緬甸薩爾溫江孟東水電站電氣主接線方案比選

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中的作用，對電器主接線方案進行技術、經濟論證，提出左岸電廠和右一電廠發電機與變壓器的組合方式采用聯合單元接線;右二電廠發電機與變壓器的組合方式采用單元接線。

關鍵詞：緬甸;薩爾溫江;孟東水電站;主接線;聯合單元

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

薩爾溫江（Salween）發源于青藏高原中部唐古拉山脈，經我國云南省流入緬甸，在中國境內稱怒江。開發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，利用中國開發水電資源的豐富經驗和技術積累，可成功解決孟東水電站建設中的技術難題，本文就孟東水電站電氣主接線方案進行比選，提出技術先進、經濟合理的技術方案。

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，多年平均發電量347.17×108 kW·h，裝機年利用小時4 960 h，機組加權平均水頭166.93 m。電站水庫正常蓄水位395 m，死水位370 m，調節庫容138×108 m3，具有年調節能力。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方式

根據中國南方電網、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（與緬甸未來發展銜接），考慮靈活應對緬甸可能出現的需求增長，預留1回500 kV出線位置和場地。

估算孟東電站500 kV側的短路電流計算值約為35 kA，考慮為電網發展留有余地，電站500 kV側短路電流按不大于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，為節省工程投資，將首端直流換流站布置在樞紐范圍內，采用換流站交流場與電站500 kV交流開關站相結合的布置方式。左岸電廠和右一電廠500 kV母線之間電氣上不連接，但預留設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，結合電站調節性能、機組投產時序及緬甸電網的消納能力，研究連接的必要性。

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

根據電站的裝機容量規模、單機容量和臺數、電站運行特點、在電力系統中的作用和地位，電站電氣主接線遵循以下原則[1]：（1）滿足用戶、電力系統的供電可靠性和電能質量的要求;（2）接線清晰，調度靈活，運行維護方便;（3）技術先進，經濟合理;（4）考慮開關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）發電機與變壓器的組合方式。由于單機容量大，發電機和變壓器的組合方式只能采用單元接線或聯合單元接線，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、應用范圍廣等特點。聯合單元接線將2個發變單元在高壓側合在一起，減少高壓側進線回路，可有效減少投資[3]。聯合單元接線有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，設發電機斷路器。由于裝設發電機斷路器技術優勢明顯，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隔離開關，設發電機斷路器的聯合單元接線。

右二電廠僅有2臺機組，送電至緬甸。若采用聯合單元接線，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，因此右二電廠發電機和變壓器組合方式宜采用單元接線。

（2）500 kV側接線。左岸電廠與右一電廠500 kV母線之間電氣上分開，預留設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，也預留設置隔離開關的可能性，以便必要時能實現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很少，沒有必要選用價格較高的斷路器，選用隔離開關既能滿足技術要求，又降低了設備造價。

左岸電廠、右一電廠500 kV交流場各有8回進出線，根據規范要求，500 kV側接線方式主要采用3/2斷路器或4/3斷路器接線。3/2斷路器接線典型，技術性能優越，被廣泛應用;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勢，在工程中的利用日益增加?，F階段左岸電廠、右一電廠500 kV側接線方式按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進出線回路數共有2進1出，500 kV側可采用角形接線及雙母線接線方式。角形接線簡單、靈活、經濟且可靠性較高，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，經操作可恢復電站全部機組運行，但該接線繼電保護和控制略復雜，運行時要避免開環。因設有發電機斷路器，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;母聯斷路器故障，右二電廠需短時全廠停電;母聯斷路器檢修時，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3臺高壓斷路器。后期當出第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，也可以將該斷路器一側的隔離開關先安裝好，可在不停電的情況下進行安裝。

（3）發電機斷路器的配置。按照規范要求，在單元接線中，發電機出口可只設隔離開關，而不設發電機斷路器[2]。對于本電站，500 kV側采用3/2或4/3斷路器接線，如果沒有發電機斷路器，在機組開、停操作中，均需要操作2臺500 kV斷路器，并造成高壓側開環，為避免開環運行，還需要進行500 kV隔離開關的倒閘操作，恢復斷路器的閉環運行，整個操作過程環節多，操作復雜。同時，由于單機容量大，沒有合適的發電機隔離開關可選擇，也就是說，如果不裝發電機斷路器，當機組停機時，由機端引接的廠用電源不能從500 kV系統倒送，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。設置發電機斷路器后，還能及時快速地切除主變壓器的內部故障，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，減少高壓側斷路器的操作次數及開環運行，提高高壓側接線的可靠性和穩定性，提高廠用電源的可靠性和靈活性，在單元接線中設置發電機斷路器。對于聯合單元接線，因主變高壓側只裝隔離開關，所以在發電機出口必須設發電機斷路器[4]。

（4）方案擬定。左岸電廠和右一電廠分兩廠運行，分別裝設5臺單機容量630 MW機組，每座電廠500 kV出線5回，共10回。當采用聯合單元接線時，500 kV進出線回路數為6進10出;當采用單元接線時，為10進10出。對于左岸電廠和右一電廠，結合發變組合和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變組聯合單元接線，500 kV側3/2斷路器接線（右二電廠發變組單元接線，500 kV側為角形接線）。

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

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

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

2.3? 方案比選

2.3.1? 主要技術性能差異

方案一、方案二發變組合均采用聯合單元接線，簡單清晰;因設有發電機斷路器，機組開停操作簡單。500 kV側采用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運行，斷路器檢修也不影響連續供電，可靠性高，運行靈活，兩種方案技術性能基本相當。因發變組采用聯合單元，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，操作環節多，操作復雜。但聯合單元接線高壓側接線和進線回路簡化，便于開關站和進線布置，同時減少電站開關設備的數量，也就相應降低了故障和檢修的概率。

方案三和方案四發變組合采用單元接線，簡單清晰，靈活性高;因設有發電機斷路器，機組開停操作簡單。500 kV側采用3/2和4/3斷路器接線，與方案一和方案二技術性能相當，但斷路器數量多于方案一和方案二，進線回路數多，因開關元件的增加，使設備故障率也相應增加，且經濟上較不合理。

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

2.3.2? 對廠用電源的影響

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

2.3.3? 分期過渡

方案一、方案二投運時需對本聯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? 各方案主要設備投資差異

各方案主要設備投資差異反映在500 kV GIS斷路器的數量上。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經濟比較見表1。

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

3? 結論

（1）孟東水電站裝機容量巨大，年利用小時數高，在系統中具有重要的地位，先進、可靠的電氣主接線方案對于保證電站安全穩定運行、減少設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電機與變壓器的組合方式采用聯合單元接線，500 kV側采用3/2斷路器接線。聯合單元使高壓側接線和進線回路簡化，便于開關站和進線布置，同時減少電站開關設備的數量，也就能相應降低故障和檢修的概率。

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

（責任編輯：張? 瓊）

參考文獻：

[1]水力發電廠機電設計規范（DL/T 5186—2004）[M].北京：中國電力出版社，2004.

[2]水利水電工程高壓配電裝置設計規范（SL 311—2004）[M].北京：中國水利水電出版社，2004.

[3]水電站機電設計手冊編寫組.水電站機電設計手冊[M].北京：水利電力出版社，1982.

[4]李天智，張英.水電站電氣主接線的運行分析[J].云南電力技術，2013（3）：83，85.