1、1迪什林电站轴流机组抬机原因及对策四川省机械设备进出口有限责任公司在叙利亚承建的迪什林水电站位于叙利亚境内幼发拉底河上，共 6 台机组，单机容量 105MW, 总装机容量 630MW, 选用 ZZ440a-LH-750 型水轮机，SF105-66/12800 型发电机。水轮机主要参数如下： 最高水头 3 0 m 额定水头 2 6 m额定转速 90.9 r/min 额定流量 456 m3/s额定功率 107 MW 转轮直径 7. 5 m转轮叶片数 6 轮毂比 0.45活动导叶数 24 最大水推力 1.123107 NGD2 42000 t.m2 机组转动部分总重量 759 t转轮叶片材料 ZG
2、0Co13Ni6Mo 协联工况下飞逸转速 185 r/min非协联工况下飞逸转速 230 r/min 制造厂家 DFEM该电站除正常发电外，为平衡电网无功，机组还要承担调相运行任务。电站自首台机组于 1999 午 11 月并网发电以来，己累计出现过 24 次抬机，有较详细记录的 20 次。其中，水中调相运行导致抬机，6 次；甩负荷过程中，二段关闭阀未投入导致抬机，1 次；由空载运行转至停机导致抬机，4 次；机组带有相当负荷，事故停机，而导叶、浆叶关闭规律不当导致抬机，9 次。抬机时，机组转动部分上抬高度达 25-30mm，造成水轮机工作密封跳出、接头撕开、集电环碳刷和刷架损怀、励磁引线绝缘破坏
3、等。特别是抬机引起的撞击和伴随抬机的反水锤更是给转轮叶片造成了损害，给电站运行带来了不少麻烦。电站曾采取过多种处理措施，诸如设置限位块、上移集电环装置等，但因均是一些消极防御措施，未能彻底解决问题。后来，我们对轴流水轮机组抬机的机理进行了深入的调查、研究，终于找到了彻底根除的办法。现将我们的分析和措施陈述如下。一， 水轮-发电机组可能的运行工况一般说来，水轮-发电机组具有如下四种可能的运行工况：1) 水轮-发电机组发电运行工况：水轮机导叶开启，发电机与电网连接时的正常发电运行工况。此时，转轮叶片受力如图 1(a)所示，水头(上、下游水位之差)作用在叶片上的力的方向始终向下, 不可能产生抬机。2
4、2) 水轮 -发电机组水泵运行工况：水轮机导叶完全关闭，发电机与电网解列时的运行工况。此时，由于导叶已完全关闭，上游水位形成的压力不能再穿过导叶作用在转轮叶片上。但转轮由于惯性仍在转动，转轮变成了一“惯性水泵” ，将转轮室内的水排至尾水。转轮叶片受力如图 1(b) 所示，方向向上 , 受泵升力作用，有可能产生抬机。3) 水轮- 发电机组调相运行工况：水轮-发电机组在导叶完全关闭，发电机与电网连接时的运行工况。调相运行是水轮-发电机组的一个特殊运行工况。在该工况下，机组不再向电网发有功，而是从电网吸收少量有功，并向电网发送无功，平衡电网的无功。此时，在定子中会产生旋转磁场。在转子绕组通入励磁电流
5、后，会产生转子磁场。定子磁场在前，转子磁场在后，拖着转子等速旋转，发电机已转变成了同步电动机。同时，由于导叶已完全关闭，失去了水动力，实际上，该机组己转变成了一高速电动泵，将转轮室的水排至尾水, 有可能产生抬机。 3图 2 迪什林电站水轮发电机组纵向布置图4) 水轮 -发电机组空载运行工况：水轮机导叶开度很小，发电机与电网解列时的运行工况。此时，水头产生的动力很小，仅仅用于克服摩擦等阻力，维持机组空转。从此工况转至停机，往往造成抬机。 二, 抬机原因及对策我们来看看图 3 所示的转轮室内水体 abcd 的情况。图 3 迪什林电站水轮机布置模型1, 导叶, 2, 水轮机轴, 3, 转轮如果机组未
6、运转，机组转动部分在重力作用下，坐落在推力轴承上，它是不会上抬的。如果机组在运转过程，导叶转为关闭状态，且转轮有上抬趋势，由于在尾水压力作用下，转轮室里的水不可能从叶片间挤出。同时，由于液体不可压缩，水体 abcd 像一块“液体垫”隔在转轮与顶盖之间，使转轮不可能上移。只有当空间 abcd 出现空隙时，转轮才有可能上移。当出现下述情况时，即可能产生抬机：1, 由于导叶关闭速度太快，当它完全关闭，把处于上游的水与转轮室隔断以后，转轮室内的水因惯性继续流动，这时，就会在转轮室上部形成局部真空。一旦真空形成，一方面，会在转轮上、下端面形成压差；另一方面，由于真空存在，在尾水压作用下，会产生反水锤，在
7、二者的作用下产生抬机。显然，为了避免抬机，导叶在完全关闭前，必须放慢关闭速度，避免转轮室内形成真空；但另一方面，导叶关闭的初始阶段，又必须尽快关闭，从而尽快降低转轮转速，避免机组甩负荷后造成超速，甚至飞车。这样，须把控制导叶关闭的阀门设计成二段关闭：第一段，从导叶100开度至 40开度，历时约 4.8 秒，快关；第二段，从导叶开度 40至 0，历时约 26-32 秒, 慢关。从而，可同时满足上述二方面的要求，避免超速和抬机。2006 年，中国水利水电科学研究院水力机电研究所(简称水科院)赴迪什林电站现场进行了测试。电站运行时，尾水位为 3 0 2 . 5 米，机组安装高程为 2 8 8 . 5
8、4图 4 水科院所作发生抬机时的转速、接力器行程、轮叶转角、水压脉动浆叶开度实测数据，顶盖下最大真空达-5 米，抬机 29mm。 米，吸高为1 4 米。这时，在转轮室顶盖下出现了真空，且真空度达5 米 (见图4)。这样，转轮上、下端压差达 1 9 米,，转轮直径 7 . 5 米，则压差形成的抬机力可达 802 吨，再加上反水锤及泵升力作用，己大大超过了转动部分重量 759 吨，抬机己不可避免。从图 4 可知，抬机量达 2 9 mm。2, 浆叶作为水泵，将转轮室内的水体排至尾水,。这时，由于导叶己经关闭，没有水予以补充，会在转轮室形成真空，从而产生压差及反水锤，再加上泵升力，三者作用下，就可能引
9、起抬机。泵升力计算公式如下：P=kR4 2 式中，P泵升力 (t)k系数，前苏联及东电厂的数据，k 0.05 取 0.05R转轮半径(m), 迪什林机组，R=7.5/2 (m )转轮的转速(弧度/秒)。转速导叶开度浆叶开度蜗壳进口压 力顶盖下压力尾水压力抬机量5图 5 轴流叶片泵特性曲线H- 扬程 Q- 流量 n- 转速从前面的叙述可知，导叶关闭、发电机与电网解列后，水轮机实际上转变成了一惯性叶片泵。叶片泵的特性曲线如图 5 所示。从曲线可知，当该泵转速一定时，扬程 H 随流量 Q 的减小而增大。当流量 Q = 0 时，扬程 H 达最大；另外，从叶片泵的相似理论可知， H1/ H2 = n21
10、/ n22，即扬程与转速的平方成正比，当其转速从 n1 降至 n2 时，其最大扬程也从 H1 降至 H2。为了避免浆叶将转轮室内的水排至尾水，必须在机组解除协联、导叶继续关闭过程中，将浆叶打开( 或停留在该位置，视浆叶开度而定 )，使之变成一低扬程、大流量的水泵。这时，即使该水泵流量为 0，产生的扬程(H2，甚至更小)也不足以克服尾水形成的压力，转轮室内的水就不致排出，也就不能形成真空。这样，压差及反水锤形成的作用力均不复存在。加之，此前，经二段关闭阀的控制，转轮速度己大为下降。由前述的泵升力公式可知，泵升力与转速是二次方关系，其大小也会大为下降，当产生的泵升力小于转动部分重量后，就不致引起抬
11、机了。调相运行是引起抬机的另一重要原因。如前所述，调相运行时，整个机组转变成一电动泵，在叶轮上会产生的泵升力。根据前述公式，考虑到进入调相运行时，发电机转变为同步电动机，转轮将以额定转速 90.9 r/s 转动。针对以上数据算出迪什林机组在调相运行时的泵升力达 887t，已大于机组重量。如果再有真空发生，抬机不可避免。在进入调相运行时，必须用压缩空气将转轮室中的水体排除，压缩空气进入转轮室后，由于容积迅速扩大，压力会迅速降低，特别是储气罐容量不足，管道阻力大时更是如此。因此，用压缩空室去排除转轮室中的水体有一个时间历程。在这个过程中，转轮会在水中运转，承受泵升力作用，引起抬机。像迪什林这样大的
12、机组，密封面太大，要达到用压缩空气排水目的，在设备和费用上都是不合适的。因为，为了在瞬间就能将转轮室的水排除，必须配备强大的空气压缩系统(包括高压、大排量压缩机、厐大的储气罐及大口径管道等), 这对于小型电站来讲，是可行的。而对于中、大型电站来讲，则是很难实现的。所以，国内葛州埧、太平湾等诸多电站在建设初期也承担了调相任务，但后来，都陆续退出了调相运行工作。像迪什林这样规模的电站提出这样的要求，其本身就是不合适的。 迪什林电站后来并未投入调相运行。但是，在正常运行过程中，往往因操作不当或电气元件故障，会使机组误入调相运行工况。此时，由于没有提供压缩空气，转轮直接在水中运转，属“水中调相”运行状
13、态，引发了多次抬机。据统计，迄今为止，在迪什林电站 24 次抬机事故中，有 6 次是由于在水中调相引发的，占抬机总数的 25，而水中调相工况，则 100产生了抬机 。6为了避免机组进入调相运行状态，我们在计算机监控系统进行升级时，采取了措施，当机组有功功率降至 8以下时，立即跳发电机出口断路开关，同时发出停机令，从而阻止机组进入调相工况。三, 实施效果如前所述，在采取了改变导叶关闭规律、导叶和浆叶关闭过程中，二者解除协联关系后将浆叶打开( 或停留在该位置 ), 以及取消机组进入调相工况运行等三项措施后，迪什林 6 号机组于2010 年 11 月经中国水科院再次测试，分别测试了甩 100、75、50、25负荷以及从空载转为停机，均没有发生抬机；当有功功率降至 8MW 以下时，计算机监控系统发出了停机令，准确地阻止了机组进入调相工况运行。上述情况表明，我们采取的解决抬机问题的措施是成功的。
