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）

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：①常规正常切换，即定期切换工作或发生检修工作的切换；②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；③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P—Q 分解法有：ΔP=-HΔδ，而系数矩阵H=VD1BVD1，则ΔP=-VD1BVD1Δδ，即。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（2×180 MV·A），π 入万罗—万安水电厂单回220 kV 线路，形成和乐—万安（2×LGJ-400/44 km）、和乐—万罗（2×LGJ-400/40 km），π 入万罗—燕丰单回220 kV线路，形成和乐—万罗（2×LGJ-400/40 km）、和乐—燕丰（2×LGJ-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（2×LGJ-400/13 km）、将赣龙I 线由LGJ-400 导线改造为2×LGJ-400 导线。

（3）横岭220 kV 输变电工程（2×180 MV·A），新建横岭—赣州西双回220 kV 线路（2×LGJ-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（2×LGJ-400/6.9 km）线路。

（4）大塘220 kV 输变电工程（2×180 MV·A），π 入雷公山—嘉定单回220 kV 线路，形成大塘—嘉定（2×LGJ-240/18 km）、大塘—雷公山（2×LGJ-240/45 km），π 入燕丰—雷公山单回220 kV线路，形成大塘—燕丰（2×LGJ-240、LGJ-400/65 km）、大塘—雷公山（2×LGJ-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π入燕丰—大塘单回220 kV 线路，潭东变π 入燕丰—大塘单回220 kV 线路，形成赣州西牵引站—燕丰（2×LGJ-300/3 km）、赣州西牵引站—潭东（2×LGJ-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π入山田—渡口单回220 kV 线路，形成赣县北—山田（2×LGJ-240、LGJ-400/18 km）线路、赣县北—渡口（2×LGJ-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2×350 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2×LGJ-240 型导线，至渡口线路采用2×LGJ-300 型导线，至龙岗双回均采用2×LGJ-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2×1000 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2×1000 MW 机组以500 kV 一级电压接入系统，电厂出线2 回，π 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4×400 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。

表1 厂用变压器参数

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。

图2 瑞金电厂一期工程主接线

图3 瑞金电厂二期工程主接线

表2 启备变变压器参数

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：PSD—BPA；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

2.2.3 新增启备变模型

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。

表3 正常运行方式下厂用相位差水平 °

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。

表4 机组检修方式下厂用相位差水平 °

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1°～2°。

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。