陳 勝 利

(四川南充水利電力建筑勘察設(shè)計(jì)研究院， 四川 南充 637000)

0 前 言

射洪縣螺絲池水電站位于四川省遂寧市射洪縣城北太空村涪江干流上，是以發(fā)電為主，結(jié)合城市供水、防洪、航運(yùn)、灌溉及旅游等的綜合水利水電樞紐工程。

螺絲池水電站是1958年四川省水電廳在《涪江中下游綜合利用梯級(jí)開發(fā)初步規(guī)劃》中列為12級(jí)的水電站，為涪江梯級(jí)開發(fā)工程之一。電站于1987年9月開工建設(shè)，于1992年1月三臺(tái)機(jī)組全部投產(chǎn)發(fā)電。水電站為河床式地面廠房，現(xiàn)有規(guī)?？傃b機(jī)容量 3×10.5 MW，廠內(nèi)安裝 3臺(tái)立軸轉(zhuǎn)漿式水輪發(fā)電機(jī)組。

經(jīng)過近30年運(yùn)行，水輪機(jī)的轉(zhuǎn)輪以及通流部件空化破壞加劇，機(jī)組振動(dòng)加大，機(jī)組檢修時(shí)對(duì)其進(jìn)行氣刨、補(bǔ)焊、打磨多次后，整個(gè)轉(zhuǎn)輪室流線、粗糙度發(fā)生改變，造成空蝕加速。多年來，由于機(jī)組老化，檢修頻繁；6 kV高壓開關(guān)柜不滿足動(dòng)熱穩(wěn)定校驗(yàn)；低壓開關(guān)柜內(nèi)元器件老化；35 kV柜內(nèi)配少油式斷路器，且無“五防功能”；110 kV設(shè)備陳舊，銹蝕嚴(yán)重，操作困難，檢修頻繁；機(jī)組自動(dòng)化控制系統(tǒng)還采用80年代末技術(shù)，設(shè)備陳舊、自動(dòng)化程度低、保護(hù)功能不完善。由于以上原因，電站故障率高、效率低、檢修期長(zhǎng)、棄水嚴(yán)重。2011年至2015年年平均發(fā)電量?jī)H17 003萬kW·h，低于原設(shè)計(jì)年發(fā)電量18 038萬kW·h。

鑒于此，為了充分利用水力資源，最大限度地發(fā)揮水電站經(jīng)濟(jì)效益，消除安全隱患，降低能耗，提升自動(dòng)化水平，按照財(cái)政部、水利部《關(guān)于繼續(xù)實(shí)施農(nóng)村水電增效擴(kuò)容改造的通知》(財(cái)建[2016]27號(hào))精神，四川明珠水利電力股份有限公司決定對(duì)本水電站進(jìn)行增效擴(kuò)容改造。增效擴(kuò)容后，電站增容至3×12.6 MW。

1 電站接入系統(tǒng)方案

目前，電站以1回110 kV線路接入潘龍變電站，導(dǎo)線型號(hào)為L(zhǎng)GJ-185/25，長(zhǎng)度2.016 km；2回35 kV線路接入城關(guān)35 kV變電站，導(dǎo)線型號(hào)為L(zhǎng)GJ-120/20，螺城Ⅰ線長(zhǎng)度2.188 km，螺城Ⅱ線長(zhǎng)度2.249 km。由于本工程為增效擴(kuò)容改造項(xiàng)目，原來的線路通道已經(jīng)存在，電站新增容量幅度不大，經(jīng)明珠公司電力調(diào)度分中心復(fù)核，本電站仍維持目前接入系統(tǒng)方式不變，現(xiàn)有110 kV線路、35 kV線路導(dǎo)線型號(hào)及對(duì)側(cè)開關(guān)設(shè)備滿足動(dòng)熱穩(wěn)定及電網(wǎng)的電力電量平衡和電能質(zhì)量的要求。

2 電站增效擴(kuò)容前電氣主接線及可研階段電氣主接線方案

本電站增效擴(kuò)容前主接線方案為：3臺(tái)機(jī)組6.3 kV采用單母線接線，每臺(tái)機(jī)組設(shè)發(fā)電機(jī)出口斷路器，經(jīng)2臺(tái)三圈變壓器(容量31.5 MVA)并聯(lián)升壓后分別以110 kV、35 kV接入系統(tǒng)；110 kV側(cè)采用單母線接線，110 kV出線1回；35 kV側(cè)采用單母線分段接線，出線2回，另備用2回；水電站設(shè)35 kV站變1臺(tái)，6.3 kV站用變1臺(tái)。6.3 kV電氣設(shè)備為開關(guān)柜戶內(nèi)布置；35 kV設(shè)備采用開關(guān)柜戶內(nèi)布置；110 kV設(shè)備采用戶外普通中型布置。

增效擴(kuò)容工程可研階段勘察設(shè)計(jì)由其他設(shè)計(jì)院承擔(dān)，其電氣主接線推薦方案仍維持電站原有主接線方案，且應(yīng)業(yè)主要求，發(fā)電機(jī)母線電壓6 kV配電設(shè)備全部不予改造。電站增效擴(kuò)容前電氣主接線及增效擴(kuò)容工程可研階段電氣主接線方案見圖1。

圖1 電站增效擴(kuò)容前電氣主接線及可研階段電氣主接線方案

3 增效擴(kuò)容工程可研階段電氣主接線(電站原有主接線)存在的問題

受四川明珠水利電力股份有限公司委托，我院承擔(dān)螺絲池電站增效擴(kuò)容改造工程初步設(shè)計(jì)、招標(biāo)設(shè)計(jì)、施工圖設(shè)計(jì)工作。工作中發(fā)現(xiàn)增效擴(kuò)容工程可研階段電氣主接線(電站原有主接線)主要缺點(diǎn)及存在的問題：

(1)由于系統(tǒng)最大運(yùn)行方式阻抗較小，而三臺(tái)主變并列運(yùn)行，導(dǎo)致發(fā)電機(jī)6 kV母線短路沖擊電流峰值高達(dá)53.3 kA，必須將6 kV開關(guān)柜全面更新，且新的6 kV開關(guān)柜4 s熱穩(wěn)定電流(有效值)須達(dá)63 kA，額定動(dòng)穩(wěn)定電流(峰值)須達(dá)160 kA，超過了《3.6～40.5 kV交流金屬封閉開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備》(GB3906-2006)、《 3.6～40.5 kV交流金屬封閉開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備》(DL/T 404-2007)、《額定電壓1 kV以上至72.5 kV(含)交流金屬封閉開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備》(IEC-298)規(guī)定的常規(guī)技術(shù)條件，須由用戶和制造廠協(xié)商特殊訂貨方可滿足開關(guān)柜動(dòng)熱穩(wěn)定技術(shù)要求，大大增加了開關(guān)柜制造難度和設(shè)備造價(jià)。

(2)3臺(tái)發(fā)電機(jī)出口及2臺(tái)主變6 kV側(cè)共需配置5臺(tái)6 kV斷路器，且應(yīng)選用額定短路開斷電流達(dá)63 kA、額定熱穩(wěn)定電流達(dá)63 kA、額定動(dòng)穩(wěn)定電流(峰值)達(dá)173 kA、額定短路關(guān)合電流(峰值)達(dá)173 kA的發(fā)電機(jī)專用出口斷路器。由于該類斷路器國(guó)內(nèi)可供選擇的廠家較少，而若選用進(jìn)口設(shè)備造價(jià)非常昂貴，大大增加了工程造價(jià)。

(3)母線或與母線所連接的隔離開關(guān)(手車)故障或檢修時(shí)，須全廠停電，可靠性及靈活性較差。

(4)可研考慮繼續(xù)利用原6 kV開關(guān)柜，經(jīng)我院復(fù)核原6 kV開關(guān)柜不能滿足動(dòng)熱穩(wěn)定校驗(yàn)，母線載流量也不滿足要求，目前電站已處于高危運(yùn)行狀態(tài)，須將6 kV開關(guān)柜全面更新。

4 初設(shè)及后續(xù)階段電氣主接線方案優(yōu)化及技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較

鑒于增效擴(kuò)容工程可研階段電氣主接線(電站現(xiàn)有主接線)存在的上述問題，在初步設(shè)計(jì)及后續(xù)階段，我院對(duì)電站主接線方案進(jìn)行了優(yōu)化，初步設(shè)計(jì)推薦的主接線為：3臺(tái)水輪發(fā)電機(jī)組端電壓仍為6.3 kV，1臺(tái)機(jī)組與1臺(tái)三圈升壓變壓器組成發(fā)-變組單元接線；另2臺(tái)機(jī)組與另1臺(tái)三圈升壓變壓器組成發(fā)電機(jī)擴(kuò)大單元接線；每臺(tái)機(jī)組設(shè)發(fā)電機(jī)出口斷路器，2臺(tái)三相三繞組無勵(lì)磁調(diào)壓變壓器的規(guī)格分別為1號(hào)主變?nèi)萘繛?6 MVA，電壓比為121±2×2.5%/38.5±2×2.5%/6.3 kV、2號(hào)主變?nèi)萘?1.5 MVA ，電壓比為121±2×2.5%/38.5±2×2.5%/6.3 kV。電廠35 kV側(cè)母線為單母線分段接線：35 kVⅠ段母線出線1回(螺城Ⅰ回)、備用出線1回，35 kVⅡ段母線出線1回(螺城Ⅱ回)、備用出線1回不變；110 kV仍采用單母線接線(見圖2)。

圖2 初步設(shè)計(jì)優(yōu)化后的電氣主接線推薦方案

4.1 優(yōu)化后的初步設(shè)計(jì)推薦方案主要優(yōu)缺點(diǎn)

4.1.1 主要優(yōu)點(diǎn)

可大大減少3臺(tái)發(fā)電機(jī)組出口三相穩(wěn)態(tài)短路電流，且較原方案減少1臺(tái)發(fā)電機(jī)斷路器。雖新配設(shè)的發(fā)電機(jī)出口斷路器、主變低壓側(cè)斷路器仍須選用發(fā)電機(jī)專用斷路器，但其額定短路開斷電流降為40 kA，設(shè)備投資大大降低。年運(yùn)行費(fèi)用較原方案有所減少，主要設(shè)備投資較原方案也有減少。

可靠性較高，運(yùn)行較靈活，Ⅰ段母線或與母線所連接的隔離開關(guān)(手車)故障或檢修時(shí)，無需全廠停電，可滿足系統(tǒng)對(duì)電廠提出的發(fā)供電要求。

4.1.2 主要缺點(diǎn)

當(dāng)一臺(tái)主變壓器故障或檢修時(shí)，與其相連的發(fā)電機(jī)無法向系統(tǒng)輸送電能，特別是1號(hào)主變及其低壓側(cè)開關(guān)故障或檢修時(shí)，只有1臺(tái)發(fā)電機(jī)可向系統(tǒng)輸送電能，僅能送出1/3容量。

4.2 電氣主接線技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較(見表1)

表1 電氣主接線方案技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較(僅比較差異部分) 萬元

備注：(1)方案一主變2×31.5 MVA，方案二主變1×31.5+1×16 MVA；(2)電價(jià)按0.35元/kW·h計(jì)算。

5 結(jié) 論

兩方案技術(shù)比較：方案二(初步設(shè)計(jì)推薦方案)具有與方案一(可研方案)相當(dāng)?shù)木S護(hù)方便性，且可靠性更高，靈活性更好，開關(guān)設(shè)備的選擇與制造也更合理。

兩方案經(jīng)濟(jì)比較：方案二(初步設(shè)計(jì)推薦方案)主要設(shè)備投資比方案一(可研方案)少387萬元，年運(yùn)行費(fèi)用少59.7萬元。

因此，方案二在技術(shù)、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)上均具有明顯的優(yōu)勢(shì)，經(jīng)業(yè)主審查采用方案二。