中电普安电厂2x660MW新建工程2016.08.20

中电普安电厂2x660MW新建工程2016.08.20
中电普安电厂2x660MW新建工程调试用电初步设计
中电（普安）发电有限责任公司
2016年08月
批准：审核：校核：编制：
目录
1、概述 (1)
2、普安电厂调试期负荷统计 (1)
3、普安电厂周边电网情况 (1)
4、临时调试电源初步方案 (2)
1) 选择变电所 (2)
2) 接入线路电压等级与接入间隔选择 (2)
3) 变压器容量选择 (3)
4)电力线路选择 (3)
5)6KV接入点选择 (5)
6) 变压器布置地点选择 (6)
7) 无功补偿容量核算 (6)
8) 推荐总体方案 (6)
5、工程造价初步预测 (7)
6、下阶段工程推进计划 (8)
7、附录 (8)
1、概述
按照普安电厂最新里程碑节点，普安电厂调试期间为2017年1月至2017年8月。

根据普安电厂送出线路工程存在很大不确定因素。

普安电厂倒送电时间预计2017年8月之前不可能倒送电成功，故启动本方案。

本方案首先统计普安电厂调试期间用电负荷情况，再根据负荷情况进行调试用电变压器选型，根据普安电厂周边情况（青山变与银山变）选用合适的接入点。

2、普安电厂调试期负荷统计
备注：详细负荷统计见附1 和附件4
3、普安电厂周边电网情况
序号阶段时间最大稳态
总负荷最大容量辅机额定功率最大容量辅机启动方式备注 1
锅炉冷态通风调试 2017年05月08日 9778kW
循环水泵3700kW 低速运行
2 锅炉酸洗和炉前碱洗
2017年05月08日
9778kW 循环水泵3700kW
低速运行
3 机组整套启动（单机） 2017年05月08日 30254kW 循环水泵3700kW 低速运行
按照取
不同时运行系
数0.8
序号比较项目 110kV 青山变 220kV 银山变备注
1
电压等级 110kV(I/II 母) 10kV(I/II 母) 35kV(I/II 母) 220kV(I/II 母) 110kV(I/II 母) 10kV(I/II 母)
2 电压等级容量 1号主变20MVA 、2号主变
40MVA 1号主变180MVA
3
变压器数量
2台 1台
备注：详见青山变与银山变系统图附件2
4、临时调试电源初步方案
1) 选择变电所
根据普安电厂预计用电负荷统计，以及普安电厂周边电网情况分析，110kV 青山变电站由两个变压器分别容量是20MVA 与40MVA ，现有备用间隔（35kV 1个、10kV4个），可以通过租用的方式接入青
山变，该变电站距离普安电厂约4公里，而220kV 银山变有一个变压器容量是180MVA ，富裕度较大，该变电站距离普安电厂约7公里，由于没有备用间隔，无论新增什么电压等级间隔的费用较高，从经济最优考虑，优先选择110kV 青山变电站的备用间隔，对接入的电压等级需要进一步核算。

2) 接入线路电压等级与接入间隔选择
a 、为了保证供电系统安全、可靠、优质、经济地运行，普安电厂调试期间多位电动机运行，按电动机额定功率因数一般取0.8，对长距离供电影响较大，10kV 电压等级电压损耗较35kV 大的多，优先选择接入35kV 电压等级的备用间隔，同时经人员实地考察青山变35kV 备用间隔（经2号主变（容量为40MVA ）中压侧35kV II 母线304备用线），该35kV II 母线主要是对普安县泥堡村供电，负荷很稳定均在5MVA 左右，进一步查看开关柜内各类元器件及标签均完整，并通过值班人员申请对304备用线开关进行远方分合闸实验，均正常无误。

设备名称型号
额定电压
额定电流
额定开断电流
出厂时间
生产厂家
备注
备用线304（开关）
KYN61-40.5
40.5kV 3150A 31.5kA 2011.5 云南云开电气股份有限公司元器件完整，接
线完整，分合闸
实验正常
b 、220kV 银山变有一个变压器容量是180MVA ，电压等级为220kV 、110kV 、10kV ，
4 变压器容量 1号主变20MVA 、2号主变
40MVA 1号主变180MVA
5 无功补偿容量 9600kvar 大于9600kvar
6 备用间隔数量 35kV (1个)、10kV （4个） 0
7 实际负荷量
3.47MW
9.18MW 需实地勘测 8
与普安电厂距离 4公里
7公里
需实地勘测
该变电站距离普安电厂约7公里，由于没有备用间隔，只能新增220kV与110kV电压等级间隔(10kV电压等级长距离输电，压降肯定不能保证),费用较高。

3) 变压器容量选择
a、普安电厂预计用电负荷统计从化水车间调试开始，预计最高峰出现在机组整套启动。

本方案统计锅炉冷态启动、锅炉酸洗、机组整套启动负荷。

同时参考了四川福溪电厂（2x660MW)实际运行负荷分析，初步判断普安电厂调试用电负荷容量30.4MVA （详见福溪电厂运行负荷参考附件3）
b、参考贵州六枝电厂启动负荷（单台）
启动阶段化水冶水水压试验动力场试验吹管(烧油) 整套起动(并网前) 负荷预计150-260kW 300kW 14-16MW 25-27MW 29-32MW 备注说明：贵州六枝电厂2x660MW机组
c、普安电厂最高负荷出现在机组整套启动期间，到机组启动调试中设备不间断性，预计2017年07月10日用电负荷按照30254kW 来计算选择变压器类型：各种负载同时运行系统按0.7，变压器经济运行系统按0.7
变压器容量=30254*0.7/0.7=30254KVA
d、青山变电站目前青山变为两台主变压器，两台变压器容量分别为20 MVA、40 MVA，两变压器都是高压绕组110kV低压绕组35kV 与10kV的三圈变，两变压器高压侧低压侧都是环网运行。

但对2号主变主要是泥堡村供电，负荷量稳定，高负荷段就是12月份最高负荷
5MW，由此可知普安电厂如果调试季节在春夏秋三季出现按照国家标准选择变压器容量：31.5MVA容量可以满足要求。

4)电力线路选择
a、选择原则
电源线路导线截面的选择，应遵守《电力系统设计技术规程》等有关规定，保证电力安全输送的需要，对35kV电缆优先按照经济合理方式选择导线截面，再考虑其他情况。

b、经济电流密度选择导线
导线截面选择应遵守《电力系统设计技术规程》等有关规定，电网输电能力必须满足各种正常和事故运行方式的输电要求。

经济电流密度就是使输电导线在运行中，电能损耗、维护费用和建设投资等各方面都是最经济的。

根据不同的年最大负荷利用小时数，选用不同的材质和每平方毫米通过的安全电流值。

导线截面影响线路投资和电能损耗，为了节省投资，要求导线截面小些；为了降低电能损耗，要求导线截面大些。

综合考虑，确定一个比较合理的导线截面，称为经济截面积，与其对应的电流密度称为经济电流密度。

按年最大负荷利用时间/h 电缆：架空线路：
3000以内的铝1.65A/mm 铜3.00A/mm, 3000~5000 铝1.15A/mm 铜2.50A/mm, 5000以上铝0.90A/mm 铜1.75A/mm,
根据以往工程及该地区负荷情况，及主变压器经济运行，本工程主变容量本期为35MVA ，作为临时最大负荷利用小时数相关数据（架空线路小于3000h ），经济电流密度选取1.65 A/mm2。

导线截面计算如下：
3
10cos 3P ?=
e JU S
式中：
S ——导线经济截面（mm2）；
cos ——功率因数 0.95 P ——输电功率（MW ）31.5×0.95×0.7 Ue ——线路额定电压（kV ）； 35
J ——经济电流密度（A/mm2）。

1.65
通过计算，得到采用35kV 电压供电时导线的经济截面积为220.45 mm2，因此满足该截面的35kV 输电线路拟选用标准导线LGJ-240。

c 、按照载流量选择35kV 电缆
高压侧为35kV ，高压侧电流I1=31500kVA/（1.732*35kA ）=519.6A,低压侧电流I2=31500kVA/（1.732*6kA ）=3031.2A,
查表知，185mm2铝芯电缆的安全载流量是518A，常温下的导体直流电阻最大值是0.1371Ω/km。

则4000m长，185mm2铝芯电缆的在最大安全载流量下的压降Vd
Vd = （电位长度电阻值x 长度）x 最大安全载流量= （0.1574Ω/km x 4km）x 518A = 326.13V
电压降百分数（%）=326.13/35000*100%=0.93%，电压降小于5%满足要求。

导线选型LGJ-185导线。

d、综上所述，LGJ-240与LGJ-185均能满足运行要求，只是LGJ-185电缆运行中会有发热现象，并按照长距离35kV高压输电线路优先按经济密度原则选择，但是由经济优化与临时用电考虑，推荐导线选择钢芯铝绞线LGJ-185导线，满足要求，在机组整套启动期间时常注意负荷对控制。

5)6kV接入点选择
按照普安普安电厂工期节点，2017年4月1日之前（厂用电受电时间），已经全部完成高压齐备变低压侧至1号机组6kV 1A/1B段与2号机组6kV 2A/2B段共箱母线
安装工程，为了经济最优化，以节省购买6kV 电缆费用，届时就可以优先考虑将调试用电临时变压器低压侧接入1号机组6kV 1A/1B
段与2号机组6kV 2A/2B 段共箱母线。

6) 变压器布置地点选择为了保证临时变压器有足够承载力，又不影响相关基础，根据31.5MVA 变压器所占地面积约5x5米，承载力约70吨，初步考虑该变压器放置在2号机组A 排外启备变压器（D3）与事故油池（J12）之间(该处下层基础距循环水泵较远)，经联系广东院总图设计师，确认该处承载力120吨左右，满足 7) 无功补偿容量核算
a 、本站无功补偿容量按主变容量10~30％的规范要求配置。

并满足变压器最大负荷时高压侧功率因数不低于0.90，变压器最小负荷无无功补偿时高压侧功率因数不低于0.90
依据中国南方电网有限责任公司颁布的《电力系统电压质量和无功电力管理办法》，35kV 变电在负荷高峰期应保证功率因数达到0.9以上，具体加装容量计算如下：
（1）负荷所需补偿的最大容性无功量：
式中：
Qcf —负荷所需补偿的最大容性无功量 kvar P —母线上的最大有功负荷kW φ1—补偿前的最大功率因素角度φ2—补偿后的最小功率因素角度
Qcfo —由φ1补偿到φ2时，每kW 有功负荷所需补偿的容性无功量 kvar/kW 负荷功率因数cos φ1＝0.85，供电范围内主要为电机，为提高供电质量， 35kV 变电在负荷高峰期应保证功率因数达到0.9以上即cos φ2=0.9，所需补偿段最大有功负荷为31500kW ，可得Qcf ＝PQcfo ＝31500kW ×0.26kvar/kW ＝8190kvar 。

b 、青山变电站现用无功补偿装置容量约为9600kvar ，节约成本考虑，基本能保证普安电厂调试期间无功补偿。

8) 推荐总体方案按照普安电厂临时调试用电宗旨，经上述分析比较，经济最优化并综合考虑，优
()1222
12
11
||||11cos cos cf cfo
Q P tg tg P PQ =-=---=?? ???
先考虑110kV青山变电站35kV电压等级，35kV II组母线304备用开关，经35kV高压钢芯铝绞线LGJ-185导线接入至普安电厂齐备变与事故油池之间对临时35MVA变压器（变比35/6kV），低压侧接入共箱母线至1/2号机组6kV段。

5、工程造价初步预测
（1）35kV线路投资的分析
序号项目110kV青山变220kV银山变备注
1 线路长度4公里7公里需实地勘测
2 线路路径较平较平需实地勘测
3 投资较小较大接40万/km估列，接入110kV青山变可节约投资120万。

4 实施难度较易较易110kV青山变主变最大容量为40MVA，而接入需求为35MVA。

（2）变电工程投资的分析
1）35kV配电装置
本站需配置2个35kV间隔(含对侧，费用按45万/个估列。

2) 主变部分
本站需配置1台35MVA主变，费用=120/60%=200万。

3)无功补偿
本站需配置1台8200kVA无功补偿装置，费用按20万/个估列。

4）二次系统以及电缆
按90万估列。

5）负荷转移费用
110kV青山变主变最大容量为40MVA，而接入需求为31.5MVA。

可能会有这部分费用，这部分费用主要为35kV电力电缆。

按50万估列
（3）总费用估列
接入110kV青山变=4*40+2*45+200+20+90+50=610
补充说明：
1）如果电网公司同意，按照普安电厂租用青山变304备用开关，且在普安电厂出经高压熔丝接入临时变压器（省80万）
2）如果能买二手变压器（按70万省130万），若能租用更便宜。

3）二次费用直接可以省90万。

4）无功补偿装置按青山变提供（省20万）
最经济费用估计=610-80-130-90-20=290万
6、下阶段工程推进计划
1)方案报电网公司审批流程
2)报公司ERP流程
3)对设计单位进行招标
4)设计单位实际考察
5)确定施工方案及工期
7、附录
附件1：机组启动阶段流程
附件2：青山变与银山变一次接线图
附件3：福溪电厂运行负荷参考
附件4：机组启动需求负荷统计表。