佟公坝水电站增效节能技术改造与实施方案

常小平

(宣城市宣州区水利局，安徽 宣城 242000)

0 引 言

一些河床式低水头电站经过多年的运行，由于河道变迁等原因，其运行水头发生明显变化，机组运行工况较大偏离设计工作点，导致水轮机效率低下。分析电站运行情况并有针对性地实施增效节能技术改造，将大幅提高电站发电效率，产生显著的经济效益。

1 工程概况

1.1 佟公坝枢纽

佟公坝水利枢纽位于水阳江干流上游与中游交界处，上游46.9 km处建有港口湾水库，控制面积1 120 km2，总库容9.41亿m3，下游21.2 km处建有宣城水文站。该水利枢纽为有坝引水灌溉工程，拦河坝坝体形式为曲线型实用堰，平面布置形式为“Ω”形迷宫堰，坝高3 m，坝长330 m，灌区受益面积10万亩，人口6万人。

1.2 佟公坝水电站

佟公坝水电站兴建于本世纪初，为径流式水电站，依托佟公坝枢纽形成的落差，利用灌溉富余水量发电。佟公坝上游来水面积3 100 km2，电站总装机容量4×800 kW，设计最大水头4.0 m，最小水头2.5 m，额定水头3.0 m，设计发电流量135.2 m3/s，年发电量1 120万kW·h。

佟公坝水电站共安装4台水轮发电机组，水轮机型号为GD008—WZ—260φ25°，额定转速119 r/min；转轮模型GD008—φ25°，叶片安装角为25°；发电机型号为SFW800—8/1180，额定转速750 r/min。水轮机与发电机间采用行星齿轮增速器连接，增速比1∶6.3。

2 电站设计条件与运行现状

根据《宣城市佟公坝水电站工程初步设计报告》，水电站设计运行水位由佟公坝灌溉枢纽运行条件拟定，佟公坝坝顶高程25.00 m(吴淞高程系，下同)，水电站设计运行水位采用24.50 m。设计尾水位由尾水渠参数及汇入河道处水位分析计算确定，尾水渠设计底宽60 m，纵比降1/3 000，渠首底高程19.50 m(见图1)。

图1 尾水渠首H～Q曲线

佟公坝水电站于2004年5月建成发电，运行初期由于运行管理不善等原因，一度发电量不足1 000万kW·h。2008年后逐步达到设计水平，目前由于发电水头增加，年发电量可达1 200～1 300万kW·h。

近年来，水阳江流域水土保持工作不断加强，加之河道采沙影响，河床下切，发电尾水位显著降低。经2019年3月实测，电站1～4台机组满负荷运行尾水位分别为19.00、19.50、19.90 m和20.30 m，平均下降约1.2 m。电站投入运行初期，机组满负荷运行时水轮机导叶开度为80%左右，目前机组出力800 kW状态下导叶开度仅50%。根据电站目前实际运行水头，按水轮机相似理论计算单位参数查水轮机转轮模型特性曲线，水轮机运行工况明显偏离设计工作点，运行效率大幅下降，造成较大的水能资源浪费。经分析认为，电站具备增效潜力，对其进行技术改造将产生显著的经济效益和环境效益。

3 设备技改方案

3.1 技改范围

由于电站运行尾水位下降，发电水头加大，水能蕴藏量增加，技改首先分析电站增容的合理性及必要性。

电站设计总装机容量3 200 kW，年均发电量1 120万kW·h，相应设备年利用小时3 500 h，初步设计总装机容量相对充裕。另外，目前正在实施的国家重点项目港口湾水库灌区工程将增加用水量19.8 m3/s，占佟公坝多年平均来水流量的25%，电站可用水量(富余水量)相应减少。

综合分析认为，电站总装机容量基本满足水能开发利用要求，增容必要性不足，本次技改暂不采取增容措施，仅对水轮机及相关辅助设备进行增效节能技术改造。

3.2 技改措施

电站水轮机型号为GD008—WZ—260φ25°，转速119 r/min，额定水头3.0 m，流量33.8 m3/s，效率84%，额定功率855 kW(见图2)。根据实测尾水位数据计算，目前实际运行平均净水头4.2 m，导叶开度50%左右即达额定输出。

图2 GD008—φ25°转轮特性曲线

根据水轮机相似理论计算，水轮机转轮初步设计工况单位转速179 r/min，单位流量2.85 m3/s，效率84%；技术改造前实际运行工况单位转速151 r/min，单位流量2.02 m3/s，效率约73%。

针对本电站具体情况，水轮机技术改造的核心是改变转轮叶片安装角，同时通过改变增速器增速比调整水轮机转速，使水轮机在现状水头下高效运行，以增加电站发电量。

3.2.1 技改参数

(1)水轮机叶轮特性参数

GD008—WZ—260φ25°水轮机转轮模型为定桨式转轮，欲改变其叶片安装角，性能参数只能参照GZ008转桨式转轮模型综合特性曲线(见图3)。依据实测尾水位及设计发电水位数据，拟定水轮机技改参数为额定水头4.2 m，额定功率855 kW。在拟定的额定参数工况条件下，通过相似理论换算，选择叶轮最佳工作点，是水轮机增效节能技改的技术核心。查图3，满足出力要求的最高效率理论上可达88.8%，单位流量1.69 m3/s，单位转速180 r/min，叶片安装角10°，由出力公式、相似理论计算，水轮机额定流量23.4 m3/s，额定转速142 r/min。

图3 GZ008转轮综合特性曲线

(2)推力轴承复核

由于设计水头增加，技改后叶轮水推力将由156 kN增大到218 kN，原推力轴承不能满足技改后工况运行要求，须更换推力轴承；或者优化推力轴承运行参数，提升轴承承载力。

水轮机推力轴承为平面滑动推力瓦结构，系流体动力润滑轴承，其承载力为：

F=ηωCp/ψ2=η2πnCp/ψ2

式中，F为承载力；η为润滑油粘度；n为转速；Cp为承载量系数；ψ为相对间隙。

提高转速可增大轴承承载力。技改前水轮机转速119 r/min，技改后转速166 r/min，可满足推力轴承承载力要求。由出力公式、相似理论计算，该工况点单位流量1.71 m3/s，单位转速211 r/min；查图3得，对应叶片安装角8°，效率87.7%。

(3)增速器参数

技改前水轮机转速119 r/min，增速器增速比1∶6.3。因水轮机转速改变，为匹配发电机同步转速，须改变增速器增速比。发电机额定转速为750 r/min，对应水轮机转速166 r/min，增速器增速比为1∶4.5。

(4)抗气蚀性能复核

由于尾水位下降，叶片安装角度调整以及转速改变，致使叶轮气蚀余量发生变化，须对水轮机技改后抗气蚀条件进行复核。抗气蚀性能复核是根据水轮机的安装高程复核水轮机的吸出高度，与叶轮气蚀系数、大气压力、气温和设计水头有关。根据GD008转轮气蚀系数及相关工作参数计算，最大吸出高度为2.8 m。查电站竣工图资料,水轮机安装高程为19.60 m，对应现状最低运行尾水位,吸出高度为0.7 m，本技改方案抗气蚀性能完全满足要求。

3.2.2 技改措施

佟公坝水电站为轴伸贯流定桨式水轮机，转轮叶片与轮毂之间为电焊连接，推力轴承为独立轴承箱结构，水轮机与发电机间由增速器连接。此类水轮发电不增容技改措施一般为更换叶轮、推力轴承及增速器。

(1)技改措施分析

叶轮改造是本次增效节能技改的核心。技改参数分析显示，叶轮叶片安装角可选择10°或8°，前者效率更高，后者对推力轴承工况有利。

轴伸贯流式水轮机推力轴承及轴承箱为独立结构，预埋件浇筑在厂房电机层混凝土结构内，总体结构价格较高，安装调试施工难度较大；并且二次浇注混凝土周期长，技改设备购置、安装费用高且施工期发电损失大。根据前文中的分析计算，选择水轮机额定转速166 r/min，可以不更换推力轴承。该方案叶片安装角8°，效率较安装角10°略低，年均少发电约18万kW·h；但可减少推力轴承设备采购、安装费及施工期发电损失共110万元。经经济技术方案比选，确定不更换推力轴承；与该方案匹配的增速器增速比为1∶4.5。

(2)技改方案实施

需要改造的部件为叶轮与增速器两部分，经与水轮机制造厂沟通，更换叶轮造价高、工期长。结合本电站现场技术条件和经济状况，为进一步节约费用且缩短工期，最终采取现场直接更改叶片安装角的实施方案。水轮机叶轮共有3片叶片，叶片、轮毂分别为不锈钢、碳钢材质，两者之间为电焊连接。施工时先将欲调整的叶片旋转至向上位置，在叶片外缘中心(叶片轴线位置)焊接1个转轴，利用套管和支架将转轴固定在水轮机导水喉管上；然后用等离子切割机将叶片与轮毂之间的电焊切开。根据叶片几何尺寸计算调整角度参数，并精确定位后，再用二氧化碳保护焊机将叶片与轮毂焊接牢固，将焊点表面打磨光滑、叶片外圆修整平顺，完成1片叶片角度调整。用同样的方法分别调整另外2片叶片，即完成叶轮技改。

增速器改造，施工难点是安装调试。经与原设备制造厂沟通，确定的设备技改方案为：重新设计、制造内部齿轮和轴承，通过更新传动零件参数改变增速比，外壳和相关连接部件仍用原件。此方案下设备外观尺寸和安装参数维持不变，安装调试过程极大简化。

4 技改后实际运行效果

先对1、2号机组进行技改，经与未改造的3、4号机组对比运行，改造后机组效率显著提高。依据运行工况分别查GD008—φ25°、GZ008转轮特性曲线，技改前水轮机效率约73%，技改后达88%。经现场实测，当进水口水位为24.2 m时，1、2号机组1、2台满负荷运行尾水位分别为18.90、19.35 m；3、4号机组1、2台满负荷运行时尾水位分别为19.00、19.50 m。在电站上游基本没有来水的情况下，利用坝前蓄水量发电，坝前水位24.5 m时，1、2号机组2台满负荷运行1.5 h实测坝前水位降低0.26 m；同样情况3、4号机组运行降低0.31 m。

查尾水渠现状H～Q曲线，技改后1、2号机组实际单机流量为23 m3/s左右，未技改的3、4号机实际单机流量为28 m3/s左右；技改前后机组运行实测坝前水位的下降速度，也印证了机组流量的变化。技改后机组效率提升20%。

经1、2号机组技改完成后1年多的运行观测，效果完全达到设计要求，运行正常可靠，检查叶轮、推力轴承，未发现气蚀、不正常磨损等现象。随后，对3、4号机组进行了技术改造，技术参数和施工方案与1、2号机组相同。

佟公坝水电站技改前、后发电引用流量分别为112 m3/s与92 m3/s，单位电能耗水量分别为126 m3/kW·h和104 m3/kW·h，年均灌溉富余水量20.4亿m3，水量利用率略有降低。技改前、后电站水量利用率分别为77%和75%，但发电量显著增加，相应年均发电量分别为1 247万kW·h和1 471万kW·h。

佟公坝水电站节能增效技改工程叶轮改造人工费和材料费每台13万元，增速器材料购买和安装费12.5万元，包括其他费用，总计每台费用28万元，4台机组合计112万元，年均增加发电量224万kW·h，技改产生的经济效益十分显著。

5 结 语

水轮发电机组技术改造涉及水工结构、水能转换、机械动力传递、电机电气等多专业，技术复杂施工要求高。每座水电站的实际情况不尽相同，技改方案的拟定应充分考虑电站的结构特点、现场条件和施工水平。

佟公坝水电站水轮机增效节能技改方案充分考虑了推力轴承工作条件，同时对增速器进行了最为经济可行的配套改造，并仔细复核了推力轴承的温升和水轮机安装高程；核心措施为调整转轮叶片安装角度，以优化水轮机工作点、提高运行效率。改造过程中采用现场加工取代返厂制造的方式，具有造价低、工期短的优势；但需要注意的是该方案施工技术要求高、重复性差。

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