超临界机组临时电源方式下试运行风险分析

朱爱军，梁广擎，董冠良，纪连举，田永志，王 欣

(1. 吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春 130021；2. 长春电力集团有限公司，长春 130021 ；3. 吉林电力股份有限公司长春热电分公司，长春 130607)

临时电源方式下试运行是新建机组调试阶段常采取的一种手段，其主要风险包括：容量核算；系统不同摆布方式下的负荷计算；通风、吹管、冲转等3个阶段的主要风险；各专业拟采取的相应措施等。吉林某电厂2×350 MW机组为新建工程，属区域城市热电厂，本期建设规模为2×350 MW国产燃煤超临界供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施。由于电厂与电网连络线不能按工期及时投入，该电厂调试临时电源10 kV配电工程需由某66 kV变电站供电，通过临时变压器将10 kV降为6 kV接至启动/备用变压器6 kV侧共箱母线，经6 kV厂用母线备用进线开关接到厂用母线上[1-2]。

由于该电厂临时电源容量有限，试运行过程中厂用电全停概率大、风险高，还存在着临时变压器过负荷运行等诸多风险。为确保临时用电工作的顺利开展，并为今后并网发电创造有利条件，同时亦为同类工程积累经验，需对该电厂临时电源方式下试运行进行风险分析，分阶段、分专业进行临时电源启动风险可控性研究，并制定相应措施[3-4]。

1 设备概况

锅炉型号HG-1110/25.4-HM2，为超临界参数变压运行直流、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、三分仓回转式空气预热器、全悬吊结构Π型锅炉，最大连续蒸发量为1 110 t/h，保证效率不小于92 %。汽轮机型号CLN350-24.2/566/566。发电机型号QFSN-350-2，为三相、二极、隐极式转子同步型式。启动/备用变压器为SFFZ10-38000/220型，三相自然油循环风冷分裂绕组有载调压高压启动/备用变压器，户外式，额定容量为38/23-23 MVA。

2 现场情况与临时电源系统

电厂临时电源从某66 kV变电站接引，该变电站由2台31 500 kVA的主变压器组成。临时电源取自该变电站的10 kV母线，通过大约2 km的电缆接至电厂临时电源变压器的10 kV侧，临时电源变压器型号为S11-±2×2.5×10.5/6.3/15 000，容量为15 000 kVA。通过临时变压器将10 kV降为6 kV接至启动/备用变压器6 kV侧共箱母线，经6 kV厂用母线备用进线开关接到厂用母线上[5]。临时电源变压器容量为15 000 kVA，为保证临时电源容量的正常运行，下面进行相关容量核算。

2.1 变电站承诺容量

变电站2台31 500 kVA的主变总容量为63 000 kVA，供电公司做出承诺供给临时电源容量为15 000 kVA(变电站主变压器剩余容量为48 000 kVA，负荷均值为76.19%，基本满足变电站负荷高限70%～80%的负荷要求)。

2.2 电缆容量核算

从66 kV变电站到电厂临时变压器采用两回电缆送电，电缆长度大约2 km，电缆型号为YJTY22-8.7/15kV-3×400，其单回路额定载流量为680 A，两条电缆的额定输送容量为23 555 kVA，电缆容量可以满足试运行要求[6]。

2.3 最大用电容量核算

临时电源变压器容量为15 000 kVA，为确保临时电源容量的正常运行，在该方式条件下，需要详细核算大负荷工况时所需负荷数，大负荷工况主要有冷态通风及空气动力场试验、吹管、机组冲转及电气试验等；系统摆布方式主要为风机单侧和双侧运行，吹管方式为汽泵或电泵等，多种运行方式经详细核算得出所需用电容量。

通过计算，用电容量最大可能性在于电泵吹管形式下双侧风机运行方式。锅炉风机双侧运行耗电量较大的设备主要有：投运2台引风机、2台送风机、2台磨煤机、2台一次风机、1台电动给水泵、1台凝结水泵、1台循环水泵等。全部系统负荷计算统计值为15 406 kW，按照综合功率因数为0.85计算，系统负荷为18 124 kVA。超出临时电源承诺负荷值3 124 kVA。在此工况下，临时变压器电流将达到额定电流的1.21倍，如果持续运行超过24 h(吹管第一阶段或第二阶段)，则临时变压器安全性无法保证。

2.4 不同方式下6.3 kV厂用母线电压跌落校验

选取6.3 kV厂用母线负荷中额定功率最大设备进行电压校验，即引风机的电动机正常启动时母线电压跌落计算，引风机的电动机额定功率为3 800 kW，额定电流为404 A。在确定临时变压器容量为15 000 MVA的前提条件下，按照6种工况计算，双侧风机工况按照可能出现的极限情况计算(最大基础负荷下启动第2台引风机，如果档板不严，风机会产生反转情况下启动，则启动电流可能达到10倍额定电流)，单侧风机启动引风机按照8倍额定电流计算，6种工况下(不包括化水系统和输煤系统)引风机电机启动时6.3 kV厂用母线电压跌落程度如下。

a. 双侧风机冷态通风及空气动力场试验。变压器短路阻抗设计值为6%，第2台引风机电动机理论启动电流倍数为10倍额定电流，基础负荷为10 128 kW(第2台送风机未启动)，第2台引风机启动时厂用母线电压下降为额定电压的84.33%，即5.31 kV。

b. 单侧风机冷态通风及空气动力场试验。变压器短路阻抗设计值为6%，引风机电动机理论启动电流为8倍额定电流，基础负荷为3 995 kW(送风机未启动)，引风机启动时厂用母线电压下降为额定电压的89.13%，即5.62 kV。

c.双侧风机运行(电泵吹管)。变压器短路阻抗设计值为6%，第2台引风机电动机理论启动电流为10倍额定电流，基础负荷为10 896 kW(第2台送风机未启动)，第2台引风机启动时厂用母线电压下降为额定电压的84.1%，即5.30 kV。

d.单侧风机运行(电泵吹管)。变压器短路阻抗设计值为6%，引风机电动机理论启动电流倍数为8倍额定电流，基础负荷为8 757 kW(送风机未启动)，引风机启动时厂用母线电压下降为额定电压的87.57%，即5.52 kV。

e. 双侧风机运行(汽泵吹管)。变压器短路阻抗设计值为6%，第2台引风机电动机理论启动电流为10倍额定电流，基础负荷为8 896kW(第2台送风机未启动)，第2台引风机起动时厂用母线电压下降为额定电压的84.7%，即5.33 kV。

f.单侧风机运行(汽泵吹管)。变压器短路阻抗设计值为6%，引风机电动机理论启动电流为8倍额定电流，基础负荷为6 757 kW(送风机未启动)，引风机启动时厂用母线电压下降为额定电压的88.22%，即5.56 kV。

DL/T5153-2002《火力发电厂厂用电设计技术规定》要求最大容量(功率)的电动机正常启动时，厂用母线的电压应不低于额定电压80%，综上可见，母线电压跌落最严重的工况为双侧风机运行(电泵吹管)，第2台引风机启动时厂用母线电压下降为额定电压的84.1%，即5.30 kV，当考虑10 kV电缆压降叠加效应，在电压下降84.1%的基础上再次下降约1%，即母线电压下降为额定电压的83.1%，降到5.235 kV，母线电压下降校验结果满足DL/T 5153-2002要求，以上计算存在一些假定因素，具体启动时的电压下降还需进行实际测试。

3 机组各阶段试运行风险

3.1 通风阶段风险

通风试验的主要目的是标定烟风系统流量装置，考验风机工作能力；并在调平一次及二次风后进行冷态模化下的炉膛内气流流态测试。主要内容包括冷态通风试验检查、风量测量装置标定、阻力特性试验、风量均匀性检查等。临时电源方式下存在的主要风险有六大风机同时运行，在最大风量工况下容量计算为14 638 kW，超出临时变压器容量；第2台引风机启动时可能发生风机反转，造成风机启动时间过长等。

3.2 吹管阶段风险

吹管试验的主要目的是由于锅炉受热面在制造、储存及安装过程中,其内部不可避免地存在焊渣、砂石等杂物，在启动投运之前必须通过蒸汽吹管，将其内部吹扫干净，以保证合格的蒸汽品质。主要内容包括第一阶段过热器、主蒸汽管道及高压旁路吹扫等；第二阶段过热器、再热器串联吹扫等。临时电源方式下存在的主要风险有厂用电全停、频繁点炉、锅炉爆燃、母线电压过低导致锅炉断水等。

3.3 冲转阶段风险

冲转试验的主要目的是冲转暖机。冲转对于机组来讲是避免使机组因加载过快而损坏机组，综合各方面而言，冲转就是为了让机组更健康更安全地启动。主要内容包括利用高压蒸汽将汽轮机转子冲动起来，蒸汽在进入汽轮机后，冲击转子上的叶片，使转子转动起来。临时电源方式下存在的主要风险有：厂用电全停、锅炉爆燃、汽轮机断油、氢气泄漏、临时变压器超载等风险。

4 结论

按照现有容量的临时电源方式可以用于机组试运行，但存在较多风险因素，尤其是在机组整套试验阶段，风险尤为突出。各单位相关专业应制定详细措施，并最终由运行总负责，其他单位各司其职，确保电厂试运行工作的顺利完成。

a.生产单位负责试运行阶段的运行操作，各专业编制详细的操作措施、事故预案并进行演练。协助安装单位进行重要设备的监护，负责临时电源方式下的对外沟通协调工作。严格执行工作票制度，防止设备误操作及人身触电事故，做好变压器10 kV电缆的防外力破坏工作。

b.调试单位负责试运行阶段的技术指导、试运行指挥工作，将各专业编制的操作措施融入到调试方案中。

c.安装单位负责试运行设备的现场监护。

d.监理单位检查临时电源方式下试运行的各项工作落实完善情况，负责调试设备的质量监督检查工作并对调试全过程进行监控。

e.设备生产厂家针对设备频繁启停及临时电源方式下相关设备问题提供支撑。