1、35kV及以下配网改造工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX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77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 xx区基本情况31.5 郴州分公司电网现状51.6 新一轮农网改造升级工程实施2、情况6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xx，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 xx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 xx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3、主接线276.3主要电气设备选择296.4电气设备布置366.5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/远抄改造工程错误!未定义书签。7.6 工程进度56第八章 环境保护、水土保持与劳动安全578.1环境保护578.2水土保持598.3劳动保护62第九章 节能649.1 技术节能措施649.2 节能管理措施66第十章 投资估算6810.1 编制依据684、10.2 编制原则6810.3 汇总估算表69第十一章 经济评价7111.1 概况7111.2 财务评价7111.3 评价结论73第十二章 保障措施7412.1 组织领导7412.2 调动和发挥群众的积极性7412.3 加强安全施工管理7412.4 推行行之有效的管理办法74第十三章 结论与建议7713.1 结论7713.2 建议77附表77附图78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）*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5、能新能2010306号）（4）*省“十二五”农网改造升级总体规划（*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）xx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）xx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6、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xx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7、工程，调度设备及通信改造工程，10kV及以下配网改造工程。xx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 xx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88、7km，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*xx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。xx区35kV及以下农网改造升级工程项目由xx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 xx区基本情况（1）区划人口xx区是郴州市政治、经济、文化中心，中国石墨之都，*省发展县域经济十强县市区之一。地处*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、xx、人民路、燕泉、郴江、增福7个街道9、，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135.2m10、。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11、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12、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xx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13、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18.63k14、m。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xx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15、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xx国际郴州分公司所辖电网覆盖郴州市苏仙、xx两区。110kV电网是郴州地方电网的主干供电网络。截止2011年底，xx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16、3台，容量13MVA。2011年，xx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*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，xx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/17、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xx区一、二期农网改造与农网完善工程任务完成后，xx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18、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xx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19、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xx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xx区未改造地区的农网改造，对部分已改造区域实施20、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21、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xx，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22、的组成部分。由于xx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*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xx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xx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 xx区3523、kV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24、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-xx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25、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35kVxx变供电的可靠性，拟从两江口重建一条35kV线路至xx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-26、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xx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27、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，xx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，x28、x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 xx区农村电网电力需求历史分析据xx国际郴州分29、公司提供的数据，2012年xx区电网用电量为53950万kWh，最大供电负荷195MW。2000年以来，随着xx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xx区电网最大负荷统计见表4-1。表4-1 2005-2012年xx区电网最大负荷统计表 单位：MW分公司200520062007200820092010201120122005-2030、12年均增长率xx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，xx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31、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，xx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，xx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，*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。32、（6）农村居民收入和消费的影响根据xx区国民经济和社会发展“十二五”规划纲要，2015年，xx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、xx区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要，结合xx区农村电网的特点，在20052012年xx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33、法，对2013年至2020年xx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xx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。xx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xx区电网的负荷平均增长率为9.78%，用电34、量平均增长率为8.74%。xx区电网十二五”、“十三五”期间最大负荷预测见表4-2。表4-2 xx区电网“十二五”、“十三五”分年度电力负荷预测 单位：MWxx区电网2012年（实际值）2013年2014年2015年2020年增速电力负荷1952142352584119.78%xx区电网“十二五”、“十三五”期间年用电量预测见表4-3。表4-3 xx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xx区用电量539505866563792693671054618.74%4.5 预测结果分析xx区电网最大负荷35、及年用电量预测综合表见表4-4。表4-4 xx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，xx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xx区电网的负荷平均增长率为9.78%，年用电量平均增长率为8.36、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xx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xx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37、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38、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39、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40、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41、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42、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43、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40044、kVA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45、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46、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47、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。（48、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49、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50、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51、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52、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。53、（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*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54、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55、，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56、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57、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母线电压互感器的隔离开关和母联隔离开关上，也可装于其他回路母线隔离开关的基座上。必要时可设置独立式母线接地器。（3）电压互感器的配置1）电压互感器的数量和配置与主接线方式有关，并应满足测量、保护、同期和自动装58、置的要求。电压互感器的配置应能保证在运行方式改变时，保护装置不得失压，同期点的两侧都能提取到电压。2）旁路母线上是否需要装设电压互感器，应视各回出线外侧装设电压互感器的情况和需要确定。3）当需要监视和检测线路侧有无电压时，出线侧的一相上应装设电压互感器。（4）避雷器的配置1）配电装置的每组母线上，应装设避雷器，但进出线装设避雷器时除外。2）旁路母线上是否需要装设避雷器，应视在旁路母线投入运行时，避雷器到被保护设备的电气距离是否满足要求而定。3）220kV及以下变压器到避雷器的电气距离超过允许值时，应在变压器附近增设一组避雷器。4）三绕组变压器低压侧的一相上宜设置一台避雷器。5）下列情况的变压器59、中性点应装设避雷器直接接地系统中，变压器中性点为分级绝缘且装有隔离开关时。直接接地系统中，变压器中性点为全绝缘，但变电所为单进线且为单台变压器运行时。接地和经消弧线圈接地系统中，多雷区的单进线变压器中性点上。发电厂变电所35kV及以上电缆进线段，在电缆与架空线的连接处应装设避雷器。SF6全封闭电器的架空线路侧必须装设避雷器。6.3主要电气设备选择6.3.1电气设备选择概述（1）选择的原则由于电气设备和载流导体的用途及工作条件各异，因此它们的选择方法也都不完全相同。但是，电气设备和载流导体在正常运行和短路时都必须可靠地工作。为此，对其的选择应遵循共同的原则。电气设备选择的一般原则为：1）应满足正60、常运行检修短路和过电压情况下的要求并考虑远景发展。2）应满足安装地点和当地环境条件校核。3）应力求技术先进和经济合理。4）同类设备应尽量减少品种。5）与整个工程的建设标准协调一致。6）选用的新产品均应具有可靠的试验数据。（2）电气设备和载流导体选择的一般条件1）按正常工作条件选择额定电压：所选电气设备和电缆的最高允许工作电压，不得低于装设回路的最高运行电压UNUNs。额定电流：所选电气设备的额定电流In，或载流导体的长期允许电流Iy，不得低于装设回路的最大持续工作电流Imax。计算回路的最大持续工作电流Imax时，应考虑回路在各种运行方式下的持续工作电流，选用最大者。2）按短路状态校验 。热稳61、定效验：当短路电流通过被选择的电气设备和载流导体时，其热效应不应超过允许值，It2tQk，tk=tin+ta，校验电气设备及电缆（36kV厂用馈线电缆除外）热稳定时，短路持续时间一般采用后备保护动作时间加断路器全分闸时间。动稳定校验：iesish，用熔断器保护的电气设备和载流导体，可不校验热稳定；电缆不校验动稳定。3）短路校验时短路电流的计算条件：所用短路电流其容量应按具体工程的设计规划容量计算，并应考虑电力系统的远景发展规划；计算电路应按可能发生最大短路电流的正常接线方式，而不应按仅在切换过程中可能并列的接线方式；短路的种类一般按三相短路校验；对于发电机出口的两相短路或中性点直接接地系统、自62、耦变压器等回路中的单相、两相接地短路较三相短路更严重时，应按严重情况校验。6.3.2主变压器的选择主变压器容量确定的要求：（1）主变压器容量一般按变电站建成后510年的规划负荷选择，并适当考虑到远期1020年的负荷发展。（2）根据变电站所带负荷的性质和电网结构来确定主变压器的容量。对于有重要负荷的变电站，应考虑当一台主变压器停运时，其余变压器容量在设计及过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷：对一般性变电站停运时，其余变压器容量就能保证全部负荷的6070%。6.3.3高压断路器的选择高压断路器在高压回路中起着控制和保护的作用，是高压电路中最重要的电器设备。选择断路器时应满足以下基63、本要求：（1）在合闸运行时应为良导体，不但能长期通过负荷电流，即使通过短路电流，也应该具有足够的热稳定性和动稳定性。（2）在跳闸状态下应具有良好的绝缘性。（3）应有足够的断路能力和尽可能短的分段时间。（4）应有尽可能长的机械寿命和电气寿命，并要求结构简单、体积小、重量轻、安装维护方便。考虑到可靠性和经济性，方便运行维护和实现变电站设备的无油化目标，且由于SF6断路器已成为超高压和特高压唯一有发展前途的断路器。故在35kV侧采用六氟化硫断路器，其灭弧能力强、绝缘性能强、不燃烧、体积小、使用寿命和检修周期长而且使用可靠，无不安全问题。真空断路器由于其噪音小、不爆炸、体积小、无污染、可频繁操作、使用64、寿命和检修周期长、开距短，灭弧室小巧精确，所需的操作功小，动作快，燃弧时间短、且于开断电源大小无关，熄弧后触头间隙介质恢复速度快，开断近区故障性能好，且适于开断容性负荷电流等特点。因而被大量使用于35kV及以下的电压等级中。所以，10kV侧采用真空断路器。高压断路器的选择结果见表6-1。表6-1 高压断路器选择结果电压等级型号额定电压额定电流Ir动稳定电流35kVSF6断路器35kV2000A31.5kA31.5kA10kVKYN口-1210kV1250A25kA63kA6.3.4隔离开关的选择隔离开关是高压开关设备的一种，它主要是用来隔离电源，进行倒闸操作的，还可以拉、合小电流电路。选择隔离65、开关时应满足以下基本要求：（1）隔离开关分开后应具有明显的断开点，易于鉴别设备是否与电网隔开。（2）隔离开关断开点之间应有足够的绝缘距离，以保证过电压及相间闪络的情况下，不致引起击穿而危及工作人员的安全。（3）隔离开关应具有足够的热稳定性、动稳定性、机械强度和绝缘强度。（4）隔离开关的结构简单，动作要可靠。（5）带有接地刀闸的隔离开关，必须装设连锁机构，以保证隔离开关的正确操作。本工程的隔离开关选择结果见下表6-2：表6-2 隔离开关选择结果电压等级型号额定电压额定电流动稳定电流35kVGW5-3535kV630A4010kVGW5-2010kV630A756.3.5绝缘子和穿墙套管的选择在变66、电站的各级电压配电装置中，高压电器的连接、固定和绝缘，是由导电体、绝缘子和金具来实现的。所以，绝缘子必须有足够的绝缘强度和机械强度，耐热、耐潮湿。穿墙套管用于母线在屋内穿过墙壁和天花板以及从屋内向屋外穿墙时使用，635kV为瓷绝缘。6.3.6电流互感器的选择电流互感器的选择和配置应按下列条件：电流互感器的型时应根据使用环境条件和产品情况选择。对于620kV屋内配电装置，可采用瓷绝缘结构和树脂浇注绝缘结构的电流互感器。对于35kV及以上配电装置，一般采用油浸式瓷箱式绝缘结构的独立式电流互感器。有条件时，应尽量采用套管式电流互感器。一次回路电压：ug（一次回路最大工作电压）un（原边额定电压）一次67、回路电流：IgmaxIm(原边额定电流)准确等级：要先知道电流互感器二次回路所接测量仪表的类型及对准确等级的要求，并按准确等级要求高的表计来选择。二次负荷：Sn =I2nZ2n(VA)S2=I2n2Z2n动稳定：式中，Kdw是电流互感器动稳定倍数。热稳定：Kt为电流互感器的1s热稳定倍数。电流互感器选择结果如表6-3：表6-3 电流互感器选择结果电压等级类型参数备注35kV干式400/5A，0.2S/0.5/10P20/10P20主变600/5A，0.2S/0.5/10P20/10P20馈出线10kV干式2300/5A，10P20/0.5/0.2S馈线500/5A，10P20/0.5/0.2S68、电容器200/5A，0.5/10P20接地变6.3.7熔断器的选择高压熔断器是一种保护电器，当其所在电路的电流超过规定值并经一定时间后，它的熔体熔化而分断电流开断电路，熔断器主要用来进行短路保护，用来保护线路变压器及电压互感器等设备。有的熔断器具有过负荷保护功能。熔断器由熔体支持金属体的触头和保护外壳三部分组成。熔断器是最简单的保护电器，它用来保护电气设备免受过载和短路电流的损害。但其容量小，保护特性较差，一般仅适用于35kV及以下电压等级。熔断器的型式可根据安装地点、使用要求选用。作为电压互感器的短路保护（不可用于过载保护），可选用RN2、RN4、RW10、RXW10等系列。保护电压互感器的69、高压熔断器，额定电压应高于或等于所在电网额定电压（但限流式则只能等于电网电压），额定电流通常为0.5A。其开断能力INbr应大于或等于安装点的短路电流。6.3.8避雷器的选择（1）避雷器的配置原则1）配电装置的每组母线上均应装设避雷器，就近接入接地网，并加设集中接地装置；2）三绕组变压器中压侧或低压侧可能会开路运行时，应在其出线处设置一组避雷器；3）下列情况的变压器中性点应装设避雷器：直接接地系统中，变压器中性点为分级绝缘且装有隔离开关时。直接接地系统中，变压器中性点为全绝缘，但变电所为单进线且为单台变压器运行时。（2）避雷器的选择依据以上原则，首先确定需要避雷器的位置（标于主接线图中），再按70、照下面的方法选择各个位置避雷器的型号。1）型式选择10kV及以下的配电系统、电缆终端盒采用配电用氧化锌避雷器；3220kV发电厂、变电所的配电装置采用电站用氧化锌避雷器。2）避雷器灭弧电压Um选择避雷器的灭弧电压（又称避雷器的额定电压Ube），应按设备上可能出现的允许最大工频过电压选择。在220kV及以下电网中，一般直接反映在电网接地系数上。故避雷器的灭弧电压应为：式中：Umi避雷器灭弧电压有效值（kV）；cd接地系数（对非直接接地，20kV及以下cd=1.1，35kV及以上cd=1.0；对直接接地系统cd=0.8）；Um最高运行线电压（kV）。6.4电气设备布置总体规划除满足工艺要求外，结合71、自然条件合理布置，以满足城镇规划、生活、文教、卫生、交通等要求。站区按最终规模进行布置，一次征地，一次建设。变电站电气平面布置力求紧凑合理，出线方便，尽可能地减少占地，降低变电站征地费用。为此，本设计针对上述要求和业主有关意见，根据上述的设备选型结果，详述如下：总平面布置应在满足工艺要求的前提下，根据自然条件、进出线方向和节省投资、方便管理的原则进行总平面布置。总平面布置在典型方案的基础上进行模块组合、优化。6.5过电压保护和绝缘配合6.5.1绝缘配合根据DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合标准，确定本变电站35kV、10kV级电压设备的额定绝缘水平为：（1）主变压器雷电72、冲击耐受电压35kV侧：480kV10kV侧：75kV1min工频耐受电压（有效值）10kV侧：35kV（2）35kV配电装置雷电冲击耐压：125kV1min工频耐压：85kV（3）10kV配电装置雷电冲击耐压：75kV1min工频耐压：42kV各变电站主变压器为户外布置，变压器受污秽的等级按3级考核，其外绝缘泄漏比距应不小于2.5cm/kV。6.6接地系统变电站的室外接地网一般采用以水平接地体为主的人工接地网及垂直接地体采用角钢50505，主接地体采用606热镀锌扁钢，并与原接地网两点以上可靠焊接连接。根据站区地质土壤具体情况在变电站的主接地网恰当位置采用人工长效降阻剂，进一步降低接地电阻，73、最终满足接地要求。所有电气设备的外壳接地或工作接地都应通过接地引下线与主接地网可靠连接。所有接地材料均应采取热镀锌等防腐措施。接地装置设计使用年限为30年。6.7电气二次6.7.1控制方式及主要元件保护配置（1）控制方式变电站一般采用计算机监控系统控制方式。计算机监控系统为分层分布式双网络结构，采集层与站级层连接采用双以太网。设置单套监控主站兼操作员站、双套远动主站。利用计算机监控系统完成全站断路器、隔离开关、接地刀闸远方控制、测量、信号要求。控制级别由低到高的顺序为：1）由集控中心远方控制。2）由各级调度中心远方控制。3）由变电站的监控系统后台控制。并设有就地操作功能（断路器在间隔层测控柜上74、，隔离开关、接地刀闸在配电装置处的一对一控制），作为非正常时期的操作。（2）主要元件保护配置及二次设备配置元件保护及自动装置根据继电保护和自动装置技术规程（GB/T14285-2006）进行配置，并全部按微机化选型。1）主变压器配置单套主、后备电气量保护及单套非电气量微机型保护，保护装置及测控装置组屏安装于二次设备主控室内。2）10kV线路以及10kV电容器组配置保护测控一体化装置，保护为常规电气量保护，保护测控装置就地安装于开关柜内。3）10kV分段配置保护测控一体化装置，保护为常规电气量保护，保护测控装置就地安装于开关柜内。4）10/0.38kV站用变压器保护测控一体化装置，保护为常规电气75、量保护，保护测控装置就地安装于开关柜内。（3）微机五防微机五防系统为独立的软硬件设备，由五防工作站、电脑钥匙、高压带电显示装置、智能钥匙管理柜、万能钥匙、各种锁具等组成。全站断路器、隔离开关、接地开关位置信号由计算机监控系统实时采集，通过网络通信与微机五防系统资源共享。五防工作站直接与变电站计算机监控系统站控层网络连接，微机五防系统与变电站计算机监控系统应能相互校验执行站内的五防操作；微机五防系统与变电站计算机监控系统能在其中之一系统故障的情况下，独立执行站内的五防操作。微机五防系统能反映变电站一次设备的工作状态，并具有对位功能和相应告警显示功能。6.7.2二次防雷系统对微机型保护及测控装置通76、信接口、计算机网络接口、电能表通信接口、智能装置通信接口以及至静态型保护的交、直流电源进线等处安装二次防雷保护器。处于室外的GPS天线引进室内的入口处安装天馈防雷器。远方通信接口、电能采集远传接口等安装信号防雷器。6.7.3电缆设施防止电缆着火延燃措施按电力工程电缆设计规范（GB50217-2007）进行设计，并结合国家标准火力发电厂与变电站设计防火规范实施。电气二次设备室设有电缆沟，经电缆沟与各级电压配电装置联通。高压电力电缆采用交联聚乙烯绝缘铝芯电缆，低压电力电缆采用聚氯乙烯绝缘铜芯电缆，控制电缆采用屏蔽聚氯乙烯铜芯电缆。电缆支吊架用角钢现场制作。电缆沟的室内外接口处以及屏、柜、端子箱等电77、气设备底部孔洞均应用防火材料分别采取封、堵、涂、隔等措施以防电缆着火蔓延。在主要回路的电缆沟中的适当部位设置阻火墙。6.8 架空送电线路工程6.8.1 主要设计原则（1）按照安全可靠、技术先进、投资合理、标准统一、运行高效的原则设计，尽可能保证美观。（2）尽量避开成片居民区，少跨房屋，在城镇规划区按规划要求走线。（3）按照节约用地、少占农田、保护生态环境原则设计。（4）采用与国家电网典型设计相结合的方案。6.8.2 设计内容及范围（1）设计内容重点研究线路工程建设的必要性、线路路径选择、导线和地线选型、绝缘配合、绝缘子串及金具、杆塔与基础、系统通信、投资估算等。（2）设计范围架空线仅到挂线点及78、出线避雷器止，电缆进线至高压开关柜内出线为止（含电缆头），站内部分为变电站工程。6.8.3 路径选择原则工程线路路径方案根据城市规划要求，对线路沿途村庄、开发区、规划区、文物保护区、矿产等充分考虑避让问题。本工程重点遵循以下几个原则进行选线：（1）尽可能减少路径长度并靠近现有公路、线路，方便施工、运行、维护。（2）避开城市规划区、文物保护区、矿产，以减少工程对环境和沿线重要设施的影响。（3）尽量避开和缩短重污秽区段，提高线路可靠性，降低建设投资。（4）充分考虑沿线地质、水文、交通情况及地形对线路可靠性和经济性的影响，避开不良地质带。（5）尽量避免与同等电压等级线路的交叉。6.8.4 线路输送容79、量及导线截面选择根据电力系统规划，架空送电线路的导线截面按经济电流密度来选择，根据事故情况下导线允许载流量即热稳定条件进行校验，必要时通过技术经济比较确定。新建的系统线路，经济电流按受电端变电站主变的配置选择，最大承载能力要满足要求。6.8.5 杆塔选用原则和技术要求（1）杆塔选用原则1）根据线路特征、线路运行经验、环璋条件、综合造价等选用杆塔。2）对于特殊线路或大跨越线路，应特殊设计并进行比较、论证。3）对于杆塔设计采用新理论、新材料或新结构形式，须经过试验验证。4）工业区、居民区等路径走廊受限制地区可考虑选用多回路杆塔。（2）杆塔选用技术要求1）无特殊要求时宜选用角钢自立式铁塔。2）当杆塔80、承受荷载较大时，宜选用钢管自立式铁塔。3）线路经过城区、工业区、居民区等路径走廊或杆塔基础征地面积受限制的地区时，宜选用钢管电杆拉线的混凝土电杆。4）杆塔挠度受限制时，宜选用自立式铁塔。5）对不均匀沉降区，可选用拉线铁塔。拉线杆塔不得使用于跨越铁路、高速公路和其他重要交叉跨越的地区。6）杆塔选用还须考虑下列要求：杆塔铁件应采用热浸镀锌防腐，或采取其他等效的防腐措施。钢管杆应内外采用热浸镀锌防腐。采取必要的铁塔防盗、防松措施。7）根据沿线地形、地貌及城市规划要求，工程设计气象条件应根据设计覆冰和最大风速，参照国家电网公司输变电工程通用设计手册，选取相对应的塔型。6.8.6 绝缘子串选型要求（1）81、绝缘子种类送电线路常用绝缘子有盘形瓷质绝缘子、钢化玻璃绝缘子、棒形悬式复合绝缘子。1）盘形瓷绝缘子具有良好的绝缘性能和耐热性，耐老化、组装灵活的特点，国产瓷绝缘子的平均年老化率约为0.10.2%，被广泛应用于各种电压线路上。2）钢化玻璃绝缘子具有优良的机电性能，抗拉强度高、耐电性能好，不具有零值自爆的特性，因而无需对其进行绝缘测试。国内外的运行实践证明，钢化玻璃绝缘子具有长期稳定的机电性能，即具有较长的使用寿命。3）合成绝缘子由于其优异的耐污闪能力，可以大大缩短绝缘子串长度，减少杆塔尺寸，降低工程造价，且大吨位合成绝缘子的价格比瓷质或钢化玻璃绝缘子的价格低，经济上是可行的。为避免由于合成绝缘子82、脆断可能造成的事故，可采用双串并联的方式加以解决，在技术上也是行得通的。（2）绝缘子选型根据上述各种绝缘子的特点和导线选型对绝缘子强度的要求，以及沿线的具体污秽特征和污区划分情况，考虑本工程送出线路的重要性，本工程悬垂串为复合绝缘子、耐张串绝缘子为玻璃绝缘子、进线档绝缘子为瓷质绝缘子配置。运行经验表明，由于耐张绝缘子串受力比悬垂绝缘子串大，容易产生零值绝缘子，因而通常使用耐张绝缘子片数比同级悬垂串绝缘子片数增加12片。根据现行规程，并考虑到耐张绝缘子串悬挂方式不同于悬垂串，自清洗能力较强，形成污闪的机率较低，爬电比距可根据运行经验较悬垂串适当减少。因此，按污秽条件选择并已达到规程所规定的片数时83、，不再考虑另行增加片数。第七章 规模、选型与进度本次xx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、35kV邓永线杆塔除锈工程，调度设备及通信改造工程，10kV及以下配网改造工程。xx区2014年35kV变电站、输电线路维护改造工程的主要内容见下表7-1。表7-1 xx区2014年35kV及以下配网工程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84、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。7.1 35kV变电站技改工程7.1.1 35kV永春变技改工程（1）永春变电站概况永春乡位于xx区东南部。东邻苏仙区廖家湾乡，南界宜章县城南乡，西连南溪乡、大塘瑶族乡、芙蓉乡，北接江口乡、苏仙区良田镇。土地面积78.9km2，海拔高度738m。2011年末辖永春、红花85、瑞金、瑞丰、青山、打鸟坳、才口水、田池洞、新竹山共9个村民委员会和1个居民委员会，下设106个村民小组，人口9880人。乡政府驻永春村，距市中心51km。永春变电站现有主变一台，容量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，不能满足“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86、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。（2）永春变主要电气设备选择根据永春变片区电力负荷预测结果，永春变2013年最大供电容量4.5MVA。当容载比为1.8时，该变电容量盈余3.1MVA，所以本期拟选择安装一台容量为5MVA的主变压器，永春变本次改造后总变电容量为25MVA。1）永春变主变压器的选择主变压器采用低损耗、低噪声、油浸自然冷却变压器，其具体型号规范参数如下：35kV永春变主变压器选用三相双绕组、油87、浸自冷式变压器。型号：S11-5000/35额定容量：5MVA额定电压：（353）2.5%/11kV额定频率：50Hz连接组别：Yn，d11阻抗电压百分比：Uk%=高-低:7.5主变中性点接地方式： 35kV中性点不接地，但应留有经消弧线圈接地的可能；10kV中性点不接地。2）高压断路器的选择考虑到可靠性和经济性，方便运行维护和实现变电站设备的无油化目标，且由于SF6断路器已成为超高压和特高压唯一有发展前途的断路器。故在35kV侧采用六氟化硫断路器，其灭弧能力强、绝缘性能强、不燃烧、体积小、使用寿命和检修周期长而且使用可靠，无不安全问题。真空断路器由于其噪音小、不爆炸、体积小、无污染、可频繁操88、作、使用寿命和检修周期长、开距短，灭弧室小巧精确，所须的操作功小，动作快，燃弧时间短、且于开断电源大小无关，熄弧后触头间隙介质恢复速度快，开断近区故障性能好，且适于开断容性负荷电流等特点。因而被大量使用于35kV及以下的电压等级中。所以，10kV侧采用真空断路器。高压断路器的选择结果见表7-2。表7-2 高压断路器选择结果电压等级型号额定电压额定电流Ir动稳定电流35kVSF6断路器35kV1250A25kA31.5kA10kVKYN-1210kV1250A25kA63kA永春变电站现有的两台DW2-35kV多油开关因运行多年，存在严重的安全隐患，需更换；新增1台主变后，需增设1台35kV高压89、断路器。故需选用3台SF6断路器。10kV高压断路器因新增1台主变，需增设1组10kV成套开关柜，选用KYN口-12型真空断路器。3）隔离开关的选择隔离开关是高压开关设备的一种，它主要是用来隔离电源，进行倒闸操作的，还可以拉、合小电流电路。选择隔离开关时应满足以下基本要求：隔离开关分开后应具有明显的断开点，易于鉴别设备是否与电网隔开。隔离开关断开点之间应有足够的绝缘距离，以保证过电压及相间闪络的情况下，不致引起击穿而危及工作人员的安全。隔离开关应具有足够的热稳定性、动稳定性、机械强度和绝缘强度。隔离开关的结构简单，动作要可靠。带有接地刀闸的隔离开关，必须装设连锁机构，以保证隔离开关的正确操作。90、本工程的隔离开关选择结果见表7-3：表7-3 隔离开关选择结果电压等级型号额定电压额定电流动稳定电流35kVGW5-3535kV630A4010kVGW4-2010kV630A75永春变电站现有的4组35kV隔离开关，已经运行多年，存在较严重的安全隐患，急需更换; 新增1台主变后，需增设1组35kV户外高压隔离开关。共需选用5组GW4-35型35kV户外高压隔离开关。10kV隔离开关选用户内隔离开关，与10kV高压断路器组合在成套开关柜内。）主要电气设备选择汇总表35kV永春变技改工程主要电气设备选择汇总见表7-4。表7-4 永春变改造主要电气设备选择汇总表设备名称型号额定电压额定电流单位数量91、单价（元）合计（元）主变压器S11-5000/3535kV台1264000264000高压断路器SF6断路器35kV2000A台362000186000高压隔离开关GW5-3535kV630A台5930746535电压互感器35kV组11200012000氧化锌避雷器Y5W1-42/13435kV组138463846主变保护屏面17051070510高压成套开关柜KYN-1210kV1250A面16410064100保护装置维护、更换7500户外设备防腐15000总计6694917.1.2 35kV芙蓉变技改工程（1）芙蓉变电站概况芙蓉变运行已经近三十年了，其一、二次设备老化严重，存在较严重的92、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。对其一、二次设备进行改造。（2）芙蓉变一、二次设备整改及选择35kV芙蓉变技改工程设备整改情况汇总见表7-5。表7-5 芙蓉变一、二次设备整改情况汇总表序号项目名称改造内容单价合计（元）1构架、槽钢维修户外设备构架、槽钢修缮和翻新，做防腐处理。450002操控设备改造更换、大修户内外操作控制设备。6000003保护、仪表更换更换控制室内保护继电器、仪表等共55块（台）。47000总计1520007.2 35kV线路维护改造工程7.2.1 35kV石邓线隐患整改工程（1）35kV石邓93、线隐患情况35kV石邓线绝缘子经常掉串，全线瓷瓶需更换；整改约30km。（2）35kV石邓线隐患整改工程为方便线路运行维护，本工程悬垂绝缘子串采用FXBW4-35/70合成绝缘子，重要交叉跨越处采用双串。耐张绝缘子串采用4片U70B/146型防污玻璃绝缘子串。（3）线路主要材料耗量见表7-6所示及设备材料清册。表7-6 线路主要材料耗量表材料名称规格数量单位单价（元）合计（元）绝缘子串FXBW4-35/7057只23013110U70B/1462388只55131340FS-35/10-MJ6只2301380金具4500总计1503307.2.2 35kV两北线改造工程（1）35kV两北线概况94、目前两江口变-xx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。（2）35kV两北线改造工程为提高35kVxx变供电的可靠性，拟从两江口重建一条35kV线路至xx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。本线路起于两江口变35kV出线间隔，止于xx变35kV进线间隔，线路全长4km。导线采用LGJ-185/30型钢芯铝绞线，地线一根采用GJ-50镀锌钢绞线。地线95、逐基直接接地，线路采用单回路架设。本线路全长4km，共采用杆塔22基，其中直线杆14基，转角、耐张杆8基，平均档距180m。因本工程线路路径地处城区，故杆塔以钢管杆和钢管塔为主，角钢塔为辅。共采用铁塔基础48个，全部采用浇掏挖式。本次两北线35kV线路改造工程设备材料费用汇总具体详见表7-7。 表7-7 两北线线路设备材料费用汇总表 单位：万元序号名称规格型号单位数量单价总计1导线LGJ-185/30t8.772.0217.722地线GJ-50t1.471.201.774杆塔t78.120.797562.35钢管杆t67.710.952364.486基础钢筋t370.6524.057地脚螺栓材96、料t32.40.8527.548合成绝缘子FXBW4-35/70只450.0231.049玻璃绝缘子U70B/146只4590.00552.5310防污绝缘子FS35-10只60.00230.1411金具2.3512基础混凝土m31970.70.02141.4合计万元245.32本项目设备材料费用共计245.32万元。7.2.3 35kV邓永芙线改造工程（1）35kV邓永芙线概况35kV邓永芙线路改造工程，由于该线路线径小，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（已发生导线烧断情况10次），存在重大安全隐患。（2）35kV邓永芙线改造工程本线路起于110kV邓家97、塘变35kV出线间隔，经35kV永春变，止于35kV芙蓉变电站进线间隔，线路全长23km。为消除35kV邓永芙线线路安全隐患，保障线路安全可靠运行，本工程改造内容为将40#-97#杆段共58号杆塔导线更换，约12km左右。导线采用LGJ-120/20型钢芯铝绞线，地线一根采用GJ-35镀锌钢绞线。因线路投用年代久，部分线路杆塔老化严重，为增强线路抗冰灾能力，消除事故隐患，拟将部分杆塔更换为角钢塔或钢管杆（塔）。地线逐基直接接地，线路采用单回路架设。本线路改造工程全长12km，共更换杆塔16基，其中角钢塔6基，钢管杆（塔）10基。共采用铁塔基础34个，全部采用浇掏挖式。（3）邓永芙线35kV线路98、改造工程设备材料及费用汇总本次邓永芙线35kV线路改造工程设备材料及费用汇总具体详见表7-8。 表7-8 邓永芙线线路设备材料费用汇总表 单位：万元序号名称规格型号单位数量单价总计1导线LGJ-120/30t16.812.0233.962地线GJ-35t3.541.204.254铁塔t42.560.797533.945钢管杆t73.710.952370.196基础钢筋t41.30.6526.847地脚螺栓材料t33.60.8528.568合成绝缘子FXBW4-35/70只1350.0233.119玻璃绝缘子U70B/146只13770.00557.5710防污绝缘子FS35-10只180.0099、230.4111金具6.7512基础混凝土m31570.70.02132.99合计万元248.57本项目设备材料费用共计248.57万元。7.3 调度设备及通信改造工程本项目建设内容为线路光纤、变电站通信系统、调度主站系统等建设。调度设备及通信改造工程设备选型见表7-9。表7-9 xx区调度设备及通信改造工程设备费用汇总表 单位：万元序号设备名称规格型号单位数量单价总计1光缆OPGW-12芯km9521300元/km202.352后台机台7新建217.653远动通信柜台7新建4调度数据网络及电能量采集柜台7新建合计420xx区调度设备及通信改造项目设备材料费用共计420万元。7.4 10kV及100、以下线路维护改造工程7.4.1 10kV线路工程（1）建设规模10kV线路工程共新建改造87km。（2）10kV配电线路选型1）10kV中压配电线路应具有较大的适应性，应推广采用大截面、耐热或超耐热导线，主干线路的导线截面应按长期规划（一般20年）一次选定，在负荷增加时，应及时分流；当新的高压变电站投运时，主干线应及时环入新的高压变电站。2）导线截面的选择以经济电流密度为主，并校验导线的电压降及长期允许载流量。正常运行方式，导线以经济电流运行；事故或检修时，应控制在长期允许载流量内运行。同一农村中压电网的导线规格不宜过多；10kV架空线路的主干线截面宜选用185240mm2，分支线截面选用50101、150mm2；10kV电缆线路的主干线截面宜选用铜芯240300mm2，分支线截面宜选用铜芯或铝芯70185mm2。3）10kV架空线路导线一般选用钢芯铝绞线或铝绞线，架空线的设计，宜采用多回路同杆架设。城镇线路和其他通道困难的特殊地段，可选用架空绝缘导线。对于受走廊限制架空线路难以架设的地段，应选用电缆线路。4）10kV架空线路杆塔一般选用非预应力混凝土电杆。对受力较大的转角杆、耐张杆等可选用铁塔。当安装接线困难时，或受地形限制不能安装水泥杆和铁塔时，可选用钢管杆。7.4.2 0.4kV线路工程（1）建设规模0.4kV线路共新建改造89km。（2）0.4kV低压线路选型1）低压线路布局应按村102、庄发展规划布置，低压配电网力求简洁、安全、可靠、经济，一般采用辐射形、网络状供电。2）低压电网采用中性点直接接地系统（TT系统）。3）在负荷柜、用户端电压校验合格的前提下，低压线路供电半径应不大于500m，其中：甲、乙类供电台区不大于400m；戊类供电区可大于500m。4）低压线路主干线导线截面积按1015年负荷增长需求预测选择，支线导线截面积按510年负荷增长需求预测选择。7.4.3 10kV及以下线路工程项目汇总 10kV及以下线路工程项目汇总详见表7-10。表7-10 10kV及以下线路工程项目汇总序号设备名称数量建设规模估算投资110kV配电线路新建改造10kV线路长87km混凝土电杆103、LGJ型导线3935250020.4kV配电线路新建改造0.4kV线路89km混凝土电杆、BLV、LJ型导线合计64628900xx区10kV及以下线路工程项目设备材料费用共计6462.89万元。7.5 10kV配电变压器及户表工程7.5.1 10kV配电变压器（1）建设规模本次农网改造工程共新建和改造配电变压器29台，配变容量6955kVA。（2）配电变压器及其他主要设备选择1）配电变压器应靠近负荷中心，避开易爆、易燃、污秽严重及地势低洼地带；高、低压进出线方便，施工、运行维护方便。2）变压器容量按供电台区35年发展预测负荷选择。3）新购变压器应选用S11型节能、环保型变压器，在负荷率较低104、且负荷基本稳定或增长缓慢的台区，积极应用非晶合金铁芯变压器。4）季节性用电负荷差异较大的各类供电台区，应积极应用调容量变压器、变压器组（母子变）。有防潮、防火等特殊要求的变压器，应采用干式变压器。仅有单相负荷、负荷较小等特殊台区，可选用单相变压器。5）配电变压器高压引下线应采用电力电缆、架空绝缘电缆；低压引下线应采用架空绝缘电缆、耐气候型绝缘电线、电力电缆；引下线离地低于2.0m时，应增设防护套管。引下线的导体截面按预测的1015年最大负荷确定。6）10kV一般采用户内开关柜，可选用真空断路器或SF6断路器。（3）10kV配电变压器选择汇总本次工程共选用配电变压器29台，配变容量6955kVA105、。具体规格型号见表7-11。表7-11 xx区10kV配电变压器选型汇总表序号改造项目型号规格数量建设规模单价（元）合计（元）110kV配变工程S11-10/0.4-30kVA2台60 kVA17180343602S11-10/0.4-50kVA1台50 kVA19458194583S11-10/0.4-80kVA4台320kVA22161886444S11-10/0.4-100kVA2台200kVA24783495665S11-10/0.4-160kVA3台480kVA339951019856S11-10/0.4-200kVA2台400kVA37375747507S11-10/0.4-250106、kVA2台500kVA42448848968S11-10/0.4-315kVA3台945kVA447551342659S11-10/0.4-400kVA10台4000kVA58594585940配变工程小计29台6955kVA10控制设备高压真空断路器15台12kV400A1601024015011高压跌落式熔断器14台100A、200A244341612低压成套配电柜14台200kVA及以下1491120875413低压成套配电柜15台250-400 kVA2125131876514其他设备620000控制及其他设备小计总计xx区10kV配电变压器工程项目设备材料费用共计256.4949万元107、。7.5.2 户表及接户线等（1）建设规模本次农网改造升级工程共新建和改造户表30740块，涉及34个村，农村居民107590人。（2）户表及接户线的选型1）配变台配电箱、配电屏应预留集抄装置、负控终端、自动化装置等的位置。2）配变台配电箱、配电屏安装用于线损计算及考核用的三相电能表。3）生活用户户表选用普通单相电子表。4）生活用户一般采用单相二线接户，动力用户一般采用三相四线接户，动力、生活用户采用三相四线接户。5）当接户线通道受限或同一杆位接户数量超过4户时，可增设接户分线箱。由低压架空线路通过接户线至分线箱，再从分线箱沿墙敷设户连线至表箱。6）接户线形式。电力电缆：用于电缆线路、架空线路108、沿墙敷设线路引下接户线。平等集束电缆：用于架空线路、沿墙敷设线路引下接户线。耐气候型绝缘电线：用于架空线路引下接户线。穿管绝缘电线：用于沿墙敷设线路引下接户线。（3）户表、接户线工程设备选型及汇总户表及接户线工程项目汇总详见表7-12。表7-12 xx区户表及接户线工程项目汇总序号设备名称规格型号建设规模单价（元）合计（元）1防窃电型计量表箱配电台区29台1371元397592全电子电能表配电台区29台6832元1981283普通单相电子表三相进线户表30740户954电缆等辅材29台区及30740户192300合计xx区户表及接户线工程项目设备材料费用共计335.0487万元。xx区201109、4年35kV及以下配网改造项目总计投资12140万元。重点完善xx区农村电网一、二期改造未完成的35kV及以下配电网络建设，提高改造区域内的农村供电安全水平。7.6 工程进度本次xx区35kV及以下配网改造升级工程为新改建工程，工期为一年。为了使工程顺利进行，项目安排遵循统筹兼顾、均衡施工及合理衔接的原则，优先改造建设输配电瓶颈及安全隐患严重的项目，精心计划和安排施工顺序，保证工程资金的合理使用，力争实现社会利益和企业效益最大化，使工程能优质保量按时完成。第八章 环境保护、水土保持与劳动安全8.1环境保护8.1.1执行标准（1）无线电干扰执行高压交流架空线路无线电干扰限值（GB15707-19110、95）；（2）区域环境噪声执行城市区域环境噪声标准（GB3096-2008）；（3）变电站厂界噪声执行工业企业厂界噪声标准（GB12348-2008）；（4）变电站施工期噪声执行建筑施工场界噪声限值（GB12523-2011）。8.1.2其他相关标准（1）环境影响评价技术导则总则（HJ2.1-2011）；（2）环境影响评价技术导则-声环境（HJ2.4-2009）；（3）环境影响评价技术导则-非污染生态影响（HJ19-2011）。8.1.3噪声防治变电站运行噪声源主要来自于主变压器等大型声源设备。为进一步降低设备噪声源强，建议本项目采用低噪声变压器。变电站工程施工主要包括土石方开挖、土建及设备安111、装等几个阶段，其施工工程量及施工时间相对较小。主要噪声源有工地运输车辆的交通噪声、土建、设备安装施工中各种机具的设备噪声。变电站噪声防治采取以下措施：（1）变电站施工时，应限制夜间高噪声设备施工活动；同时，现场作业时应将高噪声施工活动尽量远离敏感点；变电站施工时，一般先建好围墙，也可在一定程度上降低施工噪声对周围的影响。（2）控制变电站声源的噪声水平，对产生噪声的电气设备在设备招标时按国际标准、国家标准从严加以控制。变电站主变噪声源强不大于65dB（A）。8.1.4电磁辐射防治措施（1）合理选择站址严格遵守当地发展规划的要求，35kV及中低压侧线路的路径和变电站站址的确定按规划部门的要求执行。112、变电站站址离人口密集城镇和乡村较远，站址附近没有重要军事、通讯设施及自然环境保护区以及对电磁环境敏感的设施。（2）降低工频电场与磁感应强度根据已投运变电站的实测资料、规程要求，确定变电站的平面布置和对构、支架高度要求，使工频电场强度水平控制在规程范围之内。（3）控制无线电干扰水平变电站的无线电干扰源主要来自配电装置和导体的电晕放电。35kV及以下配电装置设计重视对无线电干扰的控制，在选择导体及电气设备时充分考虑降低整个配电装置的无线电干扰水平。使配电装置围墙外20m处的无线电干扰水平小于55dB（V/m），并符合现行的导体和电器选择设计技术规定（DL/T5222-2005）和高压配电装置设计技113、术规程（DL/T5352-2006）的规定。8.1.5排水变电站一般为无人值班变电站，站内不设家属宿舍和单身宿舍，变电站的污水较小，污水经化粪池处理后就近排入市政污水井。当变压器发生突发事故时，可能会有漏油和含油污水，变电站设有事故油池，用于储存漏油和含油污水，事故油池有抽水分离作用，事故后可用移动处理器加以处理，使废水含油率小于5mg/L，达到排放标准。8.1.6综合分析xx区35kV及以下配网改造工程在工程建设和运行工程中将严格落实环境保护措施，加强环境管理，项目产生的水、气、声、渣、水土流失及电磁辐射等环境影响均可满足国家标准要求，对环境影响较小，在可接受范围内；工程的建设带来的社会、经114、济效益是显著的，对区域经济的和谐可持续发展将起到积极的作用。8.2水土保持8.2.1水土保持概述为保护水土资源、防治水土流失、建立良好的生态环境，在本工程建设过程中，从实际出发，采取必要的水土保持措施，合理堆放弃土弃渣，恢复植被，做到及时、有效地控制水土流失。工程建设过程的水土流失影响主要是施工准备时期的“四通一平”，建设期的土方开挖及弃土弃渣的处置。在施工准备期，由于原地貌土地被扰动，地面的覆盖物（植被）被清除，大面积的土地将完全暴露在外，容易导致水土流失。建设期基坑开挖、地基处理工程及建筑物的建造以及挖方和填方，导致土壤裸露及水土流失。总体来看，工程建设期对水土流失的影响，主要是工程施工过115、程中对地面的扰动和影响，此阶段水土流失较为严重，生产期随着各种设施的竣工和运行，水土流失基本得到控制。表层土壤的保存是植被恢复获得成功的关键因素之一，一般取30-50cm表土剥离，施工结束经土地平整后，将表层土壤回填。8.2.2水土保持方案批复标准和其他相关标准本工程的水土流失防治依照“谁开发谁保护，谁造成水土流失谁负责治理”的原则和开发建设项目水土保持方案技术规范中的有关规定。8.2.3本工程的水土保持措施变电站、输电线路的水土保持措施，遵照国家有关水土保持的法规、条例的规定，将本工程占地范围内因工程建设引发的新增水土流失作为基本的防治任务。为保证工程建设满足水土保持的要求，本工程对站区、进116、站道路、弃土弃渣处置、站外管线等施工建设区和影响区提出水土保持方面的要求。本工程水土流失防治方案将采用工程措施和植物措施相结合的方案，并做到与主体方案同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。（1）工程措施为有效地防治和治理因开关站建设造成的水土流失，保证变电站的安全运行。工程施工时基础开挖的泥土应及时回填，避免水土流失。生活垃圾应定点堆放、及时清运。在进站道路两侧，设置排水沟和护坡，减少雨水冲刷而引起的水土流失。（2）临时防护措施各改造工程在施工期采用的临时防护措施主要有：1）塑料薄膜覆盖：在不影响施工的前提下对裸露地面进行洒水，遇到大风日或降水日采用塑料薄膜覆盖。2）临时堆土防护措施：为防治117、变电站区内的临时堆土免受风蚀的影响，可采用防尘网覆盖。（3）植物措施建设单位在布置绿化措施时采用灌木、草类相结合的立体式防护体系，根据当地植物生存条件分析，灌木选择冬青等，草类选择黑麦草、紫花苜蓿等。本工程在施工结束后，对改造区域采取整地复植措施恢复植被。整地深度0.4m，采用机械与人工结合的方式，对表土进行清理，然后种植草本类植物，恢复其水土保持功能。林草选择当地乡土适生品种，如草类有三叶草、狗牙根等。在进站道路两侧进行绿化，具体为在进站道路两侧各栽种乔木、灌木的混和林带一行，乔木间距3m，灌木间距lm。乔木选择当地速生杨，灌木选择紫穗槐，并在乔灌林下播洒三叶草。8.2.4对工程施工的要求变118、电站、输电线路的建设过程中，由于场地的平整、基础的开挖，必然引起自然地表的破坏，造成土壤疏松，并破坏原有的生态系统，从而可能在建设过程中造成大量的水土流失。因此在变电站、输电线路建设的施工过程中，业主应要求施工单位重视水土保持工作，加强施工过程中水土保持工作的管理。本工程施工时需严格按以下要求进行水土流失防治工作：（1）在施工过程中对土方调配要坚持前期后期紧密配合，特别是变电站站址区表土剥离后，集中堆放，并采取拦挡措施，以避免雨水冲刷造成新的水土流失。这部分土施工结束后可用于站区绿化；场地平整与地下建筑、基础施工相结合，杜绝重复挖填，土石方运输时避免扬尘污染。（2）土方开挖时，应尽量避免在雨季119、施工，如果不可避免在雨季施工，应注意采取防护措施，同时尽量避免破坏征地边界外的自然植被和排水系统。（3）施工前做好施工区域内临时排水系统的总体规划，注意保护挖、填方的边坡稳定；用机械施工时，边坡坡度应适当减缓，施工时要阻止水流进入施工区域内，采取临时性排水沟或筑土堤等措施，防止地面积水。施工区应设置沉淀池，对施工中产生的生产废水经过沉淀处理后外排，并尽可能重复利用。（4）变电站区结合两型一化的要求，除站前区采用绿化外，道路以外的裸露场地铺碎石垫层，即减少了由于绿化而产生的后续维护费用，避免了水土流失，同时也减少了由于变电站的修建对周边生态环境协调性的破坏。通过采取上述施工期和运行期防治水土流失120、的措施后，可以极大地减少变电站、输电线路在生产建设过程中以及变电站、输电线路建成投运后的运行期所造成的水土流失。8.3劳动保护8.3.1防火、防爆（1）变电站的生产场所和附属建筑的防火分区、防火隔断、防火间距、安全疏散和消防应符合国家现行规程规范的相关要求。（2）有爆炸危险设备的建筑，必须按照不同类型的爆炸源和危险因素采取相应的防爆保护措施。（3）变电站的安全疏散应有充足的照明和明显的疏散指示标志。8.3.2防毒、防化学伤害（1）含SF6气体设备的配电装置室，设有机械排风设施，当意外事故发生时，应先打开排风设施，等室内有害气体及烟雾基本排净时，方可进入室内进行检修。（2）蓄电池采用密封免维护阀121、控铅蓄电池组，正常情况下午酸液、氢气溢出，蓄电池室内设置通风换气装置。（3）在建筑物内部配置防毒及防化学伤害的灭火器时，应有安全防护设施。8.3.3防电伤害、机械伤害和其他伤害为保证变电站安全运行及生产人员的人身安全、严格按照有关的规定设计，主要有如下方面：（1）为防止雷击带来的危害，有可靠的防雷保护，全站竖立独立避雷针，并在各级电压母线上及主变中性点均装有避雷器。（2）各建筑均按规程规定的耐火等级设计，并有隔绝火灾蔓延的措施和安全出口，各建筑物之间都保持有防火安全距离，全站配备有消防器材。（3）为保证生产人员在操作电气设备时的安全，高层廊道都设置栏杆，人与各种带电设备都有一定的安全距离，被操122、作的电气都有可靠的保护接地，并配有绝缘棒，绝缘手套和垫等安全工器具。电气二次线设计考虑了防误操作设施，达到防止带负荷拉合隔离开关；防止误拉，误合刀闸；防止带接地线合闸；防止有电挂“接地线”及防止误入带电间隔的“五防”措施。所有室内电缆入口处及通至主控室的保护屏等预留孔洞均采用防火材料封堵，电缆进入孔洞时的两端涂刷一定长度的防火涂料，以防电缆起火蔓延。所有的通风口均有金属网封隔，能有效地防止小动物进入。变电站底层均装设防盗窗，并加设防盗报警探测器，防盗报警控制器安装在值守守内，确保电气设备安全运行。8.3.4防暑、防寒措施（1）变电站运行人员值班室、休息室应有防暑、防寒及防潮的措施。（2）站用电123、室、蓄电池室等均设有机械通风装置，蓄电池室采用不产生明火的电热装置。第九章 节能根据项目节能评估报告，该项目用能总量及结构基本合理，符合国家、地方和行业节能设计规范及标准，项目未采用国家明令禁止和淘汰的落后工艺及设备，符合节能规划要求，对当地节能目标完成具有积极影响。9.1 技术节能措施（1）合理选择电力网的经济运行方式。变电站的经济运行主要是确定最佳的变压器运行组合方式和最佳负荷率。而开环运行则应根据网损计算结果并考虑安全性和可靠性原则选择最佳解列点。（2）合理选择电力网的运行电压。电力网的运行电压对电力网中的元器件的空载损耗均有影响。一般在35kV及以上供电网络中，提高运行电压1%，约降低124、损耗1%。要提高电网的电压水平，除了提高发电机出口电压外，主要做好全网的无功平衡工作，其中包括提高用户功率因数、采用无功补偿装置等。在无功平衡的前提下调整变压器的分接头也是重要手段。在610kV农配电网中，由于空载损耗约占总损耗的50%80%，尤其在深夜因负荷低，则空载损耗的比例更大，所以应根据用户对电压偏移的要求，适当降低电压运行。而对于低压电网，其空载损耗较小，宜提高运行电压。因此，在电网运行中，大量采用有载调压设备可以在不同的负荷情况下合理地调整电网的运行电压。（3）合理调整负荷曲线、平衡三相负荷。负荷峰谷差大，在供电量相同的情况下损耗大，变压器三相负荷不平衡时，特别是低压网络，既影响变125、压器的安全运行又增加线损。对于峰谷差较大的负荷，应采取双回路供电方式。而对三相不平衡的负荷，调整负荷是主要技术手段。三相不平衡在配电线路中经常出现，如不平衡度大，则不仅增加相线和中线上的损耗，同时也危及配变的安全运行。为了减少这方面的损耗，应及时调整三相负荷，应根据各用户的用电规律，合理而有计划地安排用电负荷和用电时间，提高电网负荷率。通过调整三相不平衡电流，减少中线的电流，达到降低线损和安全运行的目的。（4）对电网进行升级改造。由于各种原因导致电网规划不合理，如送变电容量不足，出现“卡脖子”现象；或电源点远离负荷中心，长距离输电；因线路布局不合理，近电远供，迂回供电，供电半径过长等现象，不但126、影响供电的安全和可靠性，还将使电网损耗升高。1）调整不合理的网络结构进行电网改造，通过架设新的输配电线路及改造旧线路，在考虑电压降、建设投资、机械强度和发热等条件下根据经济电流密度适当加大导线截面，改造迂回线路，消除“卡脖子”现象。制定按期发展建设的电网规划，确保电网安全经济运行。2）进行电网升压改造对电网进行升压改造，简化电压等级和变电层次，减少重复的变电容量，既可提高供电能力，还可收到较好的降损效果。由于变压器损耗占电网总损耗的比例较大，所以减少重复的变电容量和采用节能型变压器是一项切实可行的节能措施，具有明显的经济效益。3）优化电源分布电源布置方式不同，电能损失和电压损失有很大的差异。电127、源应尽量布置在负荷中心，对负荷密度高、供电范围大的重负荷区，优先考虑两点或多点布置。以此不但有显著的降损节能效益，同时还可有效地改善电压质量。4）推广应用新技术、新工艺、新设备和新材料。如采用新型合金导线等都会收到显著的节能效果。9.2 节能管理措施（1）加强组织领导，实行科学管理。公司应该根据线路损失管理的要求，成立以主管领导或分管领导为组长的领导小组，制定和完善线损工作目标及考核办法，每月开展一次线损分析，把线损率高低列入电管员和农村电工考核目标之中并直接与其工资、奖金挂钩，实行奖惩分明，使各级人员充分意识到线损考核的危机感和紧迫感，从而变“要我降损”为“我要降损”，使其主动地想办法、做工128、作。（2）在经济合理的情况下，理论线损中的固定损耗和可变损耗基本相等，当固定损耗大于可变损耗时，则说明该线路处于轻负荷运行状态，未达到经济合理值，结果造成理论线损值和实际线损值均较大，所以应努力增加线路的用电负荷；在负荷无开发潜力的情况下调整“大马拉小车”的变压器，提高变压器的综合负载率，减少空载损耗。当固定损耗小于可变损耗时，则说明该线路处于超负荷运行状态，也未达到经济合理值，结果也造成理论线损值和实际线损值均较大，所以应增加线路上的无功补偿容量，适当提高负荷的功率因数，减少线路上无功功率的输送量；适当提高线路的实际运行电压；调整改造迂回、“卡脖子”线路；缩短供电半径；调整三相负荷使之尽量平129、衡；调整变压器，使之容量与用电负荷相匹配。（3）加强管理，使线路设备在安全经济状态下运行。每月要求各供电所组织人员对各台配变的三相负荷进行实测，使之保持基本平衡。并根据运行规程的要求，每年两次对配变接地电阻进行测量，发现超标，需及时进行技术处理。同时做好线路的清障工作，剪除线路周围的树枝，保持一定的安全距离，减少电能损失。在此基础上，定期清扫变压器、控制电器、瓷瓶等用电设备上的污秽，以便保持清洁，更换接头较多的低压线路，减少漏电造成的损耗。第十章 投资估算10.1 编制依据（1）技术文件依据本工程的可研报告及图纸。（2）政策文件依据：1）关于颁布的通知（电定总造14号文）；2）关于发布的通知（130、中电联技经15号文）；3）关于发布和的通知（中电联技经139号文）。10.2 编制原则（1）定额采用中国电力企业联合会2007年发布的电力建设工程概算定额：建筑工程（2006年版）、电力建设工程概算定额：电气设备安装工程（2006年版）、电力建设工程预算定额：调试工程（2006年版）、电力建设工程概算定额：送电线路工程（2006年版）、电力建设工程概算补充定额（2006年版）；（2）项目划分及取费标准执行2007年7月由国家发改委颁布的电网工程建设预算编制与计算标准，其中：1）地区类别按I类；2）社会保障费、住房公积金和税金按郴州地区的有关文件执行；3）勘察设计费按发改委和建设部2002年1月131、联合发布的工程勘察设计收费标准执行；4）设备价格按厂家出厂价报价；5）安装工程中的未计价材料按照电力建设工程装置性材料预算价格（2006年版）进行；6）建筑工程中材料根据市场价进行调差，价差只计税金。10.3 汇总估算表（1）建设期贷款利息：按投资额80%贷款，贷款利息按6.55%计算，建设期利息318.07万元，建设期按12个月计列。（2）基本预备费：按4%计列。（3）建设投资汇总表。本次xx区35kV及以下配网改造工程投资估算详见表10-12。表10-1 xx区2014年35kV及以下配网工程设备及安装工程投资估算表序号项目名称改造项目建设规模项目费用（万元）135kV变电站、线路工程永春132、变技改工程主变增容，一、二次设备整改。66.94912芙蓉变技改工程一、二次设备整改。15.23石邓线隐患整改22-84#杆更换绝缘子。15.0334两北线改造工程4km线路改造。245.325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。248.576调度设备及通信改造工程调度设备及通信改造及通信建设。420710kV及以下配网工程10kV线路改造工程新建改造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。3935.2580.4kV线路改造工程2527.64910kV配电变压器工程117.133、386410控制设备139.108511户表工程335.0487合计8065.51表10-2 项目投资估算表序号工程和费用名称估算价值（万元）比例备注建筑工程设备购置安装工程其他费用合计1工程费用2443.18065.51424.010932.6192.482工程建设其他费用434.63434.633.683预备费454.69454.693.853.1基本预备费454.69454.694总投资2443.108065.51424.0889.3211821.93100比例20.6768.223.597.52100本期工程，总投资共计12140万元，其中建设估算投资11821.93万元，建设期利息3134、18.07万元。第十一章 经济评价11.1 概况经济评价按小水电建设项目经济评价规程（SL1695）规定进行，并参照国家计委建设项目经济评价方法与参数（第三版）和电力部、水利部水利水电规划设计总院颁发的水利水电建设项目财务评价暂行规定以及国家现行的财税制度进行。11.2 财务评价11.2.1 资金来源和投资计划经济分析价格水平年定为2013年，经济评价静态投资为12140万元。根据业主提供的融资方案：资本金2428万元，占总投资的20%；贷款约占总投资的80%，即9712万元。流动资金由公司统筹，不纳入本项目。11.2.2 固定资产价值（1）建设期利息按资金来源，现行银行贷款综合利率为6.55135、%，经复利法计算，项目建设期利息318.07万元。（2）工程项目固定资产价值根据现行的财税制度规定，建设期利息计入固定资产价值中，本工程固定资产形成率取1.0。11.2.3 成本费用变电站供电成本费用指正常运行年份全部费用，包括折旧费、年运行费（经营成本）、摊销费和利息支出。综合折旧率为3.01%。年运行费计算如下：（1）工资：无新增人员，无新增工资。（2）职工福利费：无新增。（3）修理费：无新增。（4）材料及其他费：无新增。（5）固定资产投资贷款利息支出计入生产成本中。计算过程及成果见成本费用估算表。11.2.4 供电增值收入和计算期通过新建配电工程可满足该地区以后的负荷增长；扣除其他配套工136、程投资及电能损耗，新建配电工程可分配价差按0.09元/kWh计算；10kV以下配网改造后可降低线路损耗7%，按2012年xx区35kV及以下配网改造项目用电量6970万kWh计算，减少电能损失487.9万kWh，按2012年xx区电网购电均价0.3663元/kWh计算，可增加电费收入178.72万元。工程施工期为一年，计算期20年，年用电量平均增长率取8.74%。表10-1xx区35kV及以下配网改造项目供电量预测表 单位：万kWh35kV及以下配网改造工程2013201420152016201720182019202020212022总需求供电量75808243896397471059811137、5251253213627148181611335kV及以下配网改造工程2023202420252026202720282029203020312032总需求供电量1752219053207182252924498266392896831499342533724611.2.5 供电环节的税金及利润供电环节和税金包括增值税、地方税和所得税，其中增值税为17%；地方税包括城市维护建设税和教育费附加。按规定以增值税额为基础，分别取7%和3%，所得税按25%计取。11.2.6 贷款偿还计算工程偿还贷款的资金来源主要包括利润和折旧；未分配利润扣除提取的公积金、公益金后全部用于还贷，90%的折旧费亦用于还138、贷。还贷年限为16.34年。11.2.7 财务评价结论本工程融资前税后财务收益率为9.52%，大于3%；税后财务净现值为 2633.32万元（内部收益率为7%时），大于零，可满足规程要求。因此，财务评价具有可行性。11.3 评价结论从以上的经济评价和财务评价计算结果可以看出，本工程在经济上和财务上均合理可行。第十二章 保障措施12.1 组织领导本次xx区35kV及以下配网改造工程建设工程量大，项目地点分散，人员结构复杂，施工管理难度特别大，为使工程项目顺利开展和实施，将成立xx区主要领导任组长的区农网改造领导小组，建立独立财务，组织一批经验丰富，工作责任心强，专业技术水平高的工程技术人员成立专139、门班子，具体负责项目的组织实施。12.2 调动和发挥群众的积极性为有效推动此次xx区35kV及以下配网改造工程，郴州分公司组织动员、加强宣传，让广大农民群众全面了解贫困村农网改造情况及重要意义，使广大农民群众积极参与和支持贫困村的农网改造项目工程。12.3 加强安全施工管理认真贯彻执行国家电力公司农村电网建设和改造工程施工安全管理办法和国家电力公司系统农村电网建设与改造施工现场安全措施及有关安全规程和规定，保证农村电网新一轮改造升级工程的顺利进行。一是要严格审查施工队伍的施工资质，二是要严格检测安全工器具，三是要制定安全施工的奖惩制度，四是要严格执行“两票”，五是要严格进行施工现场的安全检查。140、12.4 推行行之有效的管理办法在规划设计方面，坚持因地制宜，科学规划，既立足现状又着眼长远发展，避免在下一阶段重复建设。推行标准设计、典型设计和限额设计，优化设计方案。并按规定程序和手续报批，方可进行施工，严禁边勘测、边设计、边施工的“三边”工程。在施工管理方面，工程施工一般采取只包工不包料的单包工方式，特殊情况，需经领导小组同意，方可采取包工包料方式。工程施工必须由具有相应资质等级企业承担，严禁无资质或超越资质等级承建工程；工程不准二次分包和转包，严禁施工单位以包代管。施工单位的选择由工程法人按有关规定组织议标确定，议标应邀请具有相应资质的三个以上(含三个)有承接该工程能力的施工单位参加，141、在确保工程质量和工期的前提下，采取最低价格中标的方式选定施工单位。施工单位要严格按照国家和行业的标准，按照经审定的设计图纸和施工方案安全施工，严禁违反规程野蛮施工和偷工减料、弄虚作假。在材料及设备管理方面，成立招投标领导小组，制定招投标制度、材料采购制度、厂家三证（生产许可证、产品质量合格证、企业质量等级证）等验证办法，材料及设备按照“公开、公正、公平、择优”原则招议标采购，在价格、质量、服务等条件同等的前提下，可优先选择省内及市内的生产厂家，作为供应商。设备和材料供应厂家要按合同要求提供质量合格的产品，并对其提供的设备和材料的质量负责，如因设备和材料不合格发生质量事故，将依法追究生产厂家的责142、任。在质量管理及工程监理方面，贫困村农村电网改造工程质量必须符合现行国家标准。与各施工单位之间，以合同形式明确双方的权利、责任。各类合同均需明确质量要求，履行责任和违约处罚条款。在施工中，坚持实行质量检验制度，工程质量实行项目法人责任制。郴州分公司是工程质量的第一责任人，对工程质量负总责。工程监理由具有资格的监理单位监理。任何单位和个人不得干涉监理单位履行正常的监理职责，监理人员发现设备、材料、配件或施工安装的质量问题后，有权责令停止使用或停工，监理人员在工程监理中发现问题，在职责的范围内不能解决的，需及时上报。在工程竣工验收管理方面，工程竣工后，由郴州分公司先进行内部预验收，预验收后报请当地143、农村电网改造升级工程领导小组组织验收。报请验收的时间为工程完工后1个月内。如因特殊原因不能按期报请验收，应书面说明理由，明确推迟验收时间，但推迟期不得超过三个月。工程验收必须按照国家及电力行业有关技术标准和验收技术规范执行。第十三章 结论与建议13.1 结论本次可行性研究形成以下结论：（1）xx区一、二期农村电网改造工程和农网升级工程完成后，长期积累形成的农村电网建设严重滞后的问题虽得到基本解决，但是由于投资规模小、改造标准偏低、改造不彻底，一、二期农网改造工程和农网升级工程仍遗留下诸多问题亟待完善。因此，亟需开展后续的农网改造升级工程。（2）xx区35kV及以下配网改造升级工程按照农村电力网144、规划设计导则、农村电网改造技术原则进行规划、设计、施工，技术上可行。（3）本次农网改造升级工程为新改建工程，工期为一年。（4）本次农网改造升级工程设备选型、线路设计、工程布局、施工建设均采取有效的环境保护措施，施工过程不会带来环境污染，符合国家有关环境保护政策要求。（5）本次农网改造升级工程在设备选型、施工中均采取节能设计，措施有效且能耗低，符合国家节能政策。（6）本次农网改造升级工程税后财务收益率为9.52%，大于3%；税后财务净现值为2633.32万元（内部收益率为7%时），大于零，因此，项目在经济上具有可行性。13.2 建议（1）尽快开展项目前期工作，促进项目加快实施。（2）建议在实施阶段优化设计，加强施工组织与管理工作，确保项目发挥较好的经济效益。附表（1）xx区35kV及以下配网改造工程投资计划表（2）xx区35kV及以下配网改造工程经济评价表（3）*省电网建设项目地方政府行政部门审查意见表附图（1）郴州地方电网2012年地理接线图（2）郴州地方电网2015年地理接线图（3）永春变电站电气主接线图（改造后）