毕节生机35kV输变电新建工程投资可行性建议书

PAGE45黎平黄板110kV输变电工程可行性研究报告（审定稿）重庆渝鲁电力勘察设计有限公司地址：重庆市南岸区南坪亚太商谷7栋11-1电话真45页 检索号：毕节生机35kV输变电新建工程可行性研究报告（送审版）毕节生机35kV输变电新建工程可行性研究报告总目录第一卷可行性研究报告卷册检索号：第二卷投资估算卷册检索号：第三卷岩土勘察报告卷册检索号：

目录TOC\o"1-2"\f\h\z\u1.工程概述 71.1设计依据 71.1.1报告编制任务依据 71.1.2报告编制执行的技术依据 71.2工程概述 81.2.1变电工程情况 81.2.2线路工程情况 91.2.3变电站地理位置 91.2.4通信工程 91.2.5说明本工程静态、动态投资估算 91.3设计水平年 91.4主要设计原则 91.5设计范围及配合分工 102．电力系统一次 102.1七星关区经济和社会发展概况 102.1.1自然地理条件及资源概况 102.1.2经济及社会发展概况 122.2新建35kV生机变供电区域经济和社会发展情况 152.3七星关区电网概况 152.3.1电网现状 152.3.2七星关区高压电网目前存在的主要问题 162.4电力系统发展规划 172.4.1七星关区电网负荷预测 17七星关区电网历史负荷情况 17七星关区电网规划年负荷情况 172.4.235kV生机变负荷预测 1835kV生机变历史负荷 18生机变2014-2019年所带大用户统计 19生机变自然增长负荷及负荷预测 20生机变2014-2019年负荷预测 202.5生机变供电区域电力平衡 202.5.1平衡原则 202.5.2平衡结果 212.6项目建设的必要性 212.7生机变在电力系统中的作用和供电范围 222.8接入方案 222.8.1接入方案选择 222.8.2接入方案论证 232.8.3结论 242.9项目建设规模 242.10电气计算 252.10.1短路电流计算 252.10.2导线截面选择 252.11系统对变电站主接线及有关电气设备参数的要求 262.11.1电气主接线 272.11.2主变压器及其它电气设备选择电气设备参数要求 272.11.3各级电压中性点接地方式 272.11.4低压无功补偿 272.12退役物资再利用 272.13项目合理的投产时机 282.14系统的相关建议 283.电力系统二次 303.1工程概况 303.1.1建设规模 303.1.2调度管理关系 303.2系统继电保护及安全自动装置 303.2.1现状及存在的问题 303.2.2系统继电保护配置方案 303.2.3保护及故障管理子站系统 313.2.4安全自动装置 313.2.5计算机监控系统 323.2.6通道要求 343.2.7直流系统和交流电源 343.2.8保护对相关设备的技术要求 363.3调度自动化 363.3.1自动化系统现状 373.3.2调度自动化配置原则 373.3.3远动信息内容 373.3.4电能计量 393.3.5变电站视频及环境监控系统 413.3.6火灾自动报警及消防系统 433.3.7微机五防 433.4系统通信 433.4.1调度管理关系 433.4.2通信系统现状 433.4.3通信方式 453.4.4光纤通信方案 453.4.5PCM配置 473.4.6微波通信方案 473.4.7载波通信方案 473.4.8调度数据网络方案 483.4.9地区综合数据网 483.4.10综合配线柜配置 483.4.11网管、公务系统 483.4.12辅助设施 494．土建部分 494.1站址选择及前期工作概况 494.1.1站址概况 494.1.2中小站址 544.1.3交通运输 584.1.4站址方案技术经济比较 584.1.5搜集资料情况和必要的协议 614.1.6总体规划 624.1.7中小站址 634.2建筑规模及结构设想 644.2.1建筑规模 644.2.2结构设想 664.2.3给排水部分 674.2.4消防部分 684.2.5采暖通风空调 705架空线路 705.1工程概况 705.1.1线路建设的必要性 705.1.2设计依据： 715.1.3政府及有关部门批准的工程文件 715.1.4设计依据的主要技术文件和规程、规范 715.2线路路径方案 725.2.1变电站进出线情况说明 725.2.2路径方案 725.2.3推荐路径方案描述 745.3工程设想 755.3.1推荐路径方案主要设计气象条件 755.3.2线路导线、地线型式 765.3.3绝缘配合、防雷和接地 805.3.4绝缘子串和金具 805.3.5相序及换位 815.3.6杆塔形式与基础 816.项目节能降耗设计分析 866.1系统节能设计分析 866.2变电站节能设计分析 876.2.1主要设备节能降耗措施 876.2.2变电站节能措施 886.2.3站内建构筑物节能措施 886.3输电线路抗冰建议及措施 897、抗灾减灾分析 908.资产全生命周期分析 918.1资产全生命周期分析 918.1.1可靠性和安全性 918.1.2节约环保性设计 928.2全生命周期分析 928.2.1关键设备和材料选择全生命周期分析 928.2.2线路路径选择全生命周期分析 929.投资估算 929.1估算编制依据 929.2投资估算 9310附件及附图 9410.1附件 9410.2附图 94

1.工程概述1.1设计依据1.1.1报告编制任务依据（1）依据贵州电网公司中标通知书；（2）毕节生机35kV输变电新建工程设计合同；（3）《2013年毕节市“十二五”中低压配电网规划项目库优化》七星关分册；（4）遵循国家、电力企业各有关工程设计的技术规范及标准，有关专业部门的相关规程和技术导则；有关部门提供的相关资料，及现场勘察资料。1.1.2报告编制执行的技术依据《中国南方电网35-110kV配电网项目可行性研究内容深度规定》《中国南方电网35kV变电站标准设计》（V1.0版）DL/755-2001电力系统安全稳定导则SD121-1984电力系统技术导则SDJ161-1985电力系统设计技术规程SD325-1989电力系统电压和无功电力技术导则DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合GB14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程DL/T5391-2007电力系统通信设计技术规定DL/T5218-200535kV～110kV变电所设计技术规定DLGJ151-2000电力系统光缆通信工程可行性研究内容深度规定DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程GB50059-199235—110千伏变电所设计规范GB50060-199235—110kV高压配电装置设计规范DL/T5056-2007变电所总布置设计技术规程GB50052-1995供配电系统设计规范GB11022-2011高压开关和控制设备共用技术要求GB/T15544-1995三相交流系统短路电流计算GB50217-2007电力工程电缆设计规范GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB50260-1996电力设施抗震设计规范GBJ50016-2006建筑设计防火规范（修订本）DL/T621-1997交流电气装置的接地DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定DL/T5147-2001电力系统安全自动装置设计技术规定DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规程DL/T5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规程NDGJ96-1992变电所建筑结构设计技术规定1.2工程概况1.2.1变电工程情况通过对七星关电网现状分析，参照毕节市“十二五”规划，“十二五”七星关区中压配电网规划及历年七星关区负荷发展情况，拟在七星关区生机镇建设35kV变电站，建设规模如下：主变容量：终期2×8MVA，本期1×8MVA（三相双绕组有载调压变压器）。电压等级：35kV/10kV。 35kV出线：终期2回，内桥接线；本期出线1回，单母接线。新建清水110kV变电站至生机35kV变电站I回35kV线路。10kV母线采用单母线分段接线，最终出线12回，本期建成单母线，出线6回。10kV电容器：终期2×1.2Mvar，本期建设1×1.2Mvar。土建部份：按最终规模一次完成。毕节35kV生机输变电工程由贵州电网公司投资，投产时间为2016年。1.2.2线路工程情况110kV清水变～35kV生机变新建线路从110kV清水变II段母线35kV出线构架出线，至本站架空线路路径长度为12.2km，采用导线型号为JL/G1A-150/25。1.2.3变电站地理位置生机35kV变电站位于毕节市七星关区生机镇X704县级公路旁边，距离镇中心约1.3km，交通运输比较方便。1.2.4通信工程本期工程在新建线路上同步建设OPPC24芯光缆作为本变电站的通信线路；新上SDH设备、PCM设备及综合配线设备各一套。对侧变电站考虑增加相应板卡。1.2.5说明本工程静态、动态投资估算毕节生机35kV输变电工程总造价1412万元，其中：毕节生机35kV变电站工程静态总投资860万元，动态总投资872万元110kV温水变～35kV生机变线路工程静态总投资533万元，动态总投资540万元注：投资估算详见可研估算汇总表。1.3设计水平年设计水平年为工程投产年份；远景水平年为投产后的5~10年，并且与国民经济规划年份一致。本工程预计2016年投产，因此设计水平年取2016年；远景水平年取2021年。1.4主要设计原则根据毕节市电网规划和毕节35kV生机变电站建站外部环境条件，工程主要设计原则如下：1）遵循“安全可靠、技术先进、投资合理”的基本建设方针，结合本工程情况以及本阶段设计特点，开展优化设计，提高变电站的设计水平；2）应严格执行国家土地政策，明确“土地是不可再生的资源”，尽可能地节约每一寸土地，并与城镇规划以及周围的环境相协调；故本设计方案拟选用最经济节约的紧凑型变电站设计；3）站址标高宜在50年一遇的最高洪水位之上；4）站址与邻近设施的相互影响必须满足有关规程规范的要求；5）满足环境保护要求；6）满足35kV进线及10kV出线通道要求；7）具备主变等大件设备运输的交通条件；8）内容深度按南方电网公司《35~110千伏输变电工程可行性研究报告内容深度规定》的要求执行，并参考《南方电网公司35kV变电站标准设计》（V1.0版）CSG-35B-WZ-S01方案。9）积极慎用新技术。1.5设计范围及配合分工（1）本可行性研究设计范围包括：七星关区电网现状分析及存在问题、生机片区负荷预测、电力电量平衡、35kV生机变新建工程必要性分析、工程建设规模、工程设想、环境保护、节能分析、抗灾减灾分析、投资估算等。（2）配合分工本工程为毕节35kV生机变新建工程，工程由系统、变电电气、变电土建、技经等专业协作完成。2．电力系统一次2.1七星关区经济和社会发展概况2.1.1自然地理条件及资源概况【行政区划、土地面积和人口密度】毕节市七星关区位于中国贵州省西北部，地处东经104º51′～105º55′，北纬27º3′~27º46′，是毕节市政府所在地。七星关区辖27个镇、8个乡（其中民族乡6个）、6个办事处，总面积为3412.2平方千米，2013年七星关区常住人口151.4万人。七星关区行政区划示意如图2-1所示。图2-1七星关区行政区划示意图【气候特点】七星关区地势从西南向东北呈阶梯状逐渐下降，最高处海拔2217米，最低处海拔470米，平均海拔1511米，属亚热带季风性湿润气候，平均气温15.7℃，年均降水量954毫米，冬无严寒，夏无酷暑。【交通条件】全市公路基本构成网状，实现了乡乡通公路。通村公路覆盖全市80%以上的中心村。公路网密度为0.51公里/km2。大（方）纳（溪）公路是全省“二横二纵四联线”的第二纵，将原来过毕节的G321线改为从大方经普宜到纳溪、泸州，毕节境内段降级，从另一个方面削减了毕节上等级的公路数量。七星关区除G321旧线外，G326从大方汇贵毕公路过毕节城区，经长春堡、撒拉溪、杨家湾进入赫章，过威宁接宣威抵云南。贵毕公路构成了毕节城市的东、西出口线和城区南环线。G326线和贵毕公路是全省“二横二纵四联线”的第二横和第三联线，从交通区位上毕节地位相当重要，但由于经济实力弱，交通网建设还不完善，公路等级低，物流强度不大，区域辐射范围还较小。省道211向南连通毕节～纳雍，向北过海子街、小坝接大纳公路。【资源优势】七星关区水资源丰富，全区水能蕴藏量20.83万千瓦，可开发量11.576万千瓦。矿产资源丰富，其中主要以无烟煤、硫铁矿、铁矿等为主。蕴藏着丰富的煤炭资源，储量约3.6554亿吨。硫铁矿储量为2.9856亿吨，铁矿探明储量0.3967亿吨。以作建材用的白云岩、方解石、矽砂、粘土等资源分布较广，是本地建筑用的主要材料。毕节旅游资源丰富多彩，突出特色是美丽的自然山水风光、独特的民族风情和宜人的气候，有著名的青场镇新石器时代遗址、大屯彝族土司庄园、鸡鸣三省红色旅游景点。2.1.2经济及社会发展概况“十二五”期间，七星关区工业化城镇化步伐加快，经济增长明显提速，经济实力稳步壮大，交通水利基础设施和生态建设取得重大突破，特色优势产业加快发展，对外开放水平不断提高，深化改革稳步推进，城乡面貌和人民生活明显改善，扶贫攻坚成效显著，各项社会事业加快发展，社会主义民主政治和精神文明建设继续加强，呈现出良好的发展势头和巨大的发展潜力，为“十二五”加速发展、加快转型、推动跨越，实现又好又快、更好更快发展奠定了更加坚实的基础。（一）综合经济实力迈向新台阶。2009~2013年间，七星关区经济发展十分迅速。2009年七星关区生产总值为73.6523亿元，2011年达到152.709亿元，2009~2013年平均增长率为20.00%。人均生产总值由2009年的5406元增长到2013年的10806元。经济社会保持良好的发展态势，为“十二五”开好局、起好步奠定了坚实的基础。（二）基础设施建设实现新跨越。始终高度重视交通、水利等基础设施建设和环境保护，不断夯实发展基础。几年来，建成通乡油路16条389.5公里、村级公路232条1833.6公里，基本实现乡乡通油路、村村通公路目标。积极配合做好厦蓉、杭瑞、毕威高速公路，成贵、昭黔、毕水兴铁路等重大基础设施建设的保障服务工作。投资3.2亿元，实施病险水库加固、河道治理、农田水利、烟水配套、农村饮水安全等各类工程近400处，累计有效灌溉面积达到32.63万亩，解决了32.88万人的饮水安全问题；龙官桥、双河口水库建设等前期工作加快推进。按计划推进天然林保护、石漠化综合治理、退耕还林、“三江源”①治理等项目建设，累计完成营造林39.78万亩，全区森林覆盖率从2006年的38.04%提升到40.54%；完成人工种草11.6万亩，水土流失得到有效遏制。全面推进以“五园新村”②为载体的新农村建设，新建、改造黔西北特色民居4万余户，建成进村通组公路604公里，串户路、院坝硬化70余万平方米；梨树镇上小河村被评为全省最美乡村。农村电网、通讯、教育、卫生、文化、体育、广播电视等基础设施不断完善，村容村貌大为改观。（三）新型工业化建设取得新突破。强力推进工业强区战略，制定出台了《“八大产业”③振兴规划》，不断加快产业结构调整步伐，推动资源优势向经济优势转变。“两烟”、煤炭等传统产业得到巩固，化工、装备制造、食品药品、新型建材等产业迅速发展。煤电化一体化配套矿井已完成地质勘探，其中岔河煤矿、王家坝煤矿完成探矿权转让。夏泉、上甲马石、马鞍山、永佳、垭关等5对煤矿建成投产，向阳、杨家湾、路朗、白岩脚、大梨树、先明、海嘎、宝黔、瑞兴等9对煤矿已建成联合试运转。毕节热电厂、东华新能源、力帆骏马、赛德水泥等项目建成投产。完成黔西北产业园区产业发展规划和A区控制性详细规划编制，园区路网、标准厂房等基础设施建设加快推进，雨润肉食品加工、汇源食品加工、毕节大曲异地技改扩能、博泰工业园、神农草生物制药、涵文印务等15个产业项目入驻园区并开工建设。初步形成了以煤电煤化工为支撑，机械制造、食品药品、新型建材等产业多元发展的格局。（四）城镇化建设实现新飞跃。围绕打造川滇黔三省交汇处区域性中心城市和山水园林宜居城市的目标，坚持旧城改造和新区开发并重，加快城市提质扩容步伐。投资约70亿元，实施了以“一河两园六路”④为重点的第一批城市建设工程，积极推进“一河两园两区六射线”⑤城市基础设施建设、“一城一馆一庙一街一巷”⑥历史街区建设、“一河三路五片”⑦老城区环境改造提升工程；投资20亿元，加快德溪新区、碧海新区开发建设。完成31个乡镇、265个村建设规划；启动普宜、清水铺、青场、撒拉溪、杨家湾、大屯、千溪、团结和海子街9个特色集镇建设，投资约1.05亿元，实施房屋立面改造和集镇公园、公厕、垃圾处理站等基础设施建设。完成排水（污水）管网一、二期工程建设，“整脏治乱”、“两创一建”等活动深入开展，成功创建省级卫生城市、省级文明城市，城乡面貌日新月异。（五）农业结构调整取得新进展以“三江源”等项目建设为载体，以结构调整为主线，加大科技兴农工作力度，积极推进农业产业化进程。五年来，积极应对频繁发生的自然灾害，确保每年粮食产量稳定在44万吨左右；烤烟产业规模化、集约化程度不断提高。通过实施“三万”农业示范⑧、“十带百园”⑨特色农业示范等工程，带动生态畜牧业、特色果蔬、茶叶、中药材等产业向规模化、产业化方向发展，建成赤水河特色经果林、杨家湾万亩大蒜、八寨茶叶、鸭池和朱昌蔬菜标准化示范等基地近20个，建成核桃、板栗、柑桔等特色经果林17.69万亩，培植桑园5.4万余亩，其中优质矮化密植桑园约3.5万亩。按照“公司+基地（协会）+农户”的发展模式，大力支持雨润肉食品加工、汇源食品加工、魔芋加工、富雄食品等26家农业龙头企业发展，有效带动了农业增效、农民增收。培育农村经济合作组织215个，完成农产品认证18个，农业产业化水平不断提高。七星关区2009~2013年GDP情况如表2-1所示。表2-1七星关区2009～2013年国内生产总值GDP情况表指标名称20092010201120122013年均增长率（%）国内生产总值（亿元）73.652384.0404101.5017121.4269152.70915.92第一产业17.906217.47019.744622.423025.09756.02第二产业28.064730.63737.085946.030460.363417.24第三产业27.681435.932944.671252.973567.248119.72人口（万人）136.24138.74141.56148.37151.42.67人均GDP（万元）0.54060.60570.7170.81841.080617.23行政面积（km2）3412.23412.23412.23412.23412.2--

2.2新建35kV生机变供电区域经济和社会发展情况“十二五”期间毕节主要生产力布局为：以中心城区为核心，以厦蓉高速公路、毕威公路及大纳公路、隆黄铁路为轴，主要生产力以点轴模式布局。

发展大物流和大交通，加快工业化发展，工业主要集中于林口、燕子口、普宜、对坡、朱昌、撒拉溪、八寨、生机和毕节中心城区，以交通线作为生产组织的纽带。35kV生机变主要供生机镇和团结乡的全部负荷。生机镇：毕节市东北部的中心镇。生机镇人口密度大，经济发展迅速。近年来农村家用电器不断普及，负荷发展迅速。2030年城镇人口1.0万人，人均城镇建设用地90m2，城镇建设用地规模0.9km2。城镇以发展工业、采矿、旅游服务职能为主，，形成市域东北部的中心节点和毕生高速的重要城镇。

团结乡：毕节市北部七星关区重要乡镇之一，近年来负荷发展迅速。2030年城镇人口0.9万人，人均城镇建设用地80m2，城镇建设用地规模0.72km2。城镇以发展采矿、旅游服务和生态农业及农副产品加工职能为主。2.3七星关区电网概况2.3.1电网现状七星关区现状供电面积3412.2平方千米，用电人口151.4万人，用电户数47.78万户。2013年七星关区年最大负荷335MW，供电量为15.31亿kWh，售电量为14.47亿kWh。2012年七星关区最大负荷277MW，供电量为13.89亿kWh，售电量为12.38亿kWh。表2-22013年七星关区供电区域概况地区土地面积（km2）供电人口（万人）用电户数（户）供电量（亿kWh）售电量（亿kWh）最大供电负荷（MW）七星关区3412.2151.447.7815.3114.47335截止2013年，七星关区共有高压变电站共17座，其中110kV变电站9座，主变13台，主变容量483MVA；35kV变电站8座，主变11台，变电总容量59.15MVA。上级电源统计情况如表2-3所示表2-3七星关区上级电源情况序号变电站名称电压等级（kV）主变台数容量组成（台×MVA）总容量（MVA）无功补偿高压侧年最大负荷（MW）负载率（%）10kV出线间隔情况（个）总容（Mvar）配置比例（%）总数已占用1头步变11022×5010014.414.474.8178.75552海子街变11011×20206.63316.0084.21743撒拉溪变11011×50507.214.420.0042.11864清水变11011×20204.22119.93104.88875大屯变11011×20203.61815.0075.00646小坝变11011×50508.416.811.5024.211227流仓变11022×31.56314.422.8657.9296.7720128东关变11022×408012.615.7553.3670.21989安家井变11022×40809.61238.6150.812810百家哨变3522×5100010.04105.667711林口变3511×550.9185.05106.266412关口变3525+58.96.9389.4710513朱昌变3511×881.6207.97104.8910614燕子口变3511×881.2155.8877.3510515田坝变3511×550.75154.0585.3310716小吉场变3522×5101.5157.7281.2810517普宜变3511×553604.1587.4595合计24--542.1594.75370.11358.9266.201591002.3.2七星关区高压电网目前存在的主要问题（1）变电站布点不足，供电半径过长，供电可靠性差七星关区变电站布点不足或不均，导致供电半径过长，如：110kV清水变、海子街变、流仓变、头步变；35kV普宜变、林口变、百家哨变、朱昌变等共有19回线路供电半径过长。（2）大部分变电站负载率较重七星关区高压变电站负载率较重，共有5座变电站过载运行，分别是110kV海子街变、清水变，35kV百家哨变、林口变、朱昌变，共有7座变电站重载运行，分别是110kV东关变、安家井变，35kV普宜变、田坝变、关口变、小吉场变、燕子口变。（3）部分变电站未安装无功补偿装置、或无功补偿装置损坏根据相关技术要求，35kV、110kV变电站无功补偿容量宜按主变压器容量的10%～30%配置的要求，毕节市高压变压器配置比例为17.87%，整体满足导则要求；但110kV清水变一组无功补偿装置损坏，35kV百家哨变未装设无功补偿装置，其余变电站无功补偿容量均满足导则要求。2.4电力系统发展规划2.4.1七星关区电网负荷预测七星关区电网历史负荷情况根据2013年实绩值及本地区的城市总体规划，对《“十二五”规划修编》负荷预测结果进行分析，有调整的给出说明，结果如表2-4。表2-42013~2017年七星关区负荷预测结果表项目2013年2014年2015年2016年2017年年均增长率（%）供电量（亿kWh）高方案15.310917.221219.322321.131221.54868.92中方案15.310917.156719.180020.895721.20228.48低方案15.310917.102217.739319.379119.59696.36供电负荷（MW）高方案335.00382.07439.24490.51518.9811.56中方案335.00379.71434.01481.84506.2010.87低方案335.00376.57410.82454.33473.659.04通过高中低方案对比以及结合当地实际情况，选取预测中方案，作为本次电量负荷预测的推荐方案。至2017年七星关区最大供电量为21.2022亿kWh，供电负荷为506.20MW，2013至2017年年均增长率分别为8.48%和10.87%。七星关区电网规划年负荷情况表2-6七星关区2014～2017总电量负荷预测结果单位：亿kWh、MW、h项目2014年2015年2016年2017年2014-2017年年均增长率（%）《“十二五”规划修编》结论供电量19.191922.821525.055925.557.42供电负荷402.55484.78491.75501.45.64最大负荷利用小时数4768470850955096--《细化》调整后供电量17.156719.1820.895721.20227.31供电负荷379.71434.01481.84506.210.06最大负荷利用小时数4518441943374189--2014~2017年所上大用户，投产前两年用电量较低，且在“十二五”期间内国家提出节能降耗，企业响应国家号召，降低用电量，部分企业提高产能同时，降低产业单耗。所以负荷利用小时数在2014年降低，2014~2017年平稳波动。由上表可知，《“十二五”规划修编》中，2014～2017年间，七星关区供电量由19.1919亿kWh增长至25.55亿kWh，年均增长率为7.42%，供电负荷由402.55MW增长至501.4MW，年均增长率为5.64%；而经过本次《细化修编》调整后，2014～2017年间，供电量由17.1567亿kWh增长至21.2022亿kWh，年均增长率为7.31%，供电负荷由379.71MW增长至506.2MW，年均增长率为10.06%，本次《细化修编》与《“十二五”规划修编》预测相比负荷预测结果均有所提升，电量预测结果有所下降。2.4.235kV生机变负荷预测新建35kV生机变主要供电范围为：生机镇和团结乡的全部负荷。其供电区域如下图所示：35kV生机变历史负荷生机镇原有负荷由10kV清光线供电，本线路总长为141.64km，其中主线长度为19.8km，采用导线型号为LGJ-70，支线及分支线长度为121.84km，采用导线型号为LGJ-50，其中主要支线有光生线、生葛线、光镇线、生鹅线、生石线、半边山支线、西山支线、大山支线、大渡支线和麻地沟支线。10kV清光线负载率为105.45%，现已过载运行。团结乡原有负荷由10kV林口线供电，本线路总长为92.89km，其中主线长度为15.6km，采用导线型号为LGJ-70，支线及分支线长度为77.29km，采用导线型号为LGJ-50，其中主要支线有林团支线、团大支线、老街支线、青杠支线、发都支线、梅家寨支线和柱中支线。10kV林口线负载率为104.36%，现已过载运行。表2-7清光线和林口线2013年负荷概况表序号线路名称电压等级（kV）主干型号线路总长度负载率（%）线路装接配变（仅生机镇和团结乡区域）2013年最大负荷（kVA）备注公变专变合计架空台数（台）容量（kVA）台数（台）容量（kVA）台数（台）容量（kVA）1清光线10LGJ-70141.64105.4512211240315295153165353588.7生机镇最大负荷2林口线10LGJ-7092.89104.363529501912005441501792.6团结乡最大负荷10kV清光线和10kV林口线现有供电路径如下图：生机变2014-2021年所带大用户统计表2-8生机变2014-2021年所带大用户统计单位：kW序号线路名称项目2013（现有）20142015201620172018201920202021110kV清光线马鞍山煤矿6108008008008008008008008002黔喻矿业6408008008008008008008008003利明砂厂3804804804804804804804804804干沟砂厂2002502502502502502502502505富裕砂厂1702002002002002002002002006镇江砂厂2502502502502502502502507中坝砂厂200200200200200200200810kV林口线滇黔广益硫磺厂2402802802802802802802802809三合硫磺厂18020020020020020020020020010山王坳硫磺厂16020020020020020020020020011坡上硫磺厂200200200200200200200200合计258036603860386038603860386038603860考虑同时率（0.7）25802562270227022702270227022702270生机变自然增长负荷及负荷预测由表2-7、2-8可推出生机变2014年自然增长负荷量，如下表所示：序号线路名称2013年最大负荷（kW）大用户负荷统计（kW）自然增长负荷量（kW）备注1清光线3588.720001588.7生机镇最大负荷2林口线1792.65801212.6团结乡最大负荷合计5381.325802801.3根据《七星关区“十二五”规划细化修编》可知，七星关区自然增长负荷的年均增长率为10.06%，考虑变电站所在区域的生机镇和团结乡为七星关区最北边的两个紧靠四川的民族乡镇，年均增长率较七星关区低，根据当地的自然增长情况，设计生机变电站所在区域自然增长负荷的年均增长率为8%，由此推算出生机变电站的自然增长负荷预测如下表：表2-9生机变2014-2021年自然增长负荷负荷预测单位：年、kW名称2013（现有）20142015201620172018201920202021增长率生机变2801.33025.43267.43528.83811.141164445.34800.951858生机变2014-2021年负荷预测由表2-8、2-9可以得知生机变2014-2021年负荷预测结果如下表所示：表2-10生机变负荷预测结果单位：年、kW名称2013（现有）20142015201620172018201920202021生机变5381.35587.45969.46230.86513.168187147.37502.97887由上表可知，2016年生机变负荷为6.23MW，主变按8MVA计算，负载率为77.88%，2021年生机变负荷为7.887MW，负载率为98.59%。2.5生机变供电区域电力平衡2.5.1平衡原则平衡范围为10kV清光线和10kV林口线供电的生机镇和团结乡区域。负荷数据取上述正常预测结果，平衡年份为2014～2021年。生机镇和团结乡负荷主要以城乡居民用电负荷为主，新增大用户以煤矿和沙厂企业为主，考虑其所需的容载比按1.8计算。其它一般原则按有关规程规定执行。2.5.2平衡结果本工程相关情况内的平衡结果见表2-11。表2-11生机变供电区域电力平衡结果表单位：MVA/MW时间201320142015201620172018201920202021生机变供电区域预测最大负荷5.3815.5875.9696.2316.5136.8187.1477.5037.887需要变电容量(容载比1.8)9.6910.0610.7411.2211.7212.2712.8613.5114.20工程新增变电站容量000888888按容载比1.8主变缺容量9.6910.0610.74-3.22-3.72-4.27-4.86-5.51-6.2项目投产后容载比1.281.231.171.121.071.01负载率(%)77.89%81.41%85.23%89.34%93.79%98.59%注：项目当年新建，当年纳入系统容量计算，并以此计算容载比。由上述数据可以看出，该片区负荷增长平稳，新建35kV生机变可以满足该片区电力负荷的需要。到2021年，容载比为1.01，负载率为98.59%，变压器处于重载运行水平，建议到时根据情况将本站增容扩建，以满足负荷发展需求。根据以上变电容量平衡结果及设备的选择原则，35kV生机变电站规划容量宜为2X8MVA，本期新建1台。2.6项目建设的必要性（1）满足地区负荷增长的需要根据七星关区“十二五”规划要求和七星关区电网供电情况，生机变电站的建设未来主要为满足生机镇和团结乡现有和新增负荷的需求，转移110kV清水变和35kV林口变的部分负荷。根据当地经济和负荷发展实际情况，预计生机变供电区最大用电负荷在2014年将达到5.645MW，2021年将达到8.734MW的负荷需求。生机变建设后可以满足生机镇区域负荷的供电要求，有效缓解当地电网的供电压力。因此，生机35kV变电站的新建是十分必要的。（2）加强电网结构，提高10kV电网的供电可靠性，缩短供电半径。生机镇目前由10kV清光线供电，本线路总长为141.64km，其中主线长度为19.8km，采用导线型号为LGJ-70，支线及分支线长度为121.84km，采用导线型号为LGJ-50。目前10kV清光线负载率为105.45%，已过载运行。团结乡目前由10kV林口线供电，本线路总长为92.89km，其中主线长度为15.6km，采用导线型号为LGJ-70，支线及分支线长度为77.29km，采用导线型号为LGJ-50。目前10kV林口线负载率为104.36%，现已过载运行。根据《南网110kV及以下配电网规划指导原则》（以下简称《导则》）中对于供电半径的相关规定，各类供电区的线路主干长度宜控制在以下范围内：C、D类6km，F类15km。显然目前清光线和林口线的主线长度已超过了导则规定。虽然110kV清水变和35kV林口变均已在进行扩建，但两座变电站距离生机镇和团结乡的地理位置都偏远，两地供电半径过大的问题得不到根本性的改善，新建35kV生机变输变电工程可为当地用户增加新的10kV电源点，缩短供电半径，大大提高了该片区10kV电网的供电可靠性。（3）增加10kV出线回路数，提高中低压网供电可靠性目前生机镇和团结乡分别由110kV清水变和35kV林口变供电，且各只有一条10kV供电线路。2013年这两条线路的年最大负载率分别达到105.45%和104.36%，整体供电可靠性低。35kV生机变电站的建设，将增加10kV出线回路数，缩短该片区10kV的供电半径，与部分原有10kV线路形成环网供电，提高供电可靠性。综上所述，为满足日益增长的负荷需求，改善电能质量，提高供电可靠性等因素考虑，生机变新建工程的建设是有必要且有意义的。2.7生机变在电力系统中的作用和供电范围生机变的新建优化了七星关区电网35kV电网结构，分担了现有该片区110kV清水变电站和35kV林口变电站的供电负荷，缩小了110kV清水变电站和35kV林口变电站的供电半径，使得110kV清水变电站和35kV林口变电站的供电半径和负载率符合南方电网指导原则，整体上极大的提高了电网供电的可靠性。优化后续网架结构，供电范围满足了整个生机镇和团结乡的居民及工业用电。按照地区“十二五”规划，进一步满足当地发展对供电的需要。2.8接入系统方案分析2.8.1接入系统方案选择生机变所在区域目前只有清水变一座110kV变电站，其余110kV变电站均距离本站选址地30公里以上，线路输送距离长，经济效益不高。清水110kV变正在进行主变扩建，增加一台40MVA主变，35kV侧II段母线扩建。根据七星关区“十二五”规划要求，生机变接入系统方式考虑接入110kV清水变。2.8.2接入系统方案论证方案一：根据七星关区“十二五”规划可知，生机变附近目前只有110kV清水变一个电源点，且今年将进行主变扩建，增加一台40MVA主变。因此本站接入110kV清水变35kVII段母线。其地理接线图如下：

方案二：从35kV林口变接入，其地理接线图如下：本方案线路较长，经济性不高，且35kV林口变为单电源变电站，上级电源点也是110kV清水变，中间还“T”接了燕子口变，进线线径只有120mm2，不足以承担这三个变电站的负荷。方案比较技术经济指标方案一方案二评价网络结构单电源单链结构单电源单链结构两个方案结构都简单电压降距110kV清水变12公里电压降小距35kV林口变20公里，且35kV林口变进线线径过小，电压降大方案一电压降小网损小大方案一网损小供电可靠性电源为110kV变电站直供，供电可靠性高电源为35kV变电站转供，供电可靠性低方案一相对供电可靠性更高工程实施难易易较难方案一实施难度较易经济性接入线路总长度约为12公里，较方案二短约8公里；经济性相对方案二稍高接入线路总长度约为20公里，，较方案一长约8公里，经济性低方案一更经济。对侧间隔共占用清水变110kV间隔1个共占用林口变35kV间隔1个方案一不占用间隔方案对比综合从经济性、可靠性、工程实施难度等原因此方案更合理方案不合理推荐意见推荐2.8.3结论综上所述，我们推荐方案一为35kV生机变接入系统方案，即：本站接入110kV清水变35kV母线。2.9项目建设规模主变容量：终期2×8MVA,本期暂定1×8MVA；35kV出线：终期二回,本期一回；35kV母线：终期内桥接线，本期单母线接线；35kV站用变：终期一台,本期一台；10kV出线：终期12回,本期6回；10kV母线：终期单母线分段接线，本期单母线接线；无功补偿电容器装置：终期容量为2×1200kvar,本期为1×1200kvar；10kV站用变：终期一台,本期一台；2.10项目建设方案论证2.10.1推荐方案根据现场用地情况，本着经济节约的原则，我们推荐参考《南方电网公司10kV和35kV标准设计》V1.0版中CSG-35B-WZ-S01方案，建设成35kV户外敞开式变电站。本方案的主要技术特点如下:序号项目名称技术特性1建设规模主变压器本期1x8MVA（站内编号＃1），远期2x8MVA35kV本期1回，远期2回10kV本期6回，远期12回10kV电容器无功补偿装置本期＃1主变低压侧装设1x1200kvar并联电容器组，远期2x1200kvar并联电容器组2电气接线35kV本期为单母线接线，远期为内桥接线。10kV本期为单母线接线，远期为单母线分段接线。3主要设备选型主变压器采用三相双绕组，油浸式、低损耗、有载调压变压器35kV户外真空或SF6单断口瓷柱式断路器10kV户内中置式开关柜4.配电装置布置形式35kV采用双列布置，间隔宽度5m10kV采用单列布置，每面柜子800mm5电气二次二次设备布置形式集中布置直流系统按单充单蓄配置，单母线分段接线，电压采用220V综合自动化系统按无人值班有人值守设计继电保护及安全自动装置采用微机型设备，保护按单套配置，采用主后一体化装置。无需配母线保护,仅配置35kV母线PT重动及并列装置,配置主变保护测控，35kV、10kV出线保护测控6土建35kV构架采用钢筋混凝土结构。建筑物采用钢筋混凝土框架结构。本方案主要经济指标如下：项目单位指标备注围墙内用地面积h㎡0.201全站总建筑面积㎡217.716含消防小间5.76m2和警传室等33.39m2总投资万元单位造价元/kVA2.10.2比较方案本方案参考《南方电网公司10kV和35kV标准设计》V1.0版中CSG-35B-JZ-P5方案，建设成35kV紧凑型变电站。本方案的主要技术特点如下:序号项目名称技术特性1建设规模主变压器本期1x8MVA（站内编号＃1），远期2x8MVA35kV本期1回，远期2回10kV本期6回，远期12回10kV电容器无功补偿装置本期＃1主变低压侧装设1x1200kvar并联电容器组，远期2x1200kvar并联电容器组2电气接线35kV本期为单母线接线，远期为单母线分段接线。10kV本期为单母线接线，远期为单母线分段接线。3主要设备选型主变压器采用三相双绕组，油浸式、低损耗、有载调压变压器35kV预装式箱式配电装置10kV预装式箱式配电装置4.配电装置布置形式35kV开关柜单列布置10kV开关柜单列布置5电气二次二次设备布置形式集中布置直流系统按单充单蓄配置，单母线分段接线，电压采用220V综合自动化系统按无人值班有人值守设计继电保护及安全自动装置采用微机型设备，保护按单套配置，采用主后一体化装置。无需配母线保护,仅配置35kV母线PT重动及并列装置,配置主变保护测控，35kV、10kV出线保护测控6土建主变、预装式箱式配电装置基础采用钢筋混凝土结构本方案主要经济指标如下：项目单位指标备注围墙内用地面积h㎡0.1345全站总建筑面积㎡46.46含消防小间5.76m2总投资万元单位造价元/kVA2.10.3方案比较技术经济指标方案一方案二评价主要设备选型主变压器采用三相双绕组，油浸式、低损耗、有载调压变压器采用三相双绕组，油浸式、低损耗、有载调压变压器方案一较方案二在电气设备造价部分价格较低35kV户外真空或SF6单断口瓷柱式断路器预装式箱式配电装置10kV户内中置式开关柜预装式箱式配电装置配电装置布置形式35kV户外双列布置，间隔宽度5m户内开关柜单列布置方案一35kV配电装置采用户外布置，占地面积较方案二要大10kV户内开关柜单列布置户内开关柜单列布置土建35kV构架采用钢筋混凝土结构。10kV配电室和控制室采用钢筋混凝土框架结构主变、预装式箱式配电装置基础采用钢筋混凝土结构方案一10kV配电室和控制室采用钢筋混凝土框架结构土建规模大主要经济指标围墙内用地面积0.2730.1345方案一内用地面积大全站总建筑面积70.2746.46方案一总建筑面积大总投资方案一单位造价方案一方案对比此方案更合理推荐意见推荐

2.11电气计算2.11.1短路电流计算按变电站终期规模，35kV母线联络开关和10kV母线联络开关均闭合的状态计算，取基准容量Sj=100MVA，基准电压Uj=1.05Ue，基准电流Ij=Sj/(1.732Uj)，按照系统短路阻抗标幺值为0.38，新增变压器阻抗标幺值为0.875，计算三相短路电流：表2.7-1短路电流计算数据表序号项目节点三相短路短路电流(kA)短路冲击电流(kA)短路容量(MVA)135kV母线4.13210.519263.033210kV母线6.72917.130122.3792.11.2导线截面选择由接入系统方案可知，生机35kV变35kV出线线路1回，由110kV清水变送入生机35kV变。考虑生机35变远景容量为（2×8MVA），计算最大负荷为16MW。其最大负荷利用小时数按2000h考虑，取经济电流密度J=1.94A/mm2。导线截面计算过程如下：按经济电流密度计算：式中：S－导线截面（mm2）：P－输电容量（MW）：16MW－线路额定电压（kV）：35kV－输电功率因数：0.9J－经济电流密度（A/mm2）1.94A/mm2通过计算，得到导线的截面积为151mm2，根据导线型号表选择导线型号为LGJ-150。按持续载流量校核按导线长期允许载流容量（发热条件的持续极限输送容量）对选择导线进行校核。根据气象部门对七星关区最热月平均温度的记载，七星关区最热月平均温度接近30℃，因此，温度修正系数取0.94。查表得LGJ-150型导线长期允许载流量为400A。经过上面的分析计算，按持续载流量校核，清水变～生机变线路导线截面采用150mm2能满足生机35kV变终期规模主变容量的满负荷运行。从生机35kV变在系统中位置分析，考虑当地负荷的增长，综合考虑技术和经济性，建议本期清水变～生机变线路的35kV架空线采用导线截面为150mm2。2.12系统对变电站主接线及有关电气设备参数的要求2.12.1电气主接线35kV母线：终期单母线分段接线，本期单母线接线；10kV母线：终期单母线分段接线，本期单母线接线；2.12.2主变压器及其它电气设备选择电气设备参数要求根据短路电流计算结果，生机35kV变电站35kV和10kV母线短路电流分别为4.132kA和6.729kA，考虑到系统发展的不确定性，生机35kV变电站35kV短路电流水平选取为31.5kA；10kV短路电流水平选取为25kA。变压器型式：三相双绕组油浸自冷有载调压电力变压器型号：SZ11-8000/35变比为：35±3X2.5%/10.5调压方式：有载调压容量比：100/100连接组别：Y/d11阻抗电压：Uk=7.5%套管爬电比距：35kV及10kV：≥3.1cm/kV2.12.3各级电压中性点接地方式35KV中性点采用不接地方式。10KV线路采用架空出线，接地电容电流小于10A，因此10KV侧不考虑上消弧线圈。380/220V站用电系统采用中性点直接接地方式。2.12.4低压无功补偿经计算生机35kV变终期无功补偿电容器容量设置2组2X1200kvar，总装设容量为2400kvar，本期变电站容性无功补偿装设1X1200kvar，变电无功补偿度达到12%，满足电网运行需求。采用技术先进、性能可靠的微机检测和自动投切的无功装置。根据南方电网公司反事故措施的要求，电容器的布置采用品字型布置。2.13退役物资再利用本工程为新建工程，没有闲置物资利用2.14项目合理的投产时机2014年大部分设计工作已经开展，建议生机变在2016年上半年投入运行。2.15系统的相关建议1）、35kV生机变建设完成后，主要向生机镇和团结乡供电，合理分配电网供电，提高电网供电可靠性。2）、本工程建设规模：本工程规划最终容量2X8MVA，本期建设容量暂定为：1X8MVA，调压方式采用有载调压；本变电站出35kV、10kV两种电压等级；35kV最终出线2回，本期建设1回；10kV最终出线12回，本期建设6回；3）、无功补偿：本工程根据需要，每台主变配置无功补偿装置1组，单组容量2X1.2Mvar，最终为1.2Mvar，本期建设1组1.2Mvar。为抑制合闸涌流及高次谐波，要求配置12%的电抗器。4）10kV接地变压器、消弧线圈考虑生机变所处环境及负荷位置分布，10kV线路采用架空出线，因此10KV侧不考虑上消弧线圈。5）、防雷与接地：（1）防雷保护方式变电站采用独立避雷针的方式来防直接雷。本站设有两座避雷针，高度均为30米，能够有效保护变电站总平面内的所有建筑和设备。（2）接地装置设计本站的接地装置考虑在站址围墙内敷设以水平接地体为主的复合接地网，水平接地体采用镀锌扁钢，埋设深度大于0.8米，垂直接地极采用镀锌钢管，部分可用建筑物梁柱等自然接地体，与人工接地网可靠连接。接地网均压带按等间距方式布置，间距为5米，水平接地体和垂直接地极敷设的时候采用土壤电阻率较低的表层耕植土回填并夯实，接地网边缘转角处敷设成圆弧状，半径不小于3米，全站接地网接地电阻要求不大于0.5欧，如不满足要求，可采用接地模块降阻的办法。在进站大门处敷设帽檐式均压带，，在接地网边缘经常有人出入的走道和操作小道底层先铺不小于200毫米厚的碎石，在再用不小于40毫米厚的沥青混泥土作为路面。（3）电气设备绝缘配合及防止过电压措施设备的外