廠用電快速切換相位差分析研究

黃 俊

（中國電建集團(tuán)江西省電力設(shè)計(jì)院有限公司，江西南昌 330096）

0 引言

在電廠運(yùn)行系統(tǒng)中，廠用電的運(yùn)行可靠性將直接影響機(jī)組、電廠甚至整個(gè)系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。為保證供電安全，電廠廠用電通常設(shè)置兩個(gè)獨(dú)立的電源接入。在機(jī)組運(yùn)行啟停過程中，為保證機(jī)組的安全運(yùn)行，機(jī)組須采取帶負(fù)荷方式進(jìn)行廠用電的切換。當(dāng)廠用正常工作電源發(fā)生故障或失電時(shí)，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(nèi)的運(yùn)行安全。國內(nèi)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(yùn)行和繼電保護(hù)要求有一定的運(yùn)行條件，其中相位差就是一個(gè)重要的判斷依據(jù)，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(guī)正常切換，即定期切換工作或發(fā)生檢修工作的切換；②非正常狀態(tài)切換，當(dāng)廠用電系統(tǒng)內(nèi)部發(fā)生故障，繼電保護(hù)動(dòng)作導(dǎo)致母線電壓瞬時(shí)下降或因工作人員操作不當(dāng)切除工作電源時(shí)，備用電源自動(dòng)裝置動(dòng)作；③事故切換，當(dāng)廠用電出現(xiàn)故障時(shí)，正常主電源斷路器跳開，導(dǎo)致廠用電母線失壓，需要采用快速切換裝置，根據(jù)主電源、備用電源、負(fù)荷等相關(guān)指標(biāo)進(jìn)行快速切換。

電廠廠用電源可來自于廠內(nèi)或廠外。通常當(dāng)電源為廠內(nèi)備用電源時(shí)，廠用電為同一系統(tǒng)，主備電源相位差非常小，滿足廠用電并列運(yùn)行條件，可采用先并后分方式保證廠用電不間斷供電。當(dāng)工作和備用電源引接于不同系統(tǒng)，則因受外部系統(tǒng)影響，兩電源相位角度之間存在差值，即相位差。當(dāng)相位差較大時(shí)，備用電源進(jìn)行切換時(shí)應(yīng)充分考慮并列運(yùn)行條件，以免出現(xiàn)保護(hù)誤動(dòng)，影響運(yùn)行安全。電能在系統(tǒng)傳輸?shù)倪^程中，系統(tǒng)功率在隨時(shí)變化，同時(shí)線路和變壓器的阻抗均會(huì)影響廠用電系統(tǒng)相位差。

在實(shí)際電網(wǎng)中線路的電抗遠(yuǎn)大于電阻，根據(jù)P—Q 分解法有：ΔP=-HΔδ，而系數(shù)矩陣H=VD1BVD1，則ΔP=-VD1BVD1Δδ，即。由此可知，在系統(tǒng)中相位差主要受到線路的注入功率、節(jié)點(diǎn)的電壓及線路的電路參數(shù)決定。根據(jù)理論分析，出現(xiàn)相位差最大的情形通常是在系統(tǒng)中各發(fā)電機(jī)滿負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)，系統(tǒng)的注入功率最大時(shí)；還有當(dāng)線路或主變停運(yùn)檢修時(shí)，系統(tǒng)內(nèi)阻抗較大的狀態(tài)。

2 案例建模

下面通過PSD-BPA 軟件來建模實(shí)際電廠廠用電系統(tǒng)，華能瑞金電廠二期擴(kuò)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(tǒng)，有必要進(jìn)行廠用電相位差校核計(jì)算，以及分析運(yùn)行中存在的其他因素影響。

2.1 發(fā)電廠工程概況

2.1.1 電力系統(tǒng)概括

江西電網(wǎng)位于華中電網(wǎng)東南部，由南昌等12 個(gè)地區(qū)電網(wǎng)組成，與華中主網(wǎng)由3 條500 kV 線路相聯(lián)。目前江西500 kV 電網(wǎng)形成了“兩縱四橫”500 kV 骨干網(wǎng)架。

江西電網(wǎng)全口徑電源裝機(jī)容量35 540 MW，其中：水電裝機(jī)容量6270 MW（含抽蓄裝機(jī)容量1200 MW）；火電裝機(jī)容量21 650 MW；其他（風(fēng)電、光伏和生物質(zhì)等新能源）裝機(jī)容量7620 MW。江西電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)電源裝機(jī)容量25 430 MW，其中：水電裝機(jī)容量3020 MW（含抽水蓄能裝機(jī)容量1200 MW）；火電裝機(jī)容量18 940 MW；風(fēng)電裝機(jī)容量2200 MW；光伏裝機(jī)容量1270 MW。

江西電網(wǎng)有500 kV 變電站22 座，主變37 臺(tái)，變電總?cè)萘?8 750 MV·A；有220 kV 公用變電站154 座，開關(guān)站8 座，主變279 臺(tái)，變電總?cè)萘?4 760 MV·A；有500 kV 線路57 條，線路總長度4753 km（含網(wǎng)間聯(lián)絡(luò)線）；有220 kV 公用線路494條，線路總長度13 166 km。

江西全社會(huì)用電量1428.8 億kW·h，增長10.4%；統(tǒng)調(diào)用電量1163.3 億kW·h，增長11.32%；全社會(huì)最大負(fù)荷25 300 MW，增長9.9%；統(tǒng)調(diào)最高負(fù)荷22 300 MW，增長11.3%。

瑞金電廠二期投產(chǎn)前，贛州中西部地區(qū)及瑞金電廠二期周邊220 kV 及以上電網(wǎng)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(dǎo)線改造為2×LGJ-400 導(dǎo)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(cè)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?chǔ)?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(fā)電有限責(zé)任公司（以下簡稱為“瑞金電廠”）位于江西省贛州市贛縣區(qū)的茅店鎮(zhèn)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(qū)分別為14 km 和19 km。

瑞金電廠一期工程2×350 MW 機(jī)組僅通過220 kV 電壓接入系統(tǒng)，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(dǎo)線截面至山田線路采用2×LGJ-240 型導(dǎo)線，至渡口線路采用2×LGJ-300 型導(dǎo)線，至龍崗雙回均采用2×LGJ-300 型導(dǎo)線；電廠一期220 kV 主接線采用雙母線接線。

瑞金電廠二期擴(kuò)建工程2×1000 MW 機(jī)組位于華能瑞金電廠擴(kuò)建端，于2021 年3 月份全部建成投產(chǎn)。根據(jù)《國網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司關(guān)于江西贛州瑞金電廠二期500 kV 送出工程可行性研究報(bào)告的復(fù)核評審意見》經(jīng)研咨［2018］737 號，瑞金電廠二期2×1000 MW 機(jī)組以500 kV 一級電壓接入系統(tǒng)，電廠出線2 回，π 入贛州西—贛州500 kV 線路。500 贛州北開關(guān)站投產(chǎn)后，電廠2 回500 kV 出線接入贛州北500 kV 開關(guān)站（圖1）。新建線路路徑長度20.9 km，按兩個(gè)單回路架設(shè)，其中贛州西側(cè)10.7 km，贛州側(cè)10.2 km，導(dǎo)線截面為4×400 mm2，最高允許溫度按80 ℃設(shè)計(jì)。

2.1.3 發(fā)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(fā)電機(jī)主變低壓側(cè)引出，其中每臺(tái)發(fā)電機(jī)配置2 臺(tái)廠用變壓器，廠用變壓器參數(shù)見表1。

表1 廠用變壓器參數(shù)

廠用備用電源每臺(tái)機(jī)組配置1 臺(tái)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(shù)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(shù)

2.2 發(fā)電廠廠用電系統(tǒng)建模

2.2.1 計(jì)算程序和數(shù)學(xué)模型計(jì)算程序：PSD—BPA；發(fā)電機(jī)模型：采用考慮阻尼繞組的雙軸次暫態(tài)模型，具備調(diào)壓、調(diào)速系統(tǒng)；負(fù)荷模型：采用50%恒定阻抗和50%異步電機(jī)構(gòu)成的綜合負(fù)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(fù)荷數(shù)據(jù)

根據(jù)電廠運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)及電廠廠用電率，正常運(yùn)行時(shí)廠用負(fù)荷不超過單臺(tái)主變額定功率，考慮到機(jī)組啟停期間廠用負(fù)荷小于正常運(yùn)行負(fù)荷，本次計(jì)算中啟停時(shí)廠用負(fù)荷按20 MW 計(jì)算。

3 運(yùn)行方式及計(jì)算分析

發(fā)電機(jī)廠用電源切換過程：發(fā)電機(jī)廠用電正常工作電源為高廠變，廠用電負(fù)荷（10 kV 電機(jī)及低壓廠用負(fù)荷等）接入高廠變低壓側(cè)10 kV 廠用母線。當(dāng)機(jī)組停運(yùn)時(shí)，廠用電負(fù)荷在停機(jī)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(dāng)機(jī)組啟動(dòng)時(shí)，在開機(jī)過程中通過快切裝置將廠用電負(fù)荷由啟備變切換至高廠變接帶。一般啟動(dòng)過程中廠用電切換時(shí)，機(jī)組出力約為額定出力的20%～25%。

3.1 計(jì)算條件

瑞金電廠二期工程于2021 年建成投產(chǎn)，通過2 回500 kV線路送出。廠用角差計(jì)算時(shí)，正常方式考慮如下：

（1）計(jì)算水平年：2021 年。

（2）計(jì)算網(wǎng)架：采用2021 年網(wǎng)架，南昌直流特高壓、交流特高壓投產(chǎn)，贛州變?yōu)? 臺(tái)750 MV·A 主變，贛州西變?yōu)? 臺(tái)1000 MV·A 主變。

（3）計(jì)算負(fù)荷：贛州供電區(qū)4180 MW。

（4）運(yùn)行方式：贛州220 kV 電網(wǎng)與主網(wǎng)解環(huán)，贛州220 kV電網(wǎng)分區(qū)獨(dú)立運(yùn)行。

（5）開機(jī)方式：瑞金電廠全開。

3.2 正常運(yùn)行方式下的角差水平

正常運(yùn)行方式下，瑞金電廠一期廠用相位差具體結(jié)果見表3。備用電源切換至工作電源時(shí)，最大廠用相位差為10.4°。工作電源切換至備用電源時(shí)，最大廠用相位差為12°。計(jì)算備用電源切換至工作電源時(shí)，機(jī)組按滿出力作為偏嚴(yán)邊界考慮。實(shí)際上，該切換操作時(shí)機(jī)組負(fù)荷一般為裝機(jī)的20%～25%，廠用相位差要小。

表3 正常運(yùn)行方式下廠用相位差水平 °

3.3 機(jī)組檢修方式下的廠用相位差

當(dāng)瑞金電廠一期單臺(tái)機(jī)組檢修時(shí)，若由備用電源切換至工作電源，最大廠用相位差為12.5°。工作電源切換至備用電源，最大廠用相位差為14.1°。具體計(jì)算結(jié)果見表4。

表4 機(jī)組檢修方式下廠用相位差水平 °

3.4 其他因素對廠用相位差的影響

瑞金電廠一期220 kV 出線4 回，分別至3 個(gè)不同變電站，單回外送線路檢修對廠用相位差影響較小。當(dāng)500 kV 瑞金電廠二期外送線路檢修時(shí)，廠用相位差增大約1°。

4 結(jié)論

通過實(shí)例計(jì)算校核，主要結(jié)論如下：

（1）正常方式下，備用電源切換至工作電源時(shí)，瑞金二期相位差最大10.4°。工作電源切換至備用電源時(shí)，瑞金二期相位差最大12°。

（2）考慮到備用電源切換至工作電源的實(shí)際操作一般機(jī)組負(fù)荷為裝機(jī)的20%～25%，廠用相位差要小。

（3）瑞金電廠220 kV 外送線路的檢修對瑞金二期廠用相位差影響較小。當(dāng)500 kV 瑞金電廠二期至贛州1 回線檢修時(shí)，廠用相位差增大約1°。

（4）瑞金電廠檢修機(jī)組將使角差增大1°～2°。

根據(jù)仿真計(jì)算及理論分析，廠用電相位差與電網(wǎng)運(yùn)行方式相關(guān)，對相位差有影響的主要是直接與廠用電相聯(lián)線路的狀態(tài)、廠用電負(fù)荷接帶、機(jī)組的開停機(jī)及外部電網(wǎng)電壓水平等。在電廠實(shí)際運(yùn)行工作和電廠廠用電引接設(shè)計(jì)中，需評估廠用電的相位差可能造成的影響。