降低拦污栅压差在石泉水库优化调度实践中的应用

巩祥照

（大唐石泉水力发电厂,陕西 石泉 725200）

1 引言

水电站进水口设制水电站拦污栅可以起到阻挡水下部分漂流物,从而有效的为河道清污带来了便利,而汛期水电站机组拦污栅堵塞,造成机组出力受损或被迫停机,大量损失电能,影响电力系统安全、经济运行的情况,在国内已投入运转的水电站中屡有发生[1]。汉江石泉水库历年洪水调度过程中,每场洪水裹挟漂浮物过多、体积过大,堆积在坝前,在影响水库水质的同时,时常导致机组进水口拦污栅压差超标,使机组出力减小。特别是当压差严重超标时,拦污栅结构变形,损坏设备,迫使机组停机,极大影响电站发电效益。日常的处置方法是,在压差接近超标,采用机组全部停机或不停机,动水作业,人工打捞漂浮物,来降低压差值。该方法对降低压差有效果,但效率低、电能损失多；尤其这种打捞的方法对于机组长时间运行,沉渣吸附在拦污栅体导致压差增大的情况无法缓解。

本文根据石泉泄洪闸门流量曲线、机组进水口高程、水位和入库流量的多元关系,在合适的时段调整闸门运行方式和机组运行方式,配合人工、机械班台动态打捞,使吸附在拦污栅栅体的沉渣脱离拦污栅体,随洪水下排,保证拦污栅压差不超标,机组出力不减少,企业经济效益不降低。

2 拦污栅的压差

一般水流通过拦污栅时产生的水头损失即为拦污栅的压差。拦污栅的水头损失由两部分组成。一是固有水头损失,即水流在通过拦污栅时,栅条对水流有局部的阻碍作用,产生局部水头损失,这是不可避免的,影响这种水头损失的因素有：栅条的几何形状、过栅水流的雷诺数、进口前断面的流速分布等；另一部分则是附加水头损失,即拦污栅所拦截的漂浮物部分地阻塞栅孔,或水流的腐蚀作用而导致的锈蚀,使拦污栅原有的过流面积减小,加剧了对水流的阻碍作用,致使过栅局部水头损失增加,本文主要分析后者对水头损失的影响。

3 水库及泄洪设施

石泉水库位于汉江上游石泉县城西一公里处,电站为汉江上游最早建设的大Ⅱ型水力发电厂和陕西电网调峰电厂之一,兼有灌溉、防洪、发展渔业等综合利用效益。水库控制流域面积2.34 万km2,属不完全季调节,正常高水位410.00 m,死水位395.00 m。设计库容4.7 亿m3,2011 年3 月实测库容2.738 亿m3,电站大坝为混凝土空腹重力坝,坝高65 m,坝宽16 m,坝长353 m,电站装机240 MW（3×50 MW+2×45 MW）。

水库拦河坝为混凝土重力坝,其中12号～22 号坝段为空腹重力坝段,其余为实体重力坝,坝顶高程416.00 m,防浪墙顶高程416.62 m,坝顶长度353 m,共分29 个坝段。泄洪闸门有4个表孔、1个岸边溢洪道、5个中孔、2个底孔,河床偏右布置4个表孔和岸边溢洪道,主河床布置5个中孔,河床导墙内布置一大底孔,中孔与左岸1号～3号机组发电取水口坝段之间设一冲沙底孔（小底孔）。

电站1号～3号机组引水管道布置在4～6坝段,为单元引水,每台机组一管,共三条引水管。每条引水管长55.4 m,圆管内径为5.5 m,单机最大引用流量为145.5 m3/s。引水管道进水口前布置有拦污栅,设一道栅槽,栅体距进口的距离为4 m,在平面上为三个取水口连通的直线型,取水口底坎高程为382.0 m,顶部高程392.44 m。压差布置见图1。

图1 石泉水库压差位置图

电站4号～5号机组取水位于石泉大坝左坝肩上游77 m,由引水明渠底、引水隧洞、出水岔管组成,引水明渠底宽18.60 m,长24 m,底板沿水流方向由高程390.00 m平台以1∶3的坡比接高程382.00 m平台；引水隧洞位于石泉电站左岸山体中,分为上平段、压力斜井段、岔管段和4号、5 号支管段,隧洞段长约188.0 m,管径9.0 m,单机最大引用流量为131 m3/s,在引水隧洞的上平段前面布设了进水口拦污栅。

4 压差运行分析

电站1 号～3 号机组进水口压差为1 号压差,设计值2 m,最大3 m；4 号～5 号机组进水口压差为2 号压差,设计值3 m,最大达5 m；平均每米电能损失约2.6%,水库历年洪水调度过程中,由于洪水携带大量的漂浮物,经常出现机组进水口拦污栅前压差过大,水头降低,机组出力减小等情况；甚至,压差过大导致强迫停机,直接影响电站发电效益。

受环保监督、水电企业主体责任强监管的压力,对滞留在库区管理范围内的漂浮物必须企业主体打捞,滞留时间不宜过长,影响库区水质。因此,电站一般多采用机组全停,作业机械班台结合人工打捞库区漂浮物的方式连续作业,来减少水质污染的同时,进一步降低机组进水口压差,提高机组发电水头,产生经济效益；石泉水库在调度过程中,一场洪水携带的漂浮物需要近15 个工作日以上打捞时间,费时费力,增加企业成本的同时大大减少洪水效益电量。

例如,在2020 年汛期8 月,汉江上游流域区域性暴雨洪水多发,洪水裹挟两岸漂浮物、大型树木、枯枝等堆积在库面和机组进水口栅前,造成进水口栅前压差持续增大,在影响环保的同时,直接危及梯栅设备安全和机组运行工况；在发生的8.17 洪水调度过程中,受长历时行洪影响,18日12时,电站1 号压差最大涨至1.1 m左右,20日22时2号压差最大涨至2.75 m,接近压差设计值,造成机组运行水头底,机组负荷带不满,效率下降,直接影响发电效益,见图2。

图2 压差变化趋势图

5 优化调度措施

针对洪水裹挟的漂浮物,对机组出力的负面作用,根据石泉水库泄洪闸门流量曲线、机组进水口高程、水位、入库流量的多元关系,在近50年的水库调度实践中,特别是在洪水调度过程中,总结出以下减小压差,实时优化调度的具体方法。

1）2号进水口降低压差方式：

考虑到2号进水口的布设位置,行洪期间,根据来水实况,保持库水位在403.00 m及以上运行,减缓水流坡降,防止拦污浮栅前漂浮物涌入2号进水口拦污栅前,同时通过短时停机反冲,改变水流流态减小进水口栅前漂浮物吸附力从而减小压差增大的风险,其次配合人工、器械班台打捞浮渣进一步降低压差。

2）1号进水口降低压差方式：

一般而言,1号进水口压差增大的主要原因是洪水期机组长时间大负荷运行,坝前漂浮物沉积到机组进水口前,吸附在拦污栅栅体,进水口水流受阻,而电站采用的抓渣器械无法进行沉渣打捞,导致压差不断上升,短时间内停机无法消除。

根据石泉泄洪闸门流量曲线、机组进水口高程、水位、入库流量分析,在压差超过1 m,影响机组出力时,且在机组满负荷运行情况下,提前向调度申请说明,依次快速全部停机,充分利用机组进水管水流的水锤作用,将拦污栅上的堆渣部分冲入死库容,另一部分通过调整闸门运行方式,依靠开关闸门水流引起的巨大汶动,使拦污栅上的吸附沉渣脱离栅体随下泄洪水排走,降低进水口压差。

通常,2 号进水口的降压差方式叫作抬高水位法,1号进水口降压差方式叫停机反冲法；在实施停机反冲法的同时,2号进水口辅以人工打捞抓渣,对2 号进水口减压效果更为明显[2]。

6 案例分析

“20200817”洪水调度过程中,由于受长历时行洪影响,18日12时,1号压差涨至1.2 m左右；20日22时2号压差涨至2.75 m,逼近设计值,造成机组运行水头底,负荷带不满,直接影响发电效益。

通过停机反冲方式、辅以人工器械抓渣等方式降低压差后。

1号压差由1.2 m降至0.3 m,1～3 号机出力由14.8 万kW,提高至16.09 万kW,18 日13 时至29日24 时期间的平均出力为15.83万kW,累计多发电量275 万kW·h。

2号进水口压差由2.75 m降至0.1 m,4～5号机出力由之前的8.3 万kW提高至9.59 万kW,21 日05时至29日24时期间平均出力为9.37万kW,累计多发电量224 万kW·h,见图3。

图3 压差出力总体变化趋势图

可见,2020年“8.17”洪水,通过停机反冲、清渣降压方式,电站合计多发电量达499万kW·h,而因短时停机损失电量仅为60万kW·h。

7 结语

因此,在石泉水库行洪期间,当机组进水口拦污栅前沉渣堆积过多,造成压差增大影响机组发电出力时,完全可以采用调整闸门和机组运行方式,通过拉渣的方法来实现快速清渣、降压差,提高机组运行水头,增加机组效率,进而增加发电效益,减少不必要的成本支出；另一方面,通过调整闸门和机组运行方式,可以减少进水口拦污栅设备的损坏率,确保度汛非工程措施安全,实现水库度汛安全,获取更长远的经济效益。