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(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。