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    積石峽水電站電氣主接線方案選擇

    2011-06-12 09:22:04楊麗薇
    水力發(fā)電 2011年11期
    關(guān)鍵詞:故障率接線斷路器

    楊 軍,羅 海,楊麗薇

    (1.黃河上游水電開發(fā)有限責任公司工程建設(shè)分公司,青海 西寧 810000;2.中國水電顧問集團西北勘測設(shè)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(nèi)的黃河干流上,電站安裝水輪發(fā)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(fā)電量為 33.63 億 kW·h,年利用小時數(shù)3 297 h,為日調(diào)節(jié)水庫。

    積石峽水電站以發(fā)電為主。電站建成后擔任系統(tǒng)的調(diào)峰、調(diào)頻和事故備用,是西北電網(wǎng)的大型主力電站之一。電站采用330 kV一級電壓接入系統(tǒng),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(cè)接線方案

    根據(jù)電站接入系統(tǒng)方式,以及水電站的運行特點和高壓設(shè)備選用GIS等因素,330 kV側(cè)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(cè)接線與低壓側(cè)接線應(yīng)相互協(xié)調(diào),統(tǒng)一配合,因此對于發(fā)變組合方式為聯(lián)合單元和單元接線時的高壓側(cè)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?shù)闹鹘泳€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(jīng)濟性綜合最優(yōu)的主接線方案。根據(jù)DL/T 5186—2004《水力發(fā)電廠機電設(shè)計規(guī)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(shù)

    在積石峽水電站主接線可靠性計算中,根據(jù)電站初擬參數(shù)和資料,及中電聯(lián)可靠性管理中心的資料,選用的各種可靠性計算數(shù)據(jù)主要有5類。

    (1)各類元件的可靠性數(shù)據(jù)見表1、2所示。

    表1 元件故障參數(shù)

    表2 斷路器的擴大性故障參數(shù)

    (2)發(fā)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(shù)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(fā)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(shù)據(jù)。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(fā)的電量為37.753 166 67億kW·h。

    為了實現(xiàn)用戶輸入控制命令或調(diào)用數(shù)據(jù)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(tǒng),機器人內(nèi)部執(zhí)行完成后,將用戶需要的狀態(tài)信息以直觀的形式反映給用戶.機器人程序設(shè)計模式如圖2所示.

    (5)主要電氣設(shè)備經(jīng)濟數(shù)據(jù)。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(xiàn)率為8%;設(shè)備使用年限為30 a;停電損失為6元/kW·h。

    2.3 計算結(jié)果

    2.3.1 可靠性、經(jīng)濟性綜合計算結(jié)果

    各方案可靠性、經(jīng)濟性計算結(jié)果見表3。

    表3 各方案可靠性及經(jīng)濟性情況

    從表3中可以看出,方案二、方案三可靠性、經(jīng)濟性幾乎一樣。在計及水能的情況下,方案二稍優(yōu)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(shù)的靈敏度分析

    經(jīng)對斷路器的故障率、母線的故障率、變壓器的故障率、發(fā)電機的故障率進行的靈敏度分析,得出主要結(jié)論如下:

    (1)所有主接線方案對高壓側(cè)斷路器故障率的變化都有比較明顯的反應(yīng)。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(jié)果方案對母線故障率的變化都沒有明顯的反應(yīng)。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(jié)構(gòu)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(yīng)。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(fā)電機故障的變化均有明顯的反應(yīng)。方案三對發(fā)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(fā)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(fā)電機故障率的影響更大。從總體上看,在元件參數(shù)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(yīng)比較靈敏,而方案二、對變壓器和發(fā)電機故障率的變化反應(yīng)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(jié)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??;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?。坏侨珡S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(fā)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(fā)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(yōu)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(yōu)。

    3 結(jié)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(shù)經(jīng)濟指標來看,方案二優(yōu)于方案三。

    (2)從連通性概率指標來看,方案二優(yōu)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(fā)電機和變壓器故障率,方案三優(yōu)于方案二,但對于斷路器故障率方案二則優(yōu)于方案三。

    (4)因363 kV采用GIS配電裝置。而絕大多數(shù)廠家的雙母線接線GIS產(chǎn)品結(jié)構(gòu),存在每個回路兩條母線的隔離開關(guān)氣室相鄰,因而,任一回路母線上隔離開關(guān)金屬外殼內(nèi)部元件檢修時,該回路另一母線上隔離開關(guān)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(guān),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(cè)選用為3/2斷路器接線。

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