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流溪河水电厂水轮机改造

北极星电力网技术频道    作者:佚名   2008/3/7 11:50:39   

  所属频道:  水力发电    关键词:  水电厂 水轮机 改造

流溪河水电厂原来装有4台水轮发电机组,单机容量为10.5MW。该设备于1958年投产。为哈尔滨电机厂设计和制造。1994年开始了第1台机组的现场改造工作,更换了水轮机转轮、导水机构以及发电机定子线圈等,直到1997年,4台机全部改造工作结束。
  本文结合机组改造前后的试验,对其性能指标,做些简要的分析。

1 电站及设备情况
  流溪河水电厂为引水式电站,地下式厂房。引水隧洞全长1928.07m,洞直径4.5m,调压井后为压力钢管,直径也为4.5m,长约100m,然后分成4根支管进入厂房,支管直径1.75m,经蝴蝶阀与水轮机蜗壳相联。
  水轮机尾水管为前苏联的NO15(7)肘管,尾水管出口接有压力尾水隧洞。1、4号机隧洞全长为54m,2、3号机为47.6m。尾水隧洞出口接尾水调压池再到下游尾水。

2 水轮发电机改造项目
2.1 转轮改造
  水轮机转轮原为HL638,改造后更换为全不锈钢的HLA553转轮。哈尔滨大电机研究所根据流溪河水电厂的水轮机流道尺寸,设计了3个模型转轮与638转轮一起在模型台上进行对比试验,最后推荐用A553转轮,该转轮在能量指标、空化性能和稳定性方面均优于638转轮。
  新转轮水轮机额定出力为12.5MW,此时效率为91.9,原638转轮的额定出力为11MW,保证效率为88。

2.2 导水机构改造
  根据A553转轮的性能和结构要求,更换了顶盖、底环、导水叶、控制环、支持环、水导轴承等部件。其中水导轴承原为毕托管式,改造后换成斜油沟式。导水叶原为16只正曲率的普通铸钢,改造后换成20只全不锈钢的负曲率导叶。
  由于A553转轮下环比638转轮长出34mm,需将尾水管进口下移34mm,进口管径需缩小26mm。为保证尾水管进口水流平顺,在原有尾水管锥管内圆周重新焊了一只高600mm的新不锈钢锥管。

2.3 发电机定子线圈改造
  定子线圈原为B级黑绝缘,改造后换成F级绝缘,线规由原来的2.83mm×6.4mm×6改为2.5mm×7.0mm×8,发电机出力由原来10.5MW增加到12MW。

3 结合指标分析
3.1 更换前水轮机效率
  638转轮运行已超过了30a,由于在70年代片面追求增加出力,转轮叶片曾经进行各种切割和加长,虽然后来进行恢复,但叶片形状参差不齐,且叶片经过多次汽蚀补焊,型线变化很大。测量叶片出水边开口大小相差15mm左右,加上其余过流部件受汽蚀和磨蚀的影响,水轮机效率偏低,根据机组改造前所做的效率试验情况来看也证明了这一点。
  图1为水轮机改造前出力和效率之间的关系曲线,曲线是在水头为105m时试验得到。从图1中可以看出638转轮原来的保证最高效率为90,此时的水轮机出力为10.8MW,但从实际测量得到的曲线看,出力为10.8MW时,水轮机的效率只有84,说明638转轮经过多年的修补,效率明显降低。
  当水轮机出力直到11.6MW时,效率还在上升,但上升的趋势变缓,说明638转轮最高效率点已往大流量方向偏移。


图1 水轮机改造前出力-效率曲线

3.2 更换后水轮机效率
  图2为水轮机改造后出力和效率之间的关系曲线。实测水轮机最高效率为91.56,比厂家保证值低了约1,此数值在试验误差范围之内。
  效率最高点的出力,实测是水轮机出力11.6MW,而厂家提供的数值是11.0MW附近。同时,实测的曲线与模型曲线在11.8MW附近相交,大于此出力,实测效率高于保证值,小于此出力实测效率低于保证值,而且随着出力的减少,实测效率比保证效率降低得越多,到水轮机出力为5.2MW时,两者相差4。由于流溪河水电厂机组容量小,运行方式是并网后即带满负荷,低效率区的影响不大。如果是大容量机组,经常处于额定负荷以下运行,真机效率就难以令人满意了。


图2 水轮机改造后出力-效率曲线

3.3 水轮机出力
  水轮机改造后,在4号机进行试验,当时水头只有93m左右,未经改造的1号、2号机出力受阻,机组出力只有10MW左右,而4号机在导叶开度为90时,即能发到额定出力12MW,出力明显增加了。

3.4 汽蚀性能和运行稳定性
  A553转轮在模型试验中的汽蚀系数在相同条件下优于638转轮,A553转轮为全不锈钢(OCr13Ni4Mo),根据测量,叶片出口开口大小相差在平均值-1~ 3之内,且叶片表面粗糙度高度参数Ra保持在6.3μm以内,无论是叶片开口还是粗糙度,都比运行多年的638转轮性能有所提高。
  至于运行稳定性方面,根据对4号机进行试验,改造前除了接近额定负荷附近的工况点比较稳定之外,其余各工况点表计摆动都比较大,特别是流量和蜗壳压差的两个测点更甚。而更换转轮后即使在部分负荷时表计摆度都不算大,观测仪表比较好读数,噪声小,机组运行稳定性能得到提高。而且从机组各部位振动、摆度值情况看,这些性能指标也有所改善,尤其是水导轴承的振动由改造前的0.05~0.06mm降低到0.01mm。
  3号机组是流溪河水电厂首先改造的1台机组,运行至今已超过3a,总运行时数约为12600h,对水涡轮空蚀情况进行多次检查,发现有3个叶片下环出水背面有局部空化损坏,其中1只空化损失面积约为80mm×50mm,深度约为0.2~0.4mm,另2只叶片只有局部粗糙的痕迹,远远小于厂家的空化损坏量保证值(运行8000h的空化损坏量不大于1kg)。其余3台机已分别运行半年到两年半以上,检查转轮未发现空化损坏痕迹。


图3 改造前H638及改造后HLA553实测效率曲线

3.5 导水叶漏水量明显减少
  导水机构改造之后,更换了顶盖、底环以及全不锈钢的导水叶,增加了导水叶端部密封,使导水叶的漏水量明显减少。根据试验得到的数据,改造前用超声波流量计测得漏水量为0.482m3/s,改造后再测时因漏水量小于0.01m3/s,仪器无指示。
  改造前因漏水量大,停机时必须同时关主阀,否则机组停不下来,目前停机不需同时关主阀。

3.6 效率提高增加发电量
  机组改造之后,水轮机效率明显提高。从图3可以看到,水轮机出力为11.0MW时,改造前水轮机真机效率为84.2,改造后为90.8,两者相差6.6。以流溪河水电厂年平均发电量为150GWh计算,由于水轮机效率提高,年平均发电量可增加到162GWh,即每年可增加12GWh的发电量,经济效益显著。

4 结束语
  通过对流溪河水电厂水轮发电机组改造的综合性能比较,可以看出这次更新改造的效果是好的,尤其是水轮机改造后效率和出力都有显著提高,而且转轮抗空化性能大大提高,但遗憾的是在部分负荷时效率较低。

来源:中华电力网
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