龙溪一级水电站机电一体化技术改造分析

徐玉庆

（福建闽东电力股份有限公司，福建宁德 352100）

龙溪一级水电站机电一体化技术改造分析

徐玉庆

（福建闽东电力股份有限公司，福建宁德 352100）

龙溪一级水电站原采用的控制及继电保护装置，大多为常规继电器控制设备，故障率高、可靠性差，而且自动化水平低、操作维护极不方便。通过技术改造不但提高了电站自动化水平、消除了设备安全隐患，而且降低了运行人员劳动强度，实现了“少人值守”运行管理模式。

水电站；机电一体化；技术改造

1 工程概况

周宁龙溪一级水电站位于七步溪中游段，坝址位于周宁县七步镇七步村下游400m处，控制流域面积131km2，库容5.5万m3，引水渠道长4250m。引水式地面厂房，厂址建在龙溪村下游800m处，由主厂房、副厂房及升压站等部分组成。主厂房主体为单层结构，长61m、宽11.8m、高11m；副厂房位于主厂房的左端，共有三层，长16m、宽13.3m、高15m； 35kV升压开关站位于厂房的左侧，面积45m×15m，高压配电装置为户外中型布置，主变户外布置，就地检修。电站设计水头325.5m，单台设计流量0.91m3／s。

电站承担周宁县电网腰荷，5台机组，单机容量2.5MW，年平均发电量5800万kW·h。1～4号发电机采用单母线简易分段接线，其中：1号、2号发电机接于6.3kVⅠ段母线，对应于1号主变压器；3号、4号发电机接于6.3kVⅡ段母线，对应于2号主变压器；近区变也接于6.3kV母线，6.3kVⅠ、Ⅱ段母线之间采用隔离开关连接。5号发电机与3号主变压器采用发电机-变压器组单元接线。1号、2号、3号主变高压侧均接入35kV母线，采用单母线接线，共3回主变进线和4回35kV出线，四回出线分别是龙周线、龙咸线、龙八线和文龙线。

2 改造的必要性

该电站自1982年12月投产发电以来，作为周宁县电网的骨干电厂，为当地创造了较好的经济效益和社会效益。电站运行近30年，大部分机电设备接近使用年限，老化严重。针对设备存在的缺陷，陆续对电站的主辅设备进行了更新改造。如：机组定转子线圈、主变、35kV开关等主设备已改造更新，运行稳定；2010年励磁系统也全面更换，运行平稳可靠；调速器已更换为微机型液压调速器，具备通信接口，可实现微机远控；220V直流系统已在2009年更新为免维护蓄电池微机直流控制屏，运行稳定；高压开关柜为GG-1A柜型，2001年柜内开关经技改后，现为ZS28-12／1250A型真空断路器，性能一般。

目前电站仍存在以下问题：由于机组自动化元件欠缺较多，机组启动只能现地开停机，无法实现一个脉冲或一个控制命令开停机操作；该电站采用分立元件保护装置，继电器为电磁式继电器和晶体管继电器，使用年限长久，性能上难以满足要求，而且市场上已无备品可购，继电保护的可靠性和选择性难以满足要求；厂用变为2台SL-100／10型变压器，属淘汰产品；厂用电400V配电柜老化，无法实现厂用电备用自投功能，供电可靠性难以满足要求；机旁动力屏柜内设备老化、不易操作、可靠性差。机组所有油水气阀门均为现地手动，无法实现开机联动。1～4号机组轴承润滑油采用外循环结构，当厂用电消失时，由手动切换到高顶油箱供油，易造成烧瓦事故等。因此，电站的技术改造已经迫在眉睫。

此次机电一体化改造，包括对整个电站的机组自动化控制系统、监控系统、继电保护装置、厂用电系统、辅助设备、计量屏、二次等点位接地、辅助开关、电力电缆等进行改造，既消除设备安全隐患，又提高设备的自动化水平，减少设备停运时间，实现少人值班的运行管理方式［1］。

3 电站机电一体化改造方案

3.1 新增计算机监控系统

计算机监控系统采用分层分布式开放系统结构，系统分为厂站级主控层和现地控制单元层，两层之间采用高性能的工业网络交换机进行连接［2］。

a.厂站主控层。

淘汰原有中控台，设中控室操作员工作站两台，以互为热备方式工作。主要负责对全厂设备的运行状态监视和操作控制，包括电气一次主接线图、潮流图、水轮发电机组状态及公用辅助设备状态，实时显示各种电气及非电气数据、事件顺序记录、各种事故及故障信息，可进行机组的开机、停机（包括紧急事故和事故停机）、空转、空载、增减功、增减磁等操作，控制断路器及电动隔离刀闸等分合闸。执行操作命令，生成各图表曲线，进行事故、故障信号的分析处理及语音报警。设一台工程师工作站，实时收集水电站运行和故障信息，为排查故障和事故分析提供依据。

b.现地控制单元（LCU）。

更新机组自动化屏：将机组自动化屏更换为机组LCU（共5套），每套LCU均配有冗余数据采集控制单元，完成系统数据采集、电厂主辅设备的控制及调节，进行全厂闭环控制与调节，具有发电机定子温升、机组轴承温升、机组过速、调速器低油压及球阀油压装置低油压五大保护，保证全厂发电运行可靠。1～4号机组LCU附带调速器压力罐电动机和重力补油回路的总电动阀2个自动化控制单元；5号机组LCU附带调速器压力罐电动机和5号球阀公用油压装置的电动机2个自动化控制单元。

新增开关站及公用设备LCU：开关站及公用设备LCU能够接受电站控制层控制命令，完成对高压配电系统的断路器、隔离开关、辅机公用控制设备和低压配电系统断路器等一次设备的顺序操作，并对这些操作实现严格闭锁，以达到防误闭锁功能。

c.新增远动柜1面。

远动柜内置网络交换机和网路连接设备，实现上位机设备（两台操作员工作站、一台工程师站和远动装置等）与6台现地控制单元（LCU）相连。

d.GPS时钟系统。

安装于远动柜，采用BBS标准卫星同步时钟，用于完成与监控系统对时保证电站控制层和LCU时钟与卫星时钟同步，时钟精度满足事件分辨率记录的要求，具有防雷装置。

e.新增UPS电源柜。

为提高监控系统电源可靠性，在电站直流220V电源基础上增设独立逆变电源柜1面，逆变器容量5kVA，按“1+1”热备冗余配置。逆变电源柜用于提供计算机监控系统上微机设备的单相交流220V电源，逆变器具有交流220V和直流220V输入和旁路模块，采用热备工作方式［3］。

3.2 更换电站自动化元件

为实现电站自动控制，更换或新增电站5台机组和全厂公用系统自动化元件，对压力、流量、水位、油位进行监控，以满足电站自动化控制管理的要求。如：机组润滑油总管电磁流量计、调速器油压装置和公用油压装置表盘式压力变送控制器及自动补气装置、机组润滑油支管双向挡板流量开关、重力补油高位油箱和回油箱液位开关、技术供水总管电动球阀、机组技术供水排水管双向挡板流量开关、机组制动电磁配压阀、5号球阀操作水电磁配压阀、润滑油油混水信号器、高／低压储气罐压力变送控制器等。

3.3 继电保护改造

改造原继电保护装置为微机型，做到保护无死区，能有选择性地、快速地切除故障，确保电站电气设备安全和稳定运行［4］。

a.发电机保护。配置1～2号发电机保护柜1面，3～4号发电机保护柜1面，5号发变组保护柜1面。装置实现发电机差动保护、失磁保护、过负荷保护、复压过流保护、定子接地保护、转子接地保护、电压异常和发变组差动保护，还包括控制回路异常告警、弹簧未储能压力异常告警、装置故障告警、测控等功能。

b.主变保护。配置1～2号主变保护柜1面，主保护由比率差动、差动速断、差流超限告警、TA异常告警等组成，后备保护由复压过流、过负荷保护、TV异常复压闭锁等组成，非电量保护由主变瓦斯保护、主变温度保护、主变压力释放保护组成。

c.线路保护。配置35kV线路保护柜（4回）1面，测控装置分别对龙周线、文龙线、龙咸线和龙八线四条线路提供三段电流保护和测控功能。

d.厂变和近区变保护。新增厂变、近区变保护以及厂用备自投装置柜1面，厂用变压器配电流速断、过电流、温度、零序过电流保护。近区变配无时限电流速断和带时限过电流保护。

3.4 厂用电系统改造

为了提高厂用电可靠性，接受在线监测以及控制需要，对厂用电系统进行改造。

a.厂用变压器改造。更新厂用变压器，采用2台干式变压器SCB11-125／10，该设备运行噪声小，绕组温升低。配置温控装置，具有三相温度巡检、最大值显示、故障报警、启停风扇、超温报警和超温跳闸功能，并具有RS-485通信接口与公用LCU屏通信，方便在监控系统上直接调看厂用干式变温度。风冷装置采用低噪音、冷却效果好的轴流式卷帘风扇，风扇由温控装置自动控制。

b.更新低压配电柜。将原有BSL型低压配电屏更换成固定式低压配电柜。

c.动力柜改造。更新机旁动力配电柜5面、公用动力配电柜1面、安装场动力柜1面、开关站动力柜1面、前池动力柜1面、溢洪道动力配电箱1只。

3.5 电能计量

5台发电机、4回35kV线路、2台厂变高压侧和1台近区配电变高压侧分别装设多功能四象限电子式电能表。电能表可通过通信接口实现与电站计算机监控系统数据通信。其中每台发电机电能表安装在各自机组LCU／B柜上，其余的7只电能表组成1面屏。

3.6 其他机电设备改造

a.安装真空辅助开关。原计划将6.3kV高压开关柜（GG-1A）技改为KYN28-12金属铠装中置手车柜，共25面。考虑到资金不足，本期未进行改造，列入下一期技改项目。此次增设6.3kV开关柜隔离刀闸真空型辅助开关和35kV各线路隔离刀闸真空型辅助开关。

b.高压开关柜更新。更换1～4号高压开关柜内机组电压互感器8组。

c.二次等电位接地。作为微机型继电保护和计算机监控系统信号接地，二次等电位接地网用40mm× 4mm的铜排，形成环形接地母线，由继保室二次等电位接地网沿电缆支架分别敷设1根TRJ-120mm2软铜绞线与连接机组LCU柜底接地铜排，开关站端子箱接地铜排可靠连接。

d.电缆工程。为防止静电干扰，按照规范要求将电站所有二次电缆更换为屏蔽型控制电缆。电缆主要敷设在电缆支架上，部分电缆穿管埋地敷设。对电缆沟进入各建筑物入口、屏柜的底部预留孔均采用防火堵料封堵，按规定在电缆沟分支处、电缆竖井等处设置防火分隔，使之变得美观、安全，达到防火要求。

e.控制柜更换。更换依靠现地操作的5台机组的球阀控制柜及其外接管路，使之接受机组LCU监控。

f.改造油回路。改造部分油回路，使机组轴承供油改为重力补油箱供油，安装油位传感器对补油箱油位进行在线监测与控制。并更换2台润滑油泵，改造2个润滑油回油箱，使其联通。

4 体 会

4.1 改造方案确定

小水电技术改造方案要依据设定的目标，总体规划，分步实施。要从水电站的实际出发，不能一味追求高端设备和技术，尽量采用成熟的技术，方案要简单实用，以最少的资金，最大限度地保障设备的安全，同时提高水电站的自动化水平［5］。

4.2 科学施工

施工前要做好原始资料的收集和分析工作，编写详细的改造任务书和施工计划，技改施工分机组进行，保持4台机组正常发电，同时施工期间主要考虑生产区域的防洪度汛，做到合理计划停电，减少停电损失，按照“安全第一，效益优先”原则，确保安全文明施工。

4.3 重视监控电源配置

为提高监控系统电源可靠性，不能为了节省投资，简化监控电源的配置，监控电源一定要有冗余配置。

4.4 设备选型

机组试运行中发现，1～4号机组轴承润滑油流量挡板开关由于现场油流速太慢无法准确动作，选型时需要慎重考虑。

4.5 人才培养

由于此次技改涉及面广、采用新技术多、运行方式变化大，因此公司未雨绸缪，技术人员参与技改方案设计、设备的选型，施工前赴厂家培训，改造时参与安装、调试，边技改边培训，逐步积累运行、检修经验，使设备试运行后能顺利交接，技改的同时培养锻炼了一支高素质的队伍。

5 结 语

此次以采用计算机监控系统和微机型继电保护装置为主的技改工程，消除了设备安全隐患，提高了发电效益，减少了运行人员劳动强度，改善了运行人员工作环境，实现了电站“少人值守”运行管理方式，达到了机电一体化改造目的。

［1］ 赵国荣.机组选型对于小型水电站改造的重要性研究［J］.中国水能及电气化，2015（5）：42-44.

［2］ 沈祖诒，田树，支培法.水力机械优化设计和计算机辅助分析［M］.南京：河海大学出版，1995.

［3］ 能源部西北电力设计院.电力工程电气设计手册（电气二次）［M］.北京：中国电力出版社，1991.

［4］ 陈平.凉山州小水电站并网调度问题的解决方案［J］.四川电力技术，2008（3）：44-45.

［5］ 尹刚.湖北省小型水电站增效扩容改造前期调查分析［J］.中国水能及电气化，2012（10）：5-10.

Analysis on electromechanical unitization technical reformation of Longxi level 1 hydropower station

XU Yuqing
（Fujian Mindong Electric Co.，Ltd.，Ningde 352100，China）

Control and relay protection devices are adopted in Longxi level 1 hydropower station，which mostly belong to conventional relay control systems.They are characterized by high failure rate，poor reliability，low level of automation and inconvenient operation and maintenance.The electric station automation level is improved，and hidden danger is eliminated on one hand through technical reform ation，operator labor intensity is lowered，and operation management mode of‘less persons in duty’is realized on the other hand.

hydropower station；electromechanical unitization；technical reformation

TV734

A

1673-8241（2016）09-0043-04

10.16617／j.cnki.11-5543／TK.2016.09.010