曾祥兵

摘 要：基于津巴布韋電力系統(tǒng)的實際情況，結(jié)合國內(nèi)火電廠的設計案例，對津巴布韋西北部某坑口火電廠的備用電源引接方式進行了分析，并提出了改進建議。

關鍵詞：備用電源；高備變；高廠變；斷路器

中圖分類號：TM621 文獻標識碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.08.077

截至目前，津巴布韋共有發(fā)電廠5座，總裝機容量為1 960 MW，除萬基電廠建于20世紀80年代外，其余均建于上20世紀四五十年代，設備狀況極差。

本文研討的項目位于津巴布韋西北部Gwayi地區(qū)，擬建2×300 MW的燃煤機組及配套煤礦工程，建成后將成為津巴布韋國內(nèi)單機功率最大的電廠，屬于典型坑口火電廠?！痘鹆Πl(fā)電廠廠用電技術規(guī)定》（DL/T 5153—2002）中第4.5.2條規(guī)定，全廠應設置可靠的高壓廠用備用電源或起動備用電源，但電廠備用電源的引接難度加大。本文結(jié)合項目的實際情況以及大量調(diào)查資料對電廠備用電源的引接方案進行分析論證，并提出了改進建議。

1 電廠主接線概述

該電廠的2臺300 MW機組均采用發(fā)電機-變壓器組單元，升壓后接至廠內(nèi)400 kV開關站，開關站采用雙母線接線方式。新建的2回400 kV出線接至電廠西南側(cè)20 km處的擬建400 kV線路解口點，發(fā)電機出口裝有斷路器，高廠變在主變低壓側(cè)與發(fā)電機出口斷路器引接。

由于當?shù)仉娏乐囟倘?，本工程配套的礦區(qū)、生活區(qū)、廠區(qū)取水泵房均考慮直接從建成后的電廠引接電源，加之機組廠用電的容量和預留業(yè)主自主支配的售電容量較大，經(jīng)過相關計算和論證后，每臺機組中考慮設置1臺高壓公用變和1臺三相雙分裂繞組高廠變。

2 電廠備用電源的常規(guī)引接方式

《大中型火力發(fā)電廠設計規(guī)范》（GB 50660—2011）中第16.3.10節(jié)指出，高壓廠用備用電源可采用下列3種引接方式：①可由高壓母線中電源可靠性最低的電壓母線或由聯(lián)絡變壓器第三（低壓）繞組引接電源，并應保證在全廠停機的情況下，能從外部電力系統(tǒng)取得足夠的電能，包括三繞組變壓器的中壓側(cè)從高壓側(cè)獲取電能；②在裝設發(fā)電機斷路器后，機組臺數(shù)為2臺及以上、出線回路為2回及以上時，還可由一臺機組的高廠變低壓側(cè)廠用工作母線引接另一臺機組的高壓事故停機電源；③在條件允許的情況下，可由外部電網(wǎng)引接專用線路供電。

以上幾種引接方式各有利弊，應結(jié)合工程的實際情況具體分析。對于第3種引接方式，經(jīng)過電廠實地踏勘以及咨詢當?shù)仉娋W(wǎng)公司得知，項目所在地區(qū)多為農(nóng)村，附近僅有1條11 kV線路，電源容量非常小，電廠在施工用電高峰期需通過自配的柴油發(fā)電機保證供電，僅在電廠西北方向80 km以外的萬基變電站才有可引接的132 kV電源。經(jīng)初步計算，如果采用建設80 km的132 kV專線作為電廠的備用電源，則設備購置費約為550萬美元，業(yè)主直接否定了該方案。由此可見，只能考慮采用規(guī)范中的前兩種備用電源引接方式。

2.1 備用電源從電廠內(nèi)高壓母線引接

對于上述設計規(guī)范中的第一種方案，由于該電廠的電網(wǎng)非常薄弱，在排除外引專線的情況下，備用電源只能從廠內(nèi)開關站400 kV母線經(jīng)400/6.3 kV高備變引接，如圖1所示。

該備用電源引接方式的最大特點是需增設大變比、小容量的高備變。以往，該變壓器的制造尚處于起步階段，缺乏運行基礎，制約了該方案的應用。然而，隨著技術的不斷發(fā)展，目前，國內(nèi)已有部分電廠選用了大變比、小容量的變壓器，且其運行狀況良好。但基于需要專門訂制、價格昂貴等因素，應按31.5/20-20 MVA的標準確定高備變的容量。此外，考慮到出口等因素，其購置費及相應配套設備費總計達450萬元。

該方案需要占用1個400 kV的出線間隔，進而增加了土建用地，提升了運維成本。此外，由于電廠與電網(wǎng)之間的關口計量點設置在主變高壓側(cè)，所以，電網(wǎng)公司會向電廠征收備用電費。經(jīng)初步估算，業(yè)主每年將支付上百萬的額外費用。

2.2 廠用母線之間相互引接備用電源

當?shù)仉娋W(wǎng)系統(tǒng)的容量非常小，整個津巴布韋的電力系統(tǒng)基本未配置專門的調(diào)峰和事故備用電源，僅有發(fā)電機額定容量為5%左右的旋轉(zhuǎn)備用電源，且這些發(fā)電機與新建電廠的距離較遠。因此，即使采用上述第一種設計方案，電網(wǎng)公司也無法保證預留足夠的備用容量。在此情況下，當某機組主變-高廠變回路故障時，必須依靠相鄰機組通過400 kV母線和高備變提供電能，以確保安全停機。因此，提出了將2臺機組6 kV廠用段互聯(lián)作為彼此備用電源的設計方案，如圖2所示。值得注意的是，高壓公用變的接線方式和容量按照相互備用的原則設計。

圖2 2臺機組6 kV廠用母線相互引接備用電源示意圖

由圖2可知，高廠變回路檢修或故障時，其事故停機負荷由另一臺機組高廠變提供，這會破壞廠用電系統(tǒng)的單元性，這也是上述第二種方案最大的缺點，且該方案只能滿足機組事故停機或檢修的需求。如果待停機組6 kV廠用電系統(tǒng)發(fā)生故障，只要保護正確動作，則不會對另一臺正常機組的運行造成影響；如果保護拒動或因設備故障而導致越級跳閘，則只會影響另一臺正常機組的6 kV廠用母線，不會造成立即停機。此外，當檢修一臺機組的主變和高廠變，另一機組的主變或高廠變發(fā)生故障時，機組不會失去備用電源，這是因為高廠變的非計劃停運時間短于0.5 h/（臺·年），且每臺機組有應急柴油機作為后備電源保障。

如果一臺機組的停機負荷由另一臺機組的高廠變提供，則會增大高廠變的容量，進而在一定程度上增大了6 kV廠用電系統(tǒng)的短路電流。但通過合理選擇電氣參數(shù)可將6 kV系統(tǒng)的短路電流控制在40 kA以下。

對于事故停機負荷而言，相關工作人員應主要考慮凝結(jié)水泵、循環(huán)水泵、開式/閉式冷卻水泵、空壓機、汽輪機和鍋爐變壓器等的負荷。中國電力工程顧問集團公司編寫的《大中型火力發(fā)電廠設計規(guī)范——電氣專業(yè)調(diào)研報告》中指出，單臺機組事故停機負荷容量一般為單元機組負荷總?cè)萘康?0%.按此計算，選用高廠變40/25MVA-25 MVA即可滿足相互引接備用電源的要求。

3 經(jīng)濟性比較

對于第一種方案，由于設置了高備變，所以，可選擇容量較小的高廠變。經(jīng)初步計算，可選擇高廠變35/20-20 MVA。經(jīng)過詢價后得知，第一種方案與第二種方案的設備初期投資比較結(jié)果如表1所示。

由此可見，采用第二種方案的設備初期投資比第一種方案少約700萬元，且采用第一種方案會額外收取電費，因此，第二種方案經(jīng)濟性優(yōu)勢非常明顯。

4 結(jié)束語

綜上所述，第一種方案與第二種方案相比，在技術上是相近的，唯一的差別就是在第一種方案中升壓至400 kV后可實現(xiàn)迂回倒送供電，而第二種方案則直接由廠用6 kV母線互聯(lián)供電；在經(jīng)濟性方面，第一種方案的初期投資比第二種方案多。因此，經(jīng)過技術、經(jīng)濟方面的綜合比較后，本文推薦選用第二種方案。

參考文獻

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〔編輯：張思楠〕