云南绿水河二级电站4号水轮机增容技术改造效果分析

2013-08-29长金全兰舟

中国水能及电气化 2013年5期

长金全兰舟

(1.四川国众发电设备有限公司，四川德阳 618100;2.四川大学工程设计研究院，四川成都 610041)

1 电站概述及改造历程

华电云南发电有限公司绿水河发电厂地处距离云南省个旧市100km的蔓耗镇。绿水河二级电站装机4台，1号水轮机型号为2CJ－W－146/2×15，额定水头305m，额定流量5.33m3/s，额定转速500r/min，额定出力13MW，发电机型号为TSW－286/115－12;2～4号水轮机型号为HL683-LJ-140，额定水头305m，额定流量6.02m3/s，额定转速750r/min，额定出力15.63 MW，发电机型号为TSW－286/115－12。

绿水河电厂二级站是一座引水式高水头电站，电站最大水头331m，最小水头295m，设计水头305m，引用流量23.39m3/s，设计保证出力16.5MW，装机容量 (13+3×15)MW。由于2～4号水轮机过流部件磨蚀严重，电站进行了两次较大的技术改造。第一次改造时间为1997年，改造对象为3号机组，由原来的HL683-LJ-140改为HLD261-LJ-140，发电机出力仍为15MW，转轮、导叶及导水机构更换，改造基本实现了预期效果，特别是导叶磨蚀问题得到有效控制，实现了3年大修的目的。但限于当时的技术水平，水轮机效率偏低。后来对2号、4号机进行了改造，2号机改造沿用3号机组改造方案。4号机组由原来的HL683-LJ-140改造为HL125-LJ-140，转轮、导叶及导水机构更换，改造基本实现了预期效果，实现了5年大修的目的。但降低了导叶高度，对蜗壳进行了改动，水轮机出力受到较大限制，发电机最大出力为15MW，对电站效益有一定影响，特别是丰水期弃水较多，不能超发。

本次改造对象为绿水河二级电站4号水轮机，目的是机组出力由15MW提高到18MW。首先恢复原流道，将蜗壳内填补物去除，恢复导叶高度为140mm。更换水轮机转轮、导叶、顶盖、底环、副顶盖、副底环、控制环及其他相关部件，其他埋入通流部件不变，机组转速750r/min不变，水轮机额定点效率不低于91%，同时，保证稳定性和抗汽蚀能力不低于改造前水平。

2 改造转轮水力设计介绍

2.1 背景分析

HL683转轮是当时最高水头段可以使用的唯一转轮。

(1)HL683转轮主要参数如下:

曾用名:HL133;

导叶相对高度 (B0):0.1;

最优单位转速 (n10):61r/min;

限制工况点单位流量:228L/s;

汽蚀系数σ:0.035(限制工况点);

使用水头:250～400m;

(2)电站主要参数如下:

设计水头 (Hp):305m;

额定转速 (n):750r/min;

水轮机额定出力 (N水):15630kW;

吸出高度 (Hs):－1m;

汽蚀安全系数(K):1.024。从上述数据可以看出3号机组水轮机选型基本不合理，单位转速略偏低，汽蚀安全余量严重不足，按现在技术要求，汽蚀安全系数应大于1.5，故绿水河电站4号水轮机汽蚀严重在预料之中。

电站2号、3号机组改造时采用D261转轮，汽蚀系数为0.025，汽蚀安全系数为1.98，完全满足电站安装高程。

本次改造任务技术要求出力由15MW增容到18MW，在电站水头不变情况下，流量增加20%，流速基本增加20%，同时，需满足汽蚀性能不下降和流道基本不变的要求。由于导叶高度和转轮出口尺寸不能改变，能量指标、汽蚀性能和稳定性同时满足要求的现有转轮基本不存在，只能在各项指标接近的转轮基础上设计新转轮。高水头机组水力损失有50%左右由导水机构产生，为此，本次设计充分考虑了导叶和转轮的匹配问题，对改造后的水轮机进行了CFD仿真计算。

2.2 叶片设计

2.2.1 参数确定

设计水头:Hp=305m;

额定转速:n=750r/min;

水轮机出力:N水=18000kW/η发=18000/0.95=18947kW;

最优点流量:Q优=QP/1.15=6.96/1.15=6.05m3/s;

尾水管进口直径:D=951mm;

转轮出口直径确定:D2=945mm;

为设计方便，将转轮直径D1调整为1420mm。

导叶高度:B0=140mm;

转轮直径:D1=1420mm;

根据欧拉公式:

假设转轮最优效率为96%，且cu2=0，则

转轮进口处旋转速度:U1=nD1π/60=750×1.42×3.1415926/60=55.76m/s;

圆周方向无量纲速度分量:cu1=0.48/u1=0.66591;

汽蚀性能初步校核:

上述参数基本满足汽蚀要求。

2.2.2 CFD仿真计算

在确定了转轮上述参数后，进行转轮CFD仿真优化设计，图1为最终计算成果。

为使设计样机尽可能与真机工况接近，在进行CFD仿真计算时将导叶与转轮进行了联合仿真计算，分别计算了导叶开度在8°、10°、13°、15°、20°的5种工况，导叶在小开度8°、10°时，叶片进水边低压产生，同时，从图2中可以清晰看出不同开度下水流出流状况，在个工况下叶片压力分布合理，机组的出力和额定点效率完全可以保证。

3 改造部件结构设计

绿水河电站为高水头电站，水轮机为两段轴型式中拆结构，在检修水轮机转轮时，不用拆发电机，在水机层，拆除中段轴、副顶盖、轴承、控制环等后就可以直接取出水轮机转轮。

本次改造转轮与原转轮在结构尺寸中略有变化，主要体现在转轮最大外径和转轮出口到底环平面距离增加。为在结构设计中尽量按原结构设计，将局部尺寸进行了修改，保证在不拆除顶盖的情况下可以取出水轮机转轮。将原下密封梳齿结构改为台阶密封结构，这样可以防止发生密封处自激现象，原尾水管未改动。

在解决顶盖变形方面电站积累了丰富经验，将最初的铸件顶盖改为实心铸件顶盖，将套筒结构改为无套筒结构，将顶盖法兰由原来85mm加厚为135mm。经过改造，顶盖变形量由2mm左右减小到接近0mm，克服了导叶运行中发卡现象，顶盖变形问题得到解决，保证了轴承和密封的安全可靠运行。本次改造沿用该方案。

导叶采用表面相对流速较低的带有偏心的负曲率导叶，提高导叶本体的抗磨蚀性能。活动导叶选用16只，采用ZG0Cr13Ni4Mo不锈钢整体铸造而成。活动导叶翼型与一般水轮机导叶不同，有较大偏心，使负压面平顺光滑，上、下轴径的过渡凸肩偏置于正压面，从而避免凸肩在背压面诱发磨蚀。

图2 计算工况

4 改造部件加工工艺

4.1 转轮加工

转轮采用19个叶片，转轮全不锈钢材料(ZG06Cr13Ni4Mo)。为保证型线要求，叶片正背面采用数控设备加工，上冠、下环过流面采用数控车床加工，转轮叶片型线及焊接剖口为三维造型数控加工，保证了叶片型线与设计型线完全相符，同时也保证了装焊转轮时叶片进口角度，以及叶片间开口误差远小于设计手册要求值。

4.2 导叶加工

导叶数为16个，材料 ZG06Cr13Ni4Mo，导叶板体型面在数控加工中心完成，导叶板体型线、轴颈尺寸、密封面完全达到设计要求，在导水机构装配时一次检查合格。

4.3 顶盖加工

本次改造由于顶盖没有套筒，轴套为铜基石墨自润滑，顶盖导叶孔的加工非常重要。首先，在顶盖半精加工时需采用数控设备，分度圆精度达到0.03mm/m以内，把16个导叶孔加工好，轴套位置的尺寸全部进入公差，再将轴套冷冻后放入，保证轴套与轴套孔有一定紧量，防止轴套滑动。

顶盖抗磨板在轴套装入后才能装焊。为防止高压水进入抗磨板和顶盖的间隙，将每一块抗磨板和顶盖焊实，保证高压水不能进入。将每个靠近轴套的抗磨板作为一个环形部件与顶盖和抗磨板焊牢。最后将轴套内孔在车序完成后，重新找正加工。轴套与导叶轴颈间隙0.06mm左右，以改善导叶受力状况，铜基石墨自润滑轴套具有摩擦系数低、承载能力高等特点，可以减少导叶与轴套配合面的磨损，轴套按十年使用寿命设计。