積石峽水電站電氣主接線方案選擇

楊 軍，羅 海，楊麗薇

（1.黃河上游水電開發有限責任公司工程建設分公司，青海 西寧 810000；2.中國水電顧問集團西北勘測設計研究院，陜西 西安 710065）

0 引言

黃河積石峽水電站壩址位于青海省循化縣境內的黃河干流上，電站安裝水輪發電機組3臺，單機容量340 MW，總裝機1 020 MW。電站保證出力332.3 MW，年平均發電量為 33.63 億 kW·h，年利用小時數3 297 h，為日調節水庫。

積石峽水電站以發電為主。電站建成后擔任系統的調峰、調頻和事故備用，是西北電網的大型主力電站之一。電站采用330 kV一級電壓接入系統，330 kV出線3回，其中1回出線接入750 kV官亭變電站，輸電距離約20 km；另2回 “∏”接入黃豐水電站至750 kV官亭變電站的330 kV線路。

1 330 kV側接線方案

根據電站接入系統方式，以及水電站的運行特點和高壓設備選用GIS等因素，330 kV側接線方案共選出3種。方案一為雙母線接線；方案二為3/2斷路器接線；方案三為雙母線三分段接線。

高壓側接線與低壓側接線應相互協調，統一配合，因此對于發變組合方式為聯合單元和單元接線時的高壓側接線也進行了論證比較。

2 方案選擇定量分析計算

2.1 計算原則及方法

對于年總可比費用相當的主接線方案，通過其他可靠性指標、靈敏度分析以及連通性概率指標來進一步比較選取，從而選擇出可靠性、安全性以及經濟性綜合最優的主接線方案。根據DL/T 5186—2004《水力發電廠機電設計規范》的要求，委托西安交通大學對各接線方案進行了可靠性定量分析研究。

2.2 計算采用的原始參數

在積石峽水電站主接線可靠性計算中，根據電站初擬參數和資料，及中電聯可靠性管理中心的資料，選用的各種可靠性計算數據主要有5類。

（1）各類元件的可靠性數據見表1、2所示。

表1 元件故障參數

表2 斷路器的擴大性故障參數

（2）發電機的單機額定容量為340 MW，輸電線路的容量限制為1 450 MW。計算中不考慮斷路器的容量限制。

（3）進行靈敏度分析的參數為：斷路器的故障率，0.01，0.02，0.03，0.04，0.05，0.06，0.07，0.08，0.09，0.10；母線的故障率，0.01，0.02，0.03，0.04，0.05，0.06，0.07，0.08，0.09，0.10； 變壓器的故障率，0.01，0.02，0.03，0.04，0.05，0.06，0.07，0.08，0.09，0.10；發電機的故障率，1.4，1.6，1.8，2.0，2.2，2.4。

（4）水能資料取平水年的數據。按水能情況的不同，電站主接線一年可劃分為以下4種運行方式：①運行方式1，六月份，電站最大出力620 MW，代表3個月；②運行方式2，五月份，電站最大出力808 MW，代表3個月；③運行方式3，八月份，電站最大出力870 MW，代表2個月；④運行方式4，十月份，電站最大出力863 MW，代表4個月。全年所發的電量為37.753 166 67億kW·h。

為了實現用戶輸入控制命令或調用數據等命令，機器人主控處理控制信息，并將不同的控制信號傳達給機器人不同的系統，機器人內部執行完成后，將用戶需要的狀態信息以直觀的形式反映給用戶.機器人程序設計模式如圖2所示.

（5）主要電氣設備經濟數據。斷路器參考價格為400萬元/臺；330 kV CGIT管道價格按6萬元/m三相計算，長度共50 m；維護檢修率為5%；貼現率為8%；設備使用年限為30 a；停電損失為6元/kW·h。

2.3 計算結果

2.3.1 可靠性、經濟性綜合計算結果

各方案可靠性、經濟性計算結果見表3。

表3 各方案可靠性及經濟性情況

從表3中可以看出，方案二、方案三可靠性、經濟性幾乎一樣。在計及水能的情況下，方案二稍優于方案三，方案一相對較差。

2.3.2 年綜合可靠性指標對元件參數的靈敏度分析

經對斷路器的故障率、母線的故障率、變壓器的故障率、發電機的故障率進行的靈敏度分析，得出主要結論如下：

（1）所有主接線方案對高壓側斷路器故障率的變化都有比較明顯的反應。其中方案一、三的靈敏度較高。方案二相對比較平緩。

（2）計算結果方案對母線故障率的變化都沒有明顯的反應。各方案的可靠性對母線故障率的靈敏度比較一致。但考慮到GIS結構的影響，方案一（雙母線接線）母線故障率的變化對回路運行影響較大，方案二影響最小。

（3）各方案對變壓器故障率的變化均有明顯的反應。各方案的可靠性對變壓器故障率的靈敏度基本一致，其中方案三對變壓器故障率的變化最不敏感。

（4）所有主接線方案的年棄水電量和年總可比費用對發電機故障的變化均有明顯的反應。方案三對發電機故障率的變化最不敏感。

綜合上述各方面的靈敏度分析，斷路器故障率、變壓器故障率和發電機的故障率的變化都對各主接線方案可靠性有較大的影響，而斷路器故障率和發電機故障率的影響更大。從總體上看，在元件參數靈敏度分析方面，較好的主接線方案依次是方案二、方案三。其中方案三對斷路器故障率的變化反應比較靈敏，而方案二、對變壓器和發電機故障率的變化反應比較靈敏。

2.3.3 各主接線方案的連通性概率計算

本研究對各接線方案進行了連通性概率計算，計算結果見表4、5。

從表4可以看出：①各方案中，在1臺機組解列的情況下，方案三的概率和頻率較小；在兩臺機組解列的情況下，方案三的概率較小，方案二的頻率較小；但是全廠停電的概率和頻率相對于方案二、方案三大很多，而方案一各種情況下的概率和頻率都要比其他方案大；②從不計水能的發電容量損失來看，方案三最小，其次是方案二；③從計及水能的棄水電量期望來看，方案二最小，其次是方案三；④對于采用方案一，不計水能的發電容量損失和計及水能的棄水電量期望較其他2個方案高很多。

表4 各方案機組解列的連通性概率指標

表5 各方案出線失去電源的連通性概率指標

從表5可以看出：方案二的出線失電源概率最低，其次是方案三，而雙母線接線方式的方案一則總體情況較差。

綜上所述，從連通概率指標上看，無論是機組解列概率指標，還是出線失去電源指標方案二的指標較好。在故障的嚴重程度方面，方案二、優于方案三。其嚴重性故障（多臺機解列、多條出線失去電源）的概率和頻率均小于方案三。即方案二最優。

3 結語

（1）在計及水能的情況下，方案二每年比方案三少停電15.03萬度。而且從綜合技術經濟指標來看，方案二優于方案三。

（2）從連通性概率指標來看，方案二優于方案三。無論是機組解列的概率指標還是出線失電源概率指標，方案二都要好于方案三。特別是全廠停電概率、方案三是方案二的100倍左右。

（3）從靈敏性概率指標來看，對于發電機和變壓器故障率，方案三優于方案二，但對于斷路器故障率方案二則優于方案三。

（4）因363 kV采用GIS配電裝置。而絕大多數廠家的雙母線接線GIS產品結構，存在每個回路兩條母線的隔離開關氣室相鄰，因而，任一回路母線上隔離開關金屬外殼內部元件檢修時，該回路另一母線上隔離開關不允許帶電，兩條母線全停。GIS母線故障、檢修概率極低，若檢修，一般會影響隔離開關，從而影響全站運行。

（5）綜上所述，積石峽水電站最終考慮363 kV側選用為3/2斷路器接線。