35KV输变电工程可研-初步-施工图设计全阶段勘察设计投标技术文件

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1、35千伏鞍子输变电工程可行性研究报告招标编号：CQJC-2011G-SJ01135KV*鞍子输变电工程可研-初步-施工图设计全阶段勘察设计投标文件投标技术文件 *新纪元电力勘测设计有限公司二一一年四月*涪陵区峡星电力勘察设计有限公司 2010年8月目 录总 述11、项目概述11.1 项目名称11.2 项目承办单位11.3 项目主管部门11.4 项目拟建地点11.5 项目设计单位11.6 项目编制依据11.7 项目工程概况11.8 设计水平年22、项目总投资22.1方案一(变电站35KV户内布置)22.2方案二(变电站10KV补偿电容器、35KV户外布置)3系统及变电部分51 工程概述11.1

2、编制依据11.2 工程概况11.3 设计水平年11.4 主要设计原则11.5 设计范围42 电力系统部分42.1 *县概述42.2电网现状52.3 鞍子乡简介92.4 负荷预测122.5 工程建设的必要性142.6 接入系统方案162.7 短路电流计算172.8 导线截面选择172.9主变压器容量选择182.10 系统对电气系统的要求182.11 短路电流水平182.12 无功率补偿182.13 电气主接线182.14 建设规模192.15 控制及继电保护192.16 电能计量装置及能量采集终端232.17 微机“五防系统”262.18 防盗自动报警(一期工程暂不上)262.19 系统通信及调

3、度自动化262.20 调度自动化282.21 站用电源282.22 交流不间断电源（UPS）系统282.23 直流系统293变电站站址选择293.1 基本规定293.2 站址区域概况293.3 站址环境353.4 施工条件363.5 配电装置及主要电气设备选择363.6 电气总平面布置及方案比选373.7 站区总体规划和总布置(只针对方案一作阐述)393.8 建筑规模及结构设想(只针对方案一作阐述)393.9 辅助设施(只针对方案一作阐述)414 对侧35KV桑柘变电站435 工程设备材料表445.1 鞍子35KV变电站户内方案设备材料表(方案一)445.2 鞍子35KV变电站户外方案设备材料

4、表（方案二）485.3 鞍子技改设备材料表536 变电部分结论及投资估算556.1 变电部分结论556.2 投资估算557 附图56线路部分571. 编制依据及编制范围11.1 编制依据11.2 编制范围11.3 设计水平年11.4 主要设计原则12. 路径方案12.1拟建35kV鞍子变电站站址情况12.2 路径方案拟定原则22.3 路径方案（附图2）33. 变电站进出线43.1新田变电站间隔43.2 桑柘变电站间隔43.3鞍子变电站间隔44. 电气部分设计大纲44.1气象条件及组合44.2导、地线型号54.3导地线安全系数64.4 绝缘配合64.5金具型式74.6防雷保护及接地84.7防振8

5、4.8相序85杆塔及基础85.1杆塔及基础规划主要遵循的规程、规范、规定85.2杆塔型式85.3 基础96 . 塔基环境保护96.1 环境保护编制依据96.2 工程地形、地貌、地物以及地质情况96.3 输电线路对环境的影响96.4 保护方案及措施107. 通信保护部分108. 结论109. 投资估算1110. 附图11 总 述1、项目概述1.1 项目名称35kV鞍子输变电工程1.2 项目承办单位*县供电责任有限公司1.3 项目主管部门*电力公司1.4 项目拟建地点*县鞍子乡鞍子村1组1.5 项目设计单位*涪陵区峡星电力勘察设计有限公司1.6 项目编制依据（1）*供电公司与我公司签定的勘察设计合

6、同。（2） *电网“十一五”发展规划。（3） *供电公司提供的相关资料。1.7 项目工程概况根据*电网“十一五”发展规划和*供电公司提供的相关资料及要求,初步拟定本工程建设规模如下：拟建的35kV鞍子变电站为终端变电站。高压侧以接受功率为主；低压侧主要向其附近的10kV用户提供电源。1.2.1 新建35kV变电站一座，其建设规模为：主变压器：最终26.3MVA，本期26.3MVA，有载调压变压器，电压等级35/10kV；35kV出线：最终2回，本期2回；10kV出线：最终4回，本期4出线； 10kV无功补偿：最终为21002kvar， 本期为21002kvar。1.2.2 新建35KV输电线路

7、2条,其规模为:（1）、110kV新田变电站至拟建35KV鞍子变电站线路，导线型号为钢芯铝绞线LGJ-185/25，与之配合架空避雷线为1根镀锌钢绞线GJX-35，1根OPGW-1C1/12，全长31.88KM。（2）、新建35KV新田变电站至拟建35KV鞍子变电站线路，导线型号为钢芯铝绞线LGJ-185/25，与之配合架空避雷线为2根镀锌钢绞线GJX-35，全长8.6KM。1.2.3 新田变电站35KV鞍新线进线改造；扩建35KV出线建间隔1个。1.8 设计水平年设计水平年取2010年，远景水平年取2015年。2、项目总投资2.1方案一(变电站35KV户内布置)静态投资：3805.11万元

8、其中:变电站工程:737万元; 通讯工程:19.24万元; 线路工程:2959万元;( OPGW光纤工程:62.59万元(新同线) 电缆工程:27.28万元动态投资: 3895.11万元;2.2方案二(变电站35KV户外布置)静态投资：3814.04万元 其中:变电站工程:756.56万元; 通讯工程:19.24万元;线路工程:2960万元;OPGW光纤工程:60.24万元(新鞍线)电缆工程:18万元;动态投资: 3865.71万元;工程可行性论证见后。31 工程概述1.1 编制依据（1）*供电公司与我公司签定的设计合同。（2）*电网“十一五”发展规划。（3）*供电公司提供的相关资料。1.2

9、工程概况拟建35kV鞍子变电站所选站址位于*供电公司管辖供区范围。该变电站为终端变电站。高压侧以接受功率为主；低压侧主要向其附近的10kV用户提供电源。本工程有以下工作内容：新建35kV变电站一座，其建设规模为：主变压器：最终26.3MVA，本期26.3MVA，有载调压变压器，电压等级35/10kV；35kV出线：最终2回，本期2回；10kV出线：最终4回，本期3出线； 10kV无功补偿：最终为21002kvar， 本期为21002kvar。1.3 设计水平年设计水平年取2010年，远景水平年取2015年。1.4 主要设计原则 本工程参考国家电网公司输变电工程典型设计，贯彻国家的基本建设方针和

10、技术经济政策，做到安全可靠，经济合理。变电站应能够安全、可靠地向用户供电；电气主接线应综合考虑供电可靠性、运行灵活、操作检修方便、节省投资、便于扩建等要求；主变压器高压侧中性点接地方式采用不接地系统，低压侧中性点接地方式采用不接地系统；系统继电保护和安全自动装置设计应满足继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006）等有关专业技术规程的要求；主变压器保护采用主后备保护独立的微机型保护，10kV系统采用保护测控一体化装置；变电站监控系统采用成熟先进的计算机综合自动化系统，按无人值班设计；远动设备应满足远动信息采集和传送的要求，选用性能优良、运行可靠的定型产品，其容量按远期规划确

11、定。主要设计标准 (1)35110kV变电所设计技术规范（GB 50059-92）(2)变电所总布置设计技术规程（DL/T 5056-2007）(3)高压输变电设备的绝缘配合（GB 311.7-1997）(4)电力装置的继电保护和自动装置设计规范 （GB 50062-92）(5) 电测量及电能计量装置设计技术规程 （DL/T 5137-2001）(6)供配电系统设计规范（GB 50052-95）(7)建筑物防雷设计规范（GB 50057-2000）(8)工业与民用电力装置的接地设计规范（GBJ 65-83）(9)通用用电设备配电设计规范（GB 50055-93）(10)地区电网数据与监控系统通

12、用技术条件 （GB/T 13730-92）(11)远动终端通用技术条件（GB/T 13729-92）(12)地区电网调度自动化设计技术规程（DL 5002-2005）(13) 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 （DL/T593-2006）(14)建筑照明设计标准 （GB 50034-2004）(15)电力工程电缆设计规范 （GB 50217-2007）(16) 电气简图用图形符号 （GB 4728-2005）(17)电能质量公用电网谐波（GB/T 14549-1993）(18)交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 （DL/T 620-1997）(19)交流电气装置的接地（DL/T 621

13、-1997）(20)电力变压器 （IEC 60076）(21)高压电缆选用导则（DL/T 401-2002）(22)高压交流断路器 （GB 1984-2003）(23)额定电压1kV以上52kV以下的交流金属封闭开关设备 和控制设备（IEC60298）(24)远动设备及系统工作条件 （IEC870-2-1）(25)远动设备及系统性能要求 （IEC870-4）(26)3.640.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备 （GB 3906-2006）(27)电力设备接地设计技术规范 （SDJ8-79）(28)额定电压35kV以下铜芯、铝芯塑料绝缘电力电缆（GB 12706）(29)低压配电设计规范 （

14、GB 50054-1995）(30)火力发电厂与变电所设计防火规范 （GB 50229-2006）(31)继电保护和安全自动装置技术规程（GB 14285-2006）(32)导体和电器选择设计技术规定（DL/T 5222-2005）(33)采暖通风与空气调节设计规范（GB 50019-2003）(34)建筑设计防火规范(GB 50016-2006)(35)城市区域环境噪声标准(GB 3096-1993)(36) 暖通空调气象资料(37)电力设备典型消防规程（DL 5027-1993）(38)建筑内部装修设计防火规范（GB 50222-1995）(39)火灾自动报警系统施工验收规范（GB 501

15、66-1998）(40)工业企业噪声控制设计规范（GBJ87）(41)工业企业厂界噪声标准（GB 12348-2008）(42)污水综合排放标准（GB 8978-1996）(43)厂矿道路设计规范（TJ22-1987）1.5 设计范围根据电网现状、负荷预测、电力平衡和电网规划，对该工程的建设必要性和变电站接入系统进行方案论证，并提出该变电站接入系统方案；根据有关规范，确定变电站的建设规模、主变容量；合理地配置无功容量和选择变压器的调压方式；进行短路电流计算，合理地选择变电设备参数。进行工程站址选择，落实建设本工程的各项条件、提出本工程设计方案，包括原则性工艺系统。根据进出线方向和布置进行总体规

16、划布置；根据电力系统一次结论及建议确定主接线及选择和校核主要电气设备；确定保护、远动及通信方案。35kV新田变电站与本工程有关的35KV间隔改造、扩建方案。提出与本工程有关的通讯工程方案。2 电力系统部分2.1 *县概述*苗族土家族自治县位于重庆直辖市东南部，处武陵山区，居乌江下游。北接湖北，南连贵州。全县辖10镇29乡，共602个村、41个居委，4902个村民小组。2001年底，全县有17.55万户、62.22万人，其中：农业人口56.70万人，县城居民3.95万人；社会从业人口39万人，其中：第一产业32.9万人，第二产业2.1万人，第三产业4万人。境内居住着苗、土家、蒙古、回、仡佬、侗、

17、藏、彝、哈尼、壮、满11个少数民族，2001年少数民族人口占全县总人口的59.5%，其中苗族27万余人，土家族9万余人。2.2电网现状*县供电有限责任公司是根据*人民政府关于*电力体制改革的意见（渝府发200340号）精神，对原*苗族土家族自治县电力公司进行改制，由*电力公司和*县人民政府共同出资组建，于2003年11月10日注册成立，2004年9月29日正式由*电力公司控股管理。公司注册资本金为人民币16000.59万元，其中：股东*电力公司出资13790万元人民币，占公司注册资金总额的87.31%；股东*县人民政府出资2030.59万元，占公司注册资金总额的12.69%。公司担负着*县39

18、个乡镇274个行政村的供电任务，供电人口67万人，供电区域3909平方公里。公司现有在岗职工341人，具有高级技术职称1人，中级技术职称21人，初级职称150人，大专及以上文化程度197人。现拥有固定资产净值36708万元。 公司自从市公司控股管理以来，按照“管理升级、发展提速、素质提升、争创一流”及“三年扭亏和三年管理接轨”的战略发展要求，全体干部职工负重自强、团结拼搏，推动了公司跨跃式发展。售电量从2004年底的1.5亿千瓦时增至2008年12月底的3.05亿千瓦时，线损从2004年底的20.46%下降到2008年底的9.89%。公司安全保障水平、资产经营水平、优质服务水平、企业管理水平、

19、职工收入水平明显提升。同时积极引入企业改革发展的新思路、采取新举措，努力打造改革发展新机制，不断推行体制机制创新。立足服务于党和国家的工作大局，服务于发电企业，服务于电力客户，服务于社会发展。始终坚持以发展为动力，以安全生产为基础，以经济效益为中心，以优质服务为宗旨，以最大限度地满足日益增长的社会用电需求为目标，加大电网投入，调整网络结构，提高供电质量，为*经济建设发挥了电力先行官的作用。目前，公司机关设有8个职能部室10个生产型车间40个生产班组。2.2.1 电网情况变电220千伏变电站数量（座）1主变（台）2主变容量（万千伏安）18110千伏变电站数量（座）3主变（台）4主变容量（万千伏安

20、）13.65其中：单线单变（座）235千伏变电站数量（座）8主变（台）13主变容量（万千伏安）7.915其中：单线单变（座）0线路220千伏线路数量（条）0长度（公里）0110千伏线路数量（条）4长度（公里）54.1335千伏线路数量（条）15长度（公里）248.8410千伏线路长度（公里）4554.1400伏线路长度（公里）11443.110千伏配变数量（台）2563容量（万千伏安）13.3632.2.2经营情况自加入市公司以来，利用了一年时间，公司实现扭亏增盈，企业经营情况较好，现金周转正常，财务状况良好。公司售电量从加入市公司时即2004年的15223万千瓦时增长到2008年30530万

21、千瓦时，各项经济技术指标稳中有升，保持较好的发展趋势。2.2.3电力市场2009年1-7月各类电量结构情况图根据2009年1-7月公司售电结构图可以看出，目前公司电力市场主要以大工业、非普工业、居民为主，其它用电比例较小。而在公司的大工业用户中，又以几家水泥厂特别是茂田水泥厂销售电量为主，其用电比例约占全年公司售电量（32300万千瓦时）的40%。公司售电量目标是否完成，茂田水泥厂生产正常与否起着决定性因素，说明公司电力市场目前结构是比较单一的。未来电力市场，2013年后，辖区内团坝子、七眼桥、峡马口、红渡河、三江口、斑竹园、羊头浦、焦家滩等中小型水电上网，公司将从市公司购进再销售格局转变为由

22、我公司向市公司（外网）销售电力局面，电力市场环境宽松。趸售电量增加明显，大工业电量仍然增长，如郁山联合矿业公司，龙射（普子）片区煤炭开采，新田茂田水泥厂增加生产线，保家工业园区的建设，铁路复线建设，*城市建设及滨江堤坝修建等。根据预测，公司2010年至2020年年平均电量增长率为15%。2012年达到6.5亿千瓦时，2015年达到10亿千瓦时，2020年不低于16亿千瓦时。2.2.4电力市场2012年，公司计划售电65000万千瓦时。随着渝湘高速公路、乌江*电站修建于2010年全面完工，临时施工用电将大幅下降约1500万千瓦时，但在2010年茂田水泥厂新生产线及工业园区建设完成，联合矿业的正常

23、开采达到4000万千瓦时/年的绝对用电量，居民等各项用电的良好增长情况下，即使2010年非普电量环比有小幅降低，在其他类别电量良好增长的情况下，2010年仍以环比16.33%的速度增长，达到40000万千瓦时左右。在2010年的基础上铁路复线进入*于2011年正式用电。茂田及工业园区从2011年正常用电，将达到13000万千瓦时/年左右的绝对用电量。而随着农网改造、户通工程、户表工程、城网改造等工程的影响，居民生活用电量近10年来的增长率基本保持两位数增长。而电气村的推广，家电下乡的带动，预计2010年至2020年居民平均增长率17.38%，绝对增长速度2900万千瓦时/年。2012年居民用电

24、将达到18000万千瓦时。并且随着*县内小水电资源的不断开发，2012年将新投入装机容量109兆瓦，加上原有24.69兆瓦小水电，2012年小水电发电量52600万千瓦时，由于小水电的不可调节，2009年至2012年趸售大网达到1200万千瓦时/年左右。从以上分析，2012年售电量将达到65000万千瓦时，比2010年增加绝对电量25000万千瓦时。2009年1-9月，累计完成售电量26821.14万千瓦时，同比增长18.60%，完成年计划的83.04%;完成售电均价（含税）603.13元/千千瓦时，同比增加20.02元/千千瓦时，比年计划高0.16元/千千瓦时；完成综合线损率10.12%,同

25、比（11.10%）上升了1.37个百分点，比年计划高0.37个百分点;完成利润总额1237万元，同比增加607万元，完成年计划的371.47%;完成资产负债率53.53%，同比减少0.23个百分点;完成净资产收益率7.34%，同比增加3.52个百分点；完成流动资产周转率5.57次，同比增加0.6次；资产总额达到37516万元，同比增加1089万元，完成年计划的101.34%；应收用户电费余额0万元，电费回收率达100%;发生可控费用916万元，同比增加293万元,完成年计划的72.13;完成全员劳动生产率194248元/人,完成年计划的95%。2.3 桑柘镇简介桑柘镇在位于县城东部，管辖原桑柘

26、、鞍子、鹿箐等乡所属行政区域，面积192.62平方公里，总人口27615人，其中非农业人口8588人，辖11个村民委员会、3个居民委员会。镇人民政府驻桑柘坪。2.3.1桑柘镇供、用电现状目前，桑柘片区仅有一座35KV桑柘变电站,该站的主变容量2*3150KVA，35KV进线1回，35KV进线未设线路断路器，10KV馈线共5回（桑小线，桑新线，桑梅线、桑柘镇、大同煤矿），无功率补偿电容1组（630Kvar）。35KV桑柘变电站所供的区域是桑柘镇、小厂乡、桐楼乡、诸佛乡、梅子垭乡、新田乡的一半，供区内人口14.2万共2.71万户，土地面积691.6平方公里。供区内有丰富的煤矿资源（储藏量为4100

27、万吨）和大理石资源。农村农民经济收入以种植烤烟为主。供区内年产烟总量为1600余万斤，收购均价8元/斤，2008年8000余户烟农的年种烟总收入为1.3亿元。90%产烟是集中在高海拔地区（小厂乡和桑柘镇的鞍子地区）。若35KV鞍子变电站建成后所供区内的年产烤烟总量为1400余万斤。35KV桑柘变电站目前的最高负荷为4460KW（出现的时间是2009年8月28日，即是烤烟用电的高峰季节和夏季降温用电高峰重叠时间段），2008年时高负荷是春节期间（2890KW），2007年的最高负荷也是在春节（2430KW）。今年在夏季出现历史最高负荷，主要是因今年的烤烟由以前用烧煤来加温烤烟，现在是改进为用电来

28、加温烤烟，今年在供区内投入使用的用电来烤烟的烤烟棚有750个（每个烤烟棚的平均负荷为4Kw），预测最终35KV鞍子变电站供区内的烤烟棚将达到1400个，即在考虑同时率的前提下可能出现的最大烤烟负荷35004000KW。今年因电力线路及配电变压器的容量限制，估计有一半的烤烟棚未能发挥效能（今年出现的最大烤烟负荷估计是800KW左右）。因国家拉动内需家电下乡，农村及乡场镇的空调、电饭保等家电产品也增加了许多，估计供区内今年在8月28日出现的最高负荷时，其中估计有这类新增的负荷300KW左右，10KV桑矿线是新建线路,专供鹿塘煤矿（国营企业），该线路是在2009年8月8日建成投入运行的新线路。 10

29、KV桑矿线目前负荷最大为750KW，平均负荷在600700KW之间，负荷值比较稳定。拟建的35KV鞍子变电站所供区域的电压质量现状是：从35KV新田变电站出的2回10KV线路到该片区，主线路长度为40公里，到最远的台区10KV线路有50KM，前5公里的负荷只有100KW左右，前5KM至10KM段的负荷有400KW左右，10KM至15KM段的负荷有1000KW左右，15KM后端的负荷有950KW左右。梅子乡场上的电压最低时只有130伏（出现在2009年8月1日），最高也只有190伏，正常时段电压也只有160175伏。目前10KV鞍梅线的中压线损为20%以上。2009年10KV鞍梅线的最大负荷出现

30、在9月10日，负荷为1050KW（其中，烤烟600KW，民用250KW，小煤矿200KW）。35KV鞍子变电站建成后，按2009年的负荷水平（10KV桑矿线750KW，梅子乡负荷为150KW）也可转移1050KW的负荷。根据对负荷发展的分析，可预计到2011年35KV鞍子变电站的负荷将达到20002500KW，其中，烤烟负荷10001500KW（全年用电量万130万Kwh），小煤矿负荷600KW（全年用电量451万Kwh），鞍子苗寨负荷400KW（全年用电量52万Kwh），民用负荷500KW（全年用电量325万Kwh）。变电站年供电量在1288万Kwh。2009年至2011年的负荷平均增长率为

31、19%。35KV桑柘变电站2008年前9个月最大负荷为3590KW，2009年为4980KW，2009年前9个月最大负荷同比增长率38.7%。35KV桑柘变电站2008年796万KWh，估计2009年为1066万KWh，2009年前9个月电量同比增长率33.9%。原鞍梅线(含煤矿专用线路即10KV桑矿线的负荷)2008年前9个月最大负荷为1940KW，2009年前9个月最大负荷为3130KW，2009年前9个月负荷同比增长率61.3%。鞍梅线2008年前9个月441万KWh，2009年前9个月811万KWh，2009年前9个月电量同比增长率83.9%。2.3.2 桑柘镇供电存在的主要问题桑柘镇

32、地处*电网末端，现运行的35KV桑柘变电站建于2000年，电源经40公里的35KV白桑线（白云变电站至桑柘变电站）提供,35KV白云变经2.4KM双回35KV线路与110KV东门变联网。35KV白桑线1#杆至50号杆19KM采用LGJ-50钢芯铝绞线，建于1986年，并经过多雷区，远离公路，故障率极高，维护极不方便。多年前已成为桑柘片区供电的瓶颈。该片区10KV网络布局落后于经济的发展，供电线路太长、线路供电容量不足、送配电设施老化，供电质量差，已严重阻碍了桑柘镇经济的发展和当地居民的用电要求。2.4 负荷预测根据在对桑柘镇片区供、用电现状及发展规划进行综合分析的基础上，结合负荷、电源及电网的

33、地理分布状态，负荷预测为：表2-1 35KV桑柘变电站供区负荷预测表单位:KW时间桑小线桑梅线桑新线桑民线桑矿线增长率（%）小水电最大/最小合计备注2007年140092027026000/028502008年19401100320 300 028.4 0/036602009年21401370400 35065034.2 0/049102010年34001452.2 424371 80031.3 0/06447.2 烤烟用电继续增长2011年53001539.3 449.4 393.3 120037.8 0/08882 鹿塘煤矿技改投产、烤烟用电继续增长、大理石厂完全投产2012年560016

34、31.7 476.4 416.9 12505.5 0/09375.0 2013年58001729.6 505 441.9 13004.3 0/09776.5 2014年60001833.4 535.3 468.4 13504.2 0/010187 2015年6200 1943.4 567.4 496.5 14004.1 0/010607.3 2016年64002040.6590.1516.414503.69800/01197.1/10997诸佛寺电站2017年66002142.6619.6542.316004.69800/01704.5/11504.52018年6800225064058017

35、004.114800/0-2830/11970路溪滩电站2019年7000240067062018004.314800/0-2310/124902020年7200260070065019004.526600/0-13550/13050美羊河、梅子坝电站表2-2 35KV桑柘片区供区电力平衡表项目2009年2010年2011年2012年2013年2014年2015年2020年最大负荷（MW）4.96.48.99.49.810.210.613.1最小负荷（MW）1.72.52.83.13.43.74.14.5系统电源（MW）7.27.27.27.27.27.27.27.2小水电出力（MW）0000

36、00026.6/2所需最大容量（MVA）6.1811.111.812.312.813.314.42009年桑柘片区容量6.318.952.6需新增容量下限（MVA）01.7000000拟增加容量（MVA）0012.6000040容载比1.290.791.791.601.541.481.422.37从上表2-1可知2010年35KV桑柘变电站2台主变将超容，高峰时将严重过负荷。由于桑柘变电站受桑柘场及周边环境的限制，根本无扩建条件（见图1）。且诸佛寺等小水电需2015年后才能上网。因此，必须建设新的变电站来转移桑柘变电站不断增加的负荷。拟定新建变电站接纳梅子乡、新化乡、鞍子乡的的负荷。2.5 工

37、程建设的必要性拟建的35KV鞍子变电站主要接纳梅子乡、新化乡、鞍子乡的负荷，所供区域的电压质量现状是：从35KV桑柘变电站出的1回10KV线路到该片区，主线路长度为40公里，到最远的台区10KV线路有50KM，前5公里的负荷只有100KW左右，前5KM至10KM段的负荷有400KW左右，10KM至15KM段的负荷有1000KW左右，15KM后端的负荷有950KW左右。梅子乡场上的电压最低时只有130伏（出现在2009年8月1日），最高也只有190伏，正常时段电压也只有160175伏。目前10KV桑鞍线的中压线损为20%以上。2009年10KV桑鞍线的最大负荷（出现在9月10日）为1450KW（

38、其中，烤烟600KW，民用550KW，小煤矿300KW），10KV鞍新线350KW，梅子乡负荷为350KW。按2009年的负荷水平35KV鞍子变电站建成后，可转移1450KW的负荷。根据对负荷发展的分析，预计到2011年35KV鞍子变电站的负荷将达到67007200KW，其中：烤烟负荷8501000KW（全年用电量万160万Kwh），小煤矿负荷800KW（全年用电量951万Kwh），鞍子苗寨负荷400KW（全年用电量52万Kwh），民用负荷800KW（全年用电量325万Kwh）。变电站年供电量在1288万Kwh。2009年至2011年的负荷平均增长率为12%。桑柘镇地处*县电网末端，该镇现有负

39、荷由当地的10kV线路（桑小线）供电，供电线路太长、线路供电容量不足、送配电设施老化，供电质量差，不能满足当地负荷发展要求，随着该片区煤矿的开发、烤烟产业的迅速发展，家电下乡政策的落实，目前的35KV桑柘变电站已不能满足电力负荷日益增长的需求，该片区目前的电网状况已经严重影响了工农业生产的发展和广大人民群众的生活水平的提高。为了深入贯彻党的十七届三中全会精神，积极服务社会主义新农村建设，全面实施“新农村、新电力、新服务”农电发展战略 。35KV鞍子变电站的建设，可以满足该片区烤烟产业、矿山开发的需要；改善电能质量，降低中压线损；保障煤矿的安全用电；彻底解决整个桑柘片区的负荷迅猛增长，而35KV

40、桑柘变电站负荷已满容，而变电站无扩容空间的问题。随着110KV新田变电站的增容改造（2009年计划项目：增加25MVA三圈变压器1台），增加35KV电压等级。为改善该片区35KV网络提供了可能。从110KV新田变电站新建一回35KV线路至拟建鞍子变电站（条件成熟后再接进35KV桑柘变电站）。可缩短35KV电源距离21.4KM。从35KV桑柘变电站新建设一回35 KV线路至拟建鞍子变电站,可保证桑柘变电站和拟建的鞍子变电站均为双电源供电。这将大大改善桑柘片区的网络结构，提高该片区供电的可靠性。综上所述，建设35KV鞍子输变电站工程是必要的，也是急需的，具有较大社会效益和一定的经济效益。2.6 接

41、入系统方案根据拟建鞍子变电站地理位置及周围电网情况，结合电网规划、片区规划和其它综合因素考虑，拟定的系统接入方案为：本期新建35kV新鞍线至新建的35KV鞍子变电站，再从35KV桑柘变电站引一回路35KV线路至新建的35KV鞍子变电站。接入系统方案示意图如下：2.7 短路电流计算2.7.1计算条件（1）计算水平年：2015年大方式（110kV新田变电站250MVA）。（2）基准容量：100MVA； 基准电压：平均额定电压。2.7.2计算结果表2.4-1 短路电流计算结果表从下表计算结果可以得出，35kV鞍子变电站35kV母线侧短路电流水平取25kA，可以满足要求。2.8 导线截面选择2.8.1

42、新同线该线路除考虑鞍子站负荷需要外，还需考虑给35KV桑柘变电站提供备用电源。根据负荷预测，导线选择LGJ-185。2.8.2桑同线考虑新鞍线故障时，桑鞍线既是35kV桑柘站电源线路又是诸佛寺电站等小水电上网线路。根据负荷预测，导线选择LGJ-185。2.8.3结论35kV新鞍线、桑鞍线导线选择LGJ-185，按载流量计算单回最大输送容量为25MVA;经验算正常运行能满足经济电流密度计算和导线电压降选择导线的要求。2.9主变压器容量选择根据前述电力负荷预测和电力平衡结果，以及*电网“十一五”规划，35kV鞍子站主变最终容量选择为26.3MVA，本期为26.3MVA。2.10 系统对电气系统的要

43、求2.10.1 主变压器参数根据电力系统技术导则（试行）7.4条“对110kV及以下的变压器，宜考虑至少有一级电压的变压器采用带负荷调压方式”，和电力系统电压和无功电力技术导则（试行）8.7条“直接向10kV配电网供电的降压变压器，应选用有载调压型”的要求，35kV鞍子变电站推荐采用有载调压变压器，具体参数如下：（1）主变容量：最终主变容量为26.3MVA，本期容量为26.3MVA，有载调压方式。（2）主变抽头：本变电站运行电压受系统运行电压影响，根据计算，本站35kV母线电压偏移值在3436千伏之间，为保证供电质量3532.5%/10.5。（3）阻抗电压：Uk%=7.5%。2.11 短路电流

44、水平根据短路电流计算，35kV鞍子变电站35kV母线短路电流水平取25kA，10KV母线短路电流水平取25KA。2.12 无功率补偿根据相关规程要求，本站无功补偿容量按主变容量15的配置。装设10kV并联电容器补偿，最终容量为21002kVar，本期容量为21002kVar。2.13 电气主接线根据35-110kV变电所设计规范(GB 50059-92)，本站35kV终期出线为3回，采用单母线分段接线。10kV接线采用单母线分段接线。2.14 建设规模35kV鞍子变电站35kV出线规划2回（本期2回），采用单母线分段接线，分别至35KV桑柘变电站和110KV新田变电站；10kV出线共4回，采用

45、单母线分段。本期4回，分别至鞍子、梅子乡、新化乡、龙门峡电站场各一回。10kV侧装设21002kvar电容补偿装置。线路部分：本期新建35kV新鞍线至新建的35KV鞍子变电站，约40KM。再从35KV桑柘变电站引一回路35KV线路至新建的35KV鞍子变电站，约16KM。2.15 控制及继电保护本变电站按无人值班少人值守方式设计。根据目前控制、保护设备的制造水平和发展趋势，本变电所监控及保护系统采用分层分布式微机综合自动化系统，电能计量采用智能式电能表。35kV出线采用保护、测控一体化装置（户内方案）；10kV出线及分段采用保护测控一体化装置；35kV配电装置的保护测控装置和10kV配电装置的保

46、护测控装置分散布置在相应开关柜上，通过现场工业总线与控制室后台监控主机通讯；主变、站用变、10kV及35kV配电装置的计量装置分散布置在相应开关柜上，并在主控制室布置1套能量采集装置；主变压器的监控、保护、计量等采用主控制室集中组屏方式；电压监测仪布置在主控室公用柜上。2.15.1 监控系统的基本要求控制管理功能：（1）、断路器的分、合闸操作；（2）、主变分接头调节；（3）、10kV二次母线电压切换；（4）、I、U、P、Q、COS、f曲线记录及打印；（5）、保护装置及自动装置的投入、退出；（6）、保护定值修改；（7）、配置专家操作票系统，可进行操作票的编辑、打印；（8）、语音报警。监测功能：（

47、1）交流量的监测：a、35kV线路（包括线路侧电压）；b、10kV线路（包括线路侧电压）；c、主变高、低压侧；d、10kV分段；e、站用变（低压侧电流、电压）；f、35kV母线PT（保护电压和计量电压）；g、10kV母线PT（保护电压和计量电压）。（2）、直流量的监测：a、控母电压、合母电压、充电电压；b、控母电流、充电电流、放电电流（3）、其他模拟量的监测：a、主变压器油温；b、变电站室内温度；c、变电站室外温度；d、站用变温度（4）、开关量的监测：a、断路器；b、隔离开关；c、主变分接头；d、弹簧储能位置；e、接地开关；f、站用电系统。（5）、保护及安全自动装置信息的监测（通讯方式传信息）

48、。（6）、直流系统信息的监测（通讯方式传信息）。（7）、电子式电能表信息的监测（串行口传信息）。（8）事故及异常情况发出相应语音报警，同时推出相关画面及汉字显示。（9）数据统计和分析功能。（10）与调度系统的通讯（含调制解调器）。保护及安全自动装置配置要求（1）主变压器保护A、非电量保护：变压器重瓦斯、有载调压重瓦斯，上述保护动作后跳主变两侧开关，瓦斯继电器启动的中间继电器的启动功率应5W，变压器本体轻瓦斯、主变过温、风冷装置故障、释放器动等作用于信号。B、主保护：二次谐波制动的比率差动保护、差动速段保护。另设CT二次回路断线判别。C、35kV侧后备保护：a、35kV复合电压闭锁的方向过流保护

49、(方向指向主变，方向元件的电压取35kV侧电压)，复合电压取主变两侧电压并联，当主变35kV侧充电时能自动解除复压，一段一时限，跳主变两侧开关。b、35kV复合电压闭锁的过流保护，一段两时限，第一时限跳35kV分段，第二时限跳主变两侧开关。D、10kV侧后备保护a、复合电压闭锁方向过流保护(方向指向10kV母线)，一段两时限。第一时限跳10kV分段，第二时限跳10kV侧。 b、复合电压闭锁过流保护，一段两时限。第一时限跳10kV侧，第二时限跳主变两侧开关。E、两侧过负荷保护动作于信号。F、过电流闭锁有载调压。G、两侧断路器独立操作回路H、PT断线告警I、每套主变保护应配通信接口(2)、 35k

50、V线路保护装置（有源线路）每套装置应配置三段式复合电压闭锁的定时限方向过电流保护，其中第三段可整定为反时限段；三段定时限零序过流保护（可经方向闭锁），其中第三段可整定为反时限段；小电流接地选线；三相一次重合闸及后加速（检同期、检无压）；过负荷告警；低周减载保护；独立操作回路及故障录波。(3)、10kV线路保护测控装置（有源线路）每套装置应配置三段式复合电压闭锁的定时限方向过电流保护，其中第三段可整定为反时限段；三段定时限零序过流保护（可经方向闭锁），其中第三段可整定为反时限段；小电流接地选线；三相一次重合闸及后加速（检同期、检无压）；过负荷告警；低周减载保护；低压解列功能；独立操作回路及故障录

51、波，并具有遥测、遥信功能。(4)、10kV线路保护测控装置（馈线）每套装置应配置三段式定时限过电流保护，第三段可整定为反时限；三段定时限零序过流保护；小电流接地选线；三相一次重合闸及其后加速保护；过负荷告警；低周减载保护；独立操作回路及故障录波，并具有遥测、遥信功能。(5)、10kV电容器保护测控装置每套装置应配置两段式定时限过电流保护（三相式）；过电压保护；低电压保护；开口三角形电压保护；小电流接地选线；独立操作回路及故障录波，并具有遥测、遥信功能。 (6)、10kV分段备自投装置10kV分段备自投装置，实现分段自投。2台变压器10kV侧为分段运行，装置输入相关回路的电压量、电流量、断路器位

52、置接点及操作回路合后接点作为判据，装置应能满足备自投各项功能要求。备自投装置具有过电流保护功能，带独立操作回路及故障录波。(7)、PT并列装置设置10kV两侧 PT重动并列装置，应具备其电压等级的I、II段母线电压二次回路切换功能。两侧电压等级的PT二次侧接线为保护、计量分开，装置应满足所有回路的切换。2.16 电能计量装置及能量采集终端2.16.1 计量关口点设置本期工程设置计量考核点如下：35kV线路出线侧；主变各侧；10kV线路、分段、电容器、站用变处等。2.16.2 能量采集方案本期工程在变电站内配置一套电能量采集系统，该系统由电能量采集装置和电能表组成。电能量采集装置应能准确、可靠地

53、采集、存储考核点的电能量数据，并送往*供电公司的电能量计量主站系统。变电站每个考核点按单电能表配置。2.16.3 能量采集系统的功能和技术要求（1）电能量采集装置电能量采集装置是电能量计量系统中连接主站系统和电能表之间的设备，是电能量计量系统中的一个重要设备，其功能和技术要求如下：能完成各计量考核点有关数据的采集、处理及远传功能，保证数据的一致性及完整性；具有一定的预处理能力，可按人工设置的多时段对电能量进行分时累加和存储，要求至少有两种积分周期分别存储电能量数据，且能连续存储10天以上，保证通道中断时不致丢失数据；数据采集周期1min60min可调；电能量采集装置平均故障间隔时间（MTBF）

54、45000h，使用寿命10年；电能量数据能够转存到可移动的存储介质（如数据存储卡或手提式抄表器），保证在通信中断时主站可通过可移动介质获得数据。电能量采集装置最大处理能力应满足输入20只电能表的要求。并能实现RS-232、RS-485串行输入的要求。能够在当地或通过主站进行电能表底数、分时时段的设置，并应有相应安全措施。应具有自检功能，发生故障或事件（失电、恢复供电等）后可向主站和当地告警。应具有与当地电能量计量工作站通信、数据显示、打印功能。应具有内部时钟，该时钟可人工设置，在与主站建立通信连接后能接收主站对时命令，跟踪主站的时钟，并能就地接入GPS时钟。电能量采集装置应具有三个及以上通信口

55、，并可以支持多种通信规约，以实现与不同厂商的主站系统通信。电能量采集装置应配置内置式或外置式路由器或MODEM，可通过电力调度数据网络或专线/拨号与主站通信。应具有断电保护功能，且有相应的记录，其内存数据应能保存1月。脉冲量输入为无源接点，应有光电隔离措施，光电隔离电压1000伏，并有滤波措施，以防止接点抖动和干扰误动。应具有抗电磁干扰能力及抗浪涌的抑制能力，并符合有关国家标准。（2）电能表电能表的基本功能和技术要求如下：电能表类型为三相三线多功能电能表（站用电柜为三相四线）；电能表精度为0.2S级；具有测量双向有功和无功电能量功能；具有脉冲和RS-485串口两种输出方式；具有辅助电源的功能；

56、具有停电保护功能；具有失电记录和报警功能；具有当地窗口显示功能。2.16.4 电能量信息传输网络（1）电能量信息传输方式变电站电能量信息向*县调的传输以*电力调度数据网络方式为主，以专线/拨号方式为辅。（2）电能量信息传输通道当采用电力调度数据网络传输电能量信息时，变电站电能量采集装置接入变电站的电力调度数据网络接入设备，电能量数据通信接口的传输速率2M。当采用专线/拨号方式来传输时，其应用层通信协议应与*县调主站系统保持一致，即采用DL/T 719-2000(IEC 60870-5-102)协议。2.17 微机“五防系统”为了保证运行操作安全可靠，减少误操作，变电站采用微机“五防系统”与综合

57、自动化系统配合使用。2.18 防盗自动报警(一期工程暂不上)在变电站适当位置设置摄像探头，并设置录像装置1套。2.19 系统通信及调度自动化2.19.1系统概况35KV桑柘变电站和新建鞍子变电站由*供电公司调度中心负责调度、运行管理。根据其调度组织关系，应满足*供电公司对该变电站生产调度、管理、保护及自动化的相关要求，配置相应的通信设备。2.19.2 变电站通信本变电站采用光纤通信为主、市话通信为辅的通信方式，到调度端采用光纤通信，通道采用24芯OPGW光纤复合架空地线。2.19.3通信现状*供电公司管辖范围内的光纤通信网络还未形成，目前正在着手光纤网络的规划。2.19.4系统通信方案 本次通

58、信方案只考虑光纤通信，组织35KV鞍子站35KV桑柘站和35KV桑柘站110KV新田站的光纤通信电路。35KV桑柘站110KV新田站的光纤已由另外工程考虑。光接口按11配置。在鞍子站配置PCM设备1套（以及光综合配线架(ODF36/DDF30/VDF100)1架。在桑柘站配置PCM设备1套以及光综合配线架(ODF36/DDF30/VDF100)1架。设备的配置待初步设计时根据*供电公司光纤网络规划统一要求进行配置(目前正在规划中)。2012年通讯规划图：2.19.5通信路由鞍子站桑柘站站-新田站*供电公司调度中心。2.19.6 所外通信与当地邮电管理部门取得联系，申请一部市话，作为本变电所的行

59、政及调度电话备用通讯。2.19.7 通信电源采用微机智能高频开关电源，蓄电池采用全密封免（少）维护铅酸蓄电池组，容量拟选100AH/48V，直流蓄电池单个电池电压为12V的免维护电池，安装于主控制室内。电源设备、通信设备、配线设备安装在主控室内，室内应设等电位接地，并应就近两点以上(含两点)接至主接地网。室内金属门窗及所有金属器件均应接地。其他注意事项按照电力系统通信站防雷运行管理规程确定并实施。2.20 调度自动化由于本所采用微机监控综合自动化系统，故不单设RTU。本站至调度端的通信为光纤通信。根据有关规程规定，变电站将向调度端发送有关遥测、遥信的信息。2.21 站用电源2.21.1 站用电源的引接及接线方案本站站用电选择用2台50KVA/35变压器，一台接于35kVII段母线上,另一台接于10kVI段母线上。供全站动力及照明等交流负荷用电。站用电系统采用单母线接线。 站用电低压系统采用三相五线制，系统的中性点直接接地。系统额定电压为380V/220V。该站