110kV及以下输变电工程可行性研报告模板.doc

1、目 录1 工程概述 1.1 设计依据. 1 1.2 工程背景. 1 1.3 设计水平年. 2 1.4 主要设计原则. 2 1.5 设计范围. 32 电力系统一次 2.1 电力系统概况. 1 2.2 电力负荷预测. . 1 2.3 工程建设必要性 . 12.4 相关电网规划及储备情况. 1 2.5 工程建设方案及计算分析. 2 2.6 电气参数选择. 2 2.7 变电站电气主接线方式 2.8 电气一次部分结论及建议. 33 电力系统二次 3.1 系统继电保护. 1 3.2 调度自动化.1 3.3 系统通信. 1 3.4 安全自动装置. . 3 3.5 电气二次部分结论及建议. 34 变电站站址选

2、择 4.1站址选择概况. .1 4.2 出线条件. 1 4.3 水文气象条件. 3 4.4 工程地质条件. 3 4.5 水文地质及水源条件 4.6 土石方情况 4.7 进站道路及交通运输 4.8 站用电源. 1 4.9 站址环境. 1 4.10 经济技术比较. 1 4.11 推荐站址. 15 变电站工程部分 5.1 电气一次. 1 5.2 电气二次.1 5.3 所内通信. 1 5.4 所内远动. 3 5.5 土建部分. 3 5.6 给排水及消防. 1 5.7 采暖通风. 1 5.8“ 两型一化”、“两型三新”执行情况. 16 送电线路部分 6.1 工程概况. 1 6.2 线路路径方案及规模.1

3、 6.3 工程设想. 1 6.4“两型一化”、“两型三新”执行情况. 17 建设项目土地利用情况 7.1 土地利用总体规划及土地占用论证. 1 7.2 变电站用地.1 7.3 线路用地.1 7.4 地质灾害及压覆矿床. 1 7.5 征用土地费用估算. . 18 节能、环保、抗灾措施 8.1 系统节能分析. 1 8.2 变电节能分析.1 8.3 线路节能分析. 1 8.4 环保措施. 1 8.5 抗灾措施. 19 投资估算及财务评价 9.1 投资估算. 19.2 财务评价. 110 结论综述及建议 10.1 本工程建设的必要性. 110.2 本工程建设规模及方案. 110.3 工程投资规模. 1

4、10.4 存在的问题及建议. 1图 纸 目 录序号图号图 名张数1附图一*地区现状电网地理接线图。2附图二*地区远景年电网规划图3附图三110(66)kV变电站电气主接线4附图四110(66)kV变电站电气总平面（方案一）5附图五110(66)kV变电站电气总平面（方案二）6附图六110(66)kV变电站110(66)kV配电装置配置图7附图七110(66)kV变电站110(66)kV侧屋外配电装置平面布置图8附图八站址征地图（站址一）9附图九站址征地图（站址二）10附图十站区总平面及竖向布置图11附图十一110(66)kV变电站土建总平面布置图方案一12附图十二110(66)kV变电站土建总

5、平面方案二13附图十三-110(66)kV线路路径图 14附图十四杆塔一览图15附图十五基础一览图16附图十二.附件：关于同意开展110(66)千伏输变电工程等项目前期工作的函 地市公司关于该工程工程可研审查意见或纪要（正式盖章版）；相应部门和单位出具的线路路径协议。模板编制说明一、 编制说明 为进一步规划蒙东电网输变电工程可行性研究工作，落实国网公司输变电工程可行性研究内容深度规定，统一可行性报告编制格式和内容，加强电网项目前期管理，明确流程，提高效率，结合蒙东地区特点，蒙东公司发展策划部组织编制了蒙东电网110(66)千伏输变电工程可行性研究报告模版，并参考吉林省电力设计院、东北电力设计院

6、、辽宁电力设计院等技术单位可研报告内容，最终完成了可研报告模版的编制工作。二、 内容深度标准及适用范围 主要依托国网公司发布的输变电工程可行性研究内容深度规定DL/T 5448-2012，同时参考电力系统设计规程、电力系统安全稳定导则、城市电网规划设计导则等规程相关内容。 本报告模版适用于蒙东110千伏及以下新建、扩建、改建交流输变电工程可行性研究工作。1 工程概述1.1 设计依据 1.1.1 说明工作任务依据，经批准或上报的前期工作审查文件或指导性文件；1.1.2 设计院与蒙东电力有限公司签订的技术咨询合同，设计院与委托方签订的设计咨询合同；1.1.3 供电公司提供的工程设计原始资料。1.2

7、 工程背景简述工程概况，相关电网规划及前期工作情况。对扩建、改建项目，简述目前工程规模及建设方案。1.3 设计水平年 项目计划 年开工建设， 年投产。本工程设计水平年为 年，远景水平年为 年。1.4 主要设计原则1.4.1 参照电网规划情况，说明项目是否位于规划项目库内；1.4.2 参照的各类技术标准，如35110kV变电站设计规范（GB50059-2011）、城市电力网规划设计导则、国家电网公司输变电工程典型设计110（66）kV变电站分册等；1.4.3 各专业主要设计原则。如满足城市电力网规划设计导则的要求，符合规划，变电站设计形式，满足电网运行要求等；1.4.4 采用新技术及标准化通用设

8、计情况。1.5 设计范围1.5.1 说明本设计所包含的内容及范围；1.5.2 对有外部协作的项目，说明设计分工和责任单位；1.5.3 对扩建、改建的项目应说明原有工程与本期工程的衔接。2 电力系统一次2.1 电力系统概况2.1.1 电力系统概况 1）说明工程所在地区行政区划、自然情况、电网结构、电网规模等； 2）说明工程所在地区电源现状、电源分布、发供电量等； 3）说明工程所在地区负荷特点、电力流向、与周边电网联系等。2.1.2 工程所在地区电网概况以及存在的主要问题论述工程所在地区自然及电力系统概况外，还从以下几个方面论述：1） 现有电网内否满足现有负荷需要，能够适应负荷发展增长，能够适应大

9、规模电源送出。2） 现有电网的供电可靠性能够满足要求。3） 现有电网结构和设备是否需要更新、改造。2.1.3 对于联网项目，应结合效益分析及两侧电力平衡结果，分析联网的必要性及联网规模，说明本工程的合理投产时机，并结合联网规模进行方案比较。2.2 电力负荷预测2.2.1 简述本工程所在供电区及所在旗县情况概括，包括地理位置、面积、人口、行政区划、温度、降水、自然条件、交通条件以及国民经济和社会发展情况等。2.2.2 所在区域经济社会发展规划简述该工程所在盟市、旗县区经济社会中长期发展规划情况。2.2.3 本工程功能分区及功能定位 详述本工程在电网中的地位和作用，注重叙述解决的问题和预计取得的成

10、效。2.2.4 供电区供电负荷预测2.2.4.1 阐述工程所在供电区和所在旗县历年（）电力负荷情况。分地区，分变电站列出，一般应列出工程实施前10年左右的符合发展情况。电网供电量和最大供电负荷历史统计表 单位：年、亿千瓦时、MW年份20002005200620072008200920102011供电量年均增长率年份20002005200620072008200920102011最大供电负荷年均增长率地区各110（66）kV变电站负荷预测表 单位： MW序号变电站名称2011年实际2012年2013年2014年2015年2020年123456合计同时率综合最大负荷2.2.4.2 阐述工程所在供电

11、区和所在旗县负荷预测结果（目前、投产年、达产年、远景年），要分项目说明（重点项目要有政府部门文字材料）。地区全社会用电量和需发电负荷预测表 单位：亿千瓦时、MW项目方案目前投产年达产年远景年（2015）远景年（2020）年均增长率用电负荷高中低2.2.4.3 阐述工程所在供电区电力流入、流出情况。地区电力流入流出情况表 单位：亿千瓦时、MW项目目前投产年达产年远景年（2015）远景年（2020）年均增长率电力流入（出）注：电力流入为正，流出为负；2.3 工程建设必要性该部分要重点论述，一般从以下几个方面说明：1） 电源送出需要；2） 满足用电需求；3） 保证供电可靠性；4） 优化网络结构；5）

12、 系统传输或功率交换；6） 节能降损方面；7） 其他方面。2.4 相关电网规划及储备情况 概述与本工程有关的同级及上一级电网规划情况。详述该项目是否位于规划项目储备库内，位在规划库内要详细说明原因，是否与规划时间吻合，不吻合的说明原因。2.5 工程建设方案及计算分析2.5.1 工程供电范围根据工程所在地区电网现状、电网规划、负荷分布、存在问题等因素，确定本工程供电性质以及合理供电范围。2.5.2 站址选择描述推荐站址基本情况（一般应该有两个以上比选方案），附站址现场照片，说明各方案的优劣。2.5.3 接入系统方案2.5.3.1 根据电网规划、网络特点、负荷发展、断面能力等情况，提出不少于两种接

13、入系统方案（每个方案均可行），唯一方案的说明理由。并辅以各方案本期及远期联网方案图， 2.5.3.2 下级电压整理及负荷转移方案 根据电网规划、原有网络特点、负荷分布、负荷重要性等情况，提出不少于两种可行的电压整理和负荷转移方案。2.5.3.3 方案技术比较 从接入系统方式、工程量、网架构成、施工难度、实施效果等方面论述各比选方案的优劣。2.5.3.4 方案经济比较从工程本体造价、年运行费用、其他补偿等各方面论述比选方案优劣。2.5.4 主要设备选择2.5.4.1电压等级和主变容量选择确定变压器各侧电压等级，单台主变容量，本期容量和终期容量，必要时可作多方案分析比选。110（66）变电站主变选

14、择方案 单位：MVA、MW方案一方案二方案三年 份投产年20152020投产年20152020投产年20152020主变容量最大负荷容载比通过对比主变负荷率，结合通用设备选择标准，选择合理的变压器容量，2.5.4.2 线路型式及导线截面选择 根据正常运行方式，N-1运行方式的最大输送容量、考虑电网发展确定线路型式及导线截面。2.5.5 电气计算分析2.5.5.1 潮流计算分析 按设计水平年，对适宜的负荷时段对各方案进行潮流计算分析，校核各方案正常、”N-1”情况下潮流分布的合理性，提供各方案潮流图。2.5.6 经济比较及方案选择对各个方案的技术、经济、计算结果进行综合比较（列表形式），提出推荐

15、方案。变电站接入系统方案经济比较表 单位：万元序号项目方案1方案21总投资1.1送电投资1.1.1新建线路1.1.2新建线路1.2变电投资1.2.1变扩建个110（66）kV出线间隔1.2.2变扩建个110（66）kV出线间隔总投资差值2年运行费2.1送电维护费2.2变电维护费2.3电能损失费年运行费差值3年费用年费用差值2.5.7 无功补偿对推荐方案针对设计水平年进行无功平衡计算，确定无功补偿的形式，容量。 无功电容器补偿计算电压情况表 单位：Mvar、kV运行方式电容(抗)器补偿容量（Mvar）110（66）kV母线（kV）35kV母线（kV）10kV母线（kV）大方式大方式小方式小方式2

16、.5.8 调压计算冬大方式调相调压计算结果表 单位：MW、kV主变抽头位置运行方式母线电压偏差母线电压偏差冬大方式冬小方式冬大方式冬小方式冬大方式冬小方式冬小方式调相调压计算结果表 单位：MW、kV主变抽头位置运行方式母线电压偏差母线电压偏差冬大方式冬小方式冬大方式冬小方式冬大方式冬小方式2.5.9 短路电流计算按设计水平年投运后5-10年的系统发展，对推荐方案进行三相、单相短路电流计算，选择新增断路器遮断容量，并对原有设备的适应性进行校核。（列表形式）。短路形式年份母线母线母线母线母线三相201320152020单相2013201520202.5.10 消弧装置进行电容电流计算，确定消弧装置

17、的型式、容量及安装地点。2.6 电气参数选择2.6.1 主变参数通过计算确定各电压等级主抽头电压水平、调压范围、容量比、短路水平等。2.6.2 无功补偿容量按照变电站规模，根据分层分压无功平衡结果，结合计算结果，提出远期和本期无功补偿容量需求。2.7 变电站电气主接线方式结合变电站接入系统方案及分期建设情况，提出系统对主接线的要求。本期安装台MVA主变，远期台；110（66）kV侧出线本期回，远期回；35（10）kV侧出线本期回，远期回。结合当地调度运行方式，本工程电气主接线选择如下：1）110（66）kV侧本期采用方式，远期采用接线方式；2）35kV侧本期采用接线方式，远期采用接线方式；3）

18、10kV侧本期采用接线方式。2.8 临时过渡方案2.8.1 列出工程临时过渡方案或倒负荷方案。2.8.2 列出工程临时过渡方案或倒负荷方案工程规模。2.9 电力系统一次结论和建议简要说明工程必要性、投产时间、推荐方案、工程规模和电气参数。分变电和线路工程说明。3 电力系统二次设计应根据保护、自动化、通信等新技术的发展，积极采用先进适用技术，并有效实现各应用系统的衔接与整合。 3.1 系统继电保护3.1.1 系统方案 描述系统一次推荐的系统方案。3.1.2 系统保护现状及存在的问题概述与本工程有关的系统继电保护现况，包括配置、通道使用情况、运行动作情况，并对存在的问题进行分析。 简述一次系统接入

19、方案；简述变电站电气主接线；详述所涉及线路的现况特点（新建线路、改扩建线路、“p”接等，同塔架设线路）；对于改扩建线路，详述相关线路保护现况，包括线路保护设备配置、保护通道使用、运行年限及运行状况、是否列入改造计划等。对系统保护存在的问题进行分析。3.1.3 保护配置方案分析一次系统对继电保护配置的特殊要求,确定系统继电保护配置原则。提出与本工程相关线路保护、母线保护、自动重合闸、故障录波器及专用故障测距等的配置方案。附系统保护配置方案图。3.1.3.1线路保护根据线路特点、电网运行要求、通信通道状况（光纤通道或载波通道等），提出线路保护配置原则和方案。（1）新建线路采用双重化配置完整、独立的

20、全线速动主保护和完整的后备保护，以分相电流差动保护为首选 。（2）对于p接形成的线路需要核实现况，原则上不超过4年的保护采用对接方案，否则采用保护设备搬迁方案。（3）每回线路的2套线路保护采用不同路由的通信通道传输保护信号。（4）如线路对侧为智能化厂站，尤其是采用电子式互感器时，本侧线路纵联保护应支持一端为电子式电流互感器，另一端为常规电流互感器的配置形式。（5）根据电气主接线确定线路重合闸的配置方案。双母线、内桥型接线形式的重合闸装置考虑随线路保护配置(角型接线、外桥型等接线形式的重合闸装置考虑随断路器保护配置)。3.1.3.2 与线路相关的断路器保护（1） 每组线路断路器配置1套断路器保护

21、辅助装置。断路器保护辅助装置宜与线路保护合并组屏(2面屏)。（2） 断路器保护辅助装置包括操作箱、母线电压切换装置。3.1.3.3母线保护 （1）新建变电站配置2套含失灵保护功能的母线差动保护。（2）扩建变电站对现有母线保护是否满足扩建后运行要求进行评价，包括母线保护的备用元件数量、保护原理、设备投产及运行状况、工程扩建引起主接线变动等因素。如果现有母线保护满足扩建后运行要求，则考虑继续使用；如果现有母线保护不能满足扩建后运行要求，则考虑更换。3.1.2.4 110（66）分段、母联、旁路断路器保护（1） 对于新增分段、母联断路器，提出相应断路器保护的配置方案。（2） 对于现有分段、母联、旁路

22、断路器保护，简述相关保护等配置现况、是否列入改造计划等，如果现有保护满足扩建后运行要求，则考虑继续使用，否则更换。（3） 旁路断路器或兼作旁路的母联（分段）断路器上，应装设可代替线路保护的保护装置。旁路断路器代替线路断路器运行期间，应将该线路的1套纵联保护切换到旁路断路器上。3.1.2.5 110（66）kV故障录波器（1） 对于新建变电站，根据规模配置线路故障录波器屏。每面故障录波器屏的交流模拟输入为48路或者64路、开关量输入为96路或者128路。（2） 对于扩建变电站，应简述录波器配置现况、运行年限及运行状况、是否列入改造计划等，如果现有录波设备满足扩建后运行要求，则考虑继续使用；如果现

23、有录波设备不能满足扩建后运行要求，则考虑新增及更换。3.1.2.6 110（66）kV线路故障测距对于距离较长（80km及以上）以及巡线条件不好，易发生故障的中长线路，考虑配置线路故障测距。对于线路对侧已配置行波故障测距装置的，本侧厂站端应配置与对侧同厂家型号的故障测距装置，以实现双端测距。每套故障测距装置应能监视8回线路。对于扩建厂站端已配置故障测距装置的，应根据装置运行情况考虑是否新增或扩容。3.1.3 保护及故障信息管理系统子站概述与本工程相关的电网保护及故障信息管理系统配置情况，按照国网继电保护故障信息处理系统技术规范确定子站配置原则。 3.1.4 相角测量装置 根据相关电网实时动态测

24、量系统总体建设要求，分析本工程配置相角测量装置的必要性，提出配置方案、采集信息内容。3.1.5 对通信通道的技术要求提出保护对通信通道的技术要求，包括传输时延、带宽、接口方式等。 3.1.6 对相关专业的技术要求。提出对电流互感器、直流电源等的技术要求。 3.2 调度自动化3.2.1 现状及存在的问题概述与本工程有关的调度端能量管理系统、调度数据网等现状及存在的问题。结合本工程建设，如需完善和改造的相关调度端系统，应提出专题报告，并说明项目建设的必要性、可行性，提出建设方案。3.2.2 调度组织关系说明工程所在地区调度关系以及本工程建成后变电站相关信息远传方式。3.2.3 远动系统根据调度关系

25、，提出远动系统配置方案，明确技术要求（采用规约）及远动信息采集和传输要求。3.3.2.1 根据当地电网现行的调度组织原则，110（66）kV及以上等级变电站原则为省调直调，信息直送省调、地调、运维站。说明通道要求（具备1路2M专线，1路2M调度数据网或其他方式）。3.2.3.2变电站上传省调的信息包括遥测量：变电站总功（有功、无功），线路及主变有功、无功，母联电流，母线电压及频率，有载可调变压器分接头档位，电容电抗器无功。遥信量：变电站事故总信号，开关及刀闸位置信号。3.2.3.3上传地调（集控中心）的信息包括（1） 地调a) 遥测量b) 遥信量c) 遥控量d) 电量（2） 集控中心a) 遥测

26、量b）遥信量c）遥控量3.2.4 变电站调度自动化子站包括远动信息、远动信息传输和通信规约、远动话范围（包括扩建部分）、远动装置配置等。还应包括对端自动化设备配置情况。3.2.5 工程所在区域地调自动化主机系统核实工程所在区域地调自动化主机系统是否满足调度自动化要求。3.2.6 电费计量系统简述与本工程相关的电能量计费系统现状及存在问题。3.2.6.1 关口点设置根据各相关电能量相关计量要求，结合本地区实际，提出计费、考核关口计量点配置原则，明确关口电能计量装置（主要包括：计量用CT、PT、电能表、专用计量屏柜等）精度要求。3.2.6.2 电能量计量远方终端配置说明接入变电站已配置了电能计量采

27、集终端配置情况，可否满足本工程的接入要求，如不满足提出电能计量采集终端配置要求。3.2.6.3 电能计量信息的传输电能量计量远方终端装置数据采集方式，通信规约。3.2.7 调度数据网接入（包括对端扩建工程）根据相关调度端调度数据通信网络总体方案要求，分析本工程在网络中的作用和地位，提出本工程调度数据通信网络接入设备配置要求、网络接入方案和通道配置要求。要求2M通信通道，通过2个不同路由接入调度数据网骨干节点，接入交换机、路由器要求双套配置。 3.2.8 二次系统安全防护（包括对端扩建工程） 提出二次系统安全防护分区方案及设备和软件配置要求。3.2.9 调度端增容 为接收本期工程远动信息，相应的

28、调度机构需增加的硬件设备、增容、设备升级情况，费用计列情况。3.3 系统通信3.3.1 系统联网概况概述与本工程相关的通信传输网络、调度程控交换网、综合数据网等的现况及存在的问题，与本工程相关的已立项或在建通信项目情况等。注：以下部分是对新建输变电工程的要求，如改、扩建输变电工程视实际情况论述。3.3.2 调度关系明确该变电站调度组织关系。根据各相关的电网通信规划，分析风电场在通信各网络中的地位和作用，分析各业务应用系统（包括保护、安全自动装置、调度自动化、电量计费）对通道数量和技术的要求。3.3.3 现状及存在的问题概述与本工程有关的通信传输网络、综合数据网等现状和存在的问题。附光缆现状图、

29、网络拓扑图、3.3.4 通道需求分析 根据相关通信规划，分析通道需求。3.3.5 系统通信方案根据通道需求，提出本工程系统通信建设方案，包括光缆建设方案、光通信电路建设方案、组网方案、载波通道建设方案、微波通道建设方案等。 根据工程实际情况，设计应提出1个及以上可行方案，如存在多个可行方案则需进行相应的技术经济比较，提出推荐方案。 当需建设的光纤、微波通信方案需建设中继站或规模较大时，必要时提出专题研究报告，并说明项目建设的必要性、可行性，提出项目建设方案和投资方案。3.3.5.1一次接入系统方案简要描述一次接入系统方案。3.3.5.2光缆建设方案描述本工程光缆建设方案。优先采用OPGW光缆，

30、视线路情况等因素可选择ADSS光缆。光缆芯数宜为2448芯，局部重要线路可采用4872芯。（如光缆芯数超过24芯或采用ADSS光缆，需说明必要性）3.3.5.3传输网建设方案提出本工程在传输网中的组网方式及传输设备功能要求和配置方案（包括调度端和对端增加的设备及板件）。提出本工程配线部分建设方案（包括对端增加的配线单元）。3.3.5.4调度、行政交换设备建设方案提出本工程在调度交换网络中的组网方式，描述调度交换机的功能要求和配置方案（包括调度端和对端增加的设备及板件）。提出本工程公网电话配置方案。无人值班的110kV变电站应配置2个IP远端调度台，2部IP电话（行政用）；特殊情况需说明必要性。

31、新建变电站均应配置1部公网电话。3.3.5.5临时过渡方案当本工程如光缆或设备中断将影响国、网、省三级通信电路时，需提出临时过渡方案，并依据过渡方案在本工程中计列相应费用。3.3.5.6其他其他需要描述的部分。3.3.6 通道组织按通信推荐方案组织本工程新增通信通道，附通信通道组织图。3.3.7通信设备配置方案从光传输设备配置、PCM接入设备、配线系统等方面考虑配置3.3.8 站内通信综合考虑调度和行政电话、通信电源、市话通信进行配置。3.3.9 综合数据网 提出本工程综合数据网络设备配置要求、网络接入方案和通道配置要求。3.4 安全自动装置叙述与本工程有关的安全稳定装置配置情况以及存在的问题

32、，根据系统安全稳定控制要求开展安全稳定专题研究，根据研究结论配置安全稳定控制装置。以稳定计算为基础，提出安全稳定控制措施和装置配置，估算投资估算。3.5 电气二次部分结论及建议从继电保护、调度自动化、电能计量、数据网及安全防护、系统通信几方面进行总结，并提出响应的建议，4 变电站站址选择4.1 站址选择概况包括位置、地理状况、土地使用情况、矿产情况、文物、军事设施、进站道路新建和改建情况、城市管网以及拆迁赔偿等影响因素，一般应有两个以上比选站址。（附站址近期照片）4.2 出线条件按工程近远期出现规模，结合当地政府总体规划，综合考虑各电压目前及今后一段时间电网规划情况，合理布置出线走廊，确定出线

33、方式。4.3 水文气象条件收集该地区百年一遇水位和气象观测站气象资料，提出水文、气象特征值。4.4 工程地质条件 包括水文地质条件、地下水埋藏条件、水源、水质、水量情况，以及地质构造、地形地貌、土石方、进站道路和交通运输情况等。4.5 水文地质及水源条件 站址可见地下水情况，水质对设备的影响，以及施工供水水源情况。4.6 土石方情况 提出站区土石方工程量以及土源、运距。4.7 进站道路及交通运输 进站道路引接方案，新建进站道路长度、改造工程量。提出大件运输数量和尺寸要求，提出可行的运输方案，列出大件运输措施费。（附拟建进站道路照片）4.8 站用电源 说明站用电源接引方式及工程量，画出电源接引方案图。4.9 站址环境 主要指站址区域环境、污秽等级、通信干扰、施工条件等。4.10 经济技术比较 站址方案技术条件比较表站址一站址二线路走廊地理位置地形地貌