云南楚雄不管河一级水电站电气设计

（广西右江水利开发有限责任公司，广西 南宁 530029）

【摘 要】云南省水资源十分丰富，但经济发展相对落后，为把水电资源优势转化为经济优势，云南省大力推进中小水电站建设。如今，30 MW及以下的中小型机组在云南省已得到广泛应用。根据发展要求，同时为了满足可靠性、灵活性、经济性的电力设计要求，不管河一级水电站采用了2台发电机连接1台主变压器的扩大单元接线方式，在中小水电站设计中已具有较好的运行经验。设备的选择考虑了新型设备，让新技术更好地服务于电力企业。同时，采用适宜的设备配置及可靠的保护配置，具有较好的实用性，能满足供电可靠性的要求。

【关键词】水电站；电气主接线；短路电流；继电保护；接地

【中图分类号】TV734 【文献标识码】A 【文章编号】1674-0688（2016）07-0106-04

1 概述

不管河一级电站为原规划一级、二级电站的并级开发电站，地处云南省楚雄彝族自治州楚雄市西舍路镇境内，工程位于红河（礼社江河段）右岸一级支流不管河中上游位置，地理位置为东经101°5'17''～101°7'00''，北纬24°30'23''～24°32'24''。距楚雄市217 km，离西舍路镇25 km，属红河水系。原规划一、二级电站总计装机容量为9.5 MW，保证出力3 141 kW，多年平均发电量为5 687万kW·h。现将原规划一级、二级电站合并成一级进行开发后，电站总装机容量为15 MW，保证出力2.479 MW，多年平均发电量为6 570万kW·h。电站为引水式高水头水电站，额定水头为539 m。

不管河一级水电站工程由首部取水枢纽、发电引水系统和电站厂区3个部分组成。工程总布置方案如下：分别在不管河干流一茅家坝河与水浸河汇口以下约220 m处及不管河左岸一级支流一白水河上修建拦河闸坝，首先从不管河水库取水，通过不管河引水渠系引入白水河水库，然后又在白水河水库取水，利用白水河引水渠系将水引至压力前池，再由前池进水闸室经压力钢管道进入水轮机发电，压力管道采用一管双机供水方式，后接布置在不管河三级水电站取水口上游约70 m处左岸坡脚的地面式发电厂房，电站尾水进入不管河三级电站取水口。

2 接入电力系统方式

根据《不管河一级电站规划报告》和《不管河一级电站接入系统方案》成果，结合电站装机规模、地理位置及其在系统中所处的作用等因素，拟定本电站与电力系统的连接方式如下：不管河一级电站以一回110 kV线路接入不管河三级电站110 kV母线侧，输送容量为15 MW，输送距离约5 km，选用LGJ-95导线；另预留一回35 kV出线。除厂用电及前池用电外，不考虑近区负荷和坝区用电。

3 电气主接线

根据电站装机规模及拟定的接入系统方案，按照接线简单清晰、技术先进、经济合理及便于分期过渡的原则，对本电站的电气主接线进行以下3个方案的技术经济比选。

方案一：采用“两机一变”的方式，发电机电压侧接线为单母线接线；升高电压侧，110 kV出线和35 kV出线为变压器一线路组接线方式，主变压器为一台容量为20 000 kVA的三线圈无载调压变压器。设2台厂用变压器，容量均为200 kVA，一台接至6.3 kV电压母线，另一台接至保留下来的施工电源。此方案的优点为接线简单、清晰，操作灵活，维护方便，且高压侧设备少，占地面积小，设备投资和土建投资都较少。但只有一台主变压器，当变压器或者6.3 kV母线发生故障时，将造成全厂停电，故障影响范围大；此外，小负荷运行时，空载损耗较大。

方案二：发电机电压侧接线为单母线接线，但采用2台主变压器，容量均为20 000 kVA，一台升高至110 kV，另一台升高至35 kV，升高电压侧接线均采用变压器一线路组接线方式。设2台厂用变压器，容量均为200 kVA，一台接至6.3 kV电压母线，另一台引全保留下来的施工电源。此方案的优点为有2台主压器，当一台主变压器发生故障时，不导致全厂停电，可靠性较高；此外，其一期工程投资低。缺点是2台主变压器容量均为20 000 kVA，整体工程投资过高，且二期工程建成之后，将造成主变压器容量过剩。

方案三：“采用一机一变”的方式，2台主变压器都为三线圈变压器，容量均为10 000 kVA。升高电压侧110 kV接线和35 kV接线均为单母线接线方式。设2台厂用变压器，容量均为200 kVA，分别引接至2台发电机出口。此方案的优点为供电可靠性高和灵活性高，任一台主变压器发生故障都不会影响另一台机组的正常发电和线路的供电。但采用2台三圈变压器，继电保护复杂，高压侧设备增多，增加了电气设备的投资和占地面积，鉴于电站所处位置为陡坡，将大大增加土建开挖量，导致土建投资过大。

以上3个方案在技术上都能满足供电要求，虽然方案二和方案三的供电可靠性要比方案一的高，年停电损失费用也少1.5万元，但其投资较大，仅计所增加的电气设备投资，方案二和方案三所减少的停电损失费用至少需要50年以上才能收回。此外，考虑到目前变压器的可靠性极高，生产厂家可保证非人为破坏情况下20年内不需检修。

综上所述，本电站的电气主接线方案推荐采用方案一。

4 主要电气设备的选择

4.1 短路电流计算

根据本电站的接入電力系统方式，本电站短路电流计算（如图1所示）以楚雄变电站110 kV母线为无穷大系统，结合发电机及主变的运行参数，经计算得以下成果（见表1）。

4.2 电力设备选择

根据短路电流计算结果及本电站升压站的布置方式选择电气设备，并能满足设备本身相对应的要求。选取主要设备的具体参数如下。

（1）水轮发电机（2台）：型号为SF7500-8/2150；额定出力为7 500 kW；额定电压为6.3 kV；功率因数为0.8；额定频率为50 Hz；励磁方式为微机型自并激可控硅整流静止励磁。

（2）发电机引出封闭母线：型号为GZXFM-10.5/1 250 A；额定电压为10 kV；额定电流为1 250 A。

（3）主变压器低压侧封闭母线：型号为GZXFM-

10.5/2 500 A；额定电压为10 kV；额定电流为2 500 A。

（4）发电机出口断路器柜（2台）：型号为KYN28C-

12/18；额定电压为12 kV；额定电流为1 250 A；额定开断电流为25 kA。

（5）发电机出口及母线BV柜（5台）：型号为KYN28C-12/18；额定电压比为6/根3/0.1/根3/0.1/根3/0.1 kV；

（6）主变压器低压侧断路器柜（1台）：型号为YN28C-12/18；额定电压为12 kV；额定电流为2 500 A；额定开断电流为25 kA。

（7）41B进线柜（1台）：型号为KYN28C-12/18；额定电压为12 kV；额定电流为1 250 A；额定开断电流为25 kA。

（8）42B进线柜（1台）：型号为KYN28C-12/18；额定电压为12 kV；额定电流为1 250 A；额定开断电流为20 kA。

（9）主变压器：型号为SFS9-20000/110；额定电压为121±8×1.25%/38.5±2×5%/6.3 kV；额定容量为20 000 kVA；接线组别为YNyn0dl1；冷却方式為风冷式；运输重量为43.2 t。

（10）厂用变压器（2台）：型号为SC-200 kVA；额定电压为6.3±5%/0.4 kV，10.5+5%/0.4 kV；额定容量为200kVA；接线组别为D，yn-11。

（11）110 kV侧断路器（1台）：型号为LW25.126；额定电压为126 kV；额定电流为2 000 A；额定开断电流为31.5 kA。

（12）110 kV侧隔离开关（3台）：型号为GW5-l10GD/600；额定电压为110 kV；额定电流为600 A。

（13）110 kV侧电流互感器（3台）：型号为LB3-110；额定电压为110 kV；额定电流比为150/1 A；准确等级为0.2/10P20/10P20/10P20。

（14）110kV侧电压互感器（3台）：型号为JDCF-110；额定电压比为110/根3/0.1/根3/0.1/根3/0.1 kV；准确等级为0.5。

（15）110 kV侧电容式电压互感器（1台）：型号为YDR-110；额定电压比为110/根3/0.1/根3/0.1 kV；准确等级为0.5。

（16）高频阻波器（1台）：型号为XZK-400。

（17）110 kV避雷器（6只）：型号为Y10W-126/

312；系统额定电压为110 kV。

（18）35 kV侧断路器（3台）：型号为ZWl8-40.5；额定电压为40.5 kV；额定电流为1 250 A；额定开断电流为25 kA；额定电流比为400/1 A；准确等级为0.5/10P20/10P20/10P20。

（19）35 kV侧隔离开关（3台）：型号为GW5-35GD/600；额定电压为35 kV；额定电流为600 A。

（20）35 kV侧电压互感器（3台）：型号为JDJ2-

35；额定电压比为35/根3/0.1/根3/0.1/根3/0.1/3 kV；准确等级为0.5。

（21）35 kV避雷器（6只）：型号为HY5WZ-51/134；系统额定电压为35 kV。

（22）耦合电容器（1台）：型号为OWF35/根3-0.005。

（23）高频阻波器（1台）：型号为XZK-200-1.0。

（24）发电机中性点电流互感器（3台）：型号为LAJ-

10；额定电压为10 kV；额定电流为1 500/1A；准确等级为10P20/10P20。

（25）变压器中性点电流互感器（1台）：型号为LR-

60；额定电压为60 kV；额定电流为50/1 A；准确等级为10P20。

5 厂用电接线

厂用电接线采用从发电机出口6.3 kV母线引接一台容量为200 kVA干式变压器作为主要厂用电源，接至保留下来的施工变电站容量为200 kVA干式变压器作为厂用备用电源，2个厂用电源互为备用，不能并联运行。本站采用机组自用电和公用电混合供电的方式，采用一级380/220 V供电。

2个坝区及压力前池距副厂房输电距离较远，用0.4 kV供电无法满足要求。由发电机出口6.3 kV母线引接一台容量为200 kVA的干式变压器，升高电压到10.5 kV，采用两回10 kV线路向其供电，再各设一台变压器降压，这样投资过大，鉴于坝区和前池闸门均无泄洪要求，因此可由当地农网直接向其供电。

6 继电保护

根据电气主接线，本站电气主设备的继电保护按《继电保护和安全自动装置规程》（GB 14285—93）和《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及有关标准、规定配置，各保护均采用微机型成套保护装置，按发电机、变压器、110 kV、35 kV线路分别组屏。发电机保护、主变压器保护、110 kV线路保护和35 kV线路保护及自动装置布置于中控室。

厂用变压器供电系统等的继电保护装置，分别采用测控保护综合装置，该装置具有监测、控制和保护多种功能，并具有I/O和串行通信2种接口，与公用现地控制单元LCU连接。厂用变压器及高低压厂用系统保护、备用电源等自投装置，原则上不单独设屏，随一次屏成套。

6.1 过电压保护及接地装置

（1）直击雷保护。电站装设2根30 m高的避雷针，保护主变压器、110 kV出线设备和35 kV出线设备。并在厂房顶沿墙敷设避雷带，以作直击雷的保护。

（2）过电压保护。按《水力发电厂过电压保护和绝缘设计技术导则》（DL/T 5090—1999）要求，在主变压器的高、中、低压侧各装设1组避雷器，在110 kV线路侧和35 kV线路侧配置1组避雷器，110 kV线路全线架设避雷线。

6.2 接地

电站接地使用一个统一的接地网，采用人工接地体和自然接地体相结合的方式。接地电阻不小于2 000/I Ω。

（1）主接地网。电站主接地网由自然接地体和人工接地网2个部分组成。自然接地体利用引水系统的钢管和钢筋、供排水管、机组蜗殼、尾水管、各种闸门、拦污栅、水工构筑物的金属构架等；在升压站和厂房附近各敷设一个接地网组成人工接地网。自然接地体和人工接地网之间至少用2根接地干线连接，干线截面不得小于50 mm×5 mm的扁钢或直径为18 mm的圆钢，以构成全厂接地系统。

（2）电气设备接地。在电站主副厂房、主变场及房顶布置各级电压的电气设备，均与明敷或者暗敷成闭合回路的水平接地干线相连接。各建筑物层的水平接地网间，将通过多根垂直接地干线连成一体，并与主接地网连接。重要电气设备的工作和保护接地干线的连接不少于两处。

（3）均衡地位接地。在主、副厂房，沿厂房柱内，每隔4 ～5 m距离选定1～2根垂直钢筋与房顶及地板内表层水平钢筋焊牢，形成一个屏蔽网。它们与接地干线的连接，使整个结构地位均衡。此外，在升压站敷设均压网。

7 结论

本文通过分析电气主接线的确定、短路电流计算、电气设备的选择、继电保护设计和接地布置，可以得出如下结论。

（1）电气主接线具有可靠性、灵活性高和经济性优良的特点。

（2）电气设备的选择完全满足主接线的要求。

（3）短路电流计算方法合理有效，计算方法参考价值很高，可以在选择电气设备时，保证设备在正常运行和故障情况下都能安全、可靠地工作，同时又力求节约资金。

（4）电气一次设备的选择计算结果准确合理。

（5）厂用电有双电源，供电可靠性较高。

（6）继电保护和接地网设计较全面，能较好地实现保护和避雷作用。

参 考 文 献

[1]许建安.中小型水电站电气设计手册[M].北京：中国水利水电出版社，2007.

[2]贵州省水利水电勘测设计院.不管河一级水电站工程可行性研究报告[R].2005.

[3]孟详萍，高燕.电力系统分析[M].北京：高等教育出版社，2004.

[4]熊信银.发电厂电气部分[M].北京：中国电力出版社，2004.

[5]杨贵恒，常思浩.电气工程师手册[M].北京：化学工业出版社，2014.

[责任编辑：陈泽琦]

【作者简介】何志慧，男，广西南宁人，本科，广西右江水利开发有限责任公司工程师，从事水利水电工程管理工作。