雙山五級站增容改造主接線比選及經驗推廣

臧煒穎 孫世勇

（吉林省水利水電勘測設計研究院 吉林長春 130021）

1 工程概況

雙山五級水電站位于吉林省長白朝鮮族自治縣境內十九道溝河上，在十九道溝村上游3km處，本電站為引水式開發地面式廠房。電站附近有長白縣至松江河的公路通過，廠房距縣城13km，交通方便。電站以1回66kV出線T接于66kV雙長線路送至長白縣城變電所，接入本縣電力網。

雙山五級水電站原裝機容量2520kW，多年平均發電量 1131×104kW·h。水庫正常蓄水位903.42m，死水位 902.12m，為日調節水庫。雙山五級水電站增容規模為裝機 1臺，單機容量1250kW。水輪機型號：HL-WJ-53，發電機型號：SFW1250-6/1180。增容后電站總裝機容量達到3770kW。

2 主接線方案

擬三個主接線方案進行技術經濟比較。

2.1 方案一

電站增加 1臺以電帶燃機組裝機 1250kW，為達到該機組并網發電條件，拆除重建當前出線間隔，增加1600kVA變壓器1臺及變壓器間隔1回，增設 7.2kV高壓開關柜 7面，增設100kVA/6.3/0.4kV站用變1臺，拆除重建母線門型構架4個，拆除重建30米避雷針1根。

2.2 方案二

電站增加 1臺以電帶燃機組裝機 1250kW，為達到該機組并網發電條件，拆除重建當前出線間隔，增加1600kVA變壓器1臺及變壓器間隔1回，增設 7.2kV高壓開關柜 7面，增設100kVA/6.3/0.4kV站用變1臺，拆除重建母線門型構架4個，拆除重建30米避雷針1根。將原有2臺S7型主變壓器拆除新建1臺S10型變壓器及重建相應變壓器間隔1回。

2.3 方案三

電站增加1臺以電帶燃機組裝機1250kW，為達到該機組并網發電條件，拆除重建當前出線間隔，將原有2臺S7型主變壓器拆除新建1臺S10型變壓器及重建相應變壓器間隔1回。增設7.2kV高壓開關柜9面，拆除重建母線門型構架3個。

2.4 技術經濟比較如下：

（1）機組運行情況（所有工況以電代燃機組優先運行）：

一臺機運行時間：1.5個月（1200小時）

二臺機運行時間：1個月（720小時）

三臺機運行時間：2個月（1440小時）

四臺機運行時間：1個月（720小時）

五臺機運行時間：6.5個月（4680小時）

（2）設備價格：

KYN28高壓柜：8萬元，S10-100/6.3/0.4kV電力變壓器：3.2萬元，S10-1600/63/6.3kV電力變壓器：25萬元，S10-5000/63/6.3kV電力變壓器：44萬元，S10-3150/63/6.3kV電力變壓器：32萬元，66kV間隔總造價：60萬/回，30m避雷針拆除重建費用：5萬，66kV母線門型構架拆除重建費用：5萬/個。

變壓器參數見表1：

表1 變壓器參數表

變壓器年電能損失費用：

其中：FB—變壓器年電能損失費用，萬元；PB—通過變壓器的總容量，kVA；Pn—變壓器的額定容量，kVA；PDL—變壓器的短路損耗，kW；PKZ—變壓器的空載損耗，kW；n—運行中相同容量變壓器臺數；τ—最大功率損耗時間，(與電站利用小時數及機組功率因數有關)h；由于本次比選系按照機組分時段運行，假定分段運行時間段內負荷恒定，故τ=t；t—變壓器運行小時數；D—每度電價，元(按照電站上網電價0.392/kW·h)。

3 方案比選

3.1 方案一

電站增加 1臺以電帶燃機組裝機 1250kW，為達到該機組并網發電條件，拆除重建當前出線間隔，增加1600kVA變壓器1臺及變壓器間隔1回，增設 7.2kV高壓開關柜 7面，增設100kVA/6.3/0.4kV站用變1臺，拆除重建母線門型構架4個，拆除重建30米避雷針1根。

3.1.1 新建部分設備總投資（萬元）

Z=25+8×7+60×2+20+5+3.2=229.2萬元

3.1.2 新建部分折舊維修費(萬元)

折舊維修費率取14%，X=Z×14%=0萬元（因改造工程該值取三方案的差值，以投資最小者為基準)。

3.1.3 電能損失費(萬元)

T1=1200小時 τ1=1200小時（1臺機運行時間）

3.1.4 年運行費(萬元)

F1= FB+X=11.0845+0=11.08萬元

3.1.5 計算費用(萬元)(效果系數取0.125-0.15,本次計算取0.14)

Fj1= F1+ PH×Z1=11.08+0.14×0=11.08萬元

3.2 方案二

電站增加 1臺以電帶燃機組裝機 1250kW，為達到該機組并網發電條件，拆除重建當前出線間隔，增加1600kVA變壓器1臺及變壓器間隔1回，增設 7.2kV高壓開關柜 7面，增設100kVA/6.3/0.4kV站用變1臺，拆除重建母線門型構架4個，拆除重建30米避雷針1根。將原有2臺S7型主變壓器拆除新建1臺S10型變壓器及重建相應變壓器間隔1回。

3.2.1 新建部分設備總投資（萬元）

Z=25+8×7+60×3+20+5+32=318萬元

3.2.2 新建部分折舊維修費(萬元)

折舊維修費率取14%：

X=Z×14%=（318-229.2）×14%=12.432萬元

3.2.3 電能損失費(萬元)

T1=1200小時 τ1=1200小時（1臺機運行時間）

3.2.4 年運行費(萬元)

F1= FB+X=11.0916+12.432=23.528萬元

3.2.5 計算費用(萬元)(效果系數取0.125-0.15，本次計算取0.14)

Fj1=F1+PH×Z1=23.528+0.14×88.8=35.96萬元

3.3 方案三

電站增加 1臺以電帶燃機組裝機 1250kW，為達到該機組并網發電條件，拆除重建當前出線間隔，將原有2臺S7型主變壓器拆除新建1臺S10型變壓器及重建相應變壓器間隔1回。增設7.2kV高壓開關柜9面，拆除重建母線門型構架3個。

3.3.1 新增部分設備總投資（萬元）

Z=44+8x8+60x2+15=243萬元

3.3.2 新增部分折舊維修費(萬元)(折舊維修費率取14%)

X=Z×14%=(243-229.2)×14%=1.932 萬元

3.3.3 電能損失費(萬元)

3.3.4 年運行費(萬元)

F1= FB+X=8.3857+1.932=10.289萬元

3.3.5 計算費用(萬元)(效果系數取0.125-0.15,本次計算取0.14)

3.4 主接線技術比較結論

主接線比較表見表2：

表2 主接線比較表 單位:萬元

從表2可見：方案一和方案三的計算費用基本相當，優于方案二；方案三在滿足可靠性和經濟性的同時，對老機組機端電壓部分也進行了改造，使得電站設備完好率得到飛躍式的增長，這是方案一和方案二所無法比擬的，故推薦方案三為選定方案。

4 結論

4.1 選定方案

綜合上述對比，選定方案接線簡單，運行維護費用低，變壓器損耗小，節能效果明顯，滿足電站可靠性。運行管理方面更為集中化、規范化、操作維護簡化。

選定方案：電站增加1臺以電帶燃機組裝機1250kW，為達到該機組并網發電條件，拆除重建當前出線間隔，將原有2臺S7型主變壓器拆除新建1臺S10型變壓器（5000kVA）及重建相應變壓器間隔1回。改造和新建7.2kV高壓開關柜9面，拆除重建母線門型構架4個。

4.2 經驗推廣

由于這些年來電網容量不斷增加，電網穩定性逐年增加，每座小型水電站在電網中的比重越來越小，每座小型水電站自身的投退對當地電網的影響微乎其微。傳統觀念重點考慮主接線的靈活可靠，往往采用單母線分段多臺主變并列運行的方式，防止主變或母線故障時保證電站不完全停機，從而保障電網的安全穩定運行。隨著電氣設備制造工業水平的不斷提高以及現場施工工藝的不斷提高，目前小型電站主變壓器及母線故障率非常低，不應再作為影響主接線可靠性的主要原因。本工程增容改造是采用了單母線接線通過一臺主變送出的方式，接線最為簡單，戶外設備少，運行維護方便。這種接線方案最大的問題是當枯水季節少量機組運行時是否造成較大變損的現象，就像很多人提出的變壓器不能“大馬拉小車”一樣。由于變壓器損耗中空載損耗所占比例很小，與變壓器負載率的平方成正比，通過上述計算可見，“大馬拉小車”未必引起變壓器損耗增加，從某種程度上還能減少變壓器損耗，考量變壓器損耗應結合電站運行特性負載損耗綜合計算。通過本電站增容改造案例可總結出規律性的經驗：在電網發育比較強大的地區，小型水電站主接線方案應以接線簡單為主，兼顧靈活損耗最低的主導思想，在可能的情況下盡量減少主變壓器臺數。

1 小型水電站（電氣一次）. 戴樹梅主編.