水力发电厂机组改造可行性研究报告 87页

'`````XXX水力发电厂3号机组技改工程可行性研究设计报告lX省X勘测设计研究院二○○九年十月3 目录1概述1．1工程概况………………………………………………………………….1-11．2机组存在问题………………………………………………………………1-22改造必要性2．1机组设备陈旧，技术落后………………………………………………….2-12．2机组设备老化严重，事故率高…………………………………………….2-12．3机组长期带病运行，缺陷多………………………………………………2-22．4水轮机通流部件磨蚀严重，不能保证安全运行……………………….2-32．5原电站的装机容量选择偏小，具有增容的潜力……………………….2-43水文资料3．1流域概况………………………………………………………………….3-13．2气象……………………………………………………………………….3-13．3水文基本资料…………………………………………………………….3-23．4径流……………………………………………………………………….3-43．5洪水……………………………………………………………………….3-83．6坝下水位～流量关系曲线……………………………………………..3-104改造可行性分析4．1同类型电站改造情况………………………………………………….4-14．2径流调节计算………………………………………………………….4-34．3经济合理性分析及方案选择…………………………………………4-54．4水力机械……………………………………………………………..4-64．5电工…………………………………………………………………4-124．6机电设备清单………………………………………………………4-184．7主要建筑物…………………………………………………………4-194．8水力过渡过程计算………………………………………………….4-253 5工程进度安排5．1施工条件………………………………………………………………….5-15．2施工方法…………………………………………………………………5-15．3施工总进度………………………………………………………………5-26工程管理6．1管理机构………………………………………………………………..6-16．2主要管理设施………………………………………………………….6-17设计概算7．1编制说明………………………………………………………………7-17．2设计概算附表………………………………………………………….7-28经济评价8．1安全效益分析……………………………………………………………8-18．2增容效益分析……………………………………………………………..8-18．3结论与建议……………………………………………………………..8-19工程特性表…………………………………………………………………….........9-110附图………………………………………………………………………………..10-13 X可行性研究1概述1概述 X可行性研究1概述1概述1．1工程概况X水力发电厂位于闽江沙溪支流九龙溪中游的永安市X镇附近，距永安市区45km，现总装机容量115MW（1×75MW＋2×20MW），年平均发电量5.3亿kW.h，是一座以发电为主、兼有防洪和灌溉效益的综合利用工程，为X省“四五”计划重点建设项目的中型水力发电厂。X大坝为混凝土宽缝重力坝，高92m，正常高水位库容6.4亿m3，属季调节水库。大坝设置三孔16m宽的溢洪道，引水系统和地面式厂房布置在大坝左岸。引水系统为一洞三机布置，调压井后一分为二，分别引至1#、2#机组和3#机组，原设计总装机容量113.5MW，1#、2#机组组成扩大单元，配一台63000kVA三卷变压器；3#机组为单元接线，配一台120000kVA双卷变。110kV侧接线为五角型接线，户外敞开式布置。1971年底主体工程土建部分基本完成。1974年开始安装水轮发电机组，1975年9月12日水库开始蓄水。1#机组（20MW）和3#机组（75MW）分别于1975年10月28日和12月26日投产发电，至1976年底发电量为4.13亿kW·h。由于3#机组投产后一直存在着机组环形接力器在大开度漏油严重、调速环变形大等故障，调速器大开度受到限制致机组负荷受限，1977年通过一系列的整治将3#机组出力从受限60MW提高到设计容量的75MW，达到设计要求。1977年5月，2#机组（18.5MW）开始安装，1978年10月22日投产发电，全部3台机组先后并入闽北电网运行。1978年底，省计划委员会召开X水电站竣工验收会议，正式交付生产管理单位。1980年12月，通过对2#水轮机的技术改造，机组出力由18.5MW提高到20MW，由此3台机组的总装机容量达115MW。2006年4月1#机组更新改造后投运，改造后该机设备状况一直良好。1-2 X可行性研究1概述1．2机组存在问题X水电厂3#机从投产发电以来，已运行34年，由于机组在制造时就存在质量问题，且运行年久，设备老化严重，主机方面存在着较多的问题。一是3#机组在中、高水头下运行存在较宽的振动区；二是上世纪七八十年代3#机作为X电网主要调峰调频机组，常在恶劣工况下长时间运行，也严重影响了机组的整体健康状况；三是推力瓦托盘强度不足，曾发生＃10推力瓦托盘断裂（且发现另有四块托盘裂纹明显），造成了重大的设备事故；四是转轮汽蚀严重，＃10叶片与下环连接处存在裂纹，其他叶片汽蚀严重，在经过多次补焊处理后，叶片产生变形，导致转轮效率下降；五是水轮机主轴密封在下游高水位情况下漏水量偏大；六是发电机定子B级绝缘，绝缘老化脆化，绝缘电阻不合格；七是发电机转子磁极结构存在隐患：转子线圈端部封闭不严，转子绝缘不合格。如1993年转子#8磁极绝缘不合格（0.1MΩ），2007年曾出现绝缘为零；八是发电机转子刹车环（与转子铁芯下压板为一体式，不能单独更换刹车环）磨损严重，局部铁心穿心螺杆头、紧固螺母已被磨到（共9根）；九是环形接力器活塞缸体磨损导致大量漏油现象等。以上隐患不但随时威胁着该厂的安全生产，而且因水轮发电机组效率较低而影响电厂的经济效益，2005年X集团公司安全性评价专家组建议：尽早制订#3发电机更新改造技术方案并安排实施。因此急需对机组进行更新改造，以确保安全生产，提高经济效益。1-2 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究2改造必要性2改造必要性 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究2改造必要性2改造必要性2．1机组设备陈旧，技术落后X水电厂3#机由原天津发电设备厂设计、制造，水轮机型号为HL702-LJ-410，发电机型号为TS-854/190-44，为文革时期的产品。3#机于1975年投入运行，至今已经运行34年，该机组是前苏联四十年代的机型，我国五十年代中期引进使用，曾列入我国七十年代水轮机转轮系列型谱，该转轮各项性能指标明显偏低。从现代水轮机的设计性能来看，无论是转轮的过流能力，还是其效率都有很大潜力可挖。2．2发电机设备老化严重，事故概率高（1）发电机线棒为B级绝缘，定子绝缘不合格：由于运行年久，绝缘材料已老化，绝缘电阻不合格。现在发电机定子绕组交流耐压值已降到1.3倍额定电压，发电机接近技术寿命上限。近几年来测绝缘换算到75℃时的最低值为0.98MΩ，且大部分数值在1～3MΩ的范围内，与电厂《运行规程》中规定的机组在线圈温度为75℃时的定子绝缘电阻要求值14MΩ相差较大。根据“GB/T7894-2001”《水轮发电机基本技术条件》第4.2.9条的规定，经计算，X水电厂水轮发电机定子绕组对机壳或绕组间的绝缘电阻值在换算到100℃时应不低于7.33MΩ，换算到75℃时，定子绕组绝缘电阻值应不低于23.74MΩ。2005年X集团公司安全性评价专家组也建议：尽早制订#3发电机更新改造技术方案并安排实施。附表：今年近几个月的3＃机定子绝缘电阻登记日期登记时间环境温度（℃）环境湿度（％）定子温度（℃）R15（MΩ）R60（MΩ）K值换算到相应温度应达到的绝缘电阻(MΩ)2009082919:172670632.36.22.741.722009080114:3724656125.02.545.83200907022:542478581.54.02.6752.77200906042:172388542.56.02.463.692-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究2改造必要性从表中可以看出绝缘电阻的要求值与实际绝缘电阻R60相差较大。（2）转子励磁电流滑环已磨损十分严重，最大磨损量约2mm，且该滑环结构易变形、定位差，摆度较大（0.30mm）。（3）发电机转子刹车环（与转子铁芯下压板为一体式，不能单独更换该刹车环）磨损严重，有多条环形深痕磨损量有的已达10mm以上，局部铁心穿心螺杆、紧固螺母已被磨到（共9根），见图1～3。（4）发电机转子磁极结构存在隐患――转子线圈端部封闭不严，使转子磁极在靠刹车环处易积灰，1993年转子#8磁极绝缘不合格（0.1MΩ），2007年曾出现转子绝缘为零，后请厂家到现场处理，厂家认为转子磁极绝缘随时间推移被碳粉腐蚀，按发电机的寿命，运行到期应及时对发电机进行改造，目前发电机连续运行中转子绝缘水平波动大（有时低于0.5MΩ，处理后在100MΩ左右）。（5）由于发电机运行达35年，发电机定子铁芯靠上游侧有三处从上端部至下端部贯彻性变形，随着时间推移，可能会造成割破线棒表面绝缘、导致线棒及铁芯损坏事故。2．3机组长期带病运行，缺陷多由于该机组在文革时期制造，存在着一系列的质量问题，在1983年就曾出现过因振动过大等原因而导致推力瓦托盘开裂的重大事故。投产34年来，X水电厂针对机组运行中存在的缺陷，进行了整治，例如，对转轮叶片进行局部修形、接力器密封改进等。尽管采取了诸如上述的不同程度的技改措施，机组在实际运行当中仍然存在着以下一些主要缺陷：（1）虽然1996年机组大修时对转轮叶片进行了局部修形处理，但是水轮机在49.3～73.3m水头范围内的中高水头下运行，仍然存在比较严重的振动区，譬如62.3m水头时，存在二个振动区，当机组负荷在25MW附近，发电机上机架垂直振动值达0.181mm，当机组负荷在35～45MW之间，发电机上机架垂直振动值达0.192mm，以上振动值均大大超过了DL/T710《水轮运行规程》的规定允许值（0.08mm）与原设计标准。60～80年代在我国50～85m水头段的水电站中普遍采用，包括X2-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究2改造必要性水电厂在内HL702（型谱型号为HL220），龚嘴、枫树坝、柘溪、凤滩、池潭等众多水电站均使用该机型，但由于HL702机型存在的固有缺陷，在40%～50%负荷范围内存在比较大的振动区，目前大部分机组已进行了技改。因而要彻底解决X水电厂水轮机的振动问题，唯一的办法是更换水轮机转轮。（2）水轮机导叶接力器采用环形接力器结构。由于环形接力器其本体结构复杂，活塞为弧形，活塞成环向行走时位置易漂移，加之原调速环设计刚度较差，运行中误差相对较大，接力器定位差、密封盘根间隙难以调整，漏油、啃缸现象较为严重，在1995、2002、2008年曾出现过大量漏油现象，对机组的安全稳定运行存在一定的威胁。此外，设计时为适应环形接力器的结构布置，使得水导轴承外围支架布置臃肿，对导水机构等检修、维护不便，且调速环设计得又低又宽，部分导水叶双连臂被遮盖在环形接力缸体下方，使导叶立面间隙调整不便，达不到调整要求，常引起导叶漏水量过大，造成机组发生潜动现象。目前采用环形接力器的水电厂有的已进行了取缔性的改造，X＃3机环形接力器的改造也将势在必行，经了解浙江乌溪江水电厂管辖的湖南镇电站原机组及辽宁桓仁电厂原机组（与3#机同型）导叶接力器同为环型，改造后为直缸摇摆型，改造后效果良好。2．4水轮机部件磨蚀严重，不能保证安全运行（1）目前运行的转轮存在比较严重的空蚀现象，近几次大修均需用大量的不锈钢焊条补焊（1991年用140kg，1996年用145kg，2003年用148kg,2008年用151kg），以上空蚀质量均严重超过了GB/T15469《反击式水轮机空蚀评定》规定的一般正常情况下的水轮机空蚀保证量（30.26kg）与原设计标准。2008年11月大修时，对转轮检查的情况是：转轮各叶片均有不同程度空蚀现象，总体空蚀面积较大，且空蚀深度较深，空蚀部位主要发生在叶片出水边背面靠近下环处及叶片与上冠、下环连接处，大多数空蚀深度在5～6mm左右，叶片出水边背面及与上冠连接部分空蚀尤为严重，空蚀深度达10～12mm，经统计空蚀总面积为2612cm2，其中＃10叶片与下环连接处的裂纹长度为15cm。2008年#3机大修时转轮汽蚀情况图见图4～8。每年小修都要对转轮进行修补，由于运行时间长，转轮修补次数多，转轮叶型已走样，运行中除了效率低还伴有振动，2-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究2改造必要性容易造成导水叶立面隙不断加大而发生漏水严重的现象。水轮机导叶漏水严重，造成机组停机困难，不仅严重影响了3#机组的安全生产运行，而且还使导叶空蚀严重、投入了大量的人力与物力维修，造成了很大的经济损失。（2）水轮机主轴密封在下游高水位情况下漏水量偏大。如在1995年5月，发生因主轴密封的四个直径16毫米销子全部断裂，定位套下沉51毫米，并与主轴相对移动45度角，使密封出现大量漏水，导致了水淹水车室的事故。究其原因，主轴密封定位套设计上有关参数值偏小，如固定销的综合应力偏小，导致在正常运行情况下被剪断。近几年虽进行一些必要的技术改造(如水轮机主轴密封由橡胶平板式改为液压式端面密封)，但仍治标不治本，2008年大修时也曾发现主轴密封环定位套整体下沉了158mm，且与大轴相对移动70余度角的偏移，虽多加了定位销且加大了定位销直径及另加护环等，但下游高水位运行时漏水量偏大，给机组安全运行埋下隐患，应尽快对其全面的改造。（3）水机主轴与水导瓦结合部轴颈已磨损严重，有较大波浪度；水导瓦也存在较大的椭圆度，对水导瓦间隙调整易造成误差，给机组的安全运行留下隐患。2．5原电站的装机容量选择偏小，具有增容的潜力X水电厂从1975年至2008年的33年期间，共发电183.56亿kW.h，是X省电网的主力水电站之一。由于X水电厂水库为不完全季调节水库，常年弃水较多，经实际资料统计，X水电厂自1975年至2008年的33年中，年平均入库总水量55.87亿m3，发电用水约仅为43.96亿m3，弃水量为水量11.91亿m3，利用率为78.69%，弃水电量相对较多，因此，通过对机组改造并适当增容方式增加水电站的装机容量，能够提高电站的水量利用率，增发弃水电量，并可将部分基荷、腰荷电量转化为腰荷、峰荷电量，提高电能质量，为系统提供更多的调峰电量和调峰、调频和事故备用容量。综上所述，X水电厂3#机组存在着较多的缺陷和问题，给机组运行和电厂生产带来严重的安全隐患，而且运行34年的机组已接近其设计使用寿命，因此应尽早对3#机组进行全面技术改造，更换水轮机转轮、导水机构、主轴密封、导轴承、控制环（含环形接力器）等可拆卸部件，以及发电机大部分部件。2-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究2改造必要性图12-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究2改造必要性图2图32-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究2改造必要性图4图5图62-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究2改造必要性图7图82-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究2改造必要性2-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究3水文资料3水文资料 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究3水文资料3水文资料3．1流域概况九龙溪为沙溪上游的主干流，位于X省西部，东经116°23′～117°22′，北纬25°36′～26°39′，它发源于武夷山脉以南的宁化、清流及明溪，由宁化县自西北向东南贯穿清流境地，右纳来自连城的罗口溪，左纳嵩口溪、罗丰溪，与文川溪汇合后注入沙溪干流。X水电站位于永安市上游约45km的X镇，坝址以上集水面积5184km2，河流全长130km，河道平均坡降约1.2‰，其中沙芜塘至X段，河道平均坡降为1.7‰。九龙溪流域内植物茂盛，覆盖良好，耕地仅占流域面积的8%，而耕地中水田占95%，水土保持情况良好。X水电站于1970年12月开工，1975年10月第一台机组发电，1978年12月建成并验收。3．2气象沙溪流域属亚热带季风气候，温暖湿润，雨量充沛。全年大致可分为三、四月春雨，五、六月梅雨，七至九月台风雷雨和十至次年二月干季四个时期。暴雨一般由高空西风低槽和地面锋造成，台风的影响并不显著。根据永安、清流、黄家排、沙芜塘等站资料统计，X以上流域多年平均降水量为1723.4mm，降水量年内分配不均匀，其中3～6月份降水量约占全年降水量的58.7%，年内以12月份最小，仅占全年降水量的2.8%。全年平均降水日数为170天，以5月份最多平均为21天，10月份最小平均为9天。多年平均水面蒸发量为1067.5mm，最大年蒸发量为1978年的1515.6mm，最小年蒸发量为1969年的761.7mm。流域内多年平均气温为19.1℃，最高月平均气温为7月份的34.9℃，最低月平均气温为1月份的4.8℃，极端最高气温为1961年7月的40.5℃，极端最低气温为1955年1月的-7.6℃。多年平均风速为1.3m/s，实测最大风速为19.0m/s，相应风向为WNW。3-4 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究3水文资料3．3水文基本资料沙溪流域永安以上主要水文测站有永安、沙芜塘、清流、宁化等，其中以永安设立最早，于1938年7月开始观测水位、流量，1962年迁往下游3km处，称兴平水文站。清流、宁化于1939年3月开始观测水位，1940年施测流量。沙芜塘站于1958年4月设立，为汛期水位站，1962年改为水位站。1970年1月，在X坝址下游1200m处的码头设立专用水文站，观测水位、流量，1971年8月停测流量，后由X工程指挥部洪水预报组继续观测水位，1975年X电厂接管后改为出库站，同时开展正常的水库水文观测工作。X与永安之间有支流文川溪，其控制站洪田站设立于1958年6月，观测水位、流量。流域测站分布图见图3-1。X电站主要设计依据站是永安（太平）水文站，对该站水位、流量资料，原水电部上海勘测设计院曾于1959年和1965年永安工程初设及1970年X工程初设时先后进行过三次审查，对缺测及不合理的资料作了整编插补和修正，故永安站1970年以前水文资料较为可靠。1970年以后资料，经检查均按规范要求刊布，资料质量合理可靠。1959年、1965年永安工程初设，1970年X工程初设，对永安站水文资料进行过三次审查，对缺测及不合理的资料已作了修正，故永安站的历年水文资料较为可靠。X工程初设、大坝安全鉴定等各个设计阶段，华东院先后对X的插补延长资料进行过多次检查复核，资料完整可靠。3-4 3-4 福建永安安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究3水文资料3．4径流径流系列：根据X坝址1939年至1958年径流成果，和永安站资料以相关方程推算而得。1959年至1975年径流成果，以相关方程推算而得，其中系数0.8225为X与永安集水面积减洪田集水面积的比值。1975年9月水库建成后的径流资料，采用X水电厂还原整编成果。其中1995年至2000年成果，比下游国家基本水文站兴平站和沙县站成果略偏大，本次以兴平站成果为准，作了修正。经综合分析X1939年至2008年径流资料系列之后，本次采用精度较高的1950年4月至2008年3月资料，作为本阶段设计径流系列。经统计计算，X坝址多年平均流量为161m3/s，其年内分配如表3-1，全系列年月径流成果见表3-2。X坝址多年平均流量年内分配表表3-1月份四五六七八九十十一十二一二三年平均流量(m3/s)24833641816814011079.861.553.255.888169161百分比(%)12.817.421.78.77.35.74.13.22.82.94.68.81003-4 X坝址历年逐月平均流量成果表表3-2单位：m3/s月年四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月一月二月三月年1950-195119727940221325311265.464.444.551.341.21961601951-195258522821315676.656.743.082.144.039.768.81951491952-195329830744633319313086.952.053.880.71702672011953-195432944440018894.513771.162.214055.059.565.81711954-195538136267117011660.540.433.133.827.536.153.61651955-195682.846438018619010046.652.041.443.367.31391491956-195713344540711287.61065845.544.435.01401921501957-195821541737991.880.057.880.752.744.550.41191591461958-195915730620111680.013060.538.631.728.21891351231959-196013023071720820937987.373.053.049.530.794.31881960-196114328950011914489.256.447.844.746.474.92151471961-196240235451213718728010510684.172.944.988.71981962-196314754396146813610681.270.248.029.034.057.02231963-196465.830.831619582.769.240.363.931.71211271511081964-196512416189015011879.290.340.729.925.927.045.61481965-196623327328216012545.798.459.143.938.842.876.31231966-196716813554627011689.610354.262.847.886.289.71471967-196817031012099.070.738.832.027.529.825.346.162.686.01968-196974.419684524110261.964.234.537.978.71492421771969-197014129423385.612655.897.953.037.263.548.92471243-7 续表3-2单位：m3/s月年四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月一月二月三月年1970-197129354441416989.795.074.444.611043.750.058.21651971-197238.118228657.869.899.939.930.552.332.162.927.981.61972-197322328423012027496.874.162.369.510272.01081431973-197463380863527110896.482.269.239.635.074.057.42421974-197510726940118275.937.210710153.578.11432901541975-197625764942111612414517211810646.987.51612001976-197738123962018799.073.415276.25267.557.627.51691977-197810332665920411784.766.743.034.058.653.62191641978-197942148248514911562.357.646.930.839.753.22601841979-198022935227110488.196.136.936.231.335.172.12121301980-198140933410113117311872.554.843.634.658.11831431981-198253237644414813398.174.075.235.633.586.31901851982-198320635742422911483.192.115795.61802816062351983-198445142335299.510099.151.445.228.733.546.497.61521984-198538943763913384.412167.550.134.534.01933072071985-198619622723815316125110968.256.442.177.72841551986-198728331743514656.136.146.159.331.524.731.02061391987-198819536018213291.084.816493.069.749.192.34451631988-198936446225089.396.018181.359.842.616310263.11631989-199020638218710285.483.758.941.129.657.01131151221990-199135218733597.523120610584.057.564.544.22221663-7 续表3-2单位：m3/s月年四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月一月二月三月年1991-199215724511349.262.443.690.444.137.163.22115271371992-199335138744638012798.052.036.543.356.254.41501821993-199423338747018012180.775.056.352.234.01161671641994-199524057948721614096.082.950.198.771.71341781981995-199621119862328035110586.353.248.643.848.21271811996-19973161692629627810562.242.541.842.685.91741401997-19982521744233383972891891111201623444972751998-199921625842015212387.059.657.750.948.834.01261361999-200013934722120521112762.349.232.332.549.373.51292000-200131616129010030113012694.670.01011041561622001-200232249649915917314460.843.643.138.943.861.41742002-200397.590.946123722512023416015011497.285.71732003-200422330822959.361.638.231.429.324.422.642.366.7952004-200515123310612456.354.324.622.420.520.48798832005-2006115811569164160192103.866.550.73258.22222122006-200733445768420910089.145.179.563.143.474.21531942007-200824512153491.918815051.640.753.647.381.451.41383-7 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究3水文资料3．5洪水3．5．1洪水特性与成因分析形成本流域大暴雨的主要天气系统是高空西风低槽和地面低压锋等相伴形式的静止锋。由于流域东南面的戴云山和玳瑁山脉的屏障作用，一般台风对本流域影响不显著，但强台风与其它天气系统偶然相遇，亦可造成灾害性洪水。暴雨多来自偏西方向，据统计4～6月锋面暴雨频繁，日雨量可达100mm以上，年最大洪水一般发生在4～6月，尤以6月发生机会为最多，5月次之。一次洪水持续时间平均在6天左右，各种洪水峰型均可能发生，其中以双峰型和多峰型洪水出现机会较多。3．5．2各设计阶段洪水计算情况（1）1970年初设阶段，采用1939～1970年的洪水系列，其中，1939～1961年系列据永安站插补，1962～1969年由沙芜塘站插补，1970年为实测资料。根据上述推得洪水系列，加上1800、1764、1915和1964年历史洪水资料，进行频率计算，首位洪水1800年重现期定为165～200年一遇，1764年洪水重现期定为100年一遇，1915年洪水重现期定为50～60年一遇，1964年洪水重现期定为40～50年一遇，推得X坝址设计洪水成果，见表3-3。X坝址设计洪水频率成果表表3-3单位：Qm：m3/sW：108m3项目均值CvCs/CvP(%)0.010.11251020Qm27200.424.011300898066405930498042403480W11.770.453.07.155.774.353.913.312.832.34W33.640.443.014.311.68.817.906.735.794.80W54.920.473.020.916.712.511.29.408.026.54W75.930.473.025.120.215.113.511.39.677.893-11 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究3水文资料（2）1991年X水电站大坝第一次定期检查设计洪水复查阶段，除延长洪水系列外，尚分析了入库洪水与坝址洪水关系，同时对历史洪水作了进一步分析，最后采用1939～1989年51年连续系列加入1800、1764、1915年三次历史洪水进行频率计算，其中1971～1975年为实测系列，1976～1989年为水库还原系列，1915年历史洪水重现期也作了调整，由原来的N=60年改为N=70年。入库洪峰流量为坝址洪峰流量的1.10倍，各时段洪量在建库前后数值基本相同。设计洪水与初设成果比较，基本接近，成果见表3-4。X水库设计洪水成果表表3-4单位：Qm：m3/sW：108m3项目均值CvCs/CvP(%)0.010.11251020Qm入29200.453.512500993073606570549046703830Qm坝26500.453.511300901066805960498042403470W11.790.463.07.415.964.484.013.382.902.38W33.590.473.015.212.29.128.156.865.854.77W54.830.483.021.016.812.511.29.327.926.47W75.840.483.025.320.315.113.511.39.587.83（3）2000年X水电站大坝第二次定期检查设计洪水复核阶段，除延长洪水系列外，对历史洪水又作了进一步分析。最后采用1939～1999年61年连续系列加入1800、1764、1994年三次历史洪水进行频率计算，其中1939～1975年为实测或插补系列，1976～1999年为入库洪水推算所得坝址洪水系列，首位洪水1800年重现期定为220年一遇，1764年洪水重现期定为115年一遇，1994年洪水重现期定为70年一遇，1994年一日洪量重现期定为100年一遇，以P-Ⅲ频率曲线进行适线，优选参数，并经长短历时洪量参数调整，推得X水库峰量频率成果，见表3-5。3-11 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究3水文资料X水库设计洪水成果表表3-5单位：Qm：m3/sW：108m3项目均值CvCs/CvP(%)0.010.11251020Qm入30400.433.512300988073906620558047703940Qm坝27600.433.511200898067206020507043403580W11.890.443.57.866.294.684.183.523.002.46W33.730.443.515.512.49.238.266.945.924.85W54.950.443.520.616.512.311.09.217.856.44W75.970.453.525.520.315.013.411.29.547.79由表可见，本次复核成果与初设成果相比，洪峰、五日洪量、七日洪量成果基本一致，由于1994年特大洪水的加入，一日洪量和三日洪量较初设增大，特别是一日洪量增大较多，p=0.1%一日洪量，本次复核成果较初设增大9%，较第一次定检增大6%。3#机组增容改造工程不改变X水库的泄洪能力及水库特征水位，其机组过流能力反而有所增加，因此增容改造工程不会提高X水库原设计各级洪水位。3．6坝下水位～流量关系曲线X坝址下游水位～流量关系曲线采用1996年6月X水电厂泄水底孔发电工程预可研阶段成果，水位流量关系成果见表3-6。3-11 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究3水文资料X坝址下游水位～流量关系曲线表表3-6水位(m)流量(m3/s)水位(m)流量(m3/s)190.2417195.85937190.4521196.881205190.7534197.891480190.9648198.921790191.1767199.942117191.3788.9200.952461191.58116201.972835191.78145202.993253191.98175204.003703192.17205205.034177192.39237206.044677192.59269207.065212192.78301208.075776193.29386209.106376193.80480210.127007194.82688211.137680基面：黄海高程系统。3-11 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析4改造可行性分析 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析4改造可行性分析4．1同类型电站改造情况4．1.1广东枫树坝水电站机组增容改造枫树坝水电站位于广东省龙川县境内，始建于1971年，装机2×80MW。#1、#2水轮发电机组分别于1973、1974年投产发电，水轮机型号为HL710-LJ-410（HL220水轮机的改进机型），发电机型号为SF80-44/8540，额定出力80MW,额定水头60m。机组为原天津发电设备总厂生产。当时转轮叶片、活动导叶等铸造质量较差。经过三十余年的运行，机组严重老化，水轮机转轮空蚀较严重,叶片翼型经多次补焊变形较大，效率明显下降。根据广东电力试验所的试验报告，在净水头58.5m时，最高效率仅为84%。导水部件磨蚀较大,活动导叶因制造原因翼型误差较大、三段轴套磨损严重等引起停机漏水量大；环形接力器密封损坏漏油频繁临检。发电机磁极绝缘老化，定子铁芯锈蚀严重，整体绝缘等级不高，运行可靠性明显下降。为解决设备存在的问题，提高机组的效率与出力，2001年1月,电站完成机组增容改造可行性论证报告,确定增容改造的基本目标：发电机按照额定出力100MW，额定功率因数0.85设计制造；水轮机根据各厂家实际的转轮模型设计确定额定出力和最大长期出力。2001年10月粤电公司正式批准立项。2002年11月，电站与哈尔滨电机厂签订水轮机增容改造合同，在不改变通流部件的前提下替换原有转轮，更换后的转轮为HLA835A-LJ-417，达到提高水轮机整体水力性能，增加机组出力的目的。2003年3月，电站与天发重型设备有限责任公司（原天津发电设备总厂）签订发电机改造合同。2003年12月20日开始现场安装，2004年6月30投入商业运行。通过机组增容改造后，机组运行稳定性、安全性得到很大的提高，同时机组容量由80MW增至100MW，增容改造较为成功，给电站带来较大的经济和社会效益。4．1.2湖南凤滩水电站机组增容改造4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析凤滩水电厂位于湖南省西北地区的酉水下游，距沅陵县城45km，总装机容量800MW。其中旧厂房内安装4×100MW水轮发电机组，1978年5月第一台机组发电，1979年全部机组投产，水轮机型号为HL702-LJ-410，额定水头为73.0m，单机额定出力为100MW。机组存在的问题和缺陷跟广东枫树坝水电站差不多。为解决设备存在的问题和缺陷，决定对机组进行改造，水轮机部分的改造范围：更换水轮机转轮为全不锈钢（转轮型号：HLA898），含泄水锥及主轴两端连接螺栓装配）、顶盖、底环、导叶、控制环、接力器及锁定装置等全部更换，发电机部分的改造范围：定子铁芯、转子磁轭叠片部分更新（制动环改造为可拆卸式）、转子线圈、定子线棒，绝缘等级为F级,定子端箍及压指改为无磁性材料、发电机通风系统改造（含空冷器）、集电环、碳刷及刷握刷架全部更换，同时单机容量从100MW增容至115MW。通过机组增容改造后，水轮机能量、飞逸、空化、压力脉动、过流量、单机出力等各项性能完全满足凤滩电站水轮机组增容改造的要求，机组运行稳定性、安全性也得到较大的提高。4．1．3湖南柘溪水电站机组增容改造柘溪水电站是一个始建于1958年的水电老厂。设计装机容量447.5MW，1962年元月首台机组投产发电，至1975年六套机组全部投产。其中2＃～６＃机组机型与X4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析水电厂3#机组相同，为HL702-LJ-410，额定水头为60.0m，单机额定出力为75MW。2007年初对5#机组进行技术改造（因为该机组出过事故，随后改造了定子），改造后额定水头不变仍为60m.机组出力由改造前的75MW增至85MW，水轮机型号为HLA835c-LJ-410。水轮机改造范围：预埋件部分不动，顶盖、主轴返厂处理，其余基本上都换掉。发电机主轴更新，转子支架更新，转子重叠，包括制动环改造，发电机通风系统改造，上导滑转子更新，制动器支架更新等，历时212天，于2007年5月3日投产，改造后机组出力，效率，导叶漏水量等主要指标均有较大的改善，达到预期目的，但机组稳定性没有明显的改善，转轮叶片发现裂纹，目前哈厂已着手进行后续消振处理方案研究工作，拟在水轮机转轮上冠叶片出水边加装三角块及对泄水锥进行加长改造，以改善水轮机运行稳定性；另外机组上机架增设千斤顶以增加机架的刚度，降低上机架水平振动。以上措施计划据称在今年10月份进行。须进一步了解10月份改进后机组运行情况。除了上述水电站的较为成功的增容改造和需要注意的问题外，同类型转轮的四川龚嘴、X池潭等水电站均对机组进行了改造更新，达到预期效果，提高了机组运行稳定性、安全性，为电站带来较大的经济和社会效益，同时也为X水电厂3#机组下一步的技术改造提供了宝贵的经验和借鉴。4．2径流调节计算X水电厂3#机组改造后水库各特征水位仍维持原设计值，即正常蓄水位265m，相应库容6.4亿m3，死水位244m，调节库容4.4亿m3，可进行季调节。4．2．1计算条件（1）径流系列：采用1950年4月至2008年3月共58年月平均流量资料。（2）库容曲线、下游水位流量关系曲线：库容曲线采用初步设计阶段成果，下游水位流量关系曲线采用X水电厂泄水底孔发电工程预可阶段成果（1996年6月）（3）水头损失：取平均水头损失1.0m。（4）出力系数：机组改造后，单机容量、机组平均效率均有所提高，经过计算分析，机组平均效率约提高5%。出力系数取值时考虑了两个方案机组平均效率的差别。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析4．2．2改造方案计算成果针对3＃机组改造工程，考虑原机组引水系统最大过水流量等因素，机组装机容量选择更新改造方案（75MW）及增容改造方案（85MW）两个方案进行比选。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析根据径流、水位库容、厂房水位流量关系曲线、水头损失和机组运转曲线等计算条件，进行等流量径流调节计算，得出各方案的年发电量、电能加权平均水头，最大水头和最小水头等指标。经过计算分析，3#机机组更新改造方案（75MW）及增容改造方案（85MW）的主要参数见表4-2-1。3#机组改造方案主要参数表表4-2-1项目单位现状机组更新改造方案机组增容改造方案3#机容量MW757585最大水头m73.373.373.3最小水头m49.349.349.3加权平均水头m65.5765.5765.57额定水头m6065.065.0多年平均发电量亿kW.h3.73533.84743.9753水量利用系数%78.6978.6979.86机组改造总投资万元44004937可比投资差万元537年电能差亿kW.h0.1279可比电能投资元/kW.h0.424．3经济合理性分析及方案选择X水电厂1975年投产，水电站运行至今已历经34年，因设备老化，机组长期带病运行。3#机组不论是更新改造还是增容改造后，将有效保障安全生产，国有资产得以增值，经分析，将有下列几方面的效益：（1）3#机组增容改造后，电站装机容量将由115MW提高到125MW，净增容量10MW，比原容量增加8.7%。由于X水电厂在非汛期主要承担X省电网部分调峰、调频和事故备用容量任务，在电力系统现状和远景水电调节容量不足的情况下，这部分新增容量对电力系统有重要作用。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析（2）改造后设备的健康水平得以提高，检修周期将延长，如水轮发电机组的大修周期由3到4年延长到5到8年，减少了机组检修时间和次数，减少了机组的事故停运，因此可减少电量损失和维修费用。（3）水轮发电机组效率提高增加发电量X水电厂3#机组更换新型转轮和发电机后，水轮发电机组效率得到提高，相应可以增加发电量。（4）经初步计算，增容改造方案（85MW）比更新改造方案（75MW）增加的年电量为0.1279亿kW.h，增加投资537万元，单位电能投资为0.42元/kW.h，说明增容改造方案（85MW）比较优越。（5）根据X水电厂多年实际运行情况，电厂一般承担X电网的峰荷位置，但仍有部分时间（特别是汛期）在腰荷、基荷运行。X水电厂3#机组增容改造后，净增容量10MW，可将原来老电厂的部分基荷、腰荷电量转为腰荷、峰荷电量。（6）X水电厂3#机组增容改造后，机组运行可靠性、稳定性及自动化程度提高，从而有效地保障安全生产，能在X电网中更好地起到事故备用作用，保障电网的安全。（7）因此，本阶段推荐3#机组为增容改造方案（即85MW）。4．4水力机械4．4．1水能参数水库正常蓄水位265.0m水库汛期限制水位263.5m水库死水位244.0m下游最低尾水位191.20m下游校核洪水位（P=0.1%）210.10m最大水头73.30m最小水头49.30m加权平均水头65.57m4．4．2原3#机组水轮机及模型转轮主要参数（1）水轮机主要参数4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析水轮机型号HL702-LJ-410转轮直径4.1m额定功率77.3MW额定转速136.4r/min额定水头60m额定流量146m3/s额定工况单位流量1.12m3/s安装高程189.0m吸出高度（至导叶中心线）-2.2m固定导叶数12活动导叶数24转轮叶片数14（2）HL702模型转轮主要参数适用水头范围50～85m模型转轮直径0.46最优单位转速70r/min限制工况单位流量1.15m3/s转轮临界空化系数0.133导叶相对高度0.254．4．3水轮机额定水头Hr的选择由动能计算，X水电站加权平均水头为65.57m，根据DL/T5186-2004《水力发电厂机电设计规范》的规定和目前的实际运行水头，水轮机的额定水头宜在加权平均水头的0.95～1.0倍范围内选取，并通过对国内外中大型水轮机统计数据分析得出，水轮机的额定水头与水轮机运行稳定性有着密切的联系，当水轮机的水头比Hmax/Hmin≤1.5、Hmax/Hr≤1.2或Hmax/Hmin≤1.6、Hmax/Hr≤4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析1.15时，其水轮机运行稳定性均比较好。因此，根据本工程的水头范围为49.30～73.30m，并结合几个制造厂家对3#机增容改造的分析资料，若水轮机额定水头由原来的60.0m提高到65.0m，水轮发电机组的额定功率将可以由原75MW增加到85MW，且Hmax/Hmin=73.3/49.3＝1.49＜1.5，Hmax/Hr＝73.3/65.0＝1.128＜1.2。并根据X电站目前水头的实际运行范围，水轮机额定水头可以适当提高，因此，本设计阶段初步选定增容改造后的水轮机额定水头为65.0m。4．4．4水轮机出力Nr的选择在电站引水系统、水轮机固定过流部件（如蜗壳、座环和尾水管等）和水轮机安装高程（▽189.0m）等基本不变的条件下，可以根据这些边界条件进行优化水轮机的水力设计，使水轮机在规定的运行范围和导叶开度较宽的范围内，水轮机应有较高的效率，且效率曲线变化平缓，以达到更加优越的水轮机性能参数。本次以技改为主，适当兼顾增容，考虑到水轮机额定水头有所提高，且目前随着机组设计、制造能力的提高，机组的性能指标均有一定程度的提高。哈尔滨电机厂已为浙江紧水滩水电厂完成HL702型水轮机增容改造模型试验，在维持额定水头不变的条件下，水轮机输出功率可提高10%。按此推算，3#机额定水头提高到65m后，其单机容量也可增至90MW左右，经对机组和压力引水系统的调节保证和厂房基础载荷进行校核计算，并留一定的裕量，本阶段推荐3#机单机容量增至85MW。4．4．5水轮机出力参数的选择（1）比转速原3#水轮机比转速为227.0m.kW，本工程为增容改造项目，以安全运行为前提，因此，希望改造后的水轮机比转速在220.0～240.0m.kW左右。（2）额定流量与转轮直径由于本工程的水头范围为49.30～73.30m，可供选择的转轮的限制工况的单位流量均在1.05～1.28之间，通过计算得出水轮机转轮直径为3.9～4.2m之间，水轮机转轮直径越小，水轮机的重量越轻，则水轮机的造价越低，但是，考虑到原3#机水轮机转轮直径为4.1m，采用水轮机转轮直径为4.1m，可以利用原有预埋件（如座环、蜗壳、尾水管等埋件）约200吨左右，因此，初步推荐3#机水轮机转轮直径保持4.1m不变，则额定流量约在147左右。（3）额定转速4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析由于本工程的水头范围为49.30～73.30m，该水头段可供选择的转轮的均在68～80之间，通过计算，知水轮机额定转速取值为125、136.4或150rpm，额定转速越高，发电机的重量越轻，从而可以降低机组的造价，但是，发电机的重量越轻，那么机组的转动惯量GD2就相应越小，机组的稳定运行也越差，通过调节保证计算，机组的转动惯量GD2值须在13700t.m2以上，所以，本阶段推荐额定转速为136.4rpm或150rpm，且GD2≥13700t.m2。（4）水轮机吸出高度和安装高程▽安混流式机组的安装高程由两个条件决定：其一满足水轮机汽蚀的要求，其二要满足尾水管出口的淹没深度≥0.5m的要求。原3#机组的安装高程▽安为▽189.0m，其相应的吸出高度（至导叶中心线）为-2.2m，转轮临界空化系数σC为0.133,电站空蚀系数σZ为0.2，K=σZ/σC≈1.5。根据≤10－E/900－σZ.Hr（其中E为电站海拔高程），10－E/900是个定值，要想保持机组的安装高程为▽189.0m不变，尤其希望技改后的转轮的σZ.Hr值能小些，即〔σZ.Hr〕改/〔σZ.Hr〕原≤1，而技改方案拟将额定水头从60m提高到65m，〔1.5×0.133×60〕/〔65σZ〕≤1，得出σZ≤0.184，即KσC≤0.184。目前，随着水轮机制造、设计能力不断的提高，如通过适当改变原HL702转轮叶片厚度分布规律（减小叶片最大厚度，增加叶片的叶栅密度）等措施，也能改善叶片的汽蚀性能，转轮临界空化系数σC值也有较大的降低，且原3#机的轮叶的材质为ZG20SiMn，通过改造后的轮叶的材质基本上采用不锈钢，K值可降低至1.3左右，电站空蚀系数σZ也随之而降低；技改后的额定流量拟取147左右，与原3#机的额定流量146相近，尾水位变幅很小（从原▽191.787变为▽191.793）。综上所述，保持机组的安装高程为▽189.0m不变这一条件，认为是可行的。（5）转轮的比选通过以上的分析，初步得出水轮机的基本参数，同时向国内几个水轮发电机制造厂家进行了广泛的收资，见表4-4-1：从表4-4-1可知，三个方案的转轮直径与原水轮机相同，基础环等埋设件可基本不需改变，吸出高度的安全裕量满足水轮机运行要求，而方案Ⅲ的发电机GD24-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析值只有12800t.m2，不能满足过渡过程要求，方案I、方案Ⅱ的发电机GD2值能满足过渡过程要求，三个方案的发电机转子带轴重量均小于主厂房内已装有2×200t双小车桥机额定起重量。综上所述，本阶段设计考虑以安全稳定运行为前提，不片面追求高指标，合理的选取适合本电站的水轮机的基本参数，以基本保持原机组其他通流部件的尺寸及厂房水工构筑物的条件下，以较为经济的方式来提高水轮机的出力和机组的发电量，故设计推荐增容改造方案的水轮机主要参数如下：转轮直径4.1m额定功率86.74MW额定水头65m额定流量约147.0m3/s额定转速≥136.4r/min额定效率≥92.55%转动惯量GD2≥13700t.m2建议在下一阶段水轮发电机组招标设计时，结合水电设备厂提供的最终参数，深入调研，选择适合本电站且能量指标及空蚀性能均较优的水轮机。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析水轮发电机主要参数比较表表4-4-1方案参数方案Ⅰ方案Ⅱ方案Ⅲ1．水轮机型号HLZF70-LJ-410HLX75E-LJ-410HLA835C-LJ-410最大水头m73.30额定水头m65.0最小水头m49.30额定转速r/min136.4136.4150转轮直径D1m4.14.14.1水轮机额定功率MW86.7486.7486.74额定工况点效率%92.6692.591.8最高效率%95.094.994.4额定流量m3/s146.8147.1148.18临界空蚀系数σc0.130.1350.14电站空蚀系数σz0.184K=σz/σc1.421.361.31允许吸出高度m－2.2安装高程m189.0189.0189.02．发电机型号SF85-44/8540SF85-44/8540SF85-40/8540额定容量MVA100额定功率MW85额定工况效率98.098.098.0额定电压kV13.8GD2值t．m2137001380012800最重起吊件重量（不含吊具）t3603653454-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析4．4．6主厂房桥式起重机X电站主厂房内已装有1台2×200t双小车桥式起重机。3#机增容改造后，最重起吊件是发电机转子带轴，重量约365t，因此原有的桥机起重量是可以满足起吊要求的。4．5电工4．5．1接入电力系统方式X水电厂水库为季调节水库，本电站在系统中担任调峰、调频和事故备用，是X省电网的主力电站之一。电站以三回110kV出线和四回35kV出线接入电网。3#机增容改造后，3#机组的容量由75MW改造为85MW，电站总装机容量为125MW。电站的接入电力系统方式不变。4．5．2电气主接线本电站原电气主接线110kV侧接线为二进三出五角形接线；35kV侧为一进四出单母线接线；1#、2#发电机机端电压10.5kV,两台发电机组成发电机组扩大单元接线，经三绕组变压器（下称1#主变）升压后接入系统，高压侧电压等级为110kV，中压侧电压等级为35kV。；3#发电机与双绕组变压器（下称2#主变）组成单元接线，升压至110kV后接入系统，1#主变额定容量为63MVA，电压比为121±2×2.5%/35±2×2.5%/10.5kV。2#主变额定容量为120MVA，电压比为121±2×2.5%/13.8kV。厂用电源二回分别取自1#、2#机的扩大单元发电机电压母线和3#机发电机电压母线。3#发电机增容改造后，其接线方式维持原有主接线方式不变。厂用电负荷变化较小，也维持原有接线方式不变。电气主接线见附图（ASJG-K550-02）。4．5．3水轮发电机参数选择和主要电气设备复核（1）水轮发电机参数选择X4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析水电厂主厂房内布置有三台水轮发电机组，1#~3#机容量分别为20MW、20MW和75MW，安装场位于主厂房左端，发电机层高程为199.13m。3#机组段长21.5m，宽为21m，风罩墙内径为12.6m，水轮机室内径为6m。原3#水轮发电机组为天津发电设备厂生产，1975年投产，主要参数如下：型号TS-854/190-44额定容量88.24MVA额定功率75MW额定电压13.8kV额定电流3691.5A额定功率因数0.85（滞后）额定转速136.4r/min额定频率50Hz额定励磁电压316V额定励磁电流1115A相数三相3#水轮发电机组改造的选型受原3#机布置型式和厂房布置尺寸的限制。在水工结构尺寸基本不变的条件下，结合水轮机的参数选择，选择#3发电机的型式和参数。发电机容量为85MW，额定转速为136.4r/min，发电机额定电压与原机组相同,即13.8kV，发电机主要参数如下：型号SF85-44/8540额定容量100MVA额定功率85MW额定电压13.8kV额定电流4184A额定功率因数0.85（滞后）额定转速136.4r/min额定频率50Hz相数三相4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析励磁方式可控硅静止励磁（2）短路电流计算成果本次改造不改变电厂的主接线方式和高压设备的布置，只对#3机进行增容改造，在此条件下，对有关电气设备进行复核或选择。短路电流计算阻抗图如下，系统提供的110kV母线最大短路容量为1470MVA（由X水电厂提供）。计算结果见短路电流计算结果表4-5-1。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析短路电流计算结果表表4-5-1　　　短路电流短路电流有效值I"（KA）短路电流起始容量短路点短路点电源周期分量　　　峰值峰值编号平均电压名称起始值0.1秒0.2秒4秒ich（KA）S"（MVA）（KV）　Io（KA）　　　　　　3G22.83316.77815.99713.50461.353545.771　　1G1.2991.251.2731.5323.49131.055d-113.82G1.1151.0731.0931.3162.99726.661　　35S1.0241.0241.0241.0242.75124.472　　110S25.04725.04725.04725.04767.302598.683　　总计51.31945.17244.43442.423137.8941226.642　　3G4.8274.7294.75.35712.97187.79　　1G6.6185.1474.9514.62817.783120.364d-210.52G5.6824.4194.2513.97315.267103.334　　35S5.1364.884.7555.5213.893.4　　110S19.51519.51519.51519.51552.436354.901　　总计41.77838.68938.17238.992112.257759.789　　3G1.9351.5651.5161.5155.063385.468　　1G0.40.3430.3360.3781.04779.686d-31152G0.3430.2940.2890.3240.89968.412　　35S0.310.2970.2920.3190.8161.687　　110S7.387.387.387.3819.3081470　　总计10.3689.8789.8139.91627.1272065.254　　3G0.8040.8080.8270.8312.10451.539　　1G1.1020.9640.9511.1232.88270.595d-4372G0.9460.8270.8160.9642.47460.607　　35S1.6151.5311.4891.7624.225103.5　　110S3.2893.2893.2893.2898.604210.765　　总计7.7557.4187.3727.96920.29497.006（3）主要电气设备选择、复核①主变压器复核目前运行的2#主变压器容量能满足3#水轮发电机组增容改造后的需要。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析2＃主变压器型号SFPQ10－120000/110额定容量120000kVA额定电压121±2×2.5%/13.8kV连接组别Y0/△-11冷却方式OFAF阻抗电压10.5②3#发电机出口断路器复核已经更换的3#发电机出口断路器型号及主要参数如下：断路器型号HGI3（SF6开关）额定电压13.8kV额定电流6000A额定开断电流87kA额定关合电流峰值170kA数量1组3#发电机出口断路器满足3#水轮发电机组增容改造后的需要。③发电机母线复核原发电机电压双槽型铝母线（2[150X65X7）长期允许载流量为5650A，考虑系数取0.8则为4520A，经计算可以满足要求。④2#主变和开关站110kV引接母线复核原LGJQ-300的工作电流为690A，考虑3＃机组的100MVA及1＃主变63MVA同时输出则汇总电流为778A，不满足要求，故开关站110kV汇流母线LGJQ-300钢芯铝绞线须更换为LGJQ-400钢芯铝绞线，其工作电流为835A。⑤3＃机组中性点设备原消弧线圈为XDJ1－80／15，满足3＃机组增容要求。⑥2#厂坝变高压开关2#厂坝变高压开关额定开断电流为63kA，满足3＃机组增容要求。⑦其它主要电气设备4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析3#发电机回路的电流互感器4000/5A的须更换为5000/5A，2＃厂坝变差动用的电流互感器4000/5A须更换为5000/5A。a.3#机出口电流互感器型号LMZ1-155000/5A额定电压15kV准确度等级0.5/0.5数量3只b.3#机中性点电流互感器型号LMCD-155000/5A额定电压15kV准确度等级D/D/0.2数量3只c.3#机开关室电流互感器型号LMCD-155000/5A额定电压15kV准确度等级D/D/0.2数量3只d.2＃厂坝变差动电流互感器型号LMCD-155000/5A额定电压15kV准确度等级D/0.5数量3只主要电气设备清单见表4-6-2。4．5．4过电压保护及接地为满足规范关于电气设备接地的要求，所有新增及改造的设备金属外壳、金属结构物、金属管路等都应与原有的主接地网连接，以满足工作接地和保护接地的要求。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析4．5．5自动控制（1）电厂的调度管理关系3#机组增容改造后，本电厂调度关系及其在系统中担当的任务不变。（2）电站监控方式本电站采用以计算机为主,常规设备为辅的监控方式，在机旁设有现地控制单元（LCU）。由于3#机组仅为增容，因此原有监控系统基本能满足生产运行需要，有关3#机组的参数相应作修改。（3）3#机组励磁系统3#发电机的励磁系统已经技改过，采用自并励静止整流励磁装置，励磁变型号为ZSCB9－1600/13.8，励磁变容量为1600kVA，留有3#机组增容的裕量。（4）3#机组基础自动化系统自动化元件是机组实现自动控制和安全运行的基础。3#机组原有的自动化元件技术水平落后、精度低、项目不全、元件老化、可靠性差、故障率高，改造后自动化元件要求其反应正确灵敏、动作可靠、运行稳定。4．5．6二次接线二次接线相关部分维持原来方式不变，有关3#机组的参数相应作修改。4．5．7电气设备布置3#水轮发电机位于主厂房的右端，装配场在主厂房左端，装配场下游设有副厂房，主变平台位于装配场左边。110kV开关站设在主变平台下游约100m处。3#发电机母线经水轮机层（192.60m高程）下游侧引至副厂房母线道，与设在副厂房207.12m高程的发电机断路器连接，再与设在211.60m高程的2#主变相连。升压后经110kV架空线接入下游210.00m高程的110kV开关站。发电机母线设备等均布置在原有相应设备的布置位置上。中控室及辅助用房维持原有布置不变。4．6机电设备清单3#水轮机增容改造的水力机械主要设备清单见表4-6-1，电气一次设备清单见表4-6-2。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析水力机械主要设备汇总表表4-6-1序号名称型号及规格单位数量备注1转轮混流式，D1=4.10m台12水轮机主轴套13水导轴承套14导水机构装配件套15主轴密封装置套16基础环和尾水管改造套17导叶接力器套1原环形Ø550mm，额定油压2.5MPa、主要电气设备清单表4-6-2序号名称规格单位数量备注1水轮发电机SF85-44/8540，85MW,13.8kVCOSφ=0.85（滞后）,136.4r/min台1含定子、转子、大轴、自动化元件2电流互感器LMZ1-15,5000/5A,0.5/0.5只33电流互感器LMCD-155000/5A,D/D/0.2只64电流互感器LMCD-155000/5A,D/0.5只35钢芯铝绞线LGJQ-400m1000更换原LGJQ-3004．7主要建筑物4．7．1设计依据（1）工程等别及建筑物级别本工程水库正常蓄水位总库容为6.4亿m34-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析，电站总装机容量115MW，根据《防洪标准》GB50201-94及《水电枢纽工程等级划分及设计安全标准》DL5180-2003规定，工程等别为Ⅱ等，属大（2）型工程。大坝（已建）、引水系统（已建）及厂房（已建）均为2级建筑物。（2）设计基本资料①水文坝址以上流域面积：5184km2多年平均流量：161m3/s多年平均年径流量：50.81亿m3②水库特征水位和流量正常蓄水位：265.00m水库死水位：244.00m校核洪水位（P=0.1%）：267.45m设计洪水位（P=1%）：265.70m4．7．2设计所遵循的主要技术规范（1）《防洪标准》GB50201-94（2）《水电枢纽工程等级划分及设计安全标准》DL5180-2003（3）《水工混凝土结构设计规范》DL/T5057-1996（4）《水工建筑物抗震设计规范》DL5073-2000（5）《建筑抗震设计规范》GB50011-2001（6）《水工建筑物荷载设计规范》DL5077-97（7）《水电站厂房设计规范》SL266-2001（8）《水工隧洞设计规范》DL/T5195-2004（9）《水电站调压室设计规范》DL/T5058-96（10）《水电站压力钢管设计规范》DL/T5141-20014．7．3挡水、泄水建筑物拦河坝为已建混凝土宽缝重力坝，最大坝高92m，坝顶长168m，坝顶高程270.70m。坝顶开敞式溢洪道布置在坝顶中央，堰顶高程251.00m，设3孔宽16m的弧形钢闸门，采用挑流消能。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析4．7．4引水建筑物X水电站引水系统和地面发电厂房布置在左岸，电站目前共有三台机组，总装机容量为115MW，其中3#机（大机）装机容量75MW，1#、2#机（小机）装机容量分别为20MW、20MW。已建引水系统由岸塔式进水口、引水隧洞、阻抗式调压井和高压管道组成，为一洞三机布置。进水口中心高程228.05m，进口前缘设拦污栅一道，倾斜布置，拦污栅孔由中墩分成两孔，每孔尺寸6.0m×18.728m。喇叭段后有一扇5.6m×8.1m平板检修闸门，闸门及拦污栅启闭机布置在高程269.00m的启闭机平台上。引水隧洞进口由5.6m×8.1m的矩形断面渐变为内径7.5m的圆形断面，末端又由圆形断面渐变为5.9m×7.5m的矩形断面，接入调压井。隧洞在桩号引0+096.776m处有一平面转弯段，转弯半径40m，转角59.654°，隧洞全长162.797m，底坡4.911%，全部采用钢筋砼衬砌。调压井为简单阻抗式，井底高程223.581m，井圈顶高程279.00m，竖井在高程251.40m以下内径12m，以上内径14m，在高程231.081m设置阻抗孔，阻抗孔面积为41.34m2。调压井后分设两条压力管道，一条接大机，另一条接两台小机，压力管道经方变圆渐变段后均开始钢板衬砌。其中大机压力管道进口在调压井内设一道4.1m×6.4m的平板快速闸门，渐变段后内径5.8m，经上平段、上弯管、斜井、下弯管后至189.00m高程，在厂房边墙上游约14.7m处渐缩为D=5.5m的水平管接入3#机机组蜗壳，总长约115.7m。小机压力管道自调压井底部与引水隧洞成60°交角分岔而出，渐变段后内径4.6m，经水平弯段、上平段、上弯管、斜井、下弯管后至高程188.80m，在厂房边墙上游约23.4m处渐缩为内径4.0m，再由卜形钢岔管分为1#、2#钢支管后水平接入1#、2#机机组蜗壳，长度分别为136.5m、145.1m。4．7．5厂房及开关站4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析已建厂房为坝后地面式厂房，主厂房尺寸为61.5m×21m×37.4m（长×宽×高），厂内安装三台混流式发电机组，总装机容量为115MW，其中3#机（大机）装机容量75MW，1#、2#机装机容量均为20MW。主厂房有蝶阀层、水轮机层、发电机层共三层。蝶阀层地面高程为184.40m，水轮机层高程192.60m，发电机层高程199.13m，水轮机安装高程189.00m。升压开关站采用110kV户外式开关站，开关站尺寸为80m×21m（长×宽），布置主变压器、开关设备等。4．7．6结构复核与改造措施本次改造仅针对3#机组进行增容改造，3#机组的单机额定容量由75MW增加至85MW，电站装机容量由115MW增加至125MW。电站的增容改造只牵涉到水轮发电机组上部发电机层及机墩结构改造，机组预埋件及蜗壳等结构不进行改造，利用原有设备和结构。根据制造厂家提供的资料，经初步核算，安装场楼板的承载基本能满足要求，因最大安装起吊件重量小于桥式起重机的最大起吊重量（2×200t），桥机吊车梁的承载能力满足要求，只需对发电机风罩及机墩等结构进行复核和改造。4．7．6．1机墩及风罩结构复核与改造措施3#机组机墩直径3m，厚2.7m，高2.51m。风罩直径6.3m，厚0.4m，高4.02m。（1）计算参数a定子机座上的设备静荷载V1＝11750（kN）b机组转动部分重量V2＝4510（kN）c轴向水推力V3＝3800（kN）d发电机视在容量Nf＝100000（kVA）e发电机功率因数Cf＝0.85f发电机正常转速No＝136.4（r/min）g发电机飞逸转速Np＝275（r/min）h水轮机导叶片数X1＝36i转轮叶片数X2＝144-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析j机墩尺寸（单位m）:详见图4-2：机墩计算简图高度H1=4.02H2=0.56H3=0.62H4=1H5=0.89宽度B0=2.7B1=0.4内径RR0=3RR1=6.3RR2=4.72k定子机座螺栓中心到机组中心的距离Rp1＝5.1（m）l下机架固定螺栓中心到机组中心的距离Rp2＝3.2（m）1.定子机座螺栓中心2.下机架固定螺栓中心图4-2机墩计算简图（2）结构计算1）机墩机墩是水轮机发电机组的支承结构，承受着巨大的动荷载和静荷载。本电站机墩型式为圆筒式，具有刚度大，抗扭和抗振性能好的特点。底部固结在水轮机层蜗壳大体积混凝土上，上部与风罩连接。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析①设计原则及假定a.机墩结构计算包括动力计算和静力计算，动力计算中忽略机墩本身重，用一个作用于圆筒顶的集中质量代替原有圆筒的质量，使在此集中质量作用下的单自由度体系的振动频率与原来的多自由度体系的最小频率接近；机墩的振动作为单自由度体系计算，在计算动力系数及自振频率中不计阻尼影响；机墩的振动为弹性限幅内的微幅振动，力和变位之间关系服从虎克定律；结构振动时的弹性曲线与在静质量荷载作用下的弹性曲线形式相似，从而可用“动静法”进行动力计算。在静力计算中，假定荷载沿圆周均匀分布，正应力取单宽直条按矩形截面偏心受压构件计算；扭矩产生的剪应力假定按两端自由的圆筒受扭公式计算；进人孔部位的扭矩剪应力假定按开口圆筒受扭公式计算；孔边应力集中按圆筒展开后的无限大平板开孔公式计算。b.假定圆筒底部为固定端，顶部为自由端。在静力计算中不考虑蜗壳顶板变形的影响；在动力计算中，则计入顶板变形的影响。c.作用于机墩的楼板荷载、风罩自重及机组荷载假定均布在机墩顶部。d.静力计算中所有动荷载均乘以动力系数η=1.5；动力计算中所有动荷载均不乘动力系数e.动力系数的验算值必须满足η≤1.5。f.机组强迫振动的最大振幅：垂直振幅不大于0.15mm；水平横向与扭转振幅之和不大于0.2mm。g.在静力计算中考虑动荷载使结构材料产生疲劳现象而对强度有所影响，疲劳系数取2.0。h.机墩混凝土标号为200＃。②、荷载组合及配筋4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析静力计算根据短路时的荷载组合，求出机墩截面的内力作为配筋的依据，以保证结构的强度条件；动力计算部分则分别根据正常运行、短路时和飞逸时的三种荷载组合情况，验算机墩的共振、振幅和动力系数，以保证结构的钢度和抗振条件。计算结果表明，除进人孔部位因主拉应力超过混凝土允许拉应力需按计算配筋外，其余部位按构造配筋。故现有机墩配筋能满足要求。2）风罩发电机风罩为钢筋混凝土薄壁圆筒结构，底部固结于机墩上，顶部与发电机层楼板整体连接。a设计原则及假定结构计算中假定风罩为下部固端、上部铰支的有限长薄壁圆筒。b荷载组合及配筋风罩结构计算中考虑了正常运行及转子半数磁极短路等三种荷载组合。根据最不利荷载组合的计算内力，以纵向弯矩、纵向轴力按偏心受压构件配置纵向钢筋；以环向弯矩按受弯构件配置环向钢筋；并用水平法向切力校核风罩水平截面的抗剪强度。计算结果表明，现有风罩配筋竖向Φ20@200，环向Φ14@200能满足要求。4．7．6．2结构复核及改造措施3#机组的额定功率由75MW增容到85MW后，原发电机基础原则上不变，最终需根据新机组的设备尺寸与基础结构，凿除少量的发电机基础混凝土，新浇筑C25混凝土后重新安装机组。发电机基础砼拆除方案需根据最终定货的厂家发电机基础图及发电机层楼面板梁结构布置情况确定，拆除范围应尽可能小，相邻发电机基础不应同时拆除，应错开时间拆除，以免影响风罩及上部板梁结构荷载传递。4．8水力过渡过程计算4．8．1过渡过程计算目的X水电站3#机已经运行35年，由于制造原因，事故隐患较多，急需改造。考虑水库汛期弃水较多和引水系统的实际情况，可结合电站机组改造适当进行增容。根据电厂和原水轮机制造厂家提供的数据资料，3#机组蜗壳进口最大内水压力应小于91.4m，本次计算分别按甩82.5MW和85MW容量进行调节保证计算。在机组负荷突然变化时，机组速率上升、压力管道中产生的水锤压力、调压井涌波水位等都将发生变化。因此，必须进行水力-机械过渡过程计算，确保电站增容改造后安全稳定运行。4．8．2基本资料4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析（1）水位资料水电站上、下游水位组合情况见表4-8-1。上下游水位组合表表4-8-1水位上游水位相应下游水位校核洪水位（m）267.45210.10设计洪水位（m）265.71208.50正常蓄水位（m）265.00192.30死水位（m）244.00192.00（2）机组资料3#机增容改造后，电站三台机组的水轮机型号及有关参数见表4-8-2，其中1、2#机（小机）不变。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析机组机型及参数表4-8-2参数1#机（小机）2#机（小机）3#机（大机）水轮机型号HL835A-LJ-200HL220-LJ-200HL***-LJ-410转轮直径2.0m2.0m4.1m额定水头68.0m64.5m65.0m额定流量39.5m3/s37m3/s147m3/s额定出力23.4MW20.67MW86.74MW额定转速300r/min300r/min136.4r/min转动惯量（GD2）600t·m2600t·m213700t·m2安装高程188.80m188.80m189.00m导叶最大开度26mm33mm22mm水轮机全特性曲线采用x75e模型转轮全特性曲线导叶关闭时间及规律导叶采用两段关闭，Ts1=7.2S,Ts2=9.6s,Yg=0.4,总关闭时间16.8s（3）引水管道组成电站整个引水发电系统即为一个水力单元，包括一条引水隧洞，一座上游调压室，两条压力管道，两个岔管，两条压力支管及三台机组。4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析调压井采用阻抗式，其顶高程为279.00m，竖井断面积在高程251.4m以上为153.94m2（D=14m），以下为113.097m2（D=12m）；阻抗孔面积41.34m2，底高程231.081m。（4）引水系统水头损失计算经计算3#压力管道中流速5.56~6.19m/s，引水系统水头损失如下：3#机：DH3=17.515´10-6Q2+54.273´10-6Qd2其中Q为引水隧洞总流量，Qd为3#机引用流量，当三台机满发时，3#机水头损失为2.04m。（5）有关控制条件根据已有建筑物结构布置、规范要求以及电厂、机组制造厂家提供的初步资料，有关控制条件如下：①调压井最高涌波水位≤278.00m，最低涌波水位≥233.081m；②3#机组蜗壳进口最大内水压力HCmax≤91.0m（原设计值为94.0m，考虑留有适当的裕量），最大转速上升率βmax≤55%；③压力管道最大压力上升率ξmax≤30%～50%；④尾水管进口最大真空度HBmax≤8m；⑤引水道全线洞顶最小内水压力≥2m；4．8．3水力过渡过程计算水力过渡过程计算采用已通过了有关技术鉴定的我院开发的《混流式水轮机过度过程计算通用程序》。根据程序计算要求，建立水力——机械系统结构数据，起始工况数据，导叶关闭规律数据，组合工况数据及水轮机模型特性数据。（1）大波动计算工况根据电气主接线，两台主变三回路出线，本次计算按最大3#机组甩（增）负荷进行水力过度过程计算，共选择14种可能最不利工况，具体计算工况见表4-8-3，工况1-5发电机出力按82.5MW设计，工况6-14发电机出力按85MW设计。工况说明中，甩负荷指本机事故引起的甩负荷，除组合工况外机组转入停机工况。4-30 计算工况及计算条件表4-8-3序号计算工况水库水位（m）当量管流量阻力系数下游水位（m）初始值导叶关闭规律计算目的ABBCCDEFQo（m3/s）Nto（kW）第一段关闭（s）第二段关闭（s）拐点开度（%）1甩额定负荷，求机组最大转速上升额定水头水位259.11平均平均平均0正常尾水位192.3142.7384504导叶一段关闭时间8（S）求最大速率上升βmax2水库校核洪水位甩负荷，求蜗壳最大压力上升校核洪水位267.45平均平均平均0校核洪水位210.1131.9268378导叶一段关闭时间8（S）求最大压力上升ζmax3甩额定负荷，求机组最大转速上升额定水头水位259.11平均平均平均0正常尾水位192.3142.9845987.29.640求最大速率上升βmax4水库校核洪水位甩负荷，求蜗壳最大压力上升校核洪水位267.45平均平均平均0校核洪水位210.1132.06684467.29.640求最大压力上升ζmax5水库正常高水位甩负荷，求蜗壳最大压力上升正常高水位265平均平均平均0正常尾水位192.3133.62842135.69.640求最大压力上升ζmax6甩额定负荷，求机组最大转速上升额定水头水位259.11平均平均平均0正常尾水位192.3146.48865707.29.640求最大速率上升βmax4-30 计算工况及计算条件续表4-8-3序号计算工况水库水位（m）当量管流量阻力系数下游水位（m）初始值导叶关闭规律计算目的ABBCCDEFQo（m3/s）Nto（kW）第一段关闭（s）第二段关闭（s）拐点开度（%）7水库校核洪水位甩负荷，求蜗壳最大压力上升校核洪水位267.45平均平均平均0校核洪水位210.1134.66691387.29.640求最大压力上升ζmax8水库正常高水位甩负荷，求蜗壳最大压力上升正常高水位265平均平均平均0正常尾水位192.3137.22866775.79.640求最大压力上升ζmax9水库校核洪水位甩负荷，求调压井最高涌波校核洪水位267.45最小最小最大0校核洪水位210.1134.52690877.29.640求调压井最高涌波10水库最低水位增负荷，求调压井最低涌波，死水位244最大最大最小0190.5－－按10秒开机求调压井最低涌波11水库最低水位甩负荷死水位244最小最小最大0190.5129.75622217.29.640求调压井流出最大流量的时间12水库最低水位甩负荷，当调压井流出最大流量时t＝30（s）增负荷死水位244最小最小最大0190.5130.862703甩负荷按两段关闭先甩后增求调压井最低涌波最大最大最小0增负荷按10秒开机13水库最低水位甩负荷，当t＝40（s）增负荷死水位244最小最小最大0190.5130.862703甩负荷按两段关闭先甩后增求调压井最低涌波最大最大最小0增负荷按10秒开机14水库最低水位甩负荷，当调压井流出最大流量时t＝30（s）增负荷死水位244最小最小最大0190.5130.862703甩负荷按两段关闭先甩后增求调压井最低涌波最大最大最小0增负荷按20秒开机4-30 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析计算结果表4-8-4工况机组最大压力上升ζmax（%）绝对水压Hmax（m）尾水管最大真空度HB（m）最大速率上升βma（%）调压井涌波（m）备注最高最低13#28.0184.89-2.3942.07——23#29.8793.96-22.2434.64——33#15.3277.72-4.2552.06——43#16.2486.31-22.3442.82——53#13.2782.14-2.5147.74——63#16.7377.08-2.5153.08——73#17.9486.72-22.5243.21——83#14.6782.55-2.6948.83——93#————273.51262.45103#————244.37240.6113#————251.68239.55123#————250.64231.56133#————250.64237.17143#————250.64234.69机组增容改造后，对3#机组导叶关闭规律做优化计算。综合考虑压力上升值、转速上升率、尾水管负压及调压井涌波等控制因素，适当降低蜗壳压力上升值以确保机组的安全运行，本阶段导叶采用两段折线关闭，TS=16.8S，TS1=7.2S，TS2=9.6S，Yg=0.4，TS为总关闭时间，TS1为导叶接力器第一段快关时间，TS2为导叶接力器第二段慢关时间，Yg为导叶接力器由第一段快关变为第二段慢关的拐点导叶接力器行程，其关闭时间和规律如下图。图4-3导叶接力器关闭规律示意图4-33 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析（2）大波动计算成果及分析机组大波动计算成果见表4-8-4，为求调压井涌波极值，进行组合涌波计算，各计算极值均标外框表示，从计算结果可以看出：①3#机组更新改造后，当发电机出力按82.5MW，在所列计算工况下，水轮机导叶按一段直线8（s）关闭，最大压力上升值为29.87%,蜗壳进口最大压力值93.96m，大于91.40m，发生在工况2，不能满足要求；尾水管最大真空度为-2.39m，发生在工况1；最大转速上升率为42.07%，发生在工况1，小于55%。当发电机出力按82.5MW，在所列计算工况下，水轮机导叶按优化两段关闭7.2+9.6（s）关闭，最大压力上升值为16.24%,蜗壳进口最大压力值86.31m，小于91.40m，发生在工况4；尾水管最大真空度为-2.51m；最大转速上升率为52.06%，发生在工况3，小于55%。②3#机组更新改造后，当发电机出力按85MW，在所列计算工况下，水轮机导叶按优化两段关闭7.2+9.6（s）关闭，最大压力上升值为17.94%,蜗壳进口最大压力值86.72m，小于91.40m，发生在工况7，根据河海大学1993年水力过度过程计算结果，三台机全部甩负荷比3#机单机甩负荷蜗壳压力上升只增加2.02m，所以，即使三台机全部甩负荷也能满足要求；尾水管最大真空度为-2.51m，发生在工况6；最大转速上升率为53.08%，发生在工况6，小于55%；满足要求。③3#机组更新改造后，当发电机出力按85MW，在所列计算工况下，引水道沿线均未产生负压，且洞顶以上最小压力大于2m，机组蜗壳内不会出现负压现象。④3#机组更新改造后，当发电机出力按85MW，在所列计算工况下，调压井最高涌波生在工况9，最高涌波水位273.51m，比井圈顶高程低4.49m，根据河海大学1993年水力过度过程计算结果，三台机全部甩负荷比3#机单机甩负荷时调压井涌波上升只增加2.15m，所以，即使三台机全部甩负荷也能满足要求；调压井最低涌波水位发生在工况12，即水库最低水位时甩负荷后30秒，此时调压井流出流量最大时，3#机增负荷按10（s）开机，调压井最低涌波水位下降至231.56m，不能满足最低涌波水位≥4-33 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究4改造可行性分析233.081m的要求；3#机增负荷按20（s）开机，调压井最低涌波水位下降至234.69m，发生在工况14，满足最低涌波水位≥233.081m；若在水库最低水位时甩负荷后40秒再增负荷，开机时间按10（s），调压井最低涌波水位下降237.17m，发生在工况13，满足最低涌水位≥233.081m的要求；根据以上计算，调压井最高涌波在任何工况均能满足规范要求，调压井最低涌波发生在组合工况，即水库最低水位时甩负荷后要大于40秒再增负荷，或增负荷开机时间大于20（s）时均能满足规范要求。（3）调节保证计算根据大波动过渡过程计算结果，3#机组增容改造后，当发电机出力按85MW，水轮机出力86.74MW，发电机GD2值为13700t×m2，根据电站输水系统参数和X75e转轮运转特性曲线，经过计算机仿真计算后，得到如下结论：水轮机导叶采用优化两段关闭规律，总关闭时间为16.8s时，在各种组合工况甩全负荷中，蜗壳末端产生的最大压力上升ξmax≤17.94%，机组最大速率上升βmax≤53.08%，尾水管最大真空度为-2.51mH2O，以上均满足现行有关规范要求。蜗壳末端在机组甩负荷过程中出现的最大水压力值为86.72mH2O，小于蜗壳能承受的最大水压值91.0mH2O（原设计值为94.0m，考虑留有适当的裕量），所以能满足蜗壳的强度要求。因此，通过对3#机组导叶关闭规律做优化计算，导叶关闭规律从原直线关闭（6.0s）改为两段折线关闭（16.8s），较大的降低了水锤压力，更为有利于机组的安全运行。4-33 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究5工程进度安排5工程进度安排 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究5工程进度安排5工程进度安排5．1施工条件5．1．1自然条件X水力发电厂位于闽江沙溪支流九龙溪中游的永安市X镇附近，距永安市区45km。电厂内外交通均已形成，交通及为便利。多年平均气温为19.1℃，最高月平均气温为7月份的34.9℃，最低月平均气温为1月份的4.8℃，极端最高气温为1961年7月的40.5℃，极端最低气温为1955年1月的-7.6℃。多年平均风速为1.3m/s，实测最大风速为19.0m/s，相应风向为WNW。5．1．2用水、用电条件X水库水质良好，无污染，对混凝土一般无酸性侵蚀，可作为本工程生产和生活用水。由于本工程的施工主要是原有设备的拆除与改造设备的安装，只有少量土建工作量，因而少量工程施工用水可取自电厂技术供水系统，施工用电可取自电厂厂用电系统检修用电回路。5．2施工方法5．2．1混凝土凿除混凝土凿除主要采用风钻钻孔，风镐凿除为主，辅以人工撬挖，碰到钢筋用气焊切割。5．2．2混凝土施工鉴于本工程混凝土量很少，可用人工搅拌，再用手推车配合将混凝土运至浇筑现场。5．2．3机电设备安装水轮发电机组的拆除和安装可利用主厂房内检修用桥机进行吊装作业。5-2 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究5工程进度安排5．3施工总进度机组设备招标工作安排于2010年4月完成，设备设计制造周期约为18月（其中签订合同后：设计工期6个月，制造周期12个月），本项目的控制性工期为设备拆除加水轮发电机组安装、调试，，于2011年10月安排原机组设备的拆除、清理工作，工期为2个月，于2012年1月安排机组安装3个半月，调试半个月，于2012年4月底竣工。机组投产工期为2年。5-2 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究6工程管理6工程管理 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究6工程管理6工程管理设计6．1管理机构6．1．1工程规模X水力发电厂位于闽江沙溪支流九龙溪中游的永安市X镇附近，距永安市区45km，现总装机容量115MW（1×75MW＋2×20MW），年平均发电量5.3亿kW·h，是一座以发电为主、兼有防洪和灌溉效益的综合利用工程。X水电厂增容改造后，3#机组的单机额定容量为85MW，电站装机容量由115MW增加至125MW。电站的增容改造只牵涉到水轮发电机组改造，生产办公、生活管理等辅助用房可利用电厂已有建筑物，不再另建。6．1．2管理机构及人员编制本改造增容工程直接由现电厂生产人员管理，施工管理也由现电厂生产人员承担，电站增容改造后，电厂管理机构的设置和生产人员及后勤管理人员的编制仍维持原状，不需再另增设。6．2主要管理设施由于本工程为原X水电厂的改造增容工程，改造增容所涉及的范围均在原电站厂区内，故工程管理范围和保护范围仍保持不变。6-1 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究7设计概算7设计概算 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究7设计概算7设计概算7．1编制说明7．1．1工程概况X永安X水力发电厂位于闽江沙溪支流九龙溪中游的永安市X镇附近，距永安市区45km,厂内交通便利。7．1．2编制原则X省水利厅闽水（2005）计财73号关于颁发《X省X基建工程设计概（估）算编制办法》的通知。7．1．3定额依据（1）X省X厅闽水电（1997）计201号关于颁发《X省X建筑工程预算定额》（上、下册）的通知。（2）原水利电力部（86）水电水建字第50号关于颁发《X设备安装工程概算定额》的通知。（3）X省X厅闽水电（1997）计324号关于颁发《X省X施工机械台班费定额》的通知。7．1．4基础单价（1）人工预算单价按照闽水（2005）计财73号的规定，人工预算单价为28元/工日。（2）材料预算价格根据《三明建设工程材料信息》发布的“2009年3月永安市建设工程材料综合价”及工程现场调查价格综合计算。（3）设备价格:厂家询价资料.（4）施工用风、水、电单价施工用电电价为0.62元/kW·h，风价0.16元／m3，水价1.50元／m3。7-6 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究7设计概算7．1．5取费标准根据X省水利厅闽水（2005）计财73号关于颁发《X省X基建工程设计概（估）算编制办法》的通知中的有关规定计算。（1）其他直接费率：建筑工程3%，安装工程4.2%。（2）间接费率：建筑工程按直接费计算，其费率为：土石方工程10%混凝土工程10%设备安装工程按人工费的80%。（3）利润：按直接费与间接费之和的5%。（4）税金率：按直接费与间接费利润之和的3.381%。7．1．6独立费用（1）根据X省水利厅闽水（2005）计财73号关于颁发《X省X基建工程设计概（估）算编制办法》的通知。（2）工程建设监理费按X省物价局、X省建设厅联合颁发的闽价房〔2007〕273号文的规定计算。（3）工程质量监督费、工程定额测算编制管理费,按X省财政厅、X省物价局闽财综[2008]47号文，关于转发财政部财综[2008]78号文《关于公布取消和停止征收100项行政事业性收费项目的通知》取消工程质量监督费和工程定额测算编制管理费的收费。7．1．7预备费（1）工程部分基本预备费按5%。（2）价差预备费根据国家发展计划委员会计投资（1999）1340号文，价格指数按零计算。7．1．8工程建设资金:本工程不计算贷款利息。7．1．9本工程静态总投资为4937万元。7．2设计概算附表7-6 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究7设计概算工程部分概算表单位：万元编号工程或费用名称建安设备独立合计占一至三部分投资（%）工程费购置费费用　第一部分建筑工程19.71　　19.710.42一拆除工程2.55　　2.55　二厂房工程14.16　　14.16　三其他工程3.00　　3.00　　第二部分机电设备及安装工程214.114294.92　4509.0395.90一机电设备拆除工程41.010.00　41.01　二机电设备安装工程173.104294.92　4468.02　　第三部分独立费用　　172.86172.863.68一建设管理费　　51.6051.60　二工程建设监理费　　50.8850.88　三科研勘测设计费　　50.0050.00　四其他　　20.3820.38　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　一至三部分合计233.824294.92172.864701.60100　基本预备费　　　235.40　　静态总投资　　　4937　7-6 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究7设计概算建筑工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价(元)合计(元)　第一部分建筑工程　　　197104一拆除工程　　　25539　拆除原发电机基础砼m3130196.4525539二厂房工程　　　1415651C25发电机基础砼m3130723.49940542钢筋制安t104751.1147511三其他工程　　　30000　其他工程项130000300007-6 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究7设计概算机电设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价(元)合价(元)设备费安装费设备费安装费　第二部分机电设备及安装工程　　　　429491502141121一机电设备拆除工程　　　　　4101201拆除原水轮机设备台1　186647　1866472拆除原发电机设备台1　215309　2153093拆除电流互感器台12　403　48314拆除原钢芯铝绞线LGJQ-300100m/三相3.33　1000　3333二机电设备安装工程　　　　4294915017310011水轮机HL-LJ-410台11E+0762215710320000622157　小计　　　　10320000622157　运杂费7.75%　　　799800482172发电机SF85-44/8540台12.9E+0771769628620000717696　小计　　　　28620000717696　运杂费7.75%　　　2218050556213自动化系统套18000009136080000091360　小计　　　　80000091360　运杂费7.75%　　　6200070804电流互感器LMZ1-15,5000/5A,0.5/0.5只3100001342300004026　电流互感器LMCD-155000/5A,D/D/0.2只6100001342600008052　电流互感器LMCD-155000/5A,D/0.5只3100001342300004026　钢芯铝绞线LGJQ-400100m/三相3.33　47754　159180　小计　　　　120000175284　运杂费7.75%　　　930013585　第三部分独立费用　　　1728598一建设管理费　　　5160001建设单位开办费（定员4人）元　800002建设单位人员经常费元30000元/人.年*4人*(0.25+2+0.25)3000003工程建设管理费　　　760004联合试运转费台16000060000二工程建设监理费　　　508805三科研勘测设计费　　　5000001工程勘测设计费万元　　500000四其他　　　2037931工程保险费万元4528.740.45%203793　　　　　　7-6 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究7设计概算工程部分分年度投资概算表单位：万元编号工程或费用名称合计分年度投资第一年第二年一建筑工程20911二机电设备及安装工程450920292480三独立费用1737895　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　一至三部分合计470221162586　基本预备费(5%)235106129　静态总投资493722222715　　　　　　　　　　7-6 建筑工程单价汇总表单位：元编号工程名称单位单价其中人工费材料费机械其他其他间接费利润税金定额扩大使用费费用直接费1拆除原发电机基础砼混凝土m3196.4571.1225.8557.170.944.6515.978.796.245.722C25发电机基础混凝土m3723.49145.15378.7538.938.317.1358.8332.3522.9721.073钢筋制安t4751.114343466.9375.771726.6191.3550.24150.86138.38安装工程单价汇总表单位：元编号工程名称单位单价其中人工费材料费机械使用费装置性材料费其他直接费间接费利润税金1水轮机HL-LJ-410台62215718676015320766698　1708014940828658203472发电机SF85-44/8540台71769623382814847172696　1911018706233058234723钢芯铝绞线100m/三相477542604181818238968193208334415627-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究7设计概算材料预算价格汇总表单位：元编号名称及规格单位预算价格其中原价运杂费采保费1汽油kg7.2　　　2柴油kg6.34　　　3电kW.h0.62　　　4风m30.16　　　5水(工程用水)m31.5　　　6板枋材m3987　　　7砂m375　　　8石子m343　　　9块石m343　　　10水泥425#(综合)t316　　　11钢筋(综合)t3340　　　12型钢kg3.9　　　13钢板kg3.9　　　14钢管kg4.32　　　15钢材kg4.85　　　16组合钢模板kg4.5　　　17卡扣件kg4.8　　　18铁件kg4.69　　　19予埋铁件kg4.69　　　20电焊条kg5　　　21铁钉kg5.00　　　22铁丝kg6.00　　　23氧气m35.00　　　24合金钻头个40.00　　　25空心钢kg8.00　　　7-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究7设计概算施工机械台班费汇总表单位：元/台班编号名称及规格台班费其中一类费用二类费用三类费用1手扶拖拉机11kw112.7214.9897.74　2手持式风钻136.277.42128.85　3修钎设备495.77495.770.00　4架子车3.423.420.00　5插入式振捣器2.2kW19.4612.027.44　6风(砂)水枪2-6ｍ/min173.932.93171.00　7汽油型载重汽车5.0t323.579.5244.00　8螺旋输送机250x40mmxm75.1518.0157.14　9斗式提升机D250x21.6mmxm66.7125.6941.02　10胶带机1000x50mmxm181.2372.01109.22　11塔机10t473.51336.91136.60　12汽车起重机汽油5t408.2100.2308.00　13离心水泵单级7kW45.765.5840.18　14离心水泵单级17kW8410.3473.66　15直流电焊机30kVA111.447.28104.16　16对焊机电弧型150348.6320.11328.52　17钢筋弯曲机ф06-4057.447.7449.7　18钢筋切断机20kW103.0613.0690　19钢筋调直机4-14kW58.920.3638.54　7-9 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究8经济评价8经济评价 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究8经济评价8经济评价8．1安全效益分析8．1．1通过对3#机组技术改造，设备的健康水平得以提高，检修周期将延长，如水轮发电机组的大修周期由3到5年延长到5到8年，减少了机组检修时间和次数，减少了机组的事故停运，如在汛期避免一次事故，可减少发电量损失8100万kW.h(按曾经发生事故抢修45天计算)。因此可减少电量损失和维修费用。8．1．2水轮发电机组效率提高增加发电量。X水电厂3#机组更换新型转轮和发电机后，水轮发电机组效率得到提高，相应可以增加发电量1120万kW.h。8．1．3转轮更新改造为不锈钢转轮，使其性能与本电站实际运行情况相一致，使水轮机在高效区运行，避开振动区，有效的改善了水轮机的运行条件，减少水轮机的空蚀现象。8．1．4更新改造后的发电机结构将更为合理，较为完善的通风散热系统，采用优质的材料，有效的保障机组的可靠、安全的运行。8．1．5环形接力器更新改造为体积较小的直缸摇摆型接力器，有效的克服了环形接力器的结构臃肿、易卡、易漏油、难调整等缺点，以满足机组安全运行的要求。8．2增容效益分析增容改造后，机组容量由75MW增加至85MW，增加投资537万元，经计算，年电量增加0.1279亿kW.h，单位电能投资为0.42元/kW.h，说明增容改造方案（85MW）比较优越。8．3结论与建议从以上分析可看出，本工程的改造增容工作从安全方面来说是必要的，技术是可行的，增容改造效益好。因此，为保证机组运行的安全性、可靠性和稳定性，建议尽快对3#机组进行增容改造。8-1 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究9工程特性表9工程特性表 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究9工程特性表工程特性表（1/4）序号名称单位数量备注一水文1流域面积全流域km26000工程坝址以上km251842多年平均年径流量亿m350.813代表性流量多年平均流量m3/s161设计洪水标准p%1设计洪水流量m3/s6640校核洪水标准P%0.1校核洪水流量m3/s8980二水库1水库水位校核洪水位（P=0.1%）m267.45设计洪水位（P=1%）m265.70正常蓄水位m265死水位m2442水库容积总库容（校核洪水位以下库容）亿m37.4正常蓄水位以下库容亿m36.4调节库容万m34.43调节特性季调节三下泄流量及相应下游水位1设计洪水位时最大泄量相应下游水位m3/sm6000208.509-4 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究9工程特性表工程特性表（2/4）序号名称单位数量备注2校核洪水位时最大泄量相应下游水位m3/sm7010210.10四工程效益指标1装机容量/原设计装机容量MW125/11523号机组增容改造后多年平均发电量亿kW.h3.975333号机组增容改造后年平均增发电量亿kW.h0.240五主要建筑物及设备1挡水建筑物型式混凝土宽缝重力坝坝顶高程m270.7最大坝高m92坝顶长度m1682泄水建筑物型式溢流坝堰顶高程m251溢流段长度（闸孔尺寸及孔数）m16/3消能方式鼻坎挑流闸门型式、数量扇3门启闭机型式、容量/数量台2×80/33进水口底板高程m224闸门型式、数量扇2启闭机型式、容量/数量kN/台2×125/1固定式卷扬机4厂房型式坝后地面式9-4 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究9工程特性表工程特性表（3/4）序号名称单位数量备注主厂房尺寸（长×宽×高）m61.5×21×37.4水轮机安装高程m189.05尾水建筑物尾水管底板高程m177.7886开关站及升压站型式户外开关站面积（长×宽）m280×217主要机电设备⑴水轮机水轮机台数台1型号HL***-LJ-410转轮直径m4.10额定出力MW86.74额定转速r/min136.4吸出高度m-2.2最大水头m73.3最小水头m49.3加权平均水头m65.57额定水头m65额定流量m3/s147.0⑵发电机发电机台数台1型号SF85-44/85409-4 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究9工程特性表工程特性表（4/4）序号名称单位数量备注额定容量MVA100额定功率MW85额定电压Kv13.8额定电流A4184额定功率因数0.85(滞后)额定转速r/min136.4额定频率Hz50⑶主变压器主变压器台数台1型号SFPQ10－120000/110额定容量MVA120000额定电压（高压侧/低压侧）kV121±2x2.5%/13.8接线组别Y0/△-118输电线原设计电压kV110回路数回路3六经济指标1投资静态总投资万元4937总投资万元4937100%建筑工程万元19.710.42%机电设备及安装工程万元4509.0395.90%费用万元172.863.68%基本预备费万元235.409-4 华电福建安砂水力发电厂3号机组改造可行性研究10附图10附图 10-2 10-2'