低热值煤发电工程电力系统设计方案.docx

低热值煤发电工程电力系统设计方案1.l系统概述1.1.1安徽电网现状安徽电网是华东电网的一部分，省内电网习惯上依地理位置分为三大片：即皖北（含淮南、淮北两片）、皖中和皖南电网，三片电网通过50OkV和220kV主干线路相联。截至2011年底，全省统调电厂45座，机组110台，总装机容量29453MW,其中省调电厂38座，机组93台，总装机容量21023MW（其中火电机组64台，容量20271MW,常规水电机组26台，474MW,抽水蓄能机组2台，80MW,风电场1座，容量198MW）；华东网调电厂7座，总装机容量8430MW,其中火电机组12台，容量7580MW,抽蓄机组5台（琅珊山、响水涧），容量850MWo2011年底，安徽电网通过7回50OkV线路（即当涂江苏东善桥线路，繁昌江苏东善桥线路，当涂江苏惠泉双线，敬亭浙江瓶窑线，河沥浙江富阳双线）与华东电网相联。全省500kV变电站合计17座（其中开关站1座、电厂联络变1座），降压变压器23台，总容量17600MVAo500kV线路62条，线路总长度4046.02km（含省际联络线，不包括境外线路长度）。220kV变电站150座（包括2座开关站），变压器258台，总变电容量39450MVA,线路424条，总长度11324km。2011年，全省统调发电量1576.2亿kWh,较2010年增加180.5亿kWh,同比增长11.9%。全省统调用电量1109.9亿kWh,比去年增加132亿kWh,同比增长13。全省统调最大用电负荷达到19920MW（7月29日），同比增长6.5%。由于2011年夏季为“凉夏”，持续高温天气很短，用电负荷需求未得到有效释放，导致全省平均最大负荷增长率略低于平均最低负荷增长率，而低谷用电量相对增长较快，使我省用电负荷特性有所改善。安徽电网省间交换电量较多，主要为“皖电东送”机组的送出电量，另外还有少量的省间双边交易电量，以及区外和网内的计划受进电量。2011年，“皖电东送”机组发电量增加较多，全年发电量480.9亿kWh,同比增长11.7%；2011年，双边交易电量有所减少，计划受进电量和往年基本持平，不含“皖电东送”机组的省间交换电量预计受进16.9亿kWh,同比增长46.7%；年统调送网电量433.7亿kWh,同比增加11.6%。2011年安徽省22OkV及以上电网现状接线图见下图1.1 .Mo图1.1.1-12011年安徽省22OkV及以上电网现状接线图1.1.2 淮宿亳电网现状及近期发展淮宿亳电网包含淮北市和宿州市、亳州市等三市的电网。截至2011年底，淮宿亳电网50OkV变电站仅有难溪变1座，变电容量750MVA。22OkV变电站18座，主变32台，总变电容量4890MVAo该片电网通过500kV滩溪禹会双回线路与皖中电网相连，另通过淮北二厂蒋南双线、蒙城丁集、涡阳颍州单线、茨淮阜阳等6回22OkV线路与邻近蚌埠、淮南、阜阳等3个地区电网相联。至2011年底，淮宿亳22OkV电网有省调电厂4座，分别为淮北电厂(210MW)、淮北二电厂(2x320MW)、临涣煤泥肝石电厂(2x300MW)、国电宿州电厂(135+137.5MW),装机总容量为172L5MW,均是以220kV电压等级接入地区电网；另有“皖电东送”一期电厂之一的华电宿州电厂(2x630MW),装机容量为1260MW,以500kV电压接入500kV滩溪变。2011年淮宿亳电网统调用电量约为115亿kWh,同比增长16.2%；统调最大用电负荷达2290MW(未计同时率)，同比增长11.7%。淮宿亳地区2011年22OkV及以上电网现状接线示意图L1212011年淮宿亳22OkV及以上电网现状接线示意图根据淮宿亳电网2012-2016年滚动调整规划，2012-2016年左右淮北电网将新建220kV锋城变(180MVA)>碱河变(2X240MVA)、况楼变(180MVA)、杜庄变(180MVA)、龙湖变(180MVA)、电厂变(180MVA)、段园变(180MVA),扩建锋城变(180MVA)等一批输变电工程；宿州电网将新建宿南变(180MVA)、曹村变(180MVA)、官桥变(180MVA)、汴河变(180MVA)、沱东变(180MVA),扩建虹乡变(180MVA)等一批输变电工程；亳州电网将新建赵桥变(180MVA)、漆园变(180MVA)>夏湖变(180MVA)>武集变(180MVA)、木兰变(180MVA)、乐土变(180MVA)等一批输变电工程，以满足淮宿亳电网的供电需求。淮宿亳地区2014年22OkV及以上电网规划接线示意图见图1.1.2-2o图l.l2-22014年淮宿亳地区220kV及以上电网规划接线示意图1.1.3 宿州电网现状及近期发展宿州市位于安徽省最北部，与苏、鲁、豫3省11个市县接壤，是淮海经济协作区的核心城市之一，也是安徽省距离出海口最近的城市。宿州市下辖1区4县，及埔桥区、萧县、扬山、灵璧、泗县，总面积9787平方公里，总人口为626万人。宿州电网属于典型的末端电网，受地理和经济条件限制，其电网分成南部电网（埔桥区、灵璧县和泗县）和北部电网（萧县和扬山县），南北网均未形成环网。宿州电网内电源装机较少，需要从淮北电网受进电力。宿州南部220kV电网形成淮北国安电厂-双庆双线、滩溪-埔桥开关站双线（按50OkV线路设计，降压运行）、南坪-沱河线的受电渠道，北部220kV电网形成纵楼-陇海线、显通-马井双线的受电渠道。2011年底，宿州电网统调电源装机规模达到1531.5MW,其中华电宿州电厂2x630MW,以500kV接入50OkV淮北滩溪变;国电宿州电厂#3机135MW,以HOkV接入电网；国电宿州电厂#4机137.5MW,以220kV接入电网。另有华电宿州生物质电厂（2x11.5MW）、祁东电厂（2x15MW）、扬山光大电厂（1x30MW）接入地区电网。2011年底，宿州电网共有22OkV变电站8座（含埔桥开关站)，变电容量1560MVA,分别为姬村变(2×120MVA)>沱河变(150MVA+180MVA)、双庆变(180MVA)>刘尧变(2x120MVA)、虹乡变(150MVA)、马井变(2x150MVA)、陇海变(120MVA)；HOkV变电站20座，变电容量1408MVAo220kV线路19条，共748km；IlO线路56条，共959kmO2011年宿州电网统调最大负荷843MW,同比增长10.5%,统调用电量45亿kWh,同比增长21.3%。宿州电网目前存在的主要问题：(1)开发区供电规划问题近年来，随着开发区园区面积的不断扩大和招商引资企业的不断入驻，开发区电力负荷出现高速增长的局面，特别是化工园区的快速推进，使得22OkV沱河变和HOkV金海变将无法满足负荷增长的需要。(2)宿南矿区供电问题目前，宿南矿区已由宿州电网供电的煤矿有芦岭、朱仙庄、祁东等矿井，原由淮北供电的桃园煤矿、祁南煤矿、钱郢子煤矿也将逐步转由宿州电网供电。基于煤矿供电的安全可靠性要求较高，以上每座煤矿均需从两个不同的变电站各出1回专线供电，因此急需增加新的电源点才能满足煤矿用电接入需求。(3)西南片区供电问题近年来，西南片区供电负荷增长较快，向该区域供电的的HOkV城南、六里两座变电站2010年夏季均出现满载情况，同时淮北矿务局和皖北煤电集团等出现供电紧张情况，急需规划新的变电站满足负荷的要求。(4)市区IlOkV变电能力不足市区4座HOkV变电站均分布在城市周围，距城市中心区较远，向城市中心区供电的多条IOkV线路出现满载或过载，急需在市区建设新的电源点加强IlokV供电能力才能解决问题。宿州地区2011年和2014年220kV及以上电网现状接线示意图参见图11.2-1和1.1.2-2o1.2 电力负荷预测与电力电量平衡1.1.1 负荷预测1.1.1.1 安徽电网负荷预测根据省电力公司最新预测结果得出的安徽电网20122017年推荐的电量负荷预测值见下表1.1.1.1-Io表LLLl-I安徽省电网2012-2017年电量负荷预测推荐方案表单位：亿kWh、MW安徽省2011(实绩)2012201320142015“卜二五”增长率20162017统调电量1144116714291614176011.9%20532187统调最大负荷199202271025210285403300011.0%37000410001.1.1.2 淮宿亳电网负荷预测根据对淮北、宿州、亳州（简称，淮宿亳）三个地市社会经济发展和历年负荷增长情况进行的分析，结合安徽省电力公司最新负荷预测资料和淮宿亳电网2012-2017滚动调整规划，淮宿亳电网2012-2017年的电量负荷预测的推荐方案见表LLL2-1。表LLL2-1淮宿亳电网2012-2017年电力电量预测表单位：亿kWh、MW淮宿亳电网2011（实绩）2012201320142015“十二五”增长率20162017统调电量11513615116818813.66%204223其中:淮北市414448535810.10%6573亳州市313843495516.20%6270宿州市435460677415.01%7780统调最大负荷2256270129753408396914.47%44494969其中:淮北市720799860960111010.96%12701440亳州市73090310401200142017.65%16301860宿州市840104011201300152014.87%164017701.1.2 安徽电网近期电源规划和省外协议分电情况截至2011年底，我省统调装机总容量为29453MW。根据安徽省电力公司最新机组投产计划进度表及2012年初部分新电源前期工作进展，列出20122015年安徽省内在建、核准及取得路条的电源装机建设初步方案，见表1.1.2-Io表LL2-120122015年安徽电源建设初步方案（在建、核准及取得路条）单位：MW年份2012±半年2012T半年2013±半年2013下半年2014年2015年净新增容量合计25005001885132079003862水电当年投产容量250500001600佛磨抽蓄160响水涧抽蓄250500火电当年投产容量225002020132079404000新庄孜电厂270合肥电厂#6号机660淮南顾桥煤肝石电厂660马鞍山电厂“上大压小”扩建1320淮北虎山电厂660660国电宿州电厂“上大压小”扩建700华电六安电厂二期660660宣城电厂二期660临涣电厂二期660板集电厂2000安庆电厂二期2000*田集电厂二期1320*凤台电厂二期1320*平坪电厂三期2000*平山电厂1320退役机组-135-200-138宿州汇源厂-135-138安庆热电厂-200注:(1)标*号的为皖电东送二期机组；(2)华塑热电厂(炉桥盐化)为企业自发自用自平衡的电源项目，上表未计入；(3)响水涧抽蓄电站为华东项目，协议分给我省电力500MWo根据上表电源初步建设方案，在2011年底装机规模(29453MW)的基础上，安徽电网至2015年总装机容量净增加17967MW,达到47420MW,以满足我省电力负荷快速增长的供电需求和国民经济增长的需要，同时为华东电网提供一定的电力支撑。安徽电网作为华东电网的送电省份，在2011年及以后接纳的华东以外的区外来电仅包括三峡分电以及华东电网已确定的区内直属直调电力，2011年华东直属直调电力分给安徽的容量为768MW（其中新富水电200MW,天荒坪抽蓄200MW,琅呀山抽蓄300MW,秦山核电68MW）；2012年至2015年，安徽新接纳的华东区内电力仅有响水涧抽蓄机组。具体见表1.1.2-2。表1.12220112015年安徽接受区外电力统计单位：MW2011年2012年2013年2014年2015年电力流合计-6162-5649-5379-11339-11339一、送入电力141819312201220122011、区外合计650650920920920三峡650650920920920特高压交流00000呼盟直流000002、直属合计7681281128112811281秦山核电6881818181新富水电200200200200200天荒坪抽蓄200200200200200琅哪山抽蓄300300300300300响水涧抽蓄0500500500500绩溪抽蓄00000二、送出电力-7580-7580-7580-13540-135401、皖电东送一期-7580-7580-7580-7580-75802、皖电东送二期-5960-59601.1.3电力电量平衡根据供电区域划分及本工程的地理位置，为研究本工程所发电力消纳方向，分别从安徽电网、淮宿亳电网和淮宿电网三个层次进行电力平衡。其中，淮宿亳电网包括淮北、宿州、亳州等3个地市电网。1.1.3.1安徽电网电力电量平衡根据前述的安徽省电力需求预测和省内核准及取得路条的电源装机建设初步方案，在下半年投产机组不参加平衡的原则下，作出2012-2017年全省电网电力电量平衡，分别见表1.L3.1-1、1.1.3.1-2o表Ll3.1-1安徽电网20122017年电力平衡表（统调）单位：MW序年份201220132014201520162017号年年年年序号年份2012年2013年2014年2015年2016年2017年1全省最大负荷2271025210285403300037000410002需要备用容量(15%)3407378242814950555061503按15%需要装机容量+2611728992328213795042550471504年底装机容量3065533860417604562245622456225当年新增装机容量225032057900386200其中：新庄孜电厂270淮南顾桥煤肝石电厂660国电宿州“上大压小”700马鞍山电厂“上大压小”1320合肥电厂6#机660虎山电厂660660华电六安电厂二期660660宣城电厂二660序号年份2012年2013年2014年2015年2016年2017年期临涣电厂二期660国电宿州停役-135-138安庆热电厂停役-200*田集电厂二期1320*凤台电厂二期1320*平坪电厂三期2000*平山电厂1320佛磨抽蓄160板集电厂2000安庆电厂二期20006年高峰期实际装机300903188041760456224562245622序号年份2012年2013年2014年2015年2016年2017年容量7水电、火电受阻容量2342342342342342348实际可用容量2985631646415264538845388453889电力盈亏：(8)-(3)37402655870574382838-176210按省外电源协议分得容量19312201220122012201220111皖电东送758075801354013540135401354012电力盈亏：(9)+(10)-(11)-1910-2725-2634-3901-8501-13101注:(1)水电受阻除陈村、港口湾水电站、响洪甸、佛磨抽水蓄能电站外，其它常规水电列为受阻容量；安庆热电厂因以热定电，最大发电出力150MW,故有50MW机组为受阻容量；(2)风电不计入电力平衡表；(3)年底全省装机容量中不计琅珊山抽蓄和响水涧抽蓄，暂按省外电源协议分得一半容量参加平衡；(4)2015年后未考虑新增电源装机，以判断电源装机建设空间，供参考。表1.131-2安徽电网20122017年电量平衡表（统调）单位：亿kWh序号年份201220132014201520162017年1最高负荷227102521028540330003700041002年需电量1161129914501615176318973年初装机容量322553414043360472224722247222其中：常规水电474474474474474474抽水蓄能168016801840184018401840火电3010131986410464490844908449084电网发电量152816272083227622762276其中：常规水电发电量11.911.911.911.911.911.9抽蓄发电量11.2915.6518.6518.6518.6518.65其中：响洪甸发电量1.71.71.71.71.71.7琅哪山发4.284.284.284.284.284.28电量佛磨发电量3333响水涧发电量4.368.728.728.728.728.72绩溪抽蓄000000天荒坪0.950.950.950.950.950.95火电发电量(按5000小时)1505159920522245224522455外送电量3793796776776776776协议分电电量3838383838387电量盈万：4+6-2-526-13-622-126-260说明:(1)华东区内省外来电根据分配容量，水电按3200小时，核电按7000小时，抽蓄按75%的效率1800小时;(2)火电装机参与电量平衡容量做如下考虑：皖电东送机组不计入平衡火电按5000小时测算发电量。(3)省内水电和抽蓄电站按设计资料和运行实绩测算发电量。由全省电力电量平衡可知，安徽电网仅考虑在建、新增核准和路条机组情况下，在除去皖电东送机组以后，安徽省内用电有一定亏缺。自2012年起，电力亏缺一直维持在1910MW以上，2015年安徽电网电力亏缺为3901MWo2016年至2017年，由于未安排新建电源装机,电力亏缺逐步增大，2017年电力亏缺达到13101MW。若上述结果不考虑省外协议分电，亏缺电力还将更大。这种情况下，省内负荷的电力需求和“皖电东送”的需要将会受到影响。因此，随着负荷的增长，在保持现有皖电东送规模及规划的电源装机基础上，“十二五”期间安徽还需要规划部分新建机组以满足省内负荷需要。1.1.3.2 淮宿亳电网电力平衡根据前述的安徽省电力需求预测和省内核准及取得路条的电源装机建设初步方案，在下半年投产机组不参加平衡的原则下，作出2012-2017年淮宿亳电网电力平衡，如表1.L321所示。淮宿亳电网20122017年电力平衡表(统调)单位：MW序号年份2012年2013年2014年2015年2016年2017年1统调最大负荷2701297534083969444949692需要备用容量(15%)4054465115956677453按15%需要装机容量+Q)3106342139194564511657144年底装机容量1723360842684130413041305当年新增装机容量O1885660-138OO其中：虎山电厂660660国电宿州“上大压小”700临涣电厂二期660国电宿州停役-135-1386年高峰期实际装机容量1723294842684130413041307电厂满发供电能力1585271239273800380038008电力盈亏：(7)<3)-1521-7097-765-1317-1915注:(1)火电厂厂用电率按8%考虑；(2)国电宿州“上大压小”工程已于2012年年底投运,不参加2012年电力平衡；虎山电厂1#机计划于2013年下半年投运，暂不参加2013年平衡，2#机计划于2014年上半年投运，参加2014年平衡；临涣电厂二期2×330MW机组计划于2012年底建成1台、2013年上半年建成另1台，参加2013年平衡；(3)本工程暂不参加上表平衡；(4)上表仅考虑并入地区220kV电网的电源。由淮宿亳电网电力平衡表可见，在仅考虑省内核准及取得路条的电源装机建设规划的情况下，2012-2017年淮宿亳电网在高峰负荷方式下处于亏缺电力状态，2013年亏缺约709MW电力，2013年底或2014年初淮北虎山电厂投运后，2014年淮宿亳电网发、用基本平衡。随着地区负荷的增长，2015年淮宿亳电网电力出现亏缺，约765MW,2017年达到1915MW,亏缺电力需从系统受进。因此，在已确定的电源装机建设规划基础下，淮宿亳电网仍需规划部分新建机组以满足本地区的负荷需求和区外送电需要，而本工程的投产将在淮宿亳220kV电网内消纳，可提高淮宿亳220kV电网的电力供应能力，有利于淮宿地区发挥能源基地的作用。1.1.3.3 淮宿电网电力平衡为研究本工程的投运对淮宿电网电力外送的影响，考虑本工程投运的情况下，作出淮宿电网2012-2017年电力平衡表，如下表。表1133-1淮宿电网20122017年电力平衡表(统调)单位：MW年份2012年2013年2014年2015年2016年2017年(1)统调高峰负荷181719562233259828753171(2)平均高峰负荷：(l)×0.8145415651786207823002537(3)年底装机容量172336084268483048304830(4)当年新增装机容量0188566056200其中：虎山电厂660660国电宿州“上大压小”700临涣电厂二期660钱营孜煤泥肝石电厂700国电宿州停役-135-138(5)年高峰期实际装机容量172329484268448048304830(6)电厂满发供电能力158527123927412244444444(7)高峰负荷电力盈亏：(6)-(1)-2327561694152415691273(8)平均高峰负荷电力13211472140204321441907盈亏：（6）Y2）注：（1）本工程计划2015年3月份投运第一台机，2015年12月份投运第二台机；（2）其余同上表。由淮宿电网电力平衡表可见，在不考虑备用容量的情况下，2013-2017年淮宿电网有一定富余电力。考虑本工程分别于2015年3月份和6月份双投后，2015年正常高峰负荷时富余1524MW（平均高峰负荷时约2043MW）,2016年正常高峰负荷时富余1569MW（平均高峰负荷时约2144MW）,需要通过500kV滩溪变主变上送及220kV地区电网之间联络线外送。目前，淮宿电网共有7回22OkV线路与亳州、蚌埠等地区电网相连。根据规划，2015年淮宿电网与亳州、蚌埠等地区电网相联络的220kV线路达到10回。因此，本工程投运后，2016年淮宿电网平均高峰盈余电力与2014年基本持平，外送电力压力基本相当，但考虑到潮流分布的不均匀性，淮二厂蒋南22OkV双回线路送电存在一定压力，需在下一步潮流计算中进一步论证。1.3 本工程建设必要性和在系统中的作用及地位1.3.1 本工程建设的必要性该项目属国家鼓励的资源综合利用的节能项目，充分利用资源，减少土地占用，降低环境污染，符合国家产业政策，开展资源综合利用，发展绿色经济和循环经济，对实现经济和社会可持续发展具有重要意义。(1)低热值煤发电有利于减轻环境污染。煤泥、洗中煤经雨水冲刷产生的泥沙污染附近的河水、淤塞河道，造成周围的树木落叶、庄稼减产、人群易患呼吸道疾病。低热值煤被利用后，上述情况就可以被极大改观。低热值煤发电燃烧过程中产生的氮氧化物、二氧化硫等废气排放可以通过脱硝、脱硫等成熟技术加以严格控制。产生的灰渣等可以用作建筑材料制砖等，减少了黄土用量,保护耕地，改善了矿区环境。(2)低热值煤发电有利于节省能源。低热值煤发电，这部分能源全是变废为宝得来，可以节省可观的能源。(3)低热值煤发电有利于促进产业转移和劳动力再就业。皖北矿区有50多年的开采历史，部分老矿井由于煤炭资源的枯竭，使矿井产量递减以至最终报废关闭，导致工人失业。低热值煤综合利用促进了产业转移、劳动力再就业，还为刚刚步入社会的新一代劳动力提供了就业机会。(4)低热值煤发电有利于促进煤炭行业的结构调整。煤炭作为我国的基础产业和主要能源产业，由于受长期计划经济的影响，产业结构矛盾突出。低热值煤发电由于有较好的社会、经济和环境效益，也符合国家的产业政策，是煤炭行业产业产品结构调整的有效途径之一。(5)本工程建成后，有利于提高淮宿亳电网的供电能力，以满足负荷快速增长的供电需求。本工程所发电力不但可以供给当地用电需求，减少当地用电量迅速增长的压力，有力保障当地的工业发展，还可以支援华东电网用电，增强华东电网电力供应的可靠性。经初步测算,本工程钱营孜煤泥研石电厂2×350MW建成投产后，按年运行550Oh计算，年发电量3850GWh0综上所述，本工程是集资源综合利用、节约能源、环境保护为一体的工程，具有良好的节能效益、环保效益、经济效益和社会效益。因此，本工程的建设是必要的。1.3.2 在系统中的作用及地位本工程定位应是安徽电网重要的地区主力电厂，所发电力可在淮宿亳电网消纳，淮宿亳电网供电能力得到进一步提高。本工程建成后，不仅满足淮宿亳电力负荷的需要，而且减轻了电网受电压力，对电网和其他地区供电也起到积极的支持作用。1.3.3 建设规模及投产期本工程为新建工程，根据厂址条件及燃料供应等因素，本期工程规划建设2x350MW低热值煤燃煤机组。本工程拟于2013年5月开工。2015年3月第一台机组投产发电，2015年6月第二台机组投产发电。1.4 接入系统方案设想1.4.1 淮宿地区电网发展规划根据淮北电网、宿州电网2012-2016年滚动调整规划，2012-2016年期间淮北电网规划新建220kV锋城变(180MVA)>碱河变(2240MVA)、况楼变(180MVA)等，宿州电网规划新建220kV宿南变(180MVA)、曹村变(180MVA)>汴河变(180MVA)、沱东变(180MVA)等一批220kV输变电工程。2016年淮宿电网22OkV及以上规划接线示意图见图余寰瞌王博鼎型困然至博阁马井纵楼碱河南坪淮北二电厂电龙湖华电宿州宿南至呢河变南图1.4.M淮宿电网2016年22OkV及以上规划接线示意图1.4.2 本工程周边电网情况本工程拟选厂址有两处，分别是工业广场厂址和行宫铺厂址，两个厂址距离宿州市区分别约为15km和3.5km,两个厂址虽然相距约IOkm,但其周边电网情况基本相同。因此，本报告接入系统方案设想同时适用于两个厂址。根据初可审查意见，本工程推荐厂址为工业广场厂址，厂址紧贴钱营孜矿工广北围墙布置。钱营孜井田位于安徽省宿州市西南，北距宿州市约15km,行政区划隶属宿州市和淮北市避溪县管辖。本工程周边22OkV及以上公用变电站较少，仅有22OkV南坪变（淮北市）和220kV宿南变。220kV南坪变现有主变总容量270MVA（150MVA+120MVA）,220kV出线5回（至滩溪2回、蒙城2回、沱河1回），均为40Omm2导线，终期规划出线6回，采用双母线带旁母接线。22OkV宿南变为新建变电站，已于2012年下半年投运，站址位于宿州市南侧，距离骑路杨家向北约0.8公里，206国道西侧，从206国道道路控制线向西约200m。宿南变一期新建1台180MVA的主变，通过开断南坪-沱河线路接入系统。目前，宿南-沱河单回40Omm2线路已在国电宿州电厂“上大压小”项目的配套220kV工程中改造为双回2x40Omm2线路。1.4.3 接入系统方案根据淮宿亳电网现状及近期发展规划，结合本工程装机容量、地理位置，周边系统条件等情况，本报告初步考虑本工程(2x350MW)以220kV电压等级接入系统，接入系统方案设想如下：方案一：本工程机组(2x350MW)各通过1台主变升压至22OkV后，以2回架空线路接入宿南变，并新建1回宿南-南坪线路。方案二：本工程机组(2x350MW)各通过1台主变升压至22OkV后，以2回架空线路接入南坪变。方案三：本工程机组(2x350MW)各通过1台主变升压至22OkV后，开断环入宿南-南坪线路，并新建1回电厂-南坪的线路。各接入系统初步方案接线不意图见图1.4.3-1。西村背村淮北二电厂淮北二电厂Tih况接降压运行滩溪我营孜华电宿州电厂ST*河国电宿州宿南方案一平酒楼夕怦桥 双庆1¾m Jk 3沱东刘尧 之河滩溪虹乡南坪降压运行华电宿州电厂Sr 隔国电宿州方案二四村淮北二电厂降压运行华电宿州电1国电宿州七村宿南的坪沱东刘尧虹乡挑沟牵双庆1>5s姬村 Kjs沱东刘京r工宿囱方案三图 143-1本工程接入系统初步方案示意图1.4.4 方案初步比较1.4.4.1技术比较根据钱营孜电厂3个接入系统初步方案，初步技术比较如下:方案一接入规划新建的220kV宿南变，新建线路较短，施工较方便。宿南变已于2012年下半年投运，接入条件好。考虑到国电宿州“上大压小”2x350MW机组工程接入22OkV沱河变，并已于2012年12月份中旬实现双投，则本工程接入宿南变后，会使得沱河变和宿南变的22OkV出线送出压力较大，宿南-南坪22OkV线路送电通道需要加强，将在下一步潮流计算中进行详细论证。方案二就近接入220kV南坪变，新建线路短，钱营孜电厂所发电力送往亳州22OkV蒙城变、淮北50OkV源溪变和宿州22OkV宿南变，在淮宿亳地区电网消纳。考虑到22OkV南坪变已有22OkV出线5回，终期6回，采用双母线带旁母接线，则本工程若以2回220kV线路接入南坪变，需对南坪变的220kV旁母间隔进行改造。同时若本工程接入南坪变，将会进一步提高500kV滩溪变的短路电流水平。方案三本工程开断宿南.南坪220kV线路环入电网，新建线路较短，施工方便，本工程所发电力将主要送往南坪变方向消纳。但本方案下，钱营孜电厂环入地区220kV主网，在某些运行方式下，将会出现潮流分