四川省某水电站发电效益优化水工模型试验研究

2012-08-14包中进屠兴刚

浙江水利科技 2012年4期

王斌,包中进,屠兴刚,徐岗

(浙江省水利河口研究院,浙江杭州 310020)

随着水利工程的不断发展,优势资源日趋减少,中低水头的径流式电站已逐步成为水电开发的重点。对于径流式水电站而言,灯泡贯流式水轮发电机组研究已经较为成熟,应用非常普遍,因此在水电站的设计规划时,侧重点往往在于建筑物布置的合理性,特别是电站进水口以及下游尾水渠等建筑物的布置方式,对减小水头损失、提高发电水头及改善电站效益具有直观显著的效用[1-2]。

本文以四川省某水电站为例,通过物理模型试验,观测了电站上、下游的水流流态及水面线,探索电站进水口及尾水渠布置方式对于改善电站效益的作用。

1 工程概况

该水电站工程任务为发电和旅游。水库正常蓄水位为1 079.50 m,相应库容为130万m3,电站为河床式电站,设计水头为6.16 m,采用2台贯流式水轮发电机组,电站满负荷发电流量320 m3/s,装机容量为2×8.5 MW。建筑物沿坝轴线从左至右依次为13孔泄洪闸、1孔冲砂闸、2台机组厂房坝段和安装间(见图1)。

图1 工程平面布置示意图

电站尾水渠位于闸下河道右岸,明渠总长约1 000 m,底宽约66 m,现状渠底平均高程为1 070.50 m左右,较主河道平均底高程1 072.00 m低,为防止泄洪时主河道内的泥沙进入尾水渠内,设计在尾水渠左侧设置混凝土直立挡墙。当汛期来流量超过900 m3/s时,尾水渠参与河道行洪。

电站自投入运行以来,存在上游进水口水头损失较大、拦污栅前发生吸气漩涡以及下游尾水位明显较高等现象。在发电流量250 m3/s工况下,库区至拦污栅前的水位差为0.21m,尾水位较设计值高0.72 m以上,经估算,电站发电水头仅为设计值的84%,年发电收益降低了约350万元,已明显影响到电站效益的正常发挥[3]。

2 研究方法及模型验证

根据对象特点及研究目的,本文采用正态水工模型开展研究,模型几何比尺为1∶35。模型上游模拟至库区桩号0+320m附近,下游模拟至桩号1+500 m附近(尾水渠出口以下330 m左右),全长约1 820 m。建筑物则模拟了电站流道及进出水口、拦沙坎、冲沙闸及其临近的8孔泄洪闸室[4]。

考虑尾水渠河床原型糙率约为0.031,因此物理模型糙率采用梅花型加糙法处理,验证工况流量为250m3/s,验证结果见图2。由图2可知,尾水渠水位整体与实测资料吻合较好,试验成果可用于电站效益优化分析。

图2 尾水渠水面线验证图

3 电站尾水渠布置优化

由于实测电站流量250 m3/s工况时,电站尾水池水位为1 073.22m,较设计计算值高了0.72 m,是影响电站效益的主要因素,为此,试验首先针对尾水渠开展了优化布置研究。

3.1 现状布置方案

现状工况尾水渠试验实况见图3,结合图2可知,电站满发流量320 m3/s时,出水口至桩号0+900 m附近水面较为平缓,水面平均比降约为0.07%,水流在尾水渠前段壅高明显,局部河段挡墙顶存在侧向溢流,桩号0+650 m断面的渠道平均流速约1.6m/s。而桩号0+900m以下河段的水面线比降则增至0.24%,水流在尾水渠末端明显扩散,流态较急,桩号1+168m断面平均流速约3.1 m/s。尾水渠以下河道开始全断面过水,水面逐步恢复平缓,平均比降约为0.09%。

以上结果表明,尾水渠左侧挡墙高度以及渠道内的过水断面是制约尾水渠顺畅出流的关键因素,受现状条件限制以及为了防止行洪时主河道泥沙进入尾水渠内,试验提出了在尾水渠左侧挡墙开孔分流、尾水渠底高程疏浚及开孔疏浚相结合的3种优化布置方案。

图3 现状工况尾水渠试验实况图

3.2 优化布置方案

3.2.1 挡墙开孔方案

挡墙开孔方案是指在电站尾水池以下75 m位置的挡墙上开孔,为保持挡墙稳定及结构安全,采用每间隔5 m开1孔的方案,每孔宽度亦为5 m,孔底高程1 071.50 m,试验分别对开5孔总25 m方案、10孔总50 m方案以及15孔总75 m三个方案进行了观测,此时,主河道水位约为1 072.05 m。试验实况见图4,沿程水面线见图5。

图4 尾水渠开孔方案试验实况图

由图5可知,开孔分流能够较为有效地降低电站尾水池内的水位。开孔后,尾水渠内水流流态与现状工况基本相似,孔口位置水流基本为自由出流。在电站满发流量工况时,开孔 25,50,75 m的孔口分流量约 25%,29%,43%,尾水池内(电站出口位置,下同)的水位分别降低了约0.42,0.60,0.70 m,降为1 073.07,1 072.90,1 072.79 m。但3种尾水渠挡墙开孔分流方案未能使电站尾水达到设计水位1 072.50 m。

图5 尾水渠开孔方案沿程水面线图

3.2.2 尾水渠底高程疏浚方案

根据实测地形资料,现状尾水渠桩号0+168.45～0+288.45 m底高程为1 069.50 m,桩号0+300.94～1+396.20 m底高程约为1 070.50 m。因此,疏浚方案起始位置选在0+288.45 m断面,并按纵向底坡1∶500疏浚至桩号1+230.00 m。考虑到渠道左侧挡墙基础安全及右侧景观柱的稳定,疏浚开挖位置与挡墙、景观柱间各预留了一定的安全距离。试验地形高程及水面线见图6。

试验结果表明,疏浚后尾水渠内水位降低较为明显,虽然水面线仍较为平缓,但由于过水断面的增大,渠道内流态整体有所改善,水面无明显跌落现象。电站满发流量时,尾水池水位较现状工况降低了0.81 m,降为1 072.69 m,但仍未达到设计水位1 072.50 m。

图6 尾水渠疏浚方案沿程地形及水面线图

3.2.3 尾水渠疏浚兼开孔方案

为进一步降低电站尾水池内水位,试验在尾水渠疏浚方案基础上,对尾水池左侧挡墙进行开孔分流研究。考虑到疏浚后尾水渠内水位已有所降低,渠道内外水位差减少,开孔效果有所减弱,现将孔底高程由方案1开孔25 m时的1 071.50 m降为1 071.00 m,开孔起始位置由桩号0+243.4 m位置上移至尾水池左侧桩号0+086.00 m断面,开孔宽度及间距仍为5 m。为防止汛期主河道泥沙进入电站尾水池内,拟采用闸门控制对分流孔进行管理。试验分别观测了开2孔共10 m宽、4孔20 m宽及6孔30 m宽3组方案。试验水面线见图7。

试验表明,疏浚兼开孔后,电站尾水流态基本没有改变,且由于尾水池内水位与外侧主河道水位1 072.05 m较为接近,孔口流态基本为淹没出流,过流能力相对较低。

电站满发工况时,疏浚兼开孔10 m、疏浚兼开孔20 m及疏浚兼开孔30m孔口分流流量分别为9%,17%,26%;尾水池内的水位较现状工况分别降低了约0.88,0.94,1.02 m,仅疏浚方案分别降低了0.07,0.14,0.21 m,尾水池内水位达到1 072.62,1072.55,1 072.48 m。因此,在电站满发工况时,疏浚兼开孔10m、疏浚兼开孔20 m方案尾水位仍略高于设计水位1 072.50 m,疏浚兼开孔30 m方案则能够达到设计水位要求。

图7 尾水渠疏浚兼开孔方案沿程水面线图

4 电站进水口布置优化

从现场勘察发现,电站上游进水口存在绕流、水面跌落以及拦污栅前发生吸气漩涡等现象,进水口附近存在约0.21 m的水头损失,影响了电站出力。其次,吸气漩涡还容易引起机组气蚀破坏、结构物振动及拦污栅被漂浮物损坏等危害,从而影响机组出力及电站安全稳定运行。

因此,试验首先在电站拦污栅前分别增加了2道消涡横梁,间距约为3 m,通过横梁破坏了漩涡的形成条件,从而保证了前池水流流态的稳定。消涡后,库区至拦污栅前的水头损失降低为0.15 m,消涡梁试验照片见图8～9。

另外,现状拦沙坎高1 074.0 m,宽90.0m;连接的进口导墙长35.0 m,高1 079.5 m,进水口水面流态有一定绕流及跌落。为增加电站进水口拦沙坎的过流断面,改善进水口流态,试验分别将冲沙闸左侧导墙超过拦沙坎高程部分缩短了1/3,2/3,1(见图10)。试验结果表明,导墙缩短后,库区至电站前池水头损失分别降低为0.15,0.08,0.07m,因此,推荐将导墙缩短2/3。