渔子溪电站水轮机组技术改造

渔子溪电站水轮机组技术改造
摘要：渔子溪电站位于汶川县境内，是70年代初国内自行设计投产的高水头混流式机组。

由于先天不足，存在缺陷多。

为了提高机组的自动化水平及运行可靠性，延长大修间隙而进行了技术改造。

通过技术改造，提高了机组稳定性和安全可靠性，提高机组效率。

1基本情况
1.1概述
渔子溪电站是岷江上游右岸支流梯极电站的第一级水电站，本电站为隧洞引水式地下厂房。

电站设计水头270 m，最高水头318 m，最低水头265 m，设计最大引用流量693 m3/s 。

电站总装机容量160 MW。

共有四台单机容量40 MW的高水头混流式水轮发电机组。

原水轮机的型号HL004LJ210(A45)。

发电机型号为TS425／12512。

于1972年投入运行。

四台机分别由哈尔滨电机厂，天津发电设备厂，东方电机厂三个厂家生产。

1.2运行遇到的主要问题
电站自投产运行近30年。

高水头机组设备老化现象日趋严重。

由于机组是中国自行设计的高水头水轮发电机组，先天存在缺陷较多：
1) 机组运行稳定性较差，机组振动，摆度大使机组无法稳定运行，推力瓦温高。

2) 水轮机过流部件在泥沙磨损及空腔汽蚀的双重作用下损坏迅速。

3) 大修周期短，检修维护频繁，机组运行稳定性、可靠性差。

运行初期，发电运行与停机检修时间之比为1∶12。

机组等效可用系数低，经济效益差，已达到必须改造地步。

2改造内容及要求
2.1球阀管路及接力器改造
渔站直径为16 m 的球阀环形接力器自投产使用以来，一直存在着操作力矩不够，严重漏油和油水混合的缺陷。

针对以上问题，经厂工程技术人员反复研究计算，把球阀旁通管由原来一根直径为100 mm，改为两根直径为150 mm 管路。

增大了蜗壳平压进水量，初步解决了由于导叶漏水大，球阀平压困难及开关难。

由于高水头机组导水机构磨蚀严重，开球阀平压压力仍经常无法保证。

加上原球阀环型接力器检修困难，密封漏油严重，最多时开关一次球阀漏油近2 t，而且操作力矩偏小，仍然开不了球阀。

检修人员经常为了保证开机发电，不得不落尾水门抽尾水，进蜗壳堵漏后再平压开球阀开机。

针对以上问题，将渔站球阀环形接力器改造为直缸接力器，彻底解决了原来存在的问题，检修工作量大大减少，经济效益可观。

2.2推力瓦的改造
1995年至1996年将1～4号推力瓦运行温度高的巴氏合金瓦，更换为新型弹性塑料瓦。

弹性塑料瓦与巴氏合金瓦比较具有明显优点：塑料瓦安装检修方便，省时省力，不需研刮；易于盘车，使用性能优良，运行可靠，基本不受工况限制；宜于惰转，热启动，20天停机不需顶转子；瓦温低，事故时允许推力轴承冷却器短时间断水运行。

主要解决了推力瓦温高，降负荷运行及烧瓦事故问题。

大大提高了机组安全可靠性。

2.3水轮机技术改造
2.31水轮机改造前的运行情况
由于渔子溪泥沙含量高，主要成份是石英、长石、角闪石。

投产初期经过一个汛期运行，转轮导水机构均遭磨蚀破坏，尤以导水机构为重。

导叶端面破坏严重，漏水量大增，球阀不能正常开启；每次停机后必须进蜗壳堵漏后才能开启球伐。

主轴密封漏水事故经常发生，机组每年都要进行大修。

经过上下抗磨板，球阀的涨圈及管路改造，水轮机破坏程度得到减轻，可以经历两个汛期运行进行大修。

为了彻底解决渔子溪型高水头水轮机泥沙磨损及空蚀问题，提高机组运行稳定性，增加机组出力。

映总厂和哈电机厂1993年2月签定了改造合同。

2.32改造目标
1) 在原埋设部件基本不变的情况下，通过对转轮，导水机构的改造，改善水轮机的空蚀状况，降低空化系数δ至002以下。

减轻导叶区及转轮上的空蚀与泥沙磨损，延长机组寿命，保证机组大修间隔为4年。

2) 提高机组的稳定性，尾水管的压力脉动由原来的7% H 降低到4% H。

3) 提高机组的效率，在负荷＞50%以上时，加权平均效率提高3%以上。

4) 机组增容10%，水轮机出力由417 MW提高到458 MW。

5) 引用密封漏水为机组的冷却水。

2.33改造后结构的变化
转子直径由原来21 m增大到215 m。

导叶高度比原导叶高48 mm。

导叶个数20个，比原来增加4个，由标准正曲率导叶改为负曲率导叶；改造后导叶区流速下降，流态改善，具有较好的抗泥沙磨损性能。

顶盖、底环采用焊接结构，整体刚度大大增加。

顶盖法兰厚度180 mm。

主轴密封采用单侧螺旋加水压活塞，采用顶盖供水机组冷却方式。

2.34改造后运行情况
渔站3号机组1996年5月15日18：00水轮机改造后并网运行，经过三年多的运行观察，改造后的3号导水机构情况最好。

球阀平压力仍能达到25 MPa 以上。

机组运行稳定性高，三年多运行中没有出现过异常的现象。

比其它机组三年平均多发电量8 812 万kW·h，
开停机669 次。

除两次设备异常，其余667 次开停机都正常。

效率最高达到9282%。

比改造前高2% 以上，低负荷区高5%以上。

顶盖供水方式缓解了主轴密封漏水，更主要是减少了容积损失。

顶盖取水作为机组技术供水的补充水压可提高005 MPa。

降低了尾水管的压力脉动，增加了机组的稳定性，低负荷区域稳定范围增大。

3号机组改造后，于1996年8月及1999年5月做过两次效率试验。

采用的是鲁布革电厂科技开发公司IEC41 推荐的热力法进行试验，并邀请局试研院水机室及哈尔滨大电机研究所同志共同参与此项工作。

1996年测得3号机最高效率点9383%，1999年5月测得最高效率点9282%，保持了较高的水平。

1996年元月哈尔滨电机厂完成了厂内制造工作，1996年5月在渔站3号进行真机试运行。

2.35改造后效果
1) 机组运行可靠性，稳定性提高。

2) 顶盖供水投用后，厂用电减少，厂用率降低013%。

3) 机组大修间隔时间长，由两年一次延长到四年一次大修，节约修理费。

4) 机组效率提高率为536%，增加发电量，最高效率93.82%。

渔站3号水轮机改造技术方案投入产出的效益是显著的，机组改造是延长机组寿命、增加电站经济效益的有效途径。

根据3号水轮机运行经验，优化该设计方案后，大修周期由预期2～3 年提高到4～5 年大修是完全可能的。

准备在1、2、4号机组上推广实施。

3几点体会
1) 依靠科技进步，投资技术改造，提高老机组的安全可靠性。

不光是能够为创无泄漏工厂、实现一流电厂的目标打下好的技术基础，而且可带来较好的直接经济效益。

2) 在较短时间内完成改造工作、投资少、工期短、见效快。

具有在同类高水头混流式机组技术改造中推广的价值。

3) 采用先进弹性推力瓦，在不提高水头及增加机组引用流量的情况下，通过了研制改型转轮；进行水轮机改造，使机组安全、可靠性、稳定性提高。

机组大修间隔时间由现在两年一次延长到四年一次。

提高水能利用率，节约修理费用。

机组效率提高率为 5.36%，增发电量，减少厂用电，降低厂用率。

4) 通过基础设备技术改造工作，使老电厂生产技术管理工作上一个新台阶。

为逐步实现水电厂无人值班，少人值守，创一流企业创造了有利条件。