35kv输变电工程可行性研究报告

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611设计依据612工程背景613设计水平年614主要设计原则615设计范围及配合分工62电力系统一次721XX电网概况722用电需求预测1023工程建设的必要性1227工程建设方案及相关电气计算1228电气参数选择1429电力系统一次结论与建议153电力系统二次1531系统继电保护1533远动信息164变电站站址选择1741基本规定1742站址区域概况1843站址的拆迁赔偿1944出线条件1945站址水文气象条件1946水文地质及水源条件1947站址工程地质1948土石方情况2049进站道路和交通运输205变电站工程内容2051建设规模2052电气主接线及主要电气设备选择2053电气布置2254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3581变电站用地359投资估算3591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11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。12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263MVA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。13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）。14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。15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21XX电网概况21L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（63MVA）供电。XX地区电网现有110KV变电所2座，江桥变（120MVA）、XX变（220MVA，1台由吉林供电的66千伏63MVA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2815MVA；10KV配电线路1441KM；04KV低压配电线路2012KM；配电变压器1162台，容量90155MVA。220KVXX一次变正在建设中，预计2012年投运。212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21接线方式10KV出线间隔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（）35KV侧10KV侧总数（个）已占用（个）备用（个）1XX变66、35635171504单母线单母分段10912两棵变35231506952单母线单母分段5503六三变35263121446单母线单母分段4404和平变352506857单母线单母分段4405塔子城变3521041333单母线单母分段2206克利变3522082000单母线单母分段3307平洋变3522061500单母线单母分段4408大兴变3522082000单母线单母分段6609汤池变35315506736单母线单母分段77010托力河3522082000单母线单母分段642合计600581134951483表22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11040276097667江桥变11020145098056XX变66/351136930926666克利变3541520934086六三变35833810915044塔子城变3530780942766和平变357409357平洋变3541460923967大兴变3543450939274汤池变358154560936016两棵变356346709574托力河变35449209313226214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63MVA，榆汤线对35KV汤池变、大兴变供电，接带容量为1215MVA，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LGJ70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634，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LGJ120导线，10回66、35KV线路中，仅有3回为LGJ95导线，2回为LGJ70导线，1回为LGJ70与LGJ120混合导线，其余4回为LGJ50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N1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N1校验。（2）全县12座变电站中，能够满足主变N1的仅有4座，通过率为3333。不满足主变N1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38514KM，共有线路49回，单回线路平均主干长度为837KM，主干线路导线型号以LGJ35导线为主，长度32453，占线路主干长度的8426，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。22用电需求预测221供电区区域概括XX供电区电量、负荷历史数据统计表表23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11147177178209211172XX供电量395450526620744892年增长率1013916817820198163三棵树供电量346401473562674808年增长率131791881881991981753合计电量111312781502177521352567合计年增长率131481751812022031731三棵树供电负荷（三棵树线）08609911613816620年增长率121511711892022041728宏升乡供电负荷（宏升线）117135158187225270年增长率1115317183203201698XX供电负荷（镇南线）127147174208252306年增长率111571831952112141783合计负荷33381448533643776合计年增长率121541751892062071751222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。224供电区用电需求预测225供电区自然增长负荷及电量预测（宏升乡转移负荷50）表24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6416867347858489996211814437电量213322822442261327962992320139214804226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25单位MW投产年及负荷达产年及负荷序号供电区项目名称负荷性质投产年负荷（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2013162013162三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2014082015163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201416201508227供电区负荷预测表26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686734785848999621181443点负荷162424242433综合最大负荷（同时率095）65284997410310821142141165623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643兆瓦。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103兆瓦，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。24工程建设方案及相关电气计算241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。242变电站站址选择详见第四章（变电站站址选择）。243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。244主变容量选择根据负荷预测，35KVXX变2013年新上2台63MVA变压器，可满足地区供电需求，远期按210MVA考虑。245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。246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LGJ150导线。247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213单位KV、MVA、KA三相短路母线电压等级短路容量短路电流351522361082451远景年短路电流计算结果表表214单位KV、MVA、KA三相短路母线电压等级短路容量短路电流35152236109954525电气参数选择251主变参数型号SZ11M6300/35额定容量63MVA电压比35325/105KV短路阻抗75连接组别YN，D11252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315KA考虑；10KV母线侧设备选择的短路电流水平按25KA考虑。253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22000KVAR。254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。26电力系统一次结论与建议261变电站工程本期安装2台63MVA主变压器，终期2台100MVA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22000KVAR。262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213KM，导线为LGJ150/25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GB142581993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。31系统继电保护311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）。312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IRIGB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RS485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。32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/T6771999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02级，其他05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9999；遥信量正确率999；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RS232、RS485/RS422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。33系统通讯331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。332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。333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10，光口11热备运行。光缆建设35KVXX变到110KV永安变35KV线路共计219KM。需要光缆实际长度231KM。线路主要材料序号名称技术规范单位数量备注1光缆ADSSKM2312ADSS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635KV二龙涛变110KV永安变334通道组织电能计量64K35KVXX变110KV永安变XX县调远动信息64K35KVXX变XX县调程控小号64K35KVXX变110KV永安变XX县调各室335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。新建光缆线路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STM1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GYFTZYKM0614蓄电池100AH,2V/节，24节台115梅花管KM01336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ITUT建议G821，G707，G957，G958，G782，G783，G784，G826，G825，G703，G811,G813及G812等要求。1传输网路结构话路配置FXO4CH调端热线电话等。FXS2CH所端热线电话等。4WEM12CH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。337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41基本规定411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4111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。4112满足历史最高洪水位站址附近XX河历史最高洪水位13234米。4113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（63MVA）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。412拟选站址概述4121拟建站址位于XX县西南部XX农场内，地势平坦，开阔。42站址区域概况421推荐站址地处XX县西南部XX农场，该站址地形平坦，属平原。422站址方案地势平坦，地面高程137139米，高于历史最高洪水位13234米。423站址方案为个集体土地使用权。424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。425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。426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。43站址的拆迁赔偿站址无拆迁。44出线条件高低压各侧出线走廊开阔，方便出线。45站址水文气象条件451水位站址处历史最高洪水位13234米。站址地面高程为137139米，不受洪水及内涝影响。452气象资料4521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10C352C,夏季气温5C416C，年降雨量227580毫米。最大冻结深度23米。4522设计风速站址区域50年内一遇10高10MIN平均最大风速为30M/S46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530550米，静止水位埋深为470490米，年变化幅12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。47站址工程地质471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（GB500112001）中第413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。472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1216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1222米。FAK160KPA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1721米。FAK150KPA圆砾层，灰色，饱和，中密，局部为稍密，FAK300KPA473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。48土石方情况站址方案处填方量2480立米。49进站道路和交通运输491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0038HM2。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。492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51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63MVA主变压器，终期2台100MVA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22000KVAR。52电气主接线及主要电气设备选择521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，35KV系统中性点不接地。10KV系统中性点不接地。无功补偿根据无功分层分区就地平衡的原则，本期在10KVI段、II段母线上各配置一套1MVAR电容补偿装置。站用电本站1站用电采用高所变供给，容量100KVA，接在35KV进线入口处，2站用电接引在10KVII段母线上，布置在开关柜内，容量100KVA。交流站用电系统采用三相四线制系统，本期单母线接线，远期单母分段接线。远期每台站用变压器各带一段母线，分列运行，互为备用。重要回路为双回路供电，全容量备用。522主要设备选择根据短路电流计算结果,同时考虑通用设备应用及系统发展，35KV短路电流水平按315KA考虑，10KV短路电流水平按25KA考虑。屋外电气设备按III级污秽等级选择。1主变压器系统本工程选用低损耗免维护的三相、双绕组、自冷式有载调压变压器；布置在户外。型号及技术参数如下型号SZ11M6300/35额定容量63MVA电压比35325/105KV短路阻抗75连接组别YN，D11235KV设备选择35KV部分主要元件参数分别如下真空断路器ZW405/2500A315KA弹簧操作机构,外置电流互感器,2150/5A10P/10P/05/02S。隔离开关V型水平旋转式GW535IIDW/2500A315KA手动机构单接地。电压互感器采用单相浇注式，型号为JDZW35，02/05/3P。氧化锌避雷器额定电压35KV,避雷器额定电压51KV,标称残压134KV熔断器母线设备回路采用RW1035/05A型；高所变回路采用RW1035/3A型。310KV设备选择选用户内金属铠装移开式开关柜,进出线及分段柜内配真空断路器,弹簧操作机构,断路器额定开断电流为25KA,主变及馈线回路断路器额定电流均为1250A；电流电压互感器均采用干式浇注式产品。410KV并联电容补偿装置选择选用并联电容补偿成套装置,容量为1000KVAR，电容器组串接干式空芯电抗器，采用星形接线方式。装置中电容器、串联电抗器、放电线圈、隔离开关、避雷器、支架、围栏及其它附属设备均由电容器厂家成套供应。电容器选用无重燃的真空断路器进行投切。5站用变选择本期设高所变一台，低所变一台，高所变安装在35KV进线入口处，站用变压器选用低噪声、节能型无载调压变压器，型号为S11M100/35，接线组别为DYN11,容量为100KVA；低所变安装在开关柜内，型号为SC10100/10,接线组别为DYN11容量为100KVA。电气主接线图详见附图六。53电气布置531电气总平面布置本变电站参照典型设计A4方案，总平面布置如下本站为户外式变电站，35KV配电装置及主变压器、10KV电容补偿装置户外布置,10KV配电装置室、二次设备及功能房间等布置在综合楼内，生产综合楼呈一字型布置。根据变电站进出线方向，主变压器户外布置，其它电力设备布置在生产综合楼内。根据变电站周围环境条件及进出线方向,35KV配电装置布置在站区的北侧，生产综合楼布置在南侧，变电站进站道路从站区南侧接入。变压器布置在35KV配电装置与生产综合楼之间。10KV电容补偿装置布置在站区西北角，35KV配电装置西侧。电气总平面布置图详见附图七。532配电装置（1）35KV配电装置35KV配电装置采用采用户外软母线AIS设备改进中型双列布置，出线采用架空出线方式,母线高度及进出线门型构架高度均采用73米。该布置方式母线下不布置电气设备，其安装、检修、运行维护十分方便。布置紧凑、节省占地。（2）10KV配电装置110KV配电装置采用户内金属铠装移开式开关柜，配电室位于生产综合楼东侧，配电室长宽高分别为12395米。10KV配电装置采用双列面对面布置方式，出线方式按电缆出线考虑，主变间隔户内部分采用封闭母线桥箱架空进线方式，主变10KV接线端子至配电室10KV穿墙套管间采用矩形裸母线桥，母线桥热缩处理。10KV最终出线规模为12个，本期规模为6个，土建基础一次形成。本期共建设15个间隔，其中包括2个主变间隔、2个PT间隔、2个电容器出线间隔、6个出线间隔、2个分段间隔,1个所用变间隔。2每台主变压器10KV侧安装一组1000KVAR，采用户外框架式电容器成套装置，装置布置在站区西北角。533防雷接地1直击雷保护本站设2支高度为30米的独立避雷针作为全站的直击雷保护装置。经校验可全范围保护。2雷电过电压保护按交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T6201997规程中有关要求，在35KV线路入口处、10KV母线上及主变10KV套管处均设置了氧化锌避雷器。3接地本站为小电流接地系统，变电站的主接地网接地电阻应满足DL/T6211997交流电气装置的接地的要求。接地网采用以水平接地体为主，辅以垂直接地极组成复合接地体，垂直接地体采用50普通接地厚壁钢管，水平接地体采用16圆钢并均采用镀锌防腐处理。独立避雷针设置独立的集中接地装置。54电气二次541运行管理方式统一按无人值班考虑。542变电站采用计算机监控方式按无人值班远方监控模式提出监控系统的设计方案。设计原则如下（1）该变电所的微机监控系统采用分层分布式网络结构，具有远方控制功能，不设置远动专用设备。简化微机监控系统的后台部分。（2）微机监控系统完成对变电所内所有设备的监视和控制，数据统一采集处理，资源共享。（3）微机监控系统具备防误闭锁功能，能完成全所防误操作闭锁。不设功能独立、“单采单送”的防误操作闭锁装置。（4）微机监控系统具有无功电压优化控制（VQC）、小电流接地选线功能。（5）微机监控系统具有与电力调度数据专网接口，软硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。（6）向调度端上传的保护、远动信息量按现有相关规程执行。变电所监控监控范围明细序号名称监控范围1断路器35KV及10KV2隔离开关35KV、10KV3主变压器分接头调节410KV电容器10KV无功补偿自动投切5所用电控制6其他直流系统和UPS系统543直流系统额定电压采用220V，单母线接线，直流采用高频开关充电装置。蓄电池容量按100AH，充电装置电流按40A配置。544交流不停电电源（UPS）装置按独立屏体配置，容量3KVA。供电方式采用交流、直流和旁路各一路，总馈线开关具备投切功能。545主要元件保护配置方案（1）35KVXX变35KV进线1回，不设系统保护。（2）主变压器保护采用微机型，按主后备保护分开单套配置。变压器配置独立的非电量保护。主后备保护含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。（3）10KV侧线路采用测控一体化微机线路保护装置。保护配置三段式相间电流保护及三相一次重合闸。（4）10KV电容器保护采用测控一体化微机保护装置。并联电容器保护配置微机型三段式相间电流保护。546全站设置1套时间同步系统，时间同步信号采用直流IRIGB对时方式选择。547变电站设置1套火灾自动报警系统。548变电站二次保护装置集中布置在控制室内，10KV保护装置下放到一次开关柜内。549所用变低压侧采用三相四线接线，380V/220V变压器中性点接地，380V/220V系统采用单母线接线。5410为使变电所电能计量满足调度远方数据采集的要求，变电所各回路电度表均采用双RS485口，并设置数据采集装置一套。5411二次保护建设方案主控制室布置公用屏2面、主变保护屏2面、交流电源系统1面、蓄电池1面、直流充馈电屏1面、电度表屏1面、远动屏1面、通讯管理机屏1面、逆变电源屏1面。预留适当屏位。下放到开关上10KV线路保护测控装置6套、10KV电容器保护测控装置2套、分段1回、02S电度表9块。55站区总体规划和总布置根据电气提出的总平面布置方案，结合各站址场地自然条件和地形特点，站区总平面布置方案如下。551土建总平面布置A出线方向见电气平面图B总平面布置变电站入口设在站区北侧，10KV配电装置室及主控、办公室布置在站区的北侧，35KV屋外配电装置布置在站区的南侧，站区中央设置主变场地。站前区，10KV配电装置室前的场地不做硬覆盖。站内运输主变压器的道路路面宽4M，兼做消防道路。其它路面宽20M，道路转弯半径为70M，站内道路路面均为公路型混凝土路面道路标高高于场地标高150MM左右，道路两侧不设侧石。电缆沟采用钢筋混凝土电缆沟。C竖向布置变电站入口处道路设计标高为1386M。高于新建进站道路标高。由于该站址处的自然地面标高相对较高，不需要考虑洪水位的影响，场地标高只需比站址周围场地略高以防止强降雨时场地外雨水流入站内，所以确定场地设计平均标高为1389M，本次设计采用场地设计平均标高，站区内场地采用平坡式布置，在站内道路围成的局部区域内设05的找坡。本方案使场区内标高基本一致，不仅可以满足工艺要求，而且给以后的生产运行带来了便利。56建筑规模及结构设想561建筑设计变电站内有一个建筑物1，10KV配电装置室，包括主控室、10KV配电装置室、附属用房等，为框架结构。建筑面积为308M。建筑物主立面采用工艺砖外墙面，矩形建筑，外型朴素，与周围环境协调。建筑物外墙采用空心砖，外贴苯板，弹性涂料外墙，屋面采用平屋顶，结构找坡2，苯板保温隔热，SBS防水。建筑物外门窗面积小于外表面积的25，采用密封较好的中空双层玻璃塑钢窗。建筑物的承重构件全部为现场浇注。A10KV配电装置室10KV配电装置室、主控室按工艺要求设计，不设电缆夹层，地面面层采用水泥地面上铺设地砖。B墙体建筑物墙体采用空心砖，外贴苯板保温。外墙面装修采用工艺砖。C屋面屋面采用琉璃瓦。D装修工程为体现工业建筑特点，外装修均采用普通材料，简单工艺。外墙装修采用弹性涂料，内墙采用乳胶漆,灯具采用普通节能型，照明方式采用直接照明。符合“导则”第661，662，663条的相关要求。562结构一层框架结构，现浇混凝土梁、板，CA30混凝土，基础采用钢筋混凝土独立基础，基础埋深在30M左右。现浇梁、板结构，建筑找坡。563屋外配电装置构支架及场地处理本工程屋外配电装置进出线构架和屋外配电装置母线构架梁柱采用钢筋混凝土离心杆。支架柱采用钢筋混凝土离心杆，横梁采用型钢结构，柱基础均采用C30现浇混凝土杯口基础，C15混凝土垫层。加深部分用C10毛石混凝土。基础埋深在30M左右。主变基础采用C30现浇混凝土基础。564地基基础处理本工程屋外配电装置部分构、支架及10KV配电装置室基础落在粉质粘土层上，为避免构支架基础有过大的沉降和不均匀沉降，将构支架基础设计在同一原土持力层上，不足部分用C15毛石混凝土加深。道路落在回填土上，要求其下回填土须分层夯实，夯实后的压实系数达到095，地基承载力特征值不小于120KPA。由于基础持力层为粉质粘土，属冻胀敏感性土，首先基础埋深需要大于最大冻深；其次用粗砂、砾石、煤渣、矿渣、石灰渣等非冻胀性材料，作为回填土，以消除或基本消除地基的冻胀。565建构筑物的抗震站址地震设防烈度为7度（01G），各建（构）筑物均按此采取抗震设防措施。566围墙大门围墙采用240厚蒸压灰砂砖砌筑，双面抹灰，高度为23M，围墙上设刺网。进站大门采用宽50M的电动推拉大门，大门可以在值守室开启。大门右侧设置国家电网公司统一标识墙。567主要建筑材料5671混凝土强度等级基础构架及设备支架C30。主变基础C30。现浇梁板柱CA30。5672钢筋直径12MM采用HPB235级钢（）。直径12MM采用HRB335级钢（）。5673钢材采用Q235B，焊条采用E43或E50。5674砖强度MU75，空心砖体积V8KN/M3。5675块石块石MU30地方建筑材料如砖、砂、石、石灰等就地组织供应。568主要工程材料量A、电缆沟道长80M。B、站内广场及道路320M2。57场地给排水变电站的生活用水来自站内打深井取水。深井位置首选在主建筑物附近。如确有困难时，通过物探确定位置。然后向用水点供水。变电站最大用水量2T/H。站区排水分为两部分即生活污水排放和站区雨水排放。站内生活污水经室外检查井后排入到化粪池内，经过沉淀后，定期清掏。电缆沟采用地下电缆沟，夏季雨水通过通过管道排至附近集水井。主变压器油池排水，经油水分离排到附近阀门井，然后利用潜水排污泵将水排出。站区场地排水采用雨水口和雨水管道、雨水检查井，然后排到附近南侧自然排水沟。58采暖、空调及通风设计采用的规程、规范有火力发电厂与变电站设计防火规范GB502292006，火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规范DL/T50352004，110KV500KV变电所设计计技术规范DL/T52182005等。由于变电站站址周围都没有可接入的采暖热源，为此，变电站内建筑物冬季采暖采用电暖气，无污染、无辐射，维修管理方便。为了节省能源，每个房间根据使用功能可利用设置在电暖气内置温控器进行调控。夏季为使工艺设备正常运行，在主控制室设置了风冷柜式分体空调机。冷凝水引到室外。10KV配电装置室，设置排气扇及轴流风机。59火灾报警与消防根据建筑设计防火规范GB500162006、建筑灭火器配置设计规范（GB501402005）和电力设备典型消防规程要求，站内建筑物根据房间使用功能，在不同场合分别设置了手提二氧化碳灭火器和手提干粉灭火器。主变压器消防根据国网典设要求，在主变压器附近设置了手推车式灭火器、防火砂箱和消防铲，用以配合消防系统更好灭火。6变电站扩建工程设想110KV永安变电所由拟建的220KVXX变电所出110KV线路供电，现有主变两台，容量均为20MVA。永安变110KV侧为内桥接线，35KV侧为单母线分段接线，10KV侧为单母线分段接线。110KV线路为2回；35KV线路为4回，分别是永六线、永大线、永和线和永塔线。10KV线路为3回。35KVXX变电源取自110KV永安变，利用35KV永塔线，间隔所有设备都已建成，具备出线条件。7送电线路路径及工程内容71设计依据66KV及以下架空电力线路设计规范GB50061201072建设规模和设计范围建设规模35KVXX变电所位于XX县三棵树农场四队的东侧，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213KM，导线为LGJ150/25型钢芯铝绞线。设计范围本次设计范围包括输电线路设计及概算的编制。73主要技术经济情况架空线路概况表71起迄点110KV永安变35KVXX变回路数1导线型号LGJ150/25地线型号GJ35转角次数7线路亘长213KM架空线路主要技术经济指标见概算书。74线路路径741路径概述35KV新建线路从110KV永安变户内配电室起，单根YJV324026/35KV电缆出线，电缆长度总计为01KM，然后上塔，单回架空向西南至王文新屯东侧，左转向南从徐景波、曲万和屯间穿过，至小山屯东侧左转，经过田家屯，在高芳屯东侧右转，经过王家屯、贺家屯后左转，向南至新发屯东18KM处右转，至三棵树分场四队东侧的XX变，单回线路亘长为212KM，共计213KM。曲折系数101。上述方案为西方案，从J1J5可列出东方案，东方案比西方案线路长度增加08KM，且占地植被水田较多，交通不便利，不利于施工及维护，因此设计推荐上述说明的西方案。742地形情况表72地形类别平地长度KM213占全线100743植被分类情况植被名称旱田水田人工林行道树其他长度（KM）111490042048026占全线523423202311744交叉跨越表73公路10KV及以下电力线高速公路一级公路其他通信线铁路乡道140048028745沿线交通情况线路沿线与多条公路、乡路交叉，交通较便利。75气象条件气象条件的选定，主要依据XX市气象台站的观测资料进行归纳和数理统计计算，并结合原附近110KV永安线路的设计条件和运行经验，选定本工程计算用气象条件如下表所示。表74气象条件气温（）风速（M/S）冰厚（MM）最高气温4000最低气温4000覆冰51010年平均气温1000最