神华福建罗源湾储煤发电一体化项目工程初步设计电力系统部分.docx

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神华福建罗源湾储煤发电一体化项目工程初步设计电力系统部分

罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程

初步设计阶段

第二卷电力系统部分

说明书

初步设计总目录

卷册名称

卷册号

第一卷总的部分

F1449C-A01

第二卷电力系统部分

F1449C-X01

第三卷总图运输部分

F1449C-Z01

第四卷热机部分

F1449C-J01

第五卷运煤部分

F1449C-M01

第六卷除灰渣部分

F1449C-C01

第七卷电厂化学部分

F1449C-H01

第八卷烟气脱硫、脱硝部分

F1449C-J02

第九卷电气部分

F1449C-D01

第十卷仪表与控制部分

F1449C-K01

第十一卷信息系统及安全防护部分

F1449C-K02

第十二卷建筑结构部分

F1449C-T01

第十三卷采暖通风及空气调节部分

F1449C-N01

第十四卷水工部分

F1449C-S01

第十五卷环境保护部分

F1449C-P01

第十六卷水土保持部分

F1449C-P02

第十七卷消防部分

F1449C-S02

第十八卷劳动安全部分

F1449C-P03

第十九卷职业卫生部分

F1449C-P04

第二十卷节约资源部分

F1449C-A02

第二十一卷施工组织大纲部分

F1449C-Z02

第二十二卷运行组织及电厂设计定员部分

F1449C-A03

第二十三卷工程概算

F1449C-E01

1电力系统1

电力系统现状1

1.2电力市场需求预测及分析1

1.3工程建设必要性9

1.4电厂接入系统方案设想10

1.5系统对电厂的要求14

2系统继电保护及安全自动装置17

2.1—次系统槪况17

2.2系统继电保护配置原则17

2.3系统继电保护配置方案18

2.4安全自动装置22

2.5系统保护与相关专业的配合22

2.6系统继电保护设备表23

3调度自动化24

3.1工程槪况24

3.2调度关系24

3.3远动信息容24

3.4远动装置25

3.5自动发电控制（AGC）25

3.6自动电压控制（AVC）方式26

3.7功角测量装置（PMU）27

3.8远方电量计量装置28

3.9发电报价系统29

3.10电网调度管理信息系统（DMIS）29

3.11电力调度数据网接入设备29

3.12二次系统安全防护设备29

3.13自动化信息传输通道29

3.14调度端设备29

3.15设备清单30

4通信部分30

4.1系统通信30

4.2厂通信32

1电力系统

1.1电力系统现状

1.1.1电网现状

电网目前最高电压等级为500kV,500kV电网已成为省南北电力交换及与省外联络的主通道，形成了全省500kV大环网和南北双环网的骨干网架，并通过变至双龙变的2回500kV线路并入华东主网。

2011年电网已投运500kV变电站14座，500kV降压变总容量达19550MVA,已投运500kV线路2900.8km（含与华东联网段），接入500kV电网的电源共12664MW。

2011年全社会最高负荷约24435MW,较上年增长约10.5%;全社会用电量约1516亿kWh、较上年增长15.3%。

2011年底全省总装机容量37172MW，其中：

水电装机11252MW.火电装机25098MW、风电及生物质能装机821MW,水电、火电、风电装机比重为30.3:

67.5:

2.2（生物质能发电的装机容量并入火电装机中）。

2011年500kV电网现状接线见附图一。

1.1.2电网现状

市是省沿海主要负荷中心之一，2011年全社会用电量与最高负荷分别达294.6亿kWh、5146MW,分别较上年增长11.5%,11.0%o目前电网主要依靠省网供电，区除省网主力电源华能一二期电厂（1400MW）、水口水电站（1400MW）、可门电厂（4X600MW）.江阴电厂（2X600MW）、华能电厂三期（1320MW）外，另有地方中小电源装机728MWo

至20门年底，电网已有、东台、洋中3座500kV降压变，变电总容量4500MVA;220kV变电站25座，总容量912MVAo区域500kV电网已形成一水口一=东台=的环网结构。

220kV电网已形成以西部水口水电站、东部华能电厂、北部500kV变电站、南部东台500kV变电站为主电源，沿闽江下游两岸，以市区为中心的环网结构，连江、罗源电网形成以500kV洋中变为中心的辐射结构。

根据市地理特点，电网以闽江为界分成南、北两片电网。

北部电网包括市区（除仓山区外）、连江、罗源、闽侯闽江以北的负荷，其余为南部电网负荷。

2011年南、北部电网最高负荷分别约2730MW、2410MWo

2011年220kV电网现状地理接线见附图二。

1.2电力市场需求预测及分析

1.2.1负荷预测

1.2.1.1省电网负荷预测

自二十世纪九十年代来电力市场发展进入快速增长阶段，其中“八五”、“九五”、"十五”全社会用电量年均增长分别为13.9%.9%、13.5%o'‘十一五”期间全社会用电量、最高负荷年均增长12.3%.10.7%o根据省国民经济及社会发展目标,省将于2017年前全而实现小康，届时全省城镇化水平超60%,占全省人口总468%的广大农村地区用电水平大幅提高。

尤其是随着中央支持海峡西岸经济区建设力度的加大，两岸关系大环境的突啟性改善，使地处对台前沿的省而临前所未有的加快发展机遇。

随着省“两个先行区”建设的加快，“十一五”大规模基础设施建设项目的全而投运后将逐步发挥效益，'‘十二五”及以后省仍将具备高速发展条件和竞争优势，延伸两翼、对接两洲功能将大幅提升，对电力需求将提出更高要求。

根据省国民经济发展规划、发展潜力、经济结构调整和工业化进程，并结合2010年以来电力市场快速反弹的发展形势，在综合分析多种电力需求预测结果和负荷特性变化趋势的基础上，提出省三个电力市场需求预测方案，见表1.2-U

“十二五"期间随着全省工业化、城镇化进程的加速，平潭综合实验区等一批新兴发展区域和产业集聚区加快形成，经济、社会的快速发展将推动电力需求持续快速增长。

本报告以中方案作为推荐方案。

表1.2-1省电力市场需求预测

单位：

MW、亿kWh、％

年份

方案

2011实际

2012

2013

2014

2015

2016

2020

年均增长率

十二五

十三五

高方案

负荷

24435

27800

31300

34700

38400

41240

53800

11.6

7.0

电量

1516

1687

1870

2065

2270

2438

3160

11.5

6.9

中方案

负荷

24435

27860

31100

34300

37000

40000

52000

10.8

7.0

电量

1516

1651

1843

2032

2212

2388

3083

11.0

6.9

低方案

负荷

24435

26410

28990

31450

34200

35858

42490

9.0

4.4

电量

1516

1523

1643

1765

1905

2012

2442

7.7

5.1

1.2.1.2电网负荷预测

市是全国较早对外开放的省会城市之一，通过二十多年的社会经济发展，已逐

步崛起现代化的新兴开放城市风貌。

2010年全市常驻人口约691万人，实现国生产总值3068亿元，比增14.0%o

作为祖国大陆离最近的省会城市，将在海峽西岸经济区建设中迎来新的发展机遇。

根据市政府颁布的《市贯彻落实国务院和省委、省政府加快建设海峡西岸经济区决策部署的实施意见》，规划到2020年地区生产总值力争突腻万亿元大关，其中到2014年实现人均地区生产总值比2000年翻两番，比全国提前六年、比全省提前三年实现全面建设小康社会的目标。

综合分析市电力需求发展历史与现状，结合区域社会经济发展总体规划，在全省负荷预测推荐方案的基础上，根据电网近期滚动规划，提出市及其它各分区电力市场需求预测推荐方案见表1.2-2o

表1.2-2分区电力市场需求预测方案

单位：

MW,亿kWh

年份

方案

2011实际

2014

2015

2016

2020

年均增长（%）

十二五

十三五

负荷

5146

6970

7660

8230

10500

10.6

6.5

电量

295

379

419

453

618

10.2

8.1

北部0

负荷

10188

14274

15385

16478

20959

10.8

6.4

电量

609

811

885

950

1246

11.5

7.1

中部0

负荷

7204

9609

10303

11145

14166

9.8

6.6

电量

428

581

631

682

866

10.0

6.5

南部0

负荷

7044

10417

11312

12377

16875

11.7

8.3

电量

401

558

613

670

908

12.0

8.2

1.2.2省大型电源建设规划

根据《省"十二五”能源发展专项规划》，'‘十二五”期间省将加快骨干电源建设，优化煤电布局，建设鸿山二期等负荷中心支撑电源。

加快推进电源结构调整和布局优化，积极稳妥发展核电、如快推进抽水蓄能等调峰电源的建设，大力发展风电等可再生清洁能源，构建以核、火、水、风为主的科学合理的海西电源保障体系。

根据省“十二五”能源、电力等专项规划项目安排，省2012〜2020年大型电源建设项目见表1.2-3o

表1.2-3省2012〜2020年大型电源建设项目表

单位：

序号

电厂

2012

2013

2014

2015

2016〜2020

已核准及已有路条电源项目

仙游抽水蓄能

300

600

核电

1000

福清核电

1000

3000

PX自备电厂

300

1400

合计

1600

2300

2600

2000

4400

列入省“十一五”能源专项规划的已开工的其他电源项目

南埔二期

1200

合计

1200

列入省“十一五”及“十二五”能源专项规划的其他电源项目

罗源一期

1200

列入省“十二五"能源专项规划的其它待选电源项目

鸿山二期

2000

惠安一期

2000

永安煤歼石

600

邵武电厂扩建

1200

火电厂

2000

古雷一期

1200

江阴二期

2000

周宁抽水舊能电站

1200

永泰抽水舊能电站

1200

陆上风电项目

1300

海上风电项目

500

太阳能发电项目

100

合计

15300

注：

此表未包括罗源湾电厂

另外，根据国家电网公司规划，“十二五”期间电网将通过与华东主网的联网

线以及规划的特高压线路接受一定比例的西部水电，初步规划2013年〜2015年受电规模约为2500〜3000MW。

结合工程开展情况，由于至联网II通道2015年前投产可能性低，受稳定限制，现有联网线路最大受入电力仅1500MWo所以，本报告2015年前考虑最大受入电力1500MW,2015年最大受入电力约3000MW（考虑2015年投产联网II通道）。

1.2.3省电网电力平衡

（1）计算水文年：

平水年、枯水年。

（2）系统备用和机组检修安排根据有关规定，并考虑到负荷及装机规模的扩大，计算中备用率取16%（包含负荷备用、事故备用、检修备用）。

（3）核电机组利用小时数取7000ho

（4）机组调峰能力：

非统调水电和统调径流水电不参与调峰；抽水蓄能电站调峰能力按装机200%考虑；燃机调峰能力取100%：

现有火电中300MW级燃煤机组调峰能力取50%,125MW,135MW机组取30%,自备机组不参与调峰；投产较早的华能电厂一二期、湄洲湾一厂、后石电厂按50%;100MW级及以下机组按20%:

新投运的坑口二期、永安技改及漳平技改300MW级及600MW级、1000MW级机组调峰能力取60%。

（5）上半年投产的发电机组，参加当年电力平衡；下半年投产的机组，参加次年电力平衡。

（6）'‘十二五”期间将逐步退役含邵式电厂在的370MW小火电机组。

全省电力平衡结果见表1.2-4o由表可见：

在推荐的中负荷方案下，仅计及现有、已核准及已经国家发改委同意开展前期工作的电源项目，则2012年起出现约2300MW电力缺额，至2015年枯水年存在约6200MW的电力缺口；若计入其它已建、在建的“十一五”规划电源，2012年缺额约1100MW,2015年＞2016年缺额分别约5000MW、6500MW。

即使考虑鸿山二期2X1000MW机组2013〜2014年参加平衡，电网2015年、2016年电力缺额仍将分别达约3000MW、4500MWo

需要说明的是，若同时计入鸿山二期和区外来电，“十二五”末电网将基本平衡，至2016年存在约1500MW电力缺额。

表1.2-4电网枯水年电力平衡表（推荐负荷方案）

单位：

年份

2012

2013

2014

2015

2016

2020

一、系统需要容量

32318

36076

39788

42920

46400

60320

1.年最高负荷

27860

31100

34300

37000

40000

52000

2•控制月最高发电负荷（8月）

27860

31100

34300

37000

40000

52000

3.备用容董（含负荷事故检修备用）

4458

4976

5488

5920

6400

8320

二、仅考虑现有.已核准、已同意开展前期工作的电源.平衡情况

（一）省参与平衡电源容量

30012

31334

33918

36671

38671

42130

1.水电（为利用容量，含风电）

4566

4600

4634

4667

4726

2.抽水菩能

300

600

1200

2600

3.火电（含气电、煤电）

25146

25134

25084

24804

4.核电

1000

3000

6000

8000

10000

（二）电力盈（+）亏㈠

-2306

-4742

-5870

-6249

-7729

-18190

三、现有.已核准.已同意开展前期工作的电源基础上，再考虑其它“十一五”规划在建电源后平衡情况

（一）省参与平衡电源容量

31212

32534

35118

37871

39871

43330

1.水电（为利用容量，含风电）

4566

4600

4634

4667

4726

2.抽水蓄能

300

600

1200

2600

3.火电（含气电、煤电）

26346

26334

26284

26004

4.核电

1000

3000

6000

8000

10000

（二）电力盈（+）亏㈠

-1106

-3542

-4670

-5049

-6529

-16990

四、现有.已核准.已同意开展前期工作及在建电源基础上，鸿山二期2013〜2014年参加平衡

（一）省参与平衡电源容量

31212

33534

37118

39871

41871

45330

1.水电（为利用容量，含风电）

4566

4600

4634

4667

4726

2.抽水蓄能

300

600

1200

2600

3.火电（含气电、煤电）

26346

27334

28284

28004

4.核电

1000

3000

6000

8000

10000

（二）电力盈（+）亏㈠

-1106

-2542

-2670

-3049

-4529

-14990

五.现有.已核准.已同意开展前期工作及在建电源基础上，鸿山二期2013〜2014年参加平衡，考虑区外受电

（一）省参与平衡电源容量

31902

35034

38618

42871

44871

56948

1.水电（为利用容量，含风电）

4566

4600

4634

4667

4726

2.抽水菩能

300

600

1200

2600

3.火电（含气电、煤电）

26346

27334

28284

28004

年份

2012

2013

2014

2015

2016

2020

4.核电

1000

3000

6000

8000

10000

5.区外来电（根据国网相关规划）

690

1500

3000

11618

（二）电力盈（+）亏（-）

-416

-1042

-1170

-49

-1529

-3372

考虑《省“十二五”能源发展专项规划》中的备选火电电源参加平衡，电力缺额均由备选火电补充，电量平衡见表1.2-5o可见，推荐电力市场需求预测方案下，'‘十二五”电网火电装机平水年、枯水年利用小时数在4612〜5155h、5072〜5689h之间；'‘十三五”分别在4381〜4574h、4685〜5018h之间。

表仁2-5电网2012〜2020年电量平衡结果（推荐负荷方案）

单位：

亿kWh

项目

年份

2012

2013

2014

2015

2016

2020

枯水年

_一、

系统需要电董

1651

1843

2032

2212

2388

3083

—*、

抽水蓄能损耗

1.5

—

、

水电发电（含风电）

279

286

294

302

314

四、

核电电量

210

385

525

700

五、

燃气电量

154

六、

需要火电电董

1219

1336

1380

1377

1412

1928

七、

火电发电利用小时数

5421

5689

5426

5072

5018

4685

平水年

_一、

系统需要电董

1651

1843

2032

2212

2388

3083

—*、

抽水蓄能损耗

1.5

—

、

水电发电（含风电）

404

411

419

427

439

四、

核电电量

210

385

525

700

五、

燃气电量

154

六、

需要火电电董

1095

1210

1254

1252

1287

1803

七、

火电发电利用小时数

4867

5155

4933

4612

4574

4381

1.2.4电网电力平衡

根据推荐的分区电力需求预测方案及电源规划情况（考虑现有.已核准.已同意开展前期工作及在建电源基础上，再考虑鸿山二期2013〜2014年参加平衡），进行分区电力平衡，见表1.2-6o可见：

（1）2012〜2020年电网盈余200MW〜2080MW。

（2）北部、、、等电网2015年、2016年盈余分别约1430〜2170MW,2020年缺

额约1000MW,区电源主要分布于、地区，闽西北、电网属电源缺乏地区。

（3）从、电网来看，2015年起电力缺额逐步增大，对于推荐的负荷预测方案，

2015年、2016年、2020年的电力缺额分别约320MW、1280MW.4750MW。

（4）从南部、、电网来看，2015年.2016年、2020年的电力缺额分别约4330MW、

5550MW、9350MW。

表1.2-62012〜2020年省分区电网8月大方式电力平衡分析

单位：

年份

2012

2013

2014

2015

2016

2020

一、电网

1.最大负荷

5750

6370

6970

7660

8230

10500

2.备用容量

920

1019

1115

1226

1317

1680

3.电源出力

7587

7593

8593

9623

11623

13656

（1）110kV及以下电源出力

387

393

423

456

（2）220kV及以上电源装机

7720

8720

9720

11720

13720

4•地区电力盈亏（盈+亏-）

917

204

508

737

2076

1476

二、北部、-、电网

1.最大负荷

11745

13045

14274

15385

16478

20959

2.备用容量

1879

2087

2284

2462

2637

3354

3.电源出力

13340

14351

16351

19281

21281

23314

（1）110kV及以下电源出力

2132

2143

2173

2206

（2）220kV及以上电源装机

12516

13516

15516

18416

20416

22416

4.、、.地区电力盈亏（盈+亏-）

-284

-781

-206

1434

2166

-999

三、.电网

1.最大负荷

7911

8794

9609

10303

11145

14166

2.备用容量

1266

1407

1537

1649

1783

2267

3.电源出力

8565

9979

11600

11634

11650

11682

~f~-7—年份项目''—

2012

2013

2014

2015

2016

2020

（1）110kV及以下电源出力

807

921

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