水电厂厂用系统优化

[摘 要]某水电厂位于黄河中上游，电厂总装机容量1350MW，共装有5台大型水轮发电机组，电站厂用电分为6KV电压和0.4KV电压两级，由于厂用电额定容量偏小和厂用负荷分配不合理等原因造成厂用主变发生过载、引起厂用限电的现象，严重影响了设备的安全运行，增加了设备故障率。为提高厂用电运行的可靠性，研究厂用电系统优化改造。

[关键词]厂用电 过载 系统

中图分类号：TB 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）22-0012-01

1、现厂用系统运行情况

厂用电系统由1号机至5号机厂用分支母线分别通过11-15号厂用变压器（2500KVA）降压为6kV送至地下、坝后和坝顶6kV系统，然后由厂用动力变降压为0.4KV送至地下、坝后400V动力盘及地下、坝后400V照明盘，1-5号机旁400V动力盘，25号变压器（5000KVA）作为外来厂用备用电源。运行方式长期以来，都是由11号厂用主变或12号厂用主变带6kV I段、 II 段、VI段，13号厂用主变或14号厂用主变带6kV III段、 IV段、V段， 6号厂用小发电机（2000kw）并入11号厂用主变或12号厂用主变，7号厂用小发电机（2000kw）并入13号厂用主变或14号厂用主变，25号厂用主变作为外来电源的厂用备用电源。

2、主要厂用负荷

（1）机组自用电部分和全厂公用电部分;

（2）坝顶6kV VI段631DL支路接入有3台变压器：检修公司变压器（2000kVA），天远公司变压器（1000kVA），砂石料场变压器（800kVA），631DL支路增加用电负荷后，坝顶6kV实际负荷最大将达到3500kVA;29号变压器（5000kVA）带后方负荷。

3、厂用电最大负荷计算

3.1 选择厂用电变压器容量的厂用最大负荷也称计算负荷Sjs，宜按综合系数法确定，其计算方法分别如下

综合系数法

当全厂公用电与机组自用电分别供电时：Sjs=KZΣPZ+KgΣPg

全厂厂用电负荷或全厂公用电与机组自用电混合供电时：Sjs=KOΣPO

式中：KO――全厂或混合供电时厂用电负荷的综合系数，取值见表1;

ΣPO――所有同时参加最大负荷运行时负荷的额定功率的总和，kW。

近似计算式：Sjs=0.72ΣPO

3.2 通过综合系数法逐个计算厂用6KV I II段所带380/220低压工作负荷额定功率总计874.8 kW

地下厂用6KV I II段所带380/220低压工作PC负荷Sjs=0.72×874.8≈630kW;地下厂用6KV I II段6KV负荷有两台大清水泵，额定功率310 kW×2=620 kW;21号照明变额定容量310kVA，工作容量310×0.9≈280。

28号厂用动力变主要负荷统计：1720电锅炉（14组×51kW），在实际运行中最大按10组控制，故10组×51 kW =510 kW;在夏季运行查的428进线开关电流为80A，P=1.732×0.4kV×80A≈55 kW;故28号厂用动力变主要负荷理论最大565 kW;

最后计算地下6KV I II段理论最大负荷估算为2095kVA。

3.3 通过综合系数法逐个计算坝后厂用6KV III IV V段所带380/220低压工作负荷额定功率总计627.2kW

坝后厂用6KV III IV V段所带380/220低压工作PC负荷Sjs=0.72×627.2≈452kW;坝后厂用6KV III段3号大清水泵，额定功率310kW;22号照明变额定容量310kVA，工作容量310×0.9≈280kVA;最后计算坝后厂用6KV III IV V段理论最大负荷1042 kVA。

3.4 坝顶厂用6KV VI段理论最大负荷统计计算

根据运行记录查得，当29号变压器带后方全部负荷时，后方10kV侧电流达到50A，经换算6kV侧约为83A，29号厂用变工作容量约为863kVA;在夏季天远电锅炉停运时631开关电流为35A，计算功率约为364kW，若冬季运行方式下，天远电锅炉（24组×30kW），最大负荷按15组×30kW=450kW控制;故31号变压器理论运行负荷814kW;1690清水泵正常工作时400V开关电流为140A，故1690清水泵正常工作功率约为97 kW;U642开关电流正常为3A，工作功率约为31kW;最后计算坝顶厂用6KV VI段理论运行负荷1805kW。

4、面临的问题

随着6kV VI段负荷不断增大，再加上11号厂用主变或12号厂用主变所带厂用负荷较多，遇到6（7）号厂用小发电机跳闸后往往会引起11号厂用主变或12号厂用主变过负荷，冬季用电负荷增加时更加明显，解决11号厂用主变或12号厂用主变过负荷的问题，显得尤为必要。

5、问题分析

通过厂用母线负荷分配、计算我们不难看出，我厂厂用负荷主要集中在地下6kV I段、II段、两端母线（2095 kVA）和坝顶6kV VI（1805 kVA），坝后厂用母线负荷（1042）相对较轻。在此情况下，若11号厂用主变或12号厂用主变带地下和坝顶厂用，在夏季由于1720电锅炉、天远公司电锅炉等取暖大功率负荷的停用，11号厂用主变或12号厂用主变容量可以满足要求，当在冬季运行方式下，以上取暖大功率负荷的投运，若遇到6号小发电机的检修、事故停运，直接造成运行主变过负荷和限电运行的局面，

6、解决方案

我们从厂用电的可靠性及其经济性和现场的设备布置情况几方面考虑，制订了如下两种解决方案：

6.1 整体更换方案

近两年我厂厂用动力变相继改造完毕，改造后运行稳定。接下来可以相继对厂用11至15号主变压器进行容量升级改造，更换开关、电缆与之相匹配，以满足使用要求，彻底解决因厂用主变额定容量偏小造成厂用主变发生过载的现象。此方案工程量较大，改造的成本相对较高，在具体的实施中可以先将11号和12号厂用主变进行容量升级改造，彻底解决厂用主变发生过载，限制厂用电的现象。

6.2 在原设备上优化运行方式

随着我厂厂用优化系统的改造，拆除了原有的厂用优化134B，7号小发电机及1-5（1000kVA）号小发电机不再通过134B并入发电机出口，而是直接通过673开关与674开关并入坝后13号厂用主变与14号厂用主变低压侧（负荷侧），这样无形中提高了坝后厂用的带负荷能力。

坝后厂用的带负荷能力从以前的2500kVA（13、14号厂用主变容量）增加到了5500kVA（2500kVA加上7号小发电机的2000kVA再加1-5号小发电机的1000kVA）。坝后厂用带负荷能力的增加，使得其可以分担一部分原本由地下厂用所带的负荷。经过分析考虑，将厂用6kV VI段负荷由地下带改为由坝后带，并且以此为目前运行方式。改变后的厂用电系统地下与坝后负荷分配更加合理，地下厂用主变过负荷压力减小，运行更加可靠稳定。

7、方案对比

从厂用电的可靠性及其经济性考虑，方案一通过厂用主变容量及其附属设备的升级改造，虽能解决厂用主变额定容量偏小造成厂用主变发生过载的现象。但此方案工程量较大，改造的成本相对较高，大容量变压器在夏季厂用负荷低的情况下，增加了变压器的空载损耗。而方案二通过厂用负荷的不同分配合理优化运行方式，提高了我厂厂用电系统的可靠稳定性，比如6号小发电机跳闸后，11（12）号厂用主变发生过负荷的可能性减小了;6号小发电机停机检修时，1720电锅炉限电及后方负荷限电的可能性减小，我厂后方负荷可以尽可能少用外来电源提供，从而节省了电费开支，并且在单台厂用主变故障跳闸后受影响范围减小等效果，故方案二比方案一更合理、经济。

8、总结

在原设备上优化运行方式，合理分配负荷以外，我们还应做好控制厂用电用电率的工作。在具体的工作中我们加强了设备巡视力度，及时消除设备缺陷。

参考文献

[1] 水力发电厂厂用电设计规程、DL/T 5164―2002.