水电站增效扩容改造工程水力机械电气金属结构及采暖通风设计方案.doc

《水电站增效扩容改造工程水力机械电气金属结构及采暖通风设计方案.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《水电站增效扩容改造工程水力机械电气金属结构及采暖通风设计方案.doc（20页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、水电站增效扩容改造工程水力机械电气金属结构及采暖通风设计方案1.1水力机械1.1.1工程现状安顺会水电站现安装有三台水轮发电机组,容量为3320kW。水轮机为HL300-WJ-60型混流卧式水轮机,额定功率320千瓦,额定转速600转/分, 飞逸转速1000转/分。配套发电机型号为TSWN99/37-10,额定电压为6300伏,额定电流为31.8安。安顺会水电站装机三台, 容量为3320kW,发电机型号为TSWN99/37-10,额定电压为6300伏,额定电流为31.8安，功率因素COS=0.8, 额定频率为50赫兹, 转速600转/分。发电机励磁采用生产厂家配套的ZL21/13-4型励磁装置

2、;主机控制保护屏采用生产厂家提供配套的电控成套设备。调速器型号为YT-300型手电两用调速器;蝶阀为1500液压操作立式。1.1.2主要存在问题(一) 安顺会水电站运行方式为根据来水量调节机组负荷,运行特点季节分明,每年丰水期来水量丰富且含沙量大,产生较严重的泥沙磨损问题,枯水季节水质较好,但水量较少,水力稳定性较差,运行条件恶劣。（二）电站设计水头21.5米，设计流量达到7.8 m3/s。由于建设施工时选择机组偏于保守, 致使现装机组偏小。电站上游来水丰富,拦河坝调节能力又较小,致使水电站长期处于弃水状态,不能很好地利用水能。应以本次改造为契机,适当增加发电量,可以增加发电量,增加电站的发电

3、效益。（三）水轮机组运行已有近30年,致使设备严重老化,绝缘电阻下降严重,过流部件磨损和空蚀, 噪音增大,机组出力明显下降,稳定性差,经常停机和检修,安全隐患严重,不能保证电站安全运行。(四)原设备性能参数落后,绝大部分器件已属淘汰产品,备品备件解决困难; 机组自动控制化水平低;效率低下, 机组效率只能达到近60%，额定工况的效率大大低于国内新开发的类似水轮机的效率。(五)发电机经过三十多年的使用,设备老化、机组运行故障频繁，效率下降，不能满负荷运行，需更新。水力机械设备长期在远离最优工况区运行,既浪费能源,又带来安全隐患,为了充分利用水力资源,迫切需要优化机组的运行状态。1.1.3水轮机及发

4、电机选型 根据复核后电站设计参数,对水轮发电机组重新选型。本电站设计水头21.5m，设计引水流量7.8m3/s单机引水流量2.6m3/s,根据反击水轮机适用水头范围和现行的中小型水轮机型谱，适合本电站机组的转轮型号有HLA551c,对应两转轮综合特性曲线, 设计工况点:n1 =84.1r/min; Q1 =1320L/s,效率为=91.4%,空化系数为0.14。经比较确定本电站机机组拟选用混流式水轮机,卧式安装。水轮机型号为HLA551c-WJ-65型,配套发电机型号为SFW400-10/990。 选用水轮发电机组参数见表6-1; HLA551c型水轮机转轮综合特性曲线见图6-1。水轮发电机组

5、参数表表6-1项 目规格型号水轮机型号HLA551c-WJ-65装机台数（台）3额定水头(m)21.5转轮直径D1(m)0.65水轮机转速ne(rpm)600额定流量Qe(m3/s)2.6水轮机额定出力(kW)430配套发电机型号SFW400-10/990额定功率（kW）400额定电压（kV）400同步转速（rpm）600 图6-1 HLA551c型水轮机转轮综合特性曲线HLA551c-WJ-65型水轮机性能和特点:转轮叶片和导叶加工精度高, 转轮采用不锈钢制作,其抗空蚀、磨损能力强,能够适应丰水期泥沙大的运行条件。该水轮机空化系数较低，稳定性较强，高效范围宽。1.1.4水轮机安装高程确定根据

6、公式:安尾Hs-D1/2Hs10/900 （）H-1.0 式中：尾最低尾水位;Hs-吸出高度 (m)-气蚀系数, 0.14; -气蚀系数修正值, 0.05;H-电站设计水头, 21.5m, D1-转轮标称直径, 0.65m, D1 转轮直径，D1/2=0.33m经过计算, Hs为4.01m,原设计水轮机安装高程低于理论安装高程,满足要求,技改后安装高程不变。1.1.5调节保证复核 1）基本资料机组台数3台，静水头HP=21.5m，机组额定流量QP=2.6m3/s。机组型号HLA551c-WJ-65，压力管道长56m，断面为圆形，直径1.5m，结构为钢管。2）调保计算经计算水流加速时间小于3s。

7、因此，不需装设任何调压设设施。小型水力发电站设计规范（GB50071-2002）要求蜗壳最大允许压力上升率小于50%，机组最大转速上升率小于50%的范围内，经复核，本电站调保计算结果满足要求。1.1.6水轮机附属设备本电站原YT型调速器已属于淘汰产品，本次改造更换为YWT-300型小型微机调速器,由水轮发电机组厂家配套供货。功能及特点：连接方式为直连手自两用型。采用可编程及最新电机技术，可靠性更高，运行维护更方便,并具有自动或手动、增减负荷、紧急停机等功能,实现机组的频率调节、自动跟踪网频及机组的快速并网。此调速器采用可靠性极高的可编程控制器（PLC），能适应恶劣运行环境，平均无故障时间为30

8、万小时,采用智能PID控制及内部高速中断的测频方式，具有良好的调节精度及调节品质。原机组进水阀为电动蝶阀，其性能落后，经多年运行，密封不严，漏水严重，电气装置也不安全。为了机组检修时切断水源和作为机组防止飞逸的后备保护，本次改造更换全部蝶阀，每台机组蜗壳前进水管上设置一台DN1500, PN1MPa电动蝶阀,型号为D945X型。本次改造将原励磁装置更换新型的KZL型励磁装置。1.1.7电站辅助机械设备（1）水系统由于电站运行日久失修，管路锈蚀严重，排水泵已经缺失，本次技改更换原供排水管路、滤水器、阀门等管路设备。机组技术供水水源为取自蜗壳，经Y型滤水器后供给各轴承，然后排至尾水管。本次该造对部

9、分水系统管件和设备更换。（2）油系统本电站设有透平油系统和绝缘油系统。本电站透平油系统用油设备主要有调速器、水轮机导轴承、发电机推力轴承和径向导轴承用油、刹车用油。本电站绝缘油系统用油设备主要是变压器。油设备有油泵、压力滤油机及真空滤油机。本次该造不留及油系统。（3）压缩空气系统本电站气系统只设低压气系统。低压气系统工作压力0.7MPa，主要供风动工具用气和吹扫用气。主要设备为空压机。本次该造不留及压缩空气系统。（4）水力监视测量系统技改后的水力监视测量系统与电站自动化设计相结合，选取了与自动化相配套的智能性设备，除在现场显示外，还接入计算机监控系统。内容包括：上、下游水位监测，水轮机工作水头

10、、蜗壳进出口压力、尾水管进口真空、技术供水流量、压力、示流、温度及机组效率等监测。1.1.8水力机械主要设备表水电站改造水力机械主要设备见表6-2。电站水力机械主要改造设备表表6-2序号名称规格单位更新数量备注1水轮机HLA551c-WJ-65台32发电机SFW400-10/990台33调速器YWT-300台34电动蝶阀D945X-10/1500台35自动化元件按微机监控配置套31.2电气1.2.1接入电力系统方式本电站以一条10千伏输电线路送往电力系统,与粟城变电站的10千伏间隔连接,输电线路长约10公里。1.2.2电气主接线改造后电站装机容量为3400 kW，根据电气主接线设计要求，结合水

11、电站装机容量和台数以及电站的运行方式，出线电压均为0.4KV，系统采用扩大单元接线形式，0.4KV侧采用单母线接线方式。三台机组各采用一面三合一控制屏接至低压母线，母线上另接两面低压配电屏，其中一面作为站用负荷配电，另一面作为电站380V出线。发电机出线后经过两台变压器升压至10KV母线送至电网。1.2.3主要电气设备选择(一)变压器选择电站现有升压变压器为SJL系列产品，为上世纪60年代产品，油耗高，且已严重锈蚀老化，属于已经淘汰的机电设备，存在非常大的安全隐患。本次改造机组为低压机组，不设站用变压器，低压电源取自0.4KV母线。根据电气主接线方式，考虑到节能减排要求，本次改造两台主变压器均

12、选用高清洁低耗能的S11系列产品，分别为S11-1000KVA/10/0.4型和S11-500KVA/10/0.4型。(三) 高压开关柜选择因本次改造机组选用低压机组，变压器升压后10KV升压设备选用技术性能较高，操作方便、满足“五防”要求的封闭式KYN28A型金属铠装移动式高压开关柜。(四) 低压开关柜选择电站现有低压配电屏型号已淘汰，设备老化，且回路分配不明确。根据运行安全可靠、管理方便等原则，本次改造低压配电屏选用通过3C认证的GCS型抽出式开关柜。(五) 操作电源选择电站的操作电源采用智能型免维护直流电源，双充，配置微机绝缘检测装置，电压为DC220V。1.2.4电气设备布置电气设备分

13、为三部分布置，即主厂房、副厂房和10KV升压站。主厂房发电机层设置机组三合一控制屏。副厂房基本利用现有副厂房结构，分为中控室、10KV开关室和低压配电室，安装时根据更新设备情况对电气设备基础重新布置。升压站只设升压变压器和出线杆。1.2.5过电压保护及接地装置（1）过电压保护根据水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则（DL/T5090）规定和要求，在10KV升压站区域内，设置独立式避雷针；在主厂房屋顶设避雷带，以防止直接雷击电力设备；在10KV母线上装设抑制系统过电压的保护装置，防止操作过电压、弧光接地过电压的发生；在10KV线路终端杆上设置避雷器，防止雷电波通过输电线路侵入电力设备，危及

14、电气设备绝缘。（2）接地本电站更换设备与原有接地系统需可靠连接，并使接地电阻满足规范要求。由于电站进行自动化改造后的接地电阻要求提高，加之电站已投入运行多年，其外引接地经长期锈蚀，电站接地系统已不能满足工程需要，本次改造对接地系统采用增加接地辅网的方式，利用人工接地体，将接地电阻降到1欧以下。1.2.6控制、保护、计量、通讯 由于本工程的设计完成于上世纪八十年代，受当时科学技术条件、产品功能等限制，没有进行自动化系统的设计。控制、保护、测量、通讯等采用常规控制、常规继电器保护、常规测量仪表、载波通讯等，自动化水平低。另外，由于监控、保护设备的陈旧，其安全性、准确性、实时性等已不能保证，电站安全

15、运行存在较大隐患。 针对电站控制、保护、测量、通讯等设备陈旧、无自动化功能的现状，按照安全可靠、方便实用、技术先进、经济运行的原则对电站进行必要的自动化系统改造，该系统由监控系统、微机保护、计量、通讯等几个部分组成，系统建成后，将实现集合信息采集、传输、优化调度与自动化监控于一体的现代化电站管理功能，为电站优质安全运行提供重要保证。1） 监控系统： 为保证电站运行安全、可靠，提高电站运行和管理的自动化水平，电站设置独立的自动化系统，设站级控制和现地控制两级。站级控制设监控主机兼操作员工作站一台，现地控制级采用三合一控制屏对机组实施监控，将二次测量、控制、保护、励磁设备及电气一次开关设备同组一屏

16、，做到一机一屏，现地单元将信号传送到监控主机，并接受其指令，实现集中自动控制功能。监控系统通过系统网络总线接口，与各测控单元通讯，实现全站水力量测参数的监测，实现水力量测参数的自动检测和越限报警；实现机组控制操作和辅助设备等的控制；并根据运行值班人员的指令或程序设定，参考现地的状况，手动或自动进行控制，使全站保持最佳运行工况，统计、存储并打印系统设备运行工况及故障、状态信息和水力量测数据。2） 微机保护配置 电站的保护装置采用微机综合保护装置，各保护装置在中控室统一组屏安装。各保护装置的设置根据电气主接线及继电保护和自动装置设计规程确定。低压发电机保护配置反时限过电流保护、过负荷保护、过电压保

17、护、失压保护、失磁保护、短路保护、温度过高保护等功能，置于一体化智能控制屏。主变压器保护配置电流速断保护、复合电压闭锁的过电流保护、过负荷保护、瓦斯保护、油温保护等。线路保护配置过电流、电流速断、过负荷等保护功能。3） 计量系统采用电子式电度表，在发电机出口、变压器高压侧和10KV线路分别设置电度表。监控系统主机能显示各台机组及电站出线的有功、无功电度。4） 通信系统根据水利水电工程通信设计技术规程的相关规定，本工程通信系统包括：与上级部门用于生产管理和生产调度的通信；与电力系统上级变电站之间的通信；防汛通信和生活区通信等。1.3金属结构1.3.1设计依据根据水工建筑物的有关参数，金属结构按照

18、水利水电工程钢闸门设计规范(SL7495)、压力钢管制造及验收规范(DL5017-93)及有关的规程规定进行设计。1.3.2金属结构现状及评价安顺会水电站金属结构主要有闸门和启闭机等设备,如下:(一)压力前池压力前池冲沙闸设平板工作闸门一扇，配备10T手电两用螺杆式启闭机一台；冲沙闸平板检修闸门一扇，配备10T手电两用螺杆式启闭机一台；进水闸为三孔，分别设置平板工作闸门和检修闸门各两扇，分别配备25T手电两用螺杆式启闭机共四台; 进水闸设钢制拦污栅两扇。(二) 拦河坝冲砂闸拦河坝冲砂闸为2孔,孔口尺寸为22m(宽高),分别设有检修闸门和工作闸门平板闸门各一扇,每个闸门配备210T手电两用螺杆式

19、启闭机一台。闸门和启闭机系统都存在有共性缺陷:闸门门体有锈蚀现象,止水老化,部分零件工作不正常。由于以上原因,闸门和启闭机系统产生了启闭不畅、漏水现象，工作状况有进一步恶化的可能,并存在一定的安全隐患.本次改造工程要对相应部位进行防腐、更新、维护等工作,确保设备安全可靠运行.1.3.3金属结构改造根据水工建筑物的有关参数，金属结构按照水利水电工程钢闸门设计规范(SL7495)、压力钢管制造及验收规范(DL5017-93)及有关的规程规定进行设计。金属结构改造对象电站冲沙闸和压力前池的所有拦污栅和闸门,主要工程措施为:(1)闸门部分构件更新和维护更新止水和连接螺栓;对滚轮进行维护,必要时要更新;

20、对启闭设施进行维护。（2）金属结构防腐拦污栅和闸门防腐前应清理表面杂质和锈渣,然后进行除锈,对于因腐蚀而形成的孔缝应焊填并表面磨平。闸门防腐系采用涂料防护:(1)经喷沙处理达瑞典除锈Sa2.5级.(2)一层铝粉环氧树脂,干膜厚度125微米.(3)一层环氧沥青树脂,干膜厚度125微米.(4)一层乙烯树脂, 干膜厚度100微米.最终干膜厚度不小于265微米。1.4电站采暖通风1.4.1主、副厂房采暖本电站位于河南省洛宁县境内，多年平均气温7.5。根据水电站所处的地理位置及气象条件，主厂房不专门设采暖设施。电站正常运行时，尽量利用发电机热风进行采暖，即把发电机热风排至主厂房供采暖用。当冬季温度不足或机组停机检修时用电暖器补充取暖。由于副厂房设备发热量有限，不能满足采暖要求，应结合其厂区供热方式采暖。副厂房采暖方式按附属房间的性质，选择电暖气的供暖方式。1.4.2主、副厂房通风电站根据自身所处的地理位置及气象条件，采用自然通风这种既经济又有效的措施,本次改造不增设新的通风设施。