厂用电快速切换相位差分析研究_黄俊.pdf

设备管理与维修2023 2（上）0引言在电厂运行系统中，厂用电的运行可靠性将直接影响机组、电厂甚至整个系统的稳定运行。为保证供电安全，电厂厂用电通常设置两个独立的电源接入。在机组运行启停过程中，为保证机组的安全运行，机组须采取带负荷方式进行厂用电的切换。当厂用正常工作电源发生故障或失电时，须快速将厂用电电源由正常工作电源切换至事故备用电源，以保障厂内的运行安全。国内电厂的厂用电切换方式通常采用厂用电快速切换装置，而装置受到并列运行和继电保护要求有一定的运行条件，其中相位差就是一个重要的判断依据，研究厂用电快速切换相位差影响因素有一定意义。1厂用电切换原理和相位差影响因素分析厂用电的切换方式一般可分为以下 3 类：常规正常切换，即定期切换工作或发生检修工作的切换；非正常状态切换，当厂用电系统内部发生故障，继电保护动作导致母线电压瞬时下降或因工作人员操作不当切除工作电源时，备用电源自动装置动作；事故切换，当厂用电出现故障时，正常主电源断路器跳开，导致厂用电母线失压，需要采用快速切换装置，根据主电源、备用电源、负荷等相关指标进行快速切换。电厂厂用电源可来自于厂内或厂外。通常当电源为厂内备用电源时，厂用电为同一系统，主备电源相位差非常小，满足厂用电并列运行条件，可采用先并后分方式保证厂用电不间断供电。当工作和备用电源引接于不同系统，则因受外部系统影响，两电源相位角度之间存在差值，即相位差。当相位差较大时，备用电源进行切换时应充分考虑并列运行条件，以免出现保护误动，影响运行安全。电能在系统传输的过程中，系统功率在随时变化，同时线路和变压器的阻抗均会影响厂用电系统相位差。在实际电网中线路的电抗远大于电阻，根据 PQ 分解法有：P=-H，而系数矩阵 H=VD1BVD1，则 P=-VD1BVD1，即=-PVD1BVD12。由此可知，在系统中相位差主要受到线路的注入功率、节点的电压及线路的电路参数决定。根据理论分析，出现相位差最大的情形通常是在系统中各发电机满负荷运行状态，系统的注入功率最大时；还有当线路或主变停运检修时，系统内阻抗较大的状态。2案例建模下面通过 PSD-BPA 软件来建模实际电厂厂用电系统，华能瑞金电厂二期扩建工程拟从瑞金电厂一期工程引接备用电源，厂用电源引至不同电压系统，有必要进行厂用电相位差校核计算，以及分析运行中存在的其他因素影响。2.1发电厂工程概况2.1.1电力系统概括江西电网位于华中电网东南部，由南昌等 12 个地区电网组成，与华中主网由 3 条 500 kV 线路相联。目前江西 500 kV 电网形成了“两纵四横”500 kV 骨干网架。江西电网全口径电源装机容量 35 540 MW，其中：水电装机容量 6270 MW（含抽蓄装机容量 1200 MW）；火电装机容量21 650 MW；其他（风电、光伏和生物质等新能源）装机容量7620 MW。江西电网统调电源装机容量25 430 MW，其中：水电装机容量 3020 MW（含抽水蓄能装机容量 1200 MW）；火电装机容量18 940 MW；风电装机容量 2200 MW；光伏装机容量 1270 MW。江西电网有 500 kV 变电站 22 座，主变 37 台，变电总容量28 750 MV A；有 220 kV 公用变电站 154 座，开关站 8 座，主变 279 台，变电总容量 44 760 MV A；有 500 kV 线路 57 条，线路总长度 4753 km（含网间联络线）；有 220 kV 公用线路 494条，线路总长度 13 166 km。江西全社会用电量 1428.8 亿 kW h，增长 10.4%；统调用电量1163.3 亿 kW h，增长 11.32%；全社会最大负荷 25 300 MW，增长 9.9%；统调最高负荷 22 300 MW，增长 11.3%。瑞金电厂二期投产前，赣州中西部地区及瑞金电厂二期周边 220 kV 及以上电网主要变化有：（1）和乐 220 kV 输变电工程（2180 MV A），入万罗万安水电厂单回 220 kV 线路，形成和乐万安（2LGJ-400/44 km）、和乐万罗（2LGJ-400/40 km），入万罗燕丰单回 220 kV线路，形成和乐万罗（2LGJ-400/40 km）、和乐燕丰（2LGJ-400/12 km）线路。（2）赣州龙岗线路工程，新建赣州龙岗第三回 220 kV线路（2LGJ-400/13 km）、将赣龙 I 线由 LGJ-400 导线改造为2LGJ-400 导线。（3）横岭 220 kV 输变电工程（2180 MV A），新建横岭厂用电快速切换相位差分析研究黄俊（中国电建集团江西省电力设计院有限公司，江西南昌330096）摘要：简述火电厂内部厂用电切换方式及其原理，分析厂用电切换时影响相位差的因素，利用 PSD-BPA 对实际案例的计算分析，给出在各种运行方式下的相位差，为厂用电设计及电厂运行提供参考。关键词：厂用电；快速切换；相位差中图分类号：TM762文献标识码：BDOI：10.16621/ki.issn1001-0599.2023.02.0410设备管理与维修2023 2（上）赣州西双回 220 kV 线路（2LGJ-630/27.2 km），燕丰潭东双回220 kV 线路燕丰侧改接入横岭变，形成横岭燕丰（2LGJ-400/6.9 km）线路。（4）大塘 220 kV 输变电工程（2180 MV A），入雷公山嘉定单回 220 kV 线路，形成大塘嘉定（2LGJ-240/18 km）、大塘雷公山（2LGJ-240/45 km），入燕丰雷公山单回 220 kV线路，形成大塘燕丰（2LGJ-240、LGJ-400/65 km）、大塘雷公山（2LGJ-240、LGJ-400/45 km）线路。（5）赣州西牵引站 220 kV 外部供电工程，赣州西牵引站 入燕丰大塘单回 220 kV 线路，潭东变 入燕丰大塘单回220 kV 线路，形成赣州西牵引站燕丰（2LGJ-300/3 km）、赣州西牵引站潭东（2LGJ-300/12 km）线路、大塘潭东（LGJ-400/50 km）。（6）赣县北牵引站 220 kV 外部供电工程，赣县北牵引站 入山田渡口单回 220 kV 线路，形成赣县北山田（2LGJ-240、LGJ-400/18 km）线路、赣县北渡口（2LGJ-300、LGJ-400/40 km）。2.1.2电厂接入方案华能瑞金发电有限责任公司（以下简称为“瑞金电厂”）位于江西省赣州市赣县区的茅店镇的上坝村，电厂东邻贡江，北距 323 国道及京九铁路 2 km，距东北面赣县火车站4 km，距离赣县和赣州市城区分别为 14 km 和 19 km。瑞金电厂一期工程 2350 MW 机组仅通过 220 kV 电压接入系统，目前电厂一期 220 kV 出线 4 回，其中至龙岗变 2 回，至山田变 1 回，至渡口变 1 回，导线截面至山田线路采用 2LGJ-240 型导线，至渡口线路采用 2LGJ-300 型导线，至龙岗双回均采用 2LGJ-300 型导线；电厂一期 220 kV 主接线采用双母线接线。瑞金电厂二期扩建工程 21000 MW 机组位于华能瑞金电厂扩建端，于 2021 年 3 月份全部建成投产。根据 国网经济技术研究院有限公司关于江西赣州瑞金电厂二期500 kV 送出工程可行性研究报告的复核评审意见 经研咨 2018 737 号，瑞金电厂二期 21000 MW 机组以 500 kV 一级电压接入系统，电厂出线 2 回，入赣州西赣州 500 kV 线路。500 赣州北开关站投产后，电厂 2 回 500 kV 出线接入赣州北 500 kV 开关站（图 1）。新建线路路径长度 20.9 km，按两个单回路架设，其中赣州西侧 10.7 km，赣州侧10.2 km，导线截面为 4400 mm2，最高允许温度按 80 设计。2.1.3发电厂厂用电引接方案华能瑞金电厂二期厂用电工作电源由发电机主变低压侧引出，其中每台发电机配置2台厂用变压器，厂用变压器参数见表1。厂用备用电源每台机组配置 1 台启备变，以 220 kV 电压等级引自电厂一期220 kV 母线，启备变变压器参数见表 2，电厂一期、二期工程主接线如图 2、图 3 所示。2.2发电厂厂用电系统建模2.2.1计算程序和数学模型计算程序：PSDBPA；发电机模型：采用考虑阻尼绕组的双轴次暂态模型，具备调压、调速系统；负荷模型：采用 50恒定阻抗和 50异步电机构成的综合负荷模型。2.2.2新增高厂变模型根据高厂变参数新增高厂变模型，其中变压器阻抗标幺值图 2瑞金电厂一期工程主接线表 1厂用变压器参数型式容量/MV A电压比短路阻抗联接组别调压方式 冷却方式三相双绕组，油浸式有载调压37372781.25%10.5 kVUk=10.5%YNd11有载调压自冷式图 1瑞金电厂二期接入系统方案型式三相双绕组分裂，油浸式有载调压容量/MV A6237-37电压比23081.25%10.5 kV短路阻抗Uk=10.5%联接组别YNd11d11调压方式有载调压冷却方式自冷式表 2启备变变压器参数11设备管理与维修2023 2（上）XT=Uk%100SjSg=0.10510037=0.284。2.2.3新增启备变模型根据启备变参数新增启备变模型，其中变压器阻抗标幺值XT=Uk%100SjSg=0.10510037=0.284。2.2.4负荷数据根据电厂运行经验及电厂厂用电率，正常运行时厂用负荷不超过单台主变额定功率，考虑到机组启停期间厂用负荷小于正常运行负荷，本次计算中启停时厂用负荷按 20 MW 计算。3运行方式及计算分析发电机厂用电源切换过程：发电机厂用电正常工作电源为高厂变，厂用电负荷（10 kV 电机及低压厂用负荷等）接入高厂变低压侧 10 kV 厂用母线。当机组停运时，厂用电负荷在停机过程中通过厂用电快切装置由高厂变切换至启备变接带；当机组启动时，在开机过程中通过快切装置将厂用电负荷由启备变切换至高厂变接带。一般启动过程中厂用电切换时，机组出力约为额定出力的 20%25%。3.1计算条件瑞金电厂二期工程于 2021 年建成投产，通过 2 回 500 kV线路送出。厂用角差计算时，正常方式考虑如下：（1）计算水平年：2021 年。（2）计算网架：采用 2021 年网架，南昌直流特高压、交流特高压投产，赣州变为 2 台 750 MV A 主变，赣州西变为 1 台1000 MV A 主变。（3）计算负荷：赣州供电区 4180 MW。（4）运行方式：赣州 220 kV 电网与主网解环，赣州 220 kV电网分区独立运行。（5）开机方式：瑞金电厂全开。3.2正常运行方式下的角差水平正常运行方式下，瑞金电厂一期厂用相位差具体结果见表 3。备用电源切换至工作电源时，最大厂用相位差为 10.4。工作电源切换至备用电源时，最大厂用相位差为 12。计算备用电源切换至工作电源时，机组按满出力作为偏严边界考虑。实际上，该切换操作时机组负荷一般为装机的 20%25%，厂用相位差要小。3.3机组检修方式下的厂用相位差当瑞金电厂一期单台机组检修时，若由备用电源切换至工作电源，最大厂用相位差为 12.5。工作电源切换至备用电源，最大厂用相位差为 14.1。具体计算结果见表 4。3.4其他因素对厂用相位差的影响瑞金电厂一期 220 kV 出线 4 回，分别至 3 个不同变电站，单回外送线路检修对厂用相位差影响较小。当 500 kV 瑞金电厂二期外送线路检修时，厂用相位差增大约 1。4结论通过实例计算校核，主要结论如下：（1）正常方式下，备用电源切换至工作电源时，瑞金二期相位差最大 10.4。工作电源切换至备用电源时，瑞金二期相位差最大 12。（2）考虑到备用电源切换至工作电源的实际操作一般机组负荷为装机的 20%25%，厂用相位差要小。（3）瑞金电厂 220 kV 外送线路的检修对瑞金二期厂用相位差影响较小。当 500 kV 瑞金电厂二期至赣州 1 回线检修时，厂用相位差增大约 1。（4）瑞金电厂检修机组将使角差增大 12。根据仿真计算及理论分析，厂用电相位差与电网运行方式相关，对相位差有影响的主要是直接与厂用电相联线路的状态、厂用电负荷接带、机组的开停机及外部电网电压水平等。在电厂实际运行工作和电厂厂用电引接设计中，需评估厂用电的相位差可能造成的影响。参考文献1窦占顺.考虑厂外备用电源的发电厂厂用电快速切换研究 D.济南：山东大学，2018.2何仰赞，温增银.电力系统分析 M.武汉：华中科技大学出版社，2002.3王亚娟.600 MW 火电机组厂用电相角差分析与仿真 J.华中电力，2006（4）：12-15.4刘增远，康小宁，郭峰.厂用电电源切换时的相位差问题探讨 J.继电器，2007（11）：61-64.编辑张韵图 3瑞金电厂二期工程主接线表 3正常运行方式下厂用相位差水平切换方向机组工作电源相角备用电源相角相位差备用电源切换工作电源3#-46.1-52.86.74#-40.8-51.210.4工作电源切换备用电源3#-9.1-2111.94#-9-2112表 4机组检修方式下厂用相位差水平切换方向机组工作电源相角备用电源相角相位差备用电源切换工作电源3#-54.9-63.78.84#-49.6-62.112.5工作电源切换备用电源3#-16.4-30.313.94#-16.2-30.314.112