水力发电厂断路器的可行性

来源：职称阁分类：电子论文时间：2018-09-20 11:52热度：

　　这篇论文主要介绍的是水力发电厂断路器的可行性的相关内容，本文作者就是通过对乌鲁瓦提水力发电厂为例做出详细的阐述与介绍，特推荐这篇优秀的文章供相关人士参考。

水力发电厂断路器的可行性

　　【关键词】主变;断路器;非标准接线;行性

　　1概述

　　乌鲁瓦提水电厂位于和田河支流喀拉喀什河中游河段，电厂装机4×15MW，于2000年正式投产发电，是和田电网主干电源，乌鲁瓦提水力发电厂投运时高压侧采用的是内桥接线，低压侧采用两机一变扩大单元接线方式，运行几年后110kV增加了一趟出线，高压侧接线方式变为非标准接线方式。

　　2存在的问题和改造的必要性

　　乌鲁瓦提水力发电厂在设计之初为了简化接线，节约投资，高压侧采用了内桥接线方式，在投运之初，由于和田负荷较少，并没有显露出110kV内桥接线的局限性。但从2002年起，为了满足向兵团供电的要求，在原内桥接线的I段母线上增加了一趟出线1925乌兵线，使原有的110kV内桥接线方式发生了变化，变为非标准接线方式。随着和田经济的发展，用电量的逐渐增加，乌电在和田地区电网的地位凸显出来，逐渐成为和田地区主干电源，而非标准接线方式给电网的运行带来一定的安全隐患：当主变发生故障时将切除1回或2回出线负荷、两台发电机、近区负荷和厂用电，甚至会导致110kV主干网解网，危机电网的安全。特别是主变的正常投运都必须将该变压器相关的断路器断开，操作繁琐，停电范围非常大，显然不能适应电网发展的要求。通过近几年的实际运行证明，电厂目前的主接线方式不能满足设备运行和电网安全运行的要求，2007年9月和2009年3月新疆电力调度中心两次到厂检查继电保护专项工作，明确要求电厂尽快对主接线方式进行改造，在主变高压侧加装断路器，减小因主变投运或故障引起的停电范围，否则发生扩大停电范围事件后将予以重罚，而在今年“5.19”事件中电厂受到和田电力公司的重罚，其主要的原因就是因为保护动作导致110kVI段，10kVI段全部失压，其根本原因是高压侧接线方式不合理而导致的，因此，为了保证设备和电网的安全稳定运行，从电厂的长远利益来看，该主接线形式改造是必然的，也是必须的。

　　3可行性分析

　　主接线方式的改造涉及范围较广，内容全面，必须做好前期可行性分析，全面权衡利弊后才能进行。文章从技术上和经济上两方面对主接线方式改造进行可行性分析。

　　3.1技术分析

　　1)主接线改造方式确定。目前电厂高压侧出线为3回，如图1所示。改造方式选择中，双母线和带旁路的单母线方式虽然供电可靠性高，但因结构复杂，须增设设备较多，而以开关楼的结构决定了无法增加过多的设备，且该将接线方式投资较大，性价比不高，不予考虑;而对3-4回出线的主接线方式通常采用单母线或单母线方式，而采用单母线方式需要将原1150断路器拆除，工程量较大，当母线发生故障或对其进行工作时，三回出线均要停电，显然不利于电网的安全运行。综合以上分析，结合电厂实际情况建议采用如下方案：由于本厂出线只有三回，考虑到今后的发展可能还会增设一回。因此可在高压侧加装两台断路器，将110kV母线改造为单母线分段。而低压侧由于目前扩大单元接线方决定了主变容量，要改变低压侧接线方式将会增大主设备投资;若改为单母线分段，目前的主变容量显然不能满足4台机组运行，需要更换更大容量的主变;若改为一机一变单元接线方式，虽然供电可靠性高，但增加更改的设备太多，不经济，且不现实。因此，低压侧接线方式保持原有扩大单元接线不做更改最能符合实际情况。改造后主接线如图2所示。结论：综上分析比较，本厂110kV电压等级采用单母线分段接线方式优于原接线方式。2)断路器安装位置确定。在开关楼内原主变高压侧出线间隔处，将原隔离开关移装至该间隔墙体上，与1150母联隔离开关安装方式类似，原隔离开关混凝土底座拆除。由于该底座与间隔墙有联系，因此能否拆除由总工办协助进行鉴定。3)断路器选型。为保证设备的统一，高压断路器仍然选用原同类型的高压断路器，即小车式SF6断路器。当主变高压侧断路器故障或检修时，可以用备用SF6断路器进行更换，只需要短时间停电，这样就可以消除原断路器故障时可能会导致1台主变停运的缺陷。SF6断路器载流量要根据主接线变化后的等效电路所产生的短路电流来计算，操作机构选择弹簧储能机构，弹簧储能操作机构具有较高的可靠性，此外，绝缘等级的选择要考虑到海拔高度的因素，可选择西安高压开关厂生产的LW25-126C型断路器。4)电流互感器和穿墙套管的选择。2008年电厂已将2号主变高压侧电容油纸式穿墙套管更换成了干式复合绝缘穿墙套管。该穿墙套管不需要加油，也就取消了运行维护中必须对绝缘油化验的要求，降低了运行维护工作量。因此，建议在本次改造并一并将1号主变高压侧穿墙套管进行更换。由于本次改造中需要在主变高压侧(开关楼进线间隔)加装断路器，根据要求，还需增设电流互感器，考虑到该间隔空间有限，可将电流互感器安装在主变进线穿墙套管上，从而节约安装空间。但由于原2号主变高压侧穿墙套管已经更换，且该穿墙套管不能安装电流互感器，因此需要再次对该穿墙套管进行更换，为了不使材料浪费，可将原2号主变高压侧穿墙套管更换至1929乌和线，另采购带电流互感器的穿墙套管两套安装至1号、2号主变高压侧间隔。这样既解决了电流互感器的安装位置，又合理利用原有穿墙套管对出线进行了更换，完成电容油纸式穿墙套管的升级改造，消除了潜在的隐患。5)增加母线保护装置。原主变保护中已经包含了110kV母线保护功能，在母线发生故障时，主变保护装置会动作切除故障点。但主接线方式改造后，主变保护将不能切除母线故障，母线是电力系统的重要元件之一，若母线未配置完善的继电保护，将会造成严重的后果。因此，根据相关规范中“110kV以上单母线分段应设专用母线保护”的规定，应设置一套母线全电流差动保护装置，为了保证有选择性的切除任一段母线故障，应设置两段母线保护，或者增加电压闭锁元件。由于该保护功能较少，可考虑与电压互感器检测功能合为一个屏，降低改造成本。6)主变保护装置需要进行改造。原有主变保护装置本身不带三项操作箱，跳闸直接驱动各出线，发电机，近区负荷、厂变保护跳闸。而改造后，主变保护需要直接驱动新增设的断路器，因此，需要在原有主变保护装置上增加三相操作箱，此外主变差动保护CT范围发生变化，主变差动现不需要再引用各线路、母联电流CT，只需要引至新增设断路器处电流互感器。主变故障时，低压侧发电机断路器全跳，高压侧新增断路器跳闸。7)需要探讨的问题：①发电机复合电压闭锁过电流保护跳闸方式发生变化，原过流I段跳1150母联断路器，II段跳与主变相关的所有断路器(目前已改为跳本侧断路器)。改造后发电机复合电压闭锁过电流保护是否去跳母联?还是去跳新增高压侧断路器?仅仅跳本次断路器?值得探讨;②同期问题，110kV接线方式改为单母线分段后是否在主变高压侧断路器处设置同期点?若设置则还需要在主变高压侧加装电压互感器，便于并网。也可不增加电压互感器，但高压侧新增断路器处将无法进行并网。

　　3.2经济分析

　　1)主接线改造费用。材料费用，根据技术分析可统计改造所需材料如表2所示：因此，技改工程约需要62.2+27=91.2万元。2)不进行改造的经济损失。首先，罚款损失。目前和田电力公司和中调都已经强烈要求电厂对主接线进行改造，若不进行改造，发生故障时保护范围扩大将会受到严惩。因此，按每两年保护扩大范围动作一次，每次动作罚一天电量(按“5.19”罚除电量为标准)13万元，运行年限为30年，则15×13=195万元。罚款还未考虑电费涨价、罚款力度加大等因素。其次，投退主变电量损失。由于目前的主接线方式下投退主变将对线路进行停电，会损失一定电量，因此，有必要对损失的电量进行统计。随着电网越来越稳定，电厂的负荷也将恒定，基本能保证有多少水就能发多少电，因此，按平均每年需要对主变停电2次，每次停电时间5小时，每小时用电量1.5万kW，按运行30年计算，则损失电量为2×5×1.5×30=450万kW。按0.15元/度单价计算经济损失67.5万元。因此，主接线不进行改造的直接经济损失为195+67.5=262.5万元，远远高于改造的投资费用91.2万元。

　　4结束语

　　主接线改造工程不光要在经济上关注，还应考虑社会效益方面的影响，若不进行改造，主变的投退会经常给和田和兵团停电，这样会造成很坏的社会负面影响，将有损于我局的声誉，不利于我局工作的开展。况且从技术的角度看主接线方式的改造是可行的，且改造工程量并不是很大，该工程是一个一劳永逸的项目，值得改造。由于该工程是一个系统工程，关系着二次设备的变动以及今后的自动化改造的方向。以电厂目前的技术力量还无法完成系统的改造工作，需要邀请设计院进行设计、有资质的施工单位进行施工、监理工程师进行现场质量监理，从而保证主接线改造工程的顺利完成，电厂的技术人员也将参与到改造中去，从中学习更多的知识，为日后的自动化改造工作打下坚实的基础。

　　作者：刘晓燕单位：乌鲁瓦提水力发电厂

文章名称：水力发电厂断路器的可行性

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