卡洛特水电站机组带主变及开关站升流试验_丁小朝.pdf

51第 46 卷 第 02 期2023 年 02 月Vol.46No.02Feb.2023水 电 站 机 电 技 术Mechanical&ElectricalTechniqueofHydropowerStation0 引言卡洛特水电站位于巴基斯坦吉拉姆河流域，站内装设 4 台单机容量 18 万 kW h 的混流式水轮发电机组，为引水式厂房电站，采用单元接线方式将 4台发电机变压器组接至 500 kV 系统，500 kV 系统采用 3/2 接线方式，共有两回 500 kV 出线。工程为单一发电任务的水电枢纽，该电站在巴基斯坦电力系统中承担重要负荷，根据 DL/T 507-2014水轮发电机组启动试验规程 要求，水电站首台机启动时，需对主变压器及高压配电装置进行短路升流试验。1 500kV 系统继电保护配置卡洛特站内主要保护装置有主变保护、500 kV母线保护、断路器保护、短引线保护、线路保护。主变保护、母线保护、短引线保护的差动保护都是180 接线方式，继电保护配置图如图 1 所示，其中S1、S2 表示电流互感器绕组的极性端。2 短路升流试验2.1 试验前检查准备（1）他励电源发电机带主变压器及开关站短路升流采用他励电源进行，根据卡洛特水电站现场试验条件，他励电源由临时施工电源提供，从 11 kV 厂用电备用开关柜CB7敷设一根高压电缆至1F机组励磁变高压侧，拆除励磁变高压侧与机组母线间的软连接，并确认二者间安全距离。投入 CB7 开关柜过流保护，根据励磁变高压侧额定电流设置合理定值，确保试验期间保护装置不误动作。对他励电缆进行耐压及绝缘测试，试验数据应符合规范要求。将开关 CB7 合、分闸回路接至励磁调节柜，试验过程中如果出现异常情况，能及时可靠切除他励电源。（2）一次设备检查试验前确认所有相关一次设备试验调试完毕，试验数据符合规范要求，设备运行正常，具备投运条件；发电机出口断路器、隔离刀闸、接地刀闸均在分闸位置，厂高变低压侧开关在试验位置；主变绕组温度、油温、油位正常，确认变压器油化验试验数据合格，主变冷却器投自动，主变分接开关在运行档位，主变中性点可靠接地；500 kV系统试验内的断路器、隔离刀闸在分闸位置，短路点接地刀闸在合闸位置，其余接地刀闸均在分闸位置。（3）二次设备检查试验前确认试验范围内各电流互感器二次绕组回路无开路情况且仅有一点可靠接地，电流回路通流测试无异常，不用的电流互感器二次绕组应短路收稿日期：2022-10-21作者简介：丁小朝（1987-），男，工程师，从事水电站电气设备试验及调试工作。卡洛特水电站机组带主变及开关站升流试验丁小朝（中国水利水电第七工程局有限公司机电安装分局，四川 彭山 620860）摘 要：介绍了卡洛特水电站开关站继电保护配置，阐述了机组带主变及开关站一次设备升流试验方法及相关注意事项。通过对主变、500 kV 母线、电流互感器等一次设备升流，检查了电流互感器二次绕组接线，确认了测量系统、故障录波系统、各保护装置电流回路的正确性，校验了各差动保护极性。关键词：升流试验；保护配置；电流回路检查；差动保护极性校验中图分类号：TM83文献标识码：B文章编号：1672-5387（2023）02-0051-04DOI：10.13599/ki.11-5130.2023.02.01452第 46 卷水 电 站 机 电 技 术接地；各保护装置调试完毕，传动正确可靠，无异常报警信号，投入发电机保护、主变非电量保护、机组水机保护；退出主变保护、断路器保护、母线保护、线路保护、短引线保护。图 1 卡洛特水电站 500 kV 系统保护配置图（4）短路点设置根据主接线图，试验短路点设置在接地刀闸B1E31 处，拆除该接地刀闸接地连接片，另制作接地扁铁在接地刀闸内侧将三相短接，使接地刀闸呈三相短路非接地状态，合上接地刀闸，断开接地刀闸的操作电源及电机电源，防止误操作，拆开接地刀闸机构的连接杆及航空插头。（5）安全措施试验前拆除调速器电气柜和励磁调节柜内的发电机出口断路器合闸位置信号，确认 2 号、3 号、4 号主变高压侧隔离开关 B2Q10、B3Q10、B3Q20 在分闸位置并断开其操作电源和电机电源，接地刀闸B2E30、B3E30、B3E40 在合闸位置并断开其操作电源和电机电源；确认两回线路出口隔离刀闸 B1Q20、B2Q20 在分闸位置并断开其操作电源和电机电源，接地刀闸 B1E40、B2E40 在合闸位置并断开其操作电源和电机电源；使试验范围内的一次设备与 2 号、3 号、4 号主变高压侧及两回线路侧形成有效隔离。其余所有断路器、隔离刀闸、接地刀闸均在分闸位置，试验过程中安排专人巡视机组及试验范围内的相关设备。2.2 短路点升流短路点设置在 500kV 系统 B1E31 接地刀闸处，升流分两次进行，第一次依次合上隔离刀闸 B1Q10、B1Q12、B1Q11、B2Q11、B2Q12、B2Q31、B2Q32、B2Q21、B2Q22、B1Q22、B1Q21、B1Q32，合上断路器B1Q1、B2Q1、B2Q3、B2Q2、B1Q2、B1Q3，断开相关断路器的操作电源，防其误分闸,升流范围如图 2所示。机组自动开机至额定转速，依次合上发电机出口隔离开关、发电机出口断路器，并切除断路器操作电源。此时试验范围内一次设备呈三相短路状态，使用双钳相位表检查升流范围内各电流回路残流，确认电流回路无开路情况后。励磁系统切手动运行方式，合他励电源开关，检查励磁变低压侧电压幅值、相序正确。合灭磁开关，手动增加励磁电流使定53第 02 期丁小朝：卡洛特水电站机组带主变及开关站升流试验子电流升至 10%发电机额定电流，检查各电流回路电流幅值、相位，并做好记录。检查短引线 11、短引线12、短引线 21、短引线 22、母线保护装置的差动保护极性，此时两组电流的相位差应为 180。如果电流过小，差动保护极性无法确认，可继续增加发电机电流，直到差动保护极性确认无误为止。升流过程中监视机组、主变压器、开关站一次设备的运行情况，用红外热成像仪检查主变及封闭母线各处屏蔽板温度。第一次升流范围内设备检查无异常后，灭磁后分灭磁开关，进行短路点第二次升流试验，断开第二串断路器 B2Q1、B2Q3、B2Q2，合上隔离刀闸B3Q11、B3Q12、B3Q31、B3Q32、B3Q21、B3Q22，合上断路器 B3Q1、B3Q3、B3Q2，断开相关断路器的操作电源，升流范围如图 3 所示。重复上述操作，此时应确认短引线 31、短引线 32、母线保护装置的差动保护极性无误。检查升流范围内设备无异常，灭磁后分灭磁开关。2.3 主变差动保护极性检查当短路点设置在接地刀闸 B1E31 处时，短引线11 保护装置差动合流为零，即 1 号主变保护装置高压侧的电流为零，此时无法判断主变差动保护极性是否正确，需改变短路点的位置单独检查主变差动保护的极性，可通过断路器 B1Q1、B1Q3 两侧接地刀闸 B1E11、B1E32 进行，分开接地刀闸 B1E31,分开隔离刀闸 B1Q11、B1Q32,合上断路器 B1Q1，隔离刀闸 B1Q12，接地刀闸 B1E11,检查主变 A、B 套差动保护极性，无异常后分开断路器 B1Q1,合上断路器 B1Q3，隔离刀闸 B1Q31，接地刀闸 B1E32,再次检查主变 A、B 套差动保护极性，试验时残流很小，可通过接地刀闸直接进行试验。试验结束后，分灭磁开关，分他励电源柜开关，分发电机出口断路器K1Q1、隔离开关 K1Q10。停机后恢复试验措施。图 2 第一次升流范围图 3 第二次升流范围54第 46 卷水 电 站 机 电 技 术3 结论短路升流试验除检查各一次设备通流情况以外，更重要的目的是检查各电流互感器二次绕组电流回路的正确性，重点校验各保护装置差动保护的极性。试验短路点的设置应简单可靠，尽量满足各差动保护极性的检查要求，本次试验中仅用一个短路点就检查了所有电流互感器二次绕组接线及短引线、母线差动保护，提高了试验效率。开关站的短路升流试验为系统倒送电做好了准备，为设备长期安全稳定运行奠定了基础。参考文献：1DL/T507-2014 水轮发电机组启动试验规程 S.2 继电保护和安全自动装置技术规程 S.3 王辉春，宋哲，戴庆源，等.3/2 接线保护电流回路极性的确定与测试 J.云南电力技术，2021，49（4）：45-47.4 王才.变压器差动保护动作原因分析及预防措施 J.水电站机电技术，2022，45（4）：39-41.5 罗全兵，李国宾，任刚，等.张河湾电站 500kV 保护系统改造方案解析 J.水电站机电技术，2020，43（12）：10-12，30.5 月共 47 年径流系列资料进行径流调节计算，延长后的径流系列多年平均径流量为 1 357 m3/s。对库容、尾水出口水位、蒸发、渗漏损失及库区工农业用水等水量损失等的数据复核，并根据大朝山水电站的机组机型及额定水头，计算不同水头电站预想出力，进行各方案径流调节计算，主要成果见表 6。表 6 各方案径流调节成果项目算术平均水头/m加权平均水头/m水轮机加权平均效率/%水量利用率/%多年平均发电量/亿 kW h887 m72.5 m75.0574.4392.993.8869.07074.0 m75.0574.4793.0893.5569.00275.0 m75.0574.5193.293.2168.868893 m72.5 m77.3176.7092.994.3071.86774.0 m77.3176.7393.0893.9471.74775.0 m77.3176.7593.293.6571.633895 m72.5 m78.0177.4692.994.4272.74774.0 m78.0177.4893.0894.0672.62275.0 m78.0177.5093.293.7972.523注：各方案发电机效率均按原发电机效率考虑；多年平均发电量是指 6 台机满发时工况。从表 6 可以看出，水轮机额定水头越高，出力受阻部分越多（大朝山电站实际运行中出力受阻主要发生在汛期的部分低水头段时段）。水轮机额定水头抬高至 75 m 后，电站多年平均发电量较 72.5 m额定水头略有减少，鉴于表 5 中水轮机的效率值为可研阶段的保守预估值，在设备招标采购阶段要求主机厂家按不低于此预估值进行设计，并进行优胜劣汰，故在新转轮确定后电站实际的多年平均发电量较表格中的计算值将会相平或有所增加，电站最终的多年平均发电量较原额定水头 72.5 m 相差不大，因此额定水抬高至 75 m 是可行的。从发电量及动能经济指标方面考虑，希望选择较低的额定水头；从水轮机运行稳定性方面考虑，希望选择较高的额定水头。故额定水头的选择要尽量做到动能经济和机组稳定性的平衡，但是很显然，经济效益是建立在电站安全稳定运行的基础上的，应服从于安全稳定运行。综上分析，考虑到大朝山机组目前存在的主要问题，应首先从保证水力稳定性能的角度来考虑额定水头的问题，再同时平衡电量经济，故在此次改造中大朝山水电站额定水头由原 72.5 m 抬高至 75 m 较为合适。3 结语水轮机作为水电站的核心设备，其安全平稳的运行对电站起着重要的作用。额定水头的选择应当综合各项资料，在技术上确定水轮机额定水头可选范围，对符合经济和技术的方案进行比选，从而选择出各项指标最优的水轮机额定水头。最终达到既保证电能的安全稳定供应，又能创造最大的经济效益，使高效和稳定相结合。参考文献：1DL/T5186-2004 水力发电厂机电设计规范 S.2杜凯堂.论五强溪水电厂扩机项目水轮机额定水头选择J.湖南电力，2017，37（1）：46-49.3刘向阳.卡拉贝利水电站水轮机额定水头的选择 J.小水电，2020（1）：31-33.4李阳.玉龙水电站机组额定水头选择设计 J.小水电，2021（6）：38-41.5徐洪泉，王万鹏，李铁友.论水轮机比转速选择和水电站稳定性的关系 J.水力发电学报，2011，30（5）：220-223.（上接第 26 页）