昌江县配网防风加固改造工程可研报告.doc

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1、海南省昌江县2016年中央预算内投资农网防风加固改造工程总报告前 言随着昌江县国民经济快速增长，人民生活水平的不断提高，对电力的需求量逐年增长。尤其是农村，现有的网架结构已经难以支持其良好发展。目前农村地区普遍存在中压网环网化率及典型接线率、站间联络率低，网络结构相对较差；原有变压器容量较小导致配变重过载较多的主要问题，严重制约了农村经济的发展。加之2014年的“威马逊”和“海鸥”强台风的破坏，农村地区配电线路受损严重。因此为了改善农村电网的结构、提高农村电网的供电质量、促进农村经济增长、提高海南电网配网设备及线路的防风抗灾能力，海南电网公司加大投资力度对110kV及以下的农村电网进行改造升级

2、。为此委托中标单位对相应项目的可行性进行研究分析，并编制可行性研究报告。根据项目特点，本报告编制内容包括概述，编制依据原则和研究范围，昌江县概况，建设必要性，建设规模，节能措施、抵御自然灾害能力、社会稳定风险分析，投资估算与经济效益分析，项目招标和项目管理，结论，相关附图、附表。目 录第一卷 海南省昌江县2016年中央预算内投资农网防风加固改造工程总报告第一章项目概述11.1 项目基本情况11.2 项目建设期11.3 项目总投资11.4 指导思路1第二章编制依据原则和研究范围22.1 编制依据与原则22.2 主要技术原则及要求32.3 研究范围9第三章昌江县概况及电网概况93.1昌江县简况93

3、.2昌江电网现状及需求分析103.3昌江农村电网存在问题12第四章工程建设的必要性134.1昌江农村电网规划概况134.2项目必要性154.3工程建设方案16第五章建设规模23第六章节能及环境保护246.1 项目节能分析246.2 项目抵御自然灾害能力分析256.3 社会稳定风险分析266.4环境影响分析28第七章投资估算及经济效益分析297.1投资估算297.2 经济效益分析317.3资金来源54第八章项目招标和项目管理558.1 项目法人558.2 项目招标558.3 项目管理58第九章主要结论59附件附件1 2014年海南电网地理接线图附件2 电网工程可研投资控制指标(2013年版)附件

4、3 设计中标通知书附件4 设计资质证书第一章 项目概述1.1 项目基本情况项目名称：昌江县2016年配网防风加固改造工程项目法人：海南电网有限责任公司 法人代表：金戈鸣项目地点：海南省昌江县农村地区1.2 项目建设期项目建设期为2016年。1.3 项目总投资总投资估算：昌江县配网防风加固改造工程总投资规模为412.4万元。 资金筹措：项目实行资本金制。总投资的20%由中央预算投资资金解决、80%由企业申请银行贷款。1.4 指导思路 全面贯彻落实科学发展观，围绕服务农村经济社会发展的目标，搭建“以工促农，以城带乡”的电力发展平台，建立城乡电网一体化发展和农网持续发展机制，加大投资力度，加强建设管

5、理，用新技术改造农村电网，用可靠、高效、节能的产品更新设备，提高海南省沿海地区架空配电线路的防风能力，通过实施防风加固改造工程，改善农村电网的结构、提高农村电网的供电质量、提高海南电网配网设备及线路的防风抗灾能力，为农村经济社会发展和农村居民生活用电提供安全可靠的电力保障。第二章 编制依据原则和研究范围2.1 编制依据与原则2.1.1编制依据（1）国家发改委2010年7月在北京召开的“全国农网改造升级工作会议”有关文件和要求；（2）国家发展改革委印发的农村电网改造升级项目管理办法；（3）农村电力网规划设计导则（DL/T 5118-2000）；（4）中国南方电网公司110kV及以下配电网规划指导

6、原则；（5）配电线路防风设计技术规范（试行）（南方电网2013年9月）；（6）海南国际旅游岛建设发展规划纲要（2010-2020）（审定稿）；（7）海南省“十二五”农网改造升级规划报告；（8）昌江县“十二五”配电网规划细化；（9）昌江县“十二五”配电网规划项目库优化报告（10）国家能源局综合司关于印发农村电网改造升级项目可行性研究报告编制和审查指南的通知（国能综新能【2014】617号）。（11）昌江供电局相关部门提供的基础数据。2.1.2编制原则（1）国家能源局印发的农村电网改造升级技术原则；（2）农村电力网规划设计导则（DL/T 5118-2000）；（3）中国南方电网公司110kV及以下

7、配电网规划指导原则；（4）中国南方电网公司中国南方电网县级电网规划设计导则；（5）海南电网公司海南电网规划设计技术原则； （6）农村电力网规划设计导则（DL/T 5118-2000）；（7）中国南方电网公司10kV和35kV标准设计（V1.0）设计原则；（8）海南电网公司35kV及以下架空线路防风加固改造工程实施方案（试行）；（9）南方电网沿海地区设计基本风速分布图（2014版）；（10）海南电网公司电网建设与改造若干技术要求（海南电网生（2012）8号文；2.2 主要技术原则及要求严格执行农村电网改造升级技术原则（国能新能2010305号文），结合海南实际情况，认真总结一期、二期工程实施过程

8、中的经验教训，规范设计和施工，并及时调整完善工程有关的技术指标原则和要求。综合前几年台风对海南电网的影响以及防风工作的成功经验总结，梳理线路防风薄弱点，因地制宜采取针对性防风措施，达到抵御30年一遇台风的水平。其中，遵循以下主要原则和要求：（1）农网改造升级应遵循“统一规划、分步实施、因地制宜、适度超前”的原则，变（配）电站的布局及高、中、低压配电网主干线路的建设应满足农村经济中长期发展的要求，避免重复建设。（2）农网改造升级应按照“安全可靠、技术适用、减少维护、节能环保”的原则，采用成熟先进的新技术、新设备、新材料、新工艺，禁止使用国家明令淘汰及不合格的产品。（3）农网改造升级工作应严格执行

9、国家和行业有关设计、施工、验收等技术规程和规范。（4）农网改造升级应充分考虑城镇、乡村等不同类别区域负荷特点、供电可靠性要求和区域发展规划，合理优化网架结构。（5）农网改造升级应积极采用“三通一标”（通用设计、通用设备、通用造价、标准工艺），统一建设标准，规范工程管理，确保工程质量。（6）对于特殊地段、具有高危和重要用户的线路、重要联络线路，可实行差异化设计，提高农网抵御自然灾害的能力。（7）农网改造升级应适度推进电网智能化建设，重点开展新能源分散接入、配电自动化、智能配电台区、农村用电信息采集等试点建设。（8）中低压线路供电半径应根据负荷密度来确定，一般中压线路供电半径：城镇不宜超过4km，

10、乡村不宜超过15km；低压线路供电半径：城镇不宜超过250m，乡村不宜超过500m。用户特别分散地区供电半径可适当延长，但应采取适当措施，满足电压质量要求。（9）高压电网部分：针对台风中受损复电线路区段和防风能力亟待提高线路区段进行重点防风加固，加固后的线路不发生倒杆（塔）事件。9.1）对I、类风区的35千伏及以上线路直线水泥杆校核，达不到防风要求的宜采取增加拉线提高承载力措施，不能增加拉线的水泥杆应更换为铁塔。9.2）考虑将台风中受损线路杆塔和不满足风速标准的杆塔更换成满足风区设计标准的铁塔。9.3）水平档距利用率过高或耐张段过长区段，宜采取换塔或加塔的改造措施。9.4）针对110千伏及以上

11、线路耐张塔跳线不满足风偏设计要求的，应加装防风偏绝缘子。（海南高压线路耐张塔防风偏加装防风偏绝缘子已初见成效）9.5）对出现滑坡情况的杆塔根据现场地形并结合地质勘探资料，综合判断采取迁移杆塔或修筑护坡、挡土墙、排水沟等基础加固措施。（10）中低压电网部分：优先提高I、II类风区重要用户供电线路和I类风区线路防风能力，确保加固后的线路主干线不发生倒杆、断杆，支线不串倒。10.1）装设防风拉线在一般情况下，优先采用加装防风拉线进行加固，或在综合加固实施前，加装拉线作为临时性防风措施。10.1.1、单回路线路当耐张段内连续直线杆超过5基时，具备拉线条件时，在中间位置的原有电杆加装四向拉线，如无法加装

12、拉线的可考虑采取在另一侧加装斜支撑杆。10.1.2、双回路线路原有线路电杆强度等级小于M级(选用绝缘导线时电杆强度小于N级)时，耐张段内应每隔一基直线杆装设一组防风拉线；原电杆强度等级不满足要求，更换为强度等级不小于K级的电杆并加装防风拉线。10.1.3、拉线装置技术要求拉线应采用镀锌钢绞线，拉线截面不小于35mm2；拉线与电杆的夹角宜采用45，如受地形限制，可适当减少，但不应小于30。跨越道路的拉线，对路面中心的垂直距离不应小于6m，对路面的垂直距离不应小于4.5m，拉桩杆的倾斜角宜采用1020；钢筋混凝土电杆的拉线从导线之间穿过时，必须装设拉线绝缘子或采取其它绝缘措施，拉线绝缘子距地面不应

13、小于2.5m；拉线棒的直径不应小于16mm。拉线棒应热镀锌；单回路线路防风拉线选用LP6型拉盘，拉盘埋深不小于1.6米。双回路线路防风拉线选用LP8型拉盘，拉盘埋深不小于1.8米。10.2）加固电杆基础原有线路电杆强度等级小于M级(选用绝缘导线时电杆强度小于N级)时，不具备拉线条件的，更换电杆并配置基础；对其它没有加固的直线电杆，其埋深不满足要求时，应加固基础；电杆基础加固处理应根据电杆所处的位置，因地置宜，选择适当的基础加固方式。10.3）缩短耐张段长度10.3.1、单回路线路耐张段超过500米的线路，应整条统筹考虑，增设耐张杆塔缩短耐张段长度，将各个耐张段长度控制在500米以内。增设的直线

14、耐张杆塔，应优先选用强度等级不低于F级的非预应力电杆加装四向拉线，当不具备打拉线条件时，可选用高强度电杆或自立式角钢塔或钢管杆，其中：当选用高强度电杆时，其根部开裂弯矩，12米杆不低于150kNm，15米电杆不低于160kNm，并配置基础；当选用自立式角钢塔或钢管杆时，水平荷载标准值不小于30kN。原有线路的耐张杆塔，应根据其所处线路位置（直线、转角、终端等），校核其强度和基础及电杆拉线配置是否满足当地基本风速分布图的风速要求。10.3.2 、双回路线路耐张段超过400米的线路，应整条统筹考虑，增设耐张杆塔缩短耐张段长度，将各个耐张段长度控制在400米以内。增设的直线耐张杆塔应选用高强度砼杆或

15、自立式角钢塔或钢管杆，其中：当选用高强度电杆时，其根部开裂弯矩，12米杆不低于200kNm，15米电杆不低于260kNm，并配置基础；当选用自立式角钢塔或钢管杆时，水平荷载标准值不小于40kN。原有线路的耐张杆塔，应根据其所处线路位置（直线、转角、终端等），校核其强度和及电杆拉线基础配置是否满足当地基本风速分布图的风速要求。10.3.3、多回路线路三回路及以上同杆架设的多回路线路，应参照本文的综合加固原则，根据线路回路数、导线型号、档距等参数和设计风速要求，进行杆塔和基础受力计算，确定加固措施。10.4）缩短直线大档距长度10.4.1、单回路大档距当祼导线直线档距大于90米、绝缘导线直线档距大

16、于80米时，大档距两侧电杆强度等级、埋深应满足要求。强度满足要求、埋深不满足要求的，加固电杆基础。强度不满足要求的，应在档距中间增加一基电杆。若因条件限制，不能增加电杆，则需在档距两端的电杆加装防风拉线，不具备拉线条件的，需更换电杆。10.4.2、双回路大档距当祼导线直线档距大于80米、绝缘导线直线档距大于70米时，大档距两侧电杆强度等级、埋深应满足要求。强度满足要求、埋深不满足要求的，加固电杆基础。强度不满足要求的，应在档距中间增加一基电杆，若因条件限制，不能增加电杆，则需在档距两端的电杆加装防风拉线，不具备拉线条件的，需更换电杆或另一侧加装斜支撑杆。图10.4.1-1 单回路裸导线线路增设

17、杆塔缩短耐张段和大档距示意图10.5）更换高强度杆塔下列情况下宜更换为符合强度要求的电杆：10.5.1、风化严重、有明显裂纹或配筋裸露的电杆。10.5.2、跨越高速公路、铁路、一级公路以及具有通航功能的河流的架空线路的直线杆应更换为耐张杆塔。10.5.3、 更换电杆应分别满足强度和埋深要求。10.5.4、 直线杆更换电杆后，具备条件的宜将原绝缘子更换为胶装式瓷横担SQ210。2.3 研究范围昌江县本批次项目合计8个总项： 10千伏线路67.26公里， 10kV线路增加耐张塔19基，增加高强杆98基，增加普通杆24基，新增防风拉线73组，杆头加固39基。总投资412.4万元。第三章 昌江县概况及

18、电网概况3.1昌江县简况昌江县位于中国海南省西北部，东接白沙县，北接儋州，西北部濒临北部湾，南临东方、乐东。全县辖7个镇1个乡，分别为石碌镇、叉河镇、海尾镇、昌化镇、乌烈镇、十月田镇、七差镇和王下乡，2013年昌江县常住人口26.7万人。2013年昌江县GDP继续保持较快增长，GDP由2009年的34.5增长至71.32亿元，年均增长率18.74%，主要靠第二产业带动增长。人均GDP由2009年的1.5万元增长至2.81万元，年均增长率17.64%，到2016年人均GDP达到4万元以上。依据海南国际旅游岛昌江县建设发展规划纲要（20102020年）和昌江县国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要

19、。到2016年实现地区生产总值（GDP）100.09亿元、年均增长17%，人均GDP达到32877元；到2016年全县三次产业结构由2013年的24.7:56.3:19.0调整为15:50:35，实现三次产业协同发展。3.2昌江电网现状及需求分析3.2.1昌江电网现状昌江局隶属于海南电网公司，担负着昌江县所属7个镇1个乡的供电任务，供电面积1617.7km2，用电人口26.7万。2013年全社会用电量为12.21亿kWh，比上年增长8.73%，全网最高负荷为206.8MW，比上年增长15.53%。至2013年底，昌江县配电网共有2座110kV变电站，即南石变电站和昌城变电站，110kV主变3台

20、，总容量为83MVA，其中南石变电站为双主变，昌城变电站为单主变。昌江县配电网共有5座35kV公用变电站，即叉河变电站、乌烈变电站、十月田变电站、海尾变电站和霸王岭变电站，35kV主变9台，总容量为42.85MVA，其中乌烈变电站为单主变，其余变电站均为双主变。3.2.2 2016年负荷预测根据2013年实绩值及本地区的城市总体规划，对“十二五”规划修编负荷预测结果，预测昌江县20162018总电量负荷的发展情况，如下表所示。表3-1 昌江县20122016总电量负荷预测结果 单位：亿kWh、MW、h项目2016年2016年2017年2018年2016-2018年年均增长率（%）“十二五”规划

21、修编结论全社会用电量16.5118.1620.8924.9614.77%全社会最高负荷287.1314.2359.6429.414.36%最大负荷利用小时数5750578058105840细化调整后全社会用电量14.48 15.02 19.01 21.89 15.72%全社会最高负荷249.66 263.46 336.47 389.99 17.19%最大负荷利用小时数5800 5700 5650 5614 至2018年，昌江县供电量为21.89亿kWh，供电最高负荷为389.99MW，年均增长率分别为15.72%和17.19%。3.2.3需求分析 “十一五”期间及“十二五”初期，昌江县经济持续

22、稳定发展，带动用电需求不断增长。随着电网规模的不断扩大，电网供电能力和供电可靠性也逐渐加强，为社会经济发展提供了有力的电力基础保障。昌江县历史用电情况详见表3-2。表3-2 20092013年昌江县历史电量负荷表年份用电量(亿kWh)供电量售电量最大供电负荷第一产业第二产业第三产业居民生活全社会数值(亿kWh)增长率(%)数值(亿kWh)增长率(%)数值(MW)增长率(%)20090.14.530.210.255.091.13 8.03 1.02 7.15 985.3820100.125.540.280.296.231.26 11.48 1.13 11.01 10810.2020110.256

23、.80.440.417.92.80 121.63 2.63 133.01 13827.7820120.289.940.560.4511.233.57 27.49 3.34 26.85 17929.7120130.4810.720.50.5112.214.2820.02 4.0420.96 206.815.531) 电力需求增长昌江县20092013年用电量年均增长24.45%，2013年全社会用电量较2012年增长8.03%。2013年最大供电负荷较2010年增长了15.5%，增长迅速。由上表可以看出，昌江县主要靠第二产业的发展拉动全社会用电量及最大供电负荷的增长。2) 用电结构昌江县2009

24、年第一产业用电量为0.1亿kWh，第二产业用电量为4.53亿kWh，第三产业用电量为0.21亿kWh，居民生活用电量为0.25亿kWh；昌江县2013年第一产业用电量为0.48亿kWh，第二产业用电量为10.72亿kWh，第三产业用电量为0.5亿kWh，居民生活用电量为0.51亿kWh。可以看出，第二产业增长较快。2009年，第一、第二、第三产业和居民生活的用电量在全社会用电量的比例分别为1.96%、89.00%、4.13%及4.91%；2013年，第一、第二、第三产业和居民生活的用电量在全社会用电量的比例分别为3.93%、87.80%、4.10%及4.18%。在全社会总用电量中，第二产业占绝

25、对主导地位（88%左右），比重略微下降；第一产业用电量年均增长48.02%，比重有所增长；第三产业用电量年均增长24.22%，比重成波动趋势；居民生活用电量年均增长19.51%，比重略微有所下降。3.3昌江农村电网存在问题目前，昌江县农村电网主要存在以下防风问题。（1）低于风区图设计基本风速4m/s及以上的线路（简称设计风速偏低）根据南网公司最新的风区风压分布图，重新核查昌江沿海地区架空输电线路的防风能力（220千伏及以下线路按照30年一遇风区图设防）。按照“I、II类风区中低于风区图防风能力4m/s及以上线路”原则，对35220千伏线路进行防风薄弱点排查。35220千伏线路设计风速偏低的线路

26、1回，需改造情况见下表。表3-3 昌江电网设计风速偏低的线路统计表电压等级线路回路区段杆塔数量单回路改造杆塔数量双回路改造杆塔数量2200000110000035123110合计123110（2）中压线路防风能力不足按照风区分布图，排查I、II类类风区内10千伏防风能力不足的线路，其中I类风区主线长度共157.164公里，总长157.164公里；II类风区主线长度共1.302公里，总长1.302公里。表3-4 按风区分布10千伏防风能力不足线路统计表地区I类风区II类风区I、II类风区以外主线支线合计主线支线合计主线支线合计昌江县157.1640.00157.1641.3020.001.302

27、0.000.000.00总计157.16425.76157.1641.3020.001.3020.000.000.00按照风区分布图，排查各类风区内10千伏防风能力不足的线路中，运行年限超过25年的线路有0回；平均档距小于50米线路共有4回，长度为7.399公里；平均档距处于50米到60米之间的线路共有9回，长度为11.975公里；平均档距介于60米到70米之间的线路共有13回，长度为106.666公里；档距处于70米到100米之间的线路共有8回。表3-5 按风区分布10千伏线路情况统计表 单位km、%分风区平均档距档距处于70-100m档距大于100m运行年份25年以上小于50米处于50-6

28、0米之间处于60-70米之间回数占比回数占比回数占比回数长度回数长度回数长度数类风区36.097911.97513106.666824000 0II类风区11.302合计47.399911.97513106.66682400第四章 工程建设的必要性4.1昌江农村电网规划概况根据昌江县“十二五”配电网规划项目库优化报告分析，目前昌江县电网存在12米/15米电杆连接处锈蚀、电杆埋深不足等问题，通过提高线路区段进行重点防风加固，根据2014年批复实施的中央预算内农网升级改造项目，以及继续增加2016年的升级改造项目来陆续提高电网防风能力。昌江县本批次项目合计8个总项： 10千伏线路67.26公里，

29、10kV线路增加耐张塔19基，增加高强杆98基，增加普通杆24基，新增防风拉线73组，杆头加固39基。总投资412.4万元。具体线路情况见下表：表4.1-1 线路起讫点及改造内容表序号项 目 名 称电压等级线路起讫点建设改造内容起点讫点110kV王下线大炎支线防风加固改造工程10kV10kV王下线278#杆大炎村增加耐张高强度杆4基，直线高强度杆10基，普通电杆16基，新增防风拉线8组，杆头加固7基。210kV七差线防风加固改造工程10kV35kV霸王岭站七差村增加耐张铁塔7基，耐张高强度杆6基，直线高强度杆20基，普通电杆5基，新增防风拉线16组，杆头加固5基。310kV七差线乙件村支线防风

30、加固改造工程10kV10kV七差线147#杆乙件村增加直线高强度杆3基，普通电杆1基，新增防风拉线3组。410kV七差线南在支线防风加固改造工程10kV10kV七差线159#杆南在村增加耐张高强度杆1基，直线高强度杆3基，新增防风拉线5组，杆头加固5基。510kV南叉河线防风加固改造工程10kV35kV霸王岭站南叉河增加耐张铁塔2基，耐张高强度杆3基，直线高强度杆12基，新增防风拉线18组，杆头加固5基。610kV山竹沟线防风加固改造工程10kV35kV十月田站山竹沟增加耐张高强度杆3基，直线高强度杆7基，新增防风拉线5组，杆头加固3基。710kV石南线防风加固改造工程10kV110kV南石站

31、石南增加耐张铁塔2基，杆头加固5基。810kV红田场部线前段防风加固改造工程10kV35kV十月田站红田场部增加耐张铁塔1基，耐张高强度杆2基，直线高强度杆9基，普通电杆2基，新增防风拉线5组，杆头加固3基。910kV太坡线防风加固改造工程10kV110kV南石站太坡新增耐张塔2基，高强度直线杆4基，防风拉线5组。1010kV红田线防风加固改造工程10kV110kV南石站山竹沟新增耐张塔5基，高强度耐张杆1基，高强度直线杆10基，防风拉线8组，杆头加固6基。4.2项目必要性 本批次项目按照高压线路及中压线路分类解决线路防风能力；（1）解决高压线路防风能力不足的需要2016年高压电网防风规划目标

32、“针对台风中受损复电线路区段和防风能力亟待提高线路区段进行重点防风加固，加固后的线路不发生倒杆（塔）事件”。（2）解决中压防风能力不足的需要昌江10kV王下线等8条线路主要为：线路运行年限多为2008-2009年建设，运行至今多未改造，存在线路设计风速便低、耐张段长、线路老化、杆塔开裂、拉线锈蚀等安全隐患。同时线路防风拉线少，未按要求安装防风拉线的杆塔也未采取其他加固措施，线路抗风能力弱，不满足沿海线路防风要求。因此对10kV王下线等8条线路，以耐张段为单位进行防风加固排查，有针对性的进行防风加固，消除线路的安全隐患；对直线杆塔进行增设防风拉线，受地形等限制无法安装防风拉线的采取其他加固措施，

33、提高线路的防风抗灾能力，保障线路的安全可靠运行，减少自然灾害资产损失，保障居民的用电。因此对本次工程的建设是十分必要，也是十分迫切的。（3）进一步实践“建设社会主义新农村”重要思想为了提高农村居民群众生活水平，国家正在大力开展家电下乡活动，以进一步建设社会主义新农村，改善农村生活环境。而随着农村大型家用电器的普及，农村电网对供电质量的要求会更高，实施农网完善工程，着力于加强农村居民最急需的电力基础设施建设，尽快的完成改造制约当地经济发展和人民生活水平提高的“电网瓶颈”，有助于进一步加快社会主义新农村的建设步伐。因此，按照昌江县十二五配电网规划成果，针对昌江县农村电网的薄弱环节进行建设和改造，以

34、提高农村电网供电能力和供电质量，是实施社会主义新农村建设的重要环节，因此实施昌江县配网防风加固工程是非常必要与迫切的。4.3工程建设方案4.3.1项目安排原则本批次配网防风加固改造项目按照主线高于支线的原则，安排城区主干线、镇区主供线路及挂接重要用户的分支线路优先进行防风加固。表4.3.1-1 海南电网防风规划目标表2016年高压电网针对台风中受损复电线路区段和防风能力亟待提高线路区段进行重点防风加固，加固后的线路不发生倒杆（塔）事件。中低压电网优先提高I、II类风区重要用户供电线路和I类风区线路防风能力，确保加固后的线路主干线不发生倒杆、断杆，支线不串倒。4.3.2 防风方案4.3.2.1、

35、高压线路防风加固方案按照加固原则，挑选薄弱点分步骤、有计划开展整改，提出项目安排优先级如下：1）、优先对台风受损复电线路区段的杆塔进行加固改造。2）、优先对高铁、高速公路、海岸、山峰及山谷口等重要跨越地区杆塔加固改造。3）、优先对系统运行明确的关键、重点线路加固改造。4）、优先对沿海10公里范围内线路加固改造。5）、优先对河岸、湖岸、山峰及山谷口等容易产生强风的微地形区域杆塔进行加固改造。6）、优先对I、II类风区按1979规程等早期标准建设的线路进行抗灾评估和改造。7）、优先进行线路杆塔的防风偏改造，尤其是对电厂送出线路、核电送出线路进行改造。8）、对I、类风区的35千伏及以上线路直线水泥杆

36、，具备条件的应增加防风拉线，不具备条件的可更换为加强型杆或铁塔（钢管杆）。4.3.2.2、中压线路防风加固方案主要根据30年一遇设计基本风速分布图，排查现状中压配电网防风能力，因地制宜的制定差异化加固方案。具体防风规划思路如下：（1）防风薄弱环节排查基于10千伏排查原则，对海南电网中压线路进行系统排查，分析现状海南各县市中压配电线路防风薄弱环节。（2）制定10千伏中压配电网防风加固方案按照风区不同，主线高于支线的原则，安排城区主干线、镇区主供线路及挂接重要用户的分支线路优先进行防风加固，结合线路实际情况，因地制宜的制定中压线路差异化防风加固规划方案。表4.3.2-1 中压防风加固差异化措施表措

37、施地区备注（装设防风拉线、加固电杆基础、加插耐张塔缩短耐张段长度、加插电杆缩短直线大档距、更换高强度塔）五种措施类风区主线线路带有重要用户增加耐张杆塔（装设防风拉线、加固电杆基础、加插耐张杆缩短耐张段长度、加插电杆缩短直线大档距）四种措施类风区支线（装设防风拉线、加固电杆基础、加插耐张塔缩短耐张段长度、加插电杆缩短直线大档距）四种措施类风区主线（装设防风拉线、加固电杆基础、加插耐张杆缩短耐张段长度、加插电杆缩短直线大档距）四种措施类风区支线（装设防风拉线、加固电杆基础、加插电杆缩短直线大档距）三种措施其他风区线路4.3.3建设方案4.3.3.1工程概述昌江县本批次项目合计8个总项： 10千伏线

38、路67.26公里， 10kV线路增加耐张塔19基，增加高强杆98基，增加普通杆24基，新增防风拉线73组，杆头加固39基。总投资412.4万元。4.3.3.2 建设方案4.3.3.2.1中压电网10千伏线路工程防风加固方案1、路径方案本次10千伏线路防风加固工程中改造项目8条，主要是是解决中低压线路存在的安全隐患问题，提高线路的防风抗灾能力。由于是在原线路走廊上进行部分杆塔改造，因此为单一的线路路径。2、改造方案本次昌江县10kV线路防风加固改造工程共涉及8条线路，主要按以下方案进行防风加固： 1）耐张段过长、档距过大的增设杆塔缩短耐张段及档距； 2）位于涂滩、泥水、沙地等基础不稳固地区杆塔，

39、优先安装拉线，不能安装拉线或土质、积水有强腐蚀性的进行杆头加固；3）直线杆塔优先安装防风拉线，不能安装防风拉线的根据防风加固措施要求，更换为高强度电杆；4）对15m杆钢箍连接处进行加固。各10kV线路概况及改造方案内容如下：1）10kV王下线所属支线防风加固改造工程10kV王下线大炎支线起自10kV王下278#杆，止于大炎村，线路全长约6.1km，杆塔数量为119基，单回路，导线截面为LGJX-50/10 mm，线路距离海岸线20-30km。本次改造新增高强度耐张杆4基，高强度直线杆10基，更换12米普通电杆16基，防风拉线8组，杆头加固7基。2）10kV七差线所属支线防风加固改造工程10kV

40、七差线起自35kV霸王岭站，止于197#杆，线路全长约16.5km，杆塔数量197基，单回路，导线截面为LGJX-50/10 mm，线路距离海岸线20-30km。本次改造新增双回耐张塔3基，单回耐张塔4基，高强度耐张杆6基，高强度直线杆20基，更换12米普通电杆5基，防风拉线16组，杆头加固5基。10kV七差线乙件村支线起自10kV七差线147#杆，止于乙件村，线路全长约1.3km，杆塔数量24基，单回路，导线截面为LGJX-50/10 mm，线路距离海岸线20-30km。本次改造新增高强度直线杆3基，更换12米普通电杆1基，防风拉线3组。10kV七差线南在支线起自10kV七差线159#杆，止

41、于南在村，线路全长约1.8km，杆塔数量37基，单回路，导线截面为LGJX-50/10 mm，线路距离海岸线20-30km。本次改造新增高强度耐张杆1基，高强度直线杆3基，防风拉线5组，杆头加固5基。3）10kV南叉河线防风加固改造工程10kV南叉河线起自35kV霸王岭站，止于240#杆，线路全长约21.3km，杆塔数量240基，单回路，导线截面为LGJX-70/10 mm，线路距离海岸线20-30km。本次改造新增耐张塔2基，高强度耐张杆3基，高强度直线杆12基，防风拉线18组，杆头加固5基。4）10kV山竹沟线防风加固改造工程10kV山竹沟线起自35kV十月田站，止于58#杆，线路全长约2

42、.8km，杆塔数量58基，单回路，导线截面为LGJX-70/10 mm，线路距离海岸线约20-30km。本次改造新增高强度耐张杆3基，高强度直线杆7基，防风拉线5组，杆头加固3基。5）10kV石南线防风加固改造工程10kV石南线起自110kV南石站，止于34#杆，线路全长约2.1km，杆塔数量34基，单回路，导线截面为240mm，线路距离海岸线约20-30km。本次改造新增耐张塔2基，杆头加固5基。6）10kV红田场部线前段防风加固改造工程10kV红田场部线起自35kV十月田站，止于99#杆，线路全长约6.2km，杆塔数量99基，单回路，导线截面为LGJX-50/10 mm，线路距离海岸线约2

43、0-30km。本次改造新增耐张塔1基，高强度耐张杆2基，高强度直线杆9基，更换12米普通电杆2基，防风拉线5组，杆头加固3基。7）10kV太坡线防风加固改造工程10kV太坡线起自110kV南石站，止于49#杆，线路全长约2.44km，杆塔数量49基，单回路，导线截面为LGJX-50/10 mm，线路距离海岸线约20-30km。本次改造新增耐张塔2基，高强度直线杆4基，防风拉线5组。8）10kV红田线防风加固改造工程10kV红田线起自110kV南石站，止于116#杆，线路全长约6.72km，杆塔数量116基，单回路，导线截面为LGJX-50/10 mm，线路距离海岸线约30km。本次改造新增耐张

44、塔5基，高强度耐张杆1基，高强度直线杆10基，防风拉线8组，杆头加固6基。3、设计风速根据南方电网沿海地区设计基本风速分布图（2014版），本次工程23条10kV线路均属于33m/s基本风速区，同时参考建筑结构荷载规范（GB50009-2001）中全国基本风压表，通过换算得昌江县30年一遇基本风速为33.12m/s。由上述结果知，两种方法所得基本风速相差不大。同时参照附近多条线路的设计资料和运行经验，综合考虑本批次10kV线路30年一遇、离地面10m高、10min时距平均最大风速即线路基本设计风速取值为35m/s。气象组合见表4.3-1。 表4.3-1 本工程10kV线路气象条件组合表序号名

45、称风 速 (m/s)温 度 () 1最高气温0402最低气温003基本设计风速（10m高）35204外过电压1518/155内过电压18206年平均气温0207安装条件1058雷暴日（年平均）82.94、杆塔选型方案1）10米、12米、15米10kV电杆取消预应力杆，10米采用I级、12米和15米采用M级部分预应力杆。2）电杆梢径190 mm及以下、杆长15米及以下部分预应力和钢筋混凝土锥形凝土电杆选用整根型。3）10kV角钢塔以焊接塔为主，在个别运输、安装不便地区如确需采用螺栓塔的应特别加以注明。4）整根部分预应力、钢筋混凝土锥形杆埋深线距离电杆根部高度设置埋深线（最低埋深要求为8米杆埋深1.5米，10米杆埋深1.7米，12米杆埋深2米，15米杆埋深2.5米