郭 祥

（陕西省水利电力勘测设计研究院，陕西 西安 710001）

1 基本情况

1.1 电站概况

柳园工程枢纽为引水式电站，位于甘肃省文县境内白水江干流上。电站主要由拦河闸（坝），引水建筑物（含进水闸）、压力隧洞（前段低压管道）、调压井、压力管道、发电厂房等建筑物组成。主要任务是发电，水库正常高水位1032.0 m，相应库容23.8×104m3。电站装设两台立轴轴流转桨式水轮发电机组，单机容量14 MW，总装机容量28 MW，设计年发电量1.5195×108kW·h，年利用小时5414 h，电站最大水头34.1 m，最小水头28.7 m，水轮机设计水头30 m，设计引水流量106.6 m3/s，单机设计流量53.3 m3/s，电站于2012 年建成投产发电。

1.2 电站现存问题

转轮叶片材质为ZG0Cr13Ni5Mo，活动导叶材质为ZG20SiMn。由于水轮机转轮一个桨叶断裂、其它桨叶有裂纹，电站自2012 年发电以来已经更换过一次转轮。更换后的转轮仍存在以下问题：转轮桨叶局部有裂纹；转轮桨叶及转轮室气蚀、磨损严重；尾水锥管气蚀严重；泄水锥有过脱落；发电机在运行过程中，出现过烧定子、镜板裂纹等情况。

1.3 电站改造的必要性

由于以上问题的存在，使机组运行存在严重的安全隐患，严重影响了电站的发电效益。因此，为了保证电站能够长期安全、稳定、经济的运行，柳园电站改造是非常必要的。

2 现存问题原因分析

根据现有电站的引水系统、实际运行条件、机组尺寸等限定，通过计算分析初步判断，转轮出现的一系列问题是由于机组安装高程以及转轮铸造工艺的原因导致的。由于机组安装高程不合适，使电站气蚀条件得不到满足。且本电站70%的发电量来自汛期，汛期的含沙量又很大，在气蚀条件不满足的情况下电站出现磨蚀情况，从而加剧对机组过流部件的损坏。

3 电站改造方案分析

3.1 水轮机安装高程

根据机组运行情况，气蚀比较严重，经过初步复核计算，目前机组水轮机安装高程偏高。根据ZZ550 转轮模型特性曲线，在额定水头工况下汽蚀系数σ≈0.53，理论计算吸出高度-8.6 m～-9.4 m，现状吸出高度复核计算为-8.12 m，差值0.48 m～1.27 m，即要消除水轮机汽蚀影响，理论上安装高程最少要降低0.48 m～1.27 m。

对于降低安装高程有两个方案可供选择：一是降低安装高程，这个方案既要改造压力管道高程，又要厂房整体改造。施工周期长、投资大，显然不合适；二是对尾水池进行改造，即抬高尾水位，相对降低安装高程，这样可满足汽蚀要求。但是抬高尾水位会对柳园水电站这种低水头电站发电效益影响严重，造成巨大的经济损失。而且尾水最高校核洪水位为1000.92 m，厂房地坪高程为1001.4 m，高程差只有0.48 m，裕量非常小。抬高尾水位有可能会对厂房防洪造成威胁。

因此在安全与经济因素的综合考量下，土建方案改造并不适用于柳园水电站的改造。改造方案应以机电设备改造为主。在土建部分不改变的条件下，为了改善气蚀性能，改造方案应首选更换气蚀性能更好、效率更高、过流能力更大的转轮。

3.2 水轮机转轮选型

柳园水电站装设两台立轴轴流转桨式水轮发电机组，水轮机转轮型号为ZZ550。机组自2012 年投产运行后更换过一次转轮，更换后的转轮型号为ZZ550，与原转轮型号相同。

柳园水电站水头范围为28.7 m～38.3 m，根据我国《中小型轴流式、混流式水轮机转轮系列型谱》，适合该水头段的转轮较多。根据上述情况对水轮机的要求，通过对模型转轮的分析计算，选用转轮型号ZZ660 与原转轮型号ZZ550 进行方案比选。

在柳园水电站水头范围下，ZZ550 与ZZ660 比较，ZZ550运行范围基本包含高效率区，ZZ660 运行范围偏离高效率区,ZZ550 的最优效率高于ZZ660。ZZ550 的导叶高稍小于ZZ660，由于导叶高的限制ZZ550 过流能力稍大，故ZZ550 发电量更大，经济效益更好。ZZ550 额定工况点的气蚀系数小于ZZ660的额定工况点的气蚀系数，由于现场安装高程条件限制，ZZ550空化性能更优越，相较于ZZ660 更适合本工程。且经过对国内四个中小型水轮机制造厂调研和咨询，目前暂没有更合适的转轮可供选择，四个机组厂一致推荐原转轮ZZ550。

当然，研发新转轮也是一个方案，但是转轮的研发周期一般在一年以上，费用超过200 万元，从经济和工期方面考虑，研发新转轮方案不能满足柳园电站的进度要求，所以不推荐研发新转轮方案。综合比较推荐仍采用原转轮ZZ550，柳园水电站水轮机主要技术参数见表1。

表1 ZZ550 转轮主要技术参数表

3.3 改造方案及建议

3.3.1 更换水轮机转轮

现有转轮因气蚀已损伤较为严重，更换转轮是十分必要的。经上述分析采用原转轮型号ZZ550 是可行的，可进一步调研水轮机厂家，通过研究转轮材质、桨叶材质以及表面涂层，以提高转轮的抗磨蚀与气蚀能力。

3.3.2 水轮机转轮室改造

由于气蚀及磨损原因，转轮室损坏比较严重，影响水轮机效率，因此有必要对转轮室进行更换。转轮室采用分瓣型式，设置合缝面，厂内定位加工成型，现场组装螺栓把合，封焊流道面，保证球面精度尺寸。

3.3.3 设计复核

更换水轮机转轮及转轮室的方案不改变机组引用流量和运行水头，则导叶关闭时间维持现状运行参数，且原有调速器调速功可满足改造后运行要求。建议对调速器、油管路、油质以及操作机构等进行检查和检测，排除隐患。发电机在运行过程中，出现过烧定子、镜板裂纹等情况，加上机组已经运行接近十年，因此建议对发电机进行检测。根据实际检测情况和结构计算复核情况，确定发电机是否达到稳定安全运行的要求。

3.3.4 对气蚀部位修复

对其他过流部件受气蚀影响的部位铲磨后用不锈钢焊条进行补焊，应注意焊面必须打磨衔接平顺，呈流线型过渡。通过对过流部件的气蚀问题处理以及更换转轮室，对机组的现有效率应会有显著的提升。

3.3.5 限制水轮机运行出力

由于轴流转浆式水轮机具有较宽的高效率区，因此适当的降低运行出力后，水轮机运行效率基本不会降低。同时，在适当降低水轮机运行出力后，水轮机流量减少，运行水头提高，在相同来水量的情况下，水电站单位发电量的耗水量减小，总发电量还略有提升。水轮机流量减小也有利于延长水轮机等过流部件的使用寿命。

3.3.6 加强运行管理

电站运行单位未来应注意加强对水轮机运行情况的跟踪管理，对各个工况的运行情况及运行数据做好记录。同时制定系统的检修计划，及时发现并处理受气蚀磨蚀影响的部位，以避免水轮机遭受严重的气蚀破坏，提高转轮的运行寿命和运行质量。

4 结语

柳园水电站的问题具有代表性。气蚀在电站水轮机运行过程中普遍存在，而且其危害性极大，直接导致机组效率下降，水轮机使用寿命缩短，严重时危及电站运行安全。对已建成运行二三十年的中小型老水电站，一般采取更换性能更优异的高效转轮的方法，从根本上处理气蚀问题以提升电站运行效益。而对于柳园水电站这样相较年轻的电站，转轮性能已经为现有研发转轮中最优异的一批，难以通过更换转轮型号而对电站运行效益进行提升。结合现实条件，以科学合理的理论提出更完善的运行方案和监测措施，在不影响电站效益的前提下，严格限制水轮机运行出力，继续对水轮机的气蚀情况进行观察和处理，是柳园水电站面对气蚀问题长期而有效的应对办法。