水电站厂用电应用分析论文

摘要：为响应中国实现“碳排放达峰后稳中有降”目标，加快绿色低碳发展，实现绿色零碳理念，全面提高水电资源利用效率，在分析国内外氢能需求以及制氢技术现状基础上，结合水电站低成本电解水制氢工艺，论述了水电氢能技术经济优势。下面小编整理了一些《水电站厂用电应用分析论文(精选3篇)》，供大家参考借鉴，希望可以帮助到有需要的朋友。

水电站厂用电应用分析论文 篇1：

缅甸德铁水电站11kV厂用电备自投及闭锁逻辑设计

（1.中国能源建设集团广西电力设计研究院有限公司，广西 南宁 530023；2.广西水利电力职业技术学院，广西 南宁 530023）

【摘 要】文章通过介绍缅甸德铁水电站厂用电接线形式和运行方式，分析该工程11 kV厂用电的特殊性和复杂性，通过对备自投配置难点的分析，提出了具体的解决方案，从而解决了此类11 kV厂用电系统的电气二次设计问题。

【关键词】缅甸德铁水电站；厂用电；备用电源自动投入（备自投）；闭锁

0 引言

近年来，随着国内水电开发市场逐渐饱和，中资企业承揽国外水电项目逐年增多，国外水电建设步伐加快。国外工程与国内工程相比，情况更为复杂，工程变化较大，特殊要求较多。对设计院而言，既要针对风格迥异的国外电站提出有效合理的设计方案，又要注意尽量替总包方控制成本。

为适应国际市场化思路，需加快对国外工程运作模式的了解[1]，灵活适应不同国家、不同工程的要求，不断改善国外工程的设计理念。

缅甸THA HTAY（德铁）水电站工程是由缅甸电力部招标建设，中国葛洲坝集团股份有限公司承担EPC总承包的项目，中国能源建设集团广西电力设计院为设计单位。

本工程的11 kV厂用电系统接线方案，在初设报告阶段已经获得缅甸电力部门的批准。本文主要介绍厂用电系统备自投设计方案及闭锁逻辑设计方案。

1 工程概况

1.1 工程概况

缅甸德铁水电站（THA-HTAY Hydropower Station）是由缅甸电力部规划的。本电站位于仰光西北部约507 km的德铁河上，距离Shwehle大桥上游约16 km。

本电站装设3台混流式水轮发电机组，总装机容量为3×38.4 MW（发电机出力）。发电机与主变压器采用单元接线形式，主变高压侧接入230 kV升压站，2回230 kV线路送出。升压站另有66 kV系统，通过1台联络变相连，2回66 kV线路送出。66 kV母线又经1台降压变，为开关站11 kV系统提供电源，以提供附近村庄、生活区、坝区等的用电。

1.2 11 kV厂用电接线形式

本工程11 kV厂用电系统主要分为2个部分，厂房部分采用单母分段接线，共分为I、II 2段，升压站部分为单母线。11 kV II段母线与升压站11 kV母线由一回线路联络，两母线侧均设有1台断路器。

11 kV I段母线有2路电源，主用电源由3#发电机供给，另一路电源由11 kV II段母线供给。

11 kV II段母线有3路电源，主用电源由3#发电机供给，另2路电源分别由11 kV I段母线和升压站11 kV母线供给。

升压站11 kV母线有2路电源，主用电源由升压站66 kV系统经近区变降压为11 kV供给，另一路电源由11 kV II段母线供给。

11 kV厂用电系统接线如图1所示。

1.3 11 kV厂用电运行方式

本工程厂用电系统有如下4种主要的运行方式。

（1）正常运行方式：11 kV I、II段母线分别由3#、1#发电机作为主用电源供给，升压站11kV母线由66 kV系统经降压变供电。3段母线各自独立运行。

（2）当11 kV I、II段母线其中一段失压，另一段母线有压，则投入分段断路器，2段母线合并运。

（3）当11 kV I、II 2段母线均无压，升压站11 kV母线有压，则投入II段母线、升压站11 kV母线间2台断路器，由升压站11 kV给II段母线供电。

（4）当升压站11 kV母线失压，II段母线有压，则投入II段母线、升压站11 kV母线间2台断路器，由II段母线给升压站11 kV供电。

此外，不存在由升压站11 kV母线经近区变升压给66 kV供电的方式。

1.4 本工程厂用电系统的特殊性

相对于国内11 kV厂用电典型的单母分段接线而言，本工程设计的11 kV系统较为复杂。厂房与开关站11 kV母线之间的联络线路其实为双向供电。当由升压站11 kV母线向厂房II段母线供电时，II段母线有3路电源，升压站11 kV母线有1路电源，QF965为进线，QF977为馈线；而当厂房II段母线向升压站11 kV母线供电时，2段母线均有2路电源，QF965为饋线，QF977为进线。

厂用电系统接线形式和运行方式的特殊性，使得电气二次的备自投方案设计和闭锁逻辑方案设计变得较为复杂。

2 备自投方案设计

11 kV厂用电系统一次接线方案主要是由缅甸电力部在工程招标时期提出，此方案使11 kV系统电源即可取自电站发电机，又可取自电站的升压站，必要时还可以从电网倒送电供给，有较高的可靠性。但较复杂的接线形式也给设计人员提出了更高的要求。设计人员应当转变传统的设计思路，以遵照缅甸电力部提出的方案为基础进行设计。

对于厂用电二次系统的设计，除了考虑功能上满足要求外，还需考虑在不发达的国家，管理体制及运行操作人员的专业素质相对落后，误操作的概率较高等因素，因此技术方案重点不在于追求最高最新，而在于保证稳定可靠。

目前，实现厂用电备自投功能主要有以下方式：采用微机备自投装置[2]；对于复杂厂用电接线，在公用LCU中采用PLC编程的方式[3]；采用自动转换开关的方式[4]。这3种方式均已在工程中得到成功的应用。

综合上述原因，在有技术成熟的设备且没有过于限制投资成本的前提下，本工程优先选用微机型备自投装置。

2.1 厂用电备自投的配置分析

根据11 kV系统的接线形式，I段母线、升压站11 kV母线各有2路电源，II段母线有3路电源。按常规设计思路，I、II段母线之间设置一套微机型分段备自投装置，升压站11 kV母线需设置一套微机型进线备自投装置。II段母线不但需设置一套微机型进线备自投装置，还要注意与分段备自投的配合问题。

但经进一步分析后发现如上所述，厂房与升压站11 kV母线之间的联络线路为双向供电，功能会随着运行工况而变化，有的工况为馈线，有的工况为进线，而设置进线备自投则将此线路直接视为进线，是否合理还有待商榷。而且，设置了较多的微机型备自投装置，装置之间的配合问题更为复杂，实现起来有一定风险，成本投入也较大。

根据前文所述的几种运行方式，问题主要集中在II段母线电源偏多及II段母线与升压站11 kV母线之间有2台断路器的问题。在接线形式不变的前提下，我们不如改变模型，先将厂房与开关站之间2台11 kV断路器看作“1台分段断路器”，并且将11 kV系统看作一个整体，忽视厂房与开关站的地理位置因素，把升压站11 kV母线视为11 kV III段母线。如此，11 kV系统的模型简化如下：每段母线只有一回主进线，每两段母线之间均由分段断路器相连。这样整个接线形式变得清晰明了，只需配置2台微机型分段备自投装置即可满足供电要求。根据上述运行方式的要求，当II段母线失压时，I、II段备自投优先动作，2台备自投装置通过简单的时间差配合。

2.2 备自投动作情况分析

正常情况下，各分段断路器断开，各段母线电源进线投入，各自独立运行。

当I段母线失压时，I、II段母线分段备自投动作，自动投入I、II段母线分段断路器。

当II段母线失压时，I、II段母线分段备自投第一时限动作，自动投入I、II段母线分段断路器；此后若II段母线仍然失压，II、III段母线分段备自投第二时限动作，自动投入2台11 kV II、III段母线联络断路器。

当III段母失压时，II、III段母线分段备自投动作，自动投入2台11 kV II、III段母线联络断路器。

2.3 备自投方案的实现及优化

由于将II、III段母线之间2台断路器看作1台分段断路器，因此在作为备自投动作时，应保证2台断路器均合闸。本工程将微机型分段备自投装置安装于II段母线侧QF965开关柜内，备自投装置合闸命令同时送至QF977，但各自保护跳闸或手动跳闸时，2台断路器不需要联跳。

当由II段母线带III段母线运行时，其电源来自发电机，经多个发电机断路器直接送至升压站11 kV馈线，相当于发电机直供附近村庄负荷、生活区负荷、坝区负荷，该情况对发电机极为不利，应切除负荷。但考虑到坝区供电的重要性，备自投动作由II段母线向III段母线供电时，同时切除附近村庄、生活区及备用线路负荷，仅保留坝区负荷。

如在II、III段母线之间增设隔离变，可以有效地解决发电机直供的问题，但由于其他非技术因素影响，该方案未被采纳。

3 开关操作的硬接线闭锁

由于电站厂用电接线的特殊性及运行方式的复杂性，使各开关之间的相互闭锁关系比较复杂。根据文献[5]的备自投设计原则，本工程明确“一段母线同时只能有一个电源”的原则，结合电站实际运行方式，确定开关操作的硬接线闭锁逻辑方案。

3.1 I、II段母线分段断路器QF912合闸闭锁

QF912合闸的基本前提为I段或II段母线的进线电源全部切除。因此，I段母线电源QF961跳闸或II段母线电源QF963跳闸且QF965、QF971、QF977其一跳閘，则QF912可以合闸。

3.2 II、III段母线分段断路器QF965、QF977合闸闭锁

QF965、QF977合闸的基本前提为II段或III段母线进线电源全部切除。因此，III段母线电源QF971跳闸或II段母线电源QF963跳闸且QF912、QF961其一跳闸，则QF965、QF977可以合闸。

根据上述分析，我们也可以设计出各段11 kV母线主进线断路器的操作闭锁方案。

4 结语

缅甸德铁水电站目前仍处于紧张施工阶段，预计2018～2019年投产发电，11 kV厂用电系统的备自投及闭锁逻辑方案即将得到实践的检验。

通过对本工程11 kV厂用电系统的电气二次设计，设计人员认为国外工程项目的开发，给设计团队提出了更新、更高的要求，设计中必须有大胆、谨慎、灵活的设计思路，以适应复杂多变的工程要求，有效节省投入成本。

对于接线特殊、运行方式多样的厂用电系统，设计时需要把握问题的关键所在，结合工程的实际情况，将问题整体分析、考虑、简化，设计出合理的备自投方案和闭锁逻辑方案。

参 考 文 献

[1]邓红江.对国外工程设计运作模式的思考[J].冶金经济与管理，2009（2）：37-39.

[2]黄红梅.老挝会兰庞雅水电站厂用电备自投及闭锁逻辑设计.广西水利水电，2015（5）：49-51.

[3]甘磊，丘栋.通过PLC实现厂用备自投的工程实践[J].红水河，2012（4）：25-28.

[4]袁艳艳，黄卫平.赞比亚Lunzua水电站厂用电系统二次设计，广西水利水电，2015（3）：29-31.

[5]GB/T 14285—2006，继电保护和安全自动装置技术规范[S].

[责任编辑：钟声贤]

【作者简介】梁启东，男，广西南宁人，工学学士，任职于中国能源建设集团广西电力设计研究院有限公司，从事水电站电气二次设计工作；覃贵芳，女，广西河池人，工学学士，任职于广西水利电力职业技术学院，从事发电厂相关教学工作。

作者：梁启东 覃贵芳

水电站厂用电应用分析论文 篇2：

水电氢能发展理念与关键技术研究

摘要：为响应中国实现“碳排放达峰后稳中有降”目标，加快绿色低碳发展，实现绿色零碳理念，全面提高水电资源利用效率，在分析国内外氢能需求以及制氢技术现状基础上，结合水电站低成本电解水制氢工艺，论述了水电氢能技术经济优势。探索并提出基于水电站厂用电系统的氢电联供综合能源系统以及构建绿色零碳水电氢能自消纳系统实现方式等关键技术，提出了绿色零碳的保安电源与直流系统设想。提出的水电氢能发展思路具有较强推广价值，可将传统水力发电行业与制氢、储氢、用氢有机结合在一起，推动能源结构升级。

关键词：氢能; 电解水制氢; 氢电联供綜合能源系统; 水电氢能自消纳系统; 厂用电系统

中图法分类号： TK91

文献标志码： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2022.02.027

0引 言

氢气具备来源广泛、清洁高效和应用场景丰富等多项优点。作为可燃性气体，具有燃烧热值高，燃烧产物环保以及生产原料易得等优点。同时，氢气使用过程产物是水，可以真正做到零碳排放、无污染、可再生，是推动传统化石能源清洁高效利用和支持可再生能源大规模发展的理想媒介。目前，氢能被认为是最理想的清洁能源，也被看作是最具应用前景的能源之一，或成为未来能源的终极形式。发展氢能产业是全球能源技术革命和转型发展的重大战略方向，也是中国实现“碳排放达峰后稳中有降”目标、加快绿色低碳发展、全面提高资源利用效率的重要举措。

中国部分水电站存在弃水情况，特别是西南地区水电站弃水情况较为严重。国家能源局统计资料显示，2021年1～6月，全国主要流域弃水电量约53.64亿kW·h，水能利用率约98.43%。目前弃水电量算法尚未完全统一，根据不同边界条件计算得到的弃水电量存在一定差异[1-3]。而根据公开资料，2020年四川省弃水电量为202亿kW·h，主要弃水电量高度集中在大渡河干流，约占全省弃水电量的53%。若利用弃水电量进行制氢，可使得水力发电企业增加收益，提高资源利用效率。

目前水电站电能主要通过电力送出，在水电站电力外送过程中容易存在卡脖子情况，如上网电价定价及送出方向自主权不高[4-5]、调度运行受控[6]等情况。利用水电站电能开展氢能制备，可以扩展水电站电能消纳渠道。

目前，中国能源体系结构中，电能作为唯一的二次能源，其生产主要依赖煤炭、水能、太阳能、风能等一次能源。若能推广基于水电等清洁电能为载体的氢能，可以拓展中国能源体系结构[7]，增强中国能源安全。2019 年，中国氢能联盟发布《白皮书》指出：到 2050 年，氢能将在中国终端能源体系中占比达到10%，与电力协同互补，共同成为中国终端能源体系的消费主体之一[8]。然而，由于电网终端电解水制氢需要消耗电能过多，导致制氢成本高昂，氢能推广缓慢;同时目前以火电为主要电源的电网结构中，终端制氢也不利于碳减排。因此，实现水电站电能向氢能的转化，一方面可以解决中国水电站的并网和消纳难题，另一方面可以推动中国可再生能源制氢产业的发展，有助于中国能源结构的改变，进入氢能社会[9-10]。

本文以水电站内氢能开发和利用为背景，分析了氢能与水电站的结合特点，提出了基于水电站厂用电系统的氢电联供综合能源系统，以及构建绿色零碳水电氢能自消纳系统的水电站氢能开发关键技术研究思路。

1水电氢能发展前景

1.1氢能需求

氢气在中国主要作为化工原料用于生产甲醇、合成氨以及相关化工产品与化肥;其次是作为燃料，还有少量的高纯度氢气作为工业原料，如高纯度电子氢气等。根据预测，2030年前化工领域氢能消耗持续增长，2030年后化工领域整体产量将下降，氢能消耗也将随之下降[11]。但随着氢燃料电池[11]以及氢能汽车[13-15]等产品的研发、应用和推广，氢能在交通运输领域的消耗量将大大提升，以能源形式利用规模将逐渐增大。

氢燃料电池在重型交通领域相比锂电池具有更强的技术适应性。随着车重和续航的提升，燃料电池汽车成本将逐步接近甚至低于纯电动汽车。根据中国汽车工业协会数据，2020年，全球共销售氢燃料电池汽车9 006台，其中，中国1 177台。截至2020年底，中美日韩氢燃料电池汽车保有量达到30 185辆，其中，中国年氢车保有量为7 352辆。就销量结构上看，中国氢燃料电池车以客车和专用车为主。

在终端加氢设施方面，2020年全球主要经济体已建成加氢站527座，在运营504座。在运营加氢站中，欧盟以179座高居榜首，日本以137座紧随其后，中国以101座全面超过德国的89座位居第三。美国因疫情影响，在运营加氢站由2019年的48座降至2020年的42座，韩国则因此实现赶超，成为在运营加氢站第四多的国家。

目前，国际氢能产业发展已经到了关键机遇期。美国、欧洲、日本、韩国等主要工业化国家和地区已经将氢能纳入国家能源战略规划，氢能产业的商业化步伐不断加快。国际氢能委员会预测，到2050年，氢能产业将创造3 000万个工作岗位，减少60亿t二氧化碳（CO2）排放，创造2.5万亿美元的市场规模，并在全球能源消费占比达到18%。

中国氢能产业发展窗口期已经形成。近年来，中国政府对氢能产业的支持力度不断加大，以氢燃料电池汽车示范应用为牵引，将氢能列入国家能源发展战略的组成部分。根据相关公开数据，中国2020年氢气产量约为2 050万t。目前，中国处于氢能市场发展初期，氢气年均需求约2 200万t。根据中国氢能联盟预计，到2025年，中国氢能产业产值将达到1万亿元;2030年，中国将处于氢能市场发展中期，氢气年均需求将达到3 500万t。到2050年，氢气需求量将接近6 000万t，实现CO2减排约7亿t，氢能在中国终端能源体系中占比达10%，产业链年产值达到12万亿元，成为引领经济发展的新增长极。

由此可见，交通运输行业技术革新催生旺盛了氢能需求，双碳目标背景下冶金和化工对绿氢也有着巨大的需求，而传统氢能生产方式无法满足双碳政策下的氢能需求规模，亟待开发出新的大规模、可再生能源氢能制备方式。

1.2制氢技术

中国已具备一定氢能工业基础，全国氢气产能超过2 000万t，但生产主要依赖化石能源，消费主要作为工业原料，清洁能源制氢和氢能的能源化利用规模较小。目前国内制氢的主要方法有以下4种[16-17]：

（1） 天然气（含石脑油、重油、炼厂气和焦炉气等）蒸汽转化制氢。天然气蒸汽转化制氢是较传统的技术，以前常用于大规模的氢气供应场合（5 000 Nm3/h以上）。根据中国氢气用户分散且规模较小的特点，开发了低投资和低消耗的天然气蒸汽转化制氢技术，非常适合中小规模的氢气需求场合。在天然气丰富地区，天然气蒸汽转化制氢是最好的选择。

（2） 煤（含焦炭和石油焦等）转化制氢。煤制氢成本较低，但由于煤制氢工艺流程较长，通常适合于中、大规模的制氢装置（大于1 000 Nm3/h）。对于没有天然气资源的地区，而且装置规模较大，选择煤炭气化制氢技术是非常适宜的。

（3） 甲醇或氨裂解制氢。甲醇或氨裂解制氢流程比较简单，操作简便，易于控制，在甲醇供应充足的地区，而且氢气需求规模比较小的情况下（200 Nm3/h以下），具有较强的竞争力。

（4） 水电解制氢。水电解制氢气是最传统的氢气生产方式，但能耗高、成本高。

目前，国内由煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近 70%，工业副产气体制得的氢气约占30%，电解水制氢占不到1%。氢能高昂的使用成本是限制氢能大规模应用的主要限制条件，不同主流制氢方法的成本如表1所列。国内外能源企业结合其各自优势选择不同技术路线，纷纷布局氢能源生产与供给，煤制氢、天然气制氢、碱性电解水制氢技术和设备已具备商业化推广条件。

1.3水电氢能发展优势

在中国，氢能开发和利用主要集中在燃料電池技术的研发，无污染、零碳排放的工业化大规模制氢还处于起步阶段。政策方面，国家相关部委已出台了鼓励可再生清洁能源制氢的政策，可再生清洁能源中的风电、光伏属于分布式能源，和水电相比，不仅发电成本高而且发电容量较小。因此，利用成本低、效率高的水电大规模制氢有着无可比拟的优势，特别在中国拥有丰富的水电能源情况下，水电氢能的综合开发和利用在未来能源革命和氢能社会中将具有极其重要的地位。

中国氢气的市场大致分为燃料氢、化工氢、能源氢，对应的氢气市场价格分别为：6 MPa化工氢，1～5万m3/h供应量，直供价<1.5元/Nm3;20 MPa工业氢，100～2 000 m3/h，工业氢价为3.5元/Nm3;35 MPa以上能源氢，通过加氢站加注，6～20 kg/次，加氢站燃料电池用氢价格（扣除政府补贴）为4.5～5.0元/Nm3。

目前99.9%纯度的氢气一般采用水电解方式制取，电解制氢的电能均直接取自电网。按照0.725元/kW·h的电能采购成本计算，则2 000 Nm3/h产量的制氢站其全寿命周期的制氢成本约3.3元/Nm3，上述费用是考虑建设成本、运维成本及设备折旧之后的综合造价。而常规水电站其上网电价一般在0.25元/（kW·h）以内，部分小型水电站上网电站能低至0.08元/（kW·h）仍能保持盈利。若水电企业开展制氢业务，以0.25元/（kW·h）上网电价合算，相同电能若考虑用于电解制氢，按照1 Nm3氢气售价一般在4.5～5.0元/Nm3考虑，即使考虑新增设备的基础投入，氢能的营销收益将达到1.14元/kW·h，高于售电收益，即使考虑氢能运输成本，相应收益也将高于发电收益。而在未来氢能社会中，大规模氢能运输将主要依靠管道传输，届时氢气的运传输成本占比将较低。

由此可见，由于水电制氢在源头制氢，免除了电网输配电环节，使得水电成本制氢具有天然优势。由于氢能高昂的使用成本是限制其发展的关键因素之一，因此通过水电电能的规模效应，可显著降低氢能的生产成本，从而促进氢能的推广普及。本文认为：未来的氢能社会中，水电站兼具制氢和发电两种功能，两种功能对于水电企业而言效益相当、综合互补，水电将提供两种二次能源共同构建未来能源体系。

水电制氢本质而言，就是利用水的势差转化为电能，又通过电解水生成氢气和氧气，全过程副产品为清洁的水，完全无污染，绝对清洁。

1.4水电氢能前景预测

（1） 氢能利用有大规模的前景和空间，特别是交通运输领域能源替代、储能应用等。

（2） 目前氢能生产以化石燃料制氢为主，而国家正大力推动节能减排相关措施，未来非化石能源制氢如电解水制氢将有广阔的发展前景。

（3） 氢能发展的限制瓶颈是居高不下的氢能制备成本，如能解决上述限制瓶颈条件，将能极大地推动氢能的发展。

（4） 水电氢能因采用电解水制氢原理，其高纯度氢能非常适合氢燃料电池汽车、氢储能行业应用。水电制氢生产的低成本氢能，有利于扩大氢能的利用规模，规模扩大后的产业集群效应将进一步降低氢燃料电池、储氢、输氢的使用成本，推动氢能全产业链的良性发展。氢能利用的推广，使得氢储能规模提升成为可能，使得水电站从前期的发电为主、制氢为辅，发展为氢电联供，使得常规水电站也兼具蓄能储能的作用。

综上所述，水电氢能的引入将极大拓展氢能的开发和利用，对氢能产业带来革命性变化，使得上述产业分析中氢能的劣势（成本高）大幅减低，而“绿氢”的优势则进一步放大。同时，也将对传统水力发电的单一功能形成革命性的转变，将发电与制氢、输氢、储氢、用氢有机地结合在一起，有力推动全球能源结构的升级和无碳替代。

2构建氢电联供综合能源系统

以水電站厂用电系统为基础，构建水电站氢电联供综合能源系统，可实现利用水电站富余电力制氢、供氢、储氢、氢燃料电池供电的综合利用，特别适用于电力富余导致弃水的水电站，能有效提升水电站的运行经济性。

2.1系统构成

氢电联供综合能源系统以常规厂用电系统进行适当改造为基础，包括：电解制氢系统、储氢系统、储氧系统、氢燃料电池系统等。

图1为典型的水电站氢电联供综合能源系统示意图。水电站厂用电系统母线常规电源来自发电机端，当机组停机时可通过外来电源或系统倒送电获得电源，根据制氢系统规模，可选择采用厂用电中压系统（如10 kV）或低压系统（如0.4 kV）接入制氢AC/DC系统，输出电流为0～10 kA。

电解制氢系统所用电能来自于AC/DC系统，原料水来自用水电站内水资源，产生氢气、氧气的能力为0～10 000 Nm3/h H2、0～5 000 Nm3/h O2，若厂用电系统为考虑制氢储能后经过专门的改造，则上述产能可进一步增加。AC/DC系统为一套整流装置，输入端即为厂用电系统交流侧，输出端为电解制氢系统所需的直流电力。该系统包括半导体整流系统、控制触发系统、操作联锁系统。半导体整流柜具有稳压、稳流等多种运行方式。其调压范围为电解制氢系统额定电压的0～1.0倍，进而实现调节氢气生产速率。

电解制氢系统由电解槽、附属设备、碱箱、补水系统、碱液循环泵、控制柜、阻火器、一套完整的仪表装置及微机控制系统等组成。其中重要核心部件主要是：① 电解槽，用于电解水制氢气、氧气。② 附属设备，如 H2（O2）碱液分离器、H2（O2）碱液循环泵、H2（O2）碱液过滤器、H2（O2）分离器、H2（O2）冷却器、H2（O2）捕滴器、H2（O2）气水分离器、脱氧器、干燥器、再生冷却器等。③ 碱箱。④ 补水系统。⑤ 碱液循环泵。

电解制氢系统产生的氢气和氧气经过干燥、过滤等一系列处理后，送入储氢、储氧系统。存储方式包括高压存储（压力15～70 MPa）及低温液态存储等。

该系统一方面可作为储存系统，通过管道或车辆运输方式直接将氢、氧产品售出;另一方面，可按图1所示，接入氢燃料电池系统供水电站自身的需要。氢燃料电池系统以水电站自身制氢为原料，可生成直流电力向直流系统供电或通过DC/AC系统向厂用电交流系统反送电，其用途将在第3节介绍。

2.2运行控制策略

厂用电系统的用电负荷分为常规厂用电负荷和制氢负荷两大类。厂用电电源包括常规厂用电电源和氢燃料电池系统电源。

用电负荷的供电优先级为常规厂用电负荷>制氢负荷。常规运行情况下，优先保障常规厂用电负荷，通过控制制氢速率，使厂用电系统变压器基本处于满负荷状态。当常规厂用电负荷增加时，通过能量管理系统降低制氢速率，减少制氢负荷，保障常规厂用电系统用电。当常规厂用电负荷降低时，通过能量管理系统增加制氢速率，增加制氢负荷。若存在临时突然用电负荷增加，能量管理系统无法及时反应的情况时，则利用厂用变压器短时过负载能力，同时迅速降低制氢负荷，减少系统过负载运行时间。

用电电源的优先级为常规取电电源>氢燃料电池系统电源。常规运行工况下，优先从常规厂用电电源系统取电。当常规取电电源失电时，启用氢燃料电池系统，向负荷供电。

3构建绿色零碳水电氢能自消纳系统

水电氢能自消纳系统是基于上述制氢、储能双重作用的水电站厂用电系统，以氢燃料电池为基础构建保安电源及直流系统，达到替代柴油发电机及常规蓄电池等绿色零碳的目的。

3.1基于氢能燃料电池的水电站保安电源系统

目前，水电站的保安电源均采用柴油发电机冷备用的方式。当以柴油为燃料作为水电站保安电源动力源时，户内布置时需要设置专用的柴油机房、专用储油罐室、排烟通道;户外布置时需要外部连接的运输通道。不论户内、户外布置的柴油发电机均会在运行时产生大量的废气和噪音，即使是短时运行也极不环保。且水电站设置柴油发电机房和油罐油箱等储油装置，消防安全需特殊设计和考虑。

氢燃料电池通过DC/AC系统将直流电转换为厂用交流电源，接入并替换原柴油发电机回路，氢电联控装置通过逻辑判断水电站厂用电系统状态。当交流电压母线、正常交流工作电源失电，启动氢燃料电池为保安负荷供电;氢电联控装置根据保安负荷容量以及负荷特性，通过输氢控制单元控制储氢装置输送的氢气压力、流量和氢燃料电池输出的电压、电流、频率，保证供电电压和供电电流的稳定，提供良好的瞬态响应。上述技术方案中，氢燃料电池采用质子交换膜燃料电池，氢燃料电池容量根据水电站厂用电系统保安负荷的大小确定。

3.2基于氢燃料电池的水电站直流系统

水电站直流系统是为了给信号设备、保护、自动装置、事故照明、应急电源及断路器分、合闸操作提供直流电源。直流系统在水电站中是一个相对独立的电源系统，正常运行时由外部提供交流电源，经过直流充电装置整流后提供直流电源，在外部交流电中断的情况下，由直流蓄电池继续提供直流电源，以保证控制、保护设备的供电连续性。目前，水电站直流系统的电池大都采用铅酸或者镉镍蓄电池，无论是铅酸还是镉镍电池，都具有一定的腐蚀性和毒性，不仅需要专门的隔室单独布置，而且一旦泄露会造成严重的环境污染，甚至危及人身安全，因此需要采取相关防护措施。此外，蓄电池寿命有限，随着运行时间增加，电池的性能会逐渐下降，当蓄电池寿命到期后需要更换新电池以保证系统直流的连续、可靠供电。

以氢燃料电池替代铅酸蓄电池，提供了一种完全零排放、清洁环保的水电站“新直流系统”电源方式。基于氢能的水电站直流系统电源的氢气源可以来自电站弃水发电的电解氢，氢能燃料电池采用质子交换膜燃料电池。氢能燃料电池的容量根据水电站的直流负荷确定，容量在100 kW以内。在氢燃料电池电堆输出端设置电流变送器和电压变送器，实现对输出功率的实时监视。氢燃料电池控制柜采用PLC进行闭环控制，自动调节氢燃料电池的工作特性，通过反馈的负荷电流、电压等参数，对氢燃料电池进行自动调节，通过设置传感器，实现对电池、储氢设备各项参数的监视和发报警信号。传统直流系统由于电池容量有限，不能直接供负荷，而需要外部供交流电后，经充电装置整流给负荷供电，蓄电池仅作为备用，而且容量有限，备用时间不超过2 h。采用氢燃料电池后，只需提供足够的氢气，直流电源将不受备用时间限制，能够可靠保障负荷用电。同时氢燃料电池输出直流电压后，经过电压调节，直接接到直流主盘，然后由直流主盘给各个负荷点供电，减少了传统的充电装置环节。传统类型电池需要定期进行充电、放电，增加了能耗和运行维护工作量，而且电池具备记忆效应，导致电池的性能逐年下降，氢燃料电池不需要定期充放电，而且没有记忆效应。

3.3氢储能发电黑启动系统

水电站厂用电系统在某些特殊情况下会失去所有交流电源，包括机端自并电源，水电站在长时间全厂停机并失去所有交流电源的情况下是非常不安全的，因此，水电站往往都要求在厂用电系统设计时考虑在上述情况下能自启动并恢复厂用电机端自供电，即“黑启动”。电站“黑启动”的用电负荷包括电站进水口闸门、机组自并励起励电源等负荷。利用3.1节和3.2节的柴油发电机和直流电源氢能替代技术，可以有效兼顾黑启动电源系统的功用。

4结 语

虽然目前氢能生产以化石燃料制氢为主，但隨着国家大力推动节能减排相关措施，未来非化石能源制氢，如电解水制氢将有广阔的发展前景。水电氢能方式的引入，为实现低成本电解氢产业化提供了可靠的技术途径。本文提出的基于水电站氢电联供综合能源系统以及绿色零碳水电氢能自消纳系统，将传统水力发电行业与制氢、输氢、储氢、用氢有机地结合在一起，可有力推动能源结构升级和无碳替代，解决氢能上游产业链制氢高成本瓶颈，推动扩大氢能的利用规模，从而通过规模扩大后的产业集群效应进一步降低氢燃料电池、储氢、输氢的使用成本，最终推动氢能全产业链的良性发展。

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（编辑：郑 毅）

作者：梁波　崔磊　刘亚青　桂远乾

水电站厂用电应用分析论文 篇3：

黑启动在水电厂的可行性探讨与分析

摘 要： 介绍了棉花滩电厂在福建省电网中作用，说明在电网黑启动中所处的意义，并从棉花滩电厂现场设备直流系统、调速器系统、励磁系统、辅机系统以及监控系统等方面阐述了棉花滩电厂具备黑启动的条件，以及黑启动在棉花滩电厂的应用。

关键词： 棉花滩电厂；黑启动；试验

1、前言

福建棉花滩水电厂是福建汀江流域上游一座大型水电站，集水面积7907平方公里，站址位于龙岩市永定区境内，装机容量600MW，2001年投产发电，年平均发电量达15.2亿千瓦时，是福建省第二大水电厂，作为福建电网的主力电厂，在福建电网中承担着调峰调频作用，兼有防汛抗洪功能。电厂装有4台单机容量为150MW混流式水轮发电机组，两台容量为360MVA的主变及四条220kV馈线，电站的接线方式为两机一变扩大单元方式，220KV双母线联络运行，电源分别输送到龙岩地区及漳州地区，是福建闽西南地区电网中的主要电源之一。

2、电厂黑启动的意义

当某个局部电网系统因发生系统故障或自然灾害使得整个电网系统瓦解和崩溃，造成大面积停电，而在电厂方面，由于厂用电的消失，将造成机组无法正常开机，辅助设备无法正常工作，将造成设备的损坏，如水电厂因集水井水位上升无法抽出，将可能水淹厂房，在上游洪水来临之时因无法提闸而造成垮坝等重大事故。因此在事故停电后，为减小经济损失，及时启动黒启动措施，在不依赖别的网络帮助，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐渐扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复过程，减少系统停电时间，降低经济损失。因此，黒启动对于电网事故停电的快速恢复是十分必要和有效的。

在整个电力系统中，水电厂相对于其它电厂，其特点是机组及辅机系统简单，启动速度快，以水电机组的成功启动带动不具备黑启动能力的机组（主要指火电机组），应是理想的首选黑启动电源。因此水电机组的成功启动是各子系统启动、乃是整个电网恢复的基础和关键。

3、棉花滩电厂黑启动分析

当整个电力系统瓦解时，而棉花滩电厂四台机组又处停机状态时，将造成整个厂用电系统消失，厂用电的消失又使得机组不能正常开机。因此，在电厂失去外来电源的情况下，尽快恢复本厂厂用电是整个黑启动的关键。棉花滩电厂在无外来电源的情况下，主要是利用机组自动启动能力迅速开启机组恢复厂用电，即利用机组调速器压油罐残压进行启动，在恢复厂用系统正常供电后，然后逐步向电网系统供电，直到整个电网系统恢复正常。

3.1利用机组残压自启动能力开启机组恢复厂用电

机组的自动启动涉及到较多系统，如直流系统、调速器系统、励磁系统、控制系统、辅机系统，每个系统都是环环相扣，若有一个系统出现问题，则很可能造成开机不成功。因此，分析每个系统在失去厂用电情况下是否能够正确动作，才能确保机组自启动的成功。

直流系统是一个独立的电源，不受发电机、交流厂用电系统运行方式的影响，供电可靠性高，运行稳定，在电厂中给控制、信号、继电保护自动装置、监控、通信提供电源，给断路器提供可靠合闸电源，在厂用电消失时提供事故照明，给灭磁开关提供分合闸电源，在机组开机建压时提供起励电源。因此，直流系统的正常供电是整个黑启动的前提。棉花滩电厂直流系统运行方式为浮充电运行方式，正常情况下直流电源由充电柜将交流电源转为直流电源供给所需直流负荷，以微小电流向直流蓄电池充电，保持蓄电池正常充满电，当交流消失时，由蓄电池向直流负荷供电，保证控制、信号、继电保护自动装置等设备的正常运行。棉花滩电厂共有四套独立的直流系统，分别为厂房直流系统、升压站直流系统、监控直流系统以及通信直流系统，每套直流又有二组独立的蓄电池组，分别向二段直流母线供电，每段直流母线可独立运行也可联络运行，保证直流负荷不间断供电。经计算厂内蓄电池容量完全能够满足所有厂内直流负荷的较长时间供电，能够保证机组黑启动过程中直流负荷的供电时间。

调速器系统是整个机组正常运行控制的心脏，机组的正常运行是由调速器液压系统控制导叶开度来控制进入水轮机转轮的流量，而调速器接力器的操作能源是压油罐里的压力油，由高压气系统和压油泵共同形成。经实际测得棉花滩电厂在机组停机状态下，压油罐油泵间隔30分钟需打压一次，在机组运行中油泵间隔3分钟即要打压一次，油压下降较快。并且压油罐油位不能低于最低操作油位，否则当油位太低时，无法对导叶进行操作，将造成机组事故停机。因此，当厂用电消失油泵无法启动，利用调速器压油罐残压进行启动机组时，要求操作人员需第一时间进行操作，且操作时速度必须要非常快，快速将机组开启，并快速对主变零起升压，及时带上厂用电，恢复油泵打油，否则油压将无法维持，油位也将下降较快，可能造成机组事故停机，造成机组黑启动无法成功。

励磁系统是机组启动正常后能否正常建压的关键。棉花滩电厂机组对主变充电是采用机组对主变带220KV母线零起升压的方式进行，待电压正常后对线路进行充电。由于长线路存在对地电容的原因，有可能造成机组和线路电压过高，防止机组自激励磁。励磁调节系统采用直流电源和EUPS电源进行供电，机组起励电源由直流系统供给，因此，在厂用电消失时，励磁调节系统可正常进行工作，正常对机组进行建压。由于黑启动时因无厂用电，励磁风机将无法运行，故需注意励磁三相全控桥整流可控硅柜温度过高，可考虑在励磁柜加装励磁自用变，作为励磁风机电源。

辅机系统能否正常运行在整个黑启动过程中是否成功也是很重要。机组在启动前必须先投入技术供水，棉花滩电厂机组技术供水采用蜗壳取水方式，经电动阀供给，在厂用电消失时将无法开启，须人工操作，因此，在机组黑启动时应迅速将电动阀手动开启，给机组各冷却系统供水，保证机组运转后各冷却系统温度不超红线。主变的冷却系统为强迫油循环水冷却系统，在厂用电消失时，机组黑启动对主变零启升压时油冷泵将无法工作，导致主变油温上升较快，必须要以最快的速度将厂用电恢复启动油冷泵工作，控制主变油温在正常范围。

监控系统是全厂所有设备的控制中心。整个上位机和现场LCU均采用独立的UPS供电，在厂用交流电消失情况下，应保证整个监押系统能够正常工作。为保证能够长时间进行供电，在黑启动时可将部分只作监视显示器电源关闭，从而保证对全厂设备的监视与控制以及机组黑启动能够成功。

4、棉花滩电厂黑启动演练

棉花滩电厂运维部根据本厂情况制定了《棉花滩水电厂黑启动应急预案》，并根据此应急预案制定了黑启动演练方案，为保证棉花滩电厂黑启动能够成功，组织各生产人员进行培训学习，并每年安排一次黑启动演习。黑启动演习力求真实有效，将电厂其中一单元全停，机组机旁盘配电柜进线开关断电，模拟整个电网系统停电，全厂厂用电消失，进行电厂黑启动演习。利用#1机组残压手动开机对#1主变零起升压，成功后对220KV母线模拟送电，并达到向电網送电的目的。在每次实际演习中的主要问题是机组调速器压油罐的油压及油位下降较快，这就要求黑启动操作人员必须操作迅速，在全厂失电情况下，要第一时间内把机组启动成功，并快速对主变零起升压正常，使厂用电迅速恢复，否则黑启动很难成功。

5、结束语

电厂机组黑启动能否成功，对整个电网的黑启动，迅速恢复电网的运行，将起到至关重要的作用，因此电厂的黑启动的价值也就不言而喻了。

作者：陈松文