高壓廠用電互聯技術方案分析

高 峰,楊沛豪,李海軍,孫夢瑤,潘樂宏

1.西安熱工研究院有限公司 西安 7100542.中國電工技術學會 北京 1000553.華能銅川照金煤電公司 陜西銅川 727031

1 項目背景

隨著電力體制改革的不斷深入,電網對高壓備用變壓器和主變壓器反送電收取的電價遠高于電廠自身的發電成本,若電廠裝機容量大、運行時間長,必將產生大量的外購電費,直接影響企業的經濟效益,在機組停運檢修期間這一問題尤為突出。機組檢修期間使用的高壓備用變壓器電量屬于外購電,價格較高。為了提高機組的經濟性,減少外購電,越來越多的發電廠開展高壓廠用電互聯改造工程,即一臺機組檢修時,檢修電源由另一臺正常運行的機組廠用電提供[1-3]。

筆者以廣東某發電廠為例,通過對廠用電系統進行研究,提出一種可靠的高壓廠用電互聯技術方案,對這一方案的安全性、靈活性、經濟性進行深入分析。

2 系統情況

某發電廠發電機變壓器組采用單元接線,發電機和變壓器之間設置斷路器,1號、2號發電機每機設置一臺分裂高壓廠用變壓器和一臺雙繞組高壓廠用變壓器,3號、4號發電機每機設置一臺分裂高壓廠用變壓器。備用電源接于110 kV系統,四臺機組共用一臺高壓備用變壓器。高壓廠用電電源切換采用快切方式,僅作為機組事故情況下的安全停機用。6 kV廠用電系統如圖1所示[4-5]。

當機組正常運行時,6 kV廠用電系統的運行方式如下:

(1) 6 kV 1A段、1B段由1A號高壓廠用變壓器供電,6 kV 1C段由1B號高壓廠用變壓器供電;

(2) 6 kV 2A段、2B段由2A號高壓廠用變壓器供電,6 kV 2C段由2B號高壓廠用變壓器供電;

(3) 6 kV 3A段、3B段由3號高壓廠用變壓器供電;

(4) 6 kV 4A段、4B段由4號高壓廠用變壓器供電。

1號高壓備用變壓器用作機組輔機的調試電源和機組的啟動電源,同時用作機組運行中任一6 kV母線工作進線開關故障情況下的備用電源,以及發電機變壓器組故障情況下保證機組安全停機的備用電源。1號高壓備用變壓器作備用時,處于運行狀態,6 kV側開關處于熱備用狀態,快切裝置及開關柜壓板按保護壓板投退清單投退。

機組正常運行,1號高壓備用變壓器帶一段6 kV母線運行,同時另一低壓繞組作為對應供電的任一6 kV母線段的緊急備用。1號高壓備用變壓器在不超過設計容量的情況下,可以帶多段6 kV母線運行,運行時注意各分支不得超過高壓備用變壓器的額定電流。

3 技術方案

根據該發電廠6 kV廠用電系統及未來儲能接入的運行情況,提出高壓廠用電互供技術方案。1號、2號發電機通過新增互聯母線互聯,在1號、2號發電機6 kV廠用電段各安裝一個互聯開關,通過操作互聯開關,可以實現1號、2號發電機檢修期間的6 kV廠用電任意互聯,從而能夠實現運行機組的廠用母線向檢修機組的廠用母線供電,提高機組的安全性和靈活性。高壓廠用電互聯技術方案如圖2所示。

圖2 高壓廠用電互聯技術方案

4 運行方式與容量分析

在分析廠用電互聯技術方案是否可行時,相關高壓廠用變壓器容量是必須要考慮的因素。

根據以往經驗,機組在檢修時的用電量很小,通常高壓廠用變壓器最大負荷只有額定容量的60%,容量富裕度較大,一般均可以滿足廠用電互聯運行的要求。但是基于安全考慮,要根據互聯改造后的連接情況,對高壓廠用變壓器容量校核進行計算,檢驗是否可以滿足要求。以該發電廠為例,對上述廠用電互聯技術方案中的高壓廠用變壓器容量進行核算分析[6]。

1號發電機檢修時,其廠用電由2號發電機提供,廠用電互聯方式如圖3所示。

圖3 1號發電機檢修時廠用電互聯方式

1號發電機檢修時,其它發電機正常運行。1號發電機6 kV廠用電1A段、1B段、1C段由2號發電機6 kV用廠電2C段供電,1號發電機6 kV廠用電1A段正常檢修電流為751 A,1B段正常檢修電流為810 A,1C段正常檢修電流為785 A,2號發電機6 kV廠用電2C段滿負荷運行電流為730 A,2B號高壓廠用變壓器總運行電流為3 076 A,2B號高壓廠用變壓器總運行容量為33.6 MVA,2B號高壓廠用變壓器額定容量為32.5 MVA,2B號高壓廠用變壓器負載率為103.4%。

2號發電機檢修時,其廠用電由1號發電機提供,廠用電互聯方式如圖4所示。

圖4 2號發電機檢修時廠用電互聯方式

2號發電機檢修時,其它發電機正常運行。2號發電機6 kV廠用電2A段、2B段、2C段由1號發電機6 kV廠用電1C段供電,2號發電機6 kV廠用電2A段正常檢修電流為620 A,2B段正常檢修電流為949 A、2C段正常檢修電流為501 A,1號發電機6 kV廠用電1C段滿負荷運行電流為785 A,1B號高壓廠用變壓器總運行電流為2 855 A,1B號高壓廠用變壓器總運行容量為31.2 MVA,1B號高壓廠用變壓器額定容量為32.5 MVA,1B號高壓廠用變壓器負載率為96%。

通過以上分析可以得到結論:

(1) 1號發電機檢修,6 kV廠用電1A段、1B段、1C段由2號發電機6 kV廠用電2C段供電,此時2B號高壓廠用變壓器負載率為103.4%,互聯時應注意手動控制負荷投入,防止2B號高壓廠用變壓器過載;

(2) 2號發電機檢修,6 kV廠用電2A段、2B段、2C段由1號發電機6 kV廠用電1C段供電,此時1B號高壓廠用變壓器負載率為96%,1B號高壓廠用變壓器容量滿足廠用電互聯要求。

5 保護與連鎖回路分析

以2號發電機檢修為例,2號發電機的廠用電由廠用電互聯母線供電,162a、162b、162c開關閉合,2號發電機的廠用電工作進線602a、602b、602c開關和廠用電備用進線062a、062b、062c開關斷開。廠用電互聯母線由1號發電機6 kV廠用電1C段供電,161c開關閉合。161c開關作為工作進線601c開關和備用進線061c開關的下一級開關,其保護配置應該和601c、061c開關保護配合,601c、061c開關通常配有一段限時速斷保護和一段過流保護。為保證2號發電機的檢修負荷不影響1號發電機的正常工作,需要保證2號發電機廠用電上發生的短路故障由161c開關可靠切除。因此,161c開關可配置兩段保護,即一段限時速斷保護和一段過流保護。對于限時速斷保護,動作電流和動作時間應比工作進線601c開關和備用進線061c開關的限時速斷保護小一個級差,同時要與下一級電流速斷或限時速斷保護配合。對于過流保護,動作電流應躲過2號發電機檢修負荷的自啟動電流,動作時間比工作進線601c開關和備用進線061c開關的過流保護小一個級差。162c開關的保護配合與161c開關相同。

對于161a、161b、162a、162b開關,可以只配置一段過流保護,動作電流按躲過本段檢修負荷的自啟動電流整定,動作時間按與下級過流保護或限時速斷保護配合整定,同時保證不大于上級保護的動作時間[7-10]。

6 安全性分析

6.1 正常運行工況分析

通過對發電廠機組滿負荷運行時高壓廠用變壓器負載率進行分析,得出發電廠正常運行機組向檢修機組提供電源是可行的。

6.2 高壓廠用變壓器過負荷限制措施

由一臺正常運行機組向其它檢修機組提供廠用電,運行機組能夠為其它檢修機組提供的最大負荷需經過計算,并留有一定裕度,確保運行機組高壓廠用變壓器不過負荷。同時應采取以下措施來限制過負荷的影響:

(1) 為保證運行機組的安全,要對大功率用電設備進行排查,結合歷史運行情況分析,并經過設計核算,必要時還需經過試驗驗證,確認檢修機組可能出現的最大負荷對運行機組的影響;

(2) 在繼電保護中配置過負荷保護,當出現過負荷的情況時,立即切除影響機組運行的檢修段負荷;

(3) 檢修機組進入輔機系統調試階段,考慮恢復高壓備用變壓器或主變壓器反送電供電模式,減小調試機組試運系統對運行機組的影響。

軍校軍事英語教學是建立在已有語言基礎上的二語教學。教學對象為軍校學員，他們已掌握大量以母語形式呈現的軍語；經過前期通用英語學習，積累了一定英語詞匯。但與通用英語詞匯不同，軍事英語詞匯專業性更強，但是學時更短，學員學習起來難度更大。感覺詞匯記憶困難，漢語軍語與英語軍語匹配困難。因為在利用本族語(中文)進行軍事英語詞匯教學實踐過程中，學員除了會受到通用英語詞匯詞義的影響之外，還會因為中英兩種語言文化差異，存在詞語形式與意義在跨語言匹配上的障礙。

通過以上措施,可以保證正常運行機組為檢修機組提供廠用電時的自身廠用電安全性。

6.3 事故分析

(1) 運行機組跳機,主變壓器不停運事故。正常運行機組運行中發電機跳閘,主變壓器及高壓廠用變壓器仍然運行,廠用電正常。

(2) 運行機組跳機,主變壓器停運事故。分為兩種情況。第一種,檢修機組提供廠用電的運行機組主變壓器跳閘,失去廠用電,可采用長延時閉合高壓備用變壓器低壓側開關,恢復原設計的備用電源方式。第二種,其它正常運行機組主變壓器跳閘,待該機組廠用負荷低電壓延時跳閘后,由運行機組通過快切提供廠用電,保證安全停機。

(3) 廠用母線故障。如果運行機組的廠用母線發生故障,原則上過流保護會閉鎖快切,防止備用電源投入故障母線。發電廠目前的發電機變壓器組保護定值中,高壓廠用變壓器分支過流保護動作時間為1.1 s,保護動作為跳各自分支開關,閉鎖切換。高壓廠用變壓器低壓側零序保護中,接地保護動作電流為2 A,延時為0.8 s,動作為跳相應分支開關,閉鎖切換?？梢?母線單相及相間短路故障下,保護均可閉鎖快切動作。

若發生備用電源誤投入備用故障母線這種保護閉鎖失靈導致的三重故障情況,則會發生工作分支越級跳閘。一般設計原則中不考慮多重故障這種小概率事件,但如果發生這種故障,將使采用互聯技術方案的正常運行機組一條高壓廠用母線失電,從而導致機組降負荷。原系統發生此類故障,會導致備用電源跳閘,但對正常機組無影響。

(4) 備用電源故障。目前,全廠四臺機組共用一臺高壓備用變壓器,備用電源來自廠外獨立110 kV系統。極端情況下,如果該電源故障,將導致全廠失去備用電源。

7 儲能系統分析

根據發電廠發電機組儲能輔助調頻系統可行性研究報告,擬將20 MW儲能系統分為12 MW、8 MW兩個子系統,分別接入3號、4號發電機高壓廠用變壓器6 kV A段和B段備用間隔,兩個子系統分別輔助3號、4號發電機參與調頻,或合并為20 MW輔助3號、4號發電機參與調頻。根據電氣核算,6 kV A段實際運行中負荷較低,考慮加入12 MW 儲能系統;6 kV B段實際運行中負荷較高,考慮接入8 MW儲能系統。開關之間設有電氣閉鎖回路,保證同一儲能子系統不同時接在不同機組的母線段上。儲能系統接入3號、4號發電機如圖5所示。

圖5 儲能系統接入3號、4號發電機

3號發電機高壓廠用變壓器6 kV A段接入12 MW儲能系統后最大電流為2 599 A,3號發電機高壓廠用變壓器6 kV B段接入8 MW儲能系統后最大電流為2 753 A,合計運行電流為5 352 A,容量為58.4 MVA,3號高壓廠用變壓器負載率為102.5%。

4號發電機高壓廠用變壓器6 kV A段接入12 MW儲能系統后最大電流為2 599 A,4號發電機高壓廠用變壓器6 kV B段接入8 MW儲能系統后最大電流為2 733.2 A,合計運行電流為5 332.2 A,容量為58.18 MVA,4號高壓廠用變壓器負載率為102.1%。

根據儲能系統接入3號、4號發電機高壓廠用變壓器容量校核結果,可知3號、4號發電機接入20 MW儲能系統后,高壓廠用變壓器容量剩余裕度不足,因此3號、4號發電機廠用電互聯容量不足,無法采用廠用電互聯技術方案。

8 經濟效益分析

該發電廠全年檢修時間約為55 d,當采用主變壓器或1號高壓備用變壓器供電時,需要向電網按照0.501 6元/kWh付費,電廠的發電成本約為0.233 元/kWh?？梢?通過對1號高壓備用變壓器的共箱母線及廠用接線方式進行改造,使檢修機組的6 kV廠用電引自其它運行機組的廠用電,減少從主變壓器反送或1號高壓備用變壓器的用電,可以降低機組檢修期間的用電成本。

根據該發電廠分散控制系統統計數據,以發電廠2號發電機小修時間55 d保守計算,折合1 320 h,2號發電機1 a外購電總費用為1 346萬元。采用高壓廠用電互聯技術方案后,2號發電機檢修用電由1號發電機廠用電提供,檢修電量費用降低為625萬元,節約電費721萬元。1號發電機檢修時,檢修電源可由2號發電機廠用電提供,1 a檢修用電費用可由1 525萬元降低為709萬元,節約電費816萬元?？梢?該發電廠采用高壓廠用電互聯技術方案后,每年可實現利潤1 537萬元。采用高壓廠用電互聯技術方案經濟效益見表1。

9 結束語

目前廠用電互聯方案較多,需要根據發電廠實際情況進行選擇,其中主要的參考因素是技術性和經濟效益。在確保廠用電互聯安全運行的前提下,筆者提出的高壓廠用電互聯技術方案有三方面優點。

表1 采用高壓廠用電互聯技術方案經濟效益

(1) 提高機組的安全性。發電廠通過鄰機高壓廠用電互供,可以在高壓備用變壓器停運或故障時,通過機組之間的互聯母線供電,在很大程度上提高了機組的安全性。

(2) 提高機組的靈活性。機組在檢修時,不但可以通過高壓備用變壓器反送電供電,還可以通過機組之間的互聯母線供電。

(3) 節能降耗。通過鄰機高壓廠用電互供,高壓備用變壓器可以不需要長期空載運行,降低了損耗。

根據分析,結合現場實際運行及未來儲能系統接入要求,建議該發電廠優先采用高壓廠用電互聯技術方案,1號、2號發電機互聯,并保留原有備用電源,改造量小,高壓廠用變壓器裕度充足。