潭岭水电站电气一次系统设计分析研究

陈丽娜

(广东珠荣工程设计有限公司，广州 510000)

1 工程概况

潭岭水电厂位于清远市连州市星子镇潭源洞水上，是一个以发电为主，兼顾防洪、灌溉等综合利用的大(2)型水电站工程。

潭岭水电厂水库大坝于1965年动工，1966年10月底完工。水库枢纽建筑物包括混凝土重力坝、泄洪底孔、发电进水口、引水隧洞、调压井、高压引水钢管及地下厂房和开关站等。水库大坝坐落在连江上游星子水支流潭源洞水中游，水库总库容1.765亿m3，正常蓄水位643m，正常库容1.485亿m3，死水位623m，属多年调节水库。于1970年2月竣工投产，水轮发电机组设计水头458m，装机37.5MW(3×12.5MW)。

潭岭水库大坝坝体内设置两个直径为2.2m、长34.32m的泄洪孔和锥形阀及两扇检修闸门。泄洪锥形阀进口中心高程为618.0m，出口中心高程为613.0m，两锥形阀最大泄洪量为132.0m3/s。

潭岭水电厂进水口设在水库大坝左岸，引水隧洞及高压钢管全长约2400m，直径为2m。发水电站房为地下式结构，布置在大坝下游左岸，潭源洞水河道左侧山体内。现厂房内装有3台QJ-L-170/2×15型冲击式水轮发电机组，总装机容量为3×12.5MW，三台机组最大过流量为9.75m3/s。

2 电气一次设计

2.1 接入电力系统

潭岭水电厂于1965年开始兴建，1969年4月第一台机组并网1发电，1970年10月3#机组并网发电。电厂年设计发电量为1.43亿kW时，实际多年平均发电量为1.6011亿kW时。电站目前装机为3×12500kW，共37500kW。电站现有两条110kV出线，分别是潭水线和潭山线，潭水线2010年8月投入运行，导线型号LGJX—240/55，线路全长36.9km，允许电流610A；潭山线2009年9月投入运行，导线型号LGJ—240/40，线路全长8.6km，允许电流610A，此二回架空上网线目前运行情况良好。电站扩容增效后装机为3×15000kW，共45000kW，年小时数为4045h。潭岭电站增容改造后电站接入电力系统方式维持不变。

2.2 主接线方案及其运行方式

潭岭电站目前发电机电压侧接线方式为3个发电机-变压器组单元接线，升高电压110kV侧为单母线接线。电站增容改造后，主接线方案不变。

2.3 厂用电及近区供电

目前电站有两台厂用变压器，厂用变压器41TA和42TA通过隔离开关分别接于1B、2B变压器低压侧和3B变压器低压侧。

改造后厂用容量增加，但接线方式不变，仍采用单位母线分段接线，机端电机从6.3kV变为10.5kV，原两台厂用变压器必须更换。

发电机容量增大，机组的辅助设备容量相应加大，厂用电容量也增加。电站3台机组同时运行或只有3#机组运行时，厂用电由42TA供电，当1#或2#机组运行或1#、2#机组同时运行时，由TA41供电。厂用电0.4kV侧为为单母线分段接线，且两台低压侧进线开关设备用电源自投装置[1-2]。

电站设工作照明和事故照明。工作照明由站用电低压柜引至各照明箱供电。事故照明由直流电源供电，在高压配电室、主厂房、开关站、中控室、厂变及母线廊道等设事故照明灯。

2.4 电气一次设备选择

2.4.1 短路电流计算

本阶段仅根据所选择的主变参数及估计的主机资料，系统最大运行方式下短路阻抗为18.57Ω，最小运行方式下阻抗为30.77Ω，进行了短路电流估算。图中F1、F2、F3为本电站3台水轮发电机。结合以上资料对电气主接线方案进行了不同短路点的短路电流计算，系统主接线图等效阻抗图详见图1，系统最大运行方式短跑电流计算成果表详见表1。

图1 系统主接线图等效阻抗图

表1 系统最大运行方式短跑电流计算成果表(基准容量Sj=100MVA)

2.4.2 电气一次设备改造内容

1)发电机：

三台发电机已运行四十多年，定子、转子绝缘老化；发电机定子部分测温探头损坏无法修理更换，这些严重威胁着电站的安全运行。

本次改造更换三台发电机，发电机容量由原来的12.5MW，增加到15MW，机端电压由6.3kV升至10.5kV。

2)主变压器：

潭岭电站现有主变压器三台，其中有2台型号为SF15000/110，15000kVA，121±2×2.5%/6.3kV，一台型号为SF16000，16000kVA，121±2×2.5%/6.3kV，由于主变已经运行多年，损耗和维修量较大。

目前市面上主要有S9和S11两个系列变压器，S11变压器空载损耗比S9小20%-35%，节能效果显著；空载电流比S9下降70%-85%，改善电网供电质量，线路损耗和噪音水平更低，过载能力增强；变压器温升低。本次设计电站主变更换为S11节能型变压器。

3)厂用变及近区变：

电站现有二台厂用变，型号为SJ-240/6。SJ系列配电变压器是我国六十年代的产品，该变压器本身的损耗很大，不符合当前节能的要求，是属于应淘汰的产品。根据《农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见》中变压器应选用S11及以上节能型，厂内设备无油化。

本次设计更换两台厂用变，选用SCB11系列节能型干式变压器作为厂变。电厂1#和2#机组发电机时，合上一台母联开关，断开另一边母联开关，厂用电由41TA供电；当只有3#机组与发电机时，由42TA提供厂用电源。

电厂近区供电负荷为大坝和生活区用电，电源接自发电机端，经S7-1000，10/6.3kV近区变供电。电站改造后发电机端电压为10.5kV，近区供电直接取自母线供电，取消近区供电变压器。

电站还从地区3#线接入一回10kV进线，作为备用电源，在电厂不发电时，地区电网可倒送电至电厂[3-4]。

4)110kV设备：

机组增容后电流增大，三台主变高压侧电流互感器一次电流均不能满足要求，必需更换。

电站110kV避雷器均为阀型SIC避雷器。目前市面上广泛使用的氧化锌避雷器由于结构简化，动作响应快、耐多重雷电过电压或操作过电压作用、能量吸收能力大、耐污秽性能好，且金属氧化锌避雷器保护性能优于阀型碳化硅避雷器，已在逐步取代阀型碳化硅避雷器，适合于中性点有效接地的110kV及以上电网。

5)高压开关柜：

电站目前仍使用的是GG-1A(F)固定式开关柜，虽然柜内少油开关陆续更换为真空开关，但此柜型内元件布置不甚合理、母线裸露在柜顶，安全性、可靠性较差；且此柜型已为淘汰柜型，不利于电厂实现计算机监控的无人值班，少人值守的管理方式。

电厂改造后高压开关柜选用XGN2-12箱型固定金属封闭式开关柜，其结构合理，操作简单，安全、可靠性高，“五防”性能好，柜内选用ZN28-12真空断路。

6)母线及电缆：

电站主副厂房内电缆布置混乱，高压电缆、动力电缆和控制电缆全堆在一起，有的电缆绝缘老化，部分动力电缆超期使用，属于淘汰产品，存在较大安全隐患；一些电缆放置于母线洞地面，洞壁渗水使电缆腐蚀严重。更换电缆型号为YJV22和VV22。电站重要回路采用耐火型电缆。

三台主变至开关站的高压引线(包括避雷线)老化，开关站110kV母线线径不足，导线老化。

7)厂用电设备：

目前电站0.4kV低压开关柜的型号为PGL2，柜内均为熔丝和隔离开关保护，设备均属于淘汰产品。0.4kV低压开关柜全部更换为MNS型低压抽屉式组合开关柜，内装体积小、开断容量大、可靠性高的框架式智能空气断路器或塑壳断路器。

动力配电箱、照明配电箱均为40年前产品，已老化，更换并增设EPS事故照明装置。

2.4.3 主要电气设备技术参数

主要电气设备技术参数见表2。

表2 主要电气设备技术参数表

续表2 主要电气设备技术参数表

2.5 过电压保护及接地

本次设计不改变的主厂房结构，原厂房及户外配电装置都设有防直击雷设施，本次设计不作改动。开关站原避雷针位置和高度不变。

为了防止侵入雷电波对电气设备的危害，在电站110kV出线、高压开关柜内内装设氧化锌避雷器，在低压母线上装设低压防雷器，以保护电气设备的安全。

电站工作接地、保护及安全接地共用一个总的接地系统，按规定所有电气设备金属外壳及非电气设备金属管路外露部分均应接地。重新测量避雷针接地和全厂接地电阻，要求接地电阻<1Ω，如不符合相关规范要求，增加敷设人工地网[5]。

3 结 语

文章结合潭岭水电厂工程对水电站的电气一次系统设计分析研究，基于实际情况选择电气设备布置方式，涉及接入电力系统、主接线方案及其运行方式、厂用电及近区供电、电气一次设备选择、过电压保护及接地等方面。针对上述问题的研究与分析，有助于提高水电站整体运行的效率、保证水电站正常运行，是利用技术优势解决经济效益问题的有利方式。文章可以作为典型案例，作为其他水电站项目电气一次系统设计参考。