1、 43-WZ000401-A01 湖南娄底西湖南娄底西500kV输变电工程输变电工程(41000MVA)可研阶段可研阶段 可行性研究报告可行性研究报告 第一卷第一卷 总的部分总的部分(收口版收口版)中国能源建设集团中国能源建设集团 湖南省电力设计院有限公司湖南省电力设计院有限公司 二一九年六月二一九年六月 长沙长沙 湖南娄底西500kV输变电工程可行性研究报告(第一卷总的部分)本文件版权所有，未经授权，不得复用 工程咨询单位资格证书工程咨询单位资格证书 编号：工咨甲编号：工咨甲22220070008 工 程 设 计 资 质 证 书工 程 设 计 资 质 证 书 电力行业甲级电力行业甲级 编 号2、：编 号：A 1 4 3 0 0 3 2 4 8 批准 ：审核 ：校核 ：编写 ：湖南娄底西500kV输变电工程可行性研究报告(第一卷总的部分)本文件版权所有，未经授权，不得复用 湖南娄底西500kV输变电工程可行性研究报告 总 目 次 卷 号 卷 册 名 称 检 索 号 第一卷第一卷 总的部分总的部分 43-WZ000401-A01 第二卷 电力系统一次 43-WZ000401-A02 第三卷 电力系统二次 43-WZ000401-A03 第四卷 变电站工程选址 43-WZ000401-A04 第五卷 变电站工程设想 43-WZ000401-A05 第六卷 送电线路工程选线及工程设想 43-3、WZ000401-A06 第七卷 光纤通信 43-WZ000401-A07 第八卷 节能、环保、抗灾措施分析 43-WZ000401-A08 投资估算及经济评价 43-WZ000401-E01E04 岩土工程勘测报告 43-WZ000401-G01 水文气象报告 43-WZ000401-W01 湖南娄底西500kV输变电工程可行性研究报告(第一卷总的部分)本文件版权所有，未经授权，不得复用 目 次 1 工程概述.5 1.1 设计依据.5 1.2 工程概况.5 1.3 设计水平年.6 1.4 主要设计原则.7 1.5 设计范围及配合分工.7 2 电力系统一次.7 2.1 电力系统概况.7 2.24、 变电容量平衡及建设必要性.9 2.3 娄底西500kV变主变容量选择.11 2.4 接入系统方案论证.12 2.5 无功补偿容量.13 2.6 导线截面选择.14 2.7 系统对娄底西500kV变电站接入的要求.14 2.8 结论及建议.16 3 电力系统二次.16 3.1 系统保护和安全自动装置.17 3.2 调度自动化.18 3.3 光纤通信.16 4 变电站站址选择.22 湖南娄底西500kV输变电工程可行性研究报告(第一卷总的部分)本文件版权所有，未经授权，不得复用 4.1 站址选择概况.22 4.2 站址区域概况.22 4.3 站址的拆迁赔偿情况.24 4.4 出线条件.24 4.5、5 站址工程地质及水文地质.24 4.6 站址水文气象条件.26 4.7 土石方情况.28 4.8 进站道路和交通运输.28 4.9 站用电源.30 4.10 站址环境.30 4.11 通信干扰.30 4.12 施工条件.30 5 变电站及间隔扩建工程设想.31 6 送电线路路径选择及工程设想.46 6.1 金民I线入娄底西500kV线路.46 6.2 金民II线入娄底西500kV线路.46 7 光纤通信.47 7.1 光缆建设方案.错误！未定义书签。错误！未定义书签。7.2 光纤通信网络建设方案.错误！未定义书签。错误！未定义书签。8 节能、环保、抗灾措施分析.48 8.1 系统方面的节能分6、析.48 8.2 变电方面的节能设计.49 湖南娄底西500kV输变电工程可行性研究报告(第一卷总的部分)本文件版权所有，未经授权，不得复用 8.3 建筑物及辅助系统采用多种措施节能降耗.51 8.4 降低变电站站用电量.52 8.5 线路方面的节能设计.54 8.6 线路防灾设计.60 8.7 工程环保分析.62 9 投资估算及经济评价.66 9.1 编制原则及依据.66 9.2 投资估算.68 9.3 与通用造价的对比分析.68 9.4 财务评价.70 10 经济性与财务合规性.75 10.1 从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析.75 10.2 财务合规性.76 11 结论及建议.77、6 附件 涟源市人民政府市长办公会议纪要201831号 湖南娄底西500kV输变电工程可行性研究报告(第一卷总的部分)本文件版权所有，未经授权，不得复用 附 图 目 次 附图01 2018年底湖南省220kV及以上电网地理接线示意图 附图02 娄底西500kV变电站500kV接入系统方案图 附图03 500kV保护及安全自动装置配置图 附图04 220kV保护及安全自动装置配置图 附图05 调度自动化系统配置及信息传输示意图 附图06 系统通信方案图 附图07 娄底西500kV变电站电气主接线图 附图08 娄底西500kV变电站电气总平面布置图 附图09 线路路径走向图 1 工程概述 1.1 8、设计依据 1.1.1 规程规范依据 电力系统设计技术规程DL/T 5429-2009；电力系统安全稳定导则DL 755-2001；电力系统电压和无功电力技术导则(试行)SD 325-1989；国家电网安全稳定计算技术规范Q/GDW 404-2010；330千伏及以上输变电工程可行性研究内容深度规定Q/GDW 269-2009。1.1.2 主要参考资料 1)国家电网公司最新修编的特高压电网规划。2)湖南省电力公司经济技术研究院2014年编制的湖南电网“十三五”发展规划总报告。3)国网各地市供电公司2015年编制的“十三五”电网规划项目和目标网架。4)国网各地市供电公司2016年编制的2016年电9、力市场分析预测秋季报告。5)湖南省电力设计院有限公司2018年编制的湖南娄底西500kV变电站工程选址报告。1.2 工程概况 1.2.1 工程规模 1)新建娄底西500kV变电站，远景规模；主变压器41000MVA，500kV出线10回，220kV出线16回。本期规模：主变压器11000MVA，500kV出线4回，220kV出线8回。2)新建金民I线入娄底西500kV线路，长度约3.7km。3)新建金民II线入娄底西500kV线路，长度约3.3km。湖南娄底西500kV输变电工程本期相关输变电项目见表1.2-1。表1.2-1 湖南娄底西500kV输变电工程本期相关输变电项目 单位：MVA，km10、 序 号 工 程 名 称 性 质 型 号 建设规模 备 注 1 变电工程 1)娄底西500kV变电站 新 建 11000 2)民丰500kV变电站间隔保护改造工程 改 造 3)金竹山电厂500kV间隔保护改造工程 改 造 2 线路工程 1)金民I线入娄底西500kV线路 新 建 LGJ-4630 3.7 2)金民II线入娄底西500kV线路 新 建 LGJ-4630 3.3 1.2.2 工程建设时序 为满足娄底中部、西部地区，即新化、冷水江和涟源地区的电力负荷发展需求，提高娄底西部地区220kV电网断面供、送电能力和供电可靠性，加强湘中电网东西通道，建议娄底西500kV变电站于2020年底建成11、投产。1.3 设计水平年 娄底西500kV变电站规划于2020年底建成投产。“十三五”初，800kV酒湖直流已投产，提高了湖南省接受外电的能力，同时围绕直流换流站加强了湘东负荷中心电网结构。预计在“十三五”末至“十四五”初，1000kV长沙交流特高压也将建成投产，湖南电网接受外区来电能力得到大幅提 升，届时湖南500kV及以上主干电网依托交流特高压将逐步完善。综合考虑湖南电网发展情况，选择2025年作为本工程的设计水平年，并将2020年作为投产水平年，并适当展望2035年。1.4 主要设计原则 1)电力系统一次、二次方案考虑了本期和远景的结合。2)贯彻差异化设计原则，以及“两型一化”变电站，“12、两型三新”线路设计原则。1.5 设计范围及配合分工 根据上述本可研涉及的输变电项目的规模，设计范围包括：电力系统一次、电力系统二次方案论证，娄底西500kV变电站工程选址，新建娄底西500kV变电站，民丰500kV变电站与金竹山电厂保护改造，金民I、II线入娄底西500kV线路，光纤通信，节能、投资估算及经济评价。本工程没有外部协作单位，均由中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司承担。2 电力系统一次 2.1 电力系统概况 2.1.1 娄底市电力系统现状 1)电源现状 截至2018年底，娄底市发电装机总容量为3890.7MW(含企业自备装机容量565.5MW)，其中220kV及以上并网装机容13、量为2610MW，装机占比67%，110kV并网装机容量为490.7MW，装机占比13%，35kV及以下并网装机容量为545MW，装机占比14%，10kV及以下装机245MW，装机占比6%。按机组类型分，火电装机容量为3247.7MW，装机占比86%，水电装机容量为274.3MW，装机占比7%，风电装机容量249.7MW，装机占比4.0%，太阳能装机119MW，装机占比2%。2)网络现状 截至2018年底，娄底电网拥有500kV变电站1座，即民丰变(2750MVA)。拥有220kV公用变电站12座，主变18台，总容量2700MVA，220kV用户变电站5座，主变23台，变电容量1720MVA；14、拥有220kV线路39条，长度944.96km。用户管辖的220kV线路6条，长度为39.03km。3)供用电现状 2018年，娄底地区全社会用电量为142.6亿kWh，最大负荷为2384MW；娄底地区统调供电量为91.77亿kWh，统调最大负荷为1624.4MW。2.1.2 负荷预测 根据最新编制的2018年度娄底地区电力市场分析预测春季报告中的负荷水平，结合最新情况，对娄底市统调负荷进行了预测，结果见表2.1-1。表2.1-1 娄底市及西部三县全社会负荷水平预测结果表 单位：亿kWh，MW 实际值 预测值 年份 项目 区域 2018年 2020年 2021年 2025年 2030年 20315、5年 娄底市 142.6 143 150 174 206 236 全社会用电量 西部三县 67.4 72.1 75.9 90.7 104.4 115.9 娄底市 2384 2505 2617 3093 3710 4308 全社会负荷 西部三县 1056 1257 1320 1607 1874 2111 2.1.3 娄底220kV及以上电网规划 500kV层面：“十三五”期间，娄底电网规划新建娄底西500kV变电站。220kV层面：2018年：新建中连湍江220kV线路。2020年：娄底西500kV变电站配套220kV送出线路工程；贺家220kV变电站2号主变扩建工程；中连上渡220kV线路耐热16、改造工程。2.2 变电容量平衡及建设必要性 2.2.1 长沙市河东片区变电容量平衡结果 由平衡结果可知，娄底市电源装机相对较多，500kV主网下网负荷主要受金竹山3#机组的出力影响较大。根据规划娄底西500kV变投产后，2020年、2025年在金竹山3#机组满出力/退出运行两种情况下，娄底市500kV容载比分别为2.99/1.8、2.0/1.4，未来一段时间内可满足娄底市负荷的发展需求。2.2.2 工程建设必要性 1)满足娄底电网负荷发展需要，提高区域供电能力。2018年娄底市全社会最大负荷为2214MW，其中统调负荷达1570MW，预计至2020年/2025年娄底市全社会最大负荷为2505M17、W/3093MW。区域内主要电源(柘溪电站计入250MW，下同)满出力的情况下，2020年/2025年娄底市网供最大负荷为835MW/1234MW。区域内金竹山3#机组检修或故障退出运行的情况下，2020年/2025年娄底市网供最大负荷为1375MW/1774MW。2020年枯大方式下，金竹山3#机组90%出力考虑，民丰500kV供带下网负荷约946MW，其主变“N-1”时，单台主变供带负荷约764MW（已过载）。根据变电容量平衡，为满足娄底市负荷的安全可靠供带需求，增强电网调度运行的灵活性，减少区域内主要电源(金竹山3#机组)的开机方式对电网运行 的影响，2020年及以后娄底市需新增500k18、V主变容量。考虑到民丰500kV变电站的主变现已上齐，站内已不具备扩建场地。娄底电网与区外联络的湍宝线(LGJ-400，环境温度40、功率因数0.95，极限输送容量约为248MW)、贺青线(LGJ-400)导线截面小，转供能力弱，与区外联络的观鹅线、观群线在冬季大方式下还需供带怀化市的部分负荷(2018年最大转供负荷约为230MW)。因此，娄底市需新增一个500kV布点。娄底市负荷呈东西走向的带状分布，由东至西依次为娄星区(2017年统调最大负荷/占比为563MW/35%，下同)、涟源市(244MW/15%)、冷水江市(282MW/17%)和新化县(322MW/19%)，其中西部三县市负荷合计19、约为848MW，占比约为51%。而娄底市仅有的民丰500kV变电站位于娄星区的最东部，与涟源、冷水江、新化县城中心直线距离分别为40km、62km、75km，故从负荷需求及网络的空间布局来看，娄底新增500kV布点宜布置在娄底西部。2)优化娄底西部220kV千伏网络。娄底市220kV主网与负荷分布基本一致，呈东西走向的带状分布，其中西部三县(统调最大负荷为848MW，拥有6座公用变、3座用户变)通过群豹(LGJ-400/29.4km，环境温度40、功率因数0.95，极限输送容量约为234MW)、群康(LGJ-2300/21.9km，功率因数0.95，环境温度40，极限输送功率约为416MW)、20、中豹(LGJ-2300/54.4km+JNRLH60-400/9.3km)3回220kV线路供带。通过潮流计算分析可知，2020年枯季大方式下，若金竹山3#机组检修或故障退出运行，群豹线(输送潮流为208MW，下同)，群康(372MW)线接近满载，若群康线检修或故障退出运行，群豹线略有过载(238MW)。且随负荷的增长，中豹、群豹和群康220kV断面将严重制约娄底西部负荷的发展。娄底西部需新建一个500kV变电站，就地满足娄底西部 负荷的下网需求，避免区域内金竹山3#机组的开机方式对电网运行造成的影响，因此，新建娄底西500kV变电站是必要的。2.3 娄底西500kV变主变容量选择 2.3.121、 本期主变容量论证 由变电容量平衡结果可知，当金竹山3#机组满出力、娄底西500kV变电站计入1台1000MVA主变时，2020年、2025年娄底500kV网供负荷分别为835MW、1234MW，500kV容载比分别为2.99、2.0，若在上述基础上，金竹山3#机组检修或故障退出运行时，2020年、2025年娄底500kV容载比将降至1.8、1.4。可满足娄底市负荷的发展需求，故建议娄底西500kV变电站本期按1台1000MVA主变设计。2.3.2 终期主变容量论证 娄底西500kV变电站建成后将与民丰500kV变电站共同供带娄底市负荷。2018年娄底市全社会负荷合计约为2214MW，预计至222、020年/2025年/2035年全社会负荷为2505MW/3093MW/4308MW，饱和负荷将达到6400MW。根据相关规划，饱和年娄底市共规划有3个500kV布点，考虑到现有民丰变电站受现有场地的限制，主变规模维持2台主变规模不变，其余两个新增站点均按4台主变考虑的情况下(共计10台，其中单台主变容量均按1000MVA考虑)。此时，若金竹山3#机组满出力，娄底市500kV容载比为2.0，若金竹山3#机组不出力，娄底市500kV容载比将降至1.8，娄底市饱和容载比略微偏高。若将饱和年娄底市500kV主变台数减少至9台，在金竹山3#机组满出力或不出力两种情况下，娄底市500kV容载比将分别降至23、1.8、1.6，较为合适，故饱和年娄底500kV主变暂按9台考虑，单个布点3台主变。同时考虑到随着城市发展，城市土地及廊道资源已成为稀缺资源、未来新增 站点的选址存在诸多不确定性、民丰变的改造受现有场地制约，因此，为增强远景适应性，建议娄底西500kV变终期按41000MVA主变设计。2.3.3 娄底西500kV变电站主变容量配置方案 经分析，推荐娄底西500kV变电站远期按41000MVA考虑，一期按11000MVA建设。2.4 接入系统方案论证 2.4.1 500kV接入系统方案 金 竹 山 民 丰 双 回 500kV 线 路 双 回 入 娄 底 西 500kV 变 电 站(LGJ-46324、0/42km)；新建娄底西自治州1回500kV线路(LGJ-4630/240km，该新建线路暂不包含在本工程，本工程仅包含相关的500kV间隔1个)。2.4.2 220kV接入系统方案 娄底西部三县市目前主要通过中豹、群康、群豹3回220kV供带，其中群豹线导线截面仅为400mm2，供带能力有限。娄底西变配套的220kV送出方案，需着重加强娄底东西220kV通道，进一步梳理该区域220kV电网结构。娄底西投产后，计划将中连豹南山220kV线路就近进娄底西变；将锑都群联、锑都T接早元贺家线路均从锑都变改出站外对接形成群联T接早元贺家线路，利用腾出来的2个220kV间隔，将现有中连豹南山线路入锑都25、变；并计划拆除截面较小的老旧线路锑都群联线，利用其走廊，新建娄底西锑都、娄底西群联220kV线路；新建娄底西至鹅塘1回220kV线路；新建娄底西湍江1回220kV线路。另外，为加强娄底西与东侧电网的联系，新增娄底西群联回220kV线路；考虑规划涟源北站新建入娄底西豹南山线路后，再新建娄底西至涟源北回220kV 线路（考虑将该线路对应的娄底西侧220kV间隔纳入本期工程建设）。2.5 无功补偿容量 2.5.1 高压电抗器容量配置方案 娄底西变本期500kV出线4回，即至金竹山电厂、民丰变各2回。其中娄底西变至金竹山电厂、民丰变均相距较近，线路长度分别约为25km、44km，均不需装设高抗。娄底西26、500kV变电站500kV终期出线10回，即至怀化北(自治州)、民丰变各2回，至金竹山电厂2回，另备用4回。考虑娄底西至怀化北(自治州)2回相距较远，约为200km(240km)，娄底西变侧单回线路按150Mvar高抗考虑，娄底西至民丰、金竹山相距较近，均不需装设高抗。结合最新的湖南主网规划成果,备用4回中其中2回分别至长阳铺、芙蓉山抽蓄，考虑随着后期主网联系更加紧密，预计娄底西出线基本无新增长距离输电线路，故备用4回暂不预留高抗位置。2.5.2 低压电抗器容量配置方案 娄底西500kV变电站本期出线5回，长度合计约378km，220kV配套线路长约273km，按补偿所连线路充电功率一半，电厂27、全部补偿的原则计算，需娄底西变平衡的充电功率约309Mvar。考虑娄底西自治州500kV线路计划加装高抗150Mvar，建议娄底西变本期配置2组60Mvar的低抗补偿考虑，补偿度为87%。娄底西500kV变电站远期500kV规划出线10回，出线长度合计约842km(备用2回线路均按80km计算、娄底西至怀化北单回按200km计算)，充电功率合计约1145Mvar；配套220kV送出线路约440km，充电功率约88Mvar；按补偿所连线路充电功率一半的原则计算，电厂全部补偿的原则 计算，需娄底西变承担的充电功率约638Mvar，建议娄底西变4台主变共配置6组60Mvar低抗，补偿度为103%(计28、及高抗300Mvar)。2.5.3 容性无功配置方案 根据调相调压计算，枯大负荷方式下，若金竹山电厂全关，娄底西变在投入60Mvar的容性无功后，电压水平可满足规程要求，但依然较低，因此建议娄底西500kV变电站本期低压侧容性无功补偿容量按260Mvar装设。远期随着娄底西电网负荷的增长，娄底西500kV变下网负荷将增加，娄底西电网无功需求也将随之增长。考虑到单台1000MVA主变满载时无功损耗约160Mvar，综合各种因素考虑，娄底西500kV变电站低压侧容性无功补偿容量远期按每台主变装设360Mvar为宜。2.5.4 无功配置方案 本期：装设260Mvar低压电抗器组，260Mvar低压电29、容器组。终期：终期4台主变共装设18组低压无功补偿设备考虑。为适应系统远景的发展，建议按4台主变共装设12组低压电容器组+6组低压电抗器组预留。2.6 导线截面选择 LGJ-4630导线经济输送容量为2259MW，考虑周围环境温度35，功率因数0.9，LGJ-4630线路极限输送功率分别为3160MW，可满足娄底西500kV变较长时间的负荷供带需求，故建议本期500kV线路均采用LGJ-4630导线。2.7 系统对娄底西500kV变电站接入的要求 2.7.1 主变压器参数及接地方式 主变型式：无载调压自耦变压器 电压比为：3525/323022.5%/36kV 容量比：1000/1000/3030、0MVA 联接组：YN,a0,d11 阻抗：系统没有特殊要求。主变压器均采用中性点直接接地的形式并预留经小电抗接地的可能性。2.7.2 短路水平及开关遮断电流选择 远景水平年娄底西变500kV三相、单相短路电流分别约：31kA、30kA，220kV三相、单相短路电流分别为：39kA、45kA。考虑到系统发展的不确定性，建议娄底西500kV变电站500kV本期开关的遮断容量选为63kA，220kV开关应综合考虑现有国产设备的制造水平及经济技术等方面原因，建议本期开关应选择遮断容量不小于50kA的设备，并通过一系列遏制短路电流的措施来保障设备的安全。2.7.3 无功补偿容量 2.7.3.1 高压并31、联电抗器 本期4回出线，不考虑装设高抗。终期新增至怀化北(自治州)的2回出线，按每回出线配置1组的150Mvar高抗预留场地。剩余500kV出线暂不考虑装设高抗。2.7.3.2 低压无功补偿装置 低压电抗器组：本期装设260Mvar低抗，远期4台主变共装设660Mvar低抗预留场地。低压电容器组：本期装设260Mvar低压电容器组，远期按1260Mvar低压电容器组预留场地(每台主变360Mvar)。2.7.4 电气主接线 娄底西500kV变电站500kV电气主接线建议采用一个半断路器接线。220kV主接线建议本期采用双母线双分段接线，远景考虑采用双母线双分段接线。35kV电气主接线采用单母线32、接线。2.8 结论及建议 2.8.1 变电工程 2.8.1.1 主变压器 规划容量：4组1000MVA变压器。本期容量：1组1000MVA变压器。2.8.1.2 500kV出线 本期4回：至金竹山电厂2回、至民丰变2回。终期10回：至金竹山电厂2回，至民丰2回，至规划站怀化北(自治州)2回，至长阳铺1回，至规划芙蓉山抽蓄1回，另备用2回。2.8.1.3 220kV出线 本期8回：至锑都、群联、上渡、涟源北各2回。远期16回：即至锑都、群联、上渡、涟源北各2回，至规划站新化北、涟南各2回，另备用4回。2.8.2 线路工程 将金竹山民丰双回500kV线路入娄底西500kV变电站(LGJ-4630/33、42km)。3 电力系统二次 3.1 系统保护和安全自动装置 继电保护的信息交互采用DL/T 860标准，保护直接采样、直接跳闸，其中500kV保护直接模拟量电缆采样，直接GOOSE跳闸；220kV系统保护直接模拟量电缆采样，直接GOOSE跳闸；继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息采用GOOSE网络传输。娄底西民丰双回500kV线路(42km)、娄底西金竹山双回500kV线路(23km)；均为新建500kV线路，线路两侧分别配置双套光纤电流差动保护，其中第一套保护采用专用光纤芯+复用2Mb/s光纤通道，第二套保护采用专用光纤芯+复用2Mb/s光纤通道，第一套保护采用路由一和路由二，第二套保34、护采用路由一和路由三，其中路由一为光纤直达通道；500kV断路器保护按断路器双重化配置，测控单套配置；500kV每段母线按双重化配置母线差动保护装置。娄底西锑都双回、娄底西群联双回、娄底西豹南山I回、娄底西鹅塘I回、娄底西湍江I回220kV线路娄底西侧分别新上两套微机光纤电流差动保护，其中第一套保护采用专用光纤芯+复用2Mb/s光纤通道，第二套保护采用专用光纤芯+复用2Mb/s光纤通道，第一套保护采用路由一和路由二，第二套保护采用路由一和路由三，其中路由一为光纤直达通道；220kV本期为双母线双分段接线，按双母线双重化配置母差保护；220kV母联、分段断路器按双重化配置过电流保护。全站配置一套35、故障录波系统，全站故障录波装置宜按照电压等级、主变分别独立配置，500kV电压等级按每两串配置1台故障录波装置，每2台主变配置1台故障录波装置，220kV按网络配置，故障录波不跨小室配置。故障录波装置单独组网将信息上传。主变及500kV故障录波装置的电流、电压采用模拟量采集，开关量通过网络方式接收GOOSE报文；220kV故障录波装置通过网络方式接收SV和GOOSE报文。本期娄底西自治州500kV线路500kV线路、娄底西鹅塘回220kV线路长度均超过50km，考虑在娄底西站配置1套500kV故障测距装置、1套220kV故障测距装置。本工程按电压等级及网络配置1套网络分析系统，500kV系统按36、A、B网各配置一台网络报文记录装置；220kV系统按A、B网各配置一台网络报文记录装置；配置一台网络报文分析装置。网络报文记录装置单独组网将信息上传给网络报文分析装置，网络报文分析装置将分析结果通过MMS接口接入站控层主机。本站保护及故障信息管理子站系统纳入变电站自动化系统统一设计。稳定控制装置的方案将后续在本站稳控专题工程中阐述，本工程暂计列稳控专题的相关费用。3.2 调度自动化 根据湖南娄底西500kV变电站在系统中的地位和作用，按照电网统一调度、分级管理的原则，本站主变压器、500kV电压等级设备和35kV无功补偿设备由华中网调调度，220kV电压等级设备由湖南省调调度。变电站的管理由湖37、南省检修公司负责。本站调度自动化信息直送华中网调、华中网备调、湖南省调、湖南省备调，并接受相应调度下达的调度命令。本变电站采用计算机监控系统方案，远动装置的配置结合变电站计算机监控系统统一考虑，其远动功能通过计算机监控系统的远动工作站实现。支持网、省级调度数据网互备方式，实现遥信、遥测、遥控、遥调及规约转换功能。本站应符合“调控一体化”建设模式的要求，站内远动设 备的配置及远传信息应满足调控一体化系统要求。本期5回500kV出线和主变中压侧为华中网公司关口点，主变中压侧和外接站用变高压侧为湖南省公司关口点，在关口计量点安装高精度智能主副双表；#4主变高、低压侧及220kV线路均为非关口计量点，38、均安装单套智能电能表。关口电能表和主变高压侧电能表均采用模拟量电缆接入，220kV线路电能表采用单套智能电能表，模拟量采样；35kV间隔均为非关口计量点，均安装单套智能电能表，模拟量采样。全站配置1台电能数据采集器，以串口方式采集各电能表计信息，通过网、省级调度数据网通道与华中网公司和湖南省公司电能计量主站通信。本站配置一套分布式功角测量(PMU)系统，相量测量装置单套配置。500kV相量测量装置采用模拟量采样，220kV相量测量装置采用模拟量采样。本变电站配置两套调度数据网接入设备，分别接入华中网调数据网及湖南省调数据网；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39、装置实现强隔离。安全区、接入调度数据网时，分别在、II区配置IP认证加密装置。变电站电力监控系统的安全区部署1台型网络安全监测装置。3.3 光纤通信 3.3.1 光缆建设方案 500kV部分：按照有关电力系统情况及光缆现状，金竹山电厂民丰II回上现有24芯OPGW光缆随线路进娄底西，沿入、出段新建线路各架设1根24芯OPGW光缆，形成金竹山电厂娄底西、娄底西民丰的24芯光缆路由，光缆长度分别为25.3km(其中新建1.6km)，46.2km(其中新建 1.7km)，新建光缆纤芯型式为16G.652+8G.655。沿金竹山电厂民丰I回新建500kV线路进娄底西入/1.8km、出段/1.9km新建40、线路各架设1根48芯OPGW光缆；更换接点金竹山电厂1根普通地线为48芯OPGW光缆，路径长22km；更换接点民丰1根普通地线为48芯OPGW光缆，路径长42.5km，形成娄底西金竹山电厂、娄底西民丰各48芯光缆路由，路径长度分别为23.8km、44.4km。本可研共计建设500kV OPGW光缆71.5km，其中新建7km，更换地线路径长度64.5km，站内导引光缆6.5km。娄底西配套220kV输变电工程中，将在相关220kV线路上架设娄底西锑都、娄底西湍江、娄底西群联、娄底西鹅塘和娄底西豹南山OPGW光缆。3.3.2 光纤通信网络建设方案 1)华中光纤通信网络 本工程配置1套华中网层1041、Gb/s SDH设备，建设娄底西民丰的10Gb/s光纤通信电路，光口按1+1配置；由于金竹山电厂现有华中网设备为北电设备，且配置有两块L4.2光板，建设娄底西金竹山电厂622Mb/s光纤通信电路，光口按1+1配置，在金竹山电厂及华中网调各配置1个协议转换器，用于金竹山电厂北电设备网管信息的传输。2)湖南省网光纤通信网络 本工程配置2套湖南省SWA网10Gb/s SDH设备，娄底西插入中连豹南山10Gb/s光纤通信电路，形成中连娄底西豹南山10Gb/s光纤通信电路，建设锑都娄底西民丰的10Gb/s光纤通信电路，群联锑都622Mb/s电路调整为群联娄底西622Mb/s（1+1）电路。NEC光纤通信42、网络：恢复锑都豹南山2.5Gb/s光纤通信电路(经娄底西跳纤)，恢复锑都群联155Mb/s光纤通信电路(经娄底西跳纤)，恢复豹南山中连2.5Gb/s光纤通信电路(经娄底西、锑都跳纤)。OTN网络：恢复民丰鹅塘光路(经娄底西跳纤恢复)。3)娄底地网光纤通信网络 本工程配置1套娄底地网层10Gb/s SDH设备，建设中连（锑都跳纤）娄底西群联、鹅塘娄底西的10Gb/s光纤通信电路，建设豹南山娄底西锑都的2.5Gb/s光纤通信电路。娄底地区泰乐光纤通信网络：恢复中连群联2.5Gb/s光纤通信电路(经锑都、娄底西跳纤)。3.3.3 载波通信 本工程各线路均不开设电力线载波通道，不装设线路阻波器。3.343、.4 调度/行政电话交换系统 娄底西变装设一台调度电话交换机，采用2Mb/s数字中继分别在湖南省调和民丰变接入华中调度电话交换网。娄底西变的行政电话采用IMS接入终端，以数据通信网络为承载网，接入省电力公司IMS核心网。3.3.5 数据通信网 娄底西500kV变电站属于省检修公司数据通信网络末端接入层节点，配置路由器和带网管功能的1000M接入交换机各1台，接入位于湖南省检修公司的核心路由器。3.3.6 辅助设施 娄底西变不设独立通信机房，配置2套通信电源系统。4 变电站站址选择 4.1 站址选择概况 娄底市是湖南省省辖地级市，位于湖南省中部，北接益阳市，南接邵阳市，西临怀化市，东临湘潭市。下44、辖娄星区、冷水江市、涟源市、双峰县、新化县和娄底经济开发区、万宝新区，总面积8117平方公里。中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司受国网湖南省电力有限公司的委托进行了湖南娄底西500kV变电站规划选址工作。2017年7月、8月、10月、2018年2月我院会同国网湖南省电力有限公司、国网娄底市供电公司、涟源市、冷水江市供电分公司进行了现场踏勘、收资及技术经济比较工作，参加现场踏勘的还有涟源市、冷水江市政府相关职能部门。2018年2月8日在涟源市召开了湖南娄底西500kV变电站规划选址会议，会议明确将红光茶场作为工程的推荐站址，江家山作为工程的备选站址。4.2 站址区域概况 4.2.1 站址所45、在位置 红光茶场站址站址位于涟源市六亩塘镇红竹村、蓝田街道联兴村，涟源市以北直线距离约5.6km处，西距164乡道约820m。4.2.2 站址地理状况 红光茶场站址站址地势开阔，属低矮丘陵地貌。站址坐落于山包上，地形起伏较大，山上植被茂密，多为低矮灌木、杂树和草本植物。站址西侧有水塘一口。站址内无基本农田，不在城镇远景规划区内。站址占林地约83.46亩，旱土24.29亩，水塘2.02亩；进站道路从站址东面的149乡道引接，需改造道路272.04m，新建道路949.66m。进站道路占林地30.1亩，旱土7.44亩。站址地势开阔，进出线终端塔布置较方便，自然标高在 268.0313.3米之间，最大46、高差约45米。站址地势较高，水土保持较好，不受洪水威胁。4.2.3 站址土地使用状况 红光茶场站址站址位于涟源市以北直线距离约5.6km处，地属涟源市六亩塘镇红竹村、蓝田街道联兴村，占地属性为林地、自然保留地，不占用基本农田。4.2.4 站址交通状况 站址西距164乡道约820m，进站道路从站址西面的164乡道引接。进站道路有部分需利用原有村道，村道路面宽2.5米，水泥路面，路况一般，路面需拓宽处理，部分道路转弯半径不满足大件运输要求，需局部改造，改造部分可利用的村道路基不考虑征地，只有拓宽改造部分征地。需改造村道272.04m，新建道路949.66m。4.2.5 站址与城镇规划关系 站址在城47、市规划区外围，站址对城市规划无影响，对通信无干扰。4.2.6 矿产资源 站址经核查，站址区域内无压矿。4.2.7 历史文物 站址经核查，站址区域内无文物。4.2.8 邻近设施 站址经核查，站址附近无军事设施、通信电台、风景区、飞机场等。4.2.9 山洪内涝 站址周围无山洪，也无内涝，场地设计标高为296.35m，高于百年一遇洪水位。4.3 站址的拆迁赔偿情况 站址内有坟墓约20座需拆迁，需还3.0米宽砂石路250米，改造380V线路900米，改造通信线路500米，还水塘1650平方米，拆迁房屋1256平方米。4.4 出线条件 红光茶场站址500kV线路往西北、东北方向出线，220kV线路往南出48、线。站址西南面500kV出线方向房屋较多，对500kV远期出线有一定的影响，220kV出线方向需绕行零星房屋，站址附近无其他对线路出线构成影响的障碍。红光茶场站址出线条件相对较好。4.5 站址工程地质及水文地质 4.5.1 站址工程地质 4.5.1.1 区域地质构造及地震概况 变电站位于湖南省娄底市涟源市。该工程大地构造分区为：一级构造属华南褶皱带，二级构造属湘中、湘南加里东印支穿插褶皱带，三级构造属涟源坳陷。该地区构造形迹为涟源恩口-斗笠山“S”形构造，该构造位于涟源与湘乡境内的恩口、斗笠山地区，面积约350km2。被卷入的地层为石炭系一下三叠统、侏罗系及白垩系等。依据中国地震动参数区划图(49、GB 18306-2015)及建筑抗震设计规范GB 50011-2010，拟建湖南娄底500kV变电站地震动峰值加速度为0.05g(相应地震基本烈度值为VI度)，地震动反应谱特征周期为0.35s，设计地震分组为第一组。综合上述分析，拟选站址处于相对稳定区，适宜工程建设。4.5.1.2 站址工程地质条件 1)地形地貌 红光茶场站址地貌类型属于剥蚀残丘。站址内地形有一定起伏，地面标高270320m，附近植被略发育，多为低矮灌木、杂树和草本植物。2)地基岩土构成及特性 根据本次踏勘和搜资结果，拟建站址区的地基岩土主要为第四系坡积积成因(Qdl)的粉质粘土和残积成因(Qel)的粘性土等组成，下部基岩以50、石炭系(C2h)白云岩为主，夹白云质灰岩等。4.5.1.3 不良地质作用 拟建站址及附近区域基岩为含碳酸盐岩地层，岩溶可能较发育，其主要发育形态有溶沟、石芽、溶洞等。根据现场调查和勘察，区域内地表未发现明显岩溶发育造成的地表塌陷现象，但部分区域仍可能有零星的隐伏的岩溶发育。在下阶段勘察工作中，会作进一步详细工作，以查明隐伏岩溶发育情况，避免岩溶对基础的影响。4.5.2 站址水文地质 1)地下水类型 据调查，站址场地覆盖层较薄，孔隙潜水含水量较小，基岩裂隙水埋藏较深，可不考虑地下水对工程的影响。拟建工程场地下部基岩裂隙和溶蚀凹槽、溶洞中可能有地下水赋存，可考虑打井取水。根据现场调查走访及周边民井51、调询，站址区附近有一口民用水井，井内水位大于80m，为判明变电站打井取水的可行性，建议下阶段针对变电站用水量要求开展专门的水文地质勘察。2)地下水、土腐蚀性评价 本阶段根据附近工程资料及地区经验，两个拟选站址场地土和地下水对混凝土结构具微弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋有微弱腐蚀 性，场地土和地下水腐蚀性在下一阶段工作中应进行取样试验。4.6 站址水文气象条件 4.6.1 水文条件 站址处附近无河流和水库。本工程站址涟水断面百年一遇设计洪水位参考调查的历史最高洪水位和流量为：洪峰流量1130m3/s、洪水位145.76m(1956黄海)，两个站址自然标高均远高于该水位，故不受涟水百年一遇洪水影52、响。根据现场调查和走访，本工程两个备选站址均位于山顶及山间坡地，无山洪情况发生，暂不考虑内涝影响。4.6.2 气象条件 4.6.2.1 区域气象特征 本工程区域属于湘中地区的娄底市下属的涟源市，涟源市属中亚热带大陆性季风湿润气候区。热量丰富，温度适宜，四季分明：冬季少严寒，夏季多酷热，秋季晴朗温暖，春末夏初多雨成涝，盛夏初秋少雨多旱。全年平均气温17.0。4.6.2.2 常规气象要素 距离本变电工程较近的气象站为涟源气象站，该气象站位于涟源市东部郊区，下垫面与本工程略有差异，但均为自然植被下垫面，因此，可采用涟源气象站作为参证站。表4.6.2-1 涟源市气象站位置及与本工程站址距离 气象站 坐53、 标 与本工程距离 涟 源 274145.16N，1114211.06E 6.87.1km 本阶段收集到涟源市气象站自建站以来的气象资料，统计分析气象要素特征值如下表4.6.2-2：表4.6.2-2 涟源气象站累年各气象要素统计表 项 目 累 年 值 极值发生时间 平均气压(hPa)997.8 平均气温()17.0 极端最高气温()40.1 1963.08.31/1963.09.01 极端最低气温()-12.1 1977.01.30 平均年降水量(mm)1357.9 最大日降水量(mm)102.1 平均相对湿度(%)80 最小相对湿度(%)10 年蒸发量(mm)1387.3 日照百分率(%)354、8 平均风速(m/s)1.6 最大风速(m/s)24 1968.07.18 最大积雪深度(cm)18 1970.01.15 盛行风向 E 平均雷暴日数(d)55.2 4.6.2.3 基本风压 考虑工程安全性，采用最不利计算结果，推荐本工程离地10m高50年一遇10min平均最大风速为21.91/s，基本风压取0.30kN/m2。4.6.2.4 风向和风玫瑰图 根据涟源市气象站累年实测风向频率资料，统计绘制气象站全年风向 玫瑰图，见图4.6.2-2可知：涟源市气象站全年主导风向为E，其风向频率为10%，静风频率为30%。图4.6.2-2 涟源气象站全年风向频率玫瑰图 4.7 土石方情况 红光茶场55、站址根据地形及土方平衡原则，初步拟定场地设计标高为296.35m，土石方工程量为挖土石方37.89万方，填方40.17万方，挡土墙工程量为9807方。4.8 进站道路和交通运输 4.8.1 进站道路 红光茶场站址西距164乡道约820m，进站道路从站址西面的164乡道引接。进站道路有部分需利用原有村道，村道路面宽2.5米，水泥路面，路况一般，路面需拓宽处理，部分道路转弯半径不满足大件运输要求，需局部改造，改造部分可利用的村道路基不考虑征地，只有拓宽改造部分征地。需改造村道272.04m，新建道路949.66m。4.8.2 大件设备运输 涟源市隶属于湖南省娄底市，地处湖南省几何中心，是沟通经济走56、廊的咽喉之地。位于衡邵盆地北缘，涟水、孙水上游，湘黔铁路中段，东毗娄星区、双峰县，南接邵阳市邵东县、邵阳市新邵县，西邻新化县、冷水江市，北连益阳市安化县、长沙市宁乡县。红光茶场站址位于涟源市城区北面，因考虑三相共体主变为严重超大超限货物，铁路难以承运，又无水路运输条件，故主变选用单相变主变，大件运输可采用铁路公路联运方案。主变可在涟源火车站卸车，采用滚拉方式卸车。站址西距164乡道约820m，进站道路从站址西面的164乡道引接。进站道路有部分需利用原有村道，村道路面宽2.5米，水泥路面，路况一般，路面需拓宽处理，部分道路转弯半径不满足大件运输要求，需局部改造。站区至涟源火车站有公路连接，交通条57、件一般。大件运输采用铁路公路联运方式，可由涟源火车站滚拉卸车后，经G207国道-164乡道-拓宽改造村道-进站道路到达站址，总运距约9.2公里。从涟源火车站出站经G207国道到进站道路基本无路障及桥梁需拆除加固。图4.8.2-1 涟源火车站 4.9 站用电源 变电站备用电源为新建群联220kV变电站至本变电站的10kV线路，长约10km，可兼作娄底西500kV变电站建设施工电源，永临结合。4.10 站址环境 红光茶场站址地处湖南省娄底市涟源市境内，属于涟源市六亩塘镇红竹村、蓝田街道联兴村，位于涟源市城区以北直线距离约5.6km处。站址区域为低矮丘陵地貌，地形起伏较大，山上植被茂密，多为低矮灌木58、杂树和草本植物，水土保持现状良好。站址区域地处农村地区，附近没有化工、冶炼厂等大型工况企业，环境现状好，周围无文化古迹及旅游、风景保护区敏感点。4.11 通信干扰 站址场地均无国防光缆等重要通信线路经过，无通信干扰问题。4.12 施工条件 站区属低矮山丘地貌，地势起伏较大，场地开阔，施工场地布置顺畅，施工机具进场方便，施工环境较好，施工条件可满足施工技术要求。5 变电站及间隔扩建工程设想 5.1 娄底西500kV变电站工程设想 5.1.1 电气一次部分 5.1.1.1 电气主接线 1)500kV接线近、远期均采用一个半断路器接线。2)220kV接线近、远期均采用双母线双分段接线。3)35kV59、接线近、远期均采用单母线接线。5.1.1.2 主要电气设备选择 1)主变压器：选用单相、自耦、油浸、自然油循环风冷、低噪声、低阻抗、低损耗电力变压器。2)500kV设备：采用户外GIS设备，额定开断电流为63kA，动稳定电流峰值160kA。3)220kV设备：220kV采用户外GIS设备，额定开断电流为50kA，动稳定电流峰值125kA。4)35kV设备：按照短路电流水平，35kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值100kA。5)并联电容器：选用框架式并联电容器组，每组容量60Mvar。串联电抗器选用干式空心电抗器，电抗率按5%或12%考虑。6)并联电抗器：选用户外油浸电抗器，单组容量60、60Mvar。5.1.1.3 电气总平面布置及配电装置布置形式 根据变电站出线走廊规划及站址土建总平面布置，500kV出线向北、西、东三个方向出线，220kV线路向南面出线。电气总平面北区布置500kV配电装置，南区布置220kV配电装置，两者之间布置主变压器、35kV配电装置和无功补偿装置，主控楼布置在变电站西面，进站道路从西侧接入。1)500kV配电装置采用户外GIS设备一列式布置，线路及主变侧的避雷器和CVT 采用常规设备。500kV配电装置布置在变电站的北侧，间隔宽度26m，东、西、北三个方向架空出线。主变位于500kV 配电装置南侧，主变引线利用出线构架作为一端挂点，另一端接在主变构61、架上，使500kV 配电装置大大简化。2)220kV配电装置采用GIS单列式中型布置，布置在变电站南侧，出线间隔宽度12m，向南架空出线。本期出线间隔排列结合远景规划合理布置，远期扩建不需调整间隔，构架本期一次建成。3)35kV采用屋外支持管型母线中型布置，配电装置为单母线单元制布置。汇流母线与主母线平行布置，无功补偿设备布置在主母线的两侧。4)主变压器布置。主变压器布置按终期规模4组变压器考虑，各组变压器一列式并排布置，并预留中性点小电抗位置。5.1.2 电气二次 5.1.2.1 变电站自动化系统 本站电气二次系统采用计算机监控系统方案，自动化系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计，采用62、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、过程层设备按本期工程规模配置。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，实现站控层、间隔层、过程层二次设备互操作。变电站自动化系统完成对全 站设备的监控。站控层由监控主机、I区数据通信网关机、II区数据通信网关机、III/IV区数据通信网关机、综合应用服务器、数据服务器及网络打印机等设备构成；间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析、相量测量等若干个二次子系统组成；过程层由智能终端等构成，全站取消合并单元，采用模拟量采样。站控层和间隔层网63、络采用双重化星形以太网络，过程层网络500kV配置GOOSE网络，网络采用星形双网结构，220kV GOOSE网络采用星形双网结构；35kV不设置GOOSE网络，GOOSE报文采用点对点方式传输。5.1.2.2 元件保护 500kV主变压器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；非电量保护与本体智能终端一体化设计，采用就地直接电缆跳闸。主变保护采用模拟量采样，直接GOOSE跳各侧断路器；跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等采用GOOSE网络传输。35kV间隔保护采用保护、测控一体装置，按间隔单套配置。保护、测控采用直采直跳的方式。5.1.2.3 站用交直流一体化电源系统64、 站用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)等装置组成，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。通信电源单独设置。直流系统选用两组220V、800Ah阀控式密封铅酸蓄电池组，单体2V，每组104只；配置3套高频开关充电装置，每套选用8个30A模块充电。直流系统采用主分屏两级方式，辐射型供电。本站配置两套交流不停电电源系统(UPS)，采用主机冗余配置方式，主机容量按215kVA考虑。5.1.2.4 其他二次系统 变电站配置1套公用的时间同步系统，主时钟应双重化配置，另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。变电站配置1套变电设备状态监测系统，采用分层分布式结65、构，由传感器、状态监测IED、后台系统构成，后台主机功能利用综合应用服务器实现。状态监测参量为主变压器油中溶解气体和220kV及以上电压等级金属氧化物避雷器阻性电流。全站配置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、环境监测等系统的智能联动控制。后台主机功能利用综合应用服务器实现。全站设置1套火灾自动报警及消防子系统，火灾自动报警控制系统由火灾报警控制器以及其他辅助设备组成。5.1.2.5 光缆/网线/电缆选择 主控楼二次设备室与各小室之间的网络连接、继电器室至设备区的连接采用光缆，继电器室内光缆采用预制光缆，继电器室内通信联系采用超五类屏蔽双绞线。5.1.266、.6 电气二次设备布置 按工程远景规模规划并布置二次设备室，设备布置遵循功能统一明确、布置简洁紧凑的原则，并合理考虑预留柜位。站控层设备组柜布置在公用二次设备室。通信机房不独立设置，布置在公用二次设备室。主控通信楼设1个监控室，监控室内设运行值班工作 台；间隔层设备按间隔/串相对集中布置，公用设备按靠近服务对象原则布置；过程层设备下放至所在间隔就地智能控制柜内。本站500kV远景共7串，考虑设置一个500kV继电器小室，本期上第一串、第二串、第六串、第七串，均接入该500kV继电器小室；220kV设置一个单独的220kV继电器小室，接入220kV 3M,4M部分二次设备；设置一个公用二次设备小67、室，接入220kV 1M,2M部分二次设备以及全站公用二次设备；在靠近主变压器和无功补偿装置处设置一个主变压器及35kV继电器小室，相邻布置两个电气蓄电池室。5.1.3 土建部分 5.1.3.1 站区总体规划 从500kV出线分析，500kV线路北东西出线较顺畅。从220kV出线分析，220kV线路南向出线较顺畅。根据线路出线方向，红光茶场站址500kV出线以北东西向为宜，220kV出线以南向为宜，结合站址区域地形地貌的现状，以降低工程造价，少拆迁作为本工程的总体设想，尽量避开高差较大处及基本农田，将站区布置在平缓山包。根据现场地形地貌及变电站合理布置方位，结合站区周边的状况，考虑进站道路便利68、的引接条件，变电站入口设在西面，进站道路从站址西面的164道引接。进站道路有部分需利用原有村道，村道路面宽2.5米，水泥路面，路况一般，路面需拓宽处理，部分道路转弯半径不满足大件运输要求，需局部改造，改造部分可利用的村道路基不考虑征地，只有拓宽改造部分征地。需改造村道272.04m，新建道路932.86m。进站道路坡度均控制在8%以内，转弯半径大于15米，以满足主变运输要求。5.1.3.2 站区总平面布置及竖向布置 1)总平面布置 500kV GIS+220kV GIS方案总平面布置为正南北布置，500kV配电装置布置在站区北部，采用GIS设备，主变、35kV配电装置、无功补偿装置布置在站区中69、部，220kV配电装置布置在站区南部，采用GIS设备，站前区布置在站区西面的中部，站前区内布置主控通信楼、污水处理装置等附属辅助建筑，500kV保护小室设置在500kV配电装置内，进站道路从西面引接至站前区。出线方案为220kV向南出线，500kV向北东西向出线。站区南北方向163m，东西方向248m，其中220kV配电装置场地占地24.5207m，围墙内占地35668m2。2)竖向布置 由于站区内自然地面最大高差达45m左右，如何做好场地的竖向布置设计是我们这次可研设计的重点，根据地形我们从平坡式到放坡式进行了逐步的优化工作。结合地形情况，由于站址坐落于平缓山包，放坡式对比平坡式布置优势不明70、显，同时考虑站内美观，竖向布置设计本阶段拟采用平坡式布置方式。站区浅填方区边坡按1:1.75放坡，混凝土骨架内铺草皮护坡，每5米高设置一马道，坡脚设置重力式挡土墙。深填方区边坡采用加筋土边坡防护工程，设计为土工格栅加筋形式。站区挖方区边坡按1:1.25放坡，每5米高设置一马道，坡脚设置重力式挡土墙。挖方边坡采用挂植基网+PMS绿化施工技术护坡，植基网具有固土、加筋、消能、调温的功能。特点是能及时有效地保护坡面，特别是在多雨季节，即使施工早期未完全成坪，也能较好地保护边坡，防止水土流 失，且施工易操作、效率高。站区竖向布置采用平坡式布置，根据地形及土方平衡原则，初步拟定场地设计标高为300.8071、m，挖土石方26.22万方，填方27.80万方，挡土墙工程量为7379方。采用该标高时，场地内土石方能自行平衡，既无弃土也无需外购土方。场地排水划分成不同区域，竖向布置场地放坡0.5%排向附近的雨水井，再由雨水井汇集至排水支管，由支管接入排水主管，最后由排水主管排至站址西北面的洞济冲水库。站内道路根据消防、运行检修及设备安装的要求，按各电压等级的不同均设成环道，路面为混凝土路面。站区大门到主变压器场地的站内道路采用5.5m宽混凝土路面，站内其他主消防干道路面宽4m，转弯半径均为9m。500kV配电装置场地相间道路3m宽，靠近围墙的相间道路为4m宽以形成消防环道。500kV配电装置场地、220k72、V配电装置场地、主变场地及无功补偿装置场地均为一般绿化草皮地坪，主变、电容器四周及配电装置有操作机构处设混凝土操作坪及操作小道。5.1.4 建筑规模及结构设想 5.1.4.1 建 筑 1)全站建筑物简述 站内建筑物包括：主控通信楼、500kV继电器小室、35KV继电器及站用电小室、220kV继电器小室、水泵房、消防小室。主要建、构筑物一览表 序 号 名 称 栋 数 尺 寸(m)层 高(m)建筑面积()结构形式 设 计 使用年限 火 灾 危险性分类 耐 火 等 级 1 主控通信楼 一栋 13.2x55.4 3.9 804.41 单层钢框架结构 50年 戊类 二级 2 35KV继电器及站用电小室 73、一栋 18x15 3.9 304 单层钢框架结构 50年 戊类 二级 3 500kV 继电器小室 一栋 14.4x9.4 3.9 160.16 单层轻钢结构 50年 戊类 二级 4 220kV 继电器小室 一栋 5.1x18.6 3.9 119.56 单层钢框架结构 50年 戊类 二级 5 消防小室 三栋 4x2 2.1 9.5 单层砖混结构 50年 戊类 二级 6 水泵房 一栋 12x6 6.0 88.71 单层轻钢结构 50年 戊类 二级 总建筑面积()1486.34 2)建筑立面造型 建筑立面设计从尺度、色彩等方面入手，力求简洁明快、大方实用，既体现现代工业建筑气息，又能表现本区域建筑的74、稳重、典雅。建筑应注重群体建筑的设计思想，充分考虑全站建筑群体的协调，以达到简洁和谐的目的，如统一的建筑色彩、造型、及处理手法等。在单体建筑设计中，注意建筑朝向、交通组织、功能的合理性。并结合室外环境，以达到室内外空间之间、绿化之间的相互交融和渗透。各建筑均以灰白色为基调，采用国网绿色装饰色带。3)建筑防火 主控通信楼火灾危险性类别为戊类，耐火等级为二级，是单层建筑，建筑面积为804.41m2。设为一个防火分区。二次设备室设有两个对外出口，并采用乙级防火门；蓄电池室设置乙级防火门。电气设备房间均采用乙级防火门，防火门一律向疏散方向开启。35KV继电器及站用电小室火灾危险性类别为戊类，耐火等级为75、二级，是单层建筑，建筑面积394.0m2，整座建筑设置为一个防火分区。35kV配电室设有两个对外出口，并采用乙级防火门，两个蓄电池室均采用乙级防火门，防火门一律向疏散方向开启，安全出口宽度均为1.50m。500kV继电器小室火灾危险性类别为戊类，耐火等级为二级，建筑面积160.16m2，整座建筑为一个防火分区，设置两个安全出口。水泵房火灾危险性分类为戊类，耐火等级二级。建筑面积为88.71，设一个防火分区。直接对外的门向疏散方向开启。变电站每个建筑均设置不少于两个防火救援窗，净高净宽均大于等于1.0m，离地面高度不大于1.2m。5.1.4.2 结 构 主控通信楼、500kV保护小室、220kV76、保护小室、主变、35kV继电器及站用电小室采用钢框架结构，钢结构梁及边柱均采用H形钢，中柱采用箱型钢，墙面装配式压型钢板复合板，屋面采用钢筋桁架楼承板组合楼板，柱下独立基础。钢结构的防腐采用镀层和涂层防腐，防火采用防火涂料。500kV GIS 设备基础为大块混凝土基础；500kV 构架柱采用550X10“A”字型钢管柱，钢管柱采用法兰连接，构架钢管采用圆形直缝焊接钢管。500kV 配电装置横梁采用三角形桁架梁，横梁主材采用圆钢管，腹杆采用角钢，横梁主材采用法兰连接。220kV GIS设备基础为大块混凝土基础；220kV构架柱采用350X8、300X8圆形钢管，“A”字型结构，钢管柱采用法兰连接77、，横梁采用三角形桁架梁。为保持视觉的一致性，220kV设备支架柱采用300直缝焊接钢管结构。35kV配电装置设备支架柱及母线构架梁柱均采用直缝焊接钢管结构。主变构架柱采用圆形钢管杆，横梁采用十二边形折板钢管梁，所有梁、柱均采用法兰接头。钢构件采用热镀锌防腐。5.1.4.3 地基处理 站区内 500kV 配电装置场地东部，主变及 35kV 配电装置场地中东部，220kV 配电装置场地中部，北、东、南面围墙属于深填方区域，采用 600冲击成孔灌注桩处理，其余场地均位于挖方区，可采用天然基础；若基底标高未到持力层，则超挖后用 C15 毛石混凝土回填至设计标高。非溶洞区的地基处理，采用分期实施方案。半78、填充、未填充的小溶洞采用 C20 混凝土填充处理。溶洞较大时，采用钢护筒跟进穿过溶洞的方法，用带钢护筒的 1000 冲击成孔灌注桩处理。为提高扩建实施的便捷性，对于溶洞区的地基处理，采用本期一次实施到位的方案。对于填方区的电缆沟则在沟底板中适当配以钢筋，防止电缆沟下沉、开裂。所有构、支架基础均采用混凝土杯口基础。5.1.5 上下水及消防 5.1.5.1 给排水系统 5.1.5.1.1 概 述 本工程为500kV变电站，变压器规模为41000MVA，本期安装11000MVA。站址地势较高，高于百年一遇洪水位之上，不受洪水威胁，无山洪、内涝。由于站址地势较高，站内排水可自流排入附近水渠内。站址附近79、无城镇自来水及地表水。5.1.5.1.2 给水设想 1)水源选择 站址附近无市政自来水。附近有一民井，据了解，其水量较大，变电站水源可采用此井水，但具体水量、水质需下阶段作进一步的水文地质工作。2)用水量 a)生活用水：包括饮用水、洗涤水、便器冲洗水等，站内按无人值班设计，平时值守人员为18人/d，检修时检修人员最多为50人/d，生活用水量按68人/d计，用水量标准为35L/人.班，淋浴用水量标准为60L/人.班，最高日总用水量为6.46m3/d。最大小时用水量为4.97m3/h。b)未预见水量：按最高日用水量的25计算。以上用水量总计为8m3/d。3)水质要求 生活用水水质应符合生活饮用水卫80、生标准GB 5749-2006的规定。4)水压要求 站址最高用水点为一层厕站，因此站址所需最低水压为0.15MPa。5)供水方式 原水先送至站区内给水机组，再呈枝状接至各用水建筑物内。为满足站内生活用水的要求，站内设置一套一体化生活消毒给水机组，该给水设备是由水箱、水泵机组、消毒设备组成为一体的给水设备，采用变频调速控制，可以向站内的各用水点提供可靠稳定的水量和水压，水泵为2台性能：Q=6m3/h H=0.3MPa；1个水箱V=10m3。源水管先进入一体化生活消毒给水机组，再由该机组向站内提供生活用水。5.1.5.1.3 排水设想 变电站的排水主要包括站区生活污水及雨水，排放方式为自流排放。181、)排水系统 站区生活污水经1t/h的地埋式生活污水处理装置处理后，回用于道路冲洗。雨水由道路边的雨水口收集。2)排水量 站址的雨水排水量根据暴雨强度公式经计算确定，选定暴雨强度公式q=3920(1+0.68lgP)/(t+17)0.86，重现期选用3年，站址围墙内面积44885m2，最大雨水量为678L/s，选用最大雨水管管径为d1000。站区排水排至站址西北面约900米左右的水库中，站外排水管管径为d1000，长度约为900m。3)生活污水经化粪池处理后再排入地埋式生活污水处理装置内，剩余粪便定期由吸粪车吸走。4)设置主变压器事故排油池1座，收集起火时变压器的事故排油，事故后，及时清除油池内82、的事故油。单相变压器的油量为60t，选用有效容量为70m3的事故排油池。5.1.5.2 消防系统 本工程消防用水补水水源采用地下水。消防补充时间按48h计，则消防后，水池最小补水量不得少于6.25m3/h。室外消火栓消防给水采用临时高压制消防给水系统。设置消防水池及消防泵房。消防水池有效容量为300m3，水池轴线尺寸：12.06.04.8m。消防泵房建在水池之上，轴线尺寸为12.06.06.0m。消防水泵房内设置3台同型号长轴消防泵(两用一备)，水泵性能参数为Q=265m3/h，P=0.60MPa，N=75kW。设消防稳压罐(10502050)一个，消防稳压泵2台，水泵流量Q=18m3/h，水83、泵扬程P=0.65MPa，配功率N=7.5kW。平时由稳压装置使消防管内保持一定水压及水量。消防水泵可就地控制及集控室控制，消防水泵的供电按一级负荷考虑。室外消防管网与生活给水管网相互独立，在站内沿主变周围环形道路成环状布置，环状管网设置分段阀门。室外消防给水管管径为DN200，管材为焊接钢管，接口采用焊接。室外消火栓按照规范要求布置，室外消火栓间距最大不超过120m。室外消火栓采用地上式消火栓，每只室外消火栓配置DN100出口1只、DN65出口2只，并配置麻质衬胶水龙带、直流水枪或喷雾水枪，其中喷雾水枪适用于电气及油类火灾。每只室外消火栓旁均设消火栓箱，放置消防水带、消防水枪等消防工具。本工84、程主变规模为41000MVA，本期安装11000MVA变压器，按照 火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2006规定，主变压器应设固定消防灭火系统。变压器固定消防灭火系统目前主要有水喷雾灭火系统、合成泡沫喷淋灭火系统、排油注氮灭火系统等，三种方案均符合现行火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2006及其它有关规范要求，本工程主变压器消防推荐采用水喷雾灭火系统。本期设置1组变压器，则雨淋阀组共设置3套。5.1.6 暖 通 5.1.6.1 所区主要空调负荷估算表 所区主要空调负荷估算见表5.1-2。表5.1-2 所区主要空调负荷估算 序 号 车间名称 空调面积、估算(m2)85、冷负荷(kW)备 注 1 主控通信楼 731.3 150 2 500kV继电器小室 135.4 30 1幢 3 220kV继电器小室 94.9 28 1幢 4 主变、35kV继电器小室 180 34 1幢 5 站用电小室 90 14.4 6 警传室 40 6 合 计 1271.6 262.4 5.1.6.2 空调系统 主控通信楼各房间空调采用分体柜式或壁挂式空调机组就地布置的方式。其中公用及220kV二次设备室及监控室设计安装无人值守基站用空调机；其中蓄电池室保证夏季温度30，冬季温度18，相对湿度=4575%。当室内温度高于30时，室内空调设备自动启动，当室内温度低于25时，室内空调设备自动86、停运。空调为防爆型空调。各继电器小室空调系统采用无人值守基站用空调机就地布置的方式。警传室休息室和值班室设置分体壁挂式空调，保证房间夏季温度26 28，冬季温度1820。要求全站所有空调电源与消防连锁，火灾时自动切断电源。5.1.6.3 通风系统 站用电小室和蓄电池室设计事故通风系统，事故通风均按换气次数12次/h设计。其中蓄电池室当夏季室内温度高于23时，风机自动开启，当室内温度高于30，风机自动关闭，通风机及电机为防腐防爆型的。各继电器小室设计事故排烟系统，排烟量按房间换气次数6次/h计算。GIS设备中含有大量的六氟化硫气体，220kV GIS室设置机械排风装置，采用自然进风、机械排风的通87、风方式，室内空气不容许再循环，通风分为平时正常运行时的通风和事故排风两种形式。由于消防水泵房采用半地下室，消防水泵房设排除室内余热的机械通风系统，采用自然进风，机械排风。卫生间采用门下百叶自然进风，排气扇机械排风的方式，排除室内有害气体，通风量按房间换气次数10次/h计算。要求所有风机电源与消防连锁，火灾时自动切断电源。当火灾扑灭后，手动开启风机，机械排烟。5.1.6.4 通风，空调系统的智能化及节能措施 通风及空调设备系统需设置网络接口，实现网络外传功能，同时具备自动控制功能。通风系统的自动控制功能除实现温度感应，事故排烟外，应与消防连锁。蓄电池室设置氢气检测装置，可远程实时检测房间的氢气浓88、度，当浓度达到限值远程自动开启事故风机排风，直至恢复正常运行浓度后自动关闭风机。6 送电线路路径选择及工程设想 6.1 金民I线入娄底西500kV线路 6.1.1 工程概况 剖入段起于金民I线57#小号侧接点，止于待建娄底西500kV变电站，剖出段起于待建娄底西500kV变电站，止于金民I线60#大号侧接点。剖入段约1.8km，剖出段1.9km，共计3.7km。全线单回路架设。全线地形以丘陵、水田为主，地形比例大致为：水田14.5%，丘陵85.5%。沿线交通方便。设计气象条件：基本风速27m/s，设计覆冰15mm。本工程导线推荐采用4JL/G1A-630/45钢芯铝绞线，地线一根采用JLB3589、-150铝包钢绞线，另一根地线采用48芯OPGW光缆。全线拟采用单回路部分铁塔型式采用5B2模块，直线塔拟采用5B2-ZBC2、5B2-ZBCK;耐张塔拟采用5B2-JC2、5B2-JC3;终端塔拟采用5B2-DJC。6.2 金民II线入娄底西500kV线路 6.2.1 工程概况 剖入段起于金民II线52#小号侧接点，止于待建娄底西500kV变电站，剖出段起于待建娄底西500kV变电站，止于金民II线56#大号侧接点。剖入段约1.6km，剖出段1.7km，共计3.3km。全线单回路架设。全线地形以丘陵、水田为主，地形比例大致为：水田14.5%，丘陵85.5%。沿线交通方便。设计气象条件：基本风90、速27m/s，设计覆冰15mm。本工程导线推荐采用4JL/G1A-630/45钢芯铝绞线，地线一根采用JLB35-150铝包钢绞线，另一根地线采用24芯OPGW光缆。全线拟采用单回路部分铁塔型式采用5B2模块，直线塔拟采用5B2-ZBC2、5B2-ZBCK;耐张塔拟采用5B2-JC2、5B2-JC3；终端塔拟采用5B2-DJC。7 光纤通信 7.1 光缆建设方案 按照娄底西500kV变电站接入电力系统情况及500kV光缆网架现状，金竹山电厂民丰II回500kV线路上现有24芯OPGW光缆随线路进娄底西变，沿入、出段新建线路各架设1根24芯OPGW光缆，形成金竹山电厂娄底西、娄底西民丰的24芯光91、缆路由，光缆长度分别为25.3km(其中新建 1.85km)、46.2km(其 中 新 建 1.95km)。新 建 光 缆 纤 芯 型 式 为16G.652+8G.655。娄底西配套220kV输变电工程中，将在相关220kV线路上架设娄底西锑都、娄底西中连、娄底西群联和娄底西豹南山、娄底西鹅塘OPGW光缆。7.2 光纤通信网络建设方案 1)华中光纤通信网络 本工程在娄底西变配置1套华中网层10Gb/s SDH设备，建设娄底西民丰的10Gb/s光纤通信电路，光口按1+1配置；建设娄底西金竹山电厂622Mb/s光纤通信电路、恢复金竹山电厂民丰的622Mb/s光纤通信电路，光口按1+0配置。2)湖南92、省网光纤通信网络 本工程在娄底西变配置1套湖南省SW-A网10Gb/s SDH设备，娄底西插入中连豹南山10Gb/s光纤通信电路，形成中连娄底西豹南山10Gb/s 光纤通信电路，建设锑都娄底西民丰的10Gb/s光纤通信电路，群联锑都622Mb/s电路调整为群联娄底西622Mb/s电路。NEC光纤通信网络：恢复锑都豹南山2.5Gb/s光纤通信电路(经群联、娄底西跳纤)，恢复锑都群联155Mb/s光纤通信电路(经娄底西跳纤)，恢复。OTN网络：恢复民丰鹅塘光路(经娄底西跳纤恢复)。3)娄底地网光纤通信网络 本工程在娄底西变配置1套娄底地网层10Gb/s SDH设备，娄底西插入中连群联10Gb/s电93、路之间，形成中连娄底西群联的10Gb/s光纤通信电路，建设娄底西锑都的10Gb/s光纤通信电路。娄底地区泰乐光纤通信网络：恢复中连群联2.5Gb/s光纤通信电路(经锑都、娄底西跳纤)。8 节能、环保、抗灾措施分析 8.1 系统方面的节能分析 8.1.1 系统方案合理 娄底西500kV变建成后，主要供电娄底西部新化、冷水江和涟源三县的负荷，通过将站址附近的金竹山民丰双回500kV线路入娄底西500kV变电站接入系统，接入系统方案合理；将锑都群联、中连豹南山、观音阁群联220kV线路就近进娄底西500kV变，利用群联锑都1回线路走廊新建娄底西锑都1回220kV线路，新建娄底西鹅塘1回220kV线路94、。优化了娄底西部220kV网络结构，缩短了娄底西部电网的220kV供电半径，减轻了民丰500kV变的供电压力，降低了系统网损。建成娄底西500kV变后，年电能损失减少约795万kWh，约折合标煤 2703t(供电煤耗340g/kWh估算)。8.1.2 导线截面选择合理 根据交换功率的计算结果，500kV新建线路导线截面选择4630mm2，220kV新建线路导线截面选择2630mm2，可满足经济送电要求，根据系统潮流计算，能够满足本期和远景电力输送要求，远景适应性强。8.1.3 合理配置无功装置，优化全电网电能损耗 为了补偿线路、变压器无功损耗，娄底西变(11000MVA)本期装设260Mvar95、低抗，260Mvar低压电容器组。可以使本变电站相关线路潮流功率因数在0.95以上，线路运行经济；变电站经无功补偿后，正常方式及相关主变“N-1”方式下，其主变的负载率为3075%，功率因数在0.98左右，说明主变运行在安全、经济范围之内。为优化运行调度、优化运行创造条件。8.2 变电方面的节能设计 结合娄底西500kV变电站新建站具体特点，在变电工程设计中主要从以下几个方面贯彻国家关于节能降耗的要求。8.2.1 科学选择变电站主设备，降低设备运行损耗 变电站设备在分配和输送电能环节中起着不可或缺的作用，但这些设备在运行时也必然产生能源损耗，所以有必要科学、合理地选择设备结构型式和主要参数，降96、低设备的运行损耗。下面，以部分设备为例，说明本工程在设备选择方面对节能降耗的体现。8.2.1.1 主变压器选型的节能降耗因素 变压器的损耗主要是包含电流流过线圈导体发热而产生的负载损耗以及由于电磁感应效应在铁芯中产生的空载损耗，此外包括漏磁产生的杂 散损耗和风扇、油泵等辅助设施运行时产生的辅助损耗。变压器的损耗与变压器结构和材料关系密切，一般情况下，单相变压器的损耗高于三相变压器；三相三绕组变压器的损耗高于三相自耦变压器；而有载调压变压器的损耗高于无励磁调压变压器。虽然由于大件运输条件的制约本工程只能采用单相变压器，但为了达到节能降耗的目的，在确定变压器的结构型式时，推荐采用了自耦、无励磁调压97、变压器；在变压器技术规范中，把损耗的大小作为订货的其中一重要考虑因素，鼓励厂家优先选用高性能、低损耗的电工产品，从根源上确保节能措施的落实。另外，为了降低变压器散热器的损耗，优先选用效能高、功率小、噪声低的风扇组，把辅助损耗降到最小。通过仔细分析损耗产生的主要原因，有针对性地采用自耦、无励磁调压、低损耗的500kV主变压器，把损耗降到最小。8.2.1.2 合理选择导体，减少电能损耗 在导体选择时，也考虑了降低其电能损耗的因素。我们知道，导体截面越小，导体单位长度的电阻就越大，电流流过导体时的损耗也越大。为此，本工程在选择导体时，不但按照导体长期允许载流量来选择导体，而且对全年负荷利用小时数大、98、母线较长、传输容量大的回路中的导体，按照经济电流密度来选择截面。由于按照经济电流密度选择的导体截面要大于按照导体长期允许载流量选择的导体截面，从而减小了导体电阻，降低了运行时的电能损耗。8.2.2 减少变电站的占地面积节约资源和能源 节约用地是我国的基本国策。根据以往工程经验，结合目前国内同规模变电站的最新设计水平，本次设计主要采取了以下几方面的措施，以达到减少站址占地目的。8.2.2.1 科学选择设备以减少变电站占地面积 500kV、220kV配电装置是变电站占地的重要组成部分，本变电站设计对国家电网公司输变电工程通用设计110(66)500kV变电站分册(2019年版)500-A1-3方案99、进行了优化，本站500kV屋外配电装置采用GIS设备，220kV采用户外GIS设备，与常规户外方案布置相比，大大减少了占地面积。8.2.2.2 建筑物尽量采用联合建筑 主控制楼、通信机房等设施采用联合建筑的方式化零为整，减少条块分割造成的占地增加，达到节约土地的目的。另一方面，把配电装置的保护继电器室因地制宜的放在各配电装置内的空余处(例如架空导线的下方)，以有效利用土地。8.3 建筑物及辅助系统采用多种措施节能降耗 8.3.1 建筑本体的节能降耗 8.3.1.1 在保证建筑使用功能和满足室内物理环境质量条件下，通过提高建筑围护结构保温性能、采暖空调系统运行效率和自然能源利用等技术措施，降低建100、筑能耗，从而降低维护费用。本项目位于湖南省涟源市，依据建筑气候区划标准GB 50178-93，该地区属于 B夏热冬冷地区。此区域对建筑的基本要求是建筑物必须满足夏季防热、遮阳、通风降温要求，冬季应兼顾防寒；建筑物应防雨、防潮、防洪、防雷电。在具体的建筑设计中，应注意以下方面，以保证建筑节能。1)合理布置建筑物朝向，尽量利用自然采光，节约了配套建筑用电。2)各主要房间均设置可开启的通风窗，采用自然通风，节约配套建筑用电。减小开窗面积以减少热交换。考虑建筑外遮阳，以降低室内外热 交换。窗上设置雨棚，兼顾遮阳和防雨的功能。3)控制窗墙面积比，加强窗的保温隔热性能，采用节能型门窗结构，玻璃采用5+6+101、5厚普通中空玻璃，降低制冷(或采暖)损耗。4)在构造设计方面，建筑外墙选用200厚的混凝土空心砌块，并加上玻化微珠保温砂浆。屋顶采用挤塑聚苯板(厚度由节能计算得出)作为保温层或隔热层。8.3.1.2 建筑物内采用节能型照明电器，减少照明能耗。8.3.2 辅助系统选用节能产品 在设计变电站辅助系统时，也尽可能选用节能产品。例如，在选择变电站照明灯具时，我们选用了绿色、环保的节能灯具。在相同的照度下，高效节能灯具比传统的电感镇流器灯具节能4550%，线电流下降约3倍，且自身基本不发热，最大限度地节约了能耗。主要建筑中的卫生洁具采用节能和节水型，给水系统采用一体化给水机组，虽然投资略有增加但建少了电102、能和水资源的消耗。8.3.3 辅助系统设计优化实现节能降耗 在照明灯具的配置上，根据工艺要求，区别照度设计，减少灯具设置。采用新型空调系统如工业用柜机取代原来的普通分体空调等制冷设备，可以根据实际需要量灵活制冷和采暖，减少能耗。8.4 降低变电站站用电量 降低站用电主要需要从两个大的方面着手，一方面从站用负荷考虑，减少用电负荷，工程中优先采用操作和运行能耗少的电气设备，采用绿色照明、空调系统等。另一方面从站用电系统的设备本身考虑，主要有以下几个方面。8.4.1 合理选择站用变压器容量 变压器运行的经济性，是合理选择变压器容量时要考虑的重要因素之一。分析表明，当变压器的负载损耗Pk等于空载损耗P103、o时，变压器的功率损耗最小，运行效率最高。而根据变电站站用变压器的运行特点，尽可能使变压器处在经济运行区，是降低变压器损耗的一种方法。根据实际的站用负荷预测，本工程站用计算负荷约687kW，两台站用变压器容量均选择为800kVA。8.4.2 选用节能型变压器 采用11型节能变压器，该变压器具有优良的电气、机械和绝缘耐热性能，抗短路与过负载能力强，空载损耗、空载电流及噪音大幅降低，有着确实的节能效果。其结构采用代替传统结构的特殊卷铁心材料，其空载损耗降低30%，空载电流降低5080%，噪音降低610dB(A)，是新型的节能新产品。S11与S9变压器节电效果分析如下：(以800kVA为例来说明)项104、 目 S11-800kVA S9-800kVA 额定电压 3642.5%/400V 3642.5%/400V 额定电流 12.83/1154.7A 12.83/1154.7A 阻抗电压 6.5%6.5%空载损耗 1230W 1757W 负载损耗 9900W 11640W 从上表中可以看出S11型变压器空载损耗比S9型变压器平均下降30%，负载损耗平均下降15%。每年S11型变压器节电为：(以800kVA变压器为例来计算)(11640-9900)+(1757-1230)24365=19858(千瓦时)。8.4.3 优化站用电接线 根据建设规模设计站用变压器规模，结合分期建设的具体要求，分阶段安装105、站用变压器，减少工程阶段投资和变压器损耗。根据工程需要必须设置工作与备用变压器，为更好的节能降耗，运行采用明备用方式，即一台工作变压器运行，另一台变压器备用，根据需要通过投切装置切换。而如果采用暗备用方式，即两台变压器均投入运行，分别带部分负荷，则将增加大大变压器的损耗。8.4.4 精确计量站用电量 在站用变前安装高精度计量表计，准确计量站用电量，为考核和评估站用电量提供依据，从而促进节能降耗。8.5 线路方面的节能设计 8.5.1 路径选择 本工程通过现场进行实地踏勘，调查影响路径的障碍，优化方案完全避开了沿途城镇规划区、采石场等主要障碍物及比较密集的房屋群，使得路径走向更加合理，减少线路长106、度及跨越林区长度，减少房屋拆迁量，更加方便施工和运行，充分体现了以人为本，减小工程建设对人民群众生活扰动的思想。8.5.2 导线选择 导线的选择主要是对导线经济电流密度、允许发热条件下线路极限输送容量、表面场强、起晕电压、电晕损耗、地面场强、可听噪声和无线电干扰的控制，应在满足设计标准的前提下，使得设计方案最经济、环保。本工程线路导线采用JL3/G1A-630/45高导电率钢芯铝绞线，降低了线损，能源利用率高。8.5.3 地线选择 一般线路地线型式的选择主要是按满足线路的机械、电气两方面的要求来决定的。经计算比较，金民I线入娄底西500kV线路地线两根均采用JLB35-150铝包钢绞线，金民I107、I线入娄底西500kV线路地线一根采用JLB35-150铝包钢绞线，另一根地线采用24芯OPGW光缆，以减小所选OPGW的热容量和截面，从而降低杆塔负荷和工程造价。8.5.4 金 具 为了防止电晕和涡流损失，防振锤采用线夹为铝合金材料的预绞丝防滑型产品。其余金具均采用国家定型标准金具，要求所有金具均通过电晕和噪音型式试验。8.5.5 推广采用高强钢 推广采用Q420高强钢，本工程各塔型采用的Q420高强钢比例全部到达30%。8.5.6 基础选择 当前输电线路工程建设中，环境保护是一个突出的问题，如何减少土石方开挖量、如何尽量减少对生态环境的破坏，日益受到各方面的重视，本工程推荐铁塔采用全方位高108、低塔腿，配合升高基础，以到达“零”降基的设计目标，减少土石方开挖量，减少水土流失。根据目前国内常用的自立式铁塔基础型式应用情况，充分结合本工程的地形、地貌和地质情况，考虑到安全经济、方便施工运行，减少对环境的影响和水土流失，最大限度的满足节能降耗要求，参考我院多条500kV线路的设计经验，通过初步比较分析，本工程拟用以下基础型式：掏挖式基础、斜插式基础、直柱式大板基础、阶梯式基础及岩石嵌固基础等基础 型式。现分别就以上五种基础型式，针对、类地质条件下不同的基础型式进行技术经济分析，通过对工程经济指标的优化控制，合理的选择基础型式，在基础设计过程中达到节能降耗的目的。8.5.6.1 类地质条件下109、基础技术经济比较 类地质条件为强风化砂岩板岩、无地下水、地基承载力300500kPa，经技术经济比较，各型基础比较见表8.5-1。表8.5-1 类地质条件下一基铁塔基础技术经济比较表 材料指标 基础型式 砼(m3)钢 材(kg)基坑土石方(m3)造 价(元)嵌固式基础 2.128 500.8 2.128 5186 掏挖式基础 11.008 890.8 11.400 15058 斜插式基础 12.240 1488.0 161.2 17740 直柱式大板基础 19.960 2008.0 168.0 25014 阶梯式基础 25.632 2052.0 226.0 35444 由上表可知，嵌固式基础比110、掏挖式基础、斜插式基础、直柱式大板基础、阶梯式基础在砼、钢材、基坑土石方、造价等各方面均有大幅度节省，其中每基比掏挖式节省砼8.88m3，节省投资约9872元，比阶梯式基础节省砼23.504m3，节省投资约30258元。嵌固式基础的使用不仅节省了砼和投资，而且还大大减少了对原状土的破坏。由上表可知，每基比斜插式、直柱大板式、阶梯式等大开挖基础的基坑土石方少开挖达159224m3。因此，在岩石地带使用嵌固式基础，可大大减小对原状土的破坏，有利于环境保护和水土保持，节能效果明显。8.5.6.2 类地质条件下基础技术经济比较 类地质条件为硬塑粉质粘性土、无地下水、地基承载力200250kPa，经技术111、经济比较，在类地质条件下，阶梯式基础造价最高；上拔力约在400kN以下时掏挖式基础造价最低，上拔力约在400kN以上时斜插式基础造价最低。对于500kV线路直线塔基础上拔力基本在250650kN之间，现对上拔力250650kN之间基础进行比较分析得出：斜插式基础比阶梯式基础有较大节省，节省约3653%，直柱式大板基础比阶梯式基础节省约2034%，掏挖式基础比阶梯式基础亦有较大节省，节省约4052%，其中斜插式基础与掏挖式基础相比，基础上拔力在250400kN之间时，掏挖式基础优于斜插式基础，上拔力越小越明显；基础上拔力在400650kN之间时，斜插式基础优于掏挖式基础，上拔力越大越明显。8.5112、.6.3 、类地质条件下基础技术经济比较 类地质条件为可塑粉质粘性土、有地下水、地基承载力120150kPa，类地质条件为软塑粘性土、有地下水、地基承载力60100kPa。1)直线、直转、耐张塔的基础技术经济比较 针对直线、直转、耐张塔等基础作用力相对较小的塔型，从降低基础本体造价出发，同时考虑到在、类地质土壤有饱和地下水，不宜掏挖，设计了斜插式基础与阶梯式基础二者进行比较。得出了如下技术指标，详见表8.5-2。表8.5-2 类地质条件下一基铁塔基础混凝土与钢材耗量表 阶 梯 式 斜 柱 式 基础型式 铁塔型式 混凝土(m3)钢 材(kg)混凝土(m3)钢 材(kg)直线一型 25.020 1113、786.6 18.440 1694.0 直线二型 38.889 2055.2 26.160 2173.0 直线三型 60.202 2452.2 33.400 2752.0 直线转角 58.565 2123.9 33.360 2360.0 耐张及小转角 97.170 3456.7 56.640 4302.0 2)转角终端塔的基础技术经济比较 在、类地质条件下，根据基础作用力，从安全经济出发，得出了如下技术指标，详见表8.5-3、表8.5-4、表8.5-5(表中材料为一个基础的数据)。表8.5-3 类地质条件下铁塔基础混凝土与钢材耗量表 阶梯式基础 直柱式大板基础 基础型式 铁塔型式 混凝土(m3114、)钢 材(kg)混凝土(m3)钢 材(kg)大转角(拔)16.364 763.75 10.260 1526.50 大转角(压)9.232 211.74 5.860 718.30 终端(拔)24.654 1159.76 20.680 2411.8 终端(压)13.732 253.68 7.910 945.30 表8.5-4 类地质条件下铁塔基础混凝土与钢材耗量表 阶梯式基础 直柱式大板基础 基础型式 铁塔型式 混凝土(m3)钢 材(kg)混凝土(m3)钢 材(kg)大转角(拔)41.008 814.54 28.480 1875.50 大转角(压)18.032 246.82 10.790 953.115、30 终端(拔)59.512 1337.04 47.350 3032.80 终端(压)29.500 380.71 15.970 1148.30 表8.5-5 类地质条件下铁塔基础混凝土与钢材耗量表 阶梯式基础 直柱式大板基础 基础型式 铁塔型式 混凝土(m3)钢 材(kg)混凝土(m3)钢 材(kg)大转角(拔)54.044 660.92 33.230 2008.50 大转角(压)40.652 232.07 20.950 1141.30 8.5.6.4 结 论 根据以上技术经济比较，对直线塔、直线小转角塔、小角度耐张转角塔，采用掏挖式基础有一定的优势，它的挖方量最小，填方量为0，基础混凝土耗量116、比斜插式略少，钢材耗量也差不多，造价优于斜插式基础。且斜插式基础施工难度较大，找正困难，还需做成斜模板，无通用钢模，而掏挖式基础采用人工开挖，不需支模，土石方开挖量大幅度少于斜插式基础，基础施工对环境的破坏程度远小于斜插式基础，有利于水土保持及环境保护。为此，本工程在、类地质且基坑开挖难度不大的塔位，大量推荐采用掏挖式基础。在有地下水及基坑掏挖难以成形的塔位，推荐采用斜插式基础。对于岩石整体性较好的岩石地带，在施工图设计中由地质专 业人员逐基鉴定确实可行时，由于岩石基础比其它基础型式均有较大的经济和环保效益，可考虑使用嵌固式岩石基础。对大转角塔及终端塔，通过阶梯式基础与直柱式大板基础的经济比较117、，在不同地质条件下，采用直柱式大板基础较阶梯式基础造价上要低2036%，同时直柱式大板基础施工工艺复杂程度一般，有利于施工质量的控制，而且因为基础混凝土量及基坑挖填方量均少于阶梯式基础，有利于环保，因此对大转角、终端塔推荐采用直柱式大板基础。根据以上基础型式的比较，本工程根据现场实际地形及所使用的塔型，合理选择基础型式，达到经济合理、环保及节能降耗的目标。8.5.7 高跨设计 本工程线路经过区域地形主要以水田、丘陵为主，沿线林木众多。线路为节约林业资源，减少对植被的破坏，全线采用高塔跨树设计，跨树高度按树木自然生长高度确定。由于耐张塔高度较低，因此，为减少其周围树木砍伐量，在林木密集地区尽量不118、设置耐张塔，尽可能的借助山势跨越树木。另外，树林中塔位周围也尽可能少的砍伐施工位置，充分利用树木之间的空地。8.6 线路防灾设计 8.6.1 水土保持及环境保护设计原则 国家在发展经济的同时，对环境保护工作给予了高度重视，在输变电工程建设中，各级建设部门高度重视环境保护和水土保持工作，认真贯彻“预防为主，全面规划，综合治理，因地制宜，加强管理，注重效益”的水土保持方针，不断加大对水土保持和生态环境建设的投入，坚持开发与保护并重，积极防治水土流失，改善生态环境，实现输变电工程建设可持 续发展。虽然输电线路工程是清洁生产项目，无工业废气、固体废弃物产生，但输电线路建设占用土地资源较多，破坏局部生态119、环境，造成水土流失，运行产生工频电磁场、无线电干扰、可听噪声等影响周边环境。为实现输电线路工程建设可持续发展的需要，减少环境破坏和水土流失，对环境保护和水土保持方案提出了更高的要求。在水田的杆塔环保设计主要原则：在水田的杆塔，一般不允许降低基面，不宜改变原有水田间的关系，水田中的铁塔有高差时，配置全方位塔腿和高低基础。铁塔基础一般升出基面0.8m，以便余土就地堆放，避免或减少余土外运。8.6.2 综合基面治理 1)基面外设排洪沟、排水沟，防止水土流失。2)砌护坡和挡土墙，保护基础边坡。3)采用人工植被，保护基面和边坡。4)弃渣处置，本着就近、经济的原则，首先用于塔座基面四周的平整。就地堆放在铁120、塔附近较平缓的坡面，使土石方就地堆稳，确实无法堆稳时，修建挡土墙，不允许余土流失山下，影响生态环境。8.6.3 施工措施 做好送电线路水土保持工作除了设计上采取措施外，还需靠施工单位采取及时、有效的施工措施，最终实现水土保持的目的。为保证工程建设完全满足水土保持的要求，对施工临时道路、施工牵张场、施工临时占地和弃渣点等工程临时占地也提出相应的水土保持要求。对施工临时道路，设置集中弃渣点并做好防护，预防水土流失，妥善 解决路基路面的排水问题，减少冲刷。对牵张场地一般选择较为平坦的荒地，注意文明施工对场地的保护，不得大面积砍伐树木、损坏林草。对施工临时占地破坏的原有地貌，应清理残留在原地面的混凝土121、，利于植被尽快恢复生长，滚落至山下的水田、旱土、水塘、水库、水渠、道路及房周围的滚石，必须清除，保护生态环境，对占用土地采取复耕、种植等措施恢复或改善原有的植被状况，有条件的播撒草籽或种植被。8.7 工程环保分析 本阶段业主应委托有资质的单位完成环评及水保方案报告报上级行政主管部门审批，尤其在环评中做好声环境影响分析并提出可行的降噪措施，作为初步设计的依据。8.7.1 站址区域环境现状 经现场踏勘了解：红光茶场站址隶地处湖南省涟源市六亩塘镇红竹村、联兴村，涟源市以北直线距离约5.6km处，西距164乡道约820m。站址地势开阔，属低矮丘陵地貌。站址坐落于山包上，地形起伏较大，山上植被茂密，多为122、低矮灌木、杂树和草本植物。站址西侧有水塘一口。站址内无基本农田，不在城镇远景规划区内。站址区域地处农村地区，附近没有化工、冶炼厂等大型工况企业，环境现状好，周围无文化古迹及旅游、风景保护区敏感点。8.7.2 生产废水、生活污水处理措施和达到排放的标准 本工程正常工况下站内无工业废水产生，污水主要是间断产生的含油废水和生活污水。含油废水来于变电站内的变压器和电抗器为了绝缘和冷却的需要，其 外壳内装有的大量变压器油，在发生事故时将冷却用油排空，事故油在排入事故油池贮存中(不向外排油)可能产生少量含油废水；另外设备检修时也会产生少量含油废水。工程考虑设集油池油水分离，油回收，废水达标外排。变电站站区123、的生活污水及雨水采用分流制管网排水系统，生活污水经地埋式一体化生活污水处理装置处理，达标后回用于绿化和喷洒道路，剩余粪便定期由吸粪车吸走，不外排。污水排放执行 污水综合排放标准(GB 8978-1996)中一级排放标准。8.7.3 噪声源及相关控制措施 8.7.3.1 噪声源 变电站变压器(冷却风扇和铁芯电磁声)、断路器、火花及电晕放电等会产生较高的连续电磁性和机械性噪声。变电站的噪声主要以中低频为主，变压器、高压电抗器噪声水平一般为7080dB(A)，低压电抗器噪声水平一般为66dB(A)以下。设计考虑站界排放噪声执行工业企业厂界环境噪声排放标准(GB 12348-2008)2类标准。8.7124、.3.2 噪声控制措施 1)在设备选型时选用符合国家噪声标准的设备，对产生噪声的设备在定货时向制造厂家提出降低噪声的要求，低于70dB(A)，优选低噪声的主变压器。2)优化总平面布置，将站内建筑物合理布置，各功能区分开布置，将高噪声设备相对集中布置，充分利用场地空间以衰减和阻隔噪声。3)对电晕放电的噪声，选择高压电气设备、导体等以及按晴天不出 现电晕校验选择导线等措施，减小电晕放电噪声。4)根据环评要求围墙上布设隔声屏障。8.7.4 电磁辐射防治 变电站电磁污染主要来自所内的高压电力设备产生的工频电场、电磁辐射和无线电干扰。为了防治电磁辐射污染，在设计配电装置时根据工程具体情况采取以下措施：尽125、量不要在电气设备上方设置软导线；对平行跨导线的相序排列避免或减少同相布置，减少同相母线交叉与同相转角布置。适当提高电气设备及引线的安装高度。将控制箱等操作设备布置在较低的场强区。对人员经常活动且场强较高的地方，设屏蔽线或设备屏蔽环，围栏高1.8m。另外，在超高压配电装置内的设备、母线和设备的连接线，将形成向空间辐射的高频电磁波，从而对通信、广播电视产生干扰。配电装置无线电干扰的控制作如下考虑：在设备的高压导电部件上，设置不同形状和数量的均压环或罩。设备定货时，对设备的无线电干扰允许值(标准值)作出要求。8.7.5 固废处理 变电站蓄电池是站内电源系统中直流供电系统的重要组成部分，主要担负着为站126、内二次系统负载提供安全、稳定、可靠的电力保障，确保继电保护、通信设备的正常运行。目前，国内变电站直流系统的蓄电池大多数都是用阀控密封铅酸蓄电池。蓄电池经过一定时间的使用后，常因活性物质脱落、板栅腐蚀或板极变形、硫化等因素，而使容量降低直至失效。变电站铅酸蓄电池使用年限不一，一般浮充寿命为10年左右。500kV变电站一般安装两组110V 435Ah免维护蓄电池。废弃铅酸蓄电池属于危险废物，变电站铅酸蓄电池失效后，应收集到专用的储存室贮存，收集的废弃铅酸蓄电池委托有资质的单位进行回收处理。8.7.6 水土保持 1)扰动原地貌、损坏土地和植被面积 娄底西500kV变电站新建工程站址由于工程的建设将对127、站址区域自然地表产生破坏和扰动，以及对这部分水土保持措施的长期占用，使得站址区域的自然地表植被、地面组成物质以及原有地形地貌所具有的水土保持功能遭到破坏。2)水土保持治理责任范围 按照“谁开发、谁保护”、“谁造成水土流失、谁负责治理”的原则，娄底西500kV变电站新建工程征地范围属于本工程水土保持措施防治责任范围。因本工程建设使站址区域内原有地表植被、地面组成物质以及地形地貌受到扰动，失去植被的防冲、固土能力，也使自然稳定状态受到破坏，可能产生冲刷、跨塌现象，增加新的水土流失。因此，必须采取相应的水保措施，防止水土流失。本工程征地面积，包括站区围墙内用地面积、进站道路和站外排水沟用地面积等，均128、属于本工程水土保持措施防治责任范围。3)水土保持防治目标 根据变电站建设和生产运行的特点，按照“预防为主、保护优先”的基本要求，本工程防治水土流失的水土保持措施，采用工程措施为主的防 治方案，并兼顾植物措施和临时措施。本工程在建设过程中，通过实施水土保持工程措施，预防和治理防治责任范围内的水土流失，控制和减小工程建设造成的水土流失。工程项目完成后，通过治理水土流失保证本工程安全生产，促进工程地区生态环境建设。8.7.7 结 论 本新建工程设计满足国家环境保护、水土保持有关法律、法规要求，工程建设不会造成环境破坏和水土流失，工程建成后既能发展经济，又能有效防止水土流失，满足环境保护的要求。9 投129、资估算及经济评价 9.1 编制原则及依据 9.1.1 工程量依据本项目可行性研究阶段说明书、图纸及设计专业提供的技经资料。9.1.2 定额：执行定额201645号文电力工程造价与定额管理总站关于发布电力工程计价依据营业税改征增值税估价表的通知发布的2013年版电力建设工程定额估价表 建筑工程、2013年版电力建设工程定额估价表 电气设备安装工程、2013年版电力建设工程定额估价表 输电线路工程、2013年版电力建设工程定额估价表 调试工程、2013年版电力建设工程定额估价表 通信工程。9.1.3 项目划分及费用标准采用国能电力2013289号文国家能源局关于颁布2013版电力建设工程定额和费用130、计算规定(2013年版)。9.1.4 人工工资调整、建筑施工机械价差和安装工程材机调整执行执行 电力工程造价与定额管理总站定额20197号文关于发布2013版电力建设工程概预算定额2018年度价格水平调整的通知。9.1.5 材料价格：安装工程装置性材料价格执行中电联定额2013470号文关于颁布(2013年版)的通知和中电联定额2013469号文关于颁布(2013年版)的通知。9.1.7 设备价格参照国网公司2019年第一季度设备材料信息价格，其他价格参考近期同类工程中标价计列，地方材料价差调整参考娄底地区最新信息价计列。9.1.8 勘察设计费取费标准执行国家电网电定201419号文关于印发国131、家电网公司输变电工程勘察设计费概算计列标准(2014年版)的通知。项目前期工作费执行湘电建定20162号关于印发湖南省电网建设项目前期工作等费用预算编制细则的通知。9.2 投资估算 娄底西500kV输变电工程投资汇总表 金额单位：万元 序号序号 工程或费用名称工程或费用名称 建设规模建设规模 静态投资静态投资 其中：场地征用及清理费其中：场地征用及清理费 动态投资动态投资 一一 变电工程变电工程 32623 4184 33274 1 娄底西500kV变电站工程（GIS）11000MVA 32314 4184 32959 2 民丰500kV变电站间隔保护改造工程 156 159 3 金竹山电厂5132、00kV间隔保护改造工程 153 156 二二 送电线路工程送电线路工程 4128 864 4210 2.1 金民、线入娄底西500kV线路工程 7km 4128 864 4210 合计合计 36751 5048 37484 具体表格及说明详见附表及估算书。9.3 与通用造价的对比分析 9.3.1 娄底西500kV变电站工程 工程造价调整计算表工程造价调整计算表 金额单位：万元 方案编号 项目名称 建筑工程 设备购置费 安装工程费 其他费用 合计 本期2*1000MVA A-2本方案参考造价 远期4*1000MVA 2538 20438 2969 3423 29368 A-ZB-1 减 少 一133、 台 主 变 压 器1000MVA-94-4022-300-373-4789 A-GK-1 减少一组高压电抗器-61-1054-116-128-1359 调整后 2383 15362 2553 2922 23220 本工程 9557 11534 3122 8101 32314 差额（通用造价-概算）-7174 3828-569-5179-9094 取国家电网公司输变电工程通用造价（2014年版）A-2方案，按本工程规模调整后的通用造价静态投资为23220万元，本工程静态投资32314万元，较通用造价高9094万元。主要原因为：1）建筑工程费：较相应通用造价增加7174万元。主要原因是本工程建筑134、物采用钢结构，导致主要建筑物费用增加554万元，由于供水管道较长，增加消防系统考虑消防水泵消防水池，导致费用增加225万元，本工程站址条件差，导致场地平整工程量增加1085万元，考虑砌石混凝土挡土墙，挖方边坡采用挂植基网PMS-C绿化护坡、土工格栅护坡等，导致特殊构筑物增加1568万元，本站常规地基处理采用毛石换填及钻孔灌注桩，岩 溶区域地基处理采用混凝土回填及带钢护筒的1000冲击成孔灌注桩，导致地基处理费用增加1809万元；本工程新建进站道路较长并考虑站外涵洞及排水沟，导致站外道路费用增加386万元；本工程按当地最新市场价计列，导致编制年价差增加1547万元。2）设备购置费：较相应通用造价135、减少3828万元。主要设备执行2019年国网公司第一季度信息价。3）安装工程费：较相应通用造价增加569万元。主要原因是控制电缆按预制光缆考虑，全站电缆接地长度增加，导致费用增加96万元；站端通信并入变电站工程中，费用增加123万元；全站调试按最新文件执行，费用增加143万元；施工电源路径较长，费用增加160万元；材机系数执行最新文件，导致编制年价差费用增加45万元。4）其他费用：较相应通用造价增加5179万元，主要原因是，征地单价较高，拆迁补偿较多，导致建设场地征用及清理费增加3385万元；基本预备费费用增加647万元；前期工作费本工程执行关于印发湖南省电网建设项目前期工作等费用预算编制细则136、的通知（湘电建定【2016】2号），取费基数的变化引起其他费用增加，费用增加1146万元。根据以上分析，本工程造价是合理的。9.3.2 线路工程 本工程为接线路，线路长度较短，没有与通用造价分析的必要性。9.4 财务评价 9.4.1 评价依据 1)中华人民共和国国家能源局发布输变电工程经济评价导则。2)国家发展改革委员会、建设部发布的“发改投资 2006 1325文”。9.4.2 资金来源及使用计划 本工程由湖南省电力公司独资建设，本工程注册资金占总投资的20%，为7350万元，融资贷款占总投资的80%，为29401万元，名义贷款利率为4.9%，贷款期限15年，含宽限期1年。9.4.3 工程建137、设进度设想 本工程项目计划2020年开工，2021年投运。9.4.4 基础数据 1)电量：本项目为向省内输电的输变电工程，本项目电量只有输送电量(经系统专业测算，详见以下输送电量附表)。输送电量表 单位：亿千瓦时 第第N年年 1 2 3 4 5 6 7 8 年份 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 主变容(MVA)1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 2000 电量(亿kWh)25 27 29 31 33 35 37 42 第第N年年 9 10 11 12 13 14 15 16 年份 2029 2030 2031 2138、032 2033 2034 2035 2036 主变容(MVA)2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 3000 电量(亿kWh)46 50 54 58 62 66 70 75 第第N年年 17 18 19 20 21 22 23 24 年份 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 主变容(MVA)3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 电量(亿kWh)80 94 89 93 98 102 107 111 第第N年年 25 26 27 28 29 30 年份 2045 2046 204139、7 2048 2049 2050 主变容(MVA)3000 4000 4000 4000 4000 4000 电量(亿kWh)116 120 126 132 138 144 2)融资利率：4.9%3)短期贷款利率和流动资金贷款利率：5.31%4)还贷年限：20a 5)项目经营期：30a 6)折旧年限：18a 7)残值率 5%8)税金(销售收入)：17%9)城市维护建设税：7%10)教育附加税：4.5%11)股本金期望收益率：8%12)还贷折旧比例：100%13)运行维护费：2%14)网损率：2%15)所得税率：25%16)法定公积金：10%9.4.5 输送电量加价测算 输送电量加价测算时只考虑140、生产成本、贷款的还本付息等，并以7%的税后内部收益率为目标收益率，预测不含税单位电量分摊为7.55元/MW h，含税单位电量分摊为8.81元/MWh。9.4.6 盈利能力分析 9.4.6.1 本项目全部投资内部收益率、自有资金内部收益率，资本金内部收益率详见财务评价基本报表。9.4.6.2 动态投资回收期(Pt)1)全部投资Pt 12.65年；2)自有资金Pt 14.43年；9.4.7 清偿能力分析 贷款偿还的资金来源为折旧费、利润，贷款偿还方式为本息等额，本项目可以满足贷款年限15年的还款要求。本项目建成后资产负债大于50%，随着项目投产后还贷能力增强，负债率逐年下降，说明该项目的资产可以抵141、补负债，具有偿付长期负债和快速偿付流动负债的能力。9.4.8 单体项目效益可测算的经济性评价指标表 项目名称：娄底西500kV输变电工程 1)、项目投资估算静态总额(万元)：36751 2)、预计项目融资总额(万元)：29401 3)、相关财务评价表 电网建设项目财务评价指标一览表 效益测算方式：反算 工程静态投资 36751 万元 工程动态投资 37484 万元 生产流动资金 20.22 万元 铺底生产流动资金 6.07 万元 主要经济指标 内部收益率(%)财务净现值(万元)投资回收期(年)项目投资(税前)11.35 19387.73 11.44 项目投资(税后)9.50 10250.76 142、12.65 项目资本金 14.64 14787.30 14.43 投资方1 13.84 13734.22 15.37 基准收益率 7 总投资收益率 12.54%项目资本金净利润率 32.68%利息备付率 2.81%偿债备付率 0.97%电量电价(不含税)7.55 元/MWh 电量电价(含税)8.81 元/MWh 9.4.9 综合经济评价 在现有基础数据条件下，当全网单位电量分摊7.55元/MWh(不含税)时，本项目各项指标均符合国家有关规定及投资方的要求：FIRR8.0%，FNPV0，总投资收益率为12.54%，资本金净利润率为52.68%，即本项目 在财务上是可行的。本项目工程投产后，可提高143、区域供电能力和供电可靠性，同时改善和加强了湖南省500kV网架的结构。因此本工程的建设对促进娄底西地区的经济发展具有十分重要的意义。10 经济性与财务合规性 按照国家电网公司项目可研经济性与财务合规性评价指导意见(国家电网财2015536号)要求，对项目的经济性与财务合规性进行分析。通过以下论述，本项目在前期立项阶段符合国家法律、法规、政策以及公司内部管理制度等各项强制性财务管理规定要求，且具备项目在投入产出方面的经济可行性与成本开支的合理性。10.1 从管理效益、经济效益和社会效益等方面分析 管理效益：娄底西500千伏输变电工程建设能满足新增负荷接入需要。切实提高核心供电片区供电能力，保障娄144、底西发展建设的供电需求。经济效益：经计算娄底西500kV输变电工程财务净现值为19387.73万元(税前)，按照财务净现值反映项目生命期内投资盈利能力的评价标准，该项目表现结果可行，符合经济性。财务内部收益率为11.35%，按照财务内部收益率反映项目在设定的计算期内全部投资盈利能力的评价标准，该项目表现结果可行，符合经济性。静态投资回收期为11.44年，按照本指标评价标准，该项目静态投资回收期小于该类资产的折旧年限，表现结果可行，符合经济性。总投资收益率为12.54%，按照总投资收益率反映项目投资盈利能力的评价标准，本指标大于行业平均总投资收益率(3%)该项目表现结果可行，符合经济性。社会效益145、：娄底西500kV输变电工程建设能满足娄底西负荷发展的需 求，促进地方经济发展，体现国家电网公司的社会责任。项目名称：娄底西500kV输变电工程 10.2 财务合规性 娄底西500kV输变电工程静态投资为36751万元，动态投资为37484万元。本次项目融资采取1年期银行贷款，还款方式为等额本息支付，贷款利率为4.9%，贷款比例为工程静态投资的80%，宽限期为1年。11 结论及建议 1)为满足娄底电网负荷发展需要，提高区域供电能力，优化娄底西部220kV千伏网络，同时为满足娄底西部风电、水电等清洁能源的送出，建设娄底西500kV输变电工程是必要的。2)经论证，推荐娄底西500kV输变电工程建设146、规模为：娄底西500kV变电工程：终期主变41000MVA，500kV出线10回，220kV出线16回，每台主变装设360Mvar容性无功补偿，4台主变共660Mvar感性无功补偿；本期建设11000MVA主变，500kV出线4回，220kV出线8回，装设260Mvar容性无功补偿，260Mvar感性无功补偿。相关线路工程：金竹山民丰双回500kV线路入娄底西500kV变电站(LGJ-4630/42km)。光纤通信工程：新建OPGW光缆约3.8km。3)建议本工程2021年建成投产。4)娄底西500kV变电站站址推荐采用红光茶场站址。5)娄底西500kV变电站按500kV户外GIS站建设，相关500kV线路按架空线路建设。6)娄底西500kV输变电工程静态总投资为36751万元，动态投资37484万元。附件 涟源市人民政府市长办公会议纪要201831号