廣東江門新會IGCC發電實驗平臺接入系統方案對電網的影響

王林虎

（廣東粵電新會發電有限公司，廣東 江門 529149）

為進一步推動我國潔凈煤技術發展，促進煤炭清潔高效利用和電源結構優化，增強國產重型燃機自主創新能力，準備在廣東粵電新會發電廠建設一臺12 萬kW 級IGCC 示范發電機組，安裝具有自主知識產權的F 級燃氣輪機，配套建設國產煤氣化設施和穩定試驗裝置。電網公司為此項目建設送出工程，由于對國產自主燃機研發和帶電負荷測試工作較多，為保證安全運行對接入系統方案對電網保護的影響進行分析，確定合理的接入系統方案。

1 接入系統方案

國家級自主燃機發電試驗平臺的容量為 1×120MW，計劃方案接入110kV 電網的110kV 江門新會黃沖站（如圖1所示）。

圖1

2 對江門電網繼電保護的影響

根據南網及江門供電局整定計算規程要求，黃沖站對側110kV 線路的距離Ⅲ段保護應為黃沖站的變壓器提供遠后備保護，并滿足規定的靈敏度（對變壓器低壓側有1.2 以上的靈敏系數）。

由于本電廠容量（120MW）在110kV 電源中相對較大，其助增作用較大，當機組開機時，將令黃沖站對側110kV 線路的距離Ⅱ、Ⅲ段保護對本線路范圍外故障的測量阻抗明顯變大，保護范圍明顯縮小。為確保黃沖站對側110kV 線路的距離Ⅲ段保護對黃沖站的變壓器的遠后備保護作用，必須顯著增大距離Ⅲ段保護的整定值。一旦機組停機，原來適用于機組開機方式的距離Ⅲ段保護的定值的保護范圍將顯著增大，若定值過大，其保護范圍將伸過部分10kV 配變的低壓側。目前變電站變壓器的后備保護及10kV 出線的保護均為電流保護，由于需考慮躲過最大負荷電流，在部分運行方式下將出現這些電流保護看不到10kV 配變低壓側的故障，但110kV 線路的距離Ⅲ段保護卻能看到這些故障的情況，特別是當110kV 線路距離Ⅲ段保護的定值是適用于機組開機的運行方式但機組實際處于停機狀態時。在臺風或雷雨季節，由于電廠上網線路故障或電廠設備故障導致機組停機的幾率較高，一旦發生這種情況，黃沖站對側110kV 線路的距離Ⅱ、Ⅲ段保護對本線路范圍外故障的測量阻抗將馬上明顯變小，保護范圍馬上顯著增大，而此時10kV 配變發生故障的幾率卻非常高，因10kV 配變故障而導致110kV 線路距離Ⅲ段保護越級跳閘的幾率也變得非 常高。

為防范地區電網較大面積停電風險，盡量減少因保護動作失去配合而造成的負荷損失，南網要求110kV 系統保護失配點應盡量遠離220kV 變電站110kV 母線，為實現此目標，廣東地區110kV 電網保護定值整定普遍遵從由大電源端開始向負荷端進行反向保護配合的原則。為此江門電網110kV 線路的后備保護需解決以下問題。

1）存在配合關系的110kV 線路的后備保護段全部存在保護范圍重疊的問題，只能通過保護動作時間進行配合，但由于保護動作時間受限制，因此江門110kV 電網線路的后備保護只能實現兩級完全配合，兩級以上后備保護的動作時間全部相同，后備保護失去配合的情況非常嚴重，需通過順序重合閘的措施彌補由于后備保護失配造成的保護選擇性不足的缺陷。

2）按上述原則制定電網保護整定方案的結果是220kV 變電站110kV 出線對側的多級后備保護與220kV 變電站110kV 出線的后備保護失去配合，如圖2中的雙水站雙天線1158 開關、雙水站能雙線1127 開關、天亭站能天甲1271 線開關、崖南站黃南甲線1237 開關、崖南站黃南乙線1259 開關、黃沖站能黃甲線1278 開關、黃沖站能黃乙線1240 開關的后備保護與能達站110kV 出線的后備保護失去配合，崖南站古崖甲線1212 開關、崖南站古崖乙線1241 開關、黃沖站黃南甲線1237 開關、黃沖站黃南乙線1259 開關的后備保護與古井站110kV 出線的后備保護失去配合。若再110kV 電網中間串接一容量較大的電廠（如圖1所示），當電廠在能達變電站并網時，如果天亭站或雙水站110kV 母線發生故障，將會導致黃沖站黃沖站能黃甲線1278 開關、黃沖站能黃乙線1240 開關的后備保護越級動作跳閘；同樣，當電廠在古井變電站并網時，如果潼關站或元山站110kV 母線發生故障，將會導致黃沖站黃沖站黃南甲線1237 開關、黃沖站黃南乙線1259 開關、崖南站古崖甲線1212 開關、崖南站古崖乙線1241開關的后備保護越級動作跳閘。

圖2

3）如圖3所示，當電廠在古井變電站并網時，若要求110kV 黃南甲線、110kV 黃南乙線、110kV古崖甲線、110kV 古崖乙線等線路實現并列運行且避免潼關站或元山站110kV 母線發生故障時電廠的并網線路越級動作跳閘，就必須延長上述線路小電源側后備保護的動作時間，又將導致雙回線路內一回線路大電源側后備保護與另一回線路小電源側后備保護失去配合的問題，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

電網的結構決定了其110kV 電網運行方式組合的數目非常龐大。這給110kV 電網繼電保護定值的適應性帶來了巨大的影響，而電網繼電保護又是一個存在著嚴密的整體配合關系的有機系統，若為適應不同的運行方式而為每套保護裝置配置多套定值，必然產生電網中各保護裝置的多套定值如何進行組合的問題，其組合方式將非常復雜且組合數目龐大，這將給電網的運行管理帶來巨大大的安全風險。若在110kV 電網中間的110kV 變電站沒有串接地方電源，則各種運行方式組合下電網故障電流的分布差異不會很大，尚可以用一套保護定值適應不同的運行方式組合；但若在 110kV 電網中間的110kV 變電站串接有地方電源且容量較大，則將對電網短路電流的分布產生非常大的影響，用一套保護定值難以適應不同的運行方式組合。

本案中，由于古井站至崖南站雙回、能達站至黃沖站雙回、黃沖站至崖南站雙回相當部分線段是同桿架設雙回線路，同桿架設雙回輸電線路屬于單一輸電線路，按照 “防二降三”要求，從設計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 能達站、古井站相互聯絡，且可隨時相互轉供，運行方式靈活變更，方可避免單一輸電線路供電的情況發生。若新會IGCC 電廠接入黃沖站，必然導致220kV 能達站和220kV 古井站所供110kV 電網的運行方式組合、電網短路電流分布等更加錯綜復雜，繼電保護性能的發揮受到嚴重限制，從而給電網運行帶來不利影響，嚴重影響電網供電的安全可靠性，例如導致110kV 黃沖站和崖南站的供電可靠性顯著低、電廠機組并網的可靠性顯著降低、機組安全風險增大等。

3 結論

由于接入黃沖站對電網保護的影響太大，所以考慮出線至新建設的110kV 蒼山站，并改造蒼山—黃沖線路架空線段，調整黃沖站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 臺主變分母運行，蒼山站2 臺主變分母運行。同時每回線路每側需配置1 套光纖電流差動保護裝置，采用專用光纖通道。電廠側還需配 置110kV 故障錄波裝置、110kV 母線保護、繼電保護與故障信息管理子站各1 套。

發電實驗平臺投運后根據試驗情況會進行較多的啟停操作，通過完善的設計，可滿足電網安全運行要求。所以接入新建蒼山變電站從保護設備的配置和定值整定都可有效解決接入黃沖站對電網保護影響的問題。