MW超超临界机组厂用电接线方式的改造及建议

发电厂变电站电气设备班级：集控1035姓名：武群学号：10400535291000MW超超临界机组厂用电接线方式的改造及建议1
厂用电接线及运行方式(1)厂用电原接线方式。上海外高桥第三发电有限责任公司厂用电配置是每台机组2段10kV厂用母线、2段3kV厂用母线;备用电源取自上海外高桥第二发电有限责任公司,属于网购电。厂用电原接线方式如图1所示,图中虚线部分为改进部分。(2)厂用电系统运行方式。正常的厂用电运行方式为:10kV、3kV厂用母线由厂高变供电,上海外高桥第二发电有限责任公司的备总开关常合,作为厂高变故障的备用自切电源。发电机停运时,由500kV电网通过主变倒供厂高变,对10kV、3kV厂用母线供电。主变停运时,切换到备用电源,接受上海外高桥第二发电有限责任公司的网购电源。2
改造厂用电接线方式2.1
改造厂用电接线方式的起因根据建厂以来的运行经验,发现现有的厂用电接线方式不适合目前电费计价结算机制,给企业增加了不必要的发电成本,原因如下:(1)采用发电机出口断路器,当发电机停运时厂用电靠主变降压倒供,此时仅主变压器的每天运行成本及损耗将在万元以上。如果一次长周期的发电机检修,这笔费用相当可观。根据发电机正常检修周期估算,每年的空载损耗费在130万元左右。(2)机组停运期间厂用电负荷平均每天在9万kW
h左右。如果为了避免主变的运行成本及损耗,而用备用电源。然而备用电源取自上海外高桥第二发电有限责任公司,根据当前电费的结算规则,取自上海外高桥第二发电有限责任公司的备用电源属于网购电价,与厂用电价相比,每kW
h的费用约相差0.5元。按平均每台机组每年停用45天计,每年的外购电将达8.1GW
h。将多支付400万元,大大高于主变的运行成本及空载损耗费。针对上述情况,为了尽量减少主变压器的运行成本及损耗,避免使用上海外高桥第二发电有限责任公司的备用电源,需要改造原有的厂用电接线方式。2.2
改造厂用电接线方案的论证(1)每台机组配置2台56MVA容量的三圈厂用高压变压器,10kV侧容量为42MVA、3kV侧容量为14MVA。(2)10kV系统主要负荷为电除尘系统电源、脱硫系统电源、输煤系统电源、全厂公用系统电源、容量在1.6MW以上的高压电动机。输煤系统电源和全厂公用系统电源两机公用,分A/B段运行;A段电源由7号机组供电,B段电源由8号机组供电,通过分段开关互为备用。(3)3kV系统主要负荷为6台低压厂用变压器,作为机组400V系统的主用电源;容量在200~1600kW的高压电动机。实际运行中,机组在满负荷运行时单机厂用电负荷约在48MVA。仅占厂高变容量的43%。其中电除尘系统电源为2MVA;脱硫吸收区400V系统电源为1MVA;输煤系统电源为3MVA;全厂公用系统电源为6MVA;汽机、锅炉等主机用电为36MVA。通过对厂高变实际运行中最大用电量的核算,1台机组的厂高变容量(56MVA)完全能满足带全厂厂用母线运行的能力。华东电力设计院的专家对1台机组的厂高变带全厂厂用母线运行时的动态运行能力,进行了分析与计算,经过多次讨论后得出以下几点结论:(1)允许1台机组的厂高变带全厂厂用母线运行。(2)由于短路容量超过设备的限额,使用备用电源的母线对高压电动机的运行进行限制,仅允许运行1台空压机及1台闭冷泵。(3)允许所有厂用低压变压器运行。2.3
改造厂用电接线方案的实施根据华东电力设计院专家对厂用电接线改造方案的论证及意见,对现场一次设备的位置分布以及改造时对二次保护改动较少等原则考虑,最终提出将原备用开关电压互感器(TV)移位至原备用电缆转接仓,在原备用开关TV仓增加二/三期联络开关,在发电机停用检修期间厂用电互联运行,停用1台主变压器,减少主变压器的空载损耗,提高经济效益的改造方案。改造前后现场仓位布置示意图如图2所示。改造后,正常运行时厂用电运行方式不变。发电机停运时,通过拉开二/三期联络开关(参见图1中虚线方框部分),合上厂用母线备用开关;拉开停用机组厂高变开关。实行7、8号机组厂用母线由1台机组厂高变供电的运行方式。而运行厂高变的备用电源自合闸方式切换到自合二/三期联络开关。以防止万一运行厂高变发生故障造成两段厂用母线全部断电的恶性事故。经过改造,基本解决了发电机停运期间减少主变压器的运行成本及损耗,并避免使用上海外高桥第二发电有限责任公司备用电源的问题。3
改造后的不足虽然厂高变的容量在本机组满负荷运行时足够供另一机组的启动负荷。但是,由于短路容量不够,在厂用电互联运行时对另一母线用电有限制,即不允许大容量的电动机负荷投入运行,制约了厂高变容量的发挥,使改造后的联络运行方式不能带来最佳的经济效益,同时也限制了厂用电运行方式的灵活调整。4
改进建议随着科学技术的进步,电气一次设备的运行稳定性和可靠性达到了较高程度。电气故障大多由外因造成,而电气设备自身故障的概率一般较低。由于厂高变系统采用封闭母线运行,所以由外因引起故障的概率更低。4.1
改进方案在综合分析了机组厂用电的运行情况后。在不增加厂高变容量,不增加一次设备投入的情况下,对2
1000MW火力发电机组厂用电接线方式提出以下改进建议。(1)高压厂用电电压统一改为6kV。(2)将原每台机组2台厂高变,4根厂用高压母线;改为一台厂高变,2根厂用高压母线和一台高压公用变,2根公用母线。高压公用变兼高备变作用。(3)2台机组的厂用电源互为联络。(4)取消外来备用电源。4.2
厂用母线和公用母线的负荷分配原则每台机组配置1台44MVA容量的厂用高压变压器、1台68MVA容量的公用高压变压器。4.3
6kV厂用系统主要负荷汽机系统、锅炉系统、除尘系统、脱硫(吸收区)系统的高压电动机以及所属的低压厂用变压器负荷。根据电气设备的实际运行情况,该部分负荷约为40MVA。4.3
10kV公用系统主要负荷输煤系统、脱硫(辅助区)系统以及全厂公用系统的高压电动机以及所属的低压厂用变压器负荷。根据电气设备的实际运行情况,该部分负荷约为10MVA。4.4
厂用电的运行方式(1)正常运行时厂用母线和公用母线均由各自的厂高变或公用变供电。(2)6kV厂用母线和6kV公用母线的备用开关都具备自合闸功能。(3)6kV公用1段或6kV公用2段的备用开关合上,作为6kV厂用1段、6kV厂用2段以及6kV公用2段或6kV公用1段的备用电源。(4)1号公用变和2号公用变都具备作为其它母线备用电源的能力。可以根据负荷分配以及机组的运行情况合理调整运行方式。(5)高压公用变具备另一机组整组启动的用电需要。建议改进后的厂用电一次接线图如图3所示。图3
改进方案的厂用电一次接线5
结论(1)随着电力市场化进程的深入发展,竞争将更加激烈。如果在基建中能选择合理的厂用电接线方式,对降低发电成本,增加企业的竞争力具有重要作用。(2)建设改进后的厂用电一次接线方式比较适用于新建大容量电厂,且周边又缺少可靠备用电源的区域。实施改进方案可以节省大量备用变压器的投资。电力简讯世界首台500kV短路电流限制器在瓶窑变电站投运2009年12月22日,华东电网公司承担的基于晶闸管串联保护装置(TPSC)技术的故障电流限制器示范工程项目,经过近2年的研究和建设,世界首台500kV短路电流限制器在瓶窑变电站投运。该示范工程为解决长期困扰华东电网500kV系统安全可靠运行的短路电流超标问题,创造性地提出了安装故障电流限制器的解决方案,不仅为提高华东电网运行可靠性提供了更新、更丰富的技术手段,也为国际同行提供了解决短路电流超标问题的技术方案。超高压电网故障电流限制器(FCL)示范工程项目,是国家电网公司电力系统电力电子关键技术研究框架规划的重点科技项目,由华东电网公司为主承担。为确保工程顺利进行,在华东电网公司生产部和华东网调的具体协调下,组成了以华东电力试验研究院有限公司技术人员为主的联合科研和调试小组,全力以赴地开展了工程选点及主设备参数的确定,交接试验、验收大纲及运行检修规程编制、启动调试及人工短路试验方案笄、现场单体试验和系统调试的实施等工作,并为此开展了多个科研专项课题的研究。在各设计、安装、调试、运行等单位的努力下,该示范工程于12月22日顺利并网运行。上海首座智能变电站投运2009年12月27日,110kV蒙自变电站日前正式投运,标志着上海建成首座智能变电站服务世博会、上海电网7项世博电力核心工程的基建任务圆满完成。蒙自变电站是世博浦西园区电力能源的
心脏
。蒙自地下变电站与国家电网公司企业馆一体化建设,全站采用可靠、低碳、环保的智能设备,并实现全部国产化,采用的通讯网络技术和新型自动控制系统,达到全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准一体化、功能应用互动化的要求。作为首座集成环保节能技术的智能变电站,该站国产化的主变压器具有较强的适应性和低损耗、低噪声、绝缘性能好、无毒、不燃、不爆等特点。同时,主变压器余热利用和冰蓄冷技术运用,有效降低了二氧化碳排放和功率损耗。该站首次采用地源热泵空调系统、吸附式余热回收系统和冰蓄冷系统作为变电站空调联动系统,可节能30%~50%。