4×660MW 发电厂在出线全停期间的厂用电供电实例

庞雷，陈正辉

（浙江浙能乐清发电有限责任公司，浙江 温州 325609）

0 引 言

发电厂在机组运行期间，其厂用电是由发电机供电；而在所有机组停役期间则通过启备变或主变向电网获取电能，以维持润滑油系统、冷却系统、直流系统、照明系统等重要设备正常运转[1]。如电网因故障需短时间停运，则可以通过电厂保安系统的柴油发电机短时维持，待电网恢复供电后切回正常供电。如电网停电时间如果超过一个月，为确保厂用电系统安全稳定地运行，则需要外接一路临时电源为厂用电供电。

某电厂现有一期2×660MW 超临界、二期2×660MW 超超临界共四台燃煤机组，由于所在地区的500kV 线路网架结构较为薄弱，同时为配合三期2×1000MW 工程，省电力公司提出网架结构优化的建议，计划将该电厂的两条500kV 出线从TZ 变电站改接至SD 变电站，两条500kV 出线将停电，计划停电时间为2022 年10 月4 日至11 月7 日。所有机组须停运，届时厂用电将失去。但机组停运后用于润滑、冷却的辅机及必要的安全设备必须运行或保持热备，因此需要从当地电网外接一路电源用于临时厂用电。本文将对电源接入方式的选取，临时变压器等设备的选型，倒闸操作顺序，短路计算及继电保护配置，用电管控措施等几个方面的内容进行论述。

1 电气系统概况

该电厂发电机、变压器以单元接线的方式接入500kVGIS，GIS 系统采用3/2 接线方式，4 台机组共用一台500kV/6kV 的高备变。发电机出口配置断路器，机组停役后主变保持运行，主变低压侧配置高压厂变为厂用电供电。每台机组配2台高压厂变和2 段6kV 母线，输煤系统另配两条6kV 母线，电源取自主厂房6kV，厂内中压辅机电压等级为6kV，低压辅机电压等级为380V。厂内还建设有一座25MWp 光伏电站，站内配置一段6kV 母线，其出线并入6kV 备用封闭母线，经高备变升压至500kV 上网。

2 厂用电负荷分析

在机组停运后至盘车停运前的15 天内，各类润滑油及冷却系统仍需要高负荷运行。而在停电前5 天，仍将有2 台机组在运行，因此相应的厂用电负荷较高。与此同时，由于当地电网供电能力受限，三期工程的部分建设用电取自二期6kV,需求约3000kVA。因此停电伊始，各机组负荷分配如下：

以上负荷合计8445kW，各辅机按80%额定电流输出计算，投运率按85%计算，功率因数按0.85 计算[2-3]，最终得出停电初期的最高负荷约为7000kVA。为确保供电的可靠性及大容量辅机在启动过程中电压不发生较大波动，须向当地电网寻求一条容量8000 至10000kVA 的供电线路作为临时厂用电源[4]，厂内柴油发电机机组作为后备电源。

3 接入方案

3.1 方案设计

当地镇级电网的电压等级为10kV，最近的变电站距离电厂的直线距离约为2km。单线最大输出容量为10000kVA，由于中压厂用电电压等级为6kV，因此需要采购10kV/6kV 变压器，将电压降至6kV。

当地变电所还留有备用间隔，可敷设2.8km的专线电缆，电缆选用两根3×185 的铠装电缆[5-7]，走供电部门现有的电缆管沟。通过光伏6kV 母线的备用间隔并入主厂房6kV 系统。如图1 所示，临时电源送至电厂的路径为：当地变电所→计量环网柜→厂外电缆管沟→厂内电缆通道→厂内环网柜→10kV/6kV 变压器→光伏6kV 备用间隔→光伏6kV 母线→光伏6kV 出线开关→6kV 备用封闭母线→各台机组的8 条6kV 母线，2 条输煤6kV 母线电源取自机组A 段6kV 母线。

该方案优点较多，首先是临时电源可覆盖厂内全部设备，可减少临时电缆的敷设；其次是负荷分配灵活，便于运行人员的倒闸操作和管控；最后是对原厂用电系统的改动较少，仅需将高备变低压侧的软连接拆除即可，恢复时工作量较少，该方案所用的电缆可向三期工程借用，回收后仍可继续用于三期工程。

3.2 短路电流计算

当地供电部门出于对10kV 镇级电网安全性的考量，将单台变压器的容量上限限制为1250kVA,因此，在使用10000kVA 变压器前需要对短路容量进行计算。

表1 10kV 变电站参数

表2 变压器参数

基准容量取：SJ=100MVA，变压器短路阻抗标幺值为：

查阅手册，3×185 的10kV 电缆电阻为0.118Ω/km，电抗0.090Ω/km，长度为2.8km，两根并联敷设，电缆总阻抗为：

折算至10kV 侧电缆阻抗标幺值为：

折算至6kV 侧电缆阻抗标幺值为：

3.2.1 变压器高压侧(d1)短路电流计算：

基准容量取：SJ=100MVA，UJ=10kV

基准电流为：

最大运行方式下三相短路电流为：

最小运行方式下三相短路电流为：

3.2.2 变压器低压侧(d2)短路电流计算：

基准容量取：SJ=100MVA，UJ=6kV基准电流为：

最大运行方式下三相短路电流为：

最小运行方式下三相短路电流为：

根据上述计算结果各级电压系统的短路电流水平计算结果如表3 所示（冲击电流系数取2.7[8,9]）：

表3 各级电压系统的短路电流

本次接入工程涉及的10kV、6kV 侧断路器额定热稳定电流（3s 方均根值）为50kA,额定动稳定电流（峰值）为125kA。由表3 可见，断路器各短路参数远大于短路电流计算值，满足系统短路时的开断要求。

3.3 继电保护配置情况

由于变电站及环网柜的保护定值由当地供电部门整定和下发，因此厂内部分，即变压器后各开关的保护整定将根据上级开关的定值进行调整，具体配置情况如下。

厂外10kV 计量环网柜配置过流I 段保护（速断）：定值5988.8A，0s；过流II 段保护：定值721.6A，0.3s。

厂内10kV 环网柜出线开关配置过流II 段保护：定值662.4A，0.3s；并投入比率差动保护和差流速断保护，差动保护范围为厂内环网柜出线开关与光伏出线开关。变压器温度保护不投但发信，重瓦斯投跳[10]。

厂内原有设备的保护由电厂自行整定：

3.3.1 6kV 侧接地保护

电网侧10kV 系统为不接底系统，因此环网柜未配置零序保护。原厂用电系统为经消弧线圈接地的系统，因此需投入变压器6kV 侧中性点接地电阻箱，并检查10kV 侧已脱开。零序保护通过光伏备用开关动作，为与机组6kV 母线下各负荷开关接地保护动作配合[11]。

零序过流I 段定值：

式中：Izd为6kV 母线下负荷开关接地保护最大定值30A，Kph为配合系数，取1.4。

零序过流I 段时间：

与6kV 输煤系统电源开关接地保护动作时间配合。

3.3.2 光伏出线开关

(1)弧光保护

弧光保护作为6kV 母线故障的主保护，由电流元件和弧光检测元件组成与门判断出口。

电流元件定值：

由式(10)得知外供电源最小运行方式下6kV母线三相故障电流7356.43A，电流元件按当最小运行方式下6kV 母线发生相间故障时2 倍灵敏系数整定：

(2)过流I 段保护

定时限电流速断保护作为6kV 母线故障的主保护，电流定值按当最小运行方式下6kV 母线发生相间故障时有1.5 倍灵敏系数整定。

过流I 段延时与6kV 备用电源开关及环网柜进线过流保护延时相配合，设置为0.15s。

(3)过流II 段保护

作为6kV 母线故障的后备保护，电流定值按避开联络变压器6kV 低压侧额定电流整定。

过流II 段延时时间选2.0s。

3.3.3 6kV 备用电源开关

6kV 备用电源开关作为各机组6kV 母线的进线电源开关，配置弧光保护，定时限电流速断保护以及过负荷告警。其中弧光保护的定值与光伏出线开关相同。过流I 段的电流定值与光伏出线开关相同，延时定值为与上级开关配合，选0s。过流II 段定值作为6kV 母线故障的后备保护，电流定值按机组负荷分配并考虑一定负荷裕度整定。延时定值选2.0s[12]。

4 方案实施

4.1 临时电源送电步骤

4.1.1 首次送电及冲击试验

当临时电源有关的电气设备安装、调试结束后，须在线路停电前安排首次送电及冲击试验。

送电前，相关人员确认高备变低压侧软连接已拆开，光伏备用间隔、光伏出线开关在冷备用位置，其它光伏开关在检修位置。6kV1A、1B、2A、2B、3A、3B、4A、4B 备用电源进线开关在冷备位置，厂用电快切及输煤快切装置退出，各开关的最新保护定值已下装并完成核对。

送电至厂外环网柜，合上厂外环网柜进线和出线开关并对线路进行冲击试验。

线路冲击完成后合上厂内环网柜，此时临时厂用变压器得电。间隔10 分钟后再次送电，重复5 次后，变压器的冲击试验完成。

变压器冲击试验完成后，合上光伏备用间隔开关，光伏6kV 母线带电。合上光伏6kV 出线开关，检查各6kV 母线备用电源进线开关上桩头电压正常。

4.1.2 厂用6kV 母线试受电及相序测试

为确保临时电源的相序与原厂用电相序一致，并检查差流和零序电流是否正常，需在正式使用前测试相序。

相序测试可通过相序仪进行测试，但最稳妥的方式为启动辅机，对电机转向进行核对。由于#4 机组停机时间较长，因此选用6kV4A 下属辅机作为测试对象。

测试前需先将6kV4A 段下属负荷切至6kV4 B 段，停运6kV4A 段。检查6kV4A 段工作电源进线开关在检修位置，合上6kV4A 段备用电源进线开关，检查6kV4A 段母线电压正常。启动一台功率300kW 左右的6kV 辅机，检查电机转向是否正常，并检查差流和零序电流是否正常。如倒转，则通知供电部门停电，并在环网柜处调整电缆相序。

4.1.3 厂用电倒送电操作步骤

检查厂用电快切及输煤快切装置退出，所有380V 母线的严禁并列操作，母线采用冷倒方式。运行人员提前将各机组的负荷切换至单母线带，另一条母线改冷备用。合上光伏6kV 出线开关，检查各6kV 母线备用电源进线开关上桩头电压正常。

以下以#4 机组为例：

检查6kV4A 段工作电源开关在检修位置，备用电源开关在试验位置，母线停运。检查6kV4B段工作电源开关合闸，备用电源开关在试验位置，母线运行。

检查无异常后合6kV4A 段备用电源开关，6kV4A 段母线带电，逐步对6kV4A 段下属各变压器及380V 母线受电。

#4 机组负荷切换至6kV4A 段后，6kV4B 段母线停运，将6kV4B 段工作电源开关改检修，合上备用电源开关，6kV4B 段母线带电。

4.2 应急预案

由于电厂所在地区在夏季台风、暴雨等自然灾害较多，如在供电期间，遇不可抗拒因素造成临时电源失去时，厂用电系统仍需保持运行，以确保重要辅机和控制系统运行，因此需制定相应的应急预案。

4.2.1 负荷统计与负荷的临时转接

在供电初期，由于主机盘车等系统仍需维持运行，在考虑最极端的工况下，当临时电源失去后仍需保持运行的设备功率统计如下：

4 台机组各配置1 台柴油发电机，容量为1400kW，气膜煤场配置1 台柴油发电机，容量为600kW。一期两台柴油发电机与二期两台柴油发电机之间分别设置有联络开关，如单台柴油发电机故障后可由相邻机组的柴油发电机供电，因此，从柴油发电机供电能力的角度分析，可完全满足临时电源失去时的供电需求。

电厂保安段可覆盖的380V 母线有锅炉段、脱硫PC 段以及下属MCC 母线。由于消防稳压泵、石灰石浆液搅拌泵、主机排油烟风机等重要设备未配置在这些母线下，因此需要提前对该设备的电源进行转接。

4.2.2 应急操作

当发现临时厂用电失去时，运行人员须确认柴油发电机自启正常，380V 保安段恢复供电，否则手动启动，同时断开光伏6kV 出线开关。

保安电源恢复后，检查启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵，顶轴盘车装置等需要启动的设备启动正常；重新投入直流充电器、UPS 旁路柜运行，确认UPS、直流系统输出正常。合上保安A/B 段工作电源馈线开关使380V 锅炉段通过柴发反向带。拉开锅炉变、脱硫变开关，检查锅炉段、脱硫段工作电源开关已分闸，并将上述开关改冷备。合上保安C 段工作电源馈线开关使380V脱硫段通过柴发反向带，并启动相应的辅机。

4.3 电源管控措施

临时电源供电期间为确保总负荷不超，且电压保持稳定需对设备用电进行严格管控，具体措施如下：

各6kV 母线根据原统计的负荷进行管控，当达到80%负荷后将在DCS 画面上发出报警，由运行人员控制负荷。

停用海水循环水泵。当该泵停用后闭冷器将无法使用，此时闭冷水在使用后回流至闭冷水箱，然后直接排入地沟。

为避免大功率辅机启停对厂用电压造成波动，200～1000kW 辅机启动需根据当时变压器带载情况确定，1000kW 以上辅机则禁止启动。由于电动消防泵的功率超200kW，如遇火灾则优先启动柴油消防泵，电动消防泵作为后备。

办公及值班住宿区除档案室、信息机房等重要房间外，其它房间的空调禁止使用。

4.4 其它措施

由于临时电源通过厂内光伏发电通道接入，因此在送电前需与调度自动化部门进行沟通，封锁相应的数据，同时将电度表的CT 与PT 回路划开。

所有双电源设备在送电前必须确认另一路电源的馈线开关在分闸（冷备）状态，在母线停运时应确认所有双电源设备的馈线开关已分闸，以防止非同期合环。

柴油发电机的油箱应在全停前加满燃油，厂区内加油车随时待命，并进行至少一次的空载运行试验。柴油发电机运行期间，应密切注意发电机和柴油机的运行状态，提高巡检次数，并关注柴油余量。

各部门应准备好应急灯具，特别是码头、栈桥等区域准备应急照明灯，防止船只碰撞。

应特别关注消防水压力，如有条件可试启柴油消防泵一次，防止柴油消防泵无法启动导致的消防水压力降低。

汽机盘车期间，应注意倾听机组各部分声音正常，汽缸差胀、振动、轴向位移等参数的变化，注意惰走时间。

所有受电设备应加挂“有电危险”或“高压危险”警告牌。受电期间就地一次设备应配置巡视人员，其职责是发现异常情况及时报告，操作人员停止操作，待查明原因。

5 实施效果

9 月29 日，临时电源试送电完毕，6kV 备用封闭母线充电运行。10 月1 日全厂最后一台机组解列，倒闸操作开始，10 月4 日倒闸操作完成，全厂厂用电由临时电源带。三期方面由于采用错峰施工，极大地缓解了用电压力，整个临时电源供电期间6kV 侧最高电流未超限流。至11 月8日500kV 线路恢复供电，4 台主变恢复运行，厂用电源逐步切至工作电源带。11 月13 日，临时电源拆除，高备变的低压侧软连接接回，高备变复役后，厂用电恢复停电前的供电模式。12 月，项目所用的5800 多米电缆全部完成回收。

全停期间，临时电源共耗电297.2 万度，6kV侧最大电流587A，平均电流307A，6kV 母线电压始终维持在额定水平。由于前期策划周全，后期用电管控到位，在临时电源供电期间未发生因回路过载引起的跳闸事件，确保了机组顺利停机和各机组检修工作的开展。

6 结语

国内外2600MW 级别的发电厂因线路全停而需要外接临时电源供电的案例不多，而停电时间超过1 个月的少之又少。此次电源接入方案对外满足了当地政府与供电部门的相关要求，特别是通过短路计算使单台10000kVA 变压器在当地10kV 电网得以投运，确保了电源的可靠性。对内充分考虑了润滑油系统、冷却系统、封闭煤场气膜系统等重要负荷的供电的可靠性、不间断性，以及临时设施安装与拆除的便捷性，兼顾了运行人员倒闸操作的习惯性。该项目为同类型电厂在线路全停期间厂用电供电方案的选取，提供了一个成功案例和思路，其中关于接入方式选取，保护整定计算，倒闸顺序以及电源管控措施等内容具有一定的借鉴性与参考性。