白鹤滩水电站水轮机主要参数及结构选择研究

方杰 曹春建 方晓红 李胜兵

摘要：白鹤滩水电站装设有16台1 000 MW水轮发电机组，机组单机容量为目前世界水电之最。机组运行水头为163.9～243.1 m，电站运行水头变幅和单机容量均较大。因此，合理确定水轮机主要参数及其结构型式是保证世界最大水电机组安全稳定、高效运行的关键。基于上述背景条件，运用数理统计方法，通过委托水力开发以及开展技术交流等型式和手段，对机组的额定水头、额定转速、稳定性以及空化系数等参数和指标展开了分析，并对机组主要部件的材质和结构形式开展了专项研究。结果表明：相关成果与后续采购机组的技术方案符合性较好，可为中国制造厂生产出世界领先水平的1 000 MW水电机组提供关键技术支撑。

关 键 词：1 000 MW水轮发电机组; 水轮机主要参数; 机组结构型式; 白鹤滩水电站

中圖法分类号： TV734   文献标志码： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2022.01.021

0 引 言

白鹤滩水电站采用16台1 000 MW水轮发电机组，运行水头为163.9～243.1 m。电站的水头变幅和单机容量均较大，特别是采用的1 000 MW机组容量为目前世界水电之最[1]。根据水库运行方式和运行特点，考虑到电站汛期容量、电量效益发挥、机组运行稳定性和满足电网用电需求等因素，在对小湾[2]、溪洛渡[3]、糯扎渡[4]、三峡[5]等水电站水轮机参数及结构型式开展分析的基础上，认为对于1 000 MW机组参数及结构型式的选择，应将运行稳定性放在首位，同时兼顾电站的能量和经济效益。通过与中国制造厂开展1 000 MW机组总体方案技术交流，并委托中国制造厂开展水力研发和模型试验，基于分析和试验结果，提出了白鹤滩水电站水轮机的额定水头为202 m。通过对水轮机比转速水平和发电机槽电流技术、经济合理性的分析，保留了107.1 r/min和111.1 r/min两档额定转速方案。水轮机稳定运行范围为60%～100%保证功率，稳定运行范围内以不出现叶道涡、叶片出水边可见卡门涡、叶片正背面脱流为控制条件，要求在60%～100%保证功率范围内的顶盖和尾水管压力脉动混频峰峰值不大于3%。为了提高水轮机的稳定运行范围、运行指标和能量指标，对250 m水头段水轮机转轮选用了长短叶片转轮，同时保留了常规叶片方案。通过市场调研和与相关钢板制造厂开展技术交流，并以高强厚钢板试制、焊接工艺技术交流成果为技术支撑，对蜗壳首次采用了100 mm级800 MPa钢板，从而保证了蜗壳承压的安全性，减少了现场焊接工作量，促进了水电厚钢板应用技术发展。

在对白鹤滩水电站水轮机主要参数及结构选择开展研究的过程中，首次借助于委托水力开发和模型试验验证的方式，来论证水轮机的额定水头、额定转速、空化以及稳定性指标;首次对200 m水头段转轮选择采用长短叶片，并在蜗壳上采用了100 mm级800 MPa厚钢板等结构。

1 工程概况

白鹤滩水电站的开发任务以发电为主，兼顾防洪，是西电东送骨干电源点之一。在系统中承担基荷、腰荷和部分峰荷，并承担少量事故备用。水电站水库总库容为206.27亿m3，调节库容可达104.36亿m3，防洪库容为75.00亿m3。枢纽工程由拦河坝、泄洪消能建筑物和两岸地下引水发电系统等组成。水电站装机容量为16 000 MW，采用16台1 000 MW水轮发电机组，左、右岸地下厂房各装设8台[1]。

2 电站基本参数

2.1 特征水头

白鹤滩水电站正常蓄水位为825 m，防洪限制水位（6～8月）为785 m，死水位为765 m。结合下游水位流量关系的基础条件和水库与电站的运行方式，电站汛期加权平均水头为192.1 m，全年加权平均水头为207.8 m，非汛期加权平均水头为213.1 m，最大水头为243.1 m，最小水头为163.9 m。

2.2 水库运行方式

水库6月份从死水位765 m附近开始蓄水，蓄水至防洪限制水位785 m后，在6～8月份，水库按汛期分期水位控制方式运行;8月上旬开始按每旬抬高10 m的方式控制蓄水，在9月上旬，水库可蓄水至正常蓄水位825 m，12月左右水库开始供水，到翌年5月底，水库水位消落至死水位765 m附近（见图1）。

2.3 机组过机泥沙

水库运行10～50 a的年平均过机含沙量为0.162～0.231 kg/m3，10～50 a的汛期（6～9月）过机含沙量为0.262～0.349 kg/m3。中数粒径约为0.006 22 mm，泥沙颗粒较细，但硬度较大，莫氏硬度大于5的泥沙含量约占56%以上。

3 水轮机参数选择

3.1 水轮机工作特点

可行性研究阶段，电站推荐采用1 000 MW机组单机容量方案，该容量居世界水电行业第一。由于上库水位变幅大，同时受下游溪洛渡水电站水库调度影响，水轮机运行水头范围为163.9～243.1 m，具有水头高且变幅大的特点，运行水头变幅达79.2 m。汛期，电站的加权平均水头为192.1 m，非汛期的加权平均水头为213.1 m，全年加权平均水头为207.8 m。由于电站上游区域为金沙江主要产沙区，同时泥沙主要集中在汛期，占全面输沙量的96.22%。经仿真计算，水库建成初期的汛期过机泥沙含量约为0.349 kg/m3，过机泥沙还具有粒径小且硬度相对较大的特点。16台机组全部装设在地下厂房内，根据1 000 MW机组水轮机的运行条件和运行特点，对于水轮机参数及结构选择提出了遵循安全、可靠、合理、先进的原则，在保障稳定性和可靠性的前提下，兼顾汛期和非汛期发电效益，同时满足地下厂房布置要求。

3.2 水轮机额定水头

（1） 类似工程经验。水轮机额定水头的选择要兼顾运行的稳定性和发电效益，在满足稳定性的条件下，尽可能选择较低的额定水头。通常，在进行参数选择时，往往把最大水头与额定水头的比值作为水轮机额定水头选择的参考，为此，对国内外大机组最大水头与额定水头Hmax/Hr比值进行了统计，统计结果如图2所示。由图2可以看出：统计电站的最大水头与额定水头之比平均值为1.13左右;国外有约85%的电站小于1.15，中国有75%的电站小于1.15，这些机组运行状况良好;另外，当最大水头与额定水头的比值超过1.20后，机组会出现异常振动，或振动加转轮出现裂纹的电站显著增加。分析类似电站运行状况的统计数据，同时考虑到白鹤滩水电站运行水头变幅大的特点，认为白鹤滩水电站的最大水头与额定水头的比值宜在1.20左右，这样可以同时兼顾水轮机的运行稳定性和电站的发电效益。

表1列出了近期中国投产的与白鹤滩水电站水头相类似水头段的大型或者巨型电站的Hmax/Hr。由表1可以看出：最大水头与额定水头之比为1.07～1.20，这些电站的运行情况良好。根据工程经验，这一比值也符合大型和巨型机组水轮机额定水头的选择原则。

（2） 水力开发和模型试验验证。在可行性研究论证阶段，针对上述白鹤滩水电站水轮机的运行条件和要求，委托制造厂开展了197，202 m和209 m额定水头的不同组合方案的参数及性能的分析研究;同时针对各额定水头方案，开展了水力模型设计和模型装置研发，并通过了多轮的CFD计算分析和水轮机模型试验验证。结果表明：① 当选择202 m作为额定水头时，以叶道涡初生线控制的高水头段稳定运行功率范围为50.0%～100%额定功率。② 当选择197 m作为额定水头时，以叶道涡初生线控制的高水头段稳定运行功率范围约为52.9%～100%额定功率。③ 当选择209 m作为额定水头时，以叶道涡初生线控制的高水头段稳定运行功率范围约为46.6%～100%额定功率。

（3） 额定水头选择。综合上述分析，考虑到白鹤滩水电站机组容量大，在参考类似巨型电站运行方式的基础上，确定白鹤滩水电站水轮机的稳定运行范围为60%～100%保证功率。同时研究认为，额定水头为202 m时，对水轮机和发电机的方案均有较大优势，相应的最大水头与额定水头的比值为1.20左右。

3.3 比转速、比速系数和同步转速

比转速ns的定义为：1 m水头下发出1 kW出力时水轮机的转速（ns=nPH1.25），而比速系數K值（K=nsH）则是综合反映水轮机比转速和运行水头的参数。白鹤滩水电站水头高、变幅大、单机容量巨大，有一定的过机泥沙。在进行比转速和比速系数选择研究时，应将机组的运行稳定性放在首位，兼顾水轮机参数的先进性[2-4]。表2为近年来国内外大容量、中高水头水轮机的比转速和比速系数值，比速系数基本在2 000～2 200之间。表3和表4为统计计算和制造厂推荐的白鹤滩水电站水轮机比转速和比速系数范围，结合白鹤滩水电站的特点，选择水轮机的比转速为150 m·kW左右，相应比速系数在2 132左右。在上述比转速范围内，可供选用的发电机同步转速有107.1，111.1 r/min和115.4 r/min。107.1 r/min的发电机可选支路数为4，7，8;111.1 r/min的发电机可选支路数为6，9;115.4 r/min的发电机可选支路数为4和13。1 000 MW水轮发电机可供选择的额定电压为24 kV或26 kV。按目前的设计制造水平，1 000 MW发电机采用全空冷方式时，合理的槽电流为7 000 A左右，采用定子水冷方式时，合理的槽电流为10 000 A左右。当定子并联支路数选择4和13时，无法选择到经济、合理的定子槽电流。其他支路数均有合理的槽电流作为支撑。考虑到与发电机参数相匹配，以及相关制造厂针对1 000 MW机组各自方案的优势，最终对白鹤滩水电站水轮发电机的同步转速保留了两档的方案，分别为107.1 r/min和111.1 r/min。

3.4 单位流量和单位转速

在确定了水轮机额定转速和额定水头、进行下一步水轮机水力开发研究时，水轮机的限制工况单位流量、最优点单位流量和最优点单位转速是最重要的3个目标值。合理地选择这3个指标值，能够保证整个水轮机运行水头和功率范围内取得较好的稳定性指标和能量特性，并保障电站效益的最大化。表5列出了水轮机限制工况单位流量选择的计算公式，并针对白鹤滩水电站机组两档转速方案的水轮机限制工况单位流量进行了计算。表6则列出了水轮机最优工况下单位转速选择的计算公式，并针对白鹤滩水电站机组两档转速方案的水轮机最优单位转速进行了计算。计算结果表明：在额定水头为202 m时，对应107.1 r/min和111.1 r/min的比转速分别为141.7 m·kW和147.0 m·kW，限制工况单位流量大约在0.490～0.550 m3/s和0.490～0.590 m3/s，考虑到水轮机运行水头变幅大，最优点单位流量取0.8倍的限制工况单位流量，为0.392～0.440 m3/s。一般而言，水轮机设计水头宜选择在电站加权平均水头附近，因此本研究取210 m，对应107.1 r/min和111.1 r/min的比转速分别为135 m·kW和140 m·kW，最优点单位转速大约在63.2～65.0 r/min和63.8～65.4 r/min。

除了采用统计公式进行限制工况单位流量和最优点单位转速选择分析以外，表7还通过类似水头段模型转轮对参数进行了对比分析。分析结果表明：可选的最优点单位流量分别为0.391～0.444 m3/s，最优点单位转速为63.5～68.0 r/min，最优点单位流量为0.520～0.580 m3/s。综合上述分析，推荐白鹤滩水电站水轮机水力开发时，其限制工况单位流量为0.530 m3/s，最优点单位流量为0.420 m3/s，最优点单位转速为65.0 r/min。

3.5 水轮机效率

水轮机效率是表征水轮机技术水平的重要指标。对于白鹤滩水电站这样的巨型水轮机，其效率水平的高低对经济效益影响很大。表8对相近水头段的大型水轮机的原模型最高效率和电站原型加权平均效率进行了统计，模型最高效率为94.18%～95.57%，尤其是近年来投产的大型机组，水力开发技术进一步得到了提升。电站水轮机加权平均效率与电站运行方式、水轮机效率特性和水平直接相关，投产的大型电站，其原型加权平均效率均达到了95.00%。此外，结合白鹤滩水电站水轮机加权因子和水力开发的模型转轮参数，初步估算水电站水轮机原型加权平均效率达到了95.80%以上。白鹤滩水电站机组容量大，在确定水力开发参数时，应将稳定性放在第一位，不过分追求水轮机效率，因此初步确定水力开发时的模型最高效率不低于94.50%，原型加权平均效率不低于95.00%。

3.6 电站空化系数和吸出高度

水轮机空化性能的优劣是衡量水轮机综合性能的一个重要指标，其值的大小直接影响到水电站开挖深度、水轮机运行稳定性和检修周期。表9利用空化系数的计算公式，给出了白鹤滩水电站空化系数统计计算值。由表9可以看出：水轮机额定工况模型临界空化系数σc在0.049～0.058之间，电站空化系数σp绝大多数在0.093以内，相应的吸出高度小于-11.3 m时，可以保证水轮机无空化运行。白鹤滩水电站機组台数多于6台，可按照2台机组运行尾水位为585.43 m来选择安装高程，并综合考虑到过渡过程尾水管最小压力等因素，选取水轮机的安装高程为570 m，相应吸出高度Hs=-15.43 m，对应水电站的空化系数为0.123。

3.7 稳定性分析

由于混流式水轮机转轮叶片的不可调节性，不可避免地会存在一些流态紊乱的工况，水轮机在这些不稳定区域长期运行，将对机组的安全和寿命产生不利影响，而完全消除这些流态紊乱的区域是不可能的。因此，划分合理的稳定运行范围，将有利于水轮机的水力设计。以稳定运行范围内不出现叶道涡为控制条件，最小稳定功率与最大保证功率的比值有所提高，如三峡[5]、溪洛渡、向家坝水电站，其比值都在50%以上，而在合同执行阶段，仍难将叶道涡排除在水轮机稳定运行范围之内。考虑到白鹤滩水电站单机容量巨大、水头变幅大、机组台数多，为保障水轮机的长期安全稳定运行，确定白鹤滩水电站水轮机预期保证运行范围如下：在163.9～202.0 m水头范围内，水轮机输出功率在最大预想功率的60%～100%范围内能稳定运行;在202.0～243.1 m水头范围内，水轮机输出功率在额定输出功率的60%～100%范围内能稳定运行。

稳定运行范围内，不允许存在初生叶道涡流、叶片出水边不能出现可见卡门涡，以及叶片正背面出现脱流现象。稳定运行功率范围内，顶盖和尾水管压力脉动混频峰峰值ΔH/H小于3%。

4 水轮机原型主要参数

综合上述水轮机水力参数的选择分析以及国内现有的模型转轮，并结合委托制造厂的水力开发成果和试验验证，结果表明：原型水轮机额定水头为202 m，额定功率为1 015 MW，额定转速为107.1 r/min或111.1 r/min，转轮直径为8.6 m，额定流量为547.8 m3/s，吸出高度为-15.43 m（以导叶中心计），稳定运行范围内压力脉动混频峰峰值小于3%。

5 水轮机结构特点

转轮可采用常规叶片和长短叶片转轮，常规叶片转轮叶片数量可选为15片，长短叶片转轮叶片数可选为（15+15）片。水轮机转轮外形尺寸约为Φ8.9 m×3.59 m，重量约为352 t。受水电站交通运输条件限制，推荐转轮采用散件运输、现场组焊的方案。其中，转轮上冠和下环均需要分瓣后运输。蜗壳按独立承受包括升压水头在内的最大工作水压设计，蜗壳的材料选用可焊性好的800 MPa级高强度钢板制作，蜗壳最大厚度约为85 mm（座环过渡板处800 MPa级高强厚钢板达到了97 mm）。蜗壳浇注推荐采用腰线以上垫层方案浇注。座环推荐采用平行板式结构，上、下环板采用TSTE355/Z5或S500Q Z35抗层状撕裂钢板，板厚约250～265 mm。由于座环尺寸大，焊接、运输过程和浇注混凝土后产生较大变形，座环和顶盖、底环结合面、座环内圆密封面在厂内粗加工，待座环安装完毕，并浇注混凝土后，采用专用工具使之各面达到精度要求。为提高水轮机轴和发电机轴联轴同心度，保证机组安装质量，在主厂房机组段预留主轴同镗加工工位。

6 结 论

根据电站的运行条件，本文分析了白鹤滩水电站水轮机的运行特点和要求，在此基础上，提出了水轮机主要参数和结构。参考类似电站，采用参数统计的方法，委托相关单位开展了水力研发与试验验证，并与中国知名制造厂进行交流，提出了1 000 MW水电机组的额定水头、额定转速、单位流量和单位转速以及效率、稳定运行范围等主要参数指标，选择了1 000 MW水轮机转轮、蜗壳、座环和顶盖方案等主要部件结构、材料，转轮和座环现场加工和蜗壳埋设方案。

白鹤滩水电站左岸机组额定转速为111.1 r/min，右机组额定转速为107.1 r/min，额定水头均为202 m。目前，左右岸首台机组已并网发电，机组参数与结构设计与本文推荐的水轮机主要参数与结构研究成果相符合，验证了相关研究成果的可行性。

参考文献：

[1] 中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司.金沙江白鹤滩水电站可行性研究报告机电及金属结构[R].杭州：中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司，2016.

[2] 曾镇玲，徐正镐，王晓龙.小湾水电站水轮机主要参数和结构型式选择[J].水力发电，2006，32（11）：94-96.

[3] 蒋登云，孙文彬.金沙江溪洛渡水电站水轮机主要参数选择分析[J].四川水力发电，2005，24（4）：52-58.

[4] 姚建国，朱惠君，武赛波，等.糯扎渡水电站水力机械设计的主要特点[J].水力发电，2012，38（9）：79-82.

[5] 田子勤，刘景旺.三峡电站混流式水轮机水力稳定性研究[J].人民长江，2000，31（5）：1-3.

（编辑：赵秋云）