马迹塘电厂设备中长期技术改造探讨

雷晓斌 侯光仁 颜庆丰

（五凌电力有限公司马迹塘水电厂 益阳市 413405）

1 电厂基本情况简介

马迹塘水电站位于桃江县马迹塘镇资水干流上，上游距柘溪电站86 km，下游距桃江县城43 km，207国道从大坝坝顶通过。枢纽由溢流坝 （桥坝结合）、船闸、厂房、开关站与副坝等建筑物组成。坝轴线总长1 312 m，最大坝高26.8 m，于1976年动工兴建，1983年6、7、8月3台机相继投产发电，是我国第一座低水头贯流式机组水电厂。3台贯流式水轮发电机组均从奥地利引进，单机容量为18.5 MW，总装机容量为55.5 MW，设计年发电量2.76亿kW·h，多年实际平均发电量为2.3亿kW·h左右。

马迹塘水电厂现有2台主变压器：1台SFL6-20000/121和1#发电机单元接线；1台SFS-40000/121和2#、3#发电机扩大单元接线。近区10 kV厂用电采用SFL-1000/35降压，分别对厂用备用变压器、溢流坝、船闸和生活区供电。

马迹塘水电厂开关站采用户外式，110 kV主接线初建时采用内桥接线并带旁路，有马桃线和马茶线两条出线；当一条线路故障时，可通过另一条线路接入系统，便于线路开关检修和线路熔冰。2001年7月，电厂对旁路进行了改造，加装了1台六氟化硫断路器（型号：LW6A-126/3150、平开生产），使得 110 kV开关站在正常运行方式下采用内桥接线，当其中1台断路器退出运行时，则变为外桥接线方式下运行。

35 kV出线四回，分别送近区、马迹塘、鸬鹚渡、武潭至三堂街。

目前，电厂正结合2#机组A修，对2#机组轴承、导叶接力器等进行技术改造改造。

2 主要设备改造的必要性

马迹塘水电厂自1997年以来，经逐年大修、技改，相继完成了对3台水轮机转轮、机组调速器系统、轴承油系统油冷却器、接力器碳刷等70多项（国产化）改造，在一定程度上提高了设备的健康水平，确保了设备的安全运行。但限于20世纪70年代末的设计、设备集成和设备制造技术水平的限制，主要机电设备在很多方面还存在不少薄弱环节，各系统的分立设备多，自动化、集成化程度低，运行维护量大，整个设备装备水平还不能完全适应当前五凌公司的发展和业已形成的电力市场的要求。

电厂各类主辅设备均已投运近30年，近年来相继发现各种设备的老化与磨损日益加重，备品配件的需求日益增多，老化趋势加快，许多配件厂家已不再生产，而且定制配件的采购周期很长、费用高，难保证设备维护的需求，严重威胁主设备的安全运行。

同时，为了进一步提升电厂管理水平，打造公司核实竞争力，公司从2009年开始推行“远程集控、无人值班、少人值守”的电厂生产管理模式，并争取在3～5年内使公司所属水电厂均具备 “远程集控”条件，而我厂目前的设备技术水平，要实现 “远程集控”的目标，必须通过全面的技术改造才能达到要求。

3 主要设备技术改造的基本思路

以提高设备健康和自动化水平，确保电厂安全稳定运行为目的，以满足公司“远程集控”为基本要求，坚持“应改必改、改必改好”和“增收节支”的原则，充分分析设备现状，按照“统一规划、分步实施”的思路，争取用3～5年的时间，对影响电厂安全稳定运行和“远程集控”实施的监控系统、110 kV开关站、主变压器、机组轴承、厂用配电系统等设备进行技术改造，打造资水明珠。

4 全厂监控系统改造

4.1 设备现状

现有计算机监控系统，运行时间较早、运行时间长，且技术方案相对较落后，功能简单，服务器系统配置低，运行不稳定；公用设备的各种控制量和状态量均未接入监控系统中，不能满足“远程集控”和运行分析的要求。

（1）目前的监控系统主要实现对机组部分及开关站部分的监控，厂用配电系统及公用设备仍采用常规监视与操作，不能满足安全生产和远程集控的要求。

（2）系统不稳定，事件处理能力差，在发生系统事故，开关量测点变位很多时，存在采集不到数据并造成网络通讯中断的现象，需重启系统才能恢复故障。

（3）系统在事故情况下，上位机语音报警量很大时，存在无法报信的问题。

（4）上位机事故追忆功能不完善，不利于事故处理与分析。

（5）系统存在软故障，有时指令发出后，PLC无任何反应，需重启PLC或将LCU电源重新上电才能恢复。开关站LCU流程启动后，流程正确，PLC输出指示也正确，但扩展继电器不动作。断电一段时间再复电才能恢复。

4.2 改造思路

4.2.1 系统结构及硬件

（1）计算机监控系统网络改造为100 M双以太网。

（2）在安全I区增设1个标准网络机械、2台24口的1 000 M网络交换机及1台防火墙，仍安装于现监控机房；负责安全I区的机组及开关站公用监控系统、弧门监控的网络通讯及向安全II区传送数据。在安全II区增设一个网络机柜及48口网络配线架，布置于现水调自动化机房，用于安装II区交换机及纵向隔离装置（这两个设备不需更换）。

（3）计算机监控系统上位机软件及硬件全部更换，操作系统为WINDOWS平台，监视控制画面应为简体中文，增加自动报表系统工作站，监控数据通过隔离装置送生产管理系统，监控软件方面增加状态检修诊断系统功能及机组远程信号复归功能。

（4）机组及公用LCU PLC整套更换，包括I/O模块、电源模块、温度巡检模块、同期装置(包括现场监控系统有关的二次回路及端子核对工作)，LCU设备安装配置及调试（投标方可根据实际情况拆除原LCU屏柜，重新配置机组LCU控制单元屏柜。因考虑到二次线较多同时电厂机组单元已无增加屏柜的空间，招标方建议不进行屏柜更换）。

（5）LCU控制逻辑及程序重新设计开发。

（6）LCU现地触摸屏更换，人机界面重新设计开发，支持中文系统，操作显示画面为中文，具有现地手动有程序分步开、停机功能及对各现场设备的无程序启、停功能。

（7）监控系统与五凌集控、益阳地调通讯协议及接口开发，实现远程集控，通讯规约采用104协议，地调远动系统进行升级改造，采用101规约。原监控系统与益阳地调、与五凌公司水调系统接口、与本厂MIS系统接口，在监控系统改造过程中的新旧系统过渡处理。

（8）更换GPS设备，接入监控系统，并对整个系统对时，具备网络对时功能。

（9）LCU模块供电电源改造为交直流双路电源。

（10）监控系统与五凌集控、益阳地调通讯协议及接口开发，实现远程集控，通讯规约采用104协议，地调远动系统暂为SC1801接口，必须预留与地调升级改造后104、101规约。原监控系统与五凌公司水调系统接口、原监控系统与厂级MIS系统接口，因监控系统改造而导致的接口重新开发配置。

（11）与弧门监控系统进行无缝接口，具有对弧门监控的监视和操作功能，且五凌集控具有对弧门的监控功能。

4.2.2 现场设备改造

（1）原模拟屏设备及相关回路整体拆除，改为大屏幕工业电视墙。

（2）轴承油箱、高位油箱、漏油箱、调速器回油箱增加磁翻板液位计输出模拟量给监控系统。

（3）3台机组调速器增加残压测频模块及相关程序，增加功率给定相关模块及程序修改。

（4）现场各端子箱（包括调速器柜端子箱、灯泡头端子箱、灯泡体端子箱、轴承油箱端子箱、高位油箱端子箱）整体更换及各回路重新接入。

（5）公用系统（包括直流、厂用电系统、柴油机、水系统、气系统）的现场接入，其中厂区排水、渗漏排水、厂房生活供水已有PLC控制，可以通讯的方式与其接口，其接口程序开发需与第三方厂家合作。

（6）原远动系统屏增设电能计量柜，接入机组、厂用、励磁、近区的电量，并增设报表系统计算机，与电能量采集系统、水情测报开发接口程序；并向IMS系统提供数据；

4.2.3 机房及设施改造

（1）中控室操作台整体更换。

（2）监控机房防静电地板整体更换，面积为3.5 m×5 m，更换两套工作台，可用于安装工作台的有效面积为3.61 m×1 m和2 m×0.7 m。

5 110 kV开关站系统改造

5.1 设备现状

马迹塘电厂110 kV开关站属于户外敞开式，且临近207国道，运行环境恶劣。开关设备已投运28年，属于淘汰产品，可靠性和自动化程度低，无法满足安全生产和远程集控要求。

5.2 改造思路

（1）在现开关站空地上新建一座室内开关站。

（2）重新采购一套室内GIS设备。主接线按照单母线分段的形式，两进两出、一个母线断路器、两组母线PT，共7个间隔。

（3）在新GIS开关站建设期间，为保证施工安全及电厂正常的生产，将影响施工的原架空线用110 kV高压电缆进行替换。

（4）在新GIS设备调试完成后，依次短时停电分部与主变、线路进行连接。

（5）同步对110 kV线路保护、母线保护及安全自动装置进行改造。

6 主变压器改造

6.1 设备现状

马迹塘电厂两台主变均已投运28年，原变压器为老式高耗能淘汰产品，已基本达到设计使用寿命，主变本体绝缘及各密封件已严重老化，厂家已停止备品备件供应，严重影响电厂的安全稳定运行。

6.2 改造思路

订购两台新的风冷变压器（主要技术参数电压比、阻抗电压与原变压器相同），其中将2#主变有原三卷变替换成两卷变，取消35 kV线圈。考虑到主变低压侧与共箱母线的连接方便，主变安装位置不变，只将原来的变压器室进行整改，加装防火卷帘门，改善主变运行环境。同步对主变继电保护装置进行改造。

7 35 kV系统改造

7.1 设备现状

现马迹塘35 kV系统共4路出线，其中外送电网3条线路，目前只有1条线路在使用，既作为当地马迹塘变电站的电源线路，也是电厂的备用电源，另一条作为电厂生活、办公及船闸用电。35 kV系统使用的断路器均为少油式断路器，系统设备均已运行28年，设备自动化程度低、老化较为严重，检修维护成本高，安全风险较大。

7.2 改造思路

除保留电厂至马迹塘变电站的35 kV线路作为电厂的备用电源外，其他35 kV设备全部拆除，将原35 kV断路器更换成SF6开关。将原电磁继电器式继电保护装置全部更换为微机保护。

8 10 kV及400 V厂用电系统改造

8.1 设备现状

马迹塘电厂现10 kV厂用电系统断路器采用的是少油式，400 V厂用电系统负荷开关采用的是隔离开关加熔断器的组合形式，均不能实现远方操作，只能现地进行操作，且配电系统的状态量均无法接入监控系统，不能满足安全生产和远程集控的要求。

8.2 改造思路

（1）35 kV系统改造后，为降低35 kV的下网电量，降低电厂运行费用，提高供电可靠性，从2#主变低压侧10 kV母线加装1台10 kV断路器，引接一路10 kV电源经1台1 000 kVA隔离变与厂用10 kV母线相连，作为生活办公区及船闸的主用电源。

（2）将原10 kV开关全部更换成真空断路器。

（3）对400 V厂用配电装置全部更换成抽屉式开关柜。

（4）将10 kV系统原电磁继电器式继电保护装置全部更换为微机保护。

9 机组轴承系统改造

9.1 设备现状

马迹塘机组已运行28年，轴承系统在近几年的无损探伤中，均发现存在局部脱胎、瓦面巴氏合金脱落的现象，现已结合机组检修对1#～3#机组水导轴承、2#机组发导、水导及推力轴承进行了全面的更换处理，目前运行情况良好，但1#、3#机组的发导和推力轴承还没有更换，严重威胁到机组的安全运行。

9.2 改造思路

（1）按照2#机组轴承改造的技术方案，结合机组检修，对1#、3#机组的发导、推力轴承进行更换。

（2）轴承改造结合机组大修进行。

（3）选择替换下来的一套机组发导、水导、推力轴承，找国内厂家进行修复，用作事故备品。

10 机组振摆监测系统改造

10.1 设备现状

马迹塘电厂机组由于在设计时没有统筹规划机组的振摆监测问题，因此没有安装专门的机组振摆监测系统，只有简单的几个振摆测量探头，且测值不准，无振摆趋势分析系统，无法对机组运行时的振摆情况进行实时监测和分析，不利于机组的安全稳定运行，因此，需加装机组振摆在线监测系统。

10.2 改造思路

借鉴公司凌津滩电厂的成功经验，合理设计、布置机组振摆测量探头。重新安装一套机组振摆监测系统。该系统应具有实时监测和专家诊断功能，能够对机组运行时的振摆情况进行实时监测，并根据监测结果进行趋势分析，具有在线和离线诊断功能。

11 机组定转子绝缘处理

11.1 设备现状

马迹塘电厂机组已运行将近30年，且在2000年发生的水淹机组事件时，使发电机定转子绕组浸泡于油、水混合物中，绝缘性能不同程度的受到了损害，定子绕组整体绝缘性能下降有加快的趋势。

11.2 改造思路

（1）转子：近期结合机组大修，逐步对机组滑环绝缘和转子引线绝缘进行恢复处理。同时，在国内寻找厂家订购一套新磁极，在机组A修时对磁极进行全部替换处理，替换下来的磁极找国内厂家进行绝缘处理，作为替换下一台机组的新磁极，以此类推，对3台机组的磁极全部进行更换。

（2）定子：近期寻找合适的厂家对定子端部绕组半导体漆脱落问题进行处理。远期可考虑在国内寻找厂家订购一套新线棒，结合机组A修进行更换，替换下来的线棒找国内厂家进行绝缘处理，作为替换下一台机组的新线棒，以此类推，对3台机组的定子线棒全部进行更换。

12 结 语

安全生产是电厂的永恒主题，而设备的本质化安全是确保电厂长期安全稳定运行的基础。目前，马迹塘电厂的设备问题已列入公司十大技术难题之一，主要设备存在的问题已严重影响电厂的安全和效益。因此，如何通过不断的技术改造，提高设备的健康水平和自动化程度，是马迹塘电厂今后安全生产工作的一项长期而艰巨任务。