01-康坝主变扩建可研报告.doc

渠县草街子35千伏变电站升压改造输变电工程 可行性研究报告检索号：XN-B158K-A0101青川县康坝110千伏变电站扩建工程可行性研究报告（审定本）四川省兴能水利电力设计有限公司二0一九年二月编制单位咨询资质注册咨询师证件青川县康坝110千伏变电站扩建工程 可行性研究报告批 准 审 核 校 核 编 制 青川县康坝110千伏变电站扩建工程可行性研究报告总目录第一卷 技术部分 （检索号：XN-B158K-A0101）第二卷 投资估算部分 （检索号：XN-B158K-A0201）3目 录第一章 电力系统81 工程概况81.1 设计依据81.2 设计范围81.3 工程概况81.4 投资估算及经济评价91.5 设计水平年111.6 主要设计原则111.7 建成后的成效112 电力系统一次122.1 概况122.1.1自然地理概况122.1.2社会、经济发展概况142.2 电力系统142.2.1 电力系统现状142.2.2 电力系统规划192.3 电量及电力预测192.4 青川县电力电量平衡232.4.1 平衡原则232.4.2 平衡结果232.5 工程建设必要性242.5.1 康坝110kV变电站现状242.5.2 青川县康坝110千伏变电站主变扩建工程建设必要性242.6 主变压器选择252.7 电气计算262.7.1 潮流计算262.7.2 稳定计算372.7.3 短路电流计算382.8.4 康坝变无功补偿复核393 电力系统二次393.1 系统继电保护及安全自动装置393.2 关口计量装置394 节能措施分析404.1 节能标准及节能规范404.2 变电站节能措施分析405 社会稳定性分析405.1 社会适应性分析415.2 社会风险及对策分析415.3 本项目社会稳定风险内容及其评价415.4 风险防范措施435.5 工程社会稳定风险的综合评价446 劳动安全与劳动防护456.1 主要设计依据456.2 防火、防爆456.3 防电伤、防机械伤害466.4 防暑、防寒476.5 防噪声、防振动476.6 防电磁辐射476.8 综合评价48第二章 主变扩建工程设想481 主变扩建工程概况481.1 设计依据481.2 设计范围501.3 主要设计原则501.4 设计水平年501.5 变电站建设规模501.6 主要技术经济指标表512 电气一次部分522.1 康坝110kV变电站现状522.2 工程建设规模及电气主接线532.3 短路电流计算及电气设备选型532.4 电气总平面布置562.5 防雷及接地规划562.6 站用电及动力照明562.7 施工临时供电过渡方案573 电气二次部分573.1 计算机监控系统573.2 系统继电保护及安全自动装置583.3 系统调度自动化593.4 关口计量装置及电能量远方终端593.5 一体化电源系统593.6 动力及环境监测系统604 土建部分61后附：1、主要设备材料清册2、附图 7青川县康坝110千伏变电站扩建工程 可行性研究报告 第一章 电力系统1 工程概况1.1 设计依据本工程依据下列资料进行可研设计：1、该项目可研设计委托；2、青川电力有限公司“十三五”农网发展规划报告；3、国能综新能2014617号文：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；4、国能新能201673号文：国家能源局关于印发新一轮农村电网改造升级技术原则的通知；5、青川电力有限公司有关部门提供的相关资料和现场收集勘测资料。6、国网四川省电力公司广元供电公司对青川电力有限公司新增110kV趸售关口接入方案设计的审查及批复意见。1.2 设计范围1、项目建设的必要性和可行性论证；2、主变扩建工程设想；3、投资估算。1.3 工程概况青川县康坝110千伏变电站主变扩建工程是青川电力有限公司“十三五”电网规划的一部分，它的建设可以满足负荷增长需要，满足电力专项扶贫要求，也能为青川县整体脱贫摘帽后提供电力保障，可以提高青川地方电网的供电质量，增强青川地方电网的供电能力及供电可靠性，有利于地方经济的发展。其建设规模如下：1、青川县康坝110kV变电站主变扩建工程1）、主变压器：原设计规划2台主变，容量为2*25MVA，一期工程已建成1#主变压器，容量为25MVA；本期扩建2#主变，容量为25MVA。2）、35kV出线：原设计35kV接线采用单母线分段接线方式，35kV出线终期规划6回，一期工程已建成35kV出线4回，本期扩建35kV出线2回。3）、10kV出线：原设计10kV接线采用单母线分段接线方式，10kV出线终期规划8回，一期工程已建成10kV段母线，已建成10kV出线4回，本期扩建10kV出线4回。4）、10kV电容补偿：原设计10kV电容器组2组。一期工程已建成1组电容器13006kVAR，本期扩建1组电容器，14008kVAR。1.4 投资估算及经济评价1.4.1 投资估算青川县康坝110千伏变电站主变扩建工程静态总投资：568万元。1.4.2 经济评价 财务评价的原则及依据根据中华人民共和国电力行业标准DL/T-5438-2009输变电工程经济评价导则和国家发展改革委和建设部联合发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）及国家现行的财务、税收法规进行编制。财务评价计算原始数据按设计专业提资。2 基本条件及参数2.1 投融资条件项目资金来源为：100%资本金，经营期25年；2.2 资金形成折旧年限15年，残值率5%;2.3 损益类数据销项税率16%城市维护建设税7%教育费附加3%企业所得税25%法定公积金10%3 财务指标主要财务指标见下表：电网建设项目主要财务指标一览表序号项目名称单位指标1工程静态总投资（含价差）万元5682建设期利息万元3工程动态总投资万元5684项目投资财务内部收益率%12.965财务净现值万元299.186投资回收期年8.247项目资本金财务内部收益率%12.968财务净现值万元299.229投资回收期年8.2410投资各方财务内部收益率（业主1）%811财务净现值万元68.8312投资回收期年15.4513资本金净利润率（%）%9.1214总投资收益率(%）%12.1515含税网售电价元/MWh22.216不含税网售电价元/MWh19.144、敏感性分析通过分析对本项目的经济效益影响较大的因素（投资、电量）进行了从-10%10%步长为5%的分析计算，计算结果能满足相关要求，且本项目有较强的抗风险能力。5、结论综上所述，本项目各项指标基本符合国家和行业有关规定及投资方要求，具有较好的盈利能力和抗风险能力，该项目在经济上较好。1.5 设计水平年本工程设计基准年2017年，设计水平年为2025年。1.6 主要设计原则 严格执行国家和电力行业有关输变电设计的标准、规程、规范及国家有关安全、环保等强制性标准。1.7 建成后的成效青川县是“5.12”地震重灾区，国家贫困县，目前青川县地方电网35千伏网架是单源链式末端网，骨干35千伏网架送电距离长达75公里，主网架脆弱，加之受2018年7月洪水影响，桥楼电站被毁，造成青川县地方电网供电卡脖子，电能质量差，供电可靠性差，不能满足日益增长的负荷需要。本工程建成后，可以满足负荷增长需要，满足电力专项扶贫要求，也能为青川县整体脱贫摘帽后提供电力保障，可以提高青川地方电网的供电质量，增强青川地方电网的供电能力及供电可靠性，有利于地方经济的发展。2 电力系统一次2.1 概况2.1.1自然地理概况青川县地处四川盆地北部边缘，白龙江下游，川、甘、陕三省结合部，位于东经10436-10538，北纬3212-3256，处于祖国中西部交接地带上。周围与陕西省宁强县，甘肃省文县、武都区，四川省江油市、平武县，广元市利州区、朝天区、剑阁县等八县（区）相邻，素有“鸡鸣三省”、“金三角”之称。青川历史悠久，文物古迹甚多。青川，原为清川，始名于唐代。青川县名是因“其水清美”而得名。青川古为“禹贡梁州之域”、“周秦氐地”，自西汉置州郡至今，历代设置州、县、郡、所、司、汛17次，迄今已有2300多年的历史。古时是秦陇入蜀之咽喉，为历代兵家之争，商贾必经之地。氐人曾在此建“仇池国”，历史上著名的阴平古道、景谷道、马鸣阁道，横穿县境东西，连接古丝绸之路。三国时著名的“蜀中三关”之一的白水关雄踞县城东南。1979年在县城附近发掘的国家一级文物战国木牍，为研究封建社会初期的法律和书法演变提供了极为珍贵的实物。青川有着光辉灿烂的历史文化。中原文化和巴蜀文化在此交融，孕育了丰厚的文化积淀。青川有着光荣辉煌的革命文化，红军在此英勇奋战，留下的革命文物传播着无尽的文化精神食粮。青川还有着丰厚的民间民俗文化。在元代就设置青川县，1949年12月19日解放，今属四川省广元市，县政府驻地乔庄镇，距省会成都290公里。青川物华天宝，地腴物丰。境内地势西高东低，坡度大于25的占幅员面积的73.8。最高处海拔3837米，最低处海拔491米。春寒秋凉，夏短冬长，属亚热带湿润季风气候，随地貌呈立体变化。年平均气温13.7，最热为7月，平均气温23.6，最冷为1月，平均气温2.5。年平均雨量1021.7毫米，年均日照1337.6小时，日照率30，无霜期243天。四季分明，雨量充沛，气候宜人，资源丰富，开发潜力巨大。一是土地资源丰富。全县人均占有土地19.83亩，耕地1.75亩，林地17.46亩，牧地1.71亩，青川县是全国生态农业试点县，四川省畜牧业生产基地县；二是森林资源丰富。青川是四川省林业基地县，全县林业用地面积380万亩，占幅员的77.6%，森林覆盖率68.7%，活立木蓄积量1267万立方米。现有木本植物1900余种，野生动物440多种，其中有珙桐、冷杉、银杏、樟树等珍贵树种。境内占地73万亩的国家级唐家河自然保护区，是举世闻名的珍稀动植物“基因库”，是国宝大熊猫、金丝猴、扭角羚、贝母鸡等国家珍稀动物生长的乐园，是珙桐、冷杉等珍贵植物生长的净土，是研究世界珍稀动物的基地；三是山珍资源丰富。“山珍之最在青川”，被国家定为“黑木耳质标”的青川木耳，“天然高级保鲜品”的香菇，“真菌之花”的竹荪，“山菜之王”的蕨菜等绿色食品享誉国内外，是全国森林蔬菜八强县和干菜食用菌基地县。全县盛产杜仲、黄柏、厚朴、天麻、乌药等名贵中药材，是四川省中药材基地县；盛产核桃、油桐、板栗等干果和刺梨、猕猴桃等野果；四是矿产资源丰富。全县初步探明有各类矿点70多处，有储量矿种20多种，贵金属矿和非金属矿是青川县矿产资源的优势，主要有砂金、岩金、银矿、石英石、重晶石、石灰石、蛇纹石、铝土矿、沥青矿、锌、铜、硫、煤等；五是水利资源丰富。境内河流属长江水系，白龙江和青竹江横贯县境，小河、溪沟境内遍布，全县总蓄水量157亿立方米，水能蕴藏量100多万千瓦，国家重点能源工程，装机70万千瓦的“宝珠寺”水电站处于境内，随之形成中国西南地区最大的人工湖白龙湖，水产养殖、水上运动、旅游开发大有可为；六是旅游资源丰富。白龙湖的“秀”，唐家河自然保护区的“稀”，阴平古道的“奇”，战国墓群和文物古迹的“古”，构成绚丽多彩、独具特色的旅游资源。特别是“宝电”建成蓄水形成的“白龙湖”，其水域面积62平方公里，库容量26.7亿立方米，平均水深54.5米，最宽处10多公里，集湖泊、岛屿、山峦、森林、峡谷、溶洞等自然景观和丰富的历史文化遗迹等人文景观于一体，是旅游度假胜地和休养、疗养及水上运动的理想场所，水产养殖的开发条件十分优越，发展潜力非常广阔。作为国家级风景名胜的白龙湖，它位于剑门蜀道、黄龙寺和九寨沟等国家级风景名胜之间，与具有世界性影响的金牛道、景谷道、阴平古道和国际熊猫旅游线交汇于此，与以西安为中心的关中旅游区，以兰州为中心的丝绸之路旅游区和以成都为中心的川西北旅游区，即中国西部金三角旅游区联为一体，开发发展前景十分广阔。2.1.2社会、经济发展概况截至2017年，青川县下辖11个镇、25个乡（含2个民族乡），常住人口21.28万人。实现地区生产总值（GDP）35.7565亿元。分产业看，第一产业增加值7.8580亿元，第二产业增加值14.9811亿元，第三产业增加值12.9174亿元。三次产业对经济增长的贡献率分别为9.9%、57.2%、32.9%，分别拉动经济增长0.9%、5.1%、2.9%。2.2 电力系统2.2.1 电力系统现状2.2.1.1地网电源现状截止2017年底，青川县地网供区范围内无火电厂，仅有少量小水电厂，地网自有电站仅杨村子电站1座电站，装机0.4MW；并网电站仅有青溪电1座电站，装机0.64MW。全网总装机容量为1.04MW，详细电源情况见下表：表2.2.1-1 青川县地方电网电源情况统计表序号电厂(站)名称容量（MW）出力（MW）投产时间丰期枯期一自有电厂(站)1杨村子电站2*0.20.2510.1042008以前合计0.4二并网电厂(站)1青溪电站2*0.320.3230.1692008以前合计0.642.2.1.2电网现状青川县为国网、地网分区供电。县级电力行政主管部门为青川县经济和商务局，国网青川供电局由四川省电力公司广元电业局直管，地网青川电力有限公司为四川省水电投资经营集团有限公司控股经营，同时接受青川县人民政府领导。青川县供电局（国网）供区覆盖青川县中部与东部，其供电区域2100余平方公里，供电人口约18万人。地网供区为县域西南部十三个乡镇，地方供区覆盖青川县西南、西北部14个乡（镇），88个行政村，2.18万余户，供电人口7.55万余人。详见供区划分图如下（阴影部分为地网供区）：图2.2.1-1 青川县电力供区划分图截至2017年底，青川县地方电网最高供电电压等级为110kV，含110kV变电站1座，容量25MVA；35kV变电站5座，总容量43.6MVA，35千伏线路152.1公里。现只有一个并网点，以35kV线路经凉水变电站与国网凉沙变电站相连并入国家电网。青川地方电力公司变电站及线路情况如下表所示。表2.2.1-2 青川县地方电网35kV及以上变电站情况统计表序号变电站名称变电站(台)(MVA)1康坝110kV变电站125110kV合计1251和平35kV变电站2102青溪35kV变电站212.63关庄35kV变电站154凉水35kV变电站265观摩山35kV变电站21035kV合计443.6表2.2.1-3 青川县地方电网35kV及以上线路情况统计表序号线路名称线路起止点电压等级线路导线型号起点止点(kV)(km)1平武南坝至青川康坝110kV线路平武县南坝110kV变电站青川县康坝110kV变电站11039.8LGJ-185合计39.81青溪至和平35kV线路青溪35kV变电站和平35kV变电站358.3LGJ-1202桥楼至青溪35kV线路桥楼电站青溪35kV变电站3512.2LGJ-953桥楼至康坝（曲河）35kV线路桥楼电站康坝110kV变电站358.7LGJ-704康坝（曲河）至关庄35kV线路康坝110kV变电站关庄35kV变电站3516.5LGJ-705关庄至凉水35 kV线路关庄35kV变电站凉水35kV变电站358.7LGJ-1206竹园至凉水35kV线路国网竹园110kV变电站凉水35kV变电站3524.2LGJ-1857康坝至观摩山35kV线路康坝110kV变电站观摩35kV变电站3532JNRLH1/F1A-1858和平至观摩山35kV线路和平35kV变电站观摩35kV变电站3519.5JNRLH1/F1A-1859康坝至凉水山35kV线路康坝110kV变电站凉水35kV变电站3522LGJ-185合计152.12.2.1.3 用电现状青川县供电局（国网）供区覆盖青川县中部与东部，其供电区域2100余平方公里，供电人口约18万人。地网供区为县域西南部十三个乡镇，地方供区覆盖青川县西南、西北部14个乡（镇），88个行政村，2.18万余户，供电人口7.55万余人。截止2017年底，青川县电力公司实现供电量0.379亿kWh，售电量0.343亿kWh。2.2.1.4 青川县电网存在的主要问题1、网络构架问题青川县地网目前110kV等级电网仅有1座变电站、1条线路，35kV等级电网仅有5座变电站、9条线路，现有变电站均不满足N-1通过率。35kV、10kV、380V/220V网络部分存在供电半径过大的问题，综上导致地网供区供电电压不足、供电可靠性低。1）青川县内地方电网由于只有2座小水电，装机容量只有1.04MW，需从国家电网大量买电。青川县地方电网属于35千伏单源链式末端网，现主要依靠1条35kV线路与青川国网相连，骨干35千伏网架送电距离长达75公里，主网架脆弱。同时受2018年7月特大洪灾导致网内并网桥楼电站被冲毁，无法恢复，失去电源支撑，造成青川地方电网线路末端距国网110千伏凉沙站75公里，按行业标准供区末端已超“C类地区35千伏供电半径一般不超过30公里，110千伏供电半径不超过60公里”的规定。因此急需增加110kV线路接入国家电网，完善110kV与35kV网络骨架，增加地网与国网的连接点。2）由于地方电网内电源点装机容量严重不足，负荷发展受限。2.2.2 电力系统规划2.2.2.1 电源规划无电源规划。2.2.2.2 电网规划(1) 35kV电网规划1）青川县康坝-房石35kV输变电新建工程建设规模：新建房石35kV 变电站，新增1台2MVA的35kV 变压器。新建1回康坝-房石35kV 线路，线路长度约为13km；导线截面为LGJ-120。2）青川县关庄-石坝35kV输变电新建工程建设规模：新建石坝35kV 变电站，新增1台2MVA的35kV 变压器。新建1回关庄-石坝35kV 线路，线路长度约为12km；导线截面为LGJ-120。3）青川县凉水-楼子35kV输变电新建工程建设规模：新建楼子35kV 变电站，新增1台2MVA的35kV 变压器。新建1回凉水-楼子35kV 线路，线路长度约为16km；导线截面为LGJ-120。4）青川县清溪-关虎35kV输变电新建工程建设规模：新建关虎35kV 变电站，新增1台2MVA的35kV 变压器。新建1回清溪-关虎35kV 线路，线路长度约为9km；导线截面为LGJ-120。2.3 电量及电力预测负荷预测是输变电项目可行性研究的基础，包括电量需求预测和电力需求预测两部分内容。由于青川电网自身网内只有小水电，丰枯矛盾大，随着用电负荷日益增大，需要与外网交换功率逐渐增大。同时网内部分电力网络老化，电力设备、电力管理的数字化程度低，电力使用效率较低，电力管理手段较落后。因此，电源点缺乏、部分电网网架老化、网络布点不足、电网自动化程度低是影响农村电力市场发展的主要因素。根据历史电量发展情况及近期电量发展趋势，同时随着电量基数的增大，电量增长率也将逐步减缓。本次根据青川县国民经济发展规划及地网电力负荷的实际增长情况，采用分区预测叠加法进行负荷预测。青川县地网规划的主要负荷增长点主要集中在下列供电片区：1、康坝供区康坝供区目前依靠康坝110kV变电站供电，供电区域包括房石镇、曲河乡、桥楼乡、前进乡共4个乡镇，根据青川地网2017年分区负荷统计表，该供区最大负荷为2.64MW。20152017年的该片区的历史电力电量增长率为10.58%，随着房石镇、曲河乡等乡镇的新农村建设和农村电气化的蓬勃发展，预计年均负荷增长率为10%。2、和平供区和平供区目前依靠和平35kV变电站供电，供电区域包括青溪镇西部地区，根据青川地网2017年分区负荷统计表，该供区最大负荷为6.47MW。3、青溪供区目前青溪供区依靠青溪35kV变电站供电，供电区域包括青溪镇东部地区、桥楼乡，2017年该供区最大负荷为5.46MW。4、关庄供区关庄供区目前依靠关庄35kV变电站供电，供电区域包括关庄镇、苏河乡、马公乡、红光乡、石坝乡共5个乡镇，根据青川地网2017年分区负荷统计表，该供区最大负荷为2.4MW。结合关庄镇、苏河乡、马公乡、红光乡、石坝乡等乡镇新农村建设和农村电气化的发展经验，预计全区电力电量增长率10%。5、楼子供区楼子供区目前依靠凉水35kV变电站供电，供电区域包括凉水镇、茅坝乡、楼子乡、大院回族乡共4个乡镇，根据青川地网2017年分区负荷统计表，该供区最大负荷为1.74MW。考虑楼子乡石材项目的建设影响，取十三五期间负荷增长率为9.50%。6、其他负荷广元至平武高速公路位于四川省广元市、绵阳市境内，连接广元市青川县和绵阳市平武县，项目线路方案起点起于青川县骑马乡，接既有G75兰海高速公路川甘界至广元段，由东向西，跨白龙湖、里坪沟，采用隧道群穿越唐家山、韩家山、樱桃坪、吴家山、尖山子至周家坝；沿乔庄河西进，经瓦砾乡，在青川黄坪乡设青川互通；沿大坝河逆谷而上，设乐安寺互通；与县道XH121同走廊，经三锅乡，沿东阳河、西阳河南岸，至桥楼乡，经洗锅坪，沿西阳河南侧敷设，在西阳河南侧设桥楼互通，两次跨越青竹江，在K51+500设置清溪服务区，经桥楼乡河西村、新龙村；采用隧道穿越叫价山、在清溪镇设清溪互通、经清溪村、金桥村、徐坝村；采用隧道穿越白杨坪进入平武。广平高速经过青川地方电网清溪供区和和平供区，根据北新路桥集团提供的用电申请，广平高速在地方电网所需6.78MW。青川县地方电网供区内青溪镇、关庄镇被列为省级特色小镇，青溪镇被列为2018年度省级乡村振兴示范镇，根据青川县国民经济十三五规划青川县生态旅游目的地规划全域旅游示范区总体规划，地方电网供区内重点项目青龙湖康养综合体、青溪康养旅游综合体、龙门雪山森林旅游度假区等一批重大产业项目将相继落地，五星级唐家河大酒店青溪悦城项目申请负荷6MW，近期龙门雪山森林旅游度假区及观摩山滑雪场即将开工，建成后负荷将有8MW。37表2.3-1青川县地方电网20192025年电力电量预测表 单位：MW 万kWh序号供区辖区2015（现状）2016（现状）2017（现状）201920222025电力电量电力电量电力电量电力电量电力电量电力电量1康坝供区房石镇、曲河乡、桥楼乡、前进乡2.23 725 2.43 783 2.64861 3.19 1086 4.25 1446 5.66 1924 2和平供区 青溪镇西部地区5.41 1961 5.90 2139 6.472345 7.83 2897 10.42 3855 13.87 5132 3青溪供区青溪镇中东部地区4.57 1637 4.98 1788 5.461968 6.61 2378 8.79 3166 11.70 4213 4关庄供区关庄镇、苏河乡、马公乡、红光乡、石坝乡2.01 668 2.19 729 2.4799 2.90 1002 3.87 1334 5.14 1775 5楼子供区凉水镇、茅坝乡、楼子乡、大院回族乡1.46 483 1.59 531 1.74586 2.11 716 2.80 953 3.73 1268 6其它负荷6.78 2983 12.00 516015.97 6868 7小计15.67 5473 17.10 5971 18.71 6559 29.42 11062 42.13 15913 56.08 21180 8共计（同时率0.9）14.10 4926 15.39 5374 16.84 5903 26 9956 38 14322 50.47 19062 综上所述，青川县地方电网2017年青川地方电网供区最大负荷为16.84MW，预计2019年新增施工用电6.78MW，预计到2022年，整个青川地方电网供区最大负荷约为38MW。预计到2025年，整个青川地方电网供区最大负荷约为50MW。2.4 青川县电力电量平衡2.4.1 平衡原则 因本次是作青川县地方电网的电力平衡，所以负荷采用青川县电网预测供电负荷，现有发电厂的发电出力是扣除厂用电后的供电出力。新增水电站按装机容量考虑。 电力平衡分丰水期和枯水期，丰水期取8月份为代表月，枯水期取1月份为代表月。 根据青川县电网用电规律，最大负荷出现在丰水期，枯水期负荷取丰水期负荷0.97。2.4.2 平衡结果青川县电网是一个受端电网，丰枯期电力缺额较大。20172025年间青川县电网负荷增长较快，地区水电装机只有1.04MW，且为小型电厂，调节能力差，径流式发电，电力缺额总体上均呈上升趋势。表2.2.4-1 青川县电网2017年2025年电力平衡结果表平衡项目2017年2018年2019年2020年2022年2025年丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯一、电网供电负荷16.8416.3318.5217.972625.2227.7426.913836.8650.4748.96二、电源出力1.0401.0401.0401.0400000三、电力盈(+)亏(-)-15.8-16.33-17.48-17.97-24.96-25.22-26.7-26.91-38-36.86-50.47-48.962.5 工程建设必要性2.5.1 康坝110kV变电站现状康坝110kV变电站为灾后重建项目，2011年设计，已于2014年建成投运，由于康坝至平武南坝110kV线路未投运，康坝110kV变电站降压为35kV变电站运行，110kV开关设备未带电，现状情况如下：1）、主变压器：原设计规划2台主变，容量为2*25MVA，已建成1#主变压器，容量为25MVA；2）、110kV出线：原设计110kV接线采用单母线接线方式，110kV出线终期规划3回，已建成110kV出线1回至平武南坝电站，由于110kV线路未投运，110kV设备未带电，预留2回；3）、35kV出线：原设计35kV接线采用单母线分段接线方式，35kV出线终期规划6回，已建成35kV出线4回，预留2回；4）、10kV出线：原设计10kV接线采用单母线分段接线方式，10kV出线终期规划8回，已建成10kV段母线，建成10kV出线4回，预留4回；5）、10kV电容补偿：原设计10kV电容器组2组。已建成1组电容器13006kVAR。2.5.2 青川县康坝110千伏变电站主变扩建工程建设必要性（1）负荷发展的需要康坝110kV变电站现有1台主变，容量为25MVA，随着脱贫攻坚、乡村振兴、青川生态康养名县和全域旅游目的地的全面推进，青川地方电网电力负荷增长较快。2017年青川地方电网供区最大负荷为16.84MW，预计2019年青川地方电网供区最大负荷为26MW，预计到2025年整个青川地方电网供区最大负荷约为50MW。原有变电站主变容量已无法满足新增负荷需求，所以迫切需要对康坝110kV变电站进行增容才能满足负荷发展的需要。（2）提高供电可靠性，满足电力专项扶贫的要求青川县是“5.12”地震重灾区，国家贫困县，青川县地方电网主要通过康坝110kV变电站供电，现有一台主变出现故障，将造成青川地方电网大面积停电，将严重影响到用电客户的生产和生活，所以迫切需要扩建2#主变，使康坝110kV变电站主变满足电网运行“N-1”要求，提高青川县地方电网供电可靠性，满足电力专项扶贫的要求。综上所述，青川县康坝110千伏变电站主变扩建工程的兴建将有效的改善电网结构，满足供区内日益增长的负荷需求，增强地方电网的供电能力、供电可靠性和电能质量，满足电力专项扶贫要求，也能为青川县整体脱贫摘帽后提供电力保障，有利于地方经济的发展，该项目的建设是非常必要的。2.6 主变压器选择本变电站的建设主要解决青川地方电网用户供电，主变压器应选择降压变压器。根据前述按年递增法进行负荷预测的结果，主变容量计算如下表：序号项目2015年2016年2017年2018年2019年2022年2025年1最大供电负荷（kW）141001539016840183552600038000500002功率因素0.853主变容量计算(kVA)165881810619811215943058844705588234主变容量选择(kVA)25000225000325000由上表可知，2022年以前通过该站主变压器的容量最大为44705kVA，选择两台225000kVA的主变压器，能够满足需求。因此，本期变电站主变扩建容量为25000kVA，以后根据负荷发展情况，青川地方电力公司“十四五”期间计划在清溪修建110kV变电站一座，主变终期240MVA，一期140MVA，以减轻康坝110kV变电站的供电压力（康坝的主变容量仍为225MVA）。本变压器选用有载调压变压器，电压分接头为11081.25%/38.522.5%/10.5kV的三圈电力变压器。由于康坝站10kV侧所供房石镇、曲河乡、桥楼乡、前进乡负荷较小，所以本期主变容量比选择为100/100/50。2.7 电气计算根据国网四川省电力公司广元供电公司对青川电力有限公司新增110kV趸售关口接入方案设计的审查及批复意见，110kV康坝站接入国网凉沙站，以下相关计算依据上述审定的接入方案设计 。2.7.1 潮流计算2.7.1.1 计算依据（1）计算目的分析青川地方电网新增110kV趸售关口以推荐方案接入系统后，青川地区电网在不同运行方式下潮流分布是否合理，电压是否合格，校核线路是否过载。（2）计算依据计算工具采用中国电力科学研究院电力系统分析软件（3.0版）。（3）计算原则1）枢纽电站电压：500kVU550kV，220kVU242kV，106.7kVU117.7kV，网络任意一点的运行电压不应低于网络额定电压的0.95。2）参加潮流计算的电厂均为广元电网规划送出建设的电站。3）采用丰大及枯大两种方式计算，电源开机与负荷分布以电力平衡表为准，水电机组无功出力，最大不超过机组的额定无功出力，最大进相能力按照功率因数0.95控制。（4）计算水平年本项目预计2019年底建成，本次分析重点考察投产后的2020年运行情况，并展望至2023年。2.7.1.2 计算结果分析（1）2020年2020年丰大、丰小、枯大及枯小四种正常运行方式下潮流计算结果如图2.8.1-12.8.1-4所示。1）丰大方式国网广元电网凉沙110kV变110kV侧电压为113.7kV，凉沙康坝1回110kV线路潮流为11.9MW。康坝110kV变低压侧投入13Mvar低压电容，主变高压侧抽头110(1+11.25%)kV，110kV侧电压112.8kV；中压侧抽头38(1-22.5%)kV，35kV侧电压36.6kV，10kV侧电压为10.6kV。2）丰小方式国网广元电网凉沙110kV变110kV侧电压为117.1kV，凉沙康坝1回110kV线路潮流为6.5MW。康坝110kV变高压侧抽头110(1+31.25%)kV，110kV侧电压116.6kV；中压侧抽头38(1-22.5%)kV，35kV侧电压37kV，10kV侧电压为10.6kV。3）枯大方式国网广元电网凉沙110kV变110kV侧电压为115kV，凉沙康坝1回110kV线路潮流为13.6MW。康坝110kV变低压侧投入13Mvar低压电容，主变高压侧抽头110(1+21.25%)kV，110kV侧电压114kV；中压侧抽头38(1-22.5%)kV，35kV侧电压36.5kV，10kV侧电压为10.6kV。4）枯小方式国网广元电网凉沙110kV变110kV侧电压为114.5kV，凉沙康坝1回110kV线路潮流为8.1MW。康坝110kV变高压侧抽头110(1+41.25%)kV，110kV侧电压114.2kV；中压侧抽头38(1-22.5%)kV，35kV侧电压36.2kV，10kV侧电压为10.5kV。2020年青川地方电网康坝110kV变运行情况如表2.7.1-1所示。2020年运行情况表2.7.1-1 单位：kV项目丰大丰小枯大枯小110kV母线电压112.8116.6114114.235kV母线电压36.63736.536.210kV母线电压10.610.610.610.5低压电容3030高压侧抽头110(1+11.25%)110(1+31.25%)110(1+21.25%)110(1+41.25%)中压侧抽头38(1-22.5%)38(1-22.5%)38(1-22.5%)38(1-22.5%)6）小结 本报告推荐的青川地方电网新增110kV趸售关口（康坝110kV变）接入系统方案合理、可行，方案发展适应性好。 经核实，青川地方电网康坝变主变已按有载调压变压器选择，主变抽头为11081.25/38.522.5/10.5kV，经调相调压分析能够满足各种运行方式的要求。 经核实，青川地方电网康坝变有1台25MVA的主变，其低压电容已按13Mvar配置，经调相调压分析康坝110kV变下低压无功配置合理、可行的，能够满足各种运行方式的要求。（2）2023年2023年丰大及枯大两种正常运行方式下潮流计算结果如图2.7.1-62.7.1-7所示。1）丰大方式国网广元电网凉沙110kV变110kV侧电压为113.8kV，凉沙康坝1回110kV线路潮流为15.7MW。康坝110kV变低压侧投入13Mvar低压电容，主变高压侧抽头110(1+21.25%)kV，110kV侧电压112.3kV；中压侧抽头38(1-22.5%)kV，35kV侧电压36.5kV，10kV侧电压为10.5kV。2）枯大方式国网广元电网凉沙110kV变110kV侧电压为114.9kV，凉沙康坝1回110kV线路潮流为17.5MW。康坝110kV变低压侧投入13Mvar低压电容，主变高压侧抽头110(1+21.25%)kV，110kV侧电压113.7kV；中压侧抽头38(1-22.5%)kV，35kV侧电压36.5kV，10kV侧电压为10.6kV。有上述分析可知，远期本期推荐方案仍能够适应电网运行的要求，广元片区电网网内各厂站运行电压合格，潮流分布合理，无过载现象发生。图2.7.1-1 2020年丰大方式青川近区潮流分布图2.7.1-2 2020年丰小方式青川近区潮流分布图2.7.1-3 2020年枯大方式青川近区潮流分布图2.7.1-4 2020年枯小方式青川近区潮流分布图2.7.1-6 2023年丰大方式青川近区潮流分布图2.7.1-7 2023年枯大方式青川近区潮流分布青川县康坝110千伏变电站扩建工程 可行性研究报告2.7.2 稳定计算2.7.2.1 计算依据（1）计算目的分析青川地方电网新增110kV趸售关口以推荐方案接入系统后，相关送出线路发生故障时对系统稳定性的影响。（2）计算原则计算方式：2020年丰期。计算模型：发电机采用Ed”和Eq”变化模型，计及调速系统和励磁系统作用；负荷模型采用40马达，60恒阻抗；摇铃风电场风电机组采用直驱电机，稳定程序中采用BPA直驱电机模型模拟。动作时间：1）110kV线路三相短路故障：0秒故障，0.15s近侧三相开关跳闸，0.12秒对侧三相开关跳闸。2）110kV线路单相瞬时接地故障：0s故障，0.15s近侧单相跳闸，0.15s对侧单相跳闸，1.15s两侧重合闸成功。（3）稳定判据电力系统稳定包括功角稳定、电压稳定、频率稳定和热稳定。功角稳定：系统故障后，在同一交流系统中的任意两台机组相对角度摇摆曲线呈同步减幅震荡。电压稳定：在电力系统受到扰动后的暂态过程中，负荷母线电压能够在10s以内恢复到0.80p.u.以上。频率稳定：故障清除后，系统能保持频率稳定性，频率恢复到正常允许的范围以内，不影响大机组的安全运行。热稳定：检查同一输电断面的线路或主变因故障切除，剩余的线路或主变是否严重过负荷引起线路不可恢复的永久变形或主变绝缘损坏。2.7.2.2 计算结果分析稳定计算结果详见表2.7.2-1，稳定计算表明，并网线路发生故障时，在保护正确动作的条件下，系统能保持稳定运行。2020年稳定计算结果表2.7.2-1 单位：MW电压等级故障线路故障前潮流故障型式故障侧系统稳定情况稳定措施110kV康坝凉沙11.8三相故障首/末稳定无单瞬故障首/末稳定无赤化凉沙217.8三相故障首/末稳定无单瞬故障首/末稳定无2.7.3 短路电流计算（1）计算原则1）计算水平年：2025年。2）计算工具：中国电力科学研究院电力系统分析软件（BPA）3）故障类型：三相短路和单相接地短路（2）计算结果2025年短路计算结果表表2.7.3-1 单位：kA故障类型三相短路单相短路康坝变110kV母线7.78.5康坝变35kV母线3.84.5康坝变10kV母线13.315.4根据计算结果给出如下建议：1）康坝变110kV侧设备短路水平按照40kA考虑，35kV侧设备短路水平按照25kA考虑，10kV侧设备短路水平按照25kA考虑。2.8.4 康坝变无功补偿复核根据国家电网公司无功补偿配置技术原则，35kV110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。经核实，本期恢复为110kV运行后，康坝变主变容量为125MVA，低压侧已配了1组3Mvar的低压电容，康坝变阻抗电压为：Uk（I-II）=10.5%，Uk（I-III）=17.5%，Uk（II-III）=6.5%，按满载考虑，依据公式计算各绕组无功损耗，可知单台主变满载时无功损耗约为3.1Mvar，由于满载情况发生概率较低，考虑一定投资经济性，康坝变已配置的低压电容能够满足相关要求。3 电力系统二次3.1 系统继电保护及安全自动装置依据继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T14285-2006)、国家电网公司十八项重大反事故措施的要求进行系统保护配置。本站前期已配置有110kV故障录波装置，在青川县凉沙至康坝110千伏线路输变电工程中已配置110kV母线保护、110kV分段保护，本期工程新增2#主变及35kV/10kV出线，不涉及系统继电保护配置内容。3.2 关口计量装置根据电能计量装置技术管理规程DT/T448-2000有关规定。本工程未涉及关口计量点，主变三侧及35kV/10kV均按考核计量点设置0.5S