天荒坪电站设备十年改造综述

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1、天荒坪抽水蓄能电站十年设备改造综述 天荒坪抽水蓄能电站十年设备改造综述 李浩良 吕 峰 林肖男 （华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司） 摘 要 本文总结了天荒坪抽水蓄能电站运行十年来设备改造的成果，对十年中设备运行发现的问题、 改造的原因和方法以及改造的结果作了系统的介绍。 关键词 天荒坪电站 设备改造 天荒坪电站自 1998 年 9 月首台机组投产以来已过去十年多了， 而这十年也正是我国抽水蓄能发 展最快的十年。天荒坪作为国内首批建设的大型抽水蓄能电站，其设备运行情况和设备改造的经验 值得认真总结。本文介绍天荒坪电站十年来设备运行的基本情况，对较为典型的缺陷进行了分析， 总结了运行设备改造的原因

2、、方法和结果，同时也指出了目前设备中尚存在的问题。 1 设备运行的基本情况 1.1 电站运行的基本特点 天荒坪电站自投产以来，其基本的运行方式是调峰填谷。在一般情况下，电站每天早晚二次发 电顶峰，夜间抽水填谷。在电力供需矛盾突出的情况下，积极配合调度运行方式的安排，采用增加 下午峰荷发电以及腰荷抽水等特殊手段，来缓解用电紧张的局面。图 1 为天荒坪电站典型的日负荷 曲线。 图 1 天荒坪电站典型的日负荷曲线 在天荒坪电站投产运行的十年间，尽管华东电网容量不断增大，但由于区域经济发展较快，华 东电网曾多次出现电能短缺现象，峰谷差也越来越大，由于优越的地理位置和对系统的快速响应能 力使天荒坪电站多

3、年来的发电利用小时和发电量一直保持在较高的水平，机组启动频繁。从 2000 年 1 月 1 日到 2007 年 12 月 31 日， 电站已累计完成发电量 191.99 亿 KWH， 抽水电量 239.05 亿年 KWH （图 2） ；发电工况运行 24662 次，累计 65591 小时；抽水工况运行 11547 次，累计 72999 小时，其 他工况运行 11847 次，累计 3890 小时（具体数据见表 1） 。其中 20012007 年 6 台机组全部投产以 来的多年平均发电量为 24.15 亿 KWH； 每台机组平均年运行时间为 3130 小时， 其中发电运行约 1437 小时，抽水运

4、行约 1606 小时，抽水调相约 87 小时，机组年平均启动次数为 5964 次，每台机组平均 每天运行约 8.6 小时，是目前国内已投产抽水蓄能电站发电量和利用小时数最多、发挥作用最充分 的电站之一。 0500001000001500002000002500003000003500001998199920002001200220032004200520062007发电量(万千瓦时) 抽水电量(万千瓦时)图 2 天荒坪电站十年来发电、抽水电量图 表 1 2000-2007 年机组运行情况统计表 注：3、6 号机分别于 2000 年 9 月、12 月安装完成投入运行。 天荒坪电站在华东电网中另一

5、重要作用即作为系统管理的工具，承担系统应急调频和事故备用 的重要任务或作为系统调试工具。由于华东电网容量不断增大，大机组跳闸或多台大机组同时跳闸 的现象还时有发生，区外大功率输送的联接线路运行也不十分稳定，严重影响了华东电网的安全运 行。天荒坪机组具有快速响应能力，由静态到满载发电仅需 2 分钟，爬升速度每分钟可达 50%额定 出力，大大优越于燃煤机组(热态爬卸荷速度为每分钟 11.5%额定出力)，因此，为电网应急调频和 事故备用创造了十分有利的条件和手段。据不完全统计，自天荒坪电站投产以来，已累计为系统应 急调频、事故备用 49 次（见表 2） ，为确保华东电网安全稳定运行发挥了重要作用。

6、表 2 19982007 天荒坪电站为电网应急调频、事故备用的次数 年 份 2000 及以前 200120022003 2004 2005 2006 2007 应急开机、 工况转换及 快速调节负荷次数 5 9 9 13 2 5 4 2 综上所述，天荒坪电站在电网中运行的基本方式是调峰填谷，运行方式相对比较稳定，同时作 为系统管理工具，满足电网的各种特殊需求。电站在电网中的利用率较高，机组启停频繁。 1.2 设备运行的基本情况 天荒坪电站 6 台机组自 1998 年至 2000 年底陆续投入运行，由于机组结构复杂、控制程序繁多， 加上设计不周或设备质量欠佳、初期管理缺乏经验等因素，在电站投入运行

7、初期设备暴露出不少问 题，经历了一个不稳定运行阶段。经过约 23 年的调整和改造，才逐步进入运行的稳定期，强迫停 运次数和跳机次数大幅度减少，启动成功率达到了较高水平。机组等效可用率不断提高并保持了相年份 发电运 行次数 抽水运 行次数 抽水调 相运行 次数 各工况 运行总 次数 年均每 台日运 行次数发电运 行小时 数 抽水运 行小时 数 抽水调 相运行 小时数总运行 小时数 年均每 台运行 小时数 日均每 台运行 小时数 2000 1712 941 958 3611 1.64 5246 5554 217 11017 926 2.54 2001 2928 1452 1482 5862 2.6

8、8 7815 8650 538 17003 2834 7.76 2002 3461 1620 1630 6711 3.06 9271 10188581 20040 3340 9.15 2003 3758 1696 1713 7167 3.27 9552 10607569 20728 3455 9.46 2004 3250 1529 1544 6323 2.89 8908 9955 506 19369 3228 8.84 2005 3615 1562 1611 6788 3.10 9425 10555547 20527 3422 9.37 2006 3395 1503 1605 6503 2.9

9、7 8532 9784 511 18827 3138 8.60 2007 2545 1244 1299 5088 2.32 6837 7707 422 14966 2494 6.83 对的稳定。表 3 与图 3 给出了电站历年运行的可靠性指标变化的规律。 表 3 历年电站运行可靠性指标 年份 机组启动成功率（%） 等效可用系 数 （%）强迫停运情况 跳机次数 （次） 非计划停运 次数 （次）强迫停运次数 （次） 强迫停运率 （%） 发电 抽水 2000 97.00 86.14 54.9 224 40.43 26 313 2001 98.99 94.36 86.30 62 3.3 24 91 2

10、002 99.31 97.72 88.83 3 0.22 3 18 2003 99.36 98.39 88.9 5 0.17 5 17 2004 99.39 99.10 91.46 2 0.08 1 8 2005 99.50 98.11 87.65 3 0.22 3 7 2006 99.65 98.95 88.41 3 0.17 4 10 2007 99.57 99.39 88.49 1 0.12 1 7 05010015020025030035020002001200220032004200520062007等效 可用 率强迫 停运 次数跳机 次数非计 划停 运次 数 图 3 天荒坪电站历年

11、可靠性指标图 电站投运初期，设备故障以电气二次故障最多，几乎占故障次数的 50左右；其次是机械故障， 约占 3040。电气二次故障中以自动化元件及检测传感器故障最多；机械故障主要由主轴密封和 转动部件密封不良所致；电气一次设备故障相对较少，但一旦发生事故影响较大。如 2000 年 7 月 5 日，1 号主变高压绕组发生纵绝缘短路和主绝缘对地击穿事故，被迫更换新变压器，导致 1 号机组 停运达 10 个月之久。 水泵启动成功率略低于发电启动成功率。 影响发电启动成功率的主要因素是水泵水轮机存在 “S” 特性；影响水泵启动成功率的主要缘由仍是 SFC 装置及其外部测量回路的可靠性。监控程序内部缺

12、陷及其与外部元件动作时间配合不当导致的故障也不在少数，而且这类故障往往较难查找。 2 设备改造情况介绍 天荒坪电站主要设备从国外引进，国外制造厂虽然在抽水蓄能机组方面积累有一定的设计和制 造经验，但由于天荒坪电站设计水头和转速较高，电站的主设备又由多家供货商联合提供，难免存 在设计欠周、制造质量把关不严之处，各主设备组合后整体性较差等问题。天荒坪电站面对运行初 期遇到的问题，立足自身，充分调动各方面的力量，以科学的态度分析问题的根由，认真进行处理， 为不断提高电站运行的可靠性作出了极大的努力。 2.1 克服水泵水轮机组低水头空载运行不稳定 天荒坪电站从首台机组试运行到全部机组投产以来， 曾多次

13、发生机组发电工况并网不成功问题， 仅 1999 年全年就发生此类故障 13 起，占全年机组启动不成功次数的 21.7%，严重影响了机组的开机成功率。经分析，确认该问题是由于机组低水头运行时，导叶空载开度相对较大，机组并网前在 其临界点即飞逸线运行时未能避开“S”型不稳定区而造成的。机组在“S”区运行，转速波动很大， 无法保持转速稳定并实现并网。对于纯抽水蓄能电站，电站建成后，上水库刚开始蓄水，因此初期 机组一般都在低水头运行；电站运行进入稳定期后，当上水库的容量得到充分利用时，机组也会处 在低水头运行。所以若水泵水轮机全特性存在明显的“S”特性，则机组将难以稳定运行。该问题经 过制造厂和有关咨

14、询单位多次研究，通过多方案比较后，最终采用加装导叶不同步预开启装置 （MGV） ，即采用“预开导叶法”给以解决。这问题也充分说明了制造厂在设计转轮时对如何避开 “S”区缺乏足够的重视和研究。 2.2 彻底改造主轴密封装置 抽水蓄能电站由于工况复杂、启停频繁、库水位变幅大，不同工况下在主轴密封转轮侧压力差 异悬殊，这就要求主轴密封在工况转换的短时间内必须适应这些压力的变化，既要防止主轴密封压 得过紧而影响润滑水膜厚度而烧损，又要防止主轴密封向上抬起造成水淹厂房发生。因此蓄能电站 主轴密封设计较常规水电机组难度要大，主轴密封故障几乎是蓄能电站普遍存在的问题。天荒坪电 站主轴密封也不例外，经常发生主

15、轴工作密封环温度过高或密封环抬起使漏水严重，导致频繁报警、 启动不成功或跳机，严重影响机组安全运行。如 2000 年主轴密封故障 50 次，其中 24 次导致跳机， 2001 年故障 38 次，15 次跳机导致。主轴密封问题已成为电站安全运行的主要障碍。经与原供货商 多次研究改进未获成功。最终公司会同设计院专业人员一道，参照国内外其他电站运行的成功经验， 从原理设计着手，经过无数次的试验和改进，终于在 2003 年迎峰度夏前对六台机组的主轴密封进行 了彻底的改造，主轴密封故障率也因此大幅度下降。新旧密封结构对比见图 4。 图 4 新旧主轴密封结构对比图 2.3 解决转动部件密封漏水问题 由于天

16、荒坪电站设计最大毛水头达 610.8m，额定水头 526m，目前正常运行水头一直保持在 530604m 之间，不但水压高，变幅也很大。因此，主机设备转动部件的密封一直是个难题，特别 是球阀工作密封和枢轴以及导叶上下端面的漏水问题一度困扰了电站很长一段时间，电站技术人员 经过不断的试验研究才使这一问题基本得到解决。 （1）球阀工作密封和枢轴漏水 电站自投产以来，机组曾多次发生（6 台机组累计发生 17 次）因球阀工作密封 O 型密封圈扭转 损坏的抢修事件。对此，电站先后采取了提高密封圈硬度、改进密封接口等多项措施，但试验效果 均不很理想。经过分析研究，电站于 2005 年试制出了一套 D 型密封圈，硬度为 75 shore。新的密封 圈除有效提高材料硬度外， 还通过结构的变化有效地解决了球阀工作密封在动作过程中扭转的难题。 目前，这一改造已在 3 台球阀上实施，三年来运行稳定，情况良好。此外，通过增加球阀工作密封 投退腔压力的实时监测，及时掌握工作密封运行的状况，为设备检修提供了相应的依据。