江西上犹江水力发电厂水轮机组增容改造.doc

江西上犹江水力发电厂水轮机组增容改造钽谢献枞江西电力第24卷2000年第4期文章编号:l0o6348X(2000040404江西上犹江水力发电厂水轮机组增容改造燮,13I2(上扰江水电厂,江西上扰341212)摘要:舟绍了上扰江水电厂HL211一IJ一225改造的必要性,技术方案的选定以及改遣后的试验,运行情况和效益分析.关键词:水轮机;增容改造中图分类号:TM312文献标识码:BAbstract:ThisarticleintroducesretrofittingHL21lLj一225,selectingtechnicalscheme,operatingconditionefficiencyanalysisinshangyoujiangpowerNan*.Keywords:turbine:angmentaton:innovation0前言上犹江水电厂位于江西省上犹县境内陡水镇,是我国早期中型水电厂之一,第一台机组于1957年投入运行.电站为坝内式厂房,装有四台水轮发电机组,装机容量415MW.水轮发电机组由哈尔滨电机厂制造,其中四台机组投运至今运行已四十多年.表l改造前后水轮机组主要技术参教根据有关资料表明.机组运行2O年为改造年限,运行25年为报废年限,且国内一大批水电厂进行了改造和增容(类似水电厂有辩北省自莲河水电厂改造完毕),提高了机组安全运行的可靠性和经济效益,为上犹江水电厂机组转轮改造增容提供了借鉴的经验.1改造的必要性多年来,机组在进行扩大性大修中发现,转轮上冠与叶片相交处等位置出现较多裂纹和裂缝,其中1983年冬在1号机组扩大性大修中发现四块叶片根部开裂,其中一块是穿透性裂缝,长达150mm,即此片断裂了1,3叶片宽,刚好到达检修周期才免于事故.1984年冬3号机组扩大性大修,上犹江水电厂邀请了江西省电力试验研究院金属室有关人员来现场调查分析,发现了3567,9,10号六块叶片背水面与上冠交界处存在裂纹,其尺寸如下:(长宽高ram)5018,7017,30i7,5013,8012,3024.其他机组也发现类似的裂纹和裂缝,直接威胁着机组安全运行.对于叶片根部开裂原因,我们认为,一是转轮铸造上存在缺陷,上犹江水电厂转轮直径225m,为0收t日期:2o000315作者筒升:刘道痔(1964一),男,1984年毕业于武攫水力电力学琬承动专业,高踱工程师.江西上虢江水电厂酬厂长,总工程师,赣州市电机工程学会副理事长.幕择洪(196l一),男,工程师,江西上班江水电厂生技科长.,一江西电力第24卷2000年第4期ZG30整体铸造,叶片与上冠相交处流道狭窄,细长,背水面相交处锐角很小,铸造上有一定难度,我们用小砂轮机打磨裂纹处,发现都有夹渣,气孔,组织偏折不均等现象,这使根部抗疲劳应力值大大降低;二是水力特性不够好,由于空腔汽蚀形成的尾水压力脉动至使叶片振动受害,在叶片与上冠相交处出水边产生裂纹,尾水管里衬剥脱,环形补气管因支撑杆焊缝振裂而冲走.1984年8月,上犹水电厂请武汉水利电力学院进行了四台水轮机的原型效率试验,结果表明,在H=51m水头下,和由模型特性曲线换算出的原型运转综合特性曲线相比,实际效率低2.34.5%.这与制造质量和多次大修补焊,叶片严重变形关系紧密.上犹江水电厂是中等水头混流机型,叶片14片,导叶16块,固定导叶8块,布置稠密,如果转轮叶片根部开裂,转轮不吊出机坑难以全面检查,处理.即使吊出机坑焊后探伤的准确性也较难保证,较难做到大修周期保证安全运行.鉴于上述情况,即a转轮缺陷较多:b运行效率较低,空腔汽蚀严重:c开裂后不便修复;d早已超过报废年限.上犹江水电厂认为:机组转轮改造是解决机组不安全因素的一项重要工作,为提高机组运行的安全可靠眭,改造势在必行.此外,由于上犹江水电厂发电机TS55O/7928,原额定出力为l5Mw,在八五期间进行了增容改造,使发电机的额定出力提高到18MW,这为水轮机的增容改造提供了很好的前提条件.2水轮机增容改造技术方案选定1996年底,上犹江水电厂先后同东方电机厂,北京水利水电科学研究院水力机电研究所,天津发电设备厂就上犹江水电厂水轮机增容改造进行了可行性分析,现将各厂有关转轮性能技术指标比较如下:2.1模型参数比较在电站水轮机过流通道和机组转速不变的情况下,为了达到大幅度增容的目标,应采用适合于电站具体条件(如导叶高度,水头范围,转速等)的优秀转轮来更换原型号转轮.导叶相对高度为03,且性能较好的几种水轮机型号为JF3019A,HLA703,HLA551,D187A等,它们的模型主要技术参数见表2.由表2知,JF3019A和HLA703两机型的过流量能力很强,可获得大幅度的增容.电站实际运行水头范围为38m-52m,相应单位转速为66,9782r/min,与JF3019A和HLA703两机型的高效区相吻台.电站实际运行单位转速偏离HLA551转轮最优单位转速较远,这可能导致机组发生水力不稳定现象.因此,JF3019A,HLA703两种机型更适合上犹江水电厂的水轮机增容技术改造的要求.2.2真机能量性能对比22.1模型效率修正为计算真机能量性能指标,首先应进行模型效率修正.对于全模拟的机组,效率修正值按2/3摩迪公式进行计算.但是,由于JF3019A和HLA703模型机组与真机有一定的差异,如模型机组蜗壳和尾水管的型线与真机有一些不同,对真机效率有一定的影响,初步估计由此造成的效率下降值不大于05%.对于HLA55l机型,由于真机流道与HLA551模型流道有较大差异,如真机蜗壳流速系数较大,导叶数目不模拟,引水部件连接处的不合理因素等,在效率修正时,在2/3摩迪公式的基础上还应扣除异形部件对效率的影响(2个百分点).各机型效率修正值如表3所示.表2各摸型舶主要技术参数HL2114666990901l00880.165jF3019A一356812409181410880I73I-ILA7033569.41260915140588.2018HLA55135280.210759351350893012D187A73110091513008750172.2.2真机出力,效率对比根据表3效率修正值,并假定电机效率=97%,由模型综合特性曲线换算得到HL221一LJ一225和JF3019A-Ll一225两机型运转综合特性曲线,并给出了不同水头下各机型的机组出力与效率的大致对比情况.6江西电力第2l卷20oo年第4期表4为不同水头下机组限制工况或额定工况下各机型出力增加值和效率提高值.袭4各机型的效率提高值豆增窖幅度净永头(m)LJ一225N由表4可知,JF3019A机型在各水头下的增容幅度最大,运行效率提高值也最大,故JF3019A机型最适合于上犹江水电厂的水轮机增容技术改造.2.3气蚀性能由模型综合特性曲线查出的HL211和JF3019A两机型在各水头运行时,限制工况或额定工况下模型转轮气蚀系数和充许吸出高度见表5.由表5可以看出,在相同水头的条件下,JF3019A的气蚀系数比HL211机型更低,即JF3019A机型的气蚀性能比HL211机型更好.表5鼠铺T况或额定T况气蚀系数和允许嗳出高度机型HL211JF3019ADI87A挣水头(m)(m)(m)380181310.175l53400.180890.17411742O178O.580.174077,1401750320l73042Q艰=017460.17018015509848O.168b100145117500.16402601331.5352016205101182,12另外.由于在上犹江水电厂下游兴建一个梯级电站,使上犹江水电厂下游水位抬高了约2m,即机组的实际吸出高度由原设计值+2m降低约为0m.这对改善机组的气蚀性能是有利的.由表5计算结果可以看出,采用JF3019A转轮改造后,机组气蚀性能在各种运行水头下均比原机组有所改善.从上述各厂家有关转轮性能技术指标表看,上犹江水电厂认为水轮增容改造宜选用JF3019A转轮,理由是:aJF3019A导叶相对高度与HL211导叶相对高度均为0.3,但过流能力,效率及总体技术指标较四,五十年代的HL211高;b根据上犹江水电厂的运行情况,实际运行水头范围为3852m,相应的单位转速为66.9-78.2r/min,与JF3019A机型的高效率区相吻合;cJF3019A是水科院针对原HL211机型的科研项目,是经过多次优选,技术指标较高的转轮;d东方电机厂的D187A虽然在理论上计算其出力和效率都达到上犹江水电厂要求,但由于导叶相对高度不同,叶片要做一定的修正,修正后未上能量台试验,所以可靠性能较低,暂不考虑;e3F3019A模型限制工况相应导叶开度为2036ram,换算至真机限制工况时,所需导叶最大开度为231.5mm,真机导叶最大开度为230ram,基本能达到该要求,因而接力器不需更换;f从模型换算至真机出力,效率对比来看.JF3019A出力增加值与效率提高值比HL703要大;gJF3019A的飞逸转速为3975r/rain,比D187A飞速转速423r/min要小,且D187A在飞逸转速下整个机组的机械强度均能满足长期安全运行的要求(详见东方电机厂可研报告),所以我们认为JF3O19A机械强度完全能满足安全运行要求.3改造后试验及运行情况技术方案选定后,上犹江水电厂与中国水利水电科学院水力机电研究所在1997年5月签订了转轮改造的开发制造合同,1997年儿月至l998年3月,安装调试成功,于1998年3月28日正式投入运行.为了更好地检验确认改造前后机组增容的实际效果,同时积累第一手资料,上犹江水电厂分别对机组改造前后进行了效率试验,机械试验,电气试验及温升试验,各项主要技术指标均满足设计要求,具有以下特点:31增容改造后提高了出力和效率改造前后,从一号机效率试验报告和改造后温升试验报告可知:3.1.1在水电站水头48m附近,原水轮机设计效率为91+5%,经1984年和1997年l1月两次测试,实际运行效率已下降至87.1%左右,可见效率下降很大,改造后的机组段效率较改造前平均提高3.95%,改造后的水轮机效率较改造前平均提高4.12%,改造后的水轮机的最高效率较改造前的水轮机最高效率提高5.98%,水轮机最大效率达93.丝洲江西电力第24卷2O0O年第4期53%,超过最大计算效率1.55%.3.1.2在水电站水头为48m,导叶开度全开时,改造后机组出力较改造前增加3290kW,达到20628kW,水轮机的平均出力较改造前提高2784kW.更换后的转轮能达到18750kW铭脾出力要求.3.1.3改造后的水轮机在导叶开度为80%时,进入高教率区,运行工况最佳.3.1.4一号发电机在冷却进风温度控制在4O及以下时,满负荷运行(c0s=0.85),定子,转子绕组温度均未超过最高允许值,即发电机可以在冷却进风温度为40及以下情况下满负荷连续运行.其它几台机组试验情况与一号机相近.3.2改造后机组振动,摆度情况良好.表6各机组振动及摆度数据改造前(mm)改造后(mm)技术指标1F2F3F】F2F3F最大垂直振动最大水平振动主轴击兰最大摆度水导轴承最大摆度0020.0150010020.02O02-0150130150080090.09可见,增容改造后,机组的振动和摆度情况良好.3.3增容改造后,汽蚀情况得到了改善.原I-IL211一LJ一225转轮采用高铸钢制成,汽蚀情况严重.每四年一次的机组大修,转轮汽蚀处理工作量都较大,汽蚀形状多为蜂窝状,分布于叶片出水背面及背面外沿附近,深度3mm-8mm不等,为处理汽蚀缺陷,需消耗大量不锈钢焊条,而且堆焊后叶片变形较大,增加了椭圆度,降低了转轮效率,同时还要采用专用工具进行打磨处理,延长了检修工期.为了改善汽蚀性能,改造后的转轮叶片和下环,上下止漏环旋转部分均采用了不锈钢材料,转轮上冠和泄水锥采用台金钢.一号机新转轮,经过一年的运行考验(运转时间5443h),于1999年3月中旬小修进行检查,汽蚀情况为:3.3.1转轮减压孔逆旋转方向均有轻微汽蚀区;3.32底环修型面正对每块导叶开度区,有零星汽蚀区;3.3.3叶片背面临近出水沿中部均有呈灰白色,程度不一的轻微汽蚀区,背面附近未出现严重汽蚀痕迹.由此可见,原转轮汽蚀严重部位的叶片出水区汽蚀性能得到了改善;33.4吸水锥未发现汽蚀现象4效益分析改造后,单机可增加300Okw出力,即机组可从原来的15MW增至18MW,若四台机全部改造成功,装机总出力可增加l2Mw.上犹江水电厂装机容量可望增至72MW.一可提高系统的调峰能力,增加了调峰储备;二可大大减少汛期弃水,提高全年发供电量,进一步缓解赣南老区供用电矛盾;三是增容后经济效益也较可观.以一号机增容效益分析为例,增容前该机实际效率87.1%,增容后计算效率按91%计算,多年平均发电量6054万kWh,则通过提高效率,降低损耗可增发电量约271万kwh,按多年平均弃水时间645h计算,增容后通过提高出力,减少弃水的增发电量约为193万kWh;按多年平均运行小时数4451,基荷运行小时2229计算,则通过