宝灵寺水电站水轮机增容分析

2013-07-31扶祥澄林洪伟

中国水能及电气化 2013年6期

扶祥澄，兰舟，林洪伟

(1.广东明珠集团韶关众力发电设备有限公司，广东韶关 512000;2.四川大学工程设计研究院，四川成都 610000)

1 概述

平武县宝灵寺水电站位于绵阳市平武县响岩镇上游约4.5km 的涪江干流上，是涪江干流上游铁笼堡至宝灵寺河段推荐的“一库七级”开发方案规划的第七级电站，多年平均发电量10875 万kW·h，是以发电为主，结合航运等综合利用的水电工程。该站设2台灯泡贯流式水轮机组，每台机组额定容量为12MW。电站的具体参数如下:

(1)上游库水位:

校核洪水位(黄海高程，下同)(P=1%)672.73m

正常高水位 671.50m

发电高水位 669.00m

(2)下游尾水位:

校核洪水位(P=1%) 666.28m

正常尾水位(一台机额定水头下发额定出力时) 654.40m

最低尾水水 652.50m

(3)水头

最大净水头 19.00m

加权平均水头 14.15m

额定水头 14.00m

最小净水头 5.10m

(4)电站多年平均含沙量为1.5kg/m3。

(5)水库调节特性为日调节。

(6)水轮机吸出高度不大于－9.0m (至水轮机安装高程)。

(7)电站冷却水进水温度最高为28℃。

2 宝灵寺贯流式电站水轮机增容方案可行性分析

2.1 水轮机增加出力的可行性分析

该电站的运行水头范围为19.0 ～5.1m，水头变幅较大，最大运行水头较高，这是本电站的一个特点;另一个特点是机组在高水头工况运行的时间较长。因此，单位转速和单位流量的选择应使水轮机在高水头工况运行时处于高效率区，在额定工况运行时具有较高的效率，并能稳定运行，且空化性能好。但宝灵寺电站机组定货在2003 年9 月，国内中型高水头(20m 左右)灯泡贯流式机组尚无运行业绩，宝灵寺电站在选型上偏保守，单位流量选择比较小，机组容量冗余度较大(见下图)。

GZ995A-MP-38 转轮模型综合性能曲线图(Z1 =4，Z0 =16，db =0.38，Hm =5m，Hmax =20m，L=5.2D1)

2.2 水轮机单位转速和单位流量的选择

表1 比较了国内外部分大型大容量灯泡机组的单位转速和单位流量:在额定水头为12 ～14m 水头段，国内尚无已投运的大容量灯泡机组，尼那机组和金银台机组单位容量均为40MW，其单位转速n'1在171.7 ～174.7r/min 之间，单位流量Q'1在2.351 ～2.385m3/s之间。国外在20 世纪七八十年代，就已经有40MW以上的大机组投入运行，其单位转速n'1在165.8 ～182.3r/min 之间，单位流量Q'1在2.528 ～2.896m3/s之间。

表1 国内外部分10～53MW 大型大容量灯泡机组的单位转速和单位流量比较

在额定水头为10 ～11m 水头段，国内已投运和拟投运的大容量灯泡机组单机容量为30 ～36MW，其单位转速n'1在167.6 ～179.1r/min 之间，单位流量Q'1在2.629 ～2.770m3/s 之间。而国外在20 世纪七十年代就投运的35 ～45MW 的大容量机组，其单位转速n'1在172.8 ～179.2r/min 之间，单位流量Q'1在2.883 ～3.1305m3/s 之间。

在相同水头段，国内已投运和拟投运的大中容量灯泡机组的单位转速n'1和单位流量Q'1均比国外小，投运的时间国内约晚20 ～30 年。当国外53MW 级机组投入运行时，国内20MW 级的机组还需依赖进口，由于灯泡机组在国内的应用较晚，因此国内对灯泡机组参数的选择偏于保守(当然，机组参数的选择还与电站所在河流的泥沙特性有关)。该电站初步设计期间，由于条件限制，国内可供选择的转轮较少，机组参数是按TF07 型转轮选取的，参数水平较低。鉴于目前宝灵寺电站经过了长时间的稳定运行，且涪江响岩段的河流泥沙含量也不大，因此确定该电站水轮机的单位转速n'1为160 ～170r/min、单位流量Q'1为2.35 ～2.40m3/s 是可行的。国外通常选型时额定点单位流量Q'1已取到2.6m3/s 以上，宝灵寺电站增容后额定点单位流量Q'1为2.29m3/s，远远低于国外取值(低12%)，因此由于流量增大而引起的流速提高对水轮机效率的影响可以不予考虑。

2.3 原水轮机设计参数分析计算

2.3.1 单位转速变化范围

单位转速变化范围见表2。

表2 单位转速变化范围

2.3.2 额定工况点参数

根据模型综合特性曲线查得，n1= 160r/min，!η =1.0%，ηT= !η +ηm= 94.7%，Q1= 1.6525m3/s，Q = 95.1m3/s。

2.3.3 导叶开度

宝灵寺电站导叶开度为0° ～73°，负荷在12MW时导叶开度为57°，负荷在14MW 时导叶开度为60°，开度满足增容需要。

2.3.4 额定工况点吸出高度

原额定工况点吸出高度计算值为Hs=－6.3m，由于当时取值比较保守，实际装设值为－9.0m，增容到14MW 后，吸出高度计算值为Hs=－9.0m，满足电站安全运行要求。

2.3.5 原型水轮机实际运行情况

机组投入运行2 年多来，主机未发生重大问题，转轮叶片、导叶良好，当水头在14.0m 左右，导叶开口在85%时，机组就可达到额定出力14.4MW。由此可见，机组具有超出力的潜力。

2.4 水轮机增容可行性计算

根据增容要求，水轮机在14.0m 及以上水头运行时出力能否达到14.4MW，现作如下分析计算。

2.4.1 Hr=14m、Nr=14.4MW 工况点的计算

2.4.2 Hmax=19.0m、Nr=14.4MW 工况点的计算

2.4.3 吸出高度及安全空蚀裕量的校核

按宝灵寺电站正常运行水头考虑，则对应的吸出高度Hs为－9m。

(1)当H=14.0m、N=14.4MW、σm=1.08 时

则安全空蚀裕量系数kσ=1.09。

(2)当H=19m、N=14.4MW、σm=0.65 时

则安全空蚀裕量系数kσ=1.33。

当水轮机在14.0m 及以上水头运行时，安全空蚀裕量kσ大于1.09，满足水轮机的空蚀要求。

2.4.4 飞逸转速

因最大水头不变，导叶最大开度没变，因此在协联工况和非协联工况下水轮机的最大飞逸转速也不变。

2.4.5 轴向推力校核

机组增容后，水轮机转动部件没有变动，且电站最大水头仍然是19m，因此，水轮机的最大轴向力亦保持不变。

2.4.6 流道进口流速校核

机组流道进口面积S=35.5m2。

(1)增容后水轮机出力为14.4MW，水头按14.0m 考虑，水轮机流量为111.2m3/s，则流道进口平均流速为

(2)增容前水轮机出力为12.371MW 时，流量按Q=95.1m3/s 考虑，则流道进口平均流速为

从以上计算可以看出，机组增容后流道平均流速提高了0.226m/s，流速相对提高了16.8%。但是，增容后进口流速仍在正常设计允许范围内，由于流速的提高对水轮机效率产生的影响极小，可以忽略不计。

2.4.7 调节保证计算

电站增容改造水轮发电机组整个流道部分不需改动，即机组的最大升压水头应该维持不变，因此调节保证计算应以原机组的最大升压水头为限。经计算，当原调速器的关闭规律不变时，蜗壳的最大升压水头仍可维持原来的保证值，但是机组的速率上升较增容前略有上升，宝灵寺电站增容后，调保计算结果为:转速上升不超过36.2%，压力上升不超过43.6%:合同文件规定机组的最大转速上升值不超过额定转速的60%，水轮机流道内活动导叶前的最大水压上升率不超过60%;同时国家规范执行的是双70%限定值，宝灵寺电站的保证值远远低于限定值，增容是可行的。

2.4.8 水轮机稳定性分析

机组运行稳定性主要与机组转动部分的不平衡、轴承间隙过大、发电机定子与转子间隙不均匀、转子线圈短路、转轮水力不平衡等电气、机械、水力因素和转轮出口到尾水管上部流态有关。宝灵寺水电站机组增容前后，机组结构设计保持不变，也就是说造成机组运行不稳定和振动的上述电气、机械、水力等因素将不会改变。至于转轮出口到尾水管上部流态，主要体现在尾水管压力脉动上，GZ995A 是从法国阿尔斯通引进的转轮，试验在水轮机全部在运行水头和出力范围内其压力脉动值均不超过7%，这样宝灵寺水电站机组增容后，尾水管压力脉动虽然在原来的基础上有一定的增加，但不会超过5.5%。因此机组增容后水轮机将不会出现不稳定的现象。

2.4.9 水轮机结构部件的强度分析

水轮机出力由12.371MW 增加至14.4MW 后，扭矩发生变化。但因最大水头、导叶最大开口、叶片转角、转速、轴向力等不变，因此导叶接力器、转轮接力器、导水机构零部件、转轮零部件、操作油管的刚强度不发生变化。仅主轴及连接螺栓、销的强度发生变化。

利用经验公式计算主轴的轴身直径:

计算参数:Nr=12000kW，nr=166.7r/min，则