巴拉水电站电气主接线方案选择

黄 凯

向 敏 李先华

四川省清源工程咨询有限公司 成都 610072

摘要：本文较详细地介绍了四川省阿坝藏族羌族自治州巴拉水电站的电气主接线

方案的选择，对发电机与变压器的组合方式、以及 500kV 侧接线方式两方面分别进行 了方案比较，可为其它类似水电站工程的设计提供借鉴和参考。

关键词：水电站、电气主接线、500kV

1、概述

巴拉水电站位于四川省阿坝藏族羌族自治州马尔康县日部乡境内，系大渡河干流 水电规划“3 库 22 级”中的主源--脚木足河河段自上而下的第 2 梯级水电站，上接下 尔呷“龙头”水库电站，下衔达维梯级水电站。电站采用混合式开发，具日调节能力。 电站装机容量 720MW，多年平均发电量 25.884/30.277/24.957 亿 kW·h(单独/联合/考虑 联合调水)。开发任务为水力发电并兼顾生态用水需要，电站建成后供电四川电网。

本工程枢纽建筑物由混凝土面板堆石坝、溢洪洞、泄洪放空洞和引水发电系统等 建筑物组成。工程地处高山峡谷，地形复杂，地下厂房系统位于右岸花岗岩山体内， 采用主副厂房、主变洞、尾水调压室三列洞室平行布置方式。

2、电站接入系统方案

根据电站接入系统方案设计报告(注 1)，巴拉电站接入系统方案为：巴拉电站出线电 压等级为 500kV，出线 2 回： 1 回接入阿坝特高压变，1 回接入下尔呷电站，通过下 尔呷～达维～卜寺沟通道并入阿坝特高压变。另外为配合巴拉生态机组、木郎河及木 尔甲沟等电站电力的送出，巴拉电站需预留 1 台 110kV/500kV 联络升压变的位置， 供其接入。

本阶段电站接入系统方案将以此为依据开展电站设计工作。

3、电气主接线选择

3.1、发电机与变压器的组合方式选择

巴拉电站装机三台，单机容量为 240MW，发电机-变压器组合方式初拟方案如下

（方案接线简图见图 1）：

方案 1： 单元接线，三台主变容量 270MVA；

方案 2： 单元+扩大单元接线，两台主变容量分别为 270MVA 及 540MVA；

方案 3： 单元+联合单元接线，三台主变容量 270MVA。 为提高电站运行安全性、可靠性和灵活性，以上方案在发电机出口均装设发电机断路器。

(1) 可靠性比较

根据目前收集到的电气主接线各电气元件可靠性原始参数(见表 1)可得知，500kV 输电线路的故障率远高于其它主要电气元件，因此，即使发电机-主变压器组合方式采 用供电可靠性较高的单元接线方式，电站接线的可靠性指标也主要由线路可靠性制 约，上述三种发电机-变压器组合方案的可靠性指标差异不大。

电气主接线元件可靠性原始参数

表 1

注：  ：短路故障率； ：故障修复时间； '' ,

a

线路长度(单位：km)

'' 分别为计划检修率和计划检修时间；L 为

(2) 经济比较

单元接线及联合单元接线，在发电机电压侧的投资基本一致。 扩大单元接线，主变台数由三台变为两台，可节约设备投资，但扩大单元主变压

器单相充氮运输重量超过 110t，根据电站大件运输条件，现有条件难以满足，需对沿 线桥梁进行加固处理，增加运输费用。

(3) 技术比较

1) 短路电流计算及发电机电压设备参数选择 对于发电机电压侧的短路电流而言，联合单元接线和单元接线是相同的。当发电

机次暂态电抗(Xd”)取值为 0.20，主变压器阻抗电压(Uz%)取值为 0.14 且发电机电压为

15.75kV 时，单元接线和扩大单元接线发电机电压母线上的短路电流计算结果如下： 扩大单元接线和单元接线发电机端三相短路电流计算结果表

表 2

从上表中可以看出，扩大单元接线，发电机电压侧的短路容量远大于单元或联合

单元接线，发电机断路器开断时(0.06s)的短路电流周期分量略大于 160kA，经与阿尔 斯通，ABB 等发电机断路器生产厂家进行沟通，超过现有常规发电机断路器短路开断 能力，造成发电机断路器选型困难和设备投资较高。

2) 主变压器选型及重大件运输

扩大单元主变压器容量为 540MVA，采用组合式三相变压器或单相变压器时，其 运输重量均超过 110t；单元接线或联合单元接线方式，主变压器容量为 270MVA，采 用组合式三相变压器或单相变压器时，其运输重量约为 90t。

巴拉电站重大件运输采用公路运输，从成都沿国道 G317 线经都江堰、汶川、马 尔康至热脚，再沿热脚～下尔呷电站的沿河公路运至工地。国道 G317 都江堰至汶川 长 75km，二级公路，桥涵设计荷载为汽车-20 级、挂车-100；其余路段基本达到山岭 重丘区三级公路标准，路基宽度 7.5m，路面宽度 6.0m，沥青路面，部分桥梁设计荷 载为汽车-15 级、拖车-80。

1)、常规三相变压器运输重量较大， 270MVA 三相变压器运输重量约 200t，难以 满足运输要求， 3 种方案均不推荐采用。

2)、组合式三相变压器或单相变压器组型式：

单元或联合单元：部分桥梁荷载需进行加固处理，基本能满足电站重大件运输要 求；扩大单元仍难满足大重件运输条件；

3) 综合比较

单元接线方案虽然比联合单元接线多了一回主变进线间隔，500kV 配电装置投资 略大，但其具有接线简明清晰，故障影响范围小，运行可靠、灵活；设备布置方便， 继电保护简单等优点；此接线方案的主变压器容量为 270MVA，若采用单相或组合式 三相变压器，运输重量小于 100t，满足电站公路运输限重要求。

与单元接线相比，联合单元接线减少了主变压器高压侧的电气设备，设备投资较 省；但主变压器高压侧有联络母线和隔离开关，接线较为复杂，而且本电站为地下厂 房，变压器高压侧布置场地有限，布置较为困难；联合单元接线的操作运行灵活性较 单元接线差，若联合单元的一台主变压器故障或检修，接在联合单元上的两台机组均 需短时停机，通过隔离开关倒闸操作后，另一台机组才可继续投入运行。此接线方案 主变压器运输重量同单元接线。

扩大单元接线方案虽然减少了主变数量及投资，并有利于设备布置，但当扩大单 元主变压器或发电机电压设备检修或故障时，会影响电站两台机组的电力送出；发电 机侧短路容量太大，超过了常规发电机断路器开断水平，给下阶段设备招标造成一定 的困难；且主变容量较大，单相充氮运输重量难以满足电站大重件运输要求，沿线桥 梁加固改造费用较大。

巴拉电站为日调节电站，当与上游龙头水库下尔呷电站联合运行时，可使整个脚 木足河流域梯级电站达到季调节以上的能力，在系统担负了一定的调峰任务。因此， 从电气主接线的可靠性、运行方式灵活性考虑，并能适应机组的频繁开、停机操作， 本阶段发电机-变压器组合方式推荐采用方案 1，即三台水轮发电机与三台主变压器一 一对应分别组成单元接线方案。

3.2、500kV 侧接线方案

3.2.1、 500kV 侧接线方案拟定

根据电站接入系统资料和发电机-变压器组合方式，本电站发-变组采用单元接线 型式，500kV 侧为 4 进 2 出共 6 回进出线(含联络变进线)，可采用的接线方案有：双 母线接线、3/2 断路器接线及角形接线等。

由于本电站仅 1 回出线至阿坝特高压变，且输电线路的可靠性远低于其它主要电

气元件的可靠性(参见表 1“电气主接线元件可靠性原始参数”)，因此电气主接线的可

靠性将主要取决于输电线路的故障率。从这一点上看，本电站采用双母线接线，3/2

断路器接线和角形接线均是可行的，均可作为本电站电气主接线的比选方案。 因此，拟订以下三个电气主接线方案进行比较。

方案 1：发电机-变压器采用单元接线，500kV 侧为双母线接线；

方案 2：发电机-变压器采用单元接线，500kV 侧为 3 串 3/2 断路器接线；

方案 3：发电机-变压器采用单元接线，500kV 侧为六角形接线。

(2) 各接线方案技术比较

三个接线方案的优缺点比较如表 3。

500kV 侧接线方案技术比较表

表 3

方案 方案 1(双母线接线) 方案 2(3/2 断路器接线) 方案 3(六角形接线)

1.供电可靠性高，每一回路有两台

1. 接线简单清晰，继电保护 断路器供电，发生母线故障或断

1. 500kV 侧 6 组断路器形

简单，操作检修方便；

路器故障时不会导致出线停电；

成闭合环形，没有母线；

2. 检修任一组母线可不致

2. 运行调度灵活，正常运行时两 2. 每一进/出线回路接两台

优点 使供电中断；

组母线和所有断路器都投入工

断路器，任意一台断路检修

3. 检修任一回路的母线隔离 作，从而形成多环路供电方式； 均不影响回路连续供电；

开关，只影响该回路的供电；3. 倒闸操作方便，检修断路器

3. 500kV 配电装置数量少，

4. 适应系统变化较好。

时，检修母线时，二次回路不需 投资较省。 要切换。

1. 供电可靠性相对 3/2 断路 器接线略低；

1. 相对其他两方案而言，每两条回

1. 继电保护较为复杂；

2. 需布置环形母线，布置 较复杂；

2. 工作母线故障时，在切换 缺点

路对应 3 台断路器，设备投资较大；

3. 任意一组断路器检修，

2. 二次接线较为复杂，特别是 CT

母线的过程中仍要短时停电。

配置比较多，在重叠区故障，保

3. 当母线故障时，隔离开关

护动作繁杂；

倒闸操作较为复杂。

从上表技术比较中可以看出：

都成开环运行，任意一组断

路器故障都将造成全厂短 时停电，降低运行可靠性；

4. 适应系统变化较差。

3/2 断路器接线中每串 3 台断路器对应 2 个进、出线回路，当其中一台断路器断 开后仍可保持供电；从接线可靠性的定性分析看，3/2 断路接线方式可靠性和安全性 略优于双母线接线方案及角形接线方案。但由于本电站 500kV 出线为两回，考虑到输 电线路的故障率远高于电站内 500kV 设备的故障率，电站的供电可靠性主要将受到输 电线路可靠性的制约，因此 3/2 断路器接线的可靠性优势得不到充分体现。

从投资上看，双母线接线和角形接线断路器数量分别为 7 台和 6 台，较 3/2 断路 器的 9 台少，投资较省，经济性较好。

从继电保护配置上看，双母线接线略简单。

本电站共有 4 进 2 出 6 个进出线回路，进出线回路数越多越不适于采用角形接线， 国内电站一般采用环形接线时不超过 6 角形。

从远景规划上看，双母线接线相对其它两方案可较为方便地随着系统变化而增加

或减少进出线回路，适应能力较强。

(3) 各接线方案经济比较

本电站为地下厂房布置，500kV 开关站布置于地面，若采用常规中型设备布置， 地面开关站面积约 250x150m，所需土建开挖边坡高度将达到 330m。为节省设备布置 空间，减少土建开挖工程量及降低边坡高度，500kV 开关站推荐采用 GIS 配电装置。 基于此前提，各电气主接线方案经济比较见表 4。

电气主接线方案经济比较表

表 4 单位：万元

注：a) 表中年折旧费计算用折旧维修率取 12%；

b) 计算费用计算公式为 J=F+Xb·Z。式中：J 为计算费用；F 为年折旧维修费用；Z 为设备 投资；Xb 为经济效果系数，取 0.15。

分析上表可以看出：相比双母线接线与六角形接线，3/2 断路器接线方案的投资 及计算费用有较大增加，经济性较差。

3.2.2、 500kV 侧接线方案拟定

根据以上对巴拉电站 500kV 侧接线的技术和经济比较可以看出：双母线接线具有 接线简单清晰，继电保护简单，操作检修方便，从远景规划看对系统变化的适应性最 好等优点，虽然从主接线可靠性的分析看，3/2 接线的可靠性略优于双母线接线和角 形接线，但由于本电站出线两回，电站接线的可靠性主要受到线路的制约，3/2 断路 器接线的可靠性优势得不到良好的体现，设备投资反而会增加较大。因此，电站 500kV 侧采用双母线接线的方案。

3.3、主接线拟定

经过以上技术和经济比较，推荐巴拉电站电气主接线方案为：三台水轮发电机分 别与三台变压器一一对应组合成单元接线，500kV 侧采用双母线接线的方案。

4、结论

我国的电网建设日益完善，水电站接入电力系统的容量与电压等级也逐步提高， 电站电气主接线的选择设计是否合理直接关系到工程设计的安全性、科学性及经济 性。本文对水电站发电机-变压器的各种组合方式的经济技术特点进行了详细描述；对 于单机容量为 240MW 的发电机，扩大单元接线方式短路容量大，断路器设备不易选 择，且主变容量较大，难以满足运输要求；而本电站为地下厂房型式，考虑到联合单 元接线方式 500kV 高压设备布置场地的限制，经过比较，最终选择可靠性更高、操作 灵活的单元接线方式。

此外针对目前国内 500kV 电压等级水电站高压侧接线广泛使用 3/2 断路器接线的 实际情况，论证了在保证工程可靠性的情况下在 500kV 电站中采用双母线接线的可能 性，可为其它类似项目提供一定的借鉴和参考经验。

注 1：本电站接入系统方案依据为：

1、《四川大渡河干流上游梯级水电站输电规划研究》，由西南电力设计院受四川大渡河公司委 托，于 2010 年 7 月～2011 年 2 月编制完成；并于 2011 年 3 月通过了国网经研院的评审。

2、《阿坝州脚木足河流域巴拉电站接入系统方案设计》，由四川电力设计咨询有限责任公司受 中国水电集团四川足木足河流域水电开发有限公司委托，于 2012 年 7 月编制完成；