4×600MW电厂新建工程可行性研究：电力系统.doc

4600mw电厂新建工程可行性研究2 电力系统2.1 电力系统现状 2.1.1 电力工业现状 “九五”以来，特别是随着*等大型电站的建成投产，*电力工业进入了历史上发展最快的时期，19972000年间，装机容量年均增长15.26，发展速度大大高于全国水平，电力工业取得较大成就。到2002年底，*省全口径装机容量17996.6mw，其中水电装机11854.6mw，占总装机的65.9；火电装机6142mw（含燃气装机223.2mw），占总装机的34.1%。全省完成发电量735.1亿kwh （其中：水电456.3亿kwh，火电278.8亿kwh），同比增长15.5，全省社会用电量671.83亿kwh，同比增长13.95。2002年统调装机1411.2万kw（含*330万kw），其中水电880.7万kw，火电530.5万kw；统调发电量525.25亿kwh，其中水电289.12亿kwh，火电236.13亿kwh。统调最大负荷900万kw。 2002年*实现向华东送电，送电容量55万kw，送电量（洪沟口子）送电14.79亿kwh。*向*净送电量8.759亿kwh，同比增长17.9%。随着*电站的投产，*电网已建成*昭觉洪沟三回500kv线路、*石板菁500kv线路、洪沟龙王同杆双回500kv线路，以及洪沟陈家桥（*）500kv线路，形成树枝“y”状的500kv结构。截至2002年底，*电网有500kv变电站3座、500kv开关站一座，500kv变电容量3000mva，500kv线路共11条，长度2119km。220kv变电站65座，220kv开关站1座，220kv变主变91台、12250mva （含用户专用变1110mva）。220kv线路共166条，长度7984km。*电网2002年地理接线见附图1。2.1.2 存在的问题 （1） 电力工业快速发展 但结构问题突出*水能资源丰富，能源发展方针长期以来都是“水主火辅”，因此在增加的装机容量中，水电的发展速度明显高于火电。随着宝珠寺、*、大桥等有调节性能电站的建成投产，*水电特性有所改善但调节性能差的水电站的比例仍然较高。截至2002年，达到季以上调节能力的仅有宝珠寺和大桥电站（装机容量共800mw），仅占全省水电装机的6.75；达到季调节能力的只有*电站（3300mw），占水电总装机的27.84；日调及径流电站装机达7755mw，占水电总装机的65.41。水电结构的不合理，导致电网丰枯出力悬殊，丰水期水电弃水电量大，而枯水期水电可发电量较少，为满足枯期负荷而补充的火电装机年利用小时数较低，与全国差距较大。 另外，*电网火电装机在向大机组、高参数的方向发展并取得了一定成绩，但单机容量小的机组仍然较多。单机在50mw以下的火电机组容量，占火电装机的35%左右。小机组运行年限长、煤耗高、污染严重、运行经济性差，亟待改造。（2） 负荷峰谷差大，水电弃水调峰，运行经济性差随着生活用电和第三产业用电比重的不断上升，负荷的峰谷差也逐渐加大。虽然采取了丰枯、峰谷电价以及进行削峰填谷等需求侧管理措施，但效果不明显。2002年统调电网最大峰谷差3583mw，日平均负荷率只有76.58。丰水期由于火电调峰容量有限，水电被迫弃水调峰，1998、1999、2000、2001和2002年全年弃水调峰损失电量分别为22.33亿kwh、28.67亿kwh、39.75亿kwh、46.57亿kwh和23.29亿千瓦时。弃水损失大，影响水电的经济效益。（3） 电网薄弱，稳定水平较低*500kv电网是随着*电站的投运逐步建成的，由于只有*电站一个电源接在500kv主干网上，且*距负荷中心较远，受端电网无直接接入500kv电网的电源，缺乏电源支撑，并且*电站装机容量大，扣除送端攀枝花地区用电后约有29003000mw电力送入自贡洪沟500kv变电所，电力汇集过于集中，500kv网架结构薄弱，稳定水平较低，二自线三相短路故障的暂态稳定极限为2400mw，要封锁*500-600mw左右的电力。（4） 电力供应不足现象再次出现“九五”后期，随着*电站等一批水、火电源的陆续投产，扭转了*省持续二十多年的缺电局面，并且在一段时期内出现了暂时性的、低水平下的电力富裕现象。进入“十五”期后，随着国民经济的高速发展，*省的电力负荷出现了前所未有的快速增长。*电力供应不足的现象又再次出现，并频频拉闸限电，制约了*经济的发展。根据2002年统计，全年共拉闸41469条次，拉闸时间主要在水电出力低的枯季。这主要是由于进入“十五”期后，*省经济快速增长，电力需求急剧上升，近年水电来水偏枯,火电装机不足,丰大枯小矛盾加剧，局部电网“卡脖子”，有电送不出，加剧了供电矛盾。2.2 电力市场分析 2.2.1 负荷预测 （1） 经济发展及用电现状*是西部地区最具有影响的省份之一，其人口占西部人口的30，gdp占31，居西部第一。2000年全省gdp （当年价，下同）达到4010亿元，全国排名第十，西部省份排名第一；2001年gdp达到4222亿元，同比增长9.2，比全国平均增长率高1.9。2002年全省gdp达4875亿元(当年价)，同比增长10.6。“九五”期gdp平均增长率8.9，改变了以往低于全国平均增长速度的状况，并开始超过全国平均增长速度。从历史统计资料表明，*经济发展的速度接近并超过全国平均水平。经济的快速发展，也带动了电力工业的快速发展。“八五”期间全社会用电量增长率10.62%，“九五”期间受金融危机的影响，全社会用电量增长率仅3.93%，十年间全社会用电量平均增长率7.25，“十五”期间又恢复了高速增长的势头。*省国内生产总值和全社会用电情况见表1.2-1。 *省国内生产总值和全社会用电量增长统计表表1.2-1 单位：万kwh、亿元年份全社会用电量增长率 （%）国内生产总值增长率 （%）弹性系数1990259.455.1890.9570.731991282.678.951016.138.1.121992309.159.371177.2713.0.721993348.112.601486.0812.90.971994390.9112.302001.4111.41.081995429.839.962504.9510.80.921996456.436.192985.1510.10.611997466.492.203320.1110.20.221998452.59-2.983580.269.1-0.331999468.013.413711.65.60.612000521.2311.3740109.1.262001589.613.124421.89.21.432002671.8313.95487510.61.32注：国内生产总值为当年价。统计资料表明：“八五”期间国民经济发展速度与全社会用电量发展速度基本一致，全社会用电量年均增长10.61，gdp年均增长11.21，电力弹性系数为0.95。“九五”后期，亚洲金融危机的爆发，在一定程度上影响我国经济大发展，加上产业结构调整的步伐加大等原因，全省gdp的增长与全省用电量的增长出现较为特殊的现象，“九五”期全社会用电量年均增长为3.，gdp的年均增长8.8，电力弹性系数为0.45。从19902000年的发展情况，*电力弹性系数低于全国平均水平，并波动较大。（2） 经济发展目标及用电负荷预测 *省政府提出到2020年*要实现三大目标：一是到2005年初步建成西部经济强省；二是到2010年确保实现跨越式发展的总体目标，即建成西部经济强省和长江上游经济屏障；三是提前实现2020年全省国内生产总值翻两番，力争全省人均国内生产总值达到3000美元，赶上全国当年平均水平。预计二十年年均gdp增长率8左右。根据“电力要先行”的指导思想，为满足*经济发展与人民生活水平的不断提高对电力的需求，结合*的资源、环境、工业基础、电力负荷发展等有关资料分析，预测到2020年全省用电量在2000年基础上翻两番，电力弹性系数约为0.9。根据*省政府的规划，结合西部大开发及加入wto等因素的影响，采用经济增长模型、产值单耗法等多种方法对*省及统调电网负荷预测，并结合*2000、2001、2002年电力负荷的高速增长态势，*全省、统调电网负荷预测结果见表2.2-2。 * 省 负 荷 预 测 结 果表2.22 单位：亿kw.h，mw 项 目20012005201020152020“十五”“十一五”“十二五”“十三五”全社会年电量589.687612411660208511%7.2%6.0%4.6%最大负荷10530155502186029323689010.8%7.0%6.10%4.70%负荷小时数55995636568956625647统调电网年电量4486369531342183110.00%8.40%7.10%6.40%最大负荷80001143017100241003271010.30%8.40%7.10%6.30%负荷小时数55995569556955695596据此预测，2005年，*省全社会用电量达到876亿kwh，年均增长11，最大负荷达到15550mw，年均增长10.8。统调电网用电量达到636亿kwh，年均增长10，最大负荷达到11430mw，年均增长10.3。2010年全社会用电量和最大负荷分别达到1241亿kwh和21860mw。“十一五”期间年均增长7.2%、7.0。统调电网用电量和最大负荷分别达到953亿kwh和17100mw。“十一五”期间年电力电量增长均为8.4%。2.2.2 向外区送电 根据*省政府关于水电支柱产业的政策的逐步落实，结合目前电源前期工作情况、资金情况、*省电力供需情况以及对省外电力市场的分析,本报告的外送容量及外送曲线，按国家电力公司国电规(2002)692号文，对的评审意见的通知确定的外送容量和方向：到2005年（“十五”期末），*东送的目标是25003000mw，其中送*15002000mw，送华东1000mw。2010年*外送容量达到4000mw，其中送*2500mw，送华中1500mw，并实现与西北电网的联网。2015年*外送容量达到7500mw，其中送*2500mw，送华中1500mw，送华东3500mw。2020年*外送容量达到9500 mw，其中送*4000w，送华中1500mw，送华东3500 mw。*省外送电力见表2.2-3。 *外送容量表表2.2-3 单位：mw项 目2005201020152020送电容量2500400075009500其中：送*1500250025004500送华中1000150015001500送华东（锦屏电站点送）35003500（2）*电网与周边电网即西北电网，两电网的送电按反调峰方式送电。2010年左右丰大方式*向西北送电600mw，丰小方式*向西北送1200mw，枯大方式西北向*送电600mw，枯小方式西北向*送1200mw。积极推进与周边电网的联网，可提高*电网的水电利用率，改善电能质量，获得水火补偿，跨流域补偿，降低备用容量等联网效益。 2.3 电源建设规划 2.3.1 电源建设方针和思路 *能源资源的特点水能是*能源资源的最大优势。*的电力发展要在国家能源政策、产业政策、环保政策的指导下，坚持走可持续发展的道路。根据国家西部大开发及西电东送的战略的要求，从努力实现*新的跨越式发展的需要出发，统一规划，调整结构，实行“大力开发水电，优化发展火电”的方针，基本思路是：积极优化电源结构，鼓励流域、梯级、滚动、综合开发水电；适度建设火电，在交通条件好、煤炭资源富集地区建设大型路口、坑口火电，加大现有火电改造力度，积极推进以大代小项目。2.3.2 电源建设规划 根据水、火电源前期工作情况、施工周期、资金等情况， 2005年全省装机22550mw，其中水电装机14810mw，火电装机773.8.5mw，水火电比重0.67：0.33；2010年全省装机36040mw，其中水电装机24360mw，火电装机11670mw，水火电比重0.66:0.34。 2010年以后水电特性逐步改善，水电比例仍然较高。 2.4 电力电量平衡及电厂建设必要性 2.4.1 平衡主要原则（1）使用程序华中理工大学开发的“联合电力系统运行模拟软件（whps2000）”。（2）电力平衡计算水文年为枯水年，电量平衡采用平水年。（3）备用容量的选取：负荷备用取最大负荷的3，旋转事故备用取最大负荷的4，停机事故备用取最大负荷的4。（4） 外送容量 *送*的份额900mw，平衡中扣除了相应的装机容量； 外送容量中，包括了与西北的电力交换；（5） 火电检修：大修周期取3年，根据机组容量大小，检修时间为3060天；小修频率为每年2次，按机组容量大小，检修时间为820天。另外，当年大修了的机组只小修一次。水电检修：大修周期取4年，按机组容量大小，检修时间为3060天。小修频率为每年2次，按机组容量大小，检修时间为815天。另外，当年参与大修的机组只小修一次。除具有年（或以上）调节性能的水电站可考虑安排在丰水期检修外，其余水电机组尽量安排在枯水期检修。2.4.2 电力电量平衡根据上述原则，*省20052010年年的电力平衡见表2.4-1 20052010年*省电力平衡汇总表。表2.4120052010年*电力平衡计算表单位mw 年份200520062007200820092010(不联西北)2010(联西北)方式丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯 一、系统需要容量19335186172131621043223982221823513235642469825061286442773728804271311. 最高发电负荷15550149281664016141178001726619050184792038019769218602186021860218602. 备用容量221636893107490230294952289450852749529236845510324455043.外送电力156901569015690156901569031003673700-233二、电源装机容量 2072720895229352521910305107872858730299313823244433545343883354534388 1. 火电776377418805940510305107871078711869124721235412356116791235611679 2. 水电1296413154141301581416804173641780018430189102009021189227092118922709三、水电利用容量118107442133348864156549667159129820167131034918230128981823012898 1. 工作容量11678697713184836415504916715762932016563979418173116391817311639 2. 备用容量132465150500150500150500150555571259571259四、火电利用容量74637146774087999460102861018711290121721177811477114251191711431 1. 工作容量584559656031747176098803822697231005610086903910176947910182 2. 备用容量16181181170913281851148319611567211616922438124924381249五、 检修容量4662043124830741028296978330184833044118930027492996 1. 水电检修容量1661448183246818324681832439183246831027483102748 2. 火电检修容量3005951065606845501600579300576879254439248六、 火电需要容量735997277799971065611008274181130578021224410103120911026411485七、 电力盈(+)亏(-)404-19861006-3053744705336956446701102253-4122092194注：20032004外送按170万kw考虑20052009外送按250万kw考虑2010年外送按400万kw考虑、分别考虑联与不联西北丰期代表月：7月枯期代表月：12 月平衡结果表明： 2005年，*装机22510mw（见*省电源建设安排表，下同），其中水电14810mw，火电7738mw，电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余800mw左右，上半年枯期缺电3000mw，下半年枯季缺电2000mw左右； 2006年，*装机26170mw，其中水电16760mw，火电9405mw，电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余1000mw左右，上半年枯期缺电1000mw，下半年枯季缺电300mw左右； 2007年，*装机29070mw，其中水电18290mw，火电10790mw，电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余3000mw左右，上半年枯季缺600mw左右，下半年枯季满足平衡，略有富裕；2008年，*装机31130mw，其中水电19260mw，火电11870mw，电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余3000mw左右，上半年枯季可基本平衡，下半年枯季富余560mw左右； 2009年，*装机33750mw，其中水电2140mw，火电12350mw。水电机组按机组投产水纳入平衡，电网在满足外送容量外送后，电网丰季富余4000mw左右，枯季基本满足平衡； 2010年(不联西北)，*装机36040mw，其中水电24360mw，火电1167mw（火电装机因退役而减少），电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余2500mw左右，枯季少量缺额； 2010年(联西北)，*装机36040mw，其中水电24360mw，火电1167mw（火电装机因退役而减少），电网在满足外送容量外送后，电网丰季电力富余2000mw左右，枯季基本满足平衡； 这就是说，在20062010年间，由于*水电比重仍然较大，2010年水电比重为66，水电特性该善不大，丰大枯小的矛盾仍然存在，丰期可考虑增加外送容量。通过平衡计算，*电厂及其他规划电厂按计划建成投产，在丰水期*大约有1300-2760mw的电力富余；在枯季，则可满足平衡，略有富裕。 需得说明的是，水电建设周期比较长、投资大、涉及因素多、风险大；而负荷的增长又很快，因此，对火电规划容量应有留有一定的富裕量、以适应负荷的变化。*省电量平衡汇总表表2.42 单位：亿千瓦时项 目200520062007200820092010(不联西北)2010(联西北)一、系统需要电量924.0988.01055.01128.01205.01362.11362.41.负荷电量876.0940.01007.01080.01157.01241.01241.02.外送电量48.048.048.048.048.0121.1121.4二、水电可用电量547.4669.2661.0716.9782.3872.0870.51.水电发电量542.6641.3643.2707.0770.0860.0865.72.弃水电量4.827.917.79.912.211.94.8三、火电发电量339.6346.7411.8423.0422.7502.1496.6四、电量不足五、利用小时1.水电42354319375040064217451645462.火电46283907419038773486409340462010*考虑联西北电量平衡结果表明：（1）在2005年由于系统缺电，火电机组平均利用小时偏高。在20052010年间，*电网的电量可以平衡。（2）电网中水电的调节性能较差，每年丰水期有2.428亿千瓦时左右的弃水。2010年与西北联和加大外送容量后可减少弃水电量。（3）*电网的水电比重比较大，决定了火电设备平均利用小时数不会太高，但随着电网负荷的增加和*外送力度的加大，火电设备利用小时有呈加大的趋势，2007年的火电设备平均利用小时为3370小时左右，而到2010年，则增加到41454210小时左右。*电厂处于*外送通道上，为提高*外送能力，丰水期*电厂需要开机，且争取多开机，*电厂的设备利用小时数将可高于全网火电平均利用小时数。因此，建议*电厂的设备利用小时数分两种情况考虑：场地布置按5000小时，经济评价按4500小时。2.4.3 电厂在系统中的作用及建设的必要性 根据电网平衡结果，可以得出以下结论：（1） *电厂是一个区域性骨干电厂，是*电网的骨干电源之一,也是*为数不多的靠近煤源的大型骨干电源之一，具有建设大型电厂的区域优势；（2） *电厂的主要供电范围是*电网。根据煤源、厂址条件和电厂在系统中的作用，建议电厂规模为4600mw，不堵死扩建的余地；（3） 根据*的电力平衡，电厂应加快前期工作，本期先投产2台，投产时间分别为2006年和2007年，后续机组视负荷发展安排； （4） *电厂是一大型火电厂，建成后有利于改善*电网的电源结构； （5） *电厂处于*二省市的结合部。*电厂建成后，将有利于*电网在*开辟*外送的第三通道，扩大*的外送能力，对促进*经济的发展具有重要意义。 2.4.4 关于*地区燃煤电厂建设规模的设想 （1）火电规划容量的设想 *煤炭资源十分贫乏，而且分布不均。*西、*北很少，攀西有大约十亿吨，但主要是炼焦煤。而惟独*南煤炭资源比较丰富，其中，*市内“垂深在1500m以内，储量达70亿。煤质优，占全省总储量的33%，占*南储量的47%”(摘自*市“十五“能源发展规划，2000年10月)，而且资源富集于*矿区，适于大规模开采。目前尚未见到*地区煤炭资源的长远规划。就资源量而言，*地区具有建设总规模为2000-3000万吨/年的矿井，国家计划委员会曾经将*矿区一期工程规划为1050万吨/年。这里，暂按*地区矿井的总生产能力为2000万吨/年、可供电煤1200万吨/年进行计算，*地区可供总容量为5800mw左右的火电厂(群)用煤。 当然，电煤供应是个相当复杂的问题，它不仅受煤炭资源总量影响，也受勘探深度的影响，而且要服从国家计划的统筹安排。因此，在*矿区有了新的规划之后，以新的规划为准。 （2）2020年的火电规划容量 根据*能源资源的特点,在*省目前的电源规划中，从2003-2020年大约需要净增火电装机10000mw(包括利用外省区煤)，其中*市占3600mw左右，占全省净增火电容量的36%左右。 可见，*地区在*的火电规划中，占有十分重要的位置。 现在进行可行性研究的*电厂，是在*规划建设的第一座大型火电厂，规划容量4600mw，不堵死扩建余地。工程分二期，一期工程2600mw，需燃煤250万吨年，拟于2006年首台投产。 *市政府已经对该厂燃煤进行了规划。根据*市计划发展委员会的*4600mw火电厂供煤规划报告，一期2600mw机组供煤规划由*矿段和*矿段作为主要煤源，两矿段附近其它矿井作为辅助煤源。规划建设煤矿总规模为550万吨，其中骨干矿438万吨/年。 *和*两矿段东西走向77km，南北宽217km，面积约400km2。已探明地质储量9.76亿吨，目前可利用储量8.31亿吨，其中骨干矿井规划区储量为6.12亿吨，地方小煤矿规划区储量2.19亿吨。矿区煤炭皆属无烟煤，灰份较低，中高发热量，且以低硫煤为主。*电厂的二期2600mw机组供煤规划由大村矿段和石宝矿段组成，两矿段附累计保有储量10.8亿吨。按原煤炭部1993年“关于*南煤田规划的审查意见”，规划新建骨干矿井7对，建设总规模为700万吨，其中骨干矿438万吨/年。根据上述分析可以看出：a. *地区的煤炭资源具有建设总规模为500万千瓦以上火电厂的供煤能力； b. 到2020年，规划在*地区建设总规模为360万千瓦左右的火电厂； c. 本次进行可行性研究的*电厂4600mw工程的燃煤供应是有可靠保障的。2.5 电厂接入系统方案 2.5.1 电厂近区负荷供电 2.5.1.1 *电厂近区电网概况 （1）电网现状 *市处于*东南部，与贵州、*接壤。*市的用电由国家电网（下称主网）和地方电网共同承担，主网部分由*电业局负责经营管理，地方电网由各县区电力公司经营管理。 a. *主网 *主网处于*电网的末端，主网内没有电源，是一个受端电网。供电区包括了*市的三区四县，所需电力由*220kv变电站的2回220kv线路送入林庄后，再通过1回220kv线路送本网的扬桥变，1回与*的来苏变相连。电网现有最高电压等级为220kv，有220kv变电站2座，主变容量360mva；220kv线路4条。主网到各区县通过110kv线路联系。电网2000年最大供电负荷300mw左右。 在*直辖之后，林庄来苏线路只在*缺电时，才由来苏向*输送少量电力。 b. *地方网 *地方电网2001年装机120mw，其中：水电104mw，火电16.2mw, 都是小机组。发电量4.522亿千瓦时，其中水电为3.56亿千万时，火电为0.96亿千万时，设备利用小时数分别为2970小时和6000小时。地方电网的最高电压等级为110kv，现有110kv变电站3座，主变4台，容量77.8mva；110kv线路3条，长度132km。 （2）存在问题 网内电源不足是当前电网最主要的矛盾。 *主网目前的供电是通过2回截面为400mm2的220kv线路由外区送入的，其经济输送能力为350mva左右，主变容量为360mva，在电网正常的情况下，可基本维持主网的用电需要。但由于地方电网小水电调节性能差，枯季出力大约只有丰期的大约三分之一左右，其缺额需要由主网来补充，造成*市枯期用电十分紧张。当电网故障或安排检修时，拉闸限电现象十分严重，制约了经济的发展，影响了正常的生产和人民的生活秩序。 2.5.1.2 电厂近区负荷供应 主网是*市的供电主体，随着电力体制改革的深入，主网覆盖面的不断扩大，其主体作用将进一步加强，供电比例将进一步增加。 根据采用多种方法进行的预测，到2005/2007/2010年，*最大负荷分别达到383/422/480mw。由于*地区目前主网没有电源，而地方电网装机容量小，且枯季出力低，其所需电力决大多数要由外区送入。因此，*主网现有的输送能力将不能满足*市的用电需要。 而根据国家厂、网分开的电力体制改革精神，*电厂建成后，要送入电网后由系统进行分配。因此，*市需要的电力，由在*建设500kv变电站来供给是经济合理的，也是符合国家电力体制改革精神的。 *变的投产时间需要在2006年左右。考虑到电厂起备电源的需要，至少应略先于*电厂投产时间。 2.5.2 电厂供电范围 根据电力平衡，*电厂建成后，主要供*电网用电。但由于*电网要向*电网送电，而*电厂又处于*电网的边缘、并与*电网相邻，因此，从朝流流向来看，*送*电网的电力中，将有一部分要就近从*电厂接力送到*。因此，从这个意义上来看，*电厂供电范围主要是*，可兼供*。 2.5.3 电厂出线电压等级 *电厂规划容量为4600mw，本期工程为2600mw机组，拟于2006年、2007年各投产一台，是*电网中的重要骨干电源。由于电厂规模大，单机容量大，按电厂接入系统导则要求，机组容量在500mw及以上的机组，宜直接接入500kv电压电网；根据前面分析，*电厂建成后，不直供本地负荷，要全部送入电网。因此，*电厂采用500kv一级电压送出是经济合理的，可以简化电厂接线，节省电厂投资和提高其供电可靠性并可提高电网稳定水平。 2.5.4 电厂接入系统方案 （1）电厂投产前的近区电网规划 目前，*电网最高电压等级为220kv。为了满足本区用电和电网发展的需要，根据电网规划，拟在2006年前后在*地区和*地区各建设一座500kv变电站。*变建成后，将二-自一回线路接进*变。如果*外送需要，还可通过*变与*电网相连。届时，洪沟、*和*500kv变电站，将形成比较紧密的联系，成为*电网的重要的组成部分。 （2）接入系统方案 根据*电网规划、*电厂的规模和在系统中的重要作用，现筛选出3个方案进行研究。由于*电厂紧靠*变，因此，在各方案中，均考虑将*电厂和*变作为一个整体进行研究。*变尚未开展前期工作，经与有关部门研究、并考虑电网发展和城市规划的实际情况后，本阶段暂考虑在*市西南、长江以北、*以南、*电厂（*厂址）西北大约6km的地方。它具有以下优点： a. 距离城市规划区比较远，进出线走廊比较容易解决； b. 跨越长江的500kv线路回路数比较少，可节线路投资； c. 靠近*500kv网架，接入电网的距离比较短，且进出线比较容易，不跨越500kv线路，易于施工； d. 与现有的220kv变电站的相对位置比较合理，易于构建*市的220kv环网，提高*市的供电可靠性。 各方案比较的接线见图f034k4-a01-03。经过潮流、稳定计算表明，*电厂接入系统的3个方案均是可行的，可以把电厂的电力安全可靠地送入系统，电压质量良好，潮流分布比较合理，稳定水平比较高。 通过对各方案进行经济、技术综合分析、并根据电网规划和*电厂在系统的重要作用，本报告推荐方案2作为*电厂接入系统方案，即： *电厂以500kv一级电压送出，以2回500kv线路接入*变，到*变后，用1回送洪沟，1回送*，1回送*江津，电力送到*和*的500kv网架后，再对电力进行分配。 该方案使自贡、*和*地区的电网形成三角形环网，结构合理，分散了洪沟变过分集中的问题，可靠性相对较高。当*的水电需要进一步加大往*的输送规模时，可通过*变*变*电网通道，增大外送能力。从经济比较来看，此方案居中，其投资、运行费和年费用都比方案1多、比方案3少。 *电网2010年500kv电网规划地理接线见图f034k4-a01-04。 2.6 系统对电厂的主要要求 （1）电压等级和出线回路数 *电厂出500kv一级电压。电厂出线2回，不堵死扩建余地，本期2回，到*500kv变。 （2）主接线建议 500kv装置采用3/2接线。发电机、变压器采用发电机-变压器单元接线。电厂内不装500kv高压并联电抗器。（3）对发电机组的要求 调峰能力： 根据系统调峰需要，其调峰能力不宜小于机组额定容量的50%；进相能力：发电机在额定有功输出时，具有进相0.95功率因数的运行能力。（4）对发电机升压变的要求 升压变容量：720mva； 抽头：52522.5%/20kv；阻抗：13%15%。（5）机组励磁方式的选择 建议*电厂采用自并励静止励磁系统，该系统具有较高的可靠性。2.7 系统继电保护2.7.1 500kv部分继电保护的配置2.7.1.1 500kv线路保护根据通信专业的规划，*电厂至*变（6km）每回500kv线路均架设有opgw复合地线光缆，*电厂至*变的2回500kv线路，每回线路均配置2套微机式光纤保护，1套为光纤分相电流差动保护，另1套为光纤距离保护，由于线路较短（6km），采用专用光芯的方式，两套主保护分别装在两面柜上。每面柜中还有完善的后备保护及远方跳闸就地判别装置。2.7.1.2 500kv断路器保护每个500kv断路器配置1面微机式断路器保护柜，断路器保护柜上应有失灵保护、三相不一致保护、死区保护、重合闸装置（与线路有关的断路器装设）和分相操作箱。由于*电厂有出线刀闸，边断路器还应配置2套短引线保护。2.7.1.3 500kv母线保护*电厂500kv母线配置2套微机型母线差动保护。每套母线保护应能分别保护2段母线，分别安装在独立的2面柜上，两面柜之间无任何电气联系。2套母线保护共4面柜。2.7.1.4 500kv故障录波柜*电厂配置1套故障录波柜。故障录波装置应能记录模拟量和开关量，应有与微机监控系统的接口和gps对时功能。应配置modem以实现远传的功能。2.7.2 220kv部分保护配置 由于220kv部分为系统向本厂起动变供电，相当于终端变，电厂侧可不配置保护。系统侧配置1套阶段式距离零序保护，将i段伸入电厂侧起动变，起到全线速动的作用。2.7.3 继电保护及故障录波信息管理子站在*电厂配置1套继电保护及故障录波信息管理子站，该子站与微机监控系统统一考虑，以便资源共享并提高管理子站的可靠性。该子站将继电保护及故障录波的信息进行统一管理并上传至调度中心。对安全自动装置配置的论证详见接入系统报告。2.8 调度自动化2.8.1 调度关系按照*省电力系统调度体制及*省电力公司调度通信中心(以下简称*省调)调度管辖范围的要求，*电厂由*省调调度管理，*省调直接负责电厂的安全监视和自动发电控制。2.8.2 调度自动化系统2.8.2.1 电厂调度自动化功能要求 实现全厂远动信息及电能量信息的采集和传送； 实现电厂自动发电控制（agc）； 实现电厂发电报价、浏览电网信息和市场信息、接收调度计划等功能。2.8.2.2 电厂调度自动化设备配置要求根据调度自动化功能要求，本期工程在电厂内一应配置如下 配置一套分布式网络rtu远动系统； 配置一套电能量计量计费厂站系统； 配置一套发电厂报价系统。2.8.2.3 调度端接口要求*电厂需向*省调传送调度自动化信息，并需接收*省调下达的自动发电控制（agc）命令。因此，为了实现*电厂调度自动化设备方便地接入*省调的主站系统，*省调需增设必要的硬、软件接口设备。同时，*省调的系统继电保护、系统通信等专业也需要完成必要的配合协调工作，并增设相应的设备。2.9系统及厂内通信2.9.1概述*电厂位于*省*市境内，是*省主力电厂之一。电厂本期装机容量为2台600mw，终期装机容量为4台600mw。*电厂只设500kv一级电压出线，本期出线两回至*500kv变电所，*500kv变电所出三回500kv分别至分别至洪沟500kv变、*500kv变、江津500kv变。电厂出线预留扩建余地。江津500kv变在*电厂建设前已经建成。2.9.2 系统通信 根据电力系统技术导则要求，各级调度中心控制室和直接调度的主要发电厂与重要变电所间至少应有两个独立的通信通道。*电厂属于*省调直接调度，因此*电厂*省调之间必须组织两个路由完全独立的调度通道。 *电厂既是*省主力火电厂，又是*外送的主力电厂之一。鉴于*电厂在*电网中所处的重要地位，为保证电厂投运后安全、经济、稳定运行，为*电厂生产调度、生产管理、调度自动化、保护装置和安全自动化提供可靠的、高质量的通信通道，*电厂至*省调、*电厂至对侧的变电所之间至少应具备两种独立的通信通道。且其中至少一个通道为大容量的数字光纤通信。2.9.2.1 系统通信方案根据*渝地区电力通信现状可知，在建的2.5gb/s光纤通信电路已经形成了*省东南地区环网，已建的从*省调至*的sdh微波通信（二自成微波和自渝微波改造工程）经过*地区。其中：（1）2.5gb/s电力东南地区通信环网为：*省调龙王500kv变电所三台中继站南充500kv变电所安岳中继站洪沟500kv变电所圆湾220kv变电所白马电厂凉水井220kv变电所孙家坝220kv变电所棉丰220kv变电所大面220kv变电所*省调环网电路2.5gb/s四芯光纤电路。（2）已建的二自成和自渝改造sdh微波电路的路由为：*省调大云顶土桥乐至安岳护建马鞍山大安寨回龙福集来苏水井湾李家山*市调。（3）在建的福集林庄sdh微波电路，以及林庄*局的155mb/s光纤电路，可沟通*局至*省调的sdh微波通信电路。由于洪沟500kv变位于*东南2.5g通信光纤环网上，可在*电厂*500kv变洪沟500kv变之间组织通信通道，就能沟通*电厂、*500kv变至*省调的通信；由于*500kv变地处*市，其运行管理信息需传送至*局，因此必须组织通信通道至*局，这也沟通了*电厂、*500kv变电所至*省调的第二条通信电路通过sdh微波电路。这样，无论是*电厂还是*500kv变电所均能满足有两个至*省调的通信通道的要求。本工程将采用数字光纤通信和电力载波通信两种通信方式，其中光纤通信作为调度通信、调度自动化、安全自动装置的主用和备用通信方式，电力载波通信作为线路保护和变电所之间区间联络通信。2.9.2.2 光纤通信 光纤通信是一种新兴的通信方式，具有容量大、可靠性高、传输质量好、中继距离长、维护工作量少等特点。随着光纤成本的下降，目前光纤通信已逐渐代替数字微波成为电力网主干通信电路。*电厂至*省调、*地调的主要通信通道采用数字光纤通信。根据*省电网的具体分布和通信规划，*电厂至*省调、*地调光纤通信工程拟采用opgw型式，该型式是在输电线路的地线内复合通信光缆构成，具有可靠性高、投资省、施工运行维护方便等特点，在电力系统得到了广泛的应用，是电力通信主干网的一种理想通信方式。 为了解决*电厂和*500kv变与*省调、*地调，以及与*市、贵州省联网的通信通道，需建设以下光纤通信工程：（1）*电厂*变光纤通信电路。利用*电厂*变两回500kv线路架设两根opgw，每回线路长度约10km。光缆芯数12芯，传输容量为2.5gb/s。 （2）*500kv变洪沟500kv变500kv线路opgw光缆通信电路，线路全长约72km。光缆芯数为24芯，传输容量为2.5gb/s。由