葉趙洋

（杭州汽輪工程有限公司，浙江 杭州 310000）

1 廠內(nèi)變電站運(yùn)行方式

66 kV東母、西母分列運(yùn)行，變電站總負(fù)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(yùn)行時(shí)4臺(tái)主變均要求為分列運(yùn)行。變電站10 kV母線上斷路器分?jǐn)嗄芰?0 kA，考慮系統(tǒng)側(cè)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(kāi)斷故障電流，通過(guò)4#主變低壓側(cè)增設(shè)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(tǒng)

2.1 發(fā)電機(jī)升壓66 kV接入方案

廠內(nèi)母線運(yùn)行電壓有66 kV和10 kV，自備電廠新增設(shè)70 MW發(fā)電機(jī)接入系統(tǒng)。由于發(fā)電機(jī)容量較大且受電站系統(tǒng)66 kV母線電壓的限制，因此目前國(guó)內(nèi)油浸式變壓器廠家無(wú)電壓等級(jí)為66 kV，容量70 MVA以上定型產(chǎn)品直接通過(guò)升壓變接入66 kV母線。變壓器由廠家定制，采購(gòu)成本較大，并且大容量發(fā)電機(jī)通過(guò)變壓器接入低電壓等級(jí)（低于110 kV）方案在國(guó)內(nèi)實(shí)現(xiàn)較少，不推薦使用該方案并網(wǎng)接入[2,3]。

2.2 風(fēng)機(jī)房10 kV接入系統(tǒng)

目前廠內(nèi)設(shè)有風(fēng)機(jī)配電室，其母線電壓等級(jí)為10 kV，70 MW發(fā)電機(jī)可通過(guò)風(fēng)機(jī)配電室高壓柜2AH 2#電源進(jìn)線接入系統(tǒng)，直配線和廠用負(fù)荷由發(fā)電機(jī)供電（見(jiàn)圖2）。

圖2 鋼廠70 MW發(fā)電機(jī)組接線

2.2.1 發(fā)電機(jī)接入系統(tǒng)

風(fēng)機(jī)房1#電源進(jìn)線引自66 kV變電站4#主變10 kV側(cè)，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(dāng)裕度，風(fēng)機(jī)房1#電源進(jìn)線電纜電流控制在1 800 A以內(nèi)，輸送功率25～30 MW是可行的。風(fēng)機(jī)房高爐鼓風(fēng)機(jī)正常運(yùn)行時(shí)功率約為12～14 MW，則電廠通過(guò)2#電源進(jìn)線可輸出功率按37～42 MW考慮即可，輸送42 MW功率時(shí)電流約為2 500 A?？紤]適當(dāng)裕量，對(duì)風(fēng)機(jī)房2#電源進(jìn)線柜進(jìn)行改造，斷路器參數(shù)更換為3 150 A/31.5 kA，電流互感器參數(shù)更換為3 000/5 A，柜內(nèi)進(jìn)出線銅排改為雙拼120 mm×10 mm銅排。

2.2.2 發(fā)電廠直配線

4臺(tái)主變部分負(fù)荷改為發(fā)電廠直配供電，共設(shè)4回直配線，分別為160燒結(jié)（負(fù)荷約18MW）、120燒結(jié)（負(fù)荷約6 500 kW）、1.2萬(wàn)制氧（負(fù)荷約11 MW）以及8000制氧（負(fù)荷約8 000 kW）[4]。

2.3 各運(yùn)行工況校核

正常運(yùn)行時(shí)，發(fā)電機(jī)出力為65 MW，直配線和廠用電負(fù)荷由發(fā)電廠帶，則發(fā)電廠所帶負(fù)荷約為47 MW，通過(guò)聯(lián)絡(luò)線輸送功率約18 MW。考慮除去直配供電負(fù)荷，變電站各變壓器10 kV側(cè)負(fù)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(lián)絡(luò)線后4#變從系統(tǒng)受電約9 MW[5]。

（1）發(fā)電機(jī)故障，跳發(fā)電機(jī)出口斷路器。此時(shí)4#主變所帶負(fù)荷包含發(fā)電廠負(fù)荷47 MW和4#主變10 kV側(cè)負(fù)荷27 MW，總共74 MW。直配線回路由聯(lián)跳壓板，聯(lián)跳負(fù)荷約30 MW，保證4#主變不過(guò)載。聯(lián)跳掉的負(fù)荷切換至另一回路，由各臺(tái)變壓器供電。

（2）任何一回直配線故障。160燒結(jié)負(fù)荷最大，如果160燒結(jié)回路跳閘甩負(fù)荷，電廠通過(guò)聯(lián)絡(luò)線送出功率約36 MW，電廠聯(lián)絡(luò)線及風(fēng)機(jī)配電房1#電源進(jìn)線不會(huì)過(guò)載。如果直配線電抗器差動(dòng)跳閘甩掉所有直配線負(fù)荷，發(fā)電機(jī)出力超過(guò)40 MW，則應(yīng)將發(fā)電機(jī)出力調(diào)整到40 MW以內(nèi)，確保風(fēng)機(jī)房1#電源進(jìn)線電纜不超載。

（3）發(fā)電廠并網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線故障。發(fā)電廠聯(lián)絡(luò)線故障跳閘后汽輪機(jī)會(huì)改為頻率控制，如果能穩(wěn)住則通過(guò)電廠側(cè)聯(lián)絡(luò)線重新同期并網(wǎng)，穩(wěn)不住則失壓跳電廠直配線。風(fēng)機(jī)房1#電源進(jìn)線故障時(shí)，發(fā)電機(jī)高周或低周切機(jī)，同時(shí)聯(lián)跳直配線。直配線保留負(fù)荷應(yīng)小于15 MW，確保風(fēng)機(jī)房1#電源進(jìn)線不過(guò)載[6]。

（4）66 kV架空線故障。發(fā)電機(jī)低周低壓跳發(fā)電機(jī)出口斷路器，聯(lián)跳電廠直配線。要求66 kV架空線停用重合閘或者采用檢無(wú)壓（或同期）重合閘等方式，確保電網(wǎng)側(cè)變電站操作不對(duì)發(fā)電機(jī)造成沖擊。如果線路未停用重合閘，則發(fā)電機(jī)頻率電壓異常保護(hù)整定時(shí)間應(yīng)小于重合閘時(shí)間，并保留一定安全裕度。

（5）4#變故障。如果10 kV側(cè)有備自投的話，備自投應(yīng)聯(lián)跳風(fēng)機(jī)房的聯(lián)絡(luò)線，避免對(duì)發(fā)電機(jī)產(chǎn)生沖擊[7]。

2.4 接入系統(tǒng)相關(guān)保護(hù)配置要求

（1）風(fēng)機(jī)房1#電源進(jìn)線兩側(cè)設(shè)光纖差動(dòng)保護(hù)裝置。

（2）電廠至風(fēng)機(jī)房2#電源進(jìn)線的并網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線兩側(cè)設(shè)光纖差動(dòng)保護(hù)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(wú)壓（或同期）方式重合閘。

2.5 直配線及并網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線限流設(shè)備選型

70 MW發(fā)電機(jī)通過(guò)風(fēng)機(jī)配電室2#電源進(jìn)線接入系統(tǒng)，4#主變10 kV側(cè)系統(tǒng)提供短路電流約21.7 kA。通過(guò)增設(shè)4#主變低壓側(cè)電抗器，限制短路電流至12.7 kA。盡管已限制系統(tǒng)側(cè)短路電流，發(fā)電機(jī)提供短路電流仍有約34.8 kA，發(fā)電機(jī)并網(wǎng)后如果不設(shè)置限流電抗器，則會(huì)導(dǎo)致短路電流超標(biāo)。因此，采取在4#變10 kV聯(lián)絡(luò)線、直配線、廠用進(jìn)線處分設(shè)電抗器[8]。

（1）廠用分支電源進(jìn)線限流電抗器：電站內(nèi)10 kV母線分別承載引風(fēng)機(jī)、循環(huán)水泵、給水泵以及廠用變壓器，負(fù)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(fù)荷總共約43.5 MW，計(jì)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(lián)絡(luò)線電抗器：負(fù)荷包含1#電源進(jìn)線輸送功率按25～30 MW和風(fēng)機(jī)房高爐鼓風(fēng)機(jī)正常運(yùn)行時(shí)功率約12～14 MW。電廠通過(guò)2#電源進(jìn)線可輸出功率37～42 MW，當(dāng)考慮最大工況輸送42 MW功率時(shí)，計(jì)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(jù)以上參數(shù)，計(jì)算增設(shè)限流電抗器后短路電流數(shù)據(jù)，具體見(jiàn)表1。

表1 限流后短路電流數(shù)值表

根據(jù)限流后的短路電流數(shù)據(jù)，電抗器母線側(cè)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(cè)、并網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線、直配線等處設(shè)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(shè)置電抗器會(huì)引起一定的損耗，但與此同時(shí)電廠并網(wǎng)后66 kV變電站內(nèi)各臺(tái)主變負(fù)載均降低，負(fù)載損耗降低明顯。

電抗器實(shí)際運(yùn)行時(shí)損耗計(jì)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(yùn)行時(shí)負(fù)荷為43.50 MW，運(yùn)行電流約2 400 A，直配線實(shí)際運(yùn)行時(shí)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(jì)算容量為4 935 kVA，運(yùn)行電流約為270 A，廠用分支實(shí)際運(yùn)行時(shí)每相損耗為（270÷1 000）2×4.56≈0.34kW。

（3）聯(lián)絡(luò)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(lián)絡(luò)線正常運(yùn)行時(shí)負(fù)荷為25 MW，運(yùn)行電流約為1 500 A，聯(lián)絡(luò)線實(shí)際運(yùn)行時(shí)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(cè)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(yùn)行時(shí)從系統(tǒng)下載負(fù)荷為14.10 MW，電流約為846 A，4#主變低壓側(cè)實(shí)際運(yùn)行時(shí)每相損耗為（846÷3 500）2×18.11≈1.06 kW。

從以上計(jì)算結(jié)果可以看出，發(fā)電機(jī)正常投運(yùn)后電抗器引起的損耗并不大，4組電抗器在正常運(yùn)行方式下總損耗約36.36 kW。而由于發(fā)電機(jī)并網(wǎng)，66 kV變電站4臺(tái)主變的負(fù)載損耗由463 kW降為166.3 kW，共降低了約296.7 kW。由此可見(jiàn)，該方案發(fā)電機(jī)并網(wǎng)后整個(gè)鋼廠雖然增加了限流電抗器，但主要設(shè)備損耗是大大降低了而不是提高了，因此該方案具有可實(shí)施性[10]。

3 結(jié) 論

通過(guò)對(duì)以上兩種方案的分析以及對(duì)10 kV并網(wǎng)接入方案各關(guān)鍵參數(shù)的計(jì)算研究，認(rèn)為大容量發(fā)電機(jī)直接接入廠內(nèi)10 kV系統(tǒng)方案較為可靠且經(jīng)濟(jì)性更高。在實(shí)際工程中，接入系統(tǒng)方案除了考慮技術(shù)的成熟性、經(jīng)濟(jì)性之外，更應(yīng)該結(jié)合項(xiàng)目本身實(shí)際的運(yùn)行情況選擇。本文針對(duì)項(xiàng)目現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際情況，提出了對(duì)大容量發(fā)電機(jī)通過(guò)廠內(nèi)負(fù)荷自用、限流并網(wǎng)直接接入10 kV系統(tǒng)的方法，并對(duì)該方案的各工況、限流設(shè)備的選擇進(jìn)行了分析。通過(guò)該方案的討論，對(duì)工程設(shè)計(jì)人員在實(shí)際設(shè)計(jì)過(guò)程中遇到類似項(xiàng)目的主接線并網(wǎng)方案提供了新的思路。