向家壩電站10 kV廠用電系統運行方式探討

吳洪飛，姚登峰，唐啟堯，陳 宙

（向家壩水力發電廠，四川 宜賓 644612）

1 引言

向家壩電站位于四川省宜賓縣和云南省水富縣之間，是金沙江下游的一座巨型電站，是實施西電東送、優化能源結構的骨干電源之一。向家壩電站分為左右岸，分別安裝4臺單機容量為800 MW的水輪發電機組，預計2012年10月首批機組發電。左、右岸電站均以2回500 kV交流送至換流站，再通過±800 kV直流送至上海。

廠用電系統在電站中具有舉足輕重的地位，其安全可靠性直接影響著整個電站的安全穩定運行，尤其在電站投產發電初期，因廠用電系統備用電源少，這一問題顯得特別突出。為保證電站廠用電系統的完全可靠運行，合理安排廠用電系統運行方式，有必要提前對機組投產初期和冬季枯水期的廠用電運行方式進行研究和探討。

2 廠用電系統介紹

2.1 廠用電接線方式

向家壩電站主接線采用發電機—變壓器單元接線，每臺機組設置發電機出口斷路器（GCB），即使在機組停機時仍可通過主變倒掛運行給廠用電供電。電站廠用電系統采用10 kV和0.4 kV兩級供電。10 kV系統共8段母線，左岸為1M、2M、3M、4M，右岸為5M、6M、7M、8M。每段10 kV母線的主供電源從主變低壓側經廠用高壓變壓器降壓取得，備用電源以相鄰段10 kV母線、廠外施工變電所、對岸電站和柴油發電機組等幾種方式取得。左、右岸10 kV母線每相鄰母線間均設有聯絡開關，四段母線形成一個環網，但首尾母線間的聯絡開關不參與備自投邏輯。右岸8M與左岸4M、右岸5M與左岸1M之間設有聯絡線。廠外施工變電所的聯絡線送電到7M、6M和3M、2M。考慮到大壩緊急泄洪的要求，在壩頂10 kV配電室旁布置1臺柴油發電機組，連接在壩頂10 M，作為大壩的保安電源和廠內的黑啟動電源。全廠10 kV廠用電系統接線如圖1所示。

圖1 10 kV廠用電系統接線圖

10 kV廠用電經10 kV／0.4 kV低壓變壓器降壓到400 V后為分別供給機組自用電、照明、公用、泄洪、檢修用電等24個供電點，各供電點采用分層分區就地布置，各系統相互獨立。

2.2 10 kV廠用電系統的控制及備自投邏輯

下面以右岸為例，闡述10 kV廠用電系統的控制及備自投邏輯，左岸的與右岸相同。

右岸每段10 kV母線配置有備用電源自動投入（以下簡稱備自投）裝置。備自投邏輯有全自動、半自動和退出三種運行模式。全自動模式下能夠自動備投和自動恢復；半自動模式下僅能夠自動備投而不能自動恢復；退出模式下切除備投功能。任何進線最多允許帶兩端母線。右岸10 kV 5M、8M只與相連的母線進線備投，6M、7M相鄰母線及該母線的廠外電源都參與備投，其中第三備可以通過“第三備投允許把手”實現投入或撤除。各段母線主、備用電源如表1所示。

表1 右岸電站10 kV母線主備電源

（1）5M和8M的聯絡開關、左右岸聯絡線開關不參與備自投，由電站人員手動進行操作。

（2）備自投全自動模式下，只有當主供電源恢復后才進行備自投自恢復。

（3）任何進線不得對兩段母線同時充電。

（4）備自投邏輯順序：5M失電合5M、6M母聯；6M失電優先合5M、6M母聯，再外部電源進線，再6M、7M母聯；7M同6M；8M同5M。

（5）如果右岸電站4段10 kV母線的進線電源全部失電（機組停機且500 kV系統失電、外部電源進線也失電）時：

1）手動操作投入與左岸電站10 kV母線的聯絡線。

2）若左岸電站電源失電，則投入柴油發電機，恢復壩頂9M、10M重要負荷，并向右岸電站6M供電。

3 10 kV廠用電系統風險分析

3.1 500 kV系統性風險

向家壩左、右岸GIS交流出線較少，各兩回，且采用同塔雙回線架設，在正常方式或一回線停電檢修時，若外送交流、直流通道發生故障，需要采取直流回降或切機等策略；嚴重時，在兩回交流出線均停電（或直流雙極閉鎖）的情況下，若安穩裝置等動作不正確，可能造成左、右岸機組全部解列停機，使得GIS停電，導致廠用電全停。

3.2 廠外電源系統的風險

向家壩左、右電站10 kV系統的廠外電源均來至馬延坡110 kV變電站，如果其110 kV外部進線電源線路發生跳閘或站內設備故障，將嚴重影響施工用電系統的可靠性；由于該變電站地處多雷區，且該變電站也是向家壩工程施工供電的主要電源，負荷復雜，故障時對其它用戶干擾大；再者該變電站的10 kV系統容量有限，其供電質量和可靠性值得擔憂。此風險在電站機組投產初期尤為明顯。

3.3 站內廠用電系統風險

（1）初期無應急電源。由于工程進度的影響，在電站機組投產初期壩頂柴油發電機不具備安裝條件，在此期間電站沒有應急電源。

（2）廠房內10 kV母線失電風險。當兩段母線聯絡運行時，若備自投動作可能會造成單段母線失電。

4 10 kV廠用電系統運行方式

4.1 機組投產初期10 kV廠用電運行方式

根據工程進度計劃安排，向家壩電站的機組計劃從2012年10月開始逐步投入運行，其投產時間計劃如表2所示。隨著投產機組的逐步增多，10 kV廠用電運行方式將及時調整。

表2 向家壩電站機組投產時間計劃表

（1）8FB機組投產前廠用電運行方式

在右岸機組投產前，10 kV廠用電只能采用馬延坡變電站供電，此時馬延坡變電站的3M帶右岸8M和7M，其1M帶右岸6M和5M。各段母線的主進線開關可以置試驗或檢修位置；左岸電站廠用電及壩頂變電所未投運，將右岸相應母線與它們的聯絡開關置檢修位，如圖2所示。

備自投狀態：由于此時各段母線均無備用電源，將備自投退出。

（2）8FB投產后廠用電運行方式

圖2 機組投產前10 kV廠用電系統接線圖

右岸8FB機組投產且運行穩定后，為減少廠用電對廠外電源的依賴，提高可靠性，將10 kV 8M倒換至C08B供電，倒換時采用“先停后送”方式，即先斷開G8K7開關，再合上G8C08開關。

8FB的400 V自用電由10 kV 8M和6M供電，此時在廠用電方式安排上應重點考慮10 kV 8M和6M的安全可靠性。由于8FB機組處在投運初期，其穩定性還存在一定的風險，應盡量不安排其帶兩段母線，同時為提高安全性，8M、7M應分段運行。10kV廠用電運行方式如圖3所示。

圖3 8FB投產后10 kV廠用電系統接線圖

備自投狀態：8M有備用電源，將其備自投置半自動；7M有第一備用電源，但第三備不滿足，將其備自投置半自動，第三備備投允許把手退出；6M有第三備用電源，將其備自投置半自動，第三備備投允許把手投入；5M無備用電源，將其備自投退出。

（3）7FB投產后廠用電運行方式

右岸7FB機組投產且運行穩定后，將10 kV 7M倒換至C07B供電。8FB的400 V自用電由10 kV 8M和6M供電，7FB的400 V自用電由10 kV 7M和5M供電，在廠用電方式安排上應綜合考慮所有4段母線的安全可靠性。此時，10 kV廠用電運行方式如圖4所示。

備自投狀態：8M有備用電源，將其備自投置半自動；7M有第一、第二備用電源，但第三備不滿足，將其備自投置半自動，第三備備投允許把手退出；6M有第三備用電源，將其備自投置半自動，第三備備投允許把手投入；5M無備用電源，將其備自投退出。

圖4 7FB投產后10 kV廠用電系統接線圖

（4）6FB投產后廠用電運行方式

右岸6FB機組投產且運行穩定后，將10 kV 6M倒換至C06B供電。由于此時投運機組或主變較多，10 kV廠用電母線的供電電源較多，其可靠性較高。其方式安排為：10 kV 8M由C08B供電，7M由C07B供電，8M、7M聯絡開關置工作位置斷開，7M廠外電源開關G7M3置工作位置斷開；6M由C06B供電，5M由6M帶，6M廠外電源開關G6M1置工作位置斷開，如圖5所示。

圖5 6FB投產后10 kV廠用電系統接線圖

備自投狀態：8M有備用電源，將其備自投置半自動；7M有第一、第二備用電源，但第三備不滿足，將備自投置半自動，第三備備投允許把手退出；6M有第二備用電源，將其備自投置半自動，第三備備投允許把手退出；5M無備用電源，將其備自投退出。

（5）5FB投產后廠用電運行方式

右岸5FB機組投產且運行穩定后，將10 kV 5M倒換至C05B供電。由于此時投運機組或主變較多，10 kV廠用電母線供電電源較多，其可靠性較高。其方式安排為：10 kV 8M由C08B供電，7M由C07B供電，8M、7M聯絡開關置工作位置斷開，7M廠外電源開關G7M3置工作位置斷開；6M由C06B供電，5M由C05B帶，6M、5M聯絡開關置工作位置斷開，6M廠外電源開關G6M1置工作位置斷開。如圖6所示。

圖6 5FB投產后10 kV廠用電系統接線圖

備自投狀態：此時各段母線均有備有電源，將各段母線的備自投均置半自動，6M和7M的第三備備投允許把手退出。

（6）壩頂變電所和左岸機組投產10 kV廠用電運行方式

壩頂變電所的10 kV母線9M、10M安裝完后，利用右岸6M對其供電，9M、10M聯絡運行，其備自投退出。

左岸機組在逐步投產過程中，其10 kV廠用電系統的運行方式參照右岸執行。

4.2 正常時期10 kV廠用電運行方式（全廠8臺機組均已投運）

4.2.1 夏季汛期廠用電運行方式

（1）在夏季汛期，全廠8臺機機組都可以并網運行。此時左、右岸的8段10 kV母線都由廠高變供電，8段母線分段運行。相鄰段母線、廠外施工變電所作為備用電源。各段母線的備自投均置半自動。

（2）左、右岸10 kV聯絡線其中一條由右岸開關充電，另一條由左岸開關充電，對側開關置試驗位置斷開。

（3）7M、6M、3M、2M 和廠外施工變電所之間的聯絡線由對側充電，本側開關置工作位置斷開。

（4）壩頂變電所9M、10M分別由6M、4M供電，母線聯絡開關置工作位置斷開，柴油發電機組開關C01置工作位置斷開。備自投置半自動。

4.2.2 冬季枯水期廠用電運行方式

在冬季枯水期（11月至次年5月），向家壩壩址平均流量在1 420 m3/s～3 410 m3/s之間，流量只能供2～4臺機組并網發電；同時向家壩水庫的調節庫容較小，利用庫容水量增加發電機組臺數的作用非常有限。因此，在枯水期，左、右岸一般只有1～2臺機組并網發電。

由于向家壩電站每臺機組設置發電機出口斷路器（GCB），因此即使在發電機停機時仍可通過主變倒掛運行給廠用電供電。在主變倒掛運行時，主變的損耗約為235 kW(左岸238 kW)，一天消耗的電量約為 5 640 kW·h(左岸 5 712 kW·h)。

若發電機停機時主變不倒掛運行，即主變也停運，當需要改發電機開機時，需要反復操作500 kV串內斷路器和進線刀閘，將主變投入運行后才能開機。此過程將需要花費30 min左右時間，將會損失約40萬kW·h的計劃電量；如果需要緊急開機，此方式將嚴重影響開機并網的時效性；在合串內斷路器對主變充電時對主變有沖擊，對主變機械強度、絕緣等會造成一定的損害。

（1）單邊電站一臺機組運行時廠用電運行方式（以右岸為例）

右岸電站只一臺機組并網運行，假設為8F機組。考慮到冬季機組檢修的情況，右岸電站在某一時期內一般只安排一臺機組檢修 (假設為5FB檢修)，此時一臺機組運行，將有2～3臺機組處于可備用狀態。由于8FB機組的400 V自用電由10 kV 8M、6M供電，為保證8FB機組的供電安全，應設法保證廠用電10 kV 8M、6M由主供電源供電，即10 kV 8M由C08B供電，10 kV 6M由C06B供電，此時應安排6B主變倒掛運行。如果只安排6B倒掛，可以保證8FB機組供電的可靠性，但整個10 kV廠用電系統的可靠性一般，此方式也嚴重限制了備用機組的選擇——如果調度要求緊急開機或運行機組跳閘需將另一臺機組并網時，無法有效保證此應急處理的成功率。若此時唯一的備用機組開機不成功，將至少損失半小時的計劃發電量，遠大于主變倒掛的損耗。若將所有可備用機組的主變均倒掛運行，此時整個10 kV廠用電系統的可靠性很高，備自投方式靈活；雖然增加了1～2臺主變的空載損耗，但是在緊急情況下需開機時，可以有效保證開機的成功。主變倒掛運行的狀態，也符合上級調度部門對機組備用的要求。因此，應安排所有可用主變倒掛運行。

（2）單邊電站兩臺機組運行時廠用電運行方式（以左岸為例）

兩臺機組運行，有①4FB和3FB（或2FB和1FB）、②4FB和2FB（或3FB和1FB）、③4FB和1FB、④3FB和2FB 4種組合。第①種10 kV 4M和3M（2M和1M）的可靠性較差，不予采用；第②、③、④種情況下，廠用電可靠性和靈活性都基本相同，沒有本質的區別；具體安排時需結合右岸的情況，增強左、右岸的互補性。

左岸兩臺機組并網運行，假設為1F和3F機組。同樣，考慮到冬季機組檢修的情況，左岸電站在某一時期內一般只安排一臺機組檢修 (假設為2FB檢修)。同理，為提高廠用電系統的可靠性，增加備用機組開機的快速性和選擇靈活性，也應將所有可用主變倒掛運行。

（3）冬季枯水期廠用電方式如圖7所示。

圖7 冬季枯水期廠用電系統接線圖

4.3 10 kV廠用電運行方式安排其他注意事項

（1）當左、右岸的10 kV母線通過左右岸聯絡線聯絡運行時，應將左右岸相應母線的備自投退出，并將與相鄰母線的母聯開關搖至“試驗”位置。

（2）一般情況下，右岸6M和7M、左岸2M和3M盡量不聯絡運行。當需要聯絡運行時，被聯絡母線的備自投應退出。

（3）一般情況下，右岸5M、8M盡量不聯絡運行。當需要聯絡運行時，兩端母線的備自投應退出，并將與相鄰母線的母聯開關搖至“試驗”位置。左岸1M、4M同樣如此。

（4）由于受容量的限制，任何進線電源不許對兩段母線同時充電，因此當左岸1M和2M、3M和4M、右岸5M和6M、7M和8M聯絡運行時，若進線電源失電，應密切關注1M、4M、5M、8M的備自投動作情況，必要時人為手動控制，防止此母線長時間失電。

（5）柴油發電機投運后，應定期進行試驗，保證可靠備用。

5 結語

廠用電系統是保證電站安全穩定運行的關鍵設備之一，是需電站重點控制和保障的設備。電站應根據機組投產情況以或水文特點，靈活安排機組檢修計劃和主變倒掛運行方式，從而合理安排廠用電運行方式，保證廠用電系統的安全可靠運行。

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