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1、1水口水电厂技术改造与技术进步工作回 顾 摘要：遵循设备更新改造与整治完善并举，坚持安全性和可靠性第一、先进性和实用性相结合的原则，加大科技开发和技术改造投入，优化配置，不断提高设备健康水平和电厂综合自动化水平。本文回顾了水口水电厂投产 10 年来技术改造和技术进步工作，具体叙述电厂机电设备状况和主要技术改造项目，以及全力推进企业技术进步和管理现代化的历程，最后进一步阐明搞好技术改造和技术进步的思路。关键词：水电厂 技术改造 科学技术进步1 前言1993 年 8 月水口水电厂首台机组投产发电，1996 年 11 月最后 1 台机组并网运行，全厂 7 台 200MW 机组通过 7 回 220kV
2、 线路输电福建电网。1998 年 3 月 500kV升压站投运，大电厂、高电压，水口水电厂又上了一个新台阶。截止 2003 年 8 月，十年累计发电量 518 亿 kWh。投产以来，电厂以经济效益为中心，以安全生产为基础，把加强技术进步放在企业发展的关键地位，使企业工作真正转到依靠技术进步和提高劳动者素质的轨道上来。在实施“安全文明生产达标“的过程中，抓住“设备、管理和人员素质“3 个环节，扎扎实实做好各项基础工作，加大技术改造和技术进步的力度，加快了创建“一流水力发电厂“的进程。水口水电厂历年技术改造和科技开发项目、费用情况见表 1。表 1 历年技术改造和科技开发项目统计22 机电设备状况及
3、主要技术改造项目投产初期，工程遗留的缺陷比较多，经逐年大修、技改，提高了设备健康水平，运行环境明显改善。但限于 80 年代末和 90 年代初的技术水平和其它方面一些原因，机电设备在某些方面还存在不少薄弱环节，整个装备水平还不能完全适应当前电力系统的发展和业已形成的电力市场的要求。2.1 水轮发电机组（ZZA315-LJ-800、SF200-56/11950 型）2.1.1 转轮经过几年运行，除1、2 机外，3-7 机转轮的叶片下垂量均有不同程度的增大，密封性能变差。1998、1999 年曾先后发生6、7 机转轮严重漏油和进水现象，机组被迫转入大修。2000 年 2 月6 机转轮活塞杆断裂；7
4、机在扩大性大修中，发现 M540 螺帽与转轮活塞杆咬死而无法松开。2000 年 12 月对6 机转轮解体检修，更换了转轮活塞及操作架，并将螺纹联结结构改为卡环式。原叶片枢轴?1000 铜瓦材料原为 ZQAL9-4，现改为(10-3)铝青铜衬套+(DEVA-BM)衬套的复合结构，从而提高了转轮活塞抗疲劳强度和叶片铜瓦抗磨损能力。2.1.2 主轴密封水轮机主轴密封采用水压式 Y 型橡胶端面密封，具有布置紧凑、密封圈磨损后轴向调整量大等优点。但自第 1 台机组投运以来，主轴密封止水效果就一直不好，漏水量大大超过原设计量（1.5m3/h）。为彻底解决主轴密封漏水问题，1997 年 11 月结合1 机组
5、大修将原端面密封结构改为填料式结构。填料选用耐高温、弹性好、摩擦系数小、使用寿命长的聚四氟乙烯浸渍碳纤维。改造后，主轴密封漏水量明显减少，符合设计要求。其它机组的主轴密封结构相继进行改造，扭转了一度担心的水机运行水淹导轴承的紧张被动3局面。2.1.3 导轴承水轮机导轴承采用稀油润滑浸油式分块瓦，瓦体为 20MnSi 铸钢，浇挂巴氏合金瓦衬。轴承润滑油量 4m3，采用流道内水流自然冷却。自投运以来，部分机组的导轴承运行瓦温偏高，夏天接近或超过 70。1995 年 12 月，将1 机水导轴承的轴瓦改用弹性金属塑料瓦。2.2 调速器水轮机调速器液压部分采用瑞典 KMW 的 E40M 电液执行机构；电
6、气部分采用瑞典 ABB 的 HPC600 系列数字式调速器。1999 年以来，调速器机械控制部分陆续出现多台次的电液转换器故障，造成机组负荷摆动；而调速器电气部分也存在超调现象，直接危及机组和系统的安全稳定运行，也影响电厂 SCADA 系统成组负荷控制功能的投入。综合考虑与 E40M 结构上的有机结合以及参数的合理匹配，采用比例伺服阀取代喷嘴挡板阀，而保留所有其它部件。经改进，调速器的耐油污及防卡涩能力得到较大改善，能够满足其速动性、灵敏性、稳定性和可靠性的要求；增加排气装置使更换滤油器及机组检修首次启动时的冲击减少了。通过选择恰当的功率前馈系数来抑制功率调节开始时的快速上升和超调，调速器电气
7、部分控制程序的修改也取得满意的效果。其中，1 机调速器由于长期高强度运行，机柜的主配引导阀衬套磨损较大，压力油内泄严重，调速器运行不稳定，严重影响机组的安全运行。同时也考虑备品因素，故对调速器机柜进行更新改造。调速器改造后的各项性能指标均达到和高于相关标准要求。此举为进口设备国产化改造提供了成功经验。2.3 主变压器（SFP9-240000/220 型）4主变压器是当时厂家特定生产的最新一代低损耗、大容量变压器，属节能型产品。经多年运行表明，该产品基本是成功的；但变压器抗短路能力满足不了当前电网安全运行的要求。针对变压器本身抗短路能力不足，电厂积极商同制造厂提出相应的措施和具体的解决办法。19
8、99 年以来，有计划地购置 1 台变压器，采取轮换的做法陆续对所有在用的 6 台变压器进行提高抗短路能力改造。主要更换了三相低压线圈，采用自粘性换位导线和双螺旋结构，做好内部线圈的径向支撑和确保幅向充分套紧，并改进低压引线夹持结构；更新油箱壁上的磁屏蔽结构，避免多点接地或悬浮放电引起的局部放电。改造后的变压器机械强度较好，能够承受短路冲击。此外，变压器原储油柜为隔膜式，其隔膜橡胶易损坏而渗油，故更换为新一代免维护的波纹管式储油柜，运行效果良好。2.4 厂用电系统500kV 升压站投产后，将 100kVA（35/0.4kV）站用变更新为 3150kVA 三圈变，增引 1 路 10kV 厂用电源，
9、取代不甚可靠的原施工变电源。3 台厂高变负荷开关操作不可靠，刚投运不久就全部更换为 SIEMENS 真空开关。10kV 开关柜（共 36 面）装设的是 SN10 型少油断路器，且柜内的电气安全净距达不到现行标准的要求，运行中多次发生绝缘障碍而引发电气事故。2001、2002 年分 2 批进行无油化改造，全部更换为不受环境影响、免维护的 SF6 绝缘真空开关柜（阿尔斯通 GMA 型/西门子 8DC11 型）。厂区 27 台室内配电变压器，除了 2 台照明变（有载调压）和坝顶、开关站 4 台配变外均为干式变，现将这 6 台油浸式变压器也全部更换为干式变。 2.5 接地网电站位于高土壤电阻率地区，厂
10、坝基岩为黑云母花岗岩。设计采用了分流、限流、5均压、隔离等先进接地技术，充分利用了厂、坝区自然接地体和降水散流介质。但由于地质条件的影响和受到施工条件的限制，人工接地网的有效散流面积太小。随着系统短路电流的增大，接地网工频接地电阻过大（发电前实测接地电阻1.42），接地电位偏高，故潜在暂态电压反击和转移电位的危害。全厂接地网改造按照满足 2015 年系统短路电流水平设计。工程充分利用电站库水位相对稳定、水深有一定的保证，以及江水具有良好的导电性能和弱腐蚀等特点，敷设水下网箱式接地网，增大接地网的散流体积。2002 年 9 月竣工，测得地网（带架空地线）工频接地电阻为 0.11，与改造前 0.6
11、1 相比有较大幅度的降低，接触电势和跨步电势以及不同片地网间电位差均满足规程要求。整个改造工程达到预期效果。2.6 自动化部分电厂自动化改造以满足“无人值班“（少人值守）为目标，设备更新以“高可靠、免维护“为标准，充分利用现代高新技术，并结合电厂具体情况，尽可能一步到位。2.6.1 自动化元件及控制仪表几年来，对机组自动化元器件进行了大量的更新改造工作。如 DFX24-8 型电磁配压阀普遍存在外漏、拒动和自动操作不到位，运行不久就全部更换为力士乐产品。既完善了基础自动化，也为“无泄漏工厂“创造条件。 现场采用的大量数显仪表和控制仪表，品种繁多、信号不一、备品不便，就统一改用 FD-2000 系
12、列智能型仪表。另外，选用 AP3108 型扩散硅式陶瓷压力传感器，美国海赋 IP101B（IP201B）型插入式流量计和 MP621 型电磁流量计，以及加拿大妙声力超声波系列传感器（非接触、免维护的一体化液位计）。高品质的元器件，配合高性能的智能化仪表，使许多长期无法解决的问题迎刃而解，包括与 SCADA 系6统接口。2.6.2 计算机监控系统计算机监控是一项系统工程，除了监控系统本身，还涉及诸多监控对象和外围设备。1995 年电厂承担了计算机监控系统的调试工程（属基建项目），主动与供方、设计单位、安装承包商以及监理工程师单位通力合作，实行全过程管理。由于投产初期部分设备可靠性不高，尤其一些自
13、动化元件不过关以及监控系统的应用软件不尽完善，因此监控系统的调试工作步履唯艰。领导到位，组织协调，同时拥有一支责任心强的专业队伍，是保证监控系统顺利投运和持续运行的基础。历时 3 年的调试、试运行，1998 年底通过了 1000h 可利用率试验。经进一步整改、完善以及运行维护和管理水平的逐步提高，监控系统基本满足了电厂运行和电网调度的要求。计算机监控系统的引进，促进了我国水电厂监控技术的发展。当时国内有二十余家水电厂或梯调引进国外先进的监控系统，水口水电厂作为其中的一家，发挥了良好的作用。其成功投运更为企业双达标、创一流打好基础。然而，由于计算机软、硬件技术的飞速发展，监控系统所使用的计算机设
14、备远已落后，系统的监控响应速度、数据容量等性能受硬件限制已低于业界对监控系统控制软件的基本要求。现场实施技改采用 NARI SJ-500 系列微机监控装置与厂站级计算机构成的计算机监控系统来取代原 SI 监控系统，整个工程耗资近 2000 万元。2.6.3 其它 机组进水口快速闸门液压启闭机 1999 年进行控制系统（包括液压系统和电气回路）改造和完善，保证了液压启闭机在各种工况下的可靠运行和机组、输水管道及建筑物的安全，以及适应远方操作的需要。 油、水、气系统及有关辅助设备采用小闭环控制。几年来，陆续对全厂公用辅7助设备控制系统（包括高、低压气机，检修、渗漏排水系统，消防、生活供水系统等）进
15、行可编程逻辑控制（PLC）改造，现已实现集中监测。 厂房桥机现有常规电气控制系统比较落后，且出现多次转子吊入机坑时 4 个主钩不同步。经论证，将改造为变频调速和采用 PLC 控制。2.7 继电保护及安全自动装置原发电机组、主变压器和厂用变压器等元件保护全部采用集成电路型保护，220kV 线路保护其中有 1 套也是集成电路型保护。1999 年开始陆续进行继电保护微机化更新改造。2.7.1 机组、主变继电保护现行主变差动保护年检时，均发现装置零漂、动作波宽、闭锁角值易发生变化，装置性能不稳定。保护装置的逆变电源运行中经常损坏，影响继电保护装置投入率。而且主变后备保护，大差、引差保护以及发电机 2
16、套差动保护的直流熔断器均无法分开，不满足主变保护熔断器 N+1 和发电机差动保护直流熔断器分开的反措要求。集成电路型变压器差动保护，要求 CT 二次采用接法和 Y 接法，两者带负载能力不同，区外故障时容易误动。采用微机保护后，靠软件实现对高、低压侧相电流的相角差补偿，可避免 CT 用接法。2.7.2 厂用电系统继电保护与自动切换操作厂用变压器 23 台，共有 16 套备用电源自动投入（BZT）装置。其继电保护装置和控制回路采用电磁型继电器，不仅定检和维护工作量大，而且 BZT 回路不完善，无法实现优化控制。因此，一并进行微机化改造。2.7.3 故障录波器机组、主变、220kV 线路和 500kV 线路共有 5 套（3 种不同型号）故障录波器，通过8联网实现资源共享，也便于事故分析。进一步将建立保护故障信息系统。在发电厂房设置保护故障信息系统子站，通过三级数据网与省调通中心主站进行信息沟通；通过电厂内部 2Mb 数字通道将子站的网络延伸至闽清办公楼分站，使得子站与分站处于同一个局域网中，数据共享；并预留福州调度分站接口。 2.8 直流系统除通信
