洪泽泵站主机组变频装置改造方案与实施要点分析

2021-04-02周杨，宋佳，纪恒

小水电 2021年5期

周杨，宋佳，纪恒

(1．南水北调东线江苏水源有限责任公司淮安分公司，江苏淮安 223001；2．江苏省灌溉总渠管理处高良涧闸管理所，江苏洪泽 223100)

0 引言

近年来，我国清洁能源持续扩容，清洁低碳、安全高效的能源体系正在加快构建起来。习近平总书记曾指出：“发展清洁能源，是改善能源结构、保障能源安全、推进生态文明建设的重要任务。”2018年，着力解决清洁能源消纳问题成为当年的重点工作任务之一，从而可以更好地解决弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降的问题。基于此背景下，依据国家发展清洁能源的政策，为进一步充分利用南水北调洪泽湖的弃水资源，洪泽泵站实施主机组直接反转发电项目，可提高机组发电效益，改善机组发电运行条件，优化机组发电特性。

1 概述

洪泽泵站工程隶属于南水北调东线第一期工程中的第三梯级泵站，位于江苏省淮安市洪泽县蒋坝镇，与洪泽湖毗邻，介于洪金洞与三河船闸之间。就洪泽湖自身而言，拥有淮河、睢河、安河、池河、徐洪河等多重入湖河道，与此同时也拥有江水道、灌溉总渠、分淮入沂河入海水道，使得洪泽湖承泄了淮河中上游15.8万km2的水量，拥有丰富的水利资源，具有天然的弃水发电利用条件。基于洪泽湖优质的环境，洪泽湖除了具有基本的调水功能之外，还具有防洪、排涝、发电等功能。

洪泽湖主机变频改造项目当中，其泵站规模方面，抽水设计规模为150 m3/s，设计净扬程为6.0 m，装有5台套立式液压全调节混流泵，配备水泵叶轮(直径为3 150 mm，单机流量为37.5 m3/s)，以及立式同步电机(额定功率3 550 kW，额定电压10 kV，额定电流241 A，转速125 r/min，总装机容量17 750 kW)。水泵采用立式混流泵竖井筒体式结构，配肘形进水流道、虹吸式出水流道，真空破坏阀断流；其泵站机组反转发电方面，考虑发电功能需求，泵站安装抽真空系统、正反转同步电机，进一步夯实泵站主机组反转发电基础。

自洪泽泵站主机组泵机工频反转发电以来，工频反转发电存在一定的缺陷，如机组振动、噪声较大，发电效率低，对机组轴瓦等机械部位损伤较为严重。因此，现通过安装变频发电机组，对洪泽泵站多台混流泵机组反转发电时降低转速，由此进行主机组变频装置改造，改善运行工况，确保安全稳定运行。

2 改造基本原则和方案

为了更好地提升洪泽泵站主机组发电效益，改善发电运行条件，则对洪泽泵站机组发电特性进行认证分析，确定在原有直接反转发电的基础上，增加1台套机械式变频发电机组(额定电压10 kV，运行频率50 Hz/30 Hz，功率6 000 kW)以及相关配套设备，以增加发电效益，提高机组运行环境和效率。

2.1 基本原则

针对洪泽泵站主机组变频装置改造，应遵循以下几项基本原则：一是严格遵循《泵站设备安装及验收规范》(SL 317—2015)、《南水北调泵站工程运行管理规程(试行)》(NSBD 16—2012)、《水利工程施工质量检验与评定规范》(DB 32/T 2334.3—2013)、《水轮机发电机组安装技术规范》(GB/T 8564—2003)、《泵站现场测试规程》(SL 140—85)、《电气装置安装工程电气设备交接验收标准》(GB 50150—2006)、《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》(GB 50170—2006)、《机械设备安装工程施工及验收通用规范》(GB 50231—2009)。二是充分结合洪泽泵站水力分析，确定水位组合，对机组水轮机试验原型数据进行计算分析，确定降速发电情况。同时，结合水文水情分析，确定洪泽湖泄洪情况，从而为主机组变频装置改造提供现实依据。

2.2 改造方案

洪泽泵站主机组变频装置的改造要求通过安装1台套变频发电机组设备(含1台卧式同步电动机，1台卧式同步发电机)，进一步提高机组发电效益，改善机组发电运行条件，优化机组发电特性；即在原直接反转发电的基础上，通过增加1台套额定电压10 kV，运行频率50 Hz/30 Hz，功率6 000 kW的机械式变频发电机组，以及相关配套设备，增加发电效益，改善机组运行条件。

(1)确定主机组变频装置发电出力最大工况，即机组30 Hz运行，在3.5～4.0 m水头下，叶片角度为-4°；在4.0～4.5 m水头下，叶片角度为-2°；在4.5～4.8 m水头下，叶片角度为+2°。

(2)首先确定变频发动机电动运行，用110 kV大电网启动I段母线上的变频发电机，变频电动机与变频发动机同轴运行。此时变频电动机发电运行，变频电动机进入同步转速，在II段母线建立6.3 kV电压、30 Hz频率的小电网。其次，虹吸管道抽真空，水倒流使得水泵机组转动，当转速达到一定程度时合主机断路器，主机异步启动，投励后进入同步转速运行。再次，在水流量不断增大的过程中，虹吸管真空度进一步提升，主机逐步进入发电运行状态。当主机确认进入发电运行状态后，变频电动机自动转入电动运行，变频发电机自动转入发电运行，变频发电机发出的电能通过变压器升压达到110 kV，而后完成并网。

(3)充分考虑主机组反转发电原理，对电气系统和设备布置进行适当的预留设计。其中，1台套变频发电机组设备的安装，采用外墙拆除、设备基础改造等土建工程完成，并预留位置；高压开关室内安置10 kV开关柜，并接入泵站10 kV系统，保护装置、自动化系统则接入泵站自动化系统。开关柜内装设真空断路器，配弹簧操作机构。继电保护采用微机综合保护装置，装置安装在高压柜仪表室。

(4)励磁采用微机型可控硅励磁装置，励磁装置主回路为三相全控桥式整流电路。调节器具有恒功率因数和恒励磁电流运行功能，通过自动调整励磁电流给定值维持机端电压或无功功率恒定，不受电网或负载波动影响。在发电运行过程中，同步发电机励磁装置按恒无功调节、恒励磁电流双闭环方式运行，同步电动机励磁装置按恒机端电压、恒励磁电流双闭环方式运行，5台主电机励磁装置按恒无功调节、恒励磁电流双闭环方式自动调节励磁电流。

(5)变频机组测温信号及冷却水示流信号、10 kV开关柜状态信号、微机保护及励磁装置信息采用控制信号电缆引至变电所侧二楼控制保护屏室LCU柜进行采集；泵站计算机监控系统上位机及现地PLC、触摸屏进行变频机组监测功能相关应用软件开发。

3 改造实施要点分析

洪泽泵站主机组变频装置改造是一项相对复杂的工程，绝大多数的工作是在原有大部分设备不停电的情况下进行的，这在一定程度上增加了主机组变频装置改造实施的难度以及危险性。因此，在主机组变频装置改造实施过程中，应做好充分的准备，科学合理地改造实施设计流程。

3.1 制定详细的技术施工方案

在正式进行洪泽泵站主机变频装置改造实施之前，应制定详细的技术施工方案，包括技术设计措施、技术措施、组织措施、安全措施等。其中，在技术设计方面，安装变频发电机组设备，提高机组发电效益，优化机组发电特性。在技术措施方面，确定所增加的变频发电机组的型号与运行特性，并增设相关配套设备。在组织措施方面，成立主机组变频改造项目部，确定项目从设备采购过程到施工过程的合理流程，对勘测设计、咨询、招标代理、安装等工程投资减少或者是专业性较强的工作则可以采用委托方式进行实施。在安全措施方面，对施工出现的质量隐患及时排查和解决，认真落实施工安全管理各项规章制度，从而保证避免施工安全质量事故的发生。

3.2 对主机组布置重新规划设计

在进行主机组变频装置改造的过程中，需要更换或增加的设备有部分是无法在间断运行的条件下进行的，新上设备的数量与原设备也会有不一致的情况出现。为了保证主机组布置合理，应针对主机组布置进行重新规划设计。根据洪泽泵站主机组变频装置的史记情况，变频机组布置于变电所侧1楼预留房间，2台高压开关柜(含翻线柜)、2块励磁屏和2台励磁变柜布置于2楼预留房间。变频机组室设有电缆沟，与2楼开关室之间设置竖井桥架和水平桥架形成电缆通道；变频机组机坑长7.4 m、宽4.22 m、深3.6 m，根据变频机组尺寸对混凝土基础进行改造。

3.3 优化设备运行配合安排

新的设备系统投入使用，并不意味原有系统的退出，而是与原有系统共同完成新的设备运行任务。基于这种情况下，部分设备需要在主机组变频装置改造过程中同时运行。因此，针对设备运行的配合应科学安排。一方面，需要对增设的电气系统和设备布置的位置予以适当的预留，做好设备安装相关的设备基础改造等土建工程施工工作。变频机组的4个轴承的冷却应从洪泽泵站的冷水组进行引接，以保证设备快速进行运行调试环节；同时也能够让更换及增设的设备直接接入新的系统，减少重复工作和停电时间。另一方面，在增设设备系统后，原有系统不应立即退出运行，应将更换的二次设备接入新系统；原有系统逐步退出运行，减少改造的工作量。

3.4 加强施工质量管理

洪泽泵站主机组变频装置改造从大方向上来说隶属于南水北调工程，项目改造过程中需要建设严谨的工程质量管理体系，才能更好地保证施工质量。在具体的施工过程中应坚持“三控制、三管理、一协调”原则，在项目正式施工之前就针对施工单位、主要分包单位资质、人员等予以检查，确定各设备是否符合要求。针对现场施工当中出现的与设计相关问题，应进行技术交底。在项目正式施工过程中则需要保证变频机组改造工程符合预期要求，对隐蔽工程以及关键部位应加大管理控制。

4 改造效益与运行建议

4.1 效益分析

本次洪泽泵站主机组变频装置改造预期投资650万元。项目完成后获得的发电收益要比原来有所增加，所增加的发电效益主要集中在两个方面：一方面是4.5 m以上水头功率同比增加。按照单机功率700 kW计算，增加发电时间16 d，增加发电量36.8万kW·h，增加收益约10.4万元。另一方面则是3.5～4.5 m水头功率同比增加。按照单机功率增加200 kW计算，增加发电时间60 d，增加发电量28.8万kW·h，增加收益约11.2万元。其经济效益产出显著，按照5台机组的发电量来计算，增加发电量共计278万kW·h，增加收益108万元，净利润86.4万元，直接投资收益率达到13.3%。