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乌江渡发电厂增容改造水轮机运行工况初探
jiang_0514 发表于 2009/6/29 11:03:38 1845 查看 0 回复 [上一主题] [下一主题]
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乌江渡发电厂增容改造水轮机运行工况初探
概 要：乌江渡发电厂老厂3台水轮机增容改造是在维持流道部件尺寸基本不变的前提下更换成过流量大效率高的新型不锈钢转轮；新转轮设计水头134m，高于实际发电水头，而且出力裕量大，水轮机运行在非最优工况，偏离最优工况越远，汽蚀、出力脉动越严重；低负荷区效率低，出力100MW—150MW是出力脉动严重区。水轮机最适宜的出力范围是200MW以上为减轻汽蚀和压力的脉动的破坏作用，增加发电量，机组应尽量在高水头及200MW以上区域运行。建议测绘水轮机完整准确的综合特性曲线，并实时监录运行情况，优化调度，保证机组安全运行。
关键词：乌江渡发电厂； 增容改造； 水轮机； 最优工况； 汽蚀； 压力脉动
1 前言
乌江渡发电厂位于贵州省遵义县乌江镇，是乌江干流上第一座大型水电站，首台机组1979年投产发电，工程于1983年竣工，装机三台210MW水轮发电机组，总容量630MW，是贵州电网的主力机组。电站保证出力202MW，平均年发电量33.4亿kW·h。根据流域规则，2003年底完成扩机2台单机250MW机组，对原三台老机组进行增容改造，单机容量增至250MW，改造后的机组于2004年6月、2005年2月、6月相继投入运行，同时按现代水电厂标准对监控、保护等都进行了相应的改造，达到了无人值班（少人值守）标准。至此电厂总装机容量为1 250MW，保证出力254MW，平均年发电量41.4亿kW·h，在电网中主要担任调频调峰和事故备用。
2 水轮机改造的基本情况
2.1 电站枢纽布置采用拱形重力坝，坝后封闭式厂房，厂顶排流泄洪。水库正常蓄水位760.00m，设计洪水位760.30m，校核洪水位762.82m，死水位720.00m，发电限制低水位723.00m，水轮机安装高程（导叶水平中心线）622.50m。最低尾水位625.72m，发电流量为62—1070m3/s时的尾水位分别为626.00—630.50m。
2.2 发电引水系统为单机单洞供水，共三条引水管，均为坝内埋管，进水口轴线高程依次为1#机686.25，2#、3#机703.25。进水口尺寸均为5.50m×7.50m（宽×高），引水管长度分别为1#156.0225m，2#166.0661m，3#165.6441m。引水管为圆形断面，直径为上弯段及斜段6.50m，下弯段及水平段5.50m，引水管全程钢板里衬。
引水系统水力损失按设计院提供的计算公式：△h=4.9785×10-5Q2计算，单管供水量Q为20—300m3/s时水头损失△h分别对应为0.020—4.48m。
2.3 自1979年第1台机组发电以来已运行20多年，设备老化，水轮机转轮、尾水管汽蚀破坏严重，历经多次修补，抗蚀能力降低，振动加剧，维护工作量增大。由于该轮研制时间较早受制于当时的技术水平和制造能力，效率低过流量小，其他技术指标和性能参数均较落后。机组改造是在维持原水工建筑、厂房、流道、额定转速、安装高程不变的条件下，选用过流量大效率高抗蚀和稳定性好的转轮，并对原有设备进行改造，达到增容的目的。水轮机本体结构改造的主要内容如下：
2.3.1 更换部件有转轮、顶盖、底环、导叶、接力器，改造部件有座环，固定导叶修形，在尾水锥管老里衬钢板上贴焊新钢板，锥管上段改为不锈钢板（lCr18NiqTi），同时进行灌浆加固。
2.3.2 水轮机转轮采用抗蚀性强的ZGOCrNi5Mo制造，顶盖和底环采用钢板焊接结构，材质为Q235B，导叶采用铸钢20SiMn铸。
2.3.3 接力器油压由2.5Mpa改为4.0Mpa。
2.3.4 新增大轴中心补气装置。
2.4 水轮发电机组增容改造前后有关的主要规格参数见表1。
表1 水轮发电机组增容改造前后有关的主要规格参数
项 目 | 改造前 | 改造后 |
水轮机型号 | HL160(HL638)—LJ—520 | HLF132AI—LJ——525 |
最大水头Hmax(m) | 134.2（毛水头） | 131.9（净水头） |
额定水头Hr(m) | 120 | 116 |
最小净水头Hmin(m) | 104 | 104 |
额定出力（MW） | 214.3 | 255.1 |
额定流量Qr(m3/s) | 203.0 | 240.15 |
额定转速(r/min) | 150 | 150 |
飞逸转速(r/min) | 285 | 266 |
吸出高度Hs(m) | -3.5 | -2.94 |
临界汽蚀系数óc | 0.065 | 0.0675 |
轴向水推力（KN） | 7840 | 6102 |
转轮直径D1/D2(mm) | 5200/5374 | 5272/5250 |
转轮重量(T) | 84 | 75 |
转轮叶片数 | 17 | 15 |
转轮高度 | 2410 | 2492 |
转轮最大直径（mm） | 5540 | 5490 |
导叶片数 | 24 | 24 |
导叶最大开度 | / | 435mm/37.320 |
额定效率（%） | 89.5 | 93 |
尾水锥管锥角（度） | 19.12 | 19.134 |
水机模型最优单位转速n | 1067.5(r/min) | 68(r/min) |
模型最优单位流量Q10（L/S） 570 667 |
|
|
模型最高效率（%） | 91.5 | 93.32 |
发电机型号 | TS10350/240—40 | SF250—40/10350 |
额定容量 | 210MW/240MVA | 250MW/285.7MVA |
额定功率因数 | 0.875（滞后） | 0.875（滞后） |
额定转速（r/mim） | 150 | 150 |
额定电压（kv） | 15.75 | 15.75 |
绝缘等级 | B | F |
额定效率 | 98.05 | 98.64 |
相数/频率 | 3/50 | 3/50 |
制造厂 | 四川东方电机厂 | 天津阿尔斯通 |
制造时间 | 1978—1982 | 2003—2005 |
3 增容改造后水轮机的主要特征
由于制造厂提供的水轮机运转特征曲线涵盖的水头、出入和流量范围宽，数据跨度大，为便于使用，笔者根据厂图绘制了符合乌江渡发电厂实际运行区域的水轮机综合特性曲线（见图1）
和流量出力关系曲线（见图2）。
图1 乌江渡发电厂水轮机综合特性曲线
图2 乌江渡发电厂水轮机流量出力关系曲线
3.1 根据水库水位和尾水位的变化幅值以及实际运行情况，发电毛水头应在135m以下，95m以
上，最大净水头约为132m，正常运行时发电机最大出力为额定250MW，过载运行的可行性尚需论证，水轮机出力受导叶最大开度限制。两限制线（图中阴影线）相交并连成折线，在图中阴影线（折线）左侧，132m以下的区域即是电厂机组实际运行范围。
3.2 水轮机的最优工况点水头是134m（净水头，以下同），出力265MW，流量212m3/s，效率大于95%，由模型试验结果换算，最高效率为95.2%。其他典型水头的水轮机运行参数见表2。
3.3 水轮机最优工况水头（水轮机的设计水头）134m，比最大净水头132高标准m，比加权平均水头123.5m高10.5m，最优工况在实际运行区域之外，水轮机在低于设计水头的非最优工况下运行。
表2 水轮机运行参数表
序号 | 水头（m） | 额定出力255.10mw | 最大出力工况 | 备 注 | ||
效率(%) | 流量(m3/s) | |||||
1 | 132 | 208 | 95.10 | 339 | 304 | 最高水头 |
2 | 123.50 | 223 | 94.80 | 309 | 293 | 加权平均水头 |
3 | 116 | 241 | 93.00 | 282 | 283 | 定货额定水头 |
4 | 108.5 | 274 | 87.50 | 255 | 273 | 实际额定水头 |
5 | 104 | —— | —— | 238 | 267 | 定货最小水头 |
6 | 95 | —— | —— | 206 | 255 | 可能最小水头 |
3.4 水轮机的出力裕量很大。在订货要求的额定水头116m时，水轮机最大出力（限制出力）为282MW，比要求的出力255.1MW大10.6%，发出额定出力的最低水头（实际额定水头）是108.5m，水头越高，出力容量越大。加权平均水头123.5m和最大水头132m的裕量分别为21.12%和32.9%，因此水轮机绝大部分时间处于轻载运行（108.5m以上可满载）。
3.5 水轮机轻负荷区效率低，高效率范围宽，出力减小效率急剧下降。等效率曲线图清晰地表现了各效率线包的范围和效率变化趋势，以加权平均水头为例，效率90%以上的出力范围是150MW至额定出力255.1MW，效率80%-90%的出力范围是100MW-150MW，效率70-80%的出力范围是65-100MW。出力越小，效率越低。
4 水轮机运行存在的主要问题
4.1 汽蚀
制造厂模拟电站三种工况（104m,229.59MW）,(116m,255.1MW),(131.9m,255.1MW)对模型水轮机进行的汽蚀实验结果表明电站吸出高程满足要求，并有一定的安全活量，说明水轮机在这三种工况的翼型汽蚀符合预定的要求，汽蚀破坏低于约定的标准。实际上绝大部分时间（低负荷或低水头）比试验工况要恶劣得多。
由于水轮机在低于设计水头（134m）和轻负荷工况运行，转轮叶片长期处于水流的负冲角（冲击叶片背向）情况下，工作面进水边形成汽蚀空泡，引起汽蚀破坏。与此同时转轮出口水流形成过大的正环量，随转轮旋转，在中心区出现强大的真空涡带，产生大量汽泡，汽蚀破坏在叶片出水边从下部向上蔓延。旋转的尾水扫射锥管边壁，引起水流汽化，使管壁发生汽蚀破坏。
水轮机转轮和锥管上段采用不锈钢制造和大轴中心自然补气措施来提高抗蚀能力改善运行条件，在一定程度上可减缓汽蚀恶化。
4.2 尾水压力脉动
旋转的尾水形成的涡带处在晃动状态，真空压力以几个赫兹的频率不断脉动，破坏了转轮绕流的稳定性，使出流阻力发生周期性的变化，从而造成流量和压力不稳定，使机组出力和导叶开度摆动，顶盖和机架垂直振动，主轴不规则的摆动。由于旋转涡带击拍锥管引起里衬钢板振动、疲劳变形、焊缝开裂、与混凝土脱空，甚至可能撕裂脱落。
涡带压力动脉引起的激振或发生汽蚀时空泡急剧溃裂的冲击波传播到金属部件发出噪音，压力脉动或汽蚀越强烈，噪音越大。
从制造厂提供的模型水轮机压力动脉试验结果可以看出，出力在80%Pr（Pr＝255.1MW）以上时压力脉动△H/H≦2%，而在80％Pr以下时△H/H在2％—6％之间，个别位置大于6％（﹤7％），△H/H最大值发生在40％Pr—60％Pr，水头越低大△H/H值所占出力范围越宽而且△H/H值也越大，甚至全部运行区△H/H都很大。
机组运行的实际表象反映了汽蚀涡带和压力脉动等问题的存在及严重性。尾水进入门处给人的振感和噪音是低水头（如110m及以下）比高水头时（如120m以上）强烈得多，同水头轻负荷比接近满负荷时强烈得多，补气阀的工作状态也是低水头或轻负荷载时动作频繁。
5 结束语
5.1 由于水轮机在低于设计水头（134m）的非最大优工况运行，水头越低偏离最优工况越远，汽蚀和压力脉动越严重，因此应尽量提高发电水头，减少或避免在低水头（小于100m）下运行的时间。
5.2 水轮机在轻负荷运行时压力脉动大、效率低，最适宜的出力范围在80％Pr（200MW）以上,50% Pr左右（100—150MW）压力脉动最严重，易引起振动和运行不稳定，应尽量避开。
5.3 建议通过试验测定水轮机全部运行区域的各项性能指标，绘制准确完整的综合特性曲线，同时配备在线监录装置，实时记录分析各种运行情况，优化调度，保证机组安全稳定运行。