儋州市2016年配網(wǎng)防風加固改造工程可研報告

海南省儋州市2016年中央預算內(nèi)投資防風加固改造工程總報告隨著儋州市國民經(jīng)濟快速增長，人民生活水平的不斷提高，對電力的需求量逐年增長。尤其是農(nóng)村，現(xiàn)有的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)已經(jīng)難以支持其良好發(fā)展。目前農(nóng)村地區(qū)普遍存在中壓網(wǎng)環(huán)網(wǎng)化率及典型接線率、站間聯(lián)絡率低，網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)相對較差；原有變壓器容量較小導致配變重過載較多的主要問題，嚴重制約了農(nóng)村經(jīng)濟的發(fā)展。加之2014年的“威馬遜”和“海鷗”強臺風的破壞，農(nóng)村地區(qū)配電線路受損嚴重。因此為了改善農(nóng)村電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)、提高農(nóng)村電網(wǎng)的供電質(zhì)量、促進農(nóng)村經(jīng)濟增長、提高海南電網(wǎng)設備及線路的防風抗災能力，海南電網(wǎng)公司加大投資力度對110kV及以下的農(nóng)村電網(wǎng)進行改造升級。為此委托中標單位對相應項目的可行性進行研究分析，并編制可行性研究報告。根據(jù)項目特點，本報告編制內(nèi)容包括概述，編制依據(jù)原則和研究范圍，儋州市概況，建設必要性，建設規(guī)模，節(jié)能措施、抵御自然災害能力、社會穩(wěn)定風險分析，投資估算與經(jīng)濟效益分析，項目招標和項目管理，結(jié)論，相關(guān)附圖、附表。 41.1項目基本情況 41.2項目建設期 41.3項目總投資 1.4指導思路 4第二章編制依據(jù)原則和研究范圍 52.1編制依據(jù)與原則 52.2主要技術(shù)原則及要求 6 3.1儋州市簡況 3.3儋州市農(nóng)村電網(wǎng)存在問題 錯誤!未定義書簽。4.4項目預期實施效果 36 375.1項目建設地點 407.1項目節(jié)能分析 7.2項目抵御自然災害能力分析 7.4環(huán)境影響分析 錯誤!未定義書簽。8.1投資估算 8.2經(jīng)濟效益分析 8.3資金來源 錯誤!未定義書簽。 9.2項目招標 9.3項目管理 第十章主要結(jié)論 附件附件12014年海南電網(wǎng)地理接線圖附件2《電網(wǎng)工程可研投資控制指標(2013年版)》附件3海南2015年西部片區(qū)技改項目設計中標通知書附件4工程設計資質(zhì)證書第一章項目概述項目名稱：儋州供電局2016年電網(wǎng)防風加固改造工程可研項目法人：海南電網(wǎng)有限責任公司法人代表：金戈鳴項目地點：海南省儋州市農(nóng)村地區(qū)1.2項目建設期項目建設期為2016年?？偼顿Y估算：儋州市防風加固改造工程總投資規(guī)模為2293.95萬元。資金籌措：項目實行資本金制，總投資的20%由中央預算投資資金解決、80%由企業(yè)申請銀行貸款。1.4指導思路展機制，加大投資力度，加強建設管理，用新技術(shù)改造農(nóng)村電網(wǎng)，用可靠、高效、節(jié)能的產(chǎn)品更新設備，提高海南省沿海地區(qū)架空配電線路的防風能力，通過實施防風加固改造工程，改善農(nóng)村電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)、提高農(nóng)村電網(wǎng)的供電質(zhì)量、提高海南電網(wǎng)設備及線路的防風抗災能力，為農(nóng)村經(jīng)濟社會發(fā)展和農(nóng)村居民生活用電提供安全可靠的電力保障。第二章編制依據(jù)原則和研究范圍2.1編制依據(jù)與原則2.1.1編制依據(jù)(1)國家發(fā)改委2010年7月在北京召開的“全國農(nóng)網(wǎng)改造升級工作會議”(2)國家發(fā)展改革委印發(fā)的《農(nóng)村電網(wǎng)改造升級項目管理辦法》;(4)《中國南方電網(wǎng)公司110kV及以下配電網(wǎng)規(guī)劃指導原則》;(5)《配電線路防風設計技術(shù)規(guī)范》(試行)(南方電網(wǎng)2013年9月);(6)《海南國際旅游島建設發(fā)展規(guī)劃綱要(2010-2020)》(審定稿);(9)《儋州市“十二五”配電網(wǎng)規(guī)劃項目庫優(yōu)化報告》(10)國家能源局綜合司《關(guān)于印發(fā)農(nóng)村電網(wǎng)改造升級項目可行性研究報告編制和審查指南的通知》(國能綜新能【2014】617號)。(11)儋州供電局相關(guān)部門提供的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。2.1.2編制原則(1)國家能源局印發(fā)的《農(nóng)村電網(wǎng)改造升級技術(shù)原則》;(2)《農(nóng)村電力網(wǎng)規(guī)劃設計導則》(DL/T5118-2000);(3)《中國南方電網(wǎng)公司110kV及以下配電網(wǎng)規(guī)劃指導原則》;(4)中國南方電網(wǎng)公司《中國南方電網(wǎng)縣級電網(wǎng)規(guī)劃設計導則》;(6)《農(nóng)村電力網(wǎng)規(guī)劃設計導則》(DL/T5118-2000);(7)《中國南方電網(wǎng)公司10kV和35kV標準設計(V1.0)設計原則》;(試行);(9)《南方電網(wǎng)沿海地區(qū)設計基本風速分布圖》(2014版);(10)《海南電網(wǎng)公司電網(wǎng)建設與改造若干技術(shù)要求》(海南電網(wǎng)生(2012)8號文；2.2主要技術(shù)原則及要求嚴格執(zhí)行《農(nóng)村電網(wǎng)改造升級技術(shù)原則》(國能新能[2010]305號文),結(jié)合海南實際情況，認真總結(jié)一期、二期工程實施過程中的經(jīng)驗教訓，規(guī)范設計和施工，并及時調(diào)整完善工程有關(guān)的技術(shù)指標原則和要求。綜合前幾年臺風對海南電網(wǎng)的影響以及防風工作的成功經(jīng)驗總結(jié)，梳理線路防風薄弱點，因地制宜采取針對性防風措施，達到抵御30年一遇臺風的水平。其中，遵循以下主要原則和要求：(1)農(nóng)網(wǎng)改造升級應遵循“統(tǒng)一規(guī)劃、分步實施、因地制宜、適度超前”的原則，變(配)電站的布局及高、中、低壓配電網(wǎng)主干線路的建設應滿足農(nóng)村經(jīng)濟中長期發(fā)展的要求，避免重復建設。(2)農(nóng)網(wǎng)改造升級應按照“安全可靠、技術(shù)適用、減少維護、節(jié)能環(huán)國家明令淘汰及不合格的產(chǎn)品。(3)農(nóng)網(wǎng)改造升級工作應嚴格執(zhí)行國家和行業(yè)有關(guān)設計、施工、驗收等技術(shù)規(guī)程和規(guī)范。(4)農(nóng)網(wǎng)改造升級應充分考慮城鎮(zhèn)、鄉(xiāng)村等不同類別區(qū)域負荷特點、用造價、標準工藝),統(tǒng)一建設標準，規(guī)范工程管理，確保工程質(zhì)量。(6)對于特殊地段、具有高危和重要用戶的線路、重要聯(lián)絡線路，(7)農(nóng)網(wǎng)改造升級應適度推進電網(wǎng)智能化建設，重點開展新能源分(8)中低壓線路供電半徑應根據(jù)負荷密度來確定，一般中壓線路供電半徑：城鎮(zhèn)不宜超過4km,鄉(xiāng)村不宜超過15km;低壓線路供電半徑：城鎮(zhèn)不宜超過250m,鄉(xiāng)村不宜超過500m。用戶特別分散地區(qū)供電半徑可(9)高壓電網(wǎng)部分：針對臺風中受損復電線路區(qū)段和防風能力亟待提高線路區(qū)段進行重點防風加固，加固后的線路不發(fā)生倒桿(塔)事件。9.1)對I、Ⅱ類風區(qū)的35千伏及以上線路直線水泥桿校核，達不到防9.2)考慮將臺風中受損線路桿塔和不滿足風速標準的桿塔更換成滿足9.3)水平檔距利用率過高或耐張段過長區(qū)段，宜采取換塔或加塔的改造措施。9.4)針對110千伏及以上線路耐張塔跳線不滿足風偏設計要求的，應加裝防風偏絕緣子。(海南高壓線路耐張塔防風偏加裝防風偏絕緣子已初見成效)9.5)對出現(xiàn)滑坡情況的桿塔根據(jù)現(xiàn)場地形并結(jié)合地質(zhì)勘探資料，綜合(10)中低壓電網(wǎng)部分：優(yōu)先提高I、Ⅱ類風區(qū)重要用戶供電線路和I類風區(qū)線路防風能力，確保加固后的線路主干線不發(fā)生倒桿、斷桿，支線不串倒。10.1)裝設防風拉線在一般情況下，優(yōu)先采用加裝防風拉線進行加固，或在綜合加固實施當耐張段內(nèi)連續(xù)直線桿超過5基時，具備拉線條件時，在中間位置的原有電桿加裝四向拉線，如無法加裝拉線的可考慮采取在另一側(cè)加裝斜支撐桿。10.1.2、雙回路線路原有線路電桿強度等級小于M級(選用絕緣導線時電桿強度小于N級)時，耐張段內(nèi)應每隔一基直線桿裝設一組防風拉線；原電桿強度等級不滿足要求，更換為強度等級不小于K級的電桿并加裝防風拉線。10.1.3、拉線裝置技術(shù)要求拉線應采用鍍鋅鋼絞線，拉線截面不小于35mm2;拉線與電桿的夾角線，對路面中心的垂直距離不應小于6m,對路面的垂直距離不應小于4.5m,拉樁桿的傾斜角宜采用10°~20°;鋼筋混凝土電桿的拉線從導線之間穿過時，必須裝設拉線絕緣子或采取其它絕緣措施，拉線絕緣子距地面不應小于2.5m;拉線棒的直徑不應小于16mm。拉線棒應熱鍍鋅；單回路線路防風拉線選用LP6型拉盤，拉盤埋深不小于1.6米。雙回路線路防風拉線選用LP8型拉盤，拉盤埋深不小于1.8米。10.2)加固電桿基礎(chǔ)原有線路電桿強度等級小于M級(選用絕緣導線時電桿強度小于N級)時，不具備拉線條件的，更換電桿并配置基礎(chǔ)；對其它沒有加固的直線電10.3)縮短耐張段長度①耐張段超過500米的線路，應整條統(tǒng)籌考慮，增設耐張桿塔縮短耐張段長度，將各個耐張段長度控制在500米以內(nèi)。②增設的直線耐張桿塔，應優(yōu)先選用強度等級不低于F級的非預應力電桿加裝四向拉線，當不具備打拉線條件時，可選用高強度電桿或角鋼塔或鋼管桿，其中：當選用高強度電桿時，其根部開裂彎矩，1不低于150kN·m,15米電桿不低于160kN·m,并配置基礎(chǔ)；當選用自立式角鋼塔或鋼管桿時，水平荷載標準值不小于30kN。③原有線路的耐張桿塔，應根據(jù)其所處線路位置(直線、轉(zhuǎn)角、終端等),校核其強度和基礎(chǔ)及電桿拉線配置是否滿足當?shù)鼗撅L速分布圖的風速要求。10.3.2、雙回路線路①耐張段超過400米的線路，應整條統(tǒng)籌考慮，增設耐張桿塔縮短耐張段長度，將各個耐張段長度控制在400米以內(nèi)。②增設的直線耐張桿塔應選用高強度砼桿或自立式角鋼塔或鋼管桿，其中：當選用高強度電桿時，其根部開裂彎矩，12米桿不低于200kN·m,15米電桿不低于260kN·m,并配置基礎(chǔ)；當選用自立式角鋼塔或鋼管桿時，水平荷載標準值不小于40kN。③原有線路的耐張桿塔，應根據(jù)其所處線路位置(直線、轉(zhuǎn)角、終端等),校核其強度和及電桿拉線基礎(chǔ)配置是否滿足當?shù)鼗撅L速分布圖的風速要求。三回路及以上同桿架設的多回路線路，應參照本文的綜合加固原則，根據(jù)線路回路數(shù)、導線型號、檔距等參數(shù)和設計風速要求，進行桿塔和基礎(chǔ)受力計算，確定加固措施。10.4)縮短直線大檔距長度當裸導線直線檔距大于90米、絕緣導線直線檔距大于80米時，大檔距兩側(cè)電桿強度等級、埋深應滿足要求。強度滿足要求、埋深不滿足要求的，加固電桿基礎(chǔ)。強度不滿足要求的，應在檔距中間增加一基電桿。若因條件限制，不能增加電桿，則需在檔距兩端的電桿加裝防風拉線，不具備拉線條件的，需更換電桿。當裸導線直線檔距大于80米、絕緣導線直線檔距大于70米時，大檔距兩側(cè)電桿強度等級、埋深應滿足要求。強度滿足要求、埋深不滿足要求的，加固電桿基礎(chǔ)。強度不滿足要求的，應在檔距中間增加一基電桿，若因條件限制，不能增加電桿，則需在檔距兩端的電桿加裝防風拉線，不具備拉線條件的，需更換電桿或另一側(cè)加裝斜支撐桿。j(j(耐張段長度>500m圖10.4.2-1單回路裸導線線路增設桿塔縮短耐張段和大檔距示意圖10.5)更換高強度桿塔下列情況下宜更換為符合強度要求的電桿：10.5.1、風化嚴重、有明顯裂紋或配筋裸露的電桿。一級公路以及具有通航功能的河流的架空線路的直線桿應更換為耐張桿塔。10.5.3、更換電桿應分別滿足強度和埋深要求。10.5.4、直線桿更換電桿后，具備條件的宜將原絕緣子更換為膠裝式2.3研究范圍儋州市本批次項目合計24個總項，35千伏線路4條，10千伏線路20(1)改造35千伏線路：增加耐張塔26基，直線塔27基，裝設防風拉線106組，總投資999.61萬元。(2)改造10千伏線路：增加耐張鐵塔25基，高強度電桿409基，普通電桿142基，裝設防風拉線637組，基礎(chǔ)加固37基，總投資1294.34萬第三章儋州市概況及電網(wǎng)概況3.1儋州市簡況9.6%,居全省首位。南北長81km,東西寬86k,海岸線總長225km。2012中第一產(chǎn)業(yè)增加值90.47億元，增長6.9%;第二產(chǎn)業(yè)增加值25.65億元，增長10.3%;第三產(chǎn)業(yè)增加值60.66億元，增長14.4%。第一、第二、第3.2儋州市電網(wǎng)現(xiàn)狀及需求分析3.2.1儋州市電網(wǎng)現(xiàn)狀年底，共有110kV公用變電站5座(那大站、軍屯站、八一站、白馬井站、共有35kV公用變電站13座(那大站、蘭洋站、西慶站、東城站、新州站、龍山站、光村站、海頭站、西培站、加平站、木排站、西華站),主變18有92回，總長度為2804.715km,共有配變3636臺，其中公用配變?yōu)?2782011年，儋州供電局完成全社會用電量8.14億kWh,同比2010年增長24.08%;供電量7.87億kWh,同比增長21.64%;售電量7.13億kWh,同比增長14.08%;線損率9.39%,同比降低3.27%。3.2.22015年負荷預測見表3.2.2-1所示。表2-22011年儋州市電網(wǎng)供電量、供電負荷分布情況表分區(qū)供電量(億kWh)增長率(%)供電負荷(MW)增長率(%)1儋州全市法、產(chǎn)值單耗法和“自然增長+大用戶“法，對全市2012～2015年的全社年份的高、中、低三方案的電量預測結(jié)果。如表4-11所示。表4-11儋州市2012-2015年用電量預測(單位：億kWh)增長率高方案中方案低方案推薦采用中方案預測結(jié)果，經(jīng)綜合預測分析，2015年儋州市全社會用電量將達到16.78億kWh。根據(jù)儋州市城市規(guī)劃分區(qū)，結(jié)合電網(wǎng)供電區(qū)域情況，將儋州市分為北根據(jù)分區(qū)比重與增長率變化預測結(jié)果，進行分區(qū)負荷預測如表3.2.2-2。規(guī)劃版本分區(qū)負荷2015年2016年2017年2018年2019年增長率“十二五”規(guī)劃細化北部片區(qū)東南片區(qū)中南片區(qū)西南片區(qū)合計“十二五”規(guī)劃修編南部東片區(qū)南部西片區(qū)北部片區(qū)合計3.2.3需求分析“十二五”期間儋州經(jīng)濟跨越發(fā)展，帶動用電需求大幅增長，其中旅游房地產(chǎn)開發(fā)、以及高速公路建設都會帶來一些大用戶負荷。大用戶的電量負荷增長呈現(xiàn)階躍性。如表3.2.3-1:規(guī)劃版本年份增長率《“十二五”結(jié)論全社會用電量高方案中方案低方案全社會最[高負荷高方案中方案低方案最大負荷利用小時數(shù)《細化報告》調(diào)整后全社會用電量高方案中方案低方案高負荷高方案中方案低方案最大負荷利用小時數(shù)1、電力需求增長2011年，儋州供電局完成全社會用電量8.14億kWh,同比2010年增長24.08%;供電量7.87億kWh,同比增長21.64%;售電量7.13億kWh,同比增長14.08%;2、用電結(jié)構(gòu)>第二產(chǎn)業(yè)的用電量最大，比重達到50.1%,可以看出儋州市的正處居民生活用電比重占29.8%,居民生活用電增長非常迅速，主要由>第三產(chǎn)業(yè)的用電比重占15.7%,所占比例相對較低。但隨著城市經(jīng)>第一產(chǎn)業(yè)用電比例最低，只占4.5%,這說明隨著城市化進程的不斷3.3儋州市農(nóng)村電網(wǎng)存在問題(1)威馬遜”期間受損復電的高壓線路表3.3-1海南電網(wǎng)"威馬遜"期間受損的高壓線路明細表線路名稱電壓等級桿(塔)損壞斷桿(根)倒桿/斜桿(根)塔(處)受損線路數(shù)量(條)102由上表可知，海南高壓電網(wǎng)在2014年“威馬遜”中受損線路共59回、桿(塔)損壞共39基，其中斷桿根12、倒桿/斜桿27根。(2)低于風區(qū)圖設計基本風速4m/s及以上的線路(簡稱設計風速偏電線路的防風能力(220千伏及以下線路按照30年一遇風區(qū)圖設防)。按照“I、IⅡ類風區(qū)中低于風區(qū)圖防風能力4m/s及以上線路”原則，對35~220表3.3-2海南電網(wǎng)設計風速偏低的線路統(tǒng)計表電壓等級線路回路區(qū)段桿塔數(shù)量單回路改造桿塔數(shù)量雙回路改造桿塔數(shù)量40合計4035~220千伏線路設計風速偏低的線路4回，具體明細見下表。表3.3-3海南電網(wǎng)設計風速偏低的線路明細表序號線路名稱電壓等級所屬單位區(qū)段起止編號改造區(qū)段回路數(shù)改造桿塔數(shù)量采用設計規(guī)程該段是否因臺風受損1成八西線儋州局單回2001規(guī)程否2加新線儋州局單回2007規(guī)程否3馬龍線儋州局單回2001規(guī)程否4那木線儋州局單回2003規(guī)程否(3)中壓線路防風能力不足按照風區(qū)分布圖，排查I類風區(qū)內(nèi)10千伏防風能力不足的線路，其中主線長度共281.77公里，支線長度253.43公里，總長535.20公里。公里，總長330.10公里。表3.3-6按風區(qū)分布10千伏防風能力不足線路統(tǒng)計表地區(qū)I類風區(qū)Ⅱ類風區(qū)I、Ⅱ類風區(qū)以外主線支線合計主線支線合計主線支線合計儋州總計按照風區(qū)分布圖，排查各類風區(qū)內(nèi)10千伏防風能力不足的線路中，平均檔距小于50米線路共有13回，長度為15.01公里；平均檔距處于50米到60米之間的線路共有142回，長度為231.67公里；平均檔距介于60米到70米之間的線路共有48回，長度為179.85公里。表3.3-7按風區(qū)分布10千伏線路情況統(tǒng)計表單位km、%分風區(qū)平均檔距檔距處于檔距大于運行年份25年以上小于50米處于50-60米之間處于60-70米之間回數(shù)占比回數(shù)占比回數(shù)占比回數(shù)長度回數(shù)長度回數(shù)長度數(shù)I類風區(qū)4300Ⅱ類風區(qū)0000000000合計4300第四章工程建設的必要性4.1儋州市農(nóng)村電網(wǎng)規(guī)劃概況市市電網(wǎng)存在的變電站重過載、線路重過載、線路末端電壓偏低患等各類問題，通過高壓變電站布點方案的調(diào)整、預算內(nèi)農(nóng)網(wǎng)升級改造項目，以及繼續(xù)增加2016年的升級改造項目來陸續(xù)儋州市本批次項目合計24個總項，35千伏線路4條，10千伏線路20條，項目總投資2293.95萬元；其中：(2)改造35千伏線路：增加耐張塔26基，直線塔27基，裝設防風拉線106組，總投資999.61萬元。(2)改造10千伏線路：增加耐張鐵塔25基，高強度電桿409基，普通電桿142基，裝設防風拉線637組，基礎(chǔ)加固37基，總投資1294.34萬序號電壓等級線路起訖點建設改造內(nèi)容起點訖點135kV成八西線防風加固改造工程35kV八一站35kV西華站增加直線塔5基，增加耐張塔6基，增加防風拉線106組。235kV加新線防風加固改造工程35kV加平站35kV新州站增加直線塔4基，增加耐張塔6基。335kV馬龍線防風加固改造工程35kV馬井站35kV龍山站增加直線塔10基，增加耐張塔9基。435kV那木線防風加固改造工程35kV那大站35kV木棠站510kV馬聯(lián)I線分支線防風加固改造工程防風拉線44組。610kV馬聯(lián)Ⅱ線分支線防風加固改造工程新增高強度電桿8基，基礎(chǔ)加固1基。710kV松鳴主線后段及所屬分支線防風加固改造工程普通電桿16基，基礎(chǔ)加固3基，防810kV排浦Ⅱ線分支線防風加固改造工程新增高強度電桿8基，防風拉線6組。910kV龍山線分支線防風加固改造工程新增高強度電桿9基，防風拉線12組。10kV峨蔓線分支線防風加固改造工程新增高強度電桿5基，基礎(chǔ)加固7基。10kV木棠線分支線防風加固改造工程新增高強度電桿4基，普通電桿1基，基礎(chǔ)加固2基，防風拉線3組。10kV十字路線分支線防風加固改造工程新增高強度電桿2基，基礎(chǔ)加固1基。10kV海頭主線前段防風加固改造工程新增耐張塔1基；高強度電線桿8基，普通電桿9基，基礎(chǔ)加固2基，防風拉線22組。10kV農(nóng)村主線后段防風加固改造工程基礎(chǔ)加固5基，防風拉線9組。10kV富克主線后段及所屬分支線防風加固改造工程風拉線130組。10kV東光主線后段及所屬分支線防風加固改造工程10kV王五2#線分支線防風加固改造工程新增高強度電桿12基，防風拉線14組。10kV新訪主線后段及所屬分支線防風加固改造工程新增高強度電桿22基，防風拉線38組。10kV大屯線分支線防風加固改造工程10kV光村聯(lián)絡線后段及所屬分支線防風加固改造工程10kV神沖主線后段及新增高強度電桿17基，普通電桿2所屬分支線防風加固改造工程10kV樓堂主線后段防風加固改造工程新增耐張塔2基，高強度電桿33基，防風拉線46組。10kV泊潮主線后段防風加固改造工程10kV新盈主線后段及所屬分支線防風加固改造工程新增耐張塔3基，高強度電桿93基，基礎(chǔ)加固3基，防風拉線167組。4.2項目必要性(1)解決高壓線路防風能力不足的需要2016年高壓電網(wǎng)防風規(guī)劃目標“針對臺風中受損復電線路區(qū)段和防風能力亟待提高線路區(qū)段進行重點防風加固，加固后的線路不發(fā)生倒桿(塔)事件”。儋州35kV成八西線、35kV加新線、35kV馬龍線、35kV那木線等4條線路主要存在：線路設計風速便低(最大設計風速30m/s,即基本設計風速28m/s),防風能力不足，并分別在2014年臺風“威馬遜”中發(fā)生斷桿。對35kV成八西線、35kV加新線、35kV馬龍線、35kV那木線等4條線路進行防風加固，消除線路的安全隱患，杜絕線路在臺風中出(2)解決中壓防風能力不足的需要儋州10kV化工園區(qū)線等12條線路主要為：線路設計早、運行年限長耐張段長、線路老化、桿塔開裂、拉線銹蝕等安全隱患。同時線路防風拉線少，未按要求安裝防風拉線的桿塔也未采取其他加固措施，線路抗風能力弱，不滿足沿海線路防風要求。因此對10kV化工園區(qū)線等12條線路，以耐張段為單位進行防風加固排查，有針對的安全隱患；對直線桿塔進行增設防風拉線，受地形(3)進一步實踐“建設社會主義新農(nóng)村”重要思想以進一步建設社會主義新農(nóng)村，改善農(nóng)村生活環(huán)境。而隨著農(nóng)村大型家用電器的普及，農(nóng)村電網(wǎng)對供電質(zhì)量的要求會更高，實施農(nóng)網(wǎng)完因此，按照儋州市十二五配電網(wǎng)規(guī)劃成果，針對儋州市農(nóng)村電網(wǎng)的薄4.3工程建設方案4.3.1項目安排原則本批次防風加固改造項目按照主線高于支線的原則，安排城區(qū)主干線、鎮(zhèn)區(qū)主供線路及掛接重要用戶的分支線路優(yōu)先進行防風加固。2016年高壓電網(wǎng)針對臺風中受損復電線路區(qū)段和防風能力亟待提高線路區(qū)段進行重點防風中低壓電網(wǎng)優(yōu)先提高I、II類風區(qū)重要用戶供電線路和I類風區(qū)確保加固后的線路主干線不發(fā)生倒桿、斷桿，4.3.2防風方案按照加固原則，挑選薄弱點分步驟、有計劃開展整改，提出項目安排優(yōu)先級如下：1)、優(yōu)先對臺風受損復電線路區(qū)段的桿塔進行加固改造。2)、優(yōu)先對高鐵、高速公路、海岸、山峰及山谷口等重要跨越地區(qū)桿塔加固改造。3)、優(yōu)先對系統(tǒng)運行明確的關(guān)鍵、重點線路加固改造。4)、優(yōu)先對沿海10公里范圍內(nèi)線路加固改造。5)、優(yōu)先對河岸、湖岸、山峰及山谷口等容易產(chǎn)生強風的微地形區(qū)域桿塔進行加固改造。6)、優(yōu)先對I、Ⅱ類風區(qū)按1979規(guī)程等早期標準建設的線路進行抗災評估和改造。7)、優(yōu)先進行線路桿塔的防風偏改造，尤其是對電廠送出線路、核電送出線路進行改造。8)、對I、Ⅱ類風區(qū)的35千伏及以上線路直線水泥桿，具備條件的應增加防風拉線，不具備條件的可更換為加強型桿或鐵塔(鋼管桿)。主要根據(jù)30年一遇設計基本風速分布圖，排查現(xiàn)狀中壓配電網(wǎng)防風(1)防風薄弱環(huán)節(jié)排查基于10千伏排查原則，對海南電網(wǎng)中壓線路進行系統(tǒng)排查，分析現(xiàn)(2)制定10千伏中壓配電網(wǎng)防風加固方案按照風區(qū)不同，主線高于支線的原則，安排城區(qū)主干線、鎮(zhèn)區(qū)主供線路及掛接重要用戶的分支線路優(yōu)先進行防風加固，結(jié)合線路實際情況，因表4.3.2-1中壓防風加固差異化措施表措施地區(qū)備注(裝設防風拉線、加固電桿基礎(chǔ)、加插耐張塔縮短耐張段長度、加插電桿縮短直線大檔距、更換高強度塔)五種措施I類風區(qū)主線線路帶有重要用戶增加耐張桿塔(裝設防風拉線、加固電桿基礎(chǔ)、加插耐張桿縮短耐張段長度、加插電桿縮短直線大檔距)四種措施I類風區(qū)支線(裝設防風拉線、加固電桿基礎(chǔ)、加插耐張塔縮短耐張段長度、加插電桿縮短直線大檔距)四種措施Ⅱ類風區(qū)主線(裝設防風拉線、加固電桿基礎(chǔ)、加插耐張桿縮短耐張段長度、加插電桿縮短直線大檔距)四種措施Ⅱ類風區(qū)支線(裝設防風拉線、加固電桿基礎(chǔ)、加插電桿縮短直線大檔距)三種措施其他風區(qū)線路儋州市本批次項目合計27個總項，120個子項；共計長約283.533km,項目總投資2293.95萬元。具體工程概況如下：儋州市本批次項目合計24個總項，35千伏線路4條，10千伏線路20條，項目總投資2293.95萬元；其中：(3)改造35千伏線路：增加耐張塔26基，直線塔27基，裝設防風拉線106組，總投資999.61萬元。(2)改造10千伏線路：增加耐張鐵塔25基，高強度電桿409基，普通電桿142基，裝設防風拉線637組，基礎(chǔ)加固37基，總投資1294.34萬4.3.3.2建設方案4.3.3.2.1高壓電網(wǎng)35千伏線路工程防風加固方案1、改造內(nèi)容本次35kV防風加固改造項目涉及35kV成八西線、加新線等4條線路，本次改造均為局部改造，在原線路線行下改造，不涉及路徑變化，各線路1)35kV成八西線防風加固改造工程35kV成八西線防風加固改造工程全長約11.92km,桿塔數(shù)量65基，線路距離海岸線25km,新增耐張塔5基，直線塔6基，新增防風拉線1062)35kV加新線防風加固改造工程35kV加新線防風加固改造工程全長約21.68km,桿塔數(shù)量104基，線路距離海岸線20km,新增耐張塔4基，直線塔6基。3)35kV馬龍線防風加固改造工程35kV馬龍線防風加固改造工程全長約13.42km,桿塔數(shù)量61基，線路距離海岸線10km,新增耐張塔9基，直線塔10基。4)35kV那木線防風加固改造工程35kV那木線防風加固改造工程全長約13.25km,桿塔數(shù)量60基，線路距離海岸線30km,新增耐張塔7基，直線塔6基。2、設計氣象條件根據(jù)《南方電網(wǎng)沿海地區(qū)設計基本風速分布圖》(2014版),本次工程4條35kV線路均屬于33m/s基本風速區(qū)，同時參考《建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范》(GB50009-2001)中全國基本風壓表，通過換算得東方市30年一遇基本風速為33.12m/s。由上述結(jié)果知，兩種方法所得基本風速相差不大。線路30年一遇、離地面10m高、10min時距平均最大風速即線路基本設計風速取值為35m/s。氣象組合見表4.3-1。表4.3-1本工程35kV線路氣象條件組合表序號風速(m/s)1最高氣溫02最低氣溫003基本設計風速(10m高)4外過電壓5內(nèi)過電壓6年平均氣溫07安裝條件58雷暴日(年平均)3、導、地線及光纖型式由于本次改造更換桿塔均在原路徑上進行，因此不涉及到線路長度增4、絕緣子型號及絕緣配合本工程導線懸垂、耐張絕緣子串均選用FXBW4-35/70型合成絕緣子，一般情況下，導線懸垂絕緣子串使用單支，重要跨越處及相鄰檔高差較大處使用兩個單聯(lián)串。爬電比距按系統(tǒng)最高電壓計算為3.08cm/kV,滿足Ⅲ本工程跳線串推薦選用固定式防風偏合成絕緣子FYTX-35/70,爬電比距按系統(tǒng)最高電壓計算為3.45cm/kV,滿足Ⅲ級污區(qū)防污要求。表4.3-2FYTX-35/70型合成絕緣子機電特性表序號1額定工作電壓2額定抗拉負荷3額定抗彎負荷4400N外力下偏擺5最小公稱爬電距離6聯(lián)結(jié)型式標志7鎖緊銷型式850%雷電沖擊閃絡電壓(峰值)9工頻濕耐受電壓(有效值)表4.3-3FYTX-35/70固定防風偏合成絕緣子的主要尺寸與特性外形尺寸和技術(shù)參數(shù)額定電壓(kV)額定拉伸機械負荷(kN)結(jié)構(gòu)高度(mm)最小公稱爬電距離(mm)最小電弧距離(mm)連接結(jié)構(gòu)標記鎖緊銷型式雷電全波沖擊耐受電壓(峰值)(kV)工頻一分鐘濕耐受電壓(有效值)(kV)參考重量(kg)本工程導地線懸垂線夾、耐張線夾采用鋁合金節(jié)能型金具，使用非磁性高強度稀土鋁合金材料制造，能耗低、強度高、防腐性強，使用方便可靠。導地線懸垂線夾、耐張線夾和其它金具主要按照《電力金具產(chǎn)品樣本(1997年修訂版)》選用，個別金具為企業(yè)樣本。金具強度符合《線規(guī)》規(guī)定“安全系數(shù)正常情況不小于2.5,事故情況不小于1.5”.6、防雷及防振措施1)防雷措施a)全線架設雙地線，塔頭地線對邊導線的保護角不大于15°。b)桿塔上兩根地線之間的距離不大于導地線間垂直距離的5倍。c)在15℃,無風的狀態(tài)下，檔距中央導地線之間的距離滿足下式的2)防振措施根據(jù)DL/T5092-1999《110~500kV架空送電線路設計技術(shù)規(guī)范》的規(guī)定，參照其它工程的設計和運行經(jīng)驗，本工程導線、普通地線防振采取以a)全線平均運行張力上限不超過保證計算拉斷力的25%;導線防振錘型號為FDZ-4,普通地線防振錘型號為FDZ-1。7、接地設計本工程桿塔逐基接地，在雷季干燥時，每基桿塔不連接地線時的接地土壤電阻率(Ω,m)工頻接地電阻(Ω)考慮到減少人口密集區(qū)跨步電壓的要求，水田、居民區(qū)接地電阻統(tǒng)一按10Ω設計，接地裝置采用圍繞基礎(chǔ)四周上層敷設水平圓環(huán)，并與下層垂接地引下線采用φ16鍍鋅園鋼、接地體采用φ12圓鋼，涂防腐導電材料防腐；接地引下線及聯(lián)接零部件應熱鍍鋅以防銹蝕，接地引下線與接地體連接處應采用導電瀝青進行防腐處理，接地引下線與桿塔連接處需加用防盜帽。表4.3-535kV桿塔使用表序號桿塔形式基數(shù)類型備注1單回直線塔2單回耐張塔3合計2)基礎(chǔ)本工程線路鐵塔基礎(chǔ)采用臺階基礎(chǔ)。設計按照最大限度減少線路停電時間的原則，對35kV線路工程施工實施順序做了初步安排，具體如下：1)第一步，在不停電情況下完成改造的全部新桿塔基礎(chǔ)工程，在滿足對帶電導線安全距離的情況下，進行鐵塔塔腿、部分塔身的階段組塔工2)第二步，申請將35kV線路停電，停電期間對新立鐵塔進行組裝及1、路徑方案本次10千伏線路防風加固工程中改造項目20個，主要是解決高中壓線路存在的安全隱患問題，提高線路的防風抗災能力。由于是在原線路走改造方案本次儋州市10kV線路防風加固改造工程共20條線路，主要按以下方案進行防風加固：1)耐張段過長、檔距過大的增設桿塔縮短耐張段及檔距；2)位于涂灘、泥水、沙地等基礎(chǔ)不穩(wěn)固地區(qū)桿塔，優(yōu)先安裝拉線，不能安裝拉線或土質(zhì)、積水有強腐蝕性的進行桿頭加固；3)直線桿塔優(yōu)先安裝防風拉線，不能安裝防風拉線的根據(jù)防風加固措施要求，更換為高強度電桿；4)對15m桿鋼箍連接處進行加固。各10kV線路概況及改造方案內(nèi)容如下：5)10kV馬聯(lián)I線分支線防風加固改造工程1010kV馬聯(lián)I線改造線路全長約18.312km,桿塔數(shù)量326基，線路距離海岸線25離海岸線25km。新增耐張塔3基，高強度電桿34基，普通電桿142基，基礎(chǔ)加固1基，防風拉線44組。6)10kV馬聯(lián)Ⅱ線分支線防風加固改造工程1010kV馬聯(lián)Ⅱ線改造線路全長約4.24km,桿塔數(shù)量75基，線路距離海新增高強度電桿8基，基礎(chǔ)加固1基。1010kV松鳴線改造線路全長約8.456km,桿塔數(shù)量178基，線路距離海岸線28岸線28km。新增耐張塔2基，高強度電桿13基，普通電桿16基，基礎(chǔ)加固3基，防風拉線20組。1010kV排浦Ⅱ線改造線路全長約2.751km,桿塔數(shù)量53基，線路距離海岸線27海岸線27km。新增高強度電桿8基，防風拉線6組。1010kV龍山線改造線路全長約4.451km,桿塔數(shù)量78基，線路距離海新增高強度電桿9基，防風拉線12組。1010kV峨蔓線改造線路全長約2.127km,桿塔數(shù)量38基，線路距離海岸線24岸線24km。新增高強度電桿5基，基礎(chǔ)加固7基。1010kV木棠線改造線路全長約1.660km,桿塔數(shù)量28基，線路距離海岸線約28岸線約28km。新增高強度電桿4基，普通電桿1基，基礎(chǔ)加固2基，防風拉線3組。1010kV十字路線改造線路全長約0.4km,桿塔數(shù)量6基，線路距離海岸新增高強度電桿2基，基礎(chǔ)加固1基。1010kV海頭主線改造線路全長約13km,桿塔數(shù)量191基，線路距離海岸線約5岸線約5km。新增耐張塔1基；高強度電線桿8基，普通電桿9基，基礎(chǔ)加固2基，防風拉線22組。1010kV農(nóng)村主線改造線路全長約10.30km,桿塔數(shù)量110基，線路距離新增耐張塔4基，高強度電桿9基，基礎(chǔ)加固5基，防風拉線9組。1010kV富克主線改造線路全長約39.812km,桿塔數(shù)量692基，線路距新增耐張塔4基，高強度電桿70基，普通電桿1基，基礎(chǔ)加固9基，防風拉線130組。1010kV東光主線改造線路全長約21.006km,桿塔數(shù)量394基，線路距新增耐張塔2基，高強度電桿43基，基礎(chǔ)加固2基，防風拉線44組。17)10kV王五2#線分支線防風加固改造工程1010kV王五2#線改造線路全長約4.952km,桿塔數(shù)量101基，線路距新增高強度電桿12基，防風拉線14組。1010kV新訪主線改造線路全長約12.335km,桿塔數(shù)量208基，線路距新增高強度電桿22基，防風拉線38組。1010kV大屯線改造線路全長約0.25km,桿塔數(shù)量5基，線路距離海岸線約35線約35km。新增防風拉線2組。1010kV光村聯(lián)絡線改造線路全長約11.749km,桿塔數(shù)量237基，線路新增耐張塔4基，高強度電桿16基，防風拉線48組。1010kV神沖主線改造線路全長約9.527km,桿塔數(shù)量158基，線路距離海岸線約5海岸線約5km。新增高強度電桿17基，普通電桿2基，基礎(chǔ)加固2基，防風拉線26組。1010kV樓堂主線改造線路全長約17.04km,桿塔數(shù)量286基，線路距離新增耐張塔2基，高強度電桿33基，防風拉線46組。1010kV泊潮主線改造線路全長約2.81km,桿塔數(shù)量44基，線路距離海岸線約5岸線約5km。新高強度電桿3基，防風拉線6組。10kV10kV新盈主線改造線路全長約61.621km,桿塔數(shù)量1027基，線路距新增耐張塔3基，高強度電桿93基，基礎(chǔ)加固3基，防風拉線167組。3、設計風速根據(jù)《南方電網(wǎng)沿海地區(qū)設計基本風速分布圖》(2014版),本次工程23條10kV線路均屬于33m/s基本風速區(qū)，同時參考《建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范》(GB50009-2001)中全國基本風壓表，通過換算得儋州市30年一遇線路、10kV線路30年一遇、離地面10m高、10min時距平均最大風速即表4.3-5本工程10kV線路氣象條件組合表序號風速(m/s)溫度(℃)1最高氣溫02最低氣溫003基本設計風速(10m高)4外過電壓5內(nèi)過電壓6年平均氣溫7安裝條件58雷暴日(年平均)1)10米、12米、15米10kV電桿取消預應力桿，10米采用I級、12米和15米采用M級部分預應力桿。2)電桿梢徑φ190mm及以下、桿長15米及以下部分預應4)整根部分預應力、鋼筋混凝土錐形桿埋深線距離電桿根部高度設置埋深線(最低埋深要求為8米桿埋深1.5米，10米桿埋深1.7米，12米桿埋深2米，15米桿埋深2.5米),檢測線距離埋深線上段500mm處設5)當耐張桿塔(無法打拉線)選用高強度電桿時，其根部開裂彎矩，短檔距(但不宜小于30米)、放大安全系數(shù)等措施，進行驗算。序號桿塔型號備注1部分預應力電桿2部分預應力電桿3部分預應力電桿4部分預應力高強度錐形電桿5部分預應力高強度錐形電桿6部分預應力高強度錐形電桿7角鋼塔8角鋼塔9角鋼塔5、導線的選擇方案導線的選擇本批次項目10kV導線的選擇主要與原線路導線相匹配進行選擇。本次工程為局部改造，原則上不開列導線，但對于直線桿塔改耐張桿，引流2)改造項目的原有導線處理方案：本次工程原有導線均重復利用。1)部分預應力電桿基礎(chǔ)采用預制式底、、卡盤，為鋼筋混凝土預制構(gòu)件，其混凝土標號不應低于C20。應滿足《混凝土結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗2)角鋼塔、高強度電桿基礎(chǔ)均按現(xiàn)場澆注設計，基礎(chǔ)設計遵循《架空送電線路基礎(chǔ)設計技術(shù)規(guī)定》(DL/T5219-2005)以及有關(guān)的技術(shù)規(guī)定，并根據(jù)線路經(jīng)過區(qū)域的地質(zhì)情況、鐵塔使用條件、采用合適基礎(chǔ)型式。角鋼塔優(yōu)先采用臺階基礎(chǔ)，個別位置特殊的采用灌注樁基礎(chǔ)。高強度電桿主要采用套筒基礎(chǔ)、杯口基礎(chǔ)。7、施工停電方案10kV線路改造項目主要是在原桿位附近更換桿塔，因此工作量不多。由于線路在野外，工作面分散，且鄰近無其他電源線路，因此設置施工過渡方案不經(jīng)濟也不現(xiàn)實，故本次改造工程按停電施工進行考慮，即按白天停電，晚上恢復送電施工方案考慮。為了減少施工停電時間和次數(shù)，桿塔基礎(chǔ)應盡量在不停電的前提下施工、養(yǎng)護(若無法保證安全的必須停電施工),待基礎(chǔ)強度滿足組塔架線時申請停電施工、并應保證當天能恢復供電。因此施工單位需要合理安排人員及當天的工作量，確保當天能完成計劃好的工作量。4.4項目預期實施效果4.4.1解決問題本批可研項目解決了儋州農(nóng)村電網(wǎng)防風能力不足的問題。對在2014年在“威馬遜”中受損的線路進行防風加固改造；對不滿足南網(wǎng)公司現(xiàn)行標準及設計規(guī)范的線路進行防風加固(部分路段重建)改造。4.4.2預期效果本次防風加固改造中，優(yōu)先對臺風中受損線路復電區(qū)段和防風能力亟待提高的高壓線路進行重點防風加固，使加固后的線路不再次發(fā)生倒桿(塔)事件。風能力，使加固后的中壓主干線路不發(fā)生倒桿、斷桿，支線不串倒。 第五章項目建設地點與建設條件5.1項目建設地點本工程項目建設地點分別在儋州市那大鎮(zhèn)、光村鎮(zhèn)、木棠鎮(zhèn)、海頭鎮(zhèn)、峨蔓鎮(zhèn)、三都鎮(zhèn)、王五鎮(zhèn)、白馬井鎮(zhèn)、中和鎮(zhèn)、排浦鎮(zhèn)等農(nóng)村地區(qū)。5.2項目建設條件5.2.1工程地質(zhì)工程場地區(qū)域大地構(gòu)造位置位于華南褶皺系儋州褶皺帶北側(cè)，近區(qū)域內(nèi)發(fā)育有昌江～瓊海斷陷帶、儋州～萬寧斷裂帶及冰嶺斷裂帶。前兩者最晚活動于燕山期，控制著早白堊世鹿母灣群西南部邊緣的延伸，喜馬拉雅期以來未活動，屬于非全新活動斷裂?；顒悠谧钔淼膶儋僦荨f寧斷裂帶之冰嶺斷裂帶，沿該斷裂帶有高達90度、延伸達3km的溫泉出露，表明該斷裂帶挽近時期亦有強烈活動。歷史上儋州市地區(qū)未發(fā)生過破壞性地震，場地區(qū)域穩(wěn)定性較好。5.2.2地下水條件5.2.3沿線不良地質(zhì)作用及礦產(chǎn)、文物分布情況根據(jù)現(xiàn)場調(diào)查并參考已有地質(zhì)資料，線路沿線未見影響線路鐵塔安全的滑坡、崩塌、泥石流、溶洞等不良地質(zhì)作用。沿線附近無礦區(qū)及采空區(qū)；地表亦未發(fā)現(xiàn)文物古跡，適宜建設線路。5.2.4氣象條件根據(jù)氣象站氣象資料：最高氣溫采用40℃,最低氣溫采用0℃,年平均氣溫采用20℃,覆冰0mm,儋州市雷暴日取107.5天。設計氣象條件如線路設計氣象條件組合表氣象條件氣溫(℃)風速(m/s)覆冰(mm)最高氣溫00最低氣溫000年平均氣溫00基本風速(10m高)0操作過電壓0大氣過電壓0安裝情況50帶電作業(yè)0年均雷電日(日)5.2.5交通條件5.2.6征地賠償本批次項目中不存在征地賠償。儋州市本批次項目合計24個總項，35千伏線路4條，10千伏線路20儋州市本批次項目合計24個總項，35千伏線路4條，10千伏線路20(4)改造35千伏線路：增加耐張塔26基，直線塔27基，裝設防風拉線106組，總投資999.61萬元。(2)改造10千伏線路：增加耐張鐵塔25基，高強度電桿409基，普通電桿142基，裝設防風拉線637組，基礎(chǔ)加固37基，總投資1294.34萬第七章節(jié)能及環(huán)境保護7.1項目節(jié)能分析從整個配網(wǎng)運行節(jié)能降耗的要求角度出發(fā)，儋州市2016年防風加固改造工程節(jié)能降耗主要表采用以下措施：新增接續(xù)、更換耐張段的導線及7.1.1輸配電線路節(jié)能分析(1)導線材質(zhì)節(jié)能線路導地線分別采用鋁包鋼芯鋁絞線和鋁包鋼絞線，其導電率高，可達到同等截面銅導線的61%～63%,線損小，能源利用率高。鋁包鋼芯鋁絞線和鋁包鋼絞線在國外有較長的運行歷史，與相同結(jié)構(gòu)的普通鋼芯鋁絞線相比，導電率較大、抗腐蝕性好、能耗低。普通鋼芯鋁絞線的內(nèi)層鋁單絲與鍍鋅鋼絲直接接觸，在外界水汽和污染物浸漬下二種具有不同電勢的金屬之間產(chǎn)生電位腐蝕，加速鋼芯的老化。而鋁包鋼芯鋁絞線的鋼絲上被鋁層包裹而不與鋁股接觸，避免了電腐蝕，進一步提高了抗腐能力，延長導線使用壽命(2)金具節(jié)能跳線連接采用異型鋁合金并溝線夾。異型鋁合金并溝線夾采用鋁合金材質(zhì)，相較以往采用導線相互絞接或普通并溝線夾連接的方式，具有接觸7.2項目抵御自然災害能力分析受超強臺風“威馬遜”影響，海南電網(wǎng)10kV配電線路受損嚴重，其中以文昌、?？谑凶顬閲乐?，其它市縣次之。據(jù)統(tǒng)計儋州市市10kV架空線路受損593條，損壞電桿共計112根。針對臺風的影響，結(jié)合海南地區(qū)1、15m電桿主要是斷桿為主，斷桿表現(xiàn)為兩類，大部分為從上節(jié)電桿水泥鋼圈接口處折斷，少部分從下節(jié)電桿根部折斷。由于15m電桿均為上下段分開加工焊接，下段配筋(20@5)比上段(16@5)多，15m電桿彎矩在上節(jié)鋼圈與電桿連接處出現(xiàn)突變，導致15m電桿從上節(jié)電桿水泥鋼圈接口處折斷，暴露出有15m電桿設計結(jié)構(gòu)存在問題。2、10kV配電線路普遍存在連續(xù)10基以上直線桿無防風拉線。3、部分配電線路設計未遵循海南電網(wǎng)相關(guān)技術(shù)規(guī)范設計要求，個別設計甚至未滿足設計標準，設計耐張段過長(超過1km)。4、部分耐張桿和轉(zhuǎn)角桿由于受地形限制，未打受力拉本期項目針對以上暴露問題提高設計標準，加強防風措施。主要措施1、8米、10米低壓電桿采用G級預應力桿，15米電桿采用整根型M2、10kV及以下架空電力線路中較長的耐張段，經(jīng)過I類風區(qū)時每5基宜設置1基自立式耐張鐵塔，經(jīng)過II類風區(qū)時每10基宜設置1基自立式耐張鐵塔，并在耐張段中部至少設置1基抗風能力較強的直線桿塔。3、10kV架空線路耐張、轉(zhuǎn)角、終端以及無法安裝拉線的桿塔宜采用自立式鐵塔、鋼管桿以及大彎矩桿。通過對以上抗風設計標準的提高及抗風措施的加強本期項目可大大7.3社會穩(wěn)定風險分析本項目的風險分析是在技術(shù)方案、工程方案、融資方案和社會評價論證的初步風險分析的基礎(chǔ)上，進一步分析識別本項目在建設和運營中潛在的主要風險因素，判別風險程度，并提出規(guī)避風險的對策。7.3.1項目主要風險因素識別經(jīng)論證分析，可識別本項目的主要風險因素為：(1)技術(shù)風險分析影響工程質(zhì)量的潛在風險因素有①材料供應無計劃、堆放不規(guī)范、無②材料檢測不及時、漏檢、使不合格的材料當作合格材料使用，造成不應加強各種資源管理，提高資源的利用效率，及時提出有關(guān)的施工中質(zhì)量的隱患和預防措施要求；現(xiàn)場掌握工程質(zhì)量動態(tài)，確保工程質(zhì)量，對本項目而言，是不可忽視的風險。(2)建設投資風險分析本項目建設符合國家及海南省有關(guān)政策，因此項目的建設投資不存在任何風險。(3)其他風險分析近年來，國內(nèi)經(jīng)濟環(huán)境基本穩(wěn)定。在擴大內(nèi)需政策的持續(xù)作用下，投資和消費需求將繼續(xù)較快增長，體制改革和結(jié)構(gòu)調(diào)整積極推進，經(jīng)濟穩(wěn)定增長的內(nèi)在動力和基礎(chǔ)進一步鞏固?？赡艽嬖诘拿苤饕?，需求不足和供給結(jié)構(gòu)不合理并存的問題短期內(nèi)難以解決，會使就業(yè)壓力進一步加大；部分居民收入懸殊的問題仍在發(fā)展，城鎮(zhèn)低收入制約消費需求增加，將影響社會穩(wěn)定和減弱擴大內(nèi)需政策的效果；資金融通渠道不暢，這些都是不利于項目建設的直接或間接因素。(4)風險程度分析識別項目的主要風險因素后，我們根據(jù)風險等級，采用德爾菲法對風險因素進行定性評估，得出：序號風險因素名稱風險程度說明災難性嚴重較大一般1技術(shù)風險●2建設投資風險●3其他風險●(5)規(guī)避風險的對策首先要把好材料關(guān)，合格優(yōu)質(zhì)的材料加上成熟的工藝和熟練的技能，就能確保工程質(zhì)量，對常用的設備材料：變壓器、斷路器、鋼材、水泥、磚、砂、碎石或卵石、砼外加劑等，列出材料必檢的項目，才能對材料合嚴格按照國家頒布的有關(guān)規(guī)范和規(guī)程驗收。合理地使用質(zhì)量好、數(shù)量多、品種齊全和費用低廉的材料，施工程序認真執(zhí)行ISO9000標準，建立建設質(zhì)量保證體系，使原材料自始至終處于受控狀態(tài)、并做到可追溯性，7.4環(huán)境影響分析1)線路對環(huán)境的影響施工期間桿塔基礎(chǔ)平基、開挖，包括電纜溝、電纜井的施工開挖，易造成桿塔和電纜溝四周環(huán)境失去原有自然狀態(tài)，植被破壞、土壤疏松、水2)保護方案及措施避免大開挖塔基基面，保持自然地形、地貌。采用灌注樁基礎(chǔ)，避免避開林區(qū)，若必須通過應采用高桿塔跨越，施工中采用牽張放線，減少林3)水環(huán)境影響分析項目產(chǎn)生的廢水主要是生產(chǎn)污水。本工程供電項目產(chǎn)生的污水采用直4)聲環(huán)境影響分析廠界環(huán)境噪聲排放標準》(GB12348-2008)三類標準。同時，本項目200項目可行。第八章投資估算及經(jīng)濟效益分析8.1投資估算8.1.1項目概況簡述儋州市本批次項目合計24個總項，35千伏線路4條，10千伏線路20(5)改造35千伏線路：增加耐張塔26基，直線塔27基，裝設防風拉線106組，總投資999.61萬元。(2)改造10千伏線路：增加耐張鐵塔25基，高強度電桿409基，普通電桿142基，裝設防風拉線637組，基礎(chǔ)加固37基，總投資1294.34萬估算分析、總估算表、專業(yè)匯總表、其他費用計算表、建設場地征用及清理費估算表、編制價差計算及勘察設計費計算表設備材料清冊等均以子項8.1.2項目所產(chǎn)生的預期效益和效果進行10kV及以下農(nóng)村電網(wǎng)改造，首先供電能力會大幅提高，輸變配大的收益，刺激了農(nóng)村經(jīng)濟大發(fā)展。電力行業(yè)通過電網(wǎng)改造既然拓展了盈利空間，又獲得了更多的經(jīng)濟效益，一舉多得。第四，電網(wǎng)改造創(chuàng)造了更多的可持續(xù)發(fā)展條件，提供了越來越多的就業(yè)機會，拉動了經(jīng)濟增長，縮小了城鄉(xiāng)差異。同時增加的電力消費還能刺激更多其他行業(yè)的發(fā)展，極大節(jié)省了截污減排費用，控制污染排放，美化了環(huán)境使農(nóng)村面貌得到改甚至農(nóng)村的基礎(chǔ)設施也隨著農(nóng)村電網(wǎng)改造的實施改善，有益于招商引用戶以及整個社會發(fā)展和國民經(jīng)濟水平提高都產(chǎn)生了明顯的經(jīng)濟效益和8.1.3估算依據(jù)1、《20kV及以下配電網(wǎng)工程預算定額》;2、《20kV及以下配電網(wǎng)工程建設預算編制與計算標準》;3、《2014年海南電網(wǎng)公司二級物資采購信息價》;4、《南方電網(wǎng)公司2014年電網(wǎng)工程主要設備材料信息價》;5、《2015年第9期海南工程造價信息》;6、《20kV配網(wǎng)工程設備材料信息價格》;7、《海南省人民政府關(guān)于印發(fā)海南省征地統(tǒng)一年產(chǎn)值標準和海南省征地青苗及地上附著物補償標準的通知》瓊府[2014]36號；8、電力工程造價與定額管理總站文件定額[2015]25號；11.基本預備費按建筑工程費+安裝工程費+設備購置費+編制年價差+(其他費-預備費)的3%估算；8.1.4估算范圍本項目土建及安裝工程主要包括基礎(chǔ)開挖、電桿組立、導線架設、臺2.設備購置費包括變壓器、開關(guān)箱、斷路器、電桿、隔離開關(guān)等。設備購置價格均3.工程建設其他費用項目建設技術(shù)服務費、招標代理服務費、項目后評價費、技術(shù)經(jīng)濟標準編制管理費、工程建設監(jiān)督檢測費、生產(chǎn)準備費等，均按國家及南方電網(wǎng)公4.預備費項目預備費為基本預備費，基本預備費按建筑工程費+安裝工程費+設備購置費+編制年價差+(其他費-預備費)的3%計。本項目考慮向銀行貸款1791.19萬元，約占建設投資額80%,貸款利息按利率5.25%、建設期一年，建設期內(nèi)均勻投入計算。8.2經(jīng)濟效益分析根據(jù)國家發(fā)改委及建設部發(fā)改投資【2006】1325號文件(2006年7月3日)頒發(fā)的《建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)(第三版)》、電力工業(yè)的通知”、南方電網(wǎng)公司《關(guān)于明確南方電網(wǎng)15個主要城市電網(wǎng)規(guī)劃投資估算及經(jīng)濟評價有關(guān)事項的通知》,以及有關(guān)現(xiàn)行法律、法規(guī)、財稅制8.2.2分年投資及使用計劃建設投資年度使用計劃分配比例：2016年100%。8.2.3財務評價基礎(chǔ)數(shù)據(jù)8.2.3.1主要計算參數(shù)經(jīng)營期25年定員12人(參照南方電網(wǎng)人[2007]35號文)年人均工資40000元/人.年福利費及保險系數(shù)1.5%材料費2.0%(以固定資產(chǎn)為計算基數(shù))維護修理費2.5%(以固定資產(chǎn)為計算基數(shù))保險費率0.25%(以固定資產(chǎn)為計算基數(shù))其他費用2.0%(以固定資產(chǎn)為計算基數(shù))項目投資目標內(nèi)部收益率8%8.2.3.2網(wǎng)售/增售電量率為14.6%,“十三五”期間年均增長率為11.9%,“十四五”、“十五五”期間南省儋州市售電量為基礎(chǔ)，采用規(guī)劃的增長率指標，分別預測出2015年~2040年售電量及增售電量。序號年份售電量(億比2013年增售電量12015年22016年32017年42018年52019年62020年72021年82022年序號年份售電量(億比2013年增售電量92023年2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年2031年2032年2033年2034年2035年2036年2037年2038年2039年2040年8.2.3.3其他說明固定資產(chǎn)形成率100%,折舊年限15年，殘值率5%;增值稅率17% (按電量加價計列),城鄉(xiāng)維護建設稅7%,教育費附加5%,所得稅率25%,盈余公積提取率10%。8.2.4財務評價的主要指標并保證還貸能力的原則下進行。主要經(jīng)濟評價指標見下表。主要經(jīng)濟指標評價表項目名稱單位指標值1靜態(tài)投資萬元2動態(tài)投資萬元3折舊年限年4項目運營期年5長期貸款年利率%6貸款償還期年7項目投資(稅后)內(nèi)部收益率%8基準收益率%79項目投資(稅后)財務凈現(xiàn)值萬元總投資收益率%資本金利潤率%項目投資回收期(靜態(tài)稅后)年利息備付率%償債備付率%單位電量分攤金額(不含稅)元/MWh單位電量分攤金額(含稅)元/MWh8.2.5財務評價8.2.5.1償債能力分析a.利息備付率本項指標主要考察項目付息的保障程度；利息備付率越高，表明保障程度高，并且比例應大于2;而利息備付率為3.27,可以認為項目投產(chǎn)后并b.償債備付率障程度高，并且比例應大于1.2;而償債備付率為1.68,可以認為項目投8.2.5.2盈利能力分析益率為7%,項目資本金內(nèi)部收益率為8%,項目計算期內(nèi)項目投資現(xiàn)金稅回收動態(tài)收期為15.26,小于計算期25年，表明該項目投資回收基本能達到要求。8.2.5.3敏感性分析7.21%前提下，單個因素變化引起的單位電量分攤金額(含稅)變化見下表。敏感性分析指標一覽表變化因素變化率項目投資內(nèi)部收益率(%)電價(含稅)(元電價(不含稅)(元電價變化率(%)電價敏感度系數(shù)上網(wǎng)電量808008靜態(tài)投資81080081經(jīng)營成本808008內(nèi)部收益率080從上表看出，上述單因素變化時，增售電量和項目投資是敏感因素。由于這兩個單因素的變化幅度與單位電量分攤金額的變化幅度接近，故本項目具有一定的抗風險能力。8.2.5.4綜合經(jīng)濟評價結(jié)論財務評價結(jié)果表明：當本工程的輸送電量達964849GW.h,單位電量分攤金額(不含稅)為0.136元/MWh時，該項目具備較顯著的經(jīng)濟效益和財序號項日名稱121建設投資價差預備費建設期利息固定資產(chǎn)原值2建設投資籌措[資本金】20.39%投資方1[融資]79.61%銀行13流動資金籌措序號項月名稱1234567891應還本金和利息銀行1短期貸款2銀行1短期貸款3應付利息銀行1短期貸款45應還總和6還款折口及攤銷費還款折舊費還款捕銷費7其他資金(含短期貸款)89建設期利息計算指標：利息備付率(ICR)償債備付率(DSCR)序號項目名稱1應還本金和利息銀行1短明貸款2銀行!短明貸款3應付利息3.1.I銀行!短期貸款45應還總和6還款折舊及攤銷費還款折舊費還款攤銷賈7其他資金(含短期貸款)89建設期利息計算指標：利息備付率(TCR)償債備付率(DSCR)序號項目名稱I234567891固定資產(chǎn)折舊費固定資產(chǎn)凈值2無形資產(chǎn)攤銷費3遞延資產(chǎn)攤銷費4無形及遞延資5無形及遞延資序號項目名稱1234567891直接材料費直接燃料及動力費直接工資及福利費制造費用折舊費修理費其他制造費2管理費用無形資產(chǎn)攤銷其他資產(chǎn)攤銷其他管理費用3財務費用利息支出長期借款利息4流動資金借款利息短期借款利息4營業(yè)費用5總成本費用合計固定成本62.1-2.2-3.1)序號項日名稱123456789I電量加價電量2銷售稅金及附加增值稅抵扣費附加3總成本費用4補貼收入(應稅)5銷售利潤6彌補虧損(五年以內(nèi))78補貼收入(免稅)9盈余公積可供分配利潤未分配利潤累計未分配利潤短期借款虧損累計虧損序號項日名稱1234567891營業(yè)收入回收固定資產(chǎn)余值回收流動資金2現(xiàn)金流出建設投資經(jīng)營成本營業(yè)稅金及附加維持運營投資建設期可抵扣的增值稅34累計所得稅前凈現(xiàn)金流量567累計所得稅后凈現(xiàn)金流量所得稅后所得稅前率251.22萬元投資回收期15.26年14.95年項目序號項目名稱1營業(yè)收入回收固定資產(chǎn)余值回收流動資金2現(xiàn)金流出建設投資經(jīng)營成本營業(yè)稅金及附加錐持運營投資建設期可抵扣的增值稅3所得稅前凈現(xiàn)金流量(1-2)4累計所得稅前凈現(xiàn)金流量56所得稅后凈現(xiàn)金流量(3-5)7累計所得稅后凈現(xiàn)金流量序號項目名稱1234567891營業(yè)收入回收固定資產(chǎn)余值回收流動資金短期借款2現(xiàn)金流出項日資本金經(jīng)營成本營業(yè)稅金及附加維持運營投資建設期可抵扣的增3凈現(xiàn)金流量(1-2)所得稅后計算指標：財務內(nèi)部收益率471.65萬投資回收期19.08年項目序號項目名稱1營業(yè)收入回收固定資產(chǎn)余值回收流動資金短期借款2現(xiàn)金流出項目資本金經(jīng)營成木營業(yè)稅金及附加維持運營投資建設期可抵扣的增3凈現(xiàn)金流量(1-2)利潤與利序號項目名稱1234567891營業(yè)收入2營業(yè)稅金及附加營業(yè)稅金增值稅抵扣城市維護建設稅及教育費附加3總成本費用4補貼收入(應稅)5利潤總額(1-2-3+4)6彌補以前年度虧損7應納稅所得額(5-6)89補貼收入(免稅)凈利潤(5-8+9)期初未分配利潤可供分配的利潤(10+11)可供投資者分配的利潤(12-13)應付優(yōu)先股股利應付普通股股利(14-15-16)其中：投資方1未分配利潤(14-15-16-18)息稅前利潤(利潤總額+利息支出)息稅折舊攤銷前利潤(息稅前利潤十折舊十推銷)序號項目名稱1營業(yè)收入2營業(yè)稅金及附加營業(yè)稅金增值稅抵扣城市維護建設稅及救育費附加3總成本費用4補貼收入(應稅)5利潤總額(1-2-3+4)6彌補以前年度虧損7應納稅所得額(5-6)89補貼收入(免稅)凈利潤(5-8+9)期初未分配利潤可供分配的利潤(10+11)可供投資者分配的利潤(12-13)應付優(yōu)先股股利應付晉通股股利(14-15-16)其中：投資方1未分配利潤(14-15-16-18)息稅前利潤(利潤總額+利息支息稅折舊攤銷前利潤(息稅前利潤土折舊+攤銷)序號項日名稱1234567891資產(chǎn)存貨累計盈余資產(chǎn)固定資產(chǎn)凈值建設期未抵扣的增值稅2負債及投資者權(quán)益短期借款建設投資借款負債合計投資者權(quán)益資本金累計盈余公積金累計未分配利潤序號項日名稱1資產(chǎn)存貨累計盈余資產(chǎn)固定資產(chǎn)凈值建設期未抵扣的增值稅2負債及投資者權(quán)益短期借款建設投資借款負債合計投資者權(quán)益2.3.I資本金累計盈余公積金累計未分配利潤序號項目名稱指標1輸變電工程靜態(tài)投資萬元2價差預備費萬元3建設期利息萬元4輸變電工程動態(tài)投資萬元5內(nèi)部收益率(全部投資)%6凈現(xiàn)值萬元7