双牌水电站机组增容改造可行性分析.docx

双牌水电站机组增容改造可行性分析.docx

《双牌水电站机组增容改造可行性分析.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《双牌水电站机组增容改造可行性分析.docx（7页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

双牌水电站机组增容改造可行性分析

双牌水电站机组增容改造可行性分析

徐兴国

FeasibilityofcapacityincreasingtransformationforunitinShuangpaihydropowerplant

（湖南省双牌水电站，湖南双牌425203）

摘要：

对机组增容改造的必要性和可行性进行简要分析，提出发电机、水轮机增容改造基本原则、技术方案的设想，并对机组增容改造预计效益和经济评价进行初步分析。

关键词：

发电机水轮机增容改造效益

1概述

双牌水电站位于湘江一级支流潇水下游。

电站大坝为钢筋混凝土双支墩大头坝，坝高58.8m，坝长311m。

右岸1条92km长的主干渠道，灌溉农田32万亩；左岸有1座单线双向二级船闸。

水库控制流域面积10594km2，占湘江流域面积的11.2%，总库容6.9亿m3。

电站于1963年建成投产。

有3台单机容量为45Mw立轴混流式水轮发电机组。

设计水头39m，最大水头43m，最小水头28.1m。

设计水头下额定流量为138.5m3/s，额定转速107.1r/min。

2增容改造的必要性

2.1适应湘南电网调峰的要求

双牌水电站接入湖南电力系统之永州电网运行。

湖南电力系统内8座大中型水电站承担湖南省电力系统的主要调峰任务，除了东江水电站具有多年调节性能和江垭水电站有年调节能力外，其余均末达到年调节性能，且在汛期均留有防洪库容，严重影响调峰能力，而其它的中小水电站大部分调节性能差，造成汛期强迫弃水调峰。

另外，湖南电网特别是永州电网冬、夏季负荷峰谷差大，调峰容量严重不足，电源结构单一，为纯水电结构，调峰能力差，丰枯出力悬殊，峰枯、峰谷矛盾十分尖锐。

双牌水电站增容除可利用弃水多发电量外，还可参与系统调峰，为系统提供备用容量，改善湘南电网运行条件。

2.2充分利用水力资源

从1980-2006年水文资料统计分析，多年平均实发电量5.303亿kW.h，年利用小时3928h，多年平均总来水量97.75亿m3，其中灌溉用水量2.15亿m3，发电用水65.36亿m3,弃水量为32.48亿m3，多年平均发电用水年利用系数65.4%，水量利用不充分，装机容量明显偏小。

2.3发电机绝缘老化

电站的1号机和3号机系东方电机厂生产，分别于1979年和1969年投产；2号机系哈尔滨电机厂生产，于1966年投产，定子为沥青云母绝缘（俗称黑绝缘），转子为石棉云母绝缘，经过四十多年的运行，发生过数起定子线棒对铁芯击穿事故。

设备已接近或超过设备使用寿命，不能保证发电机组安全运行，必须进行改造。

在更新发电机定、转子线圈的同时，应一并考虑对发电机进行增容改造。

2.4水轮机转轮磨损严重

水轮机过流部件磨损量大，空蚀严重，转轮大面积修补次数多，转轮叶片原始线型及水流流道改变，水轮机效率降低。

1987年，我站水轮发电机组实测平均效率：

1号机为81.96%，出力系数为8.04；2号机为83.96%，出力系数为8.21；3号机为82.87%，出力系数为8.14。

三台机组平均效率为82.87，平均出力系数为8.13，比原设计采用系数减少5.41%。

而且由于堆焊造成局部应力集中，导致叶片根部存在局部裂缝，不利于机组的安全稳定运行，转轮改造势在必行。

双牌水电站现有HL240、HL123两种混流式转轮，用当前水轮机转轮的技术水平来衡量，HL240转轮效率低，单位过流量小、水力性能偏低。

3增容改造的可行性分析

3.1增容改造技术日益成熟。

近几年来国内外水电技术突飞猛进，增容改造技术发展也相当成熟，机组平均出力提高10%左右已被实践所证明，采用的主要技术手段有：

（1）通过更换发电机定、转子线圈，适当增大线圈导体截面，提高绝缘等级；

（2）采用新型高效转轮以提高水轮机效率；（3）适当增大转轮直径与过流面积，缩小上、下迷宫间隙，使比转速提高。

运用CFD解析水轮机各部件设计分析技术，提高水力效率在技术上是可行的。

3.2增容改造具有一定基础。

电站已对3台机组的调速器、励磁装置、全厂继电保护装置等设备进行了全面更新，实施了全厂计算机监控系统，110kV开关设备全部更换为GIS（全封闭六氟化硫组合电器）。

2、3号发电机分别于2000年和2003年更换了增大截面的定子线圈和转子线圈，将绝缘等级由B级提高到F级。

2003年以后对发电机油冷却器、空气冷却器等部件进行了增大容量的更新改造，试验证明发电机的额定容量可由53MVA增容到58.3MVA。

3.3增容改造对环境、消防影响评价

增容改造不产生污染源，不会产生大的的噪音，施工与电厂承担的综合利用任务不相矛盾，因此对环境不会产生不利的影响。

本工程不改变电厂的原有布置，原消防设备及其系统不需作任何更改。

3.4增容改造工期短

增容改造是在原机组水工设施基本不动的条件下，只对发电机的定、转子线圈，水轮机转轮、联轴螺栓螺母、接力器等进行更新改造，对机坑不作任何的变动，土建工程极少，改造工程施工工期短，可以利用枯水期间完成改造工作。

3.5符合国家的能源产业政策

库区水量充沛，平均每年有32.48亿m3的弃水，对机组增容改造，有效利用水能资源，符合国家的能源产业政策。

4增容改造技术方案

4.1水轮发电机组主要参数

水轮机

型号HL240-LH-410

转轮直径4100mm

最大水头43.0m

最小水头28.1m

额定水头39.0m

额定功率46.4MW

比转速236.7m.kW

额定转速107.1r/min

飞逸转速235r/min

额定流量138.5m3/s

额定效率87.6%

最高效率91.5%

安装高程128.3m

允许最大吸出高程+0.5m

轴向总推力284t

导叶分布圆直径4750mm

活动导叶数24

转轮叶片数14

总重量240t

转轮重量47t

座环重量28.5t

尾水管型式#28弯肘管

蜗壳型式砼蜗壳内衬钢板，包角270°

机坑里衬直径6000mm

油压装置YS-2.5型

发电机

型号SF45-56/9000

额定容量53MVA/45MW

额定电压10.5kV

额定电流2911A

额定功率因数0.85（滞后）

额定转速107.1r/min

飞逸转速235r/min

额定效率97.19%

励磁机型号ZLS180/42-8

额定励磁电压269V

额定励磁电流1150A

转动惯量11500t.m2

总重量518t

转子重量253t

定子重量117.5t

纵轴同步电抗0.779

纵轴瞬变电抗0.269

纵轴超瞬变电抗0.1834

负序电抗0.1865

零序电抗0.0847

4.2增容改造的基本原则

在保持电站原有水工结构不作变动、发电机基本结构不变、机组安装高程不变、额定电压和额定转速不变、预埋部件（包括进水管、蜗壳、座环、尾水管等）基本不变的前提下，更换3台水轮机转轮、改造1号发电机。

要求发电机额定功率由45MW增容至50MW，水轮机额定功率由46.4MW增容至51.9MW；在28.1-43m净水头范围运行时，水轮发电机组在稳定工况区运行，且加权平均效率较高,有先进可靠的性能参数，如出力、效率、空蚀和稳定性等；机组甩负荷过渡过程的调节保证计算值既要满足原引水系统设计值的允许值，也要满足现行规范的要求。

4.3发电机增容改造的实践

2、3号发电机分别于2000年和2003年进行了增容改造：

（1）将定子线棒的铜线截面增大了27%，额定负荷时定子绕组电流密度由增容前的2.85A/mm2减小到增容后的2.5A/mm2，定子线棒增容后较增容前温升降低5K；

（2）转子线圈铜排由四边形截面改成七边形截面，且截面积相同，同时线圈匝数增加1匝，转子散热面积增大约1倍，散热能力增大约40%，散热条件得以较大改善，对比分析计算能使温升降低4K；（3）定子线棒股线选用315℃不完全换位结构，使得股线间的环流降到最小，根椐最优化计算结果，额定工况下采用315℃不完全换位时环流损耗较原360℃诺贝尔换位减少了76.5%，环流损耗仅为原来的0.235。

由于减小了环流损耗，较360℃诺贝尔换位而言，股线最高温度可下降15-20℃，股线间温差可下降约10℃，线棒内温度分布更为均匀，因而在额定工况下发电机总的损耗可减少约40kW，效率可提高0.09%；（4）定子线棒、转子线圈、端箍环、极间连线、铜环引线绝缘等级均由B级提高到F级。

2、3号发电机增容改造后的温升试验表明:

（1）发电机的出力可达50MW（cosφ=0.85），此时定子电流为3212A，转子电流为1215A，发电机定子检温计的最高温升约为41K，转子线圈平均温升约为42.5K，定子线圈平均温升约为44.3K；

（2）如果按52K控制转子线圈平均温升，则发电机出力可达55MW（cosφ=0.85）。

由此证明，2、3号发电机增容改造是成功的。

1号发电机的增容改造方案与2、3号机大至相同，是否更换定子铁芯应根椐温升试验、铁损试验等鉴定确定。

但定子铁芯经过四十年的运行，有较大疲劳损失，导磁率下降，损耗增加，建议更换。

4.4水轮机增容改造方案

（1）HL240转轮性能分析

从HL240转轮模型综合特性曲线及机组运行工作区可以看出，转轮总体性能偏低，而且额定点单位转速比最优点单位转速还小，偏离高效区，且单位流量偏小，说明当时转轮选型不合理。

其次导叶分布圆相对直径偏小，导叶分布圆直径为4750mm，转轮直径为4100mm，相对直径D0/D1=1.158，目前一般在1.2左右，参数偏小使得导叶出水边离转轮较近，导叶出口尾流的不稳定性对转轮影响加大，引起水轮机效率下降。

再者双牌水轮机水头变化大，电站最大水头为43m，最小水头为28.1m，水头变化相对幅度∇H=〔2.（Hmax-Hmin）〕/（Hmax+Hmin）=41.9%，混流式水轮机一般选20-25%左右。

（2）双牌水轮机改造初步方案

a.更换转轮，保持转轮直径基本不变，或适当增大。

在40m水头段找一个合适的转轮，对转轮各部件进行优化设计，以满足电站改造需要，转轮材料采用全不锈钢。

b.更换活动导叶，对固定导叶进行修型。

原有导叶为老式标准翼型，从水力设计来说，固定导叶翼型与活动导叶翼型要保持一致，从而使水轮机具有较高的水力性能。

由于固定导叶不能改变，所以必须设计较好的能适应原固定导叶的新活动导叶，同时保证与新设计的转轮匹配良好。

c．更换固定底环、底环止漏环、基础保持不变；更换联轴螺栓、螺母（水轮机轴与转轮、发电机轴联接）；更换导叶接力器、导叶轴套；增设分段关闭装置。

其它如顶盖、控制环、拐臂、套筒等应根据其本身使用情况好坏确定是否更新。

4.5必须重视的相关问题

前期准备工作中：

（1）应对机组增容改造后发电机各部件如定子机座、转轴、机架、轴承等机械强度进行复核；

（2）对机墩结构进行静力和动力计算复核，求出机墩截面应力,验算机墩共振和振幅，以校核机墩在机组增容后仍然必须有足够的强度和刚度；（3）对引水系统、蜗壳结构进行强度复核，还要对发电机励磁系统、继电保护装置、机组辅助系统设备进行复核；（4）重新进行调节保证计算，以复核蜗壳内最大压力值及最大速率上升值；（5）重新进行短路电流计算，以校核发电机出口断路器、隔离开关、互感器、母线、变压器等能否满足机组增容的要求，同时对送出工程一并复核。

根据我们对国内电机厂及国内同型号水轮机改造情况的了解，盐锅峡水电站水轮机与双牌为同一机型，转轮直径一样，水头相差不大。

盐锅峡改造选用东方电机厂生产的D303C转轮，是在采用原来水轮机通流部件基础上新研制的转轮，该转轮通过了模型验收试验，且盐锅峡的改造较为成功，所以有一定的技术优势。

5预计效益和经济评价初步分析

5.1增容改造预计效益

（1）提高机组效率，充分利用水能；

（2）减少汛期弃水量，提高水量利用率，增加发电量；（3）改造后机组大修周期延长，检修工作时间缩短，减少了设备维护工作量，节约成本；（4）保证电站安全、稳定运行，减少事故发生。

5.2增容改造投资估算及经济评价

拟对3台机组水轮机转轮及其他部件，1号发电机定、转子线圈，定子铁芯，发电机出口配电装置等进行改造。

按定额估算总投资约为6930万元，项目总造价6790万元，其中静态总投资6540万元。

机组改造后，总装机容量由原来的3×45MW提高到3×50MW，年发电量增加0.5212亿kWh。

增容改造工程单位千瓦投资（静态）4360元，单位度电投资（静态）1.27元。

从财务评价指标看，上网电价为0.315元/kWh时，所得税前财务内部收益率15.9%，所得税后财务内部收益率13.4%。

静态计算若5-6年能收回改造成本，经济指标优越。

六、结语

水电站机组增容改造工程的建设符合国家产业政策，项目国民经济评价指标较优，财务评价指标优越。

适逢全球经济形势转变，国内原材料价格下跌，加工制造能力有余。

所以，应尽快启动该项目，加快工程建设。

参考文献

（1）哈尔滨电机厂.发电机、水轮机产品说明书

（2）柘溪电力发展有限公司，双牌水电站.双牌水电站2号发电机增容改造技术方案、大修安装技术总结

（3）湖南省电力试验研究所,双牌水电站.1、2、3号发电机温升试验报告（1988年）

（4）湖南省电力试验研究所,双牌水电站.双牌水电站2号发电机温升试验报告（2001年）

（5）盐锅峡水电厂.8号机组增容改造技术资料

（6）王焕栋.转轮修型是减少空蚀与磨损的有效途径

2008-4-9