1、發(fā)電廠變電站電氣設備 班級：集控1035姓名：武群學號：1000MW超超臨界機組廠用電接線方式的 改造及建議1 廠用電接線及運行方式( 1) 廠用電原接線方式。上海外高橋第三發(fā)電有限責任公司廠用電配置是每臺機組2段10kV廠用母線、2段3kV廠用母線; 備用電源取自上海外高橋第二發(fā)電有限責任公司, 屬于網(wǎng)購電。廠用電原接線方式如圖1所示, 圖中虛線部分為改進部分。( 2) 廠用電系統(tǒng)運行方式。正常的廠用電運行方式為: 10kV、3kV廠用母線由廠高變供電,上海外高橋第二發(fā)電有限責任公司的備總開關常合, 作為廠高變故障的備用自切電源。發(fā)電機停運時, 由500kV電網(wǎng)通過主變倒供廠高變, 對10k

2、V、3kV廠用母線供電。主變停運時, 切換到備用電源, 接受上海外高橋第二發(fā)電有限責任公司的網(wǎng)購電源。 2 改造廠用電接線方式2. 1 改造廠用電接線方式的起因根據(jù)建廠以來的運行經(jīng)驗, 發(fā)現(xiàn)現(xiàn)有的廠用電接線方式不適合目前電費計價結算機制, 給企業(yè)增加了不必要的發(fā)電成本, 原因如下:( 1) 采用發(fā)電機出口斷路器, 當發(fā)電機停運時廠用電靠主變降壓倒供, 此時僅主變壓器的每天運行成本及損耗將在萬元以上。如果一次長周期的發(fā)電機檢修, 這筆費用相當可觀。根據(jù)發(fā)電機正常檢修周期估算, 每年的空載損耗費在130萬元左右。( 2) 機組停運期間廠用電負荷平均每天在9萬kWh左右。如果為了避免主變的運行成本及

3、損耗, 而用備用電源。然而備用電源取自上海外高橋第二發(fā)電有限責任公司, 根據(jù)當前電費的結算規(guī)則, 取自上海外高橋第二發(fā)電有限責任公司的備用電源屬于網(wǎng)購電價, 與廠用電價相比, 每kWh的費用約相差0. 5元。按平均每臺機組每年停用45天計, 每年的外購電將達8. 1GWh。將多支付400萬元, 大大高于主變的運行成本及空載損耗費。針對上述情況, 為了盡量減少主變壓器的運行成本及損耗, 避免使用上海外高橋第二發(fā)電有限責任公司的備用電源, 需要改造原有的廠用電接線方式。2. 2 改造廠用電接線方案的論證( 1) 每臺機組配置2臺56MVA容量的三圈廠用高壓變壓器, 10kV側容量為42MVA、3k

4、V側容量為14MVA。( 2) 10kV系統(tǒng)主要負荷為電除塵系統(tǒng)電源、脫硫系統(tǒng)電源、輸煤系統(tǒng)電源、全廠公用系統(tǒng)電源、容量在1. 6MW以上的高壓電動機。輸煤系統(tǒng)電源和全廠公用系統(tǒng)電源兩機公用, 分A/ B段運行; A段電源由7號機組供電, B段電源由8號機組供電, 通過分段開關互為備用。( 3) 3kV系統(tǒng)主要負荷為6臺低壓廠用變壓器, 作為機組400V系統(tǒng)的主用電源; 容量在2001600kW的高壓電動機。實際運行中, 機組在滿負荷運行時單機廠用電負荷約在48MVA。僅占廠高變容量的43%。其中電除塵系統(tǒng)電源為2MVA; 脫硫吸收區(qū)400V系統(tǒng)電源為1MVA; 輸煤系統(tǒng)電源為3MVA;全廠公

5、用系統(tǒng)電源為6MVA; 汽機、鍋爐等主機用電為36MVA。通過對廠高變實際運行中最大用電量的核算, 1臺機組的廠高變容量( 56MVA) 完全能滿足帶全廠廠用母線運行的能力。華東電力設計院的專家對1臺機組的廠高變帶全廠廠用母線運行時的動態(tài)運行能力, 進行了分析與計算, 經(jīng)過多次討論后得出以下幾點結論:( 1) 允許1臺機組的廠高變帶全廠廠用母線運行。( 2) 由于短路容量超過設備的限額, 使用備用電源的母線對高壓電動機的運行進行限制, 僅允許運行1臺空壓機及1臺閉冷泵。( 3) 允許所有廠用低壓變壓器運行。2. 3 改造廠用電接線方案的實施根據(jù)華東電力設計院專家對廠用電接線改造方案的論證及意見

6、, 對現(xiàn)場一次設備的位置分布以及改造時對二次保護改動較少等原則考慮, 最終提出將原備用開關電壓互感器( TV) 移位至原備用電纜轉接倉, 在原備用開關TV倉增加二/ 三期聯(lián)絡開關,在發(fā)電機停用檢修期間廠用電互聯(lián)運行, 停用1臺主變壓器, 減少主變壓器的空載損耗, 提高經(jīng)濟效益的改造方案。改造前后現(xiàn)場倉位布置示意圖如圖2所示。改造后, 正常運行時廠用電運行方式不變。發(fā)電機停運時, 通過拉開二/ 三期聯(lián)絡開關( 參見圖1中虛線方框部分) , 合上廠用母線備用開關; 拉開停用機組廠高變開關。實行7、8號機組廠用母線由1臺機組廠高變供電的運行方式。而運行廠高變的備用電源自合閘方式切換到自合二/ 三期聯(lián)

7、絡開關。以防止萬一運行廠高變發(fā)生故障造成兩段廠用母線全部斷電的惡性事故。經(jīng)過改造, 基本解決了發(fā)電機停運期間減少主變壓器的運行成本及損耗, 并避免使用上海外高橋第二發(fā)電有限責任公司備用電源的問題。3 改造后的不足雖然廠高變的容量在本機組滿負荷運行時足夠供另一機組的啟動負荷。但是, 由于短路容量不夠, 在廠用電互聯(lián)運行時對另一母線用電有限制, 即不允許大容量的電動機負荷投入運行,制約了廠高變容量的發(fā)揮, 使改造后的聯(lián)絡運行方式不能帶來最佳的經(jīng)濟效益, 同時也限制了廠用電運行方式的靈活調整。 4 改進建議隨著科學技術的進步, 電氣一次設備的運行穩(wěn)定性和可靠性達到了較高程度。電氣故障大多由外因造成,

8、 而電氣設備自身故障的概率一般較低。由于廠高變系統(tǒng)采用封閉母線運行, 所以由外因引起故障的概率更低。4. 1 改進方案在綜合分析了機組廠用電的運行情況后。在不增加廠高變容量, 不增加一次設備投入的情況下, 對21000MW火力發(fā)電機組廠用電接線方式提出以下改進建議。( 1) 高壓廠用電電壓統(tǒng)一改為6kV。( 2) 將原每臺機組2臺廠高變, 4根廠用高壓母線; 改為一臺廠高變, 2根廠用高壓母線和一臺高壓公用變, 2根公用母線。高壓公用變兼高備變作用。( 3) 2臺機組的廠用電源互為聯(lián)絡。( 4) 取消外來備用電源。4. 2 廠用母線和公用母線的負荷分配原則每臺機組配置1臺44MVA容量的廠用高

9、壓變壓器、1臺68MVA容量的公用高壓變壓器。4. 3 6kV廠用系統(tǒng)主要負荷汽機系統(tǒng)、鍋爐系統(tǒng)、除塵系統(tǒng)、脫硫( 吸收區(qū)) 系統(tǒng)的高壓電動機以及所屬的低壓廠用變壓器負荷。根據(jù)電氣設備的實際運行情況, 該部分負荷約為40MVA。4. 3 10kV公用系統(tǒng)主要負荷輸煤系統(tǒng)、脫硫( 輔助區(qū)) 系統(tǒng)以及全廠公用系統(tǒng)的高壓電動機以及所屬的低壓廠用變壓器負荷。根據(jù)電氣設備的實際運行情況, 該部分負荷約為10MVA。4. 4 廠用電的運行方式( 1) 正常運行時廠用母線和公用母線均由各自的廠高變或公用變供電。( 2) 6kV廠用母線和6kV公用母線的備用開關都具備自合閘功能。( 3) 6kV公用1段或6k

10、V公用2段的備用開關合上, 作為6kV廠用1段、6kV廠用2段以及6kV公用2段或6kV公用1段的備用電源。( 4) 1號公用變和2號公用變都具備作為其它母線備用電源的能力?？梢愿鶕?jù)負荷分配以及機組的運行情況合理調整運行方式。( 5) 高壓公用變具備另一機組整組啟動的用電需要。建議改進后的廠用電一次接線圖如圖3所示。 圖3 改進方案的廠用電一次接線 5 結論( 1) 隨著電力市場化進程的深入發(fā)展, 競爭將更加激烈。如果在基建中能選擇合理的廠用電接線方式, 對降低發(fā)電成本, 增加企業(yè)的競爭力具有重要作用。( 2) 建設改進后的廠用電一次接線方式比較適用于新建大容量電廠, 且周邊又缺少可靠備用電源

11、的區(qū)域。實施改進方案可以節(jié)省大量備用變壓器的投資。 電力簡訊世界首臺500kV短路電流限制器在瓶窯變電站投運2009年12月22日, 華東電網(wǎng)公司承擔的基于晶閘管串聯(lián)保護裝置( TPSC) 技術的故障電流限制器示范工程項目, 經(jīng)過近2年的研究和建設,世界首臺500kV短路電流限制器在瓶窯變電站投運。該示范工程為解決長期困擾華東電網(wǎng)500kV系統(tǒng)安全可靠運行的短路電流超標問題,創(chuàng)造性地提出了安裝故障電流限制器的解決方案, 不僅為提高華東電網(wǎng)運行可靠性提供了更新、更豐富的技術手段,也為國際同行提供了解決短路電流超標問題的技術方案。超高壓電網(wǎng)故障電流限制器(FCL) 示范工程項目,是國家電網(wǎng)公司&l

12、t;<電力系統(tǒng)電力電子關鍵技術研究框架>>規(guī)劃的重點科技項目,由華東電網(wǎng)公司為主承擔。為確保工程順利進行, 在華東電網(wǎng)公司生產(chǎn)部和華東網(wǎng)調的具體協(xié)調下, 組成了以華東電力試驗研究院有限公司技術人員為主的聯(lián)合科研和調試小組,全力以赴地開展了工程選點及主設備參數(shù)的確定,交接試驗、驗收大綱及運行檢修規(guī)程編制、啟動調試及人工短路試驗方案笄、現(xiàn)場單體試驗和系統(tǒng)調試的實施等工作,并為此開展了多個科研專項課題的研究。在各設計、安裝、調試、運行等單位的努力下, 該示范工程于12月22日順利并網(wǎng)運行。上海首座智能變電站投運2009年12月27日,110kV蒙自變電站日前正式投運,標志著上海建成首座智能變電站服務世博會、上海電網(wǎng)7項世博電力核心工程的基建任務圓滿完成。蒙自變電站是世博浦西園區(qū)電力能源的 "心臟"。蒙自地下變電站與國家電網(wǎng)公司企業(yè)館一體化建設, 全站采用可靠、低碳、環(huán)保的智能設備,并實現(xiàn)全部國產(chǎn)化, 采用的通訊網(wǎng)絡技術和新型自動控制系統(tǒng)