大渡河沙湾水电站水轮机选型及运行分析

张 冰 雪， 吕 勤 川， 程 海 峰

(1.四川圣达水电开发有限公司，四川 成都 610041；2.四川省水利水电勘测设计研究院，四川 成都 610072)

1 工程概况

大渡河沙湾水电站位于四川乐山沙湾区葫芦镇河段，为大渡河干流下游梯级开发的第一级，上游为已建铜街子电站，下游为在建安谷电站。工程开发任务以发电为主，兼顾灌溉和航运。电站采用一级混合式开发，建坝壅水高15.5 m，与铜街子电站尾水相接，河床式厂房，厂后接9 015 m长的尾水渠，尾水渠利用落差14.5 m。水库正常蓄水位432.0 m，水库总库容4 867万m3。安装4台总容量480 MW轴流转桨式水轮发电机组，多年平均年发电量24.07亿kWh。

2 装机容量选择

2.1 方案拟定

根据水能计算成果，沙湾水电站多年平均流量为1 490 m3/s，正常蓄水位受上游铜街子电站尾水以及库尾福禄集镇淹没情况控制，经对431、432、433 m进行比较后确定正常蓄水位为432 m，考虑上游铜街子电站装机和运行实际，参考电站装保倍比以及装机利用小时数，拟定440、480、520 MW三个方案。

2.2 与上游梯级电站引用流量协调

铜街子电站日内运行方式为当大渡河枯水期天然流量大于400 m3/s时，按400 m3/s放水，电站可适当调峰；当天然流量小于400 m3/s时，按天然来水放水，使沙湾以下航运不受影响。铜街子电站设计引用流量2 300 m3/s，该站扣除库区用水97 m3/s(大沫72、沫江堰15、下游基流10)，可引流量为2 203 m3/s。从装机容量引用流量分析，480 MW方案引用流量完全协调；440 MW方案引用流量尚有180 m3/s富裕，而该电站运行受下游航运要求影响，必须保证与铜街子电站同步运行，会导致强迫弃水；520 MW方案引用流量大于铜街子电站引用流量，前期尚可多发部分汛期电量，但随着干流中、上游龙头水库双江口、下尔呷建设，上游调丰补枯能力进一步加强，该方案增发的汛期电量将越来越有限。

2.3 动能经济比较

考虑瀑布沟水库的补偿调节作用并扣除了库区用水，以4台水轮机ZZD345E按三个典型年进行逐日计算，结果见表1。

从能量指标来看，由于该电站与上游铜街子电站同步运行，考虑下游航运要求，自身日内调节能力不强，近期该站枯期电量约占年发电量的24.4%～25.8%，电站保证出力为151 MW，装保比2.9～3.4，各方案之间增加电量主要是汛期电量。再考虑中远期上游出现双江口、下尔呷水库对该电站调节补偿作用，计算年内分期电量变化情况。中期枯期电量约占年发电量的28.7%～30.1%，较近期增加枯期电量11 423万kWh，电站保证出力为171 MW，装保比2.5～3.0；远期枯期电量约占年发电量的32.1%～33.4%，较近期增加枯期电量21 465万kWh，电站保证出力为190MW，装保比2.3～2.7。随着装机容量的加大，年发电量随之增大，而且中远期枯期出力、电量有明显增加，日内调节能力有较大提高，可向系统提供宝贵的枯期电能，为了资源的合理利用以及适应负荷发展需要，适当增大装机是有利的。

表1 沙湾水电站装机容量比较表

2.4 投资与电站单位指标

装机容量加大，单位千瓦投资逐步递减，而单位电能投资却呈逐步递增。从差值指标情况看，装机容量从440 MW到480 MW，增加工程投资1.61亿元，增加年发电量7 186万kWh，补充千瓦投资4 021元/kW，低于方案自身千瓦投资，补充电能投资2.24元/kWh，尚属经济范围内；从480 MW到520 MW，增加工程投资1.82亿元，增加年发电量6 099万kWh，补充千瓦投资4 542元/kW，也低于方案自身千瓦投资，但补充电能投资高达到2.98 元/kWh，可见从480 MW到520 MW方增加投资应是不经济的。

2.5 电力电量平衡分析

沙湾水电站加入四川电网电力系统进行电力电量平衡。根据设计水平年2015年四川电网相关数据分析，该站各装机容量方案均为必需容量，基荷出力容量各方案均为100 MW，检修容量分别为110 MW、120 MW、130 MW，可以用于调峰的出力57 MW，冬季12月份典型日调峰工作容量分别为230 MW、260 MW、290 MW，电站调峰时间约5小时。

2.6 最后选择

综合考虑，选择装机容量为480 MW。

3 水轮机额定水头选择

3.1 水头影响因素

根据相关数学模型计算成果，尾水渠泥沙淤积20年基本达到平衡，最大淤积厚度0.75 m，尾水位仅抬高约 0.09 m，尾水渠泥沙淤积对电站利用水头几乎无影响；沙湾电站尾水渠考虑采取封闭式防渗墙处理渗流后，总渗流量仅为 1.1 m3/s ,占引用流量仅0.5‰，尾水渠渗流也不会对电站利用水头造成影响。根据水能计算成果，在不考虑尾水渠泥沙淤积情况下沙湾水电站最大水头27.76 m，最小水头23.57 m，年加权平均水头25.79 m，汛期加权平均水头24.84 m。

3.2 3种额定水头方案比较

该电站水力受阻主要在7～10四个月。结合汛期水头分布情况，本着控制电站受阻时间，减少电站引用流量，从而节约尾水渠工程量和投资的原则，按水头保证率在75～95%之间拟定了24 m、24.5 m、25 m三个额定水头比较，见表2。

表2 沙湾水电站额定水头比较表

由表2可见，额定水头由25 m降到24.5 m，电站年发电量增加2 155万kWh，投资增加1 326万元，增加单位电能投资0.62元/ kWh，低于基本方案的单位电能投资，说明额定水头由25 m降到24.5 m是经济的；额定水头由24.5 m降到24 m，电站年发电量仅增加742万kWh，投资增加2 096万元，增加单位电能投资达2.82元/ kWh, 远高于基本方案的单位电能投资，说明额定水头不宜再降低。因此沙湾水电站额定水头选定为24.5 m。

4 水轮机型式选择

4.1 选择范围

根据沙湾电站的运行水头范围，按照水轮机系列型谱和有关资料，沙湾电站可供选择的机型有灯泡贯流式水轮机、轴流转桨式水轮机、混流式水轮机。

4.2 灯泡贯流式水轮机单机容量不能满足要求

当时，国内灯泡贯流式水轮机最大单机容量在40 MW，该站单机容量为100 MW左右，故不宜采用灯泡贯流式水轮机。

4.3 混流式水轮机没有明显优势

过机单位流量偏小，限制工况Q′1只能达到1 370 l/s，机组造价和土建投资偏大。

4.4 可选模型转轮

该站最高水头27.76 m，为满足水轮机强度要求，选用5叶片的轴流转桨式水轮机。比较好的模型转轮有富春江水电设备总厂90年代初期研制的F24模型转轮、中国水科院在90年代后期研制的JK508模型转轮和东方电机用于江西万安扩建的D345E转轮。F24模型转轮最高效率为90.5%，限制工况Q′1达1900 l/s，水轮机限制工况汽蚀系数为0.67。中国水科院在90年代后期研制的JK508模型转轮，转轮叶片数5叶片，推荐使用水头32 m，最高效率高达91.6%，比F24转轮最高效率高1.1%,限制工况Q′1达1800 l/s，水轮机限制工况汽蚀系数为0.72。江西万安扩建的D345E转轮，模型转轮最高效率为92.8%，比JK508模型转轮最高效率高1.2%，限制工况Q′1达1800 l/s，水轮机限制工 况 汽 蚀 系 数 为0.6。

4.5 最后选择

江西万安扩建机组，额定水头22 m，发电机出力112 MW，水轮机转轮直径8.5 m，与沙湾电站情况非常接近，故被选。

5 水轮机台数选择

该站装机容量为480 MW，机组台数按三、四、五台进行比较，相应单机容量为160 MW、120 MW、9.60 MW。比较见表3。

三个方案技术可行，机组制造难度相当；经济均上，四台机方案机组总重量比三台机方案机组总重量减少235吨，五台机机组总重量比四台机方案机组总重量减少200吨；土建投资则随机组台数增加而相应增加，综合后四台方案较三台方案增加投资2 374万元，五台方案较四台方案增加投资3 329万元，而各方案间年发电量差别较小，考虑到上游已建铜街子电站装机台数为四台，为满足上下游梯级电站协调运行要求，确定选四台机。

表3 沙湾水电站机组台数比较表方案

6 水轮机最终主要技术参数及运行分析

6.1 最终选定的水轮机主要技术参数

水轮机型号ZZD345E-LH-850，转轮直径8.5 m，额定转速76.9 r/min，额定流量549.5 m3/s，额定出力123.1 MW，飞逸转速(协联/非协联)165/185(r/min)，额定工况点效率92.7%，吸出高度-8.54 m，转轮叶片中心线高程395.00 m，活动导叶数/桨叶数24/5，转轮总重(含油)300 t，水轮机总重1 380 t。

6.2 能量特性(效率、出力)

该电站未进行专门的模型转轮开发，采用的是万安水电站已有模型转轮，未进行专门的模型试验和模型验收试验。根据相关文件，ZZD345E转轮能量指标高，其模型额定点水轮机效率 91.1%，对应电站的原型效率为 92.97%；模型最高效率 92.8%，对应电站原型最高效率为 94.7%，满足机组设计要求。自首台机组2009年4月23日、最后一台机组2010年3月25日投入商业运行以来，电站日发电量于2011年7月17日达到1170.36万kWh，月发电量于2011年3月达到3.167亿kWh，年发电量2012年达到20.726亿kWh。截止2013年6月25日24时止，四台机组累计运行时间分别达到11 648.46、18 248.13、16 710.2、20 333.72 h,累计发电量分别达到16.68、18.78、16.95、22.75亿kWh，最大负荷分别达到125、123、124、123 MW，机组运行的最高水头是27.87 m，最小水头是16.46 m，满足设计对水轮机出力的要求。

6.3 空化、空蚀特性

目前4台机组的运行时间已达到设计文件规定的机组保证期，从历次检修检查情况看，活动导叶、固定导叶、转轮叶片、尾水管等未发现明显空蚀及磨损现象，转轮叶片局部和导叶上端面有轻微空蚀。1号机组A修检查处理情况： 转轮室无明显汽蚀、磨损及裂纹情况；转轮体上与叶片进水边根部对应的位置有300 mm×400 mm轻度汽蚀，一片叶片进水边背面法兰根部有100 mm×150 mm轻度气蚀，刨去气蚀部分，露出母材，补焊后打磨，打磨线型基体保持原状表面光洁； 叶片无裂纹，局部有轻微机械损伤。总体来看水机各部件空化空蚀特性满足要求。

6.4 运行稳定性

6.4.1 稳定运行范围

具体要求为：水轮机在空载情况下能稳定运行；在规定的21.24 m～28.24 m水头条件下，机组出力在相应水头下的35%～100%出力保证值时，水轮机均能连续稳定运行，保证出力范围为给定水头下各保证出力的连线。实际情况是4台机组带负荷30 MW～60 MW时，振动较大，这表明机组的振动区偏大。

6.4.2 稳定运行的指标要求。

尾水管压力脉动、顶盖垂直振动值及水导轴承处主轴的摆度不超过有关标准规定。在全部运行范围内，在水轮机机坑脚踏板上方l m处，用噪音表测量的噪声不超过90 db(A)，在距尾水管进人门l m处的噪声，用噪音表测量的噪声不超过95 db(A)。

6.4.3 稳定运行的实际指标。

模型试验参考资料表明，在电站实际运行水头范围内尾水管下游侧最大压力脉动为 4%，各特征水头段的压力脉动满足要求，水轮机可在正常的运行范围内安全稳定运行。机组在线监测系统显示4台机组在一定工况下机组振动值明显偏大。运行稳定性试验报告显示：1号机组试验时上游水位424.30 m，尾水水位404.4 m，机组在50 MW负荷时水导摆度385 μm。在该试验水头下，机组在30～70 MW负荷区间为典型的由尾水管涡带引起的低频水力振动区。2号机组试验时上游水位423.82 m，尾水水位403.83 m，机组在120 MW负荷时水导摆度91.9 μm。在该试验水头下，机组在30 MW负荷附近区域为高频水力振动区；在40～70 MW负荷区间为典型的由尾水管涡带引起的低频水力振动区。3号机组试验时上游水位427.6 m，尾水水位405.00 m，机组在80 MW负荷时水导摆度431 μm，在120 MW负荷时水导摆度208 μm。在该试验水头下，机组在10～30 MW负荷区间为高频水力振动区；在30～90 MW负荷区间为典型的由尾水管涡带引起的低频水力振动区。4号机组试验时上游水位426.7 m，尾水水位405.35 m，机组在100 MW负荷时水导摆度494 μm。在该试验水头下，机组在27 MW负荷附近区域为高频水力振动区；在50～70 MW负荷区间为典型的由尾水管涡带引起的低频水力振动区。

6.4.4 分析结果

分析显示，运行稳定性基本满足生产需要，但存在明显的振动区。

7 结 语

综合以上情况，沙湾水电站的水轮机选型设计是合理的，但由于机组振动偏大，需尽量避开水轮机的不稳定区域运行。同时，需完成全水头段的稳定性试验，系统观测，积累数据，分析规律，结合真机的实际运行情况科学划分运行区域，确保水轮机的运行稳定性和可靠性；对运行过程中出现的问题及时处理，以避免振动、摆度过大造成瓦隙扩大及固定部件的松动；增加机组检查、检修深度防范事故于未然。