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[摘 要]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。
中图分类号：TV74 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）24-0042-01
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。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，有利于设备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。
（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。
3、水电站电气一次系统技改方案。
（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，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聯络线路（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。
（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）。
（3）厂用电接线。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。
（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。
总之，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。
中图分类号：TV74 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）24-0042-01
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。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，有利于设备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。
（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。
3、水电站电气一次系统技改方案。
（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，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聯络线路（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。
（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）。
（3）厂用电接线。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。
（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。
总之，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。