绵阳三江水电站水轮发电机组增容改造

王维公

（中广核阳江海上风力发电有限公司，广东 阳江 529500）

1 机组增容改造的原因

1.1 机组增容改造的背景

绵阳三江美亚水电站位于嘉陵江支流涪江中游四川省绵阳市塘汛镇，距绵阳市10 km。是以发电为主，结合城市防洪、水资源综合利用的水电工程。电站紧靠负荷中心，对外交通方便。

电站采用闸坝挡水，最大闸高29.5 m，正常蓄水位448.00 m，相应总库容2 590万m3，最高水位为448.50 m。河床式电站，地面厂房。电站总装机容量3×15 MW，保证出力10.3 MW，厂内安装3台轴流转桨式水轮发电机组。多年平均发电量为2.130 6亿kw·h，利用小时数为4 735 h。具有不完全日调节能力，电站采用110 kV出线。

3台轴流转桨水轮发电机组由东方电机股份有限公司生产，机组励磁装置、水轮机调速器均采用东电控制公司生产的设备。

电站主体工程2002年10月26日开工，2003年12月23日第一台机组投入商业运行， 2004年8月13日第三台机组投入商业运行。

为满足城市景观要求，最高运行水位为448.5 m较设计正常蓄水位抬高了0.5 m，经过两年多实际运行观测，工程安全可靠。

1.2 水轮机的基本参数

型号：ZZD232－LH－420

旋转方向：俯视顺时针

额定出力：15.46 MW 额定水头：15.0 m

桨叶数目：4 个 额定转速：136.4 r/min

额定流量：112.9 m3/s 最高效率：93.1%

叶片转角：-12°- +18° 导叶数量：24个

飞逸转速：310 r/min 允许吸出高度：-2.5 m

1.3 水轮发电机基本参数

型号：SF15-44/6500

额定功率：15 MW 额定电压：10.5 kV

额定电流：1 031 A 功率因素：0.8（滞后）

额定频率：50 Hz 相数：3

定、转子绝缘等级：F级

额定励磁电压（滑环处）：Ufn=330 V

额定励磁电流：Ifn=820 A

2 增容改造方案论证比选

2.1 增容改造论证

2006年电站委托机组原设计制造单位东方电机股份有限公司对发电机组增容改造进行可行性分析，之后又委托四川大学对发电机组增容改造工作进行可行性论证，编制了《四川绵阳市三江美亚水电站机组技术改造论证报告》，报告从水文、水能等方面论证了技术改造的可行性和必要性，得出“从水头、流量和机组实际超发能力等方面分析，三江电站机组具备机组技术改造条件。”

2006年10月份在电站现场对论证结论开展相关试验，结果表明电站机组技术改造后，机组最大轴向推力不变，机组推力轴承满足技术改造到17 MW要求，没有必要更换机组推力轴承；电站机组技术改造后，发电机空载气隙磁密无变化，导轴承受力不变，满足机组技术改造到17 MW要求，也不需要更换发导瓦。

通过表1三个方案的比选，机组增容至17 MW方案2的各项技术参数优于其它方案。

2.2 增容改造技术经济效益分析

三江水电站初步设计装机容量45 MW，多年平均发电量为20 911万kW·h，装机利用小时数4 650 h。机组技术改造设计考虑武都水库调节等情况后，电站装机容量45 MW时多年平均发电量为23 015万kW·h，装机利用小时数偏高为5 114 h；在装机容量增加到51 MW后，利用时数为4 720 h，而且装机容量从45 MW增至51 MW，投资仅增加 462.18万元，多年平均发电量将增加1 059万kW·h（较原初设成果增加3 163万kW·h），补充千瓦投资和补充单位电能投资都非常低。

从经济评价指标上看，三江电站机组技术改造后全部投资内部收益率为11.26%（机组技术改造前为10.01%）；借款偿还期为12.96年（机组技术改造前为15年）；投资回收期为11.02年（机组技术改造前为11.34年）；投资利润率为11.53%（机组技术改造前为9.15%）；投资利税率为15.29%（机组技术改造前为12.53%）；资本金内部收益率为14.02%（机组技术改造前为12.27%）;资本金投资利润率33.02%（机组技术改造前为25.95%）。机组技术改造后电站各项财务指标均较机组技术改造前有显著提高和明显改善。电站财务盈利能力和债务清偿能力进一步加强。

三江水电站具有日调节能力，是绵阳电网中的骨干电源，为地方经济社会的发展提供重要的电力保障，电站机组技术改造后增加的容量系统也完全能够消纳。考虑四川电网特性、资源利用程度、各装机容量能量指标后，三江水电站最终选择装机容量为51 MW的增容改造方案。

3 增容改造的实施

2007年~2008年，三江电站结合机组年度检修，组织实施了3台水轮发电机组的增容改造工作，具体改造设备实施情况如下：

3.1 转轮体改造

3.1.1 转轮叶片进、出水边转动区域铺焊不锈钢层

(1) 将铺焊部位刨除3 mm深（原转轮体材料为铸钢ZG20SiMn）。

(2) 用角向磨光机和砂轮机对碳弧气刨清理过的表面进行打磨，清除气刨时产生的渗碳层。

(3) 对转轮体球面进行MT和PT检查。

(4) 用远红外加热片加热补焊处，使施焊处温度达90℃~120℃，加热片不好布置的地方用氧乙炔烤枪加热，但应注意加热温升要均匀，以免施焊部位造成淬火或退火。补焊缺陷，修磨补焊部位。

(5) 施焊用A237不锈钢焊条，施焊焊条要在烘干箱内烘干至350℃~400℃并保温1 h，用保温桶保存，边用边取，以免返潮。

(6) 铺焊不锈钢，采用分段、退步焊工艺，层间采取锤击方法消除应力，不锈钢铺焊厚度5 mm，焊条摆幅宽度≤3倍的焊条直径。

(7) 面层施焊完，用砂轮机和抛光机打磨施焊部位使粗糙度达到转轮图纸要求。

(8) 对铺焊部位进行MT和PT探伤检查。

(9) 钻、补缺陷，修磨补焊处，使铺焊处球面（R840）满足要求。

3.1.2 转轮叶片增加裙边

（1）裙边下料：选用与转轮叶片（ZG0Cr16Ni5Mo）相同的不锈钢板，并按照叶片外圆进行裙边成型。

（2）在裙边与叶片装焊面割坡口，修磨坡口。

（3）装裙边于叶片上，焊定位板固定裙边。

（4）焊裙边，采用分层、分段，对称施焊，层间采用锤击方法去除应力。每层焊后进行MT探伤检查，确认无缺陷后才能进行下一层施焊。

（5）焊后对焊缝进行局部退火处理。

（6）对焊缝进行UT探伤检查。

（7）如发现缺陷，应去除缺陷，补焊修磨。

（8）修磨裙边上平面及内圈焊缝，用样板检查焊缝尺寸。

（9）检查叶片裙边外圆尺寸并修磨至要求。

（10）拆叶片，钳修裙边，抛光叶片。

3.2 水轮机大轴主轴联轴销改造

水轮机主轴与转轮体联轴销的应力略偏高，通过脱轴方式将水轮机大轴联轴销（Φ 75×100圆柱销）更换为锻钢34CrNiMo材料制造的高强度联轴销。

3.3 发电机空气冷却器改造

为降低增容后的发电机冷风温度，保证定、转子绕组长期安全运行，在不改变外形尺寸及接口的条件下，将原双金属翘片式空冷器改造为整张串片式冷却器, 改造后冷却器承管板表面采用镀锌处理，其余表面进行静电喷塑。

3.3.1 改造前空气冷却器技术参数（双金属翅片式）

型号 KRII 6×24-1 020

换热容量 70 kW

空气流量 3.5 m3/s

冷却水量 38 m3/h

最高工作压力 0.3 MPa

最高进水温度 28 ℃

水路数 4路

冷却管 双金属翅片管（基管T2）

换热裕度 ＞15 %

冷却器数量（单机） 6台

3.3.2 改造后空气冷却器技术参数（整张串片式）

型号 厂家确定

换热容量 ≥90 kW

空气流量 3.5 m3/s

冷却水量 38 m3/h

最高工作压力 0.3 MPa

最高进水温度 28 ℃

水路数 4路

铜管 Φ 16×1 （管壁≥1）紫铜管

散热片 ≥0.2 mm紫铜片

换热裕度 ＞20 %

冷却水管数 6路

使用寿命 ≥20年

冷却器数量（单机） 6台

3.3.3 试验压力及检验

为保证冷却器装配安装质量，在厂内现场进行压力试验。

（1）冷却管单根试验：装配前对每根冷却管进行1.2 MPa，30 s的压力试验，不得泄漏。

（2）冷却器总装水压试验：冷却器出厂前进行0.6 MPa水压试验，保压60 min不得泄漏。

（3）现场安装后试验压力：进行0.6 MPa水压试验，保压60 min不得泄漏。

4 增容改造后的验证试验

增容改造项目实施完成后，为验证机组增容效果，电站委托四川中鼎科技有限公司对增容后的机组进行水轮发电机稳定性、出力及甩负荷等验证试验，试验情况如下：

4.1 全水头出力试验

按照IEC 规程要求开展测试，测试中采取了人工配合措施来保证精度，测试数据见表2。

表2 水轮发电机组出力验证试验数据表

（1）试验实测，机组最低水头试验时的平均工作水头为14.71 m，在加上速度头机组的净水头为15.27 m时，机组导叶开度为98.9%时，其最大有功功率达到17.34 MW，基本满足机组增容到17 MW负荷的要求；

（2）试验结果表明，电站机组在额定水头下的出力基本能达到增容至17 MW负荷的要求，并且根据导叶开度与有功功率的关系曲线来看，机组在高水头运行时，其出力还有一定余量。

4.2 全水头稳定性试验

按电力行业标准DL/T 507－2002《水轮发电机组启动试验规程》有关技术要求机组进行增容至17 MW出力稳定性验证试验，试验结果：

（1）机组运行稳定性良好，机组的振动、摆度幅值均在规程要求优的范围内，不存在明显的转动部分动不平衡的现象，也不存在明显电磁不平衡现象。

（2）机组均在5 MW以下的振动幅值相对大一些，说明5 MW以下负荷区域为机组的振动区域，虽然振动幅值较小，但从机组安全角度出发，应尽量少在该区域长时间运行。

（3）机组增容至17 MW负荷出力后，其振动、摆度等稳定性指标均在电力行业标准DL/T 507－2002《水轮发电机组启动试验规程》的有关技术要求范围内，能满足长期稳定、安全运行的要求。

4.3 发电机组温升、通风试验

（1）发电机在17 MW试验负荷时，视载功率为20 071.9 kW，有功功率为17 307.1 kW，无功功率为10 390.0 kW，定子电压为10 763.3 V，定子电流为1 076.7 A，转子电压为303.0 V，转子电流为457.5 A，转子绕组平均铜温升为68.35 K，定子绕组最高点温升为40.3 K，定子铁心最高点温升为33.1 K，冷风温度为33.5℃，发电机各部位温升值均在允许值以内，并仍有较大的温升裕度。发电机可在额定进风温度、额定视载功率20 MW，额定有功功率17 MW，额定功率因数0.85下长期稳定、安全运行。

（2）发电机增容改造后，在相近的负荷条件下（17 MW有功功率，cosφ=0.85），转子绕组平均铜温升比改造前下降了3.85 K，定子绕组温升比改造前下降了3.1 K，发电机降温效果较为明显，发电机增容技术改造是成功的。

（3）通风试验结果表明：发电机总冷却风量测量值为28.406 m3/s（改造前厂家设计值为21.45 m3/s），完全满足发电机增容至17 MW有功负荷运行时所需冷却风量的要求。发电机上、下风道进风量较对称、（Q上/Q下=0.800 5），风量分配较均匀。

4.4 甩负荷试验

（1）三江水电站增容改造后，机组甩25%额定负荷时机组转速上升率为4.04%，蜗壳压力上升率为2.9%，最大抬机量为0.5 mm；机组甩50%额定负荷时机组转速上升率为15.4%，蜗壳压力上升率为3.4%，最大抬机量为3 mm；机组甩75%额定负荷时机组转速上升率为25.8%，蜗壳压力上升率为4.5%，最大抬机量为3 mm；机组甩15.88 MW负荷时机组转速上升率为32.7%，蜗壳压力上升率为6.4%，最大抬机量为3 mm；机组甩100%额定负荷时机组转速上升率为33.6%，蜗壳压力上升率为6.8%，最大抬机量为3.5 mm。

（2）从试验结果看，机组的转速上升率和水压上升率均在设计要求的范围内，说明机组增容改造是成功的，即使机组甩最大负荷（17MW）也是安全的。

5 结论

2007年10月绵阳市经委组织专家组，对绵阳三江水电站机组增容改造项目进行竣工验收，竣工验收小组认为：机组增容至17 MW负荷出力时，水轮发电机组、水工建筑物、电气设备、辅助设备、金属结构件等均能满足长期稳定、安全运行的要求。同意绵阳三江美亚水电有限公司发电机组改造项目竣工验收，该电站具备3×17 MW运行的条件。

2008年4月东方电机有限公司为三江电站三台机组更换了17 MW发电机铭牌，至此电站增容改造工作全部完成。

绵阳三江水电站的增容改造工作的实施，主要得益于从采购、施工、运维都做到了严格的质量管控，设备选择了东方电机大厂优良产品，施工单位为中水五局，施工质量得到有效保证，投运之后运行单位狠抓运行、维保管理，严格的质量管理为三江电站机组增容打下了坚实的基础。

三江电站有优秀的专业技术人员，善于通过运行技术数据分析发现机组在额定水头下15 MW满功率发电时水轮机导叶开度和发电机温升都有很大裕度，检修也未发现较大设备缺陷，由此提出机组增容的可行性设想。

三江电站管理层为保证机组增容方案切实可行，先组织四川大学对机组增容的编制可行性比选方案，后组织东方电机有限公司开展了可行性验证试验，体现了管理的严谨性。

总之三江电站机组成功增容改造，不仅为电站带来可观的经济效益，更为河床低水头轴流转桨式水轮发电机组的增容改造探索提供了宝贵经验。