极寒地区发电机组电气整套启动试运方案优化

宿 崇

（内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司，内蒙古 呼伦贝尔 021025）

0 引言

机组在主设备技改或解体检修后的启动试运工作一般分为分步试运、整套启动试运，整套启动试运又包括空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运[1]。其中，电气整套启动空载调试项目包括发电机转子绕组试验、发电机短路试验、励磁系统试验、同期系统试验及并网后试验等。在国内，电气整套启动试运的试验方法较为统一，对于投产大修后或技改后的机组而言，部分试验操作过于烦琐，缺乏必要性，特别是对于极寒地区，常规试验方案可导致设备寿命严重缩短甚至直接损坏。本文提出了一种新型电气整套启动试运方案，解决了极寒地区特殊环境下启动调试试验对设备寿命的影响。

1 工程概况

内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司（以下简称“该公司”）位于内蒙古自治区呼伦贝尔市陈巴尔虎旗境内的高纬度（东经119.74°，北纬49.36°）极寒地区，冬季最低气温零下43.6 ℃。该公司电气主接线中，500 kV电气主接线系统采用双回线路3/2主接线方式经呼北1号线、呼北2号线送出，发电机组容量2×600 MW，主变压器容量为720 MVA。该公司建厂10 a后进行了2号发电机出口加装断路器及配套发变组保护装置、同期装置的改造，投运前进行了电气分步试运和整套启动试运。

2 常规电气试运方案对极寒地区火电机组的影响

2.1 短路试验

短路试验是指发电机在额定转速下定子三相绕组短路时，获得定子稳态短路电流与励磁电流的关系曲线，用于检查发电机定子三相电流的对称性，判断线圈有无匝间短路，录取发电机短路特性并与制造厂出厂数据比较[2]。通过发电机或发电机—变压器组短路试验，还可以检查各组电流互感器CT（current transformer）二次幅值、相位、变比是否符合设计要求，保护装置采样值及监控测点的正确性，检查发电机、主变压器、高压厂用变压器及发电机变压器组等差动保护动作值是否在整定值允许范围等[3]。试验前，需要在发电机—变压器组各侧出线处安装好短路接地装置，如短路线或短路小车等[4]，然后直接通过调节发电机励磁电流控制定子短路电流，一次电流经过电流互感器感应到二次回路，从而实现验证一、二次电气回路的正确性，防止正式投产运行时继电保护误跳闸和机组的不正常运行。

该公司每年有9个月处于寒冷天气，机组停备时间较多，公司充油主变及高压厂用变压器长期处于低温环境，户外变压器内部油脂、绕组的温度较低，变压器使用的45号油则会出现局部冷凝现象，遇有极寒天气时，冷凝情况加剧，导致油内微水析出，如此反复出现大量悬浮水分，直接降低变压器油脂绝缘强度。另外，变压器温度极低，潜油泵等变压器结构边缘部位的油呈“冷凝”状态，黏度增大，突加电流运行时，潜油泵启动会出现泵体打滑现象，泵与低温油摩擦易产生静电，分解油脂出现瓦斯气体，发生故障跳闸等。因此，在极寒地区的极端环境下并不适合常规短路试验方案的应用。

2.2 同源核相及假同期试验

同源核相试验是指发电机—变压器组空载状态下由同一个电源给发电机—变压器组系统一次升压，校核电压互感器PT（potential transformer）一次相序与二次的接线正确性[5]，而假同期试验则是模拟同期并网的方式对同期系统增磁、减磁、升速、减速、合闸导前角等功能进行全面测试，核对无误后机组方可并入电网，避免发电机及电网遭受较大的电气冲击而造成电气设备损坏[6]。

该公司500 kV系统主接线为3/2接线，2号机组设有3个并列点（如图1所示），需依次进行202DL、5022DL及5023DL开关的同源核相及假同期试验，进行5022DL及5023DL同源核相试验和202DL假同期试验前均需要将2号主变压器各侧上电，即倒闸操作过程中，需对主变压器空载合闸充电超过3次。除上述低温对油脂影响因素外，空载充电时较大瞬时电流产生的磁力矩作用在变压器绕组和铁芯等部件上，这对于大容量变压器的动稳定十分不利，对于极寒地区且已运行10 a的大容量变压器来说，空载充电危险性更大。因此，通过假同期试验优化，减少主变压器空载充电次数同样对主设备的安全具有重要意义。

图1 2号机组同期并列点示意图

3 电气试运方案的优化

3.1 短路试验的优化

为尽量避免500 kV高电压等级的短路，可利用相邻机组运行的正常负荷电流来验证回路正确性和极性，但通常在500 kV线路正常运行时，因为500 kV电流互感器变比较大，合环运行时流过停运机组侧的互感器的负荷电流较小，通过保护装置采集的数值达不到保护装置的最小门槛电流，无法验证各侧差电流及电流方向。

该公司使用的南瑞继保PCS985B型发变组保护装置，测量电流门槛0.01 In，主变压器高压侧差动保护电流互感器变比3 000/1，若在发变组保护装置上达到显示门槛值，一次电流需超过30 A，500 kV主接线合环运行时该回路电流仅为25～35 A无法有效验证。针对这一问题，通过改变500 kV接线系统潮流的方式，实现增大流经差动保护回路的电流即可。500 kV系统潮流分析情况如图2所示（图2中，黑色长方形块为运行设备，虚线箭头为潮流方向），即当拉开500 kV系统第一串5011DL断路器后，新的潮流变化如图2中虚线箭头所示，发生了改变，此时流过第二串5022DL和5023DL电流互感器的电流增大3～5倍，远超过保护装置测量门槛值，电流可以稳定地显示出来。

图2 500 kV系统潮流分析图

对于发电机的短路试验，当发电机转子绕组更换或有影响短路特性的变动时应做短路比试验，但本次技术改造无变动，故不需做短路特性试验[7]。

一般地，单元接线形式的发电机—变压器组短路模型如图3所示，根据该模型可理论计算出发电机、变压器各侧短路时的电流，能够更准确地控制短路电流大小、设定各侧保护定值参数，从而保障机组设备安全。

图3 厂用电系统等效短路模型

该公司高厂变A为三绕组变压器、高厂变B为双绕组变压器，变压器参数如表1所示。

表1 发电机变压器组电气设备相关参数

变压器等效电抗计算公式如式（1）所示：

其中，XT为变压器额定容量为基准的等效电抗；Ud2为变压器高低压半穿越运行时的电压短路比；Un为变压器额定运行标称电压，20 kV；Sn为变压器额定容量。

经计算，高厂变A低压侧1分支等效电抗XTA1和2分支等效电抗XTA2、高厂变B低压侧分支等效电抗XTB分别为1.005 Ω、1.011 Ω和1.008 Ω。可近似计算为XTA1=XTA2=XTB=1 Ω，故流过任意分支的等效电流为总等效电流的1/3。

若试验的短路电流按高厂变B低压侧额定电流2 639 A升流时，经折算，此时流过高厂变A高压侧的短路电流为2 771 A，超过了高厂变A高压侧的额定电流，因此只能按流过高厂变A高压侧的额定电流作为试验最大短路电流。故发电机机端允许发出的最大总短路电流为1 819 A的1.5倍为2 729 A，相当于发电机额定电流的14。对应的过电流保护定值可按1.3倍试验短路电流值整定。

3.2 同源核相及假同期试验的优化

同源核相试验系统如图4所示。以2号机组为例，为避免主变压器空载合闸冲击，首先，将500 kV Ⅱ母线停电，用2号发电机带主变、带Ⅱ母母线零起升压试验，对5023DL同期回路、202DL同期回路进行同源核相，验证相位关系正确。

图4 同源核相试验系统示意图

对于并网开关的假同期试验，仅需提前完成5023DL的假同期试验后进行一次并网，利用202DL解列机组后进行202DL的假同期试验。在机组解列时5022DL、5023DL及主变压器为同源系统，即完成了剩余的5022DL同期回路（500 kV呼北II线PT回路与2号主变高压侧PT回路）的同源核相。

假同期试验系统示意图如图5所示，试验方案如下：发电机带主变零起升压至额定，进行500 kV升压站5023DL假同期试验，依次进行500 kV升压站5022DL和5023DL假同期试验，利用5023DL第一次并网，通过202DL解列机组，解列前应注意分布式控制系统的电气跳闸连锁停机、停炉逻辑宜解除，可以避免汽轮机不必要的停机、锅炉不必要的灭火，造成经济损失和资源浪费[8]。最后完成202DL的假同期试验，具备正式并网条件。

图5 假同期试验系统示意图

3.3 结果分析

从方案优化的结果看，电气启动试运的电气操作总量减少了近30%，短路试验的发电机短路电流也由19 250 A优化到2 729 A，通过上述操作步骤即可规避所有主变压器空载充电的情况。

4 结束语

鉴于国内电力行业分布地域广泛，气候、资源等跨度极大，国内现行标准规程或可作为参考但不适宜完全对照实施，应当充分考虑本地资源工况的构成，立足于自身特点因地制宜，制定合适的工作方案。极寒地区火电机组整套启动试运方案的优化方式，对技改后或大修后的机组整套启动试运方案具有参考价值，特别对于极寒地区或试验环境恶劣的发电机组安全、高效地开展电气试验具有重要意义。