劉光華，王予英，唐 軍

(1.湖南省電力勘測設(shè)計院，湖南 長沙 410007；2.電力規(guī)劃設(shè)計總院，北京 100120 ；3.大塘湘潭發(fā)電有限責(zé)任公司，湖南 湘潭 411102)

1 概述

相繼完成的湘潭二期、創(chuàng)元電廠及寶慶電廠，發(fā)電機(jī)出口均裝設(shè)了斷路器(以下簡稱GCB)，并且電廠2臺機(jī)組的廠用電均通過高壓廠用工作變壓器(以下簡稱高廠變)低壓側(cè)經(jīng)斷路器互連(以下簡稱手拉手)相互提供事故停機(jī)電源。但在負(fù)荷分配及后備事故停機(jī)電源的設(shè)置上各具特點：湘潭二期脫硫、輸煤等公用負(fù)荷由高壓廠用公用變壓器(以下簡稱高公變)供電，并將一期啟動/備用變壓器(以下簡稱啟/備變)兼作后備事故停機(jī)電源，其手拉手方案為國內(nèi)首創(chuàng)；創(chuàng)元電廠公用負(fù)荷由高廠變供電，并設(shè)置了1臺從廠內(nèi)220 kV主變10 kV側(cè)母線引接的后備事故停機(jī)變壓器；寶慶電廠脫硫單元負(fù)荷及低壓脫硫變由高廠變供電，公用負(fù)荷由高公變供電，未設(shè)后備事故停機(jī)變。三個電廠投運后 ，手拉手接線均經(jīng)歷了多次試驗切換，湘潭二期和寶慶電廠各經(jīng)歷了1次事故切換。特別是湘潭二期，經(jīng)歷了2008年史上罕見的雨雪冰凍天氣的考驗，至今運行情況良好。

手拉手接線與常規(guī)廠用電接線在可靠性、運行維護(hù)、投資等技術(shù)經(jīng)濟(jì)性方面的比較，在相關(guān)工程的初步設(shè)計階段有專題論證，本文不再重復(fù)。本文的重點是介紹三種不同的手拉手廠用電接線及實際運行情況，并為今后類似工程提出優(yōu)化建議。

2 湘潭二期電氣接線及運行情況

湘潭二期擴(kuò)建2×600 MW國產(chǎn)超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組。#3、#4機(jī)組分別于2006年3月31日和2006年11月13日通過168h試運行。電氣接線見圖1。

圖1 湘潭二期電氣接線示意圖

(1)電氣主接線：發(fā)電機(jī)出口裝設(shè)GCB，兩臺機(jī)組經(jīng)主變升壓后接入廠內(nèi)500 kV配電裝置，通過2回500 kV同塔雙回線路接至距電廠約28 km的云田500 kV變電站。500 kV本期采用內(nèi)橋接線，遠(yuǎn)景過渡到3/2斷路器接線。主變采用無載調(diào)壓。

(2)廠用電接線：每臺機(jī)組設(shè)置1臺63/35－35MVA高廠變，為機(jī)組的單元負(fù)荷及另一臺機(jī)組事故停機(jī)負(fù)荷供電，2臺機(jī)組通過手拉手相互提供事故停機(jī)電源，不設(shè)后備事故停機(jī)變，將一期啟/備變兼作二期的后備事故停機(jī)電源；每臺機(jī)組設(shè)1臺40 MVA高公變，為二期公用負(fù)荷、脫硫負(fù)荷等供電，兩臺高公變互為備用。高廠變、高公變均采用無載調(diào)壓。每臺機(jī)組設(shè)置一臺1200 kW柴油發(fā)電機(jī)作為交流事故保安電源。

(3)接線主要特點：機(jī)組正常啟動/停機(jī)電源由系統(tǒng)經(jīng)主變倒送，倒送電回路事故情況下通過手拉手由另一臺機(jī)組的高廠變提供事故停機(jī)電源。根據(jù)業(yè)主意見，將一期啟/備變兼作二期的后備事故停機(jī)電源。在廠網(wǎng)分開的情況下，手拉手接線每年節(jié)省基本電費(容量電費)1200多萬元。

(4)運行情況：湘潭二期投運八年來，運行情況良好。至今為止，機(jī)組故障引起GCB跳閘3次，電網(wǎng)故障致全廠停電3次，手拉手接線經(jīng)歷了多次例行試驗切換和1次事故切換。2006年9月21日，因#3機(jī)勵磁變繞組對溫控器測點放電，導(dǎo)致勵磁變一次回路接地(發(fā)電機(jī)定子接地)，機(jī)端電壓20 kV對勵磁變溫控器二次回路放電，交流電壓串入直流電源回路，使主變、高廠變、高公變、勵磁變等非電量保護(hù)動作，導(dǎo)致主變高壓側(cè)500 kV湘云Ⅰ線斷路器、橋斷路器及GCB跳閘，由#4機(jī)組倒送電系統(tǒng)通過手拉手為#3機(jī)組提供事故停機(jī)電源。受百年一遇雨雪冰凍天氣影響，2008年1月因送出線路對側(cè)云田變?nèi)臼骸?00 kV同塔雙回線路倒塔及湘云Ⅰ、Ⅱ線相繼跳閘，造成機(jī)組3次強迫停機(jī)。三次強停均通過自動控制系統(tǒng)及時啟動柴油發(fā)電機(jī)組，使保安段及時恢復(fù)了對盤車、潤滑油泵、密封油泵等保安負(fù)荷的供電，確保了機(jī)組安全停機(jī)。因二期高廠變與一期啟/備變有30°相角差，且6 kV短路水平不同，為了避免二期對一期的影響，后備事故停機(jī)電源采用手動切換。從三次強停事故處理記錄可知，手動切換時間過長，起不到后備事故停機(jī)電源的作用。

3 創(chuàng)元電廠電氣接線及運行情況

創(chuàng)元電廠新建2×300 MW國產(chǎn)亞臨界燃煤發(fā)電機(jī)組。#1、#2機(jī)組分別于2008年4月11日和2008年9月23日通過168h試運行。

根據(jù)設(shè)計規(guī)范[2]，本工程不應(yīng)裝設(shè)GCB?？紤]到本工程為自備電廠，機(jī)組啟停次數(shù)較多，發(fā)電機(jī)出口裝設(shè)了GCB，大大減少了機(jī)組起停過程中的廠用電切換操作，方便了運行。電氣接線見圖2。

圖2 創(chuàng)元電廠電氣接線示意圖

(1)電氣主接線：發(fā)電機(jī)出口裝設(shè)GCB，兩臺機(jī)組經(jīng)主變升壓后接入廠內(nèi)220 kV配電裝置，220 kV為雙母線接線。主變采用無載調(diào)壓。

(2)廠用電接線：每臺機(jī)組設(shè)置1臺50/31.5－31.5MVA高廠變，為機(jī)組單元負(fù)荷、脫硫負(fù)荷、全廠公用負(fù)荷及另一臺機(jī)組事故停機(jī)負(fù)荷供電，高廠變采用無載調(diào)壓。兩臺高廠變通過手拉手相互提供事故停機(jī)電源，另設(shè)1臺10 kV、4000 kVA后備事故停機(jī)變，其電源從廠內(nèi)220 kV變電站主變10 kV側(cè)母線引接。兩臺機(jī)組共設(shè)置一臺1100 kW柴油發(fā)電機(jī)作為交流事故保安電源。

(3)接線主要特點：與湘潭二期基本相同，不同之處是脫硫及輸煤等公用負(fù)荷均由高廠變供電，并設(shè)置了1臺10 kV后備事故停機(jī)變。

(4)運行情況：兩臺機(jī)組自投產(chǎn)以來，大部分時間運行人員將10 kV后備事故停機(jī)變壓器作為主事故停機(jī)電源，2臺機(jī)組高廠變手拉手作為后備事故停機(jī)電源。目前業(yè)主正在考慮恢復(fù)將手拉手作為主事故停機(jī)電源。由于后備事故停機(jī)變電源從廠內(nèi)引接，在某次220 kV配電裝置失電時，10 kV后備停機(jī)變失去了作用。

4 寶慶電廠電氣接線及運行情況

寶慶電廠新建2×660 MW國產(chǎn)超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組。#1、#2機(jī)組分別于2011年12月9日和2012年4月28日通過168 h試運行。電氣接線如圖3。

(1)電氣主接線：發(fā)電機(jī)出口裝設(shè)GCB，兩臺機(jī)組分別以發(fā)電機(jī)—變壓器—線路組單元接線接入距電廠8 km的邵陽500 kV變電所500 kV、220 kV母線。主變采用無載調(diào)壓。

(2)廠用電接線：每臺機(jī)組設(shè)置1臺63/35－35 MVA高廠變，為機(jī)組單元負(fù)荷、脫硫單元負(fù)荷、低壓脫硫變及另一臺機(jī)組事故停機(jī)負(fù)荷供電；每臺機(jī)組設(shè)1臺35 MVA高公變，為全廠公用負(fù)荷供電，兩臺高公變互為備用。兩臺機(jī)組高廠變通過手拉手相互提供事故停機(jī)電源，不設(shè)后備事故停機(jī)變。高廠變、高公變均采用有載調(diào)壓。每臺機(jī)組設(shè)置一臺1000 kW柴油發(fā)電機(jī)作為交流事故保安電源。

圖3 寶慶電廠電氣接線示意圖

(3)接線主要特點：廠用電接線與湘潭二期及創(chuàng)元電廠基本相同，但未設(shè)后備事故停機(jī)變，電氣一、二次接線更清晰，控制保護(hù)相對更簡單。不同之處是高廠變及高公變均采用有載調(diào)壓。

(4)運行情況：自投產(chǎn)以來，手拉手接線經(jīng)歷了一次事故切換及多次試驗切換，兩臺機(jī)組運行情況良好。2012年8月21日，因#1主變A相瞬間接地造成#1機(jī)停機(jī)，通過廠用電快切裝置，由正在運行的#2機(jī)組為#1機(jī)組提供事故停機(jī)電源。在向#1機(jī)組提供事故停機(jī)電源時，快切裝置動作正確，高廠變未過載，母線電壓基本無變化，與設(shè)計計算情況吻合。

5 手拉手接線技術(shù)問題分析及優(yōu)化

(1)電氣主接線對事故停機(jī)電源可靠性的影響。與常規(guī)方案相比，電氣主接線方案對廠用電接線的可靠性影響更大。在2008年的冰災(zāi)中，湘潭二期因云田500 kV站失壓、同塔雙回500 kV線路倒塔及湘云Ⅰ、Ⅱ回線路相繼跳閘造成了3次全停，使機(jī)組失去事故停機(jī)電源。與湘潭二期相比，寶慶電廠因接入不同電壓等級且線路不共塔，事故停機(jī)電源可靠性較高。若寶慶電廠兩條送出線路接入不同變電站，可靠性將更高。因此，建議加強系統(tǒng)、電氣專業(yè)間配合，綜合考慮電廠接入系統(tǒng)條件及手拉手接線特點，通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較，共同確定電氣主接線方案，實現(xiàn)工程整體方案最優(yōu)。

(2)事故停機(jī)電源容量的計算。工藝系統(tǒng)設(shè)計方案不同或電廠運行規(guī)程的差異，事故停機(jī)過程中需要供電的設(shè)備也不盡相同，電氣設(shè)計人員應(yīng)熟悉工藝系統(tǒng)供電要求，與工藝專業(yè)及運行單位共同確定事故停機(jī)負(fù)荷及其供電方案。湘潭二期設(shè)計方案確定的事故停機(jī)負(fù)荷與運行方案相同，包括電泵、凝結(jié)水泵、循環(huán)水泵、送風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)及汽機(jī)、鍋爐變，共計17.8 MVA，占高廠變?nèi)萘康?8.3%。寶慶電廠事故停機(jī)負(fù)荷設(shè)計方案為凝結(jié)水泵、循環(huán)水泵、開式水泵、送風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)及汽機(jī)、鍋爐變，共計13.5 MVA，占高廠變?nèi)萘康?1.4%；運行方案增加了電泵作為事故停機(jī)負(fù)荷。事故停機(jī)時電泵工作時間約0～10 min，電泵應(yīng)作為事故停機(jī)負(fù)荷，但是否計入事故停機(jī)電源容量，建議根據(jù)電動機(jī)啟動、廠用設(shè)備短路水平，變壓器過載能力等綜合考慮。變壓器在環(huán)境溫度40℃、滿載情況下過載20%允許運行8分鐘。寶慶電廠電泵3200 kW，占高廠變低壓線圈容量僅9.1%，未計入事故停機(jī)電源容量；湘潭二期電泵8000 kW，占高廠變低壓線圈容量為22.9%，計入事故停機(jī)電源容量。

(3)脫硫及高壓公用負(fù)荷供電方式選擇。根據(jù)國家環(huán)境保護(hù)總局公告(2008年第5號)，新建發(fā)電機(jī)組建設(shè)脫硫設(shè)施或已運行機(jī)組增設(shè)脫硫設(shè)施，不宜設(shè)置煙氣旁路，其單元負(fù)荷要求與主機(jī)同步啟停，且脫硫系統(tǒng)故障，機(jī)組須停機(jī)。脫硫負(fù)荷接工作段或公用段均滿足設(shè)計規(guī)范[1，7]，但對廠用設(shè)備短路水平及運行維護(hù)影響不同。對于300 MW機(jī)組，從手拉手接線的特殊性及經(jīng)濟(jì)性考慮，建議不設(shè)公用段，公用負(fù)荷直接由高廠變供電。對于新建600 MW機(jī)組，建議設(shè)置2臺互為備用的高公變，為全廠公用負(fù)荷供電。漿液循環(huán)泵、氧化風(fēng)機(jī)屬與主機(jī)同步啟停，屬脫硫單元負(fù)荷，宜由高廠變供電；2臺低壓脫硫變需互為備用，宜由高公變供電。

(4)后備事故停機(jī)變的設(shè)置及其電源的引接。三個電廠的運行實踐證明，手拉手接線完全能滿足機(jī)組事故情況下安全停機(jī)。當(dāng)規(guī)劃建設(shè)2臺機(jī)組時，考慮到全廠停電或兩臺機(jī)組的倒送電系統(tǒng)同時故障的幾率很低，建議不再設(shè)置后備事故停機(jī)變，以簡化接線，節(jié)約投資。當(dāng)規(guī)劃建設(shè)3臺及以上機(jī)組時，基于下述原因，建議設(shè)置1臺后備事故停機(jī)變：作為第3臺機(jī)組的事故停機(jī)電源；作為各機(jī)組的后備事故停機(jī)電源；當(dāng)拉手的兩臺機(jī)組僅1臺運行，另一臺倒送電系統(tǒng)檢修時，作為事故停機(jī)電源；當(dāng)拉手的兩臺機(jī)組僅1臺運行時，作為事故停機(jī)電源，以避免另一臺機(jī)組倒送電系統(tǒng)備用空載損耗較大的問題。后備事故停機(jī)變的電源宜從廠外相對獨立、可靠的電網(wǎng)引接。

(5)主變或高廠變調(diào)壓方式的選擇。根據(jù)對沁北、寶慶等電廠的了解，負(fù)載情況下運行人員一般不敢操作有載開關(guān)，僅在空載或輕載情況操作。因此，建議當(dāng)系統(tǒng)電壓較穩(wěn)定時，設(shè)計人員應(yīng)以工藝方案與電氣方案的整體投資省、可靠性高、運行維護(hù)費用低為優(yōu)化目標(biāo)，通過采用無電泵啟動、汽動引風(fēng)機(jī)、大功率電機(jī)采用變頻啟動等技術(shù)，與手拉手接線方案密切配合，盡量采用無載調(diào)壓方式。

(6)手拉手接線對機(jī)組單元性的影響。正常運行時，兩臺機(jī)組廠用電手拉手聯(lián)絡(luò)開關(guān)斷開，機(jī)組單元性與常規(guī)方案相同；當(dāng)機(jī)組倒送電系統(tǒng)故障時，廠用電手拉手聯(lián)絡(luò)開關(guān)合上機(jī)組單元性被打破；待事故機(jī)組安全停機(jī)后，廠用電手拉手聯(lián)絡(luò)開關(guān)斷開機(jī)組單元性又得以恢復(fù)。機(jī)組設(shè)置發(fā)電機(jī)斷路器時，采用手拉手接線對機(jī)組單元性影響幾率小、時間短：湘潭二期投運八年來僅發(fā)生1次手拉手切換廠用電安全停機(jī)的情況；事故電源采用快速切換，對正常運行機(jī)組母線電壓影響很??；在供帶事故停機(jī)負(fù)荷過程中，如果故障機(jī)組或手拉手聯(lián)絡(luò)廠用母線發(fā)生故障(屬重復(fù)故障)，手拉手開關(guān)可迅速斷開。據(jù)了解，為了節(jié)省啟/備變的電度電費，某電廠對一期6 kV備用段進(jìn)行了改造，將一期停運機(jī)組所帶公用負(fù)荷通過6 kV備用段由在運機(jī)組供電。當(dāng)機(jī)組的單元性對效益影響較大時，在某些運行方式下業(yè)主會犧牲機(jī)組單元性，這是值得關(guān)注的新動向。

5 結(jié)語

三個電廠的成功運行證明廠用電手拉手接線技術(shù)上是可行的，可以為同類新建、改擴(kuò)建項目提供參考。通過對三個電廠的設(shè)計及運行總結(jié)，對手拉手接線提出了如下建議：

(1)與常規(guī)方案相比，廠用電手拉手事故停機(jī)電源的可靠性受電廠接入系統(tǒng)方案影響較大，電氣專業(yè)應(yīng)主動參與系統(tǒng)方案論證，為手拉手廠用電接線爭取好的外部條件。

(2)鍋爐汽機(jī)所采用的工藝系統(tǒng)不同，事故情況下確保機(jī)組安全停機(jī)的負(fù)荷也不同，因此事故停機(jī)電源容量應(yīng)根據(jù)工程特點及工藝系統(tǒng)的要求，通過分析計算確定。

(3)后備事故停機(jī)變的設(shè)置應(yīng)結(jié)合電廠現(xiàn)狀及遠(yuǎn)期規(guī)劃統(tǒng)籌考慮，其電源宜從廠外相對獨立、可靠的電網(wǎng)引接。

(4)鑒于有載調(diào)壓開關(guān)的實際運行情況，建議當(dāng)系統(tǒng)電壓較穩(wěn)定時，通過電氣方案與工藝方案的綜合優(yōu)化，為取消有載調(diào)壓開關(guān)創(chuàng)造條件。手拉手接線是一項技術(shù)創(chuàng)新，雖已被2011版國標(biāo)大火規(guī)采納，但還需要通過運行積累經(jīng)驗，不斷完善。

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[2]DL 5000－2000，火力發(fā)電廠設(shè)計技術(shù)規(guī)程[S]．

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