基于现场工作水头变化进行的水轮机改造研究与实施

刘本利，王树民

（中国电建集团海外投资有限公司，北京100048）

1 水轮发电机组改造的背景

某水电站发电系统工程由大坝、引水管道、厂房和尾水渠等构成，电站安装立轴混流式机组，装机3×60MW，采用一管三机的引水模式，额定工作水头122m。在水库达到设计最高水位时，机组满流量运行，电站未达到设计装机发电容量。通过多次现场测量，3台机组同时运行时水轮机最大运行水头约为116.5m。由此确定电站不能发出满容量的根本原因系满容量时引水系统水头损失偏大，水轮机实际工作水头未达到设计的额定水头。

2 改造原则

根据电站实际运行情况和需求，确定电站水轮发电机组改造的原则：3台机组全满发时机组达到设计的额定容量；全厂不能长期停电；处理方案尽量简单易行；并保证机组安全高效、稳定、长期、连续地运行。

3 改造方案分析

根据水轮发电机组的出力特性，为提高水轮发电机组实际出力，可采用提高水轮机工作水头或增加水轮机过流量，改造方案选择分析如下：

3.1 提高机组工作水头

机组的工作水头有上游水位、下游尾水位和引水系统的水力损失决定。考虑大坝基础安全及淹没问题，不允许抬高上游水位。鉴于本项目一管三机的引水方式，若要减少引水系统的水力损失，需将引水隧洞洞径加大，施工难度极高。为此，只有清理下游河道，降低尾水位，提高电站机组工作水头的方案。

经现场实际测量，电站引用流量与引水系统水头损失见图1。

图 1现场实测引水流道的水利损失曲线

原设计的引水系统额度流量（Q=163.5m3/s）时的水力损失为4.4m，由图1可见3台机组同时在额度流量情况下的引水流道损失增加较多。

同时考虑增加导叶开度，在原有转轮基础上加大过机流量，由表1水轮机的出力分析，水轮机工作水头为116.5m、电站引用流量约180m3/s 时，3台机组出力均可达到出力60MW，并稍有裕量。此时上游水位为设计最高水位150m，下游水位约为25.15m，水轮机空化裕量K值约为1.1。

表1 水头损失最大的1号机组出力计算

根据电站尾水位与流量关系，结合下游河道的现状，尾水渠需下挖至少2～3m，方可满足上述机组运行条件。为此，布置在下游尾水渠中的尾水冷却器需重新设计和安装，以确保其冷却效果。另外，下游河道的下挖，在1～2台机组发电时，下游尾水位较低，水轮机的空化裕度更小，将不能满足机组长期稳定安全运行的要求。

3.2 重新设计水轮机转轮

根据电站现状及运行条件，在不改变现有水工建筑物和转轮直径的前提下，重新设计转轮，降低单位转速和加大额度单位流量，选择比转速高的转轮，并根据新转轮的情况，改造导水机构和接力器，增加水轮机的流量，增加机组出力。

通过相关计算，新转轮额定水头选为113.5m，可确保机组出力裕度，其效率、气蚀等性能参数均达到较好的技术水平。但本方案需要更换原有转轮、导水机构和接力器，调速器也需要改造。该方案实施，每台机组需要停机2～3个月，所需费用和成本较大，电站收益甚微。

3.3 现有转轮叶片修型，提高机组过机流量

根据转轮特性，利用电站现有转轮，对转轮出水边进行修型，提高转轮的过流能力，加大电站应用流量，达到机组满足出力。

通过对原转轮的实际及CFD 计算，对原有转轮叶片的出水边进行修型的方式选择了3种方案：方案A：切割靠近下环部位的叶片，约2.7°，从出水边中间部位到下环均匀过渡；方案B：切割靠近下环部位的叶片，约3.0°，从出水边中间部位到下环均匀过渡；方案C：对叶片整体切割2.7°。原转轮轴面与3种切割方式如图2。

图2 转轮叶片出水边切割方案

利用CFD 对各种修型方案后转轮的数值效率及流量计算结果，在112m 工作水头下时，方案A比原转轮最优单位流量增加约50l/s，方案B 比原转轮最优单位流量增加约80l/s，方案C 比原转轮最优单位流量约增加60l/s。

图3112 m 时3种方案的CFD 数值效率及流量计算结果比较

根据CFD 计算结果，方案B 基本可以满足增大水轮机出力的目的，由此对方案B 实施后的水轮机综合特性曲线进行了CFD 预估，并按照预估特性曲线，得出水轮机各工作水头下的参数计算如表2。

根据表2核算，在工作水头为114.3m，3台机组出力均超过60MW，空化裕量K值约为1.35，满足设计要求。在水库水位从150.0m 消落至148.85m 的区间内，3台机组都可以达到60MW 以上的出力。同时不需对尾水渠及下游河道进行处理，可在机组C 修期间在机坑内逐台机组进行改造，不影响其他机组运行。

表2 水轮机按照预估特性的计算参数

4 改造实施

根据上述方案比较分析，改造采用转轮出水边进行修型的方案。为确保改造后的转轮性能，针对上述不同的修形方案，业主单位委托专业机构进行了模型试验，模型转轮在额定水头114m 时，对应的单位流量0.983m3/s 时，计算的水轮机流量为60.45m3/s，原型效率91.79%，水轮机出力为61.96MW，可满足电站额定出力要求，并有一定裕量，效率略有下降。

同时在模型试验时进行了水轮机转轮的初生空化试验，额定点的空化性能良好，σp/σc不低于1.25的要求。压力脉动、飞逸转速均满足相关规范要求。

根据模型试验结果，结合电站机组C 修，按照选定的修型方案，分别对3台机组的转轮进行了修型。

电站在3台水轮机转轮叶片修型后，分别做了相对效率试验，与未修形前的测试数据对比，在相同导叶开度下，过流能力平均提高约8%，3台机出力均超过60MW。水轮机在工作水头114m 时，各水轮机出力均超过61.86MW（最大出力为62.8MW），水轮机效率与模型试验相符，满足设计需求。

5 结论及建议

本次改造取得圆满成功，为水轮机由于工作水头原因造成不能达到设计容量而进行转轮修型改造积累了成功的经验，但过程曲折繁琐，风险较大，建议在水轮机选型过程中充分考虑电站水文情况、流道损失及水量情况，选择合适的转轮模型，尽量避免类似的技术问题和经济损失。