外部供电方案可行性研究报告 40页

'第一章工程概述1.1设计依据1、《XXXXXX项目可行性研究报告》，XXX省地方煤矿设计研究院。2、《XXX“十二五”配电网规划（2010-2015）》，XXX供电局、XXX供电有限公司、重庆智海电力技术有限公司，2011年05月。1.2工程概况XXXXXX位于XXX城162°方位，平距55km处，公路里程110km，行政区划属XXXXXX镇新堡村民委员会管辖。区内范围，北至XX、南至XX、XXX一线，西至XXXX。根据XXXXX资源储量评审备案证明（XXXXX号文，评审通过本勘探报告估算的XXXXXX资源储量为：XXX资源量合计3819万t，其中331类411万t，332类959万t，333类2449万t。上述查明资源量中，包括河流压覆区和断层影响带的资源量741万吨（其中331类36万t，332类42万t，333类663万t）。XXX可采煤层共五层，其中M3、M7、M8、M9煤层平均厚度在2.1～3.3m之间，属较稳定煤层，而M5煤层虽然平均厚度达4.42m，但属不稳定煤层。根据煤层赋存情况，如果工作面长度取100m，机采工作面年推进度按650m计算，工作面的年产量均能达到30万t/a的生产能力。为满足该煤矿的生产及生活用电需求，我公司受XXXXXX有限公司委托，承担该项目的外部供电方案可行性研究工作。1.3设计基础及相关规程本外部供电方案可行性研究论证在XXXXXX有限公司提供的基础资料上进行。本方案论证主要遵循以下国家有关规程规范：GB14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB50061-201066kV及以下架空电力线路设计规范SD121-1984电力系统技术导则SDJ161-1985电力系统设计技术规程7 SD325-1989电力系统电压和无功电力技术导则DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DLGJ151-2000电力系统光缆通信工程可行性研究内容深度规定DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/755-2001电力系统安全稳定导则DL/T5218-200535kV~110kV变电所设计技术规程DL/T5391-2007电力系统通信设计技术规定DL/T1040-2007电网运行准则GB50061-201066kV及以下架空电力线路设计规范DL/T5440-2009重覆冰架空输电线路设计技术规程Q/CSG10703-2009110kV及以下配电网装备技术导则Q/CSG115003-2011中国南方电网有限责任公司35～110kV配电网项目可行性研究内容深度规定QB/YW110-01-2009XXX电网公司电气设备装备技术原则2011年版《中国南方电网公司10kV和35kV配网标准设计》1.4接入系统设计原则按照将电网建设成为“统一开放、结构合理、技术先进、安全可靠”的现代化电网的目标，结合XXX电网中长期规划，通过对客户负荷发展的分析和预测，提出科学合理经济的接入系统方案。1、用户外部供电接入系统方案在安全可靠的基础上尽量做到投资最省；2、用户外部供电接入系统方案要远近结合，服从主网的规划及项目进度安排；3、用户接入系统不能影响主网的安全运行；4、线路路径要符合XXX城市总体规划。1.5设计范围在结合XXX地区和XXX电网建设规划并充分考虑XXX用户生产生活用电负荷需求等因素，在综合经济及技术分析比较的基础上，进行方案论证后提出合理的外部供电接入系统方案、建设规模、系统保护及安全自动装置的配置、远动、通信、7 调度和计量，导线截面等，并进行投资估算。第二章XXX外部供电方案建设的必要性2.1建设单位概况XXX建设单位为XXXXXX有限公司，该公司是由国有企业资，于XXXXXXXXX成立的有限责任公司，公司注册资本金XXXXXX万元，属于XXXXXXXXX公司的子公司。2.2XXX建设的必要性（1）XXX维集团作为XXX煤化工XXX基地建设的龙头企业，各分、子、控股公司年共需煤量近1000万t，为延长产业链，实现新的经济增长点，提高企业的核心竞争力，实施煤资源整合，建立自身的能源基地是十分必要的。XXXXXX有限公司所属XXX的矿井建设，能为母公司提供可靠的原料煤，也是母公司走可持续发展战略目标之一。（2）该矿煤炭资源储量大，可采煤层稳定，新建该矿符合煤炭产业政策规定。拟建成30万t/a的生产矿井，按标准化矿井建设规范要求，进行设计施工，实现管理上水平、装配上档次的新型矿井。（3）XXXXXX在XXX省煤炭资源整合领导小组关于《XXX市XXX煤炭资源整合方案》（XXX煤整合【2008】44号）批复中，已被列为新项目。该项目的建成投产，能带动当地的经济发展，同时解决当地富余劳动力的就业问题。（4）2007年8月，由XXX铭立隆地质矿业有限公司提交的《XXX省XXXXXX勘探报告》，经XXX国土资矿评储字[2008]102号文评审，XXX国土资储备字[2008]120号文备案。根据勘探报告评审通过的331＋332＋333类资源量3819万t，其中331类411万t，332类959万t，333类2449万t，全区331类占总资源量的10.8%，331+332类占总资源储量的36%。根据勘探报告提交的矿井资源储量、开采技术条件和国家煤炭产业政策要求，煤矿具备建设30万t/a的资源条件，根据2008年12月，XXX省煤炭资源整合工作领导小组《关于XXX市XXX煤炭资源整合方案的批复》（XXX煤整合[2008]44号），XXX为规划建设项目，按新建矿井程序建设。7 2.3XXX外部供电工程建设的必要性为了该项目顺利投产，急需电网提供双回路供电电源，外部供电工程建设是非常必要的。本工程是用户自筹资金自建自行管理的用户变电站，该工程的建设，首先满足了矿区基本生活生产用电的需求，使矿区的基本电力需求得到满足，很好的促进了矿区工业的发展，同时扩大了自身规模，必将进一步提高企业经济效益；其次通过煤矿工业促进当地经济发展，通过本工程的建设，巩固并加强了XXX配电网的规划及覆盖面。本项目的实施符合目标市场的产品需求，符合行业、地方的规划发展要求。第三章XXX基本情况3.1XXX自然概况XXX位于XXX东部，辖XXXXXXXXX乡XXX镇，下XXX个行政村（含社区），全县土地总面积XXXX平方公里。2010年XXX常住人口XXXX万人，常住人口密度XXX7 人/平方千米。XXX属南温带山地季风温湿气候，气候温和，由于地势的原因，水平和垂直气候十分明显，全县年平均气温13.7℃，最热月平均气温19.8℃，最冷月平均气温5.5℃，冬季部分地区冰雪覆盖较厚，夏无酷暑，干湿分明，雨热同季，旱凉同期。干季为11～4月，雨季为5～10月，受太平洋暖湿气候的影响，水汽充足降雨丰沛，湿度较大，雨季中暴雨较少，中小雨次数较多，年平均降雨量为1075mm左右。XXX地处东经XXXX′，北纬XXXX′之间。东与XXXXX接壤，西与沾XXXX相接，南与罗平相连，北部接XXXX。县城距XXX市政府驻地XXX63km，距XXXXkm。县域东西最宽为XXXkm，最窄处为XXXkm，南北长XXXkm，呈XXX形。3.2XXX社会情况XXX是一个典型的多民族散杂居山区县。居住着27全民族，全县有一个古敢水族乡，22个少数民族村委会，68个少数民族村民小组，少数民族人口6.4万余人，占总人口的9.5%。在27个少数民族中又以彝、水、回三个民族人口较多，呈现小聚居的特点，其它少数民族仅是零星分散，其中彝族近5万人，水族近0.9万人，回族近0.35万人，其他少数民族近0.15万人。3.3XXX经济发展概况XXX2005～2010年国民经济和社会发展历史情况见表3.3-1。表3.3-1XXX2005～2010年国内生产总值GDP情况表单位：亿元指标名称2005年2006年2007年2008年2009年2010年年均增长率(%)国内生产总值（亿元）48.458.5769.976.8994.77111.918.25第一产业12.0312.8114.7816.2618.2520.411.14第二产业23.4431.3738.0741.8155.1162.621.71第三产业12.9314.3817.1118.8221.4128.917.45人口（万人）70.3673.3675.3876.1476.6376.911.80人均GDP（万元）68797984927310099123671454916.16行政面积（km2）3236323632363236323632360.00建成区面积（km2）8.599.6310.1210.8311.5812.137.15城镇化率（%）19.9821.9222.2724.526.0629.17.817 XXX“十一五”经济发展继续保持良好发展势头，GDP年均增长率为18.25%，全县经济实力明显增强，经济结构、主要经济支柱及产业特点发生了变化，现己形成“粮、烟、煤、畜”四大经济支柱和“银杏、魔芋、蓖麻、蔬菜、旅游”五大后续产业。2010年全县生产总值111.9亿元（其中煤炭工业99.9亿元），比上年增长13.5%，人均生产总值14549元，一、二、三产业比重分别为18.2：56：25.8，预计到2011年底，全县生产总值将突破130亿元（其中煤炭工业111亿元）。可以看出XXX的工业在煤炭工业的带动下正在迅速发展。按照XXX国民经济和社会发展“十二五”规划初步目标，及政府有关部门提供的资料，预测XXX经济总量总体目标为：到2015年末，全县生产总值突破200亿元，达214.6亿元，2010-2015年年均增长13.91％，其中第一产业26.3亿元，第二产业123.5亿元，第三产业64.8亿元，一、二、三产业结构为12.3：57.5：30.2。详见表3.3-2。表3.3-2XXX经济社会发展目标人口GDP人均GDP产业结构比例2010年(万人)2015年(万人)年均增长率(%)2010年(亿元)2015年(亿元)年均增长率(%)2010年(万元/人)2015年(万元/人)年均增长率(%)2010年2015年76.9177.370.12111.9214.613.911.45492.905614.8418.2:56:25.812.3:57.5:30.23.4XXX电力系统现状截止2010年底，XXX电网供电总面积为992.5km2，供电人口78.1145万人。2010年完成供电量105100万kWh，2005-2010年电量年均增长19.07%；2010年售电量为98800万kWh，2005-2010年电量年均增长19.06%；2010年最高供电负荷为209MW，2005-2010年负荷年均增长12.79%。2010年电量较2009年有较大的增长，除因经济复苏导致社会用电量的增加外，煤炭工业综合采矿技术的应用负荷也是重要原因。截止2010年底，XXX电网电源主要来源于220kVXXX变；XXX电网有110kV变电站3座，主变6台，容量208MVA，无功配置比例为8.5%。110kVXXX变、110kVXXX变和110kVXXX变均为2台主变。110kVXXX变已经过负荷运行，最高负载率为111.8%。110kVXXX变负载率过低，主要是暂时无主要负荷接入。35kV变电站15座，主变30台，容量201.1MVA，35kVXXX变电站过负荷运行，负载率达到101.5%。7 XXX电网高压变电站运行统计详见表3.4-1。7 表3.4-1110kV、35kV电源情况变电站名称电压等级(kV)主变台数容量组成(MVA)总容量(MVA)无功补偿最大负荷（MW）负载率(%)10kV出线间隔情况（个）总容量（MVar）配置比例（%）总数已占用XXX变电站35210+10201.89.020.3101.51010东堡变电站3526.3+1016.31.59.211.972.885后所变电站3523.15+3.156.30.914.33.351.674庆XXX变电站35210+6.316.31.27.413.985.0108大河变电站3525+10151.812.014.093.21210补木变电站3525+5101.818.06.060.0109民家变电站35210+10202.412.012.462.287竹园变电站3526.3+1016.31.811.014.689.3146得戛变电站3525+5101.4414.48.786.7107XXX变电站3524+4800.06.176.5109祖德变电站3523.15+25.150.7514.64.689.664雨汪变电站35210+8181.810.011.463.1119黄泥河变电站3524+3.157.1500.04.461.198墨红变电站3526.3+6.312.62.419.08.769.1148XXX变电站35210+10203.618.06.431.9145XXX变电站110231.5+31.56369.547.675.643XXX变电站110240+25656.0129.272.66111.81111XXX变电站110240+40806.88.527.1233.91033.5XXX电网规划根据已经编制完成的高压电网规划，在“十二五”期间，XXX将新建35kV牛街变、岔河变、恩乐变、茂兰变、古敢变等5座35kV变电站，新建110kV中安变和110kV石岩变2座。40-- 表3.4-2XXX高压变电站容量规划表(MVA)变电站名称电压等级(kV)性质2010年2011年2012年2013年2014年2015年备注XXX变电站35已有2×102×102×102×102×102×10　东堡变电站35已有6.3+106.3+106.3+106.3+106.3+106.3+10　后所变电站35已有2×3.152×3.152×3.152×3.152×3.152×3.15　庆XXX变电站35已有10+6.310+6.310+6.310+6.310+6.310+6.3　大河变电站35已有5+105+105+105+105+105+10　补木变电站35已有2×52×52×52×52×52×5　民家变电站35已有2×102×102×102×102×102×10　竹园变电站35已有6.3+106.3+106.3+106.3+106.3+106.3+10　得戛变电站35已有2×52×52×52×52×52×5　XXX变电站35已有2×42×42×42×42×42×4　祖德变电站35已有3.15+23.15+23.15+23.15+23.15+23.15+2　雨汪变电站35已有10+810+810+810+810+810+8　黄泥河变电站35已有4+3.154+3.154+3.154+3.154+3.154+3.15　墨红变电站35已有2×6.32×6.32×6.32×6.32×6.32×6.3　XXX变电站35已有2×102×102×102×102×102×10　岔河变电站35新建002×102×102×102×10自筹资金牛街变电站35新建002×3.152×3.152×3.152×3.15自筹资金恩乐变电站35新建002×82×82×82×8　茂兰变电站35新建002×82×82×82×8　古敢变电站35新建000002×2.5　XXX变电站110增容40+2540+2540+2540+5040+5040+50　XXX变电站110已有2×402×402×402×402×402×40　XXX变电站110已有2×31.52×31.52×31.52×31.52×31.52×31.5　中安变电站110新建0002×402×402×40　石岩变电站110新建000001×50　合计35--201.1201.1262.4262.4262.4267.4　110--208208208313313363　注：1、“性质”：已有、新建、增容2、各年份变电站容量按照“台数×容量”填写，如“2×40”40-- 第四章XXX项目用电负荷预测4.1用电负荷统计此章内容资料根据XXX有限公司业主提供的《XXX可行性研究报告》负荷资料编写，资料的准确性及正确性由业主负责。（1）地面供电系统负荷估算计算有功功率：632.1kW计算无功功率：631kvar计算视在功率：896.6kVAXXX地面电力负荷计算详见表4.1。（2）井下供电系统负荷估算计算有功功率：1147kW计算无功功率：1030kvar计算视在功率：1542kVAXXX井下电力负荷计算详见表4.2。根据业主提供的地面电力负荷计算表和井下电力负荷计算表，XXX地面电力负荷为896.6kVA，井下电力负荷为1542kW，总的负荷约为2439kVA。40-- 表4.1地面电力负荷计算表序号用电设备名称电压(kV)数量（台）设备容量（kW）需用系数kxCOSΦTgΦ计算负荷最大负荷利用小时数(h)年耗电量(kWh)备注总的工作的总的工作的有功(kW)无功(kvar)视在(kVA)1主斜井带式输送机10224404400.300.750.88132.00116.41176.00　　　2副斜井绞车0.38111321320.300.750.8839.6034.9252.80　　　3主风机0.38112641321.000.750.88132.00116.41176.00　　　4瓦斯抽放泵房0.3843180901.000.750.8890.0079.37120.00　　　5架空乘人装置0.381130300.300.750.889.007.9412.00　　　6空压机房0.38213201600.300.701.0248.0048.9768.57　　　7充灯房0.382230300.700.701.0221.0021.4230.00　　　8充电变流室0.383330300.600.701.0218.0018.3625.71　　　9机修间0.385520200.300.651.176.007.019.23　　　10生产系统0.383345450.300.651.1713.5015.7820.77　　　11坑木房0.384415150.300.651.174.505.266.92　　　12给排水及水处理0.383345450.300.601.3313.5018.0022.50　　　13洗衣房、浴室0.383315150.300.601.334.506.007.50　　　14热泵0.384490900.400.601.3336.0048.0060.00　　　15职工食堂0.225535350.300.601.3310.5014.0017.50　　　16职工宿舍0.22　　1001000.300.601.3330.0040.0050.00　　　17办公室0.22　　50500.300.651.1715.0017.5423.08　　　18照明0.222230300.300.501.739.0015.5918.00　　　19小计　454318711489　0.71　632.10631.00896.59　　　20补偿　　　　　　　　　275.20　　　　21合计（地面）　　　　　　0.92　632.10306.14702.3342002654820　22吨煤电耗(kWh/t)　　　　　　　　　　　8.85　表4.2井下电力负荷计算表40-- 序号负荷名称电压(V)数量（台）设备容量（kW）需用系数kxCOSΦTgΦ计算负荷最大负荷利用小时数(h)年耗电量(kWh)备注总的工作的总的工作的有功(kW)无功(kvar)视在(kVA)(一)1071综采工作面　　　　　　　　　　　　　　1采煤机1140113913910.500.750.88195.50172.41260.67　　　2刮板输送机1140112202200.500.750.88110.0097.01146.67　　　3转载机660111101100.500.750.8855.0048.5173.33　　　4带式输送机6601180800.500.750.8840.0035.2853.33　　　5破碎机6601155550.500.750.8827.5024.2536.67　　　6乳化液泵660221501500.400.701.0260.0061.2185.71　　　7喷雾泵6602245450.400.701.0218.0018.3625.71　　　8煤层注水泵6601115150.300.750.884.503.976.00　　　9煤层注水钻机660117.57.50.300.701.022.252.303.21　　　10潜水泵660115.55.50.300.701.021.651.682.36　　　11考虑同时系数后负荷总计　121210791079　　　463418624　　　(二)10132轨道巷掘进　　　　　　　　　　　　　　1局扇6602160601.000.750.8860.0052.9280.00　　　2除尘风机6601112.512.50.300.701.023.753.835.36　　　3潜水泵660115.55.50.300.701.021.651.682.36　　　4蟹爪装煤机6601130300.300.750.889.007.9412.00　　　5煤电钻127222.42.40.500.601.331.201.602.00　　　6考虑同时系数后负荷总计　76110.40110.40　　　68.0461.1791.54　　　(三)10151轨道巷掘进　　　　　　　　　　　　　　1局扇6602160601.000.750.8860.0052.9280.00　　　2除尘风机6601112.512.50.300.701.023.753.835.36　　　3潜水泵660115.55.50.300.701.021.651.682.36　　　5蟹爪装煤机6601130300.300.750.889.007.9412.00　　　40-- 6煤电钻127222.42.40.500.601.331.201.602.00　　　7考虑同时系数后负荷总计　76110110　　　68.0461.1791.54　　　(四)+1360轨道石门掘进　　　　　　　　　　　　　　1局扇6602111111.000.750.8811.009.7014.67　　　2混凝土喷射机660115.55.50.500.701.022.752.813.93　　　3除尘风机6601112.512.50.300.701.023.753.835.36　　　4混凝土搅拌机660112.22.20.300.601.330.660.881.10　　　5液压机械手66011330.300.601.330.901.201.50　　　6锚杆钻机6601111110.300.601.333.304.405.50　　　7装岩机6601117170.300.601.335.106.808.50　　　8潜水泵660115.55.50.300.701.021.651.682.36　　　9探水钻66011440.300.701.021.201.221.71　　　10泥浆泵660112.22.20.300.701.020.660.670.94　　　11煤电钻127111.21.20.500.601.330.600.801.00　　　12考虑同时系数后负荷总计　12117575　　　28.4130.5941.91　　　(五)其它地点　　　　　　　　　　　　　　1带式输送机6601180800.500.750.8840.0035.2853.33　　　2给料机66011440.500.750.882.001.762.67　　　3潜水泵660115.55.50.300.701.021.651.682.36　　　4考虑同时系数后负荷总计　339090　　　39.2934.8552.52　　　(六)水泵　　　　　　　　　　　　　　1正常涌水量时的井下总负荷100003112004000.600.750.88240.00211.66320.00　　　2最大涌水量时的井下总负荷100003212008000.600.750.88480.00423.32640.00　　　(七)井下负荷统计(按最大涌水量)　444026642264　　　11471030154242004816300　(八)吨煤电耗(kWh/t)　　　　　　　　　　　　16.05　40-- 4.1.2用电负荷等级XXX项目主要生产设备、事故照明的用电设备为一级负荷，其它生产装置区及辅助生产装置区的用电负荷主要为二级负荷，生活辅助设施为三级负荷。4.2备用电源XXX厂区需自备1台柴油发电机。本工程拟用2回35kV线路供电以及厂内1台自用发电机，三个电源互为备用。40-- 第五章外部供电方案接入系统方案论证5.1接入系统电压等级及主变容量的选择5.1.1电压等级的选择XXX周边变电站10kV最大供电负荷统计如下：变电站主变容量10kV最大供电负荷110kVXXX变40+25MVA56MW35kVXXX变2x10MVA10MW35kVXXX变2x3.15MVA5MWXXX总的用电负荷为2439kVA，距周边变电站的距离都在12km以上，如采用10kV电压等级供电，供电可靠性较差，线损较大，占用的变压器容量也较大，故不适合用10kV电压等级进行供电，本接入系统部分也不再考虑10kV电压等级接入方案。XXX总的用电设备容量为2439kW，外部供电方案接入系统的线路长度约为12km，根据电压等级选择计算公式，得：根据上述公式计算情况来看，电压接近35kV，故建议选择35kV电压等级供电。结合项目所在片区的电网情况，XXX外部供电接入电压等级宜采用35kV，并采用双回线路接入，从系统角度考虑，这样的接入系统方式完全能够满足该项目的供电要求。5.1.2主变容量的选择XXX总的用电负荷为2439kVA，考虑将来负荷的发展，主变容量的选择需留有15%-25%的裕量，建议主变容量选择3150kVA。考虑到XXX生产设备全部是一级负荷，要求当一台主变检修或者故障时，另一台主变应能保证厂区的生产设备用电，确保厂区内一级负荷设备安全可靠运行，因此建议XXX装设2台3150kVA变压器。40-- 5.2XXX电网情况截止2010年底，XXX电网有220kV变电站1座；110kV变电站3座，容量208MVA；35kV变电站15座，容量201.1MVA。XXX电网现状图见图5.1。图5.1XXX电网现状图40-- 5.3可接入变电站的情况电源点一：110kVXXX变110kVXXX变站址位于XXXXXX乡，110kVXXX变现有2台主变，容量为40+25MVA，110/35/10kV三相三线圈有载调压变压器。110kV侧现有3回出线，分别是至220kVXXX变2回，至110kV雨汪变1回。35kV侧现有4回出线，分别是至35kVXXX变1回，导线截面95mm2，线路长度20km；至35kV得戛变1回，导线截面150mm2，线路长度33.7km；至35kVXXX变1回，导线截面150mm2，线路长度8.17km；至35kV雨汪变1回，导线截面95mm2，线路长度12.8km。35kV侧还剩2个备用间隔，仅预留了场地。10kV最大供电负荷约56MW。电源点二：35kVXXX变35kVXXX变站址位于XXX乡XXX村，35kVXXX变现有2台主变，容量为2x10MVA，35/10kV三相双绕组有载调压变压器。35kV侧现有2回出线，分别是至110kVXXX变1回，导线截面150mm2，线路长度8.17km；“T”接110kVXXX变至35kV得戛变线路1回，导线截面150mm2，线路长度10.96km。35kV侧还剩2个备用间隔，仅预留了场地。10kV最大供电负荷约10MW。电源点三：35kVXXX变35kVXXX变站址位于XXX镇，35kVXXX变现有2台主变，容量为2x3.15MVA，35/10kV三相双绕组有载调压变压器。35kV侧现有5回出线，分别是至110kVXXX变1回，导线截面95mm2，线路长度20km；至35kV得戛变1回，导线截面150mm2，线路长度15km；至35kV黄泥河变1回，导线截面95mm2，线路长度30.8km；至XXX水电站1回，导线截面150mm2，线路长度21.132km；“T”接110kVXXX变至35kV得戛变线路1回，导线截面150mm2，线路长度1km。35kV侧出线间隔已全部用完。10kV最大供电负荷约5MW。由于35kv采用室内高压室出线方式，无增加间隔的空间及位置。电源点四：XXX水电站XXX水电站为筑坝引流混流式水电站，主变容量2×6MVA，产权为XXX水电站。40-- 5.4外部供电方案接入系统方案该项目建设地点选址XXXXXX镇与XXX镇交界处，用电负荷为一级负荷，对外部供电的要求为35kV双回路供电，用户周边变电站位置见图5.2，用户周边电网情况见图5.3。图5.2用户周边变电站位置图40-- 图5.3用户周边电网接线图用户接入前的电网情况参见附图一：2011年XXX35kV及以上电网地理接线图。根据上述现状并结合《XXX“十二五”配电网规划（2010-2015）》，XXXXXX外部供电方案接入系统接入作如下考虑：40-- 方案一：35kVXXX变新建2回35kV出线，1回35kV线路接入XXX水电站，线路长度约2km；另1回35kV线路接入35kVXXX变，线路长度约13km。导线截面均选为120mm2。图5.5-3供电方案一40-- 方案二：35kVXXX变新建2回35kV出线，1回35kV线路“T”接在XXX水电站至35kVXXX变线路上，线路长度约1km；另1回35kV线路接入110kVXXX变，线路长度约15km，导线截面均选为120mm2。图5.5-4供电方案二40-- 方案三：35kVXXX变新建2回35kV出线，1回35kV线路“T”接在110kVXXX变至35kV得戛变线路上，线路长度约14km，；另1回35kV线路接入35kVXXX变，线路长度约13km，导线截面均选为120mm2。图5.5-5供电方案三40-- 方案四：35kVXXX变新建2回35kV出线，1回35kV线路接入110kVXXX变，线路长度约15km；另1回35kV线路接入35kVXXX变，线路长度约13km，导线截面均选为120mm2。图5.5-6供电方案四5.5外部供电方案接入系统方案比较5.5.1接入系统方案经济比较以下对各方案的投资进行分析，如表5.5.1-1所示。接入系统方案投资比较表方案项目规模投资差值线路电压(kV)导线截面(mm2)单价(万元)回路长度(km)投资(万元)（万元）方案一XXX—XXX水电站351204012800XXX—35kVXXX变3512045113585变电电压(kV)单价(万元)个数投资(万元)XXX水电站加间隔354014035kVXXX变加间隔3540140方案一总投资(万元)745方案二XXX—T接点35120401140+10XXX—110kVXXX变3512045115675变电电压(kV)单价(万元)个数投资(万元)110kVXXX变加间隔354014040-- 方案二总投资(万元)755方案三XXX—T接点3512045114630+510XXX—35kVXXX变3512045113595变电电压(kV)单价(万元)个数投资(万元)110kVXXX变加间隔3540140方案三总投资(万元)1255方案四XXX—110kVXXX变3512045115675+595XXX—35kVXXX变3512045113585变电电压(kV)单价(万元)个数投资(万元)110kVXXX变加间隔354014035kVXXX加间隔3540140方案四总投资(万元)1340注：1）上表仅作差值比较用；2）只比较各方案不同部分；3）35kVLGJ-120线路10mm冰区按45万元/km，20mm冰区按60万元/km计取，35kV变电间隔40万元/个。根据投资比较（见表5.3-1）可得：方案一～方案四总投资依次为950万元、985万元、1660万元、1760万元。其中，方案一、二投资最省，方案四投资最高，方案三次之。5.6.2接入系统方案技术分析对上述四个接入系统方案技术分析如下：方案一：35kVXXX变新建2回35kV出线，1回35kV线路接入XXX水电站，另1回35kV线路接入35kVXXX变。该方案XXX电源取自XXX水电站和35kVXXX变，XXX水电站装机为2x6MW，丰水期完全能满足XXX全部用电负荷，枯水期如果满足不了XXX的用电需求，可以通过35kVXXX变下网来供。正常运行时新堡电站可作为主供电源，35kVXXX变作为热备用电源，这样XXX水电站发出的电能直接供给XXX，减少了上网的线损；35kVXXX变仅作为热备用电源，正常运行时不需向XXX供电，XXX变的接入不会降低XXX电网的容载比。同样，35kVXXX变也可作为主供电源，XXX水电站作为热备用电源；具体的运行方式待XXX变建好后根据XXX水电站的发电能力来定。35kVXXX变2回35kV线路能满足N-1的要求，XXX水电站～35kVXXX变线路、35kVXXX线河35kVXXXT接线导线均为LGJ-150，能够满足用电需求。该方案需要在XXX水电站和35kVXXX变电站内各新建1个35kV出线间隔，目前35kVXXX还剩2个35kV备用间隔，XXX水电站内也有场地可以加间隔。XXX水电站产权为XXX水电站40-- 业主私人所有，涉及电站送出线路的产权、运行维护、线损等问题，该方案是否可行取决于XXX水电站业主是否同意接入。方案二：35kVXXX变新建2回35kV出线，1回35kV线路“T”接在XXX水电站至35kVXXX变线路上，另1回35kV线路接入110kVXXX变。该方案XXX电源取自XXX水电站和110kVXXX变，线路能满足N-1的要求；XXX水电站～35kVXXX变线路导线为LGJ-150，能够满足用电需求。该方案需要在110kVXXX变电站内新建1个35kV出线间隔，目前110kVXXX变还剩2个35kV备用间隔。该方案XXX变有1回35kV线路以“T”接的方式接入系统，增加了被“T”线路保护整定的复杂程度，同时降低了被“T”线路的供电可靠性，并且涉及电站送出线路的产权、运行维护、线损等问题。该方案是否可行需与XXX水电站业主协商。方案三：35kVXXX变新建2回35kV出线，1回35kV线路“T”接在110kVXXX变至35kV得戛变线路上，另1回35kV线路接入35kVXXX变。该方案XXX电源取自110kVXXX变和35kV得戛变电源（220kVXXX变），线路能满足N-1的要求；110kVXXX变至35kV得戛变线路导线为LGJ-150，能够满足用电需求。该方案需要在35kVXXX变电站内新建1个35kV出线间隔，目前35kVXXX变还剩2个35kV备用间隔。XXX有1回35kV线路以“T”接的方式接入系统，从地理接线可知，该35kV德嘠变至XXX变线路上已经T接了2回线路，本线路再进行T接，将增加了被“T”线路保护整定的复杂程度，同时降低了被“T”线路的供电可靠性。方案四：35kVXXX变新建2回35kV出线，1回35kV线路接入110kVXXX变，另1回35kV线路接入35kVXXX变。该方案XXX电源均取自110kVXXX变（此电源点供电可靠性高），2回线路能满足N-1的要求。该方案需要在35kVXXX变电站和110kVXXX变电站内各新建1个35kV出线间隔，目前110kVXXX变还剩2个35kV备用间隔，35kVXXX变还剩2个35kV备用间隔。5.7外部供电方案接入系统方案结论经上述分析，XXX为XXX40-- 重点工业项目，项目供电可靠性要求高，无论从用户的运行角度还是用户的施工方便来看，方案一都较优。综上所述，推荐方案一为XXX外部供电工程的35kV接入系统方案，即35kVXXX变新建2回35kV线路，1回35kV线路接入XXX水电站，另1回35kV线路接入35kVXXX变。用户接入后的电网情况见附图二：2012年XXX35kV及以上电网地理接线图。5.8XXX水电站对XXX直接供电线损估算（1）XXX水电站对XXX直接供电的35kV线路电能损耗估算电能损耗为取S=3150kVA，LGJ-120的电阻R=0.2345∕km，线路长度为2km，全年小时数为8760h。（2）XXX水电站将3150kVA的电能通过35kV送出线上网的电能损耗估算电能损耗为取S=3150kVA，LGJ-150的电阻R=0.194∕km，线路长度为21km，全年小时数为8760h。从上面的电能损耗估算可知，XXX水电站对XXX直接供电，每年线路可减少的电能损耗为289075-33278=255797kWh。第六章工程建设规模6.135kVXXX变建设规模1）主变压器：最终2×3150kVA，本期一次建成。2）各级电压进出线35kV侧：最终2回，本期一次建成。即1回至35kVXXX变，导线截面选为LGJ-120mm2；1回至XXX水电站，导线截面选为LGJ-120mm2。40-- 10kV侧：终期8回，本期建成7回，电气备用1回。3）无功补偿装置35kVXXX变最终需装设2×900kVA的电容器组，本期一次建成，Ⅰ、Ⅱ段母线各装1组。6.2对侧间隔6.2.1XXX水电站加35kV间隔根据接入系统方案，XXX外部供电工程需在XXX水电站新建一个35kV出线间隔。本期工程利用新堡电站升压站35kV配电装置由南向北的第一个间隔出线。1）电气部分增加的一次设备有断路器1台，隔离开关2组，电流互感器3台，母线电压互感器1组，线路电压互感器1组，避雷器6只；二次设备有35kV线路测控保护装置1套，电能表2只。2）土建部分出线构架，设备支架、基础已建成，本期工程可以沿用。6.2.235kVXXX变加35kV间隔根据接入系统方案，XXX外部供电工程需在35kVXXX变新建一个35kV出线间隔。本期工程利用35kVXXX变35kV配电装置由西向东的第一个间隔出线。1）电气部分增加的一次设备有断路器1台，隔离开关2组，电流互感器器3台，母线电压互感器1组，线路电压互感器1组，避雷器6只；二次设备有35kV线路测控保护装置1套，电能表2只。2）土建部分35kV出线构架已有，本工程只需增加相应的设备基础及支架。第七章系统对变电站电气主接线及有关电气设备参数的要求40-- 7.1电气主接线（1）35kV接线方案一：最终2回架空出线，2台主变进线，采用单母线接线。本期一次建成。方案二：最终2回架空出线，2台主变进线，采用内桥接线。本期一次建成。方案比较：方案一优点：a.单母线接线，接线简单清晰，每一进出线各自连接一组断路器，互不影响，供电可靠性高，配置灵活。方案一缺点：a.较方案二多一组断路器，布置面积稍有增加，投资相应增加。方案二优点：a.内桥接线，接线简单清晰，高压断路器数量较方案一少一组，线路故障操作简单、方便，一回线路故障，不影响变压器运行，只须开断一台断路器。b.变电站布置简单，占地面积小，节约投资。方案二缺点：a.变压器故障，需动作两台断路器，影响一回线路的暂时停运。b.桥连断路器检修时，两个回路需解列运行。综上所述，单母线接线供电可靠性高，配置灵活，故本工程推荐方案一作为35kV接线方案。（2）10kV接线：最终共8回出线，2回主变进线，采用单母线分段接线。本期建成7回出线，电气备用1回。（3）中性点接地方式：不接地。见附图四：35kVXXX变电气主接线图（方案一）和附图五：35kVXXX变电气主接线图（方案二）。7.2主变压器参数选择型号：SZ11-3150/35GY容量：3150kVA40-- 额定电压：35±3×2.5%/10.5kV接线组别：Yd11调压方式：有载调压阻抗：Ud%=77.3短路电流水平按设备投运后5～10年左右的系统发展，计算最大运行方式三相短路电流，以选择设备的短路电流水平。计算水平年为2020年，系统容量为无穷大系统，主变压器按2×3150kVA进行计算，结果如下：35kV母线三相短路电流为3.35kA。10kV母线分列运行三相短路电流为2.06kA。10kV母线并列运行三相短路电流为3.51kA。设备的短路电流水平参照2011年版《中国南方电网公司10kV和35kV配网标准设计》，35kV电压等级短路电流水平选为31.5kA，10kV电压等级短路电流水平选为25kA。7.4导线截面选择及线路型式根据XXX的用电负荷，并考虑留有一定的裕度，采用LGJ-95(经济传输容量6622kW)导线即可满足两台主变传输容量要求，但考虑线路架设的区域为重冰区，且应为后期预留裕度的原则，在征求了业主的意见后，推荐导线选择截面为120mm2的钢芯铝绞线。根据业主提供的资料，XXX总的用电负荷为2439kVA，35kV线路导线截面为120mm2的经济输送容量为8.4MVA（J=1.15A/mm2），极限输送容量为10.3MVA，能够满足电力输送要求。7.5低压无功补偿配置选择40-- 根据35kV变电站低压侧功率因数0.9，补偿后主变高压侧功率因数达到0.95的要求，通过计算35kV变电站的无功合理补偿度按主变容量的20%－35%进行补偿。结合XXX的负荷性质，确定35kVXXX变无功补偿容量按主变容量的28%进行补偿，即补偿容量为900kVar。按照电力系统电压质量和无功管理办法中35kV～110kV母线电压允许偏差为额定电压的-3%～10%的规定。经计算，只要在35kVXXX变电站低压侧投入900kVar的电容器组，改变XXX变电站高压侧的主变抽头，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。结论：本期工程在Ⅰ、Ⅱ段母线各装1组900kVar的电容器组。第八章系统继电保护及安全自动装置8.1系统继电保护在35kV两回出线上各配置一套完整的主保护和后备保护，采用保护、测控一体化装置，装置本身应具有故障录波和事件记录功能，以确保电网及变电所的安全、可靠运行。8.2自动装置10kV采用单母线分段，分段断路器配置备自投装置。备自投逻辑满足变电站运行方式改变时的不同要求。8.3XXX谐波监测为监测XXX电网谐波状况，需在35kVXXX变装设一套谐波监测装置，检测谐波分量是否达标，根据实际检测结果确定是否装设消谐装置。8.4引起对侧的变化根据系统接入方案，需在XXX水电站和35kVXXX变的XXX出线各配置1套完整的保护。40-- 第九章调度自动化9.1调度组织关系35kVXXX变建成后，由XXX供电公司县调进行管理及调度，远动信息送往XXX供电公司。9.2远动系统按照《电力系统调度自动化技术规程》（DL5003－91）的内容规定以及运行的需要，35kVXXX变变拟采集传送的遥测、遥信信息及接收的遥控、遥调命令如下：一．35kVXXX变变应传送到县调调度自动化主站的远动信息A遥信量a、一次设备遥信量主变压器：主变各侧断路器、隔离开关、接地隔离开关和中性点接地隔离开关位置。母线分段：断路器、各侧隔离开关、接地隔离开关位置。线路：断路器、各侧隔离开关、接地隔离开关位置。40-- 无功补偿装置：断路器、各侧隔离开关、接地隔离开关位置。所用变：断路器和有关隔离开关位置。母线：母线PT隔离开关及接地开关位置。b、二次设备遥信量事故总信号。各主变差动保护、本体重瓦斯、有载调压重瓦斯、后备保护等作用于跳闸的保护信号合成为一个“主变保护动作”信号。过负荷保护、温度过高、轻瓦斯、控制回路断线等作用于告警的保护信号合成为一个“主变保护告警”信号。各电压等级线路的保护作用于跳闸的信号合成为一个“XX线保护动作”信号；作用于告警的信号合成为一个“XX线保护告警”信号。各条线路重合闸动作信号合成为一个“重合闸动作”信号。电压无功自动补偿控制装置（VQC）：状态（投/退）、故障与闭锁信号。所用电：电压过高、过低信号合成为一个“所用电电压不正常”信号。低频、低压减荷装置：动作、告警信号。备用电源自投装置：动作、告警信号。B遥测量主变：主变各侧有功、无功、功率因数和各侧Ia电流，分接头位置和主变温度。母线分段：有功、无功和Ia电流。线路：有功、无功和Ia电流。无功补偿：无功和Ia电流。各段母线：Uab线电压、35kV和10kV三相相电压。所用电Ua、Ub、Uc相电压和Ia、Ib、Ic相电流。9.3调度自动化系统35kVXXX变变按无人值班变电所设计，采用分布式微机监控设备。调度自动化的SCADA功能由变电所计算机监控系统完成。即所内计算机监控系统同时完成远动信息的采集及传送。变电所二次部分采用的这套微机监控设备应具有遥测，遥信，遥控，遥调功能。40-- 微机监控系统的远动接口装置，采用1+1备份方式，需具有一发多收功能（信息需向县调、以后可能需向地调及集控站发送）。9.4电能量计量采用35kV高压侧计量装置，关口计量点设置在35kVXXX变和XXX水电站。计量标记采用三相多功能电子式电能表，计量表计的精度按《XXX电网35kV及以下配电网设备装备技术原则》配置，有功电能表0.5S级，无功电能表2.0级，电压互感器0.2级，电流互感器0.2S级。第十章系统通信10.1系统通信方案35kVXXX变与系统的通信方式采用光纤通信方式。目前，35kVXXX变至110kVXXX变已有光纤路由，35kVXXX变为新建变电站，为满足该变电站语音、调度自动化、电能量采集等信息需要，将建设35kVXXX变—35kVXXX变—XXX调光纤通信系统通道，用于传送35kVXXX变语音及数据信息。10.1.1光纤通信方式（1）光缆路由及敷设方式：沿新建35kVXXX变—35kVXXX变35kV线路上架设1根12芯OPGW光缆。（2）光纤通信电路容量：本期在35kVXXX变配置1套具有MSTP功能的155.520Mbit/s的ADM光设备（包括主控、交叉板、时钟板、电源板1＋1备份）（与35kVXXX变现有光设备兼容），并配置2块S1.1（1+1配置）光接口板。在35kVXXX变现有的光传输设备上增加2块S1.1光接口板。由此建成开通35kVXXX变—35kVXXX变－XXX调的光纤通信电路。同时在35kVXXX变、XXX调各配置1套PCM接入设备。光传输、PCM设备在XXX调统一管理。40-- 10.2站内通信10.2.1所内通信本期35kVXXX变按无人值守站设计，不在配置数字录音系统。调度电话，由XXX调度交换机经PCM采用2W远程放号。10.2.2对外通信可以在35kVXXX变安装市话分机一部，作为调度电话的备用，费用列入本工程概算。10.2.3通信电源及通信机房根据南方电网公司《110kV及以下配电网装备技术导则》，35kV变电站不设置独立的通信电源，通信设备供电电源宜采用DC-DC电源变换装置。集成在一体化电源设备中，通信设备供电电源直流负荷计算时，事故放电时间按2小时计算，负荷系数为1，按冗余配置。通信设备供电电源电压选择－48V。通信电源增加DC/DC电源模块2套，满足本工程新增设备供电要求。35kV变电站没有单独的通信机房，通信设备摆放在主控室内。为保证通信设备安全稳定运行，主控室应满足通信机房要求：总体要求,通信设备安装要求,通信设备平面布置基本要求,通信设备屏柜数量。10.2.4辅助设备的配置网络交换机、综合配线柜（包括音配、数配、光配单元）等通信辅助设备的配置，请按XXX电网电气设备装备技术原则执行。10.3通信投资估算系统通信投资总计60万，估算见表11-1。序号名称数量单位单价(万元)总投资（万元）1OPGW光缆13km5（计入线路投资中）21套SDH光传输设备（包括主控、交叉板、时钟板、电源板按1＋1备份、光口板4块（XXX变、XXX变各2块），1块2M板、1块以太网板等辅助配套设备材料）1套191940-- 3PCM设备（两台PCM设备，XXX变、XXX调各一台，包括辅助配套设备材料）2套7144综合配线柜（100回带保安单元VDF、21系统DDF、24芯ODF单元）1套225DC/DC模块（20A）2套0.51619寸标准机柜（2000×600×600mm）4个0.52724口以太网交换机（H3C带二层交换，直流供电）1套998程控电话接入1部119其它费用12合计6040-- 第十一章架空线路路径选择及工程设想11.1工程技术特性（1）工程名称：35kVXXX外部供电方案可行性研究线路部分：a)35kVXXX变至XXX变送电线路b)35kVXXX电站至XXX变送电线路（2）起迄点：分别起于35kVXXX变及35kVXXX电站，迄于35kVXXX变。（3）线路全长：a)35kVXXX变至XXX变送电线路：13kmb)35kVXXX电站至XXX变送电线路：2km合计线路全长15km。（4）回路数：单回路架设。（5）沿线海拔高程：1400m～2150m。（6）本工程线路气象条件，为XXX典型“Ⅱ”级及“Ⅲ”级气象区，“Ⅱ”级气象区最大设计覆冰厚度为10mm,最大设计风速30m/s；“Ⅲ”级气象区最大设计覆冰厚度为20mm,最大设计风速30m/s。（7）导线及地线型号：a)35kVXXX变至XXX变送电线路：导线采用LGJ-120/25钢芯铝绞线，地线采用一根OPGW-12B1-45架空地线复合光缆；b)35kVXXX电站至XXX变送电线路：导线采用LGJ-120/25钢芯铝绞线，地线采用一根GJX-35锌铝合金镀层钢绞线。（8）绝缘子：本工程35kV线路采用U70B普通型玻璃绝缘子，悬式绝缘子采用4片，耐张采用5片，跳线采用4片。（9）接地方式：35kV线路逐基直接接地。（10）杆塔：本工程35kV线路采用全铁塔设计，铁塔为自立式螺栓铁塔，自塔脚板以上9米范围内采用防盗螺栓，其余螺栓全部采用防松罩。40-- （11）杆塔基础：铁塔基础采用现场浇制的钢筋混凝土柔性立柱式基础，采用的均为抗拔（L）型基础，其混凝土标号为C20，基础钢材为HPB235(Q235)、HRB335(20MnSi)。11.2路径概况根据35kVXXX变、XXX电站、35kVXXX变的站址位置及出线方位，经室内路径图选线，综合地球卫星图片参考和现场勘察，选定了35kV线路的走向路径，详见附图八：35kVXXX变接入系统线路路径走向图。详见《路径平面图》，其中35kVXXX变至XXX变输电线路做了两个路径方案进行比较。11.3机电部分11.3.1导线及地线物理参数表型号LGJ-120/25GJX-35标称截面(mm2)铝股钢股综合截面122.4824.25146.7337.1737.17计算重量(kg/km)526.4295计算外径(mm)15.747.8股数×每股直径铝股钢股7×4.747×2.17×2.6线膨胀系数(1/℃)18.5×10-611.5×10-6弹性系数(10MPa)760018500直流电阻(Ω/km)0.2345计算拉断力（N）4788046850瞬时破坏应力(10MPa)30.99126.0安全系数2.53.3平均运行应力(10MPa)7.7531.5最大设计应力(10MPa)12.438.1840-- 11.3.2导线和地线的防振措施导线和地线均采用防振锤防振。防振锤的型号和参数见下表：防振锤参数表导线、地线型号防振锤型号防振锤重量（kg）LGJ-120/25FD-34.5GJX-35FG-351.811.3.3污秽等级划分及绝缘选择线路沿线经调查，线路位于矿区，考虑工业排放污染及粉尘尘垢，本工程污秽等级按“Ⅲ”级污区考虑。本工程悬垂串采用4片U70B(爬电距离为320mm)型普通玻璃绝缘子，计算漏电比距为3.6cm/kV，完全满足“Ⅲ”级污区要求。故悬垂串采用4片绝缘子，耐张增加一片后选用5片。绝缘子串组合如下：悬垂单串1×4×U70B悬垂双串2×4×U70B耐张单串1×5×U70B耐张双串2×5×U70B耐张跳线串1/2×4×U70B。U70B玻璃绝缘子几何尺寸和机电特性表绝缘子型号高度(mm)盘径(mm)爬电距离(mm)湿闪电压(kV)击穿电压(kV)雷电冲击电压(kV)1小时机电负荷(kN)机械破坏负荷(kN)重量(kg)U70B(玻璃)1462553204013010052.5703.7811.3.4金具本工程导、地线连接的主要金具均按《电力金具手册》(第二版)及企业产品样本选用，主要金具型号如下表：主要金具配置表电线型号悬垂线夹耐张线夹接续管40-- LGJ-120/25XGU-3ANY-120/25JY-120/25GJX-35XGU-2ANY-35GJY-35G11.4结构部分11.4.1杆塔本迁改线路工程设计气象条件：最大风速为30m/s，设计覆冰厚度为10mm及20mm，设计原则按《66kV及以下架空电力线路设计规范》（GB50061-2010）、《重覆冰架空输电线路设计技术规程》(DL/T5440-2009)、《架空输电线路杆塔结构设计技术规定》（DL/T5154-2002）执行。塔材的连接采用螺栓连接方式，角钢塔用钢材为Q235（A3F）钢、Q345（16Mn）钢，所有杆塔构件采用热浸镀锌防腐。线路设计使用铁塔45基，其中：直线铁塔25基，耐张铁塔20基。塔型性质直线塔耐张塔塔型型号35ZS4ZMT3A35JJ335JJ435JGU3呼称高(m)1821242124271821182118数量(基)32555566332小计10151262总计252011.5基础线路经过地段有石灰岩出露，地质条件良好，地基承载力较高，满足杆塔承载力要求，无不良地地质现象，杆塔基础按一般工程基础类型选用。基础型式及数量表基础类别上拔基础承压基础基础型号1620L1820L1824L2430L2630L2830Y2218基础数量204040362081640-- 第十二章投资估算XXX外部供电方案总投资为1653万元。其中，系统一次投资为745万元，系统二次投资为108万元，35kV降压站800万元。表11-1XXX外部供电方案投资估算表项目名称投资（万元）合计（万元）投资总额（万元）系统一次线路8707451653变电80系统二次继电保护30108调度自动化18系统通信6035kV降压站800第十三章结论及建议1、该外部供电工程接入系统方案推荐为：35kVXXX变新建2回35kV线路，1回35kV线路接入XXX水电站，另1回35kV线路接入35kVXXX变，导线截面按120mm2选择。2、XXX外部供电工程变压器容量建议选为2×3150kVA。3、35kVXXX变35kV接线采用单母线接线，最终出线2回，本期一次建成；10kV接线采用单母线分段接线，最终出线8回，本期一次建成；本期工程在10kVⅠ、Ⅱ段母线上各装1组900kVar的电容器组。4、对侧工程：在XXX水电站和35kVXXX变各新增1个35kV出线间隔，包括断路器、隔离开关、电流互感器、PT、避雷器等，并装设线路保护等装置。5、根据XXX电网关于电能量计量计费关口点的设置原则，计费关口点应设置在35kVXXX变和XXX水电站的XXX35kV出线侧。6、35kVXXX变通信方式采用光纤通信（主）和程控（备）通信，相关信息组织到XXX供电公司调度中心。7、XXX外部供电方案总投资为1653万元。40--'