摘要：普遍水电站存在汛期弃水问题，为解决此类问题，水利行业提出扩容增效的课题。扩容增效在改变水利建筑的建设周期长，且投资较大，综合研究发现一项投资少增效显著的技术，不但可以有效减少水电站汛期弃水问题，而且可以提升水电站供电能力和增加经营效益。该技术通过提升水电站内水轮发电机设备的性能来提高发电量，对水库库容较大机组容量较小的水电站，采取更换更大的水轮发电机组和使用新材料的方式来减少弃水问题；对水库库容小弃水较为严重的水电站，采取技术手段提高机组额定容量来减少弃水问题。
关键词：水电站；运行；论证
引言
本文主要阐述水库库容小弃水较为严重的水电站，通过设计论证水电站现有设备及发电引水系统，在机组提高额定容量10%运行时的安全稳定性，提高水电站发电量来减少弃水。列举某个水电站单机90MW，在水轮机设计及出厂技术条件允许范围内，通过提高水轮机额定运行水头近调整相对流量，将水轮发电机组的额定出力提高到99MW。在水轮发电机提高额定
容量的同时，还应对水电站内引水系统、水电站主要设备及相关设施设备进行安全运行的论证复核。
1水轮发电机组论证
1.1水轮机提高额定容量10%运行论证
水轮发电机提高额定容量10%运行后，各运行水头的发电用水单位流量都会加大，相应的导叶开口也将加大。提高额定容量10%运行后水轮机额定开口不应超过该电站机组设计的导叶最大开口。结合水轮发电机组转轮模型的综合特性曲线，按照水轮发电机提高额定容量10%导叶最大可能开口，并保证导叶开口留有一定余量，机组飞逸转速保持与原机组飞逸转速一致。水推力跟转轮的特性，水轮机转轮直径与水电站确定的最大水头值有关，由于水轮发电机提高额定容量10%前后机组最大水头、转轮型号及转轮直径都未发生变化，所以水轮发电机提高额定容量10%后水推力未发生变化。经核算，提高额定容量10%后水轮机最大水推力不超过原设计值。水轮机转轮的空化指数会影响机组安全可靠运行，从而影响水电站的经济效应，转轮的空蚀指与比转速是正比关系。经初步设计阶段参数分析和可研成果分析得出水轮机转轮的空化指数大于1.6，提高额定容量10%后水轮机空化性能仍
复核要求。机组提高额定容量10%后，锥管、导叶后转轮前、肘管、蜗壳进口等位置的压力脉动幅值都没有发生直线上升趋势，由此推测机组提高额定容量10%后在大流量区运行时满足安全可靠运行的要求。
1.2发电机提高额定容量10%运行论证
发电机额定容量由90MW增容至99MW后，定子槽电流由4000A增至4403A，电负荷由641A/cm增至705A/cm，电负荷数值仍属常规选值范围。定子电流密度由 3.6A/mm2 增至 3.96A/mm2。额定容量增大前发电机额定工况定子电流密度已经很高，额定容量增大后由于电负荷与电流密度均增加，导致发电机热负荷由 2308A2/cm·mm2增至2792A2/cm·mm2。通常对于99MW之内水轮发电机而言，热负荷取值一般不超过 2300A2/cm·mm2左右；机组提高额定容量10%后，发电机热负荷已远超正常取值范围，甚至已经达到了巨型机组的经验取值范围，必将导致发电机发热严重。因此，从发热角度而言，在不对发电机进行任何部件更换的前提下，不建议将发电机的额定容量（视在功率）提升 10%。通过对发电机过负荷（额定容量）10%工况进行通风计算和空气冷却器计算结果可以看出，额定容量增加10%运行时，发电机所需风量为52.14m3/s，风量较为紧张。建议对发电机进行通风试验和温升试验。
若保持发电机视在功率不变，有功功率由90MW增容至99MW，则发电机定子部分参数与原机一致。由于功率因数从 0.85 提高至 0.935，则发电机转子部分参数（如励磁绕组电密、温升等）较原机有所改善。因此，通过提高功率因数的方式来提高发电机有功功率，发电机相关运行参数与原机一致或有所改善。鉴于增容的主要目的是追求机组尽可能多发有功功率，因此，建议电站以提高功率因数至0.935以上运行为主要增容（有功增加 10%）手段。
2机组附属设备论证
2.1水轮发电机组附属设备
2.1.1调速器
水电站的微机调速器由武汉事达电气股份有限公司提供。调速器为伺服电机可编程微机调速器，型号为：DFWT－100－4.0－XT，主配压阀直径φ100mm，额定工作油压4.0MPa。调速器压力油罐容积4.0m3，回油箱容积5.4m3，油泵输油量6 L/s,接力器行程470㎜，接力器活塞缸内径500㎜，调速器关闭时间：第一段关闭时间5s，第二段关闭时间15s，拐点50%。根据以上参数核算，调速器满足机组增容10%后的长期运行要求。
2.1.2进水阀
水电站的水轮机进水阀由湖北省洪城通用机械股份有限公司提供。进水阀为横轴双平板偏心进水蝶阀，型号为：5000Dx7pK41xh－12Mn－O，公称直径φ5.0m，承受最大静水压力92m，最大内水压力120m（含水锤压力）。根据进水阀生产厂家复核成果，进水阀满足机组增容10%后的长期运行要求。
2.1.3桥机
汽车油箱容量水电站工程主厂房设置2台200t/60t/10t（跨度21.5m）慢速电动双梁桥式起重机，桥式起重机由上海起重运输机械有限公司提供。经核算和咨询，桥机设备能够满足单机增容10%容量后的长期运行要求。
2.2水轮发电机组辅助设备
经计算和复核，电站油、水、气、水力量测系统设备和测量监测设备能够满足单机增加10%容量后的长期运行要求。
3电气设备论证
3.1主变压器
电站主变压器容量为115MVA的双（三）绕组变压器，机组增容10%之后容量为99MW，机组功率因数为0.85，经计算主变压器计算容量为116.5MVA，已超过主变压器的额定容量。电气设计手册上规定在油温满足条件时允许主变在不超过额定容量的1.05倍时长期运行。机组增容10%之后未超过主变压器额定容量的1.05倍，故本电站在满足上述条件下的情况下，可不更换主变压器。在今后运行期间需对主变压器的各项参数加强观测。
3.2发电机出口断路器及互感器
开关柜所配发电机出口断路器为阿尔斯通FKG2S—SKG2S—MKG2S，额定电压：15kV，额定电流：6300A，额定短路电流：63kA，额定短路持续时间：4s。提高额定容量10%后机组额定电流由4000A增至4403A，发电机回路电流1.05*4403=4623.15小于6300A，机组增容10%后以上设备能够满足运行需要。 发电机出口母线、发电机出口电流互感器的设计额定电流是7000A，而机组额定电流由4000A增至4403A，因此增容改造后封闭母线未超过封闭母线的额定电流。根据封闭母线的供应商对设备相关能力的验证复合结果，提高额定容量10%后可以长期稳定安全的运行。
3.3继电保护、测量、同期、励磁等装置论证
机组提高额定容量10%后，保护配置仍可满足要求。由于机组提高额定容量10%后机端额定电流将增加，所以应对于发电机保护定值和主变压器保护定值进行重新复核计算并整定执行。机组提高额定容量10%后，根据现场试验确定的温度对各部件的温度定值重新复核计算并整定执行，重新定义温度保护限值。机组提高额定容量10%后全站电压、电流互感器未更换并保留原变比不变，则电测仪表无需更换仍满足使用要求。机组提高额定容量10%后主接线未发生改变，则同期装置无需更换仍满足使用要求。机组改变了额定水头与额定流量。机组提高额定容量10%后，上位机、下位机设定的功率调节应进行修改调整至满足要求的值。机组提高额定容量10%后机组的开、停机流程不变。根据励磁装置的性能要求，功率柜采用三相全控桥式整流电路， 2个支路并联。若退出1 支路，可保证机组在所有运行方式下连续运行，包括强励在内。机组提高额定容量10%后，辅助设备、控制设备、直流系统、辅机等均可满足运行要求。
4引水建筑物及厂房结构复核计算论证
因提高额定容量10%后蜗壳进口压力上升不大于愿设计要求，发电引水建筑物最大水头较
增容前未发生变化，故发电引水建筑物结构满足要求。
水利枢纽发电厂房在运行十余年后，在不更换现有水轮发电机组前提下，对机组提高额定容量10%。应对主厂房有影响部位的结构进行强度计算，经计算结果和机墩竣工图实配钢筋面积复核满足现行结构设计规范承载能力设计的要求。
结语
本文针对水库库容小弃水较为严重的水电站，分析了通过设计论证水电站现有设备及发电引水系统，在机组提高额定容量10%运行时的安全稳定性情况。列举了某个水电站单机90MW提高水轮发电机组的额定出力达到99MW后，水轮发电机组、附属设备、电气设备、引水建筑物、厂房结构、金属结构是否满足水电站机组长期安全稳定运行要求。对此类水电站扩容增效运行作出了指导性的意见。
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