螺丝池水电站增效扩容工程电气主接线优化设计

陈 胜 利

(四川南充水利电力建筑勘察设计研究院， 四川 南充 637000)

0 前 言

射洪县螺丝池水电站位于四川省遂宁市射洪县城北太空村涪江干流上，是以发电为主，结合城市供水、防洪、航运、灌溉及旅游等的综合水利水电枢纽工程。

螺丝池水电站是1958年四川省水电厅在《涪江中下游综合利用梯级开发初步规划》中列为12级的水电站，为涪江梯级开发工程之一。电站于1987年9月开工建设，于1992年1月三台机组全部投产发电。水电站为河床式地面厂房，现有规模总装机容量 3×10.5 MW，厂内安装 3台立轴转浆式水轮发电机组。

经过近30年运行，水轮机的转轮以及通流部件空化破坏加剧，机组振动加大，机组检修时对其进行气刨、补焊、打磨多次后，整个转轮室流线、粗糙度发生改变，造成空蚀加速。多年来，由于机组老化，检修频繁；6 kV高压开关柜不满足动热稳定校验；低压开关柜内元器件老化；35 kV柜内配少油式断路器，且无“五防功能”；110 kV设备陈旧，锈蚀严重，操作困难，检修频繁；机组自动化控制系统还采用80年代末技术，设备陈旧、自动化程度低、保护功能不完善。由于以上原因，电站故障率高、效率低、检修期长、弃水严重。2011年至2015年年平均发电量仅17 003万kW·h，低于原设计年发电量18 038万kW·h。

鉴于此，为了充分利用水力资源，最大限度地发挥水电站经济效益，消除安全隐患，降低能耗，提升自动化水平，按照财政部、水利部《关于继续实施农村水电增效扩容改造的通知》(财建[2016]27号)精神，四川明珠水利电力股份有限公司决定对本水电站进行增效扩容改造。增效扩容后，电站增容至3×12.6 MW。

1 电站接入系统方案

目前，电站以1回110 kV线路接入潘龙变电站，导线型号为LGJ-185/25，长度2.016 km；2回35 kV线路接入城关35 kV变电站，导线型号为LGJ-120/20，螺城Ⅰ线长度2.188 km，螺城Ⅱ线长度2.249 km。由于本工程为增效扩容改造项目，原来的线路通道已经存在，电站新增容量幅度不大，经明珠公司电力调度分中心复核，本电站仍维持目前接入系统方式不变，现有110 kV线路、35 kV线路导线型号及对侧开关设备满足动热稳定及电网的电力电量平衡和电能质量的要求。

2 电站增效扩容前电气主接线及可研阶段电气主接线方案

本电站增效扩容前主接线方案为：3台机组6.3 kV采用单母线接线，每台机组设发电机出口断路器，经2台三圈变压器(容量31.5 MVA)并联升压后分别以110 kV、35 kV接入系统；110 kV侧采用单母线接线，110 kV出线1回；35 kV侧采用单母线分段接线，出线2回，另备用2回；水电站设35 kV站变1台，6.3 kV站用变1台。6.3 kV电气设备为开关柜户内布置；35 kV设备采用开关柜户内布置；110 kV设备采用户外普通中型布置。

增效扩容工程可研阶段勘察设计由其他设计院承担，其电气主接线推荐方案仍维持电站原有主接线方案，且应业主要求，发电机母线电压6 kV配电设备全部不予改造。电站增效扩容前电气主接线及增效扩容工程可研阶段电气主接线方案见图1。

图1 电站增效扩容前电气主接线及可研阶段电气主接线方案

3 增效扩容工程可研阶段电气主接线(电站原有主接线)存在的问题

受四川明珠水利电力股份有限公司委托，我院承担螺丝池电站增效扩容改造工程初步设计、招标设计、施工图设计工作。工作中发现增效扩容工程可研阶段电气主接线(电站原有主接线)主要缺点及存在的问题：

(1)由于系统最大运行方式阻抗较小，而三台主变并列运行，导致发电机6 kV母线短路冲击电流峰值高达53.3 kA，必须将6 kV开关柜全面更新，且新的6 kV开关柜4 s热稳定电流(有效值)须达63 kA，额定动稳定电流(峰值)须达160 kA，超过了《3.6～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》(GB3906-2006)、《 3.6～40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备》(DL/T 404-2007)、《额定电压1 kV以上至72.5 kV(含)交流金属封闭开关设备和控制设备》(IEC-298)规定的常规技术条件，须由用户和制造厂协商特殊订货方可满足开关柜动热稳定技术要求，大大增加了开关柜制造难度和设备造价。

(2)3台发电机出口及2台主变6 kV侧共需配置5台6 kV断路器，且应选用额定短路开断电流达63 kA、额定热稳定电流达63 kA、额定动稳定电流(峰值)达173 kA、额定短路关合电流(峰值)达173 kA的发电机专用出口断路器。由于该类断路器国内可供选择的厂家较少，而若选用进口设备造价非常昂贵，大大增加了工程造价。

(3)母线或与母线所连接的隔离开关(手车)故障或检修时，须全厂停电，可靠性及灵活性较差。

(4)可研考虑继续利用原6 kV开关柜，经我院复核原6 kV开关柜不能满足动热稳定校验，母线载流量也不满足要求，目前电站已处于高危运行状态，须将6 kV开关柜全面更新。

4 初设及后续阶段电气主接线方案优化及技术经济比较

鉴于增效扩容工程可研阶段电气主接线(电站现有主接线)存在的上述问题，在初步设计及后续阶段，我院对电站主接线方案进行了优化，初步设计推荐的主接线为：3台水轮发电机组端电压仍为6.3 kV，1台机组与1台三圈升压变压器组成发-变组单元接线；另2台机组与另1台三圈升压变压器组成发电机扩大单元接线；每台机组设发电机出口断路器，2台三相三绕组无励磁调压变压器的规格分别为1号主变容量为16 MVA，电压比为121±2×2.5%/38.5±2×2.5%/6.3 kV、2号主变容量31.5 MVA ，电压比为121±2×2.5%/38.5±2×2.5%/6.3 kV。电厂35 kV侧母线为单母线分段接线：35 kVⅠ段母线出线1回(螺城Ⅰ回)、备用出线1回，35 kVⅡ段母线出线1回(螺城Ⅱ回)、备用出线1回不变；110 kV仍采用单母线接线(见图2)。

图2 初步设计优化后的电气主接线推荐方案

4.1 优化后的初步设计推荐方案主要优缺点

4.1.1 主要优点

可大大减少3台发电机组出口三相稳态短路电流，且较原方案减少1台发电机断路器。虽新配设的发电机出口断路器、主变低压侧断路器仍须选用发电机专用断路器，但其额定短路开断电流降为40 kA，设备投资大大降低。年运行费用较原方案有所减少，主要设备投资较原方案也有减少。

可靠性较高，运行较灵活，Ⅰ段母线或与母线所连接的隔离开关(手车)故障或检修时，无需全厂停电，可满足系统对电厂提出的发供电要求。

4.1.2 主要缺点

当一台主变压器故障或检修时，与其相连的发电机无法向系统输送电能，特别是1号主变及其低压侧开关故障或检修时，只有1台发电机可向系统输送电能，仅能送出1/3容量。

4.2 电气主接线技术经济比较(见表1)

表1 电气主接线方案技术经济比较(仅比较差异部分) 万元

备注：(1)方案一主变2×31.5 MVA，方案二主变1×31.5+1×16 MVA；(2)电价按0.35元/kW·h计算。

5 结 论

两方案技术比较：方案二(初步设计推荐方案)具有与方案一(可研方案)相当的维护方便性，且可靠性更高，灵活性更好，开关设备的选择与制造也更合理。

两方案经济比较：方案二(初步设计推荐方案)主要设备投资比方案一(可研方案)少387万元，年运行费用少59.7万元。

因此，方案二在技术、经济指标上均具有明显的优势，经业主审查采用方案二。