天荒坪抽水蓄能电站

天荒坪抽水蓄能电站
水泵水轮机特点
华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司游光华
浙江安吉313302
摘要天荒坪抽水蓄能电站的水泵水轮机组由挪威KV AERNER公司提供，是我国较早从国外引进的大型可逆式机组，自首台机组投产至今已有7年多。

本文总结分析了水泵水轮机7年多的运行中出现了一些问题，以供参考借鉴。

主题词天荒坪抽水蓄能水泵水轮机性能“S”形特性不稳定轴向水推力抬机导叶关闭规律
天荒坪抽水蓄能电站安装有6台300MW水泵水轮机组，为单级、立轴、混流可逆式，额定净水头为526米，运行毛水头（扬程）为526米~610.2米，水轮机安装高程为225米，淹没深度为-70米，是目前国内已投产运行的水头和变幅最大的单级可逆式机组，在国际上也较罕见，为使其达到满意的效率和良好的运行稳定性，设计难度大，没有现成的经验可供借鉴。

水泵水轮机的参数如下：
水轮机工况：水泵工况：额定容量：306MW 333MW
最大轴出力（入力）： 338MW 333MW
额定流量：67.7m3/s 58.80m3/s（最大）
43.00m3/s（最小）
额定转速：500RPM 500RPM
旋向（俯视）：顺时针逆时针
转轮水轮机进口直径：4030mm
转轮水轮机出口直径：2045mm
最大瞬态飞逸转速：720 r/min
最大稳态飞逸转速：680 r/min
水泵水轮机及其辅助设备由挪威GE 公司提供。

水泵水轮机大修拆卸方式采用中拆方式。

首台机组于1998年9月30日投入运行，2000年12月25日所有机组投产，投产以来运行情况表明，机组性能良好，效率较高，但也出现了一些问题，在技术人员的努力下，通过采取措施，相关问题已得到了较好的解决。

1水泵水轮机的性能和结构特点
1.1效率
按照合同规定，水泵水轮机的效率按照模型试验来验收，合同要求水轮机工况的最高效率≥ 92.20％，加权平均效率≥ 90.41％，水泵工况最高效率≥ 91.70％，加权平均效率≥91.52％。

根据模型试验报告，水轮机工况的模型最优效率为90.61%，折算为原型其整个运行范围内的最优效率为92.28%，加权平均效率为90.317%，而水泵工况下模型最优效率为89.84%，折算原型最优效率为92.17%，加权平均效率为92.01%，除水轮机工况加权平均效率略低于保证值0.083％外，其余均达到合同要求。

为了检验真机效率，我们于2001年5月在5号机组上进行了部分水头（扬程）的热力法效率试验，测得水轮机工况下在试验平均净水头566.23 m时，机组出力为210~304.06 MW,水轮机最高效率为92.11％，相应机组出
力272.00 MW；水泵工况试验平均净扬程为542.09 m，水泵平均效率为88.99％。

从上述结果可以看出，水轮机工况的最高效率已接近模型推算值，水泵工况效率偏低，我们认为主要是水泵工况的试验扬程较低所致。

因测量范围有限和测量误差，我们不能全面判断最高效率和加权平均效率能否达到模型试验的推算结果，但从多年来的抽水电量与发电电量统计表明，全厂的综合效率接近80%，由此可反映机组的效率比较高。

1.2汽蚀
合同要求水泵水轮机汽蚀量为机组运行3000小时转轮材料的失重量不大于2公斤。

据统计，目前失重最多的一台机组运行12000小时，汽蚀补焊焊条约4.0公斤，汽蚀性能优于合同规定。

我们现场检查发现，汽蚀一般发生在转轮叶片的水泵工况进口，且多发生在正压面，由此推断汽蚀多由水泵工况运行产生，说明水泵工况的汽蚀性能比水轮机工况要差。

1.3振动
合同要求水泵水轮机的大轴相对振动（即大轴摆度）不大于150μm，顶盖垂直振动不大于1.8mm/s。

据运行资料，1#水泵水轮机大轴摆度较大，发电工况约为240μm，抽水约为160μm ，3#、4#水泵水轮机发电工况次之，约为170μm，其余机组、工况均小于150μm。

最新的《水轮发电机组安装技术规范GB/T8564-2003》规定大轴运行摆度应小于导轴承总间隙的75%。

天荒坪电站水导轴承的总间隙为0.40~0.50mm左右，照此标准，只要大轴运行摆度小于300μm即符合规范要求。

顶盖垂直振动基本小于合同要求。

1.4机组结构特点
天荒坪抽水蓄能电站的水泵水轮机由蜗壳、座环（含固定导叶）、导叶及导水机构、水导轴承、顶盖、主轴密封（含检修密封）、主轴、中间轴、转轮、底环、尾水管等部件组成，水泵水轮机检修的拆卸方式设计为中拆方式，水车室机墩开有宽5.8米的运输孔，转轮、顶盖等水轮机大件从水轮机层拆出，从球阀吊孔吊运至安装间，而不影响发电机的检修工作，但是在机墩开孔较大将在一定程度上影响机墩的结构强度。

天荒坪电站也保留了部分下拆的方式，尾水直锥管可以从尾水管拆出，底环能够下落至尾水管混凝土基础上，导叶、迷宫环等可以直接拆出更换，抗磨板可以直接修补而不需拆卸顶盖和大轴，这样节省了检修时间。

从投产至今，我厂抗磨板修补和抬机后更换上迷宫环的检修工作均采用下拆方式，目前我厂还未用过中拆的方式检修机组。

设计认为，机组采用下拆方案将增加尾水管的噪音和振动，事实上，天荒坪机组的尾水管噪音在离尾水管1米处的噪音为100db左右。

因尾水管非人员长期工作区，对人员不会造成大的伤害。

从目前机组运行来看，我们未发现因尾水管振动原因造成设备损坏的情况。

2投产以来出现的问题和解决办法
2.1机组低水头空载运行不稳定
模型试验报告显示，在低于560m水头的空载开度（约为4~6°）下，机组处于或接近全特性的“S”区运行，机组出现不稳定。

由于制造厂当时对该问题认识不足，设计上未采取任何措施，导致1#机组投产试运行期间，当水头较低空载运行时转速来回摆动，自动并网困难、发电并网后出现逆功率跳机、机组甩负荷后不能转至空载稳定运行而跳机等现象，为此制造厂借鉴国外有关电厂的经验，在水泵水轮机的5#、18#导叶上加装了两套非同步预开装臵，设定当水头低于560水头、发电空载启动或发电转调相时，当导叶开度处于2~10°时投入，或者当机组发电甩负荷后也立即投入，此时这两只导叶开度在其它导叶开度的基础上再增加26°的开度，但不能超过32°。

采取此措施后，基本解决了上述机组低水头空载不稳定的现象，但是非同步预开装臵投入时，水轮机的摆度、振动和噪音将增大，因为投入时间短，对机组短期运行危害不大，长期运行影响需要监测总结。

2.22#机组转动部分向上抬起
2003年初，2#机组检修后调试期间，晚峰发电发生200MW转300MW运行时转动部分抬
起的现象。

根据有关资料，由于甩负荷引起向上轴向水推力不平衡而抬机的现象比较常见，而正常增减负荷时抬机现象较为罕见，试验表明，机组甩负荷时轴向水推力向下，机组表现为较大的下沉。

经专家分析认为，本次抬机由向上水推力过大引起，并具有很大的偶然性。

影响轴向水推力的因素有流道畅通情况、迷宫环间隙、导叶开关速度和开度、水头、流量、尾水管空化、平压管特性、流道内残留空气等，引起本次向上轴向水推力过大的主要因素目前还不很清楚。

为防止机组转动部分抬起而损坏有关部件，我们在机组上加装了抬机量保护装臵，机组相对抬起2mm延时2秒跳机。

2.3导叶关闭规律
本厂采用上游输水道采用一管三机的连接方式，设计要求压力钢管的压力上升值不大于8.7MPa，机组转速上升值不大于680rpm。

由于水泵水轮机在运行区域内存在“S”特性，导致调保计算的水击压力上升值、转速上升值与实际值相差较大，导叶关闭规律很难通过计算来确定。

天荒坪电站1#、2#、4#、5#机组目前采用的发电工况的导叶关闭曲线（曲线7）是制造厂在1#机组上进行了22次甩负荷试验而获得的，根据试验结果，当单机甩负荷和一管两机同时甩负荷时，压力上升值和转速上升值均不会超过设计值，但一管两机（1#、2#机）同时甩负荷时的压力上升值达8.4MPa，如果仍采用原因导叶关闭规律，一管三机同时甩负荷时的压力钢管的压力上升值就可能超过设计值8.7MPa。

由试验录波曲线可以发现，机组发电工况甩全负荷后，压力钢管压力曲线存在两个压力波峰，其中第一个压力波峰产生在导叶关闭规律的拐点处，第二个压力波峰发生在最高转速后约1秒钟，且第二个压力波峰值要大于第一个压力波峰值（拐点位臵应大于350mm接力器行程），而通过改变拐点的位臵就可以改变最高转速发生的时刻，为此，我们在5#、6#机组上再次进行了多次甩负荷试验，最终确定在3#、6#机组上采取另外的导叶关闭曲线（曲线9），通过第二个压力波的峰谷相互
响机组运行的稳定性因素之一，给天荒坪电站的正常生产造成了巨大的压力，特别在迎峰渡夏期间，更是如此。

其间制造厂也多次对主轴密封进行了多次改造，但效果不能令人满意。

制造厂和天荒坪电站有关技术人员经过分析认为下库水位变化太大（达到49.5米）、运行工况多、工况转换等造成主轴密封处的压力变化太快、制造厂对上述条件估计不足造成原主轴密封结构设计不合理是主轴密封不能正常运行的主要原因，因此在2002年6月，华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司要求求制造厂重新设计主轴密封，于2003年初在1#机组上试验取得了成功，2003年6月前所有的机组已更换成新型主轴密封。

新型密封与旧密封相比有如下优点：1. 结构简单，安装方便。

移动环压紧力随尾水变化而自动调整，运行稳定可靠，工况转换时不需要人员调整压力，可节省运行人员的人力；2. 更换后安装磨合期短，经首次开机约10分钟磨合就可投入运行，且温度不高（磨合期比冷却水温高5℃左右）；3. 防转动装臵安装在主轴密封外部，更换方便，不用拆卸外环而重新打压,同时磨损指示装臵不再穿过操作腔，因而不会造成泄压而密封抬起；4. 密封环被磨损后，对其冷却润滑水回路不构成影响，而旧的主轴密封的密封环被磨损后，移动环进入密封环的槽内将恶化其冷却润滑效果，造成主轴密封密封环的恶性循环磨损，且大轴的摆动将加剧密封环的破裂，导致主轴密封的使用寿命降低；5. 新型主轴密封的密封环高度降低，将意味着可磨损量的减小，但将明显提高其刚度，如密封面保持良好地液体摩擦，密封环的磨损将保持在较低的水平。

另外，旧的密封环中间开有冷却水沟，将削弱其结构强度，且当密封环被磨损后，不锈钢移动环将嵌入密封环，机组旋转时大轴摆动将对其进行不停的撞击，导致其破裂。

而新型的密封内采用水孔通水，且密封环境优美被磨损后仍将处于自由状态而不受大轴摆动的影响。

因此主轴密封的寿命不但不会缩短，反而将得到延长；6. 移动环压力调节采用压紧弹簧的形式，容易造成各弹簧的受力不均匀，且调整压紧力时需要作较多的防转动隔离措施，采用调节气缸后，供气压力取自同一压力源，保证了移动环六个方向受力均匀，同时压力调整装臵可以放在水车室外，因而调整方便。

主轴密封经改造后，运行稳定性比旧的密封有很大提高，经过了发电、发电调相、抽水、抽水调相等工况的6小时热运行试验及工况转换试验，各种工况下，密封运行温度比冷却水温约高2~3℃，同时也经过了夏季高温天气的考验，2003年夏季冷却进口水温最高达到33℃（设计最高水温为28℃），而主轴密封在各工况下的运行温度也未超过36℃，也未出现温度突升的情况。

2.5导叶上下窜动
制造厂最初设计导叶支撑时，只设计了限制导叶向下运动的止推装臵，导叶端面间隙由止推装臵进行调整，而未设计导叶向上运动的限制装臵，原因是他们认为由于导叶本身存在700公斤的重量，导叶不应向上运动。

事实上，导叶上、中、下轴承均为水润滑轴承，下端导叶轴和大部分上部轴与导叶叶片一样均泡在流道内的压力水中，为防止流道内的砂子等机械杂质损伤轴承，在导叶叶片的上、下与轴连接根部，安装有开口的圆形橡胶密封条，由于流道内的水压脉动和水压分布并不均匀，且上下端部轴承腔的空间不相等，在机组运行时，特别是在机组甩负荷时，挡砂用密封圈的开口在水压的作用下闭合，并在上、下轴承腔内形成一个压力差，使导叶向上顶起，使导叶与顶盖抗磨板发生摩擦而拉伤。

原导叶的止推装臵的锁定螺母比较单薄，在机组运行时易产生松动，从而使导叶向下移动，在轴承腔压力差的作用下同样产生导叶与底环抗磨板发生摩擦而拉伤。

现导叶摩擦装臵对止推装臵进行了改造，使其既能够防止导叶向上移动，也能防止其向下移动，同时加强了止推装臵的锁定的防松动措施。

另外，制造厂对挡砂条的压板也进行了改造，材料从橡胶改为青铜，并在其上加开了四条泄压沟，使轴承腔的压力泄至流道内。

实践证明，采取上述措施后，导叶上下窜动的现象大为改善，基本未再发生导叶与抗磨板对磨损伤的现象。

3结语
综上所述，经过投产以来的技术改造，我们成功地解决了机组空载运行不稳定、并网后
机组逆功率、主轴密封运行不稳定、导叶上下窜动等问题，并在一管三机甩负荷和机组轴向水推力抬机等方面采取了一系列的防范措施后，水泵水轮机的运行稳定性和安全性得到很大的改善，因此我们认为天荒坪抽水蓄能电站的水泵水轮机的总体设计是成功的，能量、汽蚀性能和运行稳定性是令人满意的，达到了国内、国际先进水平，检修拆卸检修方便，为高水头、大变幅、大容量抽水蓄能电站水泵水轮机的设计和制造提供了成功的范例。

通过参与机组的安装调试，我厂的技术人员很好地消化吸收了国外厂家的先进技术，提高了技术水平，成功地为我国在建的抽水蓄能电站的建设提供了良好的技术服务和生产技术人员的培训。