贯流式水电站论文

贯流式水电站论文（精选5篇）

贯流式水电站论文 篇1

0 引 言

灯泡贯流式机组一般应用于水头低于25 m的电站及在河流的中下游部位。目前国内对灯泡贯流式水电站的研究工作重点在厂房结构,而对机组流道细部结构的研究很少,这主要是由于机组流道的空间形式及受力特征比较复杂,没有比较成熟的计算方法。根据机组流道的结构形式和受力特点,可将流道分为3段:进口段(上游侧机组检修闸门以上至进水口闸墩)、流道中段(从上游侧机组检修闸门至水轮机井下游壁)和尾水管(从水轮机井下游壁至尾水闸墩)。

目前在实际设计过程中,设计人员往往更多地借鉴国内外已建工程的做法、自身的实际工程经验,辅以简单计算并适当加大安全储备的方法来确定流道结构形式和配筋,从而导致流道部位配筋率有越来越大、钢筋有越来越粗的趋势。

本文结合工程实例,运用材料力学、结构力学、弹塑性力学以及三维有限元等技术手段,对流道细部结构进行理论分析和结构计算,以期形成流道计算分析的完整流程,为灯泡贯流式水电站流道结构设计提供借鉴参考。

1 流道结构力学计算分析

采用结构力学对灯泡贯流式水电站厂房流道的结构进行计算时,常把空间问题简化为平面问题,用计算得到的近似内力成果进行配筋,其典型剖面形式如图1。流道进口段、流道中段上游部分以及流道出口段的横截面是U型和矩形,可假定为框架结构,采用结构力学方法计算。而管型座截面具有复杂的形状,从开口矩形过渡到开口圆形,弹性力学中,只有圆环或者圆筒受均布压力可计算,在实际工程中,只有类似于压力隧洞、坝内水管等这样的实例才可作近似计算,此方法不适用于灯泡式机组流道计算。沿流道垂直水流方向切取若干个截面按单宽平面结构考虑,作用在底板上的地基反力是由厂房整体平衡条件求得的,而作用在顶部上的荷载仅由顶部竖向荷载求得,因此单宽平面刚架上的荷载(包括自重和扬压力)与该截面的地基反力之间可能不能平衡,其差值就由所切取的截面之间的相互作用的剪力来平衡(即不平衡剪力)。由于理论发展的限制,无法较精确的计算流道中段部位的应力、位移状况。

2 仿真软件的应用

由于无法采用结构力学精确计算流道中段部位的应力、位移、裂缝等状况,本文考虑采用三维有限元仿真进行计算。根据灯泡贯流式机组流道受力特点,采用Drucker-Prager非线性弹性本构模型。本次仿真计算采用ANSYS Solid65单元,该单元是ANSYS专门为模拟混凝土、岩石或者钢筋混凝土这类抗压能力远大于抗拉能力材料结构而设置的。

ANSYS分析钢筋混凝土结构时,受网格密度、子步数、收敛准则和收敛精度等的影响,计算收敛有一定困难。在本文中,收敛准则选取以力为基础的残余力的2-范数收敛准则,收敛容差一般为2%～3%之间,但根据需要可放宽到5%。

3 工程实例

某水库总库容为5 500万m3,混凝土重力坝,最大坝高28 m,总装机容量74 MW,装机4台,单机容量18.5 MW。水轮机转轮直径6.3 m,最大水头9.5 m,额定水头6.1 m,最小水头3.5 m。根据设计资料,厂房流道内基础荷载见图2。计算时采用甩负荷作为运行期最不利计算工况。

由于该工程基岩弹性抗力系数欠缺,计算时取地基反力为均布荷载。对于选取的切面如果存在荷载不平衡,采用不平衡剪力先处理。进水口计算时,底板与基础简支,边墩与底板固结,荷载包括设备荷载、临时荷载、混凝土自重、水体自重、扬压力以及不平衡剪力等。尾水管计算时,底板与基础简支,其余的结构为框架结构,荷载包括设备荷载、混凝土自重、水体自重、扬压力以及不平衡剪力等。

3.1 计算模型及参数

考虑到工程实际分缝情况(二机一缝),本次计算分析选取2个流道段为计算对象,沿水流方向对进水闸墩、主副厂房、尾水管全部进行模拟。取X轴正方向为水流方向,Y轴为横河向,Z轴正向为竖直向上,基础向-X方向取60 m,向+X方向取57 m,向-Z方向取至河床底部80 m,副厂房部分采用三维梁单元来模拟柱和梁,并将荷载作用在相应的梁和柱上。坝段采用C20混凝土,厂房底板建基面高程56.5 m,已深达微风化岩层,为含炭纹层状泥质条带灰岩,岩石坚硬。计算模型如图3、图4,分为141 355个单元,51 240个结点。

3.2 边界条件、计算荷载及计算工况

模型地基底部为三向约束,上下游及左右侧面为法向链杆约束。本次计算中作用的荷载包括:①结构自重:包括厂房结构自重、设备自重及作用力(厂房顶棚、门机荷载、偶然荷载等)以集中力或均布力的形式作用在相应的位置上,地基自重不考虑。②静水压力:内水压力:根据上游水位施加在流道内壁。外水压力:根据流道的实际分缝情况以及止水的布置位置,不同部位作用大小不等的外水压力。在坝段的上游面和侧面上游竖向止水的上游按上游水头计算外水压力;坝段侧面上游竖向止水下游的水平止水下部、坝段下游面和坝段侧面下游竖向止水下游均按下游水头计算外水压力。③泥沙压力:坝前上游表面和地基表面泥沙压力按泥沙淤积高度施加,泥沙荷载按浮容重考虑。④机组设备荷载:流道内有水时,荷载按图2执行;流道内无水时,按无水公开基础荷载数据施加。⑤浪压力:根据《水工建筑物荷载设计规范》计算出浪压力的设计值分布按面力施加于相应单元表面。⑥扬压力:进水口以上游水位值,尾水管取下游水位。由图2将甩负荷作为运行期最不利计算工况。

3.3 仿真计算结果

(1)管型座:

在管型座附近(包括上部水轮机井和发电机井之间及下部管型座基础混凝土)均产生了较大的应力。

管型座基础附近最大主拉应力达2.01 MPa,大部分部位的应力介于1.1～1.4 MPa之间,接近或超过了混凝土的允许拉应力,需布置钢筋加强。最大主压应力达3.0 MPa,大部分部位在2.2 MPa左右,在混凝土的允许强度范围之内。管型座顶板最大拉应力达2.32 MPa(管型座进人孔拐角处应力集中点为4.9 MPa),大部分部分应力介于1.2～1.6 MPa之间,超过了混凝土的允许拉应力,需布置钢筋加强,最大压应力为2.6 MPa,基本在2.0 MPa左右,在混凝土的允许强度范围之内。造成拉压应力过大的主要原因是由于在最小发电水头下,各种合力(见图2)共同作用的结果,尤其是P6,影响最大,这些荷载通过管型座传递到周围起支撑固定作用的混凝土上,导致拉压应力过大。

(2)流道底板(不包括管型座区域):

流道底板最大主拉应力基本在0.86 MPa以内(除个别应力集中点外),造成这种现象的主要原因是因为流道底板和地基是两种不同的材料,地基材料的参数相对较小,所以导致主拉应力较大,但仍处于混凝土的允许拉应力范围之内。流道底板的最大主压应力基本在0.7～1.2 MPa(管型座处除外),处于混凝土的允许压应力范围之内。

(3)流道顶板:

流道顶板拉应力均较小,最大不超过0.31 MPa,流道顶板的最大主压应力大部分位于0.7 MPa左右(管型座处除外),远小于混凝土自身强度极限。

以下从垂直水流方向切取了4个截面,分别为进水闸墩(X=-23.400 m)、管型座(X= -3.835 m)、尾水管(X=17.415 m)、尾水闸墩(X=30.015 m),给出了各个截面上的最大主拉应力、最大主压应力,截面上的剪应力等结果的几个截面的最大应力列于表1。从表可知,除管型座部位外,其他结构构件混凝土本身的材料特性即能满足受力要求,按构造配筋即可满足设计要求。

4.4 流道底板优化

由于在流道进水口、流道中段以及尾水管底板没有箍筋和弯起钢筋,所以厂房上部荷载对流道底板产生的斜截面的剪力全部由混凝土承担。计算时,将三维有限元仿真计算的法向应力结果用于结构力学计算。流道进水口、尾水管剪力计算结果见表2。

从表2可知:①利用结构力学和材料力学计算出来的最大剪力大体上是有限元计算出来结果的150%左右。②两种计算方法下,流道底板素混凝土都能满足底板抗剪要求。③三维有限元仿真计算结果显示,底板素混凝土的抗剪能力大大地超过了各种荷载在流道底板产生的最大剪力值。④三维有限元仿真计算能非常逼真的反映结构的各种载荷情况和加载过程,而结构力学和材料力学的计算是基于种种假设的。故认为只要软件和加载过程正确,用三维有限元仿真计算得到的结果更值得信赖。⑤从以上结果和分析可得,流道底板设计厚度(在采用结构力学和材料力学的前提下)能满足设计的抗剪和抗拉要求。

通过以上的分析,从以往流道底板的设计情况来看,流道底板有优化的必要性(管型座处除外),流道底板采取用弯起钢筋的布置形式,其优点主要:①增强厂房流道底板的抗剪强度。② 增加厂房流道底板混凝土的完整性。③提高厂房应对复杂地基的能力。④降低厂房流道底板厚度,减少配筋。⑤减少开挖。⑥节约投资。

4 结 语

(1)采用结构力学方法计算分析了流道结构进水口断面、管型座断面及尾水管断面的内力大小,指导了流道结构各断面位置处的配筋。在此基础上对原设计中流道结构配筋的合理性进行了评估验证。

(2)采用三维数值计算手段对上部结构-流道-地基进行了整体三维有限元分析,流道的大部分部位拉、压应力均低于混凝土的抗拉、抗压强度值,说明目前流道结构设计方案合理。管型座周边局部范围内产生很大的拉应力,远超出混凝土抗拉强度,这主要是由于管型座上受到很大的荷载作用,在荷载作用范围内产生了局部应力集中现象,即使采用常规配筋也很难满足要求,建议采用特殊的处理措施,如布置钢筋网片和钢筋混凝土暗梁等。

(3)流道底板内力的大小与地基参数有很大的关系,地基参数越低,底板内产生的拉应力越大,因此应充分重视地质勘测工作,并尽可能选择较好的地层作为电站厂房结构的持力层。

(4)将两种不同计算方法的结果进行对比分析,发现课题中工程实例底板厚度有较大的富裕度。分析其原因主要有两点。①实际工程的流道底板坐落在强度较高的岩层上面,地基为坚硬的灰岩。②采用结构力学计算是将空间结构简化为平面问题进行分析,而实际流道无论是在结构形式还是受力特征上都是一个复杂的空间问题(比如在平面分析的时候,为了尽量和实际情况接近,在结构面上还需作用一个不平衡剪力,这个力的大小和分布目前仍未有非常成熟的理论和公式),因此,为了保证工程的安全性,设计人员往往采用较高的安全系数,导致底板厚度偏大。

(5)提出的流道底板设计优化方法可有效减小底板的厚度和配筋量,节约工程投资,其结果对灯泡贯流式机组流道结构设计将产生深远影响。

摘要：根据国内外灯泡贯流式水电站的发展概况,采用理论分析、结构计算及数值模拟的方法对灯泡贯流式电站进行分析计算,通过仿真计算得出流道各段断面抗拉、抗压强度值,管型座周边产生了局部应力集中现象,即使采用常规配筋也很难满足要求;通过分析还发现流道底板内力的大小与地基参数有很大的关系,地基参数越低,底板内产生的拉应力越大;对于工程底板的计算结果发现地板厚度有较大富裕,为此提出的流道底板设计优化方法可有效减小底板的厚度和配筋量,节约工程投资。该方法对灯泡贯流式机组流道结构设计产生深远影响。

关键词：灯泡贯流式机组,水电站,流道结构,数值仿真

参考文献

[1]徐云明,陈尧隆,司政,等.某灯泡贯流式水电站厂房应力场三维有限元分析[J].西北水力发电,2005,21(4):22-25.

[2]方自虎,孙璨.钢筋混凝土结构的三维有限元非线性分析[J].计算力学学报,2006,23(3):377-380.

[3]Ravichandran G,Subhash G.A micromechanical model for highstrain rate behavior of ceramics[J].International Journal of Solidsand Structures,1995,32(17-18):2 627-2 646.

[4]KUPFER H,GRESTILE K H.Behavior of concrete under biaxi-al stresses[J].Journal of Engineering Mechanics ASCE,1973,99(4):853-866.

[5]汪基伟,张雄文.水工钢筋混凝土结构有限元设计计算原则[J].水利水电科技进展,2005,25(5):44-47.

贯流式水电站论文 篇2

关键词：峡山水库水电站160KW机组；小型卧式水轮机；顶盖和叶片气蚀；解决措施

峡山水库水电站小电站共有三台160Kw发电机组，设计水头10米，设计流量1.5。机组于2006年并网运行。机组运行以来，每年除丰水季节的三、四个月外，其余时间水轮机均处于设计工况运行，机组出力平稳，调速器也正常工作。运行八年来，运行状况一直良好。但是，今年在运行过程中，小电站3#机组却发生了顶盖和叶片的气蚀破坏，而且水轮机顶盖和叶片汽蚀破坏强度大，造成了水轮机效率下降，发电效率达不到50%，最后不得不停机检修，打开水轮机顶盖一检查，发现水轮机顶盖及叶片严重气蚀，给电站造成不小的经济损失。那么水轮机气蚀是怎样产生的呢？又如何防范？

水轮机气蚀是流体动力学的一种现象，水体在汽化时产生水泡，这些气泡的形成、发展、溃裂及对过流表面所产生的物理化学作用称之为气蚀，气蚀是水电站运行管理中普遍存在而又突出的技术难题，很多专家在不断的探讨。

一般认为，水轮机气蚀主要是由于其内部水流压力降低引起的。当水轮机中某一局部区域流速增高而压力降低到水的汽化压力时，就会因水的汽化而产生大量气泡。这些气泡进入高水压区时，会被迅速压缩而溃裂，在气泡溃裂时即伴随着发生强大的冲击压力。同时气泡被压缩溃裂时要释放能量，这些热量和冲击压力对金属表面的反复冲击会产生局部高温（可达数百度），加之水流掺气而使气泡中还有一定的气体，就会使金属表面起氧化作用。由于气泡的不断产生和溃裂，使机体受到瞬间的反复的冲击力，当超过材料的抗疲劳强度时，就使机件产生剥蚀，表面产生麻点，甚至在某些部位被穿透而形成空洞。

气蚀初生的压力高低随着水温和水中的含气量多少而不同，水温越高水中含气量越多，汽化压力越大，即水越容易汽化，气蚀也越容易发生。

气蚀按照发生的部位情况，水轮机气蚀可分为四种类型，即叶型气蚀、空腔气蚀、间隙气蚀、其他部位脱落引起的气蚀。根据峡山水库水电站小水电3#机组缺陷的情况来看，是典型的叶型气蚀和间隙气蚀造成的。叶型气蚀是指发生在转轮叶片上的气蚀，混流式水轮机的叶型气蚀主要发生在叶片的背面靠下环处的泄水边附近，在下环处形成空洞深度约3—5mm，面积10cm2—30cm2，连带着顶盖气蚀成同样面积一圈空洞，主要是今年峡山水库的水位比较低，在低水头下运行是比较容易产生气蚀现象的。间隙气蚀是指水流通过狭窄间隙绕过固体凹凸表面时，由于流速局部升高引起局部压力降低形成的气蚀，常发生在水轮机叶片周围，峡山水库水电站小水电3#机组转轮和顶盖之间的间隙稍稍大于设计值，在检修时，发现叶片上有蜂窝状孔洞，由于该部位使用的材质是优质碳钢，所以现象相对严重，需要很长时间和特殊工艺的处理。

峡山水库水电站防止和处理气蚀的措施，除在设计时要选择合理机型（包括叶型、叶片数量、选用的耐腐材料），俺不发生叶型气蚀条件的允许吸出高度来确定水轮机高程外，在运行检修方面主要做好以下工作：

（1）合理拟定水电站的运行方式，避开可能产生严重气蚀的运行工况区域，从有关资料和运行经验来看，水轮机在低水头出力下运行最容易发生气蚀，可以从顶盖的水压表、真空表指针摆动情况，尾水管内部的敲击爆炸声，顶盖内流水炒豆似的杂音等现象判断出规律，尽管避免长期在这种不利工况下运行。为了减轻水轮机的气蚀、振动和提高机组效率，卧式水轮机都规定了最小出力限制，混流式额定出力的50%。

（2）利用大轴补气装置向尾水管送入空气，以破坏尾水管中高真空的水流涡带，保持补水阀正向的畅通和逆止的严密，进行技术改造，提高补气阀内弹簧的抗疲劳能力，特别是洪水期尾水较高，既要保证补气，又要防止倒喷水。大涡轴补气缺点是补气量小，往往不足以消除尾水管涡带引起的压力脉动，同时补气噪音很大。

（3）提高检修工艺水平，对已气蚀坏的叶片，可采用CrL8Ni8系列不锈钢电焊条堆焊，堆焊时要严格控制叶片型线，防止变形，并要保证检修后表面光洁，因为粗燥的表面容易产生气蚀，提高叶片的表面光洁度将减轻气蚀作用。

（4）采用雾气蚀检修工艺方法，经常性小修，由于气蚀破坏的潜伏期较长，气蚀区从初生气蚀到金属表面起毛变暗这一期间，气蚀侵蚀的强度较弱，持续时间长。在此期间，及时检查及处理气蚀痕迹能有效控制气蚀破坏，从而避免气蚀伤痕发展到气蚀凹坑。因此缩短维修周期，采用小修为主的检修方法是实现雾气蚀运行的与运行的有效途径。

（5）在叶片表面刷涂抗气蚀涂料。常用的是环氧树脂、聚酰胺脂、工程塑料等高分子化合物作涂料保护金属表面，其主要优点是降低检修费用，简化检修工艺，延长大修周期，缺点是涂层与金属母材的粘结力较差。

各检修工艺需综合考虑，并不断地借鉴先进技术，才能达到良好的检修效果。

贯流式水电站论文 篇3

引水式水电站中的调压井是用来反射水锤波,限制水锤波进入引水道,减少压力管道及水轮机的水锤压力,改善水轮机在负荷变化时的运行条件及系统供电质量的调压设施。在水电站工程调压井设计时, 对于低水头长距离引水隧洞的水电站,经常采用溢流式调压井。当丢弃负荷时,溢流式调压井中水位迅速上升,升到堰顶后开始溢流,因此,溢流堰能限制水位继续上升,降低调压井高度,减少工程量,投资量小特点,有必要进行溢流式调压井结构比选研究。

本文通过六郎洞电站有闸门简单溢流式、带阻抗孔的溢流式、带下室的溢流式3种型式的调压井比选研究,分别进行调压井水力学计算,并从工程量和投资方面进行比较,最终选定调压井方案。

1 工程概况

六郎洞水电站装机容量2×15 MW,额定水头97 m,引用流量35.8 m3/s。工程规模为小(1)型工程,工程等级为Ⅳ级,根据工程等别,主要建筑物:拦河坝及取水口、引水隧洞、调压井、压力管道、电站主副厂房、升压开关站按4级建筑物设计,次要建筑物按5级设计,临时性建筑物按5级设计。

首部枢纽的布置是在六郎洞洞口采用混凝土及钢筋混凝土挡水墙封堵地下溶洞,取得水头和调节水库容积。首部枢纽由堵洞工程、溢洪道、排沙洞、电站进水口等建筑物组成。水库的特征水位:正常水位1 092.942 m,死水位1 079.942 m,校核洪水位1 094.142 m,设计洪水位1 092.942 m。电站进水口位于溶洞内跌坎上游,进水口直接从洞内取水,为隧洞式进水口,长14 m,为2.5 m×3.2 m(宽×高)的钢筋混凝土衬砌。衬砌厚0.5 m,在洞0+018.000 m处设有取水口检修闸室,闸室段长2.8 m,启闭平台高程1 093.942 m,取水闸进口底板高程1 075.066 m,内设尺寸B H=2.5 m×3.2 m的平板检修门,卷扬机启闭。引水隧洞型式为有压圆形洞型,净直径D=3.2 m,2台机同时满发引用流量为35.8 m3/s,隧洞长3 336.990 m, 隧洞进口底板高程1 075.066 m。调压井由升井、快速事故闸门室及其启闭室组成。各部份结构均采用钢筋混凝土结构。压力管道采用地下埋管布置型式,岔管接合厂房开挖,采用明管布置设计。六郎洞水电站新选厂区布置于南盘江右岸。厂房布置于原电站厂房上游约50 m处,升压站采用原电站的升压站,位置在原电站下游紧接原电站厂房,离新建厂房约100 m。

2 调压井布置

根据调压室位置选择“宜靠近厂房、宜设在地下、宜避开不利地质条件”的原则,结合本工程选址及厂区枢纽总布置,调压室位置只能选择在距原调压井左侧50 m南盘江上游处。该处岩体为中~薄层状石英砂岩、细砂岩夹页岩,呈强风化状态,强风化下限埋深8~11 m。调压井井筒SE侧边墙稳定性较差,潜在不稳定楔体,岩体易沿层面、泥化夹层产生滑动破坏。调压井井筒SW、NW及NE侧节理裂隙组合对稳定有利,边墙稳定性较好。

六郎洞水电站厂区枢纽调压井附近以前就有溢流泄水道,局部对原有的溢流泄水道工程措施处理,可以作为溢流式调压井故溢流泄水道,处理工程费用较少;同时考虑溢流堰能限制水位继续上升,降低调压井高度,减少工程量,投资量小特点,所以六郎洞水电站调压井选用溢流式调压井。

3 调压井结构

六郎洞电站引水系统线路采用1条引水隧洞、1座调压井和1条高压管道分向2台机组的供水方式。调压井采用溢流式调压井,调压井由升井、快速事故闸门室及其启闭室组成,各部份结构均采用钢筋混凝土结构。调压井上游接引水隧洞,井底板高程1 054.442 m(即隧洞末底板高程),升井为半圆形断面,净半径r=3.6 m,井顶高程1 098.042 m;下游与快速事故闸门井连接,快速事故闸门井为半圆形断面,净半径r=3.6 m;与上游升井组成1个完整封闭的圆形断面(2井合一),这种结构受力较好,井壁衬砌厚0.6~0.8 m。闸孔底板高程为1 054.442 m,孔口尺寸为3 m×3 m,闸门采用下游止水,其后设直径0.7 m的圆形通气孔2根。闸门后以方形断面3 m×3 m与内径为3 m的高压管道首部断面相连,渐变段长5 m。并在闸室与升井上设启闭机室,平台高程1 098.042 m。选定溢流堰堰项高程为1 093.042 m,堰宽3.9 m,为自由出流宽顶堰堰流,水库发电最高水位1 094.142 m的条件下,1号、2号机组同甩负荷时调压井最高涌浪水位为1 096.742 m,确定调压井井顶高程1 098.042 m。

4 溢流式调压井水力学计算公式

溢流式调压井水力学主要根据水工设计手册7(水电站建筑物)及水电站调压室设计规范进行计算。

4.1 设置调压井条件的公式

设置调压井初步判别条件按压力水道中水流惯性时间常数Tw作初步判别[1]:

${\rm T}{}_w＞[{\rm T}{}_w]{\rm T}{}_w=\frac{{\displaystyle \sum }L{}_{i}v{}_i}{g{\rm H}{}_p}(1)$

式中:Tw为压力水道水流惯性时间常数,s;Li为上游压力水道、蜗壳、尾水管及尾水管延伸段各段的长度,m;vi为各管段内相应的平均流速,m/s;g为重力加速度,m/s2;Hp为设计水头,m;[Tw]为Tw的允许值,一般取2~4 s。

[Tw]的取值随电站水头而异,对于高水头水电站,宜用小值;对于低水头水电站可取大值。

4.2 调压室稳定断面确定的公式

依据《水电站调压室设计规范》(DIJT 5058-1996)规定,调压室的稳定断面面积按托马(Thoma)准则计算并乘以系数K决定:

$\begin{array}{l}A={\rm K}A{}_{th}={\rm K}\frac{LA{}_l}{2g(\alpha +\frac{1}{2g})({\rm H}{}_0-h{}_{w0}-3h{}_{wm})}(2)\\ \alpha =h{}_{w0}/v{}^2\end{array}$

式中:A为托马临界稳定断面面积,m2;L为压力引水道长度,m;Al为压力引水道断面面积,m2;α为自水库至调压室水头损失系数(包括局部水头损失与沿程摩擦水头损失),s2/m,在无连接管时用α代替[α+l/(2 g)];H0为发电最小静水头,m;v为压力引水道流速,m/s;hw0为压力引水道水头损失,m;hwm为压力管道水头损失,m;K为系数,一般可采1.0~1.1,选用K<1.0 时应有可靠的论证。

要确定调压井内径选择范围,首先要计算小波动情况下调压井的稳定断面面积,因为小波动稳定不能保证,则大波动必然不能衰减,计算稳定断面面积可利用托马斯公式求得。为了保证大波动的稳定,一般要求调压井断面大于托马断面。

4.3 溢流式调压井最高涌波水位的公式

溢流式调压井最高涌波水位采用堰流计算,计算公式如下:

$Q=\epsilon \sigma {}_{s}mnb\sqrt{2g}{\rm H}{}_0^{3/2}(3)$

式中:Q为堰的泄流量;ε为侧收缩系数;σs为淹没系数,自由出流为1;m为堰的流量系数;n为堰孔数;b为每孔净宽;H0为堰上水深。

4.4 溢流式调压井最低涌波水位的公式

计算最低涌波水位,主要是确定调压井底部和压力管道进口高程。计算时,取上游最低水位,同时电站机组由n-1台增至n台,或由2/3负荷突增至全负荷为前提。

当简单溢流式调压井时,增加负荷时最低涌波按下式计算[2]:

$\begin{array}{l}\frac{z{}_{\min }}{h{}_{w0}}=1+(\sqrt{\epsilon -0.275\sqrt{m}}+\frac{0.05}{\epsilon }-0.9)(1-m)(1-\frac{m}{\epsilon {}^{0.62}})(4)\\ \epsilon =\frac{LfV{}_0^2}{2gFh{}_{w0}^2}m=\frac{Q}{Q{}_0}\end{array}$

式中:zmin为调压井最低下降水位,m;ε为无因次系数,表示“引水道-调压室”系统的的特性;Q为增加负荷前引水道中的流量,m3/s;Q0为增加负荷后引水道中的流量,m3/s。

对于简单溢流式调压井,还要复核丢弃负荷第2振幅时,丢弃负荷时后半幅的最大水位下降值zmax可由下式计算[2]:

$\begin{array}{l}x{}_{\max }+\ln (1-x{}_{\max })=\ln (1-x{}_2)+x{}_2(5)\\ x{}_{\max }=\frac{z{}_{\max }}{\lambda }\end{array}$

当带阻抗孔的溢流式调压井时,增加负荷时最低涌波按下式计算[2]:

$\begin{array}{l}\frac{z{}_{\min }}{h{}_{w0}}=\\ 1+(\sqrt{0.5\epsilon -0.275\sqrt{m}}+\frac{0.1}{\epsilon }-0.9)(1-m)(1-\frac{m}{0.65\epsilon {}^{0.62}})(6)\end{array}$

当带下室的溢流式调压井时,增加负荷时最低涌波及下室容积计算,一般先定最低振幅zmin值,则在增加负荷前运行水位m2hw0与zmin之间的容积,所以经过几次试算,最终选确定合理最低涌波及下室容积,计算公试如下:

$\begin{array}{l}\epsilon {}_v=\frac{1}{2}\ln \left[\frac{x{}_{\min }-1}{x{}_{\min }-m{}^2}\left(\frac{\sqrt{x{}_{\min }}+1}{\sqrt{x{}_{\min }}+1}\times \frac{\sqrt{x{}_{\min }}-m}{\sqrt{x{}_{\min }}+m}\right){}^{\frac{1}{\sqrt{x{}_{\min }}}}\right](7)\\ x{}_{\min }=\frac{z{}_{\min }}{h{}_{w0}}m=\frac{Q}{Q{}_0}\end{array}$

则下室容积:

$W{}_V=\frac{LfV{}_0^2}{gh{}_{w0}}\epsilon {}_v$

为保证增加负荷时压力管道内不进入空,下室选用的体积必须较计算体积留有余地。

5 水力学计算

六郎洞电站为低水头、引水隧洞洞线较长、沿线工程地质条件复杂、水流惯性时间常数较大的电站,下面对有闸门简单溢流式、带阻抗孔的溢流式、带下室的溢流式调压井进行3种型式的调压井方案比较。

5.1 设置调压井的必要性计算

六郎洞电站引水隧洞总长3 341.385 m,满负荷运行时引用流量35.8 m3/s,最小净水头112.25 m。具有长隧洞、低水头的特点,根据上述设置调压井的条件公式,经计算压力引水道的惯性时间常数Tw=17 s>[Tw],一般取2~ 4 s,特性值较大。为了降低高压管道中的水击压力,基本消除水击波在引水隧洞中的扩展,改善水机在不稳定状态下的工作条件和供电质量,满足机组调保计算的要求,在引水隧洞末端与高压管道连接处必须设置调压井。

5.2 调压井稳定断面计算

为保持调压井在水电站运行负荷变化时水位波动的稳定性, 本工程调压井稳定断面采用上述调压井托马临界稳定断面公式计算。压力引水道长度L=3 341.385 m;压力引水道断面面积A1=8.042 m2,发电最小静水头H0=112.25 m;压力引水道水头损失hw0=11.9 m;压力管道水头损失hwm=4.5 m。经计算,调压井波动衰减的临界断面Ath=24.2 m2,放大系数取1.1,调压井稳定断面为26.6 m2。考虑压力引水隧洞水损取中值,预留一定的稳定断面面积,因此调压井实际断面面积选取30.19 m2满足稳定断面要求。

5.3 调压井最高涌波水位计算

在水库校核洪水位1 094.142 m的条件下,2台机组同甩满负荷时,根据上述溢流堰计算公式计算。选定溢流堰堰项高程为1 093.042 m,堰宽3.9 m,满负荷运行时引用流量35.8 m3/s,为自由出流宽顶堰堰流,经计算简单溢流式、带阻抗孔的溢流式、带下室的溢流式调压井最高涌浪水位均1 097.942 m。

5.4 调压井最低涌波水位计算

在水库死水位1 079.942 m的条件下,1台机组满负荷运行,第2台机组从空转突增到满负荷时,选取压力引水道可能的最大糙率计算水头损失,最低涌波;并复核水库校核洪水位时全部机组瞬时,压力引水道的糙率取最小值,丢弃全负荷时的第2振幅。根据上述最低涌波水位的公式计算,当采用简单溢流式调压井时,调压井最低涌浪水位为1 062.28 m;当采用带阻抗孔的溢流式调压井时,调压井最低涌浪水位为1 068.08 m;当采用带下室的溢流式调压井时,调压井最低涌浪水位1 071.77 m。

5.5 阻抗式调压井阻抗孔尺寸的选择

本工程电站引用流量35.8 m3/s,引水隧洞洞径3.2 m,引水隧洞圆形断面设计,断面积8.042 m2。根据水电站调压室设计规范要求,阻抗式调压室阻抗孔尺寸的选择,应使增设阻抗后,压力管道末端的水击压力变化不大;而调压室处压力水道的水压力,不宜大于调压室出现最高涌波水位时的水压力,或不宜低于最低涌波水位的水压力,并尽可能地抑制调压室水位波动幅度、加速水位波动的衰减。阻抗孔面积为压力引水道断面25%~45%为宜,并将阻抗板上下压差控制在结构允许的范围内[1]。选用阻抗式调压室阻抗孔面积2.337 m2,调压井的阻抗孔按圆形断面设计, 直径为1.725 m。

5.6 带下室的溢流式调压井上室计算

在水库死水位1 079.942 m的条件下,一台机组满负荷运行,第二台机组从空转突增到满负荷时,为了保证增加负荷时压力管道内不进入空气,下室的体积必须较计算体积留有余地。根据上述调压井公式计算,下室容积为716 m3。

6 调压井方案比选研究

有闸门简单溢流式、带阻抗孔的溢流式、带下室的溢流式调压井3种型式的调压井,简单溢流式调压井升井为半圆形断面,下游与快速事故闸门井连接,快速事故闸门井为半圆形断面,与上游升井组成一个完整封闭的圆形断面(2井合一);带阻抗孔的溢流式调压井的阻抗孔采用闸门井兼作阻抗孔;带下室的溢流式调压井下室采用圆形断面,具体结构图如图1~图4。

有闸门简单溢流式、带阻抗孔的溢流式、带下室的溢流式调压井特性表, 见表1~表2。

由表1 可知:简单溢流式调压井水位波动范围1 062.28~1 096.742 m、水位差34.462 m;带阻抗孔溢流式调压井水位波动范围1 068.08~1 096.742 m、水位差28.662 m;带下室的溢流式调压井水位波动范围1 071.77~1 096.742 m、水位差24.972 m。3种调压井开挖洞径相同,简单溢流式调压井比带

阻抗孔溢流式理论计算高度高5.8 m,带下室的溢流式调压井比式带阻抗孔溢流式调压井比理论计算高度仅高3.69 m,而带下室的溢流式调压井下室容积716 m3。

由表2可知:带阻抗孔溢流式调压井比简单溢流式调压井实际高度低5.8 m,井挖石方少144 m3, C20 混凝土衬砌量少139 m3,钢筋量少19 t。带阻抗孔溢流式调压井比带下室的溢流式调压井实际高度高3.69 m,井挖石方少833 m3, C20 混凝土衬砌量少266 m3,钢筋量少37 t。

7 比选结论

有闸门的带阻抗孔溢流式调压井,闸门井兼作阻抗孔作

用,当闸门井面积(阻抗孔面积)为压力引水道面积的25%~45%时,结合了溢流式和阻抗孔式调压井的优点。通过设置溢流堰限制了调压室水位波动的最高涌浪,降低井筒高度;通过设置阻抗孔水位波动振幅较小,波动衰减较快,正常运行时水头损失小。同时带阻抗孔溢流式调压井比简单溢流式调压及带下室的溢流式调压井工程量少,建筑工程投资少,优先选用带阻抗孔溢流式调压井。但是六郎洞电站带闸门井调压井,闸门孔口尺寸为3 m×3 m,闸门井断面积8.5 m2,引水隧洞断面积8.042 m2,假如选用带阻抗孔溢流式调压井,闸门井兼作阻抗孔,闸门井面积(阻抗孔面积)为压力引水隧洞面积的105.7%,对抑制波动幅度与加速波动衰减的效果则不显著,不满足《水电站调压室设计规范》阻抗孔面积为压力引水道断面的25%~45%的要求。根据上述简单溢流式调压比带下室的溢流式调压井工程量少,建筑工程投资少,结构相对简单,施工相对方便,因此最终选用简单溢流式。

8 结 语

调压井升井为半圆形断面,下游与快速事故闸门井连接,快速事故闸门井为半圆形断面,与上游升井组成一个完整封闭的圆形断面(2井合一),这种结构受力较好。这种带闸门调压井结构设计时,优先选用此结构。

在水电站工程带闸门的调压井设计时,当闸门井兼作阻抗孔,闸门井断面积(阻抗孔面积)为压力引水道断面积的25%~45%时,选取带阻抗孔溢流式调压井,此型式的调压井限制了调压井水位波动的最高涌浪、水位波动衰减快、波动振幅小, 在同等条件下带阻抗孔溢流式调压井高度较简单溢流式调压井低,同时工程量比简单溢流式调压井及带下室的溢流式调压井工程量较少,可节省造价,优先选用带阻抗孔溢流式调压井方案。对于低水头、长距离引水隧洞电站,溢流式调压井设计时应结合工程实际条件认真进行方案比较, 选取结构简单、 施工方便、工程量少、建筑工程投资少、工期短、经济收益率高、运行安全及运行管理方便的型式。

参考文献

[1]DL/T5058-1996,水电站调压室设计规范[S].

贯流式水电站论文 篇4

关键词：电厂,混流式水轮机,汽浊

1 引言

水电站自动化是一项旨在提高水电站安全、稳定和可靠运行水平、降低运行维护成本、提供高经济效益、保证高质量电能提供的技术措施。自动化的程度高度是衡量水电站现代化水平高低的重要指标, 自动化正是水电站安全经济运行的不可或缺的手段之一。机组容量的持续加大的同时, 也使自动化技术的作用在水电站的安全经济运行中越来越突出重要。但是在实际运行过程中, 由于水流的不稳定以及潜在危害的影响, 造成流量以及水头的变化差异较大, 就会使得水轮机偏离最优工况, 因而, 为了使水轮机能够趋近于最优工况状态, 应当在首先考虑潜在危害对于水轮机的影响的前提下, 应当根据所需负荷的变化, 及时调整水轮机流量, 进而趋近于最优工况条件。就目前而言, 对水轮机运行工况影响较大的因素主要有汽浊、振动、水锤、抬机等方面, 下面就具体的因素的产生和防止措施进行相关探讨。

2 水轮机自动化控制中遇到的问题及防治措施

2.1 气浊现象及产生原因

(1) 翼型汽蚀一般产生于水轮机的转轮叶片之上。一般认为, 当水轮机运转过程中, 叶片会同时受到两个面的压力, 并且这两个面的压力相反, 正面表现为正压力, 背面一般表现为负压力。背面的负压力与环境压力相当时就会引起翼型汽蚀的产生。

(2) 真空涡带在尾水管中的造成的汽蚀, 也就是所谓空腔汽蚀。通常状态下, 真空涡带是因为水轮机运行时偏离最优工况而形成的, 并且在汽化压力同涡带中心负压相比较大时, 就会导致水流空化, 进而引起空腔汽蚀。

(3) 间隙汽蚀主要发生于叶片外缘与转轮室的间隙处以及导水叶端而间隙处, 一般由于水流因通过狭小通道而导致流速增大而引起的。

(4) 局部汽蚀是指水流流过某些局部凹凸不平表而时, 由于局部压力降低而发生的汽蚀。局部汽蚀主要发生在叶片表而局部区域、叶片与转轮体焊接处、转轮室表而局部区域等。引起原因主要是叶片表而打磨不光滑、叶片与转轮体焊接质量不好。

汽蚀的主要危害有直接破坏水轮机的过流部件;由于汽蚀的发生, 叶片受力情况变坏, 造成水流特性的改变, 水力损失增大, 机组出力下降;水轮机在汽蚀区运行时, 可引起机组震动、摆度和噪声的增大, 出力摆动, 使机组运行不稳定;汽蚀也缩短了保养周期, 不仅减少了年发电量, 而且浪费了电力系统的备用容量。因此, 必须采取有效的措施防止或者减轻汽蚀对水轮机的危害。

2.2 预防汽蚀的方法

(1) 科学的选取叶型、叶片数以及耐蚀材料是设计过程中非常重要的一步。并且水轮机安装高程必须按照不产生翼型汽蚀的条件允许洗出高度来决定。

(2) 尾水管中高真空的水流涡带可以使用补气装置向尾水管送气方式来解决

(3) 通过配置电厂的运行状态, 从而尽可能减少产生过重汽蚀的运行工况区域。通常, 水轮机在低水头、低出力状态下工作易导致汽蚀。

(4) 叶片被汽蚀破坏需要使用不锈钢堆焊的方式, 而且必须控制好叶片的型线, 避免其变形。这样就对检修工艺提出了更高的要求, 保证维修后的叶片光洁, 避免产生汽蚀。

(5) 通过往涂刷抗汽蚀涂料在叶片上, 经常使用的是环氧树脂、聚酰胺脂等材料。

3 水轮机控制系统常见影响因素原因分析及消除措施

3.1 振动

3.1.1 引起振动的因素

机械和水力是在运行过程中水轮机振动主要的两个因素。机械层面原因大致包括:未校正好推力轴承, 轴弯曲, 偏大的轴承间隙, 主轴连接松动或机未对准中心造成的空载低转速振动;静止部件和转轮等部件彼此摩擦造成剧烈振动同时产生声响;这振动平率与水轮机平率一致是此种震动的突出问题;水力方面的因素主要有:尾水管水流涡带造成的压力脉动产生的振动, 混流式水轮机偏离正常的运行状况后, 尾水管就会产生涡流, 造成水轮机产生振动, 发出声响, 一般会产生于30%至60%的额定负载范围内, 强大的旋涡, 也可能会造成整个房屋振动;卡门涡列同样也会造成振动。水流的尾流通过非流线型不光洁物体过程中, 尾流中就会产生很多的变态漩涡, 就是所谓的卡门涡列, 这样的涡行彼此交替, 依顺时针方向, 有时逆时针打转, 在这样的产生和消失交替过程中, 就会在垂直主流方向产生交变的振动力, 一旦卡门涡列的频率和叶片的固有频率相近时, 振动剧烈, 有时还会伴随着声音;振动有时也会因为转轮止漏间隙不均引起, 采用梳齿式止漏装置降低水轮机的容积损失, 一旦结构不合理, 又或者间隙过小, 会引起间隙内压力的变化和波动, 因而造成间隙内压力分布不均和侧向水推力, 引起转轮偏心变大和振动。

3.1.2 消除振动的常用方法

(1) 针对不同的引起振动原因必须采取相应的措施, 机械引起振动相对简单一些, 通常通过平衡, 调整轴线和整轴承间隙的方式就可以解决问题, 减少振动。

(2) 水力所造成的振动, 根据具体的原因不同而进行处理。水电厂大都有涡带造成振动的问题, 通常采用的方式是, 安装十字架补气装置, 在转轮出口附近的尾管上部, 也可以轴心补气, 另外使用加长泄水锥或加同轴扩散型内层水管段, 通过改变止漏间隙, 能够减小转轮偏心运动对转轮背压和止漏间隙中压力, 调整机组负荷, 避免机组在低水头、低负荷和振动区域的工况下运行。

3.2 水锤

3.2.1 造成水锤的原因

突然关闭或者开启阀门, 水泵的突然启动或停止这样的情形, 会使液体在压力管道中流动时, 造成瞬间改变液体流速, 使得管道中压力反复的、急剧的发生变化, 我们称这种现象叫做水锤。

这种现象会造成管道压力的数量达到正常压力的几十倍甚至几百倍, 使得关闭材料及管道上的设备遭受强大的压力作用, 严重的会造成设备管道变形甚至不能使用。这样的压力不断的变化就会产生声响和振动, 犹如管道受到锤击的声音, 将严重损害管道和设备。水轮机引水钢管很容易引起水锤, 如导水叶关闭时间太短或者导水叶开启太快, 将会造成管道的压力薄弱环节损坏。

3.2.2 水锤的预防措施

(1) 尽量缩短管道长度;

(2) 增大导水叶开启关闭的时间;

(3) 降低管道中的流速, 避免水锤造成的压力也可以通过增加管道的直径来解决。

(4) 通过安装安全阀在管道上, 在压力升高时, 放掉一部分液体, 使得管内压力减少有效预防水锤。

4 水轮机控制系统的工作效率及提高措施

4.1 水轮机自动化控制系统的效率

水轮机在自动工作过程中不可避免地要产生一些能量损失, 因此, 在水轮机轴上的输出功率总是小于水轮机水流功率, 在近代, 大型水轮机的效率为90%--95.8%, 中、小型的为75%--85%, 我们分别使用容积效率、水力效率和机械效率来评测水轮机的能量消耗的容积、水力和机械三部分消耗损失。

(1) 容积效率, 进入水轮机的流量并未完全进入转轮做功, 其中一小部分从水轮机的旋转部分与固定部分之间的间隙漏掉了进入转轮的有效流量与进入水轮机的流量之比, 即为容积效率;

(2) 水力效率, 从水轮机进口断面开始, 水流经引水部件、导水部件、转轮、尾水管, 直至出口断面, 由于摩擦、撞击、漩涡、脱流等, 将产生能量损失水流转换的功率与进入转轮的水流功率之比, 为水力效率;

(3) 机械效率, 机组的导轴承、推力轴承、以及各种轴承的轴封、水封和其他密封装置的转动与精致部分之间的相对运动, 都要产生摩擦损失, 水轮机大轴输出机械功率与水轮机水轮机输入有效功率之比。

水轮机总效率为容积效率、水力效率和机械效率三者的乘积, 数值始终小于1。

4.2 加大运行中水轮机控制效果的常用方式

(1) 保证水轮机的最有工作状况, 减少在低水头、低负荷的情形, 尽可能避免水力消耗;

(2) 适当向尾水管补气用以减少尾水管内的水流漩涡, 进一步降低汽蚀和振动情形, 保证提高水轮机的效率。

(3) 保证检修后的转轮和导叶表面的光洁程度和线性, 减少波浪度;

(4) 通过检查密封间隙的情况, 维持标准, 降低转轮止漏装置和大轴轴封的漏水情形, 进而降低容积消耗;

(5) 做好转动和固定部分的润滑工作;

5 结论

综上所述, 水轮机作为水力发电的核心部件之一, 如何保证水轮机安全、稳定、最优运行, 从而确保其高效率运转, 是当前值得我们应该认真注意的问题。

参考文献

[1]邓隐北, 张忠辉.水轮机的性能改进技术[J].水利电力科技, 2012 (02) .

[2]赵纪彬, 赵智勇, 赵国彬.水轮机气蚀产生的原因措施[J].河南水利与南水北调, 2012 (14) .

贯流式水电站论文 篇5

关键词：水轮机,稳定性,补气

0 引言

混流式水轮机的重要指标之一———稳定性, 其本质是机组能否保持长期、高效地运行。若该性能指标较好, 则可在使用寿命内, 减少检修次数, 提高发电的效率, 最大程度地提升机组的使用率。然而, 受电站现场条件的影响 (如负荷较高、水力性能欠佳等) , 机组在运行中很难达到理论上所要求的连续稳定运转, 检修的次数往往较多, 且费时费力。因此, 进一步完善机组的稳定性措施, 对整机的性能具有重要的影响。本文以Thaukyegat (2) 水电站为例, 以电站的实际条件为依据, 提出了相应的提高稳定性措施。

1 电站条件

1.1 电站基本参数

Thaukyegat (2) 水电站位于缅甸境内, 其坝址距Taungoo城较近。电站总装机容量120 MW, 安装3台单机容量40 MW的混流式水轮机发电机组。由于电站装机台数少 (3台) 、保证出力小 (为电站装机容量的26.9%) , 电站的引水系统较长, 没有调压井, 只在电站引水管路的入口处设有一闸阀兼做调压井, 要求电站应尽可能通过日调节方式, 在系统中承担调峰负荷。部分电站基本参数如表1所示 (水轮机型号为HLA883-LJ-294) 。

1.2 电站运行特点

如表1所示:本电站水头变幅大, 其变幅接近岩滩、五强溪和皂市水电站, 最大水头与最小水头的比值Hmax/Hmin=80.3/43.1=1.86、Hmax/Hr=80.3/65=1.23、Hmin/Hr=43.1/65=0.66, 水轮机运行水头范围很宽。同时, 从电站给出的加权因子 (如表2所示) 可看出:水轮机在高水头部分负荷区运行时间较长。

2 稳定性运行措施的提出

水轮机运行稳定性在混流式电站主要表现为轴系的摆度、顶盖和导轴承的垂直和径向振动、水轮机机坑内和尾水管进人门处的噪声、机组出力摆动以及转轮的裂纹等。特别是中、高比速混流式水轮机中的裂纹现象早已在世界各国屡见不鲜。因此针对道耶坎水电站水头变幅大 (最大水头与最小水头的比值高达1.86) 、高水头部分负荷区运行时间长的特点, 我们在电站水轮机参数水平选择、水轮机模型试验研究到原型水轮机的设计等过程中, 从各方面采取措施, 以确保机组的安全、稳定运行, 延长机组的使用寿命。

2.1 转轮的选择

该电站的转轮模型拟选择A883模型。其最大使用水头为89.2 m, 对于本电站最大水头为80.3 m (毛) , 其强度是足够的。同时, 本电站的转轮上冠、下环和叶片都是采用抗汽蚀性能良好的ZG0Cr13Ni4Mo材料, 增加了转轮其自身的性能。

2.2 转轮模型流场分析

转轮模型确定后, 根据电站的实际运行情况, 拟对模型的两个工况下:1) a0=16 mm、n11=70.3 r/min (对应最大水头Hmax=80.3 m) ;2) a0=24 mm、n11=94.5 r/min时 (对应最小水头Hmin=43.1 m) 转轮的下环、中间流面和上冠的速度场进行计算。其仿真结果如图1~图6所示。

2.3 补气措施的采取

由于混流式水轮机的转轮叶片固定在上冠与下环之间, 不可调节。在进行转轮流道和叶片翼型水力设计时, 主要考虑满足水流在设计工况 (最优效率工况) 下具有良好的流动状态。在偏离设计工况运行时, 必然会产生尾水管涡带。当偏离设计工况较远时, 还会产生转轮叶片头部的正、背面空化脱流和叶道涡。这些非稳定流态是引起水轮机水力振动的主要因素, 是混流式水轮机的固有特性, 不可消除。为此, 我们在对该电站水轮机进行结构设计时采用了以下几种补气方式。

1) 为消除尾水管涡带, 首先在发电机主轴的上端采用大轴中心孔自然补气, 设置了一个DN250的真空破坏阀, 其补气量按水轮机额定流量的2%来考虑。其次在尾水管边壁上也预留了补气口。在尾水管的边壁上设有一环形进气腔, 外接一根DN100的进气管, 在进气管的外端接DN100的真空破坏阀, 在锥管壁上对应环形腔的位置均匀地开了16-DN50的进气孔以便需要时使用。

2) 在最大水头Hmax=80.3 m (毛) 时, 其单位转速为n11=70.3 r/min, 其运行范围在不补气的情况下有可能会出现叶片头部背面脱流。为预防万一, 我们在顶盖上导叶后的位置设有6-DN20的强迫补气口, 由6根软管引出, 接至一根DN50的环管上, 再从环管上引出总管接至机坑里衬, 以便外接补气源。

3 结论

由于机组运行水头变幅很大, 同时负荷变化也较大, 对机组的稳定运行来说本身就是一个巨大的考验, 而目前要开发一个完全适应该电站所有工况的转轮很难, 因此我们采取了各种补气措施。与此同时, 电站也应从引水系统、调速器的性能、合理选择运行工况等手段尽可能地提高稳定性, 共同来解决该机组运行的稳定性问题。

参考文献

[1]石清华, 许巍巍, 龚莉.低水头混流式水轮机叶道涡引起的噪音及其消除[C]//.第十六次中国水电设备学术讨论会论文集, 2007:156-164.

[2]宋文武.水利机械及工程设计[M].重庆:重庆大学出版社, 2005.