富拉尔基热电厂厂用6kV系统及外供35kV系统供电方案2021.8.19

统供电方案2021.8.19

华电能股份有限公司富拉尔基热电厂

“上大压小”扩建工程

富拉尔基热电厂厂用6kV系统及外供35kV系统供电方案 分析^p 报告 批 准 审 核 王 喆 校 核 狄 莹 编 制 姚 广 20年08月 目 录

TOC \\o “1-1” \\h \\z \ 项目概况 1 2 老系统概况（由业主提供） 3 电引接方案及分析^p 3 4 变压器损耗计算 5 附图 10 1 项目概况 1.1 电厂情况介绍

华电能股份有限公司富拉尔基热电厂位于黑龙江省齐齐哈尔市富拉尔基区沿江路132号，距富拉尔基城区中心4.5km处，总装机容量225MW，共9台25MW发电供热机组，是我国“一五”期间由原苏联援建的156项重点工程之一，也是我国第一座高温高压热电厂，现年发电量约13×108kWh，供工业蒸汽负荷145t/h，供工业热水2275t/h，供采暖面积499×104m2，为本区以热电联产方式集中供热的主热，担负全区采暖面积92的供热任务和大部分工业企业的生产用汽、用水。该厂

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于1998年经黑龙江省计划委员会批准成为“中外合资企业”，企业更名为黑龙江亚电鑫宝热电有限公司，2021年华电能股份有限公司全面完成对黑龙江亚电鑫宝热电有限公司整体收购，并将原“黑龙江亚电鑫宝热电有限公司”更名为“华电能股份有限公司富拉尔基热电厂”。

由于该厂原苏联设计安装的#1~#6机组已运行50余年，能耗高、环保设施差，不符合当前国家的产业。

随着国家产业的调整及节能降耗的总体要求，加之地方经济的快速发展，电厂现有机组的容量和能力已无法满足供热市场的需求，按照国家“上大压小”优惠，决定建设大容量、低能耗、清洁环保的新型供热机组，以满足企业的发展和当地不断增长的供暖和用热需求。该项目为“上大压小”工程，拟计划先期建设1×350MW供热机组，代替电厂现有#1~#6供热机组，再根据本地区热、电负荷的增长需求，规划再建设一台350MW供热机组。

根据国家能局《国家能局关于同意黑龙江亚电鑫宝热电有限公司“上大压小”扩建项目开展前期工作的复函》（国能局电力[2021]82号）的精神，本工程可行性研究报告已编制完成，由中国国际工程咨询公司对其进行了审查，并印发了《关于黑龙江亚电鑫宝热电有限公司“上大压小”改扩建工程（1×300MW供热机组）可行性研究报告的审查意见》（咨能[2021]1196号），目前该项目正在建设。

1.2 “上大压小”替代小机组关停情况

根据国家能局《国家能局关于同意黑龙江亚电鑫宝热电有限公司“上大压小”扩建项目开展前期工作的复函》（国能局电力[2021]82号）中“本项目拟扩建1台30万千瓦燃煤热电机组，投产后相应关停该公司#1~#6号6台2.5万千瓦供热机组，并拆除供热区域内51台小锅炉”的要求，黑龙江省和华电能股份有限公司富拉尔基热电厂积极推进替代小机组（6×2.5万千瓦）的关停工作，目前，有关关停协议已签订完成。

2 老系统概况

2.1 新机组建成后老系统电情况

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按计划新建1350MW超临界供热机组投入运行稳定后，将停运老系统#1~#6机和#1~#6炉（停运单台机容量：25MW；停运单台炉蒸发量：180吨/小时）；但老系统热网设备、公用设备、化学设备、江岸循环泵站等设备还将运行几年，这些设备的电以及厂用6KV七、八、九段备用电均需从老系统厂用工作段引接。厂用工作段电、直配线6kV电及35kV外供电均需从老厂高压配电装置系统引接。当#1~#6机停运后，如不采取通过主变倒送电的方式供电，将会使这些设备失电，影响电厂及外部负荷运行。所以在新机组建成运行稳定后，老系统停运前应考虑老系统过渡引接是非常必要的。

2.2 老系统负荷情况

2.2.1 老系统所承担的负荷分为以下三部分： （1）老厂厂用系统负荷（见表2.2-1）

（2）35kV外供电负荷约为：富景线长期负荷3.7MW，最大负荷9MW；富西线长期负荷11MW，最大负荷12MW

（3）6kV直配线电负荷（详见《富拉尔基热电厂老系统直配线电的引接方案分析^p 报告》）

2.2.2 老系统负荷运行情况分析^p

根据富拉尔基热电厂提供的最新负荷整理分段见表2.2-1（注：表中老厂机压母线一段及二段可以互换）

表2.2-1 老系统负荷运行情况表 序号 名称 容量kW

老厂机压母线一段 老厂机压母线二段 1

厂用6kV十段（制氧段） 800 1

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#11工作电 20 1 3

#10备用电 4020 1 4

#21工作电 4020 1 5

#20备用电（七段或九段备用电） 9980 1 6

#31工作电 2730 1 7

#41工作电 2600 1 8

#51工作电 1900 1

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#30备用电（八段备用电） 9680 1 10 #61工作电 3720 1 总计 18660 23680

2.2.2 现有老厂变压器情况分析^p

老厂现有变压器6台，其中#1及#6变压器为三卷变压器，电压变比为121kV±22.5/38.5kV±22.5/6.3KV；#2~#5变压器为双卷变压器，电压变比为121KV±22.5/6.3KV。

3 电引接方案及分析^p 3.1 电引接方案

由于6kV外供电负荷引接方案经《富拉尔基热电厂老系统直配线电的引接方案分析^p 报告》论述，选择#3及#4主变通过倒送电的方式供电，所以本报告仅分析^p 老厂6kV负荷及35kV外供负荷的引接方案。考虑到本期工程情况以及新机组建成后老系统的电情况，现提出方案如下：

通过#1及#2主变压器倒送电为老厂厂用负荷供电，同时通过倒送电的方式由#1主变压器35kV侧与#6变压器35kV侧为外供35kV负荷供电。

3.2 电引接方案分析^p （根据电厂提供资料） 3.2.1 方案内容

当#1~#6机停运后，将老系统负荷集中移动至原厂用一段及厂用二段母线，并由电厂停用的#1主变6kV侧和#2主变改为通过倒送电的方式向两段机压母线供

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电（同时运行，互为备用）。并由#1主变的35kV侧及#6主变的35kV侧对外供35kV负荷进行供电（#1主变作为#6主变的备用变压器）。

3.2.2 方案分析^p

（1）从容量看，由于#1变压器容量为31.5MVA，所以#1变压器无法同时提供厂用6KV系统及35kV系统的最大负荷供电，所以需要电厂运行时控制运行方式为：正常情况下由#1变压器6kV侧与#2变压器同时为两段机压母线供电（正常运行中两段母线联络开关闭合为一段运行），#6变压器单独为35kV外供负荷供电；当#6变压器故障或检修时，将#1变压器6kV侧断开，同时35kV侧投入，由#1变压器为35kV外供负荷供电，#2变压器单独为老厂厂用6KV系统供电。

所以变压器部分无改造费用。

（3）从运行方面分析^p ：此方案需要电厂根据#6变压器的情况对#1变压器进行供电切换，且#1主变无法同时对最大运行负荷的老厂厂用6KV系统及35kV外供负荷同时供电。所以，当#2及#6变压器同时故障时，为保证老厂厂用6kV系统的供电，需减少外供35kV系统的供电负荷。

3.2.3 方案结果

该方案经过进一步的分析^p 计算后可以满足老系统供电的母线电压水平、短路电流水平等需要，将节约改造投资。

3.3 校验计算

两个方案是否满足倒送电要求需要进行三个方面的验证：短路电流水平校验、电动机起动时电压校验和厂用电电压调整校验。

3.3.1 短路电流水平校验

由于该方案保持了老厂厂用系统接线的原有状态，并不对老厂接线方式及设备进行改动，所以短路电流水平应与老厂原设计情况一样能满足运行要求。

3.3.2 电动机起动时电压校验

经《富拉尔基老系统6kV工作电、备用电引接专项分析^p 》论述，满足规定要求。

3.3.3 厂用电电压调整校验 3.3.3.1 校验分析^p

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（1）根据业主提供工作电电抗器数据如下： 型号：

KGKL-6-1000（#1、#2工作电#10、#20、#30备用电） KGKL-6-600（厂用6KV十段工作电）

KGKL-6-750（厂用6KV三、四、五、六段工作电） 系统电压： 6KV 额定电流： 1000A\\750A\\600A 电抗率：

8（KGKL-6-1000） 8（KGKL-6-750） 6（KGKL-6-600） 绝缘耐热等级： F级

（2）富拉尔基热电厂提供倒送#1变压器数据如下： 变压器形式： 无励磁调压

绕组容量：（高/中-低）31.5MVA 负载损耗：

158.1kW（高-中）；155.6kW（高-低） 空载损耗： 35kW 短路阻抗：

17.5（高-中）；10.5（高-低） 变比及分接开关：

121kV±22.5/38.5kV±22.5/6.3KV

（3）富拉尔基热电厂提供倒送#2变压器数据如下：

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变压器形式： 无励磁调压

绕组容量：（高/低）?31.5MVA 负载损耗： 130kW 短路阻抗： 10.2

变比及分接开关： 121kV±22.5/6.3kV

（4）富拉尔基热电厂提供倒送#6变压器数据如下： 变压器形式： 无励磁调压

绕组容量：（高/中-低）40MVA 负载损耗：

185.137kW（高-中）；181.829kW（高-低） 空载损耗： 52.76kW 短路阻抗：

17.2（高-中）；9.9（高-低） 变比及分接开关：

121kV±22.5/38.5kV±22.5/6.3KV

（5）根据《富拉尔基老系统6kV工作电、备用电引接专项分析^p 》中计算输入数据，按照6kV段单个供电回路最大负荷容量9980kW，厂用最大负荷容量26700kW；6kV段单个供电回路最小负荷容量1500kW，厂用最小负荷容量8000kW计算。

3.3.3.2 计算内容

（1）当#1变压器与#6变压器对35kV外供系统供电时，接线方式及负荷均与现运行状况相同，未发生改变，因此可满足要求，无需校验

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（2）#2变压器对老厂厂用6KV系统供电时，可满足要求，分析^p 详见《富拉尔基老系统6kV工作电、备用电引接专项分析^p 》

（2）#1变压器对老厂厂用6KV系统供电时，需进行校验，校验计算详见表3-1与表3-2

表3-1 #1变压器最大负荷、最低电压情况电压水平倒推计算表 条件

最大负荷，最低电压 负荷容量（kW） 9980 9980 9980 9980 9980

母线电压等级（kV） 6 6 6 6 6

电抗器的电抗百分值k 8 8 8 8 8

电抗器的额定电流Iek 1000 1000

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1000 1000 1000 Ig

960.31186 960.31186 960.31186 960.31186 960.31186

电抗器上的电压损失ΔU 4.609699769 4.609699769 4.609699769 4.609699769 4.609699769

厂用母线电压（标幺值）Um 0.996096998 0.996096998 0.996096998 0.996096998 0.996096998 变压器铜耗Pt（kW） 155.6 155.6 155.6 155.6 155.6

低压绕组额定容量S2T（kVA）

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31500 31500 31500 31500 31500

变压器电阻（标幺值）RT 0.0033651 0.0033651 0.0033651 0.0033651 0.0033651 变压器阻抗百分值Ud 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5

变压器的额定容量ST（kVA） 31500 31500 31500 31500 31500

变压器的电抗T 0.1155 0.1155 0.1155 0.1155

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0.1155

负荷压降阻抗Zφ 0.0736921 0.0736921 0.0736921 0.0736921 0.0736921 厂用运行负荷（kW） 26700 26700 26700 26700 26700

厂用负荷标幺值S

00000变压器低压侧的空载电压U0（标幺值） 1.049157851 1.049157851 1.049157851 1.049157851 1.049157851

变压器低压侧额定电压U2e（kV） 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3

变压器低压侧母线的基准电压Ui（kV） 6

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6 6 6 6

变压器低压侧额定电压U#;2e（标幺值） 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 分接位置n 2 1 0 -1 -2

分接开关级电压δu 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5

电电压Ug（标幺值） 1.049157851 1.024177902 0.999197953 0.974218004 0.949238055

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变压器高压侧额定电压U1e（kV） 121 121 121 121 121

电电压UG（kV） 126.9480999 123.9255261 120.9029523 117.8803785 114.8578047 百分比 1.1073636 1.126595692 1.099117748 1.071639804 1.044161861

表3-2 #1变压器最小负荷、最高电压情况电压水平倒推计算表 条件

最小负荷，最高电压 负荷容量（kW） 1500 1500 1500 1500 1500

母线电压等级（kV）

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6 6 6 6 6

电抗器的电抗百分值k 8 8 8 8 8

电抗器的额定电流Iek 750 750 750 750 750 Ig

144.3418014 144.3418014 144.3418014 144.3418014 144.3418014

电抗器上的电压损失ΔU 0.923787529 0.923787529 0.923787529 0.923787529

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0.923787529

厂用母线电压（标幺值）Um 1.059237875 1.059237875 1.059237875 1.059237875 1.059237875 变压器铜耗Pt（kW） 155.6 155.6 155.6 155.6 155.6

低压绕组额定容量S2T（kVA） 31500 31500 31500 31500 31500

变压器电阻（标幺值）RT 0.0033651 0.0033651 0.0033651 0.0033651 0.0033651 变压器阻抗百分值Ud 10.5 10.5

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10.5 10.5 10.5

变压器的额定容量ST（kVA） 31500 31500 31500 31500 31500

变压器的电抗T 0.1155 0.1155 0.1155 0.1155 0.1155

负荷压降阻抗Zφ 0.0736921 0.0736921 0.0736921 0.0736921 0.0736921 厂用运行负荷（kW） 8000 8000 8000 8000 8000

厂用负荷标幺值S

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0.215873016 0.215873016 0.215873016 0.215873016 0.215873016

变压器低压侧的空载电压U0（标幺值） 1.075136258 1.075136258 1.075136258 1.075136258 1.075136258

电压器低压侧额定电压U2e（kV） 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3

变压器低压侧母线的基准电压Ui（kV） 6 6 6 6 6

变压器低压侧额定电压U#;2e（标幺值） 1.05 1.05 1.05 1.05

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1.05 分接位置n 2 1 0 -1 -2

分接开关级电压δu 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5

电电压Ug（标幺值） 1.075136258 1.049537776 1.023939293 0.998340811 0.972742329

变压器高压侧额定电压U1e（kV） 121 121 121 121 121

电电压UG（kV） 130.0914872 126.9940709

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123.665 120.7992381 117.7018218 百分比 1.1829884 1.1491553 1.126333223 1.0981742 1.070016562

3.3.3.3 计算结果分析^p

根据以上计算，当两台变压器分接开关位置为1时，满足6kV母线电压偏移水平对110kV母线的电压波动范围要求为126.99kV~123.93kV；当两台变压器分接开关位置为0时，满足6kV母线电压偏移水平对110kV母线的电压波动范围要求为123.90kV~120.90kV。

3.4 结果分析^p

根据以上计算分析^p ，该方案的短路电流水平校验、电动机起动时电压校验满足运行要求。

根据《国网齐齐哈尔供电公司电力调度控制中心便函》（20）第5号中110kV母线电压波动情况说明：

富二电厂20年110kV母线电压波动范围为124.728kV~121.785kV。 富二电厂20年1~5月110kV母线电压波动范围为123.6kV~122.4kV。 对于方案一，根据《富拉尔基老系统6kV工作电、备用电引接专项分析^p 》中分析^p 可以基本满足要求。

对于方案二，根据今年20年及20年1~5月的电压波动情况，结合3.3.3.3中计算结果，可以得出如下结论：在可预见的几年时间内电网电压水平相对于此统计结果不发生变化的情况下，将原老厂主变压器采用倒送电方式作为厂用变压器使用，在变压器分接开关位置为0时，110kV母线电压波动范围与满足厂内6kV段母线电压波动倒推计算出的110kV电压波动范围要求较为匹配。

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4 变压器损耗计算

当#1及#6变压器为35KV侧线路送电时变压器损耗如下， 4.1 电厂提供的数据（详见3.3.3.2） 4.2 计算公式

电力变压器电能损耗的计算公式如下，即变压器的年综合损耗电量等于空载损耗（铁耗）电量与负载损耗（铜耗）电量之和。

式中：

——变压器额定容量，kVA；——计算负载，kVA；——变压器全年连接于供电线路的时间，h（一般取8760h）；——年最大负载损耗时间，h[可根据年最大负载利用小时数与供电变压器的平均自然功率因数的值，查关系曲线求出]，本工程按正常负载年利用小时数5500h取值；——变压器空载时的有功损耗，kW；——变压器在额定负载时的有功损耗（铜损或短路损耗），kW

4.3 #1变压器电能损耗（最大损耗） （kW·h）

4.3 #6变压器电能损耗（最大损耗） （kW·h） 5 附图

原系统接线图参照富拉尔基热电厂《6kV及以上电气一次接线系统图》

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