楊城回，謝 勇，吳云龍

（中水東北勘測設(shè)計(jì)研究有限責(zé)任公司，吉林長春130021）

1 概況

蛟河抽水蓄能電站位于吉林省蛟河市境內(nèi)，下水庫庫址位于漂河干流上。站址距長春市公路里程275km，距吉林市公路里程145km，距蛟河市公路里程50km。

電站裝機(jī)容量1200MW，安裝4臺單機(jī)容量300MW的立軸單級混流可逆式水泵-水輪機(jī)。電站主接線為三角形接線，以一回500kV接入系統(tǒng)。在地面設(shè)置500kV開關(guān)站，采用戶內(nèi)封閉組合電器GIS。電站建成后，在系統(tǒng)中將承擔(dān)調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相和緊急事故備用任務(wù)，并具備黑啟動能力。

2 環(huán)境條件

工程所在區(qū)域主要?dú)庀笠靥卣髦担浩骄鶜鉁?.3℃，極端最高氣溫35.8℃，極端最低氣溫-41.8℃，平均相對濕度69.5℃，平均地溫6.4℃，最大凍土深184.0cm。

3 運(yùn)輸條件

根據(jù)現(xiàn)場踏勘調(diào)研調(diào)查，考慮重大件運(yùn)輸參數(shù)、來源，以及電站周邊的交通運(yùn)輸狀況，確定工程重大件的運(yùn)輸方式：汽車單獨(dú)運(yùn)輸，主變壓器可由采購地直接用汽車運(yùn)至工地；500kV高壓電纜也可采用汽車直接運(yùn)抵工地；船舶+汽車運(yùn)輸：500kV其他設(shè)備先水運(yùn)至營口港后，轉(zhuǎn)由汽車運(yùn)達(dá)工地。

4 主變壓器選型

4.1 額定容量選擇

主變壓器容量的選擇既要滿足發(fā)電工況將發(fā)電機(jī)的額定功率送入系統(tǒng)，又要滿足抽水工況向電動機(jī)、高廠變、勵磁變及SFC設(shè)備供電的要求。發(fā)電工況時(shí)，發(fā)電機(jī)的額定功率為300MW，額定容量為333.30MVA；抽水工況時(shí)，電動機(jī)額定容量約為333.30MVA，高廠變額定容量約為6.30MVA，SFC輸入輸出變壓器額定容量約為24.00MVA，勵磁變額定容量約為2.34MVA。根據(jù)相應(yīng)規(guī)程規(guī)范，主變額定容量選擇為360.00MVA。

4.2 中性點(diǎn)接地方式

500kV電壓等級的變壓器中性點(diǎn)接地方式可采用直接接地或經(jīng)小電抗接地，采用不同的接地方式，將直接影響電力系統(tǒng)的內(nèi)部過電壓水平、電氣設(shè)備的絕緣強(qiáng)度、系統(tǒng)的穩(wěn)定、繼電保護(hù)、對通信線路干擾、變壓器中性點(diǎn)過電壓保護(hù)方式、變壓器中性點(diǎn)絕緣水平及變壓器制造等。因此，變壓器中性點(diǎn)的接地方式應(yīng)根據(jù)各方面的影響因素及電站接入系統(tǒng)要求進(jìn)行比較后確定。

4.3 阻抗電壓和調(diào)壓選擇

根據(jù)規(guī)范要求，對于500kV額定容量為360.00 MVA的雙繞組電力變壓器，阻抗電壓取值為14%，高壓側(cè)抽頭按536±1×2.5%kV選取。

4.4 型式選擇

主變壓器可選型式有三相變壓器、單相變壓器、組合變壓器和現(xiàn)場組裝三相變壓器，根據(jù)電站大件運(yùn)輸條件，工程采用三相變壓器在運(yùn)輸上不存在問題，而且整體三相變壓器在技術(shù)及運(yùn)行管理上有一定的優(yōu)勢，運(yùn)行可靠性較高，布置場地最小，土建工程量少。

4.5 冷卻方式選擇

由于電站主變壓器布置在地下主變洞內(nèi)，空間狹小，散熱條件較差，不具備布置風(fēng)冷變壓器的條件，因此采用水冷方式。

4.6 主變壓器主要參數(shù)

主變壓器的型式為戶內(nèi)，三相雙繞組，強(qiáng)迫油循環(huán)水冷，帶無勵磁調(diào)壓分接開關(guān)電力變壓器。變壓器高壓側(cè)采用油/SF6套管與GIS連接；低壓側(cè)采用油/空氣套管與IPB連接。變壓器的額定容量為360.00MVA；額定電壓為536±1×2.5%/18kV；額定頻率為50Hz；繞組聯(lián)接方式為YN，d11；阻抗電壓為14%；冷卻方式為ODWF或OFWF。

5 500kV高壓配電裝置型式選擇

5.1 選型原則

電站建成后將擔(dān)負(fù)吉林電網(wǎng)的調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相及事故備用的工作，電站的運(yùn)行管理模式為“無人值班（少人值守）”。蛟河抽水蓄能電站500kV高壓配電裝置選型的基本原則：在所處環(huán)境條件下，設(shè)備應(yīng)能滿足正常運(yùn)行、檢修的要求；技術(shù)先進(jìn)，運(yùn)行安全，可靠性高；檢修維護(hù)方便，能適應(yīng)電站“無人值班（少人值守）”的運(yùn)行管理模式；適應(yīng)電站地形條件，滿足布置要求；在符合上述條件的前提下，選擇經(jīng)濟(jì)性較好的方案。

5.2 高壓配電裝置的型式

高壓配電裝置型式主要有空氣絕緣敞開式（AIS）、混合式（H-GIS）和SF6氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備（GIS），該電站采用SF6氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備（GIS）。

5.3 電站低溫條件對選型的影響

由于蛟河抽水蓄能電站極端最低氣溫為-41.8℃，首先對SF6氣體絕緣設(shè)備在超低溫條件下確保設(shè)備絕緣和開斷特性（開關(guān)）的解決措施進(jìn)行分析。

SF6氣體絕緣設(shè)備的氣體壓力大都在0.50～0.60MPa（表壓），在此壓力下SF6的液化溫度為-30℃左右。為滿足低溫運(yùn)行條件，可采取以下幾種防止氣體液化的措施：

1）降低額定參數(shù)使用

如果產(chǎn)品絕緣有較大裕度，在0.344MPa時(shí)還能滿足要求，開關(guān)可降低開斷能力使用。但如果要確保低溫時(shí)的開斷能力和設(shè)備絕緣不變，必須采取別的措施。

2）開關(guān)設(shè)備充SF6和N2或CF4混合氣體

N2或CF4氣體的補(bǔ)入主要是補(bǔ)償因SF6成分的減少而使斷口絕緣所受到的損失，使SF6額定分壓力的設(shè)定值保證在-40℃時(shí)不會液化，從而維持設(shè)備的絕緣性能。但此種方式要提高氣體的額定氣壓，由此而引起操作功的增大及機(jī)構(gòu)設(shè)計(jì)的修改，也會引起滅弧室結(jié)構(gòu)的調(diào)整。同時(shí)，由于混合氣體的配比對開關(guān)開斷性能及絕緣性能的影響不能精確地測定，因而補(bǔ)氣困難，不便于檢修維護(hù)時(shí)氣體的回收再利用。因此，這一措施沒有得到廣泛使用，掌握此技術(shù)的生產(chǎn)廠家也較少。

3）采用加熱保溫套方式

在產(chǎn)品上裝加熱保溫套，人為地向斷路器輸入熱量，使產(chǎn)品在-40℃（或-45℃）時(shí)SF6氣壓保持在產(chǎn)品操作閉鎖氣壓之上，以保證額定開斷能力不變。此種方案的優(yōu)點(diǎn)在于加熱保溫套結(jié)構(gòu)簡單、制造方便、成本低；無需過多的研發(fā)費(fèi)用，能設(shè)計(jì)生產(chǎn)適用不同產(chǎn)品的加護(hù)保溫套；運(yùn)行可靠性的監(jiān)視（通過SF6密度控制器自動監(jiān)視）十分簡單，維護(hù)方便。因此，帶加熱套方式的產(chǎn)品運(yùn)行安全可靠，維護(hù)簡單，應(yīng)用廣泛。

為保證開關(guān)設(shè)備安全運(yùn)行，不考慮降低參數(shù)使用。因此，電站500kV高壓配電裝置的選型和布置應(yīng)考慮采取合適的方式，防止SF6氣體在低溫條件下液化，保證電站的安全可靠運(yùn)行。

5.4 高壓配電裝置型式方案選定

開關(guān)站采用地面戶內(nèi)GIS開關(guān)站型式，地面設(shè)備布置規(guī)模較小，兩回500kV電纜沿電纜廊道敷設(shè)引入。目前GIS設(shè)備的技術(shù)較為成熟，無技術(shù)難度，且可靠性非常高。

6 XLPE高壓電纜參數(shù)

500kVXLPE電纜的主要參數(shù)：額定電壓（U0/U）290/500kV，最高工作電壓（Um）550kV，額定頻率50Hz，電纜截面800mm2，額定短時(shí)耐受電流及持續(xù)時(shí)間63kA（有效值）/2s，輸送容量800MVA，額定雷電沖擊耐受電壓（熱狀態(tài)）1675kV（峰值），額定操作沖擊耐受電壓（熱狀態(tài)）1175kV（峰值）。

7 結(jié)語

根據(jù)電力負(fù)荷性質(zhì)、容量、環(huán)境條件、運(yùn)輸及運(yùn)行維護(hù)，堅(jiān)持節(jié)約用地的原則，最終500kV變壓器選擇洞內(nèi)布置，500kVGIS采用地面戶內(nèi)GIS開關(guān)站，500kV電纜采用XLPE單芯高壓電纜。