蛟河抽水蓄能电站500kV高压电气设备选型

杨城回，谢 勇，吴云龙

（中水东北勘测设计研究有限责任公司，吉林长春130021）

1 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。站址距长春市公路里程275km，距吉林市公路里程145km，距蛟河市公路里程50km。

电站装机容量1200MW，安装4台单机容量300MW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500kV接入系统。在地面设置500kV开关站，采用户内封闭组合电器GIS。电站建成后，在系统中将承担调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用任务，并具备黑启动能力。

2 环境条件

工程所在区域主要气象要素特征值：平均气温4.3℃，极端最高气温35.8℃，极端最低气温-41.8℃，平均相对湿度69.5℃，平均地温6.4℃，最大冻土深184.0cm。

3 运输条件

根据现场踏勘调研调查，考虑重大件运输参数、来源，以及电站周边的交通运输状况，确定工程重大件的运输方式：汽车单独运输，主变压器可由采购地直接用汽车运至工地；500kV高压电缆也可采用汽车直接运抵工地；船舶+汽车运输：500kV其他设备先水运至营口港后，转由汽车运达工地。

4 主变压器选型

4.1 额定容量选择

主变压器容量的选择既要满足发电工况将发电机的额定功率送入系统，又要满足抽水工况向电动机、高厂变、励磁变及SFC设备供电的要求。发电工况时，发电机的额定功率为300MW，额定容量为333.30MVA；抽水工况时，电动机额定容量约为333.30MVA，高厂变额定容量约为6.30MVA，SFC输入输出变压器额定容量约为24.00MVA，励磁变额定容量约为2.34MVA。根据相应规程规范，主变额定容量选择为360.00MVA。

4.2 中性点接地方式

500kV电压等级的变压器中性点接地方式可采用直接接地或经小电抗接地，采用不同的接地方式，将直接影响电力系统的内部过电压水平、电气设备的绝缘强度、系统的稳定、继电保护、对通信线路干扰、变压器中性点过电压保护方式、变压器中性点绝缘水平及变压器制造等。因此，变压器中性点的接地方式应根据各方面的影响因素及电站接入系统要求进行比较后确定。

4.3 阻抗电压和调压选择

根据规范要求，对于500kV额定容量为360.00 MVA的双绕组电力变压器，阻抗电压取值为14%，高压侧抽头按536±1×2.5%kV选取。

4.4 型式选择

主变压器可选型式有三相变压器、单相变压器、组合变压器和现场组装三相变压器，根据电站大件运输条件，工程采用三相变压器在运输上不存在问题，而且整体三相变压器在技术及运行管理上有一定的优势，运行可靠性较高，布置场地最小，土建工程量少。

4.5 冷却方式选择

由于电站主变压器布置在地下主变洞内，空间狭小，散热条件较差，不具备布置风冷变压器的条件，因此采用水冷方式。

4.6 主变压器主要参数

主变压器的型式为户内，三相双绕组，强迫油循环水冷，带无励磁调压分接开关电力变压器。变压器高压侧采用油/SF6套管与GIS连接；低压侧采用油/空气套管与IPB连接。变压器的额定容量为360.00MVA；额定电压为536±1×2.5%/18kV；额定频率为50Hz；绕组联接方式为YN，d11；阻抗电压为14%；冷却方式为ODWF或OFWF。

5 500kV高压配电装置型式选择

5.1 选型原则

电站建成后将担负吉林电网的调峰、填谷、调频、调相及事故备用的工作，电站的运行管理模式为“无人值班（少人值守）”。蛟河抽水蓄能电站500kV高压配电装置选型的基本原则：在所处环境条件下，设备应能满足正常运行、检修的要求；技术先进，运行安全，可靠性高；检修维护方便，能适应电站“无人值班（少人值守）”的运行管理模式；适应电站地形条件，满足布置要求；在符合上述条件的前提下，选择经济性较好的方案。

5.2 高压配电装置的型式

高压配电装置型式主要有空气绝缘敞开式（AIS）、混合式（H-GIS）和SF6气体绝缘金属封闭开关设备（GIS），该电站采用SF6气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）。

5.3 电站低温条件对选型的影响

由于蛟河抽水蓄能电站极端最低气温为-41.8℃，首先对SF6气体绝缘设备在超低温条件下确保设备绝缘和开断特性（开关）的解决措施进行分析。

SF6气体绝缘设备的气体压力大都在0.50～0.60MPa（表压），在此压力下SF6的液化温度为-30℃左右。为满足低温运行条件，可采取以下几种防止气体液化的措施：

1）降低额定参数使用

如果产品绝缘有较大裕度，在0.344MPa时还能满足要求，开关可降低开断能力使用。但如果要确保低温时的开断能力和设备绝缘不变，必须采取别的措施。

2）开关设备充SF6和N2或CF4混合气体

N2或CF4气体的补入主要是补偿因SF6成分的减少而使断口绝缘所受到的损失，使SF6额定分压力的设定值保证在-40℃时不会液化，从而维持设备的绝缘性能。但此种方式要提高气体的额定气压，由此而引起操作功的增大及机构设计的修改，也会引起灭弧室结构的调整。同时，由于混合气体的配比对开关开断性能及绝缘性能的影响不能精确地测定，因而补气困难，不便于检修维护时气体的回收再利用。因此，这一措施没有得到广泛使用，掌握此技术的生产厂家也较少。

3）采用加热保温套方式

在产品上装加热保温套，人为地向断路器输入热量，使产品在-40℃（或-45℃）时SF6气压保持在产品操作闭锁气压之上，以保证额定开断能力不变。此种方案的优点在于加热保温套结构简单、制造方便、成本低；无需过多的研发费用，能设计生产适用不同产品的加护保温套；运行可靠性的监视（通过SF6密度控制器自动监视）十分简单，维护方便。因此，带加热套方式的产品运行安全可靠，维护简单，应用广泛。

为保证开关设备安全运行，不考虑降低参数使用。因此，电站500kV高压配电装置的选型和布置应考虑采取合适的方式，防止SF6气体在低温条件下液化，保证电站的安全可靠运行。

5.4 高压配电装置型式方案选定

开关站采用地面户内GIS开关站型式，地面设备布置规模较小，两回500kV电缆沿电缆廊道敷设引入。目前GIS设备的技术较为成熟，无技术难度，且可靠性非常高。

6 XLPE高压电缆参数

500kVXLPE电缆的主要参数：额定电压（U0/U）290/500kV，最高工作电压（Um）550kV，额定频率50Hz，电缆截面800mm2，额定短时耐受电流及持续时间63kA（有效值）/2s，输送容量800MVA，额定雷电冲击耐受电压（热状态）1675kV（峰值），额定操作冲击耐受电压（热状态）1175kV（峰值）。

7 结语

根据电力负荷性质、容量、环境条件、运输及运行维护，坚持节约用地的原则，最终500kV变压器选择洞内布置，500kVGIS采用地面户内GIS开关站，500kV电缆采用XLPE单芯高压电缆。