【正文】 海口縣供電區(qū)域供電網現有供電電壓等級為220kV、110kV、35kV 和 10kV，因此新建馬村變電站高壓側電壓等級選 220kV，目前?？诘貐^(qū)中壓供電網電壓為 110kV，現有 110kV 系統(tǒng)網架已經基本形成，新建馬村變電站的中壓側電壓等級宜選擇為 28110kV。220kV 馬村變電站的主要供電范圍和預選站址即為老城開發(fā)區(qū)，其周邊需要 10kV 供電的負荷主要有海南生態(tài)軟件園、國際學校以及新加坡花園、中華坊等房地產項目，因此從供電的合理性、經濟性以及無功補償設備配置等方面綜合考慮，新建馬村變電站低壓側電壓等級考慮采用 10kV，即 220kV 馬村變電站電壓等級為220/110/10kV。b）220kV 馬村變電站在系統(tǒng)中的定位和作用新建 220kV 馬村變電站將主要擔負老城開發(fā)區(qū)新增負荷的供電任務，并適當轉移現有 220kV 大豐變電站的負荷，減輕大豐站供電壓力。馬村站投運后在地理位置上與大豐站形成互為倚角之勢，對110kV 網架結構加強，提高地區(qū)供電可靠性發(fā)揮重要作用。馬村站本期建設的主要目的是解決?？诘貐^(qū)的供電負荷，加大地區(qū)容載比。由于距大豐站僅 9km，加之?？陂L流站 220kV 線路出口受高鐵影響，出線困難，近期內很難實現，因此建議本站本期按中間站建設為宜，但在終期規(guī)模上留有華能新廠接入及其他線路破口接入的可能。c）220kV 馬村變電站接入系統(tǒng)方案結合 220kV 馬村變電站站址選擇以及其在系統(tǒng)中的定位和作用，擬定馬村變電站接入系統(tǒng)方案如下：1）方案一馬村站出兩回 220kV 線路至大豐站附近將華豐線 π 開接入，形成華樓線及豐樓線，新建 220kV 同塔雙回“π”接線路約 。根據電源規(guī)劃，如華能廠有擴建兩臺 600MW 機組可能，上述兩 29方案的導線截面應選用 2LGJ630；如無可能，則選用 2LGJ300即可。2）方案二馬村變電站 220kV 出線 4 回，其中雙回線路接入現有的大豐變電站，另以雙回線路接入現有的長流變電站，形成海南北部供電區(qū)域基本完整的雙回路環(huán)網結構。經初步踏查選線，馬村至大豐線路長度為 9km，馬村至長流線路長度為 17km。考慮到該地區(qū)線路走廊較為擁擠，為節(jié)約線路用地，同方向送出線路均采用同塔雙回路架設方式?，F有的大豐變電站和長流變電站均預留有進線間隔。3）方案三現已運行的?？陔姀S至丘海和?？陔姀S至永莊的兩回 220kV 馬丘線和馬永線均在 220kV 馬村擬建站址附近通過，采用雙“π”方式接入馬村變電站，本期馬村變電站 220kV 出線 4 回。新建 220kV同塔雙回“π”接線路約 2。此方案馬村變電站串接在?？诶蠌S的送出線上運行，對加強海南北部電網網架結構基本不發(fā)生作用。4）方案四方案一加方案三，即馬村出兩回線路至大豐附近，解口華豐線；出兩回線，解口馬永線；出兩回線，解口馬丘線。上述方案的接線圖見圖 ~ 所示。 30：方案一接入系統(tǒng)圖：方案二接入系統(tǒng)圖 31：方案三接入系統(tǒng)圖 32：方案四接入系統(tǒng)圖d）潮流計算分析通過對馬村變電站接入系統(tǒng)不同方案的潮流計算，分析各方案技術上的合理性。計算采用 2022 年最大負荷運行方式，各發(fā)電廠發(fā)電機組在本廠并列運行。并分別進行了正常運行方式和線路“N1”故障后運行方式的潮流流向計算。1)正常運行方式的潮流計算：通過對不同方案的潮流計算，海南電網 2022 年最大負荷運行方式的潮流流向基本上是西電東送和南電北送的潮流趨勢，由于?？诶蠌S和海口新廠均以不同送電方向分別接入海南北部電網的兩個不同負荷節(jié)點，又因為目前的海南北部電網結構尚不夠緊密和堅強，當發(fā)電機組并列運行時，相當于發(fā)電機組串接在供電環(huán)網之中，由于負荷分布的不均勻性，發(fā)電廠送出線路潮流分布不均勻，不能充分發(fā)揮送出線路作用，特別是?？诶蠌S的 4 回送出線路更為明顯。正常運行方式下的潮流計算結果各方案均無線路過載現象發(fā)生，電壓水平合理。各方案潮流計算結果和分布詳見圖 ～。 33圖 2022 年海南電網方案一夏大方式潮流圖 34圖 2022 年海南電網方案二夏大方式潮流圖 35圖 2022 年海南電網方案三夏大方式潮流圖 36圖 2022 年海南電網方案四夏大方式潮流圖 372)線路“N1”運行方式下的潮流計算通過線路“N1”運行方式下的潮流計算發(fā)現，方案一、方案二和方案四均未發(fā)現有其它運行線路過載現象發(fā)生，各節(jié)點電壓水平合理。但方案三由于海口老廠至馬村雙回線路的一回退出運行導致另一回線路過載，由于這兩回線路導線型號為 LGJ400 導線，極限輸送容量為 283MVA（考慮環(huán)境溫度 35℃校正系數） ，而“N1”運行方式下的實際潮流均已超過 300MVA，不滿足技術導則要求標準。e）網損計算及綜合經濟比較分析根據正常運行方式下的網損計算結果可知，以方案二網損最小，其次為方案四，以此類推為方案一，方案三網損最大。網損最大和最小的經濟性差異為 萬元/年?？偼顿Y以方案二最高，方案四次之，以下順序為方案三、方案一。年運行費用則是方案三最高，其次是方案二、方案四，方案一年運行費用最低。方案比較結果見表 。表 ：各方案經濟比較結果表單位：萬元、km、個方案一 方案二 方案三 方案四一、工程總投資 2873 7690 2968 5841送電投資 2313 5720 1848 41611） 、馬村大豐線路 9 19802） 、馬村長流線路 17 37403） 、馬丘線“π”接 924 9244） 、馬永線“π”接 924 9245） 、華豐線“π”接 2313 2313變電投資 560 2240 1120 16801） 、出線間隔 2 560 8 2240 4 1120 6 1680二、年運行費 送電折舊費 變電折舊費 38電能損失費 0 三、計算費用 四、經濟性順序 1 4 2 3從表 可以看出，由于計算費用中總投資所占比重較大，只考慮綜合經濟性的比較順序則為方案一、方案三、方案四、方案二，即方案一由于投資最少，其經濟性排位第一，方案二由于總投資最高，其經濟性排位最差，方案三總投資居中，其經濟性位列第二。f）方案推薦意見本期采用方案一，二期推薦方案四。即馬村站出兩回 220kV 線路至大豐站附近將華豐線 π 開接入，形成華樓線及豐樓線。導線截面采用 2LGJ630，當條件成熟時將馬永線、馬丘線 π 接入本站，導線截面采用 2LGJ300。 110kV 接入系統(tǒng)方案根據新建 220kV 馬村變電站供電區(qū)域和范圍，結合該區(qū)域現有110kV 電網現狀，確定 220kV 馬村變電站的 110kV 系統(tǒng)聯(lián)網方案。a）110kV 接入系統(tǒng)目標網架方案鑒于目前馬村變電站計劃供電區(qū)域僅有 1 座 110kV 公用變電站美儒站投運。已批復的美儒變電站接入系統(tǒng)方案是從大豐變電站新建兩回 110kV 線路接入美儒站供電，線路導線型號選擇為 LGJ300導線。110kV 接入系統(tǒng)方案制定的基本思路是：1）考慮 220kV 馬村變電站投運之前，大豐至美儒已確定的110kV 線路已經建成，將其“π”接入馬村變電站，其中大豐至馬村 39段作為兩個 220kV 變電站之間的 110kV 聯(lián)絡線使用，馬村至美儒段作為負荷線路使用。2）老城開發(fā)區(qū)中遠期負荷密度較大，土地利用率較高，線路路徑選擇相對困難，因此新建 110kV 變電站聯(lián)網線路均采用同塔雙回線路接入馬村變電站的 110kV 母線，或雙“T”轉接入馬村變電站。3）110kV 老城變電站目前 110kV 出線兩回，其中一回接入大豐變電站，另一回接入海口永莊變電站。220kV 馬村變電站投運后，可將 110kV 永老線“π”接入 220kV 馬村變電站的 110kV 供電網絡，華盛水泥線路改“T”接在永老線上。老城開發(fā)區(qū) 110kV 供電網絡目標網架：馬村站出 10 回線，雙“π”110kV 豐儒線，單“π”110kV 永老線，出兩回至玉堂，再出兩回至椰樹集團。如圖 。圖 ：110kV 接入系統(tǒng)方案 項目建設規(guī)模 40主變壓器：本期 3180MVA，終期 3180MVA。220kV 出線：本期 8 回，終期 8 回。110kV 出線：本期 10 回，終期 14 回。10kV 出線：本期 30 回，終期 30 回。 推薦方案電氣計算 潮流計算根據 220kV 馬村變電站接入系統(tǒng)推薦方案，對其進行設計水平年不同運行方式的潮流計算校核，潮流計算中海南電網 500kV 聯(lián)網線路只作為事故備用容量。潮流計算結果見圖 ～，其中夏季最大方式潮流計算結果參見圖 。由潮流計算結果可知，各種運行方式下接入系統(tǒng)推薦方案 220kV 母線電壓水平合理，線路無過載現象。線路“N1”條件下的斷線潮流計算結果亦滿足運行要求。 41圖 2022 年海南電網夏小方式潮流圖 42圖 2022 年海南電網豐大方式潮流圖 43圖 2022 年海南電網豐小方式潮流圖 44 穩(wěn)定計算分析對 220kV 馬村變電站推薦接入系統(tǒng)方案進行暫態(tài)穩(wěn)定計算校核，計算條件如下：a）暫態(tài)穩(wěn)定計算采用 2022 年夏大運行方式。b）220kV 系統(tǒng)故障點選擇在校驗機組送出線潮流最大的線路首端，線路三相故障動作時間為：0s，三相故障， 故障線路兩側開關跳開。c）穩(wěn)定計算追蹤的數據分別是?？陔姀S（138MW） 、?？诖蟠‰姀S（330MW）機組的功角。經計算選定的故障方式下所追蹤的發(fā)電機組均與系統(tǒng)保持穩(wěn)定運行。穩(wěn)定計算結果參見圖 ~。 45圖 華長線首端故障?？陔姀S 138MW 機組穩(wěn)定曲線 46圖 華長線首端故障?？陔姀S 330MW 機組穩(wěn)定曲線 47圖 馬樓線首端故障?？陔姀S 138MW 機組穩(wěn)定曲線 48圖 馬樓線首端故障?？陔姀S 330MW 機組穩(wěn)定曲線 短路電流計算短路計算水平年選取 2020 年，系統(tǒng)運行方式為發(fā)電機組全開方式。海南網與南方電網通過 2 回 500kV 通道相連。計算網絡采用補充修改后的《海南電力工業(yè)發(fā)展“十二五”及中長期規(guī)劃研究》中的規(guī)劃網絡。海南電網 110kV 聯(lián)絡線路按解環(huán)運行考慮。220kV 馬村變電站及其周邊變電站母線短路電流計算結果見表 。表 ：220kV 馬村變電站短路電流計算表變電站(電廠) 母線(kV) 三相短路 (kA) 單相短路 (kA)500 220 長流站 220 大豐站 220 大英山站 220 49變電站(電廠) 母線(kV) 三相短路 (kA) 單相短路 (kA)馬村站 220 丘海站 220 永莊站 220 玉洲站 220 從短路電流計算結果看，由于 220kV 馬村變電站在電氣距離上與 500kV 福山變電站和?？谛陆ù髾C組相對較近，短路電流也相對較大。馬村 220kV 節(jié)點短路電流可達 ，110kV 節(jié)點短路電流達 ，10kV 節(jié)點短路電流達 ，220kV 斷路器遮斷電流需選擇 50kA，110kV 斷路器遮斷電流需選擇 40kA，10kV 斷路器遮斷電流需選擇 可滿足電力系統(tǒng)發(fā)展需要。 調壓計算為合理選擇 220kV 馬村變電站的主變抽頭，進行調壓計算。計算水平年為 2022 年，分別進行最大、最小二種方式的調壓計算，馬村變電站主變變比為 230/115/(kV)。計算結果如表 所示。表 ：調壓計算結果表運行方式 馬村站負荷（MW） 馬村站無功補償（Mvar） 馬村站主變抽頭 馬村站母線電壓（kV） 0 230/115/ 36 230/115/ 66 230/115/ 96 230/115/ 夏大方式 126 230/115/ 0 230/115/ 36 230/115/ 表 的計算結果表明馬村變電站高壓側主抽頭選擇 230kV，中壓側電壓選擇 115kV 是合適的。根據《電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則》——“直接向 10kV 50配電網供電的降壓變壓器，應選用有載調壓型” 。220kV 馬村變直接向 10kV 配電網供電，故應選擇有載調壓變壓器，變比選為230177。8%/115/(kV)較為合適。 系統(tǒng)對變電站電氣主接線及有關電氣設備參數的要求 電氣主接線a）220kV 出線根據 220kV 馬村變電站接入系統(tǒng)推薦方案，本期共有 2 回220kV 線路，二期共出 6 回線路。馬村站本期出兩回線， “π”接華豐線，形成華樓線和豐樓線，二期再“π”接馬永線