大桥水电站工程电气设备设计和选型.docx
《大桥水电站工程电气设备设计和选型.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《大桥水电站工程电气设备设计和选型.docx（22页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
大桥水电站工程电气设备设计和选型
大桥水电站工程电气设备设计和选型
1电气主接线
1.1发电机电压侧
1.2110kV出线侧
2厂用电源
3主要电气设备
4过电压保护
4.1直击雷保护
4.2侵入雷电波保护
4.3操作过电压保护
5接地
6电气设备布置
7电气二次
7.1自动控制
7.2监控系统
7.2.1监控系统方式及范围
7.2.2监控系统结构及配置
7.2.3电站主控级配置
7.2.4现地控制单元（LCU）配置
7.2.5机组LCU
7.2.6开关站及公用设备LCU
7.3励磁系统
7.3.1励磁主回路
7.3.2励磁调节器
7.4水轮机调速器
7.5自动化元件
7.6继电保护
7.6.1发电机保护：
7.6.2主变压器保护：
7.6.3110kV线路保护：
7.6.4母线保护：
7.6.5厂用变压器及励磁变
7.6.6故障录波系统
7.7二次接线
7.7.1同期
7.7.2测量
7.8电厂控制电源方式
7.9工业电视系统
7.10消防报警系统
7.11电气二次设备布置
8结语
大桥水电站工程电气设备的设计和选型
摘要
本文分析了不同电气主接线方式对电站安全经济运行和投资收益的影响，通过分析选择了电站的主接线方式。
根据主接线方式选择了电站主要电气设备、进行了电气设备布置的设计，并从厂用电源、过电压保护、接地、电气二次等方面对进行了设计和选型。
关键词：
电气设备、设计、选型
大桥电站厂址选于新疆伊犁哈萨克自治州伊宁县境内，伊犁河支流-喀什河下游马扎尔峡谷出口处，其坝轴线距上游已建的托海水电站尾水渠0.929千米。
电站设计安装灯泡贯流式机组3台，单机容量5MW。
电站水轮发电机出口电压等级为10.5kV，通过变压器升压至110kV，通过输电线路输送至约900米远的托海水电站110kV母线后接入伊犁电网。
1电气主接线
1.1发电机电压侧
本电站装机容量为3×5MW，机端电压确定为10.5kV。
根据电站的机组台数及装机容量，电站发电机侧的接线选择单元接线、扩大单元接线、联合单元接线三种接线方案进行分析论证。
方案一：
每台发电机与变压器采用单元接线（接线图见图1）。
单元接线发电机—变压器一一对应，接线最简明、清晰，运行灵活可靠，继电保护简单，单一元件故障影
响范围最小。
采用单元接线主变与高压侧进线间隔较方案二、方案三均有所增加，布置场地与设备投资增加，不利于高压侧进线布置。
方案二：
2台发电机采用扩大单元接线，1台发电机采用单元接线（接线图见图2）。
扩大单元接线简单、清晰，运行较灵活可靠，继电保护简单。
与单元接线相比，减少1台主变及1回主变高压侧进线间隔，有利于高压侧进线布置，便于简化高压侧接线形式。
任何一台机组停机，不影响厂用电源供电；主变压器或其相应高压侧设备故障、检修，两台机组容量受阻，但不会造成负荷供电的中断，也满足系统的动态稳定。
电气设备总投资较低。
方案三：
联合单元接线（1台机组单元接线，2台机组联合单元接线）（接线图见图3）。
联合单元接线主变高压侧进线间隔比单元接线少1个，有利于简化高压侧接线形式，投资较单元接线少；联合单元主变高压进线间隔设备故障或检修，接于本单元的全部机组需短时停电，通过隔离开关操作后，另一机组仍可继续投入运行，这与扩大单元相比具有一定灵活性。
但继电保护较为复杂。
投资较单元接线略省。
方案比较：
电气主接线10.5kV侧方案比较
方案
方案1
方案2
方案3
优点
1、接线简明、清晰；机组与主变压器数量相同，对应性好。
运行灵活，可靠性最高。
2、继电保护简单。
3、一台机组或主变故障时对系统冲击最小，故障影响范围最小。
1、接线简单、清晰，运行较灵活。
任何一台机组停机，不影响厂用电源。
2、比单元接线减少1台主变压器及一个进线间隔，3、有利于简化高压侧接线形式。
1、接线简单清晰，机组与主变一一对应。
2、有利于简化高压侧接线形式，减少主变进线间隔，投资较单元接线降低。
3、机组运行灵活性优于扩大单元接线。
缺点
1、主变及进线间隔多。
设备投资增加。
2、不利于简化高压侧接线形式。
1、扩大单元发电机短路电流比单元接线大，相应开断容量路器亦能装在10kV开关柜内。
2、主变或高压侧断路器故障时2台机组容量无法送出。
3、单台机组运行时，主变负载损耗较大。
1、一台主变故障检修，本单元另一台主变也需短时停电。
2、继电保护复杂。
可比设备综合投资
型号规格
数量
投资（万元）
数量
投资（万元）
数量
投资（万元）
主变
SF-6300/110
3台
330
1台
110
3台
330
主变
SF-12500/110
1台
150
GIS间隔
3个
255
2个
170
2个
170
10kV高压开关柜
630AIde=25kA
21面
210
20面
200
20面
200
总计
795
630
700
可比差价
165
0
70
结论：
经过经济及技术比较论证，推荐方案二。
注：
可比设备综合投资，不包含土建开挖，设备安装、年运行费等。
根据本电站的技术特性及在电力系统中的作用，经方案比较及技术经济分析论证，推荐发—变组组合方式为：
2台采用扩大单元接线，1台机采用单元接线。
该方案接线简明、清晰，运行灵活可靠，且设备投资较省，完全满足电力系统稳定、可靠性以及电力系统对电厂机组运行方式的要求。
详见电气主接线10.5kV侧方案比较
1.2110kV出线侧
110kV配电装置2回进线1回出线，进出线回路较少。
厂区在安装间下游设置32m×46m户外开关站，开关站紧靠进厂公路，进厂公路宽度为4m。
采用GIS设备，可充分利用安装间下游厂区位置，将主变布置于厂区平台上，该布置方式电气设备紧凑美观，电站运行维护量少。
近几年国产GIS设备大量推广，价格降价幅度较大，特别是110kVGIS，每间隔投资为85万元左右。
户外设备每间隔约50万元左右。
采用户内GIS方案，技术优势十分明显，具有以下特点：
占地面积
GIS占地面积小（一般约为户外面积的1/6至1/10），相应的工程设施如构架、设备支架、导线、电缆沟等随之减少，土建工程也相应减少。
设备运行安全可靠性
GIS的全封闭性避免了发生人员触电事故，安全性高。
运行、维护和检修
有资料统计GIS设备在运行中的事故率只有常规的16.69～40%，一般事故率为0.01～0.25次/所·年，且发生在新设备投产的一年之内，以后逐年下降。
GIS操作机构寿命不少于6000次，100%开断短路电流次数为15次，100%开断额定电流次数为3000次。
GIS小修一般在三至五年进行一次，大修一般在八到十年检修一次，检修周期比常规敞开式设备长。
设备的抗污秽
GIS配电装置的全封闭特性基本上彻底解决了电气设备的抗污秽及受天气影响的问题。
安装
GIS方案安装工期虽然受到厂方施工进度影响，但可以结合厂方施工而合理安排机电设备安装进度对GIS安装工期予以优化。
结合本工程具体情况，从占地面积、抗沙尘暴、抗污浊、抗震、运行维护安全、投资等方面考虑，本阶段推荐采用GIS配电装置方案。
在此基础上选择二种方案进行分析比较：
方案一：
单母线接线（GIS）
方案二：
单母线出线断路器带旁路隔离开关接线（户外）
方案一单母线接线最为简单清晰，设备元件最少，造价低，继电保护简单（接线图见图4）。
但是当母线及相连接件故障时全厂电能无法送出，运行可靠性较单母线分段接线低。
因本电站进出线回路较少，GIS设备故障几率低，可靠性高，单母线接线完全满足安全可靠的运行要求。
方案二单母线出线断路器带旁路隔离开关接线（接线图见图4），110kV设备采用户外中式布置，安装间下游设置开关站，面积为32m×46m。
开关站紧靠进厂公路，进厂公路宽度为4m，户外开关站占多半回车场位置，进出车辆交通方便。
当进线开关故障或检修时，该回路可通过旁路隔离开关送电。
经方案比较及技术经济分析论证，推荐变压器升高电压侧母线为单母线接线（GIS）。
详见接线方案110kV侧方案比较。
电气主接线110kV侧方案比较
方案
方案1
方案2
优点
1、接线简单，清晰。
2、采用设备少。
3、继电保护较简单，便于实现自动化远动化。
1、接线简单、清晰。
任何一台机组停机，不影响厂用电源。
2、布置简单，设备投资较单母线略增加
3、出线断路器故障或检修，可通过旁母隔离开关供电，可靠性高。
缺点
1、母线及所连接设备检修或故障，造成全厂停电。
2、运行灵活性及可靠性较差。
1、隔离开关较多，切换较复杂。
2、设备及土建投资较大。
可比设备综合投资
型号规格
数量
投资（万元）
型号规格
数量
投资（万元）
GIS间隔
4个
255
断路器
LW35-126W
3组
63
隔离开关
GW4-126W
8组
16
电流互感器
LCWB-110CYW2
9只
22.5
电压互感器
JCC6-110GYW2
3只
门型架、金具等
70
30年运维费
3.6
24
总计
343.6
206
可比差价
0
-137.6
结论：
经过经济及技术比较论证，推荐方案二。
注：
可比设备综合投资，不包含土建开挖，设备安装、年运行费等。
综合本电站具体情况及技术经济比较，本着技术先进，经济合理的原则，本电站电气主接线推荐为：
发电机侧采用单元+扩大单元接线。
变压器升高电压母线110kV侧采用单母线接线。
电气主接线图见图6。
2厂用电源
厂用电源分别取自单元及扩大单元发电机出口母线，互为暗备用。
厂用电采用0.4kV电压供电。
见图6电气主接线图。
3主要电气设备
根据电站主接线方案，即110kV高压侧采用单母线，发电机侧采用单元接线或扩大单元接线分别进行短路电流计算，计算结果为：
110kV母线侧三相短路电流4.3kA；发电机出口侧：
扩大单元5.61kA；厂用电高压侧I“K（kA）：
扩大单元10.97kA；单元8.05kA。
依据短路电流计算成果，对110kV断路器及隔离开关和10kV断路器等设备进行了校验。
4过电压保护
依据《水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则》进行设计。
4.1直击雷保护
主厂房屋顶加装避雷针进行直击雷保护。
110kV母线位置加装一组氧化锌避雷器，以防止线路雷击过电压和系统传递过电压。
110kV线路采用全线架设避雷线方式进行直击雷保护。
主副厂房直击雷保护措施为在其屋顶上以-50×6扁铁焊成防雷
地网，并通过每个排架柱内主钢筋与总接地网可靠焊接。
枢纽所有建筑物均按规范进行防雷保护。
4.2侵入雷电波保护
110kV配电装置是利用在110kV母线处加装氧化锌避雷器作为侵入雷电波保护，主变压器中性点、发电机电压侧设备、发电机中性点通过在性点和发电机出口母线加装氧化锌避雷器作为侵入雷电波保护，以防止感应过电压。
4.3操作过电压保护
在真空断路器开关柜内装设过电压保护器。
5接地
接地设计依据《水力发电厂接地设计技术导则》进行，全电站采用一个总接地体，其设计原则为尽量利用自然接地体，并辅以水平接地体为主的人工均衡电位接地系统，其接触电势及跨步电势在主副厂房各层均应满足规程要求。
接地网主要分为主变平台及厂房接地网，尾水渠及下游河道水下接地网，各接地网之间相互连接，再与水工建筑物、压力钢管等可靠连接，接地电阻要求小于0.5Ω。
6电气设备布置
厂内设备布置
本工程推荐电气主接线方案中，共有2台主变布置在尾水平台处，一次副厂房布置于主厂房下游侧。
此方案土建开挖量小，设备布置紧凑、美观，便于运行管理。
一次副厂房布置有10kV高压开关柜、0.4kV低压开关柜、厂用变压器。
二次副厂房位于安装间下游侧，主变左侧。
电缆层位于一、二次副厂房下面。
二次副厂房地面两层布置有中控室、继电保护室、计算机室、洗室等。
二次副厂房二楼布置有载波通讯室、会议室、夜班休息室、厂长办公室及档案室等。
励磁屏、机组测温屏、发变组保护屏、机组现地控制单元柜、机旁动力屏、调速器电控柜等就地布置于发电机层主厂房下游侧机旁位置，位于排架柱间。
发电机中性点CT柜布置于水轮机层或悬挂于风圈上。
7电气二次
7.1自动控制
7.1.1本电站运行管理接收上一梯级电站托海水电站调度管理。
7.1.2电站按照“无人值班”（少人值守）的方式运行。
自动化水平按此进行设置。
7.2监控系统
7.2.1监控系统方式及范围
电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式，在中控室通过计算机监控系统的系统/操作员工作站实现对全厂主要机电设备的集中监视和控制。
为了保证在计算机监控系统因故障退出运行时，电站仍能在出现紧急情况下完成对机组的停机，设置简易常规水机保护。
监控范围包括水轮发电机组、机组辅助设备、110kV开关设备、10kV开关设备、主变压器、厂用变压器、220kV直流电源、发电洞闸门、泄水建筑物闸门等。
7.2.2监控系统结构及配置
计算机监控采用开放全分布式系统结构，设置电站级计算机系统和现地控制单元LCU，之间采用100M快速交换式以太网相连，网络介质采用光纤，构成可靠的网络结构。
计算机监控系统以手动优先、下层优先的方式设置必要的硬件和软件闭锁，使运行操作人员能方便的在各控制层之间、计算机控制与现地控制设备之间可选定对设备的控制权，对无控制权的控制设备进行闭锁。
7.2.3电站主控级配置
设有2台系统兼操作员工作站、1台通讯服务器、1台工程师工作站及1台打印机、1套GPS时钟同步装置、1套UPS电源。
电站通过计算机监控系统的系统工作站实现对全厂主要机电设备的集中监视和控制。
通过通信服务器与托海水电站进行通信，来实现对本电站的监控；并与电站火灾自动报警系统、工业电视系统、全厂继电保护管理系统、水情测报系统及大坝安全监测系统等进行通信。
监控电源选用1套在线式不间断电源UPS，容量为5KVA，供电站级计算机系统工作电源用；现地控制单元采用220交、直流2路电源供电。
7.2.4现地控制单元（LCU）配置
根据各控制对象特点设置分布的4套LCU，包括3套机组LCU，1套开关站及公用设备LCU。
现地控制LCU采用PLC作为核心，通过以太网与系统兼操作员工作站进行通讯，采用液晶屏作为现地人机对话界面。
各LCU收集控制对象生产过程中的信息，并执行对生产过程的控制。
LCU以可编程控制器及数据采集单元构成，能独立完成数据采集和处理、事故检测报警、控制调节等功能，具有实用性好、响应速度快和可靠性高的特点。
7.2.5机组LCU
机组LCU由可编程控制器（PLC）、微机测温巡检、自动（手动）准同期装置、转速测控装置、I/0量板及简易常规水机保护等构成。
机组现地控制LCU接受系统兼操作员工作站或通过通信服务器接受调度而下达的指令，并采集所有现地设备的全部电气信号，含模拟量、脉冲量、I/0开关量及故障信号。
机组LCU以现场总线通信及开关量I/0方式实现与发电机励磁调节器、水轮机调速器、技术供水控制系统、和进水阀控制系统等的信息交换。
7.2.6开关站及公用设备LCU
开关站公用设备LCU由可编程控制器（PLC）、自动（手动）准同期装置、I/0量板等构成。
该LCU接受系统兼操作员工作站下达的指令，并采集所有110kV开关站、厂用及公用设备、闸门现地设备等设备的电气信号，包括模拟量、开关量、故障量等。
并以现场总线通信及开关量I/0方式实现与以下各系统的信息交换，主要包括：
110kV开关站开关量；
厂用交流电源系统；
直流电源系统；
高、低压空压机系统；
渗漏排水系统；
检修排水泵系统；
主变压器冷却器控制系统；
闸门控制系统等。
传输网络：
站控级及现地控制单元（LCU）之间采用符合国际标准的开放式单以太网，传输介质采用100Mbps光纤，通过交换机进行数据交换，接口标准符合IEEE802.3。
单元级采用现场总线结构，与其他系统通过串口通信。
7.3励磁系统
励磁系统的基本技术依据《大中型同步发电机励磁系统技术要求（GB7409.3）》和《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件（DL/T583）》进行设计。
励磁系统拟采用机端变自并励静止可控硅励磁装置。
可控硅整流器采用三相全控桥式整流器，发电机的励磁电源由并接在机端的励磁变压器经可控硅整流后供给，励磁系统有励磁变压器、励磁调节器、可控硅整流装置、起励灭磁装置及转子过电压保护装置等部分组成。
采用完全独立的三通道调节器，其中两路为自动，一路为手动。
并配置电力系统稳定器（PSS）。
7.3.1励磁主回路
励磁系统电源由并联在机端的励磁变压器，经三相全控桥可控硅整流供给发电机励磁。
励磁变压器采用环氧树脂浇注干式变压器，F级绝缘。
7.3.2励磁调节器
采用2路自动电压调节通道和1路手动电流调节通道，通道间应能相互跟踪，并能在自动通道出现故障时，无扰动地自动切换到手动通道。
自动调节器通道具备自动电压调节及无功功率闭环自动调节功能；而手动调节通道则以励磁电流作为反馈量进行闭环PID调节。
调节器应具备与计算机监控系统现地LCU联接的接口，以实现监控系统对励磁系统实现投、切及调节的功能。
（1）起励方式
励磁系统具备残压起励功能，并以直流它励作为备用起励方式。
起励电流不超过空载励磁电流的15%。
起励电源由电站直流DC220V供给。
（2）灭磁方式
机组在正常工况下采取逆变灭磁，灭磁开关始终处于合闸位置；灭磁开关的操作电源为DC220V。
在事故停机（甩负荷停机）时跳开灭磁开关（能量转移型），转子能量经氧化锌非线性灭磁电阻释放。
7.4水轮机调速器
采用可编程控制器PLC型的微机电液调速器。
调节规律：
并联PID调节。
机频信号有二路供给：
1）发电机端的电压互感器经残压测频方式获取发电机转速，测量分辨率0.001HZ以上，电压有效值范围0.25V～110V。
频率给定范围45HZ～55HZ。
2）发电机轴上的齿盘测速装置提供。
它便于在转速较低的情况下获取准确的测频信号。
调速装置保证机组空载和并网负载的工况下均稳定运行。
正常情况下负载运行时均能够以频率调节方式和功率调节方式工作。
7.5自动化元件
以选用优质元件为主，国产产品可选用经运行证明可靠性高的产品，主要包括：
电磁阀，电磁液压阀，空气阀，智能压力、压差、液位、流量变送器，信号器，测温电阻，微机温度巡检仪，温度显示报警仪，开度传感器，转速信号装置，水力流量装置等，主要部件的检测仪表及元件考虑冗余配置以提高可靠性。
机组自动化元件必须能满足由一个操作指令即可完成机组工况的自动倒转换。
为了保证机组安全运行，所配机组自动化元件能监视机组油、气、水、及轴承等重要部件的运行参数及工况，构成水力机械保护系统。
为满足计算机监控系统的要求，除温度外，机组的非电气量运行参数通过变送器转换成4～20mA的电气量输入数据采集系统，机组各测温点配置Pt-100的铂热电阻供巡视和监测。
7.6继电保护
水电厂的继电保护方案
根据《继电保护和安全自动装置技术规程（GB14285）》及《水力发电厂继电保护设计导则》（DL/T5177），电站的继电保护配置如下：
7.6.1发电机保护：
纵联差动保护
复合电压起动过电流保护
定子绕组过电压保护
定子绕组过负荷保护
发电机外部相间短路
失磁保护
90%定子一点接地保护
转子一点接地保护
励磁电流异常或消失
轴电流保护
7.6.2主变压器保护：
纵联差动保护
复合电压起动过电流保护
零序保护
瓦斯保护
过负荷保护
温度保护
7.6.3110kV线路保护：
光纤分相电流纵差保护
三段式相间距离保护
四段式零序方向保护
7.6.4母线保护：
电流比相母线差动保护
断路器失灵保护
母线充电保护
7.6.5厂用变压器及励磁变
电流速断保护
过电流保护
7.6.6故障录波系统
本电站配置1套微机型故障录波系统，用于110kV线路、母线及主变高压侧故障录波用。
保护装置预留与安全自动装置的接口。
7.7二次接线
7.7.1同期
根据《水力发电厂自动化设计技术规范》DL/T5081-1997，对电站同期方式和同期点的进行选择。
电站同期方式采用自动准同期和手动准同期两种同期方式。
自动准同期作为主要同期方式，手动准同期作为备用同期方式。
每台发电机出口断路器作为同期点，各设置一套微机自动准同期装置和带相位闭锁的手动准同期装置;110kV线路断路器作为同期点设置一套自动准同期装置和带相位闭锁手动准同期装置。
主变高压的断路器不作为同期点，其合闸操作与发电机出口断路器的合闸操作相互闭锁。
见图7同期接线图。
7.7.2测量
全厂的测量根据《电测量及电能计量装置设计技术规程》（DL/T5137-2001）配置测量仪表。
因采用计算机监控方案，测量仪表的配备可适当简化，且与监控系统的模拟量输入接口共用变送器，以保证测量结果的一致。
7.8电厂控制电源方式
全厂直流系统额定电压选为220V。
使用进口阀控式铅酸免维护蓄电池作为直流电源，与其他电池比较，其明显优点是免维护，对运行环境无特殊要求，并适合于各种场合，尤其中小容量性价比好。
事故负荷按一小时计算，直流容量选择按照《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）的规定，选择1组100Ah的蓄电池。
7.9工业电视系统
电站拟设置一套工业电视系统进行电站图像监控，运行人员可以通过工业电视系统主机直接观察厂房内外个主要设备的运行状态和工作环境，进行现场作业的指挥，重要对象操作的记录，并兼有安全保卫功能。
工业电视系统的主要配置为：
在中控室设有主控计算机、操作键盘、录像等设备，摄像机分别布置在主付厂房及厂区。
7.10消防报警系统
电站设置一套分布式智能火灾自动报警及消防联动控制系统，配置智能探测器及智能化的报警控制器、消防电话及消防控制等设备。
具体方案详见“消防设计”。
7.11电气二次设备布置
电气二次设备主要布置于付厂房的中控室、继保室、计算机室、机旁等处。
计算机监控系统的站控级设备除系统工作站放置于中控室控制台上外，其余设备均布置在计算机室，110kV线路、母线保护、开关站LCU及故障录波装置、直流系统、公用LCU、电度表计屏等布置在中控室继保间，发变组保护、机组LCU、机组测温制动、励磁调节灭磁、调速器电调节装置等布置在机旁，全厂公用设备及机组辅助设备的控制箱（屏）、闸门控制布置在现地。
8结语
通过上述分析可以看出，电站电气主接线方式的选择与电站的装机容量、装机台数、电站接入电网的方式和距离有关。
采用不同的主接线方式，直接影响到电站的投资额费用，以及电站建成后供电的灵活性和运行的安全经济性。
大桥电站发电机电压侧2台机采用扩大单元接线，1台机采用单元接线，110kV电压侧采用单母线接线（GIS）系统的方式，即满足电站的实际运行需要，又能使电站得到很好的投资收益，接线方式是可行的、符合电站实际的。
根据主接线方式选择的主要电气设备、厂用电源、过电压保护、接地、电气二次电气设备设计、选型和布置也是符合电站的实际情况的，是可行的。
参考文献：
[1]《水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则》
[2]《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-20
升级会员 