江苏宜兴抽水蓄能电站一管双机甩负荷试验

朱冠宏

（华东宜兴抽水蓄能有限公司 江苏宜兴 214205）

1 概述

水轮机组甩负荷是带负荷的机组在运行中突然从电网中脱离失去负荷的情况，是一种剧烈的大波动水力过渡过程，可能会对电厂安全造成影响。甩负荷发生以后，发电机的阻力矩在极短的时间内下降为零，巨大的剩余能量使机组的转速迅速升高，导致水轮机蜗壳的压力升高、尾水管中的真空度加大。如果甩负荷发生后不能及时关闭导水机构，水轮机组的转速将升高至飞逸状态，超过安全裕度的高速旋转会对发电机及轴系造成严重破坏。

抽水蓄能可逆式机组具有水轮机和水泵 2个工作模式，通常具有较高的水头（扬程），在运行中工况调节频繁，压力波动比常规水轮机更大。为了承担电网调峰、调频、调相的作用，抽水蓄能的甩负荷状态比常规机组频繁。特别是电站通常采用一管多机布置方式，可能发生同一个水力单元中的机组互相影响的情况，甩负荷的情况将更加复杂，如发生相继甩负荷或同时甩负荷时会发生多机压力波动在上下游管路互相叠加的情况。

为了保证机组的安全，发生甩负荷以后需要调速器能够及时关闭导叶减少水轮机力矩，调整机组重新稳定在空载工况下运行。但是关闭导叶减少过机流量会在引水压力管道中引起正水锤使水轮机水头增加、在尾水涵洞中引起负水锤导致尾水管进水发生流动分离，甚至“水锤”导致压力管爆裂或“反水锤”导致抬机等危害。因此，在抽水蓄能电站和机组设计阶段，需要根据电站输水系统和水轮机的特性进行调节保证计算，合理确定甩负荷时导叶的关闭时机和规律，并对转速和压力的变化过程进行校核，以保证在安全范围之内。

国内新建的抽水蓄能电站均进行了调节保证计算，如天荒坪、宜兴等电站，尽管如此，为了确保电站的运行安全，在原型机组上开展甩负荷试验对计算结果进行验证仍然是非常有必要的。特别是一管多机甩负荷试验，试验难度大风险高且直接关系电站的安全运行，近年来逐渐得到重视，试验的结果对于其他蓄能电站的运行也具有较好的指导意义。2010年江苏宜兴抽水蓄能电站进行了一管双机甩负荷试验，本文介绍了这次试验的情况，并对试验结果进行了分析。

2 电站参数

2.1 工程概括

江苏宜兴抽水蓄能电站为日调节纯抽水蓄能电站，装机容量1000MW，在系统中承担调峰、填谷、调频、调相以及事故备用任务。电站上水库正常蓄水位 471.5m，死水位 428.6m；下水库正常蓄水位 78.9m，死水位 57m。引水系统长1242.12～1153.47m，洞径为6.0～2.4m，除上水库进/出水口段采用钢筋混凝土衬砌外，其余均采用钢板衬砌，引水岔管采用对称Y形月牙肋钢岔管。尾水系统采用两机一洞方式布置，尾水系统长1840.21～1907.68m，洞径为5.0～7.2m，其中机组尾水管下游至尾水闸门井中心线下游 28.5m段采用钢板衬砌，其余采用钢筋混凝土衬砌。尾水调压室布置在尾水岔管下游，采用阻抗式带上室结构型式，调压室大井直径为10.0m。

2.2 机组参数

电站引水系统采用一管两机的布置方式，安装4台250MW立轴、单级、混流可逆式水泵水轮机组，电机形式为立轴、悬式、三相、50Hz、空冷、可逆式同步发电电动机，和主变压器采用单元接线方式，500KV系统采用内桥接线方式接入华东 500KV电网。水轮机和发电机的参数见表 1、表 2。

表1 水泵水轮机参数

表2 电机参数

3 试验方法

3.1 测点布置和传感器

宜兴抽水蓄能一管双机甩负荷试验的目的主要是验证调节保证计算的结果、评价机组运行是否能够达到设计要求。测试的对象为连接于同一管路中的1＃、2＃机组，测试参数主要有双机甩负荷时压力钢管和每台机组蜗壳最大压力上升值、每台机组尾水管真空、每台机组最大转速上升值等。因此，试验测点参数主要有机组转速、导叶开度、压力钢管压力、蜗壳压力、尾水管压力、发电机出口断路器（GCB）信号和有功信号等，试验测点的布置选择见表3。

测试用的传感器严格按照厂家和设计要求进行安装，并在试验开始前依据相关规程进行了校准，精度均符合试验要求。传感器安装完毕后，分别启动 1＃、2＃机组单机带 50%负荷，检验传感器的安装及接线是否正确，所有传感器工作正常。

表3 试验测点布置选择

3.2 导叶关闭规律

试验采用甩负荷后直接停机的方法，电站机组甩负荷时导叶采用理论 40s的三段关闭规律(见图 1)，球阀采用理论 48s直线关闭规律。现场试验甩负荷后，机组进入紧急停机程序，球阀和导叶接力器均紧急关闭。

图1 双机甩负荷导叶关闭规律

3.3 试验过程和工况

试验之前设计院根据原型机组特性曲线和单机甩负荷试验时实际采用的导叶启闭规律（三段式关闭规律），针对电力部门提供的可能试验工况和控制工况进行了复核计算。

为了确保试验安全，一管双机甩负荷按照双机甩50%、75%、100%负荷依次进行，对应的毛水头分别为 365.73m、403.78m和 396.40m，初始出力分别为120.351MW、187.0MW和250.0MW。每次甩负荷试验后应对试验结果与标准和规范进行对比分析，并对两台机组进行全面检查，确认安全后再进行下一步试验。

4 试验结果及分析

4.1 试验结果

宜兴抽水蓄能电站 1、2号机组一管双机甩负荷试验结果见表 4～6，作为比较，调节保证计算的结果也在表中一起给出。

表4 一管双机甩50%负荷试验结果

表5 一管双机甩75%负荷试验结果

4.2 双机甩100%负荷情况分析

通过对表中数据进行比较可以看出，双机甩100%负荷情况下机组转速升高幅度最大，蜗壳压力最高，因此对电站系统的影响较大。现场试验甩负荷后，机组进入紧急停机程序，球阀和导叶接力器均紧急关闭，实测1、2号机组甩100%负荷导叶接力器关闭规律如图2所示，关闭规律及时间满足设计要求。

表6 一管双机甩100%负荷试验结果

图2 双机甩100%负荷时1、2号机组导叶接力器关闭规律

双机甩100%负荷时，1、2号机组的过渡过程的曲线见图3和图4，由图中可以看到：在甩负荷发生后 5s左右的时刻，压力管、蜗壳的压力和机组的转速达到峰值，此后转速逐渐下降并稳定，压力经过多次波动逐渐趋于平稳。

图3 双机甩100%负荷时1号机组过渡过程曲线

4.3 试验结果评价

图4 双机甩100%负荷时2号机组过渡过程曲线

对比双机甩负荷试验结果和合同文件指标可以发现：（1）机组转速最大上升率为35.62%，最大转速为 508.6rpm满足合同文件调节保证值（≤50%）的要求；（2）蜗壳最大压力测试值为62.03bar，满足合同“蜗壳进口中心线处最大压力值不大于63bar”的要求；（3）尾水管最大压力9.22 bar，最小压力2.82bar，满足合同“尾水管进口（转轮出口）处最低压力值不小于0.0bar；最大压力值不大于 13bar”的要求。因此，电站甩负荷过渡过程的性能满足合同要求。

5 结论

（1）调保计算所采用的数学模型、参数、边界条件正确，计算结果与现场试验数据基本一致；

（2）电站的甩负荷过渡过程满足合同指标的要求，电站具备在一管双机甩100%负荷调节下可以确保安全。

宜兴抽水蓄能电站一管双机甩负荷试验严格遵守相关试验规程执行，通过详细的计算负荷、科学合理的试验安排，得到了高水头抽水蓄能电站在苛刻条件下大波动过渡过程的有效试验数据，有效地检验了系统的可靠性，也为相关电站进行类似的试验提供了经验。

1 张健, 卢伟华等. 输水系统布置对抽水蓄能电站相继甩负荷水力过渡过程影响. 水力发电学报, 2008, 27(5).

2 郑源, 张健主编. 水力机组过渡过程.北京: 北京大学出版社, 2008.

3 游光华, 刘德有, 王丰等. 天荒坪抽水蓄能电站甩负荷过渡过程实测成果仿真分析[J]. 水电能源科学, 2005, 23(1).