水轮发电机组增容改造技术研究

陈良勇，胡小刚

(1.三峡金沙江川云水电开发有限公司向家坝水力发电厂，四川 宜宾644612； 2.重庆大唐国际武隆水电开发有限公司，重庆408506)

沙湾水电站位于四川省木里藏族自治县境内，系木里河干流水电规划“一库六级”的第3级水电站。电站采用引水式开发，闸址位于木里河干流瓦郎沟沟口下游1.5 km处，右岸引水至沙湾大桥下游2 km处建厂发电。电站的水轮机型号为HLA351-LJ-305，发电型号为SF60-18/5500。电站具有日调节功能，共装有4台单机容量为60 MW的水轮发电机组，机组运行最大水头259.33 m，额定水头220 m，额定转速333.3 r/min。受某些客观因素和技术条件的影响，沙湾水电站在建设过程中存在以下几点问题。

1)沙湾水电站闸址和厂址初设时均无实测水文资料，以该电站上游濯桑和下游呷姑站作为该水电站分析的依据站，以上游濯桑和下游呷姑站设计径流成果，按照该电站集雨面积线性内插，推求本电站径流设计成果。闸址多年平均流量为103 m3/s，按面积线性内插推求的本电站3个年份逐日平均流量为水能设计依据。该电站于2012年投产，在2013年、2014年、2015年3年的运行期该电站集雨面积入库流量远大于设计流量。

2)该电站设计厂址开工不久就出现涌水，导致大范围变形体的问题。随后将厂房向下游迁建1 km，机组安装高程较设计高程低1 m，电站实际运行水头较额定水头要高，相应的耗水率减小。

3)作为日调节水库，电站原设计装机容量为240 MW 所对应的最大引用流量为124 m3/s，而上游衔接卡基娃水库为年调节水库，最大引用流量为216.1 m3/s，两电站调峰流量不匹配。尽管沙湾电站有日调节库容171.8万m3，可调约5 h调峰多余流量。若上游电站日调峰时间增长，该电站就有可能弃水。因此，将该电站装机容量由240 MW增加到288 MW，相应的最大引用流量增大到148 m3/s，将减少上游电站的日调峰产生的弃水，同时提高了本电站的调峰容量和电量，使电网的电量更加合理。

为了最大限度提高木里河水能资源利用率，同时考虑到电站的实际情况，经过综合研究分析，目前拟对沙湾水电机组进行扩容改造，每台机组在原有基础上扩容20%，即从60 MW扩容至72 MW。扩容后，水轮机型号保持不变，发电机型号变为SF72-18/5500。

1机组技改扩容实施方案

1.1水轮机部分

1)转轮修型前准备。根据机组技改增容论证报告[1-2]和原转轮的上冠、下环流通参数及叶片型线参数，按经验提出修改数据，再通过计算机流场分析软件CFX(现在用的较多是FLuent，CFX，FLOTRAN等)来验证，不断修正达到要求，并按修正后的最终数据，做样板用于转轮修型及修复用。

2)转轮改造内容。现转轮型号为HLA351为15+15长短叶片，改造的主要内容是叶片修型，并少量加工下环出口直径。叶片修型分长短叶片，其中长叶片出水边将截短，并将叶片出水边修薄倒圆，长短叶片的背面堆焊，正面去除部分，转轮整体退火处理，注意用水玻璃保护转轮法兰面、螺孔等。清理转轮，在立车上车加工转轮外圆，上下梳齿及下环出口。将转轮放在数控转台上，数控镗床上铣加工叶头部正背面。转轮放在数控龙门铣上加工长叶片出水边，出水边先截短，再加工叶片背面并倒圆，铲磨叶片型线，并用样板检查。转轮进行静平衡试验。转轮修型如图1所示。

图1转轮叶片修型

1.2发电机部分

1)发电机通风系统验算。根据机组的实际运行情况，额定功率在60 MW(水温25℃)时，冷风温度32℃，热风温度65℃，冷热风温差达33 K。额定功率在72 MW(水温25℃)时，通风系统需带走的损耗将由功率为60 MW的1 010 kW增加到功率为72 MW时的1 226 kW, 冷热风温差将达40 K。为在72 MW时，冷热风温差下降到28 K，需把风量提高42.8%。原因如下：

根据公式：Q0=ΔP/1.1Δt

式中：Q0为发电机总风量，m3/s；ΔP为需要由冷却器散出的损耗，kW；Δt为发电机额定工况时的风温升，K。

由上述公式得出发电机60 MW时总风量Q0=27.8 m3/s，很显然，该风量已无法满足发电机增容后的散热需要。发电机增容到额定功率72 MW时，冷热风温差按28 K，需使发电机总风量达Q0=39.7 m3/s。为此,需改造发电机。需更换发电机空冷器，改造通风系统，增加转子的压头，降低定子与空冷器的风阻，封堵漏风，大幅度提高发电机的风量。

2)发电机通风系统改造。转子的散热主要靠转子通风沟的出风及磁极间上、下端的进风进行散热的，而现机组的结构转子采用无风扇结构，转子磁极仅有径向风而极间进风几乎没有，因此造成发电机总风量明显偏低，如何提高电机有效风量，增加增快转子表面吹拂以期降低定、转子温升才是本次增容改造成功的关键。增加增快转子表面吹拂最有效的办法可采取在转子的上、下端加装风斗[1]。

转子旋转，装在磁极两端的风斗使冷风由磁极端轴向导入两极之间，与转子的径向气流并联，在定子风沟入口处形成高压，提高定子风沟的风速，因而使有效风量大大提高。利用冷风在进入风斗前的先期旋转，在定子上下端部线圈处形成冷风环流，对定子上下端部线圈的冷却非常有利。 实践证明，使风斗出口正对磁极两端的吹拂，可使转子平均温升降低10～15 K，可使定子温升降低10～20 K。采用转子磁极上下端装风斗的密闭自循环通风冷却系统。冷却空气经转子支架、磁轭环隙和风斗加压后进入转子极间和气隙冷却磁极线圈，再经定子径向通风沟冷却定子线圈和铁心后，到达空气冷却器入口，经冷却后重新进入循环风路。发电机进行通风改造后使发电机内部空气分布均匀合理，冷却空气利用率高，定子绕组、定子铁心、励磁绕组和发电机端部绕组均能得到良好冷却。磁极上下端加装风斗，没有挡风板结构，如图2所示，冷却空气在风斗的吸风作用下从轴向进入极间和气隙。

图2发电机磁极加装上、下风斗结构

风斗式通风系统结构简单。为了安全和检修安装方便，拆除原机定子上下端的水平及立式挡风板，仅仅利用原机磁轭拉紧螺杆在磁极上下端各安装一圈旋转风斗，实践证明，对安装、检查测量气隙、检查磁极接头和磁极健、检修风闸等都非常方便。散热效率高，由图3可见，转子旋转，装在磁极两端的风斗使冷风由磁极端轴向导入两极之间，与转子的径向气流并联，在定子风沟入口处形成高压，提高定子风沟的风速。利用冷风在进入风斗前的先期旋转，在定子上下端部线圈处形成冷风环流，对定子上下端部线圈的冷却非常有利。改变风斗出风口与磁极的相对位置，可以改变风斗对定子或对转子的导流吹拂作用，实践证明，使风斗出口正对磁极线圈两端的吹拂，可使转子平均温升降低10～15 K；如风斗出口正对两磁极间，可使定子温升降低8～19 K。

图3风斗式通风系统图

3)空气冷却器改造。随着技术的发展，与过去设计制造的空冷器相比，当前的空冷器冷却技术和冷却效果有着很大的进步[2]。本次空冷器的改造，一方面增加空冷器的换热容量，另一方面采用新型空冷器结构，提高空冷器的换热效果。采用新型高效穿片式空气冷却器，经已运行电站的性能测试和认证，该型冷却器换热元件达到国际先进水平。

本次增容改造需要更换的高效率的空气冷却器。在发电机定子机座周围，对称地布置4件水冷式空气冷却器，形成一密闭自循环的空气冷却系统。空气冷却器备有足够的散热余量，当1台冷却器退出运行时，发电机也能在额定容量运行工况下安全运行，且各部分温升符合国家标准。空气冷却器的冷却管采用BFe10-1-1白铜管，其结构具有防堵和防热应变能力。散热方式采用热交换效率高的穿片式。冷却器供水水压为0.2～0.4 MPa，按0.7 MPa设计，其试验压力为设计压力的1.5倍，历时60 min无渗漏。冷却器管中水的流速不超过1.5m/s。冷却器为防止由于沉淀物的聚积堵塞冷却水管。冷却器可双向换向运行。

1.3主变压器

1.3.1参数变化

主变容量由80 MVA扩容为83 MVA后，有如下参数变化。

1)额定电流。扩容后主变的额定电流分别是：高压侧208.4 A，低压侧4 563.8 A，增加比例均为3.75%。经核算，变压器内部绕组和引线无须更换，即可满足变压器扩容后运行要求。在外部组件方面，现有4台主变所选用的原无励磁开关电流为630 A，高压套管额定电流为1 250 A，低压套管额定电流6 300 A，显然足以满足扩容后的要求，因此，这些外部组件也无须更换。

2)负载损耗。变压器扩容后，变压器的空载损耗将保持不变，即仍然为44 kW；而负载损耗与容量比的平方成正比，最大的负载损耗(一般位于最小分接)为298 kW，即相比对应原值增加了20 kW左右，也是变压器扩容之后，总损耗约增加了20 kW左右。

1.3.2改造方案

因原80 MVA变压器在设计时，内部设计均有比较充分的裕度，因此，扩容后，变压器内部无需任何更改，也不涉及现场吊芯。考虑到增加的总损耗，为了保证变压器在83MVA额定容量长期可靠运行时，并使变压器油及绕组维持之前的温升水平，该次改造方式是将现有冷却器容量由250 kW全部更换为300 kW[3]，新设计制造的冷却器安装尺寸与原接口尺寸相同。

2结语

沙湾水电机组增容改造技术主要对水轮机转轮叶片进行了优化修型，对发电机通风系统、变压器冷却器的优化进行了深入研究。预计机组改造完工后，电站装机容量的增大，将大幅度减少弃水量，同时，机组性能将得到改善，电站运行的安全稳定性及经济效益将得到显著提升。