1、XX110千伏輸變電工程可行性研究報告批 準： 審 定： 審 核：會 簽： 校 核： 編 制： 目 錄1 工程概述1.1 設計依據1.2 工程概況1.3 設計水平年1.4主要設計原則1.5 設計范圍2 工程建設必要性2.1贛州供電區東北部電網現狀、目前存在的主要問題2.2某縣電網現狀、目前存在的主要問題2.3 負荷預測2.4 變電容量平衡2.5工程建設的必要性3 電力系統一次3.1 接入系統方案 3.2 導線截面選擇3.3 無功補償、調相調壓計算及主變選型3.4 電氣主接線原則意見4 電氣二次部分4.1綜自系統4.2電力系統通信4.3系統遠動4.4 圖像監控及火災報警系統5 變電站站址選擇及工

2、程設想5.1 站址選擇概述5.2 站址條件分析5.3 大件設備運輸條件5.4 站址方案比較5.5 變電站工程設想6 線路部分6.1建設規模6.2線路路徑6.3 線路設計參數7 工程投資估算7.1 工程概況7.2 編制依據7.3 主設備價格7.4 靜態投資估算8 經濟評價8.1評價原則及依據8.2 評價基本參數的選擇8.3 資金及償還方式8.4 投資使用計劃8.5 售電電量及成本8.6 盈利能力分析8.7 經濟評價成果8.8 敏感性分析8.9 結論附圖：1、2007年XX供電區電力系統地理接線圖（附圖2-1）2、XX縣35kV及以上電力系統地理接線圖（附圖2-2）3、110千伏XX變接入系統圖（

3、附圖3-1）4、35kV接入系統方案圖（附圖3-2）5、電氣一次主接線圖（一）、（二）（附圖3-3、附圖3-4)6、所址分布圖（附圖5-1）7、總平面布置圖（一）、（二）（附圖5-2、附圖5-3)8、線路平面路徑圖（附圖6-1）1工程概述1.1設計依據（1）XX縣供電公司委托設計合同書。1.2工程概況按照2010年贛州供電區110kV及以上電網規劃，為解決XX縣XX鎮的用電需要，進一步完善寧都縣電網結構，在XX縣XX鎮建設XXXX110kV輸變電工程，變電站設計規模為：主變壓器：遠期140MVA，本期125MVA。出線回路數：110kV遠期2回，本期2回；35kV出線遠期4回，本期4回；10k

4、V出線回路數遠期16回，本期4回。1.3設計水平年 根據本工程規劃投產年限，選擇2010年為近期水平年，2015年為遠景水平年。1.4主要設計原則（1）35110kV變電站設計規范（GB50059-92）（2）參照贛電規200317號江西省電力公司關于轉發電網規劃設計內容深度規定（試行）及220kV輸變電項目可行性研究工作內容深度規定（試行）的通知要求，執行各專業有關的設計規程和規定。（3）在電網現狀和2010年XX供電區110kV及以上電網規劃（滾動規劃）的基礎上，提出變電站的接入系統方案。 (4)在二至三個宜建變電站所址方案的基礎上，經技術經濟比較，推薦最佳所址。（5）在推薦所址的基礎上，

5、提出XX110kV輸變電工程建設項目的投資估算及經濟評價。1.5設計范圍設計范圍包括：（1）XX110kV變電站接入系統設計（一、二次）（2）變電站所址選擇及工程假想（3）線路路徑選擇（4）投資估算及經濟評價2工程建設必要性2.1XX供電區東北部電網現狀、目前存在的主要問題XX供電區東北部電網作為XX電網的一部分，位于XX市東北部，主要擔負著XX、XX、XX、XX、XX、XX等縣（市）的供電任務。目前該電網主要電源來自XX、XX和XX三座220kV變電站，外加與XX220kV變電站相連的110KvXXX線作為備用電源，小水電電源主要有XX縣境內的一座35kV地區調度水電站。XX、XX、XX三座

6、220kV變電站通過110kV線路形成東北部電磁環網。正常運行方式為220KvXX變供XX、XX、XX變電站，220KvXX變供XXX、XX、XX、XX、XX變電站，220KvXX變供XX、XX變電站，110KvXX停電備用。目前XX東北部電網有220kV變電站3座，主變4臺，主變容量為48萬kVA；有110kV變電站9座，主變14臺，主變容量為32萬kVA；有XX電站地區調度電廠，裝機容量共計1.3萬kW。具體接線見2007年XX供電區電力系統地理接線圖（附圖2-1）。2006年XX東北部電網供電量為11.6684億kWh，統調供電量6.5445億kWh，統調最高供電負荷18萬kW。目前，東

7、北部電網存在的主要問題：、XX變電站變電容量不足，且仍為單電源供電，供電可靠性差，無法滿足負荷增長需求，制約地方經濟發展；、110KvXX線、XX線、XX線及XX線由于運行時間長，老化嚴重，存在不同程度的安全隱患，影響XX、XX及XX變電站的供電可靠性。2.2 XX縣電網現狀、目前存在的主要問題XX縣境內目前擁有XX供電公司所轄110kV公用變電站XX變電站1座，主變總容量41.5MVA。 小水電107座，具有調節能力的有12座，其余均為無調節能力徑流式電站，總裝機容量4.6940萬kW。XX變電站通過XX線、XX線，兩條35kV線路向XX縣電網輻射供電，地方小水電作為電源補充。截至2007年

8、底，XX縣電網共有35kV變電站19座，主變24臺總容量71.98MVA；35kV線路31條，總長287.87公里。2007年XX縣電網全口徑供電量為19202萬kWh，全口徑最高供電負荷45MW；110千伏XX變電站最高供電負荷39.4MW。具體接線見2007年XX縣35kV及以上電力系統地理接線圖（附圖2-2）。XX縣電網變電站情況一覽表序號變電站名總容量（MVA）變臺數無功容量（Kvar）投運日期2006年最大負荷（MW）備 注1XX110KV變電站41.5026000199339.42XX變電站12.60212002002.4.6133XX變電站4.00120019913.8974XX

9、變電站1.2511002003.8.291.085XX變電站0.811002002.3.160.36XX變電站5.0023002002.3.223.9177XX變電站1.25120019800.858XX變電站2.5012002003.1.121.159XX變電站6.30110020064.510XX變電站5.6523001991211XX變電站4.0015002002.12.23312XX變電站6.3018002003.1.156.213XX變電站2.0013002003.12.291.73914XX變電站1.2512002002.1.121.15215XX變電站1.2512002002.1

10、.201.89316XX變電站3.1513002003.9.192.617XX變4.0014002004.7.52.2518XX變8.0028002004.7.205.619XX變1.2513002004.10.180.320XX變2.8523002005.7.152.3XX縣電網線路情況一覽表序 號線路名稱電壓等級（kV）導線型號線路長度（km）投運時間備注1X-X線110kV15073.9819957市公司2寧-石線110kV12046719957市公司3寧-瑞線110kV12065819957市公司4寧寧線35kV1853.5082004.7.28縣公司5寧長線35kV120、18523

11、.71995縣公司6長三線35kV12018.601995縣公司7長厚線35kV5011.001997縣公司8長固支線35kV702.042002縣公司9長新支線35kV700.752002縣公司10寧笮支線35kV703.032002縣公司11寧青線35kV12018.901994縣公司12青嶺線35kV5015.741974縣公司13嶺高線35kV501.991990縣公司14青賴支線35kV704.142002縣公司15青泥線35kV504.001993XX水泥廠16青埠I線35kV506.001975縣公司17青埠II支線35kV505.541983縣公司18埠礦線35kV505.07

12、1979畫礦19寧泥支線35kV350.401993縣水泥20寧煤支線35kV352.001983縣煤礦21寧坊線35kV12028.322003.7.18縣公司22寧溫II線35kV7024.621979縣公司23寧福支線35kV504.501997縣公司24寧石支線35kV350.921986縣公司25溫 黃線35kV7018.212002縣公司26溫洛線35kV7023.651979縣公司27溫壩支線35kV500.15縣公司28溫礦支線35kV5012.251983縣公司29洛東線35kV5011.621991縣公司30洛團線35kV704.001979縣公司31東肖線35kV5020

13、.0851991縣公司32寧店支線35kV951.412004.7.20縣公司33寧松支線35kV700.2852004.10.18縣公司34長黃線35kV18511.4412005.7.15縣公司XX縣電網存在的主要問題可歸納為：、XX變電站作為XX縣的主要供電電源，負荷重、可靠性要求高，目前雖有雙電源供電，但為避免電磁環網運行，正常方式仍采用單一電源供電方式，由于受導線截面的限制，無法真正滿足于都變正常及事故運行方式的供電要求；而且現有的兩臺主變容量參數不一，無法并列運行，運行方式不靈活；、受豐、枯水期季節負荷波動的影響，電壓波動大，電能質量差。2.3 負荷預測XX縣位于XX省東南部，XX

14、市北部，東與XX、XX縣交界，南與XX市、XX縣為鄰，西與XX、XX縣相連，北與XX、XX、XX3縣接壤。其南北長117.2公里，東西寬61公里，總面積4053.16平方公里。人口74.1萬，現轄12鄉12鎮。XX森林覆蓋率達71%，活立木蓄積量784.8萬立方米。2005年國民生產總值30.5億元，人均國民生產總值4736元/人，工業總產值32742萬元，三產結構比例35.0：35.2：29.8；2006年國民生產總值37.1億元，較2005年增長17.8%,人均國民生產總值5311元/人，較2005年增長10.8%,工業總產值47807萬元，三產結構比例31.6：35.8：32.6。200

15、7年XX縣全口徑用電量為19202萬kWh，其中工業用電量為10156萬kWh，農業用電量為455萬kWh，三產及城鄉居民生活用電量為8591萬kWh，小水電總裝機容量為46.940MW，年發電量為11502萬kWh，全口徑最高供電負荷為45MW,統調最高供電負荷為39.4MW。根據XX縣內目前招商引資的情況及企業經濟效益情況分析，近兩年縣內經濟增長勢頭強勁，根據縣公司提供新增工業投產項目負荷資料，2007-2010年，XX縣新增用電容量111.65MVA，新增用電負荷53.7MW，其中XX工業園新增用電負荷為24.8 MW，負荷呈現快速增長的勢頭。XX縣2007-2010年新增工業投產項目用

16、電負荷統計見下表：序號項目名稱開工時間投產時間申報容量（萬kVA）用電負荷（萬kW）1XXX水泥廠2007、012008、070.70.42XX鈾業2002、052008、120.3150.133XX礦業公司2008、032009、051.70.854高速公路基建、隧道照明2007、102009、100.80.405糧食加工廠2008、032010、0610.406氫氟酸生產線2008年0.30.157HCFC-22生產線2010年0.40.28聚四氟乙烯生產線2010年1.250.59銅磁螢礦生產線2008年0.1250.0610硫酸生產線2009年0.40.211普通硅酸鹽水泥生產線200

17、9年10.512碳酸鋰生產線2008年0.30.1513鈷酸鋰生產線2008年0.1250.0614工業園輕紡、食品、電子加工等建設項目2009-20101.50.7515仲鎢酸銨生產線2010年0.60.316原煤礦井技改項目20090.150.0717大理巖板材和墻體涂料生產線20080.50.25合計11.1655.37現采用分行業用電分析法進行預測，預測XX縣2008年、2010年全口徑用電量預測結果分別為24109萬千瓦時、34430萬千瓦時, 對應全口徑最高供電負荷分別為58.8兆瓦、82.96兆瓦；20072010年間，電量年平均增長速度為21.5%，電力年平均增長速度為22.6

18、%。結果見下表：XX縣全口徑電力電量預測表 單位：兆瓦、萬kWh2007年2008年2009年2010年平均年增長率2020年增長率電量1920224109291773443021.5%6669710.1%電力4558.869.582.9622.6%166.710.6%2.4 變電容量平衡根據XX縣負荷預測，結合目前XX縣電網結構及負荷分布情況，現對XX縣進行110千伏變電容量平衡。由平衡結果可知，2008年，XX縣需要110千伏變電容量95.76兆伏安，至2010年，需要110千伏變電容量133.85兆伏安。XX變現有主變容量41.5兆伏安，變電容量嚴重不足。XX縣110千伏變電容量平衡表年

19、份20072008200920102020項目最大供電負荷（兆瓦）4558.869.582.96166.7小水電供電負荷（兆瓦）5.65.65.65.65.6梅江變10kV直供負荷（兆瓦）235需110千伏供電負荷（兆瓦）39.453.261.974.36156.1計算用容載比1.81.81.81.81.8需110千伏變電容量（兆伏安）70.9295.76111.42133.85280.98已有110千伏變電容量（兆伏安）41.580808080需新增變電容量（兆伏安）29.4215.7631.4253.85200.982.5工程建設的必要性1、滿足XX縣青塘等鄉鎮負荷增長的需要，解決該地區供

20、電可靠性及用電質量差的問題。根據XX縣電網現狀及負荷預測結果，XX縣目前負荷主要集中在XX縣城區、XX鎮及七里、水東工業園，而XX縣目前僅靠XX110kV變電站向其供電，2007年XX變電站的最高負荷為39MW，主變面臨過載。根據XX縣上報新增負荷資料，預計XX鎮2010年工業用電負荷將新增24.8MW，僅依靠目前一回35千伏線路向其供電已經無法滿足該地區的供電需要，必須在該地區新增電源站點。考慮現運行的110千伏XXX線路經此地，電源的引入比較方便，因此，在該地區建設110千伏變電站是可行的。2、XX110kV變電站的建成投運，將優化、完善XX縣電網結構，提高電網供電可靠性、電能質量及經濟運

21、行水平。XX縣目前只有1座110kV變電站，XX縣依托110kV寧都變輻射供電，無法滿足“N-1”供電原則及實現35kV配電網絡各變電站之間的互帶及電源備用。而且由于受負荷分配不均和網絡結構的限制，XX110kV變電站建成投運后，將使電源布局更為合理，通過35kV配電網絡的優化接線，可使其電網結構更加合理，部分35kV變電站可實現雙電源供電，大大提高XX縣電網的供電可靠性。3、為XX縣加大招商引資力度和促進經濟發展提供有利條件。隨著政府招商引資力度的加大，XX縣憑借其地理位置及資源優勢，必然會有越來越多的廠商投資，XX110kV變電站的建成，將在能源供給方面為該地區的經濟發展提供可靠保證。綜上

22、所述，XX110kV變電站的建設不僅解決了XX縣用電負荷的需求的問題；而且對于改善寧都縣電網結構,降低電網損耗,保證電能質量,提高電網的供電可靠性、穩定性和靈活性,滿足該區國民經濟的發展要求，具有極其深遠的意義。同時對于實施XX電網規劃，加強和完善贛州電網結構也有著重要的作用。所以XX110kV變電站的建設是十分必要的。考慮到該地區用電的緊迫性，XX110kV變電站計劃于2008年12月投入系統運行。3. 電力系統一次3.1 接入系統方案3.1.1 變電站建設規模（1） 變電站供電范圍根據XX110kV變電站在系統中所處的地理位置，其供電范圍為XX縣青塘等鄉鎮。（2） 變電站主變容量根據以上負

23、荷預測以及變電容量平衡結果，2008年、2010年需要新增110kV變電容量15.76兆伏安、53.85兆伏安。綜合考慮目前電網的供電條件、負荷性質、用電容量和運行方式等條件，建議XX110kV變電站本期安裝一臺容量為25.0MVA的變壓器，遠期視負荷發展情況再更換為一臺容量為40.0MVA的變壓器。（3）變電站電壓等級根據對XX110kV變電站工程初步選所的推薦意見及其供電范圍，將周邊的XX、XX變等35kV變電站轉由XX110kV變電站供電，以提高其供電可靠性及供電質量。綜上所述，XX110kV變電站建議采用110/35/10千伏三級電壓接入系統。（4） 各級電壓出線規模110kV出線：遠

24、期2回，本期2回35kV出線：遠期4回，本期4回10kV出線：遠期16回，本期4回3.1.2 接入系統方案1、110kV接入系統方案XX本期110kV接入系統只推薦一個方案，利用現有的XXX線破口接入XX變，形成XX變至XX變、XX變各一回。遠期2回。110千伏XX變接入系統圖見附圖3-1。2、35kV接入系統方案根據XX110kV變電站的具體位置及供電范圍，按照就近供電的原則，擬將XX110kV變電站附近地區的XX、XX變等35kV變電站倒由XX110kV變電站供電。形成1回XX（110kV）XX線路，1回XX（110kV）XX變（35kV）線路，1回XX（110kV）XX線路，1回XX（1

25、10kV）硫磺廠線路。因此，XX110kV變電站35kV本期出線4回，分別至XX變1回，XX變1回，XX變1回，硫磺廠變1回。遠期4回。接入系統方案見附圖3-2所示。3、10kV接入系統方案XX10kV變電站10kV本期出線4回，遠期出線16回。3.2導線截面選擇1、110kV導線截面選擇：破口線路采用LGJ-240型鋼芯鋁絞線。3.3 無功補償、調相調壓計算及主變選型3.3.1 無功補償為了保證變電站電壓水平及各側“無功”界面功率因數滿足運行考核要求，根據無功功率分層分區、就地平衡的原則，需在XX110kV變電站配置相應容量的無功補償裝置。無功補償采用并聯電容器組，經計算，無功補償容量按主變

26、容量的30%配置，即變電站終期按12000kVar配置,分2組，每組2*3000kVar；本期裝設1組,計2*3000kVar。3.3.2 調相調壓計算及主變選型為合理選擇XX110kV變電站主變型號及主抽頭位置，特進行調壓計算。計算水平年取2015年。調相調壓計算主要考慮了枯大、枯小、豐大、豐小四個基本運行方式下，XX110kV變電站無功補償裝置投切時，XX110kV變電站的電壓變化情況，其計算條件及計算結果詳見下表所示。2015年調相調壓計算結果表 運行方式項目枯大方式枯小方式豐大方式豐小方式XX開機（MW、Mvar）270+j45270+j30270+j40270+j30XX電廠開機（M

27、W、Mvar）640+j200320+j100320+j100270+j100XX變主變抽頭（kV）230/121/10.5230/121/10.5230/121/10.5230/121/10.5XX變母線電壓（kV）222.6/115.8/10.2229.4/118.7/10.4223.8/116.5/10.2230.5/119.3/10.5XX變無功補償（Mvar）120120XX變母線電壓（kV）109.8113.8110.7114.5調相調壓計算結果表明，220KvXX變電站及其供電區域的電壓受XX電廠和XX電廠不同開停機方式直接影響波動較大。根據計算結果，XX110kV變電站主變11

28、0千伏主抽頭電壓應選擇110千伏較為合適。 根據電力系統電壓和無功電力技術導則（SD325-89）第8.7條要求“直接向10kV配電網供電的降壓變壓器，應該用有載調壓型”。XX110kV變電站為直接向10kV配電網供電的變電站，所以選用有載調壓型變壓器。主變壓器規范暫定如下：1、型號：三相三卷有載調壓降壓變壓器2、額定容量：25000kVA3、容量比（高/中/低）：100/100/1004、電壓檔位：11022.5%/38.522.5%/11kV 5、阻抗電壓（高中/高低/中低）：10.13%/17.53%/5.89%6、聯結組別：YN，yn,d113.4 電氣主接線原則意見根據35-110k

29、V變電站設計規范有關電氣主接線的設計原則，XX110kV變電站電氣主接線原則意見如下：110kV遠期出線2回，按內橋接線方式；本期出線2回，按內橋接線方式。35kV終期出線4回，采用單母線斷路器分段接線；本期出線4回，采用單母線斷路器分段接線。10kV終期出線16回，采用單母線分段接線；本期出線4回，采用單母線接線。XX110kV變電站電氣一次主接線見附圖3-3，3-4。4 電力系統二次本工程的二次系統采用分層分布式綜合自動化方案。綜合自動化系統集變電站的二次系統功能，如保護、測量、信號、控制、遠傳通信等融為一體，遠動和當地共用采集系統。4.1 綜自系統4.1.1 110kV系統本站本期110

30、kV出線兩回，配置一面110kV線路保護測控柜（含兩條線路的保護及測控裝置）。配置一面110kV橋測控及備自投保護柜（含110kV備自投裝置一套，110kV內橋測控裝置一套，110kV內橋操作箱一臺）。110kV微機線路保護具有三段相間距離、接地距離、四段零序方向電流、三相一次重合閘、雙回線相繼動作、單回線不對稱故障相繼速動功能、故障錄波及低周減載等功能。110kV線路測控裝置具有遙信、遙控、遙測及斷路器控制回路（含防跳）等功能。4.1.2 35kV系統本站本期35kV出線4回。共配置35kV線路保護測控裝置4臺、35kV分段保護測控裝置1臺及35kV PT并列裝置1臺。35kV保護及PT并列

31、裝置均下放至相應的開關柜控制小屏上。35kV線路保護具有三段式過流保護、三相兩次重合閘（無壓、不檢）、重合/手合加速保護、過負荷報警、低周減載、小電流接地選線、三相斷路器操作回路（帶防跳功能）、斷路器位置指示等功能。35kVPT并列裝置具有兩段母線（每段母線7路電壓）的重動及并列功能，還具有判別母線失壓并發出信號的功能。4.1.3 10kV系統方案一：本站本期10kV出線4回，電容器2組。共配置10kV線路保護測控裝置4臺、10kV電容器保護測控裝置2臺, 10kV分段及備投保護測控裝置1臺、10kV PT并列裝置1臺。10kV保護及PT并列裝置均下放至相應的開關柜控制小屏上。方案二：本站本期

32、10kV出線4回，電容器1組。共配置10kV線路保護測控裝置4臺、10kV電容器保護測控裝置1臺, 10kV分段及備投保護測控裝置1臺、10kV PT并列裝置1臺。10kV保護及PT并列裝置均下放至相應的開關柜控制小屏上。10kV線路保護具有三段式過流保護、三相兩次重合閘（無壓、不檢）、重合/手合加速保護、過負荷報警、低周減載、小電流接地選線、三相斷路器操作回路（帶防跳功能）、斷路器位置指示等功能。10kV電容器保護具有兩段式過流保護、不平衡電壓保護、過電壓保護、過負荷報警、欠電壓保護、小電流接地選線、三相斷路器操作回路（帶防跳）、斷路器位置指示等功能。10kVPT并列裝置具有兩段母線（每段母

33、線7路電壓）的重動及并列功能，還具有判別母線失壓并發出信號的功能。4.1.3 主變保護本次工程共配置主變保護測控柜1面，每面柜含一臺三相三卷有載調壓變壓器的保護及測控裝置。保護具體要求為：a)主變差動保護：二次諧波制動比率差動保護、差速斷保護、CT斷線識別和閉鎖功能、故障錄波功能；b)非電量保護:本體重瓦斯、有載調壓重瓦斯、壓力釋放保護跳閘或發信號；本體輕瓦斯、有載調壓輕瓦斯、主變油溫發信號；c)高壓側后備保護:復合電壓閉鎖（方向）過電流保護、零序電壓閉鎖零序過電流保護、中性點間隙過流保護、零序過壓保護、過負荷告警及啟動風冷、過負荷閉鎖有載調壓（常閉接點）、故障錄波功能；d)中壓側后備保護:復

34、合電壓閉鎖過電流保護、過負荷告警、過負荷啟動風冷、過負荷閉鎖有載調壓（常閉接點）、故障錄波功能。e)低壓側后備保護:復合電壓閉鎖過電流保護（第一時限跳分段，第二次時限跳本側）、過負荷告警、過負荷啟動風冷、過負荷閉鎖有載調壓（常閉接點）、故障錄波功能。4.1.4 公用及遠動本次工程公用部分分別配置公共測控柜一面、網絡通信柜一面及后臺機柜一面。公共測控柜含公共測控裝置兩套（公用設備遙信、直流電壓遙測、所用變電壓電流遙測等），110kV PT并列裝置及小電流接地選線裝置一套，網絡通信柜含站內所需的網絡通信及遠動通信設備，后臺機柜含后臺電腦及相關附件。4.1.5 直流系統本工程直流系統由一面充電柜、一

35、面饋線柜、兩面蓄電池柜組成。采用高頻開關電源充電裝置，高頻整流模塊為4*10A，電池為免維護蓄電池（104只，2V，200AH）。主接線方式為單母線分段。直流饋線共28回，其中16回控制回路，8回合閘回路（25A），48V通訊回路4回。DC/AC逆變回路共4回，該系統有以下主要功能：a）穩壓限流浮充均充電功能、自動均衡充電和手動充電功能、交流停電恢復后自啟動、根據蓄電池充電容量進行均充/浮充自動轉換功能；b)交流兩路輸入自動投切、并可選一路為主工作電源，交流輸入具有電源缺相、過壓、欠壓保護功能；在線電池巡檢功能；c)整流器輸出具有過欠壓保護，蓄電池欠壓保護功能；d)配置絕緣支路自動巡檢裝置和音

36、響燈光報警信號；e)提供直流母線電壓等遙測量以及故障信號和運行狀態等遙信量；f)采用硅堆及控制裝置自動/手動調節控制母線電壓；g)加裝DC220V/AV220V（2*5A 2KVA）模塊對后臺及五防交流電源；4.1.6 所用電系統本工程所用電系統由兩塊MNS型抽屜式MCC柜組成。4.1.7 電度表系統方案一：本工程共需15塊多功能電子式電度表（0.5S級）及電量集中器一臺。方案二：本工程共需14塊多功能電子式電度表（0.5S級）及電量集中器一臺。電量集中器、主變及110kV線路電度表集中組柜置于控制室內，其余電度表置于相應的開關柜控制小屏內。4.1.8 微機五防系統本工程配置一套微機五防系統,

37、組柜一面。該系統有以下主要功能：a)通過與監控系統的通訊，可實現閉鎖監控系統的遙控操作；b)采用電編碼鎖閉鎖就地操作的斷路器及電動隔離開關；c)采用機械編碼鎖閉鎖隔離開關、手動接地刀閘、網門等；d)對于有防止走“空程序”、線路側驗電等要求的特殊閉鎖方式，可通過加裝智能防空鎖、超級防空鎖、驗電器等鎖具實現；e)能完善實現三態小車開關柜的五防閉鎖；f)能進行設備的檢修操作進行五防閉鎖；g)能對聯動設備進行五防閉鎖。4.1.9 故障錄波裝置為便于分析故障及記錄保護裝置的動作情況，本期110kV線路保護、主變保護需配置故障錄波插件。4.1.10 安全自動裝置配置根據規程的要求，在電力系統中，應裝設足夠

38、數量的自動低頻減載裝置。當電力系統因事故發生功率缺額時，由自動低頻減載裝置斷開一部分次要負荷，以防止頻率過度降低，并使之很快恢復到規定數值，從而保證電力系統的穩定運行和重要負荷的正常工作。由于10kV微機保護裝置已具有低周低壓減載功能，無需裝設專用的低頻減載裝置。4.1.11 設備布置由于本站按無人值班有人值守綜自站設計，本次設計取消控制室的工作臺，后臺機和五防機均組柜安裝。10kV線路保護、10kV電容器保護及電度表均下放至相應的開關柜控制小屏上。本工程XX變所有保護柜分三排布置于控制室內。4.1.12 火災報警及圖像監控系統站內設置一套火災報警及控制系統。火災報警控制器容量、性能要求及相應

39、接口均按終期規?？紤]，火災報警區域包括主控制樓、各級電壓配電裝置室等。根據安裝部位的不同，采用不同類型和原理的探測器。火災報警控制器宜設在變電站的主控樓內，當有火情發生時，火災報警控制器可及時發出聲光報警信號，顯示火警的地點。并可通過通信接口將信息送至變電站的監控系統，同時還可以通過數據網遠傳至調度端。為便于運行管理，保證變電站安全運行，在變電站內設置一套圖像監控監視及安全警衛系統，其功能按滿足安全防范要求配置，不考慮對設備狀態監視。沿變電站圍墻周圍設置遠紅外探測器；大門和主控樓入口處設置室外攝像頭；各配電裝置區設置室外攝像頭；主控室以及各配電裝置室均安裝室內攝像頭。完成變電站安全、防盜功能。

40、在有人員值班處設置圖像監視終端顯示器。安全警衛系統接點可遠傳至集控中心或調度。本期工程預留圖像監控遠傳接口。4.2 電力系統通信4.2.1 調度組織關系XX110KvXX變電站并網投運后，由XX地調直接調度，因此須建立XX110KvXX變電站至XX地調的調度通信、遠動等信息及計算機數據傳輸通道；該變電站隸屬XX縣供電責任有限公司，同時需建設XX110KvXX變XX縣調的調度通信。4.2.2 接入系統的原則根據有關設計規程規定，XX110kV變電站通信接入系統設計應遵循以下設計原則：（1）電力系統應建立適應于電力生產需要的專用通信網絡。（2）所有新建的發、送、變電工程，投產前必須建立相應的通信電

41、路，通信電路尚無保證的發電廠、變電站不得投入運行。（3）總調度所、中心調度所與其所轄的下一級調度所、大（中）型發電廠和樞紐變電站之間應設立兩個獨立通道的調度通信電路。（4）電力通信必須有高度的可靠性和靈活性，運行可靠性要求達99.5%以上，其它各項指標應符合國家標準的規定。（5）電力通信通道除應滿足調度通信、行政通信通道要求外，還應滿足繼電保護、遠動、自動控制等信息和計算機數據傳輸要求。（6）通信接入系統設計除滿足上述要求外，還應考慮電網發展及通信新業務開發對通信通道的要求。4.2.3 相關通信電路現狀及建設的必要性目前，XX境內所屬贛州供電公司的110KvXX變、110KvXX變至XX地調尚

42、未開通光纖通信電路，只開通了110KvXX變XX地調的載波通道；XX縣調業務目前尚未接入地調。根據XX調度自動化系統和電力系統通信20052010年規劃設計規劃目標，XX電力光纖網應根據實際情況進一步提高光纜覆蓋范圍，地調、縣調、220kV及以上變電站要實現雙光纜接入，110kV變電站實現單光纜或雙光纜接入，光通信覆蓋率達100%。為保證電力系統調度管理、遠動自動化信息等傳輸需要，因此，建立XX110KvXX變XX縣調及XX地調光纖通信是十分有必要的。4.2.4 系統通信接入方案結合目前所選的站址情況，在離站址約4公里處有35KvXX變電站租用了電信2M通道，開通了至XX縣調的光纖通道。根據一

43、次系統接線方式，由110KvXXX線剖口接入110KvXX變。110KvXXX線導線型號為：LGJ-150，該運行時間較長，如考慮用地線更換OPGW-16芯光纜，有相當一部分桿塔不能通過最大水平風荷載校驗，線路本體改造工程量大，因此本期暫不考慮OPGW光纜。綜合以上，本工程選用普通光纜接入系統，擬選兩種方案進行比較。方案一：110KvXX變-（普纜）-35KvXX變-（租用2M）-XX縣調-（租用2M）-XX地調1）光纜架設本期通信工程考慮由110KvXX變電站新建普通光纜GYFSTY-16約4公里至35KvXX變，再經由35KvXX變寧都縣調原租用的2M通道實現110KvXX變電站至XX縣調

44、的光纜接入；XX縣調至XX地調光纖通信租用電信公網2M通道解決；110KvXX變的調度通信業務通過35KvXX變及XX縣調轉接回XX地調。2）傳輸設備配置110kVXX變配置一套SDH 155M光傳輸設備、35kVXX變同時新增一套SDH 155M光傳輸設備。點對點配置PCM終端設備，分別為110kVXX變-35kVXX變、35kVXX變-XX縣調、XX縣調-XX地調，共三對六套PCM，解決110kVXX變對寧都縣調、XX地調調度熱線電話、遠動信號傳輸。110kVXX變、35kVX變站、XX地調各配置一套（共三套）綜合配線架作音頻、數字、光纖配線用。方案二：110kVXX變-（普纜）-XX縣調

45、-（租用2M）-XX地調1）光纜架設本期通信工程考慮由110kVXX變電站沿319國道新建普通光纜GYFSTY-16約26公里至XX縣調（具體路徑待初步設計時確定），實現110kVXX變XX地調的光纜接入； 35kVXX變通信方式維持不變；XX縣調至XX地調光纖通信租用電信公網2M通道解決；110kVXX變的調度通信業務通過XX縣調轉接回XX地調。2）傳輸設備配置110kVXX變和XX縣調各配置一套SDH 155M光傳輸設備。點對點配置PCM終端設備，分別為110kVXX變-XX縣調、XX縣調-XX地調，共二對四套PCM，解決110kVXX變對XX縣調、XX地調調度熱線電話、遠動信號傳輸。11

46、0kVXX變、XX地調各配置一套（共二套）綜合配線架作音頻、數字、光纖配線用。方案比選兩方案XX縣調至XX地調的調度通道在本工程采取臨時租用的方式，待XX220kV梅江輸變電工程實施后再完善。方案一投資相對較省，容易實施，能臨時滿足運行要求；方案二投資較大，但能較好滿足110kVXX變的運行信息傳輸要求。隨著電網調度技術的發展，對調度通道建設提出了更高的要求。根據國家電網公司“SG186”信息化規劃項目，公司將實現四大目標：一是建成“縱向貫通、橫向集成”的一體化企業級信息集成平臺，實現公司上下信息暢通和數據共享；二是建成適應公司管理需求的八大業務應用，提高公司各項業務的管理能力；三是建立健全規

47、范有效的六個信息化保障體系，推動信息化健康、快速、可持續發展；四是力爭到“十一五”末，公司的信息化水平達到國內領先、國際先進，初步建成數字化電網、信息化企業。因此，建設110kV青塘變專用系統通道是十分有必要的。本工程推薦方案二。4.2.5 通信電源方案一：110kVXX變通信電源共用站內直流電源48V輸出，35kVXX變配置一套逆變電源模塊；方案二：110kVXX變通信電源共用站內直流電源48V輸出。4.2.6 電信電話安裝一路市話作為對外行政通信，投資列入本工程概算。4.2.7 投資估算（萬元）方案二估算靜態投資為317.14萬元；項目總投資322.11萬元，建設期貸款利息4.97萬元。4

48、.3 系統遠動4.3.1調度關系XX110kV變電站通過110kV線路接入XX地區電網，受XX地調管轄調度。4.3.2 調度自動化系統XX地調地調目前已建設了一套SCADA系統，經部分硬件設備擴容后具備該變電站接入能力。4.3.3遠動信息配置原則遠動信息的配置按部頒規程、規范并結合本變電站實際情況，按綜合自動化變電站考慮。本期建設規?？紤]遠動化范圍。1） 遙測:主變高、低壓側有功/無功功率，電流； 110kV母線電壓； 110kV線路電壓； 10kV出線有功/無功功率，電流； 10kV電容器無功功率，電流； 10kV母線電壓；10kV所用變電壓 主變油溫及外溫測量 直流母線電壓2）遙信: 所有

49、斷路器位置信號； 所有隔離刀閘位置信號； 110kV線路綜合重合閘動作信號； 110kV線路保護動作信號； 主變保護動作信號 10kV線路及電容器保護動作信號； 主變有載調壓抽頭位置信號； 全站事故總信號3） 遙控: 所有斷路器位置； 所有中性點接地刀閘位置； 主變有載調壓；4）電能計量: 主變高、中、低側雙向有功電度、雙向無功電度； 110kV線路雙向有功電度、雙向無功電度； 10kV線路雙向有功電度、雙向無功電度（分時段）； 10kV電容器單向無功電度；4.3.4接入系統方案及設備配置本變電站遠動信號接入XX地調，按本期建設內容考慮設備容量，按遠期建設規模考慮設備布置。遠動主機與變電站綜合

50、自動化系統相結合統一考慮。選用的自動化系統必須滿足向地調SCADA系統數據傳輸容量。為適應電力市場需要，本變電站均配置0.5S級多功能電子式電能表作為間隔的電度計量，同時配置一套電表采集器和電能計量屏。配置必要的儀器儀表及工具。4.3.5 遠動通道考慮到本站的遠動信號及電能量信息必須送往XX地調，通道安排由通信專業提供的光纖通道。5 變電站所址選擇及工程設想5.1 所址選擇概述5.1.1 工程選址原則按照35110kV變電站設計技術規程的要求，本次選址工作嚴格按照如下原則進行選址：1.變電站的選址工作根據電力系統設計的網絡結構、負荷分布、城建規劃、土地征用、出線走廊、交通運輸、水文地質、環境影

51、響、地震烈度和職工生活方便等方面進行綜合因素考慮。2.選址時考慮節約用地，盡量利用荒地、劣地、不占或少占耕地（包括經濟作物區），少拆房屋建筑、減少人口遷移。3.所址按審定的本地區電力系統遠景發展規劃，充分考慮出線條件，預留架空線路和電纜線路出線走廊，避免和減少線路相互交叉跨越。4.所址交通運輸便利。落實大件設備運輸條件時，避免了建造橋梁、疏通河道和建造碼頭。5.所址具有適宜的地質條件，避開了滑坡、滾石、洞穴、沖溝、明暗河塘、岸邊沖刷區和塌陷區等不良地質構造。6.所址不占用重點保護的文化遺址，也沒有設在有重要開采價值的礦藏上，已征得有關部門的書面同意。7.所址標高高出頻率為1%的高水位上。所址無

52、內澇。8.所址附近有生產和生活用水的可靠水源。9.選址時充分考慮變電站與周圍環境臨近設施的相互影響和協調（例如軍事設施、通信電臺、飛機場、導航臺、風景旅游區等），并取得有關協議。10.所址避開了大氣嚴重污穢地區和嚴重鹽霧地區。11.選址時采用國家地震局頒發的地震烈度區劃圖（三百萬分之一）為建設地區地震基本烈度的依據。所址位于該圖的6度區域。12.在選址的同時，合理考慮職工居住區的位置，充分利用就近城鎮的有利條件，為職工生活提供方便。附：所址水文氣象條件：歷年平均氣溫 18.5歷年最高氣溫 39.6歷年最低氣溫 -7.5歷年最大年降水 2464mm歷年最小年降水 1332mm歷年平均降水 175

53、9mm歷年平均風速 2.0 m/s歷年最大風速 15 m/s百年一遇洪水位（黃海高程） 187.87m5.1.2 工作組織及工作經過根據XX110kV變電站供電范圍，結合地形情況， 2007年10月，我院組織系統、線路、變電、勘測、土建等有關技術人員組成選址工作小組，赴XX縣進行選址，選址工作得到了XX縣政府各相關部門及XX縣供電公司的大力支持和誠懇協助。工作組根據XX110kV變電站供電范圍，結合XX縣負荷分布、110kV東部電網目標網架結構、地形情況，考慮XX110kV變電站宜在XX縣XX地區選擇所址，在此范圍內踏勘了窯下所址。所址具體位置見所址分布圖（附圖5-1）。最終所址待批復后確定。

54、 5.2所址條件分析窯下所址，位于XX縣XX鎮工業園內，距XX鎮政府4.5公里左右。所址處于山凹中，東西北三面山環繞；南面為一條通往XX鎮的運輸公路（暫命名為XX公路），距離所址大約500米處有一化工廠。所址地貌屬丘陵地段，地勢高差較大。場地自然標高253.6294.8米（黃海高程），場地平整后標高均高于XX公路標高,符合變電站建站要求。土方平整開挖量較大，土方均需外運。所區內無明顯的軍事設施和文物，不壓礦，無洪澇問題和污染源。該所址進站公路由東面的XX公路引接而至，長約30米坡度較小，只需考慮對原泥土路進行拓寬澆注成水泥道路，路面寬4米。5.3大件設備運輸條件XX110kV變電站規劃容量為2

55、臺25MVA變壓器，本期上一臺變壓器，變壓器為工程中最大的需要運輸的設備，其他大型設備如斷路器、電容器等由于可拆卸成小單元，一般卡車均能滿足運輸要求，因此只需考慮主變的運輸條件。本工程每臺主變運輸重量為59噸左右。運輸平板車重量約為25噸。變壓器可通過鐵路運輸至XX東站下貨，經XXX國道及XX公路可方便到達上述所址。變壓器可通過公路運輸，由XX公路可方便到達上述所址。5.4所址方案比較5.4.1所址方案技術條件見下表：所址方案主要技術條件比較表序號技術條件比較項目窯下所址1地理位置位于XX縣青塘鎮工業園區域范圍內，東距XX鎮鎮政府約3.5公里.2系統條件符合電網規劃要求，較靠近主要負荷中心。3

56、進出線條件進出線條件良好4防洪、排水無防洪內澇問題，所址位于百年一遇洪水位之上。5工程地質場地以山地為主，地表大部分為粘土，整個所址需開挖降低場地標高大。6地形（土地征用情況）規劃標高高于規劃道路標高，地勢高差大。7土石方工程量挖方量較大8水源條件打井取水9進所道路及大件運輸進站道路長約30米，主變運輸條件良好10地基處理難易程度一般11所用電源方便12拆遷賠償情況樹林、旱地。13對通信設施的影響無影響14運行管理及生活條件在規劃工業區內，靠近鄉鎮，運行管理及生活條件較好。15環境情況離污染源遠16施工條件場地較狹窄，交通及水電較方便。5.4.2所址方案經濟條件見下表 所址方案建設投資分析表

57、單位：萬元序號外部條件比較項目窯下所址1征地及拆遷補償費用252基礎處理費153土石方費用314進站公路及道路整修費用105大件運輸及措施費106擋土墻費用257投資差額總計1165.4.2 所址方案結論（1）地質條件: 窯下所址地勢高差較大，屬丘陵坡地,地質構造穩定,不壓礦,無不良地質構造因素,所址位置在百年一遇洪水位之上,無洪澇問題。距離運輸公路距離較近。（2）進出線條件:所址位于XX鎮內，進出線走廊方便。（3）從大件運輸條件比較: 由鐵路運輸至XX東站下貨，經過XXX國道及XX公路運至所址。 （4）所址場地條件: 窯下所址地勢平坦,基礎處理難度一般；陳屋所址地形高差較大，基礎處理難度相對

58、較大。兩所址均需土方外運。（5）所址占地:所址圍墻范圍內占地面積為7.8畝，窯下所址所屬位置均為樹林，需要青苗賠償；其中占部分旱地。（6）從運行、管理、檢修條件看：均滿足條件。（7）從施工組織、給排水、水文氣象、環境保護各條件比較，所址能滿足需要。通過以上分析，窯下所址適合建站條件，本報告推薦所址：窯下所址。5.5 變電站工程設想5.5.1 電氣主接線及配電裝置（1）根據變電站建設規模，110kV遠期出線2回，采用內橋接線，本期出線2回，采用內橋接線。35kV遠期出線4回，采用單母線分段接線；本期出線4回，采用單母線分段接線。10kV遠期出線16回，采用單母線分段接線；本期出線4回，采用單母線

59、接線。（2）根據變電站建設規模及選址情況，關于配電裝置的布置，本工程配電裝置選用國家電網公司110kV輸變電工程典型設計中的A-2方案及其改進方案模塊：方案一：110kV采用戶外普通中型布置，35kV、10kV采用戶內開關柜兩層布置，35kV配電裝置單列離墻布置，10kV配電裝置雙列離墻布置，10kV布置在第一層，35kV布置在第二層，10kV電容器、消弧線圈布置于戶內，10kV電容器布置于一層，10kV消弧線圈布置于二層。方案二：110kV采用戶外普通中型布置，35kV、10kV采用戶內開關柜兩層布置，35kV配電裝置單列離墻布置，10kV配電裝置雙列離墻布置，10kV布置在第一層，35kV

60、布置在第二層，10kV電容器、消弧線圈布置于戶外。5.5.2主要設備選擇電氣設備依據國家電網公司110kV500kV變電站通用設備典型規范進行選擇。（1）主變壓器選用自冷式SSZ10型三相三線圈有載調壓變壓器，額定容量：25MVA，額定容量比（高/低，%）：100/100/100，額定電壓及分接頭： 11022.5%/38.522.5%/11kV，阻抗電壓：（高中/高低/中低）：10.13%/17.53%/5.89%，聯結組別：YN，yn0,d11 （2）110kV出線間隔選用羅盤式組合電器。（3）110kV隔離開關選用GW4型戶外雙柱式水平斷口隔離開關，主刀采用電動機構、地刀采用手動機構。主

61、變110kV中性點選用GW13型隔離開關，配電動機構。（4）110kV電壓互感器選用TYD型電容式電壓互感器，35kV電壓互感器選用抗諧振油浸式電壓互感器。（5）避雷器選用Y10W、Y5W、YH5WZ型氧化鋅避雷器。（6）35kV開關柜選用KYN61-40.5Z型國產金屬鎧裝移開式開關柜，柜內配真空斷路器。10kV開關柜選用KYN28A型國產金屬鎧裝移開式開關柜，柜內配真空斷路器。（7）10kV電容器選用TBB10-2*3000/334Mr-AK型可調框架式成套裝置，配置電抗率為6%的干式串聯電抗器。（8）站用電選用SC10-80/10型干式電力變壓器，安裝于高壓開關柜內。（9）站用低壓配電屏

62、選用2塊MCC型抽出式MNS柜。5.5.3 設備防污按江西省電力公司“電力系統污區分級與外絕緣選擇標準及實施意見”的規定，XX110kV變電站按d級污穢區考慮。5.5.4 總平面在保證安全的前提下，壓縮建筑及設備的布置尺寸，變電站主控樓與35kV、10kV配電裝置室聯合布置，生產用房設置繼電保護室，不設單獨的通信機房和監控室；輔助及附屬房間有檢修工具間、衛生間、保衛室及門衛室，使全所總體布置緊湊合理，便于巡視、觀察。方案一：1主變布置在所區中部偏北，110kV配電裝置布置在所區南部，朝南架空出線；35kV、10kV配電裝置室布置與主控樓聯合布置，位于所區北部，和110kV配電裝置平行，出線方向

63、相反，向北采用電纜及架空出線。10kV電容器布置于電容器室內。主變壓器與110kV配電裝置之間是4.0米的主變運輸道路，進所大門通過一4米寬進所公路從東向西與其相連，并經一4.0米寬的所區公路延伸至聯合建筑物?？偲矫娌贾脠D見附圖5-2。方案二：主變布置在所區中部，110kV配電裝置布置在所區南部，朝南架空出線；35kV、10kV配電裝置室布置與主控樓聯合布置，位于所區北部，和110kV配電裝置平行，出線方向相反，向北采用電纜及架空出線。10kV電容器布置于變電站西北角。主變壓器與110kV配電裝置之間是4.0米的主變運輸道路，進所大門通過一4米寬進所公路從東向西與其相連，并經一4.0米寬的所區

64、公路延伸至聯合建筑物。總平面布置圖見附圖5-3。兩方案比較：采用方案一布置，所址范圍需54.554.5米；采用方案二布置，所址范圍需54.556米；兩方案面積均滿足典型設計要求。其中方案一電容器安裝于戶內，設備運行維護量較小，安全可靠性更高，且整個變電站占地面積較方案二節約；方案二電容器、消弧線圈采用戶外布置，設備運行維護量較大，布置較復雜，且整個變電站占地面積較方案一多。結合變電所選所報告推薦為所址方案一。5.5.5 XX110kV變電站投資估算變 電 站 投 資 估 算 表 金額單位：萬元項目名稱建筑工程費設備購置費安裝工程費其它費用合 計靜態投資444.51885.59258.46359

65、.561948.115.5.7建筑結構結合工藝布置特點及使用要求，在設計中正確處理技術與經濟的關系，體現“適用、安全、衛生、經濟”的建設方針，在滿足運行維護的條件下，盡量減少空置面積，建筑力求簡潔明快，一：建筑面積控制在860平方米，二：建筑面積控制在710平方米，兩個方案均采用框架結構，建筑物基礎采用鋼筋混凝土獨立基礎。5.5.7 水工及消防變電站采用打井取水入。所區考慮有組織排水，采用雨水井，混凝土暗管排水系統，所外出口經處理，不會造成水土流失，以保護環境。所區內外配置移動式化學滅火裝置，滅火器置于檢修間及專用滅火器箱內，所內設置環形消防車道。6、 線路部分6.1 建設規模本工程以110k

66、VXX變110kV進出線構架線路側耐張串為起點，110kVXXX線175#桿前側及177#桿后側破口點為終點，新建線路亙長3.5公里(其中新建單回段長0.6公里,新建雙回段2.9公里)。導線選用LGJ-240/30型鋼芯鋁絞線。地線配用兩根GJ-50型鋼絞線。6.2 線路路徑6.2.1變電站進出線6.2.1.1XX變進出線變電站110kV側由正西面出線。6.2.2線路路徑沿途情況簡介本工程以XX變110kV 構架出線側絕緣子串為起點，以110kV原XXX線175#桿前側及177#桿后側破口點為終點，沿途經過XX鎮境內。工程海拔高程在200300米之間。從XX變110kV構架（至220kVXX變

67、及至110kVXX變）出線至J1、J2終端塔，J1、J2左轉至巴子底附近J3雙回轉角塔，J3左轉經石角至J4雙回轉角塔，J4左轉至J5雙回轉角塔，J5右轉至J6雙回轉角塔，J6左轉至J7雙回轉角塔，J7再分別轉至110kV埠梅寧線破口點J8、J9轉角塔。具體詳見線路平面路徑圖附圖6-1。6.2.3 地貌情況詳細參數項 目參 數路徑長度（公里）3.5曲折系數1.56交叉跨越公路/河/房1與110kV交叉0跨35kV線路0跨10kV線路3跨低壓線5交通運輸較好地形情況丘陵90、水田10對今后出線影響無影響對城市規劃影響無影響對通訊影響無影響通過礦區、文物區無影響6.2.4 工程造價序號項 目數 值

68、單 位1綜合投資（動態/靜態） 483.65/476.81萬 元2本體投資332.57萬 元3導線耗用6.24噸/km4地線耗用0.95噸/km5鋼材耗用塔材41.92噸/km基礎8.53 6砼桿耗用0噸/km7金具耗用0.53噸/km8絕緣子耗用381.0片/km6.2.5交通情況線路靠近XX至XX鎮公路走線，運輸條件較好，附近有可通汽車的機耕道，對施工和運行維護條件有利。6.2.6 路徑協議已取得XX縣有關單位對線路路徑的確認函。6.3 線路設計參數6.3.1 氣象條件6.3.1.1氣象資料來源1）XX市氣象臺2002年11月編XX市1980-2000年氣象資料統計表；2）XX縣氣象局；3

69、）現場調查收集資料；4）現有110kVXXX線運行經驗。6.3.1.2設計氣象條件組合按江西省典型II類氣象區氣象條件進行設計設計氣象條件溫 度（）風 速（m/s）覆 冰（mm）最高氣溫+4000最低氣溫-1000覆冰情況-5105最大風速+10300安裝情況0100平均氣溫1500大氣過電壓15150操作過電壓151806.3.2 導地線選型及其機械電氣參數本工程線路導線選用LGJ-240/30型鋼芯鋁絞線，避雷線配用兩根GJ-50型鋼絞線。導地線機械物理特性見下表：類 別導線LGJ-240/30避雷線GJ-50標 稱 截 面24050計算截面(mm2)鋁股244.29/鋼芯31.6746.

70、24綜合275.9646.24計算外徑(mm)21.608.7股數/每股直徑(mm)鋁股243.60/鋼芯72.4072.9單位重量(kg/m)0.92200.3671制造長度不少于(m)20002000瞬時破壞強度(N)7562058720線膨脹系數(10-6 1/)19.611.5彈性系數(N/mm2)730001813006.3.3 桿塔主要型式序號名 稱型 號呼 高（m）數 量（基）備 注1單回轉角塔1B-J424.002典型設計2單回轉角塔1B-J418.002典型設計3雙回直線塔1H-SZ124.009典型設計4雙回轉角塔1H-SJ424.005典型設計合 計共用桿塔18基（其中鐵

71、塔18基，使用率為100%）7 工程投資估算7.1 工程概況7.1.1變電部分1）、新建XX110kV變電站，本期規模為：125MVA主變、110kV出線2回、35kV出線4回、10kV出線4回，無功補償共6000kVar（2*3000 kVar 1組）以及相應配套的控制、通信、遠動設施。7.1.2線路部分110kVXXX線破口接入青塘變，破口線路長約3.5公里，采用LGJ-240型鋼芯鋁絞線。7.2 編制依據1）、工程量依據本工程可研設計資料；2）、電力工業基本建設預算管理制度及規定2001版3）、電力工程建設投資估算指標2001版；4）、江西電網建設工程限額設計造價控制指標（試行）；5）、

72、設備價格參考近期同類工程設備招標價格；7.3 主設備價格l 110千伏羅盤式組合電器：90萬元/套 （線路、內橋間隔合計3套）l 35千伏高壓開關柜：16萬元/臺（斷路器柜共計7臺），5萬元/臺（其它柜共計6臺）l 10千伏高壓開關柜：8.1萬元/臺（主變進線、饋線、PT、電容器、所用變、母聯柜共計11臺）l 10千伏可調框架式并聯電容器：65萬元/組（2*3000kVar，共計1組）l 監控及保護系統：105.9萬元/系統l 其他設備價格參照近期同類工程設備招標價。7.4 靜態投資估算XX110kV輸變電工程靜態投資估算表（方案一） 金額單位：萬元序號項目名稱投資估算備注1110kV變電站（

73、變電、土建部分）1948.111）設備購置費885.592）建筑工程費444.513）安裝工程費258.464）其它費用359.562110kV線路部分476.813光纖通信317.144XX輸變電工程總投資2742.068經濟評價8.1評價原則及依據1）、建設項目經濟評價方法與參數第二版（建設部1993年頒發）2）、電網建設項目經濟評價暫行辦法（原電力工業部1998年頒發）8.2 評價基本參數的選擇建設期8個月維護修理費固定資產1%法定公積金10%生產期20年新增職工4人所得稅率33%折舊年限20年年工資水平31000元/年增值稅率17%殘留值5%城建維護稅7%教育費附加3%貸款利率7.83

74、%福利系數14%短期貸款率流動資金比率固定資產1%任意公積金5%公益金5%8.3 資金及償還方式本工程動態投資為2829.79萬元，其中項目資本金566萬元，占總投資20%，全部由XX縣供電公司投入，余下80%資金為銀行貸款，按季度計息，年利率為7.83%，本金等額還款期為10年。8.4 投資使用計劃本工程預計2008年4月開工，2008年12月投運。2008年投入資金比例為100%。8.5 售電電量及成本售電量采用寧都青塘變電站供電量預測值，具體數據詳見原始數據表。售電成本依據XX省電力公司2007年電網售電成本統計值，并按線路長度、變電容量、定員等參數估算得來。8.6 盈利能力分析1）、全

75、部投資內部收益率 19.88%2）、自有資金內部收益率 40.63%3）、投資利潤率 28.82%4）、投資利稅率 36.09%5）、資本金凈利潤率 96.54%6）、全部投資回收期 7.01年7）、自有資金投資回收期 4.92年8.7 經濟評價成果經濟評價成果詳見附表。8.8 敏感性分析本評價考慮目前社會物價上漲的因素，按照投資上漲5%進行敏感性分析計算，自有資金和注冊資金的內部收益率仍均超過社會基準收益率，因此，本項目具有較好的抗風險能力。8.9 結論 根據以上分析，建設XX變電站的全部投資內部收益率為19.88%。自有資金的內部收益率達到40.63%，均超過社會基準收益率，因此，作為基礎設施建設其從財務上分析是可行的。