750 kV 3/2接线方式下发变组同期并网方式的探讨

(宁夏京能宁东发电有限责任公司 设备部继保室，宁夏 银川 750400 )

宁夏京能宁东发电有限责任公司共有2台660 MW超临界汽轮发电机组，发变组电气一次接线设计中，断路器(GCB)被装设在发电机出口、厂用分支支接点之前的回路上，经主变压器升压后接入厂内升压站，升压站为750 kV系统，采用3/2接线方式，经京川Ⅰ线和京川Ⅱ线两回线路给750 kV电网供电。这种接线方式使得发电机组并网升压站存在多个同期点。从节约装置费用、减少现场二次线的施工工作量入手，结合传统的发电机单一同期点的设计，提出了“SID-2X-A型选线器”和“SID-2CM-4微机自动准同期装置”组合同期装置方案。该方案的实施可节省装置费用，减少现场二次线的施工工作量，并且能通过外部同期点选择指令轻松实现多种运行的方式下多个开关的同期合闸。

1 问题的提出

宁夏京能宁东发电有限责任公司2台660 MW超临界汽轮发电机组，发变组电气一次接线如图1所示。

图1 发变组电气一次系统图

按照运行方式，机组并网方式存在以下情况。

1)在机组正常运行的方式下，机组启动时，厂用电源由主变器通过电网倒送，经高压厂用变压器降压后，为厂用6 kV三段母线供电，通过发电机出口处的断路器(GCB)实现机组正常的并网、解列，此时发电机并网同期点由在发电机出口处的断路器负责。

2)该厂两台660 MW机组均具备FCB功能。FCB功能，即快速甩负荷功能，是指机组在高于50%额定负荷运行时，因机组电网出口侧出现故障，该机组需要与电网快速解列，瞬间甩掉全部对外供电负荷，同时打开汽机的旁路系统保护功能，让维持锅炉运行的蒸汽从旁路通过，并保持锅炉在最低负荷运行，以维持本机组的发电机带厂用电运行或停机不停炉的自动控制功能。具备FCB功能的机组，不仅能实现在电网侧故障情况下机组的安全运行，而且可以使发电机具备解列后带厂用电“孤岛运行”的能力[1]。当发电机带厂用电“孤岛运行”一段时间后，一旦条件满足，发电机能够马上与电网再次并网，此时实际的同期点由发电机出口断路器转到主变高压侧3/2系统的2台断路器上。

如果只为发电机出口断路器配置1台SID-2CM-1自动准同期装置，则无法同时实现主变高压侧2台断路器自动准同期合闸功能[2]。因此，必须找出一种技术上可行、费用经济的技术方案，完全实现机组在两种工况下，3台断路器不同组合方式自动准同期合闸功能。

2 分析问题

每台发变组系统中，发电机设出口断路器(GCB)，升压站电气一次接线采用3/2接线方式，现根据系统运行方式等实际情况，结合图1，以1#发变组各断路器同期点为例，分析发变组同期的复杂性和技术特点。

2.1 发电机设出口断路器(GCB)

该同期点需接入系统侧主变低压侧电压与待并侧发电机出口电压，通过同期装置实现发电机设出口断路器(GCB)同期合闸。

2.2 发变组高压侧断路器7512

该同期点需接入系统侧750 kV Ⅱ母电压与待并侧主变高压侧电压，通过同期装置实现发变组高压侧断路器7512同期合闸。

2.3 发变组高压侧断路器7510

考虑到750 kV系统运行的灵活性，根据一次系统的运行方式，同期电压将会有4种选择情况：一是系统侧京川Ⅱ线线路电压与待并侧主变高压侧电压；二是系统侧京川Ⅱ线线路电压与待并侧750 kV Ⅱ母电压；三是系统侧750 kV Ⅰ母电压与待并侧主变高压侧电压；四是系统侧750 kV Ⅰ母电压与待并侧750 kV Ⅱ母电压。

综上所述，由于发变组同期装置需要实现每台发变组3台断路器不同的同期合闸方式，并且要根据一次设备不同的运行方式，因此发变组同期装置需要实现6种不同的同期方式。

3 解决方案

通过现场调查及与厂技术部门进行讨论，根据发变组同期6种合闸方式的需要，提出使用以下2种不同的实现方案，并对2种方案的优缺点进行分析。

第1种方案：每台机组只选用SID-2CM-4微机自动准同期装置。

1台SID-2CM-4微机自动准同期装置可以实现1台断路器1组同期电压的同期合闸。本文第二部分已经分析说明1台发变组同期方式共有6种，那么必须配置6台SID-2CM-4微机自动准同期装置才能满足1台发变组的同期合闸需要。

此种方式下，每一台机组现场需要必须配置6台SID-2CM-4微机自动准同期装置，设备安装位置受限，线路施工量大，因此导致成本增加比较大。同时由于6种同期运行方式的操作，必然使操作程度变得极为复杂，因此不考虑采用。

第2种方案：每台机组选用1台深圳智能公司SID-2X-A型选线器与1台SID-2CM-4微机自动准同期装置配合使用。

深圳智能公司生产的SID-2X-A型选线器，其设计的主要功能是：发电厂或变电站多个并列点的断路器可以通过1台自动同期装置进行同期接线切换，故此选线器可接受上位计算机(DCS)通过RS-485现场总线发送的选线控制命令，从而实现并列点的不同切换方式。此外还可以接受上位机一对一的点动开出量控制，来完成并列点的切换[3]。如果有必要，还能够通过一对一的同期开关(按钮开关)实施选线控制，故可以实现多种设备对其的控制方式。SID-2X-A型选线器的使用，可以大大简化多并列点共用1台微机同期装置的同期接线设计，同时也减少了现场二次线的施工工作量。

SID-2X-A型选线器与SID-2CM-4微机自动准同期装置配合关系如图2所示，可以根据一次设备不同的运行方式通过DCS的选择指令切入相应的同期电压，完成每台发变组3台断路器同期合闸。即1台深圳智能公司SID-2X-A型选线器与1台SID-2CM-4微机自动准同期装置的组合方案就可满足1台发变组的同期合闸需要。

通过以上2个方案的分析，决定采用第二种方式实现。该方案可以为公司节约成本，同时实现智能化同期控制。

4 实施效果

通过深圳智能公司SID-2X-A型选线器与SID-2CM-4微机自动准同期装置组合在实施后轻松实现了发变组多点并网的需求，以1#发变组系统为例，结合图1，将使用情况说明如下。

每台发变组的SID-2X-A型选线器共配置了6组同期点，根据DCS的同期点选择指令，选线器将相应的同期电压切入同期装置，根据同期装置的命令开出对应的调压、调速、合闸3对接点，从而实现以下不同的同期运行方式。

1)在DCS上选择发电机出口断路器同期点，选线器自动选择第1组同期点工作，发电机机端PT C相电压、主变低压侧PT C相电压作为同期电压，被引入同期装置，由同期装置实现同期检定功能，完成发电机出口断路器同期合闸。

2)在DCS上选择7512断路器同期点，选线器自动选择第2组同期点工作，750 kV Ⅱ母电压与主变高压侧电压作为同期电压，被引入同期装置，由同期装置实现同期检定功能，完成7512断路器同期合闸。

3)在DCS上选择7510断路器同期点1，选线器自动选择第3组同期点工作，京川Ⅱ线线路电压与主变高压侧电压作为同期电压，被引入同期装置，由同期装置实现同期检定功能，完成7510断路器第1种同期合闸。

4)在DCS上选择7510断路器同期点2，选线器自动选择第4组同期点工作。京川Ⅱ线线路电压与750 kV Ⅱ母电压作为同期电压，被引入同期装置，由同期装置实现同期检定功能，完成7510断路器第2种同期合闸。

图2 SID-2X-A型选线器与SID-2CM-4微机自动准同期装置配合关系图

5)在DCS上选择7510断路器同期点3，选线器自动选择第5组同期点工作。750 kV Ⅰ母电压与主变高压侧电压作为同期电压，被引入同期装置，由同期装置实现同期检定功能，完成7510断路器第3种同期合闸。

6)在DCS上选择7510断路器同期点4，选线器自动选择第6组同期点工作。750 kV Ⅰ母电压与750 kV Ⅱ母电压作为同期电压，被引入同期装置，由同期装置实现同期检定功能，完成7510断路器第4种同期合闸。

5 结论

采用750 kV 3/2接线方式，使得具备FCB快速甩负荷功能机组的发变组系统利用“SID-2X-A选线器”与“SID-2CM-4同期装置”组合同期合闸设备，完全实现了多个并列点共用1台自动同期装置控制，进行6种不同方式的同期切换功能，既节省了硬件设备装置的采购费用，又减少了现场二次线的施工工作量，在大大节约了电厂前期投入成本的同时，还利用外部同期点选择指令的方式，轻松实现多种运行方式下多个组合开关的同期合闸运行模式。因此，本文所述的自动同期解决方案，为其他电厂发变组多点同期并网问题的解决提供了借鉴与参考。