大朝山水電站機組轉輪改造中額定水頭的分析選擇

石佳磊

（國投云南大朝山水電有限公司，云南 昆明 650213）

1 電站概況

云南大朝山水電站位于云南省臨滄市云縣和普洱市景東縣交界的瀾滄江上，該電站為瀾滄江中下游河段規劃建成投產的第四級電站，水庫正常蓄水位為899.0 m，水庫總庫容為 9.4 億m3，為季調節水庫。電站以發電為主要目的，共安裝 6 臺單機容量 225 MW 的水輪發電機組，總裝機容量1 350 MW，在上游小灣電站投產前多年平均發電量為59.31 億 kW·h，小灣電站投產后多年平均發電量為70.21 億 kW·h，向云南電網和西電東送工程輸送強大電流，是云南電網主要調峰調頻電廠之一。

為了滿足當時國內電力市場供不應求狀態的需求，大朝山水電站原轉輪設計偏向于獲得更高的水輪機效率，過多的注重水輪機的能量性能而忽視了水力穩定性。2008 年以后，由于云南電網結構發生變化，機組運行方式多變且需經常在運行工況相對惡劣的低負荷區域運行，這使得水輪機穩定運行問題變得越來越突出。低負荷區域運行時壓力脈動、振動、擺度及噪音均較大，多項指標超出主機合同及國家標準的相關要求值，轉輪裂紋現象非常嚴重且頻繁出現，僅靠局部修復已很難從根本上解決問題。為從根本解決水輪機組運行穩定性的問題，大朝山水電站從2022 年開始對水輪機組轉輪展開了更新改造。

表1 水輪機主要參數

2 額定水頭的選擇

額定水頭（rated head）是指“水輪機在額定轉速下，輸出額定功率時所需的最小水頭。”水輪機額定水頭的選擇將直接影響水輪機的轉輪直徑、加權平均效率和水輪機運行的穩定性。選擇一個合理的額定水頭并在此基礎上優化轉輪的水力設計、合理匹配各項水力參數，可以減少壓力脈動、振動和空化帶來的破壞，保證機組運行安全，并獲得更為優秀的運行效率。

大朝山水電站新轉輪改造項目中在維持原轉輪尺寸與額定出力基本不變的情況下，需要對機組的額定水頭進行復核選擇。

2.1 運行現狀分析

大朝山水電站原設計最高水頭在小灣電站投產前（以下簡稱前期）為85.63 m，小灣電站投產后（簡稱后期）為82.90 m，最低水頭前期為53.02 m，后期為59.07 m，加權平均水頭前期為71.11 m，后期為75.43 m，最低水頭提升了約6 m，加權平均水頭提升約4 m。后期最高水頭與最低水頭之比為1.403，水頭變幅較大。

從表2 及圖1 大朝山水電站2004～2017 年采集的水文數據來看，電站月平均毛水頭基本上在64 m以上，特別是2011 年小灣電站建成全部投產后月平均毛水頭都在70 m 以上，大部分都處于76.5～83 m之間。大朝山水電站布置型式為地下廠房長尾水洞，6 臺機組廠前引水管道為單機單管布置，廠后3臺機組共用1 條尾水洞。輸水系統水頭損失按下式計算：

表2 大朝山水電站 2004～2017 年毛水頭統計 單位：m

圖1 大朝山水電站2011～2017 年毛水頭正態分布

1 臺機組發電時：Δh=24.93×10-6×Q2

其他情況：Δh=3.119+8.637 5×10-7×Q2

注：式中Q為電站機組總過流量。

根據上述引水系統水頭損失公式計算，電站平均水頭損失為 4.65 m。故根據表2 毛水頭統計結果顯示，小灣電站建成后，大朝山水電站目前實際運行水頭（凈水頭）長期處于 72～78.5 m 區間，與后期 75.43 m 的加權平均水頭基本吻合。

從上述的分析來看，目前機組實際運行水頭范圍較后期原設計運行水頭范圍已發生了改變，且長期高于原額定水頭運行。一般來說，對水頭變化幅度較大的水電站，額定水頭越低，機組在高水頭區域運行時越不穩定，容易導致機組產生較大的振動、壓力脈動等；額定水頭越高，機組在低水頭區域出力受阻就越嚴重。根據目前電站實際運行情況，需要小負荷或者空載情況長期運行，適當提高額定水頭對水力穩定性能是有利的，基于轉輪改造的最終目的，所以在額定水頭的選擇中應以穩定性為首要考慮，同時保障其他要素盡量最優，因此額定水頭有抬高的可能性。

2.2 方案擬定比選

根據大朝山水電站初設報告、技施報告、汛期運用水位調整研究報告、水庫調度設計報告成果，在上游小灣水電站投產后，結合大朝山水電站實際汛限水位運行情況，初步擬定72.5 m、74.0 m、75.0 m 和 76.0 m 4 個不同額定水頭方案，并按汛期控制水位887 m、893 m 和895 m 3 種方案分別測算。

2.2.1 水力設計分析

（1）水頭比值

根據DL/T 5186-2004《水力發電廠機電設計規范》及條文說明規定：“對于中高水頭電站，額定水頭宜在加權平均水頭的0.95～1 的范圍內選取；最大凈水頭與額定水頭的比值也可作為選擇額定水頭的參考，據統計資料表明Hmax/Hr 比值，國外有85%的電站小于1.15，國內有75%的電站小于1.15，而這些大型機組運行情況都較好”。通過對國內外大型水輪發電機組運行穩定性能的調查分析，為保證高水頭部分負荷工況運行穩定性，水輪機在高水頭范圍運行時導葉應有合適的開度。若機組額定水頭選擇偏低，即使機組在高水頭段的額定負荷運行，導葉開度也相對偏小，尤其是高水頭段的部分負荷區導葉開度偏小更為突出，葉片進口會產生“撞擊”的渦流和轉輪出口的旋轉渦流，并誘發尾水管的壓力脈動使水輪機的運行不穩定、葉片及轉輪產生振動而使應力增大，這也是轉輪出現裂紋的重要因素。72.5 m、74.0 m、75.0 m 和76.0 m 4 個不同額定水頭與電站后期加權水頭 75.43 m 的比值分別為 0.96、0.98、0.99 和1.01，除76 m 超過加權平均水頭的1.0 外，其它3 個水頭均滿足要求。電站后期最大水頭 82.9 m 與額定水頭 72.5 m、74.0 m、75.0 m 的比值分別為1.14、1.12 和1.105，3 個水頭比值均小于1.15，均滿足要求。

大朝山水電站前期加權水頭71.11 m，后期加權水頭75.43 m，原額定水頭的選取是綜合考慮了前后期的加權水頭，既考慮了前期電站的發電效益，更主要的是考慮了小灣水電站建成后的電站發電效益，最終選取72.5 m。前后期加權水頭平均值為73.23 m，額定水頭 72.5 m 與其的比值為 0.99，后期加權水頭75.43 m，按原比值水平計算，得后期額定水頭約為75 m。

基于上述關于水輪機穩定運行的分析，僅從機組穩定性角度考慮，額定水頭越高對其在高水頭區域的運行穩定性越有利，故將額定水頭抬高到 75 m 是較為可行的。

（2）額定比轉速

較高的比轉速帶來的經濟效益是十分巨大的，但是過高的比轉速值會導致水輪機的空蝕、泥沙磨損及穩定性等性能惡化，最優效率降低，高效率運行工況區變窄，進而無法達到提高綜合性能的目的。額定水頭與水輪機比轉速的大小直接相關，大朝山水電站機組水頭變幅較大，需要帶部分小負荷或者空載長時間運行，比轉速選擇應以水力穩定性為主。比轉速及比轉速系數按下式計算：

式中：

ns—水輪機比轉速，單位為m·kW；

K—比轉速系數；

n—水輪機轉速，r/min；

P—水輪機功率，kW；

H—水輪機水頭m。

大朝山水電站原額定水頭Hr=72.5 m，水輪機額定出力Pr=229.6 MW，同步轉速nr=115.4 r/min，據此計算額定比轉速ns=261.4 m·kW，比轉速系數K=2 225.6。

目前對于如何選擇和確定比轉速，如何評定比轉速的高低還沒有精確的判斷方法，一般通過經驗與理論相結合的方法來分析評價，即通過對相似電站的比轉速及比轉速系數進行統計對比以及統計回歸曲線來進行確定。

圖2 是對多個混流式水電機組做出的統計回歸曲線，由該曲線可知額定水頭Hr=75 m 時，所對應的比轉速大約在250 m·kW。通過與表3 相近水頭段的電站參數統計比較，大朝山水電站的比轉速水平相比統計平均值偏高，因此適當提高額定水頭會使比轉速小幅降低，對于保證電站的穩定性與整體效益是有利的。額定水頭Hr=74 m 時，其對應的ns=254.8 m·kW，比轉速系數K=2 192；額定水頭Hr=75 m 時，其對應的ns=250.5 m·kW，比轉速系數K=2 170；前述2 種額定水頭的比轉速數值在表3 統計數據中均占中等水平且都與圖2 的統計回歸曲線對應值相近，75 m 對應的比轉速較74 m 相對更低一些，水力穩定性相對就會更好一些，故從比轉速方面考慮，額定水頭選擇 75 m 更為理想。

圖2 混流式水電機組比轉速和額定水頭統計回歸曲線

表3 50～80 m 水頭段部分機組參數統計表

（3）效率

適當提高額定水頭對提高機組整體加權平均效率也是有利的，大朝山水電站機組原水輪機選型及設計思路更多關心大負荷區域的效率水平，原轉輪模型加權平均效率達到了91.99%，真機加權平均效率達到了93.62%，即使在當今也是處于較高水平，這種理念雖然使加權平均效率最大化，但卻忽視了機組在小負荷工況下的運行穩定性，這也是造成大朝山機組運行區域狹窄、轉輪裂紋的主要原因。從電站目前運行的加權因子表4 來看，小負荷（0%～45%額定出力）工況下的加權因子為10.3%，大負荷（90%～100%額定出力）工況下的加權因子達到了約63.8%。如果單從提高加權平均效率的角度出發，那么需在水力選型時將最優工況向額定工況點靠近，這就會與電站的原設計思路一致，導致機組在小負荷工況下水力穩定性差的問題就無法徹底解決。大朝山機組目前小負荷及空載工況占有較大比重，該區域穩定性好壞將是決定此次轉輪改造成功與否的關鍵，同時要滿足相關標準對45%～100%負荷區域（101～225 MW）的穩定運行要求，因此此次改造必須將水輪機的最優工況點向小負荷工況傾斜，才能改善機組在小負荷及空載工況下的運行穩定性。

表4 大朝山水電站水輪機實際運行加權因子表(W i)

從設計經驗來看，大朝山此次轉輪改造額定水頭在72.5 m、74 m 和75 m 時的目標效率預計值見表5。

表5 大朝山水電站水輪機改造前后效率對比

由表5 可知，額定水頭Hr=74 m 時機組加權平均效率值較Hr=72.5 m 提高了0.2%，尾水管最大壓力脈動值（主要是部分負荷工況）降低值了1%；額定水頭Hr=75 m 時機組加權平均效率值較Hr=72.5 m 提高了0.3%，尾水管最大壓力脈動值（主要是部分負荷工況）降低了2%。如果維持原額定水頭Hr=72.5 m，此時額定工況點流量增加，加權平均效率降低較多，故從效率方面考慮，額定水頭選擇75 m更為理想。

綜合上述對水頭比值、比轉速和效率3 個方面的分析，從水力設計角度分析，將額定水頭抬高至 75 m 更有利于保證水力穩定性。

2.2.2 動能經濟指標分析

通過對大朝山水電站從1953 年6 月至2000 年5 月共47 年徑流系列資料進行徑流調節計算，延長后的徑流系列多年平均徑流量為1 357 m3/s。對庫容、尾水出口水位、蒸發、滲漏損失及庫區工農業用水等水量損失等的數據復核，并根據大朝山水電站的機組機型及額定水頭，計算不同水頭電站預想出力，進行各方案徑流調節計算，主要成果見表6。

表6 各方案徑流調節成果

從表6 可以看出，水輪機額定水頭越高，出力受阻部分越多（大朝山電站實際運行中出力受阻主要發生在汛期的部分低水頭段時段）。水輪機額定水頭抬高至75 m 后，電站多年平均發電量較72.5 m額定水頭略有減少，鑒于表5 中水輪機的效率值為可研階段的保守預估值，在設備招標采購階段要求主機廠家按不低于此預估值進行設計，并進行優勝劣汰，故在新轉輪確定后電站實際的多年平均發電量較表格中的計算值將會相平或有所增加，電站最終的多年平均發電量較原額定水頭72.5 m 相差不大，因此額定水抬高至75 m 是可行的。

從發電量及動能經濟指標方面考慮，希望選擇較低的額定水頭；從水輪機運行穩定性方面考慮，希望選擇較高的額定水頭。故額定水頭的選擇要盡量做到動能經濟和機組穩定性的平衡，但是很顯然，經濟效益是建立在電站安全穩定運行的基礎上的，應服從于安全穩定運行。綜上分析，考慮到大朝山機組目前存在的主要問題，應首先從保證水力穩定性能的角度來考慮額定水頭的問題，再同時平衡電量經濟，故在此次改造中大朝山水電站額定水頭由原 72.5 m 抬高至 75 m 較為合適。

3 結語

水輪機作為水電站的核心設備，其安全平穩的運行對電站起著重要的作用。額定水頭的選擇應當綜合各項資料，在技術上確定水輪機額定水頭可選范圍，對符合經濟和技術的方案進行比選，從而選擇出各項指標最優的水輪機額定水頭。最終達到既保證電能的安全穩定供應，又能創造最大的經濟效益，使高效和穩定相結合。