塘仙水电站水轮机增效改造的研究与实践

刘电波，陈炳森，周 涛，何玲艳，季 锐，刘奇波

（1.南宁精能发电设备有限公司，广西 南宁 530033；2.广西水利电力职业技术学院，广西 南宁 530023）

0 引言

塘仙水电站位于广西河池市南丹县西南境内罗富镇六内村塘仙屯附近的清水河上，距离南丹县城45 km，属坝后式水电站，总装机容量为2 × 4000 kW。

塘仙水电站集雨面积为701 km2，多年平均降雨量为1322.8 mm，年径流量为3.6 亿立方米。水库设计蓄水位高程408.0 m，电站下游正常尾水位高程350.0 m，总库容5070 万立方米。电站大坝采用堆石坝结构，额定水头48 m，最大水头57 m，最低水头31 m。电站1997 年10 月开工建设，2000 年12 月投产，水轮机型号为HLA551-LJ-110，转轮直径为110 cm，材料为ZG20SiMn，引用流量为10.145 m3/s；发电机型号为SF4000-12/2600，磁极个数为12，额定转速为500 r/min。

电站大坝建成后一直存在历史遗留问题，为确保水利枢纽运行安全，经相关论证，水库溢流堰顶高程变更为395.0 m，电站的最大水头变更为43.0 m，最低水头变更为33.0 m，加权平均水头为39.0 m。由于运行水头的变更，电站自投产以来，无法达到原设计出力目标。由于实际运行水头远低于原设计主要运行水头范围，造成水轮机工作效率低，振动和噪音大，转轮空化汽蚀严重，为保证水轮发电机组能正常生产，需要每半年进行一次机组轴线调整，每两年进行一次机组大修，不仅工作量大，维修成本高，同时经过多次大修，转轮叶片型线及形状也发生了明显偏离，机组出力逐年下降明显。

此外，经过二十多年的运行，水轮机转轮已接近设计寿命，为便于水电站下一步开展智能化改造，须尽快对机组进行改造，有效解决上述影响电站安全运行的问题。

1 水轮机改造总体方案

由于电站水轮机引水系统、水轮机安装高程、发电机机墩结构以及水轮机蜗壳、座环、尾水管等预埋件难以改动，考虑改造的成本及效益，本次改造应从实际出发，根据变更后的水头，优选能量指标先进，汽蚀特性优良，运行稳定性好，与原设计直径相同，转轮叶片及上冠、下环均采用抗汽蚀性能优异的不锈钢ZG06Cr13Ni4Mo 材料的转轮。此外，要适当考虑后续水电站恢复至原设计水头时，新转轮也能具有较好的适用性。

本次改造，为保障电站正常生产，两台机组分批进行，具体改造工作包括：

（1）按机组大修工艺，完成机组拆卸，现场实测水轮机顶盖和底环尺寸。

（2）根据水电站工作水头及原有水轮机引水过流部件结构及尺寸，完成水轮机转轮型号优选设计。

（3）完成水轮机转轮制造，并在制造厂内完成新转轮上冠、下环与顶盖、座环相匹配的改造。

（4）在制造厂内完成新转轮与原水轮机主轴的连接及配销，通过动平衡试验。

（5）完成水轮机活动导叶及其轴承的维修，更换已损坏的水轮机转轮与主轴联轴螺栓。

（6）机组安装调试完毕，通过试运行，达到设计出力，交付电站投入运行。

为达到改造的目标，水轮机转轮选型设计是关键，其它工作与常规检修工作相似，因此，下面重点介绍电站新转轮的选型设计。

2 水轮机选型设计

2.1 电站原转轮运行效率低的原因分析

根据水轮机单位参数一次近似式[1]：

式中：n11为单位转速；n为相应水头H下的转速，r/min；D1为转轮直径，H为水头，m；Q11为单位流量；Q为相应水头下的流量，m3/s。

经过试验和检查，电站发电机结构完整，性能良好，无须进行改造。水轮机转轮通过大轴与发电机转子直接联接，因此，本次水轮机改造，其额定转速也为500 r/min。

为便于分析电站原转轮的运行区域，根据式（1）计算出电站水头变更前后各特征水头对应的单位转速n11，结果见表1。表中加权平均水头是在电站运行范围内，考虑负荷和工作历时的水轮机工作水头的加权平均值[2]。

表1 电站水头变更前后特性水头对应的单位转速

图1 是对应真机转轮直径D1=110 cm，n=500 r/min时的HLA551-35.2 模型转轮综合特性曲线，图中画出了等效率线（%），等空化系数曲线（σ）和导叶等开度线（a）。将表1 与单位转速对应的特征水头在右侧标示出来。

图1 HLA551-35.2 模型转轮综合特性曲线

从图1 可看出，原设计的31～57 m 工作水头涵盖了水轮机的主要效率区，在38～57 m 水头范围内，单位流量在1.0～1.2 m3/s 之间时，水轮机的效率比较高，其中，最高效率点η=93.5%出现在单位转速为80.2 r/min，单位流量为1.075 m3/s 点，根据式（1）和式（2），最高效率点对应的工作水头为47.3 m,水轮机流量为8.946 m3/s，根据水轮机出力计算公式[3]：

考虑到转轮真机效率会高出模型转轮1%～2%，取Δη=1.5%，得原设计水轮机在最高效率点的出力：

由图1 可见，在额定水头48 m 下，水轮机单位流量增加至1.19 m3/s 时（对应水轮机流量为9.976 m3/s）时，水轮机的模型效率仍可达到92.5%，此时，水轮机出力可达到4415 kW，因此，原设计水轮机选型是合理的。

当水电站工作水头变更为33～43 m 之后，在水轮机设计引用流量附近，水轮机的工作效率随水头下降较快，水头越低，水轮机效率也越低，除在最大水头43 m 附近小区域为最高效率区外，其它区域均偏离最优工况区较多。由于水电站实际运行水头大多在加权平均水头39 m 附近，当水轮机流量在设计引用流量70%（对应单位流量为0.92 m3/s）以下时，水轮机的工作效率已低于87%，其空化系数也降至0.1 以下，说明此时水轮机内部空化变得严重，空泡溃灭时产生的强大冲击力，很容易引起机组振动加剧和水轮机汽蚀恶化，说明电站水头变更后，原设计水轮机选型已不合理，也是出现前述问题的根源。

2.2 水轮机改造转轮优选方案

本次改造，水轮机过流结构及部件不变，因此水轮机改造后最大引用流量不变。经咨询相关研究机构和水轮机生产厂家，共有HLA153、HLA551H 两种经过多座水电站使用验证的模型转轮可用于本电站改造。根据电站水头、机组额定转速、水轮机引用流量和导叶开度，对比两种模型转轮的最高效率、空化特性及高效率区分布，HLA551H 型转轮性能最优，更适合于变更后的电站水头，其特性曲线详见图2。

图2 HLA551H-35.52 模型转轮综合特性曲线

从图2 可看出，当水电站工作水头在33～43 m，相应单位转速在83.87～95.74 r/min 时，单位流量在1.0～1.4 m3/s 之间，HLA551H 转轮均能工作在高效率区，其最高效率为93.52%，而且92%以上的高效率区也远大于HLA551 转轮，特别是在加权平均水头39 m 及以上，HLA551H 转轮均能工作于高效率区。对比图1 和图2，在变更后的电站水头下运行时，HLA551H 转轮效率特性明显优于原设计的HLA551转轮。考虑到将来有可能解决水电站的历史遗留问题，将水头恢复至原设计的工作水头，从图2 也可以看出，当水头在43～57 m，相应单位转速在72.85～83.87 r/min 时，单位流量在1.0～1.3 m3/s 内 时，HLA551H 转轮也均能工作在高效率区，效率在90%以上，因此能满足将来水电站恢复原设计工作水头时使用。

2.3 水轮机改造后的运转综合特性曲线

根据电站工作水头、机组转速、水轮机转轮直径及HLA551H 模型转轮综合特性曲线，通过能量特性计算，绘出水轮机改造后的转轮运转综合特性曲线，作为指导水电站运行的重要依据，如图3 所示。

图3 HLA551H-LJ-110 转轮运转综合特性曲线

水轮机最大出力限制线由两个部分组成，如图3所示，第一部分是图3 中右上侧带剖面线的垂直线，该部分受发电机额定功率限制，按发电机效率95%计算，水轮机的最大出力为4200 kW。第二部分是图3右下侧带剖面线的斜线，受模型转轮综合特性曲线中的水轮机95%出力限制线制约，随着水头下降，流量降低，水轮机出力也跟着下降。

在图3 的水轮机工作范围内（图中画剖面线区域），水轮机最高效率点94.39%，对应水轮机出力3505 kW，工作水头41.38 m。在电站最低水头，水轮机最大出力2637 kW；在电站加权平均水头，水轮机最大出力3695 kW；当电站水头达到42.82 m，水轮机出力达4200 kW，可确保发电机输出额定功率。

为便于分析电站后续可能恢复原设计工作水头，在图3 中把43～50 m 水头的曲线一起绘制出来，结果表明，在这一水头段内，HLA551H 转轮仍具有优异性能，能较好满足原设计工作水头要求。

2.4 水轮机运行方案选择

根据图3，运行人员在制定机组运行方案时，应尽可能让水轮机工作在高效率区运行，以获得更好的经济效益。从图3 可看出，当水轮机在39 m 水头运行时，应尽量保证水轮机出力在2800～3660 kW 之间，这样水轮机可工作在90.87%的等效率线内，工作效率可保持在90.87%以上；在此水头下，水轮机出力为3290 kW 时，其最高效率达94.15%。在其它水头下运行时，可按同样方法进行选择。

需要指出的是，当水轮机在39 m 水头运行时，水轮机的出力不宜在2200 kW 以下长时间运行，一方面是水轮机的效率会在84%以下，效率低；另一方面是水轮机空化性能变差，容易引起机组振动和水轮机汽蚀，增加机组检修维护工作量，影响机组安全。

3 结语

塘仙水电站水轮机增效改造自2022 年2 月开始，2022 年7 月完成了2#机的改造。根据运行现场记录，当电站工作水头达到42.5 m 时，2#发电机的出力即达到4000 kW，实际结果与上述设计计算分析结果相符。同时，机组在多种工况下运行，实测机组上机架垂直振动最大值为0.03 mm，水平振动最大值为0.04 mm；水轮机顶盖垂直振动最大值为0.02 mm，水平振动最大值为0.03 mm，均在《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T8564-2003）允许范围内，说明本次改造是成功的。

针对塘仙水电站存在的问题和工作水头变更情况，开展具体的研究与实践，找出问题根源，优选性能优异，适用水头范围更广，在原设计水头及当前水头下均能高效率工作的转轮进行改造，不仅实现了增效的目的，而且一举解决了当前及今后影响水电站安全运行的问题，为电站智能化改造打下了良好基础。