新安江水电厂增容改造的回顾Word格式.doc

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水库流域面积为11850km²

，年平均降水量为1756mm，径流量为112.6亿m³

，设计正常高水位108m，相应面积为580km²

，库容为178.4亿m³

，防洪库容有9.5亿m³

，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1967—1977年以及1986—1991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1998—1999年，机组超铭牌运行达300次。

据1984—2001年统计，共顶事故出力1118次，总出力达361090Mw，平均顶出力为322.298Mw/次,最大顶事故出力600Mw/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：

1960—1984年间，平均每年开停机次数2179台次；

1987—1992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500KV网架的建立，220KV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360º

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77.3C°

，推力瓦温度29C°

。

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[1998]009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[1999]003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28—29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[1999]103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