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水电站接入近距离变电站主接线优化设计的探讨

2016-11-11丁洁晶马志龙张晓军

水电站机电技术 2016年7期
关键词:校验互感器接线

丁洁晶,马志龙,张晓军

(1.杭州水利水电勘测设计院有限公司,浙江 杭州 310012;2.水利部海委引滦工程管理局大黑汀水库管理处,天津 300384)

水电站接入近距离变电站主接线优化设计的探讨

丁洁晶1,马志龙1,张晓军2

(1.杭州水利水电勘测设计院有限公司,浙江 杭州 310012;2.水利部海委引滦工程管理局大黑汀水库管理处,天津 300384)

一般水电站与电网变电站距离较远,它们的主接线各自独立,水电站出线通过输电线路接入电网变电站。当水电站与电网变电站距离较近时,在满足电站与变电站运行管理的前提下,可将主接线设计优化,以节省项目的建设成本,简化运行操作。本文以格鲁吉亚KHELVACHAUR-I水电项目的施工设计为案例,通过对相关设备的选型、计算校验及分析,并在满足相关标准规范和当地运行管理要求的前提下,取消了输电线路两侧的开关及保护,仅保留电站厂房内36 kV开关及保护设备,以“站变合一”的方式优化了变电站主接线的设计。

水电站;变电站;优化设计;站变合一

1 工程概况

格鲁吉亚共和国KHELVACHAURI-1水电站项目坐落于黑海东部克鲁河下游,电站及开关站厂址位于巴统省乔治区。电站共装设6台贯流式水轮发电机组(5×9100kW+1×1980kW),总装机47.48MW,电站电气主接线采用发电机-变压器单元接线,5台9 100 kW发电机各通过1台11 000 kVA变压器升压成34.5 kV电压,1台1 980 kW发电机通过1台2 400 kVA变压器升压成34.5 kV电压。电站升压变34.5 kV侧为单母线接线,电站采用34.5 kV一回电缆出线,至距电站厂址约300 m的110 kV KHELVACHAURI-1变电站,电站主接线示意图见图1。

图1 KHELVACHAURI-1水电站主接线示意图

110 kV KHELVACHAURI-1变电站为KHELVACHAURI-1及KHELVACHAURI-2水电站共用的枢纽变电站,变电站内设 2台 50(62.5)MVA-110/34.5 kV主变压器,主变110 kV侧采用主母线和旁路母线接线,110 kV侧设置3回出线,分别至Batumi变电站和KIRNATI水电站,另一回出线预留;1号主变34.5 kV侧与KHELVACHAURI-1电站厂房36 kV出线相连,两者相距约为300 m,2号主变为预留位置。变电站主接线方案见图2。

图2 KHELVACHAURI-1变电站设计主接线示意图

2 优化设计方案的提出

原工程主接线方案中,在KHELVACHAURI-1电站厂房处36 kV出线侧设置有36 kV开关、配电装置柜及相关的保护设备;而在110 kV KHELVACHAURI-1变电站,36 kV进线和110 kV主变低压侧均设置有36 kV开关、配电装置柜及相关的保护设备。

根据本工程实际情况,即电站至变电站的输电线路较短,约为300 m电缆线路;电站和变电站属同一个建设单位和运行管理单位;业主希望电站与变电站建成后统一运行管理;且投资方也有优化电站与变电站36 kV系统接线的意向。

因此,我们提出了取消输电线路两侧的36 kV开关及保护设备,即取消厂房36 kV出线和变电站36 kV进线的开关和保护设备,将变电站110 kV主变低压侧的开关及保护设备移至300 m外的厂房内,即利用电站36kV出线开关柜作为变电站110kV主变低压侧开关柜,相当于取消了变电站内整套36 kV开关柜及相关的保护设备。实际上,优化后的主接线方案把电站和变电站两个独立的工程合二为一,构成了一个整体,即“站变合一”。此方案对于变电站来说,既降低了工程的建设成本,又简化了电站和变电站的操作流程。优化后的变电站主接线见图3。

图3 优化后的变电站主接线示意图

3 对于优化设计方案的可行性研究

对于优化设计方案是否满足规程规范及电站安全运行的要求,我们通过下列相关设备的选型计算和校验进行可行性研究。

3.1 主变低压侧电缆的选择与校验

3.1.1 按允许载流量选择电缆

已知1号主变额定容量SN(62 500 kVA)及低压侧额定电压Ue(34.5 kV),

根据电流计算公式:

取桥架敷设系数为0.7,则主变低压侧电缆要求持续工作电流Ix取为1 494 A。

选择3×3×(YJV-35-1×240)电缆作为1号主变低压侧接入电缆。

查电缆样本,电缆YJV-35-1×240在40℃时,其在空气中的允许载流量IY为650 A,本例采用3根并用出线,则3根电缆总允许载流量I3-Y为1 950 A。

因此,3根电缆总允许载流量I3-Y大于主变低压侧要求持续工作电流Ix,满足要求。

3.1.2 校验主变低压测电缆的电压降

已知1号主变低压侧接入电缆长度L=300 m;低压侧额定电压Ue(34.5 kV)。

查35 kV交联聚乙烯绝缘电缆的参数表得,电缆感抗X为0.18 Ω/km,电缆电阻R为0.060 1 Ω/km。

根据电压损失计算公式:

计算得电缆电压损失△U%为0.21%,即△U%<10%,电缆电压损失校验满足要求。

3.2 电流互感器二次电缆的选择与校验

3.2.1 电流互感器交流回路二次电缆的选择

已知主变压器低压侧36kV电流互感器(CT)额定电流比为:1200/1/1/1A;准确度等级为:5P20/5P20/0.5;

二次绕组的额定容量为:30VA/30VA/30VA

根据设计规范及主变距离低压柜距离较远的实情,二次控制电缆采用4 mm2截面的铜导线。

3.2.2 电流互感器(CT)负荷校验

根据电流互感器(CT)二次回路阻抗计算公式:

Z2=Zj+Zx+Zc

公式中:Zj-测量、保护装置电流线圈的阻抗,单位为Ω;

Zx-二次电缆的阻抗,单位为Ω;

Zc-连接导线的接触电阻,一般取0.1 Ω。

由电流互感器(CT)产品参数可知,保护装置或测量仪表二次电流功率消耗均不大于0.5 VA,所以,计算得测量、保护电流互感器(CT)电流线圈的阻抗Zj为0.5 Ω。

二次控制电缆采用4 mm2截面的铜导线,查表得,电缆阻抗值为:R=5.197 Ω/km,X=0.119 Ω/km,电缆长度按300 m计算,

导线Zx=5.198×0.3=1.56 Ω;得二次控制电缆阻抗Zx为1.56 Ω。

因此,电流互感器(CT)二次回路阻抗Z2=Zj+Zx+Zc=0.5+1.56+0.1=2.66 Ω。

已知CT二次电流I=1 A

CT二次负荷S=I2Z2=12×2.66=2.66 VA<30 VA

所以,计算得其二次负荷S为2.66 VA,小于其额定容量30 VA,满足规范要求。

3.3 电压互感器二次电缆的选择与校验

3.3.1 电压互感器(PT)二次电缆的选择

已知主变压器低压侧36 kV电压互感器(PT)选择参数如下:

根据设计规范及常规设计经验,电压互感器(PT)二次控制电缆采用2.5 mm2截面铜导线。

3.3.2 电压互感器(PT)的二次负荷校验

根据电压互感器(PT)二次回路阻抗计算公式:

Z2=Zj+Zx+Zc

公式中:Zj-测量、保护装置电流线圈的阻抗,单位为Ω;

Zx-二次电缆及导线的阻抗,单位为Ω;Zc-连接导线的接触阻抗,一般取0.1Ω。

由电压互感器(PT)产品参数可知,保护装置或测量仪表二次电流功率消耗均不大于1 VA,所以,计算得测量、保护电压互感器(PT)电流线圈的阻抗

二次控制电缆采用2.5 mm2截面的铜导线,查表得,电缆阻抗值为:R=8.4 Ω/km X=0.27 Ω/km,电缆长度按300 m计算,

导线Zx=8.404×0.3=2.52 Ω,得二次控制电缆阻抗Zx为2.52 Ω。

Z2=Zj+Zx+Zc=3333+2.52+0.1=3335.92 Ω

故,电压互感器(PT)二次回路阻抗 Z2为3 335.92 Ω,

所以,计算得其二次负荷S为1 VA,小于其额定容量90 VA,满足规范要求。

3.3.3 电压互感器(PT)二次控制电缆的电压降校验根据二次控制电缆电压损失计算公式:

计算得电缆电压损失△U%为0.078%,满足电压互感器(PT)二次回路电缆电压损失△U%<3%的规范要求,二次控制电缆选用合适。

3.4 二次控制及信号回路的电缆选择及校验

3.4.1 控制电缆的选择

经统计计算,本控制及信号回路的最大功率不大于50 W,根据设计规范及设计经验,控制电缆采用2.5 mm2截面的铜导线。

3.4.2 二次控制电缆的电压降校验

已知控制及信号回路采用DC 110 V系统,U=110 V。

计算得本回路的二次装置电阻R=U2/P=1102÷ 50=242 Ω

已知控制电缆距离按照300 m考虑,导线采用2.5 mm2截面的铜导体。

导线电阻Rx=2×(8.4×0.3)=5.04 Ω;

根据二次回路电阻计算公式:R2=Rj+Rx+Rc=242+5.04+0.1=247.14 Ω

其中,连接导线的接触电阻Rc依然取0.1Ω。

根据二次控制电缆电压损失计算公式:

计算得电缆电压损失△U%为2%,满足控制及信号回路电缆电压损失△U%<10%的规范要求,二次控制电缆选用合适。

4 结论

通过前文的选择、计算及校验可以看出,本工程取消变电站主变低压侧的开关及保护设备,采用“站变合一”主接线方案,技术上可行,经济上合理。既节约了工程项目的建设成本(约100万美元),又简化了电站和变电站的操作流程,同时也降低了项目将来的运行成本。因此,优化后的施工设计方案得到了业主的肯定和好评。

综上所述,对于中小型水电站与近距离变电站的工程,在地方电力系统中,只要建设与运行管理是同一个单位,就可以推广采用“站变合一”主接线方案,对节省工程投资,降低电站和变电站运行成本,具有一定的现实意义。

[1]格鲁吉亚KHELVACHAURI-1水电站合同及技术文件[Z],2012.

[2]中国航空工业规划设计研究院,等.工业与民用配电设计手册[M].3版.北京:中国电力出版社,2005.

[3]国家发展和改革委员会.DL/T 5186-2004水利发电厂机电设计规范[S],2004.

[4]国家发展和改革委员会.DL/T 5056-2007变电所总布置设计技术规程[S],2007.

[5]国家住建部和质检总局.GB/T 50062-2008电力装置的继电保护和自动装置设计规范[S],2008.

TM645.1

B

1672-5387(2016)07-0029-04

10.13599/j.cnki.11-5130.2016.07.009

2016-05-04

丁洁晶(1982-),女,工程师,从事水电站及水利泵站的电气一次、二次设计工作。

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