贯流式水电站

贯流式水电站（精选八篇）

贯流式水电站 篇1

关键词：水电站,冷却水系统,改造

1 水电站冷却水系统对象及要求

水电站冷却水系统的作用对象主要包括水轮机导轴承、发电机推力轴承及导轴承、水冷式空压机等。其主要作用为对运行设备进行热交换, 保证工作部件温度在一定范围。电站在运行过程中, 水轮发电机组将水能转换为旋转机械能, 此时发电机产生了大量的机械及电磁损耗。这些损耗将转化为热能向四周扩展。所以在机组运行过程中必须对发电机进行冷却, 保证其散热效果。

2 改造前飞来峡水电站冷却水系统存在的问题

飞来峡灯泡贯流式水利枢纽是以防洪为主, 兼有航运、发电、供水以及生态环境改善等综合效益, 共装有4台灯泡贯流式水轮发电机组, 总装机容量为14 MW, 年平均发电量达5.54亿k W·h。飞来峡发电机的冷却系统是全封闭的, 由于发电机铁芯长度比较短, 因此采用单侧进风, 所有的热量传递给河水, 封闭的冷却气流在泡头被分开, 在发电机上游侧装有8台轴流风机 (两台一组) , 轴流风机将风送经转子支臂上、下锥形罩上的通风孔, 从转子的下游侧进入发电机定子与转子之间, 流经磁极端部、定子支架、磁极间气隙、磁极与定子线圈间的气隙等, 并在上游侧端部汇合后, 通过空气冷却器进入轴流风机。

飞来峡4台机组在试运行过程中, 额定负荷运行时全部出现过部分部件温度超过设计温度的情况, 尤其是定子线圈。#1机组温度偏高最为明显, 正向推力瓦温最高温达69℃, 铁芯最高温度达112.3℃, 而定子线圈最高温度达134.3℃。而到了夏天, 机组多次限荷运行就是因为发电机风温过高报警导致, 更严重的是在限荷运行时还出现跳闸。经过多次小改造, 状况并未得到较大改变, 机组运行效果不理想。

此外, 因为布置表面冷却器局限性, 在其外部分河水流速小的地方有贝壳等水生物粘聚于此以及淤积泥沙, 这些都减弱了冷却器的冷却效果。粘附在冷却器表面的水生物脱落后有腐蚀斑点, 其最大深度可达4 mm左右。这些不良因素引发了密闭冷却系统多次在加压运行时发生漏水, 造成机组限制运行和紧急停机。

3 冷却水系统的改造

3.1 工程管理要求

根据国家标准和机组的有关技术规程要求, 对检修项目进行细化, 设置质检点 (H、W点) , 有针对性地编制设备检修质量标准、工艺和程序, 控制和保证检修过程中各工序的检修质量。检修质量严格按三级验收制度执行, 即“班组—部门—处”三级质量验收体系, 明确各级质量验收负责人, 进一步明确机组冷却系统改造工程主要质量控制项目, 明确工作负责人和质量验收负责人。

3.2 机械部分

板式水水热交换器冷却功率设计, 在额定工况运行时的情况下 (忽略次要因素轴承损耗) , 机组产生总的热损耗为692.0 W, 情况分布如下:25%~30%的总损耗热量可由定子贴壁式冷却直接散去, 定子贴壁冷却至少排出的损耗热量为173 k W, 冷却器需要吸收的损耗热量为519 k W。按裕量值为60%, 冷却器的功率需830 k W。

为保证机组在极端的条件也能正常运行, 如在夏季温度最高时, 机组满载运行时, 也必须保证正推轴承的温度不大于65℃, 定子线圈的温度不大于110℃。确定板式水水热交换器工况:热侧39~34℃, 流量150 m3/h;冷侧32~35.75℃, 流量200 m3/h。改造选择板式冷却器的型号为S41a-IS10-95-TKTM98-LIQUID。选择管径为150 mm的钢管。选择自动冲洗过滤器型号ZPG-I-150, Qn为275 m3/h, 满足水流量Q=200 m3/h。

3.3 电气部分

冷却水泵的启动方式有2种:开停机程序控制和机旁屏手动控制。根据机组LCU的顺控模块对2台冷却水泵运行时间进行主、备用切换, 由硬布线控制回路设置的2台水泵不可同时工作。冷却器进出口水温、监测系统冷却流量、冷却水泵的运行状态和出口压力值, 在操作员站上都能观察到。

冷却水系统采用的水泵电机容量为18.5 k W, 属于小容量电机, 满足直接起动的要求, 故采用直接起动方式。采用这种方式有很多优点, 例如可以使操作更为简单方便, 不用另外设置起动设备, 从而节约资金的投入, 直接起动方式电器回路的设计比较简单。

4 改造后取得的经济效益

电站冷却水系统改造后, 电站自动化运行程度高, 机组的能量转换效率大大提高, 发电能力增强, 新机组可达额定出力。

从飞来峡电站机组在冷却系统未改造前的运行情况可以看出:在河水温度超过25℃时, 机组受正推力瓦温、风温偏高等因素的影响造成其出力受限, 全年机组的受限出力约为5 MW/台。

在完成机组冷却系统改造后, 彻底解决了4台机组由于部分设备温度高限负荷运行情况。改造后增发电量为1 712万度。上网电价0.403 8元/度, 直接经济效益为691万元。

间接经济效益

机组运行时定子线圈、铁芯温度下降近9℃, 润滑油温下降近6℃, 延长了发电机和机组轴承油系统设备的使用寿命。

5 结语

系统改造后的机组经过试验调试, 证明运行效果较好, 各部指标优于改造前。使得机组运行的可靠性、安全性得到提高, 彻底解决了机组夏季由于部分设备温度高限负荷运行情况。

参考文献

[1]杨类琪.浅谈我国灯泡贯流式机组的发展[J].人民珠江, 2005 (S1) :80-81.

[2]任建军, 毛青海.卧龙台二期电站机组冷却水系统改造[J].中国水运.2012, 12 (11) :99-100.

贯流式水电站 篇2

摘要：本文通过阐述水电站的灯泡贯流式水轮机结构设计，详细分析水轮机转轮叶片数的选择情况对机组在建设过程和实际运行过程产生的影响。针对对水轮机叶片数关联方面的论述，了解水轮机选择过程中需要考虑的因素，以此选择合适叶片数的水轮机，从而达到发挥水电站最大发电效益，获得经济效益最大化的目的。

关键词：灯泡贯流式水轮机；结构特点；叶片；工况分析；

一、灯泡贯流式水轮机概述

水利枢纽工程根据电站参数和流量变幅大小配备不同数量和种类的水轮机。水电站的核心设备之一水轮机，其任务就是将水流机械能转化为旋转机械能，是发电过程中的基础环节，占据着重要地位。其质量优劣、运行情况都将影响着整个水力发电厂的经济效益和安全性能，甚至对水电站的整个机组寿命有决定性作用。在水轮机实际选择过程中，需根据水电站实际情况决定。水轮机有多种型式，如混流式、轴流式、轴伸贯流式、竖井贯流式，灯泡贯流式和全贯流式。不同型式水轮机应用在参数不同的水电站内，目前低水头电站均使用贯流式水轮机，而其中灯泡贯流式水轮机使用最为广泛。

二、结构特点

灯泡贯流式水轮机主要结构有：埋设部件、导水机构、转轮与转轮室、主轴与主轴密封、水导轴承、组合轴承等。结构较其他型式水轮机复杂，增设协调机制和稳定机制，但是检查和维修相对其他水轮机更为困难。其结构特点还在于流道采用直型，空间结构宽阔，将水能损失率降到最低，能量利用效率高。同时其单位流量大，比转速高，而且由于取消了蜗壳和肘行尾水管，其体积减小，结构紧凑，厂房面积小，能够最大程度减小土建投资。

三、电站水轮机工况分析

灯泡贯流式水轮机转轮型式有3叶片、4叶片、5叶片转轮，不同叶片数转轮技术参数不同。

表1 灯泡贯流式水轮机转轮型式主要技术参数对比表

转轮型式运用水头/m最优工况额定工况

单位转速单位流量效率单位转速单位流量效率

r*min-1m3*s-1%r*min-1m3*s-1%

5叶片转轮15～311381.6594.21772.2～2.392.5

4叶片转轮6～171661.993.0175～2052.9～3.191.5

3叶片转轮3～11.51752.292.0205～2203.3～3.587

（一）5轮叶片转轮工况分析

电站最优工况即在最小损耗下获得最大的发电效益。水轮机在持续工作过程中，从最小水头到最大水头之间转速和流量同样在不断变化。并不是所有技术参数达到额定值便能得到最优状况。由表1可看出，5轮叶片转轮的效率最高，但是运用水头范围同样高，对低水头几乎无法利用，而且这种大型灯泡贯流式水轮机发电组结构复杂，其叶片数量与机组其他部件的整合对机组的运行会产生一定的影响。一般情况下为了减小机组共振的发生，对整个机组进行分析，使水力激振频率与机组自身频率维持在一定范围内，但是5轮叶片机组尺寸大，动力特性相对3叶片转轮和4叶片转轮更加难以把握。在运行过程中，机组自身振动频率与水力激振频率更加容易引起机组共振，机组稳定性能较低，运行过程中变化情况多，对机组产生不良影响，降低水电站工作效益。5叶片转轮质量大，在配备过程中需要更多的人力物力，无论从设备配置方面，还是从建设规划方面所需投入高，耗时长，而且检查维修更为复杂，困难系数高。

（二）4叶片转轮工况分析

4叶片转轮在工作运行过程中最优工况效率和额定工况效率与5叶片转轮相差不大，但是，4叶片转轮单位转速更高，其能量利用率相对较低，从最小水头到最大水头机组运行效率包含高效范围较少，如果需要进一步扩大利用率，提高整体效率，那么只有降低转速。同时水轮机的机组性能同样受空化系数的影响，在效率、过流能力和功率等能量性能方面均存在有利作用，空化系数值是吸出高度除以水头值。4叶片转轮发电机尾水水位与水轮机中心线之间的高度并不高，因为于水电站厂房尾水管出口处淹没深度只有达到一定值才能满足整个机组良好运作，而在这种情况下得出的吸出高度并不能达到保证转轮运作效率高的要求，转轮所需的吸出高度在保证尾水管淹没深度最小值时，与3叶片转轮差别较小，但由于灯泡贯流式机组设计安装的横卧式简易布置，转轮旋转过程中绝大多数处于底端，空化发生率较低，因此选择4叶片转轮时机组深埋条件可稍作考虑。4叶片转轮进水边背面脱流现象同样影响运行效率，选择时应尽量避开。

水轮机工作时，水流进入水轮机，形成的撞击、脱流不仅会引起共振，还有各种漩涡、压力脉冲现象，水轮机的导叶、桨叶进口冲角增大了这种现象发生强度。且机组尺寸较大，耐受力难以保证，运行过程中难以保持既定形状，进而引起一系列的问题。由引水室流向水轮机转轮的水流需经过导水机构再进入转轮，这一过程通过电力系统负荷变化来调节水轮机流量以适应系统对机组出力的要求，如果导水机构变坏，就无法控制进入转轮的水流环量，不能满足水轮机对进入转轮前水流环量的要求，严重影响机组运行稳定性。同时水轮机导轴承减弱叶片开度不均产生径向水推力的影响，承受由轴传来的径向力和振摆力，固定机组轴线位置，保证轴心稳定，是水轮机的重要组成部分。而转轮室中转子和转轮体积大，重量大，如果运行中变形就会引发导叶无法正常工作，对转轮室间的间隙产生影响，发生摩擦碰撞的情况。4叶片轮机的尺寸和材料工艺都必须进行精确计算，以保证机组运行良好，不仅保证其最优工效，还需要保证其稳定性能。

4叶片转轮直径质量和尺寸处于中等，但是转轮和叶片的总质量相对3叶片转轮来说比较大，这决定了水轮机过流能力没有明显优势，而且比转速受水头范围影响比较低，因此4叶片转轮机组的质量与3叶片转轮比较处于劣势地位。同时转轮的尺寸较大，在设计制造过程中对工艺的要求比较严格，需要精确的设计与计算，直接影响转轮经济成本，对电厂的投资产生影响，不仅如此，对土地建设要求更为严苛。转轮尺寸的不同导致建设流道尺寸的变化，相应的建设工具、配备设备同样改变，电站的建设工作提高了难度，增加了电厂投資额度。

（三）3叶片的工况分析

3叶片转轮叶片较小，转轮质量和直径较小，单位流量大、比转速及过机流速高，其能量利用效率低下，空化系数普遍比较高。其运用的水头范围是3～12m，能够有效利用电站低水头。而且在其适合的水头范围内，最优工况的效率仍然可以达到92%，平均效率较高，最大限度发挥了机组效能。3叶片转轮运行过程中，为了满足机组空化性能，对机组的掩埋深度并没有特别的要求，与4叶片转轮相差不大。

水电站工作时，水头变幅大，远离最优工况的区域易引发共振，而3叶片转轮在此方面忧患不大，其尺寸和质量在合适的范围内，稳定性能较高，工作运转发生变化较小。而且由于体积较小，在设计制造方面相对轻松，工艺要求相对简单。整个机组的尺寸相配合，从配备设备到厂房建设过程均减少开支，减小电厂投资成本。

结束语

通过以上分析可发现，水电站不同叶片的选择，对水电站整个机组设备，电站经济投入和厂房建设将产生深远影响。选择过程中，考虑的因素不仅仅是单纯叶片数量，还需要对水轮机叶片数量改变引起的一系列变化进行分析研究，与此同时需要结合电站自身特点，运用掌握机组结构功能和重要技术参数，联合电厂投资预算和建设规划，在此基础上进一步进行详细比较和论证，而后优化选择结果，使电厂的发电效益最大化，给水电站带来最大的经济效益。

参考文献：

[1]王春暖.中小型水电站水轮机选型设计评述[J].水电站机电技术，2010，33（2）

[2]齐立伟.贯流式水轮机转轮模型试验[D].2012.

作者简介：

刘波（1986-），男，四川阆中人，助理工程师，长期从事水电站生产管理工作。

浅析水电站轴伸贯流式机组的安装 篇3

1.1 某水电站安装三台轴伸贯流式水轮发电机组。

单机容量2000千瓦，采用双微机监控系统，第一台机组由2006年3月份开始安装，2007年六月底发电，第二号，三号机组于2008年3月份发电。

1.2 组机基本技术参数

1.2.1 水轮机

型号GZ006-WZ275

设计水头Hp一6.4m

最大水头Hmax一8.7m

最小水头Hmin一3.5m

设计流量QP=38.5m3/s

设计出力N=2150kw

设计点效率η=89%

最高效率ηmax-93%

额定转速nH-l 66.7r/min

飞逸转速nP-429r/min

惯性矩GD2-821.4kW

1.2.2发电机

型号SFW2000 36/3250

额定容量2000kw

额定电压6.3千伏安

额定电流229.1A

功率因素cosψ=O.8

励磁方式可控硅静止励磁SFZL-42

励磁变压器容量1000KVA-22

2、安装基本程序

2.1 流道预埋

该电站配有50/10t桥式起重机，采用将基础环、座环、导水机构组装成整体后吊入机坑安装调整，以导水机构下游端面作为高程，

中心等各参数的调整基准点。待座环二期混凝土浇筑完毕后，装转轮室，直锥管。肘管Ⅱ和尾水管在安装间先焊接完毕，在机坑上面空中翻转吊入机坑并向下游移动500mm。装肘管I，并以底环前后加工内圆面作为机组中心基准，调整转轮室，直锥管和肘管I的中心，将肘管I和直维管用拉紧器临时固定紧后，再与肘管Ⅱ和尾水管连接起来加大即移交土建浇注Ⅱ期混凝土。

2.2 机组安装

2.2.1 水轮机安装

拆除流道分半面上半部，操作油管，内主轴和转轮体在安装问清扫组装成整体，水导轴瓦套进主轴上然后整体吊入机坑，将水导轴承与底环把合后再吊水轮机主轴与转轮联接。调整水轮机中心线，待发电机安装完，整个机组中心线调整完毕后，再装主轴密封和流道上半部。

2.2.2 发电机安装

发电机底板与两部轴承座整体吊入机坑，以水轮机轴线为基准粗调底板位置。然后将发电机转子吊入工作位置，单独盘车发电机转子，以水轮机主轴法兰面为基准，粗调发电机底座，调整完毕后固定底板将转子吊回安装间浇发电机底板二期混凝土，在安装间将转子套入定子中整体吊入机坑粗测定转子间隙，联轴、调推力轴承间隙，再装其它零部件。

3、安装中的几个问题

3.1 轴线调整

该机组轴线由三条轴：内主轴、水轮机主轴和发电机转轴，转轮体四部分组成。水轮机主轴和发电机转轴中间用分半传动环联接，共设三部轴承：水导轴承，推力轴承，座式径向轴承。轴线总长为13.340m，水导轴承和推力轴承之间转动部分长达10.095m，转轮体相对水平轴线下沉1.5mm，轴向限位尺寸有5个，因此轴线的调整是整个水轮发电机组安装中的关键。以水导轴承为基准调整水轮机中心线，水导轴承座是扇形结构，我们在实际调整中发现若保证三部轴承在同一水平线上，水导瓦与轴颈配合在上游端面-Y方向有0.1mm间隙即水导瓦底部与内立轴在轴向接触不完全，说明扇形板刚度太大不能满足自位要求，只能靠轴承支架来调整水导轴承使其倾斜角度与内主轴倾斜角度一致，水轮机主轴法兰面的倾斜角度为0.003度。法兰处水平度为0.05mm/m，单独将发电机转子吊人工作位置盘车找正发电机底板位置满足两法兰同心度和正反推间隙，水导轴承回油盒，甩油环，座式径向轴承球体与轴颈前后间隙等轴向限位尺寸的要求，加固发电机底板、将转子吊回安装问。浇二期混凝土。

3.2 水导轴承漏油

该水轮机采用轴承受油器，水导瓦承受径向载荷．设计有润滑供油，同时又有高压油供给。在机组正常开停机时高压油通过转动间隙漏向集油箱，自动运行时间同样有调速机油漏出。这样就使调速系统用油不断减少，如果桨叶调节频繁或全关时调速器主配压伐不在中间位置，高压油很快漏向回油箱，使调速用油很快减少。这种结构要求机组正常运行时必须不断向油压装置集油槽中补油。由于水导轴承处轴承润滑供油和调速机油通过轴承间隙连通在一起所以采用将重力油箱溢油直接溢到油压装置再从油压装置集油槽溢到回油箱，在机组运行中重力油箱始终保持在溢油状态，这样就能保证整个油压系统稳定运行。要求回油箱一台油泵供油量大于三部轴承润滑供油量，由于该电站重力油箱设计比较小，如果一台油泵自动运行，启动太频繁，所以将一台油泵置于手动连续运行一台置于备用状态。

该轴承受油器在分半把合面处开有漏油槽，槽内侧作为把合面接触面，外侧把合面处有间隙，如果润滑供油太大或内侧漏油太大则把合面外会有油漏到轴承外面，待轴承预组装时检查把合面外侧间隙考虑加铜垫或涂密封填料，既要满足内侧面完全接触，外侧又不漏油。

3.3 联轴法兰漏油。

该水轮机主轴采用空心结构而转轮体采用缸体移动活塞不动，缸体后有导向短轴，缸体在全关位置时短轴伸入主轴内，为了使主轴内腔不充满油，在转轮体侧焊接一块圆形堵板，在大轴加工后再焊接，内应力没有消除，当转轮体内充满高压油之后使堵板焊缝开裂，主轴内腔充满油，由于连轴法兰处没有防漏油设计故油从分半传动环外漏出，我们临时在法兰外加设一块堵板用橡皮条密封避免在运动过程中有油漏出，但主轴内腔仍充满油，如果在转轮体侧主轴内腔设计内法兰压橡皮条等防漏措施，即可避免油漏人大轴空心腔。

3.4 轴承端盖与转轴碰磨

该机组轴线长达13米，因此实际轴线与轴承整体设计时认为是一条水平直线，相差比较大，发电机两部轴承端盖与大轴设计间隙只有0.1mm轴承与转轴配合总间隙0.20～0.25mm，端盖与轴配合间隙过小和轴线挠度比较大，如果对端盖不加处理势必造成轴与端盖碰磨。在安装过程中磨大端盖内孔使端盖内孔与轴实际间隙为0.15～0.2mm。即可避免端盖与轴碰磨。

3.5 外伸主轴密封座偏心

在流道预埋过程中一直以水导轴承座作为机组中心线，发电机底板安装也是以水轮机中心线作为基准，而转轮体下沉1.5mm，要求将转轮室下调满足转轮室间隙要求。导水机构顶盖下游端面与底环中心线的垂直度；直锥管两端面的平行度；伸缩节间隙调整时误差；肘管I上游面中心线下游密封座处的同心度等等制造及安装误差全部累积到外伸主轴密封座处，造成肘管I下游端面中心线与机组中心线偏离过大达10毫水以上，在实际安装过程中将机组中心线调整好后再装外伸主轴密封座，重新配钻密封座与肘管I联接螺栓孔。

3.6 定转子整体吊装

在机坑无法将转子直接套入定子中，因此只能在安装间将转子套入定子中然后整体就位。在安装间将定子立起来使定子中心线与桥机小车轨道平行，用大钩配10吨手拉葫芦吊起转子穿入定子中、待上游钢丝绳靠近定子时用小钩接力松开10吨手拉葫芦，移动小车即可将转子套入定子中，在小车移动过程中用绝缘垫条检查定转子是否碰撞。转子到位后定转子间隙加绝缘垫条。转轴两端用临时支撑，松大钩换钢丝绳。用大钩吊定子配用两个10吨手拉葫芦拉紧转子两端，将定转子整体吊入机坑就位。

4、结束语

贯流式水电站 篇4

黄河大河家水电站位于青海省民和县官亭镇与甘肃省积石山县大河家镇交界的黄河干流河段上, 是黄河龙羊峡—青铜峡河段水电开发规划中的第12个梯级电站, 上游约5.8km是正在筹建的积石峡水电站, 下游约11km是在建的炳灵水电站库尾。

电站距青海省西宁市公路里程204km, 现有临平、民临二条省级公路临近坝址通过, 黄河公路大桥在坝址下游约800m处的民临公路上, 积石峡坝区还有两座施工跨河大桥, 两岸均有公路通过, 对外交通方便。

大河家水电站工程属三等中型工程, 主要开发任务是发电。枢纽主要由河床式电站厂房、泄洪闸、左右岸砂砾石坝、防渗墙等建筑物组成。水库正常蓄水位1783.00m, 总库容390万m3。电站等别为三等中型工程, 主要建筑物级别为3级。

电站总装机容量142MW, 4台灯泡贯流式机组, 水轮机型号:GZ (TB5008A) -WP-690, 单机容量35.5MW, 转轮直径6.9 m, 额定水头9.3m, 额定转速78.95 r/min, 水轮机过流量423.88 m3/s, 最大飞逸转速255r/min, 多年平均发电量5.591亿k Wh。

灯泡贯流式水轮发电机组主轴为水平布置, 主轴一端连接发电机转子另一端与水轮机转轮相连, 主轴由发电机侧的组合轴承和水轮机侧的水导轴承两点支撑。主轴上的重量分别承担在组合轴承的轴承支架和导水机构的内导环上。

2 施工准备

确定用钢琴线找中心法 (水平法)

2.1 设备

1) 钢琴线直径:0.3m m至0.5m m

2) 重锤:重锤须带有尾翼且足够重的铁重锤;

3) 精密调整装置 (求心座) :利用百分表可调精度可达0.01m m;

4) 内径千分尺;

5) 接收元件:1#电池二节, φ0.75m m的双股电缆线5米, 耳机一副, 工件的被测点与内径千分尺之间用胶带纸绝缘。

2.2 如何拉直钢琴线

1) 不要采用纽结, 连接或弯曲的钢琴线;

2) 校正钢琴线的挠度。因为一条水平拉直的钢琴线会在自身的重量下发生弯曲, 校正下挠度是必须的。

式中δ:挠度 (mm)

a:到支撑点A的距离 (m)

b:到支撑点B的距离 (m)

W:每单位长度钢琴线的重量 (g/m)

T:重锤的重量 (Kg)

3 水轮机、发电机中心线调整方法

1) 先将管型座与导水机构内导环、轴承支架把合的法兰面都清理干净, 且利用螺栓固定;

2) 内导环、轴承支架两头分别安装精密调整装置;

3) 定出工件上A、B、C、D测量断面位置 (4个等分点:上、下、左、右) , 并在测量位置上粘上绝缘胶纸。

4) 利用精密调整装置与管型座B、C断面初步调整钢琴线的中心, 如内导环与轴承支架同调时可取消B点;

5) 在A、D断面用内径千分尺测量带标记的四个点到钢琴线的距离 (测量单位:1/100mm) , 使用接收器检查钢琴线是否在A、D断面的中心位上, 并作记录, 如不在中心位上, 则调整相应部件轴承支架或内导环, 直至一个断面上半径在标准允许范围内。

4 验收标准

测量图上OA1, OA2, OA3, OA4的四个数据

上方△Y=OA1-δ-OA3≤0.04mm

要求A、B、C、D四个断面同心度0.04mm。

验收合格后, 把合牢固管型座与轴承支架及内导环根据图纸要求配铰定位销孔。自此机组调中心线工作完成。

5 总结

大河家水电站水轮发电机组调中心线方法的成功实施及运用, 为以后其它水电站灯泡贯流式机组调中心线具有参考借鉴价值。

参考文献

[1]青海大河家水电站4×35.5MW灯泡式水轮发电机水轮机现场安装作业指导书.GZ (TB5008A) -WP-690水轮机.编号:HII12H23205.

贯流式水电站 篇5

自上世纪80年代我国首座大型灯泡贯流式电站建成以来, 随着水电建设事业的快速发展, 灯泡贯流式机组也得到了广泛应用。灯泡贯流式电站具有水头低、流量大的特点, 流道短而平直, 为避免在动水关闭闸门过程中形成的射流直接冲击灯泡体引起机组振动, 流道内产生涡流引起空蚀, 造成导叶损坏, 对机组造成不利影响, 通常机组事故闸门设在机组尾水出口处, 上游侧只设置1~2道检修闸门, 担任机组检修时挡水的任务, 多个进水口共用检修闸门, 闸门分节由坝顶门机通过自动抓梁分节启闭和吊运, 平时闸门和自动抓梁放置在储门库中。

灯泡贯流式电站厂房位于河床上, 施工围堰标准低, 汛期水量大, 若机组安装处于汛期, 进水口须设置闸门挡水保护厂房施工安全, 未设计有检修门的机组进水口, 需要增加一扇检修闸门或一次性的临时钢筋混凝土叠梁门。

2 临时封堵方案的选择

目前工程建设的实际情况, 灯泡贯流式电站厂房进水口临时封堵方案一般采用钢闸门和钢筋混凝土叠梁门。钢闸门是材质为钢的闸门, 混凝土叠梁门使用多根单独的混凝土梁, 逐根横向放入门槽内叠成一个平面挡水结构。叠梁门结构简单, 整体性差, 梁与梁之间止水仅靠梁的自重叠紧。两种临时封堵方案各有利弊, 对具体电站而言, 选择何种临时封堵方案, 应进行综合的技术经济方案比较, 一般可从以下几个方面进行比较。

2.1 投资比较

以云南某灯泡贯流式电站为例, 厂房进水口孔口尺寸为7.6m×11.2m, 设计水头为28m, 分别装有钢制检修门和混凝土叠梁门, 钢闸门门叶重71t, 综合单价按10500元/t计算, 考虑回收价值2000元/t后, 实际按8500元/t计算, 安装及拆除费用为6万元, 闸门投资为66.35万元。钢筋混凝土叠梁门钢筋制安21.3t, 按6000元/t计算, C30混凝土113.5m3, 按700元/m3计算, 吊耳2.2t, 按12000元/t计算, 止水条200m, 按200元/m计算, 叠梁门钢筋回收价值按3万元计算, 安装及拆除费用为8万元, 共计32.37万元, 占钢闸门投资的48.8%。通过对国内多座灯泡贯流式电站两种封堵方案的投资进行比较, 钢筋混凝土叠梁门投资大致在钢闸门的35%~60%之间。闸门投资受到孔口尺寸、水头、设计方案等因素影响, 随着孔口尺寸增大, 水头增高, 两种闸门的投资差距会有所减少。但仅从工程直接投资上比较, 并不能反映全部费用, 还应从拆除闸门时影响的电量损失、潜水员工作费用、漏水抽排费用等方面进行综合对比。

2.2 安全可靠性

按照《水利水电工程钢闸门制造安装及验收规范》 (DL/T5018-2004) 要求, 钢闸门在承受设计水头压力时, 通过任意1m长止水范围内漏水量每秒钟不应超过0.1L。钢闸门在车床上加工, 制造精度高, 质量易于得到保证, 漏水量容易控制在规范允许的范围内, 止水条用螺栓、压板固定在门叶上, 安装过程中便于调整, 可靠性高, 起吊方便, 其安全性较好。钢筋混凝土叠梁门大多在工地制作, 很难达到钢闸门的制作精度, 且分节多, 如果制作精度未达到要求, 则安装调整难度大, 侧面止水密封条很难保证全部受压, 容易产生渗漏甚至漏水情况。一旦发现漏水处理难度大, 可靠性远低于钢闸门。当新投运机组试运行期间发生紧急情况时, 钢闸门可方便地重新吊装, 钢筋混凝土叠梁门则不具备重新吊装条件, 影响机组紧急情况处理。从安全的角度看, 钢筋混凝土叠梁门适用性不如钢闸门, 适用于孔口尺寸小、水头低的电站。

2.3 拆除闸门对发电量的影响

采用钢闸门方案, 在坝顶门机具备起吊条件的情况下, 通过自动抓梁可以在周边机组发电的状态下正常启闭闸门而不影响发电量。拆除钢筋混凝土叠梁门时, 为安装吊具, 须放空水库作业, 或暂停周边机组发电, 请专业潜水员水下进行吊具安装, 当初为加强止水效果而进行的混凝土浇筑等辅助防渗漏措施会增加拆除难度, 潜水员作业危险、费用高, 机组发电影响时间长。临时封堵方案选择应研究河流特性、工期安排, 掌握拆除临时封堵闸门时的来水量及发电负荷。为减少对发电量的影响, 设计时可研究自动抓梁提升钢筋混凝土叠梁的可行性。

2.4 机组台数对方案的影响

通过以上分析知道, 在挡水安全方面, 钢闸门具有不可替代的优势, 为什么还要讨论封堵方案选择的问题呢?主要原因在于, 灯泡贯流式电站通常在该地区处于水电开发晚期, 单位千瓦投资较高, 如果机组台数多, 全部采用钢闸门, 临时封堵是一笔不小的投资, 且后期利用价值不大, 存放场地困难, 业主或总承包人为了控制投资, 必须研究封堵方案以增强企业竞争力。钢筋混凝土叠梁门具有投资省、拆除后可破碎或移走, 无需存放的优点。设计通常根据机组台数, 设置1~2套钢制检修门, 其余采用钢筋混凝土叠梁门进行封堵, 机组台数影响钢制检修门数量的确定。

3 钢筋混凝土叠梁门方案的几点建议

钢筋混凝土叠梁门由于投资省, 在中小型闸门孔口临时封堵中应用较多, 但往往由于设计、制造、安装的问题, 容易发生较大渗漏危及厂房安全、起吊断裂破坏等情况, 影响发电工期, 在采用钢筋混凝土叠梁门时, 为保证其可靠性, 建议从以下几方面加以控制。

3.1 加强混凝土梁的制作精度

钢筋混凝土叠梁门顶面、底面不平整, 容易造成梁面之间架空;背水面不平整, 与闸门槽接触面容易产生缝隙, 难以压紧止水条。在水压力作用下, 止水条变形破坏, 甚至被挤出, 产生较大的渗漏。浇筑混凝土应控制好模板平整度、垂直度, 安装牢固保证不变形, 叠梁顶面、底面的平整度及背水面垂直度应控制在±3mm, 模板内部宜涂脱模剂。

3.2 严格控制安装质量

安装就位时应注意水封准确对接, 水封接头处用生胶热压胶合, 接头处需平整。止水橡皮表面平整度控制在±2mm。钢筋混凝土叠梁门上下层配筋不相同、受压侧和受拉侧钢筋配置不同, 制作中应标明编号和水流方向, 避免因安装方向放反而引起结构破坏事故。为使叠梁下游面贴紧止水面, 在叠梁吊装即将就位时可采用液压千斤顶施加水平推力辅助就位, 并用楔块打紧固定。设计时应考虑在叠梁端部恰当的位置设置千斤顶着力点, 使叠梁能紧贴门槽止水面。叠梁与上游侧门槽空间不足以放置千斤顶时, 可减薄叠梁端部的宽度或在上游闸门槽上焊接钢板支撑千斤顶。

3.3 止水防渗性能是核心

梁间止水条宽度宜在50mm以上, 厚度宜在8mm以上, 以保证止水条有足够的压缩量, 适应梁面的不平整度, 保证止水严密。为防止层间止水条被水挤出或破坏, 应预埋螺栓对止水条进行固定, 增大止水条的摩擦力。也可考虑在叠梁的顶部设置凹槽放置止水, 凹槽内预埋槽钢。为增加叠梁门的可靠性, 可在叠梁与门槽的空隙填塞棉絮等填充物, 迎水面浇筑高标号细石混凝土填实, 在叠梁门上游面层间缝及缝两侧适当范围刮一层环氧胶泥止水。

3.4 合理选择叠梁门安放的孔口

当机组台数为2台, 设计仅配置一套钢制检修门和一道钢筋混凝土叠梁门时, 面临着钢闸门安装在哪台机组进水口的问题。钢筋混凝土叠梁门安装在首台发电机组进水口, 拆除后, 新投运机组试运行期间发生紧急情况, 需重新下门关闭时, 钢筋混凝土叠梁门不具备重新吊装条件, 影响机组紧急情况处理。钢筋混凝土叠梁门安装在第二台发电机组进水口, 钢筋混凝土叠梁门拆除时, 首台发电机组需停机, 影响电站发电效益, 叠梁门安放在哪台机组进水口, 安放前须分析具体电站实际情况确定。

3.5 合理确定单根梁门的尺寸

在叠梁强度、刚度验算通过的情况下, 可适当加大梁的设计高度。每孔梁的根数越少, 层间缝越少, 有利于防渗, 降低施工成本和加快施工进度。同时, 单根梁重还应考虑钢筋混凝土叠梁门安装时, 拟用起吊设备能否满足吊装要求。

3.6 注重水压检查试验

闸门临时封堵承担着厂房挡水的重任, 灯泡贯流式机组运行层高程较低, 大量电气屏柜安装在运行层, 水轮发电机组和流道封盖严密前, 一旦洪水来临, 闸门漏水量大于检修、渗漏排水泵抽排水能力时, 对厂房及机电设备的危害非常大。水压试验是检测闸门设计、安装质量的重要手段, 闸门安装完毕后, 必须进行水压试验检查闸门密闭性能, 水压试验的压力尽量接近闸门设计洪水位, 试验完成前暂不进行厂房内重要设备的安装。

3.7 注意梁的拆除安全问题

钢筋混凝土叠梁门工作一段时间后, 止水条受压变形, 使叠梁与止水条间因空气挤出后紧密粘连, 在大气负压的作用下, 易导致起吊重量增加, 甚至叠梁断裂破坏, 叠梁拆除时应小心谨慎。拆除时可将叠梁一端缓慢提升适当高度, 放下再提梁的另一端, 使空气或水分进入叠梁与止水条接触面, 然后双吊点同时提升叠梁。

4 结论

综上所述, 在进行灯泡贯流式电站进水口临时封堵设计方案比较时, 应进行系统的、综合性的经济技术方案比较。根据笔者的经验, 钢筋混凝土叠梁门整体性差、防渗安全问题突出, 在孔口宽度较大时, 应谨慎采用钢筋混凝土叠梁门。对于中小型电站且进水闸孔口较小时, 可采用钢筋混凝土叠梁门, 以减少投资, 但必须加强设计和施工控制。不管采用何种封堵方案, 应充分研究河流特性, 在汛前完成临时封堵施工并检查闸门密闭性能。当机组台数为2台时, 为方便试运行期间紧急使用和两台机组同时使用检修门, 建议厂房进水口全部配置钢闸门。

参考文献

[1]曹际宣, 陶红, 唐斌.混凝土叠梁门设计与技术创新探讨[J].云南科技管理, 2010 (5) :112-114.

贯流式水电站 篇6

关键词：水轮机,贯流式,进人孔

1 电厂概况

西北某水电站是黄河龙-青河段沿梯级水电站。电站总装机容量74MW(4×18.5MW），为日调节水电站，其主要任务是发电。电站为三等中型工程，整个枢纽工程由左岸副坝、电站厂房、冲沙闸、右岸副坝等建筑物组成。

2 原因分析

水电站4台机组运行并网发电之后，由于加工制造等原因，检修发电机定转子时只有泡体中设有一个风洞进人孔。由于风洞进人孔的开口位置不理想，在泡体中面朝上游组合轴承的九点钟方向，距离转子约1.3m的地方。导致检修人员在前往定转子室打开进人孔门欲进入风洞时，必须躬身脚踏定转子消防管的固定角钢，再用身体横跨1.3m的空间，用手抓住转子筋板孔隙才能固定身体。此时检修人员只有两个斜向空间的支撑点：一处为消防管的固定角钢，一处为转子筋板孔隙。此时检修人员距离转子底部的垂直距离约为3.899m，十分危险。影响了检修人员的工作环境，增加了其危险系数。因为进风洞时检修人员必须脚踏定转子消防管的固定角钢的“L”形顶角部分，长此以往将会严重影响角钢对于定转子消防管的固定效果及使用寿命，而且检修人员在踏着角钢顶角部分作业时亦容易打滑，若此时手中抓不稳即会发生严重的人身安全事故，因为脚下是定子齿压板及定位筋等棱角形状设备，所以一旦发生滑落事故，则后果不堪设想。这对于检修人员亦是一种心理负担，进一步考虑：若人员不发生安全事故，每次检修人员进入风洞时都踩踏固定消防管道的角钢，此角钢为45号回火索氏体（即优质碳素结构刚），厚度为3mm，宽度为50mm，其许应力为353MPa。假设检修人员踩在角钢上时，角钢的受力为80%的垂直重力加上20%的斜向扭力矩。设定检修人员体重为75kg，角钢长出管型座40cm且固定牢靠。则角钢的最大承受复合力矩的屈服极限为σ=（353MPa/n）×S×80%×15%=28.24MPa/cm2，而检修人员施加给角钢的垂直方向的力量为m×g×80%=588N而弯曲（拉伸）扭转的组合强度为根据第三强度理论条件（其中g取9.8，安全系数n取国家给定值1.5）由运算结果来看，角钢对于承受检修人员的重力和扭矩的复合力而言是达到屈服极限的边缘的，再加上我们考虑到人员的冲力、两端铰支细长压杆的临界力Pc=π2EI/L2计算出其临界应力(d近似取20mm,E=210GPa）及日常机组复合震动对于钢才造成的因素之后，计算值告诉我们：在这种受力情况下，角钢的寿命和强度、挠度、屈服极限和抗压缩（拉伸）系数均很难有效保证（在未给消防供水管道施加受力的情况）。随着以后我们河口电站机组实现完备化后，若消防管内通水则检修人员此举是重大事故隐患。会导致角钢固定不稳、消防供水管路圆形不规整、其环形管路不在同一圆平面内、消防管路受扭力矩影响而产生裂痕甚至断开等一系列问题。如消防水渗漏等故障，如在机组运行时则会成为重大事故的诱因。

3 处理方案

在以确保检修人员人身安全、机组运行稳定、无事故隐患、检修人员方便检修的大原则下，经过试验、分析研究作出以下处理方案：在泡头内面朝下游侧（+x,-y)30°-90°方向（每台机组情况不一样，以方便检修为准）的两个风机之间再增设一个进人孔，其宽度约为400mm，高度约为800mm。位置、样式如下图所示，增设的进人孔在泡头挡风板上，取其挡风板所用之材料，四周用6个M6×20的螺栓把合在挡风板上，外侧加装高60mm宽150mm的拆卸把手，可以焊接在新进人孔孔门上。四周用厚度为10mm的羊毛毡密封，孔门内侧在加装两道30的角钢做十字形立筋，用以提高孔门的平行强度和稳定系数。因为风洞内高温环境居多，橡胶在此环境中易老化，故而不选用平板橡胶密封。由于考虑到挡风板的震动问题，进而想到羊毛毡对于震动的消除效果很好，用螺栓把紧时羊毛毡的压缩量为1.5mm，亦能起到很好的阻风效果。所以最终选定了羊毛毡来做新增进人孔的密封材料。除此之外，在泡体内原先的进人孔内管型座上还应安装下行把手，这样以来也方便了从泡体进人孔进人风洞的检修人员。因为在定转子室内管型座上安装金属把手虽然不会对定转子的发电产生很大的影响，可是其对整个定转子室内的平衡电场会产生影响，导致整个工作区域磁场失衡，为日后的机组正常运行留下隐患。为此我建议把下行把手的材料选定为不锈钢，尺寸为150mm×400mm的“Π”形，其安装可以直接焊接在管型座上，也可以在两短边用垫脚与4个M10×20的螺栓把合在管型座上。从安全角度考虑，为防止下行把手因管型座的震动而松动、脱落，设计螺栓与垫脚之间使用止动垫片，而垫脚与管型座内壁之间使用厚度为5mm的羊毛毡垫。设计下行把手之间间距为30mm，设计每台机组安装4个即可，把手用直径覬30mm的不锈钢管即可，使用防滑滚斜十字花纹做表面处理。

4 所需投入

这样改进所需要的投入分为以下三类：第一，材料。第二，安装。用割枪割泡头进人孔时，为防止铁屑飞溅至定转子间隙内，则用石棉布将工作现场欲保护装置全部包裹保护，安装下行扶手是也是如此操作，施工完毕后仔细清扫、检查。下行把手间距为300mm。第三，维护及使用注意事项。因新增进人孔与下行把手的工作环境有较高的温度和复合震动等因素，所以建议做好备品备件工作，如矩形环羊毛毡垫备用件、螺栓、止动垫片备用件等。此外还需每6个月检查维护一次，如毛毡的损耗、螺栓的松动等，以及时消除隐患。此定期维护工作完全可以与风洞检查定期维护工作合并。最后，因新增设一个泡头风洞进人孔，则检修人员进风洞管理制度更需严格实施，做好记录工作以消除事故隐患。此外改装完毕之后需要对定转子室内的消防管路、链接处、法兰面、喷头等薄弱环节进行彻底检查和维护，以避免日后留下消防管路漏水的事故隐患。

5 改装后带来的效益

贯流式水电站 篇7

甘再水电站项目是柬埔寨第一个大型水电站项目, 也是外国公司在柬埔寨开发的最大的综合性水电工程, 同时也是中国水电建设集团公司第一个境外BOT水电项目和目前中国在柬埔寨最大的投资项目, 具有发电、灌溉、防洪等多项功能, 电站投产后将对柬埔寨国内带来较好的经济效益和良好的社会效益。

PH2水电站4#机组安装一台额定功率为0.8MW轴伸贯流式水轮发电机组。水轮机型号为GD006-WZ-170, 为卧轴轴伸贯流定浆式机组, 转轮型号为GD-006, 转轮直径为1700mm, 额定水头9.8m, 最小水头3.1m, 额定流量10m3/s, 额定转速300r/min。发电机型号为SFW800-20/2150 10.5KV, 水轮发电机组采有三支点结构, 水轮机只有一个径向轴承装于固定支座内, 发电机设有一个径向推力轴承和一个径向轴承, 前后轴承装于一个大底板上, 底板架在尾水管的边墙上。

二、水轮发电机组结构形式 (如图1)

轴伸贯流式水轮发电机组的水流从进水管引入, 经导水机构、转轮、尾水管, 排至尾水渠道, 通过水轮机, 水流的能量 (位能和动能) 转换成水轮机轴上的旋转机械能, 带动发电机旋转发电, 水轮机主轴从尾水肘管中水平穿过后与发电机采用刚性法兰直接联接。

轴伸贯流式水轮机结构复杂, 发电机转速低, 与小机组相比, 尺寸大、质量大, 故要求水轮机拆装时不移动发电机。为此, 在两轴之间设置分瓣过渡法兰, 就能很方便地单独拆装、维护水轮机或发电机。

轴伸贯流式水轮机是水平轴向布置, 没有蜗壳, 流道也是轴向布置的。导水机构采用锥面布置, 12个导叶成圆锥状布置在内外配水环之间, 其锥角为65°。进水管的座环与尾水肘管大部分埋入混凝土中。水轮机进水管顶部开有560×860mm的吊物孔, 以供装卸灯泡头内工件时使用。座环由六根支柱、两个底脚以及内外环组成, 上支柱是油、气、水管路的入口, 下支柱是排水管、排油管的出口, 径向轴承装于内环的下半法兰上, 水轮机流道内零部件重量以及动载荷通过座环传递到基础混凝土上。调速器与油压装置为组合式, 布置于△8.60m层, 调速机构采用单推拉杆结构, 能过推拉杆、调速轴与导水机构相连。高位油箱布置于尾水△31.00m层。

三、水轮机结构特点

1. 转动部分。

甘再PH2电站轴伸贯流式水轮机转动部分由转轮、主轴、小轴、泄水锥、过渡法兰等组成。转动部分是水轮机的重要部件, 水流的位能和动能就是通过转轮变为旋转机械能, 由主轴传递给发电机而转换成电能的。

轴伸贯流式水轮机结构较复杂, 为便于机组的安装、拆卸和检修维护, 以及在拆卸主轴、转轮时, 可以不移动发电机及其它部件, 在水轮机主轴和发电机主轴间设置过渡法兰。轴伸贯流式水轮机主轴较长, 且水轮机轴从肘管中伸出, 为便于主轴、转轮的安装和检修, 水轮机转轮室、直锥管均采用从轴线水平分瓣的结构。

2. 导水机构。

水轮机导水机构主要由导叶外环、导叶内环、12个活动导叶、控制环、压环、导叶套筒、导叶臂、连接板、223个Ф36钢球、24个GE35ES关节轴承等组成。

控制环为滚动磨擦球轴承结构, 在控制环与外环之间装有223个Ф36钢球, 以使控制环具有小的磨擦力矩, 保证控制环动作灵活。

12个导叶轴线与水轮机轴线成65°倾角, 呈锥面布置, 导叶翼型为空间扭曲型线, 导叶转角范围为0°～70°。导叶采用整体铸造, 二支点结构。为了便于安装, 在内环上装有导叶短轴, 与导叶内环轴也配合, 导叶轴孔内压有SF-2钢背复合材料轴套, 用水润滑, 上、下轴套材质相同, 上轴套压在导叶套筒内。导叶密封采用“O”型密封圈, 用压环压紧。导叶上、下端面间隙的调整是通过导叶轴端的M24螺栓及调整垫环厚度来实现的。连杆球铰轴承采用了标准关节轴承GE35ES, 为防止灰尘等进入轴承内, 轴承装有轴承压盖, 要定期加注润滑油, 以保证导叶连板动作灵活。调速机构采用单推拉杆结构, 主要由轴承座、调速轴、左右叉头、拐臂、销轴、推拉杆及JLK-6位置开关等组成。接力器无自动锁锭, 只在导叶全关位置设有人工锁锭。

3. 轴承油系统。

机组的轴承润滑方式为强迫油循环稀油润滑, 采用重力油箱外循环集中供油方式。发电机和水轮机共用一个供油系统。润滑油用L-TSA46汽轮机油, 在轴承座上、下侧设置有进油孔和排油孔。冷油从上面的进油孔进入到径向轴承和径向推力轴承的油道内, 热油从下面的排油孔排出, 流到机组外部集油箱内冷却, 再通过箱内油泵加压至31.00m高位油箱, 形成一定自重压力的油流回到轴承内, 如此往复循环。油冷却器的冷却水由生活供水系统水塔直接供给, 冷却后直接排至集水井。

4. 主轴密封。

主轴密封采用GFO编织纤维盘根密封结构, 具有良好的封水性能, 磨损后可自动补偿, 使用寿命长, 它主要由支架、导流罩、盘根F16、工字环、封水座、压罩、弹簧、调节螺栓和密封座等组成。向密封处通0.1MPa～0.2MPa的清洁压力水, 起润滑和冷却作用。弹簧通过压罩给GFO盘根以一定压紧力, 使其与旋转的轴套表面紧密封接触以达到封水目的, 盘根装好后将弹簧的长度调整到69mm。当盘根受到磨损时, 压簧仍能产生压力而使盘根起到密封作用。对于少量漏水, 能通过排水管排出。

四、发电机结构特点

发电机为卧式结构, 发电机定子、转子、轴承装于同一底板上, 定子、轴承基础用地脚螺栓把合。传动端的径向轴承, 既承受发电机转动部分重量的径向力外, 又承受水轮机的正反向推力, 非传动轴端为径向座式轴承。

轴伸贯流式水轮发电机一般放置在微弯的过流道上, 由于水力关系, 流道中性线至轴系中心线间的距离受水轮机转轮直径的限制, 在设计发电机的安装基础时, 须考虑到这一因素的影响。在刚性直联机组中, 发电机的基础不能按常规卧式水轮发电机的方式设计, 一般须跨流道布置发电机的基础螺栓, 地板尺寸很大, 常采用大小地板用螺栓把合的结构。发电机通风系统采用管道式通风冷却方式, 通风管道安装在定子机壳上部, 抽风机位于▽31.00m厂房外侧。

发电机通风系统常采用管道式通风冷却。由于发电机位于流道的正上方, 其底部通常不能放置通风管, 而改为顶部出风, 抽风机置于风管穿墙孔内。由于发电机转速低, 运行时提供的风压及风量均较小, 且极间距较小, 过风面较窄流阻较大, 风压降较常规机组大许多。为保证发电机散热对风量及风速的要求, 风路流道设计应尽量畅通, 不留死角, 防止局部放置增大风阻的零部件, 如极间连线宜引至磁轭端面而不放置于风路上;适当增大风叶尺寸、角度, 以增加风动压头;流道过渡部应圆滑, 减小尖角等。

五、水轮发电机安装难点

灯泡贯流式机组和轴伸贯流式机组, 两种机型同属于贯流式机组, 但其结构特点和安装方法有所不同, 轴伸贯流式机组的水轮机主轴从肘管中水平穿过后通过过渡法兰与发电机轴联结, 发电机移出灯泡体, 露在水轮机外面;轴伸贯流式机组的特殊结构决定了安装方法的特殊性。

1. 水轮机转轮、主轴、轴承安装。

(1) 根据轴伸贯流式水轮机的结构特点, 在安装间将转轮、小轴和主轴密封进行组装, 将密封座下半部分装于内环上, 利用主轴转轮吊装工具将组装件吊于流道内, 在转轮叶片外缘与下半转轮室之间打上楔子板, 通过调整楔子板来找正转轮中心, 叶片外缘与转轮室间隙取其最大值。小轴端加支撑使其水平。 (2) 将组装好的径向轴承从进水管上部的吊物孔吊入, 吊装径向轴承与小轴对准中心装于座环上, 并安装进油管、排水管等。 (3) 用主轴吊具吊装主轴, 并在肘管的圆环下部垫上两只主轴支撑管, 联接主轴与转轮。

2. 发电机定转子的安装。

(1) 在发电机组的安装位置上, 由于受电站厂房空间限制, 发电机的定、转子应一起吊装, 在安装间将转子用支架和垫木块垫平稳, 定子吊至转子附近 (如图2所示) 位置;两支架和垫块支撑好转子, 拆除转子下部方木后, 定子移至定、转子铁芯中心对准。 (2) 定子套入转子前, 为防止定、转子间互相碰撞磨擦受损, 应在气隙中垫以适当厚度的橡皮板或钢纸板, 仔细观察在套入过程中定、转子之间是否保持有间隙的滑行。 (3) 用定、转子整体吊装工具, 将定、转子同时缓慢吊至底板和轴承上落位 (如图3所示) 。

六、经济效益分析

1. 轴伸贯流机组具有比转速高、过流量大及水力效率高、投资少等特点, 是开发低水头水力资源的良好机型。

2. 轴伸贯流式水轮发电机组较其它形式机组, 其结构较为简单, 布置形式有利于检修维护。

3. 为了保证大坝和厂房的天然河道不断流及生态放水, 水库通过坝体管道向大坝与厂房之间的天然河道常年下泄3m3/s～5m3/s。在枯水季节PH1电站机组不发电的情况下, PH3电站4.0MW机组可与PH2电站0.8MW轴伸贯流式机组配合发电, 根据设计要求, 0.8MW机组在旱季每天可满足20个小时的发电量, 为电站创造了可观的经济效益;同时可兼顾下游提供生态灌溉水源, 有利于水资源的合理利用。

4. PH2电站0.8MW轴伸贯流式水轮发电机组在旱季发电, 其机组小流量 (10m3/s) 稳定运行解决了旱季为了防止海水倒灌影响地下水, 保持了PH2电站反调节堰以下相对比较均匀的水流, 维护了大坝枢纽和PH2电站厂房间的减水河段河道基本生态, 具有很好的社会效益。

七、结束语

甘再PH2电站0.8MW轴伸贯流式机组的选用, 从其结构特点、安装难度、检修维护和经济效益方面综合来看是非常合理的, 能满足甘再河流域雨、旱季节分明的发电需求;机组具有运行水头范围较大, 效率高等优点, 利于电站经济运行的要求。

参考文献

[1].孙玉华.浅谈建筑工程施工管理.价值工程, 2010 (5)

贯流式水电站 篇8

我国水力资源居世界第一,但是目前水电开发程度较低。根据国家“十五”计划和2015年远景规划,水电开发的目标为:到2015年水电装机达到15万MW,占电力总装机28%,水能资源开发程度将达到40%。到2015年,中国将成为世界水电站装机容量第一强国[1]。随着现代水轮发电机的容量和尺寸日趋增大,在水电站厂房某些工作区域内普遍出现振动过大的现象,并不同程度地引起厂房乃至大坝的强烈振动,甚至威胁水电站的经济运行和安全运行。

1 水电站厂房的振动

1.1 水电站厂房

按照集中落差的方式,常规水电站的基本形式分为坝式水电站、引水式水电站和混合式水电站。由于水电站的开发方式、枢纽布置方案、装机容量、机组形式等条件的不同,厂房的形式也是多种多样的,通常按厂房的结构及布置上的特点,可分为地面式(包括河床式、坝后式、岸边式)、地下式、坝内式、厂顶溢流式及厂前挑流式等。各种厂房水下部分的结构大同小异,主要差别在水上部分结构和维护结构。对于大型机组,常见的是坝后式厂房、岸边式厂房和地下厂房。

对于安装立轴机组的主厂房,发电机层和水轮机层是主厂房中不可缺少的两个楼层。按照一般习惯,发电机层以上称为厂房上部结构,发电机层以下称为厂房下部结构,水轮机层以下称为厂房下部块体结构。上部结构包括屋面体系、吊车梁、厂房构架,基本上与一般工业厂房相似。下部结构包括发电机层的机墩、蜗壳、尾水管、上下游边墙等,其特点是结构的截面尺寸、形状不规则,均为现浇的钢筋混凝土结构。位于上、下部结构之间的发电机层楼板系统,目前对其划分归属尚不统一,考虑发电机层楼板更符合下部结构构件的特点,以及叙述上的方便,本文将其归为下部结构。

1.2 大型混流机组厂房的振动问题

如同其他动力机器一样,水轮发电机组在运行过程中不可避免要产生振动,也允许有轻微的振动,但如果振动超出一定范围,就直接影响到机组的安全稳定运行,缩短检修周期和使用寿命,严重时还会引起引水道和整个厂房的振动,以至被迫停机[2]。引起机组振动主要有水力、机械和电气等三方面的原因,其中水力振动现象在混流式水轮机中表现较为明显,这是由混流式水轮机过流部件单一,对偏离最优工况的水头和流量的变化适应范围相对较窄的固有特点所决定的。

我国20世纪五六十年代投入运行的一些机组,因提前发电、系统负荷少等因素,出现过长期低负荷运行,致使水轮机运行稳定性较差,由于机组小,问题尚不突出,近30年来随着系统的扩大和缺电,单机容量、机组尺寸不断增大,机组及厂房结构的刚度相对降低,水轮机在高水头运行区普遍出现了水力不稳定现象,并不同程度地引起厂房甚至是大坝的强烈振动。我国的刘家峡、岩滩、东江、丹江口、牛路岭等电站的水工建筑物共振问题较为突出,其中又以岩滩机组在高负荷时厂房结构的剧烈振动最为罕见。

1.2.1 岩滩厂房的振动问题

广西岩滩1号机组1992年投运时,由于溢流坝闸门不具备挡水条件,初期运行水头在50 m左右,站在运行中的1号机发电机盖板上感觉不到机组运行,尾水管进人门处噪音较小。2号机投入运行时,水库蓄水至设计正常蓄水位,随着电厂运行水位提高,机组运行在小负荷(100 MW左右)时机组尾水管出现强烈的低频压力脉动。机组在运行过程中存在较大范围的强水压脉动,转轮叶片屡屡出现裂纹,当运行水头大于60 m,导叶开度70%左右时,机组接近最高出力时,机组和厂房均出现强烈振动,人员在发电机层楼板上难以站稳,并曾导致机旁盘误动作[3,4]。特别是在174 m高程发电机层及副厂房,振动更为强烈。振动产生时,174 m层的中控室内有明显的感觉,且沉闷的共鸣声干扰了运行人员的正常工作,影响了监盘人员的注意力。由于振动现象在一定区域内存在,因此为了避开振动区域,机组在高水头段被迫降负荷运行,使电厂不仅损失电量,而且调峰能力也大大减弱[5],至今该问题依然存在。

1.2.2 五强溪水电站厂房楼板的振动

湖南五强溪水电站混流式水轮机的转轮直径8.3 m,是目前国内最大的混流式转轮,单机容量240 MW。该电站5台机组都存在振动范围大、幅值大的问题[6]。1、2、4号机都曾因机组振动过大而发生机械过速保护装置误动导致紧急停机事件。1、5号机曾因水导摆度过大造成齿盘测速探头损坏。剧烈的振动危及机组的安全稳定运行,振动产生的噪音也给运行人员的工作环境造成不利影响。强振发生在低负荷工况,此时尾水管内存在大量的0.125~0.625 Hz的低频振动分量,其中个别振动频率与厂房建筑物的自然频率非常接近,导致厂房产生共振。

我国已投产的另外一些大型机组电站如二滩、小浪底、隔河岩、天生桥一级等,自运行以来均不同程度地出现影响安全正常运行的振动区域[7]。国外几座巨型混流式机组也同样存在类似问题,如美国的大古力Ⅲ(转轮直径9.9 m、单机容量700 MW)、委内瑞拉的古里Ⅱ(7.2 m、610/730 MW)、巴西与巴拉圭合建的伊泰普(8.6 m、715/740 MW)、巴基斯坦塔贝拉水电站(7.9 m、440 MW)等[8,9]。

2 厂房振动研究现状

2.1 国内外研究现状

由于水电站厂房结构复杂,其结构形式、构造受枢纽布置等因素影响。所以,迄今有关水电站厂房抗振研究的文献、著作很少,尤其在动力分析方面研究进展更缓慢,仅大连理工大学对水电站厂房的动力分析研究的稍多一点,其他水利学院及科研机构对此仅做了少量的研究工作,发表论文亦不多。论文间也存在一些分歧,如水轮机压力脉动区的水力振动问题,其发生机理和振动特性,包括其相位和分布特征,以及对厂房结构振动的作用和传递规律等。国外对水电站厂房的振动问题上已做了较多工作,但也集中在对厂房上部结构的动力分析上的研究,对水电站的下部结构动力分析的特性研究也很少[10]。

2.1.1 国内研究的现状

1987年李彦硕研究了刘家峡水电站楼板采用整体模型实验(能考虑上、下楼板与支承结构一定的耦合作用)和局部楼板结构(不考虑支承结构的耦合作用)有限元电算相结合的方法[11]。1995年戴湘和对长江三峡水电站厂房及水下结构进行了结构动力计算分析研究,得出了结构动态特性及动力响应与位移[12]。1996年天津大学李大成、熊有志采用SPA5程序,提出了三维动力有限元法和混合型动态子结构法,对三峡水电站厂房水下结构进行了三维的整体动力分析[13]。2002年广州市房屋鉴定事务所沈可对岩滩水电站厂房的两种动力模型坐了模拟分析比较,计算采用ANSYS软件,模型建立及单元划分在其前处理程序完成,避免了在单元节点的自由度协调上花费大量精力;同时为考核单元网格划分是否合格,进行了网格进一步细化后计算结果的比较检查[14]。2002年赖维刚应用了PKPM系列软件对水电站厂房上部结构空间进行了分析和计算,并应用SATWE程序进行复核,认为应用该软件缩短了计算和设计周期[15]。2003年大连理工大学马震岳在三峡水电站水轮机模型试验中,发现存在一个特殊压力脉动区,压力脉动幅值超过标书的规定,可能会对厂房振动产生不利影响,为此进行了主厂房整体的振动分析数值模拟,研究了主厂房的固有振动特性并进行共振复核;并研究了机墩结构在各种动力荷载作用下的振幅和应力,利用动力法计算厂房在水力激励作用下的振动反应,根据国内外有关振动规程,对振动加以评价,为厂房动力设计和运行控制提供了科学依据[16]。

2.1.2 国外研究现状

早在1994年(美)K.J.Bathe对大古力水电站厂房振动特性进行了研究,并在研究的基础上建立了较精确的水电站厂房楼板结构模态分析和在机组水力激振作用下动力响应分析的有限元计算模型。利用该模型对水电站厂房振动进行了数值分析,其计算成果与实例数据非常吻合,并对厂房振动进行了分析预测[17]。2002年(美)R.W.Clough J.Penzien对古里水电站厂房进行建立了一种混流机组水力振动下水电站厂房的有限元动力计算模型,进行了发电机层楼板结构的模态分析和简谐动力响应分析。厂房结构计算结果与实例数据非常吻合,在此基础上对水电站厂房楼板的振动进行了分析预测[18,19]。2002年Bathe.K.J.利用反应谱理论对水电站厂房结构进行了抗震计算分析比较,得出了其自振特性及地震位移、动应力响应。对楼板的抗应力强度进行了安全性评价[20]。2002年Ohashi H.研究了机组震动对厂房的作用机理和效应,评价振动强度及其影响,进而研究消振减振措施或改进结构设计途径[21]。因此,试图通过理论和数值方法,分析和预测机组诱发的厂房振动,为设计和运行提供了理论依据。

2.2 厂房结构振动研究概况

水电站厂房运行中的振动问题主要有两类:第一是厂房结构及水轮机发电机支承结构与机组强迫振动发生共振;第二是厂顶溢流厂房水流脉动压力诱发厂房结构的随机振动。

对于直接承受机组动荷载的支承结构——机墩的动力分析,由于构件单一、受力明确,《水电站厂房设计规范》(SL266-2001)给出了基于单自由度振动体系推导出的自振频率及振幅计算公式,国内多数电站都是按这套方法设计的,运行中也未发生共振和其他问题[22]。对大型机组和重要工程用有限元法进行分析亦无多大困难,国内在这方面开展研究较多的是大连理工大学董毓新、马震岳等[23,24,25]。

对于溢流厂房的振动问题,已建成的厂坝溢流式厂房,如新安江、池潭、修文水电站,以及厂前挑流式厂房,如乌江渡、漫湾等水电站的原型观测表明,动水压力诱发厂房振动是微弱的,对厂房结构的运行与安全不会产生很大影响[26,27]。已编制二维及三维有限元紊流诱发振动动力分析程序,并应用于实际工程计算。

而对于大型机组振动引发的水电站厂房结构共振问题,目前研究尚不深入,一般采用共振校核法进行厂房抗振设计,其方法粗糙,校核标准难以掌握[28]。当前日益突出的大型混流机组厂房的水力共振,不仅可以造成厂房结构在长期动荷载作用下的疲劳失效,更重要的是超出了厂房结构的正常使用要求。如水电站厂房的楼板上往往布置机组的监控操作设备,同时也是人员工作区,从机器基础和劳动卫生安全两方面都对楼板的振幅和振动速度提出了具体限值。要进行减振控制,首先就必须对厂房结构振动做定量分析。由于水电站厂房振动系统中的振动体(即厂房结构)和振源(即机组)都非常复杂,该如何来描述厂房结构的自振特性及机组水力振动的振源特性、又怎样计算由后者所引发的厂房结构物的动力响应,这些问题迄今为止,尚缺乏成熟有效的分析手段。国内外也几乎未见到相关论文发表。

研究的水电站建筑物振动问题,主要针对以下几种典型结构:水电站厂房结构;发电机层、水轮机层楼板结构;坝上拦污栅空间钢架与平台组合结构;压力钢管结构等。这些结构无论从外形尺寸,还是从构件组成上来说,都是比较复杂的。国内外多年运行经验表明,在地震波和正常运行中的有关外荷载干扰力的作用下,或者在脉动、冲击和爆炸荷载的作用下,建筑物的结构会产生较大的动应力和强烈的振动,这对结构的安全和运行人员的身心健康,对建筑物的使用年限都会产生较大的影响。为此,在测定、分析和研究地震引起的地面运动以及运动中有关外荷载干扰力特性、大小的同时,必须研究各种水电站建筑物结构的自振特性,才能有效地、经济合理地解决它们的抗震和消振问题,为厂房动力设计和运行控制提供了科学依据。

2.3 厂房结构的自振特性

自振特性是水电站厂房结构振动研究的基本问题,现有的厂房振动研究都且仅都集中于此[29,30,31,32],通常的步骤是计算出厂房前几阶自振频率,再与机组的强振频率进行共振校核。这当中存在以下两方面的问题。

(1)自振特性分析时,往往只重视频率,而忽视振型,即某阶自振频率下振动的形状及发生的部位。因为厂房结构系统属多构件组合弹性结构体,各部分构件的频率相差很大,总体结构的某一阶频率其振型往往仅表现在单个构件的局部范围。分析表明,水电站厂房总体一阶自振频率及其他低阶自振频率均集中在厂房上部构架的水平及扭转振动,一般为几个赫兹。发生强烈共振的条件应该是动荷载频率与结构在动荷载作用方向上的自振频率一致,且动荷载直接作用在结构上。

(2)缺乏对发电机楼板及其以下结构的自振特性分析。以往的计算中一般将上部结构简化为梁杆体系,而将下部结构视为固结;有些虽考虑了整体模型,考虑了楼板的嵌固作用,甚至动水压力的影响,但下部结构的单元划分稀疏,计算结果也往往是只表达出了上部结构的动力特性,而无法体现下部结构的动力特性。由大型机组振动引发的厂房结构共振,强振部位主要集中在厂房下部结构,一般在发电机层楼板上振动最强,因此研究厂房结构振动,重点应放在厂房下部结构上。与上部梁杆体系用少数单元即可得到较好的计算结果不同。要得到下部实体和板块体系较准确的自振特性,必须进行精确的单元划分。另外在各构件单元自由度的协调方面,目前使用较多的罚单元法[31,32]或约束方程法[33],由于大量消耗计算资源,不适合在大型问题中的应用。

2.4 厂房结构的动力响应分析

采用共振校核法对于振源和振动体的频率分布都非常广泛的水电站厂房系统难以操作。理论和实践都表明,复杂振动系统的最大动力响应并非一定出现在结构的第一阶自振频率上,而可能是在某一较高阶频率上,这与系统的质量分布和连接方式有关,实现难以估计,必须采用动力响应分析方法具体计算结构在外部动荷载作用下的位移、应力和振动速度等响应结果,但是水电站厂房这方面的研究工作至今未有效展开。

在工业建筑方面,前苏联在20世纪50年代已经开始厂房承重结构动力分析研究,制定了相关规范[34]。国内在80年代开展了单层及多层厂房楼板振动专题研究[35,36],先后制定了冶金部部颁标准[37]和国家标准[38]。以上动力厂房的结构布置相对简单,动力机器直接安放在厂房楼盖上,其最大扰力一般不超过1 kN,这与水电站厂房垂直动荷载动辄达几万kN,振动通过机墩间接传递到厂房结构的情况有着很大的区别。

另外值得一提的是水电站厂房的抗震问题,如果将地震作用看成是一种特殊的动荷载,那么抗震问题也可以列入水电站厂房振动研究范畴。当主要考虑水平地震作用影响时,水电站厂房的地震作用与一般工业厂房极为类似,完全可以借鉴工业厂房的抗震研究成果[39,40]。

2.5 厂房结构振动振源的研究

水轮机组的振动是厂房结构振动的振源,目前对机组振动大量的研究和测试工作都主要由大电机和水力机械工作者们组织进行。随着科技和制造技术的进步,电磁和机械所引起的振动在很大程度上已经得到解决[41,42,43,44],但大型混流机组的水力振动还依然是困扰业界的一个世界难题。对于具有固定叶片的混流式水轮机,由于水头和流量的变化,不可避免地会偏离设计工况运行,在导叶和转轮叶片进口边将产生撞击、脱流、空化和卡门涡叶道涡;在叶片出口边因水流绝对速度的圆周分量将产生涡流和低频压力脉动。当前主要的研究手段是模型试验,流体数值分析也在不断展开[45,46,47,48],但着眼点都集中在解决机组本身的问题,而对于土建结构工作者所关心的,在现有大型机组普遍存在水力振动的情况下,如何描述机组水力激振力的特性并将表达为厂房振动的振源,这一跨学科的研究目前基本还处于空白。

3 结 语

(1)大型混流式水轮机的水力共振问题,不仅影响机组自身稳定,也引发厂房建筑物的强烈振动。这种共振往往超出厂房结构的正常使用极限状态和承载能力极限状态,威胁水电站的经济运行乃至安全运行,必须亟待解决。

(2)国内外尚无完善的水轮机水力振动预估方法,而对机组水力振动引起的厂房结构共振更未深入研究。

(3)在现有大型机组普遍存在水力振动的情况下,如何描述机组水力激振力的特性并将表达为厂房振动的振源的课题有待进一步研究。

摘要：随着水电工程建设的高速发展,现代水轮发电机的容量和尺寸日趋增大,比转速也相应提高,普遍出现在水电站厂房某些工作区域内振动过大的现象,并不同程度地引起厂房甚至是大坝的强烈振动。其中以岩滩、五强溪等水电站厂房振动最为显著。另外,又对厂房结构的自振特性、动力响应分析、振动振源的研究现状进行了总结。