石佳磊

（国投云南大朝山水电有限公司，云南 昆明 650213）

1 电站概况

云南大朝山水电站位于云南省临沧市云县和普洱市景东县交界的澜沧江上，该电站为澜沧江中下游河段规划建成投产的第四级电站，水库正常蓄水位为899.0 m，水库总库容为 9.4 亿m3，为季调节水库。电站以发电为主要目的，共安装 6 台单机容量 225 MW 的水轮发电机组，总装机容量1 350 MW，在上游小湾电站投产前多年平均发电量为59.31 亿 kW·h，小湾电站投产后多年平均发电量为70.21 亿 kW·h，向云南电网和西电东送工程输送强大电流，是云南电网主要调峰调频电厂之一。

为了满足当时国内电力市场供不应求状态的需求，大朝山水电站原转轮设计偏向于获得更高的水轮机效率，过多的注重水轮机的能量性能而忽视了水力稳定性。2008 年以后，由于云南电网结构发生变化，机组运行方式多变且需经常在运行工况相对恶劣的低负荷区域运行，这使得水轮机稳定运行问题变得越来越突出。低负荷区域运行时压力脉动、振动、摆度及噪音均较大，多项指标超出主机合同及国家标准的相关要求值，转轮裂纹现象非常严重且频繁出现，仅靠局部修复已很难从根本上解决问题。为从根本解决水轮机组运行稳定性的问题，大朝山水电站从2022 年开始对水轮机组转轮展开了更新改造。

表1 水轮机主要参数

2 额定水头的选择

额定水头（rated head）是指“水轮机在额定转速下，输出额定功率时所需的最小水头。”水轮机额定水头的选择将直接影响水轮机的转轮直径、加权平均效率和水轮机运行的稳定性。选择一个合理的额定水头并在此基础上优化转轮的水力设计、合理匹配各项水力参数，可以减少压力脉动、振动和空化带来的破坏，保证机组运行安全，并获得更为优秀的运行效率。

大朝山水电站新转轮改造项目中在维持原转轮尺寸与额定出力基本不变的情况下，需要对机组的额定水头进行复核选择。

2.1 运行现状分析

大朝山水电站原设计最高水头在小湾电站投产前（以下简称前期）为85.63 m，小湾电站投产后（简称后期）为82.90 m，最低水头前期为53.02 m，后期为59.07 m，加权平均水头前期为71.11 m，后期为75.43 m，最低水头提升了约6 m，加权平均水头提升约4 m。后期最高水头与最低水头之比为1.403，水头变幅较大。

从表2 及图1 大朝山水电站2004～2017 年采集的水文数据来看，电站月平均毛水头基本上在64 m以上，特别是2011 年小湾电站建成全部投产后月平均毛水头都在70 m 以上，大部分都处于76.5～83 m之间。大朝山水电站布置型式为地下厂房长尾水洞，6 台机组厂前引水管道为单机单管布置，厂后3台机组共用1 条尾水洞。输水系统水头损失按下式计算：

表2 大朝山水电站 2004～2017 年毛水头统计 单位：m

图1 大朝山水电站2011～2017 年毛水头正态分布

1 台机组发电时：Δh=24.93×10-6×Q2

其他情况：Δh=3.119+8.637 5×10-7×Q2

注：式中Q为电站机组总过流量。

根据上述引水系统水头损失公式计算，电站平均水头损失为 4.65 m。故根据表2 毛水头统计结果显示，小湾电站建成后，大朝山水电站目前实际运行水头（净水头）长期处于 72～78.5 m 区间，与后期 75.43 m 的加权平均水头基本吻合。

从上述的分析来看，目前机组实际运行水头范围较后期原设计运行水头范围已发生了改变，且长期高于原额定水头运行。一般来说，对水头变化幅度较大的水电站，额定水头越低，机组在高水头区域运行时越不稳定，容易导致机组产生较大的振动、压力脉动等；额定水头越高，机组在低水头区域出力受阻就越严重。根据目前电站实际运行情况，需要小负荷或者空载情况长期运行，适当提高额定水头对水力稳定性能是有利的，基于转轮改造的最终目的，所以在额定水头的选择中应以稳定性为首要考虑，同时保障其他要素尽量最优，因此额定水头有抬高的可能性。

2.2 方案拟定比选

根据大朝山水电站初设报告、技施报告、汛期运用水位调整研究报告、水库调度设计报告成果，在上游小湾水电站投产后，结合大朝山水电站实际汛限水位运行情况，初步拟定72.5 m、74.0 m、75.0 m 和 76.0 m 4 个不同额定水头方案，并按汛期控制水位887 m、893 m 和895 m 3 种方案分别测算。

2.2.1 水力设计分析

（1）水头比值

根据DL/T 5186-2004《水力发电厂机电设计规范》及条文说明规定：“对于中高水头电站，额定水头宜在加权平均水头的0.95～1 的范围内选取；最大净水头与额定水头的比值也可作为选择额定水头的参考，据统计资料表明Hmax/Hr 比值，国外有85%的电站小于1.15，国内有75%的电站小于1.15，而这些大型机组运行情况都较好”。通过对国内外大型水轮发电机组运行稳定性能的调查分析，为保证高水头部分负荷工况运行稳定性，水轮机在高水头范围运行时导叶应有合适的开度。若机组额定水头选择偏低，即使机组在高水头段的额定负荷运行，导叶开度也相对偏小，尤其是高水头段的部分负荷区导叶开度偏小更为突出，叶片进口会产生“撞击”的涡流和转轮出口的旋转涡流，并诱发尾水管的压力脉动使水轮机的运行不稳定、叶片及转轮产生振动而使应力增大，这也是转轮出现裂纹的重要因素。72.5 m、74.0 m、75.0 m 和76.0 m 4 个不同额定水头与电站后期加权水头 75.43 m 的比值分别为 0.96、0.98、0.99 和1.01，除76 m 超过加权平均水头的1.0 外，其它3 个水头均满足要求。电站后期最大水头 82.9 m 与额定水头 72.5 m、74.0 m、75.0 m 的比值分别为1.14、1.12 和1.105，3 个水头比值均小于1.15，均满足要求。

大朝山水电站前期加权水头71.11 m，后期加权水头75.43 m，原额定水头的选取是综合考虑了前后期的加权水头，既考虑了前期电站的发电效益，更主要的是考虑了小湾水电站建成后的电站发电效益，最终选取72.5 m。前后期加权水头平均值为73.23 m，额定水头 72.5 m 与其的比值为 0.99，后期加权水头75.43 m，按原比值水平计算，得后期额定水头约为75 m。

基于上述关于水轮机稳定运行的分析，仅从机组稳定性角度考虑，额定水头越高对其在高水头区域的运行稳定性越有利，故将额定水头抬高到 75 m 是较为可行的。

（2）额定比转速

较高的比转速带来的经济效益是十分巨大的，但是过高的比转速值会导致水轮机的空蚀、泥沙磨损及稳定性等性能恶化，最优效率降低，高效率运行工况区变窄，进而无法达到提高综合性能的目的。额定水头与水轮机比转速的大小直接相关，大朝山水电站机组水头变幅较大，需要带部分小负荷或者空载长时间运行，比转速选择应以水力稳定性为主。比转速及比转速系数按下式计算：

式中：

ns—水轮机比转速，单位为m·kW；

K—比转速系数；

n—水轮机转速，r/min；

P—水轮机功率，kW；

H—水轮机水头m。

大朝山水电站原额定水头Hr=72.5 m，水轮机额定出力Pr=229.6 MW，同步转速nr=115.4 r/min，据此计算额定比转速ns=261.4 m·kW，比转速系数K=2 225.6。

目前对于如何选择和确定比转速，如何评定比转速的高低还没有精确的判断方法，一般通过经验与理论相结合的方法来分析评价，即通过对相似电站的比转速及比转速系数进行统计对比以及统计回归曲线来进行确定。

图2 是对多个混流式水电机组做出的统计回归曲线，由该曲线可知额定水头Hr=75 m 时，所对应的比转速大约在250 m·kW。通过与表3 相近水头段的电站参数统计比较，大朝山水电站的比转速水平相比统计平均值偏高，因此适当提高额定水头会使比转速小幅降低，对于保证电站的稳定性与整体效益是有利的。额定水头Hr=74 m 时，其对应的ns=254.8 m·kW，比转速系数K=2 192；额定水头Hr=75 m 时，其对应的ns=250.5 m·kW，比转速系数K=2 170；前述2 种额定水头的比转速数值在表3 统计数据中均占中等水平且都与图2 的统计回归曲线对应值相近，75 m 对应的比转速较74 m 相对更低一些，水力稳定性相对就会更好一些，故从比转速方面考虑，额定水头选择 75 m 更为理想。

图2 混流式水电机组比转速和额定水头统计回归曲线

表3 50～80 m 水头段部分机组参数统计表

（3）效率

适当提高额定水头对提高机组整体加权平均效率也是有利的，大朝山水电站机组原水轮机选型及设计思路更多关心大负荷区域的效率水平，原转轮模型加权平均效率达到了91.99%，真机加权平均效率达到了93.62%，即使在当今也是处于较高水平，这种理念虽然使加权平均效率最大化，但却忽视了机组在小负荷工况下的运行稳定性，这也是造成大朝山机组运行区域狭窄、转轮裂纹的主要原因。从电站目前运行的加权因子表4 来看，小负荷（0%～45%额定出力）工况下的加权因子为10.3%，大负荷（90%～100%额定出力）工况下的加权因子达到了约63.8%。如果单从提高加权平均效率的角度出发，那么需在水力选型时将最优工况向额定工况点靠近，这就会与电站的原设计思路一致，导致机组在小负荷工况下水力稳定性差的问题就无法彻底解决。大朝山机组目前小负荷及空载工况占有较大比重，该区域稳定性好坏将是决定此次转轮改造成功与否的关键，同时要满足相关标准对45%～100%负荷区域（101～225 MW）的稳定运行要求，因此此次改造必须将水轮机的最优工况点向小负荷工况倾斜，才能改善机组在小负荷及空载工况下的运行稳定性。

表4 大朝山水电站水轮机实际运行加权因子表(W i)

从设计经验来看，大朝山此次转轮改造额定水头在72.5 m、74 m 和75 m 时的目标效率预计值见表5。

表5 大朝山水电站水轮机改造前后效率对比

由表5 可知，额定水头Hr=74 m 时机组加权平均效率值较Hr=72.5 m 提高了0.2%，尾水管最大压力脉动值（主要是部分负荷工况）降低值了1%；额定水头Hr=75 m 时机组加权平均效率值较Hr=72.5 m 提高了0.3%，尾水管最大压力脉动值（主要是部分负荷工况）降低了2%。如果维持原额定水头Hr=72.5 m，此时额定工况点流量增加，加权平均效率降低较多，故从效率方面考虑，额定水头选择75 m更为理想。

综合上述对水头比值、比转速和效率3 个方面的分析，从水力设计角度分析，将额定水头抬高至 75 m 更有利于保证水力稳定性。

2.2.2 动能经济指标分析

通过对大朝山水电站从1953 年6 月至2000 年5 月共47 年径流系列资料进行径流调节计算，延长后的径流系列多年平均径流量为1 357 m3/s。对库容、尾水出口水位、蒸发、渗漏损失及库区工农业用水等水量损失等的数据复核，并根据大朝山水电站的机组机型及额定水头，计算不同水头电站预想出力，进行各方案径流调节计算，主要成果见表6。

表6 各方案径流调节成果

从表6 可以看出，水轮机额定水头越高，出力受阻部分越多（大朝山电站实际运行中出力受阻主要发生在汛期的部分低水头段时段）。水轮机额定水头抬高至75 m 后，电站多年平均发电量较72.5 m额定水头略有减少，鉴于表5 中水轮机的效率值为可研阶段的保守预估值，在设备招标采购阶段要求主机厂家按不低于此预估值进行设计，并进行优胜劣汰，故在新转轮确定后电站实际的多年平均发电量较表格中的计算值将会相平或有所增加，电站最终的多年平均发电量较原额定水头72.5 m 相差不大，因此额定水抬高至75 m 是可行的。

从发电量及动能经济指标方面考虑，希望选择较低的额定水头；从水轮机运行稳定性方面考虑，希望选择较高的额定水头。故额定水头的选择要尽量做到动能经济和机组稳定性的平衡，但是很显然，经济效益是建立在电站安全稳定运行的基础上的，应服从于安全稳定运行。综上分析，考虑到大朝山机组目前存在的主要问题，应首先从保证水力稳定性能的角度来考虑额定水头的问题，再同时平衡电量经济，故在此次改造中大朝山水电站额定水头由原 72.5 m 抬高至 75 m 较为合适。

3 结语

水轮机作为水电站的核心设备，其安全平稳的运行对电站起着重要的作用。额定水头的选择应当综合各项资料，在技术上确定水轮机额定水头可选范围，对符合经济和技术的方案进行比选，从而选择出各项指标最优的水轮机额定水头。最终达到既保证电能的安全稳定供应，又能创造最大的经济效益，使高效和稳定相结合。