蛟河抽水蓄能電站500kV高壓電氣設備選型

楊城回，謝 勇，吳云龍

（中水東北勘測設計研究有限責任公司，吉林長春130021）

1 概況

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

電站裝機容量1200MW，安裝4臺單機容量300MW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500kV接入系統(tǒng)。在地面設置500kV開關站，采用戶內(nèi)封閉組合電器GIS。電站建成后，在系統(tǒng)中將承擔調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相和緊急事故備用任務，并具備黑啟動能力。

2 環(huán)境條件

工程所在區(qū)域主要氣象要素特征值：平均氣溫4.3℃，極端最高氣溫35.8℃，極端最低氣溫-41.8℃，平均相對濕度69.5℃，平均地溫6.4℃，最大凍土深184.0cm。

3 運輸條件

根據(jù)現(xiàn)場踏勘調(diào)研調(diào)查，考慮重大件運輸參數(shù)、來源，以及電站周邊的交通運輸狀況，確定工程重大件的運輸方式：汽車單獨運輸，主變壓器可由采購地直接用汽車運至工地；500kV高壓電纜也可采用汽車直接運抵工地；船舶+汽車運輸：500kV其他設備先水運至營口港后，轉由汽車運達工地。

4 主變壓器選型

4.1 額定容量選擇

主變壓器容量的選擇既要滿足發(fā)電工況將發(fā)電機的額定功率送入系統(tǒng)，又要滿足抽水工況向電動機、高廠變、勵磁變及SFC設備供電的要求。發(fā)電工況時，發(fā)電機的額定功率為300MW，額定容量為333.30MVA；抽水工況時，電動機額定容量約為333.30MVA，高廠變額定容量約為6.30MVA，SFC輸入輸出變壓器額定容量約為24.00MVA，勵磁變額定容量約為2.34MVA。根據(jù)相應規(guī)程規(guī)范，主變額定容量選擇為360.00MVA。

4.2 中性點接地方式

500kV電壓等級的變壓器中性點接地方式可采用直接接地或經(jīng)小電抗接地，采用不同的接地方式，將直接影響電力系統(tǒng)的內(nèi)部過電壓水平、電氣設備的絕緣強度、系統(tǒng)的穩(wěn)定、繼電保護、對通信線路干擾、變壓器中性點過電壓保護方式、變壓器中性點絕緣水平及變壓器制造等。因此，變壓器中性點的接地方式應根據(jù)各方面的影響因素及電站接入系統(tǒng)要求進行比較后確定。

4.3 阻抗電壓和調(diào)壓選擇

根據(jù)規(guī)范要求，對于500kV額定容量為360.00 MVA的雙繞組電力變壓器，阻抗電壓取值為14%，高壓側抽頭按536±1×2.5%kV選取。

4.4 型式選擇

主變壓器可選型式有三相變壓器、單相變壓器、組合變壓器和現(xiàn)場組裝三相變壓器，根據(jù)電站大件運輸條件，工程采用三相變壓器在運輸上不存在問題，而且整體三相變壓器在技術及運行管理上有一定的優(yōu)勢，運行可靠性較高，布置場地最小，土建工程量少。

4.5 冷卻方式選擇

由于電站主變壓器布置在地下主變洞內(nèi)，空間狹小，散熱條件較差，不具備布置風冷變壓器的條件，因此采用水冷方式。

4.6 主變壓器主要參數(shù)

主變壓器的型式為戶內(nèi)，三相雙繞組，強迫油循環(huán)水冷，帶無勵磁調(diào)壓分接開關電力變壓器。變壓器高壓側采用油/SF6套管與GIS連接；低壓側采用油/空氣套管與IPB連接。變壓器的額定容量為360.00MVA；額定電壓為536±1×2.5%/18kV；額定頻率為50Hz；繞組聯(lián)接方式為YN，d11；阻抗電壓為14%；冷卻方式為ODWF或OFWF。

5 500kV高壓配電裝置型式選擇

5.1 選型原則

電站建成后將擔負吉林電網(wǎng)的調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相及事故備用的工作，電站的運行管理模式為“無人值班（少人值守）”。蛟河抽水蓄能電站500kV高壓配電裝置選型的基本原則：在所處環(huán)境條件下，設備應能滿足正常運行、檢修的要求；技術先進，運行安全，可靠性高；檢修維護方便，能適應電站“無人值班（少人值守）”的運行管理模式；適應電站地形條件，滿足布置要求；在符合上述條件的前提下，選擇經(jīng)濟性較好的方案。

5.2 高壓配電裝置的型式

高壓配電裝置型式主要有空氣絕緣敞開式（AIS）、混合式（H-GIS）和SF6氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS），該電站采用SF6氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS）。

5.3 電站低溫條件對選型的影響

由于蛟河抽水蓄能電站極端最低氣溫為-41.8℃，首先對SF6氣體絕緣設備在超低溫條件下確保設備絕緣和開斷特性（開關）的解決措施進行分析。

SF6氣體絕緣設備的氣體壓力大都在0.50～0.60MPa（表壓），在此壓力下SF6的液化溫度為-30℃左右。為滿足低溫運行條件，可采取以下幾種防止氣體液化的措施：

1）降低額定參數(shù)使用

如果產(chǎn)品絕緣有較大裕度，在0.344MPa時還能滿足要求，開關可降低開斷能力使用。但如果要確保低溫時的開斷能力和設備絕緣不變，必須采取別的措施。

2）開關設備充SF6和N2或CF4混合氣體

N2或CF4氣體的補入主要是補償因SF6成分的減少而使斷口絕緣所受到的損失，使SF6額定分壓力的設定值保證在-40℃時不會液化，從而維持設備的絕緣性能。但此種方式要提高氣體的額定氣壓，由此而引起操作功的增大及機構設計的修改，也會引起滅弧室結構的調(diào)整。同時，由于混合氣體的配比對開關開斷性能及絕緣性能的影響不能精確地測定，因而補氣困難，不便于檢修維護時氣體的回收再利用。因此，這一措施沒有得到廣泛使用，掌握此技術的生產(chǎn)廠家也較少。

3）采用加熱保溫套方式

在產(chǎn)品上裝加熱保溫套，人為地向斷路器輸入熱量，使產(chǎn)品在-40℃（或-45℃）時SF6氣壓保持在產(chǎn)品操作閉鎖氣壓之上，以保證額定開斷能力不變。此種方案的優(yōu)點在于加熱保溫套結構簡單、制造方便、成本低；無需過多的研發(fā)費用，能設計生產(chǎn)適用不同產(chǎn)品的加護保溫套；運行可靠性的監(jiān)視（通過SF6密度控制器自動監(jiān)視）十分簡單，維護方便。因此，帶加熱套方式的產(chǎn)品運行安全可靠，維護簡單，應用廣泛。

為保證開關設備安全運行，不考慮降低參數(shù)使用。因此，電站500kV高壓配電裝置的選型和布置應考慮采取合適的方式，防止SF6氣體在低溫條件下液化，保證電站的安全可靠運行。

5.4 高壓配電裝置型式方案選定

開關站采用地面戶內(nèi)GIS開關站型式，地面設備布置規(guī)模較小，兩回500kV電纜沿電纜廊道敷設引入。目前GIS設備的技術較為成熟，無技術難度，且可靠性非常高。

6 XLPE高壓電纜參數(shù)

500kVXLPE電纜的主要參數(shù)：額定電壓（U0/U）290/500kV，最高工作電壓（Um）550kV，額定頻率50Hz，電纜截面800mm2，額定短時耐受電流及持續(xù)時間63kA（有效值）/2s，輸送容量800MVA，額定雷電沖擊耐受電壓（熱狀態(tài)）1675kV（峰值），額定操作沖擊耐受電壓（熱狀態(tài)）1175kV（峰值）。

7 結語

根據(jù)電力負荷性質(zhì)、容量、環(huán)境條件、運輸及運行維護，堅持節(jié)約用地的原則，最終500kV變壓器選擇洞內(nèi)布置，500kVGIS采用地面戶內(nèi)GIS開關站，500kV電纜采用XLPE單芯高壓電纜。