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【摘 要】 托洪台水电站于1991年投产发电，早期建设水电站水轮发电机组效率低，不能够充分发挥水电站的效益，需要对水电站水轮发电机组的容量进行相关改造才能有效促进安全生产的要求。在本文中，笔者从改造的必需性、改造途径等方面阐述水轮发电机组增容改造技术，并通过增容改造实例阐述改造所带来的的经济效益。
【关键词】 水电站；增容改造；经济效益
1.前言
托洪台水电站为设在坝后的混合式开发水电站，1991年1、2号机组竣工后，流量尚有结余，故3号机组发电机选用容量为1×2500kW，这样，总装机容量为2×2000+1×2500kW，设计引水流量2×10.8+13m3/s，设计年平均发电量3270万kW·h，电站最大水头28.35m，最小水头21.50m，工作水头24m，流量2×10.80+1×13m3/s，原设计总装机容量为3×2000kW。设计年平均发电量3270万kW·h，设备年平均利用小时5030h。原设备保守落后，未能充分利用水能，严重影响了水轮发电机组的工作效率。通过对水轮发电机组的增容改造，达到在不增加水耗的前提下提高机组总体效率的目的，切实有效的增加机组出力，提高机组总体效率。
2.水轮发电机组增容改造目标
托洪台水电站计划对1、2、3号机组更换高效水轮机转轮，1、2号机组从额定出力2000kW扩容到2700kW，3号机组从额定出力2500kW扩容到2700kW。额定流量分别从10.8m3/s增加到12.4m3/s，电站总流量增加到3×12.4+2×24=85.2m3/s。增效扩容后电站总装机容量从目前的2×2000+1×2500=6500kW，增容到3×2700=8100kW，1#、2#、3#机组共增容1600kW。扩容后电站年发电量从目前的8250万kW·h将增加到9328.66万kW·h，增量1078.66万kW·h。改造主要更换水轮机转轮、改造发电机及配套电气设备，更换后的转轮仍采用混流式机型；改造动力渠进水闸闸室及金属结构，对动力渠道破损进行修复改建，使进入进水渠水流能够满足改造后水轮机工作所需水头和流量要求。
3.水轮发电机组增容改造途径
3.1水轮机
3.1.1提高水輪机出力的途径
水轮发电机组的出力计算公式为：
N=9.8lHPQPη（l）
其中N、HP、QP、η分别为水轮发电机组的出力功率（kW）、设计水头（m）、设计流量（m3/s）以及转轮效率。因此我们可以从水轮发电机组设计水头、设计流量以及转轮效率等方面提高水轮机出力，因原有水工建筑物无法改变，只可采用更换转轮，提高转轮效率。托洪台水电站原装水轮机是2台广东韶关水轮机厂1988年生产的HL240-LJ-145型水轮机、额定水头24m、额定出力为2160kW、水轮机最优工况效率为91%，和1台新疆发电设备厂1991年生产的HL240-LJ-140型水轮机、额定水头23m、机组额定出力为2500kW（铭牌值，实际运行仍按2000kW出力）、水轮机最优工况效率为91%。21年的运行经验表明，当时电站设计水头选择已不适应目前现状。2004年，托洪台水库经过除险加固，蓄水量增加，电站得以长期在高水头（25～27m）下运行，设计水头势必应向上调整。通过水文及水工建筑物复核，电站可引用流量达90m3/s，与原设计比较，有较大提升空间。适用于此运行范围的转轮有F13、HL501、HLD303C等型号。经计算，HLD303C型适应性好，能量特性、空蚀特性优越，运行稳定，最后决定选用HLD303C型转轮。拟定的水轮机比转速为ns范围230～260m·kW。在最优效率区范围内，期望水轮机模型最高效率ηMmax不低于92.0%，真机最高效率ηTmax不低于94.0%。额定水头25.81m、输出功率2872kW时，效率不低于92%。
转轮改造前后参数对比表
名称 改造前 改造后
机型 HL240-LJ-145 HLD303C-LJ-145
原设计水头（m） 23 25.81
额定转速（r/min） 250 250
水机出力（kW） 2140 2887
流量（m3/s） 10.8 12.4
单位流量（m3/s） 1.071 1.23
单位转速（r/min） 75.6 75.6
最优效率（%） 91 93.1
模型效率（%） 91 92
机组效率（%） 87.8 89
发电机实际出力（Kw） 2000 2700
现27m水头时的参数
水头（m） 27 27
额定转速（r/min） 250 250
水机出力（kW） 2546 3082
流量（m3/s） 10.8 12.4
设计工况Q11（m3/s） 1.15 1.23
单位转速ns（r/min） 69.8 69.8
模型最优效率ηMmax（%） 91 93.1
模型设计效率ηM（%） 91 92
原型机组效率ηT（%） 88 89
允许吸出高度（m） +1.07 +1.0
发电机实际出力（Kw） 2400 2700
尾水位高程 456 456
选定的水轮机设计水头27m，机组过流量12.4m3/s，机组转动惯量GD2=55t·m2，导叶全关时间Ts=6s，机组甩100%负荷的情况下，转速上升值不应大于50%，蜗壳末端最大压力上升值不大于60%，尾水管真空度限度8m，各项指标均满足规范要求。
3.2发电机 电站原1、2发电机有功功率2000kW，定子铁芯外径φ2860mm，定子内径φ2550mm，铁芯高度490mm，定子额定电压6.3KV，定子额定电流229A，励磁电压169.4V，励磁电流198.8A，功率因素0.8，绝缘等级B/B，极数24，短路比1.19，效率95.215%，定子电密5A/cm2，电负荷339.8A/cm，热负荷1698{A2/（cm.mm2）}，转子电密4.11A/cm2，定子绕组计算温升49.5℃，转子绕组计算温升65.3℃。由于电站功率因数长期0.85～0.9之间运行，发电机原电磁计算中定子线规选取太小，转子绕组计算温升高达65.3℃。使用中容易掩盖这一现象的严重性。由于20世纪80年代的设计与制造工艺较为有限，转子绝缘设计为B级绝缘。其中磁极线圈与铁芯间绝缘设计不是很合理，磁极绝缘不能有效防尘。为此，在增容改造工程中设计了以下方案，满足发电机组增容后绝缘性能和温升的正常要求。将定、转线圈线规由1.45×4.1、2.26×22增加至1.6×4.75、2.24×31.5，绝缘等级由B级提升至F级。
4.效益分析
托洪台水电站计划对工程一期的1、2、3号机组更换高效水轮机转轮，1、2号机组从额定出力2000kW扩容到2700kW，3号机组从额定出力2500kW扩容到2700kW。1、2、3机组累计增容1600kW。年新增加发电量1078.66万kW·h，按上网电价0.21元/kW·h计算，每年新增发电收入226.51万元。
5.結语
以机组增容改造为主的小水电挖潜技改是符合电站实际情况的，也是符合国家大政方针的，这可为小水电带来明显的经济效益，是一种投资省、见效快的有效方法。因此，可以说水电站挖潜改造是发挥水电站效益的最佳途径之一。
参考文献：
[1]杨立超、李勇智、王明臣.察尔森水库电厂1号2号水轮发电机组增容改造[J].东北水利水电，2009，（12）：28-30.
[2]黄钢、郭加忠、石岩明.小型水轮发电机组增容改造可行性及其效益分析[J].新疆电力，2012，（02）：78-79.
[3]刘建波、武金辉.大黑汀水电站5号水轮发电机组增容改造浅析[J].水电站机电技术，2008，（09）：42-46.
[4]解浩兵、徐华奇.葛洲坝电站增容改造机组运行稳定性介绍[J].大电机技术，2009，（15）：128-136.
[5]袁博文、吴小平、陈明.泼河水库水电站发电机组增容改造可行性分析[J].河南水利与南水北调，2009，（11）：33-37.
[6]蒋文赋.红石水电站50MW轴流定浆式水轮发电机组增容改造[J].东北电力技术，2012，（01）：216-217.
【关键词】 水电站；增容改造；经济效益
1.前言
托洪台水电站为设在坝后的混合式开发水电站，1991年1、2号机组竣工后，流量尚有结余，故3号机组发电机选用容量为1×2500kW，这样，总装机容量为2×2000+1×2500kW，设计引水流量2×10.8+13m3/s，设计年平均发电量3270万kW·h，电站最大水头28.35m，最小水头21.50m，工作水头24m，流量2×10.80+1×13m3/s，原设计总装机容量为3×2000kW。设计年平均发电量3270万kW·h，设备年平均利用小时5030h。原设备保守落后，未能充分利用水能，严重影响了水轮发电机组的工作效率。通过对水轮发电机组的增容改造，达到在不增加水耗的前提下提高机组总体效率的目的，切实有效的增加机组出力，提高机组总体效率。
2.水轮发电机组增容改造目标
托洪台水电站计划对1、2、3号机组更换高效水轮机转轮，1、2号机组从额定出力2000kW扩容到2700kW，3号机组从额定出力2500kW扩容到2700kW。额定流量分别从10.8m3/s增加到12.4m3/s，电站总流量增加到3×12.4+2×24=85.2m3/s。增效扩容后电站总装机容量从目前的2×2000+1×2500=6500kW，增容到3×2700=8100kW，1#、2#、3#机组共增容1600kW。扩容后电站年发电量从目前的8250万kW·h将增加到9328.66万kW·h，增量1078.66万kW·h。改造主要更换水轮机转轮、改造发电机及配套电气设备，更换后的转轮仍采用混流式机型；改造动力渠进水闸闸室及金属结构，对动力渠道破损进行修复改建，使进入进水渠水流能够满足改造后水轮机工作所需水头和流量要求。
3.水轮发电机组增容改造途径
3.1水轮机
3.1.1提高水輪机出力的途径
水轮发电机组的出力计算公式为：
N=9.8lHPQPη（l）
其中N、HP、QP、η分别为水轮发电机组的出力功率（kW）、设计水头（m）、设计流量（m3/s）以及转轮效率。因此我们可以从水轮发电机组设计水头、设计流量以及转轮效率等方面提高水轮机出力，因原有水工建筑物无法改变，只可采用更换转轮，提高转轮效率。托洪台水电站原装水轮机是2台广东韶关水轮机厂1988年生产的HL240-LJ-145型水轮机、额定水头24m、额定出力为2160kW、水轮机最优工况效率为91%，和1台新疆发电设备厂1991年生产的HL240-LJ-140型水轮机、额定水头23m、机组额定出力为2500kW（铭牌值，实际运行仍按2000kW出力）、水轮机最优工况效率为91%。21年的运行经验表明，当时电站设计水头选择已不适应目前现状。2004年，托洪台水库经过除险加固，蓄水量增加，电站得以长期在高水头（25～27m）下运行，设计水头势必应向上调整。通过水文及水工建筑物复核，电站可引用流量达90m3/s，与原设计比较，有较大提升空间。适用于此运行范围的转轮有F13、HL501、HLD303C等型号。经计算，HLD303C型适应性好，能量特性、空蚀特性优越，运行稳定，最后决定选用HLD303C型转轮。拟定的水轮机比转速为ns范围230～260m·kW。在最优效率区范围内，期望水轮机模型最高效率ηMmax不低于92.0%，真机最高效率ηTmax不低于94.0%。额定水头25.81m、输出功率2872kW时，效率不低于92%。
转轮改造前后参数对比表
名称 改造前 改造后
机型 HL240-LJ-145 HLD303C-LJ-145
原设计水头（m） 23 25.81
额定转速（r/min） 250 250
水机出力（kW） 2140 2887
流量（m3/s） 10.8 12.4
单位流量（m3/s） 1.071 1.23
单位转速（r/min） 75.6 75.6
最优效率（%） 91 93.1
模型效率（%） 91 92
机组效率（%） 87.8 89
发电机实际出力（Kw） 2000 2700
现27m水头时的参数
水头（m） 27 27
额定转速（r/min） 250 250
水机出力（kW） 2546 3082
流量（m3/s） 10.8 12.4
设计工况Q11（m3/s） 1.15 1.23
单位转速ns（r/min） 69.8 69.8
模型最优效率ηMmax（%） 91 93.1
模型设计效率ηM（%） 91 92
原型机组效率ηT（%） 88 89
允许吸出高度（m） +1.07 +1.0
发电机实际出力（Kw） 2400 2700
尾水位高程 456 456
选定的水轮机设计水头27m，机组过流量12.4m3/s，机组转动惯量GD2=55t·m2，导叶全关时间Ts=6s，机组甩100%负荷的情况下，转速上升值不应大于50%，蜗壳末端最大压力上升值不大于60%，尾水管真空度限度8m，各项指标均满足规范要求。
3.2发电机 电站原1、2发电机有功功率2000kW，定子铁芯外径φ2860mm，定子内径φ2550mm，铁芯高度490mm，定子额定电压6.3KV，定子额定电流229A，励磁电压169.4V，励磁电流198.8A，功率因素0.8，绝缘等级B/B，极数24，短路比1.19，效率95.215%，定子电密5A/cm2，电负荷339.8A/cm，热负荷1698{A2/（cm.mm2）}，转子电密4.11A/cm2，定子绕组计算温升49.5℃，转子绕组计算温升65.3℃。由于电站功率因数长期0.85～0.9之间运行，发电机原电磁计算中定子线规选取太小，转子绕组计算温升高达65.3℃。使用中容易掩盖这一现象的严重性。由于20世纪80年代的设计与制造工艺较为有限，转子绝缘设计为B级绝缘。其中磁极线圈与铁芯间绝缘设计不是很合理，磁极绝缘不能有效防尘。为此，在增容改造工程中设计了以下方案，满足发电机组增容后绝缘性能和温升的正常要求。将定、转线圈线规由1.45×4.1、2.26×22增加至1.6×4.75、2.24×31.5，绝缘等级由B级提升至F级。
4.效益分析
托洪台水电站计划对工程一期的1、2、3号机组更换高效水轮机转轮，1、2号机组从额定出力2000kW扩容到2700kW，3号机组从额定出力2500kW扩容到2700kW。1、2、3机组累计增容1600kW。年新增加发电量1078.66万kW·h，按上网电价0.21元/kW·h计算，每年新增发电收入226.51万元。
5.結语
以机组增容改造为主的小水电挖潜技改是符合电站实际情况的，也是符合国家大政方针的，这可为小水电带来明显的经济效益，是一种投资省、见效快的有效方法。因此，可以说水电站挖潜改造是发挥水电站效益的最佳途径之一。
参考文献：
[1]杨立超、李勇智、王明臣.察尔森水库电厂1号2号水轮发电机组增容改造[J].东北水利水电，2009，（12）：28-30.
[2]黄钢、郭加忠、石岩明.小型水轮发电机组增容改造可行性及其效益分析[J].新疆电力，2012，（02）：78-79.
[3]刘建波、武金辉.大黑汀水电站5号水轮发电机组增容改造浅析[J].水电站机电技术，2008，（09）：42-46.
[4]解浩兵、徐华奇.葛洲坝电站增容改造机组运行稳定性介绍[J].大电机技术，2009，（15）：128-136.
[5]袁博文、吴小平、陈明.泼河水库水电站发电机组增容改造可行性分析[J].河南水利与南水北调，2009，（11）：33-37.
[6]蒋文赋.红石水电站50MW轴流定浆式水轮发电机组增容改造[J].东北电力技术，2012，（01）：216-217.