向家坝电站10 kV厂用电系统运行方式探讨

2012-07-19吴洪飞姚登峰唐启尧

水电站机电技术 2012年5期

吴洪飞，姚登峰，唐启尧，陈宙

（向家坝水力发电厂，四川宜宾 644612）

1 引言

向家坝电站位于四川省宜宾县和云南省水富县之间，是金沙江下游的一座巨型电站，是实施西电东送、优化能源结构的骨干电源之一。向家坝电站分为左右岸，分别安装4台单机容量为800 MW的水轮发电机组，预计2012年10月首批机组发电。左、右岸电站均以2回500 kV交流送至换流站，再通过±800 kV直流送至上海。

厂用电系统在电站中具有举足轻重的地位，其安全可靠性直接影响着整个电站的安全稳定运行，尤其在电站投产发电初期，因厂用电系统备用电源少，这一问题显得特别突出。为保证电站厂用电系统的完全可靠运行，合理安排厂用电系统运行方式，有必要提前对机组投产初期和冬季枯水期的厂用电运行方式进行研究和探讨。

2 厂用电系统介绍

2.1 厂用电接线方式

向家坝电站主接线采用发电机—变压器单元接线，每台机组设置发电机出口断路器（GCB），即使在机组停机时仍可通过主变倒挂运行给厂用电供电。电站厂用电系统采用10 kV和0.4 kV两级供电。10 kV系统共8段母线，左岸为1M、2M、3M、4M，右岸为5M、6M、7M、8M。每段10 kV母线的主供电源从主变低压侧经厂用高压变压器降压取得，备用电源以相邻段10 kV母线、厂外施工变电所、对岸电站和柴油发电机组等几种方式取得。左、右岸10 kV母线每相邻母线间均设有联络开关，四段母线形成一个环网，但首尾母线间的联络开关不参与备自投逻辑。右岸8M与左岸4M、右岸5M与左岸1M之间设有联络线。厂外施工变电所的联络线送电到7M、6M和3M、2M。考虑到大坝紧急泄洪的要求，在坝顶10 kV配电室旁布置1台柴油发电机组，连接在坝顶10 M，作为大坝的保安电源和厂内的黑启动电源。全厂10 kV厂用电系统接线如图1所示。

图1 10 kV厂用电系统接线图

10 kV厂用电经10 kV／0.4 kV低压变压器降压到400 V后为分别供给机组自用电、照明、公用、泄洪、检修用电等24个供电点，各供电点采用分层分区就地布置，各系统相互独立。

2.2 10 kV厂用电系统的控制及备自投逻辑

下面以右岸为例，阐述10 kV厂用电系统的控制及备自投逻辑，左岸的与右岸相同。

右岸每段10 kV母线配置有备用电源自动投入（以下简称备自投）装置。备自投逻辑有全自动、半自动和退出三种运行模式。全自动模式下能够自动备投和自动恢复；半自动模式下仅能够自动备投而不能自动恢复；退出模式下切除备投功能。任何进线最多允许带两端母线。右岸10 kV 5M、8M只与相连的母线进线备投，6M、7M相邻母线及该母线的厂外电源都参与备投，其中第三备可以通过“第三备投允许把手”实现投入或撤除。各段母线主、备用电源如表1所示。

表1 右岸电站10 kV母线主备电源

（1）5M和8M的联络开关、左右岸联络线开关不参与备自投，由电站人员手动进行操作。

（2）备自投全自动模式下，只有当主供电源恢复后才进行备自投自恢复。

（3）任何进线不得对两段母线同时充电。

（4）备自投逻辑顺序：5M失电合5M、6M母联；6M失电优先合5M、6M母联，再外部电源进线，再6M、7M母联；7M同6M；8M同5M。

（5）如果右岸电站4段10 kV母线的进线电源全部失电（机组停机且500 kV系统失电、外部电源进线也失电）时：

1）手动操作投入与左岸电站10 kV母线的联络线。

2）若左岸电站电源失电，则投入柴油发电机，恢复坝顶9M、10M重要负荷，并向右岸电站6M供电。

3 10 kV厂用电系统风险分析

3.1 500 kV系统性风险

向家坝左、右岸GIS交流出线较少，各两回，且采用同塔双回线架设，在正常方式或一回线停电检修时，若外送交流、直流通道发生故障，需要采取直流回降或切机等策略；严重时，在两回交流出线均停电（或直流双极闭锁）的情况下，若安稳装置等动作不正确，可能造成左、右岸机组全部解列停机，使得GIS停电，导致厂用电全停。

3.2 厂外电源系统的风险

向家坝左、右电站10 kV系统的厂外电源均来至马延坡110 kV变电站，如果其110 kV外部进线电源线路发生跳闸或站内设备故障，将严重影响施工用电系统的可靠性；由于该变电站地处多雷区，且该变电站也是向家坝工程施工供电的主要电源，负荷复杂，故障时对其它用户干扰大；再者该变电站的10 kV系统容量有限，其供电质量和可靠性值得担忧。此风险在电站机组投产初期尤为明显。

3.3 站内厂用电系统风险

（1）初期无应急电源。由于工程进度的影响，在电站机组投产初期坝顶柴油发电机不具备安装条件，在此期间电站没有应急电源。

（2）厂房内10 kV母线失电风险。当两段母线联络运行时，若备自投动作可能会造成单段母线失电。

4 10 kV厂用电系统运行方式

4.1 机组投产初期10 kV厂用电运行方式

根据工程进度计划安排，向家坝电站的机组计划从2012年10月开始逐步投入运行，其投产时间计划如表2所示。随着投产机组的逐步增多，10 kV厂用电运行方式将及时调整。

表2 向家坝电站机组投产时间计划表

（1）8FB机组投产前厂用电运行方式

在右岸机组投产前，10 kV厂用电只能采用马延坡变电站供电，此时马延坡变电站的3M带右岸8M和7M，其1M带右岸6M和5M。各段母线的主进线开关可以置试验或检修位置；左岸电站厂用电及坝顶变电所未投运，将右岸相应母线与它们的联络开关置检修位，如图2所示。

备自投状态：由于此时各段母线均无备用电源，将备自投退出。

（2）8FB投产后厂用电运行方式

图2 机组投产前10 kV厂用电系统接线图

右岸8FB机组投产且运行稳定后，为减少厂用电对厂外电源的依赖，提高可靠性，将10 kV 8M倒换至C08B供电，倒换时采用“先停后送”方式，即先断开G8K7开关，再合上G8C08开关。

8FB的400 V自用电由10 kV 8M和6M供电，此时在厂用电方式安排上应重点考虑10 kV 8M和6M的安全可靠性。由于8FB机组处在投运初期，其稳定性还存在一定的风险，应尽量不安排其带两段母线，同时为提高安全性，8M、7M应分段运行。10kV厂用电运行方式如图3所示。

图3 8FB投产后10 kV厂用电系统接线图

备自投状态：8M有备用电源，将其备自投置半自动；7M有第一备用电源，但第三备不满足，将其备自投置半自动，第三备备投允许把手退出；6M有第三备用电源，将其备自投置半自动，第三备备投允许把手投入；5M无备用电源，将其备自投退出。

（3）7FB投产后厂用电运行方式

右岸7FB机组投产且运行稳定后，将10 kV 7M倒换至C07B供电。8FB的400 V自用电由10 kV 8M和6M供电，7FB的400 V自用电由10 kV 7M和5M供电，在厂用电方式安排上应综合考虑所有4段母线的安全可靠性。此时，10 kV厂用电运行方式如图4所示。

备自投状态：8M有备用电源，将其备自投置半自动；7M有第一、第二备用电源，但第三备不满足，将其备自投置半自动，第三备备投允许把手退出；6M有第三备用电源，将其备自投置半自动，第三备备投允许把手投入；5M无备用电源，将其备自投退出。

图4 7FB投产后10 kV厂用电系统接线图

（4）6FB投产后厂用电运行方式

右岸6FB机组投产且运行稳定后，将10 kV 6M倒换至C06B供电。由于此时投运机组或主变较多，10 kV厂用电母线的供电电源较多，其可靠性较高。其方式安排为：10 kV 8M由C08B供电，7M由C07B供电，8M、7M联络开关置工作位置断开，7M厂外电源开关G7M3置工作位置断开；6M由C06B供电，5M由6M带，6M厂外电源开关G6M1置工作位置断开，如图5所示。

图5 6FB投产后10 kV厂用电系统接线图

备自投状态：8M有备用电源，将其备自投置半自动；7M有第一、第二备用电源，但第三备不满足，将备自投置半自动，第三备备投允许把手退出；6M有第二备用电源，将其备自投置半自动，第三备备投允许把手退出；5M无备用电源，将其备自投退出。

（5）5FB投产后厂用电运行方式

右岸5FB机组投产且运行稳定后，将10 kV 5M倒换至C05B供电。由于此时投运机组或主变较多，10 kV厂用电母线供电电源较多，其可靠性较高。其方式安排为：10 kV 8M由C08B供电，7M由C07B供电，8M、7M联络开关置工作位置断开，7M厂外电源开关G7M3置工作位置断开；6M由C06B供电，5M由C05B带，6M、5M联络开关置工作位置断开，6M厂外电源开关G6M1置工作位置断开。如图6所示。

图6 5FB投产后10 kV厂用电系统接线图

备自投状态：此时各段母线均有备有电源，将各段母线的备自投均置半自动，6M和7M的第三备备投允许把手退出。

（6）坝顶变电所和左岸机组投产10 kV厂用电运行方式

坝顶变电所的10 kV母线9M、10M安装完后，利用右岸6M对其供电，9M、10M联络运行，其备自投退出。

左岸机组在逐步投产过程中，其10 kV厂用电系统的运行方式参照右岸执行。

4.2 正常时期10 kV厂用电运行方式（全厂8台机组均已投运）

4.2.1 夏季汛期厂用电运行方式

（1）在夏季汛期，全厂8台机机组都可以并网运行。此时左、右岸的8段10 kV母线都由厂高变供电，8段母线分段运行。相邻段母线、厂外施工变电所作为备用电源。各段母线的备自投均置半自动。

（2）左、右岸10 kV联络线其中一条由右岸开关充电，另一条由左岸开关充电，对侧开关置试验位置断开。

（3）7M、6M、3M、2M 和厂外施工变电所之间的联络线由对侧充电，本侧开关置工作位置断开。

（4）坝顶变电所9M、10M分别由6M、4M供电，母线联络开关置工作位置断开，柴油发电机组开关C01置工作位置断开。备自投置半自动。

4.2.2 冬季枯水期厂用电运行方式

在冬季枯水期（11月至次年5月），向家坝坝址平均流量在1 420 m3/s～3 410 m3/s之间，流量只能供2～4台机组并网发电；同时向家坝水库的调节库容较小，利用库容水量增加发电机组台数的作用非常有限。因此，在枯水期，左、右岸一般只有1～2台机组并网发电。

由于向家坝电站每台机组设置发电机出口断路器（GCB），因此即使在发电机停机时仍可通过主变倒挂运行给厂用电供电。在主变倒挂运行时，主变的损耗约为235 kW(左岸238 kW)，一天消耗的电量约为 5 640 kW·h(左岸 5 712 kW·h)。

若发电机停机时主变不倒挂运行，即主变也停运，当需要改发电机开机时，需要反复操作500 kV串内断路器和进线刀闸，将主变投入运行后才能开机。此过程将需要花费30 min左右时间，将会损失约40万kW·h的计划电量；如果需要紧急开机，此方式将严重影响开机并网的时效性；在合串内断路器对主变充电时对主变有冲击，对主变机械强度、绝缘等会造成一定的损害。

（1）单边电站一台机组运行时厂用电运行方式（以右岸为例）

右岸电站只一台机组并网运行，假设为8F机组。考虑到冬季机组检修的情况，右岸电站在某一时期内一般只安排一台机组检修 (假设为5FB检修)，此时一台机组运行，将有2～3台机组处于可备用状态。由于8FB机组的400 V自用电由10 kV 8M、6M供电，为保证8FB机组的供电安全，应设法保证厂用电10 kV 8M、6M由主供电源供电，即10 kV 8M由C08B供电，10 kV 6M由C06B供电，此时应安排6B主变倒挂运行。如果只安排6B倒挂，可以保证8FB机组供电的可靠性，但整个10 kV厂用电系统的可靠性一般，此方式也严重限制了备用机组的选择——如果调度要求紧急开机或运行机组跳闸需将另一台机组并网时，无法有效保证此应急处理的成功率。若此时唯一的备用机组开机不成功，将至少损失半小时的计划发电量，远大于主变倒挂的损耗。若将所有可备用机组的主变均倒挂运行，此时整个10 kV厂用电系统的可靠性很高，备自投方式灵活；虽然增加了1～2台主变的空载损耗，但是在紧急情况下需开机时，可以有效保证开机的成功。主变倒挂运行的状态，也符合上级调度部门对机组备用的要求。因此，应安排所有可用主变倒挂运行。

（2）单边电站两台机组运行时厂用电运行方式（以左岸为例）

两台机组运行，有①4FB和3FB（或2FB和1FB）、②4FB和2FB（或3FB和1FB）、③4FB和1FB、④3FB和2FB 4种组合。第①种10 kV 4M和3M（2M和1M）的可靠性较差，不予采用；第②、③、④种情况下，厂用电可靠性和灵活性都基本相同，没有本质的区别；具体安排时需结合右岸的情况，增强左、右岸的互补性。

左岸两台机组并网运行，假设为1F和3F机组。同样，考虑到冬季机组检修的情况，左岸电站在某一时期内一般只安排一台机组检修 (假设为2FB检修)。同理，为提高厂用电系统的可靠性，增加备用机组开机的快速性和选择灵活性，也应将所有可用主变倒挂运行。

（3）冬季枯水期厂用电方式如图7所示。