廠用電快速切換相位差分析研究

2023-03-07 06:08:06黃俊

設備管理與維修 2023年3期

黃俊

（中國電建集團江西省電力設計院有限公司，江西南昌 330096）

0 引言

在電廠運行系統中，廠用電的運行可靠性將直接影響機組、電廠甚至整個系統的穩定運行。為保證供電安全，電廠廠用電通常設置兩個獨立的電源接入。在機組運行啟停過程中，為保證機組的安全運行，機組須采取帶負荷方式進行廠用電的切換。當廠用正常工作電源發生故障或失電時，須快速將廠用電電源由正常工作電源切換至事故備用電源，以保障廠內的運行安全。國內電廠的廠用電切換方式通常采用廠用電快速切換裝置，而裝置受到并列運行和繼電保護要求有一定的運行條件，其中相位差就是一個重要的判斷依據，研究廠用電快速切換相位差影響因素有一定意義。

1 廠用電切換原理和相位差影響因素分析

廠用電的切換方式一般可分為以下3 類：①常規正常切換，即定期切換工作或發生檢修工作的切換；②非正常狀態切換，當廠用電系統內部發生故障，繼電保護動作導致母線電壓瞬時下降或因工作人員操作不當切除工作電源時，備用電源自動裝置動作；③事故切換，當廠用電出現故障時，正常主電源斷路器跳開，導致廠用電母線失壓，需要采用快速切換裝置，根據主電源、備用電源、負荷等相關指標進行快速切換。

電廠廠用電源可來自于廠內或廠外。通常當電源為廠內備用電源時，廠用電為同一系統，主備電源相位差非常小，滿足廠用電并列運行條件，可采用先并后分方式保證廠用電不間斷供電。當工作和備用電源引接于不同系統，則因受外部系統影響，兩電源相位角度之間存在差值，即相位差。當相位差較大時，備用電源進行切換時應充分考慮并列運行條件，以免出現保護誤動，影響運行安全。電能在系統傳輸的過程中，系統功率在隨時變化，同時線路和變壓器的阻抗均會影響廠用電系統相位差。

在實際電網中線路的電抗遠大于電阻，根據P—Q 分解法有：ΔP=-HΔδ，而系數矩陣H=VD1BVD1，則ΔP=-VD1BVD1Δδ，即。由此可知，在系統中相位差主要受到線路的注入功率、節點的電壓及線路的電路參數決定。根據理論分析，出現相位差最大的情形通常是在系統中各發電機滿負荷運行狀態，系統的注入功率最大時；還有當線路或主變停運檢修時，系統內阻抗較大的狀態。

2 案例建模

下面通過PSD-BPA 軟件來建模實際電廠廠用電系統，華能瑞金電廠二期擴建工程擬從瑞金電廠一期工程引接備用電源，廠用電源引至不同電壓系統，有必要進行廠用電相位差校核計算，以及分析運行中存在的其他因素影響。

2.1 發電廠工程概況

2.1.1 電力系統概括

江西電網位于華中電網東南部，由南昌等12 個地區電網組成，與華中主網由3 條500 kV 線路相聯。目前江西500 kV 電網形成了“兩縱四橫”500 kV 骨干網架。

江西電網全口徑電源裝機容量35 540 MW，其中：水電裝機容量6270 MW（含抽蓄裝機容量1200 MW）；火電裝機容量21 650 MW；其他（風電、光伏和生物質等新能源）裝機容量7620 MW。江西電網統調電源裝機容量25 430 MW，其中：水電裝機容量3020 MW（含抽水蓄能裝機容量1200 MW）；火電裝機容量18 940 MW；風電裝機容量2200 MW；光伏裝機容量1270 MW。

江西電網有500 kV 變電站22 座，主變37 臺，變電總容量28 750 MV·A；有220 kV 公用變電站154 座，開關站8 座，主變279 臺，變電總容量44 760 MV·A；有500 kV 線路57 條，線路總長度4753 km（含網間聯絡線）；有220 kV 公用線路494條，線路總長度13 166 km。

江西全社會用電量1428.8 億kW·h，增長10.4%；統調用電量1163.3 億kW·h，增長11.32%；全社會最大負荷25 300 MW，增長9.9%；統調最高負荷22 300 MW，增長11.3%。

瑞金電廠二期投產前，贛州中西部地區及瑞金電廠二期周邊220 kV 及以上電網主要變化有：

（1）和樂220 kV 輸變電工程（2×180 MV·A），π 入萬羅—萬安水電廠單回220 kV 線路，形成和樂—萬安（2×LGJ-400/44 km）、和樂—萬羅（2×LGJ-400/40 km），π 入萬羅—燕豐單回220 kV線路，形成和樂—萬羅（2×LGJ-400/40 km）、和樂—燕豐（2×LGJ-400/12 km）線路。

（2）贛州—龍崗線路工程，新建贛州—龍崗第三回220 kV線路（2×LGJ-400/13 km）、將贛龍I 線由LGJ-400 導線改造為2×LGJ-400 導線。

（3）橫嶺220 kV 輸變電工程（2×180 MV·A），新建橫嶺—贛州西雙回220 kV 線路（2×LGJ-630/27.2 km），燕豐—潭東雙回220 kV 線路燕豐側改接入橫嶺變，形成橫嶺—燕豐（2×LGJ-400/6.9 km）線路。

（4）大塘220 kV 輸變電工程（2×180 MV·A），π 入雷公山—嘉定單回220 kV 線路，形成大塘—嘉定（2×LGJ-240/18 km）、大塘—雷公山（2×LGJ-240/45 km），π 入燕豐—雷公山單回220 kV線路，形成大塘—燕豐（2×LGJ-240、LGJ-400/65 km）、大塘—雷公山（2×LGJ-240、LGJ-400/45 km）線路。

（5）贛州西牽引站220 kV 外部供電工程，贛州西牽引站π入燕豐—大塘單回220 kV 線路，潭東變π 入燕豐—大塘單回220 kV 線路，形成贛州西牽引站—燕豐（2×LGJ-300/3 km）、贛州西牽引站—潭東（2×LGJ-300/12 km）線路、大塘—潭東（LGJ-400/50 km）。

（6）贛縣北牽引站220 kV 外部供電工程，贛縣北牽引站π入山田—渡口單回220 kV 線路，形成贛縣北—山田（2×LGJ-240、LGJ-400/18 km）線路、贛縣北—渡口（2×LGJ-300、LGJ-400/40 km）。

2.1.2 電廠接入方案

華能瑞金發電有限責任公司（以下簡稱為“瑞金電廠”）位于江西省贛州市贛縣區的茅店鎮的上壩村，電廠東鄰貢江，北距323 國道及京九鐵路2 km，距東北面贛縣火車站4 km，距離贛縣和贛州市城區分別為14 km 和19 km。

瑞金電廠一期工程2×350 MW 機組僅通過220 kV 電壓接入系統，目前電廠一期220 kV 出線4 回，其中至龍崗變2 回，至山田變1 回，至渡口變1 回，導線截面至山田線路采用2×LGJ-240 型導線，至渡口線路采用2×LGJ-300 型導線，至龍崗雙回均采用2×LGJ-300 型導線；電廠一期220 kV 主接線采用雙母線接線。

瑞金電廠二期擴建工程2×1000 MW 機組位于華能瑞金電廠擴建端，于2021 年3 月份全部建成投產。根據《國網經濟技術研究院有限公司關于江西贛州瑞金電廠二期500 kV 送出工程可行性研究報告的復核評審意見》經研咨［2018］737 號，瑞金電廠二期2×1000 MW 機組以500 kV 一級電壓接入系統，電廠出線2 回，π 入贛州西—贛州500 kV 線路。500 贛州北開關站投產后，電廠2 回500 kV 出線接入贛州北500 kV 開關站（圖1）。新建線路路徑長度20.9 km，按兩個單回路架設，其中贛州西側10.7 km，贛州側10.2 km，導線截面為4×400 mm2，最高允許溫度按80 ℃設計。

2.1.3 發電廠廠用電引接方案

華能瑞金電廠二期廠用電工作電源由發電機主變低壓側引出，其中每臺發電機配置2 臺廠用變壓器，廠用變壓器參數見表1。

表1 廠用變壓器參數

廠用備用電源每臺機組配置1 臺啟備變，以220 kV 電壓等級引自電廠一期220 kV 母線，啟備變變壓器參數見表2，電廠一期、二期工程主接線如圖2、圖3 所示。

圖2 瑞金電廠一期工程主接線

圖3 瑞金電廠二期工程主接線

表2 啟備變變壓器參數

2.2 發電廠廠用電系統建模

2.2.1 計算程序和數學模型計算程序：PSD—BPA；發電機模型：采用考慮阻尼繞組的雙軸次暫態模型，具備調壓、調速系統；負荷模型：采用50%恒定阻抗和50%異步電機構成的綜合負荷模型。

2.2.2 新增高廠變模型

2.2.3 新增啟備變模型

2.2.4 負荷數據

根據電廠運行經驗及電廠廠用電率，正常運行時廠用負荷不超過單臺主變額定功率，考慮到機組啟停期間廠用負荷小于正常運行負荷，本次計算中啟停時廠用負荷按20 MW 計算。

3 運行方式及計算分析

發電機廠用電源切換過程：發電機廠用電正常工作電源為高廠變，廠用電負荷（10 kV 電機及低壓廠用負荷等）接入高廠變低壓側10 kV 廠用母線。當機組停運時，廠用電負荷在停機過程中通過廠用電快切裝置由高廠變切換至啟備變接帶；當機組啟動時，在開機過程中通過快切裝置將廠用電負荷由啟備變切換至高廠變接帶。一般啟動過程中廠用電切換時，機組出力約為額定出力的20%～25%。