抽水蓄能电站水泵水轮机组选型思考

刘德民，段昌德，赵永智，荀洪运

（东方电气集团东方电机有限公司，四川 德阳618000）

1 介绍

对于抽水蓄能电站而言，前期的选型设计直接影响着后续机组的研发设计，可以说一个好的选型参数方案将会为机组的设计带来非常有利的输入条件。对于水泵水轮机而言，它兼具水轮机和水泵两个功能。但是它的属性还是受水轮机比转速和水泵比转数的影响。目前机组的选型，特别是前期参数的选择大多基于以往的经验进行选择。这里存在的问题就是，如果前期经验丰富，则机组选型的方案会比较好，反之则由于样本点的缺乏，会导致选型方案有时会出现偏差。另外前期选型方案的制定，设计院的经验很重要，业主方从整体工程的角度考虑对机组参数方案的制定进行决策。本文只限于从水力设计的角度对前期选型方案的制定提供一些建议。

2 比转速的确定

比转速和比转数是水泵水轮机的两个重要参数，它直接决定着水泵水轮机的机组性能。水轮机的比转速一般由设计点来决定，是设计水头的函数，因此设计水头的选择对比转速有比较大的影响。

水轮机工况比转速计算公式为：

比速系数反映了水轮机行业的发展，如图1从全世界来看，比速系数不超过2 800，中国的设计水平最大不超过2 700。从工程运行的效果来看，基本上工程运行的都不错，说明目前的选择是很理性的。“十二五”和“十三五”期间，从建设高水头水泵水轮机来看，比速系数在2 200～2 400之间。

图1 比速系数的选择

比速系数和设计水头的关系如公式（3）所示：

对于水泵水轮机而言，比转速基本上都是大于80 m·kW，如图2。对于400～600 m水头段的抽水蓄能电站而言，比转速在90～120 m·kW。对于水头600 m以上的抽水蓄能电站而言，比转速在80～90 m·kW 之间。

比转速和设计水头的关系如公式（4）所示：

图2 比转速的选择

在同样的条件下，比转速适当选择大一点对水力设计比较有利，可以作出性能更优异的机组。但是需要同时兼顾发电机的性能，因此比转速的高低以适中为原则，兼顾先进性和稳定性。

3 额定水头的确定

通常来说，对于日调节抽水蓄能电站，额定水头通常按算术平均水头选择，对于周或月调节抽水蓄能电站，可选择高于平均水头的某个水头。根据最大水头Hmax与最小水头Hmin之比及最大水头Hmax与额定水头Hr之比的统计经验，在400～700 m水头段，Hmax/Hmin比值变化范围约在1.10～1.20之间，Hmax/Hr比值多在1.03～1.11之间。这些统计规律具有一定的参考意义。

然而额定水头的选定基本上是规划部门在电站规划设计的初期就确定的，尽管这一过程中通常会以复询的方式咨询一下机组厂家的经验。但是仅仅是咨询而已，最后是否采用，则厂家的话语权非常低。

仅从水力设计的角度上看，它的选择对水轮机运行的额定点位置有重要影响，选取高一点的额定水头一般会伴随着转轮直径减小，使其运行范围向最优工况靠近，有利于改善水轮机的加权平均效率，提高水力稳定性。另外，额定水头的合理选择还可改善水轮机与水泵工况的参数匹配关系。所以额定水头的选择和机组的运行稳定性密切相关，额定水头的选择最好能兼顾水力开发的特点进行选择。

下面通过一个例子看一下额定水头的选择对机组性能的影响。某一电站，初定额定水头为545 m，如果该额定水头提高10 m，定为555 m。会看到机组的整个运行范围更接近最优效率点。也就是说机组的运行范围更接近高效运行区。这样带来的好处就是，在同一水力模型的基础上，水轮机工况加权平均效率提高，压力脉动得到改善，特别是最低水头所在的压力脉动得到很大的改善，对于水轮机S形曲线的安全余量也得到了改善。同时，水泵工况的驼峰、压力脉动和空化性能也不会受到影响。

图3 额定水头的选择

4 额定转速的确定

在电站特征水头及机组出力已定的条件下，额定转速的选择实际上就是比转速的选择，而比转速水平对水泵水轮机的能量、空化、水力稳定性等主要水力性能乃至过流部件的几何参数选择都有重要影响。合理选取额定转速对机组安全稳定运行有重要意义。

对于比转速希望选择大一点，额定水头的选择希望高一点，这就带来一定的矛盾，要提高比转速只能依靠提高转速和额定容量来实现。然而额定容量是由电力规划部门确定的，不容易修改。并且电站业主的意愿上更愿意单机容量做大。在方案选择时，就额定容量而言，尚留的挖潜余地并不大。因此提高比转速的重任就落在了提高额定转速上。

如某电站额定转速为500 r/min和600 r/min两档。从比转速角度而言，600 r/min的方案比转速肯定高于500 r/min，这对水力设计的整体非常有利。如图4比较的600 r/min的方案和500 r/min，可以看到600 r/min的最优效率高于500 r/min最优效率0.5%，并且最优点的位置高0.5 r/min，因此可以提高加权平均效率。另外对机组的四象限曲线的形状也有很大改善，即大开度的S形安全余量更大，对机组的过渡过程有利，如图5。

图4 额定转速对运行范围的影响

图5 额定转速对四象限曲线的影响

在带来好处的同时，必须看到600 r/min的设计方案给电机的设计带来很大的挑战。

5 水头变幅

对于定速抽水蓄能机组而言，最大的软肋就是水头变幅过大后带来的压力脉动过大和不容易保证机组在全工况范围内无空化运行。因此定速抽水蓄能机组，适应水头变幅是在一定限度内。

对于水头变幅采用的比值有点区别，有的采用水轮机模型下的最高水头HTmax/最低水头HTmin，有的采用水泵模式下的最高扬程Hpmax/最低扬程HPmin。由于净扬程和毛扬程存在着损失差，建议采用Hpmax/HTmin，这样比较好的反应机组特性，能体现机组最大承受的电站上游水位的变化。

瑞士EW建议Hpmax/HTmin≤1.2，最大不超过1.4。

美国垦务局R.S.stelzer建议抽水蓄能的水泵工况扬程变幅如表1所示。

表1 美国垦务局R.S.stelzer建议抽水蓄能的水泵工况扬程变幅

抽水蓄能设计导则建议抽水蓄能的水轮机工况水头变幅如表2所示：

表2 导则建议抽水蓄能的水轮机工况水头变幅

应尽量减小Hmax/Hmin，国内一般控制在1.2左右，目前600 m水头以上多在1.13以下，日本神流川和葛野川均在1.1。中国西龙池、绩溪、敦化、长龙山和阳江均在1.10～1.13。

当然水头变幅大的电站对于减少电站投资有利，如果追求过大的电站变幅和较好的经济效益，最好采用变速抽水蓄能机组。

6 吸出高度Hs

吸出高度是保证抽水蓄能电站无空化运行的根本条件，目前对抽水蓄能电站的空化要求σp/σi≥ 1.05。

最低的吸出高度由水泵的最高扬程控制，如图6所示。一般抽水蓄能电站扬程变幅越大，要求的吸出高度Hs越大。

图6 吸出高度的选择

水轮机甩负荷时，会产生压力下降，严重时会产生水柱分离，一定的吸出高度是保证不出现水柱分离的先决条件。日本采用公式（5）作为选择吸出高度的准则

在中国，根据抽水蓄能技术导则2014的规定，尾水管通过设置调压井避免产生水柱分离条件为：

该公式由于历史原因，量纲并不和谐，在该公式中增添重力加速度g项如公式（7），保证了量纲和谐。

高的吸出高度在压气调相运行时会产生剧烈的空化漩涡，导致尾水管水面产生扰动，会造成漏气增加，增加尾水管的高度会减小漏气损失，一般要求尾水管的高度不小于10 m。

如果单纯从满足抽水蓄能机组无空化运行的角度，吸出高度的要求并不高。但是由于目前的抽水蓄能机组越来越倾向于一管多机，运行的工况比较多，为了保证机组在实际运行时的过渡过程特性，因此需要比较大的吸出高度。

7 压力脉动

压力脉动是决定机组稳定性的关键要素，其压力脉动的特征频率是清楚的，这就要求抽水蓄能电站在设计时土建厂房的固有频率和水力频率一定要有足够的错频余量。另外压力脉动的幅值一定要控制在合理的范围内。这对抽水蓄能机组而言尤为重要。对于抽水蓄能机组各部位的压力脉动特点不同。

蜗壳进口的压力脉动，一般蜗壳本身内的流动不会产生任何类型的压力脉动，在其测量到的压力脉动往往是其他部位传递而来。如尾水管内水体共振传来的压力脉动，无叶区动静干涉产生的压力脉动。

尾水管内压力脉动，分为同步和非同步压力脉动，对机组的振动和摆度会产生影响。由于吸出高度很高，不会产生高部分负荷压力脉动。

顶盖压力脉动，一般是转轮上密封间隙压力脉动和弓状回旋引起的压力脉动，频率为一倍转频，与水力特性无关。通过优化顶盖结构，控制顶盖和转轮上冠之间的距离以及轴系的稳定性，同时尽量减弱无叶区压力脉动传递到顶盖区域，从而控制顶盖内的压力脉动。

无叶区（导叶后和转轮前）内的压力脉动，是水泵水轮机内最重要的压力脉动，主频为转轮叶片数通过频率或者谐频。是转轮叶片和活动导叶出口不均匀流场相互干涉的结果，可在流场中向上下游传播。

目前招标条件中对无叶区压力脉动的规定，有的采用分区的模式，即以额定水头为界，最低水头到额定水头为一个分区，额定水头到最高水头为一个分区。

例如某电站的压力脉动招标条件划分为，如表3所示，通过对水头的划分对抽水蓄能机组不同区域的压力脉动提出要求。可以说目前抽水蓄能机组在国内实现了对全功率运行区压力脉动的规定，无死角保证机组的稳定性。

表3 招标条件中对压力脉动分区的划分

8 加权因子

加权因子是影响机组性能的关键要素，尤其是高加权因子点的分布是影响机组设计的重要因素。对于常规机组而言，加权平均效率是影响电站经济效益的重要指标。因此业主尤其希望加权平均效率高，可以获得更多经济效益。然而对于目前的抽水蓄能电站而言，经济效益与发电效率并不挂钩。经济效益和保障电网的安全性挂钩。就目前电站的加权因子分布而言，高加权因子的分布集中靠近额定点的80%以上负荷。而对电站的实际情况而言，为了保障电网的安全要求，抽水蓄能机组经常运行在40%～70%的负荷区间。根据加权因子的分布，对于厂家水力设计而言，必须将机组的高效区靠近70%～100%负荷区间。然而从机组的实际运行而言，需要在40%～70%的负荷区间高频率运行，而这一区域的压力脉动、振动和噪音都比较大。

如表4和表5比较而言，就电站加权因子的分布来看，甲电站的加权因子分布有利于提高加权平均效率，乙电站的加权因子分布有利于改善部分负荷的压力脉动。

表4 甲电站水轮机工况效率加权因子

表5 乙电站水轮机工况效率加权因子

目前对水泵工况的设计而言，对于超过700 m的超高水头抽水蓄能电站而言，为了保障机组在水轮机工况的稳定性，往往把水泵的最优点位置放置在最低扬程附近，没有集中在最高扬程和最低扬程的中间区域。这样保证机组的安全稳定。对于400 m水头段的水泵最优点是处于最高扬程和最低扬程之间的区域。从这个角度而言，表6的丙电站加权因子分布适合700 m水头段的抽水蓄能电站机组设计，表7适合400 m水头段的抽水蓄能电站设计。

表6 丙电站水泵工况效率加权因子

表7 丁电站水泵工况效率加权因子

因此建议实际运行需要和电站的设计需要有机结合起来。使得加权因子在主要运行区分布的更合理，更便于保障机组的稳定运行需求。

9 结论

本文从水力设计的角度，对机组初期选型的一些基本参数，提出了一些建议。参数的选择是基于以往的工程数据和设计经验提出的，供业界参考。