第四节 水库电站运行与管理

朱庄水库水电站安装于1979年，时值各项发电设备严重缺乏，设计水轮发电机型无处购置，只有改变机型。因而出现机型（1号、3号、4号机组）与水库最高兴利水位和下游渠道均不配套。汛后最高兴利水位有近9.7m水头，9480万m³水量不能确定于发电。下游渠道最大引水量时，低机组只能半负荷以下运行，高机组仅能用一台机组发电，机组效能不能正常发挥。2003年为配合“引朱济邢”供水工程在低厂房预留基坑安装了一台小型卧式水轮发电机。

1 机组设置及技术指标

电站设于水库下游右岸山坡（隔南岸）为引水式坝后水电站，分高低两处厂房，高厂房机组尾水接南干渠道，低厂房机组出水流量通过一级消力池分别接北干渠，“引朱济邢”管道。下游用水结合发电。

发电站机组总装机容量4830kW，高厂房机组（3号、4号）安装两台500kW机组，低厂房安装一台3200kW机组（1号）和一台630kW机组（2号），机组主要技术指标列表6-20。

其他部位设备结构情况是：发电输水管道为钢筋混凝土结构，直径4.1m；接大坝下游压力管道为钢筋混凝土内衬钢板管道，长44.5m，直径4.1m。岔道以下为钢管道。进低厂房管道直径1.75m，进高机组厂房钢管直径为1.5m，电站主副厂房面积：高厂房288m²，低厂房为522m²。低厂房西侧为35千伏升压站。表6-21为发电机组指标一览表。

从水电站发出电量通过升压站，经35kV导线送往朱庄变电站并入电网，全长1.5km。

2 机组安装

水电站（1号、3号、4号）机组于1979年8月由水利部一局开始安装，到1981年8月完成。完成主要工程量如下：

机组及其附属设备安装：高厂房机组500kW水轮发电机2台，XT-600调速器2台；直径1.5m电动蝴蝶阀2台，5t吊桥1台，5t电动葫芦1个，油罐2个，直径1.5m闸阀1台。低厂房1号机组3200kW水轮发电机1台，CT-400调速器1台；直径1.75m油压操作蝴蝶阀1台，30t吊桥1台，直径0.8m闸阀1台；6台水泵及其管路系统，2台空压机及其管路系统，5t电动葫芦2个。

电气二次设备安装，操作控制保护动力盘41面，端子箱、操作箱，启动器36台件，管路埋件及电缆架制作与安装1012m/3850kg，蓄电池直流系统及充电装置一套。

电气一次设备安装：接地系统预埋安装1786m；避雷针3基；35VA开关站及混凝土电杆安装；35kV开关站电气一次设备安装；4000kVA与1250kVA变压器各1台；100kVA变压器2台；各种母线、保护网、套管等安装。

电缆工程：各种动力电缆1757m；各种操作电缆6245m。

照明各种管路预埋件1469m及各种布线灯具安装。

金属结构制作4.18万kg。金属结构安装16万kg。低机组临时斜桥及2号机临时钢支墩等。

此外，还安装35kV线路1.5km；1号、2号铁塔安装6700kg；并对水轮发电机组启动调整试验和高、低机组厂房预制件吊装等。

2003年安装完成的2号机组及其附属设备：低厂房2号机组630kW水轮发电机1台，调速器1台；操作控制保护动力盘5面，35kV开关站电气一次设备，800kVA安变压器1台。

3 机组验收

机组试运转：1981年8月，水利部一局将1号、3号、4号机组及其配套设备安装完后，同年9月，水库工程指挥部组织力量对机组安装进行检查调试。随后，邀请省、地有关单位组成验收小组进行机组试运转并验收。首先由验收小组草拟了《朱庄水库水电站水轮发电机启动试运转程序》逐项进行：启动试运转检查；水轮发电机组空载运行；发电机组短路干燥；发电机定子绕组直流耐压；发电机空载试验；母线单相接地检查；发电机组同期并列；机组带负荷及甩负荷；调速器静特性；输变电工程；压力钢管检查；桥式吊车负荷试验等。

机组首先以手动方式进行启动，在50%额定转速下运行2～3min，各部位正常后增加额定转速。

1号机同时录制永磁机输出电压与发电机转速关系特性记录，机组启动开度，空载开度，测量机组各部位摆度等。附机组运转记录见表6-22。

机组带负荷运行情况，1号机组带负荷连续运行72h，3号4号机组因受库水位限制，只做了并网试验，未能带负荷运行。表6-23为各机组运行记录表。

根据机组各项试运行记录，水轮机及其附属设备基本符合安装规程要求，发电机短路干燥测励磁时间，常数1号机为0.3s，3号4号机为0.4s，电动机绝缘达到最佳状态，绝缘电阻均大于2500MΩ，在直流耐压试验时，绝缘强度均符合规程2.5倍，额定电压15000V的要求。根据励磁机空载及负荷特性试验资料，录制的曲线正常，详见图，能够安全使用，调速器特性试验，根据记录整理绘制静特性曲线图，1号机灵敏度0.42%，残留值4格2.9%，6格4.5%；3号机灵敏度0.26%，残留值4格4.1%，6格5.6%；4号机灵敏度0.34%，残留值4格4.1%，6格5.9%。即灵敏度和残留值均符合使用要求。1号机在甩负荷时效果良好。分4个档次进行甩负荷试验，转速最大上升11.6%，压力上升为运行水头（23m）的30%，过渡时间6s左右，即恢复空载稳定开度，在准同期装置检查中，1号、3号、4号机均一次并网成功。不同断路处的准同期均准确可靠，证明机组安装较好。

根据设计图纸检查和实际运行，高、低厂房机组自动控制情况，通过停机，增减励磁，增减转速和同期并网集中操作运行，都能达到自动控制正常。

1983年9月和1984年4月对3号、4号机组做了试运行。发现两机组均有摆度大，超过规程要求，经检查系安装过程中，由于转轮室与转轮间隙过小，施工单位切割转轮造成动平衡不理想所致，因存在上述问题，在正常水头情况下，机组运行达不到额定出力，3号机组最大出力430kW，4号机组最大出力370kW，且摆度过大，因此还需要进行处理。

2号机组安装完成后，进行了机组空载试验和甩负荷试验，符合国家的相关规定，经过72h试运行，运行状况良好。表6-24为机组空载试验和甩负荷试验记录，表6-25为水轮发电机甩负荷试验记录。

4 超设计水头实验

水电站机组超设计水头运行实验，1号机组实验成功，高厂房机组3号4号机组试验失败。2号机组设计不需要进行超高水头试验。

1983年3月1—12日，1号机组进行了超高水头试验成功。此时库水位为247.58m，运行水头49.28m，超过最大设计水头6.28m，为慎重起见，试运行时，河北省水利厅水电处领导参加，并邀请安各庄、王快水电厂，河北工学院，河北水专、邢台电力局，河北省水利厅设计院等单位有实践经验和技术专长的技术人员，组成试运行领导小组现场指挥。经妥善准备后，于同年3月7日10时30分开始空转，做各项测试工作，3月8日做了半负荷（1600kW）至满负荷（3200kW）的5级甩负荷试验。3月8日—11日16时进行了72h的连续试运行。除尾水渠左边墙稍有振动，漏水外，场内一切设备操作灵活，运行正常。说明1号机组在超设计最大水头6.28m（超设计水头18.78m）情况下，是能安全运行的。机组出力在2000～2800kW范围内，运行稳定，工况良好；当机组出力在3200kW·h，出力表摆度较大，主轴摆度达到了0.27mm（超允许值0.14mm的一倍）；机组出力在1500kW·h，甩负荷压力上升值达66m，与机组强度（65m）相近，且振声加剧。因此，在超设计水头情况下，机组不宜在1500kW以下及2800kW以上长期运行。当库水位超过248m（超设计最大水头7m以上）时，能否运行，可先请设计院提出成果再通过试验确定。通过几年运行看，在适应设计水头情况下运行，出力在1500kW以下和出力2200～2300kW，机组有杂音，音量大，不够稳定，应尽量避开此区间运行；而在其他出力情况运行，尤为满负荷运行时，机组稳定。

1985年5月，河北省水利厅以〔1985〕冀水基字9号文批复的朱庄水库尾工计划中，确定3号、4号机组更换转轮。水库发电站把转轮予以更换后，于1988年11月在库水位243.48m情况下，结合冬灌进行试运行。当运行到第七天时，上导瓦升高72℃，自动停机。

1988年12月邀请石家庄田庄电站一行6人进场检修。在拆卸推力头时发生轴划痕11道。此后又转修4号机组，检修完毕，两次试运行均未成功。于1989年春，邀请省、地水电处（科）、华北水电学院、西大洋水电厂等单位有经验技术专长人员，两次来水库帮助指导，重新更换成旧转轮（旧转轮轮叶角度为5°，新转轮轮叶角度为15°），同时田庄电站利用春灌间隙5次进场检修机组，3号机组于1989年7月13日在库水位238.06m情况下试运行成功，继而连续运行，未发现问题。1990年9月29日，3号机组在库水位244.51m情况下，连续运行5h10min，因严重振动而停机。由此得知，高机组不易超设计最大水头运行。各次运行，试运行情况见表6-26。

由表6-22不难看出，高机组凡超过设计最大水头运行时，均出现导瓦油温升高或振动过大，机架底脚螺丝松动等问题而停机。由此说明，高机组不适宜在超设计最大水头情况下运行。

5 水库水电站调速器改造

朱庄水库水电站，装机容量为3200kW，水轮机为TS 325/36-20型，调速器为CT-40型。该电站于1981年2月投入运行。CT-40机械液压调速器在电站运行中存在的问题有以下几个方面：

（1）水轮机调节系统灵敏度差。转速死区大，空载时频率波动大，稳定性差。

（2）机组频率不能自动跟踪电网频率，机组同期并网冲击电流大，难于及时准确并网。

（3）自动化功能低，难以适应无人值班或少人值守电站以及微机监控的要求。

（4）液压系统部件漏油，引起调速器自己调整开度及负荷引起事故。

（5）部件易磨损。调速器的性能已经不能适应电站安全经济运行要求，因此需要对调速器进行技术改造。

5.1 调速器的选配

性价比是调速器技术改造的首要考虑的问题，调速器经过几十年的时间，随着科技的进步，调速器已经经历了机械液压型、电气液压型和微机型几个阶段。微机调速器又有单微机、双微机、PLC、PCC可编程几种形式。机械液压系统依据电液转换电液转换方式分为：电液转换器类、电机类、比例伺服阀类、数字阀类。其中电液转换器类已基本为市场淘汰。为使这次技术改造能立足于当前科技的最前端和充分安全可靠的基础之上，并能做到在今后几年中不被淘汰不会为出现问题没有标准的固件、没有专业的维修人员的后顾之忧，尽量做的该整体制造及零配件有一个标准的市场。经过对国内运行的各类调速器的调查研究和分析，在电气控制部分选择了PLC和PCC。液压随动系统选择了步进式跟数字阀来对比以决定最后选择哪种型号的调速器。

5.2 电气控制部分分析

PLC（可编程逻辑控制器）是专门为解决工业现场恶劣环境而诞生的工业控制计算机系统，其高可靠性已得到广泛的验证。国内将其应用于水轮机调速器后，以其优异的高可靠性能立即成为调速器的主流方向。PCC是继PLC后新一代可编程计算机控制器，采用全新的控制理念，高级语言编程，分析能力强，其硬件具有独特新颖的插拔式模块结构，可使系统得到灵活多样的扩展和组合。软件业具备模块结构，系统扩展时只需在原有的基础上叠加运用软件模块。CUP运行效率高能同时运行不同程序。

从可靠性来讲，PLC平均无故障时间为30万h而PCC平均无故障时间高达50万h，在处理任务时，PLC通过程序扫描完成并行处理。但事实上多任务才是并行处理的逻辑表达式，PCC恰恰可以满足这种需求，当一个任务在等待时，其他任务可以继续执行，这也是PIC不能与其相比的。

不但如此，PCC的512KB大内存也为智能型调速器提供了可靠资源保证，远远大于PIC的10KB内存，在维护简单调试方面由于PCC的高度集成化和高可靠性，对于运行维护人员没有太高的特殊要求，没有像PIC太多的电位器等可调元件。性价比方面现在PIC已逐渐被淘汰，而PCC价格也很合理，综合以上各方面在电气控制部分选择了PCC可编程计算机控制器。

5.3 随动系统部分分析

步进电机式调速器机械液压系统是以步进电机为电信号-位移信号转换装置，并操作主配压阀，最终推动接力器。调速器控制步进式电机的转动方向和启动、停止的开环的控制方式和调节器构成一个以“模糊控制”为基础的直接数字控制方式。步进电机受驱动线路控制，将进给脉冲序列转换成为具有一定方向、大小和速度的机械转角位移，并通过齿轮和丝杠带动工作台移动。进给脉冲的频率代表了驱动速度，脉冲的数量代表了位移量，而运动方向是由步进电机的各相通电顺序来决定，并且保持电机各相通电状态就能使电机自锁。但由于该系统没有反馈检测环节，其精度主要由步进电机来决定，速度也受到步进电机性能的限制，下面以步进电机-凸轮传动装置来说明原理。

当调节器输出关方向信号时，步进电机带动传动轴转动，使传动轴带动凸轮连接体和上环垫克服弹簧向上的压力而向下运动，当调节器输出开方向信号时，步进电机带动传动轴转动，使传动轴带动凸轮连接体和上环垫克服弹簧向下的压力而向上运动，当控制信号为零时，在弹簧的作用下，通过引导阀带动主配压阀上下运动，控制接力器，调节导叶开启、关闭。

数字阀调速器是以标准液压元件即电磁球阀为先导阀，代替传统的电液转换器，以标准液压元件即二通插装阀为放大元件代替传统的主配压阀。工作特点及原理是以电磁球阀的通断控制插装阀，插装阀的通断来控制接力器，电磁球阀的工作状态只有通断两个状态，也即相当于数字电路的高、低电平两个状态，故将其称为数字阀，以下通过二通插装阀介绍下开启关闭原理：二通插装阀通过先导阀的先导元件和控制面板的控制功能控制，再以控制面板做为桥梁控制插入元件的开启关闭动作开启量控制液流的大小，实现对液压执行机构的方向压力和速度的控制，从而调节导叶的开启、关闭。

5.4 步进式数字阀和开关阀相比较

步进式数字阀按步进的方式工作，具有重复精度高及无滞环的优点。但是，步进式数字阀通过阀芯的步进运动将输入的信号量转化为相应的步数（脉冲数），因而存在着量化误差，通过增加阀的工作步数可以减小量化误差，但却使阀的响应速度大大降低。同时，步进式调速器必须保留有引导阀和主配结构，造成步进式调速器的结构较复杂，加工件较多，不具有良好的通用互换性。而开关阀同时也具备无杠杆，无明路对液压油要求低的特点，还具有多机能（具有二通换向阀和单项阀实现方向控制的机能，如果设定了控制腔的压力，当控制腔的压力超过设定值后阀会开启这就是压力控制机能，如果控制腔采用行程调剂措施限制阀芯的开启高度，就可以作为节流元件实现流量控制机能）电磁阀又具有换向可靠和换向工作频率高的特点。

缺点是由于流量、压力脉动等因素的限制，数字阀只适应中小型及调速器操作功不大于17000kg·m。综合上述，选择了PCC可编程智能调节器加中型数字阀的调速器。

6 水电站运行管理

6.1 制定实用的水电站运行管理制度

发电设备能否安全、经济、稳发、满发，很大程度上取决于运行人员的认真监护和操作的标准化、规范化。为此，必须建立一套完善的规章制度和防范措施，使运行人员监护和操作标准化、规范化。股份制水电站基本上套用原有的电力企业运行管理模式，存在运行台账过多、过细的现象，加重员工不必要的负担。因此制定符合本电站的运行管理标准是必要的。应建立一套适应小水电的管理制度，进一步完善安全、生产、劳动纪律等管理体系。在制度制定和修编过程中应听取各层管理人员及员工的意见，更加注重制度的实用性。组织电站现有的技术人员，对水电站设备现场运行规程、操作规程进行编写，建立生产质量管理体系。对运行管理制度、各类规程要组织全体员工学习，并评估员工学习效果，使之落实到具体工作当中去。从而降低水电站设备故障及事故率，确保安全生产，提高生产效益。

6.2 完善管理机构

根据实际情况建立岗位，做好人员编制工作，可以实行一人多岗，一岗多责等形式，决不多设岗位，使每个岗位的工作满负荷。岗位还应实行定期轮岗，这有利于提高员工自身素质与企业创新。各管理部门应严密分工，明确各职能部门的职责，理清上下级的关系，保证集中统一指挥。同时赋予最基层的电站管理工作人员必要的职权，如管事、管人、管分配的权力，这样发挥岗位管理人员的积极性，从而提高企业的工作效率。

6.3 健全工资分配制度

应在企业内部扩大工资差距，拉开档次，充分体现奖勤罚懒、奖优罚劣、多劳多得、少劳少得的工资分配体制。而员工工资的评定和发放，必须有科学、严格的考核，根据其业务水平，劳动贡献和岗位变化，做到员工收入能高能低。只有这样，才能更好鼓励先进、鞭策落后。激励员工努力提高业务技术水平，为企业兴旺发达多做贡献。

结合电站实际情况，可以进一步健全实行结构工资制，以基础工资（即保障员工基本生活需要）、职务（即岗位）工资、工龄工资（即年功工资，可以提高其占工资中的比例）、奖励工资四部分构成。并把工资效益与企业效益相应挂钩，依照结构工资原理，贯彻“岗位靠竞争，收入靠贡献”的思想，把员工收入同所在的岗位以及所作贡献挂钩起来，进一步健全工资管理体系。