在华东网局领导和各相关处室的关怀、重视下在华东电力调度局及.doc

新安江水电厂增容改造的回顾.钱维良（新安江水力发电厂）.新安江水力发电厂经过前期较为充分的论证、试验和各项必要准备后，从1999年4月20日始至2005年1月8日止，有计划地相继展开对新安江水电站各主要设备增容改造，获得可喜的成功,效益显著。一、增容改造可行性研究前期工作、立项决策和资金来源(一)电厂建设及其在电网中的功能简介新安江水电站地处浙江省建德市境内，是上世纪50年代由我国自己设计、自制设备、自己施工建成的第一座大型水力发电站。它是在缺乏建设大电站经验，国家经济基础相当薄弱的困难条件下上马的。1957年4月1日电站主体工程开工，1960年4月22日第一台72.5MW水轮发电机组投产，至1977年9台机组全部安装完毕。水库流域面积为11850km，年平均降水量为1756mm，径流量为112.6亿m，设计正常高水位108m，相应面积为580km，库容为178.4亿m，防洪库容有9.5亿m，总装机为662.5MW（其中72.5MW机组5台，75MW机组4台），原由4条220KV线路 、4条110KV线路分别向华东与浙西地区送电，随着1995年建德变电所的兴建投产，拆除110KV输变电系统并增设220KV输电线路1条。电站至今仍担负着华东电网调峰、调频和事故备用任务，是首批参与电网AGC的第一调频厂。新安江水电站除完成正常的调频、调峰任务外，在华东电网事故备用的顶出力中起到十分重要的作用。历史上，在系统结构相对薄弱的19671977年以及19861991年期间，新安江水电站最大出力多次超铭牌运行约有104个月次；由于系统需要，在19981999年，机组超铭牌运行达300次。据19842001年统计，共顶事故出力1118次，总出力达361090 Mw，平均顶出力为322.298 Mw / 次,最大顶事故出力600 Mw / 次,并且历时较长，其中夜间、午间低谷时段也有较大比例。电站发电机组启、停，发电转调相，调相转发电等运行工况，转换次数频繁：19601984年间，平均每年开停机次数2179台次；19871992年间开停机次数高达9577次。频繁的机组运行工况转换，依赖于水电机组启动灵活、并网迅速、负荷增减速度快捷的特性。 随着500 KV网架的建立，220 KV系统的母线电压已由常年偏低的矛盾向偏高转化，对电器设备绝缘形成了一定的威胁，原安装在系统上的串联电容器完成历史使命陆续退役，发电机组所带无功通常极小，有时则需要处于无功进相的方式下运行。新安江水电站在华东电网的调频、调峰过程中，除承担早、中、晚三个峰荷外，还在系统早、中、晚三个时段爬坡、卸荷，以及系统特殊需要时的无功进相运行。这种以灵活、快速的优势所发挥的作用，是除抽水蓄能电站外，为常规火力发电站所无法替代的。随着华东电网的不断发展，及其电网中大型火电机组投运容量与台数的增加，当发生大机组故障、强迫停运的情况下，对新安江水电站事故顶出力的能力将会越来越感到不足，超铭牌运行的方式既容易对设备绝缘寿命带来严重影响，又无较大的增幅容量，故并不可取，也不宜经常采取。同时，新安江水电站运行设备也面临着普遍老化、安全基础薄弱的隐患，迫切需要改造。（二）增容改造科学探索与可行性研究的前期工作有鉴于此，华东电力集团公司（以下简称华东公司）领导对新安江水电站设备改造工程给予了高度重视，指示进行可行性研究。在1993年2月，由华东公司会同新安江水力发电厂（以下简称新安江电厂）与中国水利水电科学研究院合作，采用JF2001、JF2003、JF2004三个新型转轮相应参数比较，分别于1995年1月、1998年1月，完成新安江5号、4号两台机组转轮改型，经超声波效率对比试验，在同水头下，出力可以达到90MW，效率比原HL662转轮提高1.12%1.66%，揭示了转轮增容效果，攻克老机组增容改造的第一道难关；同期，就发电机组增容改造第二个基本条件定子、转子绕组的载流能力和温升限额问题，通过提高定子、转子绕组绝缘等级（B级改为F级）以及定子线棒采用360延长换位方式、扩大16%载流截面和增加转子磁极匝数试验，证实可以获得解决。1997年10月6日1998年1月25日，首先对4号机组进行试验性增容改造。经过72小时试运行和2月19日由华东电力试验研究院进行的四种工况（54、72.5、90、95MW）发电机温升试验结果表明：定子股线最高温度88C，转子平均温度77.3 C，推力瓦温度29 C。为使增容改造试验后鉴定更具有充分依据，1998年4月3日以新电总1998009号文向华东公司生技处递交“建议4号机组增容到90MW试运行”的报告。上述经4号机组局部改造后的测温试验论证表明，新安江电厂机组增容改造具有较大潜力；若9台水轮发电机组都作相应改造后，全厂额定出力可以增加150MW，短时（2小时）顶峰出力可以增加200MW，有着不可忽视的电网效益。1998年4月，新安江电厂按照华东公司的要求，组织专题小组编制、递交了本厂技术人员拟定的增容改造可行性报告，分别从立项背景、水轮发电机组改造、机组变压器组合方式、开关站220KV系统一次设备、厂用电系统、近区配电系统综合自动化改造、继电保护装置、电缆道扩建，以及增容改造原则进度和费用安排、效益评价等章节，进行了初步的分析论述。华东公司在审阅上述可行性报告基础上，明确提出下阶段深入可行性研究的部署意见。据此，新安江电厂委托华东勘测设计研究院于1998年12月完成并递交新安江水力发电厂增容改造工程可行性及扩大初步设计报告、新安江水力发电厂增容改造工程可行性及扩大初步设计图册、新安江水力发电厂增容改造可行性及扩大初步设计总概算。对水文、工程规模、工程布置及厂房与相关建筑物、水力机械、消防、施工条件、财务评价等进行了分析论证，1999年1月8日以新电总办1999003号文“关于报送厂增容改造可行性及扩初设计概算报告的请示”，呈报华东公司。1999年1月2829日，由华东公司生技处赵津副处长主持，公司陈开庸总工程师和有关处室负责人、专家以及华东勘测设计研究院、新安江电厂共57人参加，在上海组织召开“新安江水力发电厂增容改造可行性及扩大初步设计”审查会议。1999年2月22日，以华东电生1999103号文下达关于发送“新安江水力发电厂增容改造可行性及扩大初步设计”审查会纪要的通知。审查会议遵循的原则是：1、以增容为主，结合必要的设计改造，不搞设备大翻新；2、发电机的改造原则上按4号机的模式进行；3、近期已改造的设备要充分利用，发挥投资效益；4、整个改造工程费用要合理，投入要有产出；5、要尽量争取“走出”电价回收投资；6、要充分抓紧时机，加快改造进度，节约工程投资。审查的具体意见由该通知附件二明确表达。主要有：工程部分按照对水机、电气、自动化控制、土建等四方面予以明确；技术经济部分对概算编制方面明确价差费由6%调整到4%；建设期利息分割、投产机组从投产日起利息计入生产成本；不列供电贴费、建设单位开办费；监理费按照建设部、物价局标准从低取费；对财务评价部分明确补充100%银行贷款方案，不考虑还贷的财务评价，按照20%自有资金12%（全资10%）基准内部收益率重新测算财务经济指标，还贷年限按照现有两种电价模式基础上，分别按3亿（17.5亿14.5亿）电量还本付息、按8年还本付息。文件明确本工程静态投资控制在3.9亿、动态投资控制在4.5亿元以内，并列出分年度投资概算表、总投资概算表。新安江水电站主要设备增容改造由此正式起步。二、增容改造可行性研究及扩大初步设计的主要内容（一）依据现场条件与改造总体目标，增容改造设计的主要内容1、水轮机发电机组及其附属设备的增容改造；2、电气主接线论证、设计，发电机组断路器以及离相封闭母线的论证选型；3、机组、主变压器、厂用变压器、配电变压器、220KV母线差动保护等继电保护改造以及选型设计；4、厂用变压器容量复核和接线方式、备用电源设计；5、增容改造的动态经济分析评价；6、增容改造的投产顺序以及实施方案。（二）增容改造总体目标1、合理提高装机容量，实现额定总装机容量810MW并具备2小时顶峰达855MW的能力。2、与发电机组相配套的电气一、二次设备相匹配，具有先进性、可靠性；继电保护、自动化装置与主设备配套，能适应延长检修周期，确保系统稳定。3、改善中央控制室、继电保护室和电缆运行条件，实现少人值班并且避免重复施工与投资。（三）增容改造扩大初步设计推荐论证方案1、水轮机机型与参数选择要求在已有过流预埋件（蜗壳、座环、尾水管等）基本不变以及机组安装高程（24m）和转轮直径（Dl=4.1m）不变的基础上，满足在额定水头73.0m工况时，水轮机额定出力为92.3MW，水轮机工作水头超过额定水头后，水轮机短时最大出力为97.44MW的增容目标。从JF2001型转轮改造试验与实际运行看，额定出力、效率均能满足要求，但转轮叶片已发现局部空蚀现象。经调研，隔河岩水电站曾引进加拿大A384转轮，从模型综合特性、运行范围看，具有较优的效率和抗空蚀性能，但新安江机组受到已有预埋件特别是座环的限制，无法选用；上海希科公司采用福伊特技术，针对新安江水电站的水能参数和已有水轮机预埋件流道尺寸，通过计算机真机模拟方式研制的转轮综合特性曲线，表明在额定水头73.0m时,水轮机保证出力为92.3MW；当水头达到76.45m时,水轮机出力可达97.44MW，发电机可超出力至95MW运行，全部运行范围内的水轮机最高效率为94%，空化系数满足设计要求。转轮叶片采用不锈钢板热弯模压成型、整体组焊技术，有足够的刚度和强度，性能优于国内同类机型，建议优先选用。2、调速器及其油压装置、辅助机械设备的选择（1）调速器主配压阀直径仍采用100mm，额定工作油压为2.5MPa；配置YS4.5型油压装置一套、压力油罐总容积为4.0m，为避免环喷式调速器发卡现象，更好适应调频、调峰与系统AGC功能需要，建议采用WBT100型步进式调速器。（2）关于辅助机械设备配置问题，原主厂房桥式起重机（起重量200/40t）可以满足增容后机组吊装需要；本次涉及的改造范围主要有：a、为实现少人值班，提高自动化水平，每台机组增设自动减压阀、自动滤水器、其他主要环节的电动控制阀。b、增加透平油系统压力滤油机、电加热装置。c、绝缘油系统增加油泵、压力滤油机、真空滤油机、储油罐。d、中、低压缩空气系统局部改造。3、电气主接线方式论证通过对“三机一变”与“两机一变”组合方案的利弊对比，认为“三机一变”组合方式具有接线简单、清晰，开关站进线回路少，主变压器台数少，总投资省，年电能损耗小，可集中布置到坝顶，便于运行统一管理等优点。但也有明显的缺点，主要存在发电机出口短路电流大，主变压器故障或检修时涉及机组停运的台数多，变压器充氮运输重量接近200t，运输难度较大等问题。推荐采用“三机一变”接线方案。220KV侧接线，维持原接线方式。即用双母线带旁路母线的接线方式，仅更换220KV相应进线间隔设备与母线电压设备。220KV系统共计五回出线（新杭2233、2231，新富2230，新建2386、新德2387）；三台主变压器进线（为避免施工阶段与原第一、二、三单元主变压器进线命名相冲突，华东调度中心批复同意新安江电厂建议，命名为01、02、03号主变压器）。关于厂用电、近区配电系统接线，拟考虑对应三机一变的扩大单元接线，各单元分别配置一台厂变、配变，低压母线三分段的方式。正常情况下，1、3号厂变工作，2号厂变备用，同时可实现自动切换，另从新（安江）岭（后）101线引一回备用电源，作为全厂应急备用，可以经降压后接入二段厂用低压母线。4、发电机组与扩大单元主变压器低压汇流母线改造发电机组型号为SF9040/8540，其额定出力90MW，额定电压13.8KV，定子、转子绝缘等级为F / F，功率因数取0.9。在“三机一变”组合的扩大单元接线方式下，单元主变压器低压汇流母线额定电流为三台发电机组额定电流之和13179A，短时最大工作电流达13911A。鉴于主变压器布置在坝顶，各单元汇流母线只能通过原2、3、4号母线洞延伸、辐射，接至各自主变压器，从发电机组出口到母线室顶部出口处汇流段则可采用矩形铜母线。汇流母线段因受母线洞安装尺寸限制，并从防止受潮、加强绝缘、防止发生小动物窜跃与相间短路、降低电动力与钢构件感应发热等角度考虑，采用离相封闭母线，并满足额定电流为14000A，额定电压为15.75KV，最高工作电压为18KV，额定动稳定电流400KA，2秒热稳定电流150KA，相间距离1.2m。5、发电机组断路器选择计算增容改造后发电机组出口三相短路电流达94.88kA，并受原发电机断路器室内安装尺寸限制，国产断路器最大开断电流仅为80 kA，可供选择断路器的厂商有瑞士ABB、法国ALSTOM、日本三菱公司等，额定开断能力100 kA，额定电流有4500A10000A，额定电压为1524kV，额定冲击耐压为125150kV，属于SF6系列断路器，可满足现场施工、运行条件，但需考虑检修与事故状态下环境保护、排风及开关室土建加固措施。6、220 kV主变压器的选择设计变压器额定容量为300MVA，为降低机端短路电流，阻抗电压宜取18%，并不考虑采用强迫油循环水冷却方式，改用强迫油循环风冷却方式，变压器为无励磁调压，初步选型SFP930000/220。连接组标号为：YN，d11。主变压器放置于坝顶公路桥下游侧闸墩修建的油池上，封闭母线从106高程穿越坝顶后与变压器低压侧相接，主变压器高压侧面临上游侧，利用原有的A字构架加固改造后作为220KV进线，再由此过江辐射到220KV开关站构架。7、厂用电、近区用电系统变压器、限流熔断器、配电柜改造的选择设计厂用电变压器单台容量为800KVA，近区配电变压器单台容量为3200 KVA，由于安装环境在大坝厂房内，拟考虑采用干式变压器，尽量采用有载调压方式。增容改造后，厂用电变压器高压侧短路电流可能大于114KA，少油断路器开断容量远不能满足要求，选用SF6断路器作为厂变、配变开关则费用过高，且平时合跳闸次数少于机组开关，宜采用安装高压侧限流熔断器与负荷开关组合的复合开关作为厂用变压器、配电变压器高压开关，正常操作由负荷开关实现，而由限流熔断器限制短路过程中操作过电压、吸收磁场能量、衰减短路电流。鉴于原配电盘、柜、动力电缆无法满足运行需要，宜分别更新为低压侧可抽出式的开关柜、阻燃动力电缆。8、关于变压器大件运输问题采用220KV电压等级、300 MVA容量的单元主变压器并设置于坝顶，主要矛盾有三个方面：铁路运输能否顺利通过沿途隧道、铁路桥梁（尤其是朱家埠铁路桥）运达滩头坞；滩头坞至坝顶的右岸上坝公路坡度、转弯半径能否能满足大型平板车运输要求；三是坝顶公路桥是否具备相应的承载能力。通过与铁路部门协商，首台改造的03号主变压器（本体运输尺寸为长宽高 = 9.0653.394.20米）采用D2型凹底铁路重载平板车，装载重量210吨，GB 146-59机车车辆牵引，可以进入朱家埠站，并在对电站铁路专线检查、维护后运输至滩头坞卸车场；上坝公路警队队部前面一段坡陡、弯急，作小范围削坡、增宽以加大转弯半径，并用运输前平板车模拟荷载运输试验（采用两台BENZ3850A/38/66牵引车牵引Goldhofer THp /sl 10型全挂式液压悬挂平板车）对坝顶公路桥作变形观测试验与分析（委托桥梁研究所作荷载试验）。9、计算机监控系统新安江水电站增容改造后，调频、调峰任务仍由华东电力调度中心下达，电站按照少人值班设计，采用以计算机为主、简化常规设备为辅的分层分布的开放式监控系统。主要功能为：对各主要设备的工况参数巡回检测、定时打印、越限报警、复限提示和显示、记录；依据负荷曲线或预定的调节准则或电网调度发送的实时有功功率给定值，实现发电机组的自动开机后同期并网、调相发电与停机等工况自动转换，有功无功功率自动调节，经济运行；对机组、变压器运行工况，断路器、隔离开关状态和主要设备故障与事故信号作监视记录、顺序记录并打印分析；向运行人员提供显示操作流程、事故与故障信号及相关参数与画面；实现电气操作“五防”闭锁；方便事故追忆和分析，统一全厂控制系统时钟并对准卫星时钟；在条件具备时增设工业电视监视系统，实现与计算机监控系统联网通信。为满足计算机监控接口、通讯要求，建议采用反应正确、动作可靠、运行稳定、维护工作量少的基础自动化元件，并采用微机型励磁装置、微机型调速器等机组辅机自动化系统配套。10、继电保护与安全自动装置淘汰早期的晶体管、电磁型、整流型等设备，陈旧、灵敏性差、检验与整定困难、存在误动、误发信、接线紊乱等有缺陷的继电保护装置，采用质量高、性能好、灵敏度高、功能全、成熟可靠、具备与计算机系统配套的微机型保护装置。在采用“三机一变”组合方式后，增加主变压器差动保护的差动臂，与发电机保护、母线保护、厂用变器和配电变压器保护设置密切配合，且动作灵敏，设置先进的微机故障录波、自动切机装置以满足系统稳定需要。11、消防工程贯彻“以防为主，防消结合”的原则，针对保护对象的特点，合理布置火灾报警系统，早期发现和通报火警，采用以自动报警为主，手动报警、控制为副的智能型集中火灾报警及监控系统。（1）设置变压器水喷雾消防管路覆盖主变压器本体与高低压套管、油枕。（2）发电机组设置水喷雾消防环管。（3）电缆道、厂配变室、控制室、监控室、母线、励磁装置部位设置烟火报警装置；控制室采用气龙灭火措施。（4）建立消防水泵房，启动后可保证坝顶主变压器等设备喷雾灭火效果。（5）配置电缆感烟、感温报警功能。12、土建工程主要内容包括：（1）断路器改为SF6断路器后，原机组开关室地面不能满足单位荷载压强，加固开关室地面大梁基础提高承载能力。（2）2、3、4号母线洞分别布置01、02、03号单元母线的封闭母线，尤其是4号母线洞，原有上、下楼梯位置占据封闭母线通道，封闭母线由垂直段、倾斜经上引、穿越39米高程到达106高程后，伸展到坝顶相应闸墩部位与主变压器连接，为此相应改造母线道，拆除4号母线洞原有楼梯作移位利用，拆除106母线层科学试验时遗留的事故排烟设备，拆除并封堵配电室楼梯，开启坝面吊物孔，封闭母线延伸孔，放样施工母线洞安装支架基础孔。鉴于各单元改为三台机组组合方式，13.8KV母线室作重新分隔、组合，并自母线室顶部分别开孔后，连接到各自的汇流封闭母线，辐射至主变压器低压侧。（3）利用坝顶放置主变压器的闸墩基础，以扩展变压器油池。主变压器出线利用原A字架到达开关站。A字架因不能满足计算应力，作加固处理，顶部横梁作整体更换。（4）开关站构架1、3、7区段横梁，承担向坝顶01、02、03号主变压器进线负载，不能满足计算应力，作加固处理。（5）主变事故排油池地点选出择在坝下左岸平洞侧，利用该处基础，外砌箱体。（6）原110KV开关站区域设备业已拆除，地面以下属于岩石基础外砌箱型结构，承载能力较低，经过改造成为新的继电保护室，对地基严重沉陷、墙体严重错位的老继电保护室移位改建。（7）鉴于厂房控制室下部电缆拥挤，计算机监控系统显示器受机组运行时电磁场影响晃动严重，并为改善运行值班条件，将控制室移位厂房外。比较后，选定4号主变压器掩体顶部开发方案。（8）鉴于设置分成三个扩大单元接线的特殊性，并各个单元设置的厂用变压器、配电变压器均采用干式变压器方案，配电柜更新为抽屉式开关柜后，使现场安装条件得到改善，结合单元接线布置方式，将厂用变压器、配电变压器集中安装厂房内，但改、扩建原载波室（起重班）及原9号机组励磁室，作为新的配电室，9号机励磁设备移位至励磁层。拆除报废的电气制动装置，改造为10KV近区配电室。（9）主变移位坝顶后，其安装与检修所需的注、排油，利用原40米高程绝缘油库，增设真空滤油设备、管路。三、主要设备改造开工、投产时间表1 新安江水电站增容改造主要设备开工投产情况序号设备名称改前出力 (Mw)开工时间计划工期 (天)投产时间改后出力(Mw)备 注101单元2001.03.182002.09.29主变容量300MVA，封闭母线额定电流14000A。2002迎峰度夏，原1、2号主变延期退役。变压器由ABB公司制造，封闭母线由镇江电气设备厂制造。202单元2001.02.162001.12.10主变容量300MVA，封闭母线额定电流14000A。变压器ABB制造,封闭母线镇江电气设备厂制造。303单元1999.04.402000.03.25主变容量300MVA，封闭母线额定电流14000A。开工时间从4号母线洞土建开工剪彩计。变压器由东芝公司制造；封闭母线由镇江电气设备厂制造。4新中央控制室 2000.10.182003.12.122003.12.18举行启用开工剪彩仪式 取消常规监控屏,设置计算机监控站,液晶显示屏幕的调度电话。控制室利用原4号主变掩体顶部开挖改建。51号机 752002.03.011202002.10.07 902002年度迎峰度夏大发电,投产后延.。希科转轮。定子仅更换了测温线棒（涉及46根）。转子加匝。62号机 752003.02.15 1482003.06.18 90定子仅更换了测温线棒（涉及46根）。哈尔滨转轮、加装补气阀。转子加匝73号机72.52002.09.01 1602003.01.27 90因迎峰度夏延期开工希科转轮。转子加匝。定子矽钢片、线棒、定位筋更新。续表序号设备名称改前出力 (Mw)开工时间计划工期 (天)投产时间改后出力(Mw)备 注84号机72.52004.09.011502005.01.0890JF2001转轮更新为希科转轮。转子磁轭铁片改造。更换测温线棒ABB全静止励磁。注：2004年1月17日，交涉，福伊特西门子公司转轮交货需延期9月20日完成，上半年无法开工，属于计划延期。95号机72.52001.08.15计划2004年进行完善化改造,主要项目为:转轮、转子磁轭铁片更新。1202002.01.1190JF2001A转轮.存在气蚀,并转轮额定出力仅85MW,仍需更换.本次更新为希科转轮。定子矽钢片、线棒、定位筋更新。转子加匝。上述第二次改造被迫后延到2005年。106号机72.52003.08.201602004.01.1890希科转轮.第一台完成转子磁轭铁片改造.转子磁极加匝.定子矽钢片、线棒、定位筋更新。117号机 752000.08.10 1602000.12.24 90希科转轮(2003年检查10号叶片裂纹).转子磁极加匝;定子矽钢片、线棒更新。128号机 752001.02.08 1602001.06.30 90希科转轮.转子磁极加匝;定子矽钢片、线棒更新。139号机 72.51999.07.22 2000.04.29 90首台整机改造.希科转轮.四、增容改造效果与性能指标对比检查(一) 主要机电设备改造类型表2 主要机电设备改造类型序号设备名称设备型号应用场合备 注制造厂1水轮机HLS66.46-LJ-4101、3、4、5、7、8、9号机上海西科公司HLA778-LJ-4102、5号机哈尔滨电机厂2发电机组定子更换46根测温线棒、更换后线棒绝缘为F级，未更换的仍为B级绝缘，新线棒线规为0.56.7mm 。1、2号机发电机形式为TS854/156-40综合公司配件厂全部线棒为F级新线棒。3、4、5、6、7、8、9号机3发电机转子磁极增加匝数，绝缘由B级改为F级，转子通风改造；转子磁轭未更新，仍为A3钢。1、2、3、5、7、8号机杭州发电设备厂磁极增加匝数，绝缘由B级改为F级，转子通风改造；转子磁轭更新，采用16Mn钢。4、6、9号机转子磁轭铁片更新未列入原增容改造计划中，属于完善化范围。磁极：杭州发电设备厂；转子磁轭：哈尔滨4机组调速器BWT1002.55号机武汉事达WBDT1002.51-4、6-9号机宜昌能达5油压装置YS-4.819号机天津发电设备厂6发电机开关FKG1N MKG1N 19号机ALSTOM 7发电机闸刀2S3CVS 19号机ALSTOM8发电机出口母线TMY12510/1001019号机自制9发电机保护REG-316 * 419号机ABB 10机组自动控制装置H9000系统LCU装置配CONTEC工控机一台，PLC一套，双CPU互为备用。19号机北京水科院11励磁装置SAVR2000双微机控制器配置1、2、7、8号机带同轴直流励磁机南瑞公司UNITROL F系列3、4、6号机静止励磁上海成套所（ABB ）HWLT45、9号机静止励磁哈尔滨电机厂12220主变压器SFP9300000/22001、02号主变合肥ABBSFP-300000/22003号主变常州东芝13主变开关LTB245E101-03号主变北京ABB14主变闸刀D300-241240M/E1H/N 01-03号主变正、副母闸刀ALSTOM15主变保护RET521 * 2.001-03号主变上海ABB16离相封闭母线分支母线1:QZFM-15/800001-03单元母线至低压避雷器段；母线压变、厂配变高压闸刀至母线段镇江电器设备厂2:QZFM-15/500001-03单元机组闸刀至母线段汇流母线QZFM-15/1400001-03单元单元母线主回路17厂用变压器SCZB9 -800/13.801-03号厂变顺德18配电变压器SCZ9-3150/13.801-03号配变顺德19厂配变高压开关NAL-17.5-/8001-03号厂、配变合肥凯立20高压限流熔断器FURN17.5/80A01-03号厂变高压侧合肥凯立FURN17.5/250A01-03号配变高压侧合肥凯立21真空断路器VD4M 1026-2501-03号配变低压侧厦门ABB22厂配变保护及自动测控装置SD91401-03号厂变南瑞公司SD914A 01-03号配变（二）增容改造效果检查：1、增容改造后机组强度核算论证哈尔滨大电机研究所强度室、华东勘测设计研究院对4号机组增容改造试验、电厂增大出力运行，分别进行了强度论证与技术论证。通过对增容改造后的水轮机转轮参数计算分析，并在机组以100MW出力运行的条件下，对机组各结构件刚度、强度、调速系统工作容量、辅助系统设备容量、出口母线热稳定性、断路器、隔离开关、机组保护、引水和建筑物、工作闸门启闭机、拦污栅等，经过复核计算和评估分析，认为在正常运行工况下，均可安全稳定运行。说明华东公司对新安江电厂的增容改造决策是科学的、正确的，改造效果明显、是成功的，新安江电厂发挥的顶峰作用、调频功能和发挥经济效益，特别是对提高电网事故顶出力能力卓有成效。已历经20002004几年迎峰度夏与多次系统突发性事故考验。论证结论主要是：（1）水轮机在额定水头73m 时，最大出力可达约99.4M w ，对应发电机出力为97.4Mw ; 水轮机工作水头约在74.5 m，最大出力可达102.41 Mw，对应发电机出力为100 Mw。机组安装高程满足水轮机抗空化性能要求。（2）关于推力轴承能力问题：增容至100 Mw后，水推力比原设计增加55吨，推力轴承载荷655吨，采用弹性金属塑料瓦，允许油膜温度可比钨金瓦大10C，最小油膜厚度限值可以减小到0.03mm ，小于计算最小油膜厚度0.045 mm，满足增容要求。（3）各台机组主要部件的刚强度性能可以保证机组发100Mw出力正常运行工况下安全工作。主轴材料为20Si M n ，屈服极限为295M P a ，比较在水轮机出力102.57Mw工况下法兰最大应力为86.9 M P a，有较大裕度；轴系的临界转速为481.2r / mi n , 与飞逸转速306 r / mi n比值为1.57，大于1.25的安全余量，满足轴系稳定运行的要求。其中：a、主轴连接螺栓材料为35号锻钢，许用应力为210 M P a，大于传递102.57Mw功率时的最大综合应力135.8 M P a，具有足够的安全余量，可保证增发后主轴法兰的可靠连接。b、转轮叶片材料为Z G o C r 13Ni 5M o , 屈服极限为 550M P a ，正常许用应力为150 M P a，飞逸工况下许用应力为366 M P a；比较正常工况时实际最大应力为82.1 M P a，最大径向变形为0.056mm ，可满足增发后强度要求。c、增发后蜗壳所受水压几乎没有变化，正常运行（含过度过程）工况下，最大应力为96 M P a，在允许范围内；最高水头下，顶盖受到水压基本不变，最大应力为38.4 M P a，最大变形为0.54 mm，具有足够的安装余量。水压上升率为18.98 %，机组最大转速上升率为47.39 %，蜗壳最大压力值为103.46m ，小于蜗壳设计压力110m 。d、机墩各项自振频率与强迫振动频率均相差30 %以上，不会引起共振。e、有关各部强度核算结果，详见列表。 表3 水轮发电机组各部强度核算序号部件名称材 料许用应力(MP a) 最大应力(MP a)强 度 评 价1转轮0Cr13Ni15Mn 150 (正常)82.1满足要求366（飞逸）84.8满足要求2蜗壳Q 23511096安全3 座环 Q 23511080安全4 顶盖 Q 2358038.4安全5 导叶 ZG20SiMn 170149满足要求6 控制环 A38062.8满足要求7主轴 20SiMn 13086.9满足要求8 连轴螺栓 35号钢210135.8满足要求9 底环ZG157665.5安全10接力器缸 体 HT2504038.5安全后缸盖 HT2506561.5安全前缸盖 HT2506528.6安全活塞杆耳柄 锻钢3512075.2安全接力器法兰 HT2508067安全11导水机构导叶臂ZG3014769.9安全连接板 Q 23588.356.5安全连接螺栓 35号钢88.366安全叉头销 35号钢117.766.5安全叉头 35号钢117.779.4安全剪断销 35号钢128102.9满足要求12上机架 45号钢120112.3安全13转子支架轮毂20SiMn环板Q2351878015366满足要求满足要求14转子磁轭A3钢板157208不满足要求15转子磁极A3钢板157112.9安全16定子机座齿压板A3拉紧螺杆A3定位筋 T42托板焊缝 T42180180494917491.527.731.2满足要求满足要求安全安全分半面螺45号18051.3安全17主轴卡环45号钢18051.3安全（4）调速系统步进式调速器具有功率、频率、开度三种模式，利用可编程控制器的通讯模块可实现与计算机监控系统的双向通讯，采用PID 调节，开、停机过程均采用二时段方式，转速死区（0.020.03）%，频率失灵区为00.3Hz ，功率失灵区为（05）%，最小全行程时间 4500A，相间距离70cm ，绝缘子间距70cm，绝缘子选用ZL20/3000，热稳定、机械应力、铜母线支持绝缘子均满足要求。2、发电机组继电保护装置采用ABB公司REG316 * 4终端的微机型数字式继电保护装置，配有纵联差动、横联差动、失磁、电流记忆的低电压过电流、励磁变过电流、过电压、低频保护与转子表层过负荷等保护，整定范围适合机组增容条件下运行要求。220KV主变压器保护采用ABB公司RET521 * 2.0终端的微机型数字式继电保护装置,两套保护装置的交流回路互相串联，电流部件、跳闸出口压板均合用，但两套各自设有独立的保护投退压板，正常两套保护并列运行。配置有：差动保护、重瓦斯保护、主变压器过流母线后备动作保护、开关动作失灵保护、过电流保护、零序电流保护、间隙零序电流电压保护、压力释放保护、温度过高保护、开关非全相保护、冷却器全停保护、变压器油位降低监视、低压侧单相接地监视、过负荷监视、轻瓦斯报警等有关保护功能。上述选用的机组、主变压器保护具有如下特征：（1）完全数字信号处理；（2）不间断的硬件自监控；（3）以软件为主的周期进行的测试程序；（4）测量值可以显示；（5）事件可显示、确认以及打印输出；（6）用于通讯的串行口；（7）自动产生文档；（8）可分别使用个人电脑或人机接口（HMI）的设置辅助菜单；3、机组自动化元件采用磁盘智能测速装置，取消永磁机电磁测速继电器，各类电磁液压阀均更新为从以色列进口的液压自动控制阀，增设或完善、更新压力、流量、温度、液位、震动检测仪表，每台机组配置本机微机型自动同期装置、整步表与机组LCU、调速器组合，接受AGC指令后可实现自动开机、并网或现场手动并车功能，有关水车附属设备的压油槽、漏油槽、钢管排水电动操作电源开关，采用软固态控制器或软启动器，有效地减少设备缺陷发生率。4、计算机监控系统采用北京水电科学研究院研制的H9000系统，人机联系的硬件设备主要有图形工作站的显示器、键盘、鼠标、打印机等；操作员站采用DEC Alpha 系列工作站；由Operator interface 系统软件实现对生产过程进行监视、控制，本着操作安全、方面、直观、易用的原则，采用面向对象操作、多级菜单配合、全鼠标驱动的操作控制方式。多屏幕的显示、操作彼此独立，屏幕之间实现自由切换，有：画面监视、随机报警、数据库实时显示、报警信息汇总、事故追忆、趋势分析、历史报表记录等，有调用画面、弹出控制菜单、启动控制程序三种控制行为。向运行人员提供以下操作、监视画面：（1）电气主接线、一次接线图；（2）开机、停机过程流程图；（3）发电、调相工况转换流程图；（4）机组轴承、空气冷却器温度图；（5）机组油系统图；（6）机组给排水压力、流量系统图；（7）机组闸门油系统图；（8）全厂水力机械系统图；（9）机组调节负荷曲线、负荷棒图；（10）电压曲线；（11）全厂供水系统图；（12）厂高、低压供气系统图；（13）报表打印目录；（14）机组正常运行、事故处理规则；（15）大型模拟屏幕配套实时设备状态显示；（16）事故处理提示；（17）事故状态简单语音提示功能；（18）实现自动发电控制（AGC）主要功能：a、具有按照全厂总有功给定、各台机组运行工况和实时净水头，确定由AGC分配的全厂成组有功，求出成组运行的最佳机组台数；b、成组可调机组中，根据机组的开停机优先权，确定参加成组运行的机组；c、根据参加成组运行的有功运行区限（上下限值以及禁止运行区）优化分配全厂成组有功负荷。（19）自动电压控制（AVC）操作控制功能采用的基本方式：a、母线电压限制曲线方式；b、给定母线电压控制方式。(20)运行记事本设置。本系统属于有厂站级控制层及现地控制单元层组合的分层分布式开放型网络系统，两层之间采用100MB快速以太网总线构成的高可靠双网冗余结构，总体运行监视、操作、控制界面清晰。5、运行监控中心环境效果检查中央控制室是电站运行管理主要监控中心，开关站继电保护室是220KV线路、母线保护与系统安全稳定装置主要集中配置中心，两处的运行环境直接影响到值班人员工作精力与设备的稳定效果。中央控制室利用原4号主变压器掩体顶部改造并与副厂房管理楼层连接形成整体，上下通道设有电梯、楼梯，比较便捷；控制室具有四面采光、通风效果，监控系统使用的电脑显示器不再存在受发电机组运行时大电流磁场的影响而晃动，不易造成人员值班视觉疲劳；空调机匹配合理，气龙灭火配置完善，远离厂房噪音、发电机组检修与电焊引起的环境污染，大幅度减轻控制室下部电缆重重堆积、若遇起火难以收拾的压力，并不受参观、旅游对象的干扰；新控制室的建立与启用，实现运行管理从常规继电监控模式向计算机集中监控模式的飞跃。开关站新继电保护室，建造在报废拆除的原110KV开关设备构架箱体基础上，采用两层结构，底层为电缆层，便于与电缆地垅衔接，具有消防隔离、防止小动物影响与防尘、防飞虫的效果，继电保护盘运行环境同时受环境潮湿度影响较小；保护室设置接地铜排与地网可靠连接，对抗受过电压冲击具有等电位保护功能，保护室设置保护盘柜上下起吊、运输、调试检查位置，对提高设备更新改造效率起到作用。6、增容改造对环境影响效果的检查增容改造后，每日发电时段和瞬时下泄流量等均发生变化，满发时下泄流量由改造前约1082 m/s增至1215 m/s，流量增加133m/s，但平均发电时间减少，正常发电时坝下水位比改造前增加约1012cm，流速仅增加约0.12 m/s。未改变电厂调频、调峰、事故备用的性质，且水库仍具多年调节性能，而受富春江电厂反调节的作用，富春江水电厂下游河道的水位、江水的流量、流速均没有影响，并由于新安江电厂的机组数量、位置、进水口高程未改变，不会对大坝上游水库及下游河道的水温、水质带来影响。新安江城市防洪一期工程完成后，行洪能力可达5500 m/s。还在一定程度上降低了水库