天池抽水蓄能电站施工供电接入系统设计方案的选择及优化

罗 胤，王小军，郝 峰，董政淼，曹永闯

（1.河南天池抽水蓄能有限公司，河南省南阳市 473000；2.国网新源控股有限公司，北京市 100761）

0 引言

抽水蓄能（以下简称蓄能）电站工程具有建设周期长、占地面积广、施工标段多等特点。因此，工程建设期施工用电规模大，且供电分布不够集中，一般考虑建设专用的高压线路接入电力系统，以满足工程建设的需要[1]。蓄能电站多处山地区，一般当地区域电网发展较为落后，蓄能电站工程附近无较大规模的变电站，施工供电工程暂不具备就近接入电网的条件，接入系统设计时应统筹考虑，先行从较远的变电站接取电源，后期再对电源接入点进行优化，提高施工供电的可靠性。蓄能电站施工供电系统在基建结束后，一般转换为生产期的备用电源继续使用，部分电力设备考虑采取永临结合的设计，以节约工程投资成本。

1 天池抽水蓄能电站施工供电工程设计概况

根据天池抽水蓄能电站（以下简称天池电站）可研报告的施工组织设计方案，新建1座施工变电站，以一回110kV线路接入南召县瑞祥变电站，导线选用结合南召电网发展规划，线路路径兼顾规划中的110kV莲花变电站位置，远期考虑将天池—瑞祥110kV线路“Π”接入莲花站。按照施工总布置规划并充分考虑工程施工特点，天池施工配电系统主要向7个相对集中区域供电，即上库区（3561kW）、下库区（25kW）、营地区（3002kW）、砂石区（2020kW）、仓储区（236kW）、交通洞区（897kW）、通风兼安全洞区（1984kW），各供电区域施工负荷总和约为12MW，按照需求系数法折算至高峰期的最大负荷约为7.5MW。因此，施工变电站的主变压器选用额定容量为10MVA，考虑到施工机械、照明、压缩空气、供排水、砂石加工、混凝土生产等负荷功率因数的特点，在主变压器低压侧设置无功补偿装置，大小按照主变压器容量的15%～20%配置[2]，共设置（1200+1200）kvar的电容器组。天池电站110kV侧采用线路-变压器组接线，10kV侧采用单母分段接线，并设置自备柴油发电机作为电站应急电源。

2 接入系统设计方案选择

2.1 电压等级的选择

天池电站基建期施工属连续生产项目，一旦供电发生故障，会对工程建设造成巨大损失，属二类用户（其中高峰一类负荷为1290.8kW）。结合施工供电工程规划，施工变电站的规模不考虑远期发展，为最终规模。同时考虑到施工变电站所处位置和负荷情况，并对周边电源点进行了充分考察和论证，参照不同电压等级的合理输送距离和容量提出的具体要求[3]，拟采用110kV或35kV电压等级接入系统。

2.2 地区电网的现状

天池施工变电站地处南召县西北部，其周围有南召、瑞祥2座110kV变电站，有乔端、马市坪、崔庄、城北4座35kV变电站，另根据地区负荷的发展需要，考虑新建220kV南召西变电站（一期：1×180MVA），主供南召县城及南召西部负荷。站点的具体位置见图1。

图1 地区电网现状及天池施工变电站规划Fig.1 Present conditions of local electric grid as well as Tianchi construction substation plan

与天池站距离较近的有110kV南召站和瑞祥站，35kV马市坪站及崔庄站。各变电站及出线情况叙述如下：

（1）南召站有主变压器2台。有110kV进线2回分别至鹿鸣、瑞祥变电站；35kV出线设计规模5回，已上5回，分别至南河店、白土岗、马市坪、城北和T 接到小店35kV变电站。该站已被城区包围，110kV已无间隔，周围35kV走廊拥挤，且南召站现有最大负荷已达62MW，随着南召城区经济快速发展，新增负荷空间有限。

（2）瑞祥站有主变压器2台。110kV进线4回，2回分别至南召站和皇路店站，110kV出线备用2回；35kV出线已上4回，分别为至青山站2回，至白土岗站、南河店站各1回，35kV出线备用2回。该站远离城区，出线走廊较为开阔。瑞祥变电站最大负荷约为65MW，且在该地区220kV南召西站投运后，将进一步减轻地区负荷压力，供电可靠性较高。

（3）马市坪站有主变压器2台。35kV最终设计进线3回，现已有3回，分别为至南召、乔端和板山坪站。变电站35kV侧已无间隔，出线走廊拥挤，马市坪站最大负荷约为4MW，但变电站所在区域周围铁矿、大理石资源丰富，亟待开发，用电需求将不断增长。

（4）崔庄站有主变压器1台。35kV设计为单母分段接线，进线4回，现已建1回，为至35kV城北站，周围35kV出线走廊开阔。但崔庄站至天池施工变电站线路路径地形复杂，送电线路要经过海拔较高地区，沿途无公路，为无人区，极不便于施工维护，而崔庄站经城北站接入南召站，造成供电连接点过多，供电可靠性不高。

综合地区电网的现状分析，具备天池施工供电工程接入条件的只有瑞祥站，35kV召马线及正在规划中的南召西变电站。

2.3 接入系统方案选择的结果

依据天池电站建设期施工总负荷统计情况，充分考虑地区电网发展现状，初步拟订4种接入系统方案，见图1。方案一，建设天池—瑞祥110kV线路；方案二，建设天池—瑞祥35kV线路，并建设天池—马市坪备用10kV线路，确保天池电站施工期一类负荷供应；方案三，建设天池—南召西（规划中）110kV线路，天池站先期由瑞祥110kV侧接入，待220kV南召西站建成后天池站改为南召西站110kV侧供电；方案四，在南召—马市坪的35kV线路上“T”接至天池站。

分别从可靠性、安全性、经济性及工程造价等方面对4种接入系统方案进行综合比较和全面分析，进一步选择和确定方案，具体分析结果见表1。

经过综合技术经济比较分析，天池站接入系统方案的最终结果采用方案一，即建设天池施工变电站至瑞祥变电站110kV线路（LGJ-120/34km）与系统联络。具体选择理由如下：

（1）按规定35kV及以上供电电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10%，20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的7%[4]。方案二线路长度为34km，在天池站峰值负荷情况下，由瑞祥站至天池站线路电压损失过高，电压偏差略微超标，潮流不合理。

表1 接入系统方案比较分析Tab.1 Comparison and analysis for connecting scheme

（2）方案四在天池站峰值负荷情况下，召马线运行电压偏低，但仍在规定范围内。当召马线故障时，将马市坪、乔端等站一并切除，此时马市坪站由马板线供电，供电半径过大，电压损失超标，潮流极不合理。

（3）方案四召马线为LGJ-150导线，导线持续极限容量为21.8MVA，天池站采用“T”接召马线方式，召马线未来将过负荷（35kV乔端站和35kV马市坪站负荷分别为7.6MW和8.1MW，若35kV天池站投运后，新增10MW负荷，功率因数按0.95考虑，此时召马线需输送功率为29.1MVA）。

（4）110kV比35kV电价低0.015元/kWh，天池电站基建工程施工总用电量约1.8亿kWh，方案一、三较方案二、四在电费结算时可节省270万元。

（5）从电网总体规划考虑，方案一可避免110kV线路重复建设22.7km，节省电网投资1693万元，方案三可避免重复建设南召西—瑞祥线路工程，节省电网投资2050万元。

（6）方案三存在中途改线及电源侧接入设备重复采购问题，不利于施工组织、电网协调、地方青赔，且工程建设造价最高。

（7）方案一符合地方电网发展规划，且该方案可靠性高、安全性好、电压损失低、潮流分布合理、工程造价适中，是最为合适的接入系统方案。

3 接入系统设计方案的优化

3.1 优化设计的概述

为天池电站施工期电源更为可靠，远期考虑将天池站接入系统的电源点从较远的瑞祥站（距天池站34km）优化设计至较近的莲花站（距天池站9km），该站的电气主接线见图2。一期主变规模为1×50MVA，110kV最终4回出线，本期2回，分别至瑞祥站和天池站（“Π”接110kV瑞祥—天池线路）。按照莲花站的建设方案，将原有110kV瑞祥—天池线路开断环入莲花站的110kV母线，这种接法又称“Π”接、桥接或剖接。对天池站而言，“Π”接的可靠性及与系统的紧密性将大幅提高，尤其是在后期莲花站至南召中站线路，莲花站至新板山坪站线路全部完建后，届时系统侧多路电源均可向天池站供应负荷。

图2 南召110kV莲花变电站电气主接线Fig.2 Electrical primary diagram of Nanzhao 110kV Lianhua substation

3.2 优化设计的技术难点

天池电站施工供电工程的尾工项目与南召莲花110kV送变电工程几乎同时建设完成，根据现场实际情况，在天池站还未受电时，直接将天池—瑞祥110kV线路“Π”接入莲花站，东“Π”和西“Π”的设计位置见图3。由于负责建设管理天池施工供电工程和南召莲花送变电工程项目法人不同，且两个工程的设计单位也不同，在设计线路接入时出现“Π”点两侧导地线及光缆型号不一致的问题，给“Π”接设计带来了一定的困扰和技术难度。

图3 东“Π”和西“Π”的设计位置Fig.3 Design positions of east “Π”shape and west “Π”shape

3.2.1 “Π”接铁塔受力情况分析

东“Π”N12塔位于原瑞祥—天池线路的N69塔和N70塔之间，型号为1B2-J4-21转角塔，该塔可承受的导线张力差为19271N，地线张力差为8684N；西“Π”N10塔位于原瑞祥—天池线路的N80塔和N81塔之间，型号为1A3-J1-18转角塔，该塔可承受的导线张力差为8813N，地线张力差为6917N。东“Π”N12塔实际导线张力差9404N，地线张力差4193N，东“Π”接入时导地线张力差均满足铁塔使用条件，可以正常架线施工；西“Π”N10塔实际导线张力差16228N，地线张力差15405N，西“Π”接入时导地线张力差均超出铁塔使用条件，需进一步采取措施。

3.2.2 西“Π”接入系统导地线架线曲线设计

针对西“Π”接入时导地线张力差均超标的问题，拟采用以下3种对策：

（1）更换西“Π”N10塔（塔型：1A3-J1-18），修改为终端塔。鉴于瑞祥—天池N70～N80段已退出运行，可利用原线路N73塔（塔型：24B-DJ-18）。

（2）更换西“Π”线路全段导地线。鉴于瑞祥—天池N70～N80段已退出运行，可利用原线路N70～N80段导地线。

（3）连续调整西“Π”N10～原线路N81（塔型：1A3-ZM3-21）、N82（塔型：24A-JC1-21）、N83（塔型：24A-JC2-24）、N84（ 塔 型：24A-JC1-27） 段导地线张力。

考虑到第1、2种方案工程组价和施工组织的复杂性，决定采用第3种方案，优化西“Π”接入系统导地线架线曲线设计。分别对西“Π”N10～原线路N84各耐张段导地线张力差进行调整，经调整后的各段张力差已能够满足各铁塔的使用条件，具体分析如下：

（1）1A3型转角塔允许导线张力差为8813N，允许地线张力差为6917N；24A型转角塔允许导线张力差为15596N，允许地线张力差为9359N。调整各耐张段张力后，1A3型转角塔实际承受导线最大张力差为6255N，地线最大张力差为6532N；24A型转角塔实际承受导线最大张力差为8743N，地线最大张力差为8500N。1A3型和24A型塔承受张力差均小于允许张力差。

（2）原线路N81为直线塔，不承受导地线张力，不参与各耐张段的张力调整。

（3）导地线安全系数提高后，导地线弧垂增大，对地距离减小，但经过计算和实测，导地线对交叉跨越物的最小距离均大于8m，满足安全距离的要求。

4 备用电源系统设计

天池施工变电站仅依靠一回110kV线路接入系统，联系不够紧密，尤其是在莲花站110kV侧环网形成之前，瑞祥—莲花—天池线路的任一环节发生故障，都将导致天池全站失电。但在天池工程建设期间，仍有部分一类负荷，一旦中断供电，可能发生人身和设备事故，因此，考虑在天池站内自备柴油发电机，供应急使用。

为节约工程投资成本，柴油发电机按照永临结合设计，柴油发电机即作为基建期的施工应急电源和库区泄洪备用电源，又作为生产期的保安电源和机组黑启动电源。柴油发电机容量的选择按满足基建期和生产期二者的最大值考虑，但不考虑生产期黑启动负荷与保安负荷同时出现的情况。按照天池电站主体工程合同的约定，主体施工标段的一类负荷由施工单位自行配备柴油发电机。基建期仅考虑库区泄洪备用电源和业主营地一类负荷约为200kW，生产期保安负荷约为200kW，生产期黑启动一台机组负荷约为530kW，其中最大的单台电动机（技术供水泵）负荷约为160kW。因此，柴油发电机容量应按照生产期黑启动一台机组进行选型计算，主要有以下3种方法：

（1）按负荷计算柴油发电机容量：

式中SG1——计算负荷，kVA；

α——负荷率，取1；

PΣ——可能同时运行的总负荷，kW；

ηΣ——计算负荷的效率，取0.82；

cosφ——计算负荷功率因数，取0.8。

故SG1=530/（0.82×0.8）=808kVA

（2）按最大的单台电动机或成组电动机启动需要计算柴油发电机容量：

式中SG2—— 按最大的单台电动机的启动需要计算的柴油发电机容量，kVA；

Pm—— 启动容量最大的电动机容量，取技术供水泵负荷160kW；

Kdq——电动机的启动倍数，取5；

C——电动机的启动系数，取0.67；

cosφm——电动机的启动功率因数，取0.4；

ηd×cosφd—— 电动机的效率和额定功率因素乘积，取0.80；

cosφG——柴油发电机的功率因素，取0.80。

故SG2={（530-160）/0.82+（160×5×0.67×0.4）/0.8}/0.8=899kVA

（3）按启动时母线允许电压降计算柴油发电机容量：

式中SG3—— 按启动时母线允许压降计算校验的柴油发电机容量，kVA；

Pdm—— 最大的单台电动机功率，取技术供水泵负荷160kW；

Kdq——电动机的启动倍数，取5；

C——电动机的启动系数，取0.67；

Xd″——柴油发电机次暂态电抗，取0.25；

ηd×cosφd—— 电动机的效率和额定功率因素乘积，取0.80；

ΔE——母线允许的瞬时电压降，取0.2。

故SG3=160×5×0.67×0.25/0.8×（1/0.2-1）=670kVA

综上所述，柴油发电机的容量不应小于899kVA，故选择1台10kV，1000kW柴油发电机组作为天池电站基建期和生产期的自备应急电源。

5 结束语

（1）蓄能电站施工供电接入系统设计应充分考虑基建期工程用电负荷大小，结合地方电网发展现状，确定接入系统的电压等级，并在综合比较分析各接入系统方案的可靠性、安全性、经济性和工程造价等方面后，选择最为合适的方案接入系统。

（2）接入系统设计可结合地方电网远期规划，优化调整接入系统电源的位置，提高蓄能电站工程建设期施工电源的可靠性。

（3）规划线路“Π”接时，统筹协调好不同工程项目法人单位和设计单位的关系，宜尽早建立沟通交流平台，避免因导地线、铁塔选型问题，增加线路“Π”接设计的难度。

（4）施工备用电源如若采用自备柴油发电机时，应按永临结合设计，统筹考虑基建期和生产期应急负荷的大小，确定柴油发电机的容量，可适当节省全站建设的工程投资。