灯泡贯流式机组节能增效收益分析

李志华，王 鹏，夏绍云，郑新建，胡照宇，寇 林，袁郑州

(1.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710032；2.华能湖南清洁能源有限公司，湖南 长沙 410004)

0 引 言

节能增效的评估方法多用于煤炭、钢铁、化工、火力发电等行业中，对水电，太阳能、风电等清洁能源研究和分析较少[1]。近年来随着高水头水力资源开发的枯竭，国内贯流式机组装机容量和规模日趋增大，但已投运贯流式机组中存在低水头运行稳定性差、出力达不到设计要求等情况。不同学者和工程技术人员分别从叶片个数、翼型设计、重力场影响、水轮机水力开发设计、工程现场实践等[2-7]方面进行分析研究存在的问题以及改造后机组出力优化提升等，但是对改造或者提升后的经济价值和效益均无概述。文献[8]通过水电站来水推算、库容曲线拟合、动态库容、管路损失、水能换算和系统效率修正等几部分计算，很好地实现了电站发电量的计算，但并未涉及因运行参数或机组引用流量提升对电站带来的效益和收益。文献[9]采用CDM研究的一套评价水电站增发电量的计算方法，建立并编制了梯级调度电站评价体系，取得较好的效果，但是不宜实现。涉及到灯泡贯流式机组节能增效收益计算和分析的文献和资料、方法均比较少。

表1 电站运行水头分布规律统计

1 工程概况

某水电枢纽工程位于湖南省祁阳县境内湘江干流上，以发电为主，兼有航运、公路交通等综合经济效益。该电站坝址以上控制流域面积27 118 km2。正常蓄水位75.5 m，水库总库容3.13亿m3。电站装机20 MW灯泡贯流式水轮发电机组4台，总装机容量80 MW，发电机采用自并励静止励磁系统，多年平均发电量3.18亿kW·h。

本工程规模为中型三等工程，永久性水工建筑物级别为3级。永久性水工建筑物挡水坝、电站厂房和船闸为3级，临时性水工建筑物为4级。挡水坝设计洪水标准为50 a一遇，校核洪水标准为500 a一遇；土坝设计洪水标准为50 a一遇，校核洪水标准为1 000 a一遇；电站厂房(河床式)和船闸为挡水建筑物的一部分，其上游防洪标准与挡水坝相同，下游设计洪水标准为50 a一遇，校核洪水标准为200 a一遇；消能防冲建筑物洪水标准为30 a一遇。

该水电站自2012年投产以来，就存在边弃水边发电情况，且无法达到设计出力，损失了大量的水能资源；电站毛水头低于5 m机组处于停机泄洪状态，低水头运行稳定性差，这些问题一直困扰着水电站的运行。经研究分析认为，该机组导叶开度受限造成引用流量不足，限制了其带负荷能力。基于水轮机水力设计优化、水轮机原理以及计算流体力学等方面的基本知识，电站采用增大导叶开度、增加机组引用流量等方法提升机组发电能力，并于2021年10月1日下发了修订后的导叶开度限制。修改导叶开度参数后电站的实际运行情况证明，该方法是合理的，为电站创造了较大的经济价值；但是统计分析取得的经济收益较为复杂和困难。本文以机组净水头、机组负荷、机组振动为边界条件对取得的经济收益进行分析估算。

2 电站水头统计

根据电站《XX电量日报自动计算表》中水情数据录入中的基本数据，统计2016年1月1日～2021年9月30日，近6年共计2 100 d内电站运行水头情况，其中主要统计见表1。

根据表1可知，机组毛水头在7.0 m≤h<7.4 m区间运行时间多年平均值为36 d，在6.5 m≤h<7.0 m区间运行时间多年平均值为27.8 d，在6.0 m≤h<6.5 m区间运行时间多年平均值为9.7 d，在5.5 m≤h<6.0 m区间运行时间多年平均值为5.2 d，在5.0 m≤h<5.5 m区间运行时间多年平均值为4.5 d，在4.5 m≤h<5.0 m区间运行时间多年平均值为3.3 d。机组在毛水头4.5 m以下运行时间非常短暂，且受到防洪度汛、机组超低水头运行振动偏大等因素制约，基本不在4.5 m水头以下运行，所以本研究不做统计和分析。根据电站实际运行情况，电站毛水头7.4 m以上导叶开度开至90%左右即可满足带最大负荷的基本要求，所以本研究也不分析电站净水头7.4 m以上机组出力情况。总之，电站在6.5～7.4 m水头之间运行的天数占5.0～7.4 m水头之间运行总天数的74%，预估此区间水头获得的收益较为明显。

3 机组带负荷能力预估

根据机组运行特性曲线和电站不同水头下机组空转对应的导叶开度进行不同水头下空载开度预估，其中电站净水头7 m以上空载开度预估为11%，电站净水头6.0～7.0 m之间的空载开度预估为12%，电站净水头6 m以下的空载开度预估为13%。根据线性回归分析可知，机组单位开度对应的负荷计算公式为

Q=f(x)=f(x1-x0)

(1)

式中，x为当前水头、当前负荷下对应的导叶净开度，%；x1为当前水头对应机组负荷下导叶开度，%；x0为不同水头下对应的空载开度预估值，%；Q为机组负荷，MW。Q和x满足类直线关系，单位开度对应的功率即可按照式(2)计算

Q1=kΔx

(2)

式中，Q1为增大引用流量后单位开度对应的机组带负荷能力或功率，MW；k为单位开度对应的功率，MW；Δx为增加导叶开度幅值，%。

按照上述公式和计算方式计算1～4号机组单位开度对应机组功率关系，如图1所示。

图1 不同机组不同水头单位开度对应的功率关系曲线

表2 全电站多发电量估算

由图1可知，机组导叶开度和单位开度功率曲线基本为线性关系，不同机组只是k值不同，因此采用线性拟合导叶开度和机组功率对应关系可行并且是正确的。通过公式(1)、(2)和图1可以看出，在净水头6.5～7.4 m区间运行时，机组带负荷能力符合如下规律：单位开度对应的功率为0.75～1.05 MW，且水头越高单位开度对应的功率越大。根据电站多年净水头统计和分析可知，电站净水头6.5 m以下多年平均天数较少，不作为分析重点。

4 电站预估电量分析

不同水头下，机组的带负荷能力不同，因此根据电站水头分布情况分别取7.2、6.8、6.3、5.8、5.3 m和4.8 m为不同水头段的特征水头进行分析计算。

根据图1对机组单位开度功率和机组水头采用公式(3)进行直线拟合

Q2=ah+b

(3)

式中，Q2为不同水头对应机组功率增加值，MW；h为电站净水头，m；a和b为系数。

应用式(3)可以方便求出任一水头下的机组单位开度带负荷能力，再乘以相应水头下等开度的运行时间，即可得到多发电量，计算公式为

M=TQ2

(4)

式中，M为机组等开度下多发电量，MW·h；T为机组在某个水头运行的时间，h；Q2为典型水头下等开度对应的负荷，MW。

由于电站大部分的运行水头为6.5 m以上，因此对1～4号机组在6.8 m和7.2 m特征水头下的增发电量进行分析计算，计算结果见表2所示。考虑电网调度、线路故障、计算误差、防洪要求、机组可用系数等不可控等因素对增发电量的影响，在进行电量预估时引入等效系数k2，计算公式为

(5)

式中，T1为机组在来水充足但不可发电的天数，d；T总为该水头下多年平均可用天数，d。

根据现场运行数据分析和计算，本文推荐采用75%等效系数对电站多发电量进行计算。

根据表2可知，按照75%等效系数计算1～4号机组多年平均多发电量分别为114.11万、109.92万、106.87万、104.29万kW·h，1～4号机组累计多发电量435.2万kW·h，占多年平均发电量的1.4%；每台机组带负荷能力增加约0.75～1 MW，占额定容量的5%左右，因此带来较为可观的电量和可用装机容量的增加。

5 机组运行特性分析

为了分析评价机组因增加引用流量对机组运行稳定性、带负荷能力的影响，统计1号机组在不同时间的电站净水头、机组出力和机组振动3个参数。

该水电站水轮发电组振摆测点主要有：水导轴承X、Y向振动，水导轴承X、Y向摆度，组合轴承X、Y、Z方向振动，转轮室X、Y方向振动共计9个测点。根据多年运行经验，水导轴承X向振动对机组负荷和电站水头最为敏感，因此本文只统计了水导轴承X向振动情况并进行分析对比。根据水头相近、运行时间相近、机组负荷相近和上游来流相近，并综合考虑库容腾空和拦洪蓄尾等因素，统计分析了导叶开度限制修改前共6 d的电站净水头、机组负荷和水导振动数据，包括2020年4月8日、2021年4月20日、2021年4月19日、2021年5月23日、2021年5月27日和2021年6月6日；修改导叶开度限制参数后共2 d的电站净水头、机组负荷和水导振动数据，包括2021年11月1日和2021年11月3日。为了便于直观表达和分析导叶开度限制参数修改前后机组带负荷能力的提升，按照日内净水头运行区间6.4～6.8 m和6.8～7.4 m两种水头区间分别对比分析，其中修改参数后的2021年11月3日和修改参数前的2020年4月8日、2021年4月20日、2021年5月23日、2021年5月27日这4天的运行工况较为接近，修改参数后的2021年11月1日与修改参数前的2021年4月19日和2021年6月6日这2天运行工况较为接近。图2、4、6主要反映的是电站净水头6.4～6.8 m时的关系曲线，图3、5、7主要反映的是电站净水头6.8～7.4 m时的关系曲线。

图2 机组负荷和水头关系曲线(2021年11月3日与相关日期对比)

图3 机组负荷和水头关系曲线(2021年11月1日与相关日期对比)

图4 水导X向振动和水头关系曲线(2021年11月3日与相关日期对比)

图5 水导X向振动和水头关系曲线(2021年11月1日与相关日期对比)

图6 水导X向振动和负荷关系曲线(2021年11月3日与相关日期对比)

由图2可知，电站净水头在6.5～6.8 m之间时，机组出力增加值约为0.9 MW，且机组负荷增加幅度随着水头增加而增加，负荷减小幅度随着水头减小而减小。由图3可知，电站净水头在6.8～7.4 m之间时，机组出力增加值约为1.1 MW，且机组负荷增加幅度随着水头增加而减小，负荷减小幅度随着水头减小而增加。根据电站多日

图7 水导X向振动和负荷关系曲线(2021年11月1日与相关日期对比)

运行参数可知，水轮机带负荷能力采用式(1)～(5)计算数据和实际数据偏差均在5%以内，说明该预估方法的计算过程和公式可信、正确。

由图4、5可知，机组在增加负荷后以水导为代表的机组组振动并未明显增加，且有减少趋势。水导振动水平由修改导叶开度限制参数前的120～185 μm，下降至130～150μm，其中最大值下降了近23%；水轮机转轮室、组合轴承处的振动也均有不同程度的减小。

可见，采用增大引用流量的方法不仅增加了机组出力而且有效降低了机组振动水平。

6 结 语

该电站机组为双调机组，对运行水头参数较为敏感，一直存在边发电边弃水且不能达到设计出力情况，通过增加导叶开度进而增加引用流量并取消桨叶开度限制，不仅获得了较大的经济效益也获得了较好的机组稳定收益。通过本文计算方法可以很好地为节能增效，特别是增加引用流量后多发电量的收益计算和评估提供较为可靠和准确的参考。本文的计算表明，机组在不同水头区间带负荷能力提升约2%～5%，并且计算误差在5%以内；按照75%等效系数的多发电量较以往全年多400万kW·h，占多年平均发电量的1.4%。同时，计算还表明，针对已建成的电站，因机组在0.9倍额定水头至额定水头区间运行时间较长，应优先挖掘机组在该水头区间的发电潜力，这样节能增效的收益最为显著。