盛隆可研收口终.docx

1、盛隆可研收口终电力设证乙字（A265002099）号昌吉电业局盛隆110kV变电站扩建二期工程可行性研究报告收口昌吉电力设计院2012年4月16日编制人：郭 婧 甄 欣 校核人：白胜利 王 冬 张宜娟审核人：田海刚 李娟审定人：王 雷盛隆110kV变电站扩建二期工程可行性研究报告收口材料新疆电力公司发展策划部于2012年3月31日组织相关部门对盛隆110kV变电站扩建二期工程可研进行审查，我院依据会议审查意见，对该工程可研阶段的方案做出收口材料。一、 与可研报告不同之处1. 路径方案比较优化；2. 增加单双回线路选择分析比较；3. 盛隆110kV变110kV出线不调整间隔，改为东起第一、三间隔

2、出线；4. 将110kV罐式断路器改为瓷柱式断路器。5. 增加110kV电流互感器12只。6. 将OPGW光纤由24芯改为16芯。二、 工程概况芳草湖地区(含芳草湖农场、106团、111团)地处天山北麓的古老冲积平原，南与呼图壁县园户村乡、五工台相接，北靠古尔班通古特沙漠，西与新湖农场北五岔干渠为界，东到农六师105团，农场南北长64公里，东西宽44公里,总面积为2400平方公里。芳草湖地区目前有2座110kV变电站即芳草湖110kV变和盛隆110kV变，新湖110kV主变容量为231.5MVA，2011年最大负荷为51.57MW，主变处于满负荷运行状态。该变电站主要以农业灌溉及农业加工负荷为

3、主，近期该区域内轧花负荷增长较快，另外芳草湖总场在十二五期间将开发三场北部地区的农田，面积约3万亩；同时该区域内还有约20万亩的农田将改变灌溉方式，由地表漫灌改成滴灌。因此，芳草湖地区现有的110kV电源无法满足当地负荷发展的需要，昌吉电业局计划为盛隆变电站增加40 MVA主变一台，该增容工程的建设可以改善地区电网网架，提高供电可靠性，从根本上解决地区电力不足的问题。根据昌吉电业局编制的昌吉电业局十二五电网规划，计划于2013年在盛隆110kV变电站增加容量为150MVA主变一台，以满足该地区负荷发展的需要。三、 接入系统方案根据变电站所处电网地理位置和负荷预测结果，目前距离新建盛隆变电站距离

4、较近的变电站分别是：110kV昭阳变位于西北方向31.18公里处，110kV芳草湖变位于东北方向20公里处，110kV新芳线由北侧18公里处经过，由于110kV芳草湖变电站以无法进行间隔扩建，因此初步选择两种接入系统方案进行分析比较。通过分析比较，虽然方案二（盛隆110kV变破口110kV芳新线）投资较低，从网架上看方案二可以实现双电源供电,但实际上110kV南新线断开时, 110kV锦芳线 (导线型号为LGJ-120，经济传输容量：36MVA，最大传输容量：66MVA) 根本无法输送110kV新湖变、芳草湖变、盛隆变的负荷(2011年三座变电站预计最大负荷约为124MW)，现220kV昭阳变

5、新增一台180MVA主变已完成,110kV盛隆变可以实现由昭阳变作为主供电源,采用双回路线路，可以方便检维修和提高芳草湖地区的供电的可靠性。届时110kV盛隆变可实现双电源供电,因此最终推荐方案一（盛隆110kV变双回接入昭阳220kV变）为本次工程的接入系统方案。图3-1 盛隆110kV变接入系统方案图四、 气象条件依据110-750kV架空输电线路设计技术规定，通过已有线路运行统计情况和走访调查，线路经过地区无微气象区。因此本工程选用的气象条件见下表。表3-1设计计算气象条件表条件状况气温（）风速（m/s）覆冰（mm）最高气温+41.800最低气温-42.100大气过电压15150平均运行

6、应力500最大风速-5290覆冰-5155安装状况-15100操作过电压5250其它：最大冻土深度1.5米，地震烈度7度。五、 系统一次1 供电区域负荷预测通过现场调查，芳草湖总场的国民经济长期保持着稳定、持续的增长，农场实力进一步增强，其中盛隆变供电区域内的产业结构及经济水平基本与芳草湖地区相同，产业结构主体为农业，根据芳草湖农场的发展依据政府十一五规划，芳草湖团场将在十一五期间逐步完成了农业灌溉由漫灌向滴灌改造，改造后将增配变容量8000kVA。另外该地区尚有3万亩的待开发土地2013年内开发完毕，按每500亩增容60kVA的配变计算，需要增加配变容量3600kVA。2012芳草湖农业种植

7、结构调整今年大量种植番茄，农业灌溉负荷增长较快，新增中基番茄酱厂负荷增长较大。2011年至2015年110千伏盛隆变所带供电区域预计新增机井配变40台，按每台80VA，总容量3.2兆伏安。预测2015年以前农业负荷以3.8MW为计算依据，2009年-2018年按终期负荷76.10MW为计算依据。2 工程建设的必要性2.1 满足负荷增长，促进经济发展110千伏盛隆变主要担负芳草湖三场区域的农业灌溉、番茄加工、棉花加工、居民照明用电，且现有35千伏出线间隔三回分别为35千伏盛准线、盛黄线（新供）、盛马线；近年三座35千伏变电站周边地区灌溉机井增加较多，负荷增幅较大，导致110千伏盛隆变今年最大负荷

8、达34.12兆伏安，主变容载比为1.17，远远超出了35kV-110kV电网要求容载比值控制在1.8-2.1的经济运行范围。110千伏盛隆变2011年最高负荷为34.12兆瓦（主变容量40兆伏安），2012年预计最大负荷为38.21兆瓦，主变重载运行。2.2 增强供电可靠性110千伏盛隆变现由目前110kV盛隆变由110kV新盛线串接供电，不满足N-1要求，当运行线路或主变因检修或故障跳闸时，变电站将全所停电。 供电可靠性差。2.3 完善电网网架，保证地区电网安全稳定运行按照新疆电力公司要求，对昌吉州西部地区进行电网补强工程，确保昌吉西部地区电网网架合理、安全、稳定运行。3 电气计算3.1 电

9、容器电流计算3.1.1 35kV线路电容电流计算变电站现有35kV线路为110公里，站内二期还有架空出线间隔5回，每回出线按20公里考虑，架空线路长度共计210公里。根据经验公式,计算架空线路电容电流：Ic= 2.7UPL10-32.73519010-3=17.95考虑变电所增加电容电流为16%，故Ic =17.951.1620.82（A）根据电力一次设计手册当电容电流大于10A时需要加装消弧线圈，因此本期工程在35kV中性点设置消弧线圈。消弧线圈容量的确定Q = KIcUP/31.3520.8235/3567kVA式中: K 系数，过补偿取1.35 Q 消弧线圈容量，kVA根据消弧线圈容量系

10、列性的原则，本期工程消弧线圈容量选择1100kVA。3.1.2 10kV线路电容电流计算a:10kV架空线路电容电流计算每回10kV线路出线长度按15公里考虑，电缆按0.2公里考虑，共计12回出线，合计架空出线180公里，电缆线路长度3公里。因此根据经验公式计算架空线路电容电流Ic= 2.7UPL10-32.71018010-3=4.86b:10kV电缆线路电容电流计算根据经验公式计算电缆线路电容电流Ic=0.1UP L0.1103=3（A）考虑变电所增加电容电流为16%，故Ic =1.16(4.863)9.12（A）接地电流小于30A，不需要增加接地变，因此本期不设置接地变室。3.2 短路电

11、流计算3.2.1 计算目的校验本工程投运后系统有关各点的短路电流能否满足电气设备安全运行要求。3.2.2 计算水平年选择2020年为本次计算的水平年。3.2.3 计算电源按规划的电源建设进度安排。3.2.4 计算程序中国电科院电力系统分析综合程序7.0版。3.2.5 计算结果及分析计算结果见下表。表2-11 短路电流计算结果列表符号单位123短路点单位名称110kV侧35kV母线10kV母线短路点编号d1d2d3基准容量SjMVA100010001000基准电压Uj1153710.5基准电流IjkA5.0215.6055短路电流标么值I*1.750.530.239短路容量SMVA1754.45

12、31.9371.7短路电流周期分量始值Id3（3kA8.88.320.44短路电流全电流最大有效值Ich3kA13.2812.5230.84短路电流冲击峰值kA22.421.1352.03上表中给出了最大运行方式下，各段母线的短路电流，设备的选择，校验应该是以最大运行方式下的最大短路电流作为依据。六、 变电站工程部分1 电气一次部分1.1 全期规划规划240MVA有载调压变压器，电压等级110/35/10kV；110kV出线规划4回，110kV侧规划为单母线分段接线；35kV出线规划6回，35kV侧规划为单母线分段接线；10kV出线规划12回，10kV侧规划为单母线分段接线；规划每台主变安装2

13、4000kvar的电容器，全期装设4组框架式并联电容器组，容量为44000kvar。1.2 本期建设规模主变压器：本期上1台容量为50MVA有载调压变压器，电压等级110/38.5/10.5kV。110kV侧：完成电气主接线建成为单母线分段接线，新建110kV出线2回。35kV侧：完成电气主接线建成为单母线分段接线；新建35kV出线3回。10kV侧：完成电气主接线建成为单母线分段接线，新建10kV出线6回。无功补偿：按主变容量的16进行配置，本期主变上24000kvar。盛隆变消弧线圈补偿容量将选取1100kVA。2 变电站设备选型2.1 主变压器：采用变压器采用三相三绕组有载调压变压器。其主

14、要技术规范为：型号：SSZ10-50000/110；容量比：50000/50000/50000kVA；推荐电压比：11081.25%/38.522.5%/10.5kV接线组别：YN，yn0，d11阻抗电压推荐：Uk(高-中)=10.5%，Uk(高-低)=17.5%，Uk(中-低)=6.5%。2.2 110kV设备 断路器：选用瓷柱式SF6气体绝缘单断口断路器。额定电流3150A，开断电流40kA，4s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kA。 电流互感器：变比中抽2300/1、满匝2600/1，要求有5个二次线圈。 隔离开关：选用双柱、水平旋转分合结构的GW4型隔离开关；额定电流2000A

15、，3s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kA。 电压互感器：选用电容式电压互感器，电压比为110/3 / 0.1/3 / 0.13/ 0.1/3/0.1kV，标准级为0.2/0.5/0.5/3P。 避雷器：选用瓷外套氧化锌避雷器。额定电压为102kV，雷电冲击电流下最大残压266kV。2.3 35kV设备 断路器：选用罐式SF6气体绝缘单断口断路器，额定电流2500A，开断电流31.5kA，4s热稳定电流40kA，动稳定电流峰值100kA。 隔离开关：选用双柱、水平旋转分合结构的GW4型隔离开关；额定电流2000A，3s热稳定电流31.5kA，动稳定电流峰值100kA。 电流互感器：选用

16、断路器内置式油浸电流互感器。主变压器进线额定电流比： 2800/1；出线额定电流比： 2400/1，3s热稳定电流31.5kA，动稳定电流峰值100kA；110kV电流互感器要求有5个二次线圈。 电压互感器：选用电容式电压互感器，电压比为35/3 / 0.1/3 / 0.13/ 0.1/3/0.1kV，标准级为0.2/0.5/3P。 避雷器：选用复合外套氧化锌避雷器。额定电压为51kV，雷电冲击电流下最大残压134kV。2.4 10kV设备 高压开关柜：10kV采用户内中置式开关柜，采用真空断路器；35kV电压互感器采用抗铁磁谐振型。 断路器：额定电流值进线选用3150A，出线选用1250A，

17、进出线开断电流31.5kA，4s热稳定电流31.5kA，动稳定电流峰值40kA。 隔离开关：额定电流值进线选用3150A，出线选用1250A，3s热稳定电流31.5kA，动稳定电流峰值40kA。 电流互感器：选用干式电流互感器。主变压器进线额定电流比：满匝3000/1；出线额定电流比：2300/1，3s热稳定电流25kA，动稳定电流峰值100kA；10kV电流互感器：主变进线间隔要求有4个二次线圈，出线间隔要求有3个二次线圈。 电压互感器：选用干式抗铁磁谐振型，电压比为10/3 / 0.1/3/ 0.1/3/0.1 kV，标准级为0.2/0.5/3P。 10kV电容器组：本期主变压器10kV侧

18、装设24000kvar电容器组，电抗器为干式、空芯，电抗率取5%，采用成套框架式户外布置。 所变选用户内干式变压器。容量125kVA，接线组别Dyn11。3 电力系统二次3.1 系统继电保护及安全稳定控制装置3.1.1 工程概况本期增容的盛隆110kV变，由盛隆110kV线路双回接入昭阳220kV 变，导线采用LGJ-240/30，线路长度约为34km。该变电站110kV侧电气原则主接线规划为单母线分段接线，出线规划4 回；本期建成单母线分段接线及2回出线。3.1.2 相关保护配置盛隆110kV变保护采用深圳南瑞的的ISA300光纤纵差保护装置。昭阳变110kV变线路保护采用南京南瑞的RCS系

19、列型线路保护装置故障录波采用新能许继WGL-600型；行波测距柜采用山东科汇XC-2000型。综合自动化系统采用深圳南瑞PRS-791A型。3.1.3 本期保护配置原则根据系统继电保护规程要求，本期在盛隆110kV变配置1套光纤纵差保护装置，均采用光纤保护作为主保护。型号保持与原盛隆110kV变侧110kV光纤纵差保护装置型号一致。110kV光纤纵差保护均应含三相一次重合闸功能。重合闸可实现三重和停用方式。4 通讯部分本期工程采用光纤通讯为主，载波为辅；计划在昭阳220kV变至盛隆110kV变的线路架设16芯的OPGW光缆，再由昭阳220kV变的通信通道将盛隆110kV变的信息上传至昌吉电业局

20、地调.根据昌吉电业局调度通信中心要求，为方便运行维护管理，220kV变电站通讯设备需将省网和地网设备分开设置，因此本期工程计划在盛隆110kV变和昭阳220kV变侧各新增2块光接口板即可，通讯设备已有，本期不用增加。5 对侧部分 5.1对侧现状：现昭阳变220kV、110kV均为户外中式布置方式，35kV为户内布置方式。变电站容量为2150MVA， 220kV电气主接线为双母线接线；进线2回（分别至凤凰开关站）；220kV主变进线间隔2回，母设间隔2回。110kV电气主接线为双母线接线，母线一次建成，已建成110kV出线4回，主变进线间隔2回，母设间隔2回。本期在110kV一段母线新建两回出线

21、间隔.并增加相应一次设备。本期新增光纤纵差保护屏一面，占用前期工程中继电器室内预留的备用屏位。5.2本期施工内容 本期在昭阳变110kV I段母线上新建2个出线间隔至盛隆110kV变电站。七、 线路部分1 概况本工程自110kV盛隆变至220kV昭阳变，电压等级110kV。本期为一台新增50MVA有载调压变压器，取最大负荷利用小时数5000小时左右，相应经济电流密度取1.15，故110kV线路的导线经济截面为：240mm2，所以导线采用LGJ-240/30型钢芯铝绞线，其经济输送容量为52.6MVA，最大输送容量为106.7MVA。线路为双回路架设，路径长度共38km；全线架设双地线，一根为G

22、J-50钢绞线，另一根为OPGW-16光缆。工程性质属增容输变电工程。2 变电站进出线方向220kV昭阳变：220kV昭阳变规划10回，已出线4回，分别至110kV临海变，占用南起第二出线间隔；至110梧桐变，占用南起第四出线间隔；至110kV芳草湖变，占用北起第四出线间隔；至110kV新湖变，占用北起第二出线间隔；预留为南起第一、三、五、六、八、十出线间隔。若本期占用预留南起第五、六间隔作为至盛隆110kV变出线间隔，会将后续出线廊道封死。因此本期考虑将至110kV芳草线占用间隔进行调整，由北起第四出线间隔调整为北起第一出线间隔，北起第三、四间隔作为至盛隆110kV变出线间隔，详见出线示意图

23、8-1、图8-2。图8-1 220kV昭阳变110kV出线现状示意图图8-2 220kV昭阳变110kV出线规划示意图盛隆110kV变：盛隆110kV变110kV进出线规划4回，已有1回，预留1回。由于110kV新盛线占用东起第二间隔至新湖110kV变，本期接入220kV昭阳变2回，占用东起第一、三间隔。详见出线示意图8-3、图8-4。图8-3 盛隆变110kV出线现状示意图图8-4 盛隆110kV变出线规划示意图3 线路路径方案3.1 路径方案比较盛隆110kV变位于昭阳220kV变西北方向，两变电站之间地貌主要为农田和荒地，根据现场踏勘和卫星地图进行选线，线路路径在选择上以尽可能降低曲折系

24、数、避开居民区，控制重点是合理降低工程总造价为原则，初步选定两条路径方案。方案一：线路由2200kV昭阳变电站向东出线至J1转角，J1左转架设至J2，J2跨公路至J3，J3左转向西至J4，J4沿农田边界架设至J5，J5右转避让农田架设至J6， J6左转沿路架设至J7，J7右转避让农田沿路架设至J8，J8左转沿路架设至J9，J9沿路左转架设至J10，J10右转避让农田架设至J11，J11左转跨越农田至J12，J12右转架设至终端塔J13，J13架设至110kV盛隆变进线间隔。线路全长38公里。方案二：线路由220kV昭阳变电站向东出线至已有双回终端塔J1转角，J1左转架设至J2，J2跨公路至J3

25、，J3左转向西至J4，J4沿农田边界架设至J12，J12右转架设至终端塔J13，J13架设至110kV盛隆变进线间隔。线路全长34公里。图8-5 线路路径方案示意图 表8-1 路径方案表 单位：km、km/%序号方案内容方案一方案二1线路长度3834农田km1522荒地km23122航空距离32323曲折系数1.191.064转角次数1375交叉跨越情况公路22铁路0010kV线路0035kV线路22110kV线路11220kV线路006地形地貌荒地为主农田为主7海拔高度370米至400米之间370米至400米之间8交通情况便利便利通过路径方案示意图及路径方案表可以看出，方案二虽然路径长度较短

26、，曲折系数低，但其跨越农田较多，征地费用较高，且该地区属于兵团地界，征地难度较大，对兵团今后的规划用地也有较大影响。方案一路径较长，但考虑尽可能的避让农田和居民区，降低了征地的难度。考虑到线路架设前期投资成本、征地难易程度等问题，并参考当地政府意见，最终决定推荐方案一为本期线路路径方案。3.2 推荐方案架设回路数选择1) 网架合理性分析全线架设单回路线路，导线采用LGJ-240/30型，经济传输容量为52.6MVA，极限传输容量为106.7MVA。根据负荷预测结果，2014年盛隆110kV变负荷将达到54.03MW，新建线路已不满足盛隆变的负荷需求。届时，剩余部分电力将通过昭阳220kV变-新

27、湖110kV变-盛隆110kV变线路或南园110kV变-新湖110kV变-盛隆110kV变线路向盛隆110kV变供电，如果通过昭阳220kV变-新湖110kV变-盛隆110kV变线路供电，造成迂回供电，线损较大；如果通过南园110kV变-新湖110kV变-盛隆110kV变线路供电，线路过长，线损较大，压降值较大，末端电压较低，且两种送电方式都会增大新湖变的母线穿越功率，影响变电站的安全稳定运行。N-1方式下，新湖变仅有一回线路供电时，盛隆变将无法正常供电。全线架设同塔双回线路，导线采用LGJ-240/30型，双回线路经济传输容量为105.2MVA，极限传输容量为213.4MVA。可以满足盛隆1

28、10kV变远期的负荷发展需求，网架合理性较高。2) 成本分析同塔双回路线路主要造价及材料耗用情况如表8-2、8-3所示。表8-2 主要造价表造价项目合计(万元)单位造价(万元/km)一般线路本体工程投资176246.36静态投资260268.47工程总投资2671表8-3 主要造价表主要材料及工程量耗用表项目名称导线地线塔材金具基础钢材接地钢材绝缘子单位t/kmt/kmt/kmt/kmt/kmt/km根/km数量2.9280.2128.7920.2071.1920.23814.149单回路线路主要造价及材料耗用情况如表8-4、8-5所示。表8-4 主要造价表造价项目合计(万元)单位造价(万元/

29、km)一般线路本体工程投资124032.63静态投资181847.84工程总投资1866表8-5 主要造价表主要材料及工程量耗用表项目名称导线地线塔材金具基础钢材接地钢材绝缘子单位t/kmt/kmt/kmt/kmt/kmt/km根/km数量2.770.2126.090.120.8440.2787.075由以上可以看出，本工程若采用全线同塔双回架设，线路工程总投资为2671万元，相比全线单回路架设的1866万元，高出了805万元。根据盛隆110kV变负荷的不断增长，远期考虑，如果采用单回路架设，一旦变电站有突增负荷导致变电站过载，现有线路无法盛隆110kV变的负荷需求，将会考虑新建线路为其供电。届时，还将开辟新的线路廊道，两次架设线路的造价将远远高于本期同塔双回架设线路的造价。综上所述，虽然本期全线同塔双回架设线路造价较高，但根据盛隆110kV变远景负荷需求及多方面考虑，同塔双回架设的网架合理性与安全可靠性均高于单回路架设线路，因此，我院推荐昭阳220kV变-盛隆110kV线路全线同塔双回架设。4 线路导地线型号根据本期新增50MVA有载调压变压器，取最大负荷利用小时数5000小时左右，相应经济电流密度取1.15，故110kV线路的导线经济截面为：240mm2，所以导线采用LGJ-240/30型钢芯铝绞线，其经济输送容量为52.6M