双山五级站增容改造主接线比选及经验推广

臧炜颖 孙世勇

（吉林省水利水电勘测设计研究院 吉林长春 130021）

1 工程概况

双山五级水电站位于吉林省长白朝鲜族自治县境内十九道沟河上，在十九道沟村上游3km处，本电站为引水式开发地面式厂房。电站附近有长白县至松江河的公路通过，厂房距县城13km，交通方便。电站以1回66kV出线T接于66kV双长线路送至长白县城变电所，接入本县电力网。

双山五级水电站原装机容量2520kW，多年平均发电量 1131×104kW·h。水库正常蓄水位903.42m，死水位 902.12m，为日调节水库。双山五级水电站增容规模为装机 1台，单机容量1250kW。水轮机型号：HL-WJ-53，发电机型号：SFW1250-6/1180。增容后电站总装机容量达到3770kW。

2 主接线方案

拟三个主接线方案进行技术经济比较。

2.1 方案一

电站增加 1台以电带燃机组装机 1250kW，为达到该机组并网发电条件，拆除重建当前出线间隔，增加1600kVA变压器1台及变压器间隔1回，增设 7.2kV高压开关柜 7面，增设100kVA/6.3/0.4kV站用变1台，拆除重建母线门型构架4个，拆除重建30米避雷针1根。

2.2 方案二

电站增加 1台以电带燃机组装机 1250kW，为达到该机组并网发电条件，拆除重建当前出线间隔，增加1600kVA变压器1台及变压器间隔1回，增设 7.2kV高压开关柜 7面，增设100kVA/6.3/0.4kV站用变1台，拆除重建母线门型构架4个，拆除重建30米避雷针1根。将原有2台S7型主变压器拆除新建1台S10型变压器及重建相应变压器间隔1回。

2.3 方案三

电站增加1台以电带燃机组装机1250kW，为达到该机组并网发电条件，拆除重建当前出线间隔，将原有2台S7型主变压器拆除新建1台S10型变压器及重建相应变压器间隔1回。增设7.2kV高压开关柜9面，拆除重建母线门型构架3个。

2.4 技术经济比较如下：

（1）机组运行情况（所有工况以电代燃机组优先运行）：

一台机运行时间：1.5个月（1200小时）

二台机运行时间：1个月（720小时）

三台机运行时间：2个月（1440小时）

四台机运行时间：1个月（720小时）

五台机运行时间：6.5个月（4680小时）

（2）设备价格：

KYN28高压柜：8万元，S10-100/6.3/0.4kV电力变压器：3.2万元，S10-1600/63/6.3kV电力变压器：25万元，S10-5000/63/6.3kV电力变压器：44万元，S10-3150/63/6.3kV电力变压器：32万元，66kV间隔总造价：60万/回，30m避雷针拆除重建费用：5万，66kV母线门型构架拆除重建费用：5万/个。

变压器参数见表1：

表1 变压器参数表

变压器年电能损失费用：

其中：FB—变压器年电能损失费用，万元；PB—通过变压器的总容量，kVA；Pn—变压器的额定容量，kVA；PDL—变压器的短路损耗，kW；PKZ—变压器的空载损耗，kW；n—运行中相同容量变压器台数；τ—最大功率损耗时间，(与电站利用小时数及机组功率因数有关)h；由于本次比选系按照机组分时段运行，假定分段运行时间段内负荷恒定，故τ=t；t—变压器运行小时数；D—每度电价，元(按照电站上网电价0.392/kW·h)。

3 方案比选

3.1 方案一

电站增加 1台以电带燃机组装机 1250kW，为达到该机组并网发电条件，拆除重建当前出线间隔，增加1600kVA变压器1台及变压器间隔1回，增设 7.2kV高压开关柜 7面，增设100kVA/6.3/0.4kV站用变1台，拆除重建母线门型构架4个，拆除重建30米避雷针1根。

3.1.1 新建部分设备总投资（万元）

Z=25+8×7+60×2+20+5+3.2=229.2万元

3.1.2 新建部分折旧维修费(万元)

折旧维修费率取14%，X=Z×14%=0万元（因改造工程该值取三方案的差值，以投资最小者为基准)。

3.1.3 电能损失费(万元)

T1=1200小时 τ1=1200小时（1台机运行时间）

3.1.4 年运行费(万元)

F1= FB+X=11.0845+0=11.08万元

3.1.5 计算费用(万元)(效果系数取0.125-0.15,本次计算取0.14)

Fj1= F1+ PH×Z1=11.08+0.14×0=11.08万元

3.2 方案二

电站增加 1台以电带燃机组装机 1250kW，为达到该机组并网发电条件，拆除重建当前出线间隔，增加1600kVA变压器1台及变压器间隔1回，增设 7.2kV高压开关柜 7面，增设100kVA/6.3/0.4kV站用变1台，拆除重建母线门型构架4个，拆除重建30米避雷针1根。将原有2台S7型主变压器拆除新建1台S10型变压器及重建相应变压器间隔1回。

3.2.1 新建部分设备总投资（万元）

Z=25+8×7+60×3+20+5+32=318万元

3.2.2 新建部分折旧维修费(万元)

折旧维修费率取14%：

X=Z×14%=（318-229.2）×14%=12.432万元

3.2.3 电能损失费(万元)

T1=1200小时 τ1=1200小时（1台机运行时间）

3.2.4 年运行费(万元)

F1= FB+X=11.0916+12.432=23.528万元

3.2.5 计算费用(万元)(效果系数取0.125-0.15，本次计算取0.14)

Fj1=F1+PH×Z1=23.528+0.14×88.8=35.96万元

3.3 方案三

电站增加 1台以电带燃机组装机 1250kW，为达到该机组并网发电条件，拆除重建当前出线间隔，将原有2台S7型主变压器拆除新建1台S10型变压器及重建相应变压器间隔1回。增设7.2kV高压开关柜9面，拆除重建母线门型构架3个。

3.3.1 新增部分设备总投资（万元）

Z=44+8x8+60x2+15=243万元

3.3.2 新增部分折旧维修费(万元)(折旧维修费率取14%)

X=Z×14%=(243-229.2)×14%=1.932 万元

3.3.3 电能损失费(万元)

3.3.4 年运行费(万元)

F1= FB+X=8.3857+1.932=10.289万元

3.3.5 计算费用(万元)(效果系数取0.125-0.15,本次计算取0.14)

3.4 主接线技术比较结论

主接线比较表见表2：

表2 主接线比较表 单位:万元

从表2可见：方案一和方案三的计算费用基本相当，优于方案二；方案三在满足可靠性和经济性的同时，对老机组机端电压部分也进行了改造，使得电站设备完好率得到飞跃式的增长，这是方案一和方案二所无法比拟的，故推荐方案三为选定方案。

4 结论

4.1 选定方案

综合上述对比，选定方案接线简单，运行维护费用低，变压器损耗小，节能效果明显，满足电站可靠性。运行管理方面更为集中化、规范化、操作维护简化。

选定方案：电站增加1台以电带燃机组装机1250kW，为达到该机组并网发电条件，拆除重建当前出线间隔，将原有2台S7型主变压器拆除新建1台S10型变压器（5000kVA）及重建相应变压器间隔1回。改造和新建7.2kV高压开关柜9面，拆除重建母线门型构架4个。

4.2 经验推广

由于这些年来电网容量不断增加，电网稳定性逐年增加，每座小型水电站在电网中的比重越来越小，每座小型水电站自身的投退对当地电网的影响微乎其微。传统观念重点考虑主接线的灵活可靠，往往采用单母线分段多台主变并列运行的方式，防止主变或母线故障时保证电站不完全停机，从而保障电网的安全稳定运行。随着电气设备制造工业水平的不断提高以及现场施工工艺的不断提高，目前小型电站主变压器及母线故障率非常低，不应再作为影响主接线可靠性的主要原因。本工程增容改造是采用了单母线接线通过一台主变送出的方式，接线最为简单，户外设备少，运行维护方便。这种接线方案最大的问题是当枯水季节少量机组运行时是否造成较大变损的现象，就像很多人提出的变压器不能“大马拉小车”一样。由于变压器损耗中空载损耗所占比例很小，与变压器负载率的平方成正比，通过上述计算可见，“大马拉小车”未必引起变压器损耗增加，从某种程度上还能减少变压器损耗，考量变压器损耗应结合电站运行特性负载损耗综合计算。通过本电站增容改造案例可总结出规律性的经验：在电网发育比较强大的地区，小型水电站主接线方案应以接线简单为主，兼顾灵活损耗最低的主导思想，在可能的情况下尽量减少主变压器台数。

1 小型水电站（电气一次）. 戴树梅主编.