水电站改造项目升压站变压器选型

韩宪亮

（晋城市农村水电电气化建设管理办公室，山西 晋城 048000）

1 工程概况

杜河水电站是“九五”期间，经国务院批准实现晋城市泽州、阳城两县农村水电初级电气化县建设目标的骨干电源工程。电站设计水头43.8 m，设计引水流量34.00 m3/s，装机容量为4×3 200 kW，电站工程包括拦河坝、引水隧洞、调压井、压力管道、主副厂房、变电站等建筑物。杜河水电站建成于1999年，由于受当年技术条件和资金限制，加上运行时间较长，水电站存在诸多安全隐患，主要问题为：机电设备、升压站设备陈旧老化且效率低下，致使电站不能正常运行，而且设备故障检修率较高，导致每年的维修成本居高不下，电站原设计年发电量为3 459万kW·h，现在年平均发电量仅为1 700余kW·h，水资源得不到合理有效利用，经济效益和社会效益明显降低。

为此，杜河水电站被列入晋城市“十三五”农村水电增效扩容改造工程，2016年4月经省水利厅批复，批复总投资2 590万元。改造内容主要为：对水轮发电机组及配套设备、高压柜、变压器、自动化系统、低压柜和户外升压站设备进行更换等。

2 工程布置

2.1 工程等别和标准

杜河电站按库容属中型水库，工程等别为三等。电站装机容量12 800 kW，按装机属小（1）型，工程等别为四等。

2.2 主要改造建筑物

电站工程包括拦河坝、引水隧洞、调压井、压力管道、主副厂房、变电站等建筑物。

本次改造工程不对水电站进行扩容，主要改造水工建筑物有：主、副厂房和启闭机房屋面工程、装饰工程、门窗工程以及拆除工程。

2.3 机电设备

2.3.1 水轮发电机组

杜河水电站原装机4×3 200 kW，水轮机型号为HLA551-LJ-105，发电机型号为SF3200-12/2600。因为此次改造工程主要对机组设备进行更换，引水建筑物等并未进行改造，电站的设计水头和设计引水流量不变，因此改造工程中并未对电站的装机容量进行扩容，维持原装机不变。在对水电站水能复核后，根据水轮机适用水头范围和现行的中小型水轮机型谱，结合原有厂房条件和单机容量，适用于本电站改造的性能较好的的混流式水轮机转轮主要有HLA551C、HLF305两个型号，经过比较对应的两转轮综合特性曲线，本次改造选用水轮机型号为HLA551C-LJ-105，发电机型号为SF3200-12/2600。

2.3.2 升压站主变

原电站升压站装有2台主变，容量为16 000 kVA+4 000 kVA，为S9系列老旧产品，能耗高且已严重锈蚀，存在非常大的安全隐患，该型号产品目前早已为市场淘汰。在《杜河水电站增效扩容改造工程初步设计》中，继续选用了容量为16 000 kVA+4 000 kVA的变压器，按照水利部《农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见》（水电〔2011〕438）号文件要求，型号选用了高清洁低耗能的S11系列产品。

3 主变压器在实际应用中的选型探讨

杜河水电站增效扩容改造工程初步设计中，维持了建站初期的设计方案，选用两台容量为16 000 kVA+4 000 kVA的主变压器，未能充分考虑电站建成后10余年的实际运营情况。

3.1 电站输电线路运营情况

杜河水电站建站时的输电线路方案为：4台机组机端电压为6.3 kV，经两台主变压器升压至110 kV后，与拴驴泉水电站的110 kV线路T接后并入国网，但是限于当时资金不足，电站建成后只修建了一条电站至山河镇的110 kV线路，其余后续工程未能完成，输电线路未能接入国网。

电站建成后的实际输电方案为：4台机组机端电压为6.3 kV不变，但是经两台主变压器升压至10 kV和35 kV后再输送出去。10 kV输电线路有3条，分别输送至水库大坝和阳城县蔡节村，还有一条是利用已建成的110 kV线路输送至泽州县山河镇；35 kV输电线路有2条，分别输送至阳城县东冶镇和泽州县李寨乡的35 kV变电站。

3.2 电站主变实际运营情况

杜河水电站在修建时计划用35 kV或者110 kV等级输电线路并入国网，因为沁河水量大，并入国网后负荷较为稳定，电站可以保证至少2台机组全年稳定发电，由于建成后电站未实现并入国网，目前是孤网运行状态，只能将电量供给周边泽州和阳城县的乡镇，由于承担的负荷不稳定，经常会出现弃水情况。根据电站多年运行情况统计，一年之中1台机组单独运行发电的时间在330 d以上，2台机组并列运行发电的时间约250 d左右，3台机组并列运行发电的时间约40 d左右。由此可见，目前电站实际运营中，约有2/3以上的时间是1台或者2台机组在运行发电，因为电站给周边乡镇供电需要同时输送10 kV和35 kV两种等级的电压，而两台主变压器的出线等级为16 000 kVA（110 kV、35 kV）+4 000 kVA（35 kV、10 kV），当一台机组进行发电时，用4 000 kVA的主变，而当两台以上机组进行发电时，就要同时启用两台主变，不仅变压器容量使用过大，而且造成的变损也较大，造成电能浪费。根据电站多年运行实测数据统计，杜河水电站年平均发电量1 700万kW·h，年平均变损耗电量达140万kW·h，变损电量占发电量的8%左右。

3.3 电站主变选型的探讨

电站原有升压主变压器为S9系列产品，能耗高，且已严重锈蚀老化，存在非常大的安全隐患，在《杜河水电站增效扩容改造工程初步设计》中，选用了高清洁低耗能的S11系列产品，但是主变的设计方案继续选择了建站之时的型号、容量与变压出线等级，及16 000 kVA（110 kV、35 kV）+4000 kVA（35 kV、10 kV），这显然已不符合实际的运营情况。在考虑到目前杜河水电站在短时间内还无法并入国网，要长时间孤网运行发电的实情，从合理利用和减少变损的角度考虑，电站的总装机4×3 200 kW，主变的总容量选择变更为2×8 000 kVA，这样在保留有少量安全富余容量的前提下，既保证了4台机组在额定功率下的电能总输出，又同时考虑了电站运行的实情，可以在1台机组或者2台机组运行的时候，只需要单独启用一台主变，从而减小变损，节约电能。

将设计中1号主变16 000 kVA的容量降低为8 000 kVA，出线等级为（110 kV 、35 kV），2号主变4 000 kVA的容量增加为8 000 kVA，出线等级为（35 kV、10 kV）。这样在1台机组或者2台机组运行的时候，只单独启用2号主变，当3台机组运行时再启用1号主变。在考虑到未来电站还有并入110 kV国网的可能，固保留了1号主变110 kV的出线等级。

经初步估算，电站两台主变型号变更后，电气设备及安装一项可节省资金30余万元，由于电站经此次增效扩容改造后，发电效率会大幅提高，按照设备参数及相关技术规范计算，电站在通过改造升压主变后，每年发电通过减小变损就可节约电能110万kW·h，按上网电价0.27元/度计算，每年可增收30万元的利润。由此可见，在工程设计中，必须多方面综合考虑各种客观因素，多掌握工程的实际情况，才能保证设计方案的质量和实用性。