去學水電站投運前后期下游水位大變幅對水力機械設計的影響

韓伶俐

(水電水利規劃設計總院，北京 100120)

1 電站基本概況

去學水電站為金沙江支流碩曲河最后一個梯級，其工程區位于四川省甘孜州最南端的得榮縣境內。電站上游正常蓄水位為2 330 m，汛期限制水位為2 320 m，死水位為2 310 m;電站裝機2臺，單機容量為123 MW，電站供電范圍為四川電網。電站下游的金沙江干流上規劃有奔子欄水電站，規劃的正常蓄水位為2 148 m，死水位為2 100 m。其建成后，去學電站尾水位因奔子欄水庫回水將壅高，電站下游校核洪水位將由2 125 m抬高至2 148 m;在奔子欄水庫為死水位時，去學電站的最低尾水位2 118.7 m(對應下泄流量35.4 m3/s)將維持不變，在奔子欄水庫為正常蓄水位時，則將提高至2 148 m，最大提高達29.3 m。

電站最大凈水頭為210.3 m，前、后期運行時，加權平均水頭分別為194.5 m、166.4 m，最小凈水頭分別為174.4 m、147.4 m。電站多年平均發電量分別為 10.833億 kW·h、9.247億 kW·h。

去學水電站前、后期下游水位變幅大，后期加權平均水頭較前期下降28.1 m，水頭變幅加大，造成水輪機運行水頭范圍寬。為了充分利用水能，去學水電站機組的選擇和設計需兼顧奔子欄水電站建成前、后兩個階段的運行條件。設計時，需重點研究水輪機選型，以保證機組的安全、長期和穩定運行;其次，供水系統、廠房滲漏排水系統、機組檢修排水系統的設計選型，也應充分考慮奔子欄水電站蓄水后下游水位壅高產生的影響。

2 水輪機參數選擇

2.1 額定水頭

奔子欄水電站建成后，去學水電站最大運行水頭不變，但加權平均水頭和最小水頭降低。綜合考慮兩個階段的運行條件，認為去學水電站機組應能適應奔子欄水電站投運前后造成的水頭變化，因而不再更換機組，以節約投資。水輪機的額定水頭直接關系機組的穩定運行性能和電站發電效益，因此需合理選擇。

根據電站水頭變化范圍、水輪機型式、引水系統水頭損失及電站運行特性等因素，擬定了172 m、177 m和182 m 3個額定水頭方案進行比選。

根據電站徑流調節計算成果，在奔子欄水電站投運前去學水電站基本沒有受阻容量;前者投運后，后者的水頭下降，產生部分受阻容量，且額定水頭越高，受阻容量越大。從減少受阻容量角度來看，172 m方案較優，177 m方案次之，182 m方案機組在后期達到額定出力的幾率大為降低。172 m、177 m方案條件下，水電站容量受阻主要發生在汛期，而四川電網水電比重較大，汛期存在較大的棄水調峰容量。去學水電站裝機規模不大，受阻容量也較小，3個方案都不會對電力系統造成較大影響。

考慮到水輪機穩定運行的要求，中、高水頭段混流式水輪機的額定水頭一般在0.95～1倍加權平均水頭范圍內選取。此外，最大水頭Hmax與額定水頭Hr的比值也可作為選擇額定水頭的參考。統計資料表明，就Hmax/Hr的值，國外有85%的電站小于1.15;國內有75%的電站小于1.15，且這些大型機組的運行情況都較好。172 m方案最大水頭與額定水頭的比值為 1.223，177 m 方案為 1.188，182 m 方案為1.155。從水輪機運行穩定性來看，182 m方案最優，177 m方案次之，172 m方案 Hmax/Hr的比值為1.223，高水頭部分負荷時水輪機的運行穩定性較差。

從動能指標和加權平均效率分析，177 m方案水輪機加權平均效率最大，發電量也較高;就成本而言，177 m方案費用現值最低，為最優方案。

經綜合考慮，確定去學水電站的額定水頭為177 m。

2.2 比轉速及比速系數

比轉速ns及比速系數K是表征水輪機綜合技術經濟水平的重要特征參數。提高水輪機比轉速可減小機組尺寸和重量，從而帶來明顯的經濟效益。但比轉速的提高，會受到水輪機強度、空化、泥沙磨損、運行穩定性等因素的制約。因此，必須根據電站的具體條件，合理確定水輪機的比轉速和比速系數。

國內外同水頭段大型混流式水輪機的比轉速及比速系數值見表1;根據國內外的統計資料及經驗公式計算的該電站水輪機比轉速和比速系數見表2。

表1 國內外150～230 m水頭段大中型混流式水輪機參數

表2 按不同公式計算的該電站水輪機比轉速和比速系數

由表1可知，國內外近年來投產、額定水頭為160～190 m、水輪機出力為100～609 MW的混流式水輪機的比轉速，一般為131～165.1 m·kW，比速系數為1 734～2 151。對比表1和表2中的ns及K值，各電站采用的比轉速和比速系數水平相當于統計計算值的中、下限?？梢?，對于高水頭大、中型混流式水輪機而言，選用的水輪機參數水平均較統計計算值低。

在奔子欄水電站建成前，去學水電站絕大部分時間為高于額定水頭運行，在奔子欄水電站建成后，水輪機經常性的運行水頭區間降低;如果轉速選擇過高，后期水輪機在低水頭條件下運行時，單位轉速較大，效率較低。為有利于機組運行的穩定性，水輪機的比轉速不宜取高值。經綜合考慮，確定去學水電站水輪機比轉速為135～151 m·kW，比速系數為1 800～2 000。結合發動機同步轉速取值，可選擇的機組額定轉速有272.7 r/min和250 r/min，對應水輪機的額定點，比轉速為149.6 m·kW(相應比速系數為1 991)、137.2 m·kW(相應比速系數為1 825)。

2.3 水輪機單位參數

哈爾濱電機有限責任公司、東方電機股份有限公司在總結國內外眾多混流式水輪機性能參數的基礎上，提出了單位轉速和單位流量之間合理匹配的統計分析式。按該統計式計算出的、以及結合表1統計值建議的該水電站水輪機不同比轉速方案的單位參數見表3。

2.4 水輪機轉速

不同比轉速方案對應的水輪發電機組主要參數見表4。

表3 去學水電站水輪機單位參數計算

表4 去學水電站不同轉速方案水輪發電機組主要參數

由表4可以看出，轉速272.7 r/min方案較250 r/min方案機組重量稍輕，機組投資略低。兩方案發電機尺寸相差甚少，土建工程量基本相當。

可研設計階段，與國內大、中型水輪發電機組制造商進行了技術交流。結果表明，無論轉速采用250 r/min還是 272.7 r/min，各生產廠家均有合適的水輪機基礎轉輪，根據電站特點進行優化即可采用。但對于發電機，國內大型機組制造商推薦的機組額定轉速為272.7 r/min，中型機組制造商均推薦機組額定轉速采用250 r/min。目前國內生產過的額定轉速為272.7 r/min的機組最大容量為 117.7 MVA。

從發電機電磁設計角度分析，如果機組額定容量為140.571 MVA，轉速則采用 272.7 r/min，可供選擇的定子繞組并聯支路數為2，相應槽電流為5 881 A;如果轉速采用250 r/min，可供選擇的定子繞組并聯支路數可以選2或3，槽電流可選5 881 A或3 921 A。大型全空冷水輪發電機定子經濟槽電流約為5 000～6 000 A，巨型水輪發電機的槽電流甚至超過7 000 A。可見，中型機組制造商推薦的定子經濟槽電流較低。

為有利于機組招標采購，額定轉速取250 r/min更為合適，因此推薦機組額定轉速為250 r/min，機組招標采購時可允許投標廠商根據技術水平進行優化。

2.5 水輪機安裝高程

由于水電站尾水洞較長，水輪機安裝高程不僅要滿足空蝕要求，還必須滿足機組調節保證計算要求?？紤]到該電站海拔高度等因素，尾水管進口最大真空度應小于6 m H2O。根據機組調節保證計算要求，水輪機安裝高程為2 110 m，這樣能夠滿足上述兩個轉速方案的水輪機空蝕要求。

2.6 下游尾水位的適應性

與去學水電站尾水變幅相類似的國內電站資料見表5。

通過比較可知，去學水電站尾水位變幅雖大，但遠小于構皮灘、溪洛渡、龍灘電站。可以預計，無論是高轉速還是低轉速方案，水輪機均可穩定運行。在后期運行中，水輪機吸出高度減小、淹沒深度增加，空蝕安全裕度增加，這樣，既可提高水輪機的抗空蝕性能，又可降低水輪機運行時尾水管的壓力脈動及其在水電站水力過渡過程下的真空度，有利于機組穩定運行。

表5 國內尾水變幅相類似電站資料

3 供水系統設計

供水系統主要供給發電機空氣冷卻器、軸承油冷卻器、主軸密封用水、主變壓器冷卻器等用戶所需的冷卻用水。在水溫為25℃時，一臺額定出力機組及主變所需的冷卻水總水量約為980 m3/h;單臺主變空載運行時的冷卻水量約為20 m3/h。

該電站運行水頭范圍為147.4～210.3 m，自流減壓供水方式雖然可靠性高，但水能損失較大且不經濟，不宜采用。故推薦采用水泵供水方式。

采用的單機單元水泵供水方式流程為:從尾水管一側取水，經水泵加壓、濾水器過濾后送至各冷卻器，冷卻機組和變壓器后排往尾水管另一側。為防止管路堵塞及設備故障導致機組無法正常運行，取水口、水泵、濾水器均設兩個，互為備用。每臺機組設置2臺便拆式立軸離心水泵，流量為1 000 m3/h、揚程為38 m，設有2臺DN350、PN1.6MPa轉動式濾水器。

機組運行時，主變壓器冷卻器所需的冷卻用水，取自機組供水干管。對主變空載運行冷卻用水，采用水泵供水方式，取自電站尾水。全廠設3臺流量為20 m3/h、揚程為38 m的主變空載冷卻供水泵和3臺 DN50、PN 1.6 MPa的轉動式濾水器，其中 1 套為備用。

由于前后期下游水位最高相差23 m，供水系統需考慮各供水對象(冷卻器)在后期的承壓能力。供水系統管路、閥門和機組、主變壓器冷卻器的承壓能力，均按后期運行要求設計。

4 排水系統選型設計

4.1 機組檢修排水系統

水電站機組數量少，機組檢修排水采用直接排水方式，流道中的積水由盤形閥經排水管引至水泵后直接排至下游。電站運行前期，選用2臺流量為350 m3/h、揚程為38 m的臥式單級離心泵。

奔子欄水電站建成后，在去學水電站后期運行時，2臺檢修排水泵將更換為流量為350 m3/h、揚程為60 m的臥式單級離心泵，排水管路及閥門不變。機組檢修排水系統管路及閥門的承壓能力，均按后期最高尾水位確定。

4.2 廠房滲漏排水系統

廠房圍巖滲漏水量約為170 m3/h，機組生產水量以及生活水量約為60 m3/h。參照國內同類型電站資料及已運行電站的實際情況，該電站廠房滲漏排水量按230 m3/h考慮。排水系統近期選用4臺350RJC370－16×3深井泵，排水流量為370 m3/h，揚程為48 m。其中2臺工作、2臺為備用。

奔子欄水電站建成后，每臺深井泵增加一級葉輪，水泵揚程由48 m提高至64 m，排水流量不變。

廠房滲漏井容積和開挖深度按后期廠房滲漏水量確定。集水井有效容積為185 m3;廠房滲漏排水系統管路及閥門承壓能力按后期最高尾水位確定。

考慮在發生地震的情況下，廠用電可能消失，因而另設2臺射流泵來排除廠房滲漏水。每臺射流泵的進口工作水壓為200～220 m，有效排水流量為370 m3/h。射流泵出口水壓為30～60 m，適應范圍較大，能夠滿足后期高尾水位下的排水要求。

5 建議

在奔子欄水電站建成后，去學水電站尾水位變幅大將是一種常態，這一點不同于其他電站由于汛期大洪水所導致的電站尾水位短期內的大幅度變化。因此，去學水電站水輪機的選型設計、供水系統和排水系統的設計應考慮尾水位長期、大變幅的因素。水輪機的選型應兼顧前、后期運行條件，確保水輪發電機組的安全、穩定和長期運行;供、排水系統的設計應考慮系統承壓能力的變化影響;排水水泵宜根據前、后期運行條件進行綜合考慮，不宜按后期運行條件一次性選擇設備參數，以避免排水泵在前期低揚程條件下以大功率運行而發生電機超載或電機燒損。