35kV及以上农网改造升级和无电地区电力建设工程项目可行性研究报告文档格式.docx
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35kV变电所8座，主变容量28.15MVA；
10kV配电线路1441km；
0.4kV低压配电线路2012km；
配电变压器1162台，容量90.155MVA。
220kV**一次变正在建设中，预计2012年投运。
2.1.2电网现况简介
供电区现有变电站变电容量与负荷统计表
表2-1
序号
变电站名称
电压等级（kV）
主变构成（MVA）
无功配置（MVar）
无功配置比例（%）
接线方式
10kV出线间隔
35kV侧
10kV侧
总数（个）
已占用（个）
备用（个）
1
**变
66、35
6.3+5
1.7
15.04
单母线
单母分段
10
9
2
两棵变
35
2×
3.15
0.6
9.52
5
3
六三变
2+6.3
1.2
14.46
4
和平变
2+5
8.57
塔子城变
2+1
0.4
13.33
6
克利变
0.8
20.00
7
平洋变
15.00
8
大兴变
汤池变
3.15+5
7.36
托力河
合计
--
60.05
8.1
13.49
51
48
表2-2
容量配置（MVA）
最大负荷（MW）
功率因数
负载率（%）
齐泰变
110
40
27.6
0.9
76.67
江桥变
20
14.5
80.56
66/35
11.3
6.93
0.92
66.66
1.52
0.93
40.86
8.3
3.81
0.91
50.44
0.78
0.94
27.66
57
1.46
39.67
3.45
92.74
8.15
4.56
60.16
6.3
4.67
0.95
74
托力河变
4.92
132.26
2.1.4电网存在的主要问题
**电网经过一、二期农网改造，供电状况有所改善，但由于基础差，电网改造投资有限，农网改造只限于部分旧导线、旧设备，改造不彻底，供电能力提升不明显，因而，在目前负荷高速发展的情况下，逐渐暴露出一系列问题：
1.网架结构薄弱
（1）**县目前没有220kV变电站作为支撑，整个**电网通过110kV榆江线、66kV东泰线、35kV榆汤线从外界电网获得电源。
而66kV东泰线只对**变的一台66kV主变供电，容量6.3MVA，榆汤线对35kV汤池变、大兴变供电，接带容量为12.15MVA，其余负荷全部通过110kV榆江线供电，一旦榆江线检修或故障停运，将造成**县近80%的负荷停电，影响范围涉及包括县城在内的13个乡镇，严重影响全县人民的生产生活，因此急需新的上级电源作为支撑。
（2）目前整个**电网只有一座变电站（66kV**变）为双电源，其余10座变电站均为单电源供电，线路T接情况严重，35kV泰六线采用LGJ-70导线，却T接了克利变、六三变、塔子城变、和平变四座变电站，一旦泰六线故障将造成克利、四里五、塔子城、和平等4个乡镇及六三农场大面积停电，严重影响农民的生产生活，且作为地区主要电源点的110kV江桥变为单主变配置，网络结构十分薄弱。
（3）35kV、110kV变电站布点少，10kV供电半径过长，如江桥变江农线主干线长27km，汤池变农场线主干线长21km，两棵变宁姜线主干线长20km、好新线主干长19km，造成线路末端电压质量差，2009年全县综合电压合格率仅为63.4%，A类电压合格率仅为63%。
2.部分设备老旧落后
（1）至2009年底，齐泰变2号主变运行年限达到20年，**变66kV主变运行年限达到28年；
110kV榆江线运行年限达到23年，110kV江泰线运行年限达到20年，35kV榆汤线、泰两线运行年限达到38年，六塔线、江平线运行年限达到21年，东泰线、泰六线、泰克线运行年限均已超过18年。
因此，应根据线路的运行工况及时对运行年限过长线路进行改造。
（2）35kV汤池变、平洋变均为常规变电站，建设标准低，设备简陋落后，部分设备厂家已经倒闭，无备品备件，运行维护十分困难，建议进行综合自动化改造。
3.变电站出线间隔紧张
全县12座变电站中，35kV变电站中只有托力河变剩余2个出线，其余变电站间隔已满，2座110kV变电站均只剩余1个出线间隔，出线间隔严重不足，适应新增负荷的能力很差。
4.输变电设备容量偏低
现状运行的20台66、35kV主变中，1台为1MVA，11台为2MVA，主变容量有待提高；
2回110kV线路均为LGJ-120导线，10回66、35kV线路中，仅有3回为LGJ-95导线，2回为LGJ-70导线，1回为LGJ-70与LGJ-120混合导线，其余4回为LGJ-50导线。
现有输配电设备基本能够满足现状负荷的供电需求，但备用容量偏低，无法满足县域经济腾飞、负荷高速发展的需求。
5.部分变电站负荷较重
全县11座变电站中，3座变电站重载，负载率超过80%，分别为110kV江桥变、35kV托力河变、35kV大兴变，另有110kV齐泰变负载率超过70%，66、35kV**变负载率超过65%，超过主变N-1要求负载率的变电站共计5座，占42%。
6.高压配电网负荷互带能力差
（1）整个**电网除66kV齐泰变外，其余变电站均为单电源，无法满足线路N-1校验。
（2）全县12座变电站中，能够满足主变N-1的仅有4座，通过率为33.33%。
不满足主变N-1的变电站中，单主变变电站1座——江桥变，主变容量不匹配变电站3座——66kV**变、35kV六三变、35kV和平变，负荷过重变电站4座——齐泰变、大兴变、汤池变、托力河变。
因此建议尽快对现状小容量主变、负荷过重主变进行增容，提高电网的实际备用容量，适应负荷发展需求。
7.部分变电站无功补偿不足
110kV齐泰变、江桥变均未装设无功补偿装置，两棵、和平变、汤池变无功配置比例不足10%，应根据变电站的运行情况增补无功补偿装置。
8.中低压配电网薄弱
（1）全县46回10kV线路中，只有3回实现环网供电，其余均为单辐射供电，且环网线路供电半径过长、负荷重，造成实际运行中无法真正实现负荷互带，变电站之间无负荷互带能力。
（2）线路导线型号偏小。
现状年龙江县主干总长度385.14km，共有线路49回，单回线路平均主干长度为8.37km，主干线路导线型号以LGJ-35导线为主，长度324.53，占线路主干长度的84.26%，这部分线路将成为**县电网的供电瓶颈。
（3）县城现状采用10m水泥杆，杆塔过低，经常发生树木顶线造成跳闸，影响县城电网的供电可靠性。
（4）现状10kV线路均为装设分段开关、分支开关，造成无法分段隔离故障，线路故障影响范围大。
（5）县城10kV电网绝缘化率低，仅为30%，影响县城电网的安全运行。
（6）现状所有野外线路均未装设防雷装置，雷击过电压时有发生，造成线路跳闸次数多、供电可靠性差。
（7）低压台区虽然经过农网改造，但由于资金不足，居民负荷增长过快，超过了预期增长速度，导致线损较大、电压偏低。
2.2用电需求预测
2.2.1供电区区域概括
**供电区电量、负荷历史数据统计表
表2-3单位：
万kWh、MW
年份
2006年
2007年
2008年
2009年
2010年
2011年
平均增长率
宏升乡供电量
372
427
503
593
717
869
年增长率
11%
14.7%
17.7%
17.8%
20.9%
21.1%
17.2%
**供电量
395
450
526
620
744
892
10%
13.9%
16.8%
20%
19.8%
16.3%
三棵树供电量
346
401
473
562
674
808
13%
17.9%
18.8%
19.9%
17.53%
合计电量
1113
1278
1502
1775
2135
2567
合计年增长率
14.8%
17.5%
18.1%
20.2%
20.3%
17.31%
三棵树供电负荷（三棵树线）
0.86
0.99
1.16
1.38
1.66
2.0
12%
15.1%
17.1%
18.9%
20.4%
17.28%
宏升乡供电负荷（宏升线）
1.17
1.35
1.58
1.87
2.25
2.70
15.3%
17%
18.3%
16.98%
**供电负荷（镇南线）
1.27
1.47
1.74
2.08
2.52
3.06
15.7%
19.5%
21.4%
17.83%
合计负荷
3.3
4.48
5.33
6.43
7.76
15.4%
20.6%
20.7%
17.51%
2.2.2工程供电分区及功能定位
本工程的供电范围为**农场、三棵树农场、宏升乡北部地区（转移负荷50%）。
负荷主要为农业灌溉负荷及农副产品加工负荷。
2.2.4供电区用电需求预测
2.2.5供电区自然增长负荷及电量预测（宏升乡转移负荷50%）
表2-4单位：
2012年
2013年
2014年
2015年
2016年
2017年
2020年
2023年
负荷
6.41
6.86
7.34
7.85
8.4
8.99
9.62
11.8
14.43
7%
电量
2133
2282
2442
2613
2796
2992
3201
3921
4804
2.2.6供电区新增点负荷
本工程供电分区内新增点负荷统计表
表2-5单位：
MW
供电区
项目名称
负荷性质
投产年及负荷
达产年及负荷
投产年
负荷（MW）
达产年
**农场
机井通电工程、农田小区开发、农副产品深加工
农业排灌（水田2万亩）、加工业
2013
1.6
三棵树农场
农业排灌（水田3万亩）、加工业
2014
2015
宏升乡
2.2.7供电区负荷预测
表2-6单位：
亿kWh、MW
自然增长负荷
点负荷
2.4
综合最大负荷
（同时率0.95）
6.52
8.49
9.74
10.3
10.82
11.42
14.1
16.56
2.3工程建设的必要性
**农场、三棵树农场、宏升乡北部目前由35kV和平变及**变供电，
2010年最大负荷6.43兆瓦。
随着本地区灌溉面积增加、粮食加工业的迅速发展，当地用电负荷快速增长，预计该地区2015年最大供电负荷为10.3兆瓦，2020年最大供电负荷达到14兆瓦，现有电网的供电能力已不能满足该地区负荷增长的需求。
为了满足电网发展和安全运行的需求，需新建35kV**变电所。
2.4工程建设方案及相关电气计算
2.4.1本工程供电范围
根据本工程所在地区的电网现状、电网规划、负荷分布及发展情况，确定本工程的合理供电范围为**农场、三棵树农场、宏升乡北部地区。
2.4.2变电站站址选择
详见第四章（变电站站址选择）。
2.4.3电压等级选择
根据供电范围划分、负荷性质及变电站站址选择情况，确定变电站主变压器中低压侧电压等级为35/10kV。
2.4.4主变容量选择
根据负荷预测，35kV**变2013年新上2台6.3MVA变压器，可满足地区供电需求，远期按2×
10MVA考虑。
2.4.5接入系统方案
根据电网规划、原有网络特点、负荷分布，,考虑新建35kV**变进出线方便就近引入电源,选定供电方案如下：
根据**县十二五及2020年电网规划，在节约投资的前提下，尽量提高设备的供电可靠性及系统接线的合理性，本变电站35kV电源取自110kV永安变。
2.4.6线路型式及导线截面选择
根据线路路径情况采用架空线路，导线截面按照经济电流密度选择LGJ-150导线。
2.4.7短路电流计算
短路电流计算结果表（分投产年和远景年）
投产年短路电流计算结果表
表2-13单位：
kV、MVA、kA
母线电压等级
三相短路
短路容量
短路电流
152
2.36
82
4.51
远景年短路电流计算结果表
表2-14单位：
99
5.45
2.5电气参数选择
2.5.1主变参数
型号：
SZ11-M-6300/35
额定容量:
6.3MVA
电压比：
35+3×
2.5/10.5kV
短路阻抗:
7.5%
连接组别:
YN，d11
2.5.2短路电流水平
变电站35kV母线侧设备选择的短路电流水平按31.5kA考虑；
10kV母线侧设备选择的短路电流水平按25kA考虑。
2.5.3无功补偿容量
根据无功分层分区就地平衡的原则，本次35kV**变电站的无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主，本期安装10kV电力电容总容量1000kvar，最终规模安装10kV电力电容器总容量2*2000kvar。
2.5.4电气主接线
35kV电气主接线：
本期、远期均为单母线接线。
10kV电气主接线：
本期、远期均为单母分段接线，设分段断路器。
2.6电力系统一次结论与建议
2.6.1变电站工程
本期安装2台6.3MVA主变压器，终期2台10.0MVA主变压器。
35kV（高压侧）本期出线1回，终期出线2回。
10kV（低压侧）本期出线6回，终期出线12回。
本期安装10kV电力电容总容量1000kvar，最终规模安装10kV电力电容器总容量2*2000kvar。
2.6.2线路工程
35kV线路起于**县四里五乡的110kV永安变，止于本次新建的35kV**变。
线路电压等级为35kV，单回路架设。
线路亘长21.3km，导线为LGJ-150/25型钢芯铝绞线。
3电力系统二次
根据目前电网的整体规划和发展，考虑变电所供电系统5~10年的发展，35kV变电所按无人值班综合自动化变电所进行考虑。
元件保护设计依据GB14258-1993《继电保护和安全自动装置技术规程》及《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》的规定执行。
3.1系统继电保护
3.1.1变电站系统规模
**县35kV**变变压器两台。
35kV采用单母线接线形式，35Kv进线1回，未配置断路器。
10Kv采用单母分段接线形式，出线6回，电容器组2回，分段1回，所用变2台（未配置断路器）。
3.1.2系统继电保护配置方案
本期**变按无人值班综合自动化设计。
变电站采用具有远方控制功能的计算机监控系统。
监测范围包括断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、电容器、交直流站用电、通信设备及其辅助设备、保护信号、各种装置状态信号、电气量和非电气量信号。
控制范围包括断路器、主变有载调压开关等。
35kV和10kV采用保护和测控单元合一装置。
全站只设置一套时钟同步系统，时间同步信号宜采用直流IRIG-B信号接口方式。
综合自动化系统应采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层以及网络设备构成，采用双网结构，站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。
综合自动化系统与站内智能设备（主要包括微机型继电保护、直流系统、UPS系统、火灾报警系统）宜采用RS-485串口通信。
主变压器保护采用微机型，按主、后备保护分开单套配置。
变压器应配置独立的非电量保护。
主变后备保护含35kV复合电压闭锁过流保护，10kV复合电压闭锁过流保护，均配置过负荷保护。
并联电容器保护配置微机型三段式相间电流保护。
10kV线路保护配置微机型三段式相间电流保护及三相一次重合闸。
无功电压优化控制（VQC）、小电流接地选线功能由监控系统实现。
防误操作闭锁功能由综合自动化系统实现，原则上不设置功能独立、“单采单送”的防误操作闭锁装置。
变电站设置1套图像监视及安全警卫系统，满足全站的安全、防火、防盗功能及无人值守要求，具有与火灾自动报警系统的联动功能。
变电站配置一套交流不停电电源（UPS）系统，UPS为变电站内综合自动化系统、保护装置及通信设备等重要二次设备提供不停电电源。
3.2远动信息
综合自动化系统满足按无人值班站的运行条件。
具有“四遥”功能，采用分层分布式网络结构模式。
采用标准远动通讯规约和网络通讯协议，并符合DL/T677-1999标准，以满足数据通信互联性、互操作性和互换性要求。
（1）数据传输信息包括下列内容：
模拟量测量值；
控制信息（断路器跳合闸命令、主变分接头调节、对时命令等）；
开关量输入（断路器位置、保护压板投退、操作机构状态等）；
异常信号（装置异常、外部回路异常等）；
故障信息；
保护装置的定值信息；
保护、测控装置的其它信息。
（2）信号测量和控制
继电保护及自动测控装置应具有通信总线接口、授时接口和串行调试接口。
遥测、遥控、遥信采用分层分布式结构，由保护测控装置实现。
测量电流回路与保护电流回路相互独立。
遥测精度：
电压、电流和频率0.2级，其他0.5级；
遥信分辨率：
不大于2ms；
事件记录分辨率：
遥控（调）正确率：
99.99%；
遥信量正确率：
99.9%；
实时数据刷新时间：
不大于1s。
（3）通讯管理单元
通讯管理单元实现通讯管理功能，包括监控系统、保护装置、自动装置、测控装置、直流设备、微机五防装置、调试设备、调度主站的通讯管理，检查和监视各装置的通信状态，网络联机维护和监测，自动对时，自诊断，转发信息编辑和合成，小电流系统接地故障选线仲裁，运行异常及事故时驱动当地音响报警装置（电笛及电铃，并含在综合自动化系统内）。
该单元应提供标准通讯接口有：
RS-232、RS-485/RS-422可转换，现场总线通讯接口，不小于8个，应能够满足变电站的要求，采用标准的通讯规约和网络通讯协议。
（4）卫星对时系统
对时系统接收卫星对时信号，通过B码方式实现系统对时，与综合自动化系统统一组屏。
通讯管理单元与对时系统之间除了通过通讯接口进行时间同步外，应能接收和播
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