瑞丽江一级水电站一厂两站自动控制特点及运行实践

摘 要瑞丽江一级水电站是由中缅合资建设的境外电站，按照一厂两站、两国电网的原则设计。文章对于如何防止中缅双方电网并列进行了阐述，并介绍了针对缅甸电网容量小、结构简单、稳定性差等特点，从自动化控制方面进行的一系列改进，可以为今后国内投资其他境外电厂及一厂两站的电厂提供借鉴和参考。

【关键词】瑞丽江一级水电站 缅甸电网 一厂两站 自动控制

1 概述

瑞丽江一级水电站（下称“电站”）是由中国华能集团在缅甸投资建设的第一个水电BOT项目，地处缅甸掸邦境内。全厂总装机为6×100MW，于2009年4月全部投产发电，电站主接线按一厂两站接线设计，发电机―变压器接线方式为单元接线，其中1至5号主变为双线圈变压器，6号主为自耦变，由其中压侧引出一条66kV线路向缅甸南坎镇送电；GIS开关站分为230kV和220kV两个系统，采用双母双分段接线，其中230kV系统共有两回出线，接入缅方电网；220kV系统共有四回出线，其中两回线路接入云南电网、另外两回线路直接向缅甸达贡山镍矿送电。电站主接线方式如图1。

2 存在的问题

自投产以来，根据中缅两国电力需求情况，电站多次调整机组接入两国电网的运行方式。截止目前，#2、#3、#5、#6机组经II母通过230kV缅甸I、缅II两回线路向缅甸电网送电，#1、#4机组经I母通过220kV江汉双回和和220kV瑞达双回线分别向云南电网和缅甸达贡山镍矿送电。由于一厂两站、两国电网电压等级不同的特殊性、主接线运行方式的不确定性、缅甸电网稳定性较差以及可能发生中缅两国电网误并列的严重后果，都为机组的安全稳定运行和设备安全带来严峻挑战。

3 处理方法及运行实践

针对上述问题，电站在原设计的基础上对运行方式、继电保护、调速器及计算机监控系统等多方面进行了改进和优化。

3.1 防止中缅电网误并列措施

按照电站最初设计，电站最终运行方式是采用双母线双分段的母线连接方式，1至5号机组接入220kV中方电网，6号机组接入230kV缅方电网，即拆除GIS组合电器中5号机与6号机之间的母线联接器，见主接线图，这样两国电网从一次侧到二次侧都严格分离，没有误并列的可能性。但是，由于中缅合资的特殊性，以及两国电力需求的不断变化，无法采取最终的母线运行方式，目前只能采取中方1、4号机接I母，缅方2、3、5、6号机接II母的临时运行方式。为严格保证中缅两国电网的相互独立，防止两国电网误并列事故，电站采取以下防止中缅双方电网误并列安全措施：

（1）断开GIS I段母线与II段母线的220kV系统侧和230kV系统侧两个联络断路器，拉开两个母联断路器两侧的隔离开关，断开控制柜内断路器、隔离开关的操作电源，将隔离开关本体操作机构置为“锁定”位置，并加装机械锁，同时在控制柜上隔离开关操作把手上、隔离开关本体上悬挂中缅并列的安全警示牌。

（2）将中方机组主变高压侧II母侧隔离开关和中方线路II母侧隔离刀闸本体操作机构置为“锁定”位置，并加装机械锁；将缅方机组主变高压侧I母侧隔离开关和缅方线路I母侧隔离刀闸本体操作机构置为“锁定”位置，并加装机械锁，同时在控制柜上隔离开关操作把手上、隔离开关本体上悬挂中缅并列的安全警示牌，防止因误操作导致的中缅电网误并列。

（3）退出电站内所有400V自用电备自投功能，400V自用电运行方式采取分段运行，联络断路器处于“试验”位置；

（4）优化10kV备自投功能，在备自投硬接线回路和软件程序中均增加电压、电流、断路器位置判据，防止发生备自投误动作；

（5）中、缅保护装置接线隔离，即中方保护装置只接入#1、#4机组，江汉I、II回和瑞达I、II回线路的CT、PT采样及断路器跳闸回路；缅方母线保护只接入#2、#3、#5、#6机组和缅甸I、II回线路的CT、PT采样及断路器跳闸回路，其他无关接线全部拆除包扎。

（6）防止运行人员误操作，电站在监控系统中设置了中缅两套操作员站，在主控室进行分区摆放，同时对两套操作员站进行了严格的权限设置，缅方操作员站只能对缅方系统设备进行操作，中方操作员站只能对中方系统设备进行操作，并在操作员站上取消可能造成中缅两国电网并列的断路器和隔刀的控制画面，同时在主接线操作画面中用明显不同的两种颜色将中缅设备区别开来，有效的防止了运行人员在操作过程中由于失误而导致中缅双方电网并列的可能性。

3.2 发变组保护的改进

（1）电站发变组保护采用许继电气的WFB-800A系列装置。在投产初期，接入缅甸电网的1、3、6号主变均发生过因缅方系统区外短路故障和系统振荡导致主变差动保护频繁误动作，3号发电机差动保护也曾因缅方线路遭受雷击故障而误动作。经波形分析和CT伏安特性试验检查，确认3号发电机差动保护误动作的原因为：较长时间的线路故障导致3号发电机差动保护CT饱和，发电机两侧差动保护使用的电流互感器虽然变比相同，但由于不是同一厂家生产，CT伏安特性不一致，导致区外发生故障时产生差流，发电机差动保护误动。主变差动保护误动作的原因也是由于保护装置不能有效识别区内外故障造成的。针对此种情况，在与厂家和设计院充分讨论分析后，电站在缅方机组的发电机和变压器差动保护中引入了虚拟制动电流。其原理是，利用CT在故障开始时和电流过零点时总能够线性传变一次电流的特点来识别区外故障和区内故障。此后，在缅方系统或缅甸I、II回线路多次故障的情况，发电机差动和变压器差动保护未有误动作情况发生。

（2）缅甸电网系统容量小，目前系统总容量大约在2000MW，同时存在调度管理薄弱、系统结构简单、设备老化、负荷不稳定、运行和维护的能力较差等问题，并且系统中无PSS、一次调频、安全稳定及失步解列等保护装置，因此出现电厂或变电站跳闸事故的频次极高，经常导致整个系统的大幅振荡，系统频率最大振荡范围高达40Hz至60Hz，母线电压异常升高大于252kV，严重危险电站一次设备安全。由于瑞丽江一级水电站频率异常保护按照原设计仅配置有一段过频保护，不这样能满足缅方电网实际条件，运行初期，经常出现由于缅方系统故障而导致频率剧降或剧升，而使缅方机组运行在极差的工况下的情况，对缅方机组造成很大的伤害。通过与设计院和厂家交流后，电站完善了缅方机组的频率异常保护功能，现在缅方机组的频率异常保护配置及整定情况如下：过频一段51Hz，延时0.1s发信；过频二段52Hz，0延时跳各侧断路器并停机；低频一段48Hz，延时3s发信；低频二段45Hz，延时2s跳高压侧断路器（出于保护厂用电的考虑）。此种情况下，最大限度的保护了缅方系统的稳定，同时在缅方系统故障无法挽回的情况下，也能迅速与系统解列，保护机组安全。

3.3 缅方机组调速器功能的改进

3.3.1 导叶关闭时间调整

由于缅方系统故障频发，系统大幅振荡，经常导致电站接入缅甸电网的机组甩负荷，转速上升过快、过高，对机组伤害较大。为解决这一问题，在完善发电机频率异常保护的同时，对缅方机组的导叶关闭时间进行了调整，综合考虑机组转速上升率和压力钢管所能承受的压力上升值两方面因素，通过试验验证和调节保证计算后，将缅方机组调速器导叶关闭方式由二段关闭改为一段关闭，适当降低了机组的导叶关闭时间，从而降低了机组在甩负荷时转速上升速度和最大值。

3.3.2 频率调节方式的改进

由于缅方电网系统内无一次调频功能，为了防止缅方机组过频，修改了接入缅甸电网机组调速器的调频方式：频率低于51Hz时，调速器不调节，频率高于50.2Hz时调速器开始调节，频率到达51Hz动作于关闭导叶至空载开度。在频率低于50Hz时不进行调节的原因是：当机组低频时，调速器进行调节，动作于增大导叶开度，若此时缅方系统故障导致机组甩负荷，调速器关闭导叶的速度将减慢，机组转速将上升很高，对机组构成威胁。出于此种考虑，还将缅方机组的调速器电气开限设置为80%（机组满负荷时开度约为75%）。

4 结束语

通过以上改进措施的实施，切实提高了电站机组的安全稳定运行水平。随着我国经济的不断发展，随着国家“走出去”战略的不断深入，“一厂两站”的运行模式将会越来越多，希望电站的实践经验能给后来者给予帮助和启示。

作者简介

李骏超（1984-），男，湖北省广水市人。现为华能澜沧江股份有限公司助理工程师，从事水电厂运行维护工作。

作者单位

华能澜沧江股份有限公司 云南省昆明市 650214