黄河三门峡水电站1#～5#机组增容改造设计

2015-12-17邢丁丹

水利水电工程设计 2015年4期

林顺邢丁丹

林顺邢丁丹

三门峡水电站1#～5#机组机电设备为20世纪70年代初制造，已达到设备设计运行年限。系统地介绍了在不改变电站运行方式、机组运行方式、机组机型及附属设备配置的情况下，将水轮发电机组由50 MW增容到60 MW，可为其他同类工程设计提供一个有益的借鉴。

水轮机发电机增容磨蚀三门峡水电站

1 工程概况

三门峡水利枢纽是黄河干流上修建的第1座大型综合水利工程。工程于1957年4月开工兴建，水电站原设计安装8台单机容量为145 MW的混流式水轮发电机组。1960 年9月水库开始蓄水运用，1961年4月大坝建成，1962年2月第1台机组试验发电，后因水库淤积问题进行改建。

1969年底至1978年，打开了8个施工导流底孔，并将1#～5#机组进水口高程降低13 m，安装了 5台国产单机容量为50 MW的轴流转桨式水轮发电机组。

自1973年底第1台机组投入运行，1978年底5台机组全部投人运行以来，截止到2011年底，共发电407亿kW·h，为促进豫西地区工农业的发展和缓解河南地区缺电状况起到了不可忽视的作用。

由于三门峡水库非汛期存在较多弃水，而河南电网电力供应紧张，因此，从1992年起水电站开始扩建安装6#、 7#两台混流式机组，单机容量为75 MW，扩建机组只在非汛期清水时运行，6#机于1994年4月并网发电，7#机于1997年4月并网发电。

1997年4月经水利部外资办和德国政府签订合作协议，利用德国政府赠款，德国VOITH公司为三门峡水电站设计新转轮ZZK7，用于三门峡1#机组改造，水轮机改造的主要部件有转轮、转轮室及活动导叶等。1#发电机由哈尔滨电机厂有限责任公司负责改造，更换的部件有：发电机定子铁芯、线棒及附件；发电机转子磁极线圈绝缘等级及附件；发电机定、转子绝缘等级由原B级提高到F级；巴氏合金推力瓦更换为HDH型弹性金属塑料瓦。

由于水轮机转轮、转轮室及活动导叶等部件的改造和发电机定、转子线圈绝缘等级的提高，有效地增加了1#水轮发电机组的效率，使得在不改变原有的水电站运行方式、机组运行方式、机组机型、流道尺寸以及附属设备的配置的情况下，机组容量由原来的50 MW增至60MW。1999年11月水电站开始安装1#水轮发电机组，2000年12月30日顺利通过72 h试运行和阶段验收，正式并网进入商业运行。

2 1#～5#机组改造的必要性

（1）水轮机过流部件磨蚀严重，经过30多年的运行与多次检修（每台机组检修都在8次以上），运行工况越来越差，过流部件（转轮室、叶片等）经多次大修，大面积反复施焊，造成材料疲劳，金相组织恶化，磨蚀加剧，以致造成机组效率下降约10%。

（2）由于三门峡水电厂水轮机是20世纪70年代初制造的产品，受当时设计和制造水平的限制，水轮机能量指标较低，过流部件翼型较差，效率低。

（3）叶片裂纹频繁产生，受现场环境条件的限制，处理工艺不能达到一个理想状态，使得叶片抗裂性能越来越差。

（4）主轴密封和活动导叶漏水量过大。

（5）发电机电气绝缘老化，1#～5#发电机定子线棒和转子线圈绝缘均为B级，抗老化性能相对较差，经多年运行绝缘下降，定子铁芯叠片及通风沟制造工艺落后，散热效果不理想，致使温度升高，加速线圈绝缘老化。

（6）长期经受机械和电磁影响，定子铁芯松动，振动加剧，漏磁增大，磁力不平衡，噪音增大等。

（7）转子磁轭变形，造成机组振动摆度增大，2#机组尤为突出。

由于1#～5#机组存在以上的诸多问题，使机组检修量增加，检修费用大幅度增加，设备可靠性降低等，且机组已经基本达到设备的使用年限，因此对1#～5#机组进行改造非常必要。

3 水轮机改造

1#～5#机组水轮机改造的主要任务是选择性能优良的水轮机，提高机组效率，适当增加机组发电容量，解决水轮机叶片裂纹问题。通过优化水力设计，减轻水轮机空蚀，提高水轮机在高含沙水流中的抗磨蚀性能。解决水轮机主轴密封和活动导叶漏水量过大问题。1#～5#水轮机转轮改造进一步优化了水力设计，新的水力设计将更换转轮（包括叶片和轮毂体）、转轮室、活动导水叶、底环、顶盖抗磨板和桨叶操作机构等。1#～5#水轮机结构改造方案为：

（1）水轮机转轮桨叶采用不锈钢材料。

（2）为改善转轮进口流态，转轮叶片中心线高程由275.20 m降为275.00 m，转轮安装采用在机坑内由轮毂泄水锥下支撑结构。

（3）转轮室由半球形改为全球形，转轮室中环与底环做成整体。

（4）为改变转轮进口处水流流态，重新设计活动导水叶。并为改善座环进口的绕流条件，在无蝶形边的座环上下环外圆焊接半圆形的导流板。

（5）新转轮减少轮毂比，由原0.55减为0.53。相应的桨叶操作机构除活塞及活塞轴以外全部更换。

（6）水轮机转轮室采用上下分体、上部可拆卸的结构。

4 发电机改造

三门峡水电站1#～5#发电机是哈尔滨电机厂20世纪70年代生产的B级绝缘电机，因受当时制造水平的限制，并经受了长期机械、电气、热各种负荷运行的影响，电气绝缘趋于老化，线棒和槽绝缘受电腐蚀较为严重、且温升较高，线圈绝缘日趋老化，线棒的并头套都不是银焊、而是采用旧式的锡焊工艺。经过40多年的运行，铁芯松动和振动加剧，虽经修补和压紧处理，仍然运行状况不佳，因此，对发电机的改造已迫在眉睫。

4.1 发电机更换绕组绝缘的技术方案

对于已经运行将近40年老化的旧机组，绕组绝缘质量和温升情况是约束机组容量最关键的问题，本次改造将1#～5#发电机更换为F级新型绝缘系统。按国家标准规定，F级绝缘绕组采用高等级绝缘树脂的绝缘结构，使绝缘和线棒成为无空隙的严密而均匀的整体，绝缘结构受热产生适当的弹性，使线圈具有无损伤地放入线槽或取出的性能，整个线圈能承受潮气而无损伤，并使用半导体物质作完善的电晕屏蔽，从而能承受规定的连续温度而无损伤。根据1#机组改造时哈尔滨电机厂电磁计算和结构校核的结果，当定转子绕组全部更换为F级绝缘后，机组有功最大出力增容到60 MW、功率因数为0.875时，定转子绕组温升的计算值低于80 K；然而在功率因数为0.85时运行，定转子绕组温升理论计算值已临近80 K，考虑到理论计算值应留有10 K裕度（因是按理想状态的假设条件下计算出的）。改造后的机组应作温升实测试验，虽然绝缘已由B级更换为F级，但按照世界上的惯例，正常运行时仍应按B级绝缘温升限控制，而最大出力作为调峰时允许稍高于B级绝缘温升限5～10 K运行，但仍要比F级绝缘温升限值留有一些温升裕度才合理，因此，改造后的1#～5#发电机采用F级绝缘，而温升按照B级绝缘考核。

绝缘全部更换后，视在功率和电流值最大可以增容12.9%（60 MW 有功出力，cosφ=0.85，视在功率为 70.6 MVA）。随着电磁负荷的增加，发电机的电抗标么值也相应有些增加，短路比值稍有下降。X″d是与视在容量成线性比例增加 (也为12.9%)。受磁路饱和度的影响，X′d和短路比的变化比例要小些。虽然短路比下降了不到8%，但其值仍能维持在较髙水平（超过1.1）。由于原机组的裕度较大，增容后的参数变化幅度较小，故对系统不会带来不利影响。无功功率仍能维持在原有水平上。当cosφ=0.875时，发电机输出最大无功就已超过33 Mvar，完全能满足与系统配合的要求；当cosφ=0.85时无功功率为37 Mvar，达到旧机cosφ=0.80时最大无功功率值，因此，改造后 1#～5#发电机的功率因数无论cosφ=0.85或cosφ=0.875都能满足机组向系统输送无功的要求。

4.2 提高机组功率因数的必要性

1980年以前，我国电力网相对薄弱，电能管理尚未走上正轨，供用电矛盾异常突出，用电缺口很大，电网电压和频率水平都较低，主网结构脆弱，事故发生频繁。由电网所要求的发电机额定功率因数也定得较低。在20世纪70年代投产的1#～5#机组，按当时电网状况确定的额定功率因数为0.80。目前电网部门明确要求：电网的无功补偿基本上要按就地平衡的原则考虑，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。自20世纪80年代起，电力工业的发展超过了其他经济部门的增长速度，我国装机容量和发电量突飞猛进的增长，特别是随着大批水电站和500 kV主网的投运以及广泛采用计算机在线实时控制，调度快速准确，电网结构牢固、频率稳定、电压水平高，功率因数水平也较高，目前已基本做到无功就近补偿，而线路上主要作有功传输。

从上述分析可以看出，1#～5#机原来的额定功率因数定在0.80不符合现在和今后实际运行情况，在增容后更有必要提高其额定功率因数数值，充分挖掘机组的潜力，发挥机组的最大经济效益。实际上，2000年改造的1#机发电机的额定功率因数值定为0.85，而实际运行的功率因数比额定功率因数更高些。老机组增容后的功率因数应按今后实际运行水平来取值，这样就能在有功出力增大的情况下，对主变、励磁及其他电气设备的影响尽可能最小，使改造费用最经济、合理；因此，应适量提高机组的额定功率因数，以取0.85值比较合理，在实际运行中可提高至0.90左右的功率因数下运行。应控制发电机和主变的超出力，平时发电机和主变等电气设备都应在额定值以内运行。尽量充分多发、多送有功容量，既有利于电网运行，更有利于原本设备陈旧的三门峡老机组的经济可靠地运行。增容后的发电机运行方式，在非汛期应增大调峰的力度，充分发挥调峰效益，尽量在髙功率因数下运行，多带有功负荷。而在汛期除去7月下旬至8月上旬排沙期之外，尽量浑水发电带基荷，以取得电量效益。

4.3 改造后发电机主要技术参数

5 控制保护

三门峡水电站1#～5#机组的电气二次设备已陆续进行过一些更新改造，但许多设备元件已出现老化或性能不稳定的情况，目前机组运行只能维持现状。随着1#～5#机组改造项目的实施，与之相关的机组二次设备有些已不适应机组改造后的自动化运行要求，因此，需要对相关的二次设备进行更换或完善。

水电站计算机监控系统因为投入的时间较长，PLC的各种模块的技术性能已经不稳定，并且I/O模块的点数没有余量。随着本次机组改造自动化元件的更新和增加，机组控制流程的变化，机组LCU在容量和速度上已不能满足机组改造后运行的需要，在原LCU的基础上扩容并重新编制控制流程难度较大、成本也相应较高，因此，在本次机组改造时连同机组LCU同时改造，更换为新的机组LCU。

机组保护盘和励磁变及自用变保护盘由于运行时间较长，电子器件已经老化，为机组运行安全考虑，机组改造时对相应的继电保护装置进行更换。

全厂现有2组DC220 V铅酸蓄电池，其总容量为830 Ah。本次机组改造没有增加新的控制设备，直流负荷没有变化，因此，本次设计不再改动原有的直流电源系统。

1#～5#机组的励磁调节柜和励磁变由于运行时间较长，其功能和元器件已经老化和落后，再加上本次机组改造后单机容量可达60 MW，因此，对 1#～5#机组的励磁设备同步进行更换。

1#～5#机组改造的同时，涉及到的机组辅助设备有机组火灾报警设备、机组测量、制动、端子箱和自动化元件等，均需要随机组改造的同时进行更换。