银盘水电站水轮发电机组增容改造

李树军，陈 立，陈江峰，龙 川（重庆大唐国际武隆水电开发有限公司，重庆 武隆 408506）

银盘水电站水轮发电机组增容改造

李树军，陈 立，陈江峰，龙 川
（重庆大唐国际武隆水电开发有限公司，重庆 武隆 408506）

摘要：针对银盘水电站机组增容改造的目的及方案，从提高水能利用率、增发电量方面说明了增容改造的必要性，并从水轮机、发电机、主变压器的性能等方面分析了机组增容改造的技术可行性，阐述了机组增容改造的试验研究工作。根据机组运行情况，综合评价了机组增容改造后的安全、稳定运行情况及取得的良好效益。

关键词：银盘水电站；水轮机；发电机；增容改造

银盘水电站位于重庆市武隆县境内，坝址以上控制流域面积74 910 km2，电站正常蓄水位215m，死水位211.5m，装机容量600MW，安装4台单机150MW轴流转浆式水轮发电机组，2011年相继投产发电，电站保证出力161.7MW，多年平均发电量27.08亿kW·h。银盘水电站电气主接线为四角形扩大单元接线，出线采用220 kV一级电压接入系统，220 kV出线两回，落点均为张家坝220 kV变电站的220 kV母线，每回线路长约30 km。

1　概述

银盘水电站是上游彭水水电站的反调节电站，水库根据反调节的要求设置为日调节库容，水库调节性能差。受到银盘与彭水的机组发电流量的不匹配、电站库区产流显著、电网部分时段无法消纳全部负荷等多方面的影响，电站弃水较多。经过实际运行统计，2012年弃水45.72亿m3，2013年弃水8.44亿m3，大量水资源无法转化成清洁电能，机组增容改造研究十分必要。

根据机组增容的分析计算，在不更换机组及主变压器等主要设备的前提下，银盘电站机组可增容7.5%，即单机增容11.25MW，全厂增容45MW。增容改造后，电站最大出力增大，水量利用率会有一个明显的提高，并可以产生良好的效益。一是增发电量，多年平均可以增发电量5 270万kW·h，最大可以增发电量7 390万kW·h，可以获得良好的经济效益；二是最大可增加重庆电网调峰深度4.5万kW，在一定程度上可以有效缓解重庆电网调峰压力；三是由于增容水电发电量的增加，相应减少了火电二氧化碳、二氧化硫等氮氧化物的排放。

2　增容改造可行性分析

2.1水轮机性能分析

在下游尾水位满足水轮机吸出高度的要求时，机组超发7.5%是可行的。机组增容运行时水推力增加在机组设计范围内，机组增容发电运行时桨叶操作机构强度、机组主轴的强度仍然可以满足要求。

根据模型试验结果，在协联工况下，水轮机的最大水推力为1 380 t，发生在35.12m水头，桨叶转角为-12°时。在非协联工况下，最大水推力为1580 t，发生在35.12m水头，桨叶转角为-12°飞逸工况。机组设计中采用的水轮机最大水推力为1 900 t，大于模型试验的最大水推力1 580 t。

桨叶接力器的容量是按照机组运行的最大水头35.12m、水轮机出力为167.86MW（水轮机额定功率的110%）的工况计算的，接力器的操作功所需操作油压P=4.6MPa。在水轮机增容7.5%运行时，接力器操作油压也不超过P=4.6MPa，小于桨叶操作机构强度分析计算的最大油压Pmax=6.3MPa。

按照机组的调保计算，甩负荷时最大转速上升发生在Hmax=35.12m、甩110%额定负荷工况，机组转速上升率43%，蜗壳端部最大水压54.3m，尾水管压力2.75m。由此，在增容7.5%后仍满足调节保证计算要求。

2.2发电机性能分析

通过对发电机增容前后主要电磁参数进行计算并对比，定转子温升可以满足超发7.5%的要求，且温升仍有余量，能保证机组的安全稳定运行。空冷器的冷却容量及励磁参数略超出额定值，但考虑空冷器及励磁装置的设计裕量，可以满足增容7.5%的要求。

机组增容前后对比见表1、表2、表3、表4。

表1　机组增容前后主要参数对比表

表2　机组增容前后励磁参数及电压变化率

表3　机组增容前后温升与冷却参数对比表

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表4　增容前后发电机效率对比表

2.3主变压器性能分析

若全厂增加45MW的功率，则每台发电机的功率为P=161.25MW，发电机电流为I（发电机）=P/1. 732 Ucosφ=7 496 A，主变低压侧电流I（主变）=2I（发电机）=14 992A，主变所带负荷为S=1.732U I（主变）=358.3MVA，则主变所带负荷与额定容量的比值为S/Sn=105.39%，银盘电站机组采用扩大单元接线，机组增容受主变压器容量限制，银盘电站主变压器容量为340MVA。由于油浸式变压器具有超额定容量运行能力,四台冷却器全投，长期运行的最大负荷为373.4MVA,故主变在理论上可以满足机组增容运行要求，其变压器紧急过负荷能力曲线见图1。

图1　主变压器紧急过负荷能力曲线

3　增容改造试验

根据机组增容改造的可行性分析，为了实际验证机组增容运行时机组及主变的各项性能指标，进行了机组稳定性试验、桨叶接力器操作力试验、甩负荷试验、发电机温升试验、主变压器温升试验等研究工作。银盘水电站4台机组均为同一厂家设计制造，型号相同，各参数相同。电站两台主变型号相同，各参数相同。选取2号机组和1号主变作为试验对象。2014年4月18日至19日，经过42个小时试验，机组增容实验圆满成功。

3.1稳定性试验

选取24m、27m、32m三个水头进行机组稳定性及协联试验，检验机组增容的稳定性指标，分析机组的水轮机协联关系。在试验水头下，机组在增容工况下，运行稳定性指标优良，机组稳定性指标满足增容7.5%额定负荷运行要求。综合考虑机组效率、稳定性指标，试验水头下原始协联关系即为最优协联关系。

稳定性分析见表5、表6、表7。

表5　增容试验水头下机组摆度分析表

表6　增容试验水头下机组振动分析表

表7　增容试验水头下机组水压脉动分析表

3.2桨叶接力器操作力试验

检验桨叶接力器的操作力能否满足机组增容运行引起的桨叶操作力增大情况，分析机组接力器操作力状况，确保机组在增容运行条件下安全稳定运行。试验结果表明，接力器操作力、操作功能满足机组增容7.5%额定负荷运行要求，且桨叶接力器安全裕度足够（见图2）。

图2　桨叶操作力-机组有功趋势图

3.3甩负荷试验

检验机组甩负荷过渡过程指标是否满足调节保证要求，确保机组在增容运行条件下安全稳定运行。在试验水头下（机组段水头28 m），机组甩50%、75%、100%、107.73%额定负荷过程中，最大转速上升率、蜗壳水压上升率、尾水管进口水压最小值满足调节保证计算要求（见图3、图4）。

图3　2号机组甩1 0 7.7 3%额定负荷导叶反馈、机组频率试验曲线

图4　机组甩107.73%额定负荷蜗壳水压、尾水管进口水压试验曲线

3.4发电机温升试验

验证发电机在增容后按照新额定铭牌出力时各部件温升发热情况。通过现场实测分析，银盘发电机在增容至107.5%额定负荷（161.25MW）条件下，温升在相关规程要求范围内，可以安全运行（见表8、图5）。

表格8　2号发电机稳定温升试验数据　　单位：℃

图5　2号发电机定子电流-定子温升关系图

3.5主变压器温升试验

验证机组增容后按照新额定铭牌出力时变压器各部件温升和发热情况。银盘水电站为“两机一变”，两台机组增容7.5%额定负荷运行，主变压器总负荷变压器总容量为331.8MVA。温升试验表明两台机组增容7.5%额定负荷运行工况，温升在要求范围内，试验前后油色谱检测辨明数据没有变化，变压器内部应不存在热点，主变压器满足机组增容7.5%额定负荷安全运行要求（见表9、表10）。

表9　主变压器温升试验数据

表10　主表压器增容试验前后色谱分析结果

4　增容改造后的运行情况

4.1增容后运行状态

根据分析及试验验证，在原有设备不更换的情况下，通过调整AGC等相应参数，银盘水电站单机由150MW增容至161.25MW运行。增容改造后，各部位摆度、振动、压力脉动参数优良，发电机及主变压器各部位温升安全稳定（见表11、表12）。

表11　2号发电机增容改造后温升数据　单位：℃

表12　机组增容改造后主变压器温升数据

4.2增容后运行效益

银盘电站机组增容改造后，电站最大出力增加，水量利用率明显提高。经统计，2014年汛期5～8月份机组分别增发电量628万kW·h、1 690万kW·h 、1 103万kW·h、1 276万kW·h，总计增发电量4 697万kW·h，取得了良好的经济效益。

5　结论

银盘水电站机组增容改造项目已全部完成，经过改造后的运行检验，机组运行稳定性优良，水量利用率明显提高，取得了良好的经济效益，达到了增容改造的目的。改造的效果说明采用“理论分析、试验验证、运行检验”的方法，通过合理利用设备设计裕量进行机组增容改造是可行的。增容改造的实践也锻炼了银盘水电站的技术管理人员，使其技术水平及管理水平得到了提高，为企业的发展奠定了基础。

参考文献：

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中图分类号：TV734.2

文献标识码：B

文章编号：1672-5387（2015）02-0016-05

DOI：10.13599/j.cnki.11-5130.2015.02.005

收稿日期：2014-09-15

作者简介：李树军（1968-），男，高级工程师，从事水电站管理工作。