蛟河抽水蓄能电站电气主接线可靠性探析

杨城回，谢 勇，李俊霖

（中水东北勘测设计研究有限责任公司，吉林长春130021）

1 工程概况

蛟河抽水蓄能电站位于吉林省蛟河市境内，下水库库址位于漂河干流上。站址距长春市275 km，距吉林市145 km，距蛟河市50 km。

工程为Ⅰ等大（1）型，电站总装机容量为1 200 MW，安装4 台单机容量300 MW 的立轴单级混流可逆式水泵-水轮机。电站主接线为三角形接线，以一回500 kV 接入系统。在地面设置500 kV 开关站，采用户内封闭组合电器GIS。蛟河抽水蓄能电站的供电范围为以服务吉林电网为主，并为东北电网提供网间优势互补。电站建成后在系统中将承担调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务，并具备黑启动能力。

2 接入电力系统方式

根据抽水蓄能机组的运行特点及电站装机容量，蛟河抽水蓄能电站作为吉林电网重要的调峰电源，直接接入吉林500 kV 主网架。根据《蛟河抽水蓄能电站接入系统设计（一次部分）》报告：蛟河抽水蓄能电站以1 回500 kV 线路接入平安 500 kV 变电站，导线型号 4×LGJ-400，线路长度约96 km。

3 系统对电站设备参数要求

1）根据蛟河抽蓄电站在系统中承担的作用，电气主接线型式要求灵活。

2）为了适应季节变化和电网的安全可靠灵活运行，建议主变高压侧额定抽头选择为536±1×2.5%，采用无载调压方式；对主变型式等技术条件无特殊要求；要求主变压器500 kV 侧中性点接地。

3）蛟河抽蓄电站机组暂按具备发电工况功率因数0.9（滞相），电动工况功率因数0.98（进相）的运行能力。经计算校验，满足系统运行要求。

4 设计原则

考虑到电站只有一回500 kV 出线，全厂停运的概率较高，运行可靠性相对较低的基本情况，为了节约投资，电气主接线可靠性主要建立在设备可靠性的基础上，为此：不考虑出线回路故障；不考虑断路器拒动故障；不考虑2 个进线回路同时故障；不考虑任一断路器检修时，另一回路发生单一故障；对可靠性要求为“任一断路器检修，不导致回路停运”。

5 机变单元组合可靠性计算

计算采用清华大学电机系开发的“发电厂/变电所电气主接线可靠性评估软件”，同时参考中电联电力可靠性管理中心及中国电力可靠性年报中主要设备可靠性参数的发布，对拟选的发电电动机与主变压器组合方案进行了可靠性计算和分析。计算的可靠性指标涵盖了连续性、充裕度和安全性三个方面。

连续性指标，给出了任一回出路判据下的故障率（次/年），年平均故障停电时间（小时/年），故障概率，可用率，不可用率；充裕度指标，给出了系统的期望故障受阻电力EPNS（MW/年），期望故障受阻电能EENS（MW·h/年）；安全性指标，给出了任一台、二台及所有机组停运的故障率（次/年），年平均故障停电时间（小时/年），故障概率，可用率，不可用率。

计算时不考虑一次能源对可靠性结果的影响；复杂断路器模型，考虑开关动作次数及线路、机组故障率对其可靠性数据的影响；断路器故障判定时间为0.50 h；隔离开关倒闸操作时间为0.10 h；断路器拒动和继电保护误动概率为0.50 %；高压断路器操作次数为单母线分段接线，取24 次/年，其余接线取38 次/年；出线断路器操作次数为38 次/年；机组操作次数为750 次/年。

5.1 机变单元组合可靠性计算

机变单元组合安全可靠性指标和充裕度指标见表1，2。

表1 机变单元组合安全可靠性指标

表2 机变单元组合充裕度指标

由表1，2 可以看出，机变组合各方案中，单元接线最优，扩大单元最劣。

5.2 500 kV 侧组合可靠性计算

500 kV 侧组合安全可靠性指标见表3，4。

表3 500 kV 侧组合安全可靠性指标

表4 500 kV 侧组合充裕度指标

从表3，4 可以看出，500 kV 侧组合各方案中，三角形接线最优，单母线接线最劣。

6 结语

电气主接线设计应根据电站单机容量和装机台数、出线电压和回路数、输电距离、系统和电站对主接线可靠性及机组运行方式的要求，并结合电站环境、枢纽布置和开关站型式等，经技术经济比较确定。综合比较后，蛟河抽水蓄能电站发电电动机与主变压器的连接采用联合单元接线，500 kV 侧推荐采用三角形接线方式。