布隆迪胡济巴济水电站送出线方案改变及对运行影响分析

周敏利

（中国水利水电第十四工程局有限公司，云南 昆明 650041）

1 前言

胡济巴济水电站位于非洲布隆迪共和国中南部的胡济巴济河上，坝址位于河口上游约7 km 处，厂址位于首都布琼布拉以南约43 km 的坦噶尼喀湖边。胡济巴济水电站采用径流引水式开发，水库正常蓄水位1 172.00 m，总库容6.47 万m3，电站装机3 台、总装机容量15 MW，机型为冲击卧式机组、地面厂房及出线厂。该水电站勘探、设计、采购、施工、监理都由中方提供，根据中国商务部与布国政府签订的协议，中方负责整个工程建设完成发电并提供运维技术支持，本电站采用110 kV出线1 回，送至布隆迪拟建的卡贝兹110 kV 变电站，输电线路长约28.4 km；电站出线厂至卡贝兹约28.4 km 的110 kV 等级输电线路由中方负责建设，而布隆迪政府则负责在卡贝兹建设110 kV 变电站，通过卡贝兹变电站连结布国30 kV 电网向首都布琼布拉供电，另设1 回30 kV 出线与蒙嘎拉原有线路连接，再通过鲁蒙格（配电站）-马塔那（配电站）-布琼布拉30 kV 线路，形成一个环网供电，该连结输电线路也由布隆迪政府负责建设实施。

2 概述

在实际工程项目的实施过程中，中方按期完成了工程的建设，110 kV 送出线路于2022 年4 月全部线路试验完成，电站首台机组于2022 年5 月1 日动态调试完成，准备进行涉网调试时，收到了布国能源司的书面函件，表示由于受到多方面影响，卡贝兹变电站至少6 个月内都不能完成建设投用，所以110 kV 线路暂时不能投运，又由于原计划的蒙嘎拉线路老旧，负荷容量较小（仅4 MW），不能满足电站机组涉网试验要求，更无法满足满负荷送电要求，希望中方改变原方案，重新讨论确定新的可行的送电方案来解决此问题，还希望送电至鲁蒙格配电站的线路单独孤网运行。

2.1 原设计且已经施工完成的送电方案规划

本电站采用110 kV 出线1 回，送至布隆迪拟建的卡贝兹110 kV 变电站，输电线路长约28.4 km；另设1 回30 kV 出线与蒙嘎拉原有线路连接，通过鲁蒙格配电站连结已有的布琼布拉电网，所有的工程项目都已经由中方施工验收完成，具备投运条件。电气主接线图如图1 所示。

图1 胡济巴济电气主接线图

图中主要设备名称及参数：

1G、2G、3G：水轮发电机组，SFW5000-10/2150，Pn=5 000 kW，600 r/min，Un=6 300 V，cosΦ=0.8

MTR1：三相三圈变压器，SS11-12500/110，12 500 kVA，121±2×2.5%/33±2×2.5%/6.3 kV，U1-3=10.5%，U1-2=18%，U2-3=6.5%，YN，yn0,d11；

MTR2：三相双圈变压器，S11-6300/110，6 300 kVA，121±2×2.5%/6.3 kV，Uk=10.5%，YN,d11；

CB：高压真空断路器，ZW7A-40.5，40.5 kV，2 000 A, 31.5 kA；

1CB1、1CB2：SF6断路器，LW36-126，126 kV，3 150 A，31.5 kA

送电线路规划：电站出线主要以1 回110 kV 线路接入系统送电至卡贝兹变电站，通过卡贝兹变电站降压至30 kV 后接入首都电网，另有1 回30 kV出线连结蒙嘎拉原来线路，最终从布国南部绕东部接入首都电网，形成环网运行。

一次设备投运情况：发电机与主变压器的组合方式采用1 个单元接线和1 个扩大单元接线，1 台5 MW 发电机与1 台容量为6.3 MVA 的升压变组成单元接线，另外2 台5 MW 发电机与1 台容量为12.5 MVA 的三圈升压变组成扩大单元接线。电站110 kV 侧出线1 回，110 kV 侧采用单母线接线方式。容量为12.5 MVA 的三圈变30 kV 侧出线1 回，采用线变组出线方式。电站厂用电可从两段发电机母线各取一回电源，设置2 台6.3/0.4 kV 厂用变压器，厂用电接线采用单母线分段形式，互为备用。厂房和坝区各设置1 台容量160 kW 的柴油发电机组作为电站事故保安电源，通过6.3 kV 架空输电线路联结坝区、厂区及生活区。

2.2 送电线路方案修改实施情况

2.2.1 送电线路方案修改

通过布方政府和中方联合专家组经过充分的调研和讨论后，联合提出了通过110 kV 出线送电的临时过渡方案：基本设想是利用已经施工完成的110 kV 线路向首都方向送电，但线路运行电压由设计110 kV 降为30 kV，用MTR2 变压器30 kV 端口出线送电，通过计算后确定，线路也仅能满足10 MW（12 500 kVA）电流容量，但本电站已经具备3 台机组满负荷发电条件，为了不浪费多出的5 MW 电力，还需要增加临时设备，满足5 MW 的电力输出需求，计划输送到布隆迪南部（鲁蒙格方向）。 送电线路方案修改后一次出线如图2 所示。

图2 修改后的电气主接线图

增加设备及物资材料：一套110/30 kV 变压器（型号：原德国产的容量为5 MVA，110±15%/30 kV，YN,d11），600 m 30 kV 高压电缆（型号：ZR-YJV22-8.7/15-3×120 26/35 kV），用户侧30 kV 隔离刀闸一套，30 kV 真空断路器一套，30 kV输电杆塔若干，金具若干。

2.2.2 具体实施方案

断开110 kV 首个出线塔上跳线，从MTR1（三相三圈变压器）30 kV 出线端，用高压电缆连结至首个出线塔对侧，将原来的110 kV 线路当做30 kV输电线路用，卡贝兹不需要变电站，中途增加30 kV塔杆约7 套共3 km 长线路，原来110 kV 终端直接利用此段30 kV 线路连结至布琼布拉国家电网；在升压站110 kV 出线侧临时增加一套原德国产的容量为5 MVA，110±15%/30 kV，YN，d11 型变压器，再增设一套30 kV 高压断路器，利用高压电缆直接连结至布加哈马原有的30 kV 线路杆塔，在首杆上安装户外型隔离刀闸一套，向南部鲁蒙格方向送电。

图2 框中设备未设置在本电站升压站内，属于新增设备，站内未规划位置，是在站外新开辟场地，临时建设了主变基础及道路，建盖了高压开关室，开挖电缆沟，并设置了配电箱及必要的照明。

2.2.3 现场投运设备及送电倒闸操作方案

向首都方向（卡贝兹）送电：首都方向负荷控制在10 MW 以内，可以采取的送电方法如下：1 号、2号机组启动并列运行，通过1 号主变30 kV 端，用发电机出口开关同期并网送电，断开1CB1 断路器；1号或者2 号中任何一台机组和3 号机组并列运行，分别用发电机出口断路器做同期并网开关向1 号主变送电，通过1 号主变30 kV 端向线路送电，此时2CB 断开。

向鲁蒙格方向送电：3 台机组中任何1 台机组通过1 号或者2 号主变压器连结至110 kV 母线，再经过3 号主变降压至30 kV 向线路送电，此时负荷应控制在4 MW 以内。

同时向两个方向送电：由3 号机组通过2 号变压器经过110 kV 母线再经过3 号变压器向鲁蒙格（30 kV）方向送电，负荷控制在4 MW 内，1 号、2号机组并列运行，通过1 号主变30 kV 端向首都方向送电，负荷控制10 MW 内，此时特别注意的是需要断开1CB1 断路器，否则，由于两边线路电压不一样，会产生负荷逆流动（负功率）情况（现场试验也是如此）。

2.3 送出线路投运后实际情况及注意事项

在胡济巴济水电站3 台机组都已经调试完成，正式投运后，实际的运行过程中遇到了很多的问题，而布隆迪国家能源司下属水电公司也无法彻底妥善解决，很多情况下中方工程师都只能在现有的基础上对问题进行优化处理。

问题1：鲁蒙格方向电网是由首都30 kV 电网供电的，但是经过了长距离的输电，并且在中途经过3 个配电站向地方送电，线路压降很大，据现场测量，在出线厂内30 kV 电网侧线路电压时常是26.5 kV~28 kV 之间，由于电压过低，每次只能在发电机出口开关进行同期并网，在出线场30 kV 开关上进行同期试验时，时常由于压差过大并网不成功。

解决问题1 方法：在1 号变压器30 kV 端调整档位至最低档，同时调整线路侧变压器至最高档位，最终解决此问题，当然，情况允许时，尽量在发电机出口开关进行同期并网。

问题2：鲁蒙格方向电网原来是连接布琼布拉电网的，但因为线路及沿途开关设备老旧，经常发生影响到首都电网系统崩溃的重大故障，布方希望能解决此问题。

解决问题2 方法：经过中方工程师与布方讨论后决定：正常情况从鲁蒙格配电站断开与国家电网连接，由胡济巴济机组带这段孤网运行，3 台机组调试时都需要分别独立带鲁蒙格线路进行孤网运行试验，确认任何一台机组在特殊情况下都可以对鲁蒙格线路送电，在同时向布琼布拉及鲁蒙格方向送电时需要断开1 号主变110 kV 侧断路器，形成独立的两条线路，否则由于两条线路电压差距大，会形成倒送电情况，还造成了自动同期开关无法并网的情况，由于3 号变压器容量仅5 MVA，且设备老旧，缺少过负荷保护，所以向鲁蒙格线路送电的机组必须手动限荷，实际情况是机组出力控制在4 MW。最终形成一个电站内2 台机组并列运行、1 台机组孤网运行的情况。

问题3：该电站属于电网终端，本电站为了使胡济巴济水电站能正常并入首都电网，主变30 kV端出口档位已经调整至最低档28.5 kV，此时的发电机机端电压仅5.8 kV 左右，厂用电电压仅350 V左右，过低的厂用电长期运行对用电设备损害极大。又由于其中一台机组又做孤网运行，由于线路上基本都是照明等感性负载，无容性负载，并且负荷不稳定，所以偶尔还需要发电机进项运行来调节电压。

解决问题3 方法：建议布国在该线路上增加无功补偿装置，来提高线路的电压，但此建议由于资金问题未能得到实施，现场只能联系当地的调度机构，适当让系统内的其他机组增发无功，但因为经济效益及调度系统未统一的关系，此建议也未得到实施。在这种情况下，现场对2 台机组只能多发无功来补偿电网，但另一台机组又由于做孤网运行，在征得发电机厂家的同意后，又对全部机组做了进项运行试验（原计划不做此试验），以便可以根据电网实际情况随时改变机组运行状态，以保证电网的稳定。

2.4 多种运行方式下的影响分析

对厂用电的影响：由于布隆迪国家电网非常不稳定，电网全系统崩溃发生非常频繁，相应的电站的机组时常由于电网原因造成事故停机，厂用电消失，只能启动柴油机发电重新启动机组；在这种情况下，为了保证在国家电网崩溃情况下，电站的厂用电能得到保证，同时也可以快速的重新向电网送电，采取了如下措施：无论是在枯水期还是丰水期，始终保证有一台机组向鲁蒙格南部电网方向送电，此时这台机组属于孤网运行，独自带1 段厂用电和一台主变运行，以保证电厂用电有两路独立的电源，可以在其中一路电源受影响而断开的情况下，用自动备投开关及时切换到另一路电源，不至于全厂断电。实际上在布国电网系统内，采用孤网运行的线路安全性能明显高于110 kV 国家电网。

对运行设备操作的影响：由于送出线方案改变后，新增加了主变、断路器等设备，并且在原来设计的基础上又增加了单独的对南部电网送电，增加了孤网运行方式，倒闸操作变的更为复杂，在只有两台机组运行时，并网运行还是分开单独运行在经济性和安全性的考虑上尤为重要，电站在枯水期只能发两台机组的情况下，优先选择1 号机组做孤网运行，2 号或者3 号机组并入布国电网运行。

对电站运行的影响：在平时的运行监视中，要随时根据电压来调整，电压偏低要多发无功，电压偏高要少发无功，通过调整有功和无功的比例，控制机端电压和运行电流，确保发电机及厂内设备在安全、经济的条件下运行。

3 结束语

对于境外工程，特别是非洲欠发达国家的电力工程，在实际的施工中会遇到各种各样的困难，例如：缺少各种配套设施、缺少各种物资、缺少国家统一的标准或者用多个国家或者组织的标准，政策的不确定性，极容易由于前期对本地的电网结构、设施情况、政策及标准了解不够而造成如本文中所说的现场方案大的改动，而对于这种情况，多数情况下外方无论是技术还是设备都不具备能力，在此种条件下，本案例解决现场问题的方法及遇到的后期问题，能给予境外类似工程一个很好的借鉴，如何在有限的预算及工期内保证一个水电站满足设计目标要求完成投产。