某巨型水电站机组发电效率下降探究及原因分析

简新平，翟昕辰，杨 鹏，艾 心

（中国长江电力股份有限公司三峡水力发电厂，湖北 宜昌 443133）

0 引言

混流式水轮机机构简单，运行稳定，并且效率高，能适应很宽的水头范围（20～700 m），是目前世界各国广泛采用的水轮机型式之一[1]。当水流经过这种水轮机工作轮时，它以辐向进入、轴向流出，所以也称为辐向轴流式水轮机。近年来的发展趋势是高水头、大容量、高比转速和高效率。然而，从国内混流式水电站运行情况来看，还暴露出一些问题，其中较为突出的是水轮机出力受阻达不到额定出力。这一问题造成了水量浪费，影响了水电企业的经济效益，甚至造成安全隐患。因此，本文基于混流式水电站及机组个性特点，结合国内混流式有功无法调整至设定值的典型案例，分析了导致混流式有功无法调整至设定值的主要原因，提出了对现象进行原因分析的方法，并结合趋势分析、现场测量和求证法得出最后结论。

1 现象

2018 年8 月9 日起，某电站一台机组有功功率无法调整至设定值（该电站机组额定出力为700 MW），并且偏离值有增大趋势，8 月11 日该机组有功功率长时间无法维持在690 MW 之上。针对此现象，将该机组近期相同水头下的工作情况进行了对比分析，如表1、图1 所示。

表1 某机组相同水头下不同时间工作指标表

图1 某机组相同水头下不同时间工作指标趋势图

从表1 和图1 均可以看出，该机组水轮机运行参数8 月9 日与7 月19 日相比较，在水头相同的情况下，不考虑蜗壳压力和技术供水总管压力的情况下，开度变大时有功功率反而下降；而8 月11 日有功功率增加至688 MW 后无法继续增大。

2 原因分析

针对该机组有功功率在机组水头相同且导叶开度变大的情况下，有功功率反而下降原因进行了初步分析和判断，下面从对比和内部原因两大方面进行了分析。

2.1 对比分析

同向对比：近期该机组相关数据与同型机组相比，在机组水头一致，有功给定值一致（700 MW）时，该机组导叶开度整体偏大，见表2、图2 所示。

表2 同型机组相同水头下不同时间工作指标表

图2 另某一机组相同水头下工作指标趋势图

纵向对比： 与近三年该机组同时期在有功功率一致（700 MW）、水头基本相同的情况进行了对比分析，发现该机组导叶开度从2018 年5 月开始逐步增大至93%（2018 年5 月前其导叶开度未超过90%），且明显高于其他时间段的导叶开度值。具体如图3所示：

图3 该机组2016 年同时段相同水头下工作指标趋势图

2.2 内部原因分析

发电机有功功率P发=UIcosΦ，水轮机出力：P水=9.81QHη1[2]，P发=P水η2（η1为水轮机效率，η2为发电机效率）。根据水轮机出力公式，如导叶开度增大，应该会增加水轮机进水流量Q，相同水头H下，水轮机出力应增加，如发电机效率η2不变，发电机有功功率应增加（与实际相反）。下面分别从4 个方面进行分析：

（1）发电机电压电流采集：查监控系统与保护盘柜、安控系统、励磁系统等处的电压电流基本一致，且与该机组设计值基本一致，故排除了发电机电压电流采集问题。

（2）发电机功率变送器和传送通道：该机组在有功给定700 MW 时，机组有功给定反馈值703 MW，而实发值却为683 MW，现场对送监控系统的有功功率与保护盘柜、安控系统、励磁系统等处的实发功率（这些功率显示值来自不同变送器）进行对比计算，其实发功率基本一致，故排除送监控系统该机组有功实发值的变送器和传送通道存在问题。

（3）水轮机调速系统控制机构：将该机组调速器由一套调节器切至另一套调节器运行，并上下调节该机组有功功率，无明显效果，且通过现场导叶开度测量，用标尺对比，接力器行程机械位置指示与监控系统显示基本一致，故排除调速系统控制机构问题。

（4）水轮机出力N下降：排除发电机和调速器方面的问题后，应为水轮机出力下降导致，根据水轮机出力公式：P水=9.81QHη1可知，可从以下3 个方面分析：

1）流量Q下降或不够：若水头无损失，水头H不变，假设效率η1不变，由于水轮机出力下降，故流量Q下降或不够。影响水轮机进水流量Q下降或不够的因素：导叶开度不够，进入转轮室的流量不够满发；拦污栅淤塞，流入水轮机流量Q相对减小；蜗壳内进入杂物，导致进入转轮室的流量减小。现场与维护人员一起在该机组调速器电气柜面板将该机组导叶开限由93%增至95%，该机组导叶实际开度也增至95%，该机组在有功给定700 MW 时，有功实发值短时能够达到700 MW，运行一段时间后又逐步下降至688 MW 左右，95%导叶开度远大于同型号机组同时刻的85%左右的导叶开度，也比该机组相邻机组导叶开度92%偏大，故排除了导叶开度不够的原因。

2）水头H下降：若水头损失，假设效率η1不变，水头H下降导致水轮机出力下降。影响工作水头H损失的因素：拦污栅压差增大，造成工作水头H损失，引起水轮机出力下降[3]。根据目前已有的研究，拦污栅的水头损失系数，取决于栅条断面形状、断面尺寸、栅条净距、进栅水流方向以及结构和污物遮挡栅叶面积的程度[4]。其中污物遮挡栅叶面积的程度会明显影响水头损失，相比较于无污物堵塞，不同程度的堵塞率会使水头损失增加50%～200%[5]。通过查阅文献资料 ，发现目前较为成熟的计算拦污栅水头损失系数的公式为布尔可夫——邱金娜公式[4]，如下

其中，Cv——流速系数，一般取0.97；

Cp——拦污栅结构件遮挡系数，Cp=Fj/FS；

Fj——拦污栅结构件遮挡的面积（包括污物的堵塞）；

Fs——拦污栅设计计算面积；

Cs——拦污栅构件使水流收缩系数，一般取0.08～0.1，当拦污栅遮挡面积达到30%以上时，可忽略不计；

C——水流突然增大的冲击系数，取1.1～1.2。由上述公式可知，拦污栅的遮挡面积，对水头损失系数具有显著影响。

3）水轮机效率η1下降：若水头H无损失和流量Q正常，则可知水轮机效率η1下降。排除本身的过流部件质量问题、设计参数不合适和水轮机过流部件空蚀加大等方面因素后，水力振动加剧等也会导致水轮机效率η1下降，如水力振动加剧，必然增加轴和瓦之间的摩擦，消耗机组能量[6]。通过趋势分析瓦温和振摆分析得知正常，故排除了水力振动加剧。

2.3 分析总结

综合2.1 对比分析和2.2 内部原因分析，该机组发电效率下降现象，初步判断可能原因为流量Q下降（或不够）和（或）水头H下降导致的水轮机出力N下降，具体因素可能为拦污栅淤塞和（或）蜗壳内进入杂物和（或）拦污栅压差增大。

3 分析求证

针对该机组发电效率下降现象，下面从趋势分析、现场求证和数据求证等3 个方面进行分析求证。

3.1 趋势分析

从趋势分析图4 可看出，该机组有功功率与蜗壳压力、技术供水进水总管压力表现出正相关性。在该机组有功功率实发值达到额定功率时，蜗壳压力、技术供水进水总管压力相对较大。而在该机组有功功率实发值逐步下降直至无法达到额定功率时，蜗壳压力、技术供水进水总管压力也逐步下降，并且技术供水进水总管压力下降更加明显。

初步判断拦污栅存在淤塞现象并且蜗壳内可能进入了少量杂物，拦污栅淤塞和蜗壳内进入了少量杂物会影响机组的实际过流量、机组的实际净水头，影响机组实际出力。同时若蜗壳内进入了少量杂物时，可能造成技术供水取水口堵塞，压力下降。而根据图4 的趋势分析也可以看出，该机组技术供水取水口压力确实有明显下降的趋势。

图4 该机组8 月1 日至8 月12 日时段工作指标趋势图

故进一步判断影响该机组有功实发值在当前条件下不能达到额定功率的原因可能是电站进水口拦污栅存在的大量漂浮物及机组流道内可能也进入的少量漂浮物。

3.2 现场求证

现场对电站该机组进水口拦污栅进行检查，发现该电站进水口拦污栅存在较多漂浮物。

该电站进水口有大量漂浮物，应该是由于7 月上游暴雨不断，地表径流将上游大量杂物等冲入长江进入水库。如图5 所示。

图5 该电站进水口拦污栅处

3.3 数据求证

经现场测量该机组拦污栅前后压差为 4.02 m，之前该机组拦污栅前后压差最大值仅为0.8 m。说明该机组拦污栅前后压差明显增大。

4 结论及处理

综上所述，判断原因如下：

（1）该机组蜗壳内有杂物，导致进入转轮室的流量下降；

（2）该机组拦污栅有淤塞导致拦污栅压差增大，造成该机组净水头损失且进入水轮机的流量下降。

由于该机组技术供水总管压力相较于蜗壳压力，下降幅度更大，因此认为该机组发电效率下降应是上述两方面原因叠加产生。发现该电站机组进水口拦污栅存在较多漂浮物并确认原因后，通过及时组织船只清理漂浮物，最大程度上减少了水力损失并避免了可能造成的设备损坏。