混流式水轮机电站运行稳定性与装机容量选择的探讨

1、混流式水轮机电站运行稳定性与装机容量选择的探讨混流式水轮机；稳定性；装机容量；水电站摘  要:当前电力系统希望水电站能以较高的保证率发足装机容量，也就是要求较低的额定水头；但从混流式水轮机稳定的要求出发，希望额定水头、设计水头都不能低于Hmax1.1，怎样才能既满足电力系统的要求又能使水轮机稳定运行呢。建议采取提高额定水头，增加机组台数或加大单机容量的方式来协调解决。混流式水轮机运行存在的不稳定现象是其本身的固有特性，早期由于水轮机的容量较小，转轮直径相对较小，不稳定现象尚不突出，一般采取避开不稳定区运行来解决。近10多年来，随着岩滩、五强溪、小浪底等大容量、大直径水轮机，以及世界上

2、已在运行的水头变幅大的大型混流式水电机组的相继投产，都程度不同的存在水力振动大和转轮叶片出现裂纹问题，只能避开振动区运行或停机检修，给电站造成巨大的经济损失。混流式水轮机运行不稳定性的程度与其运行水头偏离设计水头(效率最高的水头)的幅度有关，幅度越大，振动也越大。额定水头(发足额定出力的最低水头)既关系着电站的装机容量又关系着电站在电力系统中应承担的预想出力(在一定水头下)，在确定的装机容量下(即一定的额定出力下)，额定水头高了，预想出力会减小(受阻容量增大)，额定水头低了，预想出力会增大(受阻容量减小)。从机组运行稳定性出发，额定水头应适当提高，靠近设计水头，预想出力必然减少；相反从保证电站

3、的预想出力出发，额定水头要适当降低，增大预想出力，从而出现了稳定性与预想出力之间的矛盾，核心是解决好额定水头的选定及其随之引发的问题。1 额定水头选择对运行稳定性的影响不少水电站，由于各种原因，额定水头定得较低，如为了在洪水期泄洪，降低水位运行时多发电，或为了减少受阻容量，要求在尽可能多的时间里发足额定出力等。由于混流式水轮机固有因水头、出力的变化对其效率、空蚀、稳定性等会产生一定影响的特性，特别是随着一些大型水轮机的投运，水轮机的稳定性问题日益暴露出来，在水轮机能量、空化、稳定三大性能中，运行稳定性占有更为重要的地位，因为不能稳定运行的机组，再高的能量指标也是无法体现的。由于稳定性差，水轮机

4、往往在远未发生空蚀损坏之前就会因压力脉动等不稳定因素导致叶片开裂，止漏环脱落，尾水管里衬漏水，轴承支持件松动等现象，严重时甚至无法并入电网运行，的确有“稳定是压倒一切的”感觉，因此，当今许多大型混流式水轮机的选择都把稳定性放在首位。根据大多数混流式水轮机运行情况统计，其运行不稳定现象主要发生在大约1.1倍设计水头H0以上的水头和小于大约0.85倍最优流量Q0(效率最高的流量)的出力。根据混流式水轮机运行特性要求，其设计水头H0最好不低于Hmax1.1，额定水头Hr最好不低于Hmax1.155，这样高的设计水头必然影响电站在较低水头时的发电效益，而这样高的额定水头又直接增加了电站的受阻容量，影响

5、系统的电力电量平衡。对于要留出较大防洪库容的水电工程总是在低水头时泄洪，提高额定水头后低水头泄洪时的出力必然减少，从而使年电量减少，丢失了季节性电能，出现了一面泄洪，一面又发不出装机容量的现象，使稳定和效益形成了尖锐的矛盾。2 提高运行稳定性的措施大型水轮发电机组常常需在电力系统中承担调频调峰任务，要求有较好的稳定性，但国内外许多大型水轮机都程度不同的存在稳定问题，虽然表现形式各不相同，但就水力因素而言，大致有以下一些共同的特点：(1)水头变幅小的水电站机组运行较稳定。我国水电站的最大水头和最小水头之比除个别水电站较小(盐锅峡水电站为1.07，天生桥二级水电站为1.17)外，绝大多数的水电站均

6、在1.4以上，有的高达1.85(三峡水电站)，甚至超过2(岩滩水电站为2.086，丹江口水电站为2.26，潘家口水电站为2.36)，因此对我国水电站水轮机参数的选择应格外重视稳定问题。(2)水轮机在无涡区运行。实际运行反映，水轮机在最优工况点和无涡区运行，一般都是很稳定的，因此，水轮机的参数应按使重要的运行区和经常的运行区处于最优工况点和无涡区的要求来选择。(3)稳定运行的水头范围。对大多数电站的统计和分析表明，当运行水头H在水轮机设计水头H0的下述范围内是比较稳定的：(0.60.65)H0H(1.11.15)H0，运行水头H偏离H0越小越稳定。过低的水头会引起叶片进口边正面脱流空化涡带，过高

7、的水头会引起叶片进口边背面脱流空化涡带和叶道涡，后者更为严重，因此对于巨型水轮机的运行水头H最好不超过1.1 H0，即Hmax1.1 H0。(4)合理的运行范围。根据国内外许多学者的研究分析以及模型试验和原型观察发现，在最优流量为最优单位流量)的82%附近会出现高部分负荷水压脉动(即特殊水压脉动)最大值(水力设计得好也可能不明显)，73%附近会出现叶道涡，60%附近会出现尾水管涡带的最大值。当然各种压力脉动的强度、位置以及分布状况，不同的水轮机是不完全相同的。并和转轮的水力设计有关，以上只是一般的规律。值得注意的是：在大流量区出现叶片进口边正面脱流空化涡带和较强的尾水管涡带是在常规的水轮机出力

8、限制线以外，因此我们应该把水轮机的主要运行区安排在(Q1r为水轮机额定单位流量)范围之内。(5)水轮机额定水头大于或等于设计水头。为了使水轮机在最高水头运行时有尽可能大的稳定出力调整范围，最好使水轮机额定水头HrH0，至少1.05 HrH0。(6)水轮机的水力稳定与吸出高度有关。吸出高度小(即安装高程低)运行较稳定，应通过模型试验获得合适的电站空化系数范围，以避开过大的压力脉动。(7)带副叶片的转轮对水轮机稳定有利，x型叶片对稳定也有些作用，但D2D1不宜大，一般宜小于1。(8)轴心补气能降低涡带压力脉动，但补气量、补气位置、补气阀及补气系统要设(9)适当增加尾水管高度h(例如h3 D1)，能

9、降低压力脉动的影响。(10)避开振动区。运行中避开振动区，采用计算机按水轮机稳定运行特性分配负荷，可使机组经常在稳定区运行。(11)避免共振。在水电站设计中，注意使机组、厂房、引水系统的自振频率远离各种水压脉动的频率，避免共振。(12)提高水轮机顶盖、座环、主轴等主要部件的刚度、强度。(13)提高机组制造、安装质量，消除机械、电气振动因素，改善转轮结构，降低疲劳应力。转轮的水力设计是水轮机运行稳定的关键，应该针对每个大型水电站的水力条件进行转轮的水力设计，不仅要求水力效率高，更要求高效区要宽；限制工况单位流量之比宜大于1.25，最好达1.4或更大；无涡区要宽，压力脉动值要低，叶片进口边正、背面

10、脱流空化涡带及叶道涡限制线形成的包围区要宽。要全面达到这些要求是很难的，只能根据水电站的特点去要求。3 选择好设计水头和额定水头在水电站设计阶段正确选择H0、Hr是水轮机稳定性工作的第一步，也是打基础的一步。过去为了获得更高的效益，都要求水轮机设计水头H0等于电站的电能加权平均水头，近年来则是根据电能加权因子计算出最高的电能加权平均效率，以确定水轮机的工作位置和设计水头。从稳定性的要求出发应取H0=Hmax(1.11.15)，对于转轮直径超过6 m的水轮机应更严格些，希望H0=Hmax1.1，而额定水头Hr最好等于或大于H0，至少不小于H01.05，这实际上要求额定水头应大于0.86 Hmax

11、，这必然和电站的发电效益发生矛盾。对于泄洪水位较低的电站，提高额定水头就减少了年电量，对于泄洪水位较高的大水库电站，虽不一定会减少年电量，但增加了电站枯水期的受阻容量，减少了机组的调峰能力，如果用补充火电装机容量和火电电量来满足系统的电力电量平衡将是很不经济的。4 提高额水头与容量受阻问题怎样才能妥善的解决机组稳定和容量受阻或发电量减少的矛盾呢 我们认为，在提高额定水头的同时增加装机容量将是值得研究采纳的办法。方法之一是单机容量不变，额定水头提高，增加机组台数，并使在原额定水头下的机组总出力基本等于原装机容量，这样，改变后的机组尺寸、重量变小，设计、制造、运输、安装难度有所降低，但台

12、数增加，工程量要增加，投资亦有所增加。这方案机组台数增加不多，总体布置上的困难不会太大，对于额定水头增加较多的电站比较适用。方法之二是随着额定水头的提高，增大单机容量，台数不变，装机容量也随之增加，并使在原额定水头下的单机出力仍等于原额定出力。这样改变后的水轮机尺寸、重量增加不多，发电机尺寸、重量会有明显增加，总的设计、制造、运输、安装的难度会有所增加，由于台数不变，工程量增加不多，投资增加也较少，这方案对于机组容量、尺寸增加不算很大，技术上比较有把握，对于额定水头增加不多的电站比较适用。这两种方法的共同特点都是增加装机容量，在原额定水头下的电站总出力基本不变，超过原额定水头时，电站的总出力将

13、增加，从而提高了电站的调峰能力，对于在高水位下泄洪的电站还能增加年电量，无疑都增加了电站的效益，也都增加了投资，但这比补充火电装机容量和火电电量需要的费用便宜得多。5 设计实例以某水电站为例，该电站是一座水头高、水头变幅大(87 m)，在系统中担负调频、调峰和事故备用的电站。该水电站原可行性研究成果为：最大水头251 m，加权平均水头224.14 m，最小水头164 m，选用6台额定出力为700 MW的水轮发电机组，总装机容量4200 MW，水轮机的额定水头为204 m，额定转速为142.86 rmin。此成果能够满足在173.5 m水头下发出3 204 MW(即单机534 MW)预想出力的要

14、求，但因额定水头偏离设计水头和最大水头较远，对水轮机稳定运行不利，为了兼顾二者，现将额定水头提高至228m(2151.1-228 m)，并对增加机组台数和增加单机容量的两种方法和原可行性研究成果比较如表1。上述3个方案水轮机的比转速及有关参数是不同的，为了排除不同性能的模型对比较的影响，计算中采用同一个综合特性曲线，但纵座标为img/scjs/UploadFiles_5017/200710/20071009170810274.jpg/img，横座标为img/scjs/UploadFiles_5017/200710/20071009170810838.jpg/img转轮的限制单位流量img/sc

15、js/UploadFiles_5017/200710/20071009170810510.jpg/img和最优单位流量img/scjs/UploadFiles_5017/200710/20071009170810302.jpg/img之比均为1.3。水轮机稳定运行最小出力按流量img/scjs/UploadFiles_5017/200710/20071009170810820.jpg/img确定，最大出力根据水轮机出力限制线和发电机额定出力确定。为了更直观，在综合特性曲线图上以阴影范围表示稳定运行区。图1为Hr=204 m方案的稳定运行区(其中H1.1 H0为246.6 m，即假想线以下范围能

16、否稳定运行尚无把握)，图2为Hr=228 m方案的稳定运行区。两图中阴影较深的范围对应的H为220251m，约占全年60%的时间和65%的电量，是要求机组有良好调峰调频性能的主要运行范围，显然Hr=228 m的稳定范围比Hr=204 m的大得多。从表1可知，增加台数的方案，机组、厂房、引水系统的投资增加约2.2亿元，装机容量增至4900MW，技术难度有所降低，机组稳定范围增加，最高水头的稳定调节功率约175MW，比原方案77 MW增加2.27倍，预计能在164251 m水头范围内稳定运行(原方案估计只能在164246.6 m水头范围内稳定运行)，但主厂房和进水口前沿长度增加20 m左右，布置上

17、需进一步研究。增大单机容量的方案，机组、厂房、引水系统的投资增加约1.4亿元，装机容量增至5030MW，但机组的技术难度和运输难度均有所增加，需深入研究其可行性，机组稳定范围更有所增大，最高水头的稳定调节功率约210 MW，较原方案增加2.72倍，预计能在164251m范围稳定运行，主厂房和进水口前沿长度不增加，布置上无困难。两种方法增加装机容量后电站的年利用小时仍在3800h以上，并不算低，发达国家水电站的年利用小时仅10002000h。目前国内随着系统容量的增大，峰谷差不断增加，为了充分发挥水电机组调节性能好的特点，许多新老大型水电站，特别是有大库容的水电站都在增容扩机增大调峰容量和备用容量，据不完