1、 110kV变电站升压新建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5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32、 电力系统一次42.1 电力系统概2、况42.2 负荷预测及电网规划52.3 工程建设必要性及建设时序122.4 接入系统方案122.5 主变容量选择172.6 主变型式选择及无功补偿172.7 建设规模及电气主接线建议192.8 导线截面选型202.9 XX河 110KV 变电站系统短路阻抗212.10 结论和建议213、电力系统二次223.1 系统继电保护及安全自动装置223.2 调度自动化253.3 系统通信294、变电站站址选择325、变电工程设想335.1 工程概况335.2 电气一次345.3 电气二次445.4 站区总体规划和总布置555.5 主要建（构）筑物构想615.6 供排水系统655.7 采暖、通风和空气调节3、系统675.8 火灾探测报警与消防系统716、110KV 送电线路路径选择及工程设想746.1 总的部分746.2 变电站进出线布置746.3 窑坡关心 110KV 线路及接点概况756.4 线路路径选择原则776.5 工程概况及路径说明776.6 污区划分及绝缘子选取856.7 气象条件896.8 导地线选型926.9 电缆选择966.10 防雷接地1036.11 导线对地和交叉跨越距离1046.12 路径协议1056.13 全过程机械化施工方案设计1057、对侧间隔1087.1 电气一次1087.2 电气二次1098、节能、环保、抗灾措施分析1108.1 节能1108.2 环境保护与水土保4、持1138.3 抗灾减灾分析1228.4 劳动安全卫生1239、新技术、新材料、新设备的应用1299.1 变电部分1299.2 线路部分13010、 投资估算13310.1 编制原则及依据13310.2 工程投资13410、 经济性与财务合规性13510.1 从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析13510.2 财务合规性13811、 结论13911.1 建设必要性13911.2 工程规模及接入系统方式13911.3 工程建设时序13911.4 其他建议139 1、 工程概述 1.1 设计依据 1）国家电网企业标准 Q/GDW 10270-2017220kV 及 110（66）kV 输变电工5、 程可行性研究内容深度规定。 2）国家电网企业标准 QGDW212-2008电力系统无功补偿配置技术原则 3）2018 年度XX电网运行方式（定稿）。 4）国网XX供电公司配电网规划报告（2018 版）。 5）XX地区 20182019 年 110kV 电网规划项目优选排序报告。 6）XX地区 20182019 年 35kV 电网规划项目优选排序报告。 7）2018 年XX地区电力市场分析预测秋季报告。 8）中标通知书。 1.2 工程概况 1.2.1 项目名称 湖南XXXXXX河 110kV 变电站升压工程。 1.2.2 建设规模 变电工程：新建 110kV 变电站 1 座，规模如下表所示。 6、表 1-1 XX河 110kV 变电站规模一览表 项目 本期 终期 规模 主变压器 150MVA 250MVA 110kV 出线 2 回 4 回 35kV 出线 4 回 6 回 10kV 出线 8 回 16 回 无功补偿 （4800+3600）千乏 2（4800+3600）千乏 电气主接线 110kV 电气主接线 单母线接线 单母线断路器分段接线 35kV 电气主接线 单母线断路器分段接线 单母线断路器分段接线 10kV 电气主接线 单母线接线 单母线断路器分段接线 线路工程： 新建 110kV 架空线路 0.75km（其中进（#61 大号侧 160mN1 终端）0.27km、出(G1 终端#7、64)0.48km），新建 OPGW 光缆 0.8km。共新建耐张角钢塔 5 基（其 中 2 基为电缆终端，转角塔 2 基，直线塔 1 基），1GGA3 模块终端型钢管杆 1 基。 新建单回 110kV 电缆通道 100 米(其中进侧站外电缆排管 70 米，出侧电缆排管 30 米），站内共用电缆沟 50m。进、出侧电缆路径长分别为 80 米 和 120 米。 新建单回 35kV 电缆埋管 90 米，站内共用电缆沟 30 米。乔滟 35kV 电缆路 径长 80 米（站外埋管 50 米 +站内电缆沟 30 米），新鹏陶瓷、垃圾电厂 35kV电缆路径长均为 50 米（站外埋管 20 米 +站内电缆沟8、 30 米）。 配套通信： 根据一次接入系统方案，本期配套通信如下： 1.新建 110kV XX河变 1 个光纤通信站点，扩建窑坡变、关心变和XX地 调 3 个光纤通信站点。 2、将现有 110kV 窑关线上 24 芯 OPGW 光缆随线路剖进XX河变沿剖进、剖 出新建 1 根 24 芯 OPGW 光缆，线路路径长 0.75km，OPGW 光缆长 1.08km。 1.2.3 项目地点 本工程位于XX市XX澧南镇。 1.2.4 投产时间 本工程计划于 2020 年建成投产。 1.3 设计水平年 湖南XXXXXX河 110kV 变电站升压工程的设计水平年选择 2025 年。 1.4 主要设计原则 9、1.4.1 设计指导思想 1）按国家电网公司 Q/GDW 10270-2017220kV 及 110kV 输变电工程可行性 研究内容深度规定中的要求，执行各专业有关的设计规程和规定。 2）在电网现状和已审定的XX供电公司 20182019 年 110kV 电网规划 项目优选排序报告的基础上，提出变电站接入系统方案； 3）国家电网公司文件国家电网基建201158 号文关于印发国家电网 公司 2011 年新建变电站设计补充规定的通知 4）方案应做到技术合理、经济可行、近远期结合、运行安全可靠。 5）在总体发展规划和省、地区电力系统规划总体要求的基础上，进行技术经济比较后，推荐最佳站址。 6）变电站10、选址和线路选线应按照相关规定，进行多方案优化比较，同时应取得地方政府和相关部门的原则协议，避免和防止下阶段工作中出现颠覆性因 素。 7）根据国家电网公司输变电工程典型设计方案合理布置变电站，节约土地 资源、便于生产管理；少占地、少维护、环境友好。 8）工程投资应做到尽量准确，经济评价应尽可能全面、合理。 1.4.2 系统设计采用的主要标准 1）电力系统设计手册 2）城市电力网规划设计导则（能源电1993228 号） 3）电力系统电压和无功电力技术导则（SD325-1989） 4）继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006） 5）架空送电线路杆塔结构设计技术规程（DL515411、-2002） 6）钢结构设计规范（GB50017-2003） 7）建筑结构荷载规范（GB5009-2012） 8）架空输电线路基础设计技术规定（DL/T 5219-2014） 9）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范（GB/T 50064-2014） 10）电力系统污区分级与外绝缘选择标准（Q/GDW152-2012） 11）湖南省电力系统污区分布图 1.5 设计范围 1）按照审定的XX供电公司 20182019 年 110kV 电网规划项目优选排 序报告，结合电网和负荷发展状况，论证XX河 110kV 输变电工程的必要性。 2）提出项目建设实施的可行性以及工程建设时序。 3）根据电网目12、标网架规划，提出XX河 110kV 变电站接入系统方案。 4）XX河 110kV 变电站站址的选择及确定。 5）提出变电站工程设想和送电线路工程设想。 6）提出该项目的工程投资估算。 2、 电力系统一次 2.1 电力系统概况 2.1.1 XX市电网简介 1）电源现状 截至 2018 年 10 月，XX电网发电装机容量 726.33MW，其中小水电站 122 座，装机容量 396.44MW；生物质发电厂 3 座，装机容量 84MW；火电厂 6 座，装 机容量 52.8MW；光伏电站 12 座，装机容量 192.29MW；沼气电站 1 座，装机容 量 0.8MW。 2）电网现状 截至 2018 年13、 10 月，XX电网 35kV 及以上公用变电站 145 座，容量 7863.15MVA，其中 500kV 公用变电站 2 座，容量 2000MVA；220kV 公用变电站11 座，容量 2940MVA；110kV 公用变电站 63 座，容量 3482MVA；35kV 公用变电 站 70 座，容量 804.45MVA。 截至 2018 年 10 月，XX电网 35kV 及以上输电线路 294 条，长度 4083.5 千米。其中 220kV 线路 37 条，长度 1181.665 千米；110kV 线路 119 条，长度 1633.971 千米；35kV 线路 138 条，长度 1268.11714、 千米。 2017 年XX市供电企业供电区域行政面积 18177 平方千米，有效供电面积8218 平方千米，供电人口 586.9 万（常住人口），供电量 91.03 亿 kWh，同比增 长 7.6%；XX电网最大负荷为 2326MW(出现时间 7 月 26 日),同比增长 13.68%。 2.1.2 XX电网简介 XX供电面积 2107 平方公里，供电人口 92 万人，供电户数 34 万户。所辖32 乡镇、648(合并前)个村。2018 年XX供电量 10.80 亿 kWh，最大负荷为272.3MW。 截止 2018 年底，全县公用 110kV 变电站 5 座/主变 9 台/容量 316MVA15、；35kV 公用变电站 13 座/主变 23 台/容量 156MVA；用户 35kV 变电站 3 座，35kV 机埠 2 座；110kV 线路 11 条/161.559km、35kV 线路 18 条/194.012km。 XX水力资源比较丰富。目前并网运行的小水电有 15 处，其中滟洲水电站装机容量 50.3MW，由 110kV 关滟线并网发电，王家厂水电站装机容量 6MW，由 35kV 王电线并网发电。其他 11 处并网运行的小水电站装机容量 8.53MW：杨花 桥水电站、中村水电站、华普水电站、滚水坝水电站、山门水库、戴家河水电 站、良山水电站、太青水电站、方石坪水电站、边山河水电站、茉莉16、滩水电。 火力发电目前有里昂生物质发电厂装机容量 30MW，新澧化工厂的自备火电 机组装机容量 10MW。 表2-1 XX高压变电站情况 序号 变电站名称 电压等级 （kV） 容量 （MVA） 最大负荷（MW） 最大负载率 投产时间2017 年 2018 年 1芦家 220180 140.3151.388.5% 2013 年2XX 11031.5+5067.861.178.9% 1994 年3关心 11025061.373.277.1% 2001 年4楠竹 110231.537.749.582.7% 2006 年5码头铺 11022025.726.770.3% 1991 年6梦溪 11031.17、517.518.762.5% 2010 年表2-2 相关区域线路情况表 序号线路名电压等级（kV）导线型号长度（千米）投产日期1澧关线 110LGJ-1503.5581993 年 4 月2窑关线 110LGJ-30023.8272011 年 12 月3窑澧线 110LGJ-15012.0791983 年 3 月4盘码线 110LGJ-24016.2361996 年 10 月5码楠线 110LGJ-15023.0821991 年 9 月110 LGJ-240 0.361 2006 年 9 月 6芦澧线 110LGJ-2401.9932006 年 9 月110 LGJ-240 0.95 2013 18、年 12 月 110 LGJ-150 0.302 1991 年 9 月 7芦楠线 110LGJ-2400.9072013 年 12 月110LGJ-15016.23 1991 年 9 月 8芦关线 110LGJ-2406.0442010 年 11 月9芦梦线 110LGJ-24016.9922009 年 10 月10盘金线 110LGJ-120 14.292 2009 年 12 月110 LGJ-240 16.488 2009 年 12 月 11 楠金线 110 LGJ-120 8.514 2009 年 12 月 2.2 负荷预测及电网规划 2.2.1 XX市及XX负荷预测 参考2019 年X19、X地区电力市场分析预测春季报告，对XX市、XX统调最大负荷及电量进行了预测，预测结果如下表所示。“十三五”期间XX市统 调负荷年均增速约 7.7%，统调供电量年均增速约 9%，XX统调负荷年均增速 约 8.95%，统调供电量年均增速约 8.61%。表2-1 XX市、XX负荷预测结果表 单位：MW、亿 kWh 年份 项目 2018 年（实绩）2019 年2020 年2021 年2022 年2025 年“十三五” 增长率 “十四五增长率 XX市最大负荷 2463.3272029703134331639887.7%6.1%供电量 99.1105.9120.7128132.9159.39.0%5.7%20、XX 最大负荷 272.33013173353584348.95%6.48%供电量 10.8111.7312.813.8814.8417.58.61%6.45%”根据预测结果可知，2020 年XX全市统调最大负荷约 2970MW，其中XX最大负荷 317MW，2025 年全市统调最大负荷约 3988MW，其中XX最大负荷 434MW。2.2.2 XX河站供区现状 拟建（升压）的XX河 110kV 变电站位于XX市XX澧南镇。周边区域目 前由 35kV XX河变电站供电，也是地处澧水河南岸的道河乡和澧南乡的唯一的 变电站。 现 35kV XX河变电站于 1993 年投运，初建时所用设备均为原临澧21、电力局 鹅井变电站拆除后的淘汰设备，设备老化严重，存在较大安全隐患，现有主变 容量（20+4）MVA，其中 20MVA 主变为 110kV 变压器降压运行，4MVA 主变冷备 用。现有 35kV 出线 4 回：乔滟线、乔鹏线、关乔线和海乔线，10kV 出线 4 回： 乔南线、乔腾线、乔道线和乔滟线。 目前 35kV XX河变电站和新鹏陶瓷均由 110kV 关心站供电，35kV 关乔线 是电源输送通道。110kV 关心变电站已增容，现有主变容量(250)MVA，2016 年最大负荷 59.2MW，2017 年最大负荷 61.3MW，最大负载率 64.5%，关心变主变 容量可以满足客户负荷增长的需22、求。 35kV 乔关线于 2000 年 3 月投运，导线型号为 LGJ-120（XX河 35kV 母线 同为 LGJ-120），最热月环境温度 40时最大输送负荷为 17.7MW，2018 年 7 月 26 日最大负荷为 16.37MW，已接近满载。 表2-2 XX河 35kV 变电站历史数据 序号 项目 15 年16 年17 年18 年15-18 年增长率1最大负荷（MW） 7.1810.4310.9615.6%2电量（万 kWh） 21052115280015.3%3Tmax（h）296526442685 4负载率（%） 51.3%35.1%45.7%48.1% 注：新鹏陶瓷 35kV 专23、变于 2016 年上半年投产，7.1MW 已剔除新鹏陶瓷负荷。表2-3 新鹏陶瓷 35kV 变电站历史数据 序号 项目 15 年16 年17 年18 年15-18 年增长率1最大负荷（MW） 4.46.077.58.421.0%2电量（万 kWh） 25653757479536.7%3Tmax（h）5830536757084负载率（%） 51.1%46.6%65.7%注：新鹏陶瓷 2015 年由XX河 35kV 站经 10kV 乔陶线供电。新鹏陶瓷 2016 年 6 月 35kV 专变投产，新上生产线调试导致 Tmax 下降。新鹏陶瓷最大负荷约 7.5MW，局属最大负荷时刻负荷为 5.53MW24、。表2-4 拟建XX河 110kV 变电站供区历史数据 序号 项目 15 年16 年17 年18 年15-18 年增长率1最大负荷（MW） 11.514.0715.9618.7617.7%2电量（万 kWh） 46705872759527.5%3Tmax（h）4061417347594负载率（%） 11.514.0715.9617.7%注：新鹏陶瓷 2015 年由XX河 35kV 站经 10kV 乔陶线供电。新鹏陶瓷 2016 年 35kV 专变投产，新上生产线调试导致 Tmax 下降。图2-1 拟建XX河站周边高压电网示意图 2.2.3 XX河站供区负荷预测 澧南镇位于XX南部，东靠津市市金25、鱼岭街道与新洲镇，南邻临XX烽火乡，西接临XX停弦渡镇，北与县城澧西街道、澧阳街道、澧浦街道、澧澹街 道隔河相望。原澧南镇、道河乡、张公庙镇彭山村合并，新设立澧南镇，镇政 府驻XX河（现澧南镇政府驻地），合并后总人口 4.45 万人，总面积 120.49 平方公里。 移民建镇后的澧南现已成为XX南端的政治、经济、文化中心。境内建有 重点招商引资企业金鹏新型建材有限公司、大型国营企业滟洲电站，建有金源 化工有限责任公司、嘉莉达电子有限责任公司、预制厂、塑料厂、砖厂等大小 企业 20 多家。两大集镇商贾云集，大小农贸市场、餐饮、住宿、文印等服务行 业生意兴隆。道路交通方便，车流如潮。农村文化丰蕴，26、打鼓说书、点子乐队、 龙灯狮子成为文化艺术品牌，广受城乡欢迎。澧南镇以打造“澧水右岸”特色 旅游风情小镇这一定位为目标，深入实施“集镇提质、产业提升、项目攻坚、 改革创新、民生改善”五大战略，全面推动城镇化、工业化、农业产业化协同 发展，聚力打造澧水南岸交通重镇、文化名镇、旅游新镇、工业强镇，推动澧 南镇跨越发展。 图2-2 XX河变电站供电分区图 35kV XX河变位于XX工业园区，园区内现有 1 个 35kV 电压等级大用户 为新鹏陶瓷，该用户目前通过 35kV 乔鹏线供电。根据新鹏陶瓷反馈，总规划 10 条生产线，现有 5 条，2018 年新增 1 条，以后每年按 1 条递增。该公司现有27、 主变容量 12.5MVA。远景容量 40MVA，若系统电网不满足新鹏陶瓷负荷增长 需求，用户有意向升压成 110kV 变电站，可能在该区域形成增量市场，而新鹏 陶瓷距离XX河变电站距离约 1 公里，本期XX河升压后，通过新建 35kV 线 路可满足新鹏陶瓷负荷增长需求。表2-5 新鹏陶瓷报装容量及逐年负荷水平 名称 2017 年（实际） 2018 年2019 年2020 年2021 年2022 年 2025 年容量（MVA） 12.5 12.5 20 20 202040 最大负荷（MW） 7.58.412.012.012.012.020.0XX水利局拟在澧南镇回龙村 4 处建设堆砂场，主要用28、电类别为大工业用电，为三级负荷，报装容量为 6000kVA，预计最大负荷为 4000kW，计划于 2019年建成投产。近期负荷采用自然增长+新增大用户对XX河站供区进行负荷预测。近几年 负荷得到释放长较快，2018 年-2022 年自然增长率按年均 9%考虑，2022 年-2025 年增长率按 6%考虑，近期负荷预测结果见下表： 表2-6 XX河站供电区域近期负荷预测结果表 年份 项目 2017 年2018 年2019 年2020 年2021 年2022 年2025 年年均 增长率 一、10kV 负荷自然增长 10.4311.012.013.114.215.518.57.4%二、10kV 用户29、 4.04.04.04.04.01、采砂场4.04.04.04.04.0三、35kV 负荷 7.88.412.012.012.012.020.012.5%1、新鹏陶瓷7.88.412.012.012.012.020.012.5%四、计算负荷 16.018.826.627.628.730.040.412.3%五、供电量 0.760.891.261.311.361.421.9112.2% 对XX河 110kV 变电站饱和负荷进行预测，结合远景道河乡新增 110kV 布 点，供电区域重新划分，XX河变电站主要供澧南镇北部区域，供电面积减小 到约 60km2，主要为 D 类供电区域，饱和负荷约为 7230、MW。 2.2.4 电源建设安排及变电容量平衡 2.2.4.1 XX变电容量平衡 1）电源建设安排 根据最新电网建设安排，XX“十三五”期间无 35kV 及以下电源接入。 2）电力电量平衡 a) 平衡原则 采用XX局属最大负荷进行平衡； 选取夏大运行方式进行平衡； 扣除了厂用电负荷、用户自供负荷。 平衡时不考虑备用容量； b) 电力平衡 根据负荷预测结果，对XX 110kV 电压等级进行变电容量平衡，结果如下 表： 表2-7 XXXX 110kV 变电容量平衡表 单位：MW、MVA 项目 2020 年2021 年2022 年2023 年2024 年2025 年公司属最大负荷 31733535831、38140743435kV 及以下电源供电能力3030303030301）里昂生物质2525252525252）王家厂电厂2222223）生活垃圾电厂 333333110kV 用户变负荷2525272829301)昊天化工2020222324252）金锣镇555555220kV 变电站10kV 直供负荷242528303234110kV 网供负荷238255273293316340规划容载比 1.91.91.91.91.91.9需要容量 452485519557600646已有容量 316416516566566566需新增 110kV 变电容量 136693-93480布点设想 XX河新建、32、梦溪扩三贤、金山新建涔南新建 古城新建拟新增容量 10010050 50年末总容量 416516566566566616实际容载比 1.752.022.071.931.791.81 2.2.4.2 XX河站供区变电容量平衡 根据上述负荷预测结果，结合变电站规模建设情况，对110kVXX河变电站供区进行变电容量平衡，结果如下表： 表2-8 110kV XX河变电站供区变电容量平衡表（单位：MW、MVA） 年份 2020 年2021 年2022 年2025 年供区负荷 27.628.730.040.435kV 及以下电源出力 3333110kV 下网负荷24.625.727.037.4拟新增主变容33、量 50000年末总容量 50505050变电站负载率 51.8%54.2%56.7%78.7%由变电容量平衡结果可知： 2020年XX河变电站最大负荷为24.6MW，负载率为51.8%；2025年为37.4MW，负载率为78.7%。 2.2.5 电网规划 参考国网XX供电公司“十三五”配电网滚动规划报告（2018 版）， 2017-2020 年期间相关区域 110kV 变电站投产项目如下所示： 1）2017 年增容关心 110kV 变电站，将 231.5MVA 更换为 250MVA； 2）新建XX河变电站主变容量 150MVA；扩建梦溪变电站，扩建容量 150MVA。 3）2021 年-2034、25 年，新建三贤、金山、涔南、古城等变电站，新建主变容 量均为 150MVA。 2017 年-2020 年期间 35kV 电网规划建设如下： 1）2018 年 35kV 甘溪变电站增容，将 26.3MVA 主变更换为 210MVA。 2）2019 年 35kV 金山变电站扩建 110MVA。官垸变电站增容，将 3.15MVA 主变更换为 10MVA；新建双龙变电站，主变容量 110MVA；35kV 闸口变电站增 容，将 4.2MVA 主变更换为 6.3MVA。 3）2020 年 35kV 幸福变电站扩建 110MVA；新建 35kV 永丰变电站,主变容量 16.3MVA。新建 35kV 九垸35、变电站，主变容量 110MVA。 2.3 工程建设必要性及建设时序 2.3.1 工程建设必要性 1）解决设备老旧情况 XX河变电站拟原址升压，初建时所用设备均为原临澧电力局鹅井变电站拆除后的淘汰设备，设备老化严重，存在较大安全隐患，现有主变容量（20+4） MVA，XX河变设备老旧问题严重，1 号主变为 4MVA 主变，为 1996 年出厂主 变，经常渗油；2 号主变为 1985 年出厂，运行年代较久，为原退运的 110kV 主 变。二次设备为老式电磁式保护，无综自系统。10kV 开关柜为老式柜子，型号 为 GG-1A，1975 年出厂。35kV 设备部分断路器、TA、隔离开关为 1988 年36、设 备，母线仅为 LGJ-120。现XX河 35kV 变电站站址靠近澧南镇负荷中心，紧邻 110kV 窑坡-关心线 路，便于接入，考虑城区线路走廊和征地较困难，建议原址升压。2）解决设备重过载问题 35kV 关乔线是电源输送通道，2018 年最大负荷为 16.8MW，已接近满载。 XX河变电站地处澧水河南岸，若改造 35kV 关乔线或新建关心至XX河线， 须穿越XX城区、跨越澧水，实施困难、造价高。2018 年XX河 10kV 最大负 荷为 11MW，35kV 用户新鹏陶瓷最大负荷为 8.4MW，考虑负荷自然增长和新 鹏陶瓷的报装，预计 110kV XX河变电站供区 2020 年、2022 年37、和 2025 年最大 负荷分别为 24.6MW、27.0MW 和 37.4MW，现有 35kV 供电线路和变电站均不 满足供电需求。2.3.2 工程建设时序 XX河 110kV 变电站是澧水河南岸澧南镇的主要电源点，建议尽快启动 110kV XX河输变电工程，于 2020 年建成投产受益。 2.4 接入系统方案 2.4.1 110kV 接入点分析 拟建的XX河变周边的 110kV 线路：窑坡-关心 110kV 线路（JL/G1A-300，简称窑关线），可作为接入点。 澧水河南岸的 110kV 变电站：津市变和嘉山变，距XX河变电站路径距离 均超过 16km，且XX河向东边不易出线，不推荐作为接38、入点。 周边的 220kV 变电站：七重堰变电站（120MVA+180MVA）距XX河站路线距 离约 18.3km，2018 年最大负荷为 195MW，规划 110kV 间隔 10 个，已出线 9 回， 备用 1 回，可作为接入点。 2.4.2 110kV 接入系统方案 结合拟建变电站所处的地理位置及周边电网情况，本期以双回路接入系统，XX河 110kV 变电站本期接入系统拟定下述方案： （A：JL/G1A-300，B：XLPE-1200，以下相同） 方案 1：XX河站“”接入窑关线，形成 1 回至窑坡，1 回至关心，新建 线路每回（A/0.5km+B/0.3km）。 方案 2：以 1 回 139、10kV 线路（A/18km+B/0.3km）接入 220kV 七重堰变，以 1 回线路 T 接窑关线（新建段 A/0.5km+B/0.3km）。 图2-3 XX河变 110kV 接入系统示意图 2.4.3 接入系统方案潮流计算及分析 1）计算条件及分析原则 计算水平年：2020 年、2025 年。 负荷水平、电源及网络：参考XX市相关规划研究成果，并结合目前的 最新情况加以适当调整。 潮流方式：按丰大、枯大典型潮流方式进行计算。 功率因素：计算负荷功率因数取 0.95。发电机功率因数最低取 0.85，火 电机组功率因数最高取 0.98，水电组功率因数最高取 1.00，原则上不 考虑进相运行。40、 电压控制范围：发电厂及 500kV 变电所的 220kV 母线控制在 220kV 235.4kV 之间，且偏差幅度不大于 11kV。220kV 母线控制在 213.4kV235.4kV 之间，且偏差幅度不大于 11kV。110kV 母线控制在 106.7kV117.7kV 之间，且偏差不大于 5.5kV。 2）潮流计算结果分析 潮流计算结果详见附图，潮流计算表明：在正常运行方式下，潮流分布及流向均合理。远景方案 1 由窑坡 220kV 站主供，方案 2 由七重堰 220kV 站主供， 近、远期网损相对值比较情况详见下表。 表2-9 110kV 接入系统方案相对网损计算结果（兆瓦） 年份 项目41、 方案 1 方案 2 2020 年 丰大 0 0.03 枯大 0 0.02 平均值 0 0.025 2025 年 丰大 0 0.05 枯大 0 0.03 平均值 0 0.04 2.4.4 综合技术经济比较2.4.4.1 经济比较 1）经济比较指标表见下表所示。 表2-10 经济比较指标表 项目 建设性质型号 造价 单位 110kV 架空线路 新建 A: JL/G1A-300 70 万元/千米 110kV 电缆线路 新建 B: XLPE-1200 350 万元/千米 110kV 间隔 扩建 100 万元/个 最大功率损耗时间 2200 小时 经济使用年限 25 年 投资回收率 0.1 注：经济指42、标为估算价格，实际以概算为准。 2）经济比较分析 表2-11 本期工程相对投资比较 单位：千米、万元 项目 方案 1 方案 2 规模 投资 规模 投资 一、线路工程 3701595110kV 架空线A/170A/18.51295110kV 电缆B/0.6300B/0.6300二、变电工程 27002800110kV 对侧间隔001100110kV 变电站 1270012700三、工程投资 30704395四、投资相对值 01325注：本表仅作投资比较用，不作工程实际造价。 表2-12 XX河变接入系统方案经济比较（单位：万元） 项目方案 1方案 2一、一次投资30704395二、一次投资相对值43、01325三、年运行费相对值031.151、送电维护费8.1435.092、变电维护费113.4117.6四、年电能损失费相对值0 2.64 五、年综合费用相对值0179.76经比较，方案一本期一次投资省，年费用也较少。 2.4.4.2 220kV 变电站负荷分配 对方案 1，正常运行方式下由 220kV 窑坡站主供，2018 年窑坡站（2120MVA） 最大负荷 184.2 兆瓦，主变容量尚有裕度，结合玉皇 220kV 站的投产，110kV 桑园和中华等 110kV 站由玉皇供电，供电分区划分合理。 对方案 2，正常运行方式下由 220kV 七重堰站主供，2018 年七重堰站（120MVA+44、180MVA）最大负荷 195 兆瓦，目前七重堰变电站主供临XX负荷，目 前负荷不易转出，规划蒙泉和桃源北 220kV 变电站的投产可转供现有 110kV 站 负荷。 2.4.4.3 供电可靠性（本期） 一、方案 1（接窑关线）： 形成芦家-关心-XX河-窑坡链式结构，正常情况下，窑坡 220kV 变电站主供XX河变电站，窑关线现为 LGJ-300，最大输送容量为 119 兆瓦，能满足输 送要求，供电可靠性较好。 二、方案 2（接七重堰、T 接窑关线）： 由七重堰 220kV 变电站直接供电，供电可靠性好。 三、“N-1”分析 本期为新上单台主变，主变不满足“N-1”要求。主要针对相关 11045、kV 网架 进行分析。 方案 1：芦关线和窑乔线供关心和XX河 2 座 110kV 变电站，线路 N-1 情 况下，芦关线（LGJ-240）供关心和XX河站，其导线截面偏小，线路存在重载 可能。 方案 2：由 220kV 变电站直供，T 接线路作为备用，满足“N-1”要求，供 电可靠性好。 方案 2 供电可靠性优于方案 1。 2.4.4.4 远景适应性 方案 1（接窑关线）：远景新建芦家-关心 II 线，完善了网路结构，与规 划相适宜，方案远景适应性好。 方案 2（接七重堰、T 接窑关线）：该方案虽然开辟了窑坡、七重堰 2 个 220kV 变电站中的一个通道，完善了网络结构，但是占用了七重堰仅46、剩的 1 个 110kV 间隔，造成七重堰片区其他 110kV 变电站接入困难，远景适应性一般。 2.4.4.5 工程实施难度分析 方案 1（接窑关线）：窑关线距新建的XX河变电站直线距离仅 200m，接 入方便，实施难度较易。 方案 2（接七重堰、T 接窑关线）：XX河接七重堰路径距离约 18.3km，线 路廊道多为丘陵和山地，交通相对不便，实施难度大。 方案 1 较方案 2 实施容易。 2.4.4.6 推荐 110kV 方案 110kV 接入系统方案技术经济综合比较详见下表： 表2-13 XX河 110kV 接入系统方案技术经济综合比较表 项目 方案 1 （接窑关线） 方案 2 （接七重堰47、T 接窑关线） 潮流分布 合理 合理 电压水平 合格 合格 有功损耗（兆瓦） 0 0.04 网络结构 清晰 清晰 供电可靠性 较好 好 实施难易 易 一般 远景适应性 好 较好 一次投资相对值（万元） 01325综合费用相对值（万元） 0179.76由潮流计算结果分析及技术经济比较可知： 潮流分布及电压水平：两个方案电压水平均合格，潮流流向合理。 有功网损：方案 2 线路略长，网损略高。 网络结构：两个方案网络结构均较清晰。 供电可靠性：本期方案 2 稍好，远期相当。 实施由易到难：方案 1、方案 2。 远景适应性由好到劣：方案 1、方案 2。 一次投资由少到多：方案 1、方案 2。 年综合48、费用由低到高：方案 1、方案 2。 综合以上各种分析，方案 1 网络结构清晰，供电可靠性较好，远景适应性好，一次投资较少，年综合费用较少，施工较易。因此本报告推荐采用方案 1， 即XX河站“”接入窑关线，形成 1 回至窑坡，1 回至关心。 2.5 主变容量选择 根据XX河站供电区域内负荷发展情况，预计 2020 年、2022 年和 2025 年 XX河站负荷分别为 24.6MW、27.0MW 和 37.4MW，本期建议建设 1 台 50MVA 主 变。预测XX河站供区饱和负荷为 72MW，建议主变终期规模为 2 台。 2.6 主变型式选择及无功补偿 2.6.1 主变型式选择 由调相调压计算可知49、，在各计算运行方式中，XX河 110kV 变变压器抽头 处于中间位置，配合适当无功补偿时，其 110kV、10kV 母线电压及供电区域内 110kV 变电站母线电压均能满足规程要求。此外，考虑到XX河 110kV 变建成 投产后，XX河 110kV 变、35kV、10kV 侧将供带负荷，按规程规定“直接向 10kV 配电网供电的降压变压器，应选用有载调压型”。因此，建议XX河 110kV 变电 站选用有载调压变压器。 建议主变抽头采用 11081.25%/38.532.5%10.5kV。 2.6.2 无功补偿论证 1）无功功率平衡原则 110kV 变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主50、，并适当兼顾 负荷侧的无功补偿，补偿容量按照主变压器容量的 10%25配置，所配置的 无功补偿装置，在主变最大负荷时其高压侧功率因数应不低于 0.95，在低谷负 荷时功率因数不应高于 0.95，不低于 0.92。110kV 变电站单组容量不宜大于 6Mvar，单组容量的选择还应考虑变电站负荷较小时无功补偿的需要。 2）容性无功 为了合理配置XX河变电站的无功补偿容量，分别针对不同负载率进行无功补偿计算，低压电容无功补偿容量计算详见下表： 表2-14 无功补偿计算表 主变容量50MVA满载70%30%一、无功电源16.63 11.95 5.70 1、电网注入功率（cos=0.95）15.61 151、0.93 4.68 2、线路充电功率1.02 1.02 1.02 二、无功负荷合计30.28 19.87 7.92 1、负荷无功需求（cos=0.9）23.01 16.10 6.90 2、变压器无功损耗7.28 3.77 1.02 三、无功缺额（一）-（二）13.65 7.93 2.22 四、无功总容量8.4 根据计算结果，单台 50MVA 变压器满载、负载 70%时，变压器无功损耗 分别为约 13.65Mvar、7.93Mvar，考虑到目前湖南电网 110kV 变电站典型设计情况及目前变电站的运行情况，建议变电站容性无功补偿按照每台（4.8+3.6）Mvar 配置。3）电容器谐振和投入电容器52、母线电压升高 根据电力工程电力设计手册电气一次部分P480（9-9）公式校验谐振，其中Sd=311.9MVA。电容器组在各种容量组合投切时，均能躲开谐振点，因此不会发生串联谐 振。根据电力工程电力设计手册电气一次部分P478（9-5）公式计算10kV 母线电压升高。当投入4.8Mvar电容器时，U%=Qcm/Sd100%=1.53%2.5%，符合规程要 求。2.7 建设规模及电气主接线建议 2.7.1 建设规模 2.7.1.1 主变压器 主变容量：远期 250MVA，本期 150MVA 主变型式：三相三圈有载调压降压变压器 电压比及抽头：11081.25%/38.532.5%/10.5kV容量53、比：100/100/100 接线组别：YN，yn0，d11 2.7.1.2 无功补偿 本期装设（4.8+3.6）Mvar 的容性无功补偿。远期装设 2（4.8+3.6）Mvar的容性无功补偿。 2.7.1.3 出线规模 1) 110kV出线 远期110kV出线：4回。 本期110kV出线2回：“”接窑关线，至窑坡1回、至关心1回。 2）35kV出线远期6回。 本期4回：乔滟线、乔鹏线、关乔线（本期站用变暂使用，待2号主变扩建后可再利用）和海乔线。 3）10kV出线 远景16回。 本期8回，其中6回出线名称如下，2回备用。 10kV乔滟线：滟洲水电站保安电源 10kV乔道线：供载道河乡 10kV54、乔腾线：腾飞化工专线 10kV乔南线I：以XX河为中心，供载澧南镇西部 新建10kV乔张线：供载原乔张线负载 新建10kV乔南线II：供载原乔南线剩余负载 2.7.2 电气主接线建议 110kV本期单母线接线，终期单母分段线接线；35kV本期、终期单母分段 线接线；10kV本期单母线接线，终期单母分段线接线。 2.8 导线截面选型 1）导线输送容量 110kV 架空线路经济输送容量和极限输送容量如下表所示。 表2-15 110kV 架空线路输送容量表（MW） 导线型号 经济输送极限输送温度系数功率因数 Tmax 110kV JL/G1A-240 49.9 97 0.88 0.95 30005055、00JL/G1A-300 62.4 111.3 JL/G1A-2402 99.8 194 XX河变电站终期规模为 250MVA，饱和负荷约 72MW，且现窑关线为JL/G1A-300，本期新建线路建议采用 JL/G1A-300。 其他建议：原芦家-关心 110kV 线路导线为 LGJ-240，导体截面偏小，建议 在后期工程加强芦家-关心断面输送能力。 2）电缆截面选择 本期新建线路为电缆，参考电力工程电缆设计规范（GB 50217-2017）和电线电缆载流量（中国电力出版社、马国栋编著），按电缆经济截面选择： 架空导线有一定的过载能力，电缆载流量因敷设方式不同变化较大，考虑一定 裕度，建议选择56、 800mm2 电缆。 2.9 XX河 110kV 变电站系统短路阻抗 2.9.1 计算条件 1) 相关220kV网络参与计算，110kV电磁环网按开环考虑； 2) 短路水平年按远景水平年考虑； 3) 短路阻抗不含变电所本身阻抗； 4) 短路阻抗为标么值，其基准值为：Sj=100MVA，Uj=Ucp。 2.9.2 短路电流计算结果 表2-16 短路电流计算结果（kA） 短路点 110kV 母线35kV 母线10kV 母线三相短路三相 单相 三相 分列 并列 XX河变 7.859 7.6918.33217.15228.9682.10 结论和建议 为满足地区用电需要、提高供电供电可靠性，建设XX河57、 110kV 变电站是十 分必要的，建议于 2020 年建成投产。 主变容量：本期 150MVA，远景 250MVA。 110kV 出线：本期 2 回，远景 4 回。 35kV 出线：本期 4 回，远景 6 回。 10kV 出线：本期 8 回出线，远景 16 回。 无功补偿：本期配置（4.8+3.6）Mvar 容性无功补偿装置，终期规模 2（4.8+3.6）Mvar 无功补偿装置。 接入方案为XX河变“”接窑关线，导线采用 JL/G1A-300。 3、电力系统二次 3.1 系统继电保护及安全自动装置 3.1.1 一次系统概况 XX河 110kV 变为拟升压变电站，根据 110kV 接入系统的方58、案，XX河变“” 接入窑坡-关心 110kV 线路，形成XX河至窑坡变 110kV 线路 1 回，XX河至关 心 110kV 线路 1 回。XX河至窑坡变 110kV 线路长约 16.54 公里，XX河至关心 110kV 线路长约 7.59 公里。 110kV 主接线：本期单母线接线，远期单母线断路器分段接线。 主变压器容量：本期 1x50MVA；远期 2x50MVA。 3.1.2 系统继电保护及自动装置配置原则和方案 1) 系统继电保护配置原则 XX河 110kV 变电站按智能化变电站设计，系统继电保护及安全自动装置应 满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的要求，遵循智能站保护直接采样、 59、直接跳闸的原则，并满足智能化变电站相关导则和设计规范的要求。 2) 110kV 线路保护配置 由于本期两回 110kV 线路均为短线路，且两回线路均具备光纤通信条件，本 期为两回线路均配置可实现全线速动的光纤电流差动保护，采用专用光纤通道， 同时具备完整的阶段式相间距离、接地距离及零序方向电流后备保护, 保护装置 兼有三相一次重合闸功能。本期XX河两回 110kV 线路新上光纤电流差动保护需 与窑坡变和关心变侧保持一致。 3）110kV 分段保护配置 本期新上 110kV 分段保护装置 1 套，具备充电保护功能，作为向母线、变压 器充电以及线路保护作向量检查时的保护，充电保护应具有两段过流和一60、段零序 过流保护。 4）110kV 母差保护 本期为 110kV 母线配置 1 套能正确反映母线保护区内的各种类型故障的母差 保护，母差保护应能自动识别分段（母联）的充电状态，快速、有选择地切除母线故障。母差保护装置单独组 1 面 110kV 母差保护屏。 3.1.3 系统安全自动装置 1) 低频低压减载 为保证系统的稳定运行，按电力系统安全稳定导则建立三道防线的原则要求，在站内配置低频低压减载功能，由独立的低周减载装置实现。 2) 保护及故障信息管理系统子站 本站不配置独立的保护及故障信息管理系统子站，其功能由变电站自动化系 统实现。 3) 备自投 本期共 2 回 110kV 线路，其中 161、 回接入窑坡 220kV 变，另 1 回为接入关心 110kV 变，2 回线路对侧变电站均为系统电源点，本期配置 1 套 110kV 备自投装置，含 进线和分段备自投功能，本期作进线备投使用。单独组 1 面 110kV 备自投屏。 4）故障录波 本站本期配置 1 套故障录波设备，具有不少于 96 路模拟量和 160 路开关量输 入，采用嵌入式主机，组屏安装在主控室内。装置支持网络对时和 IRIG-B 码对时， 应具有完善的分析软件并配备完整的主站功能，能将录波信息送往调度端。 5)网络记录分析 全站配置 1 套网络记录分析装置，记录所有过程层 GOOSE、SV 报文、站控层 MMS 报文，具备62、网络报文分析功能，网络记录分析装置与故障录波共组 1 面屏。 3.1.4 对相关专业的技术要求 1)对电流互感器的要求： 采用常规电流互感器，保护用 TA 选用 P 级，测量和计量共用 TA 选用 0.2S 级，配置合并单元实现就地数字化转换，合并单元下放布置在智能控制柜内。 110kV 线路电流互感器提供 2 组二次绕组，其中 1 组 P 级用于保护及录波、1 组 0.2S 级用于测量及计量。 110kV 分段电流互感器提供 2 组二次绕组，其中 1 组 P 级用于保护及录波、1 组 0.2S 级用于测量。 主变三侧电流互感器至少提供 4 组二次绕组，其中 2 组 P 级用于保护、1 组 063、.2S 级用于测量、1 组 0.2S 级用于计量。 35kV 及 10kV 间隔电流互感器提供 3 组二次绕组，其中 1 组 P 级用于保护、1 组 0.5 级用于测量和 1 组 0.2S 级用于计量。 2) 对电压互感器的要求： 采用常规电压互感器，保护 、测量共用电压互感二次绕组准确级为 0.5 级，计量用电压互感二次绕组准确级为 0.2 级，配置合并单元实现就地数字化转换，母线电压合并单元应接收至少 2 组电压互感器数据，并支持向其他合并单元提供 母线电压数据，根据需要提供 TV 并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过 母线电压合单转发，合并单元下放布置在智能控制柜内。 110kV 64、电压互感器配置 4 组二次线圈，其中 1 组 0.5 级用于线路保护、分段 保护、主变保护一和测量、1 组 3P 级用于主变保护二、1 组 0.2 级用于计量，1 组 6P 级开口三角用于保护。 35kV 母线电压互感器配置 4 组二次线圈，其中 1 组 0.5 级用于主变保护一、35kV 间隔保护和测量、1 组 0.5 级用于主变保护二、1 组 0.2 级用于计量，1 组3P 级开口三角用于保护。35kV 母线不配置合并单元，母线合并单元由主变中压侧 合并单元实现就地数字化转换。 10kV 母线电压互感器配置 4 组二次线圈，其中 1 组 0.5 级用于主变保护一、10kV 间隔保护和测量、65、1 组 3P 级用于主变保护二、1 组 0.2 级用于计量，1 组 6P 级开口三角用于保护。10kV 母线不配置合并单元，母线合并单元由主变低压侧合 并单元实现就地数字化转换。 110kV 出线间隔配置的单相电压互感器配置 1 组 0.5 级用于保护及测量。 3) 对智能组件的要求： a) 合并单元宜具备合理的时间同步机制以及前端采样和采样传输时延补偿 机制，常规互感器信号在经合并单元输出后的相差应保持一致；合并单元之间的 同步性能应满足保护要求。 b) 合并单元具备电压切换或电压并列功能，支持以 GOOSE 方式开入断路器或刀闸位置状态。 c) 合并单元应能提供输出 IEC61850-9-66、2 协议的接口及输出 IEC 60044-8 的 FT3 协议的接口，能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。合并单元应满 足智能变电站继电保护技术规范的相关要求。 d) 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现；智能终端应接收 保护跳合闸命令、测控的手合/分断路器命令及隔离开关、接地开关等 GOOSE 命令， 输入断路器位置、隔离开关及接地开关、断路器本体信号（含压力闭锁重合闸等）， 跳合闸自保持功能，控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等，其跳合 闸出口回路应设置硬压板；智能终端应满足智能变电站继电保护技术规范的相关 要求。 4) 对自动化网络的要求： 过程层 GOOSE 67、及 SV 共网，采用单网方式。保护直采直跳，不依赖网络。 5) 对断路器的要求： 110kV 断路器配一组跳闸线圈，一组合闸线圈。断路器跳、合闸闭锁、防跳 功能由断路器本体机构实现。 6) 对直流电源的要求： 双重化的两套保护及其相关设备(合并单元及智能终端、网络设备、跳闸线圈等)直流电源采用不同空开，直流电源按辐射形方式供电。 7) 对通信通道的技术要求： XX河-窑坡变 110kV 线路和XX河-关心变 110kV 线路均开通 1 路保护通道， 保护均采用专用光纤芯通道。 3.2 调度自动化 3.2.1 现状及存在的问题 1)调度自动化系统现状 XX地调调度自动化系统为南瑞科技的 D-5068、00 系统，该系统具有多种通信规 约，采用的通信规约主要为部颁 CDT（DL/T 91）、101（DL/T 634.5101）和 104 等。 2)XX河 35kV 变电站无相关运动设备，相关信息未上传至地调。 3)调度数据网现状 XX地区调度数据网建成已投运，本期XX河 110kV 变电站考虑采用四路 2Mb/s 通道接入XX县调汇聚层，由县调汇聚层接入XX地调。 4)电能计量现状 XX河 35kV 变电站未配置电能表屏，#1 主变、#2 主变高低压侧电能表 4 块 及电能量采集器（CHL064-5c）安装在#1、2 主变测控屏内，35kV 电能表 4 块安装 在对应的保护屏内，站用变电能表69、 1 块安装在站用交流电源屏内，10kV 出线电能 表 3 块就地安装在 10kV 开关柜内。 XX地调现有电能量计量系统采用湖南省公司计量系统。目前接入该系统的 规约为 QGDW 376.1-2009电力用户用电信息采集系统通信协议：主站与采集 终端通信协议，与多家公司的电能计量远方终端兼容。该系统运行情况良好，系 统性能及容量能够满足本工程要求。 3.2.2 远动系统 1）调度管理 按照电网统一调度，分级管理的原则，该变电站由国网湖南省电力有限公司XX供电分公司调度中心（XX地调）调度。本变电站远动信息以双通道方式送 往国网湖南省电力公司XX分公司调度中心（XX地调）。 2) 运行管理 X70、X河 110kV 变电站的管理由国网湖南省电力有限公司XX供电分公司负 责，根据湖南省电力有限公司有关无人值班变电站建设的要求，本变电站的管理 模式按无人值班考虑。 3) 远动信息内容 根据湖南省电力公司有关无人值班变电站建设的要求，本变电站的管理模式按无人值班考虑。根据 DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程、 DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程、Q/GDW 6792011智能变 电站一体化监控系统建设技术规范以及湖南省电力公司无人值班变电站信息采集及分类技术规范的要求和各级调度自动化主站的数据需求，满足智能电网 调度技术支持系统以及调控一体化运行模式71、的要求，数据采集内容包括电网运行 数据、设备运行信息和变电站运行异常信息。 4）远动设备配置及选型 本变电站二次系统采用智能变电站计算机监控系统，远动设备的配置结合变电站计算机监控系统统一考虑。按照调控一体化运行模式的要求，本站远动设备 配置有监控主机兼数据服务器 2 台、综合应用服务器 1 台、I 区数据通信网关机 2 台、II 区数据通信网关机 1 台、III/IV 区数据通信网关机 1 台。 计算机监控系统配置的远动设备应满足远动信息采集和传送的要求，应支持 调控中心对站内断路器、电动刀闸等设备的遥控操作、保护定值的在线召换和修 改、软压板的投退、变压器档位调节和无功补偿装置投切，支持对72、全站辅助设备 的远程操作与控制，并能为调控中心提供远程浏览和调阅服务及变电站全景数据 可视化展示功能。远动信息采用调度数据网向多个主站传送，通信规约应与各级 调度自动化系统的通信规约相一致，以便实现与调度主站端的通信。 5）远动通道要求 至XX地调(主、备调)的通道为 4 路调度数据网通道（2M/s）。 6）相关调度端系统 本工程应考虑XX地调调度自动化系统接收XX河 110kV 变电站远动信息主 站端所需的数据库扩容和软件修改工作。 3.2.3 电能计量系统 1）计量表计的配置 本站主变三侧、110kV 线路、35kV 线路(402 海乔线、406 乔鹏线、408 乔滟 线除外，为关口比对表73、)以及 10kV 线路、电容器、接地变等间隔均作为考核计量 点，主变三侧和 110kV 线路均配置 0.5S 级、带双 RS485 通信口的数字式光纤电能 表，单表计量；35kV 线路配置三相三线 0.5S 级、带双 RS485 通信口的智能电能 表 3 块（本期利旧）；10kV 各间隔（10kV 线路 8 回、10kV 电容器 2 回、10kV 接地 变 1 回）均配置三相四线 0.5S 级、带双 RS485 通信口的智能电能表，单表计量；站用变低压侧配置三相四线 0.5S 级、带双 RS485 通信口的智能电能表 2 块（其中 1 块利旧），所有表计并通过 485 通讯口将电能数据上至站内74、电量采集终端。 2）电能量远方采集终端的配置 本站配置 1 台烟台东方威思顿 CHL064-5c 型号电能量数据采集终端，为 2015 年产品，根据计量部门提出，该电量采集器经常死机，已维修多次，本期考虑更 换电量采集器 1 台，布置于主变电度表屏。电能量数据采集终端以串口 RS485 的 方式采集各电能表信息，并将采集到的信息传送至国网湖南省电力公司XX分公 司计量主站系统，主通道采用 GPRS 通道。 3）计量设备布置 本期主变三侧电能表、站用变低压侧电能表和电量采集终端装置集中组 1 面主变电能表屏，安装在主控室内，110kV 线路电能表分散布置于本间隔的智能组 件柜内，35kV 间隔电75、能表集中组 1 面 35kV 线路电能表屏，安装在主控室，10kV 电能表分散布置于各间隔开关柜上。 4）相关主站端接口 本工程应考虑XX地区电能量计量系统接收XX河 110kV 变电能计量信息主 站端的接收设备和相应的软件及数据库调整工作。 3.2.4 调度数据通信网络接入设备 按照调度关系，XX河 110kV 变电站由XX地调调度，调度数据网接入设备 按照XX地调有关要求部署。根据XX地区调度数据通信网络总体方案要求，本 站作为XX地调接入层的接入点，配置 2 套（双平面）调度数据网接入设备。接 入XX地区调度数据网采用四路 2Mb/s 通道接入XX县调汇聚层，由县调汇聚层 接入XX地调。76、 3.2.5 二次系统安全防护 本站按国家经贸委 30 号令及国家电力监管委员会2005第 5 号令电力二次 系统安全防护规定、发改委【14】号文电力监控系统安全防护规定和电监安 全200634 号关于印发电力二次系统安全防护总体方案等安全防护方案的 通知“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的总体防护策略及相关规定考虑安全防护措施。 根据智能变电站一体化监控系统安全分区及防护原则，XX河变远动系统位于安全区，电能计量系统和一体化电源系统及辅控系统位于安全区。安全 区与区之间采用防火墙隔离措施。 在纵向安全防护方面：安全区、接入XX地区调度数据网 SPDnet 时，应 分别在 I 区配置和77、 II 区配置纵向加密认证装置，实现网络层双向身份认证、数据 加密和访问控制，也可与业务系统的通信网关设备配合，实现部分传输层或应用 层的安全功能；安全 II 区采用防火墙实现 I、II 区之间的横向隔离。此外安全区 II 与站外 III、IV 区系统连接是通过正反向隔离装置实现。 根据湘电公司调【2017】655 号文湖南电网电力监控系统网络安全防护管 理实施细则及湖南电网厂站调度自动化系统设计审查细则（2018 版）要求，本 期需新上型网络安全监测装置 1 台，组屏安装在调度数据网柜内。 3.3 系统通信 3.3.1 通信系统接入概述 根据一次接入系统方案，本期配套通信如下： 1.新建 178、10kV XX河变 1 个光纤通信站点，扩建窑坡变、关心变和XX地 调 3 个光纤通信站点。 2、将现有 110kV 窑关线上 24 芯 OPGW 光缆随线路剖进XX河变，剖进侧光 缆利旧，剖出侧沿线路新建 1 根 24 芯 OPGW 光缆，新建光缆路径长 0.8km，光 缆长 0.9km。 3.3.2 通信网络现状 XX地区光传输网络已形成以阿尔卡特传输设备为主体的 2.5Gb/s 主干北环网和南部环网；以华为传输设备为主的北部 622M 环网（接近满载）、城区 622M 环网及若干 155M 光纤通信链路。 XX河变电站目前配置有一块 36 光纤配线屏，无光纤通信。窑关线 24 芯 OPG79、W 光缆临时接的 2 根 24 芯 ADSS 和垃圾电厂的 1 根 24 芯 ADSS 光缆均进站，在站内跳纤，形成垃圾电厂-XX河、垃圾电厂-XX河、XX河-关心三条光纤 路由。 关心 110kV 变电站已有光纤通信设备为华为 OSN 1500 传输设备；窑坡 220kV 变电站已有光纤通信设备为华为 Metrol 2050 传输设备和阿尔卡特 1660SMC（2.5G）设备。垃圾电厂已有光纤通信设备为阿尔卡特 SMC1642 设备。 3.3.3 系统通信建设方案 （1）光缆建设方案 将现有 110kV 窑关线 24 芯 OPGW 光缆随线路剖进XX河变，XX河站最终 的光缆情况为XX河窑坡80、关心各 1 条 24 芯 OPGW 光缆，XX河垃圾电厂 1 根 24 芯 ADSS 光缆。 （2）传输网络建设方案 窑坡（主环节点）XX河关心变按XX北部光纤环网的重要支路进行设计，其传输容量按 2.5G 考虑。 （3）综合数据网建设方案 本站同步建设综合数据网络接入设备 1 套，采用光纤直连接入关心变汇聚 层设备。 （4）通信电源及通信机房 通信电源由交直流一体化电源系统统一提供，不配置独立的电源系统。 本站不设置单独的通信的机房，通信设备与二次设备统一安装在二次设备室内。 （5）应急通信 本站设置 1 路市话，作为供XX河变与公网通信用，并兼做调度通信的应 急通信方式。 （6）过渡方案81、 XX河变原址升压建设的过渡期约一年时间， 期间需要将站内已有的一面 光纤配线屏、垃圾电厂-XX河 1 条 ADSS 光缆、窑坡-关心临时进XX河的 2条 ADSS 光缆临时搬迁（敷设）至新指定的临时控制室。 需要将该三条光缆穿25CPVC 管后直埋改道约 3 根*200 米，搬迁光纤配线屏一面，三根 24 芯 ADSS 光缆重新熔接 3 次。 3.3.4 通道配置 根据XX河变调度管理关系以及系统保护和远动专业对通道的要求，有关 通道配置如下： (1) 调度电话 1 路(至XX地调) (2) 地级调度数据网 22Mb/s(至XX地调、XX备调) (3) 远动信息 2 路，经调度数据网， (482、) 电能计量 至地调主用通道 1 路调度数据网通道（主）1 路 2W 拨号通 道（备） (5) 故障录波 经调度数据网(至XX地调) (6) PMU 通道 经调度数据网(至省调) (7) 线路保护 XX河变窑坡变、XX河变关心变 110kV 线路分别开设 1 路专用光纤 保护通道。通道由该区段的光缆提供纤芯（要求提供两对纤芯，其中一对做备 用）。 4、变电站站址选择 拟建XX河 110kV 变电站位于原XX河 35kV 变电站围墙范围内，详见下章。 5、变电工程设想 5.1 工程概况 5.1.1 XX河 35kV 变电站现状 XX河 35kV 变电站于 1993 年投运，现有主变 2 台，容量83、为 14+120MVA， 其中 20MVA 主变压器降压运行。 35kV 出线 4 回，分别为海乔线（402）、关乔线（404）、乔鹏线（406）、乔 滟线（408），采用电缆引接至终端塔架空出线。 10kV 出线 5 回，分别为乔南线（304）、乔道线（306）、乔陶线（312）、 乔 滟线（316）、备用线（308）。 XX河 35kV 变电站 35kV 母线采用单母线隔离刀闸分段接线。10kV 母线采 用单母线断路器分段接线。 35kV 配电装置采用户外软母线中型布置，主变压器户外布置，10kV 采用户 内开关柜布置。 5.1.2 本期建设规模 项目 本期 终期 方案一 方案二 主变压器84、 150 MVA 250 MVA 110 kV 出线 2 回 4 回 110kV 主接线 单母线分段接线 单母线分段接线 35kV 出线 4 6 35kV 主接线 单母线分段接线 单母线分段接线 10kV 出线 8 16 10kV 主接线 单母线接线 单母线分段接线 消弧线圈/接地变 1（700/630） kVar 2（700/630）kVar 容性无功补偿 1（4.8+3.6）MVar 2（4.8+3.6）MVar 主变建设规模：远期规模 250MVA；本期规模 150MVA； 110kV 出线回路数：远期 4 回，本期上 2 回； 35kV 出线回路数：远期 6 回，本期上 4 回（其中 85、1 回本期作为 35kVu 站用 变馈线开关柜，远期作为新鹏陶瓷线电源）； 10kV 出线回路数：远期 16 回，本期上 8 回； 无功补偿：本期 2 组电容器，容量 1（4.8+3.6）MVar，并预留 2 组电容 器安装位置。 5.2 电气一次 根据变电站设计规模及选址情况，参考国家电网公司输变电工程通用设 计 110(66)kV 智能变电站模块化建设(2016 年版)，本工程设计选取方案以通 用设计 110-A1-2 方案和 110-A2-4 方案为基本模块，再根据工程的实际情况进 行调整优化。 5.2.1 与通用设计的差异 方案一：XX河 110kV 变电站技术方案对比表 序号 类型 86、方案一 A2-4 通用设计 本设计与 A2-4 方案 差异分析 一 电气一次部分 1 电压等级 110/35/10kV 110/10kV 依据实际情况进行增加 35kV 电压等级 2 主变压器 容量 50MVA，三相三绕组；本期1 台，终期2 台 容量 50MVA，本期 1 台，终期 3 台 根据建设规模进行调整 3 电气主接 线 110kV：本期、远期均为单母线分段接线。 35kV：本期、远期均为单母线 分段接线。 10kV：本期单母线接线，远期 单母线分段接线。 110kV：本期、远期均为扩大内桥接线； 10kV：本期单母线接线， 远期单母线四分段接线。依据实际情况调整接 线方式 4 电气87、总平 面 围墙内面积 3404m2，全户内布 置 占地面积 3786m，全户 内布置 依据实际情况以及建设规模变化，在通用设 计方案上进行调整。5 110kV 配 电装置模 块 110kV：本期出线 2 回；远期出线 4 回。 户内 GIS 单列布置，电缆进出 线 110kV：本期、远期均为出线 3 回； 采用户内 GIS 设备单列 布置，电缆出线 依据实际情况调整出 线规模 6 35kV 配电 装置模块 35kV：本期出线 4 回；远期出线 6 回。充气式开关柜，单列 布置。 / 依据实际情况进行增 加 35kV 电压等级 7 10kV 配电 装置模块 10kV：本期出线 8 回；远期16 88、回。金属铠装小车式开关 柜，双列布置。 10kV：本期出线 12 回；远期 36 回。金属铠装小 车式开关柜，双列布置依据建设规模变化，调 整出线规模 序号 类型 方案一 A2-4 通用设计 本设计与 A2-4 方案 差异分析 8 无功补偿 装置模块 户内框架式，容量为 1（4.8+3.6）Mvar 通用设计为 1(4.8+3.6) Mvar 无差异 9 接地模块 接地变消弧线圈方式，接地变 容量 630kVar 接地变小电阻方式，接地 变容量 630kVar 无差异 二 土建部分 1 配电综合 楼布置 单层布置：110kVGIS 室、10kV 配电室、主控室、电容器室、 蓄电池室、安全工具间89、资料 室及卫生间 单层布置：110kVGIS 室、10kV 配电室、主控室、 电容器室、蓄电池室、安 全工具间、资料室及卫生 间 无差异 2 主变运输道路与进 站道路 呈直角布置 同一直线布置 根据进站道路方向作 出调整 3 主变消防 设成品消防小间 设成品消防小间 无差异 4 化粪池 设置化粪池 设置化粪池 无差异 5 取水 市政管网 市政管网 无差异 方案二：XX河 110kV 变电站技术方案对比表 序 号类型方案一110-A1-2 通用设计本设计与 110-A1-2方案差异分析一电气一次部分1电压等级110/35/10kV110/35/10kV无差异2主变压器容量均为 50MVA,三相90、三绕 组;本期 1 台,终期 2 台。容量均为 50MVA;本期 2台,三相三绕组;终期 3 台, 两台三相三绕组+一台三 相双绕组。本期建设规模,减少 1 台主变3电气主接线110kV:本期单母线分段接线;出线 2 回;远期单母线分段接线,出线 4 回。 35kV:本期单母线分段接线, 出线 4 回;远期单母线分段接线,出线 6 回。 10kV:本期单母线,远期单母 线分段接线;本期出线 8 回;远期 16 回。110kV:本期单母线双刀闸分段接线,出线 2 回;远期单母线分段接线,出线 4 回。 35kV:本期单母线接线,出 线 4 回;远期单母线分段接线,出线 6 回。10kV:本期单母91、线, 出线16 回;远期单母线三分段 接线; 出线 24 回。终期出线规模调整， 减少 35kV、10kV 出 线。占地面积 3000 （50X60m）；占地面积 3366 (51X664电气总平面110kV 户外 GIS，架空出线；35/10kV 户内开关柜双列布m)；110kV 户外 GIS，架空出线；35/10kV 户内开根据实际情况调整，减少占地面积。置，电缆出线关柜双列布置，电缆出线5110kV 配电 装置模块户外 GIS 设备户外 GIS 设备在通用设计方案上 适当调整 110kV GIS 布置。序 号类型方案一110-A1-2 通用设计本设计与 110-A1-2方案差异分析63592、kV 配电 装置模块户内充气式开关柜户内常规开关柜调整设备选型710kV 配电 装置模块金属铠装小车式开关柜双列 布置金属铠装小车式开关柜双 列布置无差异8无功补偿装 置模块户外框架式，容量为1(3.6+4.8)Mvar户外框架式，容量为1(3.6+4.8)Mvar无差异9接地变消弧 线圈模块户内干式，接地变容量 700kVar，消弧线圈容量 630 kVar户外布置，接地变容量 700kVar，消弧线圈容量 630 kVar无差异二、土建部分1配电综合楼 布置单层布置： 10kV 配电室、 主控室、蓄电池室、安全工 具间、资料室及卫生间单层布置： 10kV 配电室、 主控室、蓄电池室、安全 93、工具间、资料室及卫生间无差异2主变运输道 路与进站道 路呈直角布置同一直线布置根据进站道路方向 作出调整3主变消防设成品消防小间设成品消防小间无差异4化粪池设置化粪池设置化粪池无差异5取水市政管网市政管网无差异5.2.2 电气主接线 1) 110kV：本、终期均采用单母线分段接线。 2）35kV：本、终期采用单母线分段接线。 3）10kV：本期采用单母线接线，终期采用单母线分段接线。 4）主变压器 110kV 中性点采用避雷器保护间隙经隔离开关接地方式，运行 时变压器中性点可选择不接地或直接接地。 5）主变压器 35kV 侧采用经避雷器接地方式。 6）主变压器 10kV 侧采用接地变经消弧线圈94、接地方式。 7）接入系统：接入窑坡-关心 110kV 线路。 5.2.3 高压配电装置型式及主要电气设备选择 1、短路电流计算 取基准容量 Sj=100MVA，基准电压 Uj 为各电压等级的平均额定电压按系统阻抗 0.06559，每台主变阻抗 0.2698 计算，短路计算结果如下所示： 短路点 110kV 母线35kV 母线10kV 母线三相短路三相 单相 三相 分列 并列 XX河变 7.859 7.6918.33217.15228.968根据短路电流计算结果，考虑系统发展情况 110kV 母线短路电流水平取40kA，35kV 母线短路电流水平取 25kA，10kV 母线短路电流水平取 31.95、5kA。 2、配电装置型式 1) 110kV 配电装置 方案一：采用 GIS 设备户内布置，电缆出线； 方案二：采用 GIS 设备户外布置，架空出线。 2）35kV 配电装置 方案一/二：采用充气式开关柜户内单列布置，电缆出线。 2) 10kV 配电装置 方案一/二：采用金属铠装小车式开关柜，户内双列布置，电缆出线。 3、主要电气设备和导体选型 根据短路电流计算结果及通用设备应用目录，本工程各级电压配电装置均选用推广类通用设备和国网公司集中规模招标标准物料。 站址为 d 级污秽区，本站户外设备爬电距离按31mm/kV(最高工作电压) 选择，户内设备爬电距离按25mm/kV(最高工作电压)选择；96、变电站海拔 1000m 以下，电气设备抗震校验烈度为 7 度，具体选择如下： 1）主变压器 方案一： 项目 参数 型式 三相三绕组，油浸式有载调压，分体式 容量 50MVA 额定电压 11081.25%/38.522.5%/10.5kV 接线组别 YN,yn0,d11 阻抗电压 Uk1-2=10.5%，Uk1-3=17.5%，Uk2-3=6.5% 冷却方式 自然油循环自冷（ONAN） 方案二： 项目 参数 型式 三相三绕组，油浸式有载调压，一体式 容量 50MVA 额定电压 11081.25%/38.522.5%/10.5kV 接线组别 YN,yn0,d11 阻抗电压 Uk1-2=10.5%，97、Uk1-3=17.5%，Uk2-3=6.5% 冷却方式 自然油循环自冷（ONAN） 110kV GIS 组件名称 型 式 及 主 要 参 数 间隔数量110kV GIS单母线接线，三相共箱型共 9 个间隔线路电缆进 线间隔 断路器 CB: 126kV 2000A 40kA 1台 2 个间隔 三工位隔离开关 DS/ES: 126kV 2000A 40kA/3S 2组 电流互感器 600-1200/5A，5P30，10VA 3只 电流互感器 600-1200/5A，0.2S，10VA 3只 线路电压互感器 110/3/0.1/3，0.5（3P），10VA 1台 避雷器 LA: 102/266kV 98、1组 带电显示器 110/3kV 3只 快速接地开关 FES: 126kV 40kA/3S 1组 主变电缆出 线间隔 断路器 CB: 126kV 2000A 40kA 1台 1 个间隔 三工位隔离开关 DS/ES: 126kV 2000A 40kA/3S 2组 电流互感器 600-1200/5A，5P30，10VA 6只 电流互感器 600-1200/5A，0.2S，10VA 6只 电缆出线套管 126kV 2000A 40kA/3S 6只 带电显示器 110/3kV 3只 母线设备间 隔 三工位隔离开关 DS/ES: 126kV 2000A 40kA/3S 1组 2 个间隔 快速接地开关 F99、ES: 126kV 40kA/3S 1组 110kV 母线电压 互感器 110/3/0.1/3/0.13/0.13/0.1kV 1组 分段间隔 断路器CB: 126kV 2000A 40kA1台1 个间隔三工位隔离开关DS/ES: 126kV 2000A 40kA/3S2组电流互感器600-1200/5，5P30/0.2S1组备用间隔 三工位隔离开关 DS/ES: 126kV 2000A 40kA/3S 1组 3 个间隔 2）110kV 设备 方案一： 方案二： 组件名称型 式 及 主 要 参 数间隔数量110kV GIS单母线分段接线，三相共箱型共 9 个间隔架空出线间 隔断路器CB: 12100、6kV 2000A 40kA1台2 个间隔三工位隔离开关DS/ES: 126kV 2000A 40kA/3S2组电流互感器600-1200/5，5P30/0.2S1组线路电压互感器110/3/0.1/3，0.5（3P），10VA1台快速接地开关FES: 126kV40kA/3S1组主变架空进 线间隔断路器CB: 126kV 2000A 40kA1台1 个间隔三工位隔离开关DS/ES: 126kV 2000A 40kA/3S2组电流互感器600-1200/5， 5P30/5P30/0.2S/0.2S1组带电显示器 110/3kV 3只 母线设备间 隔三工位隔离开关DS/ES: 126kV 200101、0A 40kA/3S1组2 个间隔快速接地开关FES: 126kV 40kA/3S1组110kV 母线电压 互感器110/3/0.1/3/0.13/0.13/0.1kV1组分段间隔断路器CB: 126kV 2000A 40kA1台1 个间隔三工位隔离开关DS/ES: 126kV 2000A 40kA/3S2组电流互感器600-1200/5，5P30/5P30/5P30/0.2S/0.2S1组备用间隔 三工位隔离开关 DS/ES: 126kV 2000A 40kA/3S 1组 3 个间隔3) 35kV 设备 方案一/二：35kV 采用 SF6 充气式开关柜，按照短路电流水平，35kV 设备 额定102、开断电流为 25kA，动稳定电流峰值为 63kA。 设备名称型式及主要参数本期数量SF6 充气式高压开关柜（主变进线柜）柜内配置真空断路器，额定电流 1250A，额定开断电 流 25kA/4S 63kA，弹簧操作机构。1 面SF6 充气式高压开关柜（馈线柜）柜内配置真空断路器，额定电流 1250A，额定开断电 流 25kA/4S 63kA，弹簧操作机构。4 面SF6 充气式高压开关柜（母线设备柜）柜内配置接地开关和三工位隔离开关，额定电流1250A。母线电压互感器一次消谐。2 面SF6 充气式高压开关柜（分段开关柜）柜内配置真空断路器，额定电流 1250A，额定开断电 流 25kA/4S 63103、kA，弹簧操作机构。1 面SF6 充气式高压开关柜（分段隔离柜）柜内配置三工位隔离开关，额定电流 1250A。1 面4) 10kV 设备 设备名称 型式及主要参数 本期数量并联电容器 框架式，10kV，4.8+3.6Mar 2 组 消弧线圈成套装置 接地变：700kvar，消弧线圈：630kvar，站用电：100kVA 1 组 开关柜 进线开关柜12kV 4000A 40kA 1 面 进线隔离柜12kV 4000A 1 面 出 线 12kV 1250A 31.5kA 8 面 电 容 12kV 1250A 31.5kA 2 面 PT 12kV 1 面 消弧线圈柜12kV 1250A 31.5kA104、 1 面 分段隔离柜12kV 4000A 1 面 5）接地变、消弧线圈容量选择 单台主变按 8 回出线，每回出线电缆长度 3km 计算，10kV 电缆出线规划总 长度 24km，电缆截面积为 300mm2。根据上述数据估算，电容电流为： IC =95 + 1.44S2200 + 0.23SUe L =58.53A 加上变电站附加电流 16%，计算出电容电流为 67.9A。 按过过补偿方式计算消弧线圈容量： Q = KIc Ue =555.71kVar3按通用设计选型，10kV 消弧线圈容量可选择 630kVar，接地变容量为 700 kVar，其中站用容量为 100kVA。 6）导体选择 导体105、选择的原则：各级电压设备的引线按回路通过的最大电流选择导线截面，按发热条件校验；主变进线侧导体、母联导体载流量按不小于主变额定容 量 1.05 倍计算。 电压（kV）回路名称回路工作电 流（A）选用导体控制条件根数型号载流量（A）（修正值）110kV母线/分段/945由厂家设备确定2000A由系统确定主变进线（方案一）2753(YJLWO3-64/110-1400)570由载流量控制主变进线（方案一）LGJ-240/30524由载流量控制35kV母线866由设备厂家确定1250A由载流量控制分段866由设备厂家确定1250A由载流量控制主变进线866YJV22-1X630-26/35kV103106、0A由载流量控制10kV主变进线28872(TMY-125X10)3816A由载流量控制主母线28872(TMY-125X10)3816A由载流量控制电容器374/280YJV22-3X300-8.7/15kV423由载流量控制接地变/站用变40YJV22-3X120-8.7/15kV264由最小截面控制5.2.4 全站电气总平面布置方案 拟建站按模块化智能变电站设计，根据系统建设规模及站址实际情况，参 照国家电网公司输变电工程通用设计 110(66)kV 智能变电站模块化建设 (2015 年版) 110-A2-4 和 110-A1-2 方案进行优化设计。具体情况如下： 方案一：变电站围墙占地107、面积 3404 平方米。站内设一栋一层配电综合楼， 布置在站区中心位置，四周设环形车道。主变布置在主变压器室，分别通过电 缆和铜排与 110kVGIS、35kV 充气柜以及 10kV 开关柜相连接；110kVGIS 布置在 GIS 室内，采用电缆出线；35kV 采用充气柜单列布置在高压配电室内， 10kV 采用开关柜双列布置在高压配电室内；消弧线圈接地变布置在高压配电室内； 蓄电池布置在蓄电池室；电容器布置在电容器室；消防泵房和消防水池布置在 站区东南侧；站内设有环形运输通道，宽 4 米，从北侧进站。 方案一：变电站围墙内占地面积为 3404 平方米。110kV 配电装置采用 GIS 户外布置108、，布置于站区的西侧，向西架空出线；35kV 配电装置采用户内 SF6 充 气式开关柜，10kV 配电装置采用户内小车柜，35kV 和 10kV 开关柜共室，双列 布置于生产综合楼内。生产综合楼为单层建筑，包括 35/10kV 配电装置室、蓄 电池室、工具室和资料室等，位于变电站东侧； 110kV 主变压器户外安装，布 置于生产综合楼及 110kV 配电装置之间，呈“一”字型布置；10kV 电容器组户 外布置于变电站南侧；110kV 二次设备预制仓位于变电站 110kV 场地南侧，10kV 电容器组旁；10kV 消弧线圈接地变、站用变户外布置于站区北侧。 本工程站址周边有新鹏陶瓷等粉尘污染较严重109、的工厂企业，为了变电站设 备的安全运行，推荐采用方案一。 5.2.5 接地网型式 根据地址报告，考虑季节因素等，本站土壤电阻率按 350m 考虑。根据 站址地势情况及周围环境设计考虑采用全站敷设复式不等距接地网的接地措 施。在敷设接地网时，应尽可能的利用建筑物和周围的水井等一些自然接地体， 以降低接地电阻。经计算，接地网敷设完成后，接地电阻约为： 接地电阻：R=0.5*t/S=2.58。 接触电压 ：Ut=(174+0.17t)/t =426V 跨步电压 ：Us=(174+0.7t)/t=765V 注：故障时间 t 取值 0.3S（断路器动作时间 0.2S，保护动作时间 0.1S）。 根据交流110、电气装置的接地（GB50065-2011），入地短路电流 I 约 6.075kA，接地电阻需满足下式 R2000/I =0.329 按接触电势要求，反推得出，接地电阻最大值需满足接触电势（0.45）。本站计算接地电阻 2.58不满足接触电势的要求(0.45)，须进行降阻处理。 设计考虑采用打接地深井进行降阻，经初步估算，在变电站外打 4 个 25 米深井， 以满足接触电势的要求。 单个接地深井 Rm=*ln(4*L/d)/2/3.1416/L=1.63 表面土壤电阻率1：350m 受地下水层土壤电阻率2：50m 计算土壤电阻率=1*2/(H*(1-2)/L)+1)=40m 覆盖层厚度 H：8m111、 垂直接地体长度 L：25m 垂直接地体直径 d：0.15m 计算得 Rm=0.41 与主接地网并联利用系数i：0.9 计算出接地深井与主接地网并联后接地电阻 R=0.393。 因变电站各区域土壤电阻率不同，计算值与实测值会存在偏差，施工完成后需测实际接地电阻，根据实测接地电阻值，再由设计进一步考虑降阻方案， 并根据实测值采取进一步处理措施，如敷设绝缘地坪，以保证变电站内人员安 全。 本工程以水平接地体为主，垂直接地极为辅，联合构成复合式人工接地装 置，主接地网的材料选用-304 mm 紫铜排，接地干线、设备接地引下线材料 选用-506mm 热镀锌扁钢，在站内设 4 个 25 米深接地深井，以112、满足接地电阻的要求。在变电站内采用 254 铜排敷设等电位接地网，即在二次设备室、敷设二次电缆与光纤的沟道、配电装置的智能控制柜及二次设备屏、保护屏柜下 方等处敷设与主接地网紧密连接的等电位铜网。 5.2.6 过电压保护及绝缘配合 过电压保护方面，在 110kV 线路侧装设氧化锌避雷器，主变中性点和低压 侧、10kV 出线、10kV 母线均装设氧化锌避雷器。 防直击雷保护： 方案一：屋顶为全钢屋面，根据建筑防雷设计规范：“除第一类防雷建筑外，金属屋面的建筑物宜利用其屋面作为接闪器。” 方案二：采用在 110kV 配电装置构架上设置 2 根对地 24 米高的避雷针，和 2 根对地 24 米高的独113、立避雷针构成联合保护作为直击雷保护措施。 所有的构架避雷针除与主接地网相连外，还应与其附近设置的集中接地装 置活动连接。避雷针与主接地网的地下连接点至变压器接地线和 35kV 及以下设 备与主接地网的地下连接点，沿接地体的长度不得小于 15m。各级电压的避雷 器、避雷针和避雷线设置的集中接地装置的接地电阻应小于 10。 5.2.7 站用电及照明 1）站用电系统 变电站本期装设 1 台 35kV 站用变和 1 台 10kV 接地变兼站用变，站用电容 量均为 100kVA，35kV 站用变接入 35kV 段母线，10kV 接地变兼站用变接入 10kV段母线。 站用电接线：站用电为 380/220 114、伏，低压接线采用 380 伏三相四线制中性 点直接接地系统，接线形式为单母线接线，设两段母线，每段均设置双电源切 换装置（可实现自动/手动切换）分别接入 2 台站用变的低压侧。 2）照明 正常照明电源由站用低压配电屏供给，采用 TN-C-S 方式供电；应急照明采 用交直两用灯具，外壳留有清晰明显的红点标识，以区分其他正常照明灯。备 用照明箱设有手动投切装置，其电源分别接至交流屏和直流屏。 二次设备室、10kV 配电装置室、二次设备室、资料室及工具间采用免维护的 LED 灯；110kV GIS 室、主变室、散热器室、消弧线圈接地变室及电容器室 采用免维护的强光灯；蓄电池室采用免维护的防爆灯；疏散115、照明灯应选应急时 间60min 的固态照明灯。 5.2.8 电缆敷设及防火 电缆采用电缆沟和穿管敷设方式，电力电缆和控制电缆考虑敷设在不同侧 支架上，其中站用电源、电容器及 10kV 出线等大截面电力电缆采用直埋或专用 电缆沟敷设方式。 变电站拟在通向二次保护室、墙孔及盘底开孔采取有效阻燃的封堵处理， 在主要回路的电缆沟中的适当部位设置阻火墙，在动力电缆与控制电缆沟交叉 处采用防火隔板进行分隔，在靠近含油设备（主变压器和电压互感器）的电缆 沟盖板予以密封处理。电缆防止火灾延燃措施按有关规程及反措要求实施。 4.2.9 施工过渡方案 详见附件：湖南XXXXXX河 110kV 变电站升压工程过渡方116、案 5.3 电气二次 5.3.1 变电站自动化系统 5.3.1.1 现状及存在问题 XX河 35kV 变电站为 90 年代 RTU 变电站，RTU 屏装置已退出运行，运动 信息未传至地调端。 本站现有继电器保护设备均不能满足本期升压工程要求，本期升压改造新 上一套 110kV 智能变电站计算机监控系统。 本站配置了一套珠海优特公司生产的 35kV 防误闭锁系统，本期升压改造 后，新上 110kV 智能变电站监控系统采用 IEC61850 规约，原有防误闭锁系统不 满足接入新上计算机监控系统，且现有 110kV 智能变电站通用设备防误闭锁系 统含在监控系统中，故本期更换一套 110kV 智能变电117、站防误闭锁系统，与新上 监控系统统一考虑。 本站未配置时间同步系统。 5.3.1.2 管理模式 本工程按无人值班的运行管理模式设计，采用基于 DL/T 860 规约的分层分 布式微机自动化监控方案，站内监控、保护统一建模，统一组网，信息共享， 以远方集控操作为主，同时在就地设有手动控制方式作为后备控制手段，实现 变电站控制、监视和测量，并具备遥控、遥调、遥信、遥测等全部远动功能， 并具备遥测、遥控、遥信、遥调等全部远动功能及高级应用功能。 5.3.1.3 监测、监控范围 变电站自动化系统的监控范围按照 Q/GDW 678-2011 智能变电站一体化 监控系统功能规范执行，实现电网稳态、动态和暂118、态数据的采集，实现一次 设备、二次设备和辅助设备运行状态数据的采集。监测、监控范围满足智能电 网调度技术支持系统以及调控一体化运行模式的要求。 5.3.1.4 自动化系统网络结构 本站按智能型变电站设计，站内自动化系统在逻辑功能上由站控层、间隔层和过程层三层设备组成，采用分层、分布式网络系统实现连接,站控层设备按 变电站远景规模配置，间隔层和过程层设备按工程实际规模配置。 1）站控层网络 站控层网络采用单星型百兆以太网结构，通过站控层交换机与站控层设备、间隔层设备通信，传输 MMS 和 GOOSE 报文。 2）间隔层网络 间隔层网络采用单星型以太网络。间隔层网络负责实现间隔层设备之间、 相邻间119、隔以及间隔层与站控层之间的通信，传输 MMS 报文、GOOSE 报文。间隔 层交换机连接间隔层的保护、测控和其他智能电子设备，用于间隔层信息交换。 在站控层网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和控制功能。 3）过程层网络 过程层网络采用单星型百兆单网结构，集中设置 1 台过程层网络交换机和 1 台过程层中心交换机，实现故障录波、网络记录分析等 GOOSE、SV 报文共网 传输，其他 110kV GOOSE 报文及 SV 报文采用点对点传输。 35kV、10kV（主变 35kV、10kV 间隔除外）不设过程层网络， GOOSE 报文通过站控层网络传输。 5.3.1.5 设备配置 1）120、站控层设备配置 站控层设备按远期配置。站控层负责变电站的数据处理、集中监控和数据 通信，主要包括监控主机兼操作员站及数据服务器 2 台、综合应用服务器 1 台、 I 区数据通信网关机兼图形网管机配置 2 台、II 区通信网关机配置 1 台、III/IV 区通信网关机配置 1 台以及网络打印机 1 台。 主机兼操作员站负责站内各类数据的采集、处理，实现站内设备的运行监 视、操作与控制、信息综合分析及智能告警，集成保护信息子站、电压无功控 制（AVQC）、小电流接地选线和五防逻辑闭锁等功能。 数据服务器用于变电站全景数据的集中存储，为站控层设备和应用提供数 据访问服务；图形网关机通过可视化建模和渲121、染技术，将数据和图形相结合， 实现变电站设备运行状态、设备故障等信息图形化显示功能，为运行监视人员 提供直观、逼真、形象的展示；综合应用服务器负责接收站内辅助应用、设备 基础信息等，进行集中处理、分析和展示；I 区数据通信网关机直接采集站内 数据，通过专用通道向调控中心传送实时信息，同时接收调控中心的操作与控 制命令；II 区数据通信网关机实现 II 区数据向调控中心的数据传输，具备远 方查询和浏览功能；III/IV 区数据通信网关机实现与站外其他主站系统的信息 传输。 2）间隔层设备配置 间隔层设备主要包括继电保护及安全自动装置、测控装置、电能计量装置等。 测控装置按 DL/T860(IEC122、 61850)标准建模，具备完善的自描述功能，与站 控层和过程层设备直接通信。测控装置支持通过 GOOSE 报文实现间隔层防误闭 锁和下发控制命令。 主变压器测控装置按开关单元独立配置，本期主变配置 4 台，分别为主变高压侧测控装置 1 台、主变中压侧测控装置 1 台、主变低压侧测控装置 1 台以及本体测控装置 1 台。 110kV 线路及分段采用保护测控一体装置，按间隔单套配置，本期配置110kV 线路保护测控装置 2 台及 110kV 分段保护测控装置 1 台，分散安装在各 间隔智能组件柜内。110kV 公用部分配置 1 台 110kV 母线测控装置和 2 台公用 测控装置用于全站其他告警123、硬接点信号的接入。 35kV 部分采用保护测控一体化装置，按间隔单套配置，本期配置 35kV 线 路保护测控一体化装置 2 套及 35kV 站用变保护测控装置 1 台，402 海乔线保护 测控装置为北京四方 CSD-213 型号光差保护，2017 年产品，本期利旧。 本期为 35kV 配置 1 台母线测控装置和 1 台电压并列装置，安装在本期新上 的 35kV I 母 PT 柜和 35kV II 母 PT 柜内。 10kV 部分采用保护测控一体化装置，按间隔单套配置，本期配置 10kV 线 路保护测控一体化装置 8 套、10kV 电容器保护测控一体化装置 2 套、10kV 接地 变保护测控一体124、化装置 1 套。 本期为 10kV 配置 1 台母线测控装置和 1 台电压并列装置，安装在本期新上 的 10kV 分段隔离柜和 10kV I 母 PT 柜内。 继电保护及安全自动装置、电能计量装置等设备配置详见相关章节的配置 方案。 3）过程层设备配置 本站采用常规互感器，过程层设备主要包括合并单元、智能终端以及合并单元智能终端一体化装置（简称合智一体化装置），具体配置如下： a）110kV 线路 本期为 110kV 线路间隔各配置 1 套合智一体化装置。 b）110kV 分段 本期为 110kV 分段间隔配置 1 套合智一体化装置。 c）110kV 母线电压互感器 本期为 110kV 母线电125、压互感器间隔各配置 1 套独立的合并单元和 1 套智能 终端。 d）主变压器 本期为主变三侧各配置 1 套独立的合并单元和 1 套合智一体化装置；为主变本体配置 2 套合并单元和 1 套本体智能终端（含非电量保护功能）。 4）网络设备配置 网络设备主要包括网络交换机、网络接口设备、网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。 a）站控层网络交换机 站控层交换机采用级联方式，配置 3 台中心交换机（I 区 2 台，II 区 1 台）， 分别安装于 I 区数据网关机柜和 II 区及 III/IV 区数据网关机柜内。主变设 1 台 MMS 交换机，安装在 I 区数据网关机柜内；110kV 设置 1 台 126、MMS 交换机，安 装在公用测控屏内；35kV 和 10kV 共配置 2 台 MMS 交换机，安装在 35kV 及 10kV 网络设备柜内。 b）过程层网络交换机 本站在 110kV 分段智能控制柜内设置 1 台过程层中心交换机和 2 台过程层 交换机，用于传输故障录波、网络分析等报文，其他 110kV GOOSE 报文及 SV 报文采用点对点传输，10kV GOOSE 报文通过站控层网络传输。 c）网络通信介质 站控层网络通信介质：室内采用屏蔽双绞线，通向户外的采用光缆。 过程层网络采用光纤（含光缆和尾缆等）。 5.3.2 系统功能 自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、127、断路器合闸同期等功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动能和时钟同步功 能，具有与调度通信中心交换信息的能力。 5.3.2.1“五防”闭锁 本站五防纳入计算机监控系统，不配置独立的微机防误主机，采用计算机监控五防+单元电气闭锁的方式，就地操作配置就地五防锁具。 5.3.2.2 远动功能 远动通信设备需要的远动信息直接来自监控系统间隔层的 I/O 测控装置， 并且通过站控层网络作为传输通道，远动信息的直采直送要求远动通信设备与 站内监控设备无关，操作员站的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有 任何影响。 5.3.2.3 顺序控制（程序化操作） 实现远方监控中心、变电站就地顺序控制功能，包128、括单间隔“运行热备用冷备用检修”状态转换操作，母线倒闸操作、变压器各侧跨电压 等级操作，以及其他任意电信操作票的组合任务的操作，同时在顺序控制过程 中，监控主机通过正向隔离装置向图像监控系统主机传送顺序操作信息，实现 与图像系统联动。 顺序控制功能应具有防误闭锁、事件记录等功能，应采用可靠的网络通信 技术。 5.3.2.4 智能告警及故障信息综合分析决策 建立变电站各类一、二次设备状态和功能的应用模型和专家数据库，实现对故障告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和 推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见，同时将信息提供至调度/ 集控主站系统。 5.3.3 元件保护129、 元件保护主要设计原则遵循 GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置 技术规程及 Q/GDW441-2010智能变电站继电保护技术规范的相关要求。 5.3.3.1 主变保护 XX河 35kV 主变保护采用继电器保护，不能满足现有改造要求。 本期主变压器按双重化配置主、后备一体化电气量保护，主变非电量保护由变压器本体智能终端实现，采用就地直接电缆跳闸。 主保护：设有主变差动保护。 非电量保护：重瓦斯、轻瓦斯保护、主变压力释放、油温、油位等。 外部相间短路后备保护：设有 110kV 复合电压闭锁过流，35kV 复合电压闭锁方向过流（方向由变压器指向 35kV 母线），10kV 复合电压130、闭锁过流，10kV 限时速断保护，过负荷保护等。 外部单相接地后备保护：设有 110kV 零序电压闭锁零序过流，110kV 中性 点零序过流及中性点间隙零序电流保护。 低压侧限时电流速断保护要求与低压侧后备保护一起实现以不同时限动作 于低压侧及其分段和主变各侧断路器。 5.3.3.2 35kV 部分保护 a）现XX河 402 海乔线、404 关乔线配置有北京四方 CSD-213 光差保护， 为 2017 年产品，采用专用光纤芯通道；406 乔鹏线采用国电南自 PSL-641U 型 号电流保护，为 2015 年产品，408 乔滟线采用继电器保护。 b）本期 402 海乔线保护装置利旧。 c）本期131、 35kV 乔鹏线、35kV 乔滟线配置微机保护测控一体化装置，设速断、 过流保护、限时速断保护和自动重合闸功能。 5.3.3.3 10kV 部分保护 a）10kV 线路采用微机保护测控一体化装置，设速断、过流保护、限时速 断保护和自动重合闸功能。 b）10kV 电容器采用微机保护测控一体化装置，设限时速断保护、过流保 护、不平衡电压/差压保护、过电压及欠电压保护。 c）10kV 接地变采用微机保护测控一体化装置，设速断、限时速断保护、 过流保护以及本体保护等保护功能。 5.3.4 站用交直流一体化电源 5.3.4.1 现状 现站内配置有直流系统一套，为奥特迅公司 2015 年产品，系统电压 132、D220V， 配置了一组 100Ah 蓄电池，高频开关电源整流模块按 N+1 配置，共 4 块 10A 充 电模块,2 个 30A DC/DC 模块。直流系统共含 3 面屏，为直流充电屏 1 面、直流 馈线屏 1 面、蓄电池屏 1 面。直流馈线屏含 48 回馈线开关，6 回通信电源馈线 空开。 现站内配置有交流系统一套，为湖南省XX电厂 90 年代产品，设备老化严 重。 现站内未配置有 UPS 电源。 由于本期XX河变电站升压为 110kV 变电站，站内现有直流系统充电模块 数量、交流电源屏均不满足 110kV 智能变电站通用设计要求，本期考虑新上智 能变电站一体化电源系统一套。 5.3.4.133、2 整体设计方案 本站采用交直流一体化电源，将站用交流电源系统、直流电源系统、UPS逆变电源系统、通信电源系统一体化设计、一体化配置、一体化监控，实现站 内交直流电源的监视、控制和统一管理；整合全站的蓄电池组，取消传统的通 信电源蓄电池及其充电单元和监测单元；共享监控单元，采用 DL/T 860 标准统 一与变电站层交换信息，实现对全站站用电源的全参数统一管理。将站用交流、 直流、UPS 等智能设备联成接到一体化监控模块，建立统一的智能化电源软件 平台，通过以太网接口采用 DL/T 860 规约与变电站智能化监控系统通信。 5.3.4.3 交流系统部分 交流站用电系统采用三相四线制接线、380134、/220 伏中性点接地系统，由 2面交流电源屏组成。站用电系统采用单母线接线，站用变 380 伏采用智能交流 屏，由其实现低压备自投及低压侧的测控，监控系统不配置所变备自投及低压 侧测控装置。 5.3.4.4 站内直流电源 a）蓄电池容量的选择 直流系统电压选用 DC220V，直流系统采用单母线接线方式，配置一组蓄电 池组和一套充电装置，取消通讯专用蓄电池，通过 DC/DC 转换实现对通信设备 供电。 蓄电池放电时间计算按 220 伏直流系统在全站交流事故断电后工作 2 小时 考虑，48V 通信直流负荷按照 4 小时供电考虑。本期蓄电池容量按 200Ah（单体 2V，共 104 只）考虑，采用135、密封免维护阀控铅酸蓄电池组成，共组 2 面蓄电池屏，安装在专用蓄电池室内。 b）高频开关电源配置 直流系统采用 1 套高频开关充电装置，充电模块按 N+1 配置，选用 4 个 20 安模块。系统采用单母线接线。 直流负荷供电采用辐射式供电模式，设置 2 面直流馈线屏，安装在主控室。 5.3.4.5 交流不停电电源（UPS） 交流不停电电源（UPS）主机按单套配置，容量为 7.5kVA。交流不停电电源为变电站内计算机监控系统、智能辅助控制系统、电能计量系统、火灾报警 系统及调度数据网接入设备等重要二次设备提供不停电电源。 交流不停电电源系统不自带蓄电池，直流电源由站内 220 伏直流系统提供。 136、5.3.4.6 站用通信电源 站用通信电源不单独设置蓄电池及充电装置，使用 DC/DC 电源模块直接挂于直流母线，DC/DC 模块按 N1 冗余配置，选用 3 个 20A 的模块。DC/DC 模块 和馈出开关回路组 1 面通信电源屏。 5.3.4.7 一体化电源监控 一体化监控装置通过总线与各子电源监控单元通信，各子电源监控单元与成套装置中各监控模块通信，一体化监控装置作为间隔层中的一个智能电子设 备（IED）以 DL/T 860 标准协议接入计算机监控系统。 5.3.5 其他二次系统 5.3.5.1 时间同步系统 本站配置一套全站公用的时间同步系统，支持北斗系统和 GPS 系统单向标准授时信137、号，优先采用北斗系统，支持卫星时钟与地面时钟互为备用，主时钟 双套配置。时钟精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求；站控层采 用 SNTP 网络对时，间隔层采用 IRIG-B（DC）信号对时，过程层采用 IRIG-B（光） 信号对时。 时间同步系统应具备 RJ45、ST、RS-232/485 等类型对时输出口扩展功能。 5.3.5.2 智能辅助控制系统 全站配置一套智能辅助控制系统实现图像及安全警卫子系统、火灾报警、 环境监测子系统等，不配置独立后台系统，由综合应用服务器主机实现状态监 测及智能辅助控制系统的数据分类存储分析、智能联动功能。 1)视频监控系统 配置一套视频监控系统，通过智138、能监测及辅助控制系统将相应的图像传送至远方监控中心和应急指挥中心，使值班员能清晰的观察到变电站各个电气设 备及站内安全情况。本工程现场监视点的分布： #1 主变本体2 个 110kV 配电装置 2 个 10kV 配电装置 4 个 10kV 电容器处 1 个 #1 接地变1 个 蓄电池室 1 个 二次设备室2 个 站区全景1 个 每个监视点配置一个摄像头，摄像头包括：摄像机、可变镜头、解码器、 球型云台、防护罩，其中室外监视点应配置带风扇、防水、除霜、防冻的云台 和防护罩。 2)火灾报警 本变电站设置 1 套火灾自动报警系统，通过智能监测及辅助控系统实现与 变电站内火灾报警系统连接，监控室内火灾139、情况，实时传送到监控中心。并根 据设置规则联动相关设备如：门禁、摄像机等。火灾报警系统设备包括火灾报 警控制器、控测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。该子系统应取得 当地消防部门认证。 火灾控测区域应按独立房（套）间划分。控测区域有二次设备室、电容器 室、各级电压等级配电装置室、油浸变压器、电缆夹层及电缆坚井等设备间以 及警卫及消防控制室等附属房间和走廊。 应根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。 在二次设备室、配电装置等处设置感烟型探测器，在电缆夹层设置线型感温探 测器和感烟型探测器，在变压器处设置线型感温探测器，在一些重点区域还设 置少量的手动报警按钮。 火灾140、报警控制器应设置在警卫及消防控制室靠近门口处，当火灾发生时， 火灾报警控制可及时发出声光报警信号，显示发生火灾的地点，将火灾情况， 实时传送到监控中心。并根据设置的规则联动相关设备，如门禁、摄像机等。 3)环境监测子系统 本工程环境监测子系统监测主控室、蓄电池室及智能控制柜内的温度和湿度。 4)SF6 监测子系统 本期在 GIS 室新上一套 SF6 监测系统，用于实时监测 GIS 室内空气中的 SF6 泄露情况。 5.3.6 二次设备组屏及布置 本站二次设备采用分散安装与集中组屏相结合的布置方式。 110kV 线路及分段保护测控装置与本间隔的合并单元智能终端一体化装置 集中安装在本间隔的智能控141、制柜内；110kV 母线设备、主变本体的合并单元和 智能终端装置集中安装在各自的智能控制柜内；35kV 保护测控一体化装置、 35kV 母线测控装置、35kV 电压并列装置、主变 35kV 侧合并单元和合智一体化 装置分散安装在 35kV 开关柜内；10kV 保护测控一体化装置、10kV 母线测控装 置、10kV 电压并列装置、主变 10kV 侧合并单元和合智一体化装置分散安装在 10kV 开关柜内；本站所有智能控制柜均分散在各配电装置现场。 其余二次设备集中组屏安装在二次设备室内，具体组屏方式详见电气二次 材料清册及二次设备室屏位布置图。 5.3.7 二次设备的接地、防雷、抗干扰 110kV142、 母线电压互感器分别在各自母线智能控制柜就地接地，35kV 和 10kV 母线电压互感器在 10kV 电压并列装置处一点接地。 全站敷设二次抗干扰接地铜排。 防雷、接地和抗干扰宜满足 DL/T620、DL/T621、DL/T5136、DL/T5149 的要 求。 5.3.8 光缆/网线的选择 1、光缆的选择 二次设备室内通信联系采用屏蔽双绞线，采样值和保护 GOOSE 等可靠性要 求高的信息传输宜采用光纤。 双重化保护的电流、电压，以及 GOOSE 跳闸控制回路等需要增强可靠性的 两套系统，应采用各自独立的光缆。 光缆的选择 a）除线路保护专用光纤外，宜采用缓变型多模光纤。 b）光缆起点、终点143、为同一对象的多个相关装置时，合用同一根光缆进行连 接； c）跨房间光缆采用非金属铠装、阻燃、多模加强芯光缆，二次设备室内部 采用阻燃、多模尾缆。 d）每根光缆宜备用 24 芯，光缆芯数不超过 24 芯。 2、网线的选择 二次设备室内通信联系采用超五类屏蔽双绞线。 5.4 站区总体规划和总布置 5.4.1 站区总体规划 拟建XX河 110kV 变电站位于原XX河 35kV 变电站围墙范围内，原 35kV 变电站于 1993 年投产；站址位于XXXXXX河镇，站址西侧紧邻 X033 县道 80 米，交通运输方便。 变电站场地在一期工程时场地已经整平，标高为 58.4758.17m，高差 0.3m。144、 站址周围为当地农民种植蔬菜及少部分林地等。进站道路由站区西侧 X033 县道 引入。 土建总平面布置根据电气方案进行布置。站址为 L 形状布置，围墙东西长72.74 米，南北长 60.35 米；站区围墙内用地面积 3407 平方米。本站原址重建 工程，无需征地及赔偿；在原站址做出两个方案进行详细的比选并作出技术经 济比较表（见附图方案一、方案二）。 5.4.2 站址现状 XX河 35kV 变电站站内布置有控制楼 1 栋 1 层建筑已建成。 35kV 配电装置区设备支架均已上齐。 1#、2#主变基础及构架、中心点设备支架均已上齐。 1#、2#电容器基础已上齐。 培训基地设施楼 1 栋一层建筑已145、建成 5.4.3 水文地质及水源条件 XX市XX属季风湿润气候区，四季分明，雨水集中，春温多变，夏秋多旱。降雨主要集中在 48 月，约占全年总降雨量的 70%以上，属丰水期；9 11 月，23 月属平水期；12 月至来年 1 月为枯水期。据湖南省XX市XX气 象台提供的资料，区内气象特征如下： 全年主导风向：北北东向 历年平均气温：16.7 历年最高气温：40.2 历年最低气温：-13.5 历年平均降雨量：1350.6mm 多年最大降水量：2015.6 mm 多年最小降水量：932 mm 月最大降水量：425mm 日最大降水量：235mm 多年最大降雪量：40.0 cm 多年最大冻深：16.5146、 cm 5.4.4 站址工程地质 1）、根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001）及建筑抗震设计规范(GB50011-2010 版)，站区地震动峰值加速度为 0.10g，地震动反应谱特征 周期为 0.45s，抗震设防烈度为 7 度。场地地形地貌相对较简单，地层岩性条 件稳定。场地和地基基本稳定，可进行本工程的建设。 2）、站址在原有XX河变电站范围内，场地较为平整，场地外侧地形起伏 较大，场地在地貌上属阶地地貌。 本次勘察查明，在钻探所达深度范围内，场地地层属第四系全新统（Q）, 各层土的特征分述如下： 杂填土（Qml）: 褐黄色等杂色，稍密状，稍湿。以粘性土为主，夹 有碎石砖块等填147、筑垃圾，填埋时间短，未完成自重固结。 此层厚度 0.50-4.70 米，层底标高为 32.93-36.92 米。场地内均有分布。 粉质粘土(Q4al)：褐黄色，硬塑状。以粘土质为主，含少量砾石，局 部砾石含量较高约 30%，切面较光滑，韧性及干强度高，摇震无反应。 此层厚度 7.808.10 米，层底标高为 28.8329.12 米。场地内均有分布。 细砂(Q4al)：褐黄色，松散-稍密状，湿。主要矿物成分为石英、长石 等，级配一般。 此层厚度 5.805.90 米，层底标高为 22.9323.32 米。场地内均有分布。 圆砾(Q4al)：灰色,含水饱和,稍密中密状。泥砂质充填,泥砂含量 20148、%左右,骨架颗粒粒径以 13cm 为主,大者 46cm,个别 8cm 以上,骨架颗粒以 次圆为主,磨圆度级,级配好,骨架颗粒主要有硅质岩,石英岩,砂岩,燧石等组 成。 该层未揭穿，厚度不详，层顶埋深为 14.2014.70 米，相当于层顶标高为 22.9323.32 米，最大揭露厚度为 6.80 米。 3）不良地质现象 拟建场地未见岩溶、滑坡、危岩和坍塌、泥石流、采空区、地面沉降、活动性断裂等其他不良地质作用。 4）地基处理方案 根据场地工程地质条件，建构筑物基础均以粉土层为持力层。基础超深处均采用毛石砼回填，方量为 310m3。 5.4.5 站区总体布置 根据变电站设计规模，参考国家电网公司149、输变电工程通用设计 110(66)kV 智能变电站模块化建设(2016 年版)，本工程方案一设计选取方案以通用设计 110-A2-4 方案为基本模块，方案二设计选取方案以通用设计 110-A1-2 方案为 基本模块，再根据工程的实际情况进行调整优化。 方案一：根据电气设备布置方案（110-A2-4），相应设计了土建总平面布置 方案： 站址总用地面积 3407 平方米，围墙内面积为 3407 平方米，本方案无需征 地。 本方案采用全户内布置，配电综合楼位于变电站中部，采用单层门式刚架 轻钢结构，所有电气设备均布置在综合配电建筑内；四周设环形车道，电容器、 消防泵房及消防水池布置在站区东南侧，进站150、大门布置在站区北侧，往南开启。 进站道路引接东北侧 X033 县道，长度 90 米，引接处转弯半径 12 米。 变电站 110kV 出线向西电缆出线；35kV 向北方向电缆出线；10kV 向南方向 电缆出线。 方案二：根据电气设备布置方案（110-A1-2），相应设计了土建总平面布置 方案： 站址总用地面积 4127 平方米，围墙内面积为 3407 平方米，根据方案布置调整本次需新建进站道路，进站道路需征地，征地面积约 720 平方米。 本方案采用户外 GIS 内布置，配电综合楼位于变电站东部，采用单层门式刚架轻钢结构；110kV 户外配电装置位于再去西侧；电容器、110kV 二次设备预 制舱151、布置在站区南侧，接地变、进站大门布置在站区北侧，往南开启。进站道 路引接东北侧 X033 县道，长度 90 米，引接处转弯半径 12 米。 变电站 110kV 出线向西架空出线；35kV 向南、北方向电缆出线；10kV 向南 方向电缆出线。 站区进站道路由东侧 X033 县道引进，站址场区标高 58.50m，县道 X033 接入点 50.50m，高差 8.0m，原进站道路宽为 3.0m，且坡度大于 10%，故本次将原 有进站道路拆除后并新建，将道路坡度降低至 8%以内，进站道路采用公路型混 凝土路面，道路等级四级。宽 4.0m，转弯半径为 12m，满足大件运输要求。 由于原变电站围墙大门老化严152、重，本次拆除后并新建；变电站大门采用 2.1 米高、4 米宽电动推拉门。变电站围墙为 2.3 米高大砌块实体围墙。 变电站内的给排水管道及道路按本期规模建设，站内道路根据消防、生产 运行和施工的需要，采用 U 形布置方案。 站区大门至主变压器运输主干道路面宽 4.0m，主要消防道路路面宽 4.0m， 其余引接道路及场地检修道路宽 3.0m。所有路面均高出场地 100mm。转弯半径 不小于 9.0m。各建筑物引接道路转弯半径根据实际情况确定。 站内功能分区明确合理,布置紧凑，工艺衔接流畅，交通运输方便。 5.4.6 站区竖向布置 站区竖向布置按平坡式设计，高程为 1985 国家高程基准。 考虑到153、管沟衔接、设备运输、基础埋深等因素，配电综合楼室内地坪标高高于室外地面 0.30 米。 本站两个方案均在原址新建，站区场地标高的确定，主要由土方平衡确定；由于原有围墙外用地被附近农民种菜，开挖种地后出现较大高差，本次需砌筑 挡土墙，工程量如下。 方案一：场地土石方量挖方约 730m3，填方约 1110m3，站区土方综合后需弃 土 940m3，挡土墙体积 435m3。 方案二：场地土石方量挖方约 2710m3，填方约 1110m3，站区土方综合后需 弃土 1600m3，挡土墙体积 485m3。 5.4.7 管沟布置 站区内电缆沟按平行道路和建构筑物的原则，同时便于检修和扩建进行布置。 场地电缆沟154、高出地面 0.1 米(穿越道路时取消沟盖板，改为现浇电缆隧道形 式，隧道顶板与路面整体浇筑)，以免场地泥水流入沟内。沟底按 0.5%坡度接入排水系统。电缆沟的伸缩缝每 12 米设置一道。电缆沟采用钢筋混凝土结构形 式，电缆支架采用角钢支架，电缆沟盖板采用带角钢边框的超薄型盖板（按湖 南省电力公司典设施实方案统一招标采购），电缆盖板与电缆沟接合处需要铺设 503 橡胶垫，防止电缆盖板震动。 5.4.8 道路及场地处理 （1）道路：为满足设备运输，安装、检修、消防的要求，变电站进站大门 5.0 米宽。站内道路采用公路型道路，无路牙，路面为混凝土路面。道路只设横坡，不设纵坡，道路边缘高出场地 0.1155、 米。站内道路宽均为 4.0 米，道路转弯半径为 9.0 米。该站交通便利，设备运输方式均为公路运输到岸。 （2）配电装置场地处理：屋外配电装置场地采用碎石地坪。 5.4.9 征地拆迁及设施迁改 方案一：本工程为原址新建，不涉及征地及迁改。 方案二：由于方案布置，原有进站道路无法利旧，本次需在原址北侧需征地，新建进站道路面积约 720 平方米。 5.4.10 主要经济技术指标表 本设计方案主要经济技术指标见下表： 站区主要经济技术指标表 序号名称单位方案一方案二1变电站总用地面积hm20.34070.41271.1站区围墙内用地面积hm20.34070.34071.1所区其他用地面积hm200156、.07202进站道路长度(新建/改造)m0/5850/353变电站总土石方量购土（-）m00弃土（+）m94016003.1站区土石方工程量挖方（-）m0380填方（+）m3803803.2进站道路土石方工程量挖方（-）m120320填方（+）m003.3所区基础土石 方工程量挖方（-）m15801980填方（+）m004围墙长度m2102105挡土墙体积m4354856块石护坡007毛石混凝土超深处理m3107708本期站内道路9365799碎石地坪1479191710电缆沟长度1.62.5mm3801.21.4mm6201.01.0mm0110.80.8mm014311本期站区总建筑面积8157、50.0937012站外供水管线长度m15015013站外排水管线长度m12012014站外排水沟、截洪沟长度m656515房屋拆迁座00本工程推荐方案一。 5.5 主要建（构）筑物构想 5.5.1 建筑 按照“安全、适用、经济、美观”的设计原则，对站区建筑物进行建筑设 计。根据总平面布置，配电综合楼为南北朝向。 （1）平面设计 该站主要建筑物为配电综合楼和消防水泵房（含消防水池）。 配电综合楼为单层门式刚架轻钢结构，外形尺寸为（45m19.6m4.5m），局部高度为 8.5m，建筑面积为 803.69m2。房间布置为 35、10kV 配电装置室、 110kV GIS 室、主变压器室、二次设备158、室、散热器室（户外）、警传室、资料室、 蓄电池室、电容器室、工具室和卫生间。110kV GIS 室和主变压器室层高为 8.5m， 其他房间层高为 4.5m。 消防水泵房（含消防水池）为钢筋混凝土框架结构，建筑面积 46.4m2，层 高为 3.0m。 （2）立面设计 立面造型符合工业建筑标准严谨、严格、严肃的特性，按照两型一化、做好建筑“四节”的原则设计，采用中等工业装修标准。控制门窗尺寸，采用节 能、环保的建筑材料，做到风格简约又不失细节，主色调采用灰色和铁灰色。 a配电综合楼建筑装修设计 外墙：防潮层以上、0.300m 标高以下为 300 厚 MU10 蒸压灰砂砖，M5.0 混 合砂浆砌筑，159、0.300m 标高以上外墙采用岩棉夹芯板，外墙板采用铝镁锰岩棉夹 芯板（外层铝镁锰板，内层压型钢板），内衬板采用 8mm 纤维增强硅酸钙板+6mm纤维水泥装饰板。 内墙：防潮层以上、0.300m 标高以下为 300 厚 MU10 蒸压灰砂砖，卫生间 采用轻钢龙骨纤维水泥加压板，板外侧胶贴面砖。其它部位采用 9mm 纤维增强 硅酸钙板、外做 6mm 纤维水泥装饰板+轻钢龙骨及岩棉+9mm 纤维增强硅酸钙板、 外做 6mm 纤维水泥装饰板的轻钢龙骨防火隔墙。 屋面：采用压型钢板复合保温卷材防水屋面，防水等级为级。 门窗：外窗玻璃均采用 6（外：浅灰色）+12A+6（内：白色）厚中空玻璃。蓄电池、卫160、生间采用磨砂玻璃；面积大于 1.5 m2 的窗玻璃或玻璃底边离最终装 修面小于 900mm 的落地窗、 门玻璃、固定门玻璃等应采用安全玻璃。外门采用 平开门，外窗采用铝合金推拉窗，平开彩钢板厚度大于 12mm，门框采用冷轧方 钢管焊接。外墙门窗需满足气密性不应低于 GB/7107-2002 中的 4 级、水密性不应低于GB/7108-2002 中的 4 级、抗 风压性不应低于GB/7106-2002 中的 3 级。 室内装修一览表 房间名称 地面 踢脚 墙面 顶棚 10kV 配电室 环氧砂浆地面 丙烯酸涂料踢脚防火石膏板 防火涂料 110kV GIS 室 环氧砂浆地面 丙烯酸涂料踢脚防火石膏板161、 防火涂料 主变压器室、电容器室 环氧砂浆地面 丙烯酸涂料踢脚防火石膏板 防火涂料 二次设备室 防静电活动地板 丙烯酸涂料踢脚防火石膏板 防火涂料 消防控制室、资料室、警传室、 地砖地面 面砖踢脚 防火石膏板 防火涂料 蓄电池室 防静电环氧涂层地面丙烯酸涂料踢脚防火石膏板 防火涂料 工具室 环氧砂浆地面 丙烯酸涂料踢脚防火石膏板 防火涂料 卫生间 防滑地砖地面 无 面砖内墙 铝塑板吊顶 b消防水泵房（含消防水池）建筑装修设计 外墙：外墙面采用墙面砖。 门窗：窗均采用铝合金推拉窗配中空玻璃，为加强防盗措施，底层窗设不锈钢防盗网；除有防火要求的门采用乙级钢制防火门外，其余门采用彩钢板金属门；进风百162、叶窗采用铝合金内设密目钢丝网。 屋面：采用刚性和 SBS 改性沥青双层防水，沥青蛭石。 室内装修一览表 房间名称 地面 踢脚 墙面 顶棚 消防泵房 防水混凝土地面 水泥砂浆踢脚 面砖外墙 涂料顶棚 消防水池 防水混凝土地面 无 防水混凝土外墙 防水砂浆顶棚（3）主要建筑材料 1）混凝土强度等级和钢材品种、规格 混凝土垫层：C15；防水砼垫层：C20； 素混凝土：C15、C20、C25； 现浇钢筋混凝土： C25、C30； 预制钢筋混凝土：C25、C30、C40； 钢筋：HPB300 级，HRB400 级。焊条：E43； 结构用钢材：Q345B（16Mn 钢）（框架柱、梁） 钢材：Q235B（3163、 号钢），Q345B（16Mn 钢）；工字钢。 2）各种建筑装饰材料、保温隔热材料等 砖： MU10 级机制砖。 加气混凝土墙板：立方体抗压强度不小于 4.0MPa。 砂浆：M7.5、M10 混合砂浆(0.000 以下采用水泥砂浆)。 水泥：32.5、42.5，一般用普通硅酸盐水泥。 5.5.2 结构 5.5.2.1 主要建筑物结构 配电综合楼为单层门式刚架轻钢结构，钢结构设计安全等级为二级，设计使用年限 50 年（易于替换的结构构件为 25 年）。消防水泵房为一层的钢筋混凝 土结构，结构设计安全等级为二级，设计使用年限 50 年。 根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）2016 年164、版及中国地震动参 数区划图（GB18036-2015），XX的抗震烈度为 7 度，设计基本地震加速度为0.10g，设计地震分组为第一组，地震动反应谱特征周期为 0.45s，属抗震不利 地段。 本工程重要性等级为二级，场地等级为三级，地基等级为三级，本工程的 岩土工程勘察等级可判定为乙级。本工程抗震设防类别为乙类。 配电综合楼屋面为压型钢板复合保温卷材防水屋面，结构找坡。消防泵房 屋面为现浇钢筋混凝土梁板屋面，结构找坡。 基础设计等级为丙级，基础采用柱下独立基础。 5.5.2.2 辅助构筑物结构 事故油池采用钢筋混凝土结构；室外电缆沟采用钢筋混凝土结构；消防水 池为钢筋混凝土结构；围墙采用砖砌实165、体围墙，水泥砂浆抹面。电容器采用大 块混凝土基础。 5.5.2.3 主变及散热器基础 主变及散热器基础采用整板式现浇混凝土基础，基础处理选采用毛石混凝土换填。 5.5.2.4 构支架结构选型 所有支架采用273 的等径钢管杆，壁厚 6mm，材质为 Q235B。 基础采用 C25 现浇混凝土杯口基础，基础埋置深度不大于 3 米，超深部分采用毛石混凝土换填。 地基处理方案的构想 拟建配电综合楼、消防泵房、设备基础、围墙大门适宜采用浅基础形式， 以粉质粘土层为持力层，超深部分采用毛石混凝土换填至基础底标高。 道路、电缆沟及其他构筑物采用级配砂石换填。 节能措施 建筑物节能主要通过如下措施有效控制能耗166、损失： （一）外墙抹面采用保温材料。 （二）屋面设置保温层。 （三）外墙控制窗墙比，外墙尽量避免在东西向开窗，窗采用铝合金推拉窗窗，玻璃采用 6（外：浅灰色）+12A+6（内：白色）厚中空玻璃。 （四）主变压器室、110kV GIS 室、电容器室及 10kV 配电室的百叶窗设置 智能开启系统。 （五）控制建筑物层高有效减少建筑体积，降低空调和风机负荷。 5.6 供排水系统 5.6.1 水源条件 （1）水源条件：站区自来水由市政给水管网引接，长约 150m。本工程与 室外给水管网相连接。市政最低供水压力为 0.30Mpa。 （2）现有排水条件：站内排水方式采用雨污分流制排水系统。生活污水和 经事167、故油池处理后的污水合流后排放至东侧 X033 县道周边排水沟。雨水由道路 边的雨水井收集，然后通过排水管排至东侧 X033 县道周边排水沟。 5.6.2 设计依据 室外给水设计规范GB50013-2006 室外排水设计规范GB50014-2006 建筑给水排水设计规范GB50015-2003 变电所给水排水设计规程DL/T5143-2002 5.6.3 给水系统 5.6.3.1 给水量 变电站用水包括生活用水、道路冲洗用水、消防用水及未预见用水。 （1）站区内生活用水主要是检修人员和值守人员生活用水，用水量计算如 下表： 生活用水量表 名 称 用水量定 额 数量 最高日用水量 （m/d） 最大168、时用水量 （m/h） 备注 工作人员生活用水 65(L/人d) 12人 0.78 0.098 时变系数 取3.0 未预见及管网漏水 0.12 按15计 合计 0.90 （2）站区有少量道路冲洗用水。 （3）消防给水： 本变电站建筑物的体积为 3743m，火灾危险性为丙类，耐火等级为二级， 按照规范要求须设置室内、外消火栓消防给水系统。室外消防栓设计流量 25L/s，室内消防栓设计流量 20L/s，火灾延续时间为 3 小时。消防水池有效容 积为 490m。站内设置环形消防管网。 （4）取水：市政管网引入一根 DN50 给水管接配电综合楼供生活用水，市 政管网引入一根 DN100 的给水管至消防水169、池供消防用水。 5.6.3.2 管材、接口及敷设方式 站外给水管道采用镀锌钢管，室外生活给水管道采用 PE 给水管，连接方式采用热熔 连接，室内生活给水管道采用 PPR 热水管，连接方式采用热熔连接，室外 管道敷设方式 采用埋地，室内管道敷设方式采用明敷。生活给水管所用的塑料 原料均采用食品级塑料。消防给水管采用镀锌钢管。 5.6.4 排水系统 1）本站的竖向布置结合站区总平面布置、自然地形、进站道路引接，以减 少场地土挖填方量为原则，确定竖向布置方案，雨水自然下渗和场地利用，暴 雨时有部分雨水外排。雨水排水系统采用预制构件。 2）站内只有厕所产生的少量污水，经化粪池处理后排至市政污水管网。 170、3）设置事故油池 1 座，收集变压器的事故排油，事故发生后，及时清除油 池内的事故油。单台主变压器的油量约为 15t，选用有效容量为 25m的事故油 池。事故排油管管径为 DN200，材质为镀锌钢管，连接方式采用焊接。事故油 池出水管采用镀锌钢管，其他排水管采用 HDPE 双壁波纹管，热熔连接，敷设方 式采用埋地。主变油坑内的雨水及事故油池分离的废水经污水管道排至市政污水管网。 4）站内排水方式采用雨污分流制排水系统。生活污水和经事故油池处理后 的污水合流后排放至东侧 033 县道市政污水管网。雨水由道路边的雨水井收集，然后通过排水管直接排至东侧 033 县道市政雨水管网。 5.6.5 防洪排171、涝 站址位于城区中心，不需考虑防洪、内渍水位影响。 5.7 采暖、通风和空气调节系统 5.7.1 设计原始资料 4.7.1.1 水文气象 全年主导风向：北北东向 历年平均气温：16.7 历年最高气温：40.2 历年最低气温：-13.5 历年平均降雨量：1350.6mm 多年最大降水量：2015.6 mm 多年最小降水量：932 mm 月最大降水量：425mm 日最大降水量：235mm 多年最大降雪量：40.0 cm 多年最大冻深：16.5 cm 海拔一千米以下，非采暖区。 平均 50 年一遇基本风压为 0.40kN/。基本雪压为 0.50kN/。 4.7.1.2 室外气象参数 夏季通风室外计算172、温度 35 夏季空调室外计算温度 38.5 夏季空调室外计算湿球温度 27.3 夏季平均室外风速 1.4m/s 夏季大气压力 973.2hPa 冬季采暖室外计算温度 4 冬季空调室外计算温度 2 冬季通风室外计算温度 7 冬季最冷月室外计算相对湿度 82% 冬季平均室外风速 1.2m/s 冬季大气压力 991.2hPa 4.7.1.3 室内设计参数 由于本工程处于非集中采暖区,故本工程不予考虑集中采暖设计。 室内设计参数的取值按照及有关规程，规定执行。 主要功能房间 温度（） 湿度（%） 新风量 m3/（h.人）夏季 冬季 夏季 冬季 110kV/10kV 配电装置室/电容器室/主变压器室 3173、5 / 70 / 休息室 2628 1618 70 / 30 4.7.1.4 设计依据 工业建筑供暖通风与空气调节设计规范GB 50019-2015 35kV110kV 变电所设计规范GB50059-2011 发电厂供暖通风与空气调节设计规范DL/T 5035-2016 火力发电厂与变电所设计防火规范GB 50229-2006 5.7.2 采暖方案及设备选型 湖南省为非采暖区，本小节不予论述。 5.7.3 通风方案及设备选型 1）主变压器本体室、GIS 室均采用自然进风、机械排风方式通风降温； 主 变散热器室采用自然通风方式。 2）GIS 室发热量很小，但设备中存在大量六氟化硫气体。按卫生部工174、业 企业设计卫生标准的规定，车间空气中六氟化硫气体的含量不得超过 6000mg/m3，为简化设计可采用换气次数法确定事故排风量。根据火力发电厂 采暖通风与空气调节设计技术规定，六氟化硫电气设备间平时正常运行下部通 风换气次数不小于 2 次/h；事故时上下部同时排风，通风换气次数不小于 4 次/h。 3）配电室设计单独事故通风系统，换气次数 n12 次/h。 4）电缆夹层设计单独事故通风系统，换气次数 n12 次/h。 4）卫生间：采用墙面换气扇，保证室内的空气质量。 5）风机出口均加设消声罩，保证变电站通风系统的外部噪声需满足现行国 标声 环境质量标准GB3096 和工业企业厂界环境噪声排放标175、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： 序号 名 称 型 号 及 规 范单位 数量备 注 1 低噪音高能效轴 流风机 台 16主变室/10kV 配电室/110kV GIS 室/蓄电池 室/电容器室 2 墙面排风扇 台 1 卫生间 5.7.4 空调方案及设备选型 1）设计参数 根据相关规范及工艺要求，二次设备室的室内设计参数为： 序号 房间名称 夏季 冬季 温度 相对湿度%温度 相对湿度% 1 二次设备室 35 70 18 70 2 休息室 35 70 25 70 2）二次设备内有发热量较大的电气设备。要在夏176、季最热月高温高湿的环境下达到工作环境的要求，避免事故，必须有足够的空调制冷量，良好的空气调 节气流组织及温湿度监控调节。 3）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。 4）110kV 配电装置室内有发热量较大的电气设备。要在夏季最热月高温高 湿的环境下达到工作环境的要求，避免事故，必须有足够的空调制冷量，良好 的空气调节气流组织及温湿度监控调节。在控制室的空调设计中，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。 10kV 配电装置室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177、制冷量，良好的空 气调节气流组织及温湿度监控调节。 空调设置一览表 序号 房间名称 空调名称 数量(台) 1 10kV 配电室 5P 柜式单冷 4 2 二次设备室 3P 柜式冷暖 2 3 警传室、 1.5P 壁挂式冷暖 2 4 蓄电池室 1.5P 壁挂式冷暖（防爆型）1 合 计 9 注：另需在 10kV 配电装置室设置除湿机 3 台，工具室设置除湿机 1 台。 5.7.5 采暖、通风及空调系统的控制 站内空调机均附温控器，采暖和空调设备可根据设定温度自动运行。 5.7.6 采暖、通风及空调系统的节能措施 （1）通风及空调设备宜具备自动控制功能或与智能辅助控制系统实现协同 联动。 （2）通风及空178、调设备系统需设置网络接口，实现网络外传功能，同时具备 自动控制功能。 （3）变压器室及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。 （4）通风机选用低噪音低转速节能智能风机，同一通风量比一般风机节能 50%。 5.7.7 采暖、通风及空调系统的智能化 （1）采暖、通风及空调设备宜具备自动控制功能或与智能辅助控制系统实 现协同联动。 （2）通风系统的自动控制功能除实现温度感应、换气次数、事故排烟外， 应与消防系统连锁。 5.8 火灾探测报警与消防系统 5.8.1 概述 5.8.1.1设计依179、据 建筑设计防火规范（GB50016-2014） 火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006） 建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005） 电力设备典型消防规程（DL5027-2015） 消防给水及消火栓系统技术规范（GB50974-2014） 5.8.1.2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： 1）总平面布置及建(构)筑物防火； 2）移动式灭火器配置； 3）火灾探测报警控制系统； 4）消防供电及电气设备消防措施； 5）通(排)风防火排烟。 6）消防给水系统 5.8.1.3 消防主要设计原则 1180、）本工程消防设计仅考虑站区内发生的各类火灾的防止和扑灭，立足于自 救。 2）本工程消防设计根据“预防为主，防消结合”的方针，按照有关规程、 规范及规定的要求进行站区消防设计，采取相应的防火措施，设置必要的灭火 系统。各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防 措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，防止火灾的发生 与蔓延。 3）本工程配电综合楼耐火等级为二级，建筑物的体积为 3743m，火灾危险性为丙类，耐火等级为二级，按照规范要求须设置室内、外消火栓消防给水 系统。 5.8.2 消防措施 5.8.2.1站区总平面布置 站区内设 4m 宽环行消防通道，站内道路181、转弯半径为 9 米，满足消防规范的 要求。各建筑物间距满足防火要求。 5.8.2.2站区建(构)筑物 站区建(构)筑物为配电综合楼、消防泵房（含消防水池）和事故油池；配电综合楼火灾危险性分类为丙类，耐火等级为二级；消防泵房火灾危险性分类 为丙类，耐火等级为二级；事故油池火灾危险性分类为丙类。 5.8.2.3站内灭火器配置 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)及电力设备典型消防规程（DL 5027-2015），在全站范围内设置 移动式 ABC 磷酸铵盐干粉灭火器、推车式干粉灭火器。具体配置详见配置表。 站内灭火器配置表 序号 名 称 型号、规格182、及技术数据 单位 数量1 推车式干粉灭火器 50kg 台 2 2 手提磷酸铵盐干粉灭火器 4kg 个 36 3 手提磷酸铵盐干粉灭火器 5kg 个 4 4 灭火器箱 按实规格 个 23 5 成品消防小间 不锈钢材料，带消防砂箱有效容积1m3 ， 个 1 5.8.2.4主变消防 本工程主变规模终期为 250MVA，本期安装 150MVA 变压器，按照火 力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006 规定，主变压器可不设固定消 防灭火系统，采用推车式干粉灭火器灭火。变压器配置成品消防小间。 电缆及其他电气设备防火措施详见电气专业说明。 5.8.2.5火灾报警控制系统 本变电站采用无人值班方183、式，设置了火灾自动报警控制系统。详见二次专 业说明。 5.8.3 消防给水系统1）本工程配电综合楼耐火等级为二级，建筑物的体积为 3743m，火灾危 险性为丙类，耐火等级为二级，按照规范要求须设置室内、外消火栓消防给水 系统。 2）消防给水从东侧太阳大道引接市政给水管网 DN100 一根，至消防水池经 消防水泵供站区内消防管网，消防水池按消防给水管网供水充足且在火灾情况 下能保证连续补水时考虑。消火栓加压泵采用 XBDHL5/30,2 台（一用一备）；稳 压泵 1 台。 3）室外消防管网采用 DN100 镀锌钢管，室内消防干管采用 DN100 镀锌钢管， 支管采用 DN65 镀锌钢管。 6、1184、10kV 送电线路路径选择及工程设想 6.1 总的部分拟建 110kV XX河变推荐站址为原 35kV XX河变电站站址，位于XX市澧 县XX河镇XX河小学南侧。根据接入系统规划，本次拟建XX河 110kV 变终 期 110kV 出线 4 回，本期出线 2 回，由现有窑坡-关心 110kV 线路“”接入新 建的XX河变形成。 6.2 变电站进出线布置6.2.1 XX河 110kV 变电站 110kV 进出线布置本次拟建XX河变电站 110kV 出线共 4 回，采用户内 GIS 电缆出线形式， 南向出线，自南向北依次为：1Y(备用)、2Y（关心）、3Y（窑坡）、4Y（备用）。 间隔布置图详见下图185、 6.2-1 所示。 图 6.2-1 XX河 110kV 变电站 110kV 出线间隔布置图 6.2.2 窑坡 220kV 变电站 110kV 进出线布置 窑坡 220kV 变电站位于XX市津市市，其 110kV 进出线均往北出线，共 10 回，原关心变出线位于由西向东第二个间隔（2Y），本期将其名称改为XX河间 隔。 间隔布置图详见下图 6.2-2 所示。 N110kV屋内配电装置图 6.2-2 窑坡 220kV 变电站 110kV 出线间隔布置图 6.2.2 关心 110kV 变电站 110kV 进出线布置 关心 110kV 变电站位于XX市XX境内，其 110kV 进出线均往北出线，共 186、4 回，原关心变出线位于由西向东第二个间隔（2Y），本期将其名称改为XX河 间隔。 间隔布置图详见下图 6.2-2 所示。 N关 梦 线A B C图 6.2-2 关心 110kV 变电站 110kV 出线间隔布置图 6.3 窑坡关心 110kV 线路及接点概况现有窑坡-关心 110kV 线路起于窑坡 220kV 变电站，止于关心 110kV 变电站， 除两侧变电站终端塔外，全线单回路架空建设，线路全长 23.83km。普通段导 线采用 JL/G1A-300/40 钢芯铝绞线，跨澧水段导线采用 JLHA1/G1A-300/50 钢芯 铝合金绞线，全线地线一根采用 JLB20A-80 铝包钢绞线，187、另一根采用 OPGW-24B1-100107;60.9。杆塔采用国网公司 1A8 模块杆塔。 现有窑坡-关心 110kV 线路由原 35kV XX河变电站西侧经过，窑关线就近 两个耐张段为“耐（#61）直（#62）耐（#63）耐（#63”,四基杆塔分别#61(1A8-DJC1_15) 、#62(1A8-ZMC3-33)、#63（1A8-JC3-24）、#64（1A8-JC2-15）, 其中窑关线#62 位于变电站围墙西侧约 150m 处。本次拟在#61 与#63 附近将 110kV 窑关线解口接入新建的XX河变电站。 窑坡关心 110kV 线路“#61#64”段接入XX河站路径走向如下图 6.188、2-3 所示。 图 6.2-3 窑坡关心 110kV 线路“#61#64”段路径走向图 6.4 线路路径选择原则选择线路路径时，按照系统的规划和要求，考虑今后其它待建线路走廊； 考虑地方政府和相关职能部门对线路路径的意见；尽可能减少对生态环境和沿 线人民群众生活的影响，躲避不良地质地带及成片房屋，同时满足规程对现有 或规划设施安全距离的要求；尽可能减少转角次数，缩短路径长度，降低工程 造价；保证线路安全运行，为施工、运行维护创造条件。 6.4.1 路径方案说明由于窑坡关心 110kV 线路距离XX河变电站直线距离较短（仅 150m）， 同时考虑后期出线的限制，本次路径方案唯一，具体路径方案描述189、如下： 进线路：110V 窑关线#61 大号侧 160m 处设转角右转，至变电站围墙外 N1 电缆终端，架空路径长 0.27km，终端至 110kVGIS 出线套筒电缆路径长 0.12km，进段线路合计长度 0.39km。 出线路：自变电站围墙外 G1 电缆终端起，沿原窑关线路径至 110V 窑关 线#64 处（其中#63 利旧），架空 0.48km，终端至 GIS 出线套筒电缆路径长 0.08km， 出段线路合计长度 0.55km。 窑坡-关心 110kV 线路全长 23.83km，全线架空，其中窑坡进点（#61+160m 处）线路长度 16.16km，出点（#64m 处）关心线路长度 7.190、006km。 本工程建成后形成的窑坡XX河 110kV 线路长度为（16.16+0.27+0.12）=16.55km；XX河关心 110kV 线路长度为（0.08+0.48+7.006）=7.566km。 6.5 工程概况及路径说明6.5.1110kV 新建部分工程概况本次接线路拟按两个单回建设，新建接线路采用架空方式接至变电站 西侧围墙外电缆终端塔后，改为电缆方式进入变电站。 架空段导线、地线和光缆与原线路普通段导、地线和光缆型号保持一致， 导线采用 JL/G1A-300/40 钢芯铝绞线考虑，地线采用 JLB20A-80 铝包钢绞线和OPGW-24B1-100107;60.9。电缆段电缆型191、号采用 YJLW02-64/110kV-1800mm2交联聚乙烯电力电缆。电缆通道采用电缆排管型式。 新建 110kV 架空线路 0.75km（其中进（#61 大号侧 160mN1 终端）0.27km、 出(G1 终端#64)0.48km），新建 OPGW 光缆 0.8km。共新建耐张角钢塔 5 基（其 中 2 基为电缆终端，转角塔 2 基，直线塔 1 基），1GGA3 型钢管杆 1 基。 新建单回 110kV 电缆通道 100 米(其中进侧站外电缆排管 70 米，出侧 电缆排管 30 米），站内共用电缆沟 50m。进、出侧电缆路径长分别为 120米和 80 米。 6.5.2配套 35kV 新192、建部分工程概况由于变电站整体布置发生变化，原架空进线的 35kV 乔滟线线需改为电缆进 线，原电缆进站的 35kV 新鹏陶瓷线路、垃圾电厂线路本次需更换进站电缆，重 新修筑站外电缆通道。 22更换的 35kV 电缆均采用 YJV -26/35-32402 型三芯交联聚乙烯绝缘钢带 铠装聚氯乙烯护套铜芯电力电缆。电缆通道采用穿管直埋型式。 新建单回 35kV 电缆埋管 90 米，站内共用电缆沟 30 米。乔滟 35kV 电缆路 径长 80 米（站外埋管 50 米 +站内电缆沟 30 米），新鹏陶瓷、垃圾电厂 35kV电缆路径长均为 50 米（站外埋管 20 米 +站内电缆沟 30 米）。 6.5193、.3 航空距离、走向线路距离太短，本节内容不作讨论。 6.5.4 主要交通 线路附近主要交通道路有XX河路和乡村水泥路。 汽车运输 1km，人力运输 0.2km。 6.5.5 地形地貌 本方案路径途径地区为XX河镇，沿线丘陵地貌。 本线路地形比例见下表： 表6.4-1 地形比例统计表 地形 丘陵 水田 比例（%） 100 0 *此表按计经专业分类，下同。 表6.4-2 土质比例统计表 地质硬塑性土 普通土 比例（%）70 30 6.5.6 主要交叉跨越表6.4-3 主要交叉跨越统计表 项目 被跨越物名称 数量备注 1 鱼塘 4 2 沟渠 3 3 10kV 电力线 2 4 380V 及以下电力线194、 3 5 通信线 5 6 村镇水泥路 2 7 跨房 5 6.5.7 通信保护6.5.7.1 概述为降低架空邻近弱电线路的影响，对拟选线路路径进行了现场勘察和资料 收集情况时，充分考虑了与弱电设施及线路保持最大隔距，并对路径方案进行 了优化，使影响降低到最低程度。 6.5.7.2 设计原则及依据（1）本设计依据中华人民共和国国家标淮局颁发 GB6830-86电信线路遭 受强电线路危险影响的容许值，电力行业标准 DL/T5033-2006输电线路对电 信线路危险和干扰影响防护设计规程，并参照原四部（水利电力部、铁道部、 邮电部、通信兵部）1961 年颁发的关于防止和解决电力线路对通信、信号线 路危195、险和干扰影响的原则协议进行设计。 （2）在与通信线路交叉跨越时，将按照国标 GB50545-2010110kV750kV 架空输电线路设计规范及参照四部一局（电力工业部、铁道部、邮电部、通 信兵部、广播事业局）1957 年颁发的架空电力线路与弱电线路接近和交叉装 置规程的要求进行。 （3）由我院系统专业根据 2020 年可能发展规划而计算提供之本工程单相 接地短路零序电流值。 6.5.7.3 影响评估本线路对影响范围内分布的现有无线电设施均能满足国家有关规程规定要 求，不需要采取保护措施。 6.5.8 “两型三新”应用情况根据国家电网公司和湖南省电力有限公司的文件要求，本工程设计按设计 安全可196、靠、可维护、可扩展、节约环保、可实施、可回收、全寿命周期成本最 优的建设目标，并在吸取近年来成熟适用的新技术成果的基础上，采用了以下 新材料、新技术、新工艺，应用情况说明如下： 2、利用卫片、GPS 等手段进行路径选择，优化路径减少了房屋跨越交叉跨 越。 3、在杆塔选用上，本工程贯彻标准化设计及差异化设计的要求。杆塔型式 采用国网通用设计模块，所选杆塔符合输电线路通用设计的总体原则。 4、采用降噪节能金具。与传统的金具相比，具有如下特点：一是节能环保， 减少了电晕损失，降低金具电晕噪声；二是采用先进的生产工艺，优化的结构 形式，技术先进，提高了金具性能指标；三是金具安全度配置更加优化；四是 应197、用全寿命周期的理论和方法，综合考虑初期投资和长期运行成本，技术经济 优势明显。 6.5.9 工程地质条件根据现场勘察情况，结合区域地质资料，上覆土层为第四系耕土或腐殖土 以及冲洪积层（Qai+pl）、坡残积层（Qsl+el）组成，分述如下: 耕土或腐殖土：呈灰黑色、灰褐色，松散状。以粘性土为主，含粉砂和 植物根茎。厚 0.501.00 米。 粉质粘土，呈黄褐色、灰黄色，可硬塑状。以粘土质为主，含粉土质，稍有光泽，干强度和韧性高，摇振无反应。一般厚 1.005.00 米。 卵石层：灰黄色，中密密实状，砾石大小混杂，粒径 35CM 为主，大 者 10CM 以上。砾石成分以硅质岩、砂岩、板岩为主。厚198、 5.0010.00 米。 6.5.10 沿线矿产分布及开采线路经过地区未发现在采及登记待采的地上、地下矿产区。 6.5.11 地质分析结论及建议本线路与活动性构造断裂相距较远，处于区域活动性断裂间相对稳定区域， 区域稳定性良好。线路区抗震设防烈度为 7 度，设计基本地震动峰值加速度值 为 0.10g，设计地震分组为第二组，地震动反应谱特征周期值为 0.35s。 沿线地貌为丘陵地貌。杆塔位工程地质条件良好，可确保塔基稳定及线 路的安全运行。 线路沿线杆塔位地基土层主要为粉质粘土和卵石层，强度较高，是杆塔 基的良好地基基础持力层。 6.5.12 水文条件据调查，当地地表水、地下水资源丰富。线路跨199、越堰塘尾部，水深 2.004.00 米左右。土层孔隙水水位在谷底埋深较浅，对杆（塔）基基础施工有不利影响； 山坡上水位埋深较大，对杆（塔）基基础施工无影响。 据初步调查，线路沿线的地表水及地下水对混凝土结构及混凝土结构中的 钢筋具微腐蚀性，对金属材料具弱腐蚀性。 6.5.13 杆塔和基础6.5.13.1 杆塔1、设计杆塔遵循的规范、规程、技术规定及有关技术要求 110750kV 架空输电线路设计规范(GB 50545-2010) 架空送电线路杆塔结构设计技术规定(DL/T5154-2012) 钢结构设计标准（GB50017-2017） 输电线路铁塔制图和结构规定（DL/T 5442-2010）200、 建筑结构荷载规范（GB 50009-2012） 其它有关规范、规程、技术规定和参考资料。 表2-1 铁塔选型 本工程线路的气象条件为：基本风速取值为 23.5 m/s，覆冰厚度取值为 15mm，导线采用 JL1/G1A-300/40，架空段采用单回钢管杆和角钢塔架设。根据 本工程选用导地线型号和气象条件分区，推荐采用国网公司 110kV 输电线路 杆塔标准设计中 1A8 模块角钢塔和 1GGA3 模块的满应力钢管杆。 3、杆塔使用条件： 本工程使用的 1A8 模块角钢塔和 1GGA3 模块的钢管杆的设计条件均为：基 本风速 23.5m/s（基准高 10m）、覆冰厚度 15mm、导线为 JL/201、G1A-300/40、地线 为 JLB20A-100； 具体设计条件如下表： 表 6.4-4 1A8、110GG（自行设计）模块杆塔设计条件一览表 模块编号 回路数 导线 地线 基本风速（m/s）覆冰（mm） 海拔高度（m）1A8 模块 单回路 JL/G1A-300/40 JLB-10023.5 15 1000 以下 1GGA3 模块 单回路 JL/G1A-300/40 JLB-10023.5 15 1000 以下 本线路共计使用杆塔 6 基，其中单回路耐张钢管杆 2 基，单回路耐张角钢塔 4 基。耐张杆塔占杆塔使用总数的 100%，具体使用条件如下表： 表 6.4-5 1A8、1GGA3 模202、块杆塔使用条件一览表 塔型及呼高 水平档距(m) 垂直档距(m) 转角度数 地脚螺栓 1A8-DJC1-24 400 650 6090 4M48 1GGA3-J4-24 400 650 6090 32M56 4、铁塔材料说明 本工程铁塔构件采用 Q235B、Q345B 和 Q420B，钢管杆构件采用 Q235B、 Q345B；螺栓 M16、M20 为 6.8 级，M24 及以上规格的螺栓采用 8.8 级。铁塔 钢材的强度设计值及物理特性按国家规范钢结构设计规范（GB 50017-2003）、碳素结构钢（GB/T 700-2006）和低合金高强度结构钢（GB/T 1591-2008） 的规定执行203、。螺栓强度设计值及物理特性按输电线路铁塔及电力金具紧固用冷镦热浸 镀锌螺栓与螺母（DL/T 764.4-2002）的要求执行。全部构件及螺栓均采用热镀锌防腐，全线铁塔螺栓（除双帽及防卸螺栓） 均采用一个防松扣紧螺母，导、地线挂线材连接螺栓采用双帽螺栓。根据湖南 省电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则的要求， 所有铁塔底部 8m 均采用防卸螺栓。 所有杆塔安装杆号牌(含线路名称)、警示牌；所有耐张、转角塔安装相序 牌。在所有杆塔的相同位置设置标识牌安装孔，使得标识牌安装整齐、美观。 杆塔标识牌制作、安装细则按湖南省电力公司“湘电公司基建2010333 号” 文 (关于印发湖南省204、电力公司 110500kV 输电线路工程标识牌加工、制作 及安装细则的通知) 以及关于印发协调统一基建类和生产类标准差异条款 (国家电网科201112 号)执行。杆塔加工单位应按相关规定要求在杆塔的相 应部位留挂牌孔。各种塔型的具体尺寸、使用条件和钢材指标等详见一览图。 6.5.13.2 基础1、设计依据的主要规程、规范及技术规定 110750kV 架空输电线路设计规范(GB 50545-2010) 架空送电线路基础设计技术规定（DL/T 5219-2012） 建筑地基基础设计规范（GB50007-2011） 混凝土结构设计规范(GB 50010-2010) 混凝土结构工程施工及验收规范（20205、11 版）(GB50204-2011) 建筑地基基础工程施工质量验收规范（GB50202-2018） 110750KV 架空输电线路施工及验收规范(GB50233-2014) 以及其它有关规范、规程，设计手册和参考资料。 2、基础选型原则： 根据本工程沿线的地形、地貌及地质条件，结合本工程塔型荷载的特点， 基础的选型和设计按照“安全可靠、方便施工、便于运行、注重环保、节省投 资”的原则进行，对各种地质条件下的基础选型进行分析比较，因地制宜选择 适当的基础型式。 3、基础型式说明 基础型式的选择，应结合沿线地质、施工条件和杆塔型式特点作综合考虑。角钢塔基础采用掏挖基础，钢管杆基础采用灌注桩基础。206、 掏挖式基础多年来在线路工程中得到了广泛应用，且运行情况良好、安全可靠。它的特点是基坑基本采用人工掏挖成型，可辅以分层定向松动小爆破； 基坑开挖难度不大，不用模板，不用回填土，主柱与底板做成圆形，主柱配筋。 基脚做成蒜头形，按刚性设计。按剪切法进行抗拔稳定计算，充分利用原状土 承载力高的优点，所以混凝土用量较省，钢材用量较少，土石方量最少，施工 工艺简单。在本工程的丘陵地带，地质主要为硬塑粘性土、无地下水、土夹石 及风化岩石，推荐采用掏挖式基础。钻孔灌注桩是一种直接在现场桩位上就地成孔，然后在孔内浇筑混凝土或 安放钢筋笼再浇注混凝土而成的桩，具有施工低噪音、低振动、桩长和直径可 按设计要求变化207、自如、桩端能可靠地进入持力层或嵌入岩层、单桩承载力大、 挤土影响小、含钢量低等特点，便利施工，适用于地质条件较差，有地下水、 流砂、液化土层等情况。同时因其占地面积小，在城市中应用也较为普遍。但灌注桩基础成桩工艺较复杂，成桩速度慢，成桩质量与施工有密切关系。 4、基础材料 灌注桩混凝土采用 C30 级，掏挖式基础混凝土采用 C25 级，地螺保护帽及 基础垫层采用 C15 级；基础主筋采用 HRB400 钢筋，箍筋采用 HPB300 钢筋。 5、地脚螺栓 根据输电杆塔用地脚螺栓与螺母（DL/T 1236-2013），结合地脚螺栓工 程应用、工厂加工、采购费用等实际情况，按照增大地脚螺栓间级差、减208、少规 格序列原则，输电线路新建、改造工程中地脚螺栓规格应按照 M24、M30、M36、 M42、M48、M56、M64、M72、M80、M90、M100 等进行选用。 根据国家电网公司基建 2018387 号 国家电网公司关于印发输电线路 工程地脚螺栓全过程管控办法，尽量减少地脚螺栓材质种类，同一工程中通规 格地脚螺栓应选用同一材质，同一基铁塔应选用同一规格地脚螺栓，本工程地 脚螺栓均采用 35#钢。 根据国网湖南省电力公司建设部“强化输电线路工程地脚螺栓管控座谈会 会议纪要”要求：设计单位应在图纸中明确地脚螺栓的加工要求，标记方法及 标记内容，对于螺杆要求规格标记在顶端平面上，制造者及性能等209、级标记在螺 杆侧面丝扣以下 0.5 1.0m 的范围内。对于螺母要求信息标记在螺母朝上平 面上。对于垫片要求信息标记在垫片平面靠边角落位置，螺母安装后方便查看， 设计图纸上要有明确地信息标记位置。 6.6 污区划分及绝缘子选取（1）污区划分 本工程所经地域为XX市XXXX河镇，参照 GB/T 26218.12010污秽 条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定的规定和湖南省电力系统污区分 布图，同时考虑工业园和矿区等因素，拟建线路按照 d 级(3.54.0cm/kV)污秽 区设防。 图 5.5-1 工程线路沿线污区分布图 （2）绝缘子型号选取 目前，常用的绝缘子按材质分，有瓷绝缘子、钢化玻璃绝缘210、子和合成材料 制成的复合绝缘子三类。 瓷绝缘子广泛应用于架空线路中，已具有成熟的运行经验，运行效果好。 玻璃绝缘子具有长期稳定的机电性能，并具有零值自爆性能，从而省掉了测零维护工作量。据大量的测试表明，零值自爆后的绝缘子机械强度仍能达到 额定值的 80%以上。具有零值绝缘子的绝缘串在发生雷击闪络或污闪时，因其 残锤外部电气强度远低于内部的电气强度，短路电流主要沿残锤外表流过，故 玻璃绝缘子的脱扣率是极低的。 随着时代的发展，合成绝缘子在超高压线路上也得到了较多的应用。合成 绝缘子是一种新型的防污绝缘子，它强度高、重量轻、抗冲击、耐污性能好、 结构简单、便于运输和安装，其表面积污后仍然具有憎水性211、，多用于污秽较严 重地区。在国内外超高压和高压线路上得到了较广泛的应用，运行状况良好。 钢化玻璃绝缘子和复合绝缘子，不同生产厂家产品价格、质量有差别，全 国各地运行反映情况也不同。从经济指标上看，三种型式绝缘子的价格差别不 大。综上所述，三种不同型式的绝缘子均满足本工程需要。根据本工程线路沿 线实际情况和现 110kV 窑关线绝缘子使用情况，推荐本工程耐张、跳线串均采用钢化玻璃绝缘子。表 6.5-1 钢化玻璃绝缘子机电特性表 型 号 机械破坏负 荷 kN （不小于） 公称爬电 距离 (mm) 50%全波冲击闪络电压幅值（kV） （不小于） 击穿工频电压(有效值) （kV） （不小于） 湿耐工频212、 电压(有效值)（kV（不小于） U70BP/146-1 70 450 125 130 50 ）表 6.5-2 钢化玻璃绝缘子主要尺寸表 型 号 盘径 (mm) 联接型 式标记 公称结构 高度 H(mm) 单 件 重量(kg) U70BP/146-1 280 16W 146 5.5 6.5.1 绝缘子片数选择根据110750kV 架空输电线路设计规范(GB 50545-2010) 附录 C高 压架空线路污秽区分级标准，推荐本工程 d 级污区单位泄漏比距为 3.2cm/kV（标称电压）。 n lU Ke Lo1n海拔 1000m 时每联绝缘子所需片数； 爬电比距(cm/kV)；U系统标称电压； 213、Lo1单片绝缘子的几何爬电距离(cm)； Ke绝缘子爬电距离的有效系数。 根据以上计算，海拔 1000m 以下时每联绝缘串所需的片数为 7.8 片。 由于结合窑关线绝缘子配置情况（耐张、悬垂绝缘子串均采用 9 片泄漏距离为 450mm 钢化玻璃绝缘子）及运行经验，本工程耐张串、跳线串采用 9 片钢 化玻璃绝缘子，单片绝缘子爬电距离为 450mm，爬电比距为 3.68cm/kV，满足 D 级污区设防要求。 6.5.2 空气间隙本工程海拔高程均在 1000m 米以下，各种工况下带电部件与铁塔构件的空 气间隙按照110kV750kV 架空输电线路设计规范的有关规定选取。线路带电部分对杆塔构件的最小空214、气间隙值如下表： 表 6.5-7 最小空气间隙值表 运行情况 雷电过电压 操作过电压 工频电压 最小间隙(mm) 1.00 0.70 0.25 注：带电检修空气间隙不包括人体活动范围，所以对操作人员需要停留工作的部位，还应考虑人体活动范围 50cm，相应的气象条件为：气温 t=15，风速=10m/s，无冰。 6.5.3 绝缘子串及金具根据规程规定，盘型绝缘子机械强度安全系数在最大荷载时，安全系数不 小于 2.7，断线情况时，安全系数不小于 1.8，常年运行荷载下，安全系数不小 于 4.0。 （1）耐张绝缘子串采用双串绝缘子。 （2）地线一律直接接地。 （3）本工程跳线安装方式： 塔转角在 15215、及以下时，每相导线各安装 1 串跳线串；转角在 15-45时，中相导线、外角侧导线各安装 1 串跳线串，内角侧导线不装跳线串；转角在 45及以上时，中相导线安装 1 串跳线串，外角侧导线安装 2 串跳线串，内 角侧导线不装跳线串。 表 6.5-8 挂线金具组装表 导线绝缘子组装形式 片数与型号 耐张 一般地段 双串挂线（SDNC-1） 29U70BP/146-1 地线金具组装形式 型号 耐张 一般地段 BN-1 （4）金具 考虑到第一金具与横担连接，其型式应转动灵活且受力合理，其强度应高 于串内其他金具强度。故直线塔、耐张塔导、地线第一联结金具均加大一个级 别。 本工程所有金具应符合电力金具通216、用技术条件（GB/T2314-2008）的所 有要求，金具间要求连接可靠，金具间的连接应满足电力金具标称破坏荷载系列及连接型式尺寸（GB/T 2315-2008）上的相关要求。 本工程新建线路挂线金具均采用国家电网公司输变电工程通用设计 110(66)kV 输电线路金具分册中的型号与组合，如下表所示： 表 6.5-9 挂线金具一览表 金具通用 设计 导线双联耐张绝缘子串 1NP21Y-4040-10P(H) 地线耐张金具串 BN2Y-BG-10 注：接续金具均采用液压连接。 6.7 气象条件6.7.1 气象条件选择依据根据建筑结构荷载规范（GB50009-2012）、电力工程气象勘测技术规程（217、DL/T5158-2012）、110750kV 架空输电线路设计规范（GB50545-2010）、湖 南冬季冰冻的气象研究与冰区划分中有关线路设计气象条件的规定，确定本 工程的设计气象条件。 并结合邻近已建电力线的运行情况、现场调查了解的情况，结合冰害情况 和线路所经地区地形、植被综合分析本线路方案的设计气象条件。 6.7.2 气象特征XX地区，属中亚热带向亚热带过渡的湿热季风气候。气候温和，热量丰 富，境内年平均气温 16.7，最冷为 1 月，平均气温 5，最热为 7 月，平均 气温 28.6；无霜期长，冰冻较弱；日照充足，春季寒潮频繁，秋季寒露风活 跃；雨水充沛，但分布不匀，春末夏初雨水集218、中,年平均降雨量 1540 毫米。 参照湖南地区 110500kV 线路运行经验，最高温取 40，最低温取-10， 年平均温取 15。 本工程拟建线路位于XXXXXX河镇，为窑关线的接线路，线路偏窑 关线仅 150m。完全可以将 110kV 窑关线和附近诸如 110kV 关梦线、关滟线等线 路的气象条件作为参考。 6.7.3 设计风速110kV750kV 架空输电线路设计规范GB 50545-2010 规定：设计气象条件应根据沿线气象资料的数据统计结果，参照风压分布图以及附近已有线路 的运行经验确定。110kV 线路工程的基本风速应取 30 年一遇离地面 10m 高 10min 时距的平均最大219、风速，110kV 送电线路的设计基本风速不宜低于 23.5m/s。 0根据建筑结构荷载规范的规定，基本风压的计算公式如下： W =V2/2 （1） r =1.2931 + 0.00367t P - 0.378e （2） 1013.3式中： 多年平均空气密度（t/m3）； P多年平均气压（Pa）； e多年平均水汽压（Pa）； t 多年平均气温（）。 利用各气象站的气象资料，统计其多年平均气压、多年平均水汽压、多年平均气温，计算得各气象站的平均空气密度。 从全国基本风压分布图中查得XX市 10 年一遇风压值为 0.25kN/m2， 50年一遇风压值为 0.4kN/m2，北侧安乡 10 年一遇风压值220、为 0.25kN/m2， 50 年一 遇风压值为 0.4kN/m2。 0根据上述周边基本风压值，求得 30 年一遇基本风压值为 0.325 kN/m2，根 据上述公式（1）（2）计算得 W = V2/1600；计算结果见下表：表 5.6-1 平均空气密度、基本风压及设计风速成果表 项目 地点 湖南省基本风压等值线图 30 年基本风压 W0(kPa) 30 年一遇 10m 高风速(m/s) XX 0.325 22.8 注：窑坡地区 30 年一遇基本风压取 0.325kN/m2。 线路沿线居民调查，窑坡、桃花源及周边地区未遭受强对流天气袭击，如 强雷电、强暴雨及大风、冰雹交织的恶劣天气。 本工程附221、近的已建线路有 110kV 窑关线、110kV 关滟线运行以来无风灾事 故发生，其基本计风速为 23.5m/s。 综上所述，结合湖南电网风区分布图所示，推荐本工程基本风速取 23.5m/s。 6.7.4 设计覆冰厚度在严冬和初春季节，由于过冷却水滴碰到较冷的物体（如电线），便结成了 覆冰。覆冰首先在导线迎风面成长，导线受风振动，迎风面上覆冰厚度就会继 续增加，当迎风面达到某一覆冰厚度时，产生扭矩，使导线发生扭转。导线再 扭转，覆冰就会继续成长变大，终于在导线上形成圆形或椭圆形覆冰。 导线覆冰形成的条件是：具有足以可能冻结的气温条件（一般为20+3），同时又需具备相当的湿度，即空气相对湿度要大于222、 90，覆冰时风速 一般为 27m/s。按冻结成因，覆冰可分为雨凇、雾凇、湿雪与混合冻结四类。 线路所在地区冬季气候寒冷，只要湿度达到结冰的要求，就会造成严重结 冰。结冰基本发生在 11 月至次年 3 月内，结冰类型以雾凇为主；年平均结冰日 数为 1.310 日，最多年的结冰日数为 529 日；雨、雾凇随海拔高度升高而 加重，山区比平地结冰多且严重。 根据现有 110kV 窑关线、110kV 关滟线等已经运行多年的线路运行经验确 定覆冰如下： 根据现有线路运行经验，结合 2005 年和 2008 年该地区本工程线路附近已 建线路覆冰情况，本工程导线设计覆冰取 15mm 即可，地线按增加 5mm223、 冰校验。 6.7.5 雷暴日取值根据线路沿线气象站年平均雷暴日数的统计，年平均雷暴日数为 56.8 天， 参考线路沿线已建线路的设计标准、当地电力部门的线路运行情况和经验，为 了保证本工程线路投运后的安全运行，建议全线雷暴日数采用 60 日/年。 6.7.6 设计气象条件组合综合上述对大风和覆冰调查、计算分析的结论，并结合沿线周边 110 220kV 线路设计和运行经验，遵照设计规程的有关规定，本工程选用的设计气 象条件组合如下表 6.6-2 所示。 表 6.6-2 设计气象条件组合 相关气象条件 设计计算工况 气温 （） 风速 （m/s） 冰厚 （mm） 最高气温 40 0 0 最低气温 224、-10 0 0 平均气温 15 0 0 基本风速 -5 23.5 0 覆冰 -5 10 15 雷电过电压 15 10 0 操作过电压 15 15 0 安装 -5 10 0 事故 -5 0 15 冰的比重 0.9g/cm3 雷电日数 60 6.8 导地线选型6.8.1 导线选型1、架空导线截面选择 由于 110kV 窑关线全线导线塔截面采用 LGJ-300 钢芯铝绞线，为了保证输 送容量的一致性，建议拟建接线路仍采用 LGJ-300 钢芯铝绞线，进、出 线路在线路 N-1 情况下，也可满足输送要求。 3、导线安全系数 根据110750kV 架空输电线路设计规程（GB50545-2010）的规定以225、及 原线路线行下跨越房屋对线高的要求，拟建线路导线安全系数不应小于 2.5。 4、导线机械强度 参照110750kV 架空输电线路设计规程（GB50545-2010）,导线的设计 安全系数一般不小于 2.5，平均运行应力不大于导线瞬时破坏应力的 25%；除满 足上述要求外，还要求在验算覆冰情况下，导线弧垂最低点的最大应力不超过 瞬时破坏应力的 70%，导线悬挂点应力不超过瞬时破坏应力的 77%。此外，导线 的机械强度的确定还要考虑导线的电气性能、相分裂导线根数、杆塔荷重、地 线支架高度及导线弧垂等因素，以取得综合经济利益，并结合运行经验来确定 导线型号。 5、导线型号选择 经系统专业复核要求，226、本工程采用导线截面为 LGJ-300 的钢芯铝绞线。 表 6.7-1 300mm2 钢芯铝绞线机械物理特性表 导 线 JL/G1A-300/40 JL/G1A-300/25 计算截面 mm2 铝 股 300.09 306.21 钢 股 38.90 27.1 综 合 338.99 333.31 计 算 外 径 (mm) 23.94 23.8 股数及 股径 铝 股 243.99 482.85 钢股/铝包钢股72.66 72.22 单位重量 (kg/km) 1133.0 1057 制造长度 (m) 2000 计算拉断力(N) 92220 83760 线膨胀系数(1/oC) 19.610-6 20.5227、10-6 弹性模量(N/mm2) 73000 65000 结合通用杆塔模块设计，为了提高线路的输送能力，降低工程造价等因素，建议本工程普通段导线采用 JL/G1A-300/40 钢芯铝绞线。 6.8.2 导线张力及防振措施（1）导线、地线平均运行张力的选取 导线和地线的振动强度与平均运行应力有着密切的联系。根据110kV750kV 架空输电线路设计规范（GB 50545-2010）中导线和地线的平均运行张 力的上限及相应的防振措施规定，结合湖南省内已运行线路的设计、运行经验， 15mm 冰区导线平均运行应力上限为抗拉强度的 16%，地线和 OPGW 光缆平均运行 应力上限为抗拉强度的 12%。228、 （2）导线防振措施 为保证导线和地线在长期运行中的耐振强度，在振动时的静态应力不宜过高，必须控制在一定的范围内，当平均运行应力超过规定的限度时，需采取防振措施。 6.8.3 地线选择1、本期 110kV 线路部分地线选择原则如下： （1）按110kV750kV 架空输电线路设计规范（GB 50545-2010）地线 与导线的配合要求选择地线截面； （2）根据防雷要求，在+15、无风、无冰条件下，导线与地线在档中央 应保持不小于 0.012L+1m 的间距； （3）根据规程规定，地线的安全系数不小于 2.5，且宜于导线的设计安全 系数。平均运行应力不得超过破坏应力的 25%，同时保持在各种工况229、下再档距 中央地线的弧垂不小于导线弧垂。 （4）满足热稳定的要求。 根据系统专业所提供远景规划系统阻抗及短路电流，窑坡变 110kV 变电站母线单相接地最大短路电流为 18.15kA，关心变 110kV 变电站母线单相接地最 大短路电流为 16.94kA，XX河 110kV 变电站母线单相接地最大短路电流为 13.5kA。 本期按一根铝包钢绞线和一根 24 芯 OPGW 光缆配置，根据系统短路电流数 据计算结果如下表： 表 6.7-2 短路电流计算结果 地 线 0.5s 允许短路电流值(kA)短路时流过的最大电流(kA) 电流安全系数OPGW-24B1-100 11.0 5.2 2.1 JLB230、20A-80 9.87 8.3 1.18 从以上计算结果可知, OPGW 配置均满足热稳定要求。 （5）根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）及编制说 明6.2.1.2，架空地线复合光缆(OPGW)外层线股 110kV 及以下线路应选取单丝 直径 2.8mm 及以上的铝包钢线，220kV 及以上线路应选取单丝直径 3.0mm 及以 上的铝包钢线，并严格控制施工工艺。本工程根据此项原则，结合以往工程设 计、运行经验和本工程实际情况及国网公司推荐物料库。 本期拟建 110kV 线路工程地线参数如下表所示。 表 6.7-3 地线机械物理特性表 地 线 OPGW-24B1-100107；6231、0.9JLB20A-80 计算截面 mm2 铝 / 19.85 钢 / 59.54 综合截面 98.48 79.39 股数及 股径 铝 股 / / 铝包钢股 1 2.5/4 2.4/10 3.173.8 光单元 不锈钢管，22.4 / 计 算 外 径 (mm) 13.5 11.4 单位重量 (kg/km) 630 528.4 计算拉断力(N) 106.7 89310 线膨胀系数(1/oC) 13.310-6 13.010-6 弹性模量(N/mm2) 145100 147200 20时的直流电阻(/km) 0.699 1.0788 耐雷击能量（50C/100C/150C/200C） 150C /232、 最高允许温度（瞬时） 200 300 允许短路电流容量（ 40 200） 60.9 / 6.8.4 地线及 OPGW 光缆张力及防振措施（1）地线及 OPGW 光缆最大使用张力及安全系数 根据110kV750kV 架空输电线路设计规范中导线和地线的平均运行张 力的上限及相应的防振措施规定，结合湖南省已有线路的设计、运行经验，导、 地线平均运行应力上限为抗拉强度的 16%。参照电力系统光缆通信工程设计 技术规定（送审稿）的要求，OPGW 平均运行应力应限制在 12%以下。 （2）地线及 OPGW 光缆防振措施 架空送电线路导（地）线振动的产生与多种因素包括风激、地形及地物条件、线夹的设计等有关233、系。而目前，从防振的角度看，导（地）线阻尼和疲劳 性能以及导（地）线的自身性能、地形地貌等对振动的影响较大。工程上行之 有效的防振措施包括较小导（地）线平均运行应力、采用护线条和采用防振锤、 阻尼线等。 参照电力系统光缆通信工程设计技术规定（送审稿）的要求，OPGW 平 均运行应力应限制在 12%以下，这对于较少 OPGW 的振动较为有利。同时，OPGW 采用了预绞丝式的悬垂线夹和耐张线夹，对于增加导线线夹出口的刚度、减小 弯曲应力以及动态冲击应力也都有较大的帮助。 虽然本工程 OPGW 的年平均运行应力小于破坏应力的 12%，但考虑到 OPGW 由于具备光纤通信的功能，对于可靠性要求较普通地234、线相应提高。因此，应谨 慎对待 OPGW 防振问题，适当加强防振措施。 本工程 OPGW 复合光缆、普通地线采推荐采取预绞丝式防振锤进行防振。 6.8.5 导、地线防舞措施架空输电线路运行过程中会因自然条件的作用而发生多种灾害事故，舞动 就是其中危害较为严重的一种。架空输电线路的舞动是一种空气动力不稳定现 象，是输电线路导线不均匀覆冰后在风力作用下引起的一种低频率（约为 0.1 3Hz）、大振幅（约为导线直经的 20300 倍）的自激振动现象，在振动形态上 表现为在一个档距内只有一个或少数几个半波，故有时称之为全档距舞动，以 别于次档距振荡。舞动产生的危害是多方面的，轻者发生闪络、跳闸，重者发235、 生金具及绝缘子损坏，导线断股、断线，杆塔螺栓松动、脱落，甚至倒塔，导 致重大电网事故。 由于本工程线路长度较短，而且位于居民区，因此仅按 1 级舞动区采取塔 身螺栓加固措施。 6.9 电缆选择6.9.1 截面选择拟接线路全线采用 JL/G1A-300/40 钢芯铝绞线，根据输送容量相匹配的 原则，电缆线路的导体截面以满足 JL/G1A-300/40 钢芯铝绞线的输送能力为依据并适当留有裕度进行设计选择。 参考电力工程电缆设计标准（GB 50217-2018）和电线电缆载流量（中国电力出版社、马国栋编著），按电缆经济截面选择： AF r20 B 1+ a20 (qm - 20)1000经济电流236、密度： J =（A/mm2）F 导体电流和电阻之外的所有参数系数表示：9.2341cu/W；pB 可取平均值 1.0014， B = (1 + U+ Us)(1 + l + l )；122-9r20 20时电缆导体的电阻率（ W mm / m ），铜芯为 18.4103110-9；、铝芯为a20 20时电缆导体的电阻温度系数，取 0.00393（1/），铜芯为 0.00393、铝芯 为 0.00403；q= q - qa + qm3a= 90 - 40 + 40 = 56.66 （）；3qm ：导体温度；q ：导体运行最高温度；qa ：环境温度，3 为经验值。A 0.0926 cu / m m237、m 2 （敷设费用中可变部分的系数）代入计算，J=0.691（A/mm2）；电缆经济电流截面： S j =I maxJ=500（mm2）（其中：Imax=345A ）同时根据国网公司物资品类优化的成果，建议采用 630mm2 截面的电缆。 导体截面校核 根据多家电缆生产厂家的资料及使用情况综合，110kV 电压等级 800mm2 截 面铜导体电缆在环境温度 40、空气管道中的载流量为 1075A，能满足输送要 求。6.9.2 电缆结构型式根据电力工程电缆设计规范(GB50217-2018)、城市电力电缆线路设计 技术规定(DL/T 5221-2016)，并考虑本电缆线路安全以及施工管理方便及已238、 建工程的运行经验，选用干式交联聚乙烯绝缘（XLPE）电缆。 交联聚乙烯绝缘电缆具有较好的电性能与物理性能，有优异的热稳定性和 老化稳定性，在正常运行 90，另一回退出运行时 130和事故短路 250条件下，能够输送较大的负荷。同时 XLPE 电缆可耐小半径弯曲，重量轻，安装简 便安全可靠，与充油电缆相比其接续与终端处理也比较容易。从安全和环境保 护角度看，交联聚乙烯绝缘没有油料渗漏，防爆性能也较好。 电缆金属护套采用皱纹铝护套，皱纹铝护套与铅护套相比，其优点为成本 低，重量轻，高强度和较好的故障电流运载能力，且湖南省内已有多处使用皱 纹铝护套的运行管理经验。 电缆的外护层，在潮湿或易于受水浸239、泡的场所，应有挤塑外套，目前外护 套主要有聚乙烯（PE）和聚氯乙烯（PVC）两种。PE 敷设较硬，没有 PVC 柔顺， 但-20以下低温用普通 PVC 易脆化开裂，且对化学药物的耐受性 PE 优于 PVC， 燃烧时 PE 不象 PVC 会释出含有氯化氢等毒性气体，且 PE 电气绝缘性能高，耐 水耐磨。综合考虑，推荐采用 PVC+PE 双外护套。 因此，本线路选择电缆的典型结构为：单相铜芯、干式交联聚乙烯绝缘、 皱纹铝护套、PVC+PE 外护套。 （1）110kV 电缆结构 参考厂家资料，本工程采用的 110kV 电缆结构如下：（为参考，实际以施工 招标为准） 导体导体屏蔽层交联聚乙烯（XLPE240、）绝缘层绝缘屏蔽层金属屏蔽层波纹铝护套聚氯乙烯+聚乙烯（PVC+PE）外护套 沥青防腐层及石墨涂层（2）35kV 电缆结构参数 本工程采用的 35kV 电缆结构如下：（为参考，实际以施工招标为准） 35kV 电缆型号和物理特性表电缆型号 YJV22-3240-26/35kV 标称截面（mm2） 3240 芯 数 3 绝缘厚度（mm） 10.5 额定电压 Uo/U（kV） 26/35 电缆外径（mm） 100 重 量（kg/km） 14907 电缆载流量（A） 在空气中 373 直埋土壤中 339 导体最高工作温度 90 短时过载温度 130 短路温度 250 接地故障持续时间（h） 2 电缆敷241、设温度 大于 0 最小弯曲半径 D 大于 15D （D 为电缆外径） 6.9.3 电缆及附件技术条件本工程电缆及附件必须满足 国电电网公司企业标准 Q/GDW 371-200910（6kV）500V 电缆线路技术标准、电力工程电缆设计规范(GB50217-2018)、城市电力电缆线路设计技术规定(DL/T 5221-2016)等规程规范的要求。 （1）电缆技术条件 1) 主要结构要求 规则绞合紧压圆型铜导线、XLPE 绝缘、波纹铝护套、PVC+PE 外护套。 2) 电缆线路运行电压等级：110kV 3) 电缆线芯截面积：800mm2 4) 正常运行下电缆及其附件的预期寿命 30 年 5) 电缆242、应具有可靠的纵向，径向防水构造 应有防止水份沿绝缘屏蔽层渗透的结构。 应有防止水份沿导体渗透的结构。 6) 电缆外套应有良好的防化学污水腐蚀、防蚁、防虫蛀、防潮和低烟，低 毒性，防火等特点。 a.电缆平均氧指数 30 b.外护套 HCL 发生量 200mg/g(低毒性) c.最大烟浓度 70% 7) PVC 外套上的半导体层在用牵引机敷设后应不能剥落以供日后作敷设后 的测试。 8) 最小弯曲半径 敷设期间: 20d 使用中: 15d 9) XLPE 绝缘水平 局部放电水平 施加 1.5Uo（相电压）下5pC 工频耐压水平 160kV/30min 冲击耐压水平 550kV 介质损耗因素 tg(9243、0/Uo) 0.001 10) 非金属外护套绝缘水平 直流耐压水平 DC.25kV/1 分钟 冲击耐压水平 37.5kV,10 次 11) 绝缘和半导体层的挤压方式必须是三层共挤式，且交联技术必须是干 式和超净方法。 12)保证电缆绝缘偏心度控制在 6%以内。 13) 每个电缆盘应有一个牵引头，以备牵引机敷设电缆用。牵引头应密封 良好，防水，防潮。 14) 电缆允许最大拉力： 70N/ mm2 电缆允许最大侧压力： 3.0kN/m （2）电缆附件技术条件 本工程电缆附件应与电缆本身有着相同的电气性能和防水特点,电缆附件 采用预制式产品,所有接头应是预模型,所有附件应与电缆相匹配.附件要求具 体244、如下： 1)户外终端 a. 终端额定电压等级及其绝缘水平不得低于所连接电缆的额定电压等级 及其绝缘水平，外绝缘还应满足所设置环境条件（如污秽、盐雾、海拔高度） 的要求，爬电距离按 D 级别（2.8cm-3.0cm/kV）。 b. 终端型式与电缆所连接的线路相匹配，必须配套提供电缆终端的出线杆 与架空线路连接的抱箍线夹。 c. 终端的抗拉力强度应满足布置条件下的要求，能够承受 2kN 的水平拉 力。 d.终端的出线杆与电缆铜导体之间必须采用压接方法进行连接。 e.终端应装有防晕罩或屏蔽环。终端必须有接地用接线端子。 f.坐式安装终端需具有使底座与支架相绝缘的底座绝缘子。 2.)电缆中间接头（包括245、中间 T 接接头）： 电缆相连处采用预制绝缘式中间接头。 a.接头的额定电压等级及其绝缘水平，不得低于所连接电缆的额定电压等级及其绝缘水平。 b.接头形式应与设置的环境条件相适应，且不致影响电缆通流能力。 3).保护接地箱与直接接地箱 保护接地箱与直接接地箱必须都有可靠的绝缘，且防水、防腐。 4).电缆夹具 由于电缆在电缆隧道中采用蛇形敷设方式，为防止电缆热伸缩产生的位移，应在每个蛇形弧变曲部位用金属夹具把电缆固定在电缆支架上。为了尽量减少 电缆在夹具中产生的涡流损耗，以上夹具的材料均采用铝合金材料。 6.9.4 过电压保护、接地及电缆分段本工程共两段电缆，长度为进段电缆长度为 0.08km，246、出段电缆长度为 0.08km。根据规程规范要求采用一端直接接地(电缆终端位置接地)，另一端通 过护层保护器接地。这种接地方式还须安装一条沿电缆线路平行敷设的回流线， 回流线两端接地。敷设回流线时应使它与中间一相电缆的距离为 0.7s(s 为相邻 电缆间的距离)，并在线路一半处换位，如下图所示： 1-电缆 2-终端 3-电缆金属屏蔽(护套)接地线 4-护层保护器 5-接地保护箱 6-回流线 7-接地箱 本工电缆的过电压保护、接地及电缆分段具体配置见可研 附图 10 电缆金属外护套接地连接图。 6.9.5 电缆通道形式站内电缆通道为电缆沟（变电专业计列），站外电缆通道为：110kV 电缆通 道采用247、 CPVC 电缆排管，35kV 电缆通道采用穿双壁波纹管直埋。 6.9.6 电缆防火电力电缆防火处理及防火材料要求必须符合电力工程电缆设计规范 (GB50217-2018)、城市电力电缆线路设计技术规定(DL/T 5221-2016)的有关 规定。 电缆沟内电缆防火：敷缆后要求管口两端严密封堵，电缆明敷段要求涂刷 防火涂料或缠绕防火包带。 凡穿越墙避、楼板和电缆沟道而进入控制室、电缆夹层、控制柜及仪表盘、 保护盘等处的电缆孔、洞、竖井和进入油区的电缆入口处必须用防火堵料严密封堵。 在中间接头室和预留井内设置阻火包堆成的防火隔墙。 6.9.7 电缆终端布置型式本工程电缆终端采用座式安装方式，电缆248、终端塔身设置电缆终端和避雷器 安装平台。 6.10 防雷接地1）防雷 本工程平均雷电日在 60 天以下，采用以下防雷措施后，其耐雷水平和跳闸 率均满足交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T620-1997）的规定， 主要防雷措施如下： a、全线架设双地线； b、地线对边导线的保护角不大于 15； c、铁塔上双地线间的距离不超过导线与地线间垂直距离的 5 倍； d、在温度+15、无风、无冰条件下，档距中央导线与地线间的距离均大于 0.012L+1m（L 为档距）； e、对于被跨越的 35kV、10kV 及低压电力线和弱电线路防雷保护，按交 流电气装置的过电压保护和绝缘配合规定执行。 2）接249、地 a、杆塔接地装置采用方框水平放射型,铁塔采用四腿接地，接地体采用10 圆钢，埋设深度根据土质不同规定为：水田中不小于 0.8 米，粘土地区不小于 0.5 米，岩石地区不小于 0.3 米，相邻两射线间的最小距离应不小于 5 米， 接地引下线采用12 镀锌圆钢。 b、本工程接地电阻值按照交流电气装置的过电压保护和绝缘配合规定， 杆塔逐基接地，在雷雨季节干燥时，变电站进出线 2km 段范围内，杆塔接地电 阻值要求在 10 欧姆及以下，其他地区铁塔不连接架空地线的工频接地电阻不大于表 6.9-1 中的数值。 表 6.9-1 工频接地电阻对照表 土壤电阻率（欧. 米） 100 及以下 100500 250、500100010002000 2000 及以上工频接地 电阻（欧） 10 15 20 25 30 c、在居民区和耕种土中的接地装置需增设防盗桩，对防盗角桩的设置，应在接地方框的四角各设置一个，射线每 15 米安装一个防盗角桩，射线长度大于30 米的，在中间加一个。 本工程钢管杆采用桩基础形式，结合工程实际建议采用深接地形式。 6.11 导线对地和交叉跨越距离确定导线与地面、建筑物、树木、公路、河流，索道及各种架空线路的距 离时，导线弧垂及风偏的选取原则，按110750kV 架空输电线路设计规范（GB50545-2010）规定执行，其中：110kV 线路与地面及建筑物间距、各种交 叉跨越距离详251、见下表所示。 表 6.10-1 导线与地面距离及对建筑物间距表 交叉跨越物名称 最小间距（m）备 注 居民区 7.0 导线最大弧垂 非居民区 6.0 导线最大弧垂 交通困难仅步行可达地区 5.0 导线最大弧垂或最大风偏 步行不能达到的山坡峭壁和岩石 3.0 导线最大风偏 对建筑物的垂直距离 5.0 导线最大弧垂 对建筑物的水平或净空距离 4.0 导线最大风偏 对树木自然生长高度的垂直距离 4.0 导线最大弧垂 对果树、经济作物 3.0 导线最大弧垂保证高度 表 6.10-2 交叉跨越间距表 线路经过地区 最小间距（m） 备 注 铁路 至轨顶 7.5 导线温度 70时的弧垂，至电气铁轨顶 11.252、5m 至承力线或接触线 3.0 等级公路 7.0 高速公路，一级公路按温度+70时的弧垂，其它按+40的弧垂 通航河流：至五年一遇洪水位 6.0 温度+40时的弧垂 线路经过地区 最小间距（m） 备 注 通航河流：至最高航行水位最高桅顶 2.0 温度+40时的弧垂 不通航水域：至百年一遇洪水位 3.0 温度+40时的弧垂 不通航水域：冬季至水面 6.0 温度+40时的弧垂 电力线 3.0 温度+40时的弧垂 通信线 3.0 温度+40时的弧垂 特殊管道 4.0 温度+40时的弧垂 索道 3.0 温度+40时的弧垂 6.12 路径协议本工程线路路径协议目前正在办理中，详细见下表。 序号 部 门 253、意 见 备 注 1 XX市XX规划局 正在办理 2 XX市XX国土资源 正在办理 6.13 全过程机械化施工方案设计输电线路施工由于地方规划、环保要求等约束。现阶段基本以“人力为主， 机械为辅”的传统施工方式，施工机械化程度低。施工设备简易，人员劳动强 度大、作业效率低、危险性高。 为加强施工技术和装备创新，持续提升智能电网工程建设能力，提高施工 技术水平，提升施工安全、质量、效率。根据国家电网公司提出，要按照“先 进性、专业化、标准化、系列化”的总体要求，创新设计方法，创新装备研发， 实现全过程、系列化技术成果。先进性要求施工装备机械化、自动化程度高， 技术先进，应用灵活，安全高效，结合线路254、施工特点，研制开发体积小、质量 轻、功能齐全、灵活组合、便于转场的专用机械装备。专业化要求施工装备适 应电网工程特点，专业针对性强、功能适用，满足线路施工地质、地形和杆塔 基础需要，具有挖掘、起重、筑路、运输等多种功能。标准化要求实现满足不 同地形、地质条件下机械化施工的基础设计方法、通用设计成果，施工装备设 计、制造标准化，施工方案、作业指导书、施工组织标准化。系列化就是针对 不同地质、地形条件，形成系列化设计技术成果，形成不同功能、型式、规格、 参数的系列化施工机械，满足修筑道路、物料运输、基础施工、组塔、架线等施工全过程需要。 本工程架空线路杆塔在窑关线#63 附近的两基钢管杆具备机械化255、施工条 件， 在设计阶段针对本工程平地地形条件，结合临时道路修建与物料运输、基 础施工、接地施工、组塔施工、架线施工五个主工序，分述如下： 6.13.1 机械化施工杆塔位的确定及临时施工道路的修筑结合本工程线路沿线的实际情况确定了窑关线#63 附近的两基钢管杆采用 机械化施工。该两基杆塔位于乡村道路边，无需建设临时道路。6.13.2 工地运输该两基杆塔位可采用轮胎式运输车和拖拉机进行运输。6.13.3 土石方工程钢管杆采用钻孔桩基础，基础位于道路边，可采用中、小型旋挖钻机。6.13.4 基础工程基础混凝土使用商品混凝土，通过乡村道路和施工便道能够到达基础施工 点。6.13.5 杆塔工程丘陵角钢256、塔位通过施工便道能够到达施工地点，可采用内悬浮外拉线组立 杆塔，使用力矩扳手、电动扳手等机械进行螺栓紧固。路边钢管杆位采用轮胎 式起重机能够到达施工地点，采用起重设备进行钢管杆吊装组立。6.13.6 架线工程推荐采用飞行器（摇控多旋翼飞机）进行初级引导绳展放，推荐采用牵张 机展放导地线，根据地形合理选择牵张场。6.13.7 交叉跨越本线路由于路径较短，全线交叉跨越不多，若交叉位置在平地和通过施工 便道能够到达的丘陵地区，为减少停电时间，不封道路施工，推荐采用新型全 自动带电封网车实现不停电、不封路交叉跨越施工。6.13.8 接地工程本工程两基钢管杆位于居民区，道路边，建议采用深接地极方式。6.257、13.9 三级自检验收在施工单位三级自检阶段采用无人机对铁塔横担组装“双帽一垫”是否齐 全、主材节点螺栓是否齐全、螺帽出丝状况、螺栓穿向是否一致、绝缘子是否 清洗干净、压接管外观是否合格等进行检查。7、对侧间隔 7.1 电气一次本期XX河变两回出线：接 110kV 窑关线，涉及到对侧变电站分别为窑 坡 220kV 变电站和关心 110kV 变电站。 窑坡 220kV 变电站窑坡 220kV 变 110kV 母线采用双母线断路器分段带旁母 接线，110kV 配电装置采用户内管母线半高型布置。根据系统专业提资，线路 最大输送容量按 72MW 考虑，110kV 窑关线出线间隔设备校核情况如下： 序号258、设备名称设备参数备注110kV 断路器3AP1 FG-145kV，4000A，40kA 弹操机构满足要求窑关110kV 隔离开关GW5D-126(DW)/ 2000A主刀电动，地刀手动满足要求线出110kV 电流互感器LB6-110W2，2300/1A满足要求线间110kV 线路 TYDTYD-110/3-0.01H满足要求隔110kV 避雷器Y10W-102/266满足要求导体LGJ-300/40满足要求110kV 断路器LW25-126，2000A，31.5kA，弹操机构满足要求母联110kV 隔离开关GW5-110(D)，1250A满足要求110kV 电流互感器LCWB6-110B，26259、00/1A满足要求间隔导体LGJ-400/50满足要求母线LF21Y-100/90满足要求关心 110kV 变电站 110kV 母线采用单母线刀闸分段带旁路母线接线方式，采用户外常规设备软母线中型布置。根据系统专业提资，线路最大输送容量按 72MW 考虑，110kV 窑关线间隔设备校核情况如下： 序号设备名称设备参数备注110kV 断路器3AP1FG，3150，40kA满足要求窑关110kV 隔离开关GW5-110G，630A满足要求线进110kV 电流互感器LCWB6-110，2x300/5A满足要求线线110kV 线路 TYDTYD-110/3-0.008满足要求间隔110kV 避雷器Y1260、0W5-102/266满足要求分段 110kV 分段刀闸GW5-110G，630A满足要求间隔110kV 母线LGJ-240满足要求经校验，原间隔设备及导线满足本期要求，一次无工程量。 7.2 电气二次1）窑坡变 窑关线 110kV 线路窑坡变侧配置了一套许继电气 WXH-813A/P 光纤电流差动保 护，采用专用光纤芯通道，为 2011 年产品。由于该保护装置运行已超过 6 年，本 期考虑更换一套光纤电流差动保护，型号需与XX河变侧保护装置保持一致。 站内 110kV 母线配置了一套国电南自的 SGB750 微机母差保护柜，设备运行良 好，备用接口满足本期要求，本期完善接线。 站内 110k261、V 系统配置了一套武汉中元的微机故障录波柜，备用接口满足本期 要求，本期完善接线。 2）关心变 窑关线 110kV 线路关心变侧配置了一套许继电气 WXH-813A/P 光纤电流差动保 护，采用专用光纤芯通道，为 2011 年产品。由于该保护装置运行已超过 6 年，本 期考虑更换一套光纤电流差动保护，型号需与XX河变侧保护装置保持一致。 站内 110kV 系统配置了一套武汉中元的微机故障录波柜，备用接口满足本期 要求，本期完善接线。 8、节能、环保、抗灾措施分析 8.1 节能8.1.1 系统节能分析本工程为新建XX河 110kV 变电站，选择合理导线送电可以有效减小供电 损耗，节约电量，推荐方262、案通过科学选取主变各项参数，合理配置低压无功补 偿装置，有效降低了系统供电损耗，节约了用电量。8.1.2 变电节能分析结合本工程 110kV 变电站的具体特点，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。8.1.2.1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。下面以主变压器为例，说明本工程在设备选择 方面对节能降耗的体现。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263、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。虽然由于系统条件的制约本工程只 能采用三相双圈有载调压降压变压器，但为了达到节能降耗的目的，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264、到最小。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。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。 8.1.2.2辅助系统采用多种措施节能降耗1) 在设计变电站辅助系统时，也尽可能选用节能产品。例如，在选择变 电站照明灯具时，我们选用了绿色、环保的节265、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 45%50%，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。2) 主要建筑中的卫生洁具采用节能和节水型，虽然投资略有增加但建少 了电能和水资源的消耗。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。采用新型空调系统取代原来的采暖锅炉和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。8.1.2.3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，采用绿色照明等266、。 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。1)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。2)精确计量站用电量 在站用变前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。8.1.3 送电线路1)导线选择 导线的选择主要是对导线经267、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钢芯高导电率铝绞线，降低了线损，能源利用率高。 2)拥挤地段采用多回路铁塔 线路拥挤地段，为节省线路走廊，减少杆塔占地面积，采用同塔双回路。双回路杆塔导线采用鼓型垂直排列方式。导线对地场强的分布与两个回路三相 导线的相序排列有关，本工程两个回路从上到下分别按 B-C-A 和 C-A-B(A-B-C)排列，即混相排列方式。3)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268、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。8.2环境保护与水土保持8.2.1环境保护8.2.1.1环境现状8.2.1.1.1地理位置 XX河变电站站址位于XX市武陵区太阳大道与柳春路交汇处西北角侧，东侧围墙退让太阳大道旁 30 米宽绿化带，南侧围墙退让规划中的柳春路边线 8 米。变电站在城市规划用地范围内。8.2.1.1.2站址环境条件 站址场地为规划预留的供电建设用地。站址所在地地势起伏较大，北侧现为一座鱼塘，中部现为堆土区，地势较高，南侧为排水沟渠，地势较低，站址 位置海拔 37.4529.21m，最大高差 8.24m。8.2.1.1.3气象条件 XX市属季风湿润气候区，四269、季分明，雨水集中，春温多变，夏秋多旱。降雨主要集中在 48 月，约占全年总降雨量的 70%以上，属丰水期；911 月， 23 月属平水期；12 月至来年 1 月为枯水期。 8.2.1.2主要污染类型 变电站环境影响因子主要体现在以下几点： 1) 工频电、磁场 变电站内的高压线以及电气设备附近，因高电压、大电流而产生的工频电场、工频磁场；站内各种交流电气设备、导线、金具、绝缘子串亦可能产生局 部电晕放电，这些都可成为无线电干扰源，通过出线顺着导线方向以及垂直于 导线向变电站外传播高频干扰电磁波。 2) 噪声 变电站运行期电气设备会产生各种噪声，主要有断路器操作时产生的噪声，带电的导线、金具以及绝270、缘子产生的电磁噪声，变压器、电抗器运行时产生的 噪声等。 3) 废 水 变电站正常工况下，无工业废水产生；站内废水主要来源于值班人员产生的生活污水及主变压器等注油电气设备事故时产生的油污水。 线路运行期主要环境影响因素如下： 1) 输电线路运行产生的工频电场、工频磁场及噪声对环境的影响； 2) 输电线路运行产生的无线电干扰对邻近有线和无线电装置影响。 8.2.1.3 环境敏感区及保护目标 经核查，站址区域内无压矿及文物。站址附近无军事设施、通信电台、风景区、飞机场等。站址无滑坡、泥石流等不良地质现象，场地稳定。 环境敏感区和保护目标为站址附近居民、线路沿线生态环境、沿线附近居民及线路跨越的架空271、电线。8.2.1.4执行的环境保护标准电磁环境控制限值(GB 8702-2014)辐射环境保护管理导则(HJ/T 10.3-1996)；作业场所工频电场卫生标准(GB 16203-1996)；工业企业厂界环境噪声排放标准(12348-2008) 2 类标准；工业企业设计卫生标准(GB Z1-2010)；地表水环境质量标准(GB 3838-2002)；地下水质量标准(GB 14848-1993)；污水综合排放标准(GB 8978-1996) 一级标准。8.2.1.5变电站环境保护措施与影响分析8.2.1.5.1环境保护措施1)电磁辐射与防治 变电站的电磁辐射源主要来自所内的高压电力设备，属于能源272、污染，其电磁辐射为低频 50/60Hz。在设计配电装置作如下考虑： a)尽量不要在电气设备上方设置软导线；b)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；c)适当提高电气设备及引线的安装高度；d)将控制箱等操作设备布置在较低的场强区；e)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：a)在设备的高压导电部件上，设置不同形状和数量的均压环或罩；b)设备定货时，对设备的无线电干扰允许值(标准值)273、作出要求；c)并且在所址墙外布置隔离带，种植冠较大、长势不高的常绿树；d)不得在所址周围修建(构)筑物，尽量减少公众活动。 通过类比监测国内已投入运行的 110kV 变电站，预计本工程变电站投运后，围墙外 20m 处好天气条件下的 0.5MHz 无线电干扰值可小于 53dB(mV/m)，满 足无线电干扰评价标准要求。本工程变电站在周围居民点处产生的工频电场强度能够满足 4kV/m 的标 准限值要求，工频磁感应强度也能满足 0.1mT 的标准限值要求。2)污水处理 变电站废水主要是含油废水和生活污水，无连续排放的生产废水。废水经处理后达标排放。雨水由道路边的雨水口收集。 生活污水经化粪池处理后进274、入市政排水系统，剩余粪便定期由吸粪车吸走。含油废水主要来于事故排油坑和变压器周围及检修，本工程设置隔油池油 水分离设施，收集事故时变压器的事故排油。事故后，及时清除油池内的事故 油。变电站为无人值班模式，少量生活污水经化粪池处理后进入排水系统用于 站内绿化或由当地环卫部门定期清运，不外排。因此，变电站运行期无废污水 排出站外，对站外水环境不产生影响。 3)噪声防治 变电站噪声来自电器设备和其辅助机械设备运行产生的电气、机械噪声和电流运行产生的电气噪声，以及线路绝缘子放电可产生电磁辐射噪声。变电所的主要噪声源为主变压器噪声。 噪声控制首先从噪声源上控制，站址内主变压器布置尽量远离围墙；配电装置设275、计考虑对噪声的控制，必要时将采取隔声、消声、吸声、隔振等措施。 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，优选低噪声的主 变压器。使之满足工业企业设计卫生标准和工业企业厂界环境噪声排放 标准中允许值及环保部门相关要求。8.2.1.5.2环境影响分析 站址周围无大化工、冶炼等污染源，也无文化古迹及风景保护区，环境现状好，适合建设变电站。 工程设计中考虑较完善的电磁辐射防护措施，不会对周围居民造成电磁辐射影响。站内变压器清洗产生的少量含油污水和巡视人员产生的生活污水经过 处理达到排放标准。工程设计及设备选型过程中会考虑所内的隔声降噪措施， 尽量做到变电所施工及运行期间不扰民。8.2.1276、.6 送电线路环境影响分析8.2.1.6.1 送电线路环境保护措施1)选线时积极征求地方城建、规划部门的意见，避开城镇规划区和居民区， 减少线路可听噪音和电磁辐射对人民身体健康和正常生活的影响。2)积极采用航测选线和 GPS 定位，优化路径，减少跨房，减少树木砍伐， 保护生态环境。3)线路路径尽量少占良田、耕地，尽量避开林场，以求减少对林区的砍 伐和对植被的破坏。4)对沿线无线电台站资料进行收集，掌握了其地理位置及相关资料，本工程避开了无线电台站，对其距离满足有关技术规程要求。5)为减少植被的破坏，使用全方位高低腿和升高基础，基本做到“零降 基”，减少土石方开挖量；施工阶段，塔基坑在基础施工后277、尽量回填，少量余 土堆置塔基范围内或附近低洼处，并夯实，以防造成水土流失，作好护面和人 工植被。基础及线路施工的临时道路，在施工完成后尽快复耕或复植。 8.2.1.6.2送电线路环境影响分析1)电磁环境影响分析工频电场强度 本工程将按照有关的设计技术规程、规范进行线路设计，线路下方及边导线外2.5m以内的住人房屋及离地1.5m处最大未畸变电场超过4kV/m的房屋均予 以拆迁。 同时，本工程通过抬升线高或拆迁等方法保证线路旁居民房屋处的工频电 场强度满足小于4kV/m的环保标准要求，对环境的影响将控制在国家规定的可接 受范围内。 工频磁感应强度 本工程一般线路产生的线下工频磁感应强度、临近民房的278、工频磁感应强度均远小于0.1mT的标准限值。 无线电干扰 在好天气条件下，本工程输电线路在边导线投影外20m处，频率为0.5MHz的无线电干扰值能满足46dB(V/m)标准限值。 噪声 输电线路的可听噪声在线路中心附近处达到最大值，随着逐渐横向远离线路中心，噪声值逐渐下降，至环境敏感点处，其昼、夜间噪声值均可达标。 8.2.1.7 生态保护措施 8.2.1.7.1 变电站生态保护 本工程变电站站址不涉及自然保护区、风景名胜区、文物古迹等生态敏感区，选址选线时已尽量避让民房，减少拆迁数量，对拆迁的民房按照国家的规 定予以安置。尽量采用占地少的总平面布置，对永久占用的土地进行相应补偿。 在总平面布279、置上将站内建筑物合理布置，各功能区分开布置，加强植树绿化， 以降低噪声。 8.2.2.7.2 输电线路生态保护 在输电线路路径选择、设计时充分听取政府部门、环保部门、规划部门、 城建部门、邮电部门等的意见，尽量优化设计，尽量减少项目的环境影响。 输电线路路径尽量选择在人口较为稀少的地区，或远离居民区、环境敏 感目标及各类保护目标。 尽量少占土地，对永久占用的土地进行相应补偿。 输电线路在跨越交通干线时，并严格按照有关规范要求留出足够净空距 离，将线路对道路的通行能力的影响降至最低。 8.2.2水土保持8.2.2.1水土流失和水土保持现状 据现场踏勘，站址区的水土流失形式以降水及地面径流冲刷为主280、，土壤侵蚀类型主要为水力侵蚀，水土流失以面蚀、沟蚀形式存在。8.2.2.2水土保持相关标准开发建设项目水土保持技术规范(GB50433-2008)开发建设项目水土流失防治标准(GB50434-2008)土壤侵蚀分类分级标准(SL 190-2007)8.2.2.3本工程水土流失环节工程在施工、汽车运输、人畜运输等过程，均有可能破坏植被，造成水土 流失。8.2.2.4 变电站水土流失防治措施1)工程措施 为了防止水土流失，变电站尽量实现土石方自平衡；工程设计过程中作好排水设施设计；站内道路、进站道路采取硬化措施；土方开挖及回填防护；设 置挡土墙、护坡等工程措施。2)植物措施 结合站址区域实际情况，281、变电站内空地进行简易式园林绿化。临时用地进行土地整理后撒播草籽。3)临时措施 施工挖填过程中应注重区间的土方调配，尽可能做到边开挖、边回填，土方要及时运至填方地段，尽量减少土方的堆置时间，无法及时回填的土方应选 择合适的堆场堆放，用编织袋挡土措施围挡，并用塑料布覆盖；混凝土搅拌场 的土、石和水泥不得露天存放，应用塑料布进行覆盖；散落的土、灰应及时清 扫，避免扬尘；沙石堆放场的周围应设围拦，防止沙石向外流失。8.2.2.5送电线路水土流失防治措施 本工程输电线路工程运行期间无开挖等建设活动，可能造成的水土流失主要集中在工程建设期，如塔基开挖产生的临时堆放土方，若无防护措施，将产 生较剧烈的水土流282、失。同时，宜春市位于江西省东南部，降雨较充沛，兼有水 力风力混合侵蚀，因此对于临时堆土的防护建议采用编织袋装土压角，既防水 蚀，又防风蚀。本工程线路水土保护设计的重点是通过优化路径及塔位、改进基础型式、 优先采用原状土基础和调节基础主柱高度、进行基面的综合治理和提出合理的 施工方案等诸多措施，力求基础挖土方降低到最少，以达到水土保护的目的。 具体包含以下内容：1)优化路径及塔位 在平地、泥沼地区选定塔位时尽量避开低洼、河岸及水流易冲刷的地形。某些塔位考虑将基础主柱加高，一边余土就地堆放在塔基基面上，避免或减少 余土外运。2)基础型式改进 在平地地段，优先采用灌注桩基础。这类基础避免了基坑大开挖283、，充分利用土地的摩阻力、侧压力，提高了基础承载力，减少了土石方开挖量。3)基面的综合治理 基面综合治理是针对线路铁塔按传统的方法大量平基所带来的问题，采取相应的预防和治理措施。这些措施除合理选定塔位、选择适宜的基础形式外， 还包括要求施工时加强施工组织管理，要求做到文明施工，合理堆放弃土，尽 可能减少破坏塔位周围植被和农作物。根据工程地区气候特点，一般情况下，在线路投入运行 12 年时间，塔位 开挖面及弃土表面即可恢复植被，因此本工程建设不会造成长期水土流失现象。8.2.3 结论及建议8.2.3.1结论 本工程站址附近无机场、导航台、通信电台，无特殊敏感的环境保护对象，环境现状好。同时，工程通284、过采取一系列环保措施，使变电站及送电线路的建设、运行满足环保要求，不造成环境污染，不引起生态破坏，不干扰周围居民 的正常生活。8.2.3.2建议 建议业主尽快委托有资质的单位编制环境影响评价和水土保持方案，并报相关职能部门审批，请业主尽快抓紧工作，为下阶段工程初步设计提供依 据。8.3 抗灾减灾分析8.3.1 送电线路抗灾分析8.3.1.1 提高线路抗灾能力的原则 1) 充分考虑自然灾害的影响，在地震、洪水、台风等自然灾害易发地区 建设电力线路时，要充分论证、慎重决策。 2) 线路路径要尽量避开自然灾害易发区和运行维护困难地区。 3) 位于洪水灾害易发地区的输电线路，要对杆塔基础采取防护加固措285、施。 必须穿越地震带等地质环境不安全地区的输电线路，要对杆塔及其基础采取抗 震防护措施。 4) 提高设防标准。对位于自然灾害易发区、气候条件恶劣地区和运行维 护困难地区的局部线路，要适当提高设防标准。 8.3.1.2 提高线路抗灾能力的措施 1) 提高抗灾能力的措施 本工程避开洼地、陡坡、悬崖峭壁、滑坡、崩塌区、冲刷地带、泥石流等影响线路安全运行的不良地质地区；充分利用地形障碍物和防护林等的避风效 应，避开相对高耸、突出地貌或山区风道、垭口、抬升气流的迎风坡等微地形 区域。避免大档距、大高差及前后档距相差悬殊的情况。 2) 提高抗震能力的措施 本工程线路所经区域，线路杆塔设立要离开断裂带，尽量286、设在构造相对稳 定地方。 3) 提高防雷能力的措施 本工程线路所经过地段是雷电活动较强烈的地区。首先，架设避雷线是输电线路防雷保护的最基本和最有效的措施。通过架设避雷线以减小流经杆塔的 雷电流，从而降低塔顶电位；通过对导线的耦合作用可以减小线路绝缘子的电 压；其对导线的屏蔽作用还可以降低导线上的感应过电压。其次，采用良好的 接地装置，可以把雷击电流有效地泄入大地，如果有些地区土壤电阻较高，可 采用人工办法来降低接地土壤的电阻率，即用换土法或化学处理法。 8.4 劳动安全卫生8.4.1 概 述8.4.1.1 主要采用的规程规范火力发电厂与变电所设计防火规范(GB 50229-2006)；电力建设287、安全工作规程(DL 5009.1-1992)；爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范(GB 50058-1992)；建筑设计防火规范(GB 50016-2014)；电力工程电缆设计规范(GB 50217-2007)；交流电气装置的接地(DL/T 621-1997)；建筑物防雷设计规范(GB 50057-2010)；交流电气装置的过电压保护和绝缘配合(DL/T 620-1997)；国家电网公司电力安全工作规程；生产设备安全卫生设计总则(GB 5083-1999)；工业企业设计卫生标准(GBZ 1-2007)；工作场所有害因素职业接触限值 第 2 部分：物理因素(GBZ 2.2-2007)；工作场所有288、害因素职业接触限值 第 1 部分：化学有害因素因素(GBZ 2.1-2007)；采暖通风与空气调节设计技术规定(GB 50019-2003)。 8.4.1.2生产过程中可能发生的劳动安全及职业危害变电站生产过程中可能发生的劳动安全及职业危害主要有以下几个方面：1)各类带油的电气设备如变压器、油浸式互感器等均易引起火灾，电缆 层由于散热和隔热不良导致火灾，故须注意防火、防爆。2)变电站许多高低压带电设备，须防止触电和误操作引起的电伤事故的 发生。3)变电站电气设备、楼梯、平台、坑地、孔洞等须防止机械伤害及坠落 伤害。4)对生产中使用的蓄电池室和 SF6 开关设施，须有防毒、防腐蚀的措 施。5)电289、气设备及输电线产生的电磁辐射等。6)变电站内装有的散热设备，须采取降温措施。8.4.2防治措施8.4.2.1防火、防爆 根据火力发电厂和变电所设计防火规范，从整体划分各建筑物在生产过程中的火灾危险性及其最低耐火等级，从防火安全角度出发，确定各建(构)筑 物的安全间距，并在总平面布置图中执行。各建(构)筑物的距离，安全通道入口，电缆敷设及有关的重要电气设备， 均按有关规程确定设计原则及相应的防火、防爆措施。8.4.2.2防毒、防化学伤害变电站中毒和化学伤害主要来源于电气设备中 SF6 开气体经电弧燃烧后的 分解物、蓄电池的酸液等。毒气、化学伤害发生的主要场所是蓄电池室和 SF6 开关等设备事故或290、检修时。为确保变电站投产后卫生标准符合职业安全卫生的要求，保障运行人员在劳动过程中的安全与健康，在设计中按工业企业设计 卫生标准进行设计。8.4.2.3防电伤按有关规设置防雷接地保护措施，电气防误操作措施，工作场地防滑防护 措施，防电磁感应辐射措施，设置事故照明系统及有关建筑物的通风、防暑、 防寒措施。8.4.2.3.1防雷接地的设计原则及防护措施1) 电气设备按交流电气装置的接地和交流电气装置的过电压保护 和绝缘配合的要求进行设计。变电站全站接地网采用热镀锌扁钢。 对高大建筑设置了独立避雷针和航空标志灯。2) 为保护人身和设备安全，所有电力设备都装设了接地装置，接地装置 按交流电气装置的接地291、的要求进行设计。全站接地网的接地电阻值按规程规定设置，全站接地网总接地电阻不大于0.45 欧姆。变电站接地设计采用人工接地装置。接地网采用以水平接地体为主的水平 接地体和垂直接地体组成的复合接地网。水平接地体采用紫铜排，垂直接地极 采用钢管。主接地网采用 304 紫铜排。380/220V 低压站用电系统中性点接地方式为直接接地。 变电站接地装置按规范要求将接触电势和跨步电压限制在允许值内。8.4.2.3.2防止电气误操作技术措施1)高压电气设备 高压电气设备均设有五防措施。防护内容如下： a)防止带负荷拉、合隔离开关；b)防止误分、误合断路器；c)防止带电(挂)合接地线或接地开关；d)防止带接292、地线开关合断路器或隔离开关；e)防止误入带电间隔。2)配电室 进入配电室处，均加设带锁门。同时要求运行单位严格执行电气安全操作规程和工作票制度，以防误操作，并防止非工作人员进入。8.4.2.3.3带电设备与操作人员的隔离防护措施及防止高电压危及人身安全的 防范措施发变电站内所有带电设备的安全净距不小于有关规程规定的最小值。 380/220V 配电装置采用抽屉式，安全可靠。 为防止过电压危及人身安全，设置避雷针时避开人员经常通行的地方。 配电装置的接地装置型式的选择和布置时，其接触电势和跨步电势均满足规定数值。照明系统中，所有照明电源插座均为单相三孔式插座。 明敷的接地线，表面均涂黑漆。如因建筑293、要求需涂其它颜色，在连接处及分支处涂两条间距 150mm 的紫带。8.4.2.3.4紧急事故信号显示及联锁自动装置变电站的控制方式采用 DCS 控制，所有显示及报警信号均在计算机上实 现。自动装置主要设置如下几种：电气开关防误操作装置； 站用备用电源自动投入装置； 站备用设备自动投入装置； 自动并网装置； 事故照明自动投入装置等。8.4.2.4防机械伤害措施 各种转动机械设备，装设防护罩。电动检修起吊设施订货时要求用有生产许可证和安全认可证的定点厂家的 产品，并符合起重机械安全规程中的有关规定。8.4.2.5防坠落措施 变电站的所有楼梯、钢梯、平台和吊装孔周围均设置栏杆或盖板；其楼梯、钢梯、平294、台采取了防滑措施，均采用花纹钢板。防护栏杆要求按照现行的固 定式工业防护栏杆的规定进行制造安装。根据使用地点和设备进出尺寸的需要，其宽度在 0.81.2m 之间，高度 1.1m。平台设安全踩踏。 上人屋面设置女儿墙或栏杆。高度超过 20m 的上人屋面，女儿墙或栏杆净高 1200mm。导杆等处的固定爬梯，牢固可靠，且设有护圈。设有间歇平台。8.4.2.6防暑、防寒 变电站地处南方地区，主要是防暑降温，也就是建筑物内的通风和空调设置。人员集中房间设置空调，二次设备室、资料室分别设置分体立柜式或壁挂式空调器，夏季制冷工况运行，保证室内温度在 2527。 主要建筑物围护结构和屋面的选择满足非采暖地区的295、防寒要求。8.4.2.7防噪声 变电站各工作场所噪声级的水平，取决于工作场所的性质，设计中站内各类地点的噪声 A 声级，按照地点类别的不同，限制值满足工业企业设计卫生 标准(GBZ 1-2010)中的工作场所噪声要求。变电站噪声控制从降低声源噪声、控制传播途径、个人防护三方面入手。 针对噪声源特点，采取的相关措施有：噪声控制首先从噪声源上控制，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，优选低噪声的主变压器。在总体布置中统筹规划、合理布 局、注重防噪声间距，所址内主变压器布置尽量远离声环境敏感 建筑。配电装置设计考虑对噪声的控制，采取隔声、消声、吸声、隔振等措施， 满足工业企业噪声卫生标准中的允许值。8.4.2.8防电磁辐射 根据工程具体情况采取对应措施，如：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