綿陽三江水電站水輪發電機組增容改造

王維公

（中廣核陽江海上風力發電有限公司，廣東 陽江 529500）

1 機組增容改造的原因

1.1 機組增容改造的背景

綿陽三江美亞水電站位于嘉陵江支流涪江中游四川省綿陽市塘汛鎮，距綿陽市10 km。是以發電為主，結合城市防洪、水資源綜合利用的水電工程。電站緊靠負荷中心，對外交通方便。

電站采用閘壩擋水，最大閘高29.5 m，正常蓄水位448.00 m，相應總庫容2 590萬m3，最高水位為448.50 m。河床式電站，地面廠房。電站總裝機容量3×15 MW，保證出力10.3 MW，廠內安裝3臺軸流轉槳式水輪發電機組。多年平均發電量為2.130 6億kw·h，利用小時數為4 735 h。具有不完全日調節能力，電站采用110 kV出線。

3臺軸流轉槳水輪發電機組由東方電機股份有限公司生產，機組勵磁裝置、水輪機調速器均采用東電控制公司生產的設備。

電站主體工程2002年10月26日開工，2003年12月23日第一臺機組投入商業運行， 2004年8月13日第三臺機組投入商業運行。

為滿足城市景觀要求，最高運行水位為448.5 m較設計正常蓄水位抬高了0.5 m，經過兩年多實際運行觀測，工程安全可靠。

1.2 水輪機的基本參數

型號：ZZD232－LH－420

旋轉方向：俯視順時針

額定出力：15.46 MW 額定水頭：15.0 m

槳葉數目：4 個 額定轉速：136.4 r/min

額定流量：112.9 m3/s 最高效率：93.1%

葉片轉角：-12°- +18° 導葉數量：24個

飛逸轉速：310 r/min 允許吸出高度：-2.5 m

1.3 水輪發電機基本參數

型號：SF15-44/6500

額定功率：15 MW 額定電壓：10.5 kV

額定電流：1 031 A 功率因素：0.8（滯后）

額定頻率：50 Hz 相數：3

定、轉子絕緣等級：F級

額定勵磁電壓（滑環處）：Ufn=330 V

額定勵磁電流：Ifn=820 A

2 增容改造方案論證比選

2.1 增容改造論證

2006年電站委托機組原設計制造單位東方電機股份有限公司對發電機組增容改造進行可行性分析，之后又委托四川大學對發電機組增容改造工作進行可行性論證，編制了《四川綿陽市三江美亞水電站機組技術改造論證報告》，報告從水文、水能等方面論證了技術改造的可行性和必要性，得出“從水頭、流量和機組實際超發能力等方面分析，三江電站機組具備機組技術改造條件。”

2006年10月份在電站現場對論證結論開展相關試驗，結果表明電站機組技術改造后，機組最大軸向推力不變，機組推力軸承滿足技術改造到17 MW要求，沒有必要更換機組推力軸承；電站機組技術改造后，發電機空載氣隙磁密無變化，導軸承受力不變，滿足機組技術改造到17 MW要求，也不需要更換發導瓦。

通過表1三個方案的比選，機組增容至17 MW方案2的各項技術參數優于其它方案。

2.2 增容改造技術經濟效益分析

三江水電站初步設計裝機容量45 MW，多年平均發電量為20 911萬kW·h，裝機利用小時數4 650 h。機組技術改造設計考慮武都水庫調節等情況后，電站裝機容量45 MW時多年平均發電量為23 015萬kW·h，裝機利用小時數偏高為5 114 h；在裝機容量增加到51 MW后，利用時數為4 720 h，而且裝機容量從45 MW增至51 MW，投資僅增加 462.18萬元，多年平均發電量將增加1 059萬kW·h（較原初設成果增加3 163萬kW·h），補充千瓦投資和補充單位電能投資都非常低。

從經濟評價指標上看，三江電站機組技術改造后全部投資內部收益率為11.26%（機組技術改造前為10.01%）；借款償還期為12.96年（機組技術改造前為15年）；投資回收期為11.02年（機組技術改造前為11.34年）；投資利潤率為11.53%（機組技術改造前為9.15%）；投資利稅率為15.29%（機組技術改造前為12.53%）；資本金內部收益率為14.02%（機組技術改造前為12.27%）;資本金投資利潤率33.02%（機組技術改造前為25.95%）。機組技術改造后電站各項財務指標均較機組技術改造前有顯著提高和明顯改善。電站財務盈利能力和債務清償能力進一步加強。

三江水電站具有日調節能力，是綿陽電網中的骨干電源，為地方經濟社會的發展提供重要的電力保障，電站機組技術改造后增加的容量系統也完全能夠消納?？紤]四川電網特性、資源利用程度、各裝機容量能量指標后，三江水電站最終選擇裝機容量為51 MW的增容改造方案。

3 增容改造的實施

2007年~2008年，三江電站結合機組年度檢修，組織實施了3臺水輪發電機組的增容改造工作，具體改造設備實施情況如下：

3.1 轉輪體改造

3.1.1 轉輪葉片進、出水邊轉動區域鋪焊不銹鋼層

(1) 將鋪焊部位刨除3 mm深（原轉輪體材料為鑄鋼ZG20SiMn）。

(2) 用角向磨光機和砂輪機對碳弧氣刨清理過的表面進行打磨，清除氣刨時產生的滲碳層。

(3) 對轉輪體球面進行MT和PT檢查。

(4) 用遠紅外加熱片加熱補焊處，使施焊處溫度達90℃~120℃，加熱片不好布置的地方用氧乙炔烤槍加熱，但應注意加熱溫升要均勻，以免施焊部位造成淬火或退火。補焊缺陷，修磨補焊部位。

(5) 施焊用A237不銹鋼焊條，施焊焊條要在烘干箱內烘干至350℃~400℃并保溫1 h，用保溫桶保存，邊用邊取，以免返潮。

(6) 鋪焊不銹鋼，采用分段、退步焊工藝，層間采取錘擊方法消除應力，不銹鋼鋪焊厚度5 mm，焊條擺幅寬度≤3倍的焊條直徑。

(7) 面層施焊完，用砂輪機和拋光機打磨施焊部位使粗糙度達到轉輪圖紙要求。

(8) 對鋪焊部位進行MT和PT探傷檢查。

(9) 鉆、補缺陷，修磨補焊處，使鋪焊處球面（R840）滿足要求。

3.1.2 轉輪葉片增加裙邊

（1）裙邊下料：選用與轉輪葉片（ZG0Cr16Ni5Mo）相同的不銹鋼板，并按照葉片外圓進行裙邊成型。

（2）在裙邊與葉片裝焊面割坡口，修磨坡口。

（3）裝裙邊于葉片上，焊定位板固定裙邊。

（4）焊裙邊，采用分層、分段，對稱施焊，層間采用錘擊方法去除應力。每層焊后進行MT探傷檢查，確認無缺陷后才能進行下一層施焊。

（5）焊后對焊縫進行局部退火處理。

（6）對焊縫進行UT探傷檢查。

（7）如發現缺陷，應去除缺陷，補焊修磨。

（8）修磨裙邊上平面及內圈焊縫，用樣板檢查焊縫尺寸。

（9）檢查葉片裙邊外圓尺寸并修磨至要求。

（10）拆葉片，鉗修裙邊，拋光葉片。

3.2 水輪機大軸主軸聯軸銷改造

水輪機主軸與轉輪體聯軸銷的應力略偏高，通過脫軸方式將水輪機大軸聯軸銷（Φ 75×100圓柱銷）更換為鍛鋼34CrNiMo材料制造的高強度聯軸銷。

3.3 發電機空氣冷卻器改造

為降低增容后的發電機冷風溫度，保證定、轉子繞組長期安全運行，在不改變外形尺寸及接口的條件下，將原雙金屬翹片式空冷器改造為整張串片式冷卻器, 改造后冷卻器承管板表面采用鍍鋅處理，其余表面進行靜電噴塑。

3.3.1 改造前空氣冷卻器技術參數（雙金屬翅片式）

型號 KRII 6×24-1 020

換熱容量 70 kW

空氣流量 3.5 m3/s

冷卻水量 38 m3/h

最高工作壓力 0.3 MPa

最高進水溫度 28 ℃

水路數 4路

冷卻管 雙金屬翅片管（基管T2）

換熱裕度 ＞15 %

冷卻器數量（單機） 6臺

3.3.2 改造后空氣冷卻器技術參數（整張串片式）

型號 廠家確定

換熱容量 ≥90 kW

空氣流量 3.5 m3/s

冷卻水量 38 m3/h

最高工作壓力 0.3 MPa

最高進水溫度 28 ℃

水路數 4路

銅管 Φ 16×1 （管壁≥1）紫銅管

散熱片 ≥0.2 mm紫銅片

換熱裕度 ＞20 %

冷卻水管數 6路

使用壽命 ≥20年

冷卻器數量（單機） 6臺

3.3.3 試驗壓力及檢驗

為保證冷卻器裝配安裝質量，在廠內現場進行壓力試驗。

（1）冷卻管單根試驗：裝配前對每根冷卻管進行1.2 MPa，30 s的壓力試驗，不得泄漏。

（2）冷卻器總裝水壓試驗：冷卻器出廠前進行0.6 MPa水壓試驗，保壓60 min不得泄漏。

（3）現場安裝后試驗壓力：進行0.6 MPa水壓試驗，保壓60 min不得泄漏。

4 增容改造后的驗證試驗

增容改造項目實施完成后，為驗證機組增容效果，電站委托四川中鼎科技有限公司對增容后的機組進行水輪發電機穩定性、出力及甩負荷等驗證試驗，試驗情況如下：

4.1 全水頭出力試驗

按照IEC 規程要求開展測試，測試中采取了人工配合措施來保證精度，測試數據見表2。

表2 水輪發電機組出力驗證試驗數據表

（1）試驗實測，機組最低水頭試驗時的平均工作水頭為14.71 m，在加上速度頭機組的凈水頭為15.27 m時，機組導葉開度為98.9%時，其最大有功功率達到17.34 MW，基本滿足機組增容到17 MW負荷的要求；

（2）試驗結果表明，電站機組在額定水頭下的出力基本能達到增容至17 MW負荷的要求，并且根據導葉開度與有功功率的關系曲線來看，機組在高水頭運行時，其出力還有一定余量。

4.2 全水頭穩定性試驗

按電力行業標準DL/T 507－2002《水輪發電機組啟動試驗規程》有關技術要求機組進行增容至17 MW出力穩定性驗證試驗，試驗結果：

（1）機組運行穩定性良好，機組的振動、擺度幅值均在規程要求優的范圍內，不存在明顯的轉動部分動不平衡的現象，也不存在明顯電磁不平衡現象。

（2）機組均在5 MW以下的振動幅值相對大一些，說明5 MW以下負荷區域為機組的振動區域，雖然振動幅值較小，但從機組安全角度出發，應盡量少在該區域長時間運行。

（3）機組增容至17 MW負荷出力后，其振動、擺度等穩定性指標均在電力行業標準DL/T 507－2002《水輪發電機組啟動試驗規程》的有關技術要求范圍內，能滿足長期穩定、安全運行的要求。

4.3 發電機組溫升、通風試驗

（1）發電機在17 MW試驗負荷時，視載功率為20 071.9 kW，有功功率為17 307.1 kW，無功功率為10 390.0 kW，定子電壓為10 763.3 V，定子電流為1 076.7 A，轉子電壓為303.0 V，轉子電流為457.5 A，轉子繞組平均銅溫升為68.35 K，定子繞組最高點溫升為40.3 K，定子鐵心最高點溫升為33.1 K，冷風溫度為33.5℃，發電機各部位溫升值均在允許值以內，并仍有較大的溫升裕度。發電機可在額定進風溫度、額定視載功率20 MW，額定有功功率17 MW，額定功率因數0.85下長期穩定、安全運行。

（2）發電機增容改造后，在相近的負荷條件下（17 MW有功功率，cosφ=0.85），轉子繞組平均銅溫升比改造前下降了3.85 K，定子繞組溫升比改造前下降了3.1 K，發電機降溫效果較為明顯，發電機增容技術改造是成功的。

（3）通風試驗結果表明：發電機總冷卻風量測量值為28.406 m3/s（改造前廠家設計值為21.45 m3/s），完全滿足發電機增容至17 MW有功負荷運行時所需冷卻風量的要求。發電機上、下風道進風量較對稱、（Q上/Q下=0.800 5），風量分配較均勻。

4.4 甩負荷試驗

（1）三江水電站增容改造后，機組甩25%額定負荷時機組轉速上升率為4.04%，蝸殼壓力上升率為2.9%，最大抬機量為0.5 mm；機組甩50%額定負荷時機組轉速上升率為15.4%，蝸殼壓力上升率為3.4%，最大抬機量為3 mm；機組甩75%額定負荷時機組轉速上升率為25.8%，蝸殼壓力上升率為4.5%，最大抬機量為3 mm；機組甩15.88 MW負荷時機組轉速上升率為32.7%，蝸殼壓力上升率為6.4%，最大抬機量為3 mm；機組甩100%額定負荷時機組轉速上升率為33.6%，蝸殼壓力上升率為6.8%，最大抬機量為3.5 mm。

（2）從試驗結果看，機組的轉速上升率和水壓上升率均在設計要求的范圍內，說明機組增容改造是成功的，即使機組甩最大負荷（17MW）也是安全的。

5 結論

2007年10月綿陽市經委組織專家組，對綿陽三江水電站機組增容改造項目進行竣工驗收，竣工驗收小組認為：機組增容至17 MW負荷出力時，水輪發電機組、水工建筑物、電氣設備、輔助設備、金屬結構件等均能滿足長期穩定、安全運行的要求。同意綿陽三江美亞水電有限公司發電機組改造項目竣工驗收，該電站具備3×17 MW運行的條件。

2008年4月東方電機有限公司為三江電站三臺機組更換了17 MW發電機銘牌，至此電站增容改造工作全部完成。

綿陽三江水電站的增容改造工作的實施，主要得益于從采購、施工、運維都做到了嚴格的質量管控，設備選擇了東方電機大廠優良產品，施工單位為中水五局，施工質量得到有效保證，投運之后運行單位狠抓運行、維保管理，嚴格的質量管理為三江電站機組增容打下了堅實的基礎。

三江電站有優秀的專業技術人員，善于通過運行技術數據分析發現機組在額定水頭下15 MW滿功率發電時水輪機導葉開度和發電機溫升都有很大裕度，檢修也未發現較大設備缺陷，由此提出機組增容的可行性設想。

三江電站管理層為保證機組增容方案切實可行，先組織四川大學對機組增容的編制可行性比選方案，后組織東方電機有限公司開展了可行性驗證試驗，體現了管理的嚴謹性。

總之三江電站機組成功增容改造，不僅為電站帶來可觀的經濟效益，更為河床低水頭軸流轉槳式水輪發電機組的增容改造探索提供了寶貴經驗。