“一厂两站”厂用电系统可靠性研究

韩笑伟

(国家电投集团广西电力有限公司运营服务分公司，广西 南宁 530003)

1 概 述

长洲水电厂位于珠江水系浔江河段，距广西梧州市12 km处的长洲岛上，枢纽横跨三江两岛，大坝总长3 850 m,共安装15台单机42 MW的灯泡贯流式机组，总装机容量630 MW。长洲水电厂是广西桂东地区大型骨干电源点，对于改善广西电网电源布局和潮流结构及为桂东地区发展提供充足电力作出了贡献。同时，长洲水电厂还是“西电东送”主通道的主要支持电源点。因此，厂电用系统的安全可靠是水电厂安全稳定运行的前提；对于保证厂用电系统的供电稳定性、安全性具有重要意义。

2 厂用电结构

长洲水电厂内外江电站厂用10 kV、400 V系统采用单母线分段方式，共有5段10 kV母线，分别为内江电站Ⅳ、Ⅴ段母线，外江电站Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线。内江电站有4段400 V母线，为400 V Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ段母线；外江电站有4段400 V母线，为400 V Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线。正常运行时，10 kV、400 V母线各段分段运行，特殊运行方式下才联络运行。

内江电站厂用电还包括110 kV洲安线和内江10 kV开闭所设备。电厂运行初期，内江电站4号主变中压侧有110 kV洲安线，主要对上游库区泵站进行供电，内江开闭所承担厂房外来电源95开关的供电(见图1、图2)。

3 厂用电存在的问题

(1)外江电站厂用电备自投存在的问题。全厂机组全部投产后，在运行操作和事故中，不断发现了厂用电系统存在设计上的缺陷。比如，外江电站外电93开关备自投设计，只能与61B和63B进行备自投，当61B或63B其中一个退出运行时，厂用电的运行方式为62B供10 kV Ⅰ、Ⅱ段或Ⅱ、Ⅲ段联络运行的单一供电运行方式；若62B故障退出运行时，目前的备自投逻辑方式造成外电91、93开关无法实现备投，此设计逻辑功能考虑不周，存在安全隐患。

(2)内江电站厂用电备自投存在的问题。如果故障情况下，内江电站10 kV Ⅴ段电源失压，由64B带10 kV Ⅳ、Ⅴ段母线联络运行，若64B故障退出运行，内江电站外来电源95开关无法自动投入，同样存在逻辑上的设计缺陷，造成厂用系统可靠性降低。

(3)对于外江61B或63B退出运行造成10 kV Ⅰ段或Ⅲ段失电需投入外来电源进线的情况，原设计跳厂高变进线断路器和相邻母线母联断路器后再合上外来电源进线断路器。跳相邻母线母联断路器的接线设计为多余，需取消。外江外来电源91开关和93开关取至外江开闭所10 kV Ⅰ段母线的同一个负荷开关，供电可靠性不高。

图1 外江电站厂用电系统示意

图2 内江电站厂用电系统示意

(4)内江10 kV Ⅳ段母线负荷较重，负荷中有办公区负荷942开关和内江水厂956开关，而且这两个负荷随机性较大，容易造成内江10 kV Ⅳ段母线过载，严重威胁厂用电的安全。另外，内江开闭所设计的外来电源、办公区外来电源柱上开关接线复杂、中间转换供电操作复杂，给操作造成不方便，同时也不方便事故处理。

4 基于厂用集控LCU 控制的备自投配置

(1)提高厂用电供电的可靠性，消除安全隐患。对于原先安装于10 kV厂用电系统的南瑞公司RCS—9000系列备自投装置进行优化，改变二次接线和备自投逻辑。在外江电站10 kV厂用电Ⅰ、Ⅲ母线分别装设1套进线配自投装置RCS—9625，接入同一段母线上的外来电源进线作为进线备自投电源；内江电站10 kV Ⅴ段母线上的外来电源95开关作为进线备自投电源；内江电站10 kV Ⅳ、Ⅴ段联络54开关装设1套分段备自投RCS—9651 Ⅱ装置，内外江电站10 kV Ⅰ、Ⅱ段联络开关，Ⅱ、Ⅲ段联络开关，Ⅳ、Ⅴ段联络开关可选择分段备自投方式。

(2)外江电站10 kV系统三段分段运行时，厂电用集中控制柜LCU自动开放10 kV分段21、32开关为分段备自投功能，闭锁外来电源91、93开关进线备自投功能，两套分段备自投动作时间按照逻辑顺序进行延时。如果有一段母线失压，相应的一套分段备自投动作合上该分段开关，使两段母线自动联络运行。如果厂电用集中控制柜LCU检测到10 kV分段21、32开关任一断路器在合闸位置时，则自动闭锁两个分段开关的备自投功能，开放外来电源91、93开关进线备自投功能；当任一段10 kV母线失压时，备自投自动投入该段的进线备自投；当10 kVⅠ、Ⅲ母线都同时失电，外来电源91、93开关备自投动作同时投入两个进线外来电源开关。

(3)内江电站10 kV系统两段分段运行时，厂电用集中控制柜LCU自动开放10 kV分段54开关备自投功能，闭锁外来电源95开关备自投功能。当其中一段母线电源消失时，10 kV分段54开关自动合闸，合上54开关使两段母线联络运行；当厂用LCU检测到10 kV分段54开关在合闸时，则自动闭锁分段开关的备自投功能，开放外来电源95开关的备自投功能；当任一母线电源消失时，进线备自投自动动作合上95外来电源开关。

(4)内外江电站厂房内每个400 V母线分段开关都装设1套备自投RCS—9651Ⅱ装置。正常运行时，400 V母线分段运行；当任一段母线电源消失时，另一段母有电压的情况下，自动断开失压回路上的厂低变低压侧进线电源开关，合上400 V母线分段开关，并在400 V分段开关柜上设置闭锁备自反压板。在倒厂电用时或正常运行时可根据需要来投退压板，实现备自投灵活投退出功能，这样设计后方式更灵活。

(5)中江、外江、内江泄水闸坝顶和船闸400 V母线也是母线分段运行方式，分段备自投方式的选择由各闸门集中控制柜LCU的PLC实现；并在LCU柜上设置有备自投停用和备自投投入控制方式把手，可以根据运行情况选择备自投的投退。

(6)对机组重要电源、公用设备双电源切换装置策略进行升级改造，切换时间与10 kV、400 V备自投配合，为最后一级的电源切换，设置切换延时在两个电压等级切换之后。同时，将切换方式设置为以电源1为主用电源，当主用电源消失时，自动切换至备用电源，当电源1正常时自动切换至主用电源运行。切换控制由双电源切换控制模块执行。

5 厂用电系统供电可靠性技术改造

(1)为了提高长洲电厂10 kV厂用电系统的供电可靠性，通过改造增加内、外江10 kV联络线，在内江10 kV Ⅳ段母线上启用1个备用开关为内江侧联络开关，命名为10 kV内外江联络线内江侧42开关。在外江10 kV Ⅱ段母线上启用1个备用开关为外江侧联络开关，命名为10 kV内外江联络线外江侧24开关。内外江10 kV联络线通过电缆连接，额定容量为1 500 kVA。安装内、外江10 kV联络线后，不考虑10 kV联络线的备自投功能，当其中一个厂房220 kV和外江电源失去且30 min内不会恢复送电且另外一个厂房的厂用电源正常时，才考虑将10 kV联络线手动操作投入运行。在联络时，为保证供电的安全性，应先将失压母线倒为空母线然后再送电，且先投入重要负荷再投入次要的负荷。

(2)增加110 kV内江近区变,专为内江办公区2台变压器、内江水厂、表水泵站供电，接线方式为在4号主变中压侧110 kV接入，通过电缆并接入现有的110 kV洲安线主变侧刀闸动触头下侧处；并与原有线路共用的中压侧电压互感器，增加的近区变为油浸式风冷变压器。

(3)增加内江近区变后，对内江开闭运行接线也作相应的改造，就是利用内江开闭所现有的10 kV母线功能，改造为三段母线，并设置2个联络刀闸柜；可以实现三段母线联络或者分段运行，方式更加灵活，运行更加可靠。将近区变低压侧母线命名为零段母线，正常时只起到联络作用，该段未设有其它负荷。将办公区2台变压器、内江水厂、表水泵站供电接入内江开闭所10 kV Ⅱ段母线。正常运行时，可以将内江开闭所10 kV零段、Ⅱ段母线联络运行，使近区变带以上3个用电区域负荷运行，减少对外购电，降低成本。剩下的另一段母线命名为10 kV Ⅰ段母线，母线仅作为文冲变外来电源开关的接入和内江厂房外电95开关的接入；正常运行时，10 kV Ⅰ、Ⅱ段分段运行，10 kV Ⅰ段母线只作为外电接入和输出的转接母线。这样改造后，取消了原先外电与供办公区用电转换的柱上开关，内江电站厂房外来电源直接接入内江开闭所10 kV Ⅰ段母线上，方便了运行人员的倒闸操作，提高了设备可靠性，降低了安全风险。

(4)考虑到高压厂用变带负荷的能力有限，增设10 kV内、外江联络线后，内、外江10 kV厂用电系统的互为备用仍作为最后一级备用电源；即当主要厂高变及施工开闭所电源进线均失电时，才考虑投入内、外江联络线。

6 结 语

改造后，经过多年来的运行实践，设备运行可靠，满足了厂用电的各种工况下的运行转换。同时，在电厂安全可靠性要求不断提高的情况下，厂用电结构灵活、运行方式选择和自动装置的合理配置，是提高厂用电安全稳定运行的基础，也是现代化水电厂实现“无人值班(少人值守)”管理模式的必要条件。

长洲电厂作为广西电网桂东区域的支撑电厂，厂用电系统的安全稳定运行尤为重要。因此，在保证电厂安全稳定运行的基础上，加强厂用电运行和设备管理，通过可靠性改造，提高厂用电系统供电安全，实现了长洲电厂机组的平稳运行。