220kV输变电新建工程可行性研究报告

'220kV输变电新建工程可行性研究报告149 1工程概述11.1设计依据11.2工程概况31.3设计水平年31.4主要设计原则31.5设计范围及配合分工42电力系统一次部分52.1项目所在地区简况52.2电力系统现状62.3电力系统发展规划102.4项目建设的必要性192.5项目在电力系统中的作用和供电范围202.6接入系统方案分析212.7项目建设规模342.8推荐方案电气计算342.9系统对变电站电气主接线及有关电气设备参数的要求442.10闲置物资再利用472.11项目合理的投产时机472.12系统结论及相关建议473电力系统二次部分493.1概述493.2系统继电保护及安全自动装置503.3调度自动化583.4系统通信624变电站站址及工程设想814.1变电站站址814.2工程设想835.送电线路路径及工程设想1125.1系统概况及出线规划1125.1.1输电线路部分概况1125.1.2变电站进出线位置1125.2线路路径方案1125.2.1路径方案1125.2.7路径原则协议1135.3工程设想1135.3.1主要设计气象条件1135.3.2线路导地线型式1155.3.3污区划分和绝缘配合1165.3.4金具选型和防振118149 5.3.5防雷与接地1195.3.6工程地质简况1205.3.7通信保护1205.3.8主要杆塔和基础型式1206环境保护及水土保持1236.1变电部分1236.2线路部分1257项目的节能设计分析1277.1系统部分1277.2变电部分1277.3线路部分1287.4项目节能标准煤1298抗灾减灾分析1308.1系统一次抗灾能力分析1308.2变电工程抗灾能力分析1308.3线路工程抗灾能力分析1309资产全生命周期分析1319.1接入系统方案全生命周期分析1319.2变电站站址选择全生命周期分析1329.3线路的路径选择全生命周期分析1329.4关键设备和材料选型生命周期分析1339.5闲置物资再利用生命周期分析13610社会稳定风险分析13710.1变电工程13710.2线路工程13810.3结论13811投资估算及经济评价13911.1投资估算13911.2经济评价14211.3附表14512结论及建议17713附件186附件1：海南经济开发区管理委员会《关于同意选址建设220kV变电站的复函》（海城管[2013]127号）186附件2：关于印发海口马村220kV输变电新建工程可行性研究报告评审会议纪要的通知188附件3：关于海口马村220kV输变电新建工程可行性研究报告建设规模调整的函208149 14附图附图01：海南电网接线图现状附图02：海南2015年电网规划图附图03：海南2020年电网规划图附图04：老城开发区电力负荷分布图示意图附图05：220kV马村变电站电气主接线图（方案一）附图06：220kV马村变电站电气主接线图（方案二）附图07：220kV马村变电站电气总平面布置图（方案一）附图08：220kV马村变电站电气总平面布置图（方案二）附图09-1：220kV马村变电站主变及10kV配电装置平面布置图(方案一)附图09-2：220kV马村变电站配电装置断面图（方案一）附图10：-2.00米层电气平面布置图(方案二)附图11：+1.50米层电气平面布置图（方案二）附图12：+6.50米层电气平面布置图（方案二）附图13：+11.50米层电气平面布置图（方案二）附图14：+16.50米层电气平面布置图（方案二）附图15：配电装置楼断面图（方案二）附图16：变电站自动化系统网络结构图附图17：220kV马村变电站CT配置图附图18：变电站110V直流系统配置接线图附图19：2012年海南省电力光缆建设现状图附图20：2012年海口地区电力光缆建设现状图附图21：2012年海南省光纤通信传输系统现状图附图22：220kV马村站接入海南省光纤通信传输系统方案图附图23：2012年海口地区光纤通信传输系统现状图附图24：220kV马村站接入海口地区光纤通信传输系统方案图附图25：220kV马村站相关光缆建设方案图附图26：2015年海口地区光纤传输网拓扑图附图27-1：220kV马村变电站站址位置图（方案一）149 附图27-2：220kV马村变电站站址位置图（方案二）附图28-1：马村变电站土方平衡图(方案一)附图28-2：马村变电站土方平衡图（方案二）附图29-1：220kV马村变电站土建总平面布置图（方案一）附图29-2：220kV马村变电站土建总平面布置图（方案二）附图30：线路路径方案图附图31：220kV杆塔型式一览图附图32：110kV杆塔型式一览图附图33：附图33：220kV基础型式一览图附图34：110kV基础型式一览图附图35：110kV电缆沟敷设示意图149 1工程概述1.1设计依据1.1.1任务依据1）《中标通知书》（编号SJ—2011—03—ZB—003）；2）《海口老城220kV输变电工程可研性研究技术服务合同》；3）海南电网公司计划发展部“关于海口马村220kV输变电新建工程可行性研究报告建设规模调整的函”。1.1.2技术依据1）《中国南方电网电力调度管理规程》Q/CSG21003-2008；2）《电力系统设计技术规程》DI/T5429-2009；3）《110kV～750kV架空输电线路设计规范》GB50545-2010；4）《电力系统电压和无功电力技术导则》SD325-89；5）《220kV～500kV变电所设计技术规程》DL/T5218-2005；6）《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006；7）《220kV～500kV变电所通信设计技术规范》DL/T5225-2005；8）《南方电网220kV～500kV电网装备技术导则》；9）《电力系统通信设计技术规定》DL/T5391-2007；10）中南电力设计院2011年7月编制的《海南电网二次系统“十二五”规划第五卷通信网络》；11）《电力系统光缆通信工程可行性研究内容深度规定》DLGJ151-2000。12）《电力系统同步数字系列（SDH）光缆通信工程设计技术规定》DL/T5404-2007。149 13）《中国南方电网光通信网络技术规范第1卷：基于SDH的多业务传送网络（MSTP）》；14）《中国南方电网光通信网络技术规范第3卷：自动交换网络（ASON）》；15）《中国南方电网数据集网络技术规范（第一卷调度数据网）》；16）《中国南方电网通信电源技术规范》；17）《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285-2006；18）《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004；19）《海口市城市总体规划（2006～2020）》；20）《海南电网规划设计技术原则》（系统一次部分试行）；21）《海南电力工业发展“十二五”及中长期规划研究》；22）南方电网公司《110kV～500kV变电站标准设计》（2011年版）；23）《海口县“十二五”电网规划报告》；24)《电力系统安全稳定导则》DL755-2001；25）《建筑设计防火规范》GB50016-2010；26）《建筑抗震设计规范》GB50011-2011；27）海南电网公司《35～220kV输变电工程可行性研究报告内容深度规定》；28）中国南方电网有限责任公司企业标准《南方电网继电保护配置技术规范》Q/CSG110039-2012；29）《南方电网二次系统“十二五”规划(技术原则)指导意见》；30）中国南方电网有限责任公司部门会议纪要“基建前期继电保护相关技术问题专题会会议纪要”（系统[2012]第56期）；31）《中国南方电网公司220千伏及以上电网规划技术原则·149 系统二次部分》；32）其它国家和行业相关规程规范。1.2工程概况1.2.1项目地点本工程建设地点位于海南省海口县老城开发区。1.2.2项目名称海口玉楼（老城）220kV输变电工程。1.2.3建设规模主变容量和台数：本期3×180MVA，最终规模3×180MVA；220kV出线间隔：本期8个，最终规模8个；110kV出线间隔：本期10个，终期14个；10kV出线间隔：本期30个，终期30个。1.3设计水平年本项目计划于2015年投产，因此选取2015年作为设计水平年。1.4主要设计原则本报告执行海南电网公司《35～220kV输变电工程可行性研究报告内容深度规定》和《海南电网规划设计技术导则》（系统一次部分，试行），以及《电力系统安全稳定导则》、《电力系统设计技术规程》、《电力系统电压和无功电力技术导则》等相应的技术导则、设计规程和有关规定要求，并执行以下基本原则：1）220kV、110kV网络连接方案做到技术合理、经济可行、近远期结合、运行安全可靠。2)149 变电站选址和线路选线按照有关规定，进行多方案优化比较，同时取得地方政府和相关部门的原则协议，避免和防止下阶段工作中出现颠覆性因素。3)工程投资做到尽量准确，经济评价尽可能全面、合理。4）220kV接入方案满足220kV电网“N-1”运行的要求；5）配套110kV线路兼顾周边电网的改造过渡，优化110kV网络结构，增强供电可靠性。6）本报告选取该输变电工程的投产年为设计水平年，暂定为2015年，并对远景年的网架结构进行技术分析和展望。1.5设计范围及配合分工1.5.1设计范围1）根据地区历史统计资料及发展规划，论证新建海口马村220kV输变电工程的必要性；2）分析海口马村220kV输变电工程合理的投产时间、建设规模，确定本期及最终变压器容量、台数、电气主接线和各级电压出线回路数及出线方向；3）按照《海南电力工业发展“十二五”及中长期规划研究》及《海南省海口县“十二五”电网规划》，结合海南电网主网和海口电网现状，研究海口马村220kV变电站接入系统方案以及周边地区110kV电网疏通改造方案。4）本次主要工作内容为电力系统(包括电力系统一次、二次)、变电站站址选择及工程设想、送电线路路径选择及工程设想、光纤通信工程、变电站节能设计、投资估算及技术经济评价等。1.5.2配合分工变电站及220kV送电线路设计由本院完成，环境保护及水土保持评价由建设单位另行委托。149 2电力系统一次部分2.1项目所在地区简况海南省位于中国的最南端，全省包括海南岛和中沙、西沙、南沙群岛及其周围广阔的海域。是中国最大的海洋省，最小的陆地省。所属海域面积200多万平方公里，占全国海洋面积的1/3；所属陆地面积3.54万平方公里，是我国仅次于台湾岛的第二大岛。海南省地处热带，是我国最具热带海洋气候特色的地方，终年长夏无冬，四季鸟语花香，全年暖热，雨量充沛，干湿季节分明，年均气温23.8℃，年均降雨量1500~2000毫米，年均日照1750~2700小时。海南岛矿产资源丰富，自然资源得天独厚，素有“长寿岛、天堂岛、生态岛、椰树岛”以及“天然药库”之美誉，更是我国极富特色的旅游胜地。海南省现设两个地级市，4个市辖区，16个市县（含自治县），204个乡镇。现有人口约870万。2012年海南全省生产总值完成2855.26亿元、同比增长9.1%。其中，第一产业增加值711.47亿元、增长6.3%，第二产业增加值803.67亿元、增长10.9%，第三产业增加值1340.12亿元、增长9.4%，三次产业结构调整为24.9：28.2：46.9。2012年在国内外经济形势复杂多变，全国经济增速逐季回落的情形下，海南省生产总值一至三季度依然分别增长8.0%、8.1%、8.4%。2013年，海南省确定的经济社会发展主要预期目标是：生产总值增长13%，地方公共财政收入增长15%，固定资产投资增长20%，社会消费品零售总额增长14%， 149 进出口总额增长17%。今后几年海南经济发展的重点将以扩大内需为战略基点，以发展实体经济为坚实基础，围绕建设国际旅游岛战略定位，着力扩大投资和消费，着力调整产业结构，重点发展热带高效农业、新兴工业和度假休闲旅游业。海南还将加大海洋资源开发力度，加快基础设施建设，大力发展信息产业。2.2电力系统现状2.2.1海南电网电力系统现状及存在的问题截至2012年底，海南省发电装机总容量为5042MW。其中，水电及风电装机1100MW（其中风电303MW），占21.8%；火电装机3546MW（其中气电742MW），占70.34%；综合利用装机396MW，占7.86%。2012年底海南电网统调机组总容量4361MW，占全省装机总容量的86.5%。截至2012年底，海南电网最高电压等级为500kV，全省建成投运500kV变电站1座(福山)，主变容量750MVA，220kV变电站21座（不含牵引站），主变35台，主变容量4880MVA，220kV线路71回，总长度2616km。已建成环岛220kV双回路主网架。35～110kV电网已覆盖全省各市县及主要乡镇，乡镇和行政村的通电率均已达到100%。2012年全省统调发受电量180.61亿kWh,同比增长13.44%，统调最高负荷2791MW，同比增长7.55%。2013年计划投产机组容量36MW，分别为太阳能和风电机组，无退役机组。预计2012年底统调装机容量为4397MW。根据生产运行部门的预测分析，2013年海南统调负荷需求3200MW，同比增长14.65%，发受电量需求196.82亿kWh，同比增长8.96%。海南电网目前存在的主要问题是：1）电源性电力缺口明显显现，加快岛内电源建设已成推进海南149 国际旅游岛建设步伐的首要选择。2012年是海南省政府确定的项目建设年，西环高铁等一批重大基础设施将开建，一大批集中布局、利用资源及区位优势的工业项目将竣工投产。受大项目建设拉动的影响，全省今年乃至整个“十二五”期间电力需求仍将保持较快增长态势。但省内有效发电装机不足，不仅将会影响到企业的正常生产经营和项目建设，也会影响到居民生产生活用电，严重掣肘国际旅游岛建设步伐。2）电源布局不均衡，“大机小网”的结构特点凸显海南电网运行风险。海南省约93%的统调电源装机集中在北部及西部地区，南部及东部地区缺乏主力电源，大部分需从外区送入，导致电网抗风险能力较差。又由于海南“大机小网”特征显著，最大单机容量占统调负荷约12%，若发生最大单机非计划停运，预计最大电力缺口将达600MW，达统调负荷的20%；若出现东方#3、4机组投产延期、各类型机组非计划停运、一次能源供应少于预期或电力需求高于预测等任一异常情况，也均将导致电力供需形势不同程度恶化；而500kV海底电缆若非计划停运，海南电网得不到南网主网备用支援，电力缺口也将相应扩大。同时随着东方#3机投产，西部电源进一步集中，西电北送、南送通道一旦非计划停运也将可能造成西部电源窝电，从而导致结构性缺电。3）220千伏主网架初具规模但仍显薄弱目前海南已形成环岛220kV主网结构，北部、西部、南部、东部均为双回，但部分老旧线路导线截面偏小，已严重制约了网架结构功能的发挥，如大负荷运行方式下220kV福洛II线跳闸，则220kV福洛I线过载，存在过载连锁跳闸的149 可能，一旦事故扩大，可能造成海南电网与主网失稳的风险。4）部分供电设施不满足N-1运行要求，供电可靠性低，负荷中心区变电容量仍显不足。目前海南仍有长流、迈号、红石、文罗等220kV变电站仅有1台主变，供电可靠性较低。部分市县仍以长距离的110kV线路供电，且不能满足N-1运行要求，亦对电网的安全运行十分不利。2012年海南电网有220kV大英山输变电工程投入运行，龙北、大成、干冲、昌江输变电工程等一批重大输变电工程也将投产，主变容量将增加1300MVA。但由于负荷分布的不均匀性，负荷中心区的玉洲、永庄、长流等站主变仍将接近满载5）供电质量不高，电压波动较大。近几年负荷增长较快，但无功补偿装置容量不足，电压调控能力差，特别是东部电网缺乏无功电源支撑，电压波动较大。海南电网现状及远景规划图见附图01、附图02、附图03。2.2.2海口县自然概况及经济发展状况海口县位于海南省西北部，北部临琼州海峡，东接海口市、定安县，西靠临高县、儋州市，南与屯昌县、琼中县接壤。现辖11个镇，分别是金江镇、瑞溪镇、永发镇、老城镇、中兴镇、加乐镇、桥头镇、仁兴镇和大丰镇。全县陆地总面积2067.6平方公里，海域面积1100平方公里。2012年全县常住人口54.2万人，常住人口密度262人/平方千米。该县自然资源丰富，气候四季如春，雨量充沛，日照充足，拥有“中国无核荔技之乡”、“中国福橙之乡”、“国家级食品安全示范县”等殊荣。149 海口县由于北通琼州海峡，东临省会海口，有得天独厚的地缘优势，可充分利用海口市的毗邻效应，实现与海口市基础设施、交通网络、人才教育、科技信息和市场服务等方面的资源共享，对加快区域经济一体化和城市化进程的推动作用十分明显。近年来，海口县国民经济连续五年保持两位数增长，全县生产总值（GDP,不含农垦）连续跨越50亿、70亿、100亿元台阶。2012年生产总值完成133亿元，是2006年的2.9倍，年均增长23.4%。三次产业结构由2006年的29.7：50.5：19.8调整为2011年25.9：49.3：24.8。海口是海南四大产业基地之一，海南（海口）生态软件园、海口综合保税区和中海油湛江公司项目落户老城镇，使老城镇成为以信息产业、高新技术制造业、现代物流业为主的综合性工业园区，并利用海口市保税区西移的机遇和政策效应，承接海口部分产业的转移，实现老城开发区与海口县工业的一体化发展。近五年来海口县抓住机遇，共组织实施各类重大项目208个，完成总投资352亿元。2012年产值（投资）超亿元的企业（项目）达69家，年税收超千万元的企业29家。全省技术最先进的水产品加工厂通威水产、全省规模最大的包装印刷厂永凯包装材料厂、中国最大的高端玻璃制造基地中航特玻、填补国内空白的海胶集团乳胶丝等一批规模大、带动力强、科技含量高的重点项目相继建成投产。特别是列为海南省“一岛一区两园”发展战略项目的海南生态软件园的开园，吸引了东软、微软等198家知名IT企业成功入驻。为海口经济快速发展奠定了基础，凸显了老城开发区在全县经济发展中的龙头作用。2.2.3海口电力系统现状及存在的主要问题a）电源现状149 海口县是电源大县，海南北部区域唯一的百万容量发电电源就坐落在海口县，全省唯一的500kV变电站也建立在海口县域。至2012年底，海口县电源装机总容量1116.73MW，其中接入220kV电网的火电装机容量1074MW，分别为海口电厂3×138MW，大代小工程2×330MW。地方小电源装机容量共计42.73MW，均接入35kV及以下电网。b）海口县电网现状至2012年底，海口县共有220kV大丰变电站1座，变电总容量300MVA，220kV线路12回，总长度354.5km；110kV变电站7座，变压器11台，总容量360MVA，其中公用变电站3座，变压器5台，容量160MVA；110kV线路12回，总长度269.83km；35kV变电站10座，变压器17台，总容量88.2MVA，其中公用变电站8座，变压器14台，容量65.7MVA，35kV线路总长度159.0km。目前，海口县域电网主要通过220kV双回海口电厂—大丰线路，单回大代小电厂—大丰线路，双回大丰—福山线路、双回大丰—玉洲线路，单回福山—官塘线路与海南主网相连，110kV系统则通过老城—永庄、大丰—苍英、海口—那大、海口—屯昌共4回线路与外市县联网。c）海口县域电网存在的主要问题1）220kV主网架薄弱。因电厂事故造成的发电机退出运行，引起的低周减载启动，将在较大程度上影响到下一级网络用户的正常用电。2）变电容量不足。海口全县仅有1座220kV变电站，其中1台主变容量为120MVA，另1台主变容量为180MVA。大丰变电站现有主变容量和台数已经无法满足主变“N-1”运行要求。3）北部老城区110kV变电站布点不足，供电距离过长。海口全县仅3座110kV公用变电站，而北部老城开发区仅1座110kV老城变电站，其最长的10kV配电线路超过30km，供电可靠性低。2.3电力系统发展规划149 2.3.1海口县的经济发展规划到2015年，全县生产总值达到232亿元，年均增长17%；人均地区生产总值达到48600元（不含农垦），年均增长15%；地方财政一般预算收入达到24.27亿元，年均增长23%；城镇化水平明显提高，城镇化率达到53%；三次产业比重调整为19:48:33，第二、三产业比重进一步提高。2.3.2海口县供电负荷预测分析a）各变电站现状负荷分析海口县110kV以上各变电所历年现状负荷统计见表2.3-1所示。表2.3-1海口县110kV以上各变电所历年负荷统计表单位：MW变电站主变容量201220112010200920082007大丰120+18017820773.3159.4072.768.8海口2×2035.7737.831.4531.2329.028.0老城2×4039.3548.843.3238.4633.231.6永边1×4023.4319.517.2014.527.69华盛水泥1×31.526.0726.120.0017.5010.2　国投水泥2×812.312.811.865.505.0　中航特玻2×5011.7美儒1×205.4迈岭1×408.64由表2.3-1可以看出，2011年110kV海口站主变已经满载。实际调查得知，2011年最大负荷时间段海口站多次采取拉闸限电措施保电网安全运行，2012年初110kV迈岭站采用过渡方式投运后转带出约6MW负荷后情况才稍有好转。149 海口县现有唯一的一座220kV变电站，主变容量120＋180MVA，2012年主变最大通过容量178MVA，主要是由于主网变电容量不足，海口电网与周边电网的220/110kV系统基本为电磁环网运行，因此大丰站主变通过容量中含有部分转供周边地区的负荷。b）老城开发区大客户用电需求情况调查及分析老城开发区创建于1988年5月，2006年3月，通过国家发改委审核公告升格为省级开发区，目前正在申报国家级开发区。老城开发区是海南省唯一一个“中国50家投资环境诚信安全区”，获“中国最佳生态经济园区”、“中国最具投资潜力十强开发区”等称号。2011年海南省50家重点企业有六家落户老城，海南省重点建设项目有十户在老城开工。而2012年海口县十大重点项目老城即占了七家。老城开发区已经成为海口县乃至海南省新的经济增长点。据调查：落户老城的中航特玻2011年一期工程二条生产线投产，当年用电量已达8000万度，最大负荷约12MW，今年一季度用电量同比增加30%，用电最大负荷达20.6MW。该企业目前正在建设的第三、第四条生产线正在调试中，其二期工程也已经启动，企业总负荷将达89MW，配套建设的两座110kV企业自备变电站已有一座投入运行，主变容量2×50MVA，另一座将配合二期工程配套建设。海南生态软件园2011年用电容量已达3.66MW，2012年增容容量为10MW，预计2015年负荷可达15MW，终期规模为60MW。149 汉能光伏2012年报装容量10MW，其第一条生产线即将投产，计划安排由110kV老城站10kV线路临时直供，两回10kV专供线路已投运，年末前同期建设的六条生产线可达到全部投产条件，用电负荷将达18MW，存在供电缺口8MW，该项目专用变电站接入系统方案已经批复，正在协调线路路径，远期该项目最大负荷约89MW。用电需求超过10MW的新建项目还有海协锡板最终规模35MW、精细化工规模23MW、钛白粉项目规模16MW、椰树集团23MW等。另据了解，目前老城开发区在建的大型房地产开发楼盘有十几家，包括四季花园、金碧海岸、丽海阳光、中华坊等，以及其周边配套建设的商业网点等均对开发区电力发展提出了较大的负荷供需要求。老城开发区电力负荷分布示意图见附图04。老城开发区新建大项目负荷预测见表2.3-2。表2.3-2：老城开发区建设项目2015年用电负荷预测及规划负荷统计表项目名称地点性质2015年负荷预测MW2020年规划负荷MW1中航特波老城开发区工业、扩建60892★海南生态软件园老城开发区工业、在建15603★椰树集团老城开发区工业、在建10234★高品质乳胶丝/橡胶制品/医用手套项目老城开发区工业、在建8105汉能光伏老城开发区工业、在建50896★钛白粉老城开发区工业、在建13167★精细化工老城开发区工业、在建10238★中色海宇工业园(海协锡板)老城开发区工业、在建20359★港航控股老城开发区工业、在建52010★海南中油深南（码头工程）老城开发区工业、规划4811★雅居乐盈滨半岛盈滨开发区旅游、在建71512★海南利蒙特农药美儒站周边工业、在建5813★海南瑞今农业产业化开发有限公司老城开发区工业、在建5714★海南海昌四季花园盈滨开发区房地产、在建1215★海南尖锋置业（金碧海岸）盈滨开发区房地产、在建1216★海南怡康置业有限公司（天赐.海上居）盈滨开发区房地产、在建55149 17★海口老城房地产（丽海阳光一、二期）美儒站周边房地产、在建6618★海南绿生房地产（盈滨.绿生花园）盈滨开发区房地产、在建2319★海南海峡温泉花园（盈滨半岛）盈滨开发区房地产、在建1.5220★海南华亿时代房产（龙吉花园和新香缇假日）老城开发区房地产、在建1.5221★海南盈滨半岛置业（海南福源）盈滨开发区房地产、在建1.5222★海南金源（中华坊）老城开发区房地产、在建2623★海南金手指房地产（盈滨半岛）盈滨开发区房地产、在建3424★欣龙无纺盈滨开发区工业、在建71325★青岛啤酒老城开发区工业、在建2626★青龙地产美儒站周边房地产、在建92027★恒大地产美儒站周边房地产、在建513总计259.5489（★均为马村变的负荷）从表2.3-2中可以看出，预计2015年前可以建成投产的在建、扩建项目需要负荷合计259.5MW，其中工业企业性质新增负荷214MW，房地产开发项目新增负荷合计45.5MW。c）海口县规划负荷预测经过现场调研，并与海口供电所、老城开发区管委会建设局、招商局以及省公司有关主管部门沟通和交流，确定海口县近远期负荷发展预测值如表2.3-3所示。表2.3-3：海口县负荷预测表单位：MW序号项目2011实际201220132014201520201大丰供电片区1572032633412765532老城供电片区165.5331149 3合计157203263341441.58844计算同时率0.90.90.90.90.90.95全县220kV层最大负荷1411832373073977956大丰站负荷1411832373072484977马村站负荷149298从表2.3-3中可以看出，网供最大负荷“十二五”期间年递增率为29.5%，“十三五”期间年递增率为14.9%，主要原因是考虑“十二五”期间是老城开发区新建项目的投产高峰期，“十三五”期间大部分项目已经趋于稳定增长，但仍有部分项目处于新建或扩建期间。负荷预测还考虑了以下因素：1）220kV马村一次变投产前，海口县网供负荷全部由大丰站供电。2）2015年当马村一次变投运后，海口县的供电负荷将由220kV大丰站和马村站共同承担，按照供电区域地理位置划分，海口县的西部供电区、南部供电区和老城开发区的西部片区仍然由大丰站供电，而海口县北部供电区的大部分新增负荷即老城开发区的东部片区则由新建的220kV马村一次变供电较为合理。3）按照老城开发区新建项目投产阶段的负荷预测，新增负荷合计约为259.5MW，考虑到新建的工业项目投产到达产有一个过程，而房地产项目也由于入住率的问题会有一个负荷逐渐趋于稳定的过程，因此对新增的点负荷在计入网供负荷之时取用了一个相对较低的同时率控制系数。按此计算的负荷预测值有可能趋于保守。2.3.3海口县电网发展规划149 a）220kV高压配电网规划根据海口县“十二五”电网规划安排，“十二五”期间对现有的220kV大丰站实施扩建增容，该项目扩建已在施工阶段，计划增容一台180MVA主变。规划还安排在“十三五”期间新建220kV变电站两座，其中原定“十三五”期间建设的马村一次变根据负荷增长情况拟提前在“十二五”末期建设。本报告即为研究该项目提前建设的必要性和可行性。b）110kV变电站布点规划“十二五”期间，海口县规划新建110kV变电站3座，其中，2012年已投运1座，美儒站（1×20MVA）。规划新建马村站（2×50MVA）、加乐站（1×40MVA），规划扩建增容2座，其中永边站（1×40MVA）、美儒站（1×50MVA）。2015年海口县建成投运110kV公用变电站共7座，总容量450MVA。另有110kV企业自用变电站3座，其中，中航特玻Ⅰ（2×50MVA）已建成，中航特玻Ⅱ（2×50MVA）、汉能光伏（2×50MVA）待建。2011～2020年海口县110kV变电站布点规划见表2.3-4。（注：当220kV马村站建成后，110kV玉楼站的负荷可由220kV马村站10kV直供，即220kV马村将取代110kV玉楼站）。表2.3-4：2011～2020年海口县110kV变电站布点规划表单位：MVA序号区域站名2011201220132014201520201老城区老城变电站2×402×402×402×402×402×402老城区美儒变电站2020＋5020＋5020＋5020＋503马村变电站2×502×502×502×50149 4永边变电站1×401×401×402×402×402×405海口变电站2×202×202×202×202×202×206迈岭1×401×401×401×401×402×407加乐1×401×401×402×408玉楼2×509仁荣2×5010玉堂1×5011红光1×4012永发1×4013城南1×4014港口1×4015桥头1×4016美亭1×40合计2002204104504501020企业用户中航特玻Ⅰ2×502×502×502×502×50华盛水泥1×31.51×31.52×252×252×252×25国投水泥2×82×82×82×82×82×8汉能光伏2×502×502×50中航特玻Ⅱ2×502×50椰树2×31.5合计47.5147.51662663664292.3.4电力平衡截至2010年底，海口县地方小水电装机容量共18.73MW。并网电压等级为35kV和10kV。其中接入35kV电压等级的电厂有谷石滩水电站（6.4MW）、九龙水电站（5.6MW）和红岭水电站（0.1MW），其他均以10kV并网。149 虽然小水电布点多，但容量很小，因此，在电力平衡中均可以忽略不计。即海口县电力平衡中的全部负荷均需要全部由系统供电。在此假定条件下，2013年～2015年则分别缺电237MW、307MW、397MW，到2020年电力缺口达到795MW。2.3.5220kV变电容量需求分析根据海口县负荷预测结果，对海口县所需220kV变电容量需求逐年计算。计算结果见表2.3-6。表中计算网供负荷均考虑220kV系统转供外市县的负荷。表2.3-6：220kV变电容量需求计算单位：MW、MVA序号项目20122013201420152016201820201网供负荷1832373073974566027952变电容载比1.8/2.11.8/2.11.8/2.11.8/2.11.8/2.11.8/2.11.8/2.13需要变电容量329/384427/498553/645715/834821/9581084/12641431/16704已有变电容量3003003003003003003005需新增变电容量29/84127/198253/345415/534521/658784/9641131/1370由以上计算结果可以看出，2012年海口电网需要新增220kV变电容量29~84MVA，由此分析海口电网按照实际需要计算220kV变电容量缺额很多，急需扩建增容。为保证海口地区电网供电的安全可靠，海南电网公司已经安排在大丰变电站扩建一台180MVA主变压器项目，目前该项目已在施工过程当中。149 考虑2015年前后海口周边电网实现分区供电，110kV系统解环运行。在此条件下，根据负荷预测结果，海口供电区域需要220kV变压器容量715~834MVA，考虑现有已安装容量和大丰扩建增容项目之后，该区域仍然缺少变电容量235~354MVA，此时只能通过新建220kV变电站来解决变电容量配置不足的问题。同样的计算可知，2018年左右，该区域在考虑现有已安装容量和大丰扩建增容项目之后，220kV变电容量缺额将达604~784MVA。2020年的负荷水平该区域220kV变电容量缺额达951~1190MVA。因此，从220kV变电容量需求计算结果分析，海口供电区域目前就应该抓紧落实大丰变电站投运，“十二五”末期应安排220kV马村变电站投运，“十三五”中末期亦应考虑建设海口供电区域第三座220kV变电站。2.4项目建设的必要性2.4.1实现电网规划目标根据海南电网“十二五”规划，将于2015年前在海口县新建一座220kV变电站。根据负荷发展及分布，新建变电站站址选择在老城开发区附近比较合适。220kV马村变电站的建设，既可以满足开发区负荷快速增长的需要，又可以实现海南电网北部区域的双环网构架，改善北部地区的电网结构，实现电网预期规划目标。2.4.2改善海口县的电网结构海口县目前仅有1座220kV变电站—大丰变电站，位于海口县北部偏西，向海口6座110kV变电站单环或单线放射状供电，可靠性不高。随着海口县老城开发区的建设，推动了当地经济快速发展和电力负荷的增长。老城开发区招商引资的实施，吸引了涵盖物流、港口、电力、化工、制造、食品加工、旅游、房地产、商业、教育、软件开发等多个行业，近百个项目在老城落户，其中多数用电负荷较大。为配合老城开发区建设，2015年前将安排扩建110kV美儒变电站（+50MVA），新建马村变电站（2×50MVA）和加乐变电站（1×149 40MVA），并积极支持中航特玻、汉能光伏等大型高负荷企业自建企业用户变电站。建成220kV马村变电站后，不仅为这些新建变电站接入系统运行提供了经济、合理和可行的联网点，同时220kV马村变电站建成之后将与大丰站成倚角之势，将使老城地区各主要110kV变电站形成双电源双回路供电网络结构的目标得以实现，极大提高地区供电的可靠性。2.4.3满足海口县负荷发展需求根据海口县的用电负荷预测分析，至2015年，海口县的综合最大用电负荷为397MW。现有的供电设施已无法满足“N-1”安全供电的可靠性要求。另外，老城开发区负荷增长迅猛，根据各用户向老城供电所报装或意向性协议，仅老城开发区未来几年的负荷增长就可能达到45万千瓦。2.4.4满足海口县变电容载比的要求根据测算，海口供电区域2015年负荷达到397MW，按技术导则规定要求需要主变容量可为834MVA，即使安排大丰变电站扩建一台180MVA主变，依然无法满足当地负荷发展对变电容载比的要求。因此，有必要适时建设220kV马村变电站，以满足技术导则对于地区供电系统变电容载比的基本要求。综上所述，建设220kV马村变电站对于实现电网规划目标，改善区域电网结构，满足负荷发展需求，保证安全可靠供电是十分必要的。2.5项目在电力系统中的作用和供电范围149 220kV马村站建成后，将成为海口北部地区的中间站，并与大丰站一起，成为海南北部电网的供电枢纽，由于大丰的220kV及110kV出线规模已达到其规划规模，并受走廊条件限制，已基本不能再出新的线路，海口地区今后新增的220kV及110kV出线，将尽量安排在马村站，所以马村站220kV变电站将为海口华能新电厂的建设提供接入条件。220kV马村站的供电范围为海口县北部供电区的大部分新增负荷即老城开发区的东部片区。2.6接入系统方案分析2.6.1220kV接入系统方案a）电压等级选择分析海口县供电区域供电网现有供电电压等级为220kV、110kV、35kV和10kV，因此新建马村变电站高压侧电压等级选220kV，目前海口地区中压供电网电压为110kV，现有110kV系统网架已经基本形成，新建马村变电站的中压侧电压等级宜选择为110kV。220kV马村变电站的主要供电范围和预选站址即为老城开发区，其周边需要10kV供电的负荷主要有海南生态软件园、国际学校以及新加坡花园、中华坊等房地产项目，因此从供电的合理性、经济性以及无功补偿设备配置等方面综合考虑，新建马村变电站低压侧电压等级考虑采用10kV，即220kV马村变电站电压等级为220/110/10kV。b）220kV马村变电站在系统中的定位和作用149 新建220kV马村变电站将主要担负老城开发区新增负荷的供电任务，并适当转移现有220kV大丰变电站的负荷，减轻大丰站供电压力。马村站投运后在地理位置上与大丰站形成互为倚角之势，对110kV网架结构加强，提高地区供电可靠性发挥重要作用。马村站本期建设的主要目的是解决海口地区的供电负荷，加大地区容载比。由于距大丰站仅9km，加之海口长流站220kV线路出口受高铁影响，出线困难，近期内很难实现，因此建议本站本期按中间站建设为宜，但在终期规模上留有华能新厂接入及其他线路破口接入的可能。c）220kV马村变电站接入系统方案结合220kV马村变电站站址选择以及其在系统中的定位和作用，拟定马村变电站接入系统方案如下：1）方案一马村站出两回220kV线路至大丰站附近将华丰线π开接入，形成华楼线及丰楼线，新建220kV同塔双回“π”接线路约7.8km。根据电源规划，如华能厂有扩建两台600MW机组可能，上述两方案的导线截面应选用2×LGJ-630；如无可能，则选用2×LGJ-300即可。2）方案二马村变电站220kV出线4回，其中双回线路接入现有的大丰变电站，另以双回线路接入现有的长流变电站，形成海南北部供电区域基本完整的双回路环网结构。经初步踏查选线，马村至大丰线路长度为9km，马村至长流线路长度为17km。考虑到该地区线路走廊较为拥挤，为节约线路用地，同方向送出线路均采用同塔双回路架设方式。现有的大丰变电站和长流变电站均预留有进线间隔。3）方案三现已运行的海口电厂至丘海和海口电厂至永庄的两回220kV马丘线和马永线均在220kV马村拟建站址附近通过，采用双“π”149 方式接入马村变电站，本期马村变电站220kV出线4回。新建220kV同塔双回“π”接线路约2×4.2km。此方案马村变电站串接在海口老厂的送出线上运行，对加强海南北部电网网架结构基本不发生作用。4）方案四方案一加方案三，即马村出两回线路至大丰附近，解口华丰线；出两回线，解口马永线；出两回线，解口马丘线。上述方案的接线图见图2.6-1~2.6-4所示。2.6-1：方案一接入系统图149 2.6-2：方案二接入系统图2.6-3：方案三接入系统图149 2.6-4：方案四接入系统图d）潮流计算分析通过对马村变电站接入系统不同方案的潮流计算，分析各方案技术上的合理性。计算采用2015年最大负荷运行方式，各发电厂发电机组在本厂并列运行。并分别进行了正常运行方式和线路“N-1”故障后运行方式的潮流流向计算。1)正常运行方式的潮流计算：149 通过对不同方案的潮流计算，海南电网2015年最大负荷运行方式的潮流流向基本上是西电东送和南电北送的潮流趋势，由于海口老厂和海口新厂均以不同送电方向分别接入海南北部电网的两个不同负荷节点，又因为目前的海南北部电网结构尚不够紧密和坚强，当发电机组并列运行时，相当于发电机组串接在供电环网之中，由于负荷分布的不均匀性，发电厂送出线路潮流分布不均匀，不能充分发挥送出线路作用，特别是海口老厂的4回送出线路更为明显。正常运行方式下的潮流计算结果各方案均无线路过载现象发生，电压水平合理。各方案潮流计算结果和分布详见图2.6-5～2.6-8。149 图2.6-52015年海南电网方案一夏大方式潮流图149 图2.6-62015年海南电网方案二夏大方式潮流图149 图2.6-72015年海南电网方案三夏大方式潮流图149 图2.6-82015年海南电网方案四夏大方式潮流图149 2)线路“N-1”运行方式下的潮流计算通过线路“N-1”运行方式下的潮流计算发现，方案一、方案二和方案四均未发现有其它运行线路过载现象发生，各节点电压水平合理。但方案三由于海口老厂至马村双回线路的一回退出运行导致另一回线路过载，由于这两回线路导线型号为LGJ-400导线，极限输送容量为283MVA（考虑环境温度35℃校正系数），而“N-1”运行方式下的实际潮流均已超过300MVA，不满足技术导则要求标准。e）网损计算及综合经济比较分析根据正常运行方式下的网损计算结果可知，以方案二网损最小，其次为方案四，以此类推为方案一，方案三网损最大。网损最大和最小的经济性差异为179.2万元/年。总投资以方案二最高，方案四次之，以下顺序为方案三、方案一。年运行费用则是方案三最高，其次是方案二、方案四，方案一年运行费用最低。方案比较结果见表2.6-1。表2.6-1：各方案经济比较结果表单位：万元、km、个方案一方案二方案三方案四一、工程总投资28737690296858411、送电投资23135720184841611）、马村-大丰线路919802）、马村-长流线路1737403）、马丘线“π”接4.29244.29244）、马永线“π”接4.29244.29245）、华丰线“π”接8.2623138.2623132、变电投资5602240112016801）、出线间隔2560822404112061680二、年运行费148.37219.92266.9210.461、送电折旧费48.05125.8440.6688.72、变电折旧费23.5294.0847.0470.56149 3、电能损失费76.80179.251.2三、计算费用464.91067.1593.9854.0四、经济性顺序1423从表2.6-1可以看出，由于计算费用中总投资所占比重较大，只考虑综合经济性的比较顺序则为方案一、方案三、方案四、方案二，即方案一由于投资最少，其经济性排位第一，方案二由于总投资最高，其经济性排位最差，方案三总投资居中，其经济性位列第二。f）方案推荐意见本期采用方案一，二期推荐方案四。即马村站出两回220kV线路至大丰站附近将华丰线π开接入，形成华楼线及丰楼线。导线截面采用2×LGJ-630，当条件成熟时将马永线、马丘线π接入本站，导线截面采用2×LGJ-300。2.6.2110kV接入系统方案根据新建220kV马村变电站供电区域和范围，结合该区域现有110kV电网现状，确定220kV马村变电站的110kV系统联网方案。a）110kV接入系统目标网架方案鉴于目前马村变电站计划供电区域仅有1座110kV公用变电站美儒站投运。已批复的美儒变电站接入系统方案是从大丰变电站新建两回110kV线路接入美儒站供电，线路导线型号选择为LGJ-300导线。110kV接入系统方案制定的基本思路是：1）考虑220kV马村变电站投运之前，大丰至美儒已确定的110kV线路已经建成，将其“π”接入马村变电站，其中大丰至马村段作为两个220kV变电站之间的110kV联络线使用，马村至美儒段作为负荷线路使用。149 2）老城开发区中远期负荷密度较大，土地利用率较高，线路路径选择相对困难，因此新建110kV变电站联网线路均采用同塔双回线路接入马村变电站的110kV母线，或双“T”转接入马村变电站。3）110kV老城变电站目前110kV出线两回，其中一回接入大丰变电站，另一回接入海口永庄变电站。220kV马村变电站投运后，可将110kV永老线“π”接入220kV马村变电站的110kV供电网络，华盛水泥线路改“T”接在永老线上。老城开发区110kV供电网络目标网架：马村站出10回线，双“π”110kV丰儒线，单“π”110kV永老线，出两回至玉堂，再出两回至椰树集团。如图2.6-10。图2.6-10：110kV接入系统方案2.7项目建设规模主变压器：本期3×180MVA，终期3×180MVA。220kV出线：本期8回，终期8回。149 110kV出线：本期10回，终期14回。10kV出线：本期30回，终期30回。2.8推荐方案电气计算2.8.1潮流计算根据220kV马村变电站接入系统推荐方案，对其进行设计水平年不同运行方式的潮流计算校核，潮流计算中海南电网500kV联网线路只作为事故备用容量。潮流计算结果见图2.8-1～2.8-3，其中夏季最大方式潮流计算结果参见图2.6-9。由潮流计算结果可知，各种运行方式下接入系统推荐方案220kV母线电压水平合理，线路无过载现象。线路“N-1”条件下的断线潮流计算结果亦满足运行要求。149 图2.8-12015年海南电网夏小方式潮流图149 图2.8-22015年海南电网丰大方式潮流图149 图2.8-32015年海南电网丰小方式潮流图149 2.8.2稳定计算分析对220kV马村变电站推荐接入系统方案进行暂态稳定计算校核，计算条件如下：a）暂态稳定计算采用2015年夏大运行方式。b）220kV系统故障点选择在校验机组送出线潮流最大的线路首端，线路三相故障动作时间为：0s，三相故障，0.12s故障线路两侧开关跳开。c）稳定计算追踪的数据分别是海口电厂（138MW）、海口大代小电厂（330MW）机组的功角。经计算选定的故障方式下所追踪的发电机组均与系统保持稳定运行。稳定计算结果参见图2.8-4~2.8-7。149 图2.8-4华长线首端故障海口电厂138MW机组稳定曲线149 图2.8-5华长线首端故障海口电厂330MW机组稳定曲线149 图2.8-6马楼线首端故障海口电厂138MW机组稳定曲线149 图2.8-7马楼线首端故障海口电厂330MW机组稳定曲线2.8.3短路电流计算短路计算水平年选取2020年，系统运行方式为发电机组全开方式。海南网与南方电网通过2回500kV通道相连。计算网络采用补充修改后的《海南电力工业发展“十二五”及中长期规划研究》中的规划网络。海南电网110kV联络线路按解环运行考虑。220kV马村变电站及其周边变电站母线短路电流计算结果见表2.8-1。表2.8-1：220kV马村变电站短路电流计算表变电站(电厂)母线(kV)三相短路(kA)单相短路(kA)福山站50015.1510.4822042.1637.05长流站22030.9427.89大丰站22042.4541.04大英山站22018.3616.18149 马村站22039.7638.44丘海站22025.1022.42永庄站22031.1429.83玉洲站22026.6925.77从短路电流计算结果看，由于220kV马村变电站在电气距离上与500kV福山变电站和海口新建大机组相对较近，短路电流也相对较大。马村220kV节点短路电流可达39.76kA，110kV节点短路电流达12.46kA，10kV节点短路电流达22.69kA，220kV断路器遮断电流需选择50kA，110kV断路器遮断电流需选择40kA，10kV断路器遮断电流需选择31.5kA可满足电力系统发展需要。2.8.4调压计算为合理选择220kV马村变电站的主变抽头，进行调压计算。计算水平年为2015年，分别进行最大、最小二种方式的调压计算，马村变电站主变变比为230/115/10.5(kV)。计算结果如表2.8-2所示。表2.8-2：调压计算结果表运行方式马村站负荷（MW）马村站无功补偿（Mvar）马村站主变抽头马村站母线电压（kV）夏大方式149.00230/115/10.5227.3/111.2/10.1149.03×6230/115/10.5228.1/112.1/10.4149.06×6230/115/10.5228.9/113.1/10.6149.09×6230/115/10.5229.7/114.2/10.8149.012×6230/115/10.5230.4/115.1/10.9丰小方式67.00230/115/10.5229.1/113.5/10.467.03×6230/115/10.5229.6/114.3/10.6表2.8-2的计算结果表明马村变电站高压侧主抽头选择230kV，中压侧电压选择115kV是合适的。根据《电力系统电压和无功电力技术导则》——“149 直接向10kV配电网供电的降压变压器，应选用有载调压型”。220kV马村变直接向10kV配电网供电，故应选择有载调压变压器，变比选为230±8×1.5%/115/10.5(kV)较为合适。2.9系统对变电站电气主接线及有关电气设备参数的要求2.9.1电气主接线a）220kV出线根据220kV马村变电站接入系统推荐方案，本期共有2回220kV线路，二期共出6回线路。马村站本期出两回线，“π”接华丰线，形成华楼线和丰楼线，二期再“π”接马永线和马丘线，形成马楼Ⅰ线和永楼线，马楼Ⅱ线和丘楼线，预留2回，共8回。b）110kV及10kV出线规模。110kV出线本期共10回：将110kV大丰—美儒线路破口接入（四回），将110kV老城—永庄线路破口接入（两回），出两回去玉堂（两回），两回去的椰树专用站，预留4回，共14回。c）根据上述出线回路及三台主变的规模，马村站各侧主接线方式为如下。1）220kV本期双母线单分段接线，终期双母线单分段接线。2）110kV本期双母线单分段接线，终期双母线单分段接线。3）10kV本期单母线分段接线，终期单母线分段接线。149 2.9.2主变压器容量选择根据负荷预测结果和海口供电区电网变压器容量需求计算，220kV马村变电站本期工程可先上一台180MVA主变，但根据海南电网关于变电站投产后三年内不扩建主变的要求，以及为保证开发区重要负荷的供电可靠性，推荐本期工程安排三台180MVA主变，一次建成。220kV马村变电站位于开发区负荷中心，其供电范围内除有110kV电压等级负荷之外，尚有较多的10kV负荷可以就近转供，因此，建议220kV马村变电站主变选择三线圈变压器，电压等级为230/115/10kV，变压器容量比为100/100/50即可。2.9.3短路电流水平及母线通流容量根据前短路电流计算结果，确定220kV设备的短路水平按50kA控制；110kV按40kA控制；10kV按31.5kA控制。根据潮流计算结果，确定220kV母线通流容量按4000A，110kV母线通流容量按3150A，10kV母线通流容量按3150A控制。2.9.4变电站中性点接地方式马村站220kV及110kV中性点为直接接地方式，主变压器的220kV及110kV中性点按直接接地和不接地方式考虑；10kV中性点采用经小电阻接地方式。2.9.5导线截面选择及线路型式149 线路导线截面选择，除考虑供电的经济性和最大可能输送容量要求之外，还应考虑电网网络结构要求。按照海南省和海口市电网规划要求及海口电厂扩建的需求，220kV马村变电站本期接入系统线路选择2×LGJQ-630，二期接入系统线路选择2×LGJQ-300。110kV供电网系统可根据负荷大小以及线路在系统中的地位和作用合理选择导线截面。经计算分析，老城开发区110kV电网线路导线截面可根据上述不同要求分别选择240mm2或300mm2的钢芯铝绞线。上述推荐的220kV和110kV不同导线截面的极限输送容量和经济输送容量值见表2.9-1。表2.9-1：推荐的线路导线型号输送容量计算表单位：MVA导线型号长期容许电流220kV110kV经济输送容量极限输送容量经济输送容量极限输送容量LGJ-24061041.1104.4LGJ-30070051.4119.72×LGJQ-300710×2206487.82×LGJQ-3001066×2431811表中经济电流密度取0.9，温度修正系数取0.88。2.9.6低压无功补偿配置选择单位：Mvar项目大方式小方式2015年2018年2015年2018年一无功电源合计29.243.817.626.21线路充电功率8.0611.88.0611.8220kV线路充电功率6.458.76.456.45110kV线路充电功率1.63.11.61.62高压电网送入21.232.09.514.4二无功负荷合计73.2111.539.252..9变电站无功负荷49.074.322.033.4变压器无功损耗24.237.217.219.4三无功缺额34.967.721.626.7注：表中最小负荷率取0.45。149 由无功平衡计算结果可以看出，由于新建联网线路较短，线路充电功率较小，在大负荷运行方式和小负荷运行方式下，均存在容性无功缺额。因此，220kV马村变电站应配置电容补偿装置，按照运行方式不同和无功缺额情况，本期工程可按电力系统无功补偿配置技术原则要求的下限值配置无功补偿设备，本期配置12组，每台主变配置4组，每组容量6Mvar。本期暂不安排配置电抗补偿装置。参照调压计算结果，马村站在典型运行方式下，相应的无功补偿装置的投切，其高中低压母线的电压波动均未超过规定的范围，因此本工程无功补偿容量的选择是合适的。2.10闲置物资再利用本项目为新建工程，暂无闲置物资再利用计划。2.11项目合理的投产时机根据负荷预测结果，按照主变容量需求预测，2015年海口地区需要新增220kV主变容量350MVA。因此，建议220kV马村输变电工程应在2015年建成投产。2.12系统结论及相关建议a）为满足海口县及老城开发区负荷发展需求，解决海口供电区域220kV容载比偏低的问题，实现电网规划目标，便于老城开发区新建110kV变电站的接入，改善电网网架结构，提高地区电网运行的安全性、可靠性和经济性，新建220kV马村输变电工程是十分必要的。b）110kV联网方案推荐实施目标网架结构，凡新建送出线路均采用同塔双回线路，新建110kV变电站均以同塔双回线路的组合方式接入220kV马村变电站或双“T”149 在两个220kV变电站之间的110kV联络线上运行。110kV新建线路导线型号可根据负荷大小以及线路在系统中的地位和作用选择LGJ-240或LGJ-300导线。c）根据短路电流计算结果，新建220kV马村变电站220kV断路器遮断电流宜选50kA，110kV断路器遮断电流宜选40kA，10kV断路器遮断电流宜选31.5kA。d）建议220kV马村变电站本期主变容量按照最终规模配置，即3×180MVA。主变压器选择三线圈有载调压变压器，变比230±8×1.5%/115/10.5kV，主变高中低容量比为100/100/50。e）建议220kV马村变电站220kV和110kV电气主接线本期及远景均采用双母线单分段接线。10kV电气主接线采用单母线分段接线。220kV最终出线间隔八个，本期一次上齐；110kV最终出线间隔十四个，本期十个，预留四个。f）本期工程220kV马村变电站配置10kV电容补偿装置3×4×6Mvar，本期暂不配置电抗补偿装置。149 3电力系统二次部分3.1概述本工程首选方案采用《南方电网110kV～500kV变电站标准设计》（V1.0）中“第二卷·第九册·220B-GR1a方案”的220B-Gr1a-G1-0EGY9二次模块。本工程与该模块的主要差异见表“3-1-1：本工程与标准设计主要差异表”。3-1-1：本工程与标准设计主要差异表序号项目名称技术特性标准设计本工程设计1建设规模220kV本期6回，远期12回本期8回，远期8回110kV本期10回，远期14回本期10回，远期14回10kV本期＃1、＃2主变低压各装设3×8016kvar并联电容器组。远期每组主变低压侧装设5×8016kvar并联电容器组。本期每台主变低压各装设4×6012kvar并联电容器组。远期每组主变低压侧装设4×6012kvar并联电容器组。2电气接线220kV本期及远期采用双母线双分段接线。本期及远期采用双母线单分段接线。110kV本期及远期采用双母线双分段接线。本期及远期采用双母线单分段接线。10kV本期采用单母线分段接线；远期采用单母线分段接线。本期采用单母线分段接线；远期采用单母线分段接线。3其它安全稳定控制装置1套按双套配置220kV线路故障测距1套不配置PMU同步相量功角测量装置未配置1套149 本工程根据以上差异表中所列内容对设备材料进行删减，并根据与电气一次模块相配套的二次部分进行组合作为本工程的系统二次部分内容。本站电力系统一次接入系统推荐方案及建设规模如下：a）主变压器容量本期3×180MVA，终期3×180MVA。主变220kV和110kV侧中性点经隔离刀闸接地，并配置放电间隙；10kV侧采用消弧线圈接地方式。b）220kV电气主接线双母线单分段接线。220kV本期出线两回，为“∏”接220kV华丰线以后的线路，“∏”接后形成220kV马村——大丰线和220kV马村——华能电厂线。其它六回出线本期一次设备全部上齐。c）110kV电气主接线双母线单分段接线。110kV本期出线十回：至220kV大丰站两回（为“∏”接110kV大丰——美儒双回线），至110kV美儒站两回（为“∏”接110kV大丰——美儒双回线），至110kV椰树站（即将建设）两回，至110kV玉堂站（即将建设）两回，另两回为“∏”接110kV永老线后的解口线路。终期十四回，预留四回。d）10kV电气主接线本期单母线分段接线，终期单母线分段接线。10kV本期出线30回，终期30回。3.2系统继电保护及安全自动装置3.2.1现状及存在的问题a）220kV华丰线线路保护目前220kV大丰站为已投产运行多年的综合自动化变电站，本期工程需“∏”接220kV华丰线至220kV马村站。现有220kV149 华丰线两侧保护配置为：RCS-902纵联距离保护（A屏，采用载波通道）和RCS-931光纤差动保护（B屏，单光口，采用光纤通道）。b）110kV线路保护本站至220kV大丰站和110kV美儒站的4回110kV出线为“∏”接110kV大丰——美儒双回线，目前110kV大丰——美儒双回线在“大丰至美儒线路工程”（可研阶段）中两侧均已配置有三点光纤电流差动保护（待初步设计时确定型号）。110kV永老线的永庄站侧和110kV老城站侧已在“110kV永华美老线路工程”中配置了光纤纵联距离保护。110kV椰树站和110kV玉堂站为规划中即将建设的变电站。3.2.2系统继电保护配置方案a）线路保护1）220kV线路保护根据系统一次部分所述220kV系统接入方案，本期220kV线路为：为：220kV马村——大丰线（约8km）和220kV马村——华能电厂线（约8km）。根据南方电网公司企业标准《220kV～500kV变电站电气技术导则》和《南方电网二次系统“十二五”规划（技术原则）指导意见》的相关要求——“同杆并架部分长度超过5km或超过线路全长30%的线路应配置两套光纤电流差动保护”，并且待本工程投产时，220kV华丰线保护已运行超过六年。基于以上原则及相关要求本工程220kV线路拟配置方案如下：本站和对侧站（更换）为每回线路均配置双套光纤分相电流差动保护作为主保护，并配置三段相间距离、三段接地距离、两段定时限零序过流保护、重合闸、三相不一致保护、带延时的两段相电流过流保护149 等作为后备保护，其中每套保护均配置双光口，采用不同路由的双通道，即一路专用光纤通道和一路2Mb/s复用光纤通道。本期为220kV其它线路间隔仅配置测控装置。2）110kV线路保护根据110kV线路保护的配置原则：保护采用远后备方式。对于成环成串的中短双电源110kV线路，运行上一般可作开环处理以简化保护配置。在110kV线路的主供电源侧配置微机距离零序保护，同时稳定要求110kV联络线需全线快速切除故障，考虑在110kV联络线装设全线速动保护，以改善保护性能，维持系统稳定。对于具备光纤通信条件的110kV双侧电源短线路，优先采用光纤电流差动保护。基于上述原则，本工程110kV线路配置方案如下：至220kV大丰站的两回110kV架空线路单回全长约8km，为每回线路均配置一套三点光纤电流差动保护（待初步设计时确定型号），并采用专用光纤通信通道。本侧保护型号及版本与对侧一致，其中大丰站侧在“大丰至美儒线路工程”中配置。至110kV美儒站的两回110kV架空线路单回全长约7km，本站为每回线路配置一套光纤电流差动保护（待初步设计时确定型号），并采用专用光纤通信通道。对侧美儒站侧在“大丰至美儒线路工程”中配置，并要求其具备过流保护动作闭锁备自投功能，本侧保护型号及版本与对侧一致。至220kV永庄站的一回110kV架空线路单回全长约19km，本站为该回线路配置一套光纤纵联距离保护（待初步设计时确定型号），本侧保护型号及版本与对侧一致，其中永庄站侧在“110kV永华美老线路工程”中配置。149 至110kV老城站的一回110kV架空线路单回全长约8km，本站为该回线路配置一套光纤差动保护，并将现有110kV老城站侧光纤纵联距离保护改造为光纤差动保护。110kV椰树站和110kV玉堂站为规划中即将建设的变电站，本期为该线路间隔仅配置测控装置。b）母线保护1）220kV母线保护220kV马村变电站220kV母线为双母线单分段接线方式，本期配置两套瞬时动作的快速母线保护，每套母线保护由母线差动保护、断路器失灵保护、母联（分段）过流保护、母联（分段）失灵保护、母联（分段）死区保护和母联（分段）断路器三相不一致保护构成，并具有复合电压闭锁功能以及220kV母线故障主变压器断路器失灵联切主变各侧断路器功能。2）110kV母线保护220kV马村变电站110kV母线为双母线单分段接线方式，本期配置1套瞬时动作的快速母线保护，该保护由母线差动保护、断路器失灵保护、母联（分段）过流保护、母联（分段）失灵和死区保护构成，并具有复合电压闭锁功能。c）母联（分段）保护本工程220kV母联（分段）和110kV母联（分段）保护均不单独配置，由包含在相应母线保护装置内的母联（分段）保护实现其保护功能。d）故障录波本期工程按照电压等级和主变压器共配置三套故障录波装置，分三面屏安装。故障录波装置采集全站直流母线电压、各电压等级母线电压以及220kV、149 110kV线路和主变各侧电流、主变中性点电流；采集各线路和主变间隔的断路器位置信号以及各保护装置的动作信号等。组屏方式如下：1）主变故障录波，每套录波装置按照80路模拟量和160路开关量配置，本期按最终规模配置两面屏。2）220kV线路故障录波，每套录波装置按照96路模拟量（含4路直流母线电压模拟量）和192路开关量配置，本期一面，终期按一面屏配置。3）110kV线路故障录波，每套录波装置按照80路模拟量和160路开关量配置，本期一面，终期按一面屏配置。3.2.3保护及故障信息管理子站系统根据南方电网公司电网保护及故障信息管理系统的相关要求和变电站综合自动化系统的建设方案，本工程设保护及故障信息管理子站系统（下称保信子站）一套，采用嵌入式装置，双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能，当一台保信子站故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台保信子站执行全部功能，并保证切换时数据不丢失、不误发、不重复发送，并同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。保信子站包括一套子站嵌入式装置、一套保护信息子站采集装置、一台网络存储器、一台打印机和网络交换机，组柜布置,每台保信子站至少可提供两个接入调度数据网的网口。子站系统网络采用单网配置，独立组网，通过IEC61850规约采集站内保护及故障录波信息，并经调度数据网通道和2M通道将保护及故障信息分别上送至各级调度主站。3.2.4安全自动装置a）安全稳定控制装置本工程配置双套安全稳定控制装置,149 可完成就地控制功能，按安稳执行站进行功能配置，可接收上级控制子站下发的且负荷命令，实现相关的控制策略并及时实施稳控措施，按本站各轮切除量的要求安排出口切除可且线路的负荷。具备低频低压减载功能，并考虑所有10kV线路均按接入装置设计。b）同步相量功角测量装置（PMU）根据海南电网实时动态测量系统总体建设要求，本工程配置一套同步相量功角测量装置（PMU），装置采集全站所有220kV、110kV侧主变和线路的三相电压、三相电流以及相应的开关量。变电站相量信息通过2M通道并采用IEEE-1344协议上送至海南中调WAMS主站。c）备自投装置1）10kV备自投本期本站10kV为单母线分段接线方式，配置两套10kV分段备自投装置。并配置备自投过负荷联切功能，每套备自投装置配置至少10个联切出口。2）380V备自投本站不单独配置380V备自投装置，380V备自投功能由智能低压配电屏本身实现。3.2.5对通信通道的技术要求a）保护通道的要求本站本期两回220kV线路均配置为双套光纤电流差动保护，每回线路长度均小于60km，且每套保护均采用不同路由的双通道，因此需为每套保护至对侧站各需一路专用光纤通道和一路2Mb/s复用光纤通道，并按需求预留备用光纤芯数。149 本期本站的十回110kV线路配置了纵联保护（5回线路为光纤电流差动保护，1回线路为光纤纵联距离保护，4回备用），每套保护至对侧站各需专用光纤通道一路，并按需求预留备用光纤芯数。b）远动通道的要求1）中调远动通道要求至海南中调采用一路调度数据网通道（RJ45）、两路传输速率不小于1200bps的模拟通道（4WE/M口）和一路2M通道（采用路由器转换）。2）中调保护故障信息系统通道的要求变电站至海南中调保护故障信息系统采用一路调度数据网通道（RJ45）和一路2M通道。3）海南电网公司计量自动化系统主站通道的要求变电站至海南电网公司计量自动化系统主站采用一路调度数据网通道（RJ45）、一路传输速率不小于1200bps的专线通道（4WE/M口）和两路2M通道。4）地调远动通道要求变电站至海口地调采用一路调度数据网通道（RJ45）、一路传输速率不小于1200bps的模拟通道（4WE/M口）和一路2M通道（采用路由器转换）。5）海口供电局计量主站通道的要求变电站至海口供电局计量主站采用一路调度数据网通道（RJ45）、一路传输速率不小于1200bps的专线通道（4WE/M口）和一路2M通道。6）海南变电站视频“全球眼”系统通道的要求变电站至海南变电站视频“全球眼”系统采用一路网络通道（经综合数据网）传送变电站视频及环境信息。7）县调远动通道要求149 变电站至海口县调采用一路调度数据网通道（RJ45）、一路传输速率不小于1200bps的模拟通道（4WE/M口）和一路2M通道。8）海口供电局电能计量主站通道的要求变电站至海口供电局电能计量主站采用一路调度数据网通道（RJ45）、一路传输速率不小于1200bps的专线通道（4WE/M口）和一路2M通道。9）同步相量功角测量装置（PMU）通道的要求变电站至海南中调WAMS主站采用一路2M通道和一路调度数据网通道（RJ45）。10）安稳系统通道的要求变电站至上级安稳执行主站需两路2M通道，至海南中调稳控系统管理主站需一路2M通道。11）电能质量监测系统通道的要求变电站至电能质量监测主站系统采用一路网络通道（经综合数据网）。12）对侧变电站仍通过原有远动通道传送远动信息。3.2.6对相关设备的技术要求本工程二次设备技术参数如下：直流电压：DC220V，交流电压：AC380/220V。电流互感器二次额定电流：5A。电压互感器二次额定电压：100/57.7Ｖ。二次屏柜尺寸：2260（高）×800（宽）×600（深），二次屏柜颜色：RAL7035。3.2.7对调度端扩容的要求149 根据海南电网公司调度管理分工的要求，本站由海南中调、海口地调和海口县调进行分级调度管理。因此本工程需对海南中调和海口地调SCADA系统、保护及故障信息子站系统以及计量系统主站进行扩容，并对海口县调SCADA系统进行扩容。3.3调度自动化3.3.1调度管理关系220kV马村变电站按综合自动化系统设计，本站建成后由海南中调、海口地调和海口县调进行分级调度管理。相关信息分别上送至海南中调、海口地调和海口县调，站内有关电能量信息分别上送至海南电网公司计量自动化系统主站、海口地调和海口县调计量主站系统。3.3.2各自动化系统现状及存在问题a）EMS系统海南中调EMS系统于2009年6月投运，采用的是南瑞OPEN-3000系统。该系统主要实现了SCADA/EMS、WAMS、自动发电控制（AGC）、状态估计等主要功能。远动数据向主站传输采用2M专线通道和模拟通道（4WE/M口），支持的通信协议有IEC61870-5-101、IEC61870-5-104、部颁CDT等，PMU数据向WAMS主站传输采用2M专线通道，传输协议采用IEEE1344协议。海口地调远动数据传输采用2M专线通道和模拟通道（4WE/M口），支持的通信协议有IEC61870-5-101和部颁CDT等。b）海南电网公司计量自动化系统主站海南电网营销自动化主站系统为2008年投运的创维集团有限公司设备，主要完成对电网辖区内各类专变用户、厂站和关口计量点进行自动抄表和用电监测等功能。主站与电能量采集终端的通信采用两路2M专线方式，分别采用A、B省传输网，通信协议采用IEC61870-5-102协议。149 c）电力调度数据网海南电网目前还未建设电力调度数据网络，本期工程预留其相关接口。3.3.3远动系统a）远动方案本站远动工作站随变电站综合自动化系统一同建设，按双套配置远动工作站，每套远动工作站均配置与海南中调和海口地调调度自动化系统通信的网络通信接口以及专线通信接口，规约库配置各调度自动化系统的通信规约。每套远动工作站通过局域网把监控后台采集来的数据通过远动通道分别上送至各调度中心的调度自动化系统，并接收各调度端下发的遥控命令。各对侧变电站仍分别沿用站内原有远动工作站及其通道与各调度端通信。b）远动信息采集依据《电力系统调度自动化设计技术规程》和《地区电网调度自动化设计技术规程》，220kV马村变电站的远动信息如下：1）遥测信息220kV线路有功功率、无功功率、电流，母联电流，分段电流；110kV线路有功功率、无功功率、电流，母联电流，分段电流；10kV线路有功功率、无功功率、电流，分段电流；10kV电容器无功功率、电流；站用变380V侧电流、母线电压；变电所总有功功率、无功功率；变电所各电压等级母线电压；主变各侧电流、有功功率、无功功率；149 主变压器本体的温度信号、有载开关的位置信号等。2）遥信信息远动工作站运行状态；PMU设备运行状态；主变事故总信号；全站各断路器及隔离开关（包括地刀）的位置信号；主变保护动作信号；主变风冷电源消失信号；220kV线路保护动作信号等；220kV母联、分段保护动作信号等；110kV线路保护动作信号等；110kV母联、分段保护动作信号等；10kV线路保护动作信号；10kV分段保护动作信号等；故障录波信号；直流系统故障信号；火灾报警信号等。3）遥调信息主变档位升、降、停4）遥控信息全站各断路器分、合；全站所有电动隔离开关、接地刀闸分、合；主变中性点刀闸分、合。3.3.4电能计量149 本工程电能计量按照南方电网公司《220kV变电站电能计量装置典型设计》的要求进行设计。a）电能计量配置方案1)计量点设置省级供电关口计量点：主变中压侧和主变低压侧。贸易结算关口计量点：220kV马村——大丰线、马村——华能电厂线和110kV马村——大丰双回线、110kV马村——永庄线的玉楼站侧。考核计量点：主变高压侧，220kV马村——大丰线、110kV马村——美儒双回线的马村站侧和10kV线路、10kV电容器、10kV站用变低压侧。2)计量设备配置原则CT准确级采用0.2S级，PT准确级采用0.2级。省级关口计量点电能表按双表(主副表)配置，配置有功0.2S级带双RS-485通信口的三相四线制国产多功能电能表，并配置失压断流计时仪。贸易结算关口计量点电能表按双表(主副表)配置，配置有功0.2S级带双RS-485通信口的三相四线制进口多功能电能表，并配置失压断流计时仪。在各考核计量点均配置一块有功0.5S级带双RS-485通信口的三相四线制国产多功能电能表。220kV线路、110kV线路、主变和站用变低压侧电能表均分别集中组屏，10kV电能表安装于相应开关柜内。各电度表屏内均配置试验接线盒，试验接线盒采用一表一盒的接线方式。b）电能量采集终端149 本期工程配置一套电能量采集终端，按照单机配置，装置对各调度端同时接入两路通道，双通道可以同时工作。全站的电能量信息由多功能电度表通过RS485口接入站内计量采集终端，电能量采集终端将采集到的电能信息传送至海南电网公司计量自动化系统主站、海口地调计量遥测系统和海口县调计量遥测系统，站内所有计量点均可全部接入电能采集装置。电能量采集终端单独组屏安装。3.3.5通道要求各级通道的技术要求详见本说明书3.2.5节内容。3.3.6变电站二次系统安全防护本站变电站二次安全防护系统本期暂不建设，待海南电网调度数据网建成后再统一考虑建设变电站二次安全防护系统。3.3.7自动化设备的配置本期工程除对各调度端系统主站进行相应的扩容外，远动部分只需配置一台电能两采集终端设备，其余设备均由变电站综合自动化系统成套提供。3.4系统通信3.4.1配套通信工程研究范围1）根据海南省通信网及海口地区通信网建设现状及远期规划，提出220kV马村站接入海南省网及海口地区网（含光纤传输网、调度数据网、综合数据网、调度交换网、行政交换网等）方案。2）根据220kV马村站接入电网一次方案，以及工程相关部分光缆建设现状，提出220kV马村站220kV部分光缆和110kV部分光缆本期及远期光缆建设路由、光缆型式和芯数选型方案。149 3）对220kV马村站站内系统通信设备的选型和安装位置及环境进行论述和说明。同时，兼顾考虑本站、对侧站点及调度端相关系统通信设备的扩容。3.4.2相关通信网现状1）海南省通信网现状2012年底，海南省已建成省光纤传输A网、省光纤传输B网、综合数据网、调度交换网、行政交换网、会议电视系统等较为完善的综合性电力系统通信专网，为海南电网安全生产、经营和现代化管理提供了可靠的通信保障。目前，海南省电力通信专网总体规模已经覆盖4个市供电局、14个县供电局、1个500kV变站、16个220kV变电站、大部分110kV变电站及与电力生产相关的部分单位。①光缆建设现状2012年底海南电网公司电力通信光缆已覆盖全省所有220kV变电站和220kV出线的电厂，已形成全省骨干环网，其光缆型式基本上为OPGW。最终通过500kV福山变电站的3根海底光缆与南网互联。同时，通过支线光缆连接大部分110kV变电站，并延伸覆盖到全省18个地县供电局。目前，海南省网已建设光缆总长度达3680公里，其中OPGW光缆为2865公里，占光缆总长78%，ADSS光缆及普通光缆一共为815公里，占光缆总长22%。220kV及以上电压等级光缆覆盖率及成环率为100%；110kV电压等级光缆覆盖率为90%，成环率为73%。35kV线路只有少部分的线路架设了光缆，光缆覆盖率不足10%，光缆采用ADSS、OPGW等。OPGW光缆以24芯为主。光通信设备共99台，各级光纤通信网络基本实现互联互通。详见附图：2012年海南省电力光缆建设现状图。149 ②传输网现状海南省网以光纤通信为主，电力线载波通信为辅的运行模式。目前，电力线载波通信已基本退出运行，仅在一些光缆未覆盖的偏远站点开设载波电路，用于传输远动信息。海南电网主干通信网包括海南省光纤传输A网、海南省光纤传输B网。海南省传输A网2004年投入运行，截止至2012年底，共有网元数28个，网元站点主要覆盖省调、万宁县调、500kV福山站、全省所有220kV变电站和部分电厂以及110kV变电站，主要承载省调辖厂站的生产实时控制业务（保护及安全稳定控制、调度电话等）。其骨干网络为“日”字型结构，网络拓扑形成SNCP相切环、相交环，电路业务基本按照二纤环配置。骨干网络传输速率为2.5Gbps，在通信枢纽站点，支路站点以环型或链型结构接入，一般采用622Mbps或155Mbps速率。省传输A网采用的是UT斯达康的设备，设备型号为Netring10000、2500等。省传输B网2007年投入运行，截止至2012年底，共有网元数48个，网元站点主要覆盖16个市县供电局、500kV福山变、所有220kV变电站和部分电厂以及110kV变电站。其骨干网络结构为环型，网络拓扑可形成SNCP相切环、相交环，较大提高网络级别的保护能力。海南省调、大丰、玉洲、官塘、迈号、东路所形成的北部环网，电路为SDH10Gbps。福山、洛基、鹅毛岭、罗带、九所、鸭仔塘、大茅、文罗、红石、官塘所形成的南部环网，电路为SDH2.5Gbps。三亚地调、琼海地调、海口地调接入主网采用SDH2.5Gbps电路，其它调度端均采用SDH622Mbps电路接入主干网。省传输B网采用的是华为的设备，设备型号为OSN3500、2500以及Metro系列等。省传输B149 网主要承载全省综合数据信息业务，同时也承担部分生产实时控制业务。海南省传输网具体结构见附图：2012年海南省光纤通信传输系统现状图。③业务网现状ⅰ调度数据网目前海南电网调度数据网还未开始建设，各类二次系统业务主要依靠PCM设备点对点电路来传送。随着海南调度数据网的建设，将逐渐减少PCM设备的投资比重。ⅱ综合数据网综合业务数据网承载于省传输B网上，现已覆盖到全省的4个地区供电局、14个县供电局及7个直属单位，划分4个VPN，各VPN之间相互隔离，满足日常办公需求。在部分光缆未到达的站点和营业所租用中国电信数字专线通道接入综合数据网。骨干层采用IPoverSDH技术体制，支持MPLSVPN，省公司2套核心路由器为JuniperM120，地县供电局骨干路由器为M10i，核心交换机为北电CORE-8610，骨干交换机为北电8310，T160G、T64G。省公司和地县供电局之间通过2路155Mbps链路互联。ⅲ调度交换网海南省中调配置有一台哈里斯MAP512调度交换机，2001年投运。海南省所有的调度交换机均没有采用中继电路互联方式组网，而是利用在调度端、变电站配置的PCM实现将调度端的调度电话放小号到变电站，即变电站的电话为调度端的一个分机用户。ⅳ行政交换网海南省中调配置有一台哈里斯HL20-20行政交换机，2001年投运。149 为实现与变电站工作人员的办公通信，行政交换机也利用PCM放小号到变电站。④支撑网现状ⅰ同步系统海南省目前还未建设统一的同步系统。ⅱ通信网络管控系统目前省网通信网络管控系统主要有A网传输设备网管、B网传输设备网管、B网PCM网管、泰科PCM设备网管、综合数据网网管系统，各个网络均采用独立网管，各自独立运行。2）海口地区通信网现状①光缆建设现状海口地区光缆型式主要选用OPGW、ADSS以及少量的管道光缆，芯数主要为24芯/12芯/8芯。现已覆盖所辖区域全部的220kV站点和大部分110kV站点，总体显环网结构，基本满足现有通信组网要求。但存在部分线路光缆老旧，已存在纤芯断裂，芯数无冗余备用甚至不能满足通信对纤芯数要求等问题，需在后期工程中进一步完善。具体详见附图：2012年海口地区电力光缆建设现状图。海口地区光缆未覆盖的站点，开通电力线载波电路用于传输远动信息。②传输网现状海口地区光传输网络已覆盖其范围内的110kV及220kV站点。整体采用环网结构，其骨干环网由海口地调和220kV站点以及一些重要的110kV站点组成，其带宽选用622M。接入层由110kV站点组成，采用环网结构或者链路结构接入骨干环，接入层带宽采用155M。海口地区传输网采用阿尔卡特1662及1664149 设备。具体详见附图：2012年海口地区光纤通信传输系统现状图。③业务网现状ⅰ调度数据网海口地区调度数据网还未开始建设，各类二次系统业务主要依靠PCM设备点对点电路来传送。ⅱ综合数据网海口地区综合业务数据网承载于地区传输网上，现已覆盖到所辖范围内所有的220kV站点和重要的110kV站点。ⅲ调度交换网海口地调目前配置有调度、行政合一交换机，在新大楼中配置调度交换机一台、行政交换机一台，目前还未招标；海口县均配置有调度交换机，为南京瑞电设备。调度交换机没有采用中继电路互联方式组网，而是利用在调度端、变电站配置的PCM实现将调度端的调度电话放小号到变电站。ⅳ行政交换网海口供电局目前配置有调度、行政合一交换机，在新大楼中配置一台行政交换机。为实现与变电站工作人员的办公通信，行政交换机也利用PCM放小号到变电站。3.4.3相关通信网存在的问题及建议1）部分站点出口光缆无法满足双通道要求，且光缆芯数较少，一般为16芯、12芯甚至8芯。随着电网规模不断扩大，所需的信息量不断增长，现有光缆芯数将无法承载。2）调度端出口光缆路由较少，部分县调还没有光缆接入主网。3）省传输A网覆盖率不高，大部分地调及县调还未能覆盖。149 4）省传输A网容量有限，且无法进一步升级。5）现有传输网网络结构仍需进一步完善。主要存在自愈恢复能力不强，智能化程度较低，承载业务颗粒零散，设备兼容性差，网管系统无法兼容等不足。6）海口地区传输网容量偏小，主干环仅622M。7）现有的调度交换网和行政交换网都未实现全省联网，过于依赖PCM设备，且功能有限，仅能提供基本的语音交换业务。3.4.4通信业务需求分析220kV马村站所产生业务种类可分为TDM通信业务和IP数据通信业务2类。IP数据通信业务又分为生产调度业务和生产管理业务。TDM通信业务主要承载于光纤传输网、生产调度业务主要承载于调度数据通信网、生产管理业务主要承载于综合数据通信网。220kV马村站所产生业务具体情况如下：1）继电保护ⅰ220kV线路保护220kV马村站本期4回220kV出线，每回出线设置两套主保护，每套主保护需要1路专用纤芯通道和1路2M通道。ⅱ110kV线路保护220kV马村站本期10回110kV线路，每回出线采用光纤电流差动保护，需要1路专用纤芯通道（专用纤芯4芯，2芯主用+2芯备用）。2）调度自动化ⅰ远动提供1路调度数据网络和1路专线通道至海南中调；提供1路调度数据网络和1路专线通道至海口地调；149 提供1路调度数据网络和1路专线通道至海口县调。ⅱ电能计量提供1路调度数据网络和1路专线通道至海南中调；提供1路调度数据网络和1路专线通道至海口地调；提供1路调度数据网络和1路专线通道至海口县调。3）安全稳定控制信息系统提供1路专线通道至海南中调；提供1路专线通道至安稳执行主站。4）保护及故障录波信息系统提供1路调度数据网络和1路专线通道至海南中调；提供1路调度数据网络和1路专线通道至海口地调。5）PMU功角测量系统提供1路专线通道至海南中调。6）视频及环境监控系统提供1路综合数据网络通道至海南中调；提供1路综合数据网络通道至海口地调。7）电话ⅰ调度电话提供2路调度交换网络通道至海南中调；提供2路调度交换网络通道至海口地调；提供2路调度交换网络通道至海口县调。ⅱ行政电话提供2路行政交换网络通道至海南中调；提供2路行政交换网络通道至海口地调；提供2路行政交换网络通道至海口县调。149 各种业务种类及承载方式见下表所示：序号业务种类接口型式承载方式备注一TDM业务2M/4WE&M光纤传输网1继电保护2ME1接口2调度自动化4WE&M接口采用PCM+MSTP方式实现2ME1接口3安全稳定控制信息系统2ME1接口4保护及故障录波信息系统2ME1接口5PMU功角测量系统2ME1接口6电话4WE&M接口采用PCM+MSTP方式实现二IP数据业务RJ45数据网络1调度自动化调度数据网暂未投运2视频及环境监控综合数据网3电话调度交换网未实现联网行政交换网未实现联网备注：1、海南省调度数据网目前还处于规划设计阶段。在调度数据网投运前，本工程中需要提供调度数据网络通道的业务全部采用PCM设备点对点的方式传输。2、海南省调度交换网和行政交换网未采用中继电路互联方式组网，本工程采用在调度端、变电站配置的PCM实现将调度端的调度电话或行政电话放小号到变电站。3.4.5光缆通信线路建设方案1）光缆选型原则ⅰ本站点220kV光缆或110kV光缆出线不少于2个独立的光缆路由。149 ⅱ新建架空线路采用OPGW。改造线路在杆塔满足OPGW荷载要求情况下优先选用OPGW，否则选用ADSS。城区及站区内光缆选用普通非金属管道光缆。ⅲ220kV电压等级线路光缆芯数不少于48芯，同塔双回架设光缆时，每回线路光缆芯数不少于24芯。110kV电压等级线路光缆芯数不少于24芯。纤芯型式选用ITU-TG.652光纤。ⅵ光缆建设考虑远期组网要求，做适当预留。2）光缆及纤芯选型分析ⅰ220kV等级光缆目前，电力特种光缆类型主要有OPGW、ADSS、管道光缆、OPPC等几种，从技术指标和应用状况来看，OPGW比较适合在110kV及以上电压等级的新建线路工程中使用，而ADSS、OPPC适合于低电压等级或者不便于长时间停电的线路改造工程中使用。本工程220kV电压等级线路光缆选型原则如下：沿新建架空线路架设的光缆选用OPGW光缆；沿旧线路改造工程中架设的光缆采用ADSS光缆；沿新建电力电缆沟敷设的光缆选用管道光缆。每回线路光缆芯数分析如下表所示：光缆纤芯需求分析表序号纤芯用途需求芯数备注1省骨干网2芯2省传输A网2芯3省传输新A网2芯4省传输B网2芯5地区传输网2芯6综合数据网2芯149 7线路保护4芯4芯/回线、2芯主用2芯备用8备用≥8芯跳纤、断芯、网络扩容等9合计≥24芯根据上表分析可知，每回220kV线路光缆不小于24芯，故本工程每回220kV等级线路光缆选用24芯光缆。纤芯选型分析：光纤有3个适合的传输窗口，波长范围分别为850nm、1310nm、1550nm。其中850nm只用于多模传输，用于单模传输的窗口只有1310nm和1550nm两个。光信号在光纤中传输的距离受到色散和损耗的双重影响，色散会使在光纤中传输的数字脉冲展宽，引起码间干扰，降低信号质量，损耗使在光纤中传输的光信号随着传输距离的增加而功率下降。为了延长系统的传输距离，主要在于减小色散和损耗。目前，常用的光纤主要有G.652和G.655两种，两种光纤应用上的差别主要在于高速率和WDM系统的适应性。详细比较如下。G.652：即非色散位移单模光纤，这种光纤是目前使用最为广泛的光纤，其可以工作在两个波长窗口，即，当工作波长区在1310nm时，色散值接近于零（±4.5ps/nm.km），衰减为0.3~0.4dB/km；当工作波长区在1550nm时，传输损伤最低（衰减为0.19~0.25dB/km），但色散值较大（17ps/nm.km），在单通道速率达到STM-64时，需要采取色散调节手段，成本较高。G.655：即非零色散位移单模光纤，主要应用于1550nm工作波长区，这种光纤在处色散值较小（±0.1～6和±1～10ps/nm.km，色散受限距离达数百公里），但不是零值，其目的是采用较低的色散来抑制非线性效应，使其能实现高速率、长距离传输。149 随着视频会议、视频监控、NGN、信息化业务的逐年增加，业务颗粒由2M、FE逐渐向大颗粒GE转变，省传输新A网骨干带宽将设置为10G。同时，省传输B网骨干带宽也有可能由现在的2.5G扩容至10G。故本工程220kV等级光缆提供G.655纤芯4芯，其余20芯采用G.652光纤。ⅱ110kV等级光缆目前海口地区传输网采用MSTP技术组网，其骨干环网速率622Mb/s，随着信息化业务逐年增加，业务颗粒向大颗粒转变，其骨干环带宽将升级至2.5Gb/s，故本工程110kV等级光缆纤芯全部采用G.652光纤。3）光缆架设方案ⅰ220kV光缆由220kV马村站起沿本期新建的220kV架空线架设2根24芯OPGW光缆至海口电厂——大丰站220kV线路解口点，解口现有的1根16芯OPGW光缆，长度约2X8.03km。其纤芯选用4芯G.655+20芯G.652。ⅱ110kV光缆解口大丰—美儒110kV线路现有的1根24芯OPGW光缆至220kV马村站，新建OPGW光缆长度约0.2km。最终形成马村—大丰24芯OPGW光缆8.3km；马村—美儒24芯OPGW光缆6.8km。由220kV马村站起沿本期新建的110kV架空线架设2根24芯OPGW光缆至110kV老城站——220kV永庄站110kV线路解口点，长度约4.3km。其中1根OPGW光缆延伸至110kV老城站（更换解口点至110kV老城站现有的1根地线），长度约4.2km；另1根OPGW作为预留光缆。149 由220kV马村站起沿本期新建的110kV同塔双回架空线架设1根24芯OPGW光缆至110kV玉堂站，长度约3.1km。由220kV马村站起沿本期新建的110kV同塔双回架空线架设1根24芯OPGW光缆至110kV椰树站。该线路将在后期工程中建设，本期工程暂不考虑。配套通信工程光缆建设情况表序号光缆起点光缆止点光纤形式本期新建光缆长度（km）光缆类型光缆芯数1玉楼站海口电厂220kVOPGW+ADSS光缆2411.45玉楼站大丰站110kVOPGW光缆2410.56玉楼站美儒站110kVOPGW光缆246.87玉楼站老城站110kVOPGW+ADSS光缆248.59玉楼站玉堂站110kVOPGW光缆243.110玉楼站椰树站110kVOPGW光缆24远期建设3.4.6光缆通信系统建设方案本工程光通信系统接入方案及设备选型所遵循的技术原则：①南网主干传输网骨干带宽不小于10Gbps；海南省传输网骨干带宽不小于2.5Gbps；海口地区传输网骨干带宽按照2.5Gbps考虑。②海口地区传输网采用MSTP技术体制建设；海南省级传输网具备升级ASON功能。③逐步减少PCM设备配置，引导业务使用E1或IP业务通道方式。④光传输设备、调度数据路由器设备、综合数据网交换设备等重要系统通信设备的控制板、电源板、时钟板等关键板卡冗余配置。149 ⑤220kV的2套省级传输网设备分别接入省传输新A网和省传输B网构成主备通道。2套传输设备尽量采用不同站点接入，以增强主备通道的可靠性。220kV马村站接入相关网络方案具体如下所述：1）光纤传输网ⅰ省级骨干网络海南省级骨干网络目前还处于规划阶段，将采用ONT技术组网。具体实施时间还需进一步跟踪ASON应用于OTN的标准化进程和光通信设备成熟度而定。故220kV马村站接入省骨干网络方案将在该网络实施过程中统一考虑。ⅱ省光纤传输A网（省光纤传输新A网）随着信息化业务逐年增加，业务颗粒向大颗粒转变，省传输A网骨干层带宽将需要至10Gb/s。现有省传输A网存在设备扩容潜力小、网络自愈恢复方式单一、智能化程度低、承载业务颗粒零散等现状，故在十二五期间将采用ASON技术新建省传输Ａ网，即省光纤传输新Ａ网。根据海南电网整体建设规模，今后省光纤传输新A网将延伸至110kV站点，与各地区传输网构成主备通道。目前，省传输新Ａ网的建设还未获得最终批准。故本期工程，马村站仍接入现有的省传输A网。220kV马村站设置1套STM-16MSTP设备，采用2.5G速率经220kV大丰站和海口电厂2个节点接入省光纤传输A网骨干层。ⅲ省光纤传输B网149 省光纤传输B网采用MSTP技术组网。由骨干层和接入层二层构成，显简单的环网结构，整体显“日”字形。骨干层采用2.5G带宽，由环岛220kV厂站、核心的110kV站点及中调组成。其它站点就近采用622M环路或者链路接入骨干层。220kV马村站设置1套STM-16MSTP设备，采用2.5G速率经220kV大丰站和长流站2个节点接入省光纤传输B网骨干层。ⅳ海口地区光纤传输网海口地区光纤传输网采用MSTP技术构建，覆盖所辖区内全部的220kV站点和大部分110kV站点，今后将延伸到35kV站点。本地区传输网总体结构为简单的环网结构，骨干环带宽目前仅622Mbps。随着海南电网规模不断扩大，新增的信息量随之迅速增长。现有的网络将无法承载。十二五期间，海口地区光纤传输骨干层将扩容到2.5G。且网络结构将由现在简单的环网结构发展到更加坚强的网状结构。具体见附图：2015年海口地区骨干传输网拓扑图。220kV马村站设置1套STM-16MSTP设备，采用622M带宽经220kV长流站和220kV玉洲站两个节点接入海口地区光纤传输网。具体见附图：220kV马村站接入海南省光纤通信传输系统方案图。ⅴ海口地区光纤传输网海口县调未接入海口地区光纤传输网络。海口县将建设独立的光纤传输网，目前正在实施阶段。在海口地区传输网投运前，至海口县调的业务暂时承载于省传输网上。2）综合数据网海南省综合数据网采用省地合一建设，选用IPOVER149 SDH技术。由核心层、骨干层和接入层组成。核心层由省公司和容灾中心两套核心路由器设备组成，骨干层由各地区供电局和县供电局组成，接入层由各地/县辖区内的220kV/110kV/35kV站点组成。220kV马村站设置1套24端口接入型交换机，采用2个路由经海口局现有的2套汇聚型交换机接入海南综合数据网。3）调度数据网ⅰ海南省调度数据网海南省调度数据网采用省地合一建设，选用IPOVERSDH技术。由骨干中心网和接入网两层组成。骨干中心网由中调、4个地调、220kV汇聚点（洛基站、文罗站、玉洲站、官塘站等）通过2X155M链路互联组成。其余220kV站点采用2路不同方向的155M链路接入构成接入网。海南省调度数据网按双平面网络进行建设，分别承载于省传输新A网和省传输B网。调度数据A网将于2013年投运，调度数据B网将于2015年投运。故220kV马村站本期仅考虑接入调度数据A网。本站接入调度数据B网将在后期调度数据B网的统一建设中统筹考虑。220kV马村站设置1套接入型路由器外加1套接入型交换机，采用155M链路经220kV玉洲站和220kV官塘站2个路由接入骨干中心网。4）调度交换网海南省调度交换机未采用中继电路方式互联组网。调度交换网远期将采用VoIP方式覆盖辖区所有的110kV及以上厂站。在相应的厂站配置IP电话，通过调度数据网接入到调度交换网。本期工程，仍采用在海口局和马村站配置PCM设备，将中调、地调及县调的调度电话放小号到马村站。5）行政交换网149 海南省行政交换机未采用中继电路方式互联组网。行政交换网远期将采用在相应厂站配置IP电话，通过综合数据网接入到以省公司和儋州供电局为核心的NGN行政交换网络。本期工程，仍采用在中调、地调及县调和马村站配置PCM设备，将调度端的行政电话放小号到马村站。3.4.7通信电源本站通信电源遵循双重化配置原则。即在站内设置1套独立的通信电源系统。该套通信电源系统由2套48V/120A高频开关组合电器、2面250A直流配电屏和2组500Ah阀控式密封铅酸蓄电池组成。本站通信设备基础电源电压为-48V，通信设备受电端子上电压变化范围：－40～57V(即－20%～＋18.75%)。本工程中通信高频开关组合电器由交流配电单元、高频开关整流模块、直流配电单元、监控单元四部分组成。通信电源系统需来自站用电不同母线段分别提供1回AC380V/7551W三相五线制电源（转换效率取值0.8），当站用电故障时将实现无间断切换至蓄电池供电。3.4.8通信机房本站不设置独立的通信机房。通信机房与二次设备机房一体化设计，其区域内的屏位按30个布置。所有通信设备采用集中布置方式安装在二次设备机房内的通信设备区。通信蓄电池摆放在电气蓄电池室内。通信设备区域不设置独立接地网，围绕通信设备区域的环形母线由二次专业考虑。通信区域采用活动地板下走线方式。设置独立走线槽，与二次设备机房其他区域的走线槽分开，减少通信线缆与二次线缆之间相互干扰。149 通信设备区域环境、图像及安全防护管理由视频及安全环境监测系统统一考虑。3.4.9其他本站设置1套机房动力环境监控系统，用于通信电源系统的远程监控。通信设备区的消防、暖通及照明等由我院相关专业在全站主体设计中统筹考虑。3.4.10结论1）光缆架设ⅰ220kV光缆由220kV马村站起沿本期新建的220kV架空线架设2根24芯OPGW光缆至海口电厂——大丰站220kV线路解口点，解口现有的1根16芯OPGW光缆，长度约2X8.03km。其纤芯选用4芯G.655+20芯G.652。ⅱ110kV光缆解口大丰—美儒110kV线路现有的1根24芯OPGW光缆至220kV马村站，新建OPGW光缆长度约0.2km。最终形成马村—大丰24芯OPGW光缆8.3km；马村—美儒24芯OPGW光缆6.8km。新建1根24芯管道光缆（长度约1.8km）+OPGW（长度约6.7km）至110kV老城站。新建1根24芯管道光缆（长度约0.6km）+OPGW(长度约2.5km)至110kV玉堂站。2）通信设备配置设置1套STM-16MSTP设备，采用2.5G速率经220kV大丰站和海口电厂2个节点接入省光纤传输新A网骨干层。149 设置1套STM-16MSTP设备，采用2.5G速率经220kV大丰站和220kV长流站2个节点接入省光纤传输B网骨干层。设置3套智能型PCM设备，分别承载于省传输Ａ＆Ｂ网和地区传输网，设置3套汇聚型PCM设备，分别置于中调、地调和县调。设置1套24端口接入型交换机，采用2个路由经海口局现有的2套汇聚型交换机接入海南综合数据网。设置1套接入型路由器外加1套接入型交换机，采用155M链路经220kV玉洲站和220kV官塘站2个路由接入海南调度数据网骨干中心网。设置1套动力环境监控系统。双重化设置通信电源系统，即设置2套120A/500Ah通信高频开关电源及蓄电池组。149 4变电站站址及工程设想4.1变电站站址4.1.1站址地理位置及概况a）站址位置经现场踏勘及与当地规划部门反复多次商讨，确定两个站址方案均位于海口县老城镇北部，具体位置为老城镇建设中的南二环路南侧，疏港路延长线东侧。海口县概况在2.1节中已叙述，下面仅就两个站址方案说明如下：1）方案一该站址方案位于南二环路与疏港路延长线东南角，北临南二环路，西临疏港路延长线。目前为零散农田，站址低洼，回填量大，西距大丰站约9km，东距职业技术学校约1km，周边基本为软件园的规划用地。站址土地为规划用地（老城开发区规划用地）2）方案二该站址位于方案一站址东侧500m处，北临南二环路，西临软件园规划园区道路，其他条件同方案一。b）站址方案比较149 两个站址方案在位置上仅相差500m，各项建设条件基本相同。方案一西临市政规划疏港路延长线，路宽50m，有条件利用道路的绿化带作为出线走廊向南出线。而方案二西临软件园园区道路，该道路规划宽度18m，无法利用人行道或绿化带作为出线走廊。综合考虑，确定方案一为推荐方案；方案二为备选方案。c）站址的建设条件变电站地形高差相差较大，最大高差约8m。地质条件一般，可以建站。1）土石方工程站区地势较低，为了配合该片区整体规划，需将站区回填至邻近的南二环道路标高以上。因此回填土方量较大。其中清除表层腐殖土方量4200方（不可用于回填），回填土方量约81700方。站区地势较低，需要在东、南、西三侧修建挡土墙。为减少用地面积，采用钢筋混凝土结构挡土墙。其中混凝土总量约1720立方，钢筋用量166吨。2）站址交通条件老城开发区南二环路正在修建中，根据其建设进度，在本站建设时，该路已建成，本站向北侧开门，可利用南二环路作为本站的主要进出道路，设备运输，可直达海口主要港口。3）站址出线规划条件马村站220kV向西出线，出站后向北转西可至大丰，向东可至长流，出站后向南可至马永、马丘线破口点；110kV向东出线，站内留出110kV出线走廊区，转向北将大丰-美儒110kV线路破口接入本站，其他线路采用电缆配出。4）施工水源、电源149 施工用水可从南二环路市政给水管接引，接引长度100m；施工电源可从南二环对侧10kV线路“T”接接入，接引长度200m。5）站址的周围环境变电站周围基本为海南生态软件园区，对本站无环境污染。距本站南侧约2km处有海南西部高铁，将来220kV或110kV向南出线仅需跨越高铁。4.2工程设想4.2.1系统概述根据系统确定，本站本期220kV出线2回；远景再出两回“π”接马永线，两回“π”接马丘线，备用2回（备用间隔本期上齐）。110kV出线本期十回，分别是110kV老城——永庄线路破口接入共两回，破开丰儒双回共四回，双回去玉堂，双回去椰树，最终十四回；10kV出线本期30回，最终30回；主变本期3×180MVA，最终3×180MVA，本期每台主变各配四组6Mvar电容器组，终期各配四组6Mvar电容器组。4.2.2电气主接线选择a）220kV本期采用双母线单分段接线，终期采用双母线单分段接线。b）110kV本期采用双母线单分段接线，终期采用双母线单分段接线。c）10kV本期10kV配电装置一次建成，采用单母线三分段接线。4.2.3中性点接地方式149 a）220kV中性点直接接地，并联放电间隙。b）110kV中性点直接接地，并联放电间隙。c）10kV中性点经小电阻接地。4.2.4电气总平面本站位于老城开发区内，站址附近是高科技产业园区及文化教育及高档住宅区，所以变电站按半户内或全户内布置考虑。a）方案一半户内布置（分散布置），参照南网标设V1.0版220B-GR1a方案。220kV配电装置室位于站区西侧，向西出线；中部为主变压器区域，主变采用户外布置，主变区的北侧为控制楼；东侧布置110kV配电装置和10kV配电装置；10kV补偿装置布置在110kV配电装置东侧；变电站大门布置于主控制楼的北侧。全站占地约面积105×130㎡。根据本站的实际情况，220kV、110kV、10kV均采用户内配电装置型式，布置于户外场地上。选用南方电网V1.0版标准设计模块，使用模块方案情况如下表所示。表4.2-1：马村变电站使用标准设计模块对照表（方案一：220B—Grla）序号使用各模块名称原模块编号及内容模块编号备注1220kVGIS模块220B-G1-2GIS8220B-G1-2GIS8+（220B-G2-2GIS－ZB1）+2×(220B-G2-2GIS-CX5)双母线单分段，6个架空出线间隔，2个电缆出线间隔，3个主变进线间隔149 双母线单分段，6个出线间隔，2个备用出线间隔，2个主变进线间隔，1个备用主变进线间隔2110kVGIS模块220B-G1-1GIS5220B-G1-1GIS5-6×（220B-G2-1GIS-CX1）+6×（220B-G2-1GIS-CX5）-（220B-G2-1GIS-FD)-(220B-G2-1GIS-PT)+2×（220B-G2-1GIS-CX2）双母线双分段，10个架空出线间隔，2个主变进线间隔，2个备用出线间隔，1个备用进线间隔双母线单分段，10个电缆出线间隔，4回备用出线间隔，2个主变进线间隔，1个备用进线间隔3主变及10kV模块220B-G1-4GIS23220B-G1-4GIS23增加2套主变排油充氮灭火装置单母线单分段接线，本期20回出线，预留10回。10回电容器组，预留5回。户内开关柜。2台180MVA主变，预留1台位置，消弧线圈接地单母线单分段接线，本期30回出线。12回电容器组。户内开关柜。3台180MVA主变，采用小电阻接地。410kV电容器模块220B-GW1b-G1-4DRQ1220B-GW1b-G1-4DRQ1户外布置框架式电容器，每台主变5组8016kvar户外布置框架式电容器，每台主变4组6012kvar。5站用电220B--G1-0ZYD1220B--G1-0ZYD1双电源切换，6块站用低压屏同原模块6站前区220B-G1-0ZQQ5220B-G1-0ZQQ5-（G1-0ZKL7）+（G1-0ZKL6）149 需再增加围墙400米，延道路建筑面积调整为1244.3㎡。其他同原模块含G1-0ZKL7主控制楼，警传室及大门、泵房及水池。建筑面积1365.9㎡，道路面积344.56㎡，广场砖1000㎡，围墙23.6延长7二次模块220B-G1-0EGY9220B-G1-0EGY9含直流系统，监控后台及网络设备，同步时钟系统，视频及环测，火灾自动报警，安全自动装置采用220V直流电源；根据一次规模调整相应二次设备数量；增列两套接地变高压侧保护装置；本工程不设220kV线路故障测距；安全稳定控制装置按双套配置；增列电能质量监测系统、电压质量监测系统和三台主变端子箱。8通信220B-G1-0TXM1220B-G1-0TXM1需增加站内光缆含省网，地网传输设备及电源设备同原模块9给排水CSG-220B-GR1aCSG-220B-GR1a生活污水直接排入化粪池（特殊条件下可设置污水处理设施），雨水，污水分流排放。同原模块10消防CSG-220B-GR1aCSG-220B-GR1a主控通信楼设置室外消火栓系统，配电装置室设置室内外消火栓系统，主变压器设置水喷雾灭火系统。仅设室外消火栓系统，主变灭火采用排油注氮方式消防水量变小b）方案二149 全站设一个配电装置楼，总平面布置参照南方电网标准设计（V1.0版）220B-GN1a方案。全站设一座配电装置楼，配电装置楼套用南方电网标准设计的G1-2GNL4模块。配电楼长宽高尺寸分别为70.7m、22m和27m。配电楼负一层为电缆层；一层为10kV配电室；二层为110kVGIS室，电缆出线；三层为220kVGIS室，4回架空出线，4回电缆出线。电容器、站用变和电气二次设备室等全部布置于配电楼内。配电楼呈南北走向，220kV架空向西出线，主变紧挨配电楼布置，除顶部外，四周全封闭。变电站大门向北开，直接南二环路。全站占地面积88.5×67.2㎡。表4.2-2：马村变电站使用标准设计模块对照表（方案二：220B—GNla）序号模块名称模块编号及内容模块拼凑结果及内容备注1220kV户内GIS变电站设计模块220B-GN1a220B-G1-2GNL4+2×(220B-G2-2GIS-CX4)+(220B-G2-2CIS-CX5)+2×(220B-G2-2CIS-CX2)+(220B-G2-2GIS-FD)+(220B-G2-2GIS-ML)+(220B-G2-2GIS-PT)+3×(220B-G2-1GIS-CX5)+4×(220B-G2-1GIS-CX2)+(220B-G2-1GIS-FD)+(220B-G2-1GIS-PT)+(220B-G2-1GIS-ML)-2×(220B-G2-4BBC-DK2)2台180MVA主变压器220kV：2回架空出线，1回电缆出线，双母线接线；110kV：7回电缆出线，双母线双分段；10kV：20回电缆出线；8回电容器组2回并联电抗器，单母线分段3台180MVA主变压器220kV：4回架空出线，2回电缆出线，2回备用电缆出线，双母线单分段；110kV：10回电缆出线，4回备用出线，双母线单分段；10kV：30回电缆出线；12回电容器组，单母线分段，取消电抗器；原场地用作机动用途。采用220V直流电源，300Ah蓄电池组；根据一次规模调整相应二次设备数量；本工程不设220kV线路故障测距；安全稳定控制装置按双套配置；增列电能质量监测系统、电压质量监测系统和SF6在线监测报警系统。2通信模块220BG1-0TXM1220BG1-0TXM1增加站内光缆含省网、地网传输设备及通信电源同原模块149 方案一和方案二的总平面布置及配电装置楼方案的比较如下表所示。表4.2-3：总平面布置及配电装置楼方案比较表项目方案一（分散布置）方案二（集中布置）占地面积105×130㎡88.5×67.2㎡外观条件较好好出线条件220kV6回架空、2回电缆4回架空、4回电缆110kV4回架空、10回电缆全部电缆工程造价16964万元17086万元推荐意见推荐方案备选方案往下叙述，仅按推荐方案来进行。4.2.5主要电气设备选择a）主要设备选择全站主要电气设备选择情况如下表所示（针对推荐方案）。序号名称规范备注1180MVA主变压器变压器采用三相三绕组油浸式、低损耗、高压侧有载调压变压器，高（中）阻抗变压器主变型号：SFSZ11-180000/220TH；额定容量：180/180/90MVA；电压比：230±8×1.5%/115/10.5kV短路阻抗：Uk1-2%=14，Uk1-3%=50，Uk2-3%=35；连接组别：YNyn0d11；调压方式：有载调压；冷却方式：优先采用自然油循环风冷；220kV中性点绝缘水平：110kV等级；110kV中性点绝缘水平：66kV等级；2主变中性点设备中性点隔离开关合资，GW13-126/630A合资，GW13-72.5/630A中性点氧化锌避雷器Y1.5W-144/320Y1.5W-72/186310kV氧化锌避雷器Y5WZ-17/45FT4220kVGIS双母线分段接线额定电压252kV，最高运行电压252kV，主母线额定电流4000A，支线额定电流：母线设备间隔2500A；主变、出线、母联及分段间隔：2500A，开断短路电流50kA，热稳定电流50kA(3S)，额定关合电流125kA，配弹簧操作机构，操作机构控制电压及电机电压DC220V。断路器进线、出线、母联、分段间隔149 均为2500A，50kA；隔离开关进线、出线、母联、分段、PT间隔均为：2500A，50kA（3s）；电流互感器进线：600-1200/5A，5P40/5P40/5P40/5P40/5P40/5P40/0.5s/0.2s出线：1200-2400/5A，5P40/5P40/5P40/5P40/5P40/5P40/0.5s/0.2s母联：1200-2400/5A，5P40/5P40/5P40/5P40/5P40/0.5s分段：1200-2400/5A，5P40/5P40/5P40/5P40/5P40/5P40/0.5s电压互感器母线：220/√3：0.1/√3：0.1/√3：0.1/√3：0.1kV0.2/0.5/3P/3P出线（A相）：220/√3:0.1/√3:0.1kV0.5/3P5220kV氧化锌避雷器Y10W-204/5326110kVGIS双母线单分段接线额定电压145/126kV，最高运行电压145/126kV，主母线额定电流3150A，支线额定电流：母线设备、出线间隔1600A；主变、母联及分段间隔：2500A开断短路电流（有效值）40kA，热稳定电流40kA（4s），额定短路关合电流100kA，操作机构控制电压及电机电压DC220V，配弹簧机构。断路器母线设备、出线：1600A，40kA进线、母联、分段：2500A，40kA隔离开关母线设备、出线：1600A，40kA（4s）进线、母联、分段：2500A，40kA（4s）电流互感器进线：1200-2400/5A，5P40/5P40/5P40/5P40/0.5s/0.2s出线：600-1200/5A，5P40/5P40/5P40/5P40/0.5s/0.2s母联：1200-2400/5A，5P40/5P40/5P40/0.5s分段：1200-2400/5A，5P40/5P40/5P40/5P40/0.5s电压互感器母线：110/√3：0.1/√3：0.1/√3：0.1/√3：0.1kV，0.2/0.5/3P/3P出线（A相）：110/√3:0.1/√3:0.1kV，0.5/3P7110kV氧化锌避雷器Y10W-108/281810kV断路器主变进线：合资断路器，4000A，40kA149 KYN型中置式高压开关柜馈线及电容器：合资断路器，1250A，31.5kA电流互感器主变进线：LMZBJ-10，5000/5A，5P10/5P10/5P10LMZBJ-10，5000/5A，5P10/0.5S/0.2S馈线：LMZBJ9-10Q，600~1000/5A5P30/0.5S/0.2S电容器：LZZBJ9-10Q，600~1000/5A5P30/0.5S/0.2S站用变及消弧：LMZBJ9-10Q，100~400/5A5P40/0.5S/0.2S电压互感器JDZX9-10DG，，0.2/0.5/3P级，带一次消谐，10kV母线绝缘铜管母线，4000A，40kA(4S)避雷器HY5WZ-17/459串联电抗器CKGKL-100/10-510并联电容器成套装置TBB10-6012/334-AKW11站用变压器干式节能型，400kVA，10.5±2×2.5%/0.4kV，D,yn11，Uk=4%12低压开关柜智能型13接地变干式，400kVA，10.5kV，ZN接线14小电阻10欧注：1）、10kV站用变压器和接地变压器。站用变压器与接地变压器分开独立布置。2）、10kV中性点经小电阻接地。b)导体选择。全站导体选择按如下条件进行选择与校验。1）220kV和110kV主母线工作电流按不小于4000A及3000A考虑。2）母联回路和分段回路按母线穿越电流的70%考虑。3）220kV和110kV进线工作电流按1.1倍变压器额定容量计算选择，10kV149 进线工作电流按实际负荷选择，本期以60MVA主变工作电流校验，主变220kV及110kV侧采用架空软导线与电气设备连接，10kV侧采用绝缘铜管母线与10kV设备连接。各电压等级导体选择结果见表4.5-1。表4.5-1导体选择结果表电压（kV）回路名称回路工作电流(A)导体选择备注220主变进线520LGJ-630由经济电流密度控制避雷器引线LGJ-300由电晕控制出线2xLGJ-300与线路配合110主变进线10402×LGJ-630由经济电流密度控制避雷器引线LGJ-300由电晕控制出线LGJ-300与线路配合10主母线3299A3X(TMY-125×10)由载流量控制进线4000AGMPQ-12kV/4000A由载流量控制4.2.6防雷接地a）接地接地方式以水平接地为.主，辅以垂直接地极的混合接地网。水平接地网采用￠16铜棒，垂直接地极采用￠20铜棒，室内水平接地带及设备引线采用50×8镀锌扁钢。接地网接地电阻R≤0.5Ω。b）直击雷保护全站设8支避雷针作全站的防雷保护。其中5支构架避雷针，高度h=30m，3支屋顶避雷针，高度h=30m。此外，110kV配电装置屋顶四周设避雷带。4.2.7站用电及照明149 全站装设两台独立的干式节能型站用变压器，容量为400kVA。其绕组连接方式为D，yn11。两台站用变压器分别接在不同电源的两段母线上。站用供电系统采用0.4kV电压等级，由六面智能站用低压配电屏组成，布置在电气二次设备室内。站用低压配电屏分成两段低压母线，每台站用变各带一段母线，正常时分列运行，重要负荷分别从两段母线双回路供电。0.4kV站用电备自投功能由智能站用电系统本身完成。工作照明全部由站用低压配电屏供电，供电主干线路采用三线四线制，供电网络的接地类型采用TN-C-S系统。应急照明采用普通应急照明灯和自带蓄电池的应急照明灯相结合的供电方式，普通应急照明灯由交/直流逆变切换装置供电，自带蓄电池的应急照明灯正常时由工作照明网络供电，事故时由自带蓄电池供电，应急时间不小于两小时。交/直流逆变切换装置布置在站用低压配电屏或应急照明配电箱内，其容量根据应急照明负荷确定。电气二次设备室、配电装置室、蓄电池室、水泵房、气瓶室(如有)和建筑疏散通道应设置应急照明灯，站内设置专用应急照明配电箱。全站设置一定数量的动力配电箱和检修箱。照明灯具优先采用高效节能型合格产品。4.2.8电气二次部分本工程采用《南方电网110kV～500kV变电站标准设计》（V1.0）中“第二卷·第九册·220B-GR1a方案”的220B-Gr1a-G1-0EGY9二次模块。本工程与该模块的主要差异见表“4-2-8-1：本工程与标准设计主要差异表（电气二次部分）”。149 4-2-8-1：本工程与标准设计主要差异表（电气二次部分）序号项目名称技术特性标准设计本工程设计1建设规模220kV本期6回，远期12回本期2回，远期8回110kV本期10回，远期14回本期10回，远期14回10kV本期＃1、＃2主变低压各装设5×8016kvar并联电容器组。远期每组主变低压侧装设5×8016kvar并联电容器组。本期每台主变低压各装设4×6012kvar并联电容器组。远期每组主变低压侧装设4×6012kvar并联电容器组。2电气接线220kV本期及远期采用双母线双分段接线。本期及远期采用双母线单分段接线。110kV本期及远期采用双母线双分段接线。本期及远期采用双母线单分段接线。10kV本期采用单母线分段接线；远期采用单母线分段接线。同标准设计3电气二次直流系统按双充双蓄配置，单母线分段接线，电压采用110V或220V。按双充双蓄配置，单母线分段接线，电压采用220V，蓄电池容量300Ah。4其它电能质量监测系统未配置配置1套，设5台电能质量在线监测装置电压质量监测系统未配置配置1套，设3台电压监测仪低频低压减载未配置配置1套本工程根据以上差异表中所列内容对设备材料进行删减，并根据与电气一次模块相配套的二次部分进行组合作为本工程的电气二次内容。a）控制220kV马村变电站按照无人值班有人值守设计，采用变电站综合自动化系统实现对设备的远方和就地计算机监控，不设常规控制屏。1）控制范围149 全站所有断路器、电动隔离开关、主变中性点刀闸和主变有载调压开关。2）控制方式设置手动控制和远方自动控制两种方式。b）计算机监控系统计算机监控系统按照无人值班方式的要求进行设计，采用分层、分布式网络结构，以间隔为单位，按对象进行设计。1）系统结构计算机监控系统宜站控层和间隔层两部分组成，间隔层与站控层采用冗余配置的以太网方式组网。站控层设备包括主机、操作员工作站、五防工作站、远动装置、网络通信设备、打印设备、音响报警设备以及其它智能接口设备等。间隔层测控单元按间隔配置，实现就地监控功能，连接各间隔单元的智能I/O设备等，站控层和间隔层设备均布置于主控通信楼的电气二次设备室内。站控层计算机主机分别组屏安装，显示器、打印机等放置于主控制台上。变电站自动化系统的站控层和间隔层均采用IEC61850规约。2）防误操作闭锁变电站防误闭锁采用计算机监控系统五防子系统加单元电气闭锁的方式。设置独立的微机五防工作站。变电站五防子系统由站控层防误和间隔层防误两层构成，站控层防误包括防误闭锁软件系统、电脑钥匙及锁具，间隔层防误由测控装置的软件逻辑闭锁来完成。149 现场布线式电气闭锁实现本间隔内电动隔离开关（接地开关）、断路器之间的电气闭锁，以及为完成线路倒闸操作所必需的母线接地开关与线路隔离开关之间跨间隔的电气闭锁。现场布线式单元电气闭锁与计算机监控系统五防子系统相互配合，共同完成刀闸闭锁，正常操作时，二者之间逻辑为“与”的关系。10kV高压开关柜配置完善的微机五防装置实现五防功能。c）直流及UPS电源系统1）直流系统根据《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004），本工程采用220V直流电源系统，用于继电保护、计算机监控系统、事故照明等的供电，蓄电池容量300Ah，全站事故照明按两小时考虑，蓄电池组架安装在专用直流蓄电池室内。直流系统采用两段母线接线，两段母线之间设联络开关，每段母线各带一套充电装置和一组蓄电池。直流屏采用柜式结构。直流母线采用阻燃绝缘铜母线，各馈线开关均选用小型自动空气断路器，短路跳闸发报警信号。直流馈电屏上装设微机绝缘在线监测及接地故障定位装置，自动监测各电缆直流绝缘情况，发出接地信号，指出接地电缆编号。直流系统配置电池监测装置、系统监控单元，并能通过以太网口与站内计算机监控系统通信，达到远方监控的目的。149 直流系统采用混合型供电方式；计算机监控系统站控层及网络设备采用辐射型供电方式；集中组屏的测控装置采用辐射供电方式；就地安装的保护测控一体化装置采用环网供电方式。220kV、110kV及主变部分保护所需直流电源采用辐射型供电，每一安装单位均直接从直流馈电屏获取电源。2）交流不停电电源(UPS)系统变电站配置一套交流不停电电源(UPS)系统，选用2×5kVA逆变电源，采用双机双母线带母联运行接线方式，组屏两面。UPS为变电站内计算机监控系统、火灾自动报警系统等重要设备提供电源。3）继电保护试验电源全站设置一面继电保护试验电源屏。d）元件保护本工程元件保护全部采用微机型，保护配置按照《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006的要求进行配置，全站保护测控设备除10kV部分安装于开关柜上外，其它保护、测控等设备均组屏安装于电气二次设备室内。1）主变压器保护主变压器电气量保护按双主双后配置，每套主保护与后备保护共用一组CT。主保护配置两套不同躲励磁涌流原理（其中一套采用二次谐波制动原理）的纵联差动保护，两套差电流速断保护。220kV侧和110kV侧后备保护分别配置两套复合电压闭锁过流保护，两套阻抗保护，两套定时限零序电流保护，两套中性点间隙零序电流、电压保护，配置两套过负荷保护。10kV侧后备保护配置两套阻抗保护、149 两套复合电压闭锁过流保护和两套单相式过负荷保护。配置一套完整的非电气量保护。主变压器保护具有调压闭锁、启动风冷功能。每台主变保护组屏三面。2）10kV线路保护10kV线路装设三段式过电流保护、零序过流保护、重合闸和低周低压减载，并配置过负荷告警功能。3）10kV补偿电容器保护10kV补偿电容器装设三段式过电流保护、不平衡保护、过电压保护、低电压保护和零序过流保护。4）10kV分段保护10kV分段装设三段式过电流保护，每段电流和时间定值可分别整定，作为母线充电保护，并兼作新线路投运时的辅助保护。5）10kV站用变保护站用变压器装设三段式过电流保护和零序过流保护，并具备过负荷告警功能。6）10kV接地变保护本站接地变为中性点经小电阻地方式，接地变压器装设三段式过流保护及零序过流保护。e）GPS对时系统149 全站设置一套高精度的GPS时钟同步系统，主时钟源按双重化配置，并具备接收北斗对时信号的功能和IEEE-1588网络对时接口。实现对全站监控、保护、录波、计量等二次设备的对时。f）变电站视频及环境监控系统全站设一套视频及环境监控系统，由RPU、视频监控设备、环境量采集设备、报警控制设备、网络设备、存储设备等组成，实现对变电站现场视频及各种环境信息采集、处理、监控等功能。站端系统仅向海口地调主站提供一个IP地址供访问。配置温度传感器、湿度传感器、风速传感器、水浸探头、门禁、红外对射等环境信息采集设备。环境信息的采集集中在RPU中实现。视频及环境监控系统主机由站内交流不间断电源系统提供专用回路供电。g）电能质量监测系统为及时监测供电系统中大量的非线性负载引起的电网电流、电压波形畸变和高次谐波，从电网的安全运行以及供电用户的需要考虑，需加强对电能质量的监测，为此，本站拟装设电能质量监测系统屏1面，配置5台电能质量在线监测装置，分别监测220kV马村——华能电厂线、110kV马村——大丰双回线、110kV马村——永庄线和主变高压侧，该5台监测装置共同组1面屏安装于电气二次设备室内。h）电压质量监测系统本站配置1面电压质量监测系统屏，配置3台电压监测仪，组1面屏安装于电气二次设备室内。i）消防及火灾报警系统149 全站设置一套消防及火灾自动报警系统。配置一套火灾报警控制器及消防联动扩展柜，布置于警传室，消防火灾报警信号接入变电站综合自动化系统。火灾报警器配备控制和显示主机，设有手动和自动选择器，联动控制可对其联动设备直接控制，并可以显示启动、停止、故障信号。消防及火灾自动报警系统具有与变电站综合自动化系统的通讯接口，远方控制中心可以对消防及火灾自动报警系统进行监控。在站内电缆竖井、电缆夹层、电缆桥架以及主变压器等处敷设感温电缆。其它火灾探测器，如感烟探测器、感温探测器以及红外光束感烟探测器，选用及布置满足《火灾自动报警系统设计规范》(GB50116-2008)的要求。j）二次设备的布置本站二次设备采用配电装置楼集中布置方式。全站共设一个电气二次设备室和两个专用蓄电池室。1）电气二次设备室用于放置测控、保护、故障录波、计量、直流、远动工作站、信息子站、视频及环境监控系统、同步时钟对时系统、交流不停电电源系统、二次安全防护屏以及电能采集系统、站用电等屏柜。并单独划出一片区域作为通信屏区域，用于放置通信设备的相关屏体。计算机监控系统监控主站、操作员工作站和微机五防工作站的主机分别组屏安装，显示器、打印机等放置于二次设备室内的操作台上。2）专用蓄电池室每个蓄电池室分别放置一组二次蓄电池和一组通信蓄电池。149 10kV保护测控装置布置在相应高压开关柜上，同时在10kV配电装置室布置一面交换机屏及一面GPS扩展屏，其余二次设备在配电装置楼电气二次设备室集中布置。放置于电气二次设备室及10kV配电装置室的二次屏柜均采用尺寸为2260mm(高)×800mm(宽)×600mm(深)的前后开门形式柜体，单列布置。4.2.9站区规划和总布置海口马村220kV变电站工程于海南省海口县老城镇昌盛村东北侧，场区北边为南二环公路，交通较便利。1）地形地貌场地为丘陵剥蚀地貌，高程21.0-29.0m，整体西北低，西南高，西北边多为菜地、水田，其他地方为灌木杂草。马村站站址地势平坦，交通便利。进站大门位于站区北侧，进站道路接引自北面南二环路，进站道路长度约10米。2）岩土层结构及其物理力学性质根据现场钻探揭露的地层情况结合区域地质资料，将勘探深度范围内地层自新到老描述如下：拟建场地内主要为道堂组（Qp3d2）二段粉质粘土、砂（粉细砂）层，局部有填土:①填土(Qml)：褐红色，主要由粘性土，粉砂组成，偶见30cm球形岩块。分布于场西北侧,ZK1附近，厚1.0m，主要为北侧道路修建开挖堆填形成。②粉质粘土：褐红色，灰白色，可塑，混中细砂，该层分布于ZK2，厚度5m。149 粉砂：灰白、褐黄色，松散-稍密含粘粒，下部夹薄层粘性土，具层理，该层分布于整个场地，厚度6.7-9.0m。粉砂：褐黄色、稍密，含粘粒，夹薄层粘性土，具层理,分布于整个场地，厚度7.8-11.7m。质粘土：青灰色，硬塑，局部半胶结，揭露厚度6.6m。拟建变电站场地抗震设防烈度为7度，根据区域地质图该区域地层地质年代为第四纪晚更新世以前地层（Qp3d2-Qp3d1），场地内饱和砂土可判断为不液化。3）水文地质简介场地内地下水主要为孔隙潜水，含税层主要为层粉砂、层粉砂，受大气降水及地表水体补给，向低洼处、海里排泄。勘察期间钻孔水位0.1-3.5m，高程22.3-23.3m,场地西北部为一水沟，向北排向海边，现场地西北部低于北侧道路路面约7-8m。本站址拟定标高为29.5m，高于变电站场地50年一遇洪水位标高25.3m和100年一遇的洪水位标高27.0m,不受洪水威胁。4）不良地质现象根据实地调查，勘察区尚未发现土洞、溶洞、滑坡等不良地质现象。4.2.10所区总体规划站区总平面布置以站内道路为分界线，可分为四个区域。进站大门位于站区北侧，警传室靠近进站大门。220kV配电区域位于站区西侧，110kV配电区域位于站区东侧，主控制楼、主变位于站区中部，由北向南依次布置。整个站区布置紧凑合理，进出线方便。149 站区采用平坡式布置，坡度0.5%。建筑物室内外高差0.30m，主变油坑顶高于站区场地0.1m,公路型道路路面高于站区场地0.10m。本站围墙内占地面积13820平方米，总建筑面积4148.3平方米。场地平整按照土方就地平衡原则，并结合站址防洪排涝及进站道路坡度要求确定合理的标高，站址设计标高29.5m。站址位置地势较低，回填土方量较多，约81700方。4.2.11建筑规模及结构设想马村站主要有四座建筑：主控楼，10kV配电装置室，110kV配电装置室，220kV配电装置室。主控楼采用南网CSG-220B-G1-0ZKL6模块，建筑面积1134平方米。两层框架结构。一层布置有电缆层，蓄电池室，工具间，二层布置有继电器室，控制室，资料室，备用房间。10kV配电室采用南网CSG-220B-G1-4GIS23模块，建筑面积353平方米，单层框架结构。室内主要放置10kV高压柜、接地变压器及消弧线圈。110kV配电室采用南网CSG-220B-G1-1GIS5模块，建筑面积820平方米，单层框架结构。室内主要放置110kVGIS配电装置。220kV配电室采用南网CSG-220B-G1-2GIS8模块，建筑面积931.5平方米，单层框架结构。室内主要放置220kVGIS配电装置。1）建筑装修建筑物外墙根据中国南方电网集团公司要求，采用统一颜色，统一装修手法的中等装修，具体做法如下：149 10kV、110kV、220kV配电室：室内不吊顶棚，现浇钢筋混凝土板底用内墙乳胶漆刷白，内墙为水泥砂浆批挡刷白色乳胶漆，外墙拟贴75×75白色为主的瓷质面砖。外墙贴瓷质面砖时要先做防水批挡，离缝贴，外加部分装饰的浅色线条。主控楼各个房间按功能区分地面采用不同做法。电缆层地面为水泥砂浆地面。继电器室和主控制室地面为250高架空防静电钢制活动地板，规格要求600×600×30mm。卫生间的内墙贴瓷片，地面为耐磨砖贴面。蓄电池室配置及装修要求如下：在现浇钢筋混凝土板底批挡后，用防酸内墙乳胶漆刷白；地面为耐酸砖贴面，内墙面批挡后面刷防酸白色乳胶漆；外墙设置防爆轴流风机，室内安装防爆空调机及防爆照明灯具。其余地面为普通抛光砖贴面。警传室、水泵房：外墙拟贴75×75白色为主的瓷质面砖。顶棚现浇钢筋混凝土板底用内墙乳胶漆刷白，内墙为水泥砂浆批挡刷白色乳胶漆，外墙贴瓷质面砖时先做防水批挡，离缝贴，外加部分装饰的浅色线条。其中警传室、休息室地面为普通抛光砖贴面；厨房及卫生间的内墙贴瓷片，地面为耐磨砖贴面。149 门窗：外墙上的门一般采用普通钢板门，设备房间门采用乙级防火门，其它房间根据使用功能选用优质木门、铝合金或塑钢门。工作人员经常出入的房间门设门套。一般窗采用铝合金玻璃窗，通风窗则采用避雨式钢百页窗。长时间使用空调的房间窗玻璃采用中空隔热玻璃。配电装置楼电气设备房间、水泵房等室内窗台贴耐磨砖。警传室室内窗台贴大理石材。窗采用铝合金窗，所有铝合金窗铝材均为白铝，铝材表面做白色静电喷涂处理。铝材的厚度规定：门用结构型材厚度不小于2.0mm；窗用结构型材厚度不小于1.4mm；其它铝型材厚度不小于1.0mm。所有铝合金玻璃门窗采用白色铝合金框和5mm厚以上白色透明玻璃制作，铝合金推拉门、平开门所用玻璃厚度不小于6.0mm；铝合金地弹簧门所用玻璃厚度不小于8.0mm；铝合金推拉窗、固定窗所用玻璃不小于5.0mm，明框铝合金窗所用玻璃厚度不小于6.0mm。所有空调房间均应采用5＋6＋5的中空玻璃。门采用弹子门锁。建筑物内的卫生间及休息室的门窗玻璃需采用磨砂玻璃。通风避雨窗采用热镀锌制作的钢质迷宫百页窗，所有电器设备房间的防火门均要求加装防小动物的挡板，采用的甲级平板防火钢门均需烤漆，颜色统一采用国际标准编号为RAL7035灰色，产品由消防部门认可的正规合格厂家生产。外墙推拉铝合金玻璃窗均需加装窗纱，窗纱固定安装时取与室外墙面齐平。填充墙材料采用蒸压灰砂砖(240x115x53)，强度等级不低于MU10，墙体砌筑砂浆采用强度等级不低于M5的混合砂浆，地面以下的砌体，采用强度等级不低于M10的水泥砂浆砌筑。厨房、卫生间、高低跨屋面等有防水要求墙体（门洞除外），距楼地面以上200mm高度范围内浇C20素混凝土挡水，混凝土挡水与墙体同厚，与结构楼板、梁一同浇筑。厨房、卫生间、淋浴间等隔墙靠有水的一面，镶贴瓷砖时，采用聚合物水泥砂浆作结合层和填缝材料，聚合物防水材料选用聚氨脂防水涂膜或氯丁胶乳防水涂料，淋浴间内墙防水高度不低于1800mm，厨房、卫生间内墙防水高度不低于1500mm。屋面：屋面面层为倒置式做法。建筑物屋面防水要求达到二级防水标准的二层防水的隔热屋面，一道柔性防水一道刚性防水。防水层设计使用年限为15年。屋面采用有组织排水。149 防蚁防鼠防腐：外墙在回填土平整夯实后，在做散水或明沟的垫层铺设前用防白蚁药物处理。室内地坪在回填土平整夯实后，在做垫层前用防白蚁药物处理。所有室内装修所用的木质材料均应在加工成型后安装前用防白蚁药物涂刷或浸渍处理。所有木质衣柜、壁柜、橱柜、门框等凡是贴墙着地部位均要施防白蚁药物处理。门窗安装时如采用木质板垫铺，该木质板亦要经过防白蚁药物处理。对于有防鼠要求的设备房间门口外侧，应根据有关规定加装防鼠板。预埋的木砖及贴邻墙体的木质面均要做防腐处理，露明铁件均要做防锈处理。c）主要建筑材料1）混凝土强度等级柱基础：C25设备基础：C25现浇梁板柱：C252）钢筋a）直径≤12mm的采用HPB300（φ），直径＞12mm的采用HRB335（Φ）b）钢材：采用Q235和20MnSi，焊条采用E43或E50c）砌体：Mu≥7.5d）块石：MU30地方建筑材料如砖、砂、石、石灰等就地组织供应。3）构支架构架柱采用多边形焊接钢管,钢材为Q345B;构架梁采用等边角钢,钢材为Q235B；设备支架柱采用多边形钢管,钢材为Q235B。基础混凝土：C25，垫层：C15，二次灌浆：C30细石混凝土。2）结构型式：149 根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）、《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）及《220kV～550kV变电所设计技术规程》（DL/T5218-2005）,该场地抗震设防烈度为7度；设计基本地震加速度为0.15g；设计地震分组为第一组。场地类别为III类，特征周期为0.45s。基本风压0.75N/m2。站址区大地构造为喜马拉雅期形成的琼州海峡深大断裂带，站址区位于琼北地震构造带，附近的主要断裂有光村～铺前断裂，位于站址北面约500m。因该变电站站址选择经与规划部门协商所选，受市政规划的影响，难以选择更为合适的站址。本站主控楼、配电室、警传室、泵房主体均采用现浇钢筋混凝土框架结构，砖墙填充。屋面均为传统的现浇钢筋混凝土屋面板。220kV屋外构架采用内径350mm多边形焊接钢管，地线柱高度4.0m，110kV屋外构架采用内径300mm多边形焊接钢管，地线柱高度2.5m.主变构架采用内径350mm多边形焊接钢管；设备支架均内径300mm多边形焊接钢管。构架横梁均采用主材为角钢的镀锌格构式三角形钢结构横梁。主变事故油池、消防水池等地下构筑物采用现浇钢筋混凝土结构，场地电缆沟、电缆综合沟均采用砖砌的电缆沟，混凝土压顶，电缆沟跨道路段时采用隧道式电缆沟的做法。电缆沟盖板统一采用合成树脂材料的复合盖板。围墙与大门:变电站围墙采用2.5m高实体围墙；站大门采用轻型不锈钢钢板门。3）基础形式及地基处理A、主控楼、10kV配电室、110kV配电室、220kV配电室以上建筑物均位于填方区，回填较深，而且下部地质较差，天然地基承载力不能满足要求，拟对建筑物采用桩基础。桩端持力层为第149 层粉质粘土层，桩长约32米。B、主变压器、110kV构架、220kV构架以上构筑物均位于填方区，回填较深，而且下部地质较差，天然地基承载力不能满足要求，拟对构筑物采用桩基础。桩端持力层为第层粉砂层，桩长约20米。C、电容器、电抗器、电缆沟、消防水池、事故油池基础采用钢筋混凝土平板基础。该场地位于填方区内，地基采用换填垫层法处理。拟采用C10毛石混凝土换填，每边比基础宽出300mm。D、警传室、消防泵房基础采用钢筋混凝土独立基础。该场地位于填方区内，地基采用换填垫层法处理。拟采用C10毛石混凝土换填，每边比基础宽出300mm。4.2.12辅助设施a）供排水系统1）给水系统变电站的用水主要包括施工用水、消防及生活供水。水源可从南二环路市政给水管接引，采用DN100镀锌钢管，接引长度约100m。接引水源可满足施工用水需求；站内设消防水池，消防水池由接引的市政水源供水，满足站内消防用水需求。生活供水主要为室内生活给水部分，考虑到市政给水接引到站内后水压不够，采用直供方式，由站内设置的生活给水机组供水。2）排水系统149 变电站采用有组织排水，所区排水系统主要包括雨水排水系统、生活污水排水系统及含油废水排水系统，各系统采用分流和合流相结合的排放制度。雨水通过雨水井收集后汇入雨水排水主管，排至南二环路市政雨水管网。生活污水采用在所区设置化粪池进行处理后进入污水排水主管，排至南二环路市政污水管网。主变含油废水经过事故油池隔油处理达标后进入污水系统，事故油池按最大一台主变的60%油池设计。3）管道及附件从市政给水管的引水管道和消防管道采用镀锌钢管，生活给水管道采用PP-R给水管，管道、管件及阀门公称压力为1.0MPa；室内排水管道及屋面落水管道采用PVC-U排水管；室外埋地雨水排水管道和生活污水排水管道采用钢筋砼排水管，砂石基础；事故排油管道采用铸铁管。各类阀门井及检查井均采用砖砌检查井和铸铁井盖及盖座。b）通风和空气调节系统有温度、湿度要求的房间设置空调。其余房间根据使用功能需要采用自然通风或机械排风。1）220kVGIS室设置轴流排风机的机械排风系统，排风量不小于10次/小时。利用外窗进行自然补风。2）110kVGIS室设置轴流排风机的机械排风系统，排风量不小于10次/小时。利用外窗进行自然补风。3）10kV配电装置室149 设置轴流排风机的机械排风系统，排风量不小于10次/小时。利用外窗进行自然补风。利用可开启门窗进行自然排烟。4）主控通信楼蓄电池室及通信电源室可能存在氢气或氯气等有害气体排放，需要设置事故排风装置，事故排风装置兼作平时通风用，排风口应尽量贴近顶棚。蓄电池室通风系统采用防爆轴流风机。其他房间包括卫生间等，其通风设计以保证换气量，排除余热和有害气体为设计依据，当房间具有良好自然通风条件时，采用自然通风。所有房间利用可开启门窗进行自然排烟。5）警传室及泵房休息室、警传室设置冷暖空调，卫生间设置排气扇。消防泵房通风采用自然通风，泵房下部设置常开百叶，满足自然通风要求。c）消防系统本工程消防设计依据“预防为主，防消结合”的原则，采取一定的消防措施，立足于自救。站内同一时间按一次火灾考虑。1）变电站建筑消防220kVGIS室、110kVGIS室和10kV配电装置室建筑耐火等级为二级且可燃物较少的戊类建筑，同时考虑其内正常情况下基本无人员活动或停留且室内全部为配电装置，按照规范要求，无需设置室内消火栓。主控通信楼体积为4521.24m3，不足5000m3，也无需设置室内消火栓。按照《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）的规定，全站按体积最大的建筑物220kVGIS室（体积10712.25m³149 ），设置室外消火栓，消防用水量15L/S。火灾延续时间2小时，室外设置108m³消防水池一座。主控通信楼、220kVGIS室、110kVGIS室和10kV配电装置室等建筑物楼内各楼层按照严重危险等级配置手提式ABC干粉灭火器。2）主变灭火方式本站最终安装三台180MVA主变压器，按规范要求，综合考虑维护和使用效果，设置排油充氮灭火。另外，主变附近设置消防小室1座，配置推车式ABC干粉灭火器、消防砂池、消防铲、消防桶、消防斧等。4.2.13配套项目工程设想a）华能海口电厂1）电气一次部分本期工程电气一次部分无工作量。2）电气二次部分根据本工程220kV接入系统方案，原220kV华丰线解口至新建的220kV马村站，本期需为华能海口电厂原220kV华丰线更换为双光纤电流差动保护，每套装置均配置双光口，并采用专用光纤+复用2M的通道方式，新更换的保护装置接入原站内故障录波、PMU、稳控装置、保信子站系统和220kV母线保护等并进行相应调度端主站端的系统扩容。3）土建部分本期工程土建部分无工作量。b）220kV大丰站1）电气一次部分149 本期工程电气一次部分无工作量。2）电气二次部分根据本工程220kV接入系统方案，原220kV华丰线解口至新建的220kV马村站，本期大丰站需为原220kV华丰线更换为双光纤电流差动保护，每套装置均配置双光口，并采用专用光纤+复用2M的通道方式，新更换的保护装置接入原站内故障录波、PMU、稳控装置、保信子站系统和220kV母线保护等并进行相应调度端主站端的系统扩容。3）土建部分本期工程土建部分无工作量。c）110kV老城站根据110kV接入系统方案，110kV老城站原110kV永老线“∏”解口至新建的220kV马村站，两侧均配置了光纤差动保护，本期需将现110kV老城站侧光纤纵联距离保护更换为光纤差动保护。149 5.送电线路路径及工程设想5.1系统概况及出线规划5.1.1输电线路部分概况220kV部分：本期工程将220kV华丰线在9号和10号塔处π接进入新建220kV玉楼变电站。全线采用双回路钢管杆，线路全长8.26km，导线为2×LGJ-630，地线为两根24芯OPGW架空复合地线。110kV部分：本期工程将双回路110kV大丰至美儒线路π接进入新建220kV玉楼变电站0.20km；将单回路110kV永庄至玉楼线路π接进入新建220kV玉楼变电站4.30km，其中电缆线路长1.80km。5.1.2变电站进出线位置玉楼变电站220kV侧向西方向出线，本工程占用由北向南的第3、4间隔，见下图：错误！链接无效。5.2线路路径方案5.2.1路径方案1)220kV路径方案π接220kV华丰线，由新建玉楼站由北向南第3和第4间隔出线，在站围墙外设终端杆A1，跨过疏港路设A2，调整至南二环南侧路边设A3；左转平行疏港路设A4，A5，A6；A7跨过110kV大丰至美儒线路；A8跨过35kV垃圾电厂至老城线路，跨过南二环路设A9；平行南二环路北侧；跨过110kV大福Ⅰ线和大福Ⅱ149 线；跨过220kV马丘线，在新兴路边设A10；分别接到华丰12号塔前侧（新立2基π接用终端塔）。2)110kV路径方案220kV玉楼站110kV线路侧出线4条双回路线路。其中：2条为π接110kV大丰至美儒线路；1条向西北方向π接110kV永老线。1.π接110kV大丰至美儒线路由新建220kV玉楼站110kV出线侧采用1条4回路钢管杆，将大丰至美儒线路π接。2.π接110kV永庄站至老城线路由新建220kV玉楼站110kV侧采用电缆出线，经南二环路北侧在欣龙路口处设终端杆E2；沿欣龙路西侧至110kV永老线处设E4；在原线路下新立两基单回路终端塔进行π接。5.2.7路径原则协议上述线路路径已经海口县老城开发区规划批复。5.3工程设想5.3.1主要设计气象条件1）基本风速的统计计算原则依据《110～750kV架空输电线路设计规范》GB50545-2010，本工程的设计气象条件主要是根据对线路经过地区各气象台(站)的气象观测记录资料数理统计分析。数理统计的重现期为30年，按当地气象站10min时距平均的年最大风速为样本，采用极值Ⅰ型分布作为概率模型，统计高度离地10m。2）最低气温、最高气温采用累年极端值。149 3）年平均气温、年雷暴日数，采用平均值法进行统计。根据附近各气象台站的气象要素如下：要素基本风速最高温度最低温度平均气温雷暴日数30年一遇离地10m高海口县25.4438.66.224.6084.3-4）已有运行线路气象资料的收集本工程所在地区，已有多条运行的220kV和110kV线路，其中马村电厂～丘海220kV线路和华能电厂～长流220kV线路已运行多年，运行情况良好，其设计的气象条件为:最大设计风速(m/s)35最高气温(℃)40最低气温(℃)0年平均气温(℃)20年雷暴日数(日/年)105覆冰厚度（mm）05）推荐设计气象条件根据上述统计情况，220kV基本风速为37.0m/s，110kV基本风速为35.0m/s。该线路气象参数值如下：数据参数气象条件气温(℃)风速(m/s)冰厚(mm)最高气温4000最低气温000年平均气温2000基本风速20370149 雷电过电压15150操作过电压20180安装5100雷暴日85日/年5.3.2线路导地线型式1）导线选型220kV玉楼站最终容量为S=3×180MVA=540MVA，A=S/(*U*J)=540000/(2×1.732*220*0.9)=787(mm2)选2×400导线，截面为：2×390.88=781.76(mm2)，考虑马村电厂改建，根据系统要求，本工程220kV线路采用2×LGJ-630导线。110kV线路采用1×LGJ-300导线。根据《海南电网公司反事故措施汇编》（2005～2010）要求，同时考虑到线路距离海边较近，因此本工程采用JL/LB1A型铝包钢芯铝绞线。选导线的主要技术参数见下表：线型物理特性JL/LB1A-630/45JL/LB1A-300/40铝股数/每股直径(根/mm)45/4.2024/3.99钢股数/每股直径(根/mm)7/2.807/2.66铝截面/钢截面(mm2)623.45/43.10300.09/38.90综合截面(mm2)666.55338.99外径(mm)33.6023.94单位质量(kg/km)2007.21.0856149 计算拉断力(kN)151.50094.694弹性模量(MPa)6500069000线膨胀系数(1/℃)21.5E-620.6E-62）地线选型本工程新建部分架设两根地线。根据系统通信要求，架设两条24芯OPGW复合架空地线。本工程220kV线路采用OPGW-24B1-128型地线，110kV线路采用OPGW-24B1-95型地线。推荐的OPGW技术参数见下表：型号OPGW-24B1-128OPGW-24B1-95总截面积(mm2)128.2094.68外径(mm)15.213.0020℃直流电阻(Ω/km)0.4600.732单位质量(kg/km)752.0619.0保证拉断力(kN)107.20096.000弹性系数(MPa)132000150000线膨胀系数(1/℃)13.8E-613.4E-6短路电流容量(I2T40-200℃)105.050.4允许短路电流(kA，0.3s)18.712.95.3.3污区划分和绝缘配合1)污区划分按照南方电网公司2008年绘制出版的《海南电力系统2007年污区分布图》,本工程污秽情况见下图：149 由污区图可知，本工程经过Ⅲ级区。考虑线路距海边最近只有3.2km，距华能电厂有9.0km，附近还有垃圾电厂。考虑留有一定的裕度，该线路确定为Ⅳ级污区。爬电比距按照其上限3.8cm/kV进行配置。2)220kV绝缘配合1.绝缘子型式选择根据海南省电网公司《关于印发海南电网建设与改造若干技术规定》通知的要求，悬垂串和耐张串采用棒形悬式复合绝缘子。2.绝缘子爬电距离选择Ⅳ级污区爬电比距为3.80×3/4=2.85cm/kV复合绝缘子的爬电比距不小于2.8cm/kV；选复合绝缘子最小公称爬电距L=7000mm，爬电比距：λ=L/U=700.0/220=3.18cm/kV>2.85cm/kV。149 本工程雷电日接近90天，根据《架空输电线路外绝缘配置技术导则》DL/T1122-2009按强雷区考虑，为了保证复合绝缘子的耐雷水平，其干弧距离应增加20%。复合绝缘子的干弧距离为13×146×1.2=2278mm。3.绝缘子机械强度选择按照《110～750kV架空输电线路设计规范》GB50545-2010中有关规定，绝缘子机械强度安全系数见下表：绝缘子机械强度安全系数情况最大使用荷载常年验算断线断联盘型绝缘子棒型绝缘子安全系数2.73.04.01.81.81.5耐张串（双联）最大荷载Nm=Km*Tm/2=3.0×35.984/2=53.976(kN)<70(kN)常年荷载Na=Ka*Ta/2=4.0×23.674/2=47.348(kN)<70(kN)悬垂串采用FXBW4-220/70型复合绝缘子，耐张串采FXBW4-220/100型复合绝缘子，跳线串采用固定式复合绝缘子。3)110kV绝缘配合选复合绝缘子最小公称爬电距L=3200mm，爬电比距：λ=L/U=320.0/110=2.91cm/kV>2.85cm/kV。悬垂串采用FXBW4-110/70型复合绝缘子，耐张串采FXBW4-110/70型复合绝缘子，跳线串采用固定式复合绝缘子。5.3.4金具选型和防振导线直线悬垂线夹采用节能型预绞式双分裂线夹，导线耐张线夹采用液压型线夹，地线直线悬垂线夹采用预绞式线夹，地线耐张线夹采用预绞式线夹。导地线均采用防震锤防振。149 5.3.5防雷与接地1）防雷保护因本工程沿线雷电活动频繁，为提高线路的耐雷水平，采取以下措施：全线架设两根地线,且逐塔接地。按照《110～750kV架空输电线路设计规范》GB50545-2010的规定,为保持高铁塔的耐雷性能，全高超过40m有地线的铁塔，高度每增加10m，绝缘子片数增加1片同型绝缘子。220kV地线对边导线的保护角不大于0度，110kV地线对边导线的保护角不大于10度。为了防止双回线同时跳闸，本工程绝缘子串的爬电比距采用差异化设计。2）接地设计全线所有铁塔均逐基埋设接地装置，接地装置采用环形加放射线型。接地装置材料选用φ12热镀锌圆钢，埋设深度为0.8m。接地装置和铁塔的连接采用螺栓连接，接地体引出线选用φ12热镀锌圆钢。按《110～750kV架空输电线路设计规范》GB50545-2010的要求，每基铁塔不连地线，在雷雨季节干燥时的工频电阻，不得超过下表数值:土壤电阻率(Ω.m)工频接地电阻(Ω)≤10010100以上至50015500以上至1000201000以上至2000252000以上30149 5.3.6工程地质简况1）地形地貌沿线所经地区属丘陵剥蚀地貌，高程21.0-29.0m。植被多为小叶桉、水稻、杂树及灌木等。2）地质情况剥蚀残丘：表层主要为第四系残积层（Qel），其下地层主要包括白垩系(K)泥岩、石英砂岩等，γη43、γβ53花岗岩、β玄武岩等。该地貌单元上部残积层厚度一般小于5.0m，下部以泥质砂岩、砂岩或花岗岩为主，工程地质条件较好，建议钢管杆采用灌注桩基础，自立塔采用混凝土柔性基础。5.3.7通信保护本工程线路与沿线交叉跨越或邻近平行的通信线路和无线电站台，满足相关隔距要求。对部分电传输通信线路的影响，可采用安装保护设备进行处理。5.3.8主要杆塔和基础型式1）杆塔本工程线路沿线所经地区以平地为主，为了提高导线在N-1时的载流量，配置塔高时按导线+80℃弧垂考虑。由于南方电网2012年版的输电线路标准设计中，没有与本工程气象条件、杆塔型和导线一致的钢管杆模块。目前暂时由我院自行设计，待南方电网设计出该条件模块后，再在初步设计中采用。在π接点处采用2基南方电网2012年版的2F2Wa模块的铁塔，该模块采用的导线为2×LGJ-630/45、海拔≤149 1000m、基本风速v=27m/s、覆冰b=0,与本工程使用条件一致。塔型及各部控制尺寸、单基塔材料耗量详见《铁塔型式图》。以上各塔型的使用技术条件见下表。220kV铁塔使用技术条件一览表序号塔型呼称高（m）设计档距（m）转角度数气象条件水平垂直基本风速（m/s）覆冰（mm）1Z127.02002500°37033.02002500°37039.01501500°3702J124.01501500°～30°37030.01501500°～30°3703J224.015015030°～60°3704J324.01501500°～90°3705JD24.03508000°～90°370110kV铁塔使用技术条件一览表序号塔型呼称高（m）设计档距（m）转角度数气象条件水平垂直基本风速（m/s）覆冰（mm）1Z124.01502000°35027.01502000°3502J121.01001000°～30°35024.01001000°～30°3503JD21.01001000°～90°35044Z121.01001000°35054JD27.01001000°～90°3502）基础149 根据本工程可研阶段《岩土工程勘测报告》及沿线地形、地质情况，以安全可靠、技术先进、经济适用、因地制宜、环境保护、方便施工的原则，拟采用的基础形式为：板式基础；对位于粉土、粉质粘土地质且地下水埋藏较深地带的直线塔和小角度转角塔推荐采用此种基础型式，此种基础型式的主柱和底板均配筋，具有节省混凝土的特点。灌注桩基础：在位于河滩中或含水量较大，承载力不高的地质条件和钢管杆基础时，推荐采用灌注桩基础。本工程全线各型铁塔所使用的基础型式见《基础型式图》。149 6环境保护及水土保持6.1变电部分6.1.1施工期间环境污染因素和防治措施a）污染因素变电站施工期间对周围生态环境的影响主要包括：交通干扰、施工扬尘、施工机械噪声、施工废物废水以及由于开挖、占用土地等造成的水土流失对周围环境的影响等。b）防治措施1）防治施工期水土流失，可通过优化变电站平面布置，在规划设计阶段尽量控制建设永久占地和临时占地，减少地表扰动面积；通过优化站区竖向布置，尽量减少土石方的开挖和回填；合理采取护坡、挡土墙、排水沟等工程措施，施工结束立即进行土地整治，恢复植被，以减少水土流失。本设计变电站10kV配电装置采用高压柜室内布置，可减少变电站占地面积。通过采用这些方案，尽量减少地表扰动面积，以减少水土流失等。2）施工单位土石方运输车辆要加盖蓬布，路面要及时洒水，以减少扬尘的污染。严格遵守交通法律、法规，避免发生交通干扰和交通事故。3）采用噪声水平较低的施工机械、设备，合理安排施工时间，尽量降低变电站和线路施工期间对周围环境有影响的施工噪声。4）施工中的建筑工地排水，先进行沉淀后排放，生活水设化粪池进行处理后排放；施工废弃物集中填埋或外运处理，以减少施工期间废水废物对周围环境的影响。149 5)电缆选型时满足国家的相关规程、规范，以限制无线电干扰水平及可听噪音。6)线路穿越主干道或不允许开挖的路段采用非开挖顶管施工，避免开挖道路影响交通及周边环境。7)为减少对交通、水利设施的影响，对线路经过地区需要跨越的公路、绿化带等，均取得有关部门的意见同意，按照有关规定和要求，满足其电气距离进行线路设计，以保证路基安全。6.1.2运行期间环境污染因素和防治措施a）污染因素运行期间环境污染因素主要有：电磁辐射的影响、噪声的影响、水污染的影响等。b）防治措施1）高压电力设备是电磁辐射的主要来源，大量的测试和研究表明，国内500kV变电站厂界工频磁场场强为0.012～2.96uT之间，远小于污染源工频磁场对周围敏感目标影响的场强限制标准（0.1mT）；而220kV变电站厂界工频磁场场强远低于500kV变电站，故居民不会受到变电站和线路的电磁辐射污染。2）变电站运行期间的噪声主要为变压器、电抗器、电流（电压）互感器等电气设备产生的连续电磁性和机械性噪声。根据国家环保研究所2002年对国内多个500kV变电站噪声测试结果，各变电站厂界噪声水平范围为32.3～50.1dB（A），小于《城市区域环境噪声标准》（GB3096-1993）中Ⅱ类（昼）60dB（A）的标准限值要求，接近Ⅱ类（夜）50dB（A）的标准限值。由于本建设工程电压等级为220kV，主要噪声源的噪声水平远低于500kV变电站，经过比较分析，本工程投运后厂界噪声小于标准限值，对周围环境影响较小。149 工程建设过程中，通过选用低噪音设备，尽量在变电站围墙内施工，加强站区绿化等措施，可大大减小变电站噪声对周围环境的影响。3）本工程污水主要为生活污水和含油污水。排水系统主要包括生活污水排水系统、含油污水排水系统及雨水排水系统等。生活污水经过化粪池进行净化处理达到国家排放标准后才对外排放。所区内含油污水主要为变压器区域的检修和事故排油以及该区域的含油雨水。所区设置了具有油水分离功能的事故油池，含油污水在油池内经油水分离，达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准后排入雨水系统，分离出来的废油及时处理，回收利用。站内的生活污水和含油污水通过处理达标后，集中排放到雨水系统中，雨水集中排放到雨水系统内，不会对周围水环境造成影响。6.1.3水土保持措施工程建设中，严格遵守国家有关规定，积极采取有效措施防止因工程建设引发的水土流失。主要措施包括：a）优化工程规划设计，减少工程建设永久占地和临时占地，减少地表扰动面积，优化站区竖向布置。b）电缆沟开挖时，尽量避免雨天施工，防止雨水对开挖面的冲刷。c）施工土石方运输车辆加盖蓬布，路面及时洒水，以减少扬尘的污染。d）站内道路采用混凝土面层，检修道路也采用硬化的混凝土面层，道路两边及站区空地植草，植树。道路两侧进行雨水导流，站内有组织排水，防止水土流失。6.2线路部分149 为了保护生态环境及不影响耕地，本工程线路路径基本上沿玉楼开发区南二环路的路边设置。设计全部采用自立式钢管杆，占地少。149 7项目的节能设计分析7.1系统部分7.1.1接入系统方案确保技术合理、经济最优考虑系统电网现状及站址的地理位置，本期220kV本期进出线2回，110kV本期进出线10回。各线路潮流均在经济输送范围内,没有过载线路。方案网损最小,接入系统线路最短,电网结构简洁清晰、运行灵活安全可靠,可以满足该地区的正常供电并提高供电可靠性。7.1.2考虑经济电流密度、合理选择导线截面本期220kV及110kV新建线路,采用2×630mm2及300mm2钢芯铝绞线，能够满足潮流转输送功率要求。7.1.3无功补充配置合理、优化全网电能损耗变电站本期工程建设三台180MVA主变,根据电网规划中无功补偿配置需求,本期每台主变低压侧装设四组6012kVar的电容器组可以满足要求。因此,本工程无功补偿容量充足,可以减少220kV电网下送无功,降低主变压器损耗,为优化调度、运行创造条件。7.2变电部分7.2.1主变压器选择变电站规划容量为三台180MVA主变压器，本期建设三台180MVA主变，采用SFSZ11-180000/220TH型三相三绕组油循环风冷有载调压电力变压器，为限制主变的铜损和铁损，采用低损耗的变压器，主变的损耗不超过以下数值：149 额定电压下，空载损耗不大于100kW。额定电压下，在75℃时的负载损耗不大于565kW。空载电流(在额定电压和频率下)不大于额定电流的0.4%。7.2.2站用变压器选择在站用电的选择上，设计严格按照变电站的实际用电负荷并考虑同时使用率计算站用变的负荷。本工程最终共设两台站用工作变压器,本期设两台10kV站用工作变压器。经负荷统计计算，站用变压器容量统一选用400kVA。变电站对站用变压器供电的可靠性要求较高，站用变压器容量通常是按一台站用变能带全部站用电负荷考虑，所以正常运行状态站用变压器大多工况条件下不能满载运行，尽可能的降低空载损耗(铁损),适当降低变压器的负载损耗(铜损)。7.2.3站内照明灯具的选择站内照明灯具均采用节能型灯具,经过照度计算选择灯具的功率及数量,实现绿色照明。7.3线路部分1）导线截面选择合理导线截面按经济电流密度选择，确保在正常运行方式下线路的经济运行。2）导线材质节能本工程线路导线采用铝包钢芯铝绞线，与相同结构的普通钢芯铝绞线相比，导电率较大、抗腐蚀性好、能耗低。3）金具节能149 本工程导线悬垂线夹、地线悬垂和耐张线夹推荐采用预绞式金具，防振锤推荐采用铝合金节能防振锤，该金具为铝合金材质，与普通金具比减少了涡流损耗。7.4项目节能标准煤本工程为新建工程，根据本站的建设规模，该站站用变年耗电量约为30万千瓦时，折算标准煤为36.87吨。根据本工程接入系统方式，双回220kV架空线路长约8.26km，220kV架空线路年耗电量约为100.77万千瓦时，折算标准煤为123.85吨。双回110kV架空线路长约2.70km，该2条110kV架空线路年耗电量约为8.10万千瓦时。电缆线路长1.80km，年耗电量约为36.00万千瓦时。110kV线路年耗电量约为44.10万千瓦时，折算标准煤为54.20吨。综合以上分析，220kV玉楼输变电工程年耗能量折算标准煤约为214.92吨。149 8抗灾减灾分析8.1系统一次抗灾能力分析本站220kV出线共2回，其中1回至华能电厂，1回至大丰变电站，具备双侧电源。电源线路可靠，即使失去一侧电源，仍能保持正常运行，具有较强抗灾能力。8.2变电工程抗灾能力分析a）变电站抗震设计按Ⅶ级设防，有较高抗震能力。b）变电站本期装设三台主变，双母线单分段接线，220kV出线两回。即使有一回线路故障，仍能保证重要负荷供电。c）通过对海口电网过去几年里灾难性质的研究发现，对海口电网影响最大的是热带风暴与台风，下面针对抗风提出一些具体措施来加强海口变电设备抗灾能力。1）主变压器采取措施进行可靠加固。主变压器各侧套管处连接，要求采用具有纵向、横向缓冲带的软连接措施。2）隔离开关操作杆必须装有定位销，防止台风过程中造成隔离开关分闸。8.3线路工程抗灾能力分析a）输电线路抗震设计按Ⅶ级设防，有较高抗震能力。b）线路的铁塔和导线风偏按37m/s基本风速设计，相当于强台风水平，有很强的抗风能力。149 9资产全生命周期分析9.1接入系统方案全生命周期分析9.1.1可靠性和安全性接入系统方案按照现有的电网现状，充分利用现有资源。由于变电站项目对其所在电网的正常运行有着重要影响，所以它的可靠性和安全性是设计时应该考虑的首要问题。可靠性是指变电站项目在运行时不发生故障；安全性是指变电站项目在运行时不发生事故。可靠性下降，可能诱发事故；而事故发生时，项目的性能往往下降或无法运行，也影响了项目可靠性。因此，在设计阶段要对可靠性和安全性综合考虑。因此，在设计阶段要对可靠性和安全性综合考虑。在变电站的接入系统设计中，我们对可靠性和安全性设计作如下考虑：新建海口220kV马村变电站后，主变选定的容量能满足今后五年的负荷发展水平,且本站的主变及电源线路应能满足本期N-1的要求。9.1.2可实施性设计可实施性设计是项目的可行性的一部分，本工程经过站址现场调研，线路踏勘，线路路径基本可行，为本工程的可实施性设计提供基础。9.1.3节约环保性设计资源节约、环境友好是南方电网公司提出的“两型”主要内容，也体现了党和国家科学发展观的要求，是工程项目全生命周期管理的一个重要目标，体现了工程项目与环境的协调性以及可持续发展的思想。在220kV马村变电站的设计中，充分考虑节约资源，并进行环境保护，详细介绍见第六及第七章节。9.1.4可扩展性设计149 结合用户远期电量需求，220kV马村变电站终期规模按三台主变建设设计。9.1.5全生命周期成本（LifeCycleCost，LCC）最优化最优化设计要求人们从工程项目全生命周期出发去考虑成本问题，它覆盖了工程项目的全生命周期，要求从工程项目全生命周期出发，不仅仅要考虑项目的初始投资，更要考虑项目在整个全生命周期内的支持成本，包含运行、维修、更新直至报废的全过程。从多个可行性方案中，按照全生命周期成本最小化、以及效能最大化的原则，选择最佳的设计方案，从而实现更为科学的设计，更加合理的选择配套设备，以便在确保设计质量的前提下，实现工程项目寿命周期成本相对最小化的目标，同时实现工程项目建设的最大经济效能与最大社会效益。因此在220kV马村变电站的设计中，我们对设计方案进行全生命周期成本优化。9.2变电站站址选择全生命周期分析该站址方案位于南二环路与疏港路延长线东南角，北临南二环路，西临疏港路延长线。目前为零散农田，站址低洼，回填量大，西距大丰站约9km，东距职业技术学校约1km，周边基本为软件园的规划用地。站址土地为规划用地（老城开发区规划用地），交通方便，有利于物资运送。9.3线路的路径选择全生命周期分析线路路径选择是否优化直接影响电网设施全生命周期，对线路所经区域村庄、城镇发展规划预计不足、周边基础设施建设的变化，会导致线路迁改、技改及大中小修149 ，从而影响电网设施全生命周期。因此在线路路径选择时应该着重注意以下四点：a）避开不良地质，低洼积水地段。b）线路路径尽量避开城镇、村庄、学校等。c）在城镇规划范围内的线路路径需满足广州市规划部门的要求，与规划同步并具有一定的前瞻性。d）对线路路径区域内的基础设施建设（如近几年可能建设或在建的厂房、公路、铁路、高速公路等），设计时应综合考虑，在满足线路安全运行的情况下，应留有一定的裕度，避免不必要的迁改、技改及大中小修。9.4关键设备和材料选型生命周期分析9.4.1主变主变压器选用三相三绕组油循环风冷有载调压电力变压器，容量为180MVA。主变考虑采用国产变压器，有载调压开关考虑采用合资或进口产品。目前，国产主变完全可以满足使用30年的要求，并且相对于合资主变，价格很低。从项目全生命周期费用来评价，采用国产主变性价比最优。有载调压开关是主变的配件，价格不高，采用国产或合资产品对项目的整体投资影响不大，并且采用合资产品，减少了运行维护费用，能更好的保证供电可靠性，因此设计建议采用合资产品。9.4.2220kV及110kV配电装置型式本工程220kV及110kV配电装置采用户内GIS设备。设备优越，占地面积少。9.4.310kV开关柜149 10kV户内开关柜间隔费用比户外设备造价要低，占地少且运行维护方便，运行条件好，所以现在10kV供电一般都采用户内开关柜形式。本站10kV开关柜的选用国产手车式开关柜。现在南网10kV高压开关柜选用较多的是箱式固定柜XGN与中置式铠装手车柜KYN。a）中置式开关柜KYN的优点1）配置的断路器体积小、重量轻，提高了手车的互换率，为检修和维护提供了一定的方便。2）柜体结构的小型化，节省了一定的占地面积。3）由于采用中置式导轨，相对减少了由于开关柜安装基础偏差而造成的动静触头接触不良、温升过高等现象。4）组装式的柜体结构为制造商提供了预制、仓储、运输上的便利条件和制造上的灵活适应性，同时也为用户提供了精度较高的产品。5）愈来愈多的先进可靠的元器件应用于开关柜中，使得其综合的技术性能水平提高。6）断路器发生故障时,可以将故障的断路器移开,将备用断路器插入就可恢复供电,这样就可以大大减少停电时间，提高供电的可靠性。7）手车式开关柜对于定期检修很有好处,在系统中的元件的运行状态无法保证其可靠性时,对设备定期检修有利于发现事故隐患,而手车柜检修方便得多,这也是手车柜的一个大优点。8）防护等级高。9）五防功能全。b）中置式开关柜KYN的缺点1）前中门采用非专用工具可打开，原始的设计考虑了这一点，一些制造厂为加工方便，节省工序，省略了锁钮芯的加工，使得原设计的初衷没有实现。2）没有断路器紧急解锁（当然并不是所有断路器都需要）装置。149 3）动静触头对位准确与否无法监测。4）触头盒的结构使得不利于触头散热，热传导和对流效果不好，尤其是针对3000A以上的断路器存在隐患。5）在大电流方面主要是温升较差，散热性能不好。6）手车柜主要绝缘故障较多,触头接触处温升大,主要跟国内生产制造工艺有关。目前大电流手车柜一般都采用进口或合资柜，能保证其工作性能。c）箱式固定开关柜XGN的优点1）检修时安全放心。2）为空气绝缘产品，不存在由于电气间隙不足而应用的固体绝缘件。3）对于电流大于3150A的，XGN显示了巨大的优越性，温升较好,散热性能好，绝缘故障较少。d）箱式固定开关柜XGN的缺点1）更换断路器相对要麻烦费力。2）连锁功能虽然新颖可靠，但加工较为复杂而且要求精度高，与我们的工艺水平有些矛盾。3）隔离开关的辅助开关对于用户一直是个老问题，虽然不是大问题而且也好修理，但由于辅助开关与操作机构的关联结构形式一直都没改进，有可能导致电气故障。e）本工程选用KYN开关柜优点如下1）总平面较小，挖方量较小。2）总平面布置合理，较紧凑。9.5闲置物资再利用生命周期分析220kV马村变电站为新建变电站，无闲置物资再利用计划。149 10社会稳定风险分析10.1变电工程220kV马村站为新建变电站，位于老城开发区内，其站址属于规划用地。推荐站址方案位于南二环路与疏港路延长线东南角，北临南二环路，西临疏港路延长线。目前为零散农田，站址低洼，回填量大，西距大丰站约9km，东距职业技术学校约1km，周边基本为软件园的规划用地。交通方便，有利于物资运送。站址附近无军事设施。经初步勘测，站址附近及地下均无历史文物迹象。本站址方案是老城开发区推荐并同意的，同时已得到住房和城乡规划建设局的初步批复。随着海口县老城开发区的建设，推动了当地经济快速发展和电力负荷的增长。老城开发区招商引资的实施，吸引了涵盖物流、港口、电力、化工、制造、食品加工、旅游、房地产、商业、教育、软件开发等多个行业，近百个项目在老城落户，其中多数用电负荷较大。为配合老城开发区建设，2015年前将安排扩建110kV美儒变电站（+50MVA），新建马村变电站（2×50MVA）和玉堂变电站（2×50MVA），并积极支持中航特玻、汉能光伏等大型高负荷企业自建企业用户变电站。建成220kV马村变电站后，不仅为这些新建变电站接入系统运行提供了经济、合理和可行的联网点，同时220kV马村变电站建成之后将与大丰站成倚角之势，将使老城地区各主要110kV变电站形成双电源双回路供电网络结构的目标得以实现，极大提高地区供电的可靠性。149 220kV马村变电站的建设，满足开发区各企业的负荷需求，有利于促进当地的经济发展，给当地居民提供更多的就业机会，对提高当地的经济生活水平有很大的促进作用。同时，变电站新建工程对周围环境的影响主要有废水、噪声和电磁污染等影响，均采取了相应措施进行预防和治理，使其达到相应的标准，以减少可能造成的环境影响。由于该变电站站址离居民区较远，对居民生活环境等均无大的影响。目前，该变电站建设选址合理，项目可行性高，社会风险主要在该站址存在部分青苗赔偿的协商，但目前已完成征地工作，社会稳定风险较低。10.2线路工程本工程的线路路径走向合理，沿线地势较平坦，且有公路、村道、土路供利用，交通条件较好。本工程线路沿线对无线电及通信无影响，且无拆迁赔偿问题，相关线路协议正在办理中。项目可行性高，风险较低。10.3结论220kV玉楼输变电新建工程，变电站选址合理，而已取得相关部门的协议及批复，线路路径走向合理，项目建设实施合理、合法、可行、可控、社会稳定风险较低。149 11投资估算及经济评价11.1投资估算11.1.1编制依据1）各专业提供的图纸及设备清册，南网2012（V1.0版）标准设计和控制典型造价控制指标。2）费用划分和取费标准按中华人民共和国国家发展和改革委员会发布的《电网工程建设预算编制与计算标准》（2007年版），3）取费：依据海南电网定[2008]198号《关于发布海南省电网工程定额体系使用与管理办法（2006年版）的通知》，和电定总造[2009]3号文发布的《关于调整电力工程建设预算费用项目及计算标准的通知》，安全施工措施补助费费率执行海南电网定[2010]791号文《转发南方电网公司关于安全文明施工措施补助费用标准的通知》，海南电网定[2011]257号《关于发布南方电网有限责任公司系统输变电工程监理费的通知》，税率按3.3%计取。4）定额标准：引用中国电力企业联合会2007年发布的《电力建设工程概算定额（2006年版）》第一册（建筑工程）、第三册（电气设备安装工程）；《电力建设工程预算定额（2006年版）》第四册（送电线路工程）、第六册（调试工程）及补充定额。5）人工调整执行海南电网定〔2012〕1号“关于调整海南电力建设工程人工工日单价标准的通知”。6）设备价格按“149 南方电网2012年电网工程主要设备及材料指导价格”，缺省部分按厂家询价或参照同类工程近期招标价，设备运输按铁路、水路2000公里运到海口考虑，公路运输至海口按70公里考虑。主变运杂费率为4.54%+1.41%=5.95%；一般设备运杂费率为3.8%+1.41%=5.21%。7）装装置性材料价格及调整：预算价格按中国电力企业联合会发布《电力建设工程装置性材料预算价格(2006年版)》及《变电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）》，缺少部分按市场价格；调差价按“南方电网2012年电网工程主要设备及材料信息价”或期同类工程近期招标价，价差只考虑计税金列入编制年价差。8）计价材料及机械费调整调整：送变电安装工程的计价材料及机械费调整执行海南电网定〔2013〕1号文“关于转发安装工程概预算定额2012年度材机调整系数的通知”。建筑工程机械费调整执行海南电网定[2013]4号“关于转发电力建设建筑工程概预算定额2012年度施工机械价差调整通知”，建筑工程材料费价差调整执行海南工程造价信息2013第5期海口地区价格，价差只考虑计税金列入编制年价差。10）勘测、设计费根据国家计委、建设部关于发布《工程勘测设计收费管理规定》的通知计价格[2002]10号文计列。11）基本预备费按4%计算，项目资本金为建设投资的20%，其余80%考虑向国内银行贷款，贷款年利率为6.55%，按季计息，贷款12个月的实际利率为6.71%。11.1.2投资估算经济指标（推荐方案）149 海口马村220kV输变电工程动态总投资24559.71万元。其中：海口马村220kV变电站新建工程动态投资16964.05万元；对侧220kV大丰站220kV线路保护改造工程动态投资44.11万元；对侧海口电厂220kV线路保护改造工程动态投资46.45万元；对侧110kV老城站110kV线路保护改造工程动态投资18.56万元；220kV华丰线π接至220kV马村站架空线路工程（220kV架空线路部分）动态投资4041.71万元；110kV永老线π接至220kV马村站线路工程（110kV架空线路部分）动态投资1044.12万元；110kV永老线π接至220kV马村站线路工程（110kV电缆线路部分）动态投资1741.68万元；海口马村220kV变电站新建工程（站内系统通信部分）动态投资540.70万元；220kV华丰线π接至220kV马村站架空线路工程（OPGW部分）动态投资68.14万元；110kV永老线π接至220kV马村站线路工程（OPGW部分）动态投资42.10万元；110kV永老线π接至220kV马村站线路工程（管道光缆部分）动态投资8.10万元.注：投资估算详见（附表一　～　附表十五）。149 11.2经济评价11.2.1经济评价依据根据原国家计划委员会和建设部联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及国家现行的财务、税收法规结合结合本工程的实际情况进行编制。11.2.2基础数据（按推荐方案数据评价分析）1）资金计划及来源本项目建设固定资产动态投资24559.71万元，经估算投产期所需流动资金250.91万元，共需筹措资金24810.62万元；资金比例按银行借款80%、企业注入资本金20%计算，则建设单位自有资金4841.45万元，银行贷款19969.18万元。（详见附表十六“投资计划与资金筹措表”）2）计算周期项目计算期25年，其中，建设期半年，运行期为24年。3）折旧标准及年折旧费用折旧标准：固定资产形成率为100%，按15年计提折旧，不计残值率，那么年折旧费为：24559.71/15=1637.3万元，年折旧率为6.67%。（详见附表十七“固定资产折旧、无形资产及递延资产表”）11.2.3财务评价1）成本计算年运行成本包括材料费、工资、职工福利基金、基本折旧费、大修理费和其他费用。149 根据电网行业有网络性的特点及相关资料，年运行经营成本按固定资产的3%计取，如（附表十八“成本计算表”）所示：本项目的年生产成本为2374.1万元，年经营成本为736.8万元。2）售电收入、税金、利润计算a售电收入本项目建设完成后，预计可输送约297MW的负荷，取年最大负荷利用小时数5500小时；线损率取5%；则，新增电量为：297MWx5500hx（1-5%）=155183万kwh。根据电网有关资料估算，售电单位收益按0.04元/kwh计算，则年售电销售收入为：155183万kwhx0.04元/kwh=6207万元。b销售税金增值税率取17%，城市维护建设税率取7%，教育费附加取3%，进项税额按经营成本的10%估算。那么如（附表十九“损益表”）所示：增殖税额为：6207*17%-736.8*10%=981.6万元/年；城市维护建设税额为：6207*7%=434.5万元/年；教育费附加为：6207*3%=186.2万元/年；销售税金合计：981.6+434.5+186.2=1602.3万元/年c销售收入及利润149 固定资产贷款12个月的实际利率为6.71%，流动资金按5.86%计取，还贷期间各年的财务费用按各年贷款利息相应计列，所得税率按25%，各年按税后利润的10%提取盈余公积及公益金，那么，如（附表十九“损益表”）所示：变电站运行24年各经济指标如下：销售收入总额为148975万元；税前利润总额为63579万元；税后利润总额为47684万元；待分配利润总额为42916万元。3）借款偿还计划及借款年限本项目还贷资金由主要来源是待分配利润和折旧费，可还款的利润按（附表十九“损益表”）中的各年待分配利润逐一计列，本项目按各年计提折旧费的50%来用于还贷；那么，如（附表二十“借款还本付息计算表”）所示，项目从建设期算起，年末借款累计从第十二年开始为负数，经计算，该项目的贷款偿还期为9.68年。4）现金流量及财务平衡分析如（附表二十一“财务现金流量表”）所示，整个计算期累计净现金流量为52383万元，现金流量表计算的各项评价指标如（附表二十二“工程经济效益一览表”）所示：本项目的财务内部收益率为10.62%，大于基准收益率10%的要求，可获得的财务静现值收入为4768万元，投资回收期为8.18年，利润率为10.68%，利税率为17.17%，表明项目的盈利能力还是比较强，同时具备较强的清偿能力。5）敏感性分析本项目选取总投资和电量加价作为敏感因素，进行变化幅度在-10%～10%的单因素敏感性分析。敏感性分析结果一览表149 不确定因素变化幅度内部收益率（%）净现值（万元）投资利润率（%）投资利税率（%）基本方案0%10.62476810.6817.17投资变化+10%10.7925168.9514.83-10%10.58701912.7920.04售电量变化+10%10.58749212.5719.75-10%10.8420438.7814.60由敏感性分析结果一览表可以看出，售电量额是敏感因素。总投资次之。因此在今后的建设和生产中，需注意增加售电量，同时控制工程的建设投资成本。6）结论综上所述，海口马村220kV输变电工程项目能带来良好的社会经济效益，在技术上、经济上都是可行的。149'