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摘要： 近年来我国水电事业随着国民经济的飞速发展得到了迅猛的增长，特别是中小型水电站星罗棋布，投运或在建的电站不断涌现。保证水电站电气设备安全、可靠、长周期地运行，加强水电站电气设备的维护，迅速及时地排除设备故障，延长设备的使用寿命，是每一个电气运行和维护人员的主要课题。但我国小水电站运行已久，机组的效率严重下降，对小水电站进行改造很有必要，本文主结合实例对水电站的电气改造技术进行阐述。
关键词：小水电站；电气改造；直流系统；自动化系统
一、电站电气设备的分类及布置
一般而言，可将水电站中的电气设备分为两大部分。即电气一次设备以及全厂电气二次设备。就电气一次设备而言，又可划分为升压变电电气设备和发电电气设备。目前常见的电气一次设备主要是变压器以及发电机等。常见的二次设备主要有：工业电视系统；公用系统设备；控制电缆和电气试验设备等。
水电站的电气设备在布置的时候，要尽可能地减少土石方的开挖量，并要尽力减少土建工程馈以及电气设备的占地面积。还要注意将高压开关站与发电机和主变压器等设备之间的接线尽量进行缩短，特别是要缩短变压器与发电机之间用于大电流的接线。尽可能不要发生机械管线同电气接线交叉的情况，这样一方面可以节省连接母线，降低对电能的损耗，另一方面也可以减少故障发生的机率，有利于设備的维护以及安全运行。
二.小水电站的电气改造技术分析
1、水电站的基本情况
某水电站设计年径流深为1428.9mm，多年平均流量为23.8m3 /s ，其装机容量为4×1250kW。随着三级水电站的兴建投产，水电站设计引用流量及发电上网方式将发生大的变化，其电气一次系统需进行相应技改后才能满足上网要求。
2、水电站发电引用流量及上网方式分析
2.1发电引用流量发生变化
一、二级坝根据水电站初步设计报告及其批复，电站各级装机规模及发电指标见表1。
初设阶段经对电站所在流域的岩溶发育、岩溶渗漏等方面的专题研究表明，在二叠系地层中存在3条地表水渗漏通道。该二叠系地层岩溶水与二级坝址下游岩溶大泉或暗河具有良好的连通性，是一级坝址以上流域地表水渗漏的重要通道，且渗漏水量主要在二级坝址以下回归地表址实际径流比无渗漏情况下的径流小，三级坝址实际径流基本不受影响。鉴于此，二级坝址径流按一级坝址径流经面积修正而得。
表1 水电站装机规模及发电指标表（初设成果）
名称 一级电站 二级电站 三级电站 备注
坝址控制流域面积（km2 ） 525 620 690
坝址处多年平均流量（m3/s ） 17.2 20.3 23.8
坝址处多年平均径流量（亿m3） 5.42 6.4 7.5
年径流模数（m3/ （ s. km2） ） 0.03276 0.03274 0.03449
总库容/调节库容（万m3） 9859/6730
设计引用流量（m3/s ） 49.2 51.75 64.8 年调节
额定水头（m） 165 53 48.5
装机容量（万kw） 3×2.4 3×0.8 2×1.05+4×0.125
多年平均发电量（亿kWh） 2.266 0.749 0.827
年利用小时数 3146 3121 3180
从表1中的径流量结果分析，二级坝址与一级坝址区间流域面积为95km2，两坝址间多年平均流量相差3.1m3/s，两控制流域面积的年径流模数基本相当；三级坝址与二级坝址区间流域面积为70km2，两坝址间多年平均流量相3.5m3/s，
两流域面积的年径流模数差异较大，此结果基本符合上述岩溶渗漏对坝址径流与区间径流的影响推论。
在各级电站设计引用流量上，梯级间应相互衔接，其中一级为年调节水库电站，其设计引用流量经动能计算后取为49.2m3/s，二、三级电站无新增调节水库，其设计引用流量包括上一级发电尾水流量和相应的区间引用流量，其区间引用流量属径流式性质。但从表1可知，一、二级电站间引用流量相差2.55 m3/s，较一、二级坝址间的多年平均流量差值少O.55m3/s 。二、三级电站间引用流量相差13.05m3/s，较二、三级坝址间的多年平均流量差值9.55m3/s。显然，两者前后设计取值不具有一致性。
经对诸多类似无调节能力的径流式中小型水电站统计表明，其设计引用流量与引水坝址处多年平均流量之比值k一般在1.02.0之间，设计流量较小且引水线路较短时k取较大值，设计流量较大且引水线路较长时k取较小值。对于二、三级电站所引用的相应区间流量，因区间流量较小且引水线路较长，故可取k=1.0，因此，二级电站设计引用流量宜调增，可由原设计值51.75m3/s调增为52.3m3/s（但调整前后相差不大，可视为原设计取值基本合理），三级电站设计引用流量宜调减，可由原设计值64.8m3/s调减为55.8m3/s）
三级电站设计引用流量调减为55.8m3/s后，扣除三级站两台机引用流量2×24.64m3/s，则水电站设计引用流量为6.52m3/s，仅为原设计引用流量的41.8%（原设计引用流量为4×3.9m3/s=15.6m3/s） ，其发电条件发生了大的变化，设备利用小时数和发电量明显降低。三级水电站投产发电后，水电站发电设备利用小时数将降低为1300h左右，年均发电量将降低为650万kWh左右。）
表2 水电站设计引用流量及发电指标变化表
名称 变化前（即电站投产前） 变化后（即电站投产后） 备注
设计引用流量（m3/s ） 15.6 6.52 减少58.2%
装机容量（万kw） 4×0.125 4×0.125 多年平均发电量（亿kWh） 0.275 0.065 减少76.4%
年利用小时数 5500 1300 减少76.4%
2.2上网方式发生变化
目前，水电站是通过一条35kV线路接入地方电网.但为了便于水电站统一调
度管理，电网主管部门审查水电站接入电力系统方案时，要求一、二、三级电站作为一个整体集中上网，即要求通过一条220kV线路接入统调电网，同时要求水电站与地方电网解列。因此，水电站上网方式发生了相应改变。
3、水电站电气一次系统技改方案
3.1电气主接线
三级电站投产后将将直接改变原水电站的发电上网条件，其设备利用小时数将降低为1300h左右，与三级电站投产前的设备年利用小时数55OOh和初设成果3180h相差很大，发电量将降低为650万kWh左右。因此，在其电气主接线技改方案上，宜遵循接线简单、技术可行、经济节约的原则。
首先，由于原水电站采用每两台发电机与一台变压器组成扩大单元电气主接线（见图1），发电机出口电压6.3kV，两台3150kVA主变并列运行，接入系统侧电压为35kV；电站采用两机一变的扩大单元主接线形式，其发电机出口电压10.5kV，主变接入系统侧电压110kV，因此，水电站通过三级电站接入系统时有110kV， 35kV和10.5kV三个接入方案可供选择。显然，若采用110kV接入方案，则水电站需将原两台35kV主变更换为一台110kV主变，并需增加两侧110kV进出线间隔、110kV联络线路（长约300m）等，尽管其可靠性高，但投入费用高达175万元；若采用35kV方案，则需增加35kV联络线路（长约300m）和对
侧35kV母线及进线间隔、对侧主变容量增大6300kVA此时应为三卷变压器），该方案可靠性较高，但投入费用需90万元；若采用10.5kV方案，需将本侧原两台35kV主变更换为一台或两台10.5kV主变、增加两侧10.5kV进出线间隔及联络线路（长约200m ），对侧主变容量增大6300kVA此时为两卷变压器），该方案可靠性仍较高，投入费用仅需70～85万元（一台主变方案时为70万元，两台方案时为85万元），且可回收两台3150kVA/35kV变压器残值45万元，简化三级电站继电保护配置，但其变压器空载损耗略高，变电设备运行灵活性稍差。现根据水电站发电条件变化情况经综合比较，其升压送出侧拟采用10.5kV方案，以线路一变压器单元形式接入紧邻的三级电站10.5kV发电机母线，联络线路采10.5kV高压电缆。
图1 技改前电气主接线图
其次，在10.5kV接入系统方案上，由于水电站发电条件发生大的变化，设备利用小时低，且主变压器属静止运行设备，其可靠性一般较高，因此，为节省投资，可只选择一台主变与原四台水轮发电机组成扩大单元接线。技改后的水电站电气主接线如图2所示。
3.2、高压开关设备选择
原水电站6.3kV电压等级开关设备均选用GC-1A型高压固定式开关柜，其中断路器选用SN10-10型（少油户内式），隔离开关选用GNB-10型.配CD10电动操作机构和CS6-1手动操作机构。经现场了解，水电站自投产至今，各高压开关柜运行正常。因此，水电站技改时，本侧各发电机出口的高压开关设备及6.3kV母线高压开关设备可维持不变，但由于技改后6.3kV母线不再分段，故可取消一组PT柜和一组避雷器柜，并将原6.3kV母线分段断路器柜改为主变低压侧进线柜使用，经复核，其断路器额定电流和短路电流满足技改后要求，但由于回路的额定电流增加一倍（即由287A增加为574A），需更换相应的LAJ1-10型电流互感器，更换前的变比为400/5 A，更换后的变比为600/5A）。
对于10.5kV对侧，为了和三级电站10.5kV高压开关设备配套，拟选用KYN28A型中置式高压开关柜，内配ZN63A-12/1250A型真空断路器和LZZBJ9-l0A型电流互感器，变比为400/5A。
3.3、廠用电接线
原水电站设置两台厂用变回路，一回路接自本站发电机6.3kV母线，另一回路接自外来lOkV线路。由于外来10.5kV线路系当地南网线路，其运行可靠性较差，电站汛期易受到洪水淹没厂房的威胁。现因水电站紧邻三级电站，厂用负荷较小，故其外来厂用电源可以400V电压等级直接取自三级电站厂用电系统，其可靠性将大大提高。
3.4技改效果分析
技改后，水电站采用四台发电机与一台主变压器组成扩大单元的电气主接线形式，以一台新购510-6300kVA/10.5kV/6.3kV的主变压器代替原安装的两台3150kVA/35kV/6.3kV主变压器，并通过长约200m的10.5kV高压电缆与三级电站10.5kV母线联络，从而实现就近上网。该主接线简单清晰，运行维护方便，由于三级电站投产后，水电站发电设备年利用小时数及年均发电量均减少76.4% ，其设备运行可靠性及灵活性可得到保证；上网方面，以10.5kV联络，其联络线路短，三级主变可只选用两卷形式，可简化主变差动、过流等保护配置，可提高电站及三级电站上网的可靠性。同时，经比较，该技改方案较其他可能的技改方案节省技改投资65万元，经济效果明显。
在高压开关设备选择上，拟以技改前的6.3kV母线分段断路器柜作为主变低压侧进线柜使用，经复核，其断路器额定电流和短路电流满足技改后要求。因此，基本不另行增加高压开关设备采购费用。厂用电接线上，从三级电站厂用电系统引接一回400V低压电源，其可靠性将大大提高。
由此可见，本文所拟订技改方案不但技术可行，而且经济节约，既可满足水电站发电运行可靠性要求，实现水电站通过三级电站接入电网系统，又可节省技改投资约65万元，同时提高厂用电供电可靠性。
三、结论
小水电站电气技术的更新改造，不仅是在原来的技术水平上以新换旧，而是一个再创造的过程，实际上牵涉到水力资源配置、电力市场需求以及环境保护等问题。该水电站改造后，提高了电站的自动化水平，其自动化得程度达到无人值班的要求，这明显提高了运行安全的可靠性并且减轻了运行强度。从而可以减低了水电站的投资和运行费用，无疑得到了显著的经济和社会效益，极大地促进了中小水电站的发展。目前小水电站的电气改造还是处于发展中，笔者认为会有良好的势头。而本文所讨论的小水电站的电气技术改造也为小水电自动化技术的推广起到了很好的示范作用。
参考文献
[1]刘安民.八甲水电厂技术改造探讨[J].甘肃水利水电技术，2006.
[2]袁云.小水电站技术管理工作初探—多经小水电站调研报告[J].科技与生活，2010
[3]小型水电站技术改造规程.SL193-97.
关键词：小水电站；电气改造；直流系统；自动化系统
一、电站电气设备的分类及布置
一般而言，可将水电站中的电气设备分为两大部分。即电气一次设备以及全厂电气二次设备。就电气一次设备而言，又可划分为升压变电电气设备和发电电气设备。目前常见的电气一次设备主要是变压器以及发电机等。常见的二次设备主要有：工业电视系统；公用系统设备；控制电缆和电气试验设备等。
水电站的电气设备在布置的时候，要尽可能地减少土石方的开挖量，并要尽力减少土建工程馈以及电气设备的占地面积。还要注意将高压开关站与发电机和主变压器等设备之间的接线尽量进行缩短，特别是要缩短变压器与发电机之间用于大电流的接线。尽可能不要发生机械管线同电气接线交叉的情况，这样一方面可以节省连接母线，降低对电能的损耗，另一方面也可以减少故障发生的机率，有利于设備的维护以及安全运行。
二.小水电站的电气改造技术分析
1、水电站的基本情况
某水电站设计年径流深为1428.9mm，多年平均流量为23.8m3 /s ，其装机容量为4×1250kW。随着三级水电站的兴建投产，水电站设计引用流量及发电上网方式将发生大的变化，其电气一次系统需进行相应技改后才能满足上网要求。
2、水电站发电引用流量及上网方式分析
2.1发电引用流量发生变化
一、二级坝根据水电站初步设计报告及其批复，电站各级装机规模及发电指标见表1。
初设阶段经对电站所在流域的岩溶发育、岩溶渗漏等方面的专题研究表明，在二叠系地层中存在3条地表水渗漏通道。该二叠系地层岩溶水与二级坝址下游岩溶大泉或暗河具有良好的连通性，是一级坝址以上流域地表水渗漏的重要通道，且渗漏水量主要在二级坝址以下回归地表址实际径流比无渗漏情况下的径流小，三级坝址实际径流基本不受影响。鉴于此，二级坝址径流按一级坝址径流经面积修正而得。
表1 水电站装机规模及发电指标表（初设成果）
名称 一级电站 二级电站 三级电站 备注
坝址控制流域面积（km2 ） 525 620 690
坝址处多年平均流量（m3/s ） 17.2 20.3 23.8
坝址处多年平均径流量（亿m3） 5.42 6.4 7.5
年径流模数（m3/ （ s. km2） ） 0.03276 0.03274 0.03449
总库容/调节库容（万m3） 9859/6730
设计引用流量（m3/s ） 49.2 51.75 64.8 年调节
额定水头（m） 165 53 48.5
装机容量（万kw） 3×2.4 3×0.8 2×1.05+4×0.125
多年平均发电量（亿kWh） 2.266 0.749 0.827
年利用小时数 3146 3121 3180
从表1中的径流量结果分析，二级坝址与一级坝址区间流域面积为95km2，两坝址间多年平均流量相差3.1m3/s，两控制流域面积的年径流模数基本相当；三级坝址与二级坝址区间流域面积为70km2，两坝址间多年平均流量相3.5m3/s，
两流域面积的年径流模数差异较大，此结果基本符合上述岩溶渗漏对坝址径流与区间径流的影响推论。
在各级电站设计引用流量上，梯级间应相互衔接，其中一级为年调节水库电站，其设计引用流量经动能计算后取为49.2m3/s，二、三级电站无新增调节水库，其设计引用流量包括上一级发电尾水流量和相应的区间引用流量，其区间引用流量属径流式性质。但从表1可知，一、二级电站间引用流量相差2.55 m3/s，较一、二级坝址间的多年平均流量差值少O.55m3/s 。二、三级电站间引用流量相差13.05m3/s，较二、三级坝址间的多年平均流量差值9.55m3/s。显然，两者前后设计取值不具有一致性。
经对诸多类似无调节能力的径流式中小型水电站统计表明，其设计引用流量与引水坝址处多年平均流量之比值k一般在1.02.0之间，设计流量较小且引水线路较短时k取较大值，设计流量较大且引水线路较长时k取较小值。对于二、三级电站所引用的相应区间流量，因区间流量较小且引水线路较长，故可取k=1.0，因此，二级电站设计引用流量宜调增，可由原设计值51.75m3/s调增为52.3m3/s（但调整前后相差不大，可视为原设计取值基本合理），三级电站设计引用流量宜调减，可由原设计值64.8m3/s调减为55.8m3/s）
三级电站设计引用流量调减为55.8m3/s后，扣除三级站两台机引用流量2×24.64m3/s，则水电站设计引用流量为6.52m3/s，仅为原设计引用流量的41.8%（原设计引用流量为4×3.9m3/s=15.6m3/s） ，其发电条件发生了大的变化，设备利用小时数和发电量明显降低。三级水电站投产发电后，水电站发电设备利用小时数将降低为1300h左右，年均发电量将降低为650万kWh左右。）
表2 水电站设计引用流量及发电指标变化表
名称 变化前（即电站投产前） 变化后（即电站投产后） 备注
设计引用流量（m3/s ） 15.6 6.52 减少58.2%
装机容量（万kw） 4×0.125 4×0.125 多年平均发电量（亿kWh） 0.275 0.065 减少76.4%
年利用小时数 5500 1300 减少76.4%
2.2上网方式发生变化
目前，水电站是通过一条35kV线路接入地方电网.但为了便于水电站统一调
度管理，电网主管部门审查水电站接入电力系统方案时，要求一、二、三级电站作为一个整体集中上网，即要求通过一条220kV线路接入统调电网，同时要求水电站与地方电网解列。因此，水电站上网方式发生了相应改变。
3、水电站电气一次系统技改方案
3.1电气主接线
三级电站投产后将将直接改变原水电站的发电上网条件，其设备利用小时数将降低为1300h左右，与三级电站投产前的设备年利用小时数55OOh和初设成果3180h相差很大，发电量将降低为650万kWh左右。因此，在其电气主接线技改方案上，宜遵循接线简单、技术可行、经济节约的原则。
首先，由于原水电站采用每两台发电机与一台变压器组成扩大单元电气主接线（见图1），发电机出口电压6.3kV，两台3150kVA主变并列运行，接入系统侧电压为35kV；电站采用两机一变的扩大单元主接线形式，其发电机出口电压10.5kV，主变接入系统侧电压110kV，因此，水电站通过三级电站接入系统时有110kV， 35kV和10.5kV三个接入方案可供选择。显然，若采用110kV接入方案，则水电站需将原两台35kV主变更换为一台110kV主变，并需增加两侧110kV进出线间隔、110kV联络线路（长约300m）等，尽管其可靠性高，但投入费用高达175万元；若采用35kV方案，则需增加35kV联络线路（长约300m）和对
侧35kV母线及进线间隔、对侧主变容量增大6300kVA此时应为三卷变压器），该方案可靠性较高，但投入费用需90万元；若采用10.5kV方案，需将本侧原两台35kV主变更换为一台或两台10.5kV主变、增加两侧10.5kV进出线间隔及联络线路（长约200m ），对侧主变容量增大6300kVA此时为两卷变压器），该方案可靠性仍较高，投入费用仅需70～85万元（一台主变方案时为70万元，两台方案时为85万元），且可回收两台3150kVA/35kV变压器残值45万元，简化三级电站继电保护配置，但其变压器空载损耗略高，变电设备运行灵活性稍差。现根据水电站发电条件变化情况经综合比较，其升压送出侧拟采用10.5kV方案，以线路一变压器单元形式接入紧邻的三级电站10.5kV发电机母线，联络线路采10.5kV高压电缆。
图1 技改前电气主接线图
其次，在10.5kV接入系统方案上，由于水电站发电条件发生大的变化，设备利用小时低，且主变压器属静止运行设备，其可靠性一般较高，因此，为节省投资，可只选择一台主变与原四台水轮发电机组成扩大单元接线。技改后的水电站电气主接线如图2所示。
3.2、高压开关设备选择
原水电站6.3kV电压等级开关设备均选用GC-1A型高压固定式开关柜，其中断路器选用SN10-10型（少油户内式），隔离开关选用GNB-10型.配CD10电动操作机构和CS6-1手动操作机构。经现场了解，水电站自投产至今，各高压开关柜运行正常。因此，水电站技改时，本侧各发电机出口的高压开关设备及6.3kV母线高压开关设备可维持不变，但由于技改后6.3kV母线不再分段，故可取消一组PT柜和一组避雷器柜，并将原6.3kV母线分段断路器柜改为主变低压侧进线柜使用，经复核，其断路器额定电流和短路电流满足技改后要求，但由于回路的额定电流增加一倍（即由287A增加为574A），需更换相应的LAJ1-10型电流互感器，更换前的变比为400/5 A，更换后的变比为600/5A）。
对于10.5kV对侧，为了和三级电站10.5kV高压开关设备配套，拟选用KYN28A型中置式高压开关柜，内配ZN63A-12/1250A型真空断路器和LZZBJ9-l0A型电流互感器，变比为400/5A。
3.3、廠用电接线
原水电站设置两台厂用变回路，一回路接自本站发电机6.3kV母线，另一回路接自外来lOkV线路。由于外来10.5kV线路系当地南网线路，其运行可靠性较差，电站汛期易受到洪水淹没厂房的威胁。现因水电站紧邻三级电站，厂用负荷较小，故其外来厂用电源可以400V电压等级直接取自三级电站厂用电系统，其可靠性将大大提高。
3.4技改效果分析
技改后，水电站采用四台发电机与一台主变压器组成扩大单元的电气主接线形式，以一台新购510-6300kVA/10.5kV/6.3kV的主变压器代替原安装的两台3150kVA/35kV/6.3kV主变压器，并通过长约200m的10.5kV高压电缆与三级电站10.5kV母线联络，从而实现就近上网。该主接线简单清晰，运行维护方便，由于三级电站投产后，水电站发电设备年利用小时数及年均发电量均减少76.4% ，其设备运行可靠性及灵活性可得到保证；上网方面，以10.5kV联络，其联络线路短，三级主变可只选用两卷形式，可简化主变差动、过流等保护配置，可提高电站及三级电站上网的可靠性。同时，经比较，该技改方案较其他可能的技改方案节省技改投资65万元，经济效果明显。
在高压开关设备选择上，拟以技改前的6.3kV母线分段断路器柜作为主变低压侧进线柜使用，经复核，其断路器额定电流和短路电流满足技改后要求。因此，基本不另行增加高压开关设备采购费用。厂用电接线上，从三级电站厂用电系统引接一回400V低压电源，其可靠性将大大提高。
由此可见，本文所拟订技改方案不但技术可行，而且经济节约，既可满足水电站发电运行可靠性要求，实现水电站通过三级电站接入电网系统，又可节省技改投资约65万元，同时提高厂用电供电可靠性。
三、结论
小水电站电气技术的更新改造，不仅是在原来的技术水平上以新换旧，而是一个再创造的过程，实际上牵涉到水力资源配置、电力市场需求以及环境保护等问题。该水电站改造后，提高了电站的自动化水平，其自动化得程度达到无人值班的要求，这明显提高了运行安全的可靠性并且减轻了运行强度。从而可以减低了水电站的投资和运行费用，无疑得到了显著的经济和社会效益，极大地促进了中小水电站的发展。目前小水电站的电气改造还是处于发展中，笔者认为会有良好的势头。而本文所讨论的小水电站的电气技术改造也为小水电自动化技术的推广起到了很好的示范作用。
参考文献
[1]刘安民.八甲水电厂技术改造探讨[J].甘肃水利水电技术，2006.
[2]袁云.小水电站技术管理工作初探—多经小水电站调研报告[J].科技与生活，2010
[3]小型水电站技术改造规程.SL193-97.