灯泡贯流式电站机组多水头协联优化与负荷寻优

时志能，赵 彪，曾辉斌，刘 宇

（1.湖南五凌哈电能效科技有限公司，湖南 长沙 410004；2.五凌电力有限公司近尾洲水电厂，湖南 衡阳 421200）

0 引言

灯泡贯流式机组具有水头低、流量大的特点[1]，运行中导叶、桨叶协联关系的优劣直接关系到机组运行的效率和稳定性。工程实际中，由于模型试验偏差、水头测量或给定不准确、真机制造偏差及流道差压等原因，造成机组并非在最优协联关系下运行，影响水轮机的效率及运行稳定性[2]，如：原型水轮机与模型水轮机存在相似性偏差，导叶及桨叶加工及安装存在偏差等，机组协联曲线仍存在修正、调整的空间。据不完全统计，在机组协联关系设置不合理的情况下，水轮机效率可降低2%～8%，A 级检修间隔缩短2～3 年，部分机组甚至出现额定水头及以上无法满足额定出力要求的现象[3，4]。

某灯泡贯流式电站装设3 台机组，额定水头6.8 m，水头运行范围3.0～10.0 m，额定转速75.0 r/min，额定流量361 m3/s，额定功率21.06 MW。受流域水资源分布极不均匀的影响，电站机组长期在中高水头、低水头运行工况来回穿越，同时下游电站投运后，机组高水头运行时间明显减少，为此有必要验证并尝试优化中高水头段的协联关系，以实现机组安全稳定性指标可控、电站发电量最大化目标。

1 机组协联优化测试方法及评价策略

1.1 试验水头选取

从2010～2022 年各水头段统计数据来看水头8.0～10.0 m 占比约为46%，7.5～8.0 m 占比约为30%，7.0～7.5 m 占比约为10%，电站在高水头的运行时间超过86%。自2016 年下游电站投运后，8.5 m及以上毛水头未再出现，机组主要运行在6.5～8.5 m毛水头段区间，2017～2022 年在该区间的平均占比达90.67%，且在7.0～8.0 m 毛水头段区间的平均占比为88%，为此，协联优化水头选取为7.0 m、7.5 m、8.0 m。

1.2 协联优化测试方法

真机协联优化实践中，一般采用相对效率试验对模型换算的协联关系进行优化[5]，以调速器采集水头、机组有功、主要部件的振动和摆动数据为基础资料，在兼顾效率和稳定性的基础上予以修正。具体方法为：①将运行水头调整至试验所需水头，并在测试过程中尽可能的保持发电机功率因数为额定值或接近1；②调速器切现地控制，通过固定导叶开度，在一定范围内改变桨叶开度的方式获取相对效率和振摆测试结果，以确定不同水头、各导叶开度下的最优桨叶开度。

本文采用基于功率特性、效率特性、振动特性的多目标协联优化寻优方式来确定水轮机的协联关系，即：在主要振动和摆度测点（以水导X 水头振动测点为主）峰峰值无较大变化的前提下，综合考虑水轮机流量和效率对机组功率的联合影响，7.0 m 水头时以机组功率最大为判定依据、7.5 m 和8.0 m 水头时以机组效率最优为判定依据，确定最终的协联关系。

1.3 调速器协联关系转化

调速器的导叶、桨叶协联关系为离散数据，水头一般为取整或水轮机特征水头，导叶和桨叶开度一般间隔5%～10%，由于桨叶开度均随动导叶开度，已知任一水头及导叶开度，均可按式（1）～式（3）、图1进行桨叶开度的线性离散计算。

图1 水轮机导叶、桨叶协联关系换算

其中：GV为导叶开度，BO为桨叶开度，H为水头。

2 机组协联优化分析

以2 号机组为试验对象，3 个水头的协联优化关系曲线如图2 所示，从效率最优方面考虑，水轮机导叶在小开度工况，桨叶需往开的方向优化；在大开度工况，桨叶需往关方向优化。在主要振动测点数据变化不大及现有导叶开限不变的前提下，为追求机组功率及效率最大化，相比原协联关系，试验结果表明：

图2 3 个水头下的协联关系优化前、后对比

（1）7.0 m 水头时电站处于临界弃水状态，此时电站来水充裕，导叶开度大于80%以上工况，机组相对效率适当减少，最大降幅为0.56%，桨叶开度增加后，功率增加0～0.37 MW。导叶开度75%以下工况，桨叶开度增加后，机组相对效率和功率同步增加，其中相对效率最大增幅为1.97%，功率最大增加值为0.36 MW。协联优化后，灯泡体X 向水平振动、组合轴承、水导轴承、转轮室振动峰峰值均在规范允许范围内；桨叶开度增加后，除转轮室轴向振动总体呈下降趋势外（最大降幅为68 μm），主要振动测点峰峰值总体呈波动变化趋势，且变化值均在±15 μm 以内，机组稳定性指标未见明显变化。

（2）7.5 m 水头时电站为非持续满发状态，导叶开度75%以上工况，桨叶开度最大降幅为5.12%，相对效率提升为0.09%～2.04%。导叶开度70%以下工况，桨叶开度与机组相对效率同步增加，桨叶最大增幅为7.09%，在7～10 MW 工况范围内，机组功率提升值为0.35 MW。协联优化后，灯泡体X 向水平振动、组合轴承、水导轴承、转轮室振动峰峰值均在规范允许范围内；桨叶增加或减小后，主要振动测点峰峰值有增有减，机组稳定性指标未见明显变化，其中水导轴承X 向振动总体呈波动变化趋势，各测点变化值均在±25 μm 以内。

（3）8.0 m 水头时电站为非持续满发状态，导叶开度70%以上工况，桨叶开度最大降幅为3.12%，相对效率提升0～0.95%。导叶开度65%以下工况，桨叶增加后，机组相对效率同步增加，在7～11.5 MW工况范围内，机组功率提升值约为0.28～0.36 MW。协联优化后，灯泡体X 向水平振动、组合轴承、水导轴承、转轮室振动峰峰值均在规范允许范围内，桨叶开度增加或减小后，主要振动测点峰峰值有增有减，总体而言，机组稳定性指标未见明显变化。其中转轮室Y 向振动峰峰值在导叶开度59.73%工况下最大降幅为51 μm，组合轴承Y 向振动在导叶开度54.8%工况下最大降幅44 μm，其余测点波动变化值均在±20 μm 以内。

根据近5 年2 号机组在各水头下的出力范围占比，水轮机经协联优化后，年平均可实现增发电量约为17.7 万kW·h。

针对轴流转桨式或灯泡贯流式水轮机，根据水轮机模型特性曲线的单向变化特征，不同水头对应的导桨叶协联关系均不存在交叉点，而水头差值式（1）和式（2）、开度差值式（3）的分母均为正值，故交叉类型的协联关系不会引起调速器协联关系计算的逻辑错误，同时在满足机组稳定性的前提下，可根据实际情况进一步大开度调整导叶和桨叶的优化关系，达到实现电站发电量最大的目标。

3 结语

在机组稳定性无明显突变的前提下，从机组效率及功率最大化方面考虑，7.0 m 时电站处于临界弃水状态，以追求功率最大化优化协联关系，桨叶开度主要以增加为主；受来水及库容影响，7.5 m、8 m 时电站无法持续满负荷运行，主要以优化效率为主，低负荷工况下桨叶开度增加后相对效率同步提升，高负荷工况则降低桨叶开度以提升相对效率。协联关系优化后，主要振动测点峰峰值有增有减且均满足标准规范要求，机组稳定性指标未见明显变化。