由海外水电工程接入系统设计方案变更引起的思考

肖 佳 华

（上海勘测设计研究院有限公司，上海 200335）

1 工程概况

伊辛巴（ISIMBA）水电站位于乌干达南部维多利亚湖和基奥加湖之间的丘陵区，在白尼罗河源头下游约50 km处，主要建筑物包括黏土心墙堆石坝、混凝土重力坝、溢洪道、发电厂房及132 kV开关站。电站装机总容量为183.2 MW，设4台额定功率为45.8 MW的轴流转桨式机组，年平均发电量约为1 062 GW·h，装机年利用小时数约为5 670 h，为河床式水电站。电站在系统中主要担任基荷，并具有调峰、调频和备用任务功能［1］。电站及输变电线路工程由中国企业采用EPC总承包模式进行建设。

2 原接入系统设计方案

伊辛巴电站的发电机、主变压器采用单元接线，132 kV开关站采用双母线接线。根据国外咨询公司的可研报告，伊辛巴水电站位于已投运的250 MW布加嘎里（BUJAGALI）水电站下游约45 km处，与布加嘎里水电站共用132 kV变电站（后升级为220 kV变电站）接入系统［2］。

电站以双回132 kV架空线路接入现有布加嘎里变电站，线路长度约42 km，导线采用2×Flamingo钢芯铝绞线。布加嘎里变电站132 kV采用双母线三分段接线，布加嘎里水电站的5回变压器进线以及6回132 kV出线，分别接在三段母线上。另有两个132／220 kV变压器间隔。伊辛巴水电站以2回132 kV线路接在母线Ⅱ段和母线Ⅲ段上。为便于接入，在布加嘎里变电站附近将132 kV架空线转为132 kV电缆接入站内［1］。

布加嘎里变电站电气一次扩建工作范围包括两个132 kV双母线进线间隔以及对现有母线、防雷接地改造、户外照明系统、站用电系统等的扩建。变电站扩建间隔采用户外中型布置，布置型式与现有出线间隔基本相同。电气二次扩建工作范围包括132 kV线路控制屏、保护屏的配备，控制信号接入站内原有变电站自动化系统，电力调度光纤通信设备的配备等。

基本设计阶段的电气一次扩建实施方案为：在132 kV变电站备用空地处新建两个132 kV线路间隔，132 kV线路在终端塔处转为电缆后，经电缆沟引接至新建间隔处，经电压互感器、线路隔离开关、电流互感器、断路器、母线隔离开关后接至母线。电气二次扩建实施方案为：新增1面132 kV线路测控柜（含2台测控装置），完成新增2回132 kV线路的信号采集及测控，并实现与现有132 kV变电站自动化系统的网络通信；新增2面线路保护柜，与伊辛巴开关站侧的线路保护柜选型统一，两回新线路的母线差动保护电流回路接入已有的母差保护柜的备用电流输入回路；新增一套通信光端机柜，柜内设备与伊辛巴开关站及布加嘎里变电站原有的SDH光端机及PCM复用设备选型统一。

接入方案主接线见图1，虚线框内为新增的伊辛巴线路间隔。

3 接入系统设计方案变化过程

在接入系统方案审查阶段，乌干达输变电公司（UETCL）提出，由于布加嘎里水电站发电容量占乌干达电网现有总容量的近1／3，如要在132 kV母线下方进行扩建线路间隔设备的施工，就会造成布加嘎里132 kV母线较长时间的停电，对其电网影响太大，故不同意将线路间隔设备布置在现有带电母线下方；同时由于布加嘎里变电站220 kV扩建工程即将开工，新的132 kV线路间隔设备布置更不应影响将来的220 kV出线通道。

图1 基本设计阶段的扩建主接线示意（部分）

为此，乌干达输变电公司自行提出了将两个新线路间隔布置于布加嘎里220 kV母线区域外侧左上角的方案。考虑到已有的两回132 kV卡旺达（KAWANDA）线路即将升级为220 kV线路，我方提出可利用两回卡旺达线路已有的电气一次及二次设备，以减少对现有带电系统的影响。而业主方认为扩建两个新间隔设备属于合同范围，总承包方应足额提供且安装到位。经过多轮磋商后，最终以会议纪要的形式确认了电气一次设备仅利用原有卡旺达线路间隔的母线侧隔离开关，其余设备仍布置于220 kV母线区域外侧左上角；电气二次的线路间隔测控装置接入新建的220 kV变电站自动化系统，其余设备维持不变的方案。我院以此为依据进行了后续的施工图设计工作，总承包方也据此完成了设备招标采购工作。调整后的主接线方案见图2。

图2 基本设计后调整的扩建主接线示意（部分）

在安装实施阶段，乌干达输变电公司又推翻了已形成会议纪要的方案，认为将两段132 kV电缆纳入132 kV母线保护范围不妥，应将其纳入132 kV线路保护范围；后考虑到实施的可操作性，改为同意我方利用原有两回卡旺达线路间隔所有可利用的设备，但仍须提供总承包方新采购的设备，作为其备件的方案。

此举使我方极为被动，已提交业主咨询工程师接近完全批复的施工图设计不得不做出大幅修改，相当于重新进行了一次接入系统方案设计，造成了大量的重复工作。

4 最终接入设计方案

（1）电气一次部分。132 kV两回伊辛巴线路（同塔双回）在线路终端塔转为电缆后，沿新建132 kV电缆沟引至132 kV区域边缘后，再转回架空线接至原132 kV卡旺达线路与其铁塔连接导线处，电压互感器、线路隔离开关、电流互感器、断路器、母线隔离开关均利用原有卡旺达线路间隔设备。

（2）电气二次部分。原有132 kV卡旺达线路间隔的测量控制设备均利用已有设备，132 kV母线保护仍利用原有卡旺达线路间隔单元设备，仅更换132 kV线路保护柜；将原有132 kV变电站自动化系统中的卡旺达线路测量、控制、保护测点定义改为伊辛巴线路（该部分工作由总承包商单独委托原布加嘎里132 kV变电站自动化集成商ALSTOM完成）。通信方案和最初方案相同，伊辛巴侧和布加嘎里侧光端机及PCM复用设备选型需统一以便于数据互通。最终的主接线见图3［3］。

图3 最终的扩建主接线示意（部分）

5 方案变更原因分析

国内水电工程的接入系统设计一般由项目当地电网的权威设计部门完成，其中关于对侧变电站内的扩建设计包括：新增间隔的布置安装、线路保护的配置选型、调度通信设备的配置选型以及通信测点表等。针对此设计单位会提出明确要求，并且侧变电站施工由专门的电力系统施工单位完成，电站侧的施工界面只需负责到升压站系统出线间隔即可。而乌甘达属于经济不发达国家，其电力系统发展比较落后，其电网规划一般都委托外国咨询公司完成，对于新建工程的后续接入系统详细方案设计，当地也没有相关的设计部门审核，对于已建变电站的改扩建，还须由外国的承包商完成。因此，承包商对已建变电站的改扩建需要重新收集资料并做出相应协调工作。

本项目EPC合同范围包括了输电线路及对侧变电站的改扩建。但合同谈判时，我方对该部分工作实施阶段的不确定性估计不足：首先，乌干达电网规模较小，布加嘎里水电站发电容量占乌干达电网现有总容量近1／3，因此，布加嘎里变电站扩建工作的停电施工，会对整个国家电力系统的正常运行产生很大的影响；其次，布加嘎里水电站并不属于乌干达国有发电公司管辖，属私营发电公司资产，如果其发电机组不能正常发电，会造成业主巨大经济损失。上述客观情况，造成了扩建工程施工不能按国内常规进行。

接入系统方案审查是在中国和其他事宜一并进行讨论的，乌干达输变电公司也派人参加，但参会人员技术水平及职权有限，其权威负责人并未参会。虽然当时的业主咨询工程师已经同意修改后的接入系统方案，并形成了正式的会议纪要，但后续由于业主方在项目实施阶段更换了新的咨询公司，其在乌干达的权威负责人改为同意我方原方案，其新咨询公司继而也否定了原咨询公司的意见，同意我方利用现有设备。

6 结 语

通过对伊辛巴水电站接入系统设计方案的变更过程进行梳理，可以得到以下经验：

（1）接入系统方案审查工作应尽量在当地电网公司进行。这样其各部门技术人员及权威负责人均能参会，在沟通中碰到的技术问题能够当场确定并解决，避免信息因来回传达而失真，造成后续变化的风险。

（2）本项目布加嘎里132 kV变电站为布加嘎里水电站的升压站，其扩建施工会对布加嘎里水电站的正常发电造成影响。原布加嘎里132 kV变电站自动化系统已由ALSTOM公司实施移交完成，由于软件系统的特点以及修改责任等原因，要将原有变电站自动化系统中所有的卡旺达线路测量、控制、保护测点定义改为伊辛巴线路的测点定义，因此只能继续由ALSTOM公司完成，造成总包商在委托其实施的商务谈判中非常被动。

（3）海外项目系统侧变电站的改造设计牵涉面较广，不确定性大。在海外项目前期策划时，关于系统侧变电站的改扩建工程，应尽量说服业主让原变电站设计单位来完成，如果业主坚持放入我方合同范围，也应尽量在合同谈判阶段将影响工程实施的因素考虑清楚，提前和业主方充分沟通，为项目实施阶段争取有利条件。