4×600MW电厂新建工程可行性研究：电力系统.doc

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1、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

2、，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

3、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200

4、2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

5、） 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

6、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

7、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

8、.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、

9、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

10、.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

11、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

12、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

13、.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%待添加的隐藏文字内容26.30%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21860M

14、W。“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1500

15、MW，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600M

16、W，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

17、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

18、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

19、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15550149281

20、664016141178001726619050184792038019769218602186021860218602. 备用容量221636893107490230294952289450852749529236845510324455043.外送电力156901569015690156901569031003673700-233二、电源装机容量 2072720895229352521910305107872858730299313823244433545343883354534388 1. 火电77637741880594051030510787107871186912472123541

21、2356116791235611679 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

22、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1661448183246818324681832439183246

23、831027483102748 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： 20

24、05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

25、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)，*

26、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

27、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4.827.917.79.912.21

28、1.94.8三、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

29、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；（

30、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

31、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

32、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

33、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

34、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

35、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

36、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

37、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

38、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

39、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

40、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

41、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。

42、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