燈泡貫流式電站機組多水頭協聯優化與負荷尋優

時志能，趙 彪，曾輝斌，劉 宇

（1.湖南五凌哈電能效科技有限公司，湖南 長沙 410004；2.五凌電力有限公司近尾洲水電廠，湖南 衡陽 421200）

0 引言

燈泡貫流式機組具有水頭低、流量大的特點[1]，運行中導葉、槳葉協聯關系的優劣直接關系到機組運行的效率和穩定性。工程實際中，由于模型試驗偏差、水頭測量或給定不準確、真機制造偏差及流道差壓等原因，造成機組并非在最優協聯關系下運行，影響水輪機的效率及運行穩定性[2]，如：原型水輪機與模型水輪機存在相似性偏差，導葉及槳葉加工及安裝存在偏差等，機組協聯曲線仍存在修正、調整的空間。據不完全統計，在機組協聯關系設置不合理的情況下，水輪機效率可降低2%～8%，A 級檢修間隔縮短2～3 年，部分機組甚至出現額定水頭及以上無法滿足額定出力要求的現象[3，4]。

某燈泡貫流式電站裝設3 臺機組，額定水頭6.8 m，水頭運行范圍3.0～10.0 m，額定轉速75.0 r/min，額定流量361 m3/s，額定功率21.06 MW。受流域水資源分布極不均勻的影響，電站機組長期在中高水頭、低水頭運行工況來回穿越，同時下游電站投運后，機組高水頭運行時間明顯減少，為此有必要驗證并嘗試優化中高水頭段的協聯關系，以實現機組安全穩定性指標可控、電站發電量最大化目標。

1 機組協聯優化測試方法及評價策略

1.1 試驗水頭選取

從2010～2022 年各水頭段統計數據來看水頭8.0～10.0 m 占比約為46%，7.5～8.0 m 占比約為30%，7.0～7.5 m 占比約為10%，電站在高水頭的運行時間超過86%。自2016 年下游電站投運后，8.5 m及以上毛水頭未再出現，機組主要運行在6.5～8.5 m毛水頭段區間，2017～2022 年在該區間的平均占比達90.67%，且在7.0～8.0 m 毛水頭段區間的平均占比為88%，為此，協聯優化水頭選取為7.0 m、7.5 m、8.0 m。

1.2 協聯優化測試方法

真機協聯優化實踐中，一般采用相對效率試驗對模型換算的協聯關系進行優化[5]，以調速器采集水頭、機組有功、主要部件的振動和擺動數據為基礎資料，在兼顧效率和穩定性的基礎上予以修正。具體方法為：①將運行水頭調整至試驗所需水頭，并在測試過程中盡可能的保持發電機功率因數為額定值或接近1；②調速器切現地控制，通過固定導葉開度，在一定范圍內改變槳葉開度的方式獲取相對效率和振擺測試結果，以確定不同水頭、各導葉開度下的最優槳葉開度。

本文采用基于功率特性、效率特性、振動特性的多目標協聯優化尋優方式來確定水輪機的協聯關系，即：在主要振動和擺度測點（以水導X 水頭振動測點為主）峰峰值無較大變化的前提下，綜合考慮水輪機流量和效率對機組功率的聯合影響，7.0 m 水頭時以機組功率最大為判定依據、7.5 m 和8.0 m 水頭時以機組效率最優為判定依據，確定最終的協聯關系。

1.3 調速器協聯關系轉化

調速器的導葉、槳葉協聯關系為離散數據，水頭一般為取整或水輪機特征水頭，導葉和槳葉開度一般間隔5%～10%，由于槳葉開度均隨動導葉開度，已知任一水頭及導葉開度，均可按式（1）～式（3）、圖1進行槳葉開度的線性離散計算。

圖1 水輪機導葉、槳葉協聯關系換算

其中：GV為導葉開度，BO為槳葉開度，H為水頭。

2 機組協聯優化分析

以2 號機組為試驗對象，3 個水頭的協聯優化關系曲線如圖2 所示，從效率最優方面考慮，水輪機導葉在小開度工況，槳葉需往開的方向優化；在大開度工況，槳葉需往關方向優化。在主要振動測點數據變化不大及現有導葉開限不變的前提下，為追求機組功率及效率最大化，相比原協聯關系，試驗結果表明：

圖2 3 個水頭下的協聯關系優化前、后對比

（1）7.0 m 水頭時電站處于臨界棄水狀態，此時電站來水充裕，導葉開度大于80%以上工況，機組相對效率適當減少，最大降幅為0.56%，槳葉開度增加后，功率增加0～0.37 MW。導葉開度75%以下工況，槳葉開度增加后，機組相對效率和功率同步增加，其中相對效率最大增幅為1.97%，功率最大增加值為0.36 MW。協聯優化后，燈泡體X 向水平振動、組合軸承、水導軸承、轉輪室振動峰峰值均在規范允許范圍內；槳葉開度增加后，除轉輪室軸向振動總體呈下降趨勢外（最大降幅為68 μm），主要振動測點峰峰值總體呈波動變化趨勢，且變化值均在±15 μm 以內，機組穩定性指標未見明顯變化。

（2）7.5 m 水頭時電站為非持續滿發狀態，導葉開度75%以上工況，槳葉開度最大降幅為5.12%，相對效率提升為0.09%～2.04%。導葉開度70%以下工況，槳葉開度與機組相對效率同步增加，槳葉最大增幅為7.09%，在7～10 MW 工況范圍內，機組功率提升值為0.35 MW。協聯優化后，燈泡體X 向水平振動、組合軸承、水導軸承、轉輪室振動峰峰值均在規范允許范圍內；槳葉增加或減小后，主要振動測點峰峰值有增有減，機組穩定性指標未見明顯變化，其中水導軸承X 向振動總體呈波動變化趨勢，各測點變化值均在±25 μm 以內。

（3）8.0 m 水頭時電站為非持續滿發狀態，導葉開度70%以上工況，槳葉開度最大降幅為3.12%，相對效率提升0～0.95%。導葉開度65%以下工況，槳葉增加后，機組相對效率同步增加，在7～11.5 MW工況范圍內，機組功率提升值約為0.28～0.36 MW。協聯優化后，燈泡體X 向水平振動、組合軸承、水導軸承、轉輪室振動峰峰值均在規范允許范圍內，槳葉開度增加或減小后，主要振動測點峰峰值有增有減，總體而言，機組穩定性指標未見明顯變化。其中轉輪室Y 向振動峰峰值在導葉開度59.73%工況下最大降幅為51 μm，組合軸承Y 向振動在導葉開度54.8%工況下最大降幅44 μm，其余測點波動變化值均在±20 μm 以內。

根據近5 年2 號機組在各水頭下的出力范圍占比，水輪機經協聯優化后，年平均可實現增發電量約為17.7 萬kW·h。

針對軸流轉槳式或燈泡貫流式水輪機，根據水輪機模型特性曲線的單向變化特征，不同水頭對應的導槳葉協聯關系均不存在交叉點，而水頭差值式（1）和式（2）、開度差值式（3）的分母均為正值，故交叉類型的協聯關系不會引起調速器協聯關系計算的邏輯錯誤，同時在滿足機組穩定性的前提下，可根據實際情況進一步大開度調整導葉和槳葉的優化關系，達到實現電站發電量最大的目標。

3 結語

在機組穩定性無明顯突變的前提下，從機組效率及功率最大化方面考慮，7.0 m 時電站處于臨界棄水狀態，以追求功率最大化優化協聯關系，槳葉開度主要以增加為主；受來水及庫容影響，7.5 m、8 m 時電站無法持續滿負荷運行，主要以優化效率為主，低負荷工況下槳葉開度增加后相對效率同步提升，高負荷工況則降低槳葉開度以提升相對效率。協聯關系優化后，主要振動測點峰峰值有增有減且均滿足標準規范要求，機組穩定性指標未見明顯變化。