二滩工程公司,四川攀枝花,6170 00
二滩水电站是我国本世纪内投产的最大水电工程,是金沙江的最大支流——雅 砻江下游的第二个梯级电站,距四川省的攀枝花市约 45 km。电站装有6台 550 MW 立轴混流 式大型水轮发电机组,电站保证出力为 1 000 MW。电站建成后,装机容量约占四川电网容量 的1／4,在电网中的作用非常重要。本文简要介绍水轮机模型试验情况。
1 水轮机主要参数
最大水头:189 m
最小水头:135 m
加权平均水头:170 m
额定水头:165 m
额定转速:142.9 r／min
额定流量:371 m3／s
最大飞逸转速:280 r／min
加权平均效率:93.437%
最高效率:95.95%
原型转轮喉径:5 850 mm
原型转轮标称直径:6 257.394 mm
2 水轮机模型概述
2.1 模型比例
模型转轮标称直径 D1m:374.437 mm
模型转轮喉径 Dm: 350 mm
模型比例:Dp／Dm=5 850／350=16.714 28;
D1p／D1m=6 257.394／374.374
=16.714 28
2.2 试验前仪表率定结果
水头仪表误差为±0.100 5%
压力传感器 误差为±0.1%
文杜里管误差为±0.126 4%
流量仪表误差为±0.161 5%
力矩测量装置误差为±0.116%
2.3 试验后仪表率定结果
文杜里管误差为±0.100 5%
力矩测量装置误差为±0.1%
2.4 试验台精度
流量Q误差 ±0.161 5%
净水头Hn误差±0.100 5%
力矩T误差 ±0.141 6%
转速n误差±0.020 0%
水比重WT误差±0.004 0%
效率误差［Σ(误差)］1／2±0.238 0%
计算效率综合误差时应加上随机误差。经验表时,20 s 测量时间内的效率随机误差小于± 0.100%。故由均方根公式计算得出的效率综合误差为±0.258 2%。此误差与设计联络会上 买、卖双方事前商定的试验台综合允许测量误差0.258 2%相同。
2.5 水质及重力加速度的修正
2.5.1 水的密度和粘性
由模型试验数据向原型参数转换时,考虑了流过模型和真机的水温的差异。试验室水温约25 ℃,雅砻江的平均水温约6℃。有关计算中采用的流过真机水的密度、粘度分别为:在6℃时, 水的密度ρ=999.90 kg／m3、粘度υ=0.948 6×10-6m2／s。
2.5.2 重力加速度整定
根据 IEC 标准 995 出版物,由下式得出本电站大坝位置处的重力加速度
g=9.780 3(1+0.005 3．sin2Y)-(3×10-6×Z)
=9.79 m／s2。
式中Y为电站所处位置的纬度(26°);
Z为 装机高程1002.5 m。
3 模型试验条件及试验结果
3.1 效率试验结果及换算至原型水轮机
真机效率等于实测模型最大效率加上由莫迪公式换算出的效率增值Δη,即ηp=ηm+Δη
Δη=0.666 7×(1-ηmpeak)×［1-(Dm／Dp)0.2 ］
=0.666 7×(1-0.944 6)×［1-(350／
5850)0.2］
=1.59%
故在165 m 额定水头和转轮无减压孔情况下,原型水轮机各加权点的效率值见表1。
表1 原型水轮机各加权点的效率值表
水轮机出力／MW 加权因子Ci 加权平均效率／% 561.00 0.40 94.91 477.00 0.3 0 95.96 393.00 0.20 93.48 280.00 0.10 88.61 按公式ηp加权=Σ(Ci×ηi／Ci)计算得 165 m 水头下真机加权平均效率为 94.309%,比合同规定 的93.437%高出0.872%。在 170 m净水头下,合同要求的真机最高效率须大于或等于 95.95%。由试验结果计算得出的 真机最高效率为 95.94%,比合同保证值低 0.01%。
根据模型试验数据绘制出的真机效率特性曲线,水轮机最高效率为 96.14%,并出现在 165～1 70 m 水头段内。
3.1.1 效率重复性试验
试验期间,在业主选定的28°导叶开度下验证了效率与单位转速关系的重复性。测得的最大 效率差为 0.07%,在规定的允许误差范围内。
3.1.2 转轮减压孔对效率的影响
为测得因 10 个减压孔和补气装置造成的效率下降,在下列四种情况下测量了模型水轮机效 率,具体比较如下见表2。
(1)有补气装置和减压孔;
(2)无补气装置,有减压孔;
(3)无补气装置,减压孔被封堵;
(4)在电站空化系数下,无补气装置和减压孔。
表2 单位出力范围和结果表
单位出力范围 结果 ＜0.08 无明显差别。 0.08～0.16 第(3)种情况的效率较高,最大为0. 3% ＞0.16 第(2)种情况的效率较高。 由此可看出,转轮减压孔对水轮机效率的影响是有限的,因而在转轮顶部无减压孔情况下测得 的模型水轮机效率视为有效效率,用其计算真机效率。3.2 能量及出力试验
试验期间,根据测得模型数据计算得出的真机平均平枯电能为8 024 797 162 kW．h,比合同要求的8 006 872 437 kW．h 高出0.244%。
试验表明,满足所有真机出力保证的最大导叶开度为34°;真机空蚀出力限制见表3。
表3 真机空蚀出力限制值表
净水头／m 尾水位
／m 空蚀限制出力
／MW 135.0 1 010.5 440.0 155.0 1 0 10.8 540.0 165.0 1 010.9 582.0 170.0 1 010.9 600.0 176.0 1 010.9 621.0 满足合同规定的水轮机以额定转速在1 010.90 m 尾水位条件下运行时,176 m 最小净水头下,真机保证出力不小于 621 MW的要求。
3.3 飞逸转速试验
飞逸转速试验是在模拟电站 189 m 最大净水头和不同导叶开度(12°开始测量)下,直至达到 导叶本身的最大开度 42°工况下进行的。在电站空化系数条件下,始终未出现最大飞逸转速 。在不考虑发电机损耗情况下,由试验数据换算得出的原型飞逸转速为 288 r／min。
根据IEC标准 193 出版物,模型飞逸转速向真机飞逸转速转换时,应考虑发电机损耗。故电站 原型水轮机的飞逸转速,在减去发电机的风损和摩擦损耗共计17390kW对转速的影响后, 在189m 最大净水头和最大导叶开度 34°工况下为279r／min,低于合同规定的保证值280r／min。
3.4 水推力试验
转轮的轴向水推力试验是在模拟 189 m 最大净水头和导叶从 14°至 34°的不同开度变化 下进行的。转轮在上冠上开有 10 个减压孔和装有一挡流板。在模拟机组甩负荷时,水轮机 过渡过程工况下可能出现的最大净水头 222.0 m 和34°导叶开度下,转轮上冠和迷宫环之间 的间隙为标准设计和两倍设计间隙时,试验得出的真机轴向水推力特性如下:
(1)在标准设计间隙条件下,相当于原型转轮的水推力为635.08t,低于合同要求的867t。
(2)在两倍设计间隙条件下,相当于原型转轮的水推力为922.003t,低于合同保证值1040t。
(3)在飞逸工况下,出现了不利的向上水推力。试验完成后,GE公司通过调整减压孔面积和挡 流板位置等一系列试验,解决了此问题。同时采取减小减压孔总面积的方法来获得适当的水 推力和保证效率下降不大。
由于受铸造和加工工艺的限制,模型转轮上冠开了 12 个减压孔,即与开10个减压孔的原型转 轮不完全相似。GE 公司最后通过保证减压孔数量不相同的这两种原型转轮的减压孔的总面 积和上冠密封环间隙的总面积之总和相等来解决这一问题。
3.5 导叶水力矩试验
模型水轮机共设有 20 个对称的活动导叶和 19 个不同型号的固定导叶。导叶水力矩试验期 间,分别进行了导叶同步试验和非同步试验。同步试验结果如下:在打开1,2,6,11,16及 20 号 6 个导叶和对应原型 135 m、189 m 水头的单位转速 n 1=76.99 r／min和65.07 r／min 及飞逸单位转速工况下,测得的导叶最大水力 矩系数 CT2=-0.018 1。此系数是在 189 m 最大净水头和20°导叶开度工况下测得的。导叶 水力矩此时作用呈关闭趋势。试验结果表明,在对应于电站的整个水头段内运行,导叶水力矩 作用于导叶始终呈关闭趋势。
根据模型试验结果,得出的真机导叶水力矩和特性如下:
(1)在 189 m 最大净水头下,所有导叶水力矩总和的最大值为 1.182×106 N.m。
(2)在 135～189 m 的水头段内运行时,水轮机的导叶水力矩呈关闭趋势。
(3)在飞逸工况下,导叶水力矩也呈关闭趋势。
3.6 性能试验
性能试验在 10 个减压孔被封堵的转轮上进行。通过改变模型水轮机的转速,保持试验水头 为常数来改变单位转速 n1’。135 m最小水头下的单位转速 n 1’最大,为76.99 r／min,165 m 额定水头下为 69.65 r／min,189 m 最大水头 下为 65.07 r／min。
从水轮机特性可知,当水轮机比转速 ns 选定之后(二滩水轮机的 ns=184.3 r／min),重要的是要选择好模型水轮机的单位转速 n1’和单位流量Q1’,如选取的 n1’太低,就 要使用较大的Q1’,这将影响到水轮机的效率和空蚀性能,所以,一般希 望能选用单位转速较高的模型。二滩电站模型水轮机的最优单位转速约为 n 10’=69 r／min,基本上达到预想要求。
根据 1958 年至 1986 年共20年水文资料统计,雅砻江天然流量大于 6×371 m3／s(台数 ×单机额定流量)的时间,平均每年为 3 个月,其余75%的时间,电站由水库调节运行,但二滩 电站水库的调节性能为不完全季调节,这就要求水轮机选型时应尽可能使单位转速高一些,单 位流量小一些,使机组获得较高的效率和较好的空蚀性能。试验表明,GE 公司为二滩电站设 计的转轮基本上满足了电站的这一特点和要求。
3.7 空蚀试验
IEC 标准 193A 出版物对水轮机临界空化系数的定义主要有:(a)与无空蚀工况相比,水轮机 效率无变化的零空化系数 σ0;(b)水轮机效率相对下降1%的临界空化系数 σ1 和(c)标 准空化系数 σs 三种。合同规定使用的临界空化系数为零空化系数 σ0。
对本电站的水轮机临界空化系数,GE 公司建议并经业主同意改用介于 σ0 和 σ1 之间 的 σ0.5 作为标准。此处与无空蚀的水轮机效率相比,效率下降 0.5%。最大、 最小水头相对应的电站空化系数 σp 分别为 0.091 和 0.125。
试验前、中和后均对水中空气含量进行了测量,分别为 0.628%、0.603%和 0.565%,均满足 I EC 标准不小于 0.2% 的规定。
试验中还对转轮出口处的空蚀和涡带进行了全过程观察。在有些工况下,涡带较大,以至初生 气泡的观察受到影响。在电站空化系数 σp=0.105 下,未观察到可见涡 带,这在一定程度上说明水轮机的空蚀性能是良好的。
3.8 稳定性试验
试验在整个单位转速范围、电站空化系数及水轮机未补气工况下进行。试验中,在下列8个位 置上测量了压力脉动值。
——在距转轮出口0.3 D 和1 D 转轮直径处的尾水管顶部圆周的 上下游处。
——蜗壳进口处。
——顶盖轮转入水和导叶尾缘处。
——尾水管肘管顶部和底部。
在未补气工况及 135～189 m 水头范围内,测得的水轮机尾水管内压力脉动的最大分频振幅 值为 3.9%;在 135 m 净水头及出力小于 50% 工况下,压力脉动的最大混频振幅值为 8.1%; 其它水头下,压力脉动的混频振幅值均低于 5.5%,但有些工况超过合同规定的保证值 5%。
合同规定,考核水轮机稳定性能的主要标准是脉动压力的混频振幅值。由于试验中测得的少 数点的最大压力脉动的混频振幅值超出保证值 5%。为此,GE 公司在后来的实际设计中,采取 了增强机组结构件如顶盖、下机架等部件强度和刚度的措施,以改善水轮机的运行稳定性。
3.9 补气试验
试验的主要目的是确定补气对机组稳定性和效率的影响程度。
试验在对应于 135 m和 189 m 水头、带部分负荷及电站空化系数工况下进行。空气由转轮 下环底部的水轮机轴中心孔补入。通过补气,电站整个水头段内的压力脉动振幅值均小于合 同规定的保证值 5%。补气量与机组的运行工况有关,经试验得出的补气量与水轮机流量的最 佳比值(Qair／Qwater)为 0.15%。若 水轮机按此比值补气运行,对效率影响不大,仅下降约 0.25%。补气后,尾水管内压力脉动的 混频幅值均减小到 2%以下。
试验还表明,补气系统仅在导叶 12°～18°开度范围内并出现最大压力脉动的工况下才需要 投入。
3.10 蜗壳测流压差试验
按合同要求及蜗壳压差测量
——此文章转载于互联网，文中观点与本网站无关，如有侵权请联系删除
