羅 胤，王小軍，郝 峰，董政淼，曹永闖

（1.河南天池抽水蓄能有限公司，河南省南陽市 473000；2.國網(wǎng)新源控股有限公司，北京市 100761）

0 引言

抽水蓄能（以下簡稱蓄能）電站工程具有建設周期長、占地面積廣、施工標段多等特點。因此，工程建設期施工用電規(guī)模大，且供電分布不夠集中，一般考慮建設專用的高壓線路接入電力系統(tǒng)，以滿足工程建設的需要[1]。蓄能電站多處山地區(qū)，一般當?shù)貐^(qū)域電網(wǎng)發(fā)展較為落后，蓄能電站工程附近無較大規(guī)模的變電站，施工供電工程暫不具備就近接入電網(wǎng)的條件，接入系統(tǒng)設計時應統(tǒng)籌考慮，先行從較遠的變電站接取電源，后期再對電源接入點進行優(yōu)化，提高施工供電的可靠性。蓄能電站施工供電系統(tǒng)在基建結束后，一般轉換為生產期的備用電源繼續(xù)使用，部分電力設備考慮采取永臨結合的設計，以節(jié)約工程投資成本。

1 天池抽水蓄能電站施工供電工程設計概況

根據(jù)天池抽水蓄能電站（以下簡稱天池電站）可研報告的施工組織設計方案，新建1座施工變電站，以一回110kV線路接入南召縣瑞祥變電站，導線選用結合南召電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃，線路路徑兼顧規(guī)劃中的110kV蓮花變電站位置，遠期考慮將天池—瑞祥110kV線路“Π”接入蓮花站。按照施工總布置規(guī)劃并充分考慮工程施工特點，天池施工配電系統(tǒng)主要向7個相對集中區(qū)域供電，即上庫區(qū)（3561kW）、下庫區(qū)（25kW）、營地區(qū)（3002kW）、砂石區(qū)（2020kW）、倉儲區(qū)（236kW）、交通洞區(qū)（897kW）、通風兼安全洞區(qū)（1984kW），各供電區(qū)域施工負荷總和約為12MW，按照需求系數(shù)法折算至高峰期的最大負荷約為7.5MW。因此，施工變電站的主變壓器選用額定容量為10MVA，考慮到施工機械、照明、壓縮空氣、供排水、砂石加工、混凝土生產等負荷功率因數(shù)的特點，在主變壓器低壓側設置無功補償裝置，大小按照主變壓器容量的15%～20%配置[2]，共設置（1200+1200）kvar的電容器組。天池電站110kV側采用線路-變壓器組接線，10kV側采用單母分段接線，并設置自備柴油發(fā)電機作為電站應急電源。

2 接入系統(tǒng)設計方案選擇

2.1 電壓等級的選擇

天池電站基建期施工屬連續(xù)生產項目，一旦供電發(fā)生故障，會對工程建設造成巨大損失，屬二類用戶（其中高峰一類負荷為1290.8kW）。結合施工供電工程規(guī)劃，施工變電站的規(guī)模不考慮遠期發(fā)展，為最終規(guī)模。同時考慮到施工變電站所處位置和負荷情況，并對周邊電源點進行了充分考察和論證，參照不同電壓等級的合理輸送距離和容量提出的具體要求[3]，擬采用110kV或35kV電壓等級接入系統(tǒng)。

2.2 地區(qū)電網(wǎng)的現(xiàn)狀

天池施工變電站地處南召縣西北部，其周圍有南召、瑞祥2座110kV變電站，有喬端、馬市坪、崔莊、城北4座35kV變電站，另根據(jù)地區(qū)負荷的發(fā)展需要，考慮新建220kV南召西變電站（一期：1×180MVA），主供南召縣城及南召西部負荷。站點的具體位置見圖1。

圖1 地區(qū)電網(wǎng)現(xiàn)狀及天池施工變電站規(guī)劃Fig.1 Present conditions of local electric grid as well as Tianchi construction substation plan

與天池站距離較近的有110kV南召站和瑞祥站，35kV馬市坪站及崔莊站。各變電站及出線情況敘述如下：

（1）南召站有主變壓器2臺。有110kV進線2回分別至鹿鳴、瑞祥變電站；35kV出線設計規(guī)模5回，已上5回，分別至南河店、白土崗、馬市坪、城北和T 接到小店35kV變電站。該站已被城區(qū)包圍，110kV已無間隔，周圍35kV走廊擁擠，且南召站現(xiàn)有最大負荷已達62MW，隨著南召城區(qū)經(jīng)濟快速發(fā)展，新增負荷空間有限。

（2）瑞祥站有主變壓器2臺。110kV進線4回，2回分別至南召站和皇路店站，110kV出線備用2回；35kV出線已上4回，分別為至青山站2回，至白土崗站、南河店站各1回，35kV出線備用2回。該站遠離城區(qū)，出線走廊較為開闊。瑞祥變電站最大負荷約為65MW，且在該地區(qū)220kV南召西站投運后，將進一步減輕地區(qū)負荷壓力，供電可靠性較高。

（3）馬市坪站有主變壓器2臺。35kV最終設計進線3回，現(xiàn)已有3回，分別為至南召、喬端和板山坪站。變電站35kV側已無間隔，出線走廊擁擠，馬市坪站最大負荷約為4MW，但變電站所在區(qū)域周圍鐵礦、大理石資源豐富，亟待開發(fā)，用電需求將不斷增長。

（4）崔莊站有主變壓器1臺。35kV設計為單母分段接線，進線4回，現(xiàn)已建1回，為至35kV城北站，周圍35kV出線走廊開闊。但崔莊站至天池施工變電站線路路徑地形復雜，送電線路要經(jīng)過海拔較高地區(qū)，沿途無公路，為無人區(qū)，極不便于施工維護，而崔莊站經(jīng)城北站接入南召站，造成供電連接點過多，供電可靠性不高。

綜合地區(qū)電網(wǎng)的現(xiàn)狀分析，具備天池施工供電工程接入條件的只有瑞祥站，35kV召馬線及正在規(guī)劃中的南召西變電站。

2.3 接入系統(tǒng)方案選擇的結果

依據(jù)天池電站建設期施工總負荷統(tǒng)計情況，充分考慮地區(qū)電網(wǎng)發(fā)展現(xiàn)狀，初步擬訂4種接入系統(tǒng)方案，見圖1。方案一，建設天池—瑞祥110kV線路；方案二，建設天池—瑞祥35kV線路，并建設天池—馬市坪備用10kV線路，確保天池電站施工期一類負荷供應；方案三，建設天池—南召西（規(guī)劃中）110kV線路，天池站先期由瑞祥110kV側接入，待220kV南召西站建成后天池站改為南召西站110kV側供電；方案四，在南召—馬市坪的35kV線路上“T”接至天池站。

分別從可靠性、安全性、經(jīng)濟性及工程造價等方面對4種接入系統(tǒng)方案進行綜合比較和全面分析，進一步選擇和確定方案，具體分析結果見表1。

經(jīng)過綜合技術經(jīng)濟比較分析，天池站接入系統(tǒng)方案的最終結果采用方案一，即建設天池施工變電站至瑞祥變電站110kV線路（LGJ-120/34km）與系統(tǒng)聯(lián)絡。具體選擇理由如下：

（1）按規(guī)定35kV及以上供電電壓正、負偏差絕對值之和不超過標稱電壓的10%，20kV及以下三相供電電壓偏差為標稱電壓的7%[4]。方案二線路長度為34km，在天池站峰值負荷情況下，由瑞祥站至天池站線路電壓損失過高，電壓偏差略微超標，潮流不合理。

表1 接入系統(tǒng)方案比較分析Tab.1 Comparison and analysis for connecting scheme

（2）方案四在天池站峰值負荷情況下，召馬線運行電壓偏低，但仍在規(guī)定范圍內。當召馬線故障時，將馬市坪、喬端等站一并切除，此時馬市坪站由馬板線供電，供電半徑過大，電壓損失超標，潮流極不合理。

（3）方案四召馬線為LGJ-150導線，導線持續(xù)極限容量為21.8MVA，天池站采用“T”接召馬線方式，召馬線未來將過負荷（35kV喬端站和35kV馬市坪站負荷分別為7.6MW和8.1MW，若35kV天池站投運后，新增10MW負荷，功率因數(shù)按0.95考慮，此時召馬線需輸送功率為29.1MVA）。

（4）110kV比35kV電價低0.015元/kWh，天池電站基建工程施工總用電量約1.8億kWh，方案一、三較方案二、四在電費結算時可節(jié)省270萬元。

（5）從電網(wǎng)總體規(guī)劃考慮，方案一可避免110kV線路重復建設22.7km，節(jié)省電網(wǎng)投資1693萬元，方案三可避免重復建設南召西—瑞祥線路工程，節(jié)省電網(wǎng)投資2050萬元。

（6）方案三存在中途改線及電源側接入設備重復采購問題，不利于施工組織、電網(wǎng)協(xié)調、地方青賠，且工程建設造價最高。

（7）方案一符合地方電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃，且該方案可靠性高、安全性好、電壓損失低、潮流分布合理、工程造價適中，是最為合適的接入系統(tǒng)方案。

3 接入系統(tǒng)設計方案的優(yōu)化

3.1 優(yōu)化設計的概述

為天池電站施工期電源更為可靠，遠期考慮將天池站接入系統(tǒng)的電源點從較遠的瑞祥站（距天池站34km）優(yōu)化設計至較近的蓮花站（距天池站9km），該站的電氣主接線見圖2。一期主變規(guī)模為1×50MVA，110kV最終4回出線，本期2回，分別至瑞祥站和天池站（“Π”接110kV瑞祥—天池線路）。按照蓮花站的建設方案，將原有110kV瑞祥—天池線路開斷環(huán)入蓮花站的110kV母線，這種接法又稱“Π”接、橋接或剖接。對天池站而言，“Π”接的可靠性及與系統(tǒng)的緊密性將大幅提高，尤其是在后期蓮花站至南召中站線路，蓮花站至新板山坪站線路全部完建后，屆時系統(tǒng)側多路電源均可向天池站供應負荷。

圖2 南召110kV蓮花變電站電氣主接線Fig.2 Electrical primary diagram of Nanzhao 110kV Lianhua substation

3.2 優(yōu)化設計的技術難點

天池電站施工供電工程的尾工項目與南召蓮花110kV送變電工程幾乎同時建設完成，根據(jù)現(xiàn)場實際情況，在天池站還未受電時，直接將天池—瑞祥110kV線路“Π”接入蓮花站，東“Π”和西“Π”的設計位置見圖3。由于負責建設管理天池施工供電工程和南召蓮花送變電工程項目法人不同，且兩個工程的設計單位也不同，在設計線路接入時出現(xiàn)“Π”點兩側導地線及光纜型號不一致的問題，給“Π”接設計帶來了一定的困擾和技術難度。

圖3 東“Π”和西“Π”的設計位置Fig.3 Design positions of east “Π”shape and west “Π”shape

3.2.1 “Π”接鐵塔受力情況分析

東“Π”N12塔位于原瑞祥—天池線路的N69塔和N70塔之間，型號為1B2-J4-21轉角塔，該塔可承受的導線張力差為19271N，地線張力差為8684N；西“Π”N10塔位于原瑞祥—天池線路的N80塔和N81塔之間，型號為1A3-J1-18轉角塔，該塔可承受的導線張力差為8813N，地線張力差為6917N。東“Π”N12塔實際導線張力差9404N，地線張力差4193N，東“Π”接入時導地線張力差均滿足鐵塔使用條件，可以正常架線施工；西“Π”N10塔實際導線張力差16228N，地線張力差15405N，西“Π”接入時導地線張力差均超出鐵塔使用條件，需進一步采取措施。

3.2.2 西“Π”接入系統(tǒng)導地線架線曲線設計

針對西“Π”接入時導地線張力差均超標的問題，擬采用以下3種對策：

（1）更換西“Π”N10塔（塔型：1A3-J1-18），修改為終端塔。鑒于瑞祥—天池N70～N80段已退出運行，可利用原線路N73塔（塔型：24B-DJ-18）。

（2）更換西“Π”線路全段導地線。鑒于瑞祥—天池N70～N80段已退出運行，可利用原線路N70～N80段導地線。

（3）連續(xù)調整西“Π”N10～原線路N81（塔型：1A3-ZM3-21）、N82（塔型：24A-JC1-21）、N83（塔型：24A-JC2-24）、N84（ 塔 型：24A-JC1-27） 段導地線張力。

考慮到第1、2種方案工程組價和施工組織的復雜性，決定采用第3種方案，優(yōu)化西“Π”接入系統(tǒng)導地線架線曲線設計。分別對西“Π”N10～原線路N84各耐張段導地線張力差進行調整，經(jīng)調整后的各段張力差已能夠滿足各鐵塔的使用條件，具體分析如下：

（1）1A3型轉角塔允許導線張力差為8813N，允許地線張力差為6917N；24A型轉角塔允許導線張力差為15596N，允許地線張力差為9359N。調整各耐張段張力后，1A3型轉角塔實際承受導線最大張力差為6255N，地線最大張力差為6532N；24A型轉角塔實際承受導線最大張力差為8743N，地線最大張力差為8500N。1A3型和24A型塔承受張力差均小于允許張力差。

（2）原線路N81為直線塔，不承受導地線張力，不參與各耐張段的張力調整。

（3）導地線安全系數(shù)提高后，導地線弧垂增大，對地距離減小，但經(jīng)過計算和實測，導地線對交叉跨越物的最小距離均大于8m，滿足安全距離的要求。

4 備用電源系統(tǒng)設計

天池施工變電站僅依靠一回110kV線路接入系統(tǒng)，聯(lián)系不夠緊密，尤其是在蓮花站110kV側環(huán)網(wǎng)形成之前，瑞祥—蓮花—天池線路的任一環(huán)節(jié)發(fā)生故障，都將導致天池全站失電。但在天池工程建設期間，仍有部分一類負荷，一旦中斷供電，可能發(fā)生人身和設備事故，因此，考慮在天池站內自備柴油發(fā)電機，供應急使用。

為節(jié)約工程投資成本，柴油發(fā)電機按照永臨結合設計，柴油發(fā)電機即作為基建期的施工應急電源和庫區(qū)泄洪備用電源，又作為生產期的保安電源和機組黑啟動電源。柴油發(fā)電機容量的選擇按滿足基建期和生產期二者的最大值考慮，但不考慮生產期黑啟動負荷與保安負荷同時出現(xiàn)的情況。按照天池電站主體工程合同的約定，主體施工標段的一類負荷由施工單位自行配備柴油發(fā)電機。基建期僅考慮庫區(qū)泄洪備用電源和業(yè)主營地一類負荷約為200kW，生產期保安負荷約為200kW，生產期黑啟動一臺機組負荷約為530kW，其中最大的單臺電動機（技術供水泵）負荷約為160kW。因此，柴油發(fā)電機容量應按照生產期黑啟動一臺機組進行選型計算，主要有以下3種方法：

（1）按負荷計算柴油發(fā)電機容量：

式中SG1——計算負荷，kVA；

α——負荷率，取1；

PΣ——可能同時運行的總負荷，kW；

ηΣ——計算負荷的效率，取0.82；

cosφ——計算負荷功率因數(shù)，取0.8。

故SG1=530/（0.82×0.8）=808kVA

（2）按最大的單臺電動機或成組電動機啟動需要計算柴油發(fā)電機容量：

式中SG2—— 按最大的單臺電動機的啟動需要計算的柴油發(fā)電機容量，kVA；

Pm—— 啟動容量最大的電動機容量，取技術供水泵負荷160kW；

Kdq——電動機的啟動倍數(shù)，取5；

C——電動機的啟動系數(shù)，取0.67；

cosφm——電動機的啟動功率因數(shù)，取0.4；

ηd×cosφd—— 電動機的效率和額定功率因素乘積，取0.80；

cosφG——柴油發(fā)電機的功率因素，取0.80。

故SG2={（530-160）/0.82+（160×5×0.67×0.4）/0.8}/0.8=899kVA

（3）按啟動時母線允許電壓降計算柴油發(fā)電機容量：

式中SG3—— 按啟動時母線允許壓降計算校驗的柴油發(fā)電機容量，kVA；

Pdm—— 最大的單臺電動機功率，取技術供水泵負荷160kW；

Kdq——電動機的啟動倍數(shù)，取5；

C——電動機的啟動系數(shù)，取0.67；

Xd″——柴油發(fā)電機次暫態(tài)電抗，取0.25；

ηd×cosφd—— 電動機的效率和額定功率因素乘積，取0.80；

ΔE——母線允許的瞬時電壓降，取0.2。

故SG3=160×5×0.67×0.25/0.8×（1/0.2-1）=670kVA

綜上所述，柴油發(fā)電機的容量不應小于899kVA，故選擇1臺10kV，1000kW柴油發(fā)電機組作為天池電站基建期和生產期的自備應急電源。

5 結束語

（1）蓄能電站施工供電接入系統(tǒng)設計應充分考慮基建期工程用電負荷大小，結合地方電網(wǎng)發(fā)展現(xiàn)狀，確定接入系統(tǒng)的電壓等級，并在綜合比較分析各接入系統(tǒng)方案的可靠性、安全性、經(jīng)濟性和工程造價等方面后，選擇最為合適的方案接入系統(tǒng)。

（2）接入系統(tǒng)設計可結合地方電網(wǎng)遠期規(guī)劃，優(yōu)化調整接入系統(tǒng)電源的位置，提高蓄能電站工程建設期施工電源的可靠性。

（3）規(guī)劃線路“Π”接時，統(tǒng)籌協(xié)調好不同工程項目法人單位和設計單位的關系，宜盡早建立溝通交流平臺，避免因導地線、鐵塔選型問題，增加線路“Π”接設計的難度。

（4）施工備用電源如若采用自備柴油發(fā)電機時，應按永臨結合設計，統(tǒng)籌考慮基建期和生產期應急負荷的大小，確定柴油發(fā)電機的容量，可適當節(jié)省全站建設的工程投資。