天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机特点华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司 游光华浙江 安吉 313302摘要 天荒坪抽水蓄能电站的水泵水轮机组由挪威 KVAERNER 公司提供， 是我国较早从国外引进的大型可逆式机组，自首台机组投产至今已有 7 年多本文总结分析了水泵水轮机 7年多的运行中出现了一些问题，以供参考借鉴主题词 天荒坪 抽水蓄能 水泵水轮机 性能 “ S”形特性 不稳定 轴向水推力 抬机 导叶 关闭规律天荒坪抽水蓄能电站安装有 6 台 300MW水泵水轮机组，为单级、立轴、混流可逆式，额定净水头为 526 米，运行毛水头（扬程）为 526 米 ~610.2 米，水轮机安装高程为 225 米，淹没深度为 -70 米，是目前国内已投产运行的水头和变幅最大的单级可逆式机组，在国际上也较罕见， 为使其达到满意的效率和良好的运行稳定性， 设计难度大， 没有现成的经验可供借鉴水泵水轮机的参数如下：水轮机工况： 水泵工况：额定容量：最大轴出力（入力） ：306MW338MW333MW333MW额定流量：67.7m3/s58.80m 3/s343.00m /s（最大）（最小）额定转速： 500RPM 500RPM旋向（俯视） ： 顺时针 逆时针转轮水轮机进口直径： 4030mm转轮水轮机出口直径： 2045mm最大瞬态飞逸转速： 720 r/min最大稳态飞逸转速： 680 r/min水泵水轮机及其辅助设备由挪威 GE 公司提供。
水泵水轮机大修拆卸方式采用中拆方式首台机组于 1998 年 9 月 30 日投入运行， 2000 年 12 月 25 日所有机组投产，投产以来运行情况表明，机组性能良好，效率较高，但也出现了一些问题，在技术人员的努力下，通过采取措施，相关问题已得到了较好的解决1 水泵水轮机的性能和结构特点1.1 效率按照合同规定， 水泵水轮机的效率按照模型试验来验收，合同要求水轮机工况的最高效率92.20 ％，加权平均效率 90.41 ％，水泵工况最高效率91.70 ％，加权平均效率91.52 ％根据模型试验报告，水轮机工况的模型最优效率为 90.61%，折算为原型其整个运行范围内的最优效率为 92.28%，加权平均效率为 90.317%，而水泵工况下模型最优效率为89.84%，折算原型最优效率为 92.17%，加权平均效率为 92.01%，除水轮机工况加权平均效率略低于保证值 0.083 ％外，其余均达到合同要求为了检验真机效率，我们于 2001 年月在 5 号机组上进行了部分水头 （扬程） 的热力法效率试验， 测得水轮机工况下在试验平均净水头 566.23 m 时，机组出力为 210~304.06 MW, 水轮机最高效率为 92.11 ％，相应机组出5力 272.00 MW；水泵工况试验平均净扬程为 542.09 m ，水泵平均效率为 88.99 ％。
从上述结果可以看出， 水轮机工况的最高效率已接近模型推算值， 水泵工况效率偏低， 我们认为主要是水泵工况的试验扬程较低所致 因测量范围有限和测量误差， 我们不能全面判断最高效率和加权平均效率能否达到模型试验的推算结果，但从多年来的抽水电量与发电电量统计表明，全厂的综合效率接近 80%，由此可反映机组的效率比较高1.2 汽蚀合同要求水泵水轮机汽蚀量为机组运行 3000 小时转轮材料的失重量不大于 2 公斤据统计， 目前失重最多的一台机组运行 12000 小时，汽蚀补焊焊条约 4.0 公斤， 汽蚀性能优于合同规定 我们现场检查发现， 汽蚀一般发生在转轮叶片的水泵工况进口， 且多发生在正压面，由此推断汽蚀多由水泵工况运行产生，说明水泵工况的汽蚀性能比水轮机工况要差1.3 振动合同要求水泵水轮机的大轴相对振动（即大轴摆度）不大于 150μ m，顶盖垂直振动不大于 1.8mm/s据运行资料， 1#水泵水轮机大轴摆度较大， 发电工况约为 240μ m，抽水约为 160μ m ， 3#、 4#水泵水轮机发电工况次之，约为 170μ m，其余机组、工况均小于 150μ m最新的《水轮发电机组安装技术规范 GB/T8564-2003 》规定大轴运行摆度应小于导轴承总间隙的 75%。
天荒坪电站水导轴承的总间隙为 0.40~0.50mm 左右，照此标准，只要大轴运行摆度小于 300μ m即符合规范要求顶盖垂直振动基本小于合同要求1.4 机组结构特点天荒坪抽水蓄能电站的水泵水轮机由蜗壳、座环（含固定导叶）、导叶及导水机构、水导轴承、顶盖、主轴密封（含检修密封）、主轴、中间轴、转轮、底环、尾水管等部件组成，水泵水轮机检修的拆卸方式设计为中拆方式，水车室机墩开有宽5.8 米的运输孔， 转轮、 顶盖等水轮机大件从水轮机层拆出，从球阀吊孔吊运至安装间，而不影响发电机的检修工作，但是在机墩开孔较大将在一定程度上影响机墩的结构强度天荒坪电站也保留了部分下拆的方式， 尾水直锥管可以从尾水管拆出，底环能够下落至尾水管混凝土基础上，导叶、迷宫环等可以直接拆出更换，抗磨板可以直接修补而不需拆卸顶盖和大轴，这样节省了检修时间从投产至今， 我厂抗磨板修补和抬机后更换上迷宫环的检修工作均采用下拆方式，目前我厂还未用过中拆的方式检修机组设计认为，机组采用下拆方案将增加尾水管的噪音和振动，事实上， 天荒坪机组的尾水管噪音在离尾水管1 米处的噪音为100db 左右因尾水管非人员长期工作区， 对人员不会造成大的伤害。
从目前机组运行来看，我们未发现因尾水管振动原因造成设备损坏的情况2 投产以来出现的问题和解决办法2.1 机组低水头空载运行不稳定模型试验报告显示，在低于560m水头的空载开度（约为 4~6°）下，机组处于或接近全特性的“ S”区运行，机组出现不稳定由于制造厂当时对该问题认识不足，设计上未采取任何措施，导致 1#机组投产试运行期间，当水头较低空载运行时转速来回摆动，自动并网困难、发电并网后出现逆功率跳机、机组甩负荷后不能转至空载稳定运行而跳机等现象，为此制造厂借鉴国外有关电厂的经验，在水泵水轮机的 5#、18#导叶上加装了两套非同步预开装臵， 设定当水头低于 560 水头、发电空载启动或发电转调相时， 当导叶开度处于 2~10°时投入， 或者当机组发电甩负荷后也立即投入， 此时这两只导叶开度在其它导叶开度的基础上再增加 26°的开度，但不能超过 32°采取此措施后，基本解决了上述机组低水头空载不稳定的现象， 但是非同步预开装臵投入时， 水轮机的摆度、 振动和噪音将增大， 因为投入时间短，对机组短期运行危害不大，长期运行影响需要监测总结2.2 2#机组转动部分向上抬起2003 年初， 2#机组检修后调试期间，晚峰发电发生 200MW转 300MW运行时转动部分抬起的现象。
根据有关资料，由于甩负荷引起向上轴向水推力不平衡而抬机的现象比较常见，而正常增减负荷时抬机现象较为罕见， 试验表明， 机组甩负荷时轴向水推力向下， 机组表现为较大的下沉经专家分析认为，本次抬机由向上水推力过大引起，并具有很大的偶然性影响轴向水推力的因素有流道畅通情况、迷宫环间隙、导叶开关速度和开度、水头、流量、尾水管空化、 平压管特性、 流道内残留空气等， 引起本次向上轴向水推力过大的主要因素目前还不很清楚 为防止机组转动部分抬起而损坏有关部件，我们在机组上加装了抬机量保护装臵，机组相对抬起2mm延时 2 秒跳机2.3 导叶关闭规律本厂采用上游输水道采用一管三机的连接方式，设计要求压力钢管的压力上升值不大于8.7MPa，机组转速上升值不大于 680rpm由于水泵水轮机在运行区域内存在“S”特性，导致调保计算的水击压力上升值、转速上升值与实际值相差较大，导叶关闭规律很难通过计算来确定天荒坪电站1#、2#、4#、5#机组目前采用的发电工况的导叶关闭曲线（曲线7）是制造厂在 1#机组上进行了 22 次甩负荷试验而获得的，根据试验结果，当单机甩负荷和一管两机同时甩负荷时，压力上升值和转速上升值均不会超过设计值，但一管两机（1#、 2#机）同时甩负荷时的压力上升值达8.4MPa，如果仍采用原因导叶关闭规律，一管三机同时甩负荷时的压力钢管的压力上升值就可能超过设计值8.7MPa。
由试验录波曲线可以发现，机组发电工况甩全负荷后，压力钢管压力曲线存在两个压力波峰，其中第一个压力波峰产生在导叶关闭规律的拐点处，第二个压力波峰发生在最高转速后约1 秒钟，且第二个压力波峰值要大于第一个压力波峰值（拐点位臵应大于350mm接力器行程） ，而通过改变拐点的位臵就可以改变最高转速发生的时刻，为此，我们在5#、 6#机组上再次进行了多次甩负荷试验，最终确定在 3#、 6#机组上采取另外的导叶关闭曲线（曲线9），通过第二个压力波的峰谷相互削减来降低压力上升值试验证明，一管两机甩负荷压力上升值约为8.1MPa，说明上述分析与措施是有效的， 也为一管三机甩负荷压力上升值预留了较大的余量抽水工况断电按一段关闭规律关闭注: 发电工况采用两段关闭规律 , 第一段的斜率为 -1/7.6, 第二段斜率% 为-1/25.1#、2#、4#、5#机采用 50%开度作为拐点( 即曲线 7) ，3#、6#机采用 500mm（59.88%)开度作为拐点 ( 即曲线 9).抽水工况为直线关闭 , 斜率为 -1/25.59.8850 曲线9曲线70 3.8 7.6 16.3 18.0 25.0 s导叶关闭规律曲线2.4 主轴密封主轴密封由英国 Sterling Mechanical seal 分包设计制造。
机组投产至 2003 年 6 月前，主轴密封多次出现因其运行温度高、 移动环抬起不能复位而漏水过大、 调相压水困难而导致跳机或密封磨损快而进行抢修的情况， 且发电调相工况不能正常运行， 在投产初期是严重影响机组运行的稳定性因素之一，给天荒坪电站的正常生产造成了巨大的压力，特别在迎峰渡夏期间，更是如此其间制造厂也多次对主轴密封进行了多次改造，但效果不能令人满意制造厂和天荒坪电站有关技术人员经过分析认为下库水位变化太大（达到49.5 米）、运行工况多、工况转换等造成主轴密封处的压力变化太快、制造厂对上述条件估计不足造成原主轴密封结构设计不合理是主轴密封不能正常运行的主要原因，因此在2002 年 6 月，华东。