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发电项目系统接入专题报告

第一章设计依据

1.1设计依据

1）广东粤电湛江生物质发电项目系统接入专题报告编制委托书;

2）关于调整湛江生物质发电项目规划容量及分期实施时间的函（编号：

2008-09-205）。

1.2设计采用的规程规范

设计中采用的技术规程规范包括：

1）《电力系统设计技术规程》SDJ161-85

2）《电力系统安全稳定导则》DL755-2001

3）《电力系统技术导则》SD131-84

4）《电力系统电压和无功电力技术导则》SD325-89

1.3设计原则

1.3.1工程建设进度及规模

为落实国家产业政策，促进湛江市发展循环经济、构建和谐社会，广东省粤电集团有限公司拟在遂溪县白泥坡工业集聚地投资建设广东粤电湛江生物质发电项目（湛江农林作物废弃物综合利用热电联产项目）。

根据业主计划，项目首期建设2×50MW纯燃烧农林作物废弃物发电机组，2010年6月投产第一台，9月投产第二台。

二期规划建设容量为100MW，预计“十二五”后期建成投产。

1.3.2设计范围

本研究重点对项目首期2×50MW纯燃烧农林作物废弃物发电机组开展接入系统设计工作，对二期工程接入系统方案进行展望。

1.3.3设计使用系统基础条件

本研究报告系统规划方面数据，是根据广东电网“十一五”规划及湛江市“十一五”电网规划报告中的有关内容进行的。

第二章电力系统现况

2.1湛江市电力系统现况

湛江市位于我国大陆的最南端，南隔琼州海峡与海南省相望，全市国土面积12687km2，是粤西地区最大地级市。

1983年湛江市成立，现管辖赤坎、霞山、坡头和麻章4区，遂溪、徐闻2县，并代管廉江、雷州和吴川3个县级市。

截至2007年底，湛江电网有500kV变电站1座，即港城站，主变容量750MVA，500kV线路总长218km；220kV变电站8座，主变容量1710MVA。

湛江电网通过港城－茂名双回500kV线路和榭赤线、湛泥线、吴泥线、坡天线四回220kV线路与茂名电网相联。

根据初步统计，截至2007年底，湛江市总装机容量2649.4MW（含湛江电厂装机4×300MW，奥里油电厂装机2×600MW），年发电量101.18亿kWh，其中火电装机2641.1MW，年发电量101.11亿kWh；水电装机仅8.3MW。

2007年湛江市全社会用电量62.3亿kWh，比2006年增长13.4%。

全社会用电最高负荷1199MW，比2006年增长13.5%。

全市供电量51.42亿kWh，比2006年增长10.7%；供电最高负荷957MW，比2006年增长16.5%。

2.2遂溪县电力系统现况

截至2007年底，遂溪电网220kV变电站1座，主变容量180MVA，主要通过遂溪-港城双回220kV线路和城雷线、城国线、新赤三回110kV线路与湛江主网连接。

根据初步统计，截至2007年，遂溪县总装机容量约119MW，主要电源包括浩洋电厂、新桥电厂、广丰糖厂和城月糖厂。

2007年遂溪县全社会用电量6.02亿kWh，比2006年增长14.8%，全社会用电最高负荷114MW，比2006年增长16.3%。

2007年湛江110kV及以上电网地理接线图见附图1。

第三章电力系统规划

3.1电力需求预测

3.1.1湛江市电力需求预测

湛江市位于粤、桂、琼中枢点，拥有铁路、公路、水运、航空、管道等立体交通网络。

全市有专业运输港21个，年吞吐能力3000万吨；湛江的炼油工业、油品化工、制糖和民用工业有基础；海洋资源和南亚热带作物丰富，第一产业有雄厚的基础；以交通运输业和旅游业为龙头的第三产业蒸蒸日上。

“十五”期间,湛江市委、市政府带领全市人民，全面落实科学发展观，以“建设现代化新兴港口工业城市和美丽的南方海滨城市”为总目标，深入实施“工业立市、以港兴市”发展战略，在创新中求发展，全市经济保持了平稳、较快的增长态势。

2005年全年实现生产总值（GDP）657.81亿元，按可比价格计算，比上年增长12.1%，增速创近十年来的新高。

“十五”期间，湛江市全社会用电量平均增长15.2%，全社会用电最高负荷平均增长13.3%。

“十一五”期间湛江市电力需求呈快速增长的态势，截至2007年底，湛江全社会用电量为62.3亿kWh，比上一年增长13.4%，全社会用电最高负荷为1199MW，比上一年增长13.5%。

根据湛江市历史用电的增长情况和湛江市国民经济规划，参照《湛江“十一五”电网规划》（审定版），结合近几年湛江电力负荷发展情况，对湛江市的电力需求进行预测。

见表3.1.1。

预测2010年全社会用电量为85亿kwh，全社会用电最高负荷为1600MW，“十一五”后三年年均增长率分别为10.9%和10.0%；2015年全社会用电量为136.9亿kwh，全社会用电最高负荷为2630MW，“十二五”年均增长率分别为10%和10.5%。

表3.1.1湛江市电力需求预测表

2007年

（实绩）

2008年（预测）

2009年（预测）

2010年（预测）

2015年（预测）

一、湛江市

全社会用电量（亿kWh）

62.3

69.0

76.6

85.0

137

增长率（%）

13.4

10.9

10.0

全社会用电最高负荷（MW）

1199

1320

1452

1600

2630

增长率（%）

13.5

10.0

10.5

注：

2015年增长率为“十二五”年平均增长率。

3.1.2遂溪县电力需求预测

根据遂溪县历史用电的增长情况，参照《湛江“十一五”电网规划》（审定版），结合近几年遂溪县电力负荷发展情况，对遂溪县电力需求进行预测。

见表3.1.2。

预测2010年全社会用电量为8.2亿kwh，全社会用电最高负荷为157MW，“十一五”后三年年均增长率分别为10.9%和11.4%；2015年全社会用电量为15.7亿kwh，全社会用电最高负荷为301MW，“十二五”年均增长率分别为13.8%和13.9%。

表3.1.2遂溪县电力需求预测表

2007年（预测）

2008年（预测）

2009年（预测）

2010年（预测）

2015年

（预测）

一、遂溪县

全社会用电量（亿kWh）

6.0

6.7

7.4

8.2

15.7

增长率（%）

14.8

10.9

13.8

全社会用电最高负荷（MW）

114

127

141

157

301

增长率（%）

16.3

11.4

13.9

注：

2015年增长率为“十二五”年平均增长率。

3.2湛江市电源发展与电力平衡

3.2.1电源规划

2006～2015年期间，湛江市投产的220kV及以上电源主要有：

湛江奥里油电厂2×600MW机组（以500kV电压等级接入规划建设的港城变电站），计划2007年上半年前投产。

湛江生物质发电厂2×50MW机组，计划于2010年投产。

小火电退役方面，根据全省对小火电退役计划的调整，2007年夏季高峰负荷前，湛江市暂不关停需淘汰的柴油机发电机组、燃油汽轮发电机组和运行时间长、效率低的小型燃机，推迟到2007年后退役。

2005～2015年湛江市退役机组合计共171MW，其中“十一五”退役117MW，“十二五”退役54MW。

湛江市地方电源规划详见表3.2.1。

表3.2.1湛江市地方电源规划汇总表单位：

2006~2015年合计

“十一五”

“十二五”

一.湛江市

电源净增容量

1029

1083

-54

1.退役电源容量

-171

-117

-54

2.新增电源容量

1200

（1）湛江奥里油电厂

1200

3.2.2电力平衡

1、分别对湛江市和遂溪电网夏季大方式作电力平衡；

2、大方式时大型机组利用容量按电厂装机容量扣除厂用电计算（火电厂用电率取电厂装机容量的6%）

3、地方小火电、小水电利用容量按如下考虑：

地方小火电按实际出力考虑，小水电取装机容量的80%参与平衡；

一、湛江电网电力平衡

根据上述原则及电源投产进度，湛江电网电力平衡结果见表3.2.2

（1）。

对电力平衡的分析看出，在计及500kV电源（湛江奥里油电厂）情况下，到2015年前各计算水平年湛江电网均存在电力盈余，表现在：

2007年湛江电网盈余电力1230MW（夏大，下同），到2010年仍存在848MW电力需外送；“十二五”随着湛江电力负荷的进一步增长，电力盈余逐年减少，到2015年尚需省网提供电力78MW。

若不计500kV电源的电力平衡结果，湛江电网在2008年达到电源与电力平衡，之后随着负荷的快速增长，电力出现缺额，2010年湛江需省网提供电力280MW，“十二五”随着湛江市电力需求的进一步增长，电力缺额逐年增大，到2015年电力缺额达1253MW。

表3.2.2

（1）湛江电网电力平衡表（夏季大方式）单位：

2007年

2008年

2009年

2010年

2015年

一.全社会用电最高负荷

1199

1320

1452

1600

2630

二.电源装机容量合计

2646

2637

2595

2639

2685

1.500kV电源合计

1200

1）湛江奥里油电厂

1200

2.220kV及以下电源合计

1446

1437

1395

1439

1485

1）湛江电厂

1200

2）湛江生物质电厂

100

200

3）地方小水电

4）地方小火电

238

229

187

131

三.电源利用容量合计

2429

2423

2393

2448

2505

1.500kV电源合计

1128

1）湛江奥里油电厂

1128

2.220kV及以下电源合计

1301

1295

1265

1320

1377

1）湛江电厂

1128

2）湛江生物质电厂

188

3）地方小水电

4）地方小火电

166

160

130

四.电力盈（+）亏（-）

1230

1103

941

848

-125

五.电力盈亏（不计500kV电源）

102

-25

-187

-280

-1253

二、遂溪电网电力平衡

遂溪电网电力平衡结果见表3.2.2

（2），对电力平衡的分析看出，在计及湛江生物质电厂情况下，2010年前，遂溪电网仍存在电力缺额，到2010年，电力缺额达43MW，“十二五”，湛江市电力需求的进一步增长，电力缺额逐年增大，到2015年电力缺额达113MW。

表3.2.2

（2）遂溪电网电力平衡表（夏季大方式）单位：

2007年

2008年

2009年

2010年

2015年

一.全社会用电最高负荷

114

127

141

157

301

二.电源装机容量合计

119

219

200

1）湛江生物质电厂

100

200

2）地方小火电

119

三.电源利用容量合计

114

188

1）湛江生物质电厂

188

2）地方小火电

四.电力盈（+）亏（-）

-94

-107

-121

-43

-113

第四章接入系统方案研究

4.1工程投产前湛江电网概况

根据业主计划，电厂将于2010年6月投产。

工程投产前湛江电网概况如下：

4.1.1电力需求发展

预测到2010年，湛江市全社会用电量85亿kWh，全社会用电最高负荷1600MW，“十一五”年平均增长率分别为11.6%和11.0%；

4.1.2电源发展

至2010年，湛江市地方电源总装机容量将达到2639MW，其中500kV电源有湛江奥里油电厂1200MW，220kV及以下电源装机为1395MW（其中220kV有湛江电厂装机1200MW，湛江生物质发电厂100MW），其中水电、火电装机分别为8MW和1387MW。

4.1.3电网建设

参考广东省及湛江“十一五”电网规划，到2010年，湛江电网已建成投产1座500kV变电站～港城站，变电站首期投产1台750MVA变压器，500kV出线为2回至茂名变电站、2回至湛江奥里油电厂。

500kV港城站首期220kV出线5回，分别为2回至遂溪站、2回至椹北站、1回至雷州站。

2010年湛江220kV变电站将达到11座，其中“十一五”期间投产的是220kV椹北站、遂溪站、东山站、徐闻站。

湛江生物质发电厂投产前湛江市电网地理接线图见图4.1.3。

图4.1.3湛江生物质发电厂投产前湛江市电网地理接线图

4.2电厂送电方向分析

从电厂所在的湛江电网电力平衡结果可知，在考虑500kV线路平衡后，湛江电源在“十一五”期间有一定盈余。

2010年在不考虑生物质发电厂2×50MW机组电力情况下，湛江全网夏大方式盈余电力848MW；但“十二五”期间，随着负荷增长，电力盈余逐渐减低，需要外部电力送入。

在不考虑500kV电源情况下，“十一五”至“十二五”期间，电力不足。

2010年在不考虑生物质发电厂2×50MW机组电力情况下，湛江全网夏大方式电力缺额为280MW，遂溪电网夏大方式电力缺额为43MW。

综上可知，湛江生物质发电厂建成后，电力主要以就近消纳为主。

4.3接入电压等级及出线回路数

根据电厂技术规程要求，综合考虑电厂规模、电厂在系统中的地位和作用、建设进度、电厂电力送出方向，生物质发电厂2×50MW可考虑采用220kV或110kV电压等级接入系统。

4.4接入点分析

生物质发电厂紧邻220kV遂溪变电站。

可考虑采用220kV或110kV接入该系统。

此外，生物质发电厂紧邻220kV遂溪～港城线，110kV新城～遂溪线，可以考虑解口接入这两条线路。

4.5接入系统方案

综合上述接入系统电压等级、出线回路数以及接入点的分析情况，电厂接入系统拟定如下4个方案：

方案A（220kV）－1，生物质发电厂采用220kV电压等级与湛江电网联接，220kV出线2回，接入遂溪站，线路长约2×3.5km。

方案A（220kV）－2，生物质发电厂采用220kV电压等级与湛江电网联接，220kV出线2回，解口接入220kV遂溪站～港城线，双回线路长约2×2.5km。

方案B（110kV）－1，生物质发电厂采用110kV电压等级与湛江电网联接，110kV出线2回，接入遂溪站，线路长约2×3.5km。

方案B（110kV）－2，生物质发电厂采用220kV电压等级与湛江电网联接，110kV出线2回，解口接入接入110kV遂溪站～新城线，双回线路长约2×2.5km。

结合电厂近远期装机规模，以上各方案电厂出线截面暂按400mm2考虑。

生物质发电厂接入系统方案示意图见图4.5。

图4.5湛江生物质发电厂与广东电网联接方案示意图

4.6电气计算

4.6.1计算原则

1、计算水平年：

生物质发电厂2×50MW机组分别于2010年6月和9月各投产一台，以2010年为设计水平年进行潮流和稳定计算。

2、运行方式：

选取夏季大方式、湛江地区电源大发方式进行计算。

3、计算网络：

计算网络包括广东、香港、广西、云南、贵州、四川、重庆和华中220kV及以上电网。

4、计算网络：

包括贵州、云南、广西、华中、四川、重庆500kV电网、广东500kV、220kV电网和香港400kV电网；

5、稳定计算中发电机采用Eq’’、Ed’’电势变化的模型，采用30%恒定阻抗、40%恒定电流、30%恒定功率负荷模型；

6、故障类型与故障切除时间

故障类型：

三相短路故障

故障切除时间：

220kV线路发生三相故障，0.12s切除故障线路，不重合；110kV线路发生三相故障，0.10s切除故障线路，不重合。

4.6.2潮流计算

湛江地区220kV及以下电网存在电力缺额，湛江生物质发电厂建成后可缓解该220kV及以下电网电力不足的情况。

潮流计算主要分析比较各个接入方案中电力的流向，及是否满足湛江的供电需求。

2010年生物质发电厂2×50MW机组投产后，扣除厂用电后，电厂实际外送约94MW。

各方案正常运行方式以及“N-1”运行方式潮流计算结果见附图4.6.2-14.6.2-4。

方案A（220kV）-1，电厂2×50MW机组以2回220kV线路接入220kV遂溪站。

电厂电力少部分通过遂溪站就近供给110kV遂溪县电网，大部分通过220kV线路供给220kV廉江站负荷。

近区电网经N-1校核，也无元件过载或重载。

方案A（220kV）-2，电厂2×50MW机组以2回220kV线路解口接入220kV遂溪港城线。

电厂电力少部分通过遂溪站就近供给110kV遂溪县电网，大部分通过220kV线路供给220kV廉江站负荷。

近区电网经N-1校核，无元件过载或重载。

方案B（110kV）-1，电厂2×50MW机组以2回110kV线路接入遂溪站110kV母线，电厂电力大部分通过110kV网络就近供给遂溪县电网，少部分通过220kV电网供给廉江站。

近区电网经N-1校核，也无元件过载或重载。

方案B（110kV）-2，电厂2×50MW机组以2回解口接入110kV遂溪新桥线路，电厂电力仍然是大部分通过110kV网络就近供给遂溪县电网，少部分通过220kV电网供给廉江站。

近区电网经N-1校核，也无元件过载或重载。

综合上述方案，当生物质发电厂接入湛江电网后，所发电力将就近消纳，降低了从500kV港城站获取电能的规模。

生物质发电厂的接入对湛江电网220kV电网潮流分布的影响较小。

从潮流计算情况可以看出，正常运行方式下电厂各接入方案正常运行方式均能满足电厂电力全部送入电网的需要，各送电通道无过载情况。

在“N-1”运行方式下能满足供电需求。

图4.6.1-12010年夏大方式方案1湛江地区220kV电网潮流分布图

单位kV，MW，MVar

图4.6.1-22010年夏大方式方案2湛江地区220kV电网潮流分布图

单位kV，MW，MVar

图4.6.1-32010年夏大方式方案3湛江地区220kV电网潮流分布图

单位kV，MW，MVar

图4.6.1-42010年夏大方式方案4湛江地区220kV电网潮流分布图

单位kV，MW，MVar

4.6.3稳定计算

2010年各个方案三相故障稳定计算结果见表4.6.3，稳定曲线图见附图10SW01～10SW05。

1）电厂出线稳定情况

方案A（220kV）-1，电厂1回220kV出线发生三相故障，规定时间切除故障线路，系统能够保持安全稳定运行。

方案A（220kV）-2，电厂1回220kV出线发生三相故障，规定时间切除故障线路后，系统能够保持稳定运行。

方案B（110kV）-1，电厂1回110kV出线发生三相故障，规定时间切除故障线路后，系统能够保持稳定运行。

方案B（110kV）-2，电厂1回110kV出线发生三相故障，规定时间切除故障线路后，系统能够保持稳定运行。

2）近区220kV通道稳定情况

2010年湛江电网夏大运行方式电源大发的情况下，各方案220kV线路发生三相故障，规定时间切除故障后，系统可以保持稳定运行。

表4.6.3各方案稳定计算结果

方案

故障控制线路

故障侧

稳定情况

方案A

（220kV）-1

电厂～遂溪线三永故障

电厂侧

稳定

遂溪～廉江线路三永故障

遂溪侧

稳定

遂溪～港城线三永故障

遂溪侧

稳定

方案A

（220kV）-2

电厂～遂溪线三永故障

电厂侧

稳定

电厂～港城线三永故障

电厂侧

稳定

遂溪～港城线三永故障

遂溪侧

稳定

遂溪～廉江线路三永故障

遂溪侧

稳定

方案B

（110kV）-1

电厂～遂溪I线三永故障

电厂侧

稳定

遂溪～廉江线路三永故障

遂溪侧

稳定

遂溪～港城线三永故障

遂溪侧

稳定

电厂～遂溪线三永故障

电厂侧

稳定

方案B

（110kV）-2

电厂～新桥线三永故障

电厂侧

稳定

遂溪～廉江线路三永故障

遂溪侧

稳定

遂溪～港城线三永故障

遂溪侧

稳定

4.7经济性比较

对所提4个方案进行经济性比较。

经济性比较采用常用的“年费用比较法”，即将参加比较的方案计算期的全部支出费用折算成等额年费用后进行比较，年费用低的方案为经济性较优方案。

年费用采用如下公式进行计算：

其中：

—设计方案的年费用；

—方案总投资；

—方案年运行费，分为运行维护费和电能损耗费，其中运行维护费按工程总投资的2%计算，电能损耗小时数取4600小时，生物质发电电价0.764元/度电（按2008年目前广东省煤电脱硫标杆电价0.504元/度电+广东省再生能源基金0.01元/度电+再生能源补贴0.25元度电=0.764元/度电）。

—电力工业投资回收率，按8%考虑；

—工程经济使用年限，输变电设备按25年进行计算。

经济性比较详见表4.7。

经济比较结果，总投资方面，方案4，即采用110kV遂溪～新桥解口进生物质发电厂最省，其次是方案2，比方案4增加投资150万元；方案1、方案3投资较大，分别比方案4增加850万元、260万元。

年运行费比较综合了运行维护费和电能损耗费的比较结果。

运行维护费仍以方案4最少，分别比方案1、方案2、方案3省17万元/年、4万元/年、5.2万元/年；电能损耗费以方案1最低，比方案2、方案3、方案4分别节省105万元/年、844万元/年、352万元/年。

综合起来为年运行费，以方案1最低，分别比方案2、方案3、方案4节省92万元/年、832万元/年、335万元/年。

综合起来的年费用，以方案1最低，为137万元/年。

其次是方案2，为163万元/年，再次为方案4，为391万元/年，方案3经济性最差，为913万元/年，比方案1增加776万元/年。

上述经济性比较总结得出，拟定的各接入系统方案，方案1经济性优于其它方案，其次为方案2，方案3经济性最差。

表4.7生物质发电厂接入系统方案经济比较单位:

万元

方案1

方案2

方案3

方案4

投资

规模

投资

规模

投资

规模

投资

规模

一、投资合计

1200

550

610

350

1、线路部分投资

700

550

350

（1）新建22

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