普定水电站增容改造工程调节保证计算

2016-09-08宗美宏中国电建集团贵阳勘测设计研究院有限公司贵州贵阳550081

小水电 2016年4期

宗美宏（中国电建集团贵阳勘测设计研究院有限公司，贵州贵阳 550081）

普定水电站增容改造工程调节保证计算

宗美宏
（中国电建集团贵阳勘测设计研究院有限公司，贵州贵阳 550081）

调节保证计算对于水电站设计十分重要，关系到水电站引水系统设计及机组参数的选择。对于通过扩大机组单机容量的增容改造电站，在引水系统及水工建筑物不改动的前提下，必须保证两点：一是改造后机组的发电流量能够适应原引水系统流道尺寸及过流能力的限制；二是改造后新机组在原安装高程下能够安全稳定运行，水电站过渡过程调节保证计算满足规范要求。通过对普定水电站提效增容改造工程进行调节保证计算分析，结合电站增容改造后能够实际出现的运行工况，重点讨论电站未改造的原引水系统承压能力，以及新机组在原安装高程下运行时的尾水管真空度问题，给出增容改造后电站安全运行的一些关键因素。图4幅，表1个。

水电站；增容改造；调节保证计算

1　电站概况

1.1 电站基本情况

普定水电站位于乌江上游南源贵州省普定县三岔河中游，距贵阳市125 km。水库正常蓄水位1 145 m，总库容4.21亿m3，为不完全年调节水库。电站原装机容量75 MW，共装设3台25 MW立轴混流式水轮发电机组，于1989年12月开工建设，1993年11月开始蓄水，1994年5月第一台机组发电。受当时设计、制造条件的限制，设备及其配套设施较差，电站运行过程中出现了较多的问题。根据南方电网关于开展振动区测试的要求，2012年至2014年，普定电站委托贵州电力试验研究院水机所分别对3台水轮发电机组进行了不同水位的振动区试验。从试验数据看，3台机各水头下振动区主要在额定负荷及以下区域，稳定运行需在超出力区域。

根据《水电枢纽工程等级划分及设计安全标准》，本工程为III等中型工程，挡水坝为二级建筑物，隧洞、压力钢管和厂房为三级建筑物。结合《水利水电工程合理使用年限及耐久性设计规范》，为使本工程效益最大化，可在布置基本不变的前提下，充分利用当前的科技水平，对机组进行提效增容改造，延长电站的整体寿命。

本电站枢纽由碾压混凝土拱坝、坝身泄洪系统、右岸引水系统、右岸岸边式地面厂房及开关站组成。引水系统由进水口、渐变段、引水隧洞、钢筋混凝土岔管和压力钢管段组成，总长约280 m。主引水隧洞长156.2 m，隧洞直径8.0 m，压力钢管主管段长82.7 m，管径7.0 m，为一管三机引水形式（见图1）。

1.2引水系统检查

为使本电站提效增容改造后引水系统能够安全的过流，电站安排公司相关人员于2015年4月5日开始放空引水隧洞，4月8日进行了隧洞检查。华电电力科学研究院于2015年4月13日～15日对压力钢管、尾水管进行了无损探伤检测，检查及检测结果如下：

（1）引水隧洞检查结果

3条压力钢支管与混凝土接缝处未发现混凝土脱空及钢板明显腐蚀现象。隧洞上平段及上弯段发现环形裂缝5条，纵向裂缝2条，裂缝微小且有白色析出物。隧洞内共发现3处明显渗漏水点，其中2处漏点呈喷射状，1处漏水量较小。隧洞衬砌段混凝土无错台、无剥蚀、无淘刷破损，无露筋。隧洞内无影响过水及危及机组运行的杂物。

经判断，引水隧洞整体情况良好，未有影响电站安全运行的重大缺陷。

图1　引水系统示意

（2）压力钢管及尾水管检查结果

引水压力钢管总体锈蚀情况良好，但局部防腐层有剥离、脱落现象，管节焊缝经过轻度打磨后，有密集的锈蚀坑分布，有些管节漆层保护良好，经过轻度打磨后，焊缝表面质量良好。蜗壳引水钢管总体锈蚀情况良好，平均锈蚀量为0.225mm，最大锈蚀量为2mm，最大锈蚀深度占钢板原始厚度的9.1%。尾水管的平均锈蚀量为0.43mm，最大锈蚀量为1.8mm，最大锈蚀深度占钢板原始厚度的15%。

经对照判断，引水压力钢管及蜗壳锈蚀良好，未有影响电站安全运行的重大缺陷。尾水管局部锈蚀较严重，应该是受到机组运行方式和钢板除锈打磨过深的影响，有条件时应对尾水管进行防腐处理，运行过程中及机组检修时应进行重点监督。

2　提效增容限制因素分析

本工程属于已完工电站改造，从电站本身实际条件出发，最大限度提效增容的限制因素主要有：

（1）新机组发电流量须与原引水系统过流能力匹配

机组提效增容改造后，在额定水头增加不多的情况下发电流量势必增大，电站原水工建筑物（包括引水隧洞、压力钢管等）必须满足提效增容改造后较大流量的过流要求，且受到调节保证计算的限制，机组发电流量也不能增大太多。

（2）水工建筑物及过流通道不变的情况下，对新转轮水力性能的影响

水轮机水力性能的关键取决于转轮的性能。但水轮机作为一个整体，其水力性能除与转轮有关外，还与蜗壳、座环、导水机构、尾水管等通流部件有非常紧密的关系。本电站技术改造后的转轮必须能够适应原引水系统的水力条件，至少对转轮效率及稳定性影响较小。

（3）水轮发电机与现有风罩等水工结构的互相配合

提效增容后风罩结构尺寸不变，新设计的发电机定子、下机架必须利用原机组定子基础螺栓及下机架基础螺栓。所以新水轮发电机设计时几何尺寸必须与原水工结构配合，且提效增容后机组运行时基础螺栓的强度要求不能比原机组高。

（4）新水轮机在电站原安装高程下抗气蚀的能力

原机组的吸出高度值为+0.7 m，机组安装高程为1 087 m。更换后的转轮必须能够适应此安装高程的要求，且应有较好的抗气蚀能力。

3　提效增容目标确定

经过对增容的可能性、增容后运行稳定性、增容后引水系统的配合及强度复核、增容后其他辅助设备的适应性等多方面综合分析，确定本电站提效增容改造的目标如下：

（1）电站装机容量从75 MW提高到87 MW。

（2）提高水轮机的运行稳定性，尤其是在高水头额定负荷附近的运行稳定性。

（3）适当提高水轮机转轮效率。

（4）水轮发电机定、转子温升应符合国家有关标准，绝缘性能满足F级要求，且在各种运行工况下具有良好的运行稳定性。

（5）对原引水系统缺陷进行适当修补，保证新机组在各种发电工况下继续安全、稳定的运行。

4　调节保证计算

确定提效增容目标后，根据新的水头、流量及机组参数，对原引水系统条件下新机组的过渡过程进行计算。

4.1电站提效增容改造后水能参数

校核洪水位（P=0.2%）1 147.5 m，设计洪水位（P=1.0%）1 145.51 m，正常蓄水位1 145.0 m，死水位1 126.0 m，校核洪水尾水位1 111.20 m，设计洪水尾水位1 106.20 m，最大净水头55.6 m，加权平均水头47.5 m，额定水头47.5 m，最小净水头32.9 m，装机容量87 MW，单机容量29 MW。

4.2设计标准

根据电站原设计情况，考虑电站目前水工建筑物的过流能力、强度、缺陷，结合《水力发电厂机电设计规范》，确定本电站过渡过程设计标准如下：

（1）蜗壳最大压力值≤90 m.H2O。（2）机组最大转速上升率≤55%。

表1　普定水电站提效增容改造水力过渡过程仿真计算结果

（3）尾水管进口最大真空度＜8 m.H2O。

（4）整个系统（包括引水系统、机组、调速器、尾水管）应满足大、小波动稳定要求。

4.3调节保证计算结果

为了较准确地计算负荷瞬变时机组的转速、压力上升值、尾水管最低压力及管道最低负压值，采用河海大学SJFZH—3.0混流式水轮机水电站过渡过程仿真计算软件进行了仿真计算分析（见表1）。

对于几个典型工况计算过程图形如下（见图2～图4）：

图2　工况1大波动过程曲线

图3　工况4大波动过程曲线

图4　工况6大波动过程曲线

4.4对比分析

从上述计算结果可知，本电站提效增容改造后新机组负荷瞬变时转速、压力上升值均满足原压力钢管、蜗壳的强度限制及规范要求，但尾水管进口最低压力裕量偏小。为了保证电站运行过程的安全，特委托另两家公司对增容后电站过渡过程进行复核计算。两家公司采用不同的程序分别计算，最终得到的结果简述如下：

FL公司采用分段关闭，尾水管进口最小水压力-6.802 m，发生在上游死水位1台机带负荷运行，并甩负荷的工况；机组的最大转速上升48.73% ，发生在额定水头下3台机同时甩额定负荷的工况；蜗壳最大水压力81.59 m，发生在上下游校核洪水位3台机同时甩全负荷紧急停机的工况。另外由于本电站 “一管三机”共用引水道布置，机组之间的水力干扰是比较明显的，当2台机组同时事故甩负荷时，对第三台机组出力波动幅值影响最大能达到35.60%。

LTS公司采用分段关闭，尾水管进口最小水压力-6.84 m，发生在下游1台满发尾水位，额定水头下2台机停机，1台机正常运行甩全负荷工况；机组的最大转速上升49.64%，发生在下游3台满发尾水位，额定水头下3台机正常运行甩全负荷的工况；蜗壳最大水压力84.63 m，发生在水库正常蓄水位，下游3台满发尾水位，3台机正常运行甩全负荷的工况。通过进一步分析得出，尾水管进口真空度和尾水的波速、尾水糙率系数、尾水局部损失系数之间的关系，尾水波速及糙率对尾水管进口真空度基本无影响，而尾水局部损失系数对尾水管进口真空度则影响较大。