發變組單元接線方式加裝出口斷路器的改造

劉元博，卞興煒

(淮滬煤電有限公司田集發電廠，安徽 淮南 232000)

發變組單元接線方式加裝出口斷路器的改造

劉元博，卞興煒

(淮滬煤電有限公司田集發電廠，安徽 淮南 232000)

某電廠接入特高壓系統后，工作電源與備用電源的相角差偏大，影響了工作電源與備用電源間的正常切換。提出了3種改造方案，綜合考慮優缺點后選取了加裝發電機出口斷路器的改造方案。改造方案實施后，解決了相角差偏大的問題，提高了機組運行的安全穩定性。

相角差；出口斷路器；并聯切換；閉鎖快切

0 引言

某電廠1期1，2號發電機組為630 MW汽輪發電機組，采用發電機-變壓器單元組接線方式，發電機出口電壓為20 kV，不設發電機出口斷路器。2期3，4號發電機組為660 MW汽輪發電機組，發電機出口電壓為20 kV，裝設發電機出口斷路器。4臺機組均通過全連接式離相封閉母線相連接，經主變壓器接入500 kV系統。500 kV系統采用3/2接線，發電機采用自并勵靜止勵磁系統。

廠用電接線方式為1臺機組配置2臺三相雙繞組35 MVA，20±2×2．5 %/6．3 kV的無載調壓變壓器作為高壓工作廠用變壓器，中壓廠用電采用6 kV電壓等級，廠用母線分為A，B兩段6 kV母線。正常運行時，每臺變壓器各帶一段母線，每段母線設置1臺開斷容量為50 kA、額定電流為4 000 A的進線斷路器，2段母線之間設置1臺聯絡開關。

啟動備用電源采用屋外敞開式斷路器單列式布置，由A變電站220 kV線路供電。

在機組啟停和事故跳閘期間，通過快切裝置實現廠用電電源和啟動備用電源之間的相互切換，以滿足機組啟停和事故期間廠用電的需求，保證機組的安全啟停。

1 改造的必要性

該電廠在2013年9月接入某特高壓站后，由于1 000 kV B站與當地500 kV電網不發生直接電氣聯系，220 kV線路所帶的啟備變與電廠高廠變之間的相角差要求有可能得不到滿足。隨著電網運行方式及網架結構的改變，相角差有進一步增大的可能。根據華東設計院對特高壓電網、電廠500 kV母線與220 kV A站運行相角的計算分析結果，發現相角差受系統運行方式影響較大，在典型運行方式下，啟備變低壓側和高廠變低壓側的相角差達到22°—35°。

通過和6 kV快切裝置的廠家溝通，得知快切裝置在并聯切換方式下可設定的最大相角差為20°，當相角差超過20°后，除非解除快切閉鎖，否則并聯切換不會成功。該電廠1，2號機在機組啟動時，都會遇到此類問題；3，4號機因發電機裝設了發電機出口斷路器，廠用電直接從500 kV系統受電，故不存此類問題情況。若相角差過大，強行切換解除快切閉鎖，則可能損壞運行中的一次設備。

接入1 000 kV系統使該電廠廠用電工作電源和備用電源間存在相角差偏大的問題，這對電廠的安全生產造成非常大的安全隱患，必須采取措施予以解決。

2 改造方案的比較

針對相角差偏大、廠用電切換過程中出現的問題，現擬3種方案嘗試解決。

2.1 方案1

在開關站增加1臺電壓變比為500 kV/220 kV、容量為10 MVA的聯絡變，1臺500 kV開關，1臺220 kV開關及相應隔離刀閘、接地刀閘、CT等設備。開關站已設置備用龍門架。

優點：徹底解決相角差的問題。

缺點：500 kV系統(與1 000 kV系統聯系)通過聯絡變和220 kV系統聯系起來，將增大220 kV系統的短路電流水平，故應考慮220 kV系統開關額定短路開斷電流、保護CT誤差限值系數等參數是否滿足要求。現實中，隨著大電源的大量接入，有些220 kV電網短路電流水平大大超出開關實際開斷容量，不得不將電網分區分片運行。此外，此方案改造費用昂貴，且施工難度大。

2.2 方案2

機組采用2次并網模式實現機組啟動過程中的廠用電切換，改造廠用電切換的二次回路設備，在機組6 kV電源進線開關和備用電源進線開關之間加裝同期裝置。機組啟動并網前，先進行6 kV廠用電同期并網切換，然后斷開6 kV備用電源開關，使發電機孤島運行，最后進行500 kV開關同期并網運行。

優點：能解決相角差偏大的問題，改造成本相對較低。

缺點：要進行多次試驗，證明發電機能實現孤島運行要求；由于并網點較多，且運行操作方式復雜，造成運行控制難度高。

2.3 方案3

在發電機出口加裝出口斷路器(見圖1中的點劃線矩形框部分)，把發電機出口與主變壓器之間的封閉母線割開，選定合適位置加裝出口斷路器及其附屬設備。

優點：能徹底解決機組啟停期間廠用電切換時備用電源和工作電源間相角差大的問題，在機組啟停和檢修期間廠用電直接取自本廠500 kV系統，無需外購電量，減少外購電成本。

缺點：涉及一、二次回路改動，且投資比較大，施工周期比較長。

綜合分析以上改造方案，結合工程難度、資金投入和后續運維情況，最終采用了方案3。

3 改造方案的實施

通過對現在主流發電機出口斷路器廠家的調研，并在華東電網的指導下，著重對ABB公司和ALSTHOM公司進行考察，最終選定ABB公司的HEC-7型發電機出口斷路器。

圖1 1號發電機加裝出口斷路器接線示意

在2015年1號機A級停電檢修期間和2016年2號機A級停電檢修期間，根據設備選型和設計圖紙要求，對發電機出口斷路器進行改造。根據施工要求，安排專業人員對各個工序進行嚴格把關，包括封閉母線的切割、出口斷路器吊裝、出口斷路器整體安裝、回路接線、并網同期點重新選擇、單體調試、整組試驗等，確保改造工作的順利實施。

(1) 由于加裝了發電機出口斷路器，發變組保護出口方式也發生了相應改變。在加裝發電機出口斷路器前，出口方式為全停，即跳開500 kV邊斷路器5011、跳開中斷路器5012、跳開滅磁開關、關閉主汽門，及啟動廠用電切換。改造后，發電機、勵磁變保護動作后，只跳開發電機出口斷路器2001、跳開滅磁開關，關閉主汽門，此時主變及高廠變仍繼續運行(當主變或高廠變保護動作后，才采用全停出口方式)。

(2) 發變組差動保護配置也做出相應調整。改造前，發電機差動保護采用發電機機端與中性點CT；改造后，發電機差動保護采用發電機出口斷路器CT與發電機中性點CT構成，與主變差動保護范圍重疊，避免了保護死區。

(3) 為防止發電機差動保護在并網時誤動作，差動保護兩側CT選用型號相同、變比一致、伏安特性曲線基本一致的TPY暫態型電流互感器，同時在整定計算中考慮了不平衡電流的影響，可有效避免暫態時誤動。

(4) 加裝出口斷路器后，并網的同期點改為由出口斷路器兩側電壓互感器實現。

4 改造后的安全性和經濟性分析

4.1 安全效益

在發電機出口加裝斷路器，徹底解決了在機組啟停期間因廠用電的工作電源和備用電源間相角差過大問題，避免了切換時對一次設備產生沖擊和切換不成功的問題。從安全角度來說，保證了機組啟停的安全，避免因切換不成功發生跳機停爐等事故；規避了因相角差偏大造成切換時形成的環流對一次設備的巨大沖擊，從而有效保證了電廠一次設備的運行安全。

4.2 經濟效益

1臺發電機加裝的出口斷路器總費用大約1 000萬元。由于機組啟停機和檢修期間廠用電源可取自該廠的500 kV系統，無需向外購電，根據歷年來機組啟停和檢修期間所消耗的電量計算，改造后每年可節約外購電費約100萬元。在機組啟機過程中避免了一次快切不成功導致的停機停爐事件，可挽回經濟損失約110萬元。綜合計算，預計4—5年即可收回改造成本。

加裝出口斷路器避免了因相角差偏大造成切換時形成的環流對一次設備的巨大沖擊，延長了設備的使用壽命，降低了維護成本和維護工作量，這種隱形的經濟效益也是長期存在的。

5 結束語

改造后的發變組單元接線方式，消除了機組啟停期間因工作電源與備用電源相角差偏大切換不成功，對一次設備造成沖擊的安全隱患，提高了設備的可靠性。加裝出口斷路器后，機組啟停時無需外購電量，每年節省的資金也相當可觀。

1 王維儉．電氣主設備繼電保護原理與應用[M](第2版)．北京：中國電力出版社，2001．

2 毛錦慶．電力系統繼電保護規定匯編[M]（第2版）．北京：中國電力出版社，2000．

3 連 杰．發變組斷路器失靈保護“解除復壓閉鎖”問題的解決[J]．電力安全技術，2011，13(5)：38-40．

2016-09-22；

2016-11-08。

劉元博(1988—)，男，助理工程師，主要從事發電廠繼電保護專業點檢工作，email：470855639@qq．com。

卞興煒(1983—)，男，助理工程師，主要從事發電廠繼電保護專業點檢工作。