发变组单元接线方式加装出口断路器的改造

2017-07-31刘元博卞兴炜

电力安全技术 2017年6期

关键词：相角厂用电接线

刘元博，卞兴炜

(淮沪煤电有限公司田集发电厂，安徽淮南 232000)

发变组单元接线方式加装出口断路器的改造

刘元博，卞兴炜

(淮沪煤电有限公司田集发电厂，安徽淮南 232000)

某电厂接入特高压系统后，工作电源与备用电源的相角差偏大，影响了工作电源与备用电源间的正常切换。提出了3种改造方案，综合考虑优缺点后选取了加装发电机出口断路器的改造方案。改造方案实施后，解决了相角差偏大的问题，提高了机组运行的安全稳定性。

相角差；出口断路器；并联切换；闭锁快切

0 引言

某电厂1期1，2号发电机组为630 MW汽轮发电机组，采用发电机-变压器单元组接线方式，发电机出口电压为20 kV，不设发电机出口断路器。2期3，4号发电机组为660 MW汽轮发电机组，发电机出口电压为20 kV，装设发电机出口断路器。4台机组均通过全连接式离相封闭母线相连接，经主变压器接入500 kV系统。500 kV系统采用3/2接线，发电机采用自并励静止励磁系统。

厂用电接线方式为1台机组配置2台三相双绕组35 MVA，20±2×2．5 %/6．3 kV的无载调压变压器作为高压工作厂用变压器，中压厂用电采用6 kV电压等级，厂用母线分为A，B两段6 kV母线。正常运行时，每台变压器各带一段母线，每段母线设置1台开断容量为50 kA、额定电流为4 000 A的进线断路器，2段母线之间设置1台联络开关。

启动备用电源采用屋外敞开式断路器单列式布置，由A变电站220 kV线路供电。

在机组启停和事故跳闸期间，通过快切装置实现厂用电电源和启动备用电源之间的相互切换，以满足机组启停和事故期间厂用电的需求，保证机组的安全启停。

1 改造的必要性

该电厂在2013年9月接入某特高压站后，由于1 000 kV B站与当地500 kV电网不发生直接电气联系，220 kV线路所带的启备变与电厂高厂变之间的相角差要求有可能得不到满足。随着电网运行方式及网架结构的改变，相角差有进一步增大的可能。根据华东设计院对特高压电网、电厂500 kV母线与220 kV A站运行相角的计算分析结果，发现相角差受系统运行方式影响较大，在典型运行方式下，启备变低压侧和高厂变低压侧的相角差达到22°—35°。

通过和6 kV快切装置的厂家沟通，得知快切装置在并联切换方式下可设定的最大相角差为20°，当相角差超过20°后，除非解除快切闭锁，否则并联切换不会成功。该电厂1，2号机在机组启动时，都会遇到此类问题；3，4号机因发电机装设了发电机出口断路器，厂用电直接从500 kV系统受电，故不存此类问题情况。若相角差过大，强行切换解除快切闭锁，则可能损坏运行中的一次设备。

接入1 000 kV系统使该电厂厂用电工作电源和备用电源间存在相角差偏大的问题，这对电厂的安全生产造成非常大的安全隐患，必须采取措施予以解决。

2 改造方案的比较

针对相角差偏大、厂用电切换过程中出现的问题，现拟3种方案尝试解决。

2.1 方案1

在开关站增加1台电压变比为500 kV/220 kV、容量为10 MVA的联络变，1台500 kV开关，1台220 kV开关及相应隔离刀闸、接地刀闸、CT等设备。开关站已设置备用龙门架。

优点：彻底解决相角差的问题。

缺点：500 kV系统(与1 000 kV系统联系)通过联络变和220 kV系统联系起来，将增大220 kV系统的短路电流水平，故应考虑220 kV系统开关额定短路开断电流、保护CT误差限值系数等参数是否满足要求。现实中，随着大电源的大量接入，有些220 kV电网短路电流水平大大超出开关实际开断容量，不得不将电网分区分片运行。此外，此方案改造费用昂贵，且施工难度大。

2.2 方案2

机组采用2次并网模式实现机组启动过程中的厂用电切换，改造厂用电切换的二次回路设备，在机组6 kV电源进线开关和备用电源进线开关之间加装同期装置。机组启动并网前，先进行6 kV厂用电同期并网切换，然后断开6 kV备用电源开关，使发电机孤岛运行，最后进行500 kV开关同期并网运行。

优点：能解决相角差偏大的问题，改造成本相对较低。

缺点：要进行多次试验，证明发电机能实现孤岛运行要求；由于并网点较多，且运行操作方式复杂，造成运行控制难度高。

2.3 方案3

在发电机出口加装出口断路器(见图1中的点划线矩形框部分)，把发电机出口与主变压器之间的封闭母线割开，选定合适位置加装出口断路器及其附属设备。

优点：能彻底解决机组启停期间厂用电切换时备用电源和工作电源间相角差大的问题，在机组启停和检修期间厂用电直接取自本厂500 kV系统，无需外购电量，减少外购电成本。

缺点：涉及一、二次回路改动，且投资比较大，施工周期比较长。

综合分析以上改造方案，结合工程难度、资金投入和后续运维情况，最终采用了方案3。

3 改造方案的实施

通过对现在主流发电机出口断路器厂家的调研，并在华东电网的指导下，着重对ABB公司和ALSTHOM公司进行考察，最终选定ABB公司的HEC-7型发电机出口断路器。

图1 1号发电机加装出口断路器接线示意

在2015年1号机A级停电检修期间和2016年2号机A级停电检修期间，根据设备选型和设计图纸要求，对发电机出口断路器进行改造。根据施工要求，安排专业人员对各个工序进行严格把关，包括封闭母线的切割、出口断路器吊装、出口断路器整体安装、回路接线、并网同期点重新选择、单体调试、整组试验等，确保改造工作的顺利实施。

(1) 由于加装了发电机出口断路器，发变组保护出口方式也发生了相应改变。在加装发电机出口断路器前，出口方式为全停，即跳开500 kV边断路器5011、跳开中断路器5012、跳开灭磁开关、关闭主汽门，及启动厂用电切换。改造后，发电机、励磁变保护动作后，只跳开发电机出口断路器2001、跳开灭磁开关，关闭主汽门，此时主变及高厂变仍继续运行(当主变或高厂变保护动作后，才采用全停出口方式)。

(2) 发变组差动保护配置也做出相应调整。改造前，发电机差动保护采用发电机机端与中性点CT；改造后，发电机差动保护采用发电机出口断路器CT与发电机中性点CT构成，与主变差动保护范围重叠，避免了保护死区。

(3) 为防止发电机差动保护在并网时误动作，差动保护两侧CT选用型号相同、变比一致、伏安特性曲线基本一致的TPY暂态型电流互感器，同时在整定计算中考虑了不平衡电流的影响，可有效避免暂态时误动。

(4) 加装出口断路器后，并网的同期点改为由出口断路器两侧电压互感器实现。

4 改造后的安全性和经济性分析

4.1 安全效益

在发电机出口加装断路器，彻底解决了在机组启停期间因厂用电的工作电源和备用电源间相角差过大问题，避免了切换时对一次设备产生冲击和切换不成功的问题。从安全角度来说，保证了机组启停的安全，避免因切换不成功发生跳机停炉等事故；规避了因相角差偏大造成切换时形成的环流对一次设备的巨大冲击，从而有效保证了电厂一次设备的运行安全。

4.2 经济效益

1台发电机加装的出口断路器总费用大约1 000万元。由于机组启停机和检修期间厂用电源可取自该厂的500 kV系统，无需向外购电，根据历年来机组启停和检修期间所消耗的电量计算，改造后每年可节约外购电费约100万元。在机组启机过程中避免了一次快切不成功导致的停机停炉事件，可挽回经济损失约110万元。综合计算，预计4—5年即可收回改造成本。

加装出口断路器避免了因相角差偏大造成切换时形成的环流对一次设备的巨大冲击，延长了设备的使用寿命，降低了维护成本和维护工作量，这种隐形的经济效益也是长期存在的。