火力发电厂机组厂用电互联方案研究

温强为，黄丹仪，周少旭

(珠海经济特区广珠发电有限责任公司，广东 珠海 519000)

0 引言

珠海某电厂现有2 台700 MW 机组，以发电机－变压器单元接线接至220 kV 电网系统。在主变低压侧与发电机之间引接两台50/25-25 MVA 无载调压型分裂变压器作为高压厂用变压器(以下简称“高厂变”)，并配置两台50 MVA 启备变压器(以下简称“启备变”)作为全厂的启动及备用电源，启备变电源取自220 kV 系统，如图1 所示。

图1 机组电气主接线图

随着电力市场行情变化，机组频繁调停，外购厂用电量增长，电厂生产成本增加。为响应政府节能减排要求及节约生产成本，电厂考虑将两台机组6 kV 厂用电进行互联，保证机组在启动及停运检修期间，停运机组厂用电由运行机组提供，以达到节省外购电量的目的[1]。

机组厂用电互联项目实施，需全面核实全厂厂用电运行现状，在此基础上按照保证在运机组安全的原则，提出改造实施方案，同时开展多方案对比论证，在论证分析的基础上提出适宜本电厂实际情况、技术先进成熟、工艺可靠稳定和经济合理的改造方案，为实施厂用电互联项目提供依据和支撑。

1 方案选择

该电厂每台机组下面各配置两台高厂变，其中A 高厂变下带有A1、A2 两段6 kV 厂用电母线段，B 高厂变下带有B1、B2 两段6 kV 厂用电母线段，主接线图如图1 所示。厂用电互联设计方案的确定主要取决于1、2 号机组高厂变剩余容量、6 kV 厂用母线段运行负荷、机组启停机负荷及机组检修负荷等。

1.1 厂用电负荷

实施1、2 号机组厂用电互联，首先需要核对厂用电实际运行负荷及高厂变剩余容量。厂用电负荷计算见表1 所列。

表1 厂用电负荷计算

从负荷情况来看，厂用电各段母线的实际运行负荷容量仍有裕量，可以采用本机组负荷较大的母线段带另一台机组负荷较小的母线段，本机组负荷较小的母线段带另一台机组负荷较大的母线段，来实现厂用电互联的要求。

1.2 厂用电互联方式

6 kV 厂用电互连实施方案：在1 号机组6 kV 1A1、1A2、1B1 各母段上增加一台真空断路器并增加相应保护，在2 号机组6 kV 2A1、2A2、2B1 各段上增加一台真空断路器柜并增加相应保护，将6 kV 1A1 和2A2、1A2 和2A1、1B1 和2B1 段用电缆相连，以达到将1、2 号机组6 kV 厂用电互联的目的。6 kV 1B2 和2B2 段之间已设置有母联开关，实现了互联，不需要再考虑以电缆相连，此段只考虑新增两台切换装置用于两段间的同期切换。另外其他各段相应增加厂用电切换装置，以实现不断电安全切换厂用电电源的需求[3-4]。互联后的厂用电接线图如图2 所示。

图2 互联后的厂用电接线图

1.3 切换方式的选择

方案一：在厂用电6 kV 段备用电源进线开关52B 与互联开关52C 之间新增快切装置。机组停运时，通过原有切换回路，将厂用负荷先切换至备用电源52B，再手动切换至互联开关52C，厂用电由运行机组提供，如图3 所示。

图3 方案一切换方案图

方案二：在厂用电6 kV 段工作电源进线开关52A 与互联开关52C 之间新增快切装置。机组停运时，手动切换至互联开关52C，由正常运行机组6 kV 段带停运机组6 kV 段，不经过备用电源开关52B，如图4 所示。

图4 方案二切换方案图

根据上述方案比较，方案一优点在于机组停运检修期间，可以实现备用电源开关52B 和互联开关52C 的双向切换，受运行方式限制较少，缺点是切换操作步骤多，增加切换风险；方案二优点在于切换操作步骤少，缺点是互联开关52C 与备用电源开关52B 无法实现切换，在机组停运及检修期间，停运机组6 kV 段的互联供电回路有问题或在运机组同样需要停运时，无法回切至备用电源供电。

综上分析，因为厂用电互联方式只在机组停机时使用，因此更多考虑52B 与52C 之间的切换，为方便机组停机时可以随时进行运行方式的调整，优选切换方案一。

2 厂用电互联方案校验

2.1 短路电流计算

根据电厂原有的系统阻抗进行短路电流估算，厂用电互联实施前后，具体的短路电流计算结果见表2 所列。

表2 互联实施前后短路电流计算结果

由表2 可见，电流起始短路电流、热稳定电流和短路冲击电流均有增大。原有断路器的热稳定电流为40 kA(4 s)，极限通过电流峰值125 kA，而实施互联后要求断路器热稳定电流为30.903 kA，短路冲击电流为117.875 A，因此均满足安全运行要求[5]。新增互联开关真空断路器开关柜的选型应符合以下参数：额定电压6.3 kV；额定电流2 000 A；热稳定电流40 kA(4 s)；动稳定电流(峰值)125 kA。

2.2 单台最大电动机启动时母线电压校验

针对6 kV 各段厂用电情况进行分析，考虑到一台机组的运行中时，如需要启动另外一台机组，则应对单台最大电动机启动压降进行校验。本项目厂用电负荷中，最大功率电动机为引风机，功率为7 400 kW。电动机正常起动时压降校验情况见表3 和表4 所列。

表3 厂用电系统相关数据

表4 母线电压校验

根据上述校验结果，当引风机电动机启动时，6 kV 厂用母线电压下降至约85%，与母线低电压保护定值60%还有较大的宽裕度，不会触发母线低电压保护动作。

2.3 保护定值校核

6 kV 厂用电互联实施后，保护定值应根据厂用电运行方式改变进行重新计算及校核，避免运行机组6 kV 电源开关越级跳闸。校核内容包括定值级差、时间配合和灵敏度。考虑到厂用电互联方式不应影响运行机组的正常运行，当停运机组发生故障时，应优先跳开互联开关，因此在时间配合上互联开关的动作时间(0.5 s)应小于母线工作进线和备用进线的动作时间(0.9 s)。

电源开关的保护定值包括：定时限过流、反时限过流和零序(接地)[2]。

2.3.1 定时限过流

定时限过流保护动作电流应考虑以下两种工况，取两者的最大值：

1)低压厂用变压器低压侧两相短路时，由2 倍以上灵敏系数整定；

2)处于实际运行工况时，检修机组需在并网前再将厂用负荷切换至启备变，因此，需考虑6 kV 母线上最大引风机马达启动电流。按启动电流7 倍整定，可靠系数取1.5 倍。

2.3.2 反时限过流

反时限过流保护动作电流按下列条件整定：

1)反时限启动定值按照1.2倍负荷电流计算；

2)动作曲线选择按照线路保护说明书整定，与52A、52B 开关保护反时限曲线一致；

3)反时限时间因子按照变压器低压侧三相短路电流保护动作时间整定，反时限保护曲线系数计算见下式[6]：

式中：T为保护曲线系数；t为6 kV 母线三相短路保护动作时间，s；Ikmax为其他侧母线短路流过本侧保护电流最大值，A；Iop为保护启动电流，A；NCT为CT 变比。

2.3.3 零序(接地)

零序电流采用保护电流互感器(current transformer，CT)自产电流，变比为1 500/1A。

本项目01、02 号启备变和1、2 号高厂变6 kV 侧中性点接地电阻均为7.6 Ω，此电阻远大于启备变和高厂变的零序阻抗。故6 kV 系统的单相接地电流约为：

式中：3I0为单相接地时的零序电流，A；U0为单相接地时的零序电压，kV；R为变压器中性点接地电阻，Ω。

考虑灵敏度为3～4，且与下级间隔零序保护与高厂变低压侧零序保护有级差配合，动作电流一次值取150 A，与下级变压器及电动机配合时间为△t+t，跳开关。

3 运行注意事项

1)由于此项目专题研究是根据既定一种启动和停机的方式进行计算，1、2 号机组在启动和停机时需按这种方式启停，如采用其他方式启停，需要核对负荷，避免出现高厂变负荷过载的情况。

2)经现场核实，1、2 号机组6 kV 系统在运行中，电压相角存在(8°)左右的角度差，在互联切换瞬间中，将出现约1 800 A 的冲击电流。因此，在互联切换之前，应评估可能造成影响运行机组的影响，尽量避免在运机组高负荷工况下切换。

4 结语

本次厂用电互联项目分析和计算了新形势下大型发电机组厂用电运行新方式的可行性，设计了整体改造方案，为决策和实施提供关键可靠的依据。理论方法和算式为同类机组厂用电运行新方式实施提供了重要的经验。项目实施后，机组之间具备厂用电互供的能力，有效地保障机组安全稳定运行，提高机组运行的安全性、经济性和灵活性。