某大型水電站初期廠用電10 kV系統運行方式分析

張益華，王厚春，鄧 凱

(中國長江電力股份有限公司烏東德水力發電廠，云南 昆明 651212)

電站位于金沙江下游峽谷段，電站開發任務是以發電為主，兼顧防洪、航運和促進地方經濟社會發展，是“西電東送”戰略的骨干電源點。電站左右岸各裝有6臺850 MW水輪發電機組，總裝機容量10 200 MW，多年平均發電量392.6億kW·h。

1 廠用電設計及電源倒換邏輯

1.1 廠用電設計

電站主接線采用發電機—變壓器單元接線，每臺機組設置發電機出口斷路器(GCB)，即在機組停機時仍可通過主變倒掛運行向廠用電供電。電站廠用電供電等級分為10 kV和0.4 kV，左、右岸電站分別設計有廠內、大壩10 kV及相應設備0.4 kV供電點，其中大壩10 kV由廠內10 kV供電運行，同時左右岸廠內、大壩10 kV系統分別設置有一條聯絡電纜，可實現緊急情況下左右岸聯絡運行[1]。電站設計有2臺柴油發電機組，分別布置在左、右岸壩肩柴油機房，作為大壩及廠內10 kV停電時的保安電源。電站廠用電接線方式見圖1。

圖1 某電站廠用電接線方式

1.2 廠用電10 kV母線電源倒換邏輯

按照廠用電10 kV系統電源設計原則，各10 kV母線主用電源為廠高變低壓側開關供電，備用電源為相鄰母線(左岸1M與2M、5M與6M互投，其他供電點相同)，取自廠外變電站的4路外部電源為1M、2M、7M、12M母線二備電源。每段10 kV母線配置有備用電源自動投入裝置(BZT)，設有“全自動”、“半自動”和“退出”三種工作方式，半自動模式下僅能夠自動備投而不能自動恢復；全自動模式下能夠自動備投和自動恢復；在全自動方式下，自恢復只允許從一備或二備直接恢復到主供電源供電，大壩供電點母線只有一級備自投。在BZT投入方式下，廠內母線的主供電源開關最多允許帶廠內兩段母線。當左、右岸的10 kV母線通過左右岸聯絡線聯絡運行時，應將左右岸相應母線的備自投退出，并將與相鄰母線的母聯開關搖至“試驗”位置。一般情況下，左岸2M和5M、右岸8M和11M盡量不聯絡運行，當需要聯絡運行時，聯絡運行母線的備自投應退出。廠用電10 kV母線主、備用電源見表1。

表1 10 kV母線主、備用電源

2 電站運行初期廠用電10 kV系統運行風險

2.1 電站運行初期廠用電10 kV外部電源供電風險

因電站投運前期大壩建設尚未完成，大壩電纜廊道未形成，左岸廠用電外部電源回路1供電電纜無法按永久設計路徑供電。為保證左岸10 kV廠用電系統供電可靠性，經討論保證供電可靠性，電站運行初期左岸外部電源回路1電纜從右岸廠房經大壩電纜廊道至左岸副廠房10 kV配電室進行供電。

至此，左岸廠用電10 kV兩路外部電源供電電纜均經過大壩交通廊道至左岸廠房，存在當交通廊道著火或水淹沒等事故時左岸廠用電全部失電的風險，故對電站運行初期廠用電10 kV系統運行方式進行分析，為事故情況下應急處置提供參考奠定基礎。

2.2 電站投運初期，現場調試等工作取電風險

電站投運初期，現場設備調試工作面多、工作人員情況復雜等多種情況導致現場工作取電位置及方式管理不夠嚴格，可能因現場工作取電不合理導致用電端短路、漏電等因素致上級廠用電跳閘，母線失電風險。

3 電站運行初期廠用電10 kV系統運行方式及運行注意事項

左岸大壩3M、4 M與右岸大壩9M、10 M電源取自廠內10 kV母線，作為其饋線負荷，不影響上級廠內10 kV母線電源倒換，大壩供電點在電站運行初期及穩定運行期均采用分段運行，聯絡開關置“工作”位置分閘，母線BZT為兩段母線共用一套，置“半自動”位置，以下僅對廠內10 kV母線運行方式進行討論。

3.1 首批機組投運前

3.1.1 運行方式

首批機組投運前，全廠廠用電全部由外部金坪子變電站供電，各母線無備用電源，供電可靠性低，如圖2所示。

圖2 首批機組投運前廠用電運行方式

3.1.2 運行注意事項

1)在首批機組投運前左右岸10 kV系統各母線均無備用電源，但10 kV母線BZT邏輯中設置了母聯開關偷跳邏輯，為保證母聯開關偷跳時避免相關母線失電，該方式下廠內10 kV 1M、6M、7M、12M母線BZT均置“退出”位置，2M、5M、8M、11M母線BZT置“半自動”[2]。

2)該方式下僅有廠外變電站4路電源向全廠廠用電系統供電，結合容量因素和大壩建設進度影響，為保證供電可靠性，該階段不考慮左右岸電源聯絡供電，即廠內G2K8和G8K2、大壩G3K9和G9K3開關均置試驗位置分閘或檢修位置。

3)該方式下應保證各0.4 kV供電點BZT應置全自動，加強其運行情況監視，若上級10 kV電源跳閘導致母線失電應及時檢查0.4 kV BZT動作情況，重點檢查排水系統、直流系統等負荷運行情況。

4)該方式下廠外變電站至左、右岸廠房電源任一路故障均可能導致廠內停電，且左岸10 kV兩路電源電纜均從大壩交通廊道至左岸廠房，存在左岸廠房全廠停電風險，該段時期應保證左岸柴油發電機正常備用，當左岸5M、6M停電或全廠停電時可快速啟動柴油發電機進行應急供電[3]。

3.2 首批機組6F、7F投運

3.2.1 運行方式

6F、7F機組投運后，6B、7B及C06B、C07B試驗完成，充電運行后作為左岸6M和右岸7M主用電源，相應母線廠外變電站電源作為備用電源，供電可靠性提高；但此時1M、2M、11M、12M仍無備用電源，保持原供電方式；具體運行方式如圖3所示[4]。

圖3 首批機組投運后廠用電運行方式

3.2.2 運行注意事項

1)該方式下左岸5M、6M增加C06B電源，右岸7M、8M增加C07B電源，G7J1、G6J2為備用電源，6F、7F機組穩定運行后，將6M、7M電源由廠外電源供電方式倒至由G6C06、G7C07供電，電源倒換采用備自投“全自動”方式，倒換后6M、7M母線BZT置“半自動”；5M、8M運行在備用電源6M、7M，因6M、7M有備用電源，若G6C06、G7C07跳閘時6M、7M倒至廠外電源供電，仍滿足5M、8M備投條件(6M、7M有壓)，故5M、8M BZT應置“半自動”，防止因6M、7M電源倒換時母線失電。

2)由于6F、7F投運初期穩定性存在一定風險，若采用G6C06帶5M、6M與G7C07帶7M、8M聯絡運行時應加強監視，同時保證6M、7M廠外供電電源備用正常，做好故障時電源倒換準備。

3)若此時G6C06電源故障時，5M、6M將倒至G6J2聯絡供電，此時應檢查6M BZT動作情況及5M運行情況，BZT動作失敗應手動倒換，電源倒換時應防止非同期合閘。G7C07電源故障時處理方法相同[2]。

3.3 5F、8F機組投運

3.3.1 運行方式

5F、8F機組投運后，5B、8B及C05B、C09B試驗完成，充電運行后作為左岸5M和右岸8M主用電源，至此，左岸5M、6M和右岸7M、8M實現由主用電源供電分段運行，6M、7M廠外電源作為備用電源，供電方式靈活性和可靠性提高；但此時1M、2M、11M、12M仍無備用電源，保持原供電方式；具體運行方式如圖4所示。

圖4 5F-8F機組投運后廠用電運行方式

3.3.2 運行注意事項

1)5F、8F機組穩定運行后，將5M、8M電源由6M、7M供電倒至由G5C05、G8C08供電，電源倒換時可將G5C05、G8C08開關置工作位置分閘且備用正常后將5M、8M母線BZT切“全自動”后自動倒換至主用電源，若自動倒換失敗則手動進行倒換，手動倒換時應將BZT置“退出”，采用“先停后送”方式，防止非同期合閘。

2)5M、8M電源倒換成功后，5M、6M、7M、8M母線BZT置“半自動”方式，做好電源故障時母線失電事故預想。

3.4 后續機組投運

1)3F、4F、9F、10F未設置廠高變，故該4臺機組投運后廠用電運行方式無改變。

2)1F、2F、11F、12F機組投運后相應廠用電10 kV母線電源倒換邏輯與運行方式與5～8 M相同。

4 結 語

1)在首批機組投產發電前，全廠廠用電10 kV系統及下級0.4 kV系統均由廠外變電站供電，且左岸廠用電系統2路電源電纜均通過大壩交通廊道至左岸廠房，供電運行方式單一，穩定可靠性較低，應保證左、右岸柴油發電機組正常備用，同時運維人員應熟悉柴油發電機啟停流程及注意事項，保證緊急時能快速啟動柴油發電機組供電，盡量縮短廠用電全停時間。

2)電站投運初期，廠用電系統因外部供電環境、廠內調試工作等原因，導致廠用電運行風險較高，應加強大壩廊道工作管理、巡回檢查及現場調試工作取電用電管理，保障廠用電運行安全。

3)按照機組投產順序，左岸1M、2M和右岸11M、12M將長期處于由廠外變電站電源供電聯絡運行且無備用電源的狀態，應加強監視上述母線及電源運行情況，設備運行方式安排時應盡量避開由該母線供電，做好母線停電事故預想。

4)機組投運后，相應10 kV母線供電方式靈活性和可靠性提高，此時應熟悉供電方式改變或母線失電故障等情況下電源倒換操作順序流程及運行規定，按照規程進行倒換及處置，防止因人員誤操作等其他因素導致事故擴大或非同期合閘。

5)由于廠高變容量限制，任何進線電源不允許對兩段母線同時充電，因此當左岸1M和2M、5M和6M、右岸7M和8M、11M和12M聯絡運行時，若進線電源失電，應密切關注各備自投動作情況，必要時人為手動控制，防止母線長時間失電[5]。