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.docx
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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
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）调速器主配压阀直径仍采用Φ100mm，额定工作油压为2.5MPa；配置YS—4.5型油压装置一套、压力油罐总容积为4.0m³，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WBT—100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SF90—40/8540，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80kA，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100kA，额定电流有4500A—10000A，额定电压为15—24kV，额定冲击耐压为125—150kV，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、220kV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SFP9—30000/220。
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3200KVA，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、300MVA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=9.065×3.39×4.20米）采用D2型凹底铁路重载平板车，装载重量210吨，GB146-59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/38/6×6牵引车牵引GoldhoferTHp/sl10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
1
01单元
2001.03.18
2002.09.29
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。
2
02单元
2001.02.16
2001.12.10
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。
3
03单元
1999.04.40
2000.03.25
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
2000.10.18
2003.12.12
2003.12.18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。
5
1号机
75
2002.03.01
120
2002.10.07
90
2002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。
6
2号机
75
2003.02.15
148
2003.06.18
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
7
3号机
72.5
2002.09.01
160
2003.01.27
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
8
4号机
72.5
2004.09.01
150
2005.01.08
90
JF2001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。
9
5号机
72.5
2001.08.15
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。
120
2002.01.11
90
JF2001A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。
10
6号机
72.5
2003.08.20
160
2004.01.18
90
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。
11
7号机
75
2000.08.10
160
2000.12.24
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。
12
8号机
75
2001.02.08
160
2001.06.30
90
希科转轮.
转子磁极加匝;定子矽钢片、线棒更新。
13
9号机
72.5
1999.07.22
2000.04.29
90
首台整机改造.
希科转轮.
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