桃源水電站尾水位降低對機組安全性的影響評估

劉 波，郭定宇，劉 霞，黃 梅

(1.中國水電顧問集團桃源開發有限公司，湖南 常德 415799；2.中國電建集團中南勘測設計研究院有限公司，湖南 長沙 410014)

0 引 言

水電站尾水位降低將導致機組可能出現的最大運行水頭變大，從而對主要結構部件強度帶來挑戰，機組淹沒深度變小會導致空化性能變差、運行區域超出穩定運行范圍，給機組運行帶來重大安全隱患。對電站尾水位降低情況進行具體分析，復核在可能出現的最大水頭下的水機主要部件的結構強度、機組空化性能及運行狀態，對指導機組安全運行，具有重要意義。

針對電站尾水位變化及尾水位變化對機組安全性的影響，已有少量學者進行了研究。王文種等[1]基于一維恒定非均勻流水力學方法，分析了水口水電站壩下治理工程實施后尾水位-流量關系，認為河道地形變化(該電站進行壩下治理)將導致尾水位-流量關系與現狀相比整體升高1.20～3.01 m。劉建輝等[2]對黃龍灘電廠尾水位升高后對機組性能的影響進行了研究，通過對機組進行3個水頭下的機組穩定性試驗，系統了解機組的能量特性和穩定性，指出在該條件下運行整體上穩定可靠。李正貴等[3]研究了水位變化對貫流式機組出力及穩定性的影響，通過流場分析，發現隨著水位變化，流道內的偏心渦帶是造成轉輪室工況惡化的原因。林家洋[4]對不同尾水位工況下機組進行了穩定性試驗，分析認為機組在低尾水位、低負荷工況下運行時，其水力脈動、機械振動均較大，尾水管有明顯噪聲，對機組運行不利。陳國棟[5]對電站尾水位下降對機組的影響進行了研究，研究表明尾水位下降引起機組空化性能惡化，造成轉輪及尾水管空蝕嚴重，同時指出，尾水位下降引起水頭增加，水輪機可能在超過最高水頭條件下運行，對機組安全造成威脅。胡永華[6]的研究也同樣說明了機組在下游水位過低的不利工況下運行的不利影響。需要指出的是，尾水位降低將引起機組空化性能、運行穩定性等的變化，水頭增加，水輪機結構部件強度受到考驗，威脅機組運行安全，但同時，電站水頭的增加，機組發電耗水率減少，有利于增加電站發電量，增加經濟效益[7- 8]，李登聰[9]關于尾水位抬高的研究也說明了尾水位變化對發電量的影響。以上各方法從多個角度對電站尾水位變化進行了分析，卻沒有對該工況下，水輪機主要結構部件強度進行復核計算，僅對機組運行安全性進行了理論分析。

近年來，桃源水電站受兩次河道整治影響，尾水位呈下降趨勢。桃源水電站設計最大水頭為9.7 m，尾水位降低后，導致最大水頭變大，超出了機組設計的運行范圍。電站尾水位下降后，若仍維持39.5 m的正常蓄水位運行，將超過機組安全運行的最大工作水頭。

從機組運行角度考慮，桃源水電站機組為三葉片燈泡貫流式發電機組，三葉片轉輪的最大適用水頭一般不超過10 m。否則可能引起機組振動超標、空蝕空化嚴重、葉片頭部脫流等問題。從電站運行角度及效益角度考慮，對于徑流式電站，電站在不棄水時段，上游水位應始終保持盡可能高的恒定狀態，以求得最大年發電量，即電站正常蓄水位狀態，按天然流量的自然出力運行。由于電站運行需同時考慮機組運行安全及運行效益，下游水位變化后，項目組開展尾水位降低對機組安全性影響評估研究。

本文首先分析電站尾水位變化程度，確定復核的最大水頭。采用大型通用有限元分析軟件ANSYS 18.2，對最大水頭下管型座、主軸、轉輪體及葉片等主要部件進行強度復核，同時分析機組運行情況、空化性能、導水機構強度及調速功等，由此評價機組結構性能及運行安全性。

1 尾水位降低對機組安全性影響評估流程

1.1 復核的最大水頭

作為徑流式電站，貫流式電站上游水位基本不變，下游水位受水電站流量控制，隨水電站廠房處下游水位與流量關系曲線變化。因此，其水頭與下游水位-流量關系曲線密切相關，電站最大水頭Hmax為上游正常蓄水位減去下游最低尾水位，即1臺機空載運行時的尾水位。

統計實測出現的最大水頭，并分析在不控制上游水位情況下可能出現的最大水頭，總體考慮，提出作為復核輸入的最大水頭。

1.2 安全性影響評估方法

機組安全性影響評估流程如圖1所示。首先，收集電站實際運行的尾水位-流量數據，按照河道整治時間節點對數據進行劃分；然后，基于設計階段數據、電站建成及河道整治前后的數據，獲得各階段電站尾水位-流量關系曲線，分析電站下游水位及實際運行水頭變化情況，提出需復核的最大水頭，作為安全性影響評估流程的輸入要素；隨后，對最大水頭下的主要結構部件強度、機組運行情況、空化性能、導水機構強度及調速功、過渡過程等進行復核計算；最后，根據復核情況，給出結論并提出建議，從而實現尾水位降低對機組安全性影響評估流程。

2 桃源水電站機組安全性影響評估

2.1 電站概況

桃源水電站位于湖南省常德市桃源縣城的沅水干流上，是沅水干流河段的第14個梯級電站，也是沅水干流最末一個梯級電站。桃源水電站上游距凌津灘水電站38.2 km，下游距桃源縣延溪河口約1.6 km，壩址緊臨桃源縣城，左、右岸分別為桃源縣漳江垸和潯陽垸。工程以發電為主，兼顧航運、旅游等綜合利用。壩址以上流域面積為8.67萬km2，多年平均年徑流量為650億m3，多年平均流量2 060 m3/s，水庫無調節性能。電站總裝機容量180 MW，裝設9臺單機容量20 MW的燈泡貫流式水輪發電機組，保證出力48 MW，設計多年平均發電量7.93億kW·h，年利用小時4 404 h。桃源水電站水位參數為：正常蓄水位39.5 m，死水位39.3 m，正常尾水位33.400 m，下游最低水位29.440 m，額定水頭5.60 m，最大水頭9.70 m，最小水頭2.00 m，加權平均水頭6.82 m。電站水輪機型號為GZ-WP-720，為三葉片燈泡貫流式發電機組，水輪機額定出力20.62 MW，額定流量為410.97 m3/s，額定轉速79.85 r/min，額定點效率91.5%，額定水頭比轉速1 316 m·kW，機組吸出高度為-6.82 m，機組中心線高程為20.50 m。

2.2 下游水位變化

2018年11月～2019年4月，為減小下引航道口門區橫流影響，保證過往船舶的通航安全，湖南省交通部門對右河槽廠房下游1.2 km的河道及航道進行了整治，航道底板高程由原設計的26.44 m降至25.50 m，降幅達0.94 m，導致生態流量380 m3/s(即小流量)情況下，電站尾水位降幅較大。

桃源水電站設計正常庫水位39.5 m，設計最低尾水位29.44 m(對應流量為400 m3/s)，電站最大毛水頭為10.06 m。經過河道疏浚和航道整治后，在生態流量380 m3/s情況下，尾水位降低至29.15 m，降幅達0.29 m，此時最大毛水頭達10.35 m。

根據桃源水電站記錄的2017年1月1日～2019年9月21日(收資時)的下游水位材料，分析電站壩下水位在運行過程中的變化。

由于在2015年4月～2016年6月、2019年4月底前進行了兩次河道整治工作，分析數據時分為2017年、2018年、2019年前4月、2019年5月1日～9月21日4個階段，以便于觀察近年電站水位-流量關系的變化。各階段的水位-流量關系曲線如圖2所示。

圖2a～2f反映了各個階段中壩下水位隨平均出庫流量的關系，但分析各圖，難以看出明顯差距。設計階段，水位-流量關系是一條曲線；實際運行時，由于受下游洞庭湖水位波動等的影響，桃源水電站水位-流量關系為一個帶狀圖形。

圖2g～2h分別將2019年5月至9月的數據、實際運行多年以來(2017年～2019年9月)的數據與電站建成后數據進行對比展示，電站壩下水位-平均出庫流量關系呈現的帶狀圖形，較為均勻的散布在電站建成后的壩下水位-平均出庫流量關系曲線旁，無明顯偏離。

2.3 復核的最大水頭

電站在實際運行時，為保證運行安全及盡可能保障上游水位，按最大運行水頭控制電站上游水位為39.1 m。在這種情況下，實測出現的電站最大水頭為11.5 m，此時推測下游水位為27.6 m，而此下游水位不可能出現，考慮到此時水庫水位處于異常波動狀態，不作為復核的最大水頭。

分析實際運行可能出現的最大水頭，枯水期實際運行情況，零點班大部分時間入庫只有230 m3/s左右(上游凌津灘水電站開一臺機加區間流量)，該流量剛好夠桃源水電站一臺機組滿負荷運行，對應下游水位約為28.6 m，此時的毛水頭約為10.9 m。

取10.9 m作為機組安全性影響評估流程的最大水頭。

2.4 水輪機主要部件強度復核

采用有限元算法對機組各主要結構部件強度進行復核，分析結果如下。

2.4.1 管型座

當最大運行水頭升高時，管型座所受的壓力會增加，甩負荷時的壓力上升也會增加。管型座強度復核計算結果詳見表1。

表1 管型座強度復核計算結果

桃源水電站機組管型座材料為Q235B，其屈服極限為215 MPa，抗拉強度極限為375 MPa。從管型座受力分析可見，水頭提高后，管型座應力水平總體不大。各計算工況下，管型座應力滿足設計要求；整體變形處于正常范圍內，水頭升高后管型座強度可滿足要求。

2.4.2 主軸

最大運行水頭提高后，水輪機出力仍為額定出力，則主軸的扭剪應力不變，只有軸向水推力變化。在主機廠進行主軸設計時，水輪機模型試驗還未完成，強度計算水推力是以預估數值加載，模型試驗完成后，水推力數據比預估數據小，有足夠的余量，此次水頭升高后，水推力增加后仍然小于主軸設計時的預估值。在不超發、不增加水輪機出力的情況下，主軸有足夠的強度。

2.4.3 轉輪體

水頭提高后，機組飛逸轉速增高，飛逸工況轉輪體的離心力增加。由于葉片的水壓力變化，葉片對轉輪體的支反力也隨之變化。轉輪體強度用有限元復核計算結果詳見表2。

表2 轉輪體強度復核計算結果

根據GB 15468—2006《水輪機基本技術條件》第4.2.2.7節的規定，由有限元方法得到的應力分析結果在正常工況條件下最大應力不得超過材料屈服強度的2/3(190 MPa)，特殊工況條件下最大應力不得超過材料的屈服強度(285 MPa)。從計算結果來看，發額定出力20.62 MW時，轉輪體平均應力在許用值范圍內，最大集中應力超出許用值，運行存在一定的風險。

2.4.4 葉片

根據運行工況，葉片的水力分布由CFD分析得出。葉片強度用有限元進行分析，計算結果為：最大水頭(10.9 m)額定出力條件下，葉片最大等效應力130.2 MPa，許用應力為110 MPa，最大徑向位移1.10 mm；最大水頭(10.9 m)飛逸工況下，葉片最大等效應力159.2 MPa，許用應力為220 MPa，最大徑向位移0.40 mm。

根據GB/T 15468—2006《水輪機基本技術條件》的規定，轉輪葉片的最大許用應力為110 MPa。從計算結果來看，在最大運行水頭額定出力時，轉輪葉片應力超過了標準中規定的許用應力值，轉輪葉片應力偏大。

2.5 機組運行情況分析

2.5.1 單位轉速

根據與機組廠家交流情況，根據主機廠家設計經驗，當運行工況點單位轉速n11大于95%最優單位轉速n′10(n11>95%n′10)時，機組運行情況較好；當90%n′10

查閱桃源水電站水輪機模型特性曲線，機組最優單位轉速n′10約為190 r/min，則90%n′10=0.9×190=171 r/min，95%n′10=0.95×190=180.5 r/min。

當最大運行水頭為10.9 m時，n11=172.18 r/min，即90%n′10

2.5.2 運行區域對比

查閱桃源水電站水輪機模型曲線，最大運行水頭的范圍僅為10 m，未示10 m以上的區域。隨著運行水頭的提高，對于最大水頭10 m以上區域的效率、空化、壓力脈動等發展趨勢較難判斷。基于原水輪機模型曲線進行分析及預估，最大水頭提升后，導葉開度及槳葉開度將減小，水輪機效率將低于原最大水頭的效率。

2.5.3 壓力脈動

由水輪機運行特性曲線初步分析，壓力脈動的相對值隨著運行水頭的提高呈減小的趨勢。

2.6 空化性能復核

本次研究針對空化性能進行了計算復核。電站尾水位取下游水位-出庫流量關系圖上的最低尾水位。從桃源模型試驗結果看，水頭9.7 m，出力24.98 MW，槳葉為0°時，葉片表面發生氣蝕，空化系數σ=1.460 8，如圖3所示。

提高水頭后，槳葉開度在-8°左右，氣蝕系數參考模型試驗數據取1.46，計算結果詳見表3。

表3 空化性能復核計算結果

從以上計算結果初步估計，水頭提高后，運行不在無空化范圍，葉片空蝕會增加，葉片檢修頻率需提高。

2.7 導水機構強度及調速功

由于調速器的調速功與最大水頭有關及最大水頭下流量等參數有關，中型反擊式水輪機所需的接力器容量估算公式為

(1)

式中，A為接力器容量，kg·m；Hmax為最大水頭，m；Q為最大水頭下額定出力時的流量，m3/s；D1為轉輪直徑，m。

最大水頭增加至10.9 m后，D1不變，Q變小，Hmax變大，經初步計算，接力器容量與最大水頭9.7 m的接力器容量相差較小。經主機廠初步估算，導葉操作最低油壓提高至5.2 MPa可以滿足10.9 m水頭運行。

2.8 過渡過程復核計算

根據強度復核情況，轉輪體及葉片強度超出標準值，不能滿足提高水頭運行的要求，需要采取相關措施。過渡過程計算需基于改造或更換后的轉輪特性開展。

3 結 論

(1)機組各部件結構強度方面。從本次強度復核計算的結果來看，在最大運行水頭為9.7 m時，轉輪體應力已接近許用值，裕量有限。最大運行水頭提高至10.9 m后，轉輪體、轉輪葉片強度超出標準值；而管型座、主軸在水頭提高后仍然具有足夠的強度，能滿足安全運行要求。

(2)機組安全性方面。由于模型曲線所示水頭范圍為2～10 m，未示10 m以上的區域，對于最大水頭10 m以上區域的效率、空化、壓力脈動等發展趨勢較難判斷。根據運行特性曲線，初步分析最大水頭提升后，導葉開度及槳葉開度將減小，水輪機效率將低于原最大水頭的效率。壓力脈動的相對值隨著運行水頭的提高呈減小的趨勢，同時空化情況加重，葉片空蝕會有所增加。導水機構強度可滿足最大水頭提升后運行。根據初步估算，導葉接力器最低油壓需提高至5.2 MPa。

綜上所述，桃源電站尾水位降低，最大水頭提高至10.9 m運行，從機組運行安全性考慮，存在風險。