1、县城地区110kV输变电工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月5可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录1 工程概况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21.5 设计范围22 电力系统一次32.1 电力系统概况322、.2 负荷预测及电力电量平衡92.3 工程建设必要性及建设时序112.4 主变容量选择132.5 接入系统方案132.6 电气计算202.7 主变型式选择与无功补偿242.8 导线截面选择262.9 系统对有关电气参数的要求272.10 电气主接线建议302.11 电力系统一次部分结论与建议303 电力系统二次313.1 系统继电保护及安全自动装置313.2 调度自动化353.3 电能计量装置及电能量远方终端373.4 调度数据专网及二次系统安全防护383.5 系统通信404 变电站站址选择434.1 选址工作简介434.2 站址概述444.3 拆迁补偿484.4 工程地质494.5 水文气象3、504.6 出线条件514.7 土石方524.8 进站道路和交通条件534.9 施工电源544.10 站址环境554.11 通信干扰554.12 施工条件554.13 站址方案比较及推荐意见555 变电站工程设想565.1 电气一次565.2 电气二次805.3 总体规划及总平面布置1045.4 给排水及消防1125.5 采暖通风1135.6 大件运输及交通条件1146 送电线路路径选择及工程设想1146.1 线路工程概况1146.2 变电站进出线间隔布置1156.3 线路路径选择1166.4 路径方案说明1176.5 区域地质条件和水文条件1226.6 设计气象条件1256.7 导线和地线14、296.8 绝缘配置1336.9 防雷与接地1366.10 对地距离及交叉跨越1386.11 杆塔及基础1396.12 通信影响1436.13 环境保护1446.14 机械化施工1476.15 线路节能设计1667 配套间隔工程1667.1 竹市110kV变电站110kV间隔扩建工程1668 节能、环保及抗灾措施分析1728.1 系统节能分析1728.2 变电节能分析1728.3 线路节能分析1728.4环境保护标准1738.5环境保护初步分析1758.6本工程的节能、环保措施1809 新技术、新材料、新设备的应用1839.1 变电部分18310 投资估算及经济财务分析18610.1工程投资15、8610.2 经济财务分析18611 结论18711.1 建设必要性18711.2 工程规模及接入系统18811.3 总投资估算18811.4 工程建设时序1881 工程概况1.1 设计依据1）国网XX供电公司编写XX公司“十三五”配电网规划报告（2018版）；2）国网XX供电公司编写2018年XX地区电力市场分析预测秋季报告。3）国网XX供电公司编写XX供电公司20182019年110kV电网规划项目优选排序报告；4）国网XX供电公司编写XX县配电网发展规划（20142020）；5）QGDW 10270-2017220kV及110(66)kV输变电工程可行性研究内容深度规定。6）电力系统设计6、技术规程。7）电力系统技术导则。8）电力系统电压和无功电力技术导则。9）其它相关的技术规程规范。1.2 工程概况1）项目名称：湖南XXXX110kV输变电工程。表1.2-1 工程项目概况表 序号工 程 名 称建 设 规 模一变电工程1XXXX110kV变电站新建工程150MVA2竹市110kV变电站110kV间隔扩建工程1个二110kV送电工程1新建110kV山门至110kV竹市线路工程15.5km三通信工程1XXXX110kV变电站配套站端通信工程1项2配套光纤通信工程OPGW15.5+2.2km+ADSS0.6km2）变电站建设规模：序号项 目 名 称内 容1主变压器台数及容量远期250M7、VA，本期150MVA2110kV出线规模110kV：远期4回，本期1回335kV出线规模35kV：远期4回，本期3回410kV出线规模10kV：远期16回，本期8回5无功补偿容性无功补偿：远期2（4.8+3.6）MVar，本期1（4.8+3.6）MVar3) 项目地点：本输变电项目位于XX镇。4) 规划投产时间：本工程2020年年底投产。1.3 设计水平年本工程选取该变电站工程竣工年份2020年作为设计水平年，以2025年为远景水平年。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8、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) 积极研究智能变电站等新理念新要求，推广采用新技术新设备新材料。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。1.5 设计范围1）按照审定的XX公司“十三五”配电网规划报告（2018版），结合XX县电网运行状况和负荷发展情况，论证XXXX110kV输变电工程建设的必要性；2）根据XXXX110kV输变电工程的必要性，提出工程开工和投产时间；3）根据区域电网目标网架规划，提出XXXX110kV变电站接入系统方案；4）选择及确定XXXX110kV变电站站址；5）提出XXXX110kV变电站建设规9、模、站内电气主接线、总平面布置、进出线回路数等工程设想；6）选择及确定110kV线路路径，提出线路及光纤通信工程设想；7）提出XXXX110kV输变电工程的总投资估算并进行经济技术评价。2 电力系统一次2.1 电力系统概况2.1.1 XX市电力系统现状1）电源现状截止2018年底，XX地区装机规模如下表所示，累计装机容量达到1648.32兆瓦，同比增长5.47%，其中水电站632座，机组1286台，装机为831.72兆瓦，同比增长2.6%；风电场共8座，机组347台，装机达到702.2兆瓦，同比增长8.75%；生物质能电厂共2座，机组2台，装机为45兆瓦，无增长；光伏电厂共25座，机组68台，10、装机为34.4兆瓦；自备电厂5座，机组5台，装机35兆瓦。2）电网现状截止到2018年底，XX电网拥有500kV变电站1座，主变压器1台，容量750MVA，供带整个XX地区的用电负荷。目前XX电网的1座500kV变电站与娄底民丰变、衡阳船山变、怀化牌楼变和永州宗元变形成长辐射供电模式，构筑了较为坚强的湘南受端网络，以接受湘西、湘西北送入的电力。在XX电网内部，已初步形成以500kV变电站为依托的供电的格局。截至2018 年末，XX电网500千伏变电站1座，变压器1台，容量750兆伏安，容量同比持平；220千伏变电站11座，变压器15台，容量2340兆伏安，容量同比增长2.63%；110千伏变电11、站70座，110千伏变压器109台，容量3698.5兆伏安，容量同比增长14.55%（其中用户专用变电站11座，110千伏变压器16台，容量479.5兆伏安，容量同比增长60%）。 此外，XX电网220千伏线路24条，线路长度859.035千米，同比持平；110千伏线路119条，线路长度1710.767千米，长度同比增长3.64%。35千伏线路194条，线路长度2637.99千米，同比增长3.73%。电网结构日趋完善，XX东北部地区220kV网络已形成环网结构，其余地区220kV网络已形成链式结构。110kV网络接线模式为链式、环网、辐射三种方式并存，通过与下级网络的相互配合和相互支援，22012、kV和110kV主变与线路的“N-1”通过率均为100%。3）供用电现状2018年XX地区供电量82.5亿千瓦时，统调最大负荷1731兆瓦。2.1.2 XX县电力系统现状XX县位于XX市西部，湘中偏西南，雪峰山东麓，平溪中游，地处东经1108401105710，北纬265138272223。其北与溆浦县毗邻，南与武冈市、绥宁相连，西与黔阳县接壤，东与新邵县交界。东西长80.15km，南北宽65.3km，县域土地总面积约2199.5km2，占全省总面积1.06%。XX县辖3个社区居委会、13个镇、9个乡和一个管理区，户籍人口90.07万。在220千伏电压等级层面，XX县目前只有1个220千伏的平13、溪变电站，该变电站地处XX县城南东部，距县城1公里，承担了XX县全部的供电任务。平溪变变比220/110/10，现有主变2台，容量240MVA。截至2018年底，XX现有110kV电网变电站7座，公用变中老马山变电站建设型式为户外式、主变2台、变电容量63MVA，10kV出线间隔16个，已用13个；高沙变电站建设型式为户外式、规划主变2台63MVA，现有主变2台、变电容量63MVA，10kV出线间隔12个，已用8个；花古变电站建设型式为户外式、主变1台、变电容量50MVA，10kV出线间隔8个，已用4个；月溪变电站建设型式为户外式、主变1台、变电容量31.5MVA，10kV出线间隔8个，已用314、个；江潭变电站建设型式为户外式、主变1台、变电容量50MVA，10kV出线间隔8个，已用5个；竹市变电站建设型式为户外式、主变1台、变电容量50MVA，10kV出线间隔8个，已用5个；茶路变电站建设型式为户外式、主变1台、变电容量25MVA，10kV出线间隔8个，已用4个。XX共有35kV公用变电站10座，均为全户外型式，主变16台，变电容量98.65MVA，10kV馈出线间隔总数59个，剩余间隔14个。其中，C类区域原拥有35kV公用变电站1座，主变3台，变电容量15.65MVA，10kV馈出线间隔总数12个，剩余间隔0个，现由220kV平溪变10kV出线平工、平鱼线供带城南变母、II母，主15、变未投运，正在拟定10kV调出方案拔点；D类区域有35kV公用变电站9座，主变12台，变电容量83MVA，10kV馈出线间隔总数59个，剩余间隔14个。2018年XX县统调供电量7.19亿千瓦时，统调最高负荷172兆瓦。表2.1-1 XX县35千伏及以上公用变电站一览表变电站名称主变台数主变容量MVA220kV平溪变电站2240110kV老马山变电站263110kV高沙变电站263110kV江潭变电站150110kV花古变电站150110kV月溪变电站131.5110kV竹市变电站15035kV黄桥变电站22035kV山门变电站21535kV醪田变电站16.335kV大水变电站16.335kV16、腊树变电站16.335kV西中变电站16.335kV桥头变电站21035kV江口变电站26.535kV城南变电站315.6535kV宗溪变电站16.3110kV茶路变电站1252.1.3 供电区域电力系统现状拟建的山门110千伏变电站位于XX县东北部山门镇，是XX县北部重要的中心集镇,交通便利，商贸发达，历来为商贾云集之地。供区负责对山门镇、醪田镇、岩山镇、大屋瑶族乡、桐山乡、石柱乡，涉及67个行政村供电，人口约18万，总面积440平方公里。供区经济十分活跃，发展速度迅速，新增用电负荷增加趋势明显。供区内现有山门35千伏变电站和醪田35千伏变电站各1座，周边10千伏线路并网电站用电高峰期调峰出17、力约2MW，2016年山门供区最大负荷为21.66MW，供电量4660.61万kWh；2017年供区最大负荷达23.08MW，供电量5330.129万kWh，2018年供区最大负荷达21.86MW。山门35千伏变电站现有变电容量15MVA。2016年主变高压侧下网最大负荷15.5MW，最大负载率103.33%；2017年主变高压侧下网最大负荷12.81MW，最大负载率85.4%,2017年除夕夜因竹山线负载过重导线严重下垂对竹管线放电，依次对山广线、山横线、兰山线、醪书线拉闸限电，损失负荷2.13.0MW；2018年春节期间主变高压侧下网最大负荷17.48MW,为解决山门地区的供电问题新增#318、主变S9-4000/35与#1主变S9-5000/35并列，公用#1主变一次、保护装置，最大负载率116.53%。山门变现有7回10千伏供电线路，其中10千伏山横线与老马山110千伏变电站10千伏老岩线联络，山横线主干线长10.2千米，老岩线主干线长13.5千米。醪田35千伏变电站现有变电容量6.3MVA。2016年主变高压侧下网最大负荷4.16MW，最大负载率66.03%；2017年主变高压侧下网最大负荷5.5MW，最大负载率87.3%；2018年春节期间主变高压侧下网最大负荷5.12MW，最大负载率81.27%。现有3回10千伏线路供电，其中10千伏醪文线与江潭110千伏变电站10千伏江水19、线联络，醪文线主干线长6.9千米，江水线主干线长13.9千米。各站负荷情况如变2.1-2所示。表2.1-2 供区周边变电站供电情况表单位：兆伏安 兆瓦序号变电站名称电压等级主变容量17年最大负荷17年最大负载率（%）18年最大负荷18年最大负载率（%）19年春季最大负荷19年最大负载率（%）1老马山1106360.0795.35%58.2992.52%50.3279.87%2江潭变1105052.41104.82%51.69103.38%48.3596.70%3竹市变1105012.625.2%23.4246.8%37.975.8%4山门变351513.9593%17.48116.53%18.20、93126.2%5醪田变356.35.587.30%5.1281.27%6.1697.78%表2.1-3 供区35kV变电站供电情况表（XX县最大负荷时刻)单位：兆伏安 兆瓦序号变电站名称电压等级主变容量17年最大负荷17年最大负载率18年最大负荷18年最大负载率19年春季最大负荷19年春季最大负载率1山门变351512.684%14.8999%18.61124%2醪田变356.34.1265.40%4.6473.65%6.1697.78%表2.1-4 供区目前10千伏供电线路情况单位：千米 千伏安 安序号线路名称主干线径/长度配变装接容量17年最大电流A18年最大电流A19年春季最大电流A最21、大半径1山厂线LGJ-50/2.7368076.4873.8472.612.0842山大线LGJ-70/14.1192036.7529.0128.314.563山广线LGJ-50/7.64860235.77229.27258.466.6074山横线LGJ-240/10.23940284.83289.22232.0810.1635山桐线LGJ-35/11.8328063.8266.2876.3113.216山正线JKLYJ-120/LGJ-120/3.69270317305.39351.895.7597兰山线LGJ-50/174745192.7217.84257.5818.1298醪书线LGJ-22、70/12.74390177144.03168.5010.2649醪文线LGJ-240/6.92975134.33119.38134.0710.4110醪杨线LGJ-35/7.2131042.0244.7551.344.45表2.1-5 XX县110kV变电站供电情况（全县最大负荷时刻）单位：兆伏安 兆瓦序号变电站名称电压等级主变容量17年最大负荷17年最大负载率18年最大负荷18年最大负载率19年春季最大负荷19年春季最大负载率1老马山1106347.4475.30%42.2367.03%45.7272.57%2江潭变1105043.5487.08%51.16102.32%47.9995.923、8%3竹市变1105012.324.6%22.5145%36.873.6%2.1.4 XX县山门供电区电网存在的主要问题2017年山门变最大负荷为13.95MW，最大负载率为93%，2018年山门变最大负荷为17.48MW，最大负载率为116.53%，2019年山门变最大负荷为18.93MW，最大负载率为126.2%，山门变从2016年至2019年春季期间，虽然采取了增加临时主变、限负荷、绕远供电等临时运行方式，但是主变已连续2年过载运行。2.2 负荷预测及电力电量平衡2.2.1 XX市及XX县负荷预测根据XX地区2019年度电力市场分析预测春季报告所做的负荷预测，并结合近年来XX县电力负荷和24、用电量增长实际情况，以及区域经济发展规划，对区域电网统调负荷发展进行了预测，预测结果见下表。表2.2-1 XX市、XX县负荷预测表 单位：万千瓦、亿千瓦时项 目2016年(实际)2017年(实际)2018年（实际）2019年（预测）2020年（预测）2025年（预测）夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季XX市最高负荷111.5158.5116.1147.7122.3173.6131.2177.6140.8190.9197.5267.8供电量70.774.0282.589.897.3142.9XX县最高负荷9.214.79.615.69.917.110.4 17.910.9 18.825、 13.9 24.0 供电量6.036.77.28.18.510.9 2.2.2山门变供电区的负荷预测根据XX县电网规划，山门35kV变电站主要供电范围为山门镇、醪田镇、大屋瑶族乡、桐山乡、石柱乡、岩山镇。由于岩山镇撤乡划镇政府加大了周边配套设施的规模，加上农网改造的持续推进，负荷增长迅速。根据XX地区2019年度电力市场分析预测春季报告，结合以上4个35kV站点近年来负荷实际增长情况，对山门35kV变电站供区负荷增长预测如表2.2-2、2.2-3所示。表2.2-2 2016-2020年山门35kV变电站供区负荷预测单位：兆瓦山门35kV变电站2016年2017年2018年2016-2018年26、均增长率2019年预测2020年预测2018-2020年均增长率供电负荷12.6413.9517.4811.41%19.23 21.15 10.00%供电量37924164 5244 9.80%5716 6230 9.00%注：负荷同时率根据供区实际情况，取0.8。2016、2017、2018年数据为实际数据。表2.2-3 2020-2030年山门35kV变电站供区负荷预测单位：兆瓦 万千瓦时山门35kV变电站2020年预测2021年预测2022年预测2025年预测2020-2025年均增长率2030年预测2025-2030年均增长率供电负荷21.1522.84 24.67 26.64 8.027、0%35.65 6.00%供电量62306728 7267 7848 8.00%10016 5.00%根据表2.2-2、2.2-3，2018年35kV山门变供带范围内负荷约17.48MW，预测2020年35kV山门变供带范围内负荷约21.15MW，2018-2020年用电负荷年均增长率预计达到10%。预测到2025年山门35kV变最大负荷为26.64MW。2.2.3 电力系统规划 根据国网XX供电公司编写2019-2020年XX电网110kV输变电项目优选排序（审定版）以及XX市电网“十三五”规划及2020年目标网架展望，2019年2020年XX县110kV电网规划如下： 110kV电网： 228、018年：新建110kV竹市变电站，主变容量为50MVA；增容110kV高沙2#主变，新增容量为31.5MVA。2019年：扩建110kV江潭变电站，新增容量为31.5MVA。2020年：新建110kV山门变电站，新增容量均为50MVA。2.2.4 电力容量平衡 根据XX地区2019年度电力市场分析预测春季报告中负荷预测结果，并结合XX县电网现状及发展规划，对XX县电网110kV层面进行变电容量平衡，平衡结果见表2.2-4。表2.2-4 XX县电网110kV主变容量平衡表 单位：兆瓦 兆伏安 项 目2016年2017年2018年2019年预测2020年预测1、110kV网供负荷128.641329、2.41156.23164.04 172.24 2、110kV新增变电容量5081.531.5503、变电容量合计176226307.53393894、规划容载比1.37 1.71 1.97 2.07 2.26 根据以上变电容量平衡，至2020年山门110kV变电站投产前，XX县按规划的110kV层面新扩建变电站项目全部实施容载比有2.07，容载比较为合适；若山门110kV变电站2020年顺利投产，XX县110kV层面容载比将提高至2.26，能够较好的满足XX县负荷发展的需求。（根据湖南电网主要规划技术原则，110千伏电网容载比原则上宜控制在1.92.1。）2.3 工程建设必要性及建设时序2.30、3.1 工程建设必要性1）解决主变重过载问题同时满足新增负荷供电需求2017山门变最大负荷为13.95MW,最大负载率为93%，2018年山门变最大负荷为17.48MW，最大负载率为116.53%，2019年最大负荷为18.93MWA，最大负载率为126.2%。尽管采取了增加临时主变、限负荷、绕远供电等临时运行方式，但是山门负荷呈跳跃式增长趋势，近年来山门变过载严重，由于供区内中心村与贫困村农网改造的持续推进，负荷增长迅速，预测2020年35kV山门变电站最大负荷为23.63兆瓦，最大负载率为158%。供区内目前尚未有110kV变电站，现有变电站不能满足新增负荷发展，需新建变电站来满足新增负荷31、需求。 2）负荷转供困难拟建山门110kV变电站位于XX县东北部山门镇路边村，供区内现只有1座35千伏醪田变电站，现35kV山门变电站是通过110kV竹市变供带，虽已规划从110kV江潭变新出一回35kV线路至35kV醪田变，用来缓解山门供区负荷增长的压力，但因为醪田变与山门变之间仅10kV醪书线、兰山线联络，能转移的负荷约为1.3MW，无法满足山门供区内新增长负荷的需求。故新建110kV山门变很有必要。3）完善电网结构，解决区域内供电可靠性问题建设110kV山门变，能为XX县东北部地区提供110千伏电源支撑，远期可以建设相关线路，建立与周边隆回县110千伏电网联络，使区域电网结构大幅加强；还32、可以解决35千伏竹山线、山醪线多级串供问题，使周边的35kV变电站形成单链式电网，增强其供电可靠性，减少网络损耗，提高电能质量。综上所述，新建110kV山门变是非常有必要的。2.3.2 工程建设时序根据新建山门变电站供电区负荷发展情况，2019年春季供区最大负荷将达18.61兆瓦，结合供区内10千伏网络现状分析，建议XX县110千伏山门变电站于2020年初开工，一期于2020年完工，35kV山门变电站远期考虑拔点。2.4 主变容量选择XX县现有公用110千伏变电站7座：老马山变、花古变、高沙变、月溪变、江潭变、竹市变、茶路变共计主变7台，总容量为282.5兆伏安。2019年XX县新建山门变供电33、区域负荷预计达19.23兆瓦，2020年预计达21.15兆瓦。综上，根据XX县110kV山门供电区域内负荷现状和发展情况，建议本期选择1台容量为50兆伏安的三绕组主变，终期根据省公司最新技术原则D类区域新建110千伏变电站按照2台50兆伏安的主变规划(两台三绕组)。2.5 接入系统方案2.5.1 接入点分析根据XX县新建山门变的地理位置及周边的系统网络情况，可供接入的变电站有平溪220kV变电站、隆回220kV变电站、江潭110kV变电站、竹市110kV变电站，可供接入的线路有110kV江庄线。1） 平溪220kV变电站，主变容量为120+120兆伏安，于1999年投运，位于山门变的西南方向，34、距离拟建的XX县山门变约21公里（航空距离），主要供带XX县110千伏变电站。规划110千伏出线12回，已出线8回，有备用出线4回。2） 隆回220kV变电站，主变容量为180兆伏安，于2013年投运，位于山门变的东南方向，距离拟建的XX县山门变约33公里（航空距离），主要供带隆回县110千伏变电站。规划110千伏出线12回，已出线5回，有备用出线7回。3）江潭110kV变电站，主变容量为50兆伏安，于2015年投运，位于山门变的东南方向，距离拟建的山门变航空距离约16公里，电源由平溪变供电。规划110千伏出线4回，已出线2回，有备用出线2回。4）竹市110kV变电站，主变容量为50兆伏安，于35、2018年投运，位于山门变的西南方向，距离拟建的山门变航空距离约14公里，电源由平溪变供电。规划110千伏出线4回，已出线2回，有备用出线2回。5)110kV江庄线，于2018年投运，位于山门变的南方，距离拟建的山门变航空距离约12公里。2.5.2 110千伏接入系统方案2.5.2.1 本期110千伏接入系统方案220kV平溪变位于XX县平溪乡和拟建的山门110kV变电站距离较远，如直接接入平溪220kV变电站，线路较长，造价较大。本期不建议直接将山门变接入平溪220kV变电站。220kV隆回变电站距离拟建的山门110kV变电站较远，若直接接入220kV变电站，线路较长，造价较大，运行后线损较36、大，本期建议不接入220kV隆回变电站。110kV江潭变位于XX县石江镇，为单主变变电站，不能满足N-1安全校核变电站，但2019年将扩建至2台主变，现由平溪变主供。建议将山门变接入江潭110kV变。110kV竹市变位于XX县竹市镇，为单主变变电站，不能满足N-1安全校核变电站，现由平溪变主供。如直接接入竹市110kV变电站，线路较短，造价相对较低。因此在不考虑单主变变电站的情况下，可直接将山门变接入110kV竹市变。110kV江庄线是用户专线和拟建的110kV山门变电站距离相对较近，若直接入110kV江庄线，线路较短，造价较小，但是考虑该线是电气化铁路专线，为保证其供电可靠性，不允许其他线路37、接入，本期建议不接入110kV江庄线。综上所述，本期拟定以下二个方案作为本工程的接入系统方案：方案一：本期新建1回110kV山门变至竹市变110kV线路，线路长度15.7千米，均为架空线路，导线型号采用LGJ-300。方案一图方案二：本期新建1回110kV山门变至江潭变110kV线路，线路长度17.9千米，均为架空线路，导线型号采用LGJ-300。方案二图现从可靠性、远景适应性、经济性以及施工难度等方面对以上两个方案进行比较：1）可靠性方案一：由110kV山门变电站出一回110kV线路至110kV竹市变，110kV山门变电站由双电源供电，其中一条是220kV平溪至110kV老马山至110kV竹38、市供电线路，还有另外一条是220kV平溪变至110kV花古变至110kV竹市变供电线路，形成多电源供电网络，供电可靠性较强。方案二：由110kV山门变电站出一回110kV线路至110kV江潭变，110kV山门变电站由220kV平溪变供电和220kV隆回变供电，形成双电源网络，供电可靠性较强。2）远景适应性远景规划中XX将新建220kV城东变，在远景规划线路中，山门将分别出一回110kV线路至220kV城东变和110kV江潭变，故两者远景适应性都较强。3）经济性两方案的接入系统投资见表2.5.2-1.1。表2.5.2-1.1 接入系统投资比较表方案一方案二导线型号/长度（km）LGJ-300/139、5.7LGJ-300/17.9线路总投资（万元）12561432对侧间隔投资（万元）130130总投资（万元）13861562相对投资（万元）0176注：每千米线路造价LGJ-300线路按80万元/千米计，110千伏出线间隔按130万元/个，此造价只做投资比较，不做实际工程概算。可见在本期接入系统投资方面方案一优于方案二。4）工程实施难度方案一新建110kV线路单回15.7千米，线路较短，且地势平坦，实施难度较小。方案二新建110kV线路17.9千米，线路较长，地势平坦，但要跨越河流，实施难度较大。表2.5.2-1.2 接入系统综合比较表比较项目方案一方案二可靠性较高较高远景适应性较强较强工程40、实施难度较小较大经济性较高较低5）推荐方案由上述分析可知，方案一的接入系统投资最省，近、远期也可满足山门变供区负荷发展的需要，本期工程实施难度最小，且方案一的经济性高于方案二。综合考虑工程投资、施工难度与供电可靠性等各项因素，本工程推荐方案一作为山门变电站110kV的接入系统方案，即从110kV山门变电站出一回线至110kV竹市变电站，线路长15.7km，线型为LGJ-300。2.5.2.3 远期110千伏接入系统方案根据XX县远景目标网架图，至2025年，110kV山门变电站将出3回110kV线路，一回直接接入110kV竹市变一回直接接入110kV江潭变，一回直接接入220kV城东变，形成241、20kV城东变至110kV竹市变至110kV山门变至110kV江潭变至220kV平溪变的环网结构。2.5.3 35kV接入系统方案 110kV山门变35kV电压等级出线主要考虑供带现有35kV醪田坪变、35kV竹市变、35kV龙井等小水电站。结合山门110kV变电站站址实际位置，将山门变110千伏线路直接接入110kV竹市变。并将原35kV山九线、山醪线、竹山线改接入110kV山门变电站，具体接线方式见图2.5.3-1。考虑到远期110kV山门变周边存在大屋35kV站点接入需求，故建议本期山门变35kV侧出线3回，远期出线4回，远期35kV山门变考虑退运。本期出线方案如2.5.3-1所示。表242、.5.3-1 本期35kV线路方案本期线路名称架空线路型号及长度山九线（本期）LGJ-150/1.5km山醪线（本期）LGJ-150/1.2km竹山线（本期）LGJ-150/1.3km图2.5.3-1 本期110kV山门变电站35kV接入方案2.5.4 10kV出线规模山门供区是XX县北部重要的中心集镇,交通便利，商贸发达，历来为商贾云集之地。供区负责对山门镇、醪田镇、岩山镇、大屋瑶族乡、桐山乡、石柱乡，涉及67个行政村供电，人口约18万，总面积440平方公里。供区经济十分活跃，发展速度迅速，新增用电负荷增加趋势明显。考虑到山门110kV变主要供带周边35kV变电站负荷，故建议山门变10千伏侧43、出线回路数按每台三绕组变压器8回，共16回考虑，建议山门变本期出线8回，本期出线有兰山线、山厂线、山大线、山广线、山横线、山正线、山桐线、山正II线。表2.5-4 山门变本期需新出10kV线路表本期及远期线路名称架空线路型号及长度配变容量兰山线（本期）JKLYJ-240 2.4km7335kVA山厂线（本期）JKLYJ-120 2.2km2720kVA山大线（本期）JKLYJ-120 1.8km3040kVA山广线（本期）JKLYJ-240 1.7km7250kVA山横线（本期）JKLYJ-240 2.1km6280kVA山正线（本期）JKLYJ-240 1.8km8625kVA山桐线（本期）44、JKLYJ-120 1.9km4620kVA山正II线（本期）JKLYJ-120 10km7065kVA图2.5-4 本期110kV山门变电站10kV接入方案2.6 电气计算2.6.1潮流计算1）计算条件及分析原则 计算水平年为2020年。 计算的负荷水平、电源及网络，参照了XX供电公司20192020年110kV电网规划项目优选排序报告中的内容，并结合目前的最新情况加以适当的调整。 潮流方式按冬大、冬小、夏大、夏小，四种方式进行计算。 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45、留有裕度。2）计算结果分析 潮流计算结果如图2.6-1、2.6-2、2.6-3、2.6-4所示，计算结果表明，在计算的所有运行方式下，潮流分布均匀、合理。各级母线电压也均能满足要求，所有线路均无过载现象。图2.6-1 冬大方式潮流分析图图2.6-2 冬小方式潮流分析图图2.6-3 夏大方式潮流分析图图2.6-4 夏小方式潮流分析图2.6.2 短路电流计算1）计算条件 全省220千伏及以上网络参与计算，110千伏网络闭环考虑； 大方式短路计算水平年按远景水平年（2025年左右）考虑； 短路阻抗不含变电站本身阻抗； 短路阻抗为标么值，其基准值为：Sj=100兆伏安 Uj=Ucp。2）母线短路电流计46、算 (正序阻抗图)计算结果如下：山门变母线短路电流110kV 三相110kV 单相主变中性点 电流35kV 三相10kV110kV 三相（远期）110kV 单相（远期）35kV三相（远期）10kV不并（远期）10kV2台并列（远期）3.634.kA3.598 kA2.32 kA3.222kA15.82kA3.279kA3.832 kA4.797kA18.55kA21.36kA母线阻抗（标幺值）不包括山门主变阻抗：山门110KV母线正序阻抗（最大方式）： 0.0928山门110KV母线零序阻抗（最大方式）： 0.27862.7 主变型式选择与无功补偿2.7.1 调相调压计算条件（1）计算考虑了夏47、大、冬大两种正常典型方式及丰小、枯大两种极端方式，计算水平年考虑为2020年。（2）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，与本工程相关的110kV网络参与计算。（3）主变压器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第8.7条规定“直接向10kV配电网供电的降压变压器，应选用有载调压型”。（4）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压器满载时的无功损耗作为校验。（5）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，还宜用完全补偿本变电所110kV及以上出线正常运行方式下产生的充电无功功率的条48、件作为校验。（6）其它计算条件同潮流计算中条件。2.7.2 调相调压计算结果及分析调相调压计算结果表明，山门110kV变建成后，在计算的各种运行方式下，主变压器若采用无载调压变压器，在进行无功补偿的情况下，110kV母线电压变动范围为115119.2kV，35kV母线电压变动范围为37.1738.92kV，10kV母线电压变动范围为10.4510.97kV，电压水平不能满足规程要求。调相调压计算结果见下表。表2.7-1 山门110kV变电站母线电压变动范围项目运行方式110kV侧抽头(kV)110kV母线电压35kV母线电压10kV母线电压10kV侧无功(兆乏)夏大110+01.25%116.49、637.1810.459.6夏小110+01.25%119.237.7110.559.6冬大110+01.25%115.0736.8610.420冬小110+01.25%118.7238.9210.910注：正数表示为容性无功补偿，负数表示为感性无功补偿2.7.3 主变型式选择及抽头选择XX110kV变电站有3个电压等级，考虑到XX110kV变低压带有10kV负荷，根据规程规定“直接向10kV配电网供电的降压变压器，其主变压器抽头采用有载调压型”，因此建议其主变选用有载调压降压变压器，其中三绕组主变抽头采用典型的国标系列产品即11081.25%/38.522.5%/10.5kV。2.7.4 无50、功补偿容量调相调压计算结果表明，在计算方式下，本变电站需配置9.6兆乏容性无功补偿可满足电压要求。考虑山门周边有小水电以及目前湖南电网110kV变电站通用设计情况及目前变电站的运行情况，建议变电站容性无功补偿按照每台1(3.6+4.8)兆乏配置。本变电站不装设感性无功补偿。2.8 导线截面选择与主变N-1校验2.8.1导线界面选择根据110kV网络接线方案，考虑到XX110kV变电站供区负荷发展情况根据经济电流密度选择并以长期允许载流量校验，XX变远期容量为250MVA，负载率70%考虑。年利用30005000小时，经济电流密度取为1.15A/mm2。以经济电流计算架空导线截面结果为：按照经济51、电流密度计算，线路截面需考虑到300左右。表2.8-1 钢芯铝绞线长期允许电流导线运行温度导线型号7080JL/G1A-240610A673AJL/G1A-300700A765A表2.8-2 温度修正系数环境温度10152025303540修正系数1.151.111.0510.940.850.81用线路的极限输送功率进行导线截面校验，在最高允许温度70下，并考虑温度系数0.81（按当地最高温度40考虑），单回300 mm2导线持续极限输送容量为107.73MVA，经济输送能力为75.41MVA。考虑远期还将有110kV电源点接入，建议本期XX变接入系统架空导线截面选择300mm2。2.8.2主52、变N-1校验本期110kV山门变由220kV平溪变至110kV花古变至110kV竹市变至110kV山门变该条供电线路供电，当竹市变与山门变之间的竹山线断电时，山门变无法满足供电，当花古变与竹市变之间的花竹线断电时，山门变也无法满足供电需求，建议山门变至江潭变新出一回110kV线路。2.9 系统对有关电气参数的要求2.9.1短路电流水平本工程短路电流计算按远景水平年，短路阻抗标幺值计算，其基准值为：Sj=100MVA，Uj=Ujp。 主变压器短路电抗取常规值：Uk1-2%=10.5, Uk1-3%=18，Uk2-3%=6.5；经计算：本期：110kV母线短路电流：=3.634kA 35kV母线短53、路电流：=3.222kA 10kV主变低侧短路电流：=15.82kA远期：110kV母线短路电流：=3.279kA 35kV母线短路电流：=4.797kA 10kV主变低侧短路电流：=18.55kA =21.36kA(并列运行)。 根据系统短路电流计算结果结合通用设备技术规范选型，变电站110kV短路电流水平选择40kA，35kV短路电流水平选择25kA，10kV短路电流水平选取31.5kA。2.9.2主变参数主变压器：终期250MVA,本期150MVA主变型式：三相有载调压降压变压器电压比及抽头：11081.25%/38.522.5%/10.5kV主变压器短路电抗取常规值：Uk1-2%=1054、.5, Uk1-3%=18,Uk2-3%=6.5；2.9.3 主变压器接地方式1）110kV中性点接地方式110kV中性点采用直接接地方式，装设隔离开关及相应的过电压保护装置。2）35kV中性点接地方式 本站35kV架空线路本期3回，至醪田35kV变1回（9.1km）、至龙井、九龙等35kV水电站上网1回（13km），至竹市110kV变1回（13.5km），本期用于计算的线路总长度按35.6千米计列：35kV架空线路的电容电流（有架空地线）计算过程：IC（架空）=3.3UeL10-3 (A)IC（架空）=4.11AUe线路的额定电压(kV)；L线路长度(km)。另35kV线路出站为电缆，本期线55、路出站电缆长约3x0.1kmIC（电缆）=0.1UeLUe线路的额定电压(kV)；L电缆线路长度(km)。IC（电缆）=1.05A考虑变电站增加的接地电容电流附加值，35kV线路产生的电容电流为：IC =(4.11+1.05)(1+13%)=5.83A因此，变电站本期35kV线路产生的电容电流小于10安，35kV中性点无需装设消弧线圈装置接地，即本期35kV采用中性点经避雷器接地方式。 35kV架空线路远期4回线路，至醪田35kV变1回（9.1km）、至龙井、九龙等35kV水电站1回（13km），至竹市110kV变1回（13.5km），备用1回（按15km考虑），总长度按50.6千米估算：3556、kV架空线路的电容电流（有架空地线）计算过程：IC=3.3UeL10-3 (A) Ue线路的额定电压(kV)；L线路长度(km)。IC（架空） =5.78A另35kV线路出站为电缆，远期4回线路出站电缆约0.4 km35kV电缆线路的电容电流计算过程：IC=0.1UeL Ue线路的额定电压(kV)；L电缆线路长度(km)。IC （电缆）=1.4A考虑变电站增加的接地电容电流附加值，35kV线路产生的电容电流为：IC =（5.78+1.4）(1+13%)=8.11A远期变电站35kV线路产生的电容电流小于10安，35kV中性点无需装设消弧线圈装置接地，即35kV采用中性点经避雷器接地方式。3）157、0kV侧接地：10kV远期按每台变压器8回，共计16回，线路由电缆出线再转架空。根据本站相关的配电网规划意见，电缆部分按300mm每回0.1km考虑，10kV电缆300mm线路单相接地电容电流的近似值约为2.32（A/km）；架空线路部分平均每回按8km考虑，10kV架空线路单相接地电容电流的近似值约为0.033（A/km）。计算本期电容电流：Ic=8x0.1x2.32+8x8x0.033A=3.968A本期电容电流Ic=3.968A，考虑变电站增加的接地电容电流附加系数1.16后，总电容电流为4.603A；远期电容电流Ic=7.936A，考虑变电站增加的接地电容电流附加系数1.16后，总电容58、电流为9.206A。根据国家标准GB/T 50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范的要求，变电站10kV线路产生的电容电流小于10安培，本期及远期10kV均采用中性点不接地方式。2.9.4 无功补偿容量本站按每台主变装设1(3.6+4.8)兆乏容性无功补偿，不装设感性无功补偿。2.10 电气主接线建议建议新建XX110kV变电站，本期110kV部分采用单母线接线，远期采用单母线分段接线；35kV部分本期及远期均采用单母线分段接线；10kV部分本期采用单母线接线，远期采用单母线分段接线。2.11 电力系统一次部分结论与建议为满足XX供区负荷发展需要，加强XX县地区东部35k59、V电网结构，提高供电可靠性和供电能力，建设XX110kV变电站是必要的；考虑到XX县电力系统发展情况，建议XX110kV变电站于2020年年底完成投产；本工程本期山门变新出一回110千伏线路就近接竹市变接入系统。2.11.1 变电站建设规模建议新建XX110kV变电站。主变压器：本期新上1台容量50MVA的主变；远期2台容量50MVA的主变。110kV：本期新上110kV出线1回，采用单母线接线，远期4回，采用单母线分段接线；35kV：本期新上35kV出线3回，采用单母线分段接线，远期4回，采用单母线分段接线；10kV：本期新上10kV出线8回，采用单母线接线，远期16回，采用单母线分段接线；60、无功补偿：按每台主变配置10kV电容器1组(4.8+3.6Mvar)配置。2.11.2 线路工程110kV线路工程：新建110kV竹山线线路工程，长15.7km，线采用JL/G1A-300/40。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 概述拟建XX110kV变电站为新建智能变电站，建设规模如下：主变压器远期250MVA，本期150MVA；110kV出线远期4回，采用单母线分段接线，本期1回（2Y 竹市110kV变线路），采用单母线接线；35kV出线远期4回，采用单母线分段接线，本期3回，采用单母线分段接线；10kV出线远期16回，采用单母线分段接线，本期8回，采用单母线接61、线；10kV容性无功补偿远期2（3.6+4.8）Mvar，本期1（3.6+4.8）Mvar。与本工程相关变电站为竹市110kV变电站（无人值班智能变电站），需在该站扩建110kV出线间隔1个。3.1.2 系统继电保护及安全自动装置现状和存在的问题拟建山门110kV变电站接入系统方案为：XX110kV变新建一回110kV出线接至竹市110kV变。竹市110kV变按无人值班智能变电站设计。现已上#1主变1台、#2主变1台。110kV母差保护、故障录波及网络分析记录装置均预留容量满足本期工程要求，本期仅需完善其相关接线即可。3.1.3 系统继电保护及安全自动装置配置1）110kV线路保护110kV山62、门-110kV竹市线路拟配置两端分相光纤电流差动保护装置，采用专用光纤通道；2）母线保护山门变电站110千伏远期采用单母线分段接线，本期为单母线接线，本期不配置母线保护装置。3）故障录波及网络分析记录系统本站110kV部分采用单母线分段接线方式，全站110kV部分设置过程层网络，配置1套网络分析记录装置，用于记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文，并将分析结果以特定的报文形式上传至主机兼操作员工作站。配置故障录波装置1套，通过GOOSE 和SV 报文完成线路和主变压器各侧断路器、隔离开关及继电保护的开关量和模拟量的采集和记录、故障启动判别、信号转换等功能。记录通过SV 或GO63、OSE 报文上送的直流量。也可对常规输入的二次开关量、模拟量数据进行采集。4）系统安全自动装置 低频低压减载为保障系统的稳定运行，按电力系统安全稳定导则建立三道防线的原则要求，配置1套低频低压减载装置，当系统电压或频率降低时，用于减切10kV部分负荷。低频低压减载装置应选用具备df/dt和dU/dt闭锁功能的集中式微机型装置。装置输出接点应满足控制42台断路器的要求，包括跳闸和重合闸放电；装置应具有液晶显示，事件记录，数据记录，回路自检，整组实验等功能。本站配置1台低频低压减载装置，组柜1面安装于二次设备室。 备自投装置本期暂不配置备自投装置。5）对相关专业的要求 对互感器及合并单元的要求本站64、采用常规互感器，合并单元就地布置在智能控制柜。母线电压合并单元应接收至少2组电压互感器数据，并支持向其他合并单元提供母线电压数据，根据需要提供TV并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线合并单元转发。线路保护、母线保护共用电压互感器二次绕组。 绕组设置如下：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 Y 形绕组用于测量和保护，一组0.5(3P) 级 Y 形绕组用于保护， 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：本期 110kV 线路 A 相配置单相式电压互感器用于同期、65、 重合闸检同期、 检无压。电流互感器的二次额定电流选用1A。110kV电压等级电流互感器提供2组二次绕组，其中1组5P级用于保护和录波、1组0.2S级用于测量和计量。35kV、10kV电压等级电流互感器应提供3组二次绕组，其中1组5P级用于保护、1组0.5级用于测量、1组0.2S级用于计量。主变110kV、35kV、10kV电流互感器均配置4组二次绕组，其中2组5P级用于保护、1组0.5级用于测量、1组0.2S级用于计量。 对智能终端的要求智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。智能终端采用就地控制安装方式，放置在智能控制柜内。智能终端跳合闸出口应设置硬压板。智能终端应接收保护跳闸命66、令、测控的手合/手跳断路器命令及隔离开关、接地开关等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离开关及接地开关位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等。 对智能控制柜的要求对安装合并单元和智能终端的智能控制柜，参照智能控制柜技术要求详见Q/GDW 1430-2015智能变电站智能控制柜技术规范，并遵循以下几条要求：应装有截面积为100mm2的铜接地母线，并与柜体绝缘，接地母线末端应装好可靠的压接式端子，以备接到电站的接地网上。柜体应采用双层结构，循环通风。柜内设备的安排及端子排的布置，应保证各套保护的独立性，在一套保护检修时不影响其他67、任何一套保护系统的正常运行。应具备温度、湿度的采集、调节功能，柜内温度控制在1050，相对湿度保持在90%以下，并可通过智能终端GOOSE接口上送温度、湿度信息。应能满足GB/T 18663.3变电站户外防电磁干扰的要求。 对压板设置的要求除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。 对直流电源的要求直流系统额定电压采用DC220V，单母线接线，开关柜直流供电采用每段母线辐射供电方式，其余二次设备均采用辐射供电方式。通信设备额定电压68、采用DC48V，通信电源采用全站一体化电源系统配置的独立DC/DC转换装置。 对通信通道的技术要求通信专业应提供110kV竹市110kV山门4芯（2用2备）光缆通信。3.2 调度自动化3.2.1 调度自动化现状XX地调主站调度自动化系统采用国电南瑞科技OPEN-3000型地县调一体化调度自动化主站系统，备调系统采用国电南瑞D5000型地县调一体化调度自动化主站系统。该系统具有多种通信规约接入，目前采用的通信规约主要为CDT 104等。3.2.2 调度管理按照电网统一调度，分级管理的原则，XX110kV变电站由XX地调、备调和XX县调调度。根据湖南省电力公司有关无人值班变电站建设的要求，变电站管69、理模式按无人值班考虑，由XX县电力公司运行管理。3.2.3 远动信息采集远动信息的采集按电力系统调度自动化设计技术规程（DL/T 5003-2017）、地区电网调度自动化设计技术规程（DL/T 5002-2005）及湖南省电力公司无人值班变电站信息采集及分类计数规范和XX地调调度自动化主站的要求，向XX地调发送遥测、遥信信息及接受遥调、遥控命令。本期远动信息：（1）遥测：110kV线路、分段三相电流，有功、无功功率；主变高、中、低压侧：三相电流，有功、无功功率,主变油温,绕组温度；35kV线路、站用变：三相电流，有功、无功功率；10kV线路、电容器、站用变：三相电流，有功、无功功率；110kV70、35kV、10kV母线、0.4kV站用电：三相线电压、相电压、零序电压；0.4kV站用电：三相电流，有功、无功功率；（2）遥信：断路器分、合位；110kV、主变中性点刀闸分、合位；110kV接地刀闸合位；主变保护动作信号、本体信号、档位信号；110kV、35kV、10kV保护动作信号、控回断线；安全自动装置动作信号；（3）遥控：断路器分、合闸控制；110kV刀闸、主变中性点刀闸分、合闸控制；主变档位控制。3.2.4 站端远动系统配置远动系统与变电站其他自动化系统共享信息，不重复采集。远动系统配置按分层分布式布置、无人值班方式考虑。该系统满足远动信息采集和向四个调度端传送的要求，通信规约应与各71、级调度自动化系统的通信规约相一致，以便实现与调度主站端的通信，并应有与变电站其他设备及仪表连接的接口，满足电网调度自动化的功能要求和技术指标。按智能变电站一体化平台的要求，配置区数据网关机2台，区数据通信网关机1台，共组1面数据通信网关机柜；配置/区数据通信网关机1台，安装于综合应用服务器柜。3.2.5 远动信息通道1）远动信息传输通道至XX地调的远动通道：主、备通道均采用调度数据网；县调相关信息经由地调转发。2）远动信息通道要求数字通道：采用调度数据网通道为主通道，以104（DL/T634.5.104:2002）规约将远动信息传送至调度端，数字通道传输速率4(2Mb/s)。远动通道全部安装网72、络防雷器，电源末端安装电源防雷器。3.2.6 相关调度端系统结合本期工程的建设，需考虑XX地调、备调端的数据库添加本站扩建信息记录等工作配合费用。3.3 电能计量装置及电能量远方终端3.3.1 电能计量现状XX110kV变电站不设置关口计量点，接入XX计量中心现有电能量计量主站系统的规约应满足Q/GDW 376.1-2009电力用户用电信息采集系统通信协议：主站与采集终端通信协议的要求，考虑相应计量主站系统的数据库、画面、报表修改配合费用。3.3.2 电能计量装置及电能量远方终端配置主变、110kV线路电能计量表采用具有DL/T 860标准接口的数字式智能电能表，采用数字量直采方式；配置有功073、.5S级数字化智能电能表4块，分别用于110kV线路、主变高、中、低压侧电能计量，110kV线路、主变高压侧采用三相四线制电能表。35kV部分计量采用有功0.5S级、无功2级，30.3（1.2A）三相三线制智能电能表，共5台，用于35kV线路、分段、站用变计量，安装于35kV开关柜。10kV部分计量采用有功0.5S级、无功2级，30.3（1.2A）三相三线制智能电能表，共11台，用于10kV线路、站用变、电容器计量，安装于10kV开关柜。站用变低压侧采用有功0.5S级、无功2级，30.3（1.2A）三相三线制智能电能表2台，安装于交流电源屏。配置电能量远方终端1台，要求所有计量装置具有双RS474、85接口，并通过RS485口接入电能量远方终端，能量远方终端用于向计量所传送电量计费信息。主变计量表、电能量远方终端共组屏1面，110kV线路电能计量组柜1面，35kV、10kV部分计量表下放安装至各高压开关柜。3.3.3 电能量信息的传输方式和通道要求电能量信息至XX电能计量主站通道：采用内网专线和GPRS通道。3.4 调度数据专网及二次系统安全防护依据中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14号电力监控系统安全防护规定，按照国家信息安全等级保护的有关要求，坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保障电力监控系统的安全。1) 生产控制大区可以分为控制区(安全区 I)和非控制区(安全75、区);管理信息大区内部在不影响生产控制大区安全的前提下，可以根据各企业不同安全要求划分安全区。 根据应用系统实际情况，在满足总体安全要求的前提下，可以简化安全区的设置，但是应当避免形成不同安全区的纵向交叉联接。2) 在生产控制大区与广域网的纵向联接处应当设置经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置或者加密认证网关及相应设施。3) 在生产控制大区与管理信息大区之间必须设置经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置。 生产控制大区内部的安全区之间应当采用具有访问控制功能的设备、防火墙或者相当功能的设施，实现逻辑隔离。 安全接入区与生产控制大区中其他部分的联接处必须设置经国家指定76、部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置。根据国调中心关于加强实时数据传输网络化的通知调自201655号文件要求，考虑XX地区电力通信网已具备调度数据网双平面传输条件，XX110kV变电站本期拟配置调度数据网接入设备2套，每套含：96Mpps,24个千兆电网络交换机（三层双电源）2台；1Mpps，4个E1，16个百兆电，8个异步串口路由器1台。根据湖南电网厂站调度自动化系统设计审查细则（2018版）湘电公司调2017388号文件要求，拟配置中端型电力专用纵向加密认证装置4台，分别接入地调调度数据网第一接入网和第二接入网，每套调度数据网的安全、区各配置1台，以保证电力监控系统的安全运行。二次安77、全防护设备（包含主机网络安全监测软件）与调度数据接入设备共组2面调度数据网接入设备柜安装于预制舱。依据调网安2017135号国调中心关于印发电力监控系统网络安全监测装置技术规范（试行）的通知，本期配置1套型网络安全监测装置，用于监视和控制电力生产及供应过程的、基于计算机及网络技术的业务系统及智能设备，以及作为基础支撑的通信及数据网络，I、II区间设置1台防火墙，I、II区与IV区间设1台正向隔离，II区与外网间设1台反向隔离。3.5 系统通信3.5.1工程概况与本工程相关的线路方面有：新建一回XX竹市110kV线路工程，线路全长约15km。XX110kV变电站是XX县域变电站，调度管理关系按X78、X地调一级调度，XX供电公司管理考虑。3.5.2现状及存在的问题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和部分35kV等变电站之间，通过不同电压等级线路和其它可利用走廊组织了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加强。目前，XX电网已形成XX地区西部光纤通信2.5G环网（XX地调-檀江变-隆回变-平溪变-赧水变-新宁变-扶夷变-宝庆变西-XX地调）。相关区域已经形成平溪变花谷变竹市变的622Mbit/s光纤通信电路79、。本期拟通过XX110kV变竹市110kV变路由汇入XX地区光纤通信网络。XX电网光纤通信电路地网层西部光纤电路采用华为SDH光传输设备和PCM接入设备，XX公司分别配有一套网元级网管系统，分别用于XX电网地网层西部环SDH和PCM网络的监控和管理。3.5.3 需求分析XXXX变配套光纤通信工程的实施，能够解决XX变的各类数据信息接入XX地调的通信系统，满足XX变生产管理等方面的通信要求，同时也将进一步完善XX地区通信网架结构，拓宽电力光纤通信覆盖面。3.5.4 系统通信方案本工程考虑采用光纤通信方式，拟定如下光纤通信方案。a) 光缆线路组织方案线路建设方案：本工程为竹市至山门110千伏线路工80、程，线路起于110kV竹市变电站4Y出线间隔，止于110kV山门变电站2Y进线间隔，新建单回线路全长约15.5km，除110kV山门变侧采用2基双回终端塔、110kV竹市变侧采用1基双回终端塔外，其余均按单回路架设。本工程新建导线采用JL/G1A-300/40型钢芯铝绞线，地线一根采用17-11.4-1270-B（GJ-80）型镀锌钢绞线，另一根为24芯OPGW（计入通信)，地线逐基接地，跨怀邵衡电气化铁路段采用2根48芯OPGW。根据线路建设方案，本期光缆线路组织方案为：将1新建线路架设1根48芯OPGW光缆，路径长14.4km，跨越怀邵衡电气化铁路段采用2根48芯OPGW光缆，路径长度为281、*1.1km。变电站引入光缆采用24芯非金属阻燃光缆光缆，长度2*0.3km。纤芯型式均选用G.652D光纤。c）主要设备配置：新建XX变622Mbit/s光纤通讯站1个：XX变通信站配置光端机一台，光口按622Mbit/s配置(含STM-4光板2块，8端口以太网板1块，公控部分按11冗余配置)；PCM接入设备1台；光配线架（ODF36）1台；综合配线架（DDF40/VDF100）1台。小容量IAD设备1台。竹市变现有华为622MSDH设备扩配STM-4光板1块，扩配ODF36光配线子架1个。XX地调PCM设备扩配相应用户盘（CDI板1块、STI板2块、SRX板一块）。3.5.5 通道组织XX82、XX变至XX地调开设12 Mbit/s通道给PCM设备，根据XX变电站调度管理关系、调度自动化对通信通道的要求，拟配置通道如下：1) 调度电话调度电话专用通道 1路至地调2) 调度数据网至地调 42Mbit/s3) 远动通道主备通道 经调度数据网（两套设备）4) 电能计量主备通道 经调度数据网（两套设备）5)故障录波至地调主备用通道 经调度数据网（两套设备）6) 行政电话行政电话 1 路。7）外线电话 1部8）线路保护通道XX变竹市变110kV线路开设1路专用光纤保护通道。3.5.6 通信机房、电源本工程XX变不设置单独的通信的机房，通信设备与二次设备统一安装在二次设备室内。XX变不设置单独的83、通信电源，拟采用一体化电源系统，通信设备所需的-48V电源通过二次直流电源DC/DC转换模块（3*20A）实现。3.5.7 地区综合数据网为满足国网公司SG186工程的建设，考虑本站配置综合数据网接入设备1套。3.5.8 市网电话本站设置公网电话一部，作为应急通信用。4 变电站站址选择4.1 选址工作简介2019年1月，我院组织系统、电气、土建、测量、线路等专业 技术人员，对拟建的XX县山门110kV变电站进行了现场踏勘选址工作。在选址范围内，共踏勘了3个站址：清水村站址、大合村、里仁村站址。本阶段就站址的建站条件进行论述比较。大合村 2清水村1 主推荐里仁村 3大合村2里仁村3清水村1主推荐84、图4.1-1站址地理位置示意图4.2 站址概述4.2.1 站址地理位置1) 清水村站址站址位于XXXX县山门镇清水村，西面紧邻E64县道，交通十分便利。站址距负荷中心约2公里，110kV、35kV接入系统位置较好。2) 大合村站址 站址位于XXXX县山门镇大合村，紧邻村道，交通十分便利。站址距负荷中心约2.2公里，离10kV负荷中心远，110kV、35kV接入系统位置较好。3) 里仁村站址 站址位于XXXX县山门镇里仁村，位于山门镇的X60县道旁，交通十分便利。站址距负荷中心约1.8公里，离10kV负荷中心近，110kV、35kV接入系统位置较好。4.2.2 站址地理状况1) 清水村站址站址地85、形较为平坦，站址最低标高为321.21米，最高标高为325.58米，最大高差约4.37米。场地大部分是菜地菜地，其他为橘子树林，地表植被发育良好，水土保持较好。进站道路拟从北侧的E64县道引接。站址占地约7.12亩，站址场平标高为324.2米。地势较高，五十年一遇洪水位为323.0米，不受五十年一遇洪水位威胁。站址地势开阔，进出线终端塔布置方便。北图4.2-1 清水村站址情况2) 大合村站址站址地形较为平坦，站址最低标高为322.1米，最高标高为327.3米，最大高差约5.2米。场地为旱地，地表植被发育良好，水土保持较好。进站道路拟从西侧的村道引接。站址占地约7.53亩，站址场平标高为324.86、6米。地势较高，五十年一遇洪水位为323米，不受五十年一遇洪水位威胁。站址地势开阔，进出线终端塔布置方便。北负荷中心3) 里仁村站址站址地形较为平坦，站址最低标高为321.5米，最高标高为328.1米，最大高差约6.6米。场地为场地为林地，地表植被发育良好，水土保持较好。进站道路拟从西侧的乡道引接。站址占地约8.1亩，站址场平标高为325.3米。地势较高，五十年一遇洪水位为323米，不受五十年一遇洪水位威胁。站址地势开阔，进出线终端塔布置方便。负荷中心北4.2.3 站址土地使用状况1) 清水村站址站址位于XXXX县山门镇清水村，站址用地属性为建设用地，可作为电力建设用，进站道路占用部分基本农田87、。2) 大合村站址站址位于XXXX县山门镇大合村，站址用地属性目前为旱地。3) 里仁村站址站址位于XXXX县山门镇里仁村，站址用地属性目前为林地。4.2.4 交通情况1) 清水村站址距站址北侧30米为E64县道，县道为沥青混凝土路面，路宽6米。进站道路可从E64县道引接，道路长37米。交通便利，能满足大件运输的需要。2) 大合村站址距站址约150米西侧为村道，该村道为水泥路面，路宽4米。进站道路可从村道引接，距离E60县道约2公里，交通便利，能满足大件运输的需要。3) 里仁村站址距站址约30米西侧为E60县道，该乡道为水泥路面，路宽6米。进站道路可从县道引接，交通便利，但此处有陡坡转弯不利于大88、件运输。4.2.5与城镇规划的关系三个站址均位于城市规划区边缘，目前站址周围无可利用的通信设施等公共服务设施。4.2.6 矿产资源经调查，三个站址范围内地下均没有可开采的矿产资源，对站址安全稳定无影响。4.2.7 历史文物经核查，三个站址范围内地下无文物，无文化遗址、古墓等。 4.2.8 邻近设施经核查，三个站址对通信无干扰，附近无其他军事设施、通信电台、风景区、飞机场等。4.3 拆迁补偿1) 清水村站址需迁移10kV线路一条243米，由于该线路在变电站投运后改成山横线与山厂线分别接入10kV间隔。将原山横线P13-P15号杆中13、14号杆移到变电站围墙靠东侧，P15号杆移出110kV出线的89、方向尽量靠东立杆，投运后10kV山厂线出线电缆接至P12号杆（施工电源接入点考虑永临结合），10kV山横线出线电缆接至移位后的P13号杆；通讯线两条各迁移260米；站址内需迁坟4座。2) 大合村站址需迁移10kV线路二条，通信线路三条。3) 里仁村站址需迁移10kV线路二条，通信线路一条。4.4 工程地质4.4.1 水文地质4.4.1 站址区域地质及地震地质XX属湘中丘陵地带，由上覆土层及下伏基岩所组成的低矮小山包呈串珠状展布。根据中国地震动参数区划图（GB18306-2015）和建筑工程抗震设计规范（GB50011-2010），站址场地抗震设防烈度为6度，站址区域地震动峰值加速度为0.05g90、，设计地震分组为第一组，地震动反应谱特征周期为0.35s。4.4.2 站址不良地质作用及矿产、文物古迹分布情况4.4.2.1 不良地质作用变电站三站址内地质条件好，无滑坡、土洞等影响站址稳定的不良地质现象。4.4.2.2 矿产及文物古迹分布情况三站址区域内未发现具有开采价值矿藏分布，也未见明显的含矿地层及采空区。拟选的三站址范围内地表未发现重大有价值的文物古迹。4.4.3 岩土工程条件1） 清水村站址根据勘探资料，拟建场地地基为中等复杂地基，岩土工程条件较好。第层 耕植土：广泛分布于场地的表层，水平方向连续性一般，厚薄不均，物理力学性质较差，未完成自重固结，高压缩性，不适合作为基础持力层，建议91、清除。第层 粘土：分布于整个场地，承载力较高，可塑硬塑状，中压缩性，厚度大，可作为拟建建(构)筑物的基础持力层。配电楼、主变等建(构)筑物均可建议以粘土为基础持力层，采用柱下独立基础或墙下条形基础型式，其地基承载力特征值可相应取fak=190KPa。4）水文地质条件场地在本次勘察深度内未见到地下水，场地地势较高，排泄条件较好；另外，粘土和灰岩为弱透水层，贮水能力差(或不贮水)，故场地浅部缺乏地下水。这对基础施工有利。拟建场地环境类型属类；地层渗透性属B类；试样中SO42-含量为29.034.2mg/kg；HCO3-含量为2.93.2mmol/kg；CO32-含量为0.0mmol/kg；PH值为92、5.96.0；CL-含量为17.019.0mg/kg；Ca2+含量为15.016.0mg/kg；Mg2+含量为11.512.0mg/kg；判定场地内土对混凝土结构及钢筋混凝土结构中的钢筋均为微腐蚀性。4.5 水文气象4.5.1 水文条件1） 清水村站址区内地表水系较发达，本区地下水主要为上层滞水，受大气降水、季节因素影响较大。本站防洪标准为50年一遇标准，从XX县的水文气象部门可知当地五十年一遇洪水位为321.0米，本站址初步拟定场平标高为324.2米，高于50年一遇洪水位，不受洪水威胁；无山洪、内涝影响。2） 大合村站址区内地表水系较发达，本区地下水主要为上层滞水，受大气降水、季节因素影响较93、大。本站防洪标准为50年一遇标准，从XX县的水文气象部门可知当地五十年一遇洪水位为321.0米，本站址初步拟定场平标高为324.6米，高于50年一遇洪水位，不受洪水威胁；无山洪、内涝影响。3） 里仁村站址区内地表水系较发达，本区地下水主要为上层滞水，受大气降水、季节因素影响较大。本站防洪标准为50年一遇标准，从XX县的水文气象部门可知当地五十年一遇洪水位为321.0米，本站址初步拟定场平标高为325.3米，高于50年一遇洪水位，不受洪水威胁；无山洪、内涝影响。4.5.2气象条件本工程选站区域位于XX县，XX地区属中亚热带季风湿润气候区，距海洋700多公里，故既具有季风性，又兼具大陆性。 平均气94、温 16.5-18度 极端最高气温 40.1度极端最低气温 12.1度 年平均降水量 1200-1430毫米最大年降水量 1860.7毫米 最大月降水量 432.5-465.2毫米最大日降水量 147.3毫米 年蒸发量 1365.6-1521.6毫米年平均风速 1.5-2.2米/秒 年最大风速 20.0-24.0米/秒平均相对湿度 78-80% 年日照时数 1410.4-1621.9小时年日照率 32%-38% 平均霜日 19-25天 全年主导风向为东北风，春夏季多偏南风。该地区海拔高度在1000米以下，为非采暖区。4.6 出线条件1) 清水村站址根据系统规划考虑，110kV向西南侧架空出线，95、35kV、10kV向东北侧、东南侧电缆出线。2) 大合村站址根据系统规划考虑，110kV向西侧架空出线，35kV、10kV向东侧电缆出线。3) 里仁村站址根据系统规划考虑，110kV向北侧架空出线，35kV、10kV向南侧电缆出线。4.7 土石方1) 清水村站址方案一：按减少挡土墙和优化土石方工程量的原则，变电站采用平坡式布置。站址场平标高按324.2米考虑，挖方量约4000立方米、填方量约4800立方米、基础土方约800，挡土墙工程量约450立方米，护坡工程量约350平方米，基础超深224立方米。方案二：按减少挡土墙和优化土石方工程量的原则，变电站采用平坡式布置。站址场平标高按324.2米考96、虑，挖方量约2576立方米、基础土方约800，填方量约3502立方米，挡土墙工程量约510立方米，护坡工程量约210平方米，基础超深260立方米。2) 大合村站址按满足进站道路坡度和优化土石方工程量的原则，变电站采用平坡式布置。站址场平标高按324.6米考虑，挖方量约5000立方米、填方量约5000立方米，挡土墙工程量约580立方米，护坡工程量约265平方米，基础超深240立方米。3) 里仁村站址按满足进站道路坡度和优化土石方工程量的原则，变电站采用平坡式布置。站址场平标高按325.3米考虑，挖方量约6500立方米、填方量约6500立方米，挡土墙工程量约640立方米，护坡工程量约312平方米，97、基础超深300立方米。表4.7-1 站址征地、拆迁及土石方工程表序号项目名称单位清水村站址（方案一）清水村站址（方案二）1站址总征地(含进站道路征地)亩7.125.732场地平整及支挡3土石方：挖 方m340002576土石方：填 方m348003502基础土方m38009264挡土墙m34495105进站道路m37296站外排水管m32304.8 进站道路和交通条件4.8.1 进站道路1) 清水村站址进站道路拟从站址西北侧的E64县道接入，转弯半径12米，总长度37m，宽4.0m，坡度8%。新修道路采用混凝土路面。2) 大合村站址进站道路拟从站址西侧的乡道（水泥路）引接，新建进站道路采用混凝98、土路面，路宽4米，转弯半径12米，长度约150米，坡度4%。新修道路采用混凝土路面。3) 里仁村站址进站道路拟从站址西侧的乡道（水泥路）引接，新建进站道路采用混凝土路面，路宽4米，转弯半径12米，长度约50米，坡度9.3%。新修道路采用混凝土路面，进站道路坡度太大。4.8.2 大件设备运输1) 清水村站址站址位于XXXX县山门镇清水村。大件运输可采用铁路公路联合运输方案，主变出厂后可经铁路运输至XX货运站卸货后，经沪昆高速、转国道G320、XE64运抵站址。公路段沿途无影响大件运输的桥梁、涵洞、空中障碍等情况存在，主变大件运输条件便捷，交通条件好。2) 大合村站址站址位于XXXX县山门镇大合村99、。大件运输可采用铁路公路联合运输方案，主变出厂后可经铁路运输至XX货运站卸货后，经沪昆高速、转国道G320、E64县道转乡道再转进站公路运抵站址。公路段沿途无影响大件运输的桥梁、涵洞、空中障碍等情况存在，主变大件运输条件便捷，交通条件好。3) 里仁村站址站址位于XXXX县山门镇里仁村。大件运输可采用铁路公路联合运输方案，主变出厂后可经铁路运输至XX货运站卸货后，经沪昆高速、转国道G320、E64县道转再XE60运抵站址。上XE60处有陡坡转弯，不利于主变大件运输。4.9 施工电源1) 清水村站址变电站的施工电源从站址内经过的10千伏308山横线引接，施工电源采用YJV-3300电缆，长度80米100、，在站址最近P12号杆塔上搭接10kV电源，考虑永临结合方案远期将此电缆直接接入10kV开关柜连接原山横线。2) 大合村站址变电站的站用电源从站址附近的10千伏322兰山线接入，采用JL/G1A-185导线，与站址的直线距离约200米。3) 里仁村站址变电站的站用电源从站址附近的10千伏 314山桐线 接入，采用JL/G1A-185导线，与站址的直线距离约100米。4.10 站址环境变电站周围无大的污染源，根据湖南省污秽等级分布图，三个站址均属于c级污秽区。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 施工条件三个站址的地势起伏不是很大，施工场地布置顺畅，施101、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表4.13-1 XX县山门110kV变电站站址技术经济比较表站址名称清水村站址大合村站址站址位置站址位于XXXX县山门镇清水村。距负荷中心约2公里，东侧距离E64县道约37米，交通十分便利。站址位于XXXX县山门镇大合村。距负荷中心约2.2公里，距离西侧乡道约150米，距离E60县道约2公里，交通十分便利。系统位置站址离负荷中心较近，系统位置较好。站址离负荷中心较近，系统位置较好。地形地貌站址地势较为平坦，站址最低标高为321.21米，最高标高为325.58米，最大高差约4.37米，地表植被发育良好，水土保持较好，站102、址大部分是菜地，其他为橘子树林地，可作为建设用地。站址地势有起伏，站址最低标高为322.1米，最高标高为327.3米，最大高差约5.2米，地表植被发育良好，水土保持较好，站址为菜地及荒地。进出线情况110kV出线条件较好。110kV出线条件较好。大件运输可采用铁路公路联合运输方案，大件运输条件方便可采用铁路公路联合运输方案，大件运输条件方便所外道路连接情况进站道路拟从站址北侧的E64县道接入，新建道路长度37米，坡度8%。进站道路拟从站址西侧的乡道（水泥路面）引接，新建道路长度150米，坡度4%。供水方式自来水自来水排水排入站址西北侧的道路排水沟内排入站址西侧的道路排水系统防 洪高于五十年一遇103、洪水位，不受洪水内涝威胁高于五十年一遇洪水位，不受洪水内涝威胁与城市规划关系位于城市规划区外围，与城镇规划无矛盾位于城市规划区外围，与城镇规划无矛盾施工、备用电源变电站的施工电源从站址附近的10kV线引接，采用YJV3*300电缆，引接位置与站址的直线距离约20米，电缆长度80米。变电站的施工电源从站址附近的10kV线引接，采用JL/G1A-185导线，与站址的直线距离约200米。施工条件地势起伏不是很大，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。地势起伏不是很大，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。征地、拆迁、土石方站址占地约7.12亩。104、站址场平标高按324.2米考虑，挖方量约4000立方米、填方量约4800立方米，挡土墙工程量约450立方米。站址附近有10kV线路一条，通信线两条需进行迁移。迁坟4座。站址占地约8.57亩。站址场平标高按324.6米考虑，挖方量约5000立方米、填方量约5000立方米，挡土墙工程量约580立方米。站址附近有10kV线路二条，通信三条需进行迁移。线 路工 程110kV：本期新建至竹市15.7千米110kV：本期新建至竹市15.7千米相对投资建筑工程费：493万元设备购置费：962万元安装工程费：319万元其他费用：571万元线路工程费：1562万建筑工程费：530万元设备购置费：992万元安装工105、程费：349万元其他费用：600万元线路工程费：1690万本期投资对比站址一较站址二少254万元，结合远期工程及配套35kV、10kV网络的建设，站址一较站址二终期投资约减少400-500万元。由比较可知，具体内容对比的两个站址的进出线条件和线路走廊、站址总体施工条件均较好，比较场地及土建工程费用，同时结合110kV线路的建设，清水村站址的本期及终期投资相对较省。而且清水村站址系统位置更好，配套的中低压网络建设费用较省，并结合站址所处地理位置、线路出线、终期投资及当地政府规划职能部门的意见，将清水村站址作为本工程的推荐站址，大合村站址作为备选站址。5 变电站工程设想5.1 电气一次5.1.1 106、工程概况XX110kV变电站本期新出一回110千伏线路至就近的竹市变接入系统； 35kV层面本期将原35kV山门变3回线路全部改接，本期接入竹市、醪田、龙井以及九龙等35kV水电站；10kV侧出线回路本期考虑8回出线，直供站址近区负荷，远期按每台变压器按8回出线规划。主变建设规模：远期规模250MVA，本期规模150MVA；110kV进出线回路数：远期按4回规划，单母线分段接线；本期出线1回，单母线接线；35kV进出线回路数：远期按4回规划，单母线分段接线；本期出线3回，单母线分段接线；10kV出线回路数：远期按每台变压器 8回，共计16回，单母线分段接线；本期上8回，单母线接线；无功补偿：按107、每台50MVA主变配置1（4.8+3.6）MVar容性无功补偿规划，不设感性无功补偿；项目地点：推荐站址位于XX县山门镇清水村。5.1.2 方案拟定根据推荐站址的地形地貌、土石方工程量及环境等工程条件，力求在满足各种使用功能的前提下尽可能节约用地，既要布置紧凑，又要布局合理，功能分区明确，各电压等级出线方便，设备运输通畅，满足消防要求。根据上述主要设计原则以及本工程的电压等级数、建设规模、电气主接线、进出线方向等工程具体技术条件，同时结合国网湖南省电力公司110kV智能变电站模块化建设通用设计标准化施工图110-C-4方案，本站设计了以下两个比较方案：方案一：本方案参考国网湖南省电力公司110108、kV智能变电站模块化建设通用设计标准化施工图110-C-4方案，并在其基础上根据本站实际情况进行优化调整。总平面按110kV配电装置、主变压器、35kV/10kV配电装置楼与二次设备预制舱布置。110kV配电装置、主变压器布置均采用户外布置，35kV及10kV配电装置户内布置。110kV配电装置采用户外AIS设备，布置在所区西南侧，架空出线；型预制式二次组合设备布置在110kV配电装置场地西侧；35kV采用户内充气柜布置在所区东北侧35kV/10kV配电装置楼，电缆出线；10kV采用户内金属铠装移开式开关柜布置在所区东北侧35kV/10kV配电装置楼，电缆出线；主变布置在110kV配电装置和3109、5kV/10kV配电装置楼之间，电容器组布置在所区东南侧，进站公路由站区北侧中部大门从县道引进变电站。方案二：本方案参考国家电网公司输变电工程通用设计110(66)kV智能变电站模块化建设（2015年版110-A1-1(1)方案与，并在其基础上根据本站实际情况进行优化调整。总平面按110kV配电装置、主变压器、35kV/10kV配电装置楼与二次设备预制舱布置。110kV配电装置、主变压器布置均采用户外布置，35kV及10kV配电装置户内布置。110kV配电装置采用户外GIS设备，布置在所区西南侧，架空出线；型预制式二次组合设备布置在110kV配电装置场地西侧；35kV采用户内充气柜布置在所区东110、北侧35kV/10kV配电装置楼，电缆出线；10kV采用户内金属铠装移开式开关柜布置在所区东北侧35kV/10kV配电装置楼，电缆出线；主变布置在110kV配电装置和35kV/10kV配电装置楼之间，电容器组布置在所区东南侧，进站公路由站区北侧中部大门从县道引进变电站。表5.1-1 变电站设计方案对比表项 目方案一方案二差 异围墙内占地面积3767.4m23000m2方案二比方案一节约799平方米，调整后占地面积仅为方案一的79%建筑面积357m2357m2一致110kV配电装置户外AIS设备软母线中型双列布置户外GIS设备单列布置方案二使用GIS设备，占地面积小。35kV配电装置户内开关柜单111、列布置户内开关柜单列布置一致10kV配电装置户内开关柜双列布置户内开关柜双列布置一致（1）方案适用性方面方案一110-C-4方案适用于人口密度低、土地征收费用较低地区，不受外界条件限制、站址选择较为容易的区域。无特殊地形条件地区，中地震烈度地区以及中度大气污染地区。方案二110-A1-1方案适用于城郊、经济技术开发区、高地震烈度地区、高海拔地区、污秽较严重等地区。本工程变电站站址位于人口密度低农村，从方案的适用性考虑，方案一更适用于本工程。（2） 技术方面方案一和方案二区别主要在于方案一110kV配电装置采用户外AIS设备，35kV配电装置采用充气式开关柜，10kV采用金属铠装移开式开关柜。方112、案二110kV配电装置采用户外GIS设备，35kV配电装置采用充气式开关柜，10kV采用金属铠装移开式开关柜。从山门变在电网所处的位置，结合电网发展规划，建议山门变预留出线间隔以满足电网发展的需求，故从变电站扩建难易情况以及运行的灵活性方面考虑，方案一优于方案二，方案一施工周期更短。（3） 变电站占地面积电气总平面布置方案一与方案二相比，方案二的东西横向尺寸减少13米、南北纵向尺寸增加0.2米、围墙内占地面积小767.4m2、站址总用地面积小767.4m2。方案一占地面积大，方案二占地面积小。（4）经济性方面方案一静态投资2343万元，方案二静态投资2481万元，方案一比方案二节省投资138万113、元（静态投资），经济性更优。结论：综上，从方案适用性方面、技术方面、经济性方面方案一更优，从变电站的占地面积方面方案二更优，综合考虑后设计推荐方案一。以下以介绍推荐方案方案一为准。5.1.3 技术经济指标5.1-2 变电工程主要技术方案和经济指标统计表（推荐方案）序号项 目技术方案和经济指标1主变压器规模，远期/本期，型式250MVA/150MVA（两台 ，户外布置，双列式2(高)电压出线规模、远期/本期4回/1回3(中)电压出线规模、远期/本期4回/3回4(低)电压出线规模、远期/本期16回/8回5低压无功补偿规模、远期/本期2(4.8+3.6)Mvar/1(4.8+3.6)Mvar6(高)114、电气主接线、远期/本期单母线分段接线/单母线接线7(中)电气主接线、远期/本期单母线分段接线/单母线分段接线8(低)电气主接线、远期/本期单母线分段接线/单母线接线9(高)配电装置型式，断路器型式、数量户外布置，单断口SF6瓷柱式断路器，本期2台10(中)配电装置型式，断路器型式、数量户内充气柜单列布置，真空断路器，本期6台11(低)配电装置型式，断路器型式、数量户内开关柜单列布置，真空断路器，本期12台12(高)互感器型式(常规合并单元；电子式)常规合并单元13(中)互感器型式(常规合并单元；电子式)常规合并单元14(低)互感器型式(常规合并单元；电子式)常规合并单元15地区污秽等级/设备选115、择的污秽等级III级/d级16控制方式无人值班17变电站通信方式、本期建设规模光纤通信：OPGW16.8km+普通光缆0.6km18站外电源方案/架空线长度(km)/电缆长度(km)施工电源从站址西侧的10kV山横线12号杆搭火引接，采用YJV-3300电缆80m，与站址的直线距离约0.040km。19电力电缆(km)1kV/440+6km10kV/0.175km35kV/0.34km20控制电缆(km)4.5km21光缆(km)/尾缆(km)光缆3km/尾缆1km22接地材料/长度(m)扁钢-506/3km角钢L50505/70根扁铜-254/0.5km23变电站总用地面积（hm2）0.47116、4724围墙内用地面积（hm2）0.376825进站道路长度，新建/改造（m）37/026总土石方工程量及土石比，挖方/填方（m3）-4800/480027弃土工程量/购土工程量（m3）0/028边坡工程量，护坡/挡墙（m2/m3）350/45029站内道路面积远期/本期(m3)620/62030电缆设施型式及长度远期/本期)(m)电缆沟300/30031水源方案自来水接入32站外供水/排水管线长度（m）192/3233总建筑面积（m2）35734主控制楼建筑层数/面积/体积(层/m2/m3)1/357/185735构、支架结构形式及工程量（t）钢构架/59.7t36地震动峰值加速度0.05g117、37地基处理方案毛石混凝土换填38动态投资(万元)234539静态投资(万元)230040建筑工程费用(万元)49341设备购置费用(万元)96242安装工程费用(万元)31943其它费用(万元)52644建设场地征用及清理费(万元)1655.1.4 电气主接线5.1.4.1 110kV电气接线本站110kV出线远期4回，本期出线1回;远期主变进线2回，本期1回。根据规范和系统建议，本站110kV本期采用单母线接线，远期采用单母线分段接线。5.1.4.2 35kV电气接线本站35kV远期出线4回电缆出线，每台变压器带2回出线，本期出3回。根据系统规划规模及规程确定本站35kV本期及远期均采用单118、母线分段接线。5.1.4.3 10kV电气接线本站10kV远期16回电缆出线，按每台变压器8回，本期8回出线。因此本站10kV本期采用单母线接线，远期采用单母线分段接线。5.1.4.4 中性点接地方式主变压器110kV中性点经隔离开关接地方式，运行时变压器中性点可选择不接地或接地两种方式；35kV、10kV中性点不接地。5.1.5 短路电流计算及主要电气设备选择1) 短路电流计算结果本工程短路电流计算按远景水平年，短路阻抗标幺值计算，其基准值为：Sj=100MVA，Uj=Ujp。 主变压器短路电抗取常规值：Uk1-2%=10.5, Uk1-3%=18，Uk2-3%=6.5；经计算：本期：110119、kV母线短路电流：=3.634kA 35kV母线短路电流：=3.222kA 10kV主变低侧短路电流：=15.82kA远期：110kV母线短路电流：=3.279kA 35kV母线短路电流：=4.797kA 10kV主变低侧短路电流：=18.55kA =21.36kA(并列运行) 根据系统短路电流计算结果结合通用设备技术规范选型，变电站110kV短路电流水平选择40kA，35kV短路电流水平选择25kA，10kV短路电流水平选取31.5kA。2) 主要电气设备选择根据湖南省污区分布图，本变电站室外设备防污等级选择为d级，户外设备按外绝缘统一爬电比距31mm/kV（按最高工作电压计算）考虑，户内设120、备按外绝缘统一爬电比距20mm/kV（按最高工作电压计算）选择。设备按照国家电网公司标准化建设成果（输变电工程通用设备、通用设备）应用目录原则选择。a）主变压器本期工程装设一台主变压器，选用三相自然油循环自冷 有载调压变压器，暂定型号为SSZ-50000/110。变压器参数选择见表5.1-3。表5.1-3 主变压器参数选择结果项目参数型式三相 ，油浸式有载调压容量比100/100/100额定电压11081.25%/38.522.5%/10.5kV接线组别YN，yn0，d11阻抗电压Uk1-2% =10.5，Uk1-3% =18，Uk2-3% = 6.5冷却方式自然油循环自冷（ONAN）套管TA121、高压中性点100200/1A，5P30/5P30b）110kV电气设备选择110kV采用户外AIS设备。按照短路电流水平，110kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值为100kA。110kV主要设备选择结果见表5.1-4。表5.1-4 110kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注断路器SF6断路器,126kV，3150A， 40kA/3S隔离开关双柱隔离开关,126kV，3150A，40kA/3S电流互感器油浸倒立式电流互感器，2300/1A，5P30/5P30/0.2S/0.2S 40kA/4S0主变进线电流互感器电流互感器油浸倒立式电流互感器，2600/1A， 5P30/0122、.2S 40kA/4S出线电流互感器电压互感器电容式电压互感器， ，0.2/0.5/0.5/3P线路电压互感器电压互感器电容式电压互感器， ,0.2/0.5(3P)/3P/6P母线电压互感器避雷器氧化锌避雷器 Y10W-102/266c）35kV电气设备选择35kV采用户内气体绝缘交流金属封闭开关设备。按照短路电流水平，35kV设备额定开断电流为25kA，动稳定电流峰值为63kA。35kV主要设备选择结果见表5.1-5表5.1-5 35kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注主变进线柜1250A 25kA，附智能终端合并单元一体化装置馈线柜1250A 25kA 母线设备柜0.2/0.5/123、3P/6P,分段柜1250A 25kA 分段隔离柜1250A 25kA 隔离开关35kV,双柱水平旋转式，双柱不接地，额定电压40.5kV额定电流1250A,25kA 配手动操作机构户外设备氧化锌避雷器YH5WZ-51/134(W)，额定电压51kV，附在线监测仪标称放电电流5kV，雷电冲击残留电压134kV户外设备站用变户外油浸式，100/35kV， 3522.5%/0.4kVA， D，yn11户外设备d）10kV电气设备选择10kV采用户内开关柜、户外电容器组、户外站用变。按照短路电流水平，10kV设备额定开断电流为31.5kA，动稳定电流峰值为80kA。10kV主要设备选择结果见表5.1124、-6。表5.1-6 10kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注并联电容器户外框架式成套设备，10kV, 4.8Mvar 5%户外框架式成套设备，10kV, 3.6Mvar 5%站用变户外油浸式，100/10.5kV ，10.522.5%/0.4kVAD，yn11避雷器YH5WZ-17/45开关柜断路器12kV，3150A，40kA/3s进线12kV，1250A，31.5kA/3s其他电流互感器户内干式电磁式，12kV，4000/1A（变比），5P30/5P30/0.2S/0.2S(准确级)进线户内干式电磁式，12kV，2100/1A（变比），5P30/0.5/0.2S(准确级)站用变户125、内干式电磁式，12kV，2400/1A（变比），5P30/0.5/0.2S(准确级)电容器户内干式电磁式，12kV，2400/1A（变比），5P30/0.5/0.2S(准确级)出线电压互感器抗谐振型或附一次消谐， 避雷器YH5WZ-17/45e）导体选择110kV母线采用LGJ-500/35，35kV主变进线采用YJV22-1630电缆，35kV母线采用TMY-8010铜排，10kV母线及进线采用2（TMY-12510）铜排。导体选择的原则为：（1）母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。（2）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。（3）110kV、35kV、10k126、V出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。（4）主变压器进线载流量按不小于主变额定容量的1.05倍计算，主变高压侧进线按经济电流密度选择，低压侧母线载流量按主变压器低压侧最大负荷计算。表5.1-7 各级电压导体选择结果表电压（kV）回路名称回路工作电流（A）选用导体控制条件根数型号载流量（A）（修正值）110kV主母线262.4LGJ-500/35909由载流量控制主变进线262.4LGJ-300/40559由经济电流密度控制母线设备LGJ-300/40559按电晕最小截面35kV主变进线330YJV22-1630875由经济电流密度控制主母线330LGJ-500/45909由载流量控制127、主母线330TMY-80101192由载流量控制10kV主变进线2886.82 TMY-125103511由载流量控制主母线2886.82(TMY-12510)3511由载流量控制4.8MVar电容器360YJV22-10-3240437由载流量控制3.6MVar电容器208YJV22-10-3240437由载流量控制5.1.6 绝缘配合及过电压保护电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器、国家标准GB/T 50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范确定的原则进行选择。本站所处XX地区年平均雷暴日大于40日，近五年雷电监测系统记录的128、平均落雷密度大于3.5次/km2.a。根据生技部要求本站110kV出线间隔均加设氧化锌避雷器。 1）避雷器的配置为防止110kV线路雷电侵入波对主变压器和其它电器设备的危害，在110kV出线上装设氧化锌避雷器。主变35kV及10kV进线侧均装设避雷器，以防止雷电波的感应电压在中压或低压开路时，危及中压或低压绕组绝缘。10kV并联电容器装设氧化锌避雷器以防止操作过电压。110kV架空线路进线处均装设1组氧化锌避雷器。主变35kV进线侧及母线均装设1组持续运行电压不小于41kV的氧化锌避雷器。主变10kV进线侧，10kV并联电容器均装1组持续运行电压不小于13.6kV的氧化锌避雷器。主变中性点高压129、侧装设1台YH1.5W-73/173型避雷器，中压侧装设1台HY5WZ-51/134型避雷器。 2）110kV电气设备的绝缘配合110kV氧化锌避雷器作为110kV绝缘配合的基准，其主要技术参数见下表：表5.1-8 110kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压(kV，有效值)避雷器额定电压(kV，有效值)避雷器持续运行电压(kV，有效值)雷电冲击10kA残压(kV，有效值)陡波冲击10kA残压(kV，有效值)数值22610279.6266297110kV电气设备的绝缘水平按GB311.1-2012高压输变电设备的绝缘配合和国家电网公司110500kV变电站通用设备典型规范的规定选取，有关130、取值见下表： 表5.1-9 110kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备耐受电压值雷电冲击保护水平配合系数雷电冲击耐压(kV，峰值)1min工频耐压(kV，有效值)全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器4804505502001851.4其他电器550550550*230230断路器断口间5505502302301.4*仅电流互感器及主变压器承受截波耐压试验。 3）35kV电气设备的绝缘配合35kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内35kV避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见下表：表5.1-10 35kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压(kV，有效值)避雷器131、额定电压(kV，有效值)避雷器持续运行电压(kV，有效值)雷电冲击5kA残压(kV，有效值)陡波冲击5kA残压(kV，有效值)数值114514113415435kV电气设备的绝缘水平按GB311.1-2012高压输变电设备的绝缘配合的规定选取，有关取值见下表： 表5.1-11 35kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压(kV，峰值)1min工频耐压(kV，有效值)全 波截 波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器2001852208580断路器断口间1851859595隔离开关断口间215118其他电器1851859595 4）10kV电气设备的绝缘配合10kV132、避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内10kV避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见下表:表5.1-12 10kV氧化锌避雷器主要技术参数参数系统标称电压(kV，有效值)避雷器额定电压(kV，有效值)避雷器持续运行电压(kV，有效值)雷电冲击5kA残压(kV，有效值)陡波冲击5kA残压(kV，有效值)数值38.31713.64551.810kV电气设备的绝缘水平按GB311.1-2012高压输变电设备的绝缘配合的规定选取，有关取值见下表：表5.1-13 10kV电气设备及主变中性点的绝缘水平及保护水平配合系数表设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压(kV，峰值)1min工频耐压(kV，有效值)133、全 波截 波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器低压侧7575753535主变压器中性点1851851858585断路器断口间75754242隔离开关断口间8549其他电器75754242 5）绝缘子串片数的选择污秽等级为c级，按国家标准GB/T 26218-2010污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定中规定，取泄漏比距为25mm/kV，依最高运行电压和泄漏比距选择绝缘子串片数；并据导线荷载大小，选用不同强度的悬式绝缘子，110kV单片绝缘子的爬电距离为450mm。根据计算，110kV耐张绝缘子串片数取8，悬垂绝缘子串片数取8片。5.1.7 电气总平面布置及配电装置本变电站按照无人值班、智能134、变电站设计。根据推荐站址的地形地貌、土石方工程量及环境（根据当地国土、规划等部门的资料，站址位置受外部环境制约）等工程条件，力求在满足各种使用功能的前提下尽可能节约用地，既要布置紧凑，又要布局合理，功能分区明确，各电压等级出线方便，设备运输通畅，满足消防要求。根据上述主要设计原则以及本工程的电压等级数、建设规模、电气主接线、进出线方向等工程具体技术条件，本站参考国网湖南省电力公司110kV智能变电站模块化建设通用设计标准化施工图110-C-4方案，进一步优化、调整后形成。5.1.7.1总平布置方案概述本方案参考国网湖南省电力公司110kV智能变电站模块化建设通用设计标准化施工图110-C-4方135、案，并在其基础上根据本站实际情况进行优化调整。总平面按110kV配电装置、主变压器、35kV/10kV配电装置楼、二次设备预制舱布置。110kV配电装置及主变压器采用户外布置、35kV和10kV配电装置户内布置。35kV和10kV高压配电装置室、二次设备室布置在一栋建筑物内。根据系统方案及站区地形地貌，110kV配电装置采用户外AIS设备中型双列布置，布置在站区的西南侧，通过终端塔转角往南出线，同时考虑远期预留3回出线间隔位置，架空进出线；35kV采用户内气体绝缘交流金属封闭开关设备、10kV配电装置采用户内金属铠装移开式开关柜置于高压配电室布置在所区东北侧，电缆出线；主变布置在110kV配电136、装置和高压配电室之间，电容器组布置在站区东南侧，进站公路由站区北侧中部大门从县道引进变电站。围墙中心占地面积59.8米63米=3767.4平方米。5.1.7.2 出线间隔排序图5.1.7.3 配电装置a)主变压器本工程规划2台主变。本期装设1台主变，主变压器采用户外布置，主变与110kV配电装置的连接采用软导线，与35kV配电装置采用电缆连接、与10kV配电装置采用铜排连接。b）110kV配电装置110kV配电装置采用户外AIS软母线普通中型断路器双列布置，全部架空出线，本期出线1回，预留3回出线间隔，110kV出线间隔宽8m。d）35配电装置35kV配电装置采用户内气体绝缘交流金属封闭开关设137、备，与10kV户内开关柜一同布置在高压配电室内，本期电缆出线3回，预留1回电缆出线位置。e) 10kV配电装置根据系统规划远景10kV馈线为16回，本期为8回出线。10kV配电装置采用户内金属铠装移开式开关柜双列布置，10kV主变进线采用母线桥引至10kV配电室，10kV出线及无功补偿等均采用电缆出线。f) 无功补偿装置及布置无功补偿采用并联电容器组，形式为户外布置框架式电容器。本期无功容量为1(4.8+3.6)Mvar并联电容器。本工程远期并联电容器分4组，容量为4.8Mvar及3.6Mvar各2组。电容器额定电压采取11/3kV，电容器组采用单星型接线。5.1.8 站用电及照明1）站用电源138、根据GB/50059-201135110kV变电所设计规范规定，在有两台及以上主变压器的变电所中，宜装设两台容量相同可互为备用的站用变压器。因此，本站设置2台站用变压器。两台站用变压器分别接于10kV I段母线和35kV II段母线上，供全站动力及照明等交流负荷用电。站用电低压系统采用单母线接线，三相四线制，系统的中性点直接接地，系统额定电压为380V/220V。本站用电系统采用交直流一体化电源系统，由电气二次专业统一考虑。 2）站用变压器选择两台站用变压器容量相同，互为备用，每台站用变按全站计算负荷选择，全站负荷统计见下表。序号名称单位容量台数容量(kW)安装运行安装运行一、动力1逆变器电源139、7.52充电电源（含保护、自动、五防、遥视、事故照明、通信）83主变有载调压122224控制室、高压室空调56630305资料室、蓄电池室空调1.5223.03.06公用电源117轴流风机1.56699p1=60.5kW二、加热防潮1110、35kV配电装置加热及照明555210kV开关柜加热及照明888p2=13kW三、照明1户内、外照明151515p3=15kW四、检修电源1检修电源5p4=5kW由以上公式可得S93.5kW。因此本工程站用变压器容量选用100kVA。其中#1站用变压器接于35kV侧II段母线上，#2站用变压器接于10kV侧I段母线上，2台站用变压器均采用户外布置。3）站用140、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段站用母线，采用双回路供电。站用电低压系统采用三相四线制，系统的中性点直接接地。系统额定电压380/220V。站用电低压母线采用单母线接线，两回380V进线应配置自动投切装置。该站的照明采用专用照明配电箱供电，照明配电箱的电源以辐射方式从站用电源屏上取得。4）照明及检修电源a）正常照明：全站正常照明由380/220V站用低压配电屏供电141、，采用TN-C-S方式供电；设置3个照明配电箱，均布置在综合配电室走廊内。CM1照明箱给户外场地照明提供电源，CM2照明箱给生产综合室正常照明及站内应急照明提供电源，CM3照明箱给风机、空调、插座提供电源。b）事故备用照明：二次设备室、35/10kV配电室均设置有备用照明，其电源来自应CM2照明箱。CM2照明箱应急照明回路配有手动投切装置，其电源分别接至交流屏及直流馈线屏，可通过手动投切至直流馈线屏电源回路。应急照明灯具自带蓄电池采用室内就地控制，平时处于关闭状态。c）疏散照明：综合配电室内二次设备室出口、10kV配电室出口均设置疏散照明。d）检修电源：本站设3个检修配电箱，分别设在户外110142、kV配电装置场地、户外主变配电场地、户内35kV/10kV配电装置室，其电源由站用380/220V站用电屏供电。二次设备室内装设电源插座作为检修电源。各检修配电箱内按要求装设漏电保护装置。e）主要场所的照明及控制方式二次设备室、二次设备预制舱室、35kV/10kV配电装置室采用额定功率为50W的LED免维护格栅灯(预制舱室内照明由厂家配套提供)，蓄电池室采用密闭型的LED固态光源防爆灯，并采用分开关控制。室外照明采用150W LED免维护强光灯，采用配电箱内空开控制。事故照明，采用免维护应急灯。5.1.9 防雷与接地变电站防雷接地根据国家标准GB/T 50064-2014交流电气装置的过电压保143、护和绝缘配合设计规范和GB/T 50065-2011交流电气装置的接地设计规范进行设计。1）防直击雷保护采用在110kV配电装置构架上设置2支33米高的避雷针，构成联合保护作为直击雷保护措施。所有的构架避雷针除与主接地网相连外，还应与其附近设置的集中接地装置活动连接。2）接地根据本工程土建场平后的实际高程以及物勘报告，本变电站四周环境对土壤电阻率影响较小，综合考虑到季节因素与接地埋深，本工程土壤电阻率取330m。本工程最大入地电流为1513A，接地电阻允许值为R2000/I=1.322。全站人工主接地网的接地电阻值为2.21.322，不满足要求。当接地网的接地电阻不满足要求时，可通过技术经济比144、较增大接地电阻，且应符合GB/T 50065-2011 交流电气装置的接地设计规范规定，接地网地电位可升高至5kV。接地网接地电阻为2.23.305，满足要求，应校验接触电势与跨步电势。本工程地表允许最大接触电势Utmax=554.2V，经计算，接触电位差要求接地电阻值为Rt1.278，接触电势不满足允许值要求。地表允许最大跨步电势Usmax=572.8V，经计算，跨步电位差要求接地电阻值为Rs4.842，跨步电势满足允许值要求。因此，本工程需要考虑降阻措施。目前，常用的降阻措施有外引接地、装设垂直接地极、装设接地模块、人工降阻、深井接地、离子接地极、爆破接地等。根据地堪报告，该站场地地层岩性145、：第层 耕植土(Q4pd)土质多呈软塑状，很湿，高压缩性，结构松散，欠固结，层厚0.30.6米。第层粘土(Qel)：该层压缩性小，结构致密，土体干稍湿，硬塑状态。本次揭露层厚7.4m10.5m，平均厚度8.7m；根据物勘报高中XX县山门110kV变电站电测剖面成果图显示粘土层往下土壤电阻率有上升趋势，均大于330.m。场地地下水情况：该场地在本次勘察深度内未见到地下水，场地地势较高，排泄条件较好；另外，粘土和灰岩为弱透水层，贮水能力差(或不贮水)，故场地浅部缺乏地下水。因此本工程不可考虑深井接地，同时场地周边大部分区域为基本农田与民房也不宜采用外引接地，因此本工程考虑采用装设接地模块，接地模块146、宜设置在地网边缘。要使接地电阻从2.2降到1.278，则需并联的接地模块的接地电阻R并为3.05。沿外围水平接地极使用模块(型号: 1001000mm )，考虑降低屏蔽效应，相邻模块间距约为5米。 单个模块接地电阻为：R单=0.158=0.158330 =52.14 式中为表层平均土壤电阻率，根据地勘实测取330m；并联n组模块后的接地电阻为R并=R单/（n）=3.05式中为模块调整系数，据厂家值为0.6；根据公式计算得n=29个。经校验，装设完29个接地模块后，接地网接地电阻为1.27，满足接触电位差允许值（R=1.278）和跨步电位差允许值（R=4.842）的要求。根据上述对接地电阻理论计147、算结果的综合考虑可知，本站采用接地模块降阻后，接地网接地电阻理论达到值约为1.27。从理论上计算方案是可靠可行的，在实施过程中还应注意施工步骤和工艺，需与材料生产厂家核实与讨论具体的敷设方案及流程。沿主水平接地网外围敷设降阻模块，型号为: 1001000mm ，共计29个，相邻间距约为5米通过506镀锌扁钢首尾串联后多点与外围水平接地极有效连接，模块回填时一定要采用低电阻率素土，并分层夯实，第一层夯时后应施水自沉降，再进行后续夯实。采用上述降阻方法主要目标是力争从经济技术的角度出发，最大限度的利用现有土地资源，争取以最经济的方式达到接地技术要求。考虑到现场的实际情况及地下情况的复杂性，也可能出148、现接地电阻达不到设计要求，需向围墙外110kV出线门架下方空地采取扩大接地网面积直至符合要求。接地线和接地极的选用a）根据热稳定条件，为考虑腐蚀时，接地线的最小截面应符合下式要求，SgIg/c=105.7mm2考虑热镀锌扁钢年腐蚀率为0.065mm/年，腐蚀年限为30年。若选用-506镀锌扁钢则有：（50-0.06530）（6-0.06530）=194.6mm2105.7mm2 满足要求。因此选用-506镀锌扁钢。b）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%。因此接地极最小截面为225mm2。因此接地极选用50505镀锌角钢。全站接地采用以水149、平敷设扁钢接地极为主，辅以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-506镀锌扁钢，按照反措要求，采用-254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，敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。5.1.10 光缆、电缆设施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范选择。2) 光缆、电缆敷设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。户内电缆采用电缆沟、电缆层及穿管敷设方式。站内二次设备室通信联系采用屏150、蔽双绞线，但采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输宜采用光纤。光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定，光缆采用穿管、槽盒方式敷设。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。屏蔽层接地措施按国标GB50217-2018电力工程电缆设计规范要求设计。5.1.11 通用设计的应用情151、况本站参照国网湖南省电力公司110kV智能变电站模块化建设通用设计标准化施工图110-C-4方案进行优化设计。表5.1-14 与通用设计对照一览表类型通用设计110-C-4方案山门110kV变电站原因建设规模(本期/远期)主变：1/250MVA；出线：110kV 2/4回，35kV 2/4回，10kV 8/16回；每台主变10kV侧无功：并联电容器2组主变：1/250MVA；出线：110kV 1/4回，35kV 3/4回，10kV 8/16回；每台主变10kV侧无功：并联电容器2组根据系统实际需要调整接线型式110kV：本期及远期均为单母线分段；35kV：本期单母线接线，远期单母线分段；10k152、V：本期及远期均为单母线分段110kV：本期单母线，远期单母线分段；35kV:本期及远期均为单母线分段；10kV：本期单母线，远期单母线分段根据系统实际需要调整总布置及配电装置110kV配电装置、主变压器、35kV/10kV配电装置楼平行布置；110kV：户外AIS，架空出线；35kV：户内开关柜，电缆出线；10kV：户内开关柜，电缆出线110kV配电装置、主变压器、35kV/10kV配电装置楼平行布置；110kV：户外AIS设备中型双列布置，架空出线；35kV：充气式开关柜单列布置，电缆出线10kV：开关柜双列布置，电缆出线综合配电楼按C-8方案修改，考虑9.6*33m，一次电缆沟采用110153、0*1000mm。总平采用59.8*63m。无功补偿装置模块户外框架式，容量为2（3.6+4.8）Mvar户外框架式，容量为2（3.6+4.8）Mvar相同110kV中性点接地中性点避雷器选型为YH1.5W-73/173中性点避雷器选型为YH1.5W-73/173相同围墙内地面积（hm2）/总建筑面积（m2）0.3767/3180.3767/357根据实际需要,在通用设计基础上对综合配电楼的各功能室进行优化调整，站内建筑面积增加39m2 增加12.3%。二次电流5A1A参照行业标准DL/T 5136-2012火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程 5.4.10条5.1.12 施工电源站址变电站154、的施工电源从站址内经过的10千伏308山横线引接，施工电源采用YJV-3300电缆，电缆长度80米，在站址最近P12号杆塔上搭接10kV电源，考虑永临结合方案远期将此电缆直接接入10kV开关柜连接原山横线。5.1.13 融冰本期不考虑线路融冰。5.2 电气二次5.2.1 监控系统5.2.1.1 监控系统配置原则及方案1）设计原则a）变电站自动化系统的设备配置和功能要求应满足无人值班技术要求。b）采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际规模配置。c）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155、DL/T860，实现站控层、间隔层二次设备互操作。d）变电站内信息宜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。e）变电站自动化系统完成对全站设备监控。f）变电站自动化系统宜具有与电力调度数据专网的接口，软件、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。g）向调度端上传的保护、远动信息量执行相关规程。h）变电站自动化系统网络安全应严格按照电力二次系统安全防护规定执行。2）控制方式的选择XX110kV变电站按智能变电站模块化建设进行设计，运行管理模式为无人值班。变电站采用计算机监控系统作为主要控制手段，操作控制功能按集控中心、站控层、间隔层、设备级的分层156、操作原则考虑；操作权限由集控中心、站控层、间隔层、设备级的顺序层层下放，原则上站控层、间隔层、设备级只作为后备操作或检修操作的手段。在监控系统运行正常的情况下，任何一层的操作、设备的运行状态和选择切换开关的状态都应处于计算机监控系统的监视之中。在任何一层的操作时，其他操作级均处于被闭锁状态。3）监控范围无人值班变电站要求调度端能全面掌握变电站的运行情况，自动化系统的监控范围按照DL/T5103201235kV220kV无人值班变电所设计规程执行，并在其基础上至少还需要增加交直流一体化电源系统的重要馈线断路器状态。即a）10kV110kV线路、主变压器、母线和电容器的断路器，110kV隔离开关；157、b）主变压器有载调压分接开关；c）主变中性点接地隔离开关；d）交直流一体化电源系统重要馈线断路器。4）系统网络构成及网络通信设备配置a）站控层由主机兼操作员工作站、远动通信装置及网络打印机等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，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，并与远方监控/调度中心通信。本站站控层网络采用单星形以太网，本期配置I区站控层交换机1台（24百兆电口、2百兆光口）、II区站控层交换机1台（24百兆电口、2百兆光口）。b）间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析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。本158、站间隔层网络采用单套星形以太网。本期配置间隔层交换机4台（24百兆电口、2百兆光口）；其中1台主变间隔层交换机安装于主变测控柜、1台110kV间隔层交换机安装于110kV线路保护测控柜；2台35kV、10kV间隔层交换机组35kV、10kV间隔层网络设备柜1面安装于10kV高压室。c）过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括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。110kV电压等级过程层采用单星形以太网，GOOSE网与SV网共网设置，10kV电压等级不配置过程层网络。本期配置1台主变过程层交换机（16百兆光，2千兆光），安装于110kV线路保159、护柜；配置1台110kV线路过程层交换机（16百兆光，2千兆光），安装于110kV母线保护柜；配置1台过程层中心交换机（16百兆光口，4千兆光口），安装于公用设备柜。交换机配置情况如表5.2.1所示。表5.2.1 交换机配置表交换机数量（台）本期远期站控层(22百兆电口、2百兆光口)22间隔层(24百兆电口，2百兆光口)主变、110kV2335kV1210kV13过程层(16百兆光口)中心11主变13110kV1335kV、10kV00合计9175）系统软件本变电站主机采用Unix或Linux操作系统。6）系统功能自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸等同期功能，160、并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。主要包括：实现数据采集和处理功能；建立实时数据库，存储并不断更新来自间隔层或过程层设备的全部实时数据；顺序控制功能，应满足无人值班相关功能要求；防误闭锁功能；报警处理功能，报警信息来源应包括自动化系统自身采集和通过数据通信接口获取的各种数据；事件顺序记录及事故追忆功能；画面生成及显示功能；在线计算及制表功能；对数字或模拟电能量的处理功能；远动通信功能；人机联系功能；系统自诊断和自恢复功能；与其他智能设备的接口功能；保护及故障信息管理功能；智能告警及事故信息综合分析决策功能；网络报文记录分析功能；对基本数161、据信息模型进行配置管理，并自动生成数据记录功能；支撑经济运行与优化控制根据运行要求，实现其它需要的高级应用功能。a）五防闭锁间隔层闭锁通过GOOSE通信完成，过程层的闭锁建议采用电气闭锁+智能单元允许接点实现。b）远动功能远动信息的直采直送是保证调度中心掌控电网运行状态的重要原则。远动通信设备需要的数据应直接来自数据采集控制层的I/O测控装置，并通过站控层网络作为传输通道，直采直送要求远动通信设备与站内监控设备无关。操作员站的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有任何影响。c）信号采集变电站自动化系统应能实现数据采集和处理功能，其范围包括模拟量、开关量、电能量以及来自其他智能装置的数据。d）162、一体化信息平台和高级应用功能 一体化信息平台一体化信息平台从站控层网络直接采集 SCADA数据、保护信息等数据，直接采集电能量、故障录波、设备状态监测等各类数据，作为变电站的统一数据基础平台。本站的一体化信息平台主机与站控层主机统一配置，不独立配置。一体化信息平台配置监控主机2台（含数据服务器及图形网关机功能），数据通信网关机4台（通信网关机配置不少于100M以太网口6个、串口2个），综合应用服务器1台，二次安全防护设备（含主机网络安全监测软件）2套，工业以太网交换机及打印机等。 高级功能）顺序控制基于一体化信息平台实现准确的数据采集，包括变电站内所有实时遥信量包括开关、刀闸、地刀等的位置，所163、有实时模拟量（电流、电压、功率等），以及其它辅助的遥信量。顺序控制功能应具有防误闭锁、事件记录等功能，应采用可靠的网络通信技术。）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。）设备状态可视化采集主要一次设备（变压164、器、断路器等）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。）支撑经济运行与优化控制应综合利用FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站系统层及智能调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。）站域控制采用变电站监控系统实现小电流接地选线功能，取消独立装置。）源端维护在保证安全的前提下，应在变电站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。变电站主接线和分画面图形，图元与模型关联，应可以升级矢量图形（SVG）格式提供给调度/集控系统。7）设备配置原则165、及方案a）站控层设备配置按照功能分散配置、资源共享、避免设备重复设置的原则，配置站控层主机兼操作员工作站2套（含数据服务器及图形网关机功能），数据通信网关机4台，综合应用服务器1台，二次安全防护设备（含主机网络安全监测软件）2套，工业以太网交换机及打印机等。站控层设备应能同时接收站内所有保护、测控装置的数据信息。站控层数据库建库以及主接线图等宜按变电站远期规模设置参数化，便于以后扩建工程的实施。b）间隔层设备配置间隔层设备包括继电保护、安全自动化装置、测控装置、故障录波及网络分析系统、电能量采集系统等设备。 继电保护及安全自动装置具体配置详见继电保护相关说明。 测控装置按照DL/T860建模，166、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。主变测控高、中、低压侧、本体单独配置，每台主变所有测控装置组1面主变测控柜；110kV间隔采用保护、测控集成配置原则，110kV间隔保护测控装置组柜安装于预制仓；配置公用测控装置2台，组柜2面，其中1面安装于二次设备室，1面安装于预制仓；配置110kV母线测控装置1台，安装于公用设备柜。35kV、10kV间隔采用保护测控集成装置。保护装置除失电告警信号以硬接线方式接入公用测控装置，其余告警信号均以网络方式传输。 设置网络分析记录装置1套、故障录波装置1套。 计167、量装置。本站110kV 线路、主变高、低压侧配置0.5S 级有功、2.0 级无功数字化智能电能表。10kV 线路、电容器、站用变采用有功0.5S级、无功2级智能电能表。由于变电站110kV、站用变低压侧均属于中性点非绝缘系统，电能表接线均采用三相四线制，35kV、10kV 均属于中性点绝缘系统，电能表接线均采用三相三线制。具体配置详见电能计量系统相关说明。 有载调压和无功投切装置。站内不配置有载调压和无功投切装置，有载调压和无功投切由变电站自动化系统实现集成应用。c）过程层设备配置110kV电压等级（除主变）：110kV线路间隔配置1台合智一体装置；110kV每段母线配置1台智能终端、共配置2168、台合并单元。主变：主变高压侧配置2台合智一体装置，安装于110kV主变高压侧智能控制柜，主变中、低压侧各配置2台合智一体装置，分别安装于主变35kV、10kV进线开关柜，两套合并单元应有明显的分隔标记，主变本体配置1台智能终端（集成非电量保护功能），2台合并单元，安装于主变本体智能控制柜。10kV电压等级（除主变进线）：不配置合并单元、智能终端。5.2.2 元件保护及自动装置配置主变压器保护采用主、后备一体化保护装置，按双套配置，直接采样直接跳闸。35kV线路、10kV线路、电容器组、站用变保护均采用保护测控集成装置，按间隔单套配置。具体保护配置如下：1）110kV主变压器保护主变压器保护按双169、套配置主后备一体化保护，采用保护与测控分开装置（含主变本体测控）。主保护：设有差动保护，采用谐波比率制动；外部相间短路后备保护：高、中压侧复合电压闭锁的方向及不带方向的过电流保护；高、低压侧过负荷保护；低压侧复合电压启动的电流保护；外部单相接地后备保护：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；中性点经间隙接地运行时，设间隙零序电流电压保护；非电量保护：重瓦斯、轻瓦斯、油温、油位、绕组温度、压力释放、冷却系统故障等。主变差动保护采用直跳方式跳各侧断路器，后备保护跳闸通过GOOSE网络。非电量保护由就地的本体智能终端实现，通过电缆直接跳闸。主变保护采用主后备一体化装置，双重化配置，170、集中组屏。保护跳闸经光纤点对点直跳。每台主变配置一套含有非电量保护功能的智能单元，非电量保护跳闸经电缆以接点的形式联跳主变各侧断路器，保护动作信号以及主变本体信号、本体温度等则通过本体智能终端以专用光纤点对点形式传至主变测控装置，进而上传至站控层； 从目前技术和设备的成熟度考虑，仍采用主变冷却器、有载分接开关自带的独立控制回路实现其功能；智能终端具备可投退的主变冷却器、有载分接开关控制和调节功能。本期新建35kV线路3回、分段间隔1个、站用变间隔1个，采用单母线分段接线方式。35kV间隔保护采用保护测控集成装置，按间隔单套配置，共配置5台保护测控集成装置。新建10kV线路8回，10kV电容器2171、组，10kV站用变1台，采用单母线接线方式。10kV间隔保护采用保护测控集成装置，按间隔单套配置，共配置11台保护测控集成装置。2）35kV线路保护配置微机型电流速断保护和三段式过电流保护及三相一次重合闸保护，保护装置具有小电流接地选线、故障录波、事故记录不掉电等功能。3）10kV线路保护10kV线路保护设有完整的阶段式电流保护（电流瞬时速断保护、电流限时速断保护、定时限过电流保护），兼有三相一次重合闸、低电压及带滑差闭锁的低周减载、小电流接地选线功能。4）10kV电容器保护10kV电容器保护设有两段阶段式电流保护（电流限时速断保护、定时限过电流保护）、过电压保护、低电压保护（有流闭锁）、中性172、点电压不平衡保护。5）10kV站用变保护10kV站用变保护设有完整的阶段式电流保护（电流瞬时速断保护、电流限时速断保护、定时限过电流保护）及本体保护。5）小电流接地选线采用变电站监控系统实现小电流接地选线功能，不设独立装置。5.2.3 电能计量系统主变、110kV线路电能计量表采用具有DL/T 860标准接口的数字式智能电能表，采用数字量直采方式；主变、110kV线路配置有功0.5S级三相四线制数字化智能电能表各1块，主变35kV侧、10kV侧配置有功0.5S级三相三线制数字化智能电能表各1块。35kV部分计量采用有功0.5S级、无功2级三相三线制智能电能表，共5台，用于35kV线路、分段、站173、用变计量。10kV部分计量采用有功0.5S级、无功2级三相三线制智能电能表，共11台，用于10kV线路、站用变、电容器计量。配置电能量远方终端1台，要求所有计量装置具有双RS485接口，并通过RS485口接入电能量远方终端，能量远方终端用于向计量所传送电量计费信息。主变计量表、电能量远方终端共组1面，安装于二次设备预制仓；110kV线路电能计量组柜安装于二次设备预制仓；35kV、10kV部分计量表下放安装至各开关柜。5.2.4 交直流一体化电源系统5.2.4.1 系统构成 交直流一体化电源系统由站用交流电源、直流电源、交流不间断电源(UPS)、直流变换电源(DC/DC)等装置组成，并统一监视控174、制，共享直流电源的蓄电池组。5.2.4.2 系统功能要求全站直流、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应能够上传至远方控制中心，能够实现就地和远方控制功能，能够实现站用电源设备的系统联动。系统的总监控装置应通过DL/T860规约与变电站后台设备连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理。系统应具有交流电源切换、充电装置充电方式转换等功能，应具有监测交流电源馈线、直流电源馈线的脱扣告警信号功能。本期交直流一体化电源系统配置交流电源系统柜3面，直流充电柜1面、直流馈线柜1面、直流分电柜1面、蓄电池及支架1组、通信电源柜1面、UPS电源柜1面。蓄电池组架175、安装在蓄电池室，其中1面直流分电柜、1面UPS电源柜安装在预制仓，其余屏柜安装在二次设备室。5.2.4.3 直流系统采用220V直流电源作为全站各安装单位的控制、保护、信号、安全自动装置及事故照明等负荷的供电电源。配置一组容量为200Ah阀控铅酸蓄电池，组架1套，布置于蓄电池室。蓄电池容量按2小时事故放电时间计算，通信负荷按4小时事故放电时间计算。直流系统采用1套高频开关电源装置（1面直流充电柜，设520A高频模块），系统接线采用单母线接线。直流系统采用辐射式供电方式，开关柜直流供电采用每段母线辐射供电方式，设置1面馈线屏、1面分电柜。表5.2-1 直流负荷统计及蓄电池容量选择结果表序号负荷名176、称装 置容 量kW负 荷系 数计 算电 流A负 荷电 流A事故放电时间及放电电流(A)持续min随 机初 期1303060601201202405S1jc12345R1常明灯010.000.000.000.000.002事故照明3113.6413.6413.6413.643UPS电源7.50.618.4118.4118.4118.4118.414保护装置1.40.85.095.095.095.095.095.095测控装置2.040.87.427.427.427.427.427.426DC/DC变换装置4.80.817.4517.4517.4517.4517.4517.4517.457合智装置177、1.70.86.186.186.186.186.186.188交换机0.813.643.643.643.643.643.649断路器跳闸37.950.6103.5103.510开关合闸0.5512.59.911备自投断路器自投3113.6413.6412电流统计(A)39.78161.6958.1958.1971.8317.459.9容量计算(二次+通信)Ccho=130.1；CC1=84.6；CC2=129.52；CC3=230.56；CR=5.5；C=CC3+CR=236.16Ccho;Ir=1.25300/10+39.78=77.28A蓄电池容量选择(Ah)300Ah直流模块选择20（4178、+1）=100A每套充电装置配置1套微机监控单元，根据直流系统运行状态，综合分析各种数据和信息，对整个系统实施控制和管理，并通过DL/T860规约将信息上传至一体化电源的总监控装置；每套蓄电池配置1套蓄电池巡检仪，检测蓄电池单体运行工况，对蓄电池充放电进行动态管理。蓄电池巡检装置应具有单只蓄电池电压和整组蓄电池电压检测功能，并通过DL/T860规约将信息上传至一体化电源的总监控装置；在直流馈线柜上装设1套直流绝缘监察装置，在线监视直流母线的电压，过高或过低时均发出警报信号，通过DL/T860规约将信息上传至一体化电源的总监控装置；蓄电池出口、充电装置直流侧出口回路、直流馈线回路和蓄电池试验放电179、回路，应装设保护电器（保护电器采用专业直流空气断路器）。5.2.4.4 不间断电源配置1套USP电源系统，容量为7.5kVA，主机采用单套配置方式。逆变电源为变电站内计算机监控系统、电能量计费系统、火灾报警系统、故障录波装置及工业监视设备等重要二次设备提供不停电电源。逆变电源系统直流电源不自带蓄电池，由站内220V直流系统提供。UPS电源应提供标准通信接口，并将系统运行状态、主要数据等信息通过DL/T860规约上传至一体化电源的总监控装置。5.2.4.5 通信电源系统通信电源采用直流变换电源（DC-DC）装置供电。配置1套直流变换电源（DC-DC）装置，采用直流转换模块，DC-DC模块按N1冗180、余配置（1面通信电源柜，设320A直流转换模块）。直流变换电源（DC-DC）装置应提供标准通信接口，并将系统运行状态、主要数据等信息通过DL/T860规约上传至一体化电源的总监控装置。5.2.4.6 一体化电源系统总监控装置交直流一体化电源系统配置一体化电源系统总监控装置1套，作为一体化电源系统的集中监控管理单元，应同时监控站用交流电源、直流电源、交流不间断电源（UPS）、逆变电源（INV）和直流变换电源（DC/DC）等设备。对上通过DL/T860与变电站站控层连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理；对下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设备中各监控模块通信。5.181、2.5 其他二次系统5.2.5.1 全站时间同步系统配置全站公用的时间同步系统1套，支持北斗系统和GPS系统单相标准授时信号，时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求。时间同步系统对时范围应包括监控系统站控层设备、保护装置、测控装置等及站内其它设备。站控层设备采用SNTP对时方式，间隔层和过程层设备采用IRIG-B、1pps对时方式。时间同步系统应具备RJ45、ST、RS-232/485等类型对时输出接口扩展功能。5.2.5.2 智能辅助控制系统配置1套智能辅助控制系统，实现图像监视及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风等系统的智能联动控制，实时接收各端装置上传的模拟量、开关量182、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智能辅助系统综合监控平台、图像监视及安全警卫子系统、火灾自动报警、环境监测及消防子系统等。1）智能辅助系统综合监控平台配置1套智能辅助系统综合监控平台后台系统，实现辅助系统的数据分类存储分析以及智能联动功能。智能辅助系统综合监控平台后台主机组1面柜，含后台服务器、液晶显示器、灯光控制单元、网桥、电源等。2）图像监视及安全警卫子系统为保证变电站安全运行，便于运行维护管理，本站配置1套图像监视及安全警卫系统。图像监视及安全警卫系统包括视频服务器、多画面分隔器、录像设备、编码器等。其中，视频服务器等后台设备按183、全站最终规模配置，并留有远方监视的接口；就地摄像头按本期规模配置。具体配置如下：a）主变区配置1台快球b）110kV设备区配置2台快球c）10kV设备区配置2台快球d）10kV电容器区配置1台快球e）二次设备间配置2台快球f）蓄电池室配置1台快球g）全景配置1台快球（安装于二次设备室屋顶）h）变电站进站大门、主控楼门厅处安装门禁装置。3）火灾自动报警及消防子系统本站配置火灾自动报警及消防子系统1套，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。火灾探测区域应按独立的房间划分。根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。火灾报警控制器应设置在警卫及消防控制184、室靠近门口处。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火灾的地点。4）本站新增一套SF6监测报警装置。5.2.6 电流互感器、电压互感器二次参数选择1）电流互感器二次绕组设置电流互感器采用二次额定电流1A，二次绕组容量10VA。各电压等级电流互感器配置如下：110kV线路、分段：5P（保护、测量）、0.2S（计量）主变高压侧：5P（保护）、5P（保护）、0.2S（测量）、0.2S（计量）主变低压侧：5P（保护）、5P（保护）、0.2S（测量）、0.2S（计量）35kV/10kV部分（除主变）：5P（保护）、0.5（测量）、0.2S（计量）2）电压互感器配置电压互感器二次绕组185、容量选用10VA。各电压等级电压互感器配置如下：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、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。准确级：0.2（计量）/0.5（3P）（测量、保护）/3P（保护）/6P（保护）35kV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级Y形绕组用于保护，一组0.5级Y形绕组用于测量，一组0.2级Y形绕组用于计量，一组3P级开口三角形绕组用于保护。准确级：0.2（计量）/0.5（保护）/3P（测量）/3P（保护）10kV母线电压186、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级Y形绕组用于保护，一组0.5级Y形绕组用于测量，一组0.2级Y形绕组用于计量，一组3P级开口三角形绕组用于保护。准确级：0.2（计量）/0.5（测量）/0.5（保护）/3P（保护）。线路电压互感器：每回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。5.2.7 二次设备的接地、防雷、抗干扰5.2.7.1 接地控制电缆的屏蔽层两端可靠接地。所有敏感电子装置的工作接地应不与安全接地或保护接地混接。在二次设备室、敷设二次电缆的沟道、智能控制柜及保护结合滤波器等处，使用截面不小于100mm2的裸铜排敷设与变电站主187、接地网紧密连接的等电位接地网。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二次设备室内等电位接地网。二次设备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。沿二次电缆的沟道敷设截面不小于100mm2的裸铜排（缆），构成室外等电位接地网。配电装置智能控制柜内应设置截面不小于100mm2的裸铜排，并使用截面不小于100mm2的裸铜缆与电缆沟内的等电位接地网连接。5.2.7.2 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188、电过电压，根据综合自动化变电站的现状，电源防雷器设置在各种装置的交流、直流电源入口处。信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。5.2.7.3 抗干扰二次设备包括二次电缆的抗干扰措施应采取以下措施：a）微机型继电保护装置所有的二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆。b）交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱点回路，以及来自配电装置电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。c）双重化配置的保护装置等保护的起动和跳闸回路均应使用各自独立的光（电）缆。d）经长电缆跳闸回路，采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动。e）制作部门应189、提高微机保护抗电磁干扰水平和防护等级，光耦开入的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%70%范围以内。f）针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，应采用有效防误动措施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。g）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55%70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。h）遵守保护装置24V开入电源不出保护室的原则，以免引进干扰。i）经过配电装置的通信网络连线均采用光纤介质。j）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、结合电容器及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短190、二次电缆长度。5.2.8 光缆/网线/电缆选择与敷设二次设备间连接光缆、电缆建议采用预制航空插头，实现即插即用功能，现场安装快速。5.2.8.1 光缆选择要求a）采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输应采用光缆。b）双重化保护的电流、电压，以及GOOSE跳闸控制回路等需增加可靠性的两套系统，应采用各自独立的光缆。c）二次设备室与各小室之间的网络连接应采用光缆。d）光缆的起点、终点为同一对象的多个相关装置时（在同一智能控制柜内对应一套继电保护的多个装置），可合用同一根光缆进行连接，一根光缆的芯数不超过24芯。e）光缆选择:光缆的选用根据其传输性能、使用环境条件决定。除线路纵联保护专用光191、纤外，其余采用缓变型多模光纤。室内光缆可采用尾缆或软装光缆连接。室外光缆可根据敷设方式采用无金属、阻燃、加强芯光缆或铠装光缆，缆芯采用紧套光纤。光纤芯数应选取4、8、12芯和24芯。每根光缆或尾缆应至少预留2芯备用芯，一般预留20%备用芯。5.2.8.2 网线选择要求二次设备室内通信联系采用屏蔽双绞线。5.2.8.3 电缆选择及敷设要求电缆选择及敷设的设计应符合GB 50217-2018电力工程电缆设计规范的规定。为增强抗干扰能力，机房和小室内强电和弱点线应采用不同的走槽进行敷设。5.2.9 二次设备组柜及布置5.2.9.1二次设备组柜原则（1）主要二次设备组屏原则二次设备采用集中与分散相结合192、的布置方式，35kV线路、10kV线路、电容器、站用变保护测控集成装置分散布置在开关柜上，蓄电池组架安装于专用蓄电池室,其余设备采用集中组屏方式。（2）二次设备组屏方案本站设置二次设备室1个，III型二次设备预制仓1个，二次设备室共设置20个屏位，均为600宽、600深屏位；二次设备预制仓设置800宽、600深屏位19个，600深、900宽屏位2个，集中接线柜2面。一体化电源设备、消弧线圈控制设备、通信设备集中组柜布置在二次设备室；变电站计算机监控系统、继电保护及安全自动装置、电能计量及采集装置、直流分电柜、UPS电源柜组柜布置在二次设备预制舱。布置于二次设备室的设备：交直流一体化系统：包括直193、流充电柜1面，直流馈线柜2面，交流进线馈线柜2面，35/10kV电压并列柜1面（含电压并列装置1套），通信电源柜1面；智能辅助控制系统柜1面，含智能辅助控制系统主机、视频服务器等及相应附件；公用设备柜1面：含公用测控装置1台；低频低压减载柜1面：含低频低压减载装置1台。布置于二次预制舱的设备：监控主机柜1面：含主机兼操作员站2套；综合应用服务器主机柜1面：含数据服务器1台，防火墙1台，正向隔离装置1台，反向隔离装置1台；数据通信网关柜1面：含区数据通信网关机2台，区数据通信网关机1台，/区数据通信网关机1台，站控层网络交换机2台；公用设备柜1面：含公用测控装置1台，110kV母线测控装置1台，194、过程层中心交换机1台；主变测控柜1面：含主变高、中、低压侧及本体测控装置各1台，间隔层网络交换机1台，过程层交换机1台；主变保护柜1面：含主变主后一体化保护装置2台；110kV线路保护测控柜1面：含110kV线路保护装置1台，间隔层网络交换机1台，过程层交换机1台；调度数据网接入设备柜2面，每面含路由器1台，交换机2台，纵向加密认证装置2台；其中一面含II型网络安全监测装置1台；时间同步柜1面：含时钟同步装置2台；网络记录分析柜1面：含网络分析装置1台，暂态录波单元 1 台；故障录波柜1面：含智能变故障录波装置1台；主变电能计量柜1面：含主变电能表3块，电能采集终端1台；110kV线路电能计量195、柜1面：含110kV线路电能表1块；UPS电源柜1面，直流馈线分电柜1面。布置于35kV、10kV高压室的设备：35kV部分：35kV部分保护测控计集成装置，分散安装于35kV开关柜上；35kV母线测控装置安装于35kV母线设备柜，35kV电压并列装置安装于35kV分段隔离开关柜；10kV部分：10kV部分保护测控计集成装置，分散安装于10kV开关柜上；10kV母线测控装置安装于10kV母线设备柜，10kV电压并列装置安装于10kV分段隔离开关柜；主变中、低压侧采用合并单元智能终端一体装置各2套，分别安装于主变中、低压侧进线开关柜；35kV、10kV间隔层网络设备柜1面：含以太网交换机2台；户196、外二次设备配置本站110kV间隔设备为户外AIS设备，按间隔设置智能控制柜，具体配置如下：110kV线路智能控制柜1面，含：合并单元智能终端一体装置1套； 110kV母线智能控制柜1面，含：智能终端 1 台、合并单元2 台（集成母线TV智能终端功能，并具有电压并列功能）；主变高压侧智能控制柜1面，含：合并单元智能终端一体装置2套；主变本体智能控制柜1面，含：智能终端（集成非电量保护功能）1套、合并单元2套；除主变35kV、10kV侧外，其他35kV部分不配置过程层设备。5.2.9.2 电气二次设备布置二次设备室备用屏柜按屏柜总数的10%15%考虑。二次设备室、预制舱应符合GB/T 2887-2197、011计算机场地通用规范、GB/T 9361-2011计算机场地安全要求的规定，应避开强电磁场、强振动源、强噪声源的干扰，还应考虑防尘、防潮、防噪声，并符合防火标准。二次设备室内采用抗静电地板。（1）二次设备室内屏柜1）屏（柜）的尺寸间隔层二次设备、通信设备及直流设备（除交流电源柜外）等二次设备采用后接线设备,采用2260mm600mm600mm (高深宽，高度中包含60mm眉头)屏柜。2）屏（柜）的结构采用后接线设备，屏（柜）前后开门；屏（柜）采用垂直自立、柜门内嵌式的柜式结构，前门宜为玻璃门（不包括通信设备屏柜），正视屏（柜）体转轴在右边，门把手在左边。3）屏（柜）的颜色全站二次系统设备屏198、（柜）体颜色应统一。（2）二次预制舱内屏柜1）屏（柜）的尺寸。采用前接线前显示设备，屏柜采用2260mm800mm600mm（高宽深，高度中包含60mm眉头）；站控层服务器柜采用前接线前显示设备，采用2260mm600mm900mm (高宽深，高度中包含60mm眉头)屏柜。2）屏（柜）的结构。设备靠墙布置采用前接线前显示设备，屏（柜）前开门。屏（柜）应采用垂直自立、柜门内嵌式的柜式结构，前门宜为玻璃门（不包括通信设备屏柜），正视屏（柜）体转轴在右边，门把手在左边。预制舱内的屏柜可采用与预制舱一体化制造的机架式结构。3）屏（柜）的颜色。全站二次系统设备屏（柜）体颜色应统一。4）前开门屏（柜）内的199、布置。a）站内所有前接线前显示式装置的安装固定点及装置前面板（液晶面板）位置应统一，保证整体美观且便于装置安装、拆除及现场布线。b）装置布置于在柜体右侧（面对屏柜，下同），装置前面板采用右轴旋转或向上打开方式，竖走线槽布置在在柜体左侧，横走线槽置于装置下部。c）装置安装固定点与装置前面板距离宜为130mm，安装固定点至装置后部距离应不大于350mm，装置前面板宽度宜为447mm，装置前面板与柜门面距离宜为85mm。d）竖向线槽宽度不应小于100mm，并满足光纤弯曲半径的要求。竖向线槽深度应考虑柜内走线的数量，以满足柜体内所有走线要求。走线槽等均采用金属专用盖板（材质与柜体面板材质一致）封装，并200、方便拆装。e）端子排统一设置在柜体下部，并采用横端子排布置方式。（3）预制式智能控制柜1）柜的结构。柜结构为柜前后开门、垂直自立、柜门内嵌式的柜式结构，正视柜体转轴在右边，门把手在左边。2）柜的颜色。全站预制式智能控制柜柜体颜色应统一。3）柜的要求。a）宜采用双层不锈钢结构，内层密闭，夹层通风；当采用户外布置时，柜体的防护等级至少应达到IP55。b）宜具有散热和加热除湿装置，在温湿度传感器达到预设条件时启动。柜内温湿度宜宜由本间隔测控装置进行监视。具体参照国网湖南省电力公司建设建设（2016）64号文执行。c）应根据具体外部环境的条件选择合适的柜体。预制式智能控制柜内部的环境应能够满足保护、测201、控、智能终端、合并单元等二次元件的长年正常工作温度、电磁干扰、防水防尘条件，不影响其运行寿命。（4）屏柜的安装前开门屏（柜）：屏（柜）底部中间开孔，开孔尺寸为300mm200mm；前后开门屏（柜）：屏（柜）底部两侧开孔，开孔尺寸为300mm150mm。5.3 总体规划及总平面布置5.3.1总体规划推荐站址位于XXXX县山门镇清水村，站址用地属性目前为建设用地，可做为电力建设用，部分进站公路占基本农田。本站总体规划按最终规模统筹规划，站址征地按终期规模一次完成，土建分期建成。站址站址大部分是菜地，其他为橘子树林地，北侧紧邻E64县道。拟建区域属于低矮湘中丘陵地貌，站区范围内无经济作物，部分进站道202、路占用基本农田。现站区地表主要为粘土带碎石。站址总占地面积约为7.12亩；进站道路由北侧的E64县道接入接至变电站，需新修道路37米。站址地势较为平坦、开阔，进出线终端塔布置方便，自然标高在321.21325.58米之间，最大高差约4.37米，站址地势较高，水土保持良好，不受洪水威胁。根据线路出线方向，110kV出线为向西南出线，采用架空出线，35/10kV出线向东北电缆出线。站区给水考虑从西北侧的E64县道旁的自来水主管引接。站区雨水排至站址西北侧的道路排水沟内。本工程的坐标系采用2000国家大地坐标系。5.3.2土建总平面布置方案优选根据因地制宜，合理利用地形，满足工艺要求，方便运行的原则203、，总平面布置作了两个方案。方案一为户外AIS布置，方案二为户外GIS布置。两个方案站区均布置在同一地段，站区方位、进出线方向均大致相同。两方案主要区别在于围墙尺寸的不同。方案一：参考国家电网公司输变电工程通用设计35-110kV智能变电站模块化建设施工图设计（2016年版）110-C-4方案，并在其基础上根据本站实际情况进行优化调整。站区为北偏西15.66度方向布置，110kV配电装置采用户外AIS布置，布置在站区西南侧，35/10kV配电装置楼布置在站区东北面，二次设备预制舱布置在站区西南角靠围墙处，无功补偿装置布置在站区南面，主变布置在站区中部，进站大门布置在北面，进站道路由北侧的E64省204、道引接；围墙尺寸为63米59.8米，站区围墙内用地面积为0.3768公顷，站址总用地面积0.4747公顷。110kV配电装置采用户外AIS布置，架空出线，35kV、10kV配电装置采用户内布置，电缆出线。方案二：参考国家电网公司输变电工程通用设计35-110kV智能变电站模块化建设施工图设计（2016年版）110-A1-1（1）方案，并在其基础上根据本站实际情况进行优化调整。110kV户外配电装置采用户外GIS设备布置，配电装置的布置及进站大门大致方位同方案一，变电站围墙尺寸为50米59.8米，站区围墙内用地面积为0.2990公顷，站址总用地面积0.3819公顷。110kV配电装置采用户外GI205、S布置，架空出线，35kV、10kV配电装置采用户内布置，电缆出线。表5.3-1 两方案主要技术经济指标比较表序号名 称单位方案一方案二数量数量1站址总用地面积hm20.47470.3819站区围墙内用地面积hm20.37680.299进站道路用地面积hm20.03790.0298其它用地面积hm20.060.05312边坡m23502103土石方挖方m340002576填方m3480035023.1弃土m3004进站道路长度m37295总建筑面积m23573576站外排水管长度m32307挡土墙m34505108站外明沟长度m1131039地基处理(换填毛石砼)m322426010站内主电缆206、沟长度m30014611围墙m245.621912站内道路面积m2620510上表可以看出，两个方案的站区主要技术经济指标区别在于电气布置方案的不同，从而造成用地面积、挡土墙、护坡、地基处理工程量的不同。从土建经济技术指标的角度考虑，方案一与方案二差别不明显。综合考虑，从工程项目总造价及方案适用性分析，方案一较方案二更具有优越性，故推荐方案一为总平面布置的推荐方案。5.3.3 站区竖向布置站址位于山门镇清水村，方案的竖向布置结合站区总平面布置、自然地形、进站道路引接，以场地土就地挖填平衡为原则，确定方案竖向布置形式采用平坡式布置。站址场平标高考虑为324.2米，建筑物室内外高差0.3米。站区局207、大部分是菜地，其他为橘子树林地，场地高差4.37m，变电站西、南、东三侧修建护坡，考虑三侧围墙外设置截水沟，截面尺寸为0.3m0.4m，结合站外雨水汇合走向考虑，汇集排至E64县道旁的排水沟内。5.3.4管沟布置站内电缆进出线，采用电缆沟，本工程的35/10kV出线为电缆沟出线。室外电缆沟采用混凝土结构形式，电缆沟均高出地面0.1米（穿越道路时取消沟盖板，改为现浇钢筋混凝土结构暗沟形式），沟底设纵向不小于0.5%，接入排水系统。站内室外电缆沟深度1.0m时，采用砌体结构；深度1.0m时，采用混凝土结构。电缆支架采用角钢支架，室内电缆沟盖板采用包角钢混凝土盖板。5.3.5 道路及场地处理1）道路208、：进站道路由北侧的E64县道接入，需新修进站道路37m，道路设计坡度8%。新建的进站道路采用公路型混凝土路面，等级为四级公路，宽4米，转弯半径为12米。站内道路采用公路型混凝土路面道路，运输主变干道为4米宽，其余道路为3米宽，运输主变干道转弯半径为12米，其它道路转弯半径7米。2）配电装置场地处理：配电装置室周边场地考虑设备搬运方便，做硬化处理。其他无设备和硬化区域铺碎石地坪。5.3.6 征地拆迁及设施移改本站需迁移10kV线路一条243米，通讯线路两条各260米。表5.3-2 主要经济技术指标序号指标名称单位数量备注1变电站总用地面积hm20.47477.12亩1.1围墙内用地面积hm20.209、37991.2进站道路用地面积hm20.03791.3其他用地面积hm20.06022变电站总土石方工程量，挖方/填方m34800/48002.1弃土工程量/购土工程量m30/03挡土墙体积m3450重力式块石4站内/外排水管m375/325围墙长度m245.66站内道路面积m26207电缆沟长度m3000.8mx0.8m及以上8场地处理m22400碎石地坪5.3.7 建筑设想站内主要建筑物为配电综合楼，主要构筑物有户外110千伏构架、主变基础及主变构支架等。本站配电综合楼为一栋钢框架结构建筑物，配电楼范围内均为生产区，无生活区。布置有：35/10kV配电装置室、二次设备室、蓄电池室、资料室、210、工具间、消防器材间和卫生间，层高4.8m。1）建筑装修设计外墙：下部600高矮墙采用砖砌，外侧采用外墙砖贴面，内侧采用乳胶漆饰面；上部为岩棉夹芯板，表面为PE涂层。内墙：卫生间墙体采用轻钢龙骨纤维水泥加压板贴墙面砖，其余内墙采用轻钢龙骨装饰防火板内隔墙。地面：资料室、工具间、过道均为砖地面；卫生间为防滑地砖；高压配电室采用金刚砂耐磨地面，二次设备室采用防静电环氧涂层地面。门窗：除卫生间采用磨砂玻璃铝合金窗，其余采用白色玻璃铝合金玻璃，双层中空玻璃，外设不锈钢防护网；除有防火要求的门采用乙级钢制防火门外，其余门采用彩板金属门。屋面：采用压型钢板复合保温卷材防水屋面，防水等级级。2） 主要建筑材料211、（1）混凝土：现浇钢筋混凝土构件采用C30混凝土；预制钢筋混凝土构件采用C25混凝土。（2）水泥：42.5号普通硅酸盐水泥，少量白色水泥(装饰加色部分用)。（3）钢材：钢筋采用HPB300、HRB400级钢筋；型钢、钢板、钢管等均为Q235钢和Q345钢。（4）砌块及砂浆：MU7.5水泥砂浆和M7.5混合砂浆、MU10蒸压灰砂砖。3）节能措施建筑物节能主要通过如下措施有效控制能耗损失：（1）建筑物内各房间尽量采用自然采光和通风。（2）屋面设置岩棉保温板。（3）建筑物的外墙采用100mm厚岩棉保温层，外墙控制窗墙比，窗户采用断桥型铝合金窗，玻璃采用6mm厚中空浮法玻璃，保持室内热工环境的稳定性，212、降低了变电站内设备躁声对二次设备室室内环境的影响，降低了能耗。（4）配电装置室百叶窗设置智能开启系统。（5）控制建筑物层高有效减少建筑体积，降低空调和风机负荷。（6）空调采用能效比高的节能空调，风机采用低噪音节能风机，照明灯尽可能采用LED节能灯以降低运行中的电能消耗。5.3.8 结构1）设计主要技术依据构根据区域地质图资料和地面调查、追索、钻孔揭示，拟建场地范围内无大型构造断裂通过，场区岩土层序正常，场区稳定。根据钻孔揭示和现场调查，拟建场地无地下采空区、滑坡、危岩、崩塌、泥石流、地面塌陷、等不良地质现象，场地稳定。拟建站址属对建筑抗震有利地段；根据国家质量技术监督局中国地震动参数区划图（G213、B18306-2015）和建筑工程抗震设计规范（GB50011-2010），所址所在区域地震动峰值加速度为0.05g(相当地震基本烈度为六度)，地震动反应谱特征周期为0.35s。场地大部分是菜地，其他为橘子树林地，工程地质条件较好，各岩土层工程性质均较好，承载力均较高，可直接作为各种拟建建筑物的天然地基。结构安全等级为二级；设计使用年限为50年；地震基本烈度为6度，不考虑抗震设防。2）主要建筑物结构站内主要建筑物为综合配电楼，为单层钢框架结构。根据GB50223-2008建筑工程抗震设防分类标准第5.2.4条的规定，综合配电楼为丙类建筑，结构安全等级为二级，设计使用年限为50年，重要性系数为1214、.0。根据GB50011-2010建筑抗震设计规范附录A，XX市XX县抗震设防烈度为6度。基础设计等级为丙级，采用钢筋混凝土独立基础，天然地基。3）构筑物结构主变压器基础、电容器基础采用混凝土大块基础。贮油坑容积按容纳主变油量20%设计，内铺设5080干净卵石，贮油坑底板采用C20混凝土底板，侧壁用M10水泥砂浆砌MU15页岩砖，预制混凝土压顶，高出地面0.1米；主变排油流至事故油池，经过油水分离，将油池里的水排入排水系统中。事故油池采用钢筋混凝土结构；室内外电缆沟采用砌体、现浇混凝土和钢筋混凝土结构；围墙采用大砌块实体围墙，填方区围墙直接砌在挡土墙上。4）配电装置构架、设备支架及设备基础本站215、配电装置构支架均采用钢管杆。110千伏构架柱及主变构架柱采用3006钢管杆；横梁采用三角形断面格构式横梁；设备支架采用2456钢管杆.所有钢构件采用热镀锌防腐。构支架基础采用标准钢模浇制混凝土基础。5） 地基处理方案比选方案一（典型设计采用方案）：浅填方区采用C15毛石混凝土换填，挖方区采用天然地基。方案二：浅填方区采用体积配合比为2：8或3：7的灰土换填夯实，挖方区采用天然地基。材料采购方面：方案二石灰宜选用新鲜的消石灰，其最大粒径大的大于5mm。土宜采用粉质黏土，不宜使用块状黏土，且不得含有松软杂质，涂料应过筛且 最大粒径不得大于15mm。方案一材料采购方便，方案二中粉质粘土不好采购且工序216、繁琐。施工工艺方面：方案二粉质黏土和灰土垫层土料的施工含水量宜控制在Wop2%的范围内，最优含水量Wop可通过试验确定，垫层的施工方法、分层铺填厚度、每层压实遍数宜通过现场试验确定。方案一施工工艺简单，方案二施工需多次试验。工艺可靠性方面：方案一可靠，方案二由于基坑工作面太小，碾压、振动压实较困难。经济方面：方案一与方案二造价相差不大。综上所述，地基处理方案采用方案一（典型设计采用方案）。5.4 给排水及消防5.4.1给排水a) 给水据现场查勘了解，站址附近的乡镇自来水管网已形成，本工程给水采取从北侧的E64县道旁引接自来水，长度约190米，采用DN50PPR管。水质、水压、水量均满足生活用水217、的要求。b) 排水1) 雨水、生活污水、生产废水处理站区排水包括有地面雨水、生活污水、含油废水等，排水方式自流排放。站内排水采用经污水处理设施处理后的生活污水及事故油池内的雨水与站区地表雨水合流制排水系统。雨水由道路边的雨水口收集。站区排水经汇合后排至站址北侧道路排水系统。生活污水采用化粪池处理后接入雨水管网。2) 废油的防治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 30t，事故油池容量按单台主变压器 100%油量设计，选用有效容量为 30m3的事故排油池。事故油池具有油水分离功能，含油废水经事故油池油水分离后排入站区雨水管。218、事故排油管道管径为 DN200，材质焊接钢管，连接方式采用焊接。 排水管道采用 HDPE 双壁波纹管，环刚度 SN8，采用热熔连接，敷设方式采用埋地。5.4.2消防站区内配电综合室火灾危险性类别为丙类，最低耐火等级为二级。站内各建筑物和变压器按DL 5027-2015电力设备典型消防规程和GB 50140-2005建筑灭火器配置设计规范规范要求设置不同类型的移动式灭火器。对有消防要求的房间采用手提式二氧化碳灭火器作为主要灭火手段。所有安装于室内及面朝设备的外墙上的轴流风机都须带防火阀，连通室内风机的通风管采用难燃烧性材料。全站配置一套火灾自动报警装置，设置感烟和感温探头，并能及时将火警信号传送219、至远方监控中心。所有进出风口设置防火阀，出现火警时自动关闭，恢复时手动开启。综合配电楼建筑体积不大于3000m3，单层建筑，无需设置室内、外消火栓系统。按照国家标准GB 502292006 火力发电厂与变电所设计防火规范及DL 50272015电力设备典型消防规程的规定，主变压器采用推车式干粉灭火器。5.5 采暖通风湖南属于非采暖地区，不考虑集中采暖。根据民用建筑供暖通风与空气调节设计规范(GB 50736-2012)、火力发电厂采暖通风与空气调节设计规程(DL/T 5035-2004)和35110kV变电所设计规范(GB 50059-2011)中有关规定及工艺要求，需设空调的房间有二次设备室220、资料室、35/10kV配电装置室及蓄电池室。35/10kV配电装置室、蓄电池室采用自然进风、机械排风的通风方式，设置机械事故排烟装置，换气次数按不小于10次/小时计算。在卫生间墙面考虑设置1台墙面排气扇。在35/10kV配电装置室配置2台除湿机。各房间空调及轴流风机配置情况详见表5.5：表5.5 空调及轴流风机配置情况表序号房间名称轴流风机空调除湿机型号单位数量型号单位数量型号单位数量135/10kV配电装置室Q=8126m3/h、1.5kwr1450r/min台45P柜式单冷台4功率0.1kW，380V台32蓄电池室Q=1450m3/h、0.06kwr1450r/min台11.5P壁挂式防221、爆台13二次设备室5P柜式冷暖台24资料室1.5P壁挂式台15.6 大件运输及交通条件站址位于XXXX县山门镇清水村。大件运输可采用铁路公路联合运输方案，主变出厂后可经铁路运输至XX货运站卸货后，经沪昆高速、转国道G320、XE64运抵站址。公路段沿途无影响大件运输的桥梁、涵洞、空中障碍等情况存在，主变大件运输条件便捷，交通条件好。6 送电线路路径选择及工程设想6.1 线路工程概况6.1.1 设计规模本工程为竹市至山门110kV线路工程，线路全长15.5km，新建线路起于110kV竹市变4Y出线间隔，止于山门110kV变2Y出线间隔。新建线路长约15.5km，竹市变电站采用了1基双回路塔，山门222、变电站采用了2基双回路塔，其余均采用单回路架设。导线采用JL3/G1A-300/40型钢芯铝绞线，地线采用一根48芯OPGW（计入通信)，另一根采用JLB20A-80铝包钢绞线,地线逐基接地。6.1.2 主要技术经济指标表表6.1-1 线路主要技术经济指标（不含损耗及代用)序 号项 目单位总 量公里指标1线路长度km15.52导线JL3/G1A30040t52.5923.393 t/km3地线t7.6090.491t/km4杆塔钢材t412.1 t26.587/km基础钢材t71.72t4.627t/km接地钢材t8.83t0.569t/km5地脚栓t17.84t1.15 t/km6挂线金具t223、5.78t0.38/km7混凝土m31041m67.14m/km8绝缘子片4242片173.68片/km9防振锤只448只28.91 只/km10沙子m3451.87 m29.16m/km11碎石m3932.3m60.15m/km12线路本体投资万元108770.1513线路静态投资万元153198.7714线路动态总投资万元1562100.776.2 变电站进出线间隔布置6.2.1 110kV竹市变电站110kV进出线根据110kV竹市变电站电气设计资料，该站110千伏线路向北出线，出线间隔共4回，本工程占用4Y间隔，1Y(花古)、2Y(庄上牵)、3Y(备用)、4Y(山门)，具体情况如图6.224、2-1所示。图6.2-1 110kV竹市变电站110kV间隔出线图6.2.2 110kV山门变电站110kV进出线根据110kV山门变电站电气设计资料，该站110千伏线路向西南出线，出线间隔共4回，1Y(备用)、2Y(竹市)、3Y(备用)、4Y(备用)，具体情况如图6.2-2所示。图6.2-2 山门变电站110kV间隔出线图6.3 线路路径选择6.3.1 线路路径选择原则（1）避让规划区，尽量减少对规划区、开发区的影响。（2）避开大的村庄及密集的民房,尽量避让工厂及加油站等。（3）注重环境保护，避让文物及古迹保护单位。（4）路径方案应技术可行，经济合理。（5）路径方案尽可能结合电网发展规划的需225、要。（6）乡镇工业发达地区，在线路通道允许时,新建线路尽量平行原有线路或公路走线，减少线路通道，提高土地利用率。（7）尽量减少电力线路之间的交叉跨越。6.3.2影响路径方案的主要因素根据现场踏勘和协议情况，选择和影响本工程路径方案的主要因素有如下几点：沿线各县、乡镇城建规划主管部门希望高压送电线路不要与已批准的城镇设计方案冲突，跨越怀邵衡铁路的跨越点选择，穿500千伏线路的穿越点的选择。线路所经地区房屋比较聚集，避开成片的房子和保证对采石场的安全距离对线路路径也有一定的影响。综上所述，竹市至山门110kV线路工程选择了东、西两个方案进行比较。6.4 路径方案说明6.4.1 竹市至山门110KV226、线路工程6.4.1.1 西方案（推荐）线路从110千伏竹市变电站4Y出线，跨35千伏老竹线往北走线，经高毛岭西至圆通庵前跨110千伏江庄线至求树湾，穿500千伏牌长II线，左转跨怀邵衡铁路再穿500千伏牌长I线至朱家湾。往北走线至荷叶塘西经竹山院子、白家山、野鸡坡西、范塘东、跨范塘水库至龙池村院子东。经渠公庄经双回路终端塔进入山门110kV变2Y间隔。线路全长15.5km，曲折系数1.13。6.4.1.2 地形地貌线路所经地区海拔高度在300360m 之间，地形起伏较较小，主要为丘陵、水田貌单元。沿线区域地层出露较完整，有轻微节理发育，断裂发育程度低，地壳稳定，沿线构造运动平缓，地块较为稳定。227、沿线植被覆盖率一般，多为松树、杉树等。6.4.1.3 交通运输本线路所经地形主要以丘陵、水田为主。运输道路主要有G320国道，另有与线路交叉的多条村道，交通条件较好。6.4.1.4 地质条件本工程全线主要地形以丘陵、水田，相对高差约30米，土质多为硬塑性粘土，无大的不良地质现象，无影响杆塔基础稳定的全新活动断裂构造，均适合线路建设。6.4.1.5 主要交叉跨越主要交叉跨越见表6.4-2。表6.4-2 主要交叉跨越表怀邵衡电气化铁路1县道3500千伏线路2110千伏线路135千伏线路110千伏线路26低压线30通信线28乡村公路266.4.2.1 东方案（比选）线路从110千伏竹市变电站4Y出线228、，跨35千伏老竹线往北走线，经高毛岭西至圆通庵前跨110千伏江庄线至求树湾，穿500千伏牌长II线，左转跨怀邵衡铁路再穿500千伏牌长I线至朱家湾。往北走线至荷叶塘西经竹山院子、白家山、野鸡坡西、范塘东、跨范塘水库至龙池村院子东。经渠公庄经双回路终端塔进入山门110kV变2Y间隔。线路全长16.0km，曲折系数1.16。6.4.2.2 地形地貌线路所经地区海拔高度在300360m 之间，地形起伏较小，主要为丘陵、水田地貌单元。沿线区域地层出露较完整，有轻微节理发育，断裂发育程度低，地壳稳定，沿线构造运动平缓，地块较为稳定。沿线植被覆盖率一般，多为松树、杉树等。6.4.2.3 交通运输本线路所经229、地形主要以丘陵、水田为主。运输道路主要有G320国道，另有与线路交叉的多条村道，交通条件较好。6.4.2.4 地质条件本工程全线主要地形以丘陵、山地，相对高差约30米，土质多为硬塑性粘土，无大的不良地质现象，无影响杆塔基础稳定的全新活动断裂构造，均适合线路建设。6.4.2.5 主要交叉跨越主要交叉跨越见表6.4-4。表6.4-4 主要交叉跨越表怀邵衡电气化铁路1县道2500千伏线路2110千伏线路135千伏线路210千伏线路23低压线30通信线28乡村公路24从现场勘察情况来看，两个方案在技术上均是可行的，通过比较，两个方案主要存在以下差别： 两方案线路长度差不多，西方案路径比东方案短0.5k230、m,交通条件差不多，尽管东方案跨越稍少但转角较多，在造价上西方案比东方案节约65万，其他方面两方案都差不多。考虑当地政府规划部门意见，以及技术经济的综合比较，本工程推荐西方案为最终的路径方案。6.4.3“三跨”说明 经实地调查，本工程跨越怀邵衡电气化铁路，按“三跨”原则执行。6.4.3.1跨越耐张段形式 跨越怀邵衡电气化铁路耐张段长约0.9千米，本次跨越处线路为独立耐张段，采用“耐-直-直-耐”方式，交叉角约为70符合国家电网公司关于印发架空输电线路“三跨”重大反事故措施（运行）通知的相关要求。6.4.3.2气象条件跨越段均位于平地丘陵区域，地形平缓，不存在微气象地形条件，参照30年一遇设计条231、件及附近线路情况，本跨越段线路10米高度取风速23.5m/s，覆冰为15mm。6.4.3.3导地线及金具 跨越段导线均采用JL3/G1A-300/40钢芯铝绞线，地线两根均采用48芯OPGW复合光缆。跨越段内导线及OPGW均无接头，导线及OPGW耐张金具串均采用双联双挂点，附加安全备用线夹，悬垂金具串采用独立设计联双挂点，满足“三跨”要求。 图6.4-1 三跨导线耐张串双联双挂点设计示意图图6.4-2 三跨OPGW光缆耐张串挂点及安全备份线夹设计示意图图6.4-3 三跨导线独立双联双挂点悬垂串设计示意图图6.4-3 三跨OPGW光缆悬垂串独立双联双挂点设计示意图6.3.4跨越段杆塔6.4.3.232、1 “三跨”杆塔结构重要性系数不低于1.0，杆塔除防盗措施外，还采用全塔放松措施：当跨越重要输电通道时，跨越线路设计标准不低于被跨越线路。 6.4.3.2 杆塔进行覆冰验算时，导线最大设计验算覆冰厚度应比同区域常规线路增加10mm，地线设计验算覆冰厚度增加15mm。6.4.3.3杆塔采用防盗措施及全塔防松措施6.4.4 在线监测跨越怀邵衡电气化铁路段跨越档安装图像监测装置1套，鼓掌分布式装置1套。 6.5 区域地质条件和水文条件6.5.1 地质条件线路所经地区内地质构造属新华夏系构造第三隆起带的雪峰山隆起带南段，祁阳山字型构造南翼的外弧，地形受构造控制明显。影响境内地貌较大的构造形迹有：竹市向233、斜（骨矛岭竹市），向斜轴线分布在龙从桥、竹市至杨柳黄茅岭，全长58公里、宽6公里，由北东北北东向逐步转为南东向。其北段龙从桥一带核部地层由上二迭统龙潭组组成，呈一长形近似对称的向斜。中段的竹市形成低山，平行岭谷发育，构成山丘起伏的东北低山丘陵地貌；南段隆起形成柳井一带中低山原与中低山丘陵地貌。甘田坳向斜（砂子坪甘田坳），南段在市境甘田坳一带，全长66公里，宽1.53公里，走向由北东北北东逐渐转为北向，向斜北段伸出市境外，核部由下石炭统大塘阶梓门桥段、测水段的灰岩和砂页岩组成。两翼出露下二迭统、石炭系及上泥盆统灰岩段。向斜幅度大，次级褶皱发育，构成市境法新、晏田、天鹅一带中低山原地貌状态。龙王庙234、背斜，位于市境中部。其轴线走向为南北向，背斜两端逐渐变窄。长15公里，宽12公里。核部地层为泥盆系上统锡矿山组的灰岩和砂岩，两翼为石炭系，二迭系灰岩，地形与背倾斜伏一致，河流走向沿构造轴线延伸，地形破碎，构成市境中部岗平地形。熊家庄山门断裂。这是境内较大的弧形断裂，长12公里，走向为北北东或南北向逆断层、逆掩断层，多呈北北东或南北向，出露于境内中南部和北部。断层通过之处，岩层破碎，造成西南和东南相对上升，中部和南部相对下降。构成中南部的丘岗交错分布的岗平区。根据中国地震动参数区划图(GB 18306-2015)及建筑抗震设计规范(GB50011-2010)，区域上地震动峰值加速度值为0.05g235、，抗震设防烈度为6度，地震动反应谱特征周期为0.35s，场地类别为类场地。6.5.1.1 地层岩性据本次地质调查，线路所经区域出露地层由老到新有：板岩、砂质板岩（ Pt ）：薄层状中厚层状，灰黄色、灰红色，岩质为较软岩，岩体节理很发育，为破碎岩体。该 地层为区域的主要地层，广泛分布，岩体表层覆盖土层一般很薄，约0.5m；下为基岩，其中强风化层厚一般28m，平均层厚约4m。灰岩（ C23 ）：为石炭系地层，灰色，中厚厚层状，岩质为较硬岩， 岩溶较发育，以隐伏基岩形式分布，主要位于110kV邓家铺变东侧水田中， 埋深一般大于6m，周边未见出露。泥质粉砂岩（E）：为第三系地层，灰红色，中厚层状，岩质236、为较软岩。主要分布于肖家冲附近。第四系冲积土、坡积土及残积土：灰黄色、软塑硬塑状，主要分布于水田、山间凹地、山丘覆盖层等。6.5.1.2 地质分析结论及建议（1）线路区域地震动峰值加速度值为0.05g，抗震设防烈度6度，地震动反应谱特征周期为0.35s，场地类别为类场地。（2）线路沿线地貌单元主要有中低山地貌单元、低山地貌单元、丘陵地貌单元等。（3）线路沿线水田中地下水主要为上层滞水及潜水，埋藏浅，一般为03m，对基础施工有一定影响，须采取一定的排水及支护措施。线路山 丘上，地下水主要为潜水及基岩裂隙水，其埋深一般大于6m，对基础施工无影响。（4）线路场地地下水及地基土对混凝土结构具微腐蚀，对237、混凝土结构中的钢筋具微腐蚀。（5）线路水田中地下水埋藏浅，地层力学性质较差，宜采天然浅基础， 即板式或台阶式基础等，且采取一定的排水及基坑支护措施。山丘上地层 力学性质甚好，可采用掏挖式基础，以硬塑粉质粘土、强风化板岩、强风 化泥质粉砂岩为基础持力层。（6）线路场地设计土壤电阻率，山地岩石段一般为15002500m；泥质粉砂段一般为300600m；水田及低矮处一般为150400m。6.5.2 水文条件线路场地内地下水类型主要有上层滞水、潜水及基岩裂隙水。均以大气降水为主要补给。线路所经水田中地下水主要为上层滞水和潜水，埋藏浅，一般为03m，耕种期，地表一般有水。对基础施工有一定影响，须采取排水238、及支护措施。线路山丘上，地下水主要为潜水及基岩裂隙水，其埋藏一般大于6m，对基础施工无影响。6.6 设计气象条件6.6.1 区域气象条件概况XX地处中亚热带季风湿润气候区，属中亚热带山地气候，四季分明，雨量充沛，冬少严寒，夏无酷暑，山地逆温效应明显。全年日照时数在1134.61601.5小时左右，年平均气温为16.1，年平均降水量1218.5毫米，年平均降雪日数9.8天，相对湿度年平均在7583%之间，年平均有霜日数为17.1天，全年冰冻平均天数为8.7天，境内除盛夏与初秋盛行偏南风，主要风向为偏北风，年平均风速2.3米/秒，最大风力可达八至九级。6.6.2 设计最大风速110750kV架空输239、电线路设计规范（GB50545-2010）明确提出设计气象条件“应根据沿线的气象资料 的数理统计结果，参考附近已有线路的运行经验确定”，对110kV送电线 路的“基本风速、基本冰厚应采用30年重限期”确定，“应按当地气象台、站10min时距平均、离地面10m高处的年最大风速样本，并采用极值型分 布函数计算”确定基本风速。根据建筑结构荷载规范(GB 50092001)，XX年一遇基本风压值为0.30kN/m2，基本风压计算公式为：（式6.1-1）o 式中: W 基本风压，kN/m2； Kv 风压系数， Vo 离地10m高50年一遇10min平均最大风速，m/s。 不同重现期风压与50年重现期风压240、的比值r：重现期To100年50年30年20年10年5年3年1年r1.1011.000.9250.8660.7650.6630.5890.429为了便于计算有如下近似计算公式：r=0.336logTo + 0.429标准状态下Kv 取值为1/1600，由此推算得武冈气象站相应风速，计算成果见表6.6-1。表6.6-1 由风压推算设计风速表地区重现期为30年的基本风速（m/s）武冈21.16.6.3 设计基本风速风速概率统计采用极值型分布函数，该方法认为若一组随机变量符合极值分布时，可用下列公式求得某一概率下的变量值，得到基本风速统计值 VT 。 （式6.6-1） VT 气象台站高度hi(m)处241、，重现期为T年的连续自记10min平均最大风速统计值m/s，现行规程规定风速基准高度取hi=10m。T 规程规定的重现期(年)，本工程110kV线路重现期为30年。n-1 风速统计样本标准差。Vi 经过高度换算和次时换算后的气象台站每年最大风速m/s。V 历年最大风速平均值m/s，N 样本中风速的总个数或年数。 根据线路附近XX市气象台多年风速统计，运用式6.6-1计算，得到离地10m设计基本风速统计值如表6.6-2所示表6.6-2 设计基本风速统计结果表重现期30年50年100年统计值(m/s)23.7724.8026.26.6.4 区域覆冰统计值根据设计规程规定的重现期T，覆冰概率统计模型242、采用极值型分布函数，求得覆冰厚度统计值 BT 。 （式6.6-2）式中：BT T年重现期冰厚统计值mm；T 规程规定的重现期取30年；n-1 覆冰统计样本标准差；Bi 经过高度换算的气象台站每年最大覆冰厚度mm；B 历年最大覆冰厚度平均值mm，N 样本中覆冰厚度的总个数。 根据线路附近XX气象台多年覆冰观测数据，运用公式计算， 得到覆冰厚度计算结果如表6.6-3所示。表6.6-3 覆冰厚度计算结果计算方式计算结果(mm)重现期30年50年100年根据雨淞时数计算13.3314.6616.61根据覆冰重量计算13.0614.5016.52根据雨淞直径计算13.0314.3816.406.6.5 243、设计气象条件汇总综合湖南省电网冰区图及XX县气象资料，本工程设计覆冰取15mm，按25mm验算可以保证线路的安全稳定运行。图6.6-1 湖南省电网冰区图周边线路运行情况：新建线路附近主要有竹庄110kV线路、花竹110kV线路、35kV竹山线路、35kV江竹线，根据运行单位XX电力公司线路班提供的资料，竹庄110kV线路、花竹110kV线路设计覆冰为15mm；35kV竹山线路、35kV江竹线设计覆冰为15mm；运行多年来，情况良好，在 2008年特大冰冻，该线路都没断线倒杆，该线路全线按15mm覆冰设计。按照湖南省常用气象条件以及邻近线路的设计运行经验，推荐本工程覆冰取15mm。根据现场踏勘并244、结合沿线附近已建送电线路的情况，经综合分析后确定出本工程的设计气象条件，设计气象条件组合如下表：表6.6-4 设计气象条件一览表 项目 数值设计条件气温()风速(m/s)设计冰厚(mm)最高气温4000最低气温-1000年平均气温1500基本风速-523.50设计覆冰-51015验算覆冰-51020安装情况-5100事故情况-5015大气过电压15100内过电压15150运行电压-5250年雷电日(日/年)60冰密度(g/cm3)0.9注:（1）仅针对地线支架机械强度设计时，地线设计冰厚较导线增加5mm。6.7 导线和地线6.7.1 导线选型6.7.1.1 导线的选择根据系统论证，本工程竹市至245、山门110千伏线路工程均推荐采用300平方毫米截面导线。根据XX地区投运线路的具体情况，针对本工程的特点，结合选定的设计气象条件，我们对三种钢芯铝绞线进行了电气、机械以及运行经验等各方面的比较，具体比较如下：比选导线主要有三种，分别为JL/G1A-300/25、JL3/G1A-300/40、JLHA1/G1A-300/50,其主要参数如下表：表6.7-1 导线主要参数表导线型号JL/G1A-300/25JL3/G1A-300/40JLHA1/G1A-300/50计算拉断力8376092360150010最大使用拉力（N,安全系数取2.5）7957287742142509钢芯截面积（mm2）27246、.1038.9048.82计算质量（kg/km）1057.01131.01207.7其机械性能和其他指标比较体现在以下几个方面：（1）导线采购费用各导线采购费用从少到多依次为: JL/G1A-300/25、JL3/G1A-300/40、JLHA1/G1A-300/50。（2）导线弧垂对杆塔高度影响在导线安全系数均取2.5，使用档距相同情况下，各种导线弧垂从小到大依次为JLHA1/G1A-300/50、JL3/G1A-300/40 、JL/G1A-300/25。（3）导线荷载对工程投资的影响方面各导线中JL/G1A-300/25和JL3/G1A-300/40荷载相差不多，对工程投资的影响较小；J247、LHA1/G1A-300/50导线纵向张力荷载比其他两种导线大，故相应的塔重和基础方量也较大。（4）导线的线路损耗在线损耗方面，各种导线从小到大依次为：JL/G1A-300/25、JL3/G1A-300/40、JLHA1/G1A-300/50.（5）导线的电磁辐射各导线的导线表面场强、无线电干扰水平、可听噪声水平都差不多，但皆满足有关规程要求。（6）导线的抗腐蚀能力在抗腐蚀能力方面，三种导线防腐蚀能力一样，均能满足该区域对导线防腐蚀性能的要求。（7）导线的运行经验由于导线在工程造价中占较大比重，截面选择过大将会显著增加工程投资，截面选择过小将使传输效率和运行性能变差，考虑到湖南地区覆冰较重，技248、术经济因素，针对本工程特点，结合选定的气象条件，推荐本工程导线采用JL/G1A300/40型钢芯铝绞线。6.7.2 地线选型根据系统通信要求，本工程线路需架设48芯OPGW光缆，故本工程地线按一根48芯OPGW光缆及一根铝包钢地线配置。6.7.2.1 地线选择原则地线选择的主要原则如下：1) 热稳定要求：相导线和地线间短路时，通过短路电流引起的温升钢(铝包钢)芯铝绞线和钢(铝包钢)芯铝合金绞线应小于200；铝包钢绞线应小于300；镀锌钢绞线应小于400。2) 机械强度要求：地线安全系数应大于导线安全系数；验算荷载时，其过载应力小于70%拉断应力。3) 配合导线取得合理的地线支架高度及防雷保护角249、，导地线距离满足 S0.012L+1(m)。6.7.2.2 普通地线选型按照110kV750kV架空输电线路设计规范（GB 50545-2010）规定,需选择JLB20A-80及以上地线。根据地线选型原则，结合本工程实际情况，本地线配置方案推荐如下：普通地线推荐采用JLB20A-80铝包钢绞线。导、地线机械物理特性见表6.7-2。表6.7-2 导、地线机械物理特性表导线及地线型号JL3/G1A-300/40JLB20A-80计算截面(mm2)铝 股300.09/钢 股38.9079.39综 合338.9979.39计算外径(mm)23.911.4股数及每股直径(mm)铝 股24/3.99/钢 250、股7/2.667/3.8单位重量(kg/km)1131.0528.4制造长度不小于(m)25002500计算拉断力(N)9236089310线膨胀系数(1/)19.610613.010-6弹性模量(N/mm2)730001472006.7.3 导、地线安全系数导、地线安全系数均按110kV750kV架空输电线路设计规范(GB 50545-2010)相关规定选取。导线采用JL3/G1A-300/40钢芯铝绞线，一般档导线安全系数取2.5，年平均运行张力取值为导线计算拉断力的25%。地线采用JLB20A-80铝包钢绞线，一般档地线安全系数取3.5，年平均运行张力取值为地线计算拉断力的25%。6.7251、.4 导、地线的防振措施1）根据设计规程规定，对于年平均运行应力超过破坏应力16的导线和年平均运行应力超过破坏应力12的地线，以及档距超过500米的大档距，均采取防振措施。2）本工程导线型号为JL3/G1A-300/40钢芯高导电率铝铰线，配用FRY-3/5型防振锤,地线JLB20A-80配用FRY-2/G型防振锤。表6.7-3 防振锤安装个数表 个 数档 型 号 距123FRY-3/5 (导线用)4504508008001200FRY-2/G (JLB20A-80用)3003006006009006.7.5 导、地线防舞当比较均匀的大风吹在有不均匀积冰或积雪的电线上时，水平风将在不均匀电线表252、面产生上升力，从而导致电线在档距中产生低频（01Hz）高幅值的自激振动现象，上下摆动可从几十厘米到十几米，这种现象即为舞动。现有的运行经验证明，在地势开阔地区的冬季有冰冻出现的期间，如果风向风速适合，送电线路往往会出现舞动。舞动是一种低频率，大振幅的导线振动现象，分裂导线较单导线更容易发生舞动。由于导线舞动机理十分复杂，造成舞动的因素很多，随机性很强，目前世界上关于舞动的机理尚无定论，但比较普遍的看法是：由于分裂导线不易转动在覆冰时形成机翼状覆冰，在风力作用下产生向上的气动力，由于档距中央的重力最小，最容易受到空气动力的抬升，从而诱发舞动。根据线路运行调查，本线路所经区域尚无舞动记录。结合导线253、舞动原理，本工程暂不考虑防舞措施。6.8 绝缘配置6.8.1 绝缘配合根据湖南省电力系统污区分布图（HN-2014），本工程110kV线路均处于c级污区，考虑大气条件和环境污秽的发展总态势，线路污区等级制定应具有前瞻性，结合现场调查的情况，进行污区的划分,本着“绝缘一步到位、适当留有余度”原则，全线按d级污秽区考虑，统一爬电比距不小于44mm/kV。图6.8-1沿线污区分布图6.8.2 绝缘配置推荐意见1）全线按d级污区设防，统一爬电比距不小于44mm/kV。目前国内架空送电线路通常采用下面三种绝缘子，即瓷制盘形绝缘子、钢化玻璃盘形绝缘子、硅橡胶棒式复合绝缘子，且都取得了较为成熟的运行经验。结254、合沿线污区划分和当地实际情况，本工程绝缘子推荐全线采用钢化玻璃绝缘子。2） 最小空气间隙根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（GB/T50064-2014）的要求，塔头空气间隙取值如下表所示。运行情况工频电压操作过电压雷电过电压带电检修最小间隙(m)0.250.71.01.5 3）绝缘子配置及绝缘子机械电气特性。按照规程的要求：悬垂绝缘子串片数应符合工频电压的泄漏距离要求，同时应满足操作过电压、防雷水平的要求。从以上三种要求的选择结果看，按工频爬电距离的要求选择绝缘子片数。一般满足工频电压的绝缘子片数也可满足操作过电压、雷电过电压要求，同时也要考虑海拔高度的影响。耐张串采用每串10片,悬垂串255、和跳线串均采用每串9片、单片爬距为450mm，破坏负荷为70kN的耐污型钢化玻璃绝缘子。整串泄漏比距均大于44mm/kV,满足d级污秽区的防污要求。导线绝缘子串组装型式如表6.8-1。表6.8-1 绝缘子串组装表污区类 型绝缘子型号及数量爬电比距(cm/kV)D级跳线串9片(结构高度146mm，爬距450mm)55.6耐张串10片(结构高度146mm，爬距450mm) 210片(结构高度146mm，爬距450mm)61.8悬垂串19片(结构高度146mm，爬距450mm)55.6悬垂串(重要跨越)29片(结构高度146mm，爬距450mm)55.6本工程推荐采用耐污盘形钢化玻璃绝缘子，其主要尺256、寸及机电特性如下表。表6.8-2 绝缘子机电特性表型 号机械破坏负荷(kN)工频电压（有效值）kV(不小于)最小冲击耐受电压（峰值）(kV)最小击穿电压(kV)1min湿耐受电压(kV)1min干耐受电压(kV)U70BP/146-1705070125130表6.8-3 绝缘子主要尺寸表型 号最小公称爬电距离（mm）联接型式标记公称结构高度H(mm)绝缘件公称直径D(mm)单 件重 量(kg)U70BP/146-145016A1462805.86.9 防雷与接地6.9.1 防雷6.9.1.1 防雷的基本原则架空输电线路的防雷措施按照输电线路在电网中的重要程度、线路走廊雷电活动强度、地形地貌及线257、路结构的不同，进行差异化配置，重点加强重要线路以及多雷区、强雷区内杆塔和线段的防雷保护。新建线路，综合采取减小地线保护角、改善接地装置和雷电流泄放通道、适当加强绝缘等措施降低线路雷害风险。针对雷害风险较高的杆塔和线段采取安装防雷辅助设施、降低接地电阻等措施提高耐雷水平。6.9.1.2 雷区的划分 根据湖南电网雷区分布图，本线路所经地区雷区等级为C1级，为多雷区。为了保证本工程线路投运后的安全运行，线路全线的雷暴日取值采用65日。雷区分布图如下：图6.9-1 雷区分布图6.9.1.3 线路防雷措施本工程线路所经地区为多雷区（C1），为提高线路的耐雷水平，降低雷击跳闸率，本工程采取如下措施：（1）258、降低杆塔接地电阻，根据计算，冲击接地电阻从15欧降低至10欧时，总反击跳闸率可下降72.2%。可见降低接地电阻是降低线路跳闸率的可靠方法之一。本工程沿线低土壤电阻率土质将接地电阻控制在10欧以下，可有效减少线路反击跳闸率，提高运行可靠性。（2）全线架设双地线，地线采用逐基接地方式，线路保护角的设计应尽量满足架空输电线路差异化防雷工作指导意见(国家电网生2011500号)的要求。表6.6-1 地线保护角取值表雷区回路500kV220kV110kV线路性质备注A-B2单回路51010重要线路双回路000单回路101515非重要线路双回路0010C1-D2对应的电压等级和杆塔型式，适当考虑进一步减小259、地线保护角。（3）杆塔上两根地线之间的距离，不超过地线与导线垂直距离的5倍；（4）在一般档距的，导线与地线间的距离，按下式校验（计算条件为：气温15，无风）：S0.012L+1式中：S 导线与地线间的距离（米）， L 档距（米）。6.9.2 接地设计杆塔接地装置采用方框水平放射型，接地体采用10圆钢，引下线均采用12热镀锌圆钢。接地圆钢埋设深度为：岩石0.3m、旱土0.6m、水田0.8m；按规程规定，在雷雨季节土壤干燥时，每基杆塔的工频接地电阻不连地线不应大于下表6.9-2的规定。表6.9-2 最大工频接地电阻表土壤电阻率()100 及以下100500500工频接地电阻()101520在土壤电260、阻率很高的地区，可采用换土和加长射线的方式改善接地性能，个别电阻率极高的地区，采用加设接地模块改善接地性能。在变电站进出线2km范围内应加大接地装置，单回路的接地电阻应控制在10以下、双回路的接地电阻应控制在7以下，其余地段应控制在20以下。除水田采用普通型接地装置外，其余地段均采用防盗型接地装置。防盗桩设置为接地线方框四角各设一个，射线长度小于或等于30m设一个，大于30m时在中间增设一个，防盗角桩采用404410角钢，自立式铁塔均采用四腿接地。6.10 对地距离及交叉跨越6.10.1 导线对地及交叉跨越距离本工程线路导线对地及交叉跨越距离见表6.10-13。 表6.10-1导线对地面的最小261、距离线路经过地区居民区非居民区交通困难地区导线对地面的最小距离(m)7.06.05.0表6.10-2导线与建筑物之间的最小距离边导线与建筑物之间的最小净空距离(m)(在最大计算风偏情况下)4.0导线与建筑物之间的最小垂直距离(m)(在最大计算弧垂情况下)5.0表6.10-3送电线路与弱电线路的交叉角弱电线路等级一级二级三级交叉角4530不限制注：不包括光缆和埋地电缆。6.10.2 交叉跨越及其保护按110kV750kV架空输电线路设计规范，跨越标准铁路、高速公 路、一级公路，110kV及以上送电线路在交叉跨越档内，导线、地线均不允许接头。跨越高速公路及一级公路时，悬垂绝缘子串采用双联串，或双线262、夹。按交流电气装置的过电压保护和绝缘配合6.2.2、6.2.3、6.2.4 规定：110kV同级电压线路相互交叉或与较低电压线路、通信线路交叉时， 两交叉线路导线间或上方线路与下方线路地线间的垂直距离，当导线温度 为+40时，不得小于4.0m，交叉档内两端的铁塔(上、下方线路共4基)均应接地。6.11 杆塔及基础6.11.1 杆塔部分本工程沿线地貌单元主要有中低山地貌单元、低山地貌单元、丘陵地貌单元等，交通运输条件较好，全线推荐采用自立式铁塔架设。6.11.1.1 杆塔型式本线路工程采用国家电网公司110500kV输电线路通用设计修订版110kV输电线路通用设计1A8、1D9模块。该模块为海拔263、1000m以内、设计基本风速23.5m/s（离地10m）、覆冰厚度15mm，导线JL3/G1A-300/40的单、双回路铁塔。所选杆塔见表6.11-1。 表6.11-1 本工程工程推荐杆塔使用条件及数量序号塔型类别转角度设计档距（米）数量水平垂直11A8-ZMC1单回直线塔0350450721A8-ZMC2单回直线塔04006001531A8-ZMC3单回直线塔05007501041A8-ZMC4单回直线塔0400600451A8-JC1单回转角塔0-20450700661A8-JC2单回转角塔20-40450700371A8-JC3单回转角塔40-60450700581A8-JC4单回转角塔264、60-90450700191A8-DJC1单回T接塔0-904006502101D9-SDJC双回终端塔0-904507003合计/56本工程工程采用自立式铁塔共10种 ，分别是：1A8-ZMC1 、1A8-ZMC2 、1A8-ZMC3 、1A8-ZMC4 直线塔，1A8-JC1、1A8-JC2、1A8-JC3、1A8-JC4、1A8-DJC1转角塔和1D9-SDJC双回路终端塔，铁塔型式一览图见附图。基础顶面以上8m范围内的铁塔螺栓、脚钉均采用防卸螺栓和防卸脚钉（与接地引下线相联结的螺栓采用普通螺栓）。全线铁塔除安装防卸螺栓(具有防松性能)外的其它单螺帽螺栓均采用扣紧式防松螺母。所有铁塔构件265、螺栓(含防卸螺栓)、脚钉、防松螺母均热浸镀锌防腐。M16螺栓采用4.8、6.8级，M20螺栓采用6.8级，M24螺栓采用8.8级。所有杆塔安装杆号牌(含线路名称)、警示牌；所有耐张、转角杆塔安装相序牌。在所有杆塔的相同位置设置三牌安装孔，使得三牌安装整齐、美观。“三牌”及“回路标识牌”制作、安装细则按湖南省电力公司“湘电公司基建2010333号”文 (关于印发湖南省电力公司110500千伏输电线路工程标识牌加工、制作及安装细则的通知) 执行。6.11.2 基础部分查阅区域地质资料可知，拟选线路区未发现区域性的深大断裂，并属于非活动性断裂，不会对本线路建设造成影响。线路全线位于稳定地块。区域第266、四纪以来新构造运动不强烈，地震活动水平较弱，适宜进行线路工程建设。根据中国地震动参数区划图（GB183062001）中附录A“中国地震动峰值加速度区划图”和附录B“中国地震动反应谱特征周期区划图”，线路路径沿线区域地震加速度取值小于0.05g，地震基本烈度小于度。地震动反应谱特征周期为0.35s。据GB50191-2012 构筑物抗震设计规范附录A和GB50260-96电力设施抗震设计规范，线路路径沿线区域抗震设防烈度为6度。基础设计按照混凝土结构设计规范(GB50010-2010)、建筑地基基础设计规范(GB50007-2011)、110750kV架空输电线路设计技术规定（GB 50545-267、2010）、架空送电线路基础设计技术规定（D/T 5219-2005）的有关原则与规定进行。 根据本工程沿线的地形、地貌及地质条件，结合本工程塔型荷载的特点，基础的选型和设计按照“安全可靠、方便施工、便于运行、注重环保、节省投资”的原则进行，对各种地质条件下的基础选型进行分析比较，因地制宜选择适当的基础型式，优先选用原状土基础。（1）线路基础的主要特点线路基础在承受拉/压荷载作用的同时，也承受着较大的水平荷载作用。因此线路基础主要工程问题表现在：1）上拔失稳：基础上拔失稳指基础上拔承载力不足，主要表现在基础脱离土体甚至被拔出。2）下压失稳：基础下压失稳指基础抗压承载力不足，主要表现：地基土产生268、不均匀沉降，主要原因有地基承载力不足，基础底面地基土压缩性较大。3）倾覆失稳：基础受水平荷载作用时，在地基受影响范围内，基础两侧被动土抗力产生的平衡力不能保持基础稳定时，基础发生倾覆失稳。（2）基础选型本方案推荐采用2种基础型式。基础形式及指标详见附图7、8。1）直柱板式基础直柱板式基础主要用于水田或有地下水的塔位。该基础按土重法计算，底版作成柔性大板，板的上部与下部双向配置钢筋。其优点是施工方便，混凝土用量比台阶基础少；缺点是基坑开挖大，钢材耗量多。图3.10-1 直柱基础示意图2）掏挖基础在本工程中主要用于地质条件较好且能掏挖成型的塔位。掏挖基础的特点是基坑基本采用人工掏挖成型，可辅以分层269、定向小爆破，基坑开挖难度不大，不用模板，不用回填土，主柱与底板做成圆形，主柱配筋，按刚性设计；按剪切法进行抗拔稳定计算，充分利用原状土承载力高的优点，所以混凝土用量较省，钢材用量较少，土石方量最少，施工工艺简单。图3.10-2 掏挖基础示意图基础钢筋强度等级采用HPB300和HRB400两种。地脚螺栓采用35#钢。基础混凝土采用通用硅酸盐水泥拌制，基础强度等级采用C25级，；基础保护帽混凝土C15级，基础垫层混凝土采用C15级。6.11.2.3 基础型号使用表基础型号数量(腿)1A8-RZ2128.0001A8-RJ128.0001A8-RJT212.0001A8-RJN212.0001A8-270、RDT14.0001D9-RDT16.0001D9-RDN12.0001A8-TZ1428.0001A8-TZ2332.0001A8-TZ3340.0001A8-TZ4316.0001A8-TJ1416.0001A8-TJT234.0001A8-TJN234.0001A8-TJT3310.0001A8-TJN3310.0001A8-TJT442.0001A8-TJN442.0001A8-TJTD13.0001A8-TJND11.0001D9-TJTD14.000合计（C25：m3）1040.616.11.3 地脚螺栓选用根据国家电网基建基2018387号国家电网公司关于印发输电线路工程地脚螺栓271、全过程管控办法（试行）的通知，输电线路新建、改造工程中地脚螺栓规格应按照增大地脚螺栓级差、减少规格序列、降低现场混用风险的原则进行选用。本工程铁塔1A8-ZMC1、1A8-ZMC2、1A8-ZMC3地脚螺栓采用M30，1A8-ZMC4、1A8-JC1采用M36，1A8-JC2采用M42，1A8-JC3、1A8-JC4、1A8-DJC1采用M48，1D9-SDJC采用M64。地脚螺栓材质采用35#钢。6.12 通信影响本送电线路系中性点直接接地三相对称系统，为提高可靠性线路。按照国家有关规定，对通信线路验算，当送电线路发生单相接地故障时的电磁危险影响和输电线路正常运行时的干扰影响。通过计算，本输272、电线路对沿线的一、二级主要通信线路的危险影响和干扰影响都在国家标准规定的允许值以内。对沿线市、县级电视差转台、转播台已满足国标GBJ 14390“架空电力线路、变电所对电视差转台、转播台无线电干扰防护间距标准”的要求。6.13 环境保护6.13.1 采用全方位高低腿和加高基础本工程所经区域中、低山、丘陵地带居多，为避免塔基大开挖，尽量保持原有的自然地形，本工程采用全方位高低塔腿铁塔，以适应不同的地形。这些塔型由于四条腿可根据实际地形高低进行自由调节组合，减少了基面开挖量，有利于环境保护。山区线路每个塔位的微地形是不同的，一基塔的四个塔腿处在不同高程是常常遇到的事情。铁塔长短腿的使用，由于不能做273、到无级调整，往往只能达到基本上同原自然地形、地貌吻合，会留下一定范围的高差需要用基础主柱高度去调整。铁塔全方位长短腿与不等高基础的配合使用，有效地解决了前期工程中出现的小“簸箕”问题，做到少开或不开基面，达到比较完美的最佳效果。6.13.2 合理选择基础型式，优先采用原状土基础根据本工程的地形、地质情况及水文地质特点，总结、吸收已建线路基础设计的成熟经验、先进技术，在此基础上，因地制宜地选用基础型式。各种基础均按高低基础规划设计，配合铁塔长短腿，尽可能减小基面土石方的开挖量，防止水土流失，以利保护环境。基础选型应优先选用原状土基础，如掏挖式基础、岩石基础、挖孔桩基础等。这类基础避免了基坑大开挖274、，充分利用原状土力学性能，提高基础的抗拔力，减少了土石方开挖量，施工不用摸板，简化了施工工艺。更为重要的是塔位原状土未受破坏，有利于塔基的稳定，并大幅度减少了对环境的不良影响，有显著的经济、社会和环境效益。6.13.3 基面排水a) 基面外设排洪沟、排水沟通畅良好的基面排水，有利于基面挖方边坡及基础保护范围外临空面的土体稳定。当塔位地形有坡度时，为防止上山坡侧汇水面的雨水及其他地表水对基面的冲刷影响，需根据现场地形设置环状排洪沟，以拦截和排除周围山坡汇水面内的地表水。同时，基面开挖周边排水沟，并引向老土区排水。排洪沟、排水沟护壁问题可视塔位附近的地质情况区别对待，对土质含砂量较高、无粘性，或表275、层为强风化岩石、颗粒很松散、无植被或植被很稀疏地段的排洪沟、排水沟需采取砌护壁的措施。开挖排洪沟、排水沟的弃土，不得随意抛在沟边或塔位上方的坡顶，应运至施工单位选定的弃渣处置点堆放；排水沟施工应与降基、基坑等土石方工程同步进行，以使排水沟在线路施工工程中，对基面及边坡起保护作用。b) 基面内留排水坡度在铁塔基面留有内高外低的排水坡度，坡度一般为(0.51.0)%。基面排水坡度尽可能向基础保护范围大的缓坡方向倾斜，以便基面雨水从此方向排出，减缓雨水对塔基及下山坡山体表面的冲刷，利于水土保持。对于高低腿塔的基面，应避免流水直接冲刷两腿间有高差的陡坎。6.13.4 护坡、挡土墙全方位长短腿、原状土高276、低基础等技术的广泛应用，线路工程的土石方量较过去大大减少，但还是难以避免高陡边坡的出现，线路塔位附近也往往会有一些自然边坡或原有的人工边坡难以回避，加之基础开挖的余土处理困难，往往也会堆积成一定高度的弃土边坡，这些边坡如果有一定高度或面积时，就必须加以保护处理。过去的经验教训，由于护坡处理不当而造成的上下边坡塌方、滑坡，危及塔位安全。根据塔位的具体情况，采取合理有效的护坡方式，既是塔位安全稳定的保证，也能减少对塔基环境的破坏。挡土墙采用1:5水泥、砂均匀搅拌填装编织袋堆积而成，在堆积时编织袋层与层、袋与袋尽量靠紧，堆积编织袋最多不超过8层，最下面一层将编织袋横排2个铺筑在坚实的土层上，中间层将277、编织袋横排1个、竖排1个铺筑，最上面2层竖排1个铺筑。6.13.5 生态植被护坡生态植被护坡是利用植被涵水固土的原理稳定岩土边坡同时美化生态环境的一种新技术，是涉及岩土工程、恢复生态学、植物学、土壤肥料学等多学科于一体的综合工程技术。它除了护坡功能之外，还具有美化与改善环境的功能，越来越为人们所倡导和应用。目前，在我国生态植被护坡技术已广泛应用于公路、矿山、河道堤防等领域，在送电线路工程中，结合线路工程的特点，有选择的采用生态护坡技术也必将带来良好的经济、环保效益。植被护坡可在少量增加坡体重力的情况下，有效减小大气降水的渗流，从而达到治水的目的。对水土流失可能很严重的塔位，采取人工植被，保护基278、面及边坡。人工植被必须在满足电气安全间隙的前提下，因地制宜，视具体情况植草皮或移植矮小杂草及灌木。6.13.6 其他方面a) 在跨越河流时，尽量不在水中建塔，避免线路对航运和河道泄洪能力的影响。b) 与公路、铁路、通讯线、电力线、河流交叉跨越时，严格按照有关规范要求留有足够净空距离。c) 在设备定货时要求导线、母线、均压环、管母线终端球和其它金具等提高加工工艺，防止尖端放电和起电晕，降低无线电干扰水平。6.14 机械化施工6.14.1 工程建设规模竹市至山门110千伏线路工程，起于110kV竹市变4Y出线间隔，止于110kV山门变2Y出线间隔。新建线路全长约15.7km，杆塔共计60基。导线采279、用JL3/G1A-300/40型钢芯铝绞线，双回路段地线采用两根24芯OPGW，单回路段地线一根采用17-11.4-1270-B（GJ-80）型镀锌钢绞线，另一根为24芯OPGW（计入通信)，地线逐基接地，基础采用掏挖式基础、大板基础。 6.14.2 地形地貌及工地运输拟建线路工程位于湖南省XX市XX县，线路海拔高度一般在300m360m之间，相对高差变化较小，一般在2050m之内。植被发育良好，以松树、杉树和油茶为主。本工程可以利用的交通有G320国道，另还有多条乡村公路与之平行或交叉，交通运输便利。6.14.3 路径方案比选及优化6.14.3.1 机械化施工路径与塔位的选取原则6.14.3280、.1.1 勘测原则及内容1)中微风化基岩裸露的塔位，应逐基进行工程地质调查，应查明基岩的岩性、产状、结构构造、岩体结构、完整性、硬度等进行分类。2)机械化施工塔位应逐基钻探，必要时需要逐腿勘探，查明第四系覆盖层及强风化层厚度与性质，勘探深度应至中微风化基岩面或者按设计拟采用的最深基础深度要求。必要时在设计埋深内取样试验以确定采用旋挖等机械化施工的可行性。3)根据塔位地形及地层条件，水文地质条件等推荐合适的基础 型式。4)对设备进场道路进行地质调查，对修筑道路引起的环境地质问题进行预测与评价，提出处理措施，必要时采用适量勘探工作，对道路走向提出建议。5)进行土壤电阻率测量，极距满足设计要求，配合281、电气人员确定接地型式及判断水平定向钻的可行性，并调查接地敷设范围内是否存在埋藏的河道、坟墓、防空洞、孤石等不利的埋藏物。6)塔位地形图测绘，设计人员根据现场地形情况和塔腿分布、接地射线范围等实际需要判断塔位地形图的测量范围，根据测量范围测绘地形图。地形图比例尺宜为1:200，等高距为0.5米。地形图测量应符合现行行业标准火力发电厂工程测量技术规程DL/5001的规定。塔基地形图上应备注包括不良情况、植被信息等，用于提供给技经人员进行青赔计算。7)运输道路调查和测量，配合设计人员和技经人员进行设备进场道路的选择，测量进场道路的长度等。对于需要修路的地方，应测量路径坡度及土方工程量等信息，必要时测282、绘地形图。配合技经人员调查设备进场道路的青赔情况。6.14.3.2 路径选取原则 全过程机械化施工在路径选择中应综合考虑机械化施工因素，降低安全成本，提高施工效率。一个显著特点就是施工机械到塔位，减少人工投入，相应就要增加施工临时道路或架空索道的投入，机械化施工路径选取原则如下：1)平缓地形塔位采用机械化施工，一般采用临时道路。2)在高差比较大、修筑临时道路比较困难的地区采用机械化施工，物料运输等可采用中型架空索道。3)采用机械化施工的杆塔位置选择应以环境影响最小为原则，尽量避开因周边建、构筑物造成机械化施工困难的场地。4)线路路径的选取应综合考虑工程本体工程量与运输通道工程量的关系，在综合费283、用不增加的情况下，应使线路路径贴近现有汽运道路、机耕道路，减少运输通道的投入，同时也应减少开挖施工临时道路所带来的环境破坏问题。6.14.3.3 塔位选取原则本工程主要地形以丘陵、低山为主，定位时应综合考虑塔位交通和地质条件、地方协调能力和经济性等因素，确定塔位的机械化施工的可行性。本工程机械化施工塔位选取主要原则如下：1)丘陵线路杆塔主要采用原状土基础，基础机械化施工设备主要考虑采用旋挖钻机，考虑既有旋挖钻机的爬坡能力，坡度30度以上的塔位，不建议考虑机械化施工。2)考虑机械化施工设备进场，需修筑施工便道，对修筑道路过长，修路易引起植被破坏和水土流失的塔位，不宜采用机械化施工。3)道路边拟立284、钢管杆的线路，建议采用机械化施工。4)对一些青赔困难的塔位不建议采用机械化施工。5)考虑到旋挖钻机等机械化设备的施工作业面大(不得少于6m6m)，平整度应小于5度等要求，对塔基范围内地形过陡的塔位不宜采用机械化施工方案。6)考虑到机械化施工设备进场、转场不便，为减少机械的进场和二次转场费用，建议采用连续施工区段进行机械化施工，对零星、孤立的塔位不建议采用机械化施工。7)受旋挖钻机的设备功率和动力头最大扭矩限制，需选择与地质条件相适应的机械化设备，对中风化硬质以上的岩石不建议采用旋挖钻机进行机械化施工。8)塔位周边有民房、养猪棚等建(构)筑物等，造成旋挖钻机施工困难的塔位，不宜作为机械化施工塔位285、。9)塔位与现有汽车运输道路距离不宜太远，新建进场道路不超过1.6km：机械化施工的经济效益一方面体现在人力运输改为机械运输，所以修路费用如高于人力运输费用，则机械化施工的经济效益就无法体现。10)新建进场道路不宜经过成片林区、不宜经过横道路方向坡度大于25的斜坡；避免砍伐大量林木；避免开挖过多土方，造成水土流失。11)全过程机械化施工与普通施工方法相比，机械转场费用高，选择机械化施工的塔位宜紧邻连续。6.14.4 导地线的运输、架设6.14.4.1 工程展放导引绳方式目前张力放线的初级导引绳展放方式有无人机、飞艇、动力伞或其它飞行器，其中飞艇、动力伞受自然环境影响比较大，无人机消耗费用比较高286、，现有遥控多旋翼飞行器相对可以克服这些问题。本工程路径区域内无禁飞区，推荐采用多旋翼飞行器展放导引绳。 图6.14-1 六旋翼无人机展放导引绳表6.14-1 配置方式名称用途适用条件主要技术参数人员配置多旋翼飞行器导引绳展放全地形最大有效载荷为5kg，最大航程5km，续航时间2h。2 人/台6.14.4.2 架线机械化施工导地线架线采用牵引机、张力机进行导、地线展放，采用放线滑车以支撑导、地线，采用切线机、压接机、压接管调直器进行导线和地线的压接。图6.14-2 张力放线牵张场地应选择在地势较好的区域，且应满足牵引机、张力机能直接运达到位的要求。根据牵张场尺寸，尽量利用已有道路，如交通条件不便287、利，考虑修筑临时道路方案。根据现场情况，全线拟划分为9个放线区段。人员匹配：牵引场、张力场各配备人员20 人（机械操作2 人、吊车司机1 人、技工4 人、普工13 人）。根据放线区段塔基数量设置不同数量的人员在塔位、跨越架或其它重点区域看护，监视走板过滑轮情况。6.14.5 杆塔选型及优化6.14.5.1 杆塔选型根据本工程导地线型号和气象条件，杆塔推荐采用国家电网公司输变电工程通用设计110（66）kV输电线路分册2011年版中的模块，其中单回路部分拟采用1A8模块，双回路部分拟采用1D9模块。为满足铁塔机械化施工的需要，在铁塔设计过程中，严格控制构件长度及重量，并在导线横担、塔头K节点、塔288、脚板、塔身等适当位置设置施工孔，以利于铁塔组立机械化施工要求。6.14.5.2 机械化施工杆塔组立6.14.5.2.1 机械化施工杆塔设计杆塔设计与机械化施工密切相关，应该结合施工方法、施工荷载和运输条件等方面细致深入地开展相关设计工作，按照从宏观到微观、从整体到局部的顺序进行，即从铁塔型式到铁塔外形、再到结构的细部构造的顺序开展工作。本工程杆塔设计时从荷载方面入手，细化荷载、选取合适的高空风压系数、风振系数，合理判断埃菲尔效应对结构的影响。因地制宜的选择长短腿方案和级差，并根据给定荷载和电气间隙条件优化塔头尺寸、坡度、铁塔根开、节间布置和节点构造。从工程实际出发进行钢材种类和强度选择，根据塔289、身各部分的受力特点，结合施工组塔工艺，设置合理的施工用孔，具体如下。(1)本工程铁塔主材长度不超过12米，L100及以下的角钢构件长度一般不超过9米，单个构件重量一般控制在1.6吨以内。整基重量一般为6.0吨-39.0吨。(2)悬垂塔“V”串绝缘子串正上方的铁塔横担前后侧预留施工孔；悬垂塔中横担根部与上曲臂连接的节点板上，前后侧各设置施工孔；悬垂塔边横担端部前后侧分别增加两处施工挂点(一处位于“I”串正上方附近，另一处位于正上方往左或往右偏移约2米处，前后对称设置)；边相横担根部布置2个施工孔。酒杯塔左右K节点各设置1个施工用孔用于左右节点对拉。(3)导线横担中部上平面及地线支架接头处设置辅助290、抱杆支承用孔；耐张塔挂点附近设置施工孔；塔身四根主材内侧设置辅助抱杆支承用孔，在每根塔身主材沿对角线方向每两个主材分段设置一处专用挂孔联板，联板采用焊接，焊接位置应尽量靠近主材和大斜材、水平材相连接的位置，以满足主材受力而不变形的要求。(4)在瓶口变坡处塔身正面节点板外侧设置2个施工孔，用于施工拉线、导向滑轮等。(5)在塔脚板靴板内、外侧方向各设置1施工孔，用于施工拉线导向滑轮等临时固定用。 K节点施工用孔设计 塔脚板靴板施工孔设计 塔身施工拉线孔设计 边横担根部施工孔设计 边横担挂点处施工孔设计 中横担挂点处施工孔设计6.14.5.2.2 杆塔组立方案本工程铁塔均为角钢结构，整基重量一般为5