秦志英

(河南省電力勘測設計院，鄭州市，450007)

0 引言

隨著發(fā)電單機容量的不斷增大，1 000 MW容量機組開始在我國部分地區(qū)陸續(xù)建設，對大型發(fā)電廠電氣主接線進行研究顯得尤為必要。電氣主接線是發(fā)電廠電氣設計的重要內容，主接線的確定對發(fā)電廠運行的可靠性、靈活性和經濟性有較大影響，與電氣設備的選擇、配電裝置的布置、繼電保護和控制方式的擬定密切相關。因此，必須全面分析研究各種影響因素，通過技術經濟比較，確定電氣主接線最佳方案。

1 工程概況

平頂山第二發(fā)電廠規(guī)劃容量4×1 000 MW，一期工程建設規(guī)模為2×1 000 MW超超臨界國產化燃煤發(fā)電機組，并留有擴建余地。

平頂山第二發(fā)電廠一期工程符合河南省電源規(guī)劃布局，作為豫南火電基地重要的骨干電廠，對河南省500 kV網架起到強有力的支撐作用;符合華中電網及河南省電源布局和一次能源的流向，有利于南北水火電調劑運行。本工程全部建成后，將成為河南電力系統(tǒng)的主力電廠，對電網的安全、經濟、可靠運行具有重要作用。

2 設計原則

根據(jù)電廠的具體情況，電氣主接線設計中除應滿足可靠性、靈活性和經濟性3項基本要求外，還應滿足大機組、超高壓對主接線的特殊要求:

(1)任何一臺斷路器檢修，不影響另一臺機組對系統(tǒng)的連續(xù)供電;

(2)任一臺斷路器故障或拒動，不應切除2臺及以上機組和相應的線路;

(3)斷路器在事故和檢修故障相重合情況下，停電線路不多于2回。

3 電氣主接線方案

3．1 本期工程與系統(tǒng)的連接方式

本工程接入系統(tǒng)條件為:“電廠本期2×1 000 MW機組以500 kV一級電壓接入系統(tǒng)，出線2回接入平頂山變。遠期4×1 000 MW 機組，共3回500 kV出線?！?/p>

3．2 電氣主接線方案

電廠本期2×1 000 MW機組以500 kV一級電壓接入系統(tǒng)，出線2回接入平頂山變。遠期4×1 000 MW機組，共3回500 kV出線。根據(jù)電廠系統(tǒng)條件，擬定了4個電氣主接線方案。

方案1。如圖1所示，2臺機組均由發(fā)電機－變壓器組接入500 kV升壓站，本期500 kV電壓即采用一個半斷路器接線，啟/備電源由500 kV一組母線引接。該方案接線運行靈活、操作方便、機組運行及啟/備電源的引接可靠性高、擴建方便。

圖1 一個半斷路器接線Fig.1 Program 1 one and a half circuit-breakers connection

方案2。如圖2所示，為簡化接線，節(jié)省本期投資，將方案1的接線簡化為五角形接線;遠期過渡為一個半斷路器主接線。布置均按一個半斷路器接線方式。該方案投資較省，在接線閉環(huán)運行時可靠性、靈活性較高，操作方便，啟/備電源的引接可靠性較高。

圖2 五角形接線Fig.2 Program 2 pentogon connection

方案3。如圖3所示，2臺機組均采用發(fā)電機－變壓器－線路組接線方式，啟/備電源由2臺機主變高壓500 kV側T接;遠期過渡為一個半斷路器主接線。該方案接線簡單、操作方便、機組運行及啟/備電源的引接可靠性高、擴建較方便。

方案4。如圖4所示，2臺機組均采用發(fā)電機－變壓器－線路組接線方式，啟/備電源由距電廠約15 km的220 kV魯山變220 kV母線引接;500 kV遠期過渡為一個半斷路器主接線。該方案接線簡單、機組運行及啟/備電源的引接可靠。

3．3 500 kV電氣主接線方案技術分析

3．3．1 500 kV電氣主接線設計考慮因素

(1)電廠接入系統(tǒng)條件:電廠本期2×1 000 MW機組以500 kV一級電壓接入系統(tǒng)，出線2回接入平頂山變。遠期4×1 000 MW機組，共3回500 kV出線。

(2)本工程500 kV出線19 km。

根據(jù)2007年電力可靠性指標發(fā)布會公布的2006年度電力可靠性指標，計算出本工程500 kV架空線路停運率及停運時間，見表1。

根據(jù)表1分析，本工程500 kV線路只有19 km，故障率很低，年強迫停運次數(shù)0.026 2次，即38.2年強迫停運1次。采用發(fā)電機－變壓器－線路組接線，可靠性滿足要求，也是適宜的。

表1 500 kV架空線路強迫停運率及停運時間Tab.1 500 kV overhead lines forced outage rate and outage time

(3)由于本廠為新建電廠，發(fā)電機升高電壓為500 kV一級，本廠無其他較低一級發(fā)電機升高電壓。因此，電氣主接線應充分考慮啟/備電源的引接方式。

3．3．2 方案技術分析

(1)方案1技術分析。

在電廠內設500 kV母線，2臺機組均以發(fā)電機－變壓器組單元接線，接入電廠500 kV母線，500 kV出線2回接入平頂山500 kV變電站;500 kV接線擬采用一個半斷路器接線，本期設2個完整串，主變進線與出線配對成串，同名回路配置在不同串內且接入不同側母線。遠期4×1 000 MW 機組，500 kV仍然為一個半斷路器接線，為4個完整串。此方案可靠性高。高壓啟/備變電源從500 kV母線經斷路器直接引接，可靠性滿足要求。

(2)方案2技術分析。

該方案技術上可以滿足要求，缺點是本期為五角形接線，角數(shù)太多，任一臺斷路器檢修，都成開環(huán)運行，從而降低了接線的可靠性。遠期過渡為一個半斷路器接線時，改造工作量較大。

(3)方案3技術分析。

電廠本期2×1 000 MW機組2回500 kV出線接入平頂山500 kV變，500 kV線路僅有19 km，因此電廠本期擬2臺機組均采用發(fā)電機－變壓器－線路組接線，啟/備電源從2臺機主變500 kV側T接。機組及啟/備電源可靠性較高。遠期過渡為一個半斷路器主接線。

需要特別指出，此方案接線看似“擴大內橋接線”，但設計建議采用如下的運行方式與保護配置:

1)發(fā)電機采用發(fā)電機－變壓器－線路組方式運行。繼電保護按如下原則配置，單元中發(fā)電機、變壓器、線路任一元件故障均聯(lián)跳整個單元及機組停運。

2)啟/備電源T接2臺機主變500 kV側，其可靠性較高。

以上運行方式不采用“擴大內橋接線”，即1線2機、1號線路帶2號機、2號線路帶1號機等運行方式，使得運行方式簡單、可靠，避免了“擴大內橋接線”運行方式復雜及保護配置復雜的問題。

(4)方案4技術分析。

本期采用發(fā)電機－變壓器－線路組接線，遠期過渡為一個半斷路器接線。機組運行可靠性可以滿足要求。啟/備電源擬由距電廠約15 km的220 kV魯山變220 kV母線引接1回220 kV電源，魯山變220 kV為雙母線接線，共2回出線與系統(tǒng)連接。因此，該電源可靠性較高，能夠滿足運行需要。

各方案的技術比較見表2。

總之，由于本工程500 kV線路僅19 km，4個方案雖然差異很大，但機組運行的可靠性相差不大，都很可靠，啟/備電源的引接也都能滿足要求。

3．4 500 kV電氣主接線方案經濟比較

遠期電廠500 kV接線各方案均為一個半斷路器接線，投資無差別，僅啟/備電源的引接方案1、2、3投資相同，方案4初投資及運行費用均遠遠高于其他方案。

本期電廠500 kV接線及啟/備電源的引接各方案差異較大，詳細經濟比較見表3。

從表3可以看出，方案1初期投資最高，方案1比方案2高出約591.8萬元，比方案3高出約1 182.1萬元，比方案4高出約841.7萬元。

另外根據(jù)河南省發(fā)改委文件，由系統(tǒng)引接電源時，按大用戶用電標準收費，根據(jù)廠用電計算負荷，本廠需選用 78/45－45 MVA的啟/備變，按20元/(kVA·月)收取基本容量費。每年僅此一項需繳納1 872萬元，同時還應按需交納電度電費和對啟/備電源的220 kV線路進行維護。因此，方案4的運行費用很高。

4 關于裝設發(fā)電機出口斷路器的方案分析

4．1 發(fā)電機出口斷路器的技術分析

4．1．1 裝設發(fā)電機出口斷路器的依據(jù)

根據(jù)DL 5000—2000《火力發(fā)電廠設計技術規(guī)程》的規(guī)定:“技術經濟合理時，容量為600 MW 機組的發(fā)電機出口可裝設斷路器或負荷開關，此時，主變壓器或高壓廠用工作變壓器應采用有載調壓方式?！? 000 MW級機組參照執(zhí)行此規(guī)定。

4．1．2 裝設發(fā)電機出口斷路器的優(yōu)勢

(1)發(fā)電機出口裝設斷路器，機組的啟動電源通過主變壓器倒送電經廠用工作變壓器取得，發(fā)電機組啟動后通過發(fā)電機出口斷路器并網，整個過程都不需要進行廠用電切換。

(2)同期點由發(fā)電機出口斷路器來實現(xiàn)，比較的電壓是斷路器兩側的同級電壓，簡化了同期操作程序。

(3)當發(fā)電機發(fā)生內部故障時，斷路器可以在不失去廠用電源的條件下切除發(fā)電機內部故障影響，保證了故障情況下的安全停機。同時，限制故障影響范圍擴大，提高發(fā)電機、變壓器運行的安全性。

(4)裝設發(fā)電機出口斷路器，發(fā)電機負序保護會在負序電流對發(fā)電機產生危害之前，啟動發(fā)電機出口斷路器跳閘回路，可減小由于主變壓器高壓側斷路器非全相運行時產生的過大負序電流對發(fā)電機的損害。

(5)當主變或高廠變內部故障時，可盡快切除發(fā)電機回路，減小變壓器遭受的損失。

4．1．3 裝設發(fā)電機出口斷路器的其他特點

(1)裝設發(fā)電機出口斷路器，增加了主回路串聯(lián)電氣元件，增加了發(fā)電機出口故障概率。因此，對發(fā)電機出口斷路器本身的可靠性要求很高。

表3 500 kV電氣主接線方案經濟比較表Tab.3 Economy comparison of the 500 kV main electrical connection programs

(2)與1 000 MW機組配套的發(fā)電機出口斷路器的參數(shù)一般為:額定電壓30 kV，額定電流28 kA，額定開斷電流160 kA，直流分量要求在75%以上。目前，國內尚無能力生產與600 MW及以上機組配套發(fā)電機出口斷路器(SF6)。國內現(xiàn)在運行的大型發(fā)電機出口斷路器，均是由 ABB、GEC-ALSTOM(阿爾斯通)或HITACHI(日立)等公司進口的產品。對于1 000 MW機組配套的發(fā)電機出口斷路器，各項參數(shù)均滿足要求的、運行可靠的制造商更少，因此其價格昂貴。

4．1．4 裝設發(fā)電機出口斷路器對高壓廠用啟/備變壓器配置的影響

根據(jù)DL/T 5153—2002《火力發(fā)電廠廠用電設計技術規(guī)定》的規(guī)定:“容量為600 MW 的機組，當發(fā)電機出口不裝設斷路器或負荷開關時，每2臺機組應設置1臺或2臺高壓廠用啟/備變壓器，且在配置2臺時應考慮1臺高壓廠用啟/備變壓器檢修時，不影響任一臺機組的啟停;當發(fā)電機出口裝設斷路器或負荷開關時，4臺及以下機組可設置1臺高壓廠用啟/備變壓器，其容量可為1臺高壓廠用工作變壓器的60%～100%?！?/p>

4．2 本工程裝設發(fā)電機出口斷路器的方案分析

本工程如采用裝設發(fā)電機出口斷路器，則主接線可采用3.3.2中的方案4:發(fā)電機－變壓器－線路組接線，只是在發(fā)電機出口增設斷路器。此時，高壓廠用備用變壓器的功能系作為機組的事故停機電源和高壓廠用工作變壓器的檢修備用，因此備用/停機變壓器的容量可采用高壓啟/備變壓器78/45－45 MVA的約60%，取50/31.5－31.5 MVA。備用/停機電源由系統(tǒng)220 kV母線引接。

根據(jù)河南省發(fā)改委文件，由系統(tǒng)引接電源時，按大用戶用電標準收費，備用/停機變壓器選用50/31.5－31.5 MVA，按20元/(kVA·月)收取基本容量費，每年僅此一項需繳納1 200萬元，同時還應按需交納電度電費。因此，運行費太高，限制了發(fā)電機出口斷路器的使用。

發(fā)電機出口裝設斷路器雖然有明顯技術優(yōu)勢，但制約其采用的主要因素是發(fā)電機出口斷路器的價格較貴(每臺約1 100萬元)，加之在河南省區(qū)域運行費用昂貴。

因此，本工程采用不裝設發(fā)電機出口斷路器方案。

5 結論

本工程遠期方案是明確的，主要是擬定選擇最佳的本期方案，通過以上分析研究可以得出如下結論:

(1)方案1可靠性很高，對1 000 MW機組和超高壓的接線本方案最合適。啟/備電源從廠內500 kV母線引接，技術上很佳，本期初投資較高，下期擴建很方便。

(2)方案2較方案1簡化，但對1 000 MW機組和超高壓的接線，角數(shù)稍多，可靠性稍低，且投資仍較高。下期擴建本期配電裝置需完善，保護需改造，擴建工作量大。

(3)方案3本期簡化適度，初投資最低;采取限制運行方式，使得機組運行、啟/備電源引取及其保護配置避開了復雜的情況，同時可靠性提高;但該接線不是常規(guī)接線，不利于運行管理。下期擴建本期配電裝置需完善，保護需改造，擴建工作量大。

(4)方案4可靠性很高，接線對機組的適應性很好，但沒有很好地解決啟/備電源引接問題，使其從系統(tǒng)引接初投資高、運行費用也高。下期擴建本期配電裝置需完善，保護需改造，擴建工作量大。

考慮到工程的規(guī)劃容量(4×1 000 MW)，方案1雖然本期投資較高，但可靠性高、擴建很方便，擴建時不需停電，避免了擴建停電所引起的經濟損失，最終投資不高，并減少了過渡改造費用。因此，本期工程電氣主接線推薦采用方案1:2臺機組均由發(fā)電機－變壓器組接入500 kV升壓站，本期500 kV電壓即采用一個半斷路器接線，啟/備電源由500 kV一組母線引接。

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