新建110kV输变电工程可行性研究和勘察设计.doc

. 110kV输变电工程可研设计目 录1. 工程概述91.1 设计依据91.2 工程概况91.3 设计水平年91.4 主要设计原则91.4.1 本工程项目设计特点和相应的措施91.4.2 主要设计原则和设计指导思想101.5 设计范围及配合分工111.5.1 系统部分111.5.2 变电部分111.5.3 线路部分111.5.4 通信部分112. 电力系统一次112.1 项目所在地区简况112.1.1 *市简况112.1.2 *县简况152.2 电力系统现状182.1.1 *市电力系统现状182.1.2 *县电力系统现状192.1.3 电网存在的问题202.3 电力系统发展规划232.3.1 电力性需求预测232.3.2 电力平衡252.3.3 电网规划272.4 项目建设的必要性292.5 项目在电力系统中的作用和供电范围302.6 接入系统方案302.6.1 接入系统方案拟定302.6.2 接入系统方案分析352.6.3 接入系统方案比较及推荐362.6.4 远景接入系统方案设想372.7 项目建设规模382.7.1 变电工程382.7.2 线路工程382.8 电气计算382.8.1 潮流计算382.8.2 短路电流计算402.9 系统对变电站电气主接线及有关电气设备参数的要求412.9.1 电气主接线412.9.2 主变压器参数选择412.9.3 短路电流水平412.9.4 变压器中性点接地方式422.9.5 导线截面选择及线路型式422.9.6 低压无功补偿配置432.10 项目合理的投产时机443. 电力系统二次443.1概述443.1.1 系统概况443.1.2 调度管理关系443.2系统继电保护及安全自动装置443.2.1 现状及存在的问题443.2.2 系统继电保护配置方案453.2.3 保护及故障信息管理子站系统463.2.4 安全自动装置473.2.5 对通信通道的技术要求473.2.6 对相关设备的技术要求473.3调度自动化483.3.1 调度自动化系统现状及存在的问题483.3.2 远动系统483.3.3 电能量计量系统533.3.4 变电站视频及环境监控系统543.3.5 变电站二次系统安全防护563.3.6 自动化设备的配置573.4 系统通信573.4.1 概述583.4.2 业务需求分析583.4.3 通信现状及存在的问题603.4.4 通信方式613.4.5 光纤通信方案613.4.6 微波通信方案633.4.7 载波通信方案633.4.8 调度数据网方案633.4.9 综合数据网方案633.4.10 各种业务通道方案643.4.11 辅助设施644. 变电站站址选择654.1 变电站站址654.1.1 站址区域概况664.1.2 站址的拆迁赔偿情况694.1.3 出线条件694.1.4 站址气象、气候，水文地质及水资源条件694.1.5 站址工程地质704.1.6 土石方工程714.1.7 进站道路及交通运输724.1.8 站用电源724.1.9 站用水源734.1.10 站址环境734.1.11 通信干扰734.1.12 施工条件734.1.13综合评价与推荐站址744.2 变电工程设想754.2.1 系统概述764.2.2 电气主接线选择764.2.3 电气总平面764.2.4 电气设备抗震措施784.2.5 短路电流计算784.2.6 导体及主要电气设备选型794.2.7 绝缘配合及过电压保护854.2.8 防雷接地904.2.9 电缆设施914.3 电气二次924.3.1 管理模式924.3.2 监测、监控范围924.3.3 配置方案964.3.4 与其他智能设备的接口1004.3.5高级应用功能1014.3.6 电能表1024.4 元件保护及自动装置1024.4.1 元件保护1024.4.2 备用电源自动投切装置1044.5 智能一体化电源系统1044.5.1 直流系统1044.5.2 站用电源系统1064.5.3 交流不停电电源系统1064.5.4 通信电源1064.6 其它二次系统1064.6.1 全站时间同步系统1064.6.2 设备状态监测系统1074.7 二次设备组柜及布置1074.7.1 二次设备组柜1074.7.2 二次设备间布置1104.7.3 接地1104.7.4 防雷1114.7.5 抗干扰1124.7.6 电缆抗干扰措施和阻燃要求1124.7.7 光缆相关要求1134.8 变电土建1134.8.1 站区规划和总布置1134.8.2 建筑规模及结构设想1154.8.3 附属设施1174.9 配套项目工程设想1194.9.1 *110kV变电站1194.9.2 务川110kV变电站1205. 线路工程设想1215.1概述1215.1.1 设计依据1215.1.2设计范围1215.1.3 设计依据的主要规程、规范1215.2 系统概况1225.3 线路路径方案1225.3.1 工作开展情况1225.3.2 路径拟定原则1225.3.3 变电站出线及原线路“”接点1235.3.4 路径方案1245.3.5 通讯保护1255.3.6 林木跨越1265.3.7 同一方向线路走廊优化1265.4 地质情况简介1265.4.1 地形地貌1265.4.2 地质构造1265.4.3 地层构成1265.4.4 水文地质1265.4.5 矿产资源1275.4.6 不良地质作用1275.4.7 抗震效应1275.4.8 沿线工程地质评价1285.5 工程设想1285.5.1 推荐路径方案主要设计气象条件1285.5.2 线路导地线型式1315.5.3 绝缘配置1375.6 铁塔与基础1405.6.1 铁塔1405.6.2 基础1415.7 线路环保分析1425.7.1 环境保护标准1425.7.2 电磁环境影响的保护措施1425.7.3 环保及水保措施1435.7.4 林木砍伐及房屋拆迁原则1445.8 通信线路1455.9通讯干扰及影响1455.9.1 对通信线路危险影响及干扰影响1455.9.2 对无线电通信设施的影响1455.10 投资估算1455.11技术经济分析1455.11.1 统筹规划出线廊道线路的影响1455.12线路主要材料表1456. 环境保护1466.1 站址地区环境概况1466.2 工程污染分析和防治措施1476.2.1工程建设过程中1476.2.2工程建成投运后1476.3 环境影响初步分析及处理措施1486.3.1 电磁辐射分析1486.3.2 噪音影响分析1486.3.3 水体污染分析1486.4 水土保持1497. 项目的节能设计分析1497.1 系统节能设计分析1497.2 变电站节能设计分析1507.2.1 系统方案合理1507.2.2 设备选用低损耗情况1507.2.3 站内建构筑物节能措施1517.3 送电线路节能设计分析1528. 抗灾减灾分析1528.1 电力系统一次1528.2 变电站1528.3 送电线路1539. 资产全寿命周期分析15310. 投资估算及经济评价15410.1投资估算编制依据错误！未定义书签。10.2 投资估算错误！未定义书签。10.3 经济评价错误！未定义书签。11. 主要结论错误！未定义书签。附件：附件1：*电力公司关于本项目的中标通知书附件2：35110千伏配电网项目可研阶段主要结论及指标表附件3：岩土工程勘察报告附件4：相关支持性协议（内审时正在办理，未附）附图：附图1：2010年底*市110kV及以上电网地理接线图附图2：2010年底*县35kV及以上电网地理接线图附图3：*场变接入系统前*县电网地理接线图附图4：*场变接入系统图附图5：2015年底*县35kV及以上电网地理接线图附图6：2015年底*市110kV及以上电网地理接线图附图7：*地区部分光缆网络图附图8：*地区A网部分拓扑图附图9：*地区B网部分拓扑图附图10：*地区综合数据网部分拓扑图附图11：电气主接线图附图12：总平面方案附图13：变电站站址位置及线路进出线规划图附图14：线路路径经过地形图附图15：*场变进出线平面图附图16：杆塔型式一览图附图17：基础型式一览图附图18：导线悬垂金具串组装图附图19：导线耐张金具串组装图.新建110kV输变电工程可行性研究和勘察设计1. 工程概述1.1 设计依据1）*电网公司关于“*场110kV输变电工程可行性研究和勘察设计”的中标通知书。 2）*电网“十二五”规划。1.2 工程概况1）变电站部分拟建的*场110kV输变电工程属于*供电局“十二五”电网规划项目之一，位于*地区*县永盛社区西山村下场坝组打鼓坡。本期工程包括新建110kV*场变电站（以下简称“本站”）和相应的110kV电源接入。拟建的110kV*场变电站主变容量远期为240MVA，本期140MVA，电压等级为110/35/10kV；110kV出线远期4回，本期2回：至110kV*变1回,至110kV务川变1回；35kV出线远期6回，本期3回；10kV出线远期24回，本期12回。变电站采用户外HGIS(PASS)布置。根据现场收资，110kV*变及110kV务川变本期无工作内容。2）线路部分将110kV凤务沙线“”接开断接入进新建110kV*场变。3）通信部分自110kV凤务沙线“”接点至新建*场变间架设2条24芯OPGW光缆，新建段长度分别为1.2km和1.6km，同时完善*场变及对侧变电站相关通信设备及高频加工设备。1.3 设计水平年本工程预计2013年投产，设计水平年取2013年；远景水平年取2020年。1.4 主要设计原则1.4.1 本工程项目设计特点和相应的措施本工程平面布置参考南方电网变电站模块化标准设计（2011年版）第四卷110kV变电站模块化标准设计模块；其中主变、35kV及10kV采用第二册35kV、10kV及主变模块子模块CSG-110B-J3ZBW1子模块；110kV配电装置主接线方案采用CSG-110B-J1ADF1子模块，其配电装置采用第一册110kV配电装置子模块J1HNQ1子模块；无功补偿采用第五册子模块第十二篇Z4WGR3子模块；门卫室采用第四册第六篇CSG-110B- GOJCS2子模块、二次设备间参照CSG-110B- G1JDW1子模块并作相应优化。本工程严格依照南方电网3C绿色电网输变电示范工程建设指导意见（试行版）执行，结合建设和运行需求，积极应用新技术、新设备、新材料和新工艺，将智能、高效、可靠、绿色等理念融入工程设计。统筹考虑节地、节能、节水、节材及保护环境等因素，通过优化设计方案，全站布置合理紧凑，便于生产管理，节约土地资源，减少建筑面积，协调周围环境，实现资源节约和环境友好；设备采用全生命周期效益最优原则，合理控制费用。线路设计已考虑注意避开沿线的特定建筑物及构筑物；综合考虑线路走向，尽可能减少线路长度，并靠近现有公路或规划公路，方便施工运行，以提高线路可靠性，降低工程投资；充分考虑沿线地质，地形条件对送电线路可靠性的影响。1.4.2 主要设计原则和设计指导思想本工程贯彻国家的基本建设方针和技术经济政策，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；变电站的电气主接线选择已综合考虑供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节省投资、便于过渡或扩建等要求；主变压器高压侧中性点接地方式采用大电流直接接地系统，中、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）、110220千伏电网继电保护与安全自动装置运行条例、数字化变电站技术规范、南方电网110kV500kV变电站标准设计（2011版）及南方电网3C绿色电网输变电示范工程建设指导意见（试行版）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分体配置微机型保护，全站各电压等级系统均采用保护、测控一体化装置；变电站监控系统采用成熟先进的计算机监控系统，按无人值班设计，站内设备通信采用IEC61850标准；远动设备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定。线路设计选择的送电线路的路径，已综合考虑施工、运行、交通条件和线路长度等因素，对各种方案综合进行了比较。1.5 设计范围及配合分工1.5.1 系统部分根据供电要求、电网现状、负荷预测、电力电量平衡和电网规划等，对该工程的建设必要性和接入系统方案进行技术论证，并提出推荐接入系统方案；根据有关规范和相关要求，确定变电站的建设规模；根据需要配置无功容量；进行短路电流计算，合理地选择送电线路截面和设备参数。1.5.2 变电部分主要为*场110kV变电站的设计，具体内容为：确定*场110kV变电站各级电压的主接线；根据系统计算结果拟定主要电气设备参数；选择可行的变电站站址方案，作出相应的布置方案；拟定变电站监控、保护、远动及通信方案并确定主要技术要求；拟定变电站土建设计原则与确定设计方案。核实对侧110kV*、务川变电站电气一二次设备能否满足本次开断“”接要求。1.5.3 线路部分根据推荐的接入系统方案，拟定线路路径方案并进行技术经济比较，确定推荐路径；拟定线路气象条件组合情况；推荐导地线型号并提出设计原则；拟定线路绝缘配合与防雷接地方案、杆塔型式与结构、杆塔或电缆构筑物的基础型式、通信线路设计方案及环境保护措施。1.5.4 通信部分根据推荐的接入系统方案，结合*地区电网通信系统相关规划，本工程*场110kV变电站是*地区电网通信系统的骨干节点之一，本站将接入*地区A网和地区B网网络，同时，完善载波通道。2. 电力系统一次2.1 项目所在地区简况2.1.1 *市简况（1）地理概况*市位于*省的北部，是中国西部的重镇之一，属于国家规划的长江中上游综合开发和黔中产业带建设的主要区域。地理位置在东经1053610813、北纬2782912之间。市域东西绵延247.5km，南北相距232.5km。东与铜仁地区和黔东南苗族侗族自治州相邻，东南与黔南布依族苗族自治州相邻，南与省会贵阳市接壤，西南和毕节地区相邻，西与四川省交界，北与重庆市接壤。中心城区南到省会贵阳市144km，北达重庆市239km。全市总面积30762km2，为*省总面积的17.46%。*市辖两区二市十县，分别为两区（红花岗区、汇川区）、二市（赤水市、仁怀市）、十县（习水县、桐梓县、*仡佬族苗族县、道真县、正安县、*县、务川仡佬族苗族县、*县、湄潭县、余庆县）。*市地理位置图详图2.1-1。图2.1-1 *市地理位置图（2）气候特点*市属于中亚热带高原湿润季风区，四季分明，雨热同季，无霜期长，多云寡照，绝大部分地区冬无严寒、夏无酷暑。但由于地形复杂，海拔悬殊，境内是一个多样性的立体气候类型。全市可分为四个垂直气候带，分别为丘陵河谷地区中亚热带气候，低山地区相似北亚热带气候，中山地区相似南温带气候，海拔1500m以上的山地则相似中温带气候。（3）地形地貌*市处于云贵高原向湖南丘陵和四川盆地过渡的斜坡地带，在云贵高原的东北部，地形起伏大，地貌类型复杂，海拔高度一般在10001500m，在全国地势第二级阶梯上。全市平坝及河谷盆地面积占6.57%，丘陵占28.35%，山地占65.08%。大娄山山脉自西南向东北横亘其间，成为天然屏障，是*市内南北水系的分水岭，在地貌上把*市划分为两大片：山南是*高原的主体之一，以低中山丘陵和宽谷盆地为主，耕地比较集中，土地利用率较高，是粮食、油料作物的主要产地；山北以中山峡谷为主，山高谷深，山地垂直差异明显，耕地比较分散。南片占全市总面积的37.6%，北片占62.4%。全市地貌类型根据成因可分成三大类，分别为熔蚀地貌区、熔蚀构造地貌区和侵蚀地貌区，其中以溶蚀和熔蚀构造地貌（岩溶地貌）分布最广，约占全市土地面积的75%。全市海拔最低处在赤水市境内与四川省合江县交界的习水河与赤水河汇合口，海拔221m，最高处在桐梓县的柏枝坝箐坝自然保护区牛角寨，海拔2227m，是大娄山山脉的最高峰。（4）交通条件公路：高速公路规划为“三纵两横、一联一环”的路网，长约902km；主干公路规划为“四纵三横、九联一环”的路网，长约2535km。铁路：规划形成“两纵一横两射”的格局，川黔铁路纵贯全境，渝黔高铁已开工建设，向南与贵广高铁对接，通车后从*出发，可在6h内到达广州。港口与航道：以乌江渡港、赤水港为枢纽构建“两主九副”的港口格局；以赤水河、乌江航道为骨干，其他一般航道为补充，构建通江达海的内河航道体系。航空：*新舟机场在进行改建，按4D级建设，预计2011年底进行通航试飞；国家民航局2005年已批复茅台机场银水场址，该场址位于仁怀市高大坪乡银水村，是市域辅助机场，飞行区等级为3C，终端发展为4D，将于2011年底开工建设。（5）资源概况*市河流均属长江流域，以大娄山山脉为分水岭，把全市河流分为乌江、赤水河和綦江三大水系。全市水能资源理论蕴藏量为3250.6MW，可开发的水能资源为6068.2MW，已开发的水电装机容量1436.6MW。在乌江干流的*段，已建成的乌江电站和构皮滩电站，水电装机容量为4250MW（其中乌江电站1250MW，构皮滩电站3000MW），全市正在形成大中小为一体的水电群，赤水河、芙蓉江、洪渡河、桐梓河以及湘江、綦江水系，都在进行中小水电开发。*市内已探明的矿产有60多种，其中煤、铝土矿、钛、锰、镁、钼、钡、烧碱等在国内省内占有重要地位，已形成全省乃至全国重要的钛、锰、烧碱、高性能钢丝绳等原材料生产基地。煤炭资源总储存量在全省仅次于六盘水市和毕节地区，全市在1500m深度以上的煤炭资源总储存量在260亿t以上，已探明储量50.4亿t。*市已建成的鸭溪、*、习水三大火力发电厂，装机1390MW，加上在建的桐梓电厂等，与水电建设并进，*作为“西电东送”的能源建设基地，已构成“水火电并举”的电力格局。*市内有野生和常见的高等植物2009种，以亚热带常绿阔叶林为典型，具有植物区系南北过渡性和起源古老性的特点。野生动植物资源丰富，占全省稀有动植物资源总数的93.3，其中黑叶猴、白冠长尾雉、大灵猫、银杉、桫椤、珙桐、金花茶等83种被列为国家一、二级重点保护动植物。*市的粮、油、烟、畜、茶、竹、中药材，均为重要和特色资源。*全市森林覆盖率44，高于*省和全国比率。全市已建自然保护区、风景名胜区、森林公园38个，总面积4535.54km2，占全市国土面积的14.7，包括著名的国家级赤水风景名胜区、国家级赤水桫椤自然保护区、国家级习水中亚热带常绿阔叶林自然保护区和赤水森林竹海、燕子岩、红花岗区凤凰山国家级森林公园。赤水、余庆、*、湄潭、*等5个县（市）被列为国家级生态示范区。（6）国民经济和社会发展概况*市所辖二区二市十县2010年全年生产总值908.76亿元，比上年增长14.7%，其中第一产业增加值140.23亿元，增长6.6%，第二产业增加值367.83亿元，增长19.1%，第三产业增加值400.7亿元，增长13.5%。第一产业增加值占生产总值的15.4%，比上年下降了0.4个百分点，第二产业增加值占生产总值的40.5%，比上年上升0.6个百分点，第三产业增加值占生产总值的44.1%，比上年下降了0.2个百分点。*市20052010年生产总值及增长速度图详见图2.1-2。图2.1-2 *市20052010年生产总值及增长速度图从图2.1-2可以看出，*市2010年年生产总值是2005年的2.3倍，翻了一翻多，从2005年开始，*市年生产总值始终保持良好的增长势头，这是*市不断坚持*省“南下、北上、西进、东联”的开放思路，实施“依托黔北、紧连渝筑、面向三沿、扩大开放”的经济发展战略的结果。*市在建设社会主义市场经济体制的进程中，走好既有较高速度，又有较好效益的发展路子，把*市建设成为经济繁荣、文明富裕的现代化城市。2.1.2 *县简况（1）地理概况*县地处黔北，地理位置在东经1073110756、北纬27322821之间；东与德江县、思南县相邻，南与石阡县、余庆县接壤，西与湄潭县相邻，北与正安县、务川县接壤；南北长90.1km，东西宽42.6km，全县总面积1883km2；距省会贵阳市250km，距名城*市110km，是*市的东大门。全县辖龙泉镇、土溪镇、永安镇、*镇、花坪镇、永和镇、进化镇、蜂岩镇、琊川镇及新建乡、石径乡、何坝乡、王寨乡、天桥乡共9镇5乡86个村（社区）。*县行政区域图详见图2.1-3。图2.1-3 *县行政区域图（2）气候特点*县属中亚热带湿润季风气候，平均海拔720m，多年平均气温15.2，多年平均降雨量1257.2mm，全县森林覆盖率达53.7%，冬无严寒，夏无酷暑，气候宜人。（3）地形地貌*县地处黔中丘原区，地势呈南北翘起并向东倾斜的马鞍形，全县83%的地方在海拔1000m以下，山地面积占总面积的81.5%。（4）交通条件*县现有326国道由南向北横穿县境中部地区，西南侧通过湄潭接*市，东北侧通过德江县、沿河县到达重庆秀山县。在建的杭瑞（杭州瑞丽）横贯县境。（5）资源概况*县主要矿藏有原煤、重晶石、含钾页岩、龙纹石、硅石、白云石、水晶、大理石、高岭土、黄铁矿、磷铜矿等。主要农作物有水稻、玉米、油菜、烤烟、辣椒、花生、茶叶等。县境内自然人文景观奇特，素有“黔中乐土”的美誉，有距今约4.5亿年世界上最早的陆生植物化石“黔羽枝”、西南地区保存最完好的玛瑙山“古军事洞堡”、明代摩崖石刻“夜郎古甸”、中华山“万古徽猷”，有集道学、佛学、易学文化为一体的“太极洞”和世界最大汉书“凤”字摩崖，有茶香飘逸的中国西部茶海森林公园、碧波荡漾的九道拐十里长河、神秘的万佛峡谷以及民间傩戏、花戏等。（6）国民经济和社会发展概况*县2010年完成生产总值23.01亿元，比2005年的9.86亿元增长133%，年均增长12.6%，提前一年实现“十一五”规划目标。三次产业结构由2005年的491239调整为351748。*县20052010年GDP及年增长速度图详见附图2.1-4。图2.1-4 *县20052010年GDP及年增长速度图近年来，全县紧紧围绕“建设生态家园，开发绿色产业”发展战略，以营造绿色环境、建设绿色基地、实施绿色加工、打造绿色品牌的“四绿工程”为载体，奋力拼博，开拓创新，取得了显著成效：先后被列（评）为“全国商品粮基地县”、“全国造林绿化百佳县”、“全国农业综合开发县”、“全国无公害生猪养殖示范县”、“全国农村能源建设先进县”、“全国生态建设示范县”。*正以前所未有的生机和活力，全面贯彻落实科学发展观，坚定绿色发展战略，以生态经济为统揽，大力发展生态农业、生态工业、生态旅游业，努力推进全县经济社会跨越式发展。2.2 电力系统现状2.1.1 *市电力系统现状2.1.1.1 *市供区概况*电网供电范围包括*市辖两区二市九县，分别为两区（红花岗区、汇川区）、二市（赤水市、仁怀市）、九县（习水县、桐梓县、*仡佬族苗族县、道真县、正安县、*县、务川仡佬族苗族县、*县、湄潭县），不包括余庆县，另供铜仁地区的德江县，供电总面积为31165.18km2，其中城市电网面积1748.5km2，县级电网面积29416.68km2，2010年*电网供电辖区常住人口785.52万人，常住人口密度252人/km2。2010年，*供电局完成全社会用电量135.5亿kWh，同比增长13.12%；供电量115.18亿kWh，同比增长14.27%；售电量107亿kWh，同比增长13.888%。最高全社会用电负荷2265MW，同比增长5.23%；最高供电负荷1838MW，同比增长4.35%。2.1.1.2 *市电网现状截止2010年底，*电网有500kV变电站1座，为鸭溪500kV变电站，主变总容量2250MVA；220kV变电站7座，分别为南白、新蒲、*、海龙、桐梓、赤水、上坝220kV变电站，主变总容量1830MVA，另有4座220kV用户站；110kV变电站51座，主变总容量3593MVA，另有16座110kV用户站；35kV变电站94座（包含县局），主变总容量759.95MVA。*电网500kV线路总长438.348km，220kV线路总长1582.271km，110kV线路总长1603.7km，35kV线路总长1836.9km。*市500kV电网是*省骨干网架的重要组成部分。鸭溪500kV变电站通过2回500kV线路至鸭溪电厂，1回500kV线路至息烽500kV变电站，2回500kV线路至福泉500kV变电站。220kV主干网架由500kV鸭溪变220kV南白变220kV*变220kV海龙变500kV鸭溪变组成的双环网；金沙电厂（位于毕节电网内）、习水电厂、乌江新厂三个电源点分别通过220kV线路注入四角环网的两个节点上，其中金沙电厂、习水电厂接入鸭溪500kV变电站，习水电厂接入赤水220kV变电站，乌江新厂接入南白220kV变电站；220kV网架通过220kV海龙变220kV桐梓变220kV上坝变向北延伸，通过220kV南白变220kV新浦变向东延伸；另有2回220kV线路与重庆电网连接。2.1.1.3 *市电源现状截止2010年底，*电网已发展成为较大规模的电网，统调机组装机容量为5213MW，其中中调直调火电接组装机容量为3440MW，占总容量的66%，中调直调水电装机容量为1250MW，占总容量的24%；地调直调小火电装机容量为111MW，占总容量的2%，地调直调水电装机容量为412MW，占总容量的8%。此外，*各县调范围内小水电装机容量为256.55MW。2010年底*市110kV及以上电网地理接线图详见附图1。2.1.2 *县电力系统现状2.1.2.1 *县供区概况*电网主要由110kV及以下各级电网和地方小水电构成，担负着县城及全县14个乡镇的供电任务。*县电网供电面积1883km2，用电人口43.86万人，常住人口密度233人/km2。2010年，*供电局完成供电量1.973亿kWh，同比增长58.31%，最大供电负荷43.1MW，同比增长4.87%。2.1.2.2 *县电网现状截止2010年底，*电网有110kV变电站2座，分别为*、进化110kV变电站，主变总容量91.5MVA；35kV变电站5座，分别为龙台、*场、城中、永和、小河35kV变电站，主变总容量26.9MVA，另有2座35kV用户站。*电网110kV线路总长88km，35kV线路总长163.1km。*电网110kV网架为*110kV变电站通过110kV凤务沙线（沙坝电站T接至该线路）至务川110kV变电站，通过110kV凤茶线至德江煎茶110kV变电站，通过110kV绥凤线至*110kV变电站，通过110kV湄凤进线至湄潭110kV变电站，进化110kV变电站T接于110kV湄凤进线上。35kV网架分北部地区及南部地区，北部地区由*110kV变电站通过35kV凤阳线及凤龙线分别供*场、龙台35kV变电站，为单回辐射式供电；南部地区通过110kV*变35kV永和变35kV小河变110kV进化变及110kV*变城中变110kV进化变线路对分别对城中、永和、小河35kV变电站供电。2010年，*电网在建35kV变电站2座，分别为永安、天桥35kV变电站，电源分别来自城中、小河35kV变电站。2.1.2.3 *县电源现状截止2010年底，*县有地方小水电站7座，总装机容量为9.3MW，单机最大容量为2.2MW，各小水电站通过35kV及10kV专用线路并网，其中通过35kV等级并网2座，通过10kV等级并网5座。2010年底*县35kV及以上电网地理接线图详见附图2。2.1.3 电网存在的问题2.1.3.1 *电网存在的问题（1）220kV及以上主网存在的问题。（a）网架中电源点分布不均由于*电网负荷的迅速增长，220kV及以上主网的建设已明显滞后，导致目前*电网在正常运行方式下仅能满足“N-1”的底线。*电网电源主要以鸭溪500kV变电站为核心，*电厂、*、海龙、桐梓、上坝220kV变电站片区均无电源并网，只能通过南遵双回、鸭海三回及习桐綦与之相连，在线路故障停运或检修时，均需控制南遵双回、鸭海三回及习桐綦断面，而鸭南双回断面需有乌江新厂控制，需要合理建设500kV变电站，解决220kV断面潮流“卡脖子”问题。（b）220kV变电站布点不足*电网220kV变电站主要在*城郊及*县，其余县局只有赤水市、桐梓县、道真县拥有220kV变电站，随着*县、仁怀市地区负荷迅速发展，区域缺乏220kV变电站作为电源支撑，急需新建220kV变电站。（c）220kV环网中联络线输送功率受限220kV鸭南双回、南遵双回、鸭海三回、海桐三回、习桐綦均存在“N-1”或“N-2”情况断面潮流受限，甚至在枯期乌江新厂全停时220kV鸭南双回也存在断面输送功率受限造成局部限电情况。如220kV鸭海三回任意一回故障停运或检修时，220kV鸭南双回断面按不超过480MW控制，220kV鸭海双回按500MW控制，若此时乌江新厂全停，则220kV鸭南双回潮流最大将超过600MW，比控制潮流超出120MW，最难以控制的220kV南遵双回断面和220kV双回断面，此时需采取限电方案。（d）220kV主变负荷过重正常运行时，南白220kV变电站主变容量已远远不能满足*县周围负荷的发展，2010年南白220kV变电站#1、#2主变负荷最高已达350MW，但主变容量只有360MVA，主变负荷过重，容载比严重偏低。随着*县和平工业园区的建设，用电负荷将不断增加，必须尽快扩建南白220kV变电#3主变或加快忠深220kV变电站的建设进度，将南白220kV变电站部分负荷转移至忠深220kV变电站，以缓解南白片区的用电负荷需求。新蒲、上坝、赤水220kV变电站能满足负荷要求，其余变电站基本能满足负荷要求，但所有220kV主变均不满足“N-1”要求，在主变故障停运或检修时，调整电网运行方式不灵活，特殊情况仍需采取限电措施。（2）高压配电网存在的主要问题。（a）网络结构不合理，供电可靠性差至2010年底，*电网的51座110kV变电站中，24座采用非典型接线，占47%；95座35kV变电站中，41座采用非典型接线，占43%。总体来说，非典型接线所占比重很高，高压配电网接线模式的典型化水平有带提高。*电网所辖的各个县级电网供电区域面积大，变电站布点相对偏少，110kV变电站大多需要跨区与其它110kV变电站联络，造成110kV电网接线复杂。35kV电网虽然跨区接线的情况较少，但由于110kV变电站布点不足，同样造成接线混乱的现状。至2010年底，*电网有8座110kV变电站及22座35kV变电站采用单辐射接线模式，虽然在F类供电区属于典型接线模式，但其网架结构薄弱，供电安全性、可靠性较差，难以满足未来的供电要求。（b）供电能力较差，重载变电站及线路较多截止2010年底，*电网共有9座110kV变电站及44座35kV变电站、13回110kV线路及11回35kV线路重载。造成变电站重载的原因主要有两个：一是变电站布点不足，造成部分变电站负荷较重，无法由其他变电站转供；二是变电站的主变容量偏小。造成线路重载的原因包括网架结构不标准，高压线路截面偏小。（c）部分变电站设备老旧，无功补偿不足*电网高压配电网中部分变电站设备老旧，运行时间较长。另有部分变电站无功补偿容量不足，其中12座110kV变电站及36座35kV变电站无功补偿不足10%。（d）输变电工程建设存在困难变电站站址、线路通道选择困难。由于土地资源日益紧缺，城市景观要求的提高，电力设施选址越来越困难，线路通道由于点多面广，同时对线路两端或线路下方已有的建筑物存在着一定的影响，使得线路的通道难以落实。（e）高压配电网抗灾能力仍需提高*电网部分架空线路分布在易受冰冻等自然灾害的区域，特别是习水县、桐梓县、*县等处于高海拔地区，遭受冰冻灾害的几率较大。*电网在2008年和2010的冰灾中，都遭受了重大损失。同时由于部分高压线路由于建设标准相对较低，在冬季容易容易出现因线路结冰造成的故障停电。2.1.3.2 *电网存在的问题（1）*电网无220kV电源点支撑，110kV网络结构薄弱，输电线路跨区域连接，供电可靠性较低。截止2010年底，*电网无220kV电源点，现有的*110kV变电站由海龙220kV变电站经过岩门、风华、*110kV变电站及新浦220kV变电站经湄潭110kV变电站供电，线路长度分别为107km及84km，110kV输电线路距上级电源超过60km。*110kV变电站还通过110kV凤茶线转供德江县煎茶、德江110kV变电站负荷，线路长度为54km。进化110kV变电站电源进线T接于110kV湄凤进线上，为单线单变结构。*电网110kV网络结构十分薄弱，输电线路均为跨区域接线，导致供电可靠性较低。（2）*电网北部地区无110kV电源点支撑，35kV网络结构薄弱，输电距离较长，供电可靠性较低。截止2010年底，*县北部地区无110kV电源点支撑，*场、龙台35kV变电站由*110kV变电站通过35kV凤阳线及凤龙线供电，均为单辐射式供电结构，在建的永安35kV变电站由*110kV变电站通过城中35kV变电站转供，同样也为单辐射式供电结构。*电网北部地区35kV网络结构薄弱，供电可靠性较低。（3）*电网负荷发展较快，现有变电站无法满足供电要求。近年来，*县坚持“建设生态家园、开发绿色产业”发展战略，大力发展经济建设。*县中部地区建设有机生态工业园，主要定位生产有机食品、加工制造及大型物流中心，北部及南部地区发展有机茶叶种植面积，生态养殖业，整合中小型煤矿等，多项措施并举使得*县经济得到飞速的发展，经济发展导致用电负荷急剧增加，现有的变电站已无法满足负荷增长的要求。2.3 电力系统发展规划2.3.1 电力性需求预测2.3.1.1 *县电力需求预测*县历史悠久，文化底蕴深厚，境内有八百年古代军事城堡、千年银杏树群、太极洞、两亿多年前的黔雨枝化石，并称为*的几大奇迹。少数民族和汉族杂居，形成了底蕴深厚和多姿多彩的民族民间文化。近年来，*县坚持“建设生态家园、开发绿色产业”发展战略，倡导低碳建设、品牌化发展，以中国茶海之心景区为重点，依托*锌硒有机茶叶产业，挖掘有机田园文化，利用良好生态优势，在全省成功探索出“茶旅一体化”的生态旅游发展道路。*县结合*县国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要，提出区域定位与发展目标如下：坚定不移地推进“建设生态家园、开发绿色产业”发展战略，突出“坚持好、着力快、优化结构、追赶到位”主基调，强力推进工业化、城镇化及农业产业化三大战略，加快构建“三生一有”（生态农业、生态工业、生态旅游也和有机田园文化）绿色战略体系，集中一切优势力量，聚合一切资源要素，采取一切行之有效的措施，千方百计上项目增投资，千方百计转方式调结构，千方百计保增长惠民生，力争通过努力，全县经济结构战略性调整取得突破性进展，主要发展目标占全省、全市比重增加，力争2015年年生产总值达55亿元。经济的发展必定促进负荷的需求，结合*县电网现状及规划发展，以*市“十二五”配电网规划为依据，得出最终预测结果。*县负荷预测结果表详见表2.3-1。表2.3-1 *县负荷预测结果表 单位：MW年份2010（实际）20112012201320142015*县43.156.369.974.978.682.3比上年增长13.213.65.03.73.7增长率（%）30.6324.167.154.944.16由表2.3-1可以看出，*县负荷平均增长率为14.21%，其中在2011年及2012年呈现跳跃式增长，主要是由于这两年大用户用电负荷增加所致。*县大用户负荷预测结果表详见表2.3-2。表2.3-2 *县大用户负荷预测结果表 单位：MW序号大用户名称供电电压等级2010（实际）201120122013201420151西部水泥厂35kV1010202020202碳酸钡厂35kV14.54.54.54.54.53茶叶加工10kV1.11.21.41.41.44复合有机肥厂10kV111115有机工业园聚居区10kV2.27.38.51010106杭瑞高速公路施工用电10kV11.3合计14.225.235.236.936.936.9比上年增长11.010.01.7002.3.1.2 *场变供区电力需求预测拟建的*场110kV变电站位于*县*镇，建成主供*县北部地区，主要为土溪镇、新建乡、永安镇及*镇，辖区总面积588.4km2，占*县总面积的31.2%。近年来，该片区结合实际情况，坚持“建设生态家园、开发绿色产业”的发展战略，大力发展经济建设。该片区大力发展有机茶叶种植面积、生态农业、生态养殖等，坚定不移地推进农业结构调整，在扩大基地规模，提高产品内在质量，形成了有机茶叶、粮食、烤烟等支柱产业和辣椒、中药材、各种鱼类、西瓜等后续产业，促进了该片区两个增收和农业农村经济的快速发展。北部地区富含丰富的煤炭资源，根据*县整合煤矿、生产结构调整及合理矿权设置后，北部地区有设计能力为90000t/年的煤矿共7处，其中土溪镇共4处、新建乡共1处、*镇共2处。整合后的煤矿用电负荷较以前大增，且属于重要用户。根据*县北部片区实际现状，结合片区规划发展，参照*县电网20092013规划中数据，得出负荷预测结果。*场变供区负荷预测结果表详见表2.3-3。表2.3-3 *场变供区负荷预测结果表 单位：MW年份2010（实际）20112012201320142015*场站供区7.78.810.211.813.615.7增长率（%）14.2915.9115.6915.2515.44由表2.3-3可以看出，*场变所供*县北部地区负荷平均增长率为15.32%，高于*县平均负荷增长率，主要是由于该地区基础差、底子薄弱，近年来得到大力发展的原因。至2013年，*场变供区负荷将达到11.8MW。2.3.2 电力平衡2.3.2.1 *县电力平衡电力平衡原则：（1）平衡范围为*县；（2）现有变电容量为*变（120+131.5MVA）、进化变（140MVA）；（3）负荷数据取上述正常预测结果，平衡年份为20102015年；（4）其它一般原则按有关规程规定执行。电力平衡结果：*县电力平衡结果表详见表2.3-4。表2.3-4 *县电力平衡结果表 单位：MW/MVA项目/年份2010（实际）20112012201320142015供区预测最大负荷43.156.369.974.978.682.3电源出力000000负荷所需容量43.156.369.974.978.682.3所需变电容量（1.9）81.9107.0132.8142.3149.3156.4所需变电容量（2.1）90.5118.2 146.8 157.3 165.1 172.8 总变电容量91.591.5131.5171.5171.5171.5已有变电容量91.591.591.5131.5新增变电容量4040新建西山站40新建*场站40变电容量盈余（1.9）+9.6-15.5-1.3+29.2+22.2+15.1变电容量盈余（2.1）+1.0-26.7-15.3+14.2+6.4-1.3项目投产后容载比2.121.6