1、Hydraulic turbines Rehabilitation and performance improvement,刘 光 宁2012年04月15日,水轮机更新改造,目 录,一、概述二、电站增容改造实例三、麻子河四级、波罗电站增容改造 四、红山嘴、喀什水轮机抗磨蚀技术改造五、关于CFD、模型试验、真机试验六、划分稳定运行区的原则七、结语,一、概 述,概 述,水轮机的可靠运行时间一般在3050年之间，它取决于机组的型式、设计、制造质量、维护程度和其他相关因素。,更新改造的决定因素,更新改造的主要原因一般包括下述一个或多个： 1.提高可靠性和可用性； 2.修复性能和延长使用寿命； 3.性能
2、改进：提高效率；增大功率；减少空蚀；扩大运行范围；,4 提高电站安全性； 5 环境、社会和管理因素； 6 降低运行和维护成本； 7 其他：如政府规章制度规定；水文条件改变；市场条件变化。,更新改造的最佳时机,更新改造的最佳时机是在机组出现频繁的和严重的问题之前，例如发电机绕组故障、转轮重大裂缝、空蚀和磨蚀破坏、轴承故障、以及/或设备由于基础或下部结构移动、扭曲所造成的基准问题。一旦发电设备进入这种状态，就意味着在几年前就应该进行更新改造的论证。,据不完全统计，我国目前正在运行的大中型水电站（以混流式单机1万kW，轴流式单机6000kW以上计），有80多座是在1981年前投运的。这些机组随着服役
3、年限的增加，以及对水电机组承担调峰所提出的新要求，都需要用新技术进行更新改造，以提高机组运行的可靠性，延长使用寿命，并增加出力以产生更多的经济效益。,我国水电站改造市场十分广阔,我国还有数量巨大的小型水电机组，采用的基本上都是老型谱中非常落后的转轮。即使是80年代以后投运的大型水电机组，由于受研制水平的限制，虽然当时先进，但经过多年运行后，也出现了一些问题，提出了改造要求，以提高运行质量，增加出力。因此，我国水电站改造市场的前景是十分广阔的。,改造项目通常在水力设计中会遇到三个方面的限制和困难 ，即： 1、各种参数水平的提高（如流量，效率）受到原通道不能改变的限制。 2、由于原机组同步转速限制
4、，使增加流量的同时不能使单位转速增加或增加过多，给参数匹配带来困难。 3、新转轮设计周期短，同时要考虑改型方案对强度、空蚀、稳定性能等方面的影响,混流式水轮机模型效率或水力损失与比转速的关系 (见图1) ：,图1 混流式水轮机模型效率或水力损失与比转速的关系,低比速水轮机转轮密封损失、机械损失、圆盘损失占较大成份； 高比速水轮机蜗壳、尾水管损失占较大成份。 当吸出高度有一定裕度时，各种比速水轮机都可以通过更换转轮实现增容改造。,二、电站增容改造实例,刘家峡多年平均过机含沙量3.13kg/m3，汛期多年平均过机含沙量30 50kg/m3，最大过机含沙量为614kg/m3。水轮机磨蚀严重。从198
5、8年开始，电站先后用了15年时间对五台机组进行增容改造，于2002年初全部竣工，共计投入资金近5亿元，净增出力190MW。增容改造提高了水轮机的效率，提高了水轮机的抗磨蚀性能，改善了机组的稳定性，增强了设备的健康水平。,刘家峡水轮机改造,1#水轮机选用希科制造的HLS60-574转轮，水力设计为美国伏伊特公司，机组容量由225MW提高到265MW。3#水轮机选用LMZ的PO115580转轮。机组容量由225MW提高到265MW。 5#水轮机选用法国阿尔斯通公司的HL226589.5转轮，机组容量由260MW提高到320MW。,增容改造后 各台机组出力有较大幅度增加。1#4#机分别增加出力13.
6、3% 15.6%，5#机增加出力23%。 各台机组最优效率有不同程度的提高：1#机为3.01个百分点，5#机为3.25个百分点，2#、3#、4#机与改造前相当。 水轮机过流部件抗磨蚀性能有所提高。 机组稳定性有所改善。,1#、3#、5#机改造的特点： 1. 在蜗壳、座环、尾水管等埋设部件不变的条件下，加大了转轮的公称直径D1 。减小了下环锥角。 2. 全不锈钢焊结结构转轮。叶片粗糙度：高流速区小于Ra1.6，低流速区小于Ra3.2。 3. 1#、5#机通过CFD优化固定导叶、活动导叶、转轮的型线。固定导叶修形。导叶端面和正面的粗糙度Ral.6，外侧面为Ra3.2。表面经过硬化处理，硬度不低于H
7、B280，以提高抗磨蚀能力。 4. 5#机叶片采用同种材料的钢板热弯成型，五轴数控铣床加工。,5. 1#机的设计水头H0102m；5#的设计水头H0105m。 6. 提高顶盖的刚强度。 7. 顶盖上抗磨板采用不锈钢板。底环下抗磨板采用钢芯超高分子量聚乙烯。 8. 3#机转轮叶片数Z1 增加至16片，对稳定性和减轻磨蚀有利。但3#机的设计水头H0=98 m，较1#机和5#机要低，这可能是改造后的3#机低水头稳定性能较好，但超过105m水头时，顶盖垂直振动严重超标的主要原因。,图2 刘家峡1#机导水机构上部装配,图3 1#机导水机构下部装配,图4 3#机水轮机总图,图5 5#机水轮机总装图,照片1
8、 5#机底环钢芯超高分子量聚乙稀抗磨板,渔子溪水电站增容改造,渔子溪电站装有4台机组，单机出力40MW，原水轮机型号为HL100-LJ-210，额定水头270m，70年代初投入运行。电站要求开发新转轮和新导叶，改善机组的稳定性，提高抗磨蚀性能，同时使机组出力增加到45MW。 哈电以A351为基础，将导叶高度从A45的b0=0.1 D1改为b0=0.12D1，开发出A542转轮。在全模拟的模型装置上进行了试验。 A542转轮采用长短叶片，效率比HL100提高1.9%，空化性能和压力脉动性能也好于老转轮。,新丰江、新安江水电站增容改造,新丰江、新安江水电站单机容量72.5MW，水轮机型号HL180
9、-LJ-410，50年代末由哈电制造，额定水头73m。电站要求更换转轮，使机组出力由72.5MW提高到90MW，增容24.1%，同时要求新转轮的最高效率不低于93%。经过CFD优化，全模拟试验。 A724a （用于新丰江）、A788（用于新安江） 。,枫树坝水电站水轮机增容改造,枫树坝水电站始建于1971年，装机2X80MW。水轮机型号HL710-LJ-410（HL220 改型），额定水头60m 。发电机型号SF80-44/8540。 1973、1974年投产。机组由原天津发电设备总厂生产。经过三十多年运行，机组严重老化，运行可靠性下降。根据电站参数，哈尔滨大电机研究所采用CFD优化和模型试验
10、，研制出A835a转轮。枫树坝改造机组于2004年6月30日投入商业运行。随后许多HL220 型水轮机的电站如柘溪、风滩、安砂、紧水滩、碧口等都用A835系列转轮进行了改造。,最大水头：45.00m；最小水头：27.40m； 额定水头：37.60m；安装高程：32.62m； 单机容量：12500kw；装机台数：2台； 单机引用流量：38.40 m3s； 原水轮机型号：PO123-LJ-225； 额定转速：187.5rmin； 活动导叶16个，导叶分布圆直径2650mm， 要求额定功率增至15000kw。,白盆珠机组增容改造,由于转轮直径增大，至使导叶长度超常规设计。导叶尾部下端出现高紊流和迴流
11、，影响转轮下环叶片进口处的流态，使水轮机不能稳定运行。 后选用HLA978-LJ-240；加大导叶分布圆 (由原2650mm增加到2780mm) ；导叶数由原来的16个增加为24个 。改造获得成功。,图6. 导叶长度超常规设计,最大水头 80.50m 额定水头 59.0m 最小水头 53.36m 转轮型号 HLA743-LJ-312 额定功率 41.1MW 额定转速 200r/min 额定流量 76.93m3/s 安装高程 1018.88m 吸出高度 -1.15m,云南保山腊寨水电站水轮机,图7. A743-37.2（nr200rmin； D13.12m ）运行范围,照片2 尾水管里衬撕毁,照
12、片3 尾水管里衬撕毁,照片4 尾水管里衬撕毁,图8. A743-37.2（nr214.3rmin；D13.05m）运行范围,图9. A1015-37.2（nr200rmin； D13.10m ）运行范围,三门峡水电站原设计装8台150MW混流式水轮机，1963年底低水头试发电后，由于泥沙严重淤积，水位不能上升，机组被迫拆迁到丹江口水电站。后经改造，19731978年安装了5台转桨式水轮机，单机容量50MW。19941997年扩大电站装机，安装了2台混流式水轮机，单机容量75MW。,三门峡水电站,三门峡原轴流转桨式水轮机主要参数： 水轮机型号 ZZ010LJ600 最大水头Hmax 52m 最小
13、水头 Hmin 15.0m 额定水头 Hr 30.0m 额定出力 Pr 51.6MW 额定流量 Qr 198 m3/s 额定转速 nr 100rmin 额定比转速 nS 324mkw 比速系数 K 1775 安装高程（导叶中心高程） 275.2m 吸出高度 Hs 2.8 m 转轮直径 D1 6.0 m 转轮叶片数 Z1 8 活动导叶数Z0 24 尾水管高度 h v 14.44 m,1997年4月，三门峡枢纽管理局与德国福伊特公司签订过流部件抗磨蚀试验合同。将转轮室该为全球形结构，并相应改造转轮、导叶等部件。 更新改造的主要特点： （1）转轮：叶片由原来的8片减为7片；转轮直径6.1m，轮毂比0
14、.53，叶片上不设吊装孔，叶片与转轮室间隙为4.0mm。叶片出水边夹角由常规的45加大到48.5。叶片材质由原来的20SiMn，改为三种不锈钢材料（Cr13Ni4、Cr13Ni5，Cr16Ni5）。叶片根部厚度由268mm加大到309mm。叶片与枢轴结合部增加应力释放凹口，减少内部应力，原叶片凹口半径15mm，改造后加工成半径26mm的半圆凹口。,（2）活动导叶：导叶数不变，采用碳钢焊接结构，上、下端部为不锈钢板，端面总间隙1.52.5mm，立面密封采用不锈钢堆焊。 （3）转轮室：为降低活动导叶下部脱流，转轮室设计为全球型，直径由原来的6000mm改变为6100mm。并采用底环与转轮室上部为一
15、体的结构，下部为不锈钢球型结构，与上部为止口配合。 （4）转轮体：为提高水轮机过流能力，轮毂比由原来的0.55降为0.53。转轮体直径为3233mm，转轮装配（转轮体加叶片）直径为6092mm。,（5）抗泥沙磨损防护措施：抗磨涂层有软涂层和硬涂层两种。软涂层用的是聚氨脂，硬涂层用的是超音速火焰喷涂碳化钨粉末。 硬涂层经过3个汛期、4年运行，具有较好的抗磨蚀性能，对1#机的防护是成功的。但硬涂层在运行中破损后，在现场不具备修复条件。 软涂层经不起硬物冲击、刮伤，对过流部件不能起到长期保护作用。,1#机组改造后的 经济分析 容量由50MM增加到60MW，机组效率由不到89%提高到94%以上，实现浑
16、水发电，提高了机组安全运行可靠性。 按照年利用小时数4000h，综合电价0.18元/kWh计算，容量增加l0MW，每年可增加收入720万元。效率提高5%，按电站年发电量10亿kWh计算，增加发电量790万kWh，年增发电收入142万元。机组改造总投入5000万元(含德国赠款)，折旧按照20年分摊，每年折旧增加250万元。 增加成本和增加发电收入相抵，每年净增加收入712万元。,葛洲坝电厂装机21台。大江l4台，装机容量1750MW；二江7台，装机容量965MW，总装机容量2715MW。 原轴流转桨式水轮机主要参数： 水轮机型号 ZZ500LH1020 ZZ560LH1130 最大水头Hmax
17、27m 27m 最小水头 Hmin 10.6m 8.3m 额定水头 Hr 18.6m 18.6m 加权平均水头 Hw 20.5m 20.5m 额定出力 Pr 129MW 176MW 额定流量 Qr 825m3/s 1130m3/s 额定转速 nr 62.5rmin 54.6 rmin 安装高程（导叶中心高程） 36.6m 36.6m 吸出高度 Hs -7.0 m -8.0 m 转轮直径： D1 10.20m 11.30m 转轮叶片数 Z1 5 4 活动导叶数 Z0 32 32 尾水管高度 hv 26.64 m 29.38 m,葛洲坝水电厂,由于吸出高度 Hs裕度较大，小机拟由125MW增容至1
18、50MW。 转动部件的磨蚀 （1）叶片磨蚀。磨蚀的主要区域为：叶片头部背面、叶片背面外缘500mm范围（严重情况时叶片背面全部）、叶片外缘端面（愈靠近头部愈严重）、叶片出水边外缘。,（2）转轮体、连接体、泄水锥磨蚀 。转轮体的材质为ZG20SiMn，连接体、泄水锥的材质为碳素钢焊接而成。由于相对流速不大，因此破坏以磨损为主。转轮体表面布满了鱼鳞坑，这些鱼鳞坑与相对流速方向相同，多数深度小于0.6mm，少数深度在0.61.5mm之间。随着运行小时的增加，鱼鳞坑增大加深，磨损加剧。,（3）转轮室磨蚀。磨蚀区域主要集中在中环及中环与下环结合缝处的喉部。 （4）导叶及底环抗磨环磨损。导叶及底环抗磨环有
19、局部磨蚀，导叶立面密封下部鸽尾槽磨蚀，高80mm，呈正八字形，下部密封条无法固定，导叶下端面出现蜂窝状空蚀破坏，深度达2030mm，下端面出水边部分缺损；磨损程度随着运行时间延长逐渐恶化。,（5）底环抗磨环局部磨蚀较严重，主要部位在活动导叶全开位置脱流面，呈坑状磨蚀。大江电站21#机组经过2个大修周期，底环抗磨环局部出现8mm10mm的磨蚀坑，深度达2040mm。 实践证明环氧金刚砂涂层在葛洲坝电站水轮机叶片正面的应用是成功的。但对叶片背面的保护有限。热喷涂对叶片和其他部件的保护有效，但在现场条件下难以修复。,电站其它方面的性能改造,针对白山电厂2#机导叶的漏水问题，哈电在刚强度和水力分析的基
20、础上，设计了新型导叶并采用导叶斜面结构，使改造后的导叶刚强度增加，水力损失和漏水量减少。岩滩电厂、清江隔河岩电厂某些工况的振动影响机组安全运行。哈电在模型补气试验基础上，提出了改造大轴中心孔补气系统方案。通过实施，减振效果明显。,三、麻子河四级、 波罗水轮机改造,麻子河四级水电站是红河右岸一级支流上的一座小型引水式电站，泥沙含量较大。主厂房内装有两台额定容量8 MW的立式水轮发电机组。于1998年初建成发电。,麻子河四级水轮机改造,电站及原水轮机基本参数如下： 校核洪水位：161.15 m 设计洪水位: 158.1 m 设计尾水位（半台机流量）：157.9 m 最大水头：Hmax=225.5
21、m 额定水头：Hr=211.0 m 最小水头：Hmin=211.0 m 正常蓄水位：383.76 m 原水轮机型号：HL100-LJ-110 水轮机额定出力：Pr=8334 kw 额定转速：nr=750 r/min 飞逸转速：1330 r/min 水轮机安装高程：158.3 m 吸出高度：+0.5 m,机组运行状况 改造前，麻子河四级水电站水轮机运行范围见图1。由于过机泥沙含量较大，机组参数和导叶型线设计不太合理及制造质量欠佳，导水机构过流面磨蚀非常严重，下抗磨板不锈钢敷面穿透，转轮叶片及其他过流部件也因磨蚀严重而漏水量增加，严重影响机组的正常运行，检修十分频繁。因此，在2004年进行了技术改
22、造，以期改善运行状况。,图10 麻子河四级电站改造前水轮机运行范围,照片5,照片6,照片7,照片8,照片9,照片10,照片11,麻子河四级水电站原水轮机型号为HL100-LJ-110。更换为HLA542-LJ-120。将活动导叶高度由0.1D1提高至0.12D1。采用偏心负曲率导叶，增加活动导叶数（由16个增加至20个）。新转轮直径选用D1=1200 mm，座环不动，从固定导叶出口到活动导叶进口之间流道高度由原来的115 mm通过斜面过渡到144 mm。活动导叶分布圆直径仍为原机组的D0 =1500 mm。改造后，麻子河四级水电站水轮机运行范围见图11。,图2 改造后麻子河水轮机运行范围,图1
23、1. HLA542-LJ-120运行范围,图12 A542转轮与尾水管的连接,照片12 HLA542- 120运行一年后,波罗水轮机,波罗水电站位于四川省马边县境内，装有两台立轴混流式机组，转轮由哈电制造，其它设备由昆明电机厂提供。,水轮机主要参数 型号： HLA351LJ162.5 最大水头 Hmax=272(m) 额定水头 Hr=242(m) 最小水头 Hmin=233(m) 转轮公称直径 D1=1.6(m) (后改为1.625m) 额定出力 Pr=22.4(MW) 最大出力 Pmax=24.6(MW) 额定转速 nr=600(r/min) 飞逸转速 nR=1100(r/min) 额定流量
24、 Qr=10.64(m3/s) 装机高程 811(m) 吸出高度 Hs=-4.84(m),照片 13-1 波罗电站转轮磨蚀,照片 13-2 波罗电站转轮磨蚀,照片 13-3 波罗电站转轮磨蚀,原因分析：,1、转轮的直径偏小，运行工况的单位转速偏低，使用单位流量过大。低水头、大负荷工况的吸出高度安全裕量不足，负环量太大，会诱发动态应力，使叶片中的薄弱环节疲劳破坏，产生裂纹；2、电站的负荷调节范围过宽（25%100%最大出力），小负荷工况，尾水管正环量过大，会诱发动态应力产生裂纹；3、转轮的制造质量控制不如鲁布革转轮严格、细致。,采用的措施和建议,1、 最小负荷严格控制在12MW以上。净水头H25
25、4m，吸出高度Hs达到-5m(即下游水位高于816m )时，才能带24MW负荷运行。净水头H254m，最大负荷应控制在22MW以下运行。通过实测得出产生动态应力的原因和运行范围，避振运行。水轮机的负荷调节范围应严格按照给定的范围（50%100%最大出力）运行（见图）； 2、新转轮叶片通过CFD，优化了翼型；,3. 改进了制造工艺、提高了制造质量。直径小的长短叶片转轮，为便于焊接打磨，在制造过程中，上冠或下环需分成内、外环。装焊短叶片时，应先将短叶片出水边倒角修园，并磨好出水边与上冠、下环的连接园弧。叶片出水边应避免铲磨束颈和其它局部缺陷。4. 建议：小直径转轮，建议去掉短叶片，只保留带翼型的长
26、叶片，以减少制造难度。大直径、大容量的长短叶片转轮，建议采用非等厚叶片,以便热弯成型或精炼铸造后数控加工。,哈尔滨大电机研究所于2005年1月与四川马边寰岛实业有限责任公司签订波罗电厂2#水轮机转轮研制合同。新转轮叶片通过CFD，优化了翼型；改进了制造工艺、提高了制造质量，于2006年2月23日16时正式并网发电，严格限制负荷（12MWP 24MW）运行，4月10日开机检查完好，安全运行至今。2006年12月，又签订波罗电厂3号备品转轮研制合同，安全运行至今。,四、红山嘴、喀什水轮机抗磨蚀技术改造,红山嘴电站始建于1961年，到1981年共建成二级、三级、四级、五级四个梯级引水式电站，13台机
27、组，增容改造后装机总容量为62MW。前几年，四、五级各扩建一台4MW机组，并正进行一（已于2005年动工兴建)、六、七级电站开发工作，总容量可增加70MW。电站以灌溉为主，结合防洪发电。,红山嘴、喀什水电厂概述,顶盖：顶盖内腔磨有众多的鱼鳞坑，特别是加装的小抗磨板磨损严重，一个汛期后需补焊修复，二个汛期后报废更换。上止漏环内径增大4mm以上。 活动导叶：正背面有众多的鱼鳞坑和小沟槽，运行二年后，导叶翼面减薄67mm，每年大修补焊，或二年更换一次背面翼面抗磨板；下轴颈磨蚀严重，凹坑深度在20m以上，每次大修需补焊。 基础环：经多年磨蚀，基础环已千疮百孔，面目全非(如右图所示)。,红山嘴三级电站三
28、号机底环,三级电站水轮机过流部件磨蚀情况,喀什水电厂位于新疆喀什市西北郊，下辖一级、二级、三级等水电站，它们是克孜勒河梯级中目前已建成的几座水电站。玛纳斯河上游属高山地带，山势陡峻，海拔在15002700m之间，两岸分布着狭窄的森林地带，植被稀少，在融雪的春、夏季和特大暴雨时，河水给下游带来大量的砂砾、杂物，泥沙含量增大。历年平均含沙量2.09kg/m3,平均输沙量304万t。,照片14 澳依塔克电站伊泰普型转轮,小 结,经过40多年的探索，红山嘴水电厂在水轮机抗磨蚀实践中，总结出一套行之有效的办法，主要经验是：1、泥沙多的电站应选用较大的蜗壳，较高的相对导叶高度，以降低流速，采取涂料保护过流
29、表面；2、选用空化性能好的转轮，力争做到运行范围内转轮叶片无空化汽泡产生；,小 结,3、选择组焊结构的碳钢转轮，上冠铸造，叶片热弯成型或铸造，下环用钢板热辊压成型。易磨蚀部位的粗糙度Ra1.6，其他区Ra3.2。上冠、下环过流面，叶片头部、尾部及叶片下半部喷焊甘工大或上海司太立公司的镍基粉。叶片出水边适当加厚，倒角修圆，以增加其刚度。叶片与上冠、下环用圆弧连接并加减应力三角块。应分段改变叶片与上冠、下环焊缝的厚度（由8mm改为12mm）和弧度（由R20增加至R30R50）。,照片15 加大焊接圆弧,红山嘴三级2#机转轮修复后,小 结,4、加大导叶上、下轴颈处的连接圆盘，减小漏损和磨蚀，导叶端面
30、和正面粗糙度Ra1.6，外侧面Ra3.2。导叶表面经硬化处理，使其硬度不低于HB280，立面采用金属接触密封结构，端面通过顶盖、底环上的弹性聚氨脂条实现密封。导叶头部、尾部和正、背面100mm喷焊甘工大镍基水机粉抗磨蚀。,小 结,5、顶盖、底环抗磨板顶盖、底环过流表面镶可拆卸更换的抗磨板，顶盖抗磨板采用高铬铸铁板，底环抗磨板可采用钢芯超高分子量聚乙烯板，用螺钉把合。6、固定和转动止漏环上、下固定和转动止漏环为直缝式，材料为不锈钢，下止漏环宜选择压盖式结构，止漏环应可拆更换。,小 结,7、优化运行工况汛期应减小负荷调节范围，尽可能在最优工况运行，减小叶片的撞击、脱流和漩涡。实行避（强）振运行。8
31、、充分补气（1）通过十字补气架向尾水管自然补气，好处有二：第一，降低压力脉动的幅值；第二，改变尾水管水体的固有频率，避免与扰动频率产生共振。（2）向压盖式下止漏环进口补压缩空气或高压清水，减轻下止漏环和下环表面的磨蚀。,五、关于CFD、 模型试验、真机试验,CFD和模型试验CFD是进行方案比较的好工具，但不能作为确定水力机械绝对效率水平的唯一工具。对于小电站来说，模型试验通常比改造的总花费还要昂贵，对于老部件的分析或新部件的开发，CFD是唯一可行的选择。,对于中型电站来说，可行的方法是通过半模拟的模型试验来检验经CFD优化的部件。在许多情况下，半模拟的模型试验，只有转轮是相似的，而模型的其他部
32、分是不相似的。半模拟的模型试验可以使设计者对所采取的措施具有信心并进一步完善设计。但是，由于半模拟的某些模型部件和电站的部件是不相似的，这可能对测量性能有相当影响。,对于大型电站来说，进行全模拟的模型试验通常是值得的。因为效率低1%，或者出力低1%，电站运行一年损失的价值就会大于模型试验的费用，应该考虑在有资质的实验室中进行全模拟的模型试验。这种方式的试验精度较高，可以保证机更新改造在经济上获得成功。但是，当涉及到特殊的水力不稳定或共振现象时，即使模型和真机是相似的，模型试验也难以预估真机的水力稳定性能。,电站改造的水力设计及性能试验有三种选择： a) 小型水电站：可进行CFD； b) 中型水
33、电站：CFD结合半模拟的模型试验； c) 大型水电站：CFD结合全模拟的模型试验。 改造项目是属于a)、b)还是c)，取决于电站各自的实际情况：,模型试验可以获得水力机械的绝对效率，只有非常小的不确定度（在装备优良的实验室通常是0.2%）。 但是，当涉及到特殊的水力不稳定或共振现象时，即使模型和真机是相似的，模型试验也难以预估真机的水力稳定性能。,各种IEC原型试验方法的绝对不确定度在1.5%至2%之内。当采用最先进的测试方法及设备，由高水平的试验队伍进行试验，在最佳试验条件下（例如，当水头超过300m，采用热力学法进行试验，或者是采用超声波法，测量断面上游有10倍管径的直管段）的试验不确定度
34、可能降低至1%以下。,六、关于稳定运行区 的划分原则,1、分区避振运行 2009年8月17日8时13分（当地时间），俄罗斯已建最大水电站萨扬舒申斯克发生了国内外水电史上空前的重大事故。俄罗斯列宁格勒金属工厂提出了混流式水轮机分区运行的规定。,图13 混流式水轮机分区运行,我国水轮机基本技术条件第5.4水轮机的稳定运行范围规定： 在空载情况下应能稳定地运行。 在最大和最小水头范围内，水轮机应在水轮机基本技术条件表4所列功率范围内稳定运行：,对于混流式水轮机，如在保证运行范围内出现强振，应采取相应措施或避振运行。,对于混流式水轮机，如在保证运行范围内出现强振，应采取相应措施或避振运行。,对于混流式
35、水轮机，如在保证运行范围内出现强振，应采取相应措施或避振运行。,对于混流式水轮机，如在保证运行范围内出现强振，应采取相应措施或避振运行。,对于混流式水轮机，如在保证运行范围内出现强振，应采取相应措施或避振运行。,对于混流式水轮机，如在保证运行范围内出现强振，应采取相应措施或避振运行。,对于混流式水轮机，如在保证运行范围内出现强振，应采取相应措施或避振运行。,对于混流式水轮机，如在保证运行范围内出现强振，应采取相应措施或避振运行。,2、水轮机运行允许的摆度振动标准 2.1一般参照DL507-93水轮发电机组起动试验规程，DL445-91水轮机基本技术规范：,注：相对摆度= 绝对摆度/测量部位至镜
36、板距离。 绝对摆度是指在测量部位测出的实际摆度值。 在任何情况下，水轮机导轴承的绝对摆度不得超过以下值： 转速在250r/min以下的机组为0.35mm。 转速在250600r/min以下的机组为0.25mm。 转速在600r/min及以上的机组为0.20mm。,注 振动值系指机组在各种正常运行工况下的测量值。,2.2、水轮发电机基本技术条件GB/T 7894-2009规定： 、机组稳定运行范围内，振动允许值如下表11-1-1：,、在正常运行工况下，机组导轴承处测得轴的相对运行摆 度值（双幅值）应不大于75%的轴承间隙值。,2.3、水轮发电机组安装技术规范GB/T 8564-2003规定： 、
37、机组稳定运行范围内，振动允许值如表11-1-2所示； 、机组运行摆度双幅值应不大于75的轴承总间隙。,、水轮机基本技术条件GB/T 15468-2006规定： 、机组稳定运行范围内，振动允许值如表11-1-3所示：,2.4、摆度 水导摆度不大于旋转机械转轴水平振动的测量和评定第5部分:水力发电厂和泵站机组GB/T 11348.5-2002图A.2中所规定的B区上限线，且不超过轴承间隙的75%。GB/T 11348.5-2002图A.2中所规定的B区为机组长期稳定运行区，根据机组的转速，查得摆度允许值分别为245m、245m与255m。,3、压力脉动峰一峰值 在电站空化系数下测取尾水管压力脉动混
38、频峰一峰值，在最大水头与最小水头之比小于1.6时，其保证值应不大于相应运行水头的3%11%，低比转速取小值，高比转速取大值；原型水轮机尾水管进口下游侧压力脉动峰一峰值不应大于10m水柱。,4、噪 音 a. 在水轮机室靠机坑里衬脚踏板上方1m处的噪声不超过90dB(A)。 b. 距尾水管和蜗壳进人门1m处的噪声分别不超过95dB(A)和95dB(A)。,5、稳定运行区划分原则示例 5.1三峡电厂 根据三峡机组的特点，运行区划分原则如下： 禁止运行区：压力脉动大于6%（黄线），或振动摆度任一值超过合同保证值或运行限值； 限制运行区：压力脉动在4%（兰线）到6%（黄线）之间，若无水力共振或高部分负荷
39、压力脉动带，同时振动摆度值均未超过合同保证值或运行限值； 稳定运行区：压力脉动小于4%（兰线），无水力共振和高部分负荷压力脉动带，同时振动摆度值均未超过合同保证值或运行限值；,5.万家寨水电站对稳定运行区的划分原则： （1）尾水管管壁压力脉动绝对幅值H 8m。 （2）顶盖垂直振动不大于0.025mm。 （3）水导摆度：在空载和相应水头允许出力的40%100%范围内，水导轴承处测量水轮机轴的相对摆度（双振幅）应不大于0.05mm/m（以发电机镜板处为准）。在任何运行工况下，水轮机导轴承处测量水轮机轴的绝对摆度（双振幅）不得大于0.35mm。 （4）水导轴承径向振动不大于0.020mm。 （5）在
40、全部运行范围内，水轮机室里衬脚踏板上方1m处的噪声值不大于90dB(A)。距尾水管进人门1m处的噪声值不大于95dB(A)。,5.3.隔河岩电厂以水导摆度超过0.3mm为评定标准，确定机组振动区的范围。湖北省电力试验研究所和华中科技大学，根据各自的机组测试成果，提出安全运行区、谨慎运行区和严禁运行区，建议机组避振运行。在网调的理解和支持下，分区运行调度。,5.4乌溪江和腊寨水电站运行区域划分原则： （1）振动、轴摆度,（2）压力脉动（参考） 禁止运行区；压力脉动大于8%，或存在卡门涡及异常水力共振现象； 限制运行区；机组压力脉动在6%到8%之间，若无水力共振，可限制运行； 稳定运行区；压力脉动
41、小于6%。 （3）噪声 a. 水轮机机坑里衬脚踏板上方1m处的噪声不超过90dB(A)。 b. 距尾水管和蜗壳进人门1m处的噪声不超过95dB(A)。,5.5.美国大古力电站600MW和700MW机组，亦是以水导摆度来评定水轮机的稳定性， 规定水导摆度超过1/100英寸（0.254mm）为不可运行的工况，据此确定机组的安全运行范围。,七、结 语,结 语,本文仅对水轮机更新改造中的方法和一些问题作了一些简单介绍，随着CFD技术应用的深入和模型测试技术的发展，对许多深层次如水力稳定问题的认识将逐渐提高，为电站改造创造更加良好的技术条件。八十年代以来引入的新技术，比在此以前采用的技术有了很大的改进，可以为老机组改造提供更高的可靠性。,谢 谢 大 家！,
