摘要：本文介绍了飞来峡电厂为充分挖掘机组增发潜力，提高水资源利用效率，飞来峡水电分析利用机组增负荷能力增发电量的可行性，优选方案并予以处理。灯泡贯流式水轮发电机组为提高出力需要进行的相关校核、评估与试验，在机组更换磁极、增大气隙、改造冷却系统的基础上，根据机组运行数据，模拟计算发电机温升，确定机组安全运行需具备的条件，为类似机组扩容提供借鉴作用。

关键词：主变 可行性 校核 试验

1 项目概述

飞来峡水轮发电机及附属设备合同中水轮机出力保证条款规定：在电站毛水头为 10.76m，下游尾水位为13.24m，发电机以额定功率因数 0.9 运行，每台机组出力不小于 39MW。机组额定出力 35MW，也就是机组具备增负荷10%的能力。

讨论机组提高出力需要进行的相关校核、评估与试验，在机组更换磁极、增大气隙、改造冷却系统的基础上，根据机组运行数据，模拟计算发电机温升，确定机组安全运行需具备的条件。

查询技术参数与增负荷运行试验记录，统计机组弃水可增发的电量，分析相关设备的可行性，并根据现有条件进行费用和收益估算，进行经济性评价。

2 机组技术参数

2.1 水轮机参数

水轮机型号：KP4/700

额定出力：35.69MW

最大出力：39.97MW

额定流量：473m3/s

最高效率：95.77%

额定水头：8.53m

最高水头：13.83m

转轮直径：7m

2.2 发电机参数

发电机型号：SV725/72-183

额定容量：39MVA

增负荷容量：43.3MVA

额定电流：2144.4A

额定功率因数：0.9

额定电压：10.5kV

额定转速：83.3rpm

飞逸转速：265rpm

发电机额定效率：98.07%

根据机组主要参数分析，机组额定容量39MVA，额定功率因数0.9 计算，在额定水头时，机组额定出力35MW，在额定水头以上有相应的流量，机组具有发35MW～39MW 的能力。

3 研究目标与内容

3.1 研究目标

通过对飞来峡电厂机组目前的工况进行评估，在充分调研国内相关电厂机组扩容改造情况的基础上，结合飞来峡近几年的可发电水能利用率，进行电厂机组可扩容量的可行性论证。

3.2 研究内容

3.2.1 机组现状评估与数据分析

3.2.1.1 水轮机增加出力增加流量；提高设计水头；更换新型转轮

3.2.1.2 目前国内灯泡贯流机新型转轮效率目前灯泡贯流机的最优效率在94.5%~96%左

3.2.1.3 飞来峡机组转轮参数分析

根据飞来峡灯泡贯流式水轮发电机计算基本参数计算出机组设计水头下的n1'=184.39、设计工况下单位流量Q1 =3 .29m3/s、电站装置汽蚀系数σm=1.99。飞来峡机组最优效率为95.79%，国内目前与飞来峡电站转轮直径接近的机组最优效率为94.5%~96%左右。

飞来峡机组最优效率与目前灯泡贯流机的最优效率差别不大，机组的转轮在目前来说也是性能优越的转轮。通过增加机组流量、更换新型转轮提高效率增加机组出力是不可行的。机组扩容研究可以通过提高额定水头，增加机组的出力。

3.2.1.4 飞来峡机组扩容计算

通过增加额定水头，根据单位流量、单位转速对发电机出力37MW、39MW 进行参数计算，计算成果详见下表：

结果表明额定水头增加0.5m 左右，水轮机的出力增加约2000kW，机组的安装高程相应的降低1m 左右。水头再提高 0.5m,机组汽蚀系数减小，机组安装高程可以满足要求。满足增发 2000kW 的额定水头为 9m，额定流量为469m3/s，满足增发 4000kW 的额定水头为 9.44m，额定流量为 467m3/s。

3.2.1.5 发电机现状评估及数据分析

厂安德里茨根据实际运行数据校核设计参数，模拟计算发电机温升，形成如下结论：

a.按机组有功39MW，机组最大制造容量43.3MVA 进行超发，功率因数按0.9 进行发电。发电机定子温度较额定工况升高，超出B 级绝缘温度限制。除非对发电机冷却系统进行改造，降低冷却水温度，否则不建议此种工况下长时间运行。

b.按机组有功39MW，同时按原机组无功容量17MVA 进行超发，功率因数为0.916，机组容量为42.54MVA。此时定子绕组温度计算值为89K，已经超出B 级限制。不建议此种工况下长时间运行。

c.按机组有功39MW 进行扩容超发，提高机组功率因数至0.95。此时机组容量视在功率为41.05MVA。定子绕组计算温升为82.1K，接近B 级绝缘允许温度130℃（按冷却器出口温度+环境温度=82℃+45℃=127℃）。运行时，需要密切注意机组各部件温升数值。

d.按机组有功39MW 进行扩容超发，提高机组功率因数至1。此时机组容量视在功率为39MVA。此时定子绕组温升计算值为72.8K，叠加环境温度，定子绕组温度为117.8℃。此种工况允许长时间运行。

e.按机组有功37MW 进行扩容超发，提高机组功率因数至0.95，此时机组视在功率为38.95MVA。此时，机组各部件温度与现在机组额定工况温度相近，可以长期运行。

f.按机组有功37MW 进行扩容超发，机组功率因数维持0.9，此时机组视在功率为41.1MVA。此时，定子绕组温度接近B 级绝缘允许温度，运行时，需要密切注意机组各部件温升数值。

3.2.2 机组扩容可行性分析和经济性

3.2.2.1 机组水机扩容可行性分析

水轮机在设计水头在不低于 9.5m 及 10m 的情况下，电站有足够来水量的情况下，水轮机出力达到 37.78MW及39.93MW 不存在任何问题。

3.2.2.2 机组发电机扩容可行性分析

根据《灯泡式水轮发电机基本技术条件》（JB/T 7071-2013)规定，当额定容量大于 30MW 时，功率因数不宜低于0.95。由于额定功率因数的改变需要电网管理部门审批，从目前的情况来看，额定功率因数为1 的可能性较小。即按单机有功功率 37MW，功率因数 0.95，向相关部门提出扩容申请。扩容后机组视在功率为 38.95MVA，机组定子绕组和各部件温升与机组在35MW 的工况相近，安全裕度较大，能满足长期运行的要求。

3.2.2.3 经济性评价a.成本计算

每台机扩容校核、试验、补强改造费用500 万（该费用为估算费用）扩容至37MW 时，共2000 万元。b.财务评价

上网电价0.4038 元／kwh，平圴每年的发电的收益为160 万元。

投资收益率8%，投资回收期12.45 年，扩容至37MW 有明显的经济效

3.2.3 确认项目安全性和合规性工作

3.2.3.1 项目安全性

本次扩容没有改变机组的视在功率，原则上对旧机组的性能是没有改变的，只改变了功率因素，由0.9 提升为 0.95，机组的额定功率提升为 37MW。经设计对灯泡贯流式水轮发电机组的各项指标分析，认为本次扩容是安全的、可行的。

3.2.3.2 项目合规性

按《灯泡式水轮发电机基本技术条件》（JB/T 7071-2013)规定，当额定容量大于 30MW 时，功率因数不低于0.95。向广东中调申请提升功率因数至 0.95，机组输出有功功率增至 37MW，此时视在功率 38.95MVA。向南网中调咨询后设计认为这种扩容方式是合规的、可行的。

3.2.4 研究与机组扩容相关的设备改造方案

根据水机专业水轮机组增加出力方案，以通过增加额定水头，根据单位流量、单位转速对发电机出力37MW、39MW 进行电气参数计算复核按照单机容量扩容后的 37MW 容量对原电厂升高电压侧和发电机电压侧主要电气设备进行复核，若 4 台机组同时开机运行且达到扩容容量时，无论在单机采用 37MW 还是 39MW，在不增加主变压器容量前提下，均需要改变原电厂运行方式，即需要按电压分级输送电能。

#1 主变压器（容量160MVA）：单机按43.3MVA 扩容，只能满足3 台机组电能送出；单机按38.9MVA 扩容，只能满足4 台机组电能送出。

#2 主变压器（容量 80MVA）：单机按 43.3MVA 扩容，只能满足 1 台机组电能送出；单机按 38.9MVA 扩容，只能满足2 台机组电能送出。

飞来峡励磁系统较为复杂，机组励磁采用可控硅自并励的励磁方式。励磁电源取自发电机端部，经过3 台容量为 250kVA 的单相变压器（干式）接到励磁柜可控硅整流系统。机组同时配备机械和电制动励磁刹车系统，其电源取自厂用电。电制动变压器容量为65kVA 三相一体干式变压器，接到可控硅整流系统。

扩容后，励磁系统需按超出发电机扩容励磁电流 20%设计，容量需满足增负荷 10%的要求。励磁变系统的复核需要机组厂家对扩容后的励磁电流和励磁电压做进一步验算。

调速器、发电机电缆、出口开关、母线排满足扩容需求发电机出口封闭母线：额定电流5000A，满足要求。

主变低压侧浇筑母线：额定电流5000A，满足要求

结论：无论在单机采用37MW 还是39MW 方案，均可向电网输送全部机组电能，但单机按43.3MVA 超发时需要分开2 台主变，2 级电压送出电能。

根据更新后的系统阻抗参数，原电厂发电机回路断路器短路分断电流，已不满足短路工况要求。原发电机回路隔离开关热稳定校验，已不满足短路工况要求。在扩容时，应更换为更高短路分断和耐受等级的产品。

3.2.5 涉网试验

涉网试验主要包括以下五类，涵盖设备、系统、网络及新能源发电站的核心性能验证。

4 实施方案和技术路线

4.1 实施方案

投产初期进行的性能试验过程中，#4 机组短时进行了增负荷试验，发电机负荷达到 39MW 以上，持续时间约半个小时左右，在水头条件满足的条件下（大于10.0m），发电机具备39MW 运行的能力。

根据最新系统阻抗参数对电厂一次系统重新复核计算，原电厂发电机回路断路器（GCB）和隔离开关已不满足短路工况要求，建议在扩容时予以更换。

因此推荐飞来峡电站机组扩容不改变额定视在功率 39MVA，按《灯泡式水轮发电机基本技术条件》（JB/T7071-2013)规定，当额定容量大于30MW 时，功率因数不低于0.95。向广东中调申请提升功率因数至0.95，机组输出有功功率增至 37MW，此时视在功率 38.95MVA。推荐机组扩容至 37MW 的优点：一是没有改变额定视在功率39MVA，二是机组稳定安全运行方面更有保障，三是电机分析可以长期稳定运行，四更新成本回收周期短。

4.2 技术路线

为确保机组扩容（增负荷）状态下的安全运行，需要对水轮机、发电机进行强度校核，并根据校核结果进行相应补强；对机组进行动态试验，增负荷状态下振动区实测，确定最大转速和压力上升值；发电机运行超25 年，绝缘老化、电腐蚀、电晕等现象存在，需要专业机构对发电机目进行试验（包含涉网试验等），从技术层面对机组一次调频、水轮机能量特性、空蚀特性、稳定性、泄水工况进行分析，评估状态，或者结合大修更新定子线棒；机组增负荷状态能否稳定运行，也需要进行相应水头下的振动区实测，这也是电网的基本要求。

5 结论

投产初期进行的性能试验过程中，#4 机组短时进行了增负荷试验，发电机负荷达到 39MW 以上，持续时间约半个小时左右，在水头条件满足的条件下 (KF10,0m) ，发电机具备增负荷至39MW 的能力。

推荐飞来峡电站机组扩容不改变额定视在功率39MVA，按《灯泡式水轮发电机基本技术条件》(JB/T 7071-2013)规定，当额定容量大于30MW 时，功率因数不低于0.95。向广东中调申请提升功率因数至0.95，机组输出有功功率增至 37MW，此时视在功率 38.95MVA。推荐机组扩容至 37MW 的优点：一是没有改变额定视在功率 39MVA，二是机组稳定安全运行方面更有保障，三是电机分析可以长期稳定运行，四是不到1 年半的时间就可以收回机组更新的成本。

参考文献：

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[2]DL/T 793.3-2019 发电设备可靠性评价规程 第 3 部分：水电机组[S]；

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[4]SL/T 618-2021 水利水电工程可行性研究报告编制规程[S]；

[5]NB/T 10477-2020 小型水电站增效扩容改造技术规程[S]。