老河口市黄茅山新、老电站效益分析研究

(湖北省水利水电科学研究院，湖北 武汉 430070)

1 工程概述

黄茅山水电站位于湖北省襄州区龙王镇，现有新、老两个水电站。黄茅山老电站于1987年投入使用，现有三台机组运行。老电站现运行水头约7.30m，三台水轮发电机额定功率分别为630kW、630kW和200kW，型号分别为SF500-20/2150、SF500-20/2150和SF200-12/850。其中630kW的水轮发电机额定功率因数为0.8，额定电压6.30kV，额定电流57.60A，额定转速300r/min；200kW的水轮发电机额定功率因数为0.8，额定电压0.40kV，额定电流361A，额定转速500r/min。老电站进水池前通过长约600m的引水渠将小清河(溢流坝前新电站进水池旁)的水引到老电站，然后通过三个引水压力管道分别进入三台水轮机将水能转化为旋转机械能进而转化为电能，再流入尾水渠，最后汇入小清河。

黄茅山新电站于2015年投入运行，现有两台机组运行。新电站现运行水头约7.10m，安装两台型号相同水轮机组，水轮机型号为ZDTP502-LH-200，额定水头7.50m，额定流量为15.92m3/s，额定功率为1064kW，额定转速187.50r/min；发电机型号为SF1000-32/3300，额定功率因数为0.8，额定电压为6.30kV，额定电流为114.60A。黄茅山新电站直接引用小清河的水进入引水压力管道，然后通过水轮机将水能转化为旋转机械能进而转化为电能，通过尾水渠汇入小清河。

2 效益分析思路

此次分析评价新电站发电对老电站发电的影响，主要方法是通过监测新电站正常发电和不发电时，在上、下游其他水电站照常发电和老电站导叶开度不变的情况下，对老电站的各项指标进行分析。按此思路，主要对上游进水位及下游尾水位进行检测，上游3个点，分别为位于新电站前池、老电站进水池和溢洪堰部位。下游3个点，分别位于新、老电站尾水渠处和下游尾水交汇处。同时对新、老电站的机组导叶开度和功率等指标进行检测。要求为：ⓐ待水位稳定后方可对上述指标进行监测；ⓑ新电站关机待水位稳定后，记录数据；ⓒ监测日前该地区7天内没有降水。

3 水位测量点的选择和布置

通过对新、老电站的实地考察，决定选取8个基准点：1号基准点为溢洪道水位基准点，位于溢洪道左侧；2号基准点为新电站站前进水池水位基准点，位于新电站拦污栅旁边；3号基准点为老电站涵洞进口水位基准点，位于新电站旁边的老电站引水渠涵洞进水口左侧；4号基准点为老电站涵洞出口水位基准点，位于新电站旁边的老电站进水明渠涵洞出口左侧；5号基准点为新电站尾水水位基准点，位于新电站尾水渠左侧；6号基准点为老电站进水池水位基准点，位于老电站进水池右侧；7号基准点为老电站尾水水位基准点，位于老电站尾水渠右侧；8号基准点为尾水交汇处水位基准点，位于尾水交汇处右侧。

针对此次新电站对老电站发电影响的评价，主要测试点为新电站进水池前的水位、老电站进水池水位、老电站尾水水位以及尾水交汇处水位，其他测试点为参考水位点。其中新电站进水池水位有新电站允许发电的最低水位值(84.00m)，此次工程测量的是进水池水位高于新电站允许发电的最低水位；老电站进水池水位和尾水水位是直接影响老电站发电量的参数；尾水交汇处水位可以作为上游来水量是否变化的参考。

4 实测技术参数及分析

4.1 实测技术参数

在各种工况下，对新、老电站进出口水位及功率进行实测。实测分两种工况进行：工况一为新、老电站同时开机的情况；工况二为新电站停机老电站正常运行的情况。

经现场对两种工况进行实测：工况一，新、老电站同时发电时，新电站功率1号机组907kW，2号机组903kW，老电站进口水位83.921m，尾水水位为76.632m，老电站功率1号机组510kW，2号机组510kW，3号机组110kW；工况二，新电站停机老电站正常运行时，老电站进口水位84.206m，尾水水位为76.637m，老电站功率1号机组560kW，2号机组560kW，3号机组120kW。

4.2 技术参数合理性分析

实测新电站进水池水位在新电站停机后，在一定时间内随时间增加。约24h后，水位基本稳定。从理论上分析，由于上游来水流量不变，新电站停机后原经新电站的流量将溢流和通过老电站，溢流流量将增加，根据溢流量水力计算公式可得到溢洪道前的水位增加，新电站进水池水位也在溢洪道前，所以水位也会增加，待达到新平衡后，新电站进水池水位将稳定在一定值。新电站进水池实测水位变化趋势与理论分析相符合，因此此次新电站水位实测有效。

实测老电站进水池水位，在新电站停机后，在一定时间内随时间增加，约24h后，水位基本稳定。从理论上分析，由于上游来水流量不变，新电站停机后原经新电站的流量将溢流和通过老电站，老电站的流量将增加，老电站进水池水位也会增加，待达到新的平衡后，老电站进水池水位将稳定在一定值。因此，老电站进水池实测水位变化趋势与理论分析相符合，此次老电站进水池水位实测有效。

实测老电站尾水水位，在新电站停机后，先大幅度降低后再小幅度上升，约24h后，水位稳定(与新电站停机前基本一致)。根据分析，新电站停机后，新电站的尾水量将迅速减少至零，老电站尾水水位将迅速下降，与之相通的老电站尾水水位短时内降低；由于上游来水流量不变，待原经新电站流量通过溢流和老电站流到下游时，下游水位将会提高，老电站尾水水位也会增加，待达到新的平衡后，老电站尾水水位将稳定在一定值(与新电站停机前基本一致)。老电站尾水实测水位变化趋势与理论分析相符合，因此此次老电站尾水水位实测有效。

实测老电站功率，在新电站停机后，先增加后缓慢减少，最后趋于稳定。根据分析，老电站的发电功率在新电站停机以后，先因水位差的增大而提高，后由于水位的逐渐平稳而逐渐降低，最终稳定于高于新、老电站同时发电时的功率。老电站功率变化趋势与理论分析相符合，因此此次老电功率实测有效。

因此，新、老电站的水位及功率变化情况符合基本的水动力学原理，故测量数据有效，可作为评定对老电站发电量影响的数值依据。

5 新电站对老电站影响分析

5.1 影响老电站发电因素

5.1.1 来水流量

此次评价是基于上游来水流量不变且溢洪道存在溢流的情况下进行的。该情况下，上游来水量大于新、老电站总发电流量，不存在新电站抢老电站发电流量或来水流量不足的问题。

5.1.2 上、下游水位

新、老电站同时发电时，溢流堰水位为84.19m(此次测量值，下同)。基于上游来水流量不变，下游尾水交汇处的水位不变。

新电站不发电、溢流堰闸门开度不变时，溢流堰由于过流量增加，溢流堰水位升至84.39m。上游水位抬高约0.19m，老电站下游尾水水位抬高约6.50mm，从而影响老电站的发电出力；新电站不发电、溢流堰闸门开度加大时，可使溢流堰过流量增加而保持原水位84.19m。老电站上游进水池水位不变，同时老电站尾水位在新电站发电、不发电两种情况下也不变，因此，在此情况下，老电站的发电出力不受影响。

5.1.3 电站进出水流流态

老电站进水池和出水渠水流不稳定，流态的不稳定可能导致水头损失增大。

5.2 新、老电站技术参数变化及影响分析

在新、老电站同时发电时，可从实测技术参数中得到，老电站进水池水位为83.92m，老电站尾水水位为76.63m，老电站进水池水位与尾水水位之差为7.29m，即毛水头为7.29m，老电站三个机组发电功率分别为510kW、510kW、110kW，即老电站发电功率为1130kW；溢流堰闸门开度不变，在新电站不发电、老电站发电时，可以从实测技术参数中得到，老电站进水池水位为84.21m，老电站尾水水位为76.64m，老电站进水池水位与尾水水位之差为7.57m，即毛水头为7.57m，老电站三个机组发电功率分别为535kW、535kW、110kW，即老电站发电功率为1180kW。

这里可以得出，新电站停机后，老电站的进水池水位会上升，尾水水位上升很小，毛水头增加，由水轮机出力计算公式可以得到老电站机组出力会有所增加，老电站的发电功率也会有所增加。

从老电站进水池和尾水水位的变化和发电功率来分析，老电站毛水头从7.29m增加到7.57m，毛水头增加了0.28m，即老电站毛水头增加了3.84%；老电站发电功率从1130kW增加到1180kW，增加了50kW，即老电站发电功率增加了4.42%。

因此，从监测的结果来看，新电站发电与不发电时，老电站进水池水位分别为83.92m和84.20m，尾水位分别为76.63m和76.64m。新电站停止发电后，老电站进水池水位上升0.28m，尾水位基本不变。在

新电站停机，但通过控制闸门开度保持溢洪道水位不变(即新电站同时发电)的情况下，老电站上游水位也不变，根据监测结果，在两种情况下尾水位也不变，因此老电站毛水头也不变，老电站发电功率不受新电站发电影响。