混流式水轮发电机低水头运行稳定性分析

2014-03-22刘阳东王新亮刘持源

电力安全技术 2014年10期

刘阳东，牟明，王新亮，刘持源

（吉林松江河水力发电有限责任公司，吉林抚松 134500）

某电站位于吉林省东南部长白山山区，是松江河梯级电站中的第2级电站；水库正常蓄水位为585 m，死水位为567 m，总库容为3.92亿m3，具有多年调节能力；安装2台单机容量为140 MW的混流式水轮发电机组，多年平均发电量为3.868亿kWh，于2009年4月双机投产发电。

该电站生态放流工程于2013-04-15开始施工，为了满足施工要求， 6月10日—7月6日，需将该电站水库水位维持在563.50 m以下。在此期间，库区来水需要靠混流式水轮发电机组的发电流量进行泄流，机组能否在此水位下安全、稳定运行是保证生态放流工程顺利开展的关键。

1 水轮发电机主要参数

该电站混流式水轮发电机的最大水头为107.5 m，加权平均水头为101.9 m，额定水头为97.0 m，最小水头为85.0 m。水轮机型号为HLA883-LJ-400，转轮直径为4 m，额定转速为187.5 r/min，飞逸转速为360 r/min，水轮机额定功率为142.9 MW，额定流量为162.87 m3/s，吸出高度为-4.0 m。水轮机导叶机构中心线高程为473.8 m。

2 水头变幅分析

当混流式水轮机运行水头偏离设计水头时，在大出力对应的大开度下，水流会对转轮进口产生负冲角，从而引起转轮进口正压面的脱流；当负冲角过大时，还会造成叶片空蚀。低水头工况偏离最优工况远近程度，可以用最低水头Hmin与设计水头Hd的比值来表示。Hmin/Hd的比值越小，则低水头工况偏离最优工况越远。而在混流式水轮机的水头变幅设计中，一般要求Hmin/Hd≥0.65。

对于该电站，最优单位转速为73 r/min，设计水头Hd为105.6 m，此时Hmin/Hd=0.805。当上游水位降低至563.0 m时，Hmin/Hd=0.779。由此可见，当上游水位降低至563.0m时，水头变幅处于水轮机稳定运行的经验范围内。

3 上游水位降低的影响

3.1 对机组出力的影响

若上游水位按563.5 m考虑，则单台机流量Q在运转特性图中查出为149.4 m3/s，此时对应的下游水位为478.1 m，计算出水头损失为2.31 m，净水头为563.5-478.1-2.31=83.09 m。可以求得1台机的水轮机最大值出力为113 MW，发电机单机出力约为110 MW。

在实际运行中，为避免进口产生吸气漏斗，防止隧洞内发生气蚀破坏，发电引水隧洞弃水需满足流量要求，即隧洞的发电流量应小于相应水位对应的流量。因此当上游水位为563.5 m时，2台机组运行时总引水流量不得超过221.9 m3/s。此时下游水位为478.1 m，水头损失为1.27 m，净水头为563.5-478.1-1.27=84.13 m，则平均单机水轮机出力为85.52 MW，机组单机出力约为83.8 MW。

综上所述，该电站水位低于563.5 m运行时，单机运行负荷不得超过110 MW。2台机组运行引水流量不得超过220 m3/s，即2台机组运行时每台机所带负荷不得超过83 MW，2台机总负荷不得超过166 MW。

3.2 对压力脉动的影响

随着水轮机运行水头的降低，水轮机最高转速由原81.35 r/min增至82.67 r/min，从模型试验的结果看，对应的尾水管压力脉动ΔH/H由0.99 %增加到1.121%，仍满足合同设计要求，不会对机组的安全稳定运行造成影响。

3.3 对水轮机空化的影响

当电站2台机组运行，下游尾水位为478.4 m时，此时吸出高度Hs=473.8-478.4=-4.6 m，装置空化系数为0.17。由于对应于转速82.67 r/min、流量1.024 m3/s时的临界空化系数为0.105，初生空化系数约为0.19，则安全系数K=0.17/0.105=1.62。若只按1台机组运行，则下游尾水位为477.7 m，装置空化系数为0.162，安全系数K=1.54。

该电站在额定水头97.0 m，额定出力142.9 MW，1台机组运行时，水轮机的吸出高度Hs=-4.0 m，临界空化系数为0.102，初生空化系数约为0.167，装置空化系数为0.1389，安全系数K=0.1389/0.101=1.36。

在上游水位降低后，虽然装置空化系数未能大于初生空化系数，机组不能在完全空化状态下运行，但此时水轮机的空化系数大于额定水头工况下的空化系数，因此水轮机的空化情况在上游水位降低后仍好于额定水头工况。

4 机组在低水头下的运行情况分析

从机组在死水位565.16～563.01 m之间的运行情况来看，各部轴承瓦温度与死水位以上时的温度相比，增加不大，符合相关要求。另外，由于压力脉动是引起机组各部位振摆的主要原因，从单机在不同水位(565.16～563.01 m)下带负荷10.5 MW时测量的振摆值来看，随着水头的降低，除推力轴向振动和下导摆度稍微增大外，其余均未有较大变化；与在正常运行水头(583.2～573.88 m)范围内的振摆值相比，所增加的幅度也在机组正常运行的允许范围内。在这种情况下的压力脉动相对幅值增大对机组运行时稳定性影响不大。