巨型水电站机组投产初期安全运行分析

刘金华，胡晨贺，邓兆鹏，刘 峰，李世豪

（雅砻江流域水电开发有限公司，四川 成都610051）

1 电站概况

锦屏二级水电站位于四川省凉山彝族自治州木里、盐源、冕宁三县交界处的雅砻江干流锦屏大河弯上，是雅砻江干流上的重要梯级电站[1～4]。其上游紧接具有年调节水库的龙头梯级锦屏一级水电站，下游依次为官地、二滩和桐子林水电站。该水电站利用雅砻江150km大河弯的天然落差，通过长约16.67km的引水隧洞，截弯取直，获得水头约310m。电站总装机容量4800MW，单机容量600MW，额定水头288m，多年平均发电量242.3亿kW·h，保证出力1972MW，年利用小时5048h。

2 动水调试期运行

2.1 动水调试期运行原则

根据《GB/T8564-2003水轮发电机组安装技术规范》、《DL507-2002水轮发电机组启动试验规程》等规范所要求的试验项目，机组需进行过速试验、带负荷试验和甩负荷试验等。由于锦屏二级水电站具有引水系统长的特点，现场试验时应务必使引水系统和机组的运行工况尽可能单一，尽量避免短时间内工况频繁转换。因此，本章计算的主要目的，在于研究和提出机组由一种运行工况进入另一种运行工况至稳定状态所需要的最短恢复时间要求。本章计算过程中，增减负荷导叶开启/关闭全行程采用150s一段直线规律计算，机组甩负荷导叶关闭全行程采用13s一段直线规律计算。

在机组动水调试过程中，机组和引水系统的初始状态参数、过渡过程各项指标变化过程，以及过渡过程稳定后的最终状态参数都应被记录在案。我院将根据试验内容开展过渡过程仿真计算研究和试验结果对比分析工作，以验证设计边界条件的精确度。并根据各项指标的偏差幅值，对初期运行阶段和正常运行阶段的运行要求进行修订和完善。对比分析工作则要求工况变化前的初始状态尽量稳定，避免产生水力和功率波动，从而使计算和实测边界条件产生较大的差异。

调试阶段本着“安全、稳妥”的思路，机组调试阶段的基本原则为：当机组增或甩负荷后，按调压室的水位波动总振幅小于5m或水位波动基本平稳后，再进行下一个机组甩或增负荷操作指令。

2.2 动水调试工况

根据《GB/T8564-2003水轮发电机组安装技术规范》要求，机组甩负荷试验，应在额定负荷的25%、50%、75%、100%下分别进行，并记录有关参数值。在进行甩负荷试验前，首先需把机组负荷增至甩负荷试验要求的指定负荷，稳定后再进行甩负荷试验。由于本电站长引水系统的特性，机组在增负荷和甩负荷过程中，调压室的涌浪波动幅值相对较大，衰减时间长。为保证甩负荷试验时调压室水位尽量平稳，应尽可能控制甩负荷操作指令发出前和机组重新启动增负荷前调压室涌浪波动的幅值。表1中的1号工况表示了机组进行额定负荷的25%、50%、75%、100%逐级甩负荷试验过程，其目的是在严格控制调压室涌浪振幅（初步考虑1个周期内的调压室涌浪振幅应不超过5m）的原则下，研究机组增至指定负荷直至甩负荷操作指令允许发出时的恢复时间，以及甩指定负荷操作指令发出后至机组重新启动指令允许发出时的恢复时间。

表1 动水调试阶段研究工况

2.3 动水调试阶段的调试要求

根据动水调试阶段的基本原则和调压室水位波动分析的计算结果，在机组调试阶段，当以调压室的水位波动总振幅小于5m为控制值时，各级甩负荷试验时，机组操作指令有以下要求：

（1）增减负荷时导叶开启和关闭全行程采用150s一段直线规律。

（2）增负荷至150MW（25%额定负荷）后，需等待至少1.6h方可允许甩负荷150MW操作指令发出；甩负荷150MW后，需等待至少2.2h方可允许后续增负荷操作指令发出。

（3）增负荷至300MW（50%额定负荷）后，需等待至少1.6h方可进行甩负荷300MW操作指令发出；甩负荷300MW后，需等待至少2.5h方可允许后续增负荷操作指令发出。

（4）增负荷至450MW（75%额定负荷）后，需等待至少1.8h方可进行甩负荷450MW操作指令发出；甩负荷450MW后，需等待至少2.6h方可允许后续增负荷操作指令发出。

（5）增负荷至600MW（100%额定负荷）后，需等待至少2.7h方可进行甩负荷600MW操作指令发出；甩负荷600MW后，需等待至少2.6h方可允许机组增负荷操作指令发出。增减不同负荷等待的时间间隔详见表2。

（6）在上述负荷区域运行时，若机组位于异常振动区域，应略调整负荷幅值使机组处于稳定运行状态。

（7）由于计算理论及边界条件和实际情况的差异，在现场甩负荷试验过程中，可根据调压室实际监测水位衰减情况，现场会议讨论决定等待的间隔时间是否需要进行调整。

（8）对如要开展水力学试验的项目，为了保证试验的精确性，开展水力学试验前应保证调压室初始水位平稳后方可进行试验。

（9）需要强调的是：在机组动水调试阶段，除必须同时进行的2台机组动水调试的试验项目外，只允许同一水力单元其中1台机组开展带负荷调试工作，即当1台机组带负荷调试时，另外1台机组处于停机状态。如果1台机组进入72h试运行或正常带负荷运行，则另1台机组只允许进行不带负荷的调试试验工作，且不允许进行电气或机械过速试验。

（10）动水调试阶段如有减负荷工况发生，其控制时间与甩同等容量的甩负荷工况相同。

表2 后续操作需等待的时间

3 试运行期运行

3.1 试运行期运行原则

试运行期运行阶段，同一水力单元有2台机组发电，其机组的工况变化要多于调试阶段。如果要求机组从一种运行工况进入另一种运行工况时，要等待调压室涌浪稳定后再进行工况调整，则可能因等待时间过长而影响机组运行的灵活性。同时由于投产的机组台数不多，可调用的机组台数有限，对电网需求的响应不够灵活。而引水系统尚未经历各种可能工况的考验，须根据从严管理的原则制定引水发电系统的运行要求。因此本章计算的主要目的是按照初期运行中可能出现的工况，制定相对合理的调压室涌浪稳定指标，并提出机组从一种运行工况转换到另一种运行工况至相对于调压室涌浪稳定指标的恢复时间要求。计算过程中，正常增减负荷导叶开启或关闭全行程总时间采用150s计算，机组甩负荷导叶关闭全行程总时间全部采用13s计算。

初期运行阶段机组运行方式的基本要求为：

（1）如果同一水力单元内一次增或减负荷后，需等待调压室涌浪总振幅小于30m后，方能进行下一个增或减负荷操作；

（2）机组甩负荷工况的原则同上。

3.2 初期运行阶段机组运行方式要求

3.2.1 开机增负荷的运行要求

开机增负荷过程中，2台机不允许同时增负荷。根据初期运行阶段机组运行方式的基本原则和调压室水位波动分析的计算结果，开机增负荷工况所需的间隔时间分别如表3所示。

表3 初期运行阶段连续增负荷工况间隔时间汇总表

3.2.2 正常运行增减负荷的运行要求

根据初期运行阶段的机组运行基本原则和调压室水位波动分析的计算结果，初期运行阶段正常增减负荷的运行要求如下：

除开机连续增负荷工况之外，对于其他正常增减负荷工况，第1次负荷变量超过300MW的情况，按调压室涌浪总振幅小于30m后，方能进行下一个操作进行控制；对于第1次负荷变量不大于300MW的情况，对第2次增减负荷量时间基本没有限制，具体如表4所示。

表4 初期运行阶段正常增、减负荷工况间隔时间汇总表单位：min

3.2.3 事故甩负荷后的运行要求

对于事故甩负荷工况，当甩负荷容量超过300MW的情况，按调压室涌浪总振幅小于30m后，才能进行后续增负荷操作进行控制；对于甩负荷容量不大于300MW的情况，后续增负荷操作时间没有限制，具体如表5所示。

表5 初期运行阶段甩负荷工况间隔时间汇总表单位：min

3.2.4 其他要求

（1）机组操作连续第2次动作结束后，将按照调压室涌浪波动幅度不大于30m来确定第3次及以后动作的间隔时间；

（2）一次调频引起的负荷波动可不受上述控制；

（3）以上机组运行控制条件对应上、下游水库不同水位无变化。

4 结语

本文按照该电站引水系统结构安全控制要求，通过分析机组在动水调试阶段的运行要求和运行初期的运行要求着手，在满足安全要求的前提下，经过理论计算提出了动水阶段和运行初期各工况下的运行要求，为电站转入正常运行阶段提供理论基础，后期还应在初期运行阶段积累的经验基础之上，进一步优化本文所提出的运行要求，在保证电站安全稳定运行的基础上，增加电站机组运行的灵活性和方式安排的合理性。