韓 伶 俐

（水電水利規(guī)劃設(shè)計總院，北京 100120）

前言

國內(nèi)某抽水蓄能電站安裝 4臺單機容量為300MW的可逆式蓄能機組，屬日調(diào)節(jié)純抽水蓄能電站，上游水庫正常蓄水位789.60m，死水位為758.00m；下游水庫正常蓄水位260.00m，極端死水位220.00m。水泵水輪機毛水頭/毛揚程范圍 570.4m～494m，額定轉(zhuǎn)速 500r/min，水輪機工況額定水頭 510m，額定流量67.58 m3/s，吸出高度－70m，轉(zhuǎn)輪直徑 3.86m（高壓側(cè)）。水泵水輪機進水閥為球閥。

電站輸水系統(tǒng)由兩套上游引水系統(tǒng)和下游尾水系統(tǒng)組成，每個引水系統(tǒng)設(shè)有2臺機組。引水系統(tǒng)從上庫進/出水口閘門井中心線至引水鋼筋混凝土岔管中心線長分別約 1229.5m（1#洞）、1262.4m（2#洞），引水隧洞內(nèi)徑為 6.5m，岔管后接高壓鋼支管直徑 3.5～2.3m，長約 98.79～121.37m。尾水系統(tǒng)（包括下水庫進/出水口）長885.1～897.2m，尾水支管管徑為4.4m，尾水隧洞洞徑為8.2m。壓力鋼管設(shè)計取用的最大內(nèi)水壓力值為864.5mH2O。

1 電站過渡過程計算分析及現(xiàn)場試驗成果

1.1 水泵水輪機合同規(guī)定的機組調(diào)節(jié)保證值

機組招標(biāo)過程中，根據(jù)中標(biāo)廠商提供的電站水力過渡過程初步分析結(jié)果，并結(jié)合設(shè)計單位的計算成果，水泵水輪機合同中規(guī)定的機組調(diào)節(jié)保證值為：發(fā)電電動機的轉(zhuǎn)動慣量GD2不小于 3750t·m2（不包括水泵水輪機的GD2），在最不利工況下，蝸殼進口中心的最大水壓力不大于800mH2O，尾水管進口的最小壓力不小于0mWC（包括導(dǎo)葉拒動工況），機組最大瞬態(tài)轉(zhuǎn)速不大于1.5倍額定轉(zhuǎn)速（導(dǎo)葉拒動除外），且輸水隧洞全線洞頂處的最小壓力不得小于2mH2O。

1.2 針對原輸水系統(tǒng)主機廠提供的電站過渡過程計算成果

電站水泵水輪機模型驗收試驗完成后，2008年4月制造廠商根據(jù)合同要求提交了電站水力過渡過程分析結(jié)果，主要控制工況的計算結(jié)果見表1，計算采用的導(dǎo)葉及球閥關(guān)閉規(guī)律如圖1所示。

從計算結(jié)果可以看出，蝸殼進口最大壓力和尾水管進口最小壓力不能滿足合同的要求，但小于壓力鋼管和蝸殼的設(shè)計壓力值。業(yè)主及設(shè)計單位要求制造廠商作進一步計算和分析，以使機組調(diào)節(jié)保證值滿足合同要求。制造廠商提出，根據(jù)機組調(diào)試期間的甩負(fù)荷試驗結(jié)果再進行復(fù)核和分析。

1.3 第一次現(xiàn)場甩負(fù)荷試驗

2009年7月份，1＃、2＃機組進行了雙機甩100%負(fù)荷試驗，導(dǎo)葉開度和調(diào)節(jié)保證主要參數(shù)的過程線如圖2所示。

圖1 制造廠商最初建議的導(dǎo)葉及球閥關(guān)閉規(guī)律

表1 制造廠商2008年4月提供的過渡過程計算成果表

從圖2可見，在當(dāng)時水位組合下同時甩去全負(fù)荷后，1＃、2＃機蝸殼進口最大壓力分別達到 816mH2O（80bar）、800.7 mH2O（78.5bar），超過了合同保證值，但小于壓力鋼管的設(shè)計壓力值；尾水管進口最小壓力和機組最大轉(zhuǎn)速上升率均滿足合同要求。

圖2 1＃、2＃機組雙機甩負(fù)荷試驗圖

機組調(diào)試期間，還進行了共用輸水系統(tǒng)的兩臺機 組均帶 150MW 出力運行、然后一臺機組甩掉負(fù)荷的試驗，在輸水系統(tǒng)水流穩(wěn)定之前，發(fā)現(xiàn)機組運行的出力最大達 195MW，超出試驗之前機組初始出力的30%。由此推算，當(dāng)兩臺機組帶300MW負(fù)荷運行、一臺機組突甩全負(fù)荷后，受引水發(fā)電系統(tǒng)內(nèi)水擊波傳播與反射的影響，運行機組的最大出力可能會達到360～390MW。制造廠商認(rèn)為過負(fù)荷持續(xù)時間較短，確認(rèn)其所供的設(shè)備能夠承受短時超出力的沖擊。

1.4 調(diào)整機組和球閥關(guān)閉規(guī)律后電站過渡過程計算結(jié)果

根據(jù)第一次甩負(fù)荷試驗結(jié)果，制造廠商提出，在考慮機組相繼甩負(fù)荷等極端工況的條件下，為使過渡過程各項指標(biāo)均滿足合同要求，必須調(diào)整球閥的關(guān)閉規(guī)律，要求將球閥從100%開度～20%開度的第一段關(guān)閉時間由24.8s調(diào)整為10s，其建議的機組和球閥的關(guān)閉規(guī)律如圖3所示。

電站引水系統(tǒng)進行充排水穩(wěn)壓試驗時，發(fā)現(xiàn)局部滲漏量偏大。為減小漏水量，在壓力管道局部洞段內(nèi)襯鋼管，處理后該段壓力管道內(nèi)徑從 6.5m縮減為5.8m。由于內(nèi)套鋼管后局部洞段直徑縮小，輸水系統(tǒng)水頭損失略有增加，輸水系統(tǒng)水流慣性時間常數(shù)Tw由原1.96s略增至2.03s。

圖3 第一次試驗后調(diào)整的導(dǎo)葉及球閥關(guān)閉規(guī)律圖

2011年5月，制造廠商根據(jù)調(diào)整后的輸水系統(tǒng)和水輪機導(dǎo)葉、球閥的關(guān)閉規(guī)律，對電站過渡過程計算結(jié)果進行了復(fù)核，主要控制工況的計算結(jié)果見表2。

表2 制造廠商提供的過渡過程復(fù)核計算結(jié)果

由表2可見，考慮計算修正后的蝸殼進口最大壓力保證值仍不能滿足合同要求，但小于壓力鋼管的設(shè)計壓力值。

根據(jù)電站過渡過程復(fù)核計算結(jié)果，制造廠商對蝸殼和球閥均按最大壓力值851.2m進行了強度復(fù)核，明確保證其提供的機組和球閥能安全穩(wěn)定運行。

1.5 設(shè)計單位對電站過渡過程計算的復(fù)核

設(shè)計單位根據(jù)變更后的引水發(fā)電系統(tǒng)和機組合同執(zhí)行情況，對電站過渡過程計算進行了復(fù)核，復(fù)核計算結(jié)果見表3。

由表3可見，在最不利工況下，尾水管進口最小壓力、機組最大轉(zhuǎn)速上升率均滿足合同要求，蝸殼進口最大壓力超過合同要求值，但幅度不大（約為合同要求值的 3.5%），且小于壓力鋼管設(shè)計選用的最大內(nèi)水壓力。

此外，設(shè)計單位還進行了共用輸水系統(tǒng)的兩臺機組各帶 300MW 出力運行，其中一臺機組甩掉全負(fù)荷后對另一臺運行機組的水力干擾分析，受擾機組最大出力為初始出力的126%。

1.6 第二次現(xiàn)場甩負(fù)荷試驗及對試驗結(jié)果的分析

輸水系統(tǒng)上斜井段內(nèi)襯鋼管后，在調(diào)整球閥關(guān)閉規(guī)律后再次進行了1＃機和2＃機的相關(guān)甩負(fù)荷試驗。

表3 設(shè)計單位提供的機組調(diào)節(jié)保證復(fù)核計算結(jié)果

共用輸水系統(tǒng)的兩臺機組各帶300MW出力運行，然后其中一臺機組甩掉全負(fù)荷后，另一臺仍在運行機組的最大出力為360.2MW，超出初始出力20%。

在毛水頭511.23m（相應(yīng)上庫水位769.03m、下庫水位 257.8m）時進行了雙機甩 100%負(fù)荷試驗（1＃機滯后2＃機1s甩負(fù)荷），球閥和導(dǎo)葉關(guān)閉規(guī)律以及廠家提供的試驗結(jié)果見表4。第一次和第二次雙機甩100%負(fù)荷試驗值對比見表5。

表4 第二次雙機甩100%負(fù)荷試驗主要結(jié)果表（部分洞段加鋼襯后）

表5 球閥關(guān)閉規(guī)律調(diào)整前后電站雙機甩100%負(fù)荷試驗對比表

根據(jù)廠家提供的第二次甩負(fù)荷試驗結(jié)果，試驗結(jié)果滿足合同文件要求。

2 球閥參與抽水蓄能機組甩負(fù)荷調(diào)節(jié)的幾點看法

2.1 第二次甩負(fù)荷試驗結(jié)果分析

一般說來，輸水系統(tǒng)水流慣性常數(shù)增大后，機組調(diào)節(jié)保證值會惡化，設(shè)計單位和制造廠商的復(fù)核計算也予以了證實。根據(jù)制造廠商提供的第二次甩負(fù)荷試驗結(jié)果，輸水系統(tǒng)局部洞段加鋼襯及球閥關(guān)閉規(guī)律調(diào)整后，蝸殼進口最大壓力值較球閥關(guān)閉規(guī)律調(diào)整前的小，尾水管進口的最小壓力值增加，與一般規(guī)律不符。

經(jīng)對制造廠商提供的原始錄波圖進行分析，發(fā)現(xiàn)制造廠商對第二次提供的甩負(fù)荷試驗結(jié)果進行了濾波處理：蝸殼進口壓力保留頻率小于150Hz的測量信號，球閥進口壓力保留頻率小于20Hz的測量信號。根據(jù)制造廠商提供的雙機同時甩滿負(fù)荷試驗原始錄波圖，其蝸殼進口和球閥進口壓力實測最大值分別約為800m、910m。

制造廠商提供的濾波方法有不足之處。根據(jù)機組葉片數(shù)和機組轉(zhuǎn)頻，保留頻率小于150Hz的測量信號是基本合適的，而球閥進口壓力僅保留頻率小于20Hz的測量信號，經(jīng)濾波分析處理后的數(shù)值與實測值相差較大，不能真實反映球閥進口處最大壓力值。

2.2 球閥參與機組甩負(fù)荷調(diào)節(jié)的原因

可逆式機組轉(zhuǎn)速變化對機組過流量影響較大，由于其轉(zhuǎn)輪流道狹長、轉(zhuǎn)輪直徑大，其相應(yīng)的離心力也大，特別對于高水頭和高揚程的可逆式水泵水輪機，即使在水輪機工況運行時，也可能因水泵的離心效應(yīng)產(chǎn)生阻止水流進入轉(zhuǎn)輪的作用力，當(dāng)水泵水輪機轉(zhuǎn)速達到飛逸轉(zhuǎn)速時，離心力急劇加大，可逆式水泵水輪機進入全特性曲線的“S”形區(qū)域，盡管此時機組轉(zhuǎn)速和導(dǎo)葉開度變化很小，但機組流量和轉(zhuǎn)輪前后壓力將出現(xiàn)較大幅度的振蕩，從而引起蝸殼內(nèi)較大的壓力脈動。

機組甩負(fù)荷過程中管道內(nèi)水錘的產(chǎn)生來自流量變化。對常規(guī)水輪機，其流量變化基本取決于導(dǎo)葉開度的變化；對可逆式水泵水輪機，其流量受導(dǎo)葉開度和機組轉(zhuǎn)速雙重影響。機組在甩負(fù)荷時首先動作球閥、延時關(guān)閉導(dǎo)葉，可以讓轉(zhuǎn)輪前（蝸殼）后（尾水管進口）流量及壓力變化只受機組轉(zhuǎn)速變化的影響，再在合適的時機（過機流量較小時）關(guān)閉導(dǎo)葉，可避免水泵水輪機工況進入小開度“S”形區(qū)域，改善轉(zhuǎn)輪前后流量及壓力振蕩幅值，以降低蝸殼壓力和尾水管真空度。

2.3 球閥參與機組甩負(fù)荷調(diào)節(jié)的缺陷

（1）球閥由機組防飛逸的后備保護措施變?yōu)閰⑴c機組甩負(fù)荷流量調(diào)節(jié)。

按照目前國內(nèi)設(shè)計理念，水輪機進水閥動水關(guān)閉是作為機組防飛逸的后備保護措施。而機組制造廠家要求在機組甩負(fù)荷時先關(guān)閉進水閥、延時關(guān)閉導(dǎo)葉，以滿足機組調(diào)節(jié)保證要求，這與目前進水閥作為備用措施的設(shè)計理念不一致。

（2）球閥參與機組甩負(fù)荷流量調(diào)節(jié)需進行動水關(guān)閉，其動水關(guān)閉的運用頻率較常規(guī)水電站的使用高出很多，無疑提高了對球閥自身的技術(shù)要求。

（3）球閥參與機組甩負(fù)荷流量調(diào)節(jié)對球閥的長期安全運行不利。

與導(dǎo)葉相比，球閥的過流量與開度（接力器行程）線性度差，加之動水條件下關(guān)閉形成湍流的影響，球閥在動水關(guān)閉時的流量特性很難確定，因此電站過渡過程計算結(jié)果與實際值會存在偏差。從第二次雙機甩負(fù)荷試驗分析，雖然球閥參與機組甩負(fù)荷流量調(diào)節(jié)在控制蝸殼內(nèi)水壓力方面效果明顯，但球閥前的壓力上升較多，其運用條件惡化，將導(dǎo)致球閥自身的應(yīng)力水平快速且急劇升高，將使傳力部件和軸承承受較高的動應(yīng)力，且球閥動水關(guān)閉時的振動、噪音也較大。

電站運行過程中，球閥樞軸銅軸套內(nèi)壁粘合的自潤滑材料發(fā)生過脫落，導(dǎo)致樞軸卡塞、球閥無法開啟。經(jīng)分析，制造廠商認(rèn)為球閥銅軸套的生產(chǎn)工藝和檢驗過程存在失誤，造成自潤滑材料不合格所致。但球閥參與機組甩負(fù)荷流量調(diào)節(jié)引起的軸承傳力部件較高動應(yīng)力會加速其損壞。

3 球閥參與抽水蓄能機組甩負(fù)荷流量調(diào)節(jié)的建議

為減輕水輪機工況甩負(fù)荷過程中蝸殼、導(dǎo)葉后轉(zhuǎn)輪前、尾水管的壓力脈動對機組振動的影響，球閥參與機組甩負(fù)荷流量調(diào)節(jié)是一種不得已采用的手段。對于球閥參與機組甩負(fù)荷流量調(diào)節(jié)，為了保證電站安全、穩(wěn)定和長期運行，應(yīng)在以下方面予以注意：

（1）應(yīng)關(guān)注球閥前壓力上升值。球閥參與機組甩負(fù)荷流量調(diào)節(jié)，球閥以及與球閥相接的壓力鋼管的最大水壓力可能較蝸殼內(nèi)的最大水壓力大許多，壓力鋼管設(shè)計強度應(yīng)足夠。

（2）球閥應(yīng)具有足夠的強度和剛度，應(yīng)能滿足多次動水關(guān)閉的要求。應(yīng)要求制造廠商在球閥合同文件中對動水關(guān)閉次數(shù)進行保證；宜參照《混流可逆式水泵水輪機基本技術(shù)條件》GB/T 22581-2008中 4.2.2.4條關(guān)于水泵水輪機主要受力部件的工作應(yīng)力要求提出對球閥主要部件的強度要求。

（3）合理選擇球閥軸承的結(jié)構(gòu)型式。高水頭/揚程抽水蓄能電站球閥參與機組甩負(fù)荷調(diào)節(jié)，球閥關(guān)閉時間較常規(guī)水電站的快得多，軸承傳遞的作用力也大得多，因此應(yīng)合理選擇軸承的結(jié)構(gòu)型式，避免軸承部件在較高的動應(yīng)力下發(fā)生破壞。

（4）球閥的油壓裝置應(yīng)具有足夠的容量，應(yīng)如水輪機調(diào)速系統(tǒng)一樣，應(yīng)保證接力器在低油位下至少能完成3個全行程操作，以確保機組及電站在電力系統(tǒng)中的調(diào)峰、調(diào)頻功能。

（5）應(yīng)加強對球閥運行狀態(tài)的監(jiān)測。球閥參與機組甩負(fù)荷流量調(diào)節(jié)使其承受的水壓力高，一旦發(fā)生漏水和破壞則可能使事故快速發(fā)展，威脅電站安全，因此應(yīng)加強對球閥及球閥室的監(jiān)測。