提高机组利用率的系统运行优化措施

黄海波

（湖南华电长沙发电有限公司，长沙 410203）

提高机组利用率的系统运行优化措施

黄海波

（湖南华电长沙发电有限公司，长沙 410203）

湖南华电长沙发电有限公司2×600MW超临界发电机组均采用发电机变压器组单元接线，其＃2发电机变压器组出口直接送至500kV沙坪变电站，由于500kV电网缺乏电源支撑，网架不够坚强，220kV与500kV系统多处电磁环网，不能开环运行，造成＃2机组发电功率常年受限。随着煤价的下降，火电边际贡献提高，发电企业发电量竞争更加激烈，为超额完成中国华电集团公司的年度计划电量，提出了＃2机组通过＃1主变压器互联上网的运行方式。为实现该运行方式，对一次系统、监控系统以及失磁联跳、顺控并网等相关回路进行了改造，有效提高了机组利用率。

机组利用率；运行方式；保护配置；安全；稳定；反事故措施；成本

1 存在的问题

湖南华电长沙发电有限公司2台600MW超临界机组分别于2007年10月、12月相继投产发电，＃1机组（型号为QFSN-600-2-22C）经＃1主变压器（以下简称主变，型号为DFP10-240000／220）通过双母线接线方式的变电所输送至220kV系统威灵变电站，＃2机组（型号为QFSN-600-2-22C）经＃2主变（型号为DFP10-240000／500）输送至500kV系统沙坪变电站，在沙坪变电站500kV与220kV系统电磁环网，沙坪变电站下网电量受限，＃2机组利用率低。2台机组的年发电量见表1。

表1 2台600MW超临界机组年发电量 GW·h

2012年后，煤价持续走低，燃煤发电成本持续下降，电力企业利润大涨，发电量竞争更加激烈。要想超额完成中国华电集团公司下达的利润目标，机组优化运行和负荷优化分配是湖南华电长沙发电有限公司亟需解决的关键技术问题。

2 方案确定

在保证2台机组安全、稳定运行并满足《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》的前提下，利用现有的资源，以最少的投资、最高的可靠性实现湖南华电长沙发电有限公司的第3种运行方式：＃2机组通过＃1主变互联上网，提高＃2机组利用率。

第3种运行方式的保护及自动装置全部利用＃2发电机变压器组（以下简称发变组）保护及自动装置实现时存在以下问题。

（1）在＃1主变高压侧断路器端子箱增加电流端子，根据一次系统的运行方式，通过改变电流端子的连接方式将＃1主变高压侧电流互感器19LH，20LH的二次电流分别接入＃2机组发变组保护A2，B2屏，解决＃1主变失去相间短路故障主、后备保护问题。

（2）在＃1主变端子箱增加电流端子，根据一次系统的运行方式，通过改变电流端子的连接方式将＃1主变高压侧中性点零序电流互感器3LLH，4LLH的二次电流分别接入＃2机组发变组保护A2，B2屏，解决＃1主变失去接地故障主、后备保护问题。

（3）＃1主变非电量保护2台机组公用，在＃1主变端子箱增加电流端子，根据一次系统的运行方式，通过改变电流端子的连接方式将＃1主变非电量保护接入＃2机组发变组保护C屏，同时拆除＃2主变非电量保护二次线，解决＃1主变失去非电量保护问题。

（4）将＃1机组发变组保护B2柜断路器操作箱切换后的220kV母线电压及＃1机组发变组辅助继电器屏切换后的220kV母线电压分别通过辅助继电器屏接入＃2机组发变组保护A2，B2屏，通过压板投、退＃1主变复合电压和＃1主变零序电压保护。

（5）＃2主变高压侧21LH，22LH电流互感器的型号为LRB-500-1250／1-5P30，＃2主变高压侧中性点零序电流互感器3LLH，4LLH的型号为LGB-66-300／1-5P30，＃1主变高压侧19LH，20LH电流互感器的型号为LRB-220-2500／1-5P20，＃1主变高压侧中性点零序电流互感器3LLH，4LLH的型号为LGB-66-600／1-5P20。由于2台主变高压侧电流互感器变比不同，需根据＃2机组实际运行方式在＃2机组发变组保护屏修改主变主、后备保护（主变差动、主变高压侧零序过流、主变复压过流、过流启通风、发变组差动、断路器闪络、断路器非全相）定值及设置电流源变比。

这种运行方式的优点是投资少；缺点是需根据＃2机组的运行方式切换电流源、电压源以及修改保护定值，存在电流互感器开路保护误动、误整定、误接线的隐患。为防止继电保护“三误”事故的发生，提高电力生产的安全性和稳定性，增加2套＃1主变电量保护及1套＃1主变非电量保护，其他电气设备的保护利用＃2机组现有保护实现。

3 改造部分

3.1 一次系统

（1）在＃1，＃2主变22kV侧离相封闭母线处分别增加软联通并连接＃1，＃2发电机出口的离相封闭母线，通过改变软联通连接方式改变＃2机组运行方式，具体接线如图1所示。

（2）新增软联通额定电流与原离相封闭母线相同，设置装设接地线位置，防止临近带电体产生静电而感应到检修设备。

（3）新增离相封闭母线外形尺寸、额定电流与原离相封闭母线保持一致，安装封闭母线微正压装置，杜绝母线外面的潮气侵入而影响母线绝缘强度。

（4）新增软联通、离相封闭母线与变压器引出线连接处装设红外线检测仪，并将测温结果实时传送到分散控制系统（DCS），以便运行人员监控。

（5）＃2机组通过＃1主变并入220kV系统时，为提高机组运行的可靠性，降低厂用电率，断开＃2主变低压侧、＃1高厂变高压侧、＃1脱硫变压器（以下简称脱硫变）高压侧软连接及＃1发电机出线室内出线套管至封闭母线的软连接三相铜排。

（6）＃2发电机定子接地时，机端相电压升高至倍，运行设备与检修设备应有足够的安全距离，防止绝缘击穿危及检修人员的安全，具体要求执行GB50660—2011《大中型火力发电厂设计规范》［1］，由北京电力设备总厂负责设计。

图1 一期电气主接线原理图

3.2 监控系统

（1）在＃2机组DCS画面上增加＃2发电机通过＃1主变上网的一次系统接线图，并显示相关的系统性能参数、保护报警信息。

（2）该运行方式下发电机并网顺控逻辑及汽轮机数字电液控制系统（DEH）逻辑组态的编辑由上海福克斯波罗有限公司负责。

（3）联系网局调度中心、湖南省电力调度中心运行方式处和自动化处对湖南华电长沙发电有限公司第3种运行方式上传的模拟量和开关量进行对调。

3.3 保护配置

2台机组均采用北京光耀电力设备有限公司成套进口GE公司的数字式发变组保护装置。该套保护装置配置5面屏：A1，B1为发电机、励磁变压器（以下简称励磁变）及发变组保护屏；A2，B2为主变、高厂变及脱硫变保护屏；C为非电量保护屏。A1与B1，A2与B2屏为完全相同的保护配置及出口，由湖南省电力勘测设计院设计，实现主、后备保护完全双重化配置。

（1）投入＃2机组A1，B1屏发电机保护、励磁变保护，A2，B2屏高厂变保护、脱硫变保护，C屏（＃2主变非电量保护退出）非电量保护，＃2机组发变组同期系统，退出＃2机组A1，B1屏发变组保护，A2，B2屏主变保护。

（2）＃1主变出口断路器开关辅助触点2台机组公用，在断路器汇控柜增加电流端子，根据一次系统的运行方式，通过改变电流端子的连接方式将保护所需并列点开入量接入第3种运行方式保护屏或＃1机组发变组保护屏。

（3）＃1主变非电量保护2台机组公用，在＃1主变端子箱增加电流端子，根据一次系统的运行方式，通过改变电流端子的连接方式将＃1主变非电量保护接入第3种运行方式保护屏或＃1机发变组保护屏。

（4）新增的2套＃1主变电量保护及1套＃1主变非电量保护为国产化设备，相关保护配置及规范化回路设计执行GB／T14598.300—2008《微机变压器保护装置通用技术要求》［2］和GB／T50062—2008《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》［3］并由电力勘测设计院负责。

4 变更回路

4.1 电流回路

（1）将＃1主变高压侧19LH，20LH电流，＃2发电机机端7LH，8LH电流，＃2高厂变高压侧41LH，42LH电流，＃2脱硫变高压侧54LH，55LH电流，＃2发电机中性点1LH，＃2LH电流，＃2高厂变低压侧A，B分支47LH，48LH，51LH，52LH电流，＃2脱硫变低压侧61LH，62LH电流分别接入新安装的2套电量保护屏，解决此运行方式下＃1主变失去相间短路故障主、后备保护问题。

（2）将＃1主变高压侧中性点3LLH，4LLH电流分别接入新安装的2套电量保护屏，解决此运行方式下＃1主变失去接地故障的主、后备保护问题。

（3）分别拆除＃1主变中性点3LLH电流至＃1机组故障录波器的电缆，＃2高厂变高压侧41LH电流至＃2机组故障录波器的电缆，＃2脱硫变高压侧54LH电流至＃2机组故障录波器的电缆。

（4）执行GB／T14598.301—2010《微型发电机变压器故障录波装置技术要求》［4］和《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》的规定：“故障录波器的接入电流应取自不饱和的仪表用电流互感器回路，否则取自后备保护的电流回路，并接在电流互感器二次回路的末端”。

4.2 电压回路

将＃1机组发变组保护B2柜断路器操作箱切换后的220kV母线电压及＃1机组发变组辅助继电器屏切换后的220kV母线电压分别接入新安装的2套主变保护屏，投入＃1主变复合电压过流、＃1主变零序电压保护。

4.3 同期回路

（1）＃2机组同期系统配置SID-2CM型微机自动准同期装置，SID-2X同期装置自动选线器共8个并列点，现第1点为5002开关并列点，选择第2点为第3种运行方式的并列点。

（2）将＃1机组发变组辅助继电器屏切换后的220kV母线电压接到＃2机组发变组同期屏，再将并列点的合闸反馈量从断路器汇控柜接到＃2机组发变组同期屏。

（3）第3种运行方式的顺控并网逻辑启动后，当微机自动准同期装置自动调节＃2发电机电压和频率满足并列条件时，自动向并列点断路器发出合闸脉冲，将＃2发电机并入220kV系统，具体要求执行DL／T478—2010《继电保护和安全自动装置通用技术条件》［5］。

4.4 跳闸回路

（1）在＃2机组发变组保护A1，B1屏，通过改变跳闸矩阵的连接方式固定3个保护出口通道，分别并接到＃1机组发变组保护A1，B1屏及220kV断路器操作箱，跳第3种运行方式的同期并列点并启动其断路器失灵及解除复压闭锁。

（2）在＃2机组发变组保护A2，B2屏，通过改变跳闸矩阵的连接方式固定2个保护动作出口通道，分别接至＃2机组发变组保护动作启动失灵回路和＃1机组发变组保护220kV断路器操作箱，跳第3种运行方式的同期并列点。

（3）在＃2机组发变组保护C屏，通过改变跳闸矩阵的连接方式固定2个保护动作出口通道，分别并接到＃1机组发变组保护220kV断路器操作箱的第1组、第2组跳闸线圈回路，跳第3种运行方式的同期并列点。

（4）新增2套＃1主变电量保护跳220kV母联开关出口分别并接到＃1机发变组保护A2，B2屏，通过＃1机组发变组保护220kV断路器操作箱跳第3种运行方式同期并列点，启动并列点失灵及解除复压闭锁回路并接到＃1机组发变组保护A1，B1屏。

（5）新增2套＃1主变电量保护出口分别并接到＃2机组发变组保护A1，B1屏，新增1套＃1主变非电量保护出口并接到＃2机组发变组保护C屏，具体要求执行GB／T14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》［6］。

朱瑶等[8]认为浅滩、深槽在河流生态学中是一种基本的生态单元，浅滩、深槽能塑造相对稳定而又具有多样性的水生栖息地环境，因而能改善和维持良好的水生生态。浅滩光热条件优越，能量损失大，适宜形成湿地，供鸟类、两栖动物和昆虫栖息。深槽流速较小，能量损失小，适宜成为水生生物特别是鱼类的休息场所，河流中的深槽也往往是鱼类越冬的场所。通过观测发现，江豚偏好选择具有浅滩-深槽复式断面、生境多样的河段。这与浅滩-深槽的地形单元能量损失小，适宜成为水生生物特别是鱼类的休息场所有直接的关系。因此，淡水豚偏好浅滩、深槽等流速缓、鱼类资源丰富的区域[9]。

4.5 保护回路

执行DL／T587—2007《微机继电保护装置运行管理规程》［7］，根据一次系统的运行方式，在＃1主变断路器汇控柜，通过改变电流端子的连接方式将保护所需并列点开入量接入第3种运行方式保护屏或＃1机组发变组保护屏，投入运行机组的突加电压、低频、断口闪络、非全相保护。

4.6 励磁系统

根据一次系统的运行方式，在＃1主变断路器汇控柜，通过改变电流端子的连接方式将励磁系统所需的并网信号辅助判据接到＃1或＃2机组励磁系统柜。

4.7 快切回路

在＃1机组发变组辅助继电器屏，将并列点断路器位置重动继电器触点分别接到6kV三段、四段工作电源进线断路器控制回路，实现PZH-1C型微机厂用快切装置自动切换厂用电源。

4.8 失磁联跳

4.9 过流启通风

＃1主变在无通风情况下可以运行到70%的额定负荷，当＃1主变负荷大于70%额定负荷时，新增的2套电量保护应自动启动＃1主变冷却器。

4.10 非电量保护

根据一次系统的运行方式，在＃1主变端子箱，通过改变电流端子的连接方式将＃1主变所有非电量保护切换到运行机组的非电量保护屏，作用于全停或信号。

4.11 顺控并网

＃1，＃2机组DCS双网连接数据共享。第3种运行方式的顺控并网逻辑以＃2机组并入500kV系统顺控逻辑为基础，根据表2修改几项关联点，启动后通过＃2机组SID-2CM型微机自动准同期装置检测＃2发电机出口电压与220kV系统电压，满足同期条件后将＃2发电机并入220kV系统。

表2＃2发电机2种运行方式顺控并网逻辑关联点

4.12 开关量回路

（1）网络取数据。

1）并列点断路器操作机构的运行状态量、合闸位置、分闸位置、允许远方操作信号采集＃1机组DCS数据。

2）＃1主变220kV侧I母、II母隔离开关及相关的母线侧、变压器侧接地刀闸信号采集＃1机组DCS数据。

（2）硬接线数据。

1）至热工辅机顺序控制系统（SCS）的并列点断路器位置信号。

2）至热工锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的并列点断路器位置信号。

3）至热工DEH的同期断路器并网信号。

5 注意事项

（1）为防止继电保护“三误事故”的发生，认真核算该运行方式与系统保护的配合关系，并根据DL／T684—2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》［8］和参考文献［9］的规定，对该运行方式下设备的整定值进行全面复算和校核。

（2）根据《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》的要求，＃2发电机通过＃1主变并入220kV系统前，退出新增的主变差动、发变组差动保护，测量差动回路的不平衡电流或差流，证实电流互感器二次接线及极性正确无误后再将差动保护投入跳闸。

（3）根据《国家电网公司十八项电网重大反事故技术措施》的要求，对此运行方式下主变和发变组保护各侧电流互感器二次回路负载进行10%误差计算和分析，校核二次负载的平衡情况，对不满足要求的及时调整互感器变比或进行更换。

（4）投运前进行假同期并列试验，检查微机自动准同期装置是否可靠动作、并网开关控制回路是否完好；检查并网开关的合闸反馈时间，并根据并列点的实际合闸时间，调整SID-2CM型微机同期装置的导前时间参数。

（5）确定＃2发电机与＃1主变互联方式下，励磁系统电力系统稳定器（PSS）的参数，避免区域性振荡模式的弱阻尼或负阻尼低频振荡问题，保证联网系统安全、稳定、经济运行。

（6）自动电压无功控制（AVC）系统的控制程序及相关闭锁值由远动装置（RTU）厂家技术人员根据湖南省电力调度中心下发的220kV系统电压运行曲线设置，经湖南电力科学研究院专家对此程序进行测试后投运。

（7）＃1主变220kV侧南、北隔离开关在＃1机组DCS操作员站操作，＃2机组DCS操作员站的＃1主变220kV侧南、北隔离开关只有状态显示功能。

湖南华电长沙发电有限公司运行方式的优化将有效提高＃2机组的利用率，特别是在＃2机组停运，＃1机组出现突发性事件（如炉膛灭火、机组跳闸等）或检修时能迅速投入运行，快速弥补因负荷损失而造成的经济损失。另外，在缓解＃1机组检修压力、扩大市场份额以及竞争发电量和利用小时数上将越来越具优势，为超额完成集团公司的年度计划电量和提高湖南220kV系统稳定储备奠定了坚实的基础。

致谢：优化＃2机组运行方式由湖南华电长沙发电有限公司总经理何辉提出，何总为确定此方案先后召开了4次专题会议，并邀请中国华电集团公司湖南分公司领导亲自前往湖南省电力调度中心、湖南电力科学研究院洽谈，最后确定此方案。在此，对湖南电力科学研究院设备状态评价中心主任、发展安监部主任、电网技术中心主任、电网技术中心监督以及湖南华电长沙发电有限公司检修副总经理、设备维护部主任、生产技术部主任、信息中心主任、总经理工作部主任、安全监察部主任等30几位专家表示感谢。

［1］大中型火力发电厂设计规范：GB50660—2011［S］.

［2］微机变压器保护装置通用技术要求：GB／T14598.300—2008［S］.

［3］电力装置的继电保护和自动装置设计规范：GB／T 50062—2008［S］.

［4］微型发电机变压器故障录波装置技术要求：GB／T 14598.301—2010［S］.

［5］继电保护和安全自动装置通用技术条件：DL／T478—2010［S］.

［6］继电保护和安全自动装置技术规程：GB／T14285—2006［S］.

［7］微机继电保护装置运行管理规程：DL／T587—2007［S］.

［8］大型发电机变压器继电保护整定计算导则：DL／T684—2012［S］.

［9］许正亚.发电厂继电保护整定计算及其运行技术［M］.北京：中国水利水电出版社，2009.

（本文责编：刘芳）

TM621

B

1674-1951（2015）12-0025-05

黄海波（1969—），女，山东青岛人，高级工程师，从事电力系统继电保护和自动装置的管理及维护工作（E-mail：chdhhb＠126.com）。

2015-03-01；

2015-10-13