白云電站生態機組電氣設計方案研究

高春娥

（邵陽市水利水電勘測設計院，湖南 邵陽 422099）

水電站的建設會造成壩址下游部分河段減水或脫水，對水環境和水生生物造成不利影響，為全面貫徹習近平生態文明思想，堅定不移地走生態優先，綠色發展之路，國電湖南巫水水電開發有限公司為徹底解決白云電站生態流量下泄的問題，決定對電站進行生態改造，投資建設生態機組。本文就白云電站生態機組電氣設計進行探討，為同類電站改造設計提供參考。

1 電站基本情況

白云電站位于湖南省邵陽市城步苗族自治縣境內,下距城步縣城5 km，壩址控制流域面積為556 km2，大壩為面板堆石壩，壩高為120 m，庫容為3.60 億m3，有效庫容為2.19 億m3，為巫水干流最上一級，屬多年調節的“龍頭水庫”電站，是一座以發電為主，兼有防洪、灌溉和城市供水等綜合效益的水電工程。

白云電站為壩后式水電站，電站樞紐工程由大壩、泄洪隧洞、發電引水隧洞、發電廠房與110 kV 開關站四部分組成。電站設計流量為60.30 m3/s，設計水頭為90 m，總裝機為48 MW（3×16 MW）。電站于1992 年3月開工興建，1999 年2 臺機組試運行，2005 年第3 臺機組并網發電，多年平均發電量為7 326.18 萬kW·h。2018 年電站進行了增效擴容改造，對機電設備進行了全面改造，所有的電氣一、二次設備進行了更新。電站目前是邵陽電網具有調節能力的最大水力發電廠，參與電網調峰、調頻任務,在邵陽西部電網起到骨干電源作用，是電網黑啟動電源和融冰電源，必要時獨立擔負地區負荷和線路融冰備用電源。為滿足下游河道生態的要求和城鄉居民生產生活用水需要，同時提高水能資源利用效率，電站于2020 年初啟動了生態機組項目前期工作。

2 電站總體布置

白云電站工程主要由大壩、泄洪隧洞、發電引水隧洞、電站廠房及110 kV 升壓站等部分組成。大壩為混凝土面板堆石壩,壩頂高程為550 m，最大壩高120 m。泄洪隧洞設在大壩左岸，發電引水隧洞設在大壩右岸，兼作放空水庫或緊急輔助泄洪之用，進口高程為475 m，設置1 扇4 m×7 m（寬×高）鋼質平板閘門控制，動水啟閉，洞身縱軸線成龍抬頭形狀，其尾部設岔洞分為左右內支洞，右支洞為放空洞，左支洞引水至電站廠房，設3 根岔管分別引至3 臺機組。廠房為壩后式發電廠房,總裝機容量為48 MW，裝設3 臺單機容量為16 MW 的立式混流式水輪發電機組，主廠房分為發電機層、水輪機層、蝶閥層，副廠房位于主廠房上游側，水輪機層靠安裝場側439.50 m 層布置了油水氣等輔助設備，靠主機段上游側440.50 m 層則布置了勵磁變、中性點接地變壓器、電纜夾層和絕緣銅管母線等，發電機層445.70 m機旁屏布置在對應機組的上游側，高低壓配電室布置于發電機層主機段的上游側，中控室則布置于449.95 m層左端；110 kVA 升壓站布置于大壩與副廠房之間，電站采用兩回110 kV 輸電線路并網。

3 生態機組總體設計方案

3.1 生態流量核定

根據邵陽市人民政府批復的《城步苗族自治縣小水電清理整改“一站一策”實施方案》，白云電站必須下泄的生態流量為1.85 m3/s。

3.2 生態機組裝機規模的確定

根據白云電站調度運行要求及水庫多年來的實際水位運行范圍，生態機組的設計水頭確定為90 m，為確保電站實時下泄流量不小于1.85 m3/s，經計算并考慮機組容量的標準系列，生態機組的最小裝機容量為1 600 kW，機組最大水頭對應發電流量為1.99 m3/s，機組最小水頭對應的發電流量為3.31 m3/s，機組對應額定流量為2.26 m3/s，生態機組正常運行期間均能滿足生態流量的泄放要求。

3.3 生態機組引水及廠房布置方案

白云電站廠房布置于原河槽峽谷內，原主副廠房內布置緊湊，沒有合適的空間布置生態機組，廠房兩岸為陡峭的巖石，往兩岸拓展布置困難，經比較推薦生態機組廠房布置于電站主廠房下游右岸回車場靠河側，生態機組自1#機組蝶閥前壓力管道引水，沿主廠房射流泵廊道，打穿4.2 m 厚電站下游鋼筋混凝土側墻即可將壓力管道鋪設至生態機組廠房。根據電站設計水頭和生態流量的下泄要求，選用1 臺1 600 kW 的混流式臥式水輪發電機組可滿足電站生態改造的要求。

4 生態機組電氣設計方案擬定

4.1 白云電站主接線形式

電站3 臺16 MW 機組采用110 kV 一級電壓接入電力系統，110 kV 側接線為單母線接線，出線2 回,分別接至110 kV 茅坪線和城步八角亭線，送電距離分別為29 km 和8 km。10 kV 側采用單母線分段接線，設置2 臺升壓變壓器，2 臺主變壓器分別為S11-50000/110和S11-25000/110，設置2 臺630 kVA 廠用變和2 臺250 kVA 壩區變分別接至兩段10 kV 分段母線上，廠用電0.4 kV 側接線采用單母線分段接線。

4.2 生態機組接線方案擬定

根據電站現場情況設計擬定了兩個接線方案（見圖1）。

圖1 主接線方案比較圖

方案一：生態機組發電機電壓選用6.3 kV，設置1臺2 000 kVA 升壓變壓器升壓至10 kV 電壓，就近接至附近的10 kV 農村供電線路上，從而并入大電網，10 kV并網線路長約1 km，發電機與升壓變壓器采用單元接線方式，發電機出口設置1 臺廠用變為全廠3 臺主機組停電期間提供廠用電源。

方案二：白云電站1#～3#主機組的發電機電壓為10.5 kV，2 臺主變壓器的容量分別為50 000 kVA 和25 000 kVA，主變壓器的電壓變比為121±2×2.5%/10.5 kV，電站現有裝機為3×16 000 kW，2 臺主變壓器容量均有富裕，即使在洪水季節搶水發電，3 臺主機組和生態機組全開的情況下，2 臺主變的富裕度均可滿足生態機組的升壓容量，為節省工程投資，生態機組可不設升壓變壓器，利用現有主變壓器升壓上網，現有電站的發電機母線電壓為10.5 kV，因此，生態機組的發電機額定電壓可采用10.5 kV，機組發電后直接接至原主機組10 kV發電機電壓Ⅰ段母線上（利用Ⅰ段母線上近區變開關柜位置），3 臺主機組停運期間可通過接通10 kV 分段母線斷路器，利用電站2#升壓變壓器（25 000 kVA）升壓到110 kV 母線，通過110 kV 茅坪線和八角亭線并入大電網。

方案一生態機組可完全獨立運行，對主機組接線及運行無干擾，但需增加升壓變壓器、升高電壓側的一二次設備、廠用變及10 kV 并網線路等投資，同時生態機組通過附近的10 kV 農村供電線路并網，可靠性較低，并網線路的容量受限，也降低了生態流量下泄的保證率。方案二發電機采用10 kV 電壓級，比方案一發電機的絕緣要求更高，機組價格相對高，同時生態機組利用2#主變升壓，主變容量相對于生態機組容量較大，運行中存在大馬拉小車現象，會增加主變的空載損耗；方案二可充分利用電站原有的升壓設備和上網線路解決生態機組的并網問題，并在全廠3 臺主機組停電期間利用已設置的廠用變為電站提供廠用電；方案二總體建設投資比方案一少，增加的設備少，也減少了電站建成后的運行成本，生態機組升壓后通過110 kV 線路并入大電網，運行可靠性高，線損低，同時也提高了生態流量下泄的保證率。

經綜合比較，推薦方案二為生態機組的接線方案。

5 充分利用電站現有設備

生態機組為1 臺1 600 kW 的混流式臥式機組，機組的用油量和用氣量少，原電站具有完整的油處理系統和低壓氣系統，完全能滿足新增生態機組的用油和用氣要求，因此，為節約工程投資，生態機組項目不再另行配備油氣系統。

生態機組廠房的廠用電負荷較小，原電站設有2臺SCB11-630/10 型廠用變，經廠用電負荷統計復核，原電站的廠用變容量能滿足生態機組廠用電負荷的要求，同時原廠用低壓配電屏內備用饋線回路較多，生態機組廠用電可由原廠用配電屏引接。

生態機組的發電機開關柜利用已退出運行的近區變開關柜進行改造，更換柜內電流互感器。生態機組的計量表計統一安裝于原中控室內的計量屏內。

生態機組電氣控制、保護、操作、自動裝置、事故照明等采用的直流電源也全部從原電站直流饋線柜引接。

生態機組建成后其遙測、遙信、遙控、遙調均由原電站統一進行，其控制保護系統接入原電站的后臺監控系統，不再設置單獨的后臺監控系統，并可滿足遠程監控的要求。

6 設備布置與原電站布局完美結合

生態機組廠房分為機組層和安裝場層，機組層地面高程為440.84 m，安裝場層地面高程為445.70 m，機組層在機組段布置了1 臺1 600 kW 的混流式臥式機組，機組軸線與廠房縱軸線垂直，安裝場布置在主廠房的下游側，安裝場長6.50 m，機組段長12 m，機組中心線距廠房上游墻為7.50 m，為方便生態機組引接至主機組10 kV 母線上，生態機組發電機斷路器開關柜布置于主廠房10 kV 高壓開關室Ⅰ段母線上的近區變開關柜處（因廠供分家近區變已退出運行），發電機TV柜和發電機勵磁變進線開關柜及勵磁變壓器布置于機組下游側安裝場下配電間，機組LCU 屏、測溫制動屏、勵磁屏和控制保護屏布置在生態機組廠房安裝場層控制間（廠房上游側），調速器及油壓裝置布置在機組段上游側。生態機組進入到原廠房的電纜均利用原有的電纜橋架和電纜通道，盡可能減少施工時段對原電站設備的影響。

7 結 論

白云電站生態機組于2021 年5 月建成投產，通過兩年的運行證明，生態機組電氣接線方案簡單，操作方便，設備布局合理，對主機組的正常運行無影響，同時，充分利用了電站原有設備，減少了工程投資，項目的實施使水能資源得到了充分的利用，確保了白云電站下游河段生態流量的足額下泄，項目生態效益明顯，經濟效益和社會效益顯著。