110kV变电站新建工程初步设计说明书.doc

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1、 卷 册 检 索 号2014GSC-110吉安清江110kV变电站新建工程初 步 设 计总说明书吉安电力勘察设计所有限公司江西省住房和城乡建设厅统一证书编号A2360059392014年12月 吉安签署页批准：审核：校核：编写：目 录1 总的部分11.1 概述11.2 站址概况41.3 技术原则及存在问题71.4 主要技术经济指标142 电力系统162.1 电力系统概述162.2 建设规模213 电气部分253.1 电气主接线253.2 短路电流及主要设备选择263.3 绝缘配合及过电压保护283.4 电气总平面布置及配电装置323.5 站用电及照明343.6防雷接地363.6.1防直击雷36

2、3.6.2接地线和接地极的选用363.6.3接地373.6.4 接地模块383.7 电缆设施394 二次系统414.1 系统继电保护及安全自动装置414.2 系统调度自动化484.3 变电站自动化系统554.4 元件保护734.5 对相关专业的要求764.6 交直流一体化电源系统774.7 其它二次系统834.8 二次设备组柜及布置935 土建部分965.1 站区总布置与交通运输965.2 建筑1015.3 结构1065.4 给排水1135.5 采暖通风与空气调节1155.6 计算项目及其深度要求1186 消防部分1186.1 概述1186.2 消防措施1196.3 消防给水系统1217 环境

3、保护、水土保持和节能减排1217.1 环境保护1217.2 水土保持1237.3 节能减排综述1238 劳动安全卫生1268.1 概述1268.2 生产过程中可能发生的职业危害及采取的防治措施1269施工条件及大件设备运输方案1299.1 施工条件1299.2 大件设备运输方案13010 主要设备材料清册13011投资分析14911.1工程概况14911.2 编制原则和依据15011.3与典型方案比较15211.4初步设计与可研批复对比15411.5 概算表155附件1、清江110kV变电站设计采用通用设计方案对照表1附件2、清江110kV变电站设计两型一化落实对照表2附件3、清江110kV变

4、电站全寿命周期设计9附件4、清江110kV变电站电气应用国网通用设备表13附件5、110kV 清江变电站智能化方案情况表14附件6、支持性文件一览表16 1 总的部分1.1 概述1.1.1 工程设计的主要依据1.1.1.1 工程执行的相关的政策、法规和规章1. 国家电网公司有关全寿命周期管理的相关文件2. 国家电网公司“两型一化”变电站建设设计导则3. 国家电网基建2008603号关于印发国网公司输变电工程抗震设计要点的通知4. 国家电网公司基建2008964号关于进一步加强变电站电缆防火设计和建设工作的通知5. 国家电网公司十八项电网重大反事故措施、国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保

5、护专业重点实施要求6. 国家电网公司输变电工程典型设计方案110kV变电站分册7. 国家电网公司输变电工程通用设备典型规范8. 国家电网基建201158号国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定9. 国家电网科2010530号智能变电站继电保护技术规范10.国家电网科201112号协调统一基建类和生产类标准差异条款1.1.1.2 工程设计有关的规程、规范1.电力系统设计技术规程DL/T 5429-20092.电力系统安全稳定导则DL755-20013.继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-20064.电力系统调度自动化设计技术规程DL5003-20055.变电所总布置设计技术规程D

6、L/T5056-20076.35110kV高压配电装置设计规范GB/50060-20087.高压配电装置设计技术规程DL/T5352-20068.交流电气装置的过电压、保护和绝缘配合DL/T620-19979.交流电气装置的接地DL/T621-199710.导体和电器选择设计技术规定DL/T5222-200511.电力工程直流系统设计技术规程DL/T5044-200412.并联电容器装置设计规范GB50227-9513.变电所建筑结构技术规定NDGJ96-9214.火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-200615.电力工程电缆设计规范GB50217-200716.火力发电厂、变电所二

7、次接线设计技术规程DL/T5136-200117.电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5137-200118.智能变电站技术导则QGDW-383-201019. 110（66）kV220kV智能变电站设计规范QGDW393-201020.高压设备智能化技术导则QGDWZ410-201021.智能变电站继电保护技术规范QGDW441-20101.1.1.3 政府和上级有关部门批准、核准的文件1.赣电经研规审2014134号关于江西吉安清江等3项110kV输变电工程可行性研究报告的评审意见（国网江西省电力公司经济技术研究院）2.安福县人民政府等部门关于110kV变电站建设站址的确认函1.1.2

8、 工程建设规模和设计范围1.1.2.1 工程建设规模主变容量：远期350MVA（三卷变）本期150MVA（三卷变）110kV出线：远期出线4回，本期3回(至五里亭1回、社上水电站1回、瓜畲1回)，备用1回（洋溪1回）35kV出线：远期出线6回，本期3回（至武功山1回、泰山1回、章庄1回），备用3回（至洋溪1回、坳上1回、泰南1回）10kV出线：远期出线30回，本期6回10kV无功补偿：远期3（4800+3600）kVar本期1（4800+3600）kVar1.1.2.2 设计范围与分工负责变电站站区围墙以内的生产及辅助生产工艺和建筑设计。其中各级电压配电装置设计到对外引出线悬挂点（不包括进线档

9、绝缘子串及导线金具，但包括直接的引下线及联接金具），电缆引出线设计到站内对外的引出线端子（但不包括引出电缆及终端盒）。站内外排水系统，站内给水系统。进站道路及进站道路中的桥涵洞。系统继电保护、通信及远动的站内部分。地质、测量、水文气象。外接站用电源围墙内部分。工程概算部分。列入概算投资，但不包括在本公司设计范围的项目：1）站外市话联络通信及线路设计。2）给水设施站外部分。3）站外系统线路扩建或改造工程。4）外接站用电源围墙外部分。本期工程按最终规模征地。土建按最终规模建设，部分设备基础按本期规模建设；电气部分按本期规模建设。1.2 站址概况1.2.1 站址自然条件(1) 拟建站址位于江西省安福

10、县泰山乡文家村长冲组（属武功山风景区内）。(2) 拟建场地原始地貌为平原地带，场地勘察时其标高为297.19304.68m，相对高差在7.59米左右。站址土地使用权属武功山管委会，属于荒地，无拆迁，排水条件好，靠近10kV负荷中心。地下无可开采矿床。拟建站址区均无军事设施，无古文物、化石群、遗址等有历史文化价值的现象；无通信电台、飞机场、导航台、风景旅游区和各类保护区等对变电站的影响。(3) 进站道路接至武功山风景区的公文公路。1.2.2 环境影响评价结论场地周围无大的工矿企业和大的污染源，工业废气和粉尘排放量低于主市区，环境质量较好。站址在规划内，与乡镇规划、道路规划无矛盾，符合建站条件。1

11、.2.3 进出线走廊条件站址周围视野开阔，无建筑物及构筑物阻挡，出线走廊较开阔。变电站从五里亭-社上水电站接入清江变电站，单回路0.6km，双回路14km。110kV配电装置布置于站区的东南侧，向东南出线； 35kV室内配电装置布置于站区的西南侧，向西南出线；10kV室内配电装置布置于站区的西北侧，向西北出线，充分考虑安福县用地状况和周边环境对变电站的建设要求，充分考虑出线和扩建的可能性，远近结合。110kV出线本期3回，远期4回；35kV出线本期3回，远期6回；10kV出线本期6回，远期30回。1.2.4 征地拆迁及设施移改的内容（1）拟建场地为建设用地，原始地貌为丘陵低山地带的荒山，长有树

12、木和杂草，为武功山管理局所有，征地面积为8.1亩。（2）需要改道一条10kV线路和1条400V线路。（3）需砍伐林木，砍伐树木数量及品种，以实际现场清点数为准。（4）无其他特殊障碍物需要处理。1.2.5 工程地质、水文地质和水文气象条件1.2.5.1 工程地质和水文地质水的腐蚀性评价勘察场地地下水赋存于存在石灰岩的裂隙水，该层初见水位在3.80-5.00米之间，勘察时测得稳定地下水位埋深6.50-8.40米左右，水位标高在117.30米至120.13米之间，地下水位年变幅13m。本次在ZK6及zk20孔取2组水样，据水质分析报告结果表明：地下水对混凝土结构及钢筋混凝土结构微腐蚀作用，根据腐蚀性

13、情况，不用对建筑材料采取相应的防护措施。土的腐蚀性评价本次勘察采集ZK3、ZK17钻孔土的腐蚀性分析样品，根据实验测试结果，结合岩土工程勘察规范（GB50021-2001）（2009年版）可判定：场地土壤对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土具有微腐蚀性。根据腐蚀性情况，不用对建筑材料采取相应的防护措施。1.2.5.2 工程地质耕表土（Q4pl）软至可塑状，压缩性高，承载力较低，不能满足本工程的设计要求，不可作基础持力层。施工时应清除。粉质黏土（Q4dl）可塑状，层厚度4.607.00m，层面标高为124.93米-121.10米。实测标贯锤击数67击，承载力特征值fak=160Kpa，宜作为本

14、工程设计的一般建筑物基础持力层，可作选作基础持力层。中风化石灰岩（C2）属软岩，承载力高，厚度大。承载力特征值fak=1600Kpa，层面标高为120.33米-114.20米，宜作为拟建工程设计的一般建筑物桩基础持力层。1.2.5.2 水文气象条件水文部分根据现场踏勘，清江村站址位置及站址自然高程在百年一遇洪水位之上，不受内涝及洪水的影响。 站区排水考虑向站区南面及西面道路排水沟排水，站区标高高于该道路标高，有利于排水。气象资料历年平均气温 15历年最高气温 40历年最低气温 -10历年最大年降水 2464mm历年最小年降水 1332mm历年平均降水 1759mm历年平均风速 2.0 m/s历

15、年最大风速 15 m/s1.3 技术原则及存在问题 1.3.1 主要技术原则及方案本工程贯彻国网公司“三通一标”、“两型一化”、“智能变电站”设计导则精神，强化全寿命周期管理理念，合理应用电网建设新技术成果，并结合工程具体情况进行优化，确定主要设计原则为：1）清江0kV变电站按智能变电站设计。采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求， 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能。2）根据本站在电力系统中的地位、作用及其具体情况，选用有利于降低

16、全寿命运行周期成本的设备，以提高供电可靠性、尽量减少投运后的维修、维护工作。3）根据变电站的位置与电源点及各负荷点的相对关系，合理确定各级电压出线方向及间隔排序，使变电站与线路实现良好衔接；4）合理确定电气主接线、设备型式、配电装置型式并对变电站总体布局进行优化，以减少用地。5）本变电站按无人值班设计。本工程设计方案参照国家电网公司输变电工程典型设计-110kV变电站分册C-8方案。主要设计方案如表1.3.1。表1.3.1 清江110kV变电站设计方案概要项 目方 案 110kV电气主接线远期单母线分段接线本期单母线接线35kV电气主接线远期单母线分段接线本期单母线接线10kV电气主接线远期单

17、母线四分段接线本期单母线接线主变压器三相三绕组有载调压变压器110kV配电装置110kV采用AIS，户外布置，架空出线。35kV配电装置户内开关柜单列布置10kV配电装置户内开关柜双列布置。控制方式分层分布式计算机监控系统。继电保护装置集中布置于综合控制楼的继电器室无功补偿电容器户外布置，框架式电容器典设模块参考国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册C-8方案1.3.2 通用设计、通用设备、通用造价的应用本工程设计方案参照国家电网公司输变电工程典型设计-110kV变电站分册C-8方案（江西省电力公司实施方案），设备选型参照国家电网公司通用设备2011版；工程概算编制参照国家电网公司

18、输变电工程通用造价-110kV变电站分册。表1.3.2 110kV(66)kV变电站通用设计、通用设备成果应用表电压等级110/35/10kV工程概况主变台数及容量(MVA)1台，50 MVA出线规模(高/中/低)3回/3回/6回变电站类型智能化变电站配电装置类型A：GIS；B：HGIS；C：瓷柱式；D：罐式C：瓷柱式设计方案选择通用设计方案编号；A：直接采用通用设计方案；B：进出线规模调整；C：无功补偿配置调整A：直接采用通用设计方案C-8通用设备主变压器设备编号1TBA-50并联电容器装置设备编号AC-K4/ AC-K5110（66）kV断路器设备编号1QF-A-3150/40110（66

19、）kV避雷器设备编号1MOA-102/26635kV开关柜（断路器）设备编号BKG-1250/25-A10kV开关柜（断路器）设备编号 AKG-1250/31.5-A，AKG-3150/31.5-A1.3.3 新技术、新设备（材料）、新工艺的应用新技术：本工程按照国家电网公司新技术推广目录2012和2013版要求，采用以下新技术：1）无人值班变电站顺序控制设计技术； 根据无人值班变电站的管理模式、运行要求等特点，采用适用于调控一体化、调度和集控中心分开的不同管理模式下的无人值班变电站顺序控制设计技术。 采用面向对象、基于操作票的顺序控制技术，除典型操作票外，还可按需生成组合票，并进行模拟验证，

20、完成各类组合顺序控制。 对IEC61870-5-104国际远动通信规约的功能扩充，存票和判别在变电站侧自动完成，集控中心通过操作票选择、传送、验证、确认、执行、反馈等流程实现远方顺序控制，无需人工干预。 建立继电保护功能模型，实现保护运行状态实时显示、控制和管理，将保护测控等二次系统纳入顺序操作范围，建立一、二次设备对象间的动态拓扑，实现全面顺序控制。 此技术应用能充分发挥自动化系统的优势。顺序控制操作时间仅为常规操作方式的四分之一，极大的节省了时间，提高了操作效率。减少人为干预，提高可靠性，极大的降低误操作率。可以使值班员从复杂的操作任务中解脱出来。2）110kV智能终端、合并单元一体化装置

21、的应用； 依据智能变电站设备优化集成的要求，对变电站智能终端和合并单元采用集成一体化装置。 智能终端、合并单元一体化装置可以同时采集合并传统TV/TA、LPCT、电子式互感器（光纤通讯接口）的原始采样数据，发送符合IEC61850-9-1、IEC61850-9-2的采样值信息给间隔层装置。装置包括完全独立的多个100M光纤以太网，每个以太网具有独立的时钟同步通道，可采用IEEE1588、秒脉冲或IRIG-B对时方式。如果无对时信号接入，装置工作在失步状态，将根据自身的时钟输出采样值。 该装置具有开关量及其它一次设备在线监测量的采集和传输功能，响应间隔层装置的GOOSE跳合闸等命令。装置可提供直

22、流量采集、大量开入量采集和开出执行，通过逻辑组合可灵活实现非电量直接跳闸、分接头调档、刀闸控制、五防控制、一次设备在线监测等组合功能。 此装置的应用能减轻通信调试、维护工作量，提高通信的可靠性。统一装置及接口配置，减少重复配置，节约部分费用。减轻安装接线工作量，安装协调方便，消除了各厂家互相扯皮、责任推诿等现象。3）变电站用交直流一体化电源系统； 本站将站用交流电源、直流电源，交流不间断电源（逆变电源）和通信电源进行系统集成，以先进的高频开关电源变换技术，微电子技术，通信技术为联接纽带，进行统一设计开发，建立统一监控信息平台，实现所有站用电源高度集成化、网络化、智能化。该系统以直流系统为核心，

23、取消了通信蓄电池组和UPS蓄电池组，共享直流电源的蓄电池组。系统采用总监控装置，通过以太网通信接口，采用IEC61850规约与变电站后台设备连接，实现对一体电源系统的远程监控维护管理。该系统能实现电源系统安全化、网络智能化，解决了站用电源分散设计存在的问题，对站用电源进行网络化管理并实现系统全参数在线检测功能。满足了智能变电站建设需要。 此系统的采用能减轻通信调试、维护工作量，提高通信的可靠性。减轻了运行维护的工作量，提高安全稳定。减少铅酸电池的使用，有利于环境保护。减轻安装接线工作量，安装协调方便，消除了各厂家相互配合的工作量。 4）变电站智能辅助控制系统； 本站智能辅助控制系统采用物联网、

24、通信与传感网络、三维可视与虚拟仿真、云计算与GIS空间信息等技术，通过各种感知识别设备，实现对变电站环境、动力、设备热点等的在线实时监测、数据智能分析、报警智能联动、资产综合管理及三维可视化展示，实现了变电站分布式监控、集中式管理和智能设备的无缝接入。 系统由数据采集、通信传输、后台处理及安全防护等多个部分组成，并通过开放的标准接口与其它应用系统（如SG-ERP）进行数据交互，实现了变电站环境监控、动力监测、运行辅助、检修辅助、资产管理等一体化信息管理，为变电站的提供重要的辅助支撑。 此系统的应用能减轻系统调试、维护工作量，提高系统可靠性。减轻安装接线工作量、节约劳动成本。减少运行维护工作量，

25、提高运维效率、节约劳动成本。降低施工的硬件成本、缩短施工周期。提高管理的效率、节约劳动成本。可实现对变电站设备资产的全寿命周期管理，降低设备管理费用。5）故障录波及网络记录分析一体化装置。 本站采用故障录波及网络记录分析一体化装置通过接收、过滤GOOSE网络和SV采样值网络的报文，故障录波装置完成异常或故障情况下的站内电流、电压等信号的记录和储存。网络报文记录分析仪接收、记录、储存、分析MMS网络、GOOSE网络和SV采样值网络的报文记录，帮助查找故障和对网络进行评估，以提高智能化变电站通信网络的运行安全。 故障录波装置和网络报文记录分析仪优化整合成了一体化装置。该装置共享电源模块、数据采集模

26、块、时间基准模块、人机接口模块和数据远传模块，而数据处理和存储功能模块按故障录波、网络报文分析分别单独配置。硬件结构主要由过程层报文记录子系统、暂态故障录波子系统、站控层报文记录子系统、后台管理子系统组成。新材料：电缆沟防火材料采用环保型阻火膨胀模块。1.3.4 控制工程造价的措施了解变电站的站址情况尤其是地质和“三通一平”与市政基础设施配套情况。这些情况的了解能够有效控制地基处理、挖填土方、站外道路、站外水源、站外电源、站外排水费用。设计过程中尽量按照限额设计的要求来设计，合理分配各种费用的限额，充分考虑一些不可见的因素对造价的影响。要熟练掌握工程量的计算规则、定额工作内容、预算规定，做到每

27、笔费用有根有据。对材料价差的调整，应尽可能的按照当地市场价格来进行调差。设备价格参考最新招标价以控制设备购置费。1.4 主要技术经济指标序号项目技术方案和经济指标1主变压器规模，远期/本期，型式350/150，户外2（高）电压出线规模，远期/本期4/33（中）电压出线规模，远期/本期6/34（低）电压出线规模，远期/本期30/65低压侧电容器规模，远期/本期3(3600+4800)/1(3600+4800)6（高）电气主接线，远期/本期单母分段/单母7（中）电气主接线，远期/本期单母分段/单母8（低）电气主接线，远期/本期单母四分段/单母9（高）配电装置型式、断路器型式户外中型、瓷柱式10（中

28、）配电装置型式、断路器型式户内开关柜11（低）配电装置型式、断路器型式户内开关柜12地区污秽等级/设备选择的污秽等级B级/D级13运行管理模式无人值班14智能变电站(是/否)是15电力电缆（km）0.616控制电缆（km）517光缆（km）318接地材料/长度（Km）扁钢60*8/3000米，60*8/1330米，角钢L50*5 250根，铜排TMY-30*4 380米，镀铜钢接地棒23.1 20米6根19变电站系统通信方式光纤20变电站总用地面积（m）836021围墙内占地面积（m）517522进站道路长度 新建/改造（m）新建11m23总土石方工程量及土石比 挖方/填方（m）挖方20002

29、4弃土工程量/购土工程量（m）350025边坡工程量 护坡/挡土墙（m）护坡220026站内道路面积 远期/本期（m）62027电缆沟长度 远期/本期（m）30728水源方案打井取水29站外供水/排水管线（沟渠）长度（m）30总建筑面积 远期/本期（m）601.831主控室及10kV开关室建筑面积（m）4273235kV配电室建筑面积（m）174.833地震动峰值加速度0.05g34地基处理方案和费用毛石混凝土换填35动态投资（万元）205936静态投资（万元）2012.537建筑工程费用（万元）45738设备购置费用（万元）99439安装工程费用（万元）24940其他费用（万元）272.44

30、1建设场地征用及清理费31.52 电力系统2.1 电力系统概述2.1.1吉安供电区电网现状吉安供电区位于江西电网的南部偏中，供电范围为除新干、峡江两县以外的吉安市各市、县、区，电网最高电压等级为500kV，北通过文山至罗坊2回500kV线路、吉安至白沙、吉安至罗坊、葛山至清江等3回220kV线路与江西主网连接，南通过文山至赣州2回500kV线路、井冈山电厂至埠头、万安水电站至虎岗、回、万安水电站至潭东等4回线路与赣州供电区相连。“十五”以来，吉安供电区经过两网改造，本地区110kV电网系统得到了长足的发展，已经形成以500kV文山变、220kV变电站以及井冈山电厂为主供电源、小水电为辅助电源，

31、110kV为主网架的电网结构。截至2013年底，吉安电网拥有220kV公用变电站6座,主变9台,变电容量1260MVA；220kV线路16条，长度620.7km；220kV最大网供负荷806MW，容载比为1.56；110kV公用变电站36座，主变53台，变电容量1522MVA；110kV公用线路70条，长度1492.7km；110kV最大网供负荷699MW，110kV容载比为2.19。110kV用户变电站5座，主变7台，变电容量157.5MVA。110kV用户线路6条，长度32km。截至2013年底，吉安供电区共有电源装机容量3026.365MW，其中省调装机容量2493MW（占82.38%）

32、，地调装机容量129.26MW（占4.27%），其它装机容量404.105MW（13.35%）。截至2013年底，吉安供电区全社会用电量50.45亿kWh，与上年同比增长2.33%；地调最高负荷806MW，与上年同比增长13.52%；统调供电量27.31亿kW.h，与上年同比下降6.55%，统调最高负荷达801MW（出现在8月21日），与上年同比增长13.78%。2.1.2 安福县供电片区电网现状 安福县位于吉安西北部，东邻吉安县，南连安福县，西与莲花县、芦溪县交界，北和宜春市、分宜县接壤。全县共辖7个镇（平都镇、浒坑镇、洲湖镇、横龙镇、枫田镇、洋溪镇、严田镇），12 个乡（竹江乡、瓜畲乡、钱

33、山乡、赤谷乡、山庄乡、洋门乡、金田乡、彭坊乡、泰山乡、寮塘乡、甘洛乡、章庄乡）。截止2013年底，安福供电区域现有变电站最高等级电压为220kV，其中220kV公用变1座即瓜畲变（1180MVA），110kV公用变4座即苍坑变（140 MVA）、大光山变（220MVA）、五里亭变（125MVA +140MVA）、洲湖变（116MVA）。110kV专用变座：安福水泥（120MVA）。县内小水电总装机容量为55.82MW。苍坑变主供安福县北部片区用电，大光山变主供玉华水泥厂及大光山煤矿片区用电，五里亭变主供安福县城中心片区用电，洲湖变主供安福县城南部片区用电，安福县西部（清江片区）目前由泰山35k

34、V变电站主供。由此可见，整个清江片区目前仅由泰山35kV变电站（16.3MVA）供电，如果该站检修或故障停电，整个清江片区将全部停电，根本满足不了 “N-1”可靠性要求，其供电可靠性是非常低的。安福县目前仅有110kV公用变电站4座，即苍坑变、五里亭变、大光山变、洲湖变，变电总容量为161MVA。2013年苍坑变实测最大负荷为17MW、五里亭变实测最大负荷为24.4MW、大光山变实测最大负荷为37.6MW、洲湖变实测最大负荷为2.9MW。2013年整个安福110kV及以下实测最大网供负荷70.32MW。2.1.3 负荷情况2.1.3.1 安福片区 安福县是一个以农业为主、工业为辅的农业县。截至

35、2013年底，安福县2013年最大负荷为70.32MW，以居民生活为主，厂矿企业生产用电、农业生产和小型加工企业用电随经济发展同步增长。通过不断优化安福经济发展环境和大力招商引资，积极围绕扩充工业经济总量，推动工业园区为主的新型工业化进程，大力发展经济，建立以建材为安福支持工业产业。随着北部矿产企业的大力发展，工业园区的建设以及招商引资力度的加大，安福工业园将得到实质性的开发提升，使得第二产业有较大发展空间。同时，继续保持以工业经济为支撑，以旅游业、房地产业和商贸业等第三产业为新的经济；另外，城镇化建设快速推进，居民生活水平的不断提高，家电普及率增高，将使得居民和第三产业继续呈快速发展态势。随

36、着安福经济的发展、工业化进程、招商引资、人们生活水平的提高，今后几年安福县电网负荷将会有一个较大的增长。2.1.3.2 清江片区 吉安清江（泰山）110kV变电站站址位于安福县泰山乡文家村长冲组。泰山乡境内的武功山是省内六大历史名山之一，江西省境内第一高峰、国家4A级风景区以及世界自然遗产预备，先后被批准为省级风景名胜区、国家森林公园。主峰金顶峰，海拔1918.3米，是江西省境内最高峰。该景区主要由金顶、三天门、温泉山庄、武功湖、明月山、九龙潭六大景区和一个生态保护区组成。自然景观独特，拥有壮观的高山草甸风光、典型的森林植被。武功山的革命文物遗迹十分丰富，古今名人学士在此留下了珍贵的文化遗产，

37、历史上的道教和佛教活动也在此留下了深深的印迹。为进一步做大做强旅游业，安福县政府将大力开发杨思慕景区项目。杨思慕景区建设总投资约5亿元分三期开发，着力打造国家5A级景区，2014年该景区将完成一期建设(投入1.8亿元)杨思慕景区为安福武功山核心景区之一，景区总面积37.5平方公里，以峰林地貌为主，素有小黄山之称，是武功山自然景观价值最高、景点最集中的区域，景观众多。随着杨思慕景区的建成及相应的基础设施也相继配套建成，用电负荷迅猛发展，现有供电网络已无法满足该片区正常用电需求。2.1.4 建设的必要性2.1.4.1 满足安福县清江区域用电负荷增长的需要根据前面安福县清江区域内用电负荷情况可知，区

38、域内旅游业及相应的配套设施近几年发展迅速，2014-2016年将新增负荷19.15MW，目前依靠35kV电网构架为主要电源的供电方式完全无法满足用电负荷发展的需要。在该供电区域内新建110kV变电站，可以优化该区域供电方式，促进企业和电网协调发展是十分必要的，本工程的建设是该地区供电的重要组成部分。2.1.4.2提高供电电压等级，优化网架结构安福县有苍坑变、大光山、五里亭、洲湖四座110kV变电站作为电源点向多个35kV变电站辐射式供电，以上四站分别位于安福县的北部、中东部及南部地区，西部片区缺少110kV变电站作为电力支撑的主供电源点，西部片区电网上串挂着7个35千伏小水电站，通过发电公司的

39、110千伏社上升压站主变转接至安福县供电公司电网，网架结构十分薄弱，供电可靠性低。建成后的110kV清江站主供现有的35kV泰山变、35kV坳上变、35kV武功山变及附近10kV用电负荷供电，同时供附近小水电通过35kV上网。2.1.4.3提高35kV电网供电可靠性，改善供电质量35kV线路供电半径不大于40公里，10kV线路供电半径不宜超过1015公里，安福县西部地区大部分35kV变电站，远离位于安福县城的电源中心110kV五里亭变电站，35kV泰山变电站距离约50公里。安福县西部地区由35kV泰山变主供，该变电站与35kV坳上变电站相连，其它35kV变电站彼此通过串联从泰山变电站获得电源，

40、任一线路故障停电，将出现大面积停电，电网可靠性差。110kV清江变电站建成后，将优化安福县西部地区电网结构，缩短供电半径，改善电能质量，避免长距离通过35kV传送大容量负荷带来的电压下降、线路损耗，新建清江变电站提高安福县电网的安全、稳定、可靠、经济运行。2.1.4.4 满足“江西吉安供电区“十二五”电网规划”的需要清江110kV变电站的建设已列入江西吉安供电区“十二五”电网规划。随着安福县经济的持续发展，电力负荷也在日益增长，为满足负荷的日益增长及优化电网结构、提高供电质量与可靠性，需新建110kV变电站。综上所述，110kV清江变电站建成后，可极大地改善安福县西片区的电网结构，对提高其供电

41、可靠性、降低损耗、促进当地的经济发展起到至关重要的作用。根据现有负荷水平，安福县在2016年需建设一座110kV变电站，近期需上一台50MVA的主变，视今后负荷发展情况在2019年左右还需建设新的110kV输变电工程项目，以确保安福县电网的供电可靠性。建议该工程在2015年下半年开工兴建，2016年上半年一期工程竣工投运。2.1.5 接入系统方案本期从瓜畲220kV变电站接入一回110kV线路，导线型号为LGJ-300/40，另外从五里亭-社上水电站110kV线路接双回接入清江变，导线型号为LGJ-300/40，远期共4回。预留1回至洋溪110kV变（远期规划）。2.2 建设规模2.2.1 主

42、变规模本变电站远期装设3台50MVA三相三绕组变压器，本期安装1台50MVA三相三绕组变压器。2.2.2 出线规模110kV出线：远期出线4回，本期3回，分别至220kV瓜畲变电站、社上水电站、五里亭110kV变电站，备用1回至洋溪110kV变电站。35kV出线：远期出线6回，本期3回，分别至武功山变、章庄变、泰山变，备用3回至洋溪变、坳上变、泰南变各1回。10kV出线：远期30回，本期6回。2.2.3 无功补偿装置根据电力电容器设计规程的要求，无功补偿容量一般按主变容量的1020%配置，补偿后变电站高峰负荷时高压侧功率因数达到0.95左右，根据这一原则和变电站的负荷性质，本设计按主变容量的1

43、5%进行配置，采用户外框架式电容器组，最终装设电容器3（4800+3600）kVar。并联电容器按投任一组电容器时，引起的电压波动不应超过2.5%的原则进行分组，经计算，本期装设电容器组容量为1（4800+3600）kVar。10kV并联电容器补偿装置选用户外框架式电容器成套装置，配5%干式空芯电抗器，单台电容器容量为200kVar选用无重燃的真空断路器进行投切。2.2.4 调相调压装置（一）计算条件（1）本次调相调压计算方式取2016年枯水期高峰负荷和丰水期低谷负荷方式，计算对象为清江变电站母线电压。 （2）变压器主抽头选择由于11081.25/38.522.5/10.5kV是国网通用设备推

44、广的110kV三绕组变压器额定主变抽头，因此本报告推荐清江变主变压器额定主抽头按上述选择。（3）与本工程相关主要电厂及变电站主变抽头位置控制如下表所示。厂站名主变电压抽头变化范围抽头档位高中低大负荷小负荷220kV瓜畲变123081.2511510.599社上水电站12122.538.510.555（二）计算结论安福电网调压特点主要是：网内小水电较丰富，但调压手段有限，电压水平受气候影响较大。丰水期小负荷情况，无功过剩现象比较突出，在汛期或春节小负荷时，易产生高电压问题，2013年安福西部地区35kV母线最高电压达到41.2kV左右；枯水期大负荷情况，110kV供电线路长、负荷重、电压降落大，仍然存在调压困难问题，2013年安福西部地区35kV母线最低电压为34.1kV左右。考虑安福电网负荷季节性变化特点及峰谷差等情况，安排了两种典型负荷进行调压计算。由于负荷预计的准确性受多种因素的影响，因此，计算结果仅供电网实际运行参考。根据江西电网无功电压调整管理规定，吉安电网电