天荒坪抽水蓄能电站电气设计的若干问题余国铨（华东勘测设计研究院杭州310014）摘要本文介绍了天荒坪抽水蓄能电站电气主接线、SFC的配置等，并就抽水蓄能电站的调压方式、发电电动机通风冷却等问题提出了建议。

关键词水电站电气设计天荒坪抽水蓄能电站I 500kV侧的接线方式天荒坪抽水蓄能电站500kV侧，为什么采用不完全单母线二分段接线（所谓“不完全”是指有一回进线未装设断路器）。

参见图1天荒坪抽水蓄能电站电气主接线图。

之所以采用这种接线方式，县有个演变过程。

图1天荒坪电站电气王摄线圈由于电站的设计进度比系统接人设计进度提前，故天荒坪电站初设要完成时，电站接人系统方案尚未能审定。

系统设计部门提供7个方案，其中可能性较大有2个方案：即电站以二回500kV输电线接入瓶窑变电站或以三回500kV输电线二回接人瓶窑变电所，一回接人苏南斗山变电所。

为满足1989年底完成初步设计的要求，我院只能先假定一个接入系统方案进行设计。

考虑到天荒坪电站是华东三省一市与国家共同集资兴建的项目，影响接入系统的因素很多，初设为了留有余地，我院决定暂按三回500kV出线的方案进行设计。

至于发变组合，经过技术经济比较，选定与联合单元接线。

这样电站 6 台300MW机组共组成三个联合单元，也即500kV有三回进线。

初设时为节约工程投资，500kV配电装置的位置选择在上水库东南侧850m 高程比较开阔的地方，并选用敞开式设备。

主接线经过多方案比较和可靠性计算，由于三回路出线使电站环入华东500kV主网，对500kV接线要求严格，故选定为1 个半断路器接线。

初设审查期间（1990年5月），为了选定主接线方案，要求系统接入设计的方案必须先审定。

故会议期间临时召开了系统接人设计讨论会，暂定为二回500kV出线的方案（系统接人设计审查会直至1991年3月才召开，正式决定采用二回出线的方案）。

审查会上电站建设部门认为开关站布置在上水库离厂房太远，主张改用进口GIS,将开关站布置在下水库附近。

由于这些变化，且二回出线均接人同一变电所，电站不环入主网，同时又采用可靠性高的GIS，故接线可简化，审查时选定双内桥接线方案。

鉴于500kV隔离开关无法切除空载变压器，为避免切除空载变压器而断开桥开关，所以还决定参照英国迪诺威克抽水蓄能电站（也是6台300MW机组），在三回进线回路上各加装1台负荷开关，以便利用它来切除空载变压器，而不影响双桥形接线，参见图2天荒坪招标阶段500kV侧接线图。

1992年天荒坪电站主机招标时就附上这接线方式。

1,2号机号捉5出号机除合单元呱合单元联合单元图2天荒坪招标阶段500kV侧接线图当采用上述的接线方式时，我院即提出，世界上制造500kV GIS的厂家，均不生产500kV负荷开关，采用这样的接线不落实。

但因时间关系，决定暂按该接线进行主机招标，同时抓紧与外商联系，落实500k v负荷开关的制造，最终待在500kV设备招标时再决定接线方式。

经过技术交流，外商均不同意专门生产500kV负荷开关，所以决定对500kV 主接线进行修改。

在修编初设概算时，500kV负荷开关系按断路器价格2/3估算的。

修改主接线方案时，我们需考虑尽可能不影响概算；同时主机标已签合同，发变组的继电保护已定，也应考虑接线方式尽可能不要有大的变动。

因此我们决定将1#、2#机和5#、6#机二个联合单元进线的负荷开关改为断路器，而将3#、4#机联合单元进线的负荷开关取消。

这样修改的主接线既没有大变动，且概算也基本不变，只是在切除3#、4#机联合单元回路时得断开二台分段断路器，但另二单元回路则有了独立的断路器，运行更灵活简单。

考虑到抽水蓄能电站要在系统中承担调峰填谷、事故备用等功能，主变压器一般不切除（正因此，我们在变压器招标时，对空载损耗规定了较低数值），实际上只有3#、铲机联合单元回路有故障或需要停机检修时才会断开二台分段断路器，这种概率是很低的，应该说这样的变动影响并不大。

从上述说明可以看出，选用这种接线不单是技术问题，还有一个演变的过程促成的。

2 500kV 快速接地开关的配置天荒坪抽水蓄能电站为何要在500kV出线线路侧及500kV进线电缆终端一侧均配置快速接地开关?众所周知，线路侧上的接地开关，若线路两侧都有电源，如果接地开关误合时，将通过相应的断路器的关合电流；另外考虑到平行的架空线路尤其是同杆架设的线路，其电磁感应和静电感应电流较大，所以接地开关须具备切、合上述感应电流的能力。

天荒坪电站二回出线均接入瓶窑变电所，属二侧都有电源的平行架空线，接地开关应具备切合电流的能力，也即宜装设快速接地开关。

至于500kV进线电缆回路，贝U因超高压电缆的电容要比架空线路大得多，天荒坪500kV XLPE电缆的电容为0.14卩F/km,所以该回路的接地开关也应具备切、合电容电流的能力，以便在检修时释放以上的充电电流，故在电缆回路GIS侧装设快速接地开关。

经了解，广蓄一期充油电缆也要求在一端加装快速接地开关，但实际合闸时间约为1s，并未达到快速接地开关要求合闸时间小于0.1S的要求，与检修用接地开关并无差别。

运行几年来，虽经几次切合，并未发生问题。

这主要是电缆线路长度较短，电容量不够大的缘故。

GIS厂家说明=B只建议大电容电缆线路宜用快速接地开关，没有具体的规定。

今后应在技术交流中要求对GIS进行试验，规定具体数据。

广蓄一期采用充油电缆，线路长度约600m，电缆电容为0.209卩F/km，如以该工程为例推算，再加上留有裕度，每回电缆线路电容量如在0.1卩F/km以下，采用检修接地开关是没有问题，这样还可能节约投资。

根据广蓄二期合同，快速接地开关的合同价为84000美元/组，而检修接地开关只有48000美元/组。

3静止变频起动装置(SFC)的输入变压器利用静止可控硅变频起动装置来起动可逆式水.泵水轮机组是当今大型抽水 蓄能电站常用的起动方式。

SFC 的额定电压可以等于也可以低于发电电动机的额 定电压。

当采用低于发电电动机额定电压的 SFC ，其输入和输出二端均需装设有 变压器，使SFC 的电压能与电源电压和发电电动机电压相匹配。

但当采用等于发 电电动机额定电压的SFC ，一般输出端就不需再设变压器；至于输人端是否需设 输入变压器，则有的工程设置而有的工程未设置。

例如天荒坪 SFC ，输人端除了 装有限流电抗器外，还再加装变压比为 18kV/18kV 的输入变压器，见图3。

广蓄 二期SFC 的输入端则仅装限流电抗器，参见图4。

输弗电抗解图3天荒坪电站SFC 接线图 我们之所以特别要求加装输入变压器，主要是为了减少SFC 产生的谐波电压 对供电系统的影响，同时也能起到隔离作用与限制故障电流 (天荒坪输人变压器 的阻抗电压为10%)。

输入变压器的作用在广蓄二期得到了验证，正是由于未装 设输人变压器，所以在初期运行时曾发生过 SFC 投入使用时，其它机组保护发生 过无故跳闸停机的事故。

据分析可能是受到 SFC 产生的谐波干扰，导致机组保护 误动。

所以现在已要求卖方加装输人变压器。

4静止变频起动装置(SFC)的配置天荒坪电站为侗’要设置2套SFC 。

关于SFC 的配置，国外早期当可控硅装置 运行经验不多、可靠性还没现在这么高时，对机组台数较多 (如6台机及以上)的 蓄能电站、确有装设2套SFC 的，如英国的迪诺威克电站、日本的奥吉野电站等。

但随着可控硅装置可靠性日益提高、 结构的改进、检修方便、出故障修复费时不 多，后期投运的一些多机组iakv 櫛人电±t图4广莆二期电站SFC 接践图lBkV输人电抗蛊输人斷殊SE输人亚圧器 轴出断胖辟输出氐抗器蓄能电站也就只装设1套SFC,例如美国的巴斯康蒂电站。

基于这种情况，同时考虑到SFC是进口设备，原先是按1套SFC起动为主、再加“背靠背”起动为辅的原则设计的，只在布置上预留1套SFC的位置。

根据估算，用1套SFC连续起动6台机组，约需33min；如用1套SFC加“背靠背”同时起动，6台机组总起动时间约为23min。

我们认为这样的速度应能满足系统调度的要求。

由于业主对只设1套sFC仍有些担心，加上主机标澄清时投标商，同意不增加投标价再提供1套SFC，而且布置上原来已有位置，故决定改按安装2 套SFC进行设计，且同时仍保留“背靠背”起动作为备用：根据估算，采用2套SFC同时起动6台机组，总起动时间约为18min。

这就是天荒坪电站采用二套SFC的由来。

现在，通过广蓄一、二期、十三陵以及天荒坪电站SFC使用情况证明，SFC的可靠性是很高的。

采用2套SFC之后，考虑到2套SFC同时运行产生的谐波量也将成倍增长，故天荒坪电站消除谐波的滤波装置由每套SFC配2组滤波装置增加至5组滤波装置，且5次和7次谐波的滤波器容量也大幅度增加，使滤波装置占地面积加大，增加地下厂房布置的难度。

当然，要求对谐波限制的规定是否合理，也值得商讨。

大多数外商在技术交流或合同谈判过程中均反映我们规定过严，特别是像SFC这样的装置，使用时间极短，规定应可放宽。

5 抽水蓄能电站的调压方式抽水蓄能电站由于工况变换频繁，潮流变化大，高压母线上电压波动范围亦较大，系统调压计算结果往往要求采取调压措施。

目前电站采取调压措施有两种：一是加大发电电动机调压范围，例如广蓄一、二期，调压范围由一般的± 5%加大至±7.5%（据了解，投运以来实际调压范围为3.2%〜-3.4%）;另是电站升压变压器采用带负荷调压，调压范围一般由土2X 2.5% 加大至土8X 1.25%，例如天荒坪、十三陵电站。

国外目前也是这两种手段并存。

欧洲一些国家如法国、意大利、奥地利等，认为有载分接开关故障率较高，不主张在蓄能电站内装设带负荷调压的变化器，一般都采用加大发电电动机的调压范围，最大已达土10%UN。

日本则根据经济比较，认为采用带负荷调压变压器比加大发电电动机调压范围的方案经济，故其蓄能电站多采用带负荷调压变压器的方式。

从经济比较来分析，以天荒坪电站为例，当机组调压范围由±5%加大至±7.5%，估计发电电动机造价将增加1.0〜1.5%，约46万美元〜69万美元（6台机）; 变压器加装带负荷调压装置增加造价约为58万美元（6台）。

从可靠性来分析，目前尚无看到由于加大发电电动机调压范围而导致机组可靠性降低的报导。

但是变压器加装带负荷调压，由于分接开关的故障概率约为变压器故障的25%，可靠性比不带负荷调压变压器降低。

由于担心带负荷调压发生事故，加之变压器布置在地下洞室，万一事故导致变压器着火，后果就更严重，所以采用这种调压方式的天荒坪、十三陵两电站，从机组投运以来，带负荷调压装置一直不敢投入运行，仍按无载调压的变压器运行方式运行。