大型火电厂厂用电手拉手接线总结

刘光华，王予英，唐 军

(1.湖南省电力勘测设计院，湖南 长沙 410007；2.电力规划设计总院，北京 100120 ；3.大塘湘潭发电有限责任公司，湖南 湘潭 411102)

1 概述

相继完成的湘潭二期、创元电厂及宝庆电厂，发电机出口均装设了断路器(以下简称GCB)，并且电厂2台机组的厂用电均通过高压厂用工作变压器(以下简称高厂变)低压侧经断路器互连(以下简称手拉手)相互提供事故停机电源。但在负荷分配及后备事故停机电源的设置上各具特点：湘潭二期脱硫、输煤等公用负荷由高压厂用公用变压器(以下简称高公变)供电，并将一期启动/备用变压器(以下简称启/备变)兼作后备事故停机电源，其手拉手方案为国内首创；创元电厂公用负荷由高厂变供电，并设置了1台从厂内220 kV主变10 kV侧母线引接的后备事故停机变压器；宝庆电厂脱硫单元负荷及低压脱硫变由高厂变供电，公用负荷由高公变供电，未设后备事故停机变。三个电厂投运后 ，手拉手接线均经历了多次试验切换，湘潭二期和宝庆电厂各经历了1次事故切换。特别是湘潭二期，经历了2008年史上罕见的雨雪冰冻天气的考验，至今运行情况良好。

手拉手接线与常规厂用电接线在可靠性、运行维护、投资等技术经济性方面的比较，在相关工程的初步设计阶段有专题论证，本文不再重复。本文的重点是介绍三种不同的手拉手厂用电接线及实际运行情况，并为今后类似工程提出优化建议。

2 湘潭二期电气接线及运行情况

湘潭二期扩建2×600 MW国产超临界燃煤发电机组。#3、#4机组分别于2006年3月31日和2006年11月13日通过168h试运行。电气接线见图1。

图1 湘潭二期电气接线示意图

(1)电气主接线：发电机出口装设GCB，两台机组经主变升压后接入厂内500 kV配电装置，通过2回500 kV同塔双回线路接至距电厂约28 km的云田500 kV变电站。500 kV本期采用内桥接线，远景过渡到3/2断路器接线。主变采用无载调压。

(2)厂用电接线：每台机组设置1台63/35－35MVA高厂变，为机组的单元负荷及另一台机组事故停机负荷供电，2台机组通过手拉手相互提供事故停机电源，不设后备事故停机变，将一期启/备变兼作二期的后备事故停机电源；每台机组设1台40 MVA高公变，为二期公用负荷、脱硫负荷等供电，两台高公变互为备用。高厂变、高公变均采用无载调压。每台机组设置一台1200 kW柴油发电机作为交流事故保安电源。

(3)接线主要特点：机组正常启动/停机电源由系统经主变倒送，倒送电回路事故情况下通过手拉手由另一台机组的高厂变提供事故停机电源。根据业主意见，将一期启/备变兼作二期的后备事故停机电源。在厂网分开的情况下，手拉手接线每年节省基本电费(容量电费)1200多万元。

(4)运行情况：湘潭二期投运八年来，运行情况良好。至今为止，机组故障引起GCB跳闸3次，电网故障致全厂停电3次，手拉手接线经历了多次例行试验切换和1次事故切换。2006年9月21日，因#3机励磁变绕组对温控器测点放电，导致励磁变一次回路接地(发电机定子接地)，机端电压20 kV对励磁变温控器二次回路放电，交流电压串入直流电源回路，使主变、高厂变、高公变、励磁变等非电量保护动作，导致主变高压侧500 kV湘云Ⅰ线断路器、桥断路器及GCB跳闸，由#4机组倒送电系统通过手拉手为#3机组提供事故停机电源。受百年一遇雨雪冰冻天气影响，2008年1月因送出线路对侧云田变全站失压、500 kV同塔双回线路倒塔及湘云Ⅰ、Ⅱ线相继跳闸，造成机组3次强迫停机。三次强停均通过自动控制系统及时启动柴油发电机组，使保安段及时恢复了对盘车、润滑油泵、密封油泵等保安负荷的供电，确保了机组安全停机。因二期高厂变与一期启/备变有30°相角差，且6 kV短路水平不同，为了避免二期对一期的影响，后备事故停机电源采用手动切换。从三次强停事故处理记录可知，手动切换时间过长，起不到后备事故停机电源的作用。

3 创元电厂电气接线及运行情况

创元电厂新建2×300 MW国产亚临界燃煤发电机组。#1、#2机组分别于2008年4月11日和2008年9月23日通过168h试运行。

根据设计规范[2]，本工程不应装设GCB。考虑到本工程为自备电厂，机组启停次数较多，发电机出口装设了GCB，大大减少了机组起停过程中的厂用电切换操作，方便了运行。电气接线见图2。

图2 创元电厂电气接线示意图

(1)电气主接线：发电机出口装设GCB，两台机组经主变升压后接入厂内220 kV配电装置，220 kV为双母线接线。主变采用无载调压。

(2)厂用电接线：每台机组设置1台50/31.5－31.5MVA高厂变，为机组单元负荷、脱硫负荷、全厂公用负荷及另一台机组事故停机负荷供电，高厂变采用无载调压。两台高厂变通过手拉手相互提供事故停机电源，另设1台10 kV、4000 kVA后备事故停机变，其电源从厂内220 kV变电站主变10 kV侧母线引接。两台机组共设置一台1100 kW柴油发电机作为交流事故保安电源。

(3)接线主要特点：与湘潭二期基本相同，不同之处是脱硫及输煤等公用负荷均由高厂变供电，并设置了1台10 kV后备事故停机变。

(4)运行情况：两台机组自投产以来，大部分时间运行人员将10 kV后备事故停机变压器作为主事故停机电源，2台机组高厂变手拉手作为后备事故停机电源。目前业主正在考虑恢复将手拉手作为主事故停机电源。由于后备事故停机变电源从厂内引接，在某次220 kV配电装置失电时，10 kV后备停机变失去了作用。

4 宝庆电厂电气接线及运行情况

宝庆电厂新建2×660 MW国产超临界燃煤发电机组。#1、#2机组分别于2011年12月9日和2012年4月28日通过168 h试运行。电气接线如图3。

(1)电气主接线：发电机出口装设GCB，两台机组分别以发电机—变压器—线路组单元接线接入距电厂8 km的邵阳500 kV变电所500 kV、220 kV母线。主变采用无载调压。

(2)厂用电接线：每台机组设置1台63/35－35 MVA高厂变，为机组单元负荷、脱硫单元负荷、低压脱硫变及另一台机组事故停机负荷供电；每台机组设1台35 MVA高公变，为全厂公用负荷供电，两台高公变互为备用。两台机组高厂变通过手拉手相互提供事故停机电源，不设后备事故停机变。高厂变、高公变均采用有载调压。每台机组设置一台1000 kW柴油发电机作为交流事故保安电源。

图3 宝庆电厂电气接线示意图

(3)接线主要特点：厂用电接线与湘潭二期及创元电厂基本相同，但未设后备事故停机变，电气一、二次接线更清晰，控制保护相对更简单。不同之处是高厂变及高公变均采用有载调压。

(4)运行情况：自投产以来，手拉手接线经历了一次事故切换及多次试验切换，两台机组运行情况良好。2012年8月21日，因#1主变A相瞬间接地造成#1机停机，通过厂用电快切装置，由正在运行的#2机组为#1机组提供事故停机电源。在向#1机组提供事故停机电源时，快切装置动作正确，高厂变未过载，母线电压基本无变化，与设计计算情况吻合。

5 手拉手接线技术问题分析及优化

(1)电气主接线对事故停机电源可靠性的影响。与常规方案相比，电气主接线方案对厂用电接线的可靠性影响更大。在2008年的冰灾中，湘潭二期因云田500 kV站失压、同塔双回500 kV线路倒塔及湘云Ⅰ、Ⅱ回线路相继跳闸造成了3次全停，使机组失去事故停机电源。与湘潭二期相比，宝庆电厂因接入不同电压等级且线路不共塔，事故停机电源可靠性较高。若宝庆电厂两条送出线路接入不同变电站，可靠性将更高。因此，建议加强系统、电气专业间配合，综合考虑电厂接入系统条件及手拉手接线特点，通过技术经济比较，共同确定电气主接线方案，实现工程整体方案最优。

(2)事故停机电源容量的计算。工艺系统设计方案不同或电厂运行规程的差异，事故停机过程中需要供电的设备也不尽相同，电气设计人员应熟悉工艺系统供电要求，与工艺专业及运行单位共同确定事故停机负荷及其供电方案。湘潭二期设计方案确定的事故停机负荷与运行方案相同，包括电泵、凝结水泵、循环水泵、送风机、引风机及汽机、锅炉变，共计17.8 MVA，占高厂变容量的28.3%。宝庆电厂事故停机负荷设计方案为凝结水泵、循环水泵、开式水泵、送风机、引风机及汽机、锅炉变，共计13.5 MVA，占高厂变容量的21.4%；运行方案增加了电泵作为事故停机负荷。事故停机时电泵工作时间约0～10 min，电泵应作为事故停机负荷，但是否计入事故停机电源容量，建议根据电动机启动、厂用设备短路水平，变压器过载能力等综合考虑。变压器在环境温度40℃、满载情况下过载20%允许运行8分钟。宝庆电厂电泵3200 kW，占高厂变低压线圈容量仅9.1%，未计入事故停机电源容量；湘潭二期电泵8000 kW，占高厂变低压线圈容量为22.9%，计入事故停机电源容量。

(3)脱硫及高压公用负荷供电方式选择。根据国家环境保护总局公告(2008年第5号)，新建发电机组建设脱硫设施或已运行机组增设脱硫设施，不宜设置烟气旁路，其单元负荷要求与主机同步启停，且脱硫系统故障，机组须停机。脱硫负荷接工作段或公用段均满足设计规范[1，7]，但对厂用设备短路水平及运行维护影响不同。对于300 MW机组，从手拉手接线的特殊性及经济性考虑，建议不设公用段，公用负荷直接由高厂变供电。对于新建600 MW机组，建议设置2台互为备用的高公变，为全厂公用负荷供电。浆液循环泵、氧化风机属与主机同步启停，属脱硫单元负荷，宜由高厂变供电；2台低压脱硫变需互为备用，宜由高公变供电。

(4)后备事故停机变的设置及其电源的引接。三个电厂的运行实践证明，手拉手接线完全能满足机组事故情况下安全停机。当规划建设2台机组时，考虑到全厂停电或两台机组的倒送电系统同时故障的几率很低，建议不再设置后备事故停机变，以简化接线，节约投资。当规划建设3台及以上机组时，基于下述原因，建议设置1台后备事故停机变：作为第3台机组的事故停机电源；作为各机组的后备事故停机电源；当拉手的两台机组仅1台运行，另一台倒送电系统检修时，作为事故停机电源；当拉手的两台机组仅1台运行时，作为事故停机电源，以避免另一台机组倒送电系统备用空载损耗较大的问题。后备事故停机变的电源宜从厂外相对独立、可靠的电网引接。

(5)主变或高厂变调压方式的选择。根据对沁北、宝庆等电厂的了解，负载情况下运行人员一般不敢操作有载开关，仅在空载或轻载情况操作。因此，建议当系统电压较稳定时，设计人员应以工艺方案与电气方案的整体投资省、可靠性高、运行维护费用低为优化目标，通过采用无电泵启动、汽动引风机、大功率电机采用变频启动等技术，与手拉手接线方案密切配合，尽量采用无载调压方式。

(6)手拉手接线对机组单元性的影响。正常运行时，两台机组厂用电手拉手联络开关断开，机组单元性与常规方案相同；当机组倒送电系统故障时，厂用电手拉手联络开关合上机组单元性被打破；待事故机组安全停机后，厂用电手拉手联络开关断开机组单元性又得以恢复。机组设置发电机断路器时，采用手拉手接线对机组单元性影响几率小、时间短：湘潭二期投运八年来仅发生1次手拉手切换厂用电安全停机的情况；事故电源采用快速切换，对正常运行机组母线电压影响很小；在供带事故停机负荷过程中，如果故障机组或手拉手联络厂用母线发生故障(属重复故障)，手拉手开关可迅速断开。据了解，为了节省启/备变的电度电费，某电厂对一期6 kV备用段进行了改造，将一期停运机组所带公用负荷通过6 kV备用段由在运机组供电。当机组的单元性对效益影响较大时，在某些运行方式下业主会牺牲机组单元性，这是值得关注的新动向。

5 结语

三个电厂的成功运行证明厂用电手拉手接线技术上是可行的，可以为同类新建、改扩建项目提供参考。通过对三个电厂的设计及运行总结，对手拉手接线提出了如下建议：

(1)与常规方案相比，厂用电手拉手事故停机电源的可靠性受电厂接入系统方案影响较大，电气专业应主动参与系统方案论证，为手拉手厂用电接线争取好的外部条件。

(2)锅炉汽机所采用的工艺系统不同，事故情况下确保机组安全停机的负荷也不同，因此事故停机电源容量应根据工程特点及工艺系统的要求，通过分析计算确定。

(3)后备事故停机变的设置应结合电厂现状及远期规划统筹考虑，其电源宜从厂外相对独立、可靠的电网引接。

(4)鉴于有载调压开关的实际运行情况，建议当系统电压较稳定时，通过电气方案与工艺方案的综合优化，为取消有载调压开关创造条件。手拉手接线是一项技术创新，虽已被2011版国标大火规采纳，但还需要通过运行积累经验，不断完善。

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