水电站机组增容增效提质技术改造分析与关键技术

时志能，余 红，万 元,潘平衡

（1.国家电力投资集团水电产业创新中心，湖南 长沙 410004；2.湘潭理工学院，湖南 湘潭 411100）

0 前言

随着我国经济社会的高速发展、全球对环保的日益重视及2030年“碳达峰、碳中和”的迫切需求，水电、风电、光伏等清洁能源仍是未来一段时间内电力开发应用的重点[1]。水电作为传统的清洁能源，目前国内新建规划建设水电站主要集中在西藏、云南、四川等西部地区，中东部地区的水电资源已基本开发殆尽，存量水电的增容增效提质潜力逐渐凸显出更大的现实意义。新中国成立后水电装机容量如图1所示，依据水电机组容量等级其设计使用寿命在25~40年，随着水电机组运行年限的增长，老旧水电站的技术改造将成为推动水电产业设备升级的主要引擎。

图1 国内水电装机容量变化趋势

为彻底解决机组设备故障频发、机组振动严重超标、关键结构部件裂纹严重、水能转换效率不高、机组超年限运行、调节能力不足等状况[2]，各水电企业正在逐步推进和实施老旧机组增容改造、更新改造、提质增效等研究工作，以创造更好的综合经济效益，典型案例见表1。

表1 典型电站提质增效改造案例

1 电站增容提质增效改造必要性

（1）保障设备本质安全。随着投运时间的延长，部分老旧机组主设备运行故障逐渐暴露，如运行稳定性差、过流部件空蚀或磨蚀严重、超年限运行、发电机绝缘能力降低、转子支架及主轴等关键部件裂纹、轴承瓦温超标等影响电站安全稳定运行的因素长期存在，亟待通过技术改造彻底改变机组的运行条件，减少发电企业的运维成本，确保电站安全稳定运行。

（2）容量匹配与提升。受技术开发条件限制，早期流域性电站建设常由下游往上游逐步开展，且上游多以年调节或多年调节、下游多以低水头日调节或无调节电站为主，随着上游年调节或多年调节电站的投运和电网对上游大中型电站调峰、调频的需要，下游低水头电站因库容不具备调节能力，当上游大中型电站大负荷方式运行时，常出现非汛期弃水现象，有必要利用现代水轮机设计方法对下游老旧电站开展技术改造或扩建，增加下游电站全厂机组过流能力，提升电站总体发电量。

（3）水资源高效利用。随着近年来气候环境、具有调节能力水库龙头电站及各梯级电站投运等外部因素变化，各电站在实际运行过程中的库区降雨量、来流条件均发生了较大变化，体现在：上游或其支流新建水库，下游修建水库提升了尾水位等。电站原水文条件下的设计参数与当前水文条件存在明显的不匹配现象，水量利用率长期处于低系数利用状况，亟需开展水电机组的优化设计与改造或扩机，提升电站的水量利用率。此外，受电站早期设计阶段水文统计资料缺失和大量水文数据处理技术受限的影响，部分电站建成后的实际运行水头、流量与设计值存在较大偏差，导致机组最优运行范围无法满足电站存量提质的发展要求。

（4）多能互补运行新趋势。随着以新能源为主体的新型电力系统的建设，新能源投运比例急剧扩大，其波动性和随机性特征对电网的功率平衡、抗冲击能力等提出了新挑战，大中型混流式、轴流式水电站调峰调频任务不断加剧，特别是在新能源占比较高的区域，机组启停、振动区运行、备用时间增长，整体运行工况存在进一步恶化趋势。

（5）电站延寿运行需要。国家能源局于2016年下发国能资质[2016]351号通知，第一次以政策性文件对发电机组达到设计使用寿命的并网要求进行了明确规定。为了避免水电机组因超设计年限运行而出现退网或取消上网许可证等重大事件，部分水力发电企业已着手开展老旧机组的技术升级或延寿评估工作；伴随老旧机组的技术升级，电站的提质增效技术改造逐步提升至企业的发展重点。

2 技术改造实施路径

机组的输出功率主要受运行水头、过机流量和效率三方面的影响[3]，针对老旧电站的技术改造，三者均具备提升的可行性，主要体现在：

（1）机组运行水头。电站建成后，机组最大运行水头受大坝高度限制难以改变，但受区域降水量变化导致电站低水头运行时间增加和非主汛期高水头运行时间增加等因素影响，机组实际运行的加权平均水头已经发生变化，存在针对以加权水头为边界优化水轮机设计参数的可行性。

（2）水轮机过机流量。老旧电站受当时设计水平和经验的限制，与现代水轮机设计水平相比，其过水流道常存在一定设计裕度，在实施电站技术改造的过程中，可以选用或设计比转速较高的水轮机或采用加大水轮机公称直径等方式，扩大水轮机的单位过机流量，实现其在主汛期增发电量的预期目标。

（3）机组转换效率。受设计、制造、安装等因素的限制，20世纪80~90年代前投运的机组转换效率相对较低，大部分机组综合效率均低于90%，随着国内三峡电站技术引进、吸收、创新，机组在水轮机设计、数值仿真、模型试验、发电机电磁及通风设计、超薄硅钢片、制造材料和加工水平等方面均取得重大技术突破，目前水轮机真机最优效率已超过96%，发电机效率已超过98.5%。

3 先进技术手段

新开发的水电机组，混流式主要朝大容量、高效率方向发展；轴流式主要朝高水头、大容量及环保方向发展；贯流式主要朝大容量、标准化方向发展；冲击式主要朝高水头、多喷嘴方向发展。老旧电站在技术升级过程中可采用的先进技术主要有：

（1）转轮优化设计及目标寻优。根据电站水文数据、机组现有流道条件的实际情况及国内各水头段模型转轮库数量的增加，设计观念已由传统套用思路转向一站一策的量体裁衣式选型及设计，水轮机可在同等级比转速水平进行优化设计，从而达到水力流道与新转轮之间的最优化匹配。措施方面，采用梯度寻优算法、多目标遗传算法优化水轮机过流部件参数（转轮、流道、导叶等），将数值仿真技术（如CAE技术）应用于水轮机的整个开发过程[4]，在大幅提高设计优化效率与准确性的基础上，大大缩短了水轮机的研发周期，扩宽水轮机高效率区域，使水轮机运行工况更加符合电站设计条件，转轮综合水力性能达到最优化。

（2）宽负荷稳定运行技术。为了适应新能源大规模并网对水电机组调峰、调频的需求，针对混流式机组，在转轮更换或重新制造阶段，采取增大额定单位流量与最优单位流量比值、优化叶片型式（如前倾反曲率、双C型叶片）、优化效率分布等方式，有效降低水轮机的压力脉动，同时保证大流量区域的出力要求。在结构设计方面，采取增加转轮直径、增加叶片数量、增大导叶分布圆直径、增加叶片设计长度和厚度、增设出水边应力释放块等方式，改善机组部分负荷的稳定性能，扩大水轮机的稳定运行范围，使电站调节能力符合电网调度的需求，目前混流式机组已具备全负荷运行条件[5]。

（3）发电机节能降耗设计。采用先进的三维瞬态磁场有限元分析技术，优化端部结构设计，在满足结构强度的同时，使端部附加损耗下降45%，发电机效率提升0.04%。采用高导磁、低损耗、机械性能优良的冷轧薄硅钢片，结合通风槽结构的多段设置方式、端部阶梯片设计结构及非磁性材料压指的使用，有效降低定子损耗。采用蒸发冷却技术，消除了水内冷压力大、易泄露的风险，定子温升分布更加均匀，有利于延长定子绕组使用寿命。定子铁心通过优化通风槽结构设计，加大散热面积、提高雷诺数，有效降低定子绕组温升及通风损耗。采用穿片式换热元件，增大换热面积，提高传热效率。

（4）提升发电机绝缘能力。定子线棒绝缘采用环氧粉云母多胶模压和真空压力浸渍VPI技术[6]，将老旧机组绝缘等级由B级提升至F级。通过开展主绝缘云母带材料研制、优化定子导线角部电场分布、等电位层曲率半径优化、多级防晕处理技术等工作，结合绝缘包扎、浸渍、一次成型防晕处理及热压等工艺技术，确保成品线圈质量；同时对主绝缘开展耐热、电、机械、环境应力试验，确保机组不因主绝缘本征恶化而发生电机运行事故。

（5）关键结构部件刚强度设计技术及加工。将传统结构计算和有限元仿真相结合，通过优化低应力设计理念、降低叶片高应力区应力、开展疲劳寿命预估、开展联合动应力分析等措施，验证主要部件的可靠性，保证机组在生命周期内的安全性。建立合理的疲劳损失判定依据，确保机组主要部件在服役期内有足够的疲劳强度裕度。采用铬、镍、钼马氏体不锈钢和超低碳不锈钢材料，淘汰碳素钢、低合金钢材料；制造工艺采用铸造、锻造、焊接和电渣熔铸等技术；部件加工采用数控加工技术，从而保证部件加工质量和精度要求。

4 结语

水电机组提质增效技术改造涉及面广，由于不涉及大范围的构（建）筑物施工，具有改造周期短、综合经济效益高等特点，同时可考虑开展老旧电站的数字化和智慧化改造，逐步减少电站运维检修成本，实现其现代化可持续发展目标。