博瓦水电站尾闸室替代尾水调压室计算研究

张作栋，鞠小明,2，刘期勇

(1. 四川大学 水利水电学院，成都 610065；2.四川大学 水力学与山区河流开发保护国家重点实验室，成都 610065； 3.四川省清源工程咨询有限公司，成都 610072)

0 引 言

博瓦水电站位于四川省凉山彝族自治州木里县境内，为金沙江左岸一级支流水洛河“一库十一级”中的第八个梯级电站。电站由首部枢纽、引水系统和发电厂房等系统组成，首部枢纽为低闸坝，采用“正向泄洪排沙，侧向引水”的枢纽布置，正常蓄水位2 001.00 m。引水建筑物包括引水隧洞、上游调压井、压力管道、尾水支洞、尾闸室和尾水洞。引水隧洞全长14 188.660 m，上游调压井采用带上室的阻抗式，由井筒、上室、及交通洞组成，调压井井筒为圆形断面，内径19.0～19.6 m，井高82.66 m。压力管道由上平段、斜井段和下平段组成。发电厂房位于水洛河下博瓦沟沟口上游约900 m处山体内，为地下厂房，厂内安装3台单机容量为56 MW的混流式水轮发电机组。该电站于2015年4月开工建设，目前在建，原设计尾水调压室第一层上部顶拱已开挖及临时支护完成，施工开挖揭示，顶拱部位发现大范围的溶蚀溶腔，充填黄色风化砂并夹杂大理石团块，无胶结，渗滴水，成洞条件差，围岩自稳性差，Ⅳ类、Ⅴ类围岩占比66.77%，原设计尾水调压室底部交通洞仍有溶蚀现象，地质条件已不能满足调压室按原设计方案继续施工。若直接取消尾水调压室，一是不利于3台机组检修，二是不利于降低水轮机尾水管真空度。为保证施工和运行安全，拟采用加大尾水洞径，并将原设计尾水调压室改为尾闸室的设计方案，尾水系统布置如图1所示，论文从水力计算方面研究了尾闸室替代原尾水调压室的可行性。

图1 博瓦水电站尾闸室替代尾水调压室尾水系统布置图Fig.1 System layout of Bowa hydropower station replaced tailwater surge chamber as draft tube gate chamber

1 尾水调压室改为尾闸室的水力影响分析

博瓦水电站机组尾水流道总长接近200 m(包括尾水连接洞)，原设计有尾水调压室。设置尾水调压室的目的是减小下游尾水系统的水锤压力，改善水轮发电机组的运行条件，保证水轮机尾水管的真空度满足水电站机电设计要求[1]。原设计尾水调压室反射水锤波的功能是通过尾水调压室底部的阻抗孔口(实际是3孔尾水闸门槽孔口，闸门槽孔口兼做尾水调压室阻抗孔口)来实现的，现设计方案改尾水调压室为尾闸室，尾闸室闸门检修平台高程1 869.00 m，高于尾闸室最高涌浪水位2.91 m。尾水连接管上的3孔尾水闸门槽孔口仍然保留原面积5.58 m2，只是将尾水调压室改成了尾闸室，这样使得开挖面积减小，顶拱施工因此变得更加安全，根据设计图纸尺寸计算，尾闸室闸门槽孔口面积占尾水连接管面积约21.27%，基本达到了调压室设计规范要求的作为阻抗孔口反射水锤波的最小面积要求，现修改设计方案尾闸室的横截面积远小于原尾水调压室的断面积，或者说3孔尾闸室就是横截面积缩小后的3个尾水调压室。因此仅就尾水系统反射水锤波的功能而言，尾闸室依然可以起到降低尾水系统水锤压力的作用，并且更改方案的电站尾水洞断面面积由原来的48.08 m2增加到78.70 m2，尾水洞内流速降低，更有利于降低尾水系统中的水锤压力和尾水管的真空度。从上述分析可以看出，判断原尾水调压室改成尾闸室设计方案成立与否，就是判断更改方案的调节保证计算能否满足设计规范要求，特别是水轮机尾水管的真空度是否能满足设计规范要求。

原设计尾水调压室改成尾闸室后，对电站输水系统的影响主要体现在电站下游输水系统，对于上游引水隧洞和上游调压室系统的水力影响较小，可以通过电站引水发电系统小波动计算来复核。只要修改方案的调节保证计算的结果符合设计规范要求，特别是 3台机组的水轮机尾水管真空度满足设计规范要求，并且电站引水发电系统小波动是稳定的，则该修改方案就是可行的。

2 水力计算研究方法及水轮机特性曲线数据处理

2.1 水力计算方法简介

尾水调压室改为尾闸室的水力计算研究方法就是水电站输水系统水力过渡过程计算方法[2]，该方法的基本理论是用特征线方法求解基于弹性水锤理论的非恒定流(也称瞬变流)方程：

运动方程：

(1)

连续方程：

(2)

式中：H为压头；V为流速；x为从管段左端起算的距离；g为重力加速度；f为沿程损失系数；D为管径；a为水锤波速；t为时间。将其沿正特征线和负特征线分别积分得：

C+：HP=CP-BQP

(3)

C-：HP=CM+BQP

(4)

CP=HA+BQA-R|QA|QA

(5)

CM=HB-BQB+R|QB|QB

(6)

(7)

(8)

式中：HA、QA分别为t-Δt时刻管段第i-1节点处的压头和流量；HB、QB分别为t-Δt时刻管段第i+1节点处的压头和流量；Δx为相邻两节点的距离；R为阻力系数；CP、CM分别与t-Δt时刻的压头和流量有关，对t时刻是已知量。上述特征方程(3)和(4)结合各种边界条件方程，包括进水口水库、调压室、水轮机、调速器、岔管、尾闸室、下游河道等边界，就可以进行水电站复杂引水道的水力瞬变计算，有关这些基本方程的求解方法和边界条件方程可参考有关文献[3,4]。

2.2 水轮机特性曲线数据处理

博瓦水电站输水系统包括上游引水隧洞、上游调压室、压力钢管主管和支管、水轮发电机组、尾闸室、尾水洞，其水力瞬变计算简图如图2所示。

对于尾闸室替代尾水调压室的研究，由于水轮机尾水管真空度是水力计算研究的重点内容，因此水轮机特性曲线的处理和水轮机边界的准确模拟至关重要。博瓦水电站水轮机模型综合特性曲线如图3所示[5]。根据图3的水轮机综合特性曲线，得到离散后的水轮机特性数据如表1和表2所示，其力矩特性和流量特性曲线如图4和图5所示。

表1 水轮机导叶开度数据表Tab.1 Openness data of hydroturbine guide vane

表2 水轮机效率数据表Tab.2 Efficiency data of hydroturbine

图3 博瓦水电站水轮机模型综合特性曲线Fig.3 Hydroturbine Model performance hillchart in Bowa hydropower station

图4 博瓦水电站水轮机单位力矩特性Fig.4 Hydroturbine unit torque data character in Bowa hydropower station

图5 博瓦水电站水轮机单位流量特性曲线Fig.5 Hydroturbine unit-flow character in Bowa hydropower station

3 尾闸室替代尾调后的水力计算

3.1 尾水管进口压力计算

按照博瓦水电站计算简图和前述计算方法，对额定水头工况和最大水头工况分别进行电站调节保证计算分析。根据不同关机时间计算比较，确定水轮机100%开度甩负荷关机时间Ts为8 s。该电站上游水库水位1 999.00 m时，电站3台水轮机额定负荷57.74 MW运行，水轮机工作水头接近额定水头，该工况的尾水管进口压力和尾闸室水位计算成果如表3所示；水库水位2 001.00 m是电站最大水头工况，计算该水头下3台机组和1台机组分别甩负荷，计算成果分别如表4和表5所示。

从表3～表5中的尾水管进口压力分析，尾闸室替代原尾水调压室后，水轮机尾水管进口最大真空度3.301 m，表中尾水管进口压力计算已经考虑了尾水管形状的变化，该电站尾水管真空度设计要求是不超过5.94 m(考虑海拔高程的影响)，从尾水管进口真空度评判，尾闸室替代原尾水调压室方案是可行的，并且调节保证计算的其他参数如蜗壳压力和机组转速升高率等数据均满足《水电站机电设计规范》[6]要求，机组丢弃负荷后的蜗壳压力、机组转速、尾水管进口压力以及尾闸室的水位变化如图6～图9所示。

表3 水库水位1 999.00 m，电站3台机组甩负荷调节保证计算成果表Tab.3 Calculation results after 3 Uuits load rejection at reservoir level 1 999.00 m

表4 水库水位2 001.00 m，电站3台机组甩负荷调节保证计算成果表Tab.4 Calculation results after 3 Uuits load rejection at reservoir level 2 001.00 m

表5 水库水位2 001.00 m，电站1台机组甩负荷调节保证计算成果表Tab.5 Calculation results after 1 Uuit load rejection at reservoir level 2 001.00 m

图6 丢弃负荷后水轮机蜗壳压力升高过程Fig.6 Spiral case pressure fluctuation after load rejection

图7 丢弃负荷后机组转速升高过程Fig.7 Rotate-speed rising process of hydro-electric unit after load rejection

图8 丢弃负荷后尾水管压力变化过程Fig.8 Pressure variation process in draft tube after after load rejection

图9 丢弃负荷后尾闸室水位波动过程Fig.9 Water level fluctuation process of draft tube gate chamber after load rejection

从图6～图9可以看出，机组丢弃负荷后蜗壳压力迅速升高，其后与上游调压室水位同步波动，尾水管进口压力首先降低，其后与尾闸室水位同步波动。图10是设置尾闸室和不设置尾闸室机组丢弃负荷后的水轮机尾水管压力变化对比图，可以看出设置尾闸室后水轮机尾水管真空度有所降低。

图10 设置尾闸室和不设置尾闸室尾水管压力变化比较Fig.10 The comparison of pressure variation in draft tube between build draft tube gate chamber or not

3.2 小波动稳定性计算

博瓦水电站将尾水调压室改为尾闸室后，尾闸室相比于尾水调压室，其截面积较小，若尾水洞面积不增加，依据引水系统小波动理论和调压室托马断面计算公式[1,7]，理论上整个输水系统的小波动稳定性会略有降低。根据《水电站调压室设计规范》NB/T 35021-2014中设置下游调压室的条件复核[7]，修改方案尾水洞断面面积由原来的48.08 m2增加到78.70 m2，不需要设置尾水调压室，并且上游调压室的截面积已经足够大于调压室托马临界稳定断面积，输水系统Tw/Ta约为0.16，远小于0.4。数学模型计算表明，负荷小波动上游调压室和尾闸室水位波动衰减收敛，水轮发电机组转速波动稳定收敛，并且具有较好的动态品质，不同暂态转差系数时的转速波动过程如图11所示，说明尾水调压室改为尾闸室后的引水发电系统小波动仍然是稳定的。

4 结 语

通过瞬变流水力计算研究，论证了博瓦水电站尾闸室替代原设计尾水调压室方案是可行的，避免了不良地质条件下大尺寸尾水调压室开挖带来的施工风险。通过加大尾水洞断面积采用尾闸室替代尾水调压室既满足了电站机组检修的要求，又满足电站调节保证计算对水轮机尾水管真空度的要求。设计中需要注意的是尾闸室的闸门槽孔口面积要达到足够反射水锤波的面积要求，尾闸室的闸门检修平台高程应高于尾闸室最高涌浪水位高程，并应复核整个电站引水发电系统的小波动稳定性。

图11 不同调速器参数小波动机组转速变化过程Fig. 11 Rotate-speed fluctuation process with small disturbance with different speed-governor parameter

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