某钢厂70 MW发电机组并网方案

叶赵洋

（杭州汽轮工程有限公司，浙江 杭州 310000）

1 厂内变电站运行方式

66 kV东母、西母分列运行，变电站总负荷约150 MW，66 kV变电站1#、2#主变上东母，3#、4#主变上西母。由于变压器阻抗低（短路阻抗9.24%左右、容量55 MVA），提供的10 kV母线上短路电流约为21.7 kA，因此正常运行时4台主变均要求为分列运行。变电站10 kV母线上断路器分断能力为80 kA，考虑系统侧提供短路电流较大，为保证10 kV短路后断路器能安全可靠开断故障电流，通过4#主变低压侧增设线路电抗器的方式限制短路电流。电抗器选择额定电流为3 500 A，电抗率12%[1]。66 kV变电站主接线如图1所示。

图1 66 kV变电站主接线示意图

2 自备电厂接入系统

2.1 发电机升压66 kV接入方案

厂内母线运行电压有66 kV和10 kV，自备电厂新增设70 MW发电机接入系统。由于发电机容量较大且受电站系统66 kV母线电压的限制，因此目前国内油浸式变压器厂家无电压等级为66 kV，容量70 MVA以上定型产品直接通过升压变接入66 kV母线。变压器由厂家定制，采购成本较大，并且大容量发电机通过变压器接入低电压等级（低于110 kV）方案在国内实现较少，不推荐使用该方案并网接入[2,3]。

2.2 风机房10 kV接入系统

目前厂内设有风机配电室，其母线电压等级为10 kV，70 MW发电机可通过风机配电室高压柜2AH 2#电源进线接入系统，直配线和厂用负荷由发电机供电（见图2）。

图2 钢厂70 MW发电机组接线

2.2.1 发电机接入系统

风机房1#电源进线引自66 kV变电站4#主变10 kV侧，其电缆为YJLV-8.7/15kV 3×3(1×630)，真空断路器为VS1-12 2000 A/31.5 kA，柜顶母线铜排尺寸为120 mm×10 mm。

考虑适当裕度，风机房1#电源进线电缆电流控制在1 800 A以内，输送功率25～30 MW是可行的。风机房高炉鼓风机正常运行时功率约为12～14 MW，则电厂通过2#电源进线可输出功率按37～42 MW考虑即可，输送42 MW功率时电流约为2 500 A。考虑适当裕量，对风机房2#电源进线柜进行改造，断路器参数更换为3 150 A/31.5 kA，电流互感器参数更换为3 000/5 A，柜内进出线铜排改为双拼120 mm×10 mm铜排。

2.2.2 发电厂直配线

4台主变部分负荷改为发电厂直配供电，共设4回直配线，分别为160烧结（负荷约18MW）、120烧结（负荷约6 500 kW）、1.2万制氧（负荷约11 MW）以及8000制氧（负荷约8 000 kW）[4]。

2.3 各运行工况校核

正常运行时，发电机出力为65 MW，直配线和厂用电负荷由发电厂带，则发电厂所带负荷约为47 MW，通过联络线输送功率约18 MW。考虑除去直配供电负荷，变电站各变压器10 kV侧负荷如下：1#主变压约26 MW、2#主变约30 MW、3#主变约16 MW、4#主变约27 MW，扣除联络线后4#变从系统受电约9 MW[5]。

（1）发电机故障，跳发电机出口断路器。此时4#主变所带负荷包含发电厂负荷47 MW和4#主变10 kV侧负荷27 MW，总共74 MW。直配线回路由联跳压板，联跳负荷约30 MW，保证4#主变不过载。联跳掉的负荷切换至另一回路，由各台变压器供电。

（2）任何一回直配线故障。160烧结负荷最大，如果160烧结回路跳闸甩负荷，电厂通过联络线送出功率约36 MW，电厂联络线及风机配电房1#电源进线不会过载。如果直配线电抗器差动跳闸甩掉所有直配线负荷，发电机出力超过40 MW，则应将发电机出力调整到40 MW以内，确保风机房1#电源进线电缆不超载。

（3）发电厂并网联络线故障。发电厂联络线故障跳闸后汽轮机会改为频率控制，如果能稳住则通过电厂侧联络线重新同期并网，稳不住则失压跳电厂直配线。风机房1#电源进线故障时，发电机高周或低周切机，同时联跳直配线。直配线保留负荷应小于15 MW，确保风机房1#电源进线不过载[6]。

（4）66 kV架空线故障。发电机低周低压跳发电机出口断路器，联跳电厂直配线。要求66 kV架空线停用重合闸或者采用检无压（或同期）重合闸等方式，确保电网侧变电站操作不对发电机造成冲击。如果线路未停用重合闸，则发电机频率电压异常保护整定时间应小于重合闸时间，并保留一定安全裕度。

（5）4#变故障。如果10 kV侧有备自投的话，备自投应联跳风机房的联络线，避免对发电机产生冲击[7]。

2.4 接入系统相关保护配置要求

（1）风机房1#电源进线两侧设光纤差动保护装置。

（2）电厂至风机房2#电源进线的并网联络线两侧设光纤差动保护装置。

（3）4#主变相连的66 kV架空线停用重合闸或者采用检无压（或同期）方式重合闸。

2.5 直配线及并网联络线限流设备选型

70 MW发电机通过风机配电室2#电源进线接入系统，4#主变10 kV侧系统提供短路电流约21.7 kA。通过增设4#主变低压侧电抗器，限制短路电流至12.7 kA。尽管已限制系统侧短路电流，发电机提供短路电流仍有约34.8 kA，发电机并网后如果不设置限流电抗器，则会导致短路电流超标。因此，采取在4#变10 kV联络线、直配线、厂用进线处分设电抗器[8]。

（1）厂用分支电源进线限流电抗器：电站内10 kV母线分别承载引风机、循环水泵、给水泵以及厂用变压器，负荷总共约4 935 kVA。电抗器额定电流选择1 000 A，电抗率按4%。

（2）直配线限流电抗器：负荷总共约43.5 MW，计算电流约为2 400 A，考虑一定的余量及限流影响，电抗器额定电流选择4 000 A，电抗率按10%。

（3）联络线电抗器：负荷包含1#电源进线输送功率按25～30 MW和风机房高炉鼓风机正常运行时功率约12～14 MW。电厂通过2#电源进线可输出功率37～42 MW，当考虑最大工况输送42 MW功率时，计算电流约2 500 A。故电抗器额定电流选择3 000 A，电抗率按12%[9]。

根据以上参数，计算增设限流电抗器后短路电流数据，具体见表1。

表1 限流后短路电流数值表

根据限流后的短路电流数据，电抗器母线侧断路器分段能力选择为31.5 kA。

2.6 电抗器损耗估算

为限制短路电流，在4#主变低压侧、并网联络线、直配线等处设置普通空心限流电抗器。

由于空心限流电抗器的损耗主要为电阻性损耗，与电流的平方成正比，设置电抗器会引起一定的损耗，但与此同时电厂并网后66 kV变电站内各台主变负载均降低，负载损耗降低明显。

电抗器实际运行时损耗计算如下文所述。

（1）直配线电抗器额定电流为4 000 A，额定电抗百分比为10%，额定电流下单相损耗小于18.5 kW。直配线正常运行时负荷为43.50 MW，运行电流约2 400 A，直配线实际运行时每相损耗为（2 400÷4 000）²×18.5≈6.66 kW。

（2）厂用分支电抗器额定电流为1 000 A，额定电抗百分比为4%，额定电流下单相损耗小于4.56 kW。厂用电计算容量为4 935 kVA，运行电流约为270 A，厂用分支实际运行时每相损耗为（270÷1 000）²×4.56≈0.34kW。

（3）联络线电抗器额定电流为3 000 A，额定电抗百分比为12%，额定电流下单相损耗小于17.16 kW。联络线正常运行时负荷为25 MW，运行电流约为1 500 A，联络线实际运行时电抗器每相损耗为（1 500÷30 00）²×17.16≈4.29 kW。

（4）4#主变低压侧电抗器额定电流为3 500 A，额定电抗百分比为12%，额定电流下单相损耗小于18.11 kW。4#主变正常运行时从系统下载负荷为14.10 MW，电流约为846 A，4#主变低压侧实际运行时每相损耗为（846÷3 500）²×18.11≈1.06 kW。

从以上计算结果可以看出，发电机正常投运后电抗器引起的损耗并不大，4组电抗器在正常运行方式下总损耗约36.36 kW。而由于发电机并网，66 kV变电站4台主变的负载损耗由463 kW降为166.3 kW，共降低了约296.7 kW。由此可见，该方案发电机并网后整个钢厂虽然增加了限流电抗器，但主要设备损耗是大大降低了而不是提高了，因此该方案具有可实施性[10]。

3 结 论

通过对以上两种方案的分析以及对10 kV并网接入方案各关键参数的计算研究，认为大容量发电机直接接入厂内10 kV系统方案较为可靠且经济性更高。在实际工程中，接入系统方案除了考虑技术的成熟性、经济性之外，更应该结合项目本身实际的运行情况选择。本文针对项目现场的实际情况，提出了对大容量发电机通过厂内负荷自用、限流并网直接接入10 kV系统的方法，并对该方案的各工况、限流设备的选择进行了分析。通过该方案的讨论，对工程设计人员在实际设计过程中遇到类似项目的主接线并网方案提供了新的思路。