几内亚苏阿皮蒂水电站机组出口断路器设置分析论证

郭亮辉，逄 亮，杜才明

(中国水利电力对外有限公司，北京 100120)

苏阿皮蒂水利枢纽项目是西非几内亚共和国孔库雷河梯级开发的第二级，距首都科纳克里约135 km。本工程水库正常蓄水位210 m对应库容63.17亿m3，装机容量450 MW，工程等别为Ⅰ等，工程规模为大(1)型。主要建筑物有碾压混凝土重力坝、坝后厂房、进场公路及桥梁等。

电站装机4×112.5 MW=450 MW，保证出力184 MW，建成后为区域主力电站。发变组单元接线，机端电压15.75 kV，通过225 kV双回线路与下游约6 km的凯乐塔电站(装机240 MW，2015年6月投产)联网，电力主要送科纳克里。从225 kV凯乐塔变电站，已建30 kV双回施工电源至电站工地，发电后作为系统供给电站的备用厂用电源。工程于2016年4月开工，计划2020年9月首台机投产发电，2021年1月工程竣工。

关于机组出口断路器(以下简称GCB)，法国电力局的预可研、法国咨询Tractebel公司(TEF)的初期意见是不设置，但中国的初设总报告、业主要求中又有设置。技术经济上的可行性到底如何，论证由此展开。

1 行业现状

对于单元接线发变组之间是否设置GCB，规范并无明确规定，国内外的通行做法也不一致。国内前期的大中型机组基本上不设置，但近年来有增加配置的趋势。法国电力局在几内亚规划的电站，含已投产的凯乐塔，本工程以及其它电站的预可研设计是不设置的。TEF参建、世界范围内已运行多年的数十个大中型电站，也绝大多数未设置，运行正常。由于该断路器并非普通配电型断路器，性能要求特殊，指标参数严苛，大容量断路器的设计制造长期以来被西门子、ABB等国外极少数企业垄断，价格昂贵。近年来国产化进程已取得了一定进展，对于整个水电站，该设备成本所占比重小，所以国内设计已逐步倾向于设置。

GCB的设置与否，应该说技术上各有优缺点。如果电站的实际情况满足不设置的条件，则不设置的技术经济性较好。如果是调频电站，并且系统、外来备用厂用电不可靠，则应设置。另外，不设置对机组灭磁系统、主变高侧断路器，以及有关继电保护、自动装置可靠性有较高的要求。因此，需结合机组的运行方式、系统外来厂用电源的可靠性等诸多因素统筹考虑，并完善厂用电接线、强化有关技术措施。本工程具体情况及GCB设置的优缺点分析如下。

2 机组运用方式

2.1 电气主接线

225 kV为双母线接线，发变组为一机一变单元接线，无发电机电压母线，无近区中压供电出线，无高压备用厂变。发变组之间采用离相金属封闭式母线，绝缘可靠性高。机端厂用变(图1中1ST、2ST)从1、4号发电机封闭母线引接。

图1 苏阿皮蒂水电站电气主接线图

如果不设置GCB，机组启停操作从主变高侧并、解列，厂用变随同切换操作，将影响厂用电的连续性，因此不适用于调峰运行、频繁启停的机组。

2.2 机组运用方式

坝址以上流域面积10 800 km2，总库容63.17亿m3，调节库容39.4亿m3，年均来水103.3亿m3，属多年调节水库，旱季保证出力184 MW。现电网最小负荷系数k(Pmin/Pmax)=0.7，将来按0.6进行测算。通过历年逐月来水量、调节库容演算的逐月发电量、平均出力、最大出力、最小出力如表1。

表1 发电量及出力表

数据表明旱季最低出力在145～150 MW，能保持2台机带基荷运行，其余机组调峰，7-10月主汛期，最低出力210～267 MW，能保持3台机带基荷运行。由于下游凯乐塔电站为径流式电站，水库无调节能力，与本电站应基本等比例出力运行，所以也至少有1台机常年带基荷运行。因此，不管是本站机端厂用电，还是外来备用厂用电，供电可靠性有保障，为发变组单元接线形式取消GCB提供了基本条件。

3 外来厂用电源

全站停机检修期间，或带机端厂用变的两台机组因故停机时，需要可靠的系统或外来厂用电源。现有两路30 kV临时施工电源从凯乐塔变电站引接，分别从该变电站225 kV Ⅰ、Ⅱ段母线直接降压而来。本工程投产发电后，该两路30 kV外来电源作为永久线路，分别对400 V Ⅰ、Ⅱ厂用母线供电，与机端厂用电源互为备用，自动切换。因此，若不设置GCB，其电源数量也符合设计规范对大型水电站的有关要求。

4 GCB的工作条件

发变组单元接线，主变高压侧断路器与GCB，两台断路器相互串联，都能实现机组的解、并列，也都能切除外部，以及发变组内部的短路故障电流。

从可靠切除故障来说，多一台断路器，多一重保障。如其中一台拒动，另一台能无时间级差地、不扩大停电范围地动作切除，似乎可靠性高些。但其中任一台故障，又都将导致该台发电机组不能运行，断路器本身的故障概率也增加了一倍。所以说串联运行设备并非越多越好，同一功能和作用的串联设备，应该是简单更可靠些。

GCB之所以价格昂贵，并非该设备作用特别大，质量特别好，而是因为其所处工作位置特殊，在该点切除的短路电流要比主变高侧大得多、也复杂得多，设计制造标准高、难度大。机端短路电流具有直流分量大、回路阻抗小等特点，GCB需要开断、关合的峰值、稳态短路电流在本站将数十倍于主变高侧。在短路开断直流分量、失步电流，应对瞬态恢复电压陡度高等方面有特别的、严苛的指标要求。所以选择安装GCB，在该位置切除短路故障电流要求很高，容量越大难度也越大，风险也越大，代价也越大。这也是大中型机组在GCB的设计选型方面偏向于谨慎的原因。

5 优缺点及注意事项

综上所述，本站不设置GCB在技术经济上是可行的，其主要优点为：

1)由主变高压侧断路器切除的故障电流、直流分量大幅减小。对来自于发变组、系统的各种短路故障电流，通过主变高压侧断路器切除，比GCB切除要小得多，并且被主变有效隔离了直流分量，有利于断路器的设计选型和快速可靠切除故障。

2)降低了机端15.75 kV系统短路故障概率。增加GCB还要配套增加隔离开关、地刀等三相联动设备，短路故障概率增加。发电机和主变之间的连接为离相式全封闭金属结构，应尽量不外引连接其它三相设备，以保持其高绝缘可靠性。

3)避免了GCB本身一旦出现重大故障，将长时间影响发电机运行。

4)主变中性点接地运行数量减少(几内亚为全部主变中性点直接接地)，使225 kV系统近端零序短路电流下降，减轻接地故障对设备的损害。

5)主变年运行小时等同于机组的年运行小时，年平均下降约50%。每年因此减少主变空载损耗约120万kWh。

6)节省了GCB及其测控、保护装置的相应费用。

缺点及注意事项为：

①启停机组时，机端厂用变同时投退，厂用电倒换操作较多，影响其连续性、稳定性。

②启停机组使主变高侧断路器频繁动作，内外部故障由其独立切除，要求其电气、机械寿命长，可靠性高，否则一旦拒动，将扩大停电范围；一旦故障，将影响机组发电运行。

③发变组内部故障时，故障电流熄灭依赖发电机灭磁可靠动作，发电机提供的短路电流的衰减有一个过程，可能加大故障对元件损害程度。

④几内亚目前接地方式下，225 kV零序网络及零序阻抗随机组运行台数动态变化，增加了零序保护整定计算的复杂性。

⑤发电机、主变电气试验时，需要甩开封闭母线连接，不够方便。

6 结 语

机组调度运行方式，系统外来的备用厂用电源的取得方式及其可靠性，是发变组单元接线是否设置GCB的基本条件，苏阿皮蒂电站基本满足不设置的条件。GCB设置与否，并不存在一个完美的解决方案，优缺点都比较明显，结合电站、电网实际，最终采用了不设置的方案。由于机组的启停操作频繁，因此需要通过主变高压侧断路器来完成，选型配置中对其设计机械、电气寿命提出了更高的要求。在有关225 kV系统零序电流保护整定计算中，进行最小运行方式下的灵敏度校验，以保证设备和系统的安全可靠运行。