1、500千伏变电站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3 可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目次1工程概述 . 1 1.1 设计依据 . 1 1.2 工程概况 . 1 1.3 设计水平年 . 2 1.4 主要设计原则 . 2 1.5 设计范围及配合分工2、 . 3 2电力系统一次 . 3 2.1 电力系统概况 . 3 2.2 电力平衡及建设必要性 . 6 2.3 XX500kV变主变容量选择 . 16 2.4 接入系统方案论证 . 17 2.5 无功补偿容量 . 26 2.6 导线截面选择 . 28 2.7 系统对XX500kV变电站接入的要求 . 29 2.8 结论及建议 . 30 3电力系统二次 . 31 3.1 系统保护和安全自动装置 . 31 3.2 调度自动化 . 33 3.3 光纤通信 . 34 4变电站站址选择 . 37 4.1 站址选择概况 . 37 4.2 站址区域概况 . 37 4.3 站址的拆迁赔偿情况 . 41 4.4 3、出线条件 . 41 4.5 站址工程地质及水文地质 . 42 4.6 站址水文气象条件 . 49 4.7 土石方情况 . 56 4.8 进站道路和交通运输 . 56 4.9 站用电源 . 58 4.10 站址环境 . 58 4.11 通信干扰 . 59 4.12 施工条件 . 59 4.13 各站址技术经济比较及站址推荐 . 59 5变电站及间隔扩建工程设想 . 63 5.2 牌楼500kV变电站500kV间隔扩建工程设想 . 75 6直流融冰系统工程设想 . 82 6.1 融冰方案 . 82 6.2 电气二次 . 82 6.3 土建部分 . 83 7送电线路路径选择及工程设想 . 88 8投4、资估算及经济评价 . 88 8.1 编制原则及依据 . 88 8.2 投资估算 . 89 8.3 与通用造价的对比分析 . 90 8.4 财务评价 . 92 9经济性与财务合规性 . 95 9.1 从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析 . 95 9.2 财务合规性 . 99 1工程概述1.1 设计依据 1.1.1 规程规范依据 电力系统设计技术规程DL/T 5429-2009； 电力系统安全稳定导则DL 755-2001； 电力系统电压和无功电力技术导则(试行)SD 325-1989； 国家电网安全稳定计算技术规范Q/GDW 404-2010； 330 千伏 及 以上输 变电工程 可行 性5、 研究内 容 深 度规 定 Q/GDW 269-2009。 1.1.2 主要参考资料 1) 国家电网公司最新修编的特高压电网规划。 2) XX省电力公司经济技术研究院2014年编制的XX电网“十三 五”发展规划总报告。 3) 国网各地市供电公司2015年编制的“十三五”电网规划项目和目标网架。 1.2 工程概况 1.2.1 工程规模 1) 新建XX500kV变电站，远景规模；主变压器41000MVA，500kV 出线8回，220kV出线16回。本期规模：主变压器11000MVA，500kV出线 1回，220kV出线10回。同时在本站新建直流融冰工程。 2) 新建XX牌楼500kV线路，长度约16、13km。牌楼500kV变电站扩 建500kV出线间隔1个。 8XXXX500kV变电站本期工程相关输变电项目见表1.2-1。 表1.2-1 XXXX500kV变电站本期工程相关输变电项目 单位：MVA，km 序 号 工 程 名 称 性 质 型 号 建设规模 备 注 1 变电工程 1) XX500kV变电站 新 建 11000 2) 牌楼500kV变电站 扩 建 1 500kV间隔 3) XX500kV变直流融冰工程 新建 1 2 线路工程 1) XX牌楼500kV线路 新 建 LGJ-4630 113 1.2.2 工程建设时序 为满足XX地区电力负荷发展，提高XX地区供电能力和供电可靠 性，7、加强XX220kV电网结构，满足XX地区清洁能源的送出需求，建议 XX500kV输变电工程于2021年建成投产。 1.3 设计水平年 XX500kV变电站规划于2021年建成投产。“十三五”期间，随着特高 压交、直流工程在XX的建设，XX500kV及以上主干电网逐步完善。综 合考虑XX电网发展情况，选择2021年作为本工程的设计水平年，并对 2025年和2035年网络进行展望。 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) 贯彻差异化设计原则，以及“两型一化”变电站，“两型三新”线路设计原则。 3) 推广采用通用设计、通用造价、通用设备，促进标准8、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 设计范围及配合分工 根据上述本可研涉及的输变电项目的规模，设计范围包括：电力系统 一次、电力系统二次方案论证，XX500kV变电站工程选址，新建XX500kV 变电站，新建XX500kV变电站直流融冰装置，扩建牌楼500kV变电站500kV 出线间隔，新建XX牌楼500kV线路，光纤通信，节能、投资估算及经 济评价。 2电力系统一次2.1 电力系统概况 2.1.19、 XX州电力系统现状 1) 电源现状 截至2018年底，XX州电网并网电源装机容量807.7MW，其中水电 676.8MW，风电50MW，生物质能30MW，太阳能35.4MW，企业自备电厂装机 容量15.5MW。主要电源有：碗米坡水电站(240MW)，重庆送电XX电网的 石堤水电站(60MW)， 永顺羊峰山风电场(50MW), 永顺凯迪生物质电厂(30MW)。 2) 网络现状 截至 2018 年 底 ， XX电 网 拥有 220kV 变 电站 6 座即万溶江 变(2 120MVA)、岩人坡变(2120MVA)、枇杷冲变(120MVA+180MVA)、格山变 (180MVA)、峒河变(180MV10、A)、溪州变(180MVA)，主变共9台，变电容量合 计1320MVA；拥有220kV线路14条，总长度为622.3km；拥有110kV公用变电 站30座，主变45台，容量1576MVA；110kV用户变电站5座，变压器8台，容 量181MVA；拥有110kV线路58条，总长度为1106.2km。 3) 供用电现状 2018年，XX自治州全口径最大负荷1015.1MW，全口径供电量52.0亿 kWh。其中国网XX公司统调供电量40.4亿kWh，统调最大负荷841.1MW。 新华花垣公司用电量9.8亿kWh，全口径最大负荷291MW。 2.1.2 怀化市电力系统现状 1) 电源现状 截 至 2011、18 年 底 ，怀 化 电 网 拥有 电 源装 机 容量 7906MW ， 其中 水电 6232.5MW，火电1270MW，风电323.4MW，太阳能43.1MW，企业自备电厂装 机容量37MW。主要电源有：五强溪水电站(1200MW)，托口水电站(800MW)， 三板溪水电站(1000MW，贵州境内)，白市水电站(420MW，贵州境内)，凤 滩水电站(827.5MW)，洪江水电站(270MW)，大洑潭水电站(200MW)，铜湾 水电站(180MW)，挂治水电站(150MW，贵州境内)，黔东火电厂(1200MW， 贵州境内)。 2) 网络现状 截至2018年底，怀化电网拥有500kV变电站1座12、(牌楼变)，主变3台， 容量2500MVA，500kV开关站1座(艳山红)，500kV线路7条，总长度460km； 拥有220kV公用变 13 座( 含顶光坡、 黄秧坪开关站)， 主变18台， 容量 2610MVA，220kV线路47条，总长度1788.7km。 3) 供用电现状 2018年，怀化市全口径最大负荷1760MW，全口径供电量94.2亿kWh。 怀化电网统调最大负荷1685MW，统调供电量92.0亿kWh。 2.1.3 怀吉地区电力系统发展规划 2.1.3.1 负荷预测 根据最新编制的2019年XX地区电力市场分析预测春季报告和2019年怀化地区电力市场分析预测春季报告中的负荷水平13、，结合最新情况，对XX州、怀化市全口径电量负荷进行了预测，结果见表2.1-1。 表2.1-1 怀吉地区负荷预测表(全口径) 单位：亿kWh，MW 年 份项 目 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2025 2035 年均增速 (实际)(实际)2017-20202020-20252025-2035XX州供电量59.2 52.0 55.8 61.3 64.5 67.9 71.3 78.4 130.62.7% 5.0% 5.2% 负 荷1029 1015 1094 1175 1236 1299 1366 1511 2546 4.4% 5.2% 5.4% 怀化市供电量14、84.3 94.2 107.8119.1128.9138.8140.0173.5254.98.8% 7.8% 3.9% 负 荷1680 1760 1951 2092 2328 2480 2500 2618 3748 5.0% 4.6% 3.7% 2.1.4 怀吉电网500kV层面发展规划 “十三五”期间，怀吉电网规划扩建牌楼500kV变电站第三台主变，并开工建设XX500kV变电站。“十四五”期间，怀吉电网规划建设XX娄底西500kV线路，并扩建XX500kV变电站第二台主变。 2.2 电力平衡及建设必要性 2.2.1 怀吉地区电力平衡结果 1) 怀吉地区电力平衡分析 由 表 2.2-1 可 15、知 ， 由 于怀吉 地区的 500kV 电 源装 机 较 大 ( 合 计 约 3420MW)，因此在20192025年间怀吉地区的电力一直有较大盈余，其中2021、2025年最大盈余电力分别达到3993MW、3526MW。展望至2035年，在 丰小、夏大方式下怀吉地区仍有电力盈余，最大盈余电力2557MW，在冬大方 式下出现电力亏缺，最大亏缺电力1228MW。 2) 220kV层面电力平衡分析 由表2.2-1可知，怀吉地区绝大部分电源均为水电，电源出力受季节 影响较大。在丰小方式，怀吉地区220kV层面有大量电力盈余；在冬大方 式，怀吉地区220kV层面电力缺口同样较大。2021、2025、216、035年怀吉地 区220kV层面丰小电力盈余分别为2192MW、2036MW、1427MW，冬大电力缺 额分别为1660MW、2180MW、4208MW。从平衡中可以看出，随着负荷的不断 发展，怀吉地区220kV层面电网丰季电力盈余不断减小，而冬季电力缺额 将逐年增大，夏季由电力盈余逐渐转为电力亏缺。 从平衡中可以看出，2021年迎峰度冬时牌楼三台主变（2750MVA+1 1000MVA）下网电力约1660MW，1000MVA主变“N-1”时其余两台主变将发 生过载。 3) XX州电力平衡分析 由表2.2-1可知，在丰小方式，XX州存在电力盈余；而在冬大方式，XX州电力缺口较大。2021、2017、25、2035年XX州丰小电力盈余分别为 828MW、751MW、450MW，冬大电力缺额分别为459MW、717MW、1722MW。从平 衡中可以看出，随着负荷的不断发展，XX州220kV层面电网丰季电力盈 余将不断减小，冬季电力缺额则逐年增大，夏季电力由盈余逐渐转为电力 亏缺。 考虑到2021年丰水季XX州电力盈余828MW，加上凤滩电站的800MW出 力，整体外送电力达到1628MW。届时XX及凤滩电站对外联络通道有黄秧 坪善卷、黄秧坪桃花江、黄秧坪凉水井、枇杷冲田家、万溶江 富州、凤凰富州共6条220kV线路，其中黄善线、黄桃线全长均超过150km， 而凤富线、黄桃线均为LGJ-40018、小截面导线，若发生“N-1”故障则凤富线、 黄桃线将可能出现过载。 由平衡结果可知，2021年冬大方式下XX州亏缺电力459MW，而枇杷 冲田家、万溶江富州、凤凰富州三回220kV线路断面潮流控制功率 仅为450MW，难以满足XX州电力供给需要。 XXXX500kV输变表2.2-1 怀吉地区电力平衡表 单位：MW、MVA 年 份项 目 2019 2020 2021 2025 2035 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 一、怀吉地区需要电力 229 670 791 251 735 867 268 781 921 345 1000 1179 19、646 1854 2184 1.1 XX州 328 930 1094 353 999 1175 371 1050 1236 453 1284 1511 764 2164 2546 1) XX州全口径负荷 87 247 291 89 252 296 91 257 302 96 272 320 105 298 350 2) 花垣地方电网负荷 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 3) 自备电厂出力 556 1804 1921 598 1937 2062 669 2159 2298 756 2431 2588 1095 3494 3718 1.2 20、怀化 585 1834 1951 628 1966 2092 698 2188 2328 785 2461 2618 1124 3523 3748 1) 怀化全口径负荷 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 2) 自备电厂出力 1130 3300 2710 1130 3300 2710 1130 3300 2710 1130 3300 2710 1130 3300 2710 二、500kV及以上电源 0 1080 1080 0 1080 1080 0 1080 1080 0 1080 1080 0 1080 1080 1) 黔东电厂(120021、MW) 600 800 600 600 800 600 600 800 600 600 800 600 600 800 600 2) 托口电站(800MW) 250 1000 750 250 1000 750 250 1000 750 250 1000 750 250 1000 750 3) 三板溪电站(1000MW) 280 420 280 280 420 280 280 420 280 280 420 280 280 420 280 4) 白市电站(420MW) 0 630 630 0 630 630 8 XXXX500kV输变年 份项 目 2019 2020 2021 2025 203522、 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 5) 怀化石煤电厂(700MW) 3058 3192 1375 3082 3216 1399 3082 3216 1399 3082 3216 1399 3082 3216 1399 三、220kV及以下电源 1072 1028 438 1096 1052 462 1096 1052 462 1096 1052 462 1096 1052 462 3.1 XX州 240 240 80 240 240 80 240 240 80 240 240 80 240 240 80 1) 碗米坡电站(240MW) 23、500 500 290 500 500 290 500 500 290 500 500 290 500 500 290 2) 凤滩电站(825MW) 308 264 44 308 264 44 308 264 44 308 264 44 308 264 44 3) XX州小水电 24 24 24 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 4) XX州小火电 1986 2164 937 1986 2164 937 1986 2164 937 1986 2164 937 1986 2164 937 3.2 怀化 270 270 135 270 270 135 270 24、270 135 270 270 135 270 270 135 1) 洪江电站(270MW) 150 150 50 150 150 50 150 150 50 150 150 50 150 150 50 2) 挂治电站(150MW) 180 180 90 180 180 90 180 180 90 180 180 90 180 180 90 3) 铜湾电站(180MW) 200 200 80 200 200 80 200 200 80 200 200 80 200 200 80 4) 大洑潭电站(200MW) 300 300 110 300 300 110 300 300 110 300 3025、0 110 300 300 110 5) 凤滩电站(825MW) 0 297 297 0 297 297 0 297 297 0 297 297 0 297 297 6) 大龙电厂(330MW) 830 711 119 830 711 119 830 711 119 830 711 119 830 711 119 9年 份项 目 2019 2020 2021 2025 2035 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 7) 怀化小水电 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 8) 怀化小火电 326、443 4411 1778 3405 4248 1596 3322 3993 1320 3166 3526 800 2557 1706 -1228 四、怀吉地区电力盈(+)亏(-) 2313 841 -12022275 678 -1384 2192 423 -1660 2036 -44 -2180 1427 -1864 -4208 五、怀吉地区220kV层面电力盈(+)亏(-)844 358 -353 845 317 -405 828 271 -459 751 52 -717 450 -802 -1722 六、XX州电力盈(+)亏(-) 229 670 791 251 735 867 268 27、781 921 345 1000 1179 646 1854 2184 注：1) XX州最大负荷出现在冬季，夏季最大负荷约为冬季的0.85左右；怀化最大负荷出现在冬季，夏季最大负荷约为夏季10的0.94左右，丰季最小负荷约为冬季最大负荷的0.3左右；怀吉地区负荷同时率取0.95(下同)。 2) 黄秧坪开关站重建及XX500kV变电站投产后，夏季凤滩电站按送电XX州500MW、送电怀化300W考虑，冬季按送电XX州290MW、送电怀化110W考虑(下同)。 XXXX500kV输变电工程第一卷总的部分本文件版权所有，未经授权，不得复用2.2.2 怀吉地区变电容量平衡结果 怀吉地区全口径负荷增长速度28、20202025年、20252035年均小于 7%，属较慢增长，结合XX电网规划技术原则，500kV容载比原则上宜控 制在1.71.9左右。考虑到怀吉地区电网结构及未来负荷发展，建议怀吉 地区500kV容载比按1.7考虑。 怀吉地区220kV电网电源目前全为水电，水电电源出力受季节影响调 节能力较差，夏、冬季出力相差约1817MW。当500kV变电容载比按1.7考虑 时，由变电容量平衡表2.2-2可知，在不考虑XX500kV变投运的情况下， 2021年怀吉地区500kV变电容量缺口322MVA，2025年变电容量缺口达到1206MVA，至2035年缺口达到3154MVA。 2018年牌楼变扩建29、第三台11000MVA主变后，整个怀吉地区500kV变 电容量基本能满足地区丰水期电能上送需要。而2021年迎峰度冬时若XX 500kV变电站未能投产，怀吉地区500kV容载比将降至1.5，不符合电网规 划原则，且牌楼主变将不满足“N-1”校核。在考虑2021年XX500kV变投 运一台1000MVA主变后，怀吉地区容载比达到2.1；2025年考虑XX500kV 变投产第二台主变，怀吉地区容载比将维持在2.1左右；2035年考虑XX 500kV变投产第三台主变，并考虑怀化北变投产一台1000MVA主变，牌楼三 台主变均换为1000MVA容量，怀吉地区容载比仍将维持在1.7左右，可以满 足电网供30、电需求。 从XX自治州供电范围来看，2021年丰水季XX州需外送电力828MW、 冬季需送入电力459MW（见3.3节电力平衡），XX500kV变投产后XX州容 载比为2.2；2025、2035年分别扩建XX变第二、三台主变，则XX州容 12载比将分别达到2.8、1.7，可以满足XX地区电力负荷持续发展需要。 表2.2-2 怀吉地区500kV变电容量平衡表 单位：MW、MVA 湖 南XX500kV输变年 份项 目 2019 2020 2021 2025 2035 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 丰小 夏大 冬大 一、怀吉地区需要电力 745 2351 231、576 807 2538 2783 890 2793 3059 1046 3260 3579 1654 5080 5607 1.1 XX州 229 670 791 251 735 867 268 781 921 345 1000 1179 646 1854 2184 1.2 怀化 556 1804 1921 598 1937 2062 669 2159 2298 756 2431 2588 1095 3494 3718 二、220kV及以下电源 3058 3192 1375 3082 3216 1399 3082 3216 1399 3082 3216 1399 3082 3216 1399 32、2.1 XX州 1072 1028 438 1096 1052 462 1096 1052 462 1096 1052 462 1096 1052 462 2.2 怀化 1986 2164 937 1986 2164 937 1986 2164 937 1986 2164 937 1986 2164 937 三、需500kV变供带负荷 (下网，-上网) -2313 -841 1202 -2275 -678 1384 -2192 -423 1660 -2036 44 2180 -1427 1864 4208 四、需500kV变电容量 2313 841 2043 2275 678 2353 21933、2 423 2822 2036 44 3706 1427 3169 7154 五、500kV变电容量配置(规划) 2500 2500 2500 2500 2500 2500 3500 3500 3500 4500 4500 4500 7000 7000 7000 1) 牌楼 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 3000 3000 3000 2) XX 1000 1000 1000 2000 2000 2000 3000 3000 3000 3) 怀化北 1000 1000 1000 六、500kV变电容量盈(+34、)亏(-) (不考虑XX变容量) 187 1659 457 225 1822 147 308 2077 -322 464 2456 -1206 2573 831 -3154 七、怀吉容载比 2.1 1.8 2.1 2.1 1.7 八、XX容载比 2.2 2.8 1.7 13 2.2.3 工程建设必要性 1) 满足怀吉地区尤其是XX自治州负荷增长的需求 2018年怀吉地区全口径供电量为146.2 亿kWh，全口径最大负荷为2636MW(同时率取0.95)。怀吉地区电源丰富，现仅有一座500kV变电站， 即牌楼变(2750MVA+11000MVA)，是怀吉电网与外界联系的主要枢纽， 承担着“西电东35、送”的重要使命。由于怀吉电网220kV层面电源绝大部分 为水电装机，电源出力受季节影响较大，2018年丰水季水电大发期间以及 冬季大负荷方式牌楼主变上下网功率均已达控制限额。 根据前述2.1节电力需求预测结论，预计2021、2025、2035年怀吉地 区全口径负荷将分别达到3059MW、3579MW、5607MW。随着负荷的增长，2021 年怀吉电网500kV层面冬大方式下网负荷将达1660MW，牌楼主变已不能满 足“N-1”校核要求。由前述变电容量平衡结果可知，2021、2025、2035 年怀吉地区500kV变电容量缺口分别为322MVA、1206MVA、3154MVA，仅牌 楼1座50036、kV变电站无法满足XX州、怀化两地市的变电容量需要。因此， 为满足怀吉地区尤其是XX州电力负荷增长的需求，需建设XX500kV变 电站。 2) 优化XX自治州220kV网络结构，提高供电能力和供电可靠性 截至2018年底，XX自治州220kV主网拥有6座220kV变电站，分别为万 溶江变(2 120MVA)、 峒河变(1 180MVA)、 枇杷冲变(1 120MVA+1 180MVA)、 格山变 (1 180MVA)、岩人坡 变(2 120MVA)、 溪 州变(1 180MVA)，形成万溶江-峒河供区(吉首市、凤凰县)、枇杷冲供区(泸溪县)、 岩人坡-格山供区(保靖县、花垣县(部分)、古丈县)37、溪州供区(永顺县、 19龙山县)等四个供电区域。 XX220kV电网目前基本形成环网结构但是依然薄弱，除黄秧坪送出 断面外，仅有三回线路与主网联络(万富线(LGJ-2300)、万富线 (LGJ-400)、枇田线(LGJ-2300)，万溶江变作为对外联络枢纽其220kV 母线安全运行压力很大。在2021年冬季大负荷时段，枇万线+万富、 线断面需供带负荷约459MW，超过稳定限额450MW，且部分段同杆并架的万 富、线若同时跳闸，枇万线将严重过载。 XX500kV变电站投运后将与牌楼变形成南北分片区供电格局，弱 化万富、线作为XX州、怀化地区之间的电力联络通道作用，减少该 断面交换潮流，从而降低38、万溶江变在XX电网中的枢纽地位，并缓解牌楼 主变上下网压力。同时，依托XX500kV变电站优化XX自治州220kV电网 结构，形成XX、万溶江、峒河之间的220kV双环网供电格局，则XX州 尤其是吉首市区的供电能力和供电可靠性将得到大幅度加强。另外XX 500kV变电站的投运将有利于吉首市及周边地区凤凰、竿子坪等规划220kV 变电站的接入及供电环网构建，为XX州尤其是吉首市电力负荷快速增长 创造条件。 3) 满足XX自治州清洁能源的送出需求 XX自治州水电、风电等清洁能源丰富，其中水电未来装机容量约 440MW，风电未来装机容量约300MW，加上毗邻XX州的凤滩水电站800MW 装机容量，X39、X自治州电网与外界之间的6回220kV联络线(黄善线、黄桃 线、黄凉线、枇田线、万富线、凤富线)在2021年丰水期需外送电力约 1628MW，断面潮流压力很大，凤富线、黄桃线等LGJ-400线路在“N-1”下将发生过载。因此新建XX500kV变电站将有利于大量清洁能源通过500kV 电网层面送出，缓解牌楼主变上网压力，同时为远距离送电的黄善线、黄 桃线退出运行创造条件，达到减少系统运行损耗、促进节能减排和大气污 染治理的目的。 2.3 XX500kV变主变容量选择 2.3.1 本期主变容量论证 XX500kV变电站建成后主要供带XX自治州地区负荷，由前述负荷 预测和变电容量平衡分析可知，未来240、019、2020、2021年XX州公司管理 口径最大负荷分别为791MW、867MW、921MW，考虑碗米坡、凤滩等大型电 源及XX州小型水火电源出力，同时考虑500kV变电容载比取1.7，2019、 2020、2021年XX州需要500kV变电容量分别为599MVA、688MVA、781MVA， 故XX500kV变本期投产1台1000MVA主变是合适的。 另外根据省公司计划，星城500kV变电站将进行主变改造及扩建工程， 原2台U1-2=12%的1000MVA主变将退出运行，XX变工程本期可利旧星城变一 台1000MVA老主变。 2.3.2 终期主变容量论证 XX500kV变电站建成后主要供41、带XX自治州地区负荷。2025、2035 年XX州公司管理口径负荷预计分别为1179MW、2184MW。另外，怀化市麻 阳县与XX自治州毗邻，怀化市目前由牌楼500kV变电站供电。牌楼变终 期主变规模为31000MVA，考虑怀化市负荷进一步增长，在规划的怀化北 500kV变电站投产前，XX500kV变还将承担怀化市北部麻阳县等部分区域 的供电。考虑500kV变电容载比取1.7，建议XX变终期按41000MVA主变配置考虑。 XX大部分地区地形地貌为山地，土地性质又较多基本农田，且溶洞 地质发育比较发达，故500kV变电站选址条件艰难。考虑到XX吉首地区 未来仅有一座500kV变电站，建议XX542、00kV变电站终期主变规模按4 1000MVA预留场地。 2.3.3 XX500kV变电站主变容量配置方案 经分析，推荐XX500kV变电站远期按41000MVA考虑，本期按11000MVA建设，并利旧星城变#41000MVA老主变。 2.4 接入系统方案论证 2.4.1 500kV接入系统方案 2.4.1.1 设计思路 首先对周边500kV电网进行分析，拟定500kV接入系统方案，综合技术经济比较得出推荐方案。 2.4.1.2 方案拟定 根据XX500kV变在系统中所处的位置，结合系统网络现况及近、远 期发展规划，拟定以下2个500kV接入系统方案。 方案一： 2021年(本期)新建XX牌楼43、500kV线路(LGJ-4630/113km)。2025 年在本期基础上新建XX娄底西500kV线路(LGJ-4630/220km)，张家 界500kV变电站通过新建张家界岗市(LGJ-4630/120km)、张家界五 强溪(LGJ-4630/65km)500kV线路接入系统，形成XX西部地区南北分片 供电格局。 方案二： 2021年(本期)新建XX岗市500kV线路(LGJ-4630/270km)。2025 年在本期基础上新建XX牌楼500kV线路(LGJ-4630/113km)，张家界 500kV变电站通过剖接XX岗市500kV线路(LGJ-4630/6km)接入系统， 形成牌楼XX张家界44、岗市五强溪民丰长阳铺牌楼的XX 西北部地区环网供电格局。 19插图2.4-1 XX500kV接入系统方案示意图(方案一) XXXX500kV输变 20插图2.4-2 XX500kV接入系统方案示意图(方案二) XXXX500kV输变 2.4.1.3 方案技术经济比较及优选方案推荐 XX变500kV接入系统方案技术经济比较表见表2.4-1。 表2.4-1 XX变500kV接入系统方案技术经济比较表 单位：MW，万元 项 目 方案一 方案二 潮流分布 合 理 合 理 电压水平 合 格 合 格 供电可靠性 高 高 网络结构 清 晰 清 晰 工程实施及过渡难易 一 般 有困难 远景适应性 好 一 般 45、一次投资相对值 21398 0 有功网损相对值 0.322 0 年电能损失费用相对值 51 0 年费用相对值 1970 0 两个方案网络结构清晰，潮流分布合理，电压水平合格。 方案二将形成XX西部地区大环网结构，进一步拉近西部电网与主电网之间电气距离，因此方案二网损略小于方案一。 从供电可靠性来看，两方案均能满足相关元件“N-1”、“N-2”校核， 供电可靠性相当。 从工程实施难度来看，方案二一次性新建线路较方案一更长，且方案二中XX张家界线路路径需长距离穿过XX西部雪峰山区，其经过的覆冰区域距离较方案一更长，另外其线路周边分布着诸多国家级自然保护 区，故方案二工程实施难度大于方案一。 从远景46、适应性来看，方案一加强XX西部电源送出网络，且符合XX电网“南北分片”发展规划，远景适应性更好。 从一次投资来看，方案二新建线路长度较短，一次投资比方案一少26617万元，综合比较年费用，方案二比方案一少2434万元。 根据上述分析，方案一网络结构清晰、供电可靠性高，虽然一次投资 较方案二高，但是工程实施难度较小，远景适应性较方案二也更好，故推 荐方案一作为XX500kV变2025年500kV接入系统方案，即：新建XX牌 楼 500kV线路(LGJ-4 630/113km)、 XX娄底西 500kV线路(LGJ-4 630/220km)。 考虑到娄底西500kV变电站的建设不确定性，XX50047、kV变本期投产时 接入系统方案推荐为新建XX牌楼500kV线路(LGJ-4630/113km)，湘 西娄底西500kV线路新建工程可根据实际情况另外立项研究。 2.4.2 220kV接入系统方案设想 枇杷冲峒河220kV线路工程已经完成前期工作，预计将于2019年底 投产，其路径方案将通过XX500kV变附近，枇杷冲XX附近段为单回 路架设，XX附近峒河段为同塔双回架设单边挂线，全线采用LGJ-2 630导线。该线路的投产将提升XX电网供电能力和电压稳定水平，为依 托XX自治州500kV变构建XX220kV主干网架提供条件。 张吉怀铁路配套牵引变预计于2021年初投产，在XX境内有回龙牵、 九48、龙牵、凤凰牵三座牵引变，其接入系统方案对电网结构有很大影响。根据张吉怀铁路牵引变审定的接入系统方案：1）新建古丈220kV变电站，通 过接黄秧坪溪州220kV线路(LGJ-2630/29.5km)、新建古丈峒河 220kV线路(LGJ-2630/45km)接入系统，新建回龙牵古丈、回220kV 线路(LGJ-400/31.8km、LGJ-400/31.8km)；2）新建九龙牵剖接黄秧坪 枇杷冲回220kV线路(LGJ-400/26.1km、LGJ-400/26.8km)；3）待凤凰 220kV输变电工程建成后(目前已完成可研，接入方案为凤凰接富万 线，并新建凤凰XX双回220kV线路，预计2049、20年底投产)，新建凤凰牵 凤凰、回220kV线路(LGJ-400/7km、LGJ-400/7km)，待XX凤凰双 回线路投产后再将凤凰牵凤凰一回线路与万溶江凤凰线路在凤凰变 附近短接，形成凤凰牵万溶江线路。 张吉怀铁路牵引变投产后XX220kV及以上电网结构图如下所示。 插图2.4-2 张吉怀铁路牵引变投产后XX220kV及以上电网结构图 综上分析，推荐XX500kV变本期220kV接入系统方案为： 将枇杷 冲 万 溶江 线路 入 XX ( 进 LGJ-2 630/4.9km ， 出 LGJ-2 630/5km)，将万溶江峒河线路峒河侧改进XX(LGJ-2630/1.8km)，将 枇杷冲 峒50、河 线路 入XX ( 进 LGJ-2 630/0.5km ， 出 LGJ-2 630/1.6km)，新建XX峒河回线路(LGJ-2630/11.3km)，拉通XX 凤凰双回线路(LGJ-2630/242km，该线路已在凤凰输变电工程中考虑， 本工程只需考虑XX至凤凰的间隔)，将格山万溶江双回线路开断后万 溶江侧改进XX(LGJ-2 630/2 36.1km)、 格山侧改进峒河(LGJ-2 630/217.3km)。如下图所示。 插图2.4-3 XX500kV变本期220kV接入系统方案图 考虑供带负荷需要，建议XX500kV变远景220kV出线按16回考虑，即 至枇杷冲、凤凰、江丰、万溶江、峒51、河、格山各2回，另备用4回。如下图 所示。 插图2.4-4 XX500kV变远期220kV接入系统方案图 2.5 无功补偿容量 2.5.1 高压电抗器容量配置方案 本期XX牌楼回500kV线路XX变出线侧考虑装设一组120Mvar 高抗，XX娄底西500kV线路投产时在XX变出线侧装设一组90Mvar高 抗，远期高抗配置保持不变。 2.5.2 低压电抗器容量配置方案 怀吉500kV电网目前在牌楼变共配置3组60Mvar低压电抗器(1#主变配置2组，2#主变配置1组，2018年投产的3#主变未增加低抗设备，终期配置为5组60Mvar低压电抗器)，在艳山红开关站500kV母线上装有1组120Mva52、r母线高抗，在牌楼长阳铺回牌楼侧装有1组150Mvar高抗，在艳山红宗元回艳山红侧装有1组120Mvar高抗，在黔东电厂艳山红回艳山红侧、黔东电厂艳山红回黔东电厂侧各装有1组90Mvar高抗，在三板溪白市艳山红线路三板溪侧装有1组120Mvar高抗(曾做过退出研究，但目前仍在运行)。 牌楼变本期新建XX牌楼500kV线路后，牌楼变、艳山红片区500kV线路由10回增加至11回，长度合计约1098km，牌楼变220kV出线长度合计约430km，上述线路充电功率合计约1383Mvar，需牌楼变平衡的充电功率约940Mvar。若本期不新增牌楼变感性无功，其全站补偿度仍然达到92.5%，2025年补偿53、度达到99.2%，满足规程要求。 XX变本期至牌楼 500kV线路长约 113km， 220kV出线长度合计约340km，上述充电功率合计约199km，需XX变平衡的充电功率约100Mvar。根据过电压计算结论，本期XX牌楼线路无需装设高抗，则XX变本期需要2组60Mvar低抗才能满足规程要求。2025年考虑XX娄底西线路投运时在XX侧和娄底西侧各装设一组120Mvar高压并联电抗器，若XX变不增加低抗配置情况下，XX变全站补偿度为103.8%，较为合理。 XX、牌楼、艳山红组成的怀吉电网本期需平衡的充电功率合计约1042Mvar。综合牌楼变和XX变的感性无功配置来看，本期XX牌楼线路不装设高54、抗，XX变配置2组60Mvar低压电抗器，怀吉500kV电网感性无功综合补偿度即可达95.0%，较为合理。2025年考虑XX娄底西线路投运时在XX侧和娄底西侧各装设一组120Mvar高压并联电抗器，若XX变、牌楼变不增加低抗配置情况下，怀吉500kV电网感性无功综合补偿度仍然达到100.0%，满足补偿需要。 XX500kV变电站远期规划出线较多，其中500kV出线8回，220kV出线16回，所有出线累计长度约1200km，充电功率合计约940Mvar，需XX变平衡的充电功率约470Mvar。XX变远期配置6组60Mvar低压电抗器，高抗配置维持至娄底西的一组120Mvar不变，则XX变远期感性55、无功补偿度可达102.2%，满足规程要求。故建议XX500kV变电站远期配置6组60Mvar低压电抗器，远期高抗配置保持不变。 2.5.3 容性无功配置方案 根据调相调压计算以及感应滤波变压器集成系统研究结论，在夏大、 冬大负荷方式下，XX1台主变低压容性无补偿容量需0180Mvar，因此 建议XX500kV变电站本期装设360Mvar低压电容器组。 远期随着XX电网负荷的增长，XX500kV变下网负荷将增加，XX 电网无功需求也将随之增长。考虑到单台1000MVA主变满载时无功损耗约 160Mvar，建议XX500kV变电站远期按4台主变共装设1260Mvar低压电 容器组预留场地。 2.556、.4 无功配置方案 本期：装设360Mvar低压电容器组，装设260Mvar低压电抗器组。 终期：按4台主变共装设1260Mvar低压电容器组、660Mvar低压电抗器组预留场地。 2.6 导线截面选择 XX500kV变电站本期出线1回500kV线路至牌楼变，考虑到丰水期湘西自治州地区大量清洁能源送出需求以及枯水期供带本地负荷需要，以及 将来XX西部地区500kV网络成环后提高事故方式下线路供带负荷能力， 建议本期XX牌楼500kV线路尽量采用大截面导线。 另外，500kV线路造价主要由线路本体和征地及场地清理费组成，其 中LGJ-4400和LGJ-4630线路的征地及场地清理费几乎相当，采用57、大截 面导线亦具有更好的技术经济性及远景适应性。 LGJ-4630导线经济输送容量为2257MW，考虑周围环境温度40，功 率因数0.9，LGJ-4630线路极限输送功率为2998MW，可满足XX500kV变 较长时间的负荷供带和电能送出需求，故建议本期新建的至牌楼的500kV 线路采用LGJ-4630导线。 2.7 系统对XX500kV变电站接入的要求 2.7.1 主变压器参数及接地方式 主变型式：无载调压自耦变压器 3电压比为： 525 / 230 22.5%/36kV 3容量比：1000/1000/300MVA 联接组：YN，a0，d11 阻抗：系统无特殊要求 主变接地方式：采用中性点直58、接接地并预留经小电抗接地的可能性 2.7.2 短路水平及开关遮断电流选择 远景水平年XX变500kV三相、单相短路电流分别约：23kA、23kA， 220kV三相、单相短路电流分别为：34kA、38kA。考虑到系统发展的不确 定性，建议XX500kV变电站500kV本期开关的遮断容量选为63kA，220kV开关应综合考虑现有国产设备的制造水平及经济技术等方面原因，建议本 期开关应选择遮断容量不小于50kA的设备。 2.7.3 电气主接线 XX500kV变电站500kV电气主接线建议采用一个半断路器接线。 220kV主接线建议本期及终期均采用双母线双分段接线。 35kV电气主接线建议采用单母线接59、线。 2.8 结论及建议 2.8.1 变电工程 2.8.1.1 主变压器 本期容量：11000MVA，利旧星城U1-2=12%的主变 终期容量：41000MVA 2.8.1.2 500kV出线 本期：1回，即至牌楼500kV变1回。 远期：8回，即至牌楼、怀化北、XX北500kV变各2回，备用2回。 2.8.1.3 220kV出线 本期：10回，即至枇杷冲、凤凰(XX凤凰双回线路已在凤凰输变 电工程中考虑，且先于本工程投产，故本期需建设XX至凤凰的间隔)、万 溶江、格山、峒河各2回。 远期：16回，即至枇杷冲、凤凰、江丰、万溶江、格山、峒河各2回， 备用4回。 2.8.1.4 牌楼500kV变60、间隔扩建 本期工程需在牌楼500kV变电站扩建1个500kV间隔。牌楼变现有主变2750MVA+11000MVA，500kV终期出线10回，已出5回，已装设360Mvar 低压并联电抗器，装设260Mvar低压并联电容器。本期建议扩建其4W出 线间隔，与6W间隔(托口)形成一个完整串，本期新上1台断路器。 2.8.2 线路工程 本期工程考虑新建XX牌楼500kV线路，采用LGJ-4630导线，线 路长度约113km。 3电力系统二次3.1 系统保护和安全自动装置 3.1.1 系统继电保护 继电保护的信息交互采用DL/T 860标准，保护直接采样、直接跳闸， 其中500kV保护直接模拟量电缆采样61、，直接GOOSE跳闸；220kV系统保护直 接模拟量采样，直接GOOSE跳闸；继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动 等信息采用GOOSE网络传输。 XX牌楼500kV线路为新建线路，线路两侧分别配置双套光纤电流 差动保护，两套保护均采用两个不同路由的复用光纤通信2Mb/s通道； 500kV断路器保护按断路器双重化配置，测控单套配置；500kV每段母线按 双重化配置母线差动保护装置。 XX枇杷冲II回、峒河II回、万溶江双回、格山双回以及万溶江 峒河双回220kV线路两侧分别新上两套微机光纤电流差动保护，每套保护 均采用专用芯通道+复用光纤通信2Mb/s通道；XX枇杷冲I回、峒河I回， 凤凰双回262、20kV线路对侧保护继续留用，XX变侧配置与对侧一致的保护。220kV本期、母以及III、IV母分别双重化配置数字式母差保护，母联断路器按双重化配置过电流保护。 3.1.2 故障录波及网络分析装置 500kV变电站按电压等级和网络配置故障录波装置。故障录波装置应 能记录过程层GOOSE网络的信息，电流、电压通过模拟量采集。全站配置 一套故障录波系统。500kV电压等级、220kV电压等级及主变故障录波按网 络配置。故障录波装置单独组网将信息上传给自动化系统(保护及故障信 息子站功能由自动化系统实现)。主变、500kV以及220kV故障录波装置的 电流、电压采用模拟量采集，开关量通过网络方式接收63、GOOSE报文。 本工程500kV系统按A、B网各配置一台网络报文记录装置，220kV系统 按A、B网各配置一台网络报文记录装置，另外还配置一台网络报文分析装 置。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。 网络报文记录装置记录所有过程层GOOSE网络的信息。网络报文记录装 置对应GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用相互独立的数据接口控制器。 3.1.3 故障测距系统 本期新上一套500kV故障测距装置(需与对侧牌楼变和娄底西500kV故 障测距装置匹配)。 本期考虑在XX站220kV电压等级配置1套故障测距装置。 3.64、1.4 保护及故障录波信息子站 本站不独立配置保护及故障信息子站工作站，其功能宜由综合应用服务器实现，站控层后台应实现保护及故障信息的直采直送。 3.1.5 系统安全自动装置 XX500kV输变电工程投产后电网薄弱环节主要在北部凤滩、碗米坡 电站外送断面，水电大发季节若220kV黄秧坪古丈、黄秧坪凉水井、 黄秧坪枇杷冲回三条线路中任意一回线路发生“N-1”故障，则另外 两回线路有过载风险。 根据系统一次稳定计算结果，500kV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。 220kV过载建议在220kV送出工程中考虑。 3.2 调度自动化 3.2.1 调度管理关系 根据X65、XXX500kV变电站在系统中的地位和作用，按照电网统一调 度、分级管理的原则，本站主变压器、500kV电压等级设备和35kV无功补 偿设备由华中网调调度，220kV电压等级设备由XX省调调度。变电站的 管理由XX省检修公司负责。本站调度自动化信息直送华中网调、华中网 备调、XX省调、XX省备调，并接受相应调度下达的调度命令。 3.2.2 远动系统 本变电站采用计算机监控系统方案，远动装置的配置结合变电站计算 机监控系统统一考虑，其远动功能通过计算机监控系统的远动工作站实 现。支持网、省级调度数据网互备方式，实现遥信、遥测、遥控、遥调及 规约转换功能。本站应符合“调控一体化”建设模式的要求，站66、内远动设 备的配置及远传信息应满足调控一体化系统要求。 3.2.3 电能计量系统 本期主变中压侧为华中网公司关口点；主变中、低压侧和外接站用变 高压侧为XX省公司关口点；500kV出线(本期1回)和主变高压侧为I类电 能计量点。在上述关口计量点安装进口的高精度多功能双向电能表，按双 表(主副表)配置，其中主变中压侧同时属于华中网及XX省公司的关口 点，配置双表(主副表)，两关口点共用。220kV线路、母联(分段)及35kV 无功部分均为非关口计量点，均安装单套0.5S级智能电能表。上述电能计 量表计均通过电缆直接与常规互感器连接。 全站配置1台电能数据采集器，以串口方式采集各电能表计信息，通过67、 网、省级调度数据网通道与华中网公司和XX省公司电能计量主站通信。 3.2.4 功角测量(PMU)系统 本站配置一套分布式功角测量(PMU)系统，相量测量装置单套配置。500kV和220kV相量测量装置采用模拟量采样。 3.2.5 调度数据网接入设备及安全防护 本变电站配置两套调度数据网接入设备，分别接入华中网调数据网及 XX省调数据网；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。安全区、接入 调度数据网时，分别在、II区配置纵向加密认证装置。本站在安全区 需部署1套型网络安全监测装置。 3.3 光纤通信 3.3.1 光缆建设方案 按照XX500kV68、变电站接入电力系统情况及500kV光缆网架现状，沿本站牌楼新建500kV线路建设1根48芯OPGW光缆，长约124.3km(电力线路长度113km)，其中牌楼侧出线3.5km双回路共塔段，再预留1根48芯OPGW光缆，光缆长度为3.9km，新建光缆纤芯型式为48G.652。 XX配套220kV输变电工程中，将在相关220kV线路上架设光缆，形成 枇杷冲XX变两回、XX变万溶江两回、格山XX变两回、XX变 峒河两回、万溶江峒河两回、XX变凤凰两回OPGW光缆。 3.3.2 光纤通信网络建设方案 1) 华中光纤通信网络 本工程在XX变及牌楼变分别配置1套华中网层10Gb/s SDH设备，建 设XX69、变牌楼长阳铺的10Gb/s光纤通信电路，光口按1+1配置；牌楼 变现有华中网设备为北电设备(OME 6500)，与新上华中网设备站内对接， 采用622Mb/s速率，光口按1+0配置。 2) XX省网光纤通信网络 本工程配置2套XX省SWA网10Gb/s SDH设备，2套设备间10Gb/s互连。XX变插入万溶江枇杷冲10Gb/s光纤通信电路，形成万溶江XX变枇杷冲10Gb/s光纤通信电路；建设牌楼XX变 、牌楼 XX变10Gb/s光纤通信电路；峒河枇杷冲10Gb/s电路调整为峒河湘 西变 10Gb/s电路。格山万溶江622Mb/s电路调整为格山XX变622Mb/s电路。建设XX变凤凰2.5Gb/70、s电路、XX变凤凰10Gb/s电路。 现有NEC省网岩人坡万溶江(经格山跳纤)的2.5Gb/s电路改经峒河 跳纤恢复，枇杷冲XX公司(万溶江、峒河、城北跳纤)2.5Gb/s电路改 经XX变、峒河、城北跳纤恢复，格山万溶江622Mb/s电路、万溶江枇杷冲155Mb/s电路退运。 XX变投运后，OTN/PTN网络万溶江田家、万溶江牌楼段电路均 将增加XX变跳纤点且传输中继距离将增长，原有网络传输性能指标下 降，建议将万溶江的OTN及PTN设备均搬迁至XX变500kV站，OTN与PTN光 纤通信电路传输指标变化不大，满足传输要求，即OTN电路万溶江田家 OTN电路(经枇杷冲跳纤)改为XX变田家(经枇71、杷冲跳纤)，万溶江湘 西公司(经峒河、城北跳纤)的10GE链路改为XX变XX公司(经峒河、 城北跳纤)。 3) XX地网光纤通信网络 本工程配置1套XX地网层10Gb/s SDH设备，建设枇杷冲XX变 凤凰的10Gb/s光纤通信电路，光口1+0配置，枇杷冲峒河2.5Gb/s电路经 本站跳纤恢复。 本工程配套建设的光纤通信电路分别选择与华中网、XX省网以及湘 西地区网一致的光端设备。 3.3.3 载波通信 本工程各线路均不开设电力线载波通道，不装设线路阻波器。 3.3.4 调度/行政电话交换系统 XX变装设一台调度电话程控交换机，并采用2Mb/s数字中继分别在湖 南省调和民丰变接入华中调度电话交72、换网。 XX变配置IMS行政交换系统接入IAD，以数据通信网络为承载网，接入 省电力公司IMS核心网。 3.3.5 数据通信网 XX500kV变电站属于数据通信接入网络省检修公司网络的接入层节 点，配置路由器和带网管功能的1000M接入交换机各1台，接入位于XX省 检修公司的核心路由器。 3.3.6 辅助设施 XX变不设独立通信机房，配置2套48V通信电源系统。 4变电站站址选择4.1 站址选择概况 XX土家族苗族自治州位于XX省西北部，酉水中游和武陵山脉中 部。 其地域范围为东经 10910 11022.5， 北纬 2744.5 2938之间。地处湘、鄂、黔、渝四省市交界处。西邻贵州省铜仁市73、 重庆市酉阳土家族苗族自治县，南接怀化市麻阳县，东连怀化市沅陵县， 北抵张家界市。东西宽约170公里，南北长约240公里。全州国土面积 15462平方公里，占XX省总面积的7.3%，其中城区面积556平方公里。 中国能源建设集团XX省电力设计院有限公司受国网XX省电力有 限公司的委托进行了XXXX500kV变电站规划选址工作。2018年1月、3 月我院会同XX州供电公司进行了现场踏勘、收资及技术经济比较工作， 参加现场踏勘的还有吉首市政府相关职能部门。2018年4月10日在吉首市 召开了XXXX500kV变电站规划选址会议，会议明确将大庄、马鞍站址 作为工程选站的比选站址。 4.2 站址区域74、概况 吉首市为XX土家族苗族自治州州府，XX省县级市。吉首市位于湖南省西部、XX土家族苗族自治州南部；319国道、209国道、229省道与 枝柳铁路交汇处。市境东南部与泸溪县、西北部与花垣县、西南部与凤凰 县、北部与保靖县、古丈县毗邻。地理坐标：北纬28082829、 东经1093011004之间。东西跨度55.9千米，南北跨度37.3千米， 总面积1078.33平方千米。 经过比选和省电力公司审定，将位于吉首市的大庄、马鞍站址作为比 选站址。两站址相距约2.8公里，均位于吉首市东面。下面对各站址建站 条件进行分述。 4.2.1 站址所在位置 1) 大庄站址 站址位于吉首市河溪镇张排村。东距G75、319国道约850m，南距在建的张社大道约1200m。 2) 马鞍站址 站址位于吉首市河溪镇马鞍村。西距G319国道约1400m。 4.2.2 站址地理状况 1) 大庄站址 站址区域为丘陵地貌，地势开阔，由三个山包及其所夹冲沟组成。山 上植被茂盛，以松树、杉树为主，部分橘树。站址内有一条110kV线路、 一条35kV线路南北向穿越。站址占林地约88.13亩，果园8.9亩，进站道路 从站址南面在建的张社大道引接，需新修道路1569.92m。新修进站道路占 林地约54.16亩。站址地势开阔，进出线终端塔布置方便，自然标高在 253.5326.3米之间，最大高差约72.8米。水土保持较好，不受洪水威76、胁。 2) 马鞍站址 站址区域为丘陵地貌，地形起伏大，由两个山包及山谷组成。山上植 被茂盛，以柏树、松树为主，部分杂树。站址内有一座通讯基站。站址占 林地约110.91亩，进站道路从站址西面的马鞍工业园园区道路引接，需新 建进站道路322.24m，拓宽改造村道448.33m。进站道路占林地约43.92亩。 站址地势开阔，进出线终端塔布置较方便，自然标高在171.00289.60米 之间，最大高差118.60米。水土保持较好，不受洪水威胁。 4.2.3 站址土地使用状况 1) 大庄站址 站址位于吉首市河溪镇张排村。占地属性为林地、果园，不占用基本农田。 2) 马鞍站址 站址位于吉首市河溪镇马鞍村77、。占地属性为林地，不占用基本农田。 4.2.4 站址交通状况 1) 大庄站址 站址东距G319国道约1250m，南距在建的张社大道约1200m。进站道路由张社大道引接，需新建道路1569.92m。 2) 马鞍站址 站址西距G319国道约1300m，进站道路从站址西面的马鞍工业园园区 道路引接。进站道路有部分需利用原有村道，村道路面宽2米，水泥路面， 路况较差，路面需拓宽处理，部分道路转弯半径不满足大件运输要求，需 局部改造， 改造部分可利用的村道路基不考虑征地，只有拓宽改造部分征地。需新建进站道路322.24m，拓宽改造村道448.33m。 4.2.5 站址与城镇规划关系 1) 大庄站址 站址78、在城市规划区外围，站址对城市规划无影响，对通信无干扰。 2) 马鞍站址 站址在城市规划区外围，站址对城市规划无影响，对通信无干扰。 4.2.6 矿产资源 1) 大庄站址 经核查，站址区域内无压矿。 2) 马鞍站址 经核查，站址区域内无压矿。 4.2.7 历史文物 1) 大庄站址 经核查，站址区域内无文物。 2) 马鞍站址 经核查，站址区域内无文物。 4.2.8 邻近设施 1) 大庄站址 经核查，站址附近无军事设施、通信电台、风景区、飞机场等。 2) 马鞍站址 经核查，站址附近无军事设施、风景区、飞机场等，有通讯基站一座。 4.2.9 山洪内涝 1) 大庄站址 站址周围无山洪，也无内涝，场地设计79、标高为288.00m，高于百年一遇洪水位191.93m。 2) 马鞍站址 站址周围无山洪，也无内涝，场地设计标高为236.40m，高于百年一遇洪水位191.93m。 4.3 站址的拆迁赔偿情况 1) 大庄站址 站址内有坟墓约20座需拆迁，需还3.0米宽砂石路300米，迁移110kV 线路1100米，迁移35kV线路1000米，拆迁房屋360平方米。 2) 马鞍站址 站址内有坟墓约30座需拆迁，需还3.0米宽砂石路458米，迁移通讯基 站一座，拆迁房屋652平方米。 4.4 出线条件 1) 大庄站址 站址范围内房屋数量较少，站址正西侧100米有一村庄，房屋较多， 对线路出线有一定影响，220kV80、线路出线后需往南北走线；站址北侧、南 侧、东侧为自然山体，附近无村庄，出线均较为开阔，线路出线条件较好， 站址东侧有一回35kV线路穿过站址，对出线走廊有一定限制；整体来说， 大庄站址出线条件相对较好。 2) 马鞍站址 站址四周民房相对较少，站址西面约200米为马鞍工业园，220kV线路出线后需往南北走线避开马鞍工业园区。站址南边房屋较多，对220kV线 路和500kV线路出线有一定影响。该站址位于山顶，高差较大，站址总体 出线受工业园及民房影响，整体出线条件一般。 4.5 站址工程地质及水文地质 4.5.1 站址工程地质 4.5.1.1 区域地质构造及地震概况 根据XX省大地构造区划略图，拟81、建站址所在构造体系为早期华夏构造体系和早-晚新华夏构造体系，具体为武陵山早期华夏系褶皱带。 该工程附近断裂主要为张家界-古丈-吉首断裂带和沅陵-麻阳断裂带。 张家界-古丈-吉首断裂带为花垣-张家界逆冲断裂的分支断裂，该断裂带破碎带宽达百余米，常见断裂夹块。角砾细而均匀，挤压、揉皱发育， 显示出多期次构造作用的叠加，压性特征明显。断裂面倾向变化较大，在 海拔220240m之上倾向北西，倾角一般7080。在此标高之下，断 面倾向南东，5060。断层对中上寒武系及奥陶系的岩相控制明显。 断层带北东方向构造作用强，向南西方向减弱至消失。该断裂带为非全新 断裂带，稳定性较好。 沅陵-麻阳断裂带主要由乌宿82、断裂、松溪口断裂、栗坡断裂、舒溪口 断裂和茶溪断裂等组成。具压性或压扭性特征，往南西被麻阳扭性断裂截 切，并有收敛之势，最长可达100km，地层断距最大可达1000m，走向30-40，多倾向南东，倾角一般大于52。其中乌宿断裂规模最大，斜切 板溪群、震旦系和白垩系，劲直舒缓伸展，长达100km，断距逾3000m。地 貌、卫片影像十分清楚，为负30mGal重力异常带，是一条成生较早的同沉积断裂。就侏罗、白垩系而言，断裂之北厚达3000m，其南小于500m。显 然它对中生代沉积建造具有一定控制作用。该断裂带具有以下特征：1)具 有明显方向性，多期性、多样性；2)断裂的成生发展受基底隆起构造控制， 83、断裂走向同基底岩层的构造线一致，规模大的同沉积断裂，对中生代沉积 建造具控制性；3)分区性明显，盆地西北部规模较小，南东部较大且规模 较大，断裂面多倾向南东，反映了南东方向挤压强烈；4)多数断裂结束于 燕山晚期，部分断裂晚近时期仍有活动。拟建站址距该断裂断裂带大于 20km，可不考虑该断裂带对拟建站址的稳定性影响。 站址区域20km范围内未见有新构造运动痕迹。 根据XX省地震局编制的XX地震史，站址区域地震强度和频度 较低，场地稳定性较好。 依据中国地震动参数区划图(GB 18306-2015)及建筑抗震设计规 范GB 50011-2010，拟建线路地震动峰值加速度为0.05g(相应地震基本烈84、 度值为VI度)，地震动反应谱特征周期为0.35s，设计地震分组为第一组。 4.5.1.2 各站址工程地质条件 1) 大庄站址 a) 地形地貌 大庄站址位于XX省吉首市XX土家族苗族自治州河溪镇张排村。南 距在建的张社大道约1300m。站址交通条件较好。海拔高程在250m350m 之间，属于低山地貌。山体边坡坡度2050，局部区段大于60，站 址区地表主要生长杂草、杂树，及林木。 b) 地基岩土构成及特性 站址区上部覆盖层为硬塑粉质粘土，其下为下第三系泥质粉砂岩。根 据野外钻探情况对站址区地层从上往下分述如下： 第四系(Q) 粉质粘土(Qel)：棕红色，硬塑，稍湿，残积成因，混角砾，层厚0.685、-1.2m，顶层标高253.13m-325.23m之间，分布整个场地。 下第三系(E) 泥质粉砂岩：强风化，紫红色，极破碎，节理裂隙很发育，岩石成碎块状。层厚1.0-2.6m，顶层标高251.93m-325.43m之间，分布整个场地。 泥质粉砂岩：中等风化，紫红色，较完整，节理裂隙不发育，成块状。顶层标高249.63m-323.23m之间，分布整个场地。 2) 马鞍站址 a) 地形地貌 马鞍站址位于吉首市河溪镇马鞍村。西距G319国道约1200m。站址交通条件较好。属侵蚀丘陵地貌。场地区植被发育，主要为灌木及杂树。 b) 地基岩土构成及特性 站址区上部覆盖层为硬塑粉质粘土，其下为下第三系泥质粉86、砂岩。根据野外钻探情况对站址区地层从上往下分述如下： 第四系(Q) 粉质粘土(Qel)：棕红色，硬塑，稍湿，残积成因，混角砾，层厚0.5-1.5m，分布整个场地。 下第三系(E) 泥质粉砂岩：强风化，紫红色，极破碎，节理裂隙很发育，岩石成碎块状。层厚1.5-3.5m，分布整个场地。 泥质粉砂岩：中等风化，紫红色，较完整，节理裂隙不发育，成块状。分布整个场地。 4.5.1.3 不良地质作用 根据现场调查和本阶段勘测结果，两个站址区均未发现崩塌、滑坡、泥 石流、地裂缝、地面塌陷、溶洞等不良地质作用，未发现断层破碎带经过。 4.5.2 站址水文地质 1) 大庄站址 a) 地下水类型 场地地下水类型可87、分为第四系松散覆盖层中的孔隙水和基岩裂隙水。 孔隙水赋存于场地中土层孔隙和岩土面间隙中，主要接受大气降水、 地下泉水补给，向低地势区域径流排泄。枯水季节，低洼冲沟处地表无孔 隙水，可不考虑地下水对施工的影响，如遇雨季，低洼处可能积水，对施 工将有一定影响，施工应考虑排水降水措施。 基岩裂隙水赋存于场地下部泥质粉砂岩的构造裂隙，具有承压性，地下水埋深一般大于20m，对施工无影响。 根据现场勘探，勘探期间为枯水季节，未见地下水。 b) 地下水、土腐蚀性评价 场地地下水不丰富，勘探期间，未见地下水，在钻孔ZK2和钻孔ZK8各 取一个土样进行了腐蚀性分析，见表4.5-1。 表4.5-1 土腐蚀性评价表88、 取样编号 ZK2-1 ZK8-1 按地层渗透性pH值 6.55 6.59 对混凝土结构的评价弱透水层 微腐蚀 微腐蚀 按环境类型 环境类型 III类 III类 主要腐蚀介质 硫酸盐含量SO 2-(mg/kg) 4246.00 210.86 对混凝土结构的评价 微腐蚀 微腐蚀 镁盐含量Mg2(mg/kg) 32.60 23.71 对混凝土结构的评价 微腐蚀 微腐蚀 Cl含量(mg/kg) 25.57 17.04 对钢筋混凝土结构中钢筋的评价 微腐蚀 微腐蚀 该场地为弱透水层，综合评价，该土质对混凝土结构具微腐蚀，对钢 筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀，对钢结构具微腐蚀。 2) 马鞍站址 a) 地下89、水类型 场地地下水类型可分为第四系松散覆盖层中的孔隙水和基岩裂隙水。 孔隙水赋存于场地中土层孔隙和岩土面间隙中，主要接受大气降水、 地下泉水补给，向低地势区域径流排泄。枯水季节可不考虑地下水对施工 的影响，雨季适当考虑。 基岩裂隙水赋存于场地下部泥质粉砂岩的构造裂隙，具有承压性，地下水埋深一般大于20m，对施工无影响。 b) 地下水、土腐蚀性评价 该场地底层结构和大庄站址基本类似，相距也较近，地下水土类型相差很小，为弱透水层，综合评价，该土质对混凝土结构具微腐蚀，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀，对钢结构具微腐蚀。 4.5.3 两站址岩土工程条件评价及比较意见 根据上述各站址的勘测成果，按照站90、址场地多种条件因素进行简单对 比，见表4.5-2。 表4.5-2 XX500kV变电站工程候选站址可行性对比分析表 站 址比较项目 大庄站址 马鞍站址 比较结果 地形地貌 剥蚀丘陵地貌，地形起伏较大。 剥蚀丘陵地貌，地形起伏较大。 两站址相近 根据XX省大地构造区划略图，根据XX省大地构造区划略图，拟拟建站址所在构造体系为早期华建站址所在构造体系为早期华夏构地质构造 夏构造体系和早-晚新华夏构造造体系和早-晚新华夏构造体系，具两站址相近 体系，具体为武陵山早期华夏系体为武陵山早期华夏系褶皱带。站褶皱带。站址区新构造运动微弱。址区未见新构造运动痕迹。 地震地质 根据XX省地震局编制的XX 地震史91、，站址区域地震强度和 频度较低，场地稳定性较好。依 据中国地震动参数区划图(GB 18306-2015)及建筑抗震设计规 范GB 50011-2010，拟建线路地 震动峰值加速度为0.05g(相应地 震基本烈度值为VI度)，地震动反 应谱特征周期为0.35s，设计地震 分组为第一组。 根据XX省地震局编制的XX地 震史，站址区域地震强度和频度较 低，场地稳定性较好。依据中国地 震动参数区划图(GB 18306-2015) 及 建 筑 抗 震 设计 规范 GB 50011-2010，拟建线路地震动峰值加 速度为0.05g(相应地震基本烈度值 为VI度)，地震动反应谱特征周期为 0.35s，设计地92、震分组为第一组。 两站址相近 工程地质条件 揭露地层主要为：覆盖层为残坡 积粉质粘土，下部为下第三系泥 质粉砂岩。 揭露地层主要为：覆盖层为残坡积粉质 粘土，下部为下第三系泥质粉砂岩。 两站址相近该土质对混凝土结构具微腐蚀，该土质对混凝土结构具微腐蚀，对地下水条件 对钢筋混凝土结构中的钢筋具钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐两站址相近 微腐蚀，对钢结构具微腐蚀。 蚀，对钢结构具微腐蚀。 站址区地下水资源较少，建议下阶站址区地下水资源较少，建议下阶段针供水水源 段针对变电站用水量要求开展专门对变电站用水量要求开展专门的水文两站址相近 的水文地质勘察。 地质勘察。 不良地质作用 站址区未发现崩塌、滑坡、93、泥石站址区未发现崩塌、滑坡、泥石流、两站址相近 。站 址比较项目 大庄站址 马鞍站址 比较结果 流、地裂缝、地面塌陷、溶洞等不良地质作用。 地裂缝、地面塌陷、溶洞等不良地质作用。 地基条件评价 挖方区可采用天然地基，基础型 式可采用独立基础或条形基础。 填方区，对不均匀沉降不敏感建 筑，可采用压实填土地基，反之 建议采用桩基础。 挖方区可采用天然地基，基础型式可 采用独立基础或条形基础。填方区， 对不均匀沉降不敏感建筑，可采用压 实填土地基，反之建议采用桩基础。两站址相近 挖方边坡 场地中部有一条冲沟，挖填方较大，将产生高边坡。 场地北面有一条冲沟，挖填方很大，将产生高边坡。 大庄站址 相对较94、优 土石方比 土石方量较大，以石方为主。 土石方量很大，以石方为主 大庄站址 相对较优 建站适宜性 适宜建站 适宜建站 推荐方案 推 荐 可 行 根据表4.5-1，从工程地质角度看，区域地质及地震条件相当，主要 区别在于地形的差异及挖填方、边坡差异，相对而言，大庄站址较优。 4.5.4 结论与建议 1) 大庄站址位于吉首市河溪镇张排村。马鞍站址位于吉首市河溪镇马 鞍村，西距G319国道约1400m。两站址均为剥蚀丘陵地貌，交通较为便利。 2) 两站址根据XX省大地构造区划略图，拟建站址所在构造体系为 早期华夏构造体系和早-晚新华夏构造体系，具体为武陵山早期华夏系褶 皱带，两候选站址区构造活动基95、本上为以缓慢抬升为主的往复升降运动，活动相对趋于平缓状态，为相对稳定地块，适宜建站。 3) 两站址区域地震强度和频度较低，场地稳定性较好。依据中国地震动参数区划图(GB 18306-2015)及建筑抗震设计规范GB 50011-2010，拟建线路地震动峰值加速度为0.05g(相应地震基本烈度值为VI度)，地震动反应谱特征周期为0.35s，设计地震分组为第一组。 4) 两站址上部覆盖层为第四系残坡积粉质粘土，下部为下第三系泥质粉砂岩。 5) 两站址地下水主要包括第四系孔隙潜水及基岩裂隙水。该场地为 弱透水层，综合评价，该土质对混凝土结构具微腐蚀，对钢筋混凝土结构 中的钢筋具微腐蚀，对钢结构具微腐96、蚀。 6) 根据现场调查，两站址区地下水资源较少，建议下阶段针对变电 站用水量要求开展专门的水文地质勘察。 7) 两站址区未发现崩塌、滑坡、泥石流、地裂缝、地面塌陷、溶洞等不良地质作用，未发现断层破碎带经过。 8) 两站址工程地质条件相近，挖方区可采用天然地基，基础型式可 采用独立基础或条形基础。填方区，对不均匀沉降不敏感建筑，可采用压 实填土地基，反之建议采用桩基础。 9) 从工程地质角度看，区域地质及地震条件相当，主要区别在于地形的差异及挖填方、边坡差异，相对而言，大庄站址较优。 4.6 站址水文气象条件 4.6.1 水文条件 4.6.1.1 大庄站址 1) 站址概况 大庄站址位于位于吉首97、市河溪镇张排村， 中心坐标为 28 15 29.05N，1094629.06E，北距武水左岸约0.7km，南距万榕江0.3km，站址区域为低山丘陵地貌。地表植被茂盛，站址自然标高为285m320m，拟定场平标高为288.0m。 图6.1-1 站址处现状照片 2) 站址处水文条件 本工程属沅江水系，附近主要河流为武水和万溶江。 根据现场调查和走访，本工程附近万榕江河道宽度约50m，最大洪水 年份也未及附近中岩村，经测量最大洪水高程约196m。 站址拟定场平标高远高于武水和万溶江洪水位，故不受武水和万溶江洪水影响，且站址位于山顶及山间坡地，无内涝影响。 4.6.1.2 马鞍站址 1) 站址概况 马98、鞍站址 位 于位于吉 首市 河 溪 镇马鞍村 ， 中 心坐 标为 2816 24.61N，1094748.91E，西南距武水左岸约1.1km，站址区域为低 山丘陵地貌，地形起伏较大。地表植被茂盛，站址自然标高为220m255m， 拟定场平标高为236.4m。 图6.1-2 站址处现状照片 2) 站址处水文条件 本工程属沅江水系，附近主要河流为武水和万溶江。 根据现场调查和走访，本工程站址拟定场平标高远高于武水和万溶江 洪水位，故不受武水和万溶江洪水影响，且站址位于山顶及山间坡地，无 内涝影响。 4.6.2 气象条件 4.6.2.1 区域气象特征 吉首市气候属中亚热带季风湿润性气候，兼具大陆性气99、候，四季分明， 冬暖夏凉，春秋温和，冬长秋短，夏季40以上的气温极少出现，年平均 温度16.4。年均降水量1440.5mm。年日照时数1382.5h。 4.6.2.2 常规气象要素 距离本工程较近的气象站为吉首气象站，该气象站位于吉首城区北 部，下垫面与本工程略有差异，但均为自然植被下垫面，因此，可采用吉 首气象站作为参证站。 表4.6.2-1 吉首气象站位置及与本工程站址距离 气象站 坐 标 与本工程距离(km) 大 庄 马 鞍 吉 首 281919.91N，1094358.05E 7.4 8.2 根据吉首气象站19571980年的气象资料进行统计，得各气象要素的特征值见表4.6.2-2： 100、表4.6.2-2 吉首气象站累年各气象要素统计表 气 象 要 素 数 值 备 注 极端最高气温() 40.2 1972.8.27 极端最低气温() -7.5 1977.1.30 平均气温() 16.4 平均相对湿度(%) 81 最小相对湿度(%) 7 平均气压(hPa) 991.8 气 象 要 素 数 值 备 注 平均水汽压(hPa) 16.6 平均风速(m/s) 1 最大风速(m/s) 18 1960.5.18 最大一日降雨量(mm) 173.1 1958.8.22 连续一次最大降水量(mm) 173.5 1962.5.1-5.17 平均降水量(mm) 1440.5 年平均蒸发量(mm) 1101、051.6 平均地面温度() 18 平均大风日数(d) 6.6 年平均日照时数(h) 1382.5 平均雾日数(d) 46.2 平均冰雹日数(d) 2.2 平均雷暴日数(d) 51.7 平均霜日数(d) 17.5 平均积雪日数(d) 5.1 最大积雪深度(cm) 26 1977.2.9 4.6.2.3 基本风压 根据收集到的吉首气象站19571980年历年最大风速资料，对资料进 行代表性、可靠性和一致性的审查后，对风速进行高度订正、观测次数和 时距换算，统一订正为离地10m高10min平均最大风速资料。 本次计算采用以下两种方法推求基本风压。一是根据吉首气象站累年实测的年最大风速资料采用极值I102、型(Gumbel频率)分布进行频率计算设计风速，进而推算基本风压；二是根据建筑结构荷载规范(GB 50009-2012)查得工程所在地区的基本风压。 用方法一计算得离地10m高50年一遇10min平均最大风速为19.36m/s， 其对应的基本风压为0.23kN/m2；方法二查算得XX50年一遇的基本风压为 0.30kN/m2，其对应的设计风速为21.91m/s。 考虑工程安全性，采用最不利计算结果，推荐本工程离地10m高50年 一遇10min平均最大风速为21.93m/s，基本风压取0.30kN/m2。 4.6.2.4 风向和风玫瑰图 根据吉首市气象站累年实测风向频率资料，统计绘制气象站全年风103、向 玫瑰图，见图4.6.2-1可知：吉首市气象站全年主导风向为W，其风向频率 为7%，静风频率为36%。 图4.6.2-1 吉首气象站全年风向频率玫瑰图 4.6.3 结 论 本工程站址处设计风压取0.30kN/m2，本工程标准风压系数(1/1600)下离地10m高50a一遇设计风速为21.91m/s。全年主导风向为NNE，频率为11%，静风频率为49%。 本工程两备选站址均位于山顶及山坡上，不受武水和万溶江洪水影 响，也无内涝影响。 4.7 土石方情况 1) 大庄站址 根据地形及土方平衡原则，初步拟定场地设计标高为288.00m，土石方 工程 量 为 挖 土 石方 54.63 万 方 ， 填 104、方 57.91 万 方 ， 挡 土 墙 工程 量 为 0.7633万方。 2) 马鞍站址 根据地形及土方平衡原则，初步拟定场地设计标高为236.40m，土石方 工程 量 为 挖 土 石方 93.39 万 方 ， 填 方 99.00 万 方 ， 挡 土 墙 工程 量 为 0.9875万方。 4.8 进站道路和交通运输 4.8.1 进站道路 1) 大庄站址 站址东距G319国道约1250m，南距在建的张社大道约1200m。进站道路由张社大道引接，需新建道路1569.92m。 2) 马鞍站址 站址西距G319国道约1300m，进站道路从站址西面的马鞍工业园园区 道路引接。进站道路有部分需利用原有村道105、，村道路面宽2米，水泥路面， 路况较差，路面需拓宽处理，部分道路转弯半径不满足大件运输要求，需局部改造， 改造部分可利用的村道路基不考虑征地，只有拓宽改造部分征地。需新建进站道路322.24m，拓宽改造村道448.33m。 4.8.2 大件设备运输 吉首交通较发达，焦柳铁路纵贯南北，公路四通八达，G56杭瑞高速、 G65包茂高速、G319国道、G209国道、S229省道过境，形成了以高速公路 为大动脉、国省干线为主骨架、县乡村公路为支脉的路网格局。 大庄、马鞍站址均位于吉首市东面，G319国道沿线附近，大件设备运 输条件相当，因考虑三相共体主变为严重超大超限货物，铁路难以承运， 又无水路运输条106、件，故主变选用单相变主变，大件运输可采用铁路公路联 运方案。主变可在吉首火车站卸车，采用滚拉方式卸车。 1) 大庄站址 站址东距G319国道约1250m，南距在建的张社大道约1200m。进站道路 由张社大道引接，需新建道路1569.92m。站区至吉首火车站有公路连接， 大件运输条件较便捷。 大件运输采用铁路公路联运方式，可由吉首火车站滚拉卸车后，经人民北路-G319国道-张社大道-进站道路到达站址，总运距约17.2公里。 从吉首火车站出站经人民北路到G319国道基本无路障需拆除及桥梁需加固。 2) 马鞍站址 站址西距G319国道约1300m，进站道路从站址西面的马鞍工业园园区 道路引接。进站道107、路有部分需利用原有村道，村道路面宽2米，水泥路面， 路况较差，路面需拓宽处理，部分道路转弯半径不满足大件运输要求，需局部改造。需新建进站道路322.24m，拓宽改造村道448.33m。站区至吉首火车站有公路连接，大件运输条件较便捷。 大件运输采用铁路公路联运方式，可由吉首火车站滚拉卸车后，经人民北路-G319国道-马鞍工业园园区道路-进站道路到达站址，总运距约15.1公里。 从吉首火车站出站经人民北路到G319国道基本无路障需拆除及桥梁需加固。 4.9 站用电源 1) 大庄站址 变电站备用电源为从树岩桥110kV变电站出10kV线路，长约8.5km，可兼作XX500kV变电站建设施工电源，永临108、结合。 2) 马鞍站址 变电站备用电源为从树岩桥110kV变电站出10kV线路，长约12km，可兼作XX500kV变电站建设施工电源，永临结合。 4.10 站址环境 1) 大庄站址 大庄站址地处XX省XX土家族苗族自治州吉首市境内，属于吉首市 河溪镇张排村，东距G319国道约850m，南距在建的张社大道约1200m。站 址区域为丘陵地貌，地势开阔，由三个山包及其所夹冲沟组成。山上植被 茂盛，以松树、杉树为主，部分橘树，水土保持现状良好。 站址区域地处农村地区，附近没有化工、冶炼厂等大型工况企业，环境现状好，周围无文化古迹及旅游、风景保护区敏感点。 2) 马鞍站址 马鞍站址地处XX省XX土家族苗109、族自治州吉首市境内，属于吉首市 河溪镇马鞍村，西距G319国道约1400m。站址区域为丘陵地貌，地形起伏 大，由两个山包及山谷组成。山上植被茂盛，以柏树、松树为主，部分杂 树，水土保持现状良好。 站址区域地处农村地区，附近没有化工、冶炼厂等大型工况企业，环境现状好，周围无文化古迹及旅游、风景保护区敏感点。 4.11 通信干扰 两站址场地均无国防光缆等重要通信线路经过，无通信干扰问题。 4.12 施工条件 1) 大庄站址 站区属低矮丘陵地貌，地势起伏较大，场地开阔，施工场地布置顺畅， 施工机具进场方便，施工环境较好。 2) 马鞍站址 站区属丘陵地貌，地势起伏大，施工场地布置顺畅，施工机具进场方便110、，施工条件可满足施工技术要求。 4.13 各站址技术经济比较及站址推荐 各站址技术比较见表4.13-1，经济比较见表4.13-2。 序 号 项目名称 大庄站址 马鞍站址 1 站址地理位置及系统负荷位置 站址位于吉首市河溪镇张排村。东距G319国道约850m，南距在建的张社大道约1200m。系统位置较好站址位于吉首市河溪镇马鞍村。西距G319国道约。1400m。系统位置较好。 站址区域为丘陵地貌，地势开阔，由三个山包及其所站址区域为丘陵地貌，地形起伏大，由两个山包及夹冲沟组成。山上植被茂盛，以松树、杉树为主，部山谷组成。山上植被茂盛，以柏树、松树为主，部2 地形、地貌 分橘树。站址内有一条110111、kV线路、一条35kV线路南北向穿越。站址地势开阔，进出线终端塔布置方便，分杂树。站址内有一座通讯基站。站址地势开阔，进出线终端塔布置较方便，自然标高在171.00自然标高在253.5326.3米之间，最大高差约289.60米之间，最大高差118.60米。水土保持较好72.8米。水土保持较好，不受洪水威胁。 不受洪水威胁。 站址范围内房屋数量较少，站址正西侧100米有一站址四周民房相对较少，站址西面约200米为马鞍工村庄，房屋较多，对线路出线有一定影响，220kV业园，220kV线路出线后需往南北走线避开马鞍工业3 进出线情况及网络相 对情况 线路出线后需往南北走线；站址北侧、南侧、东 侧为自112、然山体，附近无村庄，出线均较为开阔， 线路出线条件较好，站址东侧有一回35kV线路穿园区。站址南边房屋较多，对220kV线路和500kV线路出线有一定影响。该站址位于山顶，高差较大， 站址总体出线受工业园及民房影响，整体出线条件过站址，对出线走廊有一定限制；整体来说，大一般。 庄站址出线条件相对较好。 大件运输采用铁路公路联运方式，可由吉首火车大件运输采用铁路公路联运方式，可由吉首火车站4 外部交通运输 站滚拉卸车后，经人民北路G319国道张社大滚拉卸车后，经人民北路G319国道马鞍工业园道进站道路到达站址，总运距约17.2公里。 园区道路进站道路到达站址，总运距约15.1公里站址西距G319113、国道约1300m，进站道路从站址西面的站址东距G319国道约1250m，南距在建的张社大道马鞍工业园园区道路引接。进站道路有部分需利用约1200m。进站道路由张社大道引接，需新建道路原有村道，村道路面宽2米，水泥路面，路况较差，5 站外道路连接情况 1569.92m。站区至吉首火车站有公路连接，大件路面需拓宽处理，部分道路转弯半径不满足大件运运输条件较便捷。 输要求，需局部改造。需新建进站道路322.24m，拓 宽改造村道448.33m。站区至吉首火车站有公路连接，大件运输条件较便捷。 根据XX省大地构造区划略图，拟建站址所在构 造体系为早期华夏构造体系和早-晚新华夏构造 体系，具体为武陵山早114、期华夏系褶皱带。站址区 域20km范围内未见有新构造运动痕迹。 根据XX省大地构造区划略图，拟建站址所在构造 体系为早期华夏构造体系和早-晚新华夏构造体系， 具体为武陵山早期华夏系褶皱带。站址区域20km范 围内未见有新构造运动痕迹。 6 地质条件 根据XX省地震局编制的XX地震史，站址区域地震强度和频度较低，场地稳定性较好。依据中 国地震动参数区划图(GB 18306-2015)及建筑抗 震设计规范GB 50011-2010，拟建变电站地震动峰 值加速度为0.05g(相应地震基本烈度值为VI度)，地 震动反应谱特征周期为0.35s，设计地震分组为第一 组。 根据XX省地震局编制的XX地震史，115、站址区域 地震强度和频度较低，场地稳定性较好。依据中 国地震动参数区划图(GB 18306-2015)及建筑抗震 设计规范GB 50011-2010，拟建变电站地震动峰值加 速度为0.05g(相应地震基本烈度值为VI度)，地震动反 应谱特征周期为0.35s，设计地震分组为第一组。 表4.13-1 XX500kV变电站工程选站方案技术比较表 ，。序 号 项目名称 大庄站址 马鞍站址 7 供水方式 站址区具有一定量的地下水资源，但变电站用水量较大，为判明变电站打井取水的可行性，建议下阶段针对变电 站用水量要求开展专门的水文地质勘察。 站址区具有一定量的地下水资源，但变电站用水量较大， 为判明变电站116、打井取水的可行性，建议下阶段针对变电站用水量要求开展专门的水文地质勘察。 8 防洪、排水条件 站址周围无河流和水库，无山洪，也无内涝，在百年一遇洪水位之上。站区排水排至站址西面约260米的万溶江 中。 站址周围无山洪，也无内涝，在百年一遇洪水位之上。站区排水排至站址东北面约165米的小溪中。 9 与城市规划关系 无影响 无影响 10 环境保护、相邻企业对 站址的影响 无影响 无影响 11 施工、运行管理条件 较好 较好 12 施工及备用电源 T接10kV燕太线肖马线(二侧变电站分别为燕子坪35kV变和肖家坪110kV变)，长约12km。 T接10kV燕太线肖马线(二侧变电站分别为燕子坪35kV117、变和肖家坪110kV变)，长约12km。 13 总占地面积及站址植 被情况 整个站址约占地151.19亩。站区占林地约88.13 亩，果园8.9亩；进站道路占林地约54.16亩。初 步拟定站址标高为288.00米，土石方工程量为挖 土石方54.63万方，填方57.91万方，挡土墙工程量为0.7633万方。站址内有坟墓约20座需拆迁， 需还3.0米宽砂石路300米，迁移110kV线路 1100米，迁移35kV线路1000米，拆迁房屋360平方米。 整个站址约占地154.83亩，站区占林地约110.91亩；站道 路占林地约43.92亩。初步拟定场地设计标高为236.40m， 土石方工程量为挖土石方118、93.39万方，填方99.00万方，挡 土墙工程量为0.9875万方。站址内有坟墓约30座需拆迁， 需还3.0米宽砂石路458米，迁移通讯基站一座，拆迁房屋 652平方米。 表4.13-2 站址方案经济比较表 序 号 项 目 单 位 大庄站址 费 用 (万元) 马鞍站址 费 用 (万元) 1 站址征地 2524 2631 1.1 站区用地面积 公顷 3.7439 967 3.7439 967 1.2 进站道路用地面积 公顷 3.6108 920 2.9282 746 1.3 站区边坡、挡土墙、排 水沟等用地 公顷 2.6214 636 3.59815 917 2 场地平整及支挡工程量 1633119、 2914 2.1 土(石)方 工程量 （2：8） 挖 方 万m3 48.07 1529 87.63 2787 填 方 万m3 50.43 91.72 2.2 挡土墙工程量 m3 2610 91 3293 115 2.3 排水沟 m 628 13 590 12 3 进站道路 376 351 3.1 新建进站道路长度 (改造村道长度) m 1569.92 110 322.24(448.33) 40 3.2 土(石)方 工程量 挖 方 万m3 6.56 72 5.76 63 填 方 万m3 7.48 7.28 3.3 挡土墙 m3 5023 176 6582 230 3.4 排水沟 m 885 1120、8 847 17 4 拆迁工程量 156 245 4.1 迁 坟 座 20 10 30 15 4.2 拆迁房屋 m2 360 108 652 196 4.3 还农路 m 300 9 458 14 4.4 迁移110kV35kV线路 m 11001000 29 0 0 4.5 迁移通讯基站 座 0 0 1 20 5 本期线路工程 0 1650 500kV线路(相对) km 0 0 4 1800 220kV线路(相对) km 0 0 -1 -150 6 远期线路工程 0 2850 500kV线路(相对) km 0 0 4 1800 220kV线路(相对) km 0 0 7 1050 7 本期相对投121、资比较 万元 0 2869 远期相对投资比较 万元 0 4613 根据以上站址的技术经济分析，大庄站址优于马鞍站址。马鞍站址位 于马鞍工业园东侧，进出线略有影响，且需迁移通讯基站，站址土石方、 桩基、护坡、挡墙等土建工程量较大。大庄站址进站道路稍长，需迁移110kV 和35kV线路。经综合比较，大庄站址建站条件更优，因此，推荐大庄站址作为本工程的推荐站址。 5变电站及间隔扩建工程设想5.1 XX500kV变电站工程设想 5.1.1 电气一次部分 5.1.1.1 电气主接线 1) 500kV接线近、远期均采用一个半断路器接线。 2) 220kV接线远期采用双母线双分段接线，本期采用双母线双分段接122、线。 3) 35kV接线近、远期均采用单母线接线。 5.1.1.2 主要电气设备选择 1) 主变压器：采用从XX星城500kV变电站利旧搬迁的主变，为单 相、自耦、油浸、强迫油循环风冷、低噪声、低阻抗、低损耗电力变压器。 2) 500kV设备：采用户外GIS设备，额定开断电流为63kA，动稳定电 流峰值160kA。 3) 220kV设备：220kV采用户外GIS设备，额定开断电流为50kA，动稳定电流峰值125kA。 4) 35kV设备：按照短路电流水平，35kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值100kA。 5) 并联电容器：选用框架式并联电容器组，每组容量60Mvar。串联电抗器选123、用干式空心电抗器，电抗率按5%或12%考虑。 6) 并联电抗器：选用油浸式电抗器，单组容量60Mvar。 5.1.1.3 电气总平面布置及配电装置布置形式 500kV配电装置布置在变电站的东侧，向北、东两个方向架空出线；220kV配电装置布置在变电站的西侧，向西架空出线；主变压器、35kV配 电装置和无功补偿装置布置在500kV、220kV配电装置之间；主控楼及进站 道路在变电站南面。 1) 500kV配电装置采用户外GIS设备，一列式布置，间隔宽度26m， 其中7回出线向东出线，1回出线朝北出线，均为架空。4组主变压器全部 进串，远景共形成6个完整串。场地内不设主变压器进线门型构架，直接 利124、用出线梁。构架按远期规模一次建成，远期GIS母线本期不上。 2) 220kV配电装置采用户外GIS双列式布置。220kV出线门型构架挂 点高度18m，两回出线共用一个间隔，间隔宽度取24m。场地内不设主变压 器进线门型构架，直接利用出线梁。构架按远期规模一次建成，GIS母线 和备用间隔母线隔离开关本期一次性上齐。 3) 35kV采用屋外支持管型母线中型布置，配电装置为单母线单元制布置。汇流母线与主母线平行布置，无功补偿设备布置在主母线的两侧。 4) 主变压器布置。主变压器布置按终期规模4组变压器考虑，各组变压器一列式并排布置，并预留中性点小电抗位置。 5.1.2 电气二次 5.1.2.1 变电125、站自动化系统 变电站按无人值班智能变电站设计，自动化系统由一体化监控系统和 输变电设备状态监测、辅助设备、时钟同步、计量等共同构成，参照国 网基建部关于发布330750kV智能变电站通用设计二次系统修订版的通知(基建技术201555号)和模块化设计原则。 变电站内信息交互考虑可靠性、扩展性和易维护性设计要求，遵循 DL/T 860和DL/T 1146等标准，实现站内信息的统一采集、站内模型的标 准化。变电按照国网规定及相关规范要求设计。 5.1.2.1.1 计算机监控系统的设计原则及主要思路 1) 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。 2) 采用开放式分层分布式树形网络结构126、，由站控层、间隔层、过程 层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过程 层设备按本期工程规模配置。 3) 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，实现站控层、间隔层、过程层二次设备互操作。 4) 变电站内信息具有共享性和唯一性，变电站自动化系统监控主机与远动数据传输设备信息资源共享。 5) 变电站自动化系统完成对全站设备的监控。 6) 变电站内具备时间同步系统管理功能。 5.1.2.1.2 系统网络 1) 站控层网络 站控层通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通 信，传输MMS报文和GOOSE报文；站控层网络采用双重化127、星形以太网络。 站控层交换机采用100M电口，站控层交换机之间的级联端口采用1000M端口，采用20电口、4光口交换机。 站控层设备通过两个独立的以太网控制器接入双重化站控层网络。 2) 间隔层网络 间隔层网络通过相关网络设备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。 间隔层交换机采用100M电口，间隔层交换机之间的级联端口采用1000M端口。 间隔层交换机按电压等级及设备室数量配置，选用24口交换机。 3) 过程层网络 过程层网络通过128、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GOOSE报文。 500kV、220kV电压等级应配置GOOSE网络，网络采用星形双网结构。 35kV不设置GOOSE和SV网络，GOOSE报文采用点对点方式传输；主变低压侧可接入中压侧GOOSE网络。 双重化配置的保护装置分别接入各自GOOSE网络，单套配置的测控装 置等通过独立的数据接口控制器接入双重化网络，对于220kV及以下电压 等级相量测量装置、电度表等仅需接入过程层单网。 过程层交换机与智能设备之间的连接及交换机的级联端口均采用100M光口或1000M光口。 5.1.3 土建部分 5.1.3.1 129、站区总体规划 根据接入系统文件确定的原则，500kV出线本期1回：至牌楼1回。 220kV出线本期10回：至枇杷冲、峒河、格山、万溶江、凤凰各2回。 从500kV出线分析，500kV线路向东、北出线较顺畅。从220kV出线分 析，220kV线路向西出线较顺畅。 根据线路出线方向，大庄站址500kV出线以东、北向为宜，220kV出线 以西向为宜，结合站址区域地形地貌的现状，以降低工程造价，减少土 石方、挡墙、护坡工程量作为本工程的总体设想，尽量避开高差较大处及 一般农田，将站区布置在地形较平缓的山包上。 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130、站入口设在南面，进站道路从站址南面 在建的张社大道引接。需新建进站道路约1569.92m。进站道路坡度控制在 8%以内，转弯半径大于15米，以满足主变运输要求。 5.1.3.2 站区总平面布置及竖向布置 5.1.3.2.1 总平面布置 本次可研土建专业依据500GIS+220GIS方案进行总平面布置。 总平面布置为正南北布置，500kV配电装置布置在站区东部，采用GIS设备，主变、35kV配电装置、无功补偿装置布置在站区中部，220kV配电 装置布置在站区西部，采用GIS设备，站前区布置在站区南面的中部，站 前区内布置主控通信楼、污水处理装置等附属辅助建筑，500kV保护小室 设置在500kV131、配电装置内，进站道路从南面引接至站前区。出线方案为 220kV向西出线，500kV向北、东出线。站区南北方向252.5m，东西方向164m， 其中220kV配电装置场地占地27203m，围墙内占地35737m2。 5.1.3.2.2 竖向布置 由于站区内自然地面最大高差达72.8m左右，如何做好场地的竖向布 置设计是我们这次可研设计的重点，根据地形我们从平坡式到放坡式进行 了逐步的优化工作。结合地形情况，由于站址坐落于地形较平缓的山包， 放坡式对比平坡式布置优势不明显，同时考虑站内美观，竖向布置设计本 阶段拟采用平坡式布置方式。 站区竖向布置采用平坡式布置，根据地形及土方平衡原则，初步拟定 场132、地设计标高为288.00m，土石方工程量为挖土石方56.22万方，填方 59.59万方，挡土墙工程量为0.748万方。采用该标高时，场地内土石方能 自行平衡，既无弃土也无需外购土方。 5.1.4 建 筑 1) 全站建筑物简述 站内建筑物包括：主控通信楼、500kV继电器小室、主变、35kV继电 器及站用电小室、220kV继电器小室(三栋)、消防泵房、警传室、直流融 冰室、消防小室(三栋)。 主要建、构筑物一览表 序 号 名 称 层 数 尺寸(m) 层 高 (m) 建筑面积 () 结构形式 设 计 使用年限 火 灾 危险性分类 耐 火 等 级 1 主控通信楼 一层 37x11.6 3.6 477133、.54 门式轻型刚架结构 50年 丁类 二级 2 主变、35kV继电器及站用电小室一层 15x18 4.5 302.40 门式轻型刚架结构 50年 丁类 二级 3 500kV 继电器小室 一层 14.5x9.5 4.2 161.70 门式轻型刚架结构 50年 丁类 二级 4 220kV继电器小室(三栋) 一层 8x7.5 4.2 75.65 门式轻型刚架结构 50年 丁类 二级 5 消防泵房 一层 8x8 6 81.9 门式轻型刚架结构 50年 戊类 二级 6 警传室 一层 4.5x7.2 3.0 40 门式轻型刚架结构 50年 - 二级 7 直流融冰室 一层 20x14 6.0 313.50134、 门式轻型刚架结构 50年 丁类 二级 8 消防小室（三个） 一层 2x4 2.1 9.5 砖混结构 50年 戊类 二级 9 柴油机房建筑 一层 5x5 5.0 34.81 门式轻型刚架结构 50年 丙类 二级 总建筑面积() 1667.30 2) 主控通信楼 (1) 概 述 主控通信楼位于变电站入口西侧，整个站址的西南侧，是以电气单元为中心，综合了监控、保护、通信及辅助用房等多功能的联合建筑。 主控通信楼为“一”字形单层建筑，根据工艺布置，生产房间设置公 用二次设备室、监控室、通信蓄电池室；办公生活用房设置站长室、综合 功能室、值休室(2间)、备餐室、卫生间、库房。 主控通信楼占地面积477135、.54m2，建筑面积477.54m2，建筑体积1719.14m2。建筑高度为3.9m，层高3.6m，净高3.0m，室内外高差0.3m。 (2) 建筑装饰和装修 建筑装修遵照两型一化的原则，采用中等工业装修标准。 门：采用乙级防火门。 窗：外窗可采用热断桥铝合金推拉窗及6+12A+6中空玻璃，满足气密性不应低于建筑外窗气密、水密、抗风压性能分级及检测方法GB/T7106-2008中的要求。内部门窗可根据各地区实际情况选用。 屋面：钢筋桁架楼承板屋面，设两道防水层，防水等级级，并加设 保温层以利隔热及防水。 外墙：防潮层以上、0.300m标高以下为370厚MU1O烧结页岩多孔砖， 外贴瓷砖；0.3136、00m标高以上为岩棉夹芯板外墙(外层0.8mm铝镁锰板，内夹75mm厚岩棉，内层0.4mm镀铝锌压型钢板)。 防火墙：配套轻钢龙骨，纤维增强8mm硅酸钙板(外做纤维水泥装饰 板)+300厚蒸压加气混凝土砌块+墙面檩条系统(见结构图)+成品75mm岩棉 夹芯板(橘皮纹的平板)，耐火等级大于等于3小时。 地面：二次设备室采用防静电环氧涂层地面，蓄电池室采用耐酸地砖 地面，其他电气用房采用耐磨金刚砂涂料地面，卫生间采用防滑地砖地面， 其他房间均采用地砖地面。 (3) 继电器小室及辅助建筑物 本期站内设500kV继电器小室、主变、35kV继电器及站用电小室、220kV 继电器小室(三栋)、消防泵房、警137、传室、直流融冰室、消防小室(三栋)， 均为单层布置。 500kV继电器小室本期一栋，远期一栋，跨度9.5m，长度14.50m，层高4.20m，室内外高差0.30m，建筑面积161.7。 220kV继电器小室三栋，跨度7.50m，长度8.0m，层高4.20m，室内外高差0.30m，建筑面积75.65。 主变、35KV继电器及站用电小室一栋，跨度15.00m，长度18.00m，层高4.50m，室内外高差0.30m，建筑面积302.4。 消防泵房一栋，跨度8.0m，长度8.0m，层高6.0m，室内外高差0.30m，建筑面积81.9。 直流融冰室一栋，跨度14.00m，长度20.00m，层高6.0m，138、室内外高差0.30m，建筑面积313.5。 警卫室一栋，跨度4.5m，长度7.2m，层高3.0m，室内外高差0.30m，建筑面积40。 消防小室三栋，跨度2.0m，长度4.0m，层高2.1m，室内外高差0.30m，建筑面积9.5。 柴油机房建筑一栋，跨度5.00m，长度5.00m，层高5.0m，室内外高差0.30m，建筑面积34.81。 外墙做法同主控通信楼，内墙采用防火石膏板(外做纤维水泥装饰 板)、纤维增强硅酸钙板(外做纤维水泥装饰板)等，地面可采用地砖或耐 磨金刚砂涂料地面，门窗做法同主控通信楼。 500kV继电器小室、主变、35kV继电器及站用电小室、220kV继电器小 室（三栋）、直139、流融冰室、消防小室的屋面采用钢筋桁架楼承板屋面，设 两道防水层，防水等级级，并加设保温层以利隔热及防水。消防泵房、 警传室采用压型钢板复合保温卷材防水屋面，设两道防水层，防水等级 级，并加设保温层以利隔热及防水。保温层采用50mm岩棉保温板(燃烧性 能为A级)。 3) 建筑消防设计 本工程建筑消防设计参照建筑设计防火规范GB 50016-2014(2018版)和火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2006执行。 主控通信楼为单层工业建筑，火灾危险性分类为丁类，耐火等级二级， 为一个防火分区。本建筑设置设有两个直接对外疏散出口，且疏散出口最 近边缘之间的水平距离大于5m，满足规范要求140、。所有建筑均设置有两个防 火救援窗，其净高度和净宽度均不小于1.0m，下沿距室内地面高度不大于 1.2m，间距不大于20m，满足规范要求。 500kV继电器小室、主变、35kV继电器及站用电小室、220kV继电器小 室（三栋）、消防泵房、直流融冰室均为单层工业建筑，火灾危险性分类 为丁类，耐火等级二级，每栋建筑分别为一个防火分区。每个建筑均设置 设有两个直接对外疏散出口，且疏散出口最近边缘之间的水平距离大于 5m，满足规范要求。所有建筑均设置有两个防火救援窗，其净高度和净宽 度均不小于1.0m，下沿距室内地面高度不大于1.2m，间距不大于20m，满 足规范要求。 消防小室(三栋)为单层工业建筑141、，火灾危险性分类为戊类，耐火等级 二级，为一个防火分区。本建筑设置设有直接对外疏散出口，满足规范要 求。本建筑均设置有一个防火救援窗，其净高度和净宽度均不小于1.0m， 下沿距室内地面高度不大于1.2m，间距不大于20m，满足规范要求。 警传室为单层公共建筑，耐火等级二级，为一个防火分区。本建筑设 置设有直接对外疏散出口，满足规范要求。本建筑设置有两个防火救援窗， 其净高度和净宽度均不小于1.0m，下沿距室内地面高度不大于1.2m，间距 不大于20m，满足规范要求。 柴油机房建筑为单层工业建筑，火灾危险性分类为丙类，耐火等级二 级，为一个防火分区。本建筑设置设有直接对外疏散出口，满足规范要求。142、 本建筑均设置有一个防火救援窗，其净高度和净宽度均不小于1.0m，下沿 距室内地面高度不大于1.2m，间距不大于20m，满足规范要求。 外墙保温材料：采用岩棉夹芯板外墙自保温，其燃烧性能为A级。屋面保温层采用50mm岩棉保温板(燃烧性能为A级)。 本建筑所有钢柱耐火极限不应小于2.0h，钢梁耐火极限不应小于1.5h。 5.1.5 结 构 5.1.5.1 生产建筑物结构 5.1.5.1.1 建筑物的结构设计安全等级、设计使用年限、抗震设防类别及抗震设防烈度 主控通信楼、500kV保护小室、220kV保护小室、主变、35kV继电器及站用电小室、直流融冰室安全等级均为二级，设计使用年限50年，属重点143、 抗震设防类建筑，所在地区抗震烈度为6度，按6度进行抗震计算，按7度 采取抗震措施。 5.1.5.1.2 上部结构选型 主控通信楼、500kV保护小室、220kV保护小室、主变、35kV继电器及 站用电小室、直流融冰室采用钢框架结构，钢结构梁及边柱均采用H形钢， 中柱采用箱型钢，墙面装配式压型钢板复合板，屋面采用钢筋桁架楼承板 组合楼板，柱下独立基础。 5.1.5.1.3 伸缩缝、沉降缝和抗震缝的设置 主控通信楼及其它建筑物结构规则，高度一致，长度小于55m，不需 设置伸缩缝、沉降缝和抗震缝。 5.1.5.1.4 地基基础的设计 主控通信楼位于挖方区，基础采用钢筋混凝土独立基础；500kV保护144、小 室位于深填方区，基础采用桩基础；220kV保护小室3位于挖方区，220kV 保护小室1、2位于深填方区，挖方区基础采用钢筋混凝土独立基础，深填方 区基础采用桩基础；主变及35kV继电器小室位于深填方区，基础采用桩基础；直流融冰室位于深填方区，基础采用桩基础；消防小室位于挖方区，基础采用砖砌条形基础。 位于浅填方区基础采用超挖到持力层再换填C15毛石混凝土至基底设 计标高的方案，位于深填方区基础采用600旋挖成孔灌注桩及钢筋混凝 土承台梁。 5.1.6 上下水及消防 5.1.6.1 给排水系统 5.1.6.1.1 概 述 本工程为500kV变电站，变压器规模为远期41000MVA，本期安装1145、1000MVA。 站址地势较高，高于百年一遇洪水位之上，不受洪水威胁，无山洪、 内涝。由于站址地势较高，站内排水可自流排入附近的万溶江中。站址附 近无城镇自来水。 5.1.6.1.2 给水设想 1) 水源选择 站址附近无自来水。本阶段变电站考虑打深井取水。本站用水量最大 时为消防后，用水量为152.08 m3/d。据本阶段勘测报告，本站站内范围内 打井取水较困难，故本站拟在站外打井找水。由于本阶段为可研设计，暂 未作站外地下水勘测工作，经与我院勘测部门确认，按现有资料分析，在 站外1000米范围内打井取水较易实现，可满足本站用水需求，具体的深井 位置、水量、水质等参数待下阶段进一步的水文勘测工146、作完成后确定。 5.1.6.1.3 排水设想 变电站的排水主要包括站区生活污水及雨水，排放方式为重力自流排 放。生活污水及事故油池内的雨水经1t/h的地埋式生活污水处理装置处理 后，回用于道路冲洗。雨水由道路边的雨水口收集，排至站址西面约260米 的万溶江中，站外排水管管径为d1000，长度约为300m。 5.1.6.2 消防系统 1) 消防用水量 根据火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2019，变电站 内建筑物消防用水量最大的建筑物为主控通信楼，体积不超过3000m3，火 灾危险性为丁类时，按规范设置消火栓消防给水系统。 本工程主变采用水喷雾灭火系统，主变附近设室外消火栓。 柴147、油发电机房设置自动喷淋系统。 2) 变压器消防 本工程规模为41000MVA，本期安装11000MVA，单相变压器334 MVA， 按照火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2019规定，主变压 器应设固定消防灭火系统。 变压器固定消防灭火系统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，本阶段暂按水喷雾灭火系统考虑。 3) 建(构)筑物消防 主要针对电气类火灾，各建(构)筑物配备手提式、推车式灭火器、砂箱和消防工具，具体数量按规范执行。 5.1.7 暖 通 根据室外气象参数，参照火力发电厂设计技术规程第17.1.1及17.1.2条的规定，本工程日平均温度+5的天数为11148、d，变电站地处非采暖区，站区内不设计集中采暖系统，主要生产车间空调系统考虑冬季工况。 站区主要建筑有主控通信楼，500kV继电器小室，220kV继电器小室、主变、 35kV继电器小室及站用电小室，柴油机房等。 为保证电气控制设备的运行环境要求和工作人员的舒适性，在站内各 建筑设计安装分体立柜式或壁挂式空调机组，每个建筑和空调系统各自独 立，使夏季室内温度保持在2628、冬季1618范围之内。 变电站各建筑物以自然通风为主，有通风要求的房间采用自然进风，机械排风的通风系统。 5.2 牌楼500kV变电站500kV间隔扩建工程设想 5.2.1 电气一次部分 500kV电气主接线维持原接线方式不变，149、仍为一个半断路器接线。 500kV设备采用户外敞开式设备，额定开断电流为63kA，动稳定电流峰值160kA。设备选型同前期。 本期扩建在前期预留场地内进行，维持原有500kV配电装置布置形式 不变，采用断路器三列式布置方式，500kV母线型式采用悬挂式管型母线 分相中型布置。 5.2.2 系统保护和安全自动装置 5.2.2.1 概 述 本期新建XX牌楼500kV线路一回，扩建第5串为一个完整串。本期 扩建500kV的电气主接线维持原接线方式不变，仍为一个半断路器接线。 牌楼500kV变为常规变电站。 5.2.2.2 系统继电保护和安全自动化装置配置原则和配置方案 (1) 系统继电保护和安全自动150、装置配置原则 1) 500kV线路保护 500kV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、 具有选相功能的全线速动保护；主保护与后备保护及就地判别采用一体化 保护装置实现。 对于配置两套光纤纵联保护的线路，每套保护都应具有两个光纤通信 通道接口。 2) 500kV断路器保护 断路器保护、测控采用独立装置，500kV断路器保护按断路器双套配置。 (2) 系统保护配置方案 1) 500kV线路保护 XX牌楼单回500kV线路，长约113km； 上述线路为新建，在线路两侧分别配置双套光纤电流差动保护，每套保护均采用两个不同路由的复用光纤通信2Mb/s通道。本期两套线路保护 装置分别组柜151、，共新上2面500kV线路保护柜。 2) 500kV断路器保护 断路器保护双重化配置，测控单套配置。断路器测控保护按间隔组柜， 本期共组1面柜。 3) 500kV母差保护 牌楼500kV变已双重化配置了微机母差保护，本期只需将相应间隔的回路接入即可。 (3) 安全自动装置配置方案 牌楼500kV变已配置了500kV故障录波，但无法满足本期工程接入，本 期考虑新增1面500kV故障录波柜。 牌楼500kV变已配置了行波测距、安全稳定控制装置，本工程只需将相应间隔信息接入即可。 5.2.3 调度自动化 (1) 调度及远动 本期牌楼500kV变电站维持前期调度管理方式和远动信息传送通道不 变，本期不152、需增加调度数据网设备。本期500kV线路接入时，变电站需考 虑监控系统的接入修改及相应的调度端接口费。 (2) 计 量 XX牌楼500kV线路为I类计量点，安装进口的高精度多功能双向电 能表，按双表(主副表)配置，组一面关口计量表柜，布置在主控室。计量 通道维持现状不变。 牌楼500kV变本期单回扩建的线路关口计量表组柜一面，布置在主控 制室。 (3) 相量测量(PMU)系统 本站已配置一套分布式同步测量(PMU)系统，满足本期接入容量需求， 采集单元本期只考虑XX牌楼500kV线路的三相电压、三相电流的接入 修改。 (4) 主站端接口 本工程应考虑华中网调和华中网备调远动调度主站端的数据库扩153、容和软件修改工作，应考虑网公司电能计量主站的数据库扩容和软件修改工作。 5.2.4 电气二次 (1) 监控系统及控制方式 牌楼500kV变配置有分层分布式监控系统，系统结构上分为间隔层、 站控层，按双机双网冗余配置，目前变电站按无人值班运行。 1) 站控层设备配置 本期不需新增站控层设备，只考虑扩建间隔的接入，新上保护、测控设备采用网络通信输入方式接入保护监控系统。 2) 间隔层设备配置 本期新增1面500kV线路测控柜，含1台线路测控装置。 本期新增1面第5串断路器测控装置，与本间隔断路器保护共同组柜。 (2) 直流系统 牌楼变已配置了一套直流电源系统，各继电器小室分别设有直流分屏，牌楼变本154、期扩建二次设备直流负荷由500kV继电器小室配置的直流分柜供电，满足本期扩建直流接入的需要。 (3) 时钟同步系统 牌楼变已配置一套同步时钟系统，各继电器小室分别设有一面扩展时 钟柜，牌楼变本期扩建二次设备所需时间同步信号由500kV继电器小室配置 的扩展时钟柜提供，满足本期扩建的要求。 (4) 防误闭锁 本工程考虑牌楼500kV变的相应扩建间隔部分防误锁具、数据库及软件 的修改。并按照省公司的相关规定，完善单元电气闭锁回路。 (5) 图像监视系统 本站前期已配置了一套工业电视系统，本期在第5串新增2个摄像头。 (6) 端子箱 本期新增500kV CT端子箱1个，PT端子箱1个，断路器端子箱1155、个。 5.2.5 土建部分 5.2.5.1 工程概况 牌楼500kV变电站位于XX省怀化市中方县牌楼镇阳合拢村，怀化市以 南24.5km处。东距G209国道600m、枝柳铁路700m，西距舞水1.1km，北距黔 怀高速公路2km。站区围墙内占地面积6.3271hm2，北偏西27.56o布置，进站 道路从G209国道引接，长515m。一期工程于2007年6月投运。 本期扩建工作只需在围墙内已平整好的场地上进行，不需要征用土地。 相应的配套工程如主控通信综合楼、附属建筑物及相关的电源、供水排水系 统和站区道路、进站道路均已在一期建成，生活条件方便。并且不存在场地平 整土石方工程量，只需外运基础土方156、。 5.2.5.2 扩建内容 牌楼500kV变本期扩建一回500kV出线至XX，位于4W间隔，布置于第5串。与前期的托口7W配串，本期形成1个完整串。 需增加4W间隔500kV设备支架及基础、电缆沟。 5.2.5.3 总平面部分 扩建区域场地标高与前期设计一致为228.65m。本期扩建的4W间隔，需 增加1.01.0m主电缆沟30m，0.80.8m主电缆沟55m，全部位于填方区。过 道路电缆沟采用C20混凝土现浇，沟壁250mm厚，其余地段用砖砌筑，沟底采用150mm厚C20钢筋混凝土底板。电缆沟沟盖板周边包角钢，顶面嵌橡皮条。过道路时对道路造成的破坏，应进行修复。 本期的扩建间隔内，需增加相157、应的屋外配电场地绝缘地坪：36m2，巡视 小道：50m2。采用广场砖面层，C30砼垫层150厚，沥青碎石垫层150厚，50 厚粗砂垫层。结构形式与前期保持一致。同时增加3个端子箱基础。 站区排水主要为雨水，雨水经设置在路边的雨水口收集汇入地下排水管 道，本期电缆沟排水排入主沟后就近接入站区内原有雨水排水系统。 设备基础施工对现有碎石地坪造成的破坏，施工完应予以恢复。 5.2.5.4 500kV设备支架及基础设计 500kV设备支架均采用镀锌圆形直焊缝钢管，基础为钢筋混凝土杯口独立基础。 5.2.5.5 地基处理 本期扩建工程中500kV设备支架基础大部分位于填方区，填土最深可达 15m左右，需158、采用900人工挖孔灌注桩处理。其余基础落在浅填方区或挖方 区，浅填方区设备基础持力层为硬塑粉质粘土层，采用天然地基，超挖需回 填C15毛石混凝土。 5.2.5.6 抗震设防 站址位于相对稳定的断块上，及其附近无滑坡、泥石流及全新活动断裂 等不良地质现象，区域及场地稳定性较好，根据国家质量技术监督局2001年 颁布的中国地震动参数区划图，场地地震动峰值加速度为0.05g(相当于 地震基本烈度为度)，地震动反应谱特征周期为0.35s。本工程抗震设防等 级为6度，须采取抗震构造措施。 5.2.5.7 钢构件防腐 本工程所有室外钢构件均采用热镀锌防腐。凡不能镀锌处在现场安装时局部焊缝或镀锌层破坏处，均159、采用环氧富锌漆补刷，底漆和面漆各两道。 6直流融冰系统工程设想综合考虑XX500kV变电站线路的重要性、覆冰情况和现有融冰能力， 建议在XX500kV变电站规划一套固定式直流融冰装置，并在线路重冰区 段配置冰情观测站点。XX变固定式直流融冰装置已纳入“十三五”融冰 规划，融冰规划处于送审查阶段。 本期考虑装设固定式直流融冰装置，该部分内容包括融冰间隔、融冰装置和融冰母线建设等。 6.1 融冰方案 本期工程考虑将直流融冰成套设备布置在变电站内西北角的预留位 置。融冰电源引自本期主变35kV低压侧，新建专门的融冰间隔。融冰管母 线从直流融冰成套设备处沿围墙分别往东、西两个方向延伸直至500kV及 160、220kV出线下方。 在本期每回500kV线路间隔处设置一组500kV和220kV专用融冰刀闸， 将铝合金管母线连接至专用融冰刀闸断口一侧，专用融冰刀闸断口另一侧 与线路引下线相连，当500kV线路需要融冰时合上专用融冰刀闸，即可对 该线路实施融冰。对于220kV线路融冰，则采用临时搭接融冰管母与对应 的220kV线路导线进行融冰操作。 6.2 电气二次 本期一次在主变35kV低压侧新建专门的融冰间隔，二次需要配置35kV线路保护测控一体化装置。 本期每回500kV和220kV线路间隔处设置一组500kV和220kV专用融冰 刀闸，二次需要完善各刀闸的电气二次回路接线，刀闸遥信点需上传至站 内161、后台，暂不考虑对融冰刀闸进行遥控。本期需新增一面融冰公用测控柜。 本期需新增一台融冰及SVG控制箱，实现对融冰室内各装置及SVG的集 中控制和监视。新增一台融冰电源箱，供给融冰室内各装置的交流电源和 实验电源，融冰控制箱和电源箱在成套融冰装置中集成。本期工程采用两 台十二脉波整流变压器，1台容量为127.6MVA，1台容量为14.2MVA。根据 GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程要求，两台整流 变压器均需要配置单套主变保护，整流器过流保护动作、两台整流变的重 瓦斯保护动作以及大容量的整流变差动保护动作均跳闸35kV融冰开关。相 关保护硬接点信息接入站内监控系统。两套主162、变保护装置在成套融冰装置 中集成。 本次同时还需考虑完善直流融冰室内外的输入电源刀闸、内部串并联刀闸、输出组合刀闸的电气二次回路接线，实现各刀闸的电气闭锁。 本期需增加五防锁具，并考虑新增间隔软件修改等工作。 6.3 土建部分 6.3.1 概 况 XX500kV变电站总平面布置为正南北布置，500kV配电装置布置在站 区东部，采用GIS设备，主变、35kV配电装置、无功补偿装置布置在站区 中部，220kV配电装置布置在站区西部，采用GIS设备，站前区布置在站区南面的中部，站前区内布置主控通信楼、污水处理装置等附属辅助建筑， 500kV、220kV保护小室设置在500kV、220kV配电装置内，163、进站道路从南面 引接至站前区。出线方案为220kV向西出线，500kV向北、东出线。 本期工程考虑将直流融冰成套设备布置在变电站西北角的预留位置。 对于直流融冰成套设备，其中交直流切换刀闸、整流变切换刀闸、整流变 压器及其输出刀闸、融冰管母切换隔离开关均布置在户外；整流部件、感 应电压抑制部件、串并联切换刀闸、直流输出刀闸、输出组合刀闸等布置 在直流融冰室内。融冰管母线从直流融冰成套设备处沿围墙分别往东、西 两个方向延伸直至500kV及220kV出线下方，220kV和500kV专用融冰刀闸布 置在相应的配电装置区域线路侧，融冰管母线及其专用融冰刀闸的布置使 原变电站围墙外扩5米宽。 直流融冰工164、程与XX500千伏变电站新建工程同步建设。 6.3.2 土建结构 6.3.2.1 总平面部分 电气总平面布置方案为直流母线以直流融冰装置为起点，通过融冰管 母线、电缆沟等方式送到500kV、220kV配电装置和35kV配电装置出线回路， 依据以上布置原则，将直流融冰装置布置于变电站西北角，融冰管母线从 直流融冰成套设备处沿围墙分别往东、西两个方向延伸直至500kV及220kV 出线下方，变电站围墙外扩5米宽。 本次直流融冰工程与变电站同步建设，本期直流融冰装置考虑利用场 地内的电缆沟，不另设新的电缆沟。融冰配电装置场地设置混凝土操作地 坪及操作小道，其余空地同站内采用碎石地坪。 融冰装置场地位165、于填方区，该区域场地标高同变电站场地标高，场 地平整、基槽基坑的余土由变电站区域内统一平衡，不再外购土或弃土。 碎石地坪、道路及电缆沟和场地排水管网均考虑与变电站同步建设。 6.3.2.2 建 筑 本工程建筑物为直流融冰室，为单层建筑，尺寸为20mx14m，层高为 6.0m，室内外高差0.30m，建筑面积313.50m2。耐火等级二级，屋面防水 等级I级。 1) 建筑装饰和装修 建筑装修遵照两型一化的原则，采用中等工业装修标准。 门：采用乙级防火门。 窗：外窗可采用热断桥铝合金推拉窗及6+12A+6中空玻璃，满足气密性不应低于建筑外窗气密、水密、抗风压性能分级及检测方法GB/T 7106-20166、08中的要求。内部门窗可根据各地区实际情况选用。 屋面：压型钢板复合保温卷材防水屋面 ，设两道防水层，防水等级级，并加设保温层以利隔热及防水。 外墙：防潮层以上、0.300m标高以下为370厚MU1O烧结页岩多孔砖， 外贴瓷砖；0.300m标高以上为岩棉夹芯板外墙(外层0.8mm铝镁锰板，内夹 75mm厚岩棉，内层0.4mm镀铝锌压型钢板)。 防火墙：配套轻钢龙骨，纤维增强8mm硅酸钙板(外做纤维水泥装饰 板)+300厚蒸压加气混凝土砌块+墙面檩条系统(见结构图)+成品75mm岩棉 夹芯板(橘皮纹的平板)，耐火等级大于等于3小时。 地面：采用耐磨金刚砂涂料地面。 2) 建筑消防设计 本工程建筑167、消防设计参照建筑设计防火规范GB 50016-2014(2018版)和火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2006执行。 直流融冰室为单层工业建筑，火灾危险性分类为戊类，耐火等级二级。 建筑面积为313.5，为一个防火分区。本建筑设置设有两个直接对外疏 散出口，且疏散出口最近边缘之间的水平距离大于5m，满足规范要求。直 流融冰室建筑设置有两个防火救援窗，其净高度和净宽度均不小于1.0m， 下沿距室内地面高度不大于1.2m，间距不大于20m，满足规范要求。 外墙保温材料：采用岩棉夹芯板外墙自保温，其燃烧性能为A级。屋 面采用压型钢板复合保温卷材防水屋面，设两道防水层，防水等级级， 并168、加设保温层以利隔热及防水。保温层采用50mm岩棉保温板(燃烧性能为A 级)。 本建筑所有钢柱耐火极限不应小于2.0h，钢梁耐火极限不应小于1.5h。 6.3.2.3 结 构 直流融冰室采用钢框架结构，钢结构梁及边柱均采用H形钢，中柱采 用箱型钢，墙面装配式压型钢板复合板，屋面采用钢筋桁架楼承板组合楼 板，柱下独立基础。室内电缆沟采用嵌入式砖砌电缆沟，沟盖板为带角钢 边框的钢丝网混凝土盖板，沟顶嵌T型橡胶条。为达到屏蔽要求，在室内 的四面墙体及屋面、地面均设置钢板网屏蔽。 6.3.2.4 支架选型 融冰装置设备支架有交直流融冰切换刀闸支架、管母支撑绝缘子支架、融冰接线柱支架等。设备支架柱均采用3169、00直缝焊接钢管结构。构、支架基础均采用素混凝土杯口基础。 6.3.2.5 整流变压器基础及油池、防火墙 本期直流融冰工程新增设两台整流变压器及相关的控制柜。两组整流 变压器采用混凝土大块式基础，整流变压器油池采用钢筋混凝土油池，内 设储油坑收集，经地下排油管送入事故集油井内进行油水分离，水汇入变 电站内地下雨水排水管道，事故油回收。防火墙采用框架结构，内砌水泥 砖或灰砂砖，石头漆饰面，钢筋混凝土独立基础。 6.3.3 地基处理 根据站址区域地形，本次所建的直流融冰区域位于填方区。位于浅 填方区基础采用超挖到持力层再换填C15毛石混凝土至基底设计标高的方 案，位于深填方区基础采用600旋挖成孔170、灌注桩及钢筋混凝土承台梁。 6.3.4 抗震设防 根据中国地震动峰值加速度区划图(GB 18306-2015)及中国地 震动加速度反应谱特征周期区划图(GB 18306-2015)，站址场地类别为 类，站址的地震动峰值加速度为0.05g，反应谱特征周期为0.35s；地震 基本烈度为度，设计地震分组为第一组。所在地区抗震烈度为6度，按6 度进行抗震计算，按7度采取抗震措施。 6.3.5 钢构件防腐 本工程所有室外钢构件均采用镀锌防腐，现场局部焊接部位或镀锌层损坏处采用喷锌。 7送电线路路径选择及工程设想XX怀化牌楼-XX500kV线路起自牌楼500kV变，止于待建XX500kV 变电站，全长约1171、13.0km，牌楼变出线段3.5km用双回路架设，备用侧暂不 挂线，其余段均采用单回路架设。 全线地形以山地为主，地形比例大致为：丘陵28.1%，山地54.1%，高 山17.9%。沿线交通一般。设计气象条件：设计基本风速27m/s，设计覆冰 15mm。 本工程导线推荐采用4JL3/G1A-630/45钢芯铝绞线。地线按通信要 求 ， 单回 路 段 地 线一 根采 用 48 芯 OPGW 复 合 光 缆 ， OPGW 光 缆 采 用 OPGW-15-120-1，另一根分流地线采用JLB20A-120铝包钢绞线，双回路段 地线为两根48芯OPGW-15-120-1光缆。 全线拟采用杆塔型式：双回路172、部分铁塔型式采用5E7模块铁塔，直线 塔塔型有 5E7-SZC1 、 5E7-SZC2 、 5E7-SZC3 、 5E7-SZCK， 转 角塔塔型有 5E7-SJC1、5E7-SJC2、5E7-SJC3，终端塔塔型有5E7-SDJC1。单回路部分 铁塔型式采用5B2模块，直线塔塔型有5B2-ZBC1、5B2-ZBC3、5B2-ZBC4、 5B2-ZBCK，转角塔塔型有5B2-JC1、5B2-JC2、5B2-JC3、5B2-JC4、5B2-HJC。 本工程线路路径走向共选择了两个方案：东方案113.0km，西方案117.9km。经综合技术经济比较，推荐采用东方案。 8投资估算及经济评价8.1 编173、制原则及依据 8.1.1 工程量依据本项目可行性研究阶段说明书、图纸及设计专业提供的技经资料。 8.1.2 定额：执行定额2016 45号文电力工程造价与定额管理总站关 于发布电力工程计价依据营业税改征增值税估价表的通知发布的2013 年版电力建设工程定额估价表 建筑工程、2013年版电力建设工程定额 估价表 电气设备安装工程、2013年版电力建设工程定额估价表 输电 线路工程、2013年版电力建设工程定额估价表 调试工程、2013年版 电力建设工程定额估价表 通信工程。 8.1.3 项目划分及费用标准采用国能电力2013289号文国家能源局关 于颁布2013版电力建设工程定额和费用计算规定(174、2013年版)。 8.1.4 建筑施工机械价差和安装工程材机系数调整执行执行电力工程造 价与定额管理总站定额20197号文关于发布2013版电力建设工程概 预算定额2018年度价格水平调整的通知。 8.1.5 材料价格：安装工程装置性材料价格执行中电联定额2013470号 文关于颁布(2013年版)的通 知和中电联定额2013469号文关于颁布(2013年版)的通知。 8.1.6 设备价格参照国网公司2019年第一季度设备材料信息价格，其他 价格参考近期同类工程中标价计列，地方材料价差调整参考当地最新信息 价计列。 8.1.7 勘测设计费执行国家电网电定201419号文。 8.2 投资估算 X175、XXX500kV输变电工程投资汇总表 金额单位：万元 序 号 工程或费用名称 静态投资 其中：场地 征用及清理费 动态投资 一 变电工程 349723501356711.1 XXXX500kV变电站新建工程 283453500289111.2 牌楼500kV变电站间隔扩建工程 77917951.3 XX500kV变电站直流融冰工程 5848 5965二 送电线路工程 379655189386632.1 牌楼XX自治州500千伏线路 37965518938663 合 计 72937 8690 74334 具体表格详见附表及估算书。 8.3 与通用造价的对比分析 8.3.1 XX500kV变电站工176、程 与通用造价A-2方案(2014年版)对比表 规模：主变1*1000MVA，500kV出线2回，220kV出线10回 增减规模 数 量 建 筑 工程费 设 备 购置费 安 装 工程费 其 他 费 用 合 计 A-2方案 2538 20438 2969 3423 29368 增减情况 A-ZB-1 一台主变 -1 -94 -4022 -300 -373 -4789 A-500-1 500kV出线 -2 -8 -1366 -192 -172 -1738 A-220-1 220kV出线 2 4 514 120 84 722 通用造价 2440 15564 2597 2962 23563 本工程 1177、0724 7230 3203 7188 28345 本工程与通用造价差 8284 -8334 606 4226 4782 参照通用造价A-2典型方案，按本工程规模调整后的通用造价静态投 资为23563万元，本工程静态投资29109万元，高于通用造价4782万元。造 价差额主要原因为： 1) 建筑工程费：较相应通用造价增加8284万元。主要原因是除消防 间外的9幢建筑物均采用轻钢结构，增加费用789万；户外构支架增加 389万；消防系统增加120万；所区供水系统增加104万；本工程地处山区， 场地平整石方工程量大，增加2723万；护坡采用土工格栅护坡，挖方边坡 采用挂植基网PMS-C绿化护坡，导178、致辅助生产工程费用增加726万元；挡土 墙增加424万；站内排水增加72万；站区碎石地坪增加38万；地基处理采 用毛石换填及钻孔灌注桩，导致地基处理费用增加1197万元；站外道路费 用增加127万元；站外排水增加48万；本工程按当地最新市场价计列，导 致编制年价差增加1527万元。 2) 设备购置费：较相应通用造价减少8334万元。主要原因是设备价 格参照国网公司2019年第一季度设备材料信息价格，主变利旧，其他价格 参考近期同类工程中标价计列。 3) 安装工程费：较相应通用造价增加606万元。主要原因是全站电 缆接地及调试费用增加，另站端部分并入，材机系数执行最新文件，导致 编制年价差费用增179、加。 4) 其他费用：较相应通用造价增加4226万元，主要原因是本工程220kV配电装置部分安装GIS设备配置，进站道路较长，导致征地面积增加， 征地单价较高，导致征地费用较通用造价增加2903万元，根据实际工程情 况考虑迁坟及线路改迁等相关补偿费，本工程考虑桩基检测费及大件运输 费，通用造价未考虑，导致费用增加177万，其余为基数增加而引起的费 用增加。 综合以上原因，本工程造价基本合理。 8.4 财务评价 8.4.1 评价依据 1) 中华人民共和国国家能源局发布输变电工程经济评价导则。 2) 国家发展改革委员会、建设部发布的“发改投资20061325文”。 8.4.2 资金来源及使用计划 180、本工程由XX省电力公司独资建设，本工程注册资金占总投资的20%， 为14587万元，融资贷款占总投资的80%，为58350万元，贷款利率为4.99%， 贷款期限15年，含宽限期1年。 8.4.3 工程建设进度设想 本工程项目计划2020年开工，2021年投运。 8.4.4 基础数据 1) 电量：本项目为向省内输电的输变电工程，本项目电量只有输送 电量(经系统专业测算，详见以下输送电量附表)。 输送电量表 单位：亿千瓦时 第N年 1 2 3 4 5 6 7 8 年份 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 主变容(MVA) 1000 1000 1000 1181、000 1000 2000 2000 2000 电量(亿kWh) 2500 3100 3700 4400 5000 5600 6100 6600 第N年 9 10 11 12 13 14 15 16 年份 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 主变容(MVA) 2000 2000 2000 2000 2000 2000 3000 3000 电量(亿kWh) 7100 7700 8300 8900 9500 10100 10500 10500 第N年 17 18 19 20 21 22 23 24 年份 2036 2037 2038 2039 2040 182、2041 2042 2043 主变容(MVA) 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4000 电量(亿kWh) 10500 10500 10500 10500 10500 10500 14000 14000 第N年 25 26 27 28 29 30 年份 2044 2045 2046 2047 2048 2049 主变容(MVA) 4000 4000 4000 4000 4000 4000 电量(亿kWh) 14000 14000 14000 14000 14000 14000 2) 融资利率：4.9% 3) 短期贷款利率和流动资金贷款利率：5.31% 4)183、 还贷年限：20a 5) 项目经营期：30a 6) 折旧年限：18a 7) 残值率 5% 8) 税金(销售收入)：13% 9) 城市维护建设税：7% 10) 教育附加税：4.5% 11) 股本金期望收益率：8% 12) 还贷折旧比例：100% 13) 运行维护费：2% 14) 网损率：2% 15) 所得税率：25% 16) 法定公积金：10% 8.4.5 输送电量加价测算 输送电量加价测算时只考虑生产成本、贷款的还本付息等，并以7%的税后内部收益率为目标收益率， 预测不含税单位电量分摊为 24.97 元/MWh，含税单位电量分摊为27.72元/MWh。 8.4.6 盈利能力分析 8.4.6.1184、 本项目全部投资内部收益率、自有资金内部收益率，资本金内部收益率详见财务评价基本报表。 8.4.6.2 动态投资回收期(Pt) 1) 全部投资Pt 10.13年； 2) 自有资金Pt 7.67年； 8.4.7 清偿能力分析 贷款偿还的资金来源为折旧费、利润，贷款偿还方式为本息等额，本 项目可以满足贷款年限15年的还款要求。 本项目建成后资产负债大于50%，随着项目投产后还贷能力增强，负 债率逐年下降，说明该项目的资产可以抵补负债，具有偿付长期负债和快 速偿付流动负债的能力。 8.4.8 综合经济评价 在现有基础数据条件下，当全网单位电量分摊24.97元/MWh(不含税) 时，本项目各项指标均符185、合国家有关规定及投资方的要求:FIRR8.0%， FNPV0，总投资收益率为4.76%，资本金净利润率为10.07%，即本项目在 财务上是可行的。 本项目工程投产后，可提高区域供电能力和供电可靠性，同时改善和 加强了XX省500kV网架的结构。因此本工程的建设对促进XX地区的经 济发展具有十分重要的意义。 9经济性与财务合规性按照国家电网公司项目可研经济性与财务合规性评价指导意见(国 家电网财2015536号)要求，对项目的经济性与财务合规性进行分析。 通过以下论述，本项目在前期立项阶段符合国家法律、法规、政策以及公 司内部管理制度等各项强制性财务管理规定要求，且具备项目在投入产 出方面的经济186、可行性与成本开支的合理性。 9.1 从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析 管理效益：XXXX500千伏输变电工程建设能满足新增负荷接入需 要。切实提高XX地区供电能力和供电可靠性，保障XX发展建设的供电 需求。 经济 效益 ： 经计算 湖 南 XX 500kV 输 变 电 工程 财务 净 现 值 为 21852.22万元(税前)，按照财务净现值反映项目生命期内投资盈利能力的 评价标准，该项目表现结果可行，符合经济性。财务内部收益率为10.24%，按照财务内部收益率反映项目在设定的计算期内全部投资盈利能力的评 价标准，该项目表现结果可行，符合经济性。静态投资回收期为9.28年， 按照本指标评187、价标准，该项目静态投资回收期小于该类资产的折旧年限， 表现结果可行，符合经济性。总投资收益率为4.76%，按照总投资收益率 反映项目投资盈利能力的评价标准，本指标大于行业平均总投资收益率 (3%)该项目表现结果可行，符合经济性。 社会效益：XXXX500kV输变电工程建设能满足XX负荷发展的需 求，促进地方经济发展，体现国家电网公司的社会责任。 项目名称：XXXX500kV输变电工程 1、项目投资估算总额(万元)：72937 2、预计项目融资总额(万元)：58350 3、项目建设期和运营期数据预测 预测增供电量 预测电价水平 预测运营期 预测建设期投入成本 预计 项目期间 预测年数 增加营业收188、入 (现金流流入) 和运营期增加运维成本 (现金流流出) 现金流 净增加 (千千瓦时) (元/千千瓦时) (万元) (万元) (万元) 建设期 第1年 - - - -9046.4 -9046.4 运营期 第1年 2336755 21.88 5112.82 -10005.23 -4892.41 第2年 4446143 21.88 9728.16 -8054.39 1673.77 第3年 4455311 21.88 9748.22 -8285.5 1462.72 第4年 4450960 21.88 9738.7 -8497.56 1241.14 第5年 4432125 21.88 9697.49 189、-8689.01 1008.48 第6年 4397797 21.88 9622.38 -8858.17 764.21 第7年 4351097 21.88 9520.2 -9012.45 507.75 项目期间 预测年数 预测增供电量 (千千瓦时) 预测电价水平 (元/千千瓦时) 预测运营期 增加营业收入 (现金流流入) (万元) 预测建设期投入成本 和运营期增加运维成本 (现金流流出) (万元) 预计 现金流 净增加 (万元) 第8年 4271682 21.88 9346.44 -9107.94 238.5 第9年 4327326 21.88 9468.19 -9512.38 -44.19 第190、10年 4673515 21.88 10225.65 -10566.63 -340.98 第11年 5019698 21.88 10983.1 -11635.7 -652.6 第12年 5365887 21.88 11740.56 -12720.31 -979.75 第13年 5712070 21.88 12498.01 -13821.25 -1323.24 第14年 6058259 21.88 13255.47 -14939.33 -1683.86 第15年 6490987 21.88 14202.28 -7560.85 6641.43 第16年 6923720 21.88 15149.1 191、-3217.66 11931.44 第17年 7269909 21.88 15906.56 -4170.29 11736.27 第18年 7702642 21.88 16853.38 -4418.52 12434.86 第19年 8048825 21.88 17610.83 -4617.1 12993.73 第20年 8481559 21.88 18557.65 -4865.34 13692.31 第21年 8827747 21.88 19315.11 -5063.93 14251.18 运营期 第22年 9260480 21.88 20261.93 -5312.16 14949.77 第23192、年 9606664 21.88 21019.38 -5510.74 15508.64 第24年 10039397 21.88 21966.2 -5758.97 16207.23 第25年 10385585 21.88 22723.66 -5957.55 16766.11 第26年 10904863 21.88 23859.84 -6255.44 17604.4 第27年 11424141 21.88 24996.02 -6553.31 18442.71 第28年 11943419 21.88 26132.2 -6851.19 19281.01 第29年 12462701 21.88 27268193、.39 -7149.07 20119.32 预测增供电量 预测电价水平 预测运营期 预测建设期投入成本 预计 项目期间 预测年数 增加营业收入 (现金流流入) 和运营期增加运维成本 (现金流流出) 现金流 净增加 (千千瓦时) (元/千千瓦时) (万元) (万元) (万元) 第30年 14480727 21.88 31683.83 -7149.07 24534.76 注1：预计净现金流量增加 “+”，表示现金流净流入，“”表示。 经济效益指标计算过程及结果表 指标名称 计算公式 计算结果 建议评价标准 指标说明 财务净现值 20852.22 财务净现值0 该指标折现率可选择五年期国债利率 项目194、内部收益率(IRR) 10.24 IRR=4.1% 项目静态投资 回收期 累计净现金流量出现正直的上 一年份数+(出现正直上一年累 计净现金流量的绝对值/出现 正直年份的净现金流量) 9.28 项目静态回收款 应小于该类资产 的折旧年限 年均息税前利润/总投资=(累因项目资产未形成总投资收益率计净现金流量/年数-该资产年折旧额-按资产为权数分摊的4.76 不低于资产收益率考核指标 独立的报表，因此以资产为权数，测算分其他运维成本)/总投资 摊生产成本。 投资估算总额分项支出表 项目名称：XX500kV输变电工程 项目投资情况 金 额 (万元) 预计投资比例和支出比例(%) 第1年 第2年 投资195、估算总额合计 74119 投资比例 50% 50% 支出比例 50% 50% 其中：建筑工程费 11600 投资比例 3.83% 3.83% 支出比例 3.83% 3.83% 安装工程费 32461 投资比例 24.05% 24.05% 支出比例 24.05% 24.05% 设备购置费 12515 投资比例 1.74% 1.74% 支出比例 1.74% 1.74% 工程其他费用 17553 投资比例 20.38% 20.38% 支出比例 20.38% 20.38% 项目是否有可行性研究报告和项目建议书 可行性研究报告 项目是否适用单体项目效益可测算 适用 9.2 财务合规性 XX500kV输变电工程静态投资为72937万元，动态投资为74334元。 本次项目融资采取1年期银行贷款，还款方式为等额本息支付，贷款利率 为4.99%，贷款比例为工程静态投资的80%，宽限期为1年。