周 攀，孫慧芳，鄧 磊

(國網新源控股有限公司技術中心，北京 100073)

隨著水力設計水平的逐步提高，越來越多抽水蓄能電站輸水管路采用一管多機的布置形式[1]，為了校核機組過渡過程計算，確保同一流道機組同時發(fā)電運行的安全性，需要對一管多機并列運行的機組進行負荷干擾試驗。當進行水力干擾試驗時，由于一臺號機組導葉、球閥快速關閉，導致同一流道內的另一臺機組球閥前端壓力的急劇上升，因此會造成該機組出力上升。

調速系統(tǒng)作為水電站最重要的輔機之一，負責控制機組導葉開啟、頻率控制、負荷調整和工況轉換等重要任務，其控制策略的可靠性直接影響機組的安全穩(wěn)定運行[2]。本文主要探討調速器不同控制策略對同一流道機組負荷干擾試驗的影響。

1 試驗條件

下面以浙江某抽水蓄能電站為例介紹調速器處于不同的控制模式下進行負荷干擾試驗時，機組負荷變化受到的影響。

1.1 電站參數(shù)

電站引水輸水管路采用一管兩機，尾水輸水管路采用一洞兩機的布置形式，電站主要參數(shù)如表1所示。

1.2 導葉關閉規(guī)律

水輪機方向運行時導葉關閉規(guī)律設計為2段，拐點為58%；其中第一段關閉時間為8.7 s；第二段關閉時間56.9 s。

現(xiàn)場實際導葉關閉規(guī)律測試結果如圖1所示。

表1 電站主要參數(shù)表

圖1 導葉水輪機方向時間規(guī)律測錄圖

實測拐點為56.67%；其中第一段關閉時間為8.67 s；第二段關閉時間64.59 s，滿足設計要求。

1.3 設計保證值

根據調節(jié)保證計算，在考慮壓力脈動的情況下，計算了在一管雙機負荷干擾情況下的過渡過程保證值，并對機組功率擺動情況進行了測算，主要參數(shù)見表2所示。

表2 參數(shù)設計保證值

1.4 調速器控制模式

調速系統(tǒng)的控制模式一般分為頻率環(huán)，開度環(huán)和功率環(huán)，控制邏輯示意圖見圖2。

圖2 調速器控制邏輯圖

(1)頻率調節(jié)。以機組轉速為控制目標，一般頻率給定為50 Hz。例如機組在空載運行時，控制導葉開度調節(jié)機組頻率為設定值，以便機組能同期并網運行；在發(fā)電時調速器檢測機組頻率與頻率給定的頻差Δf，當該頻差超過設定值Ef時，調速器會根據設定的調差系數(shù)Bp按照公式(1)進行負荷調整Δp，這也就是所謂的一次調頻功能[3]，這是調速器的固有特性，不受運行方式影響。

(1)

式中：Δp為功率變化率；Pr為額定功率；Δf為頻差；Ef為一次調頻死區(qū)；Bp為調差系數(shù)。

(2)開度調節(jié)。以導葉開度為控制對象進行閉環(huán)控制。例如機組在開機過程中以空載開度為目標進行導葉開啟，控制機組轉速逐步上升；機組在抽水工況運行時，調速器根據上下庫水位按照主機廠家提供的揚程、開度曲線進行尋優(yōu)開啟導葉抽水。

(3)功率調節(jié)。以機組功率為控制對象進行閉環(huán)控制。例如機組在發(fā)電工況時采用調速器功率閉環(huán)模式運行，監(jiān)控僅下發(fā)功率設定值，調速器進行導葉開啟關閉，當負荷達到監(jiān)控設定值后本次調節(jié)完成。當功率反饋回路故障狀態(tài)下，調速器可以切至開度模式，此時監(jiān)控系統(tǒng)根據負荷曲線調節(jié)調速器開度，完成閉環(huán)控制[4]。

在發(fā)電工況時，調速器主要有2種運行模式：開度閉環(huán)和功率閉環(huán)，其中功率閉環(huán)為主，開度閉環(huán)為輔。二者可以切換運行。

2 試驗結果與分析

為了分析調速器運行方式對同一流道負荷擾動試驗的影響，根據調速器運行模式不同，現(xiàn)場進行了2次負荷干擾試驗：

(1)1號流道：1號機組調速器處于功率模式帶滿負荷運行，2號機組甩100%負荷；

(2)2號流道：3號機組調速器處于開度模式帶滿負荷運行，4號機組甩100%負荷。

2.1 功率閉環(huán)模式下的負荷干擾試驗

1號機組功率模式運行時2號機組甩滿負荷干擾試驗，甩時上庫水位661.7 m，下庫水位194.9 m；現(xiàn)場實測試驗數(shù)據見表3所示。

表3 1號流道負荷擾動試驗數(shù)據記錄表

試驗結果顯示：1號機組蝸殼末端最大壓力6.165 MPa，尾水進口最低壓力0.497 MPa，2號機組最高轉速為128.48%，蝸殼末端壓力最大值為6.949 MPa，尾水進口最低壓力為0.536 MPa，滿足調節(jié)保證要求。

1號機組最大出力至445.58 MW，瞬時超出力18.82%；1號機組最大瞬時電流為1.075倍額定電流，未達到定子過負荷保護、復壓過流保護啟動門檻值，保護均反應正常。

2.2 開度閉環(huán)模式下的負荷干擾試驗

3號機組開度模式運行時4號機組甩滿負荷干擾試驗，甩時上庫水位666.2 m，下庫水位200.1 m；現(xiàn)場實測試驗數(shù)據見表4所示。

試驗結果顯示：3號機組蝸殼末端最大壓力5.949 MPa，尾水進口最低壓力0.476 MPa，4號機組最高轉速為127.40%，蝸殼末端壓力最大值為6.734 MPa，尾水出口最低壓力為0.522 MPa，滿足調節(jié)保證要求。

3號機組最大出力至471.51 MW，瞬時超出力25.74%；3號機組最大瞬時電流為1.132倍額定電流，達到定子過負荷保護定值，但延時時間未到，保護未啟動；未達到復壓過流保護啟動門檻值，保護均反應正常。

2.3 試驗結果分析

表4 2號流道負荷擾動試驗數(shù)據記錄表

對2次試驗結果比較發(fā)現(xiàn)3號機組負荷上升率較1號機組高6.92%，這是因為2臺機組的調速器控制模式不同造成的。1號機組處于功率閉環(huán)模式運行，調速器的負荷設定值為375 MW，當發(fā)生負荷干擾試驗時，由于2號機組甩負荷引起的水力干擾造成1號機組蝸殼進口壓力上升，根據上文水力因素章節(jié)所述，機組出力瞬間會增加；1號機組調速器在檢測到功率反饋上升后，根據功率閉環(huán)控制原理[5]，調速器會關閉導葉至68.05%控制機組功率保持在375 MW的控制目標。所以1號機組的功率上升是水力因素造成的，但是最終調速器會根據負荷設定值將機組功率調整下來，滿足閉環(huán)控制。

由于3號機組調速器處于開度模式運行，監(jiān)控系統(tǒng)設定機組功率為375 MW，調速器將導葉開度開啟至86.27%，監(jiān)控系統(tǒng)檢測到機組功率滿足設定要求后，監(jiān)控系統(tǒng)退出功率調整，功率設定值跟隨功率反饋值。當發(fā)生負荷干擾試驗時，由于4號機組甩負荷引起的水力干擾造成3號機組蝸殼進口壓力上升，機組出力增加，此時監(jiān)控系統(tǒng)退出功率調節(jié)，由于3號機組調速器處于開度模式，對機組功率也不作閉環(huán)控制，原則上其導葉開度應維持在當前開度不變，但是試驗過程中導葉實際開度降為83.46%。經分析發(fā)現(xiàn)，這是因為4號機組甩負荷引起的水力干擾造成3號機組蝸殼進口壓力上升，3號機調速器自動水頭計算取自蝸殼進口壓力與尾水管出口壓力之差，因此調速器在負荷干擾期間的水頭也上升了，由于調速器的水頭與電氣開限是反比關系[6]，因此在水頭上升的情況下，機組電氣開限會對應減小，在當前水頭下調速器的實際電氣開限是83.46%。因此在負荷干擾試驗時3號機組導葉開度是電氣開限壓制導葉開度至83.46%。

因此在負荷干擾試驗時3號機組的導葉開度較1號機組高15%左右，造成3號機組的功率上升較1號機組高6.92%；該差異的原因就是調速器的控制模式造成的，但該負荷上升率在設計計算范圍內，相應保護也未動作。滿足設計要求。

3 結 語

機組負荷干擾試驗是測試同一流道內的多臺機組是否具備同時運行能力的試驗，在引水系統(tǒng)為一管多機形式的電站投產運行前必需完成。調速器在發(fā)電工況下一般多采用功率閉環(huán)的調節(jié)模式，對一管多機并列運行時的負荷擺動具有一定的抑制作用，因此在試驗前應對調速器、監(jiān)控系統(tǒng)的控制模式和負荷調節(jié)特性進行識別，以便針對電站在運行工況下的極端水力條件進行現(xiàn)場試驗[7]，保證機組安全穩(wěn)定運行。

本文介紹的同一流道內的雙機運行情況下的負荷干擾試驗方法和結果可對業(yè)內其他電站的相關試驗提供借鑒和幫助。

□

[1] 梅祖彥.抽水蓄能技術[M]. 北京：清華大學出版社, 1988.

[2] 周 攀,錢 鳳,何林波,等. 基于抽水蓄能機組調速系統(tǒng)控制策略的研究與開發(fā)[J]. 水電自動化與大壩監(jiān)測,2013,(4):7-12.

[3] 沈祖詒.水輪機調節(jié)[M].北京：中國水利電力出版社,1988.

[4] 周 攀,王 青,王 瑋,等. 300 MW級國產抽蓄調速系統(tǒng)在響水澗電站的應用[J]. 水電自動化與大壩監(jiān)測,2014,(2):80-83,89.

[5] 周 攀,鄧磊,周東岳,等. 一種功率閉環(huán)模式下的一次調頻實現(xiàn)方法及裝置[P]. 北京：CN104993502A,2015-10-21.

[6] 榮 紅,呂 奇,錢 鳳,等 水輪機控制對電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性意義的再思考[J]. 水電廠自動化,2016,(2):39-42.

[7] 周振忠,茍東明,易忠有,等. 水電站雙機相繼甩負荷與尾水管最小壓力分析[J]. 水電站機電技術,2013,(5):1-3+11,71.