百龙滩水电站水轮机技术改造对电气设备影响探讨

刘 慧 琳

(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 530007)

1 概 述

百龙滩水电站共装设6台单机容量为32 MW的灯泡贯流式机组，发电机出口电压为10.5 kV，功率因数0.95，采用两机一变扩大单元接线；发电机中性点经接地变压器高阻接地；电站110 kV出线一回，采用线变组接线；220 kV侧采用单母线分段带旁路接线，出线三回。110 kV与220 kV之间联络通过三卷变压器实现。

因长期运转，原日本富士电机厂生产提供的发电机定子产生缺陷，拟更换为杭州江河生产的发电机定子。本次改造1号发电机定子，其余发电机组不变。对1号发电机定子进行技术改造后，根据机组厂家提供的资料，1号发电机定子绕组纵轴超瞬变电抗较原设备值降低，1号发电机出口短路电流也相应增大，同时随着电网的不断发展，接入系统侧的阻抗参数也有了较大变化。为保证电厂的安全运行，本文对相关电气设备重新复核，同时对各主要电气设备产生的影响进行了探讨。

2 短路电流影响

本文根据改造后1号发电机厂家提供的参数重新进行短路电流计算，复核内容包含电气主接线中各短路节点及各分支回路的所有额定电流、转移电抗、计算电抗、t为0～4 s的三相短路电流周期分量，发电机出口设备短路电流的直流分量。并根据短路电流计算成果对发电机断路器、隔离开关、电流互感器等主要电气设备的参数对设备产生的影响进行校验。

短路电流计算电气主接线示意见图1，短路电流计算阻抗示意见图2，周期分量短路电流计算成果见表1，d11点非周期分量短路电流计算成果见表2。

图1 电气主接线示意

图2 阻抗示意

短 路 点0 s周期分量Iz″/kA0.2 s周期分量Iz″/kA1 s周期分量Iz″/kA4 s周期分量Iz″/kA220 kV母线 d109.559.349.49.68110 kV母线 d943.923.984.091号、2号机扩大单元出口 d1143.2939.8939.7339.641号发电机出口(扣除本机后)35.4933.9533.9133.932号发电机出口(扣除本机后)36.1434.2934.1734.063号、4号机扩大单元出口 d1242.6639.5639.4939.533号发电机出口(扣除本机后)35.5133.9633.9233.954号发电机出口(扣除本机后)35.5133.9633.9233.955号、6号机扩大单元出口 d1355.6852.7352.6652.75号发电机出口(扣除本机后)48.5347.1347.0947.126号发电机出口(扣除本机后)48.5347.1347.0947.121号电抗器低压侧 d155.155.15.215.212号电抗器低压侧 d165.135.075.185.183号电抗器低压侧 d175.215.075.165.21

表2 非周期分量计算成果

3 主要电气设备的影响

1号发电机定子改造后，发电机额定电流不变，本文主要讨论针对1号发电机阻抗及系统阻抗的变化引起的短路电流的变化可能对设备产生的影响。

3.1 发电机配电装置主要电气设备的影响

根据三相短路电流周期分量对发电机配电装置进行复核，复核结果详见表3。

由以上设备参数复核成果得知：

(1)1号、2号发电机扩大单元及3号、4号发电机扩大单元回路的发电机出口断路器、厂用分支断路器、隔离开关、电流互感器等满足回路动热稳定要求。

(2)3号、4号发电机扩大单元回路及5号、6号发电机扩大单元的发电机出口断路器、隔离开关、电流互感器等满足回路动热稳定要求。

(3)3号、4号发电机扩大单元回路及5号、6号发电机扩大单元的厂用分支断路器的短路开断电流原设计要求为45 kA，实际配置仅为37 kA。如按电抗器前短路电流校验，不满足回路开断及动热稳定要求；按电抗器后短路电流校验，则满足要求。按《导体和电器选择设计技术规定》(DL/T 5222-2005)，可按电抗器后短路电流进行校验。但如厂用分支断路器至限流电抗器之间出现短路故障，当短路电流超过该断路器的开断能力时，则要进行闭锁，由发电机出口断路器及主变高压侧断路器进行跳闸，从而导致发电机、主变压器停运的情况，使事故扩大化，发电可靠性降低。而且，由于限流电抗器之前的短路电流过大，普通真空断路器无法承受其动稳定电流值，可能会出现断路器损毁的情况。因此，本文建议在条件许可的情况下对设备进行改造。

(4)主回路电缆热稳定复核：根据短路电流校验，主回路电缆所需的最小截面积为185 mm2，因此主回路采用的6根YJV22-3×240电缆并联，满足热稳定要求。

(5)铝母线。①热稳定复核：根据《水电站设计手册》第七章，C热稳定系数按导体断路器温度为70℃取87。根据校验，母线槽所需的最小截面为656 mm2，本工程现有铝母线最小截面为800 mm2，满足热稳定要求。②动稳定复核：1号、2号扩大单元及3号、4号扩大单元短路电流值分别为43.3 kA、42.7 kA，与改造前42.7 kA变化不大，对铝母线动稳定影响不大。5号、6号扩大单元受110 kV系统影响，短路电流值为55.68 kA，比原短路电流41.75 kA增加13.93 kA，对回路铝母线动稳定影响较大，本文建议对该设备单独立项，详细复核后确定是否改造。

3.2 对发电机回路断路器直流开断能力的影响

根据表2，本文对0.06 s时发电机回路各断路器开断直流分量参数进行复核，见表4。

表4 1号、2号发电机回路断路器开断直流分量参数复核

注：(1)由于收资得到的本工程发电机的出口断路器铭牌及参数表均不含最大开断电流直流分量参数，发电机专用断路器开断直流分量能力一般在60%以上，因此按60%进行估算；(2)1号厂用电分支断路器的参数取自百龙滩电厂厂用分支开关改造项目厂家资料；(3)由于未获得2号、3号厂用电分支开关设备的参数，本表不进行复核。

从表4可以看出，1～6号发电机回路断路器，1号、2号机扩大单元厂用电分支断路器开断直流分量能力满足回路要求，3号、4号及5号、6号扩大单元厂用电分支断路器开断直流分量能力目前无法复核，但本文认为，设备开断直流分量能力分别须不小于28 kA、不小于29 kA。

3.3 220 kV及110 kV设备的影响

根据表1，“220 kV及110 kV母线上周期分量短路电流值分别为9.55 kA、4 kA”，本文认为，相比1号发电机改造前(220 kV及110 kV母线上周期分量短路电流值分别为9.87 kA、2.08 kA)变化不大，对220 kV断路器(额定开断电流40 kA)、隔离开关(额定动稳定电流80 kA)、电流互感器(额定热稳定电流21 kA)及110 kV断路器(额定开断电流40 kA)、隔离开关(额定动稳定电流40 kA)、电流互感器(额定热稳定电流45 kA)没有影响。

4 1号发电机中性点设备的影响

4.1 1号发电机回路电容电流计算

本文根据《水电设计手册》进行电容电流计算，计入发电机、发电机电压母线、升压变压器、厂用变压器、励磁变压器及回路电容器电容值，经计算，1号发电机回路单相对地电容值为2.58 μF，回路三相电容电流值为14.72 A。

4.2 1号发电机中性点设备的影响

4.2.1 现有设备参数

(1)接地变压器：容量为35 kVA(过载后的容量)，一次侧额定电压为10.5 kV，二次侧额定电压为210 V，额定过负荷持续时间为5 min。

(2)二次侧电阻：电阻值为0.81Ω，运行时间为2 min(参数来源：现场发电机回路中性点设备铭牌)。

4.2.2 中性点设备的影响

本文根据对百龙滩水电站发电机中性点现有设备参数的分析，原富士电机公司的设计理念是中性点补充约3 A的电阻电流，以确保发生故障时，继电保护能及时检测出故障电流，做出相应动作。

根据《电力工程电气设计手册》，所配置的电阻的选择原则是使单相接地故障电流等于或大于电容电流，因此本文按该原则进行复核。

根据《水力发电厂高压电器设备选择及布置设计规范》 (DL/T5396-2007)第5.14.8条，单相接地变压器的过载系数一般可取4～6倍，本文考虑接地变压器的额定过负荷倍数取4，1号发电机中性点接地设备复核详见表5。

表5 1号发电机中性点接地设备复核情况

因此，按《电力工程电气设计手册》设计原则，本文认为，1号发电机中性点接地设备(接地变压器及小电阻)须进行改造。如按原富士电机公司的设计理念可不作改造。

2～6号发电机中性点设备不受1号发电机电容的影响，因此本文不进行复核。但结论同1号机，可根据电站实际情况确定是否进行改造。

5 结 论

本文就百龙滩水电站水轮机技术改造项目相关电气设备复核工作进行了阐述和研究。根据发电机厂家提供的参数复核短路电流计算，同时根据现场设备参数完成1号发电机回路电容电流计算，并针对1号发电机阻抗及系统阻抗的变化引起的短路电流的变化可能对设备产生的影响及1号发电机中性点接地设备选择进行了深入剖析，提出了解决思路和方案建议。百龙滩电厂运行时间较长，面临后续机组的改造，作者将跟进改造过程，持续对其他机组改造对相关电气设备的参数影响进行复核，形成更系统、全面的分析数据报告。