国家电网公司输变电工程可行性研究内容深度规定.doc

国家电网公司文件国家电网发展2007812号关于印发国家电网公司输变电工程可行性研究内容深度规定（试行）的通知中国电科院，国网经研院，各区域电网公司、省（自治区、直辖市）电力公司，各省（自治区、直辖市）电力设计院：为满足输变电工程核准要求，规范可行性研究内容深度，加强电网项目前期管理，根据国家有关规定，并结合电网建设的特点，公司研究制定了国家电网公司输变电工程可行性研究内容深度规定（试行）。现印发试行。本规定在试行中有何意见和建议，请及时告国家电网公司发展策划部。附件：国家电网公司输变电工程可行性研究内容深度规定（试行）、二七年九月二十九日主题词：计划 输变电可研 规定 通知抄送：中国电力工程顾问集团公司，华北、华东、中南、西南、东北、西北电力设计院。国家电网公司办公厅 2007年10月8日印发附件：国家电网公司输变电工程可行性研究内容深度规定（试行）二七年十月目录总则1一般规定2“两型”电网建设思路和原则4交流工程71 工程概述72 电力系统一次83 电力系统二次134 变电站（串补站）站址选择175 变电站工程设想216 送电线路路径选择及工程设想237 大跨越选点及工程设想258 节能措施分析279 投资估算及经济评价28直流工程301 工程概况302 电力系统一次313 电力系统二次364 换流站站址选择405 换流站工程设想446 直流输电线路路径选择及工程设想477 接地极极址选择及工程设想498 接地极线路路径选择及工程设想519 节能措施分析5310 投资估算及经济评价53图纸56有关协议58附则59 总则1. 可行性研究是基本建设程序中为项目核准提供技术依据的一个重要阶段。为满足输变电工程核准要求，规范前期工作深度，加强管理，根据国家有关规定，并结合输变电工程建设的特点，制定本规定。2. 本规定是编制、评审输变电工程可行性研究报告的重要依据。输变电工程可行性研究须委托有资质的设计单位研究编制可行性研究报告，并委托有资质的咨询机构评审。评审意见是开展项目专题评估和编制项目核准申请报告、开展后续工程设计的依据。3. 本规定适用于330千伏及以上新建、扩建、改建交直流输变电工程（包括直流背靠背工程）可行性研究工作。220千伏输变电工程可行性研究可根据工程具体情况参照执行。4. 对于城乡规划区内的输变电工程，应及早将电网规划内的变电站站址和输电走廊通道纳入城乡经济社会发展规划，并将工作成果作为工程可行性研究的基础。5. 为满足项目核准需要，推进工程前期工作，对于已完成可行性研究的项目，应及时安排预选线等后续设计，进一步落实变电站站址和线路路径，配合开展专题评估工作。一般规定1. 输变电工程可行性研究必须贯彻国家的技术政策和产业政策，执行各专业的有关设计规程和规定。推进资源节约型、环境友好型电网建设（简称“两型”电网建设）。推广通用设计、通用造价、通用设备，促进标准化建设。推广采用先进适用输变电新技术，提高线路输电容量，节约线路走廊，集约使用站址资源。注重环境保护，节能降耗，控制工程造价。2. 编制可行性研究报告应以审定的电网规划为基础。3. 编制可行性研究报告时，设计单位必须完整、准确、充分地掌握设计原始资料和基础数据。 4. 当有多个设计单位参加同一项目的可行性研究报告编制时，应明确其中一个为总体设计单位。总体设计单位应对其他各协作设计单位的设计内容负责，对相关工作的配合、协调和归口负责，对接受工程外委项目的各设计和测试单位的资质提出意见，并负责将各外委单项可行性研究报告或试验研究报告等的主要内容及结论性意见经分析和整理后归纳到可行性研究总报告中。 5. 可行性研究报告应满足以下要求：（1）在电网规划的基础上，应重点对项目的必要性、系统方案及投产年进行充分的论证分析，同时应分析项目及方案的节能降耗效益，提出项目接入系统方案、远景规模和本期规模。（2）提出影响项目规模、技术方案和投资估算的重要参数要求。（3）提出二次系统的总体方案。（4）对新建工程站址进行全面技术经济比较，进行必要的调查、收资、现场踏勘、勘测和试验工作，提出推荐意见。新建工程原则上应有两个及以上可行的站址。（5）对新建线路的路径方案进行技术经济比较，对大跨越工程，跨越点位置应结合路径方案进行全面技术、节能及经济比较，并进行必要的调查、收资、勘测和试验工作，提出推荐意见。（6）投资估算应能满足控制概算的要求，并应与通用造价、工程限额设计控制指标进行对比分析。（7）经济评价所需的原始资料切合实际，测算的电网电价调整需求合理、可信。6. 可行性研究报告分总报告、电力系统一次接入系统报告、电力系统二次接入系统报告、变电站工程选站及工程设想报告、线路工程选线及工程设想报告、节能降耗分析报告、投资估算及经济评价报告等卷册编制出版。总报告说明书应按要求编写，并应有附件和附图，其他报告也应有必要的附图。46 “两型”电网建设思路和原则随着经济的发展、社会的进步，土地和线路走廊资源日益紧张，在电网建设中，必须大力推广应用先进适用技术，提高电网输配电能力、节约土地资源、降低网损、节省投资。1优化建设时序在负荷增长较快的地区，结合远景地区电网分层分区规划，可考虑同时建设2组变压器，避免短时间扩建变电站，避免不同电压等级电网间的重复建设，保证电网安全稳定运行，节约投资。2大容量变压器750千伏变压器宜采用150、210万千伏安容量的变压器。500千伏变压器宜采用75、100、120、150万千伏安。在大中型城市负荷密度较高的地区，每个变电站宜配置24台100150万千伏安主变，尽量减少变电站个数，与大截面或耐热导线线路配合应用，可简化电网结构。330千伏变压器宜采用24、36、50万千伏安，在负荷密度高的地区推广36、50万千伏安主变。220千伏变压器容量可采用15、18、24、30、36万千伏安。3串补技术串补技术可以有效缩短输电线路的电气距离，提高线路输送能力，改善潮流分布，宜在长距离、大容量输电中推广采用。4同塔双回（多回）线路按远景目标网络规划，应远近结合，采用同塔双回线路架设。初期潮流较轻时，可考虑先单侧挂线。在线路走廊特别紧张的地区，应考虑优化线路路径，建设同塔多回路，特别是不同电压等级的同塔多回路，充分利用走廊资源，提高通道利用率。同塔双回（多回）铁塔设计推广采用高强钢。5紧凑型线路在远距离、大容量送电工程中，应考虑采用紧凑型方案，提高电网的稳定水平。6导线设计、建造的标准新建线路导线最高允许温升应按80C设计。经济发达地区，线路改造困难，当老线路因导线截面过小，热稳定水平成为制约电网送电的瓶颈时，可优先考虑提高导线最高允许温升，其次可考虑将老线路改造为耐热导线。7路径大方案选择对于跨区、跨省线路和较长线路，采用高清晰度卫片辅助路径大方案选择技术，能更加准确地提供统计数据，有效缩短线路路径，应在线路路径大方案选择中推广采用。8导线截面选择远景潮流较重的线路宜采用大截面导线，减少线路回路数，简化网络结构，节约土地资源，降低网损。导线截面选择应按全寿命周期进行比选。750千伏交流线路导线截面宜采用6400mm2，330千伏交流线路导线截面宜采用2400、2630、4400mm2。500千伏交流导线截面宜采用4400、4500、4630、4720mm2，主网架线路宜选用4630mm2以上导线，4300mm2可在较小容量电厂（例如抽水蓄能电站）接入系统中采用。500千伏紧凑型线路导线截面宜采用6300、6400mm2。220千伏输电线路宜采用截面2400、2630mm2，500千伏变电站向枢纽220千伏变电站送电的出线可采用截面4400mm2的导线。9数字化变电站技术有条件实施的工程应逐步采用数字化变电站技术。10节能降耗项目本身应满足能源政策，符合西电东送格局，为节能降耗起到积极的作用。接入系统方案合理，潮流流向、网损合理。变电站设备选型，应考虑节能产品。输电线路材料和结构应考虑节能和降低线路损耗。11注重环境保护采用先进实用技术，节约土地资源，降低噪声干扰。优化线路路径，整合输电通道资源，避开环境敏感地区，降低线路走线对环境的影响；跨越林区采取高跨方案；在山区复杂地形采用全方位高低腿基础技术、岩锚基础技术等，减少土方开挖、保护山区植被。变电站选择应尽量避开基本农田，无法避让的应优先选用占地少的变电站技术方案。交流工程1 工程概述1.1 设计依据（1）说明工作任务的依据，经批准或上报的前期工作审查文件或指导性文件。（2）与本工程有关的其他重要文件。（3）与委托方签订的设计咨询合同。1.2 工程概况（1）简述工程概况，电网规划情况及前期工作情况。对扩建、改建工程，应简述先期工程情况。（2）简述近期电力网络结构，明确与本工程相连的线路起迄点及中间点的位置、输电容量、电压等级、回路数、线路长度、导线截面及是否需要预留其它线路通道等。（3）说明变电站进出线位置、方向、与已建和拟建线路的相互关系。（4）说明线路所经过地区的行政区划。（5）说明变电站地理位置与网络位置。1.3 设计水平年根据电网规划合理选定工程设计水平年及远景水平年。远景水平年用于校核分析，应取设计水平年后1015年的某一年。1.4 主要设计原则（1）根据电力发展规划的要求，结合工程建设条件等提出本项目的设计特点和相应的措施。（2）简述各专业的主要设计原则和设计指导思想。（3）采用新技术及标准化情况。1.5 设计范围及配合分工（1）说明本设计应包括的内容和范围。（2）说明与外部协作项目，以及设计的分工界限。（3）对扩建、改建工程，说明原有工程情况与本期建设的衔接和配合。2 电力系统一次论证项目建设的必要性，对建设方案进行技术经济节能等综合比较，提出推荐方案，确定合理的工程规模和投产年限。进行必要的电气计算，对有关的电气设备参数提出要求。2.1 电力系统概况2.1.l 系统现况概述与本工程有关电网的区域范围；全社会、全网（或统调）口径的发电设备总规模；电源结构、发电量；全社会、全网（或统调）口径用电量、最高负荷及负荷特性；与周边电网的送受电情况；供需形势；主网架结构、与周边电网的联系及其主要特点；330千伏及以上电压等级电网输变电设备总规模；330千伏及以上电网变电容量容载比；电网存在的主要问题；主要在建发输变电工程的容量、投产进度等情况介绍。2.1.2 负荷预测介绍与本工程有关区域（或省）电力（或电网）发展规划的负荷预测结果，根据目前经济发展形势和用电增长情况，提出与本工程有关电网的全社会、全网（或统调）负荷预测水平, 包括区域（或省）和分地区（供电区或行政区）过去5年及规划期内逐年（或水平年）的电量及电力负荷，分析提出与本工程有关电网设计水平年及远景水平年的负荷特性。2.1.3 电源建设安排及电力电量平衡根据经评审过的相关规划设计，参照有关主管部门提供的相关资料，概述与本工程有关电网设计水平年内和远景规划期内的装机安排，列出规划期内电源名称、机组类型、装机规模、装机进度和机组退役计划表。进行全网、分省逐年电力、电量平衡计算。根据工程需要进行分区电力平衡和分层电力平衡计算，确定各省间或各供电区间电力流向及同一供电区内各电压等级间交换的电力。2.1.4 电网规划概述与本工程有关的电网规划。2.2 工程建设必要性根据与本工程有关的电网规划及电力平衡结果，关键断面输电能力分析，分析本工程（含电网新技术应用）建设的必要性、节能降耗的效益及其在电力系统中的地位和作用，说明本工程的合理投产时机。对于联网项目，应结合联网效益分析，分析扩大和加强联网的必要性，说明本工程的合理投产时机。2.3 接入系统方案根据电网规划、原有网络特点、负荷分布、断面输电能力、先进适用电网新技术应用的可能性、联网效益分析等情况，提出本工程2个及以上接入系统比较方案，必要时应包含与本工程有关的下一级电压等级电网研究。在方案拟定时，应远近结合，综合考虑节约土地、节能降耗、电网新技术的应用，对接入系统方案进行必要的潮流、稳定、短路电流、工频电压、潜供电流等电气计算，节能降耗效益分析，并进行技术、经济综合比较，提出推荐方案，并对远景水平年变电站接入方案进行展望。确定变电站远景规模，包括主变规模，高、中压侧电压出线回路数和连接点的选择。确定本期规模，包括主变规模，高、中压侧电压出线回路数和连接点的选择。确定电网工程加强方案（含新技术应用），线路回路数和起、迄点选择。对需要采用串联电容补偿装置的工程，根据系统对线路输电能力的要求，结合潮流、稳定等计算，必要时结合次同步谐振专题计算分析，考虑串补站建设、运行条件，经技术经济比较，对串联电容补偿度、装置型式（固定串补或可控串补等）、串补站位置提出推荐意见。2.4 电气计算2.4.1 潮流计算根据电力系统有关规定，进行典型正常及故障运行方式下的潮流计算分析，校核推荐方案潮流和网络结构的合理性，并为选择送电线路导线截面和变电设备的主要规范提供前提条件。2.4.2 稳定计算进行相关故障运行方式下的稳定计算，必要时，进行严重故障条件下的稳定校核，分析设计方案的稳定水平。当稳定水平较低时，分析和研究提高电网稳定水平的措施。2.4.3 工频过电压和潜供电流计算对推荐方案，必要时进行设计水平年工频过电压、潜供电流、自励磁计算，当存在问题时，提出限制措施。2.4.4 操作过电压对推荐方案，应结合合闸电阻及接地开关选择，必要时进行操作过电压计算。2.4.5 短路电流计算（1）按设备投运后1015年左右的系统发展，计算并列出与本工程有关的各主要枢纽点最大三相和单相短路电流，对短路电流问题突出的电网，应对本工程投产前后系统的短路电流水平进行分析，以分析方案的合理性，选择新增断路器的遮断容量，校核己有断路器的适应性。（2）系统的短路电流宜限制在合理的水平，若系统短路电流水平过大而引起新增断路器设备选择有困难或需要大量更换现有断路器时，应计算过渡年短路电流，并研究限制短路电流的措施，必要时提出限制短路电流措施专题研究的要求。2.5 无功补偿平衡及调相调压计算对设计水平年推荐方案进行无功平衡计算，进行大、小运行方式无功平衡，确定无功补偿设备的型式、容量及安装地点；选择变压器的调压方式。必要时，应对调相调压进行专题计算。2.6 线路型式及导线截面选择根据正常运行方式和事故运行方式下的最大输送容量，考虑到电网发展，必要时对不同导线型式及截面、网损等进行详细技术经济比较，确定线路型式（含紧凑型线路）及导线截面。2.7 主变压器选择根据分层分区电力平衡结果，结合系统潮流、负荷增长情况，合理确定本工程变压器单组容量和本期建设的台数。2.8 系统对有关电气参数的要求2.8.1 主变参数结合潮流、调相调压及短路电流计算，确定变压器的额定主抽头、阻抗、调压方式（有载或无励磁、调压范围、分接头）等，说明变压器中性点接地方式，必要时对变压器第三绕组电压等级及容量提出要求。2.8.2 短路电流水平提出变电站高、中压母线侧短路电流水平；必要时，应结合系统要求，并对变电站母线通流容量、电气设备额定电流提出初步要求。2.9 无功补偿容量2.9.1 高压并联电抗器根据限制工频过电压，潜供电流，防止自励磁，无功补偿等要求，确定高压并联电抗器容量，台数及装设地点（包括中性点小电抗）。2.9.2 低压无功补偿装置按变电站规划规模和本期规模，根据分层分区无功平衡结果，结合调相、调压计算，分别计算提出远期和本期低压无功补偿装置分组数量、分组容量。2.10 串联补偿装置额定参数结合系统分析计算，对固定串补，分析提出线路串补度、额定电抗、额定电流、额定容量；对可控串补，在固定串补参数的基础上，需提出容性电抗提高因子，及额定电流下的串补额定功率。2.11 电气主接线结合变电站或串补站接入系统方案及分期建设情况，提出系统对变电站或串补站电气主接线的要求。2.12 电力系统一次部分结论与建议说明本工程建设的必要性、投产时间，节能降耗效益，推荐接入系统方案，工程规模及系统对有关电气参数的要求，必要时提出需进一步分析研究的关键问题及下一步工作建议。2.12.1 变电站工程说明变电站终期及本期变压器容量、台数；高压及中压侧出线回路数、出线方向；高压及低压侧无功补偿装置型式、容量、台数，安装位置。对扩建、改建工程，应说明工程终期、已建及本期建设规模。2.12.2 线路工程说明线路起迄点、长度、导线型式及导线截面。2.12.3 串补站工程说明串联补偿装置型式、容量、安装位置及套数。3 电力系统二次设计应根据保护、自动化、通信等新技术的发展，积极采用先进适用技术，并有效实现各应用系统的衔接与整合。3.1 系统继电保护3.1.1 一次系统概况简述一次系统的概况和特点。3.1.2 现状和存在的问题概述与本工程有关的系统继电保护现状，包括配置、通道使用情况、运行动作情况，并对存在的问题进行分析。3.1.3 系统继电保护配置方案分析一次系统对继电保护配置的特殊要求，论述系统继电保护配置原则。提出与本工程相关线路保护、母线保护、自动重合闸、断路器失灵保护、短引线保护、线路过电压保护、远方跳闸保护、故障录波器及专用故障测距等的配置方案。3.1.4 保护及故障信息管理系统子站概述与本工程相关的电网保护及故障信息管理系统配置情况，提出本工程子站配置原则。3.1.5 对通信通道的技术要求提出保护对通信通道的技术要求，包括传输时延、带宽、接口方式等。3.1.6 对相关专业的技术要求。提出对CT、直流电源等的技术要求。3.2 安全稳定控制装置3.2.2 现状和存在的问题概述与本工程有关的安全稳定控制装置现状，包括配置、通道使用情况、运行动作情况，并对存在的问题进行分析。3.2.2 稳定校核计算以一次系统的潮流、稳定计算为基础，进行必要的补充校核计算，对系统进行稳定分析，提出是否需配置安全稳定控制装置。3.2.3 安全稳定控制装置配置提出与本工程相关的安全稳定控制装置初步配置要求及投资估算。3.2.4 确定本工程是否需要进一步开展安全稳定控制系统专题研究。3.2.5 对通信通道的技术要求提出安全稳定控制系统对通信通道的技术要求，包括传输时延、带宽、接口方式等。3.2.6 对相关专业的技术要求。提出对CT、直流电源等的技术要求。3.3 相角测量装置根据相关电网实时动态测量系统总体建设要求，分析本工程配置相量测量装置的必要性，提出配置方案及对通道的要求。3.4 调度自动化子站3.4.1 现状及存在的问题概述与本工程相关的调度端能量管理系统、调度数据网络等的现状及存在问题。3.4.2 远动系统根据调度关系，提出远动系统配置方案，明确技术要求及远动信息采集和传输要求。3.4.3 相关调度端系统根据电网二次系统规划，结合本工程建设、如需完善和改造的相关调度端系统，应提出专项报告，说明项目建设的必要性、可行性，提出改造完善建设方案和投资估算。3.5 电能计量装置及电能量远方终端3.5.1 现状及存在的问题简述与本工程有关的电能量计量（费）系统现状及存在的问题。 3.5.2 电能计量装置及电能量远方终端配置根据各相关电网电能量计量（费）建设要求，提出本工程计费、考核关口计量点设置原则，明确关口表和电能量采集处理终端配置方案，提出电能量信息传送及通道配置要求。3.6 调度数据通信网络接入设备根据相关调度端调度数据通信网络总体方案要求，分析本工程在网络中的作用和地位，提出本工程调度数据通信网络接入设备配置要求、网络接入方案和通道配置要求。3.7 二次系统安全防护根据相关调度端变电站二次系统安全防护总体要求，分析本工程各应用系统与网络信息交换、信息传输和安全隔离要求，提出二次系统安全防护设备配置要求。3.8 系统通信3.8.1 系统概况简述一次系统的方案。提出相关调度端的调度关系和调度通信要求。3.8.2 现状及存在的问题概述与本工程相关的通信传输网络、调度程控交换网、综合数据网等的现状及存在的问题，与本工程相关的已立项或在建通信项目情况等。3.8.3 需求分析根据各相关的电网通信规划，分析本工程在通信各网络中的地位和作用，分析各业务应用系统（包括保护、安全自动装置、信息系统）对通道数量和技术的要求。3.8.4 系统通信方案根据需求分析，提出本工程系统通信建设方案，包括光缆建设方案、光通信电路建设方案、组网方案、载波通道建设方案、微波通道建设方案等。设计至少应提出2个可行方案，并进行相应的技术经济比较，提出推荐方案。 3.8.5 通道组织提出推荐通信方案的通道组织。3.8.6 综合数据网根据相关电网综合数据通信网络总体方案要求，分析本工程在网络中的作用和地位及各应用系统接入要求，提出本工程综合数据通信网络设备配置要求、网络接入方案和通道配置要求。3.8.7 调度程控交换网根据相关电网调度程控交换网总体方案要求，分析本工程在网络中的作用和地位，提出本工程调度程控交换网设备配置要求、网络接入方案和通道配置要求。3.8.8 通信机房、电源提出通信机房、电源、机房动力环境监视系统等的设计原则。3.8.9 光纤、微波通信专项根据上述推荐方案，当需建设的光纤、微波通信方案需建设中继站或规模较大时，必要时应提出专项研究报告，说明项目建设的必要性、可行性，提出项目建设方案和投资估算。3.9 电力系统二次系统结论及建议对电力系统二次部分提出结论性意见及建议。对于与本工程有关的系统二次部分单项工程，投资需计入本工程，并单独列出。4 变电站（串补站）站址选择应结合系统论证工作，进行工程选站工作。应充分考虑站用水源、站用电源、交通运输、土地用途等多种因素，重点解决站址的可行性问题，避免出现颠覆性因素。4.1 基本规定4.1.1 工程所在地区经济社会发展规划及站址选择过程概述。4.1.2 根据系统要求，原则上应提出两个或两个以上可行的站址方案，对于大中城市中的工程，原则上应与城市规划和土地规划相结合，提出尽可能多的站址方案。4.2 站址区域概况4.2.1 站址所在位置的省、市、县、乡镇、村落名称。4.2.2 站址地理状况描述：站址的自然地形、地貌、海拔高度、自然高差、植被、农作物种类及分布情况。4.2.3 站址土地使用状况：说明目前土地使用权，土地用途（建设用地、农用地、未利用地），地区人均耕地情况。4.2.4 交通情况：说明站址附近公路、铁路、水路的现状和与站址位置关系，进所道路引接公路的名称、路况及等级。4.2.5 与城乡规划的关系及可利用的公共服务设施。4.2.6 矿产资源：站址区域矿产资源及开采情况，对站址安全稳定的影响。4.2.7 历史文物：文化遗址、地下文物、古墓等的描述。4.2.8 邻近设施：站址附近军事设施、通信电台、飞机场、导航台、风景旅游区和各类保护区等与变电所的相互影响。4.3 站址的拆迁赔偿情况应说明站址范围内已有设施和拆迁赔偿情况。4.4 出线条件按本工程最终规模出线回路数及串补装置套数，规划出线走廊及排列次序。根据本工程近区出线条件，研究确定本期一次全部建设或部分建设变电站出口线路的必要性和具体长度。4.5 站址水文气象条件4.5.1 水位：说明频率1%时的年最高洪水位；说明频率1%时的年最高内涝水位或历史最高内涝水位，对洪水淹没或内涝进行分析论述。4.5.2 气象资料：列出气温、湿度、气压、风速及风向、降水量、冰雪、冻结深度等气象条件。4.5.3 防洪涝及排水情况：应说明站区防洪涝及排水情况。4.6 水文地质及水源条件4.6.1 说明水文地质条件、地下水位情况等。4.6.2 说明水源、水质、水量情况。4.7 站址工程地质4.7.1 说明站址区域地质、区域构造和地震活动情况，确定地震基本烈度，本阶段勘测应对站址方案的稳定性作出评价。4.7.2 说明站址的地形、地貌特征，地层岩性、岩土结构、成因类型及分布，确定地基类型。4.7.3 了解站址及附近地区的不良地质现象，并对其危害程度和发展趋势作出判断，提出防治措施的建议。4.7.4 建议地基处理方案及工程量预估。4.7.5 推荐两个或两个以上场地相对稳定，工程地质较好的站址方案。4.8 土石方情况说明土质结构比，预估土石方工程量和费用，说明取土土源，弃土地点等情况。4.9 进站道路和交通运输4.9.1 说明进站道路的引接方案需新建道路的长度和改造道路等的工程量。4.9.2 说明大件运输的条件并根据水路、陆路、铁路情况综合比较运输方案。4.10 站用电源说明站用电源的引接方案及工程量。4.11 站址环境说明站址所在区域环境情况，初步分析主要污染源及污染特性，提出站址区域污秽等级。4.12 通信干扰说明对站址附近通信设施干扰情况。4.13 施工条件说明站址的施工条件。4.14 其他需要说明的问题。4.15 站址方案技术经济比较应包括以下方面内容：*地理位置*系统条件*出线条件*本期和远期的高压、中压出线工程量（不同部分），分期建设情况*防洪涝及排水*土地用途*地形地貌（土地征用情况）*土石方工程量*工程地质*水源条件*进站道路*大件运输条件*地基处理难易程度*站用电源*拆迁赔偿情况*对通信设施影响*运行管理及职工生活条件*环境情况*施工条件4.16 推荐站址方案对各方案建设条件和建设投资、运行费用进行综合经济技术比较，提出推荐站址方案，并对推荐理由作简要论述。4.17 收集资料情况和必要的协议4.17.1 说明与有关单位收集资料和协商的情况：规划、土地、水利（水电）、电信、环保、地质矿产、文物管理、文化、公路管理、军事、铁路、供电、消防等部门。其中规划、国土为必要协议，其他为相关协议。4.17.2 当取得有关方面协议时，应作为附件列入可行性研究报告。4.18 勘测要求4.18.1 测量要求：对各站址方案应测量出1:2000 的地形图。4.18.2 勘测探测点布置要求：简单场地的探测点，按规模应不少于46个；在复杂及中等复杂场地的探测点应按地质单元布置，每个地貌单元应不少于23条工程地质剖面，探测点间距可为100米，按网状布置。5 变电站工程设想5.1 系统概况简述近远期电力网络结构、变电站变电容量、各级电压出线回路数、无功补偿以及串补站、串补装置情况等。5.2 电气主接线及主要电气设备选择根据变电站（串补站）规模、线路出线方向、近远期情况、系统中位置和站址具体情况，在进行综合分析比较的基础上，对变电站及串补站的电气主接线和主要电气设备的选择提出初步意见。对新技术的采用进行简要分析。对采用紧凑型设备和大容量电气设备方案，需进行技术经济比较，提出推荐意见。对大容量变压器选用三相或单相、是否设置备用相应有推荐意见。对于扩建变压器、间隔设备或串补装置工程，需注意与已有工程的协调，校核现有电气设备及相关部分的适应性，有无改造搬迁工程量。5.3 电气布置说明各级电压出线走廊、排列顺序，串联补偿装置的布置，全站电气总平面布置方案。简述各级高压配电装置型式选择。高压配电装置的间隔配置及近远期配合措施。根据土壤情况，分析确定接地网形式。5.4 电气二次简述控制方式的选择，提出监控系统的主要设计原则。对需结合本工程改造的控制系统，应提出专题报告，说明监控系统建设的必要性、可行性，提出改造方案和投资估算。简述直流电源系统电压选择，提出直流电源系统及交流不停电电源（UPS）装置配置方案。简要说明主要元件保护、GPS对时系统、图像监视系统等的配置原则。简要说明控制室、继电器小室、串联补偿继电器室等二次设备布置的主要设计原则。5.5 站区总体规划和总布置说明站区总体规划的特点，进出线方向和布置，进站道路的引接和长度，对站区总平面布置方案和竖向布置方式的设想，场地设计标高的选择，站区防洪防涝措施的规划。预估站区围墙内占地面积和本工程共需征地面积。5.6 建筑规模及结构设想（1）说明全站主要建（构）筑物的设想，预估全站总建筑面积。（2）简述主要建（构）筑物的结构型式的设想。（3）简述地基处理方案的设想。（4）建构筑物应考虑节能措施。5.7 供排水系统简述变电站供排水、的设想和设计原则。5.8 采暖、通风和空气调节系统提出站区采暖、通风和空气调节系统的设想和设计原则。5.9 火灾探测报警与消防系统提出站区主要建、构筑物的消防设想和设计原则。6 送电线路路径选择及工程设想送电线路路径选择应重点解决线路路径的可行性问题，避免出现颠覆性因素。应选择23个可行的线路路径，并提出推荐路径方案。6.1 系统概况6.1.1 简述近期电力网络结构，明确线路起迄点及中间落点的位置、输电容量、电压等级、回路数、导线截面及是否需要预留其它线路通道等。根据电网规划，线路路径要兼顾将来中间线路破口。6.1.2 说明变电站进出线位置、方向、与已建和拟建线路的相互关系。远近期过渡方案。6.2 线路路径方案6.2.1 经室内选线、现场勘查、收集资料和协议情况，提出两个以上可比的路径方案。明确线路进出线位置、方向，与己有和拟建线路的相互关系，重点了解与现有线路的交叉关系。6.2.2 路径方案概述包括各方案所经市、县名称，沿线自然条件（海拔高程、地形地貌）、水文气象条件（含河流，包括雷电活动，微气象条件）、地质条件（含矿产分布）、交通条件、城镇规划、重要设施（含军事设施）、自然保护区、环境特点和重要交叉跨越等。6.2.3 各方案对电信线路和无线电台站的影响分析。6.2.4 各方案林木砍伐和拆迁简要情况及对环境影响的初步分析。对跨越树木的应取得林业部门关于树高的证明，跨越苗圃，经济林的应取得相关协议。6.2.5 同一方向线路，需对采用同塔双回路、多回路进行论述。6.2.6 根据系统规划或走廊情况（高海拔、重冰区）论述采用紧凑型线路的可行性。6.2.7 对比选方案进行技术经济比较，说明各方案路径长度、地形比例、曲折系数、房屋拆迁量、节能降耗效益等技术条件、主要材料耗量、投资差额等，并列表进行比较后提出推荐方案。6.2.8 推荐路径方案描述（1）对推荐路径方案作简要说明。（2）说明推荐路径方案与沿线主要部门原则协议情况。6.2.9 必要时，各路径方案优化应采用高分辨率卫星遥感影像或航空影像，对路径走廊中的城镇、河流、森林、农田等进行数字化的表述。6.3 工程设想6.3.1 推荐路径方案主要设计气象条件（1）设计最大风速情况。（2）设计覆冰情况，有无重冰区。（3）对特殊气象区需较详细调查、论证。6.3.2 线路导地线型式（1）根据系统要求的输送容量及沿线海拔、冰区划分、大气腐蚀等，推荐选定的导线型号。（2）根据导地线配合、地线热稳定、系统通信等要求，推荐地线型号。（3）列出推荐的导地线机械电气特性，防震、防舞措施。6.3.3 绝缘配置确定绝缘配置原则，推荐选择绝缘子型式及片数，防污设计。6.3.4 线路主要杆塔和基础型式（1）结合工程特点，可应用计算机自动优化排位技术，进行全线杆塔塔型规划并提出杆塔主要型式。（2）结合工程特点和沿线主要地质情况，提出推荐的主要基础型式。（3）提出特殊气象区的杆塔型式论证情况。6.3.5 结合工程特点进行工程量及造价分析。7 大跨越选点及工程设想7.1 跨越点位置和跨越方式跨越位置选择应重点解决跨越位置的可行性问题，避免出现颠覆性因素。7.1.1 基本规定（1）跨越点位置选择过程概述。（2）每个工程应提出两个或两个以上可比的跨越点位置方案。（3）以每个跨越点位置和跨越方式为单元，进行有关方面的论述。7.1.2 跨越点位置概况各方案所经市、县名称，沿线自然条件（海拔高程、地形、地质、水文、城镇规划、自然保护区、军事设施、矿藏分布、环境特点和交通运输条件等）。7.1.3 跨越点位置工程地质说明跨越点位置区域地质、区域构造和地震活动情况，确定地震基本烈度。说明跨越点位置的地形、地貌特征，地层岩性、岩土结构、成因类型及分布，确定地基类型。了解跨越点位置及附近地区的不良地质现象，并对其危害程度和发展趋势作出判断，提出防治措施的建议。7.1.4 跨越点工程水文条件及防洪影响评价情况说明河道河床条件，岸线稳定情况，设计水位及堤防情况，对防洪影响情况作出初步判断，提出防治措施的建议或结论意见。7.1.5 根据地形、地质、通航、施工和运行条件等确定跨越方式、档距、塔高；并根据系统规划确定回路数及投资估算。7.1.6各方案对电信线路和无线电台站的影响分析。7.1.7 各方案林木砍伐和拆迁简要情况及环境保护初步分析。7.2 对比选方案进行技术、节能、经济比较提出推荐方案。结合路经方案，说明各方案技术条件、主要材料耗量、投资差额等，并列表进行比较后提出推荐方案，并对推荐理由作简要论述。7.2.1 推荐路径方案描述7.2.2 对推荐跨越点位置方案作简要说明。7.2.3 说明推荐跨越点位置方案与沿线县市以上规划、国土、航道、水利、林业等或政府主要部门原则协议情况。7.3 工程设想7.3.1 推荐路径方案主要设计气象条件（1）设计最大风速情况。（2）设计覆冰情况，有无重冰区。7.3.2 导地线型式7.3.3 根据系统要求的输送容量及工程海拔、冰区划分等，进行技术经济比较推荐选定的导线型号。7.3.4 根据导地线配合、地线热稳定、系统通信等要求，推荐地线型号。7.3.5 列出推荐的导地线机械电气特性。7.3.6 导、地线防振、防舞措施。7.3.7 绝缘子和金具型式。7.3.8 防雷、接地方案。7.3.9 杆塔和基础型式（1）塔高和塔头布置选择。（2）通过技术经济比较，选择确定铁塔型式及所选材质。（3）结合工程特点和地质水文情况，提出推荐的基础型式。7.3.10 结合工程特点进行工程量及造价分析。8 节能措施分析8.1 系统节能分析8.1.1 系统方案合理推荐方案可降低系统供电损耗，可节约电量。8.1.2 导线截面选择合理能够满足本期及远景潮流输送要求。8.1.3 合理配置无功装置，优化全网电能损耗，为调度优化运行创造条件。8.2 变电节能分析8.2.1 设备选用低损耗情况。8.2.2 站内建购筑物节能措施。8.3 线路节能分析8.3.1 线路架设方式选择。8.3.2 导线材质选择。8.3.3 导线分裂根数和间距的选择合理。8.3.4 采用节能金具。9 投资估算及经济评价9.1 投资估算执行电力工业基本建设预算管理制度及规定等文件的规定，并应满足以下条款要求。9.2 根据推荐方案和工程设想的主要技术原则编制输变电工程投资估算，其内容深度应满足技经专业审查的要求，即估算应编制到表三深度并出版。估算应包括造价水平分析，应满足限额设计控制指标的要求。同时应起到控制投资的作用。土地征用和拆迁赔偿等费用应有费用计列依据；基本预备费、线路工程长度裕度、设备材料价格、生活福利工程应满足政府核准要求；并计列项目核准必需完成的支持性文件的相关费用。9.3 编制说明应包括估算编制的主要原则和依据，采用的定额、指标以及主要设备、材料价格来源等。9.4 估算应包括但不限于以下内容：工程规模的简述、估算编制说明、估算造价分析、总估算表（表一）、专业汇总估算表（表二）、单位工程估算表（表三）、其他费用计算表（表四）、本体和场地清理分开计列、编制年价差计算表、调试费计算表、建设期贷款利息计算表及勘测设计费计算表等。同时需出版主要设备材料价格表。9.5 如工程需进口设备或材料，应说明输变电工程所用外汇额度、汇率、用途及其使用范围，并出版相应的进口费用表。9.6 应提供推荐方案和对比方案的技术经济论证，应将输变电工程投资估算与同类工程造价、限额设计控制指标进行对比，分析影响造价的主要因素，并有相应的对比分析表。9.7 经济评价工作执行国家和行业主管部门发布的有关文件和规定，并应满足以下要求：9.7.1 应说明输变电工程资金来源、资本金比例、币种、利率、宽限期、其他相关费用、还款方式及还款年限。9.7.2 财务评价采用的有关的原始数据应有依据。9.7.3 收益和债务偿还分析应按计算期、还贷期和还贷后三个阶段分别说明。9.7.4 主要经济评价指标及简要说明应有下列内容：财务内部收益率（全部投资、资本金）及投资回收期；投资利润率、投资利税率及资本金净利润率；偿还贷款的收入来源。9.7.5 当有多种投融资条件时，应对投融资成本进行经济比较，选择条件优惠的贷款。9.7.6 敏感性分析及说明。9.7.7 综合经济评价结论。直流工程1 工程概况1.1 设计依据（1）说明工作任务的依据，经批准或上报的前期工作审查文件或指导性文件。（2）与本工程有关的其他重要文件。（3）与委托方签订的设计咨询合同及项目法人对本项目的要求。1.2 工程概况简述工程概况，电网规划情况及前期工作情况。1.3 设计水平年根据电力发展规划合理选定工程设计水平年及远景水平年。远景水平年用于校核分析，应取设计水平年后1015年的某一年。1.4 主要设计原则（1）根据电力发展规划的要求，结合工程建设条件等提出本项目的设计特点和相应的措施。（2）简述各专业的主要设计原则和设计指导思想。（3）采用新技术及标准化情况。1.5 设计范围及配合分工（1）说明本设计应包括的内容和范围。（2）说明与外部协作项目，以及设计的分工界限。（3）对扩建、改建工程，说明原有工程情况与本期建设的衔接和配合。2 电力系统一次论证项目建设的必要性，对建设方案进行技术经济节能等综合比较，提出推荐方案，确定合理的工程规模和投产年限。进行必要的电气计算，对有关的电气设备参数提出要求。2.1 电力系统概况2.1.l 电力系统现况概述与本工程有关电网的区域范围；全社会、全网（或统调）口径的发电设备总规模；电源结构、发电量；全社会、全网（或统调）口径用电量、最高负荷；与周边电网的送受电情况；主网架结构、与周边电网的联系及其主要特点；330千伏及以上电压等级电网输变电设备总规模，主要在建输变电工程情况；电网主网架结构及与周边电网的联系；电网存在主要问题。2.1.2 负荷预测介绍与本工程有关区域（或省）电力（或电网）发展规划的负荷预测结果，根据目前经济发展形势和用电增长情况，提出与本工程有关电网的全社会、全网（或统调）负荷预测水平, 包括区域（或省）和分地区（供电区或行政区）过去5年及规划期内逐年（或水平年）的电量及电力负荷，分析提出与本工程有关电网设计水平年及远景水平年的负荷特性。2.1.3 电源建设安排根据经评审过的相关规划设计成果，参照有关主管部门提供的相关资料，概述与本工程有关电网的装机安排，列出主要电厂装机规模、进度和机组退役计划表。2.1.4 电力电量平衡进行与本工程有关电网的全网、分省电力、电量平衡计算及分析。必要时对直流工程起、落点近区电网进行分地区逐年电力、电量平衡计算及分析。2.1.5 电网建设规划概述与本工程有关电网规划。2.2 项目建设必要性根据电网规划和电力、电量平衡结果，说明本工程建设的必要性、节能降耗效益及在电力系统中的地位和作用，论述本工程的合理建设时机。2.3 系统方案论证2.3.1 送电容量及起、落点分析根据电网规划、送受端网络特点及电力平衡结果，分析本工程送电容量及直流输电起、落点区域范围，结合规划选站、选线分析起、落点方案。2.3.2 直流输电电压等级及导线截面根据输电容量及输电距离对直流输电电压等级及导线截面进行多方案节能、技术经济比较，提出推荐方案。2.4 换流站接入系统方案根据电网规划及现有网络特点，对送、受端换流站拟定2个及以上接入系统方案（包括换流站与变电站合建方案）。对不同接入系统方案进行必要的潮流、稳定、短路电气计算和分析，节能降耗效益分析，进行综合技术经济比较，对远景水平年接入系统方案进行展望及必要的敏感性分析，提出推荐方案。2.5 电气计算2.5.1 潮流计算根据电力系统有关规定，进行典型正常及故障运行方式下的潮流计算，对计算结果进行分析，同时列出直流工程交流侧正常及“N1”运行方式的电压波动范围。2.5.2 稳定计算进行相关故障运行方式下的稳定计算，必要时，进行严重故障条件下的稳定校核，对计算结果进行分析，列出事故后直流工程交流侧电压恢复范围及频率波动范围，并对直流双级闭所进行分析计算，提出保证系统稳定的措施建议。必要时对交流系统严重故障下的系统稳定水平进行计算分析。在计算时应正确模拟直流系统的特性，尤其是控制系统的参数。2.5.3 短路电流计算（1）针对工程投运水平年，计算不同运行方式下两端换流站交流母线的最小短路容量，以分析交流系统强弱对直流系统影响。（2）计算远景水平年换流站交流母线最大运行方式下三相和单相短路电流，若系统短路电流水平过大而引起新增断路器设备选择有困难或需要大量更换现有断路器时，宜提出限制短路电流的措施。2.5.4 工频过电压和潜供电流计算对于推荐方案，按设计水平年进行工频过电压、潜供电流计算，提出限制措施。2.6 换流站无功配置研究（1）进行两端换流站在各种运行工况下的无功消耗计算。（2）进行两端换流站近区电网的无功平衡计算和分析，提出交流系统提供和吸收无功功率的能力。（3）进行两端换流站无功平衡和无功补偿容量计算，提出换流站需要安装的容性和感性无功补偿总容量。（4）结合系统要求及本站具体条件，提出换流站采用的无功补偿装置型式意见。（5）结合投切无功分组电压波动计算，提出两端换流站容性无功分组大组及小组容量的要求。2.7 直流系统主要技术参数及性能要求2.7.1 直流系统额定值提出直流输送容量，确定直流输电系统额定容量（一般指整流侧）、额定电压、额定电流、最小工作电流等参数。2.7.2 换流变主要技术参数根据交流系统潮流变化、直流系统运行方式、设备制造及运输等条件，对换流变压器的额定电压、容量、型式、接线组别、短路阻抗、分接头范围等提出初步意见。2.7.3 直流系统的性能要求（1）根据电网运行需要，提出单极及双极运行接线方式要求。（2）根据系统要求，提出直流输电降压运行能力、直流输电过负荷能力、直流功率反送能力，必要时结合稳定计算，提出提高系统稳定应具备的直流调制功能。（3）提出直流系统附加控制功能。2.8 换流站的运行条件2.8.1 交流系统电压及频率结合潮流及稳定计算，提出直流工程交流侧正常及事故后电压及频率范围。2.8.2 换流站短路水平提出换流站投产年的最小短路容量。2.8.3 交流系统提供及吸收容性无功功率的能力。2.8.4 换流站的过电压水平。2.9 换流站建设规模2.9.1 直流部分（1）换流变压器电压等级、容量、台数。（2）直流线路工程起落点、线路长度、导线型号及截面。2.9.2 交流部分（1）换流站出线规模，包括出线方向及出线回路数。（2）换流站无功补偿容量，包括两端换流站无功补偿型式、总容量及无功分组容量。（3）主要交流参数包括换流站内电气设备短路电流水平，必要时，提出换流站内断路器额定电流水平，从系统角度提出对换流站母线通流容量的要求。（4）当换流站与交流变电站采用合建方案时，应说明交流变电站规模。2.10 换流站电气主接线2.10.1 交流场主接线从电力系统角度提出对直流换流站交流场电气主接线的要求。2.10.2 阀组接线方式从提高直流输电系统可靠性与可用率，减少交流滤波器组数，降低换流站造价的角度，对直流换流站阀组接线提出要求。2.10.3 直流场主接线从提高直流输电系统可靠性与可用率的角度，对直流换流站直流场主接线提出要求。2.11 结论及建议说明本工程建设的必要性，投产时间，节能降耗效益，接入系统方案及主要工程规模，交、直流系统主要技术参数，必要时提出需进一步分析研究的关键问题及下一步工作建议。3 电力系统二次设计应根据保护、自动化、通信等新技术的发展，积极采用先进适用技术，并有效实现各应用系统的衔接与整合。3.1 系统继电保护3.1.1 一次系统概况简述一次系统的概况和特点。3.1.2 现状和存在的问题概述与本工程有关的系统继电保护现状，包括配置、通道使用情况、运行动作情况，并对存在的问题进行分析。3.1.3 系统继电保护配置方案分析一次系统对继电保护配置的特殊要求，论述系统继电保护配置原则。提出与本工程相关线路保护、母线保护、自动重合闸、断路器失灵保护、短引线保护、线路过电压保护、远方跳闸保护、故障录波器及专用故障测距等的配置方案。3.1.4 保护及故障信息管理系统子站概述与本工程相关的电网保护及故障信息管理系统配置情况，提出本工程子站配置原则。3.1.5 对通信通道的技术要求提出保护对通信通道的技术要求，包括传输时延、带宽、接口方式等。3.1.6 对相关专业的技术要求。提出对CT、直流电源等的技术要求。3.2 安全稳定控制装置3.2.1 现状和存在的问题概述与本工程有关的安全稳定控制装置现状，包括配置、通道使用情况、运行动作情况，并对存在的问题进行分析。3.2.2 稳定校核计算以一次系统的潮流、稳定计算为基础，进行必要的补充校核计算，对系统进行稳定分析，提出是否需配置安全稳定控制装置。3.2.3 安全稳定控制装置配置提出与本工程相关的安全稳定控制装置初步配置要求及投资估算。3.2.4 确定本工程是否需要进一步开展安全稳定控制系统专题研究。3.2.5 对通信通道的技术要求提出安全稳定控制系统对通信通道的技术要求，包括传输时延、带宽、接口方式等。3.2.6 对相关专业的技术要求。提出对CT、直流电源等的技术要求。3.3 相量测量装置根据相关电网实时动态监测系统总体建设要求，分析本工程配置相量测量装置的必要性，提出配置方案及对通道的要求。