站原降压变压器改为升压变压器，消除了安全隐患，取得了良好的经济效益。

　　1概述天桥水电站位于贵州省赫章县乌江干流六冲河上，为坝后式电站；水库集雨面积2100km2，常年平均流量60m3/s，电站设计水头9m，设计引用流140水轮机，配套发电机为SF100016/2150，发电机额定电压6300V，额定励磁电压55V，额定励磁电流250A；电站主变为S71250/10，主变高压侧额定电压10500V，低压侧额定电压6300V；电站通过10km长的10kV输电线路与国网并网运行，无直供区。

　　天桥电站于1998年11月动工，2000年10月正式投产发电，年均发电量在450万kWh左右，取得良好的社会效益和经济效益，但同时也暴露出如下问题：发电机机端电压过高，特别是在汛期或晚上12点至次日凌晨，实测机端电压在7000V至7200V之间，已严重偏离发电机允许电压偏差值±5%.变压器电压过高，经县供电局实测，在枯水期（1~5月）变压器高压侧电压实测为10500V，低压侧实测电压为6300V；汛期（6~10月），变压器高压侧电压实测为12000V，低压侧实测电压为7200V，变压器运行工况已严重偏离额定值。

　　主变在发电机运行时温度过高，在水轮发电机组出力达到1000kW时，发电机温度为90C，主变温度为98C，已严重威胁到设备正常运行。电站采用风机对变压器及发电机进行降温，但效果不大，电站被迫低负荷运行。

　　电站厂用电变压器为S7306变压器高压侧额定电压为6kV低压侧额定电压为400V，汛期实测厂用变压器低压侧电压为460电站辅机和闸门及启闭机等额定电压均为380V，且厂用电电压过高，造成厂内照明设备和辅机、电机设备损坏严重，给电站造成很大的检修工作量。

　　电站功率因数过高，水轮发电机组出力在1000kW，转子电流在达到额定励磁电流250A时，实测功率因数在0.95~0.98之间。由于县供电局对天桥电站实施无功考核，要求电站功率因数在0.8以下（滞后），每欠发无功1000Var，扣有功2kWh；因此电站曾被一月扣减有功电量25万kWh，按每度电0.189元计算，一月损失达4.725万元。

　　2改造目标鉴于天桥电站存在上述问题，原电站投资方要求在投资尽可能省的情况下对天桥电站进行技术改造，即改造后发电机机端电压在6000 ~6600V之间，厂用电电压在380~420V之间，水轮发电机组及变压器在带足1000kW出力时，发电机、变压器温度在90 C以下。

　　3改造方案天桥电站就运行中存在的上述问题向有关设计单位咨询，赫章县水利局设计队认为，发电机变压器机端电压过高是由于原电站主变本应选择升压变压器S71250/11kV，而电站电站错误选用降压变压器S71250/1（kV，是发电机机端电压过高，电站厂用电压过高，发电机、变压器温度过高的根本原因。县水利局设计队提出如下3个改造方案：站主变，发电机机端电压在使用变压器分接开关的情况下，可以准确控制在6300V左右，无功能发足厂用电可以控制在400V左右，发电机、主变温度可以降低到90C以下，安全隐患可以排除。但该方案也有明显的缺点，主要是变压器购置费用达6.5万元，加之从电站到变压器厂家有454km，其中一段40km为便道，交通极为不便，运输较为困难，即使变压器运到电站，换变压器须停电2天，损失电量达4在主变高压侧并联电容器运行无功补偿。

　　使用该方案，优点是无功可以发电，功率因素可以控制在0.8以下，电容器购置费用及安装费用较低，在1.2万元左右；缺点是发电机、变压器电压不能降低，厂用电电压不能降低，发电机、变压器温度不能控制在90C以下，安全隐患不能排除。

　　原主变高压侧额定电压为10500V因此，如把原变压器高压侧绕组匝数在原绕组数基础上增加10%，则原变压器可由降压变改为升压变。该方案优点同方案1，缺点是改造后，变压器绕组相间距离变短，容易相间击穿，且改绕该变压器须专业厂家，改绕费用须1.8万元，并且改绕该变压器还须停机15天左右，损失有功电量30万kW 1左右，损失电费5.7万元。

　　能不能找到一种方案，停机时间缩短，改造费用又低呢，经笔者仔细观察，原主变铭牌参数如下：71250/10，额定电压容量1250kVA，联结组标号Y厶11，高压100005%电流69A，低压6300V，电流115A，额定电压原主变高压侧额定电压为10500V，接法为Y形，如原主变高压侧由Y形改为A形，则原高压侧额定电压可由10500V变为6060V；原主变低压侧额定电压为6300V，接法为A形，如改为Y形则额定电压为10911V；因此如把主变原低压侧改为高压侧，原高压侧改为低压侧，则原主变参数修改如下：7?125010，额定电压容量1250kVA，联结组标号Y/A11，高压10911，电流66.4A，低压6062V，电流119A，额定电压10911.变压器运行工况与设计工况虽稍有偏差，但由于变压器有一定安全裕量，故影响不大。该方案优点除具有方案1优点外，还具有改造时间短（仅2小时），改造费用低（仅200元）的优点。天桥电站主变经改造后投入运行，实测发电机机端电压在6250~6550V，厂用电电压不超过420V，在水轮发电机机组出力为100tkW.匕转子励磁电流为250A时，实测功率因数在0.79 ~0.81之间，发电机定子温度和主变变压器温度在75C安全隐患已完全排除。

　　4结论水力发电站机端电压过高，主变、发电机温升过高如是采用降压变的原因引起，如电站主变高压侧额定电压为10500V低压侧为6300V联接组别Y/A11，均可采用上述方案把降压变改为升压变，可达到费用节省、效益明显的效果。

　　（上接第64页）2.2处理方法转轮处理。上车床、校正、清光迷宫外圆、车下环的外锥面，将下端失圆的Y1066外圆车成Y1063.按图纸检查叶片出水边开口，有数点开口偏小，不合格，进行修整。重新校静平衡，使之符合图纸要求。

　　下导滑转子外圆处理。发电机转子拆去磁极，运至杭发厂，上车床、校正、光滑转子外圆至Y358. 98，下导轴瓦按间隙要求重新制造。装上磁极，按转子的技术要求，进行各项试验。

　　上导处理。整平钢托板，使之与玻璃布板接触。原来有两块导瓦下端的一边有电焊堆高，此次装复时将堆焊部分磨去，重新刮瓦。压紧上托板后，使导瓦上下稍有浮动。

　　上述各项处理完毕后，在安装、盘车等过程中，严格按照图纸和有关国家标准要求，精心操作。

　　3处理结果处理工作于2002年12月下旬开始，至2003年2月28日结束，通过空载、带负荷和甩负荷试验，机组振动都在国家标准范围之内。运行至今近一年，情况正常。

　　徐世伟（1970?），男，工程师，从事水电技术工作。Emailxsv