1、23第 46 卷 第 02 期2023 年 02 月Vol.46No.02Feb.2023水 电 站 机 电 技 术Mechanical&ElectricalTechniqueofHydropowerStation1 电站概况云南大朝山水电站位于云南省临沧市云县和普洱市景东县交界的澜沧江上，该电站为澜沧江中下游河段规划建成投产的第四级电站，水库正常蓄水位为899.0 m，水库总库容为 9.4 亿 m3，为季调节水库。电站以发电为主要目的，共安装 6 台单机容量 225 MW 的水轮发电机组，总装机容量 1 350 MW，在上游小湾电站投产前多年平均发电量为59.31亿 kW h，小湾电站投产后
2、多年平均发电量为 70.21 亿 kW h，向云南电网和西电东送工程输送强大电流，是云南电网主要调峰调频电厂之一。为了满足当时国内电力市场供不应求状态的需求，大朝山水电站原转轮设计偏向于获得更高的水轮机效率，过多的注重水轮机的能量性能而忽视了水力稳定性。2008 年以后，由于云南电网结构发生变化，机组运行方式多变且需经常在运行工况相对恶劣的低负荷区域运行，这使得水轮机稳定运行问题变得越来越突出。低负荷区域运行时压力脉动、振动、摆度及噪音均较大，多项指标超出主机合同及国家标准的相关要求值，转轮裂纹现象非常严重且频繁出现，仅靠局部修复已很难从根本上解决问题。为从根本解决水轮机组运行稳定性的问题，大
3、朝山水电站从 2022 年开始对水轮机组转轮展开了更新改造。表 1 水轮机主要参数项目名称参数单位水轮机型号HLD-267-LJ-580转轮喉管直径5 800mm转轮名义直径6 063mm转轮叶片叶型“X”型转轮叶片数13片导叶高度1 740mm额定出力229.6MW额定效率93.64%（合同值）/93.97%（模型验收值）额定转速115.4r/min飞逸转速240r/min额定流量345.87m3/s额定水头72.5m吸出高度-5.8m安装高程802.4m2 额定水头的选择额定水头（rated head）是指“水轮机在额定转速下，输出额定功率时所需的最小水头。”水轮机额定水头的选择将直接影响
4、水轮机的转轮直径、加权平均效率和水轮机运行的稳定性。选择一个合理的额定水头并在此基础上优化转轮的水力设计、合理匹配各项水力参数，可以减少压力脉动、振动和空化带来的破坏，保证机组运行安全，并获得更为优秀的运收稿日期：2022-10-21作者简介：石佳磊（1995-），男，助理工程师，从事水电站运行管理工作。大朝山水电站机组转轮改造中额定水头的分析选择石佳磊（国投云南大朝山水电有限公司，云南 昆明 650213）摘 要：额定水头的选择不但关系到水轮机在各水头段运行的稳定性，保证机组的长期安全稳定运行，也关系到电站能否充分利用水能，使项目获得良好的经济效益。本文以云南临沧大朝山水电站为例，通过对该水
5、库多年平均水头、水头比值、比转速、效率及动能经济指标等多方面的分析，对电站转轮改造中的额定水头进行了选择。关键词：水轮机；额定水头；稳定性中图分类号：TV734.1文献标识码：B文章编号：1672-5387（2023）02-0023-05DOI：10.13599/ki.11-5130.2023.02.00624第 46 卷水 电 站 机 电 技 术行效率。大朝山水电站新转轮改造项目中在维持原转轮尺寸与额定出力基本不变的情况下，需要对机组的额定水头进行复核选择。2.1 运行现状分析大朝山水电站原设计最高水头在小湾电站投产前（以下简称前期）为 85.63 m，小湾电站投产后（简称后期）为 82.9
6、0 m，最低水头前期为 53.02 m，后期为 59.07 m，加权平均水头前期为 71.11 m，后期为75.43 m，最低水头提升了约 6 m，加权平均水头提升约 4 m。后期最高水头与最低水头之比为 1.403，水头变幅较大。表 2 大朝山水电站20042017年毛水头统计单位：m项目1 月2 月3 月4 月5 月6 月7 月8 月9 月10 月11 月12 月年平均（合计）200482.979.278.578.574.968.364.968.573.378.983.785.276.45200585.385.783.477.372.169.068.264.268.880.584.084.
7、976.99200685.685.279.279.579.972.669.6/73.280.684.785.779.69200786.587.187.182.576.771.271.970.972.377.280.380.978.77200884.786.285.384.376.271.870.366.974.479.782.585.879.07200985.585.585.885.078.372.773.774.974.179.483.684.080.26201078.977.479.979.081.879.972.771.274.479.883.684.878.66201185.085.4
8、84.383.677.376.776.675.878.381.483.481.580.81201281.083.182.482.479.378.670.873.576.376.580.181.078.81201382.081.881.180.480.078.879.280.576.677.481.783.480.28201481.283.982.281.077.277.680.675.874.777.779.780.179.36201581.380.779.178.377.774.273.078.578.978.981.781.278.69201678.080.079.781.180.679.
9、575.674.477.677.279.480.478.67201779.779.081.280.577.876.780.675.175.578.981.480.578.94注：2006 年 8 月水位计设备出现故障，故无统计数据。图 1 大朝山水电站 20112017 年毛水头正态分布从表 2 及图 1 大朝山水电站 20042017 年采集的水文数据来看，电站月平均毛水头基本上在 64 m以上，特别是 2011 年小湾电站建成全部投产后月平均毛水头都在 70 m 以上，大部分都处于 76.583 m之间。大朝山水电站布置型式为地下厂房长尾水洞，6 台机组厂前引水管道为单机单管布置，厂后 3
10、台机组共用 1 条尾水洞。输水系统水头损失按下式计算：1 台机组发电时：h=24.9310-6Q2 其他情况：h=3.119+8.637 510-7Q2 注：式中 Q 为电站机组总过流量。根据上述引水系统水头损失公式计算，电站平均水头损失为 4.65 m。故根据表 2 毛水头统计结果显示，小湾电站建成后，大朝山水电站目前实际运行水头（净水头）长期处于 7278.5 m 区间，与后期 75.43 m 的加权平均水头基本吻合。从上述的分析来看，目前机组实际运行水头范围较后期原设计运行水头范围已发生了改变，且长期高于原额定水头运行。一般来说，对水头变化幅度较大的水电站，额定水头越低，机组在高水头区域
11、运行时越不稳定，容易导致机组产生较大的振动、压力脉动等；额定水头越高，机组在低水头区域出力受阻就越严重。根据目前电站实际运行情况，需要小负荷或者空载情况长期运行，适当提高额定水头对水力稳定性能是有利的，基于转轮改造的最终目的，所以在额定水头的选择中应以稳定性为首要考虑，同时保障其他要素尽量最优，因此额定水头有抬高的可能性。2.2 方案拟定比选根据大朝山水电站初设报告、技施报告、汛期运用水位调整研究报告、水库调度设计报告成果，在上游小湾水电站投产后，结合大朝山水电站实际汛限水位运行情况，初步拟定 72.5 m、74.0 m、75.0 m 和 25第 02 期石佳磊：大朝山水电站机组转轮改造中额定
12、水头的分析选择76.0 m 4 个不同额定水头方案，并按汛期控制水位887 m、893 m 和 895 m 3 种方案分别测算。2.2.1 水力设计分析（1）水头比值根据 DL/T 5186-2004水力发电厂机电设计规范 及条文说明规定：“对于中高水头电站，额定水头宜在加权平均水头的 0.951 的范围内选取；最大净水头与额定水头的比值也可作为选择额定水头的参考，据统计资料表明 Hmax/Hr 比值，国外有 85的电站小于 1.15，国内有 75的电站小于 1.15，而这些大型机组运行情况都较好”。通过对国内外大型水轮发电机组运行稳定性能的调查分析，为保证高水头部分负荷工况运行稳定性，水轮机
13、在高水头范围运行时导叶应有合适的开度。若机组额定水头选择偏低，即使机组在高水头段的额定负荷运行，导叶开度也相对偏小，尤其是高水头段的部分负荷区导叶开度偏小更为突出，叶片进口会产生“撞击”的涡流和转轮出口的旋转涡流，并诱发尾水管的压力脉动使水轮机的运行不稳定、叶片及转轮产生振动而使应力增大，这也是转轮出现裂纹的重要因素。72.5 m、74.0 m、75.0 m 和 76.0 m 4 个不同额定水头与电站后期加权水头 75.43 m 的比值分别为 0.96、0.98、0.99 和 1.01，除 76 m 超过加权平均水头的 1.0 外，其它 3 个水头均满足要求。电站后期最大水头 82.9 m 与
14、额定水头 72.5 m、74.0 m、75.0 m 的比值分别为 1.14、1.12 和 1.105，3 个水头比值均小于 1.15，均满足要求。大朝山水电站前期加权水头 71.11 m，后期加权水头 75.43 m，原额定水头的选取是综合考虑了前后期的加权水头，既考虑了前期电站的发电效益，更主要的是考虑了小湾水电站建成后的电站发电效益，最终选取 72.5 m。前后期加权水头平均值为73.23 m，额定水头 72.5 m 与其的比值为 0.99，后期加权水头 75.43 m，按原比值水平计算，得后期额定水头约为 75 m。基于上述关于水轮机稳定运行的分析，仅从机组稳定性角度考虑，额定水头越高对
15、其在高水头区域的运行稳定性越有利，故将额定水头抬高到 75 m 是较为可行的。（2）额定比转速较高的比转速带来的经济效益是十分巨大的，但是过高的比转速值会导致水轮机的空蚀、泥沙磨损及稳定性等性能恶化，最优效率降低，高效率运行工况区变窄，进而无法达到提高综合性能的目的。额定水头与水轮机比转速的大小直接相关，大朝山水电站机组水头变幅较大，需要带部分小负荷或者空载长时间运行，比转速选择应以水力稳定性为主。比转速及比转速系数按下式计算：ns=n PH1.25K=nsH式中：ns水轮机比转速，单位为 m kW；K比转速系数；n水轮机转速，r/min；P水轮机功率，kW；H水轮机水头 m。大朝山水电站原额
16、定水头 Hr=72.5 m，水轮机额定出力 Pr=229.6 MW，同步转速 nr=115.4 r/min，据此计算额定比转速 ns=261.4 mkW，比转速系数K=2 225.6。目前对于如何选择和确定比转速，如何评定比转速的高低还没有精确的判断方法，一般通过经验与理论相结合的方法来分析评价，即通过对相似电站的比转速及比转速系数进行统计对比以及统计回归曲线来进行确定。图 2 混流式水电机组比转速和额定水头统计回归曲线图 2 是对多个混流式水电机组做出的统计回归曲线，由该曲线可知额定水头 Hr=75 m 时，所对应的比转速大约在 250 m kW。通过与表 3 相近水头段的电站参数统计比较，大朝山水电站的比转速水平相比统计平均值偏高，因此适当提高额定水头会使比转速小幅降低，对于保证电站的稳定性与整体效益是有利的。额定水头 Hr=74 m 时，其对应的 ns=254.8 m kW，比转速系数 K=2 192；额定水头26第 46 卷水 电 站 机 电 技 术Hr=75 m 时，其对应的 ns=250.5 m kW，比转速系数K=2 170；前述 2 种额定水头的比转速数值在表 3 统计
