1、县城220kV变电站及配套线路新建工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月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工程概况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31.5设计范围32电力系统一次42.1电力系统概况42.2工程建2、设必要性及建设时序132.3主变压器选择202.4接入系统方案212.5主变型式选择及无功补偿论证332.6导线截面论证362.7系统对有关电气参数的要求372.8电力系统一次部分结论及建议382.9系统短路阻抗393电力系统二次413.1系统继电保护413.2调度自动化513.3电能计量装置及电能量远方终端533.4调度数据通信网络接入设备543.5二次系统安全防护543.6系统通信564变电站站址选择714.1站址选择过程概述714.2站址概况734.3站址的征地、拆迁赔偿情况754.4站址的出线条件754.5站址水文气象地质条件754.6站区场地标高及土石方情况814.7进站道路和交通运3、输824.8站用电源874.9站址环境874.10通信干扰874.11施工条件874.12协议签署情况884.13站址技术经济比较884.14站址方案结论895变电站工程设想905.1电气主接线905.2短路电流计算及主要电气设备选择925.3绝缘配合及过电压保护1005.4电气总平面布置1035.5站用电及照明1055.6防雷与接地1085.7电缆敷设及防火1095.8融冰方案1105.9电气二次1125.10站区总体规划和总布置1365.11建筑规模和结构设想1415.12供排水系统1455.13采暖通风和空气调节系统1485.14火灾探测报警与消防系统1515.15“两型一化”及“四新”4、应用情况1536送电线路路径选择及工程设想1576.1总论1576.2变电站进出线布置1576.3线路工程方案设想1597配套间隔扩建工程2037.1儒林220KV变电站220KV间隔保护改造工程设想2037.2飞山220KV变电站220KV间隔保护改造工程设想2058节能、环保、抗灾措施分析2088.1系统节能分析2088.2变电节能分析2088.3线路节能分析2108.4环保措施2108.5结论2129变电站通用设计对比分析21410投资估算21610.1编制原则和依据216投资估算21610.2经济分析21710.3经济性与财务合规性21810.4从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析5、21810.5财务合规性22111结论223编制时间:2019年06月Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300 湖南送变电勘察设计咨询有限公司1工程概况1.1 设计依据1.1.1设计依据湖南省220千伏电网滚动规划报告2018年湖南电网运行方式XX地区20192020年110kV电网规划项目优选排序报告2019年XX地区电力市场分析预测春季报告XX电网2018年年度运行方式 湘电公司发展2018811号国网湖南省电力有限公司关于下达2019年电网建设项目前期工作计划的通知 国网湖南经研院关于国网湖南公司“十三五”变电运维基地站发展规划的评审意见_湘电经院评函2016、4528号1.1.2遵循的主要规程规范220千伏及110(66)千伏输变电工程可行性研究内容深度规定110kV750kV架空输电线路设计规范架空送电线路杆塔结构设计技术规定架空送电线路基础设计技术规定电力工程电缆设计规范城市电力规划规范电力系统设计技术规程电力系统技术导则电力系统电压和无功电力技术导则变电站总布置设计技术规程220kV750kV变电站设计技术规程1.2 工程概况根据XX供电公司近远期电网规划以及XX县电网现状，为满足XX县负荷发展需求，强化XX电网110kV网架，提高供电可靠性，加强XX西部电源外送 能力，拟在XX县新建一座220kV变电站。根据系统的分析论证，对变电站站址和配7、套线路路径进行现场踏勘，站址位 置靠近网络中心和负荷中心；同时考虑到运行方便、交通运输等因素，站址位置尽量在 主要道路及乡村公路两侧附近范围内选择；站址用地和线路走廊已征得XX县政府、 规划局的同意，并在选址选线暨工程建设会议上取得了自然资源规划局等政府职 能部门的同意和支持。本次可行性研究在上述工作的基础上进行。 湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究包含的工程有XX220kV变电站、220kV对侧间隔保护改造、配套220kV输电线路工程等。工程项目的概况详 见下表。工程项目概况表序号工程名称建设性质建设规模投产时间一220kV 变电工程1XXXX 220kV 变电站新建工程新建11808、MVA2022 年2儒林 220kV 变保护改造工程扩建1 个2022 年二220kV 送电工程2022 年1飞山-儒林 220kV 线路入XX变 220kV 线路工程新建LGJ-2630/2.3km2022 年变电站工程规模一览表项目终期规模本期规模主变压器3180MVA1180MVA220kV 出线8 回2 回（至飞山、儒林各 1 回）110kV 出线12 回3 回（至川石 2 回，至关峡 1 回）10kV 出线36 回12 回容性无功补偿3（48Mvar）48Mvar感性无功补偿310Mvar210Mvar1.3 设计水平年XX220kV输变电项目计划于2022年建成投产，选择2022年9、作为XX220kV 输变电相应的设计水平年。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)选址选线按照有关规定进行多方案优化比较，同时取得地方政府和相关部 门的原则协议，以避免和防止下阶段工作中出现颠覆性因素。1.5设计范围本次湖南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，提出工程设想和投资估算10、。XX220kV变电站、对侧220kV变电站保护改造、配套220kV输电线路工程以 及相关的光纤通信工程的可行性研究工作，由湖南送变电勘察设计咨询有限公司 承担。本报告主要内容包括电力系统(包括电力系统一次、二次)、XX220kV变 电站站址情况及工程设想、配套220kV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。2电力系统一次2.1 电力系统概况2.1.1系统现状（1）XX市电力系统现状 XX市位于湘中偏西南，北邻娄底，南界永州，上通云贵，下接长衡。自古为交通要道，商埠中心，XX现为省辖市，辖1市8县3区，常住人口737.54万， 面积2.08万平方公里。1）电源现状 截至211、018年，XX电网电源装机容量为3088MW。按机组类型，水电装机容量为869MW，装机占比28%，火电1461.5MW，装机占比47.3%，风电装机容量 650MW，装机占比21 %，太阳能装机容量73.2MW，装机占比2.4%，其他（生物 质能）45MW，装机占比1.5%。2）电网现状 截至2018年底，XX电网拥有500kV变电站1座，主变压器1台，容量750MVA；220kV公用变电站11座，主变压器16台，容量2460MVA；110kV公用变电站58座， 主变压器91台，容量3119MVA；35kV公用变电站99座，主变压器155台，容量 933.9MVA。有220kV公用线路24条12、，线路长度893.84km；110kV公用线路121条， 线路长度1699.94km；35kV公用线路共计231条，线路长度2723.49km。3）供用电现状2018年XX地区统调供电量82.5亿kWh，统调最大负荷1736.3MW。 XX市2018年110kV及以上电网地理接线示意图见附图01。（2）XX县电力系统现状1）电源现状 截至2018年底，XX电网电源装机容量为173MW。按机组类型，水电装机容量为120.5MW，装机占比69.7%，火电3MW，装机占比1.7%，风电装机容量49.5MW，装机占比28.6%。表 2.1-1XX县电源现状表序号电厂名称电厂性质并网电压等级装机容量（M13、W）1江口塘电站水电35kV12.82界溪口电站水电35kV163河口电站水电35kV20.14清溪江电站水电35kV6.45银子山风电风电110kV49.566000 以下机组合计水电35kV21.057水电10KV44.1658火电35kV3合计水电120.515火电3风电49.52）电网现状截至2018年底，XX县境内投入运行的110kV变电站3座，主变4台，总容量 133MVA。110kV线路有5条，长度为113km。35kV电网公用变电站9座，主变15 台，容量67.7MVA。35kV线路13条，长度为186km。3）供用电现状2018年，XX县统调供电量为3.5亿kWh，统调最大负14、荷为75.0MW。表 2.1-2XX县及其周边地区 220kV 变电站情况单位：kV、MVA、MW序 号变 电 站变 电 容 量上 下 网 状 态2017 年2018 年丰水期枯水期年最 大负 载率丰水期枯水期年最 大负 载率最 大 负 荷同时 刻 最 大 负 荷最大 负荷同时 刻最 大负 荷最 大 负 荷同时 刻 最 大 负 荷最大 负荷同时 刻最 大负 荷1赧 水180上网18.2090.0%87.7%下网6837.9162.00109.00104.777.1157.80155.202儒 林180上网17226.8146.2019.0095.6%145.421.2153.985.5%下6615、.60100.5.310.20网3表 2.1-3XX县电网 110kV 变电站情况序 号变 电 站变电 容量上 下 网 状 态2017 年2018 年丰水期枯水期年最 大负 载率丰水期枯水期年最 大负 载率最 大 负 荷同时 刻 最 大 负 荷最大 负荷同时 刻最 大负 荷最 大 负 荷同时 刻 最 大 负 荷最大 负荷同时 刻 最 大 负 荷武 阳11031.5上网17.32.22.9034.0%6.4658.7%下网5.110.7010.1011.5218.509.7关 峡11020上网17.611.410.003.2016.0%15.421.5100.5%下网2.83.2020.115.16、717.9川 石11050+31.5上网33.616.7047.7%18.054.6%下网17.84.238.9016.8044.524.243.9032.4表 2.1-4XX及其周边地区 220kV 线路基本情况表序号线路名称起点终点导线型号线路长度（km）1飞儒线飞山儒林2JL3/G1A-300/40(67.699)+2J L3/G1A-300/50(13.902)81.62赧儒线赧水儒林2JL/G1A300/4024/7(46.69)46.693平赧 I 线赧水平溪2JL/G1A300/4024/7(37.74)37.744平赧 II 线赧水平溪2JL/G1A300/4024/7(36.17、88)36.885飞黔线飞山黔城2LGJ-300/4083.316黔平线黔城平溪2LGJ-300/4085.4077隆平 I 线隆回平溪LGJ-400(3.15)+LGJ-400(5.44)+L GJ-400(.4)+LGJQ-400(37.42)46.418隆平线隆回平溪2LGJ-300/40(3.15)+2LGJ-300/40(5.44)+2LGJ-300/40(1.11)+2LGJ-300/40(38.03)47.739元赧线元宝赧水2JL3/G1A-400/5049.1310扶元线扶夷元宝2JL3/G1A-400/5085.63表 2.1-5XX县 110kV 线路基本情况表序号线路名18、称起点终点导线型号线路长度(km)1茅川线茅坪变川石变LGJ-18531.1092川关线川石变关峡变LGJ-24013.4843赧武线赧水变武阳变LGJ-24029.0344关武线关峡变武阳变LGJ-24024.0345银武线银子山风电武阳变JL/G1A-30015.4（3）XX县及其周边地区电网存在的问题1）110kV网架结构薄弱 目前XX市仅XX县无220kV变电站，XX县境内有110kV变电站3座，即川石、武阳、关峡变，仅通过两条110kV线路（茅川线、赧武线）与系统相连，实 际处于系统末端，丰水期存在高电压问题，枯水期存在低电压问题。茅川线（或 赧武线）故障或检修情况下，XX县三座1119、0kV变电站形成长藤结瓜式供电，赧 武线（或茅川线）存在过载的风险，可靠性较差。2）XX西部电源送出困难 XX西部风电和水电资源极为丰富，且XX西部电网还承接怀化南部的电源。目前XX及城步县的电源主要通过赧儒林（2LGJ-300）线送至外部电网， 水电与风电集中大发期间，极易出现线路过载的情况。随着通道汇集站和长安营 汇集站的陆续投产，将汇集更多的风电送至外部电网，XX西部电源北送断面的 传输压力将持续增大。2.1.2电力系统发展规划根据湖南省220千伏电网滚动规划报告（20182025）（2018版）、邵 阳地区20192020年110kV电网规划优选排序报告等相关电网规划技术报告， 20120、9-2022年XX及其周边地区110kV及以上规划如下。电网发展规划：（1）220kV层面2019年新建平溪隆回220kV线路工程，2019年扩建隆回220kV变电站2号主变（1180MVA）；2019年扩建扶夷220kV变电站2号主变（1180MVA）；2019 年扩建赧水220kV变电站2号主变（1180MVA）；2020年扩建儒林220kV变电站 2号主变（1180MVA），新建儒林赧水回220kV线路工程；2022年新建绥 宁220kV输变电工程（1180MVA）。（2）110kV层面2019新建湖南XX武冈市长冲110kV输变电工程（150MVA）；2019新建 湖南XX武冈市长冲121、10kV输变电工程（150MVA）；2020年扩建湖南XX绥 宁县关峡110kV变电站2号主变（150MVA）；2020年新建湖南XXXX县富家 界110kV输变电工程（150MVA）；2020年新建湖南XXXX县蔡桥110kV输变 电工程（150MVA）；2020年新建湖南XXXX县五峰铺110kV输变电工程（150MVA）；2021年新建湖南XX新宁一渡水110kV输变电工程；2022年新建湖 南XXXX220kV变电站110kV线路送出工程。XX市2021年110kV及以上电网地理接线示意图见附图02，XX市2022年110kV及以上电网地理接线示意图见附图04。2.1.3负荷预测 根据22、XX县及周边地区发展情况，结合2019年XX地区电力市场分析预测春季报告，XX地区及相关区县负荷预测结果见表2.1-6。表 2.1-6XX及相关区县负荷预测结果表单位：MW、亿 kWh地 区项目20182019202020222025”十三五“增 长率（%）”十四五“增 长率（%）全 市最大负荷1736.31851.01962.12212.92650.56.00%6.20%统调电量82.5090.5098.55113.47140.188.90%7.30%绥 宁最大负荷75.0079.0085.2493.98108.797.90%5.00%统调电量3.503.804.264.745.5612.523、0%5.50%武最大146.00160.00170.00196.46244.069.60%7.50%冈负荷统调电量6.607.207.809.1011.468.70%8.00%城 步最大负荷50.0054.0057.5665.1674.946.6%5.0%统调电量2.302.502.723.183.718.60%5.5%绥宁 与 武 冈最大负荷203.32219.88234.82267.20324.627.42%6.69%统调 电量9.2910.1211.0912.7315.666.10%7.14%注：上表中XX县及武冈市总计最大负荷考虑0.92的同时率。根据XX电力公司提供的资料，未来几年X24、X县新增负荷报装情况如下表。表 2.1-7XX县新增负荷报装情况用户名称预计报装容量（MVA）计划用电时间（年）2019年2020年2021年2022年2025年黄桑景区7.72019 年37.77.77.77.7鑫光磨具厂302021 年0051030合计37.712.717.737.7根据上表负荷报装情况及达产时序，对XX变供区进行负荷预测，其结果如下：表 2.1-8XX变供区负荷预测情况单位：MW年 份 项 目201820192020202120222025自然负荷增长6768707380新增负荷报装38131838小计6770768391118据上表可知，2022年XX供区内负荷达到925、1MW，2025年为118MW，而XX县境内目前无220kV布点，亟需在XX县内新增一座220kV变电站以支撑XX县 的社会经济发展和负荷增长。2.1.4220kV变电容量平衡（1）平衡原则1）平衡负荷按统调口径，负荷见表2.1-6。2）参与平衡的电源为现有及规划建设的电源。3）银子山风电场总装机容量为50MW，按30%出力进行考虑；水电装机总 容量为179MW，枯水期按20%出力考虑，丰水期按60%出力考虑。（2）平衡结果 XX县及武冈市220kV变电容量平衡见表2.1-9。XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第12页 共223页表 2.1-9XX县及武冈市 220kV 变电容量平衡表26、单位：MW项目 年份201820192020202120222025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丰大丰小枯大一、片区供带负荷183110203198119220211127235226136251240144267292175325二、110kV 及以下电源装 机1.水电179179179179179179179179179179179179179179179179179179江口塘电站131313131313131313131313131313131313界溪口电站161616161616161616161616161616161616河口电站2020202027、2020202020202020202020202020清溪江电站6666666666666666666000 以下机组合计1231231231231231231231231231231231231231231231231231232.风电505050505050505050505050505050505050银子山风电场505050505050505050505050505050505050三、110kV 及以下电源出 力1221225112212251122122511221225112212251122122511.水电107107361071073610710736107107361028、710736107107362.风电（30%出力）151515151515151515151515151515151515编制时间:2019年08月Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300湖南送变电勘察设计咨询有限公司四、220kV 公用变下网负 荷61-1215376-3169895184104142001192221717053274五、年初220kV 公用变 电容量180180180180180180360360360360360360360360360540540540六、新增220kV 项目1.赧水扩1802.XX变180七、年末已有容量1801801829、0360360360360360360360360360540540540540540540八、年末容载比2.951.184.742.134.031.953.461.804.562.493.171.97XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第14页 共223页据上表容量平衡结果，2022年，若XX220kV输变电工程未按计划投 产，XX县及武冈市片区220kV容载比仅1.66，若XX220kV输变电工程按 计划投产，XX县及武冈市片区220kV容载比提升至为2.49，容量充裕，可 较好满足XX及其周边地区负荷发展。2.2 工程建设必要性及建设时序2.2.1建设必要性（1）满足XX县负荷发展30、需求，提高XX及其周边地区供电能力 XX县位于XX南边陲，XX市西部，全县总面积2927平方公里，人口39万人，辖8镇9乡，215个村16个居委会。近年来，XX县“重点发展 旅游康养、农产品加工、楠竹新材料、绿色能源、矿泉水”五大主导产业， 加快推进“医用器械、现代农业、商贸流通业”。随着包茂高速、洞新高 速连接线、武靖高速、省道S221、S319穿境而过，周边接邻新修建成的武 冈机场（相距70公里）、枝柳铁路靖州站（相距70公里），路经XX的兴 赣高铁也进入可研的关键阶段。高效便捷的交通路网体系正在逐步构建， 将激发XX县内在的活力，促进城市的发展和用电负荷的快速增长。目前，XX县负荷由武阳31、（ 31.5MVA ）、关峡（ 20MVA ）和川石（50+31.5MVA）3座110kV变电站供带，2018年武阳、关峡和川石变最大 负荷分别为18.5MW、20.1MW、44.5MW，负载率分别为58.7%、100.5%、 54.6%。根据XX县负荷预测，预计2022年XX县负荷为91MW，现有110kV 站点容量较低，满足不了XX县城及周边负荷发展需求。因此，为促进XX县经济发展，满足XX县城及周边负荷发展需求， 新建XX220kV变电站是十分必要的。（2）为XX县110kV变电站提供电源点，合理构建110kV网络结构 目前XX县没有220kV变电站，XX县3座110kV站点（川石、关峡32、和武阳）仅通过两条110kV线路（茅川线、赧武线）由周边的赧水变和儒林 变供带，处于系统末端，丰水期存在高电压问题，枯水期存在低电压问题。 但随着负荷增长，2022年XX县负荷达到91MW。赧武线故障时，XX县编制时间:2019年08月Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300湖南送变电勘察设计咨询有限公司全县的负荷将由儒林至茅坪的110kV线路（LGJ-185）供带，2022年枯大方 式下，儒林至茅坪的110kV线路将过载。新建XX220kV变电站，可为XX县现有及新建110kV站点提供可靠电 源，缩短供电半径，合理构建110kV网络结构，极大提高XX电网供电可 33、靠性。XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第16页 共223页图2.2-12022年枯大方式潮流图（不新建XX变 风电出力10% 赧武线故障）编制时间:2019年08月Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300湖南送变电勘察设计咨询有限公司图 2.2-22022 年丰大方式潮流图（不新建XX变 风电出力 10% 赧武线故障）XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第17页 共223页（3）加强XX西部电源外送通道，保证丰水期XX西部电源的稳定送出XX西部地区水电和风电资源均极为丰富，目前XX及城步县境内110kV及以下水电装机共计约370MW，风电装机约2034、0MW，此外怀化南部 电源也经飞儒线送至XX西部电网。然而XX、城步二县负荷相对较低， 电源大部分需经由赧儒线（2LGJ-300）送至外部电网，赧儒线（赧儒 线投产后改称赧儒线）电源外送压力极大。随着长安营汇集站和通道汇 集站陆续建成投产，XX西部和怀化南部开发的风电将进一步增多，预计 2022年通道和长安营汇集站均将汇集约300MW的风电送出。届时即使赧 水儒林第二回线路和飞山会同牌楼220kV线路建成投产，在丰水期 水电与风电集中大发期间，赧儒线将出现线路过载的情况。根据潮流计算结果，2022年，若不新建XX输变电工程，丰小方式下， 考虑风电出力70%，赧儒线故障时，赧儒线（2LGJ-3035、0）传输的潮 流将达418.1MW，线路过载。2022年，新建XX输变电工程后，将不存在 此问题。编制时间:2019年08月Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300湖南送变电勘察设计咨询有限公司XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第19页 共223页图 2.2-32022 年丰小方式潮流图（不新建XX变 风电出力 70% 赧儒线故障）编制时间:2019年08月Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300湖南送变电勘察设计咨询有限公司图 2.2-42022 年丰小方式潮流图（XX变投产后 风电出力 70% 赧儒线故障）湖南XXXX2236、0kV输变电工程可行性研究报告第22页 共223页综上，为满足XX县负荷发展需求，强化XX电网110kV网架，提高 供电可靠性，加强XX西部电源外送能力，新建XX220kV输变电工程是 必要的。2.2.2 变电站作用及建设时序1）变电站在系统中的作用与地位 XX220kV变建成后能够提高XX电网供电能力，满足XX县负荷发展需求，是湖南电网重要的中间变电站。2）建设时序 目前，XX县没有220kV变电站，XX县3座110kV站点（川石、关峡和武阳）仅通过两条110kV线路（茅川线、赧武线）由周边的赧水变和儒 林变供带。但随着负荷增长，2022年XX县负荷达到91MW。赧武线故障 时，XX县全县的37、负荷将由儒林至茅坪的110kV线路（LGJ-185）供带，2022 年枯大方式下，儒林至茅坪的110kV线路将过载。根据表2.1-9XX县及武冈市220kV变电容量平衡结果，2022年，XX 县及武冈市片区220kV容载比仅1.66，XX220kV输变电工程投产后，XX 县及武冈市片区220kV容载比提升至为2.49，容量充裕，可较好满足XX及 其周边地区负荷发展。综上，为满足线路N-1校验及XX及其周边地区负荷发展，建议XX 变于2022年建成投产。2.3 主变压器选择2.3.1主变容量选择 XX变电站建成后的主要供电区域是XX县，根据湖南电网规划主要技术原则，非城区（含县城）原则上按照3238、40MVA、3180MVA规模设 计。根据负荷预测，2022年XX变供带负荷91MW，预计到2025年负荷将 增至118MW，建议XX变本期按1台180MVA主变考虑。根据表2.1-8XX变供区负荷预测情况， 2025年XX变供带负荷约 118MW。XX220kV变位于湖南电网西南部末端，对XX变远期负荷进行编制时间:2019年06月 Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300 湖南送变电勘察设计咨询有限公司预测，远期负荷考虑5%的年均增长率，2035年负荷约177MW，XX变负 载率达98%，2035年XX变不存在主变过载问题。建议XX变终期按3台 180MVA主39、变考虑。2.3.2 变压器低压侧电压等级选择XX变站点处于XX县规划枫乡区，位于XX县城附近，是XX县城 未来的中心城区，所供带的负荷将主要是居民生活用电和商业用电，建议 XX变主变低压侧采用10kV电压等级。2.4 接入系统方案2.4.1 220kV接入系统方案拟定（1）根据XX县电力系统的供电现状及将来的网络格局，结合XX 220kV变电站的推荐站址、在系统中的地位及建设时序、建设规模等因素， 拟定了六个方案进行技术经济比较。具体方案如下：方案一：XX变剖接飞山儒林220kV线路，平赧线平溪侧改进绥 宁变，形成平溪XX220kV线路，新建段线路导线型号选择2LGJ-630。方案二：XX变剖40、接飞山儒林220kV线路，新建线路导线型号选择2LGJ-630，平赧线平溪侧改进XX变，形成平溪XX220kV线路，新 建段线路导线型号选择2LGJ-400（新建段塔型为2LGJ-630塔），远期 考虑将截面为2LGJ-400导线更换为截面为2LGJ-630的导线。方案三：XX变剖接飞山儒林220kV线路，新建线路导线型号选择2LGJ-630，平赧线平溪侧改进XX变，形成平溪-XX220kV线路，新 建段线路导线型号选择2LGJ-400（新建段塔型为2LGJ-400塔），远期 考虑将2LGJ-400的导线改为耐热导线。方案四：XX变剖接飞山儒林220kV线路，新建XX赧水220kV 线路，新建41、线路导线型号选择2LGJ-630。方案五：XX变剖接飞山儒林220kV线路，赧水儒林220kV线路赧 水侧改进XX变，形成赧水XX220kV线路，新建线路导线型号选择2 LGJ-630。方案六：XX变剖接飞山儒林220kV线路，新建线路导线型号选择2LGJ-630。XX变220kV接入系统方案比较示意图见附图03。2.4.1.1经济比较（1）经济比较指标 经济比较指标见表2.4-1。表 2.4-1经济比较指标表项目性质型号估 价 指 标指标单位220kV 线路新建A：单回 2LGJ-630140万元/km新建B：双回 2LGJ-630290万元/km新建C：单回 2LGJ-630（挂线）37万42、元/km新建D：2LGJ-630 塔103万元/km220kV 线路新建E：双回 2LGJ-400235万元/km新建F：单回 2LGJ-400120万元/km新建G：单回 2LGJ-400（挂线）32万元/km新建H：2LGJ-400 塔88万元/km改造J：单回 2LGJ-400线路耐热改造15万元/km220kV 间隔扩建250万元/个电能损失费用0.5元/kWh经济使用年限25a4000h投资回收率0.1湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第25页 共223页编制时间:2019年06月 Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300 湖南送变电勘察设计43、咨询有限公司（2）本期一次投资比较见表2.4-2。表 2.4-2220kV 接入系统方案一次投资比较表单位：个、km，万元方 案项 目方案一方案二方案三方案四方案五方案六规模投资规模投资规模投资规模投资规模投资规模投资一、本期一次投资9680939082709680509010601）飞儒线剖进XXA/4560A/4560A/4560A/4560A/4560A/45602）新建XX至赧水220kV线路A/5881203）赧儒线改进XX变A/588120A/2737804）平赧II线平溪侧改入XX5）平溪XX220kV线路（立2LGJ-630 塔）D/5859746）平溪XX220kV线路（新建44、段立2LGJ-400塔）H/5851047）平溪XX220kV线路（新建段挂2LGJ-400线）F/581856G/5818568）220kV间隔310003100037504100037502500二、本期一次投资相862083307210862040300对值三、远期追加投资1180013946126701040019950194501）平溪XX220kV线路（2LGJ-400架 空线更换为2LGJ-630）F/5821462）平溪XX220kV线路（2LGJ-400架 空线改为耐热导线）F/588703）平溪至XX剖接邵阳西500kV站A/202800A/202800A/2028004）45、赧儒线剖接XX西500kV站A/202800A/202800A/202800A/202800A/2028005）新建赧水至XX西220kV线路A/304200A/304200A/3042006）XX至赧水220kV线路剖入XX西500kV站A/2028007）赧水至XX220kV线路剖入XX西500kV站A/3042008）平溪至赧水剖接邵阳西500kV站A/202800A/202800A/2028009)新建儒林至XX西220kV线路A/20560010）新建XX至XX西220kV线路A/405600B/401160011）220kV间隔82000820008200082000717509246、250四、一次投资总值185301985017773174802005315648五、一次投资现值相对值288342022125183344050注：（1）上表中220kV间隔数量为XX220kV变本站间隔及对侧站点220kV间隔；（2）上表中线路长度为初步估计值，线路长度需在具体线路设计中确 定；（3）上表中各项投资为初步估算，仅供本工程经济比较用，不作工程实际造价。湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第29页 共223页由上表可知，方案六本期新建220kV线路最短，在六个方案中，方案 六本期一次投资最低。计及2025年XX变追加一次投资后，方案六一次投 资总值（折算成现值）最小，47、方案一投资最大。2.4.1.2潮流计算（1）潮流计算条件1)计算水平年 计算水平年为2022年、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2019年XX地区电力市场分 析预测春季报告、2019年怀化地区电力市场分析预测春季报告以及湖南省220千伏电网滚动规划报告中的内容，并结合目前的最新情况 加以适当的调整。3)潮流方式 按丰大、丰小、枯大、枯小四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0.95，水电机组功率因数最高取1.00，原则上均不考虑进相运行，以为调度运行留有 裕度。5)电压48、控制范围220kV变电站母线电压控制在213.42354kV之间，且偏差幅度不大 于11kV。110kV变电站母线电压控制在106.7117.7kV之间，且偏差幅度 不大于11kV。发电厂和500kV变电站220kV母线电压控制正常运行时控制 在220242kV之间。500kV母线电压控制在500550kV之间。（2）计算结果及分析1)潮流计算分析编制时间:2019年06月 Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300 湖南送变电勘察设计咨询有限公司潮流计算结果见附图0736。 计算结果表明，在计算的所有运行方式下，六个方案的本期电压水平符合规程要求方案的网损相对值为49、：表 2.4-3220kV 接入系统方案相对网损表单位：MW方案方案一、二、三方案四方案五方案六2022 年丰大0.000.130.690.81枯大0.000.310.130.13平均0.000.220.410.47由上表知，2022年网损方案一、二、三小于其余三个方案，方案四、方案五及方案六三个方案中方案六网损相对较大。2)潮流校核本期六个方案均能满足线路“N-1”校验；随着远期XX及怀化地区 规划风电开发，在丰小方式下，风电和水电同时大发时，方案一、二、三、 四在赧水儒林一回220kV线路故障故障情况下，相比其余两个方案多了 一回北送通道。2.4.1.3方案技术经济综合比较220kV接入系50、统比较方案技术经济综合比较见表2.4-5。表 2.4-5220kV 接入系统比较方案技术经济综合比较项目方案一方案二方案三方案四方案五方案六潮流分布合理合理合理合理合理合理电压水平合格合格合格合格合格合格电能损失费现值00043.881.293.7网络结构清晰清晰清晰清晰清晰清晰供电可靠性高高高高较高较高实施及过渡难易较易较易较易较易较易容易远景适应性好好好好一般好本期一次投资相对值862083307210862040300综合年费相对值2463691751594090（1）技术方面：潮流分布：六个方案潮流分布均合理。 电压水平：六个方案电压水平均合格。 网络结构：六个方案网络结构均清晰。 本51、期供电可靠性：六个方案本期均能满足线路“N-1”校验；方案一至方案四在赧水儒林线路故障情况下，相比其余两个方案多了一回北送 通道，供电可靠性较高。远景适应性：六个方案均可形成相同的远景网络，其中方案五形成远 景系统网络，需再单独新建一回儒林至XX西的220kV线路，远景适应性 一般，其余五个方案远景适应性均较好。实施及过渡难易：六个方案实施均较易，其中方案六本期新建线路最 短，实施最为容易。经济性方面：在六个方案中，方案六本期一次投资最低。计及2025年 XX变追加一次投资后，方案六一次投资总值（折算成现值）最小，方案 二投资最大。综合经济性方案六优于其余五个方案。经与省公司、省经研院汇报，平52、赧线平溪侧改进XX变线路工程， 因旧线路导线截面为2LGJ-300，新建段线路导线截面为2LGJ-630，形 成的平溪XX220kV线路融冰困难，且XX及怀化地区风电开发时序暂 不明确，本期暂不考虑实施此线路工程。后续根据风电建设情况，适时新 建此线路工程或在XX西500kV变电站220kV送出工程中同步考虑。综上分析：六个方案在潮流分布、电压水平和网络结构方案相当。除 方案五外，其余五个方案远景适应性均较好。方案六本期新建线路较短，实施最为容易，且综合经济性方案六优于其余五个方案。因此，建议推荐方案六为本期XX变220kV接入系统方案，即XX变剖接飞山儒林220kV线路，新建线路导线型号选择53、2LGJ-630。2.4.1.4近期线路N-1校验 根据近期XX及怀化地区规划风电资源情况，在2024年丰小方式下，进行相关潮流计算，潮流计算结果详见附图2.4-5至2.4-5，2024年丰小方式 下，风电和水电同时大发时，赧儒线故障时，赧儒I线（2LGJ-300）传 输功率达488MW，届时赧儒I线将过载。建议后续根据XX及怀化地区风 电建设情况，适时新建平溪XX220kV线路工程或在XX西500kV变电站 220kV送出工程中同步考虑。湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第31页 共223页图 2.4-52024 年丰小方式潮流图（方案六 推荐方案 风电出力 70% ）编制时间:54、2019年06月 Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300 湖南送变电勘察设计咨询有限公司图 2.4-62024 年丰小方式潮流图（方案六 推荐方案 风电出力 70%，赧儒线故障）湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第69页 共223页2.4.2110kV接入系统方案2.4.2.1方案拟定 根据XX220kV变电站的推荐站址、在系统中的地位及建设时序、建设规模等因素，并结合XX县电网发展规划，推荐的本期110kV接入系统 方案具体如下：XX变剖接茅川线，关峡变剖接茅川线，新建XX-川石110kV线路， 新建线路导线型号选择LGJ-300。图 2.4-7 55、本期XX变 110kV 送出方案示意图远期XX变的110kV接入系统方案为：至长铺2回，至川石2回，至绿 洲2回，至朝仪1回，至寨市2回，备用3回。编制时间:2019年08月Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300 湖南送变电勘察设计咨询有限公司图 2.4-8 远期XX变 110kV 送出方案示意图2.4.310kV出线情况XX220kV变位于XX县中心地区，建议XX变本期10kV出线10回， 远期按每台主变出线12回预留场地。2.5 主变型式选择及无功补偿论证2.5.1调相调压计算条件及设备选择原则1) 潮流计算考虑夏大、夏小、冬大、冬小四种典型潮流方式。2) 56、接入湖南220kV及以上电网的水、火电源和220kV及以上主干网络 参与计算，XX相关110kV网络参与计算。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 补偿主变满载时的无功损耗作为校验。4) 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，还宜用 补偿本变电站110kV及以上出线正常运行方式下产生的充电无功功率的一 半作为校验。5) 其它计算条件同潮流计算条件。2.5.2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，XX220kV变通过调整变压器抽头并配合适当无功补偿时，220kV母线电压变动范围为221.2229.3kV，110kV母线电压57、变动范围为113.2116.7kV；10kV母线电 压变动范围为10.310.7kV，均符合规程要求，其供电区域内110kV变电站 母线电压亦符合要求。调相调压计算结果见表2.5-1。表 2.5-1XX 220kV 变母线电压变动范围项目220kV 侧抽头(kV)220kV 母线110kV 母线10kV 母线10kV 侧无 功(Mvar)#1 主变230121kV11kV2022年丰大方式230+11.25%226.4115.610.50丰小方式230+11.25%225.2116.210.7-110枯大方式230+11.25%225.5114.410.418枯小方式230+11.25%22758、.2116.310.70变压器重载230+11.25%221.2113.210.338丰小方式（风电水电同时大 发）230+11.25%229.3116.710.7-210注：正数表示为容性无功补偿，负数表示感性无功补偿。XX220kV变电站本期规划有低压出线向10kV配电网供电。因此，建 议XX220kV变电站主变采用有载调压降压变压器。在 各 种 计 算 运 行 方 式 下 ， 通 过 调 整 变 压 器 抽 头 (230+01.25% 230+21.25%)并配合适当的无功补偿时，220kV母线和110kV母线电压均在 合格范围内变动，而且主变抽头位置均在偏中间位置，相对而言调节裕度 较59、大，因此高中压侧变比选择230/121kV是合适的。综上所述，XX220kV变主变抽头推荐采用23081.25%/121/11kV。2.5.3 无功补偿论证2.5.3.1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，本变电站需最大容性无功补偿为38Mvar。单台180MVA变压器满载时无功损耗约30.6Mvar(主 变容量17%左右)，根据Q/GDW 212-2015电力系统无功补偿配置技术导 则第7.3条中规定：变电站安装有两台及以上变压器时，每台变压器配置 的无功补偿度宜基本一致和第6.1.1.2条中规定：中压侧或低压侧带有电力 用户负荷的220kV变电站容性无功补偿装置应按主变60、压器容量的15%-25%编制时间:2019年08月Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300 湖南送变电勘察设计咨询有限公司配置，结合通用设备中低压并联电容器的相应规格型号及站内场地等因 素，参考调相调压计算结果。综合考虑，建议配置48Mvar容性无功补偿 考虑。2.5.3.2感性无功补偿 XX变本期220kV出线长度约87km，110kV出线长度约45km，按连接XX变的220kV线路充电功率一半注入该站（8.27Mvar），110kV线路充电 功率全部注入该站考虑（1.53var），在额定电压下本期注入本站充电功率 合计为9.80Mvar。考虑到XX变供区内水电61、较多，本期丰小方式下上网电 力较多，建议XX220kV变电站本期配置210Mvar感性无功补偿装置。XX变远期220kV出线长度约320km，110kV出线长度约107km，按连 接XX变的220kV线路充电功率一半注入该站（30.40Mvar），110kV线路 充电功率全部注入该站考虑（3.64var），在额定电压下远期注入本站充电 功率合计为34.04Mvar。远景年，轻载方式考虑XX变20%负载率，单台 180MVA主变消耗约2Mvar无功，3台主变消耗约6Mvar无功，另需补偿约28Mvar的感性无功，建议XX220kV变电站远期配置共310Mvar感性无 功补偿装置。表 4.4-2X62、X 220kV 变电站本期相关线路充电功率情况表项目名称电压 等级（kV）线路型式（mm2）路径 长度（km）回 路 数折单 长度（km）充电 功率（Mva r）XX变需要平 衡的充 电功率（Mvar）XX飞山220LGJ-2630+LGJ-230 0421427.983.99XX儒林220LGJ-2630+LGJ-230 0451458.554.28220kV线路充电功率小计8728716.538.27XX川石110LGJ-300+ LGJ-240122240.820.82XX关峡110LGJ-300+ LGJ-240211210.710.71项目名称电压 等级（kV）线路型式（mm2）路径63、 长度（km）回 路 数折单 长度（km）充电 功率（Mva r）XX变需要平 衡的充 电功率（Mvar）110kV线路充电功率小计333451.531.53总计9.80表 4.4-3XX 220kV 变电站远期相关线路充电功率情况表项目名称电压 等级（kV）线路型式（mm2）路径 长度（km）回 路 数折单 长度（km）充电功 率（Mva r）XX变需要平 衡的充 电功率（Mvar）XX靖州东220LGJ-2630451458.554.28XX通道220LGJ-26305515510.455.23XX儒林220LGJ-26304529017.108.55XXXX西220LGJ-263035264、7013.306.65备用220LGJ-26303026011.405.70220kV线路充电功率小计210832060.830.40XX川石110LGJ-300122240.820.82XX绿洲110LGJ-30062120.410.41XX寨市110LGJ-300122240.820.82XX长铺110LGJ-30072140.480.48XX朝仪110LGJ-300151150.510.51备用出线110LGJ-30063180.610.61110kV线路充电功率小计58121073.643.64总计34.042.6 导线截面论证2.6.1220kV导线截面论证220kV线路：XX变剖接65、飞山儒林220kV线路，平赧线改进XX变。 考虑送电功率因数0.95，周围空气温度40摄氏度，温度修正系数0.81。截面积为2400mm 2 的导线经济输送容量约为275MW，持续极限输送容量约为469MW，截面积为2500mm 2 的导线经济输送容量约为335MW，持续极限输送容量约为565MW，截面积为2630mm 2 的导线经济输送容 量约为496MW，持续极限输送容量约为670MW。远景年，XX变与周边电网将形成“XX西XX儒林赧水邵 阳西”双环网。XX（3180MVA）、儒林（3180MVA）与赧水（3 180MVA）三座变电站整体负载率按70%考虑，XX赧水双回220kV线路 故障66、时，XXXX西单回线路需传输567MW。XX儒林和平赧线改 接线路是构成该环网的重要组成部分，而XX飞山线路是XX西500kV 供区与怀化南500kV供区的重要联络线，建议本期XX变新建线路导线截 面采用2630mm 2 。2.6.2110kV导线截面论证110kV线路：考虑到川石变、关峡变和茅坪变及规划新增110kV变电站 本期及终期规模，结合湖南电网规划主要技术原则，建议本期公网新建 110kV线路新建段架空导线采用300mm2。2.7 系统对有关电气参数的要求2.7.1主变压器参数（1）主变容量：远期3180MVA，本期1180MVA（2）主变型式：三相三圈有载调压降压变压器（3）电压比67、及抽头：23081.25%/121/11kV（4）容量比：180/180/90（5）接线组别：YN，yn0，d112.7.2系统短路电流 根据短路电流计算结果，XX220kV变电站高压母线侧短路电流水平选取50kA，中压侧选取40kA。2.7.3无功补偿容量 本期每台主变装设32Mvar容性无功装置，终期按每台主变装设32Mvar容性无功装置考虑；本期配置210Mvar感性无功补偿装置，远期预留新 增1组10Mvar感性无功补偿装置的位置。2.7.4电气主接线根据XX220kV变电站的建设规模及其在系统中的地位，建议XX220kV变电站220kV本期采用双母线接线，远期采用双母线单分段接线；168、10kV本期和远期均采用双母线接线；10kV电气主接线本期采用单母线分 段接线，远期采用单母线四分段接线。2.8 电力系统一次部分结论及建议为满足XX县负荷发展需求，加强XX县110kV网络结构，提高供电 可靠性，并提高XX西部电源外送能力，新建XX220kV输变电工程是必 要的。根据XX及其周边地区负荷发展情况及变电容量平衡，同时结合绥 宁220kV输变电工程建设周期，建议XX于2022年建成投产。2.8.1变电站工程规模（1）主变压器1）主变容量：远期3180MVA，本期1180MVA2）主变型式：三相三圈有载调压降压变压器3）电压比及抽头：23081.25%/121/11kV4）容量比：69、180/180/905）接线组别：YN，yn0，d11（2）出线规模1）220kV出线： 远期：8回，至XX西2回，至儒林2回，至靖州东1回，至通道汇集站1回，备用2回。 本期：2回，至飞山1回，至儒林1回。 2）110kV出线：远期：12回，至长铺2回，至川石2回，至绿洲2回，至朝仪1回，至寨 市2回，备用3回。本期：3回，至川石2回，至关峡1回。3）10kV出线：远期：36回，每台主变按12回考虑。 本期：10回。（3）无功补偿 本期每台主变装设32Mvar容性无功装置，终期按每台主变装设32Mvar容性无功装置考虑；本期配置210Mvar感性无功补偿装置，远期预留新 增1组10Mvar感70、性无功补偿装置的位置。2.8.2电气主接线根据XX220kV变电站的建设规模及其在系统中的地位，建议XX220kV变电站220kV本期采用双母线接线，远期采用双母线单分段接线；110kV本期和远期均采用双母线接线；10kV电气主接线本期采用单母线分 段接线，远期采用单母线四分段接线。2.8.3线路工程规模220kV线路：XX变剖接飞山儒林220kV线路，平赧线改进XX变， 新建线路导线型号选择2LGJ-630。2.9 系统短路阻抗（1）计算条件1）计算水平年考虑2035年左右；2）湖南省220kV及以上网络参与计算，相关110kV电网参与计算；3）供电区域内220/110kV电磁环网按开环运行71、考虑；4）XXXX220kV变电站短路阻抗不含变电站本身阻抗；5）短路计算阻抗值为标么值，其基准值为：Sj=100MVA，Uj=Ucp。（2）XXXX220kV变电站系统短路阻抗系统系统系统 系统 0.013410.832540.021561.19876220kV110kV220kV110kV正 序零 序3电力系统二次3.1 系统继电保护3.1.1一次系统概况（1）推荐的接入系统方式：220kV：XX变剖接飞山-儒林220kV线路，形成飞山-XX220kV线路、 儒林-XX220kV线路，新建线路导线型号选择2LGJ-630。如图所示：110kV：XX变剖接茅川线，关峡变剖接茅川线，新建XX-72、川石110kV线路，新建线路导线型号选择LGJ-300。如图所示：（2）推荐的建设规模拟建220kVXX变电站远期 3180MVA ， 本期 1180MVA ， 电压比 220/110/10kV。220kV部分远期出线8回，本期出线2回，至飞山220kV变1回，至儒林220kV变1回。110kV部分远期出线12回，本期出线3回，至川石110kV变2回，至关峡110kV变1回。10kV出线远期36回，本期12回出线，1回融冰。10kV无功补偿远期按 每台变压器配置容性无功48Mvar，本期配置容性无功48Mvar；10kV 感性无功远期配置310Mvar，本期配置感性无功210Mvar。（3）推73、荐的电气主接线方式及配电装置型式220kV电气主接线远期采用双母单分段接线，本期采用双母线接线。110kV电气主接线远期、本期均采用双母线接线。10kV电气主接线远期、本期均采用单母分段接线。220kV配电装置采用户外HGIS双列布置，110kV配电装置采用户外GIS单列布置，10kV配电装置采用户内小车式开关柜双列布置。3.1.2相关系统保护现状和存在的问题3.1.2.1220kV系统现状 与本期工程220kV电压等级有关的变电站为220kV飞山变、220kV儒林变。飞山220kV变电站：该站为常规变电站，2006年投运。220kV远期规划出线6回，双母线接线；现有220kV出线4回，即至挂74、治变1E一回，至黔城 变3E一回，至儒林变5E一回，至通道变6E。站内配置了1套GMH800-221/HN（许继电气）和1套PCS-915（南瑞继保）微机220kV母差保护装置(含失灵 保护功能)；1套的WDGL（山东山大）和1套YS-ES1（南京银山，2011年 投运）220kV故障录波装置；北京四方公司生产的WGXD-2007型行波测距 装置1套；国电南思公司RMS801型保护及故障信息管理子站屏1面；南瑞 继保公司PPC96A-02型220kV相量测量屏1面。儒林220kV变电站：儒林变电站为常规变电站，2010年投运。220kV 远期规划出线6回，双母线接线；现有220kV出线3回，即75、至赧水1E一回， 至飞山3E一回，长安营5E一回。站内配置了1套SGB750（国电南自）和1 套WMH-801（许继电气）微机220kV母差保护装置(2016年出厂，含失灵保 护功能)；1套YS-89A（南京银山，2011年出厂）220kV故障录波装置；湖 南湘能电气公司生产的WGXD-2007型行波测距装置1套；北京四方公司生 产CSC-1326型保护及故障信息管理装置1套。3.1.2.2110kV系统现状 与本期工程110kV电压等级有关的变电站为110kV川石变、110kV关峡变、110kV茅坪变。 川石110kV变电站：川石110kV变电站为已建常规变电站，已有2台主变，采用110/376、5kV/10kV三个电压等级。110kV部分采用单母线双刀闸分段 带旁母接线方式，现有110kV出线2回，即川关线（508）1回，茅川线（504） 1回。其中茅川线川石变侧已配置思源弘瑞UDL-531型线路保护装置1套（2013年）。站内已配置山东山大WDGL型故障录波装置1套（2013年），星联电力WPY-2型低周减载装置1套。站内未配置母线保护。 关峡110kV变电站：关峡110kV变电站为已建常规变电站，已有1台主变,采用110/35kV/10kV电压等级。110kV部分采用单母线双刀闸分段带旁母 接线方式，现有110kV出线3回，即绥关线（502）1回、关武线（504）1回， 川关线（77、508）1回，绥关线已配置四方CSC-161A型线路保护装置1套。站 内已配置四方CSC-246型备投装置1套。站内已配置武汉中元华电ZH-5型故 障录波装置1套（2014）。站内未配置母线保护装置。茅坪110kV变电站：茅坪110kV变电站为已建常规变电站，已有2台主 变,采用110/35kV/10kV电压等级。110kV部分采用单母线双刀闸分段带旁母 接线方式，现有110kV出线4回，即儒茅线（514）1回，茅川线（512）1回， 赧茅线（508）1回，白茅线（502）1回。其中茅川（512）线已配置南瑞 继保PCS-941型距离保护（2014年）。站内已配置南瑞继保PCS-941型母联 78、保护装置1套。站内已配置1套PSC-9651型备自投装置（设备停运），已配 置国电南自PSP-642型备投装置1套。站内已配置武汉中元华电ZH-5型故障 录波装置1套（2014）。站内未配置母线保护装置。3.1.3系统继电保护配置原则根据国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）750kV智能变 电站部分）（2011年版）、Q/GDW 4412010智能变电站继电保护技 术规范；Q/GDW 11612014线路保护及辅助装置标准化设计规范； Q/GDW 11752013变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标 准化设计规范文的要求，系统继电保护及安全自动装置应遵循智能化变 电站相关规范79、导则的要求，充分发挥智能变电站数据采集数字化、传输 处理网络化、信息共享化的技术特点。 保护装置通信接口应采用DL/T 860 通信协议，具备双以太网接口，能够实现互联互通。3.1.3.1220kV系统保护220 kV保护采用近后备方式、并应遵循双重化的配置原则，每套保护 系统功能独立完备、安全可靠。220kV系统采用保护、测控独立装置。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。两套重合闸均应采用 一对一启动和断路器控制状态与位置启动方式，不采用两套重80、合闸相互启 动和相互闭锁。2）220kV母联断路器按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能 的过电流保护。遵循“双重化设计”原则配置3）220kV按远景规模配置母线保护。220kV按双套配置含失灵保护功 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。4）保护装置应直接采样，单间隔保护应直接跳闸，涉及多间隔的保 护(母线保护)宜直接跳闸。跨间隔信息(启动母差失灵功能和母差保护动作 远跳功能等)采用GOOSE网络传输方式。3.1.3.2110kV系统保护110kV保护宜采用远后备方式，采用保护测控一体化设备。1) 110kV每回线路配置1套线路保护，保护具有完整的后备保护以及 三相一81、次重合闸功能。重要用户供电线路、环网运行线路、长度低于10公 里的线路、电缆线路及电缆与架空混合线路、220千伏变电站的110千伏线 路、单T接线路应配置具备完整后备保护的光纤电流差动保护。2）110kV母联断路器按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能 的过电流保护，单套配置3）110kV按远景规模配置母线保护，母差保护单套配置。3.1.3.3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。1) 220kV站配置低频低压减载装置，当系统电压或频率降低时，用 于减10kV或35kV负荷。3)按电压等级和网络配置故障录波装置和网络报文记录装82、置，主变单独配置录波装置。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与网络报文分析功能，分析结果上传 至站控层主机兼操作员工作站。3.1.4 系统继电保护配置方案3.1.4.1 220kV线路保护1)XX-飞山220kV线路，长约57km； 线路两侧各配置双套光纤分相电流差动保护。第一套和第二套保护均采用专用光纤+2M/bit光纤通道。2)XX-儒林220kV线路，长约29km； 线路两侧各配置双套光纤分相电流差动保护。第一套和第二套保护均采用专用光纤+2M/bit光纤通道。 采用专用光纤+2M/bit光纤通道。220kV线路断路器按双重化配置合并单83、元、智能终端；保护直接采样， 直接跳闸。跨间隔信息采用GOOSE 网络传输方式。经GOOSE网络启动重 合闸。母线电压切换由合并单元实现，每套线路合并单元应根据收到的两 组母线的电压量及线路隔离开关的位置信息自动采集本间隔所在母线的 电压。3.1.4.2 220kV母联保护220kV母联配置双套母联保护，220kV母联断路器应配置独立于母线保 护的充电过流保护装置。充电过流保护应具有两段过流和一段零序过流保 护。母联保护直接采样，直接跳闸；经GOOSE网络启动断路器失灵。220kV 母联合并单元、智能终端双套配置。3.1.4.3220kV母线保护220kV母线配置两套不同原理、不同硬件结构的微84、机型母线保护，双 套失灵保护功能分别含在双套母线保护中，失灵保护不单独配置。220kV母线保护采用直采直跳方式。3.1.4.4110kV线路保护 新建XX川石双回110kV线路，新建XX关峡110kV线路。 本期在每回线路XX侧配置光纤电流差动保护1套，采用专用光纤通道。川石、关峡侧保护装置在对侧工程中考虑，不纳入本工程。3.1.4.5110kV母联保护110kV母联保护装设一套充电保护装置，作为向母线、主变充电及线 路保护进行向量检查时的保护。合并单元、智能终端单套配置。母联保护采用直接采样，直接跳闸方 式。跨间隔信息（母差保护动作远跳功能等）采用GOOSE（SV） 网络传 输方式。3.1.85、4.6110kV母线保护110kV母线配置1套母线保护，保护具备直采直跳方式。3.1.4.7故障录波及网络记录分析装置 为了便于了解故障时系统的运行情况，分析继电保护和安全自动装置在事故过程中的动作行为及事故原因，迅速判定线路故障点位置和故障性 质，在本站配置微机故障录波装置及网络分析记录装置。故障录波及网络 分析记录装置应能满足智能变电站的要求。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2套主变故障录波装置、2套220kV故障录波装置、1套110kV 故障录波装置。本站配置1套独立的网络报文记录分析装置，装置应记录所有过程层 GOOS、SV网络报文、站控层MMS86、报文，具备网络报文分析功能。网络报 文记录单元按电压等级和网络分别配置，220千伏电压等级按过程层双网 配置2台网络报文记录单元，主变高压侧双网络接入220kV 网络报文记录 单元；110千伏电压等级配置2台网络报文记录单元，主变中低压侧双网络 接入110kV 网络报文记录单元。网络报文记录单元单独组网将信息上传给 网络报文分析主机，网络报文分析主机将分析结果通过MMS接口接入站控层主机。3.1.5安全自动装置配置方案3.1.5.1 低周低压减负荷装置 为保证系统的稳定运行，按电力系统安全稳定导则建立三道防线的原则要求，220kV变的10kV出线单独配置带滑差闭锁功能和带dU/dt闭锁功能 的87、集中式微机型低频低压减载装置，当系统电压或频率降低时，用于减 10kV负荷。本站的低周减载装置单独组屏。3.1.5.2保护及故障信息管理系统子站 本站不配置独立的保护及故障信息管理子站系统，其功能由监控系统站控层监控主机实现，全站保护及故障信息由区数据通信网关机经调度 数据网传送至各级调控中心主站端。3.1.5.3安全稳定控制装置 本期工程新建线路无安全稳定问题，不配置安全稳定控制装置。3.1.6对通信通道的技术要求XX飞山1回220kV线路配置2套光纤分相电流差动保护，要求提供 三路不同路由的光纤通道。1路采用专用光纤通道（占用2芯、备用2芯）， 2路采用复用2Mb/s通道。XX儒林1回2288、0kV线路配置2套光纤分相电流差动保护，要求提供 三路不同路由的光纤通道。1路采用专用光纤通道（占用2芯、备用2芯）， 2路采用复用2Mb/s通道。XX川石2回110kV线路各配置1套光纤电流差动保护，采用专用光 纤通道（占用2芯、备用2芯）。XX关峡1回110kV线路配置1套光纤电流差动保护，采用专用光纤 通道（占用2芯、备用2芯）。故障录波装置通过经调度数据网上传至调度。3.1.7对相关专业的技术要求3.1.7.1对互感器及合并单元的要求 本站各电压等级电流互感器均采用常规互感器，电流互感器二次电流设计为1A。保护共用电流互感器二次绕组，对于双重化的保护装置，分别接入双 重化的合并单元，双89、重化的合并单元接入电流互感器的不同二次绕组， 220kV保护装置使用P级二次绕组。绕组设置如下：220kV（除主变）：P（保护I）、P（保护II）、0.2S（测量）、0.2S（计量）。110kV（除主变）：P（保护）、0.2S（测量、计量）。 对于保护双重化配置的间隔，合并单元也双重化配置，两套保护的电流采样值分别取自相互独立的合并单元。合并单元下放布置在智能汇控柜 中，两套合并单元分别接两组独立的电流互感器二次绕组。对电压互感器及合并单元的要求： 本站各电压等级电压互感器均采用常规互感器。 线路保护、母线保护共用电压互感器二次绕组，双重化的保护装置分别接入双重化的合并单元，双重化的合并单元接90、入电压互感器的不同二次 绕组。绕组设置如下：220kV母线电压互感器：应提供三组Y形和一组开口三角形二次TV绕 组。其中一组0.5（3P）级和一组3P级Y形绕组用于两套保护和测量，一组 0.2级Y形绕组用于计量，一组6P级开口三角形绕组用于保护。110kV母线电压互感器：应提供三组Y形和一组开口三角形二次TV绕 组。其中一组0.5（3P）级和一组3P级Y形绕组用于保护和测量，一组0.2 级Y形绕组用于计量，一组6P级开口三角形绕组用于保护。线路电压互感器：每回220kV、110kV线路A相配置单相式电压互感器 用于同期、重合闸检同期、检无压。对于保护双重化配置的间隔，合并单元也双重化配置，两套91、保护的电压采样值分别取自相互独立的合并单元。 对于存在电压并列关系的母线电压合并单元，应接收至少2组电压互感器数据，并支持向其他合并单元提供母线电压数据，根据需要提供电压 并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。 3.1.7.2 对直流电源的要求双重化的两套保护及相关设备（合并单元、智能终端、网络设备、跳 闸线圈等）的直流电源需一一对应，且由2组各自独立的直流蓄电池组供 电，以实现直流电源方面的双重化。3.1.7.3 对断路器的要求220kV断路器配两组独立的跳闸线圈，一组合闸线圈；110kV断路器配 一组跳闸线圈，一组合闸线圈。断路器跳、合闸闭锁、防跳由断路器本体 机92、构实现。220kV断路器非全相保护由断路器本体机构实现。3.1.7.4对合并单元、智能终端的技术要求 按照国网基建部关于发布依托工程设计新技术推广应用实施目录（2017年版）的通知【基建技术2017107】中推广应用类成果“智 能组件装置整合技术（SXYM-TBB1-01）”要求应用合并单元智能终端集 成装置。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。3)两套保护的电压(电流)采样值应分别取自相互独立的MU；每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。4) 合并单元93、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。5) 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。6)合并单元应能提供输出IEC61850-9协议的接口及输出IEC60044-8 的FT3协议的接口，能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。 3.1.7.5对网络及其设备的要求1)过程层GOOSE网络、站控层网络应完全独立配置。2)过程层GOOSE网络按电压等级分别组网。变压器保护接入不同电 压等级的过程层GOOSE网时，应采用相互独立的数据接口控制器94、。3)任两台智能电子设备之间的数据传输路由不超过4个交换机。传输 各种帧长数据时交换机固有时延应小于10s。4)根据间隔数量合理配置过程层交换机。每台交换机的光纤接入数 量不超过16对，并配备适量的备用端口。3.2 调度自动化3.2.1现状及存在问题 湖南电网主用和备用调度自动化系统均为D5000系统，D5000系统于2015年正式投运。该系统具有多种通信规约，目前接入该系统的RTU主要 采用SC1801V6.0、101、104网络等规约与其通信。该系统实现了实时监控 与预警、调度计划、安全校核、调度管理四大类应用的数十项功能。邵 阳 电 网 调 度 自 动 化 系 统 现 为 南 瑞 科 技95、 股 份 有 限 公 司 提 供 的 OPEN3000系统，该系统具有多种通信规约，目前接入该系统的远动系统 主要采用SC1801V.6.0版、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-104等规约与其通信。3.2.2 远动系统3.2.2.1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，以及电网实行统一调度分级管理的原则，确定调度关系如下：该变电站由湖南省电力调度 通信中心、XX电业局调度所、XX县调调度。其中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 无功补偿设备由XX电业局调度所调度，10kV出线由XX县调96、调度。3.2.2.2运行管理 XX220kV变电站的管理由XX电业局负责，根据湖南省电力公司有关无人值班变电站建设的要求，本变电站的管理模式按无人值班考虑。 3.2.2.3远动信息内容远动信息的采集按照QGDW 231-2008无人值守变电站及监控中心 技术导则、调自Q/GDW 11021-2013变电站调控数据交互规范、Q/GDW 11398-2015变电站设备监控信息规范的要求，按信息重要性分类分级 分区，通过远动、告警直传、远程浏览方式上传站内信息至各级调度。绥 宁220kV变电站应向湖南省调(调控中心)、XX地调、XX县调传送所需的 信息。3.2.2.4远动设备的配置方案 本变电站二次97、系统采用计算机监控系统，远动系统的配置结合变电站计算机监控系统统一考虑。站内的数据采集装置负责采集自动化系统及调 控中心所需信息，数据通信网关机负责汇总调度(调控)中心所需的信息。 根据国调中心关于印发变电站二次系统和设备有关技术研讨会纪要的通 知(调自【2013】185号)要求，远动系统配置如下：区数据通信网关机兼图形网关机，直接采集站内数据，通过专用通 道向调度(调控)中心传送实时信息，同时接收调度(调控)中心的操作与控制 命令；实现远程浏览变电站全景信息、调度(调控)中心与站内监控系统图 形和数据的实时交换；区数据通信网关机兼图形网关机，双套配置，采 用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计；98、区数据通信网关机实现区数据向调度(调控)中心的数据传输，具 备远方查询和浏览功能；该数据通信网关机双套配置。/区数据通信网关机实现与PMS、输变电设备状态监测等其他主站 系统的信息传输；该数据通信网关机单套配置。3.2.2.5远动通道 至南省调远动通道：2路调度数据网（每路42Mbit/s）；至湖南省调备调远动通道：2路调度数据网（每路42Mbit/s）； 至XX地调远动通道：2路调度数据网（每路42Mbit/s）；3.2.3相关调度端系统本工程考虑湖南省调和XX地调调度自动化系统接收XX220kV变电 站的远动信息，主站端所需的调制解调器(MODEM)和相应的软件及数据 库调整工作。3.2.99、4相量测量装置根据国网湖南电力调控中心关于印发湖南电网同相量测量（PM U） 装置配置要求的通知 (湘调自【2017】66号)的要求，湖南电网实时动态 测量系统总体建设要求，本站作为对电网稳定运行影响较大的关键节点， 考虑配置1套相量测量系统，含1面主机屏、2面采集屏，布置于二次设备 室。相量测量装置通过调度数据网将相关信息上传至省调D5000相量测量 系统平台。3.3电能计量装置及电能量远方终端3.3.1电能计量系统现状 省调电能量计量系统于2009年完成主站系统升级工作，为烟台威思顿的电能量主站系统,其子站接入采用EDMI公司红相表计规约和102规约。D5000系统2015年正式投运，电能100、量主站作为D5000的一个应用模块。 XX地调现有电能量计量系统采用省公司用电采集系统。目前接入该系统的规约为QGDW376.1-2009电力用户用电信息采集系统通信协 议。3.3.2电能计量装置及电能量远方终端配置本站与湖南省主网的关口计量点设在主变高压侧。关口电能表按双表（主副表）配置，采用有功0.2S级，无功2.0级的多功能、复费率电子式电 能表，并具有脉冲输出和485接口。相应TA计量绕组采用0.2S级，TV计量 绕组采用0.2级。其技术要求满足湖南省电力公司多功能电能表技术规 范。本站所有非关口计量表采用有功0.5S级，无功2.0级的多功能电子式电能表。在本站配置一套省调关口电能量采101、集装置，用于采集省关口电能量信 息。省关口电能计量的信息通过省调调度数据网（2Mbit/s）和地调调度数 据网（2Mbit/s）远传至省网电能计量主站系统。在本站配置1套地调电能量采集装置，用于采集非关口电能量信息。 地区电能计量的信息通过专线或GPRS远传至省公司用电采集系统。220kV、110kV、主变电度表装在各电度表屏上，10kV电度表装设于10kV开关柜上，所用变压器低压侧电度表装设在380V配电盘上。3.3.3电能计量主站端接口要求 本工程考虑湖南省调和省公司用电采集系统接收XX220kV变电站电能计量信息，主站端所需的数据库扩容和软件修改工作。3.4调度数据通信网络接入设备 按照102、调度关系，XX220kV变电站由湖南省调、湖南省备调、XX地调调度，调度数据网接入设备按照湖南省调和XX地调有关要求部署。根 据湖南省和XX地区调度数据通信网络总体方案要求，本站作为湖南省调（湖南备调）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，再由汇聚层将网络信息转发至湖南省调度自动化主站；与XX地 区调度数据网接入方式为：采用两路8Mb/s通道直接接入XX地调骨干层 XX地调调度自动化主站。调度数据网设备的配置如下： 路由器2台交换机4台调度数据网设备柜2面 远动系统、关口计量系统、故障录波、PMU、网103、络安全监测等设备的信息和数据均可采用网络通信方式接入调度数据网。3.5二次系统安全防护本期工程按照电力监控系统安全防护规定(发改委14号令)的要求 配置二次系统安全防护设备。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。本站各区信息分布如下： 在安全区中，监控主机采集电网运行和设备工况等实时数据，经过分析和处理后进行统一展示，并将数据存入数据服务器。区数据通信网 关机通过直采直送的方式实现与调度(调控)中心的实时数据传输，并提供 运行数据浏览服务。在安全区中，综合应用服务器与输变电设备状态监测和辅助设备进 行通信，采集电源、计量、消防、104、安防、环境监测等信息，经过分析和处 理后进行可视化展示，并将数据存入数据服务器。区数据通信网关机通 过防火墙从数据服务器获取区数据和模型等信息，与调度(调控)中心进 行信息交互，提供信息查询和远程浏览服务。综合应用服务器通过正反向隔离装置向/区数据通信网关机发布 信息，并由/区数据通信网关机传输给其他主站系统；2)纵向安全防护 应采用认证、加密等手段实现数据的纵向安全传输。安全区、接入湖南省和怀化地区电力调度数据网SPDnet时，应分别在区配置IP认证 加密装置，实现网络层双向身份认证、数据加密和访问控制，也可与业务 系统的通信网关设备配合，实现部分传输层或应用层的安全功能；安全 区采用IP认105、证加密装置实现区的纵向隔离。3）网络安全防护 根据国家电网公司关于加快推进电力监控系统网络安全管理平台建设的通知国家电网调20171084号要求，在变电站电力监控系统安全 II区需部署1台II型网络安全监测装置，采集变电站站控层、 并网电厂涉网 区域的服务器、 工作站、 网络设备和安防设备自身感知的安全数据及网络安全事件，实现对网络安全事件的本地监视和管理，同时转发至调控机 构网络安全监管平台的数据网关机。3.6 系统通信3.6.1概述 根据一次系统接线方案，XX220kV变电站(或称本站)建设规模为：本期主变压器1180MVA，远期3180MVA；220kV出线本期2回（至飞山、 儒林各1回106、），远期8回；110kV出线本期3回（至川石2回，关峡1回），远 期14回；10kV出线本期12回，远期36回。本工程新建220kV线路：将XX变剖接飞山-儒林220kV线路，入侧起于飞山-儒林155号小号 侧约200m处，止于XX变。出侧起于XX变，止于飞山-儒林155号大号 侧约300m处。采用双回路架设，仅在分支档采用2基单回路铁塔，线路路 径长度约2.1km，其中双回路1.8km，单回路0.5km。线路跨越武靖高速。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湖南省调 和XX地调两级调度，XX供电公司管理考虑3.107、6.2通信现状(1)省网光纤通信网络现状目 前 ， 湖 南 省 电 力 系 统 光 纤 通 信 网 络 已 形 成 传 输 容 量 为 10Gbit/s+2.5Gbit/s的湘中核心环和传输容量为2.5Gbit/s的湘东主干环、湘南 主干环、XX主干环、湘北主干环，并形成多环带链的网络结构。其中邵 阳主干环已形成鹤岭1艾家冲1复兴1岗市零阳胡家坪凤滩 枇杷冲牌楼黔城平溪宝庆锑都豹南山鹤岭1的2.5Gbit/s光 纤通信环网，另有儒林赧水平溪155Mbit/s（1+1）通信链路。湖南省网光纤通信电路主要有日本NEC公司的U-Node光传输设备和 法国SAGEM公司的FMX12数字交叉连接设备，网108、管中心均设在省调。根 据国网湖南省电力公司通信网规划，湖南省公司近2年新上站点采用了华为公司和烽火公司光传输设备产品，并在湖南省调配置有华为和烽火设备 的网络级网管系统，接入设备采用绵阳灵信公司产品，省调配置有相应的 网管系统。另外国网湖南电力公司正在建设湖南省网A平面新建SDH网络，采用 华为OSN系列设备组网。其中A平面一期工程已投运，已形成省调1红星 1云田1湘潭换1船山1长阳铺1民丰1鹤岭1学仕1省调1及 省调2红星2云田2船山2长阳铺2民丰2学仕2浦沅省调2 湘中汇聚环网（210Gbit/s）和民丰2长阳铺2隆回平溪黔城牌 楼1田家鹅塘中连豹南山民丰2XX南环（10Gbit/s）。另109、有黔城 飞山儒林赧水平溪2.5Gbit/s通信电路，黔城飞山（百丈、会同跳 纤）、平溪赧水622Mbit/s通信电路。省网新建通信网网管中心设在省调 和备调。（2）地网光纤通信网络现状 XX地区电力光纤系统网络通过近几年的建设已具一定规模，在XX供电公司和220kV、110kV、部分35kV等变电站之间，通过不同电压等级 线路和其他可利用走廊组织了OPGW、ADSS或普通光缆路由，光网络中 部分节点之间已形成环网运行，提升了运行的安全、稳定及可靠性，但仍 有不少节点以串行分支链路接入环网方式运行，网络有待进一步完善和优 化。目前，XX地网层已形成以2.5Gbit/s速率为骨干环的东部环网、西部110、 环网以及主干电路容量为622Mbit/s的城区环网，其中2.5Gbit/s西部主干环 为XX地调檀江隆回平溪赧水新宁松枫亭扶夷大岭 宝庆XX地调。另有赧水武阳关峡XX公司川石茅坪儒 林赧水622Mbit/s环网。XX西主干环网和城区环网节点采用华为公司设 备，XX东主干环网节点采用泰科系列设备，网管均设在XX公司。根据湖南公司XX地区光缆与光通信系统建设（通信网络升级完善） 工程可研收口报告，该项目将升级XX地区骨干网络，届时将形成XX地调檀江隆回平溪赧水儒林赧水新宁扶夷宝 庆XX地调XX地调XX西部双10Gbit/s环网。另有赧水XX 公司赧水2.5Gbit/s通信电路、赧水茅坪儒林622111、Mbit/s通信电路 和赧水武阳关峡川石XX622Mbit/s通信电路。该项目投产时间 暂无法确定。（3）与本工程相关的变电站设备现状 儒林变电站通信设备与二次设备统一布置在二次设备室，由一体化电源-48V DV/DC模块供电。现有省网NEC U-NODE WBM SDH设备、省网A 平面华为OSN3500SDH设备、XX地网华为OSN3500SDH设备各1台。现 有独立的光纤配线架。上述设备均有空余槽位，具备扩容条件。飞山变现有独立通信机房及通信电源, 现有省网NEC U-NODE WBM SDH设备、省网A平面华为OSN3500SDH设备、XX地网华为OSN2500SDH 设备各1台。现有112、独立的光纤配线架。上述设备均有空余槽位，具备扩容 条件。（4）与本工程相关的光缆现状线路 名称电压 等级光缆参数纤芯 剩 余 情 况承载业务平 溪 赧水 II 回220k VOPGW/24D/41.8km 1-8 芯为 G.655,9-24 芯为 G.652剩 余 14芯平溪赧水信息、平赧 II 线保护、省网 NEC 平溪赧水 155M 通信电 路、地网华为平溪赧水 2.5G 通信 电路、省网 A 平面平溪赧水 2.5G 通信电路飞 山 儒林220k VOPGW/24D/90.5km剩余20芯省网 A 平面飞山儒林 2.5G 通信电 路、地网飞山儒林 622M 通信电 路川 石 茅坪110k 113、VADSS/16D/32km剩余12芯地网川石茅坪 622M 通信电路、 川石茅坪信息赧110kADSS/16D/12km剩水方家 岭V余 4芯方家 岭 高沙110k VADSS/16D/38km剩余10芯平溪 高沙110k VADSS/16D/16km剩余 8芯以上情况请见系统通信现状图。3.6.3业务需求 根据相关规定，本站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。 本站作为调度数据网的接入层节点，以4个2Mbit/s通道接入省级调度数据网和地级调度数据网，作为本站至省调、地调的远动、电能计量和故 障录波等主备用通道。至XX用采中心的114、电能计量通道开设1路模拟专线通道。 至省、地调调度电话通道各1路，至XX地调行政电话通道6路。 智能辅助系统经数据通信网通道至XX地调监控中心。 至XX地调的数据通信网通道采用专用纤芯光口直连方式。 220kV线路保护：飞山XX、XX儒林220kV线路每回线路配置2套光差保护装置，采用专用纤芯或复用2M通道。3.6.4需求分析及建设必要性 根据XX220V变本期及远期接入系统方案，考虑到目前湖南省及XX地区通信现状及将来的网络发展格局，拟建设XX220kV光纤通信站。通 过本工程的建设，将XX变汇接入省、地网光纤通信网络，为XX变提供 至省、地调的调度、系统保护、故障录波、远动、电能计量、工业115、电视等 相关业务信息的传输通道，满足XX变无人值班、生产管理等方面的通信 需求，也借此进一步完善XX地区通信网架结构。综上所述，本工程是十分必要的。3.6.5 系统通信方案根据业务需求情况，本站建成后将有大量信息需传送至各级调度。为 解决本工程的通信需求，按照XX地区“十三五”通信网发展规划、湖南 “十三五”通信网发展规划原则，本站通信方式考虑采用光纤 通信方式，建设相关光纤通信电路分别接入湖南省网、XX地区网电力通 信网络，以满足本站至各调度端的各种通信通道的需求。3.6.5.1 光缆建设方案 根据系统一次推荐方案，220kV光缆建设情况为：拟沿飞山儒林剖入XX变新建 220kV线路同路径架116、设 2 根 48 芯 OPGW光缆（跨靖武高速），纤芯型式采用48芯G.652，其中入段线路路 径长2.1km，出段线路路径长2km，最终形成飞山XX儒林24芯光缆 路由。XX变进站采用48芯（G.652D）普通非金属阻燃光缆，长约1km。 110kV线路建设光缆由XX220kV变电站110kV线路送出工程考虑，本工程110kV光缆方案仅作参考。拟沿茅坪川石剖入XX变新建 110kV线路同路径架设 2 根 24 芯 OPGW光缆；沿茅坪川石剖入关峡变新建110kV线路同路径架设2根24芯 OPGW光缆；沿XX川石新建110kV线路同路径架设1根24芯OPGW光 缆。最终形成XX川石1回16芯光117、缆路由和1回24芯光缆路由，XX关 峡16芯光缆路由，茅坪关峡16芯光缆路由。对侧110kV变电站进站光缆 由XX220kV变电站110kV线路送出工程开列，XX变进站采用24芯普通非 金属阻燃光缆，长约30.5km，由本工程开列。综上所述，本工程新建OPGW光缆线路路径总长约4.1km，普通非金属 阻燃光缆总长约2.5km。3.6.5.2 传输网络方案1、系统制式及性能指标 本工程光纤通信电路采用SDH制式。本工程光纤数字电路系统性能指标(包括误码性能指标、数字传输系统的抖动和漂移性能)应符合YD/T 5095-2014及ITU-TG.826建议的内容和有 关国家标准、规程和规范。2、组网方118、案 省网A平面：利用新建及现有的光缆组织路由，本期将XX插入省网A平面飞山儒林2.5Gbit/s通信电路，形成飞山XX儒林2.5Gbit/s通信电 路。XX变经飞山变、儒林变接入湖南省网A平面至湖南省调。省网NEC：维持现状不变。 地网层：利用新建及现有光缆组织路由，优化XX通道地区网络结构，本期将XX插入飞山儒林622Mbit/s通信电路，形成形成飞山XX儒 林622Mbit/s通信电路；将XX插入川石茅坪622Mbit/s通信电路，形成川 石XX茅坪622Mbit/s通信电路。XX变经茅坪变、川石变、儒林变接 入XX地网光纤通信网络至XX地调。3、光纤通信电路参数计算根据YD 5095-2119、014 规定和传输系统的中继距离，本工程选用单模 G.652D光纤，工作波长为1550nm，湖南省网设备按STM-16光口参数进行计 算，光纤通信电路参数计算下表所示。光传输距离根据光缆路径长度乘 1.08系数考虑。光纤通信电路参数计算表（湖南省网电路）序号项目单位计算结果1A站站名XXXX2B站站名飞山儒林3站距km68.5384工作波长nm155013105光源类型SLMSLM6光接口L-16.2L-16.17最大发射光功dBm33序号项目单位计算结果8最小发射光功dBm-2-29光端机接收灵dBm-28-2710光通道功率代dB2111活动接头损耗dB1112系统余度McdB3313光纤120、衰减系数dB/km0.220.3514光缆固定接头dB/km0.030.0315光功率放大器dB-16前置放大器dBm-17衰减受限系统km805518线路信号比特Gbit/s2.52.519SR点间最大色Ps/nm1600-20光纤色散系数Ps/nm.kmm18-21色散受限系统km88.9-22再生段中继距km805523最低光接收电dBm-25.13-21.4424系统传输余量dB2.885.56（3） 光通信传输质量结论 按照上述计算结果，湖南省网2.5Gb/s传输系统XX飞山区段配置L-16.2光板；XX儒林区段配置L-16.1光板。4、设备配置 本工程建设的光纤通信电路是湖南省网和121、XX地网光纤通信的一部分，因此SDH和PCM设备建议选用与湖南省网和XX地网一致的设备。 省网A平面：XX变配置省网A平面10Gbit/s平台光传输设备1套，包含STM-16光板2块（对飞山、儒林变各1块）；飞山变现有省网A平面SDH设备至儒林方向STM-16光板改对XX变；儒林变现有省网A平面SDH设备至 飞山方向STM-16光板改对XX变。地网层：XX变配置XX地网10Gbit/s光传输设备1套，包含STM-4光 接口板4块（对川石、儒林、飞山、茅坪各1块）；飞山变现有地网SDH设 备至儒林方向STM-4光板改对XX变；儒林变现有地网SDH设备至飞山方 向STM-4光板改对XX变；川石变现122、有地网SDH设备至茅坪方向STM-4光 板改对XX变；茅坪变现有地网SDH设备至川石方向STM-4光板改对XX 变。PCM设备按XX变湖南省调、XX变XX地调各1对考虑。XX 变配置1套省网层PCM和1套地网层PCM设备，XX地调现有PCM设备扩容 接口板件。4、配线系统（1）XX变新上光纤配线架(228芯/ODF)、数字配线架（140系统/DDF）、音频配线架（100回/VDF）各一台。（2）飞山变现有光纤配线架扩容12芯ODF光纤配线模块1个。（3）儒林变现有光纤配线架扩容12芯ODF光纤配线模块1个。3.6.6通道组织 根据本站调度管理关系、调度自动化、电能计量、故障录波、系统保护等对通123、信通道的要求，通道组织预安排如下：1) 调度电话调度电话专用通道 1路(省调) 调度电话专用通道 1路(地调) 2) 调度数据网至省调22Mbit/s至地调22Mbit/s 3)远动至省调1路经省级调度数据网，1路经地级调度数据网至地调1路经地级调度数据网，1路经省级调度数据网4)电能计量关口计量至省调1路经省级调度数据网，1路经地级调度数据网 非关口计量至用采中心1路经PCM 2W通道5)故障录波至省调1路经省级调度数据网，1路经地级调度数据网至地调2路经地级调度数据网 6)行政电话6路7)智能辅助控制系统至监控中心经数据通信网通道8) 数据通信网至地调信息中心专用光纤通道9)线路保护 XX124、儒林220kV线路配置2套线路保护装置，每套装置开设2路保护通道，第一套保护1路保护采用专用光纤通道（XX儒林光缆提供纤芯）， 另1路保护采用复用光纤2M通道（经省网A平面XX平溪赧水儒林 通信电路），第二套1路保护采用专用光纤通道（XX儒林光缆提供纤 芯），另1路保护采用复用光纤2M通道（地网XX茅坪儒林通信电路）。XX飞山220kV线路配置2套线路保护装置，每套装置开设2路保护 通道，第一套保护1路保护采用专用光纤通道（XX飞山光缆提供纤芯）， 另1路保护采用复用光纤2M通道（经省网A平面XX平溪黔城飞山 通信电路），第二套1路保护采用专用光纤通道（XX飞山光缆提供纤 芯），另1路保护采用125、复用光纤2M通道（经省网A平面XX平溪黔城 飞山通信电路）。3.6.7站内通信方案3.6.7.1电话交换系统 本站不设置电话交换机，变电站调度及行政电话经光纤通信网络将调度端交换机用户延长，作为生产调度和行政通信之用。本站调度电话分别接湖南省调和XX地调的调度电话交换机用户线，站内通信电话用户接邵 阳地调行政电话交换机用户线。根据湖南 “十三五”通信网发展规划，湖南省各辖区变电站所 行政电话将统一采用IMS系统放号方式，本工程XX变考虑配置IAD接入 设备一台，用于接入IMS系统。3.6.7.2市网电话 本站开设1路市网电话，作为应急通信用，就近接入当地电信公司。3.6.7.3数据通信网方案 126、根据XX地区数据通信网建设规划原则，数据通信网采用光纤通道为主，2M通道或以太网通道为辅的配置原则。 XX220kV变配置数据通信网接入层设备1套，采用裸纤方式接入XX公司数据通信网。本站数据通信网设备配置建议与XX地调数据通信网设 备同类型，并可靠接入。3.6.7.4通信电源本站不设置单独的-48V通信电源，通信设备采用交直流一体化电源系 统供电，通信设备所需的-48V电源通过二次直流电源DC/DC转换模块实 现。要求事故后通信设备不间断供电不少于4小时。一体化电源系统由电 气二次专业。3.6.7.5通信设备及环境监控 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127、控。环境监控不单独设置，由变电站统一监控。 3.6.7.6通信设备组屏及布置根据变电站终期规模及电气屏位统一规划考虑，本期需光传输设备屏 2块，接入设备屏1块，配线设备屏3块，数据通信网设备屏1块，其余屏位 远期预留。光纤配线设备屏建议采用2260mm800mm600mm，其余通 信屏柜建议采用2260mm600mm600mm，柜体颜色一致。本站不设置单独的通信机房，新上通信设备与继电保护等其它二次设备统一布置在二次设备室内，机房、空调、接地系统等设施在变电工程中 统一考虑，通信设备接地应满足通信专业防雷接地标准要求。通信设备与 继电保护等其它二次设备统一布置在二次设备室内，通信设备按功能分区128、 相对集中布置，其中配线系统靠近机房电缆出口。3.6.8 其它本工程涉及到其它现有光纤通信站，新上设备与原有通信设备安装在 同一机房，与其它通信设备共用电源、空调、配线系统和接地系统等设施， 已建站增加子框或板件安装到现有设备机架上。本工程新上设备满足可靠 运行和接入的相关要求湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第70页 共223页序号名 称规范单 位数量备注绥 宁飞 山儒 林邵阳 地 调湖南 省 调合 计（一）省网光传输设备1.1省网 SDH 光传输设备省网 10Gb/s，公共板和 2M 支路板分别按 1+1 和 1:1 配置套11含配套线缆1.2光接口板STM-16 光接口板块2129、21.3光接口模块华为个21141.4以太网板带汇聚功能，8 口块111.5标准机柜2260mm600mm600mm套111.6光衰减器10dB个2114（二）地网光传输设备2.1地网 SDH 光传输设备地网 10Gb/s，公共板和 2M 支路板分别按 1+1 和 1:1 配置套11含配套线缆2.2光接口板STM-4 光接口板块442.3光接口模块个41162.4以太网板带汇聚功能，8 口块112.5光衰减器10dB个21142.6标准机柜2260600600mm套11（三）省网 PCM 设备3.1省网 PCM 设备公共板件按 1+1 配置套113.2标准机柜2260600600mm套11（四130、）地网 PCM 设备编制时间:2019年08月Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300 湖南送变电勘察设计咨询有限公司序号名 称规范单 位数量备注绥 宁飞 山儒 林邵阳 地 调湖南 省 调合 计4.1地网 PCM 设备公共板件按 1+1 配置套114.2地网 PCM 扩容板件含 2W、4W、RS232 等业务板件套11（五）配线设备5.1光缆光纤配线架ODF/228D台11含机柜 2260800600mm5.2光配线模块ODF/12D块1125.3数字配线架DDF/140 系统台11含机柜 2260600600mm5.4音频配线架VDF/100L台11含机柜 22131、60600600mm（六）尾纤6.1单头尾纤5m根22812122526.2双头尾纤10m/B1，黄色根50202090通信用6.3双头尾纤10m/B1，红色根168832保护用（七）站内通信7.1数据网接入层设备含机柜、接入层路由器、交换机、电源、附件、线缆等套117.2电话机台10107.3公网电话部11仅开列费用序号名 称规范单 位数量备注绥 宁飞 山儒 林邵阳 地 调湖南 省 调合 计7.4IAD 接入设备套117.5数据网通信网光模块块224（八）安装材料8.1室内电话分线盒20 对台228.2电话插座个20208.3电话线HBV -2*1.0km118.4信息插座超五类非屏蔽模块，132、含面板、模块、底座套10108.5双绞线超五类非屏蔽 8 芯m50050506008.6设备电源线216 mm多股软铜线m3003008.7设备接地线35mm多股软铜线m1601608.8音频电缆HYA-2020.5m2002008.9音频电缆(局用)HJVVP-2020.5m1001008.102M 电缆SYV-75-2m5005008.11波纹软管25mmm24040403208.12镀锌钢管50mmm320403608.13PVC 管32mmkm2.52.5（九）进站光缆9.148 芯普通非金属48 芯，G.652km11站内引入光缆序号名 称规范单 位数量备注绥 宁飞 山儒 林邵阳 地133、 调湖南 省 调合 计阻燃光缆9.224 芯普通非金属阻燃光缆24 芯，G.652km1.51.5站内引入光缆（十）其他10.1光纤通信站网管修改费项11210.2光纤通信设备联调项1113湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第110页 共223页4 变电站站址选择4.1站址选择过程概述 本次选址位置主要考虑加强XX县电网结构，满足XX县负荷发展需求，提高XX及其周边地区供电能力，同时为XX县110kV变电站提供电 源点，合理构建110kV网络结构，站址位置应尽量靠近网络中心和负荷中 心。XX县县域高山环抱，地势起伏很大。除县城老城区外，仅有规划的 枫香区与坪溪区的地势相对较为平坦，134、对应分别为系统推荐片区的西南片 区与东南片区。图 4.1-1 选址片区位置图2018年11月，我院设计团队与市公司对接了解到，XX变为该县城第 一个220kV变电站，政府与市公司都高度重视，提前做了很多的选址工作， 并初选出一个站址作为主推站址，该站址位于长铺子乡濑濑水村马家园， 该站址得到了政府主要部门与市公司的共同认可。2018年11月26日，我院设计团队赶赴XX供电公司，收集了XX县电 网规划、负荷情况、周边变电站位置与线路走廊等相关资料，并对接了市 公司前期规划的意见。2018年11月30院设计团队在供电公司的陪同下，前编制时间:2019年08月Tel:0731-89948325 Fa135、x:0731-89948300 湖南送变电勘察设计咨询有限公司往XX县收集了XX县基本农田资料以及市政规划资料，同日对之前政府 与市公司初选的站址进行了现场查勘，经初步分析，该站址基本满足建站 条件。由于XX220kV变电站为山区变电站，根据国家能源局相关文件规定， 必须有比选站址，结合系统结论，为确保所选站址技术经济指标最优，在 系统推荐片区内，2019年1月9日-2月20日，我院分管院长带队，多次赶赴 XX，补选了四个站址，共计取得5个比选站址，西南片区（枫香区）与 东南片区（坪溪区）各两个，靠近老县城一个，依次为濑濑水村站址、沙 田村站址、坪溪村北站址、坪溪村南站址以及长埔村站址。如下图136、所示。图 4.1-2 站址位置图经过论证分析，坪溪区的两个站址系统位置一般，同时场地条件较差， 予以否定，沙田村与濑濑水村系统位置相近，但沙田村同样场地条件较差， 予以否定。因此，最终推荐濑濑水村站址与长埔村站址作为最后的比选站 址。2019年3月1日，XX县县委常委、副县长胡爱军，组织政府相关部门、 电力公司等多个单位，召开了XX220千伏输变电工程选址选线大会，会 上明确，根据设计院的选址情况和分析结论，同意将长铺子苗族侗族乡寨坡村（原濑濑水村）站址作为本工程的首选站址，长铺镇长铺村（槽子冲） 站址作为本工程的备选站址。4.2站址概况4.2.1濑濑水村站址概况 濑濑水村站址位于XX县长铺子137、苗族侗族乡寨坡村（原濑濑水村）马家园，距离南侧221省道300米，距离南侧武靖高速1.1公里，东西侧与北侧 紧邻佘家河。站址原始地貌属丘陵地貌，站址现状为武靖高速水泥搅拌站，周边植 被一般发育，主要为杂草、灌木和松树等，拟建站址区域整体呈中间高四 周低，周边有小河环绕，水泥搅拌站位于站址中部，场地尺寸约160m 90m，场地较为平整，站址周边地形起伏相对较大，东南侧与西南侧有部 分民宅与棚屋。拟定场平标高约353m，站址不受五十年一遇洪水位影响。 站址周围无山洪，也无内涝，在五十年一遇洪水位之上，站区排水可排入站址北侧小河。 站址主要为林地，不占基本农田。站址位于XX县枫香区控规范围内，原规划138、用地为居住用地，需进行调规，目前，县政府已口头同意该场地作 为建站地块。根据现场踏勘、调查、收资，拟选站址范围内及附近无可供开采的工 业矿藏，不压矿。根据现场踏勘、调查，拟选站址范围内及附近地面均无文物、遗址、 遗迹和化石群，地下是否有文物等尚不能确定，可在开工前由文物主管部 门现场勘察确定。根据现场踏勘，站区内无军事设施，对风景旅游区和各类保护区无影响。根据现场踏勘，站址南侧约540m处存在一处小型民爆炸药库，按照规程要求，需要进行搬迁或核减储量，目前政府已出文核减对应储量。图 4.2-1 濑濑水村站址现状4.2.2长铺村站址概况长铺村站址位于XX县长铺镇长铺村槽子冲，距离东北侧武靖高速连 139、接线100m。站址原始地貌属山地地貌，为一小型山谷，站址区域为一废弃砖厂， 植被较少，主要为低矮草丛和茶树等灌木，拟建站址区域整体呈中间底两 侧高，站址较周边地形起伏较大，最大高差70m，北侧有部分民宅。拟定 场平标高约360m，站址不受五十年一遇洪水位影响。站址主要为林地、不占基本农田。进站道路直接从站址北侧武靖高速 连接线引接，需新修4.5m宽进站道路约260m。站址对通信无干扰，地表暂未发现重要矿藏、文物。站址周围无山洪， 也无内涝，在五十年一遇洪水位之上，站区排水可排入站址北侧小河或北 侧灌溉水系。站址不在XX县控规范围内，无城乡规划无冲突。根据现场踏勘、调 查、收资，拟选站址范围内及140、附近无可供开采的工业矿藏，不压矿。根据现场踏勘、调查，拟选站址范围内及附近地面均无文物、遗址、 遗迹和化石群，地下是否有文物等尚不能确定，可在开工前由文物主管部 门现场勘察确定。根据现场踏勘，站区内无军事设施，对风景旅游区和各类保护区无影响。图 4.2-2长埔村站址现状4.3 站址的征地、拆迁赔偿情况4.3.1濑濑水村站址 站址拟占地约2.2423公顷(合33.63亩，含进站路)，其中站区围墙内用地面积为1.4091公顷(合21.14亩)。需要拆除原搅拌厂建构筑物以及北侧园 艺场棚屋。4.3.2长铺村站址站址拟占地约3.6803公顷(合55.20亩)，其中站区围墙内用地面积为1.4091公顷(141、合21.14亩)。主要为林地。 站区无拆迁补偿工程量。4.4站址的出线条件XX220kV变电站220千伏本期3回出线，远期8回，采用架空进出线； 110千伏本期3回出线，远期14回，采用架空进出线，两站址进出线条件基 本相当，濑濑水村站址受场地大小及东侧房屋影响，出线条件受到制约， 长铺村站址受到高边坡影响，终端塔立塔架设较为困难。4.5站址水文气象地质条件4.5.1站址水文地质条件拟建场地内地下水主要为上层滞水和基岩裂隙水，分别叙述如下： 上层滞水主要赋存于植物层中，主要受地表水补给，向低处渗流排泄和向上蒸发垂直排泄，水量小，无统一水位。水位年变化幅度一般为12m。基岩裂隙水主要分布在下部岩142、层裂隙中，本次勘察未遇见，根据当地 工程经验及调查了解，其埋深较大，可不考虑其对基础施工的影响。根据区域水文地质资料，结合邻近已有建筑工程经验，场地环境类型 属类，地下水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具 微腐蚀性；土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。4.5.2站址气象条件XX县属亚热带大陆性湿润季风气候区。全年四季分明。夏半年受夏 季风影响，降水较丰沛，气候温暖湿润。冬半年受冬季风控制，气温较低， 降水较少，气候较寒冷。在复杂的山体影响下，形成山地垂直地带和水平 方向地域差异的多样性气候。与省内同纬度地区相比，具有光热总量偏少， 冬暖夏凉，光热基本同季；降水丰沛143、，时空分配不均；气候类型多样，立 体特征明显；气象灾害多等特征。根据湖南省各地气象台站资料比较，县 域（以县城为例）多年平均气温15.8，仅比最低的桂东高0.4，比最高 的道县低2.6；与同纬度的岳阳、常德、平江分别低1.1，0.9，1.1。 县域年较差气温为22.1，比全省大部分地区要小。夏无酷热、冬无严寒（除八面山等高海拔区）。县域海拔较高，山多云雾多，日照较少，故夏 无酷热。当北方冷空气南下时，北面为秦巴山脉所挡，只能过汉江平原， 插洞庭湖，迂回从东路影响县域，且县内山重峰叠，冷空气不能长驱直入， 故降温辐度不大，冬无严寒。4.5.3站址工程地质条件1、地震地质 XX市处祁阳山字型（又称144、XX弧形）构造的顶端和南北两翼，地质构造异常发育，同处弧形构造北翼的常德、新化历史上曾发生过6.8级（1631 年）、5.5级（1710年）破坏地震，我市历史有记载的3级以上地震15次， XX市辖九县（市）三区都曾发生过地震，最大为1632年发生在隆回的4.8 级地震。1970年湖南省有地震仪器记录以来，共记录到4级以上地震6次， 其中XX占了2次（1991年隆回4.0级、2006年新邵邵东间4.0级）。因此，XX是湖南区内三个主要发震区之一，具有发生中强以上破坏性地震的历史和构造背景，是湖南省地震重点监测防御区。 从XX市地震震中分布图可以看出，1970年以来XX市地震活动主要分布在新邵县、145、邵东县、市郊、XX县、隆回县、洞口县等地。以微震、 弱震居多，2级以地震占80%多。表 4.5.3-11970 年以来XX市地震活动分区一览表震级分区00.91.01.92.02.93.03.94.04.9总计次数1191073472269XX市地震活动主要特征有：1、地震沿断裂带分布比较明显。XX市地震活动主要沿贯穿我市的三条大断裂分布：公田灰汤新宁断裂、 桃江城步断裂、溆浦五团断裂；2、以微震、弱震居多，2级以下地震 占80%以上；3、震源浅，烈度高、破坏性大。1991年隆回青山4.0级地震 以及2006年新邵邵东交界处发生4.0级地震，震源深度都不及5公里，烈度 为VI（6度）以上，地震146、使大量民房开裂、掉瓦，造成上百万的经济损失。图 4.5.3-1地震构造与震中分布图综合区域构造地质和地震地质资料，拟建场地周边区域存在微弱全新 世活动断裂，抗震设防烈度为6度，根据 建筑抗震设计规范（GB 50011-2010）第4.1.7条，场地是相对稳定的。2、矿产地质 据现场勘探、调查，拟建场地范围内及附近无可供开采的工业矿藏，不压矿。3、文物、遗址、遗迹及化石群 根据现场勘探、调查，站址范围内及附近地面均无文物、遗址、遗迹和化石群，根据钻探未见地下有文物、遗址、遗迹和化石群。4、场地岩土工程条件1)濑濑水村站址 濑濑水村站址位于XX县长铺子苗族侗族乡寨坡村（原濑濑水村）马家园，距离南侧147、221省道300米，距离南侧武靖高速1.1公里，东西侧与北侧 紧邻佘家河。站址原始地貌属丘陵地貌，站址现状为武靖高速水泥搅拌站，周边植 被一般发育，主要为杂草、灌木和松树等，拟建站址区域整体呈中间高四 周低，周边有小河环绕，水泥搅拌站位于站址中部，场地尺寸约160m90m，场地较为平整，站址周边地形起伏相对较大，东南侧与西南侧有部 分民宅与棚屋。拟定场平标高约353m。2)长埔村站址 长铺村站址位于XX县长铺镇长铺村槽子冲，距离东北侧武靖高速连接线100m。站址原始地貌属山地地貌，为一小型山谷，站址区域为一废弃砖厂， 植被较少，主要为低矮草丛和茶树等灌木，拟建站址区域整体呈中间底两 侧高，站址148、较周边地形起伏较大，最大高差70m，北侧有部分民宅。拟定 场平标高约360m。(2) 地层岩性1)濑濑水村站址 根据现场勘察情况，结合搜集到区域地质资料、邻近已有建筑工程经验综合分析，濑濑水村北站址范围内主要为出露地层主要为第四系（Q） 土层、寒武系（2+3）风化岩层，现自上而下分述如下：植物层：褐黄、褐红色，稍湿，松散，组成物主要为黏性土及植物 根茎。层厚0.50.6m。残积粉质黏土（Qel）：褐黄、褐红色，稍湿，硬塑状态，捻面稍光 滑，稍有光泽，干强度及韧性中等，无摇震反应。由下伏泥质砂岩风化残 积而成。层厚1.03.0m不等。寒武系（2+3）强风化泥质砂岩：褐黄、褐红色，主要矿物成份为 149、石英质、黏土矿物等，粉细粒结构，薄层状构造。节理裂隙发育，节理面 见黑色铁锰质氧化物侵染。回转钻进时，采芯率低，岩芯呈碎块状，少量 短柱状。岩块用手可捏碎，泡水极易软化，失水易龟裂崩解。较破碎，为 极软岩，岩体基本质量等级为级。层厚4.14.5m。寒武系（2+3）中风化（2）泥质砂岩：褐黄、褐红色，主要矿物 成份为石英质、黏土矿物等，粉细粒结构，薄中层状构造。节理裂隙一 般发育，节理面见黑色铁锰质氧化物侵染。回转钻进时，采芯率较低，岩芯呈短柱状，少量长柱状。岩体较破碎，为极软岩，岩体基本质量等级为 级。揭露厚度8.110.0m，未揭穿。2)长埔村站址 根据现场勘察情况，结合搜集到区域地质资料、150、邻近已有建筑工程经验综合分析，长埔村站址范围内主要为出露地层主要为第四系（Q）土层、 寒武系（2+3）风化岩层，现自上而下分述如下：植物层：褐黄、褐红色，稍湿，松散，组成物主要为黏性土及植物 根茎。层厚0.5m。残积粉质黏土（Qel）：褐黄、褐红色，稍湿，硬塑状态，捻面稍光 滑，稍有光泽，干强度及韧性中等，无摇震反应。由下伏泥质砂岩风化残 积而成。层厚2.34.3m不等。寒武系（2+3）强风化泥质砂岩：褐黄、褐红色，主要矿物成份为 石英质、黏土矿物等，粉细粒结构，薄层状构造。节理裂隙发育，节理面 见黑色铁锰质氧化物侵染。回转钻进时，采芯率低，岩芯呈碎块状，少量 短柱状。岩块用手可捏碎，泡水极易151、软化，失水易龟裂崩解。较破碎，为 极软岩，岩体基本质量等级为级。层厚4.45.4m。寒武系（2+3）中风化（2）泥质砂岩：褐黄、褐红色，主要矿物 成份为石英质、黏土矿物等，粉细粒结构，薄中层状构造。节理裂隙一 般发育，节理面见黑色铁锰质氧化物侵染。回转钻进时，采芯率较低，岩 芯呈短柱状，少量长柱状。岩体较破碎，为极软岩，岩体基本质量等级为 级。揭露厚度8.613.6m，未揭穿。(3)不良地质作用 根据本次勘察成果结合现场调查情况，站址周边区域未发现崩塌、滑坡、泥石流、地面沉陷等影响场地稳定性的不良地质作用，场地内无埋藏 的孤石、防空洞、河道等。综上所述，站址位于构造相对稳定区域，且未发现影响场152、地稳定的不 良地质作用，适宜本工程的建设。5、基础方案分析1)濑濑水村北站址： 根据拟建建（构）筑物结构、荷载以及设计地面整平标高要求，结合其所在场地工程地质条件，拟建场地主要为挖方区，填方区位于西侧，最 大填土厚度约12m。综合分析，西侧位于软弱土层综合厚度（填土和植物 层的总厚度）大于4m的地段（主要建（构）筑物为二次设备室、消防泵房 及该地段的构、支架），拟建建（构）筑物基础形式建议采用钻孔灌注桩 基础，以强风化泥质砂岩作为基础持力层，其它地段的拟建建（构）筑物 基础形式建议采用浅基础，以残积粉质黏土或强风化泥质砂岩作为基础持 力层。2)长埔村站址： 根据拟建建（构）筑物结构、荷载以及设153、计地面整平标高要求，结合其所在场地工程地质条件，拟建场地挖、填区各一半，填方区只要位于北 侧及场地中间区域，最大填土厚度约20m。综合分析，位于软弱土层综合 厚度（填土和植物层的总厚度）大于4m的地段（主要建（构）筑物为主变、 10kV配电室、二次预制舱及该地段的构支架），拟建建（构）筑物基础形 式建议采用钻孔灌注桩基础，以强风化泥质砂岩作为基础持力层，其它地 段的拟建建（构）筑物基础形式建议采用浅基础，以残积粉质黏土或强、 中风化泥质砂岩作为基础持力层。4.6 站区场地标高及土石方情况4.6.1濑濑水村站址 根据收资内容、站址地形特点、结合进站道路引接标高的要求，考虑站区土方自平衡，初步确定154、站区场地设计标高定为353.0m。站址区域五十 年一遇洪水位为341.5m（85国家高程基准），变电站场平设计标高高于绥 宁县五十年一遇洪水位，满足防洪要求。场地土石方量挖方约48112m3，填方约43569m3。站区挖方边坡采用1:1.25坡率自然放坡，单级坡限高8.0m；填方边坡采用=1:1.5坡率放坡，单级边坡限高3m，超过3m，下部采用1:0.7土工格栅生态护坡，中间设2.0m 宽马道。由于进站路场地受限，进站路回填较高，进站路存在高边坡支护。 进站路拟采用扶壁式挡土墙（H7m）与重力式挡土墙（H7m），挡墙 工程较大。场地具体三通一平工程量详见附图。4.6.2长铺村站址根据收资内容、155、站址地形特点、结合进站道路引接标高的要求，考虑 站区土方自平衡，初步确定站区场地设计标高定为360.0m。通站址区域五 十年一遇洪水位为341.5m（85国家高程基准），变电站场平设计标高高于 XX县五十年一遇洪水位，满足防洪要求。场地土石方量挖方约173200m3，填方约145480m3。站区地势起伏较大， 存在高挖方与深填方，边坡支护工程量巨大。站区及道路的挖方边坡底部 采用重力式挡土墙，上部采用1：0.75锚杆骨架植草护坡，单级坡限高8.0m； 填方边坡采用1:1坡率土工格栅生态护坡，单级边坡限高8m，边坡中间设 2.0m宽马道。场地具体三通一平工程量详见附图。4.7进站道路和交通运输4156、.7.1濑濑水村站址进站道路 变电站进站道路由南侧221省道引接，新建进站路200米，利用村镇路320m，竣工后修复村镇路路面。4.7.2长铺村站址进站道路 变电站进站道路由北侧武靖高速连接线引接，新建4.5米宽进站路263米。4.7.3主变大件交通运输 两个站址大件运输方案基本相同，大件运输较为方便。 公路运输：大件设备可在厂家装车，通过高速，在武靖高速XX出口下，再转至S221省道，然后经进站路运至站址。 火车运输：若铁路运输，可采用铁路公路联运方式，大件设备经火车运至XX火车站，再通过高速，在武靖高速XX出口下，然后转至S221省道，经进站路运至站址。 4.7.3.1主变运输参数变电站规157、划容量为3台180MVA变压器，本期上1台变压器。主变压器 为工程中最大的需要运输的设备，其它大型设备如电容器等由于可拆卸成 较小单元，一般卡车均能满足运输要求，故只需要考虑主变的运输条件。 目前阶段主变压器厂家尚不明确，根据参考厂家运输参数作为论证大件运输方案的依据： 180MVA主变本体充氮运输重160t。 运输尺寸长9.53m，宽4.84m，高3.256m。 运输平板车重量约为35t。4.7.3.2主变运输方案 公路运输：大件设备可在厂家装车，通过高速，在武靖高速XX出口下，再转至S221省道，然后经进站路运至站址。 火车运输：若铁路运输，可采用铁路公路联运方式，大件设备经火车运至XX火158、车站，再通过高速，在武靖高速XX出口下，然后转至S221省 道，经进站路运至站址。4.7.3.3装车方案 变压器装车采用液压顶推法，主要步骤为：1）在全液压挂车与铁路凹形车之间搭好枕木台，用四台100t电动液压 千斤顶将变压器顶起，塞枕木逐步提高，升至与全液压挂车等高度，并用 准备好的鸭婆尖将枕木台的枕木塞稳，再用码钉将枕木固定。变压器钢轨钢垫板液压平推器全液压挂车枕木平台铁路凹型车图2：用液压顶推法装车示意图2）将全液压挂车向所搭平台对好货位，找好重心。装车时应注意变 压器装载方向，以便就位。3）将变压器顶起插入四根12.5m的钢轨，轨面涂上黄油。18.5钢丝绳变压器图3：变压器运输捆绑示意159、图4）用两台液压推顶将变压器推至全液压挂车上，并使变压器重心与 全液压挂车装载中心重合，抽出钢轨使变压器平稳地落在平板上。5）用18.5钢丝绳进行绑扎固定（如图3），检查无误后，可进行起运。 此钢丝绳的破断拉力为21.9t，能够满足要求。4.7.3.4道路通行方案1）变压器运输途中，应在顶部绑上滑竹，以防挂坏空中软线，且应 有专人负责顶线。2）重车进变电站前应注意变压器装载方向（在进站道路右侧），以 便卸车就位，必要时可在三叉路口用调头改变牵引方向的方式改变变压器装载方向。4.7.3.5卸车就位方案1）变压器卸车与装车相同，采用液压顶推法。2）由于站内场地狭小，全液压挂车要靠近变压器基础处就位160、，转弯 时应采用手动转向。3）场地内障碍物应清理干净，以免影响变压器就位。4.7.3.6辅件运输 根据辅件情况，采用普通货运汽车进行运输。1）辅件运输前，对包装进行严格检查，记录缺陷，并进行标识。2）根据货物重量和外型尺寸选择合适的车型进行运输，尽量避免“三 超”（超长、超宽、超高）。3）装卸、运输中，应根据相应的辅件特点作好装载、起吊、捆绑措 施，并作好相应的防雨、防潮、防腐、防火、防碰撞措施4）变压器油的运输应采取防泄露、防污染措施。5）辅件运抵现场后，按照规定办理交接手续。4.7.3.7主变运输所需主要机具及技术参数(1) 装载车的选用 装载车的选用主要根据运输设备的重量、外形尺寸、安全161、系数等，考虑运输的经济性来选用装载车。1）主变压器的装载车的选用： 根据全液压平板车的拼接形式共有5种，考虑运输设备重153t，以及运输路况，采用9轴板(加强型)，额定运输载荷200t，转弯半径约12m。根据 道路情况可满足运输要求。2）其他货物装载车的选用： 考虑其他货物为散件，可选用普通货车作为运输工具。 (2) 牵引车的选用 1）VOLVO牵引车的路面附着力计算： F1=E1=410.6=24.6 tF1：牵引车的路面附着力，t E1：地面对所有驱动轮的法向反作用力， 按牵引车重量计算，t ：路面附着系数，按运输道路为干燥土石路面计算 2）VOLVO 牵引车理论牵引力的计算 Ft1=M1162、i1/r1=240074.330.85/0.522=29 tFt：VOLVO 牵引车车轮牵引力，t M：VOLVO 牵引车发动机最大输出扭矩，N.m i1：VOLVO 牵引车最大传动比：传动效率r1：VOLVO 牵引车轮胎的有效半径，m 3）由于车辆行驶时，其车轮牵引力必须小于或等于驱动轮胎与地面的附着力，否则轮胎会打滑，比较此次运输轮胎附着力和牵引车理论牵引 力后，运输实际车轮牵引力只能按牵引车的路面附着力进行计算。4）计算设备最大运输重量时的最大爬坡度 平板车上坡阻力由重力产生的下滑力、滚动摩擦阻力和空气阻力组成。由于车速慢，空气阻力可忽略不记。由于坡度小，平板车和牵引车对 坡面的法向分力163、按平板车和牵引车重量计算。则N1+N2+N31+N1+N2+N3 =F1/K (98.2+40+20) 1+(98.2+40+20) 0.021=29/1.15113.7%F1：VOLVO FH16 66牵引力N1：最大运输重量，t N2：平板车重，tN3：VOLVO FH16 66牵引车重，t : 安全超载系数 ：轮胎与地面滚动摩擦系数K： 起动系数编制时间:2019年08月Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300 湖南送变电勘察设计咨询有限公司5）由道路勘察得知此次运输路段最大坡度为8%，牵引车选用VOLVO FH16 66完全满足行车要求。(3) 液压平推器164、的选取 设备在钢轨上的滑行阻力的计算 f=Q=0.15153=22.95tf：滑行阻力，t：起动时的摩擦系数 Q：设备的最大运输重量，t 一台平推器推力的计算F=PS= P（D/2）2 =300（8/2） 2 =15 tF：平推器的推力，t P：平推器油缸额定油压，kg/cm2 S：平推器推杆有效面积，cm2 D：平推器推杆有效直径，cm选用两台液压平推器同时进行顶推，此时推力为30t，大于设备的起动 时的阻力22.95t，可满足工作要求。4.8站用电源施工电源由附近35kV城关变城动线引接，引接长度450米。4.9站址环境两站址都位于XX县县城郊区，属于一般林地，附近无工业污染源， 整体环境165、质量比较好。4.10通信干扰在设计中尽量选用电磁辐射水平低的设备及附件。对产生大功率的电 磁振荡设备采取必要的屏蔽及设备的孔、口、门缝的连接缝密封措施。变电站产生的无线电频率一般在30MHz以下，不会对周边通信设施产 生不利影响。4.11施工条件濑濑水村站址可利用水泥搅拌厂的未利用地进行施工场地的布置，但编制时间:2019年08月Tel:0731-89948325 Fax:0731-89948300 湖南送变电勘察设计咨询有限公司施工场地道路条件受限。长铺村站址地势起伏大，场地不够开阔，只能利 用围墙内场地空隙来布置，施工场地的布置相对不是很便利。两站址施工 用水及变电站生产生活用水拟采用打井166、取水。4.12 协议签署情况本工程已取得政府各职能部门原则同意意见，详见附件。4.13 站址技术经济比较序号分析项目濑濑水村站址长铺村站址1地理位置与场 地概况濑濑水村站址位于XX县长铺子苗族侗族乡寨坡村（原濑濑水村） 马家园，距离南侧 221 省道 300米，距离南侧武靖高速 1.1 公里， 东西侧与北侧紧邻佘家河。站址原始地貌属丘陵地貌，站址现状为武靖高速水泥搅拌站，周边植 被一般发育，主要为杂草、灌木 和松树等，拟建站址区域整体呈 中间高四周低，周边有小河环绕， 水泥搅拌站位于站址中部，场地 尺寸约 160m90m，场地较为平 整，站址周边地形起伏相对较大， 东南侧与西南侧有部分民宅与棚167、 屋。长铺村站址位于XX县长铺镇长 铺村槽子冲，距离东北侧武靖高 速连接线 100m。 站址原始地貌属山地地貌，为一 小型山谷，站址区域为一废弃砖 厂，植被较少，主要为低矮草丛 和茶树等灌木，拟建站址区域整 体呈中间底两侧高，站址较周边 地形起伏较大，最大高差 70m， 北侧有部分民宅。2系统条件位于网络中心位于网络中心3进出线条件濑濑水村站址受场地大小及东侧房屋影响，出线条件一般。长铺村站址受到高边坡影响，终端塔立塔架设较为困难4防洪、排水无防洪排涝问题无防洪排涝问题5土石方工程量场地土石方量挖方约 48112m3，填方约 43569m3。站区挖方边坡 采用 1:1.25 坡率自然放坡，单级168、 坡限高 8.0m；填方边坡采用=1:1.5 坡率放坡，单级边坡限高 3m，超 过 3m，下部采用 1:0.7 土工格栅 生态护坡，中间设 2.0m 宽马道。 由于进站路场地受限，进站路回 填较高，进站路存在高边坡支护。 进站路拟采用扶壁式挡土墙（H 7m）与重力式挡土墙（H7m）， 挡墙工程较大。场地土石方量挖方约 173200m3， 填方约 145480m3。站区地势起伏 较大，存在高挖方与深填方，边 坡支护工程量巨大。站区及道路 的挖方边坡底部采用重力式挡土 墙，上部采用 1：0.75 锚杆骨架植 草护坡，单级坡限高 8.0m；填方 边坡采用 1:1 坡率土工格栅生态 护坡，单级边坡限高169、 8m，边坡中 间设 2.0m 宽马道。6工程地质地层稳定，无滑坡、崩塌、泥石 流等不良地质作用。地层稳定，无滑坡、崩塌、泥石 流等不良地质作用。7水源条件打井取水打井取水8进所道路及大 件运输变电站进站道路由南侧 221 省道引接，新建进站路 200 米，利用 村镇路 320m，竣工后修复村镇路 路面。变电站进站道路由北侧武靖高速 连接线引接，新建 4.5 米宽进站路263 米。9拆迁赔偿情况需要拆除原搅拌厂建构筑物以及北侧园艺场棚屋无10对通信设施影 响无无11运行管理、生活条件好好12环境情况良好良好13施工条件良好一般4.14站址方案结论两站址在进出线、交通运输、地质条件以及周边建设环170、境等方面基本 相当。濑濑水村场地相对开阔，但进站路挡墙工程量较大，并且站区涉及 到一定的拆除赔偿内容；长铺村站址地势起伏较大，场地较为狭窄，若按 户外站方案，其场平工程量巨大，并且征地面积也很大，项目施工难度也 巨大，整体而言，濑濑水村站址综合指标更优。综上所述，推荐濑濑水村 作为本工程的拟建站址。5变电站工程设想5.1 电气主接线5.1.1变电站规模 变电站为220kV、110kV、10kV三级电压，设计规模如下表：项目终期规模本期规模主变压器3180MVA1180MVA220kV出线8回2回（飞山1回、儒林1回）110kV出线12回3回（川石1回，关峡2回）10kV出线36回12回容性无功171、补偿3（48Mvar）48Mvar感性无功补偿310Mvar210Mvar5.1.2主变压器接入方式220kV配电装置进线采用LGJ-400/50型钢芯铝绞线与变压器相连接，110kV配电装置进线采用2（LGJ-400/50）型钢芯铝绞线与变压器相连接，10kV配电装置采用3（TMY-12510）与变压器低压侧相连接。5.1.3电气主接线选择 本工程电气主接线形式选用参照国家电网公司输变电工程通用设计（2017版）220-B-2(10) 湖南公司实施方案，其接线形式与通用设计 及“两型三新一化”变电站设计导则一致。1）220kV接线 根据系统规划，本站220kV配电装置远景出线8回，本期2回。172、 根据220750kV变电站设计技术规程（DL/T5218-2012）第5.1.6条电气主接线的要求：“220kV变电站中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，15回 及以上时，在两条母线上装设分段断路器；也可根据系统需要将母线分段。” 本站220kV配电装置为户外HGIS，根据系统规划规模及规程，远期采用双母线单分段接线型式，远期扩建或者母线检修时，可采用220kV母线 轮停的方式。本期的规模为1进2出，根据规程，本期可采用双母线或单母 线接线型式。现对两种接线型式做173、技术经济对比，见下表。项目双母线单母线设备购置多增加 1 个母联间隔，1 个 PT间隔，1 段母线（2M）0220kV 间隔扩建母线轮停，变电站不会全站停电母线停电，变电站需全站停电母线检修母线轮停，变电站不会全站停电母线停电，变电站需全站停电远期改双母线单分段母线轮停，变电站不会全站停电母线停电，变电站需全站停电通过对比可知，采用单母线本期可以节省投资，但是在母线维护以及后期的扩建工程中，都会导致全站停电。根据系统提供的资料，该站是邵 阳地区重要的中间变电站，若扩建时220kV配电装置全停，将影响建设 220kV变电站等供区的供电可靠性，为减少后期扩建停电时间，提高电网 运行的可靠性和灵活性174、，建议220kV配电装置本期采用双母线接线型式、 远期采用双母线单分段接线型式。2）110kV接线 根据系统规划，本站110kV远景出线12回，本期出线3回。 根据220750kV变电站设计技术规程（DL/T5218-2012）第5.1.7条电气主接线的要求：“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。”本站110kV配电装置为户外GIS，考虑GIS远期扩建方便，确定本站110kV远期与本期均采用双母线接线型式。3）10kV接线 系统规划，本站10kV远景36回电缆出线，本期12回出175、线。 根据220750kV变电站设计技术规程（DL/T5218-2012）第5.1.7条电气主接线的要求：“35kV、10kV配电装置宜采用单母线接线，并根据变压器台数确定母线分段数量。” 本工程10kV侧远期3组并联电抗器平均分配在3台主变压器上，本期新上2组并联电抗器，分别布置在两段母线上；建议远期采用单母线四分段 接线型式，本期采用单母线分段接线型式。综上所述，电气主接线为：220kV远期接线采用双母线单分段接线型 式，本期采用双母线接线型式；110kV远期和本期接线均采用双母线接线 型式；10kV远期接线采用单母线四分段接线型式，本期采用单母线分段接 线型式。5.1.4 中性点接地方式176、本站主变压器220kV及110kV中性点均采用变压器中性点经隔离开关 直接接地方式，运行时变压器中性点可选择不接地或直接接地；10kV侧中 性点采用不接地方式。本期的变电站电容电流计算如下： 由于XX220kV变电站位于农村地区。因此，10kV出线按站内电缆+站外架空计算，长度按每回0.1km（电缆）+5km（架空）。10kV远期接线 方式为单母线四分段接线，最终出线36回，平均分配在3台主变压器低压 侧母线上。设计电缆选用YJV22-8.7/10kV-3300mm2，10kV电缆线路单相接地电容电流的近似值：Ic =95 + 1.44S2200 + 0.23S 10=2.32（A/km），1177、0kV架空线路单相接地电容电流的近似值： Ic=0.027（A/km），则10kV侧线 路电容电流为2.32120.1+0.027125=4.404A，考虑变电所增加的接 地电容电流值16%后，电网电容电流为5.11A0.85P1+P2+P3=199.405kVA。经以上计算，考虑到主变压器检修及配电装置检修时的负荷较大，并 参考35750kV 输变电工程通用设计、通用设备应用目录（2019 年版） 和 ERP 标准设备的相关要求，本站站用电容量为 400kVA，变压器选用油 浸式变压器。5.5.3 站用电的供电方式及主要场所的照明及其控制方式该站站用电源采用直接供电方式对站内交流负荷供电，对178、重要负荷（如 UPS 电源，直流充电机负荷等）采用双回路供电方式供电。对全站的 断路器、隔离开关等的操作负荷，本次设计采用按配电装置区域划分方式 供电。此供电方式的交流电源分别取自两台站用变，采用双回路供电。该站的照明采用专用照明配电箱供电，照明线路采用辐射式供电方式。5.5.4照明（1）正常照明全站正常照明由 380/220V 站用配电屏供电。（2）应急照明根据 DL/T 5390-2014发电厂和变电站照明设计技术规定在二次设 备室以及 10kV 配电装置室设应急照明。应急照明电源从 UPS 电源屏取得， 在值班室内设置一台应急照明箱。（3）检修电源本站在主变压器、220kV 配电装置、1179、10kV 配电装置、无功补偿场地 及 10kV 配电装置室设有检修电源箱，其电源由站用交流配电屏引接。 5.5.5主要场所的照明及控制方式（1）二次设备室采用悬吊式荧光灯照明方式，并采用分开关控制。 出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。（2）配电室采用防眩防尘灯具照明方式，并采用分开关控制。（3）室外照明采用投光灯照明与庭院灯照明相结合的照明方式，采 用配电箱内空开控制。（4）道路照明采用不锈钢杆路灯方式，并采用配电箱内空开控制。（5）配置两盏移动式检修灯。5.6 防雷与接地5.6.1直击雷保护 为防止雷电对电气设备的直接袭击，在220kV配电装置构架上设置6支30米高避雷针，在110kV配电180、装置构架上设置4支25米避雷针。其集中接地 装置应与主接地网连接，由连接点至变压器和35kV及以下设备接地点沿接 地极的长度不应小于15m。主变压器构架上不设置避雷针，由220kV及 110kV区域避雷针构成联合保护网，保护主变压器、10kV设备及主控楼。5.6.2 接地线和接地极的选用接地装置由设备接地引线及主地网接地体组成，经核实，站址处为酸 性土壤地区，本站拟采用热镀锌扁钢、镀锌角钢为接地材料。te0.65（1）根据交流电气装置的接地规范要求，按照热稳定条件，未考虑 腐蚀时，接地线最小截面应符合以下公式：接地引线SgIg/c =18149/70 =209mm2由上述公式可知，本站接地引线181、选用-806热镀锌扁钢即可。（2）根据热稳定条件，未考虑腐蚀时，接地装置接地极的截面不宜 小于连接至接地装置的接地线截面的75%，接地极最小截面为157mm2。水平接地体考虑热镀锌扁钢年腐蚀率为0.065mm/年，腐蚀年限为40年。若选用-806镀锌扁钢则满足要求。因此水平接地体采用-806 镀锌扁钢， 垂直接地极最小截面选用50505镀锌角钢。 全站接地采用以热镀锌扁钢水平接地极为主，热镀锌角钢垂直接地极为辅的复合接地网，综合考虑热稳定要求和腐蚀，本工程主地网接地线和设备接地引线均选用806热镀锌扁钢，垂直接地极选用50505热镀锌 角钢。按照反措要求，采用254铜排敷设等电位接地网，即在二182、次设备室、 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，敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。5.6.3接地根据对本站站区土壤电阻率测试，变电站场地的土壤电阻率约为 1224.m；本工程最大入地电流为17242A，考虑避雷线分流时，地电位升 要求接地电阻R2000/I=0.116，本工程接地网接地电阻估算值R=5.21， 接触电位差要求值为Ut=1270.1V，跨步电位差要求值为Us=4557V；最大接 触电位差为Utmax=10869.5V，最大跨步电位差为Usmax=5362.9V。由上可 知，Utmax =10869.5VUt =1270.1V，Usm183、ax =5362.9VUs=4557V，最大 接触电位差和最大跨步电位差均不满足允许值要求。需要采取降阻措施。 目前常用的降阻措施有深井接地、外引接地、离子接地极等，本站附 近没有外引可靠接地点，且地下水位较深，不适合深井接地，考虑采用离子接地极降阻。根据交流电气装置的接地设计规范（GB50065-2011），当满足接 触电位差和跨步电位差要求后，地电位升可提升要求接地电阻 R5000/I=0.29，接触电位差要求值为R0.61，跨步电位差要求值为 R4.43。而主接地网的接地电阻估算值为5.21，根据我院计算，本变电 站需采用112套离子接地极，才能将地网电阻降至0.61以下。以上各数据均为184、理论计算值，实际值需在接地网施工完毕后实测接地 电阻、接触电势及跨步电势，若仍不能满足要求时，请施工单位及时与设 计取得联系，经上级主管部门认可经同意后，设计单位根据实测接地电阻 值再确定具体降阻方案。5.7电缆敷设及防火5.7.1电缆选型电力电缆和控制电缆选择按照GB50217-2018电力工程电缆设计规湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第119页 共223页范选择。5.7.2电缆敷设 户外电缆、户内电缆均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层支架上。5.7.3电缆防火 根据电缆设计规程，对室外电缆沟采用分段阻隔措施，凡通向屋内配电装置的电缆孔洞及柜、盘柜的185、孔洞待电缆敷设完毕后均采用有效阻燃材 料严密封堵，在靠近含油设备（主变压器、电压互感器等）的电缆沟盖板 予以密封处理。电缆穿出地面处应有足够的穿管保护，未穿电缆前用圆锥 形砂浆混凝土将保护管两头堵塞。微机监控和微机保护的电流、电压、信号接点引入线均采用屏蔽电缆。 屏蔽层接地措施按GB50217-2018电力工程电缆设计规范要求设计。5.8 融冰方案（1）220kV线路融冰方案： XX宁至儒林、飞山的220kV线路均有20mm及以上覆冰区域，需考虑线路融冰方案。具体覆冰情况见下表：XX儒林220kV线路（总长约29km）覆冰情况表序号线路段范围导线截面冰区备注1靠XX变侧2.3km以内2LGJ-186、63015mm新建段2靠XX变侧2.3-10km2LGJ-30015mm利旧段3靠XX变侧10-12.3km2LGJ-30020mm利旧段4靠XX变侧12.3-29km2LGJ-30015mm利旧段XX飞山220kV线路（总长约57km）覆冰情况表序号线路段范围导线截面冰区备注1靠XX变侧2.3km以内2LGJ-63015mm新建段2靠XX变侧2.3-29.699km2LGJ-30015mm利旧段3靠XX变侧29.699-42.048km2LGJ-30020mm利旧段4靠XX变侧42.048-57.0003km2LGJ-30015mm利旧段根据融冰规划，原则上不再考虑建设110kV高压交流融冰187、电源，应优先考虑采用低压交流融冰（不宜串联3回及以上或短路点设在线路中间） 和直流融冰方式。经核实，本工程220kV线路长度均超出适用低压交流融 冰的长度范围，故仅考虑采用直流融冰方式。XX至儒林220kV线路长度29公里，可考虑以儒林变直流融冰装置作 为融冰电源点，以XX变作为融冰短路点进行融冰。融冰电流满足长时融 冰要求。XX至飞山220kV线路长度57公里，可考虑以儒林变直流融冰装置作 为融冰电源点，以飞山变为融冰短路点串联XX至儒林220kV线路进行融 冰。融冰电流满足长时融冰要求。（2）110kV线路融冰方案： XX变配套部分110kV线路存在20mm及以上覆冰区域，需考虑线路融冰方188、案。具体覆冰情况见下表：XX川石110kV线路（总长约10.5km）覆冰情况表序号线路段范围导线截面冰区备注1靠XX变侧8.1km内LGJ-30015mm新建段2靠XX变侧8.1-10.5kmLGJ-1852030m m利旧段XX关峡110kV线路（总长约20.6km）覆冰情况表序号线路段范围导线截面冰区备注1靠XX变侧8.1km内LGJ-30015mm新建段2靠XX变侧8.1-18.1kmLGJ-1852030m m利旧段3靠XX变侧18.1-20.6kmLGJ-30015mm新建段关峡茅坪110kV线路（总长约20.5km）覆冰情况表序号线路段范围导线截面冰区备注1靠XX变侧2.5km内L189、GJ-30015mm新建段2靠XX变侧2.5-20.5kmLGJ-1852030m m利旧段根据融冰规划，原则上不再考虑建设110kV高压交流融冰电源，应优先考虑采用低压交流融冰（不宜串联3回及以上或短路点设在线路中间）和直流融冰方式。经核实，本工程110kV线路长度均适用低压交流融冰的 长度范围，故考虑采用低压交流融冰方式，在XX220kV变电站设置10kV 融冰电源柜1面，柜内出线电缆型号为2*YJV62-8.7/15-1400mm2，引接 到110kV侧融冰电缆分支箱。XX至川石110kV线路长度10.5公里，可考虑以XX变作为融冰电源 点，以川石变作为融冰短路点进行融冰。融冰电流满足长190、时融冰要求。XX至关峡110kV线路长度20.6公里，可考虑以XX变作为融冰电源 点，以关峡变作为融冰短路点进行融冰。融冰电流满足长时融冰要求。茅坪至关峡110kV线路长度20.5公里，可考虑以茅坪变作为融冰电源 点，以关峡变作为融冰短路点进行融冰。融冰电流满足长时融冰要求。 5.9电气二次5.9.1 变电站自动化系统本站按智能变电站设计，变电站自动化系统采用基于 DL/T 860（IEC61850）标准分层分布式的网络结构，实现与所有有通信能力的智能 设备通信。并执行Q/GDW678-2011智能变电站一体化监控系统功能规 范、QGDW679-2011智能变电站一体化监控系统建设技术规范和2191、20kV变电站模块化建设通用设计实施方案-220分册的相关要求。5.9.1.1管理模式 本站变电站自动化系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计。5.9.1.2监测、监控范围 变电站自动化系统的监测、 监控范围及功能按照 DL/T5103-201235kV220kV无人值班变电站设计技术规程执行，并在其基础上增加 一体化电源、状态监测、辅助控制系统等信息，同时应满足Q/GDW678智 能变电站一体化监控系统功能规范、Q/GDW679智能变电站一体化监 控系统建设技术规范和调度端对无人值班变电站的运行情况的需求，本 变电站一体化监控系统的监控范围设计如下：1)全站的断路器、隔离开关及电动操作的192、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。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。5.9.1.3 自动化系统配置原则1）本变电站按国家电网基建201158号文国家电网公司2011年新 建变电站设计补充规定、220kV变电站模块化建设通用设计实施方案-220分册及调自Q/GDW 11021-2013变电站调控数据交互规范的通 知文件要求的智能化变电站设计，自动化系统满足智能化变电站相关导 则、规范的要求。2）自动化系统采用分层分布、开放式结构，全站分为站控层、193、间隔 层、过程层。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过程层设备按 工程实际建设规模配置。3）整站采用IEC 61850协议，主要网络双重化配置。站控层至间隔层 之间采用100M电以太网；间隔层至过程层采用点对点或网络通信方式，通 信介质采用光纤。220kV变电站站控层、间隔层网络均采用双重化星形以 太网络。220kV电压等级设置过程层GOOSE、SV网络，GOOSE、SV共网 传输，按双网独立设置。4）站控层至间隔层之间采用100M电以太网；间隔层至过程层可采用 点对点或网络通信方式，通信介质采用光纤。网络方式上，GOOSE（SV） 信息均共同组网，单间隔保护装置采用“直采直跳”方式。5194、）优化简化网络结构，站内监控保护统一建模，统一组网，信息共 享，通信规约统一采用DL/T860通信标准。变电站内信息具有共享性和唯 一性，自动化系统主站与远动数据传输设备信息、保护故障信息资源共享， 不重复采集。6）根据国家电网企管2015976号文变电站设备监控信息规范的要求，本站调控数据的优化处理流程、接入方式遵照“告警直传，远程浏 览，数据优化，认证安全”的技术原则。7）自动化系统具有与调度通信接口，软、硬件配置应能支持联网的 网络通信技术以及通信规约的要求。8）自动化系统网络安全严格按照电力二次系统安全防护规定执行。9）站控层实现顺序控制、智能告警及故障信息综合分析决策、设备状态可视化195、支持经济运行与优化控制、站域控制、源端维护等高级功能。5.9.1.4系统构成 变电站一体化监控系统在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。 站控层包含监控主机兼操作员工作站、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器及网络打印机设备构成，通过站控层设备向站内运行人员 提供人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站 监控、管理中心，并与远方调度中心通信。间隔层设备包括测控装置、保护装置及其他智能接口设备等，完成全 站的保护、测量、控制、状态监测等功能。在站控层及站控层网络失效的 情况下，间隔层仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。过程层由互感器、合并单元、智能终196、端等构成，完成与一次设备相关 的功能，完成实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的 执行等。网络设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备和网络连接线、电 缆、光缆及网络安全设备等。以上网络设备构建全站分层分布式高速工业 级以太网。5.9.1.5系统网络结构 全站网络采用高速以太网组成，通信规约采用DL/T 860（IEC 61850）标准，全站设备统一建模。为了保证网络的实时性、安全性，在现有的技术条件下，本站采用两个物理分开的站控层网络与过程层网络，并采用100M及以上高速以太网构建。1）站控层网络 站控层网络采用双重化星形以太网络。通过站控层中心交换机、过程层中心交换机与站控197、层其他设备、间隔层网络通信。可传输MMS报文和GOOSE报文。2）间隔层 间隔层网络采用双重化星形以太网络。间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下， 仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。过程层网络为GOOSE（SV）网络，主要功能是实现电流、电压交流 采样值的上传、开关量的上传及分合闸控制、防误闭锁等。按照国家电网基建201158号文国家电网公司2011年新建变电站 设计补充规定、国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）750kV 智能变电站部分）（2011年版）要求：本站自动化系统220kV过程层设 置GOOSE和SV网，除保护装置198、外SV报文、除保护跳闸外GOOSE报文统一 采用网络方式，共网传输，按双网独立配置。110kV过程层设置GOOSE和 SV网，除保护装置外SV报文、除保护跳闸外GOOSE报文统一采用网络方 式，共网传输，按单网独立配置。10kV除主变外不设置过程层网络。 5.9.1.6自动化系统设备配置方案（1）站控层设备配置 根据国调中心关于印发变电站二次系统和设备有关技术研讨会纪要的通知(调自【2013】185号)执行，站控层设备配置包括：配置2台主机 兼操作员及工程师工作站、1台综合应用服务器、2台I区数据通信网关机兼 图形网关机、2台II区数据通信网关机、1台III/IV区数据通信网关机、正反 向隔离199、装置、防火墙等。1)2台主机兼操作员及工程师工作站，负责站内各类数据的采集、处理，实现站内设备的运行监视、操作与控制、信息综合分析及智能告警， 集成防误闭锁操作工作站和保护信息子站等功能；提供站内运行监控的主 要人机界面，实现对全站一、二次设备的实时监视和操作控制，具有事件 记录及报警状态显示和查询、设备状态和参数查询、操作控制等功能；实 现智能变电站一体化监控系统的配置、维护和管理。2)配置1台综合应用服务器，接收站内一次设备在线监测数据、站内 辅助应用、设备基础信息等，进行集中处理、分析和展示。3)配置2台区数据通信网关机兼图形网关机，直接采集站内数据， 通过专用通道向调度中心传送实时信息200、，同时接收调度中心的操作与控制 命令，实现远程浏览变电站全景信息、调度(调控)中心与站内监控系统图 形和数据的实时交换；数据通信网关机采用专用独立设备，无硬盘、无风 扇设计。4)配置2台区数据通信网关机，实现区数据向调度中心的数据传 输，具备远方查询和浏览功能。5)配置1台/区区数据通信网关机，实现与PMS、输变电设备状 态监测等其他主站系统的信息传输。6)安全防护装置 区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器获取区数据和模型等信息，与调度(调控)中心进行信息互换，提供信息查询和远程浏览服务； 综合应用服务器通过正反向隔离装置向/区数据通信网关机发布信息， 并由/区数据通信网关机传输给其他主站系201、统。8)网络打印机 本站取消装置屏上的打印机，在自动化系统站控层设置网络打印机，通过变电站自动化系统的工程师站或保护及故障信息子站打印全站各装 置的保护告警、事件、波形等。同时，站内各种报表、画面、接线信息也 能通过操作员工作站打印。（2）间隔层设备配置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。测控装置按照DL/T 860 或IEC 61850标准建模，具备完善的自描述功 能，与站控层设备直接通信。支持通过GOOSE报文实现间隔层五防联闭锁 功能，支持通过GOOSE报文下行实现设备操作。220千伏电压等级和主变均采用保护、测控独立装置，110千伏、202、10千 伏电压等级采用保护、测控一体化装置。测控单元按电气单元配置，其中 220千伏、110千伏及10千伏间隔按开关配置，母线设备测控单元按母线电 压等级分别配置，主变测控装置按开关及本体分别配置。此外全站配置2台公用测控装置用于全站其他公用设备告警硬接点信 号的采集。同时10kV及关口计量配置电压并列装置。3）过程层设备配置 过程层设备包括合并单元、智能终及合并单元智能终端一体化设备，其配置原则如下：1)合并单元220kV及主变各侧、中性点各间隔合并单元冗余配置。110kV各间隔合并单元单套配置，采用智能终端合并单元一体化设备。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203、压互感器合用一个合并单元。 2)智能终端220kV各间隔智能终端按断路器双重化配置。110kV及以下各间隔智能终端按断路器单套配置，采用智能终端合并 单元一体化设备。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。 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。3)预制式智能控制柜a)就地智能汇控柜按间隔配置；b)本站智能汇控柜与各单元间隔HGIS/GIS汇控柜一体化设计，包含 合并单元、智能终端集成装置，由一次考虑；c)主变本体配置一面智能控制柜，柜内含主变本体智能终端1套。合并单元及智能终端配置清单配204、电装 置数量（ 本 期/ 远 期）合并单元智能终端合并单元智能 终端集成装置安装位置本期（台）远期（台）本期（台）远期（台）本期（台）远期（台）主变高压侧1/3262600主变高压侧HGIS 汇控柜主变中压侧1/3000026主变中压侧 GIS汇控柜主变低压侧1/3000028主变低压侧开关柜主变本体1/3261300主变本体智能控制柜220kV线路2/841641600220kV 线路HGIS 汇控柜220kV母联1/3262600220kV 母联HGIS 汇控柜220kV母线2/3222300220kV 母线智能 控制柜110kV线路3/120000312110kV 线路 GIS汇控柜11205、0kV母联1/1000011110kV 母联 GIS汇控柜110kV母线2/2000022110kV 母线 GIS汇控柜5.9.1.7网络设备配置方案变电站自动化系统的交换机应满足DL/T 860或IEC 61850标准。站控层 设备以太网通信介质采用超五类屏蔽双绞线；二次设备室与智能控制柜之 间的网络连接采用光缆。过程层采样值网和GOOSE网的传输介质均采用光 缆。1）采样值传输方式 保护装置、电能表采样值采用光纤点对点方式传输。测控装置、故障录波网络记录分析仪采样值通过GOOSE（SV）网络采集。 2）开关量传输方式 各单间隔保护及主变差动保护跳闸采用点对点直接跳闸的方式，其余开关量传输如206、测控装置跳合闸、断路器和刀闸位置、主变后备保护动作跳 分段、故障录波网络记录分析系统等通过GOOSE（SV）网络传输。母线保护的开关量采集（刀闸位置）通过GOOSE（SV）网络实现； 母线保护的开关量输出（启动线路远跳、闭锁重合闸、母差跳主进失灵联 跳主变三侧）通过GOOSE（SV）网络实现；母线保护的开关量输出（跳 闸）通过点对点直跳各间隔，并具备网采网跳作为备用方式。3）交换机配置原则 变电站自动化系统站控层配置4台中心交换机，其中I区2台，II区2台。 变电站自动化系统站控层网络为百兆双星形以太网络，布置在二次设备室，用于间隔层设备与站控层设备之间的连接。按双套物理独立的单网 配置，从物207、理上分为2个不同的网段A网和B网。每台交换机端口数满 足站控层设备接入要求。间隔层网络采用双重化星形以太网络。间隔层交换机按电压等级配 置：主变保护、测控由于布置于二次设备室，本期及远景配置2台间隔层 交换机；220kV二次间隔层设备布置于220kV二次设备预制舱，本期及远景 配置4台间隔层交换机；110kV二次间隔层设备布置于110kV二次设备预制 舱，本期及远景配置2台间隔层交换机；10kV二次间隔层设备布置于开关 柜，本期配置4台、远景配置6台间隔层交换机。220kV系统过程层本期及远景配置4台过程层中心交换机，用于过程层 设备与间隔层设备之间的连接。并按间隔配置双重化的交换机，每个间隔208、 配置2台交换机。110kV系统过程层本期及远景配置4台过程层交换机（3台 A网，1台B网），用于过程层设备与间隔层设备之间的连接。湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第130页 共223页主变压器高、中压侧按照电压等级分别配置过程层网络，主变压器保 护、测控装置采用不同数据接口接入高、中压侧网络。主变低压侧不设置 独立过程层网络，相关信息可接入主变中压侧过程层网络。主变保护、测 控装置接入不同电压等级过程层网络采用相互独立的数据接口控制器。10kV电压等级本期不配置独立的过程层网络。 交换机配置如下：交换机数量(台)本期远期站控层(24 电口，4 光口)4 台4 台间隔层(24 电209、口，4 光口)主变及220kV6 台6 台110kV2 台2 台10kV4 台6 台合计16 台18 台过程层220kV 中心4 台4 台220kV6 台22 台110kV4 台4 台主变4 台12 台合计18 台42 台5.9.1.8系统功能变电站自动化系统按DL/T 5149-2001 220500kV变电所计算机监控 系统设计技术规程的相关规定和调自Q/GDW 11021-2013的通知文件要求实现下述功能：数据采集和处理、数据库的建立与维护、自动调节控制、人工操作控 制、防误闭锁、同期、远动功能、时钟同步、与其他设备的通信接口、防 误闭锁、报警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显210、示、在线计 算及制表、人-机联系、系统自诊断和自恢复、运行管理、高级应用、调控 数据交互等。部分主要功能如下所述：1） 顺序控制 变电站内运行人员在后台或集中监控中心运行人员在远方根据操作要求选择一条顺序化操作命令，操作票所有的预设步骤的执行和操作过程 的校验由智能电子设备自动完成，达到“一键式”操作的目的。在保证操作安全的前提下减少操作时间、提高操作效率，提高无人值班智能操作水平。 2） 智能告警及故障信息综合分析决策 建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变 电站异常并提出故障处理指导意见。告警信息主要在厂211、站端处理，以减少 主站端信息流量，厂站可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警 信息。在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、故障录波等数据 进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的 可视化界面综合展示。3）设备状态可视化 采集主要一次设备状态信息，进行可视化展示并发送到上级系统，为电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支 撑。4）支撑经济运行与优化控制 本站本期一次设备没有安装主变及无功补偿设备，但综合自动化系统应具备智能调度技术支持系统安全经济运行及优化控制功能。 5）站域控制 本站变电站自动化系统应具备小电流接地选线功能。 6）源端212、维护在变电站端利用统一系统配置工具进行配置，生成标准配置文件，包 括变电站网络拓扑等参数、 IED 数据模型及两者之间的联系。采用标准 的数据模型和程序接口，实现基于模型的通信协议与主站进行通信，变电 站主接线图、分画面图和一、二次设备模型等基于可升级矢量图形（SVG） 格式。实现DL/T 860子站系统和IEC61970主站系统之间的数据模型交换和 基于数据模型的数据交换，实现源端维护。5.9.2 元件保护及自动装置5.9.2.1现状及存在问题 本期新建1台180MVA主变压器，装设4组电容器，2组电抗器。10kV出线本期12回，站用变2台。5.9.2.2 保护配置按元件保护及安全自动装置配213、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。a）主变压器保护 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 175-2008）原则配置。主变压器电量保护采用主后备保 护一体化微机保护，双重化配置；瓦斯等非电量保护按单套配置，保护装 置采用以太网口接入站内自动化系统，通信规约采用DL/T 860。 保护具体 配置如下：1）纵联差动保护；2）高、中压侧复合电压闭锁214、过流保护，低压侧电流限时速断和复合 电压闭锁过流保护；3）高、中压侧零序电流保护；中性点直接接地运行时，设零序方向 及不带方向的过电流保护；4）高、中压侧中性点装设间隙零序电流保护和零序电压保护；5）高压侧断路器失灵保护动作后跳各侧断路器；6）高、中、低压侧过负荷保护；7）低压侧单相接地保护；8）本体保护：重瓦斯、轻瓦斯、油温、油位、绕组温度、压力释放等。主变保护直接采样，直接跳各侧断路器；主变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。主变压器保护 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。非电量保护采用就地电缆直接跳闸，信息通过215、本体智能终端上传过程 层GOOSE网络。b）10kV线路保护 配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及三相重合闸。采用保护测控一体化装置，按间隔单套配置，就地安装于开关柜内。 c）10kV电容器保护 配置微机型电流速断保护、过流保护、相电压差动保护（电容器为单星形接线且每相由两组电容器串联组成）及本体保护。选用保护测控一体 化装置，就地安装于开关柜内。d) 电抗器保护 配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及本体保护。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。e）站用变压器保护 配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及本体保护。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。f）10216、kV分段保护 配置微机型电流速断保护、过流保护。选用保护测控一体化装置，含分段备自投功能，就地安装于开关柜内。5.9.3对相关专业的技术要求1）与监控系统的接口方案 保护装置及保护、测控一体化装置按照DL/T 860(IEC61850)标准建模，具备完善的自描述功能，采用以太网接口接入站内变电站监控系统。 主变保护装置支持通过GOOSE报文实现与智能终端之间的状态和跳合闸信息传递。10kV保护、测控一体化装置直接用电缆接入常规互感器模拟信号输 出，保护装置跳闸出口接点采用电缆直接接至断路器操作箱。2）对互感器的要求 主变各侧间隔按双重化要求配置两组独立的电流互感器二次绕组。其中保护使用P级电流217、互感器。 3）对合并单元的要求 主变各侧间隔按双重化配置合并单元。 4）对智能终端的要求主变各侧间隔按双套配置智能终端，主变本体智能终端单套配置。 5）对网络及其设备的要求 主变保护采用相互独立的数据接口控制器接入不同电压等级的过程层GOOSE网络。5.9.4一体化电源系统 本站交、直流电源采用交直流一体化电源系统，即将站用交流电源系统、电气二次直流电源系统、UPS电源系统、通信直流电源系统采用一体 化设计、一体化配置、一体化监控。实现站用电源信息共享。5.9.4.1整体结构 交直流一体化电源系统在电气方面由直流系统、交流系统、不间断电源系统和通信电源系统四项子系统组成。5.9.4.2监控模式218、 本站配置一套一体化电源监控装置，管理变电站交流单元、直流单元、UPS电源系统等站内电源系统的综合监控，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单元通 信，一体化电源监控通过 DL/T860 标准数据格式接入计算机监控系统， 实现对变电站一体化电源系统的数据采集和集中管理。5.9.4.3设备配置方案1）站用交流系统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。为 提高供电可靠性，站用电系统采用单母线分段接线，每台站用变各带一段 母线，正常供电时两段分列运行，采用自动转换装置实现两个进线电源的 自动切换，当任一台站用变退出工作时，219、另一台站用变能自动切换至失电 的工作母线段继续供电。重要回路为双回路供电，全容量备用。2）直流系统 本站二次设备直流系统电压采用220V，单母线分段接线，每段母线分别采用独立的蓄电池组及充电装置供电，并在两端直流母线之间设置联络 断路器，正常运行时断路器处于断开位置，两段母线切换时不允许中断供 电，切换过程中允许两组蓄电池短时并列运行。本站二次设备室的测控、保护、自动装置等设备采用辐射式供电方式，10kV开关小室设置直流小母线，采用分段辐射方式供电。直流负荷统计及蓄电池容量选择结果表序 号负荷名称装置容量(kW)负荷系 数经常电流(A)事故放电时间及电流持续随机初期1min1 60min61 220、120min121240min5SIjcI1I2I3I4IR1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1.190.63.253.253.253.254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13.40.636.55序 号负荷名称装置容量(kW)负荷系 数经常电流(A)事故放电时间及电流持续随机初期1min1 60min61 120min12124221、0min5SIjcI1I2I3I4IR8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=IR/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)222、/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)500本站装设2套高频开关充电装置，采用高频开关电源模块，充电模块 采用N+1冗余方式配置，基本模块数n1=(1.01.25)*I10/Ime+Ijc/Ime=(1.01.2223、5)*50/20+57.49/20=5.46.0，取邻近值6。附加模块数n2=1(n1 6)，因此高频开关模块n=n1+n2=6+1=7。选用720A模块。3）通信电源系统 站内不设置通信蓄电池组及通信直流充、馈线屏，采用两套独立的接于变电站220V直流母线上的DC/DC装置供电，由220V变换为-48V，为通 信设备提供电源。两套DC/DC转换模块分别接于变电站两段220V直流母线上，每段-48V 直流母线分别接一套DC/DC装置,每套DC/DC装置的模块按N+1考虑备份 模块。根据通信电源负荷大小，DC/DC转换模块容量配置为430A。直流电源柜由2面充电柜、4面馈线柜、4面馈线分柜、2面224、通信馈线柜 共12面柜组成，4面馈线分柜其中2面布置在220kV二次设备预制舱内，2面 布置在110kV二次设备预制舱内，其他直流屏柜布置在二次设备室。4）蓄电池 全站统一设置两组220V蓄电池，不配置通信专用蓄电池。通过DC/DC转换实现对通信设备供电。220V站用直流负荷按照2小时供电考虑，48V 通信直流负荷按照4小时供电考虑，每组蓄电池设专用的试验放电回路， 试验放电设备经隔离和保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。经计算选 择两组220V、500Ah（单体2V，每组104只）的阀控式密封铅酸蓄电池组， 每组蓄电池配置一套蓄电池在线监测单元。蓄电池组采用支架方式每组布 置在单独的蓄电池室225、内。5）交流不间断电源系统（UPS） 站内设一套交流不间断电源系统（UPS），采用主机双套冗余配置。UPS负荷统计表设备功耗监控系统站控层设备2kW调度数据网设备1.2kW电能量采集终端0.02kW火灾报警主机0.2kW智能辅控主机2kW经统计，全站UPS负荷为5.42kW，经计算， S C =K relP=1.43COSy5.42 =9.1kVA，故UPS容量选择为210kVA。UPS采用单相输出，馈线采用0.85辐射状供电方式。UPS正常运行时由站内交流电源供电，当输入电源故障 或整流器故障时，由站内220V直流电源供电。6）事故照明 站内设一套事故照明屏，采用逆变电源方式，容量为8kVA226、。5.9.5全站时钟同步系统 本期站内配置一套公用的时间同步系统，支持北斗系统和GPS系统单向标准授时信号。高精度时钟源双重化配置，另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。优先采用北斗系统，支持卫星时钟与地面时钟 互为备用。时钟同步精度和授时精度满足站内所有设备的对视精度要求。 本工程在二次设备室配置1面时钟同步主机屏，含2台主时钟装置，在220kV 二次设备预制舱和110kV二次设备预制舱各配置1面时钟同步扩展屏，含2 台主时钟扩展装置。时间同步系统提供变电站内所有的监控系统站控层设备、保护装置、 测控装置、故障录波装置、自动装置及站内其他智能设备等站内二次设备 的对时功能。所有需对227、时的站控层和35kV低压设备采用SNTP网络对时方式，对时 信号从站控层网络获取。间隔层和过程层设备均采用IRIG-B对时方式，其中间隔层设备使用电 缆B码对时、过程层设备采用光纤B码对时。5.9.6 非关口电能计量系统1)现状及存在的问题 XX地调现有电能量计量系统采用省公司用电采集系统。目前接入该系统的规约为QGDW376.1-2009电力用户用电信息采集系统通信协议。2)非关口电能计量装置的配置220kV、110kV及主变中、低压侧计量表采用支持DL/T 860标准的数字 式电能表，按单表配置，电能表准确等级为有功0.5S级，无功2.0级。10kV线路、电容器、电抗器、所用变互感器采用常228、规0.2S级电流互感 器、0.2级电压互感器。站用变压器低压侧采用常规电流、电压互感器，配置2块多功能电能表。220kV、110kV及主变中、低压侧电度表装在各电度表屏上，10kV电度表装设于10kV开关柜上，站用变压器低压侧电度表装设在380V配电屏 上。3)电能量采集装置及通道要求 本站配置一套非关口电能量采集装置，与关口电能量采集装置共同组成电能量信息采集屏。 全站非关口电能计量表接入非关口计量采集器，通过专线或GPRS远传至省公司用电采集系统。4)与省公司用电采集系统接口 本工程考虑省公司用电采集系统接收XX变相关电能计量信息，主站端所需设备和相关的软件及数据库调整工作。5.9.7设备229、状态监测系统 根据国家电网基建201158号文国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定，本站对主变压器、220kV避雷器配置设备状态检测功能。变电站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，利用状态监测及智能辅助系统后台主机实现一次设备状态监测数据 汇总分析。预留信息采用综合数据网方式传送至状态检修主站系统的接 口。后台系统按变电站对象配置，全站共用统一的后台系统，功能由状态湖南XXXX220kV输变电工程可行性研究报告第139页 共223页监测及智能辅助控制系统后台主机实现。各类设备状态监测统一后台分析 软件、接口类型和传输规约，实现全站设备状态监测数据的传输、汇总230、和 诊断分析。设备监测参量主变压器油中溶解气体状态、铁芯接地电流，预留日常检测使用的超高频传感器及测试接口220kV 避雷器避雷器泄漏电流、放电次数等状态量5.9.8智能辅助控制系统 全站设置一套变电站智能辅助控制系统，实现站内图像监控及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制， 实时接收各终端装置上传的各种模拟量、开关量及视频图像信号，分类存 储各类信息并进行分析、计算、判断、统计和其他处理。智能辅助控制系统包括图像监控及安全警卫子系统、火灾报警及消防 子系统、环境监测子系统等。1、后台系统 智能辅助控制系统不配置独立后台系统，利用状态监测及智能辅助控制系统后台231、主机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。2、图像监视及安全警卫子系统 装设一套全站图像监视及安全警卫子系统，该系统包括视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机、编码器及沿变电站围墙四周设置的电 子围栏等。其中视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方 监视的接口。就地摄像头按本期建设规模配置。具体配置如下表：变电站图像监控及其安全警卫系统配置一览表工业电视摄像头放置地点监视点个数监视对象和范围主变本体1主变220kV配电装置4220kV配电装置110kV配电装置1110kV配电装置10kV配电装置210kV配电装置室10kV无功补偿装置区210kV无功补偿装置公用232、二次设备室2二次设备室220kV二次设备预制舱1二次设备室110kV二次设备预制舱1二次设备室蓄电池室(室内)2蓄电池主控楼(室外)1全站周界4每个围墙边角高压脉冲电子围栏根据围墙边界进行防区划分，含大门上端可移动护栏红外对射装置大门上方装设1对门禁装置变电站进站大门设置3、环境监测子系统包括环境数据处理单元1套、温度传感器、湿度传感器、风速传感器 等。智能辅助控制系统通过和门禁控制器、温度变送器等进行通信，获取 站内的环境信息。数据处理单元布置于主控室，传感器安装于设备现场。4、火灾报警及消防子系统 本站设一套火灾自动报警及消防子系统。在主控室、10kV开关柜室、蓄电池室、油浸变压器等易引起233、火灾的地方，视其火灾特点分别设置感温、 感烟探测器及手动报警按钮等，火灾报警主机安装在警卫室或主控室。火 灾报警系统设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手 动报警按钮等。5.9.9光/电缆的选择5.9.9.1光缆选择要求1）采样值和保护 GOOSE 等可靠性要求较高的信息传输应采用光纤。2）主控楼计算机房与各小室之间的网络连接应采用光缆。3）光缆起点、终点在同一智能控制柜内并且同属于继电保护的同一 套的保护测控装置、合并单元、智能终端、过程层交换机等多个装置，可 合用同一根光缆进行连接，一根光缆的芯数不宜超过 24 芯。4）跨房间、跨场地不同屏柜间二次装置连接宜采用室外双端预制234、光缆。5）预制舱式二次组合设备内部屏柜间光缆接线全部由集成商在工厂内完成。现场施工宜采用预制光缆实现二次光缆接线即插即用。6）预制舱内的集中配线柜宜采用高密度免熔接光配模块。5.9.9.2光缆选择 1）光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定； 2）除线路纵联保护专用光纤外，其余宜采用缓变型多模光纤； 3）室外预制光缆宜选用铠装、阻燃型，自带高密度连接器或分支器。光缆芯数宜选用 8 芯、12 芯、24 芯；4）室内不同屏柜间二次装置连接宜采用尾缆或软装光缆，尾缆（软 装光缆）宜采用 4 芯、8 芯、12 芯规格。柜内二次装置间连接宜采用跳 线，柜内跳线宜采用单芯或多芯跳线；5）每根光缆或尾235、缆应至少预留 2 芯备用芯，一般预留 20%备用芯；5.9.9.3网线选择要求 二次设备室内通信联系宜采用超五类屏蔽双绞线。5.9.9.4电缆选择及敷设要求1）电缆选择及敷设的设计应符合 GB 50217 的规定。2）为增强抗干扰能力，机房和小室内强电和弱电线应采用不同的走 线槽进行敷设。3）主变压器、GIS/HGIS 本体与智能控制柜之间二次控制电缆宜采用 预制电缆连接。对于 AIS 变电站，断路器、隔离开关与智能控制柜之间 二次控制电缆宜采用预制电缆 。电流、电压互感器与智能控制柜之间二 次控制电缆不宜采用预制电缆。交直流电源电缆可视工程情况选用预制电 缆；5.9.10电流互感器、电压互感236、器二次参数选择5.9.10.1电流互感器二次参数选择原则 本站采用常规互感器，电流互感器二次电流设计为1A。 220kV、110kV、10kV电流互感器绕组均按三相配置。 双重化配置的保护电流回路取自电流互感器互相独立的绕组；单套配置的保护使用专用的二次绕组；母差和线路(主变)保护共用绕组。 测量、计量分别使用不同的二次绕组，对于、类计费用途的计量装置，设置专用的电流互感器二次绕组。计量用电流互感器准确度等级为 0.2S级。电流互感器二次绕组所接入负荷，保证实际二次负荷在25%-100% 额定二次负荷范围内，额定二次负荷选取为实际二次负荷的2倍。XX220kV变电站电流互感器二次参数配置见电气237、主接线图。5.9.10.2电压互感器二次参数选择原则 本站采用常规互感器。220kV、110kV电压的双母线接线每回母线三相上装设电压互感器。220kV、110kV出线侧的一相上装设电容式电压互感器。 两套主保护的电压回路分别接入电压互感器的不同二次绕组。故障录波器与保护共用一个二次绕组。 计量采用独立的电压互感器二次绕组，准确级选0.2级；测量与保护共用一个二次绕组，准确级选0.5级；保护采用独立的电压互感器二次绕 组，准确级选0.5或3P。电压互感器的二次绕组额定输出，应保证二次实接负荷在额定输出的25-100%范围，以保证电压互感器的准确度。 XX220kV变电站电压互感器二次参数配置见238、电气主接线图。5.9.11二次设备的接地、防雷、抗干扰5.9.11.1二次设备接地 接地应满足以下要求 ：1）在二次设备室、敷设二次电缆的沟道、就地端子箱及保护用结合 滤波器等处，使用截面不小于 100mm 的裸铜排敷设与变电站主接地网紧 密连接的等电位接地网。2）在二次设备室内，沿屏（柜）布置方向敷设截面不小于100mm2的 专用接地铜排，并首末端连接后构成室内等电位接地网。室内等电位接地 网必须用至少 4 根以上、截面不小于 50mm2 的铜排（缆）与变电站的 主接地网可靠接地。3）沿二次电缆的沟道敷设截面不少于 100mm2 的裸铜排（缆），构 建室外的等电位接地网。开关场的就地端子箱内239、应设置截面不少于 100mm2的裸铜排，并使用截面不少于 100mm2 的铜缆与电缆沟道内的等 电位接地网连接。预制舱的接地及抗干扰还应满足以下要求：1）预制舱应采用屏蔽措施，满足二次设备抗干扰要求。对于钢柱结 构房，可采用 40mm4 mm 的扁钢焊成 2m2m 的方格网，并连成六面 体，与周边接地网相连，网格可与钢构房的钢结构统筹考虑。2）在预制舱静电地板下层，按屏柜布置的方向敷设 100mm2 的专用 铜排，将该专用铜排首未端连接，形成预制舱内二次等电位接地网。屏柜 内部接地铜排采用 100mm2 的铜带（缆）与二次等电位接地网连接。舱 内二次等电位接地网采用 4 根以上截面积不小于 5240、0mm2的铜带（缆）与 舱外主地网一点连接。连接点处需设置明显的二次接地标识。3）预制舱内暗敷接地干线，I 型预制舱宜在离活动地板 300mm 处设 置 2 个临时接地端子，II 型、III 型预制舱宜在离活动地板 300mm 处设 置 3 个临时接地端子。舱内接地干线与舱外主地网宜采用多点连接，不小于 4 处。5.9.11.2二次设备防雷 为防止二次设备遭受雷电的袭击，本站分别在电源系统及信号系统设置了防雷设备。电源系统的防护主要是抑制雷电在电源输入线上的浪涌及 雷电过电压，根据综合自动化变电站的现状，对二次系统的感应雷电防护 采取两级防护，电源防雷器设置在各种装置的交流、直流电源入口处。信241、 号系统的防护主要是对重要的二次设备的通信接口装设通信信道防雷器。 5.9.11.3 二次设备抗干扰二次设备包括二次电缆的抗干扰措施严格按十八项电网重大反事故 措施继电保护专业重点实施细则设计，此外还应采取以下措施：1) 微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆，屏 蔽层两端可靠接地。2) 计算机监控系统各间隔之间，间隔层与站控层之间的连接，以及 设备通讯接口之间的连接应有隔离措施。3) 提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，光偶开入的动作电压 应控制在额定直流电源电压的5570%范围以内。4) 针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，采取有效防误 动措施，防止保护装置单一元件242、损坏可能引起的不正确动作。5) 所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电 压的5570%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。6) 合理规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线、避雷器和 避雷针的接地点、并联电容器、CVT、结合电容及电容式套管等设备，避 免和减少迂回，缩短二次电缆的长度。5.9.12 二次设备组屏布置原则本工程设置1个公用二次设备室、1个220kV二次设备预制舱和1个 110kV二次设备预制舱，二次设备室符合GB/T 2887-2000计算机场地通 用规范、GB/T 9361-1988计算机场地安全要求的规定，应尽可能避 开强电磁场、强振动源和强243、噪声源的干扰，还应考虑防尘、防潮、防噪声，并符合防火标准。 站控层设备集中组屏布置在公用二次设备室；间隔层设备主变保护、主变测控、主变故障录波、网络分析、PMU、低周减载、主变电能表等集 中组屏布置在公用二次设备室，间隔层设备如线路（母联）保护装置、线 路（母联）测控装置、母线保护、母线测控、间隔层交换机、过程层交换 机、直流分电屏、对时扩展装置等按电压等级组屏布置在220kV二次设备 预制舱和110kV二次设备预制舱；过程层设备合并单元装置、智能终端装置等设备下放布置于智能控制 柜。10kV保护测控一体化装置分散就地布置于开关柜。直流蓄电池组放置在主控楼单独的蓄电池室内。5.10 站区总体规244、划和总布置5.10.1站区总体规划 站区总体规划布局，应根据电气布置工艺、各级电压进出线要求，并结合当地城乡区域规划、站址地形条件、周边路网、水系、房屋以及场地 土地性质等多方面因素综合考虑。站址位置布置，应结合站址地形条件、 地质条件，尽量减少场地占地面积、房屋拆迁以及站区三通一平工程量； 站址方位布置，则应确保电气布置工艺流畅，进出线条件优良，进站路引 接方便。本工程站区设计坐标采用国家2000坐标系、1985国家高程基准。站址 征地按远期规模一次性征地完成。根据工程选址章节的结论，本工程推荐 濑濑水村作为主推站址，以下，仅就濑濑水村进行具体论述。濑濑水村站址位于XX县长铺子苗族侗族乡寨坡245、村（原濑濑水村）马 家园，距离南侧221省道300米，距离南侧武靖高速1.1公里，东西侧与北侧 由佘家河环抱。站区中央目前为武靖高速修建用水泥搅拌厂，现武靖高速 已完工，搅拌厂已基本停产，县政府已承诺将该场地用于变电站建设，该 场地平坦，但地势较高，高程约355m左右（85高程，下同）；站区西侧和 北侧，目前为当地园艺场，地势高程约330m至340m；站址南侧为一高差约50m左右的山丘；站址东南侧与西南侧由部分民房及养殖场房屋。站区 进站路可沿至搅拌厂及园艺场的现有村镇路由南侧221省道引接。由于水泥搅拌厂场地地势较高，并且场地东西向较窄，东南侧与西南 侧也存在民房，站区东侧与南侧还存在生态红246、线地块，站址布置十分受限， 为了站址总体布置经济合理，本次设计，综合考虑了三个总平布置方案。 分别如下：方案一： 站址布置在水泥搅拌厂中央，呈东偏北33.14布置，围墙 尺寸122.0m115.5m（按电气方案一），根据土方平衡原则，场地标高 354.0m。进站路沿至园艺场的现有村镇路由南侧221省道引接，由站区西 侧进站。该方案特点为：站址位置与政府原协商意愿相符合，220kV向南 侧出线并沿南侧山丘走线，不跨房，110kV线路向北侧出线，方向与县城 及供区保持一致；但西侧站区及进站路位于深填方区，需要用到高挡墙支 护，工程造价与施工难度都相对较高；为保证进站路坡度，新建进站路起 坡点较远，247、对附近民房有较大影响，协调难度大。详见附图53。方案二：相对方案一，站址整体向北侧园艺场偏移，呈东偏北25.8 围墙尺寸122.0m115.5m（按电气方案一），根据土方平衡原则，场地标 高348.3m。进站路沿至园艺场的现有村镇路由南侧221省道引接，由站区 西侧进站。该方案特点为：站址位置与政府原协商意愿有所偏差，220kV 向南侧出线并地势开阔，不跨房，110kV线路向北侧出线，方向与县城及 供区保持一致；站址土方量、填方区面积及桩基工程量较方案一增大；由 于场地受限，站址挖方边坡同样需要采用挡土墙支护，挡土墙工程量较方 案一增大。详见附图55。方案三： 站址位置同方案一，布置在水泥搅拌248、厂中央，出线方向旋 转90呈东偏北33.14布置，围墙尺寸122.0m115.5m（按电气方案一）， 根据土方平衡原则，场地标高同方案一，354.0m。进站路由南侧221省道 引接，由站区南侧进站。该方案特点为：站址位置与政府原协商意愿相符 合，进站路由南侧进站，免去了大量高挡墙支护费用，但220kV向东侧出线，跨房，110kV线路向西侧出线，终端塔位置受限，并且，进站路跨生 态红线区，能否可行，还需环评进一步论述。详见附图56。各方案主要技术经济指标如下：序号指标名称单位方案一方案二方案三1变电站总用地面积hm22.13872.06922.09991.1站区围墙内用地面积hm21.40911249、.40911.40911.2新建进站道路用地面积hm20.25250.23540.25971.3站区其他用地面积hm20.47710.42470.43112用地补偿hm20.06000.02000.04003进站道路长度m1801752004变电站总土石方量挖方（-）m3382546330433195填方（+）m33825560918255164.1场平土石方量挖方（-）m3273074830817693填方（+）m31954242230134454.2边坡土石方量挖方（-）m3199312341547填方（+）m39980873795474.3进站道路土石方量挖方（-）m3002604填方（+）m3873267036844.4根植土清除外运