津巴布韋某坑口火電廠備用電源引接方案探討

曾祥兵

摘 要：基于津巴布韋電力系統的實際情況，結合國內火電廠的設計案例，對津巴布韋西北部某坑口火電廠的備用電源引接方式進行了分析，并提出了改進建議。

關鍵詞：備用電源；高備變；高廠變；斷路器

中圖分類號：TM621 文獻標識碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.08.077

截至目前，津巴布韋共有發電廠5座，總裝機容量為1 960 MW，除萬基電廠建于20世紀80年代外，其余均建于上20世紀四五十年代，設備狀況極差。

本文研討的項目位于津巴布韋西北部Gwayi地區，擬建2×300 MW的燃煤機組及配套煤礦工程，建成后將成為津巴布韋國內單機功率最大的電廠，屬于典型坑口火電廠。《火力發電廠廠用電技術規定》（DL/T 5153—2002）中第4.5.2條規定，全廠應設置可靠的高壓廠用備用電源或起動備用電源，但電廠備用電源的引接難度加大。本文結合項目的實際情況以及大量調查資料對電廠備用電源的引接方案進行分析論證，并提出了改進建議。

1 電廠主接線概述

該電廠的2臺300 MW機組均采用發電機-變壓器組單元，升壓后接至廠內400 kV開關站，開關站采用雙母線接線方式。新建的2回400 kV出線接至電廠西南側20 km處的擬建400 kV線路解口點，發電機出口裝有斷路器，高廠變在主變低壓側與發電機出口斷路器引接。

由于當地電力嚴重短缺，本工程配套的礦區、生活區、廠區取水泵房均考慮直接從建成后的電廠引接電源，加之機組廠用電的容量和預留業主自主支配的售電容量較大，經過相關計算和論證后，每臺機組中考慮設置1臺高壓公用變和1臺三相雙分裂繞組高廠變。

2 電廠備用電源的常規引接方式

《大中型火力發電廠設計規范》（GB 50660—2011）中第16.3.10節指出，高壓廠用備用電源可采用下列3種引接方式：①可由高壓母線中電源可靠性最低的電壓母線或由聯絡變壓器第三（低壓）繞組引接電源，并應保證在全廠停機的情況下，能從外部電力系統取得足夠的電能，包括三繞組變壓器的中壓側從高壓側獲取電能；②在裝設發電機斷路器后，機組臺數為2臺及以上、出線回路為2回及以上時，還可由一臺機組的高廠變低壓側廠用工作母線引接另一臺機組的高壓事故停機電源；③在條件允許的情況下，可由外部電網引接專用線路供電。

以上幾種引接方式各有利弊，應結合工程的實際情況具體分析。對于第3種引接方式，經過電廠實地踏勘以及咨詢當地電網公司得知，項目所在地區多為農村，附近僅有1條11 kV線路，電源容量非常小，電廠在施工用電高峰期需通過自配的柴油發電機保證供電，僅在電廠西北方向80 km以外的萬基變電站才有可引接的132 kV電源。經初步計算，如果采用建設80 km的132 kV專線作為電廠的備用電源，則設備購置費約為550萬美元，業主直接否定了該方案。由此可見，只能考慮采用規范中的前兩種備用電源引接方式。

2.1 備用電源從電廠內高壓母線引接

對于上述設計規范中的第一種方案，由于該電廠的電網非常薄弱，在排除外引專線的情況下，備用電源只能從廠內開關站400 kV母線經400/6.3 kV高備變引接，如圖1所示。

該備用電源引接方式的最大特點是需增設大變比、小容量的高備變。以往，該變壓器的制造尚處于起步階段，缺乏運行基礎，制約了該方案的應用。然而，隨著技術的不斷發展，目前，國內已有部分電廠選用了大變比、小容量的變壓器，且其運行狀況良好。但基于需要專門訂制、價格昂貴等因素，應按31.5/20-20 MVA的標準確定高備變的容量。此外，考慮到出口等因素，其購置費及相應配套設備費總計達450萬元。

該方案需要占用1個400 kV的出線間隔，進而增加了土建用地，提升了運維成本。此外，由于電廠與電網之間的關口計量點設置在主變高壓側，所以，電網公司會向電廠征收備用電費。經初步估算，業主每年將支付上百萬的額外費用。

2.2 廠用母線之間相互引接備用電源

當地電網系統的容量非常小，整個津巴布韋的電力系統基本未配置專門的調峰和事故備用電源，僅有發電機額定容量為5%左右的旋轉備用電源，且這些發電機與新建電廠的距離較遠。因此，即使采用上述第一種設計方案，電網公司也無法保證預留足夠的備用容量。在此情況下，當某機組主變-高廠變回路故障時，必須依靠相鄰機組通過400 kV母線和高備變提供電能，以確保安全停機。因此，提出了將2臺機組6 kV廠用段互聯作為彼此備用電源的設計方案，如圖2所示。值得注意的是，高壓公用變的接線方式和容量按照相互備用的原則設計。

圖2 2臺機組6 kV廠用母線相互引接備用電源示意圖

由圖2可知，高廠變回路檢修或故障時，其事故停機負荷由另一臺機組高廠變提供，這會破壞廠用電系統的單元性，這也是上述第二種方案最大的缺點，且該方案只能滿足機組事故停機或檢修的需求。如果待停機組6 kV廠用電系統發生故障，只要保護正確動作，則不會對另一臺正常機組的運行造成影響；如果保護拒動或因設備故障而導致越級跳閘，則只會影響另一臺正常機組的6 kV廠用母線，不會造成立即停機。此外，當檢修一臺機組的主變和高廠變，另一機組的主變或高廠變發生故障時，機組不會失去備用電源，這是因為高廠變的非計劃停運時間短于0.5 h/（臺·年），且每臺機組有應急柴油機作為后備電源保障。

如果一臺機組的停機負荷由另一臺機組的高廠變提供，則會增大高廠變的容量，進而在一定程度上增大了6 kV廠用電系統的短路電流。但通過合理選擇電氣參數可將6 kV系統的短路電流控制在40 kA以下。

對于事故停機負荷而言，相關工作人員應主要考慮凝結水泵、循環水泵、開式/閉式冷卻水泵、空壓機、汽輪機和鍋爐變壓器等的負荷。中國電力工程顧問集團公司編寫的《大中型火力發電廠設計規范——電氣專業調研報告》中指出，單臺機組事故停機負荷容量一般為單元機組負荷總容量的30%.按此計算，選用高廠變40/25MVA-25 MVA即可滿足相互引接備用電源的要求。

3 經濟性比較

對于第一種方案，由于設置了高備變，所以，可選擇容量較小的高廠變。經初步計算，可選擇高廠變35/20-20 MVA。經過詢價后得知，第一種方案與第二種方案的設備初期投資比較結果如表1所示。

由此可見，采用第二種方案的設備初期投資比第一種方案少約700萬元，且采用第一種方案會額外收取電費，因此，第二種方案經濟性優勢非常明顯。

4 結束語

綜上所述，第一種方案與第二種方案相比，在技術上是相近的，唯一的差別就是在第一種方案中升壓至400 kV后可實現迂回倒送供電，而第二種方案則直接由廠用6 kV母線互聯供電；在經濟性方面，第一種方案的初期投資比第二種方案多。因此，經過技術、經濟方面的綜合比較后，本文推薦選用第二種方案。

參考文獻

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〔編輯：張思楠〕