有关水电站二次技改的相关问题讨论

陈美琴

摘要：我国许多水电站都是在20世纪70年代左右建成的，发展至今，电站的设备以及其他环节不同程度地存在缺陷，影响着电站的安全运行，必须通过技术改造，更换相关设备，改善电站运行环境。文章就丘洋二级电站二次技改相关问题进行了详细的分析，分享二次技改经验，供有关人员借鉴与参考。

关键词：坵洋二级电站；二次技改

中图分类号：TV51 文献标识码：A文章编号：1006-8937（2014）17-0095-02

1丘洋二级电站概述

丘洋二级电站现有35 kV出路间隔二回，其中一回接入35 kV梧桐变电站其线路全长4.8 km，另一回路间隔处在备用状态。根据永泰县电网规划相关文件，技改后丘洋二级电站接入电网方式保持不变。但梧桐变电站从目前接至35 kV刘岐变电站，2013年改为直接接入梧桐镇220 kV青云变电站，导致电网短路电流急剧增加，需重新校核丘洋二级电站设备短路电流是否超限。

丘洋二级电站现有电气主接线采用两机一变扩大单元接线方式，安装一台4 000 kVA升压变压器，在发电机额定电压6.3 kV，二台发电机出线高压柜直接接入6.3 kV母線。6.3 kV高压设备采用户内布置，6.3 kV母线为单母线接线，设置二回6.3 kV出线柜间隔，其中一回为升压变压器进线柜，另一回路为近区负荷专用柜。但受历史条件限制，电站现有主要高压设备已不适合运行要求，需要实施技改工作。

2有关丘洋二级电站二次技改相关问题讨论

丘洋二级电站机电设备技术改造工作量大，涉及发电机组、主变压器、高压等主设备停运，造成电站停止发电运行，从而增大了电站技改的经济成本。为了减少发电量损失，电站技改工作应根据季节气候雨水情况、水库来水量、库容调节情况、电网供电运行情况，制定了科学、周密的施工方案。具体的施工方案分为三个阶段进行：第一阶段主要项目包括：①完成机电设备订货工作。②电站接地网改造。③35 kV母线新PT构架土建基础施工。④安装35 kV厂用变压器。（为技改准备施工电源）⑤更换技术供水动力箱及辅助设备动力箱。⑥检修主厂房起重设备。第二阶段电站可适时停止发电，与往年电站运行相比，基本不影响电站发电量。其主要的项目包括：①合理安排机组发电，直到水库排空为止。②逐台更换水轮机转轮、加大喷管。③与上项目同步改造发电机定子绝缘、更换发电机中性电流互感器。④与上项目同步逐台更换调速器。检查到站的机电设备，及安装材料。⑤更新改造的电气设备应在规定时间以前全部到货。第三阶段全面开展技改工作，电站需要全部或部分停电，这个阶段主要项目包括：①35 kV旧主变、断路器拆除。②35 kV户外断路器设备基础土建工程施工。③35 kV主变基础土建工程施工。④35 kV主变、35 kV断路器安装就位。⑤中控室、主厂房、高压室旧屏柜及旧电缆拆除。⑥中控室、主厂房、高压室新屏柜安装就位。⑦电站高低压电力电缆安装接线。⑧电站二次回路电缆安装接线。⑨电站电气设备调试、机组试运行。⑩运行人员培训。

2.1技改工作中对电气设备的选择

技改前旧变压器SJL-4 000/38.5±5%/6.3，技改后变压器采用S11-5 000/38.5±5%/6.3。机组年利用小时按3 200 h计算，其中二台机运行2 300 h；单台机运行1 800 h。通过方案对比，更换本电站节能型电力变压器，每年可减少电能损耗89 095 kW·h，为最佳方案。

电站现有高压柜设备为GG-1 A型不具备“五防”功能，且投运时间久，超寿命运行，已经老化。近年来高压柜新产品不断涌现，对原有设备不是简单的更换，而是根据增容后的要求，选用性能更好、更节能、环保的新型设备。6 kV断路器选用VS1-12型真空断路器，将断路器本体与操作机构前后布置组成统一整体，寿命长，维护工作量少，操作性能可靠，按照安装位置选用额定电流与额定短路开断电流。6 kV配置装置采用箱式金属全封闭XGN2-12开关柜，具有五防功能，运行安全可靠。

2.2 电站防雷接地改造

电站接地网已运行20多年，当时建设标准低，接地网水平接地体主要采用-40×4扁钢作为水平接地体，运行过程中虽曾做过零星的补充，但大部分接地体已锈蚀腐烂，对原电站接地网进行重新施工。新建接地网须改用-60×6镀锌扁钢作为水平接地体，其埋深深度0.8 m，接地电阻<4 Ω。

为了提高微机保护抗静电干扰能力，防止微机保护发生误动，因此电站中控室的防静电接地设计就显得犹为重要。防静电接地目的主要对中控室进行屏蔽处理，并使所有保护装置的接地处于同一等电位接地网上。具体作法:控制室内地网采用-22×4铜排敷设成网格，各保护屏的专用接地采用25 mm2的多股软铜线与铜网相连，铜网最终以一点主接地网相连。

2.3丘洋二级电站机组励磁装置技改

丘洋二级电站现有二台发电机分别配备两种不同方式的励磁装置先后于1987年、2000年投入运行。#1发电机励磁电流主要取自同轴直流励磁机，机组采用复式励磁装置调节励磁电流。复式励磁装置由电磁元件和笨重的灭磁开关和磁场调节电阻等部件组成，励磁调节速度较慢，维护工作量大。#2发电机采自并激可控硅静止励磁系统，励磁系统由励磁调节屏、可控硅整流屏和励磁变压器组成。该机励磁调节屏采用大量的单个电子元器件组成，运行性能差、故障率高。两种不同方式励磁装置的二台发电机组并列运行，其励磁调节特性差别相当，当电网发生故障，本站35 kV线路断路器跳闸，二台机组过电压导致全部跳闸，造成全厂停电事故。

水轮发电机自动励磁装置是实现发电机端电压和机组无功功率调节，保证发电机安全、可靠、高效运行的关键控制设备。针对本电站存在上述的问题，要求二台机组励磁系统改造为自并激可控硅三相桥式全控静止微机励磁。该系列励磁装置设有手动、自动功能、系统运行可靠；采用变结构变参数，起励迅速平稳，电压无差限躁，并网快，可实现并网后无功自动限躁有功或调压控制，突甩负荷调整快且性能好，保护功能全。该励磁装置设有通信接口，方便与微机监控系统联结，设备维护操作简单，可靠性高，保障了机组安全、优质、高效地运行。

2.4电站直流系统改造

丘洋二级电站直流系统采用简单的硅整流配置固定型铅酸蓄电池，经常出现直流系统故障，严重影响了电站机电设备的安全运行，具体表现在以下几个方面:

①充电装置性能差：直流系统充电装置使用的是硅整流电源，电源纹波系数大，充电性能差，达不到自动化运行条件，主充、浮充经常出问题，承受环境温度和外界干扰能力差，且维修困难；②蓄电池质量差，维护工作量大：直流系统采用固定型铅酸蓄电池，特性不良，维护困难，其总容量逐年下降,还存在漏酸、爆炸等危险隐患；③直流系统绝缘水平差:在水电站中,直流系统支路较多,分布较广,大部分机组自动化元件安装在中控室层和发电机层,加之通风条件差、工作环境恶劣,自动化元件表面容易结露,造成直流系统支路绝缘下降或接地。

本次电站直流系统技术改造选用GZMCW系列智能微机型直流电源屏，其交流输入电压三相380 V±20%、频率50±3 Hz，输出容量为100 AH、220 V，微机控制高频开关直流电源成套装置，蓄电池采用全封闭免维护阀控铅酸蓄电池，其监控系统采用模块式结构，大屏幕液晶显示，能对交流供电、直流馈电、整流模块、电池组及系统支路绝缘状况实施全方位监测和控制，并具有通信接口，方便与自动化系统对接。

3结语

丘洋二级电站经过技改，提升了设备的运行效率，降低了每年花费的成本，具有很强的适用性以及经济性。

参考文献：

[1] 崔普好.变电站二次技改问题的探讨[J].中小企业管理与科技,2011,(7).

[2] 刘云发,季晓晓.关于变电站二次技改相关问题研究[J].技术科技,2010,(4).