1、110kV输变电站及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4可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二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22 电力系统一次32.1 电网概况32.2 2、负荷预测72.3 XX河110kV变电站建设的必要性及建设时序132.4 主变容量选择142.5 接入系统方案152.6 主变型式选择及无功补偿论证232.7 导线截面选择242.8 工程建设规模253 电力系统二次263.1 系统继电保护及安全自动装置263.2 调度自动化313.3 系统通信364 变电站站址选择394.1 选址工作简介394.2 站址概述404.3 站址的拆迁赔偿情况434.4 出线条件434.5 水文气象444.6 工程地质及水源条件444.7 土石方464.8 进站道路和交通条件464.9施工电源474.10 站址环境474.11 通信干扰474.12 施工条件4743、.13 站址方案比较及推荐意见474.14 签署协议情况495 变电站工程设想495.1 系统概况495.2 电气一次505.3 电气二次605.4 土建部分745.5 水工、暖通765.6 对侧间隔796 线路工程设想816.1 线路工程概况816.2 路径方案选择856.3 线路工程设想976.4 线路光纤通信设计1196.5 拆除量1257 劳动安全卫生1257.1 防火、防爆1257.2 防毒、防化学伤害1257.3 施工安全1267.4 综合评价1268 节能、环保、抗灾措施分析1268.1 节 能1268.2 环保与水土保持1308.3 抗灾减灾分析1369 新技术、新材料、新设备4、的应用1379.1 本工程新技术应用一览表1379.2 新技术应用描述13710、强条执行情况14011 反措执行情况14112、质量通病防治设计措施执行情况16313 投资估算及经济评价16513.1 工程概况16513.2 编制原则及依据16613.3 工程投资16713.4 与通用造价比较16813.5 财务评价17014 经济性与财务合规性17214.1 从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析17214.2 财务合规性176 1 工程概述1.1 设计依据1.1.1 设计依据1) 国网XX供电公司2018年07月编制的XX电力设施布局规划；2) 国网XX供电公司编制的2019年度XX电5、网运行方式；3) 国网XX供电公司编制的2019年XX地区电力市场分析预测春季报告；4) 国网XX供电公司编制的20192020年110和35千伏电网规划项目优选排序报告；5）国网湖南XX县供电公司XX市XX县配电网规划报告(2018-2025年)1.1.2 遵循的主要规程规范1) 220千伏及110(66)千伏输变电工程可行性研究内容深度规定Q/GDW 102702017。2) 电力系统设计技术规程DL/T 54292009。3) 110(66)kV220kV智能变电站设计规范Q/GDW 3932009。4）110kV750kV架空输电线路设计规范（GB50545-2010）5）1107506、kV架空送电线路施工及验收规范（GB50233-2014）6）110kV750kV架空输电线路施工图设计内容深度规定（DL/T 5463-2012）7）国家电网公司输变电工程通用设计（含铁塔、金具等）（2011年版）8）架空送电线路杆塔结构设计技术规定（DL/T 5154-2012）9）架空输电线路基础设计技术规定（DL/T 5219-2014）10）工程建设标准强制性条文（电力工程部分）2011年版11）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）12）交流电气装置的接地设计规范（GB/T 50065-2011）13）电力工程气象勘测技术规程（DL/T 5157、8-2012）14）输电线路对电信线路危险和干扰影响防护设计规程（DL/T 5033-2006）1.2 工程概况2019年4月，湖南XX电力设计有限公司组织系统、电气、土建、地质、测量、水文气象等专业技术人员，会同国网XX供电公司、国网XX县县供电公司等有关单位人员一起，对XXXXXX河（桥自湾）110kV变电站站址进行了现场踏勘选址工作。XXXXXX河（桥自湾）110kV变电站主要供带XX县西北部负荷，为系统的中间变电站。该站址位于XX县桥自湾乡鸭儿池村，X027县道以南约300m。本次XXXXXX河（桥自湾）110kV输变电工程可行性研究包含的工程有：XXXX河（桥自湾）110kV变电站新8、建工程、贺龙水电站何家坪变110kV线路的贺龙水电站侧改接入XX河110kV变电站线路工程、相关光纤通信工程。1.3 设计水平年XXXX河（桥自湾）110kV变电站计划于2020年底建成投产，结合周边电网现状及其发展规划，选择2025年作为设计水平年，2021年作为投产水平年。1.4 主要设计原则1) 贯彻国家的技术政策和产业政策，执行各专业有关设计规程规定。2) 推进资源节约型、环境友好型电网建设，注重环境保护，促进节地、节能、节材。3) 推广采用通用设计、通用造价、通用设备，促进标准化建设。4) 积极采用电网新技术，不断提高电网技术水平。5) 控制工程造价，降低输变电成本。6) 选址选线按9、照有关规定进行多方案优化比较，同时取得地方政府和相关部门的原则协议，以避免和防止下阶段工作中出现颠覆性因素。7）其他（本工程的特点及具体方案等）。1.5 设计范围根据湖南省电力公司有关主管部门的沟通结果，XXXX河（桥自湾）110kV变电站、XXXX河变110kV出线以及XXXX河变相关光纤通信工程的可研和设计工作，由湖南XX电力设计有限公司承担，就承担的工作内容，编制可研报告。本次XXXX河110kV输变电工程可行性研究重点研究该输变电工程建设的必要性和工程实施的可行性，提出工程设想和投资估算。本报告主要内容包括电力系统(包括电力系统一次、二次)、XXXX河110kV变电站站址选择及工程设想10、相关110kV送电线路路径选择及工程设想、光纤通信工程设想、投资估算等。工程项目的概况详见表1.21。表1.21 工程项目概况表序号工程名称建设性质型 号建设规模投产时间一110kV变电工程1XXXX河（桥自湾）110kV变电站新建131.5MVA2020年二110kV送电工程1贺龙水电站何家坪变110kV线路的贺龙水电站侧改接入XX河110kV变电站新建LGJ-300架空110.2km2020年2光纤通信工程XX河110kV变光纤通信工程新建2020年3何家坪110千伏变电站保护改造工程改造2020年2 电力系统一次2.1 电网概况2.1.1 XX电网概况XX是湖南省辖地级市，位于湖南省西11、北部，澧水中上游，地处武陵山区腹地，北邻湖北省，是中国最重要的旅游城市之一。1) 电源现状XX市电源装机以水电为主。截至2018年底，XX市拥有电源装机容量938.8MW（累计退出29座水电站）。其中水电装机818.8MW(87.2%)，火电装机120MW(12.8%)。XX市装机容量较大的电源有江垭电站(3100MW)、鱼潭电站(320MW+110MW)、茶林河电站(318MW)、长潭河电站(240MW)、桑梓综合利用火电发电厂(120MW)。2018年，XX电网统调发电量14.7亿kWh，同比减少10.64%。其中，火电发电量0.66亿kWh，同比减少62.7%；水电发电量14.03亿kW12、h，同比减少4.43%。2) 电网现状截至2018年底，XX市共有220kV公用变3座，主变5台，总容量660MVA(胡家坪变2120MVA、零阳变2120MVA，立功桥变1180MVA)。拥有220kV架空线路5条，总长272.5km，构成胡家坪立功桥江垭零阳胡家坪单环网，并通过3回220kV线路(江垭盘山，零阳岗市I、II回)与主电网联络。截至2018年底，XX电网共有110kV公用变16座，主变26台，总容量816.5MVA；拥有110kV公用线路43条，总长838.5km。3) 供用电现状2018年XX市供电量25.58亿kWh(公司管理口径)，同比增加9.8%，最大负荷559.1MW13、(公司管理口径)，同比增长5.7%。2.1.2 XX县电网现状XX市XX县当前主要由国网XXXX供电公司供电。XX县电网供电面积3474km，所辖乡镇（居委会）23个，村委会299个，供电户数14.2万户，供电人口47.16万人。1）电源现状截至2018年底，XX县电源总装机容量为243.52MW，其中110kV电厂：桑梓综合利用发电厂，装机容量120MW，但该电厂出力不稳定，顶峰不可控，目前处于停产状态；其他水电123.52MW。2）电网现状截至2018年底，XX县境内投入运行的公用110kV变电站3座，主变4台，总容量126MVA，用户变电站1座，主变容量120MVA。公用110kV线路414、条，长度为26.04km。35kV电网公用变电站8座，主变10台，容量44.2MVA。公用35kV线路10条，长度为223.1km。 表2.1-1XX县输电线路统计表 单位：km序号电压等级线路名称资产性质导线型号线路长度架设方式投产时间1110瑞华线公用LGJ-150/255.15架空2015-07-132110何瑞线公用JL/GIA-240/409.39架空2016-04-063110桑中线公用LGJ-240/301.4架空2016-09-284110贺何线公用LGJ-185/30+150/2510.1架空1997-09-01535何中线公用LGJ-240/405.92架空2002-05-15、07635中廖线公用LGJ-150/3514.98架空1995-03-05735中排五线公用LGJ-185/3050.41架空2013-09-17835廖新线公用LGJ-120/2512.25架空2012-09-24935瑞梅线公用LGJ-50/812.98架空1990-02-071035瑞汩线公用LGJ-70/1020.43架空2000-05-081135梅官线公用LGJ-70/1022.94架空1998-05-071235排新线公用LGJ-50/817.79架空1987-05-081335汩李线公用LGJ-70/1041.73架空2003-06-121435何天瑞线公用LGJ-240/3016、9.12架空2011-12-251535中郑湘瑞线公用LGJ-70/1014.56架空1991-05-07表2.1-2 XX县变电站统计表序号变电站名称电压等级主变容量（MVA）最大负荷（MW）最大负载率（%）35kV及以下接入小水电1何家坪变11031.523.678.86.75MW2瑞塔铺变11031.515.150.511.99MW3XX中心变110231.535.158.626.59MW序号变电站名称电压等级主变容量（MVA）最大负荷（MW）最大负载率（%）10kV及以下接入小水电1排岔口变356.37.53125.80.64MW(已退出)2五道水变3552.5353.33.89MW317、汨湖变3521.63.1101.94梅家桥变356.34.1268.81.04MW5官地坪变356.32.7445.86廖家村变356.33.9265.57新街变356.35.6894.95.02MW8李坪变352+2.52.4958.23.5MW3）供用电现状XX县近年最大负荷统计如下表所示，2018年XX县统调最大用电负荷为88MW。 表2.1-3XX县近年最大负荷统计表 单位：MW时间2015年2016年2017年2018年2015-2018年均增长率12月19日8月24日12月26日12月09日XX县707581887.9%2.1.3 XX县电网存在的主要问题1）现有35kV及10kV18、配网供电距离过长，供电损耗高、电网末端供电质量差，低电压问题严重。目前XX县共有公用110kV变电站3座，全部集中在XX县南部的县城区域，造成XX县北部仅能通过35kV线路长距离串供，其中五道水变串供距离超过50km，李坪变串供距离更是超过60km，XX县35kV线路供电距离过大；由于北部缺少变电站布点，造成北部10kV线路多为单辐射供电，10kV线路平均供电距离约45km，个别线路如排龙线（50/210.5km）、排谷线（50/98.8km）、中洪线（35/109.4km）等供电距离过长，供电能力不足，10kV末端电压偏低、电能损耗高等一系列问题，造成负荷高峰期居民无法正常使用农业机械、空调19、等电器现象频发。2）电网结构薄弱，建设年限久，供电能力差、供电可靠性低。由于XX县北部缺乏电源点支撑，造成主供的35kV电网仅能以单链式结构为主，以长藤接瓜方式接入各主供变电站，严重影响当地电网的供电可靠性与稳定性；另外XX县北部35kV电网大部分线路建设年限较长，运行状况较差，其中排岔口变新街变35k线路作为新街变及廖家村变的主要备供线路，为LGJ-50导线，1987年投运，运行超过30年；瑞塔铺变梅家桥变35kV线路作为梅家桥变及官地坪变的主要供电线路，为LGJ-50导线，1990年投运，运行近30年；廖家村变及新街变的主供线路中廖线，为1995年投运，目前已运行超过20年。以此造成XX县20、北部电网，整体结构薄弱，供电能力差，安全可靠性低等诸多问题。3）电源大规模退役，造成XX县供电形式进一步严峻XX县境内水电站2019年全部退运后，造成XX县整体供电能力不足，供电质量差及低电压的问题。如李坪变、新街变小水电退运后，造成主变供电能力不足及10kV低电压问题；五道水变位于电网末端(185/50.4km)，主变为无载调压，35kV侧退运水电15.4MW，10kV侧退运水电3.89MW，会造成五道水变主变供电能力不足和系统低电压问题等。2.1.4 XX县电网发展建设规划XX县电网除本工程外，近期35kV及以上规划项目如下：2019年：排岔口35kV变电站主变增容，新增10MVA主变1台21、；李坪35kV变电站主变改造工程，更换现有1台主变为6.3MVA主变；2020年：何家坪变增容扩建工程，新增1台50MVA主变。新街35kV变电站主变增容，新增6.3MVA主变1台；新建官地坪李坪变单回35kV线路；五道水变主变增容工程，新增10MVA主变1台；梅家桥35kV变电站主变增容，新增10MVA主变1台；官地坪变主变增容工程，新增6.3MVA主变1台；汨湖35kV变电站主变改造工程，更换现有1台主变为6.3MVA主变；新建苦竹坪35kV输变电工程，新建1台6.3MVA主变；改造瑞塔铺变-梅家桥变35kV线路工程。2021年：新建XX（1180MVA）220kV输变电工程；新建XX2222、0kV变110kV送出工程；新建人潮溪110kV输变电工程，解决XX县东部地区35kV电网供电问题。并将李坪变汨湖变单回35kV线路剖入人潮溪变；改造排岔口变-新街变35kV线路工程。2.2 负荷预测2.2.1 XX县电网负荷预测根据2019年XX电力市场分析预测春季报告，2019年后随着张桑高速的贯通投用、XX高铁站的投运，将彻底解决多年来交通不便对该县经济发展的制约，XX县城将迎来良好发展机遇，同时新城片区正在加大力度开发、赤溪绿色综合产业园区也在加强招商引资，用电需求均将出现抑制后的跳跃式增长，故全县负荷增长率将大幅提高，保持在10%左右；进入十四五建设期后，随着各集中投建项目的逐步减少23、及负荷基数的增大，全县的负荷增长水平将逐步回归正常。以下结合XX县经济社会发展建设规划以及XX县负荷变化趋势，对XX县20182023年负荷逐年预测，同时展望至2025年，预测结果见下表。表2.2-1 XX县最大负荷预测表 单位： MW 年 份项 目2018（实际）20192020202120232025递增率2016202020202025XX县负荷88971091171361589.7%7.7%电量3.854.204.484.825.586.475.7%7.6%2.2.2 XX河变供电分区规划及供电负荷预测（1）XX河变供电分区规划根据XX河变在系统中的位置，XX河变将主要担负XX县西北部24、片区供电任务，通过配套10kV供带附近洪家关乡、桥自湾乡、谷罗山乡、凉水口镇、打鼓泉乡等周边片区负荷，通过转带排岔口、五道水、新街35kV变电站供带XX河镇、沙塔坪乡、苦竹坪乡、五道水乡、芭茅溪乡、河口乡、上河溪乡等片区负荷。目前XX西北部片区无110kV变电站布点，仅通过35kV排岔口变、五道水变、新街变及10kV中洪线供电。图2.2-1 XX河变供电片区示意图图2.2-2 XX河变周边10kV主干线路示意图（2）XX河变供电片区负荷分析及预测2.1）部分片区社会经济情况分析五道水镇：五道水镇是XX县“西北大门”，距县城77公里，与湖北鹤峰、宣恩县比邻，是湘鄂西边界上的千年古镇和边陲重镇。全25、镇总面积135平方公里，耕地面积3718亩，其中水田2436亩，旱地1282亩，辖12个村(居)，65个村民行政小组，16309人。是一个少数民族聚居区，以土家族、苗、白族为主的少数民族占总人口的93%。目前五道水镇主要以四大支柱产业为主：以五峰山、元堡溪、团堡、高家坪、连家湾村为重点区域，大力发展粽叶产业；以茶园、茶叶、元堡溪、岔角溪村为中心，重点突出茶叶产业；以汪家坪、岔角溪、茶叶村为核心区，打造娃娃鱼及饵料养殖产业带；以土溪洞、汪家坪、岔角溪、连家湾村为辐射点，狠抓牲猪养殖等畜牧产业，积极鼓励群众养殖西伯利亚鲟鱼等特色养殖产业在全镇兴起；中药材基地发展风速，五道水镇森林资源丰富，特别适合26、黄柏、杜仲、厚朴“三木”药材的生长，是一笔不可多得的宝贵财富，为了加快该镇农业产业结构调整步伐，镇党委、政府把“三木”药材开发作为全镇农业的支柱产业来抓，鼓励农户种植“三木”药材。洪家关乡：洪家关位于XX县城北约13公里处，依山临水，风景秀丽，是贺龙元帅的故乡，也是湘鄂西革命根据地的策源地。洪家关境内“红色旅游”资源及现存主要历史遗迹有：贺龙故居、贺龙纪念馆、洪家关烈士纪念塔等。XX河镇：XX河镇位于XX县西北部，澧水穿境而过，东与凉水口镇交界，南邻两河口乡，西连上河溪乡，北接蹇家坡乡。XX河镇是XX县水果生产基地，山地资源丰富。以粮食、花生、油菜、干水果为主的种植业是XX河镇的经济主体，同时27、XX河镇利用本地资源，大力发展乡镇企业，是该镇经济发展的一大特点。拥有煤矿、建材厂等一批镇办企业，并以这些企业为龙头，带动了农副产品加工、建材、商业、运输业的发展。XX河镇交通通讯十分便利，投资环境日趋完善。全镇已基本实现村村通公路、电话和有线电视。作为XX县的中心集镇，小城镇建设初具规模，形成了“八街两桥一市场”的格局，集镇设施、功能不断完善。2.2）负荷预测本期XX河110kV变电站建成后，将转带排岔口35kV变、五道水35kV变、新街35kV变负荷。现状35kV排岔口变电站有主变1台，容量6.3MVA，2018年变电站过载运行，2019年将新增1台10MVA主变；现状35kV五道水变电站28、有主变1台，容量5MVA，由于水电站退运和当地负荷发展，计划2020年新增1台10MVA主变；现状35kV新街变电站有主变1台，容量6.3MVA，由于水电站退运和当地负荷发展，计划2020年新增1台6.3MVA主变。XX河110kV变电站建成后，10kV转带中洪线部分负荷。中洪线目前主要为洪家关乡供电，2018年该线路最大负荷为3.59兆瓦，随着洪家关乡红色旅游和当地经济社会发展，中洪线已不能满足该区域电力发展需要，根据XX供电公司提供的资料，计划2020年建设梅洪线分担该区域部分负荷。XX河变建成后，将与周边的110kV中心变、35kV排岔口变、梅家桥变、廖家桥变形成10kV联络。表2.2-29、2 XX河变转带的负荷情况 单位：MW变电站名称2016(实际)2017(实际)2018(实际)35kV排岔口变3.895.837.5335kV五道水变2.162.372.5335kV新街变4.034.25.6810kV中洪线（转带部分）2.62.853.59合计（考虑同时率）8.910.813.7由XX河变供电片区社会经济现况分析可知，本站供区主要以农业及农副产品加工、居民生产生活用电为主，小型工业及生产作坊为辅，负荷单体用电水平较低，增长规律性较强，故推荐采用时间序列法进行负荷预测。整体负荷水平增长略低于XX县县城及南部靠近XX市片区。2019年考虑五道水变、新街变10kV侧共计小水电退运30、8.91MW，减少出力约2.2MW，同时考虑2019-2021年张桑高速、XX高铁站投运对该区域经济社会发展提速，同时考虑变电站投运后，该区域用电需求将出现抑制后的释放，如洪家关乡、XX河镇区域，故结合近年该片区负荷增长情况，合理确定负荷增长率。XX河变供电区负荷预测结果如下表所示。表2.2-3 XX河变供电片区负荷预测表 单位： MW 年份项目2018年2019年2020年2021年2022年2025年最大负荷13.716.9 18.1 19.3 20.524.4增长率%7.3%（扣除2.2MW小水电出力）6.8%6.0%2.2.3 变电容量平衡1）平衡原则 平衡范围：本次变电容量平衡范围为31、XX县。 平衡年限：20182021年逐年做平衡计算，展望至2025年。计算方式及最大负荷、电源出力：计算方式：按正常方式下，XX县最大供电负荷通过片区内各变电站供带；本年度三季度后投运变电站，参与下一年度的平衡计算。最大负荷水平：参考XX县负荷用电特性，年最大负荷通常出现在冬季。参与平衡的电源出力：按冬季出力水平考虑。 110kV电网容载比范围取值：年负荷增长率小于7%（较慢增长）时，容载比取1.82.0；年负荷增长率为7%12%（中等增长）时，容载比取1.92.1；年负荷增长率大于12%（较快增长）时，容载比取2.02.2。 电源投建及机组退役计划：根据规划，至2019年9月片区内水电站全32、部退运。2）平衡计算根据负荷预测结果及电网建设规划，对XX县进行110kV变电容量平衡计算，如下表所示。表2.2-4 XX县110kV变电容量平衡表单位：MW、MVA年份 项目2018年2019年2020年2021年2025年一、最大负荷8897109117158二、35kV及以下水电出力13.60000三、110kV直供负荷6.56.56.56.56.5四、220kV直供10kV负荷717.5五、需要110kV供电负荷67.990.5102.5103.5134六、110kV变电容量126126126207.53021）何家坪变31.531.531.581.581.52）瑞塔铺变31.531.33、531.531.5633）中心变63636363634）XX河变31.5635）人潮溪变31.5七、容载比1.86 1.39 1.232.00 2.21 八、容载比（不考虑XX河变）1.70 1.75 根据变电容量平衡结果可知，XX县2020年容载比仅为1.23较低，且XX县110kV变电站布点不尽合理，目前3座110kV变电站均集中在县城南部，广大西北部、东北部区域缺少110kV变电站支撑。2020-2021年实施了110kVXX河变、110kV何家坪增容工程后，2021年容载比为2.0（XX县“十四五”负荷增长率为7.7%），容载比较为合理。故通过XX河变的建设，能够合理控制全县110kV34、容载比水平，有效提高XX县电网供电能力，尤其可对西北部供电薄弱地区进行全面的改造与加强。2.3 XX河110kV变电站建设的必要性及建设时序2.3.1 工程建设必要性1）改善XX西北部电网结构，提高电网供电能力，解决该片区35kV及10kV配网供电距离过长、供电损耗高、电网末端供电质量差、低电压严重等问题。目前XX县共有公用110kV变电站3座，全部集中在XX县南部的县城区域，由于西北部缺乏电源点支撑，造成主供的35kV电网仅能以单链式结构为主，以长藤接瓜方式接入各主供变电站，2019年小水电全部退运后，供电形式进一步严峻。35kV中廖线、中排线为向XX西北部供电的主供线路，任意线路N-1情况35、下，另1条线路需供带XX县西北部4座35kV变电站，五道水变串供距离也超过50km，严重影响当地电网的供电能力与可靠性，导致XX县西北部末端电网电压低、供电质量差、供电损耗高，当地居民无法正常使用农业机械、空调等电器现象频发，百姓及地方政府反响较大；另外XX县西北部35kV电网大部分线路建设年限较长、导线截面较小，以此造成XX西北部电网安全隐患多、供电能力差、供电可靠性低。本期通过在XX县西北部负荷中心新建110kV变电站，提升该片区主供电压等级，有效解决电网末端供电质量差、低电压严重等供电问题；同时可就近新增、新建35kV及10kV出线，全面梳理XX西北部35kV及10kV电网结构，切实提供36、电网供电可靠性及运行安全稳定性。2）提高XX县110kV容载比，减轻中心110kV变电站供电压力XX县2020年容载比仅为1.23较低，且XX县110kV变电站布点不尽合理，目前3座110kV变电站均集中在县城南部，广大西北部、东北部区域缺少110kV变电站支撑。2021年实施了110kVXX河变、110kV何家坪增容工程后，2021年容载比为2.0，容载比较为合理。XX西北部农村电网目前由中心变供带，中心变2018年最大负荷35.1MW，负载率58.6%，接入小水电26.6MW，随着水电2019年退运和负荷的增长，预计2020年中心变最大负荷约为53MW，负载率89%，XX河变建成后，20237、0年将转带中心变负荷约18MW，有效的减轻中心变供电压力。何家坪变2018年最大负荷23.6MW，预计2020年何家坪变最大负荷约为32MW，负载率107%，虽然2020年计划实施何家坪增容扩建工程，但由于何家坪的地理位置及35、10kV网架结构，何家坪变与中心变联络的10kV公用线路仅4条，站间配网可转移负荷9.5MW，不能有效的缓解中心变供电压力和满足XX县西北部供电需要，故通过XX河变的建设，能够合理控制全县110kV容载比水平，提高电网相互转带能力，减轻中心变供电压力。3）满足XX县西北部地区洪家关乡、XX河镇、五道水镇、龙潭坪镇等负荷供电需要，确保当地经济社会建设的有序开展。随着2038、19年张桑高速、XX高铁站投入使用，将彻底改善XX县尤其是XX县北部交通不便对全县经济发展的限制，对XX县整体社会经济发展起到极大的推动作用。XX县北部洪家关乡是是贺龙元帅的故乡，也是湘鄂西革命根据地的策源地，随着洪家关乡红色旅游和当地经济社会发展，10kV中洪线已不能满足该区域电力发展需要，本期XX河变距离洪家关乡直线距离约3km，通过配套10kV出线，可以就近供带洪家关乡负荷；另根据XX县供电公司提供的资料，2020年计划在龙潭坪镇附近新建苦竹坪35kV变电站，本期XX河变的建设，也为苦竹坪变的接入提供条件；XX河镇及五道水镇为核心的粮食、农产品、手工业产品及旅游发展基地将借此良机快速发展39、，用电负荷增长较快。预计至2020年成XX河供电区最大负荷约18.1MW，2025年成XX河供电区最大负荷约24.4MW，由于新增负荷将以农业生产、农副产品加工等零散负荷为主，负荷分布点多面广，难以通过现有35kV变电站有效满足新增负荷的供电需求，故本期在负荷中心新增110kV变电站可有效提升XX县西北部电网的供电能力，确保当地社会经济建设的有序开展。综上所述，建设XX河110kV变电站是非常必要的。2.3.2 建设进度XX河110kV变电站的建设是为解决XX县西北部地区35kV及以下电网供电问题，满足桥自湾乡、洪家关乡、XX河镇、五道水乡及周边片区供电需要，减轻中心110kV变电站供电压力，40、故XX河110kV输变电工程宜结合地区社会经济建设情况尽早建成。考虑到输变电工程开展前期工作及设计、施工的合理工期，建议XX河110kV变电站于2020年底建成投产。2.4 主变容量选择建议XX河110kV变电站主变终期规模按250MVA考虑，本期按131.5MVA考虑，主要理由如下：XX河110kV变电站位于XX县西北部桥自湾乡，周边现状负荷主要以农业及农副产品加工、居民生产生活用电为主，用电特性相对单一、增速稳定，至2020年片区负荷最大负荷18.1MW左右，至2025年最大负荷约24.4MW，同时考虑XX西北部现有35kV电网相对完善，基本能够满足片区电网备供需求，故建议XX河变本期按341、1.5MVA主变建设，方案合理，投资经济效益好。远景由于XX县西北部地区是重要的粮食及农产品生产基地，基本农田占比较大，同时地处山区，变电站适用建设用地极为紧缺，故建议本站终期主变规模按250MVA预留，以有效兼顾远景负荷增长的不确定性，降低远景供电工程建设难度，减少电力工程的重复建设。综合上述，建议XX河110kV变本期主变容量选择131.5MVA，远期250MVA主变设计。2.5 接入系统方案2.5.1 方案拟定1）接入点分析图2.5-1 各变电站在系统中相对位置九霄河-何家坪110kV线路（LGJ-120/150/185/73.3km），为九霄河水电群送出线路，2019年水电将全部退运。42、目前资产不归国网所有，故本期接入不考虑利用此线路，仅在近期网架设想中考虑。220kV变电站层面：XX220kV变电站目前处于可研阶段，预计2021年建成投运，晚于本工程建设时序，本期不考虑作为接入点，仅在近期网架设想中考虑。110kV电网层面：贺龙水电站何家坪变110kV线路贺何线（LGJ-150/185/10.1km），为贺龙水电站送出线路，2019年贺龙水电站退运，贺何线资产属于国网，且距离XX河变线路距离约9km，因此，贺何线可作为接入点。何家坪110kV变电站何家坪110kV变电站为已投产变电站，现有主变1台，主变容量31.5MVA，110kV出线间隔8回，目前已出线7回，仅剩1回。何43、家坪变作为XX县的核心电源点，现有110kV及其他各电压等级出线较多，站址周边出线廊道极为受限；同时何家坪变落点于XX县城城区南部，站址北侧绵延2km以上的成片民居、道路及各类建筑物，本期接入线路需长距离迂回避让，线路曲折系数过高，且与接入九何线相比无优势，故本期不推荐何家坪变作为本站的接入点。中心110kV变电站中心110kV变电站为已投产变电站，现有主变2台，主变容量231.5MVA，110kV出线间隔4回，目前已出线2回，预留2回，该站位于XX县城西南部，站址北侧绵延3km以上的成片民居、道路及各类建筑物，需跨越澧水2次，本期接入线路需长距离迂回避让，线路曲折系数过高，且与接入九何线相比44、无优势，故本期不推荐中心变作为本站的接入点。瑞塔铺110kV变电站瑞塔铺110kV变电站为已投产变电站，现有主变1台，主变容量131.5MVA，110kV出线间隔4回，目前已出线2回，预留2回，预留间隔充足，站位于XX县城东部，周边出线条件较好。且待建的XX220kV变位于瑞塔铺变以西5km，本期、远期结合也较方便。因此，考虑瑞塔铺变作为接入点。2）方案拟定方案一：将贺龙水电站何家坪变110kV线路的贺龙水电站侧改接入XX河110kV变电站，形成XX河变何家坪变单回110kV线路，新建线路采用LGJ-300导线。图2.5-2 接入系统方案一示意图图2.5-3 方案一远期网架设想方案二：新建XX45、河变瑞塔铺变单回110kV线路，新建线路采用LGJ-300导线。图2.5-4 接入系统方案二示意图图2.5-5 方案二远期网架设想2.5.2 经济比较1) 经济比较指标经济比较指标见下表。 表2.5-1 经济比较指标项 目性 质型 号估 价 指 标指 标单 位110kV线路新 建单回：LGJ-300导线80万元/km110kV间隔扩 建100万元/个电能损失费用0.45元/kWh经济使用年限25a3500h投资回收率0.102) 接入系统方案一次投资比较结合各接入系统方案，对各方案进行一次投资比较。表2.5-2 XX河变110kV接入系统方案一次投资比较表单位：个，km，万元 方 案项 目方 46、案 一方 案 二规 模投 资规 模投 资一、一次投资72015401) 110kV线路新建XX河变中心变单回110kV线路LGJ-300/9新建XX河变瑞塔铺变单回110kV线路LGJ-300/181440瑞塔铺变扩建1个110kV间隔1个100二、一次投资相对值0820注：1）表中线路长度及投资均为估算值，仅作方案比较。2.5.3 潮流计算条件及结果分析2.5.3.1 计算条件1) 计算条件计算水平年为2021年。2) 负荷水平、电源及网络计算的负荷水平、电源及网络，参照了湖南省“十三五” 电网发展规划，同时考虑了最新的负荷预测结果。3) 潮流方式按冬大、夏大、冬小、夏小潮流方式进行计算。447、) 功率因数计算负荷的功率因数取0.95。发电机组功率因数最低取0.85，火电机组功率因数最高取0.95，水电机组功率因数最高取1.00，原则上不考虑进相运行，以便为调度留有裕度。5) 电压控制范围110kV母线控制在106.7117.7kV之间，且偏差幅度不大于5.5kV。220kV母线控制在213.4235.4kV之间，且偏差幅度不大于11kV。2.5.3.2 计算结果及分析潮流计算结果见附图3-4。2021年两个方案在正常方式下，潮流流向合理，有功网损均较小。两个方案的网损相对值见下表。表2.5-3 网损比较表 单位：MW项目方案一方案二夏大00.17冬大00.12平均网损00.145从48、潮流计算结果来看，在计算的2021年相关运行方式下，两个方案均可满足正常供电的需要，无过载线路，电压水平满足要求。2.5.3.3 本期110kV方案技术经济比较及推荐结论1）经济比较结果XX河110kV变电站110kV接入系统方案经济比较结果见下表。表2.5-4 110kV接入系统方案经济比较表 单位：万元项 目方案一方案二一、一次投资相对值(万元)0820二、年电能损失费相对值(万元)923三、年费用相对值(万元)0103经济分析结果表明：方案一的总体经济性较好。2）方案技术比较潮流合理性计算结果表明：在目标网架结构下，各方案均可满足正常供电的需要，潮流合理。远景发展适应性方案一中，何家坪变49、作为XX县中部的电源布点，目前为XX县枢纽站，XX河变接入何家坪变与电网整体规划布局一致，远期与九何线资产收归国网和XX变配套110kV工程结合均较好，发展适应性好。方案二中，瑞塔铺变定位为XX东部电网布点，主要为满足XX县东部片区新增110kV变电站及电站的接入需要，XX河变落点于XX县北部电网，本期接入瑞塔铺变存在跨区接入问题，远期与九何线资产收归国网和XX变配套110kV工程结合均较好，发展适应性好。供电可靠性方案二瑞塔铺变为单回电源进线，何瑞线N-1情况下，会造成瑞塔铺变、XX河变、华新水泥变失压，影响范围较大，供电可靠性低于方案一。工程建设可行性方案一：通过接入贺-何线接入何家坪变，50、新建线路约9km，沿途村庄房屋及高压电力线路较少，各类交叉跨越较少，整体建设可行性较好。方案二：接入瑞塔铺变，新建线路约18km，线路需由北至东南穿越XX县，需跨越河流2次，同时瑞塔铺变地处瑞塔铺镇，周边房屋及建筑物较多，造成相应线路路径选择较少、曲折系数大、交叉跨越多，建设可行性一般。3）方案推荐意见XX河110kV变电站110kV接入系统方案综合技术经济比较结果见下表。表2.5-5 本期110kV接入系统方案综合技术经济比较表项 目方案一方案二潮流分布合 理合 理电压水平好好网络结构清 晰清 晰供电可靠性高一般远景发展适应性好好工程建设可行性好一般一次投资相对值(万元)0820年费用相对值51、(万元)0103综上所述，方案一可行性较好，综合指标较优，故推荐方案一作为XX河110kV变电站的接入系统方案，即将贺龙水电站何家坪变110kV线路的贺龙水电站侧改接入XX河110kV变电站，形成XX河变何家坪变单回110kV线路，新建线路采用LGJ-300导线。2.5.4 35kV接入系统方案设想本期XX河110kV变建成后，考虑将35kV中心变排岔口变35kV线路入XX河变；并将35kV排岔口变五道水变35kV线路的排岔口侧改接入XX河变。形成XX河变中心变、XX河变排岔口变、XX河变五道水变单回35kV线路。同时根据该区域35kV网架情况，预留3回35kV出线间隔。正常方式下桥自湾变供带52、35kV排岔口变、五道水变、新街变；中心变供带35kV廖家村变。廖家村变-新街变线路作为热备线路。图2.5-5 XX河变35kV配套送出设想2.6 主变型式选择及无功补偿论证2.6.1 主变型式选择根据电力系统电压和无功电力技术导则中的第8.7条规定“直接向10kV配电网供电的降压变压器，应选用有载调压型”，XX河110kV变电站本期规划有低压出线向10kV配电网供电。因此综合考虑以上因素，建议XX河110kV变电站主变采用有载调压降压变压器，电压比为11081.25%/38.522.5%/10.5kV。2.6.2 调相调压计算2.6.2.1 调相调压计算条件潮流计算：选择夏大、夏小、冬大、冬53、小共4种方式。容性无功补偿容量选择除满足调压计算要求的最低容量外，还应以补偿主变满载时的无功损耗作为校验。感性无功补偿容量选择除满足调压计算要求的最低容量外，还以补偿本变电站各电压等级出线正常运行方式下产生的充电无功功率的条件作为校验。其它计算条件同潮流计算考虑。2.6.2.2 调相调压计算结果及分析调相调压计算结果表明，在计算的各种运行方式下，本站110kV、35kV母线电压及10kV母线电压均可控制合理范围内，均符合规程要求。调相调压计算结果如下表所示。表2.6-1 本站母线电压变动范围运行方式110kV35kV10kV110kV侧抽头(kV)110kV母线电压(kV)35kV侧抽头(kV54、)35kV母线电压(kV)35kV侧无功(Mvar)10kV母线电压(kV)10kV侧无功(Mvar)夏大110+01.25%111.038.5+12.5%37.7/10.4/夏小110+01.25%113.638.5+12.5%38.2/10.6/冬大110+01.25%110.038.5+12.5%37.6/10.5/冬小110+01.25%113.738.5+12.5%38.1/10.6/2.6.3 无功补偿论证根据电力系统无功补偿装置技术原则：容性无功补偿容量应按下列情况选取，并满足35kV110kV主变压器最大负荷时，其高压侧因数不低于0.95。当35110kV变电站内配置了滤波电容55、器时，按主变容量的20%30%配置。当35110kV变电站为电源接入点时，按主变压器容量的15%20%配置。其他情况下，按主变容量的15%30%配置。容性无功补偿方面，虽然调相调压计算结果表明：在计算考虑的运行方式下，XX河变不需配置容性无功补偿，但是考虑到终期50MVA变压器满载时无功损耗约8.18Mvar，建议本期装设容性无功补偿4.8Mvar，远期按每台主变配置（3.6+4.8）Mvar容性无功补偿预留场地。感性无功方面，调相调压计算表明：在计算考虑的运行方式下，XX河变无需感性无功补偿。2.7 导线截面选择各截面导线经济及极限输送容量如下：表2.7-1 110kV线路输电能力 单位：M56、W导线型号经济输送功率(J=1.15A/mm2)极限输送功率25303540LGJ-18538.593.187.581.975.4LGJ-24049.9110.2103.697.089.3LGJ-30062.4126.4118.8111.2102.4XX河变终期主变容量为250MVA，终期最大饱和负荷约80MW，同时本站终期110kV出线4回，还需兼顾周边新增站点的供电需要，故建议本站110kV出线按LGJ-300导线选择，在满足供电经济性的同时兼顾远景系统发展需要。2.8 工程建设规模2.8.1 XX河110 kV变电站建设规模2.8.1.1 主变压器主变容量：终期250MVA，本期131.57、5MVA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%/38.522.5%/10.5kV 接线组别：YN,yn0,d11主变中性点接地方式：采用中性点直接接地的形式。2.8.1.2 无功补偿本期：按每台主变装设约（4.8）Mvar的容性无功补偿设备，不装设感性无功补偿设备。终期：按每台主变装设约（3.6+4.8）Mvar的容性无功补偿设备，不装设感性无功补偿设备。2.8.1.3 出线规模1) 110kV出线本期：1回，即至何家坪110kV变。终期：4回。2) 35kV出线本期：3回； 终期：6回。2) 10kV出线本期：8回； 终期：16回。2.8.1.4 电气主接线建议58、建议XX河变110kV电气主接线远期采用单母线分段接线，本期建成单母线接线；建议XX河变35kV电气主接线采用单母线分段接线，本期建成单母线接线；建议XX河变10kV电气主接线采用单母线分段接线，本期建成单母线接线。2.8.2 对侧间隔情况何家坪110kV变电站为已投产变电站，现有主变1台，主变容量31.5MVA，110kV出线间隔8回，目前已出线7回，分别至瑞塔铺、至九霄水电群、贺龙电站、XX中心变、桑梓火电厂各1回，至胡家坪220kV变2回。本期工程接入贺何线，利用何家坪变至贺龙电站间隔（贺龙电站计划2019年退运）。2.8.3 线路工程规模新建XX河变贺何线的单回110kV线路，新建线路59、采用300mm2截面架空导线，具体线路长度见线路部分。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 概 述XXXX河（桥自湾）110kV变电站系统一次推荐方案是： 主变压器本期容量为131.5MVA，终期为250MVA，采用三相三卷有载调压降压变压器。110kV电气主接线规划为单母线分段接线，出线规划4回（每段母线建设2回出线）。本期110kV出线1回，本期建成单母线接线。本期将贺龙水电站何家坪变110kV线路的贺龙水电站侧改接入XX河（桥自湾）110kV变电站，形成XX河（桥自湾）变何家坪变单回110kV线路，新建线路采用LGJ-300导线。35kV电气主接线规划为单母线分段60、接线，出线规划6回（每段母线建设3回出线）；本期建成35kV I段母线，3回出线。本期出线方向：将35kV中心变排岔口变35kV线路入XX河变；并将35kV排岔口变五道水变35kV线路的排岔口侧改接入XX河变。形成XX河变中心变、XX河变排岔口变、XX河变五道水变单回35kV线路。本期在XX河变中心变35kV线路XX河侧配置同期PT一台。10kV电气主接线规划为单母线分段接线，出线规划16回，本期建成10kV I段母线，本期建设8回出线。电容器每台主变按4.8Mvar配置，接在10kV的母线上，不装设感性无功补偿设备。本变电站110kV侧中性点按直接接地设计；35kV按经消弧线圈接地设计，本期61、预留位置；10kV按不接地设计。3.1.2 相关系统保护现状本期110kV建设形成XX河（桥自湾）变何家坪变单回110kV线路，线路全长约16km（具体以线路专业为准）。待XX220kV变电站投运后，再引接1回110kV线路，形成XX河（桥自湾）变XX变110kV线路。对侧何家坪110kV变电站现有配置1套湘能许继高科的故障录波装置（PGL-2002）、1套许继电气的110kV母差保护装置（WMH-800A）、1套湘能许继高科的电压频率控制装置、1套华中科大的QWD区域稳定控制装置；原有502贺何线出线间隔，配置有许继电气的微机距离保护装置（WXH-811）；目前设备运行良好。本期35kV建设62、形成XX河变中心变、XX河变排岔口变、XX河变五道水变单回35kV线路。对应的中心变35kV出线采用许继电气的微机型过流保护测控一体装置（WXH-822C），对应的排岔口变、五道水变采用国电南瑞的微机型过流保护测控一体装置（NSR-3611）。目前运行状况良好。3.1.3 系统继电保护配置原则及方案3.1.3.1 系统继电保护配置原则（1）110千伏线路保护每回110千伏线路电源侧变电站宜配置1套线路保护装置，负荷变侧可不配置。保护应包括完整的三段式相间距离、三段式接地距离和四段式零序方向保护。当110千伏电厂并网线、转供线路及环网线路较短及为220千伏变电站出线时，线路两侧可配置1套纵联保护63、。三相一次重合闸随线路装置配置。线路保护直接采样、直接跳闸。线路保护采用保护测控集成装置。本期1回110千伏线路配置1面保护测控柜。（2）110千伏母线保护单母线分段接线可配置1套母线保护。当系统需要快速切除母线故障时，可按远期规模单套配置母线差动保护装置，其单元数按远期建设规模配置，要求不少于7个单元（2台主变、4回出线、1组分段）。110千伏母线保护宜采用直接采样、直接跳闸，也可采用网络跳闸的方式。（3）110千伏分段保护按断路器配置单套分段保护装置，具备瞬时和延时跳闸功能的充电及过流保护。110千伏分段保护装置宜采用直接采样、直接跳闸。分段保护采用保护测控集成装置。（4）故障录波对于重要64、的110千伏变电站及110千伏出线对侧为电厂或用户变电站的变电站，全站宜配置公用的故障录波装置。当设置过程层网络时，故障录波宜通过网络方式采集SV报文和GOOSE报文。（5）网络分析仪当设置过程层网络时，全站统一配置1套网络记录分析装置。（6）安全自动装置a.站内备自投功能宜配置1套独立的备自投装置，也可由站域保护控制装置实现。b.低频低压减负荷功能，可由站域保护控制装置实现，也可由站控层主机实现。35/10千伏低频低压减负荷功能也可由馈线保护测控装置实现。3.1.3.2 系统继电保护配置方案根据目前系统继电保护的配置情况，结合XX河（桥自湾）110kV变工程实际情况，其系统继电保护及自动装置65、配置方案如下：（1）110千伏何家坪XX河（桥自湾）线路长约16千米；本期在线路两侧各配置两端光纤电流差动保护1套，采用光纤专用通道。XX河（桥自湾）变侧线路保护直接采样、直接跳闸，GOOSE、SV报文采用点对点方式传输，采用保护测控集成装置。何家坪侧将原保护屏内的距离保护，更换为光纤电流差动保护，采用常规保护装置。本期两端光纤电流差动保护装置两侧厂家及型号需一致，采用专用光纤通道，含光纤电流差动保护、三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、四段式零序方向保护、三相一次自动重合闸等功能。（2）110kV母线保护本期不配置母线保护。（3）110kV分段保护本期不配置分段保护。（4）故障录波及网络66、分析仪全站统一配置1套故障录波及1套网络分析仪装置，故障录波装置应记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文，具备暂态录波分析功能，网络分析仪具备网络报文分析功能，分析结果上传至站控层监控主机兼操作员站和工程师站。3.1.4 安全自动装置配置原则及方案3.1.4.1 安全自动装置配置原则低频低压减负荷装置，要求是配置独立主机实现。3.1.4.2 安全自动装置配置方案本站配置1套独立低频低压减载装置，实现低周低频过负荷联切等功能。3.1.5 对相关专业的技术要求1) 对CT的要求110千伏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67、地数字化转换，合并单元下放布置在智能控制柜内。35/10千伏采用常规电流互感器，保护用TA选用P级，测量用TA选用0.5级，计量用TA选0.2S级。110千伏每回出线应提供1组P级二次TA绕组供单套线路保护用。主变各侧间隔配置两组独立的P级电流互感器二次绕组。电流互感器的二次额定电流设计为5A。2) 对PT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，合并单元下放布置在智能控制柜内。110/35/10kV电压等级的每段母线电压互感器应提供2组0.5级二次TV绕组供双套变压器保护用、1组0.2级供68、计量用。3）对合并单元的要求a) 主变两套主保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的合并单元；每个合并单元输出两路数字采样值由同一路通道进入1套保护装置。b) 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。c) 母线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。d) 合并单元应能提供输出IEC618509协议的接口及输出IEC600448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69、求。4）对智能终端的要求变压器各侧的智能终端按断路器双套配置；110kV部分间隔按单套配置，每套智能终端包含完整的断路器信息交互功能；智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。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。5）对合并单元智能终端集成装置的要求主变压器各侧、110kV 部分间隔采用合并单元智能终端集成装置，合并单元模块和智能终端模块应按功能配置单独板卡，集成装置包含完整的断路器信息交互功能；不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。合并单元智能终端集成装置应满足智能变电站继电保护技术规范的相关要求。6) 对自动化网络的要求110kV变电站站控层网络采用单星形以太网络70、，本期为110kV部分设置过程层网络，GOOSE报文（保护跳合闸外）和SV（除保护装置外）采用直采直送方式传输，GOOSE网和SV网共网设置。任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机；每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口。主变保护直接采样，直接跳本间隔断路器。7) 对压板设置的要求除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示(面板指示灯和界面显示)。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。主保护、后备保护均应设置相应软压板。8) 对直流电源的要求各自独立的两套71、保护及其相关设备(MU、智能终端、网络设备、跳闸线圈等)与其直流电源应一一对应，直流电源按辐射形方式供电。9) 对断路器的要求110kV断路器配1组跳闸线圈，1组合闸线圈。断路器防跳跃回路功能，跳、合闸压力异常闭锁功能由断路器本体机构实现。10) 对保护通信通道的技术要求：本期XX河变至何家坪变110kV线路采用光纤电流差动保护，需开通1路光纤专用通道。3.2 调度自动化3.2.1 调度管理根据本变电站的建设规模和在系统中的地位和作用，按照电网统一调度，分级管理的原则。该变电站设备均由XX地调调度。本变电站的管理由XX局负责。3.2.2 远动系统3.2.2.1 远动信息内容根据湖南省电力公司有72、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。3.2.2.2 远动设备的配置方案本变电站二次系统采用计算机监控系统，远动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I区数据通信网关机兼图形网关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。73、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，支持对全站辅助设备的远程操作与控制，并能为调控中心提供远程浏览和调阅服务及变电站全景数据可视化展示功能。远动信息采用调度数据网向多个主站传送，通信规约应与各级调度自动化系统的通信规约相一致，以便实现与调度主站端的通信。3.2.2.3 远动信息采集范围远动信息内容应满足DL/T 5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程、DL/T 5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程和相关调度端、远方监控中心74、对变电站的监控要求。XX河（桥自湾）110kV变按智能化变电站系统设计，远动功能达到五遥要求，即遥信、遥测、遥控、遥调及遥视。XX河（桥自湾）110kV (按终期规模考虑)应采集并向有关调度传送的远动信息如下：1) 遥测信息a) 110kV线路有功功率、无功功率;b) 主变高、低压侧有功功率和无功功率;c) 主变110kV侧各相电流;d) 35kV线路电流；e) 10kV站用变、10kV电容器、10kV线路电流;f) 10kV电容器无功功率;g) 10kV站用变有功功率;h) 110kV、35kV、10kV母线电压;2) 遥信信息a) 变电站全站事故总信号；b) 全站断路器位置信号；c) 隔离75、开关位置信号；d) 接地刀闸位置信号；e) 110kV部分保护信号；f) 35kV线路保护和重合闸信号g) 10kV线路保护和重合闸信号h) 主变保护动作信号；i) 安全自动装置动作信号；j) 主变有载分接头位置信号；k) 主变中性点接地刀闸位置信号；变电站应采集的远方监控信息如下，远方监控信息在远动信号之上再增加：1) 遥测信息a) 110kV进线电流；b) 主变35kV/10kV侧三相电流；c) 35kV线路三相电流和有功功率；d) 10kV线路三相电流和有功功率；e) 10kV站用变断路器三相电流；f) 10kV站用变低压侧电压；g) 10kV电容器三相电流、有功功率和无功功率；h) 176、10kV、35kV、10kV母线相电压；i) 直流母线电压；j) 主变油温和线温。 2) 遥信信息a) 主变压器交流电压回路断线信号；b) 断路器控制回路断线和操作机构故障信号；c) 主变油温过高信号和主变过负荷信号；d) 主变冷却系统故障信号；e) 主变轻、重瓦斯动作信号；f) 无功自动补偿装置投/退信号；g) 直流系统接地信号和直流母线电压运行异常信号；h) 充电装置故障信号；i) UPS交流电源消失信号/通信通道故障信号；j) 继电保护装置故障信号；k) 火警信号；l) 35kV开关柜状态信号；m) 10kV开关柜状态信号；n) 全站隔刀、接地刀闸位置信号。 3) 遥控(调)信息a) 全77、站断路器分、合；b) 全站隔刀、接地刀闸分、合；c) 主变有载分接开关位置调整；d) 主变中性点接地刀闸分、合；e) 无功补偿设备的投切；f) 保护装置的远方复归。4) 遥视信息全站智能辅助控制系统信息其他若干满足运行要求的I/O信息。3.2.2.4 远动系统及远方监控方式XX河（桥自湾）110kV变电站远动系统应具有遥测、遥信、遥控、遥调，及一发多收功能，其远动信息送至XX地调、备调。通信规约应与各级调度自动化系统的相一致。远动系统主要技术指标：遥测精度：U,I:0.2级,P,Q:0.5级；模拟量输入：420mA、05V；遥信输入：无源接点方式； 遥控输出：无源接点方式，接点容量为直流22078、V、1A；事件顺序记录分辨力：2ms；远传信息的海明距离：4；具有2个以上以太网接口和1个串口；通信规约：DL/T 634-1997、DL/T634.5101-2002（IEC 60870-5-101）、DL/T634.5104-2002（IEC 60870-5-104）和部颁CDT；MTBF: 17000小时3.2.2.5 远动通道至XX地调的远动通道：经双套地级调度数据网（2X2Mb/s）；至XX备调的远动通道：经双套地级调度数据网（1X2Mb/s）；3.2.3 电能计量系统 1) 关口计量系统本期本站不涉及关口计量点。2）非关口计量表计的配置本站1#主变三侧、110千伏线路均配置有功0.79、5S级、无功2.0的三相智能数字式电能表作为一般计量点；本期1#主变三侧、110kV线路电能表组2面柜安装，预留远期计量电能表安装位置。35千伏部分、10千伏部分均配置0.5S级智能电能表，就地布置在开关柜上。3）电能量远方采集终端的配置本站配置1台电能量数据采集终端，布置于主变电能表柜。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XX供电公司计量主站系统，通过无线公网GPRS方式。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110千伏XX河（桥自湾）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80、按照调度关系，XX河（桥自湾）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，地调配置双套调度数据网接入设备，共组2面屏，每套数据网接入设备包含路由器1台、交换机2台。本站与XX地区调度数据网接入方式为：采用两路2x2Mb/s通道接入XX地调核心层。3.2.6 二次安全防护本站按国家电网科2012143号智能变电站一体化监控系统功能规范安全分区及防护原则：a） 安全区的设备包括一体化监控系统监控主机、区数据通信网关机、操作员站、工程师工作站、保护装置、测控装置等；b） 安全区的设备包括综合应用81、服务器、计划管理终端、区数据通信网关机、变电设备状态监测装置、视频监控、环境监测、安防、消防等；c） 安全区设备与安全区设备之间通信应采用防火墙隔离；d） 智能变电站一体化监控系统通过正反向隔离装置向/区数据通信网关机传送数据，实现与其他主站的信息传输；e） 智能变电站一体化监控系统与远方调度（调控）中心进行数据通信应设置纵向加密认证装置。本期调度数据网设备按双套配置。本期工程在站内配置2套安全防护装置（每套包括纵向加密认证装置、路由器和接入交换机），以保证电力监控系统的安全运行，安全防护设备与调度数据接入设备共组1面屏。综合应用服务器通过正反向隔离装置向/区数据通信网关机传送智能辅助控制子站82、系统数据，并由/区数据通信网关机传输给地调监控中心主站端。3.2.7 二次系统安全监测本站配置网络安全监测装置2台。网络安全监测装置采集电厂的涉网服务器、工作站、网络设备、安全防护设备、数据库等监测对象的信息，采集变电站的服务器、工作站、网络设备、安全防护设备、数据库等监测对象的信息。3.3 系统通信3.3.1 概述根据一次系统方案，XX河（桥自湾）110kV变电站（以下称本站）的建设规模为：主变压器本期131.5MVA，终期250MVA。110kV出线本期1回，至何家坪110kV变，终期4回；35kV出线本期3回，至中心变、排叉口变、五道水变各1回，终期4回。110kV线路部分：将贺龙水电站83、何家坪变110kV线路的贺龙水电站侧改接入XX河110kV变电站，形成XX河变何家坪变单回110kV线路，110kV架空线路长度约16.1km，其中新建线路约10.2km，贺龙水电站何家坪段的利旧架空线约5.9km。35kV线路部分：中心变排岔口变35kV线路入XX河变，并将排岔口变五道水变35kV线路的排岔口侧改接入XX河变，形成XX河变中心变、XX河变排岔口变、XX河变五道水变单回35kV线路。35kV线路部分列入配套35kV送出工程。根据本站在电力系统中的地位和作用以及接入系统的电压等级，按照电网运行实行统一调度、分级管理的原则，其调度和管理关系按XX地调一级调度，XX供电公司管理考虑。84、3.3.2 通信现状随着XX通信网络改造升级工程的实施，本工程投产前XX622M骨干光纤环网将升级成2.5G骨干光纤环网。与本工程相关的何家坪变将现有ZXMPS330SDH设备更换为2.5Gb/s平台光传输设备。贺龙水电站何家坪变110kV线路上无光缆，排岔口中心变35kV线路上架设有1根24芯光缆，排岔口五道水35kV线路上架设有1根12芯光缆。3.3.3 通道配置1）调度电话调度电话 1路 (2W/PCM,XX地调)行政电话 1路 (2W/PCM,XX地调)2）调度数据网 第一套地级调度数据网 3路3X2Mb/s(两路至XX地调，一路至XX胡家坪变备调)第二套地级调度数据网 正处于建设前期85、3）远动至XX地调（主用通道） 经双套地级调度数据网（2X2Mb/s）至XX地调（备用通道） 经单套地级调度数据网（1X2Mb/s）4) 图像监控 至智能图像监控 经数据通信网5) 数据通信网 至XX信息中心 通过裸纤方式直连6) 网络安全装置 至XX地调 经调度数据网7) 计量 至XX计量中心（主用通道） 无线公网 8) 线路保护 本期开通XX河至何家坪的光纤差动保护，采用专用光纤（用2芯，备2芯）通道。3.3.4 通信方案根据上述系统及信息传输通道配置情况，XX河（桥自湾）110kV变建成后将有大量信息需传送至调度端。为解决本工程的通信需求，本站拟采用专网光纤通信为主公网为辅的通信方式，以86、满足本站至各调度端的各种通信通道的需求。3.3.4.1 光缆建设方案110kV线路光缆部分：沿本工程形成的何家坪XX河110kV线路全线架设1根光缆，其中新建线路段架设1根48芯OPGW光缆，长10.2km,利旧线路段更换一根地线为24芯OPGW光缆(现有地线为2根GJ-35钢芯铝绞线)，长5.9km。站内引入采用普通无金属阻燃光缆，XX河侧按48芯考虑，长0.3km，何家坪侧按24芯考虑，长0.3km。35kV线路光缆部分：建议将现有中心变排岔口变35kV线路光缆随电力线路入XX河变，并将排岔口变五道水变35kV线路的排岔口侧沿电力线路改接入XX河变，最终形成XX河变中心变、XX河变排岔口变87、和XX河变五道水变光缆线路。3.3.4.2 组网方案及设备配置1) 组网方案：本工程建设XX河何家坪2.5Gb/s光纤通信电路。建议35kV配套送出工程建设XX河变中心变、XX河变排岔口变和XX河变五道水622Mb/s光纤通信电路。2) 设备配置XX河变配置1台XX地区网2.5Gb/s光纤通信设备(含1块STM-16光板，3块STM-4光板(预留)，何家坪现有SDH设备扩容1块STM-16光板。PCM设备按本站1套考虑；XX电力公司接入设备本期扩容业务板块。3.3.4.3 通道组织本站至XX地调开设1路2Mb/s PCM通道，作为本站至地调的调度和行政电话传输至地调。本站至XX地调开设2路2X88、2Mb/s调度数据网通道，至XX备调开设1路1X2Mb/s调度数据网通道。线路保护，开通XX河至何家坪的保护通道，采用专用光纤。本站至XX地调智能图像监控信息通道由地区数据通信网承载。3.3.4.4 数据通信网为满足国网公司SG186工程的建设，考虑本站配置数据通信网网络接入设备1套，通过裸纤方式直连由何家坪变接入XX通信网，本次需在何家坪变数据通信网接入设备新增交换机光模块1个。3.3.4.5 站内通信及其它本站不设置电话交换机，调度电话接XX地调调度电话交换机用户线。此外本站安装一部公用网电话，就近接入当地电信局作为备用通信方式。XX河（桥自湾）变配置1套综合配线架（ODF/168+DDF89、/80+VDF/100），何家坪现有配线架增加36D光纤配线模块。本站通信部分应满足无人值班要求，光纤通信设备利用本身的网管系统由通信调度端监控。通信设备(含光纤通信、配线设备等)统一布置在变电站二次设备室内，按不少于4面屏考虑。通信电源由交直流一体化电源系统统一提供，不再配置独立的电源系统。4 变电站站址选择4.1 选址工作简介2019年6月中旬，湖南XX电力设计有限公司分批组织了系统、电气、土建、地质、测量、水文气象等专业技术人员，会同地方供电公司等有关单位人员一起，对变电站站址进行了现场踏勘选址工作。经过初步分析筛选及综合最终技术经济对比结果，本工程将鸭儿池村站址（站址1）作为推荐站址，90、鸭儿池村西站址（站址2）作为备选站址。本阶段对鸭儿池村站址（站址1）、鸭儿池村西站址（站址2）两个站址进行了详细的技术经济比较。4.2 站址概述4.2.1 站址地理位置1）站址1站址位于XX县城北侧约10km，地属XX县桥自弯镇鸭儿池村，站址南侧紧邻水泥乡道，乡道东北约0.5km即为县道，交通条件较好。2）站址2该站址位于XX县城北侧约11km，地属XX县桥自弯镇鸭儿池村，站址南侧紧邻水泥乡道，乡道东北约1.5km即为县道，乡道引接道路净宽偏小需要整体扩宽0.5m以及路面修整，交通条件较不利。4.2.2 站址地理状况1）站址1该站址附近海拔高程为569574m，相对高差一般小于5m，为丘陵地貌91、单元，初定场平标高572.2.00m。该站址位于山丘上，微地貌主要为林地、旱地。站址海拔较高，周边无较大河流湖泊，50年一遇洪水位321.66米，无洪水威胁；站址地势开阔，民房较少，进出线终端塔布置方便。 图4.2-2 站址12）站址2该站址附近海拔高程为555565m，相对高差一般小于10m，为丘陵地貌单元，初定场平标高557.8m。该站址位于山坡上，微地貌主要为林地、旱地。站址海拔较高，周边无较大河流湖泊，50年一遇洪水位321.66米，无洪水威胁；站址地势不开阔，周边民房稍多，且站址附近有110KV线路，进出线终端塔布置条件不佳。 进站引接道路部分路段过窄或坡度过大，不便于大件运输，需要92、进行扩建翻修。 图4.2-2 站址24.2.3 站址土地使用状况两站址所处区域土地现状为林地，均有农户种植玉米和花生等经济作物，地表有少量杂草植被，不占用基本农田。4.2.4 交通情况1） 站址1站址南侧紧邻乡道，乡道东北约0.5km为X027县道，通过县道可接S305省道，乡道为水泥路，路面平坦通畅，进站道路从乡道引接，然后转入305省道，乡道部分转弯处需加宽才能满足大件设备运输转弯要求，综合交通条件一般。2） 站址2站址南侧紧邻乡道，乡道东北约1.5km为X027县道，通过县道可接S305省道，乡道为水泥路，路面平坦通畅，进站道路从乡道引接，然后转入305省道，乡道部分转弯处需加宽才能满足93、大件设备运输转弯要求，道路部分路段过窄或坡度过大，不便于大件运输，需要进行扩建翻修。综合交通条件一般。4.2.5 与城镇规划的关系两站址均与城镇规划无冲突。4.2.6 矿产资源经我方与XX县自然资源局现场勘测确认，两站址区范围内地下均没有可开采的矿产资源，对站址安全稳定无影响。4.2.7 历史文物经我方与XX县文化旅游广电体育局现场勘测确认，两站址区地下无文物，无文化遗址、古墓等。4.2.8 邻近设施经核查，两站址区对通信无干扰，附近无其他军事设施、通信电台、风景区、飞机场等。4.3 站址的拆迁赔偿情况1）站址1站址需迁改10千伏线路500米，拆迁两个杂物间共70平方左右。2） 站址2站址需拆94、除10千伏线路500米；迁改通信线路100米；需拆迁民宅一座，面积约250平方。4.4 出线条件1）站址1站址周围房屋稀少，站址地势开阔，进出线终端塔布置方便，出线条件较好。2） 站址2站址地势不开阔，周边民房稍多，且离站址15m处有110KV线路九荷线，九荷线已停电但被收购前无法拆除，与本站出线方向交叉，需要跨越110KV线路，进出线终端塔布置条件不佳。 4.5 水文气象4.5.1 水文条件本工程站址山坡上，地势较高，下部主要为灰岩，地下水类型主要为灰岩溶隙水。以大气降水补给为主，以地表及地下径流排泄。地下水位埋藏较深，水量较少，对基础施工无影响。根据周边居民调查，每户家庭生活用水基本都是采95、用拦截山区沟谷雨水，站址附近无自来水供给。站址范围内无浅层潜水；灰岩溶隙水，主要赋存于灰岩的溶隙内，场地内灰岩岩溶较发育，溶隙水较丰富，但分布不均。建议变电站施工、消防及生活用水采用机械打深井取水方式，具体水质水量建议进行专门水文地质勘察；饮用水建议购买桶装饮用水。4.5.2 气象条件本工程站址位于XXXX县县城西北约10km，XXXX县气候适中，地处北中纬度，属中亚热带山原型季风湿润气候。气候温和，四季分明，全年2-6月气候潮湿、多阴雨为雨季，7-8月炎热，入秋转凉，12月至翌年2月气温最低，多霜降，降雪1-3次，冰雪期一般不超过20天。最大积雪20cm。干旱洪涝、大风冰雹等自然灾害也比较频96、繁。历年平均降水量为1518.3毫米，年平均气温16.2左右。夏季8月极端气温在40.8左右 ，冬季最冷月平均气温为4.3（以1月最冷，极端气温在零下13.7）。昼夜温差可达10。4.6 工程地质及水源条件4.6.1 站址区域地质及地震地质本工程所在区域地质构造属于羌塘扬子华南板块（一级构造单元IV）扬子陆块（二级构造单元IV-4）湘北断褶带（八面山陆缘盆地）（三级构造单元IV-4-5）石门XX复向斜（四级构造单元IV-4-5-1）中部，两站址均位于复向斜西翼。根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）（2016年版）及中国地震动参数区划图（GB 183062015），拟建站址场地地震动97、峰值加速度为0.05g，属于抗震设防烈度为6度区，设计地震分组为第一组，场地类别为II类，地震动反应谱特征周期为0.35s。4.6.2 站址不良地质作用及矿产、文物古迹分布情况4.6.2.1 不良地质作用（1）拟建两站址相距0.8km，属同一地质单元，地形地貌基本一致，岩土工程条件类似，不再具体进行比选。（2）根据当地建筑经验，站址内地基土对混凝土结构具微腐蚀，对混凝土结构中的钢筋具微腐蚀（3）站址场地岩溶较发育，主要表现形式为溶沟、溶槽、隐伏的小型溶洞等，未见落水洞等强烈岩溶发育。施工时对隐伏的小型溶洞等，可采用块石充填再灌浆、跨越、穿透等措施处理。灰岩顶面起伏较大，局部基坑开挖后可能存在岩98、土共基现象，即出现岩土组合地基，可通过在基础与岩石接触部位设置“褥垫”或采用圈梁基础以增加建筑物的整体性，调整地基的变形量，以防止不均匀沉降。通过可靠的地基处理措施和结构措施，场地适宜建站，建站适宜性一般。4.6.2.2 矿产及文物古迹分布情况两站址区域内未发现具有开采价值矿藏分布，也未见明显的含矿地层及采空区。拟选的两站址范围内地表未发现重大有价值的文物古迹。4.6.3 岩土工程条件据本次地质调查和麻花钻、机械钻探揭露，两站址场地内地层基本一致，从上至下描述如下：根据收集资料、工程地质调查测绘，场地内分布的地层自上而下依次描述如下： 植被土（Q4）：灰黄色，湿，可塑，含较多植物根系。分布于场99、地地表，层厚约0.20.5m。粘土（Q4）：灰黄色，稍湿湿，主要呈硬塑状态，残坡积成因，一般为红粘土；根据调查和钻探揭露，该层厚度一般0.53.2m，场地均有分布。灰岩（T1dy）：中生界三迭系下统大冶群灰岩，灰灰白色，呈薄层中厚状（120cm），以薄层状为主（5cm），中等风化，岩质较硬，岩溶较发育，主要表现为溶沟、溶槽、隐伏的小型溶洞等。该地层为场地基岩，埋深一般0.23.2m，整个场地均有分布。场地地层主要物理力学性质指标地层主要物理力学性质指标承载力特征值(kPa)重度(kN/m3)孔隙比压缩系数(MPa-1)抗剪强度凝聚力(kPa)内摩擦角()硬塑粉质黏土19.50.750.2530100、18200250灰岩22-100015004.7 土石方1）站址1考虑与站址周边道路的引接及防洪、防涝要求，初步拟定场地设计标高为572.2m。站区土石方工程量为挖方约4772.55m3(其中进站道路99.44m3，站区4573.11m3)，填方约4518.84m3（其中进站道路2073.44m3，站区2445.4m3）。2）站址2考虑与站址周边道路的引接及防洪、防涝要求，初步拟定场地设计标高为557.8m。站区土石方工程量为挖方约11650m3(其中进站道路780m3，站区10869m3)，填方约724.45m3（其中进站道路0m3，站区724.45m3）。站址技术经济指标表序号项目名称单位101、站址1站址21站址总用地面积hm20.67800.75472站区围墙内用地面积hm20.37680.37683进站道路面积hm20.10030.09564其他用地面积hm20.20090.28235进站道路长度m152646站内混凝土道路面积m26526527站内外护坡m215006164.4挡土墙m39302008站址土石方量土石方：挖 方m34772.5511650土石方：填 方m34518.84724.459电缆沟长度m30030010地基处理（C20混凝土回填）m3 502004.8 进站道路和交通条件4.8.1 进站道路1）站址1进站道路由站址南侧乡道引接，需要新修进站道路约152m102、，公路型道路，路面宽4m。2）站址2进站道路由站址南侧乡道引接，需要新修进站道路约64m，公路型道路，路面宽4m。4.8.2 大件设备运输两站址均临近省道S305，大件运输可采用公路运输方案，可选择线路: 长张高速G5513 S305省道 XX县道X027 - 进站道路。两个站址公路段沿途无影响大件运输的桥梁、涵洞、空中障碍等情况存在，主变大件运输条件便捷，交通条件好；进站的乡道土路较窄，部分转弯处需加宽才能满足大件设备运输转弯要求，综合交通条件一般。4.9施工电源本工程施工电源拟从新建110kVXX河（桥自湾）变东侧10kV中洪线178#杆位置T接至站外围墙，再由电缆引入站内10kV变压器，103、10kV架空线路路径长度约120m，采用JKLYJ-70型绝缘导线，施工完成后提供第二路10kV站用电电源，永临结合。4.10 站址环境据调查，两站址周边无其他大的污染源，两站址区域均属III类污秽区。4.11 通信干扰变电站的建设、运行不会对周边通信设施产生大的不利影响。4.12 施工条件1）站址1站址所处地为荒地，本工程施工场地布置宽敞，施工机具进场方便，施工条件好，施工条件可满足施工技术要求。2）站址2站址所处地为荒地，本工程施工场地布置宽敞，施工机具进场方便，施工条件好，施工条件可满足施工技术要求。4.13 站址方案比较及推荐意见XX河110kV变电站站址技术经济比较结果见表4.131104、。站址名称站址1站址2站址位置站址位于XX县城北侧约10km，地属XX县鸭儿池村，站址地处XX县郊区，交通条件一般。站址位于XX县城北侧约13km，地属XX县鸭儿池村，站址地处XX县郊区，交通条件较差。地形地貌站址所处区域为丘陵地貌单元，微地貌表现为荒地；高程约571.13575.68，相对高差一般小于5m。站址地势开阔，进出线终端塔布置方便。站址所处区域为丘陵地貌单元，微地貌表现为荒地；高程约558.6563.2，相对高差一般小于5m。站址进出线终端塔布置受周边民房和110kv线路限制，综合条件差。进出线情况站址场地开阔，周边基本建筑物少，进出线条件好。站址进出线终端塔布置受周边民房和110105、kv线路限制，出线条件很差。大件运输大件运输条件一般大件运输条件一般所外道路连接情况进站道路由站址南侧乡道引接，需要新修进站道路约152m，公路型道路，路面宽4m。进站道路由站址南侧乡道引接，需要新修进站道路约64m，公路型道路，路面宽4m。岩土工程条件不压覆矿产；地表无文物，抗震设防烈度为6度，工程地质条件一般。不压覆矿产；地表无文物，抗震设防烈度为6度，工程地质条件一般。供水方式打井取水打井取水排水方式可排入附近的水渠可排入就近的道路边排水沟防 洪站址周围无山洪及内涝，拟定场平标高高于五十年一遇洪水位站址周围无山洪及内涝，拟定场平标高高于五十年一遇洪水位与城市规划关系与城市规划无冲突与城市106、规划无冲突施工条件站址靠近省道S305，站区属丘陵地貌，地势起伏较大，施工场地布置宽敞，施工机具进场较方便，施工条件较好，施工条件可满足施工技术要求。站址靠近省道S305，站区属丘陵地貌，地势平坦，施工场地布置顺畅，但进站道路需从乡道土路部分需加宽才能满足施工机具进场要求，综合而言施工条件一般。征地、拆迁、土石方站址区域需迁改10V线路约500m，拆除两个杂物间共70。考虑与站址周边道路的引接及防洪、防涝要求，初步拟定场地设计标高为572.2m。站区土石方工程量为挖方约4772.55m3(其中进站道路99.44m3，站区4673.11m3)，填方约4518.84m3（其中进站道路2073.44107、m3，站区2445.4m3）站址区域需迁改10V线路约500m，迁改通信线路约200m；需拆迁民宅一座，面积约250平方。考虑与站址周边道路的引接及防洪、防涝要求，初步拟定场地设计标高为557.8m。站区土石方工程量为挖方约11650m3(其中进站道路780m3，站区10869m3)，填方约724.45m3（其中进站道路0m3，站区724.45m3）综上所述，两站址均靠近负荷中心，站址2土方工程量大于站址1，站址2的引接道路的修整和扩宽比站址1要长300m，且站址2南边出线需要跨越居民区以及110kv线路，终端塔布置极为不利，站址区域内迁改工程量更大，结合总的技术经济指标及政府意向，推荐站址1108、为本110kV变电站站址。4.14 签署协议情况本次选址相关的政府协议均已办理，详见附件。5 变电站工程设想5.1 系统概况XXXX河110kV变电站建设规模：1) 主变压器：主变容量：本期131.5MVA，终期250MVA；主变型式：三相三绕组油浸自冷式户外有载调压变压器电压比及抽头：1108x1.25%/38.52x2.5%/10.5kV；阻抗电压：U1-2%10.5； U1-3%=18 U2-3%=6.5容量比： 100/100/100；接线组别：YN,yn0 d11；主变接地方式：采用中性点经隔离开关接地的形式。2) 无功补偿：本期配置（4800）kvar的容性无功补偿，远期按每台主变109、配置（3600+4800）kvar 容性无功补偿预留场地。本站不装设感性无功补偿。出线规模：3) 110kV出线本期：1回，至何家坪变。终期：4回。4)35kV出线本期：3回，至中心变、排岔口变及五道水变。终期：6回。5) 10kV出线本期：8回。终期：16回。5.2 电气一次5.2.1 建设规模本变电站包括110kV、35kV及10kV三级电压，设计规模如下表。表5.11 建设规模终期规模本期规模主变压器2台50MVA主变压器1台31.5MVA主变压器110kV出线4回1回35kV出线6回3回10kV出线16回8回容性无功补偿2(3600+4800)kvar1(4800)kvar5.2.2 110、电气主接线110kV电气接线方式：根据35kV110kV变电站设计技术规程GB 500592011中第3.2.3条规定：“35kV110kV电气接线宜采用桥形、扩大桥型、线路变压器组或线路分支接线、单母线或单母线分段的接线。”参照国网电网公司输变电工程智能变电站模块化建设施工图设计2016年版中的110-C-4方案，并在此基础上修改而成，XX河110kV变电站110kV配电装置终期出线4回，主变进线2回，远期采用单母线分段接线，本期采用单母线接线。35kV电气接线方式：XXXX河110kV变电站35kV配电装置终期出线6回，本期出线3回，参照参照国网电网公司输变电工程智能变电站模块化建设施工图111、设计2016年版中的110-C-4方案中35kV子模块，终期35kV侧为单母线分段接线，本期35kV侧为单母线接线。10kV电气接线方式：XXXX河110kV变电站10kV配电装置终期出线16回，本期出线8回。远期按每台主变装设(3600+4800)kvar容性无功补偿，共装设2(3600+4800)kvar容性无功补偿，本期#1主变装设(4800)kvar容性无功补偿。参照参照国网电网公司输变电工程智能变电站模块化建设施工图设计2016年版中的110-C-4方案，终期10kV侧为单母线分段接线，本期10kV侧为单母线接线。各级中性点的接地方式：根据GB/T 50064-2014交流电气装置的112、过电压保护和绝缘配合设计规范中第3.1.3规定的35kV、66kV系统和不直接连接发电机，由钢筋混凝土杆或金属杆塔的架空线路构成的6kV20kV系统，当单相接地故障电容电流不大于10A时，可采用中性点不接地方式；当大于10A又需在接地故障条件下运行时，宜采用中性点谐振接地方式。本站35kV终期出线6回，本期出线3回，采用电缆后架空出线。本工程电网电容电流计算，每回出线暂按100m电缆、50kM架空线考虑。单位电缆长度的电容电流：Ic1=（95+1.44S）/（2200+0.23S）Ue=6.84A/km经计算，本期母线电容电流约为Ic=（Ic10.13+0.025303）=4.3A，变电站35113、kV侧接地电容电流的可按增加1.16%后考虑，1.164.3=5.0A10 A，故35kV本期不考虑装设接地变消弧线圈。 本站10kV终期出线16回，本期出线8回，采用电缆后架空出线。本工程电网电容电流计算，每回出线暂按100m电缆、15kM架空线考虑。单位电缆长度的电容电流：Ic1=（95+1.44S）/（2200+0.23S）Ue=2.323A/km经计算，本期母线电容电流约为Ic=（Ic10.18+0.025158）=4.86A，变电站10kV侧接地电容电流的可按增加1.16%后考虑，1.164.86=5.64A2000工频接地电阻()10152025306.3.9 相序及换位新建110114、kVXX河（桥自湾）变相序：站在站外，面对站内方向，相序从左至右依次为：A、B、C。原110kV贺何线相序为：面向大号侧方向，从左至右为C、B、A。下一步设计时应进一步核实相序，若两端相序不同，可在新建110kVXX河（桥自湾）变站外双回路终端塔进行相序调整。本工程线路长度未超过100km，无需换位。6.3.10 对地距离及交叉跨越6.3.10.1 导线对地及交叉跨越距离本工程线路导线对地及交叉跨越距离见下表。导线对地面的最小距离线路经过地区居民区非居民区交通困难地区导线对地面的最小距离(m)7.06.05.0导线与建筑物之间的最小距离边导线与建筑物之间的最小净空距离(m)(在最大计算风偏情况115、下)4.0导线与建筑物之间的最小垂直距离(m)(在最大计算弧垂情况下)5.0送电线路与弱电线路的交叉角弱电线路等级一 级二 级三 级交叉角4530不限制注：不包括光缆和埋地电缆。高压送电线路间的交叉跨越距离项 目电力线路高速公路杆塔外缘至路基边缘导线或地线在跨越档内接头110kV及以上线路：不得接头110kV以下线路：不限制不得接头最小垂直距离m标称电压 (kV)至被跨越物至被跨越物开阔地区路径受限制地区351102203305007503.03.04.05.06.0(8.5)7(12)7.07.08.09.014.019.5交叉：8m10m(750kV)平行：最高塔高5.05.05.06.0116、8.0（15）10（20）注：电压较高的线路一般架设在电压较低线路的上方。同一等级电压的电网公用线应架设在专用线上方。括号内的数值用于跨越杆(塔)顶。6.3.10.2 交叉跨越及其保护按110kV750kV架空输电线路设计规范，跨越标准铁路、高速公路、一级公路，110kV及以上送电线路在交叉跨越档内，导线、地线均不允许接头。跨越高速公路及一级公路时，悬垂绝缘子串采用双联串，或双线夹。关于跨越房屋、竹林及树林，本工程在尽量避开房屋和风景林的前提下，考虑到线路经过、树木较稠密的林区等，为确保线路运行安全和群众利益，适当加高了杆塔的高度，尽量减少砍伐量，对于避不开的树林、竹林，尽量采取高跨的方式。6117、.3.11 杆塔本工程为湖南XXXX河(桥自湾)110千伏输变电工程配套110kV架空线路工程，拟建线路起自新建的XX河110kV变电站2Y出线间隔，止于原110kV贺何线15#直线塔大号侧新建的单回路终端塔。6.3.11.1 杆塔型式本工程设计的气象条件为：基本风速取值为23.5m/s，覆冰厚度取值为15mm。根据本工程选用导、地线型号和气象条件分区，推荐采用湖南省电力公司110kV输电线路杆塔通用设计中1A8、1D9模块铁塔。其中单回路拟采用1A8-ZMC1、1A8-ZMC2、1A8-ZMC3单回路直线塔，1A8-JC1、1A8-JC2、1A8-JC3单回路转角塔以及1A8-DJC1单回路118、终端塔，双回路拟采用1D9-SDJC双回路终端塔，共使用2个模块8种塔型。铁塔技术经济指标详见铁塔一览图（1）铁塔一览图（2）。本工程铁塔的使用条件见下表：铁塔使用条件杆塔型号杆塔呼称高 ( m )水平档距（m )垂直档距( m )允许转角 ()1A8-ZMC11530350450/1A8-ZMC21536400600/1A8-ZMC31536500750/1A8-JC11524300/150560/1400201A8-JC21524300/150560/14020401A8-JC31524300/150560/14040601A8-DJC11524300/100530/120090终端1D9119、-SDJC1524450700090终端兼分支本工程铁塔的使用情况见下表：铁塔型号及数量统计表(合计38基)序号类别杆塔型式转角度数呼高全高数量小计备注（度）（m）（m）(基)(基)1单回路直线塔1A8-ZMC2/2429.3228含1基水田22732.33含1基水田33035.3543338.3551A8-ZMC3/2429.5262732.5473338.5483641.539单回路耐张塔1A8-JC10202127.829102430.82含1基水田111A8-JC220402127.81含1基水田122430.81131A8-JC340602127.81142430.81151A8-D120、JC1090终端1824.8116双回路耐张塔1D9-SDJC090终端2133.511合计386.3.11.2 铁塔材质本工程铁塔构件采用Q235B及Q345B钢。最短接腿基础顶面以上8m范围内的铁塔螺栓、连板螺栓和包角钢螺栓及脚钉均采用防卸螺栓和防卸脚钉。M16、M20螺栓采用6.8级，M24螺栓采用8.8级。全线铁塔除双帽螺栓、防盗螺栓外，其他螺栓均带一帽一垫加扣紧螺母。所有铁塔构件、螺栓(含防卸螺栓)、脚钉、防松薄螺母均热浸镀锌防腐。6.3.11.3 铁塔设计说明在铁塔设计过程中遵循的主要标准为下表中所列的最新标准。铁塔设计遵循的标准规范名称版本号110kV750kV架空输电线路设计规121、范GB 505452010架空输电线路杆塔结构设计技术规定DL/T 51542012架空输电线路荷载规范DL/T 55512018钢结构设计标准GB 500172017输电线路铁塔制图和构造规定DL/T 54422010最短接腿基础顶面以上8m范围内的铁塔螺栓均采用防卸螺栓，采用标准加防松螺母为防松措施，防卸螺栓、双帽保证出扣。所有铁塔均要求安装杆号牌(含线路名称)、警示牌；根据运行要求，所有转角、终端塔要求安装相序牌，双回路铁塔应加挂回路标识牌。杆号牌和警示牌的加工按湖南省电力公司“湘电公司基建2010 333号”文（关于印发湖南省电力公司110500千伏输电线路工程标识牌加工、制作及安装细122、则的通知）执行，铁塔加工单位应按该文要求在杆塔的相应部位留挂牌孔。6.3.12 基础6.3.12.1 工程地质概况根据沿线地形地貌及地层结构不同，本工程的地层结构可分为以下两类。 缓丘及旱地地段，其地层结构为：最上层为厚度约0.5m的植被土，其下为硬塑粉质黏土，厚度一般1.03.5m，下伏中等风化灰岩。 水田地段，其地层结构为：最上层为厚度约0.5m的植被土，其下为软塑粉质黏土，厚度一般1.02.5m夹薄层细砂砾；下伏中等风化灰岩。线路水田中地下水主要为上层滞水及潜水，埋藏浅，勘察时，混合水位埋深一般为13m；耕种期，地表一般存在地表水；对基础施工有一定影响，须采取一定的排水及支护措施。线路山123、丘上，地下水主要为潜水及基岩裂隙水，其埋深一般大于6m，对基础施工无影响。根据所收资料及当地建筑经验表明，线路所经区域地下水及地基土对混凝土结构具微腐蚀，对混凝土结构中的钢筋具微腐蚀。基础混凝土不需提高强度等级及采用其它防腐措施。线路所经区域内未见大型滑坡、泥石流等其它不良地质作用。6.3.12.2 铁塔基础型式目前，架空输电线路杆塔常用的基础型式大体可分为两大类：大开挖基础和原状土基础。大开挖基础主要包括现浇钢筋混凝土斜柱插入式基础、直柱刚性基础、直柱板式基础、装配式基础等。原状土基础主要包括掏挖基础(直掏挖、斜掏挖、半掏挖)、挖孔基础、岩石基础等。本工程线路沿缓丘、旱地和水田走线，位于缓丘124、旱地地段的塔位推荐采用占地面积小、施工对周围影响较小的掏挖基础，位于水田地段的塔位推荐采用直柱板式基础。本工程推荐基础型式的具体说明如下：1）掏挖基础掏挖式基础多年来在110220kV线路工程中得到了广泛应用，且运行情况良好、安全可靠。它的特点是基坑掏挖成型，以土代模，不用回填土，柱子与底板做成园柱形，柱子配筋。基脚做成蒜头形，按刚性基础设计。这种基础是将基柱的钢筋骨架和混凝土直接浇入掏挖成型的土胎内，用剪切法进行抗拔计算，充分利用原状土承载力高的优点。适用于无地下水的全风化基岩及一般硬、可塑粘性土地基。采用这种基础型式，从设计上可以利用原状岩土自身的力学性能提高基础的抗拔、抗倾覆承载能力，125、减少由于大开挖对边坡的破坏，提高地基的稳定性；主柱配置钢筋，可以进一步减小基础断面尺寸，节省材料量。从施工上基坑开挖量小，不用支模、无须回填，减少了施工器具的运输和施工难度；从经济上节省投资；从环境上减少了开方和弃渣对地表植被的破坏和污染。在本工程的山地和丘陵地带，地质主要为硬塑粘性土、无地下水、土夹石及风化岩石，拟采用掏挖式基础。2）直柱板式基础该基础适用于所有自立式铁塔，其特点是按土重法计算，主柱预埋地脚螺栓，铁塔通过塔座板和地脚螺栓与基础相连。底板做成大板，底板厚度由冲切计算和伸出部分宽厚比小于2.5控制，板的上部与下部均配置钢筋。其优点是基础混凝土方量较少，比斜插式基础施工方便；亦可根126、据塔基断面、地形等情况加高立柱，对特殊地形还可采用全方位铁塔加不等高度基础，降低土石方开挖量，有利于水土保持。缺点是基坑大开挖，土石方量仍较大，钢材耗量大。该基础型式适用地质条件范围也较广，可用于有、无地下水的地基，但该基础基坑开挖量大，对环境的影响程度较大。因该基础型式施工简单，混凝土较省，在以往的送电线路中较常见。在本工程的水田地段，地质主要为可塑或软塑黏土，有地下水，拟采用直柱板式基础。基础型式及指标详见基础一览图。6.3.12.3 基础设计说明本工程根据不同地形、地质、塔型、施工条件，并按照“两型三新”的原则进行优化设计、节约混凝土量，降低工程造价的原则综合考虑确定。在基础设计过程中遵127、循的主要规程、规范及标准见下表。基础设计遵循的标准规 范 名 称版 本 号110kV750kV架空输电线路设计规范GB 505452010架空输电线路基础设计技术规程DL/T 52192014混凝土结构设计规范（2015年版）GB 500102010建筑地基基础设计规范GB 500072011建筑桩基技术规范JGJ 942008建筑抗震设计规范（2016年版）GB 500112010根据地质勘查报告，本工程沿线地下水对基础混凝土为微腐蚀作用，基础混凝土可采用C25级。混凝土应采用机械搅拌和机械振捣，以减小混凝土的渗透性，基础保护层取50mm，垫层混凝土采用C15级，厚度为100mm，保护帽采用128、C15级。基础钢筋采用HPB300和HRB400级钢筋。本工程铁塔均采用地脚螺栓将铁塔和基础相连，地螺材质采用Q235钢，铁塔地脚螺栓的型号、材质、加工和保存等均应按照国家电网基建2018387号文输电线路工程地脚螺栓全过程管控办法（试行） 执行，本工程地脚螺栓规格表如下所示：铁塔地脚螺栓规格统计表塔 型地脚螺栓规格塔 型地脚螺栓规格1A8-ZMC14M301A8-JC24M421A8-ZMC24M301A8-JC34M481A8-ZMC34M301A8-DJC14M481A8-JC14M361D9-SDJC4M64基础主柱加高外露高度大于1.5m时，设置爬梯，方便施工、运行登塔维护。6.3.129、13 水土保持及环境保护设计原则6.3.13.1 基面排水根据实际情况修基面排水沟，不使基面积水。6.3.13.2 基面恢复处理要求所有基坑余土，堆放在基础征购土地范围内，可堆土至保护帽齐平或者本着就近、经济的原则，消散在塔基附近的地面内，在农田内不得影响耕地的可耕性。需要时应采用人工植被，保护基面和边坡。6.3.13.3 施工措施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130、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。6.4 线路光纤通信设计6.4.1 概述6.4.1.1 设计范围根据系统通信要求，本工程需新建110kV何家坪变电站至110kVXX河（桥自湾）变电站的通信。本工程拟在原110kV贺何线利旧段新建1根24芯OPGW-24B1-40光缆，架设长度15.9km，在新建段架设1根OPGW-48B1-90光缆，架设长度110.2km。OPGW设计范围：新建110kVXX河131、（桥自湾）变电站至原110kV何家坪变的OPGW线路，设计内容为OPGW选型和导线配合以及OPGW与附件设计。6.4.1.2 设计原则1) 新建段光纤采用48芯G.652光纤，利旧段光纤采用24芯G.652光纤。2) OPGW作为架空地线，除满足通信要求外还必须有足够的抗拉强度满足机械要求，同时满足热稳定性要求。其设计须遵循110kV750kV架空输电线路设计规范（GB 50545-2010），电力光纤通信工程验收规范（DLT5344-2014）及110kV750kV架空输电线路施工及验收规范(GB50233-2014)的规定，还应考虑OPGW的特殊要求。3) 线路短路电流设计水平按远景水平考132、虑。4) 110kV送电线路故障切除时间取0.3秒。6.4.2 OPGW和分流地线的选型6.4.2.1 OPGW结构型式从光纤安全运行角度考虑，松套结构由于在光纤余长方面的优越性，再加上厂家在光纤余长的长度取值方面较为成熟，对光波信号衰减不会有什么影响。现有OPGW各种结构中，从结构上来看以层绞钢管式结构最为紧凑，其有效承载面与总截面的比值最大，在相同张力情况下它的总截面最小，OPGW的风压荷载最小。因此本工程在结构上推荐使用层绞钢管松套结构的OPGW。6.4.2.2 热稳定计算当输电线路发生短路故障时，短路电流使OPGW的温度急剧上升。为使OPGW中的光纤不至因过热而损坏，必须要对OPGW进133、行热稳定计算，也就是说，根据系统短路电流和保护动作切除故障时间来计算线路短路后的地线温度，使其不高于OPGW的最高允许温度。因此短路容量是选择OPGW的重要参数。在选择OPGW时，首先初步确定OPGW的导电截面，计算系统短路电流在OPGW和分流线上的分配，然后根据计算结果，对原假设条件进行调整，如此经过多次调整比较后，再确定OPGW和分流地线的性能参数。通过进行多区段、多组合、多方案的计算来选择OPGW和分流线的最佳组合方案。6.4.2.3 系统短路电流1) 允许短路电流根据目前掌握的OPGW生产厂家提供的资料，OPGW的最高允许温度一般为+200，而普通地线的最高允许温度分别为：钢芯铝绞线、134、钢芯铝合金绞线+200；铝包钢绞线+300；镀锌钢绞线+400。由于送电线路故障持续的时间很短，热量向外扩散得很少，因此可以不考虑散热过程，而近似地认为地线上电流产生的热量全部用于导体的温升。通用计算公式如下：其中：IY允许短路电流(A)TY最高允许温度()T1初始温度()，一般取201初始温度下的电阻温度系数(1/)R1初始温度下的综合电阻(/km)C0金属部分综合热容量(J/km)对于铝或铝合金 Ca=1.022400 Sa (J/km)对于钢 Cs =1.023590 Ss (J/km)1.02为绞合常数，Sa及Ss分别为铝(包括铝合金)及钢的截面(mm2)综合热容量为各金属部分热容量之135、和t故障切除时间为0.3s根据系统远景规划阻抗计算短路电流，XX河（桥自湾）110kV变电站110kV出口单相接地短路电流为6.3kA，何家坪110kV变电站出口单相短路电流为11.9kA。本工程短路最大的位置取两端变电站出口处。地线分流计算结果一览表（XX河侧）最大短路点地线组合架设长度(km)短路电流(kA，0.3s)备 注允许值计算值XX河变出线段OPGW光缆10.212.253.75满足要求JLB20A-8010.215.92.55满足要求地线分流计算结果一览表（何家坪侧）最大短路点地线组合架设长度(km)短路电流(kA，0.3s)备 注允许值计算值何家坪变出线段OPGW光缆5.998136、.48满足要求GJ-355.93.73.42满足要求6.4.2.4 地线组合方式本工程地线组合示意图如下图所示。地线组合示意图6.4.2.5 OPGW和导线的配合OPGW作为地线，除了满足电气性能的要求外，还必须进行机械强度校验，保证其机械特性、抗拉强度和导地线应力配合满足规程要求。计算结果如下表。JL/G1A-300/40与OPGW-48B1-90应力配合表地线型号参数类型条件(l0=250,l=300)JL/G1A-300/40导线配合弧垂（年平工况）(m)9.53最大使用应力(MPa)105.3安全系数2.5OPGW-48B1-90OPGW配合弧垂（年平工况）(m)7.98最大使用应力(137、MPa)309.56安全系数4.0由以上结果可知，本工程选用的OPGW机械强度均满足规程要求6.4.2.6 OPGW覆冰过载能力OPGW在保持应力值为破坏应力70%的条件下，覆冰过载能力计算值如下表所示。OPGW覆冰过载能力地线型号覆冰气温()覆冰风速(m/s)设计覆冰(mm)最大覆冰过载时冰厚（mm）代表档距(m)OPGW-48B1-90-5101542.25250OPGW-24B1-40-5101530.392506.4.2.7 OPGW的防雷设计本工程OPGW防雷设计的原则是在满足短路容量的前提下尽量加大外层单丝以及OPGW的直径，采用全铝包钢、铝合金结构。考虑系统短路电流和杆塔负荷要求138、，本工程选用的OPGW情况如下表。OPGW外层单丝直径和材料OPGW型号外层单丝直径(mm)外层单丝材料OPGW-48B1-902.8铝包钢（层绞式结构）OPGW-24B1-402.8铝包钢（层绞式结构）6.4.2.8 杆塔和基础验算本工程OPGW架设在新建的送电线路上，杆塔与基础均为新设计，已考虑了架设OPGW光纤的需求，能满足强度的要求。本工程原110kV贺何线杆塔更换地线为1根OPGW-24B1-40复合光纤和1根GJ-35镀锌钢绞线，杆塔及基础已考虑了架设OPGW光纤的需求，能满足强度的要求。因原110kV贺何线资料缺失，利旧段OPGW放线时参照原导线弧垂进行。6.4.2.9 设计结论139、1) OPGW的结构型式推荐采用层绞钢管松套结构。2) OPGW的特性参数如下表。OPGW-48B1-90特性参数技术参数名称单 位OPGW-24B1-90结构型式层绞式不锈钢管松套结构承力截面mm290外径mm13.2单位重量kg/km641标称抗拉强度KN112弹性模量N/mm2162000线膨胀系数1/13.010-620直流电阻/km0.98最高允许温度200短路电流（0.3s）kA12.25OPGW-24B1-40特性参数技术参数名称单 位OPGW-24B1-40结构型式层绞式不锈钢管松套结构承力截面mm240外径mm9单位重量kg/km304标称抗拉强度KN51弹性模量N/mm21140、62000线膨胀系数1/13.010-620直流电阻/km2.1最高允许温度200短路电流（0.3s）kA9注：以上数据只规定了初选的OPGW的铝和钢部分的截面积，在实际招标订货的过程中允许在满足机械强度和热容量的要求、截面基本不变的前提下作适当改动。6.4.3 接线盒及金具OPGW的制造长度一般为35km，而110220kV送电线路的光缆分盘通常也是35km，OPGW均在耐张塔上接线盒处接头。OPGW的各种金具由厂家配套供应，其中包括悬垂金具、耐张金具、防振锤、护线条以及引下夹具等。OPGW需要采取防振措施，暂按使用防振锤防振，具体方案待施工图设计时和厂家商定。6.4.4 光缆部分材料表光纤141、通信线路部分的主要设备材料请见下表。OPGW-48B1-90光缆线路部分设备材料一览表序 号项 目单 位型 号数 量备 注1OPGW光缆kmOPGW-48B1-9011.2架设长度10.2km2OPGW耐张串串213OPGW悬垂串串284OPGW防振锤付1105OPGW引下夹具付1486余缆架付塔用47余缆架付杆用1构架用8接头盒（48芯）只塔用49接头盒（48芯）只杆用1构架用OPGW-24B1-40光缆线路部分设备材料一览表序 号项 目单 位型 号数 量备 注1OPGW光缆kmOPGW-24B1-406.5架设长度15.9km2OPGW耐张串串163OPGW悬垂串串174OPGW防振锤付5142、95引下夹具付656余缆架付塔用37余缆架付杆用1构架用8接头盒（24芯）只塔用39接头盒（24芯）只杆用1构架用施工工器具一览表序号名称单位项目单位要求规格型号、类别数量备注1紧线预绞丝组3施工工具2钢管切割刀把1施工工具3断线钳把1施工工具4牵引网套套1施工工具5退扭器套1施工工具6.5 拆除量（1）更换原110kV贺何线全线三牌，共计24基。（2）拆除110kV贺何线01#-015#杆塔（7基铁塔，9基水泥双杆）；拆除耐张串36串，悬垂串30串；拆除导线长度34.2km，型号LGJ-150/25；拆除地线长度24.2km，地线型号GJ-35。（3）放线长度：原110kV贺何线015#大号143、侧新建终端塔至原110kV贺何线18#需重新紧线，长度约1.2km。7 劳动安全卫生7.1 防火、防爆根据建筑设计防火规范（GB50016-2014），生产的火灾危险性和储存物品的火灾危险性分为甲、乙、丙、丁、戊。架空输电线路应满足对各类厂房、仓库、堆垛和储罐等的不同距离要求。输电线路与爆炸物的距离，按照爆炸物的布置方式（开口布置或闭口布置）有不同的要求，应满足相关专业规范要求。架空输电线路对易燃易爆物的距离要求应满足发生事故时，不危及线路的安全运行。7.2 防毒、防化学伤害架空输电线路应考虑临近已有线路的运行情况，参考该地区的污秽度和气象条件，以及城市、工业区发展规划进行绝缘设计选择。导、地144、线选择应考虑有毒、化学气体对导、地线的腐蚀影响。杆塔和基础设计应考虑化学气体、水体和土壤对杆塔、基础的腐蚀影响。7.3 施工安全施工作业应遵循以人为本，安全至上的原则，施工前应编制意外事故的应急处理预案，将危险掐灭在源头，避免人身安全。高杆塔宜采用高空作业工作人员的防坠安全保护措施。在架线高空作业时，应制定安全措施，确保安全生产。输电线路在施工时，针对由临近输电线路产生的电磁感应电压应落实好劳动安全措施。输电线路建成运行后对平行和交叉的其他电压等级的输电线路、通信线等存在感应电压，邻近线路在运行和维修时应做好安全措施。7.4 综合评价输电线路的建设原则是：安全、适用、经济、环保，具体体现在：杆145、塔和基础结构强度、刚度、稳定性计算满足相关规程规范，架空输电线路防火、防爆、防毒、防化学伤害等措施，保证了安全运行。方便的交通、成熟的工艺系统，都是“适用”的体现。合理地规划线路路径和优化选择塔位，减少了投资，获得了经济效果。合理地选择基础型式，尽量减少土方开挖，做到环保减少对环境的破坏。总之，设计中正确贯彻执行了有关规程规范，能够满足劳动安全与工业卫生的要求，给输电线路建设提供一个良好的文明生产条件。8 节能、环保、抗灾措施分析8.1 节 能8.1.1 系统部分科学和先进的电网规划指导是具体的输变电工程节能降耗的基础，是保证电网长期安全、经济运行的前提。在本工程的方案设计中，系统方案技术经济146、合理，严格贯彻了节能、环保的指导思想。8.1.1.1 接入系统方案合理通过对负荷预测和周边网络的研究，提出了XXXX河（桥自湾）变电站110kV接入系统方案，即本期XXXX河（桥自湾）110kV变电站接入到何家坪110kV变电站。XXXX河（桥自湾）110kV变电站接入系统方案电网结构简洁清晰、运行安全灵活安全可靠，潮流流向和分布合理，正常和“N-1”方式下均能满足供用电需要。8.1.1.2 导线截面选择XXXX河（桥自湾）110kV输变电工程送电线路线型能够满足本期和远景电力输送要求。8.1.1.3 无功装置配置为了补偿XXXX河（桥自湾）110kV主变的无功损耗以及变电站出线的充电功率，本147、期装设容性无功补偿装置约4.8Mvar，为变电站优化运行调度、优化运行创造了条件。同时经无功补偿后，线路也运行在安全、经济范围之内，为保证电网电能质量，降低电网损耗提供了手段。8.1.2 变电部分结合本工程110kV变电站的新建的具体特点，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。8.1.2.1.1 主148、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，本工程采用三相有载调压自然循环自冷变压器，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，把辅助损耗降到最小。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149、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减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150、用电负荷，这在本文前面已经提及，工程中优先采用操作和运行能耗少的电气设备如采用自然风冷却方式替代强迫风冷却方式的变压器，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。1) 合理选择站用变压器采用节能型变压器，该类变压器具有优良的电气、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。合理选择变压器的容量，根据季节与负荷特性及时调整变压器分接头开关，提高变压器的负荷率。充分发挥变压器潜力。2) 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。151、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。3) 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。8.1.2.4 建筑物节能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。1)合理布置建筑物152、朝向，尽量利用自然采光，节约了配套建筑用电。2)各主要房间均设置可开启的通风窗，采用自然通风，节约了配套建筑用电。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，玻璃采用热断桥铝合金平开窗及5+12A+5中空玻璃，降低制冷(或采暖)损耗。4)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，减小开窗面积以减少热交换。8.1.3 送电线路8.1.3.1 路径选择本输变电工程通过现场进行实地踏勘，调查影响路径的障碍，路径方案符合城市发展规划，避开了村庄、居民点、学校等主要障碍物，降低了施工难度，充分体现了以人为本，减小工程建设对人民群众生153、活扰动的思想。同时尽量缩短改接后两变电站之间的线路总长，有利于降低线损。 8.1.3.2 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钢芯铝绞线，降低了线损。同铝包钢绞线相比，导电率最高，可以达到同等截面铜导线的6163%，线损最小，能源利用率最高。8.1.3.3 地线接地方案送电线路的地线除用作防雷外，还有多方面的综合作用，如降低不对称短路时的工频过电压，减少潜供电流，作为屏蔽地线以降低电力线对通信线的干扰等。8.1.3.4154、 金 具本工程采用预绞式防振锤。采用预绞丝式金具的优点：一是方便安装，施工操作方便，二是无涡流损耗，节能环保，三是长期运行无滑移，无易缺易损件，全寿命周期设计，减少了停电检修。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。8.1.3.6 杆塔选择铁塔采用国网公司通用设计的双回路塔型；钢管杆结构紧凑，重量轻；所选用的杆塔提高了防雷效果，减少了线路故障率。8.2 环保与水土保持8.2.1 环评与环保目标XXXX河（桥自湾）110kV变电站站址位于XX市XX县西北部桥自湾乡，现场踏勘，环境敏感点主要为附近少许民房。新建工程规模本期容量131.5MVA，终期容量：250MVA。155、该变电站的供电范围主要是XX县西北部地区。XXXX河（桥自湾）110kV变电站为户外站型式，项目开工建设前业主应完成环评工作，详细说明站址环境现状及环境保护目标，提出切实可行的环保措施作为设计依据。8.2.2 工程主要污染源分析 工程主要污染源有电磁辐射、废水、噪声和SF6泄漏分解的废气。电磁辐射污染主要来自站内的高压电力设备，为低频50/60Hz。废水主要是含油废水和生活污水,含油废水主要由设备检修或变压器事故排油产生,生活污水主要是人员检修或巡视期间产生，本工程废/污水量很小。噪声源主要由变压器、电抗器的电磁噪声和冷却通风系统的气流、机械噪声等所引起，变压器噪声以低频噪声为主，冷却通风系统156、的噪声以中高频噪声为主。SF6泄漏分解的有毒气体来自GIS配电装置室。8.2.3 执行的环境保护标准本工程拟采用以下标准，具体按环评报告及审查意见执行。电磁辐射环境保护管理办法(1997年3月25日，国家环报总局(1997)第18号令)电磁环境控制限值(GB8072-2014)辐射环境保护管理导则(HJ/T10.3-1996)作业场所工频电场卫生标准(GB16203-1996)500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范(HJ/T24-1998)架空电力线路、变电站对电视差转台、转播台无线电干扰防护间距标准(GBJ143-90)高压交流架空送电线无线电干扰限值(GB15707-199157、5)电信线路遭受强电线路危险影响的容许值(GB6830-1986)架空电力线路与调幅广播收音台的防护距离(GB7495-87)送电线路对电信线路危险影响设计规程(DL5033-1994)地表水环境质量标准(GB3838-2002)；污水综合排放标准(GB8978-1996)声环境质量标准(GB3096-2008)工业企业厂界环境噪声排放标准(GB 12348-2008)工业企业设计卫生标准(GBZ1-2010)城市区域环境噪声适用区划分技术规范(GB/T15190)城区变电站噪声控制技术导则8.2.4 变电站环境保护措施8.2.4.1 电磁辐射防治 措施为了防治电磁辐射污染，在设计配电装置时将158、作如下考虑：采用电缆出线，电缆沿地下CPVC套管敷设，导线周围用绝缘层包裹。 合理选择变配电构架高度、相地和相间距离，控制设备间连线离地面的最低高度； 对配电装置要选择大直径导线、母线，在设备定订货时要求导线、母线、均压环、管母线终端球和其它金具等保证加工进度，防治尖端放电和出现电晕； 优选具有抗干扰能力的设备，选用带屏蔽层的电缆、带屏蔽层的接地等，有效地降低无线电干扰和静电感应的影响； 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，159、设屏蔽线或设备屏蔽环。8.2.4.2 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。站区拟采用生活污水、雨水分流制排水系统。生活污水经地埋式生活污水处理装置处理后进行站内绿化的灌溉；雨水直接散排。 含油废水主要来于事故排油坑和变压器周围及检修，工程考虑设置隔油池油水分离设施。危固废物由具有资质单位专项处理。8.2.4.3 噪声防治根据国网公司城区变电站噪声控制典型技术和本工程环评噪声预测分析结果，采用消声、隔声和吸声等经济可行的降噪处理措施措施。根据需要拟在噪声超标附近围墙上加隔声屏障，并实行风机吸声、百叶窗消音等综合措施。本工程为城郊区变电站，为了防止变电站噪声污染，措施160、如下，最终方案按环评报告及批复意见执行。 1) 对变电站设计布局进行优化，噪声源尽量远离或背离敏感点保护区域。2) 从噪声源上控制，在招标订货中优选低噪声设备，变压器噪声65dB(A)，风机噪声65dB(A)。3) 采用户内封闭式布置，厂房隔声一般降噪5-10 dB(A)。为了进一步减少噪声的对外传播；对产生中低频振动噪声采取吸音棉处理墙面隔声；选用密合程度强的实木复合平开门和专业隔声门，门厚不低于100mm。4) 对户外屋顶等处噪声设备采取消声、减震和隔声措施，分别设置消声器、隔声罩、隔声间等，降低噪声排放。如：风机吸声、百叶窗消音部分选用百叶窗过流风速2.5m/s；铝合金百叶窗户外部分采用161、铝合金材质；降噪隔声罩设备采用不锈钢外壳，外壳厚度不低于2mm。5) 施工期间合理选择低噪声施工机械、正确施工方法、合理的施工时间，减少扰民，文明施工。8.2.4.4 SF6气体防治SF6气体主要来自于电气楼110kV GIS室。正常运行时，SF6气体的泄漏量及最高允许浓度不超过6000mg/m3。根据火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程 (DL/T5035-2004)确定换气量和次数，设置排风风机。同时根据规范要求，为保证工作场所内SF6排放达标,本站设置一套SF6气体在线监测装置系统，用于110kV GIS室的SF6气体浓度的监测报警，及时启动风机换气。在发生事故时由于SF6在电弧作用162、下发生化学变化，产生的分解产物绝大多数属于剧毒的，除HF外，密度都比空气大，因此事故时，对配电装置室加大排气，在室内下部排气，并在上步也适当排气。通过采取防治措施以后，SF6气体和O3能够满足配电室浓度限值要求，设置SF6气体在线监测系统监控，能及时防止事故情况下排放导致的危害，不会对周围环境造成不利影响。8.2.5 线路工程环境保护措施本工程所经地区为城郊型环境，线路周边无大型工业污染源，环境噪音能满足城市区域环境噪音标准(GB 3096-93)中相关类别标准。8.2.5.1 工程污染分析1) 施工活动中产生的扬尘对周围环境的影响。2) 施工前期土石方开挖爆破作业、施工期间各种机械产生的噪声163、对环境的影响。3) 施工人员的生活污水以及施工过程中排水对地表水的影响。8.2.5.2 环境影响初步分析及处理措施工程项目在建设过程中，对周边环境的影响主要集中在以下方面：1) 对周边环境敏感点的危害工程在施工过程中将破坏地表形态，是地表径流形式和运动状态发生改变。遇强降水天气，雨水强烈侵蚀裸露地表和松散堆积物后，地表径流迅速汇集到低洼地段，最终汇入沟道并顺流而下，可能对沟道下游的林地和农田造成一定影响。2) 对土地资源的影响工程建设过程中占用、扰动土地，形成较大面积的裸露地面，施工扰动区若不进行治理，这些区域地表植被破坏后，并在没有进行防护的情况下遇雨水冲刷，从而是土壤不断侵蚀，导致土层变薄164、，养分流失，土壤肥力下降，影响农作物及自然植被的生长，可能加剧土地退化和沙化。3) 对生态环境的影响工程建设扰动了地表，破话原有的自然景观和植被，从而降低了土地的蓄水保土能力，被雨水冲刷的弃土影响附近交通的安全，影响林地植被 生长。本工程的输电线路施工工程无废气、废水、固体废弃物和粉尘污染，施工期间的噪音影响也可通过采取一定的施工措施予以有效降低。根据以往运行经验，本工程不需要另外采取环境保护或处理措施。8.2.6 水土保持8.2.6.1 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，土壤侵蚀类型主要为水力侵蚀。8.2.6.2 水土保持相关标准开发建设项目水土165、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)8.2.5.3 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。8.2.5.4 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；做好土方开挖及回填防护；设置必要的挡墙、排水沟、护坡等。2) 植物措施结合站址区域实际情况，变电站内空地拟按简易式绿化处理。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166、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。8.2.7 线路工程水土保持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失。同时，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167、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，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a) 基面外设排洪沟、排水沟，防止水土流失。b) 砌护坡和挡土墙，保护基础边坡。c) 采用人工植被，保护基面和边坡。d) 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。4) 施工措施