蘇丹麥羅維電站實現與國家電網并網運行

[德 ]R.布赫爾

田 超 譯自英刊《水電與大壩》2009年第 3期

1 工程概況

麥羅維水利樞紐是蘇丹北部大型的基礎設施工程,位于尼羅河第4瀑布,距首都喀土穆以北約 350km。壩長9.7km,壩高 67m,包括2座土壩、2座混凝土面板堆石壩(CFRD)、1座粘土心墻堆石壩(ECRD)、1座設計泄流量為19900m3/s的溢洪道和1個大體積鋼筋混凝土發電進水口及廠房建筑物。水庫最終庫容為125億 m3,將為2條長約 400km的大型灌渠供水。

由于蘇丹極度缺電,嚴重制約了經濟和社會的發展,因此該工程為“國家綜合戰略”中的重點工程。到2010年工程竣工時,預期年平均發電量為5800GW?h,將滿足蘇丹一半的能源需求。工程規模龐大,是非洲最大的在建水電和輸電工程。

發電廠房位于發電進水口建筑物的下游壩趾處,安裝有10條分隔開的直徑為8.5m的鋼襯壓力鋼管。單機容量為127MW的混流式水輪機直接與140MVA的同步發電機相連接,在水頭為 43m時,水輪機的設計流量為 307m3/s。每2臺發電機通過發電機斷路器連接到單相升壓變壓器,再經高壓電纜向500kVGIS供電。輸電系統由長 981km的500kV線路和長795km的220kV線路組成。此外,該系統還包括 3座500/220kV變電站、1座220/110kV變電站和 3座220/33kV變電站(見圖1)。

圖1 工程位置和高壓輸電線示意

2 電網集成過程的規劃與管理

關鍵任務是保證將麥羅維工程系統而有效地與新建的500/220kV輸電和配電系統連網。為了完善時間規劃和優化所要求的技術和組織界面,共召開了 8次高級“投運協調會”。在首輪工作之前的半年,召開了第1次會議。會議的目的及重點關注問題概述如下。

(1)對即將開展的工作的復雜性達成共識;

(2)制定有效的電網集成策略(平衡電站與電網的要求);

(3)鑒別與評估潛在的風險(時間、技術);

(4)精心編制切合實際的包括所有部門的主時間表;

(5)明晰工作范圍和合同界面;

(6)明確電力公司、業主、工程師、承包商的責任;

(7)建立決策者之間可行的通信渠道;

(8)在需要查找與排除故障的情況下,組建一個快速響應的“執行小組”。

參加會議的人員包括:業主大壩執行機構(DIU)、業主方工程師德國 Lahmeyer國際公司(LI)、國家電力公司(NEC)、機電主承包商阿爾斯通公司和負責輸電網的哈爾濱電站工程公司(HPE),以及分包商 ABB公司。

會議的主要收獲是實現了電站有關設備投運和輸電系統同時通電之間的密切協調,提高了投運與試驗工作的有效性,減少甚至避免了潛在的風險。

電網集成過程由業主方工程師全面負責管理,即使是在遙遠的工地,也需利用互聯網每天向有關專家和管理人員提供詳盡的信息。

由于帶負荷的試驗工作會對國家電網的穩定性造成潛在的風險,因此與位于喀土穆的國家負荷調度中心的詳細技術交底是至關重要的。140MVA的大型機組安全并入國家電網應該是最重要的問題,應適當考慮500/220kV輸電線和變電站通電的先后順序。其他一些主要問題則與遠程保護和遠程控制系統有關。

電網集成過程切換/通電工作的時間順序如下:

(1)電站1號機組和2號機組通過區段1主變進行內部同期;

(2)500kV輸電線馬爾希亞特/阿特巴拉和變電站通用線路充電,麥羅維線路斷路器在150kV時合閘,逐漸升壓到500kV;

(3)馬爾希亞特至埃爾卡巴什500kV輸電線的直接通電;

(4)與馬爾希亞特變電站220kV段國家電網同期;

(5)與阿特巴拉和埃爾卡巴什的 NEC電網同期 /連接;

(6)蘇丹港220kV輸電線和變電站的通電;

(7)北部地區220kV電網系統的通電。

3 復雜的投運框架

由于輸電線路的電容很大,而且在主變電站中,500/200kV母線間變壓器的通電不可能從220kV電網側進行,因此,所有500kV系統的最初通電都必須由麥羅維區段1的機組來實現。電站與骨干電網同時投運意味著必須滿足一系列的特殊要求:

(1)進行轉速和無功功率的聯合控制(內部同期);

(2)輸電線路充電(電壓逐漸從150kV升至500kV);

(3)首先與距電站 350km的國家電網同期;

(4)考慮“區段1額定容量”(140～255MW)與“最大電網負荷”(約1000MW)之比很大;

(5)電網管理(負荷曲線、平衡情況和備用功率能力)。

考慮到每條馬爾希亞特的500kV輸電線有355MVar的電容性無功功率特性,因此需要用2臺125MVar的并聯電抗器補償。在麥羅維工程完工以后,總容量將達到1270MW,機組有可能以同步調相機的方式運行,線路補償變得不太重要。然而,在電站最初投運時,代表了實際的黑起動狀態,這時的無功補償變成了主要的限制。因為區段1的單臺發電機不能提供全部所要求的感應無功功率(見圖2),所以需要對2臺機組進行無功功率的聯合控制。機組順序控制軟件和水輪機調速器算法的各自適應是面臨的一個重要挑戰。

圖2 具有線路補償的發電機 P/Q示意

對于線路充電順序,首先2臺機組同時起動至“空載勵磁”。在此階段,這2臺機組為內部同期,通過 IPB和區段1主變硬性連接。為了減少輸電線路斷路器合閘的影響,通過將定子電壓從13.8kV降低到4.2kV,從而將 GIS母線電壓下降到 30%。在GIS線路斷路器合閘使長 350km的輸電線電壓降至150kV以后,電壓逐漸以斜坡函數上升到500kV。在各個500/200kV變電站達到額定電壓以后,通過細調勵磁電壓和機組轉速/頻率,可與國家電網同期。在成功地連接到 NEC電網以后,線路充電過程(從而2臺機組的聯合運行)即告結束,將各功率設定點的數值送到功率 -頻率比例積分控制器。

這個創新技術方案的實施,要求進行密集的軟件開發并在工地進行高級優化。2倍 600t旋轉質量(水輪機、軸和轉子)的聯合轉速控制和勵磁系統的各項功能得到了系統開發和試驗,以避免潛在的有功/無功功率振蕩或逆功率情況的發生。

在投運初期,為了能在不中斷已完建的 NEC電網連接的情況下擴大輸電線路的通電范圍,進行臨時性的 GIS母線分裂運行。在母線Ⅰ上,保持正常的電網供電,通過母線Ⅱ對替代的500kV輸電線進行充電。當達到額定電壓時,GIS分段再次同期運行,并由 NEC在各變電站中建立附加的電網連接。

在負荷達到127.3MW的保證值時進行甩負荷,是在峰荷時間最大發電容量1000MW電網面臨的特殊挑戰之一。為了保證電網穩定運行,并獲得安全運行的經驗數據,將第2臺機組用于緩沖,通過預先調整的阻尼程序,以2MW/s的斜率時間,從10MW升至 60MW的最終值。在甩負荷時,第2臺機組在 40MW負荷處運行,幾秒鐘之后,就能達到 60MW的預先調整值。而且,作為電網頻率暫時下降到49.5Hz的標準響應,功率 -頻率降(設定為5%)的結果是第2臺機組的負荷增加50MW的補償性功率。

總之,甩滿負荷時采用廠內緩沖措施,可以在15s內達到100MW,對國家電網的影響降低到最小。為了校驗該系統的特性,在沒有采取緩沖措施的情況下也進行了一次甩負荷。

在線路充電和進行負荷試驗期間,得到了負荷調度中心的專家的有力支持,在沒有任何風險的情況下運行國家電網。至于電網管理,麥羅維電站第1臺機組的引入和500kV電網的通電,標志著運行概念的重大變化。

4 自下而上的投運方式

業主方工程師反復強調:電網集成過程將涉及到許多不同部門的工程師/專家,而且由于不令人滿意的投運或預試驗元件、設備、子系統或系統組引起的延時或振動需要達到絕對最小。還著重指出麥羅維工程在國家電網中的妥當運行是基本的要求,從基本系統到高層自動控制和繼電保護功能,對區段1要進行詳盡的試驗。

在質量保證方面,“電網集成適用性論證”的引進發揮了關鍵作用。正因為如此,在 LI公司總工程師指導下開展的論證過程,自然而然地產生了試驗各系統是否達到高度可靠性和安排專家對重要系統進行試驗的想法。對于各投運小組及其負責人來說,對系統進行清楚而直接的識別和糾正,大大提高了投運和試驗的可靠性。

上述論證非常重要,是在達到“準備好電網集成”的狀態之前進行評估的基礎。

5 結 語

由于對發電機械投運和高壓輸電系統通電的特殊要求進行了早期分析,麥羅維電站首批2臺機組成功地連接到蘇丹國家電網。對2個部門(即電站和電網)的工作進展定期地進行評估和交叉檢查。在高級會議上,有效地進行必要的調整,例如確定工作的優先順序。順利推進電網集成工程的主要因素是對總時間規劃進行了良好的協調,以及引進了健全的質量控制策略,涵蓋從機械子系統到高級自動功能的整個范圍。通過建立有效的交流機制,可滿足電站和電網兩者的要求。