110kv 工业区变电站集控站新建工程可行性研究报告.docx

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110kv工业区变电站集控站新建工程可行性研究报告

110kV工业区变电站（集控站）新建工程

可行性研究报告

XXXX电力工程设计有限公司

设计证编号：

1工程概述

1.1设计依据

a）XXXX电力有限责任公司下达的设计委托书。

b）XX供电公司编制的《蒙东XX地区电网规划报告》、《2009年度XX电网运行方式》。

1.2工程概况

工业园区位于XX市XX公路125公里处两侧，规划面积大概8平方公里，充分利用XX市天然、无污染的生态环境，加快构筑集种养殖、加工、回收利用于一体的有机产业循环链，继续扩大雀巢、春蕾等龙头企业规模，完成雀巢二期日处理鲜奶800吨乳品生产线和春蕾麦芽二期工程。

积极引进和培育肉类、饲料和野生浆果等加工企业，拓展绿色产业领域。

加快开展绿色有机农产品品牌的申报认证工作，提升企业及产品外在形象，扩大企业及产品的知名度，形成相当规模并具有地方特色的优势产业和名牌产品。

到2015年，乳业加工能力达到日处理鲜奶1500吨，麦芽生产能力达到16万吨，肉类加工1万吨，野生浆果3万吨的年生产加工规模。

为了解决工业园区的用电问题及附近各变电站的调度监控工作，故在工业园区建一座110kV工业区变电站。

工业区变电站本期安装规模：

安装1台31.5MVA变压器。

110kV侧远期出线6回，本期4回，均采用架空由变电站西侧出线；35kV侧远期出线6回，本期3回，均采用架空由变电站南侧出线；10kV侧远期出线16回，本期8回，均采用电缆由变电站东侧引出后上架空出线。

1.3设计水平年

工程设计水平年2011年，远景水平年2020年。

1.4研究范围

a）110kV接入系统方案；

b）变电站本体部分（电气和土建）设计方案；

c）系统通信设计方案；

d）110kV线路设计方案；

e）集控中心设计方案；

f）接入系统方案引起新增相关变电设备；

g）上述全部工程的投资估算。

2电力系统一次

2.1电力系统概况

2.1.1XX经济发展

进入“十五”以来，XX市提出“加速工业发展，推进工业化进程”，确立了工业在市域经济发展中的核心与主导地位，以资源、区位及存量资本优势为纽带，以招商引资为手段，集中力量策划并实施了一大批重大工业发展项目，尤其是在构建和打造能源重化工产业基地上，一批投资规模大、具有突出产业优势和带动效应的石油开发、煤炭开发、煤电组合项目实现综合启动。

工业发展项目的开工数量从“十五”初期2001年的38个达到2005年的218个，增长4.7倍，工业固定资产投资水平也从2001年的3.5亿达到2005年78.76亿元，增长22.5倍，“十五”期内累计开工423个工业发展项目，投资完成195.1亿元。

海拉尔盆地大庆石油开发、蒙西水泥扩建、联发木材加工、玖龙兴安纸业扩建以及甲乌拉等有色金属矿业开发项目相继启动并完工投产，伊敏二期扩建、深能源扎赉诺尔电厂以及大雁40万吨甲醇项目等重大项目在建启动，为“十一五”工业的快速可持续发展奠定了坚实基础。

2006年XX市实现了“十一五”的良好开局，全市地区生产总值完成395.06亿元，继续保持了两位数的高位增长，增速达到18%。

人均地区生产总值完成14621元，增长18%。

固定资产投资完成180.05亿元，增长2.8%。

财政总收入完成49.86亿元，增长39.59%，其中地方财政收入完成29.1亿元，增长30.89%。

城镇居民人均可支配收入完成9051元，增长10%。

农牧民人均纯收入达到3608元，增长12.7%。

社会消费品零售总额达到126.45亿元，增长16.9%。

旅游业已成为新的经济增长点，总收入完成53.8亿元，增长16.7%。

工业经济质量效益同步提高。

全市规模以上工业增加值完成84.89亿元，增长30.2%。

实施工业重点项目86个，完成工业固定资产投资89.44亿元，规模以上企业实现利润28.5亿元，增长106.2%。

2007年XX全市生产总值完成500.01亿元，按可比价计算增长16.5%。

其中，第一产业增加值完成118.34亿元，增长4.9%；第二产业增加值完成167.22亿元，增长19.7%，其中：

全部工业增加值完成138.71亿元，增长20.2%。

建筑业增加值完成28.51亿元，增长17.8%；第三产业增加值完成214.45亿元，增长20.7%。

三次产业结构由上年的24.6：

32.2：

43.2调整为23.7:

33.4：

42.9，人均GDP为18501元，增长16.4%。

2008年，XX市经济呈现快速健康发展的良好态势。

全市生产总值达到632.66亿元，按可比价计算增长15.0%。

其中，第一产业增加值完成144.01亿元，增长8.9%；第二产业增加值完成230.45亿元，增长19.6%，其中：

全部工业增加值完成194.64亿元，增长21.0%。

建筑业增加值完成35.81亿元，增长13.6%；第三产业增加值完成258.20亿元，增长14.8%。

三次产业结构由上年的23.7:

33.4：

42.9调整优化为22.8：

36.4：

40.8，人均GDP为23413元，增长15.0%。

2.1.2XX电网现状

根据XX地区电网结构、地区供电网络分布及各地区相对地理位置将XX地区电网分为如下7个供电区域：

扎满地区（包括扎赉诺尔、满洲里、东旗等地区）、海拉尔地区（包括海拉尔、陈旗、鄂温克旗等地区）、伊敏地区（包括伊敏、东旗等地区）、根河地区（包括根河、拉布达林等地区）、牙克石地区（包括牙克石市）、扎兰屯地区（包括扎兰屯、阿荣旗等地区）和莫旗地区（包括莫旗、鄂伦春等地区）。

截至2008年底，XX地区共有220kV变电站10座，220kV网络现已形成西起满洲里，东至尼尔基的链式单回路供电网络，所有变电站均为单主变，共10台主变压器，均为有载调压，变电总容量1053MVA。

分别为：

满洲里变（1×120MVA）、呼伦变（1×120MVA）、友好变（1×120MVA）、海东变（1×120MVA）、宝日希勒变（1×120MVA）、伊敏变（1×90MVA）、牙克石西郊变（1×90MVA）、扎兰屯西郊变（1×90MVA）、莫力达瓦变（1×120MVA）以及金矿变（1×63MVA），XX电网220kV线路10条，线路总长932.036km。

XX电网现有110kV变电站29座，110kV主变47台，变电容量1159MVA，110kV线路51条，线路总长1986.287km。

现有66kV变电站24座，66kV主变24台，总容量47.72MVA，66kV线路8条，线路总长614km主要集中在根河电网，均建于上世纪六七十年代。

通过XX电网规划可知，根据目前XX地区电网各级电压在系统中的比例及作用，考虑加强地区220kV网络的发展，使地区220kV网络向地区边远地带延伸，从而通过220、110、35（10）kV电压等级向地区负荷供电，逐步取消地区66kV电网的组成。

XX地区电网现状示意图详见图2.1.2所示。

2.1.3电网存在的主要问题

目前XX电网较多老旧设备仍在网运行，依然存在着技术装备水平低、设备故障率高、抵御恶劣天气能力差等诸多问题。

虽然近几年都在逐步加大电网的改造力度，但由于历史欠账较多，仍有部分高耗能、无载变压器、油断路器、老旧隔离开关在运行，调整电压困难，地区电网110kV及中低压配网架空线路绝缘老化问题严重，110kV网架结构比较薄弱，设备健康水平与国家电网公司所辖其他地区相比存在较大差距。

2.1.4XX电网发展规划

根据蒙东主网架结构规划，到“十二五”末期，各盟市基本形成以500kV主干网为支撑、220kV分层分区运行的主网架结构。

各电压等级容量比例协调、充裕，网架坚强、设备先进，有足够的电压调整手段，自动化程度高、调度灵活，运行安全可靠、经济技术指标先进，基本满足各种用户对电能质量的要求。

根据XX电网规划原则，“十二五”期间加强地区220kV网络的发展，使地区220kV网络向地区边远地带延伸，从而通过220、110、10kV电压等级向地区负荷供电，逐步取消地区66kV与35kV电网的组成。

拉布达林地区位于XX中北部偏远地区，该地区目前通过110kV供电，该地区拥有拉布达林电厂（15MW）。

2011～2012年，该地区新建220kV拉布达林变（1×120MVA）。

2011年，计划在XX市新建110kV工业区变电站，以满足该市经济发展的供电需求，XX市规划的8平方公里的工业园区2011年计划新增负荷为16MW，待项目全部竣工投产，远期负荷可达到50MW。

110kV工业区变本期出4回线，其中1回110kV线路接入待建220kV拉不大林变电站，1回接入待建110kV工业区变电，2回110kV线路接入110kV根河变电站。

2020年以前，扩建拉布达林主变（1×120MVA），同时考虑随着220kV网络向该供电区域的不断延伸，地区电网小机组将逐步退役。

XX地区2015年电网地理位置示意图详见图2.1.3所示。

2.2.3负荷预测

XX市已在海-拉公路约125公里处规划面积约8平方公里的工业园区，用电负荷将持续增加。

工业园区将继续扩大雀巢、春蕾等龙头企业规模，完成雀巢二期日处理鲜奶800吨乳品生产线和春蕾麦芽二期工程。

积极引进和培育肉类、饲料和野生浆果等加工企业，拓展绿色产业领域。

另外将建设上库力大西山煤矿和上库力铁矿，远期用电负荷将达到50000kW，2011~2012将开始建设，用电负荷将逐步增加。

本站最终申请总报装容量为2X31.5MVA，本期上1台主变。

该区域的分年度负荷预测如下表所示：

表2-2单位：

MW

年份

2011年

2012年

2015年

2020年

负荷预测

12

16

40

50

2.2工程建设必要性

2.2.1满足工业园区新增负荷和原有负荷的用电需求，提高该地区供电可靠性，同时减轻周边供电站的供电压力。

2.2.2110kV工业区变电站建设成为一座集控站，对XX市的其它变电站起到调度、监控的作用，缓解了本市及本地区调度的工作量，对周边变电站的安全运行将起到极大的作用。

2.2.3加强XX的电力基础建设，改善投资环境，推动经济发展。

2.2.4改善该地区10kV配网结构，缩短供电距离，降低损耗，提高供电质量和供电可靠性。

2.3接入系统方案

根据XX地区电网现状、XX地区电网现状、地理位置以及近期该地区电网建设项目综合考虑，本期本站出2回110kV线路，采用同塔双回接入待建220kV拉不大林变电站。

2.4电气计算

2.4.1短路电流计算

按2011年XX地区系统规划，110kV工业区变电站电源侧220kV拉不大林变电站110kV母线上的三相短路电流为9.7kA，单相短路电流为9.0kA，由此计算出110kV工业区变电站短路电流计算结果如下：

表2-3

短路位置

主变110kV侧

35kV母线侧

10kV母线侧

两台主变分列运行

两台主变分列运行

系统运行方式

最大

最大

最大

短路容量S”（MVA）

1515.80

298.64

198.60

短路电流有效值I”（kA）

7.61

4.66

10.92

短路冲击电流峰值ich（kA）

19.41

11.88

27.85

工业区变110kV侧断路器额定开断短路电流按31.5千安选择。

2.5无功补偿计算

根据《电力系统电压和无功电力技术导则》（SD325-89）中的内容，无功补偿容量宜按主变容量的10~30％选择，本期安装2组4008kvar的无功补偿装置。

2.5.1电容电流计算

35kV侧：

根据变电站消弧线圈采用过补偿要求，35kV消弧线圈补偿设备安装在110kV变电站内主变压器35kV中性点侧的。

根据110kV工业区变电站35kV出线方案规划，本期出线2回，远期出线6回，本期架空线路总长约60km，远期架空线总长约120km，消弧线圈按远期规模配置。

具体计算如下：

（1）35kV架空线的单相接地电容电流：

Ic＝3.3×Ue×L×10-3（A）

（3）计算结果：

计入变电站配电装置电容电流再增加13％。

Ic＝3.3×35×120×113％×10-3＝15.662（A）

（4）消弧线圈的选择

电网中装设消弧线圈后发生单相接地故障，由于消弧线圈的消弧效果，线路可在2小时内带接地故障运行。

消弧线圈的容量应考虑到电网5年的发展，并按过补偿进行计算，计算公式如下：

Sx=1.35×Ic×Ub（kVA）

式中：

Ic—电网接地电流（A），Ub—电网相电压（kV）。

Sx＝1.35×Ic×Ub＝1.35×15.662×35/1.732＝427.27（KVA）

因此，本期110kV工业区变需要安装1台550kVA消弧线圈。

10kV侧：

变电站10kV侧配出线全部采用电缆转架空出线，本期出线4回，远期8回，电容电流很小，因此本站不考虑安装10kV消弧线圈。

2.6主变压器选择

根据电力负荷预测，莫尔道嘎林业局地区2011年新增负荷将达到12MW，2012年负荷将达到16MW，到2015年负荷将达到40MW，本期变电站安装1台31.5MVA变压器。

2.7电气主接线

110kV工业区变电站为系统集控变电站，根据规程规范要求，为便于系统接线，变电站检修维护，提高变电站运行可靠性，110kV本期采用单母线接线方式，终期采用单母线分段接线；35本期采用单母线接线，终期采用单母线分段接线；10kV本期采用单母线接线，终期采用单母线分段接线。

2.8电力系统一次及结论与建议

2.8.1变电站工程

新建110kV工业区变按照集控变电站设计。

本期建设规模：

1台31.5MVA有载调压变压器。

110kV采用单母线接线，架空进线4回；35kV采用单母线接线，出线3回；10kV采用单母线接线，出线8回，2组4008kvar分组投切电容器。

远期建设规模：

2台31.5MVA变压器，110kV采用单母线分段接线，出线6回；35kV采用单母线分段接线，出线6回；10kV采用单母线分段接线，出线16回，安装4组4008kvar分组投切电容器。

2.8.2线路工程

本期将从110kV工业区变出2回架空线路，采用同塔双回线接入建设中的220kV待建拉不大林变电站，采用LGJ-300钢芯铝绞线，220kV拉不大林—110kV工业区变电站单回线路路径长度约3.5km。

3电力系统二次

3.1系统继电保护

3.1.1一次系统概况及规划

根据XX地区电网现状、XX地区电网现状、地理位置以及近期该地区电网建设项目综合考虑，本期本站出2回110kV线路，采用同塔双回接入待建220kV拉不大林变电站。

220kV拉不大林—110kV工业区变电站单回线路路径长度约3.5km。

3.1.2接入系统工程特点

本工程新建110kV工业区变电站，建成后为双侧电源的中转负荷集控变电站。

3.1.3系统保护现状

XX地区110kV电网系统保护现状：

系统保护配置为三段式相间和接地距离保护，四段零序方向过流保护构成的全套保护。

3.1.4系统保护配置

根据一次系统在“十二五”期间XX盟XX电网的规划方案，依据GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》及国网“反措”规定，

根据其110kV双侧电源线路保护配置原则，本工程新建110kV工业区变电站，系统保护采用微机距离保护装置。

3.1.4.1线路保护

110kV线路距离保护应具备由三段相间和接地距离保护、四段零序方向过流保护构成的全套保护。

保护装置应配有三相一次重合闸功能（自动检同期）、低频减载/解列功能，TV断线自动投入过流保护、TA断线、距离加速保护、过流加速、零序电流加速保护、振荡闭锁、过负荷告警功能。

3.1.4.2母线保护

110kV工业区变电站110kV侧本期为单母线接线，本期4回进出线，故本期配置母线保护1套。

3.2系统安全自动装置

根据一次系统在“十二五”期间XX盟XX电网的规划方案，按照联网系统暂态稳定计算结果，依据安全自动装置配置原则即在电力网中发生故障或出现异常运行时，为确保电网安全与稳定运行，起控制作用的自动装置。

3.2.1自动重合闸

在本工程中需要配置自动重合闸功能的安全自动装置，由于线路保护装置中已经具有该功能，因此自动重合闸装置不单独配置。

3.2.2频率和电压异常紧急控制

本工程中需要配置频率和电压异常紧急控制功能的安全自动装置，因此配置1套低频低压减载装置。

3.2.3故障记录及故障信息管理

为了分析电力系统事故和安全自动装置在事故过程中的动作情况，以及为迅速判定线路故障点的位置，本工程配置微机型故障录波器屏1面，用于对110kV进出线及主变高低压侧各种故障及装置动作情况的纪录分析，并能精确测控线路故障位置，故障录波器采用硬接点与监控装置连接。

本变电站配置故障测距装置一套，并和110kV拉布大林变电站、110kV根河变电站及110kV黑山头变电站故障测距装置配合使用。

以上系统保护的线路保护装置、公用保护装置与故障录波均采用独立CT卷，直流电源按套分开。

3.3调度自动化子站

3.3.1调度组织关系

XX电业局现设有XX中心调度处，简称呼盟中调（即XX地区调度），下设若干个集控站，辖区内变电站均有呼盟中调调度指挥，由所处区域集控站监控操作。

本工程新建110kV工业区变为呼盟中调下设的一个集控站，地处XX，应由呼盟中调调度指挥；同时，将对周边变电站进行监控操作。

调度通信和自动化信息应同时组织到上传呼盟中调及XX地调。

3.3.2调度系统现状

呼盟中调目前采用的是中国电科院研发CC-2000A调度自动化系统，呼盟地区现有的60多个厂、站自动化信息均传该系统，并根据地域划分，该系统下设多个集控站，现有厂站信息全部上传呼盟中调，由呼盟中调转发各个集控站，由各个集控站监控操作。

该系统因接入厂站较多，运行负荷较重，接口及存储容量不足。

XX地区目前没有集控站，计划将本项目即110kV工业区变电站新建工程建设成集控站，以满足XX地区变电站的监控。

本工程按照集控站满足本变电站接入要求考虑。

3.3.3远动系统

3.3.2.1远动化范围及内容

根据DL5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》和DL/T5130-1999《35kV-110kV无人值班变电站设计技术规程》规程规定及调度管理的需要，110kV工业区变应向呼盟中调和XX地调上传如下信息：

a、遥测量

·110kV线路有功功率、无功功率、有功电能、无功电能、电流

·主变压器高、中、低压侧有功功率、无功功率、有功电能、无功电能、电流

·35kV/10kV线路有功功率、无功功率、有功电能，电流

·110kV/35kV/10kV母线电压，频率

·10kV无功补偿的无功功率，无功电能，电流

·直流母线电压，站用电系统母线电压

·主变温度

b、遥信量

·所有断路器位置信号

·所有隔离开关位置信号

·所有接地开关位置信号

·站内所有手车位置信号

·断路器控制回路断线信号

·断路器操作机构故障信号

·线路保护、自动重合闸动作信号及装置异常信号

·电容器保护动作信号及装置异常信号

·主变保护动作信号及装置异常信号

·全站事故总信号

·主变分抽头位置

c、遥控（遥调）量

·所有断路器遥控

·所有隔离开关遥控

·主变有载调压开关遥控

d、遥视量

·变电站各个监控点的图像信息

3.3.2.2通信规约与远动通道

110kV工业区变电站远动信息传输方式采用网络和专线两种方式，两种方式互为备用。

110kV工业区变电站至呼盟中调和XX地调通道为：

a、自动化2M网络通道，通信规约采用DL-T634.5104-2002

b、自动化2M专线通道，通信规约采用DL-T634.5101-2002

具体远动通道组织见通信专业通道需求部分。

3.3.2.3调度自动化系统配置

110kV工业区变电站内配置当地1套计算机监控系统（详见变电站监控部分），远动功能并入该计算机监控系统，因此不再考虑单独配置RTU。

信息采集由监控系统数据采集单元完成，远动系统不单独设远动工作站，远动数据不经监控系统处理，直接送出向调度端传送远动信息。

配置2套远动通讯装置（互为备用），通过以太网接口将计算机监控系统的远动数据发送到调度数据网，该装置放置于远动屏。

3.4电量计费系统

呼盟中调现有的计费系统是XX集成的IES-E100系统，02年建设，设备配置较低，软件版本已经比较落后，根据相关计划，该系统将升级改造，升级改造后能达到满足呼盟地区全部厂站接入要求。

根据DL/T5002-2004《电能计量设计技术规程》和DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》规程规定，本站电量计费系统进行如下配置。

3.4.1电量计费关口点的设置

根据电量计费关口点的设置原则，本站上网电量计量点应设置110kV工业区变电站110kV线路出口处，配置关口表计4块，即三相四线制电子式多功能电能表，准确级为0.2S级，双RS485通讯接口，关口计量表单独组屏。

3.4.2站内计量表计配置

主变中低压侧配置三相三线制电子式多功能电能表，准确级为0.5S级，双RS485通讯接口。

35kV/10kV出线、电容器配置三相三线制电子式多功能电能表，准确级为0.5S级，双RS485通讯接口。

以上电能表组2面屏。

全站电度表的电量信息以RS485接口方式向电量采集器送信息。

3.4.3电量采集系统

为实现变电所内所有电能表数据的远传，变电所内需要配置一套电能采集装置，完成对本变电所内所有电能表电能量数据的采集，要求电能采集装置具有RS4856路以上（电表接入容量：

≥64块），以太网口2路，计量专线通道1条，电能量信息可分别接至调度和当地监控系统。

同时电能采集装置配置内置网卡，具备与县调主站的网络的通信能力（IEC61870-5-102）。

电能采集装置配置内置或外置MODEM，通过程控电话交换网（电力、公共）或专用通道，支持用不同的通信规约与不同厂商的主站系统通信。

电量采集设独立系统，采集全站电度表的电量信息以RS485接口方式向电量采集器送信息，电量采集装置以数据专网为传输通道，电话通道为辅助通道方式送至呼盟中调及XX地调。

要求在正常运行范围内的采样精度小于0.2%。

电量采集装置单独组屏安装。

3.4.4计量通道

110kV工业区变电站计量通道组织采用网络和自动拨号计量专线两种方式，两种方式互为备用。

a、电量采集装置至调度的通信通道利用电力系统电话网自动拨号方式建立，电量信息经由电力电话网自动拨号传送。

b、电能量至调度的通信通道采用1个2M网络专线通道传输。

3.5变电站接入调度主站引起增容

本工程为了保证110kV工业区变电站的新增远动信息送入呼盟中调和XX地调调度自动化系统，大屏幕系统，电量计量系统，需对呼盟中调和XX地调相应系统进行增容，所需费用列入本工程中。

3.6调度数据网接入方案

本工程调度数据网接入节点设在位于呼盟中调的调度数据网骨干网节点，工业区变通过2×2M宽带接入调度数据网骨干网节点。

变电站内计算机监控系统与调度中心之间的通信协议采用DL-T634.5104-2002；电能量计量系统与调度中心之间的通信协议采用IEC60870-5-102。

本工程110kV工业区变配置一套调度数据网接入设备，主要包括：

2台路由器、2台接入交换机及相应的网线等设备。

集控中心配置一套电力调度网核心设备，主要包括：

2台电力调度网核心路由器、2台综合信息网核心路由器、2台接入交换机及相应的网线等设备。

3.7二次系统安全防护

为实现信息共享，计算机监控系统、