1、43km长500kV输变电线路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7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21.4.主要设计原则21.5.设计范围及配合分工22.电力系统一次42.1.电力2、系统概况42.2.变电容量平衡及建设必要性72.3.XX500KV变主变容量选择152.4.接入系统方案论证172.5.无功补偿容量292.6.导线截面选择312.7.XX东500KV变电站500KV配串设计及220KV出线间隔排列322.8.系统对XX东500KV变电站接入的要求342.9.结论及建议353.电力系统二次363.1.系统保护和安全自动装置363.2.调度自动化373.3.统通信394.变电站站址选择404.1.站址选择概况404.2.站址区域概况414.3.站址的拆迁赔偿情况454.4.出线条件454.5.站址工程地质及水文地质454.6.站址水文气象条件514.7.土石方情3、况534.8.进站道路和交通运输534.9.站用电源544.10.站址环境574.11.通信干扰574.12.施工条件574.13.各站址技术经济比较及站址推荐585.变电站及间隔扩建工程设想645.1.XX东500KV变电站工程设想645.2.苏耽500KV变电站500KV间隔扩建工程设想836.直流融冰工程设想877.送电线路路径选择及工程设想877.1.工程概况877.2.路径方案888.光纤通信888.1.光缆建设方案888.2.光纤通信网络建设方案899.环境保护899.1.站址区域环境现状899.2.生产废水、生活污水处理措施和达到排放的标准909.3.噪声源及相关控制措施909.4、4.电磁辐射防治919.5.固废处理929.6.结论9210.水土保持9210.1.变电站水土保持9210.2.输电线路水土保持9310.3.结论9511.节能分析9511.1.系统方面的节能分析9511.2.变电方面的节能设计9611.3.建筑物及辅助系统采用多种措施节能降耗9811.4.降低变电站站用电量10011.5.线路方面的节能设计10112.防灾减灾10712.1.变电站防灾减灾10712.2.线路防灾减灾10913.投资估算及经济评价11013.1.编制原则及依据11013.2.投资估算11113.3.与通用造价的对比分析11213.4.与标准参考价对比分析11414.经济性与财5、务合规性11714.1.从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析11814.2.财务合规性12115.结论及建议1211. 工程概述1.1. 设计依据1.1.1. 规程规范依据1）电力系统设计技术规程DL/T 5429-2009；2）电力系统安全稳定导则DL 755-2001；3）电力系统电压和无功电力技术导则(试行)SD 325-1989；4）国家电网安全稳定计算技术规范Q/GDW 404-2010；5）330千伏及以上输变电工程可行性研究内容深度规定Q/GDW10269-2017。1.1.2. 主要参考资料1） 湖南省电力公司经济技术研究院2018年编制的湖南电网主网架 规划项目滚动调整报6、告。2） 国网各地市供电公司2018年编制的电网运行方式。3） 国网各地市供电公司2018年编制的2018年电力市场分析预测秋 季报告。4） 湖南XX电力设计有限公司2018年编制的湖南XX东500kV变电 站接入系统设计、湖南XX东500kV输变电工程规划选址报告。1.2. 工程概况1.2.1. 工程规模1)新建XX东500kV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9回。2)新建苏耽XX东500kV线路，长度约43.3km。苏耽500kV变电站 扩建500kV出线间隔1个7、。湖南XX东500kV变电站本期工程相关输变电项目见表1.2-1。表1.2-1湖南XX东500kV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)湖南XX东500kV变电站新 建11000利旧现星城500kV 变电站1号主变2)苏耽500kV变电站扩 建1500kV间隔3)XX东500kV变电站直流融冰 工程新 建2线路工程43.31)苏耽XX东500kV线路新 建LGJ-463043.31.2.2. 工程建设时序 根据XX、资兴东江湖大数据产业园、XX高新区、资五工业园负荷发展情况，结合东江扩抽蓄电站及东江湖220kV专变投产时间，建议X8、X 东变于2021年迎峰度冬前建成投产。1.3. 设计水平年XX东500kV变电站计划于2021年建成投产，综合考虑，选择2022年 作为设计水平年，并对2025年、2035年进行远景展望。1.4. 主要设计原则1)电力系统一次、二次方案考虑了本期和远景的结合。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。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，XX东500kV变电站工程选址，新建XX东500kV变电站，扩建苏耽500kV变电站500kV出线间隔，新建苏耽XX 东500kV线路，光纤通信9、，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2.1.1. 电力系统现状（1）湖南省电力系统现状 1) 电源现状截至2018年底，湖南省电源装机为4521.73万千瓦，其中水电（含抽 水蓄能）1597.59万千瓦、火电2283.91万千瓦、风电347.90万千瓦、光伏 发电292.33万千瓦，分别占35.33%、50.51%、7.69%、6.47%。湖南电网装 机为4593.76万千瓦，其中水电1729.62万千瓦、火电2223.91万千瓦，风 电347.90万千瓦、光伏发电292.33万千瓦，分别占37.65%、48.41%、7.57%、 6.36%。湖南电网统调电源装10、机为3609.07万千瓦，其中水电1175.66万千 瓦、火电1986.10万千瓦，风电347.74万千瓦、光伏发电99.57万千瓦，分 别占32.58%、55.03%、9.64%、2.76%。2018年湖南省电源发电量1433.39亿千瓦时，其中水电433.49亿千瓦 时、火电919.05亿千瓦时、风电60.35亿千瓦时、光伏发电20.49亿千瓦时， 分别占30.24%、64.12%、4.21%、1.43%。湖南电网电源发电量1442.83亿 千瓦时，其中水电463.77亿千瓦时、火电898.21亿千瓦时、风电60.35亿 千瓦时、光伏发电20.49亿千瓦时，分别占32.14%、62.25%11、4.18%、1.42%。 湖南电网统调电源发电量1163.00亿千瓦时，其中水电311.72亿千瓦时、 火电782.44亿千瓦时、风电60.35亿千瓦时、光伏发电8.49亿千瓦时，分 别占26.80%、67.28%、5.19%、0.73%。2) 电网现状 对外联络：湖南省电力系统是华中电力系统的重要组成部分，处于华中系统的南部，经葛换岗市、孱陵澧州双回等三回500千伏联络线与华中湖北电网联系；2017年6月祁韶特高压直流投运，与甘肃电网形成点 对点联络。省内网架：目前，全网分为湘东（长沙、株洲、湘潭）、湘南（衡阳、 XX、永州）、湘北（岳阳）、湘西北（常德、益阳、张家界）、湘中（娄 底、邵阳12、）、湘西（怀化、自治州）等6个区域、14个供电区。其中，湘 西北、湘西为主要的2大电源送端，湘东、湘南为2大主要的负荷中心受端。 省内网架已形成覆盖全省主要负荷中心和电源基地、西电东送、北电南送 的供电格局。省内已建成岗市五强溪民丰长阳铺宗元紫霞、澧 州复兴艾家冲鹤岭韶山换船山、沙坪鼎功星城古亭船 山苏耽等3条南北向500千伏输电通道和五强溪岗市复兴沙坪、五 强溪民丰鹤岭韶山换云田、牌楼长阳铺船山、艳山红宗 元紫霞苏耽等4条东西向500千伏输电通道，交织形成了湘东不完全双 环网和湘南单环网。供用电格局：湖南省内电源集中在西部和北部（装机占比达63%）， 负荷中心位于东部和南部（负荷占比超过6013、%），湖南主电网担负着“西 电东送、北电南送”的供电保障任务。此外，湖南水电装机比重大（近40%）， 且80%以上调节性能较差，丰枯季节性特征明显，湖南电网实际上承担着 丰枯季节两张网络运行的功能。主电网规模：截至2018年底，国家电网公司在湘资产中拥有500千伏 变电站19座（不含艳山红开关站）、主变35组/105台、容量2950万千伏安； 220千伏变电站162座（不含康田、黄秧坪、顶光坡开关站）、主变287台、 容量4551万千伏安。国网公司在湘资产拥有500千伏交流线路64条、长度 4667千米（含葛岗线在湖南境内的91千米和孱澧I、线在湖南境内的133 千米）；220千伏线路502条14、，长度14693千米。3) 供用电现状2018年湖南省全社会用电量为1745.24亿千瓦时，全社会最大负荷为3550万千瓦，分别同比增长10.35%、12.70%。统调发购电量为1422.99亿 千瓦时，统调最高负荷为3000万千瓦（按15分钟点统计，出现时间2018年 12月29日11时30分；分钟点统调最高负荷为3008万千瓦，出现在2018年12 月29日11时23分），分别同比增长15.60%、12.82%。（2） XX市电力系统现状 1)电源现状截至2018年底，XX地区水电厂共计926座，机组2097台，总装机容 量1851.7MW（含大东江和耒阳并网小水电厂）。包括省调直调水电厂15、1座， 机组4台，装机容量500MW；地区110kV及以下水电厂总装机1351.7MW。截至2018年底，XX电网共有综合利用电厂1座（资兴煤矸石电厂）， 装机容量60MW；生物质电厂2座（安仁凯迪电厂、板子楼电厂），装机容 量42MW；光伏电站5座，总装机容量111.2MW；风电场13座，机组451台， 总装机容量958.7MW。2)网络现状 截至 2018 年底， XX电网 500kV变电站 1 座， 变压器 2 台， 总容量1750MVA；220kV公用变电站13座，主变22台，总容量3300MVA；110kV公用 变电站43座，主变67台，总容量2149MVA；110kV升压站23座，16、变压器35台， 变电容量1530MVA；110kV用户变23座，变压器32台，变电容量780MVA。35kV 公用变电站60座，主变88台，总容量502.65MVA；10kV配变13088台，总容 量2918.71MVA。截至2018年，XX电网220kV线路30条，长度1140.631km。110kV线路 115条，总长度1744.85km。35kV线路135条，总长度1288.512km。10kV线 路共647条，总长度24352.283km。3) 供用电现状2018年XX电网供电量87.05亿kWh，最大负荷1852MW。2.1.2. XX市电力系统发展规划 参考2019年XX地区电力市17、场分析预测春季报告和资兴市东江湖大数据产业园电网规划中负荷水平，XX市统调负荷预测结果见表 2.1-1。根据负荷预测水平，2022年、2023年、2025年东江湖大数据产业 园负荷水平分别达150MW、200MW、337MW，XX市负荷分别达2600MW、 2780MW、3100MW。表2.1-1XX市及东江湖大数据园负荷水平预测表单位：亿kWh，MW项目2018202020212022202320252030XX市供电量87.05106.1116.5126.7137.9164.4215.45负荷1852220024302600278031003656东江湖大 数据园供电量1.67.38.3118、0.313.823.545.3负荷241051211511993356502.1.3. XX电网500kV层面发展规划500kV层面： “十四五”期间新建XX东500kV变电站(11000MVA)，扩建苏耽第3台主变(11000MVA)。220kV层面： “十三五”期间，电网规划新建西水、东江湖、白露塘、资兴东等220kV变电站，扩建罗霄、碧塘、城前岭、临武、朝阳、下东、竹园等220kV变 电站，新建临武塔峰、塔峰马托、苏耽焦岭、大塘冲栗木、大塘 冲朝阳220kV线路。2.2. 变电容量平衡及建设必要性2.2.1. 电容量平衡结果 湘南地区及XX市变电容量平衡见表2.2-1、2.2-2。由平衡19、结果可知，根据湘南500kV电网电力平衡分析，湘南2021年枯大方式下，需500kV变供带最大负荷分别为493万千瓦，若不新建XX东 500kV变电站，湘南地区容载比仅为1.57，新上XX东变，可将湘南电网500kV容载比提升至1.78；“十四五”期间，随着苏耽扩建3号主变等工程 实施，2025年湘南地区枯大方式容载比可保持在1.92，可满足负荷供带需 求。根据XX市500kV电网电力平衡分析，东江电厂开机2台的情况下，郴 州电网 2021 年、 2022 年冬大方式下， 需 500kV变供带最大负荷分别为 1494MW、1593MW，若不新建XX东变电站，XX地区容载比仅为1.17、1.1020、， 电力缺额分别为465MW、564MW，新建XX东后，可提升至1.84、1.73。“十 四五”期间，随着苏耽扩建3号主变工程实施，2025年冬大XX地区容载 比可维持在1.83，可满足负荷供带需求。湖南郴州东500kV输变电工程可行性研究报告（第一卷总的部分）第9页共122页表2.2-1湘南地区500kV变电容量平衡表单位：MVA、MW项目2018 年（实际）2020 年2021 年2022 年2023 年2025 年2030 年2035 年2050 年夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大一、供电负荷614768417073800973828376782221、882782399312931210444129331302415425152372365023270衡阳负荷2451264530883250310932723229339933603537385940625100500561005792101409630XX负荷165418521750220019002430208026002210278026303100358036604320436071407210永州负荷162118911744203918422116194522272054234421692597341034804020406063706430株洲南部三县负荷42145349152022、531558568601615651654685843879985102500二、220kV 及以下电源出力266021553950343539703455399034753750323537803265416036454650413557605245耒阳电厂（1020）5505505505505505505505503003003003006006001000100020002000东江电厂（500）250375250375250375250375250375250375250375590715590715永州电厂（1000）00970970970970970970970970970970923、70970970970970970攸县电厂（660）3003003003003003003003003003003003003003000000衡阳 110kV 及以下机组360290410340410340410340410340410340410340410340410340XX 110kV 及以下机组600330640370660390680410690420720450800530850580960690永州 110kV 及以下机组450230680450680450680450680450680450680450680450680450株洲南部三县 110kV 及以下机组15080124、508015080150801508015080150801508015080三、500kV 下网负荷3487468631234574341249213832535244896077553271798773937910775111021789018025四、500 千伏变电容量配置6750675077507750775087509750975011750117501375013750177501775022750227503500035000船山200020002000200020002000300030003000300030003000300030003000300030003000苏耽125、75017501750175017501750175017501750175027502750275027502750275030003000宗元150015001500150015001500150015002500250025002500250025002500250030003000紫霞150015001500150015001500150015001500150015001500150015002500250030003000衡阳东1000100010001000100010001000100010001000200020003000300040004000XX东1000100010026、01000100010001000200020002000200040004000衡阳南1000100010001000200020002000200040004000永州西10001000100010002000200040004000衡阳西100010002000200040004000XX西1000100030003000五、容载比1.941.442.481.692.271.782.541.822.621.932.491.922.021.892.112.051.961.94六、容载比（XX东不投产）1.941.442.481.692.271.572.281.632.391.772.30127、.78-根据湘南500kV电网电力平衡分析，湘南2021年冬大方式下，需500kV变供带最大负荷分别为493万千瓦，若不新建XX东500kV变电站，湘南地区容载比仅为1.57，新上XX东变，可将湘南电网500kV容载比提升至1.78；“十四五”期间，随着苏耽扩建3号主变等工程实施，2025年湘南地区冬大方式容载比可保持在1.92，可满足负荷供带需求。表2.2-2 XX500kV变电容量平衡表单位：MW、MVA年份2018年（实际）2020年2021年2022年2023年2025年2030年2035年2050年项目夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大一、需要电28、力1354160214501950155021301680225018102430235027503380341042204210714072101、地区负荷1654185217502200190024302080260022102780263031003580366043204360714072102、转供负荷（衡阳、永州及株洲）-300-250-300-250-350-300-400-350-400-350-280-350-200-250-100-15000二、供电能力109782711368661156886117790711969261222952130110311351108114629、111911、东江水电站5005005005005005005005005005005005005005005005005005002、110kV及以下电源出力5973276363666563866774076964267224528015318515819616911）火电（102MW）9696969696969696969696969696969696962）水电（1350MW）4051354051354051354051354051354051354051354051354051353）风电（840MW）96961351351551551761761951952212213003003530、0350460460三、需500kV变供带负荷1、东江电站开机3台3829004391209519136962814687391629125319232204250429943254580461442、东江电站开机2台5071025564133464414947531593864175413782048232926293119337959296269四、需要500kV变电容量(容载比1.7)1、东江电站开机3台64915307462055882232710682496125627692130326937474257509055329867104452、东江电站开机2台862174395922631、81095254012802708146929822343348239594469530257441007910657五、已有500kV变电容量苏耽175017501750175017501750175017501750175017501750175017501750175017501750六、需新增变电容量（四-五）1、东江电站开机3台-1101-220-1004305-868577-682746-494101938015191997250733403782811786952、东江电站开机2台-888-8-791518-655790-470958-281123259317322209271932、3552399483298907年份2018年（实际）2020年2021年2022年2023年2025年2030年2035年2050年项目夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大夏大冬大七、220kV电力缺额盈(+)亏(-)1、东江电站开机3台647129590-180510-340401-439290-600-224-894-1175-1475-1965-2225-4775-51152、东江电站开机2台5224465-305385-465276-564165-725-349-1019-1300-1600-2090-2350-4900-5240八、拟建的变电容量（净增容33、量）000001000100010001000100020002000300030004000400092509250苏耽1000250XX东100010002000XX西10003000九、地区500kV总容量17501750175017501750275027502750275027503750375047504750575057501100011000十、期末500kV容载比1、东江电站开机3台4.581.943.991.453.372.014.381.873.721.692.991.952.161.901.921.771.901.792、东江电站开机2台3.451.713.101.3134、2.721.843.651.733.181.572.721.832.041.811.841.701.861.75十一、期末500kV容载比（XX东不投产）1、东江电站开机3台4.581.943.991.453.371.282.791.192.371.072.191.43-2、东江电站开机2台3.451.713.101.312.721.172.321.102.031.002.001.34-2.2.2. 工程建设必要性（1）满足XX电网负荷发展需求，提高区域供电能力 XX市位于湖南省东南部，现辖2区1市8县（资兴市、北湖区、苏仙区、桂阳县、宜章县、永兴县、嘉禾县、临武县、汝城县、桂东县、安仁 县）35、，总面积1.94万平方公里，总人口约473万。XX交通便利，四通八 达，京广铁路、京广高速铁路、京珠高速公路、厦蓉高速公路和郴资桂高 等级公路等纵横境内。XX市2018年全市实现地区生产总值2391.9亿元， 居全省第6位，增长8.3%，全市经济社会呈现稳中有进、稳中向好、稳中 趋优的态势，预计“十三五”至“十四五”期间，XX市经济发展将维持 在较高水平。2018年XX市统调负荷达1852MW，预计至2021年/2025年XX市统调 最大负荷为2430MW/3100MW。区域内东江电厂开2台机运行的情况下，2021 年/2025年冬大方式下XX市网供最大负荷为1494MW/2048MW，根据电36、力平 衡结果，2021年/2025年XX地区电力缺额为465MW/1019MW。为满足XX 市负荷的安全可靠供带需求，增强电网调度运行的灵活性，减少区域内主 要电源（东江电厂）的开机方式对电网运行的影响，十四五期间XX地区 亟需新增500kV主变容量。考虑到苏耽500kV变电站围墙内仅3台主变位置 且已上2台主变，其220千伏出线间隔为14回，且受华塘镇规划及XX机场 建设的影响，苏耽变新增220kV出线走廊受限。XX电网与区外联络的苏 烟线、龙碧线、朝焦线均为400平方毫米导线，转供能力弱。故建议XX 市新增500kV变电站布点。“十三五”至“十四五”期间，XX市主要负荷增长集中在XX高新 37、技术开发区、资兴大数据产业园、资五工业园、嘉禾经济开发区、桂阳樟 木有色工业园，预计2021年/2025年负荷分别达150/224MW、121/335MW、 71/98MW、41/56MW、30/60MW,其中XX高新技术开发区位于XX市苏仙区， 资兴大数据产业园和资五工业园位于资兴市，均在XX东部。XX仅有的苏耽500kV变电站位于XX城区最西部，距离负荷增长潜力最大的东江湖 大数据产业园直线距离40km。故从负荷需求及网络的空间布局来看，XX 新增500kV布点宜布置在XX东部。综上，为满足XX市负荷的发展需求，提高XX东部供电能力，需在 XX东部新增一个500kV布点，即新建XX东50038、kV变电站。届时，XX市 电网将形成苏耽变与XX东变相互支援的供电格局。（2）解决苏耽变主变N-1过载问题，提高电网供电可靠性 目前，XX地区主要由苏耽500kV变电站供带，2017/2018年变电站最大负荷分别为932/942MW，考虑到苏耽500kV变电站围墙内仅3台主变位置 且已上2台主变，其220千伏出线间隔为14回，且受华塘镇规划及XX机场 建设的影响，苏耽变新增220kV出线走廊受限。XX电网与区外联络的苏 烟线、龙碧线、朝焦线均为400平方毫米导线，转供能力弱。若不新建郴 州东变电站，2021年和2022年冬大方式，东江电厂开3台机组，苏耽变电 站下网潮流分别为884MW和99839、MW，若苏耽变电站1000MVA主变检修或故障 时，另一台750MVA主变分别下网704MW和794MW，将分别造成主变重载和过 载。XX东500kV变电站投产后，2021年和2022年冬大方式同样的开机方 式下，苏耽大容量主变检修或故障情况下，小容量主变下网负荷分别为 529MW和627MW。故建议XX市新增500kV变电站布点，提高电网供电可靠 性。具体主变下网负荷情况将表2.2-35。表2.2-32021年冬大方式湘南500kV站点下网负荷情况（XX东未投产）单位：MW变电 站主变容量正常方式苏耽（大）主变N-1苏耽（小）主变N-1船山主变N-1衡阳东主变N-1东江开三 台机东江开两 台40、机东江开三 台机东江开两 台机东江开三 台机东江开两 台机东江开三 台机东江开两 台机东江开三 台机东江开两 台机苏耽1000+7508849427047497017469289869431001紫霞750+750532544604620605621546558549561船山1000+100012821300132613481327134991192516941720宗元750+750565567587590587590632635625628衡阳东1000758772779795780795903919/表2.2-42021年冬大方式湘南500kV站点下网负荷情况（XX东投产） 单位：MV41、A、MW变电 站主变容量（MVA）正常方式（MW）苏耽（大）主变N-1苏耽（小）主变N-1船山主变N-1衡阳东主变N-1东江开三 台机东江开两 台机东江开三 台机东江开两 台机东江开三 台机东江开两 台机东江开三 台机东江开两 台机东江开三 台机东江开两 台机苏耽1000+750723763529558526555756797766807紫霞750+750510520556568556568522532525535船山1000+100012591276128513031284130489390616601684宗元750+750555555568569568569620621612614衡阳东42、1000746759758772758772887902/XX东1000244268328356330358260285269293表2.2-5 2022年冬大方式湘南500kV站点下网负荷情况单位：MVA、MW变电XX东未投产XX东投产主变容量站正常方式苏耽大主变N-1正常方式苏耽大主变N-1东江开三台机东江开两台机东江开三台机东江开两台机东江开三台机东江开两台机东江开三台机东江开两台机苏耽1000+7509981054794838760795548574紫霞750+750595607676693619628667678船山1000+1000142514441476149814151436143、4441463衡阳东1000846860870886845859857870宗元750+750643645667671621621633634XX东1000340369445478（3）为规划的东江扩抽蓄电站、东江湖220kV专用变提供接入点。目前，东江扩抽蓄电站正开展前期工作，规划2022年左右投产；资兴 大数据产业园负荷增长潜力大，存在负荷跳跃式增长的可能性，规划建设 东江湖220kV专用变，为保证大数据产业园的供电可靠性，需采用双回 220kV线路接入系统，周边仅焦岭1座220kV变电站，围墙内220kV出线间隔8回，XX东未投产前将占用7回，无足够220kV间隔资源供东江湖220kV专44、 变接入。新建XX东500kV变电站，可就近供东江扩抽蓄电站、东江湖220kV 专用变就近接入。综上，为满足XX高新区、XX东部资兴大数据产业园等地区负荷发 展需求，解决苏耽500千伏变电站主变“N-1”情况下过载问题，提高地区 电网供电能力及供电可靠性，为规划的东江扩抽蓄电站、东江湖220kV专 用变提供接入点，加强XX地区220kV电网结构，新建XX东500千伏输变 电工程是必要的。2.3. XX500kV变主变容量选择2.3.1. 本期主变容量论证 XX东500kV变电站建成后与苏耽500kV变共同供带XX地区负荷，提高XX电网供电能力。根据XX地区变电容量平衡可知，考虑东江电站2台机组45、开机，2021 年、2025年XX地区需500kV变供带最大负荷为1494MW、2048MW，考虑容 载比 1.7 ， 2021 年、 2025 年XX地区需要 500kV变电容量为 2540MVA 、 3482MVA；考虑东江电站机组开机3台，2021年、2025年XX地区需500kV 变供带最大负荷为1369MW、1923MW，考虑容载比1.7，2021年、2025年郴 州地区需要500kV变电容量为2327MVA、3269MVA。XX地区目前500kV主变 容量1750MVA，即使东江电站机组开机3台，XX地区500kV变电容量也存 在缺额，2021年、2025年XX地区500kV容量缺46、额分别为577MVA、1519MVA， 考虑2025年扩建苏耽变（1000MVA），结合目前500kV变电站通用设备选择， 本期XX东主变容量选择1台1000MVA主变。XX东500kV变电站本期配置1台1000MVA主变，2021年XX地区冬大 方式下容载比可提升至1.84（东江电站开2台机），扩建苏耽后2025年郴 州地区冬大方式下容载比为1.83（东江电站开2台机），可满足地区负荷 供带需求。根据湖南500kV电网规划，XX东500kV输变电工程与星城500kV变电 站改造工程建设时序相近，为节约电网一次投资，充分利旧现有设备，经 实施可行性分析，推荐XX东变压器利旧现有星城变#1主变。47、2.3.2. 终期主变容量论证 根据规划，2050年XX地区负荷由苏耽变（终期规模31000MVA）、规划的XX东、XX西共同供带整个XX地区负荷。远景年苏耽变主要供 带城区及XX西南部区域负荷，规划的XX西主要供带XX西部区域负 荷，XX东主要供带XX东部及东北部区域负荷，包含XX城区东部新城 区、资兴市、永兴县、安仁县、桂东县负荷，供带面积约7970平方公里， 2017年该区域负荷约610MW，预计2020年约860MW，2025年该区域负荷约1339MW（考虑2020-2025年负荷按3%增长）,2050年该区域负荷约2409MW（考 虑2025-2050年负荷按3%增长）。除负荷的自然48、增长外，该区域的一个重要负荷增长点即资兴市东江湖大数据产业园，根据东江湖大数据产业园 增量配电网规划，东江湖大数据产业园2035年后负荷约903MW，预计2050 年XX东500kV变电站供带负荷约3312MW，考虑220kV及以下电源出力约 1000MW，需下网约2312MW，500kV变电容载比取1.7，总需求容量约3930MVA， 故建议XX东500kV变电站终期可按41000MVA配置考虑。随着城市发展，城市土地及廊道资源已成为稀缺资源，结合以上分析， 建议XX东500kV变电站终期主变规模按41000MVA建设。2.3.3. XX东500kV变电站主变容量配置方案 经分析，推荐XX东49、500kV变电站远期按41000MVA考虑，一期按11000MVA建设。2.4. 接入系统方案论证2.4.1. 500kV接入系统方案2.4.1.1.方案拟定 根据XX东500kV变电站建设必要性，结合湘南500kV电网近、远期发展规划，考虑XX东变推荐站址周边网络现状及规划、方案实施可行性， 拟定以下两个500kV接入系统方案：方案一(推荐方案)： 2021年（本期）新建XX东苏耽500kV线路（LGJ-4630/43.3 km），“十四五”期间新建XX东衡阳东500kV线路（LGJ-4630/128km）。2035 年新建XX东至衡阳东第二回500kV线路（LGJ-4630/128km），50、新建郴 州东至苏耽第二回500kV线路（LGJ-4630/43.3km）。图2.4-12021年XX东500kV接入方案示意图（方案一）图2.4-22025年XX东500kV接入方案示意图（方案一）图2.4-32035年XX东500kV接入方案示意图（方案一） 方案二：2021年（本期）新建XX东苏耽500kV线路（LGJ-4630/43.3 km）， “十四五”期间新建XX东苏耽第二回500kV线路（LGJ-4630/43.3 km）。2035年新建XX东至衡阳东双回500kV线路（LGJ-4630/2128km）。图2.4-42021年XX东500kV接入方案示意图（方案二）图2.4-5251、025年XX东500kV接入方案示意图（方案二）图2.4-62035年XX东500kV接入方案示意图（方案二）方案三：2021年（本期）新建XX东衡阳东500kV线路（LGJ-4630/128km）， “十四五”期间新建XX东苏耽500kV线路（LGJ-4630/43.3 km）。 2035年新建XX东至衡阳东第二回500kV线路（LGJ-4630/128km），新 建XX东至苏耽第二回500kV线路（LGJ-4630/43.3km）。图2.4-72021年XX东500kV接入方案示意图（方案三）图2.4-82025年XX东500kV接入方案示意图（方案三）图2.4-92035年XX东500k52、V接入方案示意图（方案三）2.4.1.2.方案技术经济比较及优选方案 (1)计算条件和分析原则 计算水平年考虑为2022年，2025年。 (2)接入系统方案潮流计算结果及分析计算结果表明，在计算的所有运行方式下，三个方案的潮流分布均匀、 合理，电压水平差别不大，网损相对值见表2.4-1。表2.4-1500kV接入系统方案相对网损表单位：MW年份方式2022年2025年方案一方案二方案三方案一方案二方案三夏大3.413.41006.310冬大10.2510.25005.270平均6.836.83005.790由上表可知，2022年夏季大负荷方式下湘南地区水电、风电等电力就地平衡后，区域电力还存在53、一定缺额，需由湘东电网送入，冬季大负荷方 式下，“北电南送”趋势更为明显，考虑古亭衡阳东第二回线路投运， 方案一和方案二主要潮流由衡阳东、船山经苏耽送入电能，潮流存在迂回， 网损较大，方案三直接由衡阳东送至XX东，网损较小。2025年大负荷方式下湘南地区水电、风电等电力就地平衡后，区域电 力还存在较大缺额，XX东主要由规划的湘南换供电，方案一和方案三形 成相同电网结构，XX东电力由湘南换经衡阳东送入，方案二XX东仅加 强至苏耽第二回线路，方案较方案一/三存在明显迂回，网损相对较大。综合比较，整体上新建XX东至衡阳东线路，加强湘南内部500kV电 网结构，可明显减轻电网损耗。(3)方案技术经济比54、较1)经济比较指标见表2.4-2。表2.4-2济比较指标项目性质型号估 价 指 标指标单位500kV线路新建单回LGJ-4630400万元/km500kV线路新建双回LGJ-4630700万元/km220kV线路新建单回LGJ-2630150万元/km220kV线路新建双回LGJ-2630300万元/km220kV线路新建单回LGJ-4400240万元/km500kV间隔扩建AIS710万元/个500kV间隔扩建HGIS880万元/个220kV间隔扩建AIS180万元/个220kV间隔扩建HGIS200万元/个项目性质型号估 价 指 标指标单位电能损失费用0.5元/kWh经济使用年限25a3555、00h投资回收率0.08经济指标见表2.4-2，XX东变电站500kV接入系统方案经济比较见表6.1-3。表2.4-3XX东500kV接入系统方案经济比较单位：万元、km、个、MW方 案方案一方案二方案二项 目规模投资规模投资规模投资一、2021年一次投资1803018030520801）XX东至衡阳东500kV线路LGJ-4630/128512002）XX东至苏耽500kV线路LGJ-4630/43.317320LGJ-4630/43.3173203）500kV间隔171017101880二、本期一次投资相对值0034050三、2025年一次投资5208018030180301）XX东至衡阳56、东500kV线路LGJ-4630/128512002）XX东至苏耽500kV线路LGJ-4630/43.317320LGJ-4630/43.3173203）500kV间隔188017101710四、2035年一次投资7011010416070110方 案方案一方案二方案二项 目规模投资规模投资规模投资1）XX东至衡阳东第二回500kV线路LGJ-4630/12851200LGJ-4630/128512002）XX东至苏耽第二回500kV线路LGJ-4630/43.317320LGJ-4630/43.3173203）XX东至衡阳东双回500kV线路LGJ-4630/21281024004）50057、kV间隔215902176021590五、一次投资总额（现值）801806674589202六、一次投资现值相对值13435022457七、网损相对值02022年6.8311956.831195002025年005.79101300八、电能损失总费用332795280九、总费用相对值7233012929十、年费用相对值67701210本期方案一（方案二）比方案三新建线路短85km，一次投资节省34050万元，经济性相对较优，2025年、2030年追加一次投资后，方案二经济性 优势最为明显，其次是方案一，经济性较差是方案三。(4)接入系统方案推荐意见 1）接入系统方案技术经济综合比较表见表2.458、-4。表2.4-4接入系统方案技术经济综合比较单位： MW、万元方案项目方案一方案二方案三潮流分布较合理较合理合理电压水平合格合格合格网络结构清晰清晰清晰本期供电可靠性一般一般较好远期供电可靠性高高高实施及过渡难易一般一般一般远景适应性好好好本期一次投资相对值0034050综合一次投资现值相对值13435022457电能损失费用相对值（现值）332795280综合年费相对值67701210潮流分布及电压水平：三个方案潮流分布合理，电压水平合格，其中方案三网损近远期均最小，潮流分布更为合理。 网络结构：本期三个方案均为单线单变方案，网络结构均较为简单清晰。方案一和方案二新建XX东苏耽线路，湘南地59、区形成以船山为中心 的不完全“日”字型电网结构，方案三新建XX东XX东线路，XX电 网经衡阳东与湘东电网形成联系，与方案一和方案二一致，网络结构清晰 合理；经过2025年和远期电网建设，三个方案可形成一致的远景电网结构， 届时湘南地区形成以湘南换为枢纽中心的多个双环网混合的电网结构。供电可靠性：经计算核实，本期三个方案大负荷方式下主变负载率 34%-56%，负载率均不高，本期新建线路和主变2022年均满足N-1校验。方 案一和方案二新建单回线路至苏耽，并未加强XX与衡阳断面结构，冬大 方式下在船山苏耽线路故障时，220kV龙塘碧塘线路传输潮流越线路 极限能力，供电可靠性一般。远期双环网结构形成60、后，三个方案供电可靠 性均较高。实施及过渡难易：充分考虑变电站及出线的建设情况，三个方案实施 难度相当。远景适应性：三个方案本期均仅建设一回线路，远期均可形成“湘南 换衡阳东耒阳XX东苏耽湘南特高交流”的双回链式结构，网 络结构清晰，方案远景适应性相对较好，三个远景适应性相当，均较好。2）方案推荐意见 三个方案电压水平、电网结构、实施及过渡难易等方面相当，方案三虽然网损较小，且加强了区域电网结构，但该方案本期一次投资较大，本 期经济性最差，建议不予推荐，方案一和方案二本期方案一致，主要在近 期第二电源点的选择上存在差别，结合湘南地区目标网架结构，建议近期 建设XX东衡阳东500kV线路，综合以61、上分析，本期XX东500kV变电站 接入系统方案采用方案一，即新建XX东苏耽500kV线路。2.4.2. 220kV接入系统方案设想 根据XX东推荐站址，本期XX东220kV送出方案需考虑供带资兴市大数据产业园负荷，并解决XX220kV电网东西断面薄弱问题。 根据XX市XX电网发展规划，结合XX东500kV变站址周边220kV网络现状及规划、方案实施可行性，拟定如下220kV送出系统方案： 2021年，将白露塘至焦岭双回220kV线路白露塘侧改接入XX东变（LGJ-2630/210km）；利用现有焦岭至塘溪线路焦、鲤鱼江至塘溪线 路（已停运）线路廊道，新建XX东至塘溪双回线路（LGJ-263062、/25+2220km）；将碧塘至焦岭线路碧塘侧改接入XX东变，对原碧焦线小 截面段进行增容改造，并新建至碧塘变第二回220kV线路，形成XX东至 碧塘双回220kV线路（LGJ-2630/216km）；焦岭至朝阳线路剖入XX 东（LGJ-2630/23km），并将新形成的XX东至焦岭线路增容（LGJ-2630/4km）；新建XX东至焦岭第二回线路（LGJ-2630/10km）；新建 XX东至东江湖双回线路（LGJ-4400/215km）。2.5. 无功补偿容量图2.4-7 本期220kV送出示意图2.5.1. 高压电抗器容量配置方案 湘南区域500kV变电站现有感抗配置及需要各站补偿的充电功率63、详见表7.3-3。若近期XX东第二电源规划确定为衡阳东，新建衡阳东XX 东500kV线路后，衡阳东变500kV出线由4回增加至5回，长度合计约644km， 220 kV出线总长度合计约162km，上述线路充电功率共计约600Mvar，需衡 阳东平衡的充电功率约349Mvar。根据衡阳东可研及初步设计评审意见， 目前衡阳东已配置3组60Mvar低压电抗器，结合国网通用设备，若结合郴 州东至衡阳东线路工程，本期于衡阳东变增设1组120Mvar高抗，则衡阳东 变感抗配置总容量为300Mvar，全站补偿度约86.0%，较为合理。本期XX 东苏耽500kV线路长约43.3km，全线充电功率约52Mvar64、，220kV出线长度 合计约180km，总充电功率合计约86Mvar，需XX东平衡的充电功率约 43Mvar。考虑衡阳东变增设1组120Mvar高抗后，本期XX东变低压侧配置2组60Mvar低压电抗器方可满足要求，补偿度为100.8%，较为合理。反之， 若本期将120Mvar高抗置于XX东变，则衡阳东变需增设2组低压电抗器， XX东变无需配置低抗，可满足补偿度要求，但两站低抗配置不均衡。综 上，若XX东第二电源点规划审定为衡阳东，建议近期结合XX东衡阳 东500kV线路工程在衡阳东变（XX东）的出线侧配置1组120Mvar的高压 并联电抗器。2030 2035 年左右规划新建XX东苏耽第二回 65、500kV线路长约43.3km，新建XX东衡阳东第二回500kV线路长约128km，新建XX东 鲤鱼江电厂双回500kV线路总长约215km，新建XX东东江扩电厂 500kV线路长约30km。XX东500kV变电站500kV终期出线8回，即至苏耽、衡阳东、鲤鱼江 各2回，至东江扩电厂1回，备用1回。中期预计有2回至衡阳东500kV线路 长度均128km，需在衡阳东和XX东各装设1组120Mvar高抗。此外，考虑 远期剩余1回备用500kV出线线路长度可能超过100km，无需在XX东预留 高抗位置。综上，建议XX东500kV变电站远景按1组120Mvar高抗考虑。2.5.2. 低压电抗器容量配置66、方案 本期XX东500kV变电站本期500kV出线1回，近期出线2回，若考虑第二电源点为衡阳东，线路长度合计约173km，220kV出线长度合计约180km， 总充电功率合计约353Mvar，需XX东平衡的充电功率约119Mvar。结合调 相调压计算结果，为避免湘南地区风电出力80%情况下XX东500kV变电站 向系统倒送无功，需于低压侧配置2组60Mvar低压电抗器方可满足要求， 若考虑不配置高抗则补偿度为100.8%，较为合理。结合前述本期高抗配置 分析，建议XX东变本期配置2组60Mvar低压电抗器。若XX东仅考虑本 期一回500kV出线，补偿度为278.7%，较为不合理，但结合调压计算67、，并 充分考虑调度反馈XX东部为风电和小水电聚集区，实际运行中存在电压偏高问题，建议本期配置两组60Mvar低压并联电抗器。 中期：XX东500kV变电站中期500kV出线8回，长度合计约506km，220kV出线12回，长度合计约220km（其中架空200km，电缆20km），充电 功率合计约736Mvar，需XX东平衡的充电功率约390Mvar；故建议XX东 全站配置8组60Mvar低压电抗器。远期：XX东500kV变电站远期500kV规划出线较多，远期500kV出线8 回，长度合计约506km，220kV出线16回，长度合计约270km（其中架空240km， 电缆 30km）， 充电功率68、合计约 717Mvar， 需XX东平衡的充电功率约 394Mvar。XX东500kV变电站远期配置8组60Mvar低压电抗器可满足平衡 需求。2.5.3. 容性无功配置方案 由计算分析可知，2022年XX东500千伏变电站大负荷方式下潮流下网达340MVA，变电站整体负载率约40%，主变存在一定的无功损耗，正常 工作状态需要投入60Mvar的低压电容器组来补偿500千伏变压器及线路的 无功损耗及满足地区无功需求。2022年，若东江湖变电站负荷达300MW， 则冬大负荷方式下，XX东500千伏变电站下网负荷达452/510MVA（分别 开机3台/2台），XX东主变低压侧容性无功补偿容量需120M69、var。考虑到 远期XX东变电站主变将采用高阻抗变压器，单台1000MVA主变满载时无 功损耗约为180Mvar，且为系统发展留有裕度，建议本期XX东主变低压 侧装设260Mvar电容器，远期每台主变预留3组电容器场地位置。2.5.4. 无功配置方案 本期：装设260Mvar低压电抗器组，260Mvar低压电容器组。 终期：终期4台主变共装设20组低压无功补偿设备考虑，每台主变配置3组低压电容器组+2组低压电抗器组预留。2.6. 导线截面选择 XX东500kV变电站500kV本期出线1回，即1回至苏耽。至苏耽线路沿线有东江湖、飞天山风景区，且部分线路需经过XX城区，廊道资源较紧 张，建议本期570、00kV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，主要与经 过的地区和人口密集程度相关。因此，在征地及场地清理费相当的情况下， 采用大截面导线具有更好的技术经济性。考虑环境温度35，功率因数0.95，LGJ-4400线路极限输送功率为 2320MW，LGJ-4630线路极限输送功率为3300MW。综上，LGJ-4630输送能力更强，更能适应系统发展的不确定性，因 此建议本期XX东至苏耽500kV线路采用LGJ-4630导线。2.7. XX东500kV变电站500kV配串设计及2271、0kV出线间隔排列（1） 500kV配串设计 1）500kV配串设计原则根据220kV750kV变电站设计技术规程（DL/T 5218-2012），采 用一个半断路器接线时，宜将电源回路与负荷回路配对成串，同名回路不 宜配置在同一串内，但可接于同一侧母线；当变压器超过两台时，其中两 台进串，其他变压器可不进串，直接经断路器接母线。2）XX东500kV配串设计 本期500kV出线为XX东苏耽I回，近期规划建设XX第二电源点，站内本期上#1主变，具体见下图。图2.7-1 500kV配串设计图2.7-2 2035年XX东接入系统方案图（2）220kV间隔排列 XX东变电站220kV间隔排列见下图。图72、2.7-3 XX东变电站220kV出线间隔排序示意图2.8. 系统对XX东500kV变电站接入的要求2.8.1. 主变压器参数及接地方式 主变型式：无载调压自耦变压器，利旧现有星城变#1主变3电压比为： 525 / 230 22.5%/36kV3容量比：1000/1000/300MVA 联接组：YN,a0,d11主变压器均采用中性点直接接地的形式并预留经小电抗接地的可能性。2.8.2. 短路水平及开关遮断电流选择 根据计算，远景水平年XX变东变500kV三相、单相短路电流分别约：26.47kA、27.68kA，220kV三相、单相短路电流分别为：41.41kA、45.63kA。 考虑到系统发展73、的不确定性，建议XX东500kV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，并通 过一系列遏制短路电流的措施来保障设备的安全。2.8.3. 电气主接线XX东 500kV 变电站 500kV 电气主接线建议采用一个半断路器接线。 220kV 接线远期采用双母线接线，本期采用双母线单分段接线。35kV 主接 线建议采用单母线单元接线。2.9. 结论及建议2.9.1. 变电工程2.9.1.1.主变压器终期：41000MVA本期：11000MVA（利旧现有星城变#1主变）2.9.74、1.2.500kV出线 终期：8回，即至衡阳东、苏耽、鲤鱼江电厂各2回，至东江扩机1回，备用1回。本期：1回，即至苏耽1回。2.9.1.3.220kV出线 终期：16回，即至碧塘、雅士坪、石虎铺、塘溪、焦岭、朝阳（资兴北）各2回，至东江湖、木根桥各1回，备用2回。 本期：9回，即至碧塘、白露塘、塘溪、焦岭各2回，至朝阳1回。2.9.1.4.500kV高压并联电抗器、35kV侧无功配置 高抗：建议XX东变本期不配置高压电抗器，远期XX东全站按1组高抗（1120Mvar）规模预留场地。 低抗：本期1台主变配置2组60Mvar低压电抗器，远期全站按860Mvar电抗器组预留场地。 低压电容器组：本期75、1台主变配置2组60Mvar低压电容器，远期全站按1260Mvar电容器组预留场地（每台主变360Mvar）。2.9.1.5.苏耽500kV变间隔扩建 本期工程需在苏耽500kV变扩建1个500kV间隔。2.9.2. 线路工程新建苏耽XX东500kV线路（LGJ-4630/43.3 km）。3. 电力系统二次3.1. 系统保护和安全自动装置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。 根据国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施15.7.1.3 的要求 “330kV 及以上和涉及系统稳定的 220kV 新建、扩建或改造的智能变电站 采用常规互感器时，应通过二次电缆直接接76、入保护装置。”本站所有二次 设备采用模拟量采样，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。苏耽XX东500kV线路(43.3km)均为新建500kV线路，线路两侧分别 配置双套光纤电流差动保护。根据调继【2019】6 号文关于印发国家电网有限公司线路保护通信 通道配置原则指导意见的通知要求，500kV 光纤通道应采用 3 个独立的 路由，4 个光纤通道。XX东衡阳东第一套保护采用双复用光纤通道， 第二套保护均采用两个不同路由的复用光纤通信 22Mb/s 通道。苏耽 XX东第一套保护采用 1 路专用光纤通道和 1 路复用光纤通道；第二套保 护均采用两个77、不同路由的复用光纤通信 22Mb/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。 220kV本期出线9回，即至碧塘、白露塘、塘溪、焦岭各2回，至朝阳变1回。期中XX东白露塘220kV线路白露塘侧保护利旧，XX东侧配置 与对侧一致的保护；其他线路两侧分别新上两套微机光纤电流差动保护， 通道配置根据调继【2019】6号文关于印发国家电网有限公司线路保护 通信通道配置原则指导意见的通知的要求220kV光纤通道具备条件的情 况下采用3路独立的路由，4路光纤通道。220kV本期、母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78、流保护。全站故障录波装置按照电压等级配置，故障录波不跨小室配置。500kV 电压等级按每两串配置1台故障录波、主变故障录波独立配置，每2台主变 压器配置1台故障录波装置。220kV宜按照电压等级分别配置故障录波装 置。故障录波装置应为GOOSE 双网信息设置独立的数据采集插件。500kV 电压等级故障录波装置配置2套，主变故障录波装置配置1套；220kV电压 等级故障录波装置配置2套。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。网络报文记录装置通过网络接收SV和GOOSE报文，并单独组网将信息79、 上传。本期新上 500kV故障测距装置和220kV故障测距装置各1台，分别用衡 阳东500kV线路及朝阳220kV线路故障测距。期中500kV部分需与对侧衡阳 东变500kV故障测距装置匹配。本站保护及故障信息管理子站系统纳入变电站自动化系统统一设计。 根据系统一次专业提供的稳定计算相关结论可知，在各组合方式和各 故障方式校核下，无全网稳定问题。为简化稳控装置的配置，部分检修方式下同塔双回线路同跳引起的热稳问题建议通过调整运行方式解决。3.2. 调度自动化根据XX东500kV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80、设 备由国调华中分控中心(以下或简称华中网调)调度，220kV电压等级设备 由湖南省电力调度控制中心(以下或简称湖南省调)调度。变电站的管理由 湖南省检修公司负责。本站调度自动化信息直送华中网调、华中网备调、 湖南省调、湖南省备调，并接受相应调度下达的调度命令。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。湖南省公司关口为主变中压侧，I类计量81、点：500kV出线、主变高、低 压侧，外接站用变高压侧。根据华中网公司和湖南省公司的有关要求，在 本站配置1套关口电能采集装置和相应的关口电能表，以满足华中网公司 和湖南省公司计量主站的要求。在上述关口计量点安装进口的高精度多功 能双向电能表，均按双表(主副表)配置。根据DL/T 448-2016电能计量 装置技术管理规程的要求，电能表应按类表配置：有功电能测量精度 为0.2S级，无功电能测量精度为2.0级。本期220kV线路、母联、分段以及 35kV间隔均为非关口计量点，均安装单套智能电能表。220kV线路、母联 以及35kV无功补偿、站用变电能表选用常规智能电能表，电能表通过电缆 直接与常82、规互感器连接。本站配置一套分布式功角测量(PMU)系统，相量测量装置应单套配置。 500kV、220kV电压等级的相量测量装置采用模拟量采样。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 湖南省调数据网；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IP认证加密装置。电站电力监控系统的安全区需部署1台型网络安全监测装置。3.3. 统通信3.3.1. 光缆建设方案500kV部分：沿新建的苏耽XX东500kV线路架设1根 48芯 OPGW光 缆，路径长度约43.8km；苏耽出线双回共塔段和线路三83、跨段地线均按照双 48芯OPGW光缆，纤芯型式为48B1。相关220kV部分：随220kV新建及改造线路，建设XX东白露塘、郴 州东焦岭、XX东塘溪、XX东碧塘、XX东朝阳双回光缆路由。3.3.2. 光纤通信网络建设方案 华中光纤通信网络：建设苏耽XX东2.5Gb/s光纤通信电路，光口按1+1配置，苏耽变北电设备扩容光接口板。XX东在苏耽变接入华中网 光纤通信网络。湖南省光纤通信网络：建设苏耽XX东、苏耽XX东 10Gb/s光纤通信电路，光口按1+0配置；随220kV光缆建设XX东朝阳、 XX东塘溪10Gb/s光纤通信电路、XX东白露塘、XX东 塘溪、XX东焦岭、XX东碧塘、XX东焦岭、XX东84、 白露塘、XX东碧塘2.5Gb/s光纤通信电路，光口均按照1+0配置。郴 州东站内双设备采用10Gb/s光口对接。本工程现有NEC网络、现有省网 OTN/PTN网络维持不变，相关电路跳纤恢复。XX地区光纤通信网络：XX东插入XX地区10Gb/s核心环网中，建 设形成塘溪XX东碧塘焦岭东江后方塘溪10b/s核心环网，建 设XX东朝阳2.5Gb/s电路，将原白露塘焦岭2.5Gb/s电路随光缆调整 为白露塘XX东。3.3.3. 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东变装设一台调度电话交换机，采用2Mb/s数字中继分别在湖南省调和民丰变接入华85、中调度电话交换网。 XX东变的行政电话采用IMS接入终端，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 XX东500kV变电站属于省检修公司数据通信网络末端接入层节点，配置1台带网管功能的三层1000M接入交换机，接入位于检修公司的变电站 汇聚交换机。3.3.6辅助设施 XX东变不设独立通信机房，配置2套通信电源系统。4. 变电站站址选择4.1. 站址选择概况 资兴市隶属于湖南省XX市。位于湖南省东南部，东邻桂东县、株洲市炎陵县，南接汝城县、宜章县，西连苏仙区，北抵永兴、安仁县。地理 坐标为北纬2534-2618、东经11308-11344之间，亚热带 季风温湿86、气候。2016年总面积2746.79平方公里，下辖2乡9镇2街道；2017 年末，户籍总人口37.85万人，常住人口34.97万人。XX资兴形成高等级公路、省道横卧东西的四通八达的交通格局。省 道1806线、1803线和郴资桂、桂嘉高等级公路贯通东西，东连江西、西接 广西，从而构成了“三纵三横”的立体交通网络。湖南XX电力设计有限公司受湖南省电力公司的委托进行了湖南郴 州东500kV变电站规划选址工作。2017年8月至2018年10月我院会同XX市 市供电公司、资兴市电力局进行了现场踏勘、收资及技术经济比较工作， 参加现场踏勘的还有资兴市地方政府相关职能部门。2018年10月11日，郴州市政府87、驻北京联络处原主任何坚列在资兴宾馆六楼会议室主持召开会 议，会议研究决定：原则同意XX东500kV变电站的选址方案（资兴市唐 洞街道九里洞站址与高塘村站址）。4.2. 站址区域概况 根据系统规划要求，考虑负荷分布、网络结构、本变电站供电范围以及将来的规划网络格局，XX东500kV变电站选站范围是：永兴市区以南， XX主城区以北，G4高速以东，资兴S213省道以西。经过比选和省电力公司审定，将九里洞站址、高塘村站址作为比选站 址。两站址相距约700米，均位于资兴市西北面。下面对各站址建站条件 进行分述。4.2.1. 站址所在位置1)九里洞站址 站址位于资兴市唐洞街道九里洞村（现九里洞村与高塘村合88、并为高牌村），站址位于资兴市城区西北侧约7km，219乡道东北约700m处。 2)高塘村站址站址位于资兴市唐洞街道九里洞村（现九里洞村与高塘村合并为高牌 村），站址位于资兴市城区西北侧约7km，219乡道东北约70m处。4.2.2. 站址地理状况1)九里洞站址 站址地势起伏一般，由多个山包组成，山包之外多为水田，另有3口水塘，站址地表植被主要为松林以及经济作物，站区自然标高为110 135m，相对高差25m。站区有一条4.5m宽水泥公路自西南向东北方向穿过， 一条2m宽碎石路穿过站址东北角，需考虑在站址围墙外还路。站址内无基 本农田,在经开区规划区内。站址区域占林地约85亩，水塘约13.35亩89、；进 站道路从站址西南角的乡村道路引接，引接长度约146m。原有乡村道路需 进行局部的加宽、并在原有乡村道路上增设错车道。站址地势开阔，进出线终端塔布置较方便。站址地势较高，水土保持较好，不受洪水威胁。图4.2-1九里洞站址地形地貌2)高塘村站址3) 站址为丘陵地形，地势起伏一般，由多个山包组成，山包之外有4 口水塘，少量农田，站址地表植被主要为松树以及经济作物，站区自然标 高为108133m，相对高差25m。站区有一条4.5m宽水泥公路从东南侧穿过。 站区无民房需要拆迁，需还4.5m宽水泥路约350m。站址内无基本农田,在 资兴市经开区远景规划区内。站址占林地约70.83亩，园地约16亩，水90、塘 5.80亩，自然保留地约4亩。进站道路从站址西南侧的省道S219引接，需 新修道路87m。站址地势开阔，进出线终端塔布置方便。水土保持较好， 不受洪水威胁。图4.2-2高塘村站址（南方案）地形地貌4.2.3. 站址土地使用状况1)九里洞站址 位于资兴市城区西北侧约7km，地属资兴市唐洞街道高牌村,占地属性为林地、水塘，不占用基本农田。 2)高塘村站址位于资兴市城区西北侧约7km，地属资兴市唐洞街道高牌村，占地属性 为林地及水塘。4.2.4. 站址交通状况1)九里洞站址 站址位于省道S219西北侧约700m，进站道路由乡村道路引接，引接长度约146m。原有乡村道路4.5m宽，水泥路面，路况较91、好，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。2) 高塘村站址 站址位于省道S219西北侧约70m。进站道路直接从省道S219引接，引接长度约87m。4.2.5. 站址与城镇规划关系1)九里洞站址 站址在资兴市经济开发区边缘，站址对城市规划无影响，对通信无干扰。2)高塘村站址 站址在城市规划区边缘，站址对城市规划有影响，对通信无干扰。4.2.6. 矿产资源1)九里洞站址 经核查，站址区域内无压矿。2)高塘村站址经核查，站址区域内无压矿。4.2.7. 历史文物1) 九里洞站址 经核查，站址区域内无文物。2)高塘村站址经核查，站址区域内无文物。4.292、.8. 邻近设施1)九里洞站址 经核查，站址附近无军事设施、通信电台、风景区、飞机场等。 2)高塘村站址经核查，站址附近无军事设施、通信电台、风景区、飞机场等。等。4.2.9. 山洪内涝1)九里洞站址 站址周围无山洪，也无内涝，场地设计标高为123.5m，高于百年一遇洪水位119.21m。2)高塘村站址 站址周围无山洪，也无内涝，场地设计标高为122.1m，高于百年一遇洪水位119.21m。4.3. 站址的拆迁赔偿情况（1）九里洞站址 站址内有坟墓约15座需拆迁，需还2.0米宽砂石路80米，4.0m宽水泥路260m。（2） 高塘村站址 站址内有坟墓约10座需拆迁，改造380V线路600米，通信93、线路1200m。4.4. 出线条件1)九里洞站址500kV线路主要向北出线、东西方向各出2回线，220kV向南出线，出 线条件较为开阔，房屋较少，站址北侧约100m处有2栋房屋，西北侧有少 量房屋，进出线需合理规划出线走廊，优化路径走向，尽量避开跨越房屋， 站址位于资五工业园远景规划区域内，往南及东侧的出线会受到资五工业 园规划发展的影响，对线路走廊形成有一定的影响。总体来讲该站址进出 线条件较好。2)高塘村站址 高塘村站址在九里洞站址位置向东南方向前移约700m；500kV线路主要向西北出线、东北和西南方向各出2回线，220kV往东南出线，出线条件 较为开阔，站址西侧约50m处及东南侧约1094、0m处有少量房屋，北侧约450m 处有规划的遂宁高速，进出线需合理规划出线走廊，优化路径走向，尽量 避开跨越房屋，站址位于资五工业园远景规划区域内，往南及东侧的出线 会受到资五工业园规划发展的影响，对线路走廊形成有一定的影响。总体 来讲该站址进出线条件一般。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 本次候选站址均位于XX资兴市唐洞街道九里洞村，地处湖南省南部，大湘东南地处扬子陆块与华夏地块交接地带，区内主要经历了志留纪 加里东运动、中三叠世晚期印支运动、中侏罗世早燕山运动、白垩纪晚燕 山（伸展）运动、新生代喜山运动等变形事件。加里东运动在95、区域SN向挤 压下形成阿尔卑斯型褶皱和同走向韧脆性逆断裂。印支运动在区域NWW向 挤压下形成了汝城隆起区厚皮式隔槽式褶皱、香花岭穹状褶皱、坳陷区侏 罗山式褶皱以及区域NNE向逆断裂，同时香花岭阳明山及XX大义山 NW向基底隐伏断裂产生左旋走滑。早燕山运动在区域NNE向左行剪切（兼 挤压）作用下形成NNE向左行压扭性断裂、地表逆冲断裂及正花状构造、 NW向右旋走滑断裂、NE向压扭性断裂及山前冲断收缩盆地。白垩纪晚燕山 运动中在区域NWWSEE向伸展环境下形成NEE向正断裂、NW向调节断裂、 “冷”伸展盆岭构造等。古近纪中后期在近EW向挤压下形成茶永盆地南端 和宜章盆地中NNENE向褶皱，盆地边缘96、NNE近SN向逆断裂、NW向左行走 滑断裂等。区内构造格架基本特征：茶陵XX深大断裂带及其东侧仰冲隆起 带、西侧俯冲坳陷带，2个主要变形构造层（上部晚古生代中三叠世沉 积盖层、下部前泥盆纪褶皱基底），构成了测区一级三维构造格架；印支 期NNE向、SN向褶皱与逆断裂组成区内基本构造格架；红色断陷盆地的叠 加、花岗岩体的发育等，破坏了区内主体构造形迹的完整性与连续性；NE 向压扭性断裂、NW向基底隐伏断裂等造成区内地表构造图像复杂化。（1）酃县XX蓝山断裂带：为压扭、张扭断裂，走向NE60o，北 段控制了茶永断陷盆地，南段控制了一系列花岗岩体分布,延长约300km， 活动时期为加里东期、印支期、燕97、山期，见图一中号断裂带；（2）茶陵临武断裂带：为逆冲断裂，走向NE30o，延长约270km，活动时期为加里东期、印支期、燕山期、喜马拉雅期，见图一中号断裂带；（3）桂阳郴县断裂带：东西向褶皱、断裂、穹窿较发育，褶皱密 集紧闭、线性明显、轴面直立至倒转，断裂多具仰冲性质，以向南倾斜者 居多，断距最大达1km；（4）XX邵阳断裂带：为压扭、张扭断裂，走向NW315o，为一隐伏 深大断裂，活动时期为加里东期、印支期、燕山期，对中泥盆世的沉积环 境及古地理有明显的控制作用，控制了茶永、衡阳盆地的南界。根据中国地震动参数区划图（GB 18306-2001）附录A（中国地震 动峰值加速度区划图），并结合建98、筑抗震设计规范 （GB 50011-2010 2016年版）附录A，拟建场地的地震动峰值加速度为0.05g（相应抗震设防 烈度为6度）。两个站址区所属的设计地震分组为第一组，根据建筑抗 震设计规范（GB 50011-2010 2016年版）表5.1.4-2，场地类别1区场 地特征周期值为0.25s，区场地特征周期值为0.35s。4.5.1.2. 各站址工程地质条件1）地形地貌站址区域属丘陵地貌，地貌单元单一。地面高程108.17132.86m， 最大高差约24.69m，整体呈中间池塘区域低、东西两侧高，地形起伏较大。 4.5.1.3 地层结构及岩土特征根据现场勘察情况，结合搜集到区域地质资料、99、邻近已有建筑工程经 验综合分析，站址范围内主要为第四系（Q）土层、白垩系（K）、石炭系（C）风化岩层，现自上而下分述如下：植物层（Q4pd）：灰黄色，松散，湿，主要为粉质黏土，含植物根茎、 风化岩碎屑等，广泛分布，层厚0.300.50m不等，平均厚度0.36m，层底 标高109.54136.78m，层底平均标高121.30m。粉质黏土（Q4el+dl）：红棕色，硬塑，含少量碎石，该层无摇振反应， 捻面较粗糙，韧性及干强度中等，广泛分布，层厚1.0018.50m不等，平均厚度9.41m，层底标高100.64134.68m，层底平均标高111.38m。粉质黏土（Q4el+dl）：红棕、黄棕色，可塑100、，含少量细砂，该层无摇 振反应，捻面粗糙，韧性及干强度中等，仅JZK2、JZK13、JZK14、JZK16、 JZK17有揭露，层厚3.208.40m不等，平均厚度5.56m，层底标高96.46 101.82m，层底平均标高99.24m。角砾岩（K）：石炭系下统岩关组，灰白、青灰色，母岩为石灰岩，主 要矿物成分为方解石、粘土矿物，细晶结构，块状结构，锤击声较清脆， 不易碎，属较硬岩，岩体较完整，岩体基本质量等级为级。本次勘察期 间仅钻孔JZK1、JZK2、JZK3、JZK5、JZK12、JZK13、JZK14、JZK15、JZK16揭露，未完全揭露，揭露厚度1.107.70m不等，平均揭露厚度101、4.42m。溶洞：本次勘察期间，仅JZK1、JZK3、JZK13、JZK14揭露，场地局部分 布，层厚0.609.90m不等，平均厚度3.13m，层底标高91.29100.64m， 层底平均标高96.04m。淤泥质粉质黏土（Q4al）：灰黄色，流塑软塑，主要为冲蚀形成的粉 质黏土，含少量砂，捻面粗糙，无摇振反应，韧性及干强度中等。本次勘 察期间，仅JZK1、JZK3揭露，场地局部分布，层厚3.007.20m不等，平 均厚度5.10m，层底标高88.2993.44m，层底平均标高90.86m。泥质粉砂岩（K1s）：白垩系下统神皇山组，强风化，红色，泥质胶结， 胶结程度一般，层状构造，锤击声哑，手102、可掰断，属极软岩，节理裂隙发 育，岩体极破碎，岩体基本质量等级为级。场地较广泛分布，本次勘察 期间在钻孔JZK4、JZK6、JZK7、JZK8、JZK9、JZK10、JZK11、JZK17揭露， 层厚0.706.30m不等，平均厚度2.83m，层底标高92.55131.88m，层底 平均标高114.49m。泥质粉砂岩（K1s）：白垩系下统神皇山组，中风化，红色，泥质结构， 层状构造，胶结程度一般，层状构造，锤击无回弹，属软岩，岩体较完整， 岩体基本质量等级为级。场地较广泛分布，本次勘察期间在钻孔JZK1、 JZK4、JZK6、JZK7、JZK8、JZK9、JZK10、JZK11揭露，未完全揭露103、，揭露厚度2.9042.00m不等，平均揭露厚度18.40m。4.5.2. 不良地质作用 根据钻探成果结合区域地质调查成果，站址内及周边区域第四系覆盖土层厚度较大，下伏基岩岩体较完整，本次勘察期间未发现影响场地稳定 的节理面、裂隙面等软弱结构面。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，按照站址场地多种条件因素进行简单对比，见表4.5-1。表4.5-1500千伏XX变东变电站工程候选站址可行性对比分析表站比较址九里洞站址高塘村站址比较结果项本 站 址 场 地 自 然 标 高 在 110 本 站 址 场 地 自 然 标 高 在 108 地形地貌135m间，站址区域104、属丘陵地貌，地貌单元单一。 整体呈南高北133m间，站址区域属丘陵地貌，地貌单元单一。 整体呈南高北两站址相近低，东高西低，地形起伏一般低，东高西低，地形起伏一般综合区域地质构造和地震历史综合区域地质构造和地震历史资料，拟选站址周边区域存在微资料，拟选站址周边区域存在微地质构造弱全新活动断裂，站址内无活动弱全新活动断裂，站址内无活动两站址相近断裂带穿过， 场地属相对稳定断裂带穿过， 场地属相对稳定区。区。站 址 区 地 震 动 峰 值 加 速 度 为站 址 区 地 震 动 峰 值 加 速 度 为地震地质0.05g，地震动反应谱特征周期 为0.35s；地震抗震设防烈度为0.05g，地震动反应谱特105、征周期 为0.35s；地震抗震设防烈度为两站址相近度。度。工程地质 条件站址范围内主要为第四系（Q） 土层、白垩系（K）、石炭系（C） 风化岩层。站址范围内主要为第四系（Q） 土层、白垩系（K）、石炭系（C） 风化岩层两站址相近站址比较九里洞站址高塘村站址比较结果项地下水在强透水层中对混凝土地下水在强透水层中对混凝土结构具弱腐蚀，在弱透水层中对结构具弱腐蚀，在弱透水层中对地下水条件混凝土结构具微腐蚀，地下水对混凝土结构具微腐蚀，地下水对两站址相近钢筋混凝土结构中的钢筋具微钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀。腐蚀。供水水源引接自来水引接自来水两站址相近站址区未发现崩塌、滑坡、泥石站址区未发现崩塌、滑106、坡、泥石不良地质作用流、地裂缝、地面塌陷、溶洞等流、地裂缝、地面塌陷、溶洞等两站址相近不良地质作用。不良地质作用。挖方区可采用天然地基，基础型挖方区可采用天然地基，基础型地基条件评价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，反之高塘村站址 相对较优建议采用桩基础。建议采用桩基础。场地整平后，南侧及东侧存在开挖 边 坡 ， 边 坡 高 度 3.50 场地整平后，站址周边存在开挖15.00m，边坡开挖范围内主要为边坡，边坡高度3.5012.00m，挖方边坡粉质黏土、强中107、风化砂岩，建议根据边坡高度采用坡率法分级边坡开挖范围内主要为粉质黏土、强中风化角砾岩，场地西北梁站址相近进行放坡，场地西北角及东侧存侧 存 在 填 方 边 坡 ， 边 坡 高 度在填方边坡，边坡高度10.002.5010.00不等15.00不等土石方比坚土：普坚石=4:6坚土：普坚石=7:3高塘站址 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4.5.4. 结论与建议（1）场地内无活动断裂通过，场地稳定性较好，九里洞站址西北角 发育土洞、溶槽，未揭露其他岩溶裂隙，场地内及附近区域未发现河道、 墓穴等对工程不利的埋藏物，拟建场地稳定性较好，适应建筑。综上所述， 站址区域属相对稳定场地，适宜108、本工程的建设。（2）拟建工程建（构）筑物结构安全等级为一级，不良地质作用一般 发育，属中等复杂场地，本工程的岩土工程勘测等级可判定为甲级。（3）根据试验结果，地下水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土 结构中的钢筋具微腐蚀性；土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋和 钢结构具微腐蚀性。变电站施工期间、后期生活、消防用水建议采用自来 水。（4）两个站址均位于岩溶裂隙微发育地段，工程地质条件基本一致。 九里洞站址南侧山坡基岩埋深浅，场地整平时，九里洞站址的石方开挖量 稍大，相较于高牌村站址，土石方开挖工作难度稍大，工程造价稍高。 4.6. 站址水文气象条件4.6.1. 九里洞站址 资兴市属亚热带季109、风湿润气候，四季分明，夏秋多旱，冬无严寒，夏无酷暑，雨水充沛。年均气温17.7，极端最高气温40.6，极端最低气 温-7.5；年均降雨量1487.6mm，多集中在春夏3-6月和8月，年均降水日 数为182天；年均蒸发量为1483mm，最大月平均蒸发量305.9mm；年均相对 湿度81%，最小相对湿度7%；年均风速1.7m/s，年最多风向为偏北风，夏 季盛行南风，冬季盛行北风，年最大风速18m/s；年均降雪日数6.6天；年 均无霜期347.9天；年均日照1700小时。境内属湘江流域，主要分为耒水东江水系、永乐江水系、船形河水系 和耒水程江水系四大水系。其中，耒水干流东江，支流有沤江、浙水、滁 水110、资兴江、程江；洣水支流有船形河和永乐江。4.6.1.1.地下水类型及赋存条件 据区域水文地质资料，结合钻探工作揭示的水文地质情况，对站址范围水文地质条件描述如下： 根据勘察成果，站址范围地下水类型主要为潜水、基岩裂隙水。潜水主要赋存在上部粉质黏土层中，属弱透水层，主要补给方式为大气降水、 地表水垂直下渗等，主要排泄方式为大气蒸发；基岩裂隙水主要赋存于风 化岩层中，属弱透水性地层，主要补给方式为大气降水、潜水及地表水垂 直下渗，主要排泄方式为大气蒸发。本次勘察期间，测得潜水稳定水位埋 深为1.508.00m，对应的高程110.79132.97m，随季节性变化较大，根 据区域水文地质资料，地下水111、年变化幅度按1.502.50m考虑。4.6.2. 高塘村站址 资兴市属亚热带季风湿润气候，四季分明，夏秋多旱，冬无严寒，夏无酷暑，雨水充沛。年均气温17.7，极端最高气温40.6，极端最低气 温-7.5；年均降雨量1487.6mm，多集中在春夏3-6月和8月，年均降水日 数为182天；年均蒸发量为1483mm，最大月平均蒸发量305.9mm；年均相对 湿度81%，最小相对湿度7%；年均风速1.7m/s，年最多风向为偏北风，夏 季盛行南风，冬季盛行北风，年最大风速18m/s；年均降雪日数6.6天；年 均无霜期347.9天；年均日照1700小时。资兴境内属湘江流域，主要分为耒水东江水系、永乐江水系112、船形河 水系和耒水程江水系四大水系。其中，耒水干流东江，支流有沤江、浙水、 滁水、资兴江、程江；洣水支流有船形河和永乐江。4.6.2.1.地下水类型及赋存条件 据区域水文地质资料，结合钻探工作揭示的水文地质情况，对站址范围水文地质条件描述如下： 根据勘察成果，站址范围地下水类型主要为潜水、基岩裂隙水。潜水主要赋存在上部粉质黏土层中，属弱透水层，主要补给方式为大气降水、地表水垂直下渗等，主要排泄方式为大气蒸发；基岩裂隙水主要赋存于风 化岩层中，属弱透水性地层，主要补给方式为大气降水、潜水及地表水垂 直下渗，主要排泄方式为大气蒸发。本次勘察期间，测得潜水稳定水位埋 深为2.3015.20m，对应113、的高程105.57119.33m，随季节性变化较大， 根据区域水文地质资料，地下水年变化幅度按1.502.50m考虑。4.7. 土石方情况（1） 九里洞站址 根据地形及土方平衡原则，初步拟定场地设计标高为123.5m，土石方工程量为挖土方23万方，填方19.5万方，重力式挡土墙2532方，扶壁式挡 土墙2075方，土工格栅面积为5.6万平方米。（2）高塘村站址 根据地形及土方平衡原则，初步拟定场地设计标高为122.1m，土石方工程量为挖方22.5万方，填方20万方，重力式挡土墙3525方，土工格栅面 积为5.8万平方米。4.8. 进站道路和交通运输4.8.1. 进站道路4.8.1.1.九里洞站114、址 九里洞站址大件运输经省道S219转入乡村公路，约经过4.5宽的乡村道路约700抵达进站路引接口，进站路拟从乡村公路引接，引接长度约 146m。4.5m宽乡村公路有2处转弯不满足半径15m的要求，需进行拓宽改造。 原有乡村道路沿途需增设2处错车道。4.8.1.2.高塘村站址 高塘村站址进站路直接从省道S219引接引接长度约90米，主变压器可直接通过进站路抵达站址，公路段其它部分沿途无影响大件运输的桥 梁、涵洞、空中障碍等情况存在满足运输主变要求。4.8.2. 大件设备运输 XX资兴形成高等级公路、省道横卧东西的四通八达的交通格局。省道1806线、1803线和郴资桂、桂嘉高等级公路贯通东西，东115、连江西、西接 广西，从而构成了“三纵三横”的立体交通网络。主变出厂后可经铁路运抵XX市火车货运站滚拉卸车后转公路运输， 经市内交通，进入郴资路，再转原郴资路抵达资兴，再经省道S219抵达站 址附近；或者，直接由出厂地经高速公路运至资兴市区，经市区公路、省 道S219经抵达站址附近。沿途公路及桥梁均满足主变运输设计要求。高塘村站址进站路直接从省道S219引接引接长度约90米，主变压器可 直接通过进站路抵达站址，公路段其它部分沿途无影响大件运输的桥梁、 涵洞、空中障碍等情况存在满足运输主变要求。九里洞站址大件运输经省道S219转入乡村公路，约经过4.5宽的乡村 道路约700抵达进站路引接口，进站路116、拟从乡村公路引接，引接长度约 129m。4.5m宽乡村公路局部区域转弯半径不满足15m的要求，需进行拓宽 改造，沿途需增设错车到2处。4.9. 站用电源（1）九里洞站址 变电站备用电源从110千伏回龙变电站10kV开关柜新建一回专用线路至XX东变电站，长约4.0km。变电站施工电源与备用电源采用永临结合 方式，因此施工期间电源同样取自回龙110kV变电站，施工前先行建设10kV 备用电源线路。1）起止点：变电站备用电源从 110 千伏回龙变电站 10kV 开关柜新建 一回专用线路至XX东变电站，路径长度约 4.0km。2）电压：10kV。3）导线：采用 JKLGYJ-95 型绝缘导线 12km117、，YJV22-350 型架空电 缆 0.1km，GJ-100 钢绞线 0.4km。4）线路长度：新建线路路径总长度约 4.0km，全线按单回架设。5）气象条件：风速 23.5m/s，覆冰 15mm。6）杆塔数量：本工程新建水泥电杆 60 基，其中直线杆 40 基，转角耐张杆 20 基，变压器台架水泥杆 2 基、电缆终端杆 1 基。 7）沿线地形地貌：平地 20，丘陵 70，水田 10。8）材料清册序号材料名称规格与型号单位数量备注1绝缘导线JKLGYJ-95/15km4.02电缆YJV22-350km0.13钢绞线GJ-100km0.44绝缘子P-15T支2805绝缘子U70B/146片240118、6耐张串10DN-1串120详见耐张串图7挂钩个6008直线-15Z2-15基40190X150009耐张型NJ3P-15m基20190X1500010双针顶套套6011直线杆横担套4012转角杆横担套2013B型拉线GJ-100套2014底盘DP-06个6015拉盘LP6-6个201610kV电缆终端接头终端接头个217水泥杆19012mm根2用于柱上变压器18单回电缆引下杆组装图根1详见组装图（2） 高塘村站址 变电站备用电源从110千伏回龙变电站10kV开关柜新建一回专用线路至XX东变电站，长约4.0km。变电站施工电源与备用电源采用永临结合 方式，因此施工期间电源同样取自回龙110kV119、变电站，施工前先行建设10kV 备用电源线路。1）起止点：变电站备用电源从 110 千伏回龙变电站 10kV 开关柜新建 一回专用线路至XX东变电站，路径长度约 4.0km。2）电压：10kV。3）导线：采用 JKLGYJ-95 型绝缘导线 12km，YJV22-350 型架空电 缆 0.1km，GJ-100 钢绞线 0.4km。4）线路长度：新建线路路径总长度约 4.0km，全线按单回架设。5）气象条件：风速 23.5m/s，覆冰 15mm。6）杆塔数量：本工程新建水泥电杆 60 基，其中直线杆 40 基，转角耐张杆 20 基，变压器台架水泥杆 2 基、电缆终端杆 1 基。 7）沿线地形地貌120、：平地 20，丘陵 70，水田 10。8）材料清册序号材料名称规格与型号单位数量备注19绝缘导线JKLGYJ-95/15km1220电缆YJV22-350km0.121钢绞线GJ-100km0.422绝缘子P-15T支28023绝缘子U70B/146片24024耐张串10DN-1串120详见耐张串图25挂钩个60026直线-15Z2-15基40190X1500027耐张型NJ3P-15m基20190X1500028双针顶套套6029直线杆横担套4030转角杆横担套2031B型拉线GJ-100套2032底盘DP-06个6033拉盘LP6-6个203410kV电缆终端接头终端接头个235水泥杆19121、012mm根2用于柱上变压器36单回电缆引下杆组装图根1详见组装图4.10.站址环境（1） 九里洞站址九里洞站址隶地处湖南省资兴市境内，属于资兴市唐洞街道高牌村， 位于资兴市西北面7.0km，站址区域为丘陵地貌，地形起伏一般，局部为 山间洼地。地表植被茂盛，以杂树、灌木为主，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） 高塘村站址高塘村站址隶地处湖南省资兴市境内，属于资兴市唐洞街道高牌村， 位于资兴市西北面7km，站址区域为丘陵，地形起伏一般，局部为山间洼 地。地表植被茂盛，以松木、经济作物，水土保持现122、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）九里洞站址 站区属山丘地貌，地势起伏较大，施工场地布置顺畅，施工机具进场方便，施工环境较好。（2）高塘村站址 站区属丘陵地貌，地势起伏较大，施工场地布置顺畅，施工场地布置顺畅，施工机具进场方便，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 号项目名称九里洞站址高塘村站址1站址地理位置及 系统负荷123、位置站 址 位 于 资 兴 市 城 区 西 北 侧 约 7km，219乡道东北约700m处，地属 资兴市唐洞街道高牌村。系统位置 好。站 址 位 于 资 兴 市 城 区 西 北 侧 约 7km，219乡道东北约70m处，地属资 兴市唐洞街道高牌村。系统位置好2地形、地貌站址地势起伏一般，由多个山 包组成，山包之外多为水田，另有 3口水塘，站址地表植被主要为松 林以及经济作物，站区自然标高为 110135m，相对高差25m。站址地 势开阔， 进出线终端塔布置较方 便。站址地势较高，水土保持较好， 不受洪水威胁。站址为丘陵地形， 地势起伏一 般，由多个山包组成，山包之外有4 口水塘，少量农田，站址124、地表植被 主要为松树以及经济作物，站区自 然标高为108133m，相对高差25m 站址地势开阔，进出线终端塔布置 方便。水土保持较好，不受洪水威 胁。500kV线路主要向北出线、东西方500kV线路主要向西北出线、东北和向各出2回线，220kV向南出线，出西南方向各出2回线，220kV往东南线条件较为开阔，房屋较少，站址出线，出线条件较为开阔，站址北北侧约100m处有2栋房屋，西北侧侧约 112m处及西南侧约 60m处有少有少量房屋，进出线需合理规划出量房屋，北侧约150m处有规划的遂3进出线情况及网络相对情况线走廊，优化路径走向，尽量避开跨越房屋，站址位于资五工业园远宁高速，进出线需合理规划125、出线走廊，优化路径走向，尽量避开跨越景规划区域内，往南及东侧的出线房屋，站址位于资五工业园远景规会受到资五工业园规划发展的影划区域内，往南及东侧的出线会受响， 对线路走廊形成有一定的影到资五工业园规划发展的影响，对响。总体来讲该站址进出线条件较线路走廊形成有一定的影响。总体好。来讲该站址进出线条件一般。大件运输采用公路运输方式，国家大件运输采用公路运输方式，国家4外部交通运输高速网资兴市S219-进站道路高速网资兴市S219- 进站道路到达站址。到达站址。九里洞站址大件运输经省道S2195站外道路连接情 况转入乡村公路，约经过4.5宽的乡村道路约700抵达进站路引接口， 进站路拟从乡村公路引接126、，引接长高塘村站址进站路直接从省道S219引接引接长度约87米，主变压器可 直接通过进站路抵达站址度约146m。6地质条件本区构造活动基本上为以缓慢抬本区构造活动基本上为以缓慢抬升表4.13-1XX东500kV变电站工程选站方案技术比较表。序 号项目名称九里洞站址高塘村站址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。上覆第四系全新统残积 粉质粘土、 坡洪积粉质粘土和砂 土，下伏第三系(E)粉砂质泥岩和 白 垩 系 上 统 分 水 坳 组 (K2f) 粉 砂 岩、砾岩。地震基本烈度小于度， 无不良地质现象， 工程地质条件 好。为主的往复升降运动，活动相对趋于平缓状态，127、为相对稳定地块，适 宜建站。场地地层简单，上覆第四 系全新统残积粉质粘土、坡洪积粉 质粘土，下伏白垩系上统分水坳组 (K2f)粉砂岩、砾岩。地震基本烈 度小于度，无不良地质现象，工 程地质条件好。7供水方式引接自来水引接自来水8防洪、排水条件站址周围无河流，无山洪，也无内涝， 在百年一遇洪水位之上。站区排水拟 排至站址北面约250米左右的水塘。站址周围无山洪，也无内涝，在百年一 遇洪水位之上。站区排水拟排至站址南 面约70米左右的水渠中。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 条件好好12施工及备用电源13总占地面积及站 址植被情况128、整个站址约占地100.7亩，站址区域占 林地约85亩，水塘约13.35亩。土石方 工程量为挖方23万方，填方19.2万方 挡土墙工程量为重力式2532万方，扶 壁式2075立方。土工格栅面积为5.6 万平方米。站址内有坟墓约10座，需 还4.5米宽水泥路260米。整个站址约占地96.63亩，站址占林地 约70.83亩，园地约16亩，水塘5.80亩 自然保留地约4亩。初步拟定场地设计，标高为122.0m，土石方工程量为挖方22.5万方，填方10.0万方。土工格栅面 积为5.8万平方米,重力式3525方，站址 内有坟墓约15座需拆迁，需还2.0米宽 砂石路80米，4.0m宽水泥路350m。14本期129、相对投资比 较(万元)+340015远期相对投资比 较(万元)+3400，表4.13-2站址方案经济比较表序 号项目单位九里洞站址费用 (万元)高塘村站址费用 (万元)1站址征地3538.603405.491.1围墙内用地面积公顷4.76022570.504.76022570.501.2进站道路用地面积公顷0.4468241.270.148580.191.3站区边坡、挡土墙 排水沟等用地、公顷1.346726.841.3978754.812场地平整及支挡工程量1168.191072.682.1土(石)方 工程量挖方万m323.4778.9922.7755.68填方万m319.620.22.2挡130、土墙工程量m32132/2075355.603525282.002.3排水沟m168033.60175035.003进站道路58.4435.483.1新建进站道路长度 (改造村道长度)m14636.798721.923.2土(石)方 工程量挖方万m30.051.650.3210.56填方万m30.590.053.3挡土墙m340020.0000.003.4排水沟m01703.00序 号项目单位九里洞站址费用 (万元)高塘村站址费用 (万元)4拆迁工程量39.6648.644.1迁 坟座158.0000.004.2拆迁房屋m2004.3还农路m26017.5535023.634.4移电力线m06131、006.004.5移通信线m012006.004.6占用水塘m2168014.11155013.025地基处理及边坡890.28792.935.1毛石换填m34370262.202850171.005.2级配砂石换填m348512.1352513.135.3桩基础m31730242.201650231.005.4钢筋混凝土骨架植 草护坡m2695034.75536026.805.5土工格栅m256500339.0054500324.00合计万元569505328差值万元+3680根据以上站址的技术经济比较分析，九里洞和高塘村站址建站条件基本相当高塘村站址稍优于九里洞站址。但高塘村站址位于省道S132、219边上， 离居民区较近；九里洞站址离居民区相对较远，出线相对较优，并且资兴市政府及各部门主推九里洞站址。综合比较九里洞站址建站条件更优，因 此，推荐九里洞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. XX东500kV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接线远期采用一个半断路器接线，本期采用线变组接线。2)220kV接线远期采用双母线双分段接线，本期采用双母线接线。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：为单相、自耦、油浸、自然油循环风冷、低噪声、低 阻抗、低损耗电力变压器（利旧133、星城500kV变电站#1主变压器）。2) 500kV设备：采用户外HGIS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HGIS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：选用干式空芯电抗器，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 根据变电站出线走廊规划，50134、0kV出线向北、东、西出线，220kV线路向南出线。站区北侧布置500kV配电装置，南侧布置220kV配电装置，两者 之间布置主变压器、35kV配电装置和无功补偿装置，主控楼布置在变电站西侧，进站道路从西侧接入。1) 500kV 配 电 装 置 参 照 国 家 电 网 公 司 输 变 电 工 程 通 用 设 计330750kV变电站模块化建设（2017年版）500-B-5方案500kV模块进行 设计，采用户外HGIS断路器三列式布置，悬吊式管型母线中型布置，布置 在变电站的北侧，间隔宽度27m/29m，往东、西、北架空出线。远期4台主 变全部进串，形成6个完整串。本期1线1变，形成1个不完整串135、，构架本期 一次建成。配电装置尺寸为82.5194米。2) 220kV 配 电 装 置 参 照 国 家 电 网 公 司 输 变 电 工 程 通 用 设 计330750kV变电站模块化建设（2017年版）500-B-4方案220kV模块进行 设计，采用户外悬吊管母线中型、HGIS双列布置，两回出线共用一跨构架， 2回间隔宽度25m，布置在变电站的南侧，向南架空出线，构架本期一次建 成。配电装置尺寸为57.5217米。3) 主变及35kV配电装置参照国家电网公司输变电工程通用设计330750kV变电站模块化建设（2017年版）500-B-5方案35kV及主变模块 进行设计，布置在500kV配电装置136、和220kV配电装置之间。4组主变采用一 列式布置，并预留中性点小电抗和隔直装置位置。35kV主母线与三角形汇 流母线平行布置，无功补偿回路和站用变回路采用T字型布置母线两侧。 配电装置尺寸为56.5243米。5.1.2. 电气二次5.1.2.1.变电站自动化系统 本站电气二次系统采用计算机监控系统方案，自动化系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计，采用开放式分层分布式网络结构，逻辑 上由站控层、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。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137、控层、间隔层、过程层二次设备互操作。变电站自动化系统完成对全站设备的监控。 站控层由监控主机、I区数据通信网关机、II区数据通信网关机、III/IV区数据通信网关机、综合应用服务器、数据服务器及网络打印机等 设备构成；间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析、相量测量 等若干个二次子系统组成；过程层取消合并单元、只设置智能终端。站控层和间隔层网络采用双重化星形以太网络，过程层网络500kV、 220kV设置OOSE网络，网络采用星形双网结构；35kV不设置GOOSE和SV网络， GOOSE报文和SV报文采用点对点方式传输。5.1.2.2.元件保护 500kV主变压器电量保护按双重化配置，每138、套保护包含完整的主、后备保护功能；非电量保护与本体智能终端一体化设计，采用就地直接电缆 跳闸。主变保护采用模拟量采样，直接GOOSE跳各侧断路器；跳母联、分 段断路器及闭锁备自投、启动失灵等采用GOOSE网络传输。35kV间隔保护采用保护、测控、计量多合一装置，按间隔单套配置。 保护、测控采用直采直跳的方式。5.1.2.3.站用交直流一体化电源系统 站用交直流一体化电源系统由站用交流电源、直流电源、交流不间断电源(UPS)等装置组成，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。通 信电源单独设置。直流系统选用两组220V、800Ah阀控式密封铅酸蓄电池组，单体2V， 每组104只；配置3套高频开关139、充电装置，每套选用8个30A模块充电。直流系统采用主分屏两级方式，辐射型供电。 本站配置两套交流不停电电源系统(UPS)，采用主机冗余配置方式，主机容量按215kVA考虑。5.1.2.4.其他二次系统 变电站配置1套公用的时间同步系统，主时钟应双重化配置，另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。 变电站配置1套变电设备状态监测系统，采用分层分布式结构，由传感器、状态监测IED、后台系统构成，后台主机功能利用综合应用服务器 实现。状态监测参量为主变压器油中溶解气体和220kV及以上电压等级金 属氧化物避雷器阻性电流。全站配置1套智能辅助控制系统实现图像监视及安全警卫、火灾报警、 消防、照140、明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制。后台主机功能 利用综合应用服务器实现。全站设置1套火灾自动报警及消防子系统，火灾自动报警控制系统由 火灾报警控制器以及其他辅助设备组成。5.1.2.5.光缆/网线/电缆选择 主控楼二次设备室与各小室之间的网络连接、继电器室至设备区的连接采用光缆，继电器室内光缆采用预制光缆，继电器室内通信联系采用超五类 屏蔽双绞线。5.1.2.6.电气二次设备布置 按工程远景规模规划并布置二次设备室，设备布置遵循功能统一明确、布置简洁紧凑的原则，并合理考虑预留柜位。 站控层设备组柜布置在公用二次设备室。通信机房不独立设置，布置在公用二次设备室。主控通信楼设1个监控室，141、监控室内设运行值班工作 台；间隔层设备按间隔/串相对集中布置，公用设备按靠近服务对象原则 布置；过程层设备下放至所在间隔就地智能控制柜内。本站500kV远景共7串，考虑设置两个500kV继电器小室，其中第13 串接入500kV#1继电器小室，第47串接入500kV#2继电器小室，本期上第 二串、三串和第五串，设置500kV#1继电器小室；在220kV配电装置区域设 两个220kV继电器小室，以双分段为界分别接入220kV#1、#2继电器小室； 在 靠近主变压器和无功补偿装置处设置一个主变压器及35kV继电器小室，相邻布置两个电气蓄电池室。5.1.3. 土建部分5.1.3.1.站区总体规划 根据142、接入系统文件确定的原则，500kV出线1回，即至苏耽1回。 220kV出线本期：9回，即至碧塘、白露塘、塘溪、焦岭各2回，至朝阳1回。从500kV出线分析，往苏耽一回向北出线，从220kV出线分析，本期9 回出线均往南方向，可以看出，总的来说220kV线路南向出线较顺畅。根据线路出线方向，500kV线路主要向北出线、东、西三个方向出线， 220kV向南出线，出线条件较为开阔，房屋较少，站址北侧约100m处有2 栋房屋，西北侧有少量房屋，进出线需合理规划出线走廊，优化路径走向， 尽量避开跨越房屋，站址位于资五工业园远景规划区域内，往南及东侧的 出线会受到资五工业园规划发展的影响，对线路走廊形成有143、一定的影响。 总体来讲该站址进出线条件较好。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，变电站入口均设在西面，进站道路由乡村道 路道引接，引接长度146m。进站道路有部分需利用原有村道，村道路面宽 4.5米，水泥路面，路况较好，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。另外需增设2处错车 道。进站道路坡度均控制在6%以内，转弯半径不小于15，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 电气专业布置了两个总平面布置方案，土建总图依据电气方案布置了两个总平面布置方案。 方案一因站址场地占地面144、积较大，地势高差较大，站区布置考虑尽量避开西南面的民房、南面水田、北面的大水塘，预留南、北面线路终端塔位置，减少土石方开挖及坟墓拆迁。经与电气专业反复优化布置，总平面 结合地形，较好地利用地形，降低填方边坡。总平面布置为北偏西7.98度，500kV配电装置布置在站区北部，采用 HGIS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南部，采用HGIS设备，站前区布置在站区西面的中部， 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500kV配电装置内，220kV保护小室设置在220kV配电装置内，进 站道路从西面引接至站前145、区，站区500kV配电装置场地及东北角预留了直 流融冰装置场地。出线方案为220kV向南出线，500kV向北东西向出线。站 区南北方向225m，东西方向245m，围墙内占地47602m2。该方案比方案二 围墙内少占地1159m2，护坡、挡墙的工程量，地基处理工程量，土石方工 程量相差不大。方案二主变区域较方案一有所差别，其余部分均与方案一基本一致， 站区南北方向239.5m，东西方向245m，围墙内占地48761m2。2)竖向布置 站区内自然地面最大高差达25m左右，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，由于站址坐落于场地的丘陵洼 地，放坡式对比平坡式布置优势不明显，146、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。区挖方边坡采用1:1.25坡率自然放坡，单级坡高6.0m，设2.0m宽马道。 填方边坡采用土工格栅，1:0.5坡率放坡，水塘区域坡脚设护脚墙。站址东 侧与西侧围墙位置离基本农田较近，考虑设置扶壁式挡土墙。进站道路基 本属于填方，采用1:1.75坡率放坡，坡脚设挡土墙。还农路位置填方边坡 采用1:1.75自然放坡，下设挡土墙。填方区边坡为加筋边坡防护工程，设计为土工格栅包裹式加筋形式。 采用格栅反包土工袋形成坡面，袋内装填耕植土以便后期绿化，加筋土结 构作为一种柔性的支护结构，其主要优特点有：加筋材料与土体之间相互作用，土颗粒嵌锁于格栅147、网孔之中，形成加 筋柔性结构体；结构面坡度可有效节省占地，保护土地资源； 坡面格栅反包植草护面，绿化坡面美观，保护生态环境；可以防止雨水冲刷造成的水土流失和坡面浅层滑动。 站区竖向布置采用平坡式布置，根据地形及土方平衡原则，初步拟定场地设计标高为123.5m，土石方工程量为挖土方23.2万方，填方19.2万方， 挡土墙工程量为0.4万方。采用该标高时，场地内土石方能基本能自行平衡， 只需将站区的淤泥质土与表层根植土清除外运。场地排水划分成不同区域，竖向布置场地放坡0.5%排向附近的雨水 井，再由雨水井汇集至排水支管，由支管接入排水主管，最后由排水主管 排至站址北面与东侧的水塘。因变电站内场地紧148、凑，出线较多，电缆沟较多，所以，电缆沟的敷设 要遵循走径顺直短捷，克服过多集中和过多交叉的原则，达到安全可靠， 施工、检修方便的目的。站内除布置电缆沟外，还有生活消防水管、下水管、事故排油管。整 个站区管沟较集中的区域有主变四周，布置有电缆沟、消防水管及事故排 油管等，主控楼四周有通往各生产建筑的电缆沟及给排水管沟等。站内管、沟分层设置，主排水管置于下层，排水支管与电缆沟置于上 层，支管尽量避开电缆沟，事故排油管直接埋于地下。电缆沟内的积水就 近排入集水井中。电缆沟一般按常规作法采用地面沟道，沟壁和盖板高于地面的布置方 式，站内电缆沟为砖砌电缆沟，填方较深处电缆沟采用钢筋混凝土底板， 局部过道149、路处采用混凝土电缆沟，电缆沟盖板采用包角钢盖板，沟壁顶埋 设T型橡胶条。变电站内道路断面形式一般采用城市型和公路型两种，公路型断面由 于没有路缘石，运行及维护比较方便，推荐采用公路型并适当抬高路面标高。站内道路根据消防、运行检修及设备安装的要求，按各电压等级的不同均设成环道，路面为混凝土路面。站区大门到主变压器场地的站内道路 采用5.5m宽混凝土路面，站内其他主消防干道路面宽4m，转弯半径均为 9m。500kV配电装置场地相间道路3m宽，靠近围墙的相间道路为4m宽以 形成消防环道。500kV配电装置场地、220kV配电装置场地、主变场地及无功补偿装置 场地均为一般绿化草皮地坪，主变、电容器四周150、及配电装置有操作机构处 设混凝土操作坪及操作小道。5.1.4. 建筑规模及结构设想5.1.4.1.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，消防小室、消防泵房。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(m2)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38.05x13.853.7540钢框架结构50年丁类二级2主变、35KV 继电器 及站用电 小室一层1813.63.5404钢框架结构50年丁类二级3500kV继电器小室（两 栋）一层14.47.23.151、7125钢框架结构50年丁类二级4220kV继电器小室（两 栋）一层18.65.14.5130钢框架结构50年丁类二级5雨淋阀室（两栋）一层5.45.43.635轻刚结构50年戊类二级6警卫室一层583.040轻刚结构50年戊类二级7消防泵房一层7.57.5360轻刚结构50年戊类二级7总建筑面积(m2)1624（2）主控通信楼主控通信楼位于变电站入口右侧，整个站址的西南角，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152、)、备餐室、卫生间、库房。主控通信楼占地面积394.4m2， 建筑面积540m2，建筑体积2370m3。总高度(含女儿墙)4.6m，层高3.7m，净 高3.0m。（3）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。 门窗：外墙门窗可采用铝合金门窗或塑钢门窗，内部门窗可根据各地区实际情况选用。 屋面：钢框架结构采用桁架楼承板现浇混凝土屋面，轻刚结构采用压型钢板复合板保温防水屋面，防水等级级。 外墙：采用压型钢板复合板。 防火墙：混凝土框架结构、大砌块填充。（4）继电器小室及辅助建筑物 本期站内设500kV继电器小室、220kV继电器小室、主变、35KV继电器及站用电小室和消防153、小室，均为单层布置。500kV继电器小室，跨度7.40m，长度14.40m，净高3.30m，室内外高 差0.30m，建筑面积125m2。220kV继电器小室两栋，跨度7.50m，长度14.40m，净高3.50m，室内 外高差0.30m，建筑面积130.0m2。主变、35KV继电器及站用电小室一幢，跨度13.60m，长度18.00m， 净高3.50m，室内外高差0.30m，建筑面积404.00m2。雨淋阀室2栋跨度5.4m，长度5.4m，净高3.6m，室内外高差0.30m，建 筑面积35m2。（5）建筑立面造型 建筑立面设计从尺度、色彩等方面入手，力求简洁明快、大方实用，既体现现代工业建筑气息，154、又能表现本区域建筑的稳重、典雅。 建筑应注重群体建筑的设计思想，充分考虑全站建筑群体的协调，以达到简洁和谐的目的，如统一的建筑色彩、造型、及处理手法等。在单体 建筑设计中，注意建筑朝向、交通组织、功能的合理性。并结合室外环境， 以达到室内外空间之间、绿化之间的相互交融和渗透。各建筑均以灰白色 为基调，采用国网绿色装饰色带。（6）建筑防火 建筑防火设计主要依据：火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006；建筑设计防火规范GB50016-2014。 主控通信楼火灾危险性类别为戊类，耐火等级为二级，是单层建筑，建筑面积为540m2，设为一个防火分区，二次设备室设有两个对外出口， 并采用乙155、级防火门；蓄电池室设置乙级防火门。电气设备房间均采用乙级 防火门，防火门一律向疏散方向开启。主变、35kV继电器及站用电小室火灾危险性类别为戊类，耐火等级为 二级，是单层建筑，建筑面积404m2，整座建筑设置为一个防火分区，35kV 配电室设有两个对外出口，并采用乙级防火门，两个蓄电池室均采用乙级 防火门，防火门一律向疏散方向开启，安全出口宽度均为1.50m。500kV继电器小室火灾危险性类别为戊类，耐火等级为二级，建筑面 积125m2，整座建筑为一个防火分区，设置两个安全出口。220kV继电器小室火灾危险性类别为戊类，耐火等级为二级，建筑面 积130.0m2，整座建筑为一个防火分区，设置两个156、安全出口。（7）建筑物采取的节能、环保措施 在保证建筑使用功能和满足室内物理环境质量条件下，通过提高建筑围护结构保温性能、采暖空调系统运行效率和自然能源利用等技术措施， 降低建筑能耗，从而降低维护费用。在具体的建筑设计中，应注意以下方 面，以保证建筑节能。合理布置建筑物朝向，尽量利用自然采光，节约了配套建筑用电。各 主要房间均设置可开启的通风窗，采用自然通风，节约了配套建筑用电。 控制窗墙面积比，加强窗的保温隔热性能，采用节能型门窗结构，玻璃采用普通中空玻璃，降低制冷(或采暖)损耗。 在建筑设计方面，首先，考虑建筑外遮阳，以降低室内外热交换。其次，避免设置开敞的走廊与阳台。第三，减小开窗面积以157、减少热交换。 在构造设计方面，建筑外墙选用岩棉夹芯板，厚度按节能计算定。屋顶采用憎水聚苯乙烯泡沫塑料板或挤塑聚苯板作为保温层或隔热层。5.1.4.2.结构（1）建筑物 建筑物结构型式采用钢结构或钢筋混凝土结构。主控通信室、继电器小室为乙类建筑物。地震作用按 6 度设防烈度进行计算，抗震措施的设 防烈度按 7 度设防。主控通信室安全等级为一级，结构重要性系数为 1.1， 其余建筑安全等级为二级，结构重要性系数为 1.0。（2）500kV 构架500kV 构架柱采用圆形钢管结构，出线构架柱为“1”字型圆形钢管 柱，中间构架柱为“A”字型钢管柱，钢管柱结构采用法兰连接，构架钢 管采用圆形钢管。（3）158、 220kV 构架构架柱推荐采用圆形钢管，“A”字型结构，钢管柱采用法兰连接。 构架横梁采用三角形桁架梁，主材采用钢管，腹杆采用型钢，横梁主材法 兰连接。（4）主变构架 构架采用钢管人字柱构架结构型式，钢管接头均采用法兰连接。构架钢管采用圆形钢管。构架横梁采用三角形桁架梁，横梁主材采用圆钢管， 腹杆采用型钢。横梁主材法兰连接。（5）设备支架 所有设备支架均采用圆形钢管结构。（6）钢结构构件防腐处理 构、支架及其附件均采用热镀锌防腐。（7）主变压器基础及防火墙 主变压器基础采用钢筋混凝土板式基础，上设条形支墩。 防火墙采用框架+大砌块，墙体材料采用大砌块，水泥砂浆抹面。（8）构架上避雷针 构架上159、避雷针采用圆管型避雷针。5.1.4.3.地基处理 本期2#主变压器位于深填方区，采用直径600钻孔灌注桩基础。 220kV构架区域位于挖方区，采用混凝土环形杯口基础，以第层中风化泥质粉砂岩作为持力层。 主控通信室、警卫室、220kV保护小室等均区域均位于挖方区，采用独立基础，以第层粉质黏土作为基础持力层。500kV构架、主变基础、2#500kV继电小室位于深填方区，考虑采用直 径600钻孔灌注桩基础。站区西北角与东北角位置存在淤泥质粉质黏土下卧层，建构筑物考虑 采用直径600钻孔灌注桩基础。位于挖方区建构筑物基础采用天然地基，位于浅填方建构筑物基础采 用毛石换填至持力层。5.1.4.4.钢构件160、防腐 本工程所有室外钢构件均采用热镀锌防腐。凡不能镀锌处后现场安装时局部焊缝或镀锌层破坏处，均采用环氧富锌漆补刷，底漆和面漆各两道。5.1.5. 给排水5.1.5.1.站区供、排水条件5.1.5.1.1水源站址位于位于XX资兴市唐洞街道高牌村，省道216东北侧约700m。 根据前期收资，站址西南侧S219省道上有自来水管网，站内用水可从此处 引接，引接距离约1000m，因接管距离较长，为保证供水水压，站内设置 一台恒压给水机组。5.1.5.1.2站址区域现有排水条件 根据前期签订的协议，站址内雨水及经处理达标后的污水可排至附近沟渠或水塘，本工程考虑排至周边水塘。5.1.5.2.设计依据室外给水161、设计规范GB50013-2006室外排水设计规范GB50014-2016建筑给水排水设计规范GB50015-2003变电所给水排水设计规程DL/T5143-20025.1.5.3.给水系统5.1.5.3.1 用水量 设计用水量包括生活用水、管网漏失水量及未预见用水等。 因不设集中空调，不考虑空调用水，故无生产用水。 变电站设生活用水量详下表。生活用水量表序号名称用水量定额数量最高日用水量 (m3/d)最大小时用水量 (m3/h)备注1工作人员生活用水65(L/人d)20人1.300.16时变系数取3.02未预见及漏失水量0.20按15计3合计1.5本工程生产建筑物耐火等级为二级，建筑体积均小于162、3000m3，火灾危险性为戊类，因此本站建筑物不设置室内外消防给水系统。 本工程主变采用水喷雾灭火系统，主变本体、油枕设计喷雾强度为20L/(minm2)，油坑设计喷雾强度为6L/(minm2)，喷雾时间取0.4h。根 据火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006第11.5.3、11.5.5 条：采用水喷雾的主变压器消火栓需设置室外消火栓，且用水量不应小于 10L/S。主变消防用水量表序号名称消防用水量供水时间 (h)供水压力 (MPa)总水量（m/h）L/Sm/h1水喷雾灭火系统1204320.40.35水喷雾灭火系统2室外消火栓155430.35室外消火栓3合计合计由自来水管网163、引入一根DN100PE管接入站内后分别供消防水池和生活用水。5.1.5.3.2管材、接口及敷设方式 室内外生活给水管道采用PPR管，连接方式采用螺纹连接，室外管道敷设方式采用埋地，室内管道敷设方式采用明敷。5.1.5.4.排水系统站区排水包括有地面雨水、生活污水、含油废水等，排水方式自流排 放。站内排水采用雨污分流制，生活污水经化粪池处理后，采用定期清掏； 雨水由道路边的雨水口收集汇合后排至附近水塘，站区雨水管道采用HDPE 双壁波纹管，环刚度SN8。根据水文资料，本工程采用的暴雨强度公式如下：q=892 (1+0.67Lg P)/t0.57；q _ 暴雨强度(升 /秒.公顷)； t _ 降雨164、历时(分钟)；p _ 重现期(年)。 降雨历时采用15分钟，重现期采用3年，径流系数采用0.6。据此，变电站设计最大雨水流量为1300m3/h，雨水管道设计最大管径为1000，管 道设计坡降按0.3%。变电站最高日生活污水量为1.43m3/d，生活污水采用污水处理装置处 理后接入站区雨水管网。设置主变压器事故排油池1座，收集事故时变压器的事故排油，事故 后，及时清除油池内的事故油。单相变压器的油量约为55t，事故油池容 量按单台主变压器100%油量设计，选用有效容量为60m3的事故排油池。事 故油池具有油水分离功能，含油废水经事故油池油水分离后排入站区雨水 管。事故排油管道管径为DN250，材165、质焊接钢管，连接方式采用焊接。排水管道采用HDPE双壁波纹管，环刚度SN8，采用热熔连接，敷设方 式采用埋地。5.1.5.5防洪排涝 本工程站址场平标高为122.50m，高于百年一遇洪水位119.21m。5.1.6 采暖通风及空气调节5.1.6.1 设计范围 暖通专业设计范围：建筑物内的采暖通风与空调。5.1.6.2 设计原始资料1)室外设计参数 冬季大气压力：1019.6hPa，夏季大气压力：999.2hPa 冬季通风室外计算(干球)温度：4.6 冬季空调室外计算(干球)温度：-1.9 夏季通风室外计算(干球)温度：32.9 夏季空气调节室外计算(干球)温度：35.8 夏季空气调节室外计算湿166、球温度：27.7 室外风速：冬季平均2.3m/s，夏季平均2.6m/s2)室内设计参数根据民用建筑供暖通风与空气调节设计规范(GB 50736-2012) 、 火 力 发 电 厂 采 暖 通 风 与 空 气 调 节 设 计 规 程 (DL/T 5035-2004) 和220kV750kV变电所设计技术规程 (DL/T 5218-2012)中的有关规定 及工艺专业要求。主要房间的温、湿度设计参数如下。主要房间的温、湿度设计参数主要功能房间温度()湿度(%)新风量m3/(h.人)夏季冬季夏季冬季二次设备室3018227070-继电保护小室3018227070-监控室2628161870/30蓄电池167、室3018227070资料室2628161870/305.1.6.3 设计依据民用建筑供暖通风与空气调节设计规范GB 50736-2012；220kV750kV变电站设计技术规程DL/T5218-2012； 火 力 发 电 厂 采 暖 通 风 与 空 气 调 节 设 计 技 术 规 程 DL/T 5035-2004;5.1.6.4 采暖方案及设备选型湖南省属于非采暖区，不设采暖系统。 5.1.6.5 通风方案及设备选型1)继电保护小室、蓄电池室设事故通风系统，采用自然进风、机械 排风方式。4)卫生间、水泵房：采用墙面换气扇，保证室内的空气质量。5) 采用低噪声风机，保证变电站通风系统的外部噪声168、需满足现行国 标声环境质量标准GB3096和工业企业厂界环境噪声排放标准GB12348 规定的2类环境噪声要求，即昼间不超过60dB(A)，夜间不超过50dB(A)。6)设备选型如下表1低噪声轴流风机7200m3/h，960r/min，1.5kW台5继电保护小室2低噪声轴流风机1450m3/h，1450r/min， 0.06 kW， 台3蓄电池室3墙面排风扇APB15-A，L=258m3/h, N=23W台3卫生间5.1.6.6 空调方案及设备选型1) 二次设备内有发热量较大的电气设备。要在夏季最热月高温高湿 的环境下达到工作环境的要求，避免事故，必须有足够的空调制冷量，良 好的空气调节气流组169、织及温湿度监控调节。2) 在二次设备室的空调设计中，主要考虑采用风冷热泵型空调机， 空调机自带温湿监控调节系统。3) 10kV配电装置室发热量大，配置单冷性柜式空调，保证夏季室内 温度低于35。4) 其他舒适性房间如资料室，警卫室等采用能效比高的分体空调就 地布置方式，保证房间的温湿度要求。5)设备选型如下：序号名称型号单位数量备注1柜式冷暖空调机5P台11继电保护小室2柜式冷暖空调机5P台4二次设备室3柜式冷暖空调机5P台1监控室4柜式冷暖空调机3P台2会议室5分体壁挂冷暖空调1.5P台10资料室、休息室等6分体壁挂冷暖防爆空调1.5P台3蓄电池室5.1.6.7 采暖、通风及空调系统的控制站170、内空调机均附温控器，空调设备可根据设定温度自动运行。 5.1.6.8 采暖、通风及空调系统的节能环保措施主变压器室、电容器室以自然通风排热为主，当夏季室外温度较高， 自然通风无法满足要求的情况下机械通风系统自动开启降温，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、蓄电池室等房间空调选用能效比大于4的空调机。 通风机选用低噪音节能智能风机，同一通风量比一般风机节能50%。5.1.6.9 采暖、通风及空调系统的智能化a)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。b)通风系统的自动控制功能除实现温度感应、换气次数、事故排烟 外，应与消防系统连锁。5.1171、.7 消防5.1.7.1 概述5.1.7.1.1有关消防设计规范。建筑设计防火规范(GB 50016-2014)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB 50229-2015)建筑灭火器配置设计规范(GB 50140-2005)电力设备典型消防规程(DL 5027-2015)5.1.7.1.2 消防设计范围及界限 本工程消防设计范围为站区内，附近无消防站，按消防自救设计消防设施。本工程消防设计包括下列内容：总平面布置及建(构)筑物防火；移动式灭火器配置；火灾探测报警控制系统；消防供电及电气设备消防措施；通(排)风防火排烟。 5.1.7.1.3 消防主要设计原则1)本工程消防设计仅考虑站区内发生的各172、类火灾的防止和扑灭，立 足于自救。2) 本工程消防设计根据“预防为主，防消结合”的方针，按照有关 规程、规范及规定的要求进行站区消防设计，采取相应的防火措施，设置 必要的灭火系统。各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置 上充分考虑预防措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措 施，防止火灾的发生与蔓延。3)站区内建筑物火灾危险性别为戊类，耐火等级为二级，最大建筑 物建筑体积小于3000m3，站区(除主变区域外)不设置消防给水。5.1.7.2 消防措施5.1.7.2.1 站区总平面布置 站区总平面设环形车道，各建筑物间距满足防火要求，详见土建说明。5.1.7.2.2站区建(构)173、筑物 站区建(构)筑物耐火等级及火灾危险性分类见下表。建(构)筑物火灾危险性分类耐火等级主控通信楼戊二级继电保护小室戊二级室外主变器丙一级根据电气设备和建筑物的防火要求，按照建筑灭火器配置设计规范(GB 50140-2005)，在全站范围内设置ABC磷酸铵盐干粉灭火器、CO2灭火器 等移动式化学灭火器。每台主变压器旁设成品消防砂箱，内装1m3砂，并配推车式干粉灭火器。具体配置详见配置表。序号名称型号、规格及技术数据单位数量1推车式干粉灭火器50kg具82手提式干粉灭火器4kg具203手提式CO2灭火器7kg具205.1.7.2.3 电气设施变电站主变压器采用水喷雾灭火系统，主变本体、油枕设计喷174、雾强度 为20L/(minm2)，油坑设计喷雾强度为6L/(minm2)，喷雾时间取0.4h。 主变压器设有储油坑及事故排油管道，排油管道接至主变压器附近的 事故油池，供火灾事故时迅速泄空着火主变压器中的绝缘油，防止变压器火灾扩大。电缆及其他电气设备防火措施详见电气专业说明。 5.1.7.2.4 火灾报警控制系统火灾报警控制系统详见电气专业说明。 5.1.7.3 消防给水系统站区内建筑物火灾危险性别为戊类，最低耐火等级为二级，最大建筑 物建筑体积小于3000m3，站区(除主变区域外)不设室内外消防给水系统。 主变采用水喷雾灭火系统，水喷雾用水量为120L/S。主变压器消区域需设置室外消火栓，用175、水量为15L/S。 站内设消防水池和消防泵房。消防水池的有效容积为330m，由自来水对水池进行补水，补水时间不超过48h；消防泵房内设两套消防泵组。5.2. 苏耽500kV变电站500kV间隔扩建工程设想5.2.1. 电气一次部分 苏耽500kV变本期扩建1回500kV出线至XX东500kV变电站，位于9W间隔，布置于第3串，与规划的紫霞(2W)配成一个完整串，本期新建1个不 完整串，共上2台断路器。500kV电气主接线维持原接线方式不变，仍为一个半断路器接线。500kV设备采用户外AIS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。500kV配电装置已预留扩建部分场176、地，设备布置形式与原有500kV配电 装置一致，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。本期扩建的XX东9W间隔与紫霞(2W)配串，布置于 第3串，新建一个不完整串，上2台断路器。更换串内母跨线及设备连接线。 更换母跨线时，母线需停电。5.2.2. 系统保护和安全自动装置 苏耽XX东500kV线路(45km)为新建线路，拟配置与对侧XX变东变一致的双套光纤电流差动保护。苏耽变为常规站，线路保护采用模拟量采样、 接点跳闸。本期扩建的500kV出线位于第四串8W出线位置，与已有的紫霞(3W)配成 一个完整串，本期完善1个不完整串。共上1台断路器。本期新上断路器177、保 护1套，组屏安装。5.2.3. 调度自动化 苏耽500kV变电站的500kV电压等级设备由华中网调调度，本期500kV变电站运行管理模式和信息传送方式均维持不变。 本工程远动无需新增设备，其遥测、遥信信息与电气二次共用测控装置采集；苏耽衡阳东500kV线路为华中网公司计量关口点，配置双向多功 能主、备双表。5.2.4. 电气二次 苏耽500kV变配置有一套南瑞科技NDS500计算机监控系统，站控层设备按远景一次上齐，本期只考虑监控改造完成后相应的接入修改。 本站500kV第四串8W线路在现有屏柜上预留1台线路测控装置的安装位置； 5043断路器间隔配置了置1台NSD500线路测控装置，于2178、009年投运，考虑运行年代已久，本工程予以更换，其中500kV第四串线路测控按 本期规模上1台线路测控装置和更换1台5043断路器测控装置，安装在原来 屏柜预留位置。5.2.5. 土建部分5.2.5.1.工程概况苏耽 500kV 变电站位于XX市北湖区华塘镇，于 2009 年建成投产。 本期在苏耽 500kV 变电站内扩建 500kV 出线间隔一个回。苏耽 500kV变电站为已建变电站。一期 500kV 配电装置场地位于站区北侧，向北、 西、东三个方向出线。本期扩建 9W 间隔，往东出线。本期扩建的所有内容一期工程均已预留位置。本期扩建工程全部在 变电站原预留位置内完成，不需要新增加用地。5.179、2.5.2.竖向布置 变电站为平坡式布置，本期扩建场地设计标高与原场地设计标高一致。站区总平面布置根据一期预留位置布置，各基础定位参照已施工完 毕的 500kV 配电装置及各设备支架中心线。所区采用生活污水、雨水合 流制排放。5.2.5.3.管沟布置 与原站基本保持一致，一期电缆沟道已施工完成，本期修复由基础施工损坏的电缆沟。5.2.5.4.道路及场地处理 站内道路根据消防，运行检修及设备安装的要求，各电压等级均设环形通道，道路为混凝土路面，采用公路型路面。 本期道路及场地处理与原站保持一致。5.2.5.5.征地拆迁及设备移改的内容 与原站保持一致，本期无征地拆迁及设备移改项目。5.2.5.6180、.主要技术经济指标 本期扩建工程新建项目及新上设备支架见下表：扩建工程新建项目一览表编号名称及规格单位数量1断路器基础m324040 立方米/座2端子箱基础座33钢管支架t16.14绿化地坪恢复m215505新建电缆沟m900.60.6m 砖砌6电缆沟恢复m151.01.0m 砖砌7级配碎石垫层m31308余土外运m3923其中石方 100 方，运距5km9镀锌钢管m50D20010毛石换填m325511操作小道及绝缘地坪m22405.2.5.7.建筑本期无新增建筑物。5.2.5.8.结构（1）设计主要技术依据所 址 区 域 及 场 地 稳 定 性 较 好 ， 根 据 建 筑 抗 震 设 计 181、规 范 (GB50011-2010)2016年版A.0.18，本工程抗震设防烈度为6度，地震动峰 加速度0.05g，地震动反应谱特征周期为0.35s。根据2012年版建筑结构荷载规范，本工程基本风压: 0.35kN/m2， 基本雪压: 0.45kN/m2，雪荷载准永久系数分区为区。地下水对混凝土具微腐蚀性。（2）辅助与附属建筑物 与原站保持一致，本期无增改项目。（3）配电装置支架 原站扩建间隔支架采用了钢管杆，本期与原站保持一致，支架基础采用素混凝土杯口基础，设备基础采用大块式混凝土基础。（4）全站建、构筑物地基与基础 根根据前期资料，扩建间隔位于挖填方交界区，挖方区基础拟采用天然地基，浅填方182、基础采用C15毛石换填至持力层。（5）构筑物定位原则 本次工程配电区域构筑物基础中心尺寸定位均已临近的构架中心线或建筑中轴线为定位基准线。6. 直流融冰工程设想 在XX东变电站内装设一套直流融冰装置，采用直流融冰装置采用整流变+十二脉波二极管整流，含交流电源输入，经整流变压器、整流部件、 感应电压抑制部件、内部串并联隔离开关、直流输出组合隔离开关等装置 和设备后，输出直流电流，输出的直流电流经过铝合金管母连接到500kV 出线、220kV出线，实现给220kV和500kV的任意一条线路融冰。结合变电站本体的设计，将直流融冰装置布置于 220kV 配电装置东侧。 交流电源从变电站#1 主变 35183、kV 侧融冰间隔采用电缆接入。交流输入电源隔离开关及整流变压器布置在户外；整流部件、感应电压抑制部件、 内部串并联隔离开关、直流输出组合隔离开关等布置在直流融冰室内。交 流输入隔离开关与整流变采用管母线连接，整流变压器与融冰室内设备采 用铝合金管母连接。输出的直流电源采用架空铝管母线与 500kV 隔离开关 相连，采用架空铝管母与 220kV 线路连接，融冰时采用临时导线连接实现 融冰。7. 送电线路路径选择及工程设想7.1. 工程概况XX苏耽-XX东500kV线路起自已建500kVXX苏耽变电站，止于待建XX东500kV变电站，全长约43.3km，除XX东变进出线采用双回路终 端塔架设，XX184、苏耽进出线段约2.6km用双回路架设（备用侧不挂线）， 其余段均采用单回路架设，本工程设计基本风速27m/s，设计覆冰15mm， 导线采用4JL3/G1A-630/45钢芯高导电率铝绞线，单回路段地线一根采 用JLB20A-120铝包钢绞线，另一根地线采用48芯OPGW复合光缆，双回路段 和“三跨段”采用双OPGW复合光缆，线路全线途经XX市北湖区、苏仙区、 资兴市境内。双回路部分铁塔型式采用5E7模块铁塔，直线塔塔型有5E7-SZC1、 5E7-SZC2，转角塔塔型有5E7-SJC1、5E7-SJC4，终端塔塔型有5E7-SDJC。 双回路直线塔、耐张塔采用鼓型塔。单回路部分铁塔型式采用5B185、2模块系列铁塔，直线塔塔型有5B2-ZBC1、 5B2-ZBC2、5B2-ZBC3、5B2-ZBC4、5B2-ZBCK，转角塔塔型有5B2-JC1、5B2-JC2、5B2-JC3、5B2-JC4、5B2-DJC。单回路直线塔采用酒杯型塔，单 回路耐张塔采用干字型塔。7.2. 路径方案结合现场勘查及向当地政府各职能部门的回复意见情况，本工程线路 路径在肖家坳-冲头段提出东、西两个路径方案：东方案43.4km，西方案 43.3km，经综合技术经济比较，推荐采用西方案。8. 光纤通信8.1. 光缆建设方案500kV部分：沿苏耽XX东500kV新建线路同杆塔架设1根48芯OPGW 光缆，路径长度43.186、3km。苏耽侧出线2.6km双回共塔段2根地线均采用48芯 OPGW光缆（一根预留），另三跨段地线按照双48芯OPGW考虑。XX东、苏 耽变进站采用48芯普通非金属阻燃光缆，新建光缆纤芯均按照G.652D考 虑。相关220kV部分：沿XX东白露塘侧改接点220kV双回新建线路各架 设1根36芯OPGW光缆，形成XX东白露塘双回36芯光缆路由；沿XX东碧塘、XX东塘溪、XX东焦岭220kV I/II回新建线路各架设1根36 芯OPGW光缆，形成XX东碧塘双回36芯光缆路由；220kV焦朝阳线路剖 入XX东，沿XX东焦朝线剖接点220kV新建线路架设1根24芯OPGW光 缆，焦朝线剖接点朝阳220187、kV老线路段更换1根普通地线为24芯OPGW光 缆，老线路三跨段采用双光缆，更换2根普通地线为24芯OPGW光缆，最终 形成XX东朝阳24芯光缆路由。8.2. 光纤通信网络建设方案 华中光纤通信网络：在XX东配置1套华中网层10Gb/s光传输设备，建设苏耽XX东2.5Gb/s光纤通信电路，光口按1+1配置，苏耽变北电设 备扩容光接口板。XX东在苏耽变接入华中网光纤通信网络。湖南省光纤通信网络：XX东配置2套省网10Gb/s光传输设备，建设 苏耽XX东、苏耽XX东10Gb/s光纤通信电路，光口按1+0 配置；随220kV光缆建设XX东朝阳、XX东塘溪10Gb/s光纤 通信电路、XX东白露塘、XX188、东塘溪、XX东焦岭、郴 州东碧塘、XX东焦岭、XX东白露塘、XX东碧塘 2.5Gb/s光纤通信电路，光口均按照1+0配置。XX东站内双设备采用10Gb/s光口对接。 本工程现有NEC网络维持不变，相关电路跳纤恢复；现有省网OTN/PTN网络维持不变，相关电路跳纤恢复。 XX地区光纤通信网络：XX东考虑配置XX地网层10Gb/s光传输设备1套，将XX东插入XX地区10Gb/s核心环网中，建设形成塘溪XX 东碧塘焦岭东江后方塘溪10b/s核心环网，建设XX东朝阳 2.5Gb/s电路，将原白露塘焦岭2.5Gb/s电路随光缆调整为白露塘XX 东。9. 环境保护9.1. 站址区域环境现状 经现场踏勘了解189、：湖南XX东500kV输变电工程，九里洞站址和高塘村站址隶地处湖南省XX市资兴市境内，属于资兴市高牌村，位于资兴市 西边，距新区约5公里，东高码村交界，南与文昌阁村交界，西与江背村 为界，北与高塘村交界。站址区域为丘陵地貌，地形起伏较小。地表植被 茂盛，以杂树、灌木为主，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。9.2. 生产废水、生活污水处理措施和达到排放的标准 本工程正常工况下站内无工业废水产生，污水主要是间断产生的含油废水和生活污水。 含油废水来于变电站内的变压器和电抗器为了绝缘和冷却的需要，其外壳内190、装有的大量变压器油，在发生事故时将冷却用油排空，事故油在排 入事故油池贮存中(不向外排油)可能产生少量含油废水；另外设备检修时 也会产生少量含油废水。工程考虑设集油池油水分离，油回收，废水达标 外排。变电站站区的生活污水及雨水采用分流制管网排水系统，生活污水经 地埋式一体化生活污水处理装置处理，达标后达标后直接接入雨水管网。污水排放执行污水综合排放标准(GB 8978-1996)中一级排放标准。9.3. 噪声源及相关控制措施9.3.1. 噪声源变电站变压器(冷却风扇和铁芯电磁声)、断路器、火花及电晕放电等 会产生较高的连续电磁性和机械性噪声。变电站的噪声主要以中低频为 主，变压器、高压电抗器噪191、声水平一般为7080dB(A)，低压电抗器噪声 水平一般为66dB(A)以下。设计考虑站界排放噪声执行工业企业厂界环境噪声排放标准(GB 12348-2008)2类标准。9.3.2. 噪声控制措施1) 在设备选型时选用符合国家噪声标准的设备，对产生噪声的设备 在定货时向制造厂家提出降低噪声的要求，低于70dB(A)，优选低噪声的 主变压器。2) 优化总平面布置，将站内建筑物合理布置，各功能区分开布置， 将高噪声设备相对集中布置，充分利用场地空间以衰减和阻隔噪声。3) 对电晕放电的噪声，选择高压电气设备、导体等以及按晴天不出 现电晕校验选择导线等措施，减小电晕放电噪声。4）根据环评要求围墙上布设192、隔声屏障。9.4. 电磁辐射防治 变电站电磁污染主要来自所内的高压电力设备产生的工频电场、电磁辐射和无线电干扰。为了防治电磁辐射污染，在设计配电装置时根据工程 具体情况采取以下措施：尽量不要在电气设备上方设置软导线；对平行跨导线的相序排列避免 或减少同相布置，减少同相母线交叉与同相转角布置。适当提高电气设备及引线的安装高度。将控制箱等操作设备布置在较 低的场强区。对人员经常活动且场强较高的地方，设屏蔽线或设备屏蔽环， 围栏高1.8m。另外，在超高压配电装置内的设备、母线和设备的连接线，将形成向 空间辐射的高频电磁波，从而对通信、广播电视产生干扰。配电装置无线 电干扰的控制作如下考虑：在设备的高193、压导电部件上，设置不同形状和数量的均压环或罩。 设备定货时，对设备的无线电干扰允许值(标准值)作出要求。 湖南XX东500kV输变电工程类比监测结果中围墙外工频电场强度最大值为1236V/m，磁感应强度最大值为1247nT，各因子均满足4kV/m、0.1mT、 55dB(V/m)相应的标准。因此，本工程投运后围墙外的工频电场强度、磁感应强度估计均能够满足工频电场强度居民区4kV/m，磁感应强度0.1mT标准的要求。9.5. 固废处理变电站蓄电池是站内电源系统中直流供电系统的重要组成部分，主要 担负着为站内二次系统负载提供安全、稳定、可靠的电力保障，确保继电 保护、通信设备的正常运行。目前，国内194、变电站直流系统的蓄电池大多数都是用阀控密封铅酸蓄电 池。蓄电池经过一定时间的使用后，常因活性物质脱落、板栅腐蚀或板极 变形、硫化等因素，而使容量降低直至失效。变电站铅酸蓄电池使用年限不一，一般浮充寿命为10年左右。500kV 变电站一般安装两组110V 435Ah免维护蓄电池。废弃铅酸蓄电池属于危险 废物，变电站铅酸蓄电池失效后，应收集到专用的储存室贮存，收集的废 弃铅酸蓄电池委托有资质的单位进行回收处理。9.6. 结论 本新建工程设计满足国家环境保护、水土保持有关法律、法规要求，工程建设不会造成环境破坏和水土流失，工程建成后既能发展经济，又能 有效防止水土流失，满足环境保护的要求。10. 水195、土保持10.1. 变电站水土保持（1） 扰动原地貌、损坏土地和植被面积 湖南XX东500kV输变电工程站址由于工程的建设将对站址区域自然地表产生破坏和扰动，以及对这部分水土保持措施的长期占用，使得站址 区域的自然地表植被、地面组成物质以及原有地形地貌所具有的水土保持 功能遭到破坏。（2） 水土保持治理责任范围 按照“谁开发、谁保护”、“谁造成水土流失、谁负责治理”的原则，湖南XX东500kV输变电工程征地范围属于本工程水土保持措施防治责任 范围。因本工程建设使站址区域内原有地表植被、地面组成物质以及地形地 貌受到扰动，失去植被的防冲、固土能力，也使自然稳定状态受到破坏， 可能产生冲刷、跨塌现象196、，增加新的水土流失。因此，必须采取相应的水 保措施，防止水土流失。本工程征地面积，包括站区围墙内用地面积、进站道路和站外排水沟 用地面积等，均属于本工程水土保持措施防治责任范围。（3）水土保持防治目标 根据变电站建设和生产运行的特点，按照“预防为主、保护优先”的基本要求，本工程防治水土流失的水土保持措施，采用工程措施为主的防 治方案，并兼顾植物措施和临时措施。本工程在建设过程中，通过实施水土保持工程措施，预防和治理防治 责任范围内的水土流失，控制和减小工程建设造成的水土流失。工程项目 完成后，通过治理水土流失保证本工程安全生产，促进工程地区生态环境 建设。1) 工程建设中产生的废弃土石渣必须堆197、放当地相关部门指定的堆 放地，不得向河流和堆放地以外地点倾倒。2) 利用有效、可行的工程措施与植物措施，预防和治理工程建设导 致的新增水土流失，使防治责任范围内人为造成的新增水土流失得到有效 控制。3)与工程主体设计相结合，采取拦、挡、绿化、复耕等永久或临时 措施，使水土保持设施既满足水土保持的要求，也满足工程安全的需要。 4)对站区内道路及广场表面进行硬化固土处理，对开挖破坏原植被的地点，经实施整治后，恢复其原有的水土保持功能。（4） 水土保持措施 水土保持措施包括工程措施、植物措施和临时措施等等。可有效地防治水土流失，保证变电站的安全运行。10.2.输电线路水土保持（1）输电线路水土保持及198、环境保护设计原则 国家在发展经济的同时，对环境保护工作给予了高度重视，在输变电工程建设中，各级建设部门高度重视环境保护和水土保持工作，认真贯彻 “预防为主，全面规划，综合治理，因地制宜，加强管理，注重效益”的 水土保持方针，不断加大对水土保持和生态环境建设的投入，坚持开发与 保护并重，积极防治水土流失，改善生态环境，实现输变电工程建设可持 续发展。虽然输电线路工程是清洁生产项目，无工业废气、固体废弃物产生， 但输电线路建设占用土地资源较多，破坏局部生态环境，造成水土流失， 运行产生工频电磁场、无线电干扰、可听噪声等影响周边环境。为实现输 电线路工程建设可持续发展的需要，减少环境破坏和水土流失，199、对环境保 护和水土保持方案提出了更高的要求。在水田的杆塔环保设计主要原则：在水田的杆塔，一般不允许降低基 面，不宜改变原有水田间的关系，水田中的铁塔有高差时，配置全方位塔 腿和高低基础。铁塔基础一般升出基面0.8m，以便余土就地堆放，避免或 减少余土外运。（2） 输电线路综合基面治理1)基面外设排洪沟、排水沟，防止水土流失。2)砌护坡和挡土墙，保护基础边坡。3)采用人工植被，保护基面和边坡。4) 弃渣处置，本着就近、经济的原则，首先用于塔座基面四周的平 整。就地堆放在铁塔附近较平缓的坡面，使土石方就地堆稳，确实无法堆 稳时，修建挡土墙，不允许余土流失山下，影响生态环境。（3） 输电线路施工措施200、 做好送电线路水土保持工作除了设计上采取措施外，还需靠施工单位 采取及时、有效的施工措施，最终实现水土保持的目的。为保证工程建设完全满足水土保持的要求，对施工临时道路、施工牵张场、施工临时占地和弃渣点等工程临时占地也提出相应的水土保持要求。 对施工临时道路，设置集中弃渣点并做好防护，预防水土流失，妥善解决路基路面的排水问题，减少冲刷。对牵张场地一般选择较为平坦的荒 地，注意文明施工对场地的保护，不得大面积砍伐树木、损坏林草。对施 工临时占地破坏的原有地貌，应清理残留在原地面的混凝土，利于植被尽 快恢复生长，滚落至山下的水田、旱土、水塘、水库、水渠、道路及房周 围的滚石，必须清除，保护生态环境，201、对占用土地采取复耕、种植等措施 恢复或改善原有的植被状况，有条件的播撒草籽或种植被。10.3.结论 本新建工程设计满足国家环境保护、水土保持有关法律、法规要求，工程建设不会造成环境破坏和水土流失，工程建成后既能发展经济，又能 有效防止水土流失，满足环境保护的要求。11. 节能分析11.1. 系统方面的节能分析11.1.1.系统方案合理 当前，湘南电网仅维持“长阳铺紫霞苏耽船山长阳铺”的“口”字型环网结构，新建XX东500kV输变电工程，可构建湘南电网“长阳铺 船山宗元紫霞苏耽船山紫霞长阳铺”、“船山苏耽XX 东衡阳东船山”的“日”字型双环网，极大加强湘南500kV网架，提 高供电能力。永州南部202、及XX电网通过“宗元紫霞”、“船山苏耽”2回500kV 线路和“宗元新田”、“烟州苏耽”、“龙塘碧塘”、“朝阳焦 岭”、“竹园罗霄”5回220kV线路与湖南主网相连，且“烟州苏耽”、 “龙塘碧塘”、“朝阳焦岭”均为400平方毫米小导线截面。2021/2022 年，若不新建XX东变，枯大方式下东江湖电厂开机2台时，若船山苏 耽500kV线路故障或检修，龙塘碧塘线路传输潮流达254/268MW，过载；若 大 塘 冲 下 东 线 路 故 障 或 检 修 ， 大 塘 冲 朝 阳 线 路 传 输 潮 流 达 206/237MW，重载。2022年，若不新建XX东变，丰小方式下XX风电、 水电大发时，龙塘碧203、塘线路传输潮流达214MW，重载。众多小导线截面 影响供带能力有限，网损偏大。XX东500kV变建成后，2021年（本期）新建苏耽XX东500kV线路， XX衡阳东500kV线路。2021年，将白露塘至焦岭双回220kV线路白露塘 侧改接入XX东变；新建XX东至塘溪双回线路，利用现有焦岭至塘溪线 路焦、鲤鱼江至塘溪线路（已停运）线路廊道；将碧塘至焦岭线路碧塘侧 改接入XX东变，对原碧焦线小截面段进行增容改造，并新建至碧塘变第 二回220kV线路，形成XX东至碧塘双回220kV线路；焦岭至朝阳线路剖入 XX东，并将新形成的XX东至焦岭线路增容；新建XX东至焦岭第二回 线路；新建XX东至东江湖双回204、线路。建成XX东500kV变后，年电能损失减少约1279万kWh，约折合标煤 4349t(供电煤耗340g/kWh估算)。11.1.2.导线截面选择合理 根据交换功率的计算结果，500kV新建线路导线截面选择4630mm2，220kV新建线路导线截面选择2630mm2，可满足经济送电要求，根据系统 潮流计算，能够满足本期和远景电力输送要求，远景适应性强。11.1.3.合理配置无功装置，优化全电网电能损耗 为了补偿线路、变压器无功损耗，XX东变(11000MVA)本期装设260Mvar低抗，360Mvar低压电容器组。可以使本变电站相关线路潮流 功率因数在0.95以上，线路运行经济；变电站经无功205、补偿后，正常方式及 相关主变“N-1”方式下，其主变的负载率为5570%，功率因数在0.96左 右，说明主变运行在安全、经济范围之内。为优化运行调度、优化运行创 造条件。11.2. 变电方面的节能设计结合XX东500kV变电站新建站具体特点，在变电工程设计中主要从 以下几个方面贯彻国家关于节能降耗的要求。11.2.1.科学选择变电站主设备，降低设备运行损耗 变电站设备在分配和输送电能环节中起着不可或缺的作用，但这些设备在运行时也必然产生能源损耗，所以有必要科学、合理地选择设备结构 型式和主要参数，降低设备的运行损耗。下面，以部分设备为例，说明本 工程在设备选择方面对节能降耗的体现。11.2.1206、.1. 主变压器选型的节能降耗因素 变压器的损耗主要是包含电流流过线圈导体发热而产生的负载损耗以及由于电磁感应效应在铁芯中产生的空载损耗，此外包括漏磁产生的杂 散损耗和风扇、油泵等辅助设施运行时产生的辅助损耗。变压器的损耗与变压器结构和材料关系密切，一般情况下，单相变压 器的损耗高于三相变压器；三相三绕组变压器的损耗高于三相自耦变压 器；而有载调压变压器的损耗高于无励磁调压变压器。虽然由于大件运输 条件的制约本工程只能采用单相变压器，但为了达到节能降耗的目的，在 确定变压器的结构型式时，推荐采用了自耦、无励磁调压变压器；在变压 器技术规范中，把损耗的大小作为订货的其中一重要考虑因素，鼓励厂家 207、优先选用高性能、低损耗的电工产品，从根源上确保节能措施的落实。另 外，为了降低变压器散热器的损耗，优先选用效能高、功率小、噪声低的 风扇组，把辅助损耗降到最小。通过仔细分析损耗产生的主要原因，有针 对性地采用自耦、无励磁调压、低损耗的500kV主变压器，把损耗降到最小。11.2.1.2. 合理选择导体，减少电能损耗 在导体选择时，也考虑了降低其电能损耗的因素。我们知道，导体截面越小，导体单位长度的电阻就越大，电流流过导体时的损耗也越大。为 此，本工程在选择导体时，不但按照导体长期允许载流量来选择导体，而 且对全年负荷利用小时数大、母线较长、传输容量大的回路中的导体，按照经济电流密度来选择截面。208、由于按照经济电流密度选择的导体截面要大 于按照导体长期允许载流量选择的导体截面，从而减小了导体电阻，降低 了运行时的电能损耗。11.2.2.减少变电站的占地面积节约资源和能源 节约用地是我国的基本国策。根据以往工程经验，结合目前国内同规模变电站的最新设计水平，本次设计主要采取了以下几方面的措施，以达 到减少站址占地目的。11.2.2.1. 科学选择设备以减少变电站占地面积500kV、220kV配电装置是变电站占地的重要组成部分，本站500kV、220kV屋外配电装置采用HGIS设备，与户外AIS方案布置相比，大大减少了 占地面积。此外，本变电站设计对国家电网公司输变电工程通用设计 330750209、kV变电站模块化建设（2017年版）500-B-5方案的500kV模块进 行了优化，本站相对通用设计500-B-5方案增加2回500kV出线，其中第一 串利用2+1型HGIS断路器垂直布置，实现了低层侧向出线，大大节约了占 地面积。220kV模块参照500-B-4方案设计，相对于AIS设备，大大减少了 占地面积，相对于GIS设备，减少了运维费，扩建接续费和停电过渡电量 损失费。11.2.2.2. 建筑物尽量采用联合建筑 把配电装置的保护继电器室因地制宜的放在各配电装置内的空余处(例如架空导线的下方)，以有效利用土地。500kV继电器小室布置于构架 下，220kV继电器小室布置于HGIS设备与道210、路之间的空地。11.3. 建筑物及辅助系统采用多种措施节能降耗11.3.1.建筑本体的节能降耗11.3.1.1. 在保证建筑使用功能和满足室内物理环境质量条件下，通过提高 建筑围护结构保温性能、采暖空调系统运行效率和自然能源利用等 技术措施，降低建筑能耗，从而降低维护费用。本项目位于湖南省湖南XX东市，依据建筑气候区划标准GB 50178-93，该地区属于 B夏热冬冷地区。此区域对建筑的基本要求是建 筑物必须满足夏季防热、遮阳、通风降温要求，冬季应兼顾防寒；建筑物 应防雨、防潮、防洪、防雷电。在具体的建筑设计中，应注意以下方面， 以保证建筑节能。1)合理布置建筑物朝向，尽量利用自然采光，节约了211、配套建筑用电。2) 各主要房间均设置可开启的通风窗，采用自然通风，节约配套建 筑用电。减小开窗面积以减少热交换。考虑建筑外遮阳，以降低室内外热 交换。窗上设置雨棚，兼顾遮阳和防雨的功能。3)控制窗墙面积比，加强窗的保温隔热性能，采用节能型门窗结构， 玻璃采用5+6+5厚普通中空玻璃，降低制冷(或采暖)损耗。4) 在构造设计方面，建筑外墙选用200厚的混凝土空心砌块，并加 上玻化微珠保温砂浆。屋顶采用挤塑聚苯板(厚度由节能计算得出)作为保 温层或隔热层。11.3.1.2. 建筑物内采用节能型照明电器，减少照明能耗。11.3.2.辅助系统选用节能产品 在设计变电站辅助系统时，也尽可能选用节能产品。212、例如，在选择变电站照明灯具时，我们选用了绿色、环保的节能灯具。在相同的照度下， 高效节能灯具比传统的电感镇流器灯具节能4550%，线电流下降约3倍， 且自身基本不发热，最大限度地节约了能耗。主要建筑中的卫生洁具采用节能和节水型，给水系统采用一体化给水 机组，虽然投资略有增加但建少了电能和水资源的消耗。11.3.3.辅助系统设计优化实现节能降耗 在照明灯具的配置上，根据工艺要求，区别照度设计，减少灯具设置。 采用新型空调系统如工业用柜机取代原来的普通分体空调等制冷设备，可以根据实际需要量灵活制冷和采暖，减少能耗。11.4.降低变电站站用电量 降低站用电主要需要从两个大的方面着手，一方面从站用负荷213、考虑，减少用电负荷，工程中优先采用操作和运行能耗少的电气设备，采用绿色 照明、空调系统等。另一方面从站用电系统的设备本身考虑，主要有以下 几个方面。11.4.1.合理选择站用变压器容量 变压器运行的经济性，是合理选择变压器容量时要考虑的重要因素之一。分析表明，当变压器的负载损耗Pk等于空载损耗Po时，变压器的功率 损耗最小，运行效率最高。而根据变电站站用变压器的运行特点，尽可能 使变压器处在经济运行区，是降低变压器损耗的一种方法。根据实际的站 用负荷预测，本工程站用计算负荷约704kW，两台站用变压器容量均选择 为800kVA。11.4.2.选用节能型变压器 采用11型节能变压器，该变压器具有214、优良的电气、机械和绝缘耐热性能，抗短路与过负载能力强，空载损耗、空载电流及噪音大幅降低，有着 确实的节能效果。其结构采用代替传统结构的特殊卷铁心材料，其空载损 耗降低30%，空载电流降低5080%，噪音降低610dB(A)，是新型的节能 新产品。S11与S9变压器节电效果分析如下：(以800kVA为例来说明)项目S11800kVAS9800kVA额定电压3642.5%/400V3642.5%/400V额定电流12.83/1154.7A12.83/1154.7A阻抗电压6.5%6.5%空载损耗1230W1757W负载损耗9900W11640W从上表中可以看出S11型变压器空载损耗比S9型变压器平215、均下降30%，负载损耗平均下降15%。每年S11型变压器节电为：(以800kVA变压器为例 来计算)(11640-9900)+(1757-1230)24365=19858(千瓦时)。11.4.3.优化站用电接线 根据建设规模设计站用变压器规模，结合分期建设的具体要求，分阶段安装站用变压器，减少工程阶段投资和变压器损耗。根据工程需要必须 设置工作与备用变压器，为更好的节能降耗，运行采用明备用方式，即一 台工作变压器运行，另一台变压器备用，根据需要通过投切装置切换。而 如果采用暗备用方式，即两台变压器均投入运行，分别带部分负荷，则将 增加大大变压器的损耗。11.4.4.精确计量站用电量 在站用变前216、安装高精度计量表计，准确计量站用电量，为考核和评估站用电量提供依据，从而促进节能降耗。11.5. 线路方面的节能设计11.5.1.路径选择 本工程通过现场进行实地踏勘，调查影响路径的障碍，优化方案完全避开了沿途XX市北湖区华塘镇规划、苏仙区五里牌镇规划、许家洞镇规 划和西河风光带、马头岭乡规划、资兴市资五工业园、永兴县城市规划、 衡阳地区的耒阳市城市规划、衡南县规划及衡东县规划、采石场、永兴丹 霞国家森林公园、长鹿旅游度假区、耒阳某军用机场基地、飞天山国家地 质公园、苏仙岭国家风景名胜区、龙女温泉度假风景区、旅游区、76325 部队仓库、7320化工厂炸药库和上架村兴旺采石场等主要障碍物及比较217、密 集的房屋群，使得路径走向更加合理，减少线路长度及跨越林区长度，减 少房屋拆迁量，更加方便施工和运行，充分体现了以人为本，减小工程建 设对人民群众生活扰动的思想。11.5.2.导线选择 导线的选择主要是对导线经济电流密度、允许发热条件下线路极限输送容量、表面场强、起晕电压、电晕损耗、地面场强、可听噪声和无线电 干扰的控制，应在满足设计标准的前提下，使得设计方案最经济、环保。 本工程线路导线采用JL3/G1A-630/45高导电率钢芯铝绞线，降低了线损， 能源利用率高。11.5.3.地线选择 一般线路地线型式的选择主要是按满足线路的机械、电气两方面的要求来决定的。经 计 算 比 较 ， 郴 州218、 苏 耽 - 郴 州 东 500kV 线 路 OPGW 光 缆 采 用 OPGW-15-120-1，分流地线采用JLB20A-120铝包钢绞线；XX东衡阳东 500kV线路OPGW光缆采用OPGW-15-120-1，分流地线采用JLB20A-120铝包钢 绞线，以减小所选OPGW的热容量和截面，从而降低杆塔负荷和工程造价。11.5.4.金具为了防止电晕和涡流损失，防振锤采用线夹为铝合金材料的预绞丝防 滑型产品。其余金具均采用国家定型标准金具，要求所有金具均通过电晕 和噪音型式试验。11.5.5.相序本工程双回路段的相序采用逆相序排列，有利于降低地面合成场强， 减小房屋拆迁范围。11.5.6.塔219、型选择本工程双回路直线塔采用鼓形三层横担塔型，双回路转角塔采用鼓形 四层横担塔型。塔型双回路直线塔双回路转角塔单 线 图呼高(m)27572136所需走廊宽度小；结构形式简单；杆件所需走廊宽度小；结构形式简单；杆件优点受力、传力明确清晰，塔身高度降低， 杆件受力最为优化；中、下横担压杆长受力、传力明确清晰，杆件受力最为优 化；中、下横担压杆长度减小；设计、度减小；设计、运行经验丰富。运行经验丰富。双回共塔架设能够减少走廊占地50%，并减少拆迁房屋约30%。11.5.7.推广采用高强钢 推广采用Q420高强钢，本工程各塔型采用的Q420高强钢比例全部到达30%。11.5.8.基础选择 当前输电线220、路工程建设中，环境保护是一个突出的问题，如何减少土石方开挖量、如何尽量减少对生态环境的破坏，日益受到各方面的重视， 本工程推荐铁塔采用全方位高低塔腿，配合升高基础，以到达“零”降基 的设计目标，减少土石方开挖量，减少水土流失。根据目前国内常用的自立式铁塔基础型式应用情况，充分结合本工程 的地形、地貌和地质情况，考虑到安全经济、方便施工运行，减少对环境 的影响和水土流失，最大限度的满足节能降耗要求，通过初步比较分析， 本工程拟用以下基础型式：掏挖式基础、斜插式基础、直柱式大板基础、 阶梯式基础及岩石嵌固基础等基础型式。现分别就以上五种基础型式，针 对、类地质条件下不同的基础型式进行技术经济分析，221、通过 对工程经济指标的优化控制，合理的选择基础型式，在基础设计过程中达 到节能降耗的目的。11.5.8.1. 类地质条件下基础技术经济比较 类地质条件为强风化砂岩板岩、 无地下水、 地基承载力 300 500kPa，经技术经济比较，各型基础比较见表6-1。表11-1类地质条件下一基铁塔基础技术经济比较表材料指标基础型式砼 (m3)钢材 (kg)基坑土石方 (m3)造价 (元)嵌固式基础2.128500.82.1285186掏挖式基础11.008890.811.40015058斜插式基础12.2401488.0161.217740直柱式大板基础19.9602008.0168.025014阶梯式基222、础25.6322052.0226.035444由上表可知，嵌固式基础比掏挖式基础、斜插式基础、直柱式大板基础、阶梯式基础在砼、钢材、基坑土石方、造价等各方面均有大幅度节省， 其中每基比掏挖式节省砼8.88m3，节省投资约9872元，比阶梯式基础节省 砼23.504m3，节省投资约30258元。嵌固式基础的使用不仅节省了砼和投资，而且还大大减少了对原状土 的破坏。由上表可知，每基比斜插式、直柱大板式、阶梯式等大开挖基础 的基坑土石方少开挖达159224m3。因此，在岩石地带使用嵌固式基础， 可大大减小对原状土的破坏，有利于环境保护和水土保持，节能效果明显。11.5.8.2. 类地质条件下基础技术223、经济比较 类地质条件为硬塑粉质粘性土、 无地下水、 地基承载力 200 250kPa，经技术经济比较，在类地质条件下，阶梯式基础造价最高；上 拔力约在400kN以下时掏挖式基础造价最低，上拔力约在400kN以上时斜插 式基础造价最低。对于500kV线路直线塔基础上拔力基本在250650kN之 间，现对上拔力250650kN之间基础进行比较分析得出：斜插式基础比阶 梯式基础有较大节省，节省约3653%，直柱式大板基础比阶梯式基础节省约2034%，掏挖式基础比阶梯式基础亦有较大节省，节省约4052%， 其中斜插式基础与掏挖式基础相比，基础上拔力在250400kN之间时，掏 挖式基础优于斜插式基础，224、上拔力越小越明显；基础上拔力在400650kN 之间时，斜插式基础优于掏挖式基础，上拔力越大越明显。11.5.8.3. 、类地质条件下基础技术经济比较 类地质条件为可塑粉质粘性土、有地下水、地基承载力120150kPa，类地质条件为软塑粘性土、有地下水、地基承载力60100kPa。 1)直线、直转、耐张塔的基础技术经济比较针对直线、直转、耐张塔等基础作用力相对较小的塔型，从降低基础 本体造价出发，同时考虑到在、类地质土壤有饱和地下水，不宜掏挖， 设计了斜插式基础与阶梯式基础二者进行比较。得出了如下技术指标，详 见表6-2。表11-2类地质条件下一基铁塔基础混凝土与钢材耗量表基础型式铁塔型式阶梯225、式斜柱式混凝土 (m3)钢材 (kg)混凝土 (m3)钢材 (kg)直线一型25.0201786.618.4401694.0直线二型38.8892055.226.1602173.0直线三型60.2022452.233.4002752.0直线转角58.5652123.933.3602360.0耐张及小转角97.1703456.756.6404302.02)转角终端塔的基础技术经济比较在、类地质条件下，根据基础作用力，从安全经济出发，得 出了如下技术指标，详见表6-3、表6-4、表6-5(表中材料为一个基础的数 据)。表11-3类地质条件下铁塔基础混凝土与钢材耗量表基础型式铁塔型式阶梯式基础直柱式226、大板基础混凝土 (m3)钢材 (kg)混凝土 (m3)钢材 (kg)大转角(拔)16.364763.7510.2601526.50大转角(压)9.232211.745.860718.30终端(拔)24.6541159.7620.6802411.8终端(压)13.732253.687.910945.30表11-4类地质条件下铁塔基础混凝土与钢材耗量表基础型式铁塔型式阶梯式基础直柱式大板基础混凝土 (m3)钢材 (kg)混凝土 (m3)钢材 (kg)大转角(拔)41.008814.5428.4801875.50大转角(压)18.032246.8210.790953.30终端(拔)59.512133227、7.0447.3503032.80终端(压)29.500380.7115.9701148.30表11-5类地质条件下铁塔基础混凝土与钢材耗量表基础型式铁塔型式阶梯式基础直柱式大板基础混凝土 (m3)钢材 (kg)混凝土 (m3)钢材 (kg)大转角(拔)54.044660.9233.2302008.50大转角(压)40.652232.0720.9501141.3011.5.8.4. 结论 根据以上技术经济比较，对直线塔、直线小转角塔、小角度耐张转角塔，采用掏挖式基础有一定的优势，它的挖方量最小，填方量为0，基础 混凝土耗量比斜插式略少，钢材耗量也差不多，造价优于斜插式基础。且斜插式基础施工难度228、较大，找正困难，还需做成斜模板，无通用钢模，而 掏挖式基础采用人工开挖，不需支模，土石方开挖量大幅度少于斜插式基 础，基础施工对环境的破坏程度远小于斜插式基础，有利于水土保持及环 境保护。为此，本工程在、类地质且基坑开挖难度不大的塔位，大量 推荐采用掏挖式基础。在有地下水及基坑掏挖难以成形的塔位，推荐采用 斜插式基础。对于岩石整体性较好的岩石地带，在施工图设计中由地质专 业人员逐基鉴定确实可行时，由于岩石基础比其它基础型式均有较大的经 济和环保效益，可考虑使用嵌固式岩石基础。对大转角塔及终端塔，通过阶梯式基础与直柱式大板基础的经济比 较，在不同地质条件下，采用直柱式大板基础较阶梯式基础造价上要229、低 2036%，同时直柱式大板基础施工工艺复杂程度一般，有利于施工质量 的控制，而且因为基础混凝土量及基坑挖填方量均少于阶梯式基础，有利 于环保，因此对大转角、终端塔推荐采用直柱式大板基础。根据以上基础型式的比较，本工程根据现场实际地形及所使用的塔 型，合理选择基础型式，达到经济合理、环保及节能降耗的目标。11.5.9.高跨设计本工程线路经过区域地形主要以山地、丘陵为主，沿线林木众多。线 路为节约林业资源，减少对植被的破坏，全线采用高塔跨树设计，跨树高 度按树木自然生长高度确定。由于耐张塔高度较低，因此，为减少其周围 树木砍伐量，在林木密集地区尽量不设置耐张塔，尽可能的借助山势跨越 树木。另外230、，树林中塔位周围也尽可能少的砍伐施工位置，充分利用树木 之间的空地。12. 防灾减灾12.1. 变电站防灾减灾12.1.1.防洪涝措施 站址位于资兴市唐洞街道高塘村，本站址场地自然标高在107.89139.19m间，场地整平设计标高约为122.50m。耒水此河段百年一遇洪水位 为119.21m，低于场平设计标高3.29m，满足防洪要求。根据当地走访调查 结果，站址区域未有内涝史，可不考虑内涝影响。12.1.2.抗震设计（1） 地震动参数根据中国地震动参数区划图（GB 18306-2001）附录A（中国地震 动峰值加速度区划图），并结合建筑抗震设计规范 （GB 50011-2010 2016年版231、）附录A，拟建场地的地震动峰值加速度为0.05g（相应抗震设防 烈度为6度）。站址区所属的设计地震分组为第一组，根据建筑抗震设 计规范（GB 50011-2010 2016年版）表5.1.4-2，场地类别1区场地特 征周期值为0.25s，区场地特征周期值为0.35s。（2）地震液化判别 根据场地的地质条件，以及本次勘察所取得的地层资料，场地内不存在可液化土层，依据建筑抗震设计规范（GB 50011-2010）第4.3节有 关规定及说明，可不考虑地震液化对本工程的影响。（3）建筑抗震地段类别划分依据建筑抗震设计规范（GB 50011-2010）第4.1.1条，拟建场地 为对建筑抗震一般地段。（4232、）抗震设计根据区域地质构造和地震活动资料，仅场地周边存在微弱活动断裂， 场地内无活动断裂通过，场地稳定性较好。场地周边未发现影响场地稳定 的地质构造，场地属构造基本稳定区，场地所处区域近年属弱震区，发生 强震得可能性小。本工程站址区域属于抗震设防烈度6度区，站区内建构 筑物按7度抗震设防烈度设防，保证站内建构筑物不受地震影响。12.1.3.不良地质灾害 通过地质勘探，本工程地内无活动断裂通过，场地稳定性较好；场地西北角溶蚀沟槽较发育，基岩面起伏较大，局部分布软弱土层，土洞规模 较大，可采用桩基础进行处理；场地内及附近区域未发现河道、墓穴等对 工程不利的埋藏物，拟建场地稳定性较好。综上所述，站址233、区域属相对稳 定场地，适宜本工程的建设。根据搜集相关资料及现场工程地质调查，拟建站址区场地除存在岩溶 洞隙外，场地及周边不存在滑坡、危岩和崩塌、泥石流、采空区、地面沉 降等其他不良地质作用。本次勘察期间在站址的西北角、东北角区域处揭露土洞，土洞规模较 大，上部覆盖有软弱土体，在水的冲蚀、掏空作用下，有坍塌的可能，属 于未经处理不宜直接作为地基的不利地段在设计过程中考虑到土洞埋深较大，先采用毛石混凝土对土洞进行灌 填，然后采用桩基进行处理，下阶段应重点查明场地土洞发育情况再做出 详细设计方案。12.2. 线路防灾减灾12.2.1.防污闪根据湖南省电力系统污区分布图及现场调查情况确定，本工程按 d234、级污区设防，绝缘子整串泄露比距不得小于3.0cm/kV。12.2.2.防风偏根据本工程可研审查意见和现场情况。本工程设计基本风速取27m/s。 考虑绝缘子风偏后，导线对杆塔构件的空气间隙满足工频过电压、操作过 电压及雷电过电压的要求。20以下的转角塔内、外角侧跳线均安装1串 跳线串，2040外角侧安装1串跳线串，内角侧不需安装跳线串，40 及以上转角塔外角侧跳线安装双跳线串。12.2.3.防舞动根据湖南省舞动区域分布图(初步)，并向运行单位调查，原线路未发生舞动现象，本地区属于0级舞动区，本工程无需采取防舞动措施。12.2.4.防冰灾根据冰区分布图和现场调查情况，本工程设计覆冰取15mm。12235、.2.5.防雷击本工程设计雷电日为60日/年，属多雷区。按照设计规程和国家电网 公司通用设计要求，参照湖南省高压电力线路设计及运行经验，本工程采 取如下防雷措施：1)本工程全线架设双地线，OPGW光缆逐基直接接地，另一根地线用 单点接地分段绝缘方式。2)铁塔的防雷保护角为0，双回路铁塔的防雷保护角不大于10。3)杆塔上两根地线间的距离不超过导线和地线间垂直距离的5倍。4)档距中央导线与地线间的距离S，在15无风时满足下式要求： S0.012L+1(m)，其中L为档距长度(m)。5)平均气温时，地线弧垂不大于导线弧垂，保证档距中央地线对导线 的防雷保护角满足要求。12.2.6.防鸟害根据现场情况236、和附近线路运行情况，本线路暂不考虑防鸟害。13. 投资估算及经济评价13.1.编制原则及依据(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。(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。(3)项目划分及费用标准采用国能电力2013289号文国家能237、源局关 于颁布2013版电力建设工程定额和费用计算规定(2013年版)。(4)建筑施工机械价差和安装工程材机系数调整执行电力工程造价与 定额管理总站文件20197号关于发布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。(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。(5)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XX市最新信息 价计列。(7)工程基本预备费费率执行国家电网基建201485238、号文国家电网公 司关于严格控制电网工程造价的通知。(8)项目前期工作费、勘察设计费、监理费执行办基建2015100号“国 家电网公司办公厅转发中电联关于落实国家发改委关于进一步放开建设 项目专业服务价格的通知的指导意见的通知”。13.2. 投资估算XX东500kV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建设规模静态 投资其中：场地征用及 清理费动态 投资一变电工程281373609286911.1湖南XX东500kV变电站新建工程11000MVA221523609225941.2苏耽500kV变电站500kV间隔扩建工程9579751.3XX东500kV变电站直流融冰新建工程502239、85122二送电线路工程139301342142602.1XX东-苏耽500千伏线路工程143.3km13930134214260合计42067495142899具体表格详见附表及估算书13.3. 与通用造价的对比分析13.3.1.湖南XX东500kV变电站新建工程选取500kV变电站通用造价B-5方案（对应投资27062万元）按本工程 规模调整（即：减少1组主变子模块（B-ZB-1）投资4041万元，减少3个间 隔子模块（B-500-1）投资2352万元，增加1个间隔子模块（B-220-1）投 资294万元，减少1个高抗子模块（A-GK-1）投资1359万元，）后的通用造 价静态投资为196240、04万元，本工程静态投资为22152万元，较通用造价高 2548万元（A0，A0= A1+ A2+ A3+ A4），主要原因分析如下。（1）建筑工程费较通用造价高4917万元（A1）。主要是本工程建筑 采用钢框架结构，主要生产建筑费用增加339万元；主变压器系统费用增 加14万元；500kV构架及设备基础费用增加238万元；220kV构架及设备基 础费用增加257万元；供水系统建筑费用增加41万元；消防系统费用增加 153万元；增加警卫室费用19万元；增加场地平整费用1098万元；站区排 水费用增加52万元；增加地基处理费用412万元；增加挡土墙及挡水墙费 用340万元；增加护坡费用424万元241、；增加还农路费用44万元；站区绿化费用增加66万元；编制基准期价差增加1420万元。（2）设备购置费较通用造价低6868万元（A2）。主要是本工程主变 利旧，主变设备费减少2007万元；参照国家电网公司同类工程近期招标价 格，设备费用减少4861万元。（3）安装工程费较通用造价高691万元（A3）。主要是本工程主变利 旧，增加主变检修及运输等费用，主变压器费用增加420万元；户外配电 装置费用增加82万元；通信及远动系统费用增加65万元；全站调试费用增 加47万元；编制基准期价差增加77万元。（4）其他工程和费用较通用造价高3808万元（A4）。主要是建设场 地征用及清理费增加2779万元；施242、工图文件审查费增加29万元；增加三维 设计费56万元；增加桩基检测费用21万元；因取费基数变化引起其他费用 增加923万元。综上所述：考虑上述各因素，本工程造价基本合理的。13.3.2.苏耽-XX东500千伏线路工程 本工程采用500kV输电线路通用造价5B2方案。 本工程新建线路路径长度43.3km，其中40.7km单回架设，2.6km双回塔架设单边挂线。导线采用4JL3/G1A3-630/45钢芯高导电率铝绞线。单 回路段地线一根采用JLB20A-120铝包钢绞线，另一根采用48芯OPGW复合光 缆，双回路段及三跨段采用两根48芯OPGW复合光缆。气象条件V=23.5m/s， C=15mm243、。地形比例：丘陵57%，泥沼10%，山地33%。选取500kV输电线路通用造价5B方案，按本工程规模调整后的通用造 价静态投资为12005万元，本工程静态投资为13930 万元，较通用造价高 1925万元，主要原因分析如下：（1）由于地质条件差异、基础型式不同等原因引起土石方、基础工 程费用共减少118万元。（2）由于线路沿线道路路网较发达，线路人力运输较通用造价低，减少人力运输费用，杆塔及接地工程费用共减少83万元。（3）本工程交叉跨越较多，耐张、转角塔比例高于通用造价11.03%， 同时采用节能金具，架线和附件安装工程费用共增加211万元。（5）因材料价格、定额人工单价及材机系数调整，编制244、基准期价差 增加1035万元。（6）其他工程和费用增加691万元。其中建设场地征用及清理费增加 476万元；三维设计费增加12万元，施工图评审费增加24万元，跨电气化 铁路、跨高速公路、跨通航河流及临时施工道路修筑共增加费用179万元。（7）特殊费用现场人员管理系统增加费用6万元。（8）基本预备费增加183万元。 按照以上分析，本工程造价水平基本合理。13.4.与标准参考价对比分析13.4.1.湖南XX东500kV变电站新建工程 参照选取国网标准参考价（2019版）500-B-5方案，静态投资为26904万元，按本工程规模调整后的静态投资为20561万元/站，本工程静态投资 22152万元，超245、出标准参考价投资1591万元，主要是由于本工程场地平整、 地基处理、挡土墙、护坡等工程量增加，以及编制年价差、征地等费用增 加。13.4.2.苏耽XX东500kV线路工程 本工程架空部分与标准参考价500千伏新建线路工程进行对比，本工程线路长度为43.3km，导线型号为4JL3/G1A-630/45，工程造价为13930 万元，单位造价为322万元/km，对应国家电网公司输变电工程标准参考 价（2019版）5B方案，造价较5B方案标准参考价254万元/km高68万元/km， 主要是，本工程地形地质较差，进出线段走廊紧张，采用双回塔架设单边 挂线预留进出线走廊，且全线交叉跨越复杂，本工程耐张比例246、达到23%， XX地区树木较多，全线采用高跨，导致杆塔重量较高，相应混凝土方量较大。XX地区岩石比例较高，地质较差，接地电阻高，导致基础石方多， 接地采用接地模块，部分接地采用石墨离子接地极才能达到电阻要求。近 年主材价格及地材价格持续上涨，材料费用增加，光缆工程费用计入了工 程本体。13.4.3.财务评价评价依据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【2006】1325文”。13.4.4.资金来源及使用计划 本工程由湖南省电力公司独资建设，本工程注册资金占总投资的20%，为8413万元，融资贷款占总投资的80%，为33654万元247、，名义贷款利率为 4.9%，贷款期限15年，含宽限期1年。13.4.5.工程建设进度设想 本工程项目计划2020年开工，2021年投运。13.4.6.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12345678年份20212022202320242025202620272028主变容(MVA)10001000100010002000200020002000电量(亿kWh)3033384147505356第N年910111213141516年份20292030203120322033203420248、352036主变容(MVA)20002000300030003000300030003000电量(亿kWh)5861636669717476第N年1718192021222324年份20372038203920402041204220432044主变容(MVA)30003000300030003000300040004000电量(亿kWh)79828598919498101第N年252627282930年份204520462047204820482050主变容(MVA)400040004000400040004000电量(亿kWh)1051071111151191232)融资利率：4.9%3)249、短期贷款利率和流动资金贷款利率：5.31%4)还贷年限：20a5)项目经营期：30a6)折旧年限：18a7)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%13.4.7.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0.21元/MWh， 含税单位电量分摊为0.24元/MWh。13.4.8.盈利能力分析13.4.8.1. 本项目全250、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。13.4.8.2. 动态投资回收期(Pt)1)全部投资Pt13.6年；2)自有资金Pt6.81年；13.4.9.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。13.4.10.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0.21元/MWh(不含税)时，本项目各项指标均符合国家有关规定及投资方的要251、求:FIRR8.0%， FNPV0，总投资收益率为7.09%，资本金净利润率为15.1%，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 加强了湖南省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。14. 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 方面的经济可行性与成本开支的合理性。252、14.1.从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析 管理效益：XX东500千伏输变电工程建设能满足新增负荷接入需要。切实提高核心供电片区供电能力，保障XX发展建设的供电需求。 经济效益：经计算XX东 500kV 输变电工程财务净现值为 370.74 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 16.36%，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 13.6 年，按照本指 标评价标准，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253、行，符合经济性。总投资收益率 7.09%，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：XX东 500kV 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：XX东500kV输变电工程 1、项目投资估算总额（万元）：420672、预计项目融资总额（万元）：336543、 项目建设期和运营期数据预测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254、（现金流流 出）（万元预计现金流 净增加（万 元）建设期第1年-42067-42067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）运营期第1年1719000000.2093590-7402851第2年1801500000.2093762-7173045第3年1888000000.2093943-11732770第4年1978600000.2094132-12602872第5年2073600000.2094331-126330255、68第6年2164800000.2094521-12653256第7年2260100000.2094720-12683453第8年2359500000.2094928-12703657第9年2463300000.2095145-12733871第10年2571700000.2095371-12764095第11年2664300000.2095564-12794286第12年2760200000.2095765-12814483第13年2859600000.2095972-12844688第14年2962500000.2096187-12874900第15年3069200000.2096410-256、12905120第16年3155100000.2096589-12925297第17年3243500000.2096774-12945480第18年3334300000.2096964-12975667第19年3427600000.2097159-12995859第20年3523600000.2097359-13026057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21年3611700000.2097543-130462257、39第22年3702000000.2097732-13076425第23年3794500000.2097925-13096615第24年3889400000.2098123-13126811第25年3986600000.20910437-13159122累计净现金流量150946-30956119990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370.74财务净现值 0该指标折现率 可选择五年期 国债利率项目内部收 益率(IRR)16.36%IRR=4.1%项目静态投 资回收期累计净现金流量出现258、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）13.6项目静态回收 款应小于该类 资产的折旧年 限总投资收益年均息税前利润/总投资=7.09%不低于资产收因项目资产未率（累计净现金流量/年数-益率考核指标形成独立的报该资产年折旧额-按资产为表，因此以资产权数分摊的其他运维成本）为权数，测算分/总投资摊生产成本。14.2.财务合规性 XX东500kV输变电工程静态投资为42067万元，动态投资为42899万元。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4.9%，贷款比例为工程静态投资的80%，宽限期为1年。 15. 结论及建议259、1) 为满足XX高新区、XX东部资兴大数据产业园等地区负荷发展 需求，解决苏耽500千伏变电站主变“N-1”情况下过载问题，提高地区电 网供电能力及供电可靠性，同时为规划的东江扩抽蓄电站、东江湖220kV 专用变提供接入点，加强XX地区220kV电网结构，新建XX东500千伏输 变电工程是必要的。2)经论证，推荐XX500kV输变电工程建设规模为： XX500kV变电工程：终期主变41000MVA，500kV出线10回，220kV出线16回，每台主变装设360Mvar容性无功补偿、260Mvar感性无功补 偿；本期建设11000MVA主变（利旧现有星城变#1主变），500kV出线1回， 220kV出线9回，装设260Mvar容性无功补偿，260Mvar感性无功补偿。相关输变电工程：新建XX苏耽500kV线路43.3km，在苏耽500kV变 电站扩建500kV间隔1个。3)建议本工程2021年建成投产。4)XX东500kV变电站站址推荐采用九里洞站址。5) XX东500kV变电站按500kV、220kV户外HGIS站建设，相关500kV 线路按架空线路建设。6)XX东500kV输变电工程静态总投资为 42067万元， 动态投资42899万元。