某鋼廠70 MW發電機組并網方案

葉趙洋

（杭州汽輪工程有限公司，浙江 杭州 310000）

1 廠內變電站運行方式

66 kV東母、西母分列運行，變電站總負荷約150 MW，66 kV變電站1#、2#主變上東母，3#、4#主變上西母。由于變壓器阻抗低（短路阻抗9.24%左右、容量55 MVA），提供的10 kV母線上短路電流約為21.7 kA，因此正常運行時4臺主變均要求為分列運行。變電站10 kV母線上斷路器分斷能力為80 kA，考慮系統側提供短路電流較大，為保證10 kV短路后斷路器能安全可靠開斷故障電流，通過4#主變低壓側增設線路電抗器的方式限制短路電流。電抗器選擇額定電流為3 500 A，電抗率12%[1]。66 kV變電站主接線如圖1所示。

圖1 66 kV變電站主接線示意圖

2 自備電廠接入系統

2.1 發電機升壓66 kV接入方案

廠內母線運行電壓有66 kV和10 kV，自備電廠新增設70 MW發電機接入系統。由于發電機容量較大且受電站系統66 kV母線電壓的限制，因此目前國內油浸式變壓器廠家無電壓等級為66 kV，容量70 MVA以上定型產品直接通過升壓變接入66 kV母線。變壓器由廠家定制，采購成本較大，并且大容量發電機通過變壓器接入低電壓等級（低于110 kV）方案在國內實現較少，不推薦使用該方案并網接入[2,3]。

2.2 風機房10 kV接入系統

目前廠內設有風機配電室，其母線電壓等級為10 kV，70 MW發電機可通過風機配電室高壓柜2AH 2#電源進線接入系統，直配線和廠用負荷由發電機供電（見圖2）。

圖2 鋼廠70 MW發電機組接線

2.2.1 發電機接入系統

風機房1#電源進線引自66 kV變電站4#主變10 kV側，其電纜為YJLV-8.7/15kV 3×3(1×630)，真空斷路器為VS1-12 2000 A/31.5 kA，柜頂母線銅排尺寸為120 mm×10 mm。

考慮適當裕度，風機房1#電源進線電纜電流控制在1 800 A以內，輸送功率25～30 MW是可行的。風機房高爐鼓風機正常運行時功率約為12～14 MW，則電廠通過2#電源進線可輸出功率按37～42 MW考慮即可，輸送42 MW功率時電流約為2 500 A?？紤]適當裕量，對風機房2#電源進線柜進行改造，斷路器參數更換為3 150 A/31.5 kA，電流互感器參數更換為3 000/5 A，柜內進出線銅排改為雙拼120 mm×10 mm銅排。

2.2.2 發電廠直配線

4臺主變部分負荷改為發電廠直配供電，共設4回直配線，分別為160燒結（負荷約18MW）、120燒結（負荷約6 500 kW）、1.2萬制氧（負荷約11 MW）以及8000制氧（負荷約8 000 kW）[4]。

2.3 各運行工況校核

正常運行時，發電機出力為65 MW，直配線和廠用電負荷由發電廠帶，則發電廠所帶負荷約為47 MW，通過聯絡線輸送功率約18 MW。考慮除去直配供電負荷，變電站各變壓器10 kV側負荷如下：1#主變壓約26 MW、2#主變約30 MW、3#主變約16 MW、4#主變約27 MW，扣除聯絡線后4#變從系統受電約9 MW[5]。

（1）發電機故障，跳發電機出口斷路器。此時4#主變所帶負荷包含發電廠負荷47 MW和4#主變10 kV側負荷27 MW，總共74 MW。直配線回路由聯跳壓板，聯跳負荷約30 MW，保證4#主變不過載。聯跳掉的負荷切換至另一回路，由各臺變壓器供電。

（2）任何一回直配線故障。160燒結負荷最大，如果160燒結回路跳閘甩負荷，電廠通過聯絡線送出功率約36 MW，電廠聯絡線及風機配電房1#電源進線不會過載。如果直配線電抗器差動跳閘甩掉所有直配線負荷，發電機出力超過40 MW，則應將發電機出力調整到40 MW以內，確保風機房1#電源進線電纜不超載。

（3）發電廠并網聯絡線故障。發電廠聯絡線故障跳閘后汽輪機會改為頻率控制，如果能穩住則通過電廠側聯絡線重新同期并網，穩不住則失壓跳電廠直配線。風機房1#電源進線故障時，發電機高周或低周切機，同時聯跳直配線。直配線保留負荷應小于15 MW，確保風機房1#電源進線不過載[6]。

（4）66 kV架空線故障。發電機低周低壓跳發電機出口斷路器，聯跳電廠直配線。要求66 kV架空線停用重合閘或者采用檢無壓（或同期）重合閘等方式，確保電網側變電站操作不對發電機造成沖擊。如果線路未停用重合閘，則發電機頻率電壓異常保護整定時間應小于重合閘時間，并保留一定安全裕度。

（5）4#變故障。如果10 kV側有備自投的話，備自投應聯跳風機房的聯絡線，避免對發電機產生沖擊[7]。

2.4 接入系統相關保護配置要求

（1）風機房1#電源進線兩側設光纖差動保護裝置。

（2）電廠至風機房2#電源進線的并網聯絡線兩側設光纖差動保護裝置。

（3）4#主變相連的66 kV架空線停用重合閘或者采用檢無壓（或同期）方式重合閘。

2.5 直配線及并網聯絡線限流設備選型

70 MW發電機通過風機配電室2#電源進線接入系統，4#主變10 kV側系統提供短路電流約21.7 kA。通過增設4#主變低壓側電抗器，限制短路電流至12.7 kA。盡管已限制系統側短路電流，發電機提供短路電流仍有約34.8 kA，發電機并網后如果不設置限流電抗器，則會導致短路電流超標。因此，采取在4#變10 kV聯絡線、直配線、廠用進線處分設電抗器[8]。

（1）廠用分支電源進線限流電抗器：電站內10 kV母線分別承載引風機、循環水泵、給水泵以及廠用變壓器，負荷總共約4 935 kVA。電抗器額定電流選擇1 000 A，電抗率按4%。

（2）直配線限流電抗器：負荷總共約43.5 MW，計算電流約為2 400 A，考慮一定的余量及限流影響，電抗器額定電流選擇4 000 A，電抗率按10%。

（3）聯絡線電抗器：負荷包含1#電源進線輸送功率按25～30 MW和風機房高爐鼓風機正常運行時功率約12～14 MW。電廠通過2#電源進線可輸出功率37～42 MW，當考慮最大工況輸送42 MW功率時，計算電流約2 500 A。故電抗器額定電流選擇3 000 A，電抗率按12%[9]。

根據以上參數，計算增設限流電抗器后短路電流數據，具體見表1。

表1 限流后短路電流數值表

根據限流后的短路電流數據，電抗器母線側斷路器分段能力選擇為31.5 kA。

2.6 電抗器損耗估算

為限制短路電流，在4#主變低壓側、并網聯絡線、直配線等處設置普通空心限流電抗器。

由于空心限流電抗器的損耗主要為電阻性損耗，與電流的平方成正比，設置電抗器會引起一定的損耗，但與此同時電廠并網后66 kV變電站內各臺主變負載均降低，負載損耗降低明顯。

電抗器實際運行時損耗計算如下文所述。

（1）直配線電抗器額定電流為4 000 A，額定電抗百分比為10%，額定電流下單相損耗小于18.5 kW。直配線正常運行時負荷為43.50 MW，運行電流約2 400 A，直配線實際運行時每相損耗為（2 400÷4 000）2×18.5≈6.66 kW。

（2）廠用分支電抗器額定電流為1 000 A，額定電抗百分比為4%，額定電流下單相損耗小于4.56 kW。廠用電計算容量為4 935 kVA，運行電流約為270 A，廠用分支實際運行時每相損耗為（270÷1 000）2×4.56≈0.34kW。

（3）聯絡線電抗器額定電流為3 000 A，額定電抗百分比為12%，額定電流下單相損耗小于17.16 kW。聯絡線正常運行時負荷為25 MW，運行電流約為1 500 A，聯絡線實際運行時電抗器每相損耗為（1 500÷30 00）2×17.16≈4.29 kW。

（4）4#主變低壓側電抗器額定電流為3 500 A，額定電抗百分比為12%，額定電流下單相損耗小于18.11 kW。4#主變正常運行時從系統下載負荷為14.10 MW，電流約為846 A，4#主變低壓側實際運行時每相損耗為（846÷3 500）2×18.11≈1.06 kW。

從以上計算結果可以看出，發電機正常投運后電抗器引起的損耗并不大，4組電抗器在正常運行方式下總損耗約36.36 kW。而由于發電機并網，66 kV變電站4臺主變的負載損耗由463 kW降為166.3 kW，共降低了約296.7 kW。由此可見，該方案發電機并網后整個鋼廠雖然增加了限流電抗器，但主要設備損耗是大大降低了而不是提高了，因此該方案具有可實施性[10]。

3 結 論

通過對以上兩種方案的分析以及對10 kV并網接入方案各關鍵參數的計算研究，認為大容量發電機直接接入廠內10 kV系統方案較為可靠且經濟性更高。在實際工程中，接入系統方案除了考慮技術的成熟性、經濟性之外，更應該結合項目本身實際的運行情況選擇。本文針對項目現場的實際情況，提出了對大容量發電機通過廠內負荷自用、限流并網直接接入10 kV系統的方法，并對該方案的各工況、限流設備的選擇進行了分析。通過該方案的討論，對工程設計人員在實際設計過程中遇到類似項目的主接線并網方案提供了新的思路。