4×660MW 發電廠在出線全停期間的廠用電供電實例

龐雷，陳正輝

（浙江浙能樂清發電有限責任公司，浙江 溫州 325609）

0 引 言

發電廠在機組運行期間，其廠用電是由發電機供電；而在所有機組停役期間則通過啟備變或主變向電網獲取電能，以維持潤滑油系統、冷卻系統、直流系統、照明系統等重要設備正常運轉[1]。如電網因故障需短時間停運，則可以通過電廠保安系統的柴油發電機短時維持，待電網恢復供電后切回正常供電。如電網停電時間如果超過一個月，為確保廠用電系統安全穩定地運行，則需要外接一路臨時電源為廠用電供電。

某電廠現有一期2×660MW 超臨界、二期2×660MW 超超臨界共四臺燃煤機組，由于所在地區的500kV 線路網架結構較為薄弱，同時為配合三期2×1000MW 工程，省電力公司提出網架結構優化的建議，計劃將該電廠的兩條500kV 出線從TZ 變電站改接至SD 變電站，兩條500kV 出線將停電，計劃停電時間為2022 年10 月4 日至11 月7 日。所有機組須停運，屆時廠用電將失去。但機組停運后用于潤滑、冷卻的輔機及必要的安全設備必須運行或保持熱備，因此需要從當地電網外接一路電源用于臨時廠用電。本文將對電源接入方式的選取，臨時變壓器等設備的選型，倒閘操作順序，短路計算及繼電保護配置，用電管控措施等幾個方面的內容進行論述。

1 電氣系統概況

該電廠發電機、變壓器以單元接線的方式接入500kVGIS，GIS 系統采用3/2 接線方式，4 臺機組共用一臺500kV/6kV 的高備變。發電機出口配置斷路器，機組停役后主變保持運行，主變低壓側配置高壓廠變為廠用電供電。每臺機組配2臺高壓廠變和2 段6kV 母線，輸煤系統另配兩條6kV 母線，電源取自主廠房6kV，廠內中壓輔機電壓等級為6kV，低壓輔機電壓等級為380V。廠內還建設有一座25MWp 光伏電站，站內配置一段6kV 母線，其出線并入6kV 備用封閉母線，經高備變升壓至500kV 上網。

2 廠用電負荷分析

在機組停運后至盤車停運前的15 天內，各類潤滑油及冷卻系統仍需要高負荷運行。而在停電前5 天，仍將有2 臺機組在運行，因此相應的廠用電負荷較高。與此同時，由于當地電網供電能力受限，三期工程的部分建設用電取自二期6kV,需求約3000kVA。因此停電伊始，各機組負荷分配如下：

以上負荷合計8445kW，各輔機按80%額定電流輸出計算，投運率按85%計算，功率因數按0.85 計算[2-3]，最終得出停電初期的最高負荷約為7000kVA。為確保供電的可靠性及大容量輔機在啟動過程中電壓不發生較大波動，須向當地電網尋求一條容量8000 至10000kVA 的供電線路作為臨時廠用電源[4]，廠內柴油發電機機組作為后備電源。

3 接入方案

3.1 方案設計

當地鎮級電網的電壓等級為10kV，最近的變電站距離電廠的直線距離約為2km。單線最大輸出容量為10000kVA，由于中壓廠用電電壓等級為6kV，因此需要采購10kV/6kV 變壓器，將電壓降至6kV。

當地變電所還留有備用間隔，可敷設2.8km的專線電纜，電纜選用兩根3×185 的鎧裝電纜[5-7]，走供電部門現有的電纜管溝。通過光伏6kV 母線的備用間隔并入主廠房6kV 系統。如圖1 所示，臨時電源送至電廠的路徑為：當地變電所→計量環網柜→廠外電纜管溝→廠內電纜通道→廠內環網柜→10kV/6kV 變壓器→光伏6kV 備用間隔→光伏6kV 母線→光伏6kV 出線開關→6kV 備用封閉母線→各臺機組的8 條6kV 母線，2 條輸煤6kV 母線電源取自機組A 段6kV 母線。

該方案優點較多，首先是臨時電源可覆蓋廠內全部設備，可減少臨時電纜的敷設；其次是負荷分配靈活，便于運行人員的倒閘操作和管控；最后是對原廠用電系統的改動較少，僅需將高備變低壓側的軟連接拆除即可，恢復時工作量較少，該方案所用的電纜可向三期工程借用，回收后仍可繼續用于三期工程。

3.2 短路電流計算

當地供電部門出于對10kV 鎮級電網安全性的考量，將單臺變壓器的容量上限限制為1250kVA,因此，在使用10000kVA 變壓器前需要對短路容量進行計算。

表1 10kV 變電站參數

表2 變壓器參數

基準容量?。篠J=100MVA，變壓器短路阻抗標幺值為：

查閱手冊，3×185 的10kV 電纜電阻為0.118Ω/km，電抗0.090Ω/km，長度為2.8km，兩根并聯敷設，電纜總阻抗為：

折算至10kV 側電纜阻抗標幺值為：

折算至6kV 側電纜阻抗標幺值為：

3.2.1 變壓器高壓側(d1)短路電流計算：

基準容量?。篠J=100MVA，UJ=10kV

基準電流為：

最大運行方式下三相短路電流為：

最小運行方式下三相短路電流為：

3.2.2 變壓器低壓側(d2)短路電流計算：

基準容量?。篠J=100MVA，UJ=6kV基準電流為：

最大運行方式下三相短路電流為：

最小運行方式下三相短路電流為：

根據上述計算結果各級電壓系統的短路電流水平計算結果如表3 所示（沖擊電流系數取2.7[8,9]）：

表3 各級電壓系統的短路電流

本次接入工程涉及的10kV、6kV 側斷路器額定熱穩定電流（3s 方均根值）為50kA,額定動穩定電流（峰值）為125kA。由表3 可見，斷路器各短路參數遠大于短路電流計算值，滿足系統短路時的開斷要求。

3.3 繼電保護配置情況

由于變電站及環網柜的保護定值由當地供電部門整定和下發，因此廠內部分，即變壓器后各開關的保護整定將根據上級開關的定值進行調整，具體配置情況如下。

廠外10kV 計量環網柜配置過流I 段保護（速斷）：定值5988.8A，0s；過流II 段保護：定值721.6A，0.3s。

廠內10kV 環網柜出線開關配置過流II 段保護：定值662.4A，0.3s；并投入比率差動保護和差流速斷保護，差動保護范圍為廠內環網柜出線開關與光伏出線開關。變壓器溫度保護不投但發信，重瓦斯投跳[10]。

廠內原有設備的保護由電廠自行整定：

3.3.1 6kV 側接地保護

電網側10kV 系統為不接底系統，因此環網柜未配置零序保護。原廠用電系統為經消弧線圈接地的系統，因此需投入變壓器6kV 側中性點接地電阻箱，并檢查10kV 側已脫開。零序保護通過光伏備用開關動作，為與機組6kV 母線下各負荷開關接地保護動作配合[11]。

零序過流I 段定值：

式中：Izd為6kV 母線下負荷開關接地保護最大定值30A，Kph為配合系數，取1.4。

零序過流I 段時間：

與6kV 輸煤系統電源開關接地保護動作時間配合。

3.3.2 光伏出線開關

(1)弧光保護

弧光保護作為6kV 母線故障的主保護，由電流元件和弧光檢測元件組成與門判斷出口。

電流元件定值：

由式(10)得知外供電源最小運行方式下6kV母線三相故障電流7356.43A，電流元件按當最小運行方式下6kV 母線發生相間故障時2 倍靈敏系數整定：

(2)過流I 段保護

定時限電流速斷保護作為6kV 母線故障的主保護，電流定值按當最小運行方式下6kV 母線發生相間故障時有1.5 倍靈敏系數整定。

過流I 段延時與6kV 備用電源開關及環網柜進線過流保護延時相配合，設置為0.15s。

(3)過流II 段保護

作為6kV 母線故障的后備保護，電流定值按避開聯絡變壓器6kV 低壓側額定電流整定。

過流II 段延時時間選2.0s。

3.3.3 6kV 備用電源開關

6kV 備用電源開關作為各機組6kV 母線的進線電源開關，配置弧光保護，定時限電流速斷保護以及過負荷告警。其中弧光保護的定值與光伏出線開關相同。過流I 段的電流定值與光伏出線開關相同，延時定值為與上級開關配合，選0s。過流II 段定值作為6kV 母線故障的后備保護，電流定值按機組負荷分配并考慮一定負荷裕度整定。延時定值選2.0s[12]。

4 方案實施

4.1 臨時電源送電步驟

4.1.1 首次送電及沖擊試驗

當臨時電源有關的電氣設備安裝、調試結束后，須在線路停電前安排首次送電及沖擊試驗。

送電前，相關人員確認高備變低壓側軟連接已拆開，光伏備用間隔、光伏出線開關在冷備用位置，其它光伏開關在檢修位置。6kV1A、1B、2A、2B、3A、3B、4A、4B 備用電源進線開關在冷備位置，廠用電快切及輸煤快切裝置退出，各開關的最新保護定值已下裝并完成核對。

送電至廠外環網柜，合上廠外環網柜進線和出線開關并對線路進行沖擊試驗。

線路沖擊完成后合上廠內環網柜，此時臨時廠用變壓器得電。間隔10 分鐘后再次送電，重復5 次后，變壓器的沖擊試驗完成。

變壓器沖擊試驗完成后，合上光伏備用間隔開關，光伏6kV 母線帶電。合上光伏6kV 出線開關，檢查各6kV 母線備用電源進線開關上樁頭電壓正常。

4.1.2 廠用6kV 母線試受電及相序測試

為確保臨時電源的相序與原廠用電相序一致，并檢查差流和零序電流是否正常，需在正式使用前測試相序。

相序測試可通過相序儀進行測試，但最穩妥的方式為啟動輔機，對電機轉向進行核對。由于#4 機組停機時間較長，因此選用6kV4A 下屬輔機作為測試對象。

測試前需先將6kV4A 段下屬負荷切至6kV4 B 段，停運6kV4A 段。檢查6kV4A 段工作電源進線開關在檢修位置，合上6kV4A 段備用電源進線開關，檢查6kV4A 段母線電壓正常。啟動一臺功率300kW 左右的6kV 輔機，檢查電機轉向是否正常，并檢查差流和零序電流是否正常。如倒轉，則通知供電部門停電，并在環網柜處調整電纜相序。

4.1.3 廠用電倒送電操作步驟

檢查廠用電快切及輸煤快切裝置退出，所有380V 母線的嚴禁并列操作，母線采用冷倒方式。運行人員提前將各機組的負荷切換至單母線帶，另一條母線改冷備用。合上光伏6kV 出線開關，檢查各6kV 母線備用電源進線開關上樁頭電壓正常。

以下以#4 機組為例：

檢查6kV4A 段工作電源開關在檢修位置，備用電源開關在試驗位置，母線停運。檢查6kV4B段工作電源開關合閘，備用電源開關在試驗位置，母線運行。

檢查無異常后合6kV4A 段備用電源開關，6kV4A 段母線帶電，逐步對6kV4A 段下屬各變壓器及380V 母線受電。

#4 機組負荷切換至6kV4A 段后，6kV4B 段母線停運，將6kV4B 段工作電源開關改檢修，合上備用電源開關，6kV4B 段母線帶電。

4.2 應急預案

由于電廠所在地區在夏季臺風、暴雨等自然災害較多，如在供電期間，遇不可抗拒因素造成臨時電源失去時，廠用電系統仍需保持運行，以確保重要輔機和控制系統運行，因此需制定相應的應急預案。

4.2.1 負荷統計與負荷的臨時轉接

在供電初期，由于主機盤車等系統仍需維持運行，在考慮最極端的工況下，當臨時電源失去后仍需保持運行的設備功率統計如下：

4 臺機組各配置1 臺柴油發電機，容量為1400kW，氣膜煤場配置1 臺柴油發電機，容量為600kW。一期兩臺柴油發電機與二期兩臺柴油發電機之間分別設置有聯絡開關，如單臺柴油發電機故障后可由相鄰機組的柴油發電機供電，因此，從柴油發電機供電能力的角度分析，可完全滿足臨時電源失去時的供電需求。

電廠保安段可覆蓋的380V 母線有鍋爐段、脫硫PC 段以及下屬MCC 母線。由于消防穩壓泵、石灰石漿液攪拌泵、主機排油煙風機等重要設備未配置在這些母線下，因此需要提前對該設備的電源進行轉接。

4.2.2 應急操作

當發現臨時廠用電失去時，運行人員須確認柴油發電機自啟正常，380V 保安段恢復供電，否則手動啟動，同時斷開光伏6kV 出線開關。

保安電源恢復后，檢查啟動交流潤滑油泵、高壓備用密封油泵，頂軸盤車裝置等需要啟動的設備啟動正常；重新投入直流充電器、UPS 旁路柜運行，確認UPS、直流系統輸出正常。合上保安A/B 段工作電源饋線開關使380V 鍋爐段通過柴發反向帶。拉開鍋爐變、脫硫變開關，檢查鍋爐段、脫硫段工作電源開關已分閘，并將上述開關改冷備。合上保安C 段工作電源饋線開關使380V脫硫段通過柴發反向帶，并啟動相應的輔機。

4.3 電源管控措施

臨時電源供電期間為確?？傌摵刹怀?，且電壓保持穩定需對設備用電進行嚴格管控，具體措施如下：

各6kV 母線根據原統計的負荷進行管控，當達到80%負荷后將在DCS 畫面上發出報警，由運行人員控制負荷。

停用海水循環水泵。當該泵停用后閉冷器將無法使用，此時閉冷水在使用后回流至閉冷水箱，然后直接排入地溝。

為避免大功率輔機啟停對廠用電壓造成波動，200～1000kW 輔機啟動需根據當時變壓器帶載情況確定，1000kW 以上輔機則禁止啟動。由于電動消防泵的功率超200kW，如遇火災則優先啟動柴油消防泵，電動消防泵作為后備。

辦公及值班住宿區除檔案室、信息機房等重要房間外，其它房間的空調禁止使用。

4.4 其它措施

由于臨時電源通過廠內光伏發電通道接入，因此在送電前需與調度自動化部門進行溝通，封鎖相應的數據，同時將電度表的CT 與PT 回路劃開。

所有雙電源設備在送電前必須確認另一路電源的饋線開關在分閘（冷備）狀態，在母線停運時應確認所有雙電源設備的饋線開關已分閘，以防止非同期合環。

柴油發電機的油箱應在全停前加滿燃油，廠區內加油車隨時待命，并進行至少一次的空載運行試驗。柴油發電機運行期間，應密切注意發電機和柴油機的運行狀態，提高巡檢次數，并關注柴油余量。

各部門應準備好應急燈具，特別是碼頭、棧橋等區域準備應急照明燈，防止船只碰撞。

應特別關注消防水壓力，如有條件可試啟柴油消防泵一次，防止柴油消防泵無法啟動導致的消防水壓力降低。

汽機盤車期間，應注意傾聽機組各部分聲音正常，汽缸差脹、振動、軸向位移等參數的變化，注意惰走時間。

所有受電設備應加掛“有電危險”或“高壓危險”警告牌。受電期間就地一次設備應配置巡視人員，其職責是發現異常情況及時報告，操作人員停止操作，待查明原因。

5 實施效果

9 月29 日，臨時電源試送電完畢，6kV 備用封閉母線充電運行。10 月1 日全廠最后一臺機組解列，倒閘操作開始，10 月4 日倒閘操作完成，全廠廠用電由臨時電源帶。三期方面由于采用錯峰施工，極大地緩解了用電壓力，整個臨時電源供電期間6kV 側最高電流未超限流。至11 月8日500kV 線路恢復供電，4 臺主變恢復運行，廠用電源逐步切至工作電源帶。11 月13 日，臨時電源拆除，高備變的低壓側軟連接接回，高備變復役后，廠用電恢復停電前的供電模式。12 月，項目所用的5800 多米電纜全部完成回收。

全停期間，臨時電源共耗電297.2 萬度，6kV側最大電流587A，平均電流307A，6kV 母線電壓始終維持在額定水平。由于前期策劃周全，后期用電管控到位，在臨時電源供電期間未發生因回路過載引起的跳閘事件，確保了機組順利停機和各機組檢修工作的開展。

6 結語

國內外2600MW 級別的發電廠因線路全停而需要外接臨時電源供電的案例不多，而停電時間超過1 個月的少之又少。此次電源接入方案對外滿足了當地政府與供電部門的相關要求，特別是通過短路計算使單臺10000kVA 變壓器在當地10kV 電網得以投運，確保了電源的可靠性。對內充分考慮了潤滑油系統、冷卻系統、封閉煤場氣膜系統等重要負荷的供電的可靠性、不間斷性，以及臨時設施安裝與拆除的便捷性，兼顧了運行人員倒閘操作的習慣性。該項目為同類型電廠在線路全停期間廠用電供電方案的選取，提供了一個成功案例和思路，其中關于接入方式選取，保護整定計算，倒閘順序以及電源管控措施等內容具有一定的借鑒性與參考性。