白莲河抽水蓄能电站机电设计综述

孙成章

（中国水电顾问集团中南勘测设计研究院，湖南 长沙 410014）

白莲河抽水蓄能电站位于湖北省黄冈市罗田县白莲河乡境内，是一座日调节纯抽水蓄能电站，距武汉市143 km。电站共安装4台单机容量300 MW的立轴单级混流可逆式水泵水轮电动发电机组，以一回500 kV输电线路接入黄冈大吉变，输送距离约40 km。在电网中承担调峰、填谷、调频、调相及事故备用等任务。电站枢纽建筑物包括上水库、输水系统、地下厂房系统、下水库、地面开关站、中控楼副厂房及柴油机房等。

电动发电机与主变压器连接采用联合单元接线，500 kV侧为单母线接线，以变频启动为主，背靠背同步启动为辅的启动方式。每台电动发电机出口均装设SF6发电机断路器。

1 主要机电设备及其特点

1.1 水泵水轮电动发电机组

本电站4台机组与宝泉、惠州电站实行统一招标。招标范围包括机组、球阀、调速器、励磁系统、计算机监控系统、电动发电机电压配电装置、静止变频起动装置等设备组合成1个标，由法国阿尔斯通公司 （ALSTOM）中标。就主机本体而言，ALSTOM负责前3台机组的供货，哈尔滨电机厂有限责任公司负责第4台机组 （①机组）的水泵水轮机供货，东方电机股份有限公司负责①机组的发电电动机供货。

1.1.1 水泵水轮机

机组采用上拆结构；转轮采用铸焊结构；叶片、上冠及下环均采用真空吹氧脱碳精炼法 （VOD）精炼，叶片整体铸造，数控加工。转轮及泄水锥采用不锈钢材料 （ASTM A743GrCA6NM）制造，泄水锥在工厂直接焊接到转轮上冠上。水导轴承采用稀油润滑的巴氏合金瓦衬的自润滑轴承，采用外加泵外循环冷却方式。主轴密封分为工作密封和检修密封。工作密封采用端面轴向密封，密封副采用PEHD材料制造。检修密封设置在工作密封下部，采用空气围带型式，在停机而不排除尾水管存水的情况下可正常投入。蜗壳采用S500Q EN10137-2高强度钢板制作，分21块。其中，鼻端5块与座环在工厂内焊接，与座环一起运输，剩余16块在工地现场焊接。水泵水轮机主要技术参数见表1。

表1 水泵水轮机主要技术参数

1.1.2 电动发电机

电动发电机为三相、立轴、半伞式 （具有上、下导轴承）、密闭循环空冷以及可逆式同步电机。定子机座采用轧制钢板焊接而成，为斜立筋结构。定子铁心采用0.5 mm厚、M250-50A优质冷轧薄硅钢冲片。定子绕组为整数槽双层叠绕组，4支路并联，“Y”形连接，采用Micadur真空压力浸渍绝缘系统，360°罗贝尔换位，绝缘等级为F级。转子采用无轴结构，转子中心体与圆盘支架组装焊接成整体到货，转子中心体材料为S355J2G3钢。位于转子下方的下导轴承和推力轴承采用推力轴承与下导轴承在同一油槽内的布置方案 （组合轴承）。导轴承为油浸式自润滑分块瓦可调式结构。推力轴承采用钢性支柱螺杆结构。推力轴瓦共12块，推力瓦采用巴氏合金瓦。采用推力头、镜板与主轴合一结构。轴承油冷却系统采用导瓦泵外循环方式。电动发电机主要技术参数见表2。

1.2 进水阀

进水阀为横轴双面密封、双接力器球阀，公称直径3.5 m，为目前国内已建抽水蓄能电站中尺寸最大的球阀。进水阀下游侧设一长1 975 mm伸缩节与压力钢管进口段采用法兰连接；上游侧设一长4 200 mm延伸段与压力钢管现场焊接。进水阀上游侧设一道检修密封，下游侧设一道工作密封。工作密封和检修密封由一个带D型密封圈的不锈钢精加工动密封环和一个不锈钢固定密封环组成。检修密封为手动操作，并设有防腐蚀机械锁定装置。工作密封采用液压锁定装置锁定。球阀阀体为钢板焊接结构，在厂内焊接成整体后，运到工地。进水球阀由ALSTOM分包韩国斗山 （DOOSAN）重工业制造。

表2 电动发电机主要技术参数

1.3 静止变频起动装置

电站设有一套可控硅变频起动装置 （SFC），型号为SD7000，由ALSTOM供货。包括输入/输出变压器、输入/输出电抗器、输入/输出开关柜、起动母线、起动母线分段隔离开关、变频装置、冷却系统、控制、保护和监测系统等。

1.4 主变压器

电站共设有4台型号为SSP10-360000/500的三相双圈强油循环水冷、高压侧带无励磁分接开关的铜绕组升/降压电力变压器，由常州东芝变压器有限公司供货。主变压器低压侧经油/空气套管与15.75 kV离相封闭母线相连，高压侧通过油/SF6套管与GIS相连。主变压器中性点采用油/空气套管引出直接接地。4台冷却器紧靠每台主变压器的高压侧 （C相）靠东端布置。4台主变压器布置在地下厂房高程56.500 m主变洞室内，呈一字排列布置。

1.5 500 kV GIS和挤包绝缘电缆

550 kV GIS分为地面与地下两部分，地面户内GIS包括2串进线间隔、1串出线间隔、1串母线PT间隔及SF6管线等。地下GIS采用2组联合单元接线，每组联合单元包括2串隔离开关及电流互感器间隔、1串避雷器间隔及SF6管线。GIS型号为ELK-SP3，额定电流2 500 A，额定短时耐受电流63 kA，为瑞士ABB公司产品。

电站500kV高压引出设备采用500 kV高压电缆，2个回路总长约2 229 m（单相），最长一根电缆约400 m （单相）。与地下GIS相连的电缆终端采用外置充油式水平电缆终端，与地面户内GIS相连的电缆终端采用外置充油式垂直电缆终端。

500 kV高压电缆选用XLPE-800mm2、单相、铜芯、交联聚乙烯挤包绝缘电缆，额定电流1 220 A，导体短时耐受电流50 kA/2s，由日本J-Power Systems公司 （JPS）供货。电缆在电缆竖井、电缆平洞内采用蛇形敷设，挠性固定方式，敷设和安装用的所有支架、吊架、托架均采用膨胀螺栓固定。

1.6 主厂房桥机

主厂房选用2×3 000 kN/500 kN的双小车桥式起重机，桥机跨度为20.5 m。球阀室选用1台2 500 kN/500 kN的单小车桥式起重机。2台桥机的主、副钩起升机构及小车行走机构均采用全数字式变频调速方式，具有1∶10无级调速性能。桥机由大连重工起重机集团供货。

2 控制保护系统

2.1 计算机监控

本电站接受湖北省中调的直接调度，遥测、遥信量同时送华中网调。计算机监控系统按 “无人值班 （少人值守）”的原则进行设计，采用全开放、分层分布式结构。

计算机监控系统由主控级和单元控制级等设备组成。主控级包括2台冗余系统工作站、3台操作员工作站、1台工程师工作站、1台维护工作站、1台机组状态监测工作站、1套培训仿真系统、1台报表计算机、1台厂内通讯工作站、2台远程通讯工作站、1台语音报警工作站、1套GPS时钟系统、2套UPS、4台打印机以及网络交换机、网络附件等外围设备组成。监控系统单元控制级设有8套现地控制单元 （LCU）。

2.2 继电保护

每台机组、主变压器均配置双套微机型保护装置，由ALSTOM配套提供。500 kV线路配有双套保护，500 kV母线保护采用北京四方公司和南京南瑞公司母线保护各一套，按双重化方式配置。500 kV开关站设置1面断路器失灵保护柜、2面GIS进线断路器保护柜、1面故障录波及GPS柜及4面500 kV高压电缆保护柜。

3 厂用电系统

电站厂用电电源由每台主变压器低压侧引接一回，并从白莲河水电厂引接一回10 kV作厂用电备用电源。同时，增设1台10 kV柴油发电机组作为电站的保安电源。

电站设2台6 300 kV·A高压厂用变压器，从每台主变压器低压侧的厂用分支母线经限流电抗器引接。10.5 kV母线共分3段，正常运行时，Ⅰ、Ⅱ段母线单独运行。当Ⅰ段母线 （或Ⅱ段母线）失电时，Ⅲ段母线上相应的母联开关自动投入；当Ⅰ、Ⅱ段母线全部失电时，Ⅲ段母线上的外来10kV备用电源自动投入。当10.5 kV厂用母线Ⅰ、Ⅱ段和外来10 kV备用电源全部失电时，柴油发电机启动，通过10 kV柴油机提供事故保安电源。

4 接地系统

电站接地网除充分利用自然接地体外，主要设置了以上下库水库、引水系统、球阀室、尾水闸门室、主厂房、母线洞、主变洞、电缆平洞与电缆竖井、出线平台接地网等为主的人工接地网。按规范的要求，本电站工频接地电阻R≤0.36 Ω （相应接地网电位为2 000 V）。由于电站土壤电阻率高达1 000～3 000 Ω·m，局部地方岩石电阻率可高达7 000 Ω·m；下库为已建的水库，电站枢纽接地装置敷设面积受到限制；上水库进、出水口接地装置距离地下厂房系统接地装置较远，要满足工频接地电阻小于0.36Ω是比较困难的。通过与相关科研院所技术协作，对接地进行专题研究，解决了电站接地设计条件相对困难的难题，将地网电位抬高至4 000 V，电站工频接地电阻不大于0.72 Ω。接地电阻测量值为0.615 Ω，开关站、主变室等处的跨步电势和接触电势为63 V，满足设计要求，为首台机组发电创造了条件。

5 油、气、水系统

5.1 油系统

电站油系统分为透平油系统和绝缘油系统。透平油系统的主要用油设备为机组各轴承、调速系统及球阀油压装置。牌号为国产46号透平油。电站绝缘油系统不设置单独的绝缘油库，仅设置必要的绝缘油处理设备，在现地向主变充油及真空注油。绝缘油的牌号为NYNAS10GBX。

5.2 压缩空气系统

电站压缩空气系统分为中压和低压。其中，中压压缩空气系统包括工作压力为8.4 MPa的水泵工况启动和调相压水用气、调速器油压装置用气、球阀油压装置用气和工作压力为1.2 MPa的主轴检修密封用气；低压气系统工作压力为0.7 MPa，包括机组制动、检修吹扫用气等。

5.3 技术供水系统

机组技术供水系统采用单元供水方式，每台机组从尾水管取水经水泵加压供水，在每台机尾水管设一个取水口，并设两套独立的水泵加压供水管路，每套供水管路主要由1台全自动滤水器、1台水泵、1台泵控阀和其他操作阀门和管路等组成。两套供水管路互为备用，在滤水器后合并成一条主供水管向机组及主变冷却器供水。全厂设有1根DN400技术供水联络总管，可实现4台机组技术供水的互为备用。

5.4 排水系统

机组检修排水系统由ALSTOM负责设计并供货，系统采用间接排水，每台机均设有一个DN400的液压盘形阀，检修时将尾水管中积水经检修排水廊道排入集水井，再通过深井泵排至厂外。排水管路沿①机组尾水流道底板布置，直排入电站下库即白莲河水库，排水管单管总长约400 m。检修排水泵扬程约需105 m，渗漏排水泵扬程约115 m。由于下游水库水位高于厂房最高点，检修集水井通气孔设置难度较大；为便于流道放空时检修集水井内的空气排出，在检修集水井泵房内设置2个排气阀，排气阀由ALSTOM供货。在审查排气阀资料时，发现该排气阀为普通阀，没有用于大埋深地下厂房及抽水蓄能电站的业绩。最后，由原采用排气阀方案修改为接排管，直接排至主厂房周围高程72.00 m处一条2.5 m×3.2 m （宽×高）排水廊道后自流至白莲河水库下游。

在主厂房上游侧高程约35.40 m设有一DN600渗漏排水总管贯穿全厂，一端与渗漏集水井相通，另一端至④机组端头。生产生活排水均通过埋设管路排至渗漏排水总管至渗漏集水井，经深井泵排至高程72.00 m处一条排水廊道后自流至白莲河水库下游。

6 机电设计的优化

（1）首台机组首次启动方式。首台机组于2009年8月7日采用水泵工况一次启动抽水成功，稳定运行约2 h。本电站首台机组首次采用水泵工况启动，具有国内先进水平，不但保证了机组及水工建筑物等运行的安全性、稳定性和可靠性，而且减少抽水系统投资，缩短蓄水工期，取得了较好的经济效益和社会效益。

（2)设置单独的球阀洞室。通过方案比选，将球阀移到主厂房上游侧20.00 m，利用上游③施工支洞扩挖后单独布置球阀室，厂房开挖跨度可减小3.50 m，以利于洞室围岩的稳定与机电设备的布置，提高厂房结构的整体性及结构整体刚度。同时，缩短施工直线工期2个多月，经济效益较显著。

（3)SFC输出电抗器布置。根据其他水电站地下GIS单元的现场高压试验经验，采用从500 kV出线套管加电压，取消了主变洞高程62.90 m中部的GIS高压试验场。优化后的位置用来布置SFC输出电抗器，使得高程62.90 m上游侧启动母线廊道的布置简单、美观，减少启动母线长度约200 m（单相m），节约工程投资，减少导体损耗。

（4）电站检修与渗漏排水。由原采用排气阀方案修改为接排管的优化设计方案，充分利用了本电站布置特点，有效减少了排水管路长度，降低了排水泵扬程35%～40%，运行费用可降低35%～40%，检修费用也相对较低。本方案有效解决了检修集水井通气孔的可靠性问题，消除了检修集水井的安全隐患。

7 结 语

目前，电站4台机组已全部投产，机电各专业设计将受到运行实践的检验。从目前的运行情况来看，设计对机电设备布置、机电设备选型论证较为充分、合理，工程设计总体上满足规程、规范及有关标准的要求，机电设备运行正常。