王乃永，吴磊，黄明良，张世强

(1.陕西省电力公司，西安市，710048;2.西北电力设计院，西安市，710075)

0 引言

目前，西安电网主网电压等级为330/110 kV，电网发展初期300 MW级机组均要求接入330 kV电网，电厂电力需要通过330 kV变电站降压供地区110 kV电网负荷，占用330 kV变电容量。随着城区负荷的快速发展，负荷中心负荷密度不断提高，西安市区受制于线路走廊、土地价格等限制，市区330 kV变电站选址十分困难，330 kV变电容量严重不足。

根据《陕西电网“十二五”规划》［1］，“十二五”期间，西安地区规划新增热电机组较多，主力机组多为300 MW级机组，电源接入系统方案的选择直接关系着电网的安全稳定以及电网运行的经济性。根据现行国家电网安全稳定标准DL 755—2001《电力系统安全稳定导则》［2］，对电厂接入系统方案选择的基本原则是“简化电厂接线，分散外接电源，分层分区接入”，其中主要的问题集中在对“分层分区接入”这一原则的理解。导则中规定，主力电厂宜直接接入最高一级电压电网，同时又规定，合理分层，将不同规模的发电厂和负荷接到相适应的电压网络上［3］。

本文通过西安西郊热电厂接入系统方案研究，分析了300 MW级机组分层分区接入电网负荷中心城区110 kV电网的可行性、合理性以及技术上需要满足的条件。西安市西郊热电厂现在装机为2×60 MW+1×30 MW+1×25 MW，电厂规划容量为4×350 MW机组，本期建设2×350 MW 机组，计划于2012年投运，建成后关停西郊热电厂现有小机组。

1 西安负荷发展情况及电力平衡分析

1.1 西安及西郊负荷发展情况

2010年，西安地区最大用电负荷为4061 MW，较上年增长15.0%。预计2012、2015年西安地区用电负荷分别达到4750、6040 MW，“十二五”期间年均增长率为8.62%。

西安西郊地区主要由西郊热电厂、北郊330 kV草滩变和西南郊330 kV河寨变共同供电，330 kV河寨变、草滩变主变负载率均接近80%，河寨变已为最终规模3×360 MVA，远期2个变电站无论是在容量还是在供电距离上已不能满足西郊地区日益发展的负荷需求。

根据《陕西电网“十二五”规划》，“十二五”期间，在西郊地区建设330 kV西郊变，建设容量为2×360 MVA;西郊变站址位于西郊热电厂附近，紧邻电厂升压站北侧，330 kV西郊变计划主供以110 kV阿房变为中心的西郊地区负荷。根据《西安电网“十二五”发展规划》［4］，预测西郊变供电区2012和2015年最大负荷分别为581、786 MW，2020年最大负荷为1092 MW。

2010年西郊热电厂附近330/110 kV电网如图1所示;2012—2013年西郊热电厂附近330/110 kV电网如图2［5］所示(图中虚线为备用线路)。

图1 2010年西郊热电厂附近330/110 kV电网Fig.1 The 330/110 kV power grid diagram near Xi'an west suburb thermal power plant in 2010

图2 2012—2013年西郊热电厂附近330/110 kV电网Fig.2 The 330/110 kV power grid diagram near Xi'an west suburb thermal power plant from 2010 to 2013

1.2 西安电网电力平衡

由西安电网供电平衡表1可以看出，“十二五”期间，在考虑西郊热电厂2×350 MW机组投运的情况下，西安地区2011—2015年电力缺额为1590～2340 MW，2020年电力缺额为2550 MW，电厂电力可以在西安电网完全消纳。

表1 西安电网供电平衡表Tab.1 Balance of power supply for Xi'an power grid MW

2 电厂接入系统方案

2.1 接入系统电压等级

电厂本期主要供电方向为西安地区，如果按照300 MW级机组优先接入330 kV电网，电厂接入系统则提出了以330 kV一级电压接入系统的方案。

西郊变供电区2012，2015年最大负荷分别为581、786 MW。西郊热电厂正位于西郊负荷中心区域，且电厂厂址附近规划建设330 kV西郊变电站，电厂电力可以就近通过110 kV送出，直供负荷中心，电厂本期电力可以在西郊供电区基本消纳，因此，接入系统设计也提出以110 kV电压等级接入系统的方案。

2.2 接入系统方案

目前，距电厂较近的接入点有330 kV庄头变、330 kV河寨变和330 kV沣河变，以上3站均无电厂可利用的330 kV出线间隔，规划建设的330 kV西郊变可作为电厂的接入点。根据西郊热电厂电气布置，西郊变所址紧邻西郊热电厂2×350 MW机组升压站北侧，电厂2×350 MW机组可就近接入西郊变，西郊变考虑与电厂同步投产。根据以上原则和要求，提出如下接入系统方案。

方案1:西郊热电厂2×350 MW机组就近出2回330 kV线路接入西郊变电站330 kV母线，导线规格为2×300 mm2。

方案2:根据西郊变110 kV进出线初步布置情况，西郊热电厂2×350 MW机组每台机组均以1回110 kV电缆接入西郊变110 kV母线，电缆规格初步选择2×1200 mm2。

方案3:西郊热电厂1台350 MW机组就近出1回330 kV线路接入西郊变330 kV母线，导线规格为2×300 mm2;另一台350 MW 机组以1回110 kV电缆接入西郊变110 kV母线，电缆规格初步选择2×1200 mm2。

西郊热电厂接入系统方案及西郊变330 kV/110 kV主接线见图3。

图3 西郊热电厂接入系统方案及西郊变330 kV/110 kV主接线Fig.3 Connection to power system of Xi'an west suburb thermal power plant and 330 kV/110 kV main wiring of Xi'an west suburb substation

3 方案经济技术比较

3.1 方案技术比较

3.1.1 短路电流比较

(1)西郊变、西郊热电厂短路电流计算。

根据《陕西电网“十二五”规划》，2013年前后关中电网将要形成750 kV环网，关中中东部负荷中心330 kV线路解环运行，解环运行后关中电网330 kV母线短路电流水平比2012年有较大程度的降低，因此，本文主要对2012年及远景年2020年短路电流进行计算分析，计算结果如表2～3所示。

由表2～3计算结果可以看出，各方案近期、远期短路电流均在断路器开断电流范围内，只有方案2的110 kV母线短路电流稍偏高。

表2 2012年各方案短路电流水平Tab.2 Short circuit current level of each scheme in 2012

表3 2020年各方案短路电流水平Tab.3 Short circuit current level of each scheme in 2020

(2)西郊热电厂投运后对附近110 kV电网短路电流的影响。

西郊热电厂附近110 kV电网见图2。110 kV阿房变是距离西郊热电厂最近的110 kV变电站，线路距离约1 km，正常运行方式下沣河—阿房、河寨—阿房双回110 kV线路热备用，西郊热电厂投运后主要对110 kV阿房变母线短路电流影响较大，计算结果见表4～7。2010年，阿房站115 kV母线三相短路电流为19.6 kA，开断能力为31.5、40 kA。

由表4～5计算结果可知，正常运行方式下，方案1阿房变110 kV母线短路电流水平在允许范围内，方案2阿房变110 kV母线短路电流水平已接近开关开断极限31.5 kA，比方案1大11 kA左右;在投运1回110 kV备用线路情况下，方案1阿房变110 kV母线短路电流最大为31.2 kA，方案2阿房变110 kV母线短路电流最大为41.5 kA，方案3阿房变110 kV母线短路电流最大为37.8 kA，大于开关开断极限。

表4 2012年普通阻抗变压器各方案短路电流水平Tab.4 Short circuit current level of each scheme for common impedance transformer in 2012

表5 2020年普通阻抗变压器各方案短路电流水平Tab.5 Short circuit current level of each scheme for common impedance transformer in 2020

由表6～7计算结果可知，若西郊热电厂升压变及西郊变主变均采用高阻抗变压器后，方案1阿房变110 kV母线短路电流均在开关开断范围内，最大为26.4 kA;方案2阿房变110 kV母线短路电流正常运行方式在开关开断范围内，在投1回备用线路情况下，短路电流最大为34.9 kA，超过阿房变部分110 kV开关开断极限;方案3短路电流最大为31.5 kA(阿房变110 kV开关开断能力，14个31.5 kA开关，2个40 kA开关)。

表6 2012年高阻抗变压器各方案短路电流水平Tab.6 Short circuit current level of each scheme for high impedance transformer in 2012

表7 2020年高阻抗变压器各方案短路电流水平Tab.7 Short circuit current level of each scheme for high impedance transformer in 2020

因此，方案1在控制西郊变附近110 kV电网短路电流水平方面较优，方案2、3阿房变相关110 kV备用线路的短时投运可能会受到一定限制，不如方案1灵活可靠。

3.1.2 方案2西郊变主变通过功率分析

方案2西郊变主变通过功率见表8。供电平衡计算中，冬季、夏季西郊热2×350 MW 机组均全开机，考虑到西郊热为供热机组，冬季供热期“以热定电”运行方式，每台机组最大出力约为255 MW;夏季有少量工业热抽气，最大出力约为310 MW;冬季按不调峰考虑，夏季考虑30%调峰能力［7］。

表8 方案2西郊变各运行方式通过功率Tab.8 Circulating power of various operation modes in Xi'an West Suburb Substation MW

正常运行方式下西郊变主变通过功率均在允许范围内，西郊热电厂供电出力基本在110 kV电网消纳，仅在小方式下有少量升压功率。

3.1.3 潮流稳定计算分析

各方案潮流校核均可以满足西郊热电厂本期2×350 MW机组的送出要求，对关中电网潮流分布影响差别不大。西郊热电厂全部电力可以在西郊供电区完全消纳，典型运行方式下电厂向关中330 kV主网基本没有送出潮流。

各方案稳定校核均满足规程规定要求。方案1、3，电压、功角曲线较方案2稍优。方案2、3西郊变110 kV出线西郊变侧三永故障，故障切除时间在0.14 s以内可以保持系统稳定，对端故障切除时间在0.2 s时可以保持系统稳定，满足110 kV系统故障操作要求。

3.1.4 各方案有功功率损耗比较

各方案对关中电网潮流分布影响不大，对有功功率损耗计算进行简化处理，主要比较各方案330 kV西郊变主变损耗、电厂送出线路损耗、西郊热电厂升压变损耗。

计算原则如下:各方案均为冬大方式，供热期间电厂2台机组满出力510 MW，2012年西郊变供电区的负荷为581 MW，功率因素按0.9考虑。

变压器主变损耗见表9，各方案变压器阻抗值百分比选择见表10。各方案有功功率损耗计算结果见表11，由表可见，方案2有功功率损耗最小，分别比方案1、3 小0.769、0.521 MW。

表9 变压器有功功率损耗Tab.9 Active power loss of transformer

表11 各方案有功功率损耗Tab.11 Active power loss of various schemes MW

经过厂商调研，西安西电变压器有限责任公司、衡阳变压器有限公司等厂家均具有生产420 MVA/110 kV变压器的能力。该非标110 kV变压器制造相对于普通变压器制造成本增加并不大，主要是增加了一定量的铁心、线圈等材料的成本。经厂家初步估算，420 MVA/110 kV主变压器造价约1200万元，420 MVA/330 kV主变造价约为1400万元。

由经济比较表12可知:方案1～3投资分别为5771万、4875万、5355万元;方案2最便宜，分别比方案1便宜896万元，比方案3便宜480万元。

3.2 综合比较

从技术比较来看，3个方案潮流、稳定计算均可满足规程规定要求。

方案1电厂大部分出力通过西郊变降压供西郊地区负荷，其余部分电力送往西安电网消纳，该方案在控制西郊变附近110 kV电网短路电流水平方面较优，可靠性较高。但是，该方案存在着电厂大部分电力先升压后又就近降压供负荷的问题，增加了系统损耗;根据西郊变供电区负荷预测，该供电区2012年负荷约为581 MW，2015年约为786 MW，西郊变投运后负载率较高，可能面临扩建第3台主变的压力。

方案2电厂以110 kV电压等级接入系统，电厂电力可就近直接供西郊当地负荷用电，送电方向明确，从直供负荷上看最优，可以从一定程度上延缓西郊变第3台主变的扩建。该方案也存在一些问题:(1)为限制阿房变110 kV母线短路电流水平，西郊热电厂升压变及西郊变主变均需采用高阻抗变压器，其中，西郊热电厂升压变阻抗电压按24%考虑，西郊变高-中阻抗电压按22%考虑，增加了系统的无功损耗。在短时投阿房—河寨1回110 kV备用线路情况下，阿房变110 kV母线短路电流为34.9 kA，若阿房变不更换部分31.5 kA的110 kV开关，则不如方案1灵活可靠。(2)在西郊变1台主变检修，同时西郊热电厂仅1台机组运行时，若西郊热该机组故障停运，则西郊变110 kV母线电压波动接近10%，对于部分重要负荷的供电质量有一定影响。

表12 各方案经济比较(仅差别部分)Tab.12 Investment comparison of each scheme(only difference parts)

方案3可以看作是方案1与2的中间方案，该方案相对于方案2，可使阿房变短路电流降低约3.4 kA，最大为31.5 kA左右。但该方案同样存在电厂电力先升压后降压供负荷的问题，增加了系统损耗;本期电厂电力采用330、110 kV 2个电压等级接入电网，不利于电厂调度运行。

从经济比较来看，方案2最便宜，分别比方案1便宜896万元，比方案3便宜480万元。

综合经济技术分析，本文认为西郊热电厂本期2×350 MW机组接入系统采用方案2较为有利。

4 结语

西郊热电厂以2回110 kV线路接入西郊变，电厂电力可就近直供当地负荷，避免电厂电力先升压后降压，减少西郊330 kV变电站变压器容量，降低系统损耗，工程投资最省，具有潮流流向合理、经济性好等优点。为限制110 kV电网短路电流，电厂升压变阻抗值按不低于24%考虑。西郊热电厂接入系统设计已通过了有关方面组织的评审，评审会议认为，电厂本期以110 kV电压等级接入技术可行、经济较优，同意采用设计推荐方案。近年来华东等电网600 MW机组接入220 kV电网逐渐增多;同时结合“上大压小”的实施，华东电网正研究将已经接入500 kV电网的600 MW机组改接入220 kV电网;在日本等发达国家已有1000 MW机组接入380 kV以下电网的先例［8］。国内外电厂接入系统方案的实践经验可以逐步借鉴到陕西电网，以优化电源接入方案，尤其是应用在关中负荷中心电网。

［1］西北电力设计院.陕西电网“十二五”规划工程［R］.西安:西北电力设计院，2010.

［2］DL 755—2001电力系统安全稳定导则［S］.北京:中国电力出版社，2001.

［3］钟清，主然，任震.基于分层分区原则的大机组接入系统的电网规划［J］.华南理工大学学报:自然科学版，2005，33(12):105-108.

［4］陕西西安供电局.西安电网“十二五”发展规划［R］.西安:陕西西安供电局，2010.

［5］陕西省电力设计院.西安西郊变电站可行性研究［R］.西安:陕西省电力设计院，2010.

［6］西北电力设计院.国电西安西郊热电厂“上大压小”2×350 MW机组接入系统设计复核［R］.西安:西北电力设计院，2010.

［7］西北电力设计院.国电西安西郊热电厂三期工程初步设计［R］.西安:西北电力设计院，2010.

［8］郭明星，杨增辉，曹娜，等.1000 MW 机组接入220 kV分区电网初探［J］.华东电力，2010，38(11):1744-1749.