轴流转桨式水轮发电机组增容改造分析及应用

时志能

(大唐水电科学技术研究院有限公司，广西 南宁 530007)

某电厂是20世纪60年代兴建的大型低水头河床式电站，主要由左岸开关站、左岸厂房、溢流坝、船闸等建筑物组成；厂房内安装4台轴流转桨式水轮发电机组，电站总装机为244.7 MW。3号机组于1975年投运，至改造前已运行42年，根据国能资质[2016]351号通知要求，发电机组运行达到设计使用年限的，应向地方能源机构申请延续运行或退役或延续运行。为了彻底解决机组性能恶化、申请延续发电许可运行问题，迫切需要急于通过增容改造恢复3号机组的机械性能，保证设备运行的安全性和可靠性。

水轮发电机组能否实现增容主要取决于水轮机，而水轮机出力则受限于水轮机效率、工作水头、过机流量三个因素[1-4]。一般情况下，机组增容改造中项目的引水系统、蜗壳、尾水管、转轮直径等参数均难以改变，在保证机组稳定运行的前提下，为了挖掘机组潜能，轴流转桨式水轮机选型初期应特别重视低水头段机组的发电能力，充分利用汛期流量，从而提高水能的综合利用率。

1 增容改造的必要性

随着机组运行时间和上、下游其它水电站兴建等因素的变化，3号机组主要存在以下问题：

1)水轮机空蚀和裂纹问题突出。由于受设计水平和机械工艺的限制，活动导叶、转轮、转轮室等过流部件空蚀严重，年度检修需投入大量的人力、物力对空蚀部位进行补焊、打磨，不仅降低了机组整体的运行效率，也加剧了桨叶翼型等过流部件的破坏；因桨叶未设置裙边，桨叶和转轮室的间隙空蚀愈发较为严重。此外，由于水力条件及水轮机金属部件性能的变化，桨叶根部裂纹深度逐年增加，每年均需对桨叶根部裂纹进行刨除和补焊处理。

2)发电机绝缘老化、电晕腐蚀严重。经运行四十余年，发电机绝缘老化和电晕腐蚀严重，定子铁芯出现大范围的锈蚀破坏，部分铁芯甚至出现断裂现象；日常消缺和维护工作量大，同时也存在较大的安全隐患。

3)水轮机实际运行水头偏高，机组出力受阻。根据水文统计数据显示，电厂最大毛水头18.88 m，年平均毛水头范围为15.61～16.78 m，多年平均毛水头为16.43 m，其中汛期毛水头范围为13.67～15.87 m，多年平均汛期毛水头为15.09 m；水轮机改造前其额定水头和效率较低，无法充分利用汛期的中、高水头段实现电量增发目标。

2 机组改造方案和范围

1)1号机组于2004年进行增容改造，其额定水头由14.3 m提高至15.5 m、额定转速从62.5 r/min提至71.4 r/min、额定容量从57.2 MW提高至65 MW；虽然机组额定容量、稳定性及空化特性均优于改造前，但结合2005～2017年机组实际运行状况，因水轮机运行区域向高水头段偏移，机组在其汛期的发电能力却劣于改造前。

鉴于1号机组汛期出力受限的实际，通过优化3号机组水头、转速等参数，其改造方案参数对比见表1。与技改前相比，方案A和方案B的模型转轮效率均有所提高，额定流量均有所减少。从电站整体运营来看，由于方案A转轮效率和年利用小时数的提高，其全厂多年平均发电量较技改前增加0.256 9亿kW·h；虽然方案B的年利用小时数有所减少，但综合水轮机额定水头、额定流量、额定出力、效率等因素，其全厂多年平均发电量较技改前增加0.270 8亿kW·h。由于方案B水轮机比转速较方案A高，且两个方案的机组总造价基本持平，因此，本次推荐采用方案B对机组进行增容改造。

表1 机组增容改造方案参数对比表

2)3号机组段进水口至尾水管出口的流道参数予以保留，转轮直径维持8.0 m不变。

3)在水轮机性能及机组结构强度满足设计要求的条件下，机组大轴、转子中心体、上机架等部件经无损检测和返厂加工后继续使用，水轮机更换范围包括：转轮(含桨叶和轮毂体)、导水机构(含底环、活动导叶、控制环、导叶操作机构、接力器)、水导轴承、主轴密封、受油器、顶盖、支持盖等；发电机更换范围包括：定子(含定子机座、铁芯、线棒)、转子(含转子支臂、磁轭、磁极、制动环)、下导轴承、空气冷却器、上短轴等。

3 机组改造后运行评价

3.1 出力分析

结合3号机组技改前、后的运行资料，其毛水头—最大出力工况点分布区域见图1。当电站毛水头大于15.5 m时，技改后机组达到额定出力62.5 MW；当汛期毛水头位于15.5～15.9 m时，机组仍具有较强的超发能力，有功负荷能够稳定在64.0 MW附近。从现阶段3号机组的实际出力来看，毛水头为10.7～15.5 m时，新机组的发电能力明显优于技改前，表明新机组能够更好地利用汛期流量，实现全厂汛期电量的增发目标。当水头大于17.0 m时，由于上游来水无法满足全厂四台机组满发的流量要求，部分机组处于停机或带部分负荷状态，机组容量大小对全厂发电量没有明显效果。

图1 增容改造前、后毛水头—最大出力对比图

3.2 机组稳定性分析

为了测试3号机组在常见水头下的稳定性状况，对机组进行了毛水头13.0、14.9、16.0、17.0、18.0 m的稳定性测试，毛水头16.0 m稳定性测试数据见表2，机组运行区域划分见图2。试验结果表明，机组对中状况良好，转动部分受质量不平衡力和电磁力影响较小；机组在各试验水头下的变负荷工况下相对稳定，除低负荷区部分工况的水导摆度略微超标外，其余工况上机架、下机架、顶盖部位的振动和大轴摆度峰峰值均满足规范要求[5]；推力轴承和各导轴承的瓦温、油温均在规范允许范围内。机组经增容改造后，低水头下的发电出力能力和稳定性均达到改造的预期目标。

4 结 语

1)由于轴流转桨式水电站库容较小，多数为日调节水库，在保证机组安全、稳定运行的前提下，水轮机进行技术改造应重点关注汛期低水头段的工作效率和发电出力能力，尽可能地的扩大低水头段的工作范围。

表2 毛水头16.0 m机组稳定性测试数据表 μm

图2 增容改造后3号机组运行区域划分范围图

2)根据现代水轮机设计和电厂中压油系统的实际情况，可考虑适当提高调速系统操作油压来缩小水轮机的轮毂比，从而提高机组的单位过机流量。

3)机组增容改造前应重点复核电气设备、调速系统、技术供水系统等参数是否满足要求，统筹资金管理，建议对不能满足新机组使用的辅助系统进行同步改造。