1000W超超临界机组厂用电接线方式的改造及建议.docVIP

发电厂变电站 电气设备 班级：集控1035 姓名：武群 学号：1040053529 1000MW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