单机运行对崇明电网安全运行的分析

范 兵,周捷锦

(上海市崇明电力公司,上海 202150)

0 引言

崇明电厂原有小容量火力发电机组3台,总出力为165 MW。根据政府“节能减排、上大压小”的要求,该小火力发电机组被纳入2010年度计划关停的范围,视崇明岛的具体地理情况,2010年底前先关停14号和15号机组,暂保留16号机组运行(出力为50 MW)。由于崇明电厂关停机组的时间紧迫,崇明电网相关配套工程实施滞后,对于崇明电网运行来说,是一次严峻的考验。为此,有必要从负荷供需平衡、电网结线与运行方式、继电保护自动化,以及负荷平衡、电能质量、运行操作等多方面进行深入研究,分析崇明电厂16号机组运行对崇明电网安全运行的影响。

1 崇明电网负荷供需平衡分析

1.1 电源点分析

1)发电机组 崇明电厂16号机组可调出力为50 MW,根据设备的周期性检修要求,该机组每年需进行2次小修,且其附属设备临修工作较多,预计该机组年停电时间将大于20天。另外,该机组运行条件较差,停复役次数估计会多一些,考虑电网中主要设备“N-1”准则,故该机组在日常负荷平衡方面的作用将不计及。

2)外来电源 崇明岛有3个外来电源点:一是上海电网,经220 kV洲长4285/4286电缆线送入长兴变电站;二是江苏海门电网,经220 kV海中4633/4634架空线送入中双港变电站;三是江苏南通电网,经110 kV崇海713线送入新海变电站。因转供电电费结算费用较高等问题,崇海713线在正常方式下送入2 MW的负荷,故在负荷平衡方面也不作考虑。

3)新能源电源点 目前,崇明岛的风力发电、太阳能发电,包括规划中的杆秸发电项目,由于发电容量较小、受气候条件等诸多因素的限制,有可能会影响电网的正常运行,故其在负荷平衡方面也不作考虑。

1.2 负荷需求量分析

1)2011—2012年崇明岛最高负荷预测 根据2010年夏季用电最高负荷出现326 MW走势,结合近年来的用电负荷增长率,以及崇明在上海社会经济建设中的发展地位来分析,预计2011年崇明岛最高负荷在370 MW左右,2012年崇明岛最高负荷将突破400MW。

2)2011—2012年崇明三岛最高负荷预测由于长兴岛域用电负荷以工业负荷为主,伴随振华港机和造船集团的入驻,负荷已呈现小幅度增长,而横沙岛以农业为主,负荷增长不大。崇明三岛(崇明、长兴岛、横沙岛)2011年度最高负荷预计为570 MW,2012年度最高负荷预计为640 MW。

1.3 负荷供需平衡分析

综合上述用电负荷供需分析,在电网全结线方式下,崇明三岛电网可用电源容量为680 MW (其中,上海电源可供 400 MW,江苏电源可供280 MW)。从2011年负荷供需总量来预测,尚有部分盈余,而2012年负荷供需总量会处于弱平衡状态。由于江苏电源220 kV与上海电源220 kV在正常方式下不能采用并列方式运行,而220 kV堡北变电站预计又要到2012年年底方能投产,崇明电网结构限制了负荷的自由分配,故在2011年开始,会呈现因负荷分配不平衡而造成局部缺电局面,主要是由崇明电厂16号单机运行后,可调出力占崇明电网总容量大幅度下降引起。

2 崇明电网运行方式分析

2.1 单机运行时崇明电网的运行方式

1)中双港站 220 kV双母线由原并母运行方式改为分列运行方式;110 kV母线由并母运行方式改为分列运行方式;2台主变中的1台实现江苏海门电源与崇明电厂16号单机的并网,另1台主变则供110 kV和35 kV终端负荷。

2)崇明电厂 110 kV双母线由原并母运行方式改分列运行方式,其中1条母线与单机并网,另一母线由中双港变电站馈送本侧终端;堡城1101/堡双1102的其中一回线联网、一回线馈供电厂110 kV正母或副母终端;堡城1101,堡长1109,堡汲1105和13号主变投110 kV正母(13号主变作备用);堡双1102,堡竖1108和14号主变投110 kV副母。

2.2 单机运行后带来的问题分析

1)中双港站主变超载 鉴于对用户持续供电、优质服务以及崇明社会、经济快速发展的良好环境要求,不宜长期采取限负荷措施,则在2011年度,扣除崇明东部 220 kV陈家镇所带负荷50 MW,中双港站主变将会承担最高320 MW的负荷,若以功率因数0.95计算,中双港站主变势必会出现严重超载40%的问题。

2)操作风险增大 由于崇明电网结线全部为分列运行(江苏海门站-中双港站-陈家镇站/电厂,整个联网途径为分列运行),造成各级变电站的并列和解列操作十分不便,对电网的运行管理工作造成制约,降低了各级电网的供电可靠性,存在一定程度的操作风险。

3)远端出现低电压 由于远距离供电,各级电网的电压调节存在一定的困难,会使远端站的末端电压出现低电压,主要集中在35 kV港沿站、堡镇站、新河站等原先由崇明电厂供电的区域,35 kV电压等级将会达到33 kV,远低于-3%的下限标准。同时,低电压可能会对一些电力设备造成损坏,给电力公司带来赔偿的风险。

2.3 现有电网结构下的运行方式分析

2.3.1 运行方式调整

1)转移220 kV负荷 将110 kV汲浜站全部改由220 kV陈家镇站供电,陈家镇站全部由上海电源供电,堡汲1105作充电运行,则上海电源可向崇明岛供入负荷70 MW。

2)转移110 kV负荷 将110 kV新海站1号主变、35 kV庙镇站、东风站、三星站负荷改由江苏南通经崇海713供电,则江苏南通电源供入负荷约35 MW。

2.3.2 负荷转移后的利弊

通过上述220 kV和110 kV负荷转移后,增加满足了部分社会用电需求,但尚未解决全部问题。在该方式下,江苏海门站220 kV口子转供可控制在280MW以下,而在崇明电网最高负荷为370 MW条件下,中双港站主变仍为超载运行,超载率由原来的40%下降为20%,但仍无法满足设备的正常运行需要。

3 继电保护和自动装置运行分析

3.1 不宜采用并列运行方式

中双港站海中4633/4634,采用的是高频方向和高频距离保护,其中高频距离保护装置所要求的最小精工电流为0.1In,而保护用电流互感器的变比为600∶5(二次额定电流为5 A),即一次故障电流考虑灵敏度(要求线路末端故障4倍灵敏度)后满足大于60 A。

单机时,若崇明电厂至江苏海门站的联网途径均分列运行,即110 kV的1101或1102单线、中双港站单台主变、220 kV 4633或4634单线联网,则线末故障最小电流为315 A,考虑4倍灵敏度后为79 A,大于要求的60 A,可以满足该距离保护精工电流的要求。若该联网途径为并列运行,即1101和1102双线、中双港站双台主变、4633和4634双线联网,则线末故障最小电流为192 A,考虑4倍灵敏度后为48 A,小于要求的60 A,无法满足该距离保护精工电流的要求。为此,不宜采用并列运行方式,只能采取分列运行方式。

3.2 下级保护与上级电源保护配合困难

在崇明电厂单机运行下,中双港站220 kV和110 kV母线全部分列运行,由于上级保护江苏南通电源侧保护定值,在崇明终端方式下电源侧采用速切(即保护范围长且时限小),崇明电网下级保护与电源保护很难配合,增加了越动的可能。

3.3 安全自动装置不适应单机运行

崇明电厂单机运行时,电厂端为潮流大量受进侧,电厂端与电网间未安装低频/电压解列装置,若发生中双港站侧设备故障,即使电网稳定控制系统能够可靠动作,但也无法确保电厂机组稳定运行。另外,解列后的崇明电厂小系统内,低周减载装置处在滑差变化超整定值,低周减载装置会闭锁,增加了崇明电厂单机因频率/电压下跌造成瓦解的可能性。

4 存在的主要问题

崇明电厂16号机组单机运行后,崇明电网可能会发生一些问题。

1)中双港站主变超载且无法满足N-1要求目前,崇明电厂出力基本能维持电厂区域内的负荷供应,但在单机运行或一旦全厂机组停运时,电厂区域内的110 kV和35 kV主要负荷(100～150 MW)势必只能通过220 kV中双港站唯一转供,从而造成中双港站主变严重超载。此外,崇明岛的生态岛建设,新增负荷向中双港站所供区域的城桥镇地区集中,更增加了该主变的负担。

2)两个片区的运行及操作风险增大 崇明电厂单机运行后大量负荷需从上海电源和江苏电源输入,由于这两个电源无法并列,崇明电网不得不形成220 kV中双港站供电区域和220 kV陈家镇站供电区域2个片区,这样不仅降低了各级电网供电的可靠性,同时也增加了系统并列和解列操作的风险。

3)低电压问题 如前所述,崇明电厂区域终端站及其他区域内的远端站将会出现低电压问题。

4)转供电费用增大 如果把崇明岛西部负荷转移至110 kV崇海713线,就会给崇明电力公司带来较大的转供电费用。

5)220 kV堡北站工程滞后 规划中的220 kV堡北站在一定程度上可以减轻电网负荷转移压力,减轻220 kV中双港站的超载问题,但工程尚未动工,负荷无法实现有效转移。

5 解决问题的主要措施

1)在中双港站增加1台主变 中双港站所供的崇明南门地区用电为社会经济发展地区,因此不宜对南门城区实施减负荷措施。建议在中双港站增加1台主变,这样,崇明电厂侧负荷可改由中双港站新增的主变供电,而这台主变正好可以缓解该地区的用电需求。

2)在陈家镇站至汲浜站间增加第二回110 kV线路 220 kV堡北站尚未施工,鉴于崇明电厂单机运行方式的迫切性,现有的110 kV家汲1131线线路走廊为同杆双回路设计,可在短时间内再增加1条110 kV线路,该线可从陈家镇站架至汲浜站,并与开断的1105线连接。该工程实施后,可将汲浜站负荷整体转移至陈家镇站(上海电源)供电,并可实现崇明电厂部分负荷通过该条新增线路由陈家镇站供电,从而进一步将降低中双港主变负载率,基本可控制在额定值以下。

3)增设无功补偿装置 对于可能产生电压降低的问题,可以考虑增加无功补偿装置进一步完善无功就地平衡。以110 kV竖河站为例,考虑到该站为末端供电,可以在竖河站35 kV侧增设电容器。另外,还可以选择合适的地点安装SVG等动态无功调节装置。

4)改造16号机组的点火系统 崇明电厂16号机组单机运行时,势必要面对经常性的投停操作,因其原有点火装置为重油点火,点火时必须提供加热的蒸汽,而在机组全停下蒸汽无法提供,故需改进16号机组的点火系统,将点火方式改为轻油点火方式,以尽可能的方式提供50 MW出力,同时也可提供部分动态无功电源。

5)加快建设220 kV堡北站 加快220 kV堡北站的建设进度,力争于2012年底前按时投运,以实现负荷的有效平衡转移,进一步改善崇明电网的结构。