白云电站生态机组电气设计方案研究

高春娥

（邵阳市水利水电勘测设计院，湖南 邵阳 422099）

水电站的建设会造成坝址下游部分河段减水或脱水，对水环境和水生生物造成不利影响，为全面贯彻习近平生态文明思想，坚定不移地走生态优先，绿色发展之路，国电湖南巫水水电开发有限公司为彻底解决白云电站生态流量下泄的问题，决定对电站进行生态改造，投资建设生态机组。本文就白云电站生态机组电气设计进行探讨，为同类电站改造设计提供参考。

1 电站基本情况

白云电站位于湖南省邵阳市城步苗族自治县境内,下距城步县城5 km，坝址控制流域面积为556 km2，大坝为面板堆石坝，坝高为120 m，库容为3.60 亿m3，有效库容为2.19 亿m3，为巫水干流最上一级，属多年调节的“龙头水库”电站，是一座以发电为主，兼有防洪、灌溉和城市供水等综合效益的水电工程。

白云电站为坝后式水电站，电站枢纽工程由大坝、泄洪隧洞、发电引水隧洞、发电厂房与110 kV 开关站四部分组成。电站设计流量为60.30 m3/s，设计水头为90 m，总装机为48 MW（3×16 MW）。电站于1992 年3月开工兴建，1999 年2 台机组试运行，2005 年第3 台机组并网发电，多年平均发电量为7 326.18 万kW·h。2018 年电站进行了增效扩容改造，对机电设备进行了全面改造，所有的电气一、二次设备进行了更新。电站目前是邵阳电网具有调节能力的最大水力发电厂，参与电网调峰、调频任务,在邵阳西部电网起到骨干电源作用，是电网黑启动电源和融冰电源，必要时独立担负地区负荷和线路融冰备用电源。为满足下游河道生态的要求和城乡居民生产生活用水需要，同时提高水能资源利用效率，电站于2020 年初启动了生态机组项目前期工作。

2 电站总体布置

白云电站工程主要由大坝、泄洪隧洞、发电引水隧洞、电站厂房及110 kV 升压站等部分组成。大坝为混凝土面板堆石坝,坝顶高程为550 m，最大坝高120 m。泄洪隧洞设在大坝左岸，发电引水隧洞设在大坝右岸，兼作放空水库或紧急辅助泄洪之用，进口高程为475 m，设置1 扇4 m×7 m（宽×高）钢质平板闸门控制，动水启闭，洞身纵轴线成龙抬头形状，其尾部设岔洞分为左右内支洞，右支洞为放空洞，左支洞引水至电站厂房，设3 根岔管分别引至3 台机组。厂房为坝后式发电厂房,总装机容量为48 MW，装设3 台单机容量为16 MW 的立式混流式水轮发电机组，主厂房分为发电机层、水轮机层、蝶阀层，副厂房位于主厂房上游侧，水轮机层靠安装场侧439.50 m 层布置了油水气等辅助设备，靠主机段上游侧440.50 m 层则布置了励磁变、中性点接地变压器、电缆夹层和绝缘铜管母线等，发电机层445.70 m机旁屏布置在对应机组的上游侧，高低压配电室布置于发电机层主机段的上游侧，中控室则布置于449.95 m层左端；110 kVA 升压站布置于大坝与副厂房之间，电站采用两回110 kV 输电线路并网。

3 生态机组总体设计方案

3.1 生态流量核定

根据邵阳市人民政府批复的《城步苗族自治县小水电清理整改“一站一策”实施方案》，白云电站必须下泄的生态流量为1.85 m3/s。

3.2 生态机组装机规模的确定

根据白云电站调度运行要求及水库多年来的实际水位运行范围，生态机组的设计水头确定为90 m，为确保电站实时下泄流量不小于1.85 m3/s，经计算并考虑机组容量的标准系列，生态机组的最小装机容量为1 600 kW，机组最大水头对应发电流量为1.99 m3/s，机组最小水头对应的发电流量为3.31 m3/s，机组对应额定流量为2.26 m3/s，生态机组正常运行期间均能满足生态流量的泄放要求。

3.3 生态机组引水及厂房布置方案

白云电站厂房布置于原河槽峡谷内，原主副厂房内布置紧凑，没有合适的空间布置生态机组，厂房两岸为陡峭的岩石，往两岸拓展布置困难，经比较推荐生态机组厂房布置于电站主厂房下游右岸回车场靠河侧，生态机组自1#机组蝶阀前压力管道引水，沿主厂房射流泵廊道，打穿4.2 m 厚电站下游钢筋混凝土侧墙即可将压力管道铺设至生态机组厂房。根据电站设计水头和生态流量的下泄要求，选用1 台1 600 kW 的混流式卧式水轮发电机组可满足电站生态改造的要求。

4 生态机组电气设计方案拟定

4.1 白云电站主接线形式

电站3 台16 MW 机组采用110 kV 一级电压接入电力系统，110 kV 侧接线为单母线接线，出线2 回,分别接至110 kV 茅坪线和城步八角亭线，送电距离分别为29 km 和8 km。10 kV 侧采用单母线分段接线，设置2 台升压变压器，2 台主变压器分别为S11-50000/110和S11-25000/110，设置2 台630 kVA 厂用变和2 台250 kVA 坝区变分别接至两段10 kV 分段母线上，厂用电0.4 kV 侧接线采用单母线分段接线。

4.2 生态机组接线方案拟定

根据电站现场情况设计拟定了两个接线方案（见图1）。

图1 主接线方案比较图

方案一：生态机组发电机电压选用6.3 kV，设置1台2 000 kVA 升压变压器升压至10 kV 电压，就近接至附近的10 kV 农村供电线路上，从而并入大电网，10 kV并网线路长约1 km，发电机与升压变压器采用单元接线方式，发电机出口设置1 台厂用变为全厂3 台主机组停电期间提供厂用电源。

方案二：白云电站1#～3#主机组的发电机电压为10.5 kV，2 台主变压器的容量分别为50 000 kVA 和25 000 kVA，主变压器的电压变比为121±2×2.5%/10.5 kV，电站现有装机为3×16 000 kW，2 台主变压器容量均有富裕，即使在洪水季节抢水发电，3 台主机组和生态机组全开的情况下，2 台主变的富裕度均可满足生态机组的升压容量，为节省工程投资，生态机组可不设升压变压器，利用现有主变压器升压上网，现有电站的发电机母线电压为10.5 kV，因此，生态机组的发电机额定电压可采用10.5 kV，机组发电后直接接至原主机组10 kV发电机电压Ⅰ段母线上（利用Ⅰ段母线上近区变开关柜位置），3 台主机组停运期间可通过接通10 kV 分段母线断路器，利用电站2#升压变压器（25 000 kVA）升压到110 kV 母线，通过110 kV 茅坪线和八角亭线并入大电网。

方案一生态机组可完全独立运行，对主机组接线及运行无干扰，但需增加升压变压器、升高电压侧的一二次设备、厂用变及10 kV 并网线路等投资，同时生态机组通过附近的10 kV 农村供电线路并网，可靠性较低，并网线路的容量受限，也降低了生态流量下泄的保证率。方案二发电机采用10 kV 电压级，比方案一发电机的绝缘要求更高，机组价格相对高，同时生态机组利用2#主变升压，主变容量相对于生态机组容量较大，运行中存在大马拉小车现象，会增加主变的空载损耗；方案二可充分利用电站原有的升压设备和上网线路解决生态机组的并网问题，并在全厂3 台主机组停电期间利用已设置的厂用变为电站提供厂用电；方案二总体建设投资比方案一少，增加的设备少，也减少了电站建成后的运行成本，生态机组升压后通过110 kV 线路并入大电网，运行可靠性高，线损低，同时也提高了生态流量下泄的保证率。

经综合比较，推荐方案二为生态机组的接线方案。

5 充分利用电站现有设备

生态机组为1 台1 600 kW 的混流式卧式机组，机组的用油量和用气量少，原电站具有完整的油处理系统和低压气系统，完全能满足新增生态机组的用油和用气要求，因此，为节约工程投资，生态机组项目不再另行配备油气系统。

生态机组厂房的厂用电负荷较小，原电站设有2台SCB11-630/10 型厂用变，经厂用电负荷统计复核，原电站的厂用变容量能满足生态机组厂用电负荷的要求，同时原厂用低压配电屏内备用馈线回路较多，生态机组厂用电可由原厂用配电屏引接。

生态机组的发电机开关柜利用已退出运行的近区变开关柜进行改造，更换柜内电流互感器。生态机组的计量表计统一安装于原中控室内的计量屏内。

生态机组电气控制、保护、操作、自动装置、事故照明等采用的直流电源也全部从原电站直流馈线柜引接。

生态机组建成后其遥测、遥信、遥控、遥调均由原电站统一进行，其控制保护系统接入原电站的后台监控系统，不再设置单独的后台监控系统，并可满足远程监控的要求。

6 设备布置与原电站布局完美结合

生态机组厂房分为机组层和安装场层，机组层地面高程为440.84 m，安装场层地面高程为445.70 m，机组层在机组段布置了1 台1 600 kW 的混流式卧式机组，机组轴线与厂房纵轴线垂直，安装场布置在主厂房的下游侧，安装场长6.50 m，机组段长12 m，机组中心线距厂房上游墙为7.50 m，为方便生态机组引接至主机组10 kV 母线上，生态机组发电机断路器开关柜布置于主厂房10 kV 高压开关室Ⅰ段母线上的近区变开关柜处（因厂供分家近区变已退出运行），发电机TV柜和发电机励磁变进线开关柜及励磁变压器布置于机组下游侧安装场下配电间，机组LCU 屏、测温制动屏、励磁屏和控制保护屏布置在生态机组厂房安装场层控制间（厂房上游侧），调速器及油压装置布置在机组段上游侧。生态机组进入到原厂房的电缆均利用原有的电缆桥架和电缆通道，尽可能减少施工时段对原电站设备的影响。

7 结 论

白云电站生态机组于2021 年5 月建成投产，通过两年的运行证明，生态机组电气接线方案简单，操作方便，设备布局合理，对主机组的正常运行无影响，同时，充分利用了电站原有设备，减少了工程投资，项目的实施使水能资源得到了充分的利用，确保了白云电站下游河段生态流量的足额下泄，项目生态效益明显，经济效益和社会效益显著。