1、县城220kV变电站综合建设工程可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月7可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录1工程概述11.1设计依据11.2工程概况11.3设计水平年21.4主要设计原则21.5设计范围32电力系统一次32.1概述32.2电力系统现状32.3XX2、电力系统发展规划62.4负荷预测82.5变电容量平衡132.6工程建设的必要性及建设时序172.7主变容量选择192.8接入系统方案及电气计算192.9调相调压计算及无功补偿平衡332.10导线截面选择362.11 变电站建设规模及电气主接线建议382.12系统短路阻抗403电力系统二次403.1系统继电保护及安全自动装置403.2调度自动化483.3系统通信544变电站站址选择644.1选址工作简介644.2站址概述684.3拆迁赔偿764.4工程地质条件764.5水文气象条件884.6土石方情况954.7进出线条件964.8进站道路和交通条件974.9施工电源994.10站址环境994.13、1通信干扰1004.12施工条件1004.13站址方案比较及推荐意见1004.14签署协议情况1015变电站工程设想1015.1电网概况1015.2电气一次1035.3电气二次1255.4土建部分1365.5给排水及消防1445.6采暖通风与空气调节1496对侧扩建工程设想1526.1万溶江、怀化富州220KV变电站一次部分1526.2万溶江、怀化富州220KV变电站保护改造1527送电线路路径方案及工程设想1567.1线路工程概况1567.2变电站进出线1577.3线路路径方案选择1587.4线路工程设想1677.5杆塔和基础2327.6OPGW部分2417.7设备材料表2428节能、环保、4、抗灾措施分析2448.1节能2448.2环境保护与水土保持2488.3抗灾减灾分析2588.4劳动安全卫生2599新技术、新材料、新设备的应用2669.1变电部分2669.2线路部分26610投资估算及经济评价27210.1编制原则及依据27210.2投资估算27310.3与通用造价对比27710.4 标准参考价执行情况28110.5财务评价28110.6经济性与财务合规性28110.7管理效益、经济效益和社会效益等方面分析28111结论2821工程概述1.1设计依据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 10270-2017。2)输变电工程可行性研究内5、容深度规定DL/T 5448-2012。3)电力系统设计内容深度规定DL/T 5444-2010。4)电力系统设计技术规程DL/T 5429-2009。5)电力系统电压质量和无功电力管理规定SD 325-1989。6)国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定国家电网基建2011539号。7)智能变电站优化集成设计建设指导意见国家电网基建201158号。8)国网湖南省电力公司关于湖南XXXX220kV输变电工程的设计 任务中标通知书。1.2工程概况湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究包含的工程有湖南XX XX220kV变电站以及相关的光纤通信工程、外送线路、融冰装置、对侧 工程保护改造6、。根据湖南XXXX220kV输变电工程实际情况，按220kV户 外HGIS、110kV户外GIS站建设。220kV、110kV出线按架空出线的方式建设。工程项目的概况详见表1.2-1。10表1.2-1工程项目概况表单位：MVA、台、km序 号工程名称建设性质型 号建设规模一220kV变电工程1湖南XXXX220kV变电站新建本期：1180 远期：31802220kV富州变改造工程改造3220kV万融江变改造工程改造二220kV送电工程1富万II线入XX变220kV线路工程新建2JL3/G1A-630/45；5km2万榕江XX改接XX牵引站220kV线路工 程新建1JL3/G1A-400/5007、.6km3XX自治州220kV线路工程新建2JL3/G1A-630/4569km三通信工程1XX配套光纤通信工程新建OPGW36芯 195.7km四直流融冰装置新建1.3设计水平年本报告以2025年作为设计水平年 ，并对投产水平年进行校核。 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)选址选线按照有关规定进行多方案优化比较，同时取得地方政府 8、和相关部门的原则协议，以避免和防止下阶段工作中出现颠覆性因素。 1.5设计范围本次湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究重点研究该输变电工 程建设的必要性和工程实施的可行性，提出工程设想，进行投资估算。本次工作主要内容为电力系统(包括电力系统一次、二次)、变电站站 址选择及工程设想、送电线路路径选择及工程设想、光纤通信工程设想、 直流融冰、投资估算等。2电力系统一次2.1概述为满足XX县的用电需求，减轻XX市供电压力，并满足XX牵引站 供电需要，规划于2020年底建设XX220kV变电站。XX220kV变电站初选 站址位于XX县城北侧约5km，东北距规划的XX高铁站约2.8km。XX变229、0kV接入系统方案初步考虑为：新建XX变入万溶江富 州II线的220kV线路；待自治州变投产后新建XX变自治州变双回220kV 线路。其他需说明情况：自治州变预计2021年下半年投运；XX牵引站预计 2021年2月用电，根据张家界-XX-怀化铁路外部供电方案研究报告评 审意见，XX牵引站初期由XX220kV变出双回220kV线路为其供电。自治州变投产后，将本期接万溶江侧220kV线路与XX至牵引站的一回 220kV线路在XX侧短接，形成由XX、万溶江各出一回220kV线路为XX 牵引站供电；因此，根据建设时序，XX变侧利用牵引站短接腾出的2个 间隔建设XX变自治州变双回220kV线路（初期XX10、自治州两回线路 各架设到XX、自治州变电站附近），同时牵引站短接工程列入本期工程。其主要设计依据及参考资料如下：1) 湖南省电力公司2017年编制的湖南省电力公司“十三五”电网 规划研究。2） 湖南省电力公司2018年编制的湖南省220kV电网滚动规划报告。3) XX供电公司2018年8月编制的XX20192020年110kV电网规 划项目优选排序报告。4) XX供电公司2018年8月编制的2018年XX地区电力市场分析预 测秋季报告。5) XX供电公司2018年6月编制的XX地区“十三五”配电网规划 报告。6) XX供电公司2018年编制的XX地区电网2018年度运行方式。7) 湖南省电力设11、计院有限公司编制的XX自治州500kV变电站220kV送出工程可研报告。2.2 电力系统现状2.2.1 XX电力系统现状1）电源现状 至2018年底，XX电网并网电站总装机容量807.34MW，（不含0.38kV及以下并网光伏电站，以下同），其中水电装机容量676.8MW，220kV并网 的水电站有碗米破水电站（380MW），其它均为110kV以及下水电站；风 电场1座，为羊峰山风电场，装机容量50MW；生物质电厂1座，为凯迪生物 质电厂，装机容量30MW；企业自备电厂（余热发电）装机容量12MW（XX 天源建材14.5MW；泸溪金利13MW；古丈南方水泥14.5MW）。220kV并网电站装机12、容量240MW，110kV并网电站装机容量257.5MW，35kV并网电站装机容量184.7MW，10kV并网装机容量125.14MW。2)电网现状 至2018年底，XX电网35kV及以上变电站106座，变压器161台，容量3557.1MVA。其中，220kV变电站6座，变压器9台，容量1320MVA。 110kV公用变电站30座，变压器45台，容量1576MVA。110kV用户变电站5座，变压器8台，容量181MVA。 35kV公司属变电站55座，变压器84台，容量422.3MVA。35kV用户变电站10座，变压器15台，容量57.8MVA。 至2018年底，XX电网35kV及以上线路18813、条，长度为3201.70km。其中220kV线路14条，长度为622.32km；110kV线路58条，长度为1106.16km； 35kV线路116条，长度为1473.22km。3)供用电现状 至2018年底，XX电网统调最大负荷848.41MW（12月28日），同比增长15.23%；统调最小负荷185.85MW（5月29日），同比增长30.15%。 至2018年底，XX电网统调供电量39.74亿kWh，同比增长7.56%，售电量37.01亿kWh，同比增长8.45%。 2.2.2XX市电力系统现状至2018年底，XX市电源装机总容量13.54MW，均为10kV及以下并网， 其中水电装机9.014、4MW（不含转网的河溪电站9.6MW）。企业自备电厂（余 热发电）装机容量4.5MW（XX天源建材14.5MW）。XX市境内水电大 多是径流式电站，出力受天气、季节影响较大。至2018年底，XX市电网拥有220kV公用变电站2座，即万溶江变（2120MVA）、峒河变（1180MVA），主变3台，总容量420MVA。拥有110kV 公用变电站8座(即XX、雅溪、小溪桥、乾州、树岩桥、木香湾、城北、 肖家坪)，主变13台，总容量502MVA。110kV公用线路18条，总长115.2km。 110kV用户变电站1座（金湘变），主变1台，容量20MVA。拥有35kV公用变 电站5座，主变9台，总容量315、7.75MVA；35kV线路11条，总长129.7km。至2018年底，XX市统调最大负荷259.8MW，同比增长30.15%，供电 量12.63亿kWh，同比增长13.89%。2.2.3XX县电力系统现状 至2018年底，XX县电源装机均为水电，总装机容量33.4MW，35kV并网的有猫儿口电站(7.8MW)，长潭岗电站(13MW)，其余为10kV及以下小水 电，装机容量12.6MW。XX县境内大多是径流式电站，出力受天气、季节 影响较大。至2018年底，XX县电网拥有110kV公用变电站 2座，即桐油坡变（50+31.5MVA）、杜田变（31.5MVA），主变3台，总容量113MVA。1116、0kV公 用线路3条，总长83.6km；拥有35kV公用变电站8座，主变14台，总容量82.6MVA。35kV公用线路8条，总长75.4km。 XX电网以2座110kV变电站为主网架的电网结构，形成了2个供电区域，正常供电范围如下： 桐油坡变：供35kV沱江变、吉信变、黄毛坪变、禾库变。 杜田变：供35kV廖家桥变、阿拉变、茨岩变、茶田变。 至2018年底，XX县统调最大负荷92MW，同比增长23.66%，供电量4.01亿kWh，同比增长13.59%。 2.3XX电力系统发展规划2.3.1电源发展规划2019年XX地区规划建设龙山落水洞水电站(35MW)、XX垃圾发电项 目(30MW)、龙山大17、灵山风电场一期(50MW)；“十四五”期间，规划建设龙 山大灵山风电场二期(80MW)。2.3.2500kV电网发展规划 规划2020年新建自治州500kV变电站，预计2021年建成投产。2.3.3220kV电网发展规划 根据最新规划及建设计划，XX电网在“十三五”、“十四五”期间规划新建以下220kV输变电项目： 2019年：新建龙山(1180MVA)220kV变电站，建设黄秧坪220kV开关站改造工程，建设枇杷冲峒河220kV线路工程，建设黔张常铁路2座牵引 站的外部供电线路工程。2020年：峒河220kV变电站扩建1180MVA主变。十 四 五 ： 新 建 凤 凰 (1 180MVA)218、20kV 变 电 站 ， 新 建 古 丈 (1 180MVA)220kV变电站，建设张吉怀铁路3座牵引站的外部供电线路工程。 自治州变投产前近区220kV及以上电网规划接线示意图见附图02；2025年XX220kV及以上电网规划接线示意图见附图04。2.3.4XX市、XX县110kV电网发展规划2019年：XX木香湾110kV变电站2号主变扩建工程；“十四五”期间 规划新建XX双塘110kV变电站。2020年：新建XX茨岩(150MVA)110kV变电站；新建XX桐油坡 廖家桥110kV线路工程；“十四五”期间规划新建漾水沱(150MVA)110kV 变电站。XX变投产前近区35kV及以上地理19、接线规划示意图见附图08。 2.4负荷预测2.4.1XX负荷预测 根据最新审定的2018年XX地区电力市场分析预测秋季报告，结合XX近年来用电情况，对XX、XX市和XX县统调口径负荷进行了预 测，预测结果详见表2.4-1。表2.4-1XX、XX市、XX县统调口径负荷预测结果表单位 ：MW，亿kWhXXXX 220kV 输变电年份项目2015(实际)2016(实际)2017(实际)2018(实际)201920202021202320252035年均增长率201520202020202520252035XX 地区最大负荷567.5599.5736.2848.4925994107012381434220、35011.9%7.6%5.1%供电量28.7931.2037.2939.7443.847.751.459.669.8114.010.6%7.9%5.0%XX市最大负荷192.6213.6214.6259.82702803013494046857.8%7.6%5.4%供电量9.5710.6211.0912.6313.314.015.117.520.333.67.9%7.7%5.2%XX县最大负荷60.773.974.49210111112014216127312.9%7.6%5.4%供电量2.953.043.534.014.44.95.36.27.112.510.1%7.7%5.1%9湖南XX21、XX 220kV 输变电工程可行性研究报告本文件版权所有，未经授权，不得复用2.4.2XX变近区110kV分变电站负荷预测 根据2018年XX地区电力市场分析预测春季报告及XX供电公司提供的资料，2019年龙山变投运后，以220kV变电站为电源的五个供电区 域，即万溶江变-峒河变，枇杷冲变，岩人坡变-格山变，溪州变，龙山变 供电区域。1、万溶江变-峒河变主要供XX市、XX县。2、枇杷冲变供泸溪县。3、岩人坡变-格山变供保靖县、永顺县（部分）、古丈县，花垣县（部 分）。4、溪州变供龙山县、永顺县（部分）。5、龙山变主要供龙山县。 XX220kV变投运后，XX变供XX县负荷，万溶江变-峒河变主要供22、XX市。XX220kV变及周边的万溶江、峒河变供电范围内各110kV变电站 负荷预测见表2.4-2。2.4.2.1结果分析 根据负荷预测结果，XX变2021年供带最大负荷约为112MW，2025年最大负荷约为153MW。10XX永顺 220kV 输变电表2.4-2XX220kV变电站供带范围分点负荷预测单位：MW、MVA供电范围主变容量2017(实际)20182020202120232025备注丰大枯大丰大枯大丰大枯大丰大枯大丰大枯大丰大枯大峒河城北231.516.3220.422272528262829323538肖家坪1506.899111013111412181624小溪桥20+31.523、15.21922272529273031343640乾州231.519.1223.923292733283434403845古丈22019.4424.320/凤古线供代，2021年后由 古丈220kV变供代XX2#150242625332634263428362940转供XX变1台主变10kV直供1180799131015111512171624合计供带负荷108131129140123152129155147177170211万溶江XX1#150233123332435253626392940XX2#150/雅溪231.512.21312.1161418151918242228树岩桥150124、5.216.416201924131416191824双塘转代部分 树岩桥负荷11XX永顺 220kV 输变电木香湾15024.524.922282533273430393645桐油坡50+31.533.747.138594463/杜田131.520.219.922251519/茨岩变转带杜田 变供带的XX县 南部负荷金湘1204.76.15656565667茨岩1501418/预计2020年投产双塘150111313161519预计2021年投产10kV直供21208139161018111813221525合计供带负荷14217114720217123410714012216514118825、XX桐油坡50+31.5435847625063杜田131.5162017221924茨岩150162118242230预计2020年投产漾水沱1509121418“十四五投产”10kV直供1180101312151418合计供带负荷8511210313411915312注：考虑XX变2020年底投运。XXXX 220kV 输变电工程可行性研究报告本文件版权所有，未经授权，不得复用2.5变电容量平衡 万溶江变和峒河变可以互倒部分负荷。故为研究XX电网的运行状况，对XX市、XX县、XX电网进行220kV变电容量平衡。 2.5.1平衡原则1)平衡按统调口径进行，分为丰大、丰小，枯大三种方式，平衡的26、 负荷水平参考表2.1-1。根据XX电网历史负荷特性，枯大负荷取冬季最 大负荷，XX丰大负荷取枯大最大负荷的92%，XX市取90%，XX县取85%； XX丰小负荷取丰大负荷的50%，XX市取55%，XX县取50%2)电源装机按2.1.4节电源发展规划考虑。3)事故、检修、负荷备用由系统统一考虑。4) 参考水电电源历年实际出力比例考虑，风电大方式按30%出力考 虑、小方式按10%出力考虑。2.5.2XX220kV变电容量平衡结果分析由表 2.5-1 可知， XX地区 2018/2021/2025 年 220kV容载比分别为 1.97/2.55/1.81，“十四五”初期220kV容载比偏高，主要是27、因为XX地 域狭长，辖一市七县，负荷中心近五个片区，片区负荷分布不均衡，如格 山变、枇杷冲变负载率较轻，同时由于为铁路牵引站供电，提前布点了 220kV变电站，造成“十四五”初期XX地区容载比较高。XX中南部2020年峒河增容、2020年底XX220kV变投产后，XX中 南部区域的XX市、XX县将由万溶江、峒河、XX220kV变共同供带， 由 表 2.5-2 可 知 ， 湘 西 中 南 部 地 区 2018/2021/2025 年 容 载 比 为 1.23/1.90/1.73。综上所述，XX中南部220kV容载比较为合适，可满足14XX中南部地区负荷的增长需要。2.5.3XX市、XX县电网变电28、容量平衡结果分析 XX市、XX县属于万溶江、峒河220kV变供电区，是XX的负荷中心之一，XX、XX片区电源装机容量较小，最大负荷均出现在冬季，主 要通过上级220kV变电站下网供电。各方式下，均呈现为电力亏缺，且缺 额逐年增大。2018年XX市、XX片区容载比仅为1.23较低，2020年峒河变新增1 台180MVA主变后，该片区容载比为1.58，新建XX220kV变（1180MVA）， 2021年该片区容载比为1.90，2023、2025年容载比为1.62、1.73，处于合 理范围内。XXXX220kV输变电工程可行性研究报告本文件版权所有，未经授权，不得复用表2.5-1XX2018年20229、5年电网变电容量平衡单位：MW、MVA项目20182020202120232025丰大丰小枯大丰大丰小枯大丰大丰小枯大丰大丰小枯大丰大丰小枯大一、XX自治州负荷781390848.48514269259144579941139569123813196601434凤古线转供负荷63.031.540.0二、110kV 及以下电源出力1881781372512311932512311932662362082662362081、水电146146951671671091671671091671671091671671092、风电155153010303010304515454515453、生物质272730、27545454545454545454545454220kV 网供负荷530181671600195732663226801873333103010534241226三、变电容量1320132013201680168016802040204020402040204020402220222022201、新增变电容量180180180540540540840840840840840840102010201020溪州180180180180180180180180180180180180180180180龙山180180180180180180180180180180180180峒河增容1801831、0180180180180180180180180180180XX180180180180180180360360360古丈180180180180180180180180180四、容载比1.972.302.551.981.811)根据运行方式安排2018年夏季凤古线供带红石林变、南方水泥厂、杨公桥变、灵溪变； 2018年冬季凤古线供带古丈变、红石林变、南方水泥厂。2)“十四五”期间考虑自治州变、龙山变等220kV输变电工程投运，凤古线本平衡表考虑热备，XX负荷均由区内变电站分区供代。3)表中粗体字表示XX最大下网电力及XX片区容载比。16表2.5-2XX-XX片区2018年2025年电网变电32、容量平衡单位：MW、MVA项目20182020202120232025丰大丰小枯大丰大丰小枯大丰大丰小枯大丰大丰小枯大丰大丰小枯大一、XX市1、XX市负荷234129259.82521392802711493013141733493642004042、XX市110kV及以下电源出力7.27.22.234.234.229.234.234.229.234.234.229.234.234.229.22.1、XX垃圾发电项目(30MW)2727272727272727272727272.2、其他小水电(9.04MW)7.27.22.27.27.22.27.27.22.27.27.22.27.27.2233、.23、XX市220kV网供负荷3.1、计及XX垃圾发电2271212582181042512371152722801383203291663753.2、不计及XX垃圾发电227121258245131278264142299307165347356193402二、XX县1、XX县负荷783992.094471111025112012160142137681612、XX县110kV及以下电源出力27.127.17.827.127.17.827.127.17.827.127.17.827.127.17.82.1、猫儿口电站(7.8MW)5.85.81.55.85.81.55.85.81.55.834、5.81.55.85.81.52.2、长潭岗电站(13MW)12.512.53.712.512.53.712.512.53.712.512.53.712.512.53.72.3、其他小水电(12.6MW)8.88.82.68.88.82.68.88.82.68.88.82.68.88.82.63、XX县220kV网供负荷51128467201037524112943313411041153三、两县合计220kV网供负荷3.1、计及XX垃圾发电2781333422851243543121393843731724544392075283.2、不计及XX垃圾发电278133342312151381335、39166411400199481466234555四、220kV变电容量4204204206006007807807807807807807807807809601、万溶江2402402402402402402402402402402402402402402402、峒河1801801803603603603603603603603603603603603603、XX180180180180180180180180180360容载比(计及XX垃圾发电)1.232.20(1.70)2.03(1.56)1.72(1.32)1.82容载比(不计及XX垃圾发电)1.232.05(1.58)1.90(136、.46)1.62(1.25)1.731)( )括号中表示XX变如果不建设该区域容载比。2)表中粗体字表示XX市、XX最大下网电力及XX市-XX片区容载比。2.6 工程建设的必要性及建设时序2.6.1 工程建设的必要性1)满足XX县负荷增长需求，提高XX县供电能力及供电可靠性 XX县目前尚无220kV变电站，由XX市万溶江220kV变电站串接木香湾、桐油坡、杜田以及规划新建的茨岩等110kV变电站进行远距离供电（约 65km），电网结构薄弱。随着XX经开区大规模建设和XX县旅游经济发 展带动了地区负荷的快速增长，整个为XX县供电的110kV通道在供电能 力 和 可 靠 性 方 面 将 难 以 满37、 足 负 荷 发 展 需 求 。 其 中 110kV 万 木 （LGJ-240/6km）/(JRLX-310/2km)线断面潮流较重，2018年此断面（凤 凰县、木香湾变、金湘用户变）最大输送电力约118MW，已不满足N-1要求。 预计2021/2025年此断面最大输送电力将增长至152/204MW，会进一步加重 该断面供电压力。另外，当前给XX县供电的桐木线（LGJ-240/39.9）和 杜木线（LGJ-240/34.1）双回线路预计至2021/2025年输送潮流将达到 112/153MW，也将无法满足N-1要求。由于木香湾变仅剩余1个110kV出线间隔，而万溶江变110kV出线间隔 也十分38、紧张（仅剩2个），无法满足上述整个供电通道扩建的建设需求。 且即使可以从万溶江变经木香湾变一直长距离加强至桐油坡变，随着负荷 的增长，至2025年该通道又将无法满足断面N-1要求。因此，为解决XX 县110kV电网通道问题，加强供电能力和可靠性，并有效缩短供电半径， 同时为该区域后续规划的变电站提供可靠的电源接入点，有必要在XX县 布点一个220kV变电站。2)提高XX南部区域容载比，减轻万溶江、峒河变的供电压力192018年万溶江变（2120MVA）和峒河变（1180MVA）同点最大下网 负荷分别为202MW、140MW，地区容载比仅为1.23，严重偏低，两座220kV 变电站任一主变均无法39、满足N-1。虽然2020年峒河变规划扩建了1台180MVA 主变，但受负荷分布（2021年XX301MW，XX120MW）和110kV网络（考 虑万溶江供带XX县、木香湾、金湘用户、雅溪、XX变一台主变，峒河 变供带XX市大部分负荷）及两站地理位置（万溶江位于XX与XX之间） 的制约，峒河与万溶江变分别供带了183MW、225MW负荷。此时，一旦万溶 江变发生主变N-1，剩余一台主变将严重过载（负载率为188%），且负荷 难以转供出去。故综合来看，该地区仍然缺乏220kV变电容量，且缺乏地 区主要在万溶江变供区（XX南部与XX县）。另外，考虑到万溶江变已 达终期规模，且难以长时间停电进行改扩建40、，因此新增220kV主变容量宜 通过新增220kV布点来实现。结合前文110kV电网梳理和加强的需求，该 220kV布点宜布置在XX县。新建XX220kV变，可以提高电网供电可靠性， 实现分片区供电，缓解XX市尤其是万溶江变供电压力，同时可以提高事 故方式下电网相互转供能力。3)满足张吉怀铁路XX牵引站供电需要 张家界经XX至怀化铁路计划2021年底前通车运营，全线需新建5座牵引变，XX县竟内有一座XX牵引站，牵引变电所投产送电时间为2021 年2月，根据张家界-XX-怀化铁路外部供电方案研究报告评审意见， 在自治州500kV变电站未投产时，XX牵引站初期由XX220kV变出双回 220kV线41、路为其供电，终期由XX、万溶江（竿子坪）各出一回220kV线路 为其供电，因此，为满足XX牵引变供电需要，建设XX220kV输变电工程是必要的。 2.6.2建设时序XX牵引站预计2021年初投运，为满足牵引站供电需要，因此，建议 XX220kV输变电工程于2020年底建成投产；万溶江2021年预测同点负荷 将达到225MW，负载率达到95%，同时XX县2021年最大下网负荷达到 112MW，现有的万木/及桐木线-杜木线断面均不满足N-1。因此，建议 XX220kV输变电工程于2020年底建成投产。2.7主变容量选择 根据XX县电网电力平衡结果可知，2021年由XX220kV变供带的最大下网负荷42、为112MW，2025年最大下网负荷为153MW。故建议XX220kV变 本期新建1台180MVA主变。考虑到XX县地形以低山、高丘为主，220kV变电站选址较困难，同 时考虑到XX新城区及高铁新区的建设，未来负荷存在较大的发展空间， 根据XX县负荷预测结果，XX县2035年最大负荷约为273MW，故建议凤 凰220kV变电站终期规模按3180MVA考虑。2.8接入系统方案及电气计算2.8.1220kV接入系统方案2.8.1.12025年接入系统方案 根据XX的规划及负荷发展情况，2019将建设龙山220kV变电站，2020年2025年规划建设自治州500kV变、XX和古丈220kV变电站。结43、合XX 变的地理位置及周边的电网情况，XX220kV变宜纳入自治州500kV变供区 考虑。根据XX220kV变在系统中的位置，可为本站提供接入点的变电站有 自 治 州 500kV 变 、 220kV 万 富 I 线 （ LGJ-2 300/43.8km ） 、 万 富 II 线（LGJ-400/53.2km）。 综合以上分析，拟定XX变220kV接入系统方案如下： 方案一：将万富II线220kV线路入XX变(LGJ-2630/23km)；待自治州变建成后新建双回220kV线路至自治州500kV变电站(LGJ-2630/241km)。30图2.8-1方案一 方案二：将万富II线220kV线路入X44、X变(LGJ-2630/23km)；将万富I线220kV线路入XX变(LGJ-2300/218km)；待自治州变建成后 新建1回220kV线路至自治州500kV变电站(LGJ-2630/141km)。图2.8-2方案二 方案三：将万富II线220kV线路入XX变(万侧LGJ-2400/3km，富侧LGJ-2400/3km)；将万富I线220kV线路入XX变(LGJ-2300/2 18km)。图2.8-3方案三2.8.1.2方案经济比较1)经济比较指标 经济比较指标见表2.8-1所示。表2.8-1经济比较指标项 目性 质型 号造价指标指 标单 位220kV线路新 建LGJ-2630275(双回)45、万元/km180(单回)新 建LGJ-2400150(单回)万元/km新 建LGJ-2300135(单回)万元/km220kV间隔扩 建普 通250万元/个GIS350万元/个电能损失费0.45元/kWh经济适用年限25at3500h投资回收率0.0752)三个方案一次投资比较见表2.8-2。表2.8-2接入系统方案一次投资比较表项 目性 质方案一方案二方案三一、一次投资规模投 资规模投资规模投资1)220kV线路12445134105840XX自治州新建A/241km11275A/141km7382XX入万(XX牵)富II 线万溶江侧A/13km585A/13km585B/13km490富州46、侧B/13km490B/13km490B/13km490XX入富万I线新建C/218km4860C/218km48602)220kV间隔5个17505个17504个1400二、总投资14195151607240三、一次投资差值695579200注：A：代表LGJ-2630的钢芯铝绞线；B：代表LGJ-2400的钢芯铝绞线；C： 代表LGJ-2300的钢芯铝绞线。入线路较短时造价水平较高，线路长度仅作方案投 资比较，具体长度以线路专业为准。2.8.2潮流计算及结果分析2.8.2.1计算条件 1)计算水平年计算水平年为2025年。2)负荷水平、电源及网络 计算的负荷水平、电源及网络，参照了湖南省电47、力公司“十三五”电网规划研究及国网XX供电公司“十三五”配电网规划项目和目标 网架中的内容，并结合目前的最新情况加以适当的调整。3)潮流方式 本报告选择丰大、丰小、枯大、枯小4种典型潮流方式进行计算。 4)功率因数计算负荷功率因数取0.95。 发电机组功率因数最低取0.85，火电机组功率因数最高取0.98，水电机组功率因数最高取1.00，原则上均不考虑进相运行，为调度运行留有裕度。 2.8.2.2计算结果及分析1)潮流分布及流向各方案潮流分布均合理。 2)电压水平各方案相关电网电压水平均符合规程要求。 3)系统网损各方案有功网损如表2.8-3所示。 各方案网损差别很小，其中方案一的网络最强，网48、损最小。表2.8-3各方案有功网损相对值单位：MW方案一方案二方案三丰大00.090.20枯大00.120.31相对平均值00.110.264）“N-1”校核 导线截面为400mm2的220kV线路的极限输送容量约为242MW(考虑送电功率因数0.98，温度系数0.81)。 导线截面为2400mm2的220kV线路的极限输送容量约为484MW(考虑送电功率因数0.98，温度系数0.81)。 2020年底枯大方式（过渡方案）： 方案一：正常方式下，XX-富州单回LGJ-400导线传输功率约151MW，富洲-万 溶江LGJ-2300导线传输功率约136MW。在富州-万溶江线路N-1时，XX- 富州49、导线传输功率约238MW，接近满载。方案二、方案三：正常方式下，XX-富州单回LGJ-400导线传输功率约149MW，富洲-万 溶江LGJ-2300导线传输功率约125MW。在富州-万溶江线路N-1时，XX- 富州导线传输功率约252MW，线路略过载。2025年： 方案一：在牌楼-自治州线路n-1时：XX-富州单回LGJ-400导线传输功率约 199MW。自治州单台主变故障时：XX-富州单回LGJ-400导线传输功率约 276MW，线路过载；在同时解开XX-自治州2回220kV线路时，XX-富州 单回LGJ-400导线传输功率约160MW。方案二：在牌楼-自治州线路n-1时：XX-富州单回LG50、J-400导线传输功率约 193MW。自治州单台主变故障时：XX-富州单回LGJ-400导线传输功率约 261MW，线路过载；在同时解开XX-万溶江1回220kV线路时，XX-富州 单回LGJ-400导线传输功率约234MW。方案三：在牌楼-自治州线路n-1时，XX-富州单回LGJ-400导线传输功率约 183MW。自治州单台主变故障时：XX-富州单回LGJ-400导线传输功率约 234MW，接近满载。综上所述，在自治州500kV变未建成时，过渡方案满足该区域网架需要，无过载线路；在富洲-万溶江线路N-1时，方案一较方案二、方案三更 有优势。2025年，在牌楼-自治州线路n-1时，三个方案XX51、-富州单回LGJ-400 导线传输功率约185-200MW，线路负载率76%-83%；自治州单台主变故障时， 方案一、方案二XX-富州单回LGJ-400导线均过载，方案三XX-富州单 回LGJ-400导线接近满载。但方案一、方案二通过改变运行方式，均能较 好的解决线路过载问题。本报告建议适时对XX-富州单回LGJ-400导线改 造为LGJ-2400导线。2.8.2.3方案技术经济比较及推荐结论 XX220kV变220kV接入系统方案综合技术经济比较结果见表2.8-4。 表2.8-4220kV接入系统方案综合技术经济比较表方案项目方 案 一方 案 二方 案 三潮流分布合理合理较合理电压质量合格合52、格合格供电可靠性高高较高网络结构清晰清晰一般调度管理简单简单简单运行灵活性灵活灵活较灵活工程实施难易一般较难一般远景适应性好好较好一次投资相对值(万元)695578200年电能损失费相对值(万元)01741年费用相对值(万元)5836870从供电可靠性来看,方案一，XX变与自治州变直接有双回220kV线路 电气联系，且保持怀化西北部电网与XXXX、万溶江各有1回220kV线路 电气联系，潮流分布合理。在牌楼-自治州线路n-1、牌楼-公坪双回线路（部分同塔架设）、自治州-XX双回线路（同塔架设）N-2方式下，均无 过载线路，供电可靠性高。方案一可更显著地提高XX区域的供电可靠性。方案二，形成的网53、架结构与方案一类似，XX变与自治州变直接有一 回220kV线路电气联系，且保持怀化西北部电网与XXXX有2回220kV线 路电气联系，在各N-1，N-2方式下无过载线路，供电可靠性高。较方案一， 需开辟接至万富I线的线路廊道，施工难度和工程投资较方案一高。供 电能力及供电可靠性方面较方案一略低。方案三，形成局部的单、双环网供电，虽XX西北部电网与XX电网 有两回220kV线路电气联系，但XX与上级电网仅一回220kV线路电气联 系，供电可靠性较低。在牌楼-公坪双回线路N-2方式下，阳塘-鹤城北、 XX-万溶江潮流较重，且XX区域、怀化西北部电网电压较低，近期网 架适应性较差，可见供电可靠性：方54、案一方案二方案三。从远景适应性来看，方案一近期、远期供电能力和供电可靠性，及网 架结构的适应性较好。从经济性来看,方案三一次投资最小,但网损最高；方案二一次投资和 网损均大于方案一，所以方案二年费用高于方案一104万元。综上所述，虽方案三经济性较优，但供电可靠性及远景适应性均不如方案二、方案三，不考虑作为本工程推荐方案。方案一和方案二相比，方 案一可靠性与经济性均具有明显优势，故推荐方案一作为XX变220kV接 入系统方案。即新建XX变入万溶江富州II线的220kV线路(LGJ-2 630/23km)；待自治州变建成后新建XX变自治州变双回220kV线路 (LGJ-2630/241km)。2.55、8.3过渡方案 在自治州变未投产时，XX变先入万溶江富州II线的220kV线路接入系统。根据张家界-XX-怀化铁路外部供电方案研究报告评审意见，在 自治州500kV变电站未投产时，XX牵引站初期由XX220kV变出双回 220kV线路为其供电。自治州变投产后，考虑将本期接万溶江侧220kV线 路与XX至牵引站的一回220kV线路在XX侧短接，形成由XX、万溶江 各出一回220kV线路为XX牵引站供电。因此，根据建设时序，XX变侧利用短接腾出的2个间隔建设XX变 自治州变双回220kV线路（初期这两回线路各建设到XX、自治州变电站 附近）。31图2.8-4XX变过渡接入系统方案(自治州变未投产时56、) 2.8.4终期220kV出线为加强XX南部电网与怀化电网电气联系，远期考虑XX变入万溶 江富州I线，并补强1回220kV线路至竿子坪变，形成竿子坪XX怀 化富州的220kV双通道，优化该区域网架结构。根据XX变近区220kV及以 上电网规划，XX变远期220kV出线为7回，如图2.8-1所示。同时为远期 电网发展留有一定裕度，备用1回至XX经开区方向，建议XX变终期220kV出线按8回设计，出线方向示意图如图2.8-2所示。图2.8-5XX变近区220kV电网远期规划网架示意图北牵引站预留竿子坪东竿子坪（自治州）牵引站XX 万溶江（自治州）富州至怀化富州XX220kV出线方向示意图（注：牵57、引站一侧与万溶江-XX变线路在XX侧短接腾出2个间隔至自治州）图2.8-6XX变远期220kV出线方向示意图2.8.5110kV接入系统方案拟定372.8.5.1本期方案 为优化XX的110kV电网结构，为新建110kV变电站接入提供条件，结合XX变站址在110kV电网中的位置，本期110kV接入系统方案拟定如下： 本期110kV出线：6回。将木香湾-杜田、木香湾-桐油坡、杜田-桐油 坡110kV线路分别入XX变。形成XX桐油坡变双回110kV线路、凤凰杜田变双回110kV线路、XX木香湾变双回110kV线路。2.8.5.2远期方案 结合XX县及周边110kV及以上电网远景目标网架规划，XX变58、远期110kV出线按12回考虑，即在本期基础上，备用6回。北东图2.8-7XX变远期110kV出线方向示意图 2.8.610kV出线规模考虑到XX220kV变电站站址位于XX县城北新区约3km，距离桐油坡 110kV变直线距离5km，距离杜田110kV变直线距离7km，如采用10kV出线可以与现有的变电站10kV形成互联，供电可靠性更高，且考虑到XX县新城 的建设和本站南距XX高铁新区约2.8km，周边10kV直供负荷较大。故推 荐XX220kV变低压侧采用10kV出线，以便就近供带XX县城及高铁新区 负荷。XX220kV变本期考虑8回10kV出线，远景考虑24回10kV出线。 2.9调相调压59、计算及无功补偿平衡2.9.1 调相调压计算条件及设备选择原则1)潮流计算考虑丰大、丰小、枯大、枯小四种潮流方式。2) 主变型式选择除满足调压计算要求外，还需考虑电力系统电压 和无功电力技术导则中的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”。3)容性无功补偿容量选择除满足调压计算要求的最低容量外，还宜 用完全补偿主变满载时的无功损耗作为校验。4)其它计算条件同潮流计算条件。2.9.2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，220kV母线电压变动范围为226.7230.8kV；110kV母线电压变动范围为112.1115.7kV。 均符合60、规程要求，其供电区域内110kV变电站母线电压亦符合要求。10kV母线当主变低压侧抽头电压额定电压为11kV时电压变动范围为10.110.7kV，电压水平合格。调相调压计算结果见表2.9-1。表2.9-1XX220kV变电站调相调压计算结果单位：kV、Mvar水平年方式220kV侧抽头220kV母线 电压110kV母线 电压10kV母线 电压10kV侧无功2021年枯大230+21.25%229.5113.510.3容性20枯小230+21.25%230.1112.810.10丰大230+21.25%229.8114.710.4容性10丰小230+21.25%230.8115.710.602061、25年枯大230+21.25%227.3112.110.4容性20枯小230+21.25%227.9114.210.3容性10丰大230+21.25%227.7113.710.6容性20丰小230+21.25%226.7114.910.402.9.3无功补偿容量 根据相关技术规范要求，220kV变电站的容性无功补偿容量配置应满足220kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.98。变电站低 压电容器补偿按补偿主变损耗、留足备用原则配置。按照本期规模和远期规模，分别计算本站大方式和小方式时的无功缺 额，大方式时，本期、远期按照主变负载率的80%计算，小方式时，本期、 远期按照主变负载率的62、30%计算。对XX220kV变进行了无功平衡计算，如 表2.9-2所示：表2.9-2XX220kV变电站无功平衡表单位MVA、Mvar项 目本 期远 期大方式小方式大方式小方式一、主变负荷14454432162二、需要无功38.910.8116.832.51.负荷所需无功18.06.854.020.32.主变损耗20.94.162.812.32.1主变励磁无功 损耗1.41.44.34.32.2主变漏抗无功 损耗19.52.758.58.0三、无功电源15.215.238.338.31.220kV线路充电 功率11.111.121.421.42.110kV线路充电 功率4.04.017.01763、.0四、无功缺额-23.84.3-78.55.8容性23.8 (单台主变)感性4.3容性26.2 (单台主变)感性1.91)容性无功补偿 调相调压计算结果表明，在计算的运行方式下XX220kV变2021年需投入容性无功补偿最大容量约为20Mvar。考虑到单台180MVA变压器负载率 80%时无功损耗约为21Mvar，经综合考虑以基本补偿主变满载损耗为宜。 故建议XX220kV变本期配置容性无功补偿约24Mvar，终期容性无功补偿 按324Mvar考虑。2)感性无功补偿 考虑到XX220kV变本期220kV线路长约117km，其充电功率一半约为11.1Mvar；110kV线路长约115km，其充64、电功率约为4.1Mvar；远期考虑新 增至竿子坪、新增接万富I线的220kV线路长约108km，其充电功率一半 约为10.3Mvar；故经综合考虑，XX220kV变电站本期考虑配置110Mvar 低压感性无功补偿，终期配置210Mvar低压感性无功补偿。2.10 导线截面选择(1) XX变入万富II线的2回220kV线路：现有万富II线（万溶 江富州）线路型号为LGJ-400导线。将此线路进XX变，形成XX-富 州、XX-万溶江220kV线路。XX富州220kV线路：在正常运行方式下输送潮流约+50-120MW， 2025年在考虑牌楼-自治州线路故障方式下此线路最大输送潮流约200MW。XX万65、溶江(自治州)220kV线路：在正常运行方式下输送潮流约+50-100MW。导线截面为400mm2的220kV线路的极限输送容量约为242MW(考虑送电 功率因数0.98，温度系数0.81)。导线截面为2400mm2的220kV线路的极限输送容量约为484MW(考虑送 电功率因数0.98，温度系数0.81)。同时考虑自治州变投产后，考虑将本期接万溶江侧220kV线路与凤 凰至牵引站的一回220kV线路在XX侧短接，XX变侧利用短接腾出的2个 间隔建设XX变自治州变双回220kV线路，因此，为满足远期发展需， 本次剖接段导线选用2630mm2导线。38(2)XX牵XX与万溶江到XX220kV线路66、短接工程：本期接 万溶江侧220kV线路与XX至牵引站的一回220kV线路在XX侧短接，形成 由XX、万溶江各出一回220kV线路为XX牵引站供电。为牵引站供电线 路导线型号为LGJ-400型，因此本期短接线路导线截面选择为LGJ-400型。 (3)自治州XX220kV线路（初期这两回线路各建设到XX、自治 州变电站附近，待自治州投运、牵引站短接工程完成后拉通）：自治州 XX220kV线路：在正常运行方式下此断面输送潮流约300MW，事故方式下 最大输送潮流约630MW。此线路为自治州500kV变下网供电的主要通道，承 担23个220kV变电站供电，故为适应电网远景发展，建议本次新建线路 段按67、大截面导线选择，采用LGJ-2630导线或具备同等输送能力的电力电缆。导线截面为2630mm2的220kV线路的极限输送容量约为658MW(考虑送 电功率因数0.98，温度系数0.81)，可满足潮流的输送需求。2.11 变电站建设规模及电气主接线建议2.11.1建设规模2.11.1.1主变压器 本期：1180MVA 终期：3180MVA主变型式：三相三圈有载调压降压变压器 电压比及抽头：23081.25%/121/11kV 容量比：180/180/90MVA接线组别号：YN，yn0，d11主变接地方式：中性点直接接地2.11.1.2无功补偿 本期装设约24Mvar容性无功补偿，终期每台主变装设68、24Mvar容性无功补偿。本期装设10Mvar感性无功补偿，终期三台主变共装设20Mvar感性无功 补偿。2.11.1.3出线规模 1)220kV出线本期220kV出线：4回（扩建2个间隔），即至万溶江变1回（改至自治 州）、至富州变1回、至牵引站1回(改至自治州)、至牵引站1回。（XX变侧至牵引站的2个220kV出线间隔计入牵引站工程中；XX侧 至自治州变的2回间隔利用XX牵引站短接后腾出的2个间隔；）终期220kV出线：8回，即至至富州变2回、自治州变2回、至竿子坪（万 溶江）变2回、XX牵1回、备用1回。2)110kV 出线 本期110kV出线：6回。将木杜、木桐、桐杜110kV线路分别69、入XX变。形成XX桐油坡变2回110kV线路、XX杜田变2回110kV线路、凤 凰木香湾变2回110kV线路。终期110kV出线：12回，在本期6回基础上备用5回。 3)10kV 出线本期：8 回。终期：24 回。402.11.2电气主接线建议 建议XX220kV变电站远景电气主接线220kV采用双母线单分段接线，本期建成双母线；110kV采用双母线接线，本期一次建成；10kV远景采用单母 线三分段接线，本期采用单母线接线。2.12系统短路阻抗2.12.1计算条件1)全省220kV及以上网络参与计算，110kV网络开环考虑。2)计算水平年按远景水平年考虑，运行方式为系统大方式。2.12.2断路70、器遮断容量选择 XX220kV变电站220kV母线的短路电流水平约为18.6kA，110kV母线的短路电流水平约为12.8kA。考虑负荷发展的不确定性及为系统的发展留 有裕度，建议XX220kV变电站本期工程220kV断路器遮断容量选为50kA， 110kV断路器遮断容量选为40kA。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 XX220kV变系统一次推荐方案是：主变本期1180MVA，终期3180MVA，电压比220/110/10kV。 主接线方案如下： XX变220kV母线电气主接线本期采用双母线接线，远期采用双母线单分段接线；110kV母线电气主接线远期和本期均采用双母71、线接线；10kV母线40电气主接线远期采用单母线三分段接线，本期单母线接线。 220kV本期出线4回(扩建2个间隔)：至万溶江变1回(改至自治州)、至富州变1回、至牵引站1回(改至自治州)、至牵引站1回。 (XX变至牵引站的2个220kV出线间隔计入牵引站工程中；XX侧至自治州变的2回出线利用XX牵引站短接后腾出的2个间隔) 220kV远期出线8回：至富州变2回、自治州变2回、至万溶江变(竿子坪变)2回、XX牵引1回、备用1回。 110kV出线本期6回：即木香湾2回、桐油坡2回、杜田2回，终期12回，在本期6回基础上备用6回。 10kV本期出线8回，方向待定，远期每台主变按出线8回预留场地。 72、每台主变配置1回融冰，3组电容器，1组电抗器，1台接地变。 10kV本期在II段母线增加1路外引电源及1台接地变，本期不上分段。3.1.2系统继电保护和安全自动装置现状 万溶江怀化富州220kV线路两侧配置了1套南瑞继保的PCS931光纤差动保护，1套北京四方的CSC-103BE光纤差动保护，投运时间为2012年。 110kV桐木线两端采用国电南自PSL-621D光纤差动保护，专用光纤通 道，投运时间为2009年；110kV杜木线两端采用许继WXH-813A光纤差动保 护，专用光纤通道，投运时间为2008年；110kV桐杜线两端采用国电南自PSL-621D光纤差动保护，专用光纤通道，投运时间为73、2009年。 目前XX木香湾变110kV线路2回,XX桐油坡变110kV线路2回,XX杜田变110kV线路2回均在可行性研究阶段。 3.1.3系统继电保护和安全自动装置配置原则和方案3.1.3.1系统继电保护和安全自动装置的配置原则42继电保护新技术应满足“可靠性，选择性，灵敏性，速动性”的要求， 继电保护的信息交互采用DL/T 860标准，保护应直接采样，单间隔的保护应 直接跳闸，继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用GOOSE点对点通 信方式；继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息采用GOOSE 网络传输 方式。3.1.3.2220kV系统保护 220kV保护采用近后备方式，并应遵循74、双重化的原则，每套保护系统功能独立完备、安全可靠。1)220kV每回线路按双重化配置完整的、独立的能反映各种类型故障、 具备选相功能的全线速动保护，动作时间小于30ms，采用主、后备一体化装 置，具备完整主后备保护功能、重合闸功能。2)220kV母联保护遵循“双重化设计”原则配置。3)220kV配置双套含失灵保护功能的母线保护，每套线路保护及变压器 保护各启动一套失灵保护，不单独配置失灵保护柜。4)220kV保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、 位置状态等交换信息通过GOOSE网络传输，双重化配置的保护之间不直接交 换信息。3.1.3.3110kV系统保护 110kV保护宜75、采用远后备方式，采用保护测控一体化装置。1) 对于终端变电站，一般仅考虑在电源侧装设反应接地短路和相间短 路的微机距离零序保护。对于发电厂联络线、重要用户供电线路、环网运行 线路、长度低于10km的线路、220千伏变电站的110千伏线路、单T接线路、50电缆线路以及电缆与架空混合线路配置纵联电流差动保护。 2)110kV母线配置一套微机母差保护。3)110kV母联按单套配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保 护，采用保护测控一体化装置。3.1.3.4系统安全自动装置 安全稳定控制系统应按建立三道防线体系原则配置，并满足简单、实用、可靠、就地化的要求。 为保障系统的稳定运行，220kV站配76、置低频低压减载装置，当系统电压或频率降低时，用于减10kV负荷。 为分析电力系统事故及继电保护和安全自动装置在事故过程中的动作情况，并迅速判定线路故障点的位置，全站统一配置1套故障录波装置及1套 网络记录分析装置。3.1.4系统继电保护及安全自动装置的配置方案3.1.4.1220kV系统保护1)万溶江220kV变XX一回220kV线路 怀化富州220kV变XX一回220kV线路 在上述每回线路两侧均配置双套微机光纤电流差动保护，采用不同光缆的专用+复用光纤双通道。 由于本期工程第一阶段XX站入万溶江怀化富州变，施工期间，万溶江怀化富州线路打开，改接至XX变。XX万溶江，XX怀化富州 线路两侧均77、新配置双套的光纤电流差动保护，计列万溶江220kV变及怀化富 州220kV变保护改造费用。第二阶段XX牵引站XX变线路与XX变万溶江变线路在站外短 接形成XX牵引站万溶江线路，自治州500kV变出线2回接入XX变占用原 有至XX牵引站及万溶江变间隔，XX自治州2回线路XX变侧利用原有 的双套光纤电流差动保护，计列保护联调费用（不列入本工程投资），XX 牵引站万溶江变线路万溶江变侧需更换为匹配对侧XX牵引站保护型号 的双套光纤电流差动保护，采用不同光缆的光纤专用双通道。并重新计列保 护调试费；XX牵引站需重新计列保护联调费用。第二阶段自治州500kV变侧间隔保护不列入本工程投资。2) 本期XX278、20kV主接线为双母线接线，配置2套含失灵保护功能的微 机母线保护。母线保护直接采样，直接跳闸，每套线路保护及变压器保护各 启动一套失灵保护，不单独配置失灵保护柜。3) 在XX220kV变配置双套220kV母联保护，保护应具备瞬时和延时跳 闸功能，母联保护启动母线失灵采用GOOSE网络传输。3.1.4.2110kV系统保护 110kV本期出线6回：XX木香湾变110kV线路2回； XX桐油坡变110kV线路2回； XX杜田变110kV线路2回。本期考虑在上述线路两侧各配置1台光纤电流差动保护(专用芯通道)， 采用保护测控一体化装置。4)配置一套110kV微机母差保护。5)配置一套110kV微机79、母联保护测控一体化装置。6)110kV对侧间隔保护不列入本工程投资，仅计列本侧间隔保护装置。3.1.4.3系统安全自动装置1) 本站暂态录波单元按电压等级和网络配置，主变配置单独的故障录 波。全站配置1套主变故障录波装置、1套220kV故障录波装置及1套110kV故 障录波装置。220kV、110kV故障录波信息采用省、地级调度数据网通道互为备用的方 式向主站端传输。2)本站配置1套低频低压减载装置，当系统电压或频率降低时，用于减10kV负荷。3) 根据系统一次稳定计算结果，相关线路故障不会引起主网系统稳定 问题，故本站不需要配置安全稳定控制装置。3.1.4.4保护及故障信息管理系统子站 继电80、保护故障信息管理系统子站不独立配置装置，其功能由监控主机实现，与监控系统共数据源采集，继电保护故障信息接入II区通信网关机上传， 遵从二次安全防护相关要求配置。根据国调中心关于印发继电保护设备在线监视与分析应用提升方案 的通知调继201480号文，本站设置继电保护在线监视和智能诊断装 置1套。3.1.5对相关专业的要求3.1.5.1对通信通道的技术要求 对每条220kV线路的每套保护应提供两路快速的主保护通道，两路通道应考虑彼此独立。对XX万溶江变，XX怀化富州变的220kV双回线路两个主保护通道均为光纤通道，采用两路不同光缆的专用+复用光纤双通道， 按“双保护，双通道”原则，上述两回线路要求81、每回线路的保护1双通道采 用路由一、路由二；保护2双通道采用路由一、路由三，路由一为光纤跳纤 通道。对XX牵引站万溶江变的220kV线路两个主保护通道均为光纤通道，采 用两路不同光缆的专用+专用光纤双通道，按“双保护，双通道”原则，上 述线路要求保护1双通道采用路由一、路由二；保护2双通道采用路由二、路 由一，双通道均采用光纤跳纤通道。110kV线路当采用光纤电流差动保护时，应优先提供1路专用光纤保护通 道。当无法提供专用光纤保护通道时，采用光纤通信2Mb/s通道，光纤通信 2Mb/s通道的传输总时间(包括接口调制解调时间)应不大于12ms。故障录波、故障信息子站采用省、地级调度数据网传输信息82、，分别接入 省、地级调度数据网设备。3.1.5.2 对电流互感器的要求1) 采用常规电流互感器，配置合并单元实现就地数字化转换，合并单 元下放布置在智能控制柜内。2)220kV每回线应提供两组保护级二次CT绕组供双重化保护用。3) 110kV(主变除外)应提供一组保护级二次CT绕组，供线路保护和母差 保护用。3.1.5.3 对电压互感器的要求1) 采用常规电压互感器，配置合并单元实现就地数字化转换，合并单 元下放布置在智能控制柜内。2)220kV每段母线应提供两组Y形二次PT绕组，分别供两套主变保护及 两套线路保护用。3)110kV每段母线应提供两组Y形二次PT绕组，分别供两套主变保护及 一套83、线路保护用。3.1.5.4对合并单元的要求1)两套保护的电压(电流)采样值应分别取自相互独立的合并单元；每 个合并单元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。2) 合并单元宜具备合理的时间同步机制以及前端采样和采样传输时延 补偿机制，常规互感器信号在经合并单元输出后的相差应保持一致；合并单 元之间的同步性能应满足保护要求。3)合并单元具备电压切换或电压并列功能，支持以 GOOSE 方式开入断 路器或刀闸位置状态。4)合并单元应能提供输出IEC 61850-9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。 3.1.5.5对智能84、终端的要求1)两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终 端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。2)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。3.1.5.6对自动化网络的要求 过程层网络按电压等级、间隔分别组网。继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程层网络亦双重化配置，第一套保护接入A网，第二套保护接 入B网；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。双重化配置保护使用的过程层网络应遵循相互独立的原则，当一个网络 异常或退出时不应影响另85、一个网络的运行。线路、母联及主变保护直接采样，直接跳本间隔断路器。 3.1.5.7对直流电源的要求双重化的两套保护及其相关设备(合并单元、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。3.2 调度自动化3.2.1调度关系 根据本变电站的建设规模和在系统中的地位和作用，按照电网统一调度，分级管理的原则，XX220kV变电站220kV出线、母线等设备由湖南省电 力调度通信中心调度，主变压器、110kV母线、出线、10kV出线、无功补偿 设备由XX电业局调度所(XX地调)调度。XX220kV变电站的管理由XX 电业局负责。3.2.2 调度自动化现状3.2.2.186、 调度自动化系统现状1)调度自动化系统现状 a)湖南省调及备调湖南电网调度自动化系统为D5000智能调度系统。 湖南电网备用调度自动化系统为D5000智能调度系统，具有多种通信规约，目前接入该系统主要采用104规约等。 b)XX地调及备调XX地调调度自动化系统为南瑞科技的OPEN3000系统，该系统支持多 种通信规约，目前接入该系统主要采用SC1801V6.0、IEC60870-5-101和 IEC60870-5-104规约等。XX备调设在XX县供电公司，其电网调度自动化系统采用D5000系统。3.2.2.2调度数据网现状 a)湖南省调湖南省调已建设省级调度数据网，220kV变电站采用两路8M87、b/s通道接 入地调汇聚层，再由汇聚层将网络信息转发至省调核心层。b)XX地区 XX地区已建设地级调度数据网，220kV变电站采用一路8Mb/s通道直接接入地调核心层，采用一路8Mb/s通道直接接入地调备调核心层。 省、地级数据网均满足本工程接入要求。3.2.2.3电能计量系统现状1)湖南省公司 目前湖南省电能量主站为省调D5000系统的一个应用模块。系统接入主要采用IEC60870-5-102规约。 2)XX地区局XX地区采用湖南省电力公司用电信息采集系统。 3.2.3远动通信装置(1) 站内划分安全I、II区、III/IV区，安全I区设备与安全II区设 备之间设置防火墙。I区数据通信网关机88、以直采直送方式向调度端传送站 内实时信息；安全II区数据通信网关机以直采直送方式向调度端传送站内 保护、录波等非实时信息，为调度端提供告警直传、远程浏览和调阅服务 等。远动通信设备(、区数据通信网关机)配置需优先采用专用装置、 无硬盘型，采用专用操作系统。(2) I 区数据通信网关机双套配置，II 区数据通信网关机双套配 置，III/IV区通信网关机单套配置，本期及远景共5套装置。(3) 远动通信设备实现与相关调度中心等主站端的数据通信，并满 足相关规约要求。3.2.4调控信息内容本变电站的远动信息以IEC 60870-5-104规约接入湖南省调调控一体 化系统；以IEC 60870-5-1089、1及IEC 60870-5-104规约接入XX地调(备调) 调度自动化系统。3.2.5远动通信规约本变电站的远动信息以IEC 60870-5-104规约接入湖南省调调控一体 化系统；以IEC 60870-5-101及IEC 60870-5-104规约接入XX地调(备调) 调度自动化系统。3.2.6远动通道 至湖南省调、备调和XX地调、备调的主用、备用远动通道：省、地级调度数据网(8Mb/s)。 3.2.7调度端系统54考虑本站接入，需完善相关调度端系统接口，需考虑湖南省调、备调 和XX地调、备调数据库添加本站信息记录，增加本站站名及通道配置， 以及完成本站图形、报表生成等工作。3.2.8电能计90、量系统3.2.8.1关口计量点设置 湖南省公司关口计量点的设置为：主变高压侧。 地区关口计量点设置为：220kV牵引线(不包含在本工程)。3.2.8.2关口电能计量系统配置 在本站配置一套省公司关口电能计量子站系统(包括关口电能量采集终端和相应间隔的关口电能表)。省公司关口电能计量系统应能满足通过 调度数据网和拨号通信接入湖南省电网电能计量系统主站的要求。省网关 口电能表按双表(主副表)配置，其精度和选型应满足计量规程要求，有功 0.2S级，无功2.0级。本期在主变高压侧配置2块(主副表)电能表有功0.2S级，无功2.0级电 子式智能电能表，采用模拟量采样，共配置失压记录仪1台，通过串口方 式91、上送计量信息至关口电能量采集终端。3.2.8.3非关口电能计量系统 在本站配置一套非关口电能计量系统(包括非关口电能量采集终端1台和相应的非关口电能表)。该系统应能满足接入XX地区局计量主站系 统的要求。本期在220kV及110kV出线、母联，主变中低压侧配置0.5S级智能数字 式电能表，采用SV采样。10kV部分以及站用变低压侧配置0.5S级多功能智能电能表，采用模拟量采样。 根据地区局要求，在关口点加装1块0.5S的关口考核点，采用模拟量采样。电能量远方终端以串口方式采集各电能量计量表计信息，并通过综合 数据网与电科院用电信息采集系统通信。电能量远方终端支持DL/T 860通 信标准。3.92、2.8.4计量通道 至湖南省公司电能计量主站的主用计量通道： 省级调度数据网(8Mb/s)。至湖南省公司电能计量主站的备用计量通道： 地级调度数据网 (8Mb/s)。至电科院用电信息采集系统的计量通道：综合数据通信网。 3.2.8.5计量主站端接口本工程应考虑湖南省公司和XX地区局电能量计量主站系统接收本 工程关口电能计量信息，主站端所需的数据库扩容和软件修改工作。 3.2.9调度数据通信网络接入设备本站作为湖南省调和XX地调接入层的接入点，各配置一套调度数据 网接入设备。与湖南省调度数据网接入方式为：采用两路8Mb/s通道接入 XX地调汇聚层。与XX地区调度数据网接入方式为：采用一路8Mb/93、s通 道直接接入XX地调核心层，一路8Mb/s通道直接接入XX地调备调核心 层。远动系统、关口计量系统的信息和数据均可采用数据数据网设备的选择必须符合省中调调度数据网接入要求。配置如下： 路由器2台交换机4台调度数据网设备柜2面 通信方式接入调度数据网。变电站接入业务包括远动信息、电能量信息、保护及故障录波信息等。针对不同的业务类型，在交换机上划分不同 的VPN。3.2.10二次系统安全防护 本站按国家发改委发布2014第14号令电力监控系统安全防护规定及国能安全201536号国家能源局关于印发电力监控系统安全防护总 体方案等安全防护方案和评估规范的通知“安全分区、网络专用、横向 隔离、纵向认94、证”的总体防护策略及相关规定考虑安全防护措施。站内划 分安全I、II区、III/IV区。1)横向安全防护 安全区与区之间采用防火墙隔离措施，安全区与安全、区之间采用正/反向隔离装置实现强隔离。 2)纵向安全防护在纵向安全防护方面，应采用认证、加密等手段实现数据的纵向安全 传输。安全区、接入湖南省和XX地区电力调度数据网SPDnet时，应 分别在、区配置纵向加密认证装置，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。除上述安防措施外，本工程二次安防还需增加下列内容： 根据国网公司电力监控系统网络安全监管系统建设实施方案，变电站95、电力监控系统的安全区需部署1台型网络安全监测装置，采集变 电站站控层涉网区域的服务器、工作站、网络设备和安全防护设备的安全 事件，通过调度数据网转发至湖南省调以及XX地调网络安全监管平台的 数据网关机。3.2.11同步相量测量 根据国网湖南电力调控中心关于印发湖南电网同步相量测量(PMU)装置配置要求的通知(调201766号)，为确保电力系统实时动态监测 系统(WAMS)的可靠应用，提高电力系统动态安全稳定水平，进一步加强电 力系统调度中心对电力系统的动态稳定监测和分析能力，本站配置一套同 步相量测量(PMU)装置。本站实时数据送往湖南省调调度端主站，其信息采用调度数据网传送。 3.2.12电96、能质量监测本期暂不考虑配置电能质量监测装置。电能质量监测装置由XX牵引 站接入工程中计列。3.3 系统通信3.3.1 概 述XX220kV变(以下称本站)位于XX县城北侧约5km，东北距规划的 XX高铁站约2.5km。根据一次系统推荐方案，XX220kV变(以下称“本 站”)的建设规模为：本期主变压器1180MVA，终期主变压器3180MVA； 220kV出线本期4回：即至万溶江变（改至自治州）、富州、XX牵引站（改54至自治州）、XX牵引站各1回，终期8回，即至富州变2回、自治州2回、 万溶江变（竿子坪变）2回、XX牵引站1回、备用1回；110kV出线本期5 回：即至木香湾2回、桐油坡2回、97、杜田1回，终期12回，在本期5回基础上 备用7回；10kV出线按本期8回，终期每台主变8回考虑。自治州侧扩建的2个220kV间隔在自治州本体工程中考虑。 与本工程相关的220kV线路工程建设规模如下： 1）将本站入万溶江富州回 220kV线路（ LGJ 2400/2 5.8km，单回0.4km，双回5.6km）；2)接万溶江侧220kV线路与XX至凤 凰牵引站的一回220kV线路在XX侧短接，形成由XX、万溶江各出一回 220kV线路为XX牵引站供电，短接线路起于上述出段转角塔CJ2（终端 塔），止于XXXX牵引站220kV线路新建转角塔GJ3；3）新建本站 自治州双回220kV线路（LGJ298、630/241km），起自新建XX220kV变， 止于500kV自治州220kV开关场围墙外终端塔J21，其中单回234km，双回 7km。自治州500kV变预计2021年下半年投运，XX牵引站预计2021年2月 用电，XX牵引站初期由XX220kV变出双回220kV线路为其供电自治州变 投产后，将接万溶江侧220kV线路与XX至牵引站的一回220kV线路在凤 凰侧短接，形成由XX、万溶江各出一回220kV线路为XX牵引站供电， XX变侧利用短接腾出的2个间隔建设XX变自治州变双回220kV线路。 110kV输变电部分：将木香湾杜田、木香湾桐油坡110kV线路分别入本站；同时新建本站桐油坡1199、0kV线路；最终形成本站杜田1回、 本站木香湾2回、本站桐油坡2回共5回110kV线路。以上110kV部分最56终以110kV配套工程为准。 本站的出线有220/110/10kV三个电压等级，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省调、XX地调、XX县调三级调度， XX公司管理考虑。3.3.2通信现状 与本工程相关的通信现状如下： 1)湖南省光纤通信网络现状 相关的主要光缆现况如下表所示： 表3.3-1主要光缆现况序号光缆区段光缆类型/长度/纤芯数量及类型1万溶江富州（沿回220kV线路架设）OPGW/48.3km100、/16B1+8B42木香湾桐油坡（沿110kV线路架设）ADSS/42.2km/12B13木香湾杜田（沿110kV线路架设）ADSS/35.8km/24B1富万回220kV线路上未架设光缆。 2)XX地区光纤通信网络现状现有湖南电力NEC光纤通信网络有10Gb/s+2.5Gb/s湘中光环网、XX 局部2.5Gb/s复用段保护环，XX公司以2.5Gb/s链路接万溶江和枇杷冲。 湖南省电力光纤通信网络主要采用日本NEC公司U-NODE系列光传输设备、 华为公司OSN 3500和烽火公司FonsWeaver 780B光传输设备。以上SDH设备 的网管中心站均设在湖南省调主、备调，配置有相应网络级网管101、系统。60湖南电力光纤通信网络SW-A平面一期工程已经建成，形成了10Gb/s湘 西环，网络结构为万溶江富州公坪牌楼2阳塘田家枇杷冲 万溶江，以及万溶江峒河岩人坡溪州黄秧坪枇杷冲10Gb/s链 路。XX公司在峒河和万溶江两点接入环网。A平面设备采用华为设备， 省调与备调配置了异地双机热备网管系统。3）XX地区光纤通信网络现状 XX地区已形成2.5Gb/s主干环网，结构为万溶江XX公司峒河古丈枇杷冲万溶江，并有万溶江木香湾桐油坡2.5Gb/s链路、 万溶江杜田XX公司622Mb/s电路。上述网络采用华为公司OSN系列光 传输设备；SDH设备的网管中心站设在省公司，XX公司配置有一套远程 客户端。102、另外，XX地区光纤通信网络升级改造工程预计2020年底投产。届 时将形成南北两个10Gb/s骨干环网（骨干环1、2），XX县城2.5Gb/s环 网在万溶江接入地区网。4）与本工程相关线路保护现状 富万回220kV线路第1路保护均采用专用光纤通道，由富万回线路架设光缆提供纤芯；第2路保护均采用省网迂回复用2Mb/s通道。 相关在建工程建设情况 XX牵引站送出工程正在开展前期工作，牵引站将建设2回220kV线路至本站，并将沿线路建设2根36芯OPGW光缆至本站。牵引站不配置电力系 统光传输设备。XX自治州500kV变电站工程正在开展前期工作，自治州将沿其220kV出线线路相应架设光缆，配置两套SW103、-A平面设备，并建设自治州万溶江、 自治州枇杷冲、自治州峒河、自治州牌楼10Gb/s电路、与本工程有关的通信现状请见系统通信现状图。 3.3.3通道配置根据相关规定，至各级调度中心的调度电话、远动信息传送应设立两 个及以上不同路由的独立通道，以满足通信的可靠性要求。本站作为省和地区两个调度数据网的接入层节点，各调度数据网分别 以2路42Mbit/s通道接入XX地调/备调，承载本站至各调度端的远动、 电能计量和故障录波等信息。根据本站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 通道配置如下表：表3.3-2通信通道资源需求统计表序号组网通道名称资源通道类型数量备注1省级调度数据网E18至104、XX地调2地区调度数据网E18至XX地调、备调（XX县公司 各43省网PCM设备互联链路E11至湖南省调4地网PCM设备互联链路E11至XX地调5数据通信网光纤6芯至汇聚层站点6220kV线路保护（1阶 段，双通道，双路由）光纤4芯至富州、万溶江7220kV线路保护（1阶 段，双通道，双路由）E16至富州、万溶江）8220kV线路保护（2阶 段，双通道，双路由）光纤4芯至XX牵引站2回9220kV线路保护（1阶 段，四通道，双路由）光纤4芯至富州、万溶江10220kV线路保护（1阶 段，四通道，双路由）E16至富州、万溶江11110kV线路保护光纤10芯至桐油坡2回、木香湾2回、杜田 1回表3105、.3-3通信业务通道需求统计表序号业务名称通道接口接口带宽数量备注远动信息、故障录波、E12M8省级调度数据网1网络安全信息、关口电E12M8地区调度数据网能计量、PMU行政电话、视频监控、2非关口电能计量、在线光纤10M1数据通信网监测3调度电话(省调)2W64K1省网PCM4调度电话(XX地调)2W64K1地网PCM3.3.4通信方案 根据上述通道配置情况，本站建成后将有大量信息需传送至各级调度端。为解决本工程的通信需求，按照湖南电力公司通信“十三五”规划 报告和XX供电公司通信网“十三五”规划报告的原则，本站通信 方式考虑以光纤通信为主，以满足本站至各调度端各种通信通道的需求。 3.3.106、4.1 光缆建设方案本工程220kV线路光缆建设方案如下：本工程分3个阶段，各阶段新建各段OPGW光缆线路情况如下： 1）在该阶段，线路在72#、73#将富万回（现无光缆）入本站，本站仅有两回220kV出线。为满足本站调度通信及线路保护通道的需求， 考虑建设如下光缆：沿富万回入本站的接段分别架设1根36芯OPGW 光缆，长约26.5（线路分别长约5.8）km，再将富州富万线72#（线 路长约29km）、富万线73#万溶江（线路长约35km）现有1根地线更换 为1根36芯OPGW光缆，分别长约32km、39km，最终形成富州XX、XX 万溶江的各1根36芯OPGW光缆。2）在1）投运后，万溶江X107、X与XX牵XX的1回线路在XX站 外短接，形成XX牵万溶江1回220kV电力线路。原有的万溶江XX、 XX牵XX各1根36芯OPGW光缆维持原状。暂考虑需备用1根36芯OPGW光 缆随线路改至GJ3，长0.7km。3）沿新建的本站自治州2回220kV线路分别架设1根36芯OPGW光缆， 长约255.5（线路长约241）km。以上光缆纤芯型式均为36G.652D。 本工程220kV线路预计新建OPGW光缆总长度约195.7km，站内引入光缆总长度约2km。此外本站110kV侧站内引入光缆2.5km。 过渡期：富万回为XX、怀化片区南北枢纽输电线路，本工程在1）2）阶段不具备长期停电改造光缆的条件108、，上述1）2）的光缆建设待本站 自治州2回220kV线路带电运行后再进行实施。110kV部分光缆建设方案建议如下： 将木香湾杜田110千伏线路上架设的光缆随线路入本站，形成木71香湾本站杜田的1根光缆路由；将木香湾桐油坡110千伏线路上架设 的光缆随线路入本站，形成木香湾本站杜田的1根光缆路由；沿新 建的本站桐油坡110kV线路架设1根光缆。以上110kV部分光缆最终方案以110kV配套工程为准 3.3.4.2光纤通信网络方案本工程建设的光纤通信电路将接入湖南省和XX地区光纤通信网络。 省网层SW-A光纤通信电路：根据省公司发展规划，本站按接入SW-A 平面考虑。在本站配置1套10Gb/s平台109、省网SW-A光纤通信设备，将本站接 入10Gb/sXX主干环，1）阶段实施时，建设本站万溶江2.5Gb/s、本站 富州10Gb/s电路，3）阶段自治州变投产时，将建设本站自治州1条2.5Gb/s、1条10Gb/s电路。 XX地网光纤通信电路：本站配置1套10Gb/s平台地区网光纤通信设备，1）阶段实施时，建设本站万溶江STM-64电路，3）阶段自治州变投 产时，万溶江枇杷冲STM-64电路将通过自治州跳纤，本站插入万溶江 枇杷冲STM-64链路之间。1）阶段万溶江扩容1块STM-64光板，3）阶段枇 杷冲扩容1块STM-64光板及相应光放大器。此外，建设跨XX怀化地区网络的本站富州STM-4电110、路。 过渡期：富万回光缆改造完成前，本站万溶江、本站富州220kV线路上均无光缆，相应电路均需通过110kV线路光缆跳纤实现。 本站插入XX环的桐油坡木香湾STM-16电路之间，万溶江杜田STM-16电路经木香湾、XX跳纤。 PCM配置暂按本站湖南省调1对，本站XX公司1对考虑。XX变配置光配2套，数配、音配、网配各1套。 系统通信方案详见系统通信方案图。3.3.4.3数据通信网络 本站配置数据通信网络接入设备1套，含一台带光模块的交换机及一台路由器。3.3.4.4电话交换系统 根据本站在系统通信网中的地位和无人值班的性质，本站不设置电话交换机，配置2台录音电话机作调度电话，调度电话分别接省调111、和XX公 司的调度电话交换机用户线。站内行政电话通过站内数据通信网交换机接 入省公司IMS核心网，由省公司IMS系统放号，本站配置1套32口IAD综合业 务接入设备。此外，安装一部公网电话，就近接入当地电信局，作为调度 备用电话。3.3.4.4电话交换系统 根据本站在系统通信网中的地位和无人值班的性质，本站不设置电话交换机，配置2台录音电话机作调度电话，调度电话分别接省调和XX公 司的调度电话交换机用户线。站内行政电话通过站内数据通信网交换机接 入省公司IMS核心网，由省公司IMS系统放号，本站配置1套32口IAD综合业 务接入设备。此外，安装一部公网电话，就近接入当地电信局，作为调度 备用电112、话。3.3.4.5通道组织 本站至各调度端的各种信息均由省、地两层光纤通信电路传输。 1）阶段本站富州、本站万溶江共2回220kV线路，每回线路配置2套保护，每套保护配置2路线路保护通道：1路采用专用光纤通道，1路采 用省网光纤通信电路2Mb/s迂回通道。该阶段仅能提供双路由的线路保护 通道。2）阶段XX牵引站本站共2回220kV线路，每回线路配置2路保护，1路采用直达光缆专用光纤通道，1路采用迂回光缆专用光纤通道。3）阶段本站富州220kV线路配置2套保护，每套保护配置2路线路保 护通道：第一套保护1路采用专用光纤通道，1路采用省网光纤通信电路 2Mb/s迂回通道（本站万溶江富州），第二套保113、护1路采用专用光纤通 道，1路采用省网光纤通信电路2Mb/s迂回通道（本站自治州牌楼公 坪富州）；本站万溶江220kV线路配置2套保护，每套保护配置2路线 路保护通道：第一套保护1路采用专用光纤通道，1路采用省网光纤通信电 路2Mb/s迂回通道（本站富州万溶江），第二套保护1路采用专用光纤 通道，1路采用省网光纤通信电路2Mb/s迂回通道（本站自治州万溶 江）。过渡期：富万回光缆改造完成前，本站万溶江、本站富州220kV 线路上均无光缆，相应保护通道均需通过110kV线路光缆跳纤或经由复用 2Mb/s通道实现。本站桐油坡2回、本站木香湾2回、本站杜田1回共5回110kV线 路各配置1路专用光纤114、保护通道，由相应区段架设的光缆提供纤芯。 3.3.4.6通信电源及其他本站通信设备采用变电站交直流一体化电源系统供电，并配置两套 DC/DC变换装置。每套DC/DC装置的模块N+1备份，且接在不同的220V直流母线上。通信设备负荷本期约为48V/80A，系统应可扩容至48V/120A，事 故后通信设备不间断供电不少于4小时。根据220kV变电工程典型设计，本站不设置独立通信机房，所有通信 设备(含光纤通信通信、通信电源和配线设备)统一布置在二次设备间内， 与电气二次设备共用房间。机房环境（含接地、空调、消防、远程监控等） 在变电工程中统一建设，且应满足通信设备安装要求。本站主控楼内语音和数据通115、信统一采用网络布线，至警卫室等其他建 筑物统一采用音频电缆布线，网线、音频电缆沿电缆竖井、电缆夹层、吊 顶、电缆沟敷设。暗敷、室内明敷、特殊地段的缆线需穿PVC管或镀锌钢 管。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，环境监控不单独设置。4 变电站站址选择4.1选址工作简介 根据电力系统规划结合XXXX变在系统中的位置，在省电力公司的统筹部署下，我院于2018年8月初开始对湖南XXXX220kV输变电工程站 址踏勘及可研设计工作。2018年8月9日，根据系统规划，结合XX县供电 公司预选站址的情况，我院系统、电气、土建、送电、水文、地质等相关 专业人员对XX116、县负荷中心区域进行了现场踏勘，在遵循与规划结合、不 占基本农田的原则下，在选址区域内，初步确定了大黄土村北站址(推荐 站址)和大黄土村南站址(比选站址)，并对站址周边的路网、环境及出线状况做了调研。 4.1.1站址选择范围XX220kV变电站作为XX第1座220kV变，将供带XX的负荷。 选址范围：XX县北部新城以北和县城以西区域，万溶江以南，G56国道以西范围内。 区域1：初步选定大黄土村站址。位于负荷中心，220、110、10kV接入条件较好。在区域1初选8点站址。 区域2：位于廖家桥镇和新城片区之间，规划沿308省道,建设商业街、居住、物流、工业区等，该区域内地块已有明确用途，没有合适的117、220kV 变电站选址位置。（且该区域负荷相对较小，远期通过在周边布点110kV 变电站（漾水沱）即可解决）。在区域1初选选3点站址。区域1区域2XX220kV变电站选址谷歌范围图区域2XX220kV变电站选址范围城市规划图XX220kV变电站选址在谷歌中位置1XX220kV变电站选址在谷歌中位置24.1.2站址概况 在拟选站址范围内有多条道路，如G209、规划XX北路、规划G354国道、G56高速等。在遵循与规划结合、不占基本农田的原则下，在系统提 供的负荷中心，在区域1、区域2先后选址11个站址，具体选址位置见下图。 考虑高铁线建设、XX新城规划，初步选定了区域1的以下2个站址：大黄 土村118、北站址、大黄土村南站址，具体位置见4.2.1节。初选选址位置4.2站址概述XX州位于湖南省西部偏北，酉水中游和武陵山脉中部，东邻贵州省 铜仁市，重庆市酉阳土家族苗族自治县，南接怀化市麻阳县，西连怀化市 沅陵县，北抵张家界市。2016年，经过XX州境内的铁路仅有一条焦柳铁 路。此外，经过XX州的黔张常铁路正在建设中，已确定开工张吉怀高速 铁路正在进行实地勘探，规划中经过XX州的铁路还有恩吉铁路、秀吉益 铁路。国家高速公路G56、G65、G55，省高速公路S10、S66,国道G209等纵 横该市，交通方便。XXXX站址位于湖南省XX州XX县沱江镇西部，距XX县城约 6km。通过站址的比选，最终将大119、黄土村北站址和大黄土村南站址作为比 选站址。下面对站址的建站条件进行描述。4.2.1站址地理位置大黄土村北大黄土村南XX县拟建站址位置示意图( 拟建站址位置) 4.2.1.1大黄土村北站址大黄土村北站址位于XX县沱江镇西部，南邻规划XX北路，东临G209 国道，距离约40m。4.2.1.2大黄土村南站址 大黄土村南站址位于XX县沱江镇西部，北邻规划XX北路，西临规划G354国道，距离约300m。 4.2.2站址地理状况4.2.2.1大黄土村北站址 站址区域为总体属丘陵地貌景观，微地貌单元主要包括低丘、丘间沟谷。海拔高程在400480m之间，丘坡面坡度一般在2035度之间，坡面 开阔，地表植被茂120、密，以松树、杉树、灌木为主，部分坡面及坡脚分布零 星旱土。站址占用一南北向缓丘及一近南北向丘间沟谷，地形较简单，最 大相对高差约20m。站内10座坟墓,一条10kV线路在站址东部穿过。大黄土村北站址现状1大黄土村北站址现状2 4.2.2.2大黄土村南站址站址区域为总体属丘陵地貌景观，微地貌单元主要包括低丘、丘间沟81谷。海拔高程在400480m之间，丘坡面坡度一般在2035度之间，坡面 开阔，地表植被茂密，以松树、杉树、灌木为主，部分坡面及坡脚分布零 星旱土。站址占用一缓丘丘顶，地形较复杂，呈现中间高四周低的特点， 最大相对高差约50m。站内有多栋民房及15座坟墓,一条10kV线路在站址东 部121、穿过，南部有采石场的水泥硬化道。大黄土村南站址现状1大黄土村南站址现状2 4.2.3站址土地使用状况4.2.3.1大黄土村北站址 站址土地性质为林地，隶属大黄土村，不占用基本农田，占少部分一般农田。大黄土村北站址土地现状 4.2.3.2大黄土村南站址站址土地性质为林地，隶属大黄土村，不占用基本农田。大黄土村南站址土地现状4.2.4交通情况4.2.4.1大黄土村北站址 站址位于XX县北沱江镇西部，南邻规划XX北路，东临G209国道，距离约40m。进站道路由东侧的G209国道引接，引接道路长约40m。G209国 道路面宽度约7m，沥青混凝土路面，能满足变电站建设和大件运输要求。G209国道现状4.122、2.4.2大黄土村南站址 站址位于XX县北沱江镇西部，北邻规划XX北路，东临G209国道，西临规划G354国道，距离约300m。由于站址与东侧的G209国道高差较大， 约20m，不易引接，所以进站道路向西与规划G354国道引接，长度约330m。 规划G354国道双向6车道，正在建设中；XX北路仅规划，无建设工期。 为不影响变电站建设期间建筑材料和设备运输，采用临时道路与G209引 接。临时道路利用南侧采石场水泥路，然后绕山逐渐爬高进入站内。临时 道路长约800m。采石场临时道路现状1采石场临时道路现状2 4.2.5与城镇规划的关系两个站址属XX县沱江镇，站址均与XX县规划无矛盾，站址周围暂 无123、可利用的给排水设施、通信设施、电源设施等公共服务设施。4.2.6矿产资源 两站址区域均没有可开采价值的矿产资源，对站址安全稳定无影响。4.2.7历史文物 经核查，两站址地下无文物，无文化遗址、古墓等。4.2.8邻近设施 经核查，站址对通信无干扰，附近无其他军事设施、通信电台、风景区、飞机场等。 4.3拆迁赔偿4.3.1大黄土村北站址 变电站站址要求移除10kV线路200m,需迁坟10座，拆除民房2栋约600m2。4.3.2大黄土村南站址 变电站站址移除一条长约100m的10kV线路和迁坟15座。4.4工程地质条件4.4.1区域地质概况4.4.1.1区域地质构造 拟建工程所在区域一级构造单元属于124、扬子地台，二级构造单元属于八面山台褶皱带。按照地质力学观点，拟建工程区域属于新华夏系第三复式 隆起带花垣-茶田早、晚新华夏系褶断带及桑植-石门早、晚新华夏系褶断 带，次一级构造属XX北弧形构造(八面山弧)。在前寒武纪的地壳演化历 史中，震旦系处于地槽向地台转化的转折阶段，到古生代才演变成为成熟 的被动大陆边缘。从南华系到白垩系可划分为三大构造层序，第一序为加 里东构造层序，记录了泛大陆拉伸破裂、洋盆扩张、板块漂移、大陆碰撞合并等全过程，反映了扬子板块东南缘的南华洋从扩张到收缩，以至最终 闭合消亡的演化过程，构成一个完整的旋回。第二序为海西-印支构造层 序，为原被动大陆型构造层序，记录了大洋扩张125、板块碰撞拼合的过程， 反映了扬子板块北缘洋盆扩张、闭合及消亡过程。第三序为燕山构造层序， 为大陆内构造层序，记录了陆内断陷-坳陷盆地的形成、发展及消亡过程， 反映了洋壳扩张、收缩过程。区域内构造主要由一系列走向大体呈NNE-NE 向的褶皱和断裂组成。断裂多呈压扭性、压性，部分为张扭性，大部分出 露在背、向斜过渡地带。受区域地质构造作用影响，工程场区内分布若干断裂，主要包括如下 几条：慈利-凯里断裂、永定-古丈-XX-XX断裂带(见图4.4-1)。 各断裂性质及与工程场地相对关系如下：慈利-凯里断裂：该断裂从张家界慈利，经永顺、保靖、花垣县， 过重庆到贵州凯里，全长约400公里，总体走向NE4126、065o，倾向北西，倾 角70o左右。该断裂为一活动断裂，第四系以来仍有活动记录。该断裂位于 站址西北约20km。根据变电所岩土工程勘测技术规程(DL/T 5170-2015) 表7.1.6判断该断裂对工程建设没有影响。永定-古丈-XX-XX断裂带：该断裂带北东起自永定县南至麻阳， 由一系列扭压断裂束组成，走向50-70度，向北西倾，呈S型舒缓延展。该 断裂为一活动断裂，第四系以来仍有活动记录。该断裂位于工程区东南约 50km。根据变电所岩土工程勘测技术规程(DL/T 5170-2015)表7.1.6 判断该断裂对工程建设没有影响。图4.4-1 工程场地与区域主要断裂示意图 工程区域的新构造运127、动大体情况是：以缓慢的振荡性升降运动为基本特征，由于地壳升降不均衡，导致了构造运动的地区性差异，并伴生掀斜 拱坳、褶曲和断裂等构造迹象以及地震活动。区内新构造运动的主要特征 是：具有继承性、新生性、整体性、差异性和阶段性。根据新构造运动的 特征，工程场地的新构造运动不甚强烈，第四纪以来处于总体上升阶段， 并有多次相对稳定时期，伴有规模不大的断裂，及前期断裂之继承活动现 象。晚更新世以来，地壳运动处于相对稳定期，新构造运动微弱。 4.4.1.2地震活动记录、地震动参数及区域稳定性评价4.4.1.2.1地震活动记录根据统计湖南省自公元209年以来共发生地震300余次，大于4 3 级地震43有20次128、左右，最大一次为6 4 级，地震频度达5次以上的频度线大致以醴陵、邵阳、溆浦、泸溪连线为界，其北为相对多震区，其南为弱震区。根据凤 凰县志及XX土家族苗族自治州志记载，区域内地震活动较少，自 有地震记录以来，该区共发生过地震128次，但震级都在5级以下，其中较 大两次分别为： 2010年10月8日在永顺发生的4.1级地震和2016年8月3日 在保靖发生的3.5级地震。根据地震记录分析该区域地震频率较低，且震 级不高。4.4.1.2.2地震动参数 据国家质量技术监督局中国地震动参数区划图(GB 18306-2015)表C18及建筑抗震设计规范GB 50011-2010(2016年版)附录A可知：129、工程场地所在的沱江镇类场 地基本地震动峰值加速度为0.05(相当于地震基本烈度度)，基本地震动 加速度反应谱特征周期为0.35S，设计地震分组为第一组(见图4.4-2、 4.4-3)。图4.4-2工程场区类场地基本地震动加速度反映谱特征周期图4.4-3工程场区类场地基本地震动峰值加速度894.4.1.2.3区域稳定性评价 由区域地质构造及地震历史记录分析：场地区域不存在大型构造运动，场地不具备应力聚集及释放条件。新构造运动微弱，地壳运动属于相对稳 定期。历史地震记录显示该区地震频率低且震级小。综上判断：工程区未 来发生破坏性地震的可能性较小，属稳定型场地，适宜工程建设。4.4.2站址岩土工程条130、件 两站址方案南北相距约400m，地形地貌、地层岩性相近，故不再分开论述。4.4.2.1地形地貌及地层岩性 工程场地所属区域总体属丘陵地貌景观，微地貌单元主要包括低丘、丘间沟谷。海拔高程在400480m之间，其中北方案站址占用一南北向缓 丘及一近南北向丘间沟谷，地形较简单，最大相对高差约20m；南方案站 址占用一缓丘丘顶，地形较复杂，呈现中间高四周低的特点，最大相对高 差约50m。丘坡面坡度一般在2035度之间，坡面开阔，地表植被茂密， 以松树、杉树、灌木为主，部分坡面及坡脚分布零星旱土。根据现场调查及钻孔资料，场地覆盖层以第四系残积粘性土为主，基 岩为寒武系()粉砂岩、灰岩、泥灰岩。现按从上131、至下，由新至老的地层 顺序描述如下：粉质粘土(Qel)：黄褐色、浅黄色，可塑、很湿。含少量角砾、碎石， 由下伏基岩风化残积，零星分布于坡面或坡脚，厚度一般不大于1.0m。该 层土壤电阻率在100250.m之间。粉质粘土(Qel)：黄褐色、浅黄色，硬塑、稍湿。含少量角砾、碎石，由下伏基岩风化残积，不连续分布于站址内，厚度一般在1.03.0m之间， 部分地段该层厚度可超过5.0m。该层土壤电阻率在100500.m之间。粉砂岩()：强风化，灰黄色，薄层状，泥质结构,薄层状，节理裂 隙发育，岩体破碎，多由泥砂充填，不连续分布于站址内，厚度一般不超 过2.0m。该层土壤电阻率在100400.m之间。泥灰132、岩()：强风化，灰黄色，灰白色，薄层状，节理裂隙发育， 岩体破碎，多呈坚硬土状、碎块状。不连续分布于站址内，厚度一般不超 过1.5m。该层土壤电阻率在150350.m之间。粉砂岩()：中等风化，灰黄色，黄褐色，泥质结构，薄-中厚层状， 节理裂隙发育，岩体较完整，局部夹薄层状泥灰岩。该层厚度一般在5.0 10.0m之间。该层土壤电阻率在200500.m之间。泥灰岩()：中等风化，灰黄色，黄褐色，薄-中厚层状，节理裂隙 发育，岩体较完整。不连续分布于站址内，厚度一般不超过2.0m。该层土 壤电阻率在200600.m之间。灰岩()：中等风化，灰黑色，薄中厚层状，节理裂隙发育，多 由铁锰质、方解石充填133、，岩体较完整。局部坡面该层直接出露。该层土壤 电阻率在5001500.m之间。根据站址地层结构，0-10m深度范围内土壤电阻率在100600.m之 间；10-20m深度范围内土壤电阻率在4001200.m之间；2030m深度范 围内土壤电阻率在4001500 .m之间。4.4.2.2各岩土层物理力学性质及指标 本工程各岩土层物理力学指标的提供主要在收集周边同类工程资料同时考虑地区经验的基础上综合确定，具体各岩土层物理力学指标见表 4.4-1。表4.4-1各岩土层物理力学指标一览表地层 序号地层状态时代成因重度 (kN/m3)内摩擦角粘聚力 KPa承载力特征值 KPa粉质粘土可塑Qel18.51134、9.514171525150180粉质粘土硬塑Qel19.020.018222040220260、泥灰岩、粉砂岩强风化沉积19.520.52028/300450、泥灰岩、粉砂岩中等风化沉积19.521.52830/600800灰岩中等风化沉积22.523.03236/120015004.4.2.3地基方案评价 该场地表层可塑粉质粘土层物理力学性质一般，可以作为一般建构筑物的基础持力层；其下硬塑粉质粘土层物理力学性质较好，是较好的建构 筑物天然地基基础持力层；基岩层物理力学性质好，是良好的天然地基或 桩基持力层。场地地层简单，覆盖层较薄，地下水埋藏较大，整体工程地质条件较 好。场区整平后大部分区135、域将直接出露基岩，大部分建筑物可考虑采用天 然地基，直接以基岩作为基础持力层；站址周边低洼地段可能零星分布回 填土，对于回填区建构筑物建议以硬塑粘性土层或基岩作为基础持力层， 基础类型根据填土层厚度相应采用桩基或天然地基基础。若采用桩基建议 采用干作业钻孔桩或干作业挖孔桩。场地主要岩土层桩基参数见表4.4-2。表4.4-2场地主要岩土层桩基参数地层干作业钻孔桩15L30干作业挖孔桩15L30地 层状 态时 代成因桩端极限阻桩侧极限阻桩端极限阻桩侧极限阻序号力标准值KPa力标准值KPa力标准值KPa力标准值KPa粉质粘土可 塑Qel/5365/5365粉质粘土硬塑Qel1600200082951136、80024008295、泥灰岩、粉砂岩强风化沉积1600260014022018002600140220、泥灰岩、粉砂岩中等风化沉积2400320018026026003500180260灰岩中等风化沉积3000450024030030004500240300备注：若设计桩长不在上表所示桩长范围内，相关参数应参考建筑桩基技术规 范JGJ 94-2008中表5.3.5-2对应桩长取值。4.4.3水文地质条件 拟建站址地下水主要为孔隙水、基岩裂隙水和岩溶水。孔隙性潜水一般赋存于松散覆盖层中，主要受大气降水及地表水补给，通过蒸发、下渗 或向低洼地段流出等方式排泄，其水位、水量受大气降水、地表水及地形137、 地层影响较大；基岩裂隙水赋存于基岩裂隙中，受大气降水、地表水及上 层水下渗补给，通过蒸发、下渗或向低洼地段流出等方式排泄，埋藏普遍 较深，对工程影响较小；岩溶水主要分布于碳酸盐岩溶蚀凹槽、溶洞或暗 河内，受地表降水、径流补给，沿岩体裂隙及溶蚀孔洞通过下渗或向低洼 地段流出等方式排泄，没有统一水位，且水量变化较大。根据现场调查，南北两方案站址范围内均未发现泉、水井等，山脚水 井水位在6m左右，初步判断：南方案站址地下水类型以基岩裂隙水和岩溶 水为主，地下水埋深大于40m，对工程影响不大；北方案在丘间沟谷地段上部存在孔隙水，其下存在基岩裂隙水和岩溶水，其余地段只有基岩裂隙 水和岩溶水。丘间沟谷138、地段孔隙水埋深在4.07.0m之间，年变幅约为 1.0m。基岩裂隙水和岩溶水埋深大于15m，对工程可能有一定的影响，因 此在雨季施工时应注意采取降排水措施。后续工作应根据钻孔资料判断地 下水特别是岩溶水发育情况，以进一步判断其对工程的影响。根据现场调查，工程场地周边均未发现大型工业污染源，且距人口密 集村镇均较远，根据周边环境情况及地下水径流特点初步判断：工程场地 地下水对混凝土结构具微腐蚀，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀；场 区土壤对钢筋混凝土内钢筋具微腐蚀，对混凝土结构具微腐蚀。站址生产及生活用水可考虑站内打井取水或外接自来水管网取水。 4.4.4不良地质作用及矿产、文物古迹分布情况4.139、4.4.1 不良地质作用及存在的工程地质问题 根据调查，两拟建站址现均不存在崩塌、滑坡、泥石流、地表塌陷、砂土液化等不良地质作用，但场地存在岩溶现象。 岩溶指可溶性岩石在水的溶蚀作用下，产生的各种地质作用、形态和现象的总称。工程场地属于碳酸盐岩发育区，属可溶性岩石，通过调查， 场地范围内浅层地表以粉砂岩、泥灰岩、灰岩为主，未见任何溶蚀发育现 象。工程场地以外区域浅层地表仅发现石牙及小型溶沟等溶蚀现象，岩体 表面偶见小型溶洞，未发现地表溶蚀塌陷、溶蚀漏斗、落水洞、溶蚀洼地 等岩溶强烈发育迹象。初步判断场地岩溶发育等级为微弱-中等，适宜工 程建设。下阶段对场地岩溶发育情况做进一步的勘察工作。因场地140、部分地段坡面坡度较大，在工程施工及场地整平中注意采取科学的施工工艺，避免引发次生地质灾害。 4.4.4.2矿产能源及文物分布对工程影响根据区域矿产资料，工程区及周边2km范围内暂未发现具有开采价值的 地下矿产，现场调查亦未在该区域内发现地下矿产开采迹象，初步判断工 程区域内不存在有开采价值的地下矿产资源，也不存在地下矿产开采活 动。建议尽快委托专业单位开展压覆矿产评估工作。南站址方案西南方 300m处存在一露天开采的采石矿，现阶段仍处在开采阶段，该采石场现阶 段开采暂未对站址安全造成影响，如果后续该采石场开采方向向拟建站址 发展，则可能导致站址所在山体失稳，进而威胁站址稳定，建议关注该采 石场141、规划开采范围及开采进度，避免采石场开采对站址稳定造成影响。根据现场调查及当地文物局查询可知，工程区地表未发现有价值的文 物古迹，后续工程中若发现存在地下文物古迹应及时通知相关部门。 4.4.4.3特殊性岩土问题根据本次勘察工作及分析区域地质资料，本工程场地不存在特殊性岩 土问题。4.4.5结论及建议1) 工程场地位于相对稳定地块。新构造运动微弱，地壳运动属于相 对稳定期。历史地震频率低且震级小。工程区未来发生破坏性地震的可能 性较小，属稳定型场地，适宜工程建设。2)当工程场地所在区域为类场地时，基本地震动峰值加速度为0.05(相当于地震基本烈度度)，基本地震动加速度反应谱特征周期为0.35S，142、设计地震分组为第一组。3) 工程场地所属区域总体属丘陵地貌景观，微地貌单元主要包括低 丘、丘间沟谷。4) 场地覆盖层以第四系残积粘性土为主，基岩为寒武系()灰岩、泥 灰岩、粉砂岩。5) 南方案站址内地下水埋深大于40m，地下水对工程影响不大；北方 案丘间沟谷内地下水埋深在4.07.0m之间，年变幅约为1.0m，其余地段 地下水埋深大于15m，地下水对工程存在一定影响，特别是雨季施工注意 采取降排水措施。6) 初步判断场地地下水对混凝土结构具微腐蚀，对钢筋混凝土结构 中的钢筋具微腐蚀；场区地下水位以上土壤对钢筋混凝土内钢筋具微腐 蚀，对混凝土结构具微腐蚀。后期站内生产生活用水可考虑站内打井或外 143、接自来水管网取水。7) 初步判断工程区域内不存在有开采价值的矿产资源，也不存在矿 产开采活动。建议尽快委托专业单位开展压覆矿产评估工作。具体压覆矿 产情况以最终压覆矿产评估报告为准。工程场地地表暂未发现有价值文 物。后期施工中若发现未标明文物遗迹应及时上报相关部门。8)工程场地不存在特殊性岩土问题。9) 工程场地不存在崩塌、滑坡、泥石流、地表塌陷、砂土液化等不 良地质作用。但场地存在岩溶现象，初步判断场地岩溶发育等级为微弱- 中等。10) 场地整体工程地质条件较好。大部分建筑物可考虑采用天然地 基；对于回填区建构筑物建议以硬塑粘性土层或基岩作为基础持力层，采用桩基或天然地基基础，建议采用干作业144、钻孔桩或干作业挖孔桩。 11）站址及周边区域地下水以基岩裂隙水和岩溶水为主。大部分丘坡坡脚岩体破碎，具备地下水赋存条件。局部坡脚见有泉眼出露，存在小型 构造发育的可能性。站址及周边岩溶发育等级为弱-中等，具备岩溶水发 育及径流条件。由此判断站址及周边区域具备机械钻探找水可行性。考虑 站址位置选择在地形相对较高的丘顶，站外打井找水的可能性较大。12)从地质专业角度推荐北站址方案为推荐站址方案。4.5水文气象条件4.5.1气象条件4.5.1.1区域气象特征 XX市气候属中亚热带季风湿润性气候，兼具大陆性气候，四季分明，冬暖夏凉，春秋温和，冬长秋短，夏季40以上的气温极少出现。年平均 温度16.4。145、年均降水量1440.5mm。年日照时数1382.5h。变电站两站址 所在XX县季风明显，风向随季节而转变。夏季多偏南风，冬季多偏北风， 春秋两季南北风相互交替。XX县主导风向为NE，风向频率为14%，静风 频率C为41%。随着风的转变，光温水季节也有明显变化，春季低温寡照， 夏季高温多雨，秋季凉爽，冬季多霜，年平均气温16.0。4.5.1.2气象要素特征 本工程附近有XX气象站，与项目地属同一气候区，气象条件基本一致，气象站观测规范、项目齐全，资料系列连续完整、精度较高，可作为 本工程设计气象条件的参证站。表4.5-1气象站位置及与本工程站址距离站名海拔(m)北纬东经地址与项目距离 (km)X146、X349.6275710936XX土家族苗族自治州XX县 南华路24号5.5-5.8本阶段收集到参证气象站自建站以来的气象资料，统计分析气象要素 特征值如下：表4.5-2参证气象站历年气象特征值站名项目凤凰备注极端最高气温()40.21972.8.27极端最低气温()-12.21977.1.30平均气温()16.0/平均相对湿度(%)81/最小相对湿度(%)13/平均气压(hPa)974.6/平均水汽压(hPa)16.4/平均风速(m/s)1.3/最大风速(m/s)20.71978.5.8最大一日降雨量(mm)160.41980.8.11连续一次最大降水量(mm)290.91977.4.29-147、5.16平均降水量(mm)1312.9年平均蒸发量(mm)1053.7平均地面温度()18.6平均大风日数(d)2.1年平均日照时数(h)1281.4平均雾日数(d)35.5站名项目凤凰备注平均冰雹日数(d)1.3平均雷暴日数(d)52平均积雪日数(d)6.5平均霜日数(d)17.4最大积雪深度(cm)221977.2.94.5.1.3 设计风压根据电力工程气象勘测技术规程(DL/T 5158-2012)，发电、变电 包括换流站与通信工程的基本风速设计重现期为50年。1)气象站资料成果 所收集到的风速资料，其台站风速仪的安装高度均需与基准高度进行换算。我国位于空旷地区(B类区)的气象台站风速感148、应器的安装高度以往 多在距离地面以上812m，根据电力工程气象勘测技术规程(DL/T 5158-2012)，风速仪器高度换算公式如下：100V = Va 10 Z hZ 式中：V -为风速仪标准观测高度(10m)的换算风速(m/s)；V 、 h -分别为实际观测风速(m/s)和实际观测高度(m)，气象台站的ZZ风速仪观测高度通常为812m；-气象台站地面粗糙指数。A类地区指近海面、海岛、海岸、湖岸及沙漠地区=0.12；B类地区指田野、乡村、丛林、丘陵以及房屋比较稀疏 的乡镇和城市郊区=0.16；C类地区指房屋比较密集的城市市区=0.22； D类地区指有密集建筑群的城市市区=0.3。本工程地面粗149、糙指数按B类地 区取0.16。我国许多气象台站以往多采用定时观测4次的2min平均风速，显然会 漏掉不少大风风速。因此，对于定时观测风速，必须经过观测时距和观测 次数的换算修正，才能将2min平均风速换算为连续自记10min平均风速。 根据电力工程气象勘测技术规程(DL/T5158-2012)，风速次时换算公 式如下：V10min=0.73V2min+7.0(华中) 式中：V10min-自记10min平均风速(m/s)； V2min-定时2min平均风速(m/s)。根据收集到的参证气象站历年最大风速资料，对资料进行代表性、可 靠性和一致性的审查后，对风速进行高度订正，观测次数和时距换算，统 一150、订正为离地10m高10min平均最大风速资料。本次计算采用了以下两种方 法推求基本风压。一是根据参证气象观测站累年实测的年最大风速资料采 用极值I型(Gumbel频率)分布进行频率计算设计风速，进而推算基本风压； 二是根据建筑结构荷载规范(GB 50009-2012)查得本工程附近设计频 率的风压。计算成果如下表4.5-3。表4.5-3极值I型计算设计风速风压结果气象站设计风速设计风压(m/s)(kN/m2)XX21.790.302)基本风压计算设计风速根据建筑结构荷载规范(GB 50009-2012)，由风压计算设计风速 计算的公式如下：12w=rnR2R式中，R为重现期为R的风压值，R为重151、现期为R的设计风速，为 空气密度，1/2称为风压系数。查看全国各城市风压表得距离本工程最近的XX地区50a一遇风压值 为0.30kN/m2，计算得本工程标准风压系数(1/1600)下离地10m高50a一遇设 计风速为21.91m/s。3)结论 综上所述，考虑工程安全性，采用最不利计算结果，推荐本工程站址处设计风压取0.30kN/m2，本工程标准风压系数(1/1600)下离地10m高50a 一遇设计风速为21.91m/s。4.5.1.4风向和风玫瑰 统计XX气象站1980年来实测风向资料，统计全年风向频率，绘制风向玫瑰图如下(图4.5-1)。XX气象站全年主导风向为NE，其风向频率为 14%。图152、4.5-1XX气象台全年风向玫瑰图4.5.2水文条件4.5.2.1区域自然地理概况 本工程变电站位于XX市XX县，XX市境地貌以中低山和低山地貌为主，面积占全市面积的80%，西北高，东南低，呈中山、中低山和低山 三级梯降，西北部和东南部地势高差824m。山脉呈带状平行排列，西部、西北部为中山，高峰重峦，山大坡陡，悬崖峭壁，山脉北东、北北东走向。西南部为低山，山脉北东、北北东走向。东部、东南部为红岩低山，山峰 丛丛，岭峪交错。中部为较开阔的盆地，平、丘、岗地貌发育。XX城区 地貌属于低山、丘、岗、平地区，地势较平坦，四周山坡平缓。乾州地势 较开阔平坦，呈盆地状，四周为低山、岗、丘。市境岩溶地貌发153、育，溶沟、 漏斗、落水洞等岩洞形态典型。4.5.2.2流域特征 本工程位于XX县境内，属沅江水系，附近河流为沱江。 沅江，又称沅水，长江流域洞庭湖支流。流经中国贵州省、湖南省。沅江是湖南省的第二大河流，干流全长1033km，流域面积8.9163万km2，多 年平均径流量393.3亿m3，落差1462m，河口多年平均流量2170m3/s。流域 则跨贵州、四川、湖南、湖北四省。属洞庭湖湘、资、沅、澧四水中的第 二大水系。4.5.2.3站址水文条件1)水利工程 本工程附近沱江上建有多处水电站，经调查，本工程距离沱江较远，且未位于沱江水利工程下游区域，故不考虑沱江水利工程对洪水的影响。 2)洪水和内涝154、 本工程附近无水文站资料，根据湖南省洪水调查资料(第五册)，沱江XX河段有过多次洪水调查，最终确定1920年历史洪水调查结果为 1915年以来最大洪水，成果可靠：最高洪水位为320.92m(1956黄海高程)。 本工程两站址距以上洪水调查点约1.9km，且位于该调查点上游，海拔自 然标高和拟定场平标高均远高于该洪水位，故不受沱江洪水的影响。经现场调查两站址均位于山坡上，站址区域汇水主要来自雨水，汇水 量较小，雨季期间形成的地面径流通过坡地流向山下，排水通畅。因此， 站址处不受内涝积水影响。4.5.3结论根据气象站累年实测风向频率资料，气象站全年主导风向为NE，其风 向频率为14%，静风频率为4155、1%。考虑工程安全性，采用最不利计算结果， 推荐本工程离地10m高50年一遇10min平均最大风速为21.91m/s，基本风压 取0.30kN/m2。两站址处不受沱江洪水的影响。经现场调查两站址均位于山坡上，站 址区域汇水主要来自雨水，汇水量较小，雨季期间形成的地面径流通过坡 地流向山下，排水通畅。因此，站址处不受内涝积水影响。4.6土石方情况4.6.1大黄土村北站址综合考虑进站道路坡度、站区总平面布置及场地内土方自平衡的原则， 初步拟定场平标高444.7m。其中挖土方10.2万方，其中含石方5.3万方，填 方10.8万方。边坡12369m2 。进站道路只征与变电站连接约40m长的区域。 4.156、6.2大黄土村南站址考虑站区标高与周边道路相协调，场地内土方自平衡的原则，初步拟定 场平标高为455m,场平挖方12.5万方，其中含石方10万方，填方11.9万方。 边坡1.4万m2。进站道路只征与变电站连接约330m长的区域。表4.6-1站址主要技术指标表序 号项目单位大黄土村北站址大黄土村南站址1站址征地hm22.77622.20531.1站区围墙内用地面积hm21.55000.85851.2进站道路用地面积hm20.04930.51671.3站区边坡、挡土墙、排水沟等用地hm21.17690.83012场地平整及挡土墙工程量2.1土(石)方工程量挖 方m3102442125000填 方m157、31083921190002.2挡土墙工程量m3400030002.3外弃土方m30120002.4排水沟及截洪沟m1014.510502.5边 坡m212369140003进站道路3.1进站道路长度m40.723304拆迁工程量4.1拆迁房屋m260004.2移建10kV线路m2001004.3迁坟座10154.7进出线条件1)大黄土村北站址 大黄土村北站址位于XX县北沱江镇西部，南邻规划XX北路，东临G209国道，距离约40m。进站道路由东侧的G209国道引接，引接道路长约40m。根据系统接线要求及站址位置特点，建议220kV线路向北出线，110kV 线路向南出线。2)大黄土村南站址 大黄158、土村南站址位于XX县北沱江镇西部，北邻规划XX北路，东临G209国道，西临规划G354国道，距离约300m。 根据系统接线要求及站址位置特点，建议220kV线路向东出线后转向北，110kV线路向西出线后转向南。 4.8进站道路和交通条件4.8.1进站道路4.8.1.1大黄土村北站址 进站道路由东侧的G209国道引接，引接道路长约40m。4.8.1.2大黄土村南站址 由于站址与东侧的G209国道高差较大，约20m，不易引接，所以进站道路向西与规划G354国道引接，长度约330m。规划G354国道双向6车道， 正在建设中，为不影响变电站建设期间建筑材料和设备运输，采用临时道 路与G209引接。临时159、道路利用南侧采石场水泥路，然后绕山逐渐爬高进入 站内。临时道路长约800m。4.8.2大件设备运输 XX州位于湖南省西部偏北，酉水中游和武陵山脉中部，东邻贵州省铜仁市，重庆市酉阳土家族苗族自治县，南接怀化市麻阳县，西连怀化市 沅陵县，北抵张家界市。2016年，经过XX州境内的铁路仅有一条焦柳铁路。此外，经过XX州的黔张常铁路正在建设中，已确定开工张吉怀高速 铁路正在进行实地勘探，规划中经过XX州的铁路还有恩吉铁路、秀吉益 铁路。国家高速公路G56、G65、G55，省高速公路S10、S66,国道G209等纵 横该市，交通方便。两站址均在XX县沱江镇西部，大黄土村旁，相距400m。附近有G209 160、国道，交通方便。采用相同的运输路线。大件运输采用铁路和公路联运，主变可运至XX火车站卸车。 主变卸车后经人民北路、人民中路、丹桂路、物流园路、杭瑞高速(G56)、G209国道转进站道路到达站址，全程约48.8km。XX火车站站址图4.8-1站址大件运输路径图 从XX火车货运站出站经人民北路、人民中路、丹桂路、物流园路等到高速基本无桥梁需拆除加固，其他道路有广告牌、路牌及电缆需拆除或 升高。表4.8-1站址公路及桥梁措施费(万元)序 号名称单位数量单价合价备注1货场使用费次1882运输道路技术咨询费4.24.23临时空障排除费次35154不可预见费用10%28.32.85护送费次155合计354161、.9施工电源由桐北线T接线路至XX站，站内采用电缆约0.1km。由于桐北线位于 城区内，需敷设电缆，其中电缆1.4km，采用YJV22-8.7/15kv3*240铜芯电 缆，架空5.5km，采用JKLGYJ一240/30 型导线。线路合计长约6.9km， 4.10站址环境址区域属丘陵地貌，微地貌单元主要包括低丘、丘间沟谷,山坡植被发 育，周边无大的污染源。属d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 站区属丘陵地貌，地势起伏不大，施工场地布置顺畅，施工机具进场较方便，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由比较可知162、，大黄土村北站址、大黄土村南站址两个站址地质稳定，均 适宜建站；两站址场地均比较开阔，进出线方便；但南站址高差较大，土石 方工程量大；南站址进站道路较长，且需要修建临时施工道路；南站址南侧 有采石场，110kV线路需要躲避；大黄土村北站址虽占地面积较大，但为全 户外布置，进站道路较短，场地相对平整，综合造价较节省；经综合考虑， 推荐大黄土村北站址为XX220kV变电站站址。表4.13-1XXXX220kV变电站站址技术经济比较表站 址大黄土村北站址大黄土村南站址项 目1)地理位置站址位于XX县北沱江镇西部，南邻规划 站址位于XX县北沱江镇西部，北邻规划XX北路，XX北路，东临G209国道，距离163、约40m。 东临G209国道，西临规划G354国道，距离约300m。1142)地形、地貌站址区域为总体属丘陵地貌景观，微地貌 站址区域为总体属丘陵地貌景观，微地貌单元主要 单元主要包括低丘、丘间沟谷。海拔高程 包括低丘、丘间沟谷。海拔高程在400480m之间， 在400480m之间，丘坡面坡度一般在2035度之间，坡面开阔，地表植被茂密，以 丘坡面坡度一般在2035度之间，坡面开阔，地表松树、杉树、灌木为主，部分坡面及坡脚 植被茂密，以松树、杉树、灌木为主，部分坡面及 分布零星旱土。站址占用一南北向缓丘及 坡脚分布零星旱土。站址占用一缓丘丘顶，地形较 一近南北向丘间沟谷，地形较简单，最大 复杂164、，呈现中间高四周低的特点，最大相对高差约 相对高差约20m。站内10座坟墓,一条10kV 50m。站内有多栋民房及15座坟墓,一条10kV线路在线路在站址东部穿过。站址东部穿过，南部有采石场的水泥硬化道。场地地层简单，覆盖层较薄，地下水埋藏较大，整体工程地质条件较好。站址工程 场地地层简单，覆盖层较薄，地下水埋藏较大，整3)地质、水文地质条件好，大部分地段可采用天然地基体工程地质条件较好。站址工程地质条件好，大部。站址区域无山洪和内涝，在50年一遇洪水 分地段可采用天然地基。站址区域无山洪和内涝，位之上，不受洪水威胁。在50年一遇洪水位之上，不受洪水威胁。站址总占地约41.64亩(仅包含40m165、进站道4)征地、拆迁、土路)。大部分为林地，占用少量一般农田， 站址总地约33.08亩，其中进站道路用地约7.75亩， 不占用基本农田。站区整平标高约444.7m，为林地。站区整平标高约455m，土石方工程量为挖石方土石方工程量为挖土方10.2万方，其中挖 土方12.5万方，其中挖石方10万方，填方11.9万方。 石方5.3万方，填方10.8万方。征地范围内 有坟墓约15座需拆迁。改迁10kV线路200m。 有坟墓约10座需拆迁，砍树15颗，改迁10kV线路200m，拆除民房600m2。5)进出线条件220kV出线向北方向出线，110kV出线向南 220kV出线向北方向出线，110kV出线向南166、方向出线，站 址项 目大黄土村北站址大黄土村南站址方向出线，东侧临G209，东侧有村庄。变电站四周为林地，总体出线条件较为开阔 对城市规划影响较小。北侧规划XX北路，向西300m处为规划G354国道，总体出线条件较为开阔，变电站四周为林地，对城 市规划影响较小。由于站址与东侧的G209国道高差较大，约20m，不易进站道路由东侧的G209国道引接，引接道引接，所以进站道路向西与规划G354国道引接，长路长约40m。G209国道路面宽度约7m，沥青度约330m。规划G354国道双向6车道，正在建设中，混凝土路面，能满足变电站建设和大件运为不影响变电站建设期间建筑材料和设备运输，采6)交通、施工条件167、输要求。站区属丘陵地貌，地形起伏不大用临时道路与G209引接。临时道路利用南侧采石场施工场地布置顺畅，施工机具进场方便，水泥路，然后绕山逐渐爬高进入站内。临时道路长施工用水可打井取水，施工条件可满足施约800m。站区属丘陵地貌，地形起伏不大。施工场工技术要求。地布置顺畅，施工机具进场方便，施工用水可打井取水，施工条件可满足施工技术要求。7) 生产、运行条件距城区较近，生产运行条件较好。距城区较近，生产运行条件较好。4.14签署协议情况 XXXX站址及线路的有关规划、国土、公路、林业、环保、水利、文物、政府等协议已经办理，具体情况见12章。5变电站工程设想5.1.1建设规模 主变容量：本期118168、0MVA，终期3180MVA。出线规模：220kV出线本期4回，其中2回至用户站：至牵引站1回(改 至自治州)、至牵引站1回，两回至非用户站：至万溶江自治州1回、至富 洲出线1回，终期8回；110kV出线本期6回，终期12回；10kV本期出线8回， 终期出线按每台主变8回考虑。无功补偿：本期装设38Mvar容性无功补偿，远期按每台主变装设38Mvar容性无功补偿；本期装设感性无功补偿110Mvar，远期装设2 10Mvar感性无功补偿于预留场地。5.1.2工程概述 为满足XX县的用电需求，减轻XX市供电压力，并满足XX牵引站供电需要，规划于2020年底建设XX220kV变电站。XX220kV变169、电站初选 站址位于XX县城北侧约6km，东北距规划的XX高铁站约2.8km。XX变220kV接入系统方案初步考虑为：新建XX变入万溶江富 州II线的220kV线路；待自治州变投产后新建XX变自治州变双回220kV 线路。其他需说明情况：自治州变预计2021年下半年投运；XX牵引站预计 2021年2月用电，根据张家界-XX-怀化铁路外部供电方案研究报告评 审意见，XX牵引站初期由XX220kV变出双回220kV线路为其供电。自 治州变投产后，将本期接万溶江侧220kV线路与XX至牵引站的一回 220kV线路在XX侧短接，形成由XX、万溶江各出一回220kV线路为XX 牵引站供电；因此，根据建设时170、序，XX变侧利用牵引站短接腾出的2个 间隔建设XX变自治州变双回220kV线路(初期XX自治州两回线路 各架设到XX、自治州变电站附近)，同时牵引站短接工程列入本期工程。 5.2电气一次5.2.1建设规模 变电站为220kV、110kV、10kV三级电压，设计规模如下表： 表5.2-1变电站设计规模终期规模本期规模主变压器3台180MVA主变压器1台180MVA主变压器4回,至万溶江变1回(改至自治州)、至怀220kV出线8回化富州变1回、至牵引站1回(改至自治州)、至牵引站1回110kV出线12回6回10kV出线24回8回容性无功补偿3(38Mvar)38Mvar感性无功补偿210Mvar1171、10Mvar5.2.2电气主接线(1)220kV电气主接线 根据220kV750kV变电站设计技术规程(DL/T 5218-2012)中第5.1.6条规定“220kV变电站中的220kV配电装置，当在系统中居重要地位、 出线回路数为4回及以上时，宜采用双母线接线；当出线和变压器等连接 元件总数为1014回时，可在一条母线上装设分段断路器”，XX220kV 变电站220kV配电装置终期出线8回(至万溶江变1回(改至自治州)、至怀化 富州变1回、至牵引站1回(改至自治州)、至牵引站1回，备用4回)，变压 器3台，本期4回出线(至万溶江变1回(改至自治州)、至怀化富州变1回、 至牵引站1回(改至自治172、州)、至牵引站1回)，变压器1台。根据远景以及本 期建设规模终期推荐采用双母线单分段接线，本期推荐采用双母线接线。(2)110kV电气主接线 根据220kV750kV变电站设计技术规程(DL/T 5218-2012)中第5.1.7条规定“220kV变电站中的110kV、66kV配电装置，当出线回路数在6 回以下时，宜采用单母线或单母线分段接线，6回及以上时，可采用双母 线或双母线分段接线”，XX220kV变电站110kV配电装置终期出线12回， 110kV本期出线6回，主变进线1回。根据远景以及本期建设规模，本期推 荐按最终规模建设采用双母线接线。(3)10kV电气主接线 XX220kV变电站173、10kV配电装置终期共出线24回，终期装设装设3(38Mvar)容性无功补偿以及210Mvar感性无功补偿；本期配电装置出线8 回，主变压器低压侧装设38Mvar容性无功补偿和110Mvar感性无功补 偿。10kV终期采用单母线三分段接线，本期采用单母线接线（10kVII段本 期上母线设备柜、外接电源柜、#2接地变消弧线圈柜）。(4)各级中性点的接地方式 主变压器为三绕组型，220kV和110kV为星形接线，中性点通过隔离开关接地，可采用接地和不接地两种方式。10kV系统采用经消弧线圈接地方式。 (5)XX变电站直流融冰方案设计(a) 交流电源从10kV融冰柜输出，通过直流融冰方式切换刀闸后，174、与 直流融冰成套装置连接。(b) 根据实际情况选择输出长线路和短线路融冰所需要的直流电源。 直流融冰装置输出的直流电流经过管母线连接到220kV融冰刀闸。(c) XX变220kV本期出线4回(终期8回)，110kV本期出线6回(终期12 回)，220kV和110kV本期均采用双母线接线方式，在220kV配电装置每回出线 均设有融冰刀闸。直流融冰装置输入采用3X3X(ZR-YJV63-10-1X630)从10kV融冰柜接至直流融冰装置，采用直埋方式。直流融冰装置输出采用6063G- 120/110铝镁硅合金管母，从直流融冰装置通过融冰刀闸至220kV与110kV 每回出线线路。直流融冰装置的融冰175、输出刀闸每相通过LMY-125X10铝排与 220kV配电装置和110kV配电装置的融冰刀闸连接。当线路需要融冰时，合上融冰隔离开关和相应线路隔离开关即可给所 需线路融冰。5.2.3短路电流计算及主要电气设备选择 按照系统远景水平年规划规模计算，短路电流计算结果如下表： 表5.2-2短路电流计算结果表(kA)短路类型短路地点三相短路单相短路冲击电流220kV出线18.5910.9547.41110kV出线12.169.831.0110kV母线(采用Uk1-2%=14，Uk1-3%=54， Uk2-3%=38的高阻抗主变压器)21.32-54.3710kV母线(采用Uk1-2%=14，Uk1-3176、%=35， Uk2-3%=20的主变压器)35.66-90.935.2.3.1主要电气设备选择原则和依据1)环境条件参数名称参数值参数名称参数值海拔1000m极端最低气温-12.2历年最大风速20.7m/s多年平均相对湿度81%历年平均气温16.0地震烈度度极端最高气温40.2污秽等级c级平均雷暴日数52天2)一般技术条件标称电压最高运行电压高压220kV高压252kV中压110kV中压126kV低压10kV低压12kVa)额定频率：50Hz。b)设备额定电流：大于等于回路持续工作电流。c)导体长期允许载流量：大于等于导体回路持续工作电流。 d)短路水平本工程220kV设备短路水平按50kA考177、虑，110kV设备短路水平按40kA考 虑，10kV设备短路水平按31.5kA考虑(10kV进线及分段间隔按40kA考虑)。3)噪声允许水平 受噪声影响人的居住或工作建筑物1m处的噪声白天65dB(A)，晚上不大于55dB(A)。4)设备的机械强度 电气设备的总荷载为：长期作用荷载=设备端子实际拉力+设备最大风荷载+设备自重(矢量之和)。短时作用荷载=设备端子实际拉力+设备最大风荷载25%+设备地震力+ 设备自重(矢量之和)。要求在长期作用和短时作用状态下电气设备的总荷载对设备的破坏 强度分别满足2.5(长期)和1.67(短时)的安全系数。屋外配电装置的套管、绝缘子根据气象条件和不同受力状态进178、行计 算，其安全系数不小于表5.2-3所列数值。表5.2-3绝缘子的安全系数类别荷载长期作用时荷载短期作用时套管、支柱绝缘子2.51.675.2.3.2污区分布及外绝缘配合 依据湖南省污区分布图2014年版，本站所在地区污秽等级为d类，根据国家标准污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定(GB/T 26218-2011)以及国网基建部关于加强新建输变电工程防污闪等设计通 知的通知(基建技术201410号)要求，并结合国家电网公司通用设备。 户外设备爬电比距按d级污秽考虑，取统一爬电比距49.7mm/kV(最高相 电压)，户内设备取统一爬电比距43.3mm/kV(最高相电压)。5.2.3.3设179、备选择 根据短路电流计算结果220kV、110kV及10kV侧设备短路水平分别按50kA、40kA及31.5kA考虑(10kV进线及分段间隔按40kA考虑)。本工程设备参照国家电网公司标准化建设成果(输变电工程通用设计、通用设备)应用目录(2018版)通用设备。具体选择如下： 1)主变压器由短路电流计算可知，当主变压器选用普通阻抗时(即Uk1-2%=14， Uk1-3%=35，Uk2-3%=20)，10kV母线短路电流达到35.66kA，故XX变推荐 采用高阻抗变压器。主变压器选用国家电网有限公司输变电工程通用设备(2018年版) 中，设备编号为：2T-SS-1A/180。选择结果见表5.2-180、4。表5.2-4主变压器参数表主变压器项目参数本期数量容量180/180/90MVA1台额定电压23081.25%/121/11kV接线组别YNyn0d11阻抗电压Uk1-2%=14，Uk1-3%=54，Uk2-3%=38冷却方式自然油循环自冷(ONAN)电流互感器高压中性点300/1A5P30/5P30中压中性点600/1A5P30/5P302)220kV设备220kV采用户外HGIS设备，选用国家电网有限公司输变电工程通用 设备(2018年版)中通用设备，设备编号：2HGIS-3150/50；电压互感器 通用设备编号为：CVT；避雷器通用设备编号为：2MOA-204/532；隔离开 关通用181、设备编号为：2QS-3D-4000/50；接地开关通用设备编号为：2ES-50。 220kV主要设备选择结果及参数见表5.2-5。表5.2-5220kV主要设备选择结果设备名称型 式 及 主 要 参 数本期数量220kV HGIS220kV出线间隔断路器QF：UN=252kV，IN=3150A，IK=50kA，分相 操作2套分合闸线圈直流电压220V，双跳线圈，1台CT：1250-2500/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S，共12只隔离开关QS：UN=252kV，3150A，50kA/3s，3组接地开关QSE：125kA(动稳定电流)，2组快速接地开关FQSE：125kA(动稳定电182、流)，1组SF6出线套管BSG：3150A，50kA/3s，125kA，9组电 压 互 感 器 ： 220/ 3/0.1/ 3/0.1/ 3kV ， 0.5(3P)/0.5(3P)，仅A相，1台带电显示装置VD：A，B，C相各1只220kV HGIS220kV主变进线间隔断路器QF：UN=252kV，IN=3150A，IK=50kA，三相 机械联动1套分合闸线圈直流电压220V，双跳线圈，1台CT：1250-2500/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S，共12只隔离开关QS：UN=252kV，3150A，50kA/3s，3组接地开关QSE：125kA(动稳定电流)，3组SF6出线套管183、BSG：3150A，50kA/3s，125kA，9组带电显示装置VD：A，B，C相各1只220kV HGIS220kV母联间隔断路器QF：UN=252kV，IN=3150A，IK=50kA，三相 机械联动1套分合闸线圈直流电压220V，双跳线圈，1台CT：1250-2500/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S，共12只隔离开关QS：UN=252kV，3150A，50kA/3s，2组设备名称型 式 及 主 要 参 数本期数量接地开关QSE：125kA(动稳定电流)，2组SF6出线套管BSG：3150A，50kA/3s，125kA，6组220 0.1 0.1 0.1220kV电容式电压互184、感器 / / / /0.1kV3333，6台0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/6P220kV避雷器204/532kV，附在线监测仪6台220kV隔离开关252kV，4000A，50kA/3s，电动三柱水平旋转，单 接地2组220kV隔离开关252kV，4000A，50kA/3s，电动三柱水平旋转，不 接地1组220kV支柱绝缘子16kN，非磁性10支220kV接地开关252kV，3150A，50kA/3s4组3)110kV设备110kV采用户外GIS设备，选用国家电网有限公司输变电工程通用设 备(2018年版)中通用设备，设备编号：1GIS-3150/40。避雷器通用设备 编号为：1MO185、A-102/266。110kV主要设备选择结果及参数见表5.2-6。122表5.2-6110kV主要设备选择结果设备名称型 式 及 主 要 参 数本期数量110kV GIS主母线UN=126kV，IN=3150A (双母线)50m110kV主变进线间隔断路器QF：UN=126kV，IN=3150A，IK=40kA1套分合闸线圈直流电压220V，1台CT：800-1600/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S，共12只隔离开关QS：UN=126kV，3150A，40kA/3s ，3组接地开关QSE：100kA(动稳定电流)，3组带电显示装置VD：A，B，C相各一只110kV GIS110186、kV出线间隔断路器QF：UN=126kV，IN=3150A，IK=40kA6套分合闸线圈直流电压220V，1台CT：800-1600/1A，5P30/0.2S，共6只隔离开关QS：UN=126kV，3150A，40kA/4s，100kA，3 组接地开关QSE：100kA(动稳定电流)，2组快速接地开关FQSE：100kA(动稳定电流)，1组电压互感器：220/3/0.1/3/0.5(3P)/0.5(3P)， 仅A相，1台带电显示装置VD：A，B，C相各1只110kV母联间隔断路器QF：UN=126kV，IN=3150A，IK=40kA1套分合闸线圈直流电压220V，1台CT：800-1600/187、1A，5P30/0.2S/0.2S，共6只隔离开关QS：UN=126kV，3150A，40kA/4s，2组接地开关QSE：100kA(动稳定电流)，2组110kV母线设备间隔隔离开关QS：UN=126kV，3150A，40kA/4s，1组2套接地开关QSE：100kA(动稳定电流)，1组快速接地开关FQSE：100kA(动稳定电流)，1组设备名称型 式 及 主要参 数本期数量110电 压 互 感 器 TV ：3/0.13/0.13/0.13/ 0.1kV ，0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/6P带电显示装置VD：A，B，C相各1只分合闸线圈直流电压220V，1台隔离开关QS：UN=126188、kV，3150A，40kA/4s，1组接地开关QSE：100kA(动稳定电流)，1组快速接地开关FQSE:100kA(动稳定电流)，1组110kV备用间隔隔离开关QS：UN=126kV，3150A，40kA/3s ，2组4套接地开关QSE：100kA(动稳定电流)，1组110kV避雷器YH10W-102/266W，附在线监测仪18台4)10kV设备10kV进线柜、进线隔离柜、分段柜、分段隔离柜按额定开断电流40kA， 动稳定电流峰值100kA选择；其他开关柜按额定开断电流31.5kA，动稳定 电流峰值80kA选择。选用国家电网有限公司输变电工程通用设备(2019 年版)中通用设备，设备编号分别189、为：AKG-A-4000/40，AKG-A-1250/31.5。根据系统规划， 本期需装设约 3 8Mvar容性无功补偿装置和 1 10Mvar感性无功补偿装置。选用国家电网有限公司输变电工程通用设备 (2019年版)中通用设备，设备编号分别为：AC-K-8,AL-DN1-3。10kV主要设备选择结果见表5.2-7。表5.2-710kV主要设备参数表设备名称型 式 及 主 要 参 数本期数量并联电容器成套装置(包括 电容器、串抗、隔离开关等)10kV框架式并联电容器，8000/334，户内，共24台2组干式空芯串联电抗器，11/3kV，Uk%=5，134kvar6台并联电容器成套装置(包括 电190、容器、串抗、隔离开关等)框架式，12kV，8000/334，户内，共24台1组干式空芯串联电抗器，12/3kV，Uk%=12，320kvar3台并联电抗器干式空芯并联电抗器，12kV，3.33Mvar3台开关柜进 线极柱固封式真空断路器，12kV，4000A， 4s热稳定电流40kA 动稳定电流峰值100kA，电流互感器 300-600/1A，1面进线隔离12kV，4000A， 4s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kA1面出 线极柱固封式真空断路器， 12kV， 1250A， 4s热稳定电流 31.5kA，动稳定电流峰值100kA，电流互感器 400-800/1A8面电 容智能相控断路191、器，12kV 1250A，4s热稳定电流31.5kA，动 稳定电流峰值80kA，电流互感器800-1600/1A3面电 抗智能相控断路器，12kV 1250A，4s热稳定电流31.5kA，动 稳定电流峰值80kA，电流互感器800-1600/1A1面接地变极柱固封式真空断路器， 12kV， 1250A， 4s热稳定电流 31.5kA，动稳定电流峰值80kA，电流互感器 100/1A2面母线设备12kV10/ 3 /0.1/ 3 /0.1/ 3 /0.1/ 3 /0.1/3kV0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/6P级2面分段隔离柜12kV，4000A，4s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值192、100kA1面外接电源极柱固封式真空断路器， 12kV， 1250A， 4s热稳定电流 31.5kA，动稳定电流峰值100kA，电流互感器 400-800/1A1面融冰智能相控断路器，12kV 1250A，4s热稳定电流31.5kA，动 稳定电流峰值80kA，电流互感器800-1600/1A1面母线桥4000A与开关柜配套30m检修小车0.8m 3台1m 2台5台验电小车0.8m、1m 1各台2台接地小车0.8m 2台、1m1台3台接地变及消弧线圈成套装置户外，干式，10kV，1000/10-630/0.42套设备名称型 式 及 主 要 参 数本期数量消弧线圈，1000/101022.5%/0193、.40.23kV，ZNyn11，Uk%=410kV避雷器氧化锌，YH5WZ5-17/45,附放电记录器6台铜排3(TMY-12510)210米10kV穿墙套管12kV 4000A3支5.2.3.3导体选择1)导体选择的原则母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。各级电压设备间连线按回路通过最大电流考虑，按发热条件校验。出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。 屋外配电装置的导体、金具根据气象条件和不同受力状态进行计算，其安全系数不小于表5.2-8所列数值。表5.2-8导体的安全系数类别载荷长期作用时载荷短期作用时软导线42.5硬导体2.01.67注：硬导体的安全系数对应于破坏应力194、，若对应于屈服点应力，则安全系数分别 为1.6和1.4。2)导体选择表5.2-9导体选择一览表电 压 (kV)回路名称回路电流最大 (A)选 用 导 体控 制 条 件导线根数型号载流量(A)220母线3791铝镁硅系管形母线250/2305531扰度出线18602LGJ-630/551999与线路一致主变进线496LGJ-400/50898由载流量控制母联16742LGJ-630/551999有最大一回潮流控制110母线2333GIS导体由设备厂家明确3150穿越功率400MW母联992GIS导体由设备厂家明确2000由载流量控制主变进线992LGJ-630/551211由载流量控制出线595195、LGJ-300/50620由最大输送潮流控制10总进线37793(TMY-12510)4261由主变容量控制柜内主母线及分段母线桥24273(TMY-12510)4261由载流量控制电容器回路539ZR-YJV22-8.7/15-3240，双根719由载流量控制电抗器回路682接地变回路72ZR-YJV22-8.7/15-3185255由热稳定校验控制5.2.4 电气总平面布置及配电装置5.2.4.1电气总平面 本工程根据现场实际地形，考虑两个方案。两个方案的电气总平面布置参考国网湖南省电力有限公司通用设计实施方案(2019版)中220-B-2 方案和220-A3-2方案，在该方案的基础上根据196、工程实际情况进行修改优化 而成。方案一：采取220-B-2方案 220kV向北出线，220kV配电装置采用户外HGIS组合电器，布置在变电站北侧；110kV向南出线，110kV配电装置采用户外GIS组合电器，布置在变电站南侧，220kV、110kV配电装置采用180度布置形式；主变压器、10kV配电装置室、消弧线圈接地变成套装置及主控制室布置在两个配电装置之 间，无功补偿装置布置在变电站西侧，进站道路从东侧接入，站区围墙东 西方向长124m，南北方向长123.4m。为便于远期扩建，220kV HGIS母线本 期一次上齐，110kV GIS母线及备用间隔本期一次上齐。该方案特点：变电站整体布置清197、晰、直观、紧凑，层次分明。 方案二：采取220-A3-2方案 变电站共设置二座配电装置楼，220kV配电装置楼布置在站区北侧，向北出线；110kV配电装置楼布置在站区南侧，向南出线。220kV、110kV 配电装置采用180度布置形式，主变压器布置在两个配电装置楼之间，进 站道路从东侧接入。站区围墙东西方向长86.5m，南北方向长84m。为便于 远期扩建，220kV母线及备用间隔本期一次上齐，110kV母线及备用间隔本 期一次上齐。该方案特点：变电站整体布置清晰、直观、紧凑，层次分明，占地面 积小。5.2.4.2 配电装置1)220kV配电装置选型： 方案一：220kV配电装置布置在站区北侧，198、采用户外HGIS设备，横向尺寸(围墙至围墙)122米，纵向尺寸(围墙至道路中心线)为55.5米。220kV 配电装置系参照国内及合资厂家提供的外形HGIS产品进行布置，采用双列 布置方式，两回出线间隔共用1组架构，横梁跨度25m，母线架构高14m， 进出线导线的悬挂点高度18m，出线避雷线悬挂点高度25m。220kV出线侧 出线侧避雷器和进线侧避雷器放置在HGIS外部，电压互感器放置在HGIS内部(去用户站，出线PT是三相；若没有去用户的，出线PT只上A相)。 方案二：220kV配电装置采用户内GIS布置，采用架空电缆混合出线、主变架空进线方式，220kV出线侧电压互感器、进线侧避雷器放置GI199、S内部, 出线侧避雷器外置。2)110kV配电装置选型： 方案一：110kV配电装置布置在站区南侧，采用户外GIS，横向尺寸(两端110kV出线构架间距)90米，纵向尺寸(道路中心至围墙)为24.3米。110kV 配电装置采用双母线接线，本期一次建成，母线上GIS备用间隔靠母线侧 隔离开关及接地开关本期一次上齐。单回出线间隔宽度为7.5m；双回出线 共用间隔宽度15m，单跨梁挂2回出线，出线门型架挂点高度分别为10m。 110kV出线侧电压互感器放置在GIS内部，进出线侧避雷器放置在GIS外部。方案二：110kV配电装置采用户内GIS布置，采用架空电缆混合出线、 主变架空进线方式，110kV出200、线侧电压互感器,进线侧与架空出线侧避雷器 均放置在GIS内外部。3)10kV配电装置： 方案一：10kV配电装置采用屋内成套开关柜双列布置。主变总进线采用铜排，户外分支母线采用铜排，户内分支母线采用封闭母线桥，户外分 支母线与户内分支母线利用穿墙套管转接，母线跨线采用封闭母线桥，其 余出线均采用电缆。整个配电装置室平面布置横向尺寸为31m，纵向尺寸 9.5m。方案二：10kV配电装置室平面布置横向尺寸为43m，纵向尺寸10.0m, 其余与方案一相同。两个方案电气设备选型差异较大，从变电站整体布置、运检以及物资 招标考虑，本工程推荐方案一。从经济性考虑，方案一全站占地面积大于 方案二，但方案二需201、要建设两栋配电装置楼，220kV及110kV采取电缆架空 混合出线，整体投资大于方案一。综合比较，本工程推荐方案一。 5.2.4.3配电装置及电气总平面方案比较1)扩建施工便捷性 本工程远景220kV规模为8线3变，本期为4线1变，根据规程要求，远期采用双母线单分段接线，本期按双母线接线建设，采用双母线接线。若 采用GIS设备，一期工程需将GIS母线、备用间隔一次上齐，否则后期扩建 时，需要对扩建段的GIS母线进行耐压试验，将造成220kV侧母线全停，降 低了供电可靠性。后期扩建间隔时，需要进行间隔内气室SF6气体回收、 罐体对接、充SF6气体、耐压试验、接线等工作，现场安装工作量较大。采用H202、GIS设备，由于其母线不装设于SF6气室内，是外露的。后期扩 建时，HGIS设备安装、试验完毕后，只需要在很短的时间将设备与两组主 母线分先后进行简单的接线工作，现场安装工作量少。2)投资造价 方案一、方案二本期的投资造价比较如下：本期两个方案的工程投资比较本期方案一 (全户外) 220kV HGIS, 110kV GIS方案二 (半户内) 220kV GIS, 110kV GIS围墙内占地面积(m2)140917526.4建筑工程费(万元)31742259设备购置费(万元)41874966安装工程费(万元)18971053其他费用(万元)29231360静态投资(万元)1218110588本203、期方案二比方案一投资多1534万元综上比较，考虑到本工程220kV本期规模不大，后期扩建较多，从方 便后期扩建施工、减少停电、节省投资的角度出发，结合运行单位意见以 及本章第5.2.4.3节中关于220kV HGIS 和GIS配电装置布置的分析比较， 本工程推荐采用方案一 。5.2.4.4地震烈度及抗震措施根据国家质量技术监督局中国地震动参数区划图(GB 18306-2015) 表C18及建筑抗震设计规范GB 50011-2010(2016年版)附录A可知：拟 选址所在的沱江镇II类场地基本地震动峰值加速度为0.05(相当于地震基 本烈度VI度)，目前所有设备及建筑均可耐受的烈度为度，故本站不204、需 做特殊抗震措施。5.2.5防雷接地(1)直击雷保护为防止雷电对电气设备的直接袭击，在220kV及110kV屋外配电装置架 构上设置架构避雷针进行直击保护，全站共设置6根构架针，其中220kV构 架避雷针采用6根30m，110kV构架避雷针采用3根25m。为了防止反击，主变压器构架上不设置避雷针，由220kV、110kV配电 装置区域避雷针构成联合保护网，保护主变压器、10kV设备、10kV无功补 偿装置及主控楼。(2)接地 根据物探专业提资，本站土壤电阻率暂取值600m。本站入地电流 10.18kA(220kV侧)， 考虑避雷线分流时， 地电位升 R=2000/I要求接地电阻R0.197，205、接触电位差要求值为R2.87，跨 步电位差要求值为R5.46，而主接地网的接地电阻估算值为3.77， 满足跨步电位差的要求，但不满足地电位升和接触电位差的要求。因此， 本工程需考虑降阻设计。目前，常用的降阻措施有深层地网、引外接地、深井接地、电解电极 等，本站暂考虑利用深井接地的方式进行降阻，需要打3口深井。考虑冲 击效应，相邻两口接地井水平间距不应小于其长度的两倍，即60m。本站 围墙内东西向尺寸为122m，南北向尺寸为115.5米，可以布置3口接地深井（150mm的镀锌钢管），降阻后，全站主接地网接地电阻值为0.80，可 以满足接触电位差要求值为R2.87，以及跨步电位差要求值为R5.46206、 。全站接地采用以水平敷设接地极为主，辅以角钢垂直接地极的混合接 地网。综合考虑热稳定要求和腐蚀，本工程主地网接地线选用150mm2铜绞133线，设备接地引线均选用504铜排。全站均按照反措要求，采用504铜 排敷设等电位接地网，即在主控制室、保护室、敷设二次电缆的沟道、开 关场地就地端子箱及二次设备室屏、保护屏柜下等处，敷设与主地网紧密 连接的等电位接地网。5.2.6 站用电及照明(1)站用电及外接电源根据DL/T 5155-2002220kV500kV变电站站用电设计技术规程规 定，本工程设2个接地变及消弧线圈成套装置兼站用电源，其中#1接地变 引自主变低压侧，#2接地变及消弧线圈成套装置207、接入10kVII段母线，由外 引线路接入外接电源柜供电。本期#2主变未上，因此，#2站用变由外引电 源接入。外引电源方案考虑如下：XXXX220kV变电站施工电源可从就近变 电站10kV侧引接或从10kV线路T接。方案一:根据配网情况，现阶段XX凤 凰220kV输变电站施工电源可从桐油坡110kV变电站与杜田110kV变电站 10kV侧引接。经核实，桐油坡110kV变电站10kV侧已无空余间隔，杜田110kV 变电站现有预留的备用306间隔引接可用于XX220kV变电站施工电源引 接。杜田110kV变电站位于XX县城东2.5km，110kV出线2回，10kV设备间 隔本期12回，备用3回，预留208、4回。备用间隔内设备已建完。方案二：经现 场排查， XX站10公里以内， 10kV桐奇线091号杆处与10kV桐北线可T接 线路至XX站。经核实10kV桐奇线处于配网系统末端，且荷载已满,无法T 接至XX站。10kV桐北线可T接线路至XX站，且满足荷载要求，但由于 桐 北 线 位 于 城 区 内 ， 需 敷 设 电 缆 ， 其 中 电 缆 1.4km ， 采 用YJV22-8.7/15kv3*240铜芯电缆，架空5.5km，采用JKLGYJ一240/30 型导 线。线路合计长约6.9km。经济比较，方案一造价：784.7万元；方案二造价：286.3万元。 故本期推荐方案二，造价低。 XXXX2209、20kV变用电负荷统计见下表：序 号名称额定容量 (kW)安装 (kW)运行 (kW)1通信电源(两运两备)152=30 kW30 kW30 kW2220kV配电装置203=60kW60kW60kW3110kV配电装置153=45kW45kW45kW4主变调压机构向及本体端 子箱73=21 kW21 kW21 kW510kV开关柜及所用变44 kW44 kW44 kW6主控楼交流小母线10 kW10 kW10 kW7UPS电源10 kW10 kW10 kW8风机5 kW5 kW5 kW9直流充电352=70 kW70 kW70 kW小计P1290 kW290 kW290 kW13电热水器2 k210、W2 kW2 kW14综合楼空调44 kW44 kW44 kW15传达室空调2 kW2 kW2 kW小计P250 kW50 kW50 kW16主控楼照明5 kW5 kW5 kW1710kV配电装置室3 kW3 kW3 kW18室外照明5 kW5 kW5 kW序 号名称额定容量 (kW)安装 (kW)运行 (kW)19辅助生产建筑物照明1 kW1 kW1 kW小计P314 kW14 kW14 kW站用电负荷计算如下： S0.85P1+P2+P3=0.85290+50+14=310.5(kVA)据以上计算结果，站用变压器容量选择500kVA，可满足全站供电要求。 本站每台主变压器10kV侧有8回出211、线，按平均每回出线电缆长度3km计算，每段母线电容电流为：9 +1.44SUe8 31.16=2.44 8 31.16=67.93A ，根据交流电气装2200 + 0.23S置的过电压保护和绝缘配合GB/T 50064-2014中第3.1.2条规定：在3kV 10kV电缆线路构成的系统中，当单相接地故障电容电流超过10A时，则需 采取经消弧线圈接地或电阻接地。消弧线圈估算容量如下：3Q = K Ic U= 1.35 67.9310.5 /3= 555.95kVA综上所述，本站1#消弧线圈接地变成套装置中接地变容量1000kVA， 其中接地变容量1000kVA，消弧线圈容量630kVA；2#消弧212、线圈接地变成套 装置中无接地变，消弧线圈容量630kVA。5.2.6.2动力及照明 照明电压为交流380V/220V，根据国家电网科201112文要求，本站设置备用照明及疏散照明。 二次设备室、10kV配电装置室、保卫室和休息室等照明均采用吸顶式LED灯，通道采用圆盘LED吸顶灯，蓄电池室采用防爆灯具，10kV配电装置、 户外道路照明采用LED防眩灯，屋外配电装置拟采用低位投光灯照明方式。 户内照明采取就地集中开关控制，户外照明采用照明箱内开关控制。配电 装置室设置一台照明箱。主变压器、220kV配电装置、110kV配电装置及10kV 室内设检修电源箱，由380V低压配电屏供电。5.2.7电缆213、设施及电缆防火 本工程10kV电力电缆选用交联聚氯乙烯绝缘电缆，低压动力电缆选用1kV阻燃型聚氯乙烯绝缘铜芯电缆，控制电缆选用阻燃型聚氯乙烯绝缘屏 蔽电缆。户外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。户内电缆采用电缆沟、二次设备室采用电 缆沟及穿管敷设方式。控制电缆、低压动力电缆及光纤分别敷设在独自的防火电缆槽盒内。 变电站拟在通向二次设备室、墙孔及盘底开孔处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214、靠近含油设备(主变压器和电压互 感器等)的电缆沟盖板予以密封处理。5.3电气二次5.3.1变电站自动化系统 变电站按照国网规定及相关规范要求设计。5.3.1.1管理模式本变电站一体化监控系统的设备配置和功能要求按无人值守模式设 计，参照国家电网公司输变电工程通用设计220kV变电站模块化建设(2017年版) 原则设计。5.3.1.2监测、监控范围 结合无人值班变电站方式的特点和目前计算机监控系统在变电站的应用情况，确定变电站自动化系统的监控范围如下：1)全站的断路器、隔离开关及电动操作的接地刀闸。2)主变压器有载调压开关及10kV无功补偿装置自动投切。3)交直流一体化电源系统重要馈线断路器状态215、。4) 辅助控制系统的智能运行管理功能(视频、安卫、通风、环境、 火灾报警、消防水泵监测)。5)通信设备运行状态。5.3.1.3自动化系统设计原则(1)变电站自动化系统的配置及功能按无人值班模式设计。(2) 采用开放式分层分布式树形网络结构，由站控层、间隔层、过 程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过 程层设备按工程实际规模配置。(3) 站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一 采用DL/T 860，实现站控层、间隔层、过程层二次设备互操作。(4) 站内信息具有共享性和唯一性，变电站自动化系统监控主机与 远动数据传输设备信息资源共享。(5)站内具备时间同216、步系统管理功能。5.3.1.4自动化系统设备配置方案 a)站控层设备站控层设备配置包括：配置两台主机兼操作员工作站、一台综合应用 服务器、两台I区通信网关机、两台II区通信网关机、一台/区通信网 关机、一台正向隔离装置、一台反向隔离装置、两台防火墙、网络打印机 等设备。配置1套网络记录分析装置，包括：2台网络分析主机；4台GOOSE 及SV 网 络报文记录仪，记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文，具备 网络报文分析功能，分析结果上传至站控层主机兼操作员站。b)间隔层设备 间隔层设备包含保护、安全自动装置、测控、录波及网络分析仪、计量以及其它智能接口设备等。测控装置应按照DL217、/T 860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。测控装置应支持通过 GOOSE报文实现间隔层防误联闭锁功能。220kV部分采用保护、测控独立装置，按电气单元单套配置测控装置；110kV部分按电气单元单套配置保护测控一体化装置；10kV电压等级按电 气单元单套配置保护测控一体化装置；母线设备测控单元按母线段配置； 主变采用保护、测控独立装置，主变各侧测控装置按单套配置；全站配置 公用测控单元。保护、故障录波、网络记录分析仪、计量等设备配置方案详见相关章 节的配置方案。c)过程层设备1)合并单元220kV线路、母联、主变各侧合并单元按双重化配置；110kV线路、母联间隔218、合并单元单套配置，采用合智一体化装置；220kV母线配置2台合并单元；110kV母线配置2台合并单元；10kV(主变除外)不设置合并单元。 同一间隔内的电流互感器和电压互感器合用一台合并单元。 2)智能终端本工程智能终端配置原则为： 220kV线路、母联间隔智能终端按断路器双重化配置；110kV线路、母联各间隔智能终端按断路器单套配置，采用合智一体 化装置；220kV每段母线配置1台智能终端，本期共2台；110kV每段母线配置1台智能终端，本期共2台； 主变各侧智能终端按双重化配置，并配置一套本体智能终端(集成非电量保护功能)； 10kV(主变除外)不设置智能终端。每套智能终端包含完整的断路器219、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。d)自动化系统网络 全站网络在逻辑功能上由站控层网络与过程层网络组成。 站控层：站控层通过网络与站控层其他设备通信，传输MMS报文和GOOSE报文；站控层网络采用双重化星形以太网络，站控层、间隔层设备 通过两个独立的以太网控制器接入双重化站控层网络。过程层网络按电压等级分别组网，220kV、110kV均配置SV、GOOSE共 网传输的星形以太网，220kV采用双网，110kV采用单网，主变不配置独立 的过程层网络，按高、中压侧对应接入高、中压侧过程层网络，主变低压 侧接入中压侧过程层网络，10kV不配置过程层网络直接接入站控层网220、络。 站控层交换机配置：本期配置4台交换机，选用24口100M、4口1000M 交换机。按电压等级，220kV配置4台24口交换机，110kV配置2台24口交换 机，主变间隔配置4台24口交换机，10kV按母线段配置，配置4台24口100M交换机。本期共配置14台间隔层交换机。 过程层交换机配置：220kV每间隔配置2台过程层交换机；主变高、中压侧各配置2台过程层交换机，220kV配置4台过程层中心交换机，110kV每 2个间隔配置1台过程层交换机，110kV配置4台过程层中心交换机(A网3台， B网1台)。母线过程层设备、母线保护等接入中心交换机上。本期共配置 24台过程层交换机。5.3.2221、站用电源系统 变电站采用交直流一体化电源，由站用交流电源、直流电源、交流不间断电源(UPS)、直流变换电源(DC/DC)等装置组成，并统一监视控制，共 享直流电源的蓄电池组，通信电源不单独配置。全站直流、交流、UPS、通信等电源一体化设计、一体化配置、一体 化监控，其运行工况和信息数据能通过一体化监控单元展示并转换为DL/T 860标准模型数据接入自动化系统。1)交流系统部分 交流站用电系统采用三相四线制接线、380/220V中性点接地系统，由5面交流低压配电柜组成。站用电系统采用单母线分段接线。2)直流系统a. 蓄电池容量的选择 直流系统按无人值班原则设计，参照国网通用设计的基本要求。直流系222、统电压采用220V，采用2套阀控式密封免维护铅酸蓄电池组，将“UPS蓄 电池+二次蓄电池组+通信蓄电池组”合并一体进行配置，取消通信、UPS 蓄电池。站用自动化系统、保护设备、安全自动装置、智能控制柜等直流 负荷均按2h事故放电时间考虑，通信设备负荷按4h事故放电时间考虑，事 故2h后人工手动切除二次等其它直流负荷，蓄电池组继续向通信负荷供 电。直流负荷按性质分为经常负荷、事故负荷和冲击负荷，并根据运行经 验数据，通过对各装置负荷进行详细统计，不同装置按其消耗的最大值来 统计直流负荷，这样的结果相对实际负荷是留有一定裕度的。此外，220kV、110kV均按每个间隔配置1个智能控制柜，每个智能控223、 制柜的经常性直流负荷约为100W，隔离开关、地刀等通常采用交流电源， 不纳入直流负荷。UPS系统不自带电池，因此将UPS负荷作为直流系统的事 故负荷考虑。通信负荷按4小时放电时间考虑，DC/DC转换效率考虑为90%。直流负荷统计和蓄电池容量选择计算结果如下：序负荷名称装置容量负荷经常电流事故放电时间及电流持续随 机初期1min160min61120min121240min5SIjcI1I2I3I4IR1监控系统、智能装置 智能组件、3.390.812.3312.3312.3312.332保护、控制装置4.0350.611.0011.0011.0011.003其他二次系统1.190.63.25224、3.253.253.254交流不停电电源100.621.8221.8221.825交换机3.60.69.829.829.829.826事故照明3113.6413.6413.647断路器跳闸13.40.636.558恢复断路器供电0.44129电气二次电流统计(A)36.40108.4071.8571.852.0010通信负荷5.80.821.0921.0921.0921.0921.0911容量计算(二次)CC1=KKI1/KC=128.60CC2=KKI1/KC1+(I2-I1)/KC2=198.47CC3=KKI1/KC1+(I2-I1)/KC2+(I3-I2)/KC3=302.08CR=I225、R/KCR=1.5712容量计算(通信)CC1=KKI1/KC=25.02CC2=KKI1/KC1+(I2-I1)/KC2=56.78CC3=KKI1/KC1+(I2-I1)/KC2+(I3-I2)/KC3=88.41CC4=KKI1/KC1+(I2-I1)/KC2+(I3-I2)/KC3+(I4-I3)/KC4=141.2813容量计算(总的)CC1= CC1+ CC1 =153.63CC2= CC2+ CC2 =255.25CC3= CC3+ CC3 =390.48CC4= CC3+ CC4 =443.36CR=1.57CC4+CR=444.93CC3CC2CC114蓄电池容量选择(Ah)226、500136根据本站规模、直流负荷和直流系统运行方式，对蓄电池个数及容量 进行计算，确定蓄电池容量为500Ah，每组蓄电池由104只阀控式密封铅酸 蓄电池组成，不设端电池。b)高频开关电源配置 直流系统采用2套高频开关充电装置，充电模块按N+1配置，高频开关电源按120A考虑，选用7个20A模块。系统接线采用单母线分段，两段母线 采用刀开关联络，且有防止两组蓄电池并联运行的闭锁措施。直流系统充 电(浮充电)装置的额定输出电压为250V。3)通信电源系统 站用通信电源由站内直流系统的DC/DC装置供电，配置两套DC/DC装置，两套DC/DC装置电源引自220V不同直流段母线。每套DC/DC装置的227、模块 考虑N+1冗余，选用6个20A模块。4)交流不停电电源(UPS)系统 本站UPS负荷统计见下表。序 号负 荷 名 称功耗 (W)数量功耗 (W)1主机兼操作员工作站1000220002综合应用服务器60016003电能量远方终端302604通信网关机5052505电力调度网络设备15023006智能辅助控制系统400400序 号负 荷 名 称功耗 (W)数量功耗 (W)7火灾报警设备1001008通信专业设备600600合计：4310根据电力工程直流系统设计手册计算可得UPS计算容量为8.379 9.639kVA，本期交流不停电电源(UPS)采用主机双套冗余配置方式，每套 容量为10kV228、A，设2面UPS柜。UPS采用在线式逆变模块，输入2路交流经整 流逆变输出；1路取自操作直流母线经整流逆变输出；1路旁路，在前两路 均失电或逆变需检修情况转为旁路输出。直流电源直接采用站内蓄电池， 负荷供电采用辐射方式。5)一体化电源总监控装置 一体化监控装置通过总线方式与各子电源监控单元通信，各子电源监控单元与成套装置中各监控模块通信，一体化监控装置作为间隔层中的一 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。5.3.3元件保护元件保护及安全自动装置配置原则遵循GB/T 14285-2006继电保护 及安全自动装置技术规程及Q/GDW 441-2010智能变电站继电229、保护技术 规范相关要求。按照国网变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助 装置标准化设计规范(Q/GDW 1175-2013)原则配置。本站主变压器电量保护采用主后备保护一体化微机型保护，双重化配 置；瓦斯等非电量保护按单套考虑，由本体智能终端集成实现。变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳母联断路器、 启动失灵等采用GOOSE网络传输。变压器保护通过GOOSE网络接收失灵保护 跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，由本体智能终端集成，信 息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网。10kV线路、接地变、电容器和电抗器均采用保护测控集成装置。5.230、3.4 全站统一对时系统 全站统一设置一套高精度的时钟系统，主时钟源按双重化配置。支持GPS与北斗时钟，实现对全站监控、保护、录波、计量等二次设备的对时。 站控层采用SNTP网络对时，间隔层和过程层采用IRIG-B、1pps对时。 5.3.5智能辅助控制系统站内配置1套智能辅助控制系统，由图像监视及安全警卫子系统、火 灾报警子系统、环境监测子系统等组成。智能辅助控制系统不配置独立后 台系统，利用综合应用服务器(视频服务器)实现智能辅助控制系统的数据 分类存储分析、智能联动功能。状态监测及智能辅助后台系统应通过和其他辅助子系统的通讯，应能 实现火灾消防、SF6监测、环境监测、报警等相关设备联动。231、5.3.6设备状态监测系统 全站设置一套设备状态监测系统，采用分层分布式结构，由传感器、状态监测IED构成，通过综合应用服务器实现一次设备状态监测数据的汇 总分析。按变电站对象配置，全站应共用统一的后台系统，功能由通过综合应用服务器实现。 监测范围及参量1)状态监测范围：主变压器、金属氧化物避雷器。2)状态监测参量：220kV主变压器：油中溶解气体；220kV金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数。5.3.7二次设备布置 站内设置1个二次设备室，2个预制舱，二次公用及主变设备集中布置于二次设备室，220kV及110kV二次设备分别布置于2个预制舱内，10kV二 次设备下放布置于就地开关柜。5.3232、.8二次设备模块化设计 模块设置按照功能及间隔对象进行划分，尽量减少模块间二次接线工作量，根据预制舱及二次设备室的具体布置开展多模块组合设置：1)站控层设备模块：包含监控系统站控层设备、调度数据网络设备、 二次系统安全防护设备等。2)公用设备模块：包含公用测控装置、时钟同步系统、电能量计量 系统、故障录波装置、网络记录分析装置、辅助控制系统等。3)通信设备模块：包含光纤系统通信设备、站内通信设备等。4)电源系统模块：包含站用交流电源、直流电源、交流不间断电源 (UPS)、逆变电源(INV，可选)、直流变换电源(DC/DC)、蓄电池等。5)220kV间隔设备模块：包含220kV线路(母联、桥、分233、段)保护装置、 测控装置，220kV母线保护、电度表、220kV公用测控装置与交换机等。6)110kV间隔设备模块：包含110kV线路(母联)保护测控集成装置、110kV母线保护、电度表、110kV公用测控装置与交换机等。7) 主变间隔设备模块：包含主变压器保护装置、主变测控装置、电 度表等。本期按电压等级分别设置220kV及110kV两个预制舱，220kV及110kV二 次设备分别布置于2个预制舱内。按间隔设置预制式智能控制柜，站控层 设备模块、公用设备模块、通信设备模块与电源系统模块布置于建筑物内 二次设备室。8)柜体要求 预制舱式二次组合设备采用屏柜结构，预制舱内二次设备采用前接线、前显234、示式装置，二次设备采用双列靠墙布置，并在预制舱内宜设置集 中接线柜，预制舱内的集中配线柜采用高密度免熔接光配模块。9)光缆选择 主控楼计算机房与各小室之间的网络连接应采用光缆，跨房间、跨场地不同屏柜间二次装置连接宜采用室外单端预制光缆。 本工程不采用预制电缆。5.4土建部分5.4.1总体规划 站址区域总体属丘陵地貌景观，微地貌单元主要包括低丘、丘间沟谷。海拔高程在400480m之间。 根据XX县整体规划和区域负荷中心，变电站站址位于XX县北侧。 结合站区周边区域的状况和规划的要求，变电站布置必须避开南侧规划XX北路及天然气管道，西南侧有公路规划用地，西侧G354国道，并预 留配电装置的出线铁塔235、位置，将站址布置在位于G209国道西侧约40m，规 划XX北路北侧约210m的地方，将变电站布置在合理的位置。进站道路从 东侧的G209国道引接。整个进站道路需新修道路40.72m，路面采用公路型混凝土路面；进站 道路坡度控制在6%以内，转弯半径不小于12m，以满足主变运输要求。根据线路出线方向，220kV出线以北向架空出线为宜，110kV出线以南 向架空出线为宜，结合站址周边区域规划，尽量将站址布置预留出线走廊， 减少对周边区域的影响。站址旁大黄土村虽有市政供水规划，据了解暂无供水施工的计划，村 民一直采用自打井供水。变电站用水及施工用水采用站内自打井供水的方 式；站区排水排入站址东南侧的丘236、间沟谷内。站区总体规划按最终规模统筹考虑，站区征地按终期规模一次性征 地。全站建构筑物及110kV和220kV构架按最终规模一次性建成；站内运输 道路及消防道路按最终规模一次性建设。全站建、构筑物布局合理，功能 分区明确，整体布置紧凑，用地节约。本站址地形图采用1980西安坐标系，1985国家高程基准。 5.4.2站区总平面布置及竖向布置5.4.2.1总平面布置 根据建设规模和站址周边环境，电气采用通用设计220-B-2方案布置形式。总平面采用三列式布置：220kV户外配电装置采用户外HGIS设计方案 布置在站内北侧，向北架空出线；110kV户外配电装置采用GIS方案，布置在站区南侧，向南架空237、出线， 10kV配电室及主变压器布置在站区中部， 事故油池布置在紧邻主变的北侧；主控制室及值守室在一栋楼内，布置站 区东侧，直流融冰装置设备布置在站址西南侧，进站道路从东侧面的G209 国道引进。本工程需征地面积2.7762hm2,围墙内占地面积1.5500hm2；5.4.2.2竖向布置 充分结合场地的自然地形、地貌、周边交通及设施，最终确定站址的设计标高。竖向布置设计拟采用平坡式布置方式，场地自平衡原则，初步拟定场 地最终设计标高为为444.7m，百年一遇洪水位标高320.92m(1956黄海高 程)。站址均位于山坡上，站址处不受洪水、内涝积水影响。站区挖方边坡按1:1.25放坡，每5米高设238、置1.5m宽马道；填方边坡按 1:1.75放坡，每5米高设置1.5m宽马道；道路边坡填方边坡按1:1.5放坡， 挖方边坡按1:1.0放坡，挖、填方边坡坡脚根据场地地势设置石砌重力式 挡墙约4000方，边坡采用混凝土骨架内铺草皮护坡约12369平米。场地自平衡终平标高444.7m,挖方10.2万方，填方10.8万方。 围墙外挖方边坡坡脚设置0.4x0.4m砖砌排水沟，坡顶设置0.4x0.6m砖砌截水沟，汇集围墙外雨水，经沉渣池沉淀后接入站内排水管。场地排水 划分成不同区域，竖向布置场地放坡0.5%排向附近的雨水井，再由雨水井 汇集至排水支管，由支管接入排水主管。最后由排水主管统一排至站址东 南侧239、的丘间沟谷内。站内主体建筑物室内地面高于场地0.3m布置，场地坡度考虑雨水排放141不大于0.5%。配电装置场地为碎石地坪。大门及标识牌采用国网典设，站 区围墙为2.3m高实体围墙，墙体材料选用节能环保的水泥砖或灰砂砖，粗 砂灰饰面。站内电缆沟按常规作法采用地面沟道，沟壁和盖板高于地面的布置方 式，站内电缆沟深度大于1.0m或沟壁距站内道路小于1.0m时采用混凝土沟 道，其他采用砖砌电缆沟，局部过道路处采用钢筋混凝土电缆沟，电缆沟 盖板采用包角钢盖板，沟壁顶埋设T型橡胶条。110kV、220kV采用架空出线，10kV采用电缆沟出线，电缆沟采用混凝 土结构。变电站内道路和进站道路断面形式均采用公240、路型混凝土路面道路。 场地均为碎石场地。5.4.3 建筑规模及结构设想5.4.3.1 建 筑1)全站建筑物简述 站内建筑物包括：主控通信楼、10KV配电室、水泵房。主要建、构筑物一览表序 号名 称层数尺寸(m)层高 (m)建筑面积 ()结构形式设计使用年限火灾危险性 分类耐火 等级1主控通信楼一层26.0x13.03.9371.87钢框架结构50年戊类二级210KV配电室一层55.0x5.505.1327.54钢框架结构50年戊类二级3水泵房一层7.2x6.006.3554.4钢框架结构50年戊类二级总建筑面积()753.812)主控通信楼(1)概述 主控通信楼位于变电站入口左侧，整个站址的东241、边，是以电气单元为中心，综合了监控、保护、通信及辅助用房等多功能的联合建筑。主控通 信楼为“一”字形单层建筑，根据工艺布置，生产房间设置公用二次设备 室、蓄电池室、安全工具间、资料室、卫生间、警传室。主控通信楼占地 面积371.87m2，建筑面积371.87m2，建筑体积1561.85m3。建筑高度4.2m， 层高3.9m，净高3.3m。(2)建筑装饰和装修 建筑装修遵照两型一化的原则，采用中等工业装修标准。 门：II级电气设备房间门采用专业变电间钢质防火大门，其余电气房间宜采用钢质门；室内功能用房宜采用木门；有防火要求的房间采用钢质防火 门。窗：外窗可采用热断桥铝合金推拉窗及6+12A+6中242、空玻璃，满足气密 性不应低于 建筑外窗气密、 水密、 抗风压性能分级及检测方法 GB/T7106-2008中的要求。有防火要求时应采用钢或不锈钢防火窗，蓄电 池室设外窗时，采用铝合金磨砂玻璃窗，通风窗采用铝合金百叶窗或避雨 式钢百叶窗。内部门窗可根据地区实际情况选用。屋面：采用刚性防水屋面，屋面底层板+隔汽层+保温层+面层钢板， 防水等级I级，防水层设计使用年限为20年。外墙：标高0.9m以下采用200厚MU10蒸压灰砂砖墙体，采用聚苯板保 温层，外刷真石漆，标高0.9m以上采用压型钢板复合板+檩条+内层衬板，浅灰色系，国网绿色带。复合压型钢板夹芯材料为A级不燃材料。 内墙：一般隔墙：采用防火243、石膏板或复合轻质内墙板。 卫生间隔墙：采用轻钢龙骨纤维水泥加压板，下垫300高200厚C20细石混凝土条基。 防火墙：两侧3*15mm厚的耐火纸面石膏板，中间配套150厚轻钢龙骨，内填100mm厚岩棉(燃烧性能为A级，密度100120kg/m3)；(A级不燃，耐 火等级4小时)。卫生间内墙面贴釉面砖，其他房间内墙面为乳胶漆墙面。 3)10kV配电室本期站内设10kV配电室，为单层布置。 10kV配电室，跨度9.5m，长度31.0m，层高5.10m，室内外高差0.30m，建筑面积327.54m2，建筑体积1670.45m3。 外墙做法同主控通信楼，内墙和顶棚采用乳胶漆，地面可采用地砖或环氧砂浆，244、门窗及屋面做法同主控通信楼。 4)水泵房及辅助建筑物 本期站内设水泵房，为单层布置。水泵房，跨度6.0m，长度7.2m，层高6.35m，室内外高差0.30m，建筑 面积54.4m2，建筑体积345.44m3。外墙做法同主控通信楼，内墙和顶棚采用乳胶漆，地面采用耐磨细石 混凝土(防潮)地面，门窗及屋面做法同主控通信楼。4)建筑立面造型150建筑立面设计从尺度、色彩等方面入手，力求简洁明快、大方实用， 既体现现代工业建筑气息，又能表现本区域建筑的稳重、典雅。建筑应注重群体建筑的设计思想，充分考虑全站建筑群体的协调，以 达到简洁和谐的目的，如统一的建筑色彩、造型、及处理手法等。在单体 建筑设计中，注245、意建筑朝向、交通组织、功能的合理性。并结合室外环境， 以达到室内外空间之间、绿化之间的相互交融和渗透。各建筑均以灰白色为基调，采用国网绿色装饰色带。 5)建筑防火建筑防火设计主要依据：火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2006；建筑设计防火规范GB 50016-2014(2018年版)。主控通信楼火灾危险性类别为戊类，耐火等级为二级，是单层建筑， 建筑面积为371.87m2，设为一个防火分区，设置两个安全出口，满足规范 要求。二次设备室设有两个对外出口，并采用乙级防火门；蓄电池室设置 乙级防火门。电气设备房间均采用乙级防火门，防火门一律向疏散方向开 启。10kV配电室火灾危险性类246、别为戊类，耐火等级为二级，是单层建筑， 建筑面积为327.54m2，整座建筑设置为一个防火分区，设置两个安全出口， 满足规范要求。水泵房火灾危险性类别为戊类，耐火等级为二级，是单层建筑，建筑 面积为54.4m2，整座建筑设置为一个防火分区，设置一个安全出口，满足 规范要求。变电站每个建筑均设置两个防火救援窗，净高净宽均大于等于1.0m，离地面高度不大于1.2m。 6)节能设计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247、理布置建筑物朝向，尽量利用自然采光，节约了配套建筑用电。(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6+12A+6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。5.4.3.2结构 1)设计原则站内主要建筑物有主控制室、10kV配电室、水泵房等，主要构筑物有 配电装置构架、设备支架、主变基础及油池等。根据GB50223-2008建筑工程抗震设防分类248、标准第5.2.4条的规定， 主控室、10kV配电室及水泵房为丙类建筑，结构安全等级为二级，重要性系数为1.0。建筑物设计使用年限为50年。构架结构安全等级为二级，重 要性系数为1.0。根据建筑抗震设计规范(GB50011-2010)，本工程抗震设防烈度为 6度，设计地震分组为第一组，基本地震加速度值为0.05g。建、构筑物按6度设防烈度进行抗震计算，主控制楼及、10kV配电室及水泵房抗震措施 按6度设防，其余抗震措施按6度设防。2)建筑物结构选型 主控制室、10kV配电室及水泵房布置为地上一层的建筑物，平面布置为矩形。主控制室、10kV配电室结构形式采用钢框架结构，水泵房结构形 式采用门式刚架249、轻型房屋钢结构。主控制室、10kV配电室屋面采用桁架楼 承板，水泵房屋面采用檩条屋面板。钢筋混凝土独立基础，基础与钢框架 柱采用螺栓连接。3)屋外变电构架220kV构架柱采用350直缝焊接钢管A形柱，构架梁采用三角形桁架 梁；110kV及主变构架柱采用300直缝焊接钢管A形柱，构架梁采用500 和300多边形折板管梁，设备支架柱分别采用273、245直焊缝钢管 结构，所有梁、柱均采用法兰接头，插入式混凝土独立基础，钢构件采用 热镀锌防腐。4)主变基础及相关配套设施 主变为筏板式混凝土基础并设置钢筋混凝土油池。 主变之间设置钢筋混凝土预制装配式防火墙，主变构架放置在防火墙上，防火墙基础采用钢筋混250、凝土独立基础。主变事故油池采用地埋式钢筋混凝土结构。 所有外露铁件均采用热镀锌防腐5.4.3.3地基处理 站址中间区域为挖方区，采用天然地基。东南侧及西侧区域为填方区，填方最深达25.63m，整个直流融冰、整个电容器、部分110kV配电装置、 部分220kV配电装置和部分主控楼位于深填方区，采用600的旋挖成孔灌 注桩处理，持力层为强风化的泥灰岩或粉砂岩，桩基伸入持力层不小于2m, 部分10kV配电室、站用变等位于浅填方区，采用C15毛石混凝土换填处理， 持力层为粉质粘土。5.4.4直流融冰 直流融冰布置在站址西南侧，有一栋钢结构建筑。占地面积371.87m2，建筑面积141.38m2，建筑体251、积918.97m3。建筑高度7.0m，层高6.5m，净高 6.0m。结构形式、建筑做法均同10kV配电装置室。直流融冰的设备支架、管母线支架均采用钢结构，273和245直焊 缝钢管结构，所有梁、柱均采用法兰接头，插入式混凝土独立基础，钢构 件采用热镀锌防腐。建筑和支架基础在填方区采用600的旋挖成孔灌注桩处理，在挖方区 采用独立基础。5.5给排水及消防5.5.1给排水系统5.5.1.1概述 本工程为新建220kV变电站，变压器规模为3180MVA，本期安装1180MVA。站址位于湖南省XX土家族自治区XX县沱江镇西部，南邻规划XX 北路，西临规划G354国道，距离约300m。5.5.1.2设计252、原则 1)优化设计，尽量降低工程造价，节省投资，合理选择水源，节约用水，保护环境，安全送电。 2)应遵循的规程、规范变电所给水排水设计规程DL/T 5143-2002；220kV500kV户内变电站设计规程DL/T 5496-2015；生活饮用水卫生标准GB 5749-2006；建筑给水排水设计规范GB 50015-2003(2009版)。5.5.1.3给水设想 1)水源选择站址周围无市政自来水管网，站区用水水源拟采用打井取水，提供站 区所有生活用水。2)用水量 本工程用水包括生活用水、生产用水、冲洗汽车用水、冲洗道路用水、消防用水及未预见用水。 因不设集中空调，不考虑空调用水，故无生产用水。253、 汽车站外冲洗，不考虑汽车冲洗水。a)生活用水：包括饮用水、洗涤水、便器冲洗水等，站内按无人值 班设计，平时值守人员为3人/d，用水量标准150L/人.d，检修时检修人员最多为25人/d，用水量标准为35L/人.班，小时变化系数3.0，最高日生活 用水量1.33m3/d，最大小时用水量为0.39m3/h。b)站内道路冲洗水：道路面积3560m2，用水标准1L/m2，用水时间按 2小时计，最高日用水量为7.1m3/d，最大小时用水量为3.56m3/h。c)消防用水：根据火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2006 规范，变电站内不设置消火栓消防给水系统，因此无消防水量。d)未预见水量254、：按最高日用水量的25%计算。 以上用水量总计最高日为10.54m3/d，最大小时用水量为4.94m3/h。 3)水质要求生活用水水质应符合生活饮用水卫生标准GB 5749-2006的规定。 4)水压要求 站址最高用水点为一层卫生间，因此站址所需最低水压为0.15MPa。 5)供水方式 与站址用水点附近就地打井，井深及井径根据专业打井公司实测确定。深井内装变频式深井泵，出水量8t/h，出口动压0.2MPa。站内生活用 水由变频式深井泵直接供给。室外给水管道设计管径为DN50。5.5.1.4排水设想 1)排水条件根据提供资料，站址东南侧50米处有排水沟，可作为站内雨水排放位置。2)排水量 站区的255、雨水排水量根据暴雨强度公式经计算确定，选定湖南省长沙市暴雨强度公式q=3920(1+0.68lgP)/(t+17)0.86，重现期选用3年，降雨历时 t=10min，站区围墙内汇水面积约为14091m2，综合径流系数取0.60，最大 雨水量为258L/s，选用最大雨水管管径为DN600。3)排水系统 变电站的排水主要包括生活污水、雨水及事故排油，采用分流制排水系统，排放方式为自流排放。 站内生活污水先通过化粪池处理后，处理后再排入市政污水管道内，化粪池内剩余粪便定期由吸粪车吸走。 站内雨水由道路边的雨水口收集，汇集后排入站外东南侧护坡，经由护坡自然排入护坡下沟渠，站外排水管管径为DN600，长256、度约为100m。 设置主变压器事故排油池1座，收集事故时变压器的事故排油，事故后，及时清除油池内的事故油。变压器的油量约为80t，选用有效容量为 100m3的事故排油池。5.5.2消防系统5.5.2.1设计原则1) 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。2)火灾次数按一处一次考虑。3)本设计执行的有关消防设计规范：建筑设计防火规范GB 50016-2014；消防给水及消火栓系统技术规范GB 50974-2014；火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2006；建筑灭火器配置设计规范GB 50140-2005；电力设备典型消防规程DL 5027-2015。257、 5.5.2.2主要建构筑物的消防设想1)站址建(构)筑物的火灾危险性分类及其耐火等级见表5.5.1。 表5.5.1建(构)筑物火灾危险性分类耐火等级主控通信楼戊二级10kV配电室戊二级2)消防用水量 根据 火力发电厂与变电站设计防火规范 GB50229-2006 规范第11.5.1条，变电站内建筑物满足耐火等级不低于二级，体积不超过3000m3， 且火灾危险性为戊类时，可不设消防给水系统。站内建筑体积不超过 3000m3，因此站内建筑物可不设置室内、外消火栓消防给水系统。3)变压器消防本工程变压器规模为3180 MVA，本期安装1180 MVA，按照火 力发电厂与变电站设计防火规范GB 50258、229-2006规定，主变压器应设固 定消防灭火系统。变压器固定消防灭火系统目前主要有水喷雾灭火系统、 泡沫喷雾系统、排油注氮系统等。根据最新国网通用设计要求，本工程主 变消防采用水喷雾灭火系统。建设消防泵房和消防水池一座，泵房内设置 两台消防泵，一套增压稳压设备。水喷雾灭火系统中主变压器供给强度按 20L/(minm2)计算，集油坑供给强度按6L/(minm2)计算，持续供给时间均为0.4h。根据消防给水及消火栓系统技术规范GB50974-2014表3.4.8 条，本工程主变含油量大于50t，且采用水喷雾系统保护，室外消火栓设 计流量为15L/s，火灾延续时间按2小时计算。计算得主变总消防用259、水量约 为260立方米，本工程选用300立方米钢筋混凝土消防水池。4)建(构)筑物消防 主要针对电气类火灾，各建(构)筑物内配备手提式磷酸铵盐干粉灭火器、推车式磷酸铵盐干粉灭火器、砂箱和消防工具，具体数量按规范执行。 5.6采暖通风与空气调节5.6.1 设计依据1)工业建筑供暖通风与空气调节设计规范GB 50019-2015；2)220kV750kV变电所设计技术规程(DL/T 5218-2012)；3)发电厂供暖通风与空气调节设计规范DL/T 5035-2016；4)火力发电厂与变电所设计防火规范GB 50229-2006；5) 建筑设计防火规范 GB 50016-20145.6.2设计范围260、 本工程位于湖南省XX土家族自治区XX县，为非采暖地区，主要生产房间空调系统考虑冬季工况。暖通专业设计范围：站内主控楼及警卫室、 10kV配电室的通风与空调、预制仓等。5.6.3设计原始资料1)室外气象参数参考工业建筑供暖通风与空气调节设计规范(GB50019-2015)附录A，湖南省XX州室外空气计算参数。 气象台站位置：北纬2819，东经10944，海拔高度208.4m冬季大气压力：1000.5hPa，夏季大气压力：981.3hPa 冬季通风室外计算(干球)温度：5.1 冬季空调室外计算(干球)温度：-0.6 夏季通风室外计算(干球)温度：31.7 夏季空气调节室外计算(干球)温度：34.261、8 夏季空气调节室外计算湿球温度：27 最热月室外计算平均相对湿度：64%2)室内设计参数 根据工业建筑供暖通风与空气调节设计规范(GB 50019-2015)、发电厂供暖通风与空气调节设计规范(DL/T 5035-2016)和220kV750kV变 电所设计技术规程 (DL/T 5218-2012)中的有关规定及工艺专业要求设计。 5.6.4空调方案1) 主控楼内二次设备室采用分体式无人值守基站用空调就地布置 的方式，保证夏季室内温度2628、湿度70%，冬季温度1820。2) 主控楼内资料室，值班室，休息室等功能用房采用分体式空调就 地布置的方式，保证夏季室内温度2628、湿度70%，冬季262、温度18 20。3) 主控楼内蓄电池室采用分体式防爆空调就地布置的方式，保证夏 季室内温度30、湿度45%70%，冬季温度18。4) 由于湖南地区夏季温度过高，10kV配电室需设空调用于夏季降 温，保证维护人员的舒适性要求。预制舱也同时需要保证夏季运行温度， 保证设备的正常运行。1545)考虑到当地春夏季相对湿度过大，10kV配电室设置除湿机保证电气 设备的正常运行。6)要求全站所有空调电源与消防连锁，火灾时自动切断电源。5.6.5通风方案1)主控楼内蓄电池室设计事故通风系统，兼作平时通风换气用，换 气次数n12次/h，风机为防爆型。当夏季室内温度高于23时，风机自 动开启，当室内温度高于25263、，风机自动关闭。通风方式：百叶自然进风， 屋顶轴流风机机械排风。2)10kV配电装置室设计事故通风系统，兼作平时通风换气之用，换 气次数n12次/h。通风方式：百叶自然进风，轴流风机机械排风。3） 消防泵房设置机械通风，换气次数按6次/h计算。4） 预制舱的事故通风系统换气次数不应小于12次/h。5)卫生间设排气扇通风换气。6)要求所有风机电源与消防连锁，火灾时自动切断电源。当火灾扑 灭后，手动开启风机，机械排烟。5.6.6通风，空调系统的智能化及节能措施1)通风及空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。2) 通风系统的自动控制功能除实现温度感应，事故排烟外，应与264、消 防连锁。蓄电池室设置氢气检测装置，可远程实时检测房间的氢气浓度， 当浓度达到限值远程自动开启事故风机排风，直至恢复正常运行浓度后自 动关闭风机。3)二次设备室，功能用房的空调应选用能效比大于3.5的空调机。4)通风机选用低噪音节能智能风机，同一通风量比一般风机节能50%。5.6.7空调通风设备表各房间的通风空调选型设备表编 号房间名称设备形式型号及规格数 量备注1二次设备室无人值守基站用空调制冷量：Ql=12.3kW 电源：380V，7.0kW4台2蓄电池室防爆壁挂式分体空调机制冷量：Ql=3.5kW 电源：220V，1.9kW2台3资料室，休息室壁挂式分体空调机制冷量：Ql=3.5kW 265、电源：220V，1.3kW3台4机动用房柜式空调制冷量：Ql=7.2kW 电源：220V，4.7kW1台510kv配电室分体柜式空调制冷量：Ql=12kW 电源：380V，7.0kW7台单冷6蓄电池室防爆屋顶式通风机BDWT-No3风量：1450m/h 电源：380V，0.06kW2台710kV配电室轴流式通风机T35-11，No5.6风量：5730m/h 电源：380V，0.37kW5台除湿量：90升/天，功率：810kV配电室除湿机1.32kW，循环风2台量 :1000m/h9消防泵房轴流式通风机T35-11，No2.8风量：2560m/h 电源：380V，0.18kW1台6对侧扩建工程设266、想6.1万溶江、怀化富州220kV变电站一次部分6.1.1 万溶江220kV变电站接入间隔概况 万溶江220kV侧现运行主接线形式为双母线带旁路接线，本次接入220kV富万II线出线间隔，接线形式不变。 经二次专业核实，万溶江220kV富万II线间隔内电压互感器仅A相，不满足过渡期间的要求，本期于220kV富万II线间隔内更换电压互感器为三 相,间隔内其他一次设备均满足过渡期间要求（见表6.1-1）。表6.1-1万溶江变现运行富万II线间隔（AIS）具体参数如下： 设备参数：设备名称型 式 及 主 要 参 数设备投运时间220kV断路器LW10B-252W，3150A，50kA2008-032267、20kV隔离开关GW17-252D2W，252kV，2500A，50kA/3s2006-01220kV电流互感器LCWB2-220，2600/5A(2300/5A) 0.2/0.5/10P20/10P20/10P20/10P20，1996-01220kV避雷器Y10W-204/532W220kV电容式电压互感 器（本期拆除）TYD-220/3-0.005，220/3/0.1/3/0.1kV，0.2/0.5/3P/3P，仅A相2004-05220kV电容式电压互感 器（本期新上）5000pF， 0.2/0.5（3P）/0.5(3P)/6P30VA/30VA/30VA/30VA,三相，现运行导体参268、数：电 压 (kV)回路名称回路电流最大 (A)选 用 导 体控 制 条 件导线根数型号载流量(A)220母线2624LF21Y- 100/902810穿越功率900MW出线437LGJ-630/551130潮流150MW6.1.2 怀化富洲220kV变电站接入间隔概况怀化富洲220kV侧现运行主接线形式为双母线接线，本次接入220kV富 万II线出线间隔，接线形式不变。根据系统提资，间隔内一次设备均满足过渡期间要求（见表6.1-2）。 表6.1-2怀化富洲变富万II间隔（GIS）具体参数如下： 设备参数：设备名称型 式 及 主 要 参 数投运时间母线UN=252kV，IN=3150A2015269、-04220kV断路器UN=252kV，IN=3150A，IK=40kA2015-04220kV电流互感 器600-1200/1A，5P30/0.2S，共6只2015-04220kV隔离开关UN=252kV，3150A，50kA/4s，125kA，3 组2015-04220kV接地开关100kA(动稳定电流)，3组2015-04220kV快速接地 开关100kA(动稳定电流)，1组2015-04220kV电压互感 器TYD220/ 3-0.005H,220/ 3/0.1/ 3/0.1/3/0.1/3/0.1kV，10VA2015-04220kV避雷器Y10W-204/532W，3只2015-0270、4导体参数：电 压 (kV)回路名称回路电流最大 (A)选 用 导 体控 制 条 件导线根数型号载流量(A)220母线2624GIS母线3150穿越功率900MW出线（本期更换）4372（LGJ-630/55）2034与线路一致， 潮流150MW6.2万溶江、怀化富州220kV变电站保护改造 万溶江怀化富州220kV线路两侧配置了1套南瑞继保的PCS931光纤156差动保护，1套北京四方的CSC-103BE光纤差动保护，投运时间为2012年。 由于本期工程第一阶段XX站入万溶江怀化富州变，施工期间， 万溶江怀化富州线路打开，改接至XX变。XX万溶江，XX怀化富州线路两侧均新配置双套的光纤电流差271、动保护。 第二阶段XX牵引站XX变线路与XX变万溶江变线路在站外短接形成XX牵引站万溶江线路，XX牵引站万溶江变线路万溶江变侧需 更换为匹配对侧XX牵引站保护型号的双套光纤电流差动保护，采用不同光 缆的光纤专用双通道。并重新计列保护调试费；XX牵引站需重新计列保护 联调费用。改接后，XX牵引站万溶江变的220kV线路两个主保护通道均为光纤通 道，采用两路不同光缆的专用+专用光纤双通道，按“双保护，双通道”原 则，上述线路要求保护1双通道采用路由一、路由二；保护2双通道采用路由 二、路由一，双通道均采用光纤跳纤通道。 改接后，需在万溶江变线路出口侧变为关口校核点，需加装0.2S级校核关口 表1块272、，并配置电能质量监测装置1台。7送电线路路径方案及工程设想7.1线路工程概况1) 富万II线入XX变220kV线路工程，富州方向入段起自新建 XX220kV变电站，止于富万II线072塔小号侧新建转角塔RJ6；万榕江方 向出段起自新建XX220kV变电站，止于富万II线073塔大号侧新建转角 塔CJ6。路径长约5km，为单双混合回路，其中单回0.4km，双回4.6km(单 侧挂线)。导线采用2JL3/G1A-630/45高导电率钢芯铝绞线。地线两根，一根 36芯OPGW，一根JLB40-150铝包钢绞线。架空线路设计基本风速取23.5m/s， 设计覆冰取15mm。2) 万榕江XX改接XX牵引站273、220kV线路工程，按照系统规划要 求，在工程 1)投运后，实施本工程建设，本工程起自工程 1)出段转角 塔CJ2，止于XXXX牵引站220kV线路下新建转角塔GJ3，路径长约 0.6km，为单回路。本工程导线采用1JL3/G1A-400/50高导电率钢芯铝绞线，地线两根， 为一根36芯OPGW，一根JLB40-150铝包钢绞线。架空线路设计基本风速取 23.5m/s，设计覆冰取15mm。3) XX自治州220kV线路工程，起自新建XX220kV变，止于500kV 自治州220kV开关场，路径长约37km，为单双混合回路，其中单回64km(两 列互相平行的单回路，232km)，一条双回路5km274、,另一条双回路利用湖南 XX枇杷冲万溶江入自治州220kV线路工程入段（只计本回路导线 和光缆工程量）3.9km。本工程导线采用2JL3/G1A-630/45高导电率钢芯铝绞线，地线两根， 为一根36芯OPGW，一根JLB40-150铝包钢绞线。架空线路设计基本风速取 23.5m/s，设计覆冰取15mm。7.2变电站进出线1)XX220kV进出线 XX220kV变电站为拟建站，位于XX县沱江镇，临近G209国道。 XX变220kV向北面出线，110kV向南出线，规划220kV出线8回，间隔排列自东向西依次为至怀化富洲出线(1E)、至富洲出线(2E)、至万溶江自 治州(3E)、至牵引站自治州(4275、E)、分段、至竿子坪(5E)、预留至XX(6E)、 至竿子坪(7E)、备用(8E)。如图7.2-1所示，本工程占用至怀化富洲出线 (1E)、至万溶江自治州(3E)、至牵引站自治州(4E)三个出线间隔。 图7.2-1XX变出线间隔布置图 2)自治州500kV变电站自治州500kV变电站(简称自治州变，下同)为拟建变电站。站址位于 XX市阿娜镇中岩星。站址位于山丘之上。自治州变为朝北布置，500kV向东面出线，220kV向西出线，规划220kV 出线16回，间隔排列自北向南依次为枇杷冲I、古丈I (备用)、古丈(备 用)、备用、峒河I、格山、峒河、格山I、万溶江I、万溶江、杆子 坪I (备用)、杆276、子坪(备用)、备用、XXI(备用)、XX(备用)和枇 杷冲。如图7.2-2所示，本工程远期占用XXI(备用) (14E)、XX(备 用) (15E)两个出线间隔，本期不涉及间隔。157图7.2-2自治州变220kV出线间隔布置图 7.3线路路径方案选择路径选择是送电线路设计的重要内容，直接关系到线路工程的经济技 术指标，与工程的施工、质量、运行安全等密切相关。路径选择受沿线障 碍及当地政府及规划部门的制约，根据现场调查和收资情况，影响本工程路 径方案的主要因素有如下几点：1)本工程线路位于XX土家族苗族自治州市XX县和XX市境内。2) 本次富万II线入XX变220kV线路工程先期建成，之后投运277、万 榕江XX改接XX牵引站220kV线路工程，待两个工程投运约半年后投159运XX自治州220kV线路工程。3)线路位于山地林区，采用高塔跨树设计，路径长度对投资影响很大。长线路制约因素多，XX自治州220kV线路工程提出两个路径方案； 富万II线入XX变 220kV线路工程和万榕江XX改接XX牵引站 220kV线路工程长度较短，只提出一个路径方案。具体线路路径描述如下。7.3.1220kV线路路径方案(1)富万II线入XX变220kV线路工程 本工程线路，结合站址位置、城郊现状和市政规划，线路路径提出一个方案：线路富州方向入段自新建XX220kV变电站向北出线后，右转向东， 避开大黄土村村落278、后右转向东北方向，跨越西气东输天然气管线(拟建)、 明清时代苗疆边墙遗址(散落分布于G209国道两侧)和G209国道，后右转向 东，避开卢冲村落，接至富万II线073塔大号侧新建转角塔RJ6止；万榕江 方向出段自新建XX220kV变电站向北出线后，右转向东，避开大黄土 村村落后右转向东北方向，跨越西气东输天然气管线和G209国道，后右转 向东，接至富万II线073塔大号侧新建转角塔CJ6止。本工程路径长约5km，为单双混合回路，其中单回0.4km，双回4.6km(本 期只单侧挂线，另一侧为远期预留)。图a)天然气管线(拟建)图b)苗疆边墙遗址图c)G209国道图d)富万II线 (2)万榕江XX279、改接XX牵引站220kV线路工程本工程线路，结合站址位置、城郊现状和市政规划，线路路径制约因 素多，在此只提出一个方案：按照系统规划要求，在工程1)投运后，实施本工程建设，本工程起自 工程1)出段转角塔CJ2，左转向南至转角塔CJ1(GJ1)，后右转向西，跨 越在建G354国道，后左转向西南，接至XXXX牵引站220kV线路下新 建转角塔GJ2止。路径长约0.6km，为单回路。165图e)跨越在建G354国道(3)XX自治州220kV线路工程 本工程线路，结合站址位置、城郊现状和市政规划，线路路径提出两个方案。路径方案一： 线路经XX变同塔双回向北出线后右转向东北，避开张吉怀高铁配套混凝土拌和280、站主设备，跨越拌和站堆料场，右转向东北，跨越西气东输天 然气管线、明清时代苗疆边墙遗址(散落分布于G209国道两侧)和G209国 道，右转向东跨越220kV富万II线、在建张吉怀高铁(隧道)和吉怀高速公 路(隧道)，左转向东北，分为两列单回路，左转向北，在220kV富万II线 东侧平行富万II线行进，途径田箭塘村西北侧、菖蒲塘村西侧和牛耳洞村 西侧，钻越800kV宾金线，后向东北方向继续平行富万II线，途径蒿菜坪村西侧、桐油坪村东侧，跨越220kV富万I线，右转向东，途径天堂村南 侧和大地坨村北侧，进入XX市，跨越焦柳电气化铁路(隧道)后，左转向 北，跨越跨越220kV公万线，避开国家级公益林281、，向北途径双塘镇东侧、 坨丰村西侧、科木寨村西侧和下琴盘村西侧，跨越220kV枇万线，向东北 方向，途径狗儿寨村东侧和岩板坳村西侧，变为两个双回路，其中一个双 回与拟建枇万线入自治州线路的入段共塔，另一个双回路预留一回通 道，跨越110kV洗吉牵线、和35kV树河线，至中岩星村东侧终端塔J21，进 入500kV自治州变220kV构架。路径长约69km，为单双混合回路，其中单回64km(两列互相平行的单 回路，232km)，一条双回路5km,另一条双回路利用湖南XX枇杷冲万 溶江入自治州220kV线路工程入段（只计本回路导线和光缆工程量） 3.9km。图f)混凝土拌和站图g)张吉怀高铁隧道图h)282、吉怀高速公路隧道图i)800kV宾金线图j)跨越220kV图k)跨越焦柳电气化铁路图l)避让国家级公益林图m)跨越220kV图n)跨越220kV图o)跨越110kV 路径方案二： 线路经XX变同塔双回向北出线后右转向东北，避开张吉怀高铁配套混凝土拌和站主设备，跨越拌和站堆料场，右转向东北，跨越西气东输天 然气管线、明清时代苗疆边墙和G209国道，右转向东跨越220kV富万II线、 在建张吉怀高铁(隧道)和吉怀高速公路(隧道)，左转向东北，分为两列单 回路，左转向北，在220kV富万II线东侧平行富万II线行进，途径田箭塘 村西北侧、菖蒲塘村东侧和牛耳洞村东侧，右转向东，平行800kV宾金 线，283、途径得架村北侧、大板村北侧、茶罗村北侧，跨越220kV富万I线，跨 越焦柳铁路后进入泸溪县，左转向北，钻越800kV宾金线，途径万口村 东侧和三房村东侧，跨越220kV公万线，继续向北，途径帽州村西侧和妹 儿溪村西侧，进入XX市，左转向东北，避开国家级公益林，向北途径双 塘镇东侧、坨丰村西侧、科木寨村西侧和下琴盘村西侧，跨越220kV枇万 线，向东北方向，途径狗儿寨村东侧和岩板坳村西侧，变为两个双回路， 其中一个双回与拟建枇万线入自治州线路的入段共塔，另一个双回路预留一回通道，向北平行拟建枇万线入自治州线路的出段，跨越110kV 洗吉牵线、和35kV树河线，至中岩星村东侧终端塔J21止(按照系284、统规划专 业要求，本期本工程到终端塔止)。路径长约77km，为单双混合回路，其中单回72km(两列互相平行的单 回路，236km)，一条双回路5km,另一条双回路利用湖南XX枇杷冲万 溶江入自治州220kV线路工程入段（只计本回路导线和光缆工程量） 3.9km。综上分析，本工程方案一路径较方案二短约8km；海拔较方案二平均 低30米；沿线地质条件和方案二差别不大；交通条件由于平行现有的G209 国道，施工和运行维护较方案二便利一些；交叉跨越与方案二基本相同； 投资较方案二少约一千二百万。本工程最终采用线路路径较短的方案一为 本工程推荐路径方案。图7.3-1线路路径7.3.2“三跨”说明 经实地285、调查，本工程跨张吉怀高铁(在建隧道)、吉怀高速公路(隧道)，168由于跨越点为隧道,暂不按“三跨”考虑。同时本工程未跨越重要输电通道. 7.3.3线路协议情况本工程已取得沿线相关部门的协议，协议情况如下表7.3-2，详见附件。 表7.3-2路径协议一览表编 号单位名称基本内容1XX土家族苗族自治州环境保护局已经复函，批复：“通过查询，线路坐标均 不涉及生态保护红线范围。”2XX县环境保护局已经复函，同意。3XX市环境保护局已经复函，同意。4XX土家族苗族自治州文物管理局已经复函，批复：“原则同意该方案.但因 XX变电站选址涉及苗疆边墙遗址,要求该 项目开工前依法对选址用地范围进行考古 调查勘探286、。”5XX县文物管理局已经复函，批复：“同意方案，但线路塔基 建设不得损害南长城遗址。”6XX市文物管理局已经复函，批复：“经现场踏勘,该工程选 址无足以影响选址的文物保护单位及文物 点。同意该项目选址意见,根据文物法 第二十九条规定”，工程建设进行前，需报 请文物局行政部门在工程范围内进行调查、 勘探。”7XX县人民政府已经复函，同意。8XX县沱江镇人民政府已经复函，同意。9中国人民解放军湖南省XX县人民 武装部军事科已经复函，批复：“XX境内设计线路沿线 无重要军事设施。”10中国人民解放军湖南省XX市人民 武装部军事科已经复函，批复：“同意。”11XX县城乡规划管理局已经复函，批复：“原287、则同意工程线路路径 保证周边村民生产生活安全距离，线路路径 周边所涉及项目，与相关单位做好对接。”，编 号单位名称基本内容12XX市城乡规划管理局已经复函，批复：“原则同意该工程线路路 径。但须：1.输电线路在高铁新城区域尽量 东移。2.保证沿线村民生产生活安全距离。 3.满足国土、林业、环保等相关部门要求。13XX县国土资源局已经复函，批复：“原则同意线路路径。建 议稍调整范围，尽量不占耕地。”14XX市国土资源局已经复函，批复：“在符合土规的前提下， 原则同意该方案。”15XX县林业局已经复函，批复：“原则上同意工程线路选 址。”16XX市林业局已经复函，批复：“原则同意线路路径，涉 及使用林地应依法办理相关审批手续。”17XX县水利局已经复函，批复：“原则同意。请业主单位 按水土保持法相关要求，编制方案，依 程序报批！”18XX县经济和信息化局已经复函，批复：“同意。”19XX县安全生产监督管理局已经复函，批复：“原则同意选址意见。”20XX县公路管理局已经复函，批复：“原则上不影响公路扩建 及公路两侧控制范围同意选址选线意见。”21XX县公安局已经复函，批复：“同意建设。”22湖南省大XX天然气管网投资开发 有限公司已经复函，批复：“同意选址。”