某电站水轮机宽负荷高稳定性运行改造研究

冯 凯，李树林，常 辉，高尚政，鲁银中

（1.天生桥一级水电开发有限责任公司水力发电厂，贵州 兴义 562400；2.哈尔滨电机厂有限责任公司大电机研究所，黑龙江 哈尔滨 150000）

某电站[1]装有4台310 MW混流式水轮机，机组运行年限较长。目前运转的转轮型号老旧，技术水平落后，转轮叶片多次出现裂纹，且机组稳定运行区域较窄。振动超标，噪音大，流态较差，局部脱流空蚀，存在尾水涡带等，此种情况导致机组的安全稳定运行范围较窄，机组相对稳定负荷区为210～270 MW负荷，在水头140 m运行对应的稳定区域为（90%～100%）P（P为额定功率），额定水头111 m时为（65%～100%）P，此运行稳定区域过于狭窄，可调节负荷区域受到限制，不利于机组的安全稳定运行及厂房的安全稳定性，不满足人机功效的要求，从而也不能满足电网的调频辅助服务、两个细则考核和电力市场的要求。

鉴于上述情况，根据电站实际运行动能参数和机组现运行特点，对机组设备进行优化改造，以拓宽机组的稳定运行区域，提高水轮机转轮在不同工况下的运行能力，降低振摆、噪音，改善机组运行工况，保证电站的安全、稳定、高效运行，从而满足电网的调频辅助服务、两个细则考核和电力市场的要求，提高电站的经济效益。

1 电站改造技术方案

1.1 电站实际运行特点

电站现运行的转轮代表了20世纪90年代中期的水轮机水力设计先进水平，最优效率达94.7%，在当时来看该转轮的各项性能指标均比较优秀。但受制于当时设计理念、设计手段及流体分析技术等多方面的限制，该转轮的总体性能还是存在很大的改进余地。目前从电站运行需要和先进的水力设计理念来看，该转轮存在的不足主要有：

（1）没有充分重视水头变幅对机组稳定性的影响。在文献[1]中，对国内外40多座装有大型混流式水轮机的电站参数进行了统计，并提出观点认为，电站的水头变幅Hmax/Hmin不宜大于1.65；Hmax/Hp不宜小于1.16；Hmax/Hr不宜大于1.2；Hmin/Hp不宜小于0.64。而某电站额定水头Hr=111 m，最大水头Hmax=143 m， 最小水头Hmin=83 m，加权平均水头Ha=126.65 m。这样某电站的Hmax/Hmin=1.723，Hmax/Hp=1.129，Hmax/Hr=1.288，Hmin/Hp=0.655，各项水头的比值接近或大于上限，有鉴于此，在水力设计时对机组的整体稳定性重视不够或者说无法对整体稳定性进行深入研究，因此会造成现有转轮运行范围偏窄。

（2）对影响水力稳定性的不良流动控制不力。从原始转轮综合特性曲线来看，尽管在当时已经观测到正背面脱流、叶道涡等不良流动，但受制于设计手段或设计思想的限制，并没有将这些不利因素控制在运行范围外，这也会在很大程度上影响机组的运行稳定性。

（3）比转速偏高。电站选择的比转速接近正常值上限，显得偏高，会对机组稳定性产生影响。

1.2 机组改造难点

（1）由于水头变幅大，在保证高水头部分负荷稳定性、避免叶片背面脱流进入稳定运行区、控制叶道涡范围的同时，还要兼顾低水头压力脉动。

（2）改造前转轮的所用最优单位流量偏大，势必会对部分负荷的稳定性产生影响，由于有额定功率及效率的限制，水力方案要保证改造后的额定出力及额定效率外，同时扩宽效率圈，拉长额定流量与最优流量的比值，注重部分负荷的稳定，实现大小负荷的性能兼顾。

（3）没有完全适合的基础转轮，需要“量体裁衣”式的针对电站特点和要求进行全新的设计。

1.3 确定改造技术方案

（1）转轮是整个水轮机的核心部件，转轮设计的好坏直接决定了整个水轮机水力性能的好坏，进行转轮改造时，着重注意部分负荷的稳定性。与原转轮比，其最优单位流量向部分负荷偏移，提高部分负荷稳定性，并增加叶片数，增加叶片数能够加强叶栅对水流的引导作用，并提高转轮刚强度，同时叶片设计的更长，改变压差做功的面积，提高叶片最低点压力，进而提高了空化及叶片稳定性，轴面设计如图1。

图1 原转轮轴面及改造转轮轴面比较

（2）增加导叶分布圆直径，并调整活动导叶与固定导叶的相位关系，从而降低导叶出口不均匀性对转轮的影响（见图2）。对顶盖、底环进行相应改造，进一步优化水力性能；随着导叶分布圆的扩大，转轮进口直径也可相应扩大，这有助于降低水力设计难度，改善部分负荷稳定性。

图2 改造前后导叶分布圆及相位关系

（3）对于混流式水轮机来说，为了保证机组具有一定的安全裕度，对于新建电站，建议κ应在1.9以上。而电站转轮κ值偏低，仅有1.57左右，因此在改造转轮时，可对锥管进口进行调整，增加转轮出口直径及锥管进口段直径预计κ可以从1.57提高到1.9左右。空化性能的改善有利于提高机组的稳定性。

式中：κ—阿格莱系数；

NPSE—吸出高度；

通过以上分析论证，电站改造的技术方案为更换转轮、活动导叶、顶盖、底环和锥管进口段。

2 数值计算及结果分析

2.1 计算域及网格划分

采用数值分析的方法主要是为了保证水轮机设计过程的每个阶段获得最优结果。

整体计算域划分为3个主要部分，分别是叶轮、尾水管、导叶和蜗壳，利用三维造型软件MDT及UG进行实体造型，之后使用TurboGrid进行网格划分,网格采用六面体结构化网格，其中引水管计算的域网格数约为150万，叶轮计算的域网格数约为300万，蜗壳及导叶计算的域网格数约为200万。应用流体计算软件ANSYS-CFX进行模拟计算，蜗壳进口采用流量进口条件，蜗壳出口采用压力出口条件。

转轮动域与静域间的交界面（Interface）使用非一致网格连接，采用stage界面传递模型进行模拟，其他边界如蜗壳、叶轮、尾水管均采用无滑移壁面边界条件。湍流模型采用RNG k-epsilon模型，求解控制参数选用high resolution，计算方法采用单流道、定常计算。

2.2 计算结果分析

分别对电厂现使用转轮与改造方案的几个典型工况进行了CFD计算，并对计算结果进行了比较分析。

2.2.1 原转轮计算结果

（1）额定水头额定出力工况计算结果

在额定工况，叶片工作面和背面的压力分布比较合理，压力变化均匀，转轮内部的流态比较合理，不存在明显回流、涡流现象，如图3～图6。

图3 叶片工作面压力分布

图4 叶片背面压力分布

图5 转轮内部流线分布

图6 转轮速度矢量分布

（2）最大水头部分负荷工况计算结果

在本工况，叶片工作面压力分布比较合理，叶片背面压力分布较差，存在明显低压区，同时叶片背面头部有明显涡流现象，会产生振动和噪声，对电站的长期稳定运行产生影响，如图7～图10。

图7 叶片工作面压力分布

图8 叶片背面压力分布

图9 转轮内部流线分布

图10 转轮速度矢量分布

（3）额定水头部分负荷工况计算结果

在本工况，叶片工作面压力分布比较合理，叶片背面出水边靠近下环侧存在低压区，转轮内部总体流态较差，在叶片背面头部有涡流现象，会产生振动和噪声，可能影响电站的长期稳定运行，如图11～图14 。

图11 叶片工作面压力分布

图12 叶片背面压力分布

图13 转轮内部流线分布

图14 转轮速度矢量分布

2.2.2 改造方案转轮计算结果

（1）额定水头额定出力工况计算结果

在额定工况，与原转轮相比，叶片工作面和背面的压力分布更为均匀合理，转轮内部的流态非常合理，不存在回流、涡流现象，如图15～图18。

图15 叶片工作面压力分布

图16 叶片背面压力分布

图17 转轮内部流线分布

图18 转轮速度矢量分布

（2）最大水头部分负荷工况计算结果

在本工况，叶片工作面和背面压力分布均匀。与原转轮相比，转轮内部流态明显改善，并且没有涡流和回流现象，如图19～图22。

图19 叶片工作面压力分布

图20 叶片背面压力分布

图21 转轮内部流线分布

图22 转轮速度矢量分布

（3）额定水头部分负荷工况计算结果

在本工况，叶片工作面和背面压力分布均匀，与原转轮相比，内部流态比较合理，无涡流和回流现象，如图23～图26。

图23 叶片工作面压力分布

图24 叶片背面压力分布

图25 转轮内部流线分布

图26 转轮速度矢量分布

3 结论

通过全面的CFD计算以及对比分析可以得到以下结论：

（1）改造方案转轮在部分负荷稳定性方面比电站正在运行转轮更好。从CFD计算结果可以看出该转轮在额定水头部分负荷、最大水头部分负荷工况运行时，转轮叶片压力分布均匀，流线光顺，叶道间没有涡流现象，能够满足电站长期稳定运行需求。

（2）对比转轮改造前后在额定工况下叶片背面最低压力，改造前叶片背面最低压力大约为-100 000 Pa，改造后叶片背面最低压力大约为-80 000 Pa,说明通过改造锥管进口段直径来改善空化性能的方向是正确的。

（3）拓宽了机组的稳定负荷范围，使电站积极的参与电网调节，为电厂获得更高的收益，同时可消除设备存在的重大安全隐患，提高设备运行的安全性、可靠性和稳定性。