水电站大波动计算取值问题

朱 丽 辉

（云南机电职业技术学院，昆明 650203）

前言

在水电站设计过程中，对机组在各种水头下甩全部负荷，所引起的水轮机前压力管道（蜗壳）中的水锤压力变化、水轮机尾水管真空度变化，以及机组转速变化值等进行的计算，统称为大波动计算（调节保证计算），其计算值应满足国家相关规定的要求。调节保证计算对电站的安全稳定运行极为重要，在电站招标设计阶段之前，它是引水系统及调压井设计、压力管道强度计算的依据之一；在招标和施工设计阶段，它又是水轮机蜗壳强度设计的基础；而在机组投产发电前，计算所确定的机组导水叶关闭时间和关闭规律，将是调速系统参数整定的重要理论依据。

1 相关问题

1.1 计算方法

在电站设计手册中，分别对水锤压力计算和转速变化计算给出了几个近似的计算公式，这些公式对边界条件进行了诸多假设和简化，使计算结果误差较大。现阶段在电站设计中都已基本不再使用，而是采用有压管道非恒定流数学模型和特征线法进行计算机仿真计算。在目前设计中，使用较多的是武汉大学水利水电学院与水电水利规划设计总院联合开发的《水电站过渡过程计算软件》和河海大学编制的《水电站水力机械过渡过程仿真计算通用软件》。这两个程序的计算精度较高，在电站设计的前期阶段，无论采用哪个程序的计算结果，均能满足要求。但对于有分岔管路的复杂引水系统电站和大型电站，最好能分别采用两个程序进行计算，并将计算结果进行对比分析。

1.2 计算工况的选取

计算工况的选取应根据电站引水系统的布置特点、水轮机特性、机组运行工况、电站主接线连接方式和电网的要求等因素综合分析确定，一般需计算以下几种工况：（1）上游最高蓄水位，下游设计尾水位，事故甩负荷工况；（2）上游最高蓄水位，下游正常尾水位，事故甩负荷工况；（3）上游正常蓄水位，下游设计尾水位，事故甩负荷工况；（4）上游正常蓄水位，下游正常尾水位，事故甩负荷工况；（5）上游正常蓄水位，下游最高尾水位，事故甩负荷工况；（6）上游死水位，下游设计尾水位，事故甩负荷工况；（7）上游死水位，下游正常尾水位，事故甩负荷工况；（8）最大水头，下游设计尾水位，事故甩负荷工况；（9）额定水头，下游设计尾水位，事故甩负荷工况；（10）空载工况的稳定性计算。

1.3 多台机组同时甩负荷问题

在进行大波动计算时，需要考虑是否有多台机同时甩负荷问题。一般需根据以下情况确定：

对于几台机共用一回出线的电站，存在线路故障导致多台机同时甩负荷情况，在进行大波动计算时，应计算多台机组同时甩负荷时的工况。

对于一根引水主管分叉接几台机的引水系统，应计算多台机组同时甩负荷工况。要特别引起注意的是，这样的引水系统，当一台机组甩负荷导致引水管压力升高时，会波及相邻机组，引起相邻机组甩负荷，这就将形成压力波叠加问题。如果机组频率也正好导致压力波叠加，这将是极其危险的，对机组和引水系统的破坏将十分严重。

对于出线、主接线设计方式和引水系统方式均不会产生多台机同时甩负荷工况的电站，可只计算单机甩负荷工况。

如某电站一台机甩负荷和两台机同时甩负荷算例见表1。该电站4台机组，按二机一尾水调压室，一尾水隧洞格局布置。单机容量 475MW，最大水头149.0m，额定水头 130.0m，额定转速 111.1r/min。从计算看出，两台机同时甩负荷的压力上升比一台机甩负荷的压力上升要多高出6m左右，而转速上升要高出大约1%。

表1 甩负荷计算结果（有效关闭时间12s，直线关闭规律）

1.4 最大转速升高率保证值的选取

前苏联《水电站机电设备手册》中规定，允许混流式水轮机甩负荷时的速率上升小于或等于 55%～60%；对于轴流转桨式水轮机应小于或等于 50%～55%；而对于水斗式水轮机，借助折向器的快速动作速率上升应小于或等于15%～20%。

我国原来使用的标准是参考前苏联规定而来，按反击式机组 45%～55%、水斗式机组 30%进行控制。在总结我国多年来电站设计及运行的基础上，现行的DL/T5186《水力发电厂机电设计规范》，对机组甩负荷时转速升高率保证值提高了 5%，规定反击式机组按50%～60%、水斗式机组按30%进行控制。而灯泡式机组由于机组的惯性矩较小，且机组容量占系统比重一般较少，对电力系统影响不大，故最大转速升高率适当放宽为65%。

在电站设计中，最大转速升高率保证值应在相关标准规定的范围内选定，不能超出标准要求。而计算值，则应在保证值的基础上再考虑留有适当裕度来确定。不同设计阶段的计算值裕度是不同的，建议按以下选取：

（1）在预可行性研究阶段和可行性研究阶段，最大转速升高计算值控制界限应比保证值低 4%～5%，水轮机导叶关闭规律采用直线关闭，不考虑分段关闭；

（2）在招标设计阶段，机组采购时要求允许的最大转速升高按保证值确定，并按计算值控制界限确定对机组GD2的要求。

（3）在水轮机完成模型试验后，要重新复核调节保证计算。这个阶段由于基础资料详实，裕度主要考虑计算误差，计算值比保证值略低2%～3%即可。

（4）对于水头在300m以上的电站，由于水轮机飞逸转速较低，只是额定转速的170%左右，建议调保计算的保证值取45%，而计算值最好不要超过40%，否则在甩负荷时容易造成机组飞逸。

1.5 最大压力升高率保证值的选取

蜗壳允许的最大压力升高率保证值，最终应由技术经济的比较确定，在相关规范内，已根据各档不同水头范围规定了相应的数值，如果选取的压力升高保证值在规范推荐范围内，则不需进行专题论证。但如果电站引水系统确实需要提高压力设计标准，以满足调节保证计算要求，则必须进行专题论证。计算值与保证值之间的裕度，应根据电站水头不同分别选择，当水头为 100m以下时，保证值按规范推荐的上限选取，裕度按10%～20%考虑；当水头在100～300m时，裕度按5%～10%考虑；当水头大于300m时，裕度按3%～5%考虑。

对于甩负荷时尾水管进口断面的最大真空度，前苏联《水电站机电设备手册》推荐，尾水管进口断面的最大真空度为-6.5m～-7.5m；我国《水力发电厂机电设计规范》推荐为-8m。由于不同电站海拔相差很大，设计选取保证值时，在规范的基础上应考虑海拔修正，即尾水管进口断面的最大真空度保证值为：-8m+▽安装高程/900。

2 结论

考虑到在前期设计时，由于没有最终水轮机模型资料，且甩负荷时蜗壳中存在压力脉动以及计算时存在误差等因素，电站引水系统及机组的调节保证设计值必须按规程规范选取，计算值与保证值之间必须留有适当的裕度，以确保工程安全。