大河沿渠首水电站引水系统水力过渡过程分析研究

2015-12-16朱烨华

水利规划与设计 2015年2期

朱烨华

(新疆水利水电勘测设计研究院，新疆乌鲁木齐 830000)

大河沿渠首水电站总装机容量6．25MW，装机2台，单机容量3．125MW。引水发电系统由进口闸井段、高压管道段、叉管段、支管段组成，采用一洞两机联合供水的布置型式。整个引水系统总长约6．8km，水流惯性时间常数Tw为6．624s，机组加速时间常数Ta为4．164s，且电站无地质、地形条件设置调压井。考虑到本电站为长隧洞、中高水头、电站在系统中基荷运行，为降低高压管道中的水击压力，提高电站的运行安全稳定性，在机组进口蝶阀前设置了调压阀，同时在发电引水系统叉管前设置了超压泄压阀。

考虑电站引水发电系统长度大，且设有调压阀及超压泄压阀，为保证电站的安全、稳定运行，节约工程投资，需对整个引水发电系统进行水力过渡过程计算，以获得最优的引水发电系统洞泾、调压阀尺寸和水轮发电机组的调节保证参数。

1 计算资料

1.1 基本参数

电站基本设计参数见表1。

表1 电站和机组主要参数

续表1

1.2 引水发电系统

大河沿渠首水电站引水发电系统布置简图见图1所示。输水管道编号及参数见表2。

图1 大河沿渠首水电站引水发电系统简图

2 计算主要采用的数学模型

大河沿渠首水电站水力过渡过程计算与分析涉及到:

(1)任意管道水流运动基本方程;

(2)上、下游水库端边界条件;

表2 输水管道编号及参数

(3)调压阀边界条件;

(4)超压泄压阀边界条件;

(5)转轮边界条件;

(6)多机系统流体网络初值计算;

(7)调速器方程。

3 设计控制条件

结合大河沿渠首电站的特征参数，并根据《水力发电厂机电设计规范》(DL/T5186—2004)，给出该电站的调保计算控制条件:

(1)机组转速最大上升值≤55．0%;

(2)蜗壳最大压力升高率≤252．94m;

(3)发电引水系统各点压力≥-2m;

4 计算采用的工况

4.1 计算工况选取原则

计算工况的选择主要原则是:

(1)电站在过渡过程计算中可能出现的最大压力、最小压力和最大转速的工况;

(2)在过渡过程计算中可能出现的上、下游及调压井涌浪极值工况;

(3)在过渡过程计算中可能出现的引水系统内压极值工况;

(4)在过渡过程计算中可能出现的调压阀拒动等特殊工况;

(5)小波动工况;

(6)水力干扰的工况。

4.2 计算工况的选取

根据4．1所列原则，确定对表3所列工况进行计算。

表3 计算工况及其说明

5 计算结果

5.1 无调保措施下的过渡过程数值计算

根据《水电站调压室设计规范》，本电站水流惯性时间常数Tw为6．624s，机组加速时间常数Ta为4．164s，理论上应设置调压室等调保措施。

通过计算可知，当导叶关闭时间为5s和10s时，蜗壳末端所产生的最大水锤压力分别为398．14m和384．14m，两者数值上的差别主要由水力损失引起，直接水锤的大小与导叶关闭时间、输水系统水头损失有一定关系;而与直接水锤公式得出的压力值的差别，还与系统的简化及相关参数的近似取值有关。

数值计算结果还表明，当机组关闭时间为5s时，机组最大转速上升率为47．7%，在转速控制标准55%以内;但此时的压力已远远大于压力控制值252．94m;相关计算表明，若压力控制在允许值内，导叶关闭时间需大于25s。因此，在无调保措施下，单纯采用调整关闭规律的方法是无法解决水锤压力上升与机组转速上升的矛盾的，数值计算得出的结果进一步证明了渠首电站设置调保措施的必要性。

5.2 机组转动惯量敏感性分析

通常情况下，机组转动惯量GD2值增大，对于水电站水力—机械系统过渡过程是有利的，但同时也会增加电站的投资。对于常规水轮发电机组，GD2值增大会有效降低控制工况下机组的最大转速上升率，同时对蜗壳末端最大压力也有一定的改善作用。

针对机组导叶及调压阀拒动，超压泄压阀不开启的情况，拟定以下控制工况:

控制工况A:前池最高水位为1467．984m，下游正常尾水位1271．23m，超出力，额定流量，机组导叶拒动，调压阀拒动，超压泄压阀不开启。

计算结果见表4。

表4 机组GD2优化计算结果

从表4中的计算结果可以看出，机组GD2对机组转速上升影响很大，随着机组GD2的增大，可以很好的降低由于转速上升引起的蜗壳末端压力的增大。优化结果表明，当机组GD2=35t·m2时，超压泄压阀前最大压力为214．06m，小于215．0m。因此，当机组导叶及调压阀均拒动时，如若不希望设置的超压泄压阀开启，则需要增大机组的GD2至 35t·m2。

5.3 机组-调压阀启闭规律优化

本电站设置的全油压控制调压阀，其主要参数为阀门口径，该参数的合理取值至关重要。

在机组GD2为5t·m2的前提下，经对表4所列工况进行计算，得出如下结论:

(1)最优调压阀直径为0．3m，推荐的机组-调压阀启闭规律为导叶以9s一段直线规律关闭，同时调压阀以9s一段直线联动开启，达到全开并滞后10s后，调压阀再以180s一段直线规律关闭。

(2)考虑到调压阀正常工作时必须保证超压泄压阀不动作，并且需要留有足够的安全裕量，故推荐超压泄压阀的动作压力整定为225．0m。

(3)调压阀后与下库连接的管段末端最小压力达到了约-1．0m，虽然真空度仍小于8m，满足相关调保要求，但应适当增大调压阀后的连接管直径，以减小流速水头改善负压。

5.4 超压泄压阀直径及开启时间优化

对于渠首水电站，水锤防护措施拟采用调压阀-超压泄压阀装置代替调压井的方案。当机组突甩负荷导叶快速关闭时，通过开启调压阀，泄放一定流量，从而限制引水系统中的水压升高值。此外，在引水道上装设了超压泄压阀，作为后备安全保护措施，一旦调压阀拒动、压力超过超压泄压阀整定值，则超压泄压阀自动打开，泄放一定流量，仍可保证压力管道的压力在控制标准以下。

5.4.1 超压泄压阀直径优化

在机组GD2=5．0t·m2，调压阀拒动，机组快关时间为9s一段直线的前提下，对各种控制工况和水力干扰工况进行大量计算后得到如下结论:

(1)超压泄压阀阀径越大，泄流量越大，压力下降值越大;但泄流量增大的同时，会造成尾水管进口及引水系统部分管道最小压力较小，严重时会产生负压，这在压力管道中是不允许出现的。

(2)当单个超压泄压阀直径为0．3m时，其最大泄流量仅为2．82m3/s，超压泄压阀开启后，蜗壳末端最大压力达到 249．87m，距控制标准252．94m仅有3．07m的安全裕量，相对较小，且机组最大转速上升率超过控制值55%。

(3)当超压泄压阀直径为0．45m及0．50m时，其泄流量分别为5．53m3/s和6．51m3/s，因此，在降压效果上表现显著。超压泄压阀开启后，蜗壳末端最大压力均为224．19m。但在发生水力干扰工况时，超压泄压阀会突然开启，从而导致引水系统初始压力较低处产生负压。

(4)当超压泄压阀直径分别为0．35m及0．40m的情况，超压泄压阀的最大流量分别为3．55m3/s及4．50m3/s。超压泄压阀开启后，蜗壳末端最大压力分别为228．89m及224．19m，降压效果差别不大。理论上来说，最优超压泄压阀直径应是最大泄流量等于系统的额定流量;考虑到在水力干扰工况下，被干扰机组出力不应发生大的扰动，因此超压泄压阀的泄流量亦不宜过大。故推荐选取直径0．35m的超压泄压阀，最大泄流量为3．55m3/s，略小于额定流量4．17m3/s。

5.5 水力—机械系统小波动稳定性分析及水力干扰计算

5.5.1 小波动稳定性分析

在进行水力—机械系统小波动稳定性分析时，采用刚性水锤假定，并认为负荷扰动及上、下游水位扰动均是微小量，并对其进行线性化处理。

(1)对于渠首水电站，由于电站引水压力管道过长(约6722m)，考虑水体弹性的小波动复核相较于刚性假定的小波动理论分析，振荡次数更多，衰减度更小，调节周期更长，理论上应设置调压室;而作为调保设施而设置的调压阀及超压泄压阀对小波动过渡过程无影响，因此，渠首水电站的调节品质较差，但只要调速器参数在正常范围整定，系统的小波动过程是能够稳定的;

(2)对于PI型、PID型调速器，当参数均按Stein估算公式整定时，在相同的计算工况下，采用PID型调速器的系统稳定性较好;

(3)电站的小波动稳定性与机组运行工况点密切相关，当水轮机在并网前后空载运行时，由于开度较小，工况点本身的稳定性较差;而且在机组空载工况时，没有负载的自调节作用，整个系统的稳定性也较差，应结合调速器参数的整定，共同优化这一暂态过程。

5.5.2 水力干扰计算

对于渠首电站的水力干扰计算，主要进行了一台机组甩负荷时另一台机组启动的计算，调节模式根据电站将来实际的运行情况，采用功率调节。相关计算结果表明，当出现水力干扰时，被干扰机组的水头、流量、效率、机组轴力矩均会发生了相应变化，但各种计算指标均能够满足要求，但由于计算中由于无法涉及压力脉动影响，尤其在一台机组甩负荷后，转速上升较大时，实测的机组压力脉动将会较大，故将来的机组招标选型时，需对压力脉动指标要有一定控制。