1、县城电站升级建设工程变电部分项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月县城电站升级建设工程变电部分项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月113可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录1、工程概述11.1 任务依据11.1.1 任务依据11.1.2 相关规程规范11.1.3 相关情况说明21.2 变电站建设2、规模和设计范围31.2.1 变电站建设规模31.2.2 设计范围41.3 设计水平年41.4 主要设计原则42、电力系统52.1 概况5XX县概况5国民经济发展概况52.2 电力系统一次92.2.1 电力系统现状92.2.2 电源及电网规划122.2.3 电量及电力预测17电量平衡182.2.5工程建设必要性222.2.6 系统方案252.2.7 潮流262.2.8 导线截面选择292.2.9 主变压器参数29无功补偿容量302.2.11 短路电流水平302.2.12 单相接地电容电流计算312.2.13 工程建设规模322.2.14 系统一次部分结论与建议332.3 电力系统二次342.3.3、1 工程概述342.3.2 系统继电保护342.3.3 调度自动化38 系统通信433、变电站站址选择483.1 选站原则483.2 站址选择情况493.2.1 站址概述503.2.2 站址主要技术条件543.2.3 变电站综合技术经济比较563.2.4 变电站本体综合比较结论564、变电站工程设想574.1 变电站设计规模574.2 电气部分584.2.1 电气主接线及主要电气设备选择604.2.2 电气总平面布置604.2.3 防雷、接地及过电压保护614.2.4 站用电及照明614.2.5 变电站二次624.3 土建部分684.3.1 站区总体规划和总布置684.3.2 建筑规模及结构设4、想724.4 给水排水744.4.1 水源：76给水系统：764.4.3 排水系统：764.5采暖通风754.5.1 室外气象参数75工程设计754.6 消防部分764.7 大件运输774.7.1 主变压器及运输设备参数77运输路线784.8 环境保护784.8.1 工程主要污染源784.8.2 防治污染的措施794.9 水土保持804.9.1 水土流失的主要表现804.9.2 采取的措施804.9.3 结论81410 节能降耗814.10.1 总述814.10.2 节能降耗措施815、项目实施前后效果分析836、社会稳定风险分析846.1社会影响效果分析846.2社会稳定风险及对策分析8465、.2.1可能存在的风险及其评价856.2.2社会稳定风险防范措施916.3结论947、经济评价957.1财务评价的原则及依据957.2基本条件及参数957.3电量加价测算957.4结论968. 结论969. 招投标初步方案971、工程概述1.1 任务依据1.1.1 任务依据1.1.1.1 XX县XX电力公司“十二五”农网发展规划报告1.1.1.2 我院与XX电力公司签订的技术咨询合同1.1.2 相关规程规范DLT/5118 农村电力网规划设计导则DL/T 5429-2009 电力系统设计技术规程DL755 电力系统安全稳定导则GB 50052 供配电系统设计规范 DL/T 5056-2007 6、变电所总布置设计技术规程GB50059-2011 35kV110kV变电站设计规范DLT5352-2006 高压配电装置设计技术规程GB/T50065-2011 交流电气装置的接地设计规范DL/T 5222-2005 导体和电器选择设计技术规定DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合GB/T 16434-1996 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准GB 50227-2008 并联电容器装置设计规范DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程GB 16836-20037、 量度继电器和保护装置安全设计的一般要求GB/T 50062-2008 电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB 50116-2008 火灾自动报警系统设计规范GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范GB 50229-2006 火力发电厂与变电所设计防火规范DL/T 621-1997 交流电气装置的接地DL/T 5044-2004 电力工程直流系统设计技术规程GB 50014-2006 室外排水设计规范DL/T 5143-2002 变电所给水排水设计规程NDGJ96-2006 变电所建筑结构设计技术规定Q/GDW270-2009 220千伏及110（66）千伏输变电工程可行性研究内容深8、度规定国家电网公司十八重大项反事故措施（修订版）及编制说明 国家电网生2012352号电网工程限额设计控制指标（2013年水平）1.1.3 相关情况说明受XX县XX电力公司的委托，我院组成由变电、线路、勘测、地质、水文气象等相关专业人员组成的工程组，对XX110kV输变电工程可行性研究开展勘测设计工作，工程组在电力公司相关部门及领导的大力协助及支持下，对本工程的外部条件、站址方案、线路出线路径等进行了现场踏勘和收资，经过系统论证编制出了本可行性研究报告。本报告就XX110kV变电站在XX县地方电力系统中的作用，工程建设必要性、站址选择、工程设想等相关内容作出论述。XX110kV输变电工程可行性9、研究阶段设计文件分四部分出版，包括：XX县XX35kV变电站升级为110kV输变电工程（变电部分）、XX县XX35kV变电站升级为110kV输变电工程（线路部分）、XX县XX35kV变电站升级为110kV输变电工程（岩土工程勘测报告）、XX县XX35kV变电站升级为110kV输变电工程（投资估算及经济评价）。1.2 变电站建设规模和设计范围1.2.1 变电站建设规模根据XX县XX电力公司的可研报告委托函相关内容及XXXX110kV输变电工程的系统论证结果，XX县XX35kV变电站升级为110kV输变电工程建设规模如下：主变容量：终期231.5MVA，本期131.5MVA。110kV出线：终期210、回，本期出线1回，备用一回。35kV出线：终期4回，本期出线2回，预留2回。10kV出线：终期10回，本期出线8回，预留2回。10kV装设无功补偿电容器组：每台主变安装2组，每组容量2000kVar，本期共安装2组容量2000kVar。建设金山 XX110kV线路，线路长度约29.6km，导线截面选用185mm2。对侧间隔扩建：本工程以1回110kV接入金山110kV变电站，需在金山110kV变电站扩建1回110kV间隔，采用普通中型布置。需说明的问题:由于原XX35kV变电站两面紧邻公路，另两面为深沟，已无扩建可能，且其面积无法满足XX110kV变电站要求；为充分利用原有35kV及10kV线11、路，本工程考虑在其附近另选站址，异地新建。由于原XX35kV变电站建于上世纪七十年代，设备已相当老旧，本期工程不再考虑利用。1.2.2 设计范围变电站：自110千伏进线绝缘子串引线起，至10千伏出线电缆头止，变电站围墙以内的电气、土建、通信、远动、生产及生活用水、通风、消防等全部设施可研报告、估算书的编制。1.3 设计水平年根据电网规划本工程设计基准年为2013年，设计水平年为2020年。1.4 主要设计原则在本工程设计中，电气、土建总平面及主建筑物设计参考国家电网公司220(110)kV变电站典型设计实施方案编制和推行应用手册(2005年版)中110千伏变电站典型设计方案，并结合本站地形地貌12、出线方向等综合因素，在满足安全生产、可靠供电、巡视、维护和检修方便的条件下，最后确定了初步方案。工程主要设备选型考虑尽可能采用无油化，选用性能可靠、技术先进、有一定运行经验的产品。2、电力系统 2.1 概况2.1.1XX县概况XX县地处四川省盆地中部偏北，位于东经10442至1057，北纬3042 至3123 之间。幅员面积2660.58平方公里，南北长81.1公里，东西宽56.2公里。地形地貌以丘陵为主，河谷平坝较少，丘陵约93.77，河谷平坝约占6.23；地形东南低而西北高，最高海拔高程为688.5米，最低海拔高程为307.2米，一般海拔高程为450米至600米，相对高差在200米左右。13、境内河流属于涪江水系，大小江河42条，100公里以上8条，重要支流有凯江、梓江、郪江3条，涪江流经境内河段长71.4公里，年均流量入境348立方米/秒。全县有耕地面积118.65万亩，稻田面积39.1万亩，占耕地面积的34.6，旱地面积79.55万亩，占耕地面积的65.4。全县总人口148.22万，其中农业人口118.19万，城镇人口30.03万，全县共计63个乡镇，940个村，总户数420227户。2.1.2国民经济发展概况2.1.2.1现状2013年，XX县全年实现地区生产总值178.05亿元，比上年增长14.3%，财政总收入8.4亿元，增长48.7%，民营经济增加值73.06亿元，增长114、8.4%；城镇居民可支配收入14305元，增长15.4%，农民人均纯收入5934元，增长15.5%，三次产业结构比为32.6：34：33.4，首次呈现“二、三、一”结构。（1）灾后重建基本完成全县纳入重建规划的4249个项目已全部开工，累计完工2848个，规划投资226.49亿元，累计完成投资212.67亿元。（2）经济平稳较快增长规划项目投资稳步推进。143个市考核项目全部开工，年内完成投资33.4亿元，到位内资38.65亿元、外资1663万美元，实现全社会固定资产总投资65.1亿元。工业主导地位初步显现。2010年实现规模以上工业总产值91.36亿元、增加值27.19亿元，分别增长19.415、%、30.5%。新增规模以上工业企业21户，产值过亿元企业5户，总户数分别达到119户和28户。农业现代化水平不断提高。2013年实现农业总产值70.35亿元，增长4.7%。粮食总产量首次突破80万吨，达到81.31万吨；实现油料总产11.03万吨、蔬菜总产44.12万吨。建成5000亩油橄榄基地、5000亩藤椒基地，“涪城麦冬”基地被授予“四川省精品农业标准化示范区”；小寨子、新希望、明兴农业养殖基地建成投产，全年出栏生猪194.54万头、小家禽2120万只；新增农民专业合作社44个、市级以上农业产业化龙头企业3家。2.1.2.2规划根据XX县国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要，XX县“16、十二五”时期经济社会发展的总体目标是：继续保持经济较快发展，综合经济实力不断增强，经济结构调整和经济发展方式转变取得成效，基础设施条件明显改善，区域对外开放合作程度不断提高，四川丘区经济强县取得重大突破，人民生活水平进一步提高，民主法制和精神文明建设再上新台阶，社会建设取得重大进展，生态环境明显改善。（1）综合经济实力明显增强到2015年，实现地区生产总值比2010年翻一番以上，力争突破260亿元，人均地区生产总值到23000元，财政总收入达到17亿元以上。（2）经济结构调整取得重大进展到2015年，工业化、城镇化水平显著提高，城乡发展更加协调。三次产业结构调整为20：50:30。城镇化率力争17、提高到38%以上。（3）人民生活水平不断提高到2015年，城镇居民可支配收入和农民人均纯收入分别 2.4万元和1万元。全社会消费品零售总额突破150亿元。（4）社会建设取得明显进展到2015年，教育、医疗卫生、文化、体育取得长足发展，社会保障体系更加健全，公共服务体系更加完善，民主法治更加健全。（5）改革创新和开放合作不断深化（6）可持续发展能力进一步增强到2015年，人口自然增长率控制在3以下，人口总量控制在150万左右。全县生态环境明显好转，城乡环境综合治理取得明显成效，人民生活质量明显提高。（7）措施:大力发展现代农业。构建“3+5“现代农业产业体系、扶持壮大龙头企业、强化农业综合生产能18、力建设、加强农业科技转化推广、深化农村改革。大力实施“工业强县战略。倾力培育四大产业集群、加强“一园多区”建设（包括两江工业集中区、芦溪工业集中区、乡镇特色产业园）、优化培育发展环境。发展壮大服务业。大力发展现代物流业、提升现代商贸发展水平、提高信息及金融服务水平、积极发展文化旅游业、扶持发展社区服务业。全面推进城乡统筹发展。积极稳妥推进新型城镇化、扎实推进新农村建设、推进城乡协调发展。加强基础设施建设。加强交通次枢纽建设、加强水利设施建设、加强能源设施建设。加大改革开放力度。加强开放合作、深化改革创新。全面发展社会事业。优先发展教育事业、加强公共卫生服务、提高科技人才创新、繁荣文化体育事业、19、积极扩大城乡就业、健全社会保障体系、加强“两型”社会建设、提高社会管理水平。构建规划实施保障机制。明确总规指导引领、建立实施保障体系、提高规划执行力度、强化宣传舆论引导。2.2 电力系统一次2.2.1 电力系统现状2.2.1.1电源情况涪江属嘉陵江右岸的一级支流，干流全长670km，流域面积36272km2；XX河段已开发140.15MW，其中涪江干流已开发133.8MW，其余为18座乡村小水电，总装机8.39MW，多年平均发电量510776 MWh。涪江XX河段长71.3km，水量丰沛，多年平均流量338390m3/s，年径流总量107122亿m3，河流比降约1。水能资源比较丰富，理论蕴藏量20、288MW，可开发量230.6 MW，其中涪江干流XX段261.3MW，可开发量205.8 MW。河段规划分五级开发，自上而下分别为XX、冬瓜山、吴家渡、明台及文峰等相衔接的梯级电站。已开发一级XX、三级吴家渡、四级明台和五级文峰电站，合计装机容量133.8 MW，占河段可开发量的65.01；余下二级冬瓜山、XX电厂扩建增容合计72 MW，占河段可开发量的34.99。涪江XX河段两岸有凯江、梓江、茂隆河、绿豆河、魏城河等支流。经规划，凯江有四个电站，总装机13.8MW，另外有梓江、茂隆河、绿豆河、魏城河等各规划了一级电站，总装机容量5.02MW。综上所述，XX境内的水能资源除已开发140.1521、MW外，尚有90.82MW可供开发，另加抽水蓄能电站装机40MW，合计130.82MW。 2.2.1.2 电网现状目前，已形成集发、供、用统一管理的110kV电压等级的地方电网。高压输电线以110kV为骨干、35kV为主要网络，配电线路从10kV到0.4kV、0.22kV。目前县电网与国网的并网点为芦溪110千伏变电站通过丰芦110千伏线路同国网绵阳丰谷220千伏变电站并网。截止2013年底，XX县有110kV变电站6座，12台主变，总容量为366MVA；110kV输电线路6条，全长106.5公里，导线型号为LGJ-185mm2。 截止2013年底110kV变电站统计表序号站名主变容量（MVA22、）110kV/35kV/10kV主接线方式110kV/35kV/10kV出线回数投运时间1北坝110kV变电站231.5单母线分段/单母线分段/单母线分段4/6/102005.112东塔110kV变电站220单母线/单母线分段/单母线分段1/6/121991.13芦溪110kV变电站220单母线/单母线分段/单母线分段2/8/82000.124青东坝110kV变电站231.5单母线/单母线分段/单母线分段3/6/102011.125金山110kV变电站240单母线/单母线分段/单母线分段4/8/1120146花园110kV输变电工程（花园35kV变电站主变增容改造）240单母线/单母线分段/单23、母线分段1/1/72014目前有35kV变电站11座，主变23座，总容量为131.35MVA；送电线路26条，全长261.893公里，导线型号从LGJ-50mm2到LGJ-150mm2不等。 截止2013年底35kV变电站统计表序号站名主变容量（MVA）35kV/10kV主接线方式35kV/10kV出线回数投运时间1城关35kV变电站10+12.5+6.3单母线分段带旁母/单母线分段7/111965.32刘营35kV变电站26.3单母线带旁母/单母线分段 4/71989.103芦溪35kV变电站4+10单母线带旁母/单母线分段4/131969.1.4花园35kV变电站10+12.5单母线/单母24、线分段1/72003.125富源35kV变电站23.15单母线/单母线1/32000.126古井35kV变电站3.2+2单母线带旁母/单母线2/61999.117西平35kV变电站25单母线/单母线1/5 1966.6.8富顺35kV变电站3.15+4.2单母线/单母线1/5 1980.5.9塔山35kV变电站26.3单母线/单母线1/61993.8.10XX35kV变电站25单母线带旁母/单母线2/51979.6.11景福35kV变电站22单母线/单母线1/41998.12目前有10kV送电线路72条，长3177.71公里，导线型号从LGJ-35mm2到LGJ-120mm2不等。2.2.1.25、3 XX县电网存在的主要问题XX电网经过几十年的发展，初步形成以110kV网络为骨架的输变电网络，但还存在如下一些问题：（1） 电力供应方面的问题全县境内发电装机容量小，全为水电，调节能力差，电力过分依赖从外部引接其他电源。（2） 电网结构合理性存在的问题1）电网结构不尽合理，供电能力不足，电网薄弱，由于小水电站平均规模过小，又缺乏必要的火电补充，且用电负荷大于电网最大出力，所以整个电网的调节性能差，供电质量较低。2）电网内的变电站布点不够，供电半径大，线损过大，且导线截面小，造成供电可靠性低；10kV供电线路除已通过农网改造的部分外，配变台区布置不合理，且较少，造成农村低压线损大，供电质量差26、。3）全县35kV及以下供电半径过大，供电容量受到输送条件限制，电源点单一，很多地区不具备N-1的供电网络。4）全网已建成综合调度平台，与各变电站和部份电站综合自动化互通，目前自动化水平较低，配电和用电环节未装设自动化系统。（3）投资方面存在的问题由于诸多历史原因，网络建设资金投入严重不足，网络建设相对滞后。2.2.2 电源及电网规划2.2.2.1 电源发展规划(1)冬瓜山电站：总装机容量为314MW，电站年利用小时4547小时，多年平均发电量220280MWh。计划2012年开工建设，2015年投产发电。(2) 文峰电站的增效扩容改造。文峰电站位于XX县百顷镇境内，处于涪江干流中上游，电站原27、装机装机容量为30MW(310MW)，设计水头10m，最大水头12.1m，最小水头7m，设计发电引用流量330m3/s，近年年均发电量为14195万kwh，年利用小时4732h。电站于1988年5月开工建设，1991年12月竣工并网发电。此次增效扩容改造在不改变特征水位的情况下，适当增加发电引用流量，装机容量扩大为33MW，单机容量11MW。改造后年均发电量为18783万kWh，年利用小时数为5692h；额定水头10.9m，引用流量149.5m3/s，正常蓄水位 365.50m、正常尾水位 354.00m，汛期来水量低于2000m3/s电站降低水位按最低工作水位运行，来水量在2000m3/s和28、4000m3/s之间，电站按最低工作水位运行，来水量大于4000m3/s时，闸门全启动，停机泄洪拉沙。(3) 明台水电站位于涪江中游XX县县城，堤坝式开发，是以发电为主，兼有防洪、灌溉、供水等任务的综合利用水利枢纽工程。电站总装机容量为45MW,单机容量为15MW，保证出力1.03万kW，设计年均发电量2.2亿kWh，装机年利用小时数为4860h。采用一回7.80km的110kV线路直接与国网佳桥变电站联接。明台水电站由华能公司控股，XX电力公司占有明台水电站42%的股份，在XX县预测负荷能够完全消纳明台水电站电力的情况下，建议在远期争取将明台水电站并入XX县地方电网，使电站产生最大的经济效益29、，同时XX县电网的电源分布更趋于合理。2.2.2.2 电网发展规划根据XX县“十二五”电力发展规划，XX县电网开发建设与改造规划，包括与区域性电网结合，与邻县电网交换容量的输入、输出，外部电力的引入主要网架电压等级及运行的灵活性等。根据系统发展和主接线方案，确定各电压等级变电站的站址和容量；提出主变配置、进出线方式、回路数、直馈与穿越功率、操作运行方式；确定并网电站对容量的要求和电能反送能力；变电容量及布点对负荷发展满足的程度。依据电网建设提出的原则和最终方案,对系统电网电压等级和主接线方式进行定性的确定，包括原有电网电压升级的研究和论证；新建送电线路的电压等级确定和走向、规模;系统内部、外部30、联接方式；功率交换的流径及结点选择；电网调度及操作运行的基本方式与原则。XX县“十二五”电力发展规划于2010年初完成，变电站规划项目见下表：XX县变电站规划项目汇总表序号变电站名称工程规模计划建设日期变电容量(台数MVA)110 /35/10kV (35/10 kV)进出线回路数一110kV变电站1XX110kV输变电工程（XX35kV变电站主变增容改造）231.51/2/82015二35kV变电站1古井35kV变电站主变增容改造252/620152建设35kV输变电新建工程251/520143城西35kV输变电新建工程281/620144双狮35kV输变电新建工程26.32/420145姜31、家湾35kV输变电新建工程281/520146安居35kV输变电新建工程251/520177石安35kV输变电新建工程251/520178灵兴35kV输变电新建工程26.31/520179辉坪35kV输变电新建工程26.31/5201710龙树35kV输变电新建工程26.31/5201711西平35kV变电站主变增容改造251/5201512富顺35kV变电站主变增容改造26.31/5201513富源35kV变电站主变增容改造251/3201514景福35kV变电站主变增容改造241/4201515塔山35kV变电站改造26.31/6201535kV及以上线路规划项目见下表：XX县电网建设与改32、造35kV及以上线路规划项目汇总表序号项目名称建设性质导线型号110kV线路（km)35kV线路(km)前期工作进度一110kV线路1佳桥220kV变电站(国网)至北坝110kV变电站110kV线路新建LGJ-3004完成设计，正在报批2东塔110kV变电站至青东坝110kV变电站110kV线路新建LGJ-2403.1规划3冬瓜山电厂至花园110kV变电站110kV线路新建LGJ-24012规划4青东坝110kV变电站至文峰电厂110kV线路新建LGJ-2403规划5XX110kV变电站至金山110kV变电站110kV线路（原观城线改建）改造LGJ-18529.6规划5小计51.7二35kV线33、路1城关35kV变电站至双狮35kV变电站35kV输电线路新建LGJ-15014.8完成设计2城关35kV变电站至城西35kV变电站35kV输电线路新建LGJ-1502.7完成设计3花园110kV变电站至姜家湾35变电站35kV输电线路新建LGJ-15020规划4花园110kV变电站至建设35变电站35kV输电线路新建LGJ-1505规划5芦溪110kV站至辉坪变电站35kV输电线路新建LGJ-1509规划6XX110kV站至安居变电站35kV输电线路新建LGJ-1505规划7北坝110kV站至安石安电站35kV输电线路新建LGJ-15016规划8塔山35kV变电站至龙树35kV变电站35kV34、输电线路新建LGJ-1508规划9刘营至塔山35kV线路改造改造LGJ-15018.12规划10青东坝至富顺35kV线路改造改造LGJ-15016.3规划11芦溪至刘营35kV线路改造改造LGJ-18510.74规划12城关至古井35kV线路改造改造LGJ-15013.9规划13古井至西平35kV线路改造改造LGJ-15011.84规划14XX至景福35kV线路改造改造LGJ-15010.3规划15芦溪至富源35kV线路改造改造LGJ-15018.27规划16北坝110kV变电站至灵兴35kV变电站35kV线路（原东刘线改建）改造LGJ-1850规划17刘营35kV变电站至灵兴35kV变电站335、5kV线路（原东刘线改建）改造LGJ-1850规划小计179.97三总计51.7179.972.2.3 电量及电力预测2.2.3.1预测原则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。对XX电力公司的电网负荷预测是通过长期的调查分析，收集和积累了该地区用电量和负荷的历史数据以及城市建设和各行各业发展的信息，充分研究国民经济和社会发展各种相关因素与电力需求的关系。预测结果具有较高的合理性和准确性，可适当参考国内外同类型地区的资料进行校验。XX县电网的历史数据如下表： XX县2009年-2013年负荷、电量统计表 单位：万kw.h、MW、%序号名称200920136、02011201220131全网最大负荷114.2131.9146.4162.5180.42全网供电量5870664632717417754284346其中： 自供电量4685246622466224662246622外购国网电量823414160181192369030574购地方电站电量362038507000723071503全网售电量4197656899645677144278271其中 第一产业11741300180023542933第二产业2200528599297673088831275第三产业50956000700086509843城乡居民生活用电13702210002600037、29550342204线损率12121212125最大负荷利用小时44784977497749684982随着农村电力体制改革的完成和城乡同网同价政策的实施，可以预计“十二五”期间电量的增长势头将继续保持较高的水平。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。XX县电力电量预测随着农村电力体制改革的完成和城乡同网同价政策的实施，可以预计“十二五”期间电量的增长势头将继续保持较高的水平。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，根据“经济发展，电力先行”的原则，按照未来的经济发展状况，取1.1的弹性系数对X38、X县110kV站供区内的电量增长率进行修正。未来XX县的农村负荷用电量增长率为11%。 电力电量以及负荷预测情况如下表所示：XX县负荷、电量预测表2014年2015年2016年2017年2020年最大负荷供电量最大负荷供电量最大负荷供电量最大负荷供电量最大负荷供电量(MW)(万kWh)(MW)(万kWh)(MW)(万kWh)(MW)(万kWh)(MW)(万kWh)20090372220111680245124370275139600350181500 2.2.4电量平衡电力电量平衡的主要原则1）XX县电力供应以水电为主，2013年全县有水电站23处，装机容量145192千瓦（电力电量平衡时扣除39、直接上国网的明台电站，装机容量45000千瓦）。已发展成发、输、配电独立的地方电网，并同国网并列运行，实现电量相互交换，自发电量的丰枯矛盾较大。2）各站出力分别按丰水年P=10%满发时校核电网线路的输送能力；按平水年P=50%规划建设地方电网；按枯水年P=90%校核电力系统是否能达到基本平衡。3）根据XX县实际情况，丰水期为5-11月，枯水期为12月至次年4月，丰水期最大负荷为6月，枯水期最大负荷为12月，全网为水力发电，厂用电采用0.4-0.5%。表2-7 XX县电力电量平衡表单位：万kw.h，kw序号项目 年限201320152020丰水期枯水期丰水期枯水期丰水期枯水期一系统装机容量10040、192100192169192169192169192169192二电力平衡1需用发电最大负荷1804001400002200001800003500002900002工作出力 丰水年83211509471162057114911620571149平水年689354193296269585599626958559枯水年507253232170838451367083845136平均6762341733944375828194437582813电力盈亏丰水年()-48689-59053-103795-108851-233795-218851平水年()-62965-68068-123731-12141、441-253731-231441枯水年()-81175-77679-149162-138464-279162-248464平均-64277-68267-125563-121719-255563-231719三电量平衡1需用发电量44346400006068051000100000815002可发电量丰水年412741652358977236105897723610平水年383971311954866187465486618746枯水年312381086344637155234463715523平均3697013502528271929352827192933电量盈亏丰水年()+6642-1342、477-1703-27400-41023-57890平水年()+3765-16881-5814-32254-45134-62754枯水年()-3394-19137-16043-35477-55363-65977平均+2338-16498-7853-31707-47173-622072.2.4.2电力电量平衡计算结果1）电力平衡结果分析2013-2020年历年电力有缺口，2013年丰水期平均缺口为：64277千瓦，枯水期平均缺口为：68267千瓦。到2015年丰、枯缺额分别为125563千瓦、121719千瓦；到2020年丰、枯缺额分别为25563千瓦、231719千瓦。2）电量平衡结果分析2043、13年丰枯期均将从国网购置电量，枯期为16498万千瓦时。到2015年，丰枯期需将从国网购置电量分别为7853万千瓦时、31707万千瓦时；到2020年，其电量缺口继续扩大，丰枯期缺额分别为47173万千瓦时、62207万千瓦时。3）电力电量平衡结论根据以上数据显示，XX县2013-2022年其电力缺口呈逐年增长趋势，目前，XX县仍为农业大县和人口大县，工业化处于初期阶段，但随着工业强县战略的实施，一大批工业特色园区的逐步建成，其工业负荷将呈快速增长态势，其电力负荷及用电量也将迅速增长，随着新农村建设及农村电网改造升级工程的完成，农村生产生活用电将大幅增长。XX县目前的电力装机及电源装机容量在44、未来十年缺口将逐年扩大，应进一步修建电网工程及开展电源建设工程，以满足XX县国民经济和社会发展需求。2.2.5工程建设必要性电网结构的需要XX片区位于XX县西南方向，供区包括XX、菊河、景福、安居、郪江等乡镇，其覆盖面积达514平方公里，用电人口达28.6万余人。该地区是XX有名的文化古镇和旅游胜地，风景名胜远近闻名，主要有历史悠久的古代郪王城遗址、郪江古镇，四川省最大的水库之一鲁班湖、蜀中名观云台观等。该片区现由XX35kV变电站、景福35kV变电站串联接线供电。有地方小电站六座，装机容量4000多千瓦。 目前XX变电站主变容量2x5000KVA，35KV线路进线一回，出线一回，10kV出线45、5回，景福站35KV进线一回，10KV出线4回,主变容量4000kVA 。 目前XX片区供电接线方式：35kV金山35kV新生站XX35kV变电站35kV景福站，线路总长约40公里，35kV输送的距离较远，线路的尾端压降大，且XX35kV站供区范围广，线路长，负荷重，为了确保线路的安全运行，常常只能选择停电、压负荷的方式供电。在给广大群众生产生活带来诸多不便的同时也增加了公司的损失。串联接线的运行方式造成雷雨季节35kV线路故障率高，停电范围大。从XX县电网分布看，西北部、中部均有110kV变电站及网络，而整个南部地区无110kV变电站及网络，新建110kVXX变电站，对改善XX县电网结构，满46、足负荷发展需要，减少35kV供电半径，减少线路损耗具有十分重要意义。XX县十二五电网规划中，计划2013年在该区域的XX附近建设一座110kV变电站，通过110kV线路与金山110kV变电站连接；金山110kV变电站，多回110kV线路与110kV电压等级网络可靠连接，作为XX县中部的电源支撑点，通过110kV网络输送电能，XX110kV输变电工程的建设能够提高该区域的供电可靠性，降低网损，提高输送容量。新建110kXX变电站，符合XX县十二五电网规划要求，为35kV安居变电站、景福站、XX站减少了35kV线路供电半径。而且这些变电站都分别接入XX110kV站，大大提高供电可靠率，同时减轻金山47、变电站穿越负荷，对提高该供区供电可靠率，完善电网结构，提升电网供电质量，有着十分重要的作用。拟建的110kVXX站由110金山变电站出线，金山变电站110kV线路三回，主变容量2x40000kVa。2.2.5.2 负荷发展的需要根据XX县“十二五”规划，XX县“十二五”时期经济社会发展的总体目标是：继续保持经济较快发展，综合经济实力不断增强，经济结构调整和经济发展方式转变取得成效，基础设施条件明显改善，区域对外开放合作程度不断提高，四川丘区经济强县取得重大突破，人民生活水平进一步提高，民主法制和精神文明建设再上新台阶，社会建设取得重大进展，生态环境明显改善。XX片区位于XX大英、XX射洪、XX48、菊河、XX鲁班(鲁班湖)四条公路交汇处，地处XX、射洪、大英、中江四县交界，是风景旅游区鲁班湖、道教圣地云台观、著名文化古迹汉墓群三点一线旅游带的中转站和必经之路，其交通便利经济发展较快，镇乡企业蓬勃发展，现已形成较有规模的种养殖、农业加工、农业机械、建筑材料、印刷、化工等乡镇企业。该片区内各类企业百余家，实现从业人员183918人 ；集贸市场16个，赶集人流量10余万人；农业种植面积648415亩，农业产值23亿。目前该地区正积极建设新农村，农业人口向集镇转移，土地流转，农业产业向规模化发展，用电需求将大幅提升。近两年农村家用电器普及率大幅度提高，彩电拥有率超过100%，冰箱拥有率达75%以49、上，部份农户安装有空调,电脑等，特别是农村小农具大幅增加（如小型打米机、脱粒机、小型抽水泵等）。随着经济迅猛发展，用电负荷也急剧增加。XX片区多年来负荷平均增长率达9.3%，2013年该区域最大负荷已达17.64兆伏安，由于电力的限制，该地区经济发展已受到严重制约，随着XX110kV变电站2015年建成后及旅游带建成，预计负荷增长率达9.7%，XX供区内的电力电量增长情况如下表所示：其中农业负荷约占负荷总量的68%。110kVXX变电站供区历年电力电量增长预测表时间2014年2015年2016年2017年2020年单位 (MW)(MW)(MW)(MW)(MW)工业负荷2.162.322.59250、.853.75农业负荷13.1214.3815.7317.2522.78三产及其他负荷4.004.374.805.266.95共计19.2821.0723.1225.3633.48如上表所示，到2015年，XX新片区的负荷将达到21.07MW，到2020年XX新片区总的负荷还是将达到33.48MW，现有的XX35kV变电站和电力网络已无法满足电力负荷增长的需求，为保证XX片区经济发展，满足人民生产、生活用电的需要，建设XX县XX35kV变电站升级为110kV输变电工程是非常必要的。2.2.6 系统方案根据XX县电网规划，XX110kV变电站建成后，可由金山110kV变电站出一回110kV线路至51、XX110kV站，也可由东塔110kV变电站出一回110kV线路至XX110kV站，实现XX县XX地区与XX县地方电网110kV电压等级的连接；金山站的装机容量为2x40MVA，东塔站的装机容量为2x20MVA，金山站的备用容量更大；金山站原已有送电线路到XX站，而东塔站需新勘察线路至XX站，两条线路至XX站距离相当，所以比较之下从金山站引接更具经济性，故选取了由金山110kV变电站出一回110kV线路至XX110kV站的方案，有效的提高XX片区的用电可靠性，XX110kV变电站另预留1回出线用于电网规划的网络连接。XX110kV变电站本期三回35kV线路分别至景福35kV站、安居35kV变电52、站、新生35kV变电站（作为备用电源）。解决目前存在的35kV长距离供电问题，有效地降低网损，提高该35kV变电站的电压质量以及可靠性。10kV出线本期8回，终期10回。以满足XX片区内已有负荷的供电以及XX周边新增的农业负荷的要求，减轻目前的供电压力。2.2.7 潮流计算目的潮流计算的目的在于校验推荐电网接线方案的合理性；了解运行潮流分布和电压水平；为新建送变电工程提供设计技术依据（如电压、导线截面、主变压器容量及其抽头规范等）和为生产调度提供运行参数。2.2.7.2计算软件使用中国电力科学研究院引进并推广应用的BPA程序，该程序中加入了我国电力系统分析计算所必须的总要功能，形成了适合我国电53、力系统分析计算的BPA程序，在电力系统规划设计、调度运行及教学科研部门得到了广泛的应用。计算运行方式的确定1）计算年： 2020年。2）计算时段：根据对XX县电网的负荷预测，到2020年整个XX电网供区内的电力负荷将达到350.0MW，,根据XX公司所提供的2010年负荷曲线资料，本计算仍然选择夏季丰期、冬季枯期最大负荷时进行潮流计算。3）计算范围：XX电力所属110kV及部分35kV电压等级地方电网。4）负荷功率因数确定：按照电力系统电压和无功电力技术导则中高压供电的工业用户功率因数0.9以上和农业用电功率因数0.8以上的规定，在计算中按照一般水平，变电站所供负荷的功率因数按0.9计算。计算54、结果计算结果见图。XX县电网2020年潮流计算结果(丰期)、XX县电网2020年潮流计算结果(枯期)。计算结果见图2-12-2。 图2-1 XX电网2020年潮流计算结果(运行方式一：丰期)图2-2 XX电网2020年潮流计算结果(运行方式一：枯期)2020年丰期时XX县电网通过北坝110kV站从国网佳桥220kV变的下电容量达到117.6MW,金山110kV变XX110kV变线路的输送功率达到37.4MW,低于LGJ-240导线的经济电流输送容量。XX110kV变的110kV母线电压为115.4kV,35kV母线电压为37.1kV。2020年枯期XX县电网的下电功率达到125.3MW。金山155、10kV变XX110kV变线路的输送功率达到24.3MW,低于LGJ-240导线的经济电流输送容量。XX110kV变的110kV母线电压为115kV,35kV母线电压为38.5kV。计算时，XX110kV主变变比为115:38.5，即主抽头选为115kV。根据电力系统电压和无功电力技术导则规定：35kV及以上用户的电压波动幅值应不大于系统额定电压的10%，其电压允许偏差值应该在系统额定电压的的范围内，通过计算结果可以看出电网主要节点运行电压控制在范围内，所以XX县电网的电压水平较为稳定。2.2.8 导线截面选择导线截面选择的原则，主要根据经济电流密度选择，再按不同海拔高程不产生电晕的最小截面要56、求进行校验，XX110kV变电站最大负荷综合年利用小时数取为5000小时，经济电流密度取1.15，功率因数取0.9，按2020年XX片区最大负荷33.48MW计算选择导线截面。XX110kV变电站金山110kV变 的110kV线路按经济电流密度要求并考虑今后的发展需求，推荐采用型号为LGJ-185导线。2.2.9 主变压器参数XX110kV变电站主变压器选择三相三绕组有载调压降压电力变压器，根据负荷预测，2015年最大负荷为21.07MW，2020年最大负荷达33.48MW，XX110kV变电站本期安装台31.5MVA容量的主变，备用台31.5MVA容量的主变，能够满足未来负荷增长的要求。根据57、电力系统电压和无功电力技术导则及潮流计算结果，110kV侧额定电压选用系统额定电压，主抽头选择为115kV，有载调压范围为81.25%，通过潮流计算，在丰大和枯大两种典型运行方式下，XX站在11581.25%kV的抽头档位运行的情况看，各节点电压满足有关规程的要求。此时主变的抽头都可以保持在0档位不动。中压侧和低压侧的额定电压分别为38.5kV、10.5kV。2.2.10无功补偿容量由于无功不宜长距离传输，并且为了确定静电电容器合适的补偿容量和安装位置，按照分供电区域平衡的原则，根据并联电容器装置设计规范（GB50227-2008），电容器安装容量按主变压器容量的10%30%确定，考虑负荷侧就58、地补偿，本变电站主要考虑补偿主变本体的无功损耗，XX110kV变电站无功补偿容量选择为变电站主变容量的16%。本期建议补偿容量为22000kVar,终期总的补偿容量为42000kVar。投入时能够保证系统电压的正常水平，在今后具体的设计中各无功装置应该装设自动投切开关，以便在负荷变化时迅速投运，保证正常的电压水平。1 短路电流水平短路阻抗计算水平年为2020年。计算基准值：基准电压 Uj=Un基准容量 Sj=100MVA最大运行方式下归算至金山开关站110kV母线阻抗：正序阻抗：X1=0.1198零序阻抗：X1=0.1434按两台变压器10kV分列运行考虑。计算结果：三相短路故障时：XX11059、kV站110kV母线侧短路电流为3.29kA, 35kV母线侧短路电流为8.6kA，10kV母线侧短路电流为11.2kA。单相短路故障时：XX110kV站110kV母线侧短路电流为2.07kA。根据短路电流计算，建议XX110kV变电站110kV侧设备短路耐受水平采用31.5kA，35kV侧设备短路耐受水平采用25kA，10kV侧设备短路耐受水平采用25kA。2 单相接地电容电流计算35kV、10kV系统的接地电容电流与供电线路的结构、布置、长度有关, 主要取决电缆线路的截面和长度,变电站出线为电缆线路或架空线路, 根据电力工程电气设计手册第1册(电气一次部分)，本次XX110kV变新建工程电60、容电流的估算如下:1、终期10kV侧总计出线10回。每回通过10kV电缆引出变电站，再架空出线，每回出线估算其电缆长度为200m，架空线长度估算为5km。10kV侧每回出线的单相接地电容电流为：对于10kV侧附加的变电所电容电流为16%10kV侧总的单相接地短路电流为。根据DL/T 6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合，该值未超过10kV电缆送配电系统的单相故障电容电流的允许值10A。故10kV采用不接地系统。2、35kV侧电容电流计算35kV出线回路数为4回，每回通过35kV电缆引出变电站，再架空出线，每回出线估算其电缆长度为200m，至安居35kV变电站、景福35kV变电站、新61、生35kV变电站的架空线路长27km，另备用回路按15km估算。与XX110kV变电站连接的35kV架空线路总长为42km。整个系统35kV线路的单相接地电容电流为：对于35kV侧附加的变电所电容电流为13%，35kV侧总的单相接地电容电流为该值没有超过35kV电缆送配电系统的单相故障电容电流的允许值10A. 所以满足要求。故XX110kV变电站不需要加装消弧线圈。3 工程建设规模3.1 变电站工程规模1）主变压器：主变容量：本期131.5MVA，远期231.5MVA；2）出线电压等级及回路数110kV出线：本期1回，至金山110kV变电站，远期2回；35kV出线：本期3回，分别至景福35kV62、变电站、安居35kV变电站、新生35kV变电站，远期 4回；10kV出线：本期8回，远期10回；10kV无功补偿电容器：本期22000kVaR，远期 43006 kVAR。3.2建议主接线根据本变电站工程建设规模，在满足供电安全、可靠和运行操作简便的条件下，本站各级电压主接线建议为：考虑到XX变随着XX片区的发展以后肯定需要扩建，建议XX变的110kV采用单母线接线。其接线简单清晰、设备少，操作方便、便于扩建。35kV采用单母线分段接线。10kV采用单母线分段接线。4 系统一次部分结论与建议XX110kV输变电改造工程对于降低电网损耗、改善XX县电力公司电网结构、满足未来XX片区新增农村负荷以63、及XX周边现有农村负荷的供电需求起到了举足轻重的作用。该项目预计于2015年建成投运。本期安装1台31.5MVA主变。本期出一回110kV线路至金山110kV变电站，预留1回。本期三回35kV线路分别至景福35kV变电站、安居35kV变电站，预留35kV出线2回。2.3 电力系统二次2.3.1 工程概述为了保障XX县满足未来XX片区新增农村负荷以及XX周边现有农村负荷的发展需求，新建XX110kV变电站，XX110kV变至金山110kV变的110kV线路长度为26km。XX110kV变至景福35kV变的35kV线路长度为10.3km，XX110kV变至安居35kV变的35kV线路长度为5km。64、2.3.2 系统继电保护.1保护配置原则为了保证电网的安全稳定运行，需要合理配置继电保护及安全自动装置。根据继电保护和安全自动装置技术规程的要求，本工程配置原则如下：（1）每回110kV线路的电源侧变电站一般配置一套线路保护装置，负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的三段相间和接地距离、四段零序方向过流保护。（2）每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km的短线路、宜配置一套纵联保护。（3）三相一次重合闸随线路保护装置配置，重合闸可实现三重和停用方式。（4）母联（分断）按断路器配置一套、完整、独立的，具备自投自退功能的母联（分断）充电保护装置和一个三相操作箱。要求充电保护应具有两段相过65、流和一段零序过流。（5）对于重要的110kV变电站，其线路、母联（分段）及主变压器可配置一套故障录波器。.2 装置技术要求.2.1 110kV线路保护110 kV线路保护应满足如下技术要求：（1）被保护线路在各种运行条件下（线路空载、轻载、满载）进行各种正常的倒闸操作时，保护装置不得误发跳闸命令，在保护范围内发生金属和非金属的各种故障（包括单相接地、两相接地、两相不接地短路、三相短路及复合故障、转换性故障）时，保护应能正确动作。保护范围外部正方向或反方向发生金属性或非金属性故障时，装置不应误动作。外部故障切除，外部故障转换，故障功率突然倒向及系统操作等情况下，保护不应误动作。（2）装置应具有三66、相跳闸逻辑回路。手动合闸或自动合闸于故障线路上时，应可靠瞬时三相跳闸，手动合闸或自动重合闸于非故障线路上时，应可靠不动作。（3）在雷击过电压、一次回路操作、开关故障及其它干扰作用下，在二次回路操作干扰作用下，装置不应误动和拒动。（4）主保护整组最大动作时间原则上应不大于30ms（不包括通道时间），近端故障，原则上不大于10ms。保护装置返回时间（从故障切除到装置跳闸出口接点返回）应不大于30ms。（5）保护装置在电压互感器次级断线或短路时不应误动作，此时，应闭锁保护装置并发出告警信号。保护装置在电流互感器次级开路时不应误动作。（6）装置中任一元件损坏时，不应误动作，主要电路应有经常监视，回路不67、正常时，应能发出告警信号。（7）对含有电缆的线路，应具有过负荷保护功能。.2.2 35kV线路保护线路保护应满足以下技术要求：（1）应含三相一次重合闸功能。重合闸应采用保护和断路器位置起动方式。（2）线路在空载、轻载、满载条件下，在保护范围内发生金属或非金属性的各种故障时，保护应能正确动作。线路主保护整组动作时间：近端故障不大于20ms；远端故障不大于30ms（不包括通道时间）。（3）在保护区外发生金属或非金属故障时，保护不应误动作；区外故障切除，区外故障转换，故障功率突然倒向及系统操作等情况下，保护不应误动作；被保护线路在各种运行条件下进行各种倒闸操作时，保护装置不应误动作。（4）重合闸装置68、应有外部闭锁重合闸的输入回路，用于在手动跳闸、手动合闸、母线故障、主变压器故障、延时段保护动作、断路器操作压力降低等情况下接入闭锁重合闸接点。（5）重合闸只实现一次重合闸，要求重合闸装置中应能实现三相重合闸方式和重合闸停用方式的切换。（6）可能出现过负荷的电缆线路或电缆与架空混合线路，应装设过负荷保护，保护宜带时限动作于信号，必要时可动作于跳闸。2.3.2.2.3 故障录波器故障录波器应满足以下技术要求：（1）故障录波器应为嵌入式、模块化产品，所选用的微机故障录波器应满足电力行业有关标准。（2）故障录波器应能连续记录多次故障波形，能记录和保存从故障前150ms 到故障消失时的电气量波形。它应至69、少能清楚记录5 次谐波的波形。（3）故障录波器模拟量采样频率在高速故障记录期间不低于5000Hz。（4）事件量记录元件的分辨率应1.0ms。（5）故障录波器应具备对时功能，能够接收时间同步系统输出的同步时钟脉冲，对时精度小于1.0ms，以便更好分析故障发生顺序以及实现双端测距。装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的功能。（6）故障录波器应具有故障测距功能，故障测距的测量误差应小于线路长度的3%。.3 配置方案金山110kV变电站XX110kV变线路配置距离保护；XX景福35kV线路配置阶段式电流电压保护；XX安居35kV线路配置阶段式电流电压保护；XX站配置1面故障录波柜。XX110kV变电70、站新建工程配置方案表：序号屏柜名称数量（套）备注1110kV线路距离保护1235kV阶段式电流电压保护23故障录波柜12.3.3 调度自动化2.3.3.1 调度关系按照四川省电网调度管理体制和XX县调度管辖范围的要求，XXXX110kV变电站110kV、35kV、10kV设备均由XX县调(XX调度中心)统一调度管理。根据XX电力公司调度及自动化专业提供资料，根据XX电力公司提供资料，目前XX电网内运行设备速率为622M，155M，PDH等，设备情况如下表：光端机设备表：序号站点设备制式型号最大光方向已投光方向光板速率已用插槽可扩槽位1公司SDHSTM-2010323155Mbit/s48GSD71、155/622DI101155Mbit/s24PDH111155Mbit/sPDH211155Mbit/sPDH311155Mbit/sPDH411155Mbit/s2吴家渡电厂中控室SDHGSD155/622DI101155Mbit/s243吴家渡电厂厂办PDH11155Mbit/s4刘营站PDH11155Mbit/s5潼川所PDH11155Mbit/s6北坝站PDH11155Mbit/s7东塔站SDHSTM-101011155Mbit/s248青东坝站SDHSTM-101011155Mbit/s249文峰电厂SDHSTM-1010101155Mbit/s2410芦110kV站SDHSTM-72、1010101155Mbit/s24PDH111155Mbit/sPDH211155Mbit/sPDH311155Mbit/sPDH411155Mbit/s11芦35kV站PDH11155Mbit/s12XX电厂厂办PDH11155Mbit/s13XX电厂中控室PDH11155Mbit/s14花园站PDH111155Mbit/sPDH211155Mbit/s15建设站PDH11155Mbit/sPCM设备表：序号站点型号数量(台)2M口（块）RS-232（块）FXO（块）1公司MUX-200022 (PCM1 )253(PCM2)59SMD-9D11112吴家渡电厂SMD-9D11113东塔站73、MUX-200011114芦110kV站MUX-200011115青东坝站MUX-200011116文峰电厂MUX-30B130话2数7潼川所MUX-30B14话8北坝站MUX-30B18话4数9刘营站MUX-30B18话4数10芦35kV站MUX-30B18话4数11XX电厂厂办MUX-30B18话4数12XX电厂中控室MUX-30B18话4数13花园站MUX-30B18话4数14建设站MUX-30B18话4数2.3.3.2 远动系统远动信息传送网络本期工程变电站远动信息向XX县调的传输采用常规远动专用通道点对点传输方式。本期提供两路独立路由的远动通道至调度，主通道采用MSTP光设备2M方式74、，备用通道为拨号方式。2.3.3.2.2远动信息内容根据地区电网调度自动化设计技术规程（DL/T5002-2005）、农村电网自动化及通信系统技术导则（Q/GDW126-2005）以及XX县调自动化的要求，XX110kV变电站的遥测量、遥信量、遥控量等远动信息应向XX县调发送，本期变电站采集的远动信息如下：遥测量：110kV线路有功功率、无功功率，电流测量，有功、无功电能量；35kV线路有功功率、无功功率，电流测量，有功、无功电能量；变压器三侧有功功率、无功功率，电流测量，有功、无功电能量；10kV所用变有功功率、无功功率，电流测量，有功、无功电能量； 110kV母线电压、频率测量；35kV各75、段母线电压；10kV各段母线电压；电容器组单向无功电能量、电流测量；遥信量：全所事故总信号；110kV、35kV线路保护信号； 电气主接线图中所有断路器位置信号；反应系统运行方式的隔离开关、接地刀闸位置信号；遥控、遥调量：10kV电容器组远方投切；无功补偿装置断路器的投切；2.3.3.3 电能量计量计费系统本变电站配置一套厂站电能计量计费系统。本期设计变电站考虑配置多功能电子电能表，通过电能量采集装置接入XX县调电能量计量计费系统。2.3.3.3.1考核计量点设置本期110kV出线、35kV出线、10kV出线均设置为考核计量点；10kV电容器组及站用变设置为内部考核计量点。本期110kV出线共76、配置1只0.2S级考核计量表，主变高、中、低压侧共配置6只0.5S级电度表； 35kV出线共配置3只0.2S级考核计量表；10kV出线设置8只0.2S级考核计量表；电容器组设置2只1.0级无功电度表；站用变设置2只1.0级电度表。110kV出线及主变三侧电度表集中组屏于主控制室，35kV出线、10kV出线、电容器及站用变电度表分散布置于开关柜上。本期装设一套电能量采集装置，安装于电度表屏上。各电度表电能量信息由电能量采集装置统一采集后通过通信口转发至后台。2.3.3.3.2电能量信息传输方式变电站向XX县调电能量计量主站系统的电能量信息传输采用光通信设备2M方式传送，备用调度通道采用拨号方式。77、2.3.3.3.3电能量信息传输协议要求通信协议采用DL/T 860传送至XX县调。调度端接口为了实现XX110kV变远动信息和电能量数据接入XX县调自动化主站系统和电能量计量主站系统，相关主站系统需完成软件修改、硬件接口扩展以及系统联合调试等工作，本期应为主站考虑适当的远动和电能计量接口费用。系统通信设计依据和范围2.3.4.1.1设计依据XX县电网调度自动化及光纤通信规划报告农村电网自动化及通信系统技术导则（Q/GDW 126-2005）；电力系统通信设计技术规定（DL/T 5391-2007）；电力系统同步数字系列（SDH）光缆通信工程设计技术规定（DL/T 5404-2007）；2.378、.4.1.2设计范围XX110kV变-金山110kV变的系统通信部分。XX110kV变-金山110kV变-XX县调的通信及保护通道的组织设计，包括光通信传输设备、站端设备、接入设备及通信配套设备的配置。设备配置范围：XX110kV变、金山变、XX县调（XX调度中心）。2.3.4.2系统概况目前金山110kV变已经投运，光通信设备目前已经与XX县调通信设备连接。系统通信设计2.3.4.3.1通信现状根据XX电力公司提供资料，目前XX电网内运行设备速率为622M，155M，PDH等，设备情况如下表：光端机设备表：序号站点设备制式型号最大光方向已投光方向光板速率已用插槽可扩槽位1公司SDHSTM-279、010323155Mbit/s48GSD155/622DI101155Mbit/s24PDH111155Mbit/sPDH211155Mbit/sPDH311155Mbit/sPDH411155Mbit/s2吴家渡电厂中控室SDHGSD155/622DI101155Mbit/s243吴家渡电厂厂办PDH11155Mbit/s4刘营站PDH11155Mbit/s5潼川所PDH11155Mbit/s6北坝站PDH11155Mbit/s7东塔站SDHSTM-101011155Mbit/s248青东坝站SDHSTM-101011155Mbit/s249文峰电厂SDHSTM-1010101155Mbit80、/s2410芦110kV站SDHSTM-1010101155Mbit/s24PDH111155Mbit/sPDH211155Mbit/sPDH311155Mbit/sPDH411155Mbit/s11芦35kV站PDH11155Mbit/s12XX电厂厂办PDH11155Mbit/s13XX电厂中控室PDH11155Mbit/s14花园站PDH111155Mbit/sPDH211155Mbit/s15建设站PDH11155Mbit/sPCM设备表：序号站点型号数量(台)2M口（块）RS-232（块）FXO（块）1公司MUX-200022 (PCM1 )253(PCM2)59SMD-9D111181、2吴家渡电厂SMD-9D11113东塔站MUX-200011114芦110kV站MUX-200011115青东坝站MUX-200011116文峰电厂MUX-30B130话2数7潼川所MUX-30B14话8北坝站MUX-30B18话4数9刘营站MUX-30B18话4数10芦35kV站MUX-30B18话4数11XX电厂厂办MUX-30B18话4数12XX电厂中控室MUX-30B18话4数13花园站MUX-30B18话4数14建设站MUX-30B18话4数系统通信设计本期XX110kV变电站110kV出线1回，本期上1回（至金山110kV变）；35kV出线4回，本期上2回；10kV出线10回，本期82、上8回。本期XX变-金山变110kV线路长度29.6km，光缆长度30.66km，光缆芯数均24芯。本期工程XX110kV变-金山110kV变采用光纤通信。XX变装设STM-1光设备一套，带2块L-1.2光接口板（光口按1+1配置），传输速率均为155M。本光纤传输系统用作传输话音、数据（调度自动化、继电保护、安全自动控制、计算机信息等）。对侧三里坪变和斌郎变原有的光传输设备满足本期改造工程，因此不再作新增。光纤芯数分配说明光纤芯数分配见下表：序号用途纤芯数备用芯数1传输242通信243光纤保护（复用保护）244其它6总计24芯2.3.4.3.3通道组织（1）通信调度电话、远动信息、电能量信息83、通道的组织本期XX110kV变通信调度电话、远动信息及电能量信息应组织至XX县调，通信将利用光纤通道进行传输。具体电路安排如下：XX变金山变XX县调（2）本期110kV线路保护通道组织本工程不提供保护通道（3）本期35kV线路保护通道组织本工程提供2芯（备用4芯）光纤保护通道。2.3.4.3.4站端设备配置（1）XX110kV变本期装设STM-4 SDH光通信设备1套，带2块L-1.1光接口板（光口按1+1配置）。预留光差保护用2M接口板2块。为保证光传输设备及其他业务的接入，本期新增1面综合配线架（DDF30 ODF48 VDF100）。本期装设PCM复接设备1套，用于调度信息的传输。（2）84、金山变本期在金山110kV变已有光设备上新增2块L-1.1光接口板，增加一个48芯光配线模块。（3）XX县调本期在XX县调新增一套PCM接入设备。2.3.4.3.5对外通信本期XX变采用一路市话作为本变电站对外通信和调度通信的备用。2.3.4.3.6通信电源本站采用变电站交直流一体化电源采用DC/DC转换为-48V为光通信设备供电，电气应为本期光通信配置2个30A电源模块。2.3.4.4 与35kV变电站的通信根据XX县电网调度自动化及光纤通信规划报告，其35kV变电站的通信采用光纤通信方式。3、变电站站址选择3.1 选站原则1、接近负荷中心；2、符合电力发展总体规划，与城乡总体发展规划及专项85、规划相协调，具备进出线走廊，便于架空和电缆线路的引接；3、交通便利，具备大件运输条件；4、节约用地，变电站站址应选建设用地或待置换用地；5、具有适宜的地质、地形和地貌条件（例如避开断层、滑坡、塌陷区、溶洞地带、山区风口和有危岩或易发生滚石的场所）；所址宜避免选在有重要文物或开采后对变电所有影响的矿藏地点，否则应征得有关部门的同意；6、应考虑变电所与周围环境、邻近设施的相互影响，避开危险建筑物、高污染区，注意与环境相协调；7、站址标高宜在50年一遇高水位之上，否则，站区应有可靠的防洪措施或与地区（工业企业）的防洪标准相一致，但仍应高于内涝水位；避开低洼地，避免拆迁房屋； 8、应考虑职工生活上的方86、便及水源条件。3.2 站址选择情况由于原XX35kV变电站两面紧邻公路，另两面为深坑，已无扩建场地，其现有场地无法进行110kV升级改造；且该变电站为上世纪七十年代修建，设备老旧，已无利用价值。因而，XX110kV变电站考虑另址建设。根据本变电站在XX县电力系统规划中的作用，本工程组及业主在工作中把站址选择范围确定在XX镇一带，考虑交通运输条件沿XIII县道进线选址。工程组会同XX电力公司相关人员在现场共踏勘了本工程两个站址，充分的评估了该两个站址能否满足变电站的建设。站址一在XX镇围杆村七组站址，紧临射洪县XX县的县级公路，交通方便。站址二离站址一近0.8公里处，为原XX镇丝绸厂老厂址，现将87、变电站站址概况如下： 站址概述站址一位于XX镇围杆村7队，与原XX35kV变电站仅隔一条公路，距XX镇约0.6km，不属于基本农田。拟建场地属丘坡梯田地貌，坡度约1015，场地平坦，地形总体呈北西高，南东低，场地高程412.0m420.0m，一般高差2.05.0m。变电站拟建站址附近区域主要为低山丘陵河谷地貌，变电站西北侧紧靠一小山包，该山包最高处高出场地约20m，小山丘坡度较缓，植被茂密，暴雨期对洪水阻隔效果较好，加之汇水面积很小，因此变电站后侧的小丘陵无法形成大的山洪对变电站造成危害，变电站工程可考虑在站址外侧修建排洪沟即可。本工程附近大的河流为涪江及其支流，变电站站址距涪江河岸直线距离288、5km左右，涪江洪水不会对XX镇造成影响，因此不必考虑河流洪水对本变电站的影响。周围无工矿企业，该站址东侧距射洪县XX县的公路约60米，需新建进站道路。变电站生产生活用水由城镇供水管道供应。110kV出线朝西南面，35kV出线朝东北面，10kV采用电缆出线。站址附近有10kV线路通过，施工电源引接方便。站址场地相对稳定，未发现不良地质现象，满足建站条件。站址二位于XX镇利众村5队，距XX镇约1.5km，不属于基本农田。拟建场地为原XX镇丝厂厂址，坡度约913，场地平坦，地形总体呈西高东低，场地高程410.0m418.0m，一般高差2.04.0m，本站址水文条件同站址一。周围无工矿企业，西北面有89、居民房屋，东侧有一深沟，南侧有居民房屋，该站址南侧为XX菊河乡镇公路，距射洪县XX县的公路约1千米，勿需新建进站道路。变电站生产生活用水由城镇供水管道供应。110kV出线朝东北面，35kV出线朝东南面，10kV采用电缆出线。站址附近有10kV线路通过，施工电源引接方便。站址场地相对稳定，未发现不良地质现象，但出线麻烦，拆除费用高，拆迁量大，协调工作量大，也亦满足建站条件。图1 站址一选择示意图图2 站址二选择示意图图3 站址一图片图4 站址二图片3.2.2 站址主要技术条件所选站址经系统、电气、土建、勘测、线路等专业充分比较，对于站址的主要技术条件描述如下：表一： 站址主要技术条件表序号项目站90、址一站址二站址一评价站址二评价1站址地理位置该站址位于XX镇围杆村七队，距XX镇约0.6km该站址位于XX镇利众村五队，距XX镇约1.5km满足要求满足要求2地形、地貌丘坡梯田地貌，坡度约1015，场地平坦，地形总体呈西高东低，场地高程412.0m420.0m，一般高差2.05.0m 丘坡梯田地貌，坡度约913，场地平坦，地形总体呈西高东低，场地高程410.0m418.0m，一般高差2.04.0m 满足要求满足要求3工程地质条件场地中部区地势较低，故站址周边及内部需做好排水处理。场地平整后，将在场地西南侧形成人工边坡，人工边坡稳定性一般，建议采取放坡及挡土墙处理；并会在东侧局部区域形成回填边坡91、，需做堡坎处理。场地西部区地势较低，故站址周边需做好排水处理。场地平整后，将在场地西南侧形成人工边坡，人工边坡稳定性一般，建议采取放坡及挡土墙处理；并会在东侧局部区域形成回填边坡，需做堡坎处理。满足要求满足要求4进出线情况110kV、35kV线路进出线方便 110kV、35kV线路进出线比较困难 满足要求较困难5处部交通运输及进站道路进站公路可沿现有县路接至XX镇街站公路长度大约60交通运输较为方便。进站公路可沿现有乡镇路接至XX镇至菊河公路，交通运输较为方便。满足要求满足要求6供水城镇供水管道供应城镇供水管道供应满足要求满足要求7防洪及排水站址位于五十年一遇洪水位之上，站址为一坡地，排水较方92、便。站址位于五十年一遇洪水位之上，站址为一坡地，排水较方便。满足要求满足要求8环保、相邻企业影响变电站本身对环境无污染，周围无工矿企业，变电站防污等级按II级考虑。变电站本身对环境无污染，周围无工矿企业，变电站防污等级按II级考虑。满足要求满足要求9障碍物拆迁场地内无构建筑物拆迁，有部分农作物。场地内无矿藏、埋管、埋线等隐蔽设施，未发现文物、古迹场地内有构建筑物拆迁，有员工安置。场地内无矿藏、埋管、埋线等隐蔽设施，未发现文物、古迹满足要求较困难10与城镇规划的关系在城镇规划区外。在城镇规划区外。满足要求满足要求11施工电源及运行管理生活条件施工用10kV电源引接距离小于100m。运行管理及职工93、生活较方便。施工用10kV电源引接距离小于100m。运行管理及职工生活较方便。满足要求满足要求12土地属性非基本农田非基本农田满足要求满足要求3.2.3 变电站综合技术经济比较序号比较内容站址一围杆村七队站址二利众村五队综合评价1地理 位置该站址位于XX镇围杆村七队，距XX镇约0.6km。站址场地紧邻乡镇公路，交通方便，运行管理、职工生活条件好。该站址位于XX镇利众村五队，距XX镇约1.5km。站址场地紧邻乡镇公路，交通方便，运行管理、职工生活条件较好。站址一优2接入系统条件居负荷中心，各个方向均可出线。进出线走廊较为宽敞。对原有35kV线路改造较小。居负荷中心，各个方向出线均较困难。进出线走94、廊狭窄。对原有35kV线路改造较大。站址一优3土地 性质丘坡梯田，丘坡梯田，相当4环境 条件环境条件较好。环境条件较好。相当5地质条件站址区内及附近未见滑坡、崩塌、泥石流等影响站址稳定的不良地质现象发育。站址区内及附近未见滑坡、崩塌、泥石流等影响站址稳定的不良地质现象发育。相当6水文条件场地周边无汇水，排水通畅，无内涝隐患，不受洪水影响。场地周边无汇水，排水通畅，无内涝隐患，不受洪水影响。相当7大件运输条件采用公路与铁路相结合的运输方式，由设备制造厂通过铁路发往绵阳，然后通过公路运往站址。采用公路与铁路相结合的运输方式，由设备制造厂通过铁路发往绵阳，然后通过公路运往站址。相当8扩建 条件扩建较95、困难。开挖量较大。扩建较困难。需撤除大量民房。相当9土地征用及拆迁赔偿费用151万元285万元站址一优10建筑工程费用1500万元1499万元相当11施工 条件站址施工场地开阔，有足够的施工场地；施工电源采用就近10kV线路。站址施工场地较狭窄，施工组织较困难；施工电源采用就近10kV线路。站址一优12变电站静态投资2191.39万元2348万元站址一优3.2.4 变电站本体综合比较结论本工程110kV变电站拟选的两个站址均位于XX县XX相应负荷中心点附近，从前论述及技术经济比较可以看出，在大件运输、施工条件、防洪涝、给排水、运行管理、水文、地质等条件方面基本相当，均具备建站条件。 通过上述对96、110kV变电站两个站址的主要经济技术指标和建站可靠性的比较， 变电站的站址一方案在地理位置、接入系统条件、土地征用及拆迁赔偿费用、施工条件及变电站静态投资等方面优于站址二。 综合考虑以上因素，为保证项目的顺利实施，本站址选择报告推荐站址一作为XX110kV变电站站址。4、变电站工程设想 4.1 变电站设计规模根据本工程系统论证，本工程XX110kV变电站建设规模为：主变：终期231.5MVA，本期131.5MVA。110kV终期出线2回，本期出线1回，至金山110kV变电站，预留1回出线间隔。35kV终期出线4回，本期出线2回，分别至景福35kV变电站、安居35kV变电站，预留2回。10kV97、终期出线10回，本期出线8回，预留2回。10kV并联电容补偿装置最终4x2000kVaR，分别接于10kV的两段母线上，本期2x2000kVaR，接于10kV I段母线上。电容器组采用单星型接线。对侧间隔扩建：本工程以1回110kV接入金山110kV变电站，需在金山110kV变电站扩建1回110kV间隔，采用普通中型布置。4.2 电气部分4.2.1 电气主接线及主要电气设备选择4.2.1.1 电气主接线根据本变电站工程建设规模，在满足供电安全、可靠和运行操作简便的条件下，提出两种设计方案做比选：方案一方案二主接线110kV采用单母线接线；35kV采用单母线分段接线；10kV采用单母线分段接线；98、110kV采用内桥接线；35kV采用单母线分段接线；10kV采用单母线分段接线；布置110kV采用屋外普通中型布置；35kV采用户内单列双通道布置；10kV采用户内单列双通道布置；110kV采用屋外普通中型布置；35kV采用户内单列双通道布置；10kV采用户内单列双通道布置；方案描述该设计方案母线简单清晰、使用设备少、操作方便、误操作几率小，二次接线简单，间隔之间的操作独立，改变变压器运行方式时，无需停电。但该接线在连接母线的设备故障或者维修时会导致变电站两台主变停运。站址挖方3600m3，填方2900m3，进站道路填方700m3，另考虑的建构筑物、挡土墙基槽开挖量及因基础超深换填挖出的土方量99、，综合平衡后需外取土方700m3。站址总占地面积约合5.764亩，其中围墙内占地合4.69亩，进站道路占地面积合0.984亩。该设计方案母线简单清晰、使用设备少、操作相对复杂、二次接线相对复杂，主变压器的切换不能在带电情况下完成。比较适合两条线路供电的终端变电站。站址挖方4600m3，填方3900m3，进站道路填方800m3，另考虑的建构筑物、挡土墙基槽开挖量及因基础超深换填挖出的土方量，综合平衡后需外取土700m3。站址总占地面积约合5.556亩，其中围墙内占地约合4.572亩，进站道路占地面积合0.984亩。推荐推荐本方案对比方案一和方案二：方案一相对方案二多使用一台断路器，少使用一个母线100、电压互感器；方案一比方案二操作更简单、二次接线更简单清晰、在主变间隔的操作时更方便；站址布置方面，因为本站站址面积受到地势及周边土地性质的影响，站址面积有限，在考虑布置110kV屋外配电装置时，内桥接线的桥间隔多占用8m宽度，使站址已延伸至山坡内，开挖量过大。综合电气及站址布置方面的情况，本站推荐采用方案一。4.2.1.2 主要电气设备选择根据2011版四川省电力系统污区分布图，本站拟建站址位于III级污秽区，所有户外电气设备按防污型选择。本变电站设计标准按级地震烈度设计，站内的动峰值加速度为0.05g，所有电气设备均按不低于此要求选择。变电所地处海拔高度约为412米，故在设备选择中不考虑海拔101、修正。工程主要设备选型考虑尽可能采用无油化，选用性能可靠、技术先进、有一定运行经验的产品（1）主变压器：推荐选用低损耗三相三线圈有载调压电力变压器。（2）110kV电气设备：断路器推荐选用户外六氟化硫瓷柱式断路器；隔离开关推荐选用户外双柱水平旋转式隔离开关；电流互感器推荐选用六氟化硫电流互感器；电压互感器推荐选用电容式电压互感器；避雷器推荐选用氧化锌避雷器。（3）35kV电气设备：推荐选用户内移开式金属封闭开关柜，断路器推荐选用真空式断路器，电流互感器及电压互感器推荐选用干式设备。（4）10kV电气设备：推荐选用户内移开式金属封闭开关柜，断路器推荐选用真空式断路器，电流互感器及电压互感器推荐选102、用干式设备。（5）10kV并联电容器补偿装置：推荐选用户外集合式成套装置。（6）站用变压器：推荐选用100kVA干式变压器，布置在开关柜中。4.2.2 电气总平面布置根据现场实际情况，本变电站参考国家电网公司输变电工程通用设计110（66）500kV变电站分册中110-A-2方案进行总平面布置，结合本站站址具体情况设计。4.2.2.1 110kV屋外配电装置110kV配电装置采用屋外普通中型布置，间隔宽度为8米，软母线，母线安装高度为7米，布置在所区西南侧。4.2.2.2 35kV屋内配电装置35kV采用屋内配电装置，配电室长31.2m,宽9.5米。手车式高压开关柜，采用单列双通道布置，设有两103、个出入口，采用架空进线，布置在所区东侧，布置在10kV配电室上方二楼。4.2.2.3 10kV屋内配电装置10kV采用屋内配电装置，配电室长31.2m,宽9.5米。手车式高压开关柜，采用单列双通道布置，设有两个出入口，10kV进线采用敞开式母线桥，出线采用电缆，布置在所区东侧，布置在35kV配电室下方一楼。4.2.3 防雷、接地及过电压保护防雷：为防止雷电对变电站构筑物和设备的直击危害，本变电站采用2根25m高构架避雷针和2根25m高独立避雷针形成的联合保护对变电站内设备直击雷保护。为防止线路雷电侵入波对主变压器和其它设备的危害，在110 kV、35kV出线端，110kV、35kV、lOkV母104、线上装设氧化锌避雷器。同时在主变35kV、10kV侧上各装设一台避雷器，以防止雷电波的感应电压危及低压绕组绝缘。在35kV、10kV断路器开关柜内设过氧化锌避雷器，抑制操作过电压。接地：本变电站采用水平接地带为主、垂直接地极为辅的复合接地网。水平接地网采用-506镀锌扁钢，垂直接地极采用L505镀锌角钢，站内预留外引接地点。4.2.4 站用电及照明4.2.4.1 站用电本站装设2台站用变压器，正常工作时，一台工作，一台备用，禁止2台所用变并列运行。一台站用变电源接在10kV I段母线，一台站用变电源接在35kV I段母线（待#2主变上后，接于10kV II段母线），两台站用变均选择容量为100105、kVA的干式变压器，安装在开关柜内。站用电采用380/220V三相四线制系统，单母线接线。4.2.4.2 动力主控室、110kV屋外配电装置，35kV、10kV屋内配电装置、主变场地等分别设置检修动力配电箱，为动力，电焊及检修提供电源。4.2.4.3 照明本站采用正常照明和事故照明两种方式，电压为220伏，事故照明系统设事故照明切换装置，正常时交流电源从低压配电屏取得，事故时自动切换至直流电源母线上，由蓄电池系统获得电源，照明设置照明配电箱，设置情况为：主控室设正常照明配电箱： 1只主控制楼设事故照明配电箱： 1只35kV屋内配电装置设正常照明配电箱： 1只10kV屋内配电装置设正常照明配电箱106、： 1只本站户外电气设施及道路采用投光灯和庭院灯照明，其余采用荧光灯。各照明装置均考虑有更换灯泡和维修灯具的条件。4.2.5 变电站二次4.2.5.1 交、直流一体化系统为了保证全站交流、直流的供电，本站选用一套交、直流一体化电源系统对全站检修、动力、继电保护，控制、操作和事故照明供电，本系统由5面屏组成，其配置方案及特点为：1、全站配置一组蓄电池和充电机，容量可按200AH/组设计；2、通信设备直接采用220V 电源模块，通信电源从两组直流母线直接拉两路专用馈线至通信机柜，并在通信柜进行两路电源自动切换；3、采用逆变器直接挂于母线上代替，取消独立UPS；4、采用智能ATS开关实现两路电源自动107、切换，取消传统站用380V电源备自投配置；4.2.5.2 控制本工程变电站运行管理方式按无人值班、有人值守设计，为适应现代电网管理与调度对变电所现场实时信息的需要，提高劳动生产率，降低变电站日常运行维护的工作强度，减少误操作，提高供电的可靠性，本站采用近年来普遍使用的变电站微机综合自动化系统。本站35kV及10kV线路保护测控装置采用分散布置，安装在相应的高压开关柜上，以减少控制室面积与电缆长度；主变压器、110kV线路保护、测控及全所交、直流电源 、主变及高压侧计度等装置集中组屏安装在控制室内。监控系统选用单网单机配置，从上到下依次为监控管理站，工业级实时网和智能输入输出单元，监控管理站采用108、高档工业微机，可提供中文Windows人机界面。要求工业级实时网（F-NET网），采用RS-485平衡式双绞线或光纤传输方式，抗干扰能力强，扩展节点方便，有隔离的数据端口，传输速率高，传输距离远。智能输入输出控制单元运行速度高，计算处理能力强。监控管理站配21液晶显示器，标准健盘，鼠标及功能健盘，彩色打印机。装置能完全完成常规的测量系统，操作系统，信号系统，防误系统，远动部分等工作，取代仪表盘、操作屏、中央信号屏、变送器屏、远动装置等二次设备。 4.2.5.3 继电保护及自动装置4.2.5.3.1 主变保护（1）主变保护配置：三侧波形鉴别涌流制动分相复式比率差动，分相电流差动，三侧CT断线闭锁109、比率差动并发信，二段零序过电流保护，零序电流电压保护。（2）主变后备保护配置：110kV侧设置一套复合电压闭锁方向过流保护，35kV侧设置一套复合电压闭锁方向过流保护，一套复合电压闭锁过流保护，10kV侧配置定时限过电流保护，三侧过负荷保护。4.2.5.3.2 35kV分段保护： 35kV分保护配置两段式过流保护。4.2.5.3.3 10kV线路保护：10kV线路保护配置二段式电流保护，低周减载。4.2.5.3.4 10kV分段保护： 35kV分保护配置两段式过流保护。4.2.5.3.5 10kV电容器保护：10kV电容器保护配置电流速断，定时限过电流，过电压，欠电压，零序过电压。4.2.5.110、3.6 全所设置试验电源屏一面。4.2.5.4 防误操作35kV、10kV高压开关柜均采用具有防止误操作断路器，防止带负荷推拉手车、防止带电关合接地开关、防止接地开关在接地位置送电与防止误入带电间隔等功能。本站原则上不考虑配置独立的五防系统，五防功能由计算机监控系统完成。4.2.5.5 GPS对时装置全站设置一套GPS时钟同步系统(需兼容北斗系统)，时钟同步系统采用时钟同步信号扩展对时信号方式和数量，以满足全站监控、保护、录波、计量等各种设备需要的时间同步信号。4.2.5.6 交流不停电源系统（UPS）全站不设置独立的交流不停电源系统（UPS），全站逆变电源直流由交、直流一体化系统供电。4.2111、.5.7 二次设备布置本站110kV部分和主变部分保护、测控及计度单元在主控室集中组屏布置。主控制室按最终规模一次建成，面积为10.5米x9.9米=103.95平方米，控制室内设屏位27个；35kV、10kV部分保护、测控及计度单元则分散布置在各开关柜上。1、主控室的设备1）监控后台机系统（放于主控台上）2）110kV线路保护柜2）110kV线路测控柜3）主变保护柜4）主变测控及远动通信柜5）公用测控柜6）110kV故障录波柜7）直流充、馈电柜8）主变及110kV电度表柜9）低压交流柜2、35kV配电装置上的设备35kV线路及分段保护、测控、计度单元3、10kV配电装置上的设备1）10kV线路112、分段保护、测控及计度单元2）10kV电容器组保护、测控及计度单元4.2.5.8 电缆设施及电缆阻燃措施站内进入主控楼及配电装置室的电缆沟入口设置阻火墙，阻火墙两侧的电缆在2米范围内刷防火涂料；主控制室的静电地板底层电缆均刷防火涂料；电缆敷设所留下的孔洞用防火堵料严密封堵。电缆阻燃措施按“电力工程电缆设计规范”（GB50217-2007），电力工业部、公安部关于“火力发电厂、变电所消防、防火规程”等有关规程规定的要求执行。4.2.5.9 二次控制电缆及抗干扰措施本工程测控、保护采用微机式。这些设备的工作电压很低。一次系统的操作、短路、雷电侵害等所产生的瞬变电磁场通过静电偶合、电磁偶合等形式极易113、对二次回路形成干扰而误动作或损坏设备。另外二次回路本身，如直流回路中的电感线圈开断产生的脉冲，也会对电子设备产生干扰。为此，除要求这些设备本身有一定的抗干扰能力外，还需要采取下列抗干扰措施。1）在交、直流电源两侧；通讯线两侧及天线入口处加设二次防雷设备。2）在高压装置内及由此引出的二次、照明、低压动力电缆的屏蔽层两端接地。3）不同类型和等级的电压回路，不合用一根电缆。4）到微机保护的交、直流电源进线，应先经抗干扰电容，然后才进入保护。在微机保护柜间用专用的截面不小于100平方毫米的接地铜排直接连通。保护柜内装置的接地点与专用铜排接地网相连接，专用铜排再与地网一点牢固连接。5）所有CT（除差动保114、护外）二次回路中性点均在开关场内一点接地。所有PT的二次回路中性点均集中在控制室一点接地。微机监控系统不设单独的接地网，尊照一点接地原则，接地线连接于变电所主接地网的一个点上。设备自身需满足抗电磁干扰及静电影响的要求。机箱、机柜、电缆屏蔽层均可靠接地。接地线独立敷设，并同建筑物绝缘。微机监控系统和间隔之间、间隔层和站控层之间的连接，以及设备通信口之间的连接采用电磁隔离或光电隔离。不同接地点的设备连接采用电气隔离措施，不破坏一点接地原则。除以上措施外，最有效的方法是选用屏蔽性能优越的控制电缆。本工程采用铜芯聚氯乙烯绝缘及护套带铠装屏蔽控制电缆。主控室静电地板下敷设PPQA型合金塑料电缆桥架，方便115、电缆敷设，并具有防火、屏蔽功能。4.3 土建部分 4.3.1 站区总体规划和总布置站址一： 站址位于四川省绵阳市XX县XX镇镇南800m（围杆村7队内），原35kV站公路南侧。东侧30米XXXX公路，交通便利。进站道路约61米，坡度约6%。.1 站区总体规划站区平面布置结合站址地形、地貌 ，道路引接、进出线方向等因素，因地制宜、远近结合，通过调整站址方位，减少民房拆迁，总平面以布置紧凑、清晰，节约土地为原则，为减少本方案进站道路工程投资，变电站入口设于站区东侧，面向主公路，与站址北侧与石安镇至XX公路引接，新建进站道路长约61m，公路交通较方便。竖向设计方面，结合地形地貌，站区场地设计坡向采取116、与站址自然地形坡向一致的原则，尽可能减少站区挖、填土石方及挡墙工程量。.2 总平面布置及站区竖向布置该方案总平面布置按北偏东20.47度布置。变电站东西方向长62.50m，南北方向宽50.00m，站址总占地面积约合5.764亩，其中围墙内占地合4.69亩，进站道路占地面积合0.984亩。35kV、10kV屋内配电装置楼布置在站区东侧，出线方向为北方；继电器室、电容器场地北侧，主变布置在变电站中部,位于10kV、35kV配电楼前面。进站道路由站址北侧引接。按照“两型一化”要求，不独立设置站前区，生产综合配电室周围做适当绿化。站区竖向布置按平坡式布置，结合站址的自然地形，场地排水坡向采用单向排水，117、由西向东地面设计坡度为1%。站内雨水经站内排水管网汇集后，通过站址东南侧由400 HDPE波纹管排至站外主公路的排水系统。站址挖方3600m3 ，填方2900m3 ，进站道路填方800m3，另考虑的建构筑物、挡土墙基槽开挖量及因基础超深换填挖出的土方量，综合平衡后需弃土方700m3。设计场地高程暂定为m。该站址场地较为开阔，可以采用电缆进出线；周围民房拆迁量较小；挖填方基本平衡，弃土量较少；地质条件较好；县国土局已经原则同意业主征地报告，列入2013用地方案（见附件）。站址二：站址位于四川省绵阳市XX县XX镇镇西南1000m的原社办丝绸厂处（利众村5队内），距菊河XX公路南侧5米。.1 站区总118、体规划站区平面布置结合站址地形、地貌 ，道路引接、进出线方向等因素，因地制宜、远近结合，通过调整站址方位，减少民房拆迁，总平面以布置紧凑、清晰，节约土地为原则，为减少本方案进站道路工程投资，变电站入口设于站区东侧，站址北侧与石安镇至XX公路引接，新建进站道路长约200m，与公路高差较大且有河塘，道路引接较为困难。竖向设计方面，结合地形地貌，站区场地设计坡向采取与站址自然地形坡向一致的原则，尽可能减少站区挖、填土石方及挡墙工程量。.2 总平面布置及站区竖向布置该方案总平面布置按北偏东30.47度布置。变电站东西方向长62.50m，南北方向宽50.00m，站址总占地面积约合5.764亩，其中围墙内119、占地合4.69亩，进站道路占地面积合0.984亩。35kV、10kV屋内配电装置楼布置在站区东侧，出线方向为北方；继电器室、电容器场地北侧，主变布置在变电站中部,位于10kV、35kV配电楼前面。进站道路由站址北侧引接。按照“两型一化”要求，不独立设置站前区，生产综合配电室周围做适当绿化。站区竖向布置按平坡式布置，结合站址的自然地形，场地排水坡向采用单向排水，由西向东地面设计坡度为1%。站内雨水经站内排水管网汇集后，通过站址东南侧由400 HDPE波纹管排至站外主公路的排水系统。站址挖方3800m3，填方5800m3，进站道路填方3900m3，另考虑的建构筑物、挡土墙基槽开挖量及因基础超深换填120、挖出的土方量，综合平衡后需外购土方2200m3。设计场地高程暂定为m。该站址场地较为狭窄，进出线困难；周围民房拆迁量较大；靠近民房，进出线困难；周围居民对修建变电站意见较大，征地也较为困难；外购土方量较大；地质条件较差，进站公路较为困难。站址三：站址位于四川省绵阳市XX县XX镇镇北约700m处（围杆村7队内），需要建设进站公路约1500；场地较为狭窄，进出线困难；位于基本耕地红线内，征地困难。结论：方案一土方量、挡土墙量、征地、进出线、进站道路均优于方案二、三。故方案一为推荐方案。.3 站区道路和进站道路（站址一）站内主车行道路面宽4m，消防车行道路面宽3.5 m，采用公路型混凝土路面。新建进121、站道路长61米，道路等级按四级考虑。进站道路采用公路型砼路面，宽3.5m，两边各考虑0.5m宽硬路肩，进站道路路面平均设计坡度约2.1% 。.4 主要技术指标 表4-1 站址推荐方案（站址一）主要技术指标序号名称 单位数量备注1站址总占地面积 m23836.00(1)站区围墙内占地面积m23125.002)站外道路占地面积m2656.20(3)其它占地面积m2142.502总建筑面积m2367.003站内道路面积m2600.004铺碎石地面面积m21400.005站内电缆沟长度m250.006站址土石方（挖方）m33600.00站址土石方（填方）m32900.00(1)站区场平土石方（挖方）m122、32800.00站区场平土石方（填方）m32100.00(2)进站道路土石方（挖方）m3000需另行设计进站道路土石方（填方）m380000需另行设计(3)建（构）筑物基槽开挖（挖方）m3600.00挡土墙及基槽开挖（挖方）m3200.00(4)站址土方综合平衡后需弃土（考虑1.05松散系数）m3-700.007站内挡土墙m31200.0浆砌毛石挡土墙8护坡面积m20.009站外道路长度m61.00需另行设计10站区围墙长度m225.0011站外排水沟m380.0012站外排水涵管长度m100.0013基础超深换填m3800.0014还建道路m0.004.3.2 建筑规模及结构设想4.3.2.123、1 建筑物一览表表4-1 建筑物一览表建 筑 物建筑面积（m2）层数总高（m）结构形式抗震措施设防烈度配电装置楼322.0828.6框架6二次设备室74.4015.0框架64.3.2.2 继电器室及配电室本方案按变电站无人值班考虑，建筑面积：本工程按照可研及110kV变电所典型设计的要求，严格控制建筑总面积，本期建设总建筑面积为396.48m2，建筑体积控制在3000m3以内。生产用房的抗震设防烈度可提高一度设防，为7度，抗震构造措施按7度设防，结构安全等级为二级，结构重要性系数为1.0，钢筋混凝土框架承重，维护结构为加气混凝土填充墙，现浇钢筋混凝土柱梁板。基础为钢筋混凝土独立基础。4.3.2124、.3 110kV屋外配电装置出线构架采用户外 AIS布置，构架采用钢筋混凝土环形杆，构架高度分别为10.0m， 母线架7.5m，梁为三角形格构式钢梁，热镀锌防腐，基础为砼杯型基础。4.3.2.4 110kV设备支架及基础 设备支架柱用钢筋混凝土环形杆，基础为砼杯型基础。4.3.2.5 站内附属建筑生活污水处理装置设备采用地埋式，基础为砼块式基础。 户外电缆沟：砖砌沟壁、沟盖板为成品沟盖板。 大门采用电动推拉实体大门。4.3.2.6 站外附属工程 站区围墙采用2.3m高实体砖砌围墙，内外涂料墙面。大门入口 处左侧设国家电网公司统一的标识墙。站内外挡土墙采用重力式挡土墙，材料为浆砌MU30毛石。 125、站外排水沟采用浆砌排水沟。 站外人行便道为砼便道。4.3.2.7 建筑装修及屋面做法 建筑物装修标准以“两型一化”变电站建设标准为原则，并满足建筑节能要求。 外墙面主控制室、配电室均采用国网公司主色彩的中档外墙面砖。 室内装修内墙：除卫生间采用釉面砖墙面，其余均采用乳胶漆内墙涂料。天棚：除卫生间采用铝塑板吊顶外，其余天棚均采用乳胶漆内墙涂料。地面：除卫生间采用中档防滑地砖外，其余均为中档地砖地面。门窗：除生产设备房间采用向外开启的实体钢门外，其余房间均采用塑钢门。所有建筑物窗均采用节能塑钢窗，有空调的房间采用中空玻璃；底层门窗采用防盗设施。屋面做法：防水等级II级，设置刚柔两道设防的防水屋面，126、防水材料采用高分子卷材或其他，屋面采用有组织排水。4.4 给水排水 水源：XX站址离附近城镇较近，水源为附近城镇自来水；由一根DN20钢管引至所内，供所内生活用水。4.4.2给水系统：所区内生活水管由城镇自来水供给，站区内呈枝状布置。生活给水管由站外接入DN20钢管，引至门卫室生活卫生用水。 排水系统：所区内化粪池排水，事故油池排水及电缆沟排水，均汇入排水管网，集中排入城市排水管网系统。所区地面排水随地面坡度排出所外。4.5采暖通风4.5.1 室外气象参数 冬季供暖室外计算温度 2 冬季通风室外计算温度 5 冬季空调室外计算温度 1 极端最低温度 7.3 日平均温度小于等于5的天数 29天 夏127、季通风室外计算温度 30 夏季空调室外计算温度 32.7 空气调节日平均温度 26 极端最高温度 37 年平均温度 16.3 因该地区日平均温度低于+5的天数为29 天，不属采暖区，本次设计不考虑采暖。4.5.2工程设计 35kV、10kV配电室内设有事故风机兼作过渡季节通风降温，换气次数不少于12次/时，以降低室内因设备的散热产生的温升。继电器室空调：为了确保各种仪器、仪表及控制元件可靠运行，在继电器室内设有台风冷冷暖型空调机，控制室内的温度。满足继电器室的的要求，以实现变电站的安全、可靠、正常运行。同时设置事故风机。在变电站的其余房间由电气专业根据各房间的空调负荷预留有空调机的电源插座。4128、.6 消防部分变电站消防设计根据“预防为主，防消结合”的方针，按照有关规程、规范及规定的要求，采取相应的防火措施，设置必要的灭火系统。各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，防止火灾的发生与蔓延。本工程站区内各建筑物体积均较小（建筑体积均未超过3000m3），火灾危险性为戊类建筑物，根据规范要求，可不设室内外消防给水。根据火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）及变电所给水排水设计规程（DL/T 5143-2002）中有关条文规定，本变电站采用建筑物灭火器设置与电气设备化学灭火器消防相结合。按照建筑灭129、火器配置设计规范（GBJ140-2005）及电力设备典型消防规程（DL 5027-93）中的有关规定，在变电站内各生产场站和公共场站设置干粉灭火器等移动式化学灭火器。在主控制室、10kV配电装置室、35kV配电装置室，放置MFZ4型手提式干粉灭火器共38个。主建筑物适当位置放置MFZT35型推车式干粉灭火器两台。以便及时扑灭室内外电器设备初期火灾。变电站设置一套火灾报警系统，并设置一套视频安防系统。4.7 大件运输4.7.1 主变压器及运输设备参数设计初步拟定变压器选型方案为2x31.5MVA油浸式，部件分散运输，主变压器运输重量约60吨。主变压器参数主变压器参数以国产或合资110kV三相油浸130、式变压器（31.5MVA）作为本工程大件运输设备。（1） 型号：（2） 运输外形尺寸：5mx2.5mx3.2m(长x宽x高)（3） 运输重量：约60吨4.7.1.2主变运输设备参数4.7.1.2.1 运输车辆（1） 牵引车：采用奔驰、斯堪尼亚引车头。（2） 半挂液压平板车组：1）2） 装载重量：80T4.7.1.2.2 运行参数 速度：道路20km/h;桥梁5km/h 道路条件：爬坡，纵坡a12m 空障H5m 有效路面宽度D直4m,D弯5.5m4.7.1.2.3 装卸方式主变本体属重型设备，具有不能剧烈震动和倾斜角不能超过15度的特性，装卸方式选用人工加机械作业方式进行。（1） 升降：使用4台131、100T液压电动千斤顶，采用逐次升降（每次升降高度应不超过12cm）方式进行装卸车及就位作业。（2） 移动：使用2台100T液压顶推装置，采取滑动推移法进行移动及转动作业。4.7.2运输路线采用铁路运输至绵阳火车站后，以公路运输至变电站站址。绵阳火车站-经绵遂高速-XX县城-县道XIII -站址。4.8 环境保护4.8.1 工程主要污染源站内无工业废水产生，但是在工程施工及运行期间，施工人员及运行人员产生的生活污水以及施工期间各种施工机械产生的噪声、运输机械产生的扬尘会对当地环境产生一定的影响。综合以上分析可得出，本工程的主要污染源有以下几类：各种电气设备运行时产生的电磁辐射；各种电气设备运行132、时产生的电磁性和机械性噪声；站内人员的生活污水；施工期对环境的污染。4.8.2 防治污染的措施4.8.2.1 防无线电干扰的措施本工程在选址的时候，已考虑了避开无线电、电磁辐射干扰敏感点，所以变电站产生的无线电干扰不会对其产生影响。4.8.2.2 防噪措施对变电站主要设备噪声方面将提出严格的限制，使其符合国家规定的噪声标准。而电晕放电的噪声，可通过选择高压电器设备、导线和金属及按晴天不出现电晕校核选择导线等措施后，电晕放电噪声基本上被消除。另外，在总平面布置上将站内建筑物合理布置，各功能区分开布置。加强植树绿化，以衰减降低噪声。4.8.2.3 水染污防治措施本工程将采用地埋式污水处理设备对生活133、污水进行处理，达标后排入雨水排放系统排放。4.8.2.4 施工期污染防治措施虽然变电站占地面积较小，施工周期短，但施工期间仍会给当地环境带来一定的影响。对施工生产、生活中各种废（污）水，建议采用下列治理措施：a) 设备堆场、沙石清洗等建筑工地排水，应进行沉淀后排放。b) 生活污水应设净化槽进行处理后排放。本工程施工主要机械设备有：推土机、挖掘机、混凝土搅拌机及汽车等，产生噪声较大。施工单位应采用符合相关行业标准规定的噪声限值的施工机械、设备，同时根据中华人民共和国环境噪声污染防治法，应接受当地环保部门的监督检查。4.9 水土保持4.9.1 水土流失的主要表现因项目建设所造成的水土流失危害主要表134、现在：地表受到扰动，原生植被受到破坏，使地表抗侵蚀能力急剧下降，加之建设期施工材料和土方的临时堆放，为水土流失提供了大量的松散物质源，破坏区域内生态环境；雨季大量的泥沙将直接进入下游沟道，淤积下游耕地、阻塞灌溉沟渠，影响农业生产；影响施工进度及使用安全，也对施工人员的人身安全构成威胁。4.9.2 采取的措施为解决因项目建设所造成的水土流失问题，本方案提出了水土保持分区措施，针对可能造成的水土流失进行了水土保持措施设计，采取必要的水土保持防护措施，有效控制项目建设引发的水土流失，并在此基础上治理项目区原有水土流失。新增的水土保持措施由工程措施和临时措施组成。（1）工程措施主要为新增截水沟，临时措135、施为新设置临时排水沟，新设置临时沉沙池、砂土袋等。（2）实施工程临时占地区的水土保持防治措施，对施工区以边坡防护和弃渣处置为主，工程建成后应采取复耕、绿化等措施。尤其要加强施工过程中的临时防护措施，如做好临时排水系统，设置临时堆土场等。（3）在施工时应将水土保持方案报告书及设计文件中规定的水土保持措施进行细化，做到管理到位，监理到场，责任到人。（4）在施工过程中要注重水土保持临时措施的实施，以最大限度地减小施工期间的水土流失；要注意对施工征地范围以外土地的保护，严禁扰动、占压征地范围以外的土地面积。4.9.3 结论本工程建设不会造成毁林和水土流失影响，设计满足国家水土保持等有关法律、法规要求。136、工程建成后可做到既发展经济，又能到达防治水土流失，保护生态环境的目标。410 节能降耗 4.10.1 总述根据国务院(2006)28号文关于加强节能工作的决定,国务院要求进一步加强全社会加强节能工作的精神,本工程设计主要从以下几个方面来减少电能的损失。4.10.2 节能降耗措施1) 采用节能型变压器；2) 按经济电流密度选择主回路导体截面；3) 按最短路径敷设电缆；4) 合理选择主变容量和电压等级5) 选择节能照明灯具根据该片区未来几年的负荷和电力发展趋势,合理选择主变容量,采用110/35/10kV三级电压,提高主变利用率；并选择损耗小、噪音低的变压器,符合经济运行和节能的要求。6）能耗计算137、变电站电力损耗：主要考虑变压器能耗，按本期工程一台31.5MVA考虑，计算负荷约25.36MW,年运行小时数按5000h考虑，变压器负载损耗约150kW,变压器年电力损耗量为：75万kWh。线路电力损耗：线路长度30km，额定电压110kV，功率因数0.9，输送容量25.36MW,电阻：0.1181/km，电抗：0.406/km，计算线路年电力损耗为：3.67万kWh。变电站与线路年电力损耗合计为78.67万kWh，按综合能耗计算通则（GB/T2589），电力损耗每kWh折合0.1229kg标准煤，本工程年电力损耗折合96.69t标准煤。7) 配电装置电气设备选用占地少、全寿命周期长、性能高的138、节能环保型设备,并优化总平面布置,减少占地面积。适当的选择10kV系统无功补偿装置容量,可以有效地提高10kV母线电压,降低10kV输电损耗。主控室、值班室、检修间、配电室照明采用高效节能型荧光灯,室外设置数套高效节能投光灯作为操作和检修照明。站区道路设置数套路灯作为夜间巡视照明,可以根据实际需要采用路灯节电控制器控制。8) 建筑及通风站区建筑物应采取必要的保温隔热措施,建筑物采用370实心粘土砖墙具有良好的保温隔热效果,在主控室、值班室还应采取外墙外保温措施。主控室内设置柜式空调,以保证室内恒温。配电室采用百叶窗进气,轴流风机排气等散热措施。5、项目实施前后效果分析目前XX片区供电接线方式：139、35kV金山35kV新生站XX35kV变电站35kV景福站，线路总长约40公里，35kV输送的距离较远，线路的尾端压降大，为了确保线路的安全运行，常常只能选择停电、压负荷的方式供电。给广大群众生产生活带来诸多不便的同时也增加了公司的损失。串联接线的运行方式造成雷雨季节35kV线路故障率高，停电范围大。到2017年，XX新片区的负荷预计将达到25.36MW，新建110kXX变电站，满足负荷发展需要，符合XX县十二五电网规划要求，为35kV安居变电站、景福站、XX站减少了35kV线路供电半径及线路损耗。这些变电站都分别接入XX110kV站，大大提高供电可靠率，同时减轻金山变电站穿越负荷，提高该供区140、供电可靠率，完善电网结构，提升了电网供电质量。6、社会稳定风险分析61社会影响效果分析XX35kV变电站升级为110kV输变电工程作为XX县农网改造升级的一部分，将对社会产生积极的影响：(1)本项目建成后可满足XX县电网用电负荷快速增长需求，促进经济健康发展。(2)本工程建成后将改善XX县现电网供电的可靠性，减少电网损失；解决XX地区供电严重不足的问题。对提高广大人民群众生活质量、维护地区稳定团结作用明显。(3)本项目的建设符合国家总体规划。 综上所述，建设XX35kV变电站升级为110kV输变电工程具有十分积极的社会影响。62社会稳定风险及对策分析本项目全面开展了社会稳定评价工作。社会稳定评141、价工作坚持“以人为本”的原则，达到项目与所在地区利益协调，减少矛盾，防止不利社会影响，促进社会稳定。通过项目可研阶段的现场工作、公众参与调查及资料收集，按照项目与社会环境之间的关系和预期影响程度，对项目可能产生的主要社会因素进行了识别，对项目与社会环境的适应程度进行了论证，提出从营造良好的社会环境条件的角度，提升项目实施效果及实现项目预期目标的合理建议。 6.2.1可能存在的风险及其评价6社会稳定风险内涵社会稳定风险，广义上是指一一种导致社会冲突，危及社会稳定和社会秩序的可能性，是一类基础性、深层次、结构性的潜在危害因素，对社会的安全运行和健康发展会构成严重的威胁。一旦这种可能性变成现实性，社142、会风险就会转变成公共危机。广义的社会风险是一个抽象的概念，它涵盖了生态环境领域、政治领域、经济领域、社会领域和文化领域的各种风险因素。在狭义上，社会从乙险是指由于所得分配不均、发生天灾、政府施政对抗、结社群斗、失业人口增加造成社会不安、宗教纠纷、社会各阶级对立、社会发生内争等社会因素引起的风险，仅指社会领域的风险。6.2.1.2项目社会稳定风险内容及其评价在项目建设过程中，社会稳定风险衍生于相关利益群体对征地拆迁项目的抗拒，这种抗拒有多种表现形式，如上访、留置原地拒绝拆迁、暴力对抗甚至群体示威等。通过XX35kV变电站升级为110kV输变电工程项目所涉及的影响社会稳定的风险进行调查，本项目建设143、可能会引发3类不利于社会稳定的风险：第1类风险，项目合法性、合理性遭质疑的风险；第2类风险，项目可能造成环境破坏的风险；第3类风险，群众对征地及生活环境变化有争议的风险。为便于评价表述准确，本报告把风险发生可能性的大小划分成3个等级，可能性由小至大依次表述为：低、中和高，并根据专家经验以及对征地拆迁相关利益群体的民意调研结果，界定各类风险发生可能性的大小。根据征地拆迁项目实施过程中易发生的社会风险的经验判断，并结合四川地区类似输变电工程项目建设的具体情形，可能会诱发的异议、损失或不适等诸多社会风险及其评价主要如下：1）项目合法性、合理性遭质疑的风险 (1)风险内容：该项目的决策是否与现行政策、144、法律、法规相抵触，是否有充分的政策、法律依据；该项目是否坚持严格的审查审批和报批程序；是否经过严谨科学的可行性研究论证，是否充分考虑到时间、空间、人力、物力、财力等制约因素；建设方案是否具体、详实，配套措施是否完善。(2)风险评价：低风险本项目经过充分可行性论证，将严格按照土地管理法律法规和国务院关于深化改革严格土地管理的决定 (国发20042 8号)、国土资源部建设项目用地预声管理办法(国土资源部第27号令)、关于完善农用地转用和土地征收审查报批工作的意见(国土资发2004237号)等有关规定办理用地报批手续，程序合法，手续齐全。征地程序正在按照土地管理法等有关法律，依法进行之中。本项目合法145、，手续完备，程序完备。因此，本项目合法性、合理性遭质疑的风险低。2）项目可能造成环境破坏的风险 (1)风险内容：输变电项目生产过程是变电站从电力系统受电，经变压器改变电压等级后将电能通过输电线路输送给用户，自身是个非常清洁的生产场所，不会对环境产生污染。输变电项目运行期主要污染因子为工频电场、工频磁场、生活污水、设备噪声，另有生态和景观等方面的影响；施工期间水土流失、施工噪声、施工扬尘及生活污水等。 (2)风险评价：低风险变电站拟采取的主要污染防治措施a施工期 (i)扬尘防治施工单位应经常清洗运输车辆、道路洒水以减少扬尘对环境空气的影响。对干燥的作业面适当喷水，使作业面保持一定的湿度，减少扬尘146、。 (ii)废污水防冷合理施工组织，先行修筑生活污水处理设施，对施工生活污水进行处理，避免污染环境。将物料、车辆清洗废水、建筑结构养护废水集中，终讨格1 I-4黼11414、沉砂处理后回用。 (iii)噪声防治使用低噪声的施工方法、工艺和设备，将噪声影响减到最低限度。依法限制夜间施工。本工程变电站高噪声施工安排在白天进行，如因工艺特殊情况要求，需在夜间施工而产生环境噪声污染时，按中华人民共和国环境噪声污染防治法的规定，取得县级以上人民政府或者其有关主管部门的证明，并公告附近居民，同时在夜间施工时禁止使用产生较大噪声的机械设备如推土机、挖土机等，禁止夜间打桩作业。b .运行期(i)电磁污染防治措147、施为限制电晕产生无线电干扰，选择扩径空芯导线、多分裂导线等，并在设备定货时要求导线、母线、均压环、管母线终端球和其它金具等提高加工工艺，防止尖端放电和起电晕； 对站内配电装置进行合理布局，避免电气设备上方露出软导线；增加导线对地高度，减小导线相问距离；对电场强度大于10kV/m的设备、产生大功率电磁振荡的设备设置必要的屏蔽装置等。 (ii)噪声防治措施对站内电抗器等主要噪声源提出噪声水平限值，使其符合国家规定的噪声标准；优化总平面布置，充分利用站内建构筑物的挡声作用，使噪声源尽量远离围墙；划定站外噪声影响控制区，为避免变电站噪声对周边居民产生影响，本工程变电站外将划定一定范围的噪声影响控制区，148、区内不再新建医院、学校、居民住宅等设施。 (iii)水污染防治措施生活污水由设置在站内的一体化地埋式污水处理装置处理达标后用于站区绿化；主变、高抗等注油设备因故障产生油泄漏时，排入站内事故油池暂存，同时及时由具有相应危废处置资质的专业单位妥善回收处置，不外排。通过以上防治措施，本项目造成生态环境破坏风险低。3）群众对征地及生活环境变化有争议的风险 (1)风险内容：由于征地涉及群众的切身利益，加上群众对征地的政策缺乏理解，因此在征地问题上群众往往会与政府站在对立面，以各种形式抵制征地。征地项目中群众最敏感、最担忧的问题是失去土地。农地是当地居民的主要生产资料，失去农地对当地居民的同常生活和农业生149、产都会产生严重的影响。有研究资料表明：对于从事农业生产的家庭来说，失去土地所产生的后果通常比失去房屋要严重的多。另外，保留下来的农地可能也会受到项目的各种影响而质量下降。因此，当征地会导致当地群众土地面积减少并危及其生存时，群众可能会对征地项目产生强烈的排斥和抵触情绪，这种负面情绪一经积累有可能演变为激烈的抵制行动，从而影响社会稳定。此外，项目建设将在一定程度上影响当地居民的生存现状，从而造成居民ia心的不安与担忧。 (2)风险评价：低风险本项目在实现公共利益的同时，充分考虑了被征地村民的利益，把村民的短期需要和长远利益结合起来综合考虑。为了弥补村民的失地损失，本项目将严格依照中华人民共和国土150、地管理法第四十七条、国土资源部关于引发(关于完善征地补偿安置制度的指导意见)的通知(国土资发200423 8号)，相关省(市)人民政府关于征地补偿标准等有关规定拟定征地补偿方案，力求补偿方案的合理性得到群众认可。 在占地和拆迁过程中，积极制定征地工作方案，要求一线动迁工作人员高度负责，深入村镇一级政府部门，积极与被征地群众联系沟通，向村社解答各项征地问题，切实了解现场被征地农民及当地居民所关心的问题，逐一落实反馈，广泛宣传项目建设意义和征地政策；同时对关系到群众切身利益的补偿数据，一丝不苟，反复核对，积极帮助村民解决力所能及的补偿问题，争取为该项目征地积累经验，打下较好的群众基础。在项目施工过151、程中，施工单位将严格按照文明施工的要求进行，减少扰民。施工过程中所产生的垃圾、废水、扬尘等有可能污染周围环境的，不随意倾倒、排放；施工现场车辆进出场时，避开路段繁忙时段，不要造成施工现场周围交通不畅或发生事故等。根据环评结果，本工程运行期工频电磁场、无线电干扰、噪声影响达标，不产生废水影响，生态影响可控。线路噪声达到声环境功能区要求。 因此，本项目建设引起群众对征地及生活环境变化有争议的(L险低。6.2.1.3项目社会稳定风险的综合评价通过XX35kV变电站升级为110kV输变电工程项目建设过程中可能发生的社会稳定风险进行调查，对项目合法性、合理性遭质疑的风险、项目可能造成环境破坏的风险、群众152、对征地和生活环境变化有争议的风险等可能存在的三类从乙险分别进行了识别了与评价从上述评价可知，本项目建设可能引发的不利于社会稳定的各类风险的可能性均低。 综合评价的结论为，XX35kV变电站升级为110kV输变电工程为社会稳定低风险项目。6.2.2社会稳定风险防范措施6.2.2.1已经和正在采取的风险防范措施本项目在站址及路径选择中进行了优化，已尽量避开了自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区等生态敏感区域，尽量远离了城镇规划区及居民集中区。建设单位将委托开展环境影响评价工作，并已完成环境现状监测及公众调查工作。工程设计已按照环评要求采了取严格的污染防治措施，满足国家环保标准要求。1）注重对农153、民切身利益的保护严格按照XX县人民政府关于征地补偿的要求制定补偿安置方案，为了确保项目的顺利进行，在具体操作的时候，本着有利于保护农民切身利益的角度，制定标准时，取高舍低。 2）减少施工期间的扰民严格要求和监督施工单位文明施工，减少扰民，采取下列措施：施工过程中所产生的垃圾、废水、扬尘等有可能污染周围环境的，应采取相应措施及时处理，不可随意倒、排放；施工现场车辆进出场时，要避开路段繁忙时段，不要造成施工现场周围交通不畅或发生事故等。3)保障项目全过程治安安全采取以预防为主的治安防范措施。一是确保补偿款到位后进场施工，首先保证村集体和村民的切身利益。二是公安部门在项目全过程加强综合治理工作，保持154、征地涉及区域f=1常治安环境的良好。三是密切关注极少数村民可能的因对补偿不满意引发的上访、闹访、煽动群众、示威等动向，第一时间采取宣传、解释、化解等措施，将问题消除在萌芽状态。6风险防范和化解措施XX35kV变电站升级为110kV输变电工程发生不利于社会稳定的风险低，下一步将采取多方面的措施，防范项目进展中可能出现的风险发生。1) 继续加强环保和征地政策的宣传，营造良好的社会舆论氛围要通过电视、广播、报纸能多种新闻媒体，XX35kV变电站升级为110kV输变电工程项目工频电磁场对公众影响都在可控范围内，符合国家标准。1998年，国际非电离辐射防护委员会(ICNIRP)发布限制时变电场、磁场和电155、磁场曝露的导则(3 OOGHz以下)的导则，公众居住环境允许曝露限值工频电场限值5千伏/米；工频磁场强度限值100微特。受控环境允许曝露限值工频电场限值10千伏/米；工频磁场强度限值500微特。 2006年，世界卫生组织(WHO)正式发表了具有总结性的官方文件制订以健康为基础的EMF标准的框架(Framework for developing healthbased EMF standards)，推荐所有成员国对电磁场限值采纳国际标准(ICNIRP曝露导则与限值)。此限值对保护公众健康留有足够的安全裕度，已被包括欧美发达国家在内的许多国家所采用。根据世界卫生组织(WHO)“国际电磁场计划”的权156、威评估结论：对于公众通常遇到的极低频电场水平，不存在实际健康问题；显著超过100微特斯拉的磁场对人体的健康是存在危害的，但是符合标准限值(100微特斯拉以下)是安全的。因此，居民关于极低频电磁场可能存在长期影响、累积效应等担忧是没有必要的。我国500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范(HJT241 998)：以4千伏米作为居民区工频电场强度评价标准，工频磁感应强度以100微特为评价标准。与国际上的相关标准相比，我国的标准更加严格，可以减轻公众对电磁环境干扰的担心，大大增强说服力。要通过多种新闻媒体，XX35kV变电站升级为110kV输变电工程项目对拉动地方经济发展等诸多能给农民带157、来长期福利改善、收入增加这些正面的影响。尽管短期内农民会有少量的利益损失或者转型期的生活不便，甚至带来感情的痛苦、焦虑等，权衡利弊，项目建设有利于当地经济社会发展。2 )创新思路，以人为本，讲求科学的征地方法在征地过程中要不断创新工作思路，讲求科学有效的征地方法，尤其应用已被实践证明效果显著的征地工作方法，充分尊重被征地人员的相关权益。在土地征收过程中，还要按规定做好公开、公示工作，保证被征地对象的知情权。 3) 制定相关应急处置预案建设方成立应急处置机构，制定相应的应急处置预案，一旦出现公众群体性事件，及时响应，配合政府相关部门进行妥善处理，提出处理意见，防止事件扩大，并对公众做好项目宣传解158、释工作，消除公众疑虑，及时化解矛盾。6.3结论1) XX35kV变电站升级为110kV输变电工程作为农网改造升级的一部分。因此本项目建设符合国家及区域规划中能源、电力产业政策要求。2)本项目选址合理，用地手续齐全，用地均符合各省、市的土地利用总体规划，占地规模设计合理，符合集约和有效使用土地的要求，对占用耕地依据相关法规均予以补偿，涉及到的拆迁均不会影响到拆迁对象的生活质量，对生态环境可能造成的影响，均有相应的环境评估和防治措施。综合看，本项目建设非常合理。 3) 目前本项目的建设条件均已具备，时机已经成熟，无引发社会不稳定的因素。4) 经过对本项目建设及运行期间可能发生的社会稳定风险因素的识159、别与评价，综合分析认为本工程属于社会稳定低风险项目。此外，已经采取的和下步将采取的一系列风险防范措施，还会进一步降低以致消除可能存在的不利于社会稳定的风险可能性。因此本项目完全具备社会稳定风险可控性。 7、经济评价7.1财务评价的原则及依据： 根据原国家计划委员会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）、中华人民共和国电力行业标准输变电工程经济评价导则（DL/T5438-2009）及国家现行的财务、税收法规进行编制。 7.2基本条件及参数： 本工程静态投资：4493万元；其中变电站静态投资：2240万元。对侧间隔扩建静态投资：128万元资产形成： 折旧年限 15 年，残值率 5%160、； 投资类、成本类、损益类数据：详见原始数据表。 7.3电量加价测算 本工程电量加价是在保证资本金的内部收益率达到 8%为条件进行测算的。根据测算，本工程过网电量加价为： 33.52 元/MWh(含税)。财务盈利能力分析：通过对主要盈利指标的计算可知：本项目的投资内部收益率、项目财务净现值、项目投资回收期均满足要求 ，故本项目具有一定的盈利能力。 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、电量及收益率进行了从-10%10%的分析计算，计算结果见附表。 7.4结论 综上所述，本项目各项指标均符合国家和行业有关规定及投资方要求，具有较强的盈利能力、债务清偿能力和抗风险能力，故该项目161、在经济上可行。8. 结论通过以上对XXXX110kV变电站工程的可行性研究论证，对本工程得出以下结论：（1）根据电网发展的要求，以及XX县XX供区内的农村负荷电量增长的需要，建设XXXX110kV输变电项目是非常必要的。（2）XX110kV变电站主变压器选择三相三绕组风冷有载调压降压电力变压器，选用两台31.5MVA容量的主变能够满足未来负荷增长的要求，本期建设一台。（3）金山站XX站110kV线路配置距离保护。（4）XX110kV变电站规模：终期主变2*31.5MVA三相三线圈有载调压变压器，本期装设1台；110kV终期出线2回，本期1回；35kV终期出线4回，本期3回；10kV终期出线10162、回，本期8回； 10kV并联电容器补偿装置4组，本期2组（2x2000kVar）（5）参考国家电网公司220(110)kV变电站典型设计实施方案编制和推行应用手册中110千伏变电站典型设计方案中的（A-2方案）并结合本站地形地貌、出线方向等综合因素，在满足安全生产、可靠供电、巡视、维护和检修方便的条件下，提出本工程布置方案（6）根据火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）及变电所给水排水设计规程（DL/T 5143-2002）中有关条文规定，本变电站采用电气设备化学灭火器消防方案。（7）XX县XX35kV变电站升级为110kV输变电工程建设投资汇总如下： 表7-1 XX县XX163、35kV变电站升级为110kV输变电工程投资汇总表序号项 目 名 称静态投资（万元）动态投资（万元）1XX110kV变电站工程224022402对侧间隔扩建1281283金山变-XX变110kV线路工程21252125工程总投资44934493在保证资本金的内部收益率达到8%为条件进行测算的。根据测算，本工程过网电量加价为33.52元/MWh(含税)。（8）经过本可研报告论证，XX县XX35kV变电站升级为110kV输变电工程技术、经济上均是可行的。9、招投标初步方案XX县XX35kV变电站升级为110kV输变电工程，资金来源为申请中央专项资金、银行贷款及企业自筹。为确保工程建设质量，防范和化164、解工程建设中违法违规行为，根据中华人民共和国招标投标法、工程建设项目可行性研究报告增加招标内容和核准招标事项暂行规定和各部委、四川省颁发的相关法规条例，特制定本项目招标方案。9.1 工程概况9.1.1 项目建设单位该工程项目建设单位为四川省水电投资经营集团、XX电力有限公司。9.1.2 建设工期本工程总工期为12个月。9.2 招标范围本项目招标范围包括设计、监理、工程施工、安装工程及主要设备材料采购等全部公开招标。对达不到国家规定招标规模标准的子项，按省政府令第197号规定，通过比选确定承包单位。附属工程与主体工程一并招标，不得划整为零和规避招标。严格资格审查，要求具备相应资质施工队伍和工程监165、理、工程设计资质的单位参加与投标或比选。9.3 招标方式公开招标：各项工程施工及安装（含与工程有关的主要设备材料）根据实际情况可打捆招标；根据国家及省有关公开招标规定，招标人应当在当地指定媒介发布招标公告。评标结束后，中标候选人将按规定在指定媒介上公示。9.4 组织形式委托招标：由项目建设单位通过公开比选的竞争方式确定符合资格等级的招标代理机构，招标代理机构受项目建设单位委托组织该工程的招投标工作。招标过程中防止泄密、串标、围标等弄虚作假行为发生。招标代理机构的招标代理费按国家规定计取。项目法人（招标人）严格遵照四川省国家投资工程建设项目招标投标条例、四川省人民政府关于严格规范国家投资工程建设项目招标投标工作的意见（川府发【2007】14号）等法规文件的要求进行招标。招标（比选）文件按四川省国家投资工程建设项目招标人使用标准文件进一步要求规定编制。招标文件发售五日前报项目审批部门备案审查。经审查同意后，方可发售。评标由依法组建的评标委员会负责。招标工程中，应按有关规定，向有关部门及时备案。9.5招标基本情况表招标基本情况表招标内容招标范围招标组织形式招标方式不采用招标方式招标估算金额（万元）备注全部招标部分招标自行招标委托招标公开招标邀请招标勘察已招设计已招建筑工程435安装工程230监理34设备1047其它情况说明：勘察、设计前期已完成建设单位盖章