为现浇电缆沟道形式，沟道顶板与路面整体浇筑)，以免场地泥水流入沟内。沟底按0.5%坡度接入排水系统。电缆沟的伸缩缝每12m设置一道。本工程采用钢筋混凝土电缆隧道，电缆支架采用角钢支架。5.4.5 道路及场地处理（1）道路241、：为满足设备运输，安装、检修、消防的要求，变电站进站大门12.0m宽。站内道路采用郊区型沥青路面。道路只设横坡，不设纵坡，道路边缘高出场地0.1m。主变压器运输道路宽度为4.5m，站区设置环形道路，道路转弯半径为12.0m。该站交通便利，设备运输方式均为公路运输到站。（2）配电装置场地处理：屋外配电装置场地根据生产需要，设置碎石地坪场地并设置灰土封闭层，方便检修和维护。5.4.6 征地拆迁及设施移改表5.4.6-1 主要经济技术指标（方案一）序号指标名称单位数量备注1变电站总用地面积hm20.97801.1围墙内用地面积hm20.73781.2进站道路用地面积hm20.01181.3所外供水设242、施用地面积hm201.4其他用地面积hm20.22632变电站总土石方工程量，挖方/填方m39640/0交熟地，仅考虑基坑、沟道余土2.1站区基础土石方工程量，挖方/填方m39640/02.2清淤m302.3弃土工程量/购土工程量m314640/03挡土墙体积m329004地基处理m313355站内外排、截水沟m06站外给/排水管m800/1007还农路m208通讯线路改道m09还农渠m1010还建自来水管道m100DN40011迁坟座012围墙长度m35713站内道路面积m2140014碎石地坪m2220015电缆沟/隧道m88/4216站区总建筑面积5793.136051.325.4.7 243、建筑规模及结构设想站内主要建筑物有配电综合楼，消防泵房和值守室，总建筑面积为5793.13m2，详见下表。序号建筑物名称建筑面积（m2）火灾危险性类别耐火等级备注1配电综合楼5673.03丙类一级地下一层、地上二层钢框架结构2消防泵房80.1戊类二级轻钢结构3值守室40.0戊类二级轻钢结构总计5793.13（1）平面设计：配电综合楼为地下一层、地上二层建筑，轴线尺寸82.0m36.5m，柱距、跨度为6.5m、7.5m、10m、11.5m等。地下一层布置为电缆夹层，层高3.8m；地上一层布置有主变压器间、10kV配电装置室、110kVGIS室、220kVGIS室、电抗器室等，层高5.4m、10.244、50m；二层布置有电容器室、二次设备室、蓄电池室、安全工具间及机动用房等，层高5.1m。建筑面积5673.03m2，建筑体积36520m。消防泵房为地下一层建筑，地上一层建筑，轴线尺寸7.0m6.0m，层高5.8m。值守室为地上一层建筑，轴线尺寸8m4.5m，层高3.0m。（2）立面设计：立面造型符合工业建筑标准严谨、严格、严肃的特性，按照统一标准、统一模数，做好建筑“四节”的原则设计，控制门窗尺寸，采用节能、环保的建筑材料，做到风格简洁，主色调采用国网公司企业标准色彩，与周围环境相协调。（3）建筑装修设计屋面：防水等级I级。屋面采用有组织排水，设置刚柔两道设防的防水保温屋面。外墙：采用压型钢245、板复合板。内墙：内墙板采用防火石膏板或复合轻质内墙板。门窗：窗均采用铝合金窗配中空玻璃，为加强防盗措施，底层窗设不锈钢防护网；除有防火要求的门采用乙级钢制防火门外，其余门采用塑钢门；进风百叶窗采用铝合金内设密目钢丝网。表5.4.7-1 配电综合楼室内装修一览表房 间 名 称楼地面材料墙面顶棚其他主变压器间、电抗器室、电容器室等细石混凝土楼面彩钢板复合墙体/乳胶漆涂料压型钢板复合顶棚110kVGIS室、220kVGIS室、10kV配电室环氧自流平楼面彩钢板复合墙体/乳胶漆涂压型钢板复合顶棚/钢结构组合楼盖二次设备室防静电地板彩钢板复合墙体/乳胶漆涂压型钢板复合顶棚/钢结构组合楼盖资料室、安全工具246、间、走廊等地砖楼、地面彩钢板复合墙体/乳胶漆涂压型钢板复合顶棚/钢结构组合楼盖蓄电池室耐酸地砖彩钢板复合墙体/乳胶漆涂压型钢板复合顶棚/钢结构组合楼盖电缆夹层细石混凝土楼面乳胶漆涂料弹性乳胶漆卫生间防滑地砖瓷砖墙面铝扣板吊顶消防泵房细石混凝土地坪彩钢板复合墙体/乳胶漆涂压型钢板复合顶棚5.4.8 材料（1）主要建筑材料（2）混凝土垫层：C15； （3）毛石混凝土：C15，毛石掺量不大于25%；（4）现浇钢筋混凝土：C25、C30、C35；（5）钢筋：HPB300级，HRB400级。焊条：E43；（6）钢材：Q235B（3号钢），Q355B（16Mn钢）。（7）砌体结构：砌块：MU10，MU15247、；砂浆：M7.5，M10；非承重墙采用加气混凝土砌块。（8）保温隔热材料：岩棉保温层。（9）防火材料：防火涂料。（10）水泥 42.5普通硅酸盐水泥。5.4.9 节能措施建筑物节能主要通过如下措施有效控制能耗损失：（1）外墙采用岩棉保温。（2）屋面设置挤塑板保温层。（3）外墙控制窗墙比，窗采用断桥铝合金窗，玻璃采用6mm厚中空浮法玻璃。（4）控制建筑物层高有效减少建筑体积，降低空调和风机负荷。5.4.10 结构5.4.10.1 主要建筑物结构（1）配电综合楼1）配电装置楼采用钢框架结构。2）框架柱采用箱型柱截面，截面尺寸为400x600x25x25；框架梁采用H型截面，主要截面尺寸为HN100248、0x300、HN900x300、HN850x300、HN700x300。 3）楼面板采用压型钢板为底模的现浇钢筋混凝土楼板。4）屋面板采用钢结构组合屋盖。5）钢结构的防腐采用镀层和涂层防腐。6）钢结构防火采用涂敷防火涂料或外包防火板等。（2）消防泵房 1）地上部分采用轻钢结构，地下部分采用钢筋混凝土结构。 2）梁、柱采用 H 型钢， 柱截面尺寸： H400*400*16*20，梁截面尺寸：H600*250*12*16、H500*250*12*16和H400*200*8*12等。 3）屋面采用轻钢防水保温屋盖。 4）钢结构的防腐采用镀层和涂层防腐。 5）钢结构防火采用防火涂料。（3）警卫室 1）249、警卫室 2）梁、柱采用 H 型钢， 柱截面尺寸： H300*300*12*12，梁截面尺寸：H450*200*10*12。 3）屋面采用轻钢防水保温屋盖。 4）钢结构的防腐采用镀层和涂层防腐。 5）钢结构防火采用防火涂料。（4）构、支架 1）设备支架柱采用钢管结构，支架柱与基础采用地脚螺栓连接。2）所有钢支架均采用热镀锌或冷喷锌防腐。（5）基础方案设计 综合配电楼采用筏板基础+独立基础，主变压器采用大板基础，本期主变压器基础采用超挖至老土再用C15毛石混凝土回填的方法处理，超深处理2.55米；综合楼电缆夹层筏板基础：10千伏配电室下部区域超深0.35米，110千伏GIS室下部区域超深0.8米，250、采用超挖至老土再用C15毛石混凝土回填的方法处理；综合配电楼其他独立基础采用超挖至老土再用C15毛石混凝土回填的方法处理，其中主变侧独立基础超深1.0米至1.3米，10千伏电抗器室侧独立基础超深2.5米。消防水泵房及警传室独立基础超深约2米，采用超挖至老土再用C15毛石混凝土回填的方法处理。支架基础采用钢筋混凝土基础，局部采用超挖至老土再用级配砂石回填的方法处理。5.4.10.2 辅助构筑物结构总事故油池有效容量100m，采用现浇钢筋混凝土结构。室外电缆隧道采用钢筋混凝土结构。围墙采用通透式围墙，水泥砂浆抹面，填方区围墙采用钢筋混凝土条形基础。5.5 给排水系统5.5.1 给排水系统（1）概 251、述根据系统规划要求，本工程规模为4240MVA，本期规模为1240MVA。站内排水可自流排入站址北侧水渠。站址可由南侧083县道（南）引入自来水。（2）设计原则1）优化设计，尽量降低工程造价，节省投资，结合变电站工程建设的特点，合理选择水源、节约用水、保护环境。 2）应遵循的规程、规范生活饮用水卫生标准GB 57492006；污水综合排放标准GB 89781996；建筑给水排水设计规范GB 500152003；变电站给水排水设计规程DL/T 51432002；220kV500kV变电站设计技术规程DL/T 52182005。3）生活用水水质应符合生活饮用水卫生标准GB 57492006的规定。252、4）本工程不设集中空调，不考虑空调用水，则无工业用水。（3）给水设想1）水源选择站址由083县道（南）引入自来水，引入长度约800m。2）用水量、水质、水压的要求用水量站址用水包括生活用水及未预见用水，不含汽车冲洗水及绿化地冲洗水。生活用水(包括饮用水等)及淋浴用水：变电站平时为无人值班，常住人口为3人，检修时最多人数为25人，按最多职工人数28人/d，生活用水量采用35L/(人班)，淋浴用水量采用60L/(人班)，总用水量为2.66m3/d。未预见水量：按25%计。以上用水量总计为3.33m3/d。水压要求站址内最不利用水点位于一层，加上管路损失，因此自来水供水压力最低为0.2MPa，消防用253、水水压同生活用水，消防水池补水时间不超过48小时，要求最小流速0.4m/s（小于消规要求的最大值2.5m/s）。供水方式自来水供水系统。5.5.2 排水设想变电站的排水主要包括生活污水、雨水的排放，排水方式为自流排放,雨污分流。（1）排水系统站内排水方式采用经化粪池处理后的生活污水排入站址北侧水渠，事故油池内的雨水与由道路边的雨水井收集雨水排入站址北侧水渠。（2）排水量雨水排水量根据暴雨强度公式经计算确定，重现期选用3年，最大雨水管管径暂定为600mm。排水接至站址北侧水渠。（3）排污生活污水经化粪池处理后污水排入合流制管道内，剩余粪便定期由吸粪车吸走。（4）事故排油设置主变压器事故排油池1座254、，收集火灾时变压器的事故排油。事故发生后，清除油池内的集油。变压器的油量为60t，选用事故排油池有效容积为100m。5.6 火灾探测报警与消防系统5.6.1 设计原则（1）本工程消防设计范围为站区内。站址附近无消防站，按消防自救设计消防设施。（2）火灾次数按一次考虑。（3）本设计执行的有关消防设计规范：建筑设计防火规范GB 500162014；火力发电厂与变电站设计防火规范GB 502292006；建筑灭火器配置设计规范GB 501402005；消防给水及消火栓系统技术规范GB 50974-2014电力设备典型消防规程DL50272015。5.6.2主要建构筑物的消防设想（1）站址建(构)筑物255、的火灾危险性分类及其耐火等级见下表。建(构)筑物火灾危险性分类耐火等级综合配电楼丙一级220kV配电装置（无含油电气设备)戊二级消防泵房及值守室戊二级（2）室内、外消防用水量1）消防及生活用水采用同一给水系统；2）由于配电综合楼建筑体积大于20000m3,根据规程要求，在站区内设置室内外消火栓系统。消防用水量计算表序号灭火场所消防装置消防用水标准火灾延续时间(h)消防总用水量(m3)1配电装置楼室外消火栓30L/s3540室内消火栓20L/s2主变压器水喷雾灭火120L/s0.4280.8室外消防用水15L/s23合计消防最大一次用水量540（3）建筑消防根据电力设备典型消防规程、建筑灭火器配256、置设计规范GB 501402005的规定，结合变电站的实际情况，对设有电气仪表设备的房间（如二次设备室、10KV配电室、GIS室等），考虑采用手提式二氧化碳灭火器作为主要灭火手段。此外，变电站还应配置一定数量的消防铲、消防斧、消防铅桶等作为变电站公用消防设施。（4）变压器消防本工程规模为4240MVA，本期规模为1240MVA，按照规范，变压器应设消防灭火系统。变压器消防目前主要有水喷雾灭火系统、泡沫喷淋系统、排油注氮系统等，本设计采用水喷雾灭火系统，并配推车式干粉灭火器，消防砂箱。（5）构筑物消防主要针对电气类火灾，对各建(构)筑物配备手提式干粉灭火器、推车式干粉灭火器、砂箱和消防工具，具体257、数量按规范执行。5.6.3 火灾自动报警及控制系统（1）设计采用的规程、规范火灾自动报警系统设计规范(GB 501162013)；火灾自动报警系统施工及验收规范(GB 501662007)；火力发电厂与变电站设计防火规范(GB 502292006)；建筑设计防火规范(GB 500162014)。（2）设计范围本变电站采用无人值班方式，设置了火灾自动报警控制系统，该系统由报警控制器、探测器、手动报警按钮、声光报警器、信号线等设备组成。探测器采用智能光电感烟探测器、缆式感温探测器等。在控制室等房间内设置感烟型探测器，在变压器处设置室外型缆式感温型探测器，在一些重点区域设置手动报警按钮。在传达室设置258、壁挂式火灾报警控制器，火灾报警控制器自带UPS电源，其进线电源取自电气配电柜，控制器故障信号和火灾报警信号通过硬接线方式接至综合自动化系统以及有关单位。5.7 采暖通风和空气调节系统5.7.1设计范围暖通专业设计范围：综合配电楼。5.7.2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最热月室外计算平均相对湿度：61%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259、建筑供暖通风与空气调节设计规范(GB 50736-2012) 、发电厂供暖通风与空气调节设计规程(DL/T 5035-2016)和220kV500kV变电所设计技术规程 (DL/T 5218-2005)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GIS室35/70/-10kV配电室35/70/-二次设备室3018227070-蓄电池室3054575/-资料室2628161870/305.7.3设计依据民用建筑供暖通风与空气调节设计规范GB 50736-2012；220500kV260、变电所设计技术规程DL/T 5218-2005；发电厂供暖通风与空气调节设计规程DL/T 5035-2016;火力发电厂与变电所设计防火规范GB 50229-2006。5.7.4采暖方案及设备选型湖南省属于非采暖区，不设采暖系统。5.7.5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n10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） GIS室设计单独事故通风系统，换气次数n12次/h。（4） 卫生间：采用墙面换气扇，保证室内的空气质量。（5）设备选型如下表序号名 称型号及规范单位数量备 注1低噪音屋顶风机Q=13740m3/h，96261、0r/min，功率 3.5kw台8用于主变压器室2低噪音轴流风机Q=13740m3/h，960r/min，功率 3.5kw台4用于220kVGIS室上层3低噪音高效能防腐轴流风机Q=6959m3/h，1450r/min，功率 0.55kw台4用于220kVGIS室下层4低噪音轴流风机Q=7200m3/h，1450r/min，功率1.5kw台2用于110kVGIS室上层5低噪音高效能防腐轴流风机Q=3920m3/h，1450r/min，功率 0.12kw台2用于110kVGIS室下层6低噪音消防轴流风机Q=13740m3/h，960r/min，功率3.5kw台4用于地下电缆夹层7低噪音消防轴流风262、机Q=13740m3/h，960r/min，功率0.75kw台4用于10kV配电室8低噪音高效能轴流风机Q=7200m3/h，1450r/min，功率1.5kw台2用于接地变室、电抗器室9低噪音屋顶风机Q=13740m3/h，960r/min，功率0.75kw台8用于电容器室10低噪音防爆轴流风机Q=1450m3/h，1450r/min，功率0.06kw台2用于蓄电池室11墙面排风扇APB15-A，L=258 m3/h，功率23w台3卫生间、电动机房、水泵房12No.4 BT35-IIQ=4678m3/h 、P=121Pa 0.25kW台2用于水泵房5.7.6空调方案及设备选型（1）二次设备内263、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冷暖型柜式空调5P台4用于二次设备室2单冷型柜式空调5P台5用于10kV配电室3冷暖型柜式空调5P台2用于就地二次设备室4分体壁挂单冷防爆空调1264、.5P台2用于蓄电池室5分体壁挂冷暖型空调1.5P台3资料室、警卫室6除湿机台4用于10kV配电室5.7.7采暖、通风及空调系统的控制站内空调机均附温控器，采暖和空调设备可根据设定温度自动运行。5.7.8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；过渡季节时，开启风机进行换气降温；当夏季室外温度较高，机械通风无法满足要求的情况下空调系统自动开启降温，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、资料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%。5.7.9采暖、通风及空调系统的智能化（1265、）采暖、通风及空调设备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。（2）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。6 送电线路路径选择及工程设想6.1概述XXXX220kV输变电工程220kV远期出线8回，本期220kV线路出线6回，即新建艾家冲-XX变220kV线路工程、220kV学响线进220kVXX变线路工程、220kV学响线进220kVXX变线路工程，110kV线路部分不在本次设计范围之内。艾家冲-XX变220kV线路工程：本工程起于500kV艾家冲变，止于本次待建的220kVXX变。路径长度约26km（其中双回路25.5km，单回路0.5k266、m）。新建线路全线导线采用2JL3/G1A-630/45型钢芯高导电率铝绞线；新建双回路段架设2根48芯OPGW光缆；单回路段一根采用48芯OPGW，另一根采用JLB40-150铝包钢。220kV学响、线进220kVXX变线路工程（含浦侧）：本工程起于已建设的220kV学响线40#-42#；220kV学响线线的37#-38#止于待建220kVXX变电站，新建220kV线路路径全长约0.9km（其中双回电缆长0.05km；单回架空0.25km，双回架空0.60km）。新建线路全线导线采用2JL3/G1A-630/45型钢芯高导电率铝绞线，电缆采用ZC-YJLW03-127/220-12500mm267、2，双回路段地线架设两根36芯OPGW光缆，单回路段一根采用36芯OPGW，另一根采用JLB40-150铝包钢绞线。220kV学响、线进220kVXX变线路工程（九华北侧）：本工程起于已建设的220kV学响线40#-42#；220kV学响线线的37#-38#止于待建220kVXX变电站，新建220kV线路路径全长约1.1km。新建线路全线导线采用2JL3/G1A-630/45型钢芯高导电率铝绞线，双回路段地线架设两根36芯OPGW光缆。双回路段地线架设两根36芯OPGW光缆，单回路段一根采用36芯OPGW，另一根采用JLB40-150铝包钢绞线。6.2艾家冲-XX变220kV线路工程6.2.1268、建设规模（1）起止点：本线路起自艾家冲500 kV变14E、15E（14E暂未腾出，待500kV宁乡变投运后可接入）间隔，止于XX220kV变1E、4E间隔。（2）电压：220kV。（3）导线：2JL3/G1A-630/45钢芯高导电率铝绞线。（4）地线：新建双回路段架设2根48芯OPGW光缆，单回路段架一根采用48芯OPGW，另一根采用JLB40-150铝包钢绞线。（5）线路长度：本线路新建线路26km，其中新建双回路25.5km，新建单回路0.5km。（6）回路数：单、双回。（7）冰区划分：全线按照15mm冰区设计。（8）污区划分：按d级（级）污区设计。（9）杆塔数量： 本工程新建线路部分269、共新建杆塔78基，其中新建双回路76基（26基转角+49基直线），单回路角钢塔2基（2基终端）。角钢塔采用通用设计2F8、2F9模块杆塔，本次新上单回路段“三牌”2套；新上双回路“四牌”76套。（10）房屋跨越：在艾家冲变门口因出线紧张，需跨越房屋约4栋。（11）拆除量：本工程从艾家冲变出线因14E间隔暂时被220kV艾向线占用，本次的双回线路只能架设到艾家冲变门口，单回进站，待500kV宁乡变投运后需要将已建的220kV艾向线2#拆除，涉及导线拆除量30.2km；金具15串。6.2.2变电站进出线间隔布置（1）艾家冲500kV变电站艾家冲500kV变电站为已建变电站，位于XX市高新区艾家冲东270、侧约1km处，其 220kV间隔向东进出线，共有14个出线间隔，背向变电站，面向出线方向，从左至右依次为备用(1E)、楠竹塘I(2E)、楠竹塘II(3E)、备用(4E)、雷锋I(5E)、秀峰II(6E)、延农II(7E)、延农I(8E)、学仕I(9E)、学仕II(10E)、雷锋(11E)、楚沩II(12E)、向阳(13E)、楚沩(14E)。经科鑫设计院的湖南XX艾家冲500kV变电站220kV出线整治工程配套完善后，将500kV艾家冲变 220kV 出线间隔做出调整，将分别在南、北侧新增一个15E和01E间隔，具体布置如下图所示 ，艾家冲变预留了14E和15E给本次待建的220kVXX变，因1271、4E间隔现暂被220kV艾向线占用，本次只能接入15E间隔，待500kV宁乡变投运后腾出15E间隔，再行接入。图6.2.2-1 艾家冲500kV变电站220kV进出线间隔布置调整（2）XX220kV变电站XX220kV变电站为待建变电站，所址位于XX市岳麓区XX街道莲花山村，从西至东依次是：1E(艾家冲I)、2E(电缆备用)、3E(电缆备用)、4E(艾家冲II）、5E(九华北II）、6E(含浦II)、7E(含浦I)、8E(九华北I)，本工程占用1E(艾家冲I)、4E(艾家冲II）间隔。图6.2.2-2 XX220kV变电站220kV进出线间隔布置6.2.3影响路径的主要因素按照系统的规划和要求272、，考虑今后其它待建线路走廊，预留线路通道；考虑地方政府和相关职能部门对线路路径的意见，主要充分考虑XX市远期规划发展，减少相互影响；尽量避开人口密集区、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；尽可能减少转角个数，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。影响路径的主要因素：（1）变电站进出线：500kV艾家冲变220kV出线间隔调整，将最南侧14、15E间隔留给本工程，本线路从艾家冲变出线后直接向南走线。（2）本工程需跨越长韶娄高速公路及273、长潭西高速公路。（3）沿线村落较为密集，线路需要尽量避免跨越村落及居民房屋。（4）稻田矿区范围大，对路径影响较大。6.2.4路径方案及说明6.2.4.1线路路径选择原则考虑地方政府和相关职能部门对线路路径的意见，主要充分考避开人口密集区、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；尽可能减少转角个数，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。6.2.4.2路径描述本工程起于已建的500kV艾家冲变，止于待建的220kVXX变，路径长度约为26274、m，跨越区域为XX市望城区、岳麓区、湘江新区。本线路地处XX市周边城乡结合地带，沿线有居民区、工业区及各类水库，还需要分别跨越长邵娄高速公路及长谭西高速公路各一次，路径较为复杂。线路从500kV南侧间隔架空出线后往西南方向走线1.8km左右至丘家屋厂后分东、西两个方案比对。西方案：线路经过从丘家屋厂后往西南方向走线，经过新屋、庙坡、虾公塘水库，到达长塘水库后向右走线到达西冲湾，线路左走线至仓盈塘，跨越黄桥大道到达碳坡子，线路继续往右走线，到达云盖寺，本方案路径长约7.2km。东方案：线路经过从丘家屋厂后往东南方向走线，经过四方咀到达方田湾后小转角向右，途径溜腰子、满竹塘、龙塘寺到达咀上后线路再275、向右转，途径新铺、太白庙，经过新华水库的东侧后到达云盖寺，本方案路径长约7.3km。两个方案比对结束，线路继续从板山和干冲子的中间穿过，跨越长邵娄高速公路，途径北冲口、大塘水库、笙筱大屋、烟湖塘水库、月塘子、裘家咀、冲洲港后跨越靳江河，跨过河之后到达之字港，线路为避开望城县稻田矿区，途径牛车坝、贺家坝、邓家田、小梓冲、黑窑冲，到达下枧槽后转角往东，经过橺子上后跨越长谭西高速一直向东走线，接入220kVXX变，本段长约17km。6.2.4.3 东西方案比选东方案：本方案路径长约26.1km，航空距离约22km，曲折系数为1.18，海拔高度50-250米之间，地形为小丘陵及水田，水田占比比例较高，276、沿线植被较稀松，占用农田较多，经过较为密集的居民区，为避开民房设置的转角较多，对居民影响较大。表6.2.4-1 东方案地形比例统计表地形丘陵泥沼比例（%）7030表6.2.4-2 东方案土质比例统计表地质泥水普通土坚土松砂石岩石比例（%）1515222820图6.2.4-1 东方案沿线高程西方案：本方案路径长约26km，航空距离约22km，曲折系数为1.179，海拔高度50-280米之间，地形为丘陵及田地，沿线植被较茂盛，占用农田较少，避开了较为密集的居民区，转角较少，对居民影响较小。表6.2.4-3 西方案地形比例统计表地形丘陵泥沼比例（%）8020表6.2.4-4 西方案土质比例统计表地质277、泥水普通土坚土松砂石岩石比例（%）2015153520图6.2.4-2 西方案沿线高程出线间隔500kV艾家冲变图6.2.4-3 500kV艾家冲变220kV出线间隔500kV艾家冲变出线间隔图6.2.4-4 500kV艾家冲变220kV出线间隔线路走向图6.2.4-5 线路跨越岳宁大道线路走向图6.2.4-6跨越长邵娄高速靳江河图6.2.4-7跨越靳江河长谭西高速图6.2.4-8 跨越长谭西高速220kVXX变站址图6.2.4-9 220kVXX变站址位置图6.2.4-10 东西方案卫星图（红色为西方案，绿色为东方案）图6.2.4-11 路径卫星图1图6.2.4-12 路径卫星图2图6.2.278、4-13 路径卫星图36.2.4.3 东西方案对比分析表6.2.4-3 经济技术指标对比表序号项目名称经济技术指标东方案西方案1路径协议同意2航空距离22km3路径长度26.1km26km4曲折系数1.181.1795海拔高程50-250m50-280m6地形丘陵70%，山地30%。丘陵80%，山地20%。7地质坚土22%，松砂石28%，岩石20%，泥水坑15%，普通土15%坚土15%，松砂石35%，岩石20%，泥水坑20%，普通土15%8污区级9植被一般10气象条件B=15mm，V=23.5m/s11主要交叉跨越跨35kV线路1次，跨高速公路2次，靳江河1次，黄桥大道1次12交通运输车运15279、km，人运0.5km车运15km，人运0.4km13新建杆塔数量787814转角比例453815线路造价（万元）68906756经过比对，本工程东、西方案线路长度相差不大，西方案不经过密集的居民区，从海拔相对较高的丘陵走线，对XX市今后的规划用地有较大的优势，不从居民门前经过不占用过多的农田，且转角比例较少，造价较低，综合比较选择西方案为本工程的推荐方案。6.2.5地形地貌线路所经地区海拔高度在50280m之间，地形起伏较大，主要为水田、中低山地貌单元。沿线区域地层出露较完整，有轻微节理发育，断裂发育程度低，地壳稳定，沿线构造运动平缓，地块较为稳定。沿线植被覆盖率高，多松杉树。表6.2.5-1280、 本工程地形比例统计表地形丘陵泥沼比例（%）8020表6.2.5-2 本工程土质比例统计表地质泥水普通土坚土松砂石岩石比例（%）2015153520图6.2.5-1线路沿线地形地貌(一)图6.2.5-2线路沿线地形地貌(二)6.2.6主要交叉跨越表6.2.6-1 主要交叉跨越统计表跨越类型跨（穿）越名称数量电力线35kV线路110kV线路35380V、220V线路40通信线通信线38道路高速公路2乡道（水泥）20县道5黄桥大道（省道）1机耕路15河流、水库靳江河（通航河流）1水塘（50米）56.2.7交通条件本工程可利用的主要公路有081、079、083县道及黄桥大道,及多条乡镇公路，但还有百281、分之三十左右区域在交通不便的山地中，整体的交通运输条件一般。本工程汽车运距为15km，平均人力运距约0.5km。6.2.8路径协议本工程途径XX市望城区、岳麓区、湘江新区，目前已经取得了XX市望城区政府；望城区规划、国土；望城区白箬铺镇政府、湘江新区规划、国土；湖南省XX市岳麓区水利、林业、XX街道、含浦街道办事处；湖南省XX市岳麓区莲花镇政府的意见。表6.2.8-1路径协议一览表单位名称意见备注湖南省XX市望城区政府同意路径走向湖南省XX市岳麓区政府同意路径走向湖南省望城区城乡规划局同意路径走向湖南省望城区国土资源局同意路径走向湖南省湘江新区城乡规划局同意路径走向湖南省湘江新区国土资源局同意282、路径走向湖南省XX市岳麓区水利局同意路径走向湖南省XX市岳麓区林业局同意路径走向湖南省XX市望城区白箬铺镇政府同意路径走向湖南省XX市岳麓区XX街道办事处同意路径走向湖南省XX市岳麓区含浦街道办事处同意路径走向湖南省XX市岳麓区莲花镇政府同意路径走向6.2.9工程地质条件因推荐方案与比选方案在地层岩性上，没有本质区别，故本章不做分开叙述。通过本次沿线踏勘，线路沿线范围内主要地层为腐殖土、粉质黏土、第三系（E）泥质粉砂岩、泥盆系（D）石英砂岩、元古界板溪群砂质板岩。据地表出露，地层由新到老描述如下：腐殖土(Q4)：褐色、灰褐色、褐黄色，松软，含少许植物根系，厚度一般为0.30.7m，主要分布于地283、表表层。粉质黏土（Q4）：灰褐色、灰绿色、褐黄色，可塑，残坡积，含少许砂砾，切面较光滑，韧性及干强度中等，无摇震反应，厚度约0.52.2m，主要分布在水田、池塘等低洼地段。粉质黏土（Q4）：褐红色、褐黄色，硬塑，残坡积，含少许碎石颗粒，颗粒主要成分为基岩风化残余，棱角分明、分选性较好。切面较光滑，韧性及干强度中等，无摇震反应，厚度约0.510.0m，沿线均有分布。第三系（E）泥质粉砂岩：紫红色、暗红色，主要矿物成份为石英、粘土矿物等，粉细粒结构，薄中层状构造，泥质胶结，风化裂隙较发育，为极软岩，岩体的完整程度为破碎较破碎，岩体的基本质量等级为级，岩块用手易折断，浸水后易软化，地表以下1.53m284、为强风化层，该地层主要分布于平塘一带。泥盆系（D）石英砂岩：灰黄色、黄褐色、灰白色，主要矿物成份为石英，铁质、硅质胶结，中厚层状构造，偶夹薄层粉砂岩，节理裂隙较发育，为较硬岩，岩体的完整程度为破碎较破碎，主要分布于平塘、含浦一带。元古界板溪群砂质板岩：浅灰色、灰绿色、黄褐色，主要矿物为石英、云母等，隐晶质变余结构，块状构造，节理裂隙较发育，为较硬岩，岩体的完整程度为破碎较破碎，主要分布于白箬铺一带。图4 沿线粉质粘土、泥质粉砂岩及砂质板岩地层按照技经标准，划分线路沿线地质比例参见表4、表5。6.2.10水文条件根据现场勘察情况及区域水文地质资料，线路沿线场地地下水按地下水埋藏条件和成因类型，可285、分为第四系松散堆积层中上层滞水、基岩裂隙水两种类型。上层滞水主要赋存于人工填土及第四系粘性土层中，主要接受大气降水及地表水补给，同时也接受人工及周边水系补给，一般水量小，且无稳定的自由水面。基岩裂隙水，主要赋存于围岩裂隙中，主要受大气降水及地表径流补给，排泄于就近河谷，水位埋藏较深，可不考虑其对基础施工的影响。根据线路附近已有建筑工程经验可初步判断，场区地下水对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中钢筋和钢结构具微腐蚀性。6.2.11 走廊清理按线路设计规程，跨越标准铁路，一级公路，电车道，通航河流，特殊管道，索道时在交叉跨越档内，导地线不允许接头，跨越286、220kV及以上送电线路，铁路，高速公路及一级公路时，悬垂绝缘子宜采用双串或两个单串。本工程关于跨越树林按线路设计规程和省公司输变电工程建设标准有关条款执行。6.2.12气象条件（1）设计风速取值本工程收集了XX市气象台自建台以来至2010年间的风速观测原始资料。 根据110750kV架空输电线路设计规范规定，220kV送电线路的基本风速采用30年一遇的最大值。本工程中采用极值型分布作为概率模型，对风速进行数理统计计算。基本风速的统计结果如下表所示。表6.2.12-1 基本风速统计结果表(10m基准高度)重现最大风速台站153050100XX市20.3121.7822.8524.291）附近线287、路的运行情况本工程沿线附近有多条220kV高压线路，设计条件如下表：序号线路名称设计风速运行情况1220kV艾学、线23.5m/s良好2220kV艾秀、线23.5m/s良好3220kV艾延、线23.5m/s良好4220kV艾向线23.5m/s良好根据110750kV架空输电线路设计规范规定，220kV送电线路基本风速应采用离地面10m高处30年一遇10min时距平均最大值，山区线路的最大设计风速，应按附近平原地区的统计值提高10%选用，且不低于23.5m/s。 根据上表的结果及规程规定，本工程离地10m基本风速取23.5m/s。（2）设计冰厚取值 湖南冬季北方不断南下的冷空气受南岭山脉的阻挡，288、与南方较强的暖流汇合便形成静止锋，维持时间一般为38天，长时可达半个月之久，由于静止锋影响，冷空气使地面气温降至0以下，暖空气使较高层大气温度在0以上，存在明显的逆温层。因此高层的液体降水在降落过程中逐渐变冷，成为过冷却雨滴，形成雨凇。国内大量资料表明：在不同地区，海拔高度虽然相同，其覆冰程度并不一样。但在同一地区，覆冰厚度与海拔高度有一定的关系。通常在同一地形及天气形势下，一般海拔愈高愈易覆冰，主要是随着海拔高度的增加气温下降，低温维持时间增长，积冰时风速增大，增加了覆冰的机率和强度。一个地方覆冰的轻重，决定于山脉走向、坡向与分水岭、台地、风口、江湖体等，当线路在翻越高山区时，存在垭口、迎风289、坡、小盆地等一些微地形，这种地形造成风速和水汽通量增大，导线能捕获更多的水滴，因而形成较其它地形处更大的电线积冰。根据XX市气象台的统计资料，XX市境内30年一遇离地面10m的最大覆冰为Bm=16.02(mm)，XX县境内30年一遇离地面10m的设计覆冰Bm=16.93(mm)。图6.2.12-2 沿线冰区分布图根据湖南省冰区分布图，本工程沿线处于10-15mm冰区。本工程海拔高程在60m300m之间。线路附近有已投运的艾龙、回220kV送电线路艾学、回220kV送电线路等多条输电线路，设计冰厚均为15mm。线路自投运以来运行情况良好，2008年冰灾期间，在本工程线路途经区段未出现倒塔断线事故290、。1）附近线路的运行情况本工程沿线附近有多条220kV高压线路，设计条件如下表：序号线路名称设计覆冰故事情况1220kV艾学、线15mm无覆冰倒塔事故发生2220kV艾秀、线15mm无覆冰倒塔事故发生3220kV艾延、线15mm无覆冰倒塔事故发生4220kV艾向线15mm无覆冰倒塔事故发生因此遵照设计规程有关规定及全国典型气象区划分，本工程基本风速取23.5m/s，设计冰厚取15mm中冰区设计。（3）雷暴日取值参照最新版国家电网公司电网雷区分布图，本工程线路处于多雷区（C1）。根据XX市气象站数据，XX市平均雷暴日为51.7日/年，参考沿线已建线路的设计标准，根据当地电力部门的线路运行情况及经291、验，为保证本工程线路投运后的安全运行，建议全线的雷暴日采用60日/年。图 6.2.12-3 雷区分布图（4）分析结论根据以上调查分析及参考沿线已有部分线路的设计条件，本方案路径具体气象条件组合如下表所示。表6.2.12-2 气象组合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年平均气温1500基本风速-523.50设计覆冰-51015安装情况-5100事故情况-5015大气过电压15100内过电压15150年雷电日(日/年）60冰密度(kg/m）0.9106.2.13导地线选型6.2.13.1导线选型根据规划，新建220kV导线截面主要考虑选择LGJ-2300、LGJ-2400和LGJ-2630三种型号。取送电功率因素0.95，夏季周围空气温度40，温度修正系数0.81，LGJ-2300导线极限输送容量为417MW，LGJ-2400导线极限输送容量为495MW，LGJ-2630导线极限输送容量为696MW。XX220kV变电站远期规模为4240MVA，负载率取70%，远期总负荷约672MW。为了保证远景适应性，本线路建议选用2LG