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      廠用電快速切換相位差分析研究

      2023-03-07 06:08:06
      設(shè)備管理與維修 2023年3期
      關(guān)鍵詞:廠用瑞金廠用電

      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。

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