云南富寧換流站交流500 kV電氣主接線可靠性研究

張 濤，方 靜，運志濤，王偉剛

(電力規(guī)劃設(shè)計總院，北京 100120)

電氣主接線是變電站設(shè)計的重要方面，對設(shè)備選擇、配電裝置平面布置及控制保護方式均有較大的影響。根據(jù)富寧±500 kV換流站(以下簡稱“本站”)的工程定位和地區(qū)電網(wǎng)規(guī)劃，本站采用與變電站合建方案，交流500 kV進出線元件達20個，并要求靈活實現(xiàn)三種運行方式：直流雙極全部送云南電網(wǎng)；直流雙極全部送廣西電網(wǎng)；直流雙極分送廣西電網(wǎng)和云南電網(wǎng)。因此，不僅有必要對本站電氣主接線可靠性進行定性分析，更需要通過建立設(shè)備模型，開展可靠性定量計算分析。

1 工程條件

1.1 換流站概述

富寧±500 kV換流站是金沙江觀音巖水電站直流送出工程的受端換流站，額定容量3000 MW。為節(jié)約投資、簡化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、改善換流站系統(tǒng)條件，本站采用與變電站合建方案，接入系統(tǒng)方案見圖1。

圖1 富寧±500 kV換流站接入系統(tǒng)圖

根據(jù)系統(tǒng)規(guī)劃，站內(nèi)交流500 kV遠期規(guī)模為：2回換流變進線、2回靖西出線(至廣西電網(wǎng))、2回硯山出線(至云南電網(wǎng))、4回備用出線(至云南電網(wǎng))、4回500 kV交流聯(lián)絡(luò)變出線、2回500 kV降壓變進線及4回交流濾波器大組進線，共20個進出線元件。

1.2 運行方式要求

根據(jù)近、遠期云南硯山側(cè)、廣西靖西側(cè)的系統(tǒng)受電規(guī)劃，受端換流站應(yīng)實現(xiàn)如下運行方式。

(1)運行方式1：直流電力全部送云南硯山側(cè)，且換流站交流母線與廣西靖西側(cè)電氣開斷。

(2)運行方式2：直流電力全部送廣西靖西側(cè)，且換流站交流母線與云南硯山側(cè)電氣開斷。

(3)運行方式3：直流電力按單極分別送電廣西和云南，且兩個單極所在交流母線電氣開斷。

三種運行方式的地理接線示意圖見圖2。

圖2 三種直流運行方式地理接線示意圖

綜上所述，本站交流500 kV多達20個進出線元件，并有分區(qū)運行的三種特殊運行方式要求，接線方式的選擇直接影響著系統(tǒng)運行的安全可靠。因此，需對主接線可靠性進行深入分析研究。

1.3 電氣主接線方案

我國330 kV及以上電壓等級常用的接線有橋接線、角形接線、雙母線接線、一個半斷路器接線等。其中，當(dāng)進出線元件為4個及以下時，多采用橋接線和角形接線；進出線元件大于4個時，多采用一個半斷路器接線。

本站500 kV進出線元件達20個，不適合橋接線和角形接線；考慮到投資及占地面積的問題，不推薦采用雙斷路器接線；國內(nèi)超高壓變電站中從未采用過三分之四斷路器接線，缺乏運行經(jīng)驗，亦不推薦采用。

根據(jù)以上分析，500 kV交流電氣接線擬選擇一個半斷路器接線(詳見圖3)與雙母線接線方案(詳見圖4)進行對比分析。為實現(xiàn)三種運行方式，兩種接線方案均采用母線三分段形式，通過操作分段斷路器可實現(xiàn)不同運行方式的切換。

圖3 交流500 kV一個半斷路器接線方案

圖4 交流500 kV雙母線接線方案

2 電氣主接線可靠性評估分析模型

2.1 分析方法

當(dāng)前電力系統(tǒng)可靠性分析理論主要沿著兩個方向發(fā)展，即網(wǎng)絡(luò)方法和狀態(tài)空間方法。前者偏重于研究電力系統(tǒng)是否連通，解析效率較高，但其計算分析結(jié)果中沒有包含連通的詳細狀態(tài)；而后者分析方法可以較詳細地計算解析電力系統(tǒng)各種運行狀態(tài)，但計算量大、算法復(fù)雜，并且隨著系統(tǒng)元件數(shù)量增加，系統(tǒng)復(fù)雜性加大，計算效率相應(yīng)顯著降低。

目前，電氣主接線可靠性計算分析研究廣泛采用網(wǎng)絡(luò)方法，在網(wǎng)絡(luò)連通性基本模型的基礎(chǔ)上，考慮各種設(shè)備可靠性屬性以滿足實際系統(tǒng)的精度要求。

2.2 元件的可靠性模型

主接線可靠性評估中，涉及變壓器、斷路器、隔離開關(guān)、母線、電壓互感器及電流互感器等多種設(shè)備，其中，斷路器模型結(jié)構(gòu)最為復(fù)雜，需要考慮的因素較多。斷路器模型中主要定義了七種工況：N(正常工作模式)、M(計劃檢修模式)、m(強迫檢修模式)、f(誤動模式)、i(接地或絕緣故障模式)、st(拒動模式)、r(故障后修復(fù)模式)。工況狀態(tài)轉(zhuǎn)換參數(shù)λ、μ分別為不可用率、修復(fù)率。圖5為電力系統(tǒng)斷路器模型的狀態(tài)空間模擬圖。

圖5 斷路器模型狀態(tài)空間圖

由圖5可以看出，設(shè)備元件模型考慮的因素比較多，使問題更加復(fù)雜化，因此，需要對元件模型進行必要的簡化。

從設(shè)備元件故障后的結(jié)果來分析，可以將st狀態(tài)模式和i狀態(tài)模式歸一等效為S狀態(tài)，m、f和r模式簡化合并為R狀態(tài)。通過邏輯分析，可以得出S狀態(tài)模式將使保護范圍內(nèi)的所有開關(guān)跳閘，是一種相關(guān)故障；而R狀態(tài)模式只將故障的斷路器跳閘，涉及范圍有限?？紤]到故障情況下繼電保護的誤動影響，需進一步修正相關(guān)狀態(tài)模型。實際運行中，繼電保護誤動后的斷路器狀態(tài)結(jié)果和S狀態(tài)度斷路器處的后果一樣，因此，可以等效為一種狀態(tài)。繼電保護拒動后，將引起變電站相關(guān)設(shè)備退出運行，因此，也是一種擴大影響范圍的相關(guān)故障，其后果等同于在故障斷路器保護區(qū)內(nèi)的各斷路器均處于S狀態(tài)，進而導(dǎo)致下一級的斷路器跳閘，因此，可將這種工況模式單獨分類，即F狀態(tài)。

考慮到S、F狀態(tài)度中的操作時間很短，進一步歸一等效這兩個狀態(tài)，并入R狀態(tài)，最終簡化得到斷路器3狀態(tài)模式可靠性模型見圖6。

圖6 斷路器模型簡化空間狀態(tài)圖

模型中，N為正常狀態(tài)模式，R為故障檢修模式，M為計劃檢修模式，λR為年故障率，μR為年故障修復(fù)率，λM為年計劃檢修率，μM為年計劃檢修的修復(fù)率。

2.3 電力系統(tǒng)故障搜索與概率、頻率分析

本文通過分析電氣主接線圖，梳理致使各線路停電的故障事件，進一步分析該故障事件下的相關(guān)影響，統(tǒng)計得到該狀態(tài)下的故障概率、故障頻率。

電力系統(tǒng)故障搜索中，首先劃分任一回出線到源點的最小割集，根據(jù)故障重疊的情況分類，可分為一階(重)故障、二階(重)故障、三階(重)故障這三種情況。針對不同割集，可靠性指標可按以下原則分析計算：

(1)一階故障中，故障率、故障恢復(fù)時間分別設(shè)定為單個設(shè)備元件強迫停運的故障率、單個設(shè)備元件強迫停運時的故障恢復(fù)時間；如果系統(tǒng)中配置了備用設(shè)備，則停電時間為備用設(shè)備就位、投運的操作時間。

(2)二階故障中，考慮設(shè)備強迫停運與單一設(shè)備計劃檢修重疊的情況。兩個設(shè)備元件強迫停運故障率分別設(shè)為λ1、λ2，相應(yīng)強迫停運后的故障恢復(fù)時間分別設(shè)為r1、r2，設(shè)備元件計劃檢修停運率分別設(shè)為λm1、λm2，相應(yīng)計劃檢修停運時間設(shè)為rm1、rm2，則二階故障持續(xù)強迫停運的時間rp為：

計劃檢修停運和強迫停運主要在兩種情況發(fā)生重疊，即：一種情況為設(shè)備1已處檢修狀態(tài)，設(shè)備2發(fā)生強迫停運；另一種情況是設(shè)備2已處檢修狀態(tài)，設(shè)備1發(fā)生強迫停運。這兩種情況的等效停運率λsm為：

相應(yīng)等效停運時間rsm為：

(3)三階故障中，主要考慮強迫停運與計劃檢修停運的重疊情況。在工程實際中，基本不會同時對兩個設(shè)備元件進行檢修，因此，只需考慮兩個設(shè)備元件強迫停運與另一個設(shè)備元件發(fā)生檢修停運重疊的情況。三階段故障的分析計算方法和計算公式與二階故障類似，將兩個強迫停運元件等效為一個強迫停運元件，代入上述等效停運率、等效停運時間計算公式即可。

系統(tǒng)運行中，三階以上故障發(fā)生的概率極小，因此，在以下計算分析中不考慮三階故障情況。

3 電氣主接線可靠性綜合分析

3.1 電氣主接線綜合評估方法與主要性能指標

變電站設(shè)計中，電氣主接線的選擇涉及系統(tǒng)安全可靠性、工程投資、運行便利性等多方面因素，因此，其綜合評估主要從可靠性、經(jīng)濟性和靈活性三方面考慮，綜合評估流程見圖7。

圖7 電氣主接線綜合評估流程圖

本文采用清華大學(xué)開發(fā)的“發(fā)電廠/變電站電氣主接線可靠性評估軟件”，針對可靠性方面對電氣主接線做重點定量分析，主要包括連續(xù)性、安全性和充裕度三個方面。

3.2 元件可靠性參數(shù)

主接線可靠性評估主要涉及母線、隔離開關(guān)、斷路器、架空線等，參考中電聯(lián)電力可靠性管理中心發(fā)布的輸變電設(shè)備可靠性統(tǒng)計參數(shù)，500 kV主要設(shè)備元件可靠性參數(shù)統(tǒng)計均值見表1。

表1 500 kV主要設(shè)備元件可靠性參數(shù)統(tǒng)計表

3.3 定量可靠性評估計算條件、判據(jù)和指標說明

電氣主接線方案的可靠性判據(jù)主要包括：任意一回進出線回路發(fā)生故障停電；任意兩回進出線回路發(fā)生故障停電；任意指定三階及以上進出回路組合停電事件；全站發(fā)生故障停電。以一個半斷路器接線方案的可靠性分析為例，按前述整理的可靠性參數(shù)，經(jīng)計算，富寧±500 kV換流站在前述三種運行方式下，一個半斷路器接線方案的連續(xù)性、充裕度、安全性指標的計算結(jié)果分別見表2～表4。

同理，可得富寧±500 kV換流站雙母線接線方案各項指標見表5～表7。

3.4 基本可靠性結(jié)果分析

針對兩種接線方案的各項指標，通過歸一化處理，兩方案的可靠性指標對比情況見圖8～圖10。可見，一個半斷路器接線方案的各個可靠性指標均優(yōu)于雙母線接線方案。

3.5 其他因素分析

電氣主接線除可靠性分析外，還要考慮主接線方案的經(jīng)濟性、靈活性等因素。

經(jīng)測算，按工程遠期規(guī)模，相比雙母線接線方案，一個半斷路器接線方案多6臺斷路器和6組接地開關(guān)，但少了14組隔離開關(guān)，經(jīng)與國內(nèi)主要設(shè)備供應(yīng)商詢價，設(shè)備費用約高出980萬元，相較本工程整體投資，增加費用有限。

靈活性方面，首先一個半斷路器和雙母線接線方案均采用母線三分段的形式，滿足系統(tǒng)三種運行方式間靈活切換的要求；其次，當(dāng)出線斷路器故障時，兩種接線方案均需較長時間停電；最后，除4回備用出線外，其他500 kV進出線元件本期一次上齊，并且采用氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備(Gas Insulated Switchgear,GIS)，備用間隔的母線側(cè)隔離開關(guān)本期采購，后期擴建工作量較少。因此，兩種接線方式的運行、檢修、擴建靈活性基本相當(dāng)。

表2 一個半斷路器接線方案連續(xù)性指標

表3 一個半斷路器接線方案安全性指標

表4 一個半斷路器接線方案充裕度指標

表5 雙母線接線方案連續(xù)性指標

表6 雙母線接線方案安全性指標

表7 雙母線接線方案充裕度指標

圖8 500 kV主接線方案的連續(xù)性指標比較

圖9 500 kV主接線方案的安全性指標比較

圖10 500 kV主接線方案的充裕性指標比較

4 結(jié)語

金沙江觀音巖水電站直流送出工程在南方電網(wǎng)中具有十分重要的地位和作用，其受端富寧±500 kV換流站安全運行的可靠性，不僅影響到云南電網(wǎng)、廣西電網(wǎng)的用電，而且直接關(guān)系到整個南方電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，本文通過對一個半斷路器接線和雙母線接線可靠性的分析研究，并結(jié)合經(jīng)濟性、靈活性的綜合評估，推薦采用一個半斷路器、母線三分段接線方案，不僅滿足了本站設(shè)備選型、平面布置、工程經(jīng)濟性等方面的要求，而且保障了換流站的運行可靠性。

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