混流式水轮机增容改造

2024-04-16

混流式水轮机增容改造（精选6篇）

篇1：混流式水轮机增容改造

水轮发电机组改造增容

龙溪河梯级电站建于50年代末,共有狮子滩、上硐、回龙寨、下硐4个电站,总装机容量104.5MW,狮子滩电站是龙溪河梯级电站的第一级,首部有库容为10.28亿m3(有效库容7.48亿m3)的多年调节水库。建成后,梯级电站在重庆系统中担负调频、调相、调峰和事故备用等任务。随着电网的扩大,1975年四川省形成了统一电网,陆续修建了一批大、中型水电站。但是,网内水电站除龙溪河梯级和我厂大洪河电站(有不完全年调节水库,电站装机35MW)外,均为迳流式电站,因此,龙溪河梯级电站在系统中担负了对川西迳流电站一定的补偿调节作用。

狮子滩水电站是我国第一个五年计划重点建设项目。电站兴建于1954年,建成于1957年。第一台机组于1956年10月1日并网发电,电站原装有4台单机容量为12MW的水轮发电机组,设计年均发电量为2.06亿kW．h,年有效运行小时为4290h,机组立项改造前安装投运以来共发电(截止1992年底)63.41亿kW．h,有效运行小时(截止1992年底)为65.62万h,其中:1号机运行17.3万h,发电16.31亿kW．h;2号机运行15.4万h,发电15.06亿kW．h;3号机运行16.8万h,发电1.61亿kW．h;4号机运行16.09万h,发电15.95kW．h。

狮子滩水库经过长度为1462.5m、直径为5m的压力隧洞、差动式调压井及长度为133.213m、直径为5m的压力钢管及4根直径为2.6m的钢支管分别引水至各机组。各机组压力水道长度分别为:1636.18m(1号);1638.978m(2号);1642.131m(3号),1644.83m(4号)。机组的主要参数如下:

水轮机:

型

号:HL216-LJ-200;

水

头:HP=64.3m;Hmax=71.5m;

Hmin=45m;

流

量r=25.4m3/s;

设计出力:Nr=13.8MW;

吸出高度:Hs=0.6m;

额定转速:nr=273r/min;

飞逸转速:np=490r/min;

接力器直径:φ400mm;

接力器工作油压:1.75～2.0MPa;

接力器最大行程:240mm。

发电机:

型

号:TS-425/84-22;

额定容量:15MVA;

额定出力:12MW;

额定电压:10.5kV;

额定电流:827A;

额定频率:50Hz;

功率因素:0.8;

静子接线:双Y;

转子电压:188V;

转子电流:470A。

主励磁机:型号:ZLS-99/24-8;

额定出力:125kW;

副励磁机:型号:ZLS-54/8-6;

额定出力:6.5kW;

永磁机:型号:TY65/13-16;

额定容量:1.5kVA;

调速器:

型

号:S-38型;

工作容量:78.45kN．m;

工作压力:1.75～2.0MPa。改造增容研究过程

2.1 改造增容的提出

狮子滩电站机组及辅助设备运行至1992年已有36～37年,除少数辅助设备进行过更换外,主要设备均未更换。由于运行年久,设备日益老化,都需要有计划地进行改造、更新。针对50年代制造投入的水轮机效率低,设计时考虑机组运行方式与目前实际运行情况有较大的变化等情况,省局在1990年组织了科研、运行单位共同研究了机组设备状况和系统运行方式后,提出机组改造增容的要求。并要求对水轮机转轮改(选)型和利用发电机残余寿命增容至15MW等工作立即开展可行性研究。

2.2 改造增容可行性研究

1990年9月初,狮子滩水力发电总厂成立了龙溪河梯级电站改造增容工作领导小组及各专业工作组,遵照省局的指示,我厂在四川省电力试验研究院(以下简称试研院)、东方电机厂科协、四川省水力发电学会咨询部等单位的帮助和配合下,重点对水轮机转轮改(选)型和利用发电机残余寿命增容等工作展开可行性研究。

2.2.1 发电机试验研究

在有关单位配合下,进行了发电机一系列试验、研究工作,并分别提出了试验报告(东方电机厂:“发电机电磁计算”、“机械强度计算”、“发电机通风试验”、“发电机气隙磁密测算”;试研院:“发电机静子老化鉴定试验”、“发电机温升试验”)。试验表明:静子绝缘无老化特征,绝缘尚有较高的电气强度和绝缘裕度,通过发电机通风改造,发电机可增容至15MW有功运行。2.2.2 水轮机提高效率的研究

机组能否增容,提高水机出力是需要解决的第一个关键问题。1990年11月,试研院提出“龙溪河梯级电站的增容改造设想及狮子滩电站增容改造的可行性研究”的规划性报告,鉴于国内尚无完全适合狮站增容用的转轮,故在1990年12月,在省电力局主持下,我厂与试研院正式签订了“狮子滩电站增容改造用新型水轮机转轮的研制协议”。要求在狮子滩电站对其水轮机转轮进行模型设计、试验研究中,在保持狮子滩电站水工部分及水轮机埋设部件不大动的条件下,要求水轮机改造达到以下目标:

(1)提高水轮机过流能力15%以上;

(2)提高水轮机平均运行效率2%以上;

(3)提高机组出力2000～3000kW;

(4)原水轮机功率摆动大,新机应予以改进;

(5)要求新机具有良好的抗气蚀性能及运行可靠性。

之后,试研院与四川省机械设计研究院水力发电设备研究所(以下简称机械院)合作,联合研制狮子滩电站专用改型转轮,经优选后,机械院委托东电电器公司制造模型水轮机及模型转轮,并确定模型转轮的定型试验在水利水电科学院机电所(以下简称水科院)低水头能量台上进行。上述单位通力合作,在1991年11月,完成了3个水轮机新转轮和两个改型转轮,共计5个转轮及模型机的设计制造及试验工作,其中包括完成了S10、S20以及改型转轮S11的能量性能对比试验和S20、S21、S30,3个新转轮在水科院低水头能量台上定型试验,将试验结果与国内已研制成功的bo=0.2,Q′max＜1000L/s的优秀转轮A10、A232的参数比较,见表1。

表1 bo=0.2,Q′max＞1000L/s的优秀转轮主要参数对比表

转轮名称 [td]最大单位

流量 Q′max /L．s-1 [td]单位转速 n′out [td]最高效率

ηmax /% [td]备

注 A10-25 [td]1080 [td]68 [td]88.2 [td]用标准尾水管、低水头台试验,当转轮换算为350mm时,ηmax=89%。A232-35 [td]1040 [td]69.5 [td]90.7 [td]用标准尾水管,在高水头试验台试验,按IEC公式换算为低水头时ηmax=89.8%。S30-35

[td]1020 [td]70 [td]89.5 [td](1)尾水管主要流道面积仅为标准管的74.7%～81%。

(2)转轮出口尺寸为前者的89.7%。(3)在低水头试验台上试验。

(4)按计算,在相同流量下,尾水管损失增加使水轮机效率下降约1.47%～1.87%。

考虑到S30特殊流道带来的不利影响,应该说转轮的综合能量指标高于A10及A272,是近年来国内研制的bo=0.2且具有大过流能力的优秀转轮之一,属国内先进水平。经换算,新研制的S30转轮用于狮站时,其各项指标均达到和超过合同要求。

2.2.3 提出可行性报告

在前期大量试验、研究的基础上,我厂于1991年底完成了狮子滩电站改造增容的可行性研究工作,提出了改造增容的前提条件为

1)尽可能不改动原已建的水工建筑物,并要求改造增容工期尽可能短;(2)引用流量增加是有一定限度的;(3)狮库按优化调度10年的统计,运行年均毛水头为64.39m。在经过水轮机提高效率研究及发电机一系列电气试验后,我厂提出了狮子滩电站改造增容可行性报告,由省局主持召开了有9个单位的工程技术人员共45人参加的审查会。审查意见指出:“从5个模型转轮中推荐采用的S30型转轮,其资料和数据是通过全模拟试验获得的,可以用作真机出力效率换算的依据。转轮试验是在水工建筑物基本不变,水轮机主轴不予更换的条件下进行的,难度大,其增容幅度达25%,且具有较高的能量指标,在短短1年内研制完成是很不容易的。狮子滩电站换为该转轮后,在相同设计水头下,水轮机单机出力可由12MW增至15MW以上,模型最高效率89.5%,预计真机效率为92.0%,满足四川省电力科试所与长寿发电厂签订的各项技术指标”。会议同意以S30型转轮作为狮子滩电站改造增容更换用的转轮。

审查会议同意将对称型活动导叶改为非对称导叶。鉴于顶盖、底环的止漏环,抗磨板等已严重磨损,为有利于制作和安装,同意更换。水轮机仍使用橡胶轴承。尾水管直锥段按模型试验尺寸予以扩大。

发电机(2号发电机)经过电磁计算和静子绝缘老化鉴定以及温升试验表明,静子绝缘无老化特征,绝缘尚有较高的电气强度和绝缘裕度,在进风温度为30℃、功率因素0.85、定子电压10.5kV、定子电流970.6A、转子电流497A时,发电机可带15MW有功运行。

励磁系统经测算和试验能满足发电机15MW,无功11.25MVAR,功率因素0.8条件下运行。

主变压器多年运行工况较好,常规试验数据正常,近期内短时超负荷运行基本可以承受。110kV、10kV开关遮断容量严重不足,应予全部更换。

可行性方案审查后,省局要求我厂“尽快完成初步设计,并上报我局审查,抓紧落实选择水轮机制造厂订货工作”。

2.3 完成初步设计

根据省局要求,我厂组织有关技术力量提出了初步设计报告。1992年在我厂提出初步设计报告后,省局又再次组织了对初步设计的审查。初步设计报告对狮子滩电站改造增容从几个方面进行了分析和论证

1)对狮子滩电站改造增容技术上的可行性,经济上的合理性进行2)对下一阶段设备改造的技术设计和施工设计明确了任务,提出了要求;(3)计算并提出了狮子滩近期改造增容的总概算;(4)对改造增容的经济效益进行了计算分析,省局审查后同意了初步设计报告,下达了狮站改造增容的第一批费用及形象进度要求。机组改造施工、试验及运行情况

3.1 首台机组改造施工和鉴定验收

1992年12月,在东电电器公司将水轮机需更换的加工件已按合同要求完成,我厂已按初步设计要求完成了狮子滩电站2号机组各项技术和施工准备,主要准备工作有:水工建筑、水力机械、发电机通风系统改造施工图及“发电机通风系统改造施工工艺”、“机械部分改造施工工艺”、“水工部分改造施工工艺”、“改造增容综合施工进度网络图”等报告文件,于10月11日开始了狮子滩电站2号水轮发电机组的改造增容施工工作,并结合改造增容进行了机组大修。由于我厂对此项工作缺乏经验,也由于水轮机设计制造上的一些问题,如:导叶平面密封不良、转轮标高低5mm、顶盖漏水等,使施工工期超过预计工期。直到1993年3月12日机组空车启动试运行开始,接着又与电力科试所共同进行了发电机通风系统改造后的通风温升试验,至3月19日甩负荷试验后,机组才正式交调度管理,整个机组施工期长达99d。改造后对机组进行了通风,温升试验;运行稳定性试验,效率试验及电站引水系统水头损失试验,并提出了相应的试验报告。

为了给改造增容鉴定提供更完整的资料,经我厂研究决定:于1993年7月26日、27日、31日三次由狮子滩电站作2号机组带15MW负荷试验。当时由于环境温度较高,空冷器供水量已超过设计值,冷风温度及线圈温度均超过允许值。为了能得到准确的定量试验结果,8月11日,由厂组织有关专业技术人员并邀请了电力科试所有关同志一道,使用符合试验精度要求的仪表再次进行了机组带15MW试验。1993年9月,由四川省电力工业局主持,组织有关专家进行了现场鉴定验收,与会专家一致认为:狮子滩电站2号机组改造增容是成功的,后续3台机可参照2号机进行改造。鉴定验收意见如下:

(1)提供的技术文件资料齐全,论据可靠,内容和测试数据可信;

(2)按狮子滩水轮机实际流道条件研制的S30型水轮机转轮,在bo/D′1=0.2,Q1＞1000L/s的条件下,其能量指标具有国内先进水平;

(3)现场试验及实际运行表明,改造后的机组各部位振动摆度值符合国标要求,运行稳定性良好;

(4)改进后的机组单台增容3MW,增容率为25%,且水轮机效率提高,与原旧转轮相比,平均运行效率约提高4%,实测在水头55.25m(设计水头58m)及满负荷运行条件下,水轮机效率达91%,过流能力提高21%;

(5)发电机通风改造后,冷却总风量增加5%,改善了发电机内的风量分布,下端进风量增加15%,在相同运行条件下,其定子线圈各部温度特别是原高温区——线圈上、下端部,均有较大幅度降低;

(6)狮子滩电站其余尚未改造的相同3台机组参照2号机改造后,可增加电网调峰容量12MW,有利于减少高峰时段电网对用户的限电和增加电网的备用容量,提高电网的供电可靠性和电能质量,按照过去10年水文资料测算,全站年均增发电量1000万kW．h,本梯级其它水电站减少弃水损失电量200万kW．h,在丰水期以其增加的12MW容量替代相等容量的火电,其增加的容量在高峰时段工作,电网迳流式电站担负其它段的负荷,每年丰水期可使迳流水电站减少弃水,增发电量约1100万kW．h,总计电网年增发电量约为2300万kW．h,经济与社会效益十分显著:

(7)狮子滩电站2号水轮发电机组改造增容研究工作全面达到了预期效果,其改造是成功的,为该厂几个梯级电站机组改造增容工作提供了可靠的依据,在国内同型机组的改造增容中可以推广应用。3.2 后续机组的改造施工及试验

在2号机组改造增容成功的基础上,四川省电力工业局要求我厂立即着手进行后续3台机的改造增容工作,下达了项目计划通知。为保证后续机组改造增容的成功,我厂着重抓了以下几方面的工作:

(1)在1993年7月12日～14日,我厂与科研、设计、制造单位一起就狮子滩电站1、3、4号机改造增容水机部分有关技术进行了研究,对2号机改造中存在的问题从底环、顶盖、导叶、双连壁、转轮等各方面提出了30条修改意见,补签了技术协议,使改造方案更加合理、完善。

(2)对改造中新、旧部件的配合,改造与未改造部分的联接过渡,请设计部门现场核实,研究落实方案,对送到制造厂加工的设备,制定详细的措施。

(3)从新修订改造的施工工艺,在总结2号机改造增容的基础上,对施工工艺中存在的问题进行修订,制订了切实可行的工艺措施,如尾水管直锥段新里衬安装,浇二期混凝土,由原来分3段浇筑改为4段浇筑,每段浇筑一次,保证了混凝土的密实、可靠;导叶部分预组装改为导叶全部整体预装,保证了顶盖、底环、导叶几大部件安装的正确性;减少工作时间等等,使施工工艺更好的指导施工。

(4)制订详细周密的施工计划、施工安全、技术组织措施,施工网络进度图,使施工管理更加科学化,减少盲目性。

(5)施工中以工艺措施为指导,按施工网络进度图控制施工进度,精心组织、合理安排,努力克服施工中的各种不利因素,保证施工的正常进行。

(6)通过各台机组发电机改造前通风温升试验,找出各台发电机影响增容的关键问题。制订出每台发电机通风系统改造的方案,对症下药。针对发电机空气冷却器容量已不能满足增容后夏天运行的要求,研究增大1～4号机的空冷器的热交换容量技术措施,将4台机的空冷器更换为热交换率较高的新型针刺式空气冷却器。

(7)施工中强化质量意识,加强责任制落实,严格厂、车间、班组三级验收责任制,建立健全了检修任务书,采取激励竞争机制,充分调动广大职工和工程技术人员的工作积极性。对重点技术难题、难点,厂组织有关人员进行技术攻关,不断提高施工管理质量和施工质量。如针对2号机改造后,转轮标高比固定部分标高下沉5mm的问题,经研究对后续3台机改造时,拆机后对转动及固定部分标高进行核实,具体定出每台机的加工尺寸,保证了每台机转轮的标高正确;后续3台机施工中,在中心复核时,发现发电机静子中心与顶盖、底环中心相差较多,经讨论认为发电机静子中心不易变动,而采用调整新顶盖、底环安装中心的办法,解决了这一技术问题。

狮子滩电站后续3台机改造增容,在省局、电力科试所领导支持下,在厂精心组织领导下,经广大职工、工程技术人员的共同努力,施工1台,总结1台,不断提高施工质量和管理水平,不断缩短施工工期。3号机施工从1994年11月12日至1995年1月31日正式交付调度运行,历时80d,比2号机施工工期缩短19d;4号机施工从1995年3月8日至1995年5月23日正式交付调度运行,历时76d,比2号机施工工期缩短23d;1号机施工与1号主变及10kVⅠ段改造施工同步,由于受主变更换及10kVⅠ段开关改造的影响,施工从1995年9月18日至1995年12月2日正式交付调度运行,比2号机施工时间缩短大约1/4,改造后机组投入系统运行正常。为保证增容改造后机组能发挥效益及安全运行,在机组改造的同时,对发电机开关及1号、2号变压器也作了更新增容。

1996年7月11日至18日,由四川省电力科学研究院与我厂一道对改造后的3、4、1号机组进行了效率试验和稳定性试验,并提出了“狮子滩水力发电总厂狮子滩电站1号、3号、4号机组效率试验报告”和“狮子滩电站1号、4号机组改造增容后,运行稳定性试验总结”报告。在此之前,于1995年3月,对3号机组进行了运行稳定性试验,提出了“狮子滩电站3号机组改造增容后运行稳定性试验报告”。

1995年2月11日～16日,1995年12月18日～21日,四川省电力试验研究院与我厂共同对改造后的3号机组、1号机组进行通风、温升试验,分别提出了狮子滩电站1号、3号、4号机组改造增容后通风、温升总结报告,经改造前试验,4号机组不需通风改造,故未再作改造后的试验。

从机组的稳定情况试验及效率试验看,1号、2号、3号机组在各运行工况稳定性良好,振动摆幅均符合国家有关规范,但2号机组在特定工况区存在有由尾水管偏心涡带产生的低频压力脉动而导致机组低频振动及功率摆动问题。4号机组运行稳定性相对较差,存在一定程度的动力不平衡和磁力平衡现象,摆幅值超过国家标准,尾水管存在明显的压力脉动现象,对机组的运行稳定性存在较大的影响。

从水轮机的效率测试看,1号机真机最高效率可达92.33%(相对值),2号机最高效率可达91.5%,3号机最高效率可达92%(相对值),4号机最高效率为91%,高效区在11～13MW,平均运转效率约89%,改造后机组的效率提高较多,平均运转效率提高约4%。

通风温升试验情况表明:通风改造非常成功,1～3号机组改造后总风量有了较大幅度的增加,增加了4%～7%,风量分配也趋合理,下端部分的进风量比改前增加14%～18%,风速分布,风压分布也更趋合理。改后发电机定子线圈的温升有了明显下降,1～2号机下端鼻部一般下降了1～18K,渐开线部分一般下降1～25K,槽部降低1～6K,但3号机较改造前增加,4号机组根据改造前试验情况,通风系统未作改造,仅更换了空气冷却器,从4台机组通风温升试验情况看,发电机能够满足改造后安全稳定运行的要求。3.3 改造后机组和电站出力特性

1996年10月10日,我厂对改造后机组和电站的出力特性进行了测量,并对水轮机汽蚀情况作了检查,编写了“狮子滩电站改造增容机组运行报告”。

从电站的出力特性试验及现场汽蚀情况检查看,电站毛水头在63.73m也即上游水位在341m左右,电站单台机和两台机组同时运行,尚可达到单机出力1.5万kW的增容目标,3台机组和4台机组同时运行,单机出力最大只能达到13.8MW和13.3MW。从电站运行记录看,1995年7月30日,电站几乎在最高水位运行时,电站在接近防洪限制水位时段运行(即345～346m),电站实测最大出力56.2MW。从引水系统水头损失试验看,引水损失与引用流量成平方关系,随着引用流量增加,引水系统总的水头损失成平方增加。改造后,电站在哪些情况能够达到4台机组满出力运行的增容目标,还需进一步试验测量。同时也需进一步分析水系统损失对电站出力的影响。从现场汽蚀检查的情况看,水轮机叶片存在严重的翼型汽蚀,当机组运行有8500h以上,叶片就开始发生汽蚀,且各块叶片的汽蚀情况不同,说明同一转轮叶片翼型控制不一致。改造增容效益分析(1)由于水轮机效率提高了约4%,狮子滩4台机组改造增容后,在与改造前相同运行条件下,机组效率提高将增加发电量;又因引用流量增加,可减少汛期弃水,增发洪水电能,原狮子滩与梯级年均增发电量分别为1000万kW．h及1165万kW．h。

(2)龙溪河梯级增发电量及增加调峰容量对系统有显著的经济效益。

(a)狮子滩电站机组改造增容后,在水库高水位情况下,电网最大可增加调峰容量或备用容量约12MW,在当时电网严重缺乏高峰容量的情况下,可减少高峰时段电网对用户的限电,提高电网供电的可靠性,有利于国民经济的发展。

(b)狮子滩电站改造增容,在丰水期电网以其增加的近12MW的调峰容量,代替系统等容量的火电调峰,可减少火电调峰损失,由于狮子滩水库具有多年调节能力,汛期可以让网内迳流式电站大发,减少弃水,这样,每年丰水期可使迳流式水电站减少弃水,增加发电量1100万kW．h。

水电站水轮发电机组增容改造

作者：轴承供应商网发布时间：2009-6-12 9:06:29 文字选择：大中小浏览次数：126

提高机组总体效率达到增加机组出力的目的是水电站增容改造的主要课题。机组总体效率应当从水力、机械及电磁三方面综合考虑。转轮改造是增容改造的重点。水轮发电机组增容改造是水电站技术改造的主要课题。一方面。由于设备老化，机组实际效率显著下降。另一方面，技术进步促进水轮发电机组效率进一步提高。因此，投产较早的水轮发电机组通过技术改造后效率有较大的提升空间。从经济角度来看，水电站建设资金的主要部分是水工建筑物，在不增加水耗的前提下，通过对机电设备技术改造，提高机组总体效率，增加机组出力。与新建电站相比，技术改造投资少，见效快，经济效益好。水轮发电机组的总体效率由水力、机械及电磁三方面因素综合决定。制定增容改造方案过程中应当全面考虑影响机组效率的多方面因素，应用当前机组制造的新材料及新技术，采取综合的优化方案，达到机组总体效率提高的目的。

本文针对投产较早的水电站影响机组效率的主要因素进行分析，提出机组增容的途径。

1提高水力利用效率

1.1提高转轮效率，适当增加转轮单位流量。转轮的改造是水电站增容改造的重点。较早投产的水轮机由于当时技术条件的限制，性能落后，制造质量差。我国转轮系列型谱中如HL240，HL702，ZZ600等转轮是国外上个世纪30年代至40年代的技术水平。另一方面，运行多年的转轮经过多次空蚀后补焊打磨，变形加上过流部面磨损，密封间隙增加，效率明显下降。例如双牌水电站水轮机转轮是HL123（即HL240），80年代中期机组总体效率是86％，最大出力可达50MW，目前最高只能发出48MW。随着科学技术的进步，转轮的设计与制造已经达到一个新的高度度。优化设计技术,CFD（计算流体力学）技术及刚强度分析技术应用于转轮设计领域，使转轮设计技术有一个质的飞跃。特别是CFD的应用，使转轮设计达到量体裁衣的水平。消除了选型套用与实际水力参数的误差。叶片模压成型技术及数字控制加工技术的应用，使加工出厂的转轮与理论设计偏差缩小，转轮效率可达94.5％，与老型号转轮相比，新混流式转轮效率可提高2％～3％，轴流式转轮效率可提高4％～5?。由此可见，转轮的改造能使机组效率有一个较大的提升。

适当增加转轮的单位流量，充分利用丰水季节水能，经济效益也十分可观，但转轮过流量受到座环高度的限制，也就是受到导叶相对高度的限制。改造后的转轮单位流量不可能无限制增加，另一方面，流量加大，流量上升，空蚀特性变差，水轮机可靠性不能保证。因此，流量增加，应提出适当的要求，专家推荐几种转轮的最大单位流量如下：转轮型号单位流量 HL240 1.45m3/s HL220 1.28 m3/s HL180 1.15 m3/s 转轮选择可直接选用与实际水力参数相符或相近的转轮。经过真机运行检验后其转轮的能量特性及费可靠性良好的转轮用于水力参数相符或相近的场合,改造的成功率有把握。且能省去模型试验的费用。

改造费用低，经济效益好。转轮选择的另一个方法，是用与实际水力参数相差不多的转轮，经过改型设计后，直接使用，也可省去模型试验的费用，其可靠性及能量特性也有保证。

转轮选择的第三个方法是利用CFD技术。根据实际水力参数进行量体裁衣式的设计。理论上这样的转轮最符合实际情况。各项指标都能达到最优。但对大中型电站而言，转轮可靠性至关重要。量体裁衣式设计出来的转轮必须经过模型试验。这样转轮设计制造的周期较长，费用也很高。1.2减小转轮漏水量由于泥沙磨损，转轮密封装置间隙增大也是机组效率下降的原因之一。转轮密封装置损坏，检修时难以修复，因此在更换转轮时同时对密封装置进行改造，减小漏水量，提高效率。

1.3降低尾水水位到设计水位由于长期泄洪，投产较早的电站尾水河道存在不同程度的拥塞，导致设计尾水水位上升，机组利用水头下降，出力降低。清理尾水河道，使尾水水位控制在设计水位的范围，可以使机组出力增加。特别对于低水头电站，尾水水位的变化对机组出力影响大，清理尾水河道可获得良好的经济效益。2减小机械损失，提高机组效率 2.1 推力轴承改造

目前弹性金属塑料瓦技术成熟，造价不高，应用广泛。逐步取代传统的巴氏合金推力瓦。与巴氏合金相比，弹性金属塑料瓦突出的优点是磨擦系数小，因此用弹性金属塑料瓦替代巴氏合金瓦可以减小机械损失，提高机组效率。值得注意的是，应用弹性金属塑料瓦的机组停机过程较长，而且导叶漏水较大的情况下，机组有潜动现象发生。

2.2改造发电机通风系统，减小机组通风损耗

老式风路系统，风量分配不合理，漩涡大，风损大，挡风板过多，给检修、维护带来不便。新式风路可使总风量减少20%～30%，通风损耗减小50%，电机效率可以提高0.3%～0.6%。风路系统配合冷却器一起改造可使电机定子最高点温度降低6～10℃；转子温度10～15℃。因此对于定子线圈及转子线圈绝缘没有缺陷的机组，可以不对定子及转子进行改造，而只改造通风系统，就可以提高发电机的容量。盐锅峡电站就是采用这种改造方式。这样即可节省投资，也可缩短改造的工期。

3减小电磁损失

3.1 定子铁芯改造，减小铁芯损失

铁芯损失是发电机电磁损失的主要部分。投产较早的机组硅钢片磁滞损失较大，加之多年运行后铁芯松动，绝缘老化，涡流损失增加。选用性能较好的硅钢片对铁芯进行改造可使发电机效率进一步提高。3.2取消直流励磁机，采用可控硅励磁

投产较早的大中型水轮发电机组多采用直流励磁机励磁。这种励磁方式故障多，维护费用高，用机组附加损耗增加。采用可硅励磁方式不仅能提高励磁系统可靠性，降低维护费用，还能提高机组效率。

篇2：混流式水轮机增容改造

敏

政

刘有余

齐学义（甘肃工业大学流体机械与流体动力工程系）

摘要

不适当地采用水润滑橡胶轴承、装机容量单机匹配不合理以及转轮型号与电站水力参数不相适应是造成多泥沙河流上小型轴流定桨式电站不能充分利用水能的3个主要因素。我们对几座该类电站的技术改造实例表明，蜗壳式电站中的水润滑橡胶轴承可以容易地改造为稀油润滑轴承；容量匹配不合理的电站可以把1台机组的转轮更换为适宜于小流量发电的低比速转轮；转轮型号不妥的电站应重新设计与水力参数相符的转轮。通过这些合理、简便、经济的手段，可大幅提高电站的发电量和经济效益。

关键词：轴流定桨式水轮机；导轴承；蜗壳；转轮分类号：TK733

在我省乃至全国的中小型水电站中，轴流定浆式水轮机是应用较广泛的机型,但因水轮机方面的问题不能正常发电的情况较普遍，经济效益差。该种机型单机容量小，不易引起有关部门的重视。近10年来老电站改造工作开展得如火如荼，但小型轴流定浆式机组的改造工作几乎成为一个不为人重视的死角。以经济、简便、合理的方法进行这类机组的改造，具有不可小视的社会和经济效益。本文通过作者对几座小型轴流定桨式电站水轮机的技术改造实例,介绍其因情况而异的实施方案、改造后的效果以及从中总结出的几点看法，供同行参考，不妥之处敬请予以指正。

西北地区小型轴流定桨式水轮机组常见问题

造成这种问题的主要原因，一方面是由于现有转轮型谱，特别是中小型型谱尚不完善，型谱中可供选择的转轮数目少,有些水头段还空缺，即便型谱中已有的转轮，性能也不能与电站水力参数相匹配，导致选型中迫于无奈只好选择性能相对接近实际需求的转轮；另一方面，由于考虑问题出发点的不同，也有选型不妥的情况存在。对于后者，最简单的应对措施是重新选择合适的转轮更换原有转轮，以这种手段解决其基本问题；而对于前者，就需有针对性的进行转轮设计了。1.1 转轮型号与电站水力参数不相适应

至于设计出的转轮性能如何、是否满足要求，能否在完成转轮设计后直接进行真机制造，这就只能凭设计者的经验和水平，或参考流场计算分析过程中给出的性能预估而定[1]。水轮机的模型试验费用较高，对于小型机组不可能进行专门的模型试验，但由于小型机组的转轮制造费用并不高，因而也不存在多大的风险。

1.2 装机容量单机匹配不合理问题

由于小型轴流定桨式水轮机容量较小，在电站设计中很少有正规的设计部门参与，设计随意性较大，易出现选型设计方面的问题。比较常见的现象是所有机组容量都一样大，造成单机容量与不同季节的来流条件不相适应。由于定浆式机组的特点是对流量变化极为敏感，因而这种方式的选型设计就造成了电站在丰水季节能达到满负荷运行，但在枯水季节小流量时却发不了电的问题。为使机组能够有效利用小流量，有些电站的定浆式转轮叶片采取“可调”型式，叶片与轮毂间不予焊接，而是将叶片轴从轮毂内侧用卡环卡住，叶片角度调好后用销子来实现叶片和轮毂间的定位。从设计角度来说，这种结构在枯水季节可以通过调小叶片角度来部分解决小流量下发电的问题，但在实际应用中每调一次角度相当于机组一次大修；更重要的是，由于叶片与轮毂间没有焊接固死，在水力波动的作用下，销子与孔均不可避免地产生磨损而松动，从而也使叶片松动。叶片松动加剧了水机振动，水机振动反过来又加速销子与孔磨损，如此恶性循环直至机组因振动而无法运行。实际上近年生产的轴流定桨式转轮基本上都采取了叶片与轮毂焊接的结构。我们认为，对于已建成的装机容量单机匹配不合理的轴流定桨式水电站，可以装备一个与现有机组过流通道兼容的、适用于枯水期小流量的低比速转轮，来解决枯水季发不了电的问题，而不宜采用“可调”式转轮。

1.3 水润滑橡胶轴承结构与含沙水工作介质不相适应

水润滑橡胶轴承要求清洁有压水作为润滑水源[2]。在水质较好的南方大部分电站，运行状况还算不错；但在西北多泥沙河流上采用这种轴承，虽可利用沉沙池或离心分离等手段获得一定程度上的清洁水，但因建造和维护运行费用太高而无实际价值。用过机含泥沙水略作过滤后引入轴承，不可避免地使橡胶轴承快速磨损，导致转轮与转轮室互相接触引起碰撞、磨擦，经一段运行时间后转轮间隙变得很大，容积损失大大增加。对轴流定浆式水轮机而言，由于其特性曲线陡窄，决定了其对流量变化极为敏感的特点,当转轮室间隙变得很大后，在容积损失增加到一定程度时，因经过转轮的有效流量大量减少而使转轮运行工况点远离其有效工作区域，出力即急剧下降乃至带不上负荷。这是运行多年后水润滑橡胶轴承机组普遍存在的问题。

采用水润滑橡胶轴承的小型轴流定桨式水轮机按引水室的不同分为明槽式和蜗壳式两种类型。蜗壳式水电站水轮机导轴承与过机水流是隔离的，具备采用稀油润滑导轴承的条件，但因稀油润滑导轴承设计制做较水润滑橡胶轴承复杂、成本高,同时还需妥善解决主轴密封问题，所以迄今转轮直径在1.2m 以下的小型机组，用户在厂家定货时依然采用橡胶轴承结构。明槽式水电站水工建筑物简单，其水轮机水导轴承完全浸泡在工作水流中,由于其工程造价低廉，有很多电站采用了这种型式以减少投资，但水轮机导轴承的润滑问题尚需妥善解决，特别是对多泥沙河流上的电站。

我们认为以油润滑水导轴承取代水润滑橡胶轴承是解决问题的根本途径，并在蜗壳式电站上进行了成功的尝试。但在明槽式水电站，如果要改用稀油润滑水导轴承，先要使水轮机导轴承与过机水流隔绝，必须对水工建筑做一些相应的改造，相对来说麻烦一些、费用较高，是否进行轴承改造需依据经济和社会效益分析而定。水轮机改造实例

2.1 甘肃省武威市西营河水管处电站

西营水管处电站水头H=6m,机组转速nr=428.6r/min,发电机额定功率为160kW,选用的水轮机型号ZD560-LM-100（0°）。该机型在本电站的水力条件下，导叶全开时其最大流量仅为3.2m3/s，机组出力只有105kW,存在大量弃水和发电机容量不能充分利用的弊端。按该电站的水力参数计算，其机组的最优单位转速应为175r/min，而 ZD560-100（0°）转轮的最优单位转速才140 r/min，但型谱[3]中的ZD760-100（5°）转轮的最优单位转速为165 r/min，相对于ZD560-100（0°）更接近于机组应具有的最优单位转速,且最大过流能力可达4.3 m3/s,比ZD560-100（0°）要大得多。显然，ZD760-100（5°）转轮更合适。若水轮机整体更换为ZD760-LM-100（+5°），机组出力最大可达190kW。2002年4月份我们制造了ZD760-LM-100（+5°）转轮用以取代ZD560-LM-100（0°）转轮，而过流通道未予改动，虽然其导叶高度较ZD760-LM-100（+5°）型水轮机短了50㎜，存在转轮与导水机构不匹配、效率略低的问题，却依然在4m3/s流量下达到了160kW的额定出力，充分利用了发电机容量和电站的水能潜力。此次改造仅通过更换1个转轮便使机组出力增加了52.4%，取得了显著的效益。如果对过流通道再做相应的改造，其效果会更佳是不言而喻的。

2.2 武威市南营梯级电站

南营电站始建于1979年，8个梯级小站，每站两台ZD760－LM－100（+5°），每梯级站的水头均为5m，单机额定出力160kW，机组转速428.6r/min。建站之初9m3/s流量就可使双机满负荷运行，4m3/s流量就可使单机满负荷运行。由于水润滑橡胶轴承不适应多泥沙水流，几年运行后转轮和转轮室在碰撞、磨擦和磨蚀作用下间隙达20mm,造成很大的容积损失，从而使通过转轮的流量偏离有效运行区较远，以致于机组带不上负荷。近几年来要使双机满负荷运行，必须有10.5～11m3/s流量，4m3/s 的流量只能使单机带30 kW负荷。2000年4月在南营电站的支持下完成了该梯级站的改造工作。由于铸铁制的原装转轮和转轮室无法补焊修复，重新制造了铸焊结构的铸钢转轮和转轮室;原有水导轴承座与顶盖的配合方式不佳，在几年磨蚀作用下已无法准确定位和固定，对此也进行了加工处理。改造后该梯级站的带负荷能力恢复到了建站之初的水平，与未改造相比，平均每一梯级站增加发电量20万kWH，增幅达47％，取得了很好的效益。另外，该梯级电站运行期间几乎有一半时间，引水流量在3m3/s或者7m3/s。在3m3/s引水流量时，从停机的另一台机组关闭的导叶和水导轴承等处缝隙间漏损了部分流量，实际运行机组通过的流量约只有2m3/s左右，这样，偏离机组有效运行区域太远，致使效率太低而发不了电，只能维持空载运行；在7m3/s左右，当一台机满负荷运行时，通过另一台机的流量也就约在2.5m3/s左右了，同样也带不上负荷。如果能设计制造出最优单位转速为190r/min最优单位流量为1.12 m3/s左右、现型谱上没有的转轮，则可能会大大增加南营电站发电量，提高其经济效益。我们根据多年积累的经验，自行设计、制造了该转轮，于2002年4月20日安装于5级站。目前，电站水库放水量仅为3m3/s，此次更换转轮的机组可带负荷70kW，而其上、下游其他没有改造的7个电站中的机组却无法发电。可见，新转轮的运行效果是令人满意的。

2.3 青海省同仁县多哇电站

多哇电站建于1999年10月，水头13.5m,机组转速750r/min，装机350kW×2，水轮机型号ZD560-LH-80（Ф=+5°）。该电站建于多泥沙的隆务河上，水轮机水润滑橡胶导轴承需要的清洁润滑水无法解决。该电站在机组采购阶段就向若干厂家提出水导轴承采用稀油润滑型式的要求，但对1.2m以下水轮机制造厂家不采用稀油润滑轴承结构[4]，只好被迫接受现行产品。在安装阶段，该电站就委托我们将其水导轴承改造为稀油润滑轴承。

在狭小的顶盖空间内，我们采用自行研制的主轴密封结构[5]，解决了主轴密封问题;在此基础上，根据顶盖上现有的配合面，设计了大小高低适宜的稀油润滑分块瓦水导轴承，主轴上加装了挡油筒、轴领等；在轴领与水轮机轴焊接时，采取了切实可行的焊接工艺，尽可能的避免了水轮机轴的焊接变形，使其径向摆度没有超过0.05mm。该轴承投运至今已近3年，温度从未超过450 C，性能稳定可靠，使用方便，保证了机组高效、长寿、稳定可靠的运行。

2.4 青海省河南县优干宁电站

优干宁电站水头12m,装机250kW×2，机组转速 n=600r/min。水轮机型号为ZD560-LH-80（+5°）。该站转轮采用“可调”式结构，而电站在发电季节流量并不存在大的波动，不需要调整叶片角度，实际上也从未调过。经过几年运行后转轮室间隙太大，使机组出力降至200kW。由于转轮叶片定位销孔磨大，使叶片松动导致机组水力振动太大无法继续运行。我们根据电站并不需要“可调”转轮的实际，在校正好叶片位置后将其与轮毂焊死，并对转轮叶片进行补焊，车削、打磨处理,恢复至设计水平，机组出力达到了额定的250kW，同时振动消失。结论及建议 3.1 西北地区多泥沙河流上不宜采用水润滑橡胶瓦水导轴承，更不宜采用明槽轴流定桨式机组。从长期效益来考虑近期投资节省得不偿失;制造厂家应根据实际水质和运行条件的需要在小型机组上亦应采用油润滑水导轴承结构，以满足多泥沙水质的西北地区电站的要求；

3.2 具有蜗壳式引水室的机组，其水导橡胶轴承可以很方便地改造成性能良好的油润滑轴承；

3.3 在轴流定桨式水电站中，容积损失对发电能力的影响非常显著，及时维修转轮，恢复转轮室设计间隙值，可以大大提高水能利用率、增加发电量，将获得良好的效益回报。

3.4 对于已建成的装机容量单机匹配不合理的轴流定桨式水电站，可以装备1个与现有机组过流通道兼容的、适用于枯水期小流量的低比速转轮，来解决枯水季节发不了电的问题，而不宜采用“可调”式转轮。

参考文献： 1.2.3.4.齐学义吴萍.水力机械轴面流场计算的研究[J].动力工程,1999,19(2): 61~64 天津电气传动设计研究所编.水轮机结构图册[M].北京:科学出版社,1978.79~83 哈尔滨大电机研究所编.水轮机设计手册[M].北京:机械工业出版社,1976.30~31 张维张淑英等译.机械工程手册(第一卷)[M].北京:清华大学出版社,1991.106 ~109 5.敏政唐建波.HL160-WJ-84水轮机的增容改造[J].甘肃工业大学学报,1996,22(1):58~62

作者简介：敏政，（1965——）男，青海同仁人，工学硕士，甘肃工业大学能源与动力机械工程系副研究员，硕士研究生导师，全国水轮机标准化技术委员会委员，主要从事中小型水电站的改造技术研究工作。刘有余,(1976——)男,安徽桐城人,2000年毕业于安徽机电学院。现为甘肃工业大学流体动力与控制工程学院硕士研究生，研究方向为中小型水电站增容改造技术。齐学义，（1946——）男，辽宁台安人，工学硕士，教授，中国动力工程学会理事、中国机械工业教育协会流体机械学科副主任委员，甘肃工业大学博导。主要研究方向流体机械内部流场及性能研究。

The Reformation Technique Of Small Propeller Turbine

MIN Zheng , LIU You-yu,QI Xue-yi(Dept.of Energy and Power Engineering, Gansu Univ.of Tech., Lanzhou,730050)Abstract

The small propeller turbines installed on rivers abounding silt can’t work very well.One of the reasons is that the rubber guide bearing

lubricated by water is used unsuitable.Capacity distribution between units is unreasonable and the runner is unfit to the hydraulic conditions, these are another two main reasons, too.The rubber guide bearing lubricated by water can be easily reformed as guide bearing lubricated by oil at turbines with spiral case.In order to solve the problem that the unit can’t generate at small discharge, another runner with lower specific speed can be used.Unsuitable runner can be replaced by another special designed one.These are proved by practices at several small hydraulic power stations.Key words: propeller;turbine;guide bearing;spiral case;runner

篇3：水轮发电机组增容改造技术分析

中军潭旧电站建于1958年,于1990年进行扩建,并于1993年投入运行。目前,电站新厂房的1#、2#机组装机容量为2×3 750kW,设计水头为12.5m,设计流量为2×37.32m3/s。

2 水轮发电机组

2.1 水轮发电机组现状及存在的问题

中军潭水电站目前装有2台轴流式转浆水轮机(型号为ZZ560a-LH-250),配套发电机为SF3750-28/3900。经过多年运行,机组存在如下问题。

2.1.1 水轮机方面

经过长期运行,机组出现了设备老化、性能下降的现象,严重影响了设备的安全稳定运行。水轮机导水轴套磨损,导叶间隙偏大致使漏水量大,水轮机水力效率下降,虽然经过了多次的修缮,但仍不能从根本上解决问题。水轮机叶片由于以前采用45#钢制作,气蚀、磨损严重,叶片变薄,维修时大面积补焊造成了叶片严重变形和裂纹增加,造成机组振动及出力不足,发电效益低,水轮机水力效率下降。

改造方案如下:更换水轮机转轮,采用综合性能较优的ZZ660转轮,叶片采用抗气蚀性能较好的不锈钢材料;并对导水机构、主轴密封等部位进行维修。

2.1.2 发电机方面

发电机原定子及转子线圈均为铝芯线圈,载流能力低,由于运行年限较长,定子线圈和转子线圈绝缘老化(原采用的是B级绝缘),导致发电机运行温度偏高;根据运行人员反映,发电机长期处于较高的温度环境下运行,无疑将加速老化,导致绝缘能力降低,严重危害发电机的安全运行。

改造方案如下:由于本次改造将发电机容量增至4200 kW,经电磁计算,发电机定、转子高度需加高100 mm,即电站发电机层基础地面加高100 mm,其他混凝土基础可保持不变,定子机座号仍为3 900。发电机需更换定子、转子及空气冷却器等部件,并改善发电机的通风系统和提高定子、转子的绝缘等级。

2.2 水轮机转轮改造的可行性

ZZ560a转轮机型由于受早期水力设计和试验研究水平所限,因此转轮存在的缺陷较多。

ZZ560a模型特性曲线如图1所示,其模型最高效率只有89.0%,且空蚀性能较差,由运转特性曲线得知,中军潭水电站机组在12.5 m水头额定出力时运行效率只能达到86.8%(新机情况下),经空蚀破坏后的效率更低。

目前,国内外轴流式水轮机转轮技术性能普遍提高,特别是随着计算机技术在水轮机设计开发中深入应用,近年来国内制造厂家和科研单位通过国际合作和试验研究已开发出效率、出力、空蚀等性能全面提高的中低水头轴流新机型,完全可以取代ZZ560a机型。经过比对,选择机型为ZZ660。新机型的效率比ZZ560a机型有所提高,空蚀性能也有所改善,且性能指标也优于ZZ560a转轮。

2.3 水轮机改造方案

本次改造根据设计水头H=12.5 m、流量(Q=40.5m3/s (增大过流能力,电站的装机容量增容后装机为2×4 200 kW)、转速n=214.3 r/min等主要技术参数确定改造转轮的设计工况点。其对应的最优设计单位转速n'1=151.53 r/min、单位流量Q'1=1.81 m3/s。经过优选对比选用转轮ZZ660,该转轮模型曲线如图2所示,设计点效率为90.8%,其最高效率可达92.0%,空蚀性能较好。

2.3.1 额定水头确认

中军潭水电站坝前正常蓄水位为150.30 m,死水位为147.25 m,电站加权平均水头为13.10 m,本电站水轮机额定运行水头取12.5 m。

2.3.2 运行现状分析

以ZZ560a-LH-250机组铭牌参数和运行水头12.5 m为条件,经计算得知,机组设计单位转速为151.53 r/min,按机组目前额定出力3 750 kW计算,则单位流量为1.69 m3/s,单台机组过流量为37.32 m3/s,模型水轮机效率为86.8%。

由于水轮机转轮叶片空蚀、磨蚀严重,容积损失偏大,主要通流部件磨蚀、锈蚀比较严重,水轮机实际运行效率在78%以下。

2.3.3 水轮机模型参数比较(见表1)

由图1和表1分析可知,新转轮在较大过流能力和较高效率工况下的单位转速须与本站发电机的转速相匹配,即新转轮的较优单位转速应为151.53 r/min。新转轮的模型设计点效率为90.8%,设计工况点(单位流量为1.81 m3/s)与原转轮设计工况点的气蚀系数相当。

2.4 转轮改造前后性能比较(见表2)

(1)效率比较:ZZ660转轮在发4 200 kW时的效率比ZZ560a转轮发3 750 kW时的效率高出4个百分点。

(2)气蚀性能比较:ZZ660转轮在发4 200 kW时的气蚀系数与ZZ560a转轮发3 750 kW时的气蚀系数相当,即相对于ZZ560a转轮,ZZ660转轮能更加稳定地运行在出力较高的工况中。

(3)超发性能比较:从运转综合特性曲线来看,ZZ660转轮的超发性能明显高于ZZ560a转轮。ZZ660-LH-250运转综合特性曲线如图3所示。

2.5 调速器容量的复核

由于引用流量增大,机组的调速功也将增大,根据调速功的计算公式得:

Φ80 mm主配压阀允许的最大调速功(油压为2.5 MPa)为25 013.2 kgf·m,故原调速器满足机组增容后的调速功。

2.6 安装高程的复核

吸出高度Hs按下式计算:

式中:▽为水轮机转轮叶片枢轴中心线安装高程(m);σ为转轮计算点的空蚀系数;Δσ为空蚀系数修正值,由参考文献可查;H为水轮机工作水头(m)。

通过计算可知,ZZ660转轮在最大水头为15.5 m时,吸出高度Hs=0.78 m就已高于目前电站的安装高程Hs=0.3 m,其余水头段Hs也均高于目前电站吸出高度,表明ZZ660转轮用于中军潭电站,其空化性能将有所改善。

水轮机主要参数如下:轮转直径D,=2 500 min;水机额定出力Wr=4 464 kW;最低水头出力W,=1 562kW;额定转速Np=214.3 r/min;设计水头Hr=12.5 m;最高水头Hmax=15.5m;最低水头Hmin=8.2 m;设计工况流量Qr=40.1 m3/s;设计工况效率η1=90.8%。

2.7 机组过流能力分析

中军潭水电站原机组设计引用流量Q=2×37.32 m3/s,电站的水工建筑物运行时没有发生过流能力不足的现象。虽然本次技术改造的设计流量增至Q=2×40.5 m3/s,经复核,过流能力仍满足ZZ660转轮的要求,流道尺寸无需改变。

2.8 改造后飞逸特性分析

为确保水轮机改造后机组的安全运行,需对水轮机的飞逸转速进行校核,由于没有新旧转轮飞逸转速的参数,但根据水轮机的理论和规律,水轮机的飞逸转速与转轮的最优单位转速密切相关,最优单位转速降低,飞逸转速也相应降低。ZZ560a转轮的最优单位转速为140r/min,与ZZ660转轮最优单位转速136 r/min很接近,其飞逸特性也基本相当。因此,原ZZ560a转轮的飞逸转速满足要求,则ZZ660转轮也满足要求。

2.9 水轮发电机组调节保证计算

《小型水力发电站设计规范》规定:在额定水头和最高水头2种情况下,按额定出力甩负荷的条件进行计算;额定水头在12.5 m以下,最大允许压力上升率不得大于70%;最大转速上升率不宜大于50%,机组容量占电力系统容量比重小时,最大转速上升率允许达到50%～60%。

电站引水系统∑LV=104.32 m2/s,GD2=150 t,m2,导叶关闭时间为5.0 s时,机组在额定水头甩100%负荷时速度最大上升值βmax=43.3%<55%,满足规范要求;最大水头下甩100%负荷时压力最大上升值ξmax=10%<50%,满足规范要求;尾水管最大真空度H=2.82m,均满足规范要求。

2.1 0 发电机改造方案

由于发电机容量增加,经电磁计算,发电机定、转子高度需加高约50 mm,其他混凝土基础可保持不变,定子机座号仍为3 900。发电机需更换定子线圈、转子线圈及空气冷却器等,并改善发电机的通风系统和提高定子、转子的绝缘等级。发电机增效扩容后的参数对比见表3。

3 改造过程应注意的问题

为保证新转轮具有良好的综合性能,在转轮制造中,应采用高精度坐标法加工工艺制造叶片,以提高叶片型线的制造精度,保证与模型的相似性,降低叶片表面粗糙度和波浪度。

为保证新转轮与主轴的正确连接及与导流盖、转轮室等部件之间的正确配合,保证机组顺利安装和正常运行,必须在新转轮有关配合和连接尺寸精加工之前,在电站现场对旧转轮有关连接和配合尺寸进行实测。

为确保增容改造后转轮的空蚀性能得以改善,在新转轮的水力设计和结构设计及转轮制造材质等方面采取抗空蚀措施,以提高新转轮的抗空蚀性能和使用寿命。

4 结语

中军潭电站是一个运行近20年的老电站,其通过改造水轮机转轮和发电机而使电站获得了更高的经济效益。老电站挖潜改造是当今小水电管理的一项重要工作,新型高效水轮机转轮的发展,为改造方案提供了更多选择,而计算机优化技术的运用,可以为个案电站的技术改造“量身定做”,提高额定出力和水轮机运行效率,减轻转轮的气蚀破坏,延长机组的大修周期,增加电站经济效益。

参考文献

[1]白林.小型水电站发电设备手册[M].北京:水利水电出版社1987.

篇4：浅析发电厂的汽轮机增容改造技术

【关键词】发电厂；汽轮机；增容改造；节能；技术

电力作为满足人们日常生活和社会发展必不可缺少的因素，为社会经济的稳定持续发展提供了保障。但是它的缺点在于使用的是大量的不可再生类化石燃料，除了利用率低以外，煤炭燃烧后会排放出大量的有害物质比如粉尘、氮氧化物、重金属物质和二氧化碳、二氧化硫等物质，这不仅消耗了很多宝贵的能源，对于环境也造成了很大的污染。虽然现在国家已经对火力发电项目进行了管控，不断的减少火力发电项目，但是基于我国的能源结构特点，在当前阶段，我国仍处于以煤炭等化石燃料为主的火力发电的整体格局。针对此种情况，我们必须从发电厂本身入手，对内部结构不断改造完善，不断提高发电效率，降低污染物的排放量和对化石能源的不断消耗，尽可能的做到节能减排。

1、发电厂的主要经济要素

影响发电厂发电机组的主机、辅助系统的经济技术指针有很多，每一项指标对应着不同设备或者操作系统的性能好坏，对发电机组进行改造，就是让各项设备的节能潜力得到最大化的发挥，使各项指标参数趋于最优解，以这样的方式来提高发电厂的发电效率。

2、对汽轮机进行增容改造技术的原因和意义

经过长时间使用的已装机的发电机组慢慢进入了老化期的状态，这时为了维持机器的正常运行就必须对机器进行增容改造；另一方面，随着电力市场的不断增长与变化，对发电机组增容改造的需求越来越多，相关企业也想要通过改造发电设备来降低企业的生产成本，提高企业的发电效率，不断提高企业自身的市场竞争力，从而获得企业的可持续性发展。

据有关资料显示，世界上大多数对发电机进行过增容改造的的发电机组的主要部件的寿命有很大的区别。有超过一半的改造者是计划按预期寿命对发电机组进行增容改造的，在实施改造的过程中，我们会发现实际所采取的措施和理论上应该采取的措施可能会有所不同。寿命期间费用最低和可靠性以及可用性最高者等因素对改造者来说是会得到最优先的考虑。大部分的企业都更加愿意对现有的发电机组进行增容改造，而不是采购一台的新的发电机组，因为他们发现老发电机组经过增容改造以后和新的发电机组在可靠性和可用性上具有相同的作用，且比采购一台新的发电机组更节省成本，更能提高经济效益。

3、对汽轮机增容改造技术的探究

3.1对汽轮机进行改造的主要原则

对任何一样设备的改造都需要资金的支持，同样，对汽轮机进行增容改造更需要较大的资金投入。因此，我们要尽量使用原有的机器设备，尽量控制工程的改造任务量，在保证改造效果的基础上将改造成降到最低。还有值得注意的是汽轮机的改造要保证现有的热力系统不发生改变，对汽轮机和发电机的连接位置也要保持与原始状态一致，对改造后的汽轮机要确保其运行的可靠性和灵活性与适应性，能够对机组的可用率得到有效的提高。

3.2对汽轮机进行增容改造的主要技术措施

汽轮机生产的工艺也在随着机械及自动化的发展越来越进步，处于使用中的小机组的设计工艺和自动化的程度与现行的较为大型的汽轮机有很大的差距，首先过去的结构较为陈旧，对真实的应力状况不能恰当的反映出来，过去所采用的叶型在性能上无法与现在使用的叶型相比，再者，过去的小机组汽轮机在加工制造精度和热控水平上的综合水平与现在的机组相比都比较低。

在已有的改造案例中，有将高中压合缸改为单层缸的高中压合缸的，通过这种改造方法，使得高压缸、中压缸和低压缸的设计效率得到了提升，修正热耗较改造之前有了较大范围的提高，甚至可以与国内的先进水平相比拟。有的是采用三维气动热力设计体系，运用增加汽封齿数、合理增加动静部分间隙等新型技术手段应用于汽轮机的通流部分，并与先进水平的制造工艺和产品质量相配合，对改造后机组的安全性加以提高，将流动损失减少，从而提高机组的效率，使其性能能夠跟上当代较为先进的水平位置。

3.3对汽轮机通流部分进行增容改造的施工设计

以EC-301T汽轮机的增容改造为例，在保证通流部分安装间隙，对转子和冷凝器不做改动的情况下，将汽轮机增容15%的额定功率。

3.3.1对热力进行设计

所谓增加功率即是增大通流面积。有两种方法可以实施，首先是在所能允许的动叶超高限定范围内，适当增加静叶的高度；其次是在进气隔板中增大部分进气度，对全周进气的隔板对静叶的出口角度进行适当的增大。由于流量和叶片出口角的增大，轴向推力也在变大。在设计中通过对机内反动度进行调整和对静叶叶跟反动度进行控制，可以有效减少轴向推力的增加量，保证负荷在正常范围之内。

3.3.2对强度和结构的设计

原始状态的设计隔板是带有内外围带的焊接隔板，改造后的机组第一级喷嘴室和第三级调节抽气隔板采用的是20CrMoV耐高温铸钢材料，第二、四、五、六、七级的隔板均采用15CrMoA铸件，第一级喷嘴均采用Cr11MoV耐热不锈钢材，与改造之前相比较，即是在整锻板体上的进气测端面上铣制出加强筋和进汽道，让静叶片直接镶装在出汽侧的槽道内再与板体焊牢，这样就会使得隔板的结构广度得以提高。另外，在通流部分的轴向间隙许可下，适当的增加隔板的厚度，让改造后的隔板静挠度和工作盈利均小于原机组的设计数值。经过热力设计以后，对汽轮机进行全面的强度检测，改造后的汽轮机在强度和振动方面都在安全范围以内。

4、对汽轮机经济性改造后的要求

对于改造后的汽轮机的要求首先是经济性，每个企业考虑到对原有机器进行改造而不是采购一台新机器的原因就是因为对机器进行改造的经济性大于改造成本且能够大大的缩小与国际水平的差距。第二，进过改造后的机器可以较为快速的启动并且有较高的调峰能力。改造后的汽轮机在启动和停止上有更为敏感的能力，这在很大程度上大大延长了机组的使用寿命，对机组原本存在的问题进行了消除，有效的降低了被迫停机率，对机组的年连续运行小时数有了很大的保障。最后由于减少了燃煤等化石燃料的消耗，降低了对能源的使用量，减少了污染物的排放量，进而减少了对环境的污染。

由于我国国情的限制，现阶段对现有的较为落后的设备进行技术改造和不断完善是经济性和效益性较为显著的最佳途径，因为我们不可能将那些落后的机组进行全部的丢弃与淘汰，全部建设成现代的具有大容量和高参数的机组，这对于现阶段社会经济的发展是不相符的，在对发电厂汽轮机改造的过程中，我们要注意的是不能对以前的经验进行完全的抄袭与照搬，对于好的经验我们可以借鉴，对于那些不适合的我们要及时修改，并不断对新技术进行探索创新，我们要根据当前机组的实际情况，对机组的可利用价值进行深入的分析和全面的检查，确认其是否还有进行改造的价值；若没有再进行改造的价值，就果断更新，避免浪费过多的人力、物力、财力且得不到好的效果。对于仍具备改造价值的机组，我们就要根据现实情况，通过技术的分析，运用最佳的技术手段，确保改造后机组的可靠性和安全性，从而取得经济效益的最大化。

结语

随着我国对电力工业的深入改革，发电型企业现在已经形成了独立的法人实体结构，企业的盈利与亏损全靠企业自身的能力，这对于各大电力企业来说是一个不小的挑战，这就要求每一个独立发电的企业若想要在电力市场上分得属于自己的一杯羹，就必须尽快树立市场竞争意识，及时关注电力行业发展的动态和方向，不断优化产业设备，努力提升企业的发电效率，对内加强管理，尽可能的节约生产成本，对老的发电机进行增容改造就是以比较低的成本获取利益最大化的重要方法。并不断提高自身竞争力，适应社会发展的需要。

我国经济的发展的能源需求主要依托于电力，而很多地区的电力生产建设还不到位，不能及時有效的供电，不可再生能源的消耗也在一定程度上阻碍了国家经济的进一步发展，国家实行的拉闸限电虽然有一定的缓解，通过跨区域送电解决了一部分难题。但是由于煤价与电价的调整不同步必将对电力企业造成一定的经营压力，政府工作报告中也提出燃煤机组310煤耗是对机组效能的基本要求，环境保护压力也迫使发电企业要通过各种手段挖潜增效节能减排。所以，现阶段，我们要努力提高现有机组的发电能力，通过增容改造这个重要手段，提升机组效率、经济性，解决节能减排问题。

参考文献

[1]杨利民，李爱华.汽轮机节能和增容改造的可行性分析[J].中国电业（技术版），2013，01：30-32.

篇5：增容供电改造方案

为确保曹村煤矿作为主体保留矿井及下一步基建期间生产生活用电，由我公司申请，山西地方电力股份有限公司蒲县分公司同意我矿供电容量由原来的945KVA增容到4800KVA。由于变电所内变配电装置及下井线路已不能满足要求，需进行改造，电气安装工程工程量如下：

一、地面配电室：

⑴、增加高压配电盘7面分别为: ①崔家沟作为以后的基建口，考虑到崔家沟的建设及生活用电，需增设两台150A的出线柜作为崔家沟的两回路电源出线间隔。②考虑到以后的发展需求，需增设两台150A的备用配电柜； ③为限制单项接地电容电流，采取在10KV各段母线上设置电容电流自动补偿装置，增设PT盘两台； ④考虑电容补偿，增设一个电容柜。

本次安装可利用整合矿井退出的高压配电盘，但由于高压室空间所限，可考虑先安装4台（电容柜1面，PT盘2面，崔家沟出线柜1面）。⑵、CT更换：

①由于矿井负荷的增加，需将原来150A的两台总进线柜、联络柜更换为350A的；

②下井两台出线柜更换为300A；

⑶、现有地面供电的两台S9-315/10/400变压器容量不能满足地面低压供电要求，需将这两台变压器更换为容量630KVA的变压器。

二、井下变电所：

⑴、更换下井电缆，将原先的两路MYJV3×35/10电缆更换为两路MYJV3×120/10，共计3000m；