北湖区35kV及以下配网改造工程可研.doc

湖南郴电国际发展股份有限公司2014年北湖区35kV及以下配网改造工程可行性研究报告项目建设单位：湖南郴电国际发展股份有限公司方案编制单位：湖北正信电力工程咨询有限公司二一三年九月目 录第一章 概况11.1 编制依据11.2 改造范围21.3 承贷主体21.4 北湖区基本情况21.5 郴州分公司电网现状51.6 新一轮农网改造升级工程实施情况5第二章 改造的必要性72.1 未改造地区完成农网改造及巩固前期农网改造已取得成效的需要72.2 促进农村经济繁荣，加快农民脱贫致富奔小康进程的需要82.3 构建和谐北湖，推进社会主义新农村建设的需要9第三章 农网存在的主要问题及处理对策103.1 北湖区35kV及以下配网存在的主要问题103.2 处理对策12第四章 负荷预测134.1 北湖区农村电网电力需求历史分析134.2 影响农村电力市场因素134.3 预测方法144.4 电力负荷预测154.5 预测结果分析15第五章 技术原则与目标175.1 改造的技术原则175.2 改造的目标25第六章 工程设想276.1参考标准276.2电气主接线276.3主要电气设备选择296.4电气设备布置356.5过电压保护和绝缘配合366.6接地系统376.7电气二次376.8 架空送电线路工程39第七章 规模、选型与进度437.1 35kV变电站技改工程437.2 35kV线路维护改造工程487.3 10kV及以下线路维护改造工程517.4 10kV配电变压器及户表工程537.5 低压集抄/远抄改造工程557.6 工程进度58第八章 环境保护、水土保持与劳动安全598.1环境保护598.2水土保持618.3劳动保护64第九章 节能669.1 技术节能措施669.2 节能管理措施68第十章 投资估算7010.1 编制依据7010.2 编制原则7010.3 汇总估算表71第十一章 经济评价7311.1 概况7311.2 财务评价7311.3 评价结论75第十二章 保障措施7612.1 组织领导7612.2 调动和发挥群众的积极性7612.3 加强安全施工管理7612.4 推行行之有效的管理办法76第十三章 结论与建议7913.1 结论7913.2 建议79附表80附图80郴电国际2014年北湖区35kV及以下配网改造工程 可行性研究报告第一章 概况1.1 编制依据（1）国务院办公厅转发发展改革委关于实施新一轮电网改造升级工程意见的通知（国办发201123号）（2）湖南省人民政府办公厅关于实施新一轮农村电网改造升级工程的通知（湘政办发201151号）（3）农村电网改造升级技术原则（国能新能2010306号）（4）湖南省“十二五”农网改造升级总体规划（湖南省能源局）（5）郴州市国民经济和社会发展第十二个五年规划（6）北湖区国民经济和社会发展第十二个五年规划（7）郴州市电网“十二五”发展规划（8）郴州市地方电网“十二五”发展规划（10）北湖区2012年国民经济和社会发展统计公报（11）建设项目环境保护管理条例（中华人民共和国国务院令第253号）（12）电磁辐射环境保护管理办法（国家环境保护局第18号令）（13）建设项目经济评价方法与参数（第三版）（14）农村电力网规划设计导则（DL/T 5118-2000）（15）供配电系统设计规范（GB 50052-2009）（16）10kV及以下变电所设计规范（GB 50053-94）（17）低压配电设计规范（GB 50054-2011）（18）3-110kV高压配电装置设计规范（GB 50060-2008）（19）交流无间隙金属氧化物避雷器（GB 11032-2010）（20）交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则（DL/T 804-2002）（21）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T 620-1997）（22）导体和电器选择设计技术规定（DL/T5222-2005）1.2 改造范围本次北湖区35kV及以下农村配电网改造升级工程共包括35kV永春变技改工程、芙蓉变技改工程、石邓线隐患整改、两北线改造工程、邓永芙线线路改造工程，调度设备及通信改造工程，10kV及以下配网改造工程。北湖区2014年35kV及以下配网改造工程的主要内容见下表1-1。表1-1 北湖区2014年35kV及以下配网改造内容名称改造项目改造内容35kV工程永春变技改工程主变增容，容量由5MVA扩容为10MVA；同时，对其一、二次设备进行整改。芙蓉变技改工程对其一、二次设备进行整改。石邓线隐患整改22-84#杆更换绝缘子。两北线改造工程4km线路改造。邓永芙线线路改造工程40-97#杆段导线更换为LGJ-120导线，长度12km。调度设备及通信改造工程调度设备改造及通信建设10kV及以下工程10kV及以下配网改造工程新建改造10kV线路全长87km，0.4kV线路89km，配电台区29台，6955kVA，户表改造30740户，涉及34个村。1.3 承贷主体农村电网改造升级工程由湖南郴电国际发展股份有限公司作为独立承贷主体和项目法人负责管理、监督。北湖区35kV及以下农网改造升级工程项目由郴电国际郴州分公司具体负责其供电营业区内工程项目的建设与管理。1.4 北湖区基本情况（1）区划人口北湖区是郴州市政治、经济、文化中心，中国石墨之都，湖南省发展县域经济十强县市区之一。地处湖南省南部，郴州市中部，南岭中段骑田岭北麓，东北与苏仙区相连，南与宜章县和临武县接壤，西与桂阳县毗邻。2012年4月辖骆仙、下湄桥、北湖、人民路、燕泉、郴江、增福7个街道，石盖塘、保和、华塘、鲁塘4个镇，芙蓉、永春、月峰、大塘4个乡，共15个乡级行政区；有49个社区居民委员会，128个村民委员会；下设2661个居民小组，1215个村民小组。2012年末，全区总人口为36.65万人，在总人口中，非农业人口为20.23万人，年末常住人口42.79万人，城镇化率达到80.18%。（2）地形地貌地处南岭丘陵山区。地势西南高，东北低，呈阶梯状倾斜。以山地为主，山地、丘陵、岗地、平原地貌齐全。岭谷相间，冲垄溪河纵横交错。境内主要山岭有二尖峰、平头寨、邓家山、黑山里、仰天湖等。最高点为西南端芙蓉乡境内的二尖峰，海拔1654m；最低点为北部华塘镇梨园村大回湾，海拔135.2m。辖区东西最大距离39.05km，南北最大距离49.85km。总面积830.15km2，占全国土地总面积的0.0086%，其中山地占57.8%，丘岗地占29.6%，平原占10.6%，水面占2%。（3）气候水文属亚热带湿润季风气候，其特点是气候温暖，四季分明，热量充足，雨水集中，春温多变，夏秋多旱，严寒期短，暑热期长。19812010年年平均气温18.4，1月平均气温6.4，极端最低气温-9.0（1955年1月11日）；7月平均气温29.4，极端最高气温41.3（1953年8月12日）。19512011年最低月平均气温1.9（1977年1月），最高月平均气温32.3（2003年7月）。平均气温年较差23.3，最大日较差22.7（1989年12月4日）。生长期（日平均气温稳定10）平均249天，无霜期年平均288天，最长达337天，最短为210天。19812010年平均日照时数1337.6小时，年总辐射量98.6千卡/cm2。0以上持续天数364.3天（一般为1月23日次年1月22日）。19812010年平均降水量1503.5mm，年平均降水日数为173天，最多达221天（1953年），最少为140天（1963年）。极端年最多雨量2247.6mm（1975年），极端年最少雨量901.6mm（1958年）。降雨集中在每年4月至6月，6月最多。境内河道属湘江、珠江两大流域，其中湘江流域面积656.23km2，占79.05%；珠江流域面积173.92km2，占20.95%。主要河流有西河、郴江河、同心河、章溪水（白沙水）、土坡河、宜章水等12条，总长203.1km。最大的河流为西河，长43.04km，发源于北湖区南溪乡，经桂阳县、苏仙区、永兴县注入东江。主要支流有鲁塘河、土坡河。（4）矿产资源境内已发现固体矿产38种，已探明储量的有石墨、煤、锡、钨等13种。其中隐晶质石墨地质储量3585万吨，居全国之冠。南方石墨矿位于鲁塘镇，矿区面积10km2，地质储量3089万吨，可采量1800万吨，年产量100万吨，石墨品位6080%，少数高达90%以上。煤炭储量5499万吨，主要分布在鲁塘、华塘矿区。华塘矿区的大排冲煤矿矿区面积4.033km2，地质储量1506万吨，可采量1359万吨，发热量在65008000大卡，含硫在58%，灰粉1530%，锡矿主要分布在芙蓉矿区。云南锡业郴州矿冶有限公司屋场坪矿矿区面积0.6082km2，地质储量锡金属量3.2万吨，可采量锡金属量2.7万吨。（5）交通经济境内已形成铁路、公路等多种运输方式构成的交通运输网络。铁路京广复线、武深高铁线过境，其中京广线境内长6.8km，设郴州火车站、槐树下火车站(货运站)2个站；武深高铁线境内长21.36km，设郴州西站。京珠、厦蓉高速公路过境，京珠高速公路境内长3.973km，厦蓉高速公路境内长18.63km。107国道过境，境内长21km，S322线省道过境，境内长21km。有县乡（镇）级公路67条，总长407.7km，其中县道25条218.321km，乡道42条189.386km。境内有郴州汽车总站、天龙汽车站、郴州汽车南站，日均发送1320辆客车，日客运量39600人次。2012年北湖区实现生产总值232.05亿元，按可比价计算，比上年增长11.4%。按常住人口计算，人均GDP为54548元，增长10.4%，按美元汇率，折合人均GDP8678美元。其中，第一产业增加值7.94亿元，比上年增长4.4%；第二产业增加值87.12亿元，比上年增长12.9%；第三产业增加值136.99亿元，比上年增长10.9%。三次产业结构由上年的3.7：37.6：58.7发展为3.4：37.5：59.1。2012年全区财政总收入11.33亿元，比上年增长21.2%。1.5 郴州分公司电网现状郴电国际郴州分公司所辖电网覆盖郴州市苏仙、北湖两区。110kV电网是郴州地方电网的主干供电网络。截止2011年底，郴电国际郴州分公司辖区内共有110kV变电站8座，变电容量329.5MVA；110kV线路20条，长519.5km；35kV变电站6座，变电容量83.35MVA；35kV线路14条，长141.5km。另外，郴州分公司电网辖区内拥有110kV用户变1座（裕农纸业变），35kV用户变1座（云锡矿变），主变3台，容量13MVA。2011年，郴电国际郴州分公司全口径供电量为8.74亿kWh，最高负荷为235MW。主要电源网内小水电受季节因素和气候变化，丰水期电力缺口相对较小，枯水期电力缺口相对较大。因此，无论丰水期和枯水期，都需通过湖南电网和广东电网大量购电来保证区域内电力供应。1.6 新一轮农网改造升级工程实施情况2011年至2013年，北湖区新一轮农网改造升级工程已通过省发改委组织的抽查验收。共新建改造35kV变电站12处，投资568万元；10kV配电线路135km，改建0.4kV主干线路137km、巷线68km，进村入户工程已完成26个村，涉及7845户，人口27475人，新增改造台区94台/19350kVA。第二章 改造的必要性2.1 未改造地区完成农网改造及巩固前期农网改造已取得成效的需要北湖区一、二期农网改造与农网完善工程任务完成后，北湖区电网供区内乡镇配电网已发生明显变化并取得显著成效。主要体现在以下几个方面：2.1.1 供电质量显著提高，农村用电量大幅增长通过农网改造、完善工程，使电网尤其是低压电网安全隐患得到有效根除并使农民真正用上安全电、可靠电和低价电。农网改造后，农村供电电压合格率普遍达到92%以上，线损率普遍从改造前的20%30%降低到12%以下。农村电网的改善，可极大地激活农村用电市场。农改以来，所辖营业区用电量年平均增长幅度达到15%。2.1.2 农电管理体制理顺，农电管理减员增效农网改造前，供电采用层层承包的形式，由乡承包到村、村承包到组。配电变压器及低压电网的电能损耗、维护、检修费用和乡镇电管站人员、农村电工的薪酬等均加价摊到农民头上，导致农村电网偷漏电现象严重、线损高，农村到户电价一般为1.21.5元/kWh，部分区域高达2元/kWh。通过农网改造，不仅可妥善处置乡镇及以下农村集体电力资产、重新组建农村供电所、全面理顺农电管理体制、对城乡低压配电电网实行统一管理，而且还能撤消乡镇电管站、新成立供电所及取消销售、转供类农电管理类型，部分实行由市郴电国际股份有限公司直供直管，农改村全部实行抄表到户。2.1.3 到户电价大幅度降低，农民负担明显减轻已经进行农网改造的农村到户电价由改造前的平均1.09元/kWh降低到改造后的0.588元/kWh，每kWh平均下降0.502元，每年可为农民减轻负担约680万元。农网改造之前部分供电区域由于管理混乱，“人情电”、“关系电”、“权力电”现象突出，导致偷漏电严重，平均电价达1.5元/kWh，使群众压力增大；通过农网改造，可取消镇、村两级农电管理环节，按同网同价要求直接抄表到户，不仅能减轻农民负担，而且还能理顺党群、干群关系。但是，随着北湖区农村经济社会的持续快速发展和农民消费水平的逐步提升，农民群众要求进一步完善农村电网的呼声十分强烈。因此，全面完成北湖区未改造地区的农网改造，对部分已改造区域实施改造升级，显得尤其紧迫。2.2 促进农村经济繁荣，加快农民脱贫致富奔小康进程的需要农网改造的实施，不仅可改善农村经济发展环境、为农村招商引资创造条件、有效推动农村基础设施建设步伐，而且还能拉动农业生产、农产品加工和乡镇企业的发展，使农村经济呈现繁荣发展的良好势头。通过农网改造，电力为农村产业逐步向规模化、专业化、多元化转型升级提供支撑，增加农村就业机会，提高农民收入。同时，也能保护小水电的开发成果。农网改造项目的完成，可改善电网结构、扩大电网覆盖面，为小水电的上网开辟“绿色通道”并激发小水电开发热潮。农网改造的实施，使农村尤其是边远山区家用电器拥有率上升，促进农村消费的变革，电风扇、电饭煲、电炒锅、音响、电视机已进入平常家庭，冰箱、空调、电脑等高档家用电器也逐步在农村落户，农村居民的生活质量和生活水平得到全面提高。实现城乡居民生活用电同网同价，有效解决了农村居民生活用电不能用、不敢用、用不起的民生问题。因此，农网改造又被称为“民心工程”、“德政工程”。2.3 构建和谐北湖，推进社会主义新农村建设的需要党中央多次提出，要全面建设小康社会、和谐社会，努力形成全体人民各尽其能、各得其所而和谐相处的局面。“加强农村能源建设，实施新一轮农村电网改造升级工程”是党和国家“十二五”规划纲要中的重要内容，是国家支农惠农、人本主义、社会稳定、共同致富的重要举措，是构建和谐社会、推进新农村建设不可缺少的组成部分。由于北湖区电网前期未进行农网改造的原有供电设施老化严重、供电线路故障较多、电压降严重超标、电能质量低劣及供电能力有限，因此严重制约了当地经济社会的发展和群众生产生活水平的提高。按照国家及湖南省有关文件精神，秉承切实为农民减轻负担，着力改善农民生产生活条件，促进农村经济发展的原则，亟需对一、二期农改和未农改的台区电网进行改造升级。“十二五”期间北湖区计划投资5.05亿元完成农网改造，基本解决群众生产生活用电难、用电差、用电贵问题。因此，为落实国家新一轮农网改造升级政策，尽快启动2014年北湖区35kV及以下配网改造项目是很有必要的。第三章 农网存在的主要问题及处理对策3.1 北湖区35kV及以下配网存在的主要问题3.1.1 35kV永春变电站永春变电站现有主变一台，容量为5MVA，主要供应永春乡全乡工农业生产、生活用电负荷。由于永春乡社会经济的不断发展，原有的主变容量已经不能满足用户的需要；同时，永春变仅有一台主变，一旦该主变故障或检修，将导致全乡停电，不满足“N-1”的要求。因此，有必要在原有5MVA变电容量的基础上，增加一台变压器，以满足该地区用电发展的需要。永春变电站现有的两台DW2-35kV多油开关、4组隔离开关，运行已经20多年了，至今还在带病运行，存在较严重的安全隐患，急需更换。变电站运行20多年来从未做过防腐改造，很多设备从外观上看都可以认为是三类设备、不能满足运行要求，对系统和设备安全运行带来很大的隐患，需尽快进行防腐工作。保护装置仍为老式电磁型保护，性能老化，问题较多，需进行更换。3.1.2 35kV芙蓉变电站芙蓉变已经运行近三十年，其一、二次设备老化严重，存在较严重的安全隐患；一次设备构架、槽钢支架锈蚀严重，开关操作困难，二次设备仍然在使用常规控制保护，许多仪表指示已完全失效。需对其一、二次设备进行改造。3.1.3 35kV石邓线隐患整改35kV城石邓线绝缘子经常掉串，全线瓷瓶需更换；整改约30km。3.1.4 35kV两北线改造目前两江口变-北湖变35kV输电线路与10kV两体322线、两同334线3回线路同杆架设，由两江口变电站至107国道，这组线路中任何一条线路出故障都会导致三条线路停电（1回10kV线路停电），整个城区将发生大面积停电事故，给电网安全运行带来重大不稳定因素。为提高35kV北湖变供电的可靠性，拟从两江口重建一条35kV线路至北湖变，导线型号LGJ-185，线路全长4km，而原来的两北线做为10kV线路向城区供电。3.1.5 35kV邓永芙线改造35kV邓永芙线路线径小，老化严重，又严重超载运行，导线线路损耗大，线路随时都有可能因超载而断线（至今已发生导线烧断情况10次），存在重大安全隐患。为消除35kV邓永芙线线路安全隐患，保障线路安全可靠运行，拟将邓永芙线40#-97#杆段共58座杆塔间的导线更换为LGJ-120导线，改造线路全长共12km。3.1.6 调度设备及通信改造工程（1）存在问题北湖区电网现有的调度自动化系统设备年久失修。目前电网内仅有8座110kV变电站配置了综合自动化系统，其余35kV变电站均未配置综合自动化后台，不具备三遥功能。分公司调度对网内的发、变电站只能通过电话调度，自动化程度低，调度困难，一定程度上降低了电网的安全稳定运行能力。（2）项目实施后能取得的成效1）扩大调度自动化采集覆盖率，实现自动化数字信号上传调度中心，实现新增发、变电站的遥信、遥测、遥控和内网通信。2）加强电网调度、实时监控，提高宜章电网经济性、安全性、可靠性。3.1.7 10kV及以下配网改造本次农网改造工程共新建及改造10kV线路87km，0.4kV线路89km,配电变压器29台，配变容量6955kVA，户表改造30740户，涉及34个村。3.2 处理对策近年来，北湖区充分用好用活用足国家新一轮农村电网改造升级政策，从整村推进、持续发展、资金管理等方面入手，千方百计解决广大农村电网遇到的各种问题，全区农村地区基础设施条件得到改善，产业结构得到优化，综合发展能力得到增强，越来越多的农民逐步走出了贫困。（1）在经济性的前提下，充分利用现有网络潜力，分区域设计布置110kV变电站；对负荷分散和负荷不大的地区，从110kV变电站延伸布置35kV变电站；完善10kV及以下配电网络。（2）十二五期间，北湖区计划投资5.05亿元，完成全区的农网改造，建成“网络完善、布局合理、装备精良、管理科学、保障有力”的城乡电网体系。十二五期末，全部解决无电人口，乡村通电率为100%，户通电率为100%。（3）根据电监供电（2011）47号文件“关于农村地区供电可靠率（为97%）及居民用户受电端电压合格率（为92%）”标准化的要求，结合网络规划，规划每乡镇有一个变电站（或开关站），将各乡镇由一条10kV线路分成若干条（至少4条）10kV供电主干线，从规划上确保可靠率及电压合格率达标，为广大农村地区居民大幅提升供电能力和供电量奠定硬件基础。第四章 负荷预测4.1 北湖区农村电网电力需求历史分析据郴电国际郴州分公司提供的数据，2012年北湖区电网用电量为53950万kWh，最大供电负荷195MW。2000年以来，随着北湖区农村经济的快速发展，农村的电力需求明显增快，农网用电量、最大负荷、人均用电量的平均增长速度分别约为8.74、9.78、8.26。从农村用电需求的结构来看，“十一五”以来，农村第二产业以及居民生活用电呈现强劲的增长趋势，其中第二产业用电量的增长速度比“十五”上升了约3.6个百分点。2005年至2012年北湖区电网最大负荷统计见表4-1。表4-1 2005-2012年北湖区电网最大负荷统计表 单位：MW分公司200520062007200820092010201120122005-2012年均增长率北湖区电网1011111221341481621781959.78%4.2 影响农村电力市场因素（1）农村经济发展的影响近三年来，北湖区GDP年平均增幅在13.1以上。随着经济的增长加快，农村用电也出现了较为强劲的增长势头。预计今后随着扶贫开发力度的加大和农村全面建设小康社会目标的逐步实现，农村经济将得到极大的发展，必将对农村电力市场产生深远的影响。（2）农村产业结构变化与技术进步的影响“十一五”期间随着经济结构的进一步优化调整，第二产业在GDP中所占比重将进一步上升，农村第二产业用电需求也会相应保持较快的增长势头。（3）电价与国家政策的影响随着“十二五”期间基本完成行政村农村配电网改造和户表改造，实现城乡同网同价，电力载荷量和供电质量的全面提高，北湖区农网用电量得到较大幅度的提高。（4）乡镇企业发展状况的影响乡镇企业的发展大大提高了农村经济的整体素质和效益，加快了农村现代化、城镇化的进程。随着沿海部分初级加工的乡镇企业向内地转移和推进，北湖区乡镇企业将逐步进入成熟发展阶段，由此会带动乡镇企业用电的快速增长。（5）城镇化发展的影响未来20年，湖南省城市化进程明显加快，农村人口将以每年约1.25%的速度向城镇转移，可拉动用电量迅速增长。此外，农村小城镇的增加与发展，将形成农村电力市场的巨大增长点，农村用电将会改变以往城区用电单极发展的局面，出现农村电力市场全面发展的景象。（6）农村居民收入和消费的影响根据北湖区国民经济和社会发展“十二五”规划纲要，2015年，北湖区农村人均纯收入将继续保持较快增长，达到12000元，较2010年的农村人均纯收入8646元，平均增长6.7%以上。农村居民生活的持续改善，将进一步刺激农村用电潜力的释放。同时农村居民的消费结构也将发生深刻变化，家用电器的拥有率预计将大幅上升，势必进一步推动农村居民的用电需求增长。4.3 预测方法根据郴州市地方电网“十二五”发展规划、北湖区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要，结合北湖区农村电网的特点，在20052012年北湖区农网用电量的历史数据基础上，运用年递增率法、分地区用电预测法等多种预测方法，对2013年至2020年北湖区农网最大负荷、用电量进行预测。本次预测以2012年为基准年。4.4 电力负荷预测随着北湖区农村经济的快速发展，第二和第三产业电力消费快速增长。北湖区农村村民收入和生活水平不断提高，家用电器逐渐普及，村民生活用电继续保持快速增长的势头。同时由于受环境的影响，全球气候反常，高温、干旱、水涝等气候导致居民生活用电增加，农村排灌、排涝用电负荷保持较快的增长。农村电网改造工程的完成，一方面可扩大电网覆盖面，另一方面又能降低农村用电电价，促进城镇和农村的社会用电量大幅增长。根据郴州市地方电网“十二五”发展规划，20112015年北湖区电网的负荷平均增长率为9.78%，用电量平均增长率为8.74%。北湖区电网十二五”、“十三五”期间最大负荷预测见表4-2。表4-2 北湖区电网“十二五”、“十三五”分年度电力负荷预测 单位：MW北湖区电网2012年（实际值）2013年2014年2015年2020年增速电力负荷1952142352584119.78%北湖区电网“十二五”、“十三五”期间年用电量预测见表4-3。表4-3 北湖区电网“十二五”、“十三五”期间年用电量预测 单位：万kWh 年 限区域2012年（实际值）2013年2014年2015年2020年增速北湖区用电量539505866563792693671054618.74%4.5 预测结果分析北湖区电网最大负荷及年用电量预测综合表见表4-4。表4-4 北湖区电网最大负荷及年用电量预测综合表年份区域2012年实际2013年2015年2020年负荷电量负荷电量负荷电量负荷电量单位MW万kWhMW万kWhMW万kWhMW万kWh电力电量195539502145865525868367411105461根据负荷预测结果，北湖区电网年用电量及最大负荷的推荐值为：2012年用电量53950万kWh，最大负荷195MW；2015年用电量68367万kWh，最大负荷258MW；2020年用电量105461万kWh，最大负荷411MW。20132020年北湖区电网的负荷平均增长率为9.78%，年用电量平均增长率为8.74%。符合今后农村产业结构的调整以及农村居民生活用电继续维持快速增长的趋势。因此，按照年平均递增率法和分地区用电预测法预测负荷基本符合北湖区电网实施农网改造升级工程的实际情况。第五章 技术原则与目标5.1 改造的技术原则5.1.1 总则（1）为做好北湖区35kV及以下配网改造升级工作，按照农村电网改造升级技术原则的要求，对农村进行农网改造，使改造后的新农村电网达到技术先进、安全可靠和降损节能的目的，满足农村经济社会发展和人民生活用电增长的需要，提高供电质量和农村配电网的现代化管理水平，制定本技术原则。（2）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要求，避免重复建设。（3）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。（4）农网改造升级工作应严格执行国家和行业有关设计、施工、验收等技术规程和规范。（5）电网选用的设备必须是通过省部级或相应级别鉴定的国产设备，优先选择国家经贸委和国家电力公司推荐的产品。5.1.2 总体要求（1）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。（2）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。（3）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。（4）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。（5）高压电网的容载比宜控制在1.52.1之间，负荷增长较快地区宜取高值。（6）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，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。（7）未经供电企业同意，架空线路杆塔上禁止搭挂与电力通信无关的广播、电话、有线电视等其他弱电线路。5.1.3 35kV高压配电网（1）具备条件的县域电网应逐步实现或加强与上一级电网联络。（2）高压线路宜采用架空线路。（3）线路导线截面选择应满足负荷中长期发展要求，根据规划区域内饱和负荷值，按经济电流密度一次选定。110kV架空线路导线截面不宜小于185mm2，66kV不宜小于150mm2，35kV不宜小于120mm2。（4）35kV线路在满足设计要求前提下优先选用钢筋混凝土电杆。（5）新建变电站应按无人值守方式建设，现有变电站应逐步改造为无人值守变电站。（6）变电站站址选择应符合城乡规划、电网规划的要求，靠近负荷中心地区。（7）变电站宜采用半户外布置，选址困难的城镇及污染严重地区可采用户内型变电站或选用组合电器装置(GIS、HGIS)。（8）变电站主变台数宜按不少于两台设计，主变应采用有载调压、S11及以上节能型变压器，35kV及以上高压配电装置选用SF6断路器或真空断路器，10kV配电装置宜采用户内布置，选用真空开关柜。（9）变电站建筑物应与环境协调，符合“安全、经济、美观、节约占地”的原则，宜按照最终规模一次建成。5.1.4 10kV中压配电网（1）中压配电网应合理布局，接线方式灵活、简洁。公用线路应分区分片供电，供电范围不应交叉重叠。（2）城镇中压配电网宜采用多分段适度联络接线方式，导线及设备应满足转供负荷要求。乡村中压配电网宜采用放射式接线方式，有条件的乡(镇)村也可采用双电源分段联络接线方式。（3）中压配电网线路主干线应根据线路长度和负荷分布情况进行分段并装设分段开关，重要分支线路宜装设分支开关。（4）中压配电网主干线路导线截面选择应参考供电区域饱和负荷值，按经济电流密度选取。城区电网架空主干线截面不宜小于150mm2，乡村电网主干线不宜小于95mm2。（5）中压配电网线路杆塔在城镇宜选用12m及以上杆塔，乡村一般选用10m及以上杆塔，城镇路边不宜采用预应力型混凝土电杆，防止车撞脆断。（6）城镇线路档距不宜超过50m，乡村线路档距不宜超过70m。（7）对雷害多发地区及架空绝缘线路应加强防雷击断线的措施。（8）中压配电线路宜采用架空方式，城镇、林区、人群密集区域宜采用架空绝缘导线。下列情况可采用电缆线路：1）走廊狭窄，架空线路难以通过的地区;2）易受热带风暴侵袭的沿海主要城镇的重要供电区域;3）电网结构或安全运行的特殊需要。（9）当变电站10kV出线数量不足或线路走廊条件受限制时，可建设开关站。开关站接线应力求简化，宜采用单母线分段接线方式。开关站应按无人值守建设，再分配容量不宜超过10000kVA。（10）配电变压器应按照“小容量、密布点、短半径”的原则建设与改造。变压器应布置在负荷中心，一般采用柱上安装方式，变压器底部距地面高度不应低于2.5m。对人口密集、安全性要求高的地区可采用箱式变压器或配电站。（11）新装及更换配电变压器应选用S11型及以上节能配电变压器或非晶合金铁芯配电变压器。安装在高层建筑、地下室及有特殊防火要求的配电变压器应采用干式变压器。（12）配电变压器容量宜按近期规划负荷选择，适当考虑负荷发展。新增生活用电变压器，单台容量一般不超过100kVA。柱上配电变压器容量应不超过400kVA，单台箱式变压器容量宜小于630kVA，单台干式变压器容量宜小于1250kVA。配电站可配置双路电源，宜装设24台变压器，单台容量不宜超过800kVA。容量在400kVA及以下的配电变压器采用杆上配置，容量在400kVA以上的配电变压器采用落地式安装。（13）新建和改造配电变压器台应达到以下安全要求：1）柱上及屋上安装式变压器底部对地距离不得小于2.5m。2）落地安装式变压器四周应建围墙（栏），围墙（栏）高度不得小于1.8m，围墙（栏）距变压器的外廓净距不小于0.8m，变压器底座基础应高于当地最大洪水位，但不得小于0.3m。3）配电变压器的高压侧采用国家定型的新型熔断器和金属氧化物避雷器。（14）以居民生活用电为主，且供电分散的地区可采用单、三相混合供电方式。单相变压器容量不宜超过20kVA。（15）配电变压器的进出线应采用绝缘导线或电力电缆，配电变压器的高低压接线端应安装绝缘护套。（16）导线选用钢芯铝绞线，导线截面根据经济电流密度选择，并留有不少于5年的发展余度，但应不小于35mm2，负荷小的线路末段可选用25mm2。一般选用裸导线，在城镇或复杂地段可采用绝缘导线。（17）低压侧出线导线截面不得小于35mm2（铝线），总开关应采用自动空气开关，并加装漏电保护器。（18）配电变压器的高压侧应采用熔断器或开关保护，低压侧应装设刀熔开关或自动开关保护。（19）配电变压器低压配电装置应具有防雷、过流保护、无功补偿、剩余电流动作保护、计量、测量等功能，壳体宜采用坚固防腐材质。（20）配电变压器低压配电装置内宜预留安装智能配变终端的位置。有条件的可开展具有状态参数监测、无功补偿本地/远程控制投切、剩余电流保护监测管理、谐波监测、三相不平衡监测、电量抄录、远程通信、变压器防盗等功能的智能配变台区建设。（21）箱式变(配)电站壳体应采用坚固防腐材质。配电站开关设备应采用免维护的全密封、全绝缘负荷开关(带熔丝)，开关设备应具备“五防功能”，即防止误分、误合断路器，防止带负荷拉、合隔离开关，防止带电挂(合)接地线(地刀)，防止带接地线(地刀)合断路器(隔离开关)，防止误入带电间隔。（22）标准金具采用国家定型产品，非标准金具必须选用标准钢材并热镀锌。（23）地处偏远地区的变压器等设施应采取必要的防盗措施。5.1.5 低压配电网（1）低压配电网坚持分区供电原则，低压线路应有明确的供电范围。低压配电线路布局应与发展规划相结合，考虑村、镇建房规划，严格按照农村低压电力技术规程要求进行建设、改造。低压配电网应结构简单、安全可靠，一般采用单电源辐射接线和单电源环网接线。（2）低压主干线路导线截面应参考供电区域饱和负荷值，按经济电流密度选取。城镇低压主干线路导线截面不宜小于120mm2，乡村低压主干线路导线截面不宜小于50mm2。禁止使用单股、破股线和铁线。（3）城镇和人口密集地区的低压架空线路宜采用10m及以上混凝土杆，其他地区宜采用8m及以上混凝土杆，稍径不小于150mm。（4）城镇和人口密集地区、穿越林区低压架空线路，为保证用电安全，通过经济技术比较，可采用绝缘线，电杆拉线应装绝缘瓷瓶。（5）接户线的相线、中性线或保护线应从同一电杆引下，档距不应大于25m，超过时加接户杆。（6）接户线采用绝缘线，导线截面不小于6mm2，进户后加装控制刀闸、熔丝和漏电保护器，进户线必须与通讯线、广播线分开进户,进户线穿墙时应装硬质绝缘管，并在户外做滴水弯。（7）低压线路可与同一电源10kV配电线路同杆架设。当10kV配电线路有分段时，同杆架设的低压线路不应跨越分段区。5.1.6 低压户表（1）低压接户线应使用绝缘导线。导线截面应根据用户负荷确定，铝芯绝缘导线截面不小于10mm2，铜芯绝缘导线截面不小于4mm2。（2）接户线的相线、中性线或保护线应从同一电杆引下，档距不应大于25m，超过时应加接户杆。（3）接户线应采用绝缘线，导线截面不应小于6mm2，进户后应加装控制刀闸、熔丝和漏电保护器，进户线必须与通讯线、广播线分开进户，进户线穿墙时应装硬质绝缘管，并在户外做滴水弯。（4）居民户应采用“一户一表”的计量方式。电能表应按农户用电负荷合理配置，容量一般不宜小于8kW。村镇公用设施用电单独装表计费。（5）有条件的地区可安装集中抄表装置，可逐步开展智能化电表应用。（6）低压配电网应分级装设剩余电流动作保护装置。剩余电流总保护和中级保护应能够及时切除低压配电网主干线和分支线路上因断线接地等产生较大剩余电流的故障。（7）电能表应安装在计量表箱内。室外计量表箱宜选用防腐非金属计量表箱。金属计量表箱应可靠接地。（8）严禁使用国家明令淘汰及不合格的电能表，采用宽量程智能电表，电表要定期校验。5.1.7 自动化及通信（1）新建或改造自动化系统应统筹多种自动化系统的需求，统一规划设计数据采集平台。（2）新建或改造调度自动化系统应遵循有关国家及行业标准，具备基本功能及遥控安全约束、运行设备在线状态监测等功能。（4）配网自动化系统应在配电网规划的基础上，统筹规划、分步实施，以配电网监视与控制(SCADA)、馈线自动化(FA)基本功能为主，具备扩展配变监测功能、配电设备管理(DMS)、地理信息系统(GIS)接口能力。（5）农村电网通信系统应满足电网自动化系统数据、语音、图像等综合信息传输的需要。变电站、供电所和开关站的通信主干线宜采用光纤通信方式，有条件地区可采用光纤通信环网链接方式，中低压电网分散通信点可采用载波、无线、公众通信网及卫星等通信方式。重要的无人值守变电站可采用独立的不同物理介质或不同路由的主备双通道。（6）有条件的地区可试点建设基于载波、无线通信方式或GPRS无线数据传输的用户用电信息采集系统。（7）自动化及通信系统的安全性应能满足国家有关规定。5.1.8 无功优化补偿（1）农网无功补偿应坚持“全面规划、合理布局、全网优化、分级补偿、就地平衡”的原则。按照集中补偿与分散补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合，调压与降损相结合的补偿策略，确定最佳补偿方案。（2）农网无功优化补偿建设应从电压无功信息采集、无功优化计算、装置配置、控制与管理等方面开展。积极应用信息和自动化技术，实现电压无功综合治理和优化控制。（3）中压线路补偿点以一处为宜，一般不超过两处，补偿容量依据局部电网配电变压器空载损耗和无功基荷两部分来确定。以电缆为主的中压线路，其所接变电站母线电容电流较大或消弧线圈处于欠补偿状态时，应尽量避免采用线路补偿方式。（4）配电变压器无功优化补偿容量一般按变压器基本负荷所需的无功配置。按配电变压器容量的1015%配置，线路无功补偿电容器不与配电变压器同台架设。（5）100kVA及以上配电变压器无功补偿装置宜采用具有电压、无功功率、功率因数等综合控制功能的自动装置。（6）积极推广无功补偿微机监测和自动投切装置，采用性能可靠、技术先进的集合式、自愈式电容器。（7）谐波污染较为严重的变电站和配电台区，宜选用无功补偿与滤波相结合的无功补偿装置。（8）100kVA及以上的配电变压器宜采用电动跟踪补偿。5.2 改造的目标按照湖南省新一轮农村电网改造升级和“十二五”规划社会主义新农村建设要求，实施电网建设与改造工程。通过改造，进一步优化电网结构，建成网络可靠、布局合理、装备先进、管理科学的地方电网，降低线路损耗，提高供电能力和供电质量，达到安全、优质、高效和低耗的目标，最大限度地满足广大村民和企业的生产、生活用电问题，促进经济发展。（1）农网改造后应达到：1）农网高压综合线损率降到10%以下，低压线损率降到12%以下;2）变电站10kV侧功率因数达到0.9及以上，100kVA及以上电力用户的功率因数达到0.9及以上，农业用户的功率因数达到0.8及以上;3）用户端电压合格率达到90%及以上，电压允许偏差值应达到：220V允许偏差值7%10%，380V允许偏差值7%7%，10kV允许偏值7%7%；4）城镇地区10kV供电可靠率应达到国家电网公司可靠性中心提出的标准。（2）农村到户电价由改造前的平均价1.09元kWh降到改造后0.588元kWh，每kWh平均降低0.502元，按同网同价要求直接抄表到户，不仅能减轻农民负担，缩小城乡差别，而且可以理顺党群、干群关系，稳定区域社会。（3）更新改造陈旧老化设备，提高设备完好率，最大限度地消除安全隐患，完成高耗能变压器的更换任务。（4）建立和完善建设及运行管理体制，做好工程验收和人员培训工作，确保工程的持久可靠运行。使农民用上稳定电、正常电、安全电。农村电网的改善，可极大地激活农村用电市场，用电量年平均增幅可达到12以上。并以此改善农民的生活质量，促进社会主义新农村建设。第六章 工程设想6.1参考标准根据各改造项目的系统接线和建设规模，参照供配电系统设计规范（GB 50052-2009）、10kV及以下变电所设计规范（GB 50053-94）、低压配电设计规范（GB 50054-2011）等设计。6.2电气主接线6.2.1电气主接线概述电气主接线是变电站电气部分的主体，对变电站以及电力系统的安全、可靠、经济运行起着重要作用，并对电气设备选择、配电装置配置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。（1）在选择电气主接线时的设计依据1）变电站所在电力系统中的地位和作用2）变电站的分期和最终建设规模3）负荷大小和重要性4）系统备用容量大小5）系统专业对电气主接线提供的具体资料（2）主接线设计的基本要求1）可靠性2）灵活性3）经济性（3）6-220kV高压配电装置的基本接线有汇流母线的连线：单母线、单母线分段、双母线、双母分段、增设旁母线或旁路隔离开关等。无汇流母线的接线：变压器-线路单元接线、桥形接线、角形接线等。6-220kV高压配电装置的接线方式，决定于电压等级及出线回路数。6.2.2 主接线中的设备配置要求（1）隔离开关的配置中性点直接接地的普通型变压器均应通过隔离开关接地；自耦变压器的中性点则不必装设隔离开关。（2）接地刀闸或接地器的配置为保证电器和母线的检修安全，35kV及以上每段母线根据长度宜装设12组接地刀闸或接地器，每两组接地刀闸间的距离应尽量保持适中。母线的接地刀闸宜装设在