论文部分内容阅读
摘要：龙口自备热电厂10 kV厂用电系统采用浇筑母线互联的改造方案，现对该方案进行介绍。改造后实现了一台高厂变可带任何一台锅炉厂用电负荷，提高了母管制机组锅炉厂用电负荷的安全可靠性、灵活性，大幅减小了启备变的用电量，达到了降本增效的目的。
关键词：厂用电;互联;快切;改造
0 引言
龙口自备热电厂作为福海创石油化工有限公司的能源动力中心，担负着给石油化工厂区供汽、供热、供电的主要任务，对化工厂区的安全生产起到至关重要的作用，并且多余电量通过总降站上网。目前已建成4炉3机（4×670 t/h+
3×150 MW）燃煤机组，机组采用母管制，每台机组配备1台升压变、1台高厂变（高压厂用变压器），其中#1、#2机组分别配置1台50 MW的高厂变，#3机组配备1台25 MW的高厂变，3台机组共用1台50 MW的启备变（启动备用变压器）。
高压厂用电共分8段10 kV母线：#1机组10 kV厂用电ⅠA、ⅠB段，供#1锅炉厂用电;公用10 kV厂用电A、B段，供#2锅炉厂用电;#2机组10 kV厂用电ⅡA、ⅡB段，供#3锅炉厂用电;#4机组10 kV厂用电ⅢA、ⅢB段，供#4锅炉厂用电。每段10 kV母线有两个电源进线，分别取自高厂变低压侧及启备变低压侧，接线方式如图1所示，两路电源进线互为备用，采用快切装置进行切换。
1 厂用电互联改造的必要性
由于龙口自备热电厂机组采用母管制，发电机停机后，其出口高厂变对应的10 kV厂用段上锅炉负荷可能仍需供电，此时高厂变无法供电，需由启备变供电。因启备变电源由总降站#1主变提供，即使使用的电量为热电厂自发自用，根据与国网公司购售电合同，其电费仍需征收政府基金和附加收费，导致热电厂需向电网缴纳大量电费。且10 kV母线经常一路启备变供电，启备变故障或检修时，锅炉将被迫停运，严重时将影响化工厂区供热的安全可靠性。
热电厂通过10 kV电源互联改造，可使热电厂锅炉负荷电源在绝大多数工况下都有主备两路电源，在一路电源故障情况下能实现快速备自投，保证锅炉辅机电源安全可靠性、灵活性。且改造后，发电机组与锅炉运行方式无直接联系，锅炉负荷电源不再单一，3台高厂变和1台启备变均可作为任一锅炉负荷的电源，从而能减少通过启备变从电网获取电能，减少电费交接，提高热电厂经济效益，达到降本增效的目的。因此，有必要进行厂用电互联改造。
2 厂用电互联改造方案
2.1 厂用电互联方式的选择
为了增加热电厂机组、锅炉运行方式的安全可靠性、灵活性与经济性，新增一10 kV启动备用高压配电室，选择布置于主厂房17至18轴之间，新增3段10 kV启动备用母线（A、B、C段）。对原有10 kV共箱母线进行改造，将各高厂变共箱封闭母线进线段打断，并拆除一段2 m左右的直线段，形成一个断口。将新增的10 kV配电装置母线与10 kV共箱母线改造点断口两端采用全绝缘浇注母线连接，具体连接为：10 kV启动备用A段设置一路断路器进线，由#1高厂变引接，一路隔离插头出线接至厂用10 kV ⅠA/ⅠB/公用A母线段;10 kV启动备用B段设置一路进线，由#2高厂变引接，一路隔离插头出线接至厂用10 kV ⅡA/ⅡB/公用B母线段;启动备用C段设置一路进线，由#3高厂变引接，一路隔离插头出线接至厂用10 kV ⅢA/ⅢB母线段;10 kV启动备用A段与10 kV启动备用B段、10 kV启动备用B段与10 kV启动备用C段之间设置联络开关，通过新增3套快切装置进行切换。
改造后接线方式如图2所示。
2.2 厂用电互联改造分析
（1）厂用电互联改造后，高厂变与各10 kV母线段不再是一一对应关系，发电机组与锅炉运行方式无直接联系，锅炉负荷可由其他发电机高厂变电源得电，增加了运行灵活性。一台高厂变失电，不必启动启备变，节约了需要向电网缴纳的费用。
（2）根据现场运行经验及查看DCS历史记录，热电厂3炉2机运行时，厂用电容量47 MVA，即一台50 MVA变压器可带4段10 kV厂用段和2段10 kV公用段。需要注意的是，原电厂负荷统计表中3炉2机的计算负荷不止47 MVA，约为69 MVA，现场运行过程中如发现电负荷超过该数值，需启动#01启备变。
（3）通过该方案改造后，在绝大多数运行工况下：4炉3机、4炉2机、3炉2机、3炉1机、2炉1机均有主备两路电源，提高了供电可靠性。
（4）采用此方案改造工程量较小：增加3段10 kV启动备用母线段（A、B、C三段），改造3处10 kV共箱母线，新增6段10 kV全绝缘浇注母线，保留原有10 kV母线段快切功能。
（5）此改造方案对热电厂正常生产影响较小，可先安装10 kV启动备用段，待需对高厂变电源进线进行改造时，10 kV厂用电可改由#01启备变供电。
2.3 新增快切切换方式分析
2.3.1 新增快切切换原則
新增3段10 kV启动备用母线段（A、B、C段），通过2个联络开关相互连接，配备3套新的快切装置，并设置快切投/退开关进行切换，切换原则如下：
（1）#01启备变未检修情况下，3段上级母线（新增10 kV启动备用母线段）快切退出，8段下级母线（原10 kV母线段）快切投入，一旦上级母线失电，下级母线通过快切立刻切换至#01启备变供电，从而保证可靠性。然后上级母线段通过上级快切装置的手动切换功能，使得失电的上级母线重新带电，下级母线通过下级快切重新切换回高厂变供电，从而保证经济性。 （2）#01启备变检修情况下，3段上级母线快切投入，8段下级母线快切退出。
2.3.2 新增3台快切配置及切换逻辑
如图3所示，在10 kV启动备用段A/B/C段设置3台快切，以应对不同运行方式下的切换问题。
具体分析如下：
2.3.2.1 4炉3机运行
4炉3机运行方式如图4所示，此时将#1快切和#2快切投入，#3快切退出。快切动作配合逻辑如下：#1快切通过外部开入选择双方向切换（#1高厂变和#2高厂变通过CB2互相切换），当#1高厂变故障时，#1快切启动跳CB1，合CB2;当#2高厂变故障时，#1快切启动跳CB3，合CB2。#2快切通过外部开入选择单方向切换（只能进行#3高厂变到CB4的切换），当#3高厂变故障时，#2快切启动跳CB5，合CB4;当#2高厂变故障时，由#1快切动作，#2快切自动闭锁。
2.3.2.2 4炉2机运行
#1/#2高厂变带电运行方式如图5所示，此时将#1快切投入，#2快切和#3快切退出。#1快切通过外部开入选择双方向切换（#1高厂变和#2高厂变通过CB2互相切换），当#1高厂变故障时，#1快切启动跳CB1，合CB2;当#2高厂变故障时，#1快切启动跳CB3，合CB2。
#2/#3高厂变带电运行方式如图6所示，此时将#2快切投入，#1快切和#3快切退出。#2快切通过外部开入选择双方向切换（#2高厂变和#3高厂变通过CB4互相切换），当#2高厂变故障时，#2快切启动跳CB3，合CB4;当#3高厂变故障时，#2快切启动跳CB5，合CB4。
#1/#3高厂变带电运行方式如图7所示，此时将#3快切投入，#1快切和#2快切退出。#3快切通过外部开入选择双方向切换（#1高厂变和#3高厂变通过CB4互相切换），当#1高厂变故障时，#3快切启动跳CB1，合CB4;当#3高厂变故障时，#3快切启动跳CB5，合CB4。
当#3高厂变扩容后，#1/#3高厂变带电运行的方式也可能如图8所示，CB4合位，CB2分位。#3快切通过外部开入选择双方向切换（#1高厂变和#3高厂变通过CB2互相切换），当#1高厂变故障时，#3快切启动跳CB1，合CB2;当#3高厂变故障时，#3快切启动跳CB5，合CB2。
2.3.2.3 3炉2机运行
3炉2机的高厂变运行方式与4炉2机高厂变运行方式相同，因此快切配合及切换逻辑方案也一致。
2.3.2.4 3炉1机运行
3炉1机运行时3台快切装置均处于闭锁状态。
2.3.2.5 2炉1机运行
2炉1机运行时3台快切装置均处于闭锁状态。
3 厂用电互联二次回路及继保改造
为了保证改造后上下级10 kV母线段之间故障时继电保护的速度性与选择性，新增一面母线差动保护柜，将整个启动备用段囊括进其保护范围，且具有大差与小差同时判断、同时动作的功能。启备变未检修时，新增快切退出，原有下级10 kV母线快切投入，以保证降低启备变使用率的同时确保锅炉不停止工作。当发变组、高厂变或母线故障时，先由发变组保护或母差保护的跳闸出口启动相应下级10 kV母线快切。
改造后，前期已有的10 kV ⅠA、ⅠB、ⅡA、ⅡB、ⅢA、ⅢB以及公用A、B段快切的切换进线电源动作由各发变组保护以及新增母线差动保护的动作出口启动。
当有机组检修或故障时，由其他机组负责给本机组负荷供电时（4炉2机、3炉1机等运行方式），供电机组的发变组保护动作或其所在启动备用段的母差小差动作，除启动本机组各段下级10 kV母线快切动作外，还应启动原本其负责供电的其他故障机组的下级10 kV母线快切动作，以上逻辑的实现通过母差保护的跳闸出口及各发变组保护的跳闸出口各自经硬压板引出，并且并联后接入前期已有下级10 kV母线快切。
4 经济效益分析
改造前，由于为母管制机组，发电机停机后其出口高厂变对应的10 kV厂用段上锅炉负荷可能仍需供电，此时高厂变无法供电，需由启备变供电。虽然启备变使用的电量为热电厂自发自用，但其电费仍需征收政府性基金及附加收费（含交叉补贴）0.148 368元/（kW·h），按2019、2020年电量统计报表，启备变用电平均7 700万kW·h/a，电费7 700×0.148 368≈1 142.43万元/a。在对10 kV厂用电系统进行互联改造后，锅炉负荷主要电源将由热电厂高厂变提供，启备變仅作为紧急备用电源，启备变用电将大幅下降，预计每年可节省电量7 000万kW·h以上，每年可节省费用7 000×0.148 368=1 038.576万元。
本项目共投资920万元，主要是用在设备采购费（浇筑母线、10 kV开关柜、电缆、快切装置等）和施工费上。按照前两年启备变用电量计算，改造后一年将节约费用1 038万元左右，一年就能收回投资，经济效益明显。
5 结语
本文介绍了龙口自备热电厂母管制机组10 kV厂用电系统，通过新增启动备用段母线，采用全绝缘浇筑母线互联的改造方案，改造后实现了高厂变与各10 kV母线段不再是一一对应关系，即一台高厂变可带其他锅炉负荷，保证了锅炉负荷用电的安全可靠性、灵活性，并且能大幅度减少启备变用电量，一年可收回投资成本，经济效益明显，达到了降本增效的目的。
[参考文献]
[1] 李伟.田家庵发电厂6 kV厂用电互联方案分析[J].低碳世界，2017（17）：61-62.
[2] 凌家光，蒋灏，江琦珊，等.300 MW机组厂用电互联改造方案[J].电气技术，2019，20（12）：94-97.
[3] 杨枫，魏宁，杨真.发电厂内2台独立机组厂用电互联的应用[J].宁夏电力，2012（1）：49-52.
[4] 深圳市国立智能电力科技有限公司.SⅠD-40B中文技术说明书V2.77[Z]，2020.
收稿日期：2021-04-12
作者简介：谭海华（1986—），男，江西新干人，助理工程师，主要从事发电厂电气设备管理工作。
关键词：厂用电;互联;快切;改造
0 引言
龙口自备热电厂作为福海创石油化工有限公司的能源动力中心，担负着给石油化工厂区供汽、供热、供电的主要任务，对化工厂区的安全生产起到至关重要的作用，并且多余电量通过总降站上网。目前已建成4炉3机（4×670 t/h+
3×150 MW）燃煤机组，机组采用母管制，每台机组配备1台升压变、1台高厂变（高压厂用变压器），其中#1、#2机组分别配置1台50 MW的高厂变，#3机组配备1台25 MW的高厂变，3台机组共用1台50 MW的启备变（启动备用变压器）。
高压厂用电共分8段10 kV母线：#1机组10 kV厂用电ⅠA、ⅠB段，供#1锅炉厂用电;公用10 kV厂用电A、B段，供#2锅炉厂用电;#2机组10 kV厂用电ⅡA、ⅡB段，供#3锅炉厂用电;#4机组10 kV厂用电ⅢA、ⅢB段，供#4锅炉厂用电。每段10 kV母线有两个电源进线，分别取自高厂变低压侧及启备变低压侧，接线方式如图1所示，两路电源进线互为备用，采用快切装置进行切换。
1 厂用电互联改造的必要性
由于龙口自备热电厂机组采用母管制，发电机停机后，其出口高厂变对应的10 kV厂用段上锅炉负荷可能仍需供电，此时高厂变无法供电，需由启备变供电。因启备变电源由总降站#1主变提供，即使使用的电量为热电厂自发自用，根据与国网公司购售电合同，其电费仍需征收政府基金和附加收费，导致热电厂需向电网缴纳大量电费。且10 kV母线经常一路启备变供电，启备变故障或检修时，锅炉将被迫停运，严重时将影响化工厂区供热的安全可靠性。
热电厂通过10 kV电源互联改造，可使热电厂锅炉负荷电源在绝大多数工况下都有主备两路电源，在一路电源故障情况下能实现快速备自投，保证锅炉辅机电源安全可靠性、灵活性。且改造后，发电机组与锅炉运行方式无直接联系，锅炉负荷电源不再单一，3台高厂变和1台启备变均可作为任一锅炉负荷的电源，从而能减少通过启备变从电网获取电能，减少电费交接，提高热电厂经济效益，达到降本增效的目的。因此，有必要进行厂用电互联改造。
2 厂用电互联改造方案
2.1 厂用电互联方式的选择
为了增加热电厂机组、锅炉运行方式的安全可靠性、灵活性与经济性，新增一10 kV启动备用高压配电室，选择布置于主厂房17至18轴之间，新增3段10 kV启动备用母线（A、B、C段）。对原有10 kV共箱母线进行改造，将各高厂变共箱封闭母线进线段打断，并拆除一段2 m左右的直线段，形成一个断口。将新增的10 kV配电装置母线与10 kV共箱母线改造点断口两端采用全绝缘浇注母线连接，具体连接为：10 kV启动备用A段设置一路断路器进线，由#1高厂变引接，一路隔离插头出线接至厂用10 kV ⅠA/ⅠB/公用A母线段;10 kV启动备用B段设置一路进线，由#2高厂变引接，一路隔离插头出线接至厂用10 kV ⅡA/ⅡB/公用B母线段;启动备用C段设置一路进线，由#3高厂变引接，一路隔离插头出线接至厂用10 kV ⅢA/ⅢB母线段;10 kV启动备用A段与10 kV启动备用B段、10 kV启动备用B段与10 kV启动备用C段之间设置联络开关，通过新增3套快切装置进行切换。
改造后接线方式如图2所示。
2.2 厂用电互联改造分析
（1）厂用电互联改造后，高厂变与各10 kV母线段不再是一一对应关系，发电机组与锅炉运行方式无直接联系，锅炉负荷可由其他发电机高厂变电源得电，增加了运行灵活性。一台高厂变失电，不必启动启备变，节约了需要向电网缴纳的费用。
（2）根据现场运行经验及查看DCS历史记录，热电厂3炉2机运行时，厂用电容量47 MVA，即一台50 MVA变压器可带4段10 kV厂用段和2段10 kV公用段。需要注意的是，原电厂负荷统计表中3炉2机的计算负荷不止47 MVA，约为69 MVA，现场运行过程中如发现电负荷超过该数值，需启动#01启备变。
（3）通过该方案改造后，在绝大多数运行工况下：4炉3机、4炉2机、3炉2机、3炉1机、2炉1机均有主备两路电源，提高了供电可靠性。
（4）采用此方案改造工程量较小：增加3段10 kV启动备用母线段（A、B、C三段），改造3处10 kV共箱母线，新增6段10 kV全绝缘浇注母线，保留原有10 kV母线段快切功能。
（5）此改造方案对热电厂正常生产影响较小，可先安装10 kV启动备用段，待需对高厂变电源进线进行改造时，10 kV厂用电可改由#01启备变供电。
2.3 新增快切切换方式分析
2.3.1 新增快切切换原則
新增3段10 kV启动备用母线段（A、B、C段），通过2个联络开关相互连接，配备3套新的快切装置，并设置快切投/退开关进行切换，切换原则如下：
（1）#01启备变未检修情况下，3段上级母线（新增10 kV启动备用母线段）快切退出，8段下级母线（原10 kV母线段）快切投入，一旦上级母线失电，下级母线通过快切立刻切换至#01启备变供电，从而保证可靠性。然后上级母线段通过上级快切装置的手动切换功能，使得失电的上级母线重新带电，下级母线通过下级快切重新切换回高厂变供电，从而保证经济性。 （2）#01启备变检修情况下，3段上级母线快切投入，8段下级母线快切退出。
2.3.2 新增3台快切配置及切换逻辑
如图3所示，在10 kV启动备用段A/B/C段设置3台快切，以应对不同运行方式下的切换问题。
具体分析如下：
2.3.2.1 4炉3机运行
4炉3机运行方式如图4所示，此时将#1快切和#2快切投入，#3快切退出。快切动作配合逻辑如下：#1快切通过外部开入选择双方向切换（#1高厂变和#2高厂变通过CB2互相切换），当#1高厂变故障时，#1快切启动跳CB1，合CB2;当#2高厂变故障时，#1快切启动跳CB3，合CB2。#2快切通过外部开入选择单方向切换（只能进行#3高厂变到CB4的切换），当#3高厂变故障时，#2快切启动跳CB5，合CB4;当#2高厂变故障时，由#1快切动作，#2快切自动闭锁。
2.3.2.2 4炉2机运行
#1/#2高厂变带电运行方式如图5所示，此时将#1快切投入，#2快切和#3快切退出。#1快切通过外部开入选择双方向切换（#1高厂变和#2高厂变通过CB2互相切换），当#1高厂变故障时，#1快切启动跳CB1，合CB2;当#2高厂变故障时，#1快切启动跳CB3，合CB2。
#2/#3高厂变带电运行方式如图6所示，此时将#2快切投入，#1快切和#3快切退出。#2快切通过外部开入选择双方向切换（#2高厂变和#3高厂变通过CB4互相切换），当#2高厂变故障时，#2快切启动跳CB3，合CB4;当#3高厂变故障时，#2快切启动跳CB5，合CB4。
#1/#3高厂变带电运行方式如图7所示，此时将#3快切投入，#1快切和#2快切退出。#3快切通过外部开入选择双方向切换（#1高厂变和#3高厂变通过CB4互相切换），当#1高厂变故障时，#3快切启动跳CB1，合CB4;当#3高厂变故障时，#3快切启动跳CB5，合CB4。
当#3高厂变扩容后，#1/#3高厂变带电运行的方式也可能如图8所示，CB4合位，CB2分位。#3快切通过外部开入选择双方向切换（#1高厂变和#3高厂变通过CB2互相切换），当#1高厂变故障时，#3快切启动跳CB1，合CB2;当#3高厂变故障时，#3快切启动跳CB5，合CB2。
2.3.2.3 3炉2机运行
3炉2机的高厂变运行方式与4炉2机高厂变运行方式相同，因此快切配合及切换逻辑方案也一致。
2.3.2.4 3炉1机运行
3炉1机运行时3台快切装置均处于闭锁状态。
2.3.2.5 2炉1机运行
2炉1机运行时3台快切装置均处于闭锁状态。
3 厂用电互联二次回路及继保改造
为了保证改造后上下级10 kV母线段之间故障时继电保护的速度性与选择性，新增一面母线差动保护柜，将整个启动备用段囊括进其保护范围，且具有大差与小差同时判断、同时动作的功能。启备变未检修时，新增快切退出，原有下级10 kV母线快切投入，以保证降低启备变使用率的同时确保锅炉不停止工作。当发变组、高厂变或母线故障时，先由发变组保护或母差保护的跳闸出口启动相应下级10 kV母线快切。
改造后，前期已有的10 kV ⅠA、ⅠB、ⅡA、ⅡB、ⅢA、ⅢB以及公用A、B段快切的切换进线电源动作由各发变组保护以及新增母线差动保护的动作出口启动。
当有机组检修或故障时，由其他机组负责给本机组负荷供电时（4炉2机、3炉1机等运行方式），供电机组的发变组保护动作或其所在启动备用段的母差小差动作，除启动本机组各段下级10 kV母线快切动作外，还应启动原本其负责供电的其他故障机组的下级10 kV母线快切动作，以上逻辑的实现通过母差保护的跳闸出口及各发变组保护的跳闸出口各自经硬压板引出，并且并联后接入前期已有下级10 kV母线快切。
4 经济效益分析
改造前，由于为母管制机组，发电机停机后其出口高厂变对应的10 kV厂用段上锅炉负荷可能仍需供电，此时高厂变无法供电，需由启备变供电。虽然启备变使用的电量为热电厂自发自用，但其电费仍需征收政府性基金及附加收费（含交叉补贴）0.148 368元/（kW·h），按2019、2020年电量统计报表，启备变用电平均7 700万kW·h/a，电费7 700×0.148 368≈1 142.43万元/a。在对10 kV厂用电系统进行互联改造后，锅炉负荷主要电源将由热电厂高厂变提供，启备變仅作为紧急备用电源，启备变用电将大幅下降，预计每年可节省电量7 000万kW·h以上，每年可节省费用7 000×0.148 368=1 038.576万元。
本项目共投资920万元，主要是用在设备采购费（浇筑母线、10 kV开关柜、电缆、快切装置等）和施工费上。按照前两年启备变用电量计算，改造后一年将节约费用1 038万元左右，一年就能收回投资，经济效益明显。
5 结语
本文介绍了龙口自备热电厂母管制机组10 kV厂用电系统，通过新增启动备用段母线，采用全绝缘浇筑母线互联的改造方案，改造后实现了高厂变与各10 kV母线段不再是一一对应关系，即一台高厂变可带其他锅炉负荷，保证了锅炉负荷用电的安全可靠性、灵活性，并且能大幅度减少启备变用电量，一年可收回投资成本，经济效益明显，达到了降本增效的目的。
[参考文献]
[1] 李伟.田家庵发电厂6 kV厂用电互联方案分析[J].低碳世界，2017（17）：61-62.
[2] 凌家光，蒋灏，江琦珊，等.300 MW机组厂用电互联改造方案[J].电气技术，2019，20（12）：94-97.
[3] 杨枫，魏宁，杨真.发电厂内2台独立机组厂用电互联的应用[J].宁夏电力，2012（1）：49-52.
[4] 深圳市国立智能电力科技有限公司.SⅠD-40B中文技术说明书V2.77[Z]，2020.
收稿日期：2021-04-12
作者简介：谭海华（1986—），男，江西新干人，助理工程师，主要从事发电厂电气设备管理工作。