江 雨，楊 棣，楊 榮

（中國長江電力股份有限公司三峽水力發(fā)電廠，湖北 宜昌 443133）

1 引言

某水電站為壩后式水電站，由左岸電站、左岸電源電站，右岸電站、右岸地下電站，泄水建筑物等構成。其中電源電站布置有2 臺額定功率50 MW、額定水頭85 m 的水輪發(fā)電機組X1F、X2F。2 臺機組自投入運行以來，汛期時機組水頭超過85 m，但機組無法達到額定出力50 MW。電源電站為地下式廠房，引水系統(tǒng)由攔污塔、引水箱涵、進水塔、過壩鋼管段、鎮(zhèn)墩、引水隧洞等建筑物組成，其進水口設在升船機上游引航道隔流堤上，尾水系統(tǒng)出口設在左岸電站尾水渠。電源電站機組進水口共2 孔，每臺機1 孔，發(fā)電機組采用壓力鋼管引水形式。每臺機進水口設有進水口檢修門和快速工作門兩道閘門。另外，在進水口前端設有攔污柵。

根據(jù)水輪機出力計算公式P=9.81QHη，查看機組綜合運轉特性曲線，水頭85 m 以上，效率η一般都在95%以上且相差較小，故本文重點從水頭、流量等方面進行分析。水頭分析，通過計算機組水頭損失與歷史數(shù)據(jù)的水頭損失對比，找出水頭損失的關鍵因素。流量分析，通過在不同水頭下，變負荷試驗，改變流量的分配，得出流量是否是出力不足的因素。

2 電源電站機組出力現(xiàn)象概括

2.1 電源電站投產時機組運行工況

根據(jù)設計要求，當機組凈水頭大于85 m 時，機組出力可達到50 MW 穩(wěn)定運行。在2007 年記錄的，144～156 m 升水位穩(wěn)定性及相對效率試驗中，X2F 最大出力可達55 MW，其中毛水頭86.3 m 時，最大出力可達50 MW，具體數(shù)據(jù)見表1。

表1 144～156 m 升水位穩(wěn)定性及相對效率試驗記錄表

2.2 電源電站機組歷年運行情況

機組進水塔攔污柵處一直有大量漂浮物。2011年4 月，將機組進水塔處用混凝土蓋板對攔污柵進行封蓋。期間機組在額定水頭出力始終無法達到額定出力。2014 年6 月3 日，又將進水塔處混凝土蓋板更換為鋼格柵蓋板，以增加進水流量。

表2 可表明：

（1）2012 年8 月11 日，水頭在87.7 m 以上，電源電站2 臺機組有功才能達到50 MW，且X2F 機組有功比X1F 機組大。

（2）2013 年7 月29 日，水頭在86.7 m，電源電站2 臺機組無法達到50 MW，且X2F 機組有功比X1F機組大。

（3）2014 年6 月3 日，將進水塔處混凝土蓋板更換為鋼格柵增加進水后，機組在88 m 水頭下，出力仍然無法達到額定。

3 箱涵段局部淤泥時的局部水頭計算

2016 年6 月，為確定機組進水箱涵是否嚴重堵塞，采用無人探測系統(tǒng)對2 臺機組流道（主要是箱涵段）進行檢查，檢查分兩條線路：1 號線路貼近流道下部（圖1），2 號線路貼近流道上部（圖2）。

圖1 1 號檢查線淤泥分部曲線圖

圖2 2 號檢查線淤泥分部曲線圖

通過檢查發(fā)現(xiàn)，靠近機組進水口附近，由于流速較快，淤積物很少，在箱涵段，淤積物的厚度逐漸變?。浑x攔污柵的距離越近，淤積厚度增加，進水部位的淤積厚度約為2.4 m。箱涵有淤泥時，流道示意圖見圖3。

圖3 箱涵有淤泥流道示意圖

4 模擬箱涵內流態(tài)對機組出力的影響

4.1 建立箱涵的物理模型

水箱的尺寸與設計尺寸保持一致，為了便于數(shù)值模擬計算，圓管長度假設為50 m。

圖4 箱涵模型圖

4.2 邊界條件

采用Fluent 進行計算，根據(jù)電源電站設計流量，入口速度0.77 m/s；圓管出口1 和出口2 為自由出口，假設總流量平均分配到2 個圓管中；水箱其他表面為墻面。

4.3 計算過程

通過壓力計算殘差和監(jiān)測點的壓力隨迭代次數(shù)的變化，可以看到，計算到6 000 步時，結果已收斂，因此流場已經穩(wěn)定，不再發(fā)生變化。

4.4 結果

結論：2 臺機組進水塔處壓力相差在1 000 Pa左右，X1F 略小，折算水頭差為0.1 m，故2 臺機組出力受箱涵內水流態(tài)影響較小。

圖5 壓力分布圖

圖6 截面上的壓力分布圖

5 其他試驗

5.1 變負荷試驗

通過變負荷試驗，驗證機組出力受限是否與流量因素有關。試驗方法，減少1 臺機組出力，將另1臺機組出力增加，記錄兩者之間的變化。

試驗1：2014年8月29日，155.6/68.7=86.82 m 水頭下，進行了電源電站機組出力調整試驗。試驗過程如下：

（1）X1F 出力由45 MW 降至20 MW，導葉開度由87.3%至35.7%；增加X2F 出力，導葉開度最大至99%，X2F 出力最大至43.9MW;

（2）X2F 出力由44MW 降至20 MW，導葉開度由85.7%至34.9%；增加X1F 出力，導葉開度最大至99%，X1F 出力最大至46.3 MW;

（3）調整X1F、X2F 均至最大出力，當前X1F 出力45.9 MW，導葉開度87.7%，X2F 出力45.4 MW，導葉開度85.4%。

試驗2：2014 年8 月31，水頭157.3/68.7=88.6 m，電源電站機組負荷試驗：

（1）將X2F 有功減至25 MW，X2F 導葉開度40%，此時X1F 最大出力48 MW，X1F 導葉開度99%；

（2）將X1F 有功減至25 MW，X1F 導葉開度39%，此時X2F 最大出力48 MW，X2F 導葉開度99%；

（3）調整X1F、X2F 有功均至最大，X1F 有功47 MW,導葉開度95%，X2F 有功至48.4 MW，導葉開度95.4%。

結果表明：2014 年，進水塔處混凝土蓋板更換為鋼格柵蓋板，88.6 m 水頭下，X1F、X2F 均無法達到額定出力，且2 臺機組出力和流量分配無關聯(lián)性，即機組流量不是影響機組出力的因素。

5.2 下游水位對機組出力的影響

取同樣水頭情況下，不同尾水位，進行對比機組工況，考慮到跨年度對比意義不大，一般取時間段較為接近的時期進行對比見表3。

數(shù)據(jù)10 和11 對比，相同水頭下，尾水為69 m比65.2 m，機組工況略好。

數(shù)據(jù)6 和7 對比，相同水頭下，尾水位68.6 m比65.8 m，機組工況略好。

5.3 尾水流態(tài)對機組出力的影響

電源電站相較于左岸電站來說流量較小，靠近左岸機組?？紤]左岸機組運行對尾水情況有影響，進而對電源電站出力產生影響。對比相同水頭下，左岸電站開機方式，分析尾水對電源電站機組出力影響。

數(shù)據(jù)3、4 對比，水頭都在88 m，1-3F 運行方式區(qū)別很大，但存在下游水位不同的影響，故無法判斷其對電源電站機組出力的影響。

數(shù)據(jù)2、7 對比，水頭86 m，下游水位接近，1-3F機組備用時，電源電站出力略好。上述結論依據(jù)數(shù)據(jù)見表3。

表3 電源電站機組出力表（2017 年-2020 年）

6 進水口攔污柵清理對機組工況影響較大

2017 年5 月30 日至6 月13 日，電源電站機組全停，配合進水口閘門及攔污柵前水下清理。2017年5 月25 日,在進水口及攔污柵清理之前做相關試驗，上下游水位151.6 m/65.3 m，水頭86.3 m，2 臺機組可同時帶50 MW 運行，導葉開度在88%左右，機組工況較好。

電源電站機組進水口及攔污柵清理后，2017 年6 月14 日X2F 并網運行，6 月16 日X1F 并網運行。2017 年7 月5 日，水頭88.8 m 時，2 臺機組明顯無法達到清理之前的工況。在7 月8 日，水頭達到90.5 m 時，兩臺機組才可滿出力運行。

可見，攔污柵清理工作對機組工況產生了較大影響，初步判斷清理過程中異物進入流道，造成水頭損失加大。

7 電源電站機組出力情況

2020 年7 月18 日，調整機組出力試驗，水頭160.6/69.3=91.3 m，X1F 機組導葉開度74%時出力50 MW，X2F 機組導葉開度88%時出力50 MW。

2020 年9 月22 日，調整機組出力試驗，水頭160.5/68.8=91.7 m，X1F 機組導葉開度74%時出力44 MW，X2F 機組導葉開度74%（導葉增加至88%出力無明顯變化）時出力45 MW。

可見，2020 年水頭損失約6 m，且汛末機組工況較汛初差。水頭損失從水輪機綜合運轉特性曲線中可以應證。

2020 年9 月22 日，調整機組出力試驗，水頭160.5 m-68.8 m=91.7 m，X1F 機組導葉開度74%時出力44 MW，X2F 機組導葉開度74%時出力45 MW。如圖7 和圖8，機組運行工況理論上在B 點，實際上在A 點附近，對應水頭約為86 m，水頭損失5.7 m。

圖7 電源電站水輪機綜合運轉特性曲線1

圖8 電源電站水輪機綜合運轉特性曲線2

8 結論

機組進水口流量不是影響機組出力的因素。從2014 年增加進水流量以及機組負荷對倒試驗來看效果不明顯；對比每年汛期前后，機組出力能力變差均出現(xiàn)在汛中或是汛末（庫水位上升時段）；X1F、X2F機組出力的好壞具有隨機性，這和每年的水頭損失不一致有關。下游水位及左岸電站1F-3F 停機備用對電源電站機組出力改善有積極因素，但不具有固定性和主導性；機組過流關鍵點尺寸，電源電站箱涵攔污柵柵距20 cm，機組導葉實際開口小于20 cm。

綜上所述，異物通過攔污柵進入機組流道內造成機組水頭損失是機組出力無法達到額定的根本原因。

9 結語

水電站水力學導致的水頭損失是出力不足的主要原因，水頭損失隱蔽，一般與取水口箱涵處局部水頭損失、引水管道延程水頭損失、導水部件因漂浮物堵塞導致的局部水頭損失、轉輪損傷、尾水流態(tài)干擾等因素相關，分析中利用水力計算、模型分析、變負荷試驗等方式查找原因。不同電站可根據(jù)此方法分析原因，本電站根據(jù)分析結論，改善措施主要是：減少漂浮物進入水輪機組內部、針對機組攔污柵和導葉前進行檢查。