火力發電廠機組廠用電互聯方案研究

溫強為，黃丹儀，周少旭

(珠海經濟特區廣珠發電有限責任公司，廣東 珠海 519000)

0 引言

珠海某電廠現有2 臺700 MW 機組，以發電機－變壓器單元接線接至220 kV 電網系統。在主變低壓側與發電機之間引接兩臺50/25-25 MVA 無載調壓型分裂變壓器作為高壓廠用變壓器(以下簡稱“高廠變”)，并配置兩臺50 MVA 啟備變壓器(以下簡稱“啟備變”)作為全廠的啟動及備用電源，啟備變電源取自220 kV 系統，如圖1 所示。

圖1 機組電氣主接線圖

隨著電力市場行情變化，機組頻繁調停，外購廠用電量增長，電廠生產成本增加。為響應政府節能減排要求及節約生產成本，電廠考慮將兩臺機組6 kV 廠用電進行互聯，保證機組在啟動及停運檢修期間，停運機組廠用電由運行機組提供，以達到節省外購電量的目的[1]。

機組廠用電互聯項目實施，需全面核實全廠廠用電運行現狀，在此基礎上按照保證在運機組安全的原則，提出改造實施方案，同時開展多方案對比論證，在論證分析的基礎上提出適宜本電廠實際情況、技術先進成熟、工藝可靠穩定和經濟合理的改造方案，為實施廠用電互聯項目提供依據和支撐。

1 方案選擇

該電廠每臺機組下面各配置兩臺高廠變，其中A 高廠變下帶有A1、A2 兩段6 kV 廠用電母線段，B 高廠變下帶有B1、B2 兩段6 kV 廠用電母線段，主接線圖如圖1 所示。廠用電互聯設計方案的確定主要取決于1、2 號機組高廠變剩余容量、6 kV 廠用母線段運行負荷、機組啟停機負荷及機組檢修負荷等。

1.1 廠用電負荷

實施1、2 號機組廠用電互聯，首先需要核對廠用電實際運行負荷及高廠變剩余容量。廠用電負荷計算見表1 所列。

表1 廠用電負荷計算

從負荷情況來看，廠用電各段母線的實際運行負荷容量仍有裕量，可以采用本機組負荷較大的母線段帶另一臺機組負荷較小的母線段，本機組負荷較小的母線段帶另一臺機組負荷較大的母線段，來實現廠用電互聯的要求。

1.2 廠用電互聯方式

6 kV 廠用電互連實施方案：在1 號機組6 kV 1A1、1A2、1B1 各母段上增加一臺真空斷路器并增加相應保護，在2 號機組6 kV 2A1、2A2、2B1 各段上增加一臺真空斷路器柜并增加相應保護，將6 kV 1A1 和2A2、1A2 和2A1、1B1 和2B1 段用電纜相連，以達到將1、2 號機組6 kV 廠用電互聯的目的。6 kV 1B2 和2B2 段之間已設置有母聯開關，實現了互聯，不需要再考慮以電纜相連，此段只考慮新增兩臺切換裝置用于兩段間的同期切換。另外其他各段相應增加廠用電切換裝置，以實現不斷電安全切換廠用電電源的需求[3-4]。互聯后的廠用電接線圖如圖2 所示。

圖2 互聯后的廠用電接線圖

1.3 切換方式的選擇

方案一：在廠用電6 kV 段備用電源進線開關52B 與互聯開關52C 之間新增快切裝置。機組停運時，通過原有切換回路，將廠用負荷先切換至備用電源52B，再手動切換至互聯開關52C，廠用電由運行機組提供，如圖3 所示。

圖3 方案一切換方案圖

方案二：在廠用電6 kV 段工作電源進線開關52A 與互聯開關52C 之間新增快切裝置。機組停運時，手動切換至互聯開關52C，由正常運行機組6 kV 段帶停運機組6 kV 段，不經過備用電源開關52B，如圖4 所示。

圖4 方案二切換方案圖

根據上述方案比較，方案一優點在于機組停運檢修期間，可以實現備用電源開關52B 和互聯開關52C 的雙向切換，受運行方式限制較少，缺點是切換操作步驟多，增加切換風險；方案二優點在于切換操作步驟少，缺點是互聯開關52C 與備用電源開關52B 無法實現切換，在機組停運及檢修期間，停運機組6 kV 段的互聯供電回路有問題或在運機組同樣需要停運時，無法回切至備用電源供電。

綜上分析，因為廠用電互聯方式只在機組停機時使用，因此更多考慮52B 與52C 之間的切換，為方便機組停機時可以隨時進行運行方式的調整，優選切換方案一。

2 廠用電互聯方案校驗

2.1 短路電流計算

根據電廠原有的系統阻抗進行短路電流估算，廠用電互聯實施前后，具體的短路電流計算結果見表2 所列。

表2 互聯實施前后短路電流計算結果

由表2 可見，電流起始短路電流、熱穩定電流和短路沖擊電流均有增大。原有斷路器的熱穩定電流為40 kA(4 s)，極限通過電流峰值125 kA，而實施互聯后要求斷路器熱穩定電流為30.903 kA，短路沖擊電流為117.875 A，因此均滿足安全運行要求[5]。新增互聯開關真空斷路器開關柜的選型應符合以下參數：額定電壓6.3 kV；額定電流2 000 A；熱穩定電流40 kA(4 s)；動穩定電流(峰值)125 kA。

2.2 單臺最大電動機啟動時母線電壓校驗

針對6 kV 各段廠用電情況進行分析，考慮到一臺機組的運行中時，如需要啟動另外一臺機組，則應對單臺最大電動機啟動壓降進行校驗。本項目廠用電負荷中，最大功率電動機為引風機，功率為7 400 kW。電動機正常起動時壓降校驗情況見表3 和表4 所列。

表3 廠用電系統相關數據

表4 母線電壓校驗

根據上述校驗結果，當引風機電動機啟動時，6 kV 廠用母線電壓下降至約85%，與母線低電壓保護定值60%還有較大的寬裕度，不會觸發母線低電壓保護動作。

2.3 保護定值校核

6 kV 廠用電互聯實施后，保護定值應根據廠用電運行方式改變進行重新計算及校核，避免運行機組6 kV 電源開關越級跳閘。校核內容包括定值級差、時間配合和靈敏度。考慮到廠用電互聯方式不應影響運行機組的正常運行，當停運機組發生故障時，應優先跳開互聯開關，因此在時間配合上互聯開關的動作時間(0.5 s)應小于母線工作進線和備用進線的動作時間(0.9 s)。

電源開關的保護定值包括：定時限過流、反時限過流和零序(接地)[2]。

2.3.1 定時限過流

定時限過流保護動作電流應考慮以下兩種工況，取兩者的最大值：

1)低壓廠用變壓器低壓側兩相短路時，由2 倍以上靈敏系數整定；

2)處于實際運行工況時，檢修機組需在并網前再將廠用負荷切換至啟備變，因此，需考慮6 kV 母線上最大引風機馬達啟動電流。按啟動電流7 倍整定，可靠系數取1.5 倍。

2.3.2 反時限過流

反時限過流保護動作電流按下列條件整定：

1)反時限啟動定值按照1.2倍負荷電流計算；

2)動作曲線選擇按照線路保護說明書整定，與52A、52B 開關保護反時限曲線一致；

3)反時限時間因子按照變壓器低壓側三相短路電流保護動作時間整定，反時限保護曲線系數計算見下式[6]：

式中：T為保護曲線系數；t為6 kV 母線三相短路保護動作時間，s；Ikmax為其他側母線短路流過本側保護電流最大值，A；Iop為保護啟動電流，A；NCT為CT 變比。

2.3.3 零序(接地)

零序電流采用保護電流互感器(current transformer，CT)自產電流，變比為1 500/1A。

本項目01、02 號啟備變和1、2 號高廠變6 kV 側中性點接地電阻均為7.6 Ω，此電阻遠大于啟備變和高廠變的零序阻抗。故6 kV 系統的單相接地電流約為：

式中：3I0為單相接地時的零序電流，A；U0為單相接地時的零序電壓，kV；R為變壓器中性點接地電阻，Ω。

考慮靈敏度為3～4，且與下級間隔零序保護與高廠變低壓側零序保護有級差配合，動作電流一次值取150 A，與下級變壓器及電動機配合時間為△t+t，跳開關。

3 運行注意事項

1)由于此項目專題研究是根據既定一種啟動和停機的方式進行計算，1、2 號機組在啟動和停機時需按這種方式啟停，如采用其他方式啟停，需要核對負荷，避免出現高廠變負荷過載的情況。

2)經現場核實，1、2 號機組6 kV 系統在運行中，電壓相角存在(8°)左右的角度差，在互聯切換瞬間中，將出現約1 800 A 的沖擊電流。因此，在互聯切換之前，應評估可能造成影響運行機組的影響，盡量避免在運機組高負荷工況下切換。

4 結語

本次廠用電互聯項目分析和計算了新形勢下大型發電機組廠用電運行新方式的可行性，設計了整體改造方案，為決策和實施提供關鍵可靠的依據。理論方法和算式為同類機組廠用電運行新方式實施提供了重要的經驗。項目實施后，機組之間具備廠用電互供的能力，有效地保障機組安全穩定運行，提高機組運行的安全性、經濟性和靈活性。