劉江

摘要：緬甸孟東水電站裝機容量達7 000 MW，送電中國、泰國和緬甸，文章分析了電站運行特點及在電力系統(tǒng)中的作用，對電器主接線方案進行技術(shù)、經(jīng)濟論證，提出左岸電廠和右一電廠發(fā)電機與變壓器的組合方式采用聯(lián)合單元接線;右二電廠發(fā)電機與變壓器的組合方式采用單元接線。

關(guān)鍵詞：緬甸;薩爾溫江;孟東水電站;主接線;聯(lián)合單元

中圖分類號：TV734? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 文獻標識碼：A

薩爾溫江（Salween）發(fā)源于青藏高原中部唐古拉山脈，經(jīng)我國云南省流入緬甸，在中國境內(nèi)稱怒江。開發(fā)薩爾溫江豐富的水能資源是我國和緬甸共筑“21世紀海上絲綢之路”與“絲綢之路經(jīng)濟帶”的重要項目，孟東水電站是裝機容量達7 000 MW的巨型電站，利用中國開發(fā)水電資源的豐富經(jīng)驗和技術(shù)積累，可成功解決孟東水電站建設(shè)中的技術(shù)難題，本文就孟東水電站電氣主接線方案進行比選，提出技術(shù)先進、經(jīng)濟合理的技術(shù)方案。

1? 電站概況

孟東水電站位于薩爾溫江中部河段，距離撣邦首府東枝（Taunggyi）公路316 km，距內(nèi)比都（Nay Pyi Taw）的直線距離約為270 km，距泰國最北方的城市清萊的直線距離約140 km，距我國云南省景洪市直線距離約280 km。

電站總裝機容量7 000 MW，共裝機12臺，其中10臺單機容量630 MW，2臺單機容量350 MW，保證出力2 554 MW，多年平均發(fā)電量347.17×108 kW·h，裝機年利用小時4 960 h，機組加權(quán)平均水頭166.93 m。電站水庫正常蓄水位395 m，死水位370 m，調(diào)節(jié)庫容138×108 m3，具有年調(diào)節(jié)能力。每年6月初水庫開始蓄水，逐步蓄水至正常蓄水位395 m運行;進入枯水期（11月至次年5月）以后，發(fā)電按照保證出力控制，水庫水位開始消落，4月～5月可消落到年內(nèi)最低水位，直至死水位。

2? 電氣主接線方案比選

2.1? 可能的接入電力系統(tǒng)方式

根據(jù)中國南方電網(wǎng)、泰國國家電力局（EGAT）和緬甸電力部提出的分別送電中國、泰國、緬甸的輸變電規(guī)劃方案等資料，分電比例為緬甸10%、中國和泰國各45%。向中國、泰國送電距離超過1 000 km，向緬甸送電距離近400 km，向中國和泰國送電采用直流輸電方式，各采用1回±500 kV雙極直流線路，設(shè)置2座換流站;向緬甸送電采用500 kV交流出線1回（與緬甸未來發(fā)展銜接），考慮靈活應(yīng)對緬甸可能出現(xiàn)的需求增長，預(yù)留1回500 kV出線位置和場地。

估算孟東電站500 kV側(cè)的短路電流計算值約為35 kA，考慮為電網(wǎng)發(fā)展留有余地，電站500 kV側(cè)短路電流按不大于50 kA考慮。

2.2? 電站電氣主接線方案擬定

2.2.1? 擬定方案原則

孟東水電站分三廠運行，分為左岸電廠、右一電廠、右二電廠左岸電廠和右一電廠各裝5臺單機容量為630 MW機組。右二電廠裝2臺單機容量為350 MW機組，為節(jié)省工程投資，將首端直流換流站布置在樞紐范圍內(nèi)，采用換流站交流場與電站500 kV交流開關(guān)站相結(jié)合的布置方式。左岸電廠和右一電廠500 kV母線之間電氣上不連接，但預(yù)留設(shè)置連接裝置的可能性。右一電廠與右二電廠500 kV母線之間電氣上也不連接，結(jié)合電站調(diào)節(jié)性能、機組投產(chǎn)時序及緬甸電網(wǎng)的消納能力，研究連接的必要性。

電站年利用小時高達4 960 h，在系統(tǒng)中具有重要地位。在汛期（6月～10月），孟東水電站在系統(tǒng)中主要承擔(dān)基荷和腰荷任務(wù);在枯水期，可適當(dāng)承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)峰任務(wù)，由于年利用小時數(shù)較高，電站以基荷和腰荷運行時間較長。

根據(jù)電站的裝機容量規(guī)模、單機容量和臺數(shù)、電站運行特點、在電力系統(tǒng)中的作用和地位，電站電氣主接線遵循以下原則[1]：（1）滿足用戶、電力系統(tǒng)的供電可靠性和電能質(zhì)量的要求;（2）接線清晰，調(diào)度靈活，運行維護方便;（3）技術(shù)先進，經(jīng)濟合理;（4）考慮開關(guān)站配電裝置選型和分期過渡對主接線選擇的影響。

2.2.2 電氣主接線方案擬定

（1）發(fā)電機與變壓器的組合方式。由于單機容量大，發(fā)電機和變壓器的組合方式只能采用單元接線或聯(lián)合單元接線，不能采用擴大單元接線[2]。

單元接線具有清晰簡單、獨立可靠、運行靈活、繼電保護簡單、應(yīng)用范圍廣等特點。聯(lián)合單元接線將2個發(fā)變單元在高壓側(cè)合在一起，減少高壓側(cè)進線回路，可有效減少投資[3]。聯(lián)合單元接線有2種方式：其一，在主變高壓端裝斷路器;其二，在主變高壓端裝隔離開關(guān)，設(shè)發(fā)電機斷路器。由于裝設(shè)發(fā)電機斷路器技術(shù)優(yōu)勢明顯，且投資增加不多，左岸電廠和右一電廠裝機10臺，500 kV交流出線10回（至2座直流換流站，每座5回），分兩廠運行，采用主變高壓端裝設(shè)隔離開關(guān)，設(shè)發(fā)電機斷路器的聯(lián)合單元接線。

右二電廠僅有2臺機組，送電至緬甸。若采用聯(lián)合單元接線，使2臺機組連在一起，相互影響，故障時有可能同時切除2臺機組，對緬甸電力系統(tǒng)的沖擊較大，降低了供電可靠性和運行靈活性，因此右二電廠發(fā)電機和變壓器組合方式宜采用單元接線。

（2）500 kV側(cè)接線。左岸電廠與右一電廠500 kV母線之間電氣上分開，預(yù)留設(shè)置連接裝置的可能性;右一電廠與右二電廠500 kV母線之間電氣上分開，也預(yù)留設(shè)置隔離開關(guān)的可能性，以便必要時能實現(xiàn)2座電廠母線之間的電氣隔離和接通，由于這種操作的次數(shù)很少，沒有必要選用價格較高的斷路器，選用隔離開關(guān)既能滿足技術(shù)要求，又降低了設(shè)備造價。

左岸電廠、右一電廠500 kV交流場各有8回進出線，根據(jù)規(guī)范要求，500 kV側(cè)接線方式主要采用3/2斷路器或4/3斷路器接線。3/2斷路器接線典型，技術(shù)性能優(yōu)越，被廣泛應(yīng)用;4/3斷路器接線在進出線回路較多和匹配時有成本較低的優(yōu)勢，在工程中的利用日益增加。現(xiàn)階段左岸電廠、右一電廠500 kV側(cè)接線方式按3/2斷路器或4/3斷路器接線，進行方案比較。

右二電廠500 kV進出線回路數(shù)共有2進1出，500 kV側(cè)可采用角形接線及雙母線接線方式。角形接線簡單、靈活、經(jīng)濟且可靠性較高，角形接線中每個回路都是雙斷路器，任意一臺斷路器檢修，不影響電站功率送出，任意一臺斷路器故障，只停一回線路和一臺機組，經(jīng)操作可恢復(fù)電站全部機組運行，但該接線繼電保護和控制略復(fù)雜，運行時要避免開環(huán)。因設(shè)有發(fā)電機斷路器，減少了高壓斷路器操作概率。雙母線接線每個回路設(shè)有一臺斷路器，進出回路斷路器檢修，會造成所在回路停運;母聯(lián)斷路器故障，右二電廠需短時全廠停電;母聯(lián)斷路器檢修時，兩組母線解列運行或按單母線運行，故雙母線接線可靠性較低，不宜采用。經(jīng)比較，右二電廠采用角形接線可靠性較高，投資少，操作靈活，接線簡單，所以右二電廠500 kV側(cè)采用角形接線。右二電廠初期為1回出線，為三角形接線，僅設(shè)3臺高壓斷路器。后期當(dāng)出第2回出線時，增加1臺高壓斷路器成為四角形接線。電站布置和設(shè)備訂貨，按四角形接線進行布置，第2回出線的1臺斷路器先不生產(chǎn)，也可以將該斷路器一側(cè)的隔離開關(guān)先安裝好，可在不停電的情況下進行安裝。

（3）發(fā)電機斷路器的配置。按照規(guī)范要求，在單元接線中，發(fā)電機出口可只設(shè)隔離開關(guān)，而不設(shè)發(fā)電機斷路器[2]。對于本電站，500 kV側(cè)采用3/2或4/3斷路器接線，如果沒有發(fā)電機斷路器，在機組開、停操作中，均需要操作2臺500 kV斷路器，并造成高壓側(cè)開環(huán)，為避免開環(huán)運行，還需要進行500 kV隔離開關(guān)的倒閘操作，恢復(fù)斷路器的閉環(huán)運行，整個操作過程環(huán)節(jié)多，操作復(fù)雜。同時，由于單機容量大，沒有合適的發(fā)電機隔離開關(guān)可選擇，也就是說，如果不裝發(fā)電機斷路器，當(dāng)機組停機時，由機端引接的廠用電源不能從500 kV系統(tǒng)倒送，廠用電源將隨機組停機而失去電源。如果全廠停機，則廠用電源必須依靠外來電源，供電可靠性相對較低。設(shè)置發(fā)電機斷路器后，還能及時快速地切除主變壓器的內(nèi)部故障，可以避免事故擴大。因此，為了正常投切機組時不需要操作高壓斷路器，減少高壓側(cè)斷路器的操作次數(shù)及開環(huán)運行，提高高壓側(cè)接線的可靠性和穩(wěn)定性，提高廠用電源的可靠性和靈活性，在單元接線中設(shè)置發(fā)電機斷路器。對于聯(lián)合單元接線，因主變高壓側(cè)只裝隔離開關(guān)，所以在發(fā)電機出口必須設(shè)發(fā)電機斷路器[4]。

（4）方案擬定。左岸電廠和右一電廠分兩廠運行，分別裝設(shè)5臺單機容量630 MW機組，每座電廠500 kV出線5回，共10回。當(dāng)采用聯(lián)合單元接線時，500 kV進出線回路數(shù)為6進10出;當(dāng)采用單元接線時，為10進10出。對于左岸電廠和右一電廠，結(jié)合發(fā)變組合和500 kV出線，電氣主接線擬定了以下四種方案供比選。

方案一：左岸電廠和右一電廠發(fā)變組聯(lián)合單元接線，500 kV側(cè)3/2斷路器接線（右二電廠發(fā)變組單元接線，500 kV側(cè)為角形接線）。

方案二：左岸電廠和右一電廠發(fā)變組聯(lián)合單元接線，500 kV側(cè)4/3和3/2斷路器組合接線（右二電廠發(fā)變組單元接線，500 kV側(cè)為角形接線）。

方案三：左岸電廠和右一電廠發(fā)變組單元接線，500 kV側(cè)3/2斷路器接線（右二電廠發(fā)變組單元接線，500 kV側(cè)為角形接線）。

方案四：左岸電廠和右一電廠發(fā)變組單元接線，500 kV側(cè)4/3和3/2斷路器組合接線（右二電廠發(fā)變組單元接線，500 kV側(cè)為角形接線）。

2.3? 方案比選

2.3.1? 主要技術(shù)性能差異

方案一、方案二發(fā)變組合均采用聯(lián)合單元接線，簡單清晰;因設(shè)有發(fā)電機斷路器，機組開停操作簡單。500 kV側(cè)采用3/2和4/3斷路器接線，成熟典型，母線故障或檢修不影響電站的持續(xù)運行，斷路器檢修也不影響連續(xù)供電，可靠性高，運行靈活，兩種方案技術(shù)性能基本相當(dāng)。因發(fā)變組采用聯(lián)合單元，造成2臺及以上機組停運的概率高于方案三和方案四，且一臺主變故障將影響另一臺運行，需倒閘操作切除故障回路，操作環(huán)節(jié)多，操作復(fù)雜。但聯(lián)合單元接線高壓側(cè)接線和進線回路簡化，便于開關(guān)站和進線布置，同時減少電站開關(guān)設(shè)備的數(shù)量，也就相應(yīng)降低了故障和檢修的概率。

方案三和方案四發(fā)變組合采用單元接線，簡單清晰，靈活性高;因設(shè)有發(fā)電機斷路器，機組開停操作簡單。500 kV側(cè)采用3/2和4/3斷路器接線，與方案一和方案二技術(shù)性能相當(dāng)，但斷路器數(shù)量多于方案一和方案二，進線回路數(shù)多，因開關(guān)元件的增加，使設(shè)備故障率也相應(yīng)增加，且經(jīng)濟上較不合理。

從主要技術(shù)性能看，方案一、方案二、方案三及方案四技術(shù)性能基本相當(dāng)。從經(jīng)濟性方面看，方案四的經(jīng)濟性稍差，方案三經(jīng)濟性最差。

2.3.2? 對廠用電源的影響

四種方案均在發(fā)電機出口設(shè)有發(fā)電機斷路器，機組停運時，可從500 kV系統(tǒng)倒送廠用電源，廠用電源不隨機組開停而切換，供電可靠性高，運行穩(wěn)定性好。

2.3.3? 分期過渡

方案一、方案二投運時需對本聯(lián)合單元中已投運的機組進行短時停機操作，對投運機組有一定的影響。方案三和方案四中，各個回路獨立性強，在電站投運初期能方便地實施分期過渡。

2.3.4? 各方案主要設(shè)備投資差異

各方案主要設(shè)備投資差異反映在500 kV GIS斷路器的數(shù)量上。GIS斷路器差異：方案一為27臺（間隔），方案二為25臺（間隔），方案三為33臺（間隔），方案四為31臺（間隔）。目前，GIS斷路器約800萬元/間隔，發(fā)電機斷路器約700萬元/臺（630 MW機組）、350萬元/臺（350 MW機組），按此價格考慮，方案二設(shè)備投資最少，比方案一約少1 600萬元，方案四比方案一多5 600萬元，方案三最多，比方案一多7 200萬元。電氣主接線方案技術(shù)經(jīng)濟比較見表1。

綜上所述，從可靠性、技術(shù)和經(jīng)濟等方面綜合比較，主接線方案一和方案二優(yōu)于方案三和方案四。方案二較方案一接線復(fù)雜，繼電保護難度較大，且因左岸電廠、右一電廠各自僅3串，當(dāng)某一串因故障開環(huán)時，其余串為單環(huán)形運行，可靠性較低。因此，主接線推薦采用方案一。

3? 結(jié)論

（1）孟東水電站裝機容量巨大，年利用小時數(shù)高，在系統(tǒng)中具有重要的地位，先進、可靠的電氣主接線方案對于保證電站安全穩(wěn)定運行、減少設(shè)備故障引起的電量損失非常重要。

（2）左岸電廠和右一電廠發(fā)電機與變壓器的組合方式采用聯(lián)合單元接線，500 kV側(cè)采用3/2斷路器接線。聯(lián)合單元使高壓側(cè)接線和進線回路簡化，便于開關(guān)站和進線布置，同時減少電站開關(guān)設(shè)備的數(shù)量，也就能相應(yīng)降低故障和檢修的概率。

（3）右二電廠發(fā)電機與變壓器的組合方式采用單元接線，500 kV側(cè)采用角形接線，符合緬甸當(dāng)前的供電需求，又為今后的發(fā)展留有余地。

（責(zé)任編輯：張? 瓊）

參考文獻：

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