积石峡水电站电气主接线方案选择

杨 军，罗 海，杨丽薇

（1.黄河上游水电开发有限责任公司工程建设分公司，青海 西宁 810000；2.中国水电顾问集团西北勘测设计研究院，陕西 西安 710065）

0 引言

黄河积石峡水电站坝址位于青海省循化县境内的黄河干流上，电站安装水轮发电机组3台，单机容量340 MW，总装机1 020 MW。电站保证出力332.3 MW，年平均发电量为 33.63 亿 kW·h，年利用小时数3 297 h，为日调节水库。

积石峡水电站以发电为主。电站建成后担任系统的调峰、调频和事故备用，是西北电网的大型主力电站之一。电站采用330 kV一级电压接入系统，330 kV出线3回，其中1回出线接入750 kV官亭变电站，输电距离约20 km；另2回 “∏”接入黄丰水电站至750 kV官亭变电站的330 kV线路。

1 330 kV侧接线方案

根据电站接入系统方式，以及水电站的运行特点和高压设备选用GIS等因素，330 kV侧接线方案共选出3种。方案一为双母线接线；方案二为3/2断路器接线；方案三为双母线三分段接线。

高压侧接线与低压侧接线应相互协调，统一配合，因此对于发变组合方式为联合单元和单元接线时的高压侧接线也进行了论证比较。

2 方案选择定量分析计算

2.1 计算原则及方法

对于年总可比费用相当的主接线方案，通过其他可靠性指标、灵敏度分析以及连通性概率指标来进一步比较选取，从而选择出可靠性、安全性以及经济性综合最优的主接线方案。根据DL/T 5186—2004《水力发电厂机电设计规范》的要求，委托西安交通大学对各接线方案进行了可靠性定量分析研究。

2.2 计算采用的原始参数

在积石峡水电站主接线可靠性计算中，根据电站初拟参数和资料，及中电联可靠性管理中心的资料，选用的各种可靠性计算数据主要有5类。

（1）各类元件的可靠性数据见表1、2所示。

表1 元件故障参数

表2 断路器的扩大性故障参数

（2）发电机的单机额定容量为340 MW，输电线路的容量限制为1 450 MW。计算中不考虑断路器的容量限制。

（3）进行灵敏度分析的参数为：断路器的故障率，0.01，0.02，0.03，0.04，0.05，0.06，0.07，0.08，0.09，0.10；母线的故障率，0.01，0.02，0.03，0.04，0.05，0.06，0.07，0.08，0.09，0.10； 变压器的故障率，0.01，0.02，0.03，0.04，0.05，0.06，0.07，0.08，0.09，0.10；发电机的故障率，1.4，1.6，1.8，2.0，2.2，2.4。

（4）水能资料取平水年的数据。按水能情况的不同，电站主接线一年可划分为以下4种运行方式：①运行方式1，六月份，电站最大出力620 MW，代表3个月；②运行方式2，五月份，电站最大出力808 MW，代表3个月；③运行方式3，八月份，电站最大出力870 MW，代表2个月；④运行方式4，十月份，电站最大出力863 MW，代表4个月。全年所发的电量为37.753 166 67亿kW·h。

为了实现用户输入控制命令或调用数据等命令，机器人主控处理控制信息，并将不同的控制信号传达给机器人不同的系统，机器人内部执行完成后，将用户需要的状态信息以直观的形式反映给用户.机器人程序设计模式如图2所示.

（5）主要电气设备经济数据。断路器参考价格为400万元/台；330 kV CGIT管道价格按6万元/m三相计算，长度共50 m；维护检修率为5%；贴现率为8%；设备使用年限为30 a；停电损失为6元/kW·h。

2.3 计算结果

2.3.1 可靠性、经济性综合计算结果

各方案可靠性、经济性计算结果见表3。

表3 各方案可靠性及经济性情况

从表3中可以看出，方案二、方案三可靠性、经济性几乎一样。在计及水能的情况下，方案二稍优于方案三，方案一相对较差。

2.3.2 年综合可靠性指标对元件参数的灵敏度分析

经对断路器的故障率、母线的故障率、变压器的故障率、发电机的故障率进行的灵敏度分析，得出主要结论如下：

（1）所有主接线方案对高压侧断路器故障率的变化都有比较明显的反应。其中方案一、三的灵敏度较高。方案二相对比较平缓。

（2）计算结果方案对母线故障率的变化都没有明显的反应。各方案的可靠性对母线故障率的灵敏度比较一致。但考虑到GIS结构的影响，方案一（双母线接线）母线故障率的变化对回路运行影响较大，方案二影响最小。

（3）各方案对变压器故障率的变化均有明显的反应。各方案的可靠性对变压器故障率的灵敏度基本一致，其中方案三对变压器故障率的变化最不敏感。

（4）所有主接线方案的年弃水电量和年总可比费用对发电机故障的变化均有明显的反应。方案三对发电机故障率的变化最不敏感。

综合上述各方面的灵敏度分析，断路器故障率、变压器故障率和发电机的故障率的变化都对各主接线方案可靠性有较大的影响，而断路器故障率和发电机故障率的影响更大。从总体上看，在元件参数灵敏度分析方面，较好的主接线方案依次是方案二、方案三。其中方案三对断路器故障率的变化反应比较灵敏，而方案二、对变压器和发电机故障率的变化反应比较灵敏。

2.3.3 各主接线方案的连通性概率计算

本研究对各接线方案进行了连通性概率计算，计算结果见表4、5。

从表4可以看出：①各方案中，在1台机组解列的情况下，方案三的概率和频率较小；在两台机组解列的情况下，方案三的概率较小，方案二的频率较小；但是全厂停电的概率和频率相对于方案二、方案三大很多，而方案一各种情况下的概率和频率都要比其他方案大；②从不计水能的发电容量损失来看，方案三最小，其次是方案二；③从计及水能的弃水电量期望来看，方案二最小，其次是方案三；④对于采用方案一，不计水能的发电容量损失和计及水能的弃水电量期望较其他2个方案高很多。

表4 各方案机组解列的连通性概率指标

表5 各方案出线失去电源的连通性概率指标

从表5可以看出：方案二的出线失电源概率最低，其次是方案三，而双母线接线方式的方案一则总体情况较差。

综上所述，从连通概率指标上看，无论是机组解列概率指标，还是出线失去电源指标方案二的指标较好。在故障的严重程度方面，方案二、优于方案三。其严重性故障（多台机解列、多条出线失去电源）的概率和频率均小于方案三。即方案二最优。

3 结语

（1）在计及水能的情况下，方案二每年比方案三少停电15.03万度。而且从综合技术经济指标来看，方案二优于方案三。

（2）从连通性概率指标来看，方案二优于方案三。无论是机组解列的概率指标还是出线失电源概率指标，方案二都要好于方案三。特别是全厂停电概率、方案三是方案二的100倍左右。

（3）从灵敏性概率指标来看，对于发电机和变压器故障率，方案三优于方案二，但对于断路器故障率方案二则优于方案三。

（4）因363 kV采用GIS配电装置。而绝大多数厂家的双母线接线GIS产品结构，存在每个回路两条母线的隔离开关气室相邻，因而，任一回路母线上隔离开关金属外壳内部元件检修时，该回路另一母线上隔离开关不允许带电，两条母线全停。GIS母线故障、检修概率极低，若检修，一般会影响隔离开关，从而影响全站运行。

（5）综上所述，积石峡水电站最终考虑363 kV侧选用为3/2断路器接线。