35kv输变电工程建设可行性论证报告.doc

卷册检索号35kVXX输变电工程可行性研究报告2011年9月 目 录1 工程概述61.1 设计依据61.2 工程背景61.3 设计水平年61.4 主要设计原则61.5 设计范围及配合分工62 电力系统一次72.1 XX电网概况72.2 用电需求预测102.3工程建设的必要性122.7 工程建设方案及相关电气计算122.8 电气参数选择142.9 电力系统一次结论与建议153 电力系统二次153.1 系统继电保护153.3 远动信息164 变电站站址选择174.1 基本规定174.2 站址区域概况184.3 站址的拆迁赔偿194.4 出线条件194.5 站址水文气象条件194.6 水文地质及水源条件194.7 站址工程地质194.8 土石方情况204.9 进站道路和交通运输205 变电站工程内容205.1 建设规模205.2 电气主接线及主要电气设备选择205.3 电气布置225.4 电气二次236 变电站扩建工程设想297送电线路路径及工程内容298 建设项目土地利用情况358.1 变电站用地359 投资估算359.1投资估算汇总表35附 件附件一 站址、路径协议附件二 相关附图附件三 投资估算书附 图 目 录附图一 2010年电力系统地理位置接线现况图附图二 2013年(本项目投产年)电网地理位置接线图附图三 2020年(远景规划年)电网地理位置接线图附图五 站址位置及进出线方向图附图六 变电站电气主接线图附图七 变电站电气总平面布置图附图十 线路路径方案图附图十一 杆塔型式一览图附图十二 杆塔基础型式一览图1 工程概述1.1 设计依据 （1）根据XX省2012年35kV及以上农网改造升级和无电地区电力建设工程项目可行性研究工作的通知。（2）与XX电业局签订的设计咨询合同。（3）XX农电局下发的关于35kVXX输变电工程的设计任务书。（4）XX市“十二五”及2020年电网发展规划。（5）XX县“十二五”及2020年电网发展规划。1.2 工程背景 XX农场位于XX县西南部，现由35kV和平变的10kV镇南线供电，供电半径已达14km，末端电压较低。三棵树农场由35kVXX变的10kV三棵树线供电，供电半径已达23km，末端电压较低。宏升乡北部地区由35kVXX变的10kV宏升线供电，供电半径已达20km，末端电压较低。XX农场、三棵树农场、宏升乡主要以农田灌溉用电负荷为主，主要集中在58月份，由于10kV供电半径长、导线截面小，造成用电高峰变电所主变超负荷运行，“低电压”问题严重。另外该供电区是XX县水稻主产区，机改电、旱改水、农副产品深加工等用电负荷迅速增长，为了缓解35kV和平变、XX变的供电压力，缩短10kV线路供电半径，增加35kV变电站布点，规划“十二五”期间建成投产35kVXX变，本期26.3MVA主变，电源取自110kV永安变，供电范围包括XX农场、三棵树农场、宏升乡北部地区。1.3 设计水平年本工程根据电网规划选定其投产年2013年，展望到2023年 （设计水平年后10年）。1.4 主要设计原则1）应满足该地区今后510年负荷发展的需要，并预留远期变电所扩建条件。2）工程的建设方案应优化设计，使该地区的供电方式更加合理，主变容量的选择应满足未来负荷发展的需要。1.5 设计范围及配合分工 系统现状分析电力需求分析、预测变电所建设方案电气计算投资估算2 电力系统一次2.1 XX电网概况2.1.l 电力系统现况 XX地区电网属于XX地区电网的一部分，位于XX地区电网的西南部。XX地区电网现有110kV、35kV、10kV、380/220伏4种电压等级，另外XX县有1条66kV东泰线（由吉林供电），其只对XX变的一台66kV主变（6.3MVA）供电。XX地区电网现有110kV变电所2座，江桥变（1*20MVA）、XX变（2*20MVA，1台由吉林供电的66千伏6.3MVA主变）；110kV线路2条 ，长度100km ；35kV线路7条，长度154km；35kV变电所8座，主变容量28.15MVA；10kV配电线路 1441km；0.4kV低压配电线路2012km ；配电变压器1162台，容量 90.155MVA。220kVXX一次变正在建设中，预计2012年投运。2.1.2 电网现况简介供电区现有变电站变电容量与负荷统计表表2-1 序号变电站名称电压等级（kV）主变构成（MVA）无功配置（MVar）无功配置比例（%）接线方式10kV出线间隔35kV侧10kV侧总数（个）已占用（个）备用（个）1XX变66、356.3+51.715.04单母线单母分段10912两棵变3523.150.69.52单母线单母分段5503六三变352+6.31.214.46单母线单母分段4404和平变352+50.68.57单母线单母分段4405塔子城变352+10.413.33单母线单母分段2206克利变35220.820.00单母线单母分段3307平洋变35220.615.00单母线单母分段4408大兴变35220.820.00单母线单母分段6609汤池变353.15+50.67.36单母线单母分段77010托力河35220.820.00单母线单母分段642合计-60.058.113.49-51483表2-2变电站名称电压等级（kV）容量配置(MVA)最大负荷（MW）功率因数负载率（%）齐泰变1104027.60.976.67江桥变1102014.50.980.56XX变66/3511.36.930.9266.66克利变3541.520.9340.86六三变358.33.810.9150.44塔子城变3530.780.9427.66和平变35740.9357平洋变3541.460.9239.67大兴变3543.450.9392.74汤池变358.154.560.9360.16两棵变356.34.670.9574托力河变3544.920.93132.262.1.4 电网存在的主要问题XX电网经过一、二期农网改造，供电状况有所改善，但由于基础差，电网改造投资有限，农网改造只限于部分旧导线、旧设备，改造不彻底，供电能力提升不明显，因而，在目前负荷高速发展的情况下，逐渐暴露出一系列问题： 1. 网架结构薄弱（1）XX县目前没有220kV变电站作为支撑，整个XX电网通过110kV榆江线、66kV东泰线、35kV榆汤线从外界电网获得电源。而66kV东泰线只对XX变的一台66kV主变供电，容量6.3MVA，榆汤线对35kV汤池变、大兴变供电，接带容量为12.15MVA，其余负荷全部通过110kV榆江线供电，一旦榆江线检修或故障停运，将造成XX县近80%的负荷停电，影响范围涉及包括县城在内的13个乡镇，严重影响全县人民的生产生活，因此急需新的上级电源作为支撑。（2）目前整个XX电网只有一座变电站（66kVXX变）为双电源，其余10座变电站均为单电源供电，线路T接情况严重，35kV泰六线采用LGJ-70导线，却T接了克利变、六三变、塔子城变、和平变四座变电站，一旦泰六线故障将造成克利、四里五、塔子城、和平等4个乡镇及六三农场大面积停电，严重影响农民的生产生活，且作为地区主要电源点的110kV江桥变为单主变配置，网络结构十分薄弱。（3）35kV、110kV变电站布点少，10kV供电半径过长，如江桥变江农线主干线长27km，汤池变农场线主干线长21km，两棵变宁姜线主干线长20km、好新线主干长19km，造成线路末端电压质量差，2009年全县综合电压合格率仅为63.4%，A类电压合格率仅为63%。2. 部分设备老旧落后（1）至2009年底，齐泰变2号主变运行年限达到20年，XX变66kV主变运行年限达到28年；110kV榆江线运行年限达到23年，110kV江泰线运行年限达到20年，35kV榆汤线、泰两线运行年限达到38年，六塔线、江平线运行年限达到21年，东泰线、泰六线、泰克线运行年限均已超过18年。因此，应根据线路的运行工况及时对运行年限过长线路进行改造。（2）35kV汤池变、平洋变均为常规变电站，建设标准低，设备简陋落后，部分设备厂家已经倒闭，无备品备件，运行维护十分困难，建议进行综合自动化改造。3. 变电站出线间隔紧张全县12座变电站中， 35kV变电站中只有托力河变剩余2个出线，其余变电站间隔已满，2座110kV变电站均只剩余1个出线间隔，出线间隔严重不足，适应新增负荷的能力很差。4. 输变电设备容量偏低现状运行的20台66、35kV主变中， 1台为1MVA，11台为2MVA，主变容量有待提高；2回110kV线路均为LGJ-120导线，10回66、35kV线路中，仅有3回为LGJ-95导线，2回为LGJ-70导线，1回为LGJ-70与LGJ-120混合导线，其余4回为LGJ-50导线。现有输配电设备基本能够满足现状负荷的供电需求，但备用容量偏低，无法满足县域经济腾飞、负荷高速发展的需求。5. 部分变电站负荷较重全县11座变电站中，3座变电站重载，负载率超过80%，分别为110kV江桥变、35kV托力河变、35kV大兴变，另有110kV齐泰变负载率超过70%，66、35kVXX变负载率超过65%，超过主变N-1要求负载率的变电站共计5座，占42%。6. 高压配电网负荷互带能力差（1）整个XX电网除66kV齐泰变外，其余变电站均为单电源，无法满足线路N-1校验。（2）全县12座变电站中，能够满足主变N-1的仅有4座，通过率为33.33%。不满足主变N-1的变电站中，单主变变电站1座江桥变，主变容量不匹配变电站3座66kVXX变、35kV六三变、35kV和平变，负荷过重变电站4座齐泰变、大兴变、汤池变、托力河变。因此建议尽快对现状小容量主变、负荷过重主变进行增容，提高电网的实际备用容量，适应负荷发展需求。7. 部分变电站无功补偿不足110kV齐泰变、江桥变均未装设无功补偿装置，两棵、和平变、汤池变无功配置比例不足10%，应根据变电站的运行情况增补无功补偿装置。8. 中低压配电网薄弱（1）全县46回10kV线路中，只有3回实现环网供电，其余均为单辐射供电，且环网线路供电半径过长、负荷重，造成实际运行中无法真正实现负荷互带，变电站之间无负荷互带能力。（2）线路导线型号偏小。现状年龙江县主干总长度385.14km，共有线路49回，单回线路平均主干长度为8.37km，主干线路导线型号以LGJ-35导线为主，长度324.53，占线路主干长度的84.26%，这部分线路将成为XX县电网的供电瓶颈。（3）县城现状采用10m水泥杆，杆塔过低，经常发生树木顶线造成跳闸，影响县城电网的供电可靠性。（4）现状10kV线路均为装设分段开关、分支开关，造成无法分段隔离故障，线路故障影响范围大。（5）县城10kV电网绝缘化率低，仅为30%，影响县城电网的安全运行。（6）现状所有野外线路均未装设防雷装置，雷击过电压时有发生，造成线路跳闸次数多、供电可靠性差。（7）低压台区虽然经过农网改造，但由于资金不足，居民负荷增长过快，超过了预期增长速度，导致线损较大、电压偏低。2.2 用电需求预测2.2.1供电区区域概括XX供电区电量、负荷历史数据统计表表2-3 单位：万kWh、MW年份2006年2007年2008年2009年2010年2011年2011年平均增长率宏升乡供电量372427503593717869年增长率11%14.7%17.7%17.8%20.9%21.1%17.2%XX供电量395450526620744892年增长率10%13.9%16.8%17.8%20%19.8%16.3%三棵树供电量346401473562674808年增长率13%17.9%18.8%18.8%19.9%19.8%17.53%合计电量111312781502177521352567合计年增长率13%14.8%17.5%18.1%20.2%20.3%17.31%三棵树供电负荷（三棵树线）0.860.991.161.381.662.0年增长率12%15.1%17.1%18.9%20.2%20.4%17.28%宏升乡供电负荷（宏升线）1.171.351.581.872.252.70年增长率11%15.3%17%18.3%20.3%20%16.98%XX供电负荷（镇南线）1.271.471.742.082.523.06年增长率11%15.7%18.3%19.5%21.1%21.4%17.83%合计负荷3.33.814.485.336.437.76合计年增长率12%15.4%17.5%18.9%20.6%20.7%17.51%2.2.2工程供电分区及功能定位本工程的供电范围为XX农场、三棵树农场、宏升乡北部地区（转移负荷50%）。负荷主要为农业灌溉负荷及农副产品加工负荷。2.2.4供电区用电需求预测2.2.5供电区自然增长负荷及电量预测（宏升乡转移负荷50%）表2-4 单位：万kWh、MW年份2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2020年2023年年增长率负荷6.416.867.347.858.48.999.6211.814.437%电量2133228224422613279629923201392148042.2.6供电区新增点负荷本工程供电分区内新增点负荷统计表表2-5 单位： MW序号供电区项目名称负荷性质投产年及负荷达产年及负荷投产年负荷（MW）达产年负荷（MW）1XX农场机井通电工程、农田小区开发、农副产品深加工农业排灌（水田2万亩）、加工业20131.620131.62三棵树农场机井通电工程、农田小区开发、农副产品深加工农业排灌（水田3万亩）、加工业20140.820151.63宏升乡机井通电工程、农田小区开发、农副产品深加工农业排灌（水田3万亩）、加工业20141.620150.82.2.7供电区负荷预测表2-6 单位：亿kWh、MW年份2012年2013年2014年2015年2016年2017年2020年2023年自然增长负荷6.867.347.858.48.999.6211.814.43点负荷1.62.42.42.42.433综合最大负荷（同时率0.95）6.528.499.7410.310.8211.4214.116.562.3工程建设的必要性XX农场、三棵树农场、宏升乡北部目前由35kV和平变及XX变供电，2010年最大负荷6.43兆瓦。随着本地区灌溉面积增加、粮食加工业的迅速发展，当地用电负荷快速增长，预计该地区2015年最大供电负荷为10.3 兆瓦，2020年最大供电负荷达到14兆瓦，现有电网的供电能力已不能满足该地区负荷增长的需求。为了满足电网发展和安全运行的需求，需新建35kVXX变电所。2.4 工程建设方案及相关电气计算2.4.1本工程供电范围根据本工程所在地区的电网现状、电网规划、负荷分布及发展情况，确定本工程的合理供电范围为XX农场、三棵树农场、宏升乡北部地区。2.4.2变电站站址选择详见第四章（变电站站址选择）。2.4.3电压等级选择根据供电范围划分、负荷性质及变电站站址选择情况，确定变电站主变压器中低压侧电压等级为35/10kV。2.4.4 主变容量选择根据负荷预测，35kVXX变 2013年新上2台6.3 MVA变压器，可满足地区供电需求，远期按210MVA考虑。2.4.5 接入系统方案根据电网规划、原有网络特点、负荷分布，,考虑新建35kVXX变进出线方便就近引入电源,选定供电方案如下：根据XX县十二五及2020年电网规划，在节约投资的前提下，尽量提高设备的供电可靠性及系统接线的合理性，本变电站35kV电源取自110kV永安变。2.4.6线路型式及导线截面选择根据线路路径情况采用架空线路，导线截面按照经济电流密度选择LGJ-150导线。2.4.7短路电流计算短路电流计算结果表（分投产年和远景年）投产年短路电流计算结果表表2-13 单位：kV、MVA、kA母线电压等级三相短路短路容量短路电流351522.3610824.51远景年短路电流计算结果表表2-14 单位：kV、MVA、kA母线电压等级三相短路短路容量短路电流351522.3610995.452.5 电气参数选择2.5.1 主变参数型号：SZ11-M-6300/35额定容量: 6.3MVA电压比：35+32.5/10.5kV短路阻抗: 7.5%连接组别: YN，d112.5.2 短路电流水平变电站35kV母线侧设备选择的短路电流水平按31.5kA考虑；10kV母线侧设备选择的短路电流水平按25kA考虑。2.5.3 无功补偿容量 根据无功分层分区就地平衡的原则，本次35kVXX变电站的无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主，本期安装10kV电力电容总容量1000kvar，最终规模安装10kV电力电容器总容量2*2000kvar。2.5.4 电气主接线35kV电气主接线：本期、远期均为单母线接线。10kV电气主接线：本期、远期均为单母分段接线，设分段断路器。2.6 电力系统一次结论与建议2.6.1 变电站工程本期安装2台6.3MVA主变压器，终期2台10.0MVA主变压器。35kV（高压侧）本期出线1回，终期出线2回。10kV（低压侧）本期出线6回，终期出线12回。本期安装10kV电力电容总容量1000kvar，最终规模安装10kV电力电容器总容量2*2000kvar。2.6.2 线路工程 35kV线路起于XX县四里五乡的110kV永安变，止于本次新建的35kVXX变。线路电压等级为35kV，单回路架设。线路亘长21.3km，导线为LGJ-150/25型钢芯铝绞线。3 电力系统二次根据目前电网的整体规划和发展，考虑变电所供电系统510年的发展，35kV变电所按无人值班综合自动化变电所进行考虑。元件保护设计依据GB14258-1993继电保护和安全自动装置技术规程及国家电网公司十八项电网重大反事故措施的规定执行。3.1 系统继电保护3.1.1 变电站系统规模XX县35kVXX变变压器两台。35kV采用单母线接线形式，35Kv进线1回，未配置断路器。10Kv采用单母分段接线形式，出线6回，电容器组2回，分段1回，所用变2台（未配置断路器）。3.1.2系统继电保护配置方案本期XX变按无人值班综合自动化设计。变电站采用具有远方控制功能的计算机监控系统。监测范围包括断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、电容器、交直流站用电、通信设备及其辅助设备、保护信号、各种装置状态信号、电气量和非电气量信号。控制范围包括断路器、主变有载调压开关等。35kV和10kV采用保护和测控单元合一装置。全站只设置一套时钟同步系统，时间同步信号宜采用直流IRIG-B信号接口方式。综合自动化系统应采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层以及网络设备构成，采用双网结构，站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。综合自动化系统与站内智能设备（主要包括微机型继电保护、直流系统、UPS 系统、火灾报警系统）宜采用RS-485串口通信。主变压器保护采用微机型，按主、后备保护分开单套配置。变压器应配置独立的非电量保护。主变后备保护含35kV复合电压闭锁过流保护，10kV复合电压闭锁过流保护，均配置过负荷保护。并联电容器保护配置微机型三段式相间电流保护。10kV线路保护配置微机型三段式相间电流保护及三相一次重合闸。无功电压优化控制（VQC）、小电流接地选线功能由监控系统实现。防误操作闭锁功能由综合自动化系统实现，原则上不设置功能独立、“单采单送”的防误操作闭锁装置。变电站设置1套图像监视及安全警卫系统，满足全站的安全、防火、防盗功能及无人值守要求，具有与火灾自动报警系统的联动功能。变电站配置一套交流不停电电源（UPS）系统， UPS为变电站内综合自动化系统、保护装置及通信设备等重要二次设备提供不停电电源。3.2 远动信息综合自动化系统满足按无人值班站的运行条件。具有“四遥”功能，采用分层分布式网络结构模式。采用标准远动通讯规约和网络通讯协议，并符合DL/T 677-1999标准，以满足数据通信互联性、互操作性和互换性要求。（1）数据传输信息包括下列内容：模拟量测量值；控制信息（断路器跳合闸命令、主变分接头调节、对时命令等）；开关量输入（断路器位置、保护压板投退、操作机构状态等）；异常信号（装置异常、外部回路异常等）；故障信息；保护装置的定值信息；保护、测控装置的其它信息。（2）信号测量和控制继电保护及自动测控装置应具有通信总线接口、授时接口和串行调试接口。遥测、遥控、遥信采用分层分布式结构，由保护测控装置实现。测量电流回路与保护电流回路相互独立。遥测精度：电压、电流和频率0.2级，其他0.5级；遥信分辨率：不大于2ms；事件记录分辨率：不大于2ms；遥控（调）正确率：99.99%；遥信量正确率：99.9%；实时数据刷新时间：不大于1s。（3）通讯管理单元通讯管理单元实现通讯管理功能，包括监控系统、保护装置、自动装置、测控装置、直流设备、微机五防装置、调试设备、调度主站的通讯管理，检查和监视各装置的通信状态，网络联机维护和监测，自动对时，自诊断，转发信息编辑和合成，小电流系统接地故障选线仲裁，运行异常及事故时驱动当地音响报警装置（电笛及电铃，并含在综合自动化系统内）。该单元应提供标准通讯接口有：RS-232、RS-485/RS-422可转换，现场总线通讯接口，不小于8个，应能够满足变电站的要求，采用标准的通讯规约和网络通讯协议。（4）卫星对时系统对时系统接收卫星对时信号，通过B码方式实现系统对时，与综合自动化系统统一组屏。通讯管理单元与对时系统之间除了通过通讯接口进行时间同步外，应能接收和播发来自时钟同步系统的对时信号，满足整个系统的保护测控装置、数据采集装置时间同步要求，保证数据累加及SOE事件记录的一致性和可靠性。3.3系统通讯3.3.1设备现状农网调度自动化建设刚刚开始。110kV永安变有接入城网的光设备。3.3.2通道要求35kVXX变是110kV永安变35kV出口引出。通道需求主要是二次信息需传电能计量、远动信号；其次，电力调度指挥及通信维护话音传输。3.3.3系统通信接入方案 35kVXX变光设备接受XX县调网络管理。 35kVXX变接入农网光路组织推荐以下方案：方案一：35kVXX永安变跳线35kV二龙涛永安变220kV泰来变110kV泰来变县调35kVXX变对110kV永安变方向设备1+0，光口1+1热备运行。光缆建设：35kVXX变到110kV永安变35kV线路共计21.9km。需要光缆实际长度：23.1km。线路主要材料：序号名称技术规范单位数量备注1光缆ADSSkm23.12ADSS专用金具悬垂套1143ADSS专用金具耐张套304ADSS过度金具悬垂套1145ADSS过度金具耐张套306防震鞭套2587引下线夹套1088接头盒中间接头套69余缆架套6新建光缆线路35kV二龙涛变110kV永安变3.3.4通道组织电能计量64k -*-* 35kVXX变 110kV永安变 XX县调远动信息64k -* 35kVXX变 XX县调程控小号64k -*-*-* 35kVXX变 110kV永安变 XX县调各室3.3.5站内通信方案站内通信系统供电方案：站内监测信息：含通信信息和二次信息。通信专业SDH、PCM等接受县调网络管理。二次信息，电能计量、远动等信息传向县、地调。站内配置市话一路，做GPRS备用信息通道。由二次专业提供本期使用4个屏位及2个备用屏位。电气主要材料：序号名称技术规范单位数量备注1SDH设备622Mbit/s台1XX2块2PCM设备台23直流-48V通信电源台14综合配线架GYPX台15155M群路/光支路盘STM-1块2永安变2块6音频模块块2县、地调扩容7数字模块块2县调扩容8光模块24光配块39尾纤根245m/根102M业务板块1县调11接头盒终端接头个212余缆架个213光缆GYFTZYkm0.614蓄电池100Ah,2V/节，24节台115梅花管km0.13.3.6网路方案与系统设计1） 本期工程传输标准 依照国内光传输标准，符合ITU-T建议G.821 ，G.707，G.957，G.958，G.782，G.783，G.784，G.826，G.825，G.703，G.811,G.813及G.812等要求。1. 传输网路结构话路配置：FXO: 4CH 调端热线电话等。FXS: 2CH 所端热线电话等。4WEM： 12CH 电能计量，远动信号等。）传输设备安装平面布置方案XX变通信设备与二次设备同室布置。共计需要5块屏位。3.3.7工程注意事项通信设备屏体颜色与二次设备保持一致。所有屏体均采用标准19吋屏体:2260600600。 4 变电站站址选择4.1 基本规定4.1.1 站址选择过程XX县XX农场以平地为主，海拔在137139m之间，起伏不大，交通条件较好。我院各专业技术人员在XX县供电局的大力支持下，于2011年9月赴站址区域进行现场踏勘。根据国家土地使用政策及技术规程的相关要求，结合本工程任务目标，明确工程选址依据以下指导原则开展： 不占用基本农田 满足历史最高洪水位 系统布局合理4.1.1.1 不占用基本农田根据国务院令颁布的基本农田保护条例，本工程站址用地需回避基本农田。经实地勘查，确定了满足建设要求的站址区域。拟建35千XX变电站站址，位于XX县XX农场。土地性质农场荒草地。 4.1.1.2满足历史最高洪水位站址附近XX河历史最高洪水位132.34米。4.1.1.3 系统布局合理XX地区电网现有110kV、35kV、10kV、380/220伏4种电压等级，另外XX县有1条66kV东泰线（由吉林供电），其只对XX变的一台66kV主变（6.3MVA）供电。本变电站建成后，根据所址位置，达到满足经济发展需求和供电可靠性。4.1.2 拟选站址概述4.1.2.1拟建站址位于XX县西南部XX农场内，地势平坦，开阔。4.2 站址区域概况4.2.1 推荐站址地处XX县西南部XX农场，该站址地形平坦，属平原。4.2.2站址方案地势平坦，地面高程137-139米，高于历史最高洪水位132.34米。4.2.3 站址方案为个集体土地使用权。4.2.4 站址方案靠近乡道，路况较好，能够满足大型设备的运输要求。4.2.5 经过收资，站址附近未发现矿产分别，也未发现历史文物、文化遗址等影响工程建设的因素。4.2.6 站址附近未发现军事设施，未发现通信电台及风景旅游保护区。4.3 站址的拆迁赔偿站址无拆迁。4.4 出线条件 高低压各侧出线走廊开阔，方便出线。4.5 站址水文气象条件4.5.1 水位 站址处历史最高洪水位132.34米。站址地面高程为137-139米，不受洪水及内涝影响。4.5.2 气象资料4.5.2.1 站址气象特征XX县的气候为寒温带大陆性季风气候，冬长夏短。冬季气温-10C-35.2C,夏季气温5C-41.6C，年降雨量227-580毫米。最大冻结深度2.3米。4.5.2.2 设计风速站址区域50年内一遇10高10min平均最大风速为30m/s4.6 水文地质及水源条件勘察场地在钻探深度内揭露地下水属于孔隙承压水，勘查期间初见水位埋深5.30-5.50米，静止水位埋深为4.70-4.90米，年变化幅1-2米。勘探时期为丰水期。结合水分析结果地下水对混凝土及混凝土中的钢筋具微腐蚀性。4.7 站址工程地质4.7.1 根据中国地震动参数区划图，地震设防烈度7度区；根据当地建筑经验以及建筑抗震设计规范（GB50011-2001）中第4.1.3条判定:该场地土类型为中软土，该建筑场地类别为二类场地，可视为可进行建设的一般场地。4.7.2勘察场地钻探深度内，按其成因和物理力学性质场地土共分3个主层及1个亚层,详细描述如下：杂填土：厚度1.2-1.6米，主要由转头、炉灰、杂土等组成。粉质粘土层：黄褐色，可塑，有层理，中压缩性土。稍有光泽，无摇振反应。厚度1.22.2米。fak=160kPa粉质粘土层：灰黑色，软-流塑，有层中含腐质植。切面光泽，无摇振反应。厚度1.72.1米。fak= 150kPa圆砾层，灰色，饱和，中密，局部为稍密， fak=300kPa4.7.3 地区附近未发现采空区，未发现可开采的矿藏及滑坡、泥石流等影响工程建设的不利因素。4.8 土石方情况站址方案处填方量2480立米。4.9 进站道路和交通运输4.9.1 进站道路站址新建进站道路由站址北侧的乡道引接。新建进站道路长度方案一为30米，为公路型混凝土路面。道路征地面积为0.038hm2。新建及改造进站道路无拆迁量，新建道路与向导接引处设过水涵洞。4.9.2 大件运输拟建站址均有与乡级以上公路相邻，现有公路及新建、改造进站道路完全能满足大件运输要求。5 变电站工程内容5.1 建设规模 （1）35kV（高压侧）本期出线1回，终期出线2回。（2）10kV（低压侧）本期出线6回，终期出线12回。（3）本期安装2台6.3MVA主变压器，终期2台10.0MVA主变压器。（4）本期安装10kV电力电容总容量1000kvar，最终规模安装10kV电力电容器总容量2*2000kvar。5.2 电气主接线及主要电气设备选择5.2.1电气主接线35kV电气主接线：本期、远期均为单母线接线。10kV电气主接线：本期、远期均为单母分段接线，设分段断路器。中性点接地方式：本变电站为小电流接地系统，35