大型火電廠廠用電手拉手接線總結

劉光華，王予英，唐 軍

(1.湖南省電力勘測設計院，湖南 長沙 410007；2.電力規劃設計總院，北京 100120 ；3.大塘湘潭發電有限責任公司，湖南 湘潭 411102)

1 概述

相繼完成的湘潭二期、創元電廠及寶慶電廠，發電機出口均裝設了斷路器(以下簡稱GCB)，并且電廠2臺機組的廠用電均通過高壓廠用工作變壓器(以下簡稱高廠變)低壓側經斷路器互連(以下簡稱手拉手)相互提供事故停機電源。但在負荷分配及后備事故停機電源的設置上各具特點：湘潭二期脫硫、輸煤等公用負荷由高壓廠用公用變壓器(以下簡稱高公變)供電，并將一期啟動/備用變壓器(以下簡稱啟/備變)兼作后備事故停機電源，其手拉手方案為國內首創；創元電廠公用負荷由高廠變供電，并設置了1臺從廠內220 kV主變10 kV側母線引接的后備事故停機變壓器；寶慶電廠脫硫單元負荷及低壓脫硫變由高廠變供電，公用負荷由高公變供電，未設后備事故停機變。三個電廠投運后 ，手拉手接線均經歷了多次試驗切換，湘潭二期和寶慶電廠各經歷了1次事故切換。特別是湘潭二期，經歷了2008年史上罕見的雨雪冰凍天氣的考驗，至今運行情況良好。

手拉手接線與常規廠用電接線在可靠性、運行維護、投資等技術經濟性方面的比較，在相關工程的初步設計階段有專題論證，本文不再重復。本文的重點是介紹三種不同的手拉手廠用電接線及實際運行情況，并為今后類似工程提出優化建議。

2 湘潭二期電氣接線及運行情況

湘潭二期擴建2×600 MW國產超臨界燃煤發電機組。#3、#4機組分別于2006年3月31日和2006年11月13日通過168h試運行。電氣接線見圖1。

圖1 湘潭二期電氣接線示意圖

(1)電氣主接線：發電機出口裝設GCB，兩臺機組經主變升壓后接入廠內500 kV配電裝置，通過2回500 kV同塔雙回線路接至距電廠約28 km的云田500 kV變電站。500 kV本期采用內橋接線，遠景過渡到3/2斷路器接線。主變采用無載調壓。

(2)廠用電接線：每臺機組設置1臺63/35－35MVA高廠變，為機組的單元負荷及另一臺機組事故停機負荷供電，2臺機組通過手拉手相互提供事故停機電源，不設后備事故停機變，將一期啟/備變兼作二期的后備事故停機電源；每臺機組設1臺40 MVA高公變，為二期公用負荷、脫硫負荷等供電，兩臺高公變互為備用。高廠變、高公變均采用無載調壓。每臺機組設置一臺1200 kW柴油發電機作為交流事故保安電源。

(3)接線主要特點：機組正常啟動/停機電源由系統經主變倒送，倒送電回路事故情況下通過手拉手由另一臺機組的高廠變提供事故停機電源。根據業主意見，將一期啟/備變兼作二期的后備事故停機電源。在廠網分開的情況下，手拉手接線每年節省基本電費(容量電費)1200多萬元。

(4)運行情況：湘潭二期投運八年來，運行情況良好。至今為止，機組故障引起GCB跳閘3次，電網故障致全廠停電3次，手拉手接線經歷了多次例行試驗切換和1次事故切換。2006年9月21日，因#3機勵磁變繞組對溫控器測點放電，導致勵磁變一次回路接地(發電機定子接地)，機端電壓20 kV對勵磁變溫控器二次回路放電，交流電壓串入直流電源回路，使主變、高廠變、高公變、勵磁變等非電量保護動作，導致主變高壓側500 kV湘云Ⅰ線斷路器、橋斷路器及GCB跳閘，由#4機組倒送電系統通過手拉手為#3機組提供事故停機電源。受百年一遇雨雪冰凍天氣影響，2008年1月因送出線路對側云田變全站失壓、500 kV同塔雙回線路倒塔及湘云Ⅰ、Ⅱ線相繼跳閘，造成機組3次強迫停機。三次強停均通過自動控制系統及時啟動柴油發電機組，使保安段及時恢復了對盤車、潤滑油泵、密封油泵等保安負荷的供電，確保了機組安全停機。因二期高廠變與一期啟/備變有30°相角差，且6 kV短路水平不同，為了避免二期對一期的影響，后備事故停機電源采用手動切換。從三次強停事故處理記錄可知，手動切換時間過長，起不到后備事故停機電源的作用。

3 創元電廠電氣接線及運行情況

創元電廠新建2×300 MW國產亞臨界燃煤發電機組。#1、#2機組分別于2008年4月11日和2008年9月23日通過168h試運行。

根據設計規范[2]，本工程不應裝設GCB。考慮到本工程為自備電廠，機組啟停次數較多，發電機出口裝設了GCB，大大減少了機組起停過程中的廠用電切換操作，方便了運行。電氣接線見圖2。

圖2 創元電廠電氣接線示意圖

(1)電氣主接線：發電機出口裝設GCB，兩臺機組經主變升壓后接入廠內220 kV配電裝置，220 kV為雙母線接線。主變采用無載調壓。

(2)廠用電接線：每臺機組設置1臺50/31.5－31.5MVA高廠變，為機組單元負荷、脫硫負荷、全廠公用負荷及另一臺機組事故停機負荷供電，高廠變采用無載調壓。兩臺高廠變通過手拉手相互提供事故停機電源，另設1臺10 kV、4000 kVA后備事故停機變，其電源從廠內220 kV變電站主變10 kV側母線引接。兩臺機組共設置一臺1100 kW柴油發電機作為交流事故保安電源。

(3)接線主要特點：與湘潭二期基本相同，不同之處是脫硫及輸煤等公用負荷均由高廠變供電，并設置了1臺10 kV后備事故停機變。

(4)運行情況：兩臺機組自投產以來，大部分時間運行人員將10 kV后備事故停機變壓器作為主事故停機電源，2臺機組高廠變手拉手作為后備事故停機電源。目前業主正在考慮恢復將手拉手作為主事故停機電源。由于后備事故停機變電源從廠內引接，在某次220 kV配電裝置失電時，10 kV后備停機變失去了作用。

4 寶慶電廠電氣接線及運行情況

寶慶電廠新建2×660 MW國產超臨界燃煤發電機組。#1、#2機組分別于2011年12月9日和2012年4月28日通過168 h試運行。電氣接線如圖3。

(1)電氣主接線：發電機出口裝設GCB，兩臺機組分別以發電機—變壓器—線路組單元接線接入距電廠8 km的邵陽500 kV變電所500 kV、220 kV母線。主變采用無載調壓。

(2)廠用電接線：每臺機組設置1臺63/35－35 MVA高廠變，為機組單元負荷、脫硫單元負荷、低壓脫硫變及另一臺機組事故停機負荷供電；每臺機組設1臺35 MVA高公變，為全廠公用負荷供電，兩臺高公變互為備用。兩臺機組高廠變通過手拉手相互提供事故停機電源，不設后備事故停機變。高廠變、高公變均采用有載調壓。每臺機組設置一臺1000 kW柴油發電機作為交流事故保安電源。

圖3 寶慶電廠電氣接線示意圖

(3)接線主要特點：廠用電接線與湘潭二期及創元電廠基本相同，但未設后備事故停機變，電氣一、二次接線更清晰，控制保護相對更簡單。不同之處是高廠變及高公變均采用有載調壓。

(4)運行情況：自投產以來，手拉手接線經歷了一次事故切換及多次試驗切換，兩臺機組運行情況良好。2012年8月21日，因#1主變A相瞬間接地造成#1機停機，通過廠用電快切裝置，由正在運行的#2機組為#1機組提供事故停機電源。在向#1機組提供事故停機電源時，快切裝置動作正確，高廠變未過載，母線電壓基本無變化，與設計計算情況吻合。

5 手拉手接線技術問題分析及優化

(1)電氣主接線對事故停機電源可靠性的影響。與常規方案相比，電氣主接線方案對廠用電接線的可靠性影響更大。在2008年的冰災中，湘潭二期因云田500 kV站失壓、同塔雙回500 kV線路倒塔及湘云Ⅰ、Ⅱ回線路相繼跳閘造成了3次全停，使機組失去事故停機電源。與湘潭二期相比，寶慶電廠因接入不同電壓等級且線路不共塔，事故停機電源可靠性較高。若寶慶電廠兩條送出線路接入不同變電站，可靠性將更高。因此，建議加強系統、電氣專業間配合，綜合考慮電廠接入系統條件及手拉手接線特點，通過技術經濟比較，共同確定電氣主接線方案，實現工程整體方案最優。

(2)事故停機電源容量的計算。工藝系統設計方案不同或電廠運行規程的差異，事故停機過程中需要供電的設備也不盡相同，電氣設計人員應熟悉工藝系統供電要求，與工藝專業及運行單位共同確定事故停機負荷及其供電方案。湘潭二期設計方案確定的事故停機負荷與運行方案相同，包括電泵、凝結水泵、循環水泵、送風機、引風機及汽機、鍋爐變，共計17.8 MVA，占高廠變容量的28.3%。寶慶電廠事故停機負荷設計方案為凝結水泵、循環水泵、開式水泵、送風機、引風機及汽機、鍋爐變，共計13.5 MVA，占高廠變容量的21.4%；運行方案增加了電泵作為事故停機負荷。事故停機時電泵工作時間約0～10 min，電泵應作為事故停機負荷，但是否計入事故停機電源容量，建議根據電動機啟動、廠用設備短路水平，變壓器過載能力等綜合考慮。變壓器在環境溫度40℃、滿載情況下過載20%允許運行8分鐘。寶慶電廠電泵3200 kW，占高廠變低壓線圈容量僅9.1%，未計入事故停機電源容量；湘潭二期電泵8000 kW，占高廠變低壓線圈容量為22.9%，計入事故停機電源容量。

(3)脫硫及高壓公用負荷供電方式選擇。根據國家環境保護總局公告(2008年第5號)，新建發電機組建設脫硫設施或已運行機組增設脫硫設施，不宜設置煙氣旁路，其單元負荷要求與主機同步啟停，且脫硫系統故障，機組須停機。脫硫負荷接工作段或公用段均滿足設計規范[1，7]，但對廠用設備短路水平及運行維護影響不同。對于300 MW機組，從手拉手接線的特殊性及經濟性考慮，建議不設公用段，公用負荷直接由高廠變供電。對于新建600 MW機組，建議設置2臺互為備用的高公變，為全廠公用負荷供電。漿液循環泵、氧化風機屬與主機同步啟停，屬脫硫單元負荷，宜由高廠變供電；2臺低壓脫硫變需互為備用，宜由高公變供電。

(4)后備事故停機變的設置及其電源的引接。三個電廠的運行實踐證明，手拉手接線完全能滿足機組事故情況下安全停機。當規劃建設2臺機組時，考慮到全廠停電或兩臺機組的倒送電系統同時故障的幾率很低，建議不再設置后備事故停機變，以簡化接線，節約投資。當規劃建設3臺及以上機組時，基于下述原因，建議設置1臺后備事故停機變：作為第3臺機組的事故停機電源；作為各機組的后備事故停機電源；當拉手的兩臺機組僅1臺運行，另一臺倒送電系統檢修時，作為事故停機電源；當拉手的兩臺機組僅1臺運行時，作為事故停機電源，以避免另一臺機組倒送電系統備用空載損耗較大的問題。后備事故停機變的電源宜從廠外相對獨立、可靠的電網引接。

(5)主變或高廠變調壓方式的選擇。根據對沁北、寶慶等電廠的了解，負載情況下運行人員一般不敢操作有載開關，僅在空載或輕載情況操作。因此，建議當系統電壓較穩定時，設計人員應以工藝方案與電氣方案的整體投資省、可靠性高、運行維護費用低為優化目標，通過采用無電泵啟動、汽動引風機、大功率電機采用變頻啟動等技術，與手拉手接線方案密切配合，盡量采用無載調壓方式。

(6)手拉手接線對機組單元性的影響。正常運行時，兩臺機組廠用電手拉手聯絡開關斷開，機組單元性與常規方案相同；當機組倒送電系統故障時，廠用電手拉手聯絡開關合上機組單元性被打破；待事故機組安全停機后，廠用電手拉手聯絡開關斷開機組單元性又得以恢復。機組設置發電機斷路器時，采用手拉手接線對機組單元性影響幾率小、時間短：湘潭二期投運八年來僅發生1次手拉手切換廠用電安全停機的情況；事故電源采用快速切換，對正常運行機組母線電壓影響很小；在供帶事故停機負荷過程中，如果故障機組或手拉手聯絡廠用母線發生故障(屬重復故障)，手拉手開關可迅速斷開。據了解，為了節省啟/備變的電度電費，某電廠對一期6 kV備用段進行了改造，將一期停運機組所帶公用負荷通過6 kV備用段由在運機組供電。當機組的單元性對效益影響較大時，在某些運行方式下業主會犧牲機組單元性，這是值得關注的新動向。

5 結語

三個電廠的成功運行證明廠用電手拉手接線技術上是可行的，可以為同類新建、改擴建項目提供參考。通過對三個電廠的設計及運行總結，對手拉手接線提出了如下建議：

(1)與常規方案相比，廠用電手拉手事故停機電源的可靠性受電廠接入系統方案影響較大，電氣專業應主動參與系統方案論證，為手拉手廠用電接線爭取好的外部條件。

(2)鍋爐汽機所采用的工藝系統不同，事故情況下確保機組安全停機的負荷也不同，因此事故停機電源容量應根據工程特點及工藝系統的要求，通過分析計算確定。

(3)后備事故停機變的設置應結合電廠現狀及遠期規劃統籌考慮，其電源宜從廠外相對獨立、可靠的電網引接。

(4)鑒于有載調壓開關的實際運行情況，建議當系統電壓較穩定時，通過電氣方案與工藝方案的綜合優化，為取消有載調壓開關創造條件。手拉手接線是一項技術創新，雖已被2011版國標大火規采納，但還需要通過運行積累經驗，不斷完善。

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