水轮发电机组出力损失分析

江 雨，杨 棣，杨 荣

（中国长江电力股份有限公司三峡水力发电厂，湖北 宜昌 443133）

1 引言

某水电站为坝后式水电站，由左岸电站、左岸电源电站，右岸电站、右岸地下电站，泄水建筑物等构成。其中电源电站布置有2 台额定功率50 MW、额定水头85 m 的水轮发电机组X1F、X2F。2 台机组自投入运行以来，汛期时机组水头超过85 m，但机组无法达到额定出力50 MW。电源电站为地下式厂房，引水系统由拦污塔、引水箱涵、进水塔、过坝钢管段、镇墩、引水隧洞等建筑物组成，其进水口设在升船机上游引航道隔流堤上，尾水系统出口设在左岸电站尾水渠。电源电站机组进水口共2 孔，每台机1 孔，发电机组采用压力钢管引水形式。每台机进水口设有进水口检修门和快速工作门两道闸门。另外，在进水口前端设有拦污栅。

根据水轮机出力计算公式P=9.81QHη，查看机组综合运转特性曲线，水头85 m 以上，效率η一般都在95%以上且相差较小，故本文重点从水头、流量等方面进行分析。水头分析，通过计算机组水头损失与历史数据的水头损失对比，找出水头损失的关键因素。流量分析，通过在不同水头下，变负荷试验，改变流量的分配，得出流量是否是出力不足的因素。

2 电源电站机组出力现象概括

2.1 电源电站投产时机组运行工况

根据设计要求，当机组净水头大于85 m 时，机组出力可达到50 MW 稳定运行。在2007 年记录的，144～156 m 升水位稳定性及相对效率试验中，X2F 最大出力可达55 MW，其中毛水头86.3 m 时，最大出力可达50 MW，具体数据见表1。

表1 144～156 m 升水位稳定性及相对效率试验记录表

2.2 电源电站机组历年运行情况

机组进水塔拦污栅处一直有大量漂浮物。2011年4 月，将机组进水塔处用混凝土盖板对拦污栅进行封盖。期间机组在额定水头出力始终无法达到额定出力。2014 年6 月3 日，又将进水塔处混凝土盖板更换为钢格栅盖板，以增加进水流量。

表2 可表明：

（1）2012 年8 月11 日，水头在87.7 m 以上，电源电站2 台机组有功才能达到50 MW，且X2F 机组有功比X1F 机组大。

（2）2013 年7 月29 日，水头在86.7 m，电源电站2 台机组无法达到50 MW，且X2F 机组有功比X1F机组大。

（3）2014 年6 月3 日，将进水塔处混凝土盖板更换为钢格栅增加进水后，机组在88 m 水头下，出力仍然无法达到额定。

3 箱涵段局部淤泥时的局部水头计算

2016 年6 月，为确定机组进水箱涵是否严重堵塞，采用无人探测系统对2 台机组流道（主要是箱涵段）进行检查，检查分两条线路：1 号线路贴近流道下部（图1），2 号线路贴近流道上部（图2）。

图1 1 号检查线淤泥分部曲线图

图2 2 号检查线淤泥分部曲线图

通过检查发现，靠近机组进水口附近，由于流速较快，淤积物很少，在箱涵段，淤积物的厚度逐渐变薄；离拦污栅的距离越近，淤积厚度增加，进水部位的淤积厚度约为2.4 m。箱涵有淤泥时，流道示意图见图3。

图3 箱涵有淤泥流道示意图

4 模拟箱涵内流态对机组出力的影响

4.1 建立箱涵的物理模型

水箱的尺寸与设计尺寸保持一致，为了便于数值模拟计算，圆管长度假设为50 m。

图4 箱涵模型图

4.2 边界条件

采用Fluent 进行计算，根据电源电站设计流量，入口速度0.77 m/s；圆管出口1 和出口2 为自由出口，假设总流量平均分配到2 个圆管中；水箱其他表面为墙面。

4.3 计算过程

通过压力计算残差和监测点的压力随迭代次数的变化，可以看到，计算到6 000 步时，结果已收敛，因此流场已经稳定，不再发生变化。

4.4 结果

结论：2 台机组进水塔处压力相差在1 000 Pa左右，X1F 略小，折算水头差为0.1 m，故2 台机组出力受箱涵内水流态影响较小。

图5 压力分布图

图6 截面上的压力分布图

5 其他试验

5.1 变负荷试验

通过变负荷试验，验证机组出力受限是否与流量因素有关。试验方法，减少1 台机组出力，将另1台机组出力增加，记录两者之间的变化。

试验1：2014年8月29日，155.6/68.7=86.82 m 水头下，进行了电源电站机组出力调整试验。试验过程如下：

（1）X1F 出力由45 MW 降至20 MW，导叶开度由87.3%至35.7%；增加X2F 出力，导叶开度最大至99%，X2F 出力最大至43.9MW;

（2）X2F 出力由44MW 降至20 MW，导叶开度由85.7%至34.9%；增加X1F 出力，导叶开度最大至99%，X1F 出力最大至46.3 MW;

（3）调整X1F、X2F 均至最大出力，当前X1F 出力45.9 MW，导叶开度87.7%，X2F 出力45.4 MW，导叶开度85.4%。

试验2：2014 年8 月31，水头157.3/68.7=88.6 m，电源电站机组负荷试验：

（1）将X2F 有功减至25 MW，X2F 导叶开度40%，此时X1F 最大出力48 MW，X1F 导叶开度99%；

（2）将X1F 有功减至25 MW，X1F 导叶开度39%，此时X2F 最大出力48 MW，X2F 导叶开度99%；

（3）调整X1F、X2F 有功均至最大，X1F 有功47 MW,导叶开度95%，X2F 有功至48.4 MW，导叶开度95.4%。

结果表明：2014 年，进水塔处混凝土盖板更换为钢格栅盖板，88.6 m 水头下，X1F、X2F 均无法达到额定出力，且2 台机组出力和流量分配无关联性，即机组流量不是影响机组出力的因素。

5.2 下游水位对机组出力的影响

取同样水头情况下，不同尾水位，进行对比机组工况，考虑到跨年度对比意义不大，一般取时间段较为接近的时期进行对比见表3。

数据10 和11 对比，相同水头下，尾水为69 m比65.2 m，机组工况略好。

数据6 和7 对比，相同水头下，尾水位68.6 m比65.8 m，机组工况略好。

5.3 尾水流态对机组出力的影响

电源电站相较于左岸电站来说流量较小，靠近左岸机组。考虑左岸机组运行对尾水情况有影响，进而对电源电站出力产生影响。对比相同水头下，左岸电站开机方式，分析尾水对电源电站机组出力影响。

数据3、4 对比，水头都在88 m，1-3F 运行方式区别很大，但存在下游水位不同的影响，故无法判断其对电源电站机组出力的影响。

数据2、7 对比，水头86 m，下游水位接近，1-3F机组备用时，电源电站出力略好。上述结论依据数据见表3。

表3 电源电站机组出力表（2017 年-2020 年）

6 进水口拦污栅清理对机组工况影响较大

2017 年5 月30 日至6 月13 日，电源电站机组全停，配合进水口闸门及拦污栅前水下清理。2017年5 月25 日,在进水口及拦污栅清理之前做相关试验，上下游水位151.6 m/65.3 m，水头86.3 m，2 台机组可同时带50 MW 运行，导叶开度在88%左右，机组工况较好。

电源电站机组进水口及拦污栅清理后，2017 年6 月14 日X2F 并网运行，6 月16 日X1F 并网运行。2017 年7 月5 日，水头88.8 m 时，2 台机组明显无法达到清理之前的工况。在7 月8 日，水头达到90.5 m 时，两台机组才可满出力运行。

可见，拦污栅清理工作对机组工况产生了较大影响，初步判断清理过程中异物进入流道，造成水头损失加大。

7 电源电站机组出力情况

2020 年7 月18 日，调整机组出力试验，水头160.6/69.3=91.3 m，X1F 机组导叶开度74%时出力50 MW，X2F 机组导叶开度88%时出力50 MW。

2020 年9 月22 日，调整机组出力试验，水头160.5/68.8=91.7 m，X1F 机组导叶开度74%时出力44 MW，X2F 机组导叶开度74%（导叶增加至88%出力无明显变化）时出力45 MW。

可见，2020 年水头损失约6 m，且汛末机组工况较汛初差。水头损失从水轮机综合运转特性曲线中可以应证。

2020 年9 月22 日，调整机组出力试验，水头160.5 m-68.8 m=91.7 m，X1F 机组导叶开度74%时出力44 MW，X2F 机组导叶开度74%时出力45 MW。如图7 和图8，机组运行工况理论上在B 点，实际上在A 点附近，对应水头约为86 m，水头损失5.7 m。

图7 电源电站水轮机综合运转特性曲线1

图8 电源电站水轮机综合运转特性曲线2

8 结论

机组进水口流量不是影响机组出力的因素。从2014 年增加进水流量以及机组负荷对倒试验来看效果不明显；对比每年汛期前后，机组出力能力变差均出现在汛中或是汛末（库水位上升时段）；X1F、X2F机组出力的好坏具有随机性，这和每年的水头损失不一致有关。下游水位及左岸电站1F-3F 停机备用对电源电站机组出力改善有积极因素，但不具有固定性和主导性；机组过流关键点尺寸，电源电站箱涵拦污栅栅距20 cm，机组导叶实际开口小于20 cm。

综上所述，异物通过拦污栅进入机组流道内造成机组水头损失是机组出力无法达到额定的根本原因。

9 结语

水电站水力学导致的水头损失是出力不足的主要原因，水头损失隐蔽，一般与取水口箱涵处局部水头损失、引水管道延程水头损失、导水部件因漂浮物堵塞导致的局部水头损失、转轮损伤、尾水流态干扰等因素相关，分析中利用水力计算、模型分析、变负荷试验等方式查找原因。不同电站可根据此方法分析原因，本电站根据分析结论，改善措施主要是：减少漂浮物进入水轮机组内部、针对机组拦污栅和导叶前进行检查。