试析变电站的电气一次设计

摘要：随着我国国民经济的迅速发展，能源瓶颈问题已经成为当前制约经济发展的重要问题。水力发电因具有环保、一次能源低廉、循环再利用、综合效益高等突出优点而得到了国家政策的大力扶持。水电站电气一次设计是水电站设计的重要组成部分，本文主要是从水电站的发展状况及特点出发，对水电站的电气主接线、电气设备选型布置及厂用电接线等重点问题，进行了探讨。

关键词：水电站；电气一次设计；主接线

中图分类号：TV74文献标识码： A 文章编号

引言

电气主接线设计是水电站电气设计的核心。在水电站装机规模、台数，电站接入系统电压、出线回路数、距离和位置确定的条件下，主接线设计对主变压器、断路器等主要电气设备的容量、台数、型式的选择与布置，对电站主要机电设备的继电保护、监控系统的设计，对厂房布置、枢纽布置以及机电设备和土建投资，环境保护和水土保持等都密切相关，有着较大的影响。而且，电气主接线设计对电站本身和电力系统的安全、可靠、经济运行也起着十分重要的作用。因此，电气主接线设计不仅是技术含量高、涉及范围广的一项错综复杂的系统工程，又是衡量设计水平的一个重要标志。

一、概述

电站设计引用流量约为425m3/s。电站在电力系统中的运行方式为调峰运行，装机容量为1100MW，年发电量53.94亿kW·h。工程建成后，可充分利用水头发电，进行日调峰，为系统提供可靠的电力和电量，在一定程度上缓解电力紧张局面。

二、电气主接线

电站装机4台，单机容量275MW，升高电压侧采用500kV电压等级。

1、发电机-变压器组合接线

根据机组容量，机组的出口电压初选为18kV。其发电机——变压器接线方式可采用单元接线、扩大单元接线及联合单元接线这3种。各方案的优缺点及设备投资比较如下：

（1）方案一：单元接线：

优点：①发电机与主变压器容量相同，接线最简单清晰，故障影响范围最小，可靠性高，运行灵活、维护检修方便，维护工作量小，布置简单；②二次配置接线及继电保护简单；③发电机回路短路电流小。

缺点：①主变压器至开关站进线回路数多，高压配电装置设备较扩大单元接线多，对简化高压侧接线不利。②增加布置场地与设备投资。

（2）方案二：扩大单元接线：

优点：①可减少主变压器至开关站进线回路数，节省高压断路器和隔离开关等设备，有利于简化进线布置和高压侧接线；②高压配电装置设备投资较省，占地面积小。

缺点：①主变压器及其所连接的设备故障或检修时，两台机组容量不能送出；②1台机组停机可断开本机组发电机断路器，但主变仍带电运行，与方案一相比增加了主变压器空载损耗；③本电站单机容量为275MW，需选用额定容量为600MVA主变压器，采用三相变压器的运输质量在300t以上，运输问题无法解决。若采用单相变压器，其低压侧相间联结比较困难、其布置也困难。

（3）方案三：联合单元接线：

优点：①主变压器与发电机容量相同，可减少主变压器至开关站进线回路数，节省高压断路器和隔离开关等设备，有利于简化进线布置和高压侧接线，高压配电装置设备投资较省；②1台主变压器故障或检修，接在本单元的全部机组需短时停机，通过隔离开关操作后，另一台机组仍可以继续投入运行，这与扩大单元比较，具有一定的灵活性；③运行较扩大单元灵活，操作维护较扩大单元方便。

缺点为：①主变压器高压侧有并联母线和隔离开关，增加布置面积，给布置带来一定的难度；②二次配置接线及继电保护复杂；③1台机组停机可断开发电机断路器，但主变压器仍需带电，增加了空载损耗；④联合单元中1台变压器故障时影响本单元非故障机组，需短时停机。

2、发电机断路器（GCB）的设置

本电站发电机出口装设SF6断路器，其优点如下：

（1）减少高压侧断路器的操作次数，提高了高压侧接线的可靠性。由于发电机出口断路器的机械寿命比高压断路器机械寿命高得多，对调峰电站来说，机组起停频繁，用发电机出口断路器起停机组，使电站运行更可靠、安全、灵活，降低了维护费用。

（2）可以在机组停止运行时从系统通过主变压器倒送厂用电，提高电站厂用电源的可靠性。

（3）当主变发生内部故障时，可迅速切除主变压器故障，减少发电机剩磁对主变压器绝缘继续作用引起的故障再扩大，保障设备的安全。

鉴于上述原因，考虑到本电站水库的调节性能及在电网中承担发电、调峰，开停机频繁，为了减少高压断路器的操作次数，提高本电站以及电网运行的可靠性，推荐装设发电机出口断路器。

3、500kV开关站接线

（1）500kV接线形式

本电站高压侧采用500kV电压等级，4回主变压器进线，5回出线，备用1回出线。根据高压侧电压等级及进出线回路数量，可以选择的500kV接线形式有3/2接线、4/3接线、双母线4分段带旁路母线接线等。

（2）“3/2接线”和“4/3接线”的比较

“3/2接线”和“4/3接线”均具有接线清晰、可靠性高的特点。本工程500kV开关站进出线回路数为10，采用3/2接线需设置5串15台断路器，采用4/3接线需设置4串14台断路器。2者使用元件数相差不多，4/3接线一次元件更少，投资更省。由于本工程总进出线回路数为10回，如采用4/3接线，需设置4/3接线串2串，3/2接线串2串。实际接线变为4/3接线和3/2接线的组合接线，接线的可靠性基本与3/2接线持平，但继电保护设备、二次接线以及布置等变得相对复杂。所以在综合技术及经济比较和长远考虑，“3/2接线”比“4/3接线”较优。

（3）“3/2接线”特点

①高度可靠性

每回路由两台断路器供电,发生母线故障时,只断开与此母线相连的所有断路器,任何回路不停电,在事故与检修相重合的情况下的停电回路不会多于两回。

②运行调度灵活

正常时两组母线和全部断路器都投人工作,从而形成多环形供电,运行调度灵活。

③操作检修方便

隔离开关仅作检修时用,避免了将隔离开关作操作用时的倒闸操作。检修母线时,回路不需要切换。

二、厂用电接线

1、供电范围

根据工程规模及供电范围，共设置3处供电区域。分别为地下厂房区域、开关站区域、大坝取水口区域。开关站至厂房约350m，大坝取水口区域至厂房约18km。

2、厂用电源引接

本电站的厂用电电源考虑3种方式引接

（1）每台机组机端厂用变压器分支

（2）近区11kV外引电源

（3）2台1250kVA柴油发电机组作为保安电源

3、厂用电电压及接线

本电站除大坝取水口区域至厂房较远外，其他供电区域范围不大。结合本工程供电特点，厂用电系统采用11kV和0.4kV2级电压供电方式。11kV母线设置A、B、备用母线3段母线，3段母线间设置母联开关。A段母线电源取自1、2号机组机端厂用分支18/11kVST1、ST2变压器；B段母线电源取自3、4号机组机端厂用分支18/11kVST3、ST4变压器；外引电源接入11kV备用母线。A、B段母线上均设置1台1250kVA柴油发电机组作为保安电源。0.4kV供电系统设置机组自用电供电母线1条、厂用公用供电母线2条、开关站供电母线1条、大坝及进水口供电母线1条、厂内重要负荷供电主母线1条，厂内重要负荷供电分支母线1条。每条0.4kV母线采用单母线分段的接线形式，2段母线一段电源引自11kVA段母线，一段电源引自11kVB段母线，2段母线间设置母联开关。厂内重要负荷供电分支母线电源引自厂内重要负荷供电主母线，接线形式与以上0.4kV母线接线形式相同，厂内重要负荷供电主母线同时为机组自用电盘提供第2路电源。

4、厂用变压器容量选择

全厂负荷包括1号、2号、3号、4号机组自用电、副厂房控制通讯负荷、主安装场下辅机系统负荷（空压机房、油处理室、排水泵）、照明负荷、部分检修负荷以及全厂通风采暖负荷，开关站及大坝取水口区域负荷，负荷估算为3700kW，根据厂用电接线形式ST1、ST2、ST3、ST4初选容量为4000kVA型号为SCB10-4000/18/11kV的4台变压器。每台变压器可带全部厂用电负荷，正常工况下互为热备用。4台机组自用电负荷约为1000kW，初选容量为1250kVA型号为SCB10-1250/11/0.4kV的机组自用电变压器2台。厂房区域公用总负荷约为2200kW，公用0.4kV母线分为2条母线供电，故按每条母线带1100kW容量初选型号为SCB10-1600/11/0.4kV的4台变压器。开关站站内负荷约为300kW，初选容量为500kVA型号为SCB10-500/11/0.4kV的电变压器2台。大坝及进水口区域负荷约为200kW，初选容量为250kVA型号为SCB10-250/11/0.4kV的变压器2台。厂内重大负荷容量按机组自用电负荷和直流系统供电负荷考虑，负荷约为1000kW，初选容量为1250kVA型号为SCB10-1250/11/0.4kV的变压器2台。本阶段变压器容量均考虑一定欲量，待下一阶段详细设计阶段，再重新复核各变压器容量。

5、户外开关站区域供电

户外开关站设配电室，为开关站等周边负荷供电。2回电源取自电站11kV厂用母线，通过11kV动力电缆连接至开关站。变压器、高低压配电盘均布置在配电室内。

6、大坝及取水口区域供电

大坝及取水口区域设置配电室，为大坝及取水口区域周边负荷供电。2回电源取自电站11kV厂用母线。因大坝及取水口区域距离厂房较远，通过11kV架空线路连接至大坝及取水口区域。变压器、高低压配电盘均布置在配电室内。

结束语

综上可知，水电站作为我国电力系统的重要组成部分，其电气一次设计工作有着十分重要的地位。优化提升相应的设计水平，能够保障我国电力系统的稳定运行，实现供电质量的合理提高。电气主接线应满足可靠性、灵活性和经济性三项基本要求。电气设备应根据远期系统短路水平，选择满足系统要求的设备。电气总平面布置应方案合理，近、远期结合，严格控制工程造价，节省占地。

参考文献

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