彭水水电站超低水头下机组运行方式浅析

彭水水电站超低水头下机组运行方式浅
析
摘要：本文介绍了彭水水电站超低水头下运行情况，通过分析超低水头下的影响因素，得出彭水水电站在超低水头下的运行方式建议，为机组的安全稳定运行提供了参考。

关键词：水电站，超低水头，运行方式。

0引言
彭水水电站安装5台立式混流式水轮发电机组，设计单机容量为350MWA，水轮机型号为HLF169A0–LJ-768，转轮直径7680mm，最大工作水头81.60m，最小工作水头52m，额定水头为67m，彭水水电站机组单机流量大，下游河道狭窄，机组发电流量及下泄流量对下游水位影响较大。

该工况能否安全运行以及如何运行有必要进行分析，因此需分析尾水位的变化对机组运行振动区、振动规律的影响，为机组运行提供全面指导。

1彭水水电站水位及水头运行情况
1.1上游水位
彭水水库的运行方式为：汛期5月下旬～8月底控制发电兴利水位不超过防洪限制水位287m；9月初水库开始蓄水，一般情况下，9月中、下旬可蓄至正常蓄水位293m；10月～12月维持正常蓄水位运行；1月～3月为供水期，电站一般按保证出力发电，正常情况下控制供水期末库水位不低于死水位278m；5月中旬迫降库水位，中旬末库水位降至防洪限制水位287m。

2机组低于设计最小水头工况运行分析
2.1调保计算
由于汛期彭水水电机组在低水头、高尾水位下运行，水轮机工作水头低、引用流量大，同时高尾水位将变顶高尾水隧洞完全淹没，造成整个流道内水流惯性较大，可能会影响到机组的甩负荷过渡过程性能。

因此有必要分析彭水水电机组在下游高尾水位、低水头下甩负荷过渡过程调保计算是否满足要求。

表1调保计算仿真结果
2.3机组稳定性
2.3.1机组振动摆度分析
通过查询对彭水水电站各台机组全水头段稳定性结果，60m以下区域随着水
头的下降，振动摆度较大区变幅不明显，但低于52m时，机组摆度略有上升趋势。

变尾水位分析结果表明，相同水头下，高尾水位(218m≤H下)，220MW以下负荷
区间，将出现摆度明显上升情况。

在低于设计最小水头运行时，随着水头的降低，机组稳定性可能进一步的恶化，因此需密切关注机组稳定性情况，机组振动摆度
出现明显增大应及时采取调整负荷或停机措施。

2.3.2叶道涡
在低于设计最小水头运行，还应避开叶道涡区间运行。

与尾水管涡带一样，
叶道涡发生于低负荷区。

如果叶道涡发展比较严重时，可能会形成比较粗大的涡带，而且叶道涡的尾部相当不稳定，噪音比较大，将影响机组稳定运行，甚至会
引起叶片裂纹的产生。

机组尽量高于叶道涡初生负荷运行。

3低于设计最小水头运行对机组的其他影响
3.1影响补气效果，减振作用消弱。

随着尾水位的提高，使得自然补气效果
极大消弱，补气减振作用减弱，可能引起机组振动摆度上升；平衡管减压作用也
将减弱，可能进一步恶化机组稳定性。

3.2增加漏水风险，对机组安全运行构成安全隐患。

尾水位过高工况下运行，增加中心补气阀漏水风险。

机组中心补气阀由于需要经常动作易造成密封不严或
者失效，近年来多个电厂发生高尾水位情况下水流从中心补气阀倒灌至发电机组，引起转子接地、绝缘下降甚至发电机烧毁情况。

彭水水电站低于设计最小水头运行，下游水位将超过230m，彭水大轴中心补气管最高位置才221m，该工况下若
出现甩负荷情况，由于反水锤的作用，尾水水压力将进一步增大，增加中心补气
阀漏水风险。

4建议运行方式
结合上述分析，得出机组低于设计最小水头（净水头52m，毛水头54m）的
运行方式。

4.350m以下毛水头由于缺乏实际运行数据，实际运行情况未能掌握，
因此需慎重对待，并密切关注机组稳定性，机组振动摆度出现异常上升情况（变
幅超过25%），机组应立即采取停机措施。

低于设计最小水头运行时间应受到限制。

为了确保机组空蚀满足保证值，《GB/T15469.1水轮机、蓄能泵和水泵水轮
机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》要求在相应的基准运行时间内
机组在各区间的运行时间应满足规程要求。

低于设计最小水头工况属于低水力比
能短时间运行范围，规范要求在基准时间内低水力比能运行时间应低于50h，彭
水水电站属于调峰电厂，基准时间取为3000h，因此彭水水电机组运行3000h内
低于设计最小水头工况的运行时间应小于50h。

5结束语
彭水水电站机组单机流量大，下游河道狭窄，机组发电流量及下泄流量对下
游水位影响较大。

因此机组运行偏离设计水头运行在汛期高温大负荷期间时有发生，因此提出运行方式，以保证设备运行稳定，但同时还需落实保证机组安全运
行的措施。

参考文献：
[1]NB/T35021-2014．水电站调压室设计规范，2005
[2]GB/T15469.1．水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定。