1036MW机组的电气整套启动调试

兀鹏越，胡任亚，陈飞文，黄旭鹏，王团结

（1.西安热工研究院有限责任公司，西安市，710032；2.华能海门电厂，广东省汕头市，050310）

1 工程概况及特点

华能海门电厂位于汕头市潮阳区海门镇洪洞村，规划建设6台1 036MW级超超临界燃煤机组，是广东电网主力电厂之一。1号机组于2006年12月开工建设，2009年6月一次顺利通过完成168 h试运行。

1.1 500kV配电装置

华能海门电厂500kV配电装置主接线采用3/2接线方式，本期建成2个完整串，新建潮南甲、乙线同杆并架双回出线。

500kV升压站配电装置采用平高东芝电气公司生产的HGIS。该HGIS是一种介于GIS和敞开式之间的新型高压开关设备，其结构与GIS基本相同，但母线是外露的，不装于SF6气室内。HGIS的优点是结线清晰、简洁、紧凑，安装及维护检修方便，间隔的扩展简单易行。

1.2 发电机变压器组

1号机组以发电机-变压器单元接线分别接入500kV配电装置，发电机经出口断路器与主变、高厂变A和高厂变B相连，主变升压至500kV与HGIS系统连接。机组设A、B、C、D 4段6kV母线。

1号发电机额定容量为1 036MW，额定电压为27kV，额定电流为24 615 A。发电机采用高起始响应的自并励励磁方式，励磁系统由ABB公司生产的干式励磁变和UNITROL5000型数字励磁调节系统组成，额定励磁电压446 V，额定励磁电流5.175 kA。发电机出口断路器由ABB公司制造，液压弹簧操作机构。该断路器特点为户内三相机械联动、金属封闭、自冷（空气对流增强型）、空气绝缘。1号主变压器为天威保变电气公司制造的3个单相双绕组升压变压器，容量3×390 MVA。2台高压厂用工作变均为有载调压分裂变压器，额定容量50/26-26 MVA。

1.3 备用变系统

设计认为发电机出口设置断路器的接线方式，厂用电可靠性非常高，可以不考虑主变、高厂变故障时的厂用电快速切换，因此1期工程4台机组只设1台有载调压分裂高压备用变压器，额定容量50/26-26 MVA，备用电源经110kV濠海线由濠江220kV变电站经引接。每个6kV工作段不设置厂用电源快速切换装置，而是设置备用电源自投装置。

1.4 保护及自动装置

500kV升压站不设网控室，所有信号经网络监控系统（net control system，NCS）送至主控室进行监控，线路和母线保护均为双重化配置，升压站还配备了500kV安全稳定装置、相量测量装置、故障录波、故障信息子站、电压自动调节装置等自动化设备。

发变组保护采用南瑞继保RCS-985微机成套保护装置，这是该型号保护设备首次应用在百万千瓦级别的机组。该保护所有电量保护均为双重化，转子接地只投入1套，采用注入式保护装置，注入信号频率2 Hz；定子接地保护为2套，一套为传统的“基波+三次谐波零序电压”方式，另一套为外加低频电源式定子接地保护装置，注入信号频率20 Hz。

励磁采用ABB公司UNITROL 5000微机励磁调节系统，带双自动通道加2个独立的手动通道，具有4个可控硅桥，每臂1只可控硅，3相6脉冲，以N-1的方式冗余配置，单断口直流开关，开关额定电流8 kA。

1号机组电气设备的监控采用了现场总线电气控制系统（field bus electrical control system，FECS），整个机组厂用电气设备均纳入其中。厂用电系统由分散控制系统（distributed control system，DCS）经硬接线直接控制，所有操作均在DCS执行，重要电气信号量由FECS经通讯送DCS显示，FECS只起到监视作用，无操作功能。

2 电气整套调试进度

2.1 1号机组厂用受电

1号高压备用变压器备用电源来自厂外独立的110kV濠海线。2008年9月26日110kV濠海线送电至1号高压备用变，完成1号机组6kV 4段母线及部分400 V电力中心（power center，PC）段和马达控制中心（motor control center，MCC）段的受电工作。

2.2 机组启动

2009年6月10日，1号机整套启动，进行了发电机短路试验、发变组及高厂变短路试验、空载试验、励磁调节器试验、主变及高厂变零起升压试验、发变组定相试验。

2.3 升压站倒送电

2009年6月13日，在500kV同杆双回线路只有1条线路送电的情况下实现了升压站倒送电。

2.4 主变及高厂变倒送电

2009年6月14日，由升压站向主变及1A、1B高厂变同时倒送电。

2.5 首次并网

在进行了发电机假同期试验后，1号机组于2009年6月14日首次并网。

2.6 机组168 h试运

2009年6月23日完成168 h试运行，试运期间，机组运行平稳，机组负荷率100%。

3 调试中的问题及处理

3.1 发电机短路试验问题

1号机发电机短路试验时，励磁变高压侧临时励磁电源取自6kV高压厂用段。试验过程中发现，当励磁调节器的输出达到最小导通角15°时，发电机电流只能达到0.9倍额定电流。经进一步计算发现，即使冒着可控硅颠覆的风险，将导通角再减小到5°，励磁系统也无法提供达到发电机额定电流所需的励磁电流。

经检查发现，技术协议规定的励磁变低压侧电压为1 100 V，而到货的变压器为966 V，这是导致发电机短路试验无法完成的根本原因。经了解，同为ABB公司供货的邹县电厂1 000MW机组励磁变，其低压侧电压甚至低于966 V，只有961 V，但由于该厂采用10kV等级的厂用电，因此对短路试验无影响。

需要说明的是，虽然励磁变无法满足临时接线方式下的短路试验要求，但是完全可以满足机组正常运行和强励的要求。

3.2 发电机定子接地问题

1号机组采用的外加低频电源式定子接地保护如图1。RCS-985U定子接地保护辅助电源装置提供外加低频电源，将低频电压电流信号注入到发电机定子绕组中。RCS-985发电机保护装置检测注入的低频电压、电流信号，当定子绕组发生接地故障，注入的电压、电流信号随之发生变化，RCS-985可准确计算出接地故障电阻的阻值，完成注入式定子接地保护[1]。

2009年6月22日，1号机组2套定子接地保护均动作跳闸，动作报告及故障录波显示故障时，发电机定子C相电压消失，A、B相电压上升为线电压，零序电压突变为相电压，如图2（a）所示，图中 Ua、Ub、Uc为发电机机端相电压，U0为发电机机端零序电压。当机组跳闸后，零序电压定子接地保护可以复归，但外加电源式定子接地保护仍可测得C相接地电阻为0 kΩ，如图2（b）所示，说明发电机C相发生金属接地，并且一直存在。

经断开发电机封闭母线软连接检查，确认发电机定子绝缘良好，故障点不在发电机。进一步打开封闭母线检查，发现发电机出口断路器与封闭母线的软连接铜皮断裂翘起，与封闭母线外壳内壁接触，封闭母线外壳内壁上有多点白色放电痕迹，见图3。据此认定发电机定子接地保护正确动作。

在这次事故中，首次应用于百万千瓦机组的外加电源式定子接地保护与零序电压式定子接地保护同时正确动作，说明了该保护的应用是值得肯定的，尤其是在停机状态下，该保护仍可测量接地电阻大小，为故障分析提供了有力支持。

3.3 励磁电压输出问题

发电机失磁保护采用了转子低电压判据，为了防止转子过电压损坏微机保护装置，设计要求励磁电压经15/1的分压电阻送给保护装置，同时再并联1路电压至故障录波器。在启动过程中，发现发变组保护和故障录波器显示的转子电压偏差很大。

检查发现当解开分压电阻至保护柜和录波器的外接线，用万用表测量励磁输出电压比较准确。停机后测量励磁系统转子电压输出回路内阻约为90 kΩ，发变组保护转子电压输入回路内阻约为175 kΩ，故障录波器转子电压输入回路内阻约为100 kΩ。因此可以是励磁系统分压电阻内阻太大，带载能力不足。

由于ABB励磁厂家不同意更改内部电阻，因此，取消了发电机失磁保护的转子低电压判据，改投无功反向判据，同时取消转子电压的故障录波功能。

3.4 定子励端定子铁心温度问题

当1号机组升负荷至640MW时，DCS显示定子励端定子铁心（以下简称“压指”）温度的2个温度测点均发生突变，由30℃突变至70℃，以后压指温度随着机组负荷的变化而变化。当机组满负荷时，压指温度最高值达到116℃，逼近120℃的上限跳闸值，严重威胁机组168 h试运的顺利进行。升负荷过程中压指温度变化见图4。

在满负荷的情况下，压指温度的变化与励磁电流有着密切的关系，如图5所示。励磁电流减小，压指温度上升；励磁电流增大，压指温度下降。据此，在整个168 h试运期间，通过控制励磁电流将压指温度始终控制在110℃以下，保证了试运顺利进行。

根据文献[2]，当发电机进相时，定子端部边段压指等部件中，将会通过相当大的漏磁，该漏磁在空间与转子同步旋转但与定子有相对运动，因此在该部件中会感应涡流和磁滞损耗，引起发热。1号机组压指温度在多大程度上限制机组的进相运行，还需通过进一步试验确定。

4 关于厂用电切换改造的设想

4.1 问题提出

目前设计认为发电机出口设置断路器时，厂用电可考虑很高，不会发生厂用电全失的故障，这种设计思想是值得商榷的。因为1号机组启动期间就已经发生了因为保护问题而导致厂用电全停的事故。另外，现设计中厂用电备自投延时切换方式也很不完善。此方式下只有全部负荷开关均跳闸后，才启动备用电源切换，起不到安全停机的作用；而且一旦2台以上的机组备自投同时动作，将导致备用变过载跳闸。最后一点，这种方式考虑到机组大修后启动的厂用电源切换问题，必须要求运行人员对全部开关进行手动操作切换，大量开关操作增加了劳动强度和误操作的风险。

4.2 改造可行性探讨

按照华能海门电厂厂用电接线方式，备变和高厂变间的电压是存在功角的，其大小受机组负荷、线路运行方式等因素影响，在某些情况下可能很大，导致备变和高厂变之间不能“并联”切换。但是现在微机快速切换装置都有“串联”切换功能，即先跳后合的切换方式。实践证明这种方式的成功率是很高的[3]，而且切换时间可以很短（小于50 ms），因此，采用快速切换装置是完全可行的。

4.3 改造方案设想

由于备用变容量只能满足1台机组的厂用负荷，因此，当任一台机组启动厂用电切换后，必须闭锁其余3台机组的切换。这种思路可以用加装中间继电器的方法来实现，天津杨柳青电厂5～8号机组的厂用电切换回路就是这样设计并运行的。但这种方法的缺点是回路复杂，敷设电缆过多，改造工作量大。

本文根据海门电厂的实际情况，提出利用DCS实现4台机组厂用电快速切换系统之间的逻辑闭锁，将以上方法中的硬接线由软件逻辑实现，在满足要求的前提下，大大简化了二次回路，节约了成本。

如图6所示，将目前的备自投装置换为快速切换装置，原来的二次电缆全部保留，仅增加到DCS的电缆。在保护启动切换的回路中串入DCS发出的“允许/闭锁”常闭触点，当其余任一段切换动作后，常闭触点分开，闭锁本段“启动切换”命令发出，本段快切装置不会启动切换，从而实现了只能有1台机组启动切换的功能。采取这种“允许式”闭锁可以避免2台以上机组同时动作的启动切换“竞争”问题。另外，由于DCS逻辑可以在线编程，因此这种方法可以实现灵活的闭锁逻辑，大大优于继电器硬线闭锁方法。这种方法的缺点是跨越电气、热控2个专业，实现起来需要2个专业互相配合，协调难度较大。

5 结论

海门电厂1号机组是南方电网首台百万千瓦级火电机组，其整套启动调试过程中发现的问题值得总结思考：如短路试验问题固然是厂家供货不符合要求，但如果当初设计时要求励磁变有分接档位，此问题也可避免；而定子端部铁心温度问题厂家至今没有给出圆满的解释，对此后续机组应特别注意；至于厂用电切换，在目前快切装置已经很成熟的情况下，是否还一定要按照规程设计为备自投方式，值得商榷。

[1]张琦雪，席康庆，陈佳胜，等.大型发电机注入式定子接地保护的现场应用及分析[J].电力系统自动化，2007，31（11）：103-104.

[2]李建明，朱 康，高压电气设备试验方法[M].2版.北京：中国电力出版社，2004，526-527.

[3]兀鹏越，何信林，王团结，等.厂用电大功角切换问题探讨[J].电力系统保护与控制，2010（7）：41-45.

[4]李德佳，毕大强，王维俭.大型发电机注入式定子单相接地保护的调试和运行[J].继电器，2004，32（16）：51-56.

[5]贺家李，宋从矩.电力系统继电保护原理[M].天津：天津大学出版社，2004.

[6]卓乐友，董柏林.电力工程电气设计手册[M].北京：中国电力出版社，1991.

[7]国家电力调度通讯中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].北京：中国电力出版社，2002.