基于完善厂用电系统运行基础的探究

赵曙伟

(广东国华粤电台山发电有限公司，广东 台山 529228)



基于完善厂用电系统运行基础的探究

赵曙伟

(广东国华粤电台山发电有限公司，广东 台山 529228)

火力发电厂拥有众多的厂用电设备，为发电机组提供所需的能源，因此为确保机组的稳定运行，必须确保厂用电系统的安全可靠。针对某电厂1 000 MW机组从建设到投产运行期间，厂用电系统存在的几例影响系统可靠性的案例，分析原因和产生的影响，提出相应处理对策，并经实践证明是可行的。可为同类型机组的厂用电建设提供参考经验，以避免出现相类似问题，同时亦可作为经验交流，相互促进。

厂用电；负荷分配；低电压；电气回路；继电保护；通讯

0 引 言

电力工业是能源转换工业，发电厂在能源转换过程中也要消耗一定的电量，我国的电源结构以燃煤火电机组为主，风机和泵类设备是发电厂锅炉和汽轮机的主要辅机，厂用电系统是火力发电厂的基础设施，因此其可靠性直接关系到火力发电厂的电力输出。以南方电网某电厂的两台1 000 MW机组在设计应用中存在的问题及其控制措施为研究对象，阐述厂用电系统在火力发电厂的可靠性管理。

1 厂用电负荷分配不均匀问题

1.1 高厂变分支负荷分配不均匀

每台机组主厂房设置四段6 kV厂用电配电段，6 kV A、B两段分别接至A高厂变(52/28-28MVA)A、B分支作为工作电源，B高厂变(52/28-28 MVA)A、B分支分别接至6 kV C、D两段作为工作电源，每段工作和备用电源可互为切换。主厂房6 kV A、B、C、D段作为全厂厂用工作电源，直接为主机高压辅机电动机、馈线段及400 V PC段供电。

主厂房6 kV B、D段集中对称布置了机、炉双套辅机负荷,两段运行负荷约占全部厂用电运行负荷的80%；而主厂房6 kV A、C段主要是布置脱硫、输煤及空压机等公用系统负荷，两段运行负荷约占全部厂用电运行负荷的20%。6 kV各段运行负荷分配不均匀(如表1所示)，相差较大，造成以下问题：

(1)高厂变A、B两分支运行电压偏差较大，6 kV B、D段电压分别为6.07 kV、6.06 kV；6 kV A、C段电压分别为6.46 kV、6.47 kV，造成变压器有载调压无法根据厂用负荷运行情况进行调整。

(2)6 kV B、D段及其下游400 V PC/MCC段电压偏低，造成段上的辅机电机运行不经济，并影响发电机进相深度。

1.1.1 原因分析

设计单位在分配负荷时，习惯性将其分为厂用负荷和公用负荷，按照计算容量来看，两者相差不大。但是在实际工程建设过程中，一方面因工艺系统优化，取消了海水淡化、气力除灰等公用负荷，但未能及时调整负荷分配；另一方面，厂用负荷和公用负荷容量的备用裕量相差较大，从运行期间的数据对比来看，厂用和公用实际负荷约为8∶2，也就是说，公用负荷的计算容量与实际运行负荷存在较大的偏差。

另外，由于工艺系统取消了烟气旁路挡板，要求将脱硫负荷供电可靠性提高至与汽机、锅炉负荷同等水平，因此设计辅助厂房两段6 kV脱硫配电段时，每段采用双路电源供电(不设自动切换)，分别引自主厂房6 kV A、C段，这又使得A、C段的脱硫负荷计算容量扩大至2倍，计入公用负荷容量，进一步加大了公用负荷的备用裕量。

1.1.2 解决方案

为了解决高厂变分支负荷存在的问题，本着“安全第一，简单易行”的原则，采取将6 kV B、D段的部分负荷转移至负荷较轻的6 kV A、C段的方案。四段运行负荷与平均负荷10 770 kVA的差值分别为-5 321 kVA、6 963 kVA、-7 418 kVA、5 777 kVA，通过6 kV B、D段负荷参数的对比分析，A、B两台大容量引风机负荷(6 400 kW)与此差值最为接近。依此进行调整,将两台引风机负荷分别从6 kV B、D段改接至6 kV A、C段备用开关柜上，实测6 kV B、D段运行电压分别为6.25 kV、6.27 kV，6 kV A、C段运行电压分别为6.30 kV、6.31 kV；负荷分配情况如表2所示。

表1 负荷分配表

表2 调整后负荷分配表

通过表1和表2统计数据的比较，将A、B引风机电源调整至6 kV A、C段后，6 kV四段运行负荷相对均衡，均接近10 770 kVA的平均负荷，四段母线运行电压已趋于平衡。

1.2 高备变分支负荷分配不均匀

图1 高备变系统图

两台机组共设一台52/28-28 MVA有载调压型分裂绕组高备变作为6 kV厂用电系统的备用电源，在原始设计中高备变的A分支作为两台机组A段和C段的备用电源，B分支作为两台机组B段和D段的备用电源，系统如图1所示。

可以看出，当高备变仅带一台机组的厂用电时，A分支负荷8 801 kVA，B分支负荷34 280 kVA，存在严重的负荷分配不均匀问题，B分支负荷过高。在一台机组的一次厂用电事故切换过程中，B、D段母线电压降低至68 V(二次值)，由于供机组正常运行的B、D段高压电动机均严格按照《火力发电厂厂用电设计技术规定》要求作为I类电动机，低电压保护定值整定为50 V/9 s，在此次切换过程中均未跳开。当四段厂用电母线通过快切装置快速切换至备用电源后，引起高备变B分支带有大量的电动机自启动，最终群起电流导致高备变过流保护动作将高压侧开关跳开，厂用电切换失败，6 kV厂用电系统失电。

1.2.1 切换分析[1-3]

在厂用电切换启动瞬间，若母线与备用电源的角差、频差在定值范围内，且母线电压不低于快切低压闭锁值，则可以在启动瞬间进行“快速切换”。现场试验数据表明，母线电压和频率衰减的时间、速度主要和该段母线所带的负载有关，负载越多，电压幅值、频率下降的越慢，而且下降的速度随着时间的推移不断成加速下滑趋势。在最初的0.3 s之内，电压幅值、频率下降的幅度较小，相角差在60°内对于用电设备是安全的，因而若在此区间内快速合闸，无疑是最佳选择。一般电动机可以长期承受1.1～1.2倍额定电压，因此只要选择合上备用电源时施加在电动机上的电压不超过这个耐受电压值，电动机就是安全的。

当工作电源因故障被切除后，母线上所有电动机依靠原来的惯性及转子剩磁转入异步发电状态，但其实质上是一个没有动力源和励磁源的靠惯性发电的发电机，因此备用电源投入时会在不大的冲击下将电动机群拉入同步。在电动机群数量及容量较大的场合，备用电源投入时可能与电动机群或等值电动机的次暂态及暂态电势叠加而产生幅值较大的冲击电流，并可能导致备用电源速断或过流保护动作而跳闸，使切换控制失败。理论及实践证明可以通过正确选择继电保护定值解决这一问题。

1.2.2 解决方案

由于设计上只考虑高备变作为紧急停机变，为了确保在主变压器或高厂变故障时厂用电能够顺利切换成功，必须先切除非安全停机用高压电动机，再进行备用电源切换，故必须将机组Ⅰ类电动机的低电压保护定值进行重新修正。为此将低电压保护的动作值分为50 V/9 s、50 V/1.5 s、 70 V/0.5 s三类，在厂用电切换的过程中不致于高备变过流。

图2 重新分配后的高备变系统图

另一方面，由于高备变A分支负荷只是B分支负荷的25%左右，且众多的高压电动机和400 V低压电动机，特别是事故情况下用于安全停机的保安段负荷均在B分支。所以从根本上解决高备变两分支负荷分配不均匀才是最关键的，亦即需对分支负荷进行重新分配(如图2所示)才可平衡A、B分支负荷，同时保护二次回路需要做相应的变动。

2 低电压保护有流判据改进

图3 电压变化曲线图

两台大容量风机在厂用电残压切换(35%Un/2.5 s)过程中低电压保护(50 V/1.5 s)不动作。分析其原因[4-7]是在切换过程中，由于负载为电动机，当电动机失电后仍在转动，此刻电动机变成发电机对系统充电，电压、电流变化的曲线如图3和图4所示。

图4 电流变化曲线图

U1-正序电压；I-相电流；U2-负序电压图5 PT断线逻辑图

电压很快跌落到18 V以下，但是电流的跌落与电动机的容量有关，电动机容量越大，电流跌落越慢，当电动机发电电流在额定电流与0.125 A(PT断线电流阈值)之间时，保护装置判断为PT断线(逻辑如图5所示)，闭锁低电压保护出口，当电动机发电电流小于0.125 A时候，PT断线闭锁开放，此时低电压保护判据满足，开始计时。如果切换时间减去低压闭锁时间得到的剩余时间大于低电压保护整定时间，低电压保护动作出口，否则低电压保护不动作。

为此可以通过减少低电压保护整定时间及提高PT断线电流阈值来改善和解决在切换过程中低电压保护不动作的问题。但是电流阈值如果接近或超过电动机正常运行的最小电流，又会造成正常运行中PT断线导致低电压保护误动作。经对切换过程中电动机的电压、电流波形分析，确定取0.25倍额定电流较为适宜，并通过实际切换试验验证是合理的。

3 薄弱的继电保护装置

继电保护装置是保证电力元件安全运行的基本设备，在运行中要求不误动、不拒动，然而6 kV厂用电系统配置的某中外合资品牌保护装置自投入运行开始就频频出现保护误动作、保护拒动、误发报警、保护装置死机、采样值不正确等异常。通过对所发生的一系列故障进行检测分析，确定保护装置在硬件和软件方面都存在缺陷。

3.1 硬件故障

这类故障集中反映在保护误动、误报警、采样值异常、装置异常等方面，主要表现为：交流板零序CT瞬时特性不良，在冲击电流下有较大的波动造成了零序保护误动作；DSP板SRAM芯片受损，定值出错，误发PT断线、过流保护信号；DSP板零序采样通道滤波电阻故障导致零序保护误动；DSP板故障导致正常运行中的电动机差动保护六相电流缺失两相引起差流等。问题的重复性出现，迫使三次升级更换全部保护装置DSP板，才使得保护装置趋于稳定。

3.2 软件缺陷

3.2.1 CT断线报警

保护装置CT断线的判据是当自产零序电流大于零序电流门槛值并且自产零序电压低于零序电压门槛值，持续满足0.4 s。实际上电动机的启动时间一般在15 s～25 s左右，在启动的过程中三相电流的不平衡会持续超过0.4 s，触发CT断线报警，对于电动机和变压器差动保护则会直接闭锁保护。参考国内各品牌保护装置的判别标准，将报警延时调整为9 s，监测效果良好。

3.2.2 差动保护误动

△/y0-11变压器配置的差动保护装置，采取了Y→△的补偿方法，在补偿算法上，变压器高低压侧绕组接线引起的相位差是固定以△侧为基准的，而保护装置对于变压器组别的钟点接线方式定义与常规不同[8-9]，钟点数表示的是变压器另一侧超前△侧的相位。由此可以看出，在高压侧为Y型，低压侧为△型时，保护装置在定义变压器接线方式时与实际接线方式一致是没有问题的；而当高压侧为△型，低压侧为y型时，保护装置若将变压器接线方式按照实际进行定义就会造成相位补偿的错误。正因为如此，一台变压器在首次带载运行时比率差动保护误动作，最终修改保护装置钟点接线为常规定义将问题解决。

4 数据更新滞后问题

发电厂厂用电气监控管理系统(ECMS，Electrical Control and Measurement System)近年来广泛应用于大型火力发电厂，主要作用是对发电厂厂用电系统相关设备进行监测、控制并向DCS(Distributed Control System)等系统传送信息和接收指令。两台1 000 MW机组及其公用系统的厂用电设备状态信息均通过ECMS系统通讯上送至DCS系统的0号域(公用系统管理机)，而与ECMS系统进行通讯的装置多达6种不同品牌，每种品牌装置的通讯都需要进行相应的规约转换。

结合ECMS系统与DCS系统联调运行一段时期的经验积累，发现存在上传DCS系统数据更新速率较慢的问题，根据现场实际监测，就地开关柜保护装置遥测量在DCS系统的显示更新约有20 s左右的滞后。这就导致了运行人员无法及时掌握设备的运行状态，特别是电动机的启动状态信息无法监测，对运行设备的操控造成极大的不利影响。

4.1 数据更新慢的原因

4.1.1 开关柜保护装置至ECMS系统

6 kV系统保护装置的通讯速率为9 600 bps，400 V系统保护装置的通讯速率为2 400 bps，采用MODBUS协议，ECMS系统管理机的一个串口接有5～7个保护装置。

按照通讯规约，保护装置有三帧报文，以9 600 bps的通讯速率，读取一帧报文需要100 ms，一个装置读取全部报文约300 ms，加上帧与帧之间的延时，一个串口的轮巡周期小于3 s(即ECMS系统读取保护装置数据的时间)；按照2 400 bps的通讯速率，一个串口的轮巡周期小于6 s。但是上述轮巡周期是在所有保护装置通讯都正常的情况下才可以实现的，当其中一个装置通讯中断时，ECMS系统在读取该装置报文时每一帧会有3 s的等待延时(即一个装置有9 s的等待延时)，才会继续读取下一个装置的报文。鉴于上述原因，由于现场存在一定数量的备用开关柜，所配置的保护装置也处于停电状态；另外即使机组正常运行时，也会由于设备检修等原因使部分保护装置停电，这些情况都会造成ECMS系统管理机读取报文的等待延时，进而引起遥测量在DCS系统的显示更新滞后时间较长，停电的装置越多滞后时间越长。

4.1.2 ECMS系统至DCS系统

两台机组以及公用系统的厂用电设备信息的所有数据通过ECMS系统都上送至DCS系统的0号域(公用系统管理机)，数据量相当庞大，实测ECMS系统至DCS系统的数据传输时间约为7 s。

4.2 数据更新慢的解决方案

4.2.1 缩短保护装置至ECMS系统的通讯时间

既然保护装置的通讯中断会对遥测量的更新速度产生很大的影响，如何处理通讯中断是一个很重要的因素，采取两方面修改ECMS系统程序的措施，可以将通讯中断造成的影响大幅降低。首先将ECMS系统读取报文时每帧数据的等待时间由3 s改为1 s；其次ECMS系统连续扫描某个装置五次无应答时，降低对其的访问频率(10个轮回读取一次)。

4.2.2 缩短ECMS系统至DCS系统的通讯时间

采用ECMS系统数据在DCS系统分站运行的方案：把两台机组和公用系统的数据分别送至DCS系统的三个管理机(每台机及公用系统各使用一个)，数据量的分散可以将ECMS系统至DCS系统的数据传输时间控制在3 s以内。

通过以上方案的处理，正常情况下实现了就地开关柜保护装置遥测量在DCS系统的显示更新时间在10 s之内，这个时间是可以满足运行设备监视要求的。

5 结束语

厂用电是较为庞大而且复杂的系统，在设计和应用中经常会存在一系列的问题，关键在于技术人员要做好设计、选型、安装等过程中的质量控制，及时发现问题并及时解决，使得厂用电系统的运行技术基础趋于完善才是最重要的。

[1] 陈医平，蔡旭，曹小连,等．厂用电切换方式探讨[J]．电力自动化设备，2006，26(11)：106-110.

[2] 张新伟，晁勤，常喜强,等．大型发电厂厂用电源切换的再思考[J]．四川电力技术，2010，33(5)：60-64.

[3] 毛丹，诸粤珊．一起厂用电事故切换过程中过流保护动作的分析[J]．电力安全技术，2010，12(12)：29-31.

[4] 张红彬．电动机保护中低电压保护的逻辑探讨[J]．广东科技， 2009,18(5)：178-179.

[5] 王卫青，董红梅，仝冲,等．高压电机低电压保护现场应用分析[J]．河南科技，2013，19(8)：72.

[6] 马丽娜．浅析电动机低电压逻辑保护[J]．科技信息，2010,27(13)：90.

[7] 许杰伟．对电厂电动机低电压保护的逻辑分析[J]．广东科技，2012,21(11)：75-77.

[8] 罗伟平.变压器差动保护的相位补偿方式[J].科技资讯，2008,6(5):77-79.

[9] 戴绍勇.浅谈主变差动保护的两种相位补偿方式[J].电力系统保护与控制,2008,36(20):72 -74.

Research Based on Perfection of the Foundation of StationService Electrical System Operation

Zhao Shuwei

(Guangdong Guohua Yuedian Taishan Power Plant Co.,Ltd., Taishan Guangdong 529228, China)

In coal-fired power plants there are many station service electrical systems for generating sets to provide the required energy, so in order to ensure the stable operation of the unit, people must ensure that the station service electrical systems are safe and reliable. From construction to operation of 1000 mw units in a power plant during operation, the station service electrical systems of a few cases affect the reliability of the system, in analyzing its cause and effects, the corresponding countermeasures are put forward, and it is proved to be feasible by practice. It Can provide a reference for the station service electrical systems of the same type construction experience, to avoid similar problems, and also as the exchange of experience at the same time, and as promotion for each other.

station service electrical system; load distribution; low voltage; electric circuits; relay protection; communication

10.3969/j.issn.1000-3886.2016.04.028

TM621.6

A

1000-3886(2016)04-0090-03

赵曙伟(1977-)，男，山西长治人，工程师，工学学士，从事火力发电厂发变组和厂用电保护方向的研究。

定稿日期: 2016-02-01