峡山水库水电站增效扩容改造方案优化研究

郭象赟，宋厚清

（1.潍坊市峡山水库管理局，山东 潍坊 261325；2.山东省水利勘测设计院有限公司，山东 济南 250014）

峡山水库是山东省第一大水库，坐落于山东省潍坊市，是一座集防洪、工业及生活用水、灌溉、发电、水产养殖等综合利用于一体的大（1）型水库。峡山水库水电站位于主坝北首，水能开发形式属于梯极开发，一级站为河床式，1958年开工，1960年12月建成。二级站为明渠引水式，1968年6月开工，1970年12月建成。一级站安装2台650 kW发电机组和1台500 kW发电机组，二级站安装4台200 kW发电机组，1台75 kW发电机组，1994年增建1台650 kW机组。工程投产运行至今，发挥了巨大的经济效益、社会效益。但由于机电设备陈旧落后、老化损耗严重，影响正常安全运行，难以发挥生产效益。为保证电站正常安全运行，充分利用水能资源，提高水电站运行效率和发电效益，需进行增效扩容改造。

1 存在的主要问题

1.1 主机及辅助设备

水电站水轮机性能落后，发电机效率低，B级绝缘，绝缘等级低。机组经多年运行，转轮汽蚀严重，水轮机出力下降，发电机绝缘老化严重，设备早已超过报废年限，生产运行存在很大的安全隐患。辅助设备已经严重老化，管路锈蚀，进口闸门不能正常关闭，难以满足机组运行需要。

1.2 电气一次设备

电缆老化严重，变压器型号为SJL铝芯油浸自冷式，损耗高；3.15 kV高压配电装置采用GG-1A型高压柜，无防护措施，柜内使用SN10少油断路器。以上电气设备均列入国家公布的淘汰产品目录中，不能满足现有的规程规范要求，必需予以更换。其他电气设备经40多年的运行，故障频发，维修零部件无法购置。

1.3 电气二次设备

水电站电气二次设备自建成以来，从未进行更新改造，仍以老式的继电器为主，主要结构陈旧，性能落后，许多继电器被列入国家淘汰产品目录，电站事故频发，不能发出正确的指令与信号，存在较大安全隐患，满足不了最基本的运行管理要求。

2 水机改造方案

2.1 机组选型和改造方案

根据水文计算进行机组选型和机组改造方案对比，见表1。

由表1可知，一级电站方案一和方案二均可达到扩容目的。方案二虽然机组效率和性能相比方案一略差一点，但机电设备投资节省225万元，根据电站目前实际情况，为节省投资，经综合比较，选用方案二更换叶轮和定子、转子线圈方案。二级电站方案二原设备制造质量差，改造困难，改造后机组性能差；方案一仅比方案二投资多70万元，但整机更换后，不但能达到扩容目的，而且机组效率高、性能好，使用寿命长，本站为明流机组，更换新机组极为方便。综合比较，选用方案一整机更换方案。

表1 电站机组改造方案比较表

2.2 改造结果

1）一级电站主机改造结果。将水轮机叶轮更换为ZDJP502－LH－180型水轮机叶轮，采用1Cr18Ni9Ti不锈钢材质。设计水头Hr=6.5 m、单机流量Qr=13.91 m3/s、叶轮直径1 800 mm、水轮机转速n=187.5 r/min、水轮机效率η=90%。按SF750-32/2840型号发电机更换原发电机定子和转子线圈。发电机额定容量750 kW、发电机效率η=93%、电压3 150 V、励磁方式改为JL-12、调速器改为YWT-1000-G（组合式微机调速器，全部采用PLC控制，实现自动调节和控制，具有安全保护功能，高压油系统同时满足停机刹车要求）。改造机组3台。

2）二级电站主机改造结果。将1#～4#原水轮机ZD760-LM-120更换为ZDT03－LM－120型水轮机，叶轮采用0Cr13Ni4Mo不锈钢材质。设计水头Hr=4.7 m、单机流量Qr=6.5 m3/s、叶轮直径1 200 mm、水轮机转速n=250 r/min、水轮机效率η=89%、1#～4#原TSL173/17-24型发电机更换为SF250-24型发电机、发电机额定容量250 kW、电压400V、发电机效率η=93%、励磁方式改为可控硅励磁、调速器改为YWT-600-G（组合式微机调速器，全部采用PLC控制，实现自动调节和控制，具有安全保护功能，高压油系统同时满足停机刹车要求），传动方式为直联。5#原水轮机ZD760-LM-80更换为ZDT03-LM-80、设计水头Hr=4.7 m、单机流量Qr=2.68 m3/s、叶轮直径800 mm、水轮机转速n=478 r/min、水轮机效率η=88%、5#原发电机T-75-6更换为SF100-8、额定容量100 kW、额定转速750 r/min、额定电压400 V、发电机效率η=92%、励磁方式为可控硅、传动方式为直联、调速器改为YWT-300-G（组合式微机调速器，全部采用PLC控制，实现自动调节和控制，具有安全保护功能，高压油系统同时满足停机刹车要求）。

2.3 辅助设备改造

1）起重设备。一级原手动吊车更换为电动单梁桥式起重机LDA-10，起重量10 t，跨度Lk=8 m。二级原手动吊车更换为LDA-5型电动单梁桥式起重机，起重量5 t，跨度Lk=6.5 m，地面操作形式。2）油气系统。原来油气系统用于机组顶转子、制动，现在采用的YWT-1000-G、YWT-600-G型组合式微机调速器，通过中间油站装置不但能实现自动调节和控制，还具有安全保护功能，其本身的高压油系统能同时满足停机刹车要求，故不再设气系统。3）供排水系统。采用YQS200潜水泵接ACS510变频调节器，同时在供水系统中加装压力报警器，一级排水采用自然排水和自动系统排水相结合，二级采用自然排水经蜗壳到尾水。

3 电气改造方案

3.1 一级水电站主接线

水电站3台水轮发电机组，单机容量750 kW，发电机电压3.15 kV，升压变压器1台，容量为3 150 kVA。变压器高压侧经断路器接入10 kV母线。10 kV母线为单母线接线。10 kV出线经断路器、电缆接、隔离开关接入10 kV架空线路终端杆。3.15 kV侧配一台站用电的变压器，容量为80 kVA（装柜内）。站用电0.4 kV为单母线接线，并由二级水电站引来低压电源电缆做备用电源。

3.2 二级水电站主接线

水电站共5台水轮发电机组，4台250 kW、1台100 kW水轮发电机，总容量1 100 kW，发电机电压0.4 kV，升压变压器2台，4台250 kW机组设1台容量为1 600 kVA变压器，变比为10/0.4 kV，1台100 kW机组接1台容量为160 kVA变压器（含站用电），变比为10/0.4 kV。变压器低压侧经低压电缆（低压母线）、断路器接入0.4 kV母线，0.4 kV母线为单母线。10 kV出线1回，经隔离开关接入10 kV架空线路。

3.3 主要电气设备选择

1）一级水电站设备选择。变压器选择S11-3150-10.5±5%/3.15新型油浸升压变压器1台，发电机高压柜采用KYN28A-12（G）型，低压配电系统采用GGD2系列成套低压柜。3.15 kV及10 kV高压电缆选用YJV22型铜芯交联聚乙稀绝缘铠装电力电缆。低压电缆采用YJV型铜芯交联聚乙稀绝缘聚氯乙稀护套电力电缆。控制电缆选用KVV型铜芯聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套电缆。

2）二级水电站设备选择。变压器选择S11-1600-10.5±5%/0.4新型油浸升压变压器1台，选择SC11-160-10.5±5%/0.4新型油浸升压变压器1台。5台水轮发电机组均选用三合一型发电机控制柜。该控制柜将发电机控制、励磁、同期设备等集中于同一柜内，每台水轮发电机组均配设1块三合一控制柜。

低压配电系统采用GGD2系列成套0.4 kV开关柜。高压柜采用XGN-10型，10 kV高压电缆选用YJV22型铜芯交联聚乙稀绝缘铠装电力电缆。低压电缆采用YJV型铜芯交联聚乙稀绝缘聚氯乙稀护套电力电缆。控制电缆选用KVV型铜芯聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套电缆。

4 改造特点

4.1 主机改造

一级电站充分利用原来发电机外壳，将原来TSL284/19-32发电机组定子和转子线圈进行了更换，将原来的绝缘等级由B级提高到F级，大大提高了设备的绝缘水平和抗老化能力，发电机效率达到93%，水轮机效率为90%。二级水电站将原75 kW发电机T-75-6更换为SF100-8，额定容量100 kW；水轮机和发电机效率分别为89%、93%。一、二级站不锈钢转轮的使用，大大增强了轮叶抗汽蚀能力，进一步降低了转轮的维护成本。

4.2 励磁方式

一、二级站由励磁机自并激和三相桥式硅整流改变为可控硅励磁，彻底改变了原来励磁方式不稳定、失磁、故障率高的问题。

4.3 新型调速器

一、二级电站调速设备由原来XT-1000及电动涡轮蜗杆调速器改为YWT-1000-G、YWT-600-G、YWT-300-G型组合式微机调速器，全部采用PLC控制，实现自动调节和控制，具有安全保护功能，高压油系统同时满足停机刹车要求。

4.4 电动行车

一、二级站将原手动吊车更换为电动单梁桥式起重机LDA-10，LDA-5，起重量10 t和5 t，为便于安装将吊车加装变频调速，大大提高了吊车的运行稳定性。

4.5 计算机监控系统

电站计算机监控系统采用开放分层分布式结构，IEEEC802.3以太网（TCP/IP）实现数据通信，具有先进、开放、标准的通讯接口，实现远程监控，满足无人值班、少人值守要求。系统实时性好，抗干扰能力强，适应电站的现场环境。人机接口功能强，人机界面采用中文，操作控制方便、灵活。系统实时性好，抗干扰能力强，计算机监控系统软硬件安全可靠，能适应电站现场环境的要求。

5 结语

峡山水库水电站增效扩容改造完成后，一级电站机组综合效率达83.7%，二级电站达82.77%，增效成果明显。增效扩容后2018年试车并投入运行，2019—2021年完成发电量逐年攀升，发电量增效幅度达20%以上，取得了显著的经济和社会效益。改造后自动化程度高，大大减少了运行维护人员，节省运行维护成本，提高工程运行效率。