孟洲坝电厂2号机水轮机转轮室气蚀的原因及处理
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收稿日期：2013-07-11作者简介：罗冠荣（1957-），男，工程师，从事机电和企业管理工作。孟洲坝电厂2号机水轮机转轮室气蚀的原因及处理罗冠荣（孟洲坝发电厂，广东韶关502029）摘要：分析孟洲坝电厂2号机水轮机转轮室气蚀的主要原因，提出处理的建议和在运行中应注意的问题，以延长水轮机主要部件的使用寿命和确保设备的安全，对相关电厂设备的安全运行有一定的借鉴意义。关键词：水轮机；转轮室；气蚀中图分类号：TK730.3+23文献标识码：B文章编号：1672-5387（2014）01-0040-02孟洲坝发电厂位于韶关市区下游12km，是北江干流的第一个梯级电厂，安装有四台灯泡贯流式水轮发电机组，水轮机型号为GZTF08-WP-580，发电机型号为SFWG11-72/6430。其中的2号发电机组（为天发厂机组）于1997年12月投产发电，2002年进行伸缩节、轴承、导叶间隙和轴套密封检查时，发现2号机水轮机转轮室有轻微气蚀；在随后的发电运行中，加强了运行的监测和年度的检查，到2005年时气蚀已较为严重，采取了一定的工艺补救措施，延长了2号机水轮机转轮室的使用寿命。2006年2号机机组检修时，气蚀现象有所加重及气蚀范围有所扩大，同时2号机水轮机的振动也比3号、4号机组的大。为解决2号机水轮机转轮室气蚀的问题，孟洲坝电厂组织技术人员多次进行会诊及现场的监控分析，也邀请国内有关部门的专家学者到电厂进行实地考察分析，探讨引发2号机水轮机转轮室气蚀的问题及解决的办法。1水轮机转轮叶片、转轮室气蚀破坏的主要原因分析一般来说，引起水轮机转轮叶片、转轮室气蚀破坏的原因主要有以下几个方面：1）根据电站的水能参数，分析机组选型是否合理。如计算水轮机允许的吸出高度Hs时，以模型转轮的气蚀系数σm计算装置气蚀系数σy时选取的K值是否有足够的裕量，确定机组安装高程是下游尾水位的选择是否合理。2）与水轮机组的运行情况有关。例如，如果在额定的水头下，水轮机组超负荷运行，相应的流量会增大，对应的单位流量Q′也随着增大，此时的气蚀系数σm也会增大，吸出高度Hs在此情况下可能会满足不了水轮机组的运行要求，气蚀破坏就会产生。3）水轮机组运行时，如果经常超负荷运行或在低负荷运行，会引起气蚀破坏的日益严重。评定水轮机气蚀的检查应在机组运行4000~6000h内进行，最多不应超过12000h。水轮机组在基准运行时间8000h时，其中在非正常运行区超负荷不超过100h，低负荷不超过800h。注：转浆式水轮机超过额定出力为超负荷运行，水轮机出力低于相应水头下出力限制线上出力的35%以下为低负荷运行。4）与转轮、转轮室的材质、加工质量有关。如果叶片型线、加工精度和光洁度不符合图纸要求，可能会使水流不能很好地与叶片过流面贴合，加上泥沙在其中的搅动，间接地恶化了流态，产生负压、空化进而造成破坏；转轮叶片外缘直径与转轮室的配合间隙在正常时要均匀，要满足水轮机质量的要求，单边间隙应为（0.05%～0.08%）D1，相应转轮直径D1＝5.8m的单边间隙应为（2.9～4.64）mm。如果间隙不均匀，会引起运行不稳定，在叶片正背面压差的作用下，水流从叶片外缘正面通过缝隙流到背面，形成缝隙流，且局部的流速过大，压力较低，形成间隙空化，在磨损（含沙量较大的水流）和空化两种因素的作用下，叶片外缘和转轮室壁会受到很大的破坏。转轮室为厚钢板材料焊接而成，而且要严格检查材质是否合格，钢板内部有无组织疏松等缺陷。第37卷第1期水电站机电技术Vol.37No.12014年2月Mechanical&ElectricalTechniqueofHydropowerStationFeb.2014402结合2号机组水轮机转轮室具体情况进行分析1）2号机水轮机组的主要技术参数：水轮机型号：GZTF08－WP－580最大工作水头Hmax＝8.0m最小工作水头Hmin＝3.0m设计水头Hr＝5.3m单机引用流量Qr＝243.88m3/s额定出力Nt＝11.45MW转速nr＝83.3r/min换算到GZTF08模型转轮参数为：转速nr＝209.86r/min单机引用流量Qr＝31.49m3/sηm＝87%水轮机效率ηt＝89.7%空蚀系数σm＝2.4△η＝2.7%额定出力Nt＝11.37MW吸出高度Hs计算时取K＝1.05，则Hs≤10－／900－1.05×2.4×5.3－5.8／2＝－6.3(m)(以机组轴线计算)按照目前电站机组的安装高程39.69m计算：一台机组发电时，Hs＝－5.61m；四台机组发电时，Hs＝－6.71m。可见一台机组发电时，Hs尚差0.69m，可能会产生气蚀严重一些的情况，四台机组发电时，Hs可满足机组的安全运行的要求。2）从孟洲坝发电厂机组运行所带的负荷分析选择从孟洲坝发电厂机组运行日志中分析负荷情况。根据2007年3月的1、3、4、8日及6月的3、4、5、6日共八天的记录，与其它机组发电对比，2号机所发的有功功率是四台机组中最大的。2号机组在八天时间内（192h）运行了155h，其中有11h在11.5MW以上运行，超负荷运行时间占运行时间的7.1%。如果按此比例计算，8000h气蚀考核时间内，会造成超负荷运行小时数达到568h，大大超出规范规定的100h。上述数据仅是以最近的运行数据为参考，按年发电小时计算，实际运行（特别是丰水期的运行）时超负荷运行时间也比规范规定长很多。因此，孟洲坝发电厂在丰水期的运行工况不合理是造成2号机转轮室气蚀破坏的原因之一。3）从水轮机转轮和转轮室的加工质量，水轮机转轮与转轮室之间的间隙来分析根据孟洲坝发电厂的安装记录及查阅的有关资料，确认2号机组在安装时水轮机叶片外缘经打磨才能装到转轮室，结果转轮叶片外缘与转轮室之间的间隙不均匀，转轮叶片的转动中心很可能不是重合的，这样当转轮叶片转动时，在转轮室球面范围内，就会出现间隙不均匀的情况，引起间隙空蚀，加剧转轮室表面的气蚀破坏；同时，早期的水轮机转轮叶片、转轮室加工精度和光洁度也不一定达到了水轮机质量分等的要求，也是造成加剧气蚀的因素。3处理的措施1）发电机组运行所带的负荷应控制在规范规定的范围内。超负荷运行小时数，在8000h内不超过100h；小于相应水头下限出力的35%的低负荷运行小时数不超过800h。运行调度人员及技术人员应做好合理的调度，对不同情况下的运行工况作出及时的调整，实行有效的现场管理和计划调节。2）单机运行时，下游水位偏低，Hs满足不了要求。一是可以将单机所带的负荷（在额定出力或接近额定出力工况）采用开二台机的方案来解决，尽量使运行工况点的σm减小，改善转轮室的工作环境，延缓对转轮室的气蚀破坏；二是加强与上下游电站的联合调度沟通工作，确保入库流量和出库流量的相对平稳，使电站的下游水位保持在比较稳定的状态下，降低气蚀破坏的产生机遇；三是在枯水期及入库来水量少时，合理调节机组的开、停时间，保持下游水位在合理的范围内，避免转轮室的气蚀破坏。3）水轮机转轮叶片外缘与转轮室之间的间隙要均匀，单边间隙在（0.05～0.08）%D1之内。为此，2号水轮机转轮室叶片外缘要重新在立车上进行加工，保证达到加工精度的要求；同时，对加工后的转轮应重新做一次静平衡试验，在条件许可的情况下，也应做一次动平衡试验；对转轮室球面应采用数控立车加工，尺寸必须达到图纸的技术要求，粗糙度不大于6.3μm。安装时尽量做到水轮机转轮叶片转动中心与转轮室球面中心重合，以保证叶片转动时与转轮室之间的间隙保持均匀。4）孟洲坝发电厂已重新制作一个转轮室。根据北江流域水情的特点和年度洪水次数较多的特性，新做的转轮室与水轮机转轮叶片配合部分将采用不锈钢材料，在加工工艺上采用目前较先进的技术，对防范气蚀破坏有一定的积极意义。罗冠荣：孟洲坝电厂2号机水轮机转轮室气蚀的原因及处理第1期41
