灯泡贯流式机组增容改造探索及研究

范瑜彬

摘  要：灯泡贯流式水电站具有经济效益好、机组效率高、开发方便等优点。其低水头、大流量的特点，特别适合于城市周边水资源的开发利用，对改善城市环境，优化局部气候发挥了重要作用。目前，我国兴建了大量的灯泡贯流式水电站，随着各大流域水利设施的完善，特别是大型水库的建设及梯级调度，部分河流年度及月度来水流量逐步均衡化、汛期来水流量得到有效调节和利用，加上多年河道冲刷水位落差出现变化，部分基于多年平均来水流量设计的贯流式水电站有了一定增容改造的空间。本文重点对黄河干流上海勃湾水利枢纽工程机组增容改造进行探索及初步研究。

关键词：贯流式机组、增容改造、稳定性

黄河海勃湾水利枢纽位于黄河干流内蒙古自治区境内，是《黄河流域防洪规划》和《“十一五”全国大型水库规划》中的黄河干流梯级工程之一，工程任务是防凌、发电等综合利用。总库容4.87亿m3，水库正常蓄水位1076.0m，电站总装机容量90MW，多年平均发电量3.817亿kW·h，工程为Ⅱ等工程，工程规模为大（2）型。

一、多年来水流量分析

海勃湾水利枢纽采用的水文系列年限为1919～2005年，共计86年，坝址处多年平均径流量为236.4亿m3。设计水平年上游梯级电站考虑了龙羊峡、拉西瓦、尼那、李家峡、直岗拉卡、康扬、公伯峡、刘家峡、盐锅峡、八盘峡、柴家峡、小峡、大峡、沙坡头、青铜峡共15个梯级。

根据现有的调度方式，从历年数据分析电站机组过流能力不超过280亿m3，2015年～2017年，属于较枯年份，2019年和2020年为丰水年份，在年发电量达到6.31232亿kW·h和5.86349亿kW·h的情况下，2019年未用水量达到82.68亿m3，2020年未用水量达到173.2亿m3。2021年，截止到3月份，枢纽来水量已经达到了52.128亿m3，预测到2021年的来水量与2019年和2020年基本持平，电站未来一段时间可能处于水量较为丰沛的时期。2020年1-3月份发电量为1.35亿kW·h，4-6月份发电量为1.937亿kW·h，7-9月份发电量为0.997亿kW·h，10-12月份发电量为1.57亿kW·h。在2020年4月份以后，均出现了未用水量。其中4-6月份汛期未到来前，水库水位基本维持在1076.0m，电站处于满负荷出力后，仍有较多的未用水量;7-9月份，由于汛期水库降水位排沙运行，发电出力受阻，大量的水不能用于发电，发电量降低;10-12月份冬季运行，且一台机组在大修期时，仍有部分未用水量发生。

经过对比分析，在来水相对较丰的年份，电站在现有装机容量下，在4-6月份，汛期来临前，无法利用多余的水量，在汛期时出现较大的未用水量，因此，进行机组的增容改造，加大机组的过流能力和发电能力，充分利用汛期前3个月及汛期的3个月的水量具有可行性。

二、机组发电运行及检修分析

电站于2014年全部投产发电，根据历年实测数据，下游尾水位明显降低，对比2014年，在相同过机流量时，2020年下游尾水位约下降了2.5m。受下游水位降低的影响，电站实测最大毛水头已达到13.27m（2020年3月30日），已经远超过设计额定水头（额定水头8米）。根据理论估算，电站可能出现的最大净水头约13.2m，机组导叶开度有较大余量，具备增容空间。电站建设至今已经6年，需要按照规范要求逐年开展机组A级检修，首台机组大修期间电站出现了未用水量，考虑到其他机组将会陆续进行A级检修，因此，进行机组的增容改造，加大机组的过流能力和发电能力，确保在丰水年的检修，一台机组退出运行时，充分水量，尽可能回收电量是可行的。历年监测尾水位流量关系如下图

三、改造限制条件分析

（1）水轮机转轮直径为6.35m，电站整体的土建结构，管型座，导水机构、转轮室等过流部件均按6.35m这个参数基值进行设计，增容改造需要在现有的尺寸下，进行相对有限的调整。

（2）电站主接线采用扩大单元接线方式，主变压器容量为63MVA，在现状条件下，不更换主变压器的前提下，最大可增容至28.35MW。

四、机组增容改造初步方案

方案1，通过改善发电机的冷却系统，加大导叶开度运行，使得发电机出力可在最大出力24.75MW下稳定运行。根据发电机运行的现状，灯泡体冷却效果较差。为使得机组能够达到24.75MW的最大发电能力，将对发电机冷却系统进行改造。改造的主要内容为：发电机内部强迫风循环系统以及空气冷却器供水循环系统。发电机内部强迫风循环系统的改造，主要优化发电机内部的风道，加强风循环量等措施。针对冷却器水循环系统，根据实际情况，有两种改造方式，一种为对灯泡进行修理改造，通过改造无需对其他部位进行改动，即可恢复相应的功能。

另一种方式为在进水流道内增设外置冷却器，管路穿过发电机盖板后，接入到水泵加压系统。改造后，可通过增加导叶开度，增加机组的过流量，增加机组的发电能力。从而可以增加汛期及汛前3个月的发电量，同时消除发电机温升过高的隐患。但是，通过该方案的改造，无法消除水位下降，带来的水轮机运行工况偏离的问题，以及气蚀余量不足的问题。

方案2，更换水轮机转轮，改善发电机冷却系统，使得发电机出力稳定为24.75MW。考虑单台机组在8m额定水头下发电时，对应的下游水位为1062.4m时，机组的实际吸出高度仅为-5.8m左右，与要求的吸出高度-8.45m相差较大。结合尾水管出口外露以及过机含沙量较大时，机组运行会有气蚀的风险，机组振动会加剧。电站全部机组在额定水头8.0m运行时，实际吸出高度为-7.6m，与要求的-8.45m相差0.85m。此时加大出力运行，则会出现气蚀余量不足的风险。因此，针对此情况，考虑到枯水期年份水量较少，电站运行安全运行的要求，尽量小的改动设备的前提下，仅更换水轮机转轮，由4叶片调整为空化性能更好的5叶片，转轮采用不锈钢材质，并根据水力特性，微调导水机构;同时恢复发电机冷却系统的能力，使发电机最大出力稳定为24.75MW。根据水轮机特性，结合改造后的机组容量，以及现有厂房埋入部件尺寸等诸多因素后，水轮机的额定水头需要提高至9米以上。改造后可解决电站气蚀余量不足的问题，恢复水轮机运行在正常区域，消除潜在的威胁。

方案3，更换水轮机转轮，增大发电机容量，使得发电机出力稳定为28MW

更换水轮机转轮，存在电站机组的额定水头提高，机组过流量降低，在汛期受阻容量增大的情况，可通过增大发电机容量的方式，来弥补相关的容量损失。根据主变压器的容量，综合考虑水轮机的性能，转轮直径的大小，电站实际水头的范围，以及发电机可拓展的容量、额定转速等因素，增加发电机容量至28MW。同时更换新转轮，采用5叶片不锈钢材质，转轮直径维持6.35m，額定水头提升至10米以上。改造后，可以解决电站气蚀余量不足的问题，恢复水轮机运行在正常区域，消除潜在的威胁，同时，相比现状条件，能够利用多余的水，发出更多的电能。但水轮机和发电机均需要进行改造，投入资金较大。

结束语：

机组增容改造一般可根据电站实际情况按阶段进行，第一阶段可通过改善发电机的冷却系统，使得发电机出力增加，在较少的投资情况下利用多余的水量增发电量。第二阶段可根据机组的运行状态及经济性分析，更换机组转轮或采取加大发电机等一次设备容量的方式，使机组获得更稳定的性能及更大的备用容量。

参考文献：

[1]DLT 5038-2012 灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺规程、GB∕T35709-2017灯泡贯流式水轮发电机组检修规程、《灯泡贯流式水轮发电机组运行与检修》刘国选