單機運行對崇明電網安全運行的分析

范 兵,周捷錦

(上海市崇明電力公司,上海 202150)

0 引言

崇明電廠原有小容量火力發電機組3臺,總出力為165 MW。根據政府“節能減排、上大壓小”的要求,該小火力發電機組被納入2010年度計劃關停的范圍,視崇明島的具體地理情況,2010年底前先關停14號和15號機組,暫保留16號機組運行(出力為50 MW)。由于崇明電廠關停機組的時間緊迫,崇明電網相關配套工程實施滯后,對于崇明電網運行來說,是一次嚴峻的考驗。為此,有必要從負荷供需平衡、電網結線與運行方式、繼電保護自動化,以及負荷平衡、電能質量、運行操作等多方面進行深入研究,分析崇明電廠16號機組運行對崇明電網安全運行的影響。

1 崇明電網負荷供需平衡分析

1.1 電源點分析

1)發電機組 崇明電廠16號機組可調出力為50 MW,根據設備的周期性檢修要求,該機組每年需進行2次小修,且其附屬設備臨修工作較多,預計該機組年停電時間將大于20天。另外,該機組運行條件較差,停復役次數估計會多一些,考慮電網中主要設備“N-1”準則,故該機組在日常負荷平衡方面的作用將不計及。

2)外來電源 崇明島有3個外來電源點:一是上海電網,經220 kV洲長4285/4286電纜線送入長興變電站;二是江蘇海門電網,經220 kV海中4633/4634架空線送入中雙港變電站;三是江蘇南通電網,經110 kV崇海713線送入新海變電站。因轉供電電費結算費用較高等問題,崇海713線在正常方式下送入2 MW的負荷,故在負荷平衡方面也不作考慮。

3)新能源電源點 目前,崇明島的風力發電、太陽能發電,包括規劃中的桿秸發電項目,由于發電容量較小、受氣候條件等諸多因素的限制,有可能會影響電網的正常運行,故其在負荷平衡方面也不作考慮。

1.2 負荷需求量分析

1)2011—2012年崇明島最高負荷預測 根據2010年夏季用電最高負荷出現326 MW走勢,結合近年來的用電負荷增長率,以及崇明在上海社會經濟建設中的發展地位來分析,預計2011年崇明島最高負荷在370 MW左右,2012年崇明島最高負荷將突破400MW。

2)2011—2012年崇明三島最高負荷預測由于長興島域用電負荷以工業負荷為主,伴隨振華港機和造船集團的入駐,負荷已呈現小幅度增長,而橫沙島以農業為主,負荷增長不大。崇明三島(崇明、長興島、橫沙島)2011年度最高負荷預計為570 MW,2012年度最高負荷預計為640 MW。

1.3 負荷供需平衡分析

綜合上述用電負荷供需分析,在電網全結線方式下,崇明三島電網可用電源容量為680 MW (其中,上海電源可供 400 MW,江蘇電源可供280 MW)。從2011年負荷供需總量來預測,尚有部分盈余,而2012年負荷供需總量會處于弱平衡狀態。由于江蘇電源220 kV與上海電源220 kV在正常方式下不能采用并列方式運行,而220 kV堡北變電站預計又要到2012年年底方能投產,崇明電網結構限制了負荷的自由分配,故在2011年開始,會呈現因負荷分配不平衡而造成局部缺電局面,主要是由崇明電廠16號單機運行后,可調出力占崇明電網總容量大幅度下降引起。

2 崇明電網運行方式分析

2.1 單機運行時崇明電網的運行方式

1)中雙港站 220 kV雙母線由原并母運行方式改為分列運行方式;110 kV母線由并母運行方式改為分列運行方式;2臺主變中的1臺實現江蘇海門電源與崇明電廠16號單機的并網,另1臺主變則供110 kV和35 kV終端負荷。

2)崇明電廠 110 kV雙母線由原并母運行方式改分列運行方式,其中1條母線與單機并網,另一母線由中雙港變電站饋送本側終端;堡城1101/堡雙1102的其中一回線聯網、一回線饋供電廠110 kV正母或副母終端;堡城1101,堡長1109,堡汲1105和13號主變投110 kV正母(13號主變作備用);堡雙1102,堡豎1108和14號主變投110 kV副母。

2.2 單機運行后帶來的問題分析

1)中雙港站主變超載 鑒于對用戶持續供電、優質服務以及崇明社會、經濟快速發展的良好環境要求,不宜長期采取限負荷措施,則在2011年度,扣除崇明東部 220 kV陳家鎮所帶負荷50 MW,中雙港站主變將會承擔最高320 MW的負荷,若以功率因數0.95計算,中雙港站主變勢必會出現嚴重超載40%的問題。

2)操作風險增大 由于崇明電網結線全部為分列運行(江蘇海門站-中雙港站-陳家鎮站/電廠,整個聯網途徑為分列運行),造成各級變電站的并列和解列操作十分不便,對電網的運行管理工作造成制約,降低了各級電網的供電可靠性,存在一定程度的操作風險。

3)遠端出現低電壓 由于遠距離供電,各級電網的電壓調節存在一定的困難,會使遠端站的末端電壓出現低電壓,主要集中在35 kV港沿站、堡鎮站、新河站等原先由崇明電廠供電的區域,35 kV電壓等級將會達到33 kV,遠低于-3%的下限標準。同時,低電壓可能會對一些電力設備造成損壞,給電力公司帶來賠償的風險。

2.3 現有電網結構下的運行方式分析

2.3.1 運行方式調整

1)轉移220 kV負荷 將110 kV汲浜站全部改由220 kV陳家鎮站供電,陳家鎮站全部由上海電源供電,堡汲1105作充電運行,則上海電源可向崇明島供入負荷70 MW。

2)轉移110 kV負荷 將110 kV新海站1號主變、35 kV廟鎮站、東風站、三星站負荷改由江蘇南通經崇海713供電,則江蘇南通電源供入負荷約35 MW。

2.3.2 負荷轉移后的利弊

通過上述220 kV和110 kV負荷轉移后,增加滿足了部分社會用電需求,但尚未解決全部問題。在該方式下,江蘇海門站220 kV口子轉供可控制在280MW以下,而在崇明電網最高負荷為370 MW條件下,中雙港站主變仍為超載運行,超載率由原來的40%下降為20%,但仍無法滿足設備的正常運行需要。

3 繼電保護和自動裝置運行分析

3.1 不宜采用并列運行方式

中雙港站海中4633/4634,采用的是高頻方向和高頻距離保護,其中高頻距離保護裝置所要求的最小精工電流為0.1In,而保護用電流互感器的變比為600∶5(二次額定電流為5 A),即一次故障電流考慮靈敏度(要求線路末端故障4倍靈敏度)后滿足大于60 A。

單機時,若崇明電廠至江蘇海門站的聯網途徑均分列運行,即110 kV的1101或1102單線、中雙港站單臺主變、220 kV 4633或4634單線聯網,則線末故障最小電流為315 A,考慮4倍靈敏度后為79 A,大于要求的60 A,可以滿足該距離保護精工電流的要求。若該聯網途徑為并列運行,即1101和1102雙線、中雙港站雙臺主變、4633和4634雙線聯網,則線末故障最小電流為192 A,考慮4倍靈敏度后為48 A,小于要求的60 A,無法滿足該距離保護精工電流的要求。為此,不宜采用并列運行方式,只能采取分列運行方式。

3.2 下級保護與上級電源保護配合困難

在崇明電廠單機運行下,中雙港站220 kV和110 kV母線全部分列運行,由于上級保護江蘇南通電源側保護定值,在崇明終端方式下電源側采用速切(即保護范圍長且時限小),崇明電網下級保護與電源保護很難配合,增加了越動的可能。

3.3 安全自動裝置不適應單機運行

崇明電廠單機運行時,電廠端為潮流大量受進側,電廠端與電網間未安裝低頻/電壓解列裝置,若發生中雙港站側設備故障,即使電網穩定控制系統能夠可靠動作,但也無法確保電廠機組穩定運行。另外,解列后的崇明電廠小系統內,低周減載裝置處在滑差變化超整定值,低周減載裝置會閉鎖,增加了崇明電廠單機因頻率/電壓下跌造成瓦解的可能性。

4 存在的主要問題

崇明電廠16號機組單機運行后,崇明電網可能會發生一些問題。

1)中雙港站主變超載且無法滿足N-1要求目前,崇明電廠出力基本能維持電廠區域內的負荷供應,但在單機運行或一旦全廠機組停運時,電廠區域內的110 kV和35 kV主要負荷(100～150 MW)勢必只能通過220 kV中雙港站唯一轉供,從而造成中雙港站主變嚴重超載。此外,崇明島的生態島建設,新增負荷向中雙港站所供區域的城橋鎮地區集中,更增加了該主變的負擔。

2)兩個片區的運行及操作風險增大 崇明電廠單機運行后大量負荷需從上海電源和江蘇電源輸入,由于這兩個電源無法并列,崇明電網不得不形成220 kV中雙港站供電區域和220 kV陳家鎮站供電區域2個片區,這樣不僅降低了各級電網供電的可靠性,同時也增加了系統并列和解列操作的風險。

3)低電壓問題 如前所述,崇明電廠區域終端站及其他區域內的遠端站將會出現低電壓問題。

4)轉供電費用增大 如果把崇明島西部負荷轉移至110 kV崇海713線,就會給崇明電力公司帶來較大的轉供電費用。

5)220 kV堡北站工程滯后 規劃中的220 kV堡北站在一定程度上可以減輕電網負荷轉移壓力,減輕220 kV中雙港站的超載問題,但工程尚未動工,負荷無法實現有效轉移。

5 解決問題的主要措施

1)在中雙港站增加1臺主變 中雙港站所供的崇明南門地區用電為社會經濟發展地區,因此不宜對南門城區實施減負荷措施。建議在中雙港站增加1臺主變,這樣,崇明電廠側負荷可改由中雙港站新增的主變供電,而這臺主變正好可以緩解該地區的用電需求。

2)在陳家鎮站至汲浜站間增加第二回110 kV線路 220 kV堡北站尚未施工,鑒于崇明電廠單機運行方式的迫切性,現有的110 kV家汲1131線線路走廊為同桿雙回路設計,可在短時間內再增加1條110 kV線路,該線可從陳家鎮站架至汲浜站,并與開斷的1105線連接。該工程實施后,可將汲浜站負荷整體轉移至陳家鎮站(上海電源)供電,并可實現崇明電廠部分負荷通過該條新增線路由陳家鎮站供電,從而進一步將降低中雙港主變負載率,基本可控制在額定值以下。

3)增設無功補償裝置 對于可能產生電壓降低的問題,可以考慮增加無功補償裝置進一步完善無功就地平衡。以110 kV豎河站為例,考慮到該站為末端供電,可以在豎河站35 kV側增設電容器。另外,還可以選擇合適的地點安裝SVG等動態無功調節裝置。

4)改造16號機組的點火系統 崇明電廠16號機組單機運行時,勢必要面對經常性的投停操作,因其原有點火裝置為重油點火,點火時必須提供加熱的蒸汽,而在機組全停下蒸汽無法提供,故需改進16號機組的點火系統,將點火方式改為輕油點火方式,以盡可能的方式提供50 MW出力,同時也可提供部分動態無功電源。

5)加快建設220 kV堡北站 加快220 kV堡北站的建設進度,力爭于2012年底前按時投運,以實現負荷的有效平衡轉移,進一步改善崇明電網的結構。