牟 明，马 冬

(松江河发电厂，吉林抚松134500)

松江河梯级电站位于吉林省东南部松花江上游支流松江河上，由小山电站、双沟电站、石龙电站和松山引水工程组成，其中第二级的石龙电站装有2台单机容量为35 MW的轴流转浆式水轮发电机组。电站厂房为引水式地面厂房，引水隧洞采用单机单洞引水方式，进水口设置快速工作门，无调压井。

1 抬机的经过

2010年6月18日，在2号机试运行期间，做了甩75%负荷试验，由于抬机量过大和甩负荷时蜗壳末端压力接近最大值，暂停了试验。停机后检查发现，水轮机下导密封橡皮板磨出沟槽，发电机滑环处下排碳刷变形损坏。试验相关数据实测值见表1。

表1 甩负荷试验相关数据实测值

2 抬机原因分析

水轮机组在甩负荷时，由于导叶的快速关闭，使进入水轮机的流量急剧减少，一方面引起蜗壳内的水压急剧上升;另一方面，原来在转轮室内的水流在惯性力的作用下，继续向尾水管出口流动，从而使机组的转速升高;机组转速的升高又促使转轮的过流量增大，使转轮室内出现真空;此时，如向转轮室内的补气量不足，尾水中的水流又会向转轮室内倒流而形成反水锤。石龙电站2号机调速器紧急关闭方式为一段控制，导叶关闭时间较短，因此，机组的转动部分可能在反水锤的作用下被抬起。另外，石龙电站的尾水吸出高度比较大(吸出高度为-9.3 m)，在导叶关闭切断上游来水后，转轮室仍充满水，所以，机组转动部分的惯性使转轮仍旋转，将水流向下推动，同时产生向上轴向水推力。在两者的共同作用下，造成了此次75%甩负荷试验，机组抬机量过大和甩负荷时蜗壳末端压力接近最大值，从而中断了甩负荷试验的继续进行。

3 处理方法

针对以上分析，采用以下措施防止机组抬机:

a.对真空破坏阀直径重新校核、弹簧力调整(真空破坏阀动作值由3 kPa改为2 kPa)，使其在密封良好的状态下，机组发生甩负荷时，能快速向转轮室补足空气。

b.在2号机导叶接力器开腔总管上的适当位置，加装一个电气分段关闭装置。分段关闭装置动作的电磁阀需直流220 V供电，采用2根2×1 mm2电缆，可不经水机端子箱，直接接入电站直流220 V电源系统。控制条件需先根据调节保证计算优化后的关闭规律，在主令控制变送器上取出一对导叶开度35%位置开关量信号作为拐点信号，将其接线引至监控。监控系统在收到拐点信号的同时，发出分段关闭指令，并控制分段关闭装置的电磁阀动作;机组关闭后，再发出电磁阀复归信号使之复归。导叶一段关闭时间为5.5 s，这样，既可以降低水轮机转轮室内的真空值，又降低了在导叶关至最小开度时的机组转速，从而达到减少机组在甩负荷后所出现的反向轴向力的目的。第一段采用快速关闭导叶，使机组转速在上升至最大值前，降低转速上升值;第二段则采用节流方式，缓慢关闭导叶。

4 调节保证计算

由于导叶采取两段关闭，改变了导叶关闭时间，所以调节保证计算必须满足设计要求。石龙电站机组两段关闭经充分论证，将一段关闭的12 s，改为两段关闭:第一段5.5 s，第二段34 s，拐点为全关量的35%;桨叶一段关闭，时间为60 s。

4.1 调节保证计算工况

用优化后的关闭规律对3种工况进行保证计算，见表2。

表23 种工况参数

4.2 计算基本数据

设计引用流量:123.6 m3/s

最大水头:37.9 m

最小水头:31.4 m

额定水头:31.9 m

水轮机型号:ZZ550-LH-380

额定转速:200 r/min

飞逸转速:454 r/min

吸出高度:-9.3 m

发电机GD2:≥2200 t·m2

蜗壳中心高程:435.27 m

4.3 计算方法

该电站水力过渡过程的仿真计算，采用基于有压管道的连续方程和运动方程的特征线法求解。以上、下游水位、模型综合特性曲线为边界条件，水轮机甩负荷前为初始条件进行迭代计算，最终求得管路每一节点的压头和流量随时间的变化规律。

动态方程:

连续方程:

计算时将管路系统简化，如图1所示。简化的管路数据见表3。

表3 简化的管路数据

4.4 计算结果

通过上述计算，其结果见表4。

图1 管路系统简化图

表4 各工况计算结果

从表4计算数据分析，因对导叶关闭规律的优化和真空破坏阀动作值的调整，石龙电站2号机组调节保证计算结果基本满足了合同要求的调节保证值。

5 设备改造后试验

2010年7月12日改造完成后，重新对2号机进行了甩负荷试验，试验数值见表5。

表5 改造后甩负荷试验相关数据实测值

6 结束语

通过改造前后试验数据对比可知，此次改造完全解决了2号机抬机量过大的问题，并为今后预防与解决类似问题积累了经验。