大岩洞电站机组运行有功功率突升的分析与改进措施

廖启智

（会泽县川渝水电开发有限公司，云南 曲靖 654200）

1 概述

大岩洞电站采用引水式发电方式，坝址以上控制流域面积8 151km2，坝址处于多年平均流量82.8 m3/s，水库正常蓄水位1 496.00 m，相应库容为349.42万m3。调节库容209万m3，具有日调节性能，电站安装3台单机容量28 MW水轮发电机组，总容量为84 MW，年利用小时数4 561 h，多年平均发电量3.83亿kW·h，送往贵州电网。

2 事件经过

2019年 01月 05日 18：09：00，贵州中调下令大岩洞电站开启1号、2号、3号机组，全厂有功功率84 MW；18:17：00向贵州中调回令 1号、2号、3号机组并网发电，全厂有功功率84 MW。18：18：36监盘人员发现2号机组监控系统P—Q调节无变化，有功调节退出动作，18：21：23 2号机有功功率突升至 34.90 MW，无功功率为 0.30 MW；18：18：23监盘人员发现3号机组监控系统P—Q调节无变化，有功调节退出动作；18：21：38 3号机有功功率突升至33.60 MW，无功功率为-1.80 MW。18：22：00向贵州中调汇报2号、3号机组有功负荷突升，正在查找原因。18：26：00贵州中调询问2号和3号机组是否恢复正常，大岩洞中控室回复先将3号机组一次调频和PSS退出，后重新投入有功调节，手动设置有功功率28 MW，3号机组有功功率恢复正常范围，负荷稳定后再次投入一次调频和PSS，3号机组正常运行。同样的方法处理2号机组有功功率时，2号机组有功功率依然维持在超负荷运行（最大34.90 MW），此时，贵州中调下令停2号机组并检查原因。18：56：00贵州中调下令停3号机组，并分析其有功功率突升的原因。

2019年01月08 日07：05：00，大岩洞水电站1号、2号机组分别带满负荷28 MW运行。07：07：00，贵州中调下令将1号、2号机组有功功率降为0 MW，但不解列，机组处于空载态运行。07：10：00，贵州中调下令将1号、2号机组有功功率升至28 MW，运行人员操作上位机分别将1号、2号机组设定有功值28 MW。07：12：00，监盘人员发现1号机组功率为26.4 MW，07：13：00发现2号机组有功功率为26.67 MW，判断1号、2号机组有功功率未达到设定值，运行人员把1号、2号机组一次调频分别退出；07：14：00， 1号机组有功功率为 20.54 MW，2 号机组有功功率为22.25 MW，发现有功功率降低后，运行人员重新在1号、2号机上位机监控P-Q画面投入有功调节，并重新分别设定1号、2号机组目标值28 MW，这一过程中1号、2号机组并没有稳定在28 MW，而是出现异常突升现象。07：15：00，2号机组有功功率最高为33.14 MW；07：16：00 1号机组有功功率最高34.48 MW；出现异常情况后，运行人员又再次投入1号、2号机上位机监控P-Q画面有功调节，并重新分别设定1号、2号机组目标值28 MW；07：17：00，1号、2号机组逐步恢复至设定值正常范围内28 MW，在观察稳定1号、2号机组有功功率稳定2 min后，重新投入一次调频和PSS动作，机组正常运行。

3 事件原因分析

3.1 1月5日事件分析

2019年 1月5日 18：14：56，中控室接调度令，开2号机组，带负荷至28 MW。运行值班人员在上位机下开机令，2号机组并网后带2 MW负荷，设置监控P-Q调节投入，设置2号机组负荷为28 MW。有功调节将负荷拉升至28.5 MW，于18：15：45进入负荷调节死区（调节死区为机组额定容量的2%），在这个时间点，监控系统认为负荷在死区范围内已经不再调整负荷，不再向调速器发负荷增减令，18：18：00左右负荷才开始增加，越过死区，此时监控在给调速器发减有功命令时，负荷并没有向减方向运行，而是继续增加，此时监控系统触发了反向调节保护，退出PID调节，18：18：15后监控系统再无参与调节，有功设定值跟踪实发值；此时导叶开度维持在77%附近，有功开始增加，最大值达到34.9 MW，发电机定子电流为2 115.08 A。而水轮机组制造的额定功率为30 MW，调速器设置的开度限制为90%，发电机过负荷电流定值为2 150 A。此时，导叶开度未达到限制值，发电机定子电流未达到报警整定值，过负荷保护未动作，负荷上升与一次调频投入无关，如图1所示。

图1 1月5日事件曲线

原因分析：监控有功调节存在超调现象，在负荷大范围调整时，向调速器发增有功命令脉冲，调速器收到命令到执行完毕存在时间滞后，增加导叶开度的命令有积累效应，出现导叶开度有较大波动。

3.2 1月8日事件分析

2019年 1月 8日 7：11：43，中控室接调度令，开2号机组，带负荷至28 MW。运行值班人员在上位机下发电令（之前在热备空载态），设置监控P-Q调节投入，设置2号机组负荷为28 MW。有功调节将负荷拉升至28.5 MW，于7：12：45负荷调节变缓，向死区靠近，7：13：13，有功负荷在26.67 MW左右，从曲线看，开度增加，但机组过流量（差压测流曲线）没有明显增加。当一次调频分别退出后，07：14：00，机组有功功率下降，从差压测流曲线看，是因为流量减少的原因引起的。此时监控系统触发了反向调节保护，退出PID调节。随后，从差压测流曲线看，导叶开度不变，流量增加导致机组有功上升。运行值班人员重新投入监控P-Q调节，并设置有功至28 MW，负荷重新下降到28 MW。机组负荷上升和下降与一次调频投入无关，如图2所示。

图2 1月8日事件曲线

导叶在7：12：45后导叶开度继续增加的原因：

（1）有功调节存在超调现象，在负荷大范围调整时，向调速器发增有功命令脉冲，调速器收到命令到执行完毕存在时间滞后，增加导叶开度的命令有积累效应，出现导叶开度较大波动；

（2）机组过流量下降，无法通过调整导叶开度到达的范围值内，而相对平缓的那一段负荷曲线恰好是当前工况条件下机组有功能达到的最大值，故PID调节继续给调速器增有功命令，继续增加导叶开度。

4 改进措施

4.1 改善机组流程

优化PID调节参数，将最大调节脉宽减小，尽量保证平稳的条件下快速调整负荷；增加有功调节自保护退出门限，即功率调节方向与测量值方向变化相反时，由原来的3次连续调节增加为5次调节；增加监控系统中有功调节退出以后语音报警功能（原有文字报警）；加强运行人员上位机监盘责任心，同时修改大岩洞水电站反事故措施，强化学习。

4.2 重新设置导叶开度限制值[1]

由于大岩洞电站是有压隧洞且长度有6.2 km，机组开机后，由于水力波动大，导致水头变幅大，引起机组频率变化大，可能导致并网时间长或无法并网，因此在调速器中采取的人工水头模式中，在调试阶段没有各水头下的实际导叶开度运行数据，导致设置的开度限制偏大，见表1。

表1 原设置的导叶限制开度

经过统计，电站自2018年7月1日全面进入商业运行来，下游象鼻岭电站蓄水至正常水位1 405.00 m，大岩洞电站上游库水位也在1 490.00～1 496.00 m之间运行，在机组额定负荷28 MW时，各水头下的导叶实际开度见表2。

表2 导叶运行实际开度

根据额定负荷下的实际开度，重新设置导叶限制开度见表3。

表3 现设置的导叶限制开度

4.3 采取负荷调整速率控制措施

4.3.1 AGC定值要求见表4

表4 大岩洞电站1号～3号机组AGC参数整定值[3]

4.3.2 负荷调整控制措施[2]

根据AGC定值，咨询同类型有压隧洞电站的负荷调整方式，结合大岩洞电站的实际情况，电站引水隧洞长度达6.2 km，且为有压隧洞，单机引用流量为42.37 m3/s,3台机共引用流量127.1 m3/s，对负荷调整采取以下控制措施：

（1）增加有功功率负荷

1）单机并网增加有功功率负荷

从上位机发“发电”令到并网“发电”流程完成后，空载稳定30 s，再分段增加有功功率负荷：从并网起始有功功率值增至6 MW，停留30 s；6 MW增至12 MW，停留30 s；12 MW增至20 MW，停留60 s；20 MW增至24 MW，停留60 s；最后从24 MW增至28 MW，停留60 s；增加有功功率负荷总的调整时间大约在4.5 min。

2）两台机增加有功功率负荷

单机并网增加有功功率负荷至28 MW后，观察已带有功功率负荷机组的蜗壳末端压力值稳定后20 s，或停留60～120 s；按单机并网增有功功率负荷的流程，进行第二台机组增加有功功率负荷。

3）3台机增加有功功率负荷

两台机并网完成增加有功功率至56 MW后，观察已带有功功率负荷的两台机组的蜗壳末端压力值稳定后20 s，或停留60～120 s；按单机并网增加有功功率负荷的流程，进行第3台机组增加有功功率负荷。

（2）降有功功率负荷

1）单机降有功功率负荷

中控室上位机从28 MW降至24 MW，停留60 s；24 MW降至20 MW，停留60 s；20 MW降至12 MW，停留30 s；12 MW降至6 MW，停留30 s；6 MW降至0 MW，停留30 s；最后再发停机令，降有功功率负荷总的时间大约在4 min。

2）两台机降有功功率负荷

单机停机后，观察已停机组的蜗壳末端压力值稳定后20 s，或停留60～120 s；按单机停机降有功功率负荷的流程进行第二台机组停机流程。

3）三机降有功功率负荷

两台机停机后，观察已停机组的蜗壳末端压力值稳定后20 s，或停留60～120 s；按单机停机降有功功率负荷的流程进行第三台机组停机流程。

4.3.3 增、减有功功率负荷时间间隔

（1）增、减有功功率负荷的时间间隔，观察机组蜗壳末端压力稳定后60 s，再进行增或减有功功率负荷。

（2）停机、开机的时间间隔，观察机组蜗壳末端压力稳定后60 s，再进行下一次的开机、停机流程。

5 结语

结合大岩洞电站机组运行有功功率突升事件，优化运行机组开停机措施，不仅提高了电站运行的可靠性、经济性，而且对机组运行灵活性及管理等方面带来良好的条件，为大岩洞电站今后机组运行积累了宝贵的经验，为有压式隧洞引水式电站机组运行，取得的安全效益和经济效益，值得其他同类型水电站借鉴。