水电机组适应宽负荷运行的效率分析方法

2023-09-25马伊洋,王现勋,董得福,姚华明,4,5

人民长江 2023年9期

马伊洋,王现勋,董得福,姚华明,4,5

(1.长江大学油气地球化学与环境湖北省重点实验室,湖北武汉 430100; 2.长江大学资源与环境学院,湖北武汉 430100; 3.黄河上游水电开发有限责任公司,青海西宁 810001; 4.中国长江电力股份有限公司,湖北宜昌 443000; 5.智慧长江与水电科学湖北省重点实验室,湖北宜昌 443000)

0 引言

为实现“碳达峰、碳中和”愿景目标,提升风、光等新能源的利用率,水风光多能互补相较于传统水电已成为我国水电站的发电新模式之一[1-2]。然而风、光出力有明显的随机性、间歇性和波动性,致使消纳风光电时水电出力频繁变动[3],难以维持在高效运行区,从而导致水电机组效率显著降低。近些年,部分研究提出了宽负荷稳定运行的要求,通过技术改造[4],可一定程度上扩大机组高效运行区以达到适应宽负荷运行的目的,进而提升水电补偿调节新能源时的运行效率。

现有研究对于水电如何在水风光多能互补中发挥补偿调节作用[5]、稳定电力系统[6]、优化互补调度[7]等方面已经做了较为深入的研究。在水电机组调峰能力分析上,王若谷等[8]分析了水电调峰成本组成,进而给出了水电调峰补偿的测算方法;魏明奎等[9]在考虑风光不确定性的背景下,提出了梯级电站与风光电站协调调峰的优化运行策略。在水电机组效率研究方面,简新平等[10]通过一系列分析求证,发现机组拦污栅阻塞以及蜗壳内杂物等使得水电机组的效率下降,影响了水电企业的经济效益,甚至造成安全隐患;齐帅等[11]探讨了水风光打捆模式下汛期和枯期分别对水电机组效率的影响以及规律,指出汛期水电机组效率会随装机规模的增加而呈先升后降的趋势。王浩等[12]对水轮机效率进行了实验研究,得到了水轮机相对效率和绝对效率曲线。王向龙等[13]针对中高水头对机组振动的影响,定义了水轮机的健康运行区域,测算了耗水率,找出了不同时段最经济的运行方式。在机组改造分析上,雷恒等[14]基于CFD三维仿真对比分析了不同工况下的流场,通过不同指标模拟对比了改造前后的水轮机性能,改造后水轮机效率平均提升6%～8%;张军智等[15]针对李家峡水电站水轮机改造工程,分析了水轮机裂纹的成因以及全负荷运行的设计关键点等问题,运用水轮机改造技术将高效运行区扩大并下移,提高了综合运行效率;冯凯等[16]将CFD数值模拟和理论分析相结合,对水轮机相关部件进行优化,实现了具有更加宽广的稳定运行范围;王振营等[17]针对宽负荷运行理念,提出了一种新的转轮分瓣方法,保证了转轮的水力性能,同时也节约了制造成本。在机组运行分析上,张东胜等[18]通过对李家峡水电站双排布置机组进行模型试验、现场稳定性实验以及实际运行检测数据的收集,针对双排布置机组的特性,进行了不同负荷情况下的尾水管压力脉动分析,结果表明,不同的负荷对机组间的性能影响是很大的,这种布置形式改善了上游排机组尾水管的水力特性,但对下游排机组尾水管的压力脉动影响较大;李勇[19]针对水轮机参数及结构,对李家峡水电站4台机组频繁出现转轮裂纹的现象以及发电机振源进行了分析,经现场验证,提出了一些有力措施,减少了机组振动,提高了稳定性;李忠桃[20]从叶片的设计、工艺、材质、工作环境等方面,对裂纹原因进行了分析,提出了解决裂纹问题的几点措施;胡定辉等[21]针对葛洲坝两台水电机组进行试验检测,并结合维修记录、机组运行日志、技改资料等,对机组运行状况及安全稳定性进行了评估,总结了出现的问题,提出了机组应尽快更新改造的相关建议。

上述文献分别在水电调节风光和水电机组效率、水轮机改造等方向有较多研究,而对于水、风、光互补背景下机组适应宽负荷运行改造后所带来的水电机组效率提升仅有总量上的描述,较少对机组效率的提升进行更加细致的研究。分析水轮机改造对水电机组效率的影响因素、量化改造前后的效率变化,有助于明确水电与风电和光电联合运行对水电的影响。本文首先介绍水轮机加权效率计算方法并给出详细步骤,而后以李家峡水电站为例,对改造前后水轮机的效率变化及其变化原因进行了分析,以期为水电与风电和光电联合运行模式下场内经济运行和水电机组改造提供参考。

1 加权平均效率计算方法

根据国家标准GB/T 15468-2020《水轮机基本技术条件》[22]和国际电工委员会的IEC 60193《水轮机模型验收试验国际规程》以及《水轮机现场验收试验国际规程》,水轮机加权平均效率的计算公式为

(1)

式中:ηi为不同水头和出力工况下水轮机效率,wi为对应水头和出力情况下的负荷历时或者电能加权因子。

1.1 加权因子

本文采用基于数理统计模型的负荷历时加权因子[23],定量分析水轮机的实际运行效率。根据水电站实际运行数据,把水头和出力划分成等间距区间,然后统计每个水头与出力区间组合的样本数,将其与总样本数的比值作为机组在不同出力水头区间的加权因子。具体计算过程如下:

根据水电站实际运行水头情况,将水头划分为m个等间距的区间,分别为[Hmin,H1],(H1,H2],…,(Hi-1,Hi],…,(Hm-1,Hmax]。同样地,将出力划分为n个等间距的区间,分别为[Nmin,N1],(N1,N2]…(Nj-1,Nj],…,(Nn-1,Nmax]。将水头和流量区间进行组合,最终得到m×n个分区,统计某运行时间段内,位于每个分区的样本个数,得到样本集S:

(2)

将每个分区的样本个数Sij与样本总数相除,得到每个分区的百分比即为该分区的加权因子wij:

(3)

式中:Sij、wij分别为第i行第j列分区的样本个数和加权因子值。

1.2 加权平均效率

为了更加细致分析水轮机效率,基于每个分区的加权因子,本文定义将每个分区的加权因子和对应的分区平均效率ηij相乘记为各个分区带有权重的加权分区效率Eij(加权分区效率反映了该分区的权重以及效率,水轮机加权分区效率的变化可观察出水轮机效率的变化本质),最后将加权分区效率求和可得到该水轮机的加权平均效率ηw,其计算流程如图1所示。水轮机的分区平均效率、加权分区效率、加权平均效率的计算公式分别为

图1 加权平均效率计算流程Fig.1 Calculation process of weighted average efficiency

(4)

Eij=wijηij

(5)

(6)

式中:ηij为第i行第j列即水头出力为(Hi-1,Hi],(Nj-1,Nj]分区对应的中心点的效率代替为该分区的效率;Eij为第i行第j列分区的加权分区效率。

2 实例研究

2.1 水电站概况

本文以中国西北地区黄河上游的李家峡水电站为例展开实例分析。该水电站水库正常蓄水位2 180 m,正常死水位2 178 m,极限死水位2 160 m,调节库容0.60亿m3。水电站设计安装5台混流式水轮发电机组(现装机4台),单机容量400 MW,总装机容量2 000 MW,现装机1 600 MW,多年平均发电量约60.63亿kW·h,为日、周调节水库,在系统中担任调峰、调频、补偿调节新能源等任务。

2.2 机组改造情况

为更好适应补偿调节风、光出力的现状,解决水轮机转轮裂痕问题,满足水电机组宽负荷运行的要求,该水电站3号水轮机于2019年10月30日至2020年6月9日进行了改造。改造后的水轮机由哈尔滨电机厂研发制造,额定水头125 m,额定出力408.2 MW,额定转速125 r/min。本次研究采用2017～2021年水电站历史运行资料,如表1所列。为便于分析计算,本文将数据时间粒度统一为1 h。

表1 李家峡水电站历史运行数据特征Tab.1 Characteristics of historical operation data of Lijiaxia Hydropower Station

水轮机综合运转特性曲线是以发电水头、出力为横、纵坐标轴绘制的若干组等值曲线,主要包括等效率曲线、出力限制线等一系列特征曲线。本文基于改造前后的水轮机综合运转曲线提取了对应的水轮机出力-水头-效率关系。水轮机在设计之初(即改造前)综合考虑振动区、出力大小以及效率等因素,将150 MW作为绘制的起始出力。为了同区间对比改造前后差异,本文针对改造后水轮机出力-水头-效率关系同样也只截取150 MW以上的区间进行分析。改造前后水轮机出力-水头-效率关系如图2所示。

图2 3号水轮机改造前后出力-水头-效率三维图Fig.2 3D diagram of output-water head-efficiency before and after the upgrade of No.3 hydraulic turbine

3 结果与讨论

3.1 水轮机特性曲线分析

为了便于对比,下文将改造前后的水轮机特性曲线做了二维化处理,将水轮机效率投影至以水头和出力为直角坐标系的平面,即得到3号水轮机改造前后水轮机出力-水头-效率平面图,如图3所示。同时为量化分析改造前后水轮机效率的变化,将对应水头及流量下改造前与改造后的效率差作为对象,绘制了3号水轮机改造前后的效率差值分布图,如图4所示。

图3 3号水轮机改造前后出力-水头-效率平面图Fig.3 Diagram of output-waterhead-efficiency before and after the upgrade No.3 hydraulic turbine

图4 3号水轮机改造前后效率差值分布Fig.4 Diagram of the efficiency difference before and after the upgrade of No.3 hydraulic turbine

由图3和图4可知,改造前后水轮机综合运转特性有较明显差异。改造前水轮机效率随着出力的增加而增加,效率最低为81.00%(图3(a)左上角),最高为92.90%(图3(a)右下角),高效运行区处在出力接近额定出力(400 MW)区域。而改造后水轮机效率随出力有明显的先增后减趋势,效率最低为84%(如图3(b)左上角),最高为96.20%(如图3(b)中部),高效运行区下移至170～350 MW区域。二者对比而言,改造后大部分区域效率明显高于改造前,出力为250～260 MW、水头为133～134 m时效率提升最大,约9.95%,仅在出力为310～400 MW、水头为110～130 m的区域有所降低,出力为390～400 MW、水头为117～118 m时效率降低最大,仅约6.01%。

经改造,水轮机在150 MW以上区域大部分的效率有明显增加,改造使得高效运行区面积增大,且向低出力方向移动。由于近些年来水电消纳风光等新能源的负担日益加重,使得运行工况频繁变动,从此前的长期稳定运行在高出力区间(出力变幅较窄)的运行状态转变为如今的适应风光强随机、大幅度波动平抑需求(出力变幅较宽)的运行状态。单从水轮机特性方面考虑,本次改造更加适应风、光等新能源高占比现状下的水电宽负荷运行形势。

3.2 加权平均效率分析

3.2.1改造前后加权平均效率

根据式(4)求得150 MW以上出力区间改造前加权平均效率为89.37%,改造效率提升到92.98%。

改造前后加权平均效率提升了3.61%,改造对水轮机效率提升较为可观。水轮机效率的提升可直接减少水电机组发电过程的能量转换损失,提升水能利用效率,且随着时间的推移其累计效益将愈发显著。

下文将详细从加权因子以及加权分区效率两方面分析和讨论改造后效率增加的具体原因。

3.2.2改造前后加权因子

水轮机特性曲线可从水轮机性能方面说明改造的效果,基于实际运行数据的统计分析更能说明水轮机改造带来的实际效益。在实际运行过程中,加权因子能精确反映水电机组的运行工况。改造前后的加权因子如图5所示。

图5 3号机组改造前后加权因子Fig.5 Weighted factor before and after the upgrade of No.3 hydraulic turbine

从水头来看,改造前运行区水头主要集中在120～132 m之间,同一出力区间最小水头变幅为9 m,最大水头变幅为15 m,平均水头变幅为13.28 m;改造后运行区主要集中在122～127 m之间,同一出力区间最小水头变幅为8 m,最大水头变幅为14 m,平均水头变幅为11.54 m,改造后相较于改造前运行水头更加集中,水头变幅更小。

从出力来看,改造前机组主要集中运行在3个出力区间,220～260 MW、290～310 MW、390～400 MW,改造后则主要运行在230～260 MW、300～310 MW、400～410 MW 3个区间。改造后3个主要出力区间均有不同程度上移,其原因可能是改造前后机组的额定出力发生了改变(由改造前的400 MW提升至408.2 MW),致使整体运行区间上移。然而,结合改造后水轮机水头-出力-效率平面图来看,向高出力区间移动使效率反而有一定下降,前述变动未充分发挥机组改造后宽负荷、高效率的优势,建议在保证全场出力不变的情况下,3号机组尽量保持在170～350 MW的高效率区间运行,承担调峰调频主要任务,而其他机组尽量保持高出力运行,有助于水电站整体高效运行。

3.2.3改造前后加权分区效率

改造前后的加权分区效率如图6所示。从水头来看(图6(a)),改造前加权分区效率大致呈抛物线状,3个极值点及其水头区间从大到小依次为:0.11(124～125 m)、0.10(128～129 m)、0.04(119～120 m),最大值为0.11(124～125 m)。改造后加权分区效率虽亦呈抛物线状,但最大值及其水头区间为:0.15(126～127 m),最大值从0.11提升至0.15,区间从124～125 m上移至126～127 m,改造后124 m以下以及130 m以上区间加权分区效率低于改造前,在124～130 m区间则大于改造前。上述现象表明改造后效率构成向高水头方向推移,其原因可能是由于新能源占比进一步增加,水电出力减少发电水头抬升所致。

图6 3号机组改造前后不同角度加权分区效率Fig.6 Weighted zoning efficiency before and after the upgrade of No.3 hydraulic turbine from different views

从出力来看(图6(b)),改造前后加权分区效率主要集中在3个区间,改造前后其加权分区效率主要区间如表2所列。改造前从大到小依次为:30.55%(390～400 MW)、7.28%(290～300 MW)、6.64%(220～230 MW)。改造后依次为:32.68%(400～410 MW)、10.18%(300～310 MW)、4.91%(220～240 MW)。改造后对应加权分区效率提升分别为2.13%、2.9%、-1.73%。改造前后加权平均效率构成主要来源于3个出力区间,且改造后3个区间向较高出力方向移动。