科研与技术进步

第六节　科研与技术进步

1994年以前，电厂科学技术奖项称为合理化建议及技术革新奖，1994年以后更名为科学技术进步奖。发电以来，曾多次获得电力部、国家安全管理局、西北电力局（西北电网公司）、甘肃省政府、省电力局等上级单位颁发的奖项，奖项涉及成果类、推广类、科技进步类等。获得的省部级科技奖励有“刘家峡水电厂泄水道2号修复工程大型潜体闸门深水封堵技术”、“刘家峡2号水轮发电机组增容改造”、“励磁机整流子电刷镀的工业化应用研究”等。1994～2009年，科学研究项目约9项，科技进步项目约22项。

科学研究和技术进步，主要针对电力生产、经营管理的发展需要，瞄准新课题、新技术、新设备、新材料，跟踪时代前沿技术，提高电厂生产力水平和经营管理水平。

一、科技奖励

从1994开始对科技奖励进行统计，1994～2009年共计获奖71项，详见刘家峡水电厂科技奖励表1－6－1。

二、科学研究

水轮机修复专用机器人

1．机器人

2004年3月9～12日，电厂在4号机大修中正式应用水轮机修复专用机器人（简称SCOMPI）进行转轮修复。经过实际焊接和打磨测试，表明SCOMPI机器人工作稳定、可靠性高、工作质量好且节省时间。SCOMP能够在0～95%潮湿环境下安全工作，不会发生电击伤害操作人员的事故，具备在粉尘飞溅的金属蜗壳内检修转轮的防尘性能，可以代替检修人员完成焊接和打磨作业，从而可以大大降低检修人员的劳动强度和改善检修人员的劳动环境。能够由直径600毫米和600毫米×800毫米进人孔进入蜗壳内检修水轮机。因此，可以采用不分解机组而检修水轮机的方式，具有缩短检修工期、保证检修质量、降低检修成本等优点。

SCOMPI是加拿大魁北克水电局研制生产的专门用于大型水轮发电机组水轮机气蚀、磨损修复处理的一种现代化工具。2003年2月引进，同时进行了工作试验（在报废转轮上进行焊接、打磨修复处理的试验）和人员培训。

SCOMPI主要由机器人本体（有6个运动关节）、工作控制柜、电焊机、送丝机、焊枪冷却器、打磨机6个部件组成。可以自动进行直径1．2和1．6毫米2种焊丝的气体保护焊，以及提供0．7兆帕气源压力的打磨工作。SCOMPI的操作系统采用IRMX系统，该系统实时控制性强，可达50次／秒。

应用SCOMPI进行了4号机转轮下环的修复工作。焊接、打磨面积分别为250×200毫米和400×200毫米的2块区域，使用焊条为郑州机械研究所制造的直径为1．2毫米不锈钢的焊丝。焊接实践表明SCOMPI焊接过程稳定，焊接效果良好，能够很好地代替人工作业，可大大降低焊工的工作强度，提高工作效率。

2．泄水道浮体门

经1998年汛前检查，发现泄水道2号孔检修门槽底部刺水严重。结合第二次大坝安全定期检查，汛后利用水下电视进行录像检查，发现检修门槽底水封钢板磨蚀严重，孔洞沟槽密布。1999年5月下旬，经水下录像检查，发现检修门上游的底衬钢板也存在大量的冲槽，局部存在较大的孔洞，特别是底钢板与混凝土接缝处的混凝土已被冲出沟槽，左侧60厘米范围内底钢板下面的基础槽钢已经外露达8～12厘米，接缝以上2米范围内混凝土骨料裸露问题严重。因此决定进行泄水道2号孔的修复工程。

泄水道2号孔进口为喇叭口，顶、底、右侧为三个半径不等的弧段，左侧是与1号泄水孔共用的1个由半径为4米、120°夹角形成的中墩。针对泄水道2号孔的破坏情况，经过多个方案比较、论证，决定在2号进水孔喇叭口处设置1扇7．80×16．36－62．25米的平板浮体检修闸门进行水下封堵，创造泄水道2号孔内检修门槽段旱地施工条件。该浮体闸门不设止水钢埋件，以喇叭口四周的坝面作为封水支承面。

60米深水浮体闸门封堵施工方案最大的技术难点，是浮体闸门在坝体原型混凝土面上封水和准确就位。为确保这2项关键技术的落实，利用针梳原理专门制造了重约18吨的试探框。其主要作用是：模拟浮体闸门下水就位过程，测量喇叭口坝面不平度。试探框上共布设1376个尼龙棒测针，测后对实测数据进行统计分析，确定水封的压缩量。经过水封实验最终确定水封断面形状。顶、底、右侧水封宽280毫米，头部为半径140毫米的圆形，高度随形，中墩水封宽340毫米，头部为160°的内凹形，包在中墩两侧，高度随形。水封同时兼做闸门支承。

浮体闸门由8节门叶结构拼装而成，门体总重195吨，充水总量约80吨，总浮力260吨。门体共设5个充水舱，每一个充水舱布设1个直径76毫米的充水管和直径102毫米的排气管，并将其分别安装在闸门的左右两侧，直通至闸门顶部。空舱保证闸门在非工作状态下浮出水面足够的高度。

泄水道2号孔进口喇叭口底部无底坎支承，左右两侧无门槽和钢埋件限位。为使闸门准确就位，在孔口周围布设限制闸门上下定位的导向定位桩，调整闸门左右位置的左右桩以及贴紧坝面的向下游拉桩。

浮体闸门由坝顶350吨门式起重机的30吨回转吊操作。闸门充水直立后沿进水孔两侧的1号、2号软导向绳下放就位，再拉钢丝绳牵拉进行位置调整，直到准确就位，然后提工作闸门放水，浮体门受水库的水压力封水。泄水道2号孔检修任务完成后，浮体门充水平压提出水面，充气排水使之平浮于水面。

2000年10月25日，泄水道2号孔浮体闸门一次封水成功，滴水不漏，完全满足浮体门2寸潜水泵能够排空漏水的设计要求。随后进行紧张的2号孔检修闸门段损坏部位的修复处理工作。由于封水效果是滴水不漏，完全超出原设计要求，满足旱地施工要求，仅33天的时间就高质量地完成检修闸门段的修复工作。

泄水道2号孔修复工程从方案选定、试验到工程修复历时2年，各项工作取得成功，它不但解决了60多米水下修复工程的难题，而且对保证大坝的安全，对电厂的排沙泄水、防洪渡汛、安全发电提供了有力的保证。该项新技术的实施，具有显著的经济效益和社会效益，避免了刘家峡水库24亿立方米水的放空，挽回直接经济损失1．2亿元，保证了电厂泄水道2号孔修复工程的安全和下游人民的生命财产安全以及黄河上游梯级水库和电厂的安全运行，维持了整个西北电网和黄河全河的综合用水程序，同时为全国水电厂类似问题的检修提供了一个成功的范例。

3．大坝安全监测系统监测警戒值的研究

2006年7月，电厂委托兰州陇能电力科技有限公司（简称陇能科技）对电厂大坝安全监测警戒值进行研究。

2006年7～12月，陇能科技先后完成警戒值确定方法分析，完成了▽1715米大气激光准直水平位移警戒值、▽1660米大气激光准直水平位移警戒值、垂线水平位移警戒值、▽1631米静力水准倾斜观测警戒值、左岸及河床坝基地下水位观测警戒值、右岸及黄土副坝地下水位警戒值、▽1720米地下水位警戒值、混凝土副坝扬压力警戒值、混凝土主坝扬压力警戒值、渗漏量警戒值、第三类水工监督月报表中的安全控制指标警戒值的确定。

2007年2月7日，省电力公司和陇能科技与电厂双方专家对大坝安全监测警戒值研究成果进行审查，形成以下意见：该项研究工作着重进行监测警戒值的研究，区别于安全警戒值，其研究目的是以指导和控制现场监测工作、保证监测质量为主，同时有一定的安全警戒意义。

第一类监测警戒值，是相邻2次测量值变化幅度的限定值，针对现场实际情况，区分不同的项目、测点进行研究。该类监测警戒值主要是指导和控制现场监测工作质量。实际工作中，在监测设备正常的情况下，若发生单个测点连续的报警或大量的测点同时报警，也可初步判定为测值异常，具有一定的安全警戒意义。

第二类监测警戒值，是1年内测值变化幅度的限定值。该类警戒值主要在年度资料分析中使用，作为初步判断年度监测结果是否正常的一项依据。若出现较多的测点的年变幅超出警戒值，则可初步判断为测值异常，应展开进一步的分析工作。

第三类警戒值是确定观测月报表中的安全控制指标。观测月报表中选定的测点有23个，包括大坝各重要部位的各种监测物理量。原先在第一次大坝定检后曾为这23个测点制订了警戒值，主要是采用设计值、历史最大测值等作为警戒值，由于各种原因有部分测点原制定的警戒值低于其日常测值，达不到预期的目的。

本次研究中，结合第二次大坝定检的相关文件，保留了大部分测点的警戒值，对原不合理的警戒值进行了调整。审查会议认为研究报告较全面的分析了大坝安全监测警戒值情况，对部分警戒值进行了调整，对今后的现场监测工作和评判大坝安全状态具有安全警戒意义和指导意义，达到了双方签署的研究项目技术协议要求。项目通过验收。

4．仿真模拟培训系统

2001年4月～2002年12月，电厂自行设计、施工安装制作了1套“水电厂发电仿真模拟培训系统”。仿真系统主要由发电厂返回屏、控制台、故障点语音提示装置柜组成，囊括了水电厂的引水、排水、发电、输电等生产过程。从发电机开停机操作、发电机并网、断路器倒闸操作等正常操作和事故处理过程入手，对受训人员进行生产过程、操作方法、事故处理等现场实用技术培训，并应用声、光、录音等方式模拟现场环境。

在这套仿真系统中，设计了发电机手动、自动开机并网方式；单机同期并网方式；全自动开、停机方式、常规自动停机方式，模拟了电厂发电机的全部正常开、停机操作。仿真系统具有从水电厂的引水到发电的生产过程示意图；具有水电厂从引水到发电的生产过程动感光电流水显示装置；具有发电机、线路电流方向示意动感光电指示器。仿真系统还设置了发电机组故障、线路故障、厂用故障时的故障点预置按键，可以通过故障预置按键来设置故障点；制作了发电机、变压器、线路铁塔仿真模型，线路铁塔装设35千伏高压放电回路以增加动态感官，模拟现场真实环境。

5．尾水位壅高及处理措施研究

2006年7月，电厂委托陇能科技对电厂尾水位壅高及处理措施进行研究。同年7～12月，陇能科技先后完成尾水位抬高的基本情况调查、下游洪水位分析、尾水位抬高的原因分析、尾水河段开挖方案比较等工作。

2007年2月7日，省电力公司和陇能科技与电厂的双方专家，对尾水位壅高及处理措施可行性研究报告进行审查。审查认为，研究报告较全面地分析了电厂尾水位壅高的原因，对水位流量关系和尾水河道水面线以及采取工程措施后的尾水河道水面曲线，进行了细致的对比分析和计算，并据此分析处理工程的效果及经济效益，对今后的实施方案的确定具有指导意义，达到了双方签署研究项目技术协议的要求。项目通过验收。

6．溢洪道工作门检修的研究

2005年11月，电厂委托西勘院对溢洪道工作门检修的可行性进行研究。同年11月～2006年9月，西勘院按照电厂和西勘院签署的委托研究技术协议和研究过程中的交流意见，先后完成了降低库水位方案、工作闸门前增设浮体检修闸门方案、原工作闸门后增设新工作闸门将原工作闸门改作检修闸门方案、工作闸门后增设叠梁式检修闸门方案的比较。重点研究了工作闸门后增设叠梁式检修闸门方案，提出浇筑新门槽和闸墩上挖坑装设闸门支承2个方案，进行了方案设计、水力学复核和投资概算，论证了两个方案的优缺点，并推荐了优选方案。

2007年3月23日，省电力公司和陇能科技与电厂的双方专家在电厂对溢洪道增设检修门可行性研究报告进行了审查。审查后认为，研究报告较全面地分析了电厂溢洪道工作门的检修问题，对各种检修方案进行了细致的分析和论证，对今后的实施方案的确定具有指导意义，达到了双方签署研究项目技术协议要求。项目通过验收。

7．冲淤及泥沙调度数学模型

1994年4月～1997年2月，电厂研制了不同的水库泥沙冲淤数学模型，并将数模组合在一个大软件内。具体内容有：给出入库水文站的水流资料与出库的泄流规模，即可求出全水库各计算断面的水面高程、水深及流速、流量等水力因子；由各进库站给出的泥沙过程资料，可计算全水库各处淤积或冲刷过程；该数模包括异重流形成和运动过程的计算、洮河口沙坎形成的计算、异重流排沙计算等；降低水位拉沙时洮河及坝前段的冲淤计算；只要给出边界条件，就可进行包括洮河口排沙洞与坝前原有泄流排沙设施联合运用时的水流、泥沙计算；根据入库的水沙条件，设计不同的坝前运行水位及排沙、泄流规模过程线，进行泥沙调度方案比较计算，就可选出合理的水沙调度方案，指导水库和电厂的运行管理。此外，该数模还可以对洮河异重流的倒灌进行计算。

该项目于1997年2月27日，通过省电力局主持的验收。自1997年4月应用后，效果较好，对指导刘库的泥沙调度、洮河异重流排沙计算等具有十分重要的意义，加之模型全部由计算机操作，方便实用，易于掌握。

8．5号变压器总烃升高问题分析及初步处理

5号变压器为奥地利ELIN公司产品，额定容量385兆伏安。自1996年4月24日投入运行至2006年7月，变压器本体温度稳定，离线色谱数据在合格范围内处于稳定状态。在此期间，变压器除每年大发电期间外，大部分时段为调峰运行，小负荷及停机备用工况较多。2006年7月以后，油色谱分析反映各项气体组分数据逐步增大。经过3个月的跟踪，各项数据呈缓慢上升趋势。2007年7月10日取样分析，发现总烃超出注意值，主变上部达到344微升／升，各气体组分均有较大上升。2007年7～11月，电厂加强了对变压器油色谱的跟踪分析工作，期间通过调整负荷等手段，使得总烃数据基本稳定在300～388．5微升／升之间。

针对5号变压器总烃含量上升情况，省电力公司于2007年12月9日组织召开专题分析会议，电厂、甘肃电力科学研究院等单位领导及专家参加了会议。会议专家通过三比值法计算分析，认为变压器存在电流致热型故障，变压器内部存在大于700℃的局部高温过热点。会议分析，前10年运行期间，大负荷运行时段较少，2006年下半年开始，超过280兆瓦以上负荷运行时段较多，根据油色谱数据记录，超过280兆瓦以上负荷运行时，总烃含量上升较快，而低于280兆瓦负荷运行时，总烃基本保持不变，认为变压器绝缘油色谱数据上升与变压器负荷有关。会议要求对变压器高、低压绕组直流电阻及铁芯绝缘进行测定，对变压器进行远红外成像检查，查找过热点。要求奥地利ELIN公司针对电厂5号变压器存在的问题及检查情况，就故障性质、部位、危害程度等进行综合分析，对该变压器是否可以继续运行、最大运行负荷及为确保安全运行应采取的技术措施等提出具体要求，对故障处理提出详尽方案。

由于该变压器结构为全封闭式结构，未设计进人孔，现场不具备吊罩检查条件，奥地利ELIN公司仅口头建议加强跟踪分析。根据专题会议要求，电厂采取了如下措施：①远红外成像检查。对变压器进行远红外成像检查，未查找到过热点。②对变压器进行现场检查。通过对变压器高、低压绕组直流电阻及铁芯绝缘进行测定，现场测试结果正常。③新安装1台油色谱在线检测分析装置，加强对该变压器油色谱数据的日常监视，提高了设备检测水平和自动化程度。生产管理和维护单位每天对变压器油色谱在线监测装置监测数据进行记录，对照负荷、环境温度等情况进行综合分析。④继续加强油色谱离线跟踪分析。每月进行1次变压器油色谱离线监测，根据色谱数据的变化趋势，确定跟踪周期。⑤合理安排变压器运行方式。在正常运行条件下，优化变压器运行方式，合理分配机组负荷，调整5号变压器负荷尽量在280兆瓦以下运行，在5号变压器负荷超过280兆瓦以上时，加强监测，对色谱变化趋势及时进行分析。⑥进行脱气处理。在2008年3月份5号变压器停电期间，对该变压器油进行了脱气处理。脱气后油色谱各项数据正常。

9．转子堆叠台车的研制

水轮发电机转子的磁轭铁片多达近万张，每张重约40公斤，单靠人力搬运堆叠劳动强度大。1996年7～11月，电厂设计研制了专用于发电机转子安装、拆卸及检修时堆叠的台车，降低了劳动强度，提高了工作效率，保证了堆叠工作的安全顺利。

台车为半龙门式结构。台车由底架、顶架、立架、操作台、工作台等5大部分组成，便于拆装存放，通过4个车轮支承在上下轨面上，上轨固定在发电机转子上，下轨固定在地面上，上下轨为与转子同心的封闭圆环，其中高轨上两轮安装高度可以调节，以补偿双轨轨面高度误差，台车可绕转子回转360度，进退双向运行，分8米／毫米和6米／毫米两档，能反接紧急制动，并有手制动装置，当驱动系统发生故障时可脱开离合器人力推行。

台车操作台由双链轮传动，双滚轮导向，同步性高，不发卡，运行平稳，台车负荷平衡，理论倾倒力矩为零，同时操作台在任一高度均可停车自锁，并设有机械锁装置，安全可靠。台车顶部开口面积较大，转子铁芯可用天车直接从开口处吊装到工作台上，有效利用天车，提高了劳动效率，降低了劳动强度。操作台及工作台架均设有安全围拦，并为可拆式，保证了工作人员在上部作业时的安全。

运用转子堆叠台车，转子分解仅需7天，重新堆叠工作只需10天就可完成，比早先人工堆叠节省了约三十天。

三、技术进步

1．降低1号发电机推力轴承瓦温技术

1号水轮发电机组增容改造后，于2002年1月12日进行了首次开机试运行。机组在空载运行过程中推力瓦温较高，平均温度达到56．4℃，机组带负荷运行过程中，推力瓦温度继续升高，当负荷带到27万千瓦·时，温度最高的1块瓦温高达74．3℃（接近于报警值75℃），根据1号机组运行的经验，夏季运行的推力瓦温要比1～2月份高出8℃左右，尚且冬季推力瓦温度已经异常，待夏季来临时推力轴承肯定不能保证1号机组的正常稳定运行。

鉴于机组在试运行过程中存在推力瓦温偏高的问题，通过测量机组上部机架挠度的方法，推算出各种工况下水轮机轴向水推力，在负荷27万千瓦·时，最大水推力为696．9吨，机组转动部分重量为830吨，推力负荷为1526吨，其推力轴承的设计承载值应该为1600吨。根据1999年3号机改造时，委托哈尔滨电机厂对推力轴承的承载值进行计算的结果，推力轴承的实际承载值为1220吨，达不到设计要求，这是导致推力瓦温升高的主要原因。造成水轮机水推力过大的原因是水轮机顶盖设计结构不合理，造成顶盖水压过大所致（顶盖水压为0．27兆帕），经计算水轮机顶盖水压每增加0．1兆帕，轴向水推力相应增加162．2吨。

通过以上的原因分析可知，造成推力轴承温度偏高的主要原因是由于轴承的实际承载能力达不到设计要求。从根本上彻底解决问题，必须对推力轴承进行彻底改造，增强推力轴承承载能力。电厂委托哈尔滨大电机研究所就推力轴承的改造做了详细的论证，并提供了《刘家峡推力轴承改造设计与论证》报告，方案为利用原轴承部件设计为塑料瓦，荷重能力按1600吨设计，其余结构尺寸均不改变，制造周期为3个月。但从合同鉴定之日起，交货时间拖到6月30日，无法保证机组在夏季最恶劣的条件下的安全运行。为保证1号机组夏季安全运行，满足1号机组5月份夏季大发电能够安全满发和不弃水，保证甘肃电网以及西北电网的经济效益的提高，临时采用以下2项措施：

减小顶盖水压，降低水轮机轴向水推力。将顶盖上原有的12个连通管中选用对称4个与水轮机原基础部分的均压管路连接，将转轮上腔的水直接排至尾水，同时为降低转轮上冠把合对口在转动过程中形成的泵轮效应，在对口迎水面一侧增加导流板，封堵转轮2个与转轮上冠把合对口导流板上方的泄水孔，在剩余的转轮泄水孔下部增加导流罩以增加水流的泄水能力，此项措施的实施效果比较良好，通过试验结果数据表明，转轮上腔压力降低了0．074兆帕，经推算水轮机轴向水推力相应减小120吨，推力轴承温度下降4℃～5℃。

改善推力冷却环境。电厂分析研究认为，原有的推力冷却器因长期运行，部分冷却铜管冲蚀变薄，铜管内壁结垢，有些管路因磨损破裂进行封堵，降低了冷却效果。为此，电厂委托哈尔滨精英公司对推力冷却器进行重新设计制造，设计为翘片式冷却器，在保证原装配外形尺寸的前提下，将冷却器冷却管沿径向加长100毫米，提高冷却流量，增大油散热面积，改善冷却效果。大发电之前，通过此项工作的实施，冷却效果比较明显。

通过以上2种措施的实施，减小了顶盖水压和水轮机轴向水推力，改善了推力轴承的冷却环境，降低推力轴承的温度，保证了电厂1号水轮发电机安全稳定运行，顺利安全渡过了汛期大发电阶段。推力轴承改进前，由于受推力瓦温的影响，1号机组只能在22万千瓦以下工况运行（不考虑振区运行），改进后机组能够在26万千瓦以下工况运行，提高了4万千瓦运行容量。

2．弹性金属塑料推力瓦

2002年1月12日，1号水轮发电机组经增容改造后投入运行，由于转轮上腔压力较大，造成水轮机轴向水推力较大，加之原有推力轴承的实际承载能力达不到设计要求，造成推力轴承温度偏高，夏季瓦温最高达77℃，已超出75℃的报警温度，接近85℃的停机瓦温，且在泥沙含量大、环境温度高的情况下，轴承温度还将升高，很难保证机组安全稳定运行。为此，2003年6月，电厂更换1号机推力瓦，用新设计的塑料瓦代替原钨金瓦，推力轴承其余部件保留不动。塑料瓦轴向偏心值由原来的22毫米增大到30毫米的最佳值；更换后的塑料瓦瓦面积比原瓦增大了107平方厘米，增大4%；改造后原推力瓦比压达到50．9公斤／厘平方米，而钨金瓦推力轴承安全工作的比压上限值为46．6公斤／平方厘米；更换后塑料瓦的比压为48．9公斤／平方厘米，而塑料瓦推力轴承在63．3公斤／平方厘米时仍然能安全工作，使更换后的推力轴承能有1．3倍的安全系数，保证了机组的安全运行。

1号机推力瓦改造中，电厂首次使用了塑料推力瓦。通过开机试验，效果良好，在相同环境温度、相同负荷的情况下，推力瓦温由更换前的76℃降低到更换后的31℃，推力轴承的承载能力有很大的提高，顺利地度过了机组在夏季高温时段的满负荷大发期，机组能够在额定出力的情况下安全运行。

随后，相继对3号、4号机组推力瓦更换为弹性金属塑料瓦，运行情况良好。

3．5号机组励磁冷却系统改造

5号机额定容量为32万千瓦。1999年5号机组整体改造时将旋转励磁系统改为静止励磁系统，即将励磁机改为励磁变压器（简称励磁变）。新装的励磁变系加拿大GE公司随发电机组改造配套的进口设备。变压器规格为2590千伏安／18千伏。励磁变为无油的自然冷却干式变压器。线圈绝缘H级（185℃），高、低压线圈为纸绝缘连续式绕组。自2000年10月投产后，励磁变的运行温度一直较高，特别是在2004年5月大发电期间，5号机在大负荷（27万千瓦）运行情况下，励磁变线圈上端部绝缘内埋设的测头显示的表计温度高达115℃，B相铁芯上部铁轭的运行温度高达164℃，铁芯漆膜变色、脱落。5号机励磁变的运行温度过高，达到危及设备安全运行的危险程度。应对5号机的励磁变采取“强制降温”的技术措施。

2004年11月进行风冷改造试验，5号机励磁变由原来的自然冷却改为强迫风冷。改造后，励磁变在同等环境温度条件及同等负荷的情况下，投用一半风扇（1组3只），变压器铁芯的最高温度（B相铁芯上铁轭）下降了37℃，励磁变线圈冷却散热条件也有所提高。5号机励磁变压器的通风改造达到了预期目标，保证了励磁变的正常运行，提高了励磁变的运行寿命和可靠性。

4．8米立车改造

Q1－070单柱移动立式车床（因加工直径最大为8米，故简称8米立车），1989年投入使用，担负着电厂水轮机的大型部件转轮、顶盖、底环和发电机部件及励磁机等大型设备部件的加工修复工作。随着使用年限的不断增加，控制系统严重老化，缺陷也越来越多，无法达到机组大修的精度要求。从2005年开始，组织专题研究，并派出专业技术人员外出调研，后委托武汉重型机床厂对该设备进行大修和数控改造。2005年9～11月，对8米立车机械部分实施改造，2006年5～9月对电气部分进行改造。此次立车的检修工程分为缺陷消除、机床维护和升级改造3个部分。通过缺陷消除和机床维护工序，消除了滑枕掉刀，精度严重超差、工作台转速不稳及转速范围低等重大缺陷。升级改造主要包括润滑系统改为可以设置注油量的自动和手动2种润滑方式，增设螺母磨损电子报警安全监控功能；增加钻、铣、磨功能；加长高精度滚珠丝杠长度，加设稳压装置，增加迷你手持操作单元（移动式操作盒），工作台加设反向点动和反转功能、设计制造找正工具。

5．大型混流式分瓣转轮现场组焊加工工艺

1号机转轮由美国伏伊特西门子公司设计，上海希科公司制造。由于运输不便，转轮被制造成分瓣式组合结构，运至现场组焊并完成最终机加工。水轮机的上冠和下环的铸造结构材料为G－X5CrNi13－4V1，转轮的上冠和下环外缘设有转动止漏环，材料为X4CrNi134钢板。转轮采用抗气蚀及抗磨蚀性能和焊接性能较好的材料，具有足够的刚度和强度。转轮组焊采用先进的焊接工艺，焊接采用半自动气体保护焊。焊接时采用对称、分段、退步焊接。转轮在仰焊位置时，气体保护焊不易焊接，所以采用转轮翻转焊接。转轮翻转大大降低工作人员的劳动强度，同时保证了焊接质量。转轮组焊后，对转轮先进行粗加工，即对上、下止漏环以最小加工量车圆。引水板焊接后进行转轮静平衡试验。静平衡试验改变传统球心法转轮平衡试验方法，利用传感器法新工艺，降低了工作人员劳动强度且试验精度高，可靠性好。这次静平衡试验残留不平衡力矩为8588毫米·公斤，远远小于设计残留不平衡力矩59374毫米·公斤的标准。转轮机加工利用8米立车车削加工，加工质量良好，几何尺寸均达到设计要求，最终机组一次性启动成功，稳定性、效率均达到水轮发电机组安装技术规范的要求。

6．定子槽楔防止松动技术

1～5号机组系哈尔滨电机厂20世纪60年代初期的设备。20世纪六七十年代电厂机组陆续安装投产发电。自1969年第一台机组投产发电后，机组铁芯部分运行中出现不少设备事故和缺陷。后来在哈尔滨电机厂、东方电机厂的帮助下进行了为期10年的设备改造，但发电机的定子铁芯部分并没有实施改造，机组的定子槽楔虽然经过多次大修和更换，但槽楔松动、楔下垫条松动及下窜等缺陷未能得到彻底的解决。

2007年底，从2号机组扩修开始，对槽楔松动、楔下垫条下窜这类缺陷进行专项处理。最下节槽楔采用乐泰330结构胶粘定子槽楔、定子铁芯槽口和下插斜楔的技术，代替原来的涤纶绳浸胶绑扎；最上节和第15节采用结构胶粘定子槽楔和下插斜楔的技术代替原来的不涂胶直接打紧装配；以强化定子铁心与槽楔的结合力，将中节槽楔缩短一半，以增加槽楔对线棒的压紧力。将下插斜楔比上盖槽楔尺寸缩短5毫米，并增加槽楔紧度，减少槽楔返工损耗。经实际运行考验，此方法有效地解决了定子槽楔松动的问题。

7．5号机制动环板热变形分析与处理

2008年初，发现5号发电机制动环板热变形。至2008年底，通过初步分析研究，认为制动环板变形是制动转速过高引起的，原因确认后采取降低制动转速的方法来减小热变形，同时为了保证机组的运行连续性，购买了48块新的制动环块备用。

8．发电机定子端部绝缘电位外移测定方法

在国家标准中，只有汽轮发电机定子线圈端部绝缘电位外移测定方法。从1998年开始，电厂借鉴汽轮发电机测定方法，首次应用于4号发电机定子端部绝缘电位外移测定。1998年4月，4号发电机组增容改造完毕后的72小时试运行中，发电机定子端部发生短路，通过应用定子线圈端部绝缘电位外移测定方法，发现定子线圈端部绝缘呈现导流物质存在现象，经进一步试验、分析，确定为定子线圈端部绝缘盒内灌注绝缘材料性能不能满足绝缘要求所致。针对存在的原因，采取了改变绝缘材料、改进施工工艺的措施，从而改善了定子线圈端部绝缘性能。之后，在3号、5号、1号发电机的增容改造中，相继应用定子线圈端部绝缘电位外移测定方法，保证了发电机整体绝缘性能。

9．1～5号机在线监测系统改造

电厂5台机组使用的在线检测系统原为武汉华中理工大学研制开发的HSJ－2型水力机械多功能测试仪，该系统软件已远落后于当时众多水电厂使用的水电机组在线检测分析及故障诊断系统，且在运行过程中存在不少问题。硬件方面，现地工控机显示器为非液晶显示器，抗强磁场干扰性能差，使用时间短，易老化出现黑屏现象，且缺乏备品不能及时更换，致使无法正常进行机组运行状态的实时监测，也无法满足系统安全经济运行的要求。软件方面，因5台机组现地显示单元安装时间不同，相应设备的计算机软件是在当时的技术水平下进行开发研制的，故各台机组的现场实际操作程序都不相同，除了1号机现地显示单元的版本较新以外，其他4台机组所使用的软件版本均比较陈旧，但无论软件新旧，它们均是基于DOS系统开发，就当时状况而言，已不能实现简捷、快速、方便、统一的操作要求。各台机组的设置仅限于单台机组使用，相应的软件配置不能实现计算机数据网络化管理，整个测试系统功能的可扩展性较差，不能满足其后现代化管理模式的要求，难以满足电力行业“无人值班（少人值守）”的管理目标。该系统硬盘内存小，采集、存储数据有限，有事故追忆功能，可以记录事故前的72h数据；该系统与电厂的监控系统、MIS网以及广域网都没有连接，通过RS232／485通讯口与电厂现地单元通讯，但容易出现故障，不便于信息共享与远程诊断分析。

基于水力机械多功能测试仪存在的上述问题，电厂于2006年委托北京奥技异电气技术研究所研制开发“水轮发电机组在线状态监测及分析诊断系统”，并于2007年1月31日完成了2号、4号机组在线状态监测及分析诊断系统的安装，在2007年8月、12月，2008年1月分别完成了1号、3号、5号机在线状态监测系统的安装。该系统通过对机组振动、摆度、压力脉动、能量参数的实时测量，实现了对机组轴系状态及水轮机状态的实时监测。

10．发电机出口断路器的应用

为提高系统的运行稳定性和厂用系统供电的可靠性，电厂的最小运行方式确定为2台机。负荷低谷时期经常出现1台机组空转、为电网提供1个变压器中性点接地和为厂用系统提供1路电源的情况，该种运行方式机组空转耗水大，浪费了大量的水能。

电厂1990年初提出要在发电机安装出口短路器，以解决机组空转耗水大的问题，但受地下厂房机组出口空间、当时发电机出口短路器体积较大等原因限制，使这一问题一度搁置。随着发电机出口短路器体积的变小，具备改造条件，2003年底，开始调研并与厂家技术人员、设计人员充分探讨，2005年4月在1号机组出口成功安装1台发电机出口短路器，结束了电厂2台机的最小运行方式的历史。

发电机出口短路器的安装，使电厂负荷低谷期机组最小运行方式由2台变为1台机组，即3～5号机组当中只开1台机，1号、2号机组可全停，1号变投入运行，以满足220千伏系统中性点的要求和电厂厂用电的需要，节约大量空转耗水，也减少了机组空转时过水对导叶的磨蚀，其经济效益可观。

1．SF6断路器2．主回路串联隔离开关3．接地开关；4．电压互感器

5．电压互感器6．避雷器7．电流互感器G：1号发电机组；T：1号主变压器

图1－6－1　1号机装设发电机出口短路器后的接线模式

发电机出口空间无法改变，此种情况下瑞士ABB公司对其提供的HECS－100L型断路器的尺寸，经电脑精确模拟其运输通道及摆放位置后，使1号发电机出口安装断路器成为可能。1号发电机出口断路器安装位置，如图1－6－2所示。

11．3～5号机组钢管伸缩节改造

3～5号机组钢管伸缩节漏水长期困扰着电厂。2004年，电厂利用3号机扩修，委托湖南东屋公司对3号机组钢管伸缩节进行改造，改造后的伸缩节为波纹式结构。3号机伸缩节改造工作于2005年1月28日完工，通过了电厂组织施工厂家共同参加的质量验收，并进行1．5兆帕、15分钟耐压试验，压力无下降，检查钢管伸缩节波纹管焊缝及钢管外部无渗漏。之后相继对4号、5号机组钢管伸缩节进行改造。通过改造，彻底解决了3～5号机组钢管伸缩节长期存在的漏水问题。

图1－6－2　1号发电机出口断路器安装位置图

12．投入开关操作直流时防止开关误动技术

220千伏开关操作回路大多数使用开关操作箱，继电器微型化，减小了体积，降低了继电器的动作功率，但在运行过程中发现，投入开关操作直流（先投正极、后投负极）时，开关有误合的现象，分析如下：

开关操作回路的控制接点位于电源正极，被控制继电器接于电源负极，而控制接点与被控制继电器之间有较长电缆，该电缆相当于1个对地电容。先投正极保险时，正极电缆通过控制回路对控制接点与被控制继电器之间的电缆充电，使该控制电缆为正极电位，当负极保险投入时，积累的电荷通过继电器形成电流通路，当电流量达到继电器的动作功率时，继电器动作。通过试验验证了上述分析，误动概率约为三分之一左右，而先投负极、后投正极保险时从不误动。

防止误动所采取的技术措施是：在操作盘上的合分闸回路上加装快速动作的大功率中间继电器，由中间继电器动作接点启动操作箱内小的合分闸继电器。

2001年，在2401开关采取该项防止误动技术。其他开关亦按此技术进行改造。改造后的所有试验中未发现有误动现象。

13．转子绝缘完善化

发电机转子绝缘水平降低造成转子接地，是威胁发电厂直流系统安全的重大隐患。处理1次转子接地故障至少需用20天时间。1996年2号机就因为转子接地处理故障超过20天，被上级以“检修超期”定为事故。发电机转子绝缘完善化势在必行。主要采用2项措施消除转子接地故障、提高转子绝缘水平：

（1）磁极分解，上下托板拆除。转子线圈内外彻底清扫干净后，涂刷1361环氧灰漆。待漆干透后，组装磁极。

（2）调整磁极线圈厚度。通过测量磁极线圈各部厚度尺寸，确定磁极线圈调整参数。用环氧玻璃胚布贴补磁极线圈尺寸不足之处，使磁极线圈各部厚度正确一致，从而磁极线圈挂装后，固定可靠。

自1998年2月采用此项技术开始，先后共计处理了4台发电机经常发生转子接地的缺陷。经过水轮发电机转子绝缘完善化改造的发电机转子在运行中绝缘一直保持高水平，再未出现转子接地现象。

14．自动盘车装置的应用

5号机组整机增容改造后，机组型式为半伞式结构，推力轴承部分具有高压油顶起装置，机组轴线调整采用人工盘车方式。首次安装阶段发现人力盘车存在转速不均匀、停点不准确、可控性差、操作人员劳动强度大（需80人进行人力驱动），且工作质量和效率低，经常反复出现无效劳动的缺点，容易造成数据采集偏差大，导致计算、分析不准确，耽误工程进度和影响轴线调整测量的准确性。

为保证5号机2005～2006跨年度扩修的轴线调整质量，电厂联合山东青州市通利电力配件厂共同设计制造自动盘车装置，由驱动电机、支架、传动齿轮、联轴装置构成。经过5号机安装轴线调整的实际运用检验，自动盘车装置运行平稳，可靠，取得很好的使用效果。其优点主要是自动盘车装置安装简单、可靠，安装后能够方便地调整机组轴线，保证同心；驱动力偶距能够保证机组转动部分转动均匀、平稳、可靠；控制灵活方便，能够方便准确的停到某一点；保证各测点数据的测量准确性；运行维护要求低，能够保证长期稳定运行；降低了劳动强度，减少了人工费用等。

15．3号发电机组引水钢管道加固补强新技术

1997年1月28日～3月15日，3号机停机检修，对引水钢管脱空情况进行了全面检查，发现第23－76节为脱空段，为防患于未然，对引水钢管道23－76节进行补强化学灌浆处理。在严重脱空部位第60节采用细石混凝土灌浆与化学灌浆相结合的方法进行处理。先在钢板上钻直径为l00毫米的孔，灌进细石混凝土，然后封孔再进行化学灌浆。

化学灌浆解决了3号机引水钢管道的脱空问题，也避免了由于脱空而造成引水钢管变型失稳的事故。根据此前1、2号机引水钢管道化灌的情况看，化学灌浆处理引水钢管道脱空效果良好，特别是在脱空较为严重部位先进行细石混凝土灌浆，再进行化学灌，处理效果则更好。

16．125吨顶盖运输台车改造

机组增容改造后，水轮机各部件结构尺寸发生了变化，其中顶盖结构变化较大，原结构顶盖与轴承支架为2个分离的部件，改造后新顶盖与轴承支架为一体结构，成为上小下大柱形同心结构，修理加工部位主要集中在顶盖下部，考虑到采用立车加工位置要求，须将加工面朝上放置，由于在加工车间无法实现顶盖翻身，只能在厂房安装间利用桥机预先将顶盖翻转好，使加工面朝上再进行运输，此时顶盖姿态为上大下小，且由于厂房大门装修后尺寸变小，台车中心与大门中心偏离，致使顶盖在台车上放置时须偏离台车中心方能运出厂房。在这种状态下如用原有台车运输，存在顶盖重心偏高而颠覆的危险，原有台车的运输方式不能完全满足新顶盖的运输要求。2005年，电厂委托西勘院进行新运输台车的设计，由水电四局水工厂负责加工，完成了新运输台车的加工、制造工作。新台车为“U”型结构，高1．4米，宽2．8米，长8米，重25吨。新台车到厂后，长期困扰电厂的顶盖运输问题得到了解决。

17．8米立车洞卷闸门改造

电厂8米立车卷闸门自安装以来，由于其传动装置为链条传动，且无安全自锁装置，存在诸多安全隐患。2007年11月，电厂委托西勘院进行8米立车卷闸门进行技术改造工程前期研究、总体方案研究制定、卷帘门支撑钢梁复核、制定修复方案或重新设计卷帘门支撑钢梁、卷帘门支撑钢梁的三维有限元计算分析等工作。2008年3月，对卷闸门上部钢梁的弯曲变形值进行测量。在此基础上，确定对卷闸门钢梁及卷闸门进行更换。2008年8月9日，电厂与兰州奥菲机械厂签订立车洞卷闸门制造合同，2008年11月加工完毕验收合格出厂，2009年4月初完成旧梁拆除、新梁安装工作。2007年12月12日，电厂与西安安特消防设备有限公司签订卷闸门制造合同。2009年4月底开始安装，2009年5月底安装完毕并验收合格，投入使用。

18．立式深井泵改造为潜入式排水泵

立式深井泵自建厂以来运行至2005年，经过36年的运行，水泵排水效率低下，检修频繁，检修工作量日益加大，2台立式深井泵进行改造势在必行。2005年8月，针对立式深井泵改造，电厂专门组织相关技术人员赴小三峡公司、大峡电厂进行调研，其所使用的由德国威乐山姆逊水泵公司生产的防泥沙潜水泵为免维护水泵，自电站建成投运后运行良好。在调研的基础上，2005年11月，电厂与兰州物华电气有限责任公司签订德国威乐水泵供货协议。2006年6月、2008年4月分别将原1号、2号深井泵更换为潜入式深井水泵。2台潜入式深井泵投运后至2009年底运行良好。

19．三元乙丙丁基橡胶防水卷材在厂房大屋顶上的应用

坝后厂房大屋顶原防水层为沥青油毡（三毡四油）防水层，经过十多年运行，沥青油毡已严重老化，厂房顶部渗水点越来越多。1996年3月22日～7月31日，经过调研最后选用新型防水材料，即三元乙丙丁基橡胶防水卷材进行施工。铺设以后，房顶无任何漏水迹象，从防水层外观看无鼓包损坏现象。

20．铆焊法贴补钢板加强钢衬砌

排沙洞是汛期排沙、泄水的重要水工建筑物。检修闸门与弧形工作门之间洞身采用钢衬砌结构。多年来频繁泄水排沙，钢衬砌受泥沙磨蚀、水流气蚀的双重作用，破坏严重。原来厚20毫米的钢板，到处理时只有6～10毫米。气蚀孔洞较多，侧镜板最大坑直径达70毫米，最深达21毫米，已穿透衬砌钢板威胁混凝土基面，渐变段焊缝开裂或锈烂，严重危及洞身结构稳定。

针对上述情况，通常的检修方法是彻底更换钢衬砌，虽然可以较彻底地解决问题，但施工复杂、工作量大、耗资巨大、时间长。1997年3月7日～4月18日，采用铆焊方法补强钢板，即在原钢板上铆焊l0毫米的16Mn钢板，焊孔孔距300毫米，镜板用炭弧气刨刨除，更换上新镜板，大大节约了检修施工费用，缩短了检修期，在汛前顺利完成了检修任务，确保了安全度汛和排沙。贴焊后的门槽段钢衬砌，消除了混凝土基面脱空破坏情况，新、旧钢板结合紧密，对接焊缝、铆焊处均无破坏痕迹。钢板与过水前相比，无明显变形变位破坏。经过检修排沙洞工作门运行良好，已安全运行10余次。

21．远红外热像仪科技

2007年3月6日，电厂购买了1台广州彼岸思精光电系统有限公司生产的ThermaCAMTMTMP65型红外热像仪。验货后，广州彼岸思精光电系统有限公司的人员，现场调试P65型红外热像仪，并对电厂使用人员进行了技术培训。

2007年3月26日，电厂进入大负荷运行阶段，根据电厂的安排，每个月底进行1次全厂大电流设备的巡回测温，并对运行温度异常的设备进行跟踪监测。至2009年底，高压班使用ThermaCAMTMTMTMP65型红外热像仪共进行了4次巡回测温。仪器性能稳定，操作简便，携带方便，使用过程中未发生异常状况，能真实反映设备的运行温度。