水轮发电机组的检修与技术改造

水轮发电机组的检修与技术改造
优化改造和科学检修是提高现役水轮发电机组效率的重要途径，本文结合工作实践，重点对水轮发电机组的状态检修和技术改造进行分析、总结。

标签：水轮发电机组；定期检修；状态检修；技术改造
0 引言
大力发展清洁能源是我国的重要经济政策之一，水资源丰富更是我国的一大优势，但水电站水能利用率不高却阻碍着水资源全面发挥效力。

目前，我国水电机组的计算机监控技术已有三十多年的发展历史，在线监测技术也有十多年的发展历史，部分水电站安装的监控设备已达到国际先进水平，实现了在线监控和状态检修，这大大提高了机组的安全性能和使用效率，也有效降低了人力成本。

随着水轮发电机组科研技术的发展与进步，根据机组情况有针对性的进行技术改造，也是提高机组安全性能和使用效率的重要途径。

本文将结合工作实践，从水轮发电机组的检修和技术改造两方面浅谈自身看法，希望能为业内同行提供借鉴。

1 水轮发电机组的检修
1.1水轮发电机组定期检修
定期检修是一项传统的水电检修技术，一般是对水轮发电机组平时积累的运行资料进行分析，科学制定出检修周期来预防可能发生的故障。

目前我国大多数水电站仍在采用定期检修的检修方式，但从“定期检修”逐步过渡到“状态检修”，是水电站机组检修的发展方向，也是实现“无人值班”（少人值守）的现代化水电站的必然选择。

针对我国水电站的技术水平和发展状况，由于定期检修能够对一些难以监控到的水轮发电机组故障进行处理，且在枯水季节进行检修，时间充足，故障排查处理系统全面，可弥补动态监控技术不足，所以目前还不具备取消定期检修的条件。

一般定期检修停机时间较长，针对水轮发电机组各部件在实际运行中的磨损程度及范围、备品备件采购周期、水文气象特征及检修期限控制等，需在定期检修开始前，编订检修方案，做足人力物资等准备，以便提高水轮发电机组的年利用小时数和检修效率。

1.2水轮发电机组状态检修
状态检修又称诊断检修，即采用计算机网络监控技术对水轮发电机组的运行状况和运行参数进行全面监视、记录、检测、预测和分析，当设备在运行中出现异常时，计算机就会及时做出科学诊断并提供报告。

在监测系统各传感器可靠的前提下，检测到的动态数据是真实的，理论上我们只需根据计算机提供的报告进行相应的檢修即可。

另外，在重要部位配置双重的传感器，是提高水轮发电机组年利用小时数和检修效率的技术保障，因即使某个传感器发生故障，也不会影响
发电机组的正常监测和运行。

那如何对水轮发电机组进行状态检修呢？首先，根据设备的单项指标和综合指标来确定一个正常运行的量化标准，当设备的运行状态指标临近或低于这个标准时，就确定对该设备进行检修。

目前我国大多数水电站都将机械振动作为判断水轮机是否进行检修的标准。

其次，在计算机对运行状态变化做出判断以后，如设备具有完整的专家诊断系统，可根据诊断报告采取自动检修方式进行有针对性的检修；如不具备此条件，则需转由工程师对系统数据进行分析，判断是否需要检修，以及相应的检修项目和措施。

当然，也可以分阶段同时采取两种状态诊断方式，先进行自动诊断再采取人工诊断，为暂时还不够成熟的自动诊断技术积累经验。

最后，根据检修前后运行数据对比，出具检修后评估报告。

例如，某灯泡贯流式水轮发电机组监测数据显示发电机及辅助设备运行正常，水导轴承振动超出标准二倍。

机组在额定水头（14.2m）下带额定负荷（38MW）时水导轴承振动数据为0.25-0.30mm，根据该机组检修量化标准要求，水导轴承振动值范围为小于0.10mm，检修系统给出的报告要求停机检修或改变运行工况，减小振动。

综合水导轴承振动带来设备隐患和提高电厂经济效益二方面的因素，经工程师论证诊断，短期内机组限负荷运行，水导轴承振动值控制在0.15mm范围内；在枯水期到来之前，针对振动超标，通过稳定性试验（变转速、变励磁、变负荷试验），结合运行检修记录，电厂制定了详细的检修方案，为机组检修做足了准备。

机组所在流域进入枯水期后，检修工作有序展开，顺利进行。

由于稳定性试验结果显示机组质量不平衡和电磁不不衡对引起机组振动不明显，而机组在26MW及以上负荷区运行时，振动随负荷增加而明显增大。

故检修工作重点在水轮机浆叶初始角及开角、导叶开口、大轴轴线、水导轴承间隙和转轮动平衡等方面进行检查处理，优化机组协联关系，调整轴承间隙，修复磨损、气蚀部件，最终从根本上解决了该台机组振动超标问题，检修停机时间也得到了有效控制。

再次投运后，机组运行平稳，各参数均在正常范围内，水能利用率明显提高，达到了检修预期。

2 水轮发电机组的技术改造
2.1水轮发电机组存在的问题
在进行技术改造之前，需要对当地的水文特征、机组的设备情况及运行检修数据等一系列原始资料进行分析总结。

目前我国水轮发电机组存在的问题较多，尤其是早期建设投运的小型水电站，经梳理大致如下：
设备配置总体落后、技术陈旧、制造质量差导致机组出力受限，无安全保障。

部分小型水电站的设备磨损严重，部分元器件失效，长期在亚健康状态下运行，电能质量无法保证。

设计不合理。

设备配置不切实际，水轮机性能参数无法满足水电站的实际运行工况；水轮机与电气设备不配套，影响工作效率。

设备运行时间过长，老化严重，对设备维护不到位，影响机组效率发挥，更对机组安全运行造成威胁。

2.2水轮发电机组改造建议
在遵循改造原则的前提下，结合上述问题，给出以下几点改造建议：
针对设备过于陈旧老化的水电站，在水量与先前设计差距不大的情况下，主要以提升性能为改造目的。

可以更新设备，并对相关设施进行全面升级。

针对水头、流量比先前设计减少了的水电站，则采用减容的方式进行改造。

在转轮方面进行重新设计或在原基础上进行改造，优化水轮机的运行工况，提升其运行效率，以降低运行维护成本。

针对水头和流量比先前设计大的水电站，优先采用增容的方式进行改造，适当提高水轮机的额定流量并增大其額定功率。

针对多泥沙水电站，需要着重考虑其泥沙磨损的问题，可增建拦沙坝、冲沙廊道，采用抗磨工艺，更换抗磨部件，进行抗磨维护。

针对水轮机与电气设备不配套的，需更新电气配套设备，以提高机组安全性能和工作效率。

2.3水轮发电机组改造流程
为使水轮发电机组技术改造工作顺利开展，并达到预期效果，在改造流程方面要重点抓好以下三个环节：
改造前
首先明确改造目的，分清主次，找出最应该解决的核心问题及该问题存在的根本原因；其次，围绕该问题理清改造项目，在确保安全的前提下评估财务效益，确定改造方式方法及相应措施，制定详细的技术改造方案，做好改造工作的物质准备、人才准备和技术准备。

改造中
为保证改造工作顺利开展及改造质量达到预期效果，首先要严格执行各项安全技术措施，确保项目各安全风险点在可控范围；其次要做好改造过程记录，严格执行工艺要求，尤其做好各分项工程及隐蔽工程验收。

改造后
对比改造前后的各性能参数，以确定是否达到改造目标，做好技术改造后评估工作。

为确保机组长期安全运行，只有通过实验验收，处理完遗留问题并经过试运行合格后，才能最终进行改造工程的竣工验收。

例如，某水电站自投产以来，水轮机过流部件磨损、汽蚀严重，轴瓦经常烧毁，机组效率下降。

在经过改变油循环方式，增建拦沙坝、冲沙廊道，改善叶片材质等技术改造后，对减少烧瓦、磨损和气蚀等效果并不明显。

通过观测研究，推力轴承的烧瓦事故是由于轴承超载，机组水推力过大，转速过高，附加轴向水推力增加造成的，故技术改造就要针对机组不合理的结构及易损件进行改造，通过转轮换型（用中比速转轮代替A73型转轮）增大了转轮直径（由D=800改为D=985）、降低了转速（从1000r/min改为750r/min）、改善了转轮外型和结构，又通过减压技术措施，从根本上解决了烧瓦，有效降低了过流部件磨损、汽蚀。

同时又通过更新发电机组（主要是提高绝缘等级，改进轴承结构）及调速器换型，导叶表面镀铬等一系列配套改造，最终达到了消除隐患，方便维修、增加出力，提高效率的技术改造目的。

改造前电站每年因烧瓦造成轴承损坏，最多时达到7次，且每次烧瓦都是在丰水期，严重影响了电站的经济效益；改造后经过一年多的运行，无烧瓦事件发生，只是转轮上冠、下环尚有局部轻微磨损，转轮叶片完好，稳定性及年利用小时数均得到明显提高，经济效益显著。

3 结束语
无论是检修，还是技术改造，其主要目的都是使水轮发电机组能够充分发挥功效，提高经济效益，为国民经济发展提供安全、稳定的清洁能源。

为了这一目的，还需业内同行不断总结经验，完善检修方式方法，创新改造技术。

针对本文所述观点，由于目前我国的状态检修技术水平尚处于起步阶段，还需要在实际的检修改造工作中不断积累数据和总结经验，以便为将来全面实现水电系统状态检修提供更加详实的科学依据。

参考文献：
[1] 杨震，闫信山，唐锁臣；德宏地区小水电技术改造方案探讨[J]；轻工科技；2013（07）
[2] 罗昭秋；综述立式水轮发电机组推力轴承的检修与维护[J]；科技创业家；2013（10）。