乌鲁瓦提水力发电厂一次系统的技术改造分析

陈 刚

（新疆乌鲁瓦提建管局，新疆 和田 848000）

1 概况

乌鲁瓦提水力发电厂（以下简称乌电）位于新疆和田河支流喀拉喀什河上游，装机容量为4×15MW，其中1、2号机组于2000年12月完成安装投入运行，3、4号机组于2001年4月完成安装投入运行。乌电电气主接线低压侧采用两机一变扩大单元接线，高压侧采用非标准内桥接线，主变高压侧电压110kV，低压侧电压10kV，高压侧设有三回110kV出线，低压侧每段设有一回10kV厂区线和一台厂变。电气主接线形式如图1所示， 图中，1B、2B以上的设备，除了三回出线的隔离开关和接地刀闸布置于开关站以外，母线、断路器、电流互感器、电压互感器等设备分布于室内开关站的9个间隔内；1B、2B布置于开关站与厂房之间的露天升压站；1B、2B以下的设备全部布置于厂房中。

2 改造前存在的问题

2.1 接线形式不标准

如图1所示，在2001年增加1925乌兵线之前，乌电的电气主接线形式为标准的扩大单元内桥接线；增加1925乌兵线之后，电气主接线就变成了非标准接线。

2.2 保护选择性较差

由于系统为非标准扩大单元内桥接线，根据乌电电气二次保护设计，当主变差动保护或发电机过流二段保护动作时，都会使动作于与主变相连的各侧断路器。由此可见，无论是主变还是发电机发生故障或保护误动，都会严重影响乌电对电网的送电，这显然扩大了事故的范围，从而降低了电气设备之间保护的选择性。

2.3 供电可靠性不高

如图1所示，以1B维护检修为例，无论是对1B进行事故检修，还是开展日常的技术监督检查试验及正常的检修维护工作，都必须先要断开 1150、 1918、 1925、 1011、 1DL、 2DL、101CB断路器，然后才能拉开1B高、低压侧11011和10011两个隔离开关，从而将该设备退出运行，以便开展上述工作。而在1B相关工作开展完毕需要投入电网运行时，同样需要再次将与其相连的各侧断路器跳开，然后才能合上主变高低压侧隔离开关。根据上述情况看，在改造前的系统中，无论是主变的投、退，都会影响乌电对相应侧出线的供电，从而也就降低了乌电对外供电的可靠性。

2.4 操作维护量大

由上述“2.3”可知，只要是涉及到对主变投、退的操作，都会将操作扩大到对发电机、线路和母线相关开关、刀闸的操作，在大大增加运行人员操作工作量的同时，还增加了系统停、送电的时间。同时，图1中1B、2B和1929线路进出开关站都是通过油浸式穿墙套管连接的，根据技术监督要求每年都要对套管中的油进行化验，同时由于该穿墙套管布置的位置较高，取油和补油的工作难度都较大，这就使得在增加检修工作人员维护工作量的同时，还为乌电的安全生产工作埋下了高空坠落的安全隐患。

2.5 设备安全稳定性不高

随着电网的发展，电网对各发电企业的安全稳定性要求也逐渐提高。由于乌电设计、建设于90年代，限于当时的资金、设计和技术水平，乌电的老式设备主要存在下述一些问题：

1）开关站电流互感器、电压互感器及开关等一次设备的二次信号、控制电缆采用的是非屏蔽电缆，不能实现抗电磁干扰作用，随着电厂计算机监控系统的建设，必将严重影响改造后的计算机监控系统稳定运行。

2）10kV发电机保护、测量电流互感器存在余量小、精度低等问题，这些问题均在一定程度上影响了乌电的安全稳定运行。

3）1B、2B以前的端子箱主要用于主变散热风机现地控制，采用的是密封性较差的一般端子箱，抗雨雪、沙尘的性能差，经过多年的运行，各控制元件严重老化，控制性能大大降低，直接影响了主变的安全稳定运行。

3 改造方案

3.1 改造原则

根据国家电网公司和新疆省网公司反措要求，结合电厂综合自动化改造工程的需要，为了搞好乌电一次设备改造工作，特制定了以下原则：

1）统筹安排原则 为了尽量降低由于设备改造导致发电量减少，同时避免影响水利枢纽工程的防洪、灌溉性能的发挥，乌电将一次设备改造与全厂综合自动化工程结合在一起，做到同时设计、同时实施。

2）设备选型原则 改造设备的选择应以结构简单、可靠性高、技术先进、便于维护、以国内外运行成熟的定型产品为主。

3）互补替换原则 在选择设备时，要充分考虑以前使用的设备，无论是在设备的尺寸、参数等方面，均要与原有设备一致，以保证本次采购设备的备品备件能够适用于原有设备。

4）经济性原则 在一次设备改造时，要充分运用现有的条件，特别是在土建安装等方面，要优先考虑现有的场地、设备布置情况，优化设备布置，以减少工程量和资金投入量。

3.2 改造项目

1）主变高压侧增加1台断路器。充分运用原有主变隔离开关安装间隔，将以前安装于间隔外侧（主变侧）钢筋混泥土梁上的支柱瓷瓶和隔离开关拆除，同时为了保证安装位置，将间隔原有的两个混凝土梁拆除，重新架设钢结构梁，在该间隔内新安装一台与线路、1150断路器型号一致的断路器。

2）隔离开关改造 将开关站原有主变110kV进线隔离开关11011、11021拆除，在间隔出线墙面上（线路侧）安装一电动隔离开关。

3）将1B、2B和1929油浸式穿墙套管更换为干式绝缘穿墙套管，为了节省设备布置场地，在1B、2B穿墙套管处各安装一个电流互感器。

4）将原2台主变风机控制柜更换为密封良好的户外式端子箱，同时将以前由主变直接引至保护屏的信号线全部先引至在主变现地改造的端子箱后再引至保护屏，从而实现对信号的中转和主变风机的控制。

5）将开关站以前所有不符合新规范要求的二次信号控制电缆全部更换屏蔽电缆。

6）将10kV发电机各测量、保护用电流互感器更换为精度、二次限流倍数符合要求的电流互感器。

7）根据乌电改造后的电气主接线情况，增加一套110kV母线保护装置。

4 改造效果

乌电于2010-11-08至2011-01-23和2011-02-15至2011-04-25分两阶段先后对110kV、10kV一、二段设备进行了包括一次设备在内的综合自动化改造。并于2011-04-30进行了初步竣工验收，从工程验收完至今，本次改造的一次设备运行正常，较好地解决了系统以前存在的种种问题，大大提高了系统的自动化程度和整体性能。

1）在2台主变高压侧各增加了1台断路器和1套电流负感器，将原非标准电气主接线形式改成了标准的扩大单元单母分段电气主接线形式；缩短了主变投、退时间；同时主变差动保护动作和发电机复压过流二段保护动作，由以前的跳1150断路器、相应母线侧出线断路器改为跳1150断路器和相应主变的高压侧断路器，不再动作于出线断路器。这些都提高了线路供电的可靠性。

2）增加了母线保护装置后，当母线出线故障时，保护只动作于相应母线段的主变高压侧断路器和出线断路器，不再动作于机组、厂变和厂区供电线路断路器，在优化了系统保护配合的同时，提高了系统保护的选择性和厂用电及厂区用电的可靠性。

3）将1B、2B和1929油浸式穿墙套管更换为干式绝缘穿墙套管，并将主变高压侧一般隔离开关改造为电动隔离开关，降低了运行维护人员的工作强度，同时还提高了电厂设备的自动化程度。

4）通过二次电缆、发电机电流互感器及主变端子箱的改造更换，提高了设备二次自动控制系统抗干扰的能力，保证了乌电综合自动化改造对电流互感器线圈组数和测量精度的要求，提高了主变风机控制能力，通过这些改造大大提高了系统的安全稳定性。

5 改造经验

乌电在本次整个改造工作中，准备充分、计划周密、组织合理、管理严谨、职工参与积极性高，在提高了电厂系统安全可靠性的同时，全厂人员的业务技术水平也得到了大大的提高。乌电在本次改造工作中主要取得了以下一些经验：

1）重视规划设计 由于乌电本次改造工作除了一次设备改造外，还包括了计算机监控系统、MIS系统、消防管理系统、视频监视系统等在内的综合自动化系统改造。对于如此庞大的改造工程，必须高度重视规划设计工作。在该阶段要积极与设计院进行沟通，使设计院在准确掌握改造单位现有设备安装布置和运行情况及改造需求的情况下，再进行规划设计，这样才能使规划设计工作更加符合电厂的实际和需求。

2）抓住重点 在乌电本次一次设备的改造工作中，其重点是做好新增断路器安装间隔的设计和施工。为了满足现场安装的技术和安全条件，必须将原有的两个钢筋混凝土梁拆除，还需重新安装钢结构梁和基础，以便安装绝缘支柱瓷瓶和电动隔离开关，这就要求要重点做好钢梁和基础的结构设计，使其在满足电气设备安全距离的同时，保证基础的强度。

3）优化施工 由于乌电本次改造工作涉及点多面广，在最大程度上减少对电厂发电的同时，如何能够在最短的时间内安全地完成各项改造工作是一个相当棘手的问题。为此乌电在进行充分调研的基础上，将整个施工过程进行了详细分解，明确了施工的关键工序和节点，然后在全厂范围内进行了广泛的研究讨论，最终制订了一套科学完善的优化施工方案。

4）全员参与 乌电本次改造工作一个最大的特点就是全员参与，乌电全厂58名干部职工，无论是技术管理人员，还是运行维护及后勤保障人员全部都参与到了本次改造工作中，不但促进了各岗位不同人员的沟通了解，大大提高了乌电团队工作的能力，还使全厂人员对乌电的系统设备有了全面的了解掌握，进一步提高了全厂人员的业务技术水平。