王林虎

（廣東粵電新會(huì)發(fā)電有限公司，廣東 江門(mén) 529149）

為進(jìn)一步推動(dòng)我國(guó)潔凈煤技術(shù)發(fā)展，促進(jìn)煤炭清潔高效利用和電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化，增強(qiáng)國(guó)產(chǎn)重型燃機(jī)自主創(chuàng)新能力，準(zhǔn)備在廣東粵電新會(huì)發(fā)電廠建設(shè)一臺(tái)12 萬(wàn)kW 級(jí)IGCC 示范發(fā)電機(jī)組，安裝具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的F 級(jí)燃?xì)廨啓C(jī)，配套建設(shè)國(guó)產(chǎn)煤氣化設(shè)施和穩(wěn)定試驗(yàn)裝置。電網(wǎng)公司為此項(xiàng)目建設(shè)送出工程，由于對(duì)國(guó)產(chǎn)自主燃機(jī)研發(fā)和帶電負(fù)荷測(cè)試工作較多，為保證安全運(yùn)行對(duì)接入系統(tǒng)方案對(duì)電網(wǎng)保護(hù)的影響進(jìn)行分析，確定合理的接入系統(tǒng)方案。

1 接入系統(tǒng)方案

國(guó)家級(jí)自主燃機(jī)發(fā)電試驗(yàn)平臺(tái)的容量為 1×120MW，計(jì)劃方案接入110kV 電網(wǎng)的110kV 江門(mén)新會(huì)黃沖站（如圖1所示）。

圖1

2 對(duì)江門(mén)電網(wǎng)繼電保護(hù)的影響

根據(jù)南網(wǎng)及江門(mén)供電局整定計(jì)算規(guī)程要求，黃沖站對(duì)側(cè)110kV 線路的距離Ⅲ段保護(hù)應(yīng)為黃沖站的變壓器提供遠(yuǎn)后備保護(hù)，并滿(mǎn)足規(guī)定的靈敏度（對(duì)變壓器低壓側(cè)有1.2 以上的靈敏系數(shù)）。

由于本電廠容量（120MW）在110kV 電源中相對(duì)較大，其助增作用較大，當(dāng)機(jī)組開(kāi)機(jī)時(shí)，將令黃沖站對(duì)側(cè)110kV 線路的距離Ⅱ、Ⅲ段保護(hù)對(duì)本線路范圍外故障的測(cè)量阻抗明顯變大，保護(hù)范圍明顯縮小。為確保黃沖站對(duì)側(cè)110kV 線路的距離Ⅲ段保護(hù)對(duì)黃沖站的變壓器的遠(yuǎn)后備保護(hù)作用，必須顯著增大距離Ⅲ段保護(hù)的整定值。一旦機(jī)組停機(jī)，原來(lái)適用于機(jī)組開(kāi)機(jī)方式的距離Ⅲ段保護(hù)的定值的保護(hù)范圍將顯著增大，若定值過(guò)大，其保護(hù)范圍將伸過(guò)部分10kV 配變的低壓側(cè)。目前變電站變壓器的后備保護(hù)及10kV 出線的保護(hù)均為電流保護(hù)，由于需考慮躲過(guò)最大負(fù)荷電流，在部分運(yùn)行方式下將出現(xiàn)這些電流保護(hù)看不到10kV 配變低壓側(cè)的故障，但110kV 線路的距離Ⅲ段保護(hù)卻能看到這些故障的情況，特別是當(dāng)110kV 線路距離Ⅲ段保護(hù)的定值是適用于機(jī)組開(kāi)機(jī)的運(yùn)行方式但機(jī)組實(shí)際處于停機(jī)狀態(tài)時(shí)。在臺(tái)風(fēng)或雷雨季節(jié)，由于電廠上網(wǎng)線路故障或電廠設(shè)備故障導(dǎo)致機(jī)組停機(jī)的幾率較高，一旦發(fā)生這種情況，黃沖站對(duì)側(cè)110kV 線路的距離Ⅱ、Ⅲ段保護(hù)對(duì)本線路范圍外故障的測(cè)量阻抗將馬上明顯變小，保護(hù)范圍馬上顯著增大，而此時(shí)10kV 配變發(fā)生故障的幾率卻非常高，因10kV 配變故障而導(dǎo)致110kV 線路距離Ⅲ段保護(hù)越級(jí)跳閘的幾率也變得非 常高。

為防范地區(qū)電網(wǎng)較大面積停電風(fēng)險(xiǎn)，盡量減少因保護(hù)動(dòng)作失去配合而造成的負(fù)荷損失，南網(wǎng)要求110kV 系統(tǒng)保護(hù)失配點(diǎn)應(yīng)盡量遠(yuǎn)離220kV 變電站110kV 母線，為實(shí)現(xiàn)此目標(biāo)，廣東地區(qū)110kV 電網(wǎng)保護(hù)定值整定普遍遵從由大電源端開(kāi)始向負(fù)荷端進(jìn)行反向保護(hù)配合的原則。為此江門(mén)電網(wǎng)110kV 線路的后備保護(hù)需解決以下問(wèn)題。

1）存在配合關(guān)系的110kV 線路的后備保護(hù)段全部存在保護(hù)范圍重疊的問(wèn)題，只能通過(guò)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間進(jìn)行配合，但由于保護(hù)動(dòng)作時(shí)間受限制，因此江門(mén)110kV 電網(wǎng)線路的后備保護(hù)只能實(shí)現(xiàn)兩級(jí)完全配合，兩級(jí)以上后備保護(hù)的動(dòng)作時(shí)間全部相同，后備保護(hù)失去配合的情況非常嚴(yán)重，需通過(guò)順序重合閘的措施彌補(bǔ)由于后備保護(hù)失配造成的保護(hù)選擇性不足的缺陷。

2）按上述原則制定電網(wǎng)保護(hù)整定方案的結(jié)果是220kV 變電站110kV 出線對(duì)側(cè)的多級(jí)后備保護(hù)與220kV 變電站110kV 出線的后備保護(hù)失去配合，如圖2中的雙水站雙天線1158 開(kāi)關(guān)、雙水站能雙線1127 開(kāi)關(guān)、天亭站能天甲1271 線開(kāi)關(guān)、崖南站黃南甲線1237 開(kāi)關(guān)、崖南站黃南乙線1259 開(kāi)關(guān)、黃沖站能黃甲線1278 開(kāi)關(guān)、黃沖站能黃乙線1240 開(kāi)關(guān)的后備保護(hù)與能達(dá)站110kV 出線的后備保護(hù)失去配合，崖南站古崖甲線1212 開(kāi)關(guān)、崖南站古崖乙線1241 開(kāi)關(guān)、黃沖站黃南甲線1237 開(kāi)關(guān)、黃沖站黃南乙線1259 開(kāi)關(guān)的后備保護(hù)與古井站110kV 出線的后備保護(hù)失去配合。若再110kV 電網(wǎng)中間串接一容量較大的電廠（如圖1所示），當(dāng)電廠在能達(dá)變電站并網(wǎng)時(shí)，如果天亭站或雙水站110kV 母線發(fā)生故障，將會(huì)導(dǎo)致黃沖站黃沖站能黃甲線1278 開(kāi)關(guān)、黃沖站能黃乙線1240 開(kāi)關(guān)的后備保護(hù)越級(jí)動(dòng)作跳閘；同樣，當(dāng)電廠在古井變電站并網(wǎng)時(shí)，如果潼關(guān)站或元山站110kV 母線發(fā)生故障，將會(huì)導(dǎo)致黃沖站黃沖站黃南甲線1237 開(kāi)關(guān)、黃沖站黃南乙線1259 開(kāi)關(guān)、崖南站古崖甲線1212 開(kāi)關(guān)、崖南站古崖乙線1241開(kāi)關(guān)的后備保護(hù)越級(jí)動(dòng)作跳閘。

圖2

3）如圖3所示，當(dāng)電廠在古井變電站并網(wǎng)時(shí)，若要求110kV 黃南甲線、110kV 黃南乙線、110kV古崖甲線、110kV 古崖乙線等線路實(shí)現(xiàn)并列運(yùn)行且避免潼關(guān)站或元山站110kV 母線發(fā)生故障時(shí)電廠的并網(wǎng)線路越級(jí)動(dòng)作跳閘，就必須延長(zhǎng)上述線路小電源側(cè)后備保護(hù)的動(dòng)作時(shí)間，又將導(dǎo)致雙回線路內(nèi)一回線路大電源側(cè)后備保護(hù)與另一回線路小電源側(cè)后備保護(hù)失去配合的問(wèn)題，極其容易造成雙回線路其中一回線路故障而雙回線路跳閘。

圖3

電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)決定了其110kV 電網(wǎng)運(yùn)行方式組合的數(shù)目非常龐大。這給110kV 電網(wǎng)繼電保護(hù)定值的適應(yīng)性帶來(lái)了巨大的影響，而電網(wǎng)繼電保護(hù)又是一個(gè)存在著嚴(yán)密的整體配合關(guān)系的有機(jī)系統(tǒng)，若為適應(yīng)不同的運(yùn)行方式而為每套保護(hù)裝置配置多套定值，必然產(chǎn)生電網(wǎng)中各保護(hù)裝置的多套定值如何進(jìn)行組合的問(wèn)題，其組合方式將非常復(fù)雜且組合數(shù)目龐大，這將給電網(wǎng)的運(yùn)行管理帶來(lái)巨大大的安全風(fēng)險(xiǎn)。若在110kV 電網(wǎng)中間的110kV 變電站沒(méi)有串接地方電源，則各種運(yùn)行方式組合下電網(wǎng)故障電流的分布差異不會(huì)很大，尚可以用一套保護(hù)定值適應(yīng)不同的運(yùn)行方式組合；但若在 110kV 電網(wǎng)中間的110kV 變電站串接有地方電源且容量較大，則將對(duì)電網(wǎng)短路電流的分布產(chǎn)生非常大的影響，用一套保護(hù)定值難以適應(yīng)不同的運(yùn)行方式組合。

本案中，由于古井站至崖南站雙回、能達(dá)站至黃沖站雙回、黃沖站至崖南站雙回相當(dāng)部分線段是同桿架設(shè)雙回線路，同桿架設(shè)雙回輸電線路屬于單一輸電線路，按照 “防二降三”要求，從設(shè)計(jì)上必須考慮杜絕單一輸電線路供電變電站的情況，因此110kV 崖南站、黃沖站必須與220kV 能達(dá)站、古井站相互聯(lián)絡(luò)，且可隨時(shí)相互轉(zhuǎn)供，運(yùn)行方式靈活變更，方可避免單一輸電線路供電的情況發(fā)生。若新會(huì)IGCC 電廠接入黃沖站，必然導(dǎo)致220kV 能達(dá)站和220kV 古井站所供110kV 電網(wǎng)的運(yùn)行方式組合、電網(wǎng)短路電流分布等更加錯(cuò)綜復(fù)雜，繼電保護(hù)性能的發(fā)揮受到嚴(yán)重限制，從而給電網(wǎng)運(yùn)行帶來(lái)不利影響，嚴(yán)重影響電網(wǎng)供電的安全可靠性，例如導(dǎo)致110kV 黃沖站和崖南站的供電可靠性顯著低、電廠機(jī)組并網(wǎng)的可靠性顯著降低、機(jī)組安全風(fēng)險(xiǎn)增大等。

3 結(jié)論

由于接入黃沖站對(duì)電網(wǎng)保護(hù)的影響太大，所以考慮出線至新建設(shè)的110kV 蒼山站，并改造蒼山—黃沖線路架空線段，調(diào)整黃沖站110kV 出線間隔，原黃沖—崖南乙線出線間隔改接入蒼山—黃沖線路，原蒼山—黃沖線路出線間隔改接入黃沖—崖南乙線；黃沖站2 臺(tái)主變分母運(yùn)行，蒼山站2 臺(tái)主變分母運(yùn)行。同時(shí)每回線路每側(cè)需配置1 套光纖電流差動(dòng)保護(hù)裝置，采用專(zhuān)用光纖通道。電廠側(cè)還需配 置110kV 故障錄波裝置、110kV 母線保護(hù)、繼電保護(hù)與故障信息管理子站各1 套。

發(fā)電實(shí)驗(yàn)平臺(tái)投運(yùn)后根據(jù)試驗(yàn)情況會(huì)進(jìn)行較多的啟停操作，通過(guò)完善的設(shè)計(jì)，可滿(mǎn)足電網(wǎng)安全運(yùn)行要求。所以接入新建蒼山變電站從保護(hù)設(shè)備的配置和定值整定都可有效解決接入黃沖站對(duì)電網(wǎng)保護(hù)影響的問(wèn)題。