辅助系统-顶盖取水技术节能减排经典案例

　　天生桥一级电站位于贵州省安龙县与广西壮族自治区隆林县交界处的红水河上游南盘江上。混凝土面板堆石坝高178m，正常蓄水位780m，调节库容58×10⁸m³，为不完全多年调节水库。地面厂房内装有4台300MW水轮发电机组。

水轮机型号：HL(211)-LJ-577.5

最大水头：143m

加权平均水头：126.65m

额定水头：111m

最小水头：83m

额定出力：310MW

额定转速：136.4r/min

飞逸转速：259.95r/min

额定流量：301.3m³/s

额定点效率：94.99%（验收值）/95.03%（保证值）

最高效率：96.23%（验收值）/96.27%（保证值）

加权平均效率：93.58%（验收值）/93.53%（保证值）

吸出高度：-3.24m

额定比转速：211(m•kW)

最大水推力：553t（正常）/941.4t（瞬间）

发电机型号：SF300-44/12440立式、空冷、半伞式

额定容量：300MW/343MVA

额定电压：18kV

功率因数：0.875

飞逸转速：259.95r/min

转动惯量：62000t•m²

发电机空气冷却器：824m³/h水头损失约6m

发电机上导轴承：12m³/h水头损失约5m

发电机推力轴承：216m³/h水头损失约5m

发电机下导轴承：23m³/h水头损失约5m

水轮机导轴承：48m³/h水头损失约5m

合计一台机冷却水量：1123m³/h

　　混流式水轮机的轴向水推力与水轮机转轮及密封的结构形式有关。为了保证水轮机轴向水推力在设计的合理范围，混流式水轮机除小型机组外，一般在转轮上冠和顶盖之间都必须排水。把转轮上迷宫漏水集中引出，作为机组冷却用水，这就是我们称的顶盖取水供水方式。

　　从70年代末，我院就开展水轮机顶盖取水的试验和研究工作，并在云南省漫湾、鲁布革、西洱河等多个电站20多台机组应用成功，受到了运行单位的欢迎。

　　除云南省外，其它省部分电站近年来也有采用顶盖取水获得成功的经验。通过国内数十台大中型混流式机组的应用实践，尽管各自经验不尽相同，但一般都有以下共同的体会：①顶盖取水与机组同步运行，供水可靠，自动化水平高；②通过迷宫的微小间隙（上止漏环间隙一般为1~2mm，且水流通道曲折，过滤效果较常规滤水器好），水质较好，是相当理想的冷却水源；③废水利用，不额外消耗水能和电能。设备少，投资省，经济效益好；④供水系统设计简单，减少了事故环节和监视维护工作量。

　　漫湾电站单机容量250MW，转轮直经D₁=5.5m，额定转速125r/min，运行水头69.3~100m，机组冷却水量1280m³/h。由于推力轴承外循环油冷却器采用板式冷却器，水头损失达300m³/h，这部分冷却水300m³/h单独从蜗壳取水，故机组要求顶盖取水量为980m³/h。

　　漫湾电站5号机于1993年6月投入运行，6号机于1993年12月下旬投入运行。试运行期满电厂接收后，即采用顶盖取水供机组冷却用水（除推力轴承外）。在1993年6月至1994年5月期间，机组运行水头均在66~73m左右，5号、6号机组分别经历了一年和半年的低水头顶盖取水运行实践，取得了在66~73m水头下顶盖取水应用的成功经验。1994年6月以后，水头上升至85~92m，机组在该水头段运行至今，并未发现因顶盖取水而导致轴向水推力过大、推力轴承温度过高的现象。1994年底，在漫湾电站5号、6号机组上进行了机组顶盖取水现场测试，试验表明：在额定工况时取水腔压力在0.25MPa左右；取水量随出力的增大而增加，并都能满足机组冷却用水量的需要。此外根据变转速试验表明，取水腔的压力随机组转速的增加而增大。

　　天生桥一级电站水头范围为83~143m，但与漫湾电站相比，天生桥电站水头、转速均比漫湾高，转轮直径也比漫湾大，冷却水量只比漫湾多143m³/h（约大13%）。经分析认为，在天生桥一级电站采用顶盖取水技术是完全有可能的。

　　在1994年利用日本OECF贷款，向国外引进先进的水轮机转轮并进行了国际招标，最后由法国奈尔皮克公司中标，承担水轮机的水力设计和4台机组转轮的制造供货。在签订转轮合同时，我院向法方提出了在转轮上冠加泵板系统。以保证顶盖取水能成功采用。但由于法方对顶盖取水技术没有经验，不同意加径向筋板，怕影响他们对转轮性能的保证值，于是我们要求奈尔皮克公司提供顶盖下的水压力和转轮上迷宫漏水量。1995年6月在法国进行水轮机转轮设计联络时，法方提出了以下参数：

上部密宫环双边间隙：4.5mm

新的上部密宫环漏水量：0.9m³/s

旧的上部密宫环漏水量：1.8m³/s

顶盖下的最大水压力：0.314MPa

靠近主轴法兰处的水压力：0.1~0.2MPa

顶盖排水孔面积不小于：0.2512m²

　　通过对法方提供的参数分析可以看出，在顶盖下腔外园侧排出的水压力估计在0.25~0.3MPa左右，水量更远远大于机组所需的冷却水量（一台机组的冷却水量仅0.312m³/s），因此把顶盖的排水引出作为机组冷却水是完全可能的。此后我院与哈电公司协商，在顶盖上开了8个D_N200mm的排水孔，通过8根D_N200mm水管将水引出，准备供机组使用。

　　根据天生桥一级电站的水头范围和现行的水电站机电设计规范，机组技术供水系统可采用水泵供水、射流泵供水、自流减压供水和顶盖取水等方案，各方案的优缺点比较见表1。

　　由上表可以看出，顶盖取水方案是最优的技术供水方案。经研究，决定在供水系统中把顶盖取水供水方式作为试验性方案，最终是否采用根据试验决定。

供水系统经过综合比较，选取了顶盖取水、自流减压供水和射流泵供水相结合的联合供水设计方案。顶盖取水如果能试用成功，将作为机组的主供水方案；如果发生流量不够、压力过低或水推力过大等异常情况而失败时，顶盖的排水将通过两根D_N400mm的排水管排到尾水，机组冷却水将由减压供水或射流泵供水提供。为了防止在采用顶盖取水时因水压力过高而导致水推力过大，在系统中设计了一根D_N400mm的稳压管，引到660.5m高程。当发生压力过高或流量富余时，可通过稳压管排出。此外在顶盖取水管路上还设计了压力信号器和压力

表，监视顶盖水压的变化。
 

　　2001年8月11日由天生桥一级建管局、电厂、设计院、监理和安装单位代表联合在2号机组进行了顶盖取水试验。2号机组投入运行一年有余，试验时压力表为普通表，有一定误差；温度值由机旁和中控室两处采集，精确度较高；由于供水总管电磁流量计发生故障，没能取得取水量数据。试验过程如下：

（1）机组在空载工况运行，为保证轴承供水，发电机空气冷却器总管阀门只开启20%，监视轴承温度是否过高或上升过快；

（2）空载工况运行1.5h后，轴承温度基本稳定，把发电机空气冷却器总管阀门逐渐开至正常运行开度，监视各部分温度变化情况；

（3）机组并网带50MW、170MW、250MW、300MW负荷运行，监视各轴承和发电机温升。

机组整个运行试验过程近5h，测试结果见表2。

（1）在空载工况下供水压力偏低，但由于未带负荷，各部分温度正常，可满足机组安全运行需要。

（2）机组带负荷后，随着导叶开度的增大顶盖取水压力也随之增大。

（3）在空载工况，660.5m高程稳压管没有水溢出；带负荷后随负荷增加，稳压管溢出水量也增大。带300MW满负荷运行时，D_N400稳压管大约有2/3管水溢出，说明取水量除满足机组用水需要外还有富裕。

（4）机组在带170MW负荷运行时，由于是振动区各压力表摆动大。躲过振动区后，供水压力稳定。

（5）顶盖取水设计是成功的，可以作为机组冷却的主供水方案。

（6）由于顶盖取水供水需要在机组达到空载工况时才能正常供水，因此设计开机流程时对冷却水的判断与其它供水方式不同，要设在机组达到空载工况，否则不能正常开机。

（7）建议在使用初期和低水头运行时注意监视供水情况，修复电磁流量计后观测供水量。

　　采用顶盖取水方式，对电站可取得很大的经济效益，主要体现在以下几个方面：

（1）可节约水能资源。采用顶盖取水电站每年可减少冷却水用量约2000万立方米，这些水可发电约550万kW•h，按每kW•h电0.1元计算，可获得55万元的效益；

（2）可节省供水系统设备的投资。电站采用的5台进口减压阀近150万元，使用2年全部损坏需重新更换。采用顶盖取水后减压供水和射流供水可只是作为备用，可大大降低供水系统设备的损坏概率和更换费用；

（3）可减少供水系统设备的检修维护工作量；

（4）增加了供水系统的可靠性。