溪洛渡电厂自用电系统设计 姚明坤 终.doc

内 容 摘 要溪洛渡水电站是一座总装机容量为13860MW的巨型电站。在电力系统中有着很重要的作用和地位。在发电厂中，为了保证厂用电母线正常供电，通常都使用备用电源和备用设备自动投入装置,简称BZT装置，但大多数都采用常规继电器控制，存在接线复杂误动、拒动、检修困难等缺陷，严重影响电厂的安全运行。此次设计是基于s7-200的厂自用电系统设计，这种设计保证了厂用电系统更高的供电可靠性。电站厂用电设计按照运行、检修和施工的要求，考虑全厂发展规划，使设计达到经济合理、技术先进，保证机组安全、经济和满发地运行。文章对基于s7-200的溪洛渡电厂自用电系统设计的主要特点进行了总结和介绍。关键词：自用电 可靠性 发展AbstractXiluodu hydropower station is a total installed capacity of 13 860 MW mega power plant. Has a very important role and position in the power system. The design is based on the plant since s7-200 power system design, which ensures a higher auxiliary power system reliability. Designed in accordance with the requirements of the electricity power station plant operation, maintenance and construction, taking into account the whole plant development plan, designed to achieve economic rationality to make advanced technology to ensure crew safety, economic, and full-fat to run. Article Xiluodu power plant based on the main features of the self-s7-200 power system design are summarized and presentation.Key words: since electricity reliability developing目 录前言1 1绪论21.1溪洛渡电厂述22电气主线23厂用电接线23.1厂用电源23.2厂用电供电电压等级33.3厂用电系统制式33.4厂用电接线的设计33.5 0.4kV厂用电系统53.6一些特殊负荷的供电53.7厂用设备选择 64 PLC控制系统64.1 PLC控制原理及求64.2系统硬件设计75 系统的软件设计85.1主程序设计95.2通信协议96 厂用变压器选择96.1主变压器形式选择9 6.2变压器容量选择96.3厂用电最大负荷的确定107 厂用电变压器保护107.1装设发电机断路器107.2装机负荷开关107.3装机限流电抗器或隔离变压器118 发电初期厂用电可控分析118.1首台机组投运前118.1首台机组投运后128.3两台机组投运129 永久期厂用电可靠性分析1210 右岸设备方式下厂用电可靠性分析1310.1右岸电站孤岛方式描述1310.2孤岛方式下厂用电可靠性分析1311 运行方式1511.1正常运行方式1511.2异常运行方式11611.3异常运行方式21811.4异常运行方式31812 风险分析及对象1812.1右岸孤岛运行方式对厂用电的影响1812.2投产初期施工对厂用电的影响1912.3 BZT的影响1912.4非同期1912.5主变倒挂厂用电2012.6“先送后停”的倒换方式2012.7其他2013 总结21参考文献21致谢22附件23前 言溪洛渡大坝建设不仅应用了世界先进的机械设备，采用了世界先进的技术与工艺，还应用了计算机技术、仿真技术、精确温控技术、卫星导航技术、信息传输技术等。溪洛渡大坝内埋了7200个先进的监测仪器，可全方位、全时空地精确监控。开创了中国300米级高拱坝建设运营数字化先河。此次对于溪洛渡厂用电的设计采用s7-200系统设计，这种设计保证了厂用电系统更高的供电可靠性。文章通过电气硬件、软件的考虑，对溪洛渡电厂概述、电气主接线、厂用电接线、PLC控制系统、主程序设计、厂用变压器选择、厂用电变压器保护、发电初期厂用电可靠性分析、永久期厂用电可靠性分析、右岸孤岛方式下厂用电可靠性分析、运行方式分析、风险分析及对策等进行了12大点细致规划，并对自己的设计提出意见以供他人改进。设计以图详细描绘了自我设计的思路，除了简图，本文还主要画出了系统设计图、系统接线图、回路用电主接线图、BZT动作示意图、PLC投入程序框图等。在本次设计中，主要得到院校老师蒋小辉的大力支持。通过对许正亚、王西平松林银福、王学鲁、刘慧军、苗辉、展磊、阎观清等著名学者、教授文章的参考，整合了多方的设计思想，在此对指导老师及相关参考文献的作者一并表示感谢。本设计适合作为大型水电厂厂用电设计的参考，还可供电类在职职工的认识培训、自学电力系统及自动化专业人员的了解认知。由于作者水平有限，设计难免存在疏漏和不妥，敬请参考读者批评指正。 1 绪论1.1 溪洛渡电厂概述1.1.1电厂的介绍溪洛渡水电站是国家“西电东送”骨干工程，位于四川和云南交界的金沙江上。工程以发电为主，兼有防洪、拦沙和改善下游航运条件等综合效益，并可为下游电站进行梯级补偿。屯站主要供电华东、华中地区，兼顾川、滇两省用电需要，是金沙江“西电东送”距离最近的骨干电源之一，也是金沙江上最大的一座水电站。装机容量与原来世界第二大水电站伊泰普水电站（1400万千瓦）相当，是中国第二、世界第三大水电站。2014年4月1日，溪洛渡左岸电站3号机组结束试运行并完成停机检修，正式投产发电。至此，溪洛渡电站已有14台机组投产发电，将于2014年汛前全部机组将投运。1.1.2电厂的设计参数水库坝顶高程610米，最大坝高285.5米，坝顶中心线弧长698.09米；左右两岸布置地下厂房，各安装9台单机容量70万千瓦的水轮发电机组，年发电量为571-640亿千瓦时。溪洛渡水库正常蓄水位600米，死水位540米，水库总容量128亿立方米，调节库容64.6亿立方米，可进行不完全年调节。水库长约200公里，平均宽度约700米，正常蓄水位600米以下，库容115.7亿立方米，水库总库容126.7亿立方米，水库淹没涉及四川省雷波、金阳、布拖、昭觉、宁南和云南永善、昭阳、鲁甸和巧家等9个县（区）。溪洛渡水轮机水力设计参数：水轮机为立轴混流式水轮机，额定水头197米，最大水头229.4米，最小水头154.6米，出力加权平均水头223.48米，额定出力784兆瓦，额定转速125r/min,额定流量430.5立方米/秒，吸出高度（至导叶中心）HS为-10.81米，安装高程359.00米。模型试验最高效率95.64%，对应的原型水轮机最优工况点H=199.03米，Q=328.61立方米/秒，P=618.2兆瓦。溪洛渡左岸电站3号机组采用的是一种新型弹性金属塑料推力瓦，是国内外容量最大的采用塑料推力瓦形式的机组，由哈尔滨电机厂有限责任公司设计制造，具有耐高温、绝缘性能好、制动转速低等优点。2 电气主接线溪洛渡电站的电气主接线为：左岸电厂的发 电机与变压器的组合方式为单元接线 ，装设发电机出口断路器；500kV 侧为2串4/3接线，3串3/2接线，共3回出线，送往国家电网。右岸电厂的发电机与变压器的组合方式为单元接线，装设发电机出口断路器；500 kV侧为3串4/3接线和2串3/2接线，4回出线，其3回送往南方 电网，另1回送往云南电网。3 厂用电接线3.1 厂用电源溪洛渡电站厂用电源选择保证不论是全部机组还是仅有1台机组运行时，必须有不少于3个独立的厂用电源；且在全厂停机时应保证有不少于2个可靠的外来电源。本电站每岸的10kv岸电源如下： 1）主供电源分别引自本岸电厂6台机组。 2）备用电源分别 引自对岸电厂和施工电源。 3）保安备用电源引自柴油发电机。 3.2 厂用电供电电压等级溪洛渡电站厂用电系统供电范围广、用电负荷较大、供电距离较远，厂用电系统采用两级电压供电。出于对厂用电动机的容量及外来电源的电压等级、损耗和压降等因素的考虑，本次设计对高压厂用电电压采用6kV和10kV进行了分析比较。经论证，10kV 具有较明显的技术和经济优势，且便于10kV施工电源相匹配。因此，厂用电系 统采用10kV和0.4kV两级电压供电。 3.3 厂用电系统制式此次水电站0.4kV系统，采用基于s7-200的PLC系统控制，常见的双电源备自投控制系统采用各类继电器组合实现，由于元件多、接点多，其维护量大、切换不够快速、可靠性差，在一定程度上影响着人们用电的连续性。而基于PLC控制的备自投控制系统，可以集成常用的明备用和暗备用双电源控制方案，其可靠性高、操作方便、动作迅速、外部接线简单，不同的方案只需通过转换开关就能方便的选择相应的控制程序，不但能提高供电可靠性，还可以进行故障判断和闭锁自投功能，从而提高设备的安全运行水平。3.4 厂用电接线的设计3.4.1厂用电接线设计原则1）厂内分区供电采用高压引至负荷中心降压后供电，厂外分散负荷采用高电压等级供电到负荷点。 2）接线应有利于厂用电继电保护系统和备自投方式的实现。 3）适应分期建设或连续施工建设条件下的供电要求，且便于过渡。 4）公用电系统和自用电系统分开，机组自用电相对独立，有利于迅速恢复供电。 5）照明系统单独设置照明变压器 。 6）考虑到大坝紧急泄洪的要求，在大坝附近设置柴油发电机作为保安电源。 3.4.2对于10kV高压厂用电接线方案此次设计机组与变压器统一采用单元接线方式，选用的是左岸（拟定本岸）的1号、2号、3号、4号、5号、6号，右岸的7号、8号、9号机组。左岸机组对应的出线1、2、3串行连接与左岸机组对应串行联连接的出线4、5、6并联，通过一母联线路连接右岸机组串行连接的出线7、8、9，利用高压厂用变压器分别接到6段10kV 母线上。6段10 kV 母线分为3组，分别布置在安装间下层、主变洞及副厂房。每组母线 共接引自机端的电源 ，第1段母线和第段母线还接1回引自10kV厂外配电中心的电源，第段母线和第V段母线还接有1回引自对岸10kV母线的电源，第段母线还接有1回引自右岸施工变电站的电源。图3.1机组出线连接简图图3.2机组出线示意图机组自用电系统、照明用电系统、机组强迫补气系统、检修系统、制冷系统和全厂公用电系统相互独立。全厂9 台机组分为3组，每组10kV母线供对应的3台机组用电。每台机组的自用电系统设2个电源。全厂照明系统和公用电系统各分3个部分，每部分2个电源分别引自不同组的10 kV 母线。机组强迫补气系统的2个电源分别引自第1段母线和第段 10 kV 母线，检修系统的2个电源均引自第段母线，制冷系统的2个电源分别引自第段母线和V段10kV母线。考虑到大坝紧急泄洪的要求，在左、右岸 10kV厂外配电中心附近各设置1台1620 kW柴油发电机组，作为大坝的保安备用电源和厂内的黑启动电源。在左、右岸进水口均设有10 kV 厂外配电中心。每个10kV厂外配电中心设有3段10kV母线，第1段和第段母线各接1回引自本岸电站的10kV电源，第段母线接有1回引自右岸施工变电站的外来备用电源和1台1620 kW柴油发电机组。左、右岸厂外配 电中心之间设有联络线。10 kV厂外配电中心向大坝各配电室、进水口、泄洪洞和水厂等处供电。 3.4.3关于10kV高压厂用电接线的备自投原则下面以左岸为例，阐述备自投原则，右岸的各自投原则与左岸相同。 1) 左右岸电站的6段10kV母线均分3组，每组的2段母线之相互备用、自动投入；3组母线之间相邻段相互备用，自动投入。只允许一高压厂用变压器进线电源同时带两段母线运行。 2 )如果左岸电站6段10kV母线上的机端电源全部失去，可以通过左岸的主变压器从550kV系统(国家电网)倒送厂用电。若左岸或右岸厂10kV系统主用电源全部失电 (机组全部停机550kV系统失电)，此时，备自投均闭锁，同时断开所有主用电源进线开关和分段开关，并按以下顺序手动投入备用电源 ： (1）对岸厂内10kV系统的进线电源。 (2）若对岸电站电源失电，则投入第段母线的施工变 电站 电源。 (3）若外来施工变电源的进线 电源也 同时失电， 则投入厂外配电中心的柴油发电机。恢复厂外配电中心10kV母线I段和段的重要负荷，并向左岸厂内第1段母线和第段母线的重要负荷供电。柴油发电机的容量可以满足启动1台机组所需的负荷。 (4）若左岸柴油发电机也不能启动，则投入厂外配电中心与右岸厂外配电中心的联络开关，依靠对岸的厂外配电中心的柴油机发电供电。 3 )因为左岸电站与国家电网相连，右岸电站与南方电网相连，施工电源又来自南方电网。所以在投入右岸电站电源或施工电源前，左岸应与系统连接的所有断路器断开，使得左岸厂用电与国家电网系统完全隔离。 3.5 0.4kV厂用电系统 溪洛渡电站的0.4kV厂用电系统采用分区供电的原则,可以分为地下厂房0.4kV厂用电系统和厂外O.4 kV厂用电系统两大部分。 3.5.1地下厂房0.4 kV厂用电系统地下厂房包括主厂房、副厂房和 主变压器洞。厂用高压系统分为3组母线。按照分区供电的原则，第一 组10kV母线 的供电范围为：1号、2号和3号发电机一变压器组的自用电负荷、1号公用电系统和1号照明系统。第二组10kV母线的供电范围为：4 号、5号和6号发电机一变压器组的自用电负荷、2号公用电系统和2号照明系统。第三10kV 母线 的供电范围为：7号、8号和9号发电机一变压器组的自用电负荷、3号公用电系统和3号照明系统。地下厂房的检修系统、补气系统、 检修排水泵、渗漏排水泵以及厂外的尾水洞、进厂交通洞、地面出线场、水垫塘等负荷， 分别接在3组母线上。尽可能使各组母线的负荷均匀分配。 3.5.2厂外0.4kV配电系统 厂外包括电站控制楼、出线场、进厂交通洞、坝区(包括坝内、坝顶、水垫塘 )、 进水口、尾水洞、泄洪洞、水厂等部位。在这些部位的负荷集中点均设有配电室，就近对所在区域负荷供电。左、右岸进水口的10 kV厂外配电中心，为进水口、坝内、 坝顶、水厂和泄洪洞供电，其余厂外负荷由厂内1OkV母线供电。 3.6 一些特殊负荷的供电 3.6.1试验电源 电气试验的变压器临时电源取自施工电源。励磁变压器的试验电源可取自厂房内的10kV电源。由于1Okv电源与励磁变压器的距离较远，每次试验时引接电缆的工作量较大。为避免反复引接电缆,在每台励磁变压器的附近1根他励电 源转接箱，可用1根较短的10kV电缆直接从电源转接箱取得电源，将离相封闭母线与励磁变压器之间的活接头拆除后将电源接入。 3.6.2桥机 在左、右岸主厂房均设有2台套1000t+ 100t三梁主Nb车桥式起重机(大桥机)和1台套100100t双梁双小车桥式起重机(小桥机)。大桥机的最大工况为2 台桥机同时工作起吊转子，负荷为880kW 。大、小桥机均由厂房下游侧的永久滑触线供电。桥机采用0.4kV检修电源供电,由于压降较大，需采用两点供电的方式。 3.6.3渗漏排水泵及检修排水泵 由于厂房渗漏排水泵(容量为500kW)、尾调渗漏排水泵(容量为355kW)及检修排水泵(容量为500kW)的电机容量较大，采用10kV供电，其电源引自10kV高压厂用电系统。 3.6.4技术供水泵 技术供水泵(容量286kW)属于机组自用电负荷，由0.4kV供电。其电源引自机组自用电配电屏。 3.7 厂用设备选择 除了照明变压 器采用有载自动调压外，其余变压器采用无励磁调压。厂用变压器采用环氧浇注干式变压器。10kV厂用配电装置采用户内金属铠装中置式开关柜，柜内装设配电型真空断路器。厂用0.4 kV 低压配电屏采用固定分隔式，厂用变压 器与厂用0.4kV低压配电屏之间的插接母线采用空气绝缘型并加聚酯绝缘护套。 图3.3两回路厂用电主接线图4 PLC控制系统4.1 PLC控制原理及要求厂用电系统由厂用电I，II段母线和QF1ZK，QF2ZK，QF3ZK储能式断路器构成环形供电网络，如图3所示。正常工作情况下T41B，T42B并列运行，为厂用电I，II段母线分别供电， 严禁QF3ZK合闸构成闭环运行。只有厂用电两段母线中的任一段失去电压，BZT装置应迅速动作，通过分段开关QF3ZK动作，将两段母线连接，以保证不间断供电。在设计中，应注意的是当厂用电两段母线发生持续性短路故或引出线发生未被开关断开的持续性短路故障时，BZT装置应保证只动作一次，以免多次投入，给系统造成不必要的冲击。图4.1系统结构简图 4.2 系统硬件设计作为厂用电BZT系统的核心控制元件PLC，一方面完成现场数据的采集、转换、 报警和控制等功能，满足与全厂计算机监控系统的通信要求。另一方面要求安装工艺简单，适应现场环境。因此,选用的PLC在性能、质量和兼容性等方面有较高的要求SIMATIC S7-200系列PLC具有体积小、性能优、易扩展、安装简易等特点，很适合小规模的现场监控。系统结构简图如图4所示。图中IM为1模块开关量输入编号0.0，0.1为开关量输入端子；RA，A+，A- 为A或1路模拟量输入,VB为电压变送器；RB，B+,B-为B或2路模拟量输入；AB为电流变送器。4.2.1PLC硬件设计现场共需要设计开关量输入信号6路，开关量输出信号6路，模拟量输入信号 4路。选用s7-200基本单元，一块模拟量输入扩展单元（EM231）。这样系统共有开关量输入8路，开关量输出6路，模拟量输入4路，并留有一个扩展接口，可满足现场和将来扩展的需要。4.2.2触摸屏的配置触摸屏的配置触摸屏采用TP07人机界面HMI(Human-Machine Interface）产品实现现场监视、操作和在线修改的功能。使用触摸屏，可使现场操作简单生动，还可以减少PLC控制所需的I/O点数，降低生产成本。4.2.3抗干扰设计为了提高系统可靠性，PLC必须安装于有接地的金属架上,采用屏蔽电缆。模拟信号（电压，电流）采用电压和电流变送器隔离。电源采用隔离变压器隔离，以减少电源“ 噪声”。系统装置应良好接地。4.3 PLC的梯形图设计图4.2 PLC梯形图示意图如果厂用电工段失压或电压过低,接于TVI上的电压继电器KVll,KV12复归,常闭接点闭合,PLC接收到厂用电I段失压或电压过低信号。在11段有压且ZZK合闸状态,BZ投人,启动延时回路(为了防止接点抖动,可根据具体情况设定)；当延时时间到以后在IZK未分闸和BZT投人时,PLC发出IZK跳闸令,跳开IZK；IZK断开以后,Pl接收到IZK断开信号,在fl段有压且ZZK合闸状78水电有加徒毒六硕皿刹2004,28(6)态,3ZK未闭锁,在分闸状态；IZK,ZZK无事故及BZT投入时,PLC发出3ZK合闸令,合上厂用电母线联络开关,并经一定的延时(该时间设定应大于3ZK的1次合闸时间,而小于2次合闸时间),启动PLC内部辅助继电器M301并自保持,闭锁3ZK合闸回路,保证3ZK仅动作1次。5 系统的软件设计本系统程序设计采用模块化、功能化结构，便于维护、扩展。主要由及合闸备自投、电度量计算、报警和通信等子程序组成。5.1 主程序设计能否迅速而正确地投入，将直接影响整个厂用电系统的安全运行。因此，备自投程序设计是软件设计的关键，必须充分考虑先投后切、两回路电源互为备用、 保证只动作一次这3个基本原则。表5.1 I/O输出表输入I0.01QF启动按钮I0.11QF停止按钮I0.22QF启动按钮I0.32QF启动按钮I0.43QF启动按钮I0.53QF启动按钮I0.64QF启动按钮I0.74QF启动按钮I0.85QF启动按钮I0.95QF启动按钮I0.106QF启动按钮I0.116QF启动按钮输出Q0.1启动指示灯Q0.2停止指示灯Q0.3运行指示灯Q0.4过流上限报警指示灯Q0.51QF运行Q0.62QF运行Q0.73QF运行Q0.84QF运行Q0.95QF运行Q0.106QF运行5.2 通信协议S7-200系列的PLC内部集成的接口为用户提供点到点接口PPI（Point-Point Interface）、多点接口MPI（Multi-Point Interface）、自由通信口3种通信方式， 并提供一个RS-485接口与外设通信。为了与电厂计算机监控系统相适应，选择自由通信口方式。在此方式下， 通信协议和波特率可由用户定义，并且完全可通过程序使用接收发送中断、接收（RCV）发送（XMT）指令控制通信操作。本系统选择ASCII协议，PLC把采样到的厂用电母线上的电压值、电流值、电度量，通过转换指令转换成ASCII码再实时传送到上位机，同时PLC也可把上位机有关命令（ASCII码）与预先定义好的操作码进行比较，相符则转到相应的操作程序。图5.1 QF3ZK投入程序框图6 厂用变压器选择6.1 变压器型式选择厂用电变压器的型式有油浸式及干式两种。由于厂用电变压器布置在厂房内,且环境较潮湿,故宜选用环氧树脂浇注干式变压器,它具有防尘耐潮性能好,散热性能好,体积小,过载能力强等优点。现在新建水电站一般很少使用油浸式变压器。6.2 变压器容量选择1)满足全厂厂用电最大负荷需要。互为备用的厂用电变压器,当1台厂用电变压器退出运行时,应能满足全厂重要负荷或短时全厂最大负荷的需要。2)保证需要自起动的电动机能自起动。当水电站厂用电变压器采用1台供电时,厂用电变压器容量必须满足厂用电最大计算负荷的需要,不考虑过负荷运行。即:式中:SNB为厂用变压器的额定容量,；为厂用最大负荷计算值,。6.3 厂用电最大负荷的确定1)经常连续及经常短时运行的负荷均应计算。2)经常断续运行负荷应适当计入。3)不经常连续及不经常短时运行负荷除在事故情况下运行的负荷外,应按设备组合运行情况计算。4)不经常断续运行负荷,一般仅计入在机组检修时经常使用的负荷。5)互为备用电动机、有可能由同一厂用电源供电时,只计算参加运行的部分,由不同电源供电时,则应分别计入。按负荷统计法计算厂用电最大负荷:式中:为网络损失系数,一般取1105；同时系数,一般为；为负荷系数,一般为；2为可能参加同时运行的负荷总和,；为厂用电最大负荷时负荷功率因数与效率的乘积的综合平均值,取。7 厂用电变压器保护厂用分支回路的特点是额定工作电流小,而短路容量却很大,给厂用变压器高压侧出口保护设备的选择带来困难。以湖南怀化洪江水电站为例,发电机主回路短路电流63kA,厂用分支回路短路电流达75kA,而厂用分支回路额定电流仅200A。通过几种方案的分析比较,来确定设备的选择。7.1 装设发电机断路器可解决短路电流大的问题,但短路电流与工作电流相差悬殊,设备制造难度大。早期使用的SN4型少油断路器,因受结构限制,实际开断电流却很小,用在厂用分支作为保护不安全。而断路器价格十分昂贵。可选用常规的真空断路器作为保护设备。图7.1 短路器控制图7.2 装设负荷开关可切合正常工作电流,但不能用于保护,厂用分支回路发生短路故障时要动作发电机断路器和高压断路器,保护切断时间长,短路电流大,影响设备寿命。装设高压限流熔断器组合保护装置。这是近几年才发展起来的,已在国内有很多水电站应用,具有开断能力强,开断速度快等特点。该装置由限流熔断器、高能氧化锌电阻和负荷开关组成,大的短路电流由熔断器在半周波内限流开断,氧化锌电阻起限压消能作用,正常操作和开断额定工作电流由负荷开关完成。7.3 装设限流电抗器或隔离变压器可限制短路电流,以便厂用分支回路选择常规的真空断路器。综合以上分析,几种方案的经济技术比较后,笔者建议厂用电变压器一般采用无时限电流速断作为主保护,此保护采用两相三继电器式不完全星形接线方式,能够正确地反映各种相间短路,且接线简单,动作迅速、可靠、经济。后备保护为定时限过电流保护,此保护采用两相不完全星形接线作为主保护拒动时的近后备及高压侧母线故障时的远后备,保护接线简单、可靠、灵敏性高。厂用电高压侧母线一般只设后备保护即过电流保护。8 发电初期厂用电可靠性分析图7.2 溪洛渡电站 10 kV 系统接线图由于溪洛渡左、右岸厂用电系统基本对称，本文以左岸为例进行分析。受溪洛渡大坝施工的影响，过坝电缆廊道未能形成，在发电初期取自右岸的施工电源、和左右岸之间的联络电源都不能实现,极大地影响了左岸厂用电系统供电的可靠性。8.1 首台机组投运前在首台机组6号机发电前，左岸的正常供电电源只能依靠取自左岸中心场的两路施工电源，初期左岸电源配置及各段母线所带机组自用电如图 2 所示。如果通过两路电源主供左岸所有母线，则会造成电容电流过大，影响供电可靠性，因此在1M（M 表示母线） 增加一路取自现场施工变压器的调试电源，由调试电源主供1M、2 M、6 M，中心场电源1主供3M、4M、5M，中心场电源2主供厂外母线，不仅满足机组由两路独立电源供电的要求，还解决了厂内外母线联络运行导致电容电流过大问题。因调试电源受其他设备调试的影响可靠性而较低，在6号机调试期间一定要加强现场施工电源的管理，合理整定开关保护定值防止电源的越级跳闸，特别是6号机进行 72 h 试运行期间，应避免由于供电的影响造成非计划停运。对于左岸厂外10kV母线，因其未对机组自用电和2013年度汛主要泄水设施的深孔供电，同时受初期电源数量的影响，厂外只由中心场电源2供电，三段10kV母线联络运行。由于厂外负荷只有一路主供电源，其供电可靠性大大降低，需做好厂用电源倒换的事故预想。8.2 首台机组投运后当首台机组投运后，厂内系统增加了1路主供电源，供电方式如图3所示。考虑电源容量的限制，1M、6M由调试电源供电，对供电负荷进行合理分配，同时6号机的自用电分别由两路可靠性高的电源供电，并与调试电源有效隔离，提高了供电可靠性，保证了运行机组的安全稳定运行。8.3 两台机组投运后当两台机组投运后，左岸厂用电系统具备5路电源，供电方式如图4所示。由于正常备自投动作逻辑中一路主供电源只能供2段母线，而且只有主供电源才能参与备自投，当中心场电源1故障时导致2M、3M 失压，如果6、8 P自用电0.4 kV 动作不成功，6、8P自用电I段就会失电，降低了供电可靠性，影响机组安全运行。为了充分利用4M的电源，可以采用初期10kV特殊备自投方式，将中心场电源1转接至3M主进线柜，同时在逻辑中改变2M、3M联络开关的状态，加用4M至两侧的备自投，这样4M的电源就可以通过备自投自动倒换至相邻母线，确保10 kV母线的供电正常。由于中心场电源1属于南方电网，而厂高变电源属于国家电网，这就存在两个大电网之间的电源参与备自投，为了防电源间的非同期合闸，必须确保各级备自投逻辑和相应开关间的硬接线闭锁功能的正确性。随着机组的陆续投产，厂用电母线主供电源的不断增加，供电方式将会更加灵活， 大大提高厂用电系统的可靠性。9 永久期厂用电可靠性分析在永久运行期正常方式下，厂内10kV母线主供电源都取自连接在发电机出口开关与主变低压侧之间的相应机组厂高变。机组运行时，从机组侧送厂用电；机组停机时，从主变压器高压侧倒送厂用电。只有当GIS失电和机组全停时，厂内母线的主供电源才会失电。同时6段母线形成一个环网，母线分段运行，相邻母线可以互为备用。每段母线设置一套10 kV备自投装置，通过备自投实现相邻母线电源的快速自动倒换，进一步提高了厂用电系统的可靠性。厂外系统母线的主供电源取自厂内母线，因此厂内母线的稳定水平决定了厂外母线的可靠性。同时厂内母线失电时也可通过联络线由厂外电源向厂内母线供电，实现厂内外的双向供电，进一步提高了厂用电系统的可靠性。 此时需要考虑厂内10kV、厂外10、0.4 kV 系统等多级备自投和控制盘柜双路互投装置之间的时间配合，确保各级备自投动作可靠有序、时间整定准确。从图可以看出，左、右岸厂内之间设置2条10kV 联络线，厂外间设置1条联络线，当本岸厂用电系统全部失电时，可以通过对岸的电源作为第一备用，逐步恢复厂用电系统。若对岸电源不具备条件，可以通过从110kV溪洛渡中心变电站引接的分别到厂外和厂内母线的两回施工电源作为第二备用电源。若施工电源也同时失电，手动投入柴油发电机组作为保安电源，通过倒送电方式为厂内负荷供电。因柴油发电机组容量为1620kW，需要先断开厂内外母线部分负荷，只维持重要负荷的供电，即只保证在机组黒启动和全部静止负荷、地下厂房事故下渗漏排水等保安电源负荷、汛期渗漏排水和泄水设施要求等工况下所需负荷的供电。柴油发电机容量和厂内、外10kV母线组成一组联络运行的电容电流均满足要求。在永久运行期，溪洛渡电站的厂用电系统从主供和备用电源的配置、接线方式等方面进行了合理设计，确保了电站各用电设备的可靠供电。10 右岸孤岛方式下厂用电可靠性分析10.1 右岸电站孤岛方式描述右岸共设4回500kV 出线，其中1回接入甘顶变电站，3回接入牛寨换流站， 再通过2回500kV直流送到广东从化换流站。在溪洛渡右岸电站-牛寨换流站-广东从化直流系统运行方式下，由于甘顶变电站至溪洛渡电站间隔和牛寨间隔在同一串，在两母线侧边开关均故障或检修退出时，溪洛渡电站及直流与交流主网解列，形成孤岛，此时溪洛渡电站以4回交流线路送往换流站，如图所示。在溪洛渡右岸电站-牛寨换流站-广东从化直流系统运行方式下，甘顶至溪洛渡电站和甘顶至牛寨线路检修退出，溪洛渡电站及直流与主网解列，形成孤岛，此时溪洛渡电站以3回交流线路送往换流站，如图所示。10.2 孤岛方式下厂用电可靠性分析正常运行时，厂内10kV母线主供电源通过相应机组厂高变取自于系统侧电源。 因此孤岛方式下500kV系统稳定水平就直接决定10kV厂用电主供电源的可靠性。根据稳定计算，直流发生4极故障系统会失去稳定，在允许4极再启动或不允许 4 极再启动策略下，需采取切除溪洛渡机组的措施，特别在极限方式下，需全部切溪洛渡机组，此时右岸500kV交流系统会全部停电导致厂用电主供电源全失；如果按照切机保留一台机组的原则，则存在单台机组带右岸GIS系统和全厂厂用电，此时机组能否稳定，过电压、频率波动能否满足要求，对机组的励磁、调试系统提出了更高的要求， 并将在以后的试验中对参数作进一步的优化和检验。 在系统故障时将会使直流送端系统失去交流电网的支持，送端将会存在过电压、 频率波动、无功平衡、谐波阻抗变化、直流控制保护适应性、机网协调、线路过载等一系列问题，造成系统的不稳定，从而大大降低了厂用电的可靠性，特别是过电压和频率波动对各用电设备会产生损伤，这就需要进一步合理安排电网的运行方式， 确保系统的安全稳定运行。在厂用电系统中,目前只有主供电源参与备自投，而施工电源和左岸电源并没有参与备自投，在厂用电主供电源全失情况下，只能通过人工进行备用电源的倒换，在成功倒换前，右岸厂用电将会全部停电。由于溪洛渡机组技术供水取自尾水，通过技术供水加压泵加压后提供给各冷却系统，在机组自用电消失后加压泵将不能正常工作，冷却系统的失效将导致机组轴承导瓦等部件温度升高甚至烧坏，不能长时间维持在空载或空转状态而触发停机流程； 同样在停机过程中由于高压油泵失去动力电源,存在推力瓦烧瓦的风险。电站直流系统蓄电池一般只能维持的供电，如果全站停电时间过长，将会影响二次控制设备和自动装置正确动作。特别是在汛期，全站停电还会对大坝的泄洪设施和电站排水系统造成严重影响。孤岛运行方式500kV系统可靠性的降低和备用电源未参与备自投动作的设计，增加了溪洛渡右岸全站停电的风险。为了降低右岸厂用电全停的风险， 可采取如下措施：1） 考虑将右岸10kV备用电源参与备自投动作，在系统电源失电时自动投入， 减少人工恢复厂用电的时间，保障机组的安全运行。2） 合理安排右岸孤岛运行期间厂用电的运行方式，考虑右岸厂内部分10kV母线由施工电源或左岸电源供电，降低右岸500kV系统停电时全部10kV母线失电的风险。3） 优化目前溪洛渡中心变电站的电气连接，增加两段10kV母线，使施工电源始终处于热备用状态，并与与工区生活用电10kV母线彻底分开，加快通过施工电源恢复右岸厂用电的速度。4） 清查厂用电设备电压、频率适用情况，对相对薄弱的设备进行改造或增加现场备件，特别是重要负荷设备。对0.4kV设备电气检验时严格按照规程执行，对不满足耐压要求的设备提前更换。5） 加强柴油发电机组的维护保养，定期进行启动试验。6） 现场编制孤岛运行相关应急措施和厂用电中断应急预案，明确孤岛运行期间，直流双极、4极闭锁等异常情况下的现场处理流程和措施11. 运行方式分析11.1 正常运行方式由于溪洛渡电站厂高变连接在发电机出口断路器与主变低压侧之间，机组运行时，从机组送厂用电源；机组停机时，可从主变压器高压侧倒送厂用电源。左岸电站 10kV厂用电正常运行方式为1、2、3、4、5、6M分别由 C02B、C03B、C05B、C06B、C08B、C09B 供电，1M 主供7、9M，4M主供8M，10kV BZT全部在半自动状态，其主供电源和备用电源详见表 。表11.1正常运行方式下母线电源供电方式母线主供电源1号备用电源2号备用电源BZT1MCO2B2M6半自动2MCO5B1M3半自动3MCO5B4M2半自动4MCO6B3M5半自动5MCO8B6M4半自动6MCO9B5M1半自动7M1M9M-半自动8M4M9M右岸柴油发电机半自动9M7M8M施工电源II-当某一岸电站机组全部停机，并且550 kV 系统也失电时，该岸的全部厂高变将失去电源，此时可利用对岸的厂用电作为供电电源，如果对岸电源不足，也可同时利用施工变电站电源作为本电站的供电电源。当两岸电厂的厂高变全部失电时，可从施工变电站引接电源作为本电站厂用电的供电电源，同时可以启动左右岸的柴油发电机组提供备用电源。在全厂机组停机，且与电站连接的电网均失电的紧急情况下，可以启动左右岸的柴油发电机组，保证大坝泄洪、地下厂房及大坝渗漏排水，起到保安备用电源以及电站黒启动电源的作用。各联络开关的位置和状态建议按如下原则: 联络开关两侧为同一系统，则联络开关可在工作位置分闸；联络开关两侧为非同期点，则联络开关应在实验位置分闸；对于左、右岸厂用电联络线，应一侧充电，一侧在实验位置分闸。11.2 异常运行方式1当元器件检修或故障无法运行，导致 1 台厂高变无法送电时，例如 C02B无法送电时，建议10 kV厂用电运行方式如下: C03B 主供2M，1、2 M联络运行；C05B供3M；C06B主供4 M；C08B 主供5M；C09B主供6M，其主供电源和备用电源详见表 。表异常运行方式的母线电源供电方式表11.2异常运行方式下母线电源供电方式1母线主供电源1号备用电源2号备用电源BZT1M2M6M-半自动2MCO3B3M1半自动3MCO5B4M2半自动4MCO6B3M5半自动5MCO8B6M4半自动6MCO9B5M-半自动7M1M9M-半自动8M4M9M右岸柴油发电机半自动9M7M8M施工电源II-11.3异常运行方式2当元器件检修或故障无法运行，导致2台厂高变无法送电时，会出现3种情况。1) 相邻两段母线失去主供电源，例如 1、2M失去主供电源，建议运行方式: C09B 主供 6 M，1、6联络运行；C05B主供3M，2、3M联络运行；C06B 主供4M；C08B主供5M，其主供电源和备用电源详见表 2) 相隔一段母线的两段母线失去主供电源，例如1、3M 失去主供电源，此时有几种联络运行方式，但在再次发生故障时，其影响是一样的，故此处介绍一种运行方式: C09B主供6M，1、6M联络运行；C03B主供2M；C06B 主供4M，3、4 M联络运行；C08B主供5M，其主供电源和备用电源详见表。 ( 3) 相隔两段母线的两段母线失去主供电源，例如1、4M失去主供电源，此时也有几种联络运行方式，但在再次发生故障时，其影响基本一样，故此处介绍一种运方式: 03B 主供2M，1、2M 联络运行；C05B 主供3M；C08B 主供5M，4、5M联络运行；C09B 主供6M，其主供电源和备用电源详见表 表11.3异常运行方式下母线电源供电方式2母线主供电源1号备用电源2号备用电源BZT1M6M2M-半自动2MC03B15M-退出3M4M4M施工电源I半自动4MCO6B5M-半自动5MCO8B12M-退出6MCO9B5M-半自动7M1M9M-半自动8M4M9M右岸柴油发电机半自动9M7M8M施工电源II-11.4 异常运行方式3当器件检修或故障无法运行，导致3台厂高变无法送电时，会出现3种运行方式。1) 相邻3段母线失去主供电源，例如 1、2、3M失去主供电源，建议运行方式如下: C09B 主供 6M，1、6M 联络运行； C06B 主供 4M，3、4M联络运行；C08B主供 5M，此时2M可以考虑由对岸电源15M供电。2) 每隔 1 段母线失去1个主供电源，例如 1、3、5M 失去主供电源，则相邻母线联络运行即可。3) 例如 1、3、4M 失去主供电源，建议运行方式如下: 则 C09B 主供6M，1、6 M 联表11.4异常运行方式下母线电源供电方式3母线主供电源1号备用电源2号备用电源BZT1M2M6M-半自动2MC03B3M15M半自动3MCO5B施工电源I-退出4M3M5M-半自动5MCO8B6M12M半自动6MCO9B5M-半自动7M1M9M-半自动8M4M9M右岸柴油发电机半自动9M7M8M施工电源II-12 风险分析及对策12.1 右岸孤岛运行方式对厂用电的影响溪洛渡右岸电站在大发季节可能面临孤岛运行方式，即溪洛渡右岸电站与云南交流主电网解列，溪洛渡右岸电站全部电量经换流站用直流送往广东。在孤岛运行方式下，系统稳定性不高，如发生直流输电严重故障闭锁、出线故障引起直流连锁反应等情况，都可能会导致右岸电站 500 kV 系统全部停电，厂用电也会全停。面对如此情况，建议采取以下相关策略：1) 应在安全稳定控制系统中增设孤岛运行方式判别，加强孤岛运行方式研究，制定安全科学的切机和直流调制策略，防止发生系统性的事故。2) 加强左、右岸电站10kV