超期服役水电机组延寿评估与示范应用

湖南五凌电力科技有限公司 时志能 五凌电力有限公司 张 勋 姚佳轩

引言

新中国成立以来典型年份/水电装机容量（万千瓦）如下：1949/16、1978/1728、1990/3604、1995/5283、2000/7935、2005/11739、2010/21340、2015/31954、2020/37000、2021/39100。随着水电机组运行时间的推移，尤其是1990年以前投运的电站，尽管其辅助设备日益更新（含励磁、调速、监控、保护、油气水系统等），但机组主要设备的运行状况不断恶化，关键结构部件逐渐进入疲劳期。受发电企业设备使用情况及技改资金安排的限制，大部分机械部件采取设备修复或局部适应性改造等措施，并未涉及整体性的更换，机组运行故障率逐年升高，主设备的检修周期逐渐缩短，历年投入的技改资金逐渐增加，设备改造或状态评价逐渐成为发电企业的日常管理。

根据GB/T 15468、GB/T 21718等规范的要求，水轮机依据容量大小，其设计寿命不少于25～40年，水轮发电机则暂未发布相关规定。2016年国家能源局下发国能资质[2016]351号通知，明确规定发电机组运行达到设计使用年限的，应当向所在地派出能源监管机构申请退役，不得继续并网发电。到期未申请退役的，由派出能源监管机构进行公示并依法注销许可，首次从国家政策层面对水电机组达到设计使用年限后的并网条件进行了规定。为避免早期投运水电机组退网，水电机组主设备的超期服役问题日益凸显，且随着主要机械设备的疲劳使用，也逐渐成为限制水力发电企业发展、影响企业安全运营的重要因素之一。

1 评估方法

水轮发电机组的延寿评估是一项复杂的系统性工程[1]，涉及的专业面广，然而针对水电机组超期服役问题，目前尚未发布相关的标准或规程，主要是参照《火电机组寿命评估技术导则》以及相关方法进行评估，分为现场检查、综合评估，必要时进行部件的专项检测。评估对象包括水轮机、发电机、励磁系统、调速系统、监控系统、主变压器、继电保护、直流系统、水工建筑物等，根据发电企业在机组运行过程中开展的设备状态评估、预防性试验、性能测试、日常运行及维护记录、机组检修频次及范围、专业机构出具的鉴定报告等资料，对机组运行的经济性、安全可靠性、设备缺陷等进行分析，达到对机组安全稳定运行全面评估的目标，并提出延寿改造建议，为机组超期服役是否具备条件提供科学依据（图1）。

图1 延寿评估流程示意图

1.1 现场检查

现场检查是对主要机电设备的运行状况进行检查[2-4]，重点对消缺记录、故障频发部件及缺陷程度、主要的性能指标是否发生重大变化等资料进行分析，同步开展缺陷危害程度分析。针对未更换的主机机械设备（含蜗壳或管型座、配水环管、导水机构、转轮室、尾水管、转轮、上下机架、顶盖、支持盖、主轴及联轴螺栓、转子中心体、定子基座、推力轴承及导轴承等），检查其是否存在明显缺陷，焊缝部件的焊缝是否完整，是否存在明显的锈迹及裂纹，过流部件还应检查空蚀和空化的程度；电气设备主要检查预防性试验、性能测试等的结果，从而表明机组各主要部件处于可利用的运行状态。

1.2 运行状态评价

运行状态评价主要结合水轮发电机组及其辅助设备进行，内容包括：

水轮机：结合机组状态在线监测系统或稳定性试验、甩负荷、黑启动、导叶漏水量等数据，对水轮机的运行状态进行评价，判定各指标是否符合相关国标或行标要求，机组出力是否达到或接近原设计要求。部分重要金属结构件还应结合数值仿真模拟结果进行评价[5]，若缺少机组振动、摆度数据，则主要依据轴承瓦温进行评价；发电机、主变压器：通过分析对比出厂数据、交接试验数据、大修后试验数据和近年的日常巡检资料，包括负荷、电压、电流、各部位温度等的变化曲线图和预防性试验数据对绝缘性能进行评价，发电机还应结合关键结构部件的裂纹检测进行评价。

电气一次设备：结合预防性试验数据，根据电气一次设备数据是否合格、运行是否稳定、日常检修维护是否正常等，对一次设备进行评价；电气二次设备：结合保护设备周期定检、保护动作正确率及投入率数据、直流系统定期充放电及其电压、电流测量等内容对二次设备进行评价；水工建筑物：根据国家能源局派出机构按照《水电站大坝安全定期检查办法》的规定，检查专项复核报告，依据复核结果评价是否满足设计要求，输水系统应结合混凝土结构是否损坏、压力钢管应结合应力测试及数值仿真、管壁测厚趋势变化等进行评价；其他：特种设备主要根据国家相应检测机构出具的鉴定结果进行评价，厂区内的油气水管路应结合定期的管壁测厚结果进行评价。

2 延寿评估及检测建议

水轮发电机组及辅助设备的延寿运行，根据机组及辅助设备是否改造及改造程度可以分为未改造、局部改造、整体改造三类（表1）。依据相关标准要求，水轮发电机组的辅助设备（如励磁系统、监控系统、调速系统、继保等）一般的更换周期为12年，由于此类设备更换周期短、资金占用量较少，发电企业均能按照规定使用寿命进行更换。若主设备未发现重大缺陷、裂纹或外部运行条件未发现重大变更，机组的主要机械设备通常采取常规性检修或局部更换部件，对其性能予以修复或保持，主要检测参数满足相关部件的规范要求，则判定机组满足持续安全稳定运行条件。

表1 机组基本参数及主要机械结构评价内容

2.1 未改造机组

某机组结构型式为轴流转桨式，额定容量为57.2MW，投运至今已安全运行56年，除机组例行检修更换部分易损件外，水轮机和发电机主要结构部件均未更换。因历次的转轮叶片空蚀修复，破坏了水轮机的原设计翼型，机组出力略微下降；各主要机械部件经无损检测后未发现贯穿性结构裂纹；发电机因绝缘老化绝缘性能呈现衰减趋势，但仍满足原设计要求；机组主要测点的振动和摆度值、压力脉动在部分负荷工况存在超标现象，发电企业采取避振运行的方式予以限制。综合机组历年检修记录、日常维护记录及性能测试结果，该类机组可根据运行情况定期（如两年）向电力监管机构提交延寿评估资料，或将机组延寿周期持续至下一次机组大修。

2.2 局部改造机组

某机组结构型式为灯泡贯流式，额定容量为32MW，投运至局部改造前已安全运行22年，受设备引进吸收及梯级电站建设影响，水轮机存在低水头无法运行、额定水头无法达到额定出力、稳定运行区间狭窄等难题，为彻底解决上述顽疾，2021年对水轮机转轮、转轮室、主轴密封进行了更换。通过采取局部改造措施，实现了机组超低水头运行、额定水头达到额定出力、稳定运行区间满足设计的35～100%额定容量要求，机组汛期低水头段的发电量得到有效提升。

发电机则采取扩大性A 修、更换定子线棒等措施，修复或提升了发电机的绝缘性能。综合分析水轮机和发电机的运行状态，该类机组可按照水轮机、发电机分别向电力监管机构提供两大设备的延寿周期，其中已经改造的设备（水轮机）可根据新设备使用年限予以延寿，未改造的设备可根据运行情况定期向电力监管机构提交延寿评估资料，或将其延寿周期持续至下一次机组大修。

2.3 整体改造机组

某机组结构型式为卧式混流式，原设计额定容量为6MW，投运至改造前已安全运行50年，依托水利部对农村小水电改造的补贴政策，除尾水管的部分预埋段无法更换外，2020年对转轮、导水机构、定子、转子、主轴、轴承系统进行了整体改造。通过整体改造，机组加权平均效率提升4%以上、额定容量提升至6.6MW，彻底解决了水轮机的空蚀和裂纹、发电机绝缘问题，年设计发电量增加5%以上。结合机组目前的运行状态，机组主要振动和摆度测点峰峰值、轴承瓦温等指标满足相关标准要求，综合出力明显提升，该类机组可按照新安装设备的设计寿命向电力监管机构提供延寿建议。

3 结语

随着国家能源监管机构对水电机组超期服役的日益重视，发电企业应加强设备的日常管理，定期对主要机械设备进行状态评价、对机组控制类系统进行性能测试；此外应建立过流部件、转轮、主轴、发电机机架、轴承系统、定子和转子绝缘的动态监测台账，根据设备性能劣化的趋势合理安排相应的技改计划及资金，及时有序地推进超期服役机组设备的局部改造整体改造，必要时可结合电厂外部环境及原流道的设计裕度进行增容改造，从而达到彻底解决机组运行或设计缺陷目的，确保机组安全稳定运行。