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天生桥二级电站发电机组技术改造设计方案分析

2024-10-31 40 上传者：管理员

摘要：受运行年久和一级电站运行影响，天生桥二级电站存在机组稳定性较差、运行效率低下等问题。文章通过压力脉动测试与稳定摆度测试对机组现状稳定性进行评估，同时给出电站运行水位与出力现状评估结论。通过复核额定水头、机组引用流量，计算水轮机特性参数和效率，得出了水轮机技术改造方案。根据对改造后的电站开展综合评估，论证了技术改造方案是合理的。该研究可为相似水轮发电机组技术改造提供参考。

关键词：
天生桥
技术改造
挡水建筑物
水电站
水轮机组
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1、项目概况

天生桥二级电站位于珠江水系西江干流南盘江下游河段，坝址两岸分属贵州和广西两省区，坝址以上集水面积50194km2[1]。电站是南盘江黄泥河口至北盘江干流河段规划中的第二级。电站挡水建筑物采用混凝土重力溢流坝，坝顶高程658.00m, 上游正常蓄水位645.00m, 死水位637.00m, 总库容2946万m3,调节库容802万m3,装机220MW×6,保证出力730MW,多年平均发电量82亿kW·h。电站最大水头204.00m, 最小水头174.00m, 额定水头176.00m。

电站采用引水开发方式，为不完全日调节水库，利用三条引水隧洞将河水从水库引至三个简单阻抗式调压井，经每个调压井引出两根地下压力钢管至发电机房，经进水阀与水轮机蜗壳连接，水轮发电机组均安装在地面式厂房[2]。电站共6台机组，其中1-4号水轮机型号为HL150-LJ-450;5-6号水轮机型号为HLA575-LJ-448;1-6号发电机型号为SF220.5-30/9050,半伞式，额定容量225MW,额定转速200r/min, 机组采用上导、下导、水导三部导轴承结构。

2、电站现状评估

2.1 机组稳定性评估

经过近30a运行，天生桥二级电站机组设备老化严重，稳定性问题突出。2016年哈尔滨电机厂对1～6号机组进行振动区核查与分析，对不同工况下各机架振动、轴承摆度、蜗壳压力脉动、尾水管压力脉动等指标进行测试。

压力脉动测试结果显示：各部位从空载至90MW间压力脉动幅值呈上升趋势，150MW时达到最大值，最大压力脉动幅值ΔH/H=4.76%,后随出力增加呈现下降趋势；蜗壳进口及导叶前压力脉动频率主要为0.2～1倍转频；锥管进人门从空载至110MW间压力脉动幅值呈上升趋势，110MW时达到最大值，最大压力脉动幅值ΔH/H=5.99%,后随出力增加呈现下降趋势；尾水肘管从空载至140MW间压力脉动幅值呈上升趋势，变化缓慢，140MW时达到最大值，最大压力脉动幅值ΔH/H=4.70%,后随出力增加呈现下降趋势，导叶后频率主要为0.2倍左右转频。原设计标准机组在50%～100%负荷下ΔH/H≤2%,目前各部位压力脉动幅值出现在50%～68%,压力脉动范围在4.70%～5.99%,机组实际运行压力脉动不满足原设计要求。

振动和摆度测试结果显示：不同负荷区域运行时上、下导摆度较小，变化幅度不大；水导摆度在150～250um间，在负荷区域90～180MW时水导摆度明显增大；上机架振动较小，振动在30～40um间，在不同负荷区域运行时变化幅值不大，下机架振动较小，在负荷区域90～160MW间运行时有增大趋势；顶盖振动在运行区域90～170MW间有增大趋势，负荷在90～140MW间水平振动和垂直振动在70～90um间，顶盖水平振动超出标准规定；机组振动和摆度出现较大峰值负荷区和机组压力脉动峰值负荷区基本一致，频率主要为0.2～1倍转频，机组振区在90～170MW,主要由尾水管低频压力脉动引起。

各机组运行振动区域计算成果如表1所示，可知1～3号机组运行振动区主要集中在80～200MW,4～6号机组运行振动区主要集中在60～180MW,各水轮机额定出力为225MW,振动区高负荷区域从60MW延伸到200MW,保证功率范围为27%～89%。根据《水轮机基本技术条件》(GB/T15468-2006),混流式水轮机应在相应水头下的机组保证功率45%～100%范围内稳定运行，可知六台机组运行振动区严重偏高，且噪声指标均达105dB以上，严重超过规定的≥90dB,机组亟需技术改造解决运行稳定性问题[3]。

表1各机组运行振动区域计算成果统计表

2.2 电站运行水位与出力评估

天生桥二级电站按死水位637.00m设计，全部机组满发流量855.0m3/s, 对应的厂址尾水位为443.20m。天生桥一级建成后，泥沙基本被拦截在一级库区，二级电站厂房河段泥沙输移规律变化，场址断面水位流量关系曲线发生变化，上游最低运行水位提高到639.00m, 全部机组满发流量对应尾水位降低至441.14m。根据2009年1月逐时实际运行资料分析，电站最大净水头206.38m, 最小净水头176.26m, 加权平均水头188.52m, 净水头在185～180m出现的概率最大，接近45%。混流式水轮机存在高水头振动区，振动能量对水轮机的危害较大。

电站1～4号机组采用A339模型转轮，5～6号机组采用A575C模型转轮。可知：由于上游水位提高和下游尾水位下降，电站实际运行水头高于原设计水头，机组实际运行工况与原设计工况发生了偏差，机组偏离较优运行区域，模型转轮的使用单位流量偏小，水轮机运行范围下移；高水头时导叶开度变小，在小负荷工况运行时进入到高水头振动区的范围较大，转轮运行过程中容易进入高水头振动区范围，导致部分负荷下压力脉动偏大，水轮机运行稳定性和效率受到影响。

3、机组技术改造方案

3.1 水轮机技术改造方案

保持水轮机额定出力不变，1～6号机采用同一转轮，6台水轮发电机组采用同一结构形式，重新设计活动导叶高度，同时对各台机组座环出水边进行局部修型。结合实际运行情况，保持水工建筑物、引水压力钢管、蜗壳、座环、尾水管等流道尺寸、机组安装高程不变的前提下，对1～6号水轮机部件进行全部改造，更换转轮、顶盖、底环、导水机构(含控制环、活动导叶、连杆、拐臂、接力器等)、水导轴承、主轴、主轴密封等，尾水锥管段局部改造、座环修型，增加水轮机大轴中心补气装置，全面提高机组运行稳定性、提高转轮的抗气蚀能力、延长大修周期。

3.2 发电机技术改造方案

对1～6号发电机仅保留上下机架、空冷器与定子机座，对发电机电磁方案重新设计，主要部件包括定子铁芯、线棒，转子支架(含中心体)、转子磁极、磁轭，发电机主轴、推力及导轴承，发电机通风系统，集电环和外罩等进行全部更换，使发电机与水轮机全寿命周期相匹配，更有利于机组稳定运行。其中，定子线棒采用<360°换位方式，以减小股线间环流，改善线圈股线温差，进而降低线圈最大温升延长线圈寿命；定子铁芯硅钢片采用DW250-50优质冷轧硅钢片，具有低损耗、无老化、高导磁率特性，提高发电机额定效率；铁芯结构设计增加防定子端片窜片措施，采用全绝缘穿芯螺杆结构，避免运行时穿芯螺杆与铁芯发生短路；机组智能化配置增设定子铁芯结构诊断、定子铁芯电气性能诊断、定子绕组连接电气性能诊断、磁极机械结构诊断模块、转子绕组连接结构诊断等智能检测模块。

3.3 水轮机参数计算

水轮机主要参数包括比转速ns、比速系数K、单位转速n11、最优单位转速n110、限制工况单位流量Q11等，同一比转速ns值可由不同的单位转速、单位流量和效率组合来实现。

统计近年来国内外200m水头段大中型混流式水轮机比转速ns和比速系数K值，可知，同类型水轮机比速系数在1733～2282之间，比转速在141.7～164.8m·kW之间，查算可知天生桥二级电站取额定水头182.00m时对应的比转速为143.3～163.2m·kW,相应的比速系数K=1935-2202。

统计近年来同类工程单位转速与比转速ns的统计关系，可知在额定水头182.00m、比转速143.3～163.2m·kW时，对应单位转速为66.00～67.90r/min之间。根据有关统计公式计算，成果如表2所示，据此确定最优单位转速计算值在65.69～67.95r/min之间，限制工况单位流量Q11在0.53～0.65m3/s之间[4-5]。

表2最优单位转速n110与限制工况单位流量Q11理论计算成果表

综合考虑水轮机效率、空化、稳定运行和调节保证等多方面影响，推荐单机额定引用流量控制为135.5m3/s; 电站实际运行上游最高水位均在正常蓄水位645.00m及以下，考虑空化限制因素，机组最大引用流量为148m3/s; 水轮机比转速在143.3～163.2m·kW之间，最优单位转速在65.69～67.95r/min之间，同步转速保持原转速200r/min, 飞逸转速380r/min。

4、改造后综合评估

水力过渡过程计算转轮特性采用水布垭电站转轮，其水头范围及主要参数与天生桥二级电站机组改造后转轮模型相近，计算工况如表3所示，成果表明：

标准出力状态下，导叶采用13s一段直线关闭，蜗壳末端最大压力261.46m, 发生在D1工况；尾水管进口最小压力-2.88m, 发生在D9工况；机组最大转速上升率43.61%,发生在D1工况；调压室最高涌浪678.60m, 发生在D2工况，低于顶部控制高程1.24m, 最低涌浪605.93m, 高于最低控制高程 2.93m。各指标都满足控制值要求[3]。

最大出力状态下，导叶采用13s一段直线关闭，蜗壳末端最大压力263.36m, 发生在工况D1;尾水管进口最小压力-1.14m, 发生在工况D8;机组最大转速上升率48.48%,发生在工况D2;调压室最高涌浪683.91m, 发生在工况D2,高于顶部控制高程3.91m; 最低涌浪604.02m, 高于最低涌浪控制高程1.02m。各指标都满足控制值要求。

表3水力过渡过程计算工况

5、结语

天生桥二级水电站兴建于20世纪80年代，受当时转轮水力设计水平、设备生产制造与加工能力所限，多年以来水轮机存在转轮叶片气蚀严重、联轴螺栓发生断裂、活动导叶裂纹、水导轴承甩油等问题，部分负荷下尾水管进口压力脉动偏大导致机组稳定性问题突出，振动区域较宽，运行时振动与摆度严重超标。

根据电站多年实际运行水头统计资料，经过技术综合比选，推荐额定水头由176.00m提高到182.00m。技术改造采用1～6号水轮机整体更换、同一转轮设计方案，水轮机主要改造范围包括更换转轮、顶盖、底环、导水机构(含控制环、活动导叶、连杆、拐臂、接力器等)、水导轴承、主轴、主轴密封等。

改造后预期性能参数为额定出力225MW,最大出力243.3MW;额定点效率不低于93.5%,最优效率不低于95.5%。经过水力过渡过程复核计算，单台机组额定流量控制在135.5m3/s左右。

参考文献:

[1]高寒.天生桥梯级短期优化调度实用化方法研究[D].大连:大连理工大学,2019.

[2]张楠男.“一库两级”梯级水电站短期调度方法研究[D].大连:大连理工大学,2018.

[3]方新宇,赖喜德,陈小明.中比转速混流式水轮机活动导叶翼型对无叶区压力脉动的影响[J].中国农村水利水电,2022(08):224-229.

[4]韩伶俐,周云章.水布垭水电站过渡过程分析研究[J].人民长江,2007(07):78-80.

文章来源:刘步芳.天生桥二级电站发电机组技术改造设计方案分析[J].黑龙江水利科技,2024,52(10):51-53+89.