大桥电厂2#水轮机改造

刘建龙

摘 要：大桥水库水力发电厂位于四川省凉山州冕宁县境内，利用水库年调节性能成为四川电网枯季主力电站。通过改造将原水轮机转轮、泄水锥整体更换，同时对导水机构进行局部修复和改进；发电机部分更换上下导和空气冷却器，更换制动器和转子引出线等。改造后电站的运行效率和自动化水平获得显著提高。

关键词：发电厂；水轮机；改造

1 电厂简介

大桥水库水力发电厂位于四川省凉山州冕宁县境内，是安宁河流域开发的龙头电站，电站为引水式电站，水源由大坝经压力隧洞引至调压井，再由调压井经压力钢管引至4台发电机。电站最大水头189m，设计水头156m，最小水头130m。电站总装机90000kW，安装四台立轴混流式水轮发电机组，单机容量22500kW。机组由东风电机厂和东方电机厂联合生产制造，电厂始建于1993年11月，于2000年6月投產。

大桥水库水力发电厂利用水库年调节性能成为四川电网枯季主力电站。改造方案将原水轮机转轮、泄水锥整体更换，同时对导水机构进行局部修复和改进；发电机部分更换上下导和空气冷却器，更换制动器和转子引出线。同时，更换相应的自动化元件。

增设纯机械过速保护装置，增设振摆监测分析系统。辅机部分，更换进水阀工作密封和接力器；供排水水系统主要设备都作了更换，以及更新全厂公用自动化元件，提高了电站的运行效率和自动化水平。

（1）水轮机导水机构及泄水锥磨蚀严重。机组经过十多年长时间的运行，受气蚀破坏，水轮机导叶间隙增大，造成漏水量增加，水轮机效率下降，开停机困难等危害。磨损严重的部位主要是导叶上、下端面，与导叶相对应的抗磨板以及导叶的内侧面等处。泄水锥同样气蚀严重，导致水轮机运行时振动加剧，噪音明显。

（2）水轮机转轮磨蚀严重。机组经过十多年长时间的运行，受气蚀、泥沙磨损联合作用，水轮机转轮磨蚀严重，形成鱼鳞坑，叶片背面呈海锦状蜂窝麻面，叶片厚度变薄，出水边成锯齿状破坏，使水轮机水能效率降低，达不到额定出力。转轮的严重磨蚀导致检修工作量加大，检修周期缩短，检修时间延长。电站每年枯水期都集中人力对转轮进行补焊、打磨、修复，经多次修型后，叶片变型，导致水轮机运行振动明显，给机组的安全运行带来隐患。（见图1、图2）

（3）水导冷却器冷却效果差。水导冷却器经多年运行，管路局部水头损失增大，老化严重，热交换效果差，运行温度高。

3 发电机现状

（1）发电机空冷器冷却效果差。发电机空冷器和上导、下导空冷器经多年运行，老化严重，热交换效果差，运行温度高。

（2）机组制动器。发电机制动器经多年运行，老化严重，出现活塞不能复位，密封破损，漏气漏油等问题，给机组的安全运行带来隐患。

4 进水蝶阀现状

进水阀装置采用液控蝶阀，公称直径为1.8m。1、2号机组，3、4号机组分别共用一套油压装置，型号为HG-02，额定压力4.0MPa，由压力罐、回油箱、螺杆油泵、安全阀、油位信号器等组成。经现场踏勘观察蝶阀由于密封老化，渗水较大，机组一旦停机主阀关闭后，再次开启困难。蝶阀层空间狭小，潮湿昏暗，旁通阀及检修阀锈蚀严重，启闭困难。漏油箱设备陈旧，锈蚀严重。

供排水系统：

技术供水的主要对象是发电机空气冷却器、上导推力轴承冷却器、下导轴承冷却器、水导轴承冷却器等。本电站采用减压供水方式，在2#机和3#机各设1个取水口，经滤水器过滤，减压阀减压后供至技术供水总管，再通过支管引至机组各冷却器，两路取水管通过一个手动阀连通，互为备用。

检修排水采用集水井排水方式，设置两台立式离心泵，一主一备。排水泵额定流量320m3/s，额定扬程25m。排水泵安装于蝶阀层EL.1822.60m，检修集水井顶板上。

渗漏排水采用集水井排水方式，设置两台立式离心泵，一主一备。排水泵额定流量320m3/s，额定扬程25m。排水泵安装于蝶阀层EL.1822.60m，渗漏集水井顶板上。

经现场踏勘观察减压阀经多年运行减压效果差，导致阀后水压不稳定；供水管路上的阀门大多因老化操作困难，密封不严出现渗水现象，危及安全运行。渗漏排水和检修排水，底阀漏水严重，检修频繁，排水泵都安装在蝶阀层，蝶阀层设备拥挤，地板湿滑，管路设备锈蚀严重，运行环境较差。（见图4）

5 水轮机部分改造的必要性

（1）水轮机导水机构投入运行时间长，磨蚀严重，导叶漏水量大，根据《SL193 小型水电站技术改造规程》，水轮机流通部件磨蚀严重，不能保证安全运行的，应对其进行技术改造。

（2）水轮机转轮叶片变形严重，经过多次补焊，不能保证安全运行。根据《SL193 小型水电站技术改造规程》，水轮机设备陈旧，性能落后，应更换新型转轮，提高水轮机运行效率。

（3）泄水锥线性落后，气蚀严重，根据《SL193 小型水电站技术改造规程》，水轮机设备陈旧，性能落后，应改进流通部件型线与结构，提高水轮机运行效率。

（4）水导冷却器运行时间长，冷却效果差，应对其进行技术改造。

6 供排水系统改造的必要性

（1）厂内集水井排水泵转轮汽蚀严重，底阀维护工作量大。根据《SL193 小型水电站技术改造规程》要求，设备配置不合理，效率低，能耗大，老化严重，应对其进行技术改造。

（2）减压阀阀后压力不稳，易出故障，根据《SL193 小型水电站技术改造规程》要求，事故率高，不能保证安全运行的设备应对其进行技术改造。

7 蝶阀及其控制系统改造的必要性

进水蝶阀密封老化，漏水量大，根据《SL193 小型水电站技术改造规程》的要求，进水阀漏水量超过标准规定值时，应改进进水阀的密封形式或更滑新型进水阀，改造后水轮机进水阀的漏水量不超过GB/T14478 《大中型水轮机进水阀门基本技术条件》规定的标准。

8 水机部分

8.1 水轮机的改造

（1）水轮机转轮整体更换。针对水轮机叶片和转轮体磨蚀严重的现状，进行补焊已经不能解决问题，考虑整体更换转轮。电站原用转轮型号HLD126-LJ-145，本次改造更换为同型号的新转轮，材质选用整体不锈钢。电站于2012年已对1#和3#机组的转轮改造完毕，因此本次仅更换2#和4#机组的转轮。

（2）水轮机导水机构局部进行修复和改进。控制环与顶盖位置抗磨板等关键位置应选择更好的抗磨材料。

（3）对水轮机泄水锥设计线性作优化和改进，更换泄水锥。优化后的泄水锥应减小高压脉动区域和幅值，有效减少尾水管的脉动压力。电站于2010年已对3#机组的转轮改造完毕，因此本次更换1#、2#和4#机组的泄水锥。

（4）更换水导冷却器。

（5）增加纯机械过速保护装置，使机组运行更加安全可靠。为提高机组运行的安全性，此次改造增加纯机械过速保护装置。安装部位考虑在主轴靠近水导轴承附近。纯机械过速保护装置为电站提供最后一道保护，可靠性高，为电站实现“无人值班，少人值守”的自動化运行打下基础。

（6）增加机组振动摆度测量分析系统，使机组运行更加安全可靠。每台机组配置1套振动摆度监测系统，用于监测机组的振动、摆度等信号。为机组安全运行、检修维护提供可靠数据，提高电站发电设备运行水平。振动测点：分别在上机架、下机架和顶盖处，各设置2个水平振动测点，2个测点互成90°；在上机架、下机架和顶盖处，各设置1个垂直振动测点。摆度测点：分别在机组上导、下导、水导轴承的径向设置互成90°的2个测点，3组测点方位应相同。

8.2 水轮发电机的改造

（1）更换发电机空冷器，上导空冷器和下导空冷器。

（2）更换机组制动器，制动器更换为油气分离三腔式制动器。

（3）更换转子引出线。

8.3 进水阀及其油压装置的改造

根据电站实际情况，电站由一根引水总管分为4根支管引至机组。电站11月份至此年6月份是发电高峰期，其余时间进行蓄水，蓄水期间一般发1～2台机组；4台机组同时不运行的情况一般在对压力隧洞进行检修期间，这时需要机组全部停机，但通常检修时间也只安排几天。若此次整体更换，必须关闭总管前闸门，每台进水蝶阀更换所需时间按20天到1个月考虑，则更换4台进水蝶阀将耗时近4个月，电站不具备这么长的时间更换蝶阀，如果停机4个月，将给电站的生产带来很大损失。

考虑到进水蝶阀本体无明显损伤，此次改造保留进水蝶阀本体。

原进水蝶阀采用双密封形式，为改善进水阀密封的漏水现象，更换工作密封，密封材料采用优质耐磨耐油耐老化的高强度合成橡胶。为改善蝶阀启闭困难的情况，考虑增加接力器容量的可行性。若增加接力器缸径，一、阀门阀轴承压增加，经计算，阀轴轴承承载的应力约42.1MPa，轴许用应力120Mpa，满足使用要求，能长期安全的运行。二、地脚螺栓承受应力增加，经计算，在工作压力4.0Mpa时，￠380接力器对基础的推力为46.24t，拉力为43.6t，地脚螺栓为M48×4，单支螺栓可承受应力68Mpa，满足使用要求。三、复核油压装置容量，原油压装置能够满足要求。

综上，可将原接力器缸径从￠350增加至￠380。