云南楚雄不管河一級水電站電氣設計

（廣西右江水利開發有限責任公司，廣西 南寧 530029）

【摘 要】云南省水資源十分豐富，但經濟發展相對落后，為把水電資源優勢轉化為經濟優勢，云南省大力推進中小水電站建設。如今，30 MW及以下的中小型機組在云南省已得到廣泛應用。根據發展要求，同時為了滿足可靠性、靈活性、經濟性的電力設計要求，不管河一級水電站采用了2臺發電機連接1臺主變壓器的擴大單元接線方式，在中小水電站設計中已具有較好的運行經驗。設備的選擇考慮了新型設備，讓新技術更好地服務于電力企業。同時，采用適宜的設備配置及可靠的保護配置，具有較好的實用性，能滿足供電可靠性的要求。

【關鍵詞】水電站；電氣主接線；短路電流；繼電保護；接地

【中圖分類號】TV734 【文獻標識碼】A 【文章編號】1674-0688（2016）07-0106-04

1 概述

不管河一級電站為原規劃一級、二級電站的并級開發電站，地處云南省楚雄彝族自治州楚雄市西舍路鎮境內，工程位于紅河（禮社江河段）右岸一級支流不管河中上游位置，地理位置為東經101°5'17''～101°7'00''，北緯24°30'23''～24°32'24''。距楚雄市217 km，離西舍路鎮25 km，屬紅河水系。原規劃一、二級電站總計裝機容量為9.5 MW，保證出力3 141 kW，多年平均發電量為5 687萬kW·h。現將原規劃一級、二級電站合并成一級進行開發后，電站總裝機容量為15 MW，保證出力2.479 MW，多年平均發電量為6 570萬kW·h。電站為引水式高水頭水電站，額定水頭為539 m。

不管河一級水電站工程由首部取水樞紐、發電引水系統和電站廠區3個部分組成。工程總布置方案如下：分別在不管河干流一茅家壩河與水浸河匯口以下約220 m處及不管河左岸一級支流一白水河上修建攔河閘壩，首先從不管河水庫取水，通過不管河引水渠系引入白水河水庫，然后又在白水河水庫取水，利用白水河引水渠系將水引至壓力前池，再由前池進水閘室經壓力鋼管道進入水輪機發電，壓力管道采用一管雙機供水方式，后接布置在不管河三級水電站取水口上游約70 m處左岸坡腳的地面式發電廠房，電站尾水進入不管河三級電站取水口。

2 接入電力系統方式

根據《不管河一級電站規劃報告》和《不管河一級電站接入系統方案》成果，結合電站裝機規模、地理位置及其在系統中所處的作用等因素，擬定本電站與電力系統的連接方式如下：不管河一級電站以一回110 kV線路接入不管河三級電站110 kV母線側，輸送容量為15 MW，輸送距離約5 km，選用LGJ-95導線；另預留一回35 kV出線。除廠用電及前池用電外，不考慮近區負荷和壩區用電。

3 電氣主接線

根據電站裝機規模及擬定的接入系統方案，按照接線簡單清晰、技術先進、經濟合理及便于分期過渡的原則，對本電站的電氣主接線進行以下3個方案的技術經濟比選。

方案一：采用“兩機一變”的方式，發電機電壓側接線為單母線接線；升高電壓側，110 kV出線和35 kV出線為變壓器一線路組接線方式，主變壓器為一臺容量為20 000 kVA的三線圈無載調壓變壓器。設2臺廠用變壓器，容量均為200 kVA，一臺接至6.3 kV電壓母線，另一臺接至保留下來的施工電源。此方案的優點為接線簡單、清晰，操作靈活，維護方便，且高壓側設備少，占地面積小，設備投資和土建投資都較少。但只有一臺主變壓器，當變壓器或者6.3 kV母線發生故障時，將造成全廠停電，故障影響范圍大；此外，小負荷運行時，空載損耗較大。

方案二：發電機電壓側接線為單母線接線，但采用2臺主變壓器，容量均為20 000 kVA，一臺升高至110 kV，另一臺升高至35 kV，升高電壓側接線均采用變壓器一線路組接線方式。設2臺廠用變壓器，容量均為200 kVA，一臺接至6.3 kV電壓母線，另一臺引全保留下來的施工電源。此方案的優點為有2臺主壓器，當一臺主變壓器發生故障時，不導致全廠停電，可靠性較高；此外，其一期工程投資低。缺點是2臺主變壓器容量均為20 000 kVA，整體工程投資過高，且二期工程建成之后，將造成主變壓器容量過剩。

方案三：“采用一機一變”的方式，2臺主變壓器都為三線圈變壓器，容量均為10 000 kVA。升高電壓側110 kV接線和35 kV接線均為單母線接線方式。設2臺廠用變壓器，容量均為200 kVA，分別引接至2臺發電機出口。此方案的優點為供電可靠性高和靈活性高，任一臺主變壓器發生故障都不會影響另一臺機組的正常發電和線路的供電。但采用2臺三圈變壓器，繼電保護復雜，高壓側設備增多，增加了電氣設備的投資和占地面積，鑒于電站所處位置為陡坡，將大大增加土建開挖量，導致土建投資過大。

以上3個方案在技術上都能滿足供電要求，雖然方案二和方案三的供電可靠性要比方案一的高，年停電損失費用也少1.5萬元，但其投資較大，僅計所增加的電氣設備投資，方案二和方案三所減少的停電損失費用至少需要50年以上才能收回。此外，考慮到目前變壓器的可靠性極高，生產廠家可保證非人為破壞情況下20年內不需檢修。

綜上所述，本電站的電氣主接線方案推薦采用方案一。

4 主要電氣設備的選擇

4.1 短路電流計算

根據本電站的接入電力系統方式，本電站短路電流計算（如圖1所示）以楚雄變電站110 kV母線為無窮大系統，結合發電機及主變的運行參數，經計算得以下成果（見表1）。

4.2 電力設備選擇

根據短路電流計算結果及本電站升壓站的布置方式選擇電氣設備，并能滿足設備本身相對應的要求。選取主要設備的具體參數如下。

（1）水輪發電機（2臺）：型號為SF7500-8/2150；額定出力為7 500 kW；額定電壓為6.3 kV；功率因數為0.8；額定頻率為50 Hz；勵磁方式為微機型自并激可控硅整流靜止勵磁。

（2）發電機引出封閉母線：型號為GZXFM-10.5/1 250 A；額定電壓為10 kV；額定電流為1 250 A。

（3）主變壓器低壓側封閉母線：型號為GZXFM-

10.5/2 500 A；額定電壓為10 kV；額定電流為2 500 A。

（4）發電機出口斷路器柜（2臺）：型號為KYN28C-

12/18；額定電壓為12 kV；額定電流為1 250 A；額定開斷電流為25 kA。

（5）發電機出口及母線BV柜（5臺）：型號為KYN28C-12/18；額定電壓比為6/根3/0.1/根3/0.1/根3/0.1 kV；

（6）主變壓器低壓側斷路器柜（1臺）：型號為YN28C-12/18；額定電壓為12 kV；額定電流為2 500 A；額定開斷電流為25 kA。

（7）41B進線柜（1臺）：型號為KYN28C-12/18；額定電壓為12 kV；額定電流為1 250 A；額定開斷電流為25 kA。

（8）42B進線柜（1臺）：型號為KYN28C-12/18；額定電壓為12 kV；額定電流為1 250 A；額定開斷電流為20 kA。

（9）主變壓器：型號為SFS9-20000/110；額定電壓為121±8×1.25%/38.5±2×5%/6.3 kV；額定容量為20 000 kVA；接線組別為YNyn0dl1；冷卻方式為風冷式；運輸重量為43.2 t。

（10）廠用變壓器（2臺）：型號為SC-200 kVA；額定電壓為6.3±5%/0.4 kV，10.5+5%/0.4 kV；額定容量為200kVA；接線組別為D，yn-11。

（11）110 kV側斷路器（1臺）：型號為LW25.126；額定電壓為126 kV；額定電流為2 000 A；額定開斷電流為31.5 kA。

（12）110 kV側隔離開關（3臺）：型號為GW5-l10GD/600；額定電壓為110 kV；額定電流為600 A。

（13）110 kV側電流互感器（3臺）：型號為LB3-110；額定電壓為110 kV；額定電流比為150/1 A；準確等級為0.2/10P20/10P20/10P20。

（14）110kV側電壓互感器（3臺）：型號為JDCF-110；額定電壓比為110/根3/0.1/根3/0.1/根3/0.1 kV；準確等級為0.5。

（15）110 kV側電容式電壓互感器（1臺）：型號為YDR-110；額定電壓比為110/根3/0.1/根3/0.1 kV；準確等級為0.5。

（16）高頻阻波器（1臺）：型號為XZK-400。

（17）110 kV避雷器（6只）：型號為Y10W-126/

312；系統額定電壓為110 kV。

（18）35 kV側斷路器（3臺）：型號為ZWl8-40.5；額定電壓為40.5 kV；額定電流為1 250 A；額定開斷電流為25 kA；額定電流比為400/1 A；準確等級為0.5/10P20/10P20/10P20。

（19）35 kV側隔離開關（3臺）：型號為GW5-35GD/600；額定電壓為35 kV；額定電流為600 A。

（20）35 kV側電壓互感器（3臺）：型號為JDJ2-

35；額定電壓比為35/根3/0.1/根3/0.1/根3/0.1/3 kV；準確等級為0.5。

（21）35 kV避雷器（6只）：型號為HY5WZ-51/134；系統額定電壓為35 kV。

（22）耦合電容器（1臺）：型號為OWF35/根3-0.005。

（23）高頻阻波器（1臺）：型號為XZK-200-1.0。

（24）發電機中性點電流互感器（3臺）：型號為LAJ-

10；額定電壓為10 kV；額定電流為1 500/1A；準確等級為10P20/10P20。

（25）變壓器中性點電流互感器（1臺）：型號為LR-

60；額定電壓為60 kV；額定電流為50/1 A；準確等級為10P20。

5 廠用電接線

廠用電接線采用從發電機出口6.3 kV母線引接一臺容量為200 kVA干式變壓器作為主要廠用電源，接至保留下來的施工變電站容量為200 kVA干式變壓器作為廠用備用電源，2個廠用電源互為備用，不能并聯運行。本站采用機組自用電和公用電混合供電的方式，采用一級380/220 V供電。

2個壩區及壓力前池距副廠房輸電距離較遠，用0.4 kV供電無法滿足要求。由發電機出口6.3 kV母線引接一臺容量為200 kVA的干式變壓器，升高電壓到10.5 kV，采用兩回10 kV線路向其供電，再各設一臺變壓器降壓，這樣投資過大，鑒于壩區和前池閘門均無泄洪要求，因此可由當地農網直接向其供電。

6 繼電保護

根據電氣主接線，本站電氣主設備的繼電保護按《繼電保護和安全自動裝置規程》（GB 14285—93）和《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》及有關標準、規定配置，各保護均采用微機型成套保護裝置，按發電機、變壓器、110 kV、35 kV線路分別組屏。發電機保護、主變壓器保護、110 kV線路保護和35 kV線路保護及自動裝置布置于中控室。

廠用變壓器供電系統等的繼電保護裝置，分別采用測控保護綜合裝置，該裝置具有監測、控制和保護多種功能，并具有I/O和串行通信2種接口，與公用現地控制單元LCU連接。廠用變壓器及高低壓廠用系統保護、備用電源等自投裝置，原則上不單獨設屏，隨一次屏成套。

6.1 過電壓保護及接地裝置

（1）直擊雷保護。電站裝設2根30 m高的避雷針，保護主變壓器、110 kV出線設備和35 kV出線設備。并在廠房頂沿墻敷設避雷帶，以作直擊雷的保護。

（2）過電壓保護。按《水力發電廠過電壓保護和絕緣設計技術導則》（DL/T 5090—1999）要求，在主變壓器的高、中、低壓側各裝設1組避雷器，在110 kV線路側和35 kV線路側配置1組避雷器，110 kV線路全線架設避雷線。

6.2 接地

電站接地使用一個統一的接地網，采用人工接地體和自然接地體相結合的方式。接地電阻不小于2 000/I Ω。

（1）主接地網。電站主接地網由自然接地體和人工接地網2個部分組成。自然接地體利用引水系統的鋼管和鋼筋、供排水管、機組蝸殼、尾水管、各種閘門、攔污柵、水工構筑物的金屬構架等；在升壓站和廠房附近各敷設一個接地網組成人工接地網。自然接地體和人工接地網之間至少用2根接地干線連接，干線截面不得小于50 mm×5 mm的扁鋼或直徑為18 mm的圓鋼，以構成全廠接地系統。

（2）電氣設備接地。在電站主副廠房、主變場及房頂布置各級電壓的電氣設備，均與明敷或者暗敷成閉合回路的水平接地干線相連接。各建筑物層的水平接地網間，將通過多根垂直接地干線連成一體，并與主接地網連接。重要電氣設備的工作和保護接地干線的連接不少于兩處。

（3）均衡地位接地。在主、副廠房，沿廠房柱內，每隔4 ～5 m距離選定1～2根垂直鋼筋與房頂及地板內表層水平鋼筋焊牢，形成一個屏蔽網。它們與接地干線的連接，使整個結構地位均衡。此外，在升壓站敷設均壓網。

7 結論

本文通過分析電氣主接線的確定、短路電流計算、電氣設備的選擇、繼電保護設計和接地布置，可以得出如下結論。

（1）電氣主接線具有可靠性、靈活性高和經濟性優良的特點。

（2）電氣設備的選擇完全滿足主接線的要求。

（3）短路電流計算方法合理有效，計算方法參考價值很高，可以在選擇電氣設備時，保證設備在正常運行和故障情況下都能安全、可靠地工作，同時又力求節約資金。

（4）電氣一次設備的選擇計算結果準確合理。

（5）廠用電有雙電源，供電可靠性較高。

（6）繼電保護和接地網設計較全面，能較好地實現保護和避雷作用。

參 考 文 獻

[1]許建安.中小型水電站電氣設計手冊[M].北京：中國水利水電出版社，2007.

[2]貴州省水利水電勘測設計院.不管河一級水電站工程可行性研究報告[R].2005.

[3]孟詳萍，高燕.電力系統分析[M].北京：高等教育出版社，2004.

[4]熊信銀.發電廠電氣部分[M].北京：中國電力出版社，2004.

[5]楊貴恒，常思浩.電氣工程師手冊[M].北京：化學工業出版社，2014.

[責任編輯：陳澤琦]

【作者簡介】何志慧，男，廣西南寧人，本科，廣西右江水利開發有限責任公司工程師，從事水利水電工程管理工作。