流溪河水电厂水轮机改造
流溪河水电厂原来装有4台水轮发电机组，单机容量为10.5 MW。该设备于1958年投产。为哈尔滨电机厂设计和制造。1994年开始了第1台机组的现场改造工作，更换了水轮机转轮、导水机构以及发电机定子线圈等，直到1997年，4台机全部改造工作结束。 本文结合机组改造前后的试验，对其性能指标，做些简要的分析。
1 电站及设备情况
流溪河水电厂为引水式电站，地下式厂房。引水隧洞全长1928.07 m，洞直径4.5 m，调压井后为压力钢管，直径也为4.5 m，长约100 m，然后分成4根支管进入厂房，支管直径1.75 m，经蝴蝶阀与水轮机蜗壳相联。
水轮机尾水管为前苏联的NO15(7)肘管，尾水管出口接有压力尾水隧洞。1、4号机隧洞全长为54 m，2、3号机为47.6 m。尾水隧洞出口接尾水调压池再到下游尾水。
2
2.1 转轮改造
水轮机转轮原为HL638，改造后更换为全不锈钢的HLA553转轮。哈尔滨大电机研究所根据流溪河水电厂的水轮机流道尺寸，设计了3个模型转轮与638转轮一起在模型台上进行对比试验，最后推荐用A553转轮，该转轮在能量指标、空化性能和稳定性方面均优于638转轮。 新转轮水轮机额定出力为12.5 MW，此时效率为91.9%，原638转轮的额定出力为11 MW，保证效率为88%。
2.2 导水机构改造
根据A553转轮的性能和结构要求，更换了顶盖、底环、导水叶、控制环、支持环、水导轴承等部件。其中水导轴承原为毕托管式，改造后换成斜油沟式。导水叶原为16只正曲率的普通铸钢，改造后换成20只全不锈钢的负曲率导叶。
由于A553转轮下环比638转轮长出34 mm，需将尾水管进口下移34 mm，进口管径需缩小26 mm。为保证尾水管进口水流平顺，在原有尾水管锥管内圆周重新焊了一只高600 mm的新不锈钢锥管。
2.3 发电机定子线圈改造
定子线圈原为B级黑绝缘，改造后换成F级绝缘，线规由原来的2.83 mm×6.4 mm×6改为
2.5 mm×7.0 mm×810.5 MW增加到12 MW。
3 结合指标分析
3.1 更换前水轮机效率
638转轮运行已超过了30 a，由于在70年代片面追求增加出力，转轮叶片曾经进行各种切割和加长，虽然后来进行恢复，但叶片形状参差不齐，且叶片经过多次汽蚀补焊，型线变化很大。测量叶片出水边开口大小相差15 mm左右，加上其余过流部件受汽蚀和磨蚀的影响，水轮机效率偏低，根据机组改造前所做的效率试验情况来看也证明了这一点。
图1为水轮机改造前出力和效率之间的关系曲线，曲线是在水头为105 m时试验得到。从图1中可以看出638转轮原来的保证最高效率为90%，此时的水轮机出力为10.8 MW，但从实际测量得到的曲线看，出力为10.8 MW时，水轮机的效率只有84%，说明638转轮经过多年的修补，效率明显降低。
当水轮机出力直到11.6 MW时，效率还在上升，但上升的趋势变缓，说明638转轮最高效率点已往大流量方向偏移。
图1 水轮机改造前出力-效率曲线
3.2 更换后水轮机效率
图2为水轮机改造后出力和效率之间的关系曲线。实测水轮机最高效率为91.56%，比厂家保证值低了约1%，此数值在试验误差范围之内。
效率最高点的出力，实测是水轮机出力11.6 MW，而厂家提供的数值是11.0 MW附近。同时，实测的曲线与模型曲线在11.8 MW附近相交，大于此出力，实测效率高于保证值，小于此出力实测效率低于保证值，而且随着出力的减少，实测效率比保证效率降低得越多，到水轮机出力为5.2 MW时，两者相差4%。由于流溪河水电厂机组容量小，运行方式是并网后即带满负荷，低效率区的影响不大。如果是大容量机组，经常处于额定负荷以下运行，真机效率就难以令人满意了。
图2 水轮机改造后出力-效率曲线
3.3 水轮机出力
水轮机改造后，在4号机进行试验，当时水头只有93 m左右，未经改造的1号、2号机出力受阻，机组出力只有10 MW左右，而4号机在导叶开度为90%时，即能发到额定出力12 MW，出力明显增加了。
3.4 汽蚀性能和运行稳定性
A553转轮在模型试验中的汽蚀系数在相同条件下优于638转轮，A553转轮为全不锈钢(OCr13Ni4 Mo)，根据测量，叶片出口开口大小相差在平均值-1%～+3%之内，且叶片表面粗糙度高度参数Ra保持在6.3 μm以内，无论是叶片开口还是粗糙度，都比运行多年的638转轮性能有所提高。
至于运行稳定性方面，根据对4号机进行试验，改造前除了接近额定负荷附近的工况点比较稳定之外，其余各工况点表计摆动都比较大，特别是流量和蜗壳压差的两个测点更甚。而更换转轮后即使在部分负荷时表计摆度都不算大，观测仪表比较好读数，噪声小，机组运行稳定性能得到提高。而且从机组各部位振动、摆度值情况看，这些性能指标也有所改善，尤其是水导轴承的振动由改造前的0.05～0.06 mm降低到0.01 mm。
3号机组是流溪河水电厂首先改造的1台机组，运行至今已超过3 a，总运行时数约为12 600 h，对水涡轮空蚀情况进行多次检查，发现有3个叶片下环出水背面有局部空化损坏，其中1只空化损失面积约为80 mm×50 mm，深度约为0.2～0.4 mm，另2只叶片只有局部粗糙的痕迹，远远小于厂家的空化损坏量保证值(运行8 000 h的空化损坏量不大于1 kg)。其余3台机已分别运行半年到两年半以上，检查转轮未发现空化损坏痕迹。
图3 改造前H638及改造后HLA553实测效率曲线
3.5 导水叶漏水量明显减少
导水机构改造之后，更换了顶盖、底环以及全不锈钢的导水叶，增加了导水叶端部密封，
使导水叶的漏水量明显减少。根据试验得到的数据，改造前用超声波流量计测得漏水量为0.482 m3/s，改造后再测时因漏水量小于0.01 m3/s，仪器无指示。
改造前因漏水量大，停机时必须同时关主阀，否则机组停不下来，目前停机不需同时关主阀。
3.6 效率提高增加发电量
机组改造之后，水轮机效率明显提高。从图3可以看到，水轮机出力为11.0 MW时，改造前水轮机真机效率为84.2%，改造后为90.8%，两者相差6.6%。以流溪河水电厂年平均发电量为150 GWh计算，由于水轮机效率提高，年平均发电量可增加到162 GWh，即每年可增加12 GWh的发电量，经济效益显著。
4 结束语
通过对流溪河水电厂水轮发电机组改造的综合性能比较，可以看出这次更新改造的效果是好的，尤其是水轮机改造后效率和出力都有显著提高，而且转轮抗空化性能大大提高，但遗憾的是在部分负荷时效率较低。
流溪河水电厂水轮机改造
流溪河水电厂原来装有4台水轮发电机组，单机容量为10.5 MW。该设备于1958年投产。为哈尔滨电机厂设计和制造。1994年开始了第1台机组的现场改造工作，更换了水轮机转轮、导水机构以及发电机定子线圈等，直到1997年，4台机全部改造工作结束。 本文结合机组改造前后的试验，对其性能指标，做些简要的分析。
1 电站及设备情况
流溪河水电厂为引水式电站，地下式厂房。引水隧洞全长1928.07 m，洞直径4.5 m，调压井后为压力钢管，直径也为4.5 m，长约100 m，然后分成4根支管进入厂房，支管直径1.75 m，经蝴蝶阀与水轮机蜗壳相联。
水轮机尾水管为前苏联的NO15(7)肘管，尾水管出口接有压力尾水隧洞。1、4号机隧洞全长为54 m，2、3号机为47.6 m。尾水隧洞出口接尾水调压池再到下游尾水。
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2.1 转轮改造
水轮机转轮原为HL638，改造后更换为全不锈钢的HLA553转轮。哈尔滨大电机研究所根据流溪河水电厂的水轮机流道尺寸，设计了3个模型转轮与638转轮一起在模型台上进行对比试验，最后推荐用A553转轮，该转轮在能量指标、空化性能和稳定性方面均优于638转轮。 新转轮水轮机额定出力为12.5 MW，此时效率为91.9%，原638转轮的额定出力为11 MW，保证效率为88%。
2.2 导水机构改造
根据A553转轮的性能和结构要求，更换了顶盖、底环、导水叶、控制环、支持环、水导轴承等部件。其中水导轴承原为毕托管式，改造后换成斜油沟式。导水叶原为16只正曲率的普通铸钢，改造后换成20只全不锈钢的负曲率导叶。
由于A553转轮下环比638转轮长出34 mm，需将尾水管进口下移34 mm，进口管径需缩小26 mm。为保证尾水管进口水流平顺，在原有尾水管锥管内圆周重新焊了一只高600 mm的新不锈钢锥管。
2.3 发电机定子线圈改造
定子线圈原为B级黑绝缘，改造后换成F级绝缘，线规由原来的2.83 mm×6.4 mm×6改为
2.5 mm×7.0 mm×810.5 MW增加到12 MW。
3 结合指标分析
3.1 更换前水轮机效率
638转轮运行已超过了30 a，由于在70年代片面追求增加出力，转轮叶片曾经进行各种切割和加长，虽然后来进行恢复，但叶片形状参差不齐，且叶片经过多次汽蚀补焊，型线变化很大。测量叶片出水边开口大小相差15 mm左右，加上其余过流部件受汽蚀和磨蚀的影响，水轮机效率偏低，根据机组改造前所做的效率试验情况来看也证明了这一点。
图1为水轮机改造前出力和效率之间的关系曲线，曲线是在水头为105 m时试验得到。从图1中可以看出638转轮原来的保证最高效率为90%，此时的水轮机出力为10.8 MW，但从实际测量得到的曲线看，出力为10.8 MW时，水轮机的效率只有84%，说明638转轮经过多年的修补，效率明显降低。
当水轮机出力直到11.6 MW时，效率还在上升，但上升的趋势变缓，说明638转轮最高效率点已往大流量方向偏移。
图1 水轮机改造前出力-效率曲线
3.2 更换后水轮机效率
图2为水轮机改造后出力和效率之间的关系曲线。实测水轮机最高效率为91.56%，比厂家保证值低了约1%，此数值在试验误差范围之内。
效率最高点的出力，实测是水轮机出力11.6 MW，而厂家提供的数值是11.0 MW附近。同时，实测的曲线与模型曲线在11.8 MW附近相交，大于此出力，实测效率高于保证值，小于此出力实测效率低于保证值，而且随着出力的减少，实测效率比保证效率降低得越多，到水轮机出力为5.2 MW时，两者相差4%。由于流溪河水电厂机组容量小，运行方式是并网后即带满负荷，低效率区的影响不大。如果是大容量机组，经常处于额定负荷以下运行，真机效率就难以令人满意了。
图2 水轮机改造后出力-效率曲线
3.3 水轮机出力
水轮机改造后，在4号机进行试验，当时水头只有93 m左右，未经改造的1号、2号机出力受阻，机组出力只有10 MW左右，而4号机在导叶开度为90%时，即能发到额定出力12 MW，出力明显增加了。
3.4 汽蚀性能和运行稳定性
A553转轮在模型试验中的汽蚀系数在相同条件下优于638转轮，A553转轮为全不锈钢(OCr13Ni4 Mo)，根据测量，叶片出口开口大小相差在平均值-1%～+3%之内，且叶片表面粗糙度高度参数Ra保持在6.3 μm以内，无论是叶片开口还是粗糙度，都比运行多年的638转轮性能有所提高。
至于运行稳定性方面，根据对4号机进行试验，改造前除了接近额定负荷附近的工况点比较稳定之外，其余各工况点表计摆动都比较大，特别是流量和蜗壳压差的两个测点更甚。而更换转轮后即使在部分负荷时表计摆度都不算大，观测仪表比较好读数，噪声小，机组运行稳定性能得到提高。而且从机组各部位振动、摆度值情况看，这些性能指标也有所改善，尤其是水导轴承的振动由改造前的0.05～0.06 mm降低到0.01 mm。
3号机组是流溪河水电厂首先改造的1台机组，运行至今已超过3 a，总运行时数约为12 600 h，对水涡轮空蚀情况进行多次检查，发现有3个叶片下环出水背面有局部空化损坏，其中1只空化损失面积约为80 mm×50 mm，深度约为0.2～0.4 mm，另2只叶片只有局部粗糙的痕迹，远远小于厂家的空化损坏量保证值(运行8 000 h的空化损坏量不大于1 kg)。其余3台机已分别运行半年到两年半以上，检查转轮未发现空化损坏痕迹。
图3 改造前H638及改造后HLA553实测效率曲线
3.5 导水叶漏水量明显减少
导水机构改造之后，更换了顶盖、底环以及全不锈钢的导水叶，增加了导水叶端部密封，
使导水叶的漏水量明显减少。根据试验得到的数据，改造前用超声波流量计测得漏水量为0.482 m3/s，改造后再测时因漏水量小于0.01 m3/s，仪器无指示。
改造前因漏水量大，停机时必须同时关主阀，否则机组停不下来，目前停机不需同时关主阀。
3.6 效率提高增加发电量
机组改造之后，水轮机效率明显提高。从图3可以看到，水轮机出力为11.0 MW时，改造前水轮机真机效率为84.2%，改造后为90.8%，两者相差6.6%。以流溪河水电厂年平均发电量为150 GWh计算，由于水轮机效率提高，年平均发电量可增加到162 GWh，即每年可增加12 GWh的发电量，经济效益显著。
4 结束语
通过对流溪河水电厂水轮发电机组改造的综合性能比较，可以看出这次更新改造的效果是好的，尤其是水轮机改造后效率和出力都有显著提高，而且转轮抗空化性能大大提高，但遗憾的是在部分负荷时效率较低。