乌鲁瓦提水电厂一次主接线改造设计

2018-08-21邵彬

小水电 2018年4期

关键词：开关站出线主变

邵彬

(重庆市万州区三峰环保发电有限公司，重庆市 404000)

1 概述

乌鲁瓦提水电厂位于新疆和田河西支流上，距离和田市71 km，电站装有4台15 MW立轴水轮发电机，配置有2台40 MVA的油浸自冷式主变。110 kV为内桥接线，为户内式开关站；10 kV为两机一变扩大单元接线，2000年正式投产发电。

2 改造的必要性

原一次主接线在设计之初为了节约投资，高压侧采用了内桥接线方式。内桥接线投资少，接线简单；变压器投入退出复杂，影响出线运行；内桥断路器检修两个回路需要解列运行[1]；这种主接线方式适用于小型发电站和变电所并且变压器不经常切换的情况。在投运之初，由于和田地区负荷较小，并没有显露出110 kV内桥接线的局限性；但从2002年起，为了满足向兵团供电的要求，在原内桥接线的110 kV I段111M母线上增加了一趟出线1925乌兵线(见图1)，使原有的110 kV内桥接线方式发生了变化，变为非标准接线方式。随着和田经济的发展，用电需求进一步增加，该电厂逐渐成为和田地区主干电源。而现实的非标准接线方式给电网安全调度运行带来一定隐患，主要表现在：

(1)当主变发生故障或检修需要投入或退出时，需要切除1回或2回110 kV出线负荷，特别是乌兵线只有该电厂1个电源点，一旦1号主变检修消缺，将影响兵团生产生活用电；且两趟出线互为备用，切除110 kV任意一趟出线会危及和田地区电网的运行安全。

(2)主变的正常投运都必须将该变压器相关的断路器拉开，倒闸操作繁琐，停电范围非常大。如1号主变投运，需要涉及1150断路器、乌拉线1918断路器，乌兵线1925断路器等3个断路器的分合，给电厂的倒闸操作带来一定的安全隐患。

(3)继电保护在改造非标准接线后，只是将新增的乌兵线1925的电流互感器二次回路直接并入差动保护的高压侧，接线采用2根电流线共同接在一个端子上，与之继来的电流互感器磁饱和，二次负载问题均未很好的考虑，稍有不慎将严重影响保护动作可靠性。

正是由于存在上述问题，该厂主接线方式显然不能满足电网安全的要求，不能适应电网发展的需要，非常有必要对一次主接线方式进行改造。

3 设计原则及目标

改造本着节约投资，新旧设备互换性好，对原有设备改动最小的原则。对原主变压器高压侧间隔设备布置进行调整和优化，增加新设备，达到对一次主接线改造的目的，解决长期以来主变投运操作困难、可靠性差、运行及维护工作量大等诸多问题。通过技术改造，使主接线方式标准化，同时优化保护范围，保障设备和电网的安全稳定运行，大大提高运行人员的工作效率。

4 改造设计

4.1 主接线改造方式确定

目前常用的主接线方式有以下几种：

·单母线分段接线方式。

·单母线接线方式。

·双母线分段接线方式。

·带旁路的单母线接线方式[2]。

图1改造前电气主接线

如图1所示，全厂共有3条出线，双母线和带旁路的单母线方式虽然供电可靠性高，但因结构复杂，需增设设备较多；而以现有室内开关站的结构决定了无法增加过多的设备，且该接线方式投资较大，性价比不高，不予考虑。而对3～4回出线的主接线方式通常采用单母线或单母线方式，但采用单母线方式需要将原1150断路器拆除，工程量较大，当母线发生故障或对其进行工作时，三回出线均要停电，显然不利于电网的安全运行。

综上所述，将110 kV非标准接线改造为单母线分段方式更具有现实的意义。单母线分段接线方式具有随着社会发展可以随意增加出线间隔的优势，不会因为内桥接线方式限制出线数量的问题。其次，目前的非标准接线改造为单母线分段只需在室内开关站加装2台断路器和2台电流互感器，土建改动较小，更能符合现场要求和设计的原则。

10 kV侧原扩大单元接线决定了主变容量，要改变低压侧接线方式将会增大主设备投资。若改为单母线分段，目前的主变容量显然不能满足4台机组运行，需要更换更大容量的主变；若改为一机一变单元接线方式，虽然供电可靠性高，但增加更改的设备太多，不经济。因此，低压侧接线方式保持原有扩大单元接线不作更改(见图2)。

图2改造后电气主接线

4.2 断路器安装位置确定及选型

在开关楼内原主变高压侧出线间隔处原安装有隔离开关，本次改造将原隔离开关移装至该间隔墙体上，隔离开关混凝土底座拆除，用来安装断路器基础。

110 kV户内开关站高压断路器原采用手车式SF6断路器，配用弹簧储能操动机构。为保证设备的统一和互换性，高压断路器仍然选用原同型号的高压断路器，当主变高压侧断路器故障或检修时，可以使用备用SF6断路器进行更换，缩短停电时间。 SF6断路器参数根据主接线变化后的等效电路所产生的短路电流计算校核。

4.3 隔离开关操作机构选型

原隔离开关水平安装，操作机构为手动操作。由于隔离开关垂直安装，操作角度发生变化，且经过多个转角，手动操作费力且要求较高；因此，选择CJ6B电动操作机构进行操作，降低了运行人员的劳动强度。

4.4 电流互感器和穿墙套管的选择

原主变高压侧只设置有电容油纸式穿墙套管，该型穿墙套管维护量大，运行过程中需要经常对油位进行观察，且补油非常困难，维护不便；为了降低运行维护工作量，本次改造中选择干式复合穿墙套管。

根据保护、测量、计量的要求，本次改造还需在主变高压侧增设电流互感器。考虑到室内开关站间隔空间有限，可选择电流互感器和穿墙套管一体式，从而节约安装空间。一次设备安装示意图如下所示(见图3)。

图3主变高压侧设备安装示意

4.5 增加母线保护装置

原主变保护中已经包含了110 kV母线保护功能，在母线发生故障时，主变保护装置会动作切除故障点；但主接线方式改造后，主变保护将不能切除母线故障。母线是电力系统的重要元件之一，若母线未配置完善的继电保护，将会造成严重的后果。因此，根据规范中“110 kV以上单母线分段应设专用母线保护”的规定，应设置1套母线全电流差动保护装置，为了保证有选择性的切除任一段母线故障。同时，在母线保护屏中增设PT并列装置，实现对母线电压回路的操作(见表1)。

表1 保护跳闸逻辑配置

4.6 主变保护装置改造

原有主变保护装置是按照内桥接线配置，由4台保护装置构成，分别是主变差动保护WBH—812，高后备保护WBH—813H两台，非电气量保护WBH—814。主变保护屏本身不带三相操作箱，主变跳闸直接驱动各出线断路器，包括发电机断路器、10 kV近区线断路器和厂变断路器。而改造后，主变保护需要直接驱动新增设的断路器；因此，需要在原有主变保护装置上取消1台高后备保护装置，增加1台三相操作箱以及各类操作把手。此外，主变差动保护CT范围发生变化，主变差动现不需要再引用各线路、母联电流CT，只需要引至新增设断路器处电流互感器。主变故障时，低压侧发电机断路器全跳，高压侧新增断路器跳闸，从而保证线路不会跳闸。