吕 飞，张 博，吴頔杰，张凯丽，孙锦龙

（国电长源汉川第一发电有限公司，湖北 汉川 432300）

0 引 言

目前，绝大多数大型火力发电厂机组都采用单元接线或扩大单元接线，其厂用电母线一般设有工作和备用两个进线电源。当机组处于启动、停机以及解列等工况，抑或面临突发故障时，为保证厂用电不中断及事故不扩大，必须带负荷将厂用电尽快在工作和备用电源之间进行投切。

1 厂用电快速切换的特殊情况

图1为国电汉川发电公司三期机组厂用电系统接线图，两台1 000 MW发电机-变压器组分别以汉军线和汉玉II线接入华中电网500 kV电压等级，与当地电网不直接发生电气联系，而机组的启备电源是通过湖北电网变电站220 kV线路引接，6 kV厂用电需在两个不同电压等级的系统间完成切换。

随着电网的不断建设与发展，该电厂220 kV系统与500 kV系统相角差的问题越来越严重，对6 kV厂用母线的电源切换带来的影响也愈发严重。通过计算分析电厂500 kV母线、接入特高压网以及220 kV变电站运行相角发现，相角差在不同运行方式下最小为10.5°，最大为28.1°。在机组启动或正常安全停机时，厂用电正常手动切换采用并联切换方式，按照稳态计算最大预计将有7.76 kA的电磁环流，若考虑暂态和冲击情况，则数值会更大一些，这对变压器是相当不利的，此时常规的快切装置和策略将面临很大问题，因此必须采取一定的措施来适应接入系统改变产生的新情况。

2 厂用电同期切换

借鉴发电机并网时的自动准同期调节思路，本文提出厂用电同期切换方法，即正常切换时不再采用并联切换方式，而是利用厂用电同期切换装置采取自动准同期并列的方法，通过更改机组的正常启停和事故切换模式来适应电压相角差较大的情况。厂用电同期切换装置主要由自动准同期装置、选线器以及备自投装置组成，下面将以图2所示系统为例具体说明[1]。

2.1 切换流程

由图2可见，该电厂每台机组有3段6 kV母线需进行工作和备用电源开关切换，共6个同期点。每台机组配置一台自动准同期装置，通过选线器分配6路同期电压和控制输出信号，以实现6路开关的同期合闸。每段6 kV母线的工作和备用开关合用一台备自投装置，其在各段6 kV母线相应开关同期合闸后，将另一开关断开。

2.2 正常启动切换

机组正常启动时，通过#03启备变带启动负荷，当机组具备带载条件后，先经厂用电同期切换装置合上6 kV工作进线开关后，再跳开6 kV备用进线开关。具体顺序为先合A段工作开关，再跳A段备用开关，接着依次合分B段和C段进线开关，与备用电源电网解列，通过DEH转速调节模式，机组自带启动负荷孤岛运行后进行同期调节与接入系统并网，合上主变高压侧断路器。

2.3 正常停机切换

具体流程为DCS点击“选择6 kV母线切换”，因发电机出口开关在分闸位置，6 kV备用电源开关在分闸位置，所以在启动“厂用电同期切换”后，选线器收到指令并发出“同期装置上电”和“相应段备自投上电”命令，DCS检测到同期条件满足后，经3 s延时发出“启动同期开关合闸”命令，同时待同期装置检测到工作电源进线和备用电源进线满足同期条件时发出“备用开关合闸”指令，此外在收到备用开关合闸反馈后，经1 s延时备自投发出“工作开关分闸”指令，工作开关跳闸成功后，厂用电切换完成。须注意的是，在正常启停机组的厂用电切换过程中应禁止启动厂用设备，避免出现发电机侧的电压大幅波动，从而使得厂用电同期切换的不成功。

2.4 事故切换

事故切换采用串联切换方式，机组正常运行时工作电源开关在合位，故障发生时厂用电切换模式自动转化至事故切换，快切装置检测出工作电源开关跳闸瞬间母线电压与备用电源电压的相角差，并以快速切换、同期捕捉切换以及残压切换将工作开关切换至备用开关。

2.5 发电机未并网方式下机炉故障时的安全问题

发电机未并网时，如果发生汽机或者锅炉侧的故障，那么灭磁开关将无法跳闸，厂用电也无法切换，厂用母线将失压，此时宜采用汽机跳闸联跳磁场开关并启动厂用电事故切换的方式。此外为与并网时汽机打闸方式相区分，DCS中应增加发电机不在网（发电机出口开关处于分闸位置）时汽轮机停运时的逻辑功能。

3 试验分析

厂用电同期切换方案通过变更电厂正常切换时的操作模式，较好解决了不同系统电源间初始相角差较大导致厂用电无法安全可靠切换的问题。不过该方法由于并网点较多且操作方式复杂，因而控制难度较高，对机组带小负荷运行的能力提出了较高要求。正常机组的厂用负荷约在额定出力的5%～6%，启、停机负荷更低。考虑到锅炉的稳燃负荷一般在30%左右，因此为满足运行要求，需要给锅炉补油以维持稳燃，并且由备用开关切换至工作开关时，各段厂用母线均为突加负荷，这也对机组调节能力提出了较大考验。

图2所示的国电汉川发电公司#6机组拟采用本文提出的厂用电同期切换方案对现有系统进行改造，以适应电源间初始相角差较大的情况。汽轮机厂已书面确认汽轮机原则上可在2%额定容量的最小负荷工况下可靠运行，为验证机组自带厂用电未并网运行的可行性和稳定性，利用#6机检修的契机进行了机组解列带厂用电低负荷试验，具体试验流程如下。

首先#6机逐步降负荷，并将6A结合6B母线切换至备用电源供电，6C母线保持由工作电源开关供电，此时6C母线段负荷约为3.4 MW。其次保护人员更改逆功率保护逻辑和定值，实现逆功率保护出口不灭磁、不关主汽门以及不进行6C段厂用电切换，只解列发电机出口，保留带厂用电运行功能。最后#6机负荷降至50 MW（5%额定出力左右），执行降负荷（DEH上目标负荷指令值置零），随后几秒钟，#6机逆功率保护动作，主变高压侧开关跳闸，发电机解列（不跳机、不灭磁）带厂用电运行。汽轮机转速快速波动至稳定状态3 000 r/min（最低约2 975 r/min，最高约3 015 r/min），此时#6发电机孤岛运行负荷4.6 MW，此工况持续约5 min。

从波形记录上看，频率在逆功率保护动作瞬间略有增加（49.9～50.1 Hz，计算值），全过程中（动作前10 s到动作后30 s）发电机和6C段电压幅值无明显变化，频率最低为49.4 Hz，最高为50.2 Hz（计算值）。

通过以上试验，验证了励磁系统和调速系统具备很高的调节精度，机组能够带一定厂用电负荷在孤岛等特殊工况下稳定运行，这为后期通过采用同期切换方法来满足初始相角差较大时的厂用电切换需求打下了坚实基础，初步论证了方案的可行性[2,3]。

4 结 论

本文通过分析厂用电切换机理及快速切换装置的功能，发现当工作和备用电源之间初始相角差较大时，现有的快速切换方法可能导致厂用电无法安全可靠切换。针对该情况，本文提出了一种基于厂用电同期切换装置的电源切换方案，能够在角差较大时有效保证机组厂用电的安全稳定，同时为今后国内电厂面对同类问题时提供了新的解决思路。