水电站机组增容改造（精选7篇）
湖南省双牌水电站
徐兴国
双牌水电站机组增容改造工程至2013年1月23日已全面实施完成。目前，增容改造后的机组基本上达到了运行安全稳定、增加容量、增加经济效益的目标。
双牌水电站的机组增容改造工程启动于2008年。4月中旬，双牌水电站组织有关技术人员到盐锅峡水电厂、哈尔滨电机厂了解国内同类型机组的增容改造有关情况。4月下旬，站务会议对考察情况进行了专题研究，并成立了发电设备改造工作领导小组，设技改办具体组织实施，并确定了机组改造工作程序。5月上旬，双牌水电站就机组增容改造有关情况向集团公司领导作了专题汇报，按照公司指示，与湖南省水利水电勘测设计研究总院协商了项目设计服务合同有关事项；项目分为可行性研究（代初步设计）、设备招标文件编制、技施设计三个阶段。6月4日，电站向集团公司报送《关于双牌水电站水轮发电机组增容改造的请示》(湘双电呈［2008］4号)，得到集团公司领导的高度重视。6月中旬，双牌水电站与湖南省水利水电勘测设计研究总院正式签订了《机组增容改造项目设计服务合同》。9月19日，湖南水利水电开发集团有限公司组织了对湖南省水利水电勘测设计研究总院编制的《双牌水电站增容改造工程可行性研究报告》的评审。评审会由湖南省水利厅副总工程师陈志江同志主持，并邀请 了湖南省水利厅、中南勘测设计研究院、湖南省电力中心试验研究所、双牌水电站的有关专家进行评审。与会专家一致认为：双牌水电站机组实施增容改造，技术上是可行的，经济上是合理的；机组增容改造应在保证水工建筑结构基本不动的原则下进行。
2008年10月20日，双牌水电站以 湘双电呈［2008］19号 文件向水利厅报送《双牌水电站关于水轮发电机组增容技术改造立项的请示》，根据可研报告，就双牌水电站计划将三台水轮发电机组单机容量由45MW改造增容到50MW的问题向水利厅做了专题请示汇报。同年12月24日，湖南省水利厅以 湘水农电［2008］52号 文件批复同意双牌水电站进行机组增容改造立项。
2008年10月，湖南水利水电开发集团有限公司发文成立湖南省双牌水电站机组增容改造招标领导小组；12月底开始进行机组增容招标工作。经公开招标，最终由浙江富春江水电设备股份有限公司中标。当时参加投标的还有国内著名的东方电机厂、哈尔滨电机厂、天津阿尔斯通公司、杭州东芝公司、天津重型发电设备厂；由于浙富公司对招标文件的响应做得最好，同时其报价也较低，因此，评标委员会的成员最终选择了浙富公司作为中标单位。
2009年3月30日至31日在浙江杭州召开了机组增容改造第一次设计联络会。参加会议的有湖南水利水电开发集团公司、湖南省双牌水电站、湖南省水利水电勘测设计研究总院、浙江富春江水电设备股份有限公司的领导和专家。与会代表认真审阅了会议资料，经过充分讨论，就转轮水力设计、水轮机结构设计、模型试验、现场实测、首台机组设备交货时间安排等达成一致意见。同年7月19日至20日召开了第二次设计联络会。
为确保增容改造成功，双牌水电站要求中标单位在进行转轮设计、制造真机的同时，按缩小的比例制作了转轮模型，并送第三方进行模型试验。2009年10月下旬，由双牌水电站组织省水电设计院和中试所的有关专家在北京中国水利水电科学研究院进行了双牌水电站转轮模型验收试验。本次模型试验的结果表明，该模型在低水头、小负荷工况下的水压脉动数据超标，但中标制造单位认为模型试验的结果并不一定就会发生在真机上面，认为可以进行安装。面对这样的试验结论和中标单位的想法要求，双牌水电站的领导除了及时向上级主管部门汇报外，为慎重稳妥起见，又在长沙组织召开了专题技术论证会，邀请了国内著名的两位专家和省内资深专家对是否进行真机安装进行论证。这次论证会上，大家讨论很深入、激烈，但没有形成倾向性意见。最终，双牌水电站在征得主管领导机关同意后，慎重决定，暂缓真机安装，要求浙富公司进行转轮优化设计，继续进行模型试验，待模型试验结论合格后，再进行真机安装。
2010年4月下旬，在北京大兴基地，进行了双牌水电站转轮模型第二次验收试验。电站邀请了省水电设计院和中试所的专家到北京进行试验目睹。由于浙富公司对转轮做了许多优化设计，本次试验取得了符合国家标准的合格结论。
2010年11月11日，双牌水电站#3机增容改造工作正式进入安装阶段，本次增容改造，主要更新了水轮机转轮及活动导水机构、接 力器、推力轴承支柱螺栓、弹性金属塑料瓦、制动系统、发电机出口开关及配电装置等，机组设备合同价1569.9万元，出口开关及配电装置合同价102.5万元，共1671.4万元。经过湖南省地方电力安装有限公司员工124天的艰苦努力，于2011年3月14日上午10点，将改造后的#3机成功并入电网发电运行；经72小时试运行，各项技术数据都达到和超过了设计指标（主要技术试验由湖南省电力科学研究院进行）。改造后的机组在额定水头下出力达51Mw,最大出力可达54.5 Mw，#3机增容改造取得了圆满成功。2011年8月24日到9月3日，进行了#3机运行近半年后的检查工作（邀请了省内知名专家和浙富公司技术人员参加），检查表明，增容后的#3机转轮，经过近半年的发电运行，没有发现裂纹和金属脱落现象。
#3机增容改造的成功，让双牌水电站的员工充满了信心。2011年9月19日，开始#1发电机、水轮机增容改造工作。本次增容改造，更新了发电机定子铁芯、双鸽尾筋、定子线棒、端箍、埋入式测温元件、转子线圈及附件；水轮机转轮及活动导水机构、接力器、主轴密封装置、推力轴承支柱螺栓、弹性金属塑料瓦、制动系统、发电机出口开关及配电装置、调速器、励磁调节装置等，机组设备合同价2488.6万元，出口开关及配电装置合同价85万元，调速器22万元，励磁调节装置23万元，共2618.6万元。该项改造工程于2012年3月8日上午8点30分结束。增容改造后的#1发电机组的各项技术指标也达到和超过了设计标准，改造后的机组在额定水头下出力达51.5Mw,最大出力可达55 Mw，增容改造工作再一次取得阶段性成功。2012年9月19日，开始#2机组增容改造工程，改造项目与#3机组大至相同。机组设备合同价为1405.6万元，出口开关及配电装置合同价93万元，调速器22万元，弹性金属塑料瓦10万元，共1530.6万元。2013年1月23日改造完毕并入电网试运行，完成相关试验并通过72小时试运行后投入商业运行。机组启动试验时毛水头为32米，负荷为38.5Mw，机组在额定水头下出力达51.5Mw,最大出力可达55 Mw。至此，三台机组改造全部完成，增容改造工程取得园满成功。
三台机组增容改造设备合同价款总计为5863.6万元，设计费用135万元，安装费用680万元，现场试验费用为90.48万元，总共投入资金为6765.08万元。三台机组改造完成后，年均增发电量为6190万度，立项时的电价为0.165元/Kw.h，按现在执行的电价0.275元/Kw.h计算，年增发电收入1702.25万元，四年左右即可收回投资。所以，本项目的经济效益是很好的。
中军潭旧电站建于1958年,于1990年进行扩建,并于1993年投入运行。目前,电站新厂房的1#、2#机组装机容量为2×3 750kW,设计水头为12.5m,设计流量为2×37.32m3/s。
2 水轮发电机组
2.1 水轮发电机组现状及存在的问题
中军潭水电站目前装有2台轴流式转浆水轮机(型号为ZZ560a-LH-250),配套发电机为SF3750-28/3900。经过多年运行,机组存在如下问题。
2.1.1 水轮机方面
经过长期运行,机组出现了设备老化、性能下降的现象,严重影响了设备的安全稳定运行。水轮机导水轴套磨损,导叶间隙偏大致使漏水量大,水轮机水力效率下降,虽然经过了多次的修缮,但仍不能从根本上解决问题。水轮机叶片由于以前采用45#钢制作,气蚀、磨损严重,叶片变薄,维修时大面积补焊造成了叶片严重变形和裂纹增加,造成机组振动及出力不足,发电效益低,水轮机水力效率下降。
改造方案如下:更换水轮机转轮,采用综合性能较优的ZZ660转轮,叶片采用抗气蚀性能较好的不锈钢材料;并对导水机构、主轴密封等部位进行维修。
2.1.2 发电机方面
发电机原定子及转子线圈均为铝芯线圈,载流能力低,由于运行年限较长,定子线圈和转子线圈绝缘老化(原采用的是B级绝缘),导致发电机运行温度偏高;根据运行人员反映,发电机长期处于较高的温度环境下运行,无疑将加速老化,导致绝缘能力降低,严重危害发电机的安全运行。
改造方案如下:由于本次改造将发电机容量增至4200 kW,经电磁计算,发电机定、转子高度需加高100 mm,即电站发电机层基础地面加高100 mm,其他混凝土基础可保持不变,定子机座号仍为3 900。发电机需更换定子、转子及空气冷却器等部件,并改善发电机的通风系统和提高定子、转子的绝缘等级。
2.2 水轮机转轮改造的可行性
ZZ560a转轮机型由于受早期水力设计和试验研究水平所限,因此转轮存在的缺陷较多。
ZZ560a模型特性曲线如图1所示,其模型最高效率只有89.0%,且空蚀性能较差,由运转特性曲线得知,中军潭水电站机组在12.5 m水头额定出力时运行效率只能达到86.8%(新机情况下),经空蚀破坏后的效率更低。
目前,国内外轴流式水轮机转轮技术性能普遍提高,特别是随着计算机技术在水轮机设计开发中深入应用,近年来国内制造厂家和科研单位通过国际合作和试验研究已开发出效率、出力、空蚀等性能全面提高的中低水头轴流新机型,完全可以取代ZZ560a机型。经过比对,选择机型为ZZ660。新机型的效率比ZZ560a机型有所提高,空蚀性能也有所改善,且性能指标也优于ZZ560a转轮。
2.3 水轮机改造方案
本次改造根据设计水头H=12.5 m、流量(Q=40.5m3/s (增大过流能力,电站的装机容量增容后装机为2×4 200 kW)、转速n=214.3 r/min等主要技术参数确定改造转轮的设计工况点。其对应的最优设计单位转速n'1=151.53 r/min、单位流量Q'1=1.81 m3/s。经过优选对比选用转轮ZZ660,该转轮模型曲线如图2所示,设计点效率为90.8%,其最高效率可达92.0%,空蚀性能较好。
2.3.1 额定水头确认
中军潭水电站坝前正常蓄水位为150.30 m,死水位为147.25 m,电站加权平均水头为13.10 m,本电站水轮机额定运行水头取12.5 m。
2.3.2 运行现状分析
以ZZ560a-LH-250机组铭牌参数和运行水头12.5 m为条件,经计算得知,机组设计单位转速为151.53 r/min,按机组目前额定出力3 750 kW计算,则单位流量为1.69 m3/s,单台机组过流量为37.32 m3/s,模型水轮机效率为86.8%。
由于水轮机转轮叶片空蚀、磨蚀严重,容积损失偏大,主要通流部件磨蚀、锈蚀比较严重,水轮机实际运行效率在78%以下。
2.3.3 水轮机模型参数比较(见表1)
由图1和表1分析可知,新转轮在较大过流能力和较高效率工况下的单位转速须与本站发电机的转速相匹配,即新转轮的较优单位转速应为151.53 r/min。新转轮的模型设计点效率为90.8%,设计工况点(单位流量为1.81 m3/s)与原转轮设计工况点的气蚀系数相当。
2.4 转轮改造前后性能比较(见表2)
(1)效率比较:ZZ660转轮在发4 200 kW时的效率比ZZ560a转轮发3 750 kW时的效率高出4个百分点。
(2)气蚀性能比较:ZZ660转轮在发4 200 kW时的气蚀系数与ZZ560a转轮发3 750 kW时的气蚀系数相当,即相对于ZZ560a转轮,ZZ660转轮能更加稳定地运行在出力较高的工况中。
(3)超发性能比较:从运转综合特性曲线来看,ZZ660转轮的超发性能明显高于ZZ560a转轮。ZZ660-LH-250运转综合特性曲线如图3所示。
2.5 调速器容量的复核
由于引用流量增大,机组的调速功也将增大,根据调速功的计算公式得:
Φ80 mm主配压阀允许的最大调速功(油压为2.5 MPa)为25 013.2 kgf·m,故原调速器满足机组增容后的调速功。
2.6 安装高程的复核
吸出高度Hs按下式计算:
式中:▽为水轮机转轮叶片枢轴中心线安装高程(m);σ为转轮计算点的空蚀系数;Δσ为空蚀系数修正值,由参考文献可查;H为水轮机工作水头(m)。
通过计算可知,ZZ660转轮在最大水头为15.5 m时,吸出高度Hs=0.78 m就已高于目前电站的安装高程Hs=0.3 m,其余水头段Hs也均高于目前电站吸出高度,表明ZZ660转轮用于中军潭电站,其空化性能将有所改善。
水轮机主要参数如下:轮转直径D,=2 500 min;水机额定出力Wr=4 464 kW;最低水头出力W,=1 562kW;额定转速Np=214.3 r/min;设计水头Hr=12.5 m;最高水头Hmax=15.5m;最低水头Hmin=8.2 m;设计工况流量Qr=40.1 m3/s;设计工况效率η1=90.8%。
2.7 机组过流能力分析
中军潭水电站原机组设计引用流量Q=2×37.32 m3/s,电站的水工建筑物运行时没有发生过流能力不足的现象。虽然本次技术改造的设计流量增至Q=2×40.5 m3/s,经复核,过流能力仍满足ZZ660转轮的要求,流道尺寸无需改变。
2.8 改造后飞逸特性分析
为确保水轮机改造后机组的安全运行,需对水轮机的飞逸转速进行校核,由于没有新旧转轮飞逸转速的参数,但根据水轮机的理论和规律,水轮机的飞逸转速与转轮的最优单位转速密切相关,最优单位转速降低,飞逸转速也相应降低。ZZ560a转轮的最优单位转速为140r/min,与ZZ660转轮最优单位转速136 r/min很接近,其飞逸特性也基本相当。因此,原ZZ560a转轮的飞逸转速满足要求,则ZZ660转轮也满足要求。
2.9 水轮发电机组调节保证计算
《小型水力发电站设计规范》规定:在额定水头和最高水头2种情况下,按额定出力甩负荷的条件进行计算;额定水头在12.5 m以下,最大允许压力上升率不得大于70%;最大转速上升率不宜大于50%,机组容量占电力系统容量比重小时,最大转速上升率允许达到50%～60%。
电站引水系统∑LV=104.32 m2/s,GD2=150 t,m2,导叶关闭时间为5.0 s时,机组在额定水头甩100%负荷时速度最大上升值βmax=43.3%<55%,满足规范要求;最大水头下甩100%负荷时压力最大上升值ξmax=10%<50%,满足规范要求;尾水管最大真空度H=2.82m,均满足规范要求。
2.1 0 发电机改造方案
由于发电机容量增加,经电磁计算,发电机定、转子高度需加高约50 mm,其他混凝土基础可保持不变,定子机座号仍为3 900。发电机需更换定子线圈、转子线圈及空气冷却器等,并改善发电机的通风系统和提高定子、转子的绝缘等级。发电机增效扩容后的参数对比见表3。
3 改造过程应注意的问题
为保证新转轮具有良好的综合性能,在转轮制造中,应采用高精度坐标法加工工艺制造叶片,以提高叶片型线的制造精度,保证与模型的相似性,降低叶片表面粗糙度和波浪度。
为保证新转轮与主轴的正确连接及与导流盖、转轮室等部件之间的正确配合,保证机组顺利安装和正常运行,必须在新转轮有关配合和连接尺寸精加工之前,在电站现场对旧转轮有关连接和配合尺寸进行实测。
为确保增容改造后转轮的空蚀性能得以改善,在新转轮的水力设计和结构设计及转轮制造材质等方面采取抗空蚀措施,以提高新转轮的抗空蚀性能和使用寿命。
4 结语
中军潭电站是一个运行近20年的老电站,其通过改造水轮机转轮和发电机而使电站获得了更高的经济效益。老电站挖潜改造是当今小水电管理的一项重要工作,新型高效水轮机转轮的发展,为改造方案提供了更多选择,而计算机优化技术的运用,可以为个案电站的技术改造“量身定做”,提高额定出力和水轮机运行效率,减轻转轮的气蚀破坏,延长机组的大修周期,增加电站经济效益。
参考文献
[1]白林.小型水电站发电设备手册[M].北京:水利水电出版社1987.
【关键词】水电站；发电机；水轮机；技术改造；必要性；损失；分析
【中图分类号】TK730.3+23
【文献标识码】A
【文章编号】1672—5158（2012）10-0206-01
丹江口水利枢纽位于湖北省内汉江干流与支流丹江汇合处位置下游段0.8km，丹江口水电站属坝后厂房式，于1968年正式投入第一台发电机组开始运行作业，截止1973年共投入6台装机容量为150MW单位的水轮发电机组。最大年发电量达54.12亿千瓦时，多年平均发电量38.3亿千瓦时，保证出力25.9万千瓦，110千伏系统出线8条，220千伏系统出线6条，工业产值及综合效益表现突出。由于库容大，丹江口水电站成为华中电网主要调频、调峰厂，担负着电网繁重的调频、调峰和事故备用任务；对于我国而言，丹江水电站水轮发电机组的正常运行直接关系着华中片区电力系统供电作业的安全性与可靠性，其重要意义是可想而知的。然而在丹江水电站四十余年的持续性运行过程当中，水轮发电机机组的老化问题已尤为严重，设备设备严重老化，及故障问题频频发生，不仅威胁电厂的安全运行，同时造成了不可预估的经济损失。同时，随着南水北调中线工程实施，水利枢纽大坝加高176.6m后，正常蓄水位提高至170m，通过优化调度，可提高汉江中下游防洪能力、扩大防洪效益，满足近期调水量95亿rn3，后期调水量120-130亿m3，机组的出力将会提高，旧的机组显然不能满足需要，从这一角度上来说，针对丹江水电站水轮发电机组进行技术改造，确保相关机组运行状态的稳定性与可靠性无疑是至关重要的。本文试对其做详细分析与说明。
一、丹江水电站水轮发电机组技术改造的必要性、可行性分析
丹江电厂旧机组中，1#、2#发电机均系苏联乌拉尔电力工厂1960年产品，3#--6#为东方电机厂生产。经过几十年的运行，丹江水电站机组老化严重，水轮发电机在运行中了出现了各种程度不同的事故及故障。水轮机汽蚀一年比一年严重，一个大修周期内，水轮机汽蚀面积达9m2，水轮机叶片常常因为汽蚀而穿孔，上冠减压板上的10根引水短管常常出现直径为150mm，深度为120mm的汽蚀深孔，严重威胁着机组的安全运行，同时1#、2#发电机为苏联上世纪六十年代生产，采用B级黑色绝缘，该绝缘老化严重。在九十年代已改造为环氧粉云母绝缘，至今投运二十多年，该绝已经发空、干裂、绝缘等级降低，线棒端部防晕层大面积损坏，其中A相泄漏电流已超过规定值，绝缘不同程度发空，在检修试验中曾击穿三根线棒。其中1号机组发生过两次烧坏定子铁芯、线棒的事故，其他机组出发生过数次预防性耐压击穿或运行中定子绝缘事故以及其它类型的缺陷事故等，为了改变这种现状，必须进行机组更新改造，使之增容挖潜。
早在1992年至2000年，1拌、2#、6#机组改造时，由于当时南水北调工程还没有提到议事日程上来，故机组改造的高效区结合结合当时运行的实际情况，放在了低水头区。2000年3#机改造时，南水北调已经提上了议事日程，所以3#改造考虑到了后期水位抬高的因素，机组高效率区域在69.5水头处，接近于大坝加高后加权平均水头70.2，水轮机在额定水头63.5米情况下，出力为173.4MW，水轮机设计最在出力为192.8MW。实践证实，四台水轮机经过出力有了大幅度的提高，在2003年高水位时，全厂机组最大出力达到了1017.7MW，超过额定出力117.7MW。已经改造过的这四台发电机均由东方电机厂改造，在保持机座不变的情况下，通过更换定子铁芯、定子线圈、转子磁极线圈、通风冷却系统就能增加发电机额定容量。从几年的运行情况看，均完全稳定运行。
随着生产力的提高和计算机技术在制造业的广泛应用，水轮机的设计与往日相比有了巨大的进步。在设计流量不变的情况下，通过CFD计算与转轮模型试验对比进行优化，使水轮机效率大大提高，采用先进的数控五座标车床，能提高转轮的加工精度，使原型水轮机更接近模型机组。南水北调大坝加高后，随着水头的提高，在设计流量不变的情况下，水流的势能增加，使机组的出力必然增大。发电机通过采用新型绝缘材料，在定子机座不变的情况下，通过金属截面积增加，通风改造、定子及转子线圈更换，就可以增容到175MW。
总的来说就是：丹江水电站水轮发电机组出现的各类运行故障、运行安全应还以及增容目的要求通过对水轮发电机组的技术改造方式予以实现。通过改造所能够实现的机组出力增大趋势以及增容趋势使得整个技术改造可行且必要。
二、丹江水电站水轮发电机组改造提升经济效益分析
2003年，全国电价工作会议正式传达《电价改革方案》，确定了在建立电力市场的初期，将实行两部分电价，上网电价是容量电价下电网电价；容量电价可以保证发电企业固定成本的回收，与实际发电量无关，即多发或少发电量均按容量电价付给电厂同样的容量电费。经过改造后丹江电站的实际发电能够达到1050MW，如果还将额定出力定在900MW，导致总装机容量过小，我厂在将来的容量电价上就要受到巨大的损失。
经过改造，丹江电站机组的实际出力将远远超过原有机组额定出力150MW，申请更换铭牌，提高电站总装机容量，会在将来的容量电价上取得更多利益。以清江流域的高坝洲水电站为例，该电站1999年首台机组发电时，机组铭牌标示的额定出力仅为84MW，电站总装机容量为252MW，为了在流域来水较丰时，增加发电量，高坝洲电站通过增容，机组更换了新铭牌，铭牌参数为90MW，从而使总装机容量达到270MW，若以增加一台机组的容量6MW、年平均利用小时以4000小时计算，三台机组全年可增加发电量7200万度，经济效益非常可观。
三、结束语
在全球经济一体化建设进程不断加剧与城市化建设规模持续扩大的背景作用之下，水电建设事业可以说正面临着前所未有的发展机遇与挑战。然而对于我国而言，现阶段在运行大部分发电机机组，特别是水轮发电机机组受到建设年代时期背景下科学技术发展有限性因素的制约与影响，导致整个水电站建设运行水平质量始终比较低下，绝大部分发电机组在长时间且持续性的运行过程当中无法确保使用质量的有效性，从而引发大量的问题及故障。本文所例举的丹江水电站水轮发电机组即表现出了以上几个方面的问题，亟待改进。与此同时，现代意义上的水电站水轮发电机组在负担电力供应任务的同时还需要兼具调频、调峰以及事故备用的综合性功能，这对于发电机组运行能力的要求是极为严格的，综上所述，丹江水电站水轮发电机组技术改造必要且必须，改造后给整个丹江水电站所带来的经济效益同样尤为显著，应当予以重点关注。
参考文献
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石门水电站始建于20世纪70年代，属于汉中市石门水利枢纽工程配套电站。电站现有装机6台，总装机容量4..05万KW（其中河东渠首电站装设2台单机容量1250KW水轮发电机组；河西渠首电站装设1台单机容量500KW水轮发电机组；河床电站装设3台单机容量12500KW水轮发电机组）。受电站建设时经济、技术条件制约，经过近40年运行，目前存在机组水能利用效率低和机电设备故障率高等问题。
石门水利枢纽工程以灌溉为主，结合发电，河东、河西渠首电站（由水工建筑物形成的）最大水头约28m，加权平均水头约19 m，当水库水位较低，机组无法运转发电而仍需灌溉引水时，则提起灌溉工作门由旁路灌溉管道引水至渠道以满足灌溉需求。
国家水利部目前对六省市（包括陕西省）开展农村水电增效扩容技术改造工程，以此为契机，为提高水资源利用率和电站发供电可靠性，石门水电站拟对河东、河西渠首电站机组进行扩容增效改造，现已委托某设计研究院完成了工程初步设计。
目前我站委托的设计院在初步设计中就河东、河西渠首电站机组扩容增效改造所选进水主阀、水轮机、发电机型式、参数如下:
河东、河西电站目前（即扩容增效改造前）进水主阀、水轮机、发电机型式、参数如下：
若贵公司对此项目有兴趣，请贵公司就上述改造设备尽快给予报价（报价含税、运输费。以及生产、改造工期），以便下一步（招投标）继续合作。
由于是扩容增效的技改工程，与新建电站时生产制造机组有所不同，故说明、要求如下：
1、更新的3台转轮须整体采用不锈钢；
2、河东的两台水轮机须保留原埋设件（即蜗壳、尾水管）不变动，其余部件可全部更换或部分更换；河西电站因蜗壳属可拆卸件，故埋设件尾水管不变动，其余部件可全部更换或部分更换；
3、河东、河西渠首电站的发电机可全部更换或部分更换（只更换线圈、提高绝缘等级、更换铁芯等），出口电压均为6300V，功率因数为0.8；
4、扩容增效改造后，在额定工况下河东渠首电站单机额定功率须达到1500KW，河西渠首电站单机额定功率须达到630KW；
5、贵公司也可根据我站提供的最大水头、加权平均水头，机组额定功率另推选水轮机、发电机型号，并阐明理由。应水利部水电[2011]438号文 《关于印发农村水电增效扩容该造项目机电设备选用指导意见的通知》的要求，针对我站实际，河东渠首电站水轮机额定效率应不低于0.91，发电机效率应不低于0.95；河西渠首电站水轮机额定效率应不低于0.89，发电机效率应不低于0.94。
联系方式： 0916-2297305(林先生、高先生))
0916-2297304陕西省汉中市 石门水电站电子邮箱：
1概述
热力发电厂主要的热负荷一般是该区域内的工业生产用汽和采暖用汽。目前一些城市受热电厂供热能力的限制，许多热用户还依靠中小锅炉供热；即使已使用热电厂汽源的用户，有不少还保留着自己的小锅炉，以备供热高峰时短期使用。为缓解这种供热紧张局面，彻底解决此问题，一般采取新建供热机组或将中小型纯凝汽机组改为供热机组的措施，以消除或减少城市的中小型锅炉，降低大气污染，提高社会整体效益。
下面对保定热电厂一台N50-8.83/535型纯凝机组改造为C50-8.83/0.98/535型供热机组的方案进行研讨，以便得到更好的技术经济性能。
1.1机组现状
该N50-8.83/535为单缸冲动凝汽式机组，由北京电力修造厂生产，投产于1973年3月。本机有7段抽汽，分别供4台低压加热器，一台除氧器，2台高压加热器。
1.2改造原则
a.安全可靠性第一采用的改造技术和结构部件安全可靠，消除原机组改造范围内的缺陷及薄弱环节。
b.根据国家四部委《关于发展热电联产的若干规定》和国家经贸委《关于关停小火电机组实施意见》文件的精神，确定退役凝汽机组改为抽汽机组后的年均热电比大于50%，总热效率大于45%。
c.以热定电，按配套锅炉设备的额定出力220 t/h时，力求尽量增大供热量，以满足工业抽汽的要求。
d.以运转平台基础和轴承跨距不变动进行结构设计，便于施工，利于降低成本。
e.尽量采用当前国内最先进的同类型机组成熟的改造技术，力求节能降耗，提高经济性。f.尽可能保留原凝汽机组的可用部件及附属设备，减小改造范围。
g.自动主汽门、调速汽门安装位置不变，与凝汽器接口形式不变，与发电机的连接方式不变。
h.改造后抽汽量在0～100 t/h范围内任意调节，纯凝汽工况最大连续运行功率为50 MW；在抽汽量100 t/h时，最大电功率为40 MW。
i.优化回热系统设计改造后不影响回热系统设备的安全运行，补水采用凝汽器补水方式。j.改造后的机组可以视同新机，可延长机组寿命。
2改造方案
2.1方案比较
2.1.1方案一：增大向外供热的非调整抽汽量
三段抽汽孔扩大，其余部分不变。据计算供热抽汽量能达到30 t/h，且抽汽量将随着负荷变化而变化。优点是改造费用低，约20 万元，但此改造抽汽量太小，远不能满足供热市场需求，且热电负荷调整不方便，供热压力也不稳定。
2.1.2方案二：改为调整抽汽机组
调整方式采用旋转隔板调整，即去掉压力级第七到第十级，改装为旋转隔板。为此需要更换前缸、中缸、转子、部分隔板套、前汽封环、调速器、转速变换器等。需要增加的部件
有旋转隔板、油动机、抽汽逆止门、压力变换器等。另外还有一些部件、调速系统及保安系统需要作相应改动。改造后，抽汽量可达60～100 t/h，随着抽汽量的增加，电负荷要下降，当热负荷到100 t/h，电负荷估计在36～38 MW范围内。
2.1.3方案三：改调整抽汽机组的同时对通流部分作优化设计
本方案改造范围与方案二基本相同，不同点是将机组改为可调整抽汽机组的同时，采用全三维技术对通流部分进行优化设计，使机组内效率达到90年代世界先进水平。改造后的抽汽量可在0～100 t/h范围内调整，热耗值比不采用全三维技术改造的机组下降627 kJ/kWh 以上，相当于煤耗下降6.98%。本方案的改造费用预计800万元左右。
2.2方案确定
考虑到机组改造后的运行稳定性、可靠性及经济性，经过对3种方案的技术比较，认为方案三较可行，即凝汽机组改为可调整抽汽机组的同时进行汽轮机通流部分改造，提高汽机内效率(典型工况见表2)。这样，可以在充分利用原有设备及其潜力的前提下，以最小的投资争取获得最大的收益。
2.3改造方案简述
通过热力计算初步确定，将原机组的一个调节级+21个压力级改造为一个调节级+9个压力级+抽汽调节级+9个压力级的形式。去掉的3个压力级改设一个进行抽汽压力调节的旋转隔板。新设计的调速系统在确保抽汽压力稳定的同时，对机组的转速或负荷自动控制。改造后设计抽汽压力在8～13 kg/cm2 范围内变化，采用调压器调整到所需要的抽汽压力，抽汽量根据需要在0～116 t/h 范围内变化，供热量最大可达100 t/h。最大热负荷时可带44 MW电负荷，热负荷低于60 t/h时，仍可带原设计额定电负荷，即50 MW。
2.4改造范围
2.4.1主系统部件的改造
a.调换的部件有转子、前汽缸、中汽缸、隔板套、前汽封环、隔板汽封、调速器、转速变换器。
b.增加的部件有旋转隔板、旋转隔板调节杠杆、抽汽油动机、油动机托架、调压器及其座架、抽汽逆止门及操纵座、安全阀、压力变换器、切换阀、接线盒等。
c.修改的部件有汽封管路、疏水管路、调节油管路、抽汽阀控制管路等。
d.调整的部件有左右两只高压调节汽阀，其流量特性曲线要做修正，在现场通过调整连接板而改变A值，从而改善4个阀的重叠度。由于前汽缸和中汽缸是新的，因此中汽缸与后汽缸连接垂直面的定位销必须重新扩配钻绞，其连接的销子及螺栓均需更新。
2.4.2附属设备的改造
a.高压除氧器改造该机组配套的高压除氧器，为早期的喷雾填料式结构，原设计只进凝结水和高压加热器疏水以及少量补充水。由于该厂冬季供热高峰时补水量大，补水温度低，常造成高压除氧器跑水过负荷现象。改为供热机组后，由于所补除盐水进入凝汽器，末级低压加热器出口温度将比原来低，预计其温度将降低26 ℃，为此需要对高压除氧器进行增容
改造。
b.除盐水系统及设备改造改为抽汽机组，对外供热量将加大，为了维持水量平衡需要补充除盐水。按供热量100t/h计算，需增加除盐水生产量为：100×1.25=125 t/h。为此，需要增加一台阴床、一台树脂装卸罐、一台除碳器及相应的阴阳离子交换树脂，在本次改造中，需对卡脖子的管道及相应的电气、热工设备增加或更新。
2.5改造后机组性能
a.纯凝50 MW工况下机组的热耗保证值不大于9 187.64 kJ/kWh，缸效率保证不小于85%。
b.额定抽汽工况下机组的热耗保证值不大于7 607.6 kJ/kWh，缸效率保证不小于85%。
c.最大抽汽量不小于100 t/h。
2.6改造应考虑的安全措施
a.除设置抽汽压力自动调整装置外，还必须设置安全阀，以防供热系统超压。
b.须加装抽汽逆止门及防止超速的热工保护装置，以防止汽缸进水及汽机超速飞车。
2.7效益分析及经济评价
2.7.1经济指标分析
由于调峰的原因，该机组改造前全年平均负荷为38 MW。如果单机煤耗按热耗率计算，全年发电煤耗419 g/kWh，供电煤耗453 g/kWh。改造完成后，该机组全年平均发电负荷取40 MW，发电煤耗341 g/kWh，供电煤耗369 g/kWh，供热煤耗42.71 kg/GJ，全年平均热电比1.51。
2.7.2经济性评价
该机组改造完后，全年供热增加180万GJ，按现在供热价格16.28元/GJ，去年供热单位成本13.65元/GJ测算，供热创收473.4万元，由于煤耗降低，节煤折合551.93万元，合计年创收1 025.33万元。以此计算大约可用16个月的时间可回收改造成本。3结论
将凝汽机组改为热电联产的抽汽机组，具有良好的经济效益、社会效益和环保效益，此措施是各热力发电厂解决供热紧张状况的措施之一。
保定热电厂进行的N50-8.83/53型机组改造为C50-8.83/0.98/535型调整抽汽供热机组的方案的特点为：
a.充分利用原有设备，减少投资和缩短工期。
b.利用现代新技术对通流部分及系统优化设计，达到降低热耗的目的。
c.运行方式考虑以热定电，优先满足热负荷的需要。考虑到该机组的实际现状，调整抽汽对外供热量以最大100 t/h为宜。
四川米易县小三峡水电站
机组设备试运行
操作规程
水电五局小三峡机电安装项目部
二OO六年十二月
审定：赵书春
审查：李 俊
校核：范长江
编写：王甲荣 尹志强 牟学芬 何祖红
水电五局小三峡机电安装项目部
二OO六年十二月
目录
一 机组充水试验操作.........................................................4 二 机组空载试运行操作...................................................16 三 发电机短路升流试验操作...........................................24 四 发电机升压试验操作...................................................26 五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作......28 六 机组并网及负荷试验操作...........................................32
小三峡电站机组试运行操作规程
一 机组充水试验操作 1充水前的检查
目的：确认机组是否具备充水条件。1.1 流道的检查
1.1.1 坝前进水口1#机组拦污栅已施工完毕验收合格，拦污栅周围已清理干净验收合格。
1.1.2 进水口1#机组用工作闸门、启闭装置已安装完工，门槽已清理干净并验收合格。工作闸门在无水情况下调试合格，启闭时间符合设计要求并处于关闭状态。
1.1.3 1#机组进水流道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已安装完工，清理干净并检验合格。灌浆孔已封堵，测压头已装好，测压管阀门、测量表计、压力开关均已安装完工，调试合格整定值符合设计要求。所有过水流道进入孔的盖板均已严密封闭，封水盖板已安装完工，且所有螺栓均已紧固。
1.1.4 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板、临时支座、转轮检测平台均已拆除。
1.1.5 蜗壳排水阀及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。全厂渗漏检修排水系统已安装完工，调试完毕，其手动、自动均能可靠运行。
1.1.6 尾水闸门槽极其周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，启闭情况良好，尾水闸门处于关闭状态。1.1.7 上、下游水位测量装置已安装完工，调试合格。1.1.8 非本期试运行的2#、3#机工作闸门及尾水闸门处于关闭状态，并已采取安全措施防止误动。1.2 水轮机部分检查
1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工，检验合格，记录完整，转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，已无遗留物。1.2.2 导水机构已安装完工、检验合格，并处于关闭状态，接力器锁定投入。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求，轮叶全关。
1.2.3 真空破坏阀已安装完工，经严密性试验及设计压力下的动作试验合格。
1.2.4 主轴工作密封与空气围带已安装完工、检验合格，密封自流排水管道畅通。密封水压力开关和空气围带压力开关已调整至设计值。
充水前投入检修密封：关1301、1302、1305阀，开1307、1309阀，空气围带充气。
1.2.5 顶盖排水泵已安装完工，检验合格，手动、自动工作均正常，投入运行，并切至“自动”，1228、1232阀全开。1.2.6 受油器已安装完毕，符合规范规定要求。
1.2.7 水导轴承润滑冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试合格，各整定值符合设计要求。1.2.8 水轮机各测压表计、示流器、均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计参考值。振动和摆度传感器均已安装完工调试合格。
1.3 调速系统的检查
1.3.1 调速系统及其设备已安装完工，调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、压力开关、安全阀、自动化元件均已整定符合设计要求，管道检查和压力试验完毕。1.3.2 压力油罐安全阀按规范要求已调整合格，且动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。回油箱油位继电器动作正常，高压补气装置手、自动操作动作均正确。漏油装置调试合格，手动、自动工作均正常。
1.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充油检查，额定压力下无渗漏现象。
1.3.4 调速器机电柜已安装完工并调试合格，各电磁阀、电气/液压转换装置工作正常。
1.3.5 手动操作进行调速系统的联动调试，检查调速器、接力器、及导水机构操作的灵活性、可靠性和全行程内动作的平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器三者的一致性，并录制导叶和接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。1.3.6 手动操作检查浆叶动作的平稳性，浆叶开度和调速器柜的浆叶开度指示器的一致性，调整好导叶和桨叶的协联关系。1.3.7 事故配压阀、两段关闭和机械过速保护装置均已安装完毕调试合格，动作试验正确，特性参数已按制造商的设计数据整定完毕。紧急关闭时导叶全开到全关所需的时间符合设计要求。1.3.8 锁定装置调试合格，信号指示正确并处于投入位置。1.3.9 调速器静态调试已完成，手动模拟开、停机试验合格，由计算机监控系统进行自动操作模拟开、停机试验和电气、机械事故停机试验，各部位动作准确可靠，关机时间调整完毕，符合设计要求。
1.3.10 机组测速装置已安装完毕并调试合格，动作接点已按要求整定完毕。1.4 发电机的检查
1.4.1 发电机整体已全部安装完工，试验检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。1.4.2 推力轴承及轴承油位、温度传感器、冷却水压已调试，整定值符合设计要求。
1.4.3 推力轴承高压油顶起装置已安装完毕，检验合格，阀门及管路均无渗油现象。
1.4.4 机组用空气冷却器已安装完工检验合格，水路风路畅通，阀门、管路无渗漏，冷却水压力已调整至设计值。风罩内其它所有阀门、管路、接头、变送器、电磁阀等均已检查合格，处于正常工作状态。
1.4.5 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确，制动系统压力符合设计要求。充水前制动系统置“手动”复归位置：关1319、1327、1321、1329、1304阀，开1315、1317、1333、1331阀。
1.4.6 测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器，测温系统均已安装完工，调试合格，整定值符合设计要求。1.4.7 发电机转子集电环、碳刷、碳架已安装完毕，检验合格。1.4.8 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助接线端子板均已检查正确无误，牢固可靠。
1.4.9 发电机内灭火管路已安装完工，检验合格。1.5 励磁系统检验
1.5.1 励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连线与电缆已检验合格。
1.5.2 励磁系统屏柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好，功率柜风冷却系统安装完工，检验合格。阳极开关断开。1.5.3 灭磁开关接触良好，试验合格，动作灵活可靠。灭磁开关断开。
1.5.4 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。1.5.5 励磁操作、保护及信号回路接线正确，动作可靠，表计校验合格。
1.6 油、风、水系统的检查
1.6.1 全厂透平、绝缘油系统已能满足1#机单元及其他零星用油设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格，且与2#、3#机可靠隔离。1.6.2 机组推力轴承及各导轴承润油有温度、压力、油位检测装置已安装调试合格，整定值符合设计要求。
1.6.3 油压装置回油箱、漏油箱及所有管路、阀门、接头、单向阀、油压装置油泵、漏油泵及所属自动化元件、各液位信号器及压力变送器等已安装完工，试验合格且已投入运行。油压装置油泵、漏油泵已投入运行，并置“自动”。
1.6.4 全厂技术供水系统包括蜗壳取水口、滤水器、供水泵、供水环管等已安装完工，调试合格，记录完整。供水泵手、自动状态均可正常工作，各管路、阀门、滤水器、接头等已试压合格、清洗干净，无渗漏现象。并做好与2#、3#机的隔离保护措施。1.6.5 厂内渗漏检修排水系统已安装完毕，并经全面检查合格。排水泵、排水阀手动、自动工作正常，已投入运行，并置“自动”。水位传感器已调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。
1.6.6 全厂两台高压空压机、两台低压空压机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各测压表计、温度计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。高低压气系统已经投运，处于正常状态。
1.6.7 1#机组单元所用的高、低压空气管路已分别通入压缩空气进行漏气检查合格，能随时可供1#机组使用，并且与2#、3#机可靠隔离。1.6.8 各管路、附属设备已按规定刷漆，阀门已挂牌编号。1.6.9 1#机组段和副厂房、主变等部位的消防供水系统安装调试完毕，并与其他部位有效隔离。1.7 电气一次设备的检查
1.7.1 发电机主引出线、中性点引出线处的电流互感器已安装完工试验合格。
1.7.2 发电机断路器、隔离开关、高压开关柜、避雷器已全部安装完工，试验合格，具备带电试验条件。发电机断路器DL1、隔离开关G11、G911、G912处于断开位置。
1.7.3 发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验试验合格，具备带电条件。
1.7.4 1#主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统以及保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。
1.7.5 110KV系统已安装完工，所有试验合格，具备投运条件。110KV出线已安装完工，已具备投运条件。
1.7.6 厂房、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻值已测试，符合设计要求。
1.7.7 厂用电10KV系统包括1#、3#厂变等电气设备已安装完工，调试合格。备用电源已经形成且为3#厂用变送电，作为机组试验时期的电源。机组试验完毕投入运行后，由1#厂变为全厂提供电源，3#厂变的外来电源作为备用电源。1.7.8 厂用400V系统电气设备已安装完毕，调试合格。1#机组调试及试运行期间400V系统Ⅰ段、Ⅱ段母线并列运行，由1#、3#厂变互为备用提供电源。
1.7.9 做好与未投运2#厂变的安全隔离措施，将2#厂变低压侧断路器402ZKK断开并悬挂“禁止合闸”标识牌。1.7.10 备自投装置已检验合格，工作正常。
1.7.11 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检验合格。1.8 电气二次系统及回路的检查
1.8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，通电调试工作完成，机组现地LCU监控系统和回路、机组辅助控制系统及回路均已安装完工，并调试合格。所有电缆接线正确、可靠。1.8.2 1#机组LCU、公用LCU、进水口工作闸门控制系统已安装完毕，与被控设备联调完成，各控制流程满足设计要求。全厂集中监控设备、UPS等已安装完工，检验合格。
1.8.3 计算机监控上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。现地1#机组LCU、公用LCU监控系统与上位机已能正常实现通讯。1.8.4 各LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。
1.8.5 各LCU开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。
1.8.6 LCU与各被控设备、厂用电及油压装置、高低压气系统、渗漏检修排水泵、断路器、隔离开关的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。
1.8.7 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。
1.8.8 机组电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装置设备已安装完工检验合格，电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证动作正确性，电气保护装置已按定值单进行整定，具备投运条件。
1.8.9 下列电气操作回路已检查并模拟试验，其动作正确、可靠、准确：
1）进水口工作闸门自动操作回路。
2）机组自动操作与水力机械保护回路。3）机组调速器系统操作回路； 4）发电机励磁系统操作回路； 5）发电机断路器操作回路； 6）直流系统及信号回路； 7）全厂公用设备操作回路；
8）1#机组、主变及110KV线路的同期操作回路； 9）厂用400V系统备用电源自动投入回路；
10）110KV断路器、隔离开关和接地开关的操作回路和安全闭锁回路；
11）火灾报警信号及操作回路。1.8.10 以下电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查，继电保护回路已进行模拟试验，动作正确、灵敏、可靠。
1）1#发电机继电保护与故障录波回路。2）主变压器继电保护与故障录波回路。3）110KV线路继电保护与故障录波回路。
4）10KV系统继电保护回路，400V系统继电保护回路。5）仪表测量回路。
1.8.11 厂内通讯、系统通讯及对外通讯等设施已安装调试完毕，检验合格，回路畅通，准确可靠能够满足电网调度、厂内生产调度的需要。
1.9 消防系统的检查
1.9.1 与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门的验收。1.9.2发电机内灭火管路、灭火喷嘴、感温感烟探测器已安装完毕，检验合格。
1.9.3 全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
2机组充水试验
目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位压力开关的实际整定值。2.1 充水条件
2.1.1 确认坝前水位已蓄水至最低发电水位。2.1.2 确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。
2.1.3 指定专人确认蜗壳进入门、尾水进入门已关闭牢靠，蜗壳取水阀、蜗壳排水阀、尾水排水阀处于关闭状态。2.1.4 确认尾水已充水。
2.1.5 指定专人确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。
2.1.6 指定专人确认空气围带、处于投入状态。
2.1.7 确认厂内渗漏排水现处于自动控制位置：0205、0201、0207、0213、0209、0215阀全关，0208、0204阀全开。2.1.8 确认厂内检修排水现处于自动控制位置：0225、0229、0231、0217、0221、0223阀全关，0216、0212阀全开。2.2 尾水流道充水试验
2.2.1 打开有关排气阀，限度开启尾水检修门（开度100㎜）向尾水流道充水，在充水过程随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表记读数。
2.2.2 如在充水过程中一旦发现渗水异常现象，应立即停止充水并及时进行处理。
2.2.3 待充水与尾水平压后，提起尾水闸门，并锁定在门槽口上。2.3 进水流道充水试验
2.3.1 限度开启工作闸门（开度100㎜）向进水流道及蜗壳充水，监视蜗壳压力上升情况。在充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、蜗壳进人门等处的漏水情况，发现异常应立即停止充水，并及时进行处理。
2.3.2 在充水过程中需指派专人观察各测压仪表及仪表接头有无漏水情况，并监视水力测量系统各压力表计的读数。2.3.3 充水过程中，检查流道排气是否畅通。
2.3.4 充水过程中，观察厂内渗漏水情况及渗漏排水水泵排水能力和运转可靠性。
2.3.5 进水口工作门充水平压后记录充水时间，并将工作门提至全开位置。
2.4 充水后的检查和试验
2.4.1 进行工作闸门静水启闭试验，调整闸门启闭时间符合设计要求。进行远方闸门启闭操作试验，闸门启闭应可靠，位置指示准确。
2.4.2 观察厂内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。
2.4.3 打开技术供水阀门启动技术供水设备向机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力，检查滤水器、各部位管路、阀门、接头工作情况，有无渗漏。
二 机组空载试运行操作 起动前的检查及操作
1.1 主机周围场地已清扫干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，无关人员退出1#机工作现场，通讯系统布置就绪，各部位运行人员已进入岗位。振动、摆度测量装置调试完毕，检验合格，已投入运行。
1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。
1.3 起动机组冷却水泵，调节各冷却用水流量和水压至设计值。1.4 厂房渗漏排水系统、高低压气系统已投入自动运行。1.5 记录上下游水位、各部位原始温度、水压等已记录。1.6 油压装置处于自动运行状态。1.7 漏油装置处于自动运行状态。
1.8 机组启动前用高压油泵顶起转子一次：检查并操作：1333、1319、1327、1312、1321、1329、1304、1130阀全关，1314、1131全开，检查顶转子情况。油压解除后检查发电机制动器，确认已全部复归。
1.9 水轮机主轴密封水投入：关1251、1247、1259、1255、1261阀，开1263、1253阀，并控制1253阀开度，调整主轴密封水水压至规定值。
检修密封排气：关1301、1305、1307阀，开1302阀。检查围带排气情况。1.10 调速器处于以下状态：
1）油压装置主供油阀1111阀门开启，调速器油压指示正常。2）调速器滤油器位于工作位置。3）调速器处于手动工作位置。4）调速器控制导叶、轮叶于全关位置。1.11 与机组有关的设备：
1）断开发电机出口断路器DL1，断开G11、G911、G912隔离开关。
2）拔出发电机转子集电环碳刷，断开励磁阳极开关，断开灭磁开关。
3）投入水力机械保护和测温装置。4）拆除所有试验用的短接线和接地线。
5）从发电机出口母线A、B、C三相引线，接标准频率表监视发电机转速。
6）机组现LCU已处于工作状态，并具有安全监测、记录、打印报警机组各部位主要运行参数的功能。2 机组首次手动启动试验
2.1 机组轴承油位正常，符合设计要求。2.2 拔除锁定。
2.3 制动闸处于复归位置。
2.4 水轮发电机组的第一次启动采用手动开机。将调速器切换到手动位置，手动缓慢打开导叶开度，当机组开始转动时再将导叶关回闭，记录导叶启动开度，在转速上升和下降过程中由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间无摩擦或碰撞情况。
2.5 确定各部位无异常后，再次采用手动开机，机组转速升至额定转速的50%时暂停升速，观察各部运行情况。检查无异后继续增大导叶开度，使转速升至额定值。转速稳定后，测量机组转动部分的摆度和固定部分的振动。记录当时水头下机组空载的开度。
2.6 在机组升速过程中，检查电气转速信号装置相应接点的正确性。
2.7 根据机组空转的振动情况，确定发电机转子是否需做动平衡试验。
2.8 在机组升速过程中应指派专人监视并记录推力瓦的各导轴瓦的温度，不应有剧烈突变现象。机组达到额定转速后，在1小时内，每隔10min测量一次各部轴承的温度，1小时后，每隔30分钟记录一次。观察并记录各轴承的油位、油温的变化，应符合设计要求，待温度稳定后，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。
2.9 机组启动过程中，密切监视各部位的运转情况，如发现金属碰撞或摩擦、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，则立即停机检查。
2.10 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。
2.11 记录全部水力测量系统计表读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值。
2.12 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。3 机组空载运行下调速系统的调整试验
3.1 检查调速器测频信号，其波形正确，幅值符合要求。3.2 检查调速器机械部分的工作应正常。3.3 频率给定的调整范围应符合要求。
3.4 手、自动切换试验，接力器应无明显摆动，机组转速摆动值应不大于规程规范要求。
3.5 进行调速器的空载试验及扰动试验，1）找出空载运行调节参数，在该组参数下机组转速相对摆动值不超过+0.25%。
2）扰动量为±8%额定转速，转速最大超调量小于扰动量的30%、3）超调次数不超过2次、调节时间均符合规程规定。3.6 记录油压装置油泵的运转时间及工作周期。
3.7 调速器自动运行时记录接力器活塞摆动值及摆动周期。4 手动停机及停机后的检查
4.1 机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。
4.2 手动关闭导叶开度，当机组转速降至30%ne时，手动投入机械制动至机组停止转动，解除制动装置使机组制动器复归，此时注意监视机组不应有蠕动。同时记录机组投入制动到到转速小于5%ne需要的时间。
4.3 停机过程中同时检测转速信号装置95%ne、30%ne、5%ne各接点的动作情况应正确。
4.4 停机后投入导叶接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封水，根据具体情况确定是否关闭工作闸门。4.5 停机后的检查和调整：
（1）检查各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。（2）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。
（3）检查发电机上下挡风板、风叶是否有松动或断裂。（4）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。（5）在相应水头下，整定调速器空载开度。（6）调整油槽油位继电器的位置接点。5 机组过速试验及检查
5.1 将测速装置115%ne和140%ne的接点从水机保护回路中断开，用临时方法监视并检验其动作情况。将机械换向阀等机械过速保护装置切除。
5.2 投入导叶与浆叶的自动协联装置。
5.3 以手动方式开机，待机组达到额定转速运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%ne，观察测速装置的动作情况。
5.4 如果机组运行无异常，继续将机组转速升至设计规定的过速保护整定。同时监视电气与机械过速保护装置的动作情况。5.5 过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆渡和振动值，记录各部位轴承的温升情况，并注意是否有异常响声。5.6 过速试验停机后进行如下检查：
（1）全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极健、阻尼环磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。（2）检查发电机定子基础及上机架千斤顶状态。（3）检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落。（4）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。
（5）检查发电机上下挡风板、导风叶是否有松动或断裂。（6）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。6 机组无励磁自动开停机试验 6.1 自动开停机前检查与操作
（1）调速器切至“自动”，油压装置和漏压泵切至“自动”；（2）制动闸系统切自动运行：关1319、1321、1312、1314、1131、1130阀，开1333、1327、1329阀。
（3）空气围带投自动：关1302、1307阀，1301、1305阀。（4）主轴密封水投自动：关1253阀，开1251、1247阀。（5）确认所有水力机械保护回路已投入，且自动开机条件已具备。
（6）首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是相符的。
6.2 检查具备自动开机的条件后，按试验确定的空载运行参数，分别在现地LCU及中控室上位机部位操作自动开机。机组由“静止”—“空转”，检查计算机监控程序各部位的执行情况，直到机组升至额定转速。
6.3 自动开机，做好以下各项试验记录：
（1）检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的自动投入情况。
（2）检查调速器的动作情况。
（3）记录自发出开机脉冲至机组开始转动的时间。（4）记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。（5）检查测速装置的工作是否正常。6.4 机组自动停机试验
检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，分别现地LCU及远方上位机方式操作自动停机，机组由“空转”—“停止”
6.5自动停机做好以下各项的检查记录：
（1）检查自动停机顺序是否正确，各自动化元件的动作是否正确可靠。
（2）记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动所需的时间。（3）检查制动器自动投入与复位是否正确，记录制动后机组停机的时间。
（4）检查测速装置，调速器及自动化元件的动作是否正确。7 事故停机与紧急事故停机试验 7.1 自动开机，模拟发电机保护事故、励磁事故、水机事故，作用于事故停机，检查事故停机回路与LCU事故停机流程的正确性与可靠性，检查事故配压的动作情况应正确。
7.2 手动操作紧急停机按钮，作用与紧急停机，检查LCU紧急事故停机流程的正确性与可靠性，检查紧急事故电磁阀的动作情况正确。
三 发电机短路升流试验操作 发电机升流试验前做好以下准备：
（1）在发电机出口断路器内侧设置可靠的三相短路接线。（2）用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。（3）投入水机保护。
（4）切除发电机事故引出联动水机保护的（软、硬）压板。（5）从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器一机频信号以维持机组的稳定。
（6）励磁调节器切换至“手动”（电流反馈控制）。
（7）测量定子绕组绝缘电阻、吸收比，如不满足GB8564-2003标准的要求则进行短路干燥。手动开机至额定转速，检查各部位运行正常。手动合灭磁开关，手动启动，并操作励磁装置，使定子电流升至25%额定值。检查发电机各电流回路的正确性和对称性。检查发电机差动保护回路的极性和相位，检查发电机后备保护电流回路的极性和相位，各表计的电流回路是否正确。4 在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。在发电机额定电流下跳开灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。6 每隔10%额定定子电流，记录定子电流与转子电流，做出发电机上升段和下降段的短路特性曲线。7 发电机短路干燥
7.1 机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时升温不超过5～8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收比。
7.2 停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机，并拆除短路线。
四 发电机升压试验操作 投入发电机保护装置，水机械保护及自动控制装置；投入发电机振动、摆度测量装置；断开1#发电机出口断路器DL1，断开G11隔离开关，合G911、G912隔离开关。解除10KV励磁临时用电源电缆（包括厂变侧），恢复励磁变高压侧接线。解出“从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器”的导线。机组励磁采用自并励手动递升加压。自动开机至额定转速，机组各部运行正常后，手动启励，并升至25%额定电压值，进行以下项目的检查：
1)发电机及引出母线、发电机断路器、各分支回路带电是否正常；
2)振动、摆度是否正常；
3)电压回路二次测相序、相位和电压值是否正确。3 以上检查无问题后，继续升压至50%额定电压，检查无问题后跳开灭磁开关，检查灭弧情况。继续升压至发电机额定电压值，检查一次带电设备运行是否正常；检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确；测量机组振动与摆度值，测量轴电压。额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况。进行零起升压，每隔10%额定电压记录一次定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。7 续续升压，当发电机空载励磁电流升到额定值时，测量定子最高电压，注意此时定子电压不应超过1.3倍额定电压，并在该电压下持续5分钟。手动操作由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录一次定子电压，转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。发电机空载下励磁装置的调整试验
9.1 额定转速下，检查励磁调节器手动单元的调节范围检查； 9.2 励磁调节器自动起励试验；
9.3 自动电压调整范围检查应符合设计要求；
9.4 在发电机额定转速下，分别检查励磁调节器投入、手/自动切换、通道切换、带励磁装置自动开停机等情况下的稳定性。发电机在95%—100%额定转速范围内，投入励磁系统，使发电机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数小于2次，调节时间小于5秒。9.5 进行励磁装置10%阶跃试验。
9.6 空载电压下进行逆变灭磁试验和跳灭磁开关灭磁力试验。9.7 测定发电机电压频率曲线。
9.8 进行低励、过励、PT断线、过电压等保护调整及模拟动作试验。
9.9 励磁装置本体的试验由制造单位完成并提供试验报告。
五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作 发电机对主变及110KV高压配电装置短路升流试验 1.1 投入发电机继电保护、水力机械保护装置，主变瓦斯保护，中性点接地开关主变冷却器系统及其控制信号回路。
1.2 在110KV出线隔离开关内侧侧设置三相短路点，升流前断开发电机及主变高压侧断路器所有的跳闸回路;1.3 用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。1.4 断开2#主变高压侧隔离开关G1021及断路器DL102，并采取防止误合的安全措施。
1.5 断开线路隔离开关G1516、接地开关G1120，断开母线PT接地隔离开关G1110、G1180，断开1#主变高压侧接地开关G10130。
1.6 合1#主变高压侧断路器DL101、隔离开关G1011、中性点接地隔离开关G1019。
1.7 合1#机出口断路器DL1、隔离开关G11，合1#机出口母线隔离开关G912、G911，合10KV母线I段隔离开关G918，断开41T 高压侧断路器DL901、隔离开关G9011。
1.8 开机后递升加流，检查各电流回路是否正确，检查主变、线路保护的电流极性和相位是否正确。
1.9 继续升流至发电机50%、75%、100%的额定电流观察主变与高压配电装置的工作情况。1.10 升流结束电流降回零后模拟主变保护动作，检查跳闸回路是否正确。拆除主变高压侧及高压配电装置的各短路点的短路线。发电机对主变及110KV高压配电装置的递升加压试验 2.1 投入发电机主变继电保护、110KV线路保护等继电保护装置自动装置控制回路。2.2 发电机对主变的递升加压
（1）断开1#主变高压侧断路器DL101、隔离开关G1011，确认2#主变高压侧高压隔离开关G1021和断路器DL102处于断开位置。机组励磁采用自并励手动递升加压。
（2）手动递升加压，分别升至发电机额定电压的25%，50%，75%，100%。
（3）1#机出口与10KV母线间的定相检查。2.3 发电机对开关站投运设备的递升加压
（1）合上1#主变高压侧断路器DL101与隔离开关G1011，检查确认2#主变高压侧隔离开关G1021、线路隔离开关G1516处于断开位置。
（2）分别在25%，50%，75%，100%的额定电压下检查开关站一次设备的工作情况。
（3）检查110KV母线电压回路的正确性。
（4）检查10KV母线PT与110KV母线PT间定相正确，检查主变高压侧断路器同期回路的正确性。2.4 手动零起升压后，分别在50%、100%额定电压下检查主变和110KV系统一次投运设备的工作情况。
2.5 检查110KV母线二次电压回路的电压、相序和相位应正确。3 电力系统对110KV母线充电
3.1 充电前：检查并断开主变高压侧断路器DL101、DL102、隔离开关G1011、G1021，检查并断开线路接地开关G15160、母线接地开关G1120，检查并断开母线接地开关G1110、PT接地开关G1180，检查并合PT隔离开关G118。合线路隔离开关G1516，对110KV母线充电。
3.2 用系统电压检查母线PT电压、相序、相位应正确。3.3 系统电源送至110KV母线后，在110KV线路PT与110KV母线PT间定相正确。检查线路DL同期回路应正确。3.4 检查系统相序于电站高压母线相序相同。4 系统对主变冲击合闸试验
4.1 对1#主变进行冲击试验前，检查并断开1#发电机出口断路器DL1、隔离开关G11，检查并断开厂变41T高压侧断路器DL901、隔离开关G9011。检查并断开1#主变高压侧断路器DL101、接地开关G10130，合1#主变高压侧隔离开关G1011、中性点接地刀闸G1019.4.2 投入主变继电保护和冷却系统、110KV线路保护、自动装置控制回路。
4.3 合1#主变高压侧断路器DL101，对主变进行冲击5次，每次时间间隔10min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的工作情况。
4.4 用系统电压检查10KV母线PT电压、相序和同期回路应正确。
4.5 再次检查6KV母线PT与110KV母线PT间的相序应正确。
六 机组并网及负荷试验操作 机组并网试验
1.1 对每个同期点先做假同期并网试验。
1.2 在正式并网试验前，断开发电机出口隔离开关G11，模拟手动和自动准同期装置进行机组并网试验并由厂家调整自动准同期装置参数，确定自动准同期装置工作的准确性。1.3 正式进行机组的手动与自动准同期并网试验。1.4 进行其它同期点的手动与自动准同期并网试验。2 机组带负荷试验
2.1 并网后手动方式逐渐增加负荷，检查机组各部位运行情况，观察并记录机组在各种负荷下的振动值。记录不同负荷时导叶开度、轮叶开度、有功功率、励磁电流、机组定子电压、功率因数、轴承温度等，然后手动降至空载。最后进行自动增减负荷试验。应快速越过机组振动区。
2.2 在带负荷情况下，观察1#发电机机组、主变、110KV系统一次设备的工作情况。
2.3 进行带负荷下调速器系统试验。检查调速器系统得协联关系是否正确。
2.4 进行带负荷下励磁装置试验。
2.5 分别在调速器、励磁装置以及计算机监控上进行发电机有功、无功功率从零到额定值的调节实验，调节应平稳无跳动。3机组甩负荷试验
3.1 机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，根据要求记录有关数据。
3.2 在额定功率因数下，突甩负荷时及甩负荷后励磁系统的工作运行情况及稳定性。
3.3 检查调速器在甩负荷时及甩后的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。
3.4 机组甩负荷后，进行全面检查。
3.5 机组带额定负荷下调速器低油压关闭导水叶试验。3.6 事故配压阀动作关闭导叶试验。
3.7 根据设计要求和电厂具体情况进行动水关闭工作闸门试验。
炎陵县西坑水电站位于湖南省炎陵县大院农场, 属湘江水系洣水支流沔水上游, 距县城约65km, 坝址以上控制集雨面积12.52km2, 为引水式水电站。
电站于1978年10月建成投产发电, 其中1号机组自投产以来未进行大的技改, 存在着设计不合理、技术陈旧落后, 部件老化严重、故障率高、机组出力不足和装机容量偏小等隐患和缺陷, 严重影响电站安全运行和经济效益, 亟需对该机组进行增容改造。
2 电站基本参数
经复核后的电站基本参数如下:
(1) 相关高程
厂房地面高程:1089.8m;正常尾水位:1089.0m;最高尾水位:1089.2m;原机组中心线高程:1090.8m。
(2) 特征水头
计算 (设计) 水头:173m;最大水头:208m;最小水头:173m。
(3) 1号机组可引用流量:0.36m3/s。
(4) 原1号水轮发电机组主要设备技术参数 (见表3) 。
3 改造的必要性 (机组存在的问题)
该机组主要存在如下隐患和问题:
3.1 水轮机部分
由于建站时期可供选用的水轮机模型转轮型谱少, 使用的水轮机型号是“套用”相近转轮, 转轮单位流量已到极限, 且效率偏低, 加之当时的制造能力落后, 相比目前较通用的转轮, 其能量指标已经明显偏低, 属于淘汰型号;旧型的CJ22-70型水轮机转轮有挡水的旧病, 过流能力比较差, 不利于来水的充分利用;该机组装机容量偏小, 年弃水时间偏长。
3.2 发电机部分
发电机的定子线圈及转子线圈绝缘等级偏低, 加之运行日久, 存在着热老化、电老化及材料自身老化等各种因数, 线圈表面已出现不同程度绝缘层裂纹、剥落, 绝缘老化严重, 耐电压性能下降;定子温度经常居高不下;集流环磨损严重。
综上可知, 该机组安全隐患严重, 效率低、耗水量大, 水能资源未能得到充分利用的, 直接影响电站的安全和经济效益。
4 主机设备增效扩容改造方案
4.1 改造原则
(1) 水轮机在额定水头、额定流量工况下以额定转速运行, 输出功率不得小于额定功率。
(2) 水轮机额定效率应符合水利部《关于印发农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见的通知》 (水电 (2011) 438号) 的要求。
(3) 在空蚀保证期内, 水轮机空蚀量不超过《反击式水轮机空蚀评定》 (GB/T15469.1) 或《水斗式水轮机空蚀评定》 (GB T19184) 规定的允许值。
(4) 水轮机在设计运行范围内, 稳定运行应符合《小型水轮机型式参数及性能技术规定》 (GB/T21717) 中的规定。
4.2 改造目标
根据水能论证, 该机组可由320k W增容到500k W。因此, 机组改造目标是:通过整体更换机组, 提高综合能效和安全性能, 促进水资源综合利用, 最大限度增加发电能力。
4.3 机组选型与比较
根据水能复核:最大毛水头208m, 设计工作水头173m, 最小水头173m, 1号机组可引用发电流量0.36m3/s。
4.3.1 机型和转轮的选择
查[《水电站机电设计手册-水力机械》表1-4, 1-6]适合此水头范围水轮机的类型有水斗式和混流式两种, 结合电站属于增效扩容改造项目, 水工建筑物原则不作大范围变更综合考虑, 本阶段选取水斗式水轮机, 机组卧轴布置, 单转轮, 单喷嘴。
参阅相关资料, 可知适合本站的转轮有CJA475、XJE, 两种模型转轮主要参数比较表见表1。
从表1可以看出, CJ22、CJA475、XJE转轮的基本都可以满足该电站改造, 本阶段暂选以上两个转轮模型进行比选。
4.3.2 机组基本参数确定
(1) 机组基本参数计算成果如下:
设计流量:Qr=Nr/ (9.81×Hr×η水×η发) =0.354m3/s;
机组转速:nr=n110×Hr1.5/√Nr=600r/min;
射流直径:d0=545×√Qr/ZZ0H0.5r, =9.5cm (考虑裕度和规范系列化) ;
转轮直径:D1= (39-40) √Hr/n=85cm;
水斗数量:Z1=6.67√D1/d0=20个 (考虑规范系列化) 。
(2) 固定直径比值m复核
固定直径比值m=D1/d0 (查H-m曲线, 固定直径比值m在160~220m水头以8.5~12.5为最佳范围, 小值适用于低水头, 大值适用于高水头) 。经计算m=D1/d0=8.95, 符合要求。
(3) 最优单位转速n11复核
转轮直径和射流直径的选定, 要保证机组在实际运行时单位转速保持最优。由n11=n D1/√Hav, 复核n11=38.77, 处于最优单位转速区间。
本阶段确定:nr=600转, D1=85cm, d0=9.5cm。
4.3.3 真机参数比较
而本次改造为了节省造价, 缩短直线工期, 沿用原水轮机的机坑, 综合考虑, 水轮机效率在模型基础上按-2%修正, 对水轮机参数进行计算、比选。
两机型参数计算结果见表2。
从表2中可以看出, 方案三的整体运行工况比较好, 且额定工况点效率高, 在抗空蚀性能方面也比较好, 且符合机型的选择要求, 而且经调查, 方案三的转轮已经成功应用于多个电站。综合比较, 本阶段依据CJA475-85/1×9.5转轮基本参数来确定改造机组的主要技术参数。
4.3.4 水电站增效的可行性和推荐机组方案参数
根据确定改型的水轮发电机组的参数和电站的运行参数, 改型后水轮机额定点效率提高到89%, 综合效率达84.8%, 远高于老机组实际运行70.3%。水轮机额定点的出力可达500k W, 满足原有机型设计水头时额定出力, 而发电机选用500k W的容量, 也完全能满足要求。所以确定改型的水轮发电机组是可行的。具体的水轮发电机组改型前、后的性能参数如表3。
4.4 机组出力复核
水轮机最大流量:Qmax= (d0/545) 2√Hr=0.399m3/s;
机组最大出力:Nmax=9.81×Qmax×Hr×η水×η发=563k W。满足要求。
4.5 机组安装高程复核
根据冲击式水轮机的安装高程应满足实际排水要求 (即:Z安=Z最高尾水位+Hd+D1/2+排水高度) , 复核本站机组安装高程。尾水位取2台机组满出力时的最高尾水位:1089.2m, Hd=1.0D1, 排水高度:0.2m, 计算得出:Z安=1090.7, 实际安装高程是1090.8, 复核机组安装高程基本满足要求。
4.6 调节保证校核
本电站为高水头电站, 为了降低机组甩负荷过度过程中机组速率上升以及减小水锤压力危害, 防止机组过速, 确定采用先关闭折向器, 然后喷针分段关闭进行保护。调节保证计算以2台机同时甩负荷时, 按最大水头及相应流量进行校核, 本阶段初步核算机组过渡过程调节保证如下:
ζmax=18.5%≤30% (最大压力升高允许值) 。
βmax=21.4%≤30% (最大速率上升允许值) 。满足要求。
5 结束语
西坑水电站通过增容改造, 利用目前成熟先进的技术, 采用新型转轮, 提高机组出力, 能充分利用水资源, 能提供更多低碳环保的能源, 促进国民经济发展。
参考文献
[1]《水电站机电设计手册》.水利电力出版社, 1983.
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[3]天津大学水利系.《小型水电站 (中册水轮机部分) 》水利电力出版社, 1979.
[4]陶小岗.《几种冲击式水轮发电机组选型方法的分析与比较》水电能源科学, 2006, 24 (5) :89~91.
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