衢州：浙江华电龙游天然气热电联产接入系统方案研究-0 - 图文

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浙江华电龙游天然气热电联产 接入系统方案研究

浙江省电力设计院

设计证书号：A133007109 勘察证书号：120001-kj 二○一一年十一月

浙江华电龙游天然气热电联产

接入系统方案研究

批 准： 徐建国、沈又幸 审 核： 高志林、徐 平、宁康红 校 核： 施 展、丁晓宇 编 写： 何中杰、徐 平

目 录

1 概述 .......................................................................................................... 1 1.1设计依据 ............................................................................................... 1 1.2 工程概况 .............................................................................................. 1 1.3 主要设计原则 ...................................................................................... 2 1.4 设计范围 .............................................................................................. 2 2 电力系统概况 ............................................................................................ 2 3电源规划 ..................................................................................................... 7 3.1 新增电源情况 .................................................................................... 7 3.2 区外送（受）电规划 ...................................................................... 10 4 电力平衡 .................................................................................................. 11 4.1 电力电量预测 .................................................................................... 11 4.2 全省电力平衡 .................................................................................... 15 4.3 衢州电网电力平衡 ............................................................................ 19 5周边电网建设情况与电源送电方向分析 ................................................ 25 5.1 周边电网建设情况 ............................................................................ 25 5.2 工程建设的必要性 ............................................................................ 25 5.3 电源送电方向分析 ............................................................................ 27 6 龙游热电厂初步接入系统方案............................................................... 27 6.1近期接入系统方案设想 ..................................................................... 27 6.2 导线截面选择 .................................................................................... 33 6.3 投资估算 ............................................................................................ 33 7 电气计算 .................................................................................................. 35 7.1 潮流计算 ............................................................................................ 35 7.2 短路计算 ............................................................................................ 40 8 结论与建议 .............................................................................................. 42 9 附件 .......................................................................................................... 45

1 概述

1.1设计依据

1）浙政办发[2011]65号文《浙江省人民政府办公厅转发省发改委省能源局关于浙江省天然气热电联产项目抢建行动计划的通知》。

2）浙发改办能源函[2011]136号文《浙江省发展和改革委员会项目服务联系单》。

3）中国华电集团公司浙江分公司委托书。 1.2 工程概况

根据省发改委、省能源局制定的浙江省天然气热电联产抢建行动计划，华电龙游天然气热电联产工程（以下简称龙游热电厂）（3×10万千瓦）为二类项目，2012年底前投产1台，2013年迎峰度夏前全部投产；根据浙发改办能源函[2011]136号文，对华电龙游天然气热电联产工程装机规模在预可研阶段按3×10万千瓦或2×39万千瓦进一步研究论证后确定。

根据电厂在系统中的位置和装机容量，结合衢州电网规划，考虑就近接入220千伏石窟变，新建龙游热电厂～石窟变2回220千伏线路，新建架空线路长度约2×4公里，同时石窟变征地扩建2个220千伏出线间隔或将石窟变“黄村、太真”2个AIS间隔改造扩建为4个GIS出线间隔。若装机规模为3×10万千瓦，则龙游热电厂～石窟变新建线路导线截面暂按2×300mm2考虑；若装机规模为2×39万千瓦，则导线截面暂按4×300mm2考虑，并需将石窟变～太真变约26公里2×300mm2截面的架空线路和石窟变～夏金变约14.7公里500mm2截面的架空线路均增容改造为2×630mm2截面的线路。

3×10万千瓦机组接入系统初步投资总估算约2480万元，2×39

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万千瓦机组接入系统初步投资总估算约12401万元。 1.3 主要设计原则

设计水平年：工程设计水平年考虑2013年，远景设计水平年为2030年。 1.4 设计范围

报告内容主要包括衢州电网电力平衡、周边电网建设情况、工程建设必要性、接入系统方案初步设想、电气计算及初步的投资比较等。

2 电力系统概况

2.1 浙江电网现状

浙江电网是华东电网的重要组成部分，2010年通过汾湖～上海2回、瓶窑～江苏2回、瓶窑～安徽1回、富阳～安徽2回以及双龙～福建2回共9回500千伏线路分别与上海市、江苏省、安徽省及福建省电网相连。浙江电网包括杭州、嘉兴、湖州、绍兴、宁波、金华、衢州、丽水、台州、温州和舟山电网，以钱塘江为自然分割，形成南北电网，其间通过4回500千伏过江线路相连接。浙江电网的电压等级包括500、220、110、35、10千伏及以下配网，目前500千伏主网架已经初步形成，220千伏电网已部分实现分层分区，110千伏及以下电网实现完全分层分区运行。

2010年浙江电网拥有500千伏变电所31座，主变77台，容量6425万千伏安，500千伏输电线路103条，总回路长度6362公里；220千伏公用变电所230座，主变483台，容量8394万千伏安，220千伏输电线路681条，总回路长度13196公里；110千伏公用变电所

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958座，总容量7485万千伏安，110千伏输电线路总长度17741公里。全省500、220、110千伏容载比分别为1.89、1.98、2.18。

2010年，浙江省境内的总装机容量为5727.55万千瓦，包括华东调度的新安江、富春江水电站、天荒坪抽水蓄能电站、桐柏抽水蓄能电站、秦山核电站二、三期的762.32万千瓦装机，其中6000千瓦及以上发电装机5173.94万千瓦。浙江电网的装机容量为4965.23万千瓦（不含华东调度电厂，下同），其中6000千瓦及以上电厂装机容量4411.62万千瓦。在浙江电网6000千瓦及以上电厂装机中：水电349.17万千瓦，占7.9%；火电3996万千瓦，占90.8%；核电31万千瓦，占0.7%；其它24.76万千瓦，占0.6%。

2010年，全省境内6000千瓦及以上发电量2503亿千瓦时（含华东调度电厂）；浙江电网6000千瓦及以上电厂发电量2204.3亿千瓦时，其中：水电97.2亿千瓦时，占4.4%；火电2079.14亿千瓦时，占94.3%；核电23.24亿千瓦时，占1.1%；其它4.65亿千瓦时，占0.2%。

2010年，浙江电网的统调电厂装机容量为3710.55万千瓦，占6000千瓦及以上装机容量的84.1%，其中：水电164.5万千瓦，火电3514.05万千瓦，核电31万千瓦。统调电厂发电量1928亿千瓦时，占6000千瓦及以上发电量的87.5%，其中：水电41.94亿千瓦时，火电1862.81亿千瓦时，核电23.24亿千瓦时。

2010年，全省用电量2824亿千瓦时，同比增长14.2%；统调用电量为2418.88亿千瓦时，同比增长16.02%。2010年，全省最高负荷4560万千瓦，同比增长11.2%；统调最高负荷4204.42万千瓦，同比增长12.46%。2010年全省从华东和区外电网购入的电量为490.89亿千瓦时，占全省用电量的17.4% ，统调口径最高购电负荷1047万千瓦，占全省负荷的23.0%。

2010年浙江省500千伏电网地理接线情况详见图2.1。

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江苏三峡葛洲坝湖汾湖含山上海上海上海向家坝安徽嘉天荒坪兴嘉兴州瓶窑仁和王店由拳秦山二三期乔司古越涌潮句章河姆舜江北仑电厂兰亭春晓安徽舟宁杭富阳山州凤仪绍兴苍岩波天一宁海电厂乌沙山电厂金桐柏兰溪兰溪电厂丹溪宁海衢信安双龙华台州回浦州图例直流线路500kV输变电核电站万象塘岭柏树丽温乐清电厂麦屿抽蓄电站火电厂导线截面注释水LGJ(Q)-4*630 K630LGJ(Q)-4*500 K500LGJ(Q)-4*400 K400LGJ(Q)-4*300 K300福建南雁玉环电厂瓯海天柱州 图2.1 2010年浙江省500千伏电网接线示意图

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2.2衢州电网现状

衢州电网位于浙江西部电网末端，2010年主要通过信安-双龙2回500千伏线路以及双龙-太真线、双龙-衢州线、石窟-黄村线3条220千伏线路与系统联系。衢州境内主要电源有：乌溪江水电站29.25万千瓦，黄坛口水电站8.8万千瓦，巨化自备热电厂23.0万千瓦，巨宏热电厂13.5万千瓦。6000kW及以上小水火电装机41.0万千瓦，6000kW以下并网小水火电装机17.7万千瓦,6000千瓦以下非并网电站装机7.42万千瓦。

截至2010年底，衢州电网共有500千伏变电所1座，即信安变，容量2×75万千伏安，220千伏公用变电所10座，主变18台，容量288万千伏安，即衢州变（2×15万千伏安）、航埠变（2×15万千伏安）、太真变（15+18万千伏安）、崇文变（2×18万千伏安）、仙霞变（2×15万千伏安）、古田变（2×15万千伏安）、定阳变（15+18万千伏安）、清漾变（18万千伏安）、石窟变（2×15万千伏安）和南竹变（18万千伏安）；220千伏牵引站3座（衢牵变、龙牵变、江牵变）。110千伏变电所33座，主变50台，变电容量199.25万千伏安。

500千伏线路2条，总长度为126.06公里（衢州局线段）。220千伏线路26条（包括电铁6条线路），总长度为583.58公里。110千伏线路66条，总长度725.78公里（其中电缆线路11公里），110千伏用户线路10条，总长度为144.38公里。

2010年衢州市最高负荷约153.2万千瓦，全社会用电量约为100.5亿千瓦时。

2010年衢州220千伏及以上电网地理接线见图2.2。

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图2.2 2010年衢州220千伏及以上电网地理接线图

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3电源规划

3.1 新增电源情况

一、已获得国家发改委核准的项目

截止到目前，我省已核准在建的电源项目有7项，总容量1126万千瓦，均于“十二五”期间投产。项目明细如下：

1）秦山核电二期扩建（1×66万千瓦） 2）三门核电一期（2×125万千瓦） 3）方家山核电（2×100万千瓦） 4）嘉兴电厂三期（2×100万千瓦） 5）仙居抽水蓄能电站（4×37.5万千瓦） 6）浙能滨海电厂（2×30万千瓦） 7）六横电厂一期（2×100万千瓦）

二、已获得国家发改委同意开展前期工作的项目

截止到目前，我省已获得国家同意开展前期工作的电源有3项，总容量650万千瓦。规划苍南电厂、台州第二发电厂在“十二五”期间投产，三门核电二期在“十三五“期间投产。项目明细如下：

1）苍南电厂（2×100万千瓦） 2）台州第二发电厂（2×100万千瓦） 3）三门核电二期（2×125万千瓦）

“十二五”期间浙江省境内新增电源中，舟山电厂的第二台30万千瓦机组尚未获得国家批复的路条，但是考虑到舟山地区负荷增长很快且与大陆联网线路输送能力有限，暂把舟山电厂的第二台30

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万千瓦机组纳入“十二五”电源投产计划。其他未获得国家批复路条的项目均不参与“十二五”电力电量平衡。

“十二五”期间，在不计及可再生能源、余能综合利用和机组退役情况下，合计新增装机容量1556万千瓦。

浙江省电源项目规划建设安排表（仅含已核准、已获路条项目和舟山扩项目）详见表3.1。

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表3.1

项 目 名 称 全 省 合 计 仙居抽水蓄能电站 舟山电厂二期扩建 滨海电厂 秦山二期扩建 苍南电厂 嘉兴电厂三期 六横电厂 方家山核电 三门核电一期 台州第二发电厂 三门核电二期

浙江省电源项目规划建设安排表

2011 326 60 66 200 2012 2013 425 100 100 100 125 2014 600 75 100 100 100 125 100 2015 205 75 30 100 2016 125 125 2017 125 125 单位：万千瓦

“十二五” 1556 150 30 60 66 200 200 200 200 250 200 注：本表仅含已核准在建、已获得国家发改委路条的电源项目及舟山扩项目。

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3.2 区外送（受）电规划

浙江省一次能源缺乏，长期以来都需要大量购电，主要有以下几个渠道：

在建或已获核准的外购电：

1）华东直属机组：包括新安江、富春江水电站、天荒坪抽水蓄能电站、桐柏抽水蓄能电站、秦山核电站二、三期、仙居抽水蓄能电站、皖电东送华东直属机组，2015年浙江省可分得电力共827万千瓦。

2）三峡直流：通过500千伏直流在江苏省和上海市落点后向浙江电网送电，2015年浙江省可分得电力165万千瓦。

3）葛沪增容：通过500千伏直流输入上海市后向浙江电网送电，2015年浙江省可分得电力96万千瓦。

4）金沙江一期：金沙江一期工程包括溪洛渡、向家坝梯级水电站，总装机容量2026万千瓦，分别通过特高压直流送电浙江、上海，2015年华东分得电力1390万千瓦，其中浙江省分得487万千瓦。

5）锦屏：雅砻江上的锦屏一、二级电站均已开工，装机规模840万千瓦。锦屏电站通过特高压直流送电江苏，2015年浙江省可分得电力242万千瓦。

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4 电力平衡

4.1 电力电量预测

改革开放以来，浙江省在省委、省政府的正确领导下，以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，继续深化各项改革，全省经济保持了快速、健康的发展势头，人民生活水平不断提高。

经济社会的快速发展使得浙江省电力电量的需求迅猛增长，2000年，浙江省的最高负荷为1160万千瓦，用电量为744.69亿千瓦时。2005年全省最高负荷、用电量分别达到了2540万千瓦、1656.8亿千瓦时。“十五”期间浙江省电力电量的年均增长分别为17.0%、17.3%。

“十一五”期间，我省的电力需求仍持续较快增长，全省用电的增长速度名列全国前茅。至2010年，全省用电量2824亿千瓦时，同比增长14.1%；全省最高负荷4560万千瓦，同比增长11.2%。2005～2010年，全省用电量平均增长12.4%。

根据浙江省电力公司的电力电量预测中方案，到2015年，全省最高负荷、用电量将分别达到7165万千瓦、4182亿千瓦时，“十二五”期间年均增长9.5%、8.2%。到2020年，全省最高负荷、用电量将分别达到9186万千瓦、5302亿千瓦时，“十三五”期间年均增长5.1%、4.9%。到2030年，全省最高负荷、用电量将分别达到11300万千瓦、6200亿千瓦时，年均增长2.1%、1.6%。

若经济发展形势超出预期水平，浙江省的电力电量需求将可能达到高方案的预测水平，即2015年我省电力电量将分别达到7600万千瓦、4450亿千瓦时，“十二五”期间年均增长10.8%、9.5%。2020年我省电力电量将分别达到9750万千瓦、5600亿千瓦时，“十三五”

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期间年均增长5.1%、4.7%。到2030年，全省最高负荷、用电量将分别达到13000万千瓦、7200亿千瓦时，年均增长2.9%、2.5%。

若经济发展形势低于预期水平，电力电量需求有可能下降至预测的低方案，2015年全省的最高负荷和用电量将分别达到6060万千瓦、3430亿千瓦时，“十二五”期间年均增长5.9%、4.0%。2020年全省的最高负荷和用电量将分别达到7200万千瓦、4000亿千瓦时，“十三五”期间年均增长3.5%、3.1%。到2030年，全省最高负荷、用电量将分别达到8800万千瓦、4800亿千瓦时，年均增长2.0%、1.8%。

报告暂按预测中方案进行电力需求分析。

浙江省电力电量需求预测详见表4.1-1。

浙江省分地区电力需求预测（中方案）详见表4.1-2。

经济的快速发展带来衢州市用电水平的日益增长，2010年衢州市全社会最高负荷为153.2万千瓦。预计2013年衢州市全社会最高负荷将达到216万千瓦，2015年和2020年将分别达到250万千瓦、324万千瓦。

衢州地区分县市负荷预测见表4.1-3。

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表4.1-1

高 方 案 年 份 全省最高负荷（万千瓦） 全省用电量（亿千瓦时） 最高负荷增长率（%） 用电量增长率（%） 利用小时（小时） 中 方 案 年 份 全省最高负荷（万千瓦） 全省用电量（亿千瓦时） 最高负荷增长率（%） 用电量增长率（%） 利用小时（小时） 低 方 案 年 份 全省最高负荷（万千瓦） 全省用电量（亿千瓦时） 最高负荷增长率（%） 用电量增长率（%） 利用小时（小时） 实 绩 2010 4560 2824 11.2 14.1 6193 实 绩 2010 4560 2824 11.2 14.1 6193 实 绩 2010 4560 2824 11.2 14.1 6193 浙江省电力电量需求预测表

2011 5240 3230 12.9 14.9 6164 2012 5830 3565 10.4 11.3 6115 负 荷 及 电 量 预 测 2013 2014 2015 2020 2030 6420 7010 7600 9750 13000 3875 4165 4450 5600 7200 8.7 7.5 6.8 4.3 10.1 9.2 8.4 3.9 6036 5942 5855 5744 负 荷 及 电 量 预 测 2013 2014 2015 2020 2030 6180 6670 7165 9186 11300 3680 3940 4182 5302 6200 8.1 7.1 6.1 15 9 7.9 7.4 13.1 5955 5907 5837 5772 负 荷 及 电 量 预 测 2013 2014 2015 2020 2030 5500 5790 6060 7200 8800 3125 3280 3430 4000 4800 5.2 5 4.6 1.5 6.2 5.3 4.7 2.6 5682 5665 5660 5556 13

十二五 10.8 9.5 增 长 率 十三五 21～30年 5.1 2.9 4.7 2.5 增 长 率 十三五 21～30年 5.1 2.1 4.9 1.6 增 长 率 十三五 21～30年 3.5 2.0 3.1 1.8 2011 5150 3110 11.1 12.9 6039 2012 5670 3405 9.5 10.1 6005 十二五 9.5 8.2 2011 4850 2810 1.4 6.4 5794 2012 5180 2970 5.7 6.8 5734 十二五 5.9 4.0

表4.1-2 浙江省分地区电力需求预测表（中方案） 单位：万千瓦、%

年份 全省 杭州 嘉兴 湖州 绍兴 宁波 金华 衢州 台州 丽水 温州 舟山 地区合计 同时率 2010 4560 853 497 239 469 828 432 153 359 109 568 78 4585 0.92 2011 5150 960 575 270 537 936 496 176 409 125 645 90 5219 0.92 2012 5670 1062 648 300 601 1042 551 196 459 140 720 102 5821 0.92 2013 6180 1155 714 327 656 1141 600 216 505 151 789 114 6368 0.91 2014 6670 1248 782 355 713 1246 652 233 550 164 862 126 6931 0.91 2015 7165 1347 854 382 770 1358 705 250 594 175 938 138 7511 0.90 2020 9186 1725 1099 467 1000 1747 890 324 786 220 1210 176 9644 0.90 2030 11300 2000 1240 560 1220 2100 1080 450 1030 270 1650 200 11800 0.90 十二五 9.5 9.6 11.4 9.8 10.4 10.4 10.3 10.3 10.6 10.0 10.6 12.1 十三五 5.1 5.1 5.2 4.1 5.4 5.2 4.8 5.3 5.8 4.7 5.2 5.0 20～30 2.1 1.5 1.2 1.8 2.0 1.9 2.0 3.3 2.7 2.1 3.2 1.3

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表4.1-3 衢州地区分县市负荷预测表 单位：万千瓦 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2030 全地区 153.2 176 196 216 233 250 324 450 柯城、衢江区 45.7 54 61 68 74 80 106 155 龙游 23.4 28 31 35 38 41 53 83 江山 35.3 41 47 53 57 62 83 111 常山 19.0 22 25 28 31 33 45 59 开化 9.3 11 12 14 15 16 22 29 巨化 37.0 39 40 41 42 45 50 50 合计 170.2 196 218 240 259 278 360 489 同时率 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.92 4.2 全省电力平衡

根据前述电力需求预测结果和电源建设方案，报告进行了全省电力电量平衡。

电力平衡原则考虑如下：

1）省内机组考虑目前已核准在建、已获得国家发改委路条的电源项目及舟山扩项目，新增容量中包含可再生能源发电装机，按20%参与平衡。华东直属机组按照分得容量827万千瓦计入；同时区外来电仅计及已落实。

2）全社会负荷采用负荷预测中方案。

3）省内新增的大中型统调机组，上半年投产的参与当年的电力电量平衡，下半年投产的不参与当年的电力电量平衡。

到“十二五”末，全省最高负荷预计达到7165万千瓦，统调负荷预计为6805万千瓦。浙江电网区外机组输入电力合计990万千瓦，华东直属机组输入827万千瓦。2015年，不考虑浙江省天然气热电联产抢建行动计划，浙江电网统调6000千瓦及以上装机工作容量为4975万千瓦，在备用率为15%时，我省电力盈余为-991万千瓦；若考虑浙江省天然气热电联产抢建行动计划一类项目，浙江电网统调

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6000千瓦及以上装机工作容量为5131万千瓦，则在备用率为15%时，我省电力盈余为-835万千瓦。

不考虑浙江省天然气热电联产抢建行动计划，浙江省电力平衡结果表一（中方案）详见表4.2-1。

考虑在本工程投产前浙江省天然气热电联产抢建行动计划的一类项目参与平衡，浙江省电力平衡结果表二（中方案）详见表4.2-2。

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表4.2-1

全 省 最 高 负 荷 非统调负荷 * 统调负荷 浙江电网6000以上装机容量 其中：水 电 煤、油电 气 电 核 电 其中：6000以上非统调装机 * 其中：水 电 火 电 6000以上统调装机容量 其中：水 电 煤、油电 气 电 核 电 可再生能源装机 6000以上统调装机工作容量 其中：水 电 煤、油电 气 电 核 电 可再生能源出力 电力输入合计 华东直属机组输入电力 天荒坪抽水蓄能电站 秦山核电二、三期 桐柏抽水蓄能电站 仙居抽水蓄能电站 新安江、富春江输入 皖电东送（500kV） 区外机组输入电力 三 峡 葛沪增容 金沙江一期 锦屏 统调机组工作容量备用率 备用率为0%时的电力盈亏 备用率为5%时的电力盈亏 备用率为10%时的电力盈亏 备用率为15%时的电力盈亏 2010 4560 360 4200 4407 327 3672 377 31 679 167 512 3729 160 3161 377 31 69 3491 160 3161 139 31 14 894 633 50 146 54 23 360 261 165 96

2011 5150 360 4790 4567 327 3832 377 31 679 167 512 3889 160 3321 377 31 98 3640 160 3191 258 31 20 1028 662 50 175 54 23 360 366 165 96 105 -2.1 -103 -342 -582 -821 浙江省电力平衡结果表一

2012 5670 360 5310 4623 327 3888 377 31 679 167 512 3945 160 3377 377 31 127 3885 160 3377 317 31 2013 6180 360 5820 5031 327 4071 377 256 679 167 512 4352 160 3559 377 256 155 4027 160 3459 377 31 2014 6670 360 6310 5523 327 4339 377 481 679 167 512 4845 160 3827 377 481 184 4520 160 3727 377 256 37 1686 696 50 209 54 23 360 990 165 96 487 242 -1.1 -67 -383 -698 -1014 2015 7165 360 6805 5653 327 4469 377 481 679 167 512 4975 160 3957 377 481 213 4975 160 3957 377 481 43 1817 827 50 209 54 131 23 360 990 165 96 487 242 0.4 29 -311 -651 -991 2020 9186 360 8826 5765 327 4330 377 731 679 167 512 5086 160 3818 377 731 605 5086 160 3818 377 731 121 1874 827 50 209 54 131 23 360 1047 165 153 487 242 -19.8 -1745 -2186 -2627 -3069 2030 11300 360 10940 5660 327 4225 377 731 679 167 512 4981 160 3713 377 731 1354 4981 160 3713 377 731 271 1874 827 50 209 54 131 23 360 1047 165 153 487 242 -34.9 -3814 -4361 -4908 -5455 单位：万千瓦

备 注 非统调的负荷与装机自行平衡 不包括当年夏季高峰后投产机组 按20%参与平衡 按分得装机计算 按分得装机计算 按分得装机计算 按分得装机计算 按分得装机计算 含地下电站 25 31 1062 1304 696 696 50 50 209 209 54 54 23 23 360 360 366 608 165 165 96 96 105 105 242 -6.4 -7.9 -338 -458 -603 -749 -869 -1040 -1134 -1331 注：负荷中方案、仅含已核准在建、已获得国家发改委路条的电源项目及舟山扩项目，区外来电仅计及已落实。 17

表4.2-2 浙江省电力平衡结果表二（考虑浙江省天然气热电联产抢建一类项目） 单位：万千瓦

全 省 最 高 负 荷 非统调负荷 * 统调负荷 浙江电网6000以上装机容量 其中：水 电 煤、油电 气 电 核 电 其中：6000以上非统调装机 * 其中：水 电 火 电 6000以上统调装机容量 其中：水 电 煤、油电 气 电 核 电 可再生能源装机 6000以上统调装机工作容量 其中：水 电 煤、油电 气 电 核 电 可再生能源出力 电力输入合计 华东直属机组输入电力 天荒坪抽水蓄能电站 秦山核电二、三期 桐柏抽水蓄能电站 仙居抽水蓄能电站 新安江、富春江输入 皖电东送（500kV） 区外机组输入电力 三 峡 葛沪增容 金沙江一期 锦屏 统调机组工作容量备用率 备用率为0%时的电力盈亏 备用率为5%时的电力盈亏 备用率为10%时的电力盈亏 备用率为15%时的电力盈亏 2010 4560 360 4200 4407 327 3672 377 31 679 167 512 3729 160 3161 377 31 69 3491 160 3161 139 31 14 894 633 50 146 54 23 360 261 165 96 2011 5150 360 4790 4567 327 3832 377 31 679 167 512 3889 160 3321 377 31 98 3640 160 3191 258 31 20 1028 662 50 175 54 23 360 366 165 96 105 -2.1 -103 -342 -582 -821 2012 5670 360 5310 4779 327 3888 533 31 679 167 512 4101 160 3377 533 31 127 4041 160 3377 473 31 25 1062 696 50 209 54 23 360 366 165 96 105 -3.4 -182 -447 -713 -978 2013 6180 360 5820 5187 327 4071 533 256 679 167 512 4508 160 3559 533 256 155 4183 160 3459 533 31 31 1304 696 50 209 54 23 360 608 165 96 105 242 -5.2 -302 -593 -884 -1175 2014 6670 360 6310 5679 327 4339 533 481 679 167 512 5001 160 3827 533 481 184 4676 160 3727 533 256 37 1686 696 50 209 54 23 360 990 165 96 487 242 1.4 89 -227 -542 -858 2015 7165 360 6805 5809 327 4469 533 481 679 167 512 5131 160 3957 533 481 213 5131 160 3957 533 481 43 1817 827 50 209 54 131 23 360 990 165 96 487 242 2.7 185 -155 -495 -835 2020 9186 360 8826 5921 327 4330 533 731 679 167 512 5242 160 3818 533 731 605 5242 160 3818 533 731 121 1874 827 50 209 54 131 23 360 1047 165 153 487 242 -18.0 -1589 -2030 -2471 -2913 2030 11300 360 10940 5816 327 4225 533 731 679 167 512 5137 160 3713 533 731 1354 5137 160 3713 533 731 271 1874 827 50 209 54 131 23 360 1047 165 153 487 242 -33.4 -3658 -4205 -4752 -5299 备 注 非统调的负荷与装机自行平衡 不包括当年夏季高峰后投产机组 按20%参与平衡 按分得装机计算 按分得装机计算 按分得装机计算 按分得装机计算 按分得装机计算 含地下电站 注：1） 负荷中方案、含已核准在建、已获得国家发改委路条的电源项目及舟山扩项目，区外来电仅计及已落实； 2） 同时考虑浙江省天然气热电联产抢建一类项目

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4.3 衢州电网电力平衡 4.3.1 电源规划情况

“十二五”期间，除本工程外，衢州电网计划新增的电源项目主要有：

1）琥珀柯城天然气热电厂

装机容量为2×7.6（燃机）+2×3.8万千瓦（抽凝），根据浙政办发[2011]65号文“浙江省人民政府办公厅转发省发改委能源局关于浙江省天然气热电联产项目抢建行动计划的通知”，琥珀柯城天然气热电联产工程列入二类项目，2012年底前建成投产1台机组，其它机组2013年迎峰度夏前投产。

2）大唐江山天然气热电厂

装机容量为2×7.36（燃机）+2×5.0万千瓦（抽凝，额定工况下出力2.37万千瓦），二类项目，2012年底前投产1台机组，其它机组2013年迎峰度夏前投产。

3）浙能常山天然气热电厂

装机容量3×10万千瓦，二类项目，2012年底前建成投产1台机组，其它机组2013年迎峰度夏前投产。 4.3.2 电力平衡

由于衢州电网有一定容量的水电机组，因此对衢州地区全网进行了峰荷和腰荷的电力平衡。

对衢州电网及分供区进行电力平衡时，电力平衡原则考虑如下： 1）峰荷时，乌溪江水电站供电能力按水平年出力考虑，腰荷时不参与平衡。

2）巨化、巨宏热电厂厂用电率均按12%考虑，柯城、龙游、常

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山热电厂厂用电率均按2%考虑，江山热电厂厂用电率按3%考虑。

3）峰荷时，6000千瓦及以上的小火电将以40%的装机容量参与平衡，6000千瓦及以上的小水电将以30%的装机容量参与平衡，6000千瓦以下的小水电将以10%的装机容量参与平衡，6000千瓦以下的小火电不参与平衡。腰荷时，6000千瓦及以上的小火电将以40%的装机容量参与平衡，6000千瓦及以上的小水电、6000千瓦以下的小火电、小水电均不参与平衡。

对于上半年投产机组列入当年平衡，下半年投产机组列入次年平衡。

从电力平衡结果可知：

若龙游热电厂装机3×10万千瓦，2013～2015年，考虑龙游热电厂机组出力，则腰荷时衢州电网需500kV网供负荷约为53.1～83.7万千瓦；一台大机组（巨宏热电机组）检修时，需500千伏大网供电分别约为64.9～95.5万千瓦。

若龙游热电厂装机2×39万千瓦，2013～2015年，考虑龙游热电厂机组出力，则腰荷时衢州电网需500kV网供负荷约为6.0～36.6万千瓦；一台大机组（龙游热电厂机组）检修时，需500千伏大网供电分别约为44.2～74.8万千瓦。

龙游热电厂装机3×10万千瓦的衢州地区全网电力平衡结果详 见表4.3.2-1～2。

龙游热电厂装机2×39万千瓦的衢州地区全网电力平衡结果详 见表4.3.2-3～4。

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表4.3.2-1 衢州电网峰荷电力平衡表（龙游热电厂装机3×10万千瓦） 单位：万千瓦 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2030 地区供电最大负荷 153.2 176 196 216 233 250 324 450 地区机组装机容量 71.0 71.0 71.0 178.5 178.5 178.5 178.5 178.5 紧水滩水电站装机 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 黄坛口水电站装机 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 巨宏热电厂装机 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 巨化热电厂装机 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 江山热电厂装机 24.7 24.7 24.7 24.7 24.7 柯城热电厂装机 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 龙游热电厂装机 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 常山热电厂装机 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 地区机组出力 50.5 50.5 50.5 153.9 153.9 153.9 153.9 153.9 乌溪江电站出力 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 黄坛口水电站出力 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 巨宏热电厂出力 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 巨化热电厂出力 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 江山热电厂出力 22.3 22.3 22.3 22.3 22.3 柯城热电厂出力 22.3 22.3 22.3 22.3 22.3 龙游热电厂出力 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4 常山热电厂出力 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4 小水火电平衡 14.8 14.8 14.8 14.8 14.8 14.8 14.8 14.8 地区供电能力 65.3 65.3 65.3 168.7 168.7 168.7 168.7 168.7 金华供衢州负荷 28.0 30.0 需500千伏大网供电 80.7 130.7 47.3 64.3 81.3 155.3 281.3 大机检修时500千伏大网供电 92.6 142.6 59.2 76.2 93.2 167.2 293.2 不考虑本工程需500千伏大网供电 80.7 130.7 76.7 93.7 110.7 184.7 310.7 注：大机检修指检修巨宏热电厂13.5万千瓦机组。

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表4.3.2-2 衢州电网腰荷电力平衡表（龙游热电厂装机3×10万千瓦） 单位：万千瓦 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2030 腰荷地区供电负荷 137.9 158 176 194 210 225 292 405 地区机组装机容量 71.0 71.0 71.0 178.5 178.5 178.5 178.5 178.5 紧水滩水电站装机 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 黄坛口水电站装机 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 巨宏热电厂装机 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 巨化热电厂装机 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 江山热电厂装机 24.7 24.7 24.7 24.7 24.7 柯城热电厂装机 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 龙游热电厂装机 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 常山热电厂装机 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 地区机组出力 29.5 29.5 29.5 132.9 132.9 132.9 132.9 132.9 乌溪江电站出力 黄坛口水电站出力 巨宏热电厂出力 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 巨化热电厂出力 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 江山热电厂出力 22.3 22.3 22.3 22.3 22.3 柯城热电厂出力 22.3 22.3 22.3 22.3 22.3 龙游热电厂出力 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4 常山热电厂出力 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4 小水火电平衡 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 地区供电能力 37.9 37.9 37.9 141.3 141.3 141.3 141.3 141.3 金华供衢州负荷 34.0 36.0 需500千伏大网供电 65.9 84.5 138.5 53.1 68.4 83.7 150.3 263.7 大机检修时500千伏大网供电 96.3 150.3 64.9 80.2 95.5 162.1 275.5 不考虑本工程需500千伏大网供电 84.5 138.5 82.5 97.8 113.1 179.7 293.1 注：大机检修指检修巨宏热电厂13.5万千瓦机组。 22

表4.3.2-3 衢州电网峰荷电力平衡表（龙游热电厂装机2×39万千瓦） 单位：万千瓦 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2030 地区供电最大负荷 153.2 176 196 216 233 250 324 450 地区机组装机容量 71.0 71.0 71.0 226.5 226.5 226.5 226.5 226.5 紧水滩水电站装机 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 黄坛口水电站装机 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 巨宏热电厂装机 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 巨化热电厂装机 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 江山热电厂装机 24.7 24.7 24.7 24.7 24.7 柯城热电厂装机 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 龙游热电厂装机 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 常山热电厂装机 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 地区机组出力 50.5 50.5 50.5 200.9 200.9 200.9 200.9 200.9 乌溪江电站出力 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 黄坛口水电站出力 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 巨宏热电厂出力 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 巨化热电厂出力 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 江山热电厂出力 22.3 22.3 22.3 22.3 22.3 柯城热电厂出力 22.3 22.3 22.3 22.3 22.3 龙游热电厂出力 76.4 76.4 76.4 76.4 76.4 常山热电厂出力 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4 小水火电平衡 14.8 14.8 14.8 14.8 14.8 14.8 14.8 14.8 地区供电能力 65.3 65.3 65.3 215.7 215.7 215.7 215.7 215.7 金华供衢州负荷 28.0 30.0 需500千伏大网供电 80.7 130.7 0.3 17.3 34.3 108.3 234.3 大机检修时500千伏大网供电 92.6 142.6 38.5 55.5 72.5 146.5 272.5 不考虑本工程需500千伏大网供电 80.7 130.7 76.7 93.7 110.7 184.7 310.7 注：大机检修2013年以前指检修巨宏热电厂13.5万千瓦机组，2013年及以后指检修龙游热电厂39万千瓦机组。

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表4.3.2-4 衢州电网腰荷电力平衡表 （龙游热电厂装机2×39万千瓦） 单位：万千瓦 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2030 腰荷地区供电负荷 137.9 158 176 194 210 225 292 405 地区机组装机容量 71.0 71.0 71.0 226.5 226.5 226.5 226.5 226.5 紧水滩水电站装机 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 29.3 黄坛口水电站装机 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 巨宏热电厂装机 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 巨化热电厂装机 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 江山热电厂装机 24.7 24.7 24.7 24.7 24.7 柯城热电厂装机 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 龙游热电厂装机 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 常山热电厂装机 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 地区机组出力 29.5 29.5 29.5 179.9 179.9 179.9 179.9 179.9 乌溪江电站出力 黄坛口水电站出力 巨宏热电厂出力 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 巨化热电厂出力 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 17.6 江山热电厂出力 22.3 22.3 22.3 22.3 22.3 柯城热电厂出力 22.3 22.3 22.3 22.3 22.3 龙游热电厂出力 76.4 76.4 76.4 76.4 76.4 常山热电厂出力 29.4 29.4 29.4 29.4 29.4 小水火电平衡 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 地区供电能力 37.9 37.9 37.9 188.4 188.4 188.4 188.4 188.4 金华供衢州负荷 34.0 36.0 需500千伏大网供电 65.9 84.5 138.5 6.0 21.3 36.6 103.2 216.6 大机检修时500千伏大网供电 77.8 96.3 150.3 44.2 59.5 74.8 141.4 254.8 不考虑本工程需500千伏大网供电 65.9 84.5 138.5 82.5 97.8 113.1 179.7 293.1 注：大机检修2013年以前指检修巨宏热电厂13.5万千瓦机组，2013年及以后指检修龙游热电厂39万千瓦机组。

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5周边电网建设情况与电源送电方向分析

5.1 周边电网建设情况

根据衢州电网规划，“十二五”期间衢州在建或规划建设项目如下：

1）500千伏夏金变，主变容量1×100万千伏安，通过双龙-信安2回线双开口环入系统，其220千伏一期出线共6回，即：南竹II、I，石窟I，太真II，衢州I、II，工程计划于2012年建成投产。

2）500千伏兰溪-信安2回线，新建线路2×92.8公里，导线截面4×630mm2，工程计划于2012年建成投产。

3）220千伏源口变，主变容量2×24万千伏安，通过仙霞-清漾1回线开口，并新建清漾-源口II回线接入系统，工程计划于2013～2014年建成投产。

4）220千伏柚乡变，主变容量2×24万千伏安，通过将信安-古田1回线开口，并新建信安-柚乡II回线接入系统，工程计划于2013～2014年建成投产。 5.2 工程建设的必要性

根据省发改委、省能源局制定的浙江省天然气热电联产抢建行动计划，华电龙游天然气热电联产工程为二类项目，2012年底前投产1台，2013年迎峰度夏前全部投产。

本工程的建设对于缓解电力供需矛盾、优化我省电源结构、满足当地的供热及用电需要、缓解环境压力、提高系统安全、稳定性和经济性、促进衢州市经济发展等方面都将起到一定的作用。

1）有利于缓解电力供需矛盾，优化我省电源结构

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预计当备用率为15%时，2011年我省用电高峰期存在821万千瓦的电力缺口，2012年缺口达1134万千瓦，2013年及以后缺口继续存在或将扩大。通过抢建龙游热电厂，可有效缓解浙江省电网（尤其是浙江西部电网）“十二五”期间电力供需矛盾。

原规划在“十二五”及以后，我省主要通过发展核电优化电源结构。日本福岛核泄漏事故后，我省核电前期工作和建设进度明显放缓，大力发展热电联产项目不仅可以填补核电发展的空缺，还能促进节能减排，改善电源结构，提高天然气市场消纳能力。

2）有利于缓解环境压力

由于燃煤机组所产生二氧化硫等污染物排放量的持续增长，我省沿海地区污染较为严重，经济社会发展与能源和环境形成矛盾。天然气作为一种优质清洁能源用于发电，二氧化碳排放量不到燃煤电厂的一半，氮氧化物排放量为燃煤电厂的10%左右，二氧化硫排放极低，基本上没有烟尘排放，可明显减轻电力发展的环境压力。

3）电厂接近负荷中心，有利于电网安全经济运行

天然气热电联产电站对厂址外部条件要求相对宽松，从提高系统安全、稳定运行和满足调峰需要来看，在热力、电力负荷中心建设，实现就近消纳，可有效减轻电网输电和电网建设压力，提高电网运行稳定性。龙游热电厂的建设对就地平衡负荷、提高电网调度运行的灵活性，避免大功率远距离输送，提高电网运行的经济性，都将起到重要的作用。

4）满足衢州市龙游县集中供热的需求

根据《龙游县集中供热规划（2011～2020年）》，规划近期（2015年）最小热负荷为604.00t/h，平均热负荷为849.32t/h，最大热负荷为1098.50t/h；规划远期（2020年）最小热负荷为939.62t/h，平均热负荷为1254.59t/h，最大热负荷为1610.96t/h。龙游热电厂

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的建成投产，能够有效满足该地区的热负荷需求。 5.3 电源送电方向分析

龙游热电厂本期抢建项目装机容量3×10万千瓦或2×39万千瓦，根据《浙江电网规划设计技术原则》，总容量100～1200MW电厂，或单机容量为100～400MW级的机组，宜接入220千伏电网。电厂拟选厂址位于龙游工业园区，距离西南面的220千伏石窟变约4公里，从电厂位于系统中的位置来看，若电厂送往衢州西部电网需要穿越柯城城区，跨越距离极长，难度极大，龙游热电厂宜考虑以220千伏电压等级就近接入夏金变供区的石窟变，就地平衡负荷。

6 龙游热电厂初步接入系统方案

6.1近期接入系统方案

根据电厂在系统中的位置和装机容量，结合衢州电网规划，接入系统初步方案设想如下：

新建龙游热电厂～石窟变2回220千伏线路，新建架空线路长度约2×4公里；同时石窟变征地扩建2个220千伏出线间隔或将石窟变“黄村、太真”2个AIS间隔改造扩建为4个GIS出线间隔（其中2个间隔给电厂接入使用）。若龙游热电厂装机规模为3×10万千瓦，龙游热电厂～石窟变新建线路导线截面暂按2×300mm2考虑；若装机规模为2×39万千瓦，导线截面暂按4×300mm2考虑，并需将石窟变～太真变约26公里2×300mm2截面的架空线路和石窟变～夏金变约14.7公里500mm2截面的架空线路均增容改造为2×630mm2截面的线路。

石窟变220kV配电装置为屋外支持管母线分相中型，朝西布置，

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远景出线共6回，自北向南分别为：黄村、太真、衢州、备用、十里铺站I、十里铺站II；目前出线5回，分别为：黄村、太真、衢州、十里铺站I、十里铺站II。

根据衢州电网远景规划，远景考虑衢州电网与金华电网分层分区运行，石窟变～黄村变联络线开断，龙东变通过南竹～双龙双开口环入系统，并新建龙东变～石窟变2回线，衢州龙游县远景将构成夏金变～石窟变～龙东变～南竹变～夏金变的“口”字型220千伏双环网供电，届时石窟变的220千伏将达到6回，间隔理顺调整后，自北向南分别为：龙东I、龙东II、太真、衢州、十里铺站I、十里铺站II。

本期热电厂若接入石窟变，则将占用以后预留给系统的出线间隔，因此为了不影响系统后续的组网需求，结合电网规划的线路走向情况，可考虑石窟变征地扩建2个220千伏出线间隔或将目前石窟变的“黄村、太真”2个AIS间隔改造扩建为4个GIS出线间隔。电厂接入后，石窟变220千伏出线间隔自北向南分别为：龙游热电I、龙游热电II、黄村、备用、太真、衢州、十里铺站I、十里铺站II”。

本工程接入前衢州220千伏及以上电网接线图见图6.1-1。 本工程按3×10万千瓦机组规模接入后衢州220千伏及以上电网接线图见图6.1-2。

本工程按2×39万千瓦机组规模接入后衢州220千伏及以上电网接线图见图6.1-3。

远景2030年衢州220千伏及以上电网接线图详见图6.1-4。

28

图6.1-1 本工程接入前衢州220千伏及以上电网地理接线图

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图6.1-2 本工程按3×10万千瓦机组规模接入后衢州220千伏及以上电网接线图

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图6.1-3 本工程按2×39万千瓦机组规模接入后衢州220千伏及以上电网接线图

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开化衢古田芹江芝堰孟湖柚香常山州太真迎和航埠石窟龙游核电龙游热电厂双龙龙东十里铺南竹夏金定阳常山热电厂信安柯城热电厂衢牵崇文衢州龙游双龙安仁园区文峰仙霞江山灵锋源口乌溪江牵引站清漾江山丽西图例水电站、火电站核电站500kV变电所、线路220kV变电所、线路江山热电厂牵引站图6.1-4 远景2030年衢州220千伏及以上电网接线图32

6.2 导线截面选择

若电厂总共装机规模为30万千瓦，结合电厂接入系统方案设想，龙游热电厂送出线路导线截面暂按2×300mm2考虑。根据《浙江电网规划设计技术原则》，在环境温度+35℃时，最大输送容量达到52万千伏安左右；根据浙电生[2011]699号浙江电网《输变电设备通流能力核定原则（试行）》，在环境温度+40℃时，最大输送容量达到48万千伏安左右。

若电厂总共装机规模为78万千瓦，结合电厂接入系统方案设想，根据不同导线截面允许输送容量（见表6.2），龙游热电厂送出线路导线截面暂按4×300mm2考虑。根据《浙江电网规划设计技术原则》，在环境温度+35℃时，最大输送容量达到103万千伏安左右；根据浙电生[2011]699号浙江电网《输变电设备通流能力核定原则（试行）》，在环境温度+40℃时，最大输送容量达到96万千伏安左右。

表6.2

导线截面2（mm） 2×300 2×630 4×300 不同导线截面允许输送容量表

环境温度 35℃ 40℃ 35℃ 40℃ 35℃ 40℃ 导线温升80℃ 极限输送容量(万千伏安) 极限输送功率(万千瓦) 52 46.8 48 43.2 77 69.3 71 63.9 104 93.6 96 86.4 注：功率因数考虑0.9。 6.3 投资估算比较

不同装机规模龙游热电厂接入系统初步投资估算比较详见表6.3。

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表6.3 龙游热电厂接入系统初步投资估算

项目 1) 新建龙游热电厂～石窟变2回架空线 3×10万千瓦 2）石窟变2个AIS间隔改造为4个GIS间隔 合计 1) 新建龙游热电厂～石窟变2回架空线 2）石窟变2个AIS间隔改造为4个GIS间隔 2×39万千瓦 3）石窟～太真线路增容改造 4）石窟～夏金线路增容改造 合计 装机规模 单位：万元，公里

截面/长度 投资 2×300mm2/2×4 1280 1200 2480 4×300mm2/2×4 1840 1200 2×630mm2/26 5980 2×630mm2/14.7 3381 12401 注：1）石窟变AIS间隔改造为GIS间隔按300万元/个计； 2）新建截面为2×300mm2的220千伏架空线折单后单位造价按160万元/公里计； 3）新建截面为2×630mm2的220千伏架空线折单后单位造价按230万元/公里计； 4）新建截面为4×300mm2的220千伏架空线折单后单位造价按230万元/公里计。

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7 电气计算

7.1 潮流计算

2013年，衢州电网有500千伏信安变主变3X75万千伏安、夏金变主变1X100万千伏安。计算方式考虑信安变与夏金变合环运行，衢州电网与金华电网分层分区运行。

根据天然气热电联产抢建行动计划，龙游热电厂1台机组将于2012年底前建成投产，考虑到衢州电网2012～2013年无重大变化，报告对2013年龙游热电厂机组均投产后的电网进行计算分析。

1） 装机3×10万千瓦

正常峰荷方式下，考虑江山热电厂、常山热电厂、柯城热电厂、龙游热电厂均满出力，根据潮流计算结果，龙游热电厂-石窟2回线输送潮流有功约为29.3万千瓦，石窟-太真1回线输送潮流有功约为8.3万千瓦，石窟-夏金1回线输送潮流有功约为4.0万千瓦，均可满足线路“N-1”要求。

2013年正常峰荷潮流计算结果图见图7.1-1。 2）装机2×39万千瓦

正常峰荷方式下，考虑江山热电厂、常山热电厂、柯城热电厂、龙游热电厂均满出力，根据潮流计算结果，龙游热电厂-石窟2回线输送潮流有功约为76.3万千瓦，石窟-太真1回线输送潮流有功约为30.6万千瓦，石窟-夏金1回线输送潮流有功约为28.7万千瓦，当石窟-太真和石窟-夏金任1回线“N-1”时，另一回线将超过其极限输送容量，若将石窟～太真和石窟～夏金架空线路的导线截面增容改造为2×630mm2，则可满足线路“N-1”要求。

2013年正常峰荷潮流计算结果图见图7.1-2。

2013年峰荷线路“N-1”方式下潮流计算结果图见图7.1-3～4。

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兰溪.970L:147.8+j63.0古田 (2)7.70-j3L:165.1+j70.3太真 83.5+j41.756.9+j13.2.550.9+j531.4+j7.340.5+j25.4L:142.8+j60.8.1+j90石窟.26292.9+j135.9(2)L:26.0+j10.4龙牵定阳 L:232.0+j98.830.4P↓323.4-j109.3信安 -j15.6(2)153.9+j42.7(2)26.4+j21.7崇文 L:180.1+j76.7252.7-j98.4(2)223.1L:150.1+j63.9衢州 501.7-j322.7(2)292.9+j135.4(2)7.j6-+j96.8常山热电厂 G:300.0+j186.0L:6.0+j3.6L:150.1+j63.91.1航埠 30.0+j1P↓248.6-j66.3夏金 L:30.0+j12.0衢牵 G:300.0+j186.0L:171.4+j73.0L:6.0+j3.6南竹 龙游热电厂 171.9+j63.4(2)(2)78.8+j11.6(2)L:165.4+j70.5仙霞 .7j10+.0L:28.0+j11.428江牵.24.278.7+j44.1+j7.8乌溪江G:170.0+j82.3L:198.5+j84.6清漾江山热电厂36.2潮流图 (单位: kV、MW、MVar))(2G:247.2+j140.88.68j+L:7.4+j4.59.02391.3+j38-j2.291.2+j37.7.721)(2G:228.0+j141.4L:4.0+j4.6柯城热电厂 .7859+j2.6(2)双龙 图7.1-1 2013年峰荷潮流图（龙游热电厂装机3×10万千瓦） 36

EPRI

兰溪(2)12+j13.5.897L:165.1+j70.3太真 7.8+j5306.3+j152.7L:147.8+j63.0古田 56.9+j12.6107.231.9+j17.4L:142.8+j60.80j9.石窟.0+62763.3287.2+j153.8+j381.6(2)L:26.0+j10.4龙牵+j97.9常山热电厂 G:300.0+j186.0L:6.0+j3.6292.9+j136.7(2)定阳 P↓94.3-j221.9L:232.0+j98.8信安 30.4-j17.2(2)98.2+j17.6(82.0+j45.72)崇文 L:180.1+j76.7217.8-j123.7(2)230.1-j478.9(2)223.1L:150.1+j63.91.1航埠 30.0+j1L:30.0+j12.0)2衢牵 (.786j0+0.G:228.0+j141.451L:150.1+j63.9L:4.0+j4.6衢州 柯城热电厂 (2)P↓12.0-j192.3夏金 2).9(L:171.4+j73.0南竹 171.9+j62.7(2)G:780.0+j483.6L:15.6+j9.4龙游热电厂 .8+j5.1(2)L:165.4+j70.5仙霞 .7j10+.0L:28.0+j11.428江牵6.1-j094.6+j50.4+j7.9乌溪江G:170.0+j82.3L:198.5+j84.6清漾2)G:247.2+j140.8.9(98+jL:7.4+j4.59.02334.3江山热电厂潮流图 (单位: kV、MW、MVar)75.4+j31.964.991.2+j37.97.2159+j5双龙 图7.1-2 2013年峰荷潮流图（龙游热电厂装机2×39万千瓦） EPRI37

兰溪(2)8.57+j13.611L:165.1+j70.3太真 L:147.8+j63.0古田 56.9+j1211.7.3+j2153.9+j60.5.8L:142.8+j60.88.9j石窟.0+26763.3593.6+j310.8+j385.4(2)L:26.0+j10.4龙牵j97.4(2)常山热电厂 G:300.0+j186.0L:6.0+j3.6定阳 L:232.0+j98.8292.9+j136.3(2)L:150.1+j63.91.1航埠 30.0+j12(3.2+j2)L:30.0+j12.0衢牵 P↑37.0+j198.4夏金 .6(2)224.4-j458.2(2)龙游热电厂 L:171.4+j73.0南竹 171.9+j62.7(2)G:780.0+j483.6L:15.6+j9.4223.1+P↓147.4-j175.9信安 30.4-j16.7(2)47.1+j2.0(2133.1+j61.5)崇文 L:180.1+j76.7261.1-j96.5(2).0+j2.3(2)L:165.4+j70.5仙霞 0.7+j10.L:28.0+j11.428江牵52.67.8109.2+j54.4+j7.2乌溪江G:170.0+j82.3L:198.5+j84.6清漾江山热电厂G:247.2+j140.8+j8L:7.4+j4.59.03232.6潮流图 (单位: kV、MW、MVar)(2)9.560.8+j27-j0.9图7.1-3 2013年峰荷潮流图（龙游热电厂装机2×39万千瓦，石窟～太真线路“N-1”） EPRI38

91.2+j37.9.231G:228.0+j141.4L:4.0+j4.6柯城热电厂 L:150.1+j63.9衢州 223.01+j8双龙

兰溪12L:147.8+j63.0古田 8.6+j12).8(88L:165.1+j70.3太真 593.6+j311.656.9+j12.6215.60+j12.6205.5+j95.9L:142.8+j60.89j8.石窟.0+62763.3+j386.1(2)L:26.0+j10.4龙牵+j97.9常山热电厂 G:300.0+j186.0L:6.0+j3.6292.9+j136.6(2)定阳 P↓49.9-j230.6L:232.0+j98.8信安 30.4-j17.2(2)147.4+j42.432.9+j21.4(2)崇文 L:180.1+j76.7178.6-j141.4(2)240.2-j452.7(2)223.1L:150.1+j63.91.1航埠 30.0+j1L:30.0+j12.0)2衢牵 2(.712j7+7.G:228.0+j141.452L:150.1+j63.9L:4.0+j4.6衢州 柯城热电厂 P↓61.3-j148.0夏金 龙游热电厂 L:171.4+j73.0南竹 171.9+j62.9(2)(2)77.1+j10.4(2)L:165.4+j70.5仙霞 .7j10+.0L:28.0+j11.428江牵.780.6+j43.9j8.6乌溪江G:170.0+j82.3L:198.5+j84.6清漾江山热电厂36.0+潮流图 (单位: kV、MW、MVar))(2G:247.2+j140.89.98j+L:7.4+j4.59.02389.4+j384.4-j1.4图7.1-4 2013年峰荷潮流图（龙游热电厂装机2×39万千瓦，石窟～夏金线路“N-1”） 39

91.2+j37.993j28.9+.5(2)双龙 EPRI

7.2 短路计算

报告对龙游热电厂投产后的2013年短路电流和远景短路电流进行了计算分析。

7.2.1 2013年短路电流计算

2013年，报告考虑衢州电网有500千伏信安变主变3X75万千伏安、夏金变1X100万千伏安。计算方式考虑信安变与夏金变合环运行，衢州电网与金华电网分层分区运行。

不考虑本工程，衢州电网电源装机有：乌溪江水电站装机总容量为29.25万千瓦，江山热电厂2×7.36+2×5.0万千瓦、常山热电厂3×10万千瓦、柯城热电厂2×7.6+2×3.8万千瓦。

1）龙游热电厂装机3×10万千瓦

报告对龙游热电厂接入后的2013年左右衢州电网进行了短路电流计算,短路计算结果见表表7.2.1-1。

表7.2.1-1 龙游热电厂（3×10万千瓦）投产后短路计算结果 单位：千安

信安变 夏金变 石窟变 龙游热电厂 500千伏母线 三相 单相 27.1 26.5 28.9 27.2 / / / / 220千伏母线 三相 单相 41.1 48.3 33.8 38.9 21.9 20.9 20.2 18.8

根据短路电流计算结果，龙游热电厂所在供区主要厂站短路电流水平均可控制在设备的遮断容量以内。

2）龙游热电厂装机2×39万千瓦

40

报告对龙游热电厂接入后的2013年左右衢州电网进行了短路电流计算，短路计算结果见表表7.2.1-2。

表7.2.1-2 龙游热电厂（2×39万千瓦）投产后短路计算结果 单位：千安

500千伏母线 三相 单相 信安变 27.8 26.9 夏金变 29.6 27.6 石窟变 / / 龙游热电厂 / / 注：1）*表示短路电流接近设备允许遮断容量。

220千伏母线 三相 单相 42.5 *49.5 36.3 41.3 25.2 24.5 23.7 22.9 根据短路电流计算结果，信安变220千伏侧单相短路电流接近设备允许遮断容量（50千安），需加装小电抗，龙游热电厂所在供区其他主要厂站短路电流水平可控制在设备的遮断容量以内。

7.2.2 远景年短路电流计算

远景考虑2030年左右，信安变主变3X75万千伏安、夏金变主变3X100万千伏安。信安变、夏金变均独立成供区，并与周边500千伏变电所供区分层分区运行。

1）龙游热电厂3×10万千瓦

相关厂站短路电流计算结果见表7.2.2-1。

表7.2.2-1 信安变 夏金变 石窟变 龙游热电厂 2030年短路电流（龙游热电厂3×10万千瓦） 500千伏母线 三相 单相 33.9 33.3 31.7 30.8 / / / / 单位：千安 220千伏母线 三相 单相 38.9 47.3 30.5 37.9 25.3 24.8 24.6 24.0 41

根据远景短路电流计算结果，龙游热电厂所在供区主要厂站短路电流可控制在设备允许范围以内。

2）龙游热电厂2×39万千瓦

相关厂站短路电流计算结果见表7.2.2-2。

表7.2.2-2 信安变 夏金变 石窟变 龙游热电厂 2030年短路电流（龙游热电厂2×39万千瓦） 500千伏母线 三相 单相 34.6 33.9 32.8 31.5 / / / / 单位：千安 220千伏母线 三相 单相 39.3 47.6 33.4 41.1 25.2 26.3 25.2 26.6

根据远景短路电流计算结果，龙游热电厂所在供区主要厂站短路电流可控制在设备允许范围以内。

8 结论与建议

根据报告的分析论证，有以下初步结论：

1）根据省发改委、省能源局制定的浙江省天然气热电联产抢建行动计划，龙游热电厂为二类项目，2012年底前投产1台，2013年迎峰度夏前全部投产。

结合龙游热电厂所处的系统位置，宜考虑就近接入夏金变供区，就地平衡负荷。

2）电力平衡

从电力平衡结果可知：

若龙游热电厂装机3×10万千瓦，2013～2015年，考虑龙游热

42

电厂机组出力，则腰荷时衢州电网需500kV网供负荷约为53.1～83.7万千瓦，远景2020年、2030年网供负荷分别约为150.3、263.7万千瓦；若龙游热电厂装机2×39万千瓦，2013～2015年，考虑龙游热电厂机组出力，则腰荷时衢州电网需500kV网供负荷约为6.0～36.6万千瓦，远景2020年、2030年网供负荷分别约为103.2、216.6万千瓦。

3）接入系统方案

龙游热电厂通过新建龙游热电厂～石窟变2回220千伏线路接入电网，新建架空线路长度约2×4.0公里；同时将石窟变“黄村、太真”2个AIS间隔改造扩建为4个GIS出线间隔，其中2个间隔给电厂接入使用。

若装机规模为3×10万千瓦，龙游热电厂～石窟变新建线路导线截面暂按2×300mm2考虑；若装机规模为2×39万千瓦，导线截面暂按4×300mm2考虑，并需将石窟变～太真变约26公里2×300mm2截面的架空线路和石窟变～夏金变约14.7公里500mm2截面的架空线路均增容改造为2×630mm2截面的线路。

4) 装机规模比较

从潮流计算结果看，2×39万千瓦机组接入后，在相关线路“N-1”时，若要保证全部送出，需对石窟～太真和石窟～夏金线路进行增容改造，否则需切机组或压部分出力运行。而3×10万千瓦机组接入后，相关送出线路均能满足“N-1”要求。

从短路电流计算结果看，2013年龙游热电厂接入后，若装机2×39万千瓦，信安变220千伏侧单相短路电流接近设备允许遮断容量（50千安），需加装小电抗；若装机3×10万千瓦，相关厂站短路

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电流均可控制在设备允许范围以内，电网能满足机组送出要求。远景两种装机规模下的相关厂站短路电流均可控制在设备允许范围以内。

5）龙游热电厂按3×10万千瓦机组规模接入后，初步投资总估算约2480万元，按2×39万千瓦机组规模接入后，初步投资总估算约12401万元。

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9 附件

附件一：浙政办发[2011]65号《浙江省人民政府办公厅转发省发改委省能源局关于浙江省天然气热电联产项目抢建行动计划的通知》

附件二：浙发改办能源函[2011]136号文《浙江省发展和改革委员会项目服务联系单》

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附件一：浙政办发[2011]65号文

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