第二卷电力系统说明书

1、40-F1063C-X02电厂三期扩建工程初第二卷计步设计电力系统部分设说明书中工 程 设 计南电力设计院：建设部甲级第 170001-s j 号工 程 勘 察评价工程咨询资格：建设部甲级第 170001-kj 号：国证 甲2604 号：国家计委工咨甲9507003 号200 3 .1 0总工程师：项目经理： 郭建审核：校核：编写：目录电力系统概况华中电网现况电网现况1.21.3鄂东及地区电网现状电网目前存在的主要问题1.4电力发展规划电力负荷电源建设规划及电力平衡目标电网规划电厂三期建设的必要性及在系统中的作用电厂三期建设规模、时间、接入系统方案34系统对电厂接入的要求关于电厂主接线关于发电

2、机组关于励磁方式关于升压变压器关于断路器遮断容量关于线路导线截面关于电厂机组年利用小时数结论及建议电厂建设的意义、规模和投产时间电厂接入系统方案对电厂主接线和主要电气设备技术参数的要求系统保护和安全自动装置华中电网500kV系统保护配置现状工程特点系统保护配置方案主要技术要求安全稳定控制装置的配置对相关专业的要求系统保护投资估算调度自动化调度管理关系调度自动化系统现状远动信息内容远动设备选择自动发电控制系统电能量计费远动通道调度自动化系统投资估算系统通信1电力系统概况1.1华中电网现况华中电网包括、湖南、江西四省电网，是一个具有一定规模水火电装机的 500 千伏电压等级的电网。截止 2002

3、年底，华中四省全口径发电装机容量 5214 万千瓦，比上年增长 2.5%，其中水电装机容量 1798.5 万千瓦(约占 34.5%)，火电装机容量 3415.7 万千瓦(约占 65.5%)。华中统调电厂发电装机容量 3914 万千瓦，比上年增长 1.8%，其中水电装机容量 1229 万千瓦(约占 31%)，火电装机容量 2685 万千瓦(约占 69%)。2002 年华中电网全口径发电量 2219 亿千瓦时，比上年增长 10.4%，其中水电机组发电量 642 亿千瓦时(约占 29%)，火电机组发电量 1577 亿千瓦时(约占 71%)。华中电网统调机组发电量 1681 亿千瓦时，比上年增长 9.

4、5%，其中水电机组发电量 453 亿千瓦时(约占 27%)，火电机组发电量 1228 亿千瓦时(约占 73%)。2002 年华中电网全口径发电设备年利用小时数为 4415 小时，比上年增长 3.6%；统调机组发电设备年利用小时数为 4360 小时，比上年增长 2.7%。2002 年华中四省全社会用电量 2203 亿千瓦时，比上年增长 10.3%；统调系统用电量 1661 亿千瓦时，比上年增长 9.9%；人均用电量 833 千瓦时/人.年，比上年增长 7.8%。2002 年华中电网统调用电最高负荷 3079 万千瓦，比上年增长14.7%。华中网目前已形成了以坝电站外送为中心，北起变，中2 回南至

5、湖南、民丰变，东达江西南昌变的 500 千伏电网，并在部形成了具有一定支撑作用的骨干网架。此外，华中电网还通过500 千伏直流线路与华东电网相连，通过 1 回500 千伏直流线路与电网相连。2002 年，华中电网与华东电网、以及网内四省之间实际交换电量122.89 亿千瓦时，增加计划易电量 25 亿千瓦时。其中，华中向上海送出电量 43.84 亿千瓦时，接受电量 6.26 亿千瓦时；渝电网送出电量 1.28 亿千瓦时，接受川渝电量 14.3 亿千瓦时。华中电网目前存在的主要问题有：a)已出现缺电局面。近几年来，华中电网新增装机较少，四省负荷发展都较快，“九五”期间机组的富余容量已消化完毕，遇到

6、负荷期，即出现电力供应紧张状况。特别是有些省份用电负荷增长很快，而后续电源投产能力不足，电力缺口逐年增大，已形成“十五”期间缺电局面。供电的可靠性、安全性有待提高。华中电网 500 千伏主干网架虽已初步形成，但大部分为单回路，高低压电磁环网还无法打开运行，抵御事故的能力较差；低压电网仍相对薄弱，阻碍电力市场的开拓。电源结构不尽合理，火电单机容量小，缺乏大容量机组，系统运行经济性较差。华中电网最大的火电单机容量目前仍停留在 30 万千瓦级，供电煤耗和厂用电率均高于平均水平。水电装机中调节能力好的电站小，电网调峰。1.2电网现况电力系统是华中电力系统的重要组成部分，是华中四个省网之间、华中与华东大

7、区电网之间电力、电量交换的枢纽。随着三峡电站工程的投产，电网将在华中系统乃至联网中处于中枢地位。截止 2002 年底，省全口径发电装机容量 1536 万千瓦，比上年增长 1%，其中水电装机容量 721 万千瓦(约占 47%)，火电装机容量 815万千瓦(约占 53%)。统调电厂发电装机容量 1263 万千瓦，比上年增长-0.1%，其中水电装机容量 558 万千瓦(约占 44%)，火电装机容量 705万千瓦(约占 56%)。2002 年全口径发电量 622 亿千瓦时，比上年增长 5.2%，其中水电机组发电量 279 亿千瓦时(约占 45%)，火电机组发电量 343 亿千瓦时(约占 55%)。统调

8、机组发电量 523 亿千瓦时，比上年增长 3.2%，其中水电机组发电量 228 亿千瓦时(约占 44%)，火电机组发电量 295 亿千瓦时(约占 56%)。2002 年全口径发电设备年利用小时数为 4118 小时，比上年增长 3.6%；统调机组发电设备年利用小时数为 4136 小时，比上年增长3.1%。2002 年全社会用电量 562 亿千瓦时，比上年增长 6.8%；统调系统用电量 465 亿千瓦时，比上年增长 5.0%；人均用电量 912 千瓦时/人.年，比上年增长 4.5%。2002 年目前统调用电最高负荷 911 万千瓦，比上年增长 7.1%。电网最高电压等级为 500 千伏，至 200

9、2 年底已形成坝双河汉阳的 500 千伏双回路网络，以及凤凰山、汉阳孝感的 500 千伏单回路网络。坝凤凰山、汉阳电网与华中地区的其它三个省网均有 500 千伏联网线，即通过荆门南阳及双阳 500 千伏线路与电网相连，通过坝岗市 500 千伏线路与湖南电网相连，通过凤凰山南昌 500 千伏线路与江西电网相连，并通过截止 2002 年底，500 千伏直流线路与华东电网相连。电网已有坝电厂 500 千伏升压站、4 座500 千伏降压变电所、及 1 座 500 千伏开关站。1.3鄂东及地区电网现状鄂东即六地区，省东部，包括、黄石、孝感、咸宁、黄冈、鄂州等省约 60%的负荷集中在这里。电网是电网乃至华

10、中电网最大的供电枢纽和负荷中心，用电负荷约占省的四分之一。电网分两大部分，即江南与江北电电厂岱家山舵落口汉阳网，现已形成凤凰山花山岭电厂、凤凰山的 220 千伏双环网络。市电力供应主要来自汉川电厂、青山电厂及 500 千伏凤凰山和汉阳变电所，并向黄石、鄂州、咸宁、黄冈、孝感和荆州等地转供电力。截至 2002 年底，市有 500 千伏变电所 2 座，即凤凰山变和汉阳变，容量为 230 万千伏安；220 千伏变电所 20 座，变电容量 474 万千伏安，其中江南 183 万千伏安 ；110 千伏公用变 68 座，总容量 410 万千伏安。2002 年市最大负荷 342 万千瓦，全社会用电量(全口径

11、)158.78亿千瓦时，(直属)供电量 129.81 亿千瓦时，售电量 118.99 亿千瓦时，线损率 9.59%。1.4电网目前存在的主要问题1)已出现电力供不应求状况自去年以来，省电力负荷增长较快，到负荷时期，常出现电网在“十五”电力供应紧张状况。由于电源建设需要一定的周期，中后期及“十一五”初期将形成缺电局面。2)存在安全稳定隐患电网的西电东送容量大且电站出力变动大，存在威胁系统安全稳定的隐患及调相调压的难度。3)火电单机容量偏小电网最大的火电机组仍停留在 30 万千瓦级，缺乏大容量机组，统调火电平均单机容量仅为 14 万千瓦，效率较低，供电煤耗和厂用电率均高于平均水平，系统运行的经济性

12、和调节性能较差。4)电网调峰能力不足电网水电大，水电出力季节性明显。水电装机中约三分之二的机组丰水期基本无调节能力，汛期综合调峰能力不足 30%。随着系统负荷峰谷差的加大，电网调峰5)供电网络有待加强。电网 500 千伏主干网架虽已初步形成，但大部分为单回路，高低压电磁环网还无法打开，抵御事故的能力较差；低压电网仍相对薄弱，阻碍电力市场的开拓。2002 年220 千伏及以上电网地理接线图见附图 1。2电力发展规划2.1电力负荷负荷水平2.1.1面对国民经济和电力负荷发展加快的趋势，我院参照华中电力公司对省最新的负荷水平，进行了负荷。预计电网 2005、2010、2015、2020 年全社会需电

13、量分别为 718、983、1315、1718 亿千瓦时，“20022005 年”、 “十一五”、 “十二五”、“十三五”期间年均分别增长 8.5%、6.5%、6.0%、5.5%；统调电量 2005、 2010、2015、2020 年分别为 600、845、1158、1550 亿千瓦时，年均分别增长 8.9%、7.1%、6.5%、6.0%；统调最大负荷 2005、2010、2015、 2020 年分别为 1190、1700、2350、3175 万千瓦，年均分别增长 9.3%、7.4%、6.7%、6.2%。详细情况如表 2-1 所示。表 2-1电网负荷水平表：万千瓦、亿千瓦时、小时项 目2002实

14、 际200320042005200620072008200920102011201220132014201520200205年增长率%十一五期间增长率%十二五期间增长率%十三五期间增长率%需电量5636106627187658148679239831041110411701240131517188.56.56.05.5统 调电 量46550655160064368873778984590095910211087115815508.97.16.56.0统 调负 荷91199610891190127813731474158317001814193520642203235031759.37.46.7

15、6.2统调最大负荷年利用小时数5104508350625042502750134999498549714963495449454936492748812.1.2鄂东地区及市负荷水平鄂东地区和市负荷水平见表 2-2。鄂东地区 2005、2010 和 2015 年最大负荷分别为 741、1058、1463 万千瓦，年均分别增长 9.3%、7.4%、6.7%。预计市 2005、2010 和 2015 年最大负荷分别为 447、691、987万千瓦，年均分别增长 9.2%、7.5%、6.6%。由于近年来市产业结构发生变化，第三产业发展较快的汉口地区负荷增长显著，造成市江南、江北负荷分布比例也逐渐发生变

16、化，江北负荷所占比例增大，江南所占比例相对减小。预计至 2005 年及以后，江南、江北负荷分布比例将接近 1:1.2，2005、2010 和 2015 年市江北地区统调最大负荷分别为 246 万千瓦、380 万千瓦和 543 万千瓦。2.2电源建设规划及电力平衡电源建设及电力平衡2.2.11)电源规划思路“十五”、“十一五”期间，电网在加强 500 千伏电网建设，保证三峡电力安全可靠送出的前提下，其地区电源建设遵循以下原则：积极推进调节性能较好的大、中型水电站的建设。火电建设主要发展大容量、高参数、高效率、调节性能好的机组，鼓励发展 60 万千瓦超临界机组，淘汰中小型纯凝汽式火电机组或将其改造

17、成供热机组。增强电网调峰能力，尽快缓解调峰能力不足的因时因地制宜，积极利用多种能源发电。开发与节约并重，发展与环保并重，鼓励发展热电联产和洁净煤燃表 2-2鄂东地区、市最大电力负荷表：万千瓦200420052006200720082009201020112012201320142015十五后期增长率(%)十一五增长率(%)十二五增长率(%)鄂东地区6797417968559189861058112912051286137214639.37.46.7市4094474875325806336917427978569199879.27.56.6其中江北225246268293319348380408

18、438471505543江 南184201219239261285311334359385414444烧技术。同时，电网“十五”期间计划安排统调小火电机组 7.4 万千瓦，“十一五”期间计划安排统调小火电机组 37 万千瓦退役。电源建设规划容量2)根据前述容量，提出水平，结合调整后的三峡分电容量，以及金沙江分电电网统调电源装机情况如表 2-3 所示。电网统调电源 2005 年装机 1334.2 万千瓦，其中水电 586.5 万千瓦，火电 747.7 万千瓦；2010 年装机 2028.2 万千瓦，其中水电 770.5 万千瓦，火电 1197.7万千瓦，抽水蓄能机组 60 万千瓦；2015 年装

19、机 2628.2 万千瓦，其中水电 770.5 万千瓦，火电 1797.7万千瓦，抽水蓄能机组 60 万千瓦；2020 年装机 3408.2 万千瓦，其中水电 770.5 万千瓦，火电 2577.7万千瓦，抽水蓄能机组 60 万千瓦。电网电力平衡及分析3)按照前述的电网统调负荷增长情况，以及统调电源装机进度安排，对 20032020 年丰水期的电力供需进行了平衡计算，备用容量取最大负荷的 12%，当年投产的机组不参加当年平衡。详细结果见表 2-4所示。根据国函2001155 号文“关于三峡水电站电能消纳方案批复”的三峡分电方案，以及金沙江分电方案，在进行电力平衡计算时，系统装机容量、水电利用容

20、量中均计及了三峡和金沙江分至额。的份省火电电源在建项目主要有：黄石西塞山电厂一期(230 万千瓦)和蒲圻电厂(230 万千瓦)。表 2-3电网 20032020 年统调电源装机容量表：万千瓦项目机组1999 年2000 年2001 年2002 年2003 年2004 年2005 年2006 年2007 年2008 年2009 年2010 年2011 年2012 年2013 年2014 年2015 年2016 年2017 年2018 年2019 年2020 年省1175.31229.41229.41194.41210.21287.21334.21424.21620.21802.21908.220

21、28.22148.22268.22388.22508.22628.22748.22868.23048.23228.23408.2一)水 电528.4552.5552.5552.5569.5586.5586.5586.5632.5724.5770.5770.5770.5770.5770.5770.5770.5770.5770.5770.5770.5770.51、坝217+1912.5271.5271.5271.5271.52722722722722722722722722722722722722722722722722722722、丹江口61590.090.090.090.09090909090

22、909090909090909090909090903、隔河岩230.6+230121.2121.2121.2121.21211211211211211211211211211211211211211211211211211214、黄龙滩27.515.015.015.015.03249494949494949494949494949494949495、38.48.425.225.225.22525252525252525252525252525252525256、42.72510.910.910.910.91111111111111111111111111111111111117、440461

23、381841841841841841841841841841841841848、其 它11.418.718.718.7191919191919191919191919191919191919二)火 电646.9676.85676.9641.9640.7700.7747.7837.7957.71017.71077.71197.71317.71437.71557.71677.71797.71917.72037.72217.72397.72577.71、青 山21.2+22.5+35+210+120+13071.296.296.271.27070707070707070707070707070707

24、070702、阳 逻430120.0120.0120.0120.01201201201201201201201201201201201201201201201201201203、汉 川430120.0120.0120.0120.01201201201201201201201201201201201201201201201201201204、黄 石25+26.5+12038.043.043.033.03333202020202020202020202020202020205、荆 门210+22060.060.060.060.060606060606060606060606060606060606

25、06、鄂 州23060.060.060.060.06060606060606060606060606060606060607、襄 樊430120.0120.0120.0120.01201201201201201201201201201201201201201201201201201208、武 钢22040.040.040.040.04040404040404040404040404040404040409、沌 口17.6517.717.717.717.71818181818181818181818181818、沙 市1616161616161616161616161616、黄石二厂303060

26、60606060606060606060606060606012、武 昌2714141414141414141414141414、蒲 圻303060606060606060606060606060606014、新增火电机组60180240300420540660780900102011401260144016201800三)抽水蓄能3060606060606060606060606060表 2-4电网 20032020 年电力平衡表(统调系统、丰水期)：万千瓦年 份20032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182

27、0192020一.需要容量1185128813981496160217161838196920972232237825322698286230353219341436211.发电负荷1000109211901278137214741583170018141935206522032351249726522816299031752.备用容量1201311431531651771902042182322482642823003183383593813.恩施电力-25-25-25-25-25-25-25-25-25-25-25-25-25-25-25-25-25-254.外送电力90909090909

28、0909090909090909090909090二.系统装机1210135714331538179920212188230824282548266828583048316833583608378839681.火电装机6417017488389581018107811981318143815581678179819182038221823982578其中当年新增60479012060601201201201201201201201201801801802.水电装机570587587587633725771771771771771771771771771771771771其中当年新增.抽水蓄能3

29、060606060606060606060606060其中当年新增30304.三峡、金沙江7099114179219280280280280280350420420490560560560三.水电利用容量474488488488542741839961975975975989107310131083119911991259四.火电利用容量641641701748838958101810781198131814381558167817981918203822182398五.电力盈亏-70-159-209-260-222-1719707661351553-51-3418336火电电源开发项目主要有

30、：电厂三期(260 万千瓦)、黄冈电厂(260 万千瓦)、鄂州电厂二期(260 万千瓦)、黄石西塞山电厂二期(260万千瓦)、荆门电厂三期(260 万千瓦)、襄樊电厂扩建工程(260+260万千瓦)、大别山电厂(260 万千瓦)、电厂(460 万千瓦)、孝感电厂(460 万千瓦)、蒲圻电厂二期(260 万千瓦)。这些火电电源点都有各自的优势。根据省的负荷发展速度以及各电厂的筹建情况，上述电厂将陆续建成投产。从电力平衡表 2-4 计算结果可见：省在“十五”至“十三五”期间，除了消纳三峡和金沙江电力 70560 万千瓦，投产 220 万千瓦水电机组、30 万千瓦燃气机组、以及在建的 120 万千瓦

31、火电机组以外，还存在一定的火电建设空间。其中：20062010 年可投产 420 万千瓦火电机组；20112015 年可投产 600 万千瓦火电机组；20162020 年可投产 780 万千瓦火电机组。电网在“十五”至“十一五”初期缺电力。由于火电电源的建设需要一定的周期，因此，届时到负荷时期，只能采取将备用电源投入运行甚至拉闸限电的措施，来维持电网运行，如遇发电设备故障，则电网供不应求的局面将更为严重。从电力平衡计算结果可知，火电机组 1800 万千瓦。省在 2020 年及以前，可新建投产江北地区电力平衡2.2.2电厂位于江北，“十一五”期间江北的电力负荷和 220千伏电源容量，将直接影响江

32、北地区的电力平衡。1)平衡条件三期接入电网的方案，为此进行了负荷事故备用：按最大负荷的 12%考虑。检修备用：考虑安排 1 台 30 万千瓦机组检修。三期工程 260 万千瓦机组未参与平衡；汉川电厂 1 台机组供电孝感地区。2)平衡结果及分析江北地区 20042015 年电力平衡结果见表 2-5。由平衡结果可以看出：2004 年2006 年丰水期江北地区缺电 54102万千瓦，电厂 260 万千瓦机组可于 20062007 年建成投产。2.3目标电网规划1995 年以来，我院对三峡输电系统和华中主网架进行了滚动规划研究，目前，20052010 年华中电网的 500 千伏主网架结构已比较清晰。至

33、 2010 年，华中电网将形成以西部三峡水电站群外送为中心，北起安阳变，南至湖南衡阳变，东达江西变的 500 千伏骨干网架。届时，华中四省的 500 千伏网架均初具规模。其中电网是华中四个省网之间、华中与其它大区电网之间电力交换的枢纽，随着三峡电站的投产，在中部将建成东西的 7 回 500 千伏线路，在鄂东地区将形成 500 千伏环网。至 2010 年，华中四省网之间均有多回 500 千伏联网线，其中、之间分别由 3 回 500 千伏线路相连，鄂赣之间由 2 回 500 千伏线路相连。由于三峡电力外送的需要，华中电网与其它大区电网的联系进一步加强，自三峡和坝换流站将通过 3 回500 千伏直流

34、线路送电华东，自荆州换流站将通过 1 回500 千伏直流线路送电。华中电网 2010 年 500 千伏电网规划地理接线图见附图 2。表 2-5江北地区 2005-2015 年电力平衡(统调负荷)：万千瓦年份201020112012201320142015丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯一.需要容量281.7261.6305.1283.1330.2306.2357.6331.4387.5358.9420.1388.91.最大负荷224.7206.8245.7226.0268.1246.6292.5269.1319.2293.6348.3320.42.备用容量27.024.829.527.132.229.

35、635.132.338.335.241.838.53.火电检修30.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.0二.系统装机227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8电厂120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0汉川电厂90.090.090.090.090.090.090.090.090.090.090.090.0沌口电厂17.817.817.817.817.817.817.817.817.81

36、7.817.817.8三.火电利用容量227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8四.电力盈亏-53.9-33.8-77.3-55.3-102.4-78.4-129.8-103.6-159.7-131.1-192.3-161.1项目200420052006200720082009丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯一.需要容量281.7261.6305.1283.1330.2306.2357.6331.4387.5358.9420.1388.91.最大负荷224.7206.8245.7226.0268.1246.6292.5269

37、.1319.2293.6348.3320.42.备用容量27.024.829.527.132.229.635.132.338.335.241.838.53.火电检修30.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.0二.系统装机227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8电厂120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0120.0汉川电厂9090.090.090.090.090.090.090.090.090.0

38、90.090.0沌口电厂17.817.817.817.817.817.817.817.817.817.817.817.8三.火电利用容量227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8227.8四.电力盈亏-53.9-33.8-77.3-55.3-102.4-78.4-129.8-103.6-159.7-131.1-192.3-161.13电厂三期建设的必要性及在系统中的作用1)可满足电力负荷增长的需要从前述计算分析可知，省在“十五”至“十二五”期间，除了消纳三峡和金沙江电力 70553 万千瓦，投产 220 万千瓦水电机组、30万

39、千瓦燃气机组、以及在建的 120 万千瓦火电机组以外，还存在一定的火电建设空间，其中“十一五”期间，火电建设空间为 420 万千瓦，“十二五”期间火电建设空间为 600 万千瓦。从江北电力平衡计算结果可见，2005、2006 年，该地区将缺电77、102 万千瓦。电厂三期两台 60 万千瓦机组在“十一五”初期建成投产，可满足2)省、市电力负荷增长的需要。可加强受端电网，促进鄂东地区 500 千伏骨干网架的形成电网的供电格局是西电东送，许多电源点如坝、隔河岩、丹江口、襄樊电厂、荆门电厂等集中在鄂西，而主要负荷中心在鄂东，随着三峡电站的投产，西电东送容量还将逐年增大。在鄂东负荷中心建设电厂三期大容

40、量火电支撑电源，以及与之配套的 500 千伏输变电工程，对促进鄂东受端 500 千伏环网的早日形成，提高受端地区供电质量，都将十分有利。可改善电源布局，提高电网运行的经济性和可靠性省电源的分布特点看，鄂西是一个大的水电3)从，其电力需经长距离送至鄂东负荷中心。电厂三期的建设，不仅可以缓解鄂东负荷中心的电力短缺局面，而且可以减轻西电东送输电线路的负载，有利于降低网损，提高电网运行的经济性。同时，在鄂东负荷中心建设电厂三期，可以提高西电东送线路的输电能力，提高电网的安全稳定水平和可靠性。4)可改善电网的调节性能电网水电大，且调节性能差，丰、枯水季节出力相差悬殊，三峡电站建成以后，这一将更为突出。省

41、现有火电机组的调节能力有限，在鄂东负荷中心建设电厂三期工程大容量火电厂，既可以补充枯水峡及其它电站因水电出力下降造成的电源出力不足，又可以在丰水期承担电力系统的峰荷电源，有利于实现网内水火电相互补偿，更好地解决电网的调峰问题。5)可提高电网的科技含量和经济运行水平目前若能建设电网单台机组最大容量 30 万千瓦，仅占总容量的 2.5%。电厂三期 60 万千瓦级超临界燃煤机组，无疑将会提高电网的科技含量和经济运行水平，改善整个系统的运行工况。同时，也符合华中电网电源规划的技术要求。电厂三期扩建条件优越，工程造价经济6)a)电厂座落在市区以东的长江北岸，水陆交通便捷；三期工程主要场地已经征地预留，扩

42、建不占耕地，只需征用少量土地；厂址位于长江边，电厂采用直流供水系统，水源可靠；目前电厂大部分出灰作为三峡大坝浇灌用材和附近水泥厂原料，已被直接运走，现有的朱家湖灰场容量大，灰坝经加高后即可满足将来贮灰要求，因此扩建三期工程无需新建灰场；电厂三期可充分利用一、二期工程已建成的生产附属设施、生活福利建筑及其它公用设施，降低工程造价；电厂现有一批熟练的运行、，三期扩建无需再增f)加大量员工及其相应的成本开支。4电厂三期建设规模、时间、接入系统方案电厂规划装机 430+460=360 万千瓦，并留有扩建余地。电厂三期本期装机容量 260 万千瓦。根据前述电力平衡的计算和分析可见，瓦机组可在“十一五”初

43、期建成投产。电厂三期 2 台 60 万千电厂一、二期 120 万千瓦机组以 220 千伏电压等级与电网相连，220 千伏出线 10 回。根据500 千伏电压等级接入系统。电厂三期在系统中的地位和作用，拟以截至 2002 年底，鄂东电网已有 3 个 500 千伏变电所，分别是孝感、(汉阳)和凤凰山，已形成了孝感凤凰山(经黄石)南昌线路，凤凰山黄石 500 千伏线路已建成，现降压运行。预计 500 千伏黄石变 2003 年内可以投运，届时凤凰山黄石线路升压，现凤凰山南昌线路剖进黄石变，建成凤凰山黄石双回路。依据华中电网 2015 年目标网架规划设计，将在“十一五”期间在鄂东地区形成孝感凤凰山黄石黄

44、冈汉口孝感 500 千伏环网，并新建 500 千伏汉口和黄冈变电所。处于鄂东 500 千伏环网上的汉口变电所，位于米左右。电厂以北千年月和年 6 月，我院曾两次进行了电。对电厂厂三期工程接入系统设计，并都通过了电规总院主持的接入系统方案机组以发电结论意见是：以 500 千伏电压等级与电网相连，2 台压器线路组单元接线形式接入 500 千伏汉口变电所。由于电厂远期还将扩建，本期工程需考虑将来在厂内设配电装置，并将本期出线接入配电装置的可能。电厂三期工程接入系统方案见附图 3。5系统对电厂接入的要求5.1关于电厂主接线电厂三期装机 260 万千瓦，并留有扩建余地。根据前述电力平衡的计算和分析可见，

45、瓦机组可在 2006、2007 年建成投产。电厂三期 2 台 60 万千届时建设的 500 千伏汉口变电所，处于鄂东 500 千伏环网上，位于电厂以北 15 千米左右。电厂本期主接线采用单元接线形式，即 2 台 60 万千瓦发电机组，升压至 500 千伏电压等级，各自以发电机变压器线路组单元接线形式，接至汉口变电所的 500 千伏母线。厂内本期不设配电装置，但要为电厂扩建时有可能设配电装置留有改建和扩建的余地。5.2关于发电机组系统对电厂发电机阻抗等一般参数的选择没有特殊要求，可按常规选择。但考虑到出一定的要求。电网的实际情况，对机组的调峰能力和进相能力提由于水电大，且大部分水电调节性能差，而

46、负荷的丰谷差又较大，系统调峰容量不足。因此，在设备可能的条件下，建议电厂三期机组的最小技术出力不高于额定容量的 50，以便参与系统调峰。由于水电长距离西电东送，丰、枯水期大、小负荷方式输送功率悬殊，系统潮流变化较大，有的运行方式需要电厂向系统提供充足的无功，有的运行方式系统的无功过剩，有可能需要电厂吸收无功。为了加强机组运行的灵活性以便适应各种不定变化的需求，建议电厂三期发电机的额定功率因数为 0.850.90，同时具备在进相 0.95 情况下稳定运行的能力，5.3关于励磁方式电厂三期 260 万千瓦大型汽轮发电机组的励磁系统，可供选择的方式有常规励磁和自并励励磁。为了对比采用常规励磁和自并励

47、励磁对系统稳定的影响，选择丰水期大方式下，对自并励励磁方式最为不利的机端出口三相短路故障来作稳定校核计算。结果表明，不管采用常规励磁系统还是采用自并励励磁，都能满足系统稳定要求。当自并励励磁的强励倍数取 2.5 及以上时，无论是对系统的暂态功角稳定，还是电压稳定，都比常规励磁作用要好。因此，电厂三期 60 万千瓦机组采用自并励励磁系统，在不明显增加设备造价的前提下，强励倍数以选取较大的为好。5.4关于升压变压器系统对电厂主变阻抗等一般参数的选择没有特殊要求，可按常规设计选择，容量比可选为 72/72 万千伏安，主变中性点可直接接地。考虑到电厂三期位于鄂东受端网络之中，运行电压水平不宜控制得过高

48、，因此，建议52522.5%千伏。电厂三期升压变高压侧的抽头选为：5.5关于断路器遮断容量根据短路电流计算结果，至 2015 年，电厂三期接入 500 千伏侧发电的发展留有安。压器出口的三相短路电流为 36 千安，考虑要为系统将来，建议电厂三期 500 千伏开关遮断电流选为 50 千5.6关于线路导线截面电厂三期本期 2 台 60 万千瓦发电机组，各自以发电机变压器线路组单元接线形式，升压至 500 千伏电压等级，经 15 千米左右的线路，接至电厂北面的汉口变电所。500 千伏出线的导线截面可采用 4300 平方毫米的导线，该导线在电流密度为 0.9/平方毫米时的经济输送容量为 93.4 万千

49、伏安；其持续极限输送容量可达 178 万千伏安(周围环境温度为 40 摄氏度)。考虑到电厂将来扩建的需要，若采用 4400 平方毫米的导线，其持续极限输送容量可达 236 万千伏安(周围环境温度为 40 摄氏度)。增加投资较少，却为远期扩建增加了灵活性和适应性。5.7关于电厂机组年利用小时数依据现有的初步资料，我院对将来各代表水平年进行了电量平衡初步测算，华中和示。统调系统火电机组平均年利用小时数如下表 5-1 所表 5-1华中、统调系统火电机组年利用小时数：小时从表中可见，根据初步测算，预计在未来的十多年中，华中统调系统火电机组平均年利用小时数在 5000 小时左右，组平均年利用小时数在 4

50、500 小时左右。考虑到大型机组在技术和经济方面的优势，统调系统火电机其年利用小时数会高于统调系统的平均数值。因此，建议对电厂三期进行经济评价时，其机组的年利用小时数可按 45005000 小时计算。6结论及建议6.1电厂建设的意义、规模和投产时间根据电网电力平衡计算结果，“十一五”期间电网除了接受三峡电力，投产 220 万千瓦水电机组、60 万千瓦抽水蓄能机组和 30万千瓦燃气机组以及在建的 120 万千瓦火电以外，还需投产 420 万千瓦左右的火电机组。根据江北地区电力平衡计算结果，该地区在“十一五”初将缺电力 100 余万千瓦。电厂三期位于长江边，毗邻鄂东 500 千伏环网上的汉口变电所

51、，扩建条件优越。自 1992 年以来，筹建了大量深入的前期工作，各项建厂条件和中南电力设计院对该厂作。电厂三期建设 260 万千瓦燃煤机组，并留有扩建余地。建议2005 年2010 年2015 年2020 年华中火电机组5250513048905420火电机组4820435043304580加快电厂建设步伐，力争在 2006 年和 2007 年各投产 1 台机组，以满足电网和地区电网负荷增长的需要。6.2电厂接入系统方案“十一五”初期建设的 500 千伏汉口变电所，处于鄂东 500 千伏环网上，位于电厂以北 15 千米左右。电厂本期 2 台 60 万千瓦发电机组，升压至 500 千伏电压等级，

52、各自以发电机变压器线路组单元接线形式，接至汉口变电所的 500 千伏母线。6.3对电厂主接线和主要电气设备技术参数的要求1)电厂本期采用发电机-变压器-线路组单元接线制，厂内不设配电装置。但要为电厂今后扩建有可能设配电装置留有扩建和改建的余地。2)建议电厂三期机组的最小技术出力不高于额定容量的50%，以加强系统的调峰能力。3)建议电厂发电机额定功率因数为 0.850.90，并具备进相 0.95运行的能力，以满足系统不同运行方式的需求。采用自并励励磁系统，强励倍数选取 2.5 以上。4)建议电厂升压变压器高压侧的抽头选为：52522.5%千伏建议电厂 500 千伏开关遮断电流选为 50 千安。建

53、议电厂型。建议对500 千伏出线的导线选用 LGJ-4300 或 LGJ-4400电厂三期进行经济评价时，其机组的年利用小时数按 45005000 小时计算。7系统保护和安全自动装置7.1华中电网 500kV 系统保护配置现状目前华中电网最高电压等级为 500kV。网内 500kV 线路都配置了两套全线速动主保护，部分线路另配了一套完整的独立后备保护，部分独立后备保护还上了备用载波通道。线路主保护均能选相跳闸。因网内 500kV 线路投运时间不同，线路保护配置也复杂多样，主要保护类型有 GE 公司生产的TLS1B 距离保护、PLS1B 方向保护，L90 电流差动保护，ALPS 多功能数字式保护

54、；ABB 公司生产的 RAZFE、LZ-96 距离保护、DL-91 纵差保护、RALDA 行波保护、REL561 电流差动保护；SEL公司生产的 SEL-321 距离保护、南京自动化生产的 CKF-1、LFP-901 方向保护、CKJ-1、LFP-902 距离保护；许昌继电器厂的 WXH-15、WXH-801 方向保护、WXH-11、WXH-802 距离保护；以及 CSL-101A距离保护。保护通道方面，原有线路均采用了复用载波通道(DL-91 纵差保护除外)，复用载波机音频接口装置有 ABB 公司生产的NSD41、NSD61、NSD50 及公司的 SWT-2000 等设备。两套不同原理的主保

55、护分别采用超范围或欠范围允许式纵护方案。2001 年以来建设的长沙、益阳、荆州、孝感、南阳、新乡、洛阳、三峡的左一电站等厂站，其 500kV 线路都配置两套全线速动主保护。通道方面采用一路光纤，一路复用载波通道。7.2工程特点短线路电厂至对侧汉口变电站 500kV 线路相对较短(约 15 公里)，将出现长、短线路保护的整定配合问题，使得长线路后备保护的灵敏度很难满足要求。因 500kV 线路后备保护采用近后备方式，一般长线路的后备保护按保证线路末端故障有灵敏度整定，这就要求对侧的短线路、母线或变压器故障都能快速切除。短线路的突出特点是接地短路的过渡电阻相对整定阻抗较大，限制了距离保护抗过渡电阻

56、的能力。平行线路电厂至汉口变电站500kV出线为平行线路，有同杆并架的可能。对平行线路，因线路之间的零序互感耦合的存在，运行方式的变化对接地保护有较大的影响。零序互感耦合线路正常运行、挂检或断开以及系统运行方式改变都将导致零序网络发生变化，作为零序电流保护，很难适应这种变化，有可能在某些方式下零序短路电流很大，而在另一些方式下零序短路电流很小，这就使得零序电流保护范围很小，甚至没有保护范围。所以对平行线路，仅须保留简单的零序保护作为接地故障的后备。接地距离保护利用阻抗元件反应接地短路故障，其优点是不受系统运行方式变化的影响而改变保护范围，但必须正确选择零序补偿系数K 值，才能正确检测故障。对同

57、杆并架的双回线，当线路末端发生跨线异名相故障时，有些线路保护将不能正确区分故障相而导致三相跳闸。同杆并架的双回线如同时被切除，这将引起大量的负荷损失，而且对系统的稳定运行造成极大的威胁。能正确反应同杆并架双回跨线异名相故障性能较好的保护有分相电流差动保护、采用多通道(34 个)的距离保护，根据系统的要求配置。7.2.3接线方式电厂采用发变组单元接线方式、汉口变电站 500 千伏采用一个半断路器接线方式，保护配置应能满足上述接线方式。7.3系统保护配置方案7.3.1500kV 线路保护每回 500kV 线路考虑配置两套能反应各种类型故障的完整、独立的全线速动主保护，并带后备功能。一套采用分相光纤

58、纵差保护(如没有完整后备保护功能时，可另配置一套后备保护，与主保护同组一块屏)；一套光纤距离保护。两套保护均采用一套故障就地判别装置。光芯。每块线路保护屏还应配置对 500kV 系统的一个半断路器及发变线路组接线，500kV 线路对侧开关失灵时应远跳线路本侧开关。远方跳闸信号分别与两套光纤主保护共用光纤通道。500kV 断路器保护每台断路器设置一面断路器保护柜，该柜应装设一套分相操作装置，一套断路器失灵保护，断路器三相不一致保护，死区保护，与线路相连的断路器配置重合闸装置。500kV 故障录波电厂配置两台故障录波装置，分别用于发变组及 500kV 线路部分故障录波。应兼有精确的故障测距功能、G

59、PS 对时功能及远能。此外，还需装设采端测距原理进行故障精确定位的系统。这种基于 GPS 的同步采样高精度故障定位装置，可最大限度地降低接地故障时过渡电阻对测量距离的影响，减小测量误差至线路全长的 1%，在恶劣路由情况下，可大大减少工作量。7.3.4继电保护及故障录波工程师工作站电厂配置一台继电保护及故障录波工程师工作站，该工作站应配备必要的，应能方便地与各继电保护装置及故障录波装置进行数据通信。并向电厂自动化系统传送保护信息。继电保护工程师及故障录波工作站可利用数据网或自动拨号方式与调度部门通信。调度中心应能查询厂内故障录波信息及各继电保护装置的故障和跳闸信息、保护运行状态及保护定值等，必要

60、时调度中心还可以远方修改保护定值。7.4主要技术要求7.4.1一般要求1)保护装置应采用技术先进、成熟可靠、具有交流系统两年三套成功运行经验的设备。保护装置应通过有资格的质检模试验及谐波和扰动影响试验的考核。、试验室的动保护装置应能与相联的电流互感器特性相匹配，亦应能适应装路侧的电容式电压互感器(CVT)或母线 PT。每套主保护装置交流电流回路功率消耗(在额定电流下包括中线回路负载，每相)应小于 1.0VA。每套主保护装置交流电压回路功率消耗(在额定电压下，每相)应小于 0.5VA。各套保护装置之间、保护柜之间、保护柜与载波机柜或其他设备之间，应采用光电耦合或继电器的接点进行连接，不应有电的直