缅甸萨尔温江孟东水电站电气主接线方案比选

刘江

摘要：缅甸孟东水电站装机容量达7 000 MW，送电中国、泰国和缅甸，文章分析了电站运行特点及在电力系统中的作用，对电器主接线方案进行技术、经济论证，提出左岸电厂和右一电厂发电机与变压器的组合方式采用联合单元接线;右二电厂发电机与变压器的组合方式采用单元接线。

关键词：缅甸;萨尔温江;孟东水电站;主接线;联合单元

中图分类号：TV734                    文献标识码：A

萨尔温江（Salween）发源于青藏高原中部唐古拉山脉，经我国云南省流入缅甸，在中国境内称怒江。开发萨尔温江丰富的水能资源是我国和缅甸共筑“21世纪海上丝绸之路”与“丝绸之路经济带”的重要项目，孟东水电站是装机容量达7 000 MW的巨型电站，利用中国开发水电资源的丰富经验和技术积累，可成功解决孟东水电站建设中的技术难题，本文就孟东水电站电气主接线方案进行比选，提出技术先进、经济合理的技术方案。

1  电站概况

孟东水电站位于萨尔温江中部河段，距离掸邦首府东枝（Taunggyi）公路316 km，距内比都（Nay Pyi Taw）的直线距离约为270 km，距泰国最北方的城市清莱的直线距离约140 km，距我国云南省景洪市直线距离约280 km。

电站总装机容量7 000 MW，共装机12台，其中10台单机容量630 MW，2台单机容量350 MW，保证出力2 554 MW，多年平均发电量347.17×108 kW·h，装机年利用小时4 960 h，机组加权平均水头166.93 m。电站水库正常蓄水位395 m，死水位370 m，调节库容138×108 m3，具有年调节能力。每年6月初水库开始蓄水，逐步蓄水至正常蓄水位395 m运行;进入枯水期（11月至次年5月）以后，发电按照保证出力控制，水库水位开始消落，4月～5月可消落到年内最低水位，直至死水位。

2  电气主接线方案比选

2.1  可能的接入电力系统方式

根据中国南方电网、泰国国家电力局（EGAT）和缅甸电力部提出的分别送电中国、泰国、缅甸的输变电规划方案等资料，分电比例为缅甸10%、中国和泰国各45%。向中国、泰国送电距离超过1 000 km，向缅甸送电距离近400 km，向中国和泰国送电采用直流输电方式，各采用1回±500 kV双极直流线路，设置2座换流站;向缅甸送电采用500 kV交流出线1回（与缅甸未来发展衔接），考虑灵活应对缅甸可能出现的需求增长，预留1回500 kV出线位置和场地。

估算孟东电站500 kV侧的短路电流计算值约为35 kA，考虑为电网发展留有余地，电站500 kV侧短路电流按不大于50 kA考虑。

2.2  电站电气主接线方案拟定

2.2.1  擬定方案原则

孟东水电站分三厂运行，分为左岸电厂、右一电厂、右二电厂左岸电厂和右一电厂各装5台单机容量为630 MW机组。右二电厂装2台单机容量为350 MW机组，为节省工程投资，将首端直流换流站布置在枢纽范围内，采用换流站交流场与电站500 kV交流开关站相结合的布置方式。左岸电厂和右一电厂500 kV母线之间电气上不连接，但预留设置连接装置的可能性。右一电厂与右二电厂500 kV母线之间电气上也不连接，结合电站调节性能、机组投产时序及缅甸电网的消纳能力，研究连接的必要性。

电站年利用小时高达4 960 h，在系统中具有重要地位。在汛期（6月～10月），孟东水电站在系统中主要承担基荷和腰荷任务;在枯水期，可适当承担系统调峰任务，由于年利用小时数较高，电站以基荷和腰荷运行时间较长。

根据电站的装机容量规模、单机容量和台数、电站运行特点、在电力系统中的作用和地位，电站电气主接线遵循以下原则[1]：（1）满足用户、电力系统的供电可靠性和电能质量的要求;（2）接线清晰，调度灵活，运行维护方便;（3）技术先进，经济合理;（4）考虑开关站配电装置选型和分期过渡对主接线选择的影响。

2.2.2 电气主接线方案拟定

（1）发电机与变压器的组合方式。由于单机容量大，发电机和变压器的组合方式只能采用单元接线或联合单元接线，不能采用扩大单元接线[2]。

单元接线具有清晰简单、独立可靠、运行灵活、继电保护简单、应用范围广等特点。联合单元接线将2个发变单元在高压侧合在一起，减少高压侧进线回路，可有效减少投资[3]。联合单元接线有2种方式：其一，在主变高压端装断路器;其二，在主变高压端装隔离开关，设发电机断路器。由于装设发电机断路器技术优势明显，且投资增加不多，左岸电厂和右一电厂装机10台，500 kV交流出线10回（至2座直流换流站，每座5回），分两厂运行，采用主变高压端装设隔离开关，设发电机断路器的联合单元接线。

右二电厂仅有2台机组，送电至缅甸。若采用联合单元接线，使2台机组连在一起，相互影响，故障时有可能同时切除2台机组，对缅甸电力系统的冲击较大，降低了供电可靠性和运行灵活性，因此右二电厂发电机和变压器组合方式宜采用单元接线。

（2）500 kV侧接线。左岸电厂与右一电厂500 kV母线之间电气上分开，预留设置连接装置的可能性;右一电厂与右二电厂500 kV母线之间电气上分开，也预留设置隔离开关的可能性，以便必要时能实现2座电厂母线之间的电气隔离和接通，由于这种操作的次数很少，没有必要选用价格较高的断路器，选用隔离开关既能满足技术要求，又降低了设备造价。

左岸电厂、右一电厂500 kV交流场各有8回进出线，根据规范要求，500 kV侧接线方式主要采用3/2断路器或4/3断路器接线。3/2断路器接线典型，技术性能优越，被广泛应用;4/3断路器接线在进出线回路较多和匹配时有成本较低的优势，在工程中的利用日益增加。现阶段左岸电厂、右一电厂500 kV侧接线方式按3/2断路器或4/3断路器接线，进行方案比较。

右二电厂500 kV进出线回路数共有2进1出，500 kV侧可采用角形接线及双母线接线方式。角形接线简单、灵活、经济且可靠性较高，角形接线中每个回路都是双断路器，任意一台断路器检修，不影响电站功率送出，任意一台断路器故障，只停一回线路和一台机组，经操作可恢复电站全部机组运行，但该接线继电保护和控制略复杂，运行时要避免开环。因设有发电机断路器，减少了高压断路器操作概率。双母线接线每个回路设有一台断路器，进出回路断路器检修，会造成所在回路停运;母联断路器故障，右二电厂需短时全厂停电;母联断路器检修时，两组母线解列运行或按单母线运行，故双母线接线可靠性较低，不宜采用。经比较，右二电厂采用角形接线可靠性较高，投资少，操作灵活，接线简单，所以右二电厂500 kV侧采用角形接线。右二电厂初期为1回出线，为三角形接线，仅设3台高压断路器。后期当出第2回出线时，增加1台高压断路器成为四角形接线。电站布置和设备订货，按四角形接线进行布置，第2回出线的1台断路器先不生产，也可以将该断路器一侧的隔离开关先安装好，可在不停电的情况下进行安装。

（3）发电机断路器的配置。按照规范要求，在单元接线中，发电机出口可只设隔离开关，而不设发电机断路器[2]。对于本电站，500 kV侧采用3/2或4/3断路器接线，如果没有发电机断路器，在机组开、停操作中，均需要操作2台500 kV断路器，并造成高压侧开环，为避免开环运行，还需要进行500 kV隔离开关的倒闸操作，恢复断路器的闭环运行，整个操作过程环节多，操作复杂。同时，由于单机容量大，没有合适的发电机隔离开关可选择，也就是说，如果不装发电机断路器，当机组停机时，由机端引接的厂用电源不能从500 kV系统倒送，厂用电源将随机组停机而失去电源。如果全厂停机，则厂用电源必须依靠外来电源，供电可靠性相对较低。设置发电机断路器后，还能及时快速地切除主变压器的内部故障，可以避免事故扩大。因此，为了正常投切机组时不需要操作高压断路器，减少高压侧断路器的操作次数及开环运行，提高高压侧接线的可靠性和稳定性，提高厂用电源的可靠性和灵活性，在单元接线中设置发电机断路器。对于联合单元接线，因主变高压侧只装隔离开关，所以在发电机出口必须设发电机断路器[4]。

（4）方案拟定。左岸电厂和右一电厂分两厂运行，分别装设5台单机容量630 MW机组，每座电厂500 kV出线5回，共10回。当采用联合单元接线时，500 kV進出线回路数为6进10出;当采用单元接线时，为10进10出。对于左岸电厂和右一电厂，结合发变组合和500 kV出线，电气主接线拟定了以下四种方案供比选。

方案一：左岸电厂和右一电厂发变组联合单元接线，500 kV侧3/2断路器接线（右二电厂发变组单元接线，500 kV侧为角形接线）。

方案二：左岸电厂和右一电厂发变组联合单元接线，500 kV侧4/3和3/2断路器组合接线（右二电厂发变组单元接线，500 kV侧为角形接线）。

方案三：左岸电厂和右一电厂发变组单元接线，500 kV侧3/2断路器接线（右二电厂发变组单元接线，500 kV侧为角形接线）。

方案四：左岸电厂和右一电厂发变组单元接线，500 kV侧4/3和3/2断路器组合接线（右二电厂发变组单元接线，500 kV侧为角形接线）。

2.3  方案比选

2.3.1  主要技术性能差异

方案一、方案二发变组合均采用联合单元接线，简单清晰;因设有发电机断路器，机组开停操作简单。500 kV侧采用3/2和4/3断路器接线，成熟典型，母线故障或检修不影响电站的持续运行，断路器检修也不影响连续供电，可靠性高，运行灵活，两种方案技术性能基本相当。因发变组采用联合单元，造成2台及以上机组停运的概率高于方案三和方案四，且一台主变故障将影响另一台运行，需倒闸操作切除故障回路，操作环节多，操作复杂。但联合单元接线高压侧接线和进线回路简化，便于开关站和进线布置，同时减少电站开关设备的数量，也就相应降低了故障和检修的概率。

方案三和方案四发变组合采用单元接线，简单清晰，灵活性高;因设有发电机断路器，机组开停操作简单。500 kV侧采用3/2和4/3断路器接线，与方案一和方案二技术性能相当，但断路器数量多于方案一和方案二，进线回路数多，因开关元件的增加，使设备故障率也相应增加，且经济上较不合理。

从主要技术性能看，方案一、方案二、方案三及方案四技术性能基本相当。从经济性方面看，方案四的经济性稍差，方案三经济性最差。

2.3.2  对厂用电源的影响

四种方案均在发电机出口设有发电机断路器，机组停运时，可从500 kV系统倒送厂用电源，厂用电源不随机组开停而切换，供电可靠性高，运行稳定性好。

2.3.3  分期过渡

方案一、方案二投运时需对本联合单元中已投运的机组进行短时停机操作，对投运机组有一定的影响。方案三和方案四中，各个回路独立性强，在电站投运初期能方便地实施分期过渡。

2.3.4  各方案主要设备投资差异

各方案主要设备投资差异反映在500 kV GIS断路器的数量上。GIS断路器差异：方案一为27台（间隔），方案二为25台（间隔），方案三为33台（间隔），方案四为31台（间隔）。目前，GIS断路器约800万元/间隔，发电机断路器约700万元/台（630 MW机组）、350万元/台（350 MW机组），按此价格考虑，方案二设备投资最少，比方案一约少1 600万元，方案四比方案一多5 600万元，方案三最多，比方案一多7 200万元。电气主接线方案技术经济比较见表1。

综上所述，从可靠性、技术和经济等方面综合比较，主接线方案一和方案二优于方案三和方案四。方案二较方案一接线复杂，继电保护难度较大，且因左岸电厂、右一电厂各自仅3串，当某一串因故障开环时，其余串为单环形运行，可靠性较低。因此，主接线推荐采用方案一。

3  结论

（1）孟东水电站装机容量巨大，年利用小时数高，在系统中具有重要的地位，先进、可靠的电气主接线方案对于保证电站安全稳定运行、减少设备故障引起的电量损失非常重要。

（2）左岸电厂和右一电厂发电机与变压器的组合方式采用联合单元接线，500 kV侧采用3/2断路器接线。联合单元使高压侧接线和进线回路简化，便于开关站和进线布置，同时减少电站开关设备的数量，也就能相应降低故障和检修的概率。

（3）右二电厂发电机与变压器的组合方式采用单元接线，500 kV侧采用角形接线，符合缅甸当前的供电需求，又为今后的发展留有余地。

（责任编辑：张  琼）

参考文献：

[1]水力发电厂机电设计规范（DL/T 5186—2004）[M].北京：中国电力出版社，2004.

[2]水利水电工程高压配电装置设计规范（SL 311—2004）[M].北京：中国水利水电出版社，2004.

[3]水电站机电设计手册编写组.水电站机电设计手册[M].北京：水利电力出版社，1982.

[4]李天智，张英.水电站电气主接线的运行分析[J].云南电力技术，2013（3）：83，85.