1 000 MW机组电气主接线方案研究

秦志英

(河南省电力勘测设计院，郑州市，450007)

0 引言

随着发电单机容量的不断增大，1 000 MW容量机组开始在我国部分地区陆续建设，对大型发电厂电气主接线进行研究显得尤为必要。电气主接线是发电厂电气设计的重要内容，主接线的确定对发电厂运行的可靠性、灵活性和经济性有较大影响，与电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和控制方式的拟定密切相关。因此，必须全面分析研究各种影响因素，通过技术经济比较，确定电气主接线最佳方案。

1 工程概况

平顶山第二发电厂规划容量4×1 000 MW，一期工程建设规模为2×1 000 MW超超临界国产化燃煤发电机组，并留有扩建余地。

平顶山第二发电厂一期工程符合河南省电源规划布局，作为豫南火电基地重要的骨干电厂，对河南省500 kV网架起到强有力的支撑作用;符合华中电网及河南省电源布局和一次能源的流向，有利于南北水火电调剂运行。本工程全部建成后，将成为河南电力系统的主力电厂，对电网的安全、经济、可靠运行具有重要作用。

2 设计原则

根据电厂的具体情况，电气主接线设计中除应满足可靠性、灵活性和经济性3项基本要求外，还应满足大机组、超高压对主接线的特殊要求:

(1)任何一台断路器检修，不影响另一台机组对系统的连续供电;

(2)任一台断路器故障或拒动，不应切除2台及以上机组和相应的线路;

(3)断路器在事故和检修故障相重合情况下，停电线路不多于2回。

3 电气主接线方案

3．1 本期工程与系统的连接方式

本工程接入系统条件为:“电厂本期2×1 000 MW机组以500 kV一级电压接入系统，出线2回接入平顶山变。远期4×1 000 MW 机组，共3回500 kV出线。”

3．2 电气主接线方案

电厂本期2×1 000 MW机组以500 kV一级电压接入系统，出线2回接入平顶山变。远期4×1 000 MW机组，共3回500 kV出线。根据电厂系统条件，拟定了4个电气主接线方案。

方案1。如图1所示，2台机组均由发电机－变压器组接入500 kV升压站，本期500 kV电压即采用一个半断路器接线，启/备电源由500 kV一组母线引接。该方案接线运行灵活、操作方便、机组运行及启/备电源的引接可靠性高、扩建方便。

图1 一个半断路器接线Fig.1 Program 1 one and a half circuit-breakers connection

方案2。如图2所示，为简化接线，节省本期投资，将方案1的接线简化为五角形接线;远期过渡为一个半断路器主接线。布置均按一个半断路器接线方式。该方案投资较省，在接线闭环运行时可靠性、灵活性较高，操作方便，启/备电源的引接可靠性较高。

图2 五角形接线Fig.2 Program 2 pentogon connection

方案3。如图3所示，2台机组均采用发电机－变压器－线路组接线方式，启/备电源由2台机主变高压500 kV侧T接;远期过渡为一个半断路器主接线。该方案接线简单、操作方便、机组运行及启/备电源的引接可靠性高、扩建较方便。

方案4。如图4所示，2台机组均采用发电机－变压器－线路组接线方式，启/备电源由距电厂约15 km的220 kV鲁山变220 kV母线引接;500 kV远期过渡为一个半断路器主接线。该方案接线简单、机组运行及启/备电源的引接可靠。

3．3 500 kV电气主接线方案技术分析

3．3．1 500 kV电气主接线设计考虑因素

(1)电厂接入系统条件:电厂本期2×1 000 MW机组以500 kV一级电压接入系统，出线2回接入平顶山变。远期4×1 000 MW机组，共3回500 kV出线。

(2)本工程500 kV出线19 km。

根据2007年电力可靠性指标发布会公布的2006年度电力可靠性指标，计算出本工程500 kV架空线路停运率及停运时间，见表1。

根据表1分析，本工程500 kV线路只有19 km，故障率很低，年强迫停运次数0.026 2次，即38.2年强迫停运1次。采用发电机－变压器－线路组接线，可靠性满足要求，也是适宜的。

表1 500 kV架空线路强迫停运率及停运时间Tab.1 500 kV overhead lines forced outage rate and outage time

(3)由于本厂为新建电厂，发电机升高电压为500 kV一级，本厂无其他较低一级发电机升高电压。因此，电气主接线应充分考虑启/备电源的引接方式。

3．3．2 方案技术分析

(1)方案1技术分析。

在电厂内设500 kV母线，2台机组均以发电机－变压器组单元接线，接入电厂500 kV母线，500 kV出线2回接入平顶山500 kV变电站;500 kV接线拟采用一个半断路器接线，本期设2个完整串，主变进线与出线配对成串，同名回路配置在不同串内且接入不同侧母线。远期4×1 000 MW 机组，500 kV仍然为一个半断路器接线，为4个完整串。此方案可靠性高。高压启/备变电源从500 kV母线经断路器直接引接，可靠性满足要求。

(2)方案2技术分析。

该方案技术上可以满足要求，缺点是本期为五角形接线，角数太多，任一台断路器检修，都成开环运行，从而降低了接线的可靠性。远期过渡为一个半断路器接线时，改造工作量较大。

(3)方案3技术分析。

电厂本期2×1 000 MW机组2回500 kV出线接入平顶山500 kV变，500 kV线路仅有19 km，因此电厂本期拟2台机组均采用发电机－变压器－线路组接线，启/备电源从2台机主变500 kV侧T接。机组及启/备电源可靠性较高。远期过渡为一个半断路器主接线。

需要特别指出，此方案接线看似“扩大内桥接线”，但设计建议采用如下的运行方式与保护配置:

1)发电机采用发电机－变压器－线路组方式运行。继电保护按如下原则配置，单元中发电机、变压器、线路任一元件故障均联跳整个单元及机组停运。

2)启/备电源T接2台机主变500 kV侧，其可靠性较高。

以上运行方式不采用“扩大内桥接线”，即1线2机、1号线路带2号机、2号线路带1号机等运行方式，使得运行方式简单、可靠，避免了“扩大内桥接线”运行方式复杂及保护配置复杂的问题。

(4)方案4技术分析。

本期采用发电机－变压器－线路组接线，远期过渡为一个半断路器接线。机组运行可靠性可以满足要求。启/备电源拟由距电厂约15 km的220 kV鲁山变220 kV母线引接1回220 kV电源，鲁山变220 kV为双母线接线，共2回出线与系统连接。因此，该电源可靠性较高，能够满足运行需要。

各方案的技术比较见表2。

总之，由于本工程500 kV线路仅19 km，4个方案虽然差异很大，但机组运行的可靠性相差不大，都很可靠，启/备电源的引接也都能满足要求。

3．4 500 kV电气主接线方案经济比较

远期电厂500 kV接线各方案均为一个半断路器接线，投资无差别，仅启/备电源的引接方案1、2、3投资相同，方案4初投资及运行费用均远远高于其他方案。

本期电厂500 kV接线及启/备电源的引接各方案差异较大，详细经济比较见表3。

从表3可以看出，方案1初期投资最高，方案1比方案2高出约591.8万元，比方案3高出约1 182.1万元，比方案4高出约841.7万元。

另外根据河南省发改委文件，由系统引接电源时，按大用户用电标准收费，根据厂用电计算负荷，本厂需选用 78/45－45 MVA的启/备变，按20元/(kVA·月)收取基本容量费。每年仅此一项需缴纳1 872万元，同时还应按需交纳电度电费和对启/备电源的220 kV线路进行维护。因此，方案4的运行费用很高。

4 关于装设发电机出口断路器的方案分析

4．1 发电机出口断路器的技术分析

4．1．1 装设发电机出口断路器的依据

根据DL 5000—2000《火力发电厂设计技术规程》的规定:“技术经济合理时，容量为600 MW 机组的发电机出口可装设断路器或负荷开关，此时，主变压器或高压厂用工作变压器应采用有载调压方式。”1 000 MW级机组参照执行此规定。

4．1．2 装设发电机出口断路器的优势

(1)发电机出口装设断路器，机组的启动电源通过主变压器倒送电经厂用工作变压器取得，发电机组启动后通过发电机出口断路器并网，整个过程都不需要进行厂用电切换。

(2)同期点由发电机出口断路器来实现，比较的电压是断路器两侧的同级电压，简化了同期操作程序。

(3)当发电机发生内部故障时，断路器可以在不失去厂用电源的条件下切除发电机内部故障影响，保证了故障情况下的安全停机。同时，限制故障影响范围扩大，提高发电机、变压器运行的安全性。

(4)装设发电机出口断路器，发电机负序保护会在负序电流对发电机产生危害之前，启动发电机出口断路器跳闸回路，可减小由于主变压器高压侧断路器非全相运行时产生的过大负序电流对发电机的损害。

(5)当主变或高厂变内部故障时，可尽快切除发电机回路，减小变压器遭受的损失。

4．1．3 装设发电机出口断路器的其他特点

(1)装设发电机出口断路器，增加了主回路串联电气元件，增加了发电机出口故障概率。因此，对发电机出口断路器本身的可靠性要求很高。

表3 500 kV电气主接线方案经济比较表Tab.3 Economy comparison of the 500 kV main electrical connection programs

(2)与1 000 MW机组配套的发电机出口断路器的参数一般为:额定电压30 kV，额定电流28 kA，额定开断电流160 kA，直流分量要求在75%以上。目前，国内尚无能力生产与600 MW及以上机组配套发电机出口断路器(SF6)。国内现在运行的大型发电机出口断路器，均是由 ABB、GEC-ALSTOM(阿尔斯通)或HITACHI(日立)等公司进口的产品。对于1 000 MW机组配套的发电机出口断路器，各项参数均满足要求的、运行可靠的制造商更少，因此其价格昂贵。

4．1．4 装设发电机出口断路器对高压厂用启/备变压器配置的影响

根据DL/T 5153—2002《火力发电厂厂用电设计技术规定》的规定:“容量为600 MW 的机组，当发电机出口不装设断路器或负荷开关时，每2台机组应设置1台或2台高压厂用启/备变压器，且在配置2台时应考虑1台高压厂用启/备变压器检修时，不影响任一台机组的启停;当发电机出口装设断路器或负荷开关时，4台及以下机组可设置1台高压厂用启/备变压器，其容量可为1台高压厂用工作变压器的60%～100%。”

4．2 本工程装设发电机出口断路器的方案分析

本工程如采用装设发电机出口断路器，则主接线可采用3.3.2中的方案4:发电机－变压器－线路组接线，只是在发电机出口增设断路器。此时，高压厂用备用变压器的功能系作为机组的事故停机电源和高压厂用工作变压器的检修备用，因此备用/停机变压器的容量可采用高压启/备变压器78/45－45 MVA的约60%，取50/31.5－31.5 MVA。备用/停机电源由系统220 kV母线引接。

根据河南省发改委文件，由系统引接电源时，按大用户用电标准收费，备用/停机变压器选用50/31.5－31.5 MVA，按20元/(kVA·月)收取基本容量费，每年仅此一项需缴纳1 200万元，同时还应按需交纳电度电费。因此，运行费太高，限制了发电机出口断路器的使用。

发电机出口装设断路器虽然有明显技术优势，但制约其采用的主要因素是发电机出口断路器的价格较贵(每台约1 100万元)，加之在河南省区域运行费用昂贵。

因此，本工程采用不装设发电机出口断路器方案。

5 结论

本工程远期方案是明确的，主要是拟定选择最佳的本期方案，通过以上分析研究可以得出如下结论:

(1)方案1可靠性很高，对1 000 MW机组和超高压的接线本方案最合适。启/备电源从厂内500 kV母线引接，技术上很佳，本期初投资较高，下期扩建很方便。

(2)方案2较方案1简化，但对1 000 MW机组和超高压的接线，角数稍多，可靠性稍低，且投资仍较高。下期扩建本期配电装置需完善，保护需改造，扩建工作量大。

(3)方案3本期简化适度，初投资最低;采取限制运行方式，使得机组运行、启/备电源引取及其保护配置避开了复杂的情况，同时可靠性提高;但该接线不是常规接线，不利于运行管理。下期扩建本期配电装置需完善，保护需改造，扩建工作量大。

(4)方案4可靠性很高，接线对机组的适应性很好，但没有很好地解决启/备电源引接问题，使其从系统引接初投资高、运行费用也高。下期扩建本期配电装置需完善，保护需改造，扩建工作量大。

考虑到工程的规划容量(4×1 000 MW)，方案1虽然本期投资较高，但可靠性高、扩建很方便，扩建时不需停电，避免了扩建停电所引起的经济损失，最终投资不高，并减少了过渡改造费用。因此，本期工程电气主接线推荐采用方案1:2台机组均由发电机－变压器组接入500 kV升压站，本期500 kV电压即采用一个半断路器接线，启/备电源由500 kV一组母线引接。

［1］弋东方．电力工程电气设计手册:电气一次部分［M］．北京:中国电力出版社，1989:45-62．

［2］西北电力设计院．发电厂变电所电气接线和布置［M］．北京:水利电力出版社，1984:32-101．

［3］范锡普．发电厂电气部分［M］．北京:水利电力出版社，1987:38-56．

［4］DL 5000—2000火力发电厂设计技术规程［S］．北京:中国电力出版社，2000．

［5］DL/T 5153—2002火力发电厂厂用电设计技术规定［S］．北京:中国电力出版社，2002．

［6］陈尚发．大型发电厂电气主接线优化方案的研究［J］．电力建设，2006，27(8):23-26．

［7］沈珊珊．平顶山二电厂向华中电网送电规划研究［J］．电网技术，2007，31(8):52-57．

［8］杨小华．1 000 MW超超临界发电机组设计优化［J］．电力勘测设计，2006(6):44-48．

［9］袁皓．电气主接线可靠性计算在1 000 MW机组的应用［J］．电力建设，2008，29(2):46-50．

［10］赵丽华．1 000 kV 电气主接线设计［J］．电力建设，2010，31(4):13-16．