印尼某水电站调节保证措施选择分析研究

1概述

1.1工程概况

印尼某水电站位于苏门答腊岛北苏门答腊省境内Batang Toru河中游河段，电站的开发任务主要为发电，采用引水式开发。水库正常蓄水位682.8 m，相应库容60.2万m3，死水位680.8 m，水库无调节能力。电站装机两台，总装机容量32 MW，枢纽由堆石混凝土重力坝、开敞式自由溢流堰、右岸引水系统和地面厂房等建筑物组成。

1.2电站基本参数

电站基本参数如表1所示。

1.3电站引水发电系统概况

电站装设两台单机容量为16 MW的水轮发电机组，输水发电系统布置方式为“一洞一管两机”[1]。引水系统由坝身进水口、坝后明管、前部引水隧洞、中部浅埋管、后部引水隧洞、压力钢管段组成。引水线路总长967.1 m，其中坝后明管段长50.62 m，前部引水隧洞328.83 m，中部浅埋管120.77 m，后部引水隧洞335.51 m（明管—后部引水隧洞内径为4.8 m）。压力钢管主管长100.5 m，直径4 m，压力钢管支管长18.5 m，管径2.9 m。两台机引水系统管径和长度相同，引水系统示意简图如图1所示。

2电站调节保证设计初步分析

根据NB/T 35021—2014《水电站调压室设计规范》中相关规定[2]，基于水道特性设置上游调压室的条件按如下公式判别：

式中：Tw为压力管道中水流惯性时间常数；[Tw]为Tw的允许值，一般取2~4 s；Li为压力管道及蜗壳各段的长度；ui为各管段内相应的平均流速；g为重力加速度；Hp为设计水头。

该电站压力管道水流惯性时间常数Tw值为9.18 s，大于规范的允许值4 s，根据规范要求需设置上游调压室。除设置调压室外，部分中小型电站由于地形、地质条件的限制，选择采用调压阀作为电站调节保证措施，根据GB 50071—2014《小型水力发电站设计规范》[3]中第6.2.4条“当压力升高率保证值和转速升高率保证值不能满足设计要求时，可采取下列措施”的第3条，为“设置调压阀”。

根据工程经验，结合本项目的工程实际、枢纽布置及地形、地质条件,针对调压井和调压阀两种调节保证措施进行进一步分析。

3电站调节保证措施对比分析

3.1技术可行性对比

3.1.1调压井方案

调压井利用扩大了的断面和自由水面反射水击波的特点,将有压引水道分成两段：上游段为有压引水隧洞,下游段为压力钢管。当机组负荷发生变化时,由于引水隧洞和调压井存在摩阻,通过引水隧洞和调压井中水体的往复波动,运动水体的能量会被逐渐消耗,波动也就逐渐衰减,最后波动停止。

调压井方案的主要优点：1）调压井能有效缩短压力管道的长度,减少水锤压力值。调压井上游段可大幅减小水锤压力的影响；调压井下游段压力管道,由于缩短了水锤波传递的路程,从而减小了压力管道中的水锤压力值,改善了机组运行条件及供电质量。2）调压井调压原理简单直接、调节性能好,能够比较全面地解决水力过渡过程问题,在大、小波动中都能发挥有效作用。当负荷出现轻微变化时,能迅速消除波动、恢复平稳状态；当负荷出现较大变化时,波动迅速衰减,水面振动幅度减小。3）调压井运行方便,且调节性能基本不随电站运行时间的增加而变化,可靠性较高。4）调压井结构简单,日常运行维护简单。调压井采用钢筋混凝土浇筑,管理上较为简单,日常仅需巡视检查即可,维护流程简单。5）调压井耐久性好。调压井采用钢筋混凝土浇筑,一般调压室的设计年限为50年,设计年限内只需简单检修维护即可长期使用。

调压井方案的主要缺点：1）调压井受地质、地形条件制约大,部分电站由于地质和地形条件限制,无法设置调压井。2）调压井土建工程量大,投资较高。3）调压井施工组织较复杂,需布设调压井施工道路,增加征地,导致投资增加。4）调压井施工工期较长,影响总工期。

本工程所在地印尼苏门答腊岛,位于板块交界处,地质情况复杂,邻接构造活跃区域,受地震和火山作用频繁。经地质勘测分析,工程所在地地质条件差,引水隧洞均为V类围岩,围岩极不稳定,成洞条件差,存在漏顶和沿裂隙涌水问题,开挖支护成洞风险高,成井条件差,因此设置调压井存在一定制约因素,导致投资和成本增加。

3.1.2调压阀方案

采用调压阀替代调压井的方案,在机组甩负荷导叶快速关闭时,通过开启调压阀引导一部分流量直接进入尾水中,从而控制机组的转速上升和引水管道的压力上升[4]。

调压阀方案的主要优点：

1）调压阀的布置受地形、地质条件及施工难度的制约较小[5]。调压阀一般布置在电站厂房内机组前压力钢管或蜗壳处,相比于设置调压井,调压阀的布置受电站当地的地形、地质条件及施工难度的制约较小。

2）节约投资。由于调压井土建工程量较大,土建投资较高,而调压阀方案仅增加调压阀及其附属设备的投资,厂房尺寸只需稍微增大,对土建投资影响不大，因此采用调压阀能节约投资0

3）施工组织简单，对工程总工期几乎无影响0调压阀方案仅涉及电站厂房内相关设备的安装及调试，基本无须增加额外的施工设施，且不影响工程的总工期。

调压阀方案的主要缺点：

1）可靠性较调压井低。调压井为水工建筑物，结构及调压原理简单直接，可靠性较高。虽然随着技术的发展和进步，调压阀的设计制造水平有所提高，但调压阀本质上为液压机械设备，理论上仍存在发生故障而拒动的概率0

当机组甩负荷紧急停机时，如调压阀因故障拒动，虽然通过导叶慢关，蜗壳的压力上升能控制在调节保证控制值内，但机组的最高转速上升率仍较高。虽然根据相关规范要求，机组在短时间内达到飞逸转速不应产生有害变形和结构性损伤，但机组超过额定转速后，转动部分的离心力成倍增长，仍会增大机组产生结构性损伤的隐患。

2）响应速度较慢，调节品质较差，运行灵活性下降。采用调压阀方案，虽解决了机组甩负荷时压力上升及转速上升的问题，但机组正常开关机及增减负荷时，调压阀不动作，因此本质上并未改变引水系统管道的特性0相比设置调压井的方案，电站开关机及增减负荷都需要更长的时间，导致电站的响应速度较慢，运行灵活性下降0

3）增加运行、检修、维护工作量。调压阀作为保证电站安全的重要设备，需对其进行定期的检修及维护以保证调压阀正常工作，因此电站运行、检修及维护的工作量会增加。

3.2经济性对比

3.2.1调压井方案

调压井方案投资主要涉及调压井单体建筑、施工辅助道路及征地。

调压井单体建筑物工程量如表2所示，投资1 680.18万元。

调压井需布设施工便道600余m，按56万元!km，施工便道增加投资33.6万元。

调压井井筒及施工便道合计新增占地约3 333 m2（5亩），征地费用按每667 m2（1亩）地4万元计列，新增征地费用20万元。

调压井方案合计工程投资1 733.78万元。

3.2.2调压阀方案

采用调压阀方案会主要增加如下几个方面的投资：

1）调压阀投资。每台调压阀设备的总投资约为150万元（含设备本体投资、备品备件、运费、税费、设备安装费及初估的运行检修维护费用），该电站共需两台套调压阀，共计300万元。

2）厂房尺寸增加的投资。根据枢纽布置成果，不设调压阀方案厂房尺寸为46.5 m"30.5 m#32.2 m（长$宽%高），根据调压阀的厂房布置，增加调压阀后，厂房尺寸为47.5 m&32.5 m'32.2 m（长(宽)高），厂房跨度增加2 m，长度增加1 m，相应工程量及投资增加如表3所示。

调压阀方案发电厂房投资较调压井方案增加310.67万元。

3）厂内起重设备的投资增加。不设调压阀方案初选厂内起重设备为额定起重量为100!20 t的单小车桥机，跨度为16 m，由于设调压阀后厂房跨度增加，桥机跨度由16 m增加至18 m，桥机重量增加约6 t，设备投资增加约20万元。

根据以上区算，调压阀方案共需增加投资约630.67万元。

4调节保证措施对比分析结论

经对两种调节保证措施方案进行对比分析，结合电站实际情况，主要结论如下：

1）设置调压井为最常见的调节保证措施，有丰富的工程实践，技术成熟、可靠性高，调节效果明显，且运行、检修及维护的成本较低。但土建投资相对较高，且受地形、地质及施工条件的影响较大。

2）调压阀的设置受地形、地质条件的制约较小，布置灵活，投资相对较低，虽然调节可靠性及调节品质较调压井方案差，但经复核计算满足保证电站引水发电系统及机组安全的要求。

3）该电站地质条件较差，围岩极不稳定，成洞条件差，且调压井井筒直径为12 m，存在漏顶和沿裂隙涌水问题，开挖支护成洞风险高，成井条件差，经分析计算，设置调压井投资比设置调压阀高1103.11万元，且调压井占用关键工期，使得总工期增加。

经综合比较，结合电站的实际情况，该电站调节保证选择采用调压阀方案。