江苏国信宜兴2×400MW级燃机电气主接线选择的考虑

江苏国信宜兴2×400MW级燃机电气主接线选择的考虑
摘要：由于目前燃气轮发电机与火电机组的拖动原理和发电性质都存在不同，故接线方式也都不相同。

本文主要针对我厂2×400MW级燃机在初步设计中遇到电气主接线使用何种形式的问题进行探讨
关键词：燃气轮发电机；发电机出口断路器GCB；励磁变；厂用电接线方式
Abstract: the current gas turbine generator and drag the principle of thermal power unit and power generation are different, so the connection mode are not the same. This article mainly aims at plant 2 x 400 mw grade CCGT encountered in the preliminary design discusses the use of what form the main electrical wiring Key words: gas turbine generator; Generator outlet circuit breaker GCB; Excitation variable; Auxiliary power wiring way
前言
燃气轮机联合循环机组以其热效率高、造价低、污染小、占地少、建设周期短、运行灵活、适合调峰等优点而得到迅速发展。

近几年许多大型的燃气轮机联合循环机组电厂正在规划和建设中。

燃气轮机燃用优质的高价天然气发电。

为了降低燃料费用，避免机组带部分负荷发电运行，因此要求机组按每日启停进行设计。

对电气来说，选择厂用电接线方式，使机组启动和停机时，简化启动和停机操作，缩短启动时间，以及尽可能减少设备投资，最大可能的提高机组的可靠性。

目前燃机电厂的设计中主要涉及到三个共性的问题。

一、是否需要装设发电机出口断路器；二、励磁变压器的接线；三、启备变的取舍。

下面就我们这个工程是如何选择的进行分析和讨论。

一、是否需要装设发电机出口断路器(GCB)
为了适应燃机频繁启动的要求。

燃机电厂发电机出口一般均装设发电机出口断路器(GCB)。

每台发电机出口均采用发电机一变压器组单元接线，发电机出线端经离相封闭母线先接至GCB，再从GCB经离相封闭母线接至主变低压侧，每台机组设l台双绕组高厂变，接于主变低压侧与GCB之间。

装设发电机出口断路器的缺点
1. 由于9F燃机发电机机启动时需要以静态变频启动装置SFC拖动发电机，
当达到一定转速后，才能切换至燃气轮机拖动燃机发电机
这一特点，如果不设发电机出口断路器，那么燃机启动初期，静态变频启动装置SFC启动时将带着主变、高厂变、及励磁变同时启动，则必须增加静态变频启动装置SFC的容量和工程造价。

2.目前发电机出口断路器只有ABB和AREV A两个进口品牌的国外厂家能生产，价格相对较贵。

（对于F级机组，1台发电机出口开关的价格大约合计人民币550万元）
装设发电机出口将安装断路器的优点
厂用电可从电网经主变厂高变倒送电供，无需另外的启动电源。

从而简化了厂用电切换操作程序，减少了机组起/停时厂用电的切换次数，提高了设备使用寿命和可靠性。

提高了220kV GIS高压开关的寿命和可靠性。

因为主变高压侧220KVGIS 开关断路器的机械操作寿命和三相同期性都远不及GCB（通常GIS开关的机械操作寿命只有5千次，而GCB的机械操作寿命则达到2万次；并且由于GCB 采用三相联动机构，其分合闸三相同期性可控制在0.5ms以内，而GIS开关采用分相机构，分合闸三相同期性一般在2ms左右。

因此，用GCB开关同期并网的可靠性更高。

在不装设GCB的情况下，一旦发电机承受较大不平衡负荷或发电机出口发生不对称短路时，由于无法迅速切除故障，发电机容易遭到损坏；另外，一旦发生主变内部短路故障，系统提供电弧电流虽可由主变220kV开关切断，但发电机在灭磁前仍连续不断的提供电弧电流，发电机转子灭磁及定子电流衰减时间通常长达数秒，以至无法及时地保护主变。

简化了同期接线，提高了同期并网可靠性。

发变组只能依靠220kV开关并网，同期装置的电压信号是从220kV母线压变和发电机压变引来的，两者变比不同，且主变高低压侧存在相角差，因此同期装置需进行幅值系数调整和相角补偿，这样不可避免地会产生一点误差，降低了可靠性。

在充分考虑了技术特点和经济性后，本工程我们采用了在燃机发电机出口装设GCB发电机出口断路器。

二、励磁变压器的接线方式问题
发电机的各种励磁方式中，自并励方式以其接线简单，可靠性高，造价低，
电压响应速度快，灭磁效果好的特点而被广泛应用。

本工程发电机采用静态自并励励磁．励磁电源由励磁变降压、整流后供给，励磁变高压侧可接在发电机出口或接在6kV高压厂用母线，也可接在主变低压侧。

1.励磁变接在发电机出口母线
励磁变接自发电机机端，接线方式比较简单，只要发电机在运行，就有励磁电源。

该接线方式可靠性高，当外部短路切除后，强励能力便迅速发挥出来。

缺点是励磁电源受机端电压影响，当线路首端发生三相短路故障时，由于机端电压下降，会使强励作用有所减弱，对暂态稳定不利。

如果较长时间短路未被切除，则不能保证励磁。

目前，现代大型机组大都采用单元接线方式，发电机经封闭母线接到变压器后直接接至高压电网，发电机出口三相短路的可能性很小，对于机端单相接地故障(占短路故障总数的80％左右)，机端可达o．7P．u(功率×电压)以上，仍可有效进行强励。

对于发电厂高压母线出口近端三相短路，虽然母线电压大幅度下降会影响强励倍数，但现代的继电保护装置及快速断路器，能够将短路迅速切除(0．1～0．2s)，短路故障一旦切除，发电机电压迅速恢复，强励能力也就跟着恢复。

但是采用机端励磁电源，靠发电机剩磁无法建立电压，需要外加起励电源；另外，在机组调试阶段及机组大修后进行发电机特性试验时，还需要一个大容量的试验电源。

2.励磁变接在6KV高压厂用母线侧
这种接线方式不需要起励及试验电源装置。

但当外部短路切除后，厂用电动机在转速恢复过程中吸收大量无功电流，在厂用变压器上造成较大的电压降落，影响厂用母线电压及时恢复正常，从而影响励磁装置的强励能力。

另外，励磁变压器通过厂用变压器这个中间环节供电，不但增加了厂用变压器的容量，而且受厂用电运行情况的影响，供电可靠性差。

因此，这种接线方式要求所在厂用母线具有相对独立性，并有可靠自投的备用电源，而且最好投入
之后母线电压能保证额定值的85％以上。

3.励磁变接在主变低压侧和发电机出口断路器之间
励磁电源直接取自主变低压侧母线，可以解决起励电源及试验电源问题。

但是对于这种接线方式，当系统发生事故发电机跳闸后，由于系统电压低，励磁装置不能主动地恢复正常，在系统电压极低的情况下，往往可能失去励磁。

通过比较三种接线方式，接于机端发电机出口母线是一种简单、优先、可靠
的方案。

启备变的取舍问题
1.取消高备变的可行性
由于燃气电厂燃机静态变频启动以及做为调峰机组的特点，其发电机出口通常都安装断路器，因此主变厂高变可从电网倒送电供厂用电，这就为取消高备变建立了基础条件。

国外和国内9E燃机常用的厂用电接线方式中，取消高备变而采用主变倒送电作为厂用电的方式还是常见的，并且两台机组的6kV厂用电通过联络断路器互为备用。

2.本工程取消高备变的利弊性
优点：
1.节省投资共计约1000万（14MV A高备变，有载调压，估计350万；GIS 间隔约300万，220kV电缆约198万，共箱母线、6kV电缆及安装调试费约200万）。

2.节约设备占地面积，简化主厂房布置。

缺点：
1.为实现每两台厂高变互为备用，厂高变容量将增加，6kV常用进线开关、备用进线开关和相关电缆容量也相应加大，工程总造价估计需增加200万。

2.假如是调峰机组或者气源不足的燃机电厂，后期运营成本高。

目前本工程主变设计容量365MV A，短路阻抗22-24%，空载损耗超过高备变损耗8倍以上。

如果由于机组经常性调峰，为保证厂用电可靠，总有另一台主变空载做备用电源。

只有在全厂机组长期停运的条件下，方可只运行一台主变。

因此，主变空载损耗是个不容忽视的问题。

3.运行方式不灵活，使继电保护复杂化。

当一套机组的主变、厂高变检修或发生故障时，另一套机组的厂用电将失去备用，降低了机组运行的安全可靠性。

综合性分析
本工程取消高备变后，可节约基建投资400万元。

如果电厂调峰性质和每台机组年利用小时数不超过3000小时。

那么，电厂投产后的十年，因取消高备变而节省下来的初期投资将被多出的厂用电电费逐步抵扣完。

从电能损耗角度上看，长期用主变倒送做为机组停运时厂用电电源或机组运行时备用电源的做法是
不经济的，
由于我厂实际供热量达300吨/小时，为了保障热用户利益，机组年利用小时数5500小时，机组停机时间相对较短，本工程即选有发电机出口断路器，又有两台机组6KV手拉手互为备用，可靠性已经很高。

综合利弊，取消高备变是可行的一种方案。