燈泡貫流式機組節能增效收益分析

李志華，王 鵬，夏紹云，鄭新建，胡照宇，寇 林，袁鄭州

(1.西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710032；2.華能湖南清潔能源有限公司，湖南 長沙 410004)

0 引 言

節能增效的評估方法多用于煤炭、鋼鐵、化工、火力發電等行業中，對水電，太陽能、風電等清潔能源研究和分析較少[1]。近年來隨著高水頭水力資源開發的枯竭，國內貫流式機組裝機容量和規模日趨增大，但已投運貫流式機組中存在低水頭運行穩定性差、出力達不到設計要求等情況。不同學者和工程技術人員分別從葉片個數、翼型設計、重力場影響、水輪機水力開發設計、工程現場實踐等[2-7]方面進行分析研究存在的問題以及改造后機組出力優化提升等，但是對改造或者提升后的經濟價值和效益均無概述。文獻[8]通過水電站來水推算、庫容曲線擬合、動態庫容、管路損失、水能換算和系統效率修正等幾部分計算，很好地實現了電站發電量的計算，但并未涉及因運行參數或機組引用流量提升對電站帶來的效益和收益。文獻[9]采用CDM研究的一套評價水電站增發電量的計算方法，建立并編制了梯級調度電站評價體系，取得較好的效果，但是不宜實現。涉及到燈泡貫流式機組節能增效收益計算和分析的文獻和資料、方法均比較少。

表1 電站運行水頭分布規律統計

1 工程概況

某水電樞紐工程位于湖南省祁陽縣境內湘江干流上，以發電為主，兼有航運、公路交通等綜合經濟效益。該電站壩址以上控制流域面積27 118 km2。正常蓄水位75.5 m，水庫總庫容3.13億m3。電站裝機20 MW燈泡貫流式水輪發電機組4臺，總裝機容量80 MW，發電機采用自并勵靜止勵磁系統，多年平均發電量3.18億kW·h。

本工程規模為中型三等工程，永久性水工建筑物級別為3級。永久性水工建筑物擋水壩、電站廠房和船閘為3級，臨時性水工建筑物為4級。擋水壩設計洪水標準為50 a一遇，校核洪水標準為500 a一遇；土壩設計洪水標準為50 a一遇，校核洪水標準為1 000 a一遇；電站廠房(河床式)和船閘為擋水建筑物的一部分，其上游防洪標準與擋水壩相同，下游設計洪水標準為50 a一遇，校核洪水標準為200 a一遇；消能防沖建筑物洪水標準為30 a一遇。

該水電站自2012年投產以來，就存在邊棄水邊發電情況，且無法達到設計出力，損失了大量的水能資源；電站毛水頭低于5 m機組處于停機泄洪狀態，低水頭運行穩定性差，這些問題一直困擾著水電站的運行。經研究分析認為，該機組導葉開度受限造成引用流量不足，限制了其帶負荷能力。基于水輪機水力設計優化、水輪機原理以及計算流體力學等方面的基本知識，電站采用增大導葉開度、增加機組引用流量等方法提升機組發電能力，并于2021年10月1日下發了修訂后的導葉開度限制。修改導葉開度參數后電站的實際運行情況證明，該方法是合理的，為電站創造了較大的經濟價值；但是統計分析取得的經濟收益較為復雜和困難。本文以機組凈水頭、機組負荷、機組振動為邊界條件對取得的經濟收益進行分析估算。

2 電站水頭統計

根據電站《XX電量日報自動計算表》中水情數據錄入中的基本數據，統計2016年1月1日～2021年9月30日，近6年共計2 100 d內電站運行水頭情況，其中主要統計見表1。

根據表1可知，機組毛水頭在7.0 m≤h<7.4 m區間運行時間多年平均值為36 d，在6.5 m≤h<7.0 m區間運行時間多年平均值為27.8 d，在6.0 m≤h<6.5 m區間運行時間多年平均值為9.7 d，在5.5 m≤h<6.0 m區間運行時間多年平均值為5.2 d，在5.0 m≤h<5.5 m區間運行時間多年平均值為4.5 d，在4.5 m≤h<5.0 m區間運行時間多年平均值為3.3 d。機組在毛水頭4.5 m以下運行時間非常短暫，且受到防洪度汛、機組超低水頭運行振動偏大等因素制約，基本不在4.5 m水頭以下運行，所以本研究不做統計和分析。根據電站實際運行情況，電站毛水頭7.4 m以上導葉開度開至90%左右即可滿足帶最大負荷的基本要求，所以本研究也不分析電站凈水頭7.4 m以上機組出力情況?？傊?，電站在6.5～7.4 m水頭之間運行的天數占5.0～7.4 m水頭之間運行總天數的74%，預估此區間水頭獲得的收益較為明顯。

3 機組帶負荷能力預估

根據機組運行特性曲線和電站不同水頭下機組空轉對應的導葉開度進行不同水頭下空載開度預估，其中電站凈水頭7 m以上空載開度預估為11%，電站凈水頭6.0～7.0 m之間的空載開度預估為12%，電站凈水頭6 m以下的空載開度預估為13%。根據線性回歸分析可知，機組單位開度對應的負荷計算公式為

Q=f(x)=f(x1-x0)

(1)

式中，x為當前水頭、當前負荷下對應的導葉凈開度，%；x1為當前水頭對應機組負荷下導葉開度，%；x0為不同水頭下對應的空載開度預估值，%；Q為機組負荷，MW。Q和x滿足類直線關系，單位開度對應的功率即可按照式(2)計算

Q1=kΔx

(2)

式中，Q1為增大引用流量后單位開度對應的機組帶負荷能力或功率，MW；k為單位開度對應的功率，MW；Δx為增加導葉開度幅值，%。

按照上述公式和計算方式計算1～4號機組單位開度對應機組功率關系，如圖1所示。

圖1 不同機組不同水頭單位開度對應的功率關系曲線

表2 全電站多發電量估算

由圖1可知，機組導葉開度和單位開度功率曲線基本為線性關系，不同機組只是k值不同，因此采用線性擬合導葉開度和機組功率對應關系可行并且是正確的。通過公式(1)、(2)和圖1可以看出，在凈水頭6.5～7.4 m區間運行時，機組帶負荷能力符合如下規律：單位開度對應的功率為0.75～1.05 MW，且水頭越高單位開度對應的功率越大。根據電站多年凈水頭統計和分析可知，電站凈水頭6.5 m以下多年平均天數較少，不作為分析重點。

4 電站預估電量分析

不同水頭下，機組的帶負荷能力不同，因此根據電站水頭分布情況分別取7.2、6.8、6.3、5.8、5.3 m和4.8 m為不同水頭段的特征水頭進行分析計算。

根據圖1對機組單位開度功率和機組水頭采用公式(3)進行直線擬合

Q2=ah+b

(3)

式中，Q2為不同水頭對應機組功率增加值，MW；h為電站凈水頭，m；a和b為系數。

應用式(3)可以方便求出任一水頭下的機組單位開度帶負荷能力，再乘以相應水頭下等開度的運行時間，即可得到多發電量，計算公式為

M=TQ2

(4)

式中，M為機組等開度下多發電量，MW·h；T為機組在某個水頭運行的時間，h；Q2為典型水頭下等開度對應的負荷，MW。

由于電站大部分的運行水頭為6.5 m以上，因此對1～4號機組在6.8 m和7.2 m特征水頭下的增發電量進行分析計算，計算結果見表2所示?？紤]電網調度、線路故障、計算誤差、防洪要求、機組可用系數等不可控等因素對增發電量的影響，在進行電量預估時引入等效系數k2，計算公式為

(5)

式中，T1為機組在來水充足但不可發電的天數，d；T總為該水頭下多年平均可用天數，d。

根據現場運行數據分析和計算，本文推薦采用75%等效系數對電站多發電量進行計算。

根據表2可知，按照75%等效系數計算1～4號機組多年平均多發電量分別為114.11萬、109.92萬、106.87萬、104.29萬kW·h，1～4號機組累計多發電量435.2萬kW·h，占多年平均發電量的1.4%；每臺機組帶負荷能力增加約0.75～1 MW，占額定容量的5%左右，因此帶來較為可觀的電量和可用裝機容量的增加。

5 機組運行特性分析

為了分析評價機組因增加引用流量對機組運行穩定性、帶負荷能力的影響，統計1號機組在不同時間的電站凈水頭、機組出力和機組振動3個參數。

該水電站水輪發電組振擺測點主要有：水導軸承X、Y向振動，水導軸承X、Y向擺度，組合軸承X、Y、Z方向振動，轉輪室X、Y方向振動共計9個測點。根據多年運行經驗，水導軸承X向振動對機組負荷和電站水頭最為敏感，因此本文只統計了水導軸承X向振動情況并進行分析對比。根據水頭相近、運行時間相近、機組負荷相近和上游來流相近，并綜合考慮庫容騰空和攔洪蓄尾等因素，統計分析了導葉開度限制修改前共6 d的電站凈水頭、機組負荷和水導振動數據，包括2020年4月8日、2021年4月20日、2021年4月19日、2021年5月23日、2021年5月27日和2021年6月6日；修改導葉開度限制參數后共2 d的電站凈水頭、機組負荷和水導振動數據，包括2021年11月1日和2021年11月3日。為了便于直觀表達和分析導葉開度限制參數修改前后機組帶負荷能力的提升，按照日內凈水頭運行區間6.4～6.8 m和6.8～7.4 m兩種水頭區間分別對比分析，其中修改參數后的2021年11月3日和修改參數前的2020年4月8日、2021年4月20日、2021年5月23日、2021年5月27日這4天的運行工況較為接近，修改參數后的2021年11月1日與修改參數前的2021年4月19日和2021年6月6日這2天運行工況較為接近。圖2、4、6主要反映的是電站凈水頭6.4～6.8 m時的關系曲線，圖3、5、7主要反映的是電站凈水頭6.8～7.4 m時的關系曲線。

圖2 機組負荷和水頭關系曲線(2021年11月3日與相關日期對比)

圖3 機組負荷和水頭關系曲線(2021年11月1日與相關日期對比)

圖4 水導X向振動和水頭關系曲線(2021年11月3日與相關日期對比)

圖5 水導X向振動和水頭關系曲線(2021年11月1日與相關日期對比)

圖6 水導X向振動和負荷關系曲線(2021年11月3日與相關日期對比)

由圖2可知，電站凈水頭在6.5～6.8 m之間時，機組出力增加值約為0.9 MW，且機組負荷增加幅度隨著水頭增加而增加，負荷減小幅度隨著水頭減小而減小。由圖3可知，電站凈水頭在6.8～7.4 m之間時，機組出力增加值約為1.1 MW，且機組負荷增加幅度隨著水頭增加而減小，負荷減小幅度隨著水頭減小而增加。根據電站多日

圖7 水導X向振動和負荷關系曲線(2021年11月1日與相關日期對比)

運行參數可知，水輪機帶負荷能力采用式(1)～(5)計算數據和實際數據偏差均在5%以內，說明該預估方法的計算過程和公式可信、正確。

由圖4、5可知，機組在增加負荷后以水導為代表的機組組振動并未明顯增加，且有減少趨勢。水導振動水平由修改導葉開度限制參數前的120～185 μm，下降至130～150μm，其中最大值下降了近23%；水輪機轉輪室、組合軸承處的振動也均有不同程度的減小。

可見，采用增大引用流量的方法不僅增加了機組出力而且有效降低了機組振動水平。

6 結 語

該電站機組為雙調機組，對運行水頭參數較為敏感，一直存在邊發電邊棄水且不能達到設計出力情況，通過增加導葉開度進而增加引用流量并取消槳葉開度限制，不僅獲得了較大的經濟效益也獲得了較好的機組穩定收益。通過本文計算方法可以很好地為節能增效，特別是增加引用流量后多發電量的收益計算和評估提供較為可靠和準確的參考。本文的計算表明，機組在不同水頭區間帶負荷能力提升約2%～5%，并且計算誤差在5%以內；按照75%等效系數的多發電量較以往全年多400萬kW·h，占多年平均發電量的1.4%。同時，計算還表明，針對已建成的電站，因機組在0.9倍額定水頭至額定水頭區間運行時間較長，應優先挖掘機組在該水頭區間的發電潛力，這樣節能增效的收益最為顯著。