水口电站5号机组增容改造水轮机模型验收试验

胡雄峰，郑应霞，邱绍平

(中国电建集团 华东勘测设计研究院有限公司，浙江 杭州 310014)

1 基本情况

水口电站位于福建省闽江干流中游，电站原设计总装机容量7×200 MW，水头范围30.9～57.8 m；电站装有7台立轴轴流式水轮机，水轮机转轮型号为ZZA315-LH-800[1]，转轮直径8 m。电站于1993年8月首台机组发电，1996年11月机组全部投入商业运行。

自投运以来，水口电站受多年来下游河道持续无序挖沙的影响及上游河沙补给减少，使得下游尾水位持续降低，水轮机的吸出高度达不到原设计要求，出现了较严重的振动。为了解决电站吸出高度不足的问题，目前水口电站着手水口坝下水位治理工程[2]，采用下游筑坝的方案将尾水位恢复到原设计的水位。如若水口电站水轮机吸出高度能恢复到原设计要求，水轮机就有可能超额定输出功率运行。

为实现汛期多发电，水口发电集团公司拟对水口电站5号机组水轮机进行增容改造，在不更换原机组流道、导叶型线的前提下，采用更换整体转轮的方式，提高转轮的抗空化能力，同时将机组额定容量由200 MW增容至230 MW。

水口电站5号机组增容改造新转轮由哈尔滨电机厂有限责任公司(以下简称“哈电”)设计制造，水轮机模型验收试验于2016年7月在哈电大电机研究所水力试验5台上进行。

2 模型试验台及模型转轮

2.1 模型试验台介绍

哈电的水力试验5台是2012年建成的新试验台，试验区为地下一层至地上三层。该试验台既可进行中高水头段混流式水轮机试验，还能进行低水头轴流、贯流式水轮机试验。试验台模型效率综合测试误差小于±0.20%[3]，模型转轮的效率、空化、压力脉动、飞逸、轴向水推力等试验在同一试验台同一模型上进行。模型试验台主要参数详见表1。

表1 水力试验5台主要参数

2.2 模型转轮基本参数

水口电站5号机组增容改造模型转轮型号为A1382。水轮机模型转轮主要技术参数为：转轮进口直径D1m=350 mm，导叶高度b0m=124.5 mm，桨叶数量为6个，轮毂比为0.5，活动导叶数为24个，固定导叶数为24个，导叶分布圆直径D0m=421 mm，原模型尺寸比为22.857∶1。

3 试验台仪器率定及误差

验收试验前，对有关系统精度的主要测量仪表如流量计、力矩传感器、水头传感器、尾水传感器等进行了率定[4]，并进行误差分析。本次验收检查，流量计的测量误差≤±0.02%，力矩传感器的测量误差≤±0.013%，水头传感器的测量误差≤±0.025%；模型试验台的效率综合误差≤±0.02%，满足合同规定的精度要求。

4 水轮机模型验收试验

水轮机模型试验验收时，进行了模型初步试验结果的复核试验和主要性能保证指标的见证验收试验，具体包括效率和出力试验、最大水头下的飞逸试验、空化试验、压力脉动试验、成像观测试验、模型尺寸检查等。

由于轴流转桨式水轮机的桨叶角度与活动导叶开度要保持协联关系，因此，轴流转桨式水轮机模型试验中还需要调整桨叶角度[5]。而轴流转桨水轮机模型转轮尺寸较小，很难实现模型转轮桨叶角度的自动调节，因此，模型试验中的转轮桨叶角度的调整通常是通过一块“桨叶角度调整样板”来实现的。因水口电站5号机组增容改造转轮采购合同中做了如下规定：“试验应包括整个水轮机运行范围从模型导叶全关位置至110%导叶额定开度之间(间隔为10%)及不同桨叶转角(转角间隔为5°)的条件下进行。”故哈电所制作的试验样板仅能实现-15°、-10°、5°、0°、5°、8°等6个桨叶角度的调整，即只能验证上述特定桨叶角度下的工况，无法验证其他工况。若需要试验其他工况，则只能重新设计、加工样板。因此，建议设计人员在编写轴流水轮机招标文件时，可要求模型试验中桨叶转角的间隔在2°～3°，以便模型试验中能验证更多电站实际运行中出现频率较高的工况。

4.1 效率试验

根据初步试验报告，验收组对桨叶角度β=0°、+5°角度的特征水头协联工况点进行验收。试验结果见表2。

表2 桨叶角度β=0°、+5°角度的试验结果

从试验结果可以看出：验收所选取的不同桨叶角度下的协联点效率试验结果与初步试验结果吻合，其中水轮机模型最优效率为92.92%，换算到原型最优效率值为95.64%，满足不小于95.59%的保证值要求。

根据试验数据结果，按转轮桨叶不同转角和导叶开度的协联关系，绘制模型水轮机协联特性曲线如下图1所示。

图1 桨叶角度β=0°、+5°角度的试验结果

4.2 空化试验

空化试验选择3个桨叶角度：β=0°、β=+5°、β=+8°，每个桨叶角度在特征水头协联工况点进行试验。试验结果见表3。

从试验结果可以看出：在电站正常运行水头、尾水位、输出功率范围内，A1382转轮的电站空化系数与临界空化比满足1.1倍的合同保证值要求；电站空化系数与初生空化比满足1.05倍的合同保证值要求。模型转轮的背面脱流未进入运行区内。

4.3 压力脉动试验

压力脉动测点包括： 蜗壳进口2个测点、尾水管进口+Y方向测点、尾水进口-Y方向测点、尾水锥管1.0D处+Y方向测点、尾水锥管1.0D处-Y方向测点、尾水锥管1.0D处+X方向测点、尾水锥管1.0D处-X方向测点、肘管外侧测点、肘管内侧测点等10个测点。压力脉动试验选择6个桨叶角度β分别为：-15°、-10°、-5°、0°、+5°、+8°，每个桨叶角度下，选择特征水头协联工况点进行试验。试验结果表明：在电站正常运行范围内，水轮机压力脉动试验结果满足保证值要求。

4.4 飞逸试验

选择6个桨叶角度进行飞逸转速试验β分别为：-15°、-10°、-5°、0°、+5°、+8°。根据模型验收试验结果，非协联工况下的模型最大飞逸转速为276.4 r/min，按最大水头Hp=57.8 m换算，原型水轮机非协联工况最大飞逸转速为262.7 r/min，满足不超过278 r/min的保证值要求；协联工况下在最大导叶开口范围内的模型最大飞逸转速为222.5 r/min，按最大水头Hp=57.8 m换算，协联工况原型最大飞逸转速为211.4 r/min，满足不超过246 r/min的保证值要求。

4.5 轴向水推力

非协联工况下，模型水轮机流道内作用在转轮上的最大轴向水推力工况为：桨叶角度β=-15°,导叶开口A0=15.5 mm，单位转速n11=112.7 r/min；

协联工况下, 模型水轮机流道内作用在转轮上的最大水推力工况为：桨叶角度β=-15°，导叶开口A0=10.2 mm，单位转速n11=112.5 r/min；

飞逸状态下，非协联工况下,模型水轮机流道内作用在转轮上的最大水推力工况为：桨叶角度β=-15°，导叶开口A0=22 mm，对应单位飞逸转速n11=211.38 r/min。

表3 空化试验结果

在最大净水头Hp=57.8 m下，换算到原型的水轮机流道内作用在转轮上最大水推力：非协联工况下，原型水轮机流道内作用在转轮上的最大轴向水推力为20 591.6 kN；协联工况下，原型水轮机流道内作用在转轮上的最大水推力为17 964.2 kN；在最大净水头Hp=57.8m下，飞逸状态换算到原型的水轮机流道内作用在转轮上最大水推力5 219.6 kN。满足最大轴向水推力不大于28 400 kN的保证值要求。

5 结 论

水口电站水轮机为国内水头最高、单机容量最大的轴流转桨式水轮机，而本次5号机组增容改造后，将再次刷新了国内轴流转桨式水轮机的单机容量记录。5号机组改造转轮为国内自主研发设计，模型试验结果表明，其结果与初步试验一致，初步试验结果真是可靠[6]。A1382转轮是一个综合性能优良的转轮，具有良好的能量、空化、飞逸和稳定性性能，特别是空化性能，能很好地满足水口电站增容改造的要求。

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[1] 刘清勇，帅秀莲，陶 红. 水口水电站200 MW轴流转桨式水轮机转轮改造[J]. 电站系统工程, 2010,(4)：67-68.

[2] 陈国栋. 水口水电厂尾水位下降对机组的影响及其对策[J]. 福建电力与电工, 2002,(12)：1-3.

[3] 哈尔滨电机厂有限责任公司. 水口电站5号机水轮机模型验收试验报告[R]. 2016.

[4] 施 彬，孙文彬. 大渡河长河坝水电站水轮机模型验收试验[J]. 四川水力发电, 2016, (2)：54-57.

[5] 赵林明，张文玉 轴流转桨水轮机协调特性试验数据分析方法研究[J]. 电网与水力发电进展,2008, (4)：72-74.

[6] 卢 池，陈梁年. 湘江土谷塘电站水轮机模型验收试验[J]. 人民长江,2016, (8)：95-98.