潮州供水枢纽西溪电站不能同时满发的原因分析及工程处理方案

崔恒富

（广东省水利电力勘测设计研究院有限公司，广东 广州 510635）

1 工程概况

1.1 枢纽概况

潮州供水枢纽工程距潮州市中心约4 km，位于潮州市南边江东洲北端的东溪和西溪进口处。该枢纽是实施韩江下游三角洲地区水资源统一调配、解决粤东地区人民生活用水和工农业用水的重点工程项目。工程开发任务以供水为主，兼顾发电、航运及改善水环境等综合利用。

枢纽属大(Ⅰ)型工程，枢纽横跨韩江被江东洲分流的东溪和西溪。其中东溪枢纽由16 孔拦河闸、东溪电站及土坝连接段等建筑物组成；西溪枢纽由船闸、16 孔拦河闸、土坝连接段及西溪电站组成。

东溪电站装机2×9 MW，西溪电站装机2×14 MW。

工程动工于2002年9月。2005年四季度通过了下闸蓄水安全鉴定。2006年开始试运行。2010年蓄水至设计蓄水位▽10.5 m（正常蓄水位）后，西溪电站两台机组同时运行一直未能达到额定出力。

1.2 西溪电站布置

西溪电站厂房左侧与江东洲堤围相连，右侧紧靠拦河闸，电站进水渠和尾水渠均以导水墙与拦河闸分隔。电站建筑物布置从上游到下游依次为：拦沙坎、进水渠(含拦漂排、拦污栅)、主厂房、副厂房及尾水渠（含尾水导墙）等。

电站为低水头径流电站，机组均为天津阿尔斯通水电设备有限公司生产的灯泡贯流式机组，装机容量为2×14 MW。水轮机型号: GZ3BN31-WP-600，电站有关特性如下：

（1）正常蓄水位：10.50 m（珠基高程，下同）

（2）正常尾水位：2.38 m(一台机额定水头下满发），3.94 m（两台机额定水头下满发）

（3）水轮机参数

型号：GZ3BN31-WP-600

最大水头：7.98 m

设计水头：5.74 m

额定出力：14.51 MW

额定流量：282.77 m3/s

1.3 试运行情况

上游库水位蓄水至▽10.0～10.5 m后，单机运行时，水头在机组额定水头以上时，机组可以满负荷运行；但两台机组同时发电运行时，无法满出力稳定运行。

运行记载表明：单机运行时由于流量较小，下游尾水位因而较低，水头总能达到额定水头以上；而双机运行，随着机组出力增加，发电流量增加，厂房下游尾水位也随之抬高，水头逐渐减小，往往两台机组负荷在25 MW以上时，水头就小于额定水头，机组无法达到额定出力。

2 原因分析

2.1 原因分析的思路

根据水轮发电机组的出力公式：

Nf＝9.81·Hr·Q·ηt·ηf

Nf——发电机额定功率；

Hr——设计水头；

Q——设计工况下单机流量；

ηt——水轮机效率；

ηf——发电机效率。

可见，机组出力Nf决定于水头Hr、流量Q和效率系数ηt·ηf。为了找出影响电站的主要原因，分别对机组效率、流量及水头等方面进行排查，最终确定影响关键因素并提出解决方案。

2.2 原因排查

⑴效率系数ηt、ηf

由于机组效率是设备制造因素决定的，厂家在出厂前已进行过检测，且试运行期间单机可以满发，所以暂时不考虑机组本身的因素。

⑵流量Q

由于过机流量与流道断面尺寸及流速有关，而流速又与机组上下游水位差有关，根据对流道断面复核，只要上下游水位差满足设计要求，过流能力是可以满足设计要求的，因此，最终影响机组出力的关键因素在水头。

⑶水头Hr

根据机组出力计算，设计水头为5.74 m，也就是说，作用在机组的净水头达到5.74 m，则机组应能达到额定出力。理论上在上游正常蓄水位为10.5 m、两台机额定水头下满发正常尾水位为3.94 m情况下，其毛水头为6.56 m，只要水头损失小于0.82 m即可满足额定出力要求。但实际运行情况是否与理论计算一致，则需要进一步进行确认。

2.3 检测与分析

为了进一步验证不同水位及运行工况下的特征水位及对应的水头损失，找出影响水位变化的各种原因，我院委托广东省水利水电科学研究院（以下简称水科院）对西溪电站进行了现场检测，结果见《潮州供水枢纽西溪水电厂机组现场检测报告》（以下简称检测报告），两台机运行有关检测的方法及数据如下：

2.3.1 检测方法

（1）电站进水渠段水位测点

电站进水渠段共布置19个水位检测点，检测机组不同出力时对应测点水位，水位采用钢尺或水位尺检测。检测前对水位测点高程进行校验。

（2）尾水渠段水位测点

尾水渠段共布置7个水位监测点，检测机组不同出力时对应测点水位，水位采用钢尺或水位尺检测，检测前对水位测点高程进行校验。

（3）超声波水位计测点

电站安装了7台超声波水位计，每台机组拦污栅前、后处各安装1台，尾水处各安装1台，距拦漂排上游约800 m处安装1台作为库水位测点。本次现场检测，根据试验需要读取机组拦污栅后和库水位超声波水位计的值。检测前对水位计进行校验。

（4）压力测点

在每台水轮机进、出口断面各布置1个测压点，采用压力表测量，压力表前加装稳压装置，检测不同出力时对应测点压力。压力表精度为0.2级，两台机组共布置4个测压点。

（5）功率测点

采用电站安装的功率表进行检测。

（6）检测的主要工况

1）单机运行工况。单机（1号和2号机分别进行）输出功率从8 500 kW逐工况调节至14 000 kW，工况点间隔500 kW，在每个测试工况下，同时检测进水渠段水位、尾水渠段水位、栅后水位、库水位、水轮机进、出口断面压力、发电机输出功率。

2）两台机同时运行工况。一台机组保持额定功率（14 000 kW）,另一台机组输出功率从8 500 kW逐工况调节至14 000 kW，工况点间隔500 kW，直至两台机组总功率达到最大，在每个测试工况下，同时检测进水渠段水位、尾水渠段水位、栅后水位、库水位、水轮机进、出口断面压力、发电机输出功率。

2.3.2 检测数据

（1）上下游水位变化及水头损失情况

根据潮州供水枢纽初步设计对西溪电站水头损失计算，进水渠进口、拦污栅、进/出口闸门门槽、闸门进/出口、尾水渠出口等局部水头损失及沿程水头损失总量为0.267 m。

水科院《检测报告》对机组运行时进水渠和尾水渠顺水流方向和垂直水流方向的水位进行了量测。单机在接近设计水头满发时，水库至拦污栅后检测点之间的水位下降（顺水流方向水头损失），见表1。

表1 机组上游的水头损失

通过实测水头损失与初步设计阶段计算水头损失比较，各部位的损失都比理论计算值偏大。

垂直于水流方向：检测报告表明，双机运行时，上游进水渠的水面总是1号机高于2号机12 cm左右；说明进水渠存在侧向水流。

下游尾水位：由于受尾水导墙的约束，当负荷较大时，尾水渠水位比导墙外侧水位高出1.1 m。

（2）机组出力情况

西溪电站任何一台单机在设计水头下均能达到额定出力14 MW。

当1号机满发，2号机从8.5 MW升至11 MW时，机组出力不再上升。当2号机满发，1号机从8.5 MW升至10.5 MW时，机组出力不再上升。总的出力基本维持在24.4～24.8 MW之间，距离额定出力相差3.2～3.6 MW。

2.3.3 检测结论

根据水科院的检测及我院的分析，可以得出以下结论：

（1）上游进水渠段的水位坡降正常。

（2）进口拦污栅水头损失最大0.37 m。

（3）库水位点至进水渠首水头损失（包括拦漂排）最大0.45 m。

（4）在额定工作水头下运行，单机基本可发出额定功率。

（5）单机、双机运行时的尾水水位均符合设计要求。

（6）双机运行时，尾水出口水位比闸后水位差超1.0 m，最大达到1.1 m。

3 水工模型试验成果

为了进一步验证现场检测结论，找出解决电站两台机组不能同时满发的原因及后续工程处理措施，我院委托水科院进行了水工模型试验，成果见《潮州供水枢纽西溪电站水工模型试验报告》（2016年7月）。模型试验主要成果及结论如下：

3.1 进水渠沿程水头损失

根据水科院水工模型试验成果(见模型试验报告第5章电站现状方案运行试验)，在现状布置情况下：当双机满发时，1号机沿程水头损失0.21 m；2号机沿程水头损失0.36 m。当单机运行时，1号机满发沿程水头损失0.17 m，2号机满发沿程水头损失0.18 m。

3.2 尾水渠沿程水头损失

在现状布置情况下：当双机满发时，1号机水头损失1.9 m；2号机水头损失1.92 m。当单机运行时，1号机满发沿程水头损失0.68 m，2号机满发沿程水头损失0.72 m。尾水渠的末端存在明显的跌水。

3.3 电站出力分析

（1）当库水位为10.5 m时，1号机的栅前水位10.29 m，在给定拦污栅的水头损失为0.3 m的情况下(水科院检测结果分别是1号机0.28 m，2号机为0.37 m)，双机过满发流量对应的1号机栅后水位为9.99 m，1号机尾水位为4.29 m，由此算得1号机的工作水头为5.2 m，小于额定工作水头5.74 m。

（2）当库水位为10.5 m时，2号机的栅前水位10.14 m，在给定拦污栅的水头损失为0.3 m的情况下，双机过满发流量对应的2号机栅后水位为9.84 m，2号机尾水位为4.31 m，由此算得电站工作水头为5.03 m，小于额定工作水头5.74 m。

（3）当库水位为10.5 m时，单机满发运行时，1号机组栅前水位10.32 m，在给定拦污栅的水头损失为0.3 m的情况下，1号机栅后水位为10.02 m，1号机尾水位为2.78 m，由此算得电站工作水头为6.74 m，大于额定工作水头5.74 m。2号机的工作水头是6.7 m，也大于额定工作水头5.74 m。

3.4 综合结论

根据水科院现场检测及水工模型试验的结果，西溪电站两台机组不能同时满发的主要原因是进口拦漂排、拦污栅及沿程水头损失偏大，以及电站尾水扩散不畅，导致发电水头小于额定水头；该结论与现场实测结论基本一致。

4 工程处理方案

本次对电站的检测以及枢纽长期以来的运行观测表明，改造拦漂排、拦污栅，改造进水渠和尾水渠，均可以有效地增高水头。为此，结合潮州西溪电站的原设计情况以及目前电站运行的实际情况，提出电站改造措施，同时结合水工模型试验成果最终确定电站改造的措施。

4.1 进水渠改造方案

（1）将顶高程▽6.0 m的导墙(桩号0-056.60至0-101.024、长度为44.424 m)降至顶高程▽3.5 m，与拦沙坎同高，增大进入进水渠的过水断面。

模型试验结论：改造后上游进水渠流态有明显改善，渠首近区段流态平稳和平顺。流速减小，沿程水头损失减小，与现状方案相比，1号机组增加水头0.04 m，2号机组增加水头0.09 m。

（2）将顶高程▽12.8 m的导墙(桩号0-022.50至 0-056.60、长度 34.1 m)，在高程▽ 8.5～10.5 m 开直径为2 m的导流孔，间隔4 m。孔口外侧装设拦污隔栅。

模型试验结论：改造后渠首近区流态及流速改善不明显，与现状方案相比，1号机组增加水头0.01 m，2号机组增加水头0.07 m，改造方案虽然可以增加少量水头，但开孔施工难度大，建议在效果接近的情况下，优先考虑其他工程措施。

（3） 拦漂排改造，将现有拦漂排拆除，重新布置范围较大的拦漂排，新设置的拦漂排分5段布置，第1段与厂房右侧导墙方向一致，长度约48 m；第2段与水流方向的夹角为15°，连接点在两台机的中间隔墙的延长线上，长度约75 m；第3段与水流方向的夹角为30°，连接点在电站左侧导墙的延长线上，长度约68 m；第4段与水流方向的夹角为60°，长度约43 m；第5段与水流方向垂直，并与岸坡连接。所有连接点采用直径1.5 m的钻孔灌注桩，拦污浮排通过金属结构与桩身连接。考虑枢纽蓄水后库区无法干地施工，钻孔灌注桩采用水上平台施工。

模型试验结论：改造后除第1段的流态和流速改善不明显外，其余各段流速均小于1 m/s，排漂效果明显改善。

4.2 尾水渠改造方案

在现状方案基础上，将尾水渠右侧导墙(桩号0+105.15至0+150.00)降低至0.5 m和0.00 m高程，其余布置不变。

模型试验结论：将尾水渠右侧导墙降低至0.5 m后，电站尾水向右侧河道扩散明显，可有效降低尾水渠内的水位，双机满发时，尾水渠内水位降低了0.86 m。将尾水渠右侧导墙降低至0.00 m后，尾水出流扩散更明显，双机满发时，获取的水头分别是6.13 m和6.08 m，均大于额定水头。

由于在2007年对海漫进行了改造，目前水闸的消力池底板与电站尾水渠的底板高程之间存在3.3 m的高差，即使尾水导墙降低至0.00 m后，尾水渠内无泥沙淤积，对左岸边坡冲刷影响也较小，说明降低尾水右侧导墙的方案是合理有效的。

5 结语

本文根据水轮发电机组的出力原理，全面梳理和分析影响机组出力的各种因素，结合现场检测和水工模型试验的结论提出解决两台机组不能同时满发的工程处理方案，根据水工模型试验的结论，改造后可以减少上下游水头损失，改善水流条件及排漂效果，增大发电水头，达到两台机组同时满发的目的，在工程实施过程中，我们综合考虑对发电水头贡献大小及现场实施的难易程度后选择实施的先后顺序，本工程重点对尾水渠导墙及进水口拦漂排进行先行改造，本工程的处理方案对其他类似工程也起到一定的借鉴作用。