关于优化某电站低水头运行方式的探究

伍常林，熊续平，秦晓康，王利国，陈 声

（华东琅琊山抽水蓄能有限责任公司，安徽 滁州 239000）

1 概述

某抽蓄电站安装有4台150 MW的混流式抽水蓄能机组，为日调节纯抽水蓄能电站，担任华东电网的调峰、调频、填谷、调相和事故备用等运行。该电站4台机组在低水头额定功率发电运行时均出现顶盖振动值超过设计允许运行范围现象，造成部分机械部位损伤，不但增加了检修频次，还直接影响机组机械运行寿命。因此，研究如何降低在低水头发电运行期间顶盖振动超标问题具有十分重要的意义。

2 机组主要参数

水轮机型号 HLH7/603C-LJ-470

最大水头Hmax149.8 m

最小水头Hmin110 m

额定水头Hr126 m

额定流量Qr126 m3/s

额定转速nr230.8 r/min

水轮机功率NT150 MW

3 试验前运行情况

该电站机组导叶运行开度限制设置为90%,此时额定负荷运行时对应运行水头在130 m附近。由于该电站为日调节运行方式，机组每日在设计水头129.0～149.8 m之间满负荷运行。其中在水头129～131 m之间发电运行时，顶盖振动速度由0.6 mm/s逐渐增大到3.2 mm/s，超过设计允许最大值1.9 mm/s,见图1。这造成机组机械部位出现严重损伤，如导叶导向轴磨损、导叶密封磨损和导叶间隙调整垫片碎裂等问题（见图2），不但增加了机组检修频率和维护成本，还严重影响机组运行安全，因此寻找该电站低水头安全运行方式具有重大研究意义。

图1 低水头额定功率运行时顶盖振动增大趋势

图2 机械部位出现损伤

4 振动原因分析

由于混流式水力发电机组运行工况较多，水力运行结构复杂，引起振动的原因比较多,也可能是由多种原因共同引起振动[1]。低水头运行时容易产生机组振动、转轮空蚀、蜗壳内压力脉动、机械疲劳损坏及噪声等现象。目前,尚无统一标准对水轮发电机组的振动区进行划分。由于转轮在水道中受到多种因素的影响,如叶道涡、同水道机组启停造成的压力脉动等外在激励源的影响，均会造成转轮轴系等部位的振动[2]。机组水头会随发电运行时间的变化而逐步发生变化，进而引起机组的运行振动特性也发生相应的变化。在额定负荷大开度区发电运行时，高频压力脉动可能会加剧机组振动，转轮叶片正面的局部脱流运行也会加剧机组振动，如果长时间运行在该工况下就会造成转轮叶片出现空蚀甚至裂纹等现象，因此应避免在该工况附近长时间运行[3]。在低水头额定功率运行情况下，导叶开度会随着水头的降低而逐渐增大，甚至会超出最优运行工况，导致转轮进口水流的负冲角就会变得越来越大。当机组导叶开度超过一定负冲角值时，就会在叶片进口边的背面产生水流冲击，进而出现脱流和空化现象，产生次生水冲击，给机组的安全运行带来严重影响[2]。

该电站在水头130 m附近时导叶已达到最大开限90%（见图3），随着水头进一步降低，就会出现水流量不能满足额定功率150 MW需求，进而造成脱流、空化或者卡门涡等现象，从而造成蜗壳压力脉动，产生影响轴系振动的外在激励源。因此，根据该电站实际运行情况和模型试验功率流量导叶开度图，一是可通过降负荷即减少导叶开度即满足流量需求来消除了外在的激励源，二是可调整导叶开限来满足流量需求。但如果放开导叶开限将可能造成机组在低水头运行时，随着导叶开度的增加，转轮进口水流的负冲角就会变得越来越大，如果此时仍在满负荷运行，水流就会在转轮进口处产生巨大的反冲力，并在导叶出水边至转轮进水边产生巨大的压力脉动，机组轴向振动明显受到水力冲击影响，造成顶盖垂直振幅值的突增[4]。因此，经现场讨论决定通过减少导叶开度降负荷开度方案来执行，但需要试验来验证是否可行。

图3 模型试验功率流量导叶开度关系

5 试验过程

根据上述分析，本次低水头发电降负荷试验按照每次5 MW递减且稳定运行15 min来分析机组顶盖振动情况，直到机组顶盖振动恢复到设计范围为止，然后逐步增加功率到额定功率，来验证功率和振动是否有直接关系。为了确保机组安全稳定运行，试验期间监视机组顶盖振动、尾水管噪音和振动等运行情况，确保机组安全稳定运行。

图4～图6试验数据可得出：

（1）从图4分析得出，在低水头范围内机组顶盖振动随着机组由额定功率150 MW降低至140 MW时，机组顶盖振动值就由3.3 mm/s降至1.5 mm/s，已经低于设计保证值1.9 mm/s，当继续降到125 MW时顶盖振动继续降低至0.6 mm/s；此时再按照5 MW逐渐增加功率到额定功率150 MW，在此过程中顶盖振动又由0.6 mm/s逐渐增大到3.2 mm/s。说明顶盖振动大小与机组功率有直接关系。

图4 机组功率、顶盖振动等运行趋势

（2）从图5分析得出，在低水头范围内机组从150 MW降至125 MW过程中，尾水管处振动由2.14 mm/s逐渐降低至0.53 mm/s；再从125 MW增加至150 MW期间，尾水管振动又从0.49 mm/s逐渐增大到2.14 mm/s。说明尾水管振动大小跟机组功率变化存在直接相关性。

图5 尾水管振动变化趋势

（3）从图6分析得出，在低水头范围内机组功率在140 MW及以上范围内，噪声测量值均在110 dB左右；机组功率130 MW及以下范围内，噪声测量值均在96 dB左右，尾水锥管处噪声明显减少。说明在低水头运行区域，机组功率大小与尾水管噪声值存在直接相关性。

图6 尾水管噪声运行趋势

根据上述试验结果得出,该电站在低水头降负荷至135 MW运行时完全可以减少底盖振动,而机组水头从130 m降至129 m，机组在此阶段运行2 h左右，对发电影响不大，但对机组安全稳定运行影响深远。故该电站将相关试验方案和试验数据等及时与相关调度备案，并得到调度许可即在水头129～130 m之间运行时从额定功率150 MW将至135 MW，此时机组顶盖振动运行在0.9 mm/s，满足设计要求，确保了机组的安全稳定运行。

6 结语

现代化水轮机运行评价的三大指标分别为效率、空化和稳定性，其中机组的稳定性是一切评价的首要条件。因此，在水轮机机组选型时都把稳定性放在首位。而大负荷低水头运行是机组在稳定性边界运行工况的一种特殊工况[4]。对于运行时水头变幅较大且存在低水头额定功率运行的机组，如果受调速器开限限制机组运行出力，即额定功率运行水头应从额定运行水头调整到开限限制时水头，否则按照原额定水头额定功率运行时就会影响机组的稳定性，直接影响电厂的安全。

由于机组稳定运行受到水力特性的不确定性和变化性的影响，日常运维应密切关注水力环境与机组运行情况之间的变化关系，找出机组运行规律，并合理调整机组运行工况，确保机组安全稳定运行，延长机组机械设备运行寿命。各电站应根据机组的实际运行情况，结合模型试验中功率、流量和导叶开度等关系，通过试验找到适合机组安全稳定运行的方式，并及时和相关调度沟通，确保方案的可执行性。文章通过降负荷来控制机组顶盖的振动，可为其他电站提供参考。