潘家口水电站

第一节　潘家口水电站

潘家口水电站安装常规发电机组1台（1号机组），抽水蓄能机组3台（2号、3号、4号机组）。其中，150兆瓦的1号机组由海委引滦局负责管理。自1号机组投入运行以来，随着运行时间的增长，电站机械设备磨损、电气设备老化现象严重，海委引滦局对电站机械、电气部分设施设备相继进行了更新改造、大修及扩修。

一、机械部分

（一）伸缩节漏水处理

1号机组自投入运行以来，一直存在伸缩节漏水现象，经过5次检修，达到规范要求。

1983年3月，对伸缩节漏水进行了处理，拆除旧盘根，安装橡胶盘根。将两个分瓣面进行焊接封闭，焊段经充水试验效果很好，漏水基本消除。但与Y成－45°夹角处的法兰组合面处理困难，仍然漏水。

1988年10月31日—12月27日，进行伸缩节漏水处理。检修时着重调整盘根槽间隙，力争圆周间隙均匀；在盘根法兰分瓣结合面处加铝皮垫，解决分瓣面的漏水。

1992年4月22日—30日，对伸缩节漏水进行处理。在伸缩节的4个把合面的中间位置和盘根法兰边侧面各打一圆孔，然后在孔里灌满铅丝，将盘根法兰组合，法兰周边全部焊封，更换新的橡胶盘根。压力钢管充水后，伸缩节漏水有所减少。

1998年3月—6月，对伸缩节进行了分解检修、除锈清扫，更换了橡胶条盘根。

2000年11月7日—12月19日，安装长沙东屋机电责任有限公司生产的SJTB型亚钢体双层波纹密封结构的伸缩节。伸缩节改造工程由长沙东屋机电责任有限公司和水电厂共同设计、施工，长沙东屋机电责任有限公司负责伸缩节的制造、安装和试验。伸缩节安装完成后，进行了1.6兆帕、30分钟水压试验，伸缩节内侧不漏水。压力钢管充水后，经过对伸缩节检查，改造效果达到设计要求。

（二）1号机组制动器更新

1号机组制动器自投入运行，经过2次更新，制动效果较好。

1985年，对制动器进行改进，委托东方电机厂进行加工制造。新制动器采用双活塞结构，停机制动时所给风压与顶转子时所给的油压分开，上下活塞之间空腔给风压作为制动停机使用，下活塞与阀座之间空腔给油压作为顶转子时使用，保证了密封的良好性，漏油问题基本得到解决。24个制动器及管路于12月6日全部就位，并用0.7兆帕风压进行试验，又进行了弹簧拉力的调整，多次试验均能复位。顶转子试验压力至8兆帕时，转子即顺利顶起并无漏油现象。12月24日，制动器投入使用。

2005年11月10日，进行第二次更新，25日安装结束。此次更新选用天津津世达发电设备有限公司生产的偏心导向、油气分离、气压复位、三活塞220型制动器。同时对制动柜也进行了改造，对制动系统的管路进行重新设计、安装布置。在每个制动器上安装2个行程开关，用其反应制动器的实际位置，行程开关的接点进行串并联连接后，作为制动器的位置信号接入LCU1，进入1号机组监控系统。

（三）水轮机引水板开裂处理

水轮机引水板抢修处理2次，检修4次。

1987年6月13日，对引水板进行抢修，6月30日抢修工作结束。根据引水板损坏情况对其进行了处理。首先排除上冠两隔腔中的积水，然后用千斤顶将翘起部分压平，气焊加热，碳弧气刨开U型坡口，最后按一定的顺序焊接。在处理引水板开焊的同时，拆除了轴心补气阀，并用法兰盖封堵，对水导、水封、检修密封、导水机构以及紧急真空破坏阀等进行了检查处理。同时对发电机轴承进行了大修。

1989年10月25日—11月24日，再次进行抢修。引水板仍采用焊接工艺处理。由于引水板开焊造成机组振动和摆度较大，导轴瓦和推力瓦温度上升较快且较高，因此在处理水轮机引水板开焊的同时，对发电机导轴承和推力轴承进行了大修。

2000年12月10日，在1号机组小修过程中，对转轮引水板进行例行检查时，发现引水板X、－Y方向原调相补气管口处有一条裂缝，裂缝呈错口状，外侧比内侧高约2毫米，宽约0.5毫米，裂缝长度约900毫米，共39条裂纹，累计长度21.85米，被迫进行了抢修。自2001年2月12日开始检修，3月26日检修工作结束，进行了空载开机试验，机组各部运转良好。

2008年机组扩大性大修时，对引水板下的空腔采用混凝土浇筑新技术进行了处理，彻底消除了引水板开裂问题。

（四）尾水管里衬钢板开裂处理

尾水管里衬钢板开裂处理共5次，4次小修，1次扩修。

1988年5月6日，在对水轮机过流部件检查时，发现尾水管里衬钢板开裂比较严重，开裂部位不仅在原焊缝处开焊，在光滑的里衬钢板上包括新补焊的不锈钢板均发现裂纹和穿洞，开焊和裂缝总长度达22.86米。对所有开焊部位和裂纹均进行了补焊处理，拆除并封堵了射流补气短管。

11月7日，对水轮机过流部件进行检查，发现尾水管锥管段损坏严重，损坏部位在－X、Y与－Y、X两个位置，且5月份小修时封堵射流补气孔焊接的3块钢板已全部冲掉。再次对开裂部位进行焊接处理，共焊接钢板11块，面积为4.7平方米，焊接焊缝总长50米左右，并在补气环腔部位加2排拉筋。

1989年4月7日，对尾水管进行检查，发现补焊钢板全部脱落、环腔顶板脱落、拉筋断裂、混凝土损坏严重、基础环与钢板里衬环缝有3.55米长的裂纹、8个测压管均与钢板脱焊，至29日全部处理完毕。同时，通过漏水试验，确定了环腔和钢板里衬与混凝土里衬结合环缝的2个漏水部位。对混凝土损坏严重的部位以及里衬脱壳部位进行了灌浆处理。

1990年11月，对尾水管里衬检查，发现原更换钢板有一处开焊，其他脱裂、开焊部位均属未更换钢板。对开裂及脱块进行了焊接处理和钢板更换。

1991年12月，机组扩修时更换尾水管里衬钢板。尾水管里衬由东方电机厂制造，分成四瓣运至现场进行拼装和焊接，混凝土浇筑和灌浆由水工处负责。同时改造了环腔补气方式和结构。

（五）转轮修型、裂纹、空蚀处理

机组检修时，对发现的转轮裂纹及空蚀进行了9次处理。

1993年11月，对转轮进行补焊打磨处理，14个叶片靠下环头部背面焊磨后不锈钢平均厚4～6毫米，叶片立面背面焊磨后不锈钢平均厚8～10毫米，补焊处理了5号、12号、13号叶片上冠下表面空蚀。

1994年10月，检查发现9个转轮叶片靠上冠根部出口边有裂纹，2个转轮叶片靠下环根部出口边有裂纹，其中有7个叶片为穿透性裂纹，对裂纹进行了补焊处理。

同年12月，检查发现转轮上冠靠叶片下面、叶片背面靠下环出口边等处空蚀比较严重，面积较大，12月20日—1995年1月13日对其进行了补焊处理。

1995年11月，检查发现转轮7个叶片靠下环出口边根部有小裂纹，其中有2个叶片为穿透性裂纹。进行了空蚀补焊处理。

1996年12月，对转轮10号、12号叶片进行裂纹处理及空蚀补焊。

1998年12月，对转轮进行处理，重点补焊了转轮上冠和裂纹，对叶片背水面下部空蚀部分进行了补焊，并对轴心补气阀进行了处理。

1999年12月，检查发现4号、11号、13号叶片出水边上部末端分别有一条长约80毫米、50毫米、60毫米的裂纹，上冠靠叶片根部、叶片背面靠下环出口边等部位空蚀较严重，2000年1月进行了裂纹及空蚀补焊处理。

2004年10月30日，在进行导水叶漏水处理时，检查发现转轮空蚀严重，空蚀的部位主要在转轮14个叶片的头部、叶片靠下环出口边的背面及转轮上冠，空蚀面积约4.87平方米。11月对转轮进行了空蚀补焊打磨处理。

2006年12月5日，检查发现转轮的上冠、下环以及叶片均有严重空蚀，空蚀严重部位主要发生在叶片进水边、叶片背面、两叶片之间的上冠面、下环面以及下环端面，总面积达4.5平方米，空蚀最深处达14毫米。2007年1月对转轮进行了空蚀补焊打磨处理。

（六）轴心补气阀故障处理

机组轴心补气装置能够减轻转轮空蚀，轴心补气阀是补气装置的核心部件。轴心补气阀故障处理共两次，一次抢修，一次大修。

1993年9月6日，主轴镜板一字键处向外喷水，流入推力油槽。故障原因是主轴轴心补气阀阀芯及轴被水冲走，锁紧螺母和定位销失效，浮球密封不严。9月7日开始抢修，封堵轴心补气阀，全面清扫推力油槽，注入透平油，抢修工作于9日结束。11月机组进行检修时，自行设计加工了轴心补气阀，并予以恢复。

2000年11月，检查水轮机轴心补气阀时，发现补气阀阀盘被水冲走，补气阀轴严重磨损，弹簧断裂，补气阀损坏严重，对其进行了大修处理。

（七）推力瓦改造

原推力瓦为巴氏合金瓦面结构，运行可靠性差。推力瓦改造采用弹性金属塑料瓦，结构不变。2004年8月，与东方电机股份有限公司签订了设计、制造合同，推力瓦型号为F4（聚四氟乙烯）弹性金属塑料瓦，重新调整推力瓦的高程及弹性油箱压缩值。10月30日开始改造，12月23日结束。改造完成后，进行了空转试验和25%、50%甩负荷试验。在48.3米水头下带93兆瓦负荷时，机组运行正常。带82兆瓦负荷进行瓦温试验时，推力瓦最高瓦温为31.8℃，彻底解决了1号机组推力瓦温度偏高的难题。

（八）导水叶漏水处理

造成导水叶漏水的主要原因是：导水叶密封材料材质差，橡胶密封磨损、老化，导水叶端面间隙过大。

2004年11月，对导水叶漏水进行了处理，重点处理了导水叶端面间隙，采取减少顶盖与座环间调整垫来降低顶盖安装高度，以减小端面间隙；更换导水叶上下端面、立面的密封条，导水叶立面压板更换为不锈钢压板；检查导水叶端部、立面的空蚀情况，并对空蚀部位进行了堆焊打磨处理。12月22日检修结束后，对导水叶漏水量进行了测量，在设计水头下导水叶漏水量仅为0.43立方米/秒，处理效果较好。

（九）主轴密封漏水处理

主轴密封漏水共进行3次处理，2次检修，1次大修。

2004年11月，对主轴密封进行了检修处理，主要是加固检修密封盘、转动密封托盘，更换加粗的托盘导向杆、托盘弹簧、转动密封橡胶、检修密封橡胶，更换了一根空气围带。经检修处理后，主轴密封漏水大大减少，顶盖水位恢复正常。

2007年12月9日，对主轴密封装置漏水问题进行了处理。密封盘拆卸后，发现－Y方向有一组法兰盘开裂，将其吊出进行了补焊处理。

2008年12月5日，在1号机组扩大性大修时，对主轴密封进行彻底处理，效果较好。

二、电气部分

（一）定子铁芯处理

2007年12月27日，对发电机定子进行检查时，发现定子铁芯有1处烧伤，4处锈蚀。

存在问题：86-87槽间铁芯齿片阶梯部分损坏，第一通风槽以上齿片松动严重，片间绝缘漆膜全部损坏，第一阶梯齿片全部烧伤或断裂，参差不齐，齿压片头部下半部分缺失，两槽上层线棒齿侧最外边绝缘表面受损，有磨损及受热微黑痕迹；186-187、284-286、383-385、482-484号槽间上部阶梯部分齿片表面有锈粉； 529-530号槽间下部阶梯部分齿片表面有锈粉；18号、20号、31号、36号磁极根部的磁轭表面有锈粉；有11对磁极键松动。

处理方案：用电气清洗剂把铁芯锈蚀处的杂质清洗干净，将环氧防晕漆涂刷在处理过的铁芯表面，晾干后，涂刷1361灰环氧酯绝缘漆；把铁芯烧伤处的铁粉清洗干净，逐片向片间涂抹环氧树脂固化胶，将用环氧玻璃布做成的绝缘板条涂抹环氧固化胶后塞入齿片之间，用厚绝缘板制作楔块，并将此楔块涂满环氧固化剂后楔入齿压片与齿片之间；用无碱玻璃丝带将楔块与相邻线棒绑在一起，防止楔块松动或窜出；用环氧固化胶涂刷处理好的部位，最后在处理好的部位表面涂刷130低电阻环氧防晕漆和1361灰环氧酯绝缘漆。

2008年1月22日，进行24小时带负荷运行，发电机运行状况良好。1月25日定子铁芯处理工作结束。

（二）主变压器大修

1983年11月17日，1号主变压器开始第一次大修，11月28日结束，12月5日投入运行。

1995年11月7日，1号主变压器再次进行大修，11月27日结束。完成的主要工作：对主变铁芯的上下夹件螺丝进行检查，发现有轻微的松动现象，全部进行了紧固；三相高压套管底部的均压环有松动情况，全部进行紧固，套管未进行解体检修；对高压侧B相电流互感器的漏油进行了处理；更换了主变温度表和瓦斯继电器的电缆等。11月26日进行主变大修后的试验，运行良好。

2002年12月，1号主变压器冷却系统进行改造，冷却方式由强油循环水冷却方式更换为强油循环风冷却方式。

三、自动装置更新改造

（一）1号机组调速器系统

1998年12月开始改造，采用宜昌能达通用电气公司生产的WBST系列步进电机式水轮机调速器。该调速器以步进电机和可编程控制器为核心，采用步进电机带动丝杠控制主配压阀，实现了电—位移控制，取消了传统的电液转换器、中间接力器、手/自动切换阀、开限机构等，使机械柜结构大大简化。电气部分采用了先进的控制模式，实现了主要控制量的全部数字化。1999年2月投入运行。

（二）励磁系统

1982年5月，对励磁系统主要进行了以下几方面的改进：增加阻容保护的电阻阻值和功率，减少电容个数和容量；在阳极电压交流侧加装吸收电容和压敏电阻；转子放电间隙从转子侧改到可控硅侧，并在可控硅侧加装压敏电阻；投初励回路加闭锁；采取了一些屏蔽措施，防止干扰。

1997年11月，励磁系统更新，采用宜昌能达通用电气公司的产品，励磁调节器为MEC-31B微机型，功率柜型号为STR-1800A，可控硅由二串四并改为二并方式（可控硅为西安电力电子技术研究所生产的KPX-1650/4200型），采用DM4-2500/2型快速双断口灭磁开关与氧化锌非线性电阻组成的灭磁装置。12月25日投入运行。

（三）220千伏线路保护

2006年10月，对潘遵Ⅱ回线路保护进行了换型改造。

将原PLP01-16SF型纵联方向保护柜更换成南瑞继保电气有限公司生产的PRC01A-16型线路纵联方向保护装置。包括RCS-901A型线路保护、LFX-912型收发信机、CZX-12R2操作继电器箱。

将原PXH-361型纵联距离保护柜更换成南京自动化股份有限公司生产的GPSL603G-101T型220千伏线路保护装置。包括PSL603G数字式电流差动保护装置、YQX-11P电压切换箱。

将原PXH-340型线路辅助保护装置柜更换成南瑞继保电气有限公司生产的PRC23C-10型线路辅助保护装置。包括RCS-923断路器失灵及辅助保护装置、CZX-12R2操作继电器箱。同时更换了5YH端子箱，对电压切换盘进行了改造。

（四）发电机、变压器保护

2000年11月开始至12月22日结束。采用许继电气股份有限公司生产的WFB-100系列微机型保护装置，发电机保护屏安装在发电机层上游侧，包括所有保护装置、工控机、打印机。主变压器保护屏安装在继电保护室，包括所有保护装置、工控机、打印机。厂用电保护屏包括厂用变压器（41B、42B、43B）、坝区变压器（44B、45B）、备励变压器（46B）、隔离变压器（GLB）等设备，与主变压器保护共用工控机、打印机。

（五）机组监控系统

工程于1998年12月16日开始，1999年2月5日工程完工。

采用南京自动化研究院生产的SSJ-3000型机组监控系统。通过在中控室装设1台ICS266工业控制机作为操作员工作站，实现对机组生产全过程的监视、控制及事故处理。在发电机层机旁装设现地控制单元LCU1，实现对机组运行的各种实时数据的采集和处理，LCU1的CPU采用CONTEC586一体化工业机，I/O部分基本设备采用美国GE公司90-30系列可编程控制器。同时进行了以下设备更新改造：将发电机定子、轴承、冷热风等测温装置更新为SJ-40型温度巡检装置，通过通信口与一体化工业机通信，完成对温度的监测；将测速装置更新为SJ-22A型双微机转速测量装置；配置1台SJ-12A型机组单对象双微机自动准同期装置；更新了油水风系统自动化元件和传感器；对2.5兆帕油压系统、发电机保护回路、快速闸门设备、励磁装置、电能计量回路、中控台等均进行了相应的改造。

2008年，在1号机组扩大性大修时，对机组监控系统进行了升级改造。将主机更换为2台Sun Ultra45工作站，采用南瑞集团公司NC2000机组监控系统；将现地控制单元LCU1、LCU3的可编程控制器更新为南瑞集团公司制造的MB80，一体化工控机更新为触摸屏，其他设备保持不变。2009年2月进行安装调试，3月底投入运行。

四、附属设备更新改造及大修理

（一）直流系统

2005年2月，更新了2组铅酸免维护蓄电池、3台充电机、2块馈电盘、1块直流动力盘，对蓄电池室通风机控制回路、照明进行了改造，完善了直流绝缘监察系统。

（二）1号机组工作闸门及启闭机

大修工程于2002年11月22日开工，2003年1月13日完工。

主要工作内容：对液压缸进行大修，更换了所有的密封圈、下端盖密封铜压盖、带刮刀铜压盖。同时对油泵、阀门、油罐及油管路系统等进行了大修，对闸门进行防腐。

更新启闭机油泵电机2台。工程于2007年12月6日开工，28日完工。

（三）厂房两台桥式起重机

2006年6月5日开始施工，9月15日结束。

检修主要内容：机械部分更换制动器，对闸瓦及制动轮、齿式联轴器、轴承、齿轮传动及减速机、车轮组、吊钩组、滑轮组及卷筒组、轨道、润滑装置等进行大修；电气部分更新了大小车行走电机、主副起升电机、控制设备，更换了全部电缆和行程限位开关。

五、机组大修

1987年12月15日，机组常规性大修开工，1988年1月26日检修结束。

检修主要内容：对水导轴承4号、6号、7号瓦螺套进行了补焊，更换推力轴承3号瓦垫片；对转轮和尾水管空蚀部位进行补焊、打磨处理；对4号、5号、8号、16号导叶空蚀进行了补焊、打磨处理，更换导叶立面和下端压板螺丝，对导叶下端面与底环的啃磨部位进行了铲削、锉磨处理；拆除了四根调相补气管，用法兰封闭；恢复了轴心补气阀。

检修结束后，完成甩负荷试验，但未进行72小时带负荷运行试验而归调。1988年2月1日，机组带负荷运行8个多小时后，发电机导轴承温度升高、瓦面烧毁，共烧毁20块导轴瓦，被迫进行抢修。12日，经过抢修后机组带负荷试运行，运行8个多小时后，发电机导轴承温度升高，瓦面又一次被烧毁，进行再次抢修。3月6日，检修人员在操作导水叶时发现导叶开度异常，检查发现接力器锁锭未拔出，接力器套筒损坏。7日，用热套及焊接办法加以修复。15日，接力器套筒回装完毕。17日，机组经试运行后投入运行，大修工作结束。

六、机组扩修

（一）1991年扩修

1991年12月17日扩修开工，1992年4月7日机组并网发电。

1号机组自1981年7月正式投入运行到第一次扩修前，累计运行1.7万小时，发电19.3亿千瓦时。但是由于水头变幅大，机组在高水头运行时振动空蚀加剧，导致16毫米厚的尾水管钢板最薄处仅剩6毫米，材质疏化无强度；转轮引水板开焊2次；尾水管锥段钢板里衬8次开裂，累计裂纹长度达200米，钢板脱落17平方米；环形补气腔混凝土全部脱落，混凝土冲刷深度达420毫米，环形淘空，大量漏水。1985年后相继进行了十多次停机抢修，机组平均运行几百小时就需停机抢修。

扩修主要内容：

1.更换尾水管里衬钢板。

2.水轮机转轮叶片修型。1990年12月，海委引滦局与北京农业工程大学签订转轮修型合同，对转轮叶片进行修正，以解决空蚀问题。

3.水轮机引水板加固。检查发现引水板开焊5.3米，径向焊缝开裂，配重块掉落。更换了两块钢板，焊接8根加强钢管。

4.转轮补焊。转轮有92处空蚀，总面积为2.85平方米，最大一处空蚀面积达0.14平方米，最深13毫米，7条叶片出现裂缝。扩修中用不锈钢焊条堆焊、打磨，再堆焊、再打磨，反复至合格。

5.下机架加固。原下机架结构强度不够，转子下沉量明显增加。扩修中根据每条支臂具体情况配制钢板，竖焊在支臂上，每条支臂2块，共24块。

6.不带锁锭侧推拉杆更换。

7.控制环抗磨板更换。在扩修前，每次开关导叶时，控制环有震动，甚至发出异常声音，将控制环吊出后，发现抗磨板部分螺钉脱落，在槽内随着控制环的转动而转动，并将槽内平面磨出两条0.5米长的沟槽。在天津发电设备厂定做了8块平面抗磨板、8块弧面抗磨板进行更换。

8.导叶端面空蚀补焊，更换所有止水盘根。

9.水导瓦架修型、水导瓦研刮、水导瓦架抗重螺栓螺套开焊处理。

10.转子大修，更换了5根磁极键；定子大修，更换了1285节槽楔。机组其他机电部分按常规项目进行了检修。

（二）2008年扩修

2008年12月5日扩修开工，2009年3月23日结束。

扩修主要内容：

1.转轮引水板更新改造。分析认为引水板损坏的原因是引水板结构不合理，引水板外径为5.02米、内径为2.13米，面积16.22平方米。由于引水板下面是空腔，在水流作用下形成击鼓效应，导致引水板长期在交变应力作用下产生疲劳破坏。通过对龙羊峡水电厂的调研，借鉴处理引水板开裂的经验，确定用浇筑混凝土的方案，将引水板下的空腔用混凝土浇筑，消除击鼓效应，彻底解决引水板的开裂问题。

2.主轴密封漏水处理。机组运行时检修密封盘下面由于空间狭小，水压大而且流速快，局部极易形成真空，对其造成很大的冲击力及撞击力，振动增大。2007年曾因振动大致使检修密封盘－Y方向上部外侧的一个法兰被震裂而导致此处大量向外漏水，机组被迫停止运行。在扩修过程中，发现同样方位下部组合法兰的联接螺栓被震断两根，而且转动环及密封托盘磨损锈蚀严重。因此在现有密封装置的基础上，对存在的缺陷进行局部改造：更换导向杆及底座；对检修密封与顶盖的连接法兰进行加强；对检修密封分瓣法兰进行加强；更换密封块、空气围带、密封条等。

3.全面清扫检查发电机定子，处理定子铁芯锈蚀，更换处理了松动的槽楔。吊出52号、53号、58号磁极，检查磁极根部磁轭部分锈蚀情况，处理松动的磁极垫。

另外，进行了水车室墙壁漏水处理、机组监控系统升级改造、机电部分的常规检修等工作，启动试运行一次成功。