广东江门新会IGCC发电实验平台接入系统方案对电网的影响

王林虎

（广东粤电新会发电有限公司，广东 江门 529149）

为进一步推动我国洁净煤技术发展，促进煤炭清洁高效利用和电源结构优化，增强国产重型燃机自主创新能力，准备在广东粤电新会发电厂建设一台12 万kW 级IGCC 示范发电机组，安装具有自主知识产权的F 级燃气轮机，配套建设国产煤气化设施和稳定试验装置。电网公司为此项目建设送出工程，由于对国产自主燃机研发和带电负荷测试工作较多，为保证安全运行对接入系统方案对电网保护的影响进行分析，确定合理的接入系统方案。

1 接入系统方案

国家级自主燃机发电试验平台的容量为 1×120MW，计划方案接入110kV 电网的110kV 江门新会黄冲站（如图1所示）。

图1

2 对江门电网继电保护的影响

根据南网及江门供电局整定计算规程要求，黄冲站对侧110kV 线路的距离Ⅲ段保护应为黄冲站的变压器提供远后备保护，并满足规定的灵敏度（对变压器低压侧有1.2 以上的灵敏系数）。

由于本电厂容量（120MW）在110kV 电源中相对较大，其助增作用较大，当机组开机时，将令黄冲站对侧110kV 线路的距离Ⅱ、Ⅲ段保护对本线路范围外故障的测量阻抗明显变大，保护范围明显缩小。为确保黄冲站对侧110kV 线路的距离Ⅲ段保护对黄冲站的变压器的远后备保护作用，必须显著增大距离Ⅲ段保护的整定值。一旦机组停机，原来适用于机组开机方式的距离Ⅲ段保护的定值的保护范围将显著增大，若定值过大，其保护范围将伸过部分10kV 配变的低压侧。目前变电站变压器的后备保护及10kV 出线的保护均为电流保护，由于需考虑躲过最大负荷电流，在部分运行方式下将出现这些电流保护看不到10kV 配变低压侧的故障，但110kV 线路的距离Ⅲ段保护却能看到这些故障的情况，特别是当110kV 线路距离Ⅲ段保护的定值是适用于机组开机的运行方式但机组实际处于停机状态时。在台风或雷雨季节，由于电厂上网线路故障或电厂设备故障导致机组停机的几率较高，一旦发生这种情况，黄冲站对侧110kV 线路的距离Ⅱ、Ⅲ段保护对本线路范围外故障的测量阻抗将马上明显变小，保护范围马上显著增大，而此时10kV 配变发生故障的几率却非常高，因10kV 配变故障而导致110kV 线路距离Ⅲ段保护越级跳闸的几率也变得非 常高。

为防范地区电网较大面积停电风险，尽量减少因保护动作失去配合而造成的负荷损失，南网要求110kV 系统保护失配点应尽量远离220kV 变电站110kV 母线，为实现此目标，广东地区110kV 电网保护定值整定普遍遵从由大电源端开始向负荷端进行反向保护配合的原则。为此江门电网110kV 线路的后备保护需解决以下问题。

1）存在配合关系的110kV 线路的后备保护段全部存在保护范围重叠的问题，只能通过保护动作时间进行配合，但由于保护动作时间受限制，因此江门110kV 电网线路的后备保护只能实现两级完全配合，两级以上后备保护的动作时间全部相同，后备保护失去配合的情况非常严重，需通过顺序重合闸的措施弥补由于后备保护失配造成的保护选择性不足的缺陷。

2）按上述原则制定电网保护整定方案的结果是220kV 变电站110kV 出线对侧的多级后备保护与220kV 变电站110kV 出线的后备保护失去配合，如图2中的双水站双天线1158 开关、双水站能双线1127 开关、天亭站能天甲1271 线开关、崖南站黄南甲线1237 开关、崖南站黄南乙线1259 开关、黄冲站能黄甲线1278 开关、黄冲站能黄乙线1240 开关的后备保护与能达站110kV 出线的后备保护失去配合，崖南站古崖甲线1212 开关、崖南站古崖乙线1241 开关、黄冲站黄南甲线1237 开关、黄冲站黄南乙线1259 开关的后备保护与古井站110kV 出线的后备保护失去配合。若再110kV 电网中间串接一容量较大的电厂（如图1所示），当电厂在能达变电站并网时，如果天亭站或双水站110kV 母线发生故障，将会导致黄冲站黄冲站能黄甲线1278 开关、黄冲站能黄乙线1240 开关的后备保护越级动作跳闸；同样，当电厂在古井变电站并网时，如果潼关站或元山站110kV 母线发生故障，将会导致黄冲站黄冲站黄南甲线1237 开关、黄冲站黄南乙线1259 开关、崖南站古崖甲线1212 开关、崖南站古崖乙线1241开关的后备保护越级动作跳闸。

图2

3）如图3所示，当电厂在古井变电站并网时，若要求110kV 黄南甲线、110kV 黄南乙线、110kV古崖甲线、110kV 古崖乙线等线路实现并列运行且避免潼关站或元山站110kV 母线发生故障时电厂的并网线路越级动作跳闸，就必须延长上述线路小电源侧后备保护的动作时间，又将导致双回线路内一回线路大电源侧后备保护与另一回线路小电源侧后备保护失去配合的问题，极其容易造成双回线路其中一回线路故障而双回线路跳闸。

图3

电网的结构决定了其110kV 电网运行方式组合的数目非常庞大。这给110kV 电网继电保护定值的适应性带来了巨大的影响，而电网继电保护又是一个存在着严密的整体配合关系的有机系统，若为适应不同的运行方式而为每套保护装置配置多套定值，必然产生电网中各保护装置的多套定值如何进行组合的问题，其组合方式将非常复杂且组合数目庞大，这将给电网的运行管理带来巨大大的安全风险。若在110kV 电网中间的110kV 变电站没有串接地方电源，则各种运行方式组合下电网故障电流的分布差异不会很大，尚可以用一套保护定值适应不同的运行方式组合；但若在 110kV 电网中间的110kV 变电站串接有地方电源且容量较大，则将对电网短路电流的分布产生非常大的影响，用一套保护定值难以适应不同的运行方式组合。

本案中，由于古井站至崖南站双回、能达站至黄冲站双回、黄冲站至崖南站双回相当部分线段是同杆架设双回线路，同杆架设双回输电线路属于单一输电线路，按照 “防二降三”要求，从设计上必须考虑杜绝单一输电线路供电变电站的情况，因此110kV 崖南站、黄冲站必须与220kV 能达站、古井站相互联络，且可随时相互转供，运行方式灵活变更，方可避免单一输电线路供电的情况发生。若新会IGCC 电厂接入黄冲站，必然导致220kV 能达站和220kV 古井站所供110kV 电网的运行方式组合、电网短路电流分布等更加错综复杂，继电保护性能的发挥受到严重限制，从而给电网运行带来不利影响，严重影响电网供电的安全可靠性，例如导致110kV 黄冲站和崖南站的供电可靠性显著低、电厂机组并网的可靠性显著降低、机组安全风险增大等。

3 结论

由于接入黄冲站对电网保护的影响太大，所以考虑出线至新建设的110kV 苍山站，并改造苍山—黄冲线路架空线段，调整黄冲站110kV 出线间隔，原黄冲—崖南乙线出线间隔改接入苍山—黄冲线路，原苍山—黄冲线路出线间隔改接入黄冲—崖南乙线；黄冲站2 台主变分母运行，苍山站2 台主变分母运行。同时每回线路每侧需配置1 套光纤电流差动保护装置，采用专用光纤通道。电厂侧还需配 置110kV 故障录波装置、110kV 母线保护、继电保护与故障信息管理子站各1 套。

发电实验平台投运后根据试验情况会进行较多的启停操作，通过完善的设计，可满足电网安全运行要求。所以接入新建苍山变电站从保护设备的配置和定值整定都可有效解决接入黄冲站对电网保护影响的问题。