110kV顺濞二期输变电工程可行性研究报告 75页

'110kV顺濞二期输变电工程第一章任务依据、相关规程和设计原则1.1任务依据1）云南电网公司计划发展部文件：计规划【2009】4号“关于开展220kV丽江变二期等，加强“单线单变”电网工程项目前期工作的通知”2）云南电网公司大理供电局《委托书》1.2设计相关规程本可研主要遵循以下国家、行业、公司的相关设计规程、规范和规定。1)《电力系统技术导则》SD131－842)《电力系统设计技术规程》SDJ161－853)《电力系统电压和无功电力技术导则》（试行）SD325－894)《云南电网公司110kV—220kV输变电项目可行性研究内容深度规定（试行）》2005年5)《中国南方电网县级电网规划设计导则（试行）》2005年11月6)《电力系统设计手册》,电力工业部电力规划设计总院编，中国电力出版社，1998年。7)《35～110kV变电所设计规范》GB50059－928)《3～110kV高压配电装置设计规范》GB50060－929)《供配电系统设计规范》GB50052－9510)《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-9211)《电力工程电缆设计规范》GB50217－9412)《110～500kV变电所总布置设计规范》DL/T5056－1996 1)《钢制电缆桥架工程设计规范》CECS31：912)《关于建设项目经济评价方法与参数》，国家计委、建设部，第二版3)《投资项目可行性研究指南（试用版）》【计办投资（2002）15号】，国家发展计划委员会审定版4)《云南电网公司输变电工程规划设计技术原则》1.3设计原则1)建设方案在保证安全可靠的基础上，减少工程量，降低工程造价，尽量做到投资最省；2)设备选择遵循“安全可靠，经济适用，符合国情”的电力建设方针，在保证安全可靠的前提下，采用成熟的先进技术，充分考虑节能降耗，选用低损耗的设备。3)接入系统方案要远近结合，注意尽量节约土地资源，保护生态环境，并服从《大理州电网“十一五”规划》的主网规划及项目进度安排；4)建设方案要有一定的超前性。1.4设计水平年本工程的设计水平年为2009年，远景水平年为2019年。 第二章漾濞县基本情况概述2.1漾濞县自然概况漾濞彝族自治县位于云南省大理州中部，地处东经99度37分至100度07分，北纬25度12分至25度54分之间。东以点苍山为界与大理市接壤，南和保山地区昌宁县毗邻，西靠云龙、永平两县，北以翠坪河为界与洱源县相连，东南部同巍山县隔江相望。受纬度位置和垂直高差的双重影响，气候垂直变化显著，易形成低层逆温。由于地处低纬度高原，地势起伏大，海拔高，形成了热温带高原季风气候型贫瘠地区县。全县国土面积1957km2，山区面积1925.7km2，占总面积的98.4％，河谷缓坡29.89km2，占总面积的1.6％。漾濞县水能资源丰富，有漾濞江、顺濞河、金盏河、雪山河等七条主要河流，水能理论蕴藏量45.21万kW，可开发量26.42万kW，占总容量的57.5％。漾濞县城距大理州府（下关）37公里，距省城昆明417公里，地处320国道昆瑞公路的中段，又有连接昆瑞、滇藏两条干线的平甸公路，交通较为发达。全县共辖3镇6乡，65个村民委员会和1个社区居民委员会。2006年全县人口101025人，有彝、汉、白、回、傈僳、苗、纳西、傣、壮、普米、瑶、侗、哈尼、满、水族等17个民族。2.2漾濞县经济概况 特殊的地理环境长期制约了漾濞的经济发展。由于历史、自然等原因，我县经济基础薄弱，文化落后，社会经济发展缓慢。十一届三中全会以来，漾濞县以粮、林、畜、电四大支柱产业为龙头，继续打牢水、电、路、通讯四大基础，实施能源带动、城镇化建设、可持续发展、科教兴县，非均衡发展五大战略，全县经济持续、快速、健康发展。国民经济主要指标详见表2-1。漾濞县历年国民经济主要指标一览表表2-1单位：万元、人指标名称20002001200220032004200520062007全县国内生产总值2270025430285983212536120448865348065000第一产业1118911996127531352414520187102246228600第二产业546361107626895111280147131764817500第三产业604873248219965010320114631337018850全县总人口980839856299086100056100460100663101025101775根据《漾濞彝族自治县国民经济和社会发展第十一个五年计划纲要》，“十一五”期间漾濞彝族自治县将抓住国家实施西部大开发的历史机遇，实施对外开放，城镇化发展、可持续发展和科教兴县四大战略，重点培植核桃林果业、水电、生物药业，畜牧业、矿产、食品、旅游、建材等支柱产业。全县国民生产总值（GDP）年平均发展速度为16%；国内生产总值中一、二、三产业结构的比例由现在的47：32：21调到23：57：20。到2010年全县人口达102413人；国内生产总值（GDP）达到74000万元；城区规划面积扩大为2.78Km2；调整产业结构，实现多元化的所有制形式，把漾濞彝族自治县建设成以工业、交通、商贸为主的全州中等发达县。 第三章漾濞县电力系统现状3.1电源现状到2007年底全县小水电站共计27座，装机容量8.387万kW，占可开发量的31.7%，年发电量43064万kW.h。小水电站均为径流式电站。2007年底漾濞县境内小水电情况统计表见表3-1。2007年底漾濞县境内小水电情况统计表表3-1单位：万kW万kW.h序号电站名称地址取水河流装机容量年发电量1雪山河一级电站上街镇美翕村雪山河0.9646082雪山河二级电站上街镇美翕村雪山河0.136503雪山河三级电站上街镇美翕村雪山河0.15004劝桥河电站平坡镇平坡村劝桥河0.083205劝桥河电站平坡镇平坡村劝桥河0.156006新源电站平坡镇平坡村劝桥河0.418007石月亮河电站河西镇河西村柏木谱河0.041608太平一级电站太平乡太平村八达河0.041609金盏河一级电站脉地镇金盏村金盏河1.11532810金盏河二级电站脉地镇金盏村金盏河0.25100011平地坝电站脉地镇江桥村漾濞江0.0856012江桥电站脉地镇江桥村漾濞江0.0424013拱管电站脉地镇江桥村金盏河0.014014紫阳河一级电站上街镇石钟村紫阳河0.16880 15紫阳河二级电站上街镇石钟村紫阳河0.06328316向阳一级电站平坡镇平坡村漾濞江0.32208017广溢河电站河西镇金牛村漾濞江0.32179218高峰电站脉地镇江桥村雪山河0.150019亚源电站顺濞乡顺濞村皮歹河0.0840020上邑电站脉地镇上邑村上邑河0.0840021向阳二级电站平坡镇平坡村漾濞江0.7420022雪山河四级电站上街镇美翕村雪山河0.0848023木瓜树电站上街镇石钟村紫阳河0.06432024栗树坡电站富恒乡罗里密村紫阳河0.0836025平坡电站平坡镇平坡村漾濞江21000026艾拉河电站脉地镇江桥村漾濞江0.290027茅沙坪电站脉地镇江桥村漾濞江0.754503合计27座8.387430643.2规划建设的电源情况正在建设中的小水电站有11座，总装机容量为：12.08万KW，规划建设小水电站18座，装机容量为3.594万KW。漾濞县境内小水电规划情况统计表见表3-2。漾濞县电源开发规划表表3-2单位：万kW、h、万kW.h序号电站名称地址装机容量（万Kw）年利用小时(h)发电量(亿Kw·h)建设情况1普坪电站漾江镇二朗坡1.2655000.6722005.3.开工2沙坝电站漾江镇江桥村2.456001.3442003.12.开工 3双涧电站漾江镇江桥村0.0450000.022003.10.开工4顺濞河二级电站富恒乡罗里密村　0.7555000.41252004.7.开工5顺濞河三级电站富恒乡富恒村　0.7555000.41252004.7.开工6六五河一级电站富恒乡石竹村0.355000.42004.10.开工　7六五河二级电站富恒乡石竹村0.555000.2752004.10.开工8六五河白岩子电站富恒乡石竹村0.1655000.0882004.10.开工9漾洱电站平坡镇平坡村4.9850002.492003.3.开工10菜坪电站顺濞乡哈腊左村0.2450000.122006.1.开工11双河电站太平乡箐口村0.750000.3852005.10.开工　已开工电站合计　12.08　　　　　　　　　　12牛座山电站太平乡箐口村0.1250000.0600规划13顺濞河一级级站富恒乡罗里密村0.250000.1勘测阶段14紫阳河零级电站漾江镇紫阳村0.0855000.039勘测阶段15石钟电站苍山西镇石钟村0.06450000.032规划16马尾水电站平坡镇平坡村0.3650000.1800规划17太平二级电站太平乡平地村0.02550000.0125规划18草皮么电站太平乡平地村0.03650000.0190规划19富恒电站富恒乡富恒村0.0550000.0250规划 20罗里密电站富恒乡罗里密村0.150000.04规划21白荞电站富恒乡白荞村0.06350000.0350规划22岩麦兰电站富恒乡密马村0.0250000.0100规划23热水河电站富恒乡长寿村0.03650000.0180规划24清河电站龙潭乡清河村0.0850000.0400规划25扎草地电站瓦厂乡瓦厂村0.1250000.0600规划26桑不老电站脉地镇桑不老村0.6450000.32规划27白羊电站上街镇白羊村0.150000.05勘测阶段28甸头坝电站脉地镇金盏村0.150000.05勘测阶段29顺濞电站顺濞乡哈腊左村1.550000.75勘测阶段规划电站合计3.5943.3电网状况2005年前，漾濞县电网结构相当薄弱，全县只有3座35kV变电所，即竹林寺变、顺濞变、太平变，以35kV通过金盏河电站与州网相连，以10kV通过西洱河四级电站与省网相连，2005年后相继建成110kV顺濞变、110kV漾濞变、35kV平坡变、脉地变、西部农网中还建设了富恒变、龙潭变后，110kV通过110kV漾濞变电站与省网西洱河二级电站110kV茅下线“T”接；35kV通过110kV顺濞变电站与省网联网；漾濞县电网才初具规模，电网结构得到改善和加强。35kV及以上变电所和线路统计详见表3-3和3-4。漾濞县35kV及以上变电所统计表表3—3序号变电所名称容量构成总容量（kVA）建成时间1110kV顺濞变31500+50000815002005年2110kV漾濞变1×40000400002006年 335kV跃进变6300+315094501999年435kV太平变1×100010002000年535kV平坡变1×400040002005年635kV脉地变1×315031502005年735kV富恒变1×100010002007年835kV龙潭变1×125012502007年漾濞县35kV及以上线路统计表表3—4单位：kV、mm2、km序号线路名称电压等级导线型号导线长度起点终点投运时间1顺濞T接线110LGJ-1851.8顺濞变小永线2005年2茅漾线110LGJ-18523西洱河二级漾濞变2006年3脉漾线35LGJ-12015.46脉地变漾濞变1998年4平跃线35LGJ-7017.31平坡变跃进变1999年5漾平线35LGJ-9514漾濞变平坡变1999年6漾太线35LGJ-7015.86漾濞变太平变2000年7脉地∏接线35LGJ-1208金盏河一级脉地变2005年8顺跃线35LGJ-1503顺濞变跃进变2007年9平顺线35LGJ-15014平坡电站顺濞变2006年10漾富线35LGJ-15032漾濞变富恒变2007年11顺龙线35LGJ-7016跃进变龙潭变2007年3.4用电状况 漾濞县是一个山区贫困县，人民生活还不十分富裕，生活水平还较低，工业基础相当薄弱，基本上没有什么大工业，2005年投产的大钢钢铁厂生产也不正常，所以全县用电量也较低。但可看出，从2001年起全县用电量的增长势头还是不错的。2000年～2007年用电量见表3-5。漾濞县用电量统计表表3-5单位：万kW.h、kW、h项目/年份20002001200220032004200520062007全县用电量（万kW.h）17881533158317352573299534921、第一产业1001011021341082703492、第二产业8395676046581356.2149217763、第三产业217222244287391.14395264、居民生活632643633656718.0794841最高负荷（kW）5100420046005200680085009400利用小时35053650344133363784352337153.4漾濞县电网存在的主要问题（1）电网结构薄弱，供电可靠性差。110kV漾濞变和110kV顺濞变都是与省网单线“T”接联网，达不到N-1安全准则要求，35kV变电所之间只是单线联系，漾濞电网结构十分薄弱。（2）电网电压等级低，电压波动大。结构薄弱，线路老化，配电网络质量差，供电半径长，损耗大。（3）部分变电站设备陈旧、老化，损耗大，供电可靠性差。（4）电网无可靠电源支撑，难以保证安全运行。现有的小水电大都为径流电站，无调节能力，枯期出力低，难以保障系统可靠运行。 （5）漾濞县水力资源丰富，根据电源规划建设情况，大部分电力需要外送，目前的电网状况不能满足电源开发后外送的需求。 第四章负荷分析及预测4.1漾濞县负荷预测4.1.1弹性系数法根据漾濞县历年来的电量值，计算漾濞县历年来用电量的增长率，结合漾濞县历年来经济发展的增长率，计算出历年的电力弹性系数，从而对漾濞县的需电量进行预测，结果见表4-1。漾濞县弹性系数法预测结果表表4-1单位：万元、万kW.h项目年份20012002200320042005200620072008平均国民生产总值2534028598321253612044886534806500016.11%GDP递增率12.8612.3312.4424.2719.1521.54用电量1533158317352573299534924079478117.9%用电量递增率3.269.6048.3016.4016.6016.8017.2电力弹性系数0.250.783.880.680.870.781.29项目年份20092010201120122013201420152020GDP递增率预测1616161616161616电力弹性系数预测11111111用电量递增率预测1616161616161616用电量预测554664337463865710042116481351228380 4.1.2大用户法根据漾濞县新增大用户用电量的情况，对漾濞县的需供电量进行预测，结果见表4-2。随着大钢钢厂的生产步入正轨和脉地金属硅厂的投产，漾濞县用电量出现了飞跃。大用户法预测结果表表4-2单位：万kW.h　项目/年份　20082009201020112012201320152020一一产用电量4224655115626186808231325二二产用电量2364260028603146346141886745　大用户新增电量22560225602256022560225602256022560　二产用电量合计1970924924251602542025706260212674829305三三产用电量757909109113091571188527144372四居民生活用电量10181119123113541489163819823192五合计21906274172799328645293843022432267381944.1.3部门分析法根据已掌握的漾濞县历年来的分行业用电量统计值，推算出各行业需供电量的年递增情况和所占比例，利用这些关系对以后年份的分行业需供电量进行推算，计算结果见表4-3。漾濞县部门分析法预测结果表表4-3单位：万kW.h　部门/年份200320042005200620072008平均一全县用电量1735257329953492407947810.18 　年递增率9.6048.3016.4016.6016.817.2　1一产用电量1341082703493844220.28　一产/总用电量7.724.209.0210.09.48.8　　年递增率31.37-19.40150.0029.2610.09.90　2二产用电量658135614921776225227750.26　二产/总用电量37.9352.7049.8250.8655.258.0　　年递增率8.94106.0810.0319.0326.823.2　3三产用电量2873914395266337570.19　三产/总用电量16.5415.2014.6615.0615.5215.83　　年递增率17.6236.2412.2819.8220.419.6　4居民生活用电量6567187948419079810.05　居民生活/总用电量37.8127.9126.5124.0822.2320.5　　年递增率3.639.4510.585.927.98.16　　部门/年份20092010201120122013201520201一产用电量预测6037248681042125118013623　一产/总用电量10.0610.029.959.869.759.458.3　年递增率预测202020202020152二产用电量预测346943365420677584691323332928　二产/总用电量57.8660.0262.1164.0865.9769.4775.7　年递增率预测252525252525203三产用电量预测864102012031420167623344694　三产/总用电量14.4114.1213.7813.4313.0612.2510.8　年递增率预测181818181818154居民生活电量预测1059114412361335144116812249 　居民生活/总用电量17.6615.8414.1612.6311.238.835.2　年递增率预测8888886二全县用电量预测59957224872710572128371904943494　年递增率预测20.1220.5020.8121.1421.4221.817.954.1.4漾濞县负荷预测分析对以上预测结果分析可知，弹性系数法预测结果偏低，部门分析法预测结果较为接近。但与大用户法预测结果相差较大。弹性系数法和部门分析法对短、中、长期预测都适应，由于大用户法中所所列项目均为已落实或已投产项目，这些项目造成了漾濞县用电负荷呈跳跃式发展，故以大用户法的预测结果作为推荐值，即漾濞县电网2010年需供电量27993万kW.h，最大负荷6.22万kW。漾濞县负荷预测汇总表4-4单位：万kW.h、h、万kW名称/年度2009201020112012201320152020弹性系数法5546643374638657100421351228380大用户法27417279932864529384302243226738194部门分析法59957224872710572128371904943494推荐值27417279932864529384302243226738194Tmax4500450045004500450047005000电力6.096.226.376.536.726.877.63 4.2项目供电区负荷分析及预测该项目的供电区包含顺濞乡、龙潭乡、瓦处乡、鸡街乡，都是山区乡镇，由于地理位置差、交通基础设施薄弱，配网等级低，线路长、线径小、损耗大，配电设备陈旧、老化等原因，加上没有工业负荷，用电主要为居民生产、生活用电，因此供电量小。到“十五”末期，漾濞县委、政府加大招商引资力度，有几家企业到漾濞县境内投资办厂，增加了供电量。至2006年，35kV跃进变的供电负荷达到1900kW，其中1400kW为工业负荷，居民生产、生活用电500kW，年用电量640万kW.h，35kV龙潭变的供电负荷达到400kW，年用电量80万kW.h。4.2.1项目供电区工业情况“十五”末期，漾濞县委、政府加大招商引资力度后，到项目供电区投资办厂的大工业用户有：1）、漾濞化工有限公司建设地点：顺濞乡，装接容量2000kVA，年用电量560万kW.h，最高负荷1400kW，年利用小时5600小时（24小时运行、三班制），2004年11月投入生产。2）、大钢公司建设地点：顺濞乡、哈腊佐村、六号弃土厂，装接容量38500kVA（电力变压器），年用电量1.5亿kW.h，最高负荷32600KW，年利用小时6000小时（24小时运行、三班制），2006年10月投入生产。3）、漾濞化工有限公司（增容） 建设地点：顺濞乡，装接容量4000kVA（增容2000kVA），年用电量1120万kW.h（增加电量560KW.h），最高负荷2000kW，年利用小时5600小时（24小时运行、三班制），2006年12月增容部分投入生产。项目区大工业用户用电量统计表表4-5序号项目名称项目所在地容量（kVA）年利用小时（h）供电量（亿KW.h）建设情况1大钢公司顺濞乡3850060001.5由省网直供2漾濞化工有限公司顺濞乡200056000.0562004年11月投产3漾濞化工有限公司顺濞乡200056000.0562006年12月投产4.2.2项目供电区的负荷预测项目供电区的负荷预测采用单耗法加比例系数法，工业负荷采用单耗法，其他负荷采用比例系数法，两个方法预测值之和为项目供电区用电量预测值。A、单耗法在2006年工业用电量的基础上，增加已知在建工业项目的用电量及用电负荷。在建工业项目的用负荷3.4万kW，列入2007年新增负荷之中，新增电量分年计入，2007年计入15560万kW.h。2006年-2010年工业负荷统计表表4-6单位：万kW、万kW.h年份20062007200820092010用电量56016120161201612016120用电负荷0.143.543.543.543.54B、比例系数法 依据2006年电力电量情况，预测2007-2010年居民生活用电量年递增率为8%，该部分电量预测结果详见表4-7。比例系数法电量预测表表4-7单位：万kW、万kW.h年份2008200920102011201220152020递增率（%）8888888用电量186.6201.5217.6235253.8320470Tmax1820185018701880190020002300用电负荷0.10250.1090.11640.1250.1340.160.205C、预测值项目供电区电力电量预测结果表表4-8单位：万kW、万kW.h年份2008200920102011201220152020单耗法电量预测值16120161201612016120161201612016120比例系数法电量预测值186.6201.5217.6235253.8320470电量预测值合计16306.616321.516337.61633516373.81644016590单耗法负荷预测值3.543.543.543.543.543.543.54比例系数法负荷预测值0.10250.1090.11640.1250.1340.160.205负荷预测值合计3.64253.6493.65643.6653.6743.73.745根据上表可知，由于2007年后项目供电区还没有增加的工业负荷，而自然负荷的增长极其缓慢，2009年用电量预测值为16321.5万kW.h，2012年为16373.8万kW.h，2015年为16440万kW.h，2020年为16590万kW.h。2009年负荷预测值为3.54万kW，2012年负荷预测值为3.674万kW，2015年负荷预测值为3.7万kW，2020年负荷预测值为3.75万kW。 第五章工程建设的必要性5.1110kV顺濞二期输变电工程建设的必要性5.1.1加强网络结构，提高供电可靠性根据云南电网公司计划发展部文件：计规划【2009】4号“关于开展220kV丽江变二期等，加强“单线单变”电网工程项目前期工作的通知”，为提高变电站供电能力和供电可靠性，确保电网安全稳定运行，经公司研究，决定分批启动变电站二期工程电网工程建设，以逐步解决“单线单变”问题。该文件已将顺濞二期列入了工程计划。随着大钢公司的投产、35kV跃进变和平坡电站、漾洱电站的接入，对顺濞变安全、可靠运行的要求程度也随之提高。随着110kV顺濞变用户的增加，其主供电源仅有1回“T”接线已不适应负荷增长的要求，目前该站的主供电源由“T”接苏小顺线取得，无论是苏小顺线故障或是“T”接故障，都将使110kV顺濞变失去主供电源，从供电的安全性、可靠性及满足“N-1”标准考虑，实施110kV顺濞二期输变电工程是十分必要的。5.1.2满足漾濞县南部区域小电外送的需要 目前已接入110kV顺濞变的电站有平坡电站，装机20000kW；正在施工拟接入的漾洱电站装机49800kW；规划接入的顺濞电站装机15000kW；再加上规划从35kV跃进变上网的电站，亚源电站800kW，菜坪电站2400kW；清河电站800kW，扎草地电站1200kW，该片区的上网装机总容量达到90000kW，而顺濞变的最大负荷约为35000kW，在丰水期约有55000kW的负荷需要外送。因此，实施110kV顺濞二期输变电工程是满足漾濞县南部区域小电外送的需要。综上所述，实施110kV顺濞二期输变电工程，既符合云南电网公司“为提高变电站供电能力和供电可靠性，确保电网安全稳定运行，以逐步解决“单线单变”问题”的通知精神。又能提高漾濞县电网的供电能力和供电可靠性，满足漾濞县南部区域小电外送的需要。实施110kV顺濞二期输变电工程是十分必要的。110kV顺濞二期输变电工程的实施对漾濞县的经济发展以及解决小水电的出路问题有着非常重要的意义。5.2本工程项目的合理建设时机从提高漾濞县电网的供电能力和供电可靠性，满足漾濞县南部区域小电外送的需要等方面考虑，110kV顺濞二期输变电工程应于2009年5～6月进行初步设计，7～10月进行设备招标及施工设计，12月份开工，2008年6月建成投产。 第六章接入系统方案及电气计算6.1110kV顺濞变概况110kV顺濞变电站位于澜沧江左侧支流黑惠江漾濞段旁，距离漾濞县约26km，2005年正式建成投运。有110kV和35kV两个电压等级，投运时主变建成两台，1号主变容量为31500kVA和2号主变容量为20000kVA的三相三卷调压变压器。110kV单母线接线，户外布置，进出线2回，已经建成110kV“T”接苏小顺线(“T”接在西洱河三级站—220kV苏屯变的线路上)，采用线路变压器组接线，预留出线间隔一回。35kV单母线分段接线，户内布置，母联及Ⅰ、Ⅱ段PT已安装，最终出线8回，现有出线7回，分别为跃进线、平坡Ⅰ回、平坡Ⅱ回、炼钢线、轧钢线、制钢厂线、精炼线，预留1回出线间隔。2008年，由局生计部组织实施了＃2主变的更换工作，将原＃2主变由20000kVA的三相三卷调压变压器更换为50000kVA的三相三卷有载调压变压器。目前正在实施漾洱电站接入工程，增加110kV进线间隔1个，并增加了两台主变高压侧的断路器。配置了110kV线路保护、测控装置。现＃1主变仍然使用昆明电机厂1979年生产的铝线圈变压器，型号为：SFSLQ-31500/110，该变压器已运行近30年，属于高损耗变压器，不符合节能降耗的要求，建议二期工程中予以更换。控制和保护已采用综合自动化系统；通讯已是光纤加载波，载波通道利用A相；在35kV母线上和跃进线进线构架处分别装设了一台站用变。 110kV顺濞变电气主接线参见附图三：110kV顺濞变电气主接线图。110kV顺濞变接入系统的现状见图6-1：图6-1110kV顺濞变接入系统的现状图6.2110kV接入系统方案110kV顺濞变在一期工程建设时，110kV线路“T”接苏小顺线，一期工程建设时已考虑待220kV苏屯变建成后，其线路由“T”接改为“Π”接，因此线路建设时已按同塔双回建设，铁塔均已采用双回塔，架设了1回线路，本期只需在“T”接点处增加铁塔，并将苏小顺线开断，新敷设1回导线，即形成110kV顺濞变以双回线接入系统的模式，1回接入220kV苏屯变，另1回接入西洱河三级电站。接入方案地理接线见图6-2。图6-2接入方案地理接线图 接入系统导线的选择，由于原苏小顺线采用的导线为LGJ-185/30,因此本次“Π”接亦采用相同的导线，即采用LGJ-185/30的钢芯铝绞线，线路长度约为2.2km。110kV顺濞变接入系统的导线选用2×LGJ-185，LGJ-185导线经济输送容量为：41MVA（按Tmax＝3000～5000h，J=1.15）,长期容许电流为515A，持续极限输送容量为：98MVA（导线周围空气温度为+25℃，导线最高容许温度为70℃时）。按导线周围空气温度为+35℃的温度修正系数0.88计算，则长期容许电流为453.2A，持续极限输送容量为：86.35MVA，实际运行时导线的电流一般控制在长期容许电流的90％，则导线周围空气温度为+35℃的最大允许电流为408A，最大输送容量为77.7MVA。如果功率因数取0.9，则最大输送的有功功率为69.96MW。当然，如果导线周围空气温度低于+35℃，或导线最高容许温度为80℃时（此时LGJ-185导线长期容许电流为551A），允许输送的功率可以提高一些。因此，110kV顺濞变线路单回运行时最大输送的有功功率约为75MW，双回线路运行时约为150MW，满足顺濞变输送负荷的要求。6.3推荐方案的电气计算6.3.1潮流计算6.3.1.1潮流计算原则对推荐的接入系统方案进行了潮流计算，潮流计算的依据和原则如下： 1、计算以部颁《电力系统电压和无功电力技术导则》为依据，电力系统各级网络，必须符合电压允许偏差值的要求，遵循电网的无功补偿应基本上分层分区和就地平衡，并能随负荷或电压进行调整，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率的原则。2、按照《电力系统电压和无功电力技术导则》5.7条，各电压等级的变电站一般均应配置可投切的无功补偿设备。其无功补偿容量经潮流计算确定。一般可按该变电站最大负荷时二次母线处功率因数不小于以下值：110kV及以下电压等级变电站负荷功率因数规定值为0.9~1.0，计算中采用功率因数为0.9。发电机功率因数为0.85以上。3、潮流计算主要涉及省电网和地方电网的110kV网络，地方电网小水电较多且大都是以35kV或10kV并网，所以必须对地方电网110kV以下电压等级电网进行简化和等值计算，潮流计算只是对110kV及以上系统进行详细的模拟。4、潮流计算程序用电力部电力科学研究院编制的《BPA潮流程序》进行计算；计算水平年为2010年。5、省电网及地方电网负荷分配按以下原则进行：A.枯水期以5月为代表月，地方电网水电不能满发，需省电网供电。B.丰水期以8月为代表月，地方电网水电满发，地方电网就地平衡后，原则上多余电能按弃水处理。C．省电网及地方电网潮流计算模拟至110kV电压等级。6.3.1.2潮流计算结果对顺濞变接入系统的推荐方案进行潮流计算，包括了该方案的丰大、丰小、枯大、枯小四种运行方式，潮流计算结果见图1~4。 图1推荐方案丰大潮流图2推荐方案丰小潮流 图3推荐方案枯大潮流图4推荐方案枯小潮流 由潮流计算可以得出，相关110kV线路在四种典型运行方式下均无过载情况，重要节点的电压均满足规程要求，潮流分布较合理。6.3.2调相调压计算对推荐方案进行丰大、丰小、枯大、枯小四个典型运行方式的调相调压计算，结果见表1。调相调压计算结果表表1潮流（MW）运行方式枯大枯小丰大丰小顺濞变负荷36.622.029.317.6母线电压（kV）运行方式枯大枯小丰大丰小顺濞变110kV侧111.4114.8115.4116.035kV侧38.338.738.739.210kV侧10.510.810.810.7调相调压运行方式枯大枯小丰大丰小顺濞变抽头110kV侧0档＋2档0档＋2档35kV侧0档0档-1档0档顺濞变无功补偿（kvar）4.00.00.00.0从计算结果分析可知，四种典型运行方式下，可通过调整110kV顺濞变和其它变电所的无功补偿容量及变压器抽头位置，其各个电压等级的母线电压完全能够满足《电力系统电压和无功电力技术导则》的要求。 因此，对于110kV顺濞变来说，主变宜选择三相三绕组有载调压变压器，主变抽头为110±8×1.25％/38.5±2×2.5％/10.5kV。本期需要在顺濞变新增4000kvar无功补偿装置，具体分组在初设中论证。6.3.3短路电流计算按设备投运后5～10年左右的系统发展，计算最大运行方式三相短路电流，以选择新增断路器的遮断容量。计算水平年为2015年，顺濞变110kV侧三相短路电流为4.5kA。6.3.4无功补偿设备配置本期需要在顺濞变新增4000kvar无功补偿装置。 第七章建设规模及设备选择7.1　一期建设规模110kV顺濞变电所其一期建设规模如下。电气主接线和电气平面布置详见附图四、附图五。7.1.1　电气一次（1）主变压器主变容量：1×50MVA+1×31.5MVA，一期电气、土建安装2台；1)#1主变参数型号：SFSLQ-31500/110；相数：三相三绕组；接线组别：Yo，Yo，d-12-11；调压方式：无励磁调压；额定电压：110±2×2.5％/38.5±2×2.5％/11kV；阻抗：Ud1-2％＝9.85％，Ud1-3％＝17.55％，Ud2-3％＝5.72％。2)#2主变参数型号：SFSZ10-50000/110GYW；相数：三相三绕组；接线组别：YN，ynO，d11；调压方式：有载调压；额定电压：110±8×1.25％/38.5±2×2.5％/10.5kV；阻抗：Ud1-2％＝9.88％，Ud1-3％＝18.47％，Ud2-3％＝6.84％。 （2）各级电压出线110kV：最终3回，土建建成2回，一期电气已安装1回T接110kV苏小顺线，正在施工建设1回至漾洱电站，预留备用1回；35kV：最终8回，土建一次建成，一期电气已安装7回，分别为跃进线、平坡Ⅰ回、平坡Ⅱ回、炼钢线、轧钢线、制钢厂线、精炼线，预留1回出线间隔。（3）无功补偿设备配置一期暂未装设，预留无功补偿装置场地。（4）消弧线圈的配置一期未装设，预留装置场地。7.1.2　电气二次本变电所按无人值班变电所设计，电气二次部分拟采用微机综合自动化系统和免维护铅酸蓄电池直流成套系统。（1）微机综合自动化装置该系统具有常规变电所控制、测量、信号、保护及远动装置的所有功能，各微机装置通过网络由后台机进行统一管理，从而组成所内的微机综合自动化系统。其中保护功能相对独立，当后台机及网络系统出现故障时，不影响保护装置的正常运行。为适应现代化管理的需要，要求把现场数据与信号收集并处理后储存在当地后台机中，其中包括大量的由于通道限制而不能远传到调度的数据。为分析和处理系统异常情况和故障提供可靠的原始依据。主要装置采用集中在主控制室布置的方式，以减轻电磁场对微机设备和通信电网的干扰影响，并符合以往的运行习惯。 （2）微机综合自动化系统的结构模式由于35kV采用户内开关柜，布置35kV配电室内，因此将35kV线路、分段等的保护、测控装置安装在相应的开关柜上，其余的控制保护设备、自动装置及电度表屏均集中布置于主控制室。（3）微机综合自动化系统的主要功能1、监控系统：（1）数据采集与显示采集变电所运行实时数据和设备运行状态，并通过当地或远方的显示器以数据和画面方式反映运行工矿。工频模拟量采用交流采样，状态量采样接点方式接入监控系统。（2）安全监视　　对采集的模拟量、状态量及保护信息进行自动监视，当被测量越限，保护动作，非正常状态变化、设备异常时，能及时在当地或远方发出音响，推出报警画面，显示异常区域。事故信息应可存储和打印记录，供事后分析事故原因。（3）事故顺序记录　　发生故障时，应对异常状态变化的时间顺序自动记录，储存、远传、事件记录分辨率不大于1ms。（4）电能计算　　可实现有功和无功电度的计算和电度分时统计、运行参数的统计分析。（5）控制操作可实现对断路器的跳、合闸控制和主变中性点隔离开关的拉合控制并具有防误操作功能。 上述控制操作的实施，可以是：调度主站端遥控；所内键盘控制；在设备安装处就地人工直接操作。三种控制操作相互闭锁，即同一时间只接收一种控制指令。（1）与保护装置遥信、交换数据　　向保护装置发出对时、召唤数据的命令，传送新的保护定值；保护装置向监控系统报告保护动作参数（动作时间、动作性质、动作值、动作名称等）。2、微机保护装置（1）主变压器保护a、差动保护，b、瓦斯保护，c、主变有载分接开关瓦斯保护，d、压力释放保护，e、后备保护：l110kV侧装设复合电压闭锁的过电流保护，l35kV侧装设复合电压闭锁的过电流保护l主变110kV侧中性点装设一套两段式直接接地的零序过电流保护，l主变110kV侧中性点装设一套不直接接地的间隙零序电流、电压保护，f、主变过负荷保护（2）110kV线路保护装置在漾洱电站接入变电站工程时，增加了110kV线路保护装置，配置情况为：A.110kV“T”接苏小顺线路保护功能配置如下：1)相间保护：带方向三段式相间距离保护。2)接地保护：带方向三段式接地距离保护、四段式方向零序电流保护。 1)检同期、检无压三相一次重合闸，后加速。B.110kV漾顺线路保护功能配置如下：1)110kV漾顺线采用光纤电流差动保护，其中光纤保护通道采用专用光纤芯。2)相间保护：带方向三段式相间距离保护。3)接地保护：带方向三段式接地距离保护、四段式方向零序电流保护。4)检同期、检无压三相一次重合闸，后加速。（3）35kV线路保护过电流两段保护、后加速、重合闸，过负荷报警，接地自动选线，低周减载。3、自动化装置（1）全所配置一套低频、低压减载装置（2）在漾洱电站接入变电站工程时，增加了一台微机型故障录波装置，具备远传接口，可记录64个模拟量，并可记录足够的开关量。（3）在漾洱电站接入变电站工程时，增加了一台同期装置。4、所用电系统所用电0.4kV采用智能站用电源系统，正常运行时，母线分段空气开关断开运行，#1、#2所用变分供Ⅰ、Ⅱ段母线。若某一段母线失压，自动装置启动，首先断开故障段母线上的所用变压器低压侧自动空气开关，然后合上母线分段空气开关，若合在故障点上，则加速跳开母线分段自动空气开关。5、直流系统 　　采用免维护铅酸蓄电池成套直流电源系统，容量为150Ah，电压为220V。直流系统能对微机综合自动化系统、断路器跳合闸和事故照明提供可靠的直流电源。该套直流系统由免维护铅酸蓄电池、直流馈线屏、充电设备及直流接地选线等装置组成。充电设备能够自动根据蓄电池的放电容量进行浮充电、均衡充电，并且能长期稳定运行。其稳定精度、稳流精度和波纹系数均要求小于1％。6、防误操作闭锁　　本所采用一套微机防误闭锁装置作为全所断路器、隔离开关及网门的操作闭锁。该套装置能与微机综合自动化系统接口，进行必要的监视控制。7、通信220kV苏屯变至110kV顺濞变采用ADSS光缆，形成了220kV苏屯变——110kV顺濞变的光纤通信回路，并在110kV线路A相上组织电力线载波通道，实现110kV顺濞变与大理地调和220kV苏屯变通信业务的互联。7.2二期工程建设规模据上述变电所接入系统的方案论证和计算，同时还参考了《大理州电网“十一五”发展规划报告》，确定顺濞变电所二期建设规模按如下。二期工程建设后的电气主接线及电气平面布置详见附图六、附图七。7.2.1电气一次（1）更换主变压器一台更换＃1主变压器：选用三相三绕组有载调压型变压器，本期建设1台40MVA变压器，电压等级：110/35/10kV。调压方式：三相三卷有载调压。主变分接头：110±8×1.25％/38.5±2×2.5％/10.5kV。容量比：100/100/100。 接线组别：YNyn0d11。中性点接地方式：110kV侧为不死接地，35kV侧不接地。（2）各级电压出线110kV侧：本期工程“Π”苏小顺线，需增加110kV出线1回，110kV出线间隔布置在变电所北侧，由于原苏小顺线采用的导线为LGJ-185/30,因此本次“Π”接亦采用相同的导线，即采用LGJ-185/30的钢芯铝绞线，线路长度约为2.2km。35kV侧：35kV本期不增加出线。（3）无功补偿设备配置根据调压计算结果，通过计算可知，本期需要在顺濞变新增4000kvar无功补偿装置，具体分组在初设中论证。（4）消弧线圈的配置由于110kV顺濞变主要供电对象为大钢公司，到大钢公司的线路都比较短，每回线均不超过2km，至35kV跃进变的线路也只有3km，至平坡电站的线路有14km，全站35kV线路总长度不超过40km，即使将南片区跃进变至龙潭变的线路16km，跃进变至平坡变的线路17.5km加上，也只有74km。电容电流小于10A，因此本期不考虑装设消弧线圈。7.2.2电气二次（1）110kV线路保护装置在一期工程的基础上，增加一套110kV线路保护装置，保护配置为：a、相间保护：带方向三段式相间距离保护。b、接地保护：带方向三段式接地距离保护、四段式方向零序电流保护。c、检同期、检无压三相一次重合闸，后加速。 （2）110kV备用电源自投装置为满足变电所的运行方式要求，提高供电的可靠性，在110kV进线侧装设一套备用电源自投装置。（3）完善二期工程接入后台系统通信数据互联工作。7.2.3电能计量变电所一期工程时已配置一套电能量计量及采集系统，本期工程只需增加一块电能计量表，并将计量表接入该系统，即可完成电能量采集和传送。110kV进线侧电能表精度为0.5S级。电能表拟选用三相四线全数字式电子电能表，电能表为有功正反向，无功四象限，具有脉冲和RS-485串口两种输出方式，具有失电记录和报警功能。7.2.4通信220kV苏屯变至110kV顺濞变采用ADSS光缆，形成了220kV苏屯变——110kV顺濞变的光纤通信回路，并在110kV线路A相上组织电力线载波通道，实现110kV顺濞变与大理地调和220kV苏屯变通信业务的互联。已满足要求，但二期工程“Π”接苏小顺线后，由于现有的线路对应的是西洱河三级电站侧，因此需将顺濞侧户外载波设备搬迁到本期新建间隔的A相，设备继续沿用，不再新增。7.3本期工程引起对侧变化根据已确定的接入系统方案，110kV顺濞变“Π”接苏小顺线，因此本期工程对侧不需增加一次设备，但“Π”接后线路长度发生了变化，需调整苏屯变侧及西洱河三级电站侧的保护定值。 7.4二期主要电气设备选择7.4.1短路电流计算短路电流计算的目的是为电气设备和载流导体的选择、校核提供依据。在第六章已进行了110kV顺濞变电所2015年最大运行方式的三相短路电流计算，三相短路电流为：4.5kA，冲击电流和短路容量的计算结果见表10-1。短路电流计算结果表表7-1短路点短路点电流I″(kA)冲击电流ich(kA)短路容量S″(MVA)110kV母线4.511.4758967.4.2主要电气设备选择变电所所址自然海拔高程为1420m，电气设备的抗震校验烈度为8度，所有电气设备选择以国产高海拔设备为主。根据三相短路电流计算结果，110kV顺濞变所选用的高压电气设备均能满足电气设备长期运行的特定工作条件和故障情况下的按短路电流动、热稳定校验的电气要求。110kV配电装置选用室外常规设备。具体选型结果如下：1）主变压器根据110kV顺濞变供电范围内的负荷预测结果，变电所本期将＃1主变更换为40MVA，为保证变电所在丰、枯方式下满足系统的调压要求，主变110kV侧考虑有载调压方式；由于35kV侧供电对象主要为工矿企业，且供电半径在2km以内，35kV侧应取38.5kV，同时配无励磁分接开关，故主变参数初选为： 型号：SFSZ10-40000/110额定容量：40000kVA电压比：110±8×1.25％/38.5±2×2.5％/10.5kV阻抗电压：Uk1-2％＝10.5，Uk1-3％＝17～18，Uk2-3％＝6.5容量比：100/100/100。接线组别：YNyn0d11。1）110kV户外设备110kVSF6断路器：LW_-126GY/31.5kA，2000A，配弹簧操作机构。110kV隔离开关：GW4-110GY/1250A110kV油浸式电流互感器：LB__-110GY110kV氧化锌避雷器（出线用）：Y10W-108/281G110kV电容式电压互感器（线路型）：TYD-110/√3-0.01GH3）无功补偿装置根据无功管理及供电规则，并联电容器装置的容量和分组按就地补偿、便于调整电压及不发生谐振的原则进行配置。由于该110kV变电所的供电负荷较为复杂，在无法确定电网谐波具体以3次还是5次为主的情况下，本阶段配置的电抗器按12％和6％的两种电抗率配置，以满足对不同频次谐波的抑制要求。依据对本变电所供电负荷及其性质的统计，根据调相调压计算结果，本站设置二组无功补偿装置，容量为2×2000kVar无功补偿装置,本期一次建成。4）中性点设备 本变电所主变中性点的接地方式为：110kV侧采用经隔离开关直接接地方式（不死接地），并在中性点装设避雷器保护；35kV侧中性点不接地。7.5过电压保护和绝缘配合电气设备的绝缘配合，参照行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》确定的原则进行。氧化锌避雷器按GB1032-2000《交流无间隙金属氧化锌避雷器》及DL/T804-2002《交流无间隙金属氧化锌避雷器的使用导则》中的规定进行选择。本变电所处于1420m的自然高海拔地区，空气稀薄、气压低，使用电气设备外绝缘和空气间隙的放电电压降低。因此本所按如下原则补偿和设计：1）外绝缘补偿原则工频和冲击试验电压修正系数K的确定：K=考虑一定的欲度，修正系数K取1.05。故：所有电气设备的外绝缘等级及配电装置安全净距值（A、B、C、D值）均应按K=1.05倍进行修正。110kV及以下电气设备的绝缘水平：110kV及以下系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能承受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波实验电压的配合。雷电冲击的配合，以雷电冲击10kA残流为基准，配合系数取1.4。2）绝缘子串片数修正原则 110kV耐张绝缘子串片数：NH=8[1+0.1(1.3-1)]=8.24片，取9片110kV悬垂绝缘子串片数：NH=7[1+0.1(1.3-1)]=7.21片，取8片35kV耐张绝缘子串片数：NH=4[1+0.1(1.3-1)]=4.12片，取5片35kV悬垂绝缘子串片数：NH=3[1+0.1(1.3-1)]=3.09片，取4片1）雷电过电压保护全所一期工程时已装设4支避雷针，作为全所防直击雷保护，2支装于110kV配电装置构架上，针高25m，另2支为独立避雷针，针高35m，其保护范围已包含本期工程的设备布置区，故本期不再增设避雷针。2）接地全所一期工程时已统一考虑了接地网，本期工程不再新增接地网，但新上的构、支架及设备的接地引下线应采用明敷接地线，从构、支架和设备底部沿柱引下，与原接地网可靠连接，新增电缆沟也应按规定接地；主控室内新安装的屏、柜下采用铜排接地体。7.6电气总平面布置依据电气主接线方案以及有关规程、规范的规定，结合一期工程的设备布置情况，合理安排各出线廊道的方向本期工程设备的安装位置。同时，考虑值班人员对设备的运行、维护和检修等因素，兼顾消防通道的要求，来进行变电所电气设备的布置。布置详见附图六：110kV顺濞变电所电气设备平面布置图。（1）更换＃1主变：拆除原＃1主变，在原位置上安装一台节能型的主变，主变两侧的设备保持不变，但需按新主变参数重新调整保护定值。（2）增加110kV进线间隔 ：110kV配电装置拟采用普通中型布置，布置于变电所北侧，在现有的2回进线间隔中间，间隔宽度为8m。在工程施工时，需搬迁一座35kV电缆井。（3）电容器组布置：在变电站的东南侧一期预留的电容器场地上，布置一组4000kVar的电容器组，新建约55m的600X400电缆沟。（4）保护屏布置：本期新增的110kV线路保护屏及备自投屏布置在主控室内预留的屏位上。 第八章送电线路路径选择及工程设想8.1本工程新建线路工程概况工程名称:110kV顺濞变π接线Ⅱ回线路工程起迤点:起于110kV小永线42#和43#塔，迄于110kV顺濞变，线路全长2.2km。沿线地形:山地100%。1.电压等级:110kV2.回路数:单、双回3.设计气象条件:按Ⅰ级气象区(5mm覆冰,25m/s风速)设计。4.导线型号：采用LGJ-185/30钢芯铝绞线5.地线型号：一根为GJX-35镀锌钢绞线，另一根为12芯的OPGW光缆（均已架设）。6.绝缘水平：悬垂8片，耐张为9片。7.绝缘子及金具串型：悬垂绝缘子串采用70kN的单联、双联绝缘子串；耐张串采用70kN双联绝缘子串；跳线串采用70kN的单联绝缘子串。8.导、地线换位：导、地线不换位。9.导线排列方式：水平排列和垂直排列布置。10.铁塔：单回路为酒杯型塔，双回路为伞形及鼓形塔。11.基础：自立式铁塔采用立柱式现浇基础。8.2线路路径方案选择9.2.1路径方案拟定原则1.根据系统规划原则,综合考虑施工、运行、交通条件和线路长度等因素,进行多方案比较,使线路走向安全可靠,经济合理。2.尽量靠近现有省道、县道及乡村公路，改善线路交通条件。 1.尽量靠近航空线附近寻找线路路径。2.尽量避让险恶地形、洪水淹没区及不良地质地段。3.尽量避开森林密集区、水源林区、珍稀树种地区，减少森林砍伐，保护自然生态环境。4.避让军事设施、开采的矿产及石场、油库及重要通信设施。5.尽量避让严重覆冰地段及缩短重冰区长度，以提高线路可靠性。6.尽量避免跨越民房。7.综合协调本线路路径与沿线已建线路（包括规划路径）及其它设施的矛盾。8.2.2线路路径方案走向说明经收集资料、室内选线和现场勘查,由于本线路与原110kV小永T接至顺濞线路同塔双回架设，且双回塔已建成，只需在原“T”接点处由T接改为π接即可。因此只推荐以下一个方案(参见附图七):110kV顺濞变分别接入220kV苏屯变和西洱河三级电站（小河江），新建110kV顺濞变π接双回线的右边回线路。该方案新建线路长度约2.2km,曲折系数1.2。导线截面为185mm2。110kV线路从110kV小永线#42—#43塔档之间π接，需撤除原T接线路的3基铁塔，在小永线#43塔的大小号侧各立一基JG3-18m塔，在原T接线N3号双回塔的小号侧立一基110DSn-21m双回塔。开断后西洱河三级电站和220kV苏屯变的线路搭接到原T接线的N3号双回塔上，本线路与原T接线同塔双回架设进入110kV顺濞变电站。从N3号塔至顺濞变龙门架，双回塔已建好，本线路只需挂金具绝缘子及放紧线即可。 8.2.3沿线地质情况1.地层岩性顺濞处于漾濞江流域，地质地层为考泥质灰岩。沿线路通过的地层计有坡积层及泥质灰岩等。周围未见矿化迹象。2.沿线地震烈度根据1:4000000《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001),线路沿线地震动峰值加速度为0.10g,对应的地震基本烈度均为Ⅷ度。3.沿线矿产资源分布与开采情况根据到当地矿产部门了解并结合实地调查情况,沿线地段无具开采价值的矿产。4.不良物理地质作用线路沿线无滑坡、泥石流等对线路路径构成威胁的不良物理地质作用。8.2.4沿线交通状况及重要交叉跨越沿线主要依托320国道及跃进乡的乡村公路,交通条件较好。需跨越110kV线路1次,跨越35kV线路1次,跨越10kV线路3次。8.2.5沿线水文气象概况漾濞县位于大理州西南部，境内山脉主要属云岭山脉及怒山山脉，整个地区属横断山系。地势均为高山大岭，高差起落大。漾濞最高气温38℃，最低气温一2℃，年降雨量1000mm，年平均雷电日65日，年平均温度18°C，时距2分钟定时最大风速25m／s,主导风向为南风、西南风。本工程各路径方案其区域内不存在重冰区，亦无大型水利设施。 8.3推荐路径方案描述8.3.1推荐方案自然情况110kV顺濞变分别接入220kV苏屯变和西洱河三级电站（小河江），新建110kV顺濞变π接线线路。110kV线路从110kV小永线#42—#43塔档之间π接，需撤除原T接线路的3基铁塔，在小永线#43塔的大小号侧各立一基JG3-18m塔，在原T接线N3号双回塔的小号侧立一基110DSn-21m双回塔。开断后西洱河三级电站和220kV苏屯变的线路搭接到原T接线的N3号双回塔上，本线路与原T接线同塔双回架设进入110kV顺濞变电站。从N3号塔至顺濞变龙门架，本线路只需挂金具绝缘子及放紧线即可。该方案新建线路长度约2.2km,曲折系数1.2。导线截面为185mm2。线路沿线海拔高程在1500-2000m之间,平均海拔1750m,属高纬度高原丘陵和一般山地地貌,一般山地占100%。沿线植被发育较好,一般山地段为飞机播种的松林,胸径在5-20cm左右,自然生长高度不高。需跨越110kV线路1次,跨越35kV线路1次,跨越10kV线路3次。沿线主要利用320国道。地震基本烈度:全线均为Ⅷ度。全线划分的气象条件为Ⅰ级气象区（5mm覆冰,25m/s风速）。8.3.2路径原则协议线路路径方案已向沿线规划、林业、矿管、政府等部门收资并取得初步同意。 8.4推荐路径方案主要设计气象条件8.4.1沿线气象概况漾濞县位于大理州西南部，境内山脉主要属云岭山脉及怒山山脉，整个地区属横断山系。地势均为高山大岭，高差起落大。漾濞最高气温38℃，最低气温一2℃，年降雨量1000mm，年平均雷电日65日，年平均温度18°C，时距2分钟定时最大风速25m／s,主导风向为南风、西南风。8.4.2推荐设计气象条件根据以上气象概况分析计算,并参照已建线路的设计运行情况,本工程气象条件确定为云南省典型Ⅰ级气象区,Ⅰ级气象区具体参数见下表云南省Ⅰ级气象区参数表项目数值计算情况气温（°C）风速（m/s）覆冰厚（mm）年平均气温2000最高气温4000最低气温-500最大风速10250外过电压15150内过电压20150安装情况0100正常覆冰-5105 8.5线路导、地线型式8.5.1导线1.导线选择的基本原则根据系统规划和论证,本线路导线截面均采用185mm2。导线截面和结构的选择除满足系统输送容量的要求外,还要考虑冰、风荷载对机械强度的要求。同时结合本工程的具体情况并参照以往工程的设计、运行经验进行选择。2.导线标准1983年我国参照IEC标准制定了GB1179-83铝绞线及钢芯铝绞线标准,此标准的特点是规定镀锌钢丝不允许有接头,铝股具有导电率高、抗拉强度大、耐腐蚀性能好及表面硬度高等特点,这对于提高导线的抗冰能力及降低线路损耗是非常有利的。我省近年来所设计的线路其导线均采用此标准中的规格,因此本工程所用导线规格也将在GB1179-83铝绞线及钢芯铝绞线标准中选取。3.导线的机械强度依据《110-500kV架空送电线路设计技术规程》,导线的设计安全系数一般不应小于2.5,导线悬挂点的设计安全系数不应小于2.25,除满足上述要求外,验算覆冰情况下,导线弧垂最低点的最大应力不宜超过瞬时破坏应力的60%。4.导线型号选择导线按国家标准GB1179-83选择,该标准在同样标准截面下,其铝钢比不同,机械性能、单位长度和重量各异。由于线路经过地区属于轻冰区,电线覆冰不严重,结合地形及杆塔使用情况,本工程选用强度适宜的LGJ-185/30型钢芯铝绞线。 8.5.2地线1.地线选择原则按《110-500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092-1999,与LGJ-185/30导线相配合的地线截面应不小于35mm2。2.地线型号的确定根据计算,本工程地线选用:一根为GJX-35锌-5%铝稀土合金镀层钢绞线，另一根为12芯的OPGW通信光缆（已建）。3.导、地线机械特性导、地线机械特性见下表导线及避雷线机械物理特性参数表型号项目LGJ-185/30GJX-35计算截面（mm2）铝股181.34钢股29.5937.17综合210.9337.17股数×每股直径铝股26/2.98钢股7/2.327计算外径(mm)18.887.8线膨胀系数(1/°C)18.9e-0061.15e-005弹性模量(10MPa)7600018142直流电阻(20°C)Ω/km0.1592拉断力(N)6432058350单位重量(kg/km)732.6295.1安全系数2.53.0 8.6绝缘配合8.6.1污秽等级的划分本工程路径处于清洁地带,参照污区图,本阶段污区划分为Ⅰ级区和Ⅳ级区。8.6.2绝缘子型式目前绝缘子主要有瓷绝缘子和玻璃绝缘子及硅橡胶合成绝缘子,这在以往的工程已做过大量的比较,玻璃绝缘子具有爬距大、耐腐蚀及零值自爆等特点而具有较好的性价比,深受运行单位的亲睐,根据云南的实际情况及我省已有多条110kV线路的运行经验,运行情况良好,故本工程推荐Ⅰ级区采用玻璃绝缘子，Ⅳ级区采用防污合成绝缘子设计。8.6.3绝缘子串片数依据《110-500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092-1999的规定,绝缘子串片数的选择应能使线路在工频电压、操作过电压、雷电过电压等各种条件下安全可靠的运行;按规程所列公式计算,在1500-2000m的地区,悬垂绝缘子串为8片,耐张绝缘子串为9片,跳线绝缘子串为8片。8.6.4各种电压情况下的空气间隙值本工程线路经过最高海拔为2000m,根据《110-500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092-1999的规定进行修改后,确定本工程的空气间隙在相应风偏下为:雷电过电压:1100(mm)操作过电压:700(mm)工频电压:280(mm)带电作业:1600(mm)(在塔头人需要停留的部位增加500mm) 8.7导、地线换位及防护8.7.1导线换位本工程导线不换位。8.7.2地线换位本工程地线采用直接接地方式,地线不换位。8.7.3导线排列方式本工程导线采用水平和垂直排列方式。8.7.4防雷保护及接地根据沿线气象站的记录资料,线路经过地区年平均雷电日数为65。按照《110-500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092-1999的规定,110kV送电线路应全线架设双地线,地线对边导线的保护角在20度左右。地线间水平距离不大于导线与地线间垂直距离的5倍。按照规程规定校核档距中间导地线间最小距离满足下列要求:对于一般档距:S≥0.012L+1式中L:档距(m)S:导地线间距离(m)由于沿线地区雷电活动较频繁,云南线路事故跳闸率中雷击跳闸率占首位。因此在线路路径选择中应尽量优化路径,避免铁塔立于易受雷击处,并尽量减小铁塔接地电阻,以提高线路耐雷水平及降低雷击跳闸率。8.7.5导、地线防振 导线、避雷线的振动容易引起金属疲劳而发生断股，根据《110-500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092-1999的规定，本工程导、地线的平均运行应力控制在不超过其瞬时破坏应力的25%，一般档距采用各档安装防振锤的措施。导线采用的防振锤型号为FD-4，地线采用的防振锤型号为FG-35。对采用悬垂双串的杆塔，除采用防振锤保护外，还在悬垂线夹处加装预绞丝护线条来加强，防止导线因振动发生的断股和磨损。8.7.6接地杆塔接地的好坏,直接影响线路的防雷效果,本工程全线杆塔避雷线逐基接地,其接地装置采用水平放射型接地体,在居民区及水田中采用接地闭合环形接地装置。接地体用φ10圆钢敷设，埋深在一般地区不少于0.6m，耕地中不少于0.8m。接地引下线为-4×40×2000扁钢,从铁塔的四个塔腿或水泥杆的两主杆接地孔引下分别与接地装置连接。杆塔的工频接地电阻，在雷季干燥时不得超过下表规定数值：杆塔的工频接地电阻值土壤电阻率(Q·m)100以下100～500500～10001000～20002000以上工频接地电阻(Q)10152025308.8线路主要杆塔及基础型式8.8.1杆塔1.杆塔设计过程中遵照下述规程、规定及规范: 《110-500kV架空送电线路设计技术规程》(DL/T5092-1999);《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》(DL/T-5154/2002);《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001);《钢结构设计规范》(GB50017-2003);其它有关规程、规范、技术规定和参考资料。2.杆塔型式选择根据以往工程的经验以及本工程现场调查情况,拟推荐采用《35-220kV铁塔通用型录》中的通用塔型,有JG3、DSn、110JGu3、110ZGu2、110DSn5种单、双回塔型。以上塔型在云南电网普遍使用过,安全、经济、运行维修方便。8.8.2基础1.基础设计过程中遵照下述规程、规范及规定:《110-500kV架空送电线路设计技术规程》(DL/T5092-1999);《架空送电线路基础设计技术规定》(DL/T-5219-2005);《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001);《混凝土结构设计规范》(GB50010-2002);《建筑地基基础设计规范》(GB5007-2002);其它有关规程、规范、技术规定和参考资料。2.基础型式选择结合本工程地形、地质、交通及所选择的塔型等特点,拟推荐采用直柱式钢筋混凝土基础。该基础施工简便,是工程设计中最常用的基础型式,主要用于地脚螺栓连接的等高腿塔型基础。8.8.3材料及防腐1.材料本线路工程使用的杆塔材料为钢材：Q345(16Mn)钢和Q235钢两种;基础钢材为HPB235(Q235)及HRB335(20MnSi)钢筋,基础用混凝土强度等级为C30、C15。 2.防腐：所有铁构件及铁附件均需热浸镀锌防腐。8.9对电信线路的影响及其防护8.9.1线路概况本工程经过现场收资调查确认长途电信线路均已采用架空或埋地光(电)缆,县至乡镇的中继线及各乡镇之间的联络线多数已采用光(电)缆,明线停用或改作用户线。乡以下的用户线主要采用电缆,部分采用明线。由于本工程影响范围内长途、重要电信线路多为光(电)缆,且大多仅与送电线路交叉,对光缆电信线路和仅交叉跨越的主干电信线路无危险和干扰影响问题。无与本工程平行接近的通信明线,所以本工程在可研估算阶段不计列通信保护防护费用。8.9.2无线电干扰本工程路径方案影响范围内分布的无线电设施是所属单位提供的资料和可研踏勘现场调查得到的。路径方案影响范围内分布的重要无线电设施均能满足现行有关标准规定的保护间距。8.10环境保护环境保护为本工程设计时考虑的重点,具体从以下几方面采取措施进行保护:8.10.1路径环境保护方案 高压输电线路的环境影响包括电磁环境影响和区域环境影响两个部分。为了保证工程设计质量,又保证对环境的影响程度最低,通过充分收资调查进行路径协调工作,并依据有关规定控制线路的影响,从而实现保护环境的目标。1.为保证线路下方人员的正常活动,晴天,距导线投影20m处0.5MHz无线电干扰小于53dB的规定,可听噪音小于60dB的规定。2.对沿线相关的通信线路和无线电设施进行通信保护设计。3.进行线路路径协调工作,避开城镇规划区、开发区、居民区、军事设施、厂矿、大型采石场,将区域环境影响控制在最低程度。4.尽量避开自然保护区、国有林场、水库水源林、风景区等,在路径选择时尽量避开林区,无法避让的林区,尽量采用高塔跨越的方式,以减少林木砍伐,保护生态环境。5.本工程线路邻近居民房屋处的电场强度限制在4kV/m(离地面1m处)以下。8.10.2塔基环境保护在工程建设中,由于塔基场地平整、开挖基坑、会引起自然地表的破坏,造成土壤疏松,原有的植被和蓄水保土作用遭到破坏,使塔四周环境失去原有状态,引发水土流失。因此,在工程建设中应采取必要的防治和预防水土流失措施,减少因工程建设带来的水土流失造成的危害。1.避免大开挖塔基基面:保持自然地形、地貌。铁塔采用高低基础设计,最大限度地适应现场变化地形的需要,使塔基避免大开挖,维持山坡原有的地形、地貌。2.排水:各个塔位或单个塔腿要求做成龟背型或斜面、恢复自然排水。对可能出现汇水面、积水面塔位要求开挖排水沟,并接入原地形自然排水系统。3.边坡保护:对部分塔位开挖后出现易风化、剥落、掉块的上、下边坡采用浆砌块石保护,对较好的岩石边坡视现场地质情况作放坡处理。 1.用砂浆抹面进行岩体表面保护。对个别塔位表面岩体破碎,水土极易流失,采用M7.5-M10砂浆抹面。保护范围为塔位表面破坏面积。2.弃土堆放:基坑开挖的多余土石方的堆放应有严格要求,不允许就地倾倒,要求搬运至塔位附近对环境影响最小且不影响农田耕作的地方堆放。3.施工道路修建:对施工期间需修建的道路,原则上利用已有道路或原有路基拓宽,拓宽道路要保持原有水土保护措施。 第九章项目节能分析9.1项目概况110kV顺濞变电站位于澜沧江左侧支流黑惠江漾濞段旁，距离漾濞县约26km，2005年正式建成投运。有110kV和35kV两个电压等级，投运时主变建成两台，1号主变容量为31500kVA和2号主变容量为20000kVA的三相三卷调压变压器。110kV单母线接线，户外布置，进出线2回，已经建成110kV“T”接苏小顺线(“T”接在西洱河三级站—220kV苏屯变的线路上)，采用线路变压器组接线，预留出线间隔一回。35kV单母线分段接线，户内布置，母联及Ⅰ、Ⅱ段PT已安装，最终出线8回，现有出线7回，分别为跃进线、平坡Ⅰ回、平坡Ⅱ回、炼钢线、轧钢线、制钢厂线、精炼线，预留1回出线间隔。2008年，由局生计部组织实施了＃2主变的更换工作，将原＃2主变由20000kVA的三相三卷调压变压器更换为50000kVA的三相三卷有载调压变压器。目前正在实施漾洱电站接入工程，增加110kV进线间隔1个，并增加了两台主变高压侧的断路器。配置了110kV线路保护、测控装置。本工程为110kV顺濞变二期工程，主要工作为更换＃1主变，在变电站内增加一个110kV出线间隔，110kV线路由“T”接苏小顺线改为“Π”接，新敷设约2.2km的线路（一期工程时已按同塔双回设计，只敷设了一回导线）。 结合国家建设资源节约型、环境友好型社会的奋斗目标，在工程设计中需侧重节约能源、改善生态环境，提高供电可靠性，满足经济发展及人民生活用电需要。9.2国家政策的贯彻国家发改委发改投资（2006）2787号文要求，输变电项目在可行性研究阶段进行节能的设计和评估。本项工程设计主要遵循如下原则：1）贯彻“安全可靠，经济适用，符合国情”的电力建设方针，在保证安全可靠的前提下，采用成熟的先进技术，减少工程量，降低工程造价。2）变电和送电专业进行设计时，应注意深入实际、调查研究，注意尽量节约土地资源，保护生态环境。9.3节能措施9.3.1接入系统方案及导线截面选择1）接入系统方案确保技术合理、经济最优本工程接入系统在一期工程的基础上进行，只提出了1个方案，该方案的潮流分布均匀，线路潮流均在经济输送范围内，没有过载线路。方案网损小，年电能损失少，电网结构简洁清晰、运行灵活安全可靠，可以满足顺濞变接入系统的需要，该工程度建设，加强了漾濞县南部电网的供电能力和供电可靠性，为漾濞县的经济发展奠定了坚实基础。2）考虑经济电流密度、合理选择导线截面110kV顺濞变的主变容量最终为1×50MVA+1×40MVA。 按照《中国南方电网县级电网规划设计导则（试行）》中供电可靠性的要求，110kV变电所应采用供电安全“N－1”准则。“变电所应设置两台及以上变压器，并由两条回路供电。”110kV顺濞变的电源进线导线截面按该变电所失去一回进线时，能保证下一级电网供电进行选择，线路输送容量按全所负荷约40MW进行计算，经济电流密度（按Tmax＝3000～5000h，J=1.15）取值，功率因数cos￠=0.9,则导线的计算截面为202.8mm2，选择与202.8mm2接近的导线为LGJ-185/30，LGJ-185/30导线的总截面为210.93mm2。110kV185mm2导线经济输送容量为：41MVA（按Tmax＝3000～5000h，J=1.15）,极限输送容量为：98MVA。能够满足电力输送要求。9.3.2送电节能措施1）导线材质选择本工程线路导线采用高导电率钢芯铝绞线，降低了线损。同铝包钢绞线和铝合金绞线相比，钢芯铝绞线铝线导电率最高，可以达到同等截面铜导线的61%~63%，线损最小，能源利用率最高。a.目前全铝合金绞线的价格还比较高，约是普通钢芯铝绞线的1.4～1.5倍，与普通钢芯铝绞线相比电气性能基本一样，但导电率仅能达到同等截面铜导线的58%～60%，虽然机械性能方面优越，但其线损较大，是同截面钢芯铝绞线的1.18倍，而且配套金具研制费用高，因此，不考虑全铝合金导线。b. 铝包钢芯铝绞线在国外有较长的运行历史，与相同结构的普通钢芯铝绞线相比，抗腐性能好、能耗低。普通钢芯铝绞线的内层铝单丝与镀锌钢丝直接接触，在外界水汽和污染物浸渍下二种具有不同电势的金属之间产生电位腐蚀，加速钢芯的老化。而铝包钢芯铝绞线的钢丝上被铝层包裹而不与铝股接触，避免了电腐蚀，进一步提高了抗腐能力，延长导线使用寿命。但目前铝包钢芯铝绞线价格较高，经济效益较差。2)导线型号选择1983年我国参照IEC标准制定了GB1179-83铝绞线及钢芯铝绞线标准,此标准的特点是规定镀锌钢丝不允许有接头,铝股具有导电率高、抗拉强度大、耐腐蚀性能好及表面硬度高等特点,这对于提高导线的抗冰能力及降低线路损耗是非常有利的。我省近年来所设计的线路其导线均采用此标准中的规格,因此本工程所用导线规格也将在GB1179-83铝绞线及钢芯铝绞线标准中选取。该标准在同样标准截面下,其铝钢比不同,机械性能、单位长度和重量各异。由于线路经过地区属于云南省Ⅰ级气象区,结合地形及杆塔使用情况,本工程选用强度适宜的LGJ-185/30型钢芯铝绞线。3)地线的选择及其敷设按《110-500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092-1999,与LGJ-185/30导线相配合的地线截面应不小于35mm2。由于一期工程时已敷设了一根地线，根据计算及校验,本期工程地线选用:一根GJ-35镀锌钢绞线。根据沿线气象站的记录资料,线路经过地区年平均雷电日数为65。按照《110-500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092-1999的规定，110kV送电线路应全线架设双地线,地线对边导线的保护角在20度左右。4)采用节能金具采用铸铁和螺栓组合成的耐张线夹和悬垂线夹(包括防振 锤)，用这种材料制成的金具在导线中通过交变电流时形成一个闭合的磁回路，铁磁物质在交变磁场作用下反复磁化的过程中，其磁感应强度的变化总是滞后于磁场强度的变化，这就是所谓磁滞现象。在反复磁化的过程中，由于磁畴的反复转向，铁磁物质内部的分子摩擦发热而造成能量损耗。构成闭合回路的电力金具在反复磁化过程中，因为磁畴反复转向导致的这种功率损耗，就是所谓的磁滞损耗。这一交变磁场在金具内部也会产生感应电动势和感应电流，即涡流，由于钢铁材料电阻的存在，必然产生有功率损耗，即涡流损耗。当电流增大时，磁滞损耗随磁通密度的1.6～2.0次方上升，涡流损耗随磁通密度的2.0次方上升。涡流和磁滞损耗产生的热量使金具内的导线温度升高，使该处导线的机械强度下降，加之线路振动，导线就会在线夹处断股，缩短了线路的运行年限。据有关资料介绍，导线中通过400A电流时，铁磁线夹比铝合金线夹温度高17℃，损耗多30W。为了防止电晕和涡流损失，导线悬垂线夹采用铝合金材料制造的防晕线夹，防振锤采用符合110kV线路要求的产品，其线夹采用铝合金材料。5）铁塔采用高低腿本工程平均海拔1560m,属高纬度高原山地地貌。在坡度较大的山地部分采用高低腿设计。高低腿可以减少基面铲方量，有利于环境保护。6）基础设计 在工程建设中,由于塔基场地平整、开挖基坑、会引起自然地表的破坏,造成土壤疏松,原有的植被和蓄水保土作用遭到破坏,使塔四周环境失去原有状态,引发水土流失。因此,在工程建设中应采取必要的防治和预防水土流失措施,减少因工程建设带来的水土流失造成的危害。高低腿铁塔中，各腿之间高差一般为1米或1.5米，还不能完全满足0基面的要求，采用高低柱基础设计，配合高低腿铁塔，最大限度减少基面，少铲或不铲基面，减少水土流失，保护环境。采用特殊基础形式，如掏挖基础和岩石基础，可以减少基坑土方量，有利于环保，减少水土流失。9.3.3变电节能措施1）选择低损耗主变压器电力变压器是电力系统中的重要元件之一，变压器在整个电力系统中是一种“点多面广”应用广泛的电气设备。因此，变压器在选择和使用上存在着巨大的节能潜力，选择高效节能产品和合理的运行方式，不但对节约能源具有重要意义，同时还可以大大降低变压器的运营成本。S10系列与S7系列产品相比，空载损耗降低了30%，空载电流降低了60%，负载损耗降低了15%，噪音指标比国家标准降低了25%。为了提高变压器的效率，根据110kV顺濞变供电范围内的负荷预测结果，本变电所二期工程主变容量选择为40MVA，为保证变电所在丰、枯方式下满足系统的调压要求，主变110kV侧考虑有载调压方式；由于35kV侧供电对象主要为工矿企业，且供电半径在40km以内，35kV侧应取38.5kV，同时配无励磁分接开关，选用低损耗、高效节能变压器。主变参数初选为：型号：SFSZ10-40000/110额定容量：40000kVA 电压比：110±8×1.25％/38.5±2×2.5％/10.5kV阻抗电压：Uk1-2％＝10.5，Uk1-3％＝17～18，Uk2-3％＝6.5容量比：100/100/100。接线组别：YNyn0d11。空载损耗≤27kW负载损耗≤148kW空载电流＜0.4%9.4结论通过上述节能降耗措施，来达到依靠科学技术、降低消耗，合理利用资源，提高资源利用效率，切实保护生态环境。推广采用节能、降耗、节水、环保的先进技术设备和产品，强制淘汰消耗高、污染大、质量差的落后生产能力、工艺和产品，有利于资源节约和综合利用，从源头杜绝能源的浪费。 第十章投资估算及经济效益评价10.1投资估算10.1.1工程概述本变电所电压等级为110/35kV二级电压。主变为三相三圈有载调压变压器，最终容量1×50MVA+1×40MVA，本期更换一台40MVA的变压器。110kV部分最终进线3回，采用单母线接线，现已建成2回，本期工程建增加1回，户外布置，35kV部分采用单母线分段接线，最终出线8回，一期工程已建成7回，户内布置，本期工程不再增加出线间隔（开关柜）；本期装设4000kVar无功补偿装置，装设于35kV母线上。土建部分：主控制室、35kV配电室已于一期工程建成，此次工程不涉及房屋建筑。本期新建110kV进线构架及配电装置支架，一组35kV电容器基础。屋外配电装置构支架均为镀锌钢梁，预制等径离心杆。线路部分：110kV线路由“T”接苏小顺线改为“Π”接，新敷设约2.2km的导线（一期工程时已按同塔双回设计，只敷设了一回导线），增加铁塔3基。10.1.2编制依据1）、定额依据：按中国电力企业联合会发布的《电力建设工程预算定额》第四册［送电线路工程］（2006年版）执行，以上《定额》子目不足者则参照其它有关定额修编补充。2）、相关文件执行：《关于云南电网工程建设预算编制与计算标准执行（2006年版）的通知》－云电定［2008］3号。 3）、项目划分：根据《电网工程建设预算编制与计算标准》进行项目划分和编制。4）、人工费：按《关于公布地区工资性补贴的通知》－电定总造［2007］12号计取。5）、材料价格：按《关于使用（2006年版）装材价格有关问题处理意见的通知》－云电定［2008］5号。6）、材、机调整执行《关于颁布南方电网地区2007年送变是安装工程定额材机调整的通知》－南方电网定额［2008］11号。7）、设备价格：参考同类工程设备招标价计列。8）、建贷利息：建贷利息：按年利率6.12％计取。9）工程量：根据《110kV顺濞二期送电线路工程》设计人员提供的数据及现场搜集的相关资料。10.1.3投资本期工程静态投资797万元，动态投资836万元。其中:a)1、变电工程静态投资672万元，168元/kVA；动态投资705万元，单位投资176元/kVA。b)2、线路工程：静态投资125万元，单位投资57万元/km。动态投资131万元，单位投资60万元/km。投资估算汇总见下表，另有投资估算文本变电一册，线路一册。 110kV顺濞变二期变电工程（总概算表）基础数据表1建设规模40000kVA金额单位：万元一主辅生产工程21.63486.3140.90　548.8481.66%137㈠主要生产工程21.63486.3140.90　548.8481.66%137㈡辅助生产工程　　　　　　　　　　　　　　　　二与所址有关的单项工程　　　　　　　　　　　　　　　　三编制年价差(包括设备、人工、材料、机械)3.27　0.650.134.050.60%1　　　　　　　　　四其他　　　119.22119.2217.74%30　其中：1、建设场地征用及清理费　　　8.288.281.23%2　2、基本预备费　　　16.3916.392.44%4　3、调试费（整体调试、特殊项目）　　　3.203.200.48%1　　　　　　　　　五特批项目及费用　　　　　　　　　　　　　　　　　工程静态投资（一~五）24.90486.3141.55119.35672.11100%168　各类费用单位投资（元/KW）61221030168　　　各类费用占静态投资的（%）3.70%72.36%6.18%17.76%100.00%　　　　　　　　　　　六动态费用　　　32.9132.91　　㈠价差预备费　　　　　　　㈡建设期贷款利息　　　32.9132.91　　　　　　　　　　　　工程动态投资（一~六）24.90486.3141.55152.26705.02　176 110kV顺濞变二期线路工程（总概算表）基础数据表2　　　　　　　　　　　　　　线路长度（km）：2.2　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　金额单位：万元序号工程或费用名称安装工程费各项占总计（%）单位投资（元/km）1架空送电线路本体工程61.7147.04%2805001.1一般线路本体工程61.7147.04%　1.2大跨越本体工程　　　　　　　　2辅助设施工程-　　　小计61.7147.04%2805003编制年价差10.447.96%474554其它费用52.9140.33%240500　其中:（1）、建设场地征用及清理费14.7311.23%　　（2）、基本预备费3.052.33%　　静态投资合计（1～4项）125.0695.33%5684555动态费用6.124.67%278185.1价差预备费-　　5.2建设期贷款利息6.124.67%27818　动态费用合计（1～5项）131.18100%596273 10.2经济效益分析10.2.1原则依据及主要参数根据原电力工业部电计〔1998〕134号文《电网建设项目经济评价暂行办法》进行经济分析。建设期1年，还贷10年，贷款利息6.12%（按季计息），项目经营期25年。10.2.2基础数据基础数据详见：（1）110kV顺濞变二期工程（概算书）。（2）110kV顺濞二期送电线路工程（概算书）。工程投资估算汇总表单位：万元序号工程项目名称静态投资建贷利息动态投资1110kV顺濞变电工程672337052配套线路工程12561313合计797398361、投资估算及资金筹措本期工程静态投资797万元，建设期贷款利息39万元，动态投资836万元。资本金20％，另80%按银行贷款考虑。流动资金84万元（按固定资产的10％取定）。工程融资时均考虑当年建设当年投资的原则。 经济评价基础数据表基础数据表2序号工程项目名称单位基础数据备注1资本金比例%202贷款利息%6.123流动资金贷款率%5.31按季计息4经营期限年25按季计息5折旧年限年206固定资产形成率%1007残值率%58材料费%1以固定资产为基数9修理费%0.6以固定资产为基数10保险费%0.25以固定资产为基数11人工工资及福利%0.1以固定资产为基数12公积金提取比例%1513城市维护建设费%714教育费附加%315增值税率%1716公益金提取比例%2017所得税率%252、售电量2009～2023年项目供电区售电预测表单位：(亿kW·h)年份20092010201120122013201420152016用电量(亿kW·h)0.72990.731250.76560.81650.90030.90250.98641.0712年份2017201820192020202120222023用电量(亿kW·h)1.161.251.351.461.581.711.85以2017年为基数每年递增8%3、成本固定资产形成率按100％。折旧年限按20年，残值率5％。材料费按固定资产的1％，修理费按0.6％，人工工资及福利按0.1％，固定资产保险费按2.5‰计算。 4、税金税金包括增值税、销售税金附加及所得税。增值税率为17％，销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税额为基础征收，税率分别为7％和3％。所得税税率为25％盈余公积金10%，公益金为5%。10.3财务评价本项目首先进行电价加价的测算，根据测算出来的加价再进行经济分析。电价加价的测算是以满足项目还本付息及8%的资本金内部收益率为前提。根据以上原则进行测算后，得到财务评价的各项指标，详见财务评价一览表。电网建设项目财务评价指标一览表序号项目单位金额1静态投资万元7972建设期贷款利息万元393流动资金万元844项目总投资万元9205全部投资内部收益率（税后）%65.136全部投资内部收益率（税前）%87.007全部投资净现值万元50618投资回收期年2.499投资利润率%11.6310投资利税率%22.5611自有资金内部收益率%299.3512自有资金净现值万元404713资本金内部收益率%1214资本金净现值万元4047 从以上各项经济效益指标可以看出，方案全部投资、自有资金以及资本金的内部收益率均满足要求，项目计算期内年收支平衡并有盈余，财务净现值大于零，表明项目在财务上是可行的，且具有较强的抗风险能力。10.3.1敏感性分析本项目针对方案进行单因素敏感性分析，选择项目的投资、售电量及经营成本为不确定性因素进行测试。敏感性分析结果见下表：从敏感性分析来看，项目的投资及售电量变化对于电价加价有相当的影响。因此尚须注意控制工程造价，缩短建设工期；同时努力开拓电力市场，增大电力需求，以利于实现项目的经济效益。10.3.2　经济评价附表基础数据表：工程投资估算汇总表附表一：投资计划表附表二：资金筹措表 附表三：销售收入表附表四：成本估算表附表五：损益表附表六：还本付息表附表七：财务现金流量表(自有资金)附表八：财务现金流量表(全部投资)附表九：资金来源与应用表附表十：敏感性分析表附表十一：敏感性分析图附表十二：盈亏平衡图 第十一章主要结论1、目前已接入110kV顺濞变的上网装机容量70000kW；规划接入的顺濞电站装机20000kW，该片区的上网装机总容量达到90000kW，而顺濞变的最大负荷约为35000kW，在丰水期约有55000kW的负荷需要外送。因此，实施110kV顺濞二期输变电工程是满足漾濞县南部区域小电外送的需要。2、随着110kV顺濞变用户的增加，其主供电源仅有1回“T”接线已不适应负荷增长的要求，目前该站的主供电源由“T”接苏小顺线取得，无论是苏小顺线故障或是“T”接线故障，都将使110kV顺濞变失去主供电源，结合云南电网公司“为提高变电站供电能力和供电可靠性，确保电网安全稳定运行，逐步解决“单线单变”问题”的通知精神。从供电的安全性、可靠性及满足“N-1”标准考虑，实施110kV顺濞二期输变电工程是十分必要的。3、二期工程建设规模（1）110kV线路由“T”接苏小顺线改为“Π”接，新敷设约2.2km的导线（一期工程时已按同塔双回设计，只敷设了一回导线）。（2）更换主变一台，容量为40MVA，三相三卷有载调压变压器。（3）新建110kV进线间隔一个，采用SF6断路器，户外布置。（4）本期35kV不增加出线间隔。（5）无功补偿：本期在顺濞变装设4000kVar无功补偿装置，本期一次建成。（6）消弧线圈：本期不装设消弧线圈。（7）二次部分： 在一期工程的基础上，增加110kV线路保护、测控装置一套。在110kV进线侧装设110kV备自投装置一套。4、对侧工程：本期不引起对侧设备的变化，但“Π”接后线路长度发生了变化，需调整苏屯变侧及西洱河三级电站侧的保护定值。。5、通信沿用一期工程的光纤和电力载波通信方式，但需将顺濞侧户外载波设备搬迁到本期新建间隔的A相，设备继续沿用，不再新增。6、本期工程静态投资797万元，动态投资836万元。其中:变电工程静态投资672万元，168元/kVA；动态投资705万元，单位投资176元/kVA。a)线路工程：静态投资125万元，单位投资57万元/km。动态投资131万元，单位　　投资60万元/km。7、通过经济效益指标分析，该项目在经济上是可行的。 第十二章附表、附件及附图12.1附表1）附表一：投资计划表2）附表二：资金筹措表3）附表三：销售收入表4）附表四：成本估算表5）附表五：损益表6）附表六：还本付息表7）附表七：财务现金流量表(自有资金)8）附表八：财务现金流量表(全部投资)9）附表九：资金来源与应用表10）附表十：敏感性分析表11）附表十一：敏感性分析图12）附表十二：盈亏平衡图12.2附件1）云南电网公司文件：云电计【2007】354号“云南电网公司关于对110kV七联输变电工程项目建议书的批复”2）附件一110kV顺濞二期输变电工程可研阶段（变电部分）估算书3）附件二110kV顺濞二期输变电工程可研阶段（线路部分）估算书 12.3附图1）附图一：2008年大理州电网地理接线图2）附图二：大理州2012年电网规划地理接线图3）附图三：漾濞县2008年电网地理接线现状图4）附图四：110kV顺濞变电所主接线图一5）附图五：110kV顺濞变电所平面布置图一6）附图六：110kV顺濞变电所主接线图二7）附图七：110kV顺濞变电所平面布置图二8）附图八：110kV顺濞二期输变电工程输电线路路径走向图'