碧玉河水电站接入系统设计一次报告(1).doc

前 言碧玉河位于怒江州兰坪县境内，为澜沧江左岸一级支流，发源于流域南部的锅把子丫口附近。河源高程约3400m，主河长96.2km，流域面积1421km2左右。水电站位于碧玉河下游河段，电站厂址距兰坪县城180km，坝址距维（西）兰（坪）公路0.5km，引水线路及厂区枢纽有中（排）河（西）简易公路贯穿，交通方便。碧玉河水电站水库总库容3450万m3，调节库容为2675万m3，库容系数为4.87%，具有年调节性能，电站最大水头为393m，装机容量为250MW，多年平均发电量4.57亿kW.h，是兰坪县重要能源项目之一，技术经济指标优越，工程的兴建对发展地区经济，缩小本地区与内地的差距，帮助群众脱贫，保护环境起到重要的作用。受云南大唐国际碧玉河水电开发有限公司的委托，我院开展了碧玉河水电站的接入系统设计工作。本报告将根据碧玉河水电站特点及所在地区电力系统有关问题，从系统角度对工程建设的必要性、建设规模、接入系统方式等进行分析和论证，并提出接入系统推荐方案。本接入系统设计报告包含系统一次部分和系统二次部分。1第一章 设计依据、相关规程及原则1.1设计依据1.1.1 设计依据1）关于开展碧玉河水电站系统接入方案编制的委托书；2）云南省兰坪县碧玉河四级水电站可行性研究报告；3）怒江州“十二五”电网发展规划。1.1.2 设计规程本报告主要遵循并依据以下国家有关规程规范及报告进行设计：1）电力系统技术导则；2）电力系统设计技术规程；3）电力系统电压和无功电力技术导则；4）大型水火电厂接入系统设计内容深度规定；1.2设计原则碧玉河水电站接入系统设计，按以下原则进行：1）电站接入系统设计应满足安全、经济、灵活、可靠等方面的要求；2）电网运行能适应潮流及电压变化的要求；3）电站接入系统设计应解决好当前与长期结合的问题；4）接线的方式既要注重节约投资、力求简化，并注重技术水平而适应将来的发展。报告中对碧玉河水电站接入系统后的电网进行系统潮流、稳定计算及电力平衡计算。潮流计算水平年采用碧玉河水电站全部机组投产后的年份，进行丰大、丰小、枯大、枯小四种典型运行方式的潮流计算。电力平衡计算按规程要求，其计算水平年为20102015年逐年进行全系统或地区系统电力平衡。按照云南大唐国际水电开发有限公司规划，碧玉河水电站将于2013年建成投产；因此，报告中潮流、稳定计算的水平年为2013年。3第二章 碧玉河水电站概况2.1 碧玉河流域概况碧玉河位于滇西北高原云岭西侧，怒江州兰坪县境内，为澜沧江左岸一级支流，流域水系发育，支流众多，在通甸镇上游分左右两支，两支水量相当，且均称通甸河，发源于流域南部通甸乡东南部老君山西麓和西南部黄木箐。从通甸河电站引水坝以下至河口一段，则进入高山峡谷地带，落差集中，水力湍急。碧玉河流域上游受人类活动影响，植被相对较差。中、下部植被较为茂密，种类繁多，针叶林、阔叶林、灌木丛均有分布。流域的分水岭地带海拔较高，冬季山顶积雪，每年春季都有一定的融雪径流补给。河源高程约3400m；主河长96.2km，河道比降14.9，流域面积1421km2左右。流域总体地势由东向西倾斜，地形总体呈山高谷深特征。最高点为流域北部的大宝山，海拔3981m；最低点即碧玉河与澜沧江的交汇处，海拔1560m左右。碧玉河自流域南端发源后沿东北方向流至通甸，又沿西北方向而下，流经河西、白龙后又转下西流。沿程不断接纳支流，最终汇入澜沧江。根据云南省兰坪县碧玉河四级水电站可行性研究报告，碧玉河水电站的最终装机规模为250MW。碧玉河水电站位于云南省兰坪县境内，为混合式水电站，坝址位于碧玉河与工江小河交汇口下约0.5km，厂址处于澜沧江左岸多依村下游。碧玉河水电站地理位置图见图2.1-1。24图2.1-1 碧玉河水电站地理位置图2.2 电站建设进度及主要特性指标碧玉河水电站装机容量250MW，正常蓄水位为2018m，多年平均流量17.4m3/s，年平均发电量为4.57亿kWh，装机利用小时数4570h。电站计划于2013年建成并网发电运行。电站主要特性指标见及电站典型出力特性表2.2-1及表2.2-2。表2.2-1 碧玉河水电站主要特性序号名 称单 位数据1坝址控制流域面积km212712多年平均流量m3/s17.43正常蓄水位m20184死水位m19855调节特性年调节6装机容量MW1007单机容量MW508机组台数台29年发电量亿kW.h4.5710保证出力MW22.111机端电压kV10.5表2.2-2 碧玉河水电站典型出力特性 单位：MW月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月丰水年34.7 34.7 44.7 38.1 34.7 64.3 100.0 100.0 100.0 100.0 47.5 34.7 平水年33.8 33.8 33.8 86.8 35.7 44.7 62.7 78.9 91.3 58.0 49.5 33.8 枯水年26.7 22.1 22.1 22.1 22.1 22.1 22.1 81.9 94.4 89.2 47.5 28.1 第三章 电站所属区域概况3.1 怒江州概况3.1.1怒江州自然概况怒江州位于云南省西北部，地理位置介于东经98079939，北纬25332823，东接迪庆藏族自治州、怒江白族自治州、丽江地区，南与保山毗邻，西与缅甸接壤，北和西藏自治区相邻。所辖泸水县、福贡县、贡山县和兰坪县四个行政县，总面积14703km2。泸水县、福贡县、贡山县紧邻怒江，统称边三县，州府所在地为泸水县六库镇。2009年底全州总人口51.3万人。怒江州地处滇西横断山纵谷的北段，气候为亚热带山地季风气候，雨季南晚北早，雨量北多南少，怒江州北部的福贡和贡山每年24月和510月为雨季，素称“双雨季”，南部的泸水和兰坪每年510月为雨季。怒江是云南省六大水系之一，发源于青藏高原唐古拉山南麓安多县境内，源头为将美尔岗朵楼冰川，怒江在西藏境内呈西北至东南走向，在云南省怒江州贡山县进入云南省境后呈南北走向，在云南潞西市出国境入缅甸后称为萨尔温江，经泰国后注入印度洋的安达曼海。水能资源是怒江州第一大优势资源，其境内有怒江、澜沧江、独龙江及其支流183条。怒江由北向南贯穿贡山县、福贡县和泸水县三县，流程约400余km，天然落差约640m，各县内的其它河流天然来水量丰富，河道比降陡，天然落差大，水能蕴藏量较为丰富，可开发利用的程度高。怒江州自然资源丰富，铅锌矿是怒江州的主要矿产，其中兰坪县金顶凤凰山铅锌矿的储量为1645万吨，占云南省总储量的68.5，铅储量约占世界总储量的1/6，锌储量约占世界总储量的1/3，占云南省铅锌总储量的68.5%。是目前中国已探明的最大铅锌矿床。3.1.2 怒江州经济发展概况由于特定的地理位置和地理环境，怒江州各项基础设施建设滞后，经济一直是以农业为主，工业基础薄弱，发展比较缓慢。“十五”期间，怒江州政府明确了“科技教育兴州、矿电经济强州、生物经济富州、旅游文化活州”的发展思路，使全州经济建设得到了较快的发展。经过改革开放以来的建设和发展，怒江州国民经济持续稳步增长，全州实现生产总值由2000年的11.1亿元增加到2009年的51.94亿元，年均增长率18.7。怒江州20002009年经济和社会发展现状主要指标详见表3.1-1。表3.1-1 怒江州2000年2009年经济、社会发展主要指标从第一、二、三产业结构上看，怒江州调整产业结构的力度加大，2000年第一产业、第二产业、第三产业的比重为29：38：33，至2009年第一产业、第二产业、第三产业的比重为18：42：40。怒江州的经济结构第一产业逐年递减，第二、三产业比例逐年增加，说明怒江州工业经济发展迅速，在全州社会经济发展中发挥着主导作用。依据怒江州以改革开放和科技进步为动力，以人的全面发展为出发点和落脚点，坚持“科技教育兴州、矿电经济强州、生物经济富州、旅游文化活州”的发展思路；紧紧围绕“两个基地、一个品牌”战略目标，把握重要发展机遇期，强化发展措施，破解发展难题，突破发展瓶颈，缩小发展差距，综合规划、重点突破。发挥人口少、资源多、后发展三大优势；突破基础、素质、观念三大制约；开发水电、矿产、旅游三大资源；实现环境、观念、人民生活水平三大转变；在这一发展战略的指导下，“十一五”前三年怒江州经济社会呈现快速发展的态势。3.1.3 怒江州水电资源概况怒江州境内河流密集，拥有怒江、澜沧江、独龙江三大干流及183条支流。水资源总量是955.91亿m3，占全省水资源总量的43%。怒江、澜沧江、独龙江及支流落差大、流速快，水能资源极为丰富，全州水能资源理论蕴藏量达20000多MW，占全省水能资源蕴藏量的20%，可开发的装机容量18000MW，年发电量可达850.9亿kW.h，占全省的19%。仅怒江干流两库十三级可开发装机容量就达21320MW，境内可开发以马吉为龙头水库，丙中洛、鹿马登、福贡、碧江、亚碧罗、泸水、六库、石头寨等9级电站(松塔、赛格、岩桑树、光坡不在我州境内)装机容量达14280MW。兰坪县境内澜沧江开发黄登电站（1900MW）和大华桥电站（900MW）。其中黄登电站、大华桥电站预计20142015年间建成发电。截至2009年底，怒江州境内电源总装机容量为802MW，均为水电，其中，以110kV电压等级接入电源装机容量为714.9MW，以35kV电压等级接入电源装机容量为61.5MW，35kV以下电压等级接入电源装机容量为25.5MW。怒江州分县电源装机现状、以及电源汇总情况见表3.1-2所示。表3.1-2 怒江州2009年分县电源装机容量表 单位：MW县份接入电压等级装机容量MW小计泸水县110kV230.1263.635kV25.21435kV以下8.3兰坪县110kV53.881.3835kV21.2235kV以下6.36福贡县110kV295.96 313.46 35kV13.8235kV以下3.68贡山县110kV135143.4635kV1.2535kV以下7.21怒江州合计802 3.2 怒江电网现状3.2.1 电网现状怒江州下辖泸水县、兰坪县、福贡县、贡山县4个县。至2009年底，怒江电网共有兰坪变和福贡变2座220kV变电站，变电容量合计540MVA；在建220kV变电站1座，即崇仁变（1180MVA）,已于2010年7月投产；110kV变电站7座，变电容量480MVA，110kV开关站9座。怒江电网现有及在建110kV及以上变电站情况详见表3.2-1。表3.2-1 怒江电网110kV及以上变电站现状表序号变电站名称变电容量MVA所在地区备注1220kV兰坪变2180兰坪县已建2220kV福贡变1180福贡县小计5401110kV六库中心变20+25泸水县已建2110kV金岭变电站2903110kV称杆开关站4110kV古登开关站5110kV黄木变140兰坪县已建6110kV兰坪中心变1257110kV金鼎锌业变2808110kV兔峨开关站9中排开关站10110kV上帕中心变210福贡县已建11110kV阿路底开关站12110kV腊吐底开关站13110kV马吉开关站14110kV亚谷开关站15110kV茨开变110贡山县开关站已建成16110kV丙中洛开关站小计4803.2.2 用电现状2009年怒江州全州用电量约为10.5亿kW.h，最大负荷为179MW。2000年2009年电量年均增长率为26。2009年泸水县和兰坪县全社会用电量约占怒江全州的96%，其中兰坪县占62%、泸水县占34%，为怒江州的负荷集中区；福贡县和贡山县电量较小，共计占总电量的4%。怒江州2009年各县用电情况如下图3-1所示。20002009年怒江历史用电情况见表3.2-2。表3.2-2 怒江历史用电情况表 单位：亿kW.h,MW项目/年份全州用电量(亿kW.h)负荷MW20001.322820011.954020022.745620033.156520043.577320054.157920067.7613820077.7814220087.97144200910.51792000-2009年递增率26%23%图3-1 怒江州2009年各县用电情况3.3 怒江电网存在的主要问题1）电源及用电负荷分布极不均衡怒江州电源集中于沿江三县，由于福贡、贡山两县负荷较小，除满足自身需求外，福贡和贡山两县丰期大量盈余电力需外送，而负荷主要集中在兰坪县，怒江州电源和负荷分布极不均衡。2）全州电网结构薄弱，供电可靠性较低、网损较大怒江州地形呈南北狭长形，州内220kV电网仅为220kV福贡变兰坪变剑川变单回链式供电，且福兰线极易受冰雪天气影响，110kV电网主干网供电半径较长，且网架多为“单线单变”，供电可靠性低，网络损耗较大。3）中小水电站丰枯出力悬殊怒江州各县中小水电均为径流式电站，丰期基本能够满发，造成大量盈余电力上网；枯季则出力低，需从主网下网电力以满足供电需求，中小水电站丰枯矛盾突出。4）无功电压问题严重怒江电网内的电源均为径流式的小水电机组，机组容量小、数量多、分布广、运行调节性能弱，基本不能参与电网电压和无功调整，特别是兰坪地区的小水电。第四章 负荷发展及电力平衡4.1 怒江州负荷发展预测根据怒江州“十二五”电网发展规划阶段性成果，预计2011年怒江州需电量为32.7亿kW.h，负荷为604MW；2015年怒江州需电量为39.6亿kW.h，负荷为723MW。预测结果见表4.1-1所示。表4.1-1 怒江州电力需求预测表（推荐）4.2 怒江负荷特性预测（1）年负荷曲线“十一五”“十二五”期间，怒江州高耗能工业项目仍占经济发展主导地位,特别是泸水硅工业园区工业硅冶炼项目建成投产后，高耗能工业用电所占的比例将会进一步增大。根据怒江电网近几年实际年负荷曲线分析，预计怒江州电力负荷的季不均衡系数值在今后相当长时间内将在0.88左右变化，“十二五”期间按0.90考虑。怒江电网规划年负荷曲线见表4.2-1。表4.2-1 怒江电网“十二五”典型年负荷曲线（2）日负荷特性预测根据怒江州历史日负荷的统计数据，并结合负荷发展情况，“十二五”期间怒江电网典型日负荷曲线预测值见表4.2-2。表4.2-2 怒江电网“十二五”典型日负荷曲线4.3 怒江电源规划及电力平衡4.3.1 怒江电源规划“十二五”期间，怒江州中小水电装机规模增长迅速。目前，中小水电开发集中在泸水、福贡、贡山县。在不含六库电站情况下，至2015年怒江州现有+在建+核准中小水电装机规模为1526MW。怒江州电源规划开发情况见表4.3-1、4.3-2。表4.3-1 怒江州20102015年规划电源分县表 单位：MW注:不含六库电站（180MW）。表4.3-2 怒江州分县新增电源规划详表 单位：MW4.3.2 怒江电力平衡平衡主要原则（1）计算范围为怒江州。（2）平衡计算年为20102015年逐年进行平衡；碧玉河电站按220kV和110kV两个电压等级分别进行平衡。（3）检修利用汛枯季的空闲容量进行，不再考虑检修备用；负荷备用及事故备用考虑12%。（4）各水电站的出力情况参考现有的实际出力，资料不全的水电站根据其调节特性，参照同河流上已建电站出力过程，对年出力曲线进行模拟。（5）除12月份投产的机组第二年参与平衡之外，当年投产装机在当年参与平衡。怒江州境内澜沧江上游的大华桥电站和黄登电站以500kV电压等级接入系统，不参与怒江电力平衡。（6）2011年及以后福贡南部两个110kV通道（通过福贡变上帕变秤杆开关站并入泸水县电源装机100MW，福贡变上帕变中排开关站并入兰坪县电源装机50MW）外送电源装机暂按150MW考虑。平衡结果怒江州在泸水硅工业园区和兰坪工业园区的发展带动下，“十二五”期间，硅工业及电解锌负荷增长迅速。从表4.3-3和4.3-4中可以看出：“十二五”期间，兰坪县电网下网电力呈逐年上升趋势，碧玉河电站以110kV电压等级接入后兰坪县枯季下网电力在138160MW之间，丰季有部分盈余电力，最大盈余电力约10MW；碧玉河电站以220kV电压等级接入后兰坪县全年均需从主网下网电力，最大下网电力为181MW。表4.3-3 怒江州各县110kV及以下电力平衡计算表（碧玉河电站以110kV电压等级接入时） 单位：MW表4.3-4 怒江州各县220kV及以下电力平衡计算表（碧玉河电站以220kV电压等级接入时） 单位：MW第五章 电站在系统中的作用及电力外送5.1 电站在系统中的作用及工作位置碧玉河水电站装机总容量100MW，多年平均发电量4.57亿kW.h，是兰坪县水电站开发条件较好的电站之一；电站位于兰坪县境内，电站的建设可以加强兰坪县供电网络、为兰坪县迅速发展的用电负荷补充电源。促进兰坪县经济的发展，实现资源优化配置。经计算当碧玉河电站接入系统运行时，平水年碧玉河电站的年利用小时数为4550h，枯水年的年利用小时数为3656h左右。碧玉河电站具有年调节能力。在系统中可以承担峰荷作用。碧玉河电站工作位置图见附图。5.2 电站的送电方向和供电范围为确定碧玉河电站的送电方向和供电范围，对怒江州及各县进行了电力平衡（平衡结果见表4.3-3、4.3-4），从平衡结果可知：“十二五”期间怒江州及怒江州中北部的福贡、贡山两县丰季均有大量盈余电力外送。中北部的兰坪县无论碧玉河水电站以220kV电压等级或110kV电压等级接入系统，“十二五”期间，兰坪县除丰季部分月份有少量盈余电力外送外均需从主网下网电力，兰坪县具有消纳碧玉河电站电力的能力，因此碧玉河电站电力可在兰坪县就地消纳后再将盈余电力送出。66第六章 电站接入系统方案论证6.1 电站建成时相关外送通道建设情况及输电能力分析6.1.1滇西北及怒江电网相关220kV网架规划建设情况1）滇西北220kV网架规划2012年500kV黄坪变（11000MVA）建成后，将对大理北部的鹤庆、剑川，中部的洱源及大理市部分地区进行供电。黄坪变建成时，“”洱源剑川线路、双“”海东丽江线路；220kV鹤庆变接入系统方案为双“”黄坪丽江线路。从而形成黄坪至剑川、洱源、海东、鹤庆各2回。2）怒江电网220kV网架规划根据怒江州“十二五”电网发展规划阶段性成果，“十二五”期间怒江电网将新建220kV变电站1座，即新增220kV贡山变（1180MVA）；改扩建二期工程2项，即220kV崇仁变新增2#主变（1180MVA）及新建1回崇仁变苏屯变220kV线路，新建1回福贡变剑川变220kV线路。滇西北及怒江电网相关220kV网架规划（2013年）见图6.1-1所示。图6.1-1 滇西北及怒江电网相关220kV网架规划（2013年）示意图6.1.2怒江电网相关外送通道输电能力分析1）220kV通道输电能力分析随着500kV黄坪变、永昌变建成投产后，滇西500kV、220kV电网网架结构得到进一步加强，怒江中北部福贡以南至剑川断面输送极限将有所提高。2013年怒江电网相关外送通道能力情况见图6.1-2。图6.1-2 黄坪变、永昌变建成后怒江电网相关外送通道能力示意图（2013年）由于受动稳因素影响，怒江中北部福贡以南至剑川断面输送容量在300MW左右；2012年后保山富裕电力通过500kV永昌变外送，怒江南部盈余电力通过崇仁变至苏屯变外送通道送出。怒江电网北部（福贡、贡山两县）区域中小水电丰期盈余电力受阻严重，受阻电力约276MW左右；怒江南部（2013年六库电站投产后）外送通道基本满足丰期盈余电力送出，但随着规划电源的投产，怒江电网外送受阻电力将会更加严重，到2015年贡山、福贡丰期中小水电盈余电力外送受阻约317MW。维西以南至剑川断面输送容量在150MW左右，基本满足该地区盈余电力外送；剑川以南外送断面输送容量在500MW左右，满足该地区盈余电力外送。2）110kV通道输电能力分析根据怒江电网“十二五”规划及最新收资情况，结合怒江州中小水电所在地理位置，福贡县南部中小水电电源汇集到110kV上帕变合计装机56.9MW、110kV亚谷开关站合计装机103.2MW；汇集到兰坪县北部110kV中排开关站合计装机49.8MW。福贡以南电源分布情况见下图6.1-3所示。图6.1-3 福贡以南电源分布示意图（2013年）规划2011年建成110kV亚谷开关站秤杆开关站110kV线路，导线截面选择为240mm2，线路长约50.5km；110kV秤杆开关站崇仁变110kV线路，导线截面选择为300mm2，线路长约75.6km；同时加强110kV六库中心变崇仁变110kV线路，导线截面选择为300mm2，线路长约30km。福贡以南至泸水县110kV网架结构得到进一步加强，福贡以南至泸水县110kV断面输送极限将有所提高。福贡以南110kV外送通道能力情况见图6.1-4。图6.1-4 福贡以南110kV外送通道能力示意图（2011年）由于受送电距离及动稳因素影响，福贡以南至泸水2回110kV线路输送断面容量在100MW左右，基本可满足汇集到110kV亚谷开关站的中小水电电力送出；中排开关站至兰坪2回110kV线路输送断面容量在100MW左右，基本可满足汇集到110kV中排开关站的中小水电电力送出。6.2 电站接入系统方案论证6.2.1 电站接入系统电压等级的确定及送电范围1）接入系统电压等级的确定由于受怒江特殊的地理环境因素影响，线路通道资源十分宝贵，为充分利用线路走廊，有效保护自然环境，降低电源外送通道投资成本。在进行接入系统设计时，兼顾了碧玉河电站（100MW）周边德庆河一级（215MW）电站、德庆河二级（215MW）电站及新松坡电站（210MW）电站接入的适应性，电站地理位置图见图6.2-1。根据收资情况及电站业主提供的资料，碧玉河电站、德庆河一级电站、德庆河二级电站及新松坡电站计划投产时间均为2013年左右，电站投产时间相近，且四个电站相距较近，均在10km范围以内。从电站周边电网来看，怒江州地区电网较为薄弱、单一。电站近区现有的110kV线路无法满足电站的电力送出，需新增输电线路方能满足电站的电力送出，若采用110kV电压等级送出，四个电站总装机180MW至少需新增2回以上110kV线路方可满足电站电力的送出。通过与碧玉河电站、德庆河一、二级电站及新松坡电站业主沟通，电站业主间已达成共识（相关协议正在商议中），电站开发后电站电力采用集中或分散送出方式均可，从碧玉河电站、德庆河一级电站、德庆河二级电站及新松坡电站装机（合计180MW）方面考虑，电站建成后采用110kV及220kV电压等级接入系统均可。2）送电范围的确定从电站周边电网通道输送能力及市场消纳能力方面考虑，兰坪县是怒江州工业发展较为集中的县份之一，工业用电量较大；根据怒江州各县电力平衡，“十二五”期间，碧玉河电站以110kV电压等级接入时兰坪县枯季下网电力在138160MW之间，丰季有部分盈余电力，最大盈余电力约10MW；碧玉河电站以220kV电压等级接入时兰坪县全年均从主网下网电力，最大下网电力为181MW。由于其他接入点距电站较远，且存在不同程度的电力外送受阻。因此碧玉河水电站电力输送至兰坪负荷中心消纳较为合理。6.2.2 电站接入点分析一、电站建成时近区电网规划情况根据怒江110kV及以上电网规划，“十二五”期间怒江电网将新增1回福贡变剑川变220kV线路，导线截面选择为2300mm2，线路长约148km，计划2011年建成投产。碧玉河电站建成时近区电网规划情况见图6.2-2。 图6.2-2 碧玉河电站建成时近区电网规划示意图二、电站接入点分析以碧玉河电站为基点，碧玉河电站至周围已建、在建及规划建设的220kV及110kV变电所线路距离如图6.2-3所示。图6.2-3 碧玉河电站与近区变电所线路距离示意图从图6.2-3中不难看出，2013年电站投产时，靠近电站的接入点仅有220kV福贡变、维西变、兰坪变、剑川变，以及110kV中排开关站。根据碧玉河水电站近区外送通道输送能力分析，“十二五”期间，220kV福贡变以南220kV外送通道输送能力约300MW；电源在现状+在建+核准开发方案下，2013年福贡县北部和贡山县中小水电丰期盈余电力受阻严重，受阻电力约276MW左右；随着规划电源的投产，怒江北部电网外送受阻电力将进一步加剧。维西以南至剑川断面输送容量在150MW左右，基本满足该地区盈余电力外送。此外，110kV中排开关站至兰坪变110kV外送通道仅能满足汇集至中排开关站中小水电电力的送出，随着该地区中小水电的开发建设，该地区丰季将有部分盈余电力外送受阻。因此，220kV福贡变、220kV维西变、110kV中排开关站无法满足电站电力的送出，不宜作为电站接入点。220kV剑川变距电站在100km左右，距离较远。对220kV剑川变220kV出线间隔进行落实，220kV剑川变共有5个220kV出线间隔，现有3回220kV出线间隔；随着2010年220kV维西变和2011年福贡变至剑川变220kV线路的建成投产，届时220kV剑川变220kV间隔将全部用完。据了解由于220kV剑川变站外为基本农田，扩建较为困难。因此本报告中将不考虑接入220kV剑川变方案。以下对220kV兰坪变出线间隔进行分析，220kV兰坪变（2180MVA）220kV出线最终4回，已有2回，分别至220kV福贡变1回，至剑川变1回；备用2回。110kV出线最终12回，已有6回，即至110kV兰坪中心变2回、至110kV金鼎变2回、至110kV黄木变1回、至110kV中排开关站1回。备用6回。220kV兰坪变220kV侧及110kV侧间隔简图见图6.2-4。图6.2-4 220kV兰坪变出线间隔简图6.2.3 接入系统方案拟定一、电站站间连接方案根据电站相对位置及电站周边电网规划建设情况，首先提出电站之间的站间连接方案，其次在推荐的站间连接方案基础上，对碧玉河电站接入系统方案进行充分论证。考虑到新松坡电站及德庆河一、二级电站为同一业主，碧玉河电站为另一业主，为便于业主建成后生产运行及日常维护；推荐新松坡电站、德庆河一级电站电力汇集到德庆河二级电站后送出，碧玉河电站直接升压送出。二、电站接入系统方案在碧玉河电站及周边电站站间推荐方案的基础上，拟定了碧玉河电站接入系统的三个方案：方案一：碧玉河电站建成时以一回110kV线路接入220kV兰坪变；线路导线截面选择为300mm2，新建线路长度70km。德庆河一级电站、德庆河二级电站、新松坡电站建成时，电力汇集到德庆河二级电站以一回110kV线路接入220kV兰坪变；线路导线截面选择为300mm2，新建线路长度62km。电站接入系统方案一简图见图6.2-5。图6.2-5 电站接入系统方案一方案二：碧玉河电站建成时以一回220kV线路接入220kV兰坪变，碧玉河电站至220kV兰坪变线路路径兼顾远期德庆河二级电站的接入；待德庆河一级电站、德庆河二级电站、新松坡电站建成时，电力汇集到德庆河二级电站升压为220kV后“”接碧玉河电站至220kV兰坪变线路接入系统。碧玉河电站至德庆河二级电站线路导线截面选择为300mm2，线路长约8km；德庆河二级电站至兰坪变线路导线截面选择为400mm2，线路长约62km。电站接入系统方案二简图见图6.2-6。图6.2-6 电站接入系统方案二方案三：碧玉河电站建成时同时建成德庆河二级电站升压站，德庆河二级电站汇集碧玉河电站电力后“”接220kV福贡变至剑川变220kV线路接入系统；待德庆河一级电站、德庆河二级电站及新松坡电站建成后，电站电力汇集到德庆河二级电站升压为220kV一并送出；电站出线导线截面选择为2300mm2，新建线路长约34km。电站接入系统方案三简图见图6.2-7。图6.2-7 电站接入系统方案三6.2.4 方案技术分析一、从电力市场消纳空间考虑根据报告第六章（6.1节）对怒江电网相关外送通道规划建设情况及输电能力分析，“十二五”期间，怒江电网相关外送通道在丰季均有不同程度的电力外送受阻。但由于兰坪县地处横断山脉纵谷地带，矿藏资源得天独厚，随着金顶凤凰山特大型铅锌矿的开采和冶炼，兰坪县用电需求将迎来一个发展高峰，“十二五”期间，兰坪县在含福贡县南部至兰坪县110kV通道输送容量（50MW）后，碧玉河电站以220kV电压等级接入时情况下，兰坪县全年均需从主网下网电力，最大电力缺额为77MW181MW。因此兰坪县具有消纳兰坪本县中小水电的能力，方案一、二将碧玉河电站电力送至兰坪负荷中心消纳是合理的。二、从怒江电网相关外送通道能力方面考虑从碧玉河电站及周边电站接入系统方案看，方案一、二将电站电力直接送往兰坪负荷中心消纳，满足了兰坪县负荷发展需求，也不占用福贡、贡山两县中小水电盈余电力外送通道容量。方案三中电站电力直接参与怒江盈余电力外送，占用了福贡、贡山两县中小水电盈余电力外送通道部分容量，加重了福贡、贡山两县丰季中小水电盈余电力外送压力。三、从网络损耗方面考虑为进一步分析电站外送相关线路潮流的合理性，对电站接入系统后2013年各方案丰大方式潮流计算（计算结果见潮流图）。三个方案在2013年丰大正常运行方式下，方案一、二潮流分布均较为合理，方案三则潮流分布相对方案一、二不均匀。另外在网损方面，方案一、三网损比方案一网损高0.20.3MW。四、从电力分层分区方面考虑从兰坪县负荷用电情况分析，兰坪县用电负荷主要集中在110kV电压等级，从电力分层分区方面考虑，方案一占用优势。但从110kV线路的输送距离和送电稳定性方面考虑，采用220kV电压等级接入可提高送电线路的稳定性，减少对主网的安全稳定影响；从送电稳定性方面考虑，方案二、三较方案一占有优势。6.2.5 方案经济比较为了比较三个方案的经济投资情况，下面对三个接入系统方案投资情况和年费用情况进行比较。三个方案接入系统方案投资比较结果见表6.2-4，年费用比较结果见表6.2-5所示。表6.2-4 电站接入系统投资比较表注：本表仅作投资比较用，仅比较不同部分。表6.2-5 各方案年费用比较表项目单位方案一方案二方案三一、总投资万元117401062011560其中：变电部分万元52037403740 线路部分万元1122068807820二：功率损失有功损失MW0.3 0.0 0.2 电量损失万kWh/年90 0 60 电量损失费万元/年27 0 18 三、运行及维护费万元/年265 283 303 其中：变电部分万元/年18 131 131 线路部分万元/年247 151 172 四、年运行费万元/年292 283 321 五、年费用万元/年1400 1285 1412 六、差额 投资万元1120 0 940 年费用万元/年115 0 127 由表6.2-4、6.2-5可知：方案一、三接入投资较方案二分别高1120万元和940万元。从年费用方面看，方案二年费用最低，方案一年费用最高，较方案二高115万元/年；方案二在接入系统三个方案中投资及年费用占有优势。6.2.6 电站接入系统推荐方案综合以上技术、网络损耗、投资及年费用方面比较，方案二在三个接入系统方案中投资、年费用，以及在电网发展的适应性方面均优于方案一、三。因此推荐方案二为碧玉河电站、德庆河一级电站、德庆河二级电站及新松坡电站（合计180MW）接入系统方案，即碧玉河电站建成时以一回220kV线路接入220kV兰坪变，碧玉河电站至220kV兰坪变线路路径兼顾远期德庆河二级电站的接入；待德庆河一级电站、德庆河二级电站、新松坡电站建成时，电力汇集到德庆河二级电站升压为220kV后“”接碧玉河电站至220kV兰坪变线路接入系统。推荐方案见图6.2-7。图6.2-7 碧玉河电站接入系统推荐方案（初期）示意图图6.2-8 碧玉河电站接入系统推荐方案（远期）示意图第七章 推荐方案电气计算7.1 推荐方案调相调压计算为了选择碧玉河电站升压变分接头的档位，研究电压调节范围及其适应性，进行了2013年电站建成后丰大、丰小、枯大、枯小四种典型方式的潮流计算。本次计算主要有以下几个依据：（1）计算以电力系统电压和无功电力技术导则为依据，电力系统各级网络，必须符合电压允许偏差值的要求，遵循电网的无功补偿应基本上分层分区和就地平衡，并能随负荷和电压进行调整，避免经长距离线路或多极变压器传送无功功率的原则。（2）按照电力系统电压和无功电力技术导则5.7条，各电压等级的变电所一般均应配置可投切的无功补偿设备。其无功补偿容量经潮流计算确定。（3）潮流计算主要涉及地方电网的110kV网络，因此潮流计算对110kV系统进行了模拟。计算模型发电机采用和变化模型，负荷模型采用恒功率40%，恒电流30，恒阻抗30。（4）潮流计算为电网断环方式。计算采用怒江州丰季潮流最重的2013年为计算水平年，并将福贡以南220kV通道的最大输送电力控制在300MW以下，分别进行丰大、丰小、枯大、枯小四种方式的潮流计算。碧玉河电站潮流计算图见附图，计算结果见表7.1-1所示。表7.1-1 推荐方案碧玉河电站调相调压结果表（计算水平年2013年）运行方式丰大丰小枯大枯小潮流情况正常正常正常正常碧玉河电站升压变抽头0000碧玉河电站COS0.98-0.980.980.97碧玉河电站220kV母线电压(kV)233.5232.9230.9230.5碧玉河电站机端电压(kV)10.510.510.510.5220kV兰坪变220kV母线电压（kV）227.1226.0226.1225.0通过计算：推荐方案在四种运行方式下，电站及变电所电压均满足电力系统电压和无功电力技术导则的要求，各条线路输送潮流均未超过各条线路的极限输送容量，各条线路均在经济输送容量范围内。当碧玉河电站升压变高压侧电压选择为242kV，发电机出口电压可以满足技术要求。建议碧玉河电站升压变抽头选择为24222.5/10.5kV。调相调压计算表明电站发电机额定功率因数可采用COS0.9(滞后)，此外碧玉河电站在额定状况下，还应该有进相0.95并且持续运行的能力。7.2 发电机变压器容量选择根据电站发电机单机容量及功率因数，建议碧玉河电站主变压器可选为2台63MVA的变压器，与发电机组成发电机变压器单元接线；7.3 电站出线导线截面选择根据碧玉河电站可行性研究报告，其年利用小时数为4512h4550h左右，因此取经济电流密度J=1.15A15A/mm2。110kV220kV电压等级下各截面的导线输送容量见表7.3.2-1。表7.3.2-1 导线输送容量计算表电压导线截面计算方法输送功率P（MW）备 注220300mm2经济电流密度118经济电流密度J=1.15A/mm2，COS=0.90线路热稳极限225温度修正系数取0.94400mm2经济电流密度158 经济电流密度J=1.15A/mm2，COS=0.90线路热稳极限258 温度修正系数取0.942300mm2经济电流密度236 经济电流密度J=1.15A/mm2，COS=0.90线路热稳极限459 温度修正系数取0.94从上表可以看出，对于碧玉河电站送出220kV线路导线截面选择为300mm2能够满足碧玉河电站100MW的电力的，采用一回300mm2截面的110kV线路送至里农变，能够满足其送出要求。考虑到远期德庆河一级电站、德庆河二级电站及新松坡电站电力将与碧玉河电站电力一并送出，德庆河二级电站兰坪变线路采用400mm2截面已不能满足线路的经济输送要求，导线截面为400mm2的220kV线路经济输送容量（158MVA/回）和极限输送容量（258MVA/回），但考虑到碧玉河电站、德庆河一、二级电站及新松坡电站每年满出力在三个月左右，其余时间出力相对较小，因此从运行的经济性和投资方面考虑，建议碧玉河电站德庆河二级电站220kV线路导线截面选择为300mm2，德庆河二级电站兰坪变220kV线路导线截面选择为400mm2，方可满足碧玉河电站、德庆河一级电站、德庆河二级电站及新松坡电站的送电需求。7.4 推荐方案稳定计算本次稳定计算采用电力科学研究院开发的BPA程序进行计算，以电力系统安全稳定导则为计算标准，计算水平年为2013年。（1）故障时间：220kV单相永久故障：0s故障，0.12s跳单相，1.1s重合单相，不成功。1.2秒跳三相。220kV线路三相短路故障0s故障，0.12s跳三相。（2）稳定判据：功角稳定判据：功角摇摆曲线呈减幅震荡，判定为系统稳定；呈增幅震荡或失步，判断为系统不稳定；电压稳定判据：如果电压摇摆曲线低于75%，持续时间0.8s判定为系统电压崩溃。频率稳定判据：如果采用切机或减负荷等稳定措施后，系统频率超出系统中大机组允许频率的上下限（如fmin52HZ）。稳定计算表明，从电站对电网的稳定运行影响上来看，由于电站均仅有一回线路与系统连接，因此当电站送出线路永久故障或检修时，电站均不能送出。2013年电站稳定计算结果表见表7.3-1。表7.3-1 2013年电站稳定计算结果表故障点潮流（MW)故障侧故障类型稳定情况碧玉河电站兰坪220kV线路100碧玉河电站单瞬故障稳定单永故障碧玉河电站与系统解列，系统稳定三相短路故障碧玉河电站与系统解列，系统稳定兰坪单瞬故障稳定单永故障碧玉河电站与系统解列，系统稳定三相短路故障碧玉河电站与系统解列，系统稳定兰坪剑川220kV线路68.7兰坪三相短路故障稳定剑川三相短路故障稳定碧玉河电站无故障掉一台机稳定发电机失磁0s失磁，3s切机稳定母线故障0.12S跳所有出线碧玉河电站与系统解列，系统稳定兰坪变母线故障0.12S跳所有出线碧玉河电站与系统解列，系统稳定备注：福贡以南220kV通道的最大输送电力控制在300MW以下。7.5 对发电机励磁系统的要求建议电站发电机采用常规快速励磁系统，该系统应遵循GB10585-1989中华人民共和国国家标准中小型同步电机励磁系统基本要求中各项技术要求。碧玉河电站要求装设电力系统稳定器（PSS）单元，对于PSS单元应遵循DL/T583-1995大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装备技术条件中各项技术要求。7.6 自励磁校核不发生自励磁的判据为：式中：发电机额定容量（MVA）线路充电功率（Mvar） 发电机同步电抗标么值（包括升压变压器漏抗，以发电机容量基准为准）按以上判据核算碧玉河电站单机带空载单线情况下：由：可知成立，因此碧玉河电站单机单线运行时不会发生自励磁。7.7 短路电流计算对碧玉河电站接入系统后对系统提供的短路电流水平的影响进行了计算，结果表明，碧玉河电站向系统提供的三相短路电流为2.00.9kA，单相接地短路电流为2.240.72kA。7.8 对侧工程7.8.1 220kV兰坪变电站本期工程内容利用原变电站内预留的220kV备用(剑川方向)出线间隔作为本期碧玉河水电站出线间隔，新上电气设备，不需新增用地。配电装置接线和电气布置形式与一期一致。7.8.2 主要电气设备选择 1)SF6断路器: 252kV, 4000A,50kA;2)完善化隔离开关: 单柱垂直伸缩式（单接地）/三柱水平旋转式(双接地)， 252kV, 3150A,50kA; 3)SF6电流互感器: 220kV,