蛟河抽水蓄能電站電氣主接線可靠性探析

楊城回，謝 勇，李俊霖

（中水東北勘測設計研究有限責任公司，吉林長春130021）

1 工程概況

蛟河抽水蓄能電站位于吉林省蛟河市境內，下水庫庫址位于漂河干流上。站址距長春市275 km，距吉林市145 km，距蛟河市50 km。

工程為Ⅰ等大（1）型，電站總裝機容量為1 200 MW，安裝4 臺單機容量300 MW 的立軸單級混流可逆式水泵-水輪機。電站主接線為三角形接線，以一回500 kV 接入系統。在地面設置500 kV 開關站，采用戶內封閉組合電器GIS。蛟河抽水蓄能電站的供電范圍為以服務吉林電網為主，并為東北電網提供網間優勢互補。電站建成后在系統中將承擔調峰、填谷、儲能、調頻、調相和緊急事故備用等任務，并具備黑啟動能力。

2 接入電力系統方式

根據抽水蓄能機組的運行特點及電站裝機容量，蛟河抽水蓄能電站作為吉林電網重要的調峰電源，直接接入吉林500 kV 主網架。根據《蛟河抽水蓄能電站接入系統設計（一次部分）》報告：蛟河抽水蓄能電站以1 回500 kV 線路接入平安 500 kV 變電站，導線型號 4×LGJ-400，線路長度約96 km。

3 系統對電站設備參數要求

1）根據蛟河抽蓄電站在系統中承擔的作用，電氣主接線型式要求靈活。

2）為了適應季節變化和電網的安全可靠靈活運行，建議主變高壓側額定抽頭選擇為536±1×2.5%，采用無載調壓方式；對主變型式等技術條件無特殊要求；要求主變壓器500 kV 側中性點接地。

3）蛟河抽蓄電站機組暫按具備發電工況功率因數0.9（滯相），電動工況功率因數0.98（進相）的運行能力。經計算校驗，滿足系統運行要求。

4 設計原則

考慮到電站只有一回500 kV 出線，全廠停運的概率較高，運行可靠性相對較低的基本情況，為了節約投資，電氣主接線可靠性主要建立在設備可靠性的基礎上，為此：不考慮出線回路故障；不考慮斷路器拒動故障；不考慮2 個進線回路同時故障；不考慮任一斷路器檢修時，另一回路發生單一故障；對可靠性要求為“任一斷路器檢修，不導致回路停運”。

5 機變單元組合可靠性計算

計算采用清華大學電機系開發的“發電廠/變電所電氣主接線可靠性評估軟件”，同時參考中電聯電力可靠性管理中心及中國電力可靠性年報中主要設備可靠性參數的發布，對擬選的發電電動機與主變壓器組合方案進行了可靠性計算和分析。計算的可靠性指標涵蓋了連續性、充裕度和安全性三個方面。

連續性指標，給出了任一回出路判據下的故障率（次/年），年平均故障停電時間（小時/年），故障概率，可用率，不可用率；充裕度指標，給出了系統的期望故障受阻電力EPNS（MW/年），期望故障受阻電能EENS（MW·h/年）；安全性指標，給出了任一臺、二臺及所有機組停運的故障率（次/年），年平均故障停電時間（小時/年），故障概率，可用率，不可用率。

計算時不考慮一次能源對可靠性結果的影響；復雜斷路器模型，考慮開關動作次數及線路、機組故障率對其可靠性數據的影響；斷路器故障判定時間為0.50 h；隔離開關倒閘操作時間為0.10 h；斷路器拒動和繼電保護誤動概率為0.50 %；高壓斷路器操作次數為單母線分段接線，取24 次/年，其余接線取38 次/年；出線斷路器操作次數為38 次/年；機組操作次數為750 次/年。

5.1 機變單元組合可靠性計算

機變單元組合安全可靠性指標和充裕度指標見表1，2。

表1 機變單元組合安全可靠性指標

表2 機變單元組合充裕度指標

由表1，2 可以看出，機變組合各方案中，單元接線最優，擴大單元最劣。

5.2 500 kV 側組合可靠性計算

500 kV 側組合安全可靠性指標見表3，4。

表3 500 kV 側組合安全可靠性指標

表4 500 kV 側組合充裕度指標

從表3，4 可以看出，500 kV 側組合各方案中，三角形接線最優，單母線接線最劣。

6 結語

電氣主接線設計應根據電站單機容量和裝機臺數、出線電壓和回路數、輸電距離、系統和電站對主接線可靠性及機組運行方式的要求，并結合電站環境、樞紐布置和開關站型式等，經技術經濟比較確定。綜合比較后，蛟河抽水蓄能電站發電電動機與主變壓器的連接采用聯合單元接線，500 kV 側推薦采用三角形接線方式。