“一廠兩站”廠用電系統(tǒng)可靠性研究

韓笑偉

(國家電投集團廣西電力有限公司運營服務(wù)分公司，廣西 南寧 530003)

1 概 述

長洲水電廠位于珠江水系潯江河段，距廣西梧州市12 km處的長洲島上，樞紐橫跨三江兩島，大壩總長3 850 m,共安裝15臺單機42 MW的燈泡貫流式機組，總裝機容量630 MW。長洲水電廠是廣西桂東地區(qū)大型骨干電源點，對于改善廣西電網(wǎng)電源布局和潮流結(jié)構(gòu)及為桂東地區(qū)發(fā)展提供充足電力作出了貢獻。同時，長洲水電廠還是“西電東送”主通道的主要支持電源點。因此，廠電用系統(tǒng)的安全可靠是水電廠安全穩(wěn)定運行的前提；對于保證廠用電系統(tǒng)的供電穩(wěn)定性、安全性具有重要意義。

2 廠用電結(jié)構(gòu)

長洲水電廠內(nèi)外江電站廠用10 kV、400 V系統(tǒng)采用單母線分段方式，共有5段10 kV母線，分別為內(nèi)江電站Ⅳ、Ⅴ段母線，外江電站Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母線。內(nèi)江電站有4段400 V母線，為400 V Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ段母線；外江電站有4段400 V母線，為400 V Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母線。正常運行時，10 kV、400 V母線各段分段運行，特殊運行方式下才聯(lián)絡(luò)運行。

內(nèi)江電站廠用電還包括110 kV洲安線和內(nèi)江10 kV開閉所設(shè)備。電廠運行初期，內(nèi)江電站4號主變中壓側(cè)有110 kV洲安線，主要對上游庫區(qū)泵站進行供電，內(nèi)江開閉所承擔(dān)廠房外來電源95開關(guān)的供電(見圖1、圖2)。

3 廠用電存在的問題

(1)外江電站廠用電備自投存在的問題。全廠機組全部投產(chǎn)后，在運行操作和事故中，不斷發(fā)現(xiàn)了廠用電系統(tǒng)存在設(shè)計上的缺陷。比如，外江電站外電93開關(guān)備自投設(shè)計，只能與61B和63B進行備自投，當(dāng)61B或63B其中一個退出運行時，廠用電的運行方式為62B供10 kV Ⅰ、Ⅱ段或Ⅱ、Ⅲ段聯(lián)絡(luò)運行的單一供電運行方式；若62B故障退出運行時，目前的備自投邏輯方式造成外電91、93開關(guān)無法實現(xiàn)備投，此設(shè)計邏輯功能考慮不周，存在安全隱患。

(2)內(nèi)江電站廠用電備自投存在的問題。如果故障情況下，內(nèi)江電站10 kV Ⅴ段電源失壓，由64B帶10 kV Ⅳ、Ⅴ段母線聯(lián)絡(luò)運行，若64B故障退出運行，內(nèi)江電站外來電源95開關(guān)無法自動投入，同樣存在邏輯上的設(shè)計缺陷，造成廠用系統(tǒng)可靠性降低。

(3)對于外江61B或63B退出運行造成10 kV Ⅰ段或Ⅲ段失電需投入外來電源進線的情況，原設(shè)計跳廠高變進線斷路器和相鄰母線母聯(lián)斷路器后再合上外來電源進線斷路器。跳相鄰母線母聯(lián)斷路器的接線設(shè)計為多余，需取消。外江外來電源91開關(guān)和93開關(guān)取至外江開閉所10 kV Ⅰ段母線的同一個負(fù)荷開關(guān)，供電可靠性不高。

圖1 外江電站廠用電系統(tǒng)示意

圖2 內(nèi)江電站廠用電系統(tǒng)示意

(4)內(nèi)江10 kV Ⅳ段母線負(fù)荷較重，負(fù)荷中有辦公區(qū)負(fù)荷942開關(guān)和內(nèi)江水廠956開關(guān)，而且這兩個負(fù)荷隨機性較大，容易造成內(nèi)江10 kV Ⅳ段母線過載，嚴(yán)重威脅廠用電的安全。另外，內(nèi)江開閉所設(shè)計的外來電源、辦公區(qū)外來電源柱上開關(guān)接線復(fù)雜、中間轉(zhuǎn)換供電操作復(fù)雜，給操作造成不方便，同時也不方便事故處理。

4 基于廠用集控LCU 控制的備自投配置

(1)提高廠用電供電的可靠性，消除安全隱患。對于原先安裝于10 kV廠用電系統(tǒng)的南瑞公司RCS—9000系列備自投裝置進行優(yōu)化，改變二次接線和備自投邏輯。在外江電站10 kV廠用電Ⅰ、Ⅲ母線分別裝設(shè)1套進線配自投裝置RCS—9625，接入同一段母線上的外來電源進線作為進線備自投電源；內(nèi)江電站10 kV Ⅴ段母線上的外來電源95開關(guān)作為進線備自投電源；內(nèi)江電站10 kV Ⅳ、Ⅴ段聯(lián)絡(luò)54開關(guān)裝設(shè)1套分段備自投RCS—9651 Ⅱ裝置，內(nèi)外江電站10 kV Ⅰ、Ⅱ段聯(lián)絡(luò)開關(guān)，Ⅱ、Ⅲ段聯(lián)絡(luò)開關(guān)，Ⅳ、Ⅴ段聯(lián)絡(luò)開關(guān)可選擇分段備自投方式。

(2)外江電站10 kV系統(tǒng)三段分段運行時，廠電用集中控制柜LCU自動開放10 kV分段21、32開關(guān)為分段備自投功能，閉鎖外來電源91、93開關(guān)進線備自投功能，兩套分段備自投動作時間按照邏輯順序進行延時。如果有一段母線失壓，相應(yīng)的一套分段備自投動作合上該分段開關(guān)，使兩段母線自動聯(lián)絡(luò)運行。如果廠電用集中控制柜LCU檢測到10 kV分段21、32開關(guān)任一斷路器在合閘位置時，則自動閉鎖兩個分段開關(guān)的備自投功能，開放外來電源91、93開關(guān)進線備自投功能；當(dāng)任一段10 kV母線失壓時，備自投自動投入該段的進線備自投；當(dāng)10 kVⅠ、Ⅲ母線都同時失電，外來電源91、93開關(guān)備自投動作同時投入兩個進線外來電源開關(guān)。

(3)內(nèi)江電站10 kV系統(tǒng)兩段分段運行時，廠電用集中控制柜LCU自動開放10 kV分段54開關(guān)備自投功能，閉鎖外來電源95開關(guān)備自投功能。當(dāng)其中一段母線電源消失時，10 kV分段54開關(guān)自動合閘，合上54開關(guān)使兩段母線聯(lián)絡(luò)運行；當(dāng)廠用LCU檢測到10 kV分段54開關(guān)在合閘時，則自動閉鎖分段開關(guān)的備自投功能，開放外來電源95開關(guān)的備自投功能；當(dāng)任一母線電源消失時，進線備自投自動動作合上95外來電源開關(guān)。

(4)內(nèi)外江電站廠房內(nèi)每個400 V母線分段開關(guān)都裝設(shè)1套備自投RCS—9651Ⅱ裝置。正常運行時，400 V母線分段運行；當(dāng)任一段母線電源消失時，另一段母有電壓的情況下，自動斷開失壓回路上的廠低變低壓側(cè)進線電源開關(guān)，合上400 V母線分段開關(guān)，并在400 V分段開關(guān)柜上設(shè)置閉鎖備自反壓板。在倒廠電用時或正常運行時可根據(jù)需要來投退壓板，實現(xiàn)備自投靈活投退出功能，這樣設(shè)計后方式更靈活。

(5)中江、外江、內(nèi)江泄水閘壩頂和船閘400 V母線也是母線分段運行方式，分段備自投方式的選擇由各閘門集中控制柜LCU的PLC實現(xiàn)；并在LCU柜上設(shè)置有備自投停用和備自投投入控制方式把手，可以根據(jù)運行情況選擇備自投的投退。

(6)對機組重要電源、公用設(shè)備雙電源切換裝置策略進行升級改造，切換時間與10 kV、400 V備自投配合，為最后一級的電源切換，設(shè)置切換延時在兩個電壓等級切換之后。同時，將切換方式設(shè)置為以電源1為主用電源，當(dāng)主用電源消失時，自動切換至備用電源，當(dāng)電源1正常時自動切換至主用電源運行。切換控制由雙電源切換控制模塊執(zhí)行。

5 廠用電系統(tǒng)供電可靠性技術(shù)改造

(1)為了提高長洲電廠10 kV廠用電系統(tǒng)的供電可靠性，通過改造增加內(nèi)、外江10 kV聯(lián)絡(luò)線，在內(nèi)江10 kV Ⅳ段母線上啟用1個備用開關(guān)為內(nèi)江側(cè)聯(lián)絡(luò)開關(guān)，命名為10 kV內(nèi)外江聯(lián)絡(luò)線內(nèi)江側(cè)42開關(guān)。在外江10 kV Ⅱ段母線上啟用1個備用開關(guān)為外江側(cè)聯(lián)絡(luò)開關(guān)，命名為10 kV內(nèi)外江聯(lián)絡(luò)線外江側(cè)24開關(guān)。內(nèi)外江10 kV聯(lián)絡(luò)線通過電纜連接，額定容量為1 500 kVA。安裝內(nèi)、外江10 kV聯(lián)絡(luò)線后，不考慮10 kV聯(lián)絡(luò)線的備自投功能，當(dāng)其中一個廠房220 kV和外江電源失去且30 min內(nèi)不會恢復(fù)送電且另外一個廠房的廠用電源正常時，才考慮將10 kV聯(lián)絡(luò)線手動操作投入運行。在聯(lián)絡(luò)時，為保證供電的安全性，應(yīng)先將失壓母線倒為空母線然后再送電，且先投入重要負(fù)荷再投入次要的負(fù)荷。

(2)增加110 kV內(nèi)江近區(qū)變,專為內(nèi)江辦公區(qū)2臺變壓器、內(nèi)江水廠、表水泵站供電，接線方式為在4號主變中壓側(cè)110 kV接入，通過電纜并接入現(xiàn)有的110 kV洲安線主變側(cè)刀閘動觸頭下側(cè)處；并與原有線路共用的中壓側(cè)電壓互感器，增加的近區(qū)變?yōu)橛徒斤L(fēng)冷變壓器。

(3)增加內(nèi)江近區(qū)變后，對內(nèi)江開閉運行接線也作相應(yīng)的改造，就是利用內(nèi)江開閉所現(xiàn)有的10 kV母線功能，改造為三段母線，并設(shè)置2個聯(lián)絡(luò)刀閘柜；可以實現(xiàn)三段母線聯(lián)絡(luò)或者分段運行，方式更加靈活，運行更加可靠。將近區(qū)變低壓側(cè)母線命名為零段母線，正常時只起到聯(lián)絡(luò)作用，該段未設(shè)有其它負(fù)荷。將辦公區(qū)2臺變壓器、內(nèi)江水廠、表水泵站供電接入內(nèi)江開閉所10 kV Ⅱ段母線。正常運行時，可以將內(nèi)江開閉所10 kV零段、Ⅱ段母線聯(lián)絡(luò)運行，使近區(qū)變帶以上3個用電區(qū)域負(fù)荷運行，減少對外購電，降低成本。剩下的另一段母線命名為10 kV Ⅰ段母線，母線僅作為文沖變外來電源開關(guān)的接入和內(nèi)江廠房外電95開關(guān)的接入；正常運行時，10 kV Ⅰ、Ⅱ段分段運行，10 kV Ⅰ段母線只作為外電接入和輸出的轉(zhuǎn)接母線。這樣改造后，取消了原先外電與供辦公區(qū)用電轉(zhuǎn)換的柱上開關(guān)，內(nèi)江電站廠房外來電源直接接入內(nèi)江開閉所10 kV Ⅰ段母線上，方便了運行人員的倒閘操作，提高了設(shè)備可靠性，降低了安全風(fēng)險。

(4)考慮到高壓廠用變帶負(fù)荷的能力有限，增設(shè)10 kV內(nèi)、外江聯(lián)絡(luò)線后，內(nèi)、外江10 kV廠用電系統(tǒng)的互為備用仍作為最后一級備用電源；即當(dāng)主要廠高變及施工開閉所電源進線均失電時，才考慮投入內(nèi)、外江聯(lián)絡(luò)線。

6 結(jié) 語

改造后，經(jīng)過多年來的運行實踐，設(shè)備運行可靠，滿足了廠用電的各種工況下的運行轉(zhuǎn)換。同時，在電廠安全可靠性要求不斷提高的情況下，廠用電結(jié)構(gòu)靈活、運行方式選擇和自動裝置的合理配置，是提高廠用電安全穩(wěn)定運行的基礎(chǔ)，也是現(xiàn)代化水電廠實現(xiàn)“無人值班(少人值守)”管理模式的必要條件。

長洲電廠作為廣西電網(wǎng)桂東區(qū)域的支撐電廠，廠用電系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行尤為重要。因此，在保證電廠安全穩(wěn)定運行的基礎(chǔ)上，加強廠用電運行和設(shè)備管理，通過可靠性改造，提高廠用電系統(tǒng)供電安全，實現(xiàn)了長洲電廠機組的平穩(wěn)運行。