去学水电站投运前后期下游水位大变幅对水力机械设计的影响

韩伶俐

(水电水利规划设计总院，北京 100120)

1 电站基本概况

去学水电站为金沙江支流硕曲河最后一个梯级，其工程区位于四川省甘孜州最南端的得荣县境内。电站上游正常蓄水位为2 330 m，汛期限制水位为2 320 m，死水位为2 310 m;电站装机2台，单机容量为123 MW，电站供电范围为四川电网。电站下游的金沙江干流上规划有奔子栏水电站，规划的正常蓄水位为2 148 m，死水位为2 100 m。其建成后，去学电站尾水位因奔子栏水库回水将壅高，电站下游校核洪水位将由2 125 m抬高至2 148 m;在奔子栏水库为死水位时，去学电站的最低尾水位2 118.7 m(对应下泄流量35.4 m3/s)将维持不变，在奔子栏水库为正常蓄水位时，则将提高至2 148 m，最大提高达29.3 m。

电站最大净水头为210.3 m，前、后期运行时，加权平均水头分别为194.5 m、166.4 m，最小净水头分别为174.4 m、147.4 m。电站多年平均发电量分别为 10.833亿 kW·h、9.247亿 kW·h。

去学水电站前、后期下游水位变幅大，后期加权平均水头较前期下降28.1 m，水头变幅加大，造成水轮机运行水头范围宽。为了充分利用水能，去学水电站机组的选择和设计需兼顾奔子栏水电站建成前、后两个阶段的运行条件。设计时，需重点研究水轮机选型，以保证机组的安全、长期和稳定运行;其次，供水系统、厂房渗漏排水系统、机组检修排水系统的设计选型，也应充分考虑奔子栏水电站蓄水后下游水位壅高产生的影响。

2 水轮机参数选择

2.1 额定水头

奔子栏水电站建成后，去学水电站最大运行水头不变，但加权平均水头和最小水头降低。综合考虑两个阶段的运行条件，认为去学水电站机组应能适应奔子栏水电站投运前后造成的水头变化，因而不再更换机组，以节约投资。水轮机的额定水头直接关系机组的稳定运行性能和电站发电效益，因此需合理选择。

根据电站水头变化范围、水轮机型式、引水系统水头损失及电站运行特性等因素，拟定了172 m、177 m和182 m 3个额定水头方案进行比选。

根据电站径流调节计算成果，在奔子栏水电站投运前去学水电站基本没有受阻容量;前者投运后，后者的水头下降，产生部分受阻容量，且额定水头越高，受阻容量越大。从减少受阻容量角度来看，172 m方案较优，177 m方案次之，182 m方案机组在后期达到额定出力的几率大为降低。172 m、177 m方案条件下，水电站容量受阻主要发生在汛期，而四川电网水电比重较大，汛期存在较大的弃水调峰容量。去学水电站装机规模不大，受阻容量也较小，3个方案都不会对电力系统造成较大影响。

考虑到水轮机稳定运行的要求，中、高水头段混流式水轮机的额定水头一般在0.95～1倍加权平均水头范围内选取。此外，最大水头Hmax与额定水头Hr的比值也可作为选择额定水头的参考。统计资料表明，就Hmax/Hr的值，国外有85%的电站小于1.15;国内有75%的电站小于1.15，且这些大型机组的运行情况都较好。172 m方案最大水头与额定水头的比值为 1.223，177 m 方案为 1.188，182 m 方案为1.155。从水轮机运行稳定性来看，182 m方案最优，177 m方案次之，172 m方案 Hmax/Hr的比值为1.223，高水头部分负荷时水轮机的运行稳定性较差。

从动能指标和加权平均效率分析，177 m方案水轮机加权平均效率最大，发电量也较高;就成本而言，177 m方案费用现值最低，为最优方案。

经综合考虑，确定去学水电站的额定水头为177 m。

2.2 比转速及比速系数

比转速ns及比速系数K是表征水轮机综合技术经济水平的重要特征参数。提高水轮机比转速可减小机组尺寸和重量，从而带来明显的经济效益。但比转速的提高，会受到水轮机强度、空化、泥沙磨损、运行稳定性等因素的制约。因此，必须根据电站的具体条件，合理确定水轮机的比转速和比速系数。

国内外同水头段大型混流式水轮机的比转速及比速系数值见表1;根据国内外的统计资料及经验公式计算的该电站水轮机比转速和比速系数见表2。

表1 国内外150～230 m水头段大中型混流式水轮机参数

表2 按不同公式计算的该电站水轮机比转速和比速系数

由表1可知，国内外近年来投产、额定水头为160～190 m、水轮机出力为100～609 MW的混流式水轮机的比转速，一般为131～165.1 m·kW，比速系数为1 734～2 151。对比表1和表2中的ns及K值，各电站采用的比转速和比速系数水平相当于统计计算值的中、下限。可见，对于高水头大、中型混流式水轮机而言，选用的水轮机参数水平均较统计计算值低。

在奔子栏水电站建成前，去学水电站绝大部分时间为高于额定水头运行，在奔子栏水电站建成后，水轮机经常性的运行水头区间降低;如果转速选择过高，后期水轮机在低水头条件下运行时，单位转速较大，效率较低。为有利于机组运行的稳定性，水轮机的比转速不宜取高值。经综合考虑，确定去学水电站水轮机比转速为135～151 m·kW，比速系数为1 800～2 000。结合发动机同步转速取值，可选择的机组额定转速有272.7 r/min和250 r/min，对应水轮机的额定点，比转速为149.6 m·kW(相应比速系数为1 991)、137.2 m·kW(相应比速系数为1 825)。

2.3 水轮机单位参数

哈尔滨电机有限责任公司、东方电机股份有限公司在总结国内外众多混流式水轮机性能参数的基础上，提出了单位转速和单位流量之间合理匹配的统计分析式。按该统计式计算出的、以及结合表1统计值建议的该水电站水轮机不同比转速方案的单位参数见表3。

2.4 水轮机转速

不同比转速方案对应的水轮发电机组主要参数见表4。

表3 去学水电站水轮机单位参数计算

表4 去学水电站不同转速方案水轮发电机组主要参数

由表4可以看出，转速272.7 r/min方案较250 r/min方案机组重量稍轻，机组投资略低。两方案发电机尺寸相差甚少，土建工程量基本相当。

可研设计阶段，与国内大、中型水轮发电机组制造商进行了技术交流。结果表明，无论转速采用250 r/min还是 272.7 r/min，各生产厂家均有合适的水轮机基础转轮，根据电站特点进行优化即可采用。但对于发电机，国内大型机组制造商推荐的机组额定转速为272.7 r/min，中型机组制造商均推荐机组额定转速采用250 r/min。目前国内生产过的额定转速为272.7 r/min的机组最大容量为 117.7 MVA。

从发电机电磁设计角度分析，如果机组额定容量为140.571 MVA，转速则采用 272.7 r/min，可供选择的定子绕组并联支路数为2，相应槽电流为5 881 A;如果转速采用250 r/min，可供选择的定子绕组并联支路数可以选2或3，槽电流可选5 881 A或3 921 A。大型全空冷水轮发电机定子经济槽电流约为5 000～6 000 A，巨型水轮发电机的槽电流甚至超过7 000 A。可见，中型机组制造商推荐的定子经济槽电流较低。

为有利于机组招标采购，额定转速取250 r/min更为合适，因此推荐机组额定转速为250 r/min，机组招标采购时可允许投标厂商根据技术水平进行优化。

2.5 水轮机安装高程

由于水电站尾水洞较长，水轮机安装高程不仅要满足空蚀要求，还必须满足机组调节保证计算要求。考虑到该电站海拔高度等因素，尾水管进口最大真空度应小于6 m H2O。根据机组调节保证计算要求，水轮机安装高程为2 110 m，这样能够满足上述两个转速方案的水轮机空蚀要求。

2.6 下游尾水位的适应性

与去学水电站尾水变幅相类似的国内电站资料见表5。

通过比较可知，去学水电站尾水位变幅虽大，但远小于构皮滩、溪洛渡、龙滩电站。可以预计，无论是高转速还是低转速方案，水轮机均可稳定运行。在后期运行中，水轮机吸出高度减小、淹没深度增加，空蚀安全裕度增加，这样，既可提高水轮机的抗空蚀性能，又可降低水轮机运行时尾水管的压力脉动及其在水电站水力过渡过程下的真空度，有利于机组稳定运行。

表5 国内尾水变幅相类似电站资料

3 供水系统设计

供水系统主要供给发电机空气冷却器、轴承油冷却器、主轴密封用水、主变压器冷却器等用户所需的冷却用水。在水温为25℃时，一台额定出力机组及主变所需的冷却水总水量约为980 m3/h;单台主变空载运行时的冷却水量约为20 m3/h。

该电站运行水头范围为147.4～210.3 m，自流减压供水方式虽然可靠性高，但水能损失较大且不经济，不宜采用。故推荐采用水泵供水方式。

采用的单机单元水泵供水方式流程为:从尾水管一侧取水，经水泵加压、滤水器过滤后送至各冷却器，冷却机组和变压器后排往尾水管另一侧。为防止管路堵塞及设备故障导致机组无法正常运行，取水口、水泵、滤水器均设两个，互为备用。每台机组设置2台便拆式立轴离心水泵，流量为1 000 m3/h、扬程为38 m，设有2台DN350、PN1.6MPa转动式滤水器。

机组运行时，主变压器冷却器所需的冷却用水，取自机组供水干管。对主变空载运行冷却用水，采用水泵供水方式，取自电站尾水。全厂设3台流量为20 m3/h、扬程为38 m的主变空载冷却供水泵和3台 DN50、PN 1.6 MPa的转动式滤水器，其中 1 套为备用。

由于前后期下游水位最高相差23 m，供水系统需考虑各供水对象(冷却器)在后期的承压能力。供水系统管路、阀门和机组、主变压器冷却器的承压能力，均按后期运行要求设计。

4 排水系统选型设计

4.1 机组检修排水系统

水电站机组数量少，机组检修排水采用直接排水方式，流道中的积水由盘形阀经排水管引至水泵后直接排至下游。电站运行前期，选用2台流量为350 m3/h、扬程为38 m的卧式单级离心泵。

奔子栏水电站建成后，在去学水电站后期运行时，2台检修排水泵将更换为流量为350 m3/h、扬程为60 m的卧式单级离心泵，排水管路及阀门不变。机组检修排水系统管路及阀门的承压能力，均按后期最高尾水位确定。

4.2 厂房渗漏排水系统

厂房围岩渗漏水量约为170 m3/h，机组生产水量以及生活水量约为60 m3/h。参照国内同类型电站资料及已运行电站的实际情况，该电站厂房渗漏排水量按230 m3/h考虑。排水系统近期选用4台350RJC370－16×3深井泵，排水流量为370 m3/h，扬程为48 m。其中2台工作、2台为备用。

奔子栏水电站建成后，每台深井泵增加一级叶轮，水泵扬程由48 m提高至64 m，排水流量不变。

厂房渗漏井容积和开挖深度按后期厂房渗漏水量确定。集水井有效容积为185 m3;厂房渗漏排水系统管路及阀门承压能力按后期最高尾水位确定。

考虑在发生地震的情况下，厂用电可能消失，因而另设2台射流泵来排除厂房渗漏水。每台射流泵的进口工作水压为200～220 m，有效排水流量为370 m3/h。射流泵出口水压为30～60 m，适应范围较大，能够满足后期高尾水位下的排水要求。

5 建议

在奔子栏水电站建成后，去学水电站尾水位变幅大将是一种常态，这一点不同于其他电站由于汛期大洪水所导致的电站尾水位短期内的大幅度变化。因此，去学水电站水轮机的选型设计、供水系统和排水系统的设计应考虑尾水位长期、大变幅的因素。水轮机的选型应兼顾前、后期运行条件，确保水轮发电机组的安全、稳定和长期运行;供、排水系统的设计应考虑系统承压能力的变化影响;排水水泵宜根据前、后期运行条件进行综合考虑，不宜按后期运行条件一次性选择设备参数，以避免排水泵在前期低扬程条件下以大功率运行而发生电机超载或电机烧损。