白莲河抽水蓄能电站双机甩负荷试验分析

2012-07-26杨洪涛

水力发电 2012年7期

杨洪涛

（湖北白莲河抽水蓄能有限公司，湖北罗田 438600）

1 工程概况

湖北白莲河抽水蓄能电站安装有4台300 MW单级混流式可逆式水泵水轮发电电动机组；发电电动机和主变压器采用单元接线方式，之间通过IPB连接，设换相开关与发电机断路器；每两台主变高压侧接入一套地下500 kV GIS联合单元，经500 kV干式高压电缆接入地面500 kV GIS。地面GIS共二回进线、一回出线，接入大吉500 kV电网。

电站首台机组于2009年5月22日首次启动，11月21日完成30 d考核试运行，最后一台机于2010年12月27日完成30 d考核试运行。电站3、4号机组双机甩负荷试验于2010年4月完成，1、2号机组双机甩负荷试验于2011年1月20日完成。

2 电站主要参数

2.1 水力特性参数

电站上水库正常蓄水位308 m，死水位291 m；下水库正常蓄水位104.00 m，死水位96.00 m，极限死水位91.00 m。引水系统采用一洞两机的布置方式，引水系统长1 425.39～1 499.70 m，由上库进/出水口、引水上平洞、调压井、引水竖井、引水下平洞、引水岔管和钢衬引水支洞等组成，引水隧洞洞径9.00 m、支洞洞径5.60 m。尾水系统采用两机一洞方式布置，尾水系统长397.53～420.536 m，由尾水支洞、尾水闸门洞、尾水岔管、尾水隧洞、下库进/出水口组成，尾水管（支洞）洞径7.40 m，尾水隧洞洞径10.00 m。

2.2 水泵水轮机参数

白莲河抽水蓄能电站水泵水轮机额定出力306 MW，额定水头195 m，额定流量171.2 m3/s，额定转速250 r/m，吸出高度-50 m，稳态飞逸转速＜410 r/m，转动惯量 GD2为 800 t·m2。

2.3 发电电动机参数

发电电动机型式为立轴三相半伞式空冷可逆式同步发电电动机，发电工况额定容量334 MV·A，电动工况额定容量325 MW，发电电动机额定电压15.75 kV，额定功率因数（发电工况）为0.9（滞后），发电电动机转动惯量GD2为18 500 t·m2。

表1 双机甩负荷试验测点定义

表2 1、2号机双机甩负荷时试验结果汇总

3 试验简述

3.1 试验测点布置选择

因抽水蓄能电站的特殊性，一般设计在机组甩负荷后均直接作用于机组紧急停机。因此在做双机甩负荷试验时，试验测点与单机甩负荷试验会有所不同。以白莲河抽水蓄能电站1、2号机组为例，一般应包括表1所列测点。试验测点可以采用已安装的传感器，但应对传感器进行校验，确保传感器的精度满足试验要求。一般情况下，为了确保试验结果准确性和真实性，均应重新安装通过校验的压力传感器，且安装位置应严格按设计或厂家要求进行，与压力传感器连接管路应尽可能缩短。

3.2 试验步骤

（1）分别启动单机带50%负荷，校核新安装传感器及接线是否准确。

（2）依次按双机甩50%、75%、100%负荷进行试验。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，并对两台机组转动部件进行全面检查，只有在得到确认后，才能进行下步试验。

（3）依次按一台机组带100%负荷，另一台机甩50%、75%、100%负荷，每次甩负荷后均应对试验结果与标准和规范进行对比分析，并对甩负荷机组转动部件进行全面检查，只有在得到确认后，才能进行下步试验。

3.3 试验结果

电站3、4号机组双机甩负荷试验由ALSTOM专业试验团队完成，1、2号机组双机甩负荷试验由湖北省电力试验研究院完成。主要试验结果如下。

3.3.1 同一流道双机甩负荷试验

电站双机甩负荷试验结果汇总表见表2、3。其中1、2号机组同时甩300 MW负荷曲线见图1、2。

图1 双机甩100%负荷时1号机组测试曲线

3.3.2 同一流道双机带300 MW负荷，单机甩300 MW负荷试验

双机带300 MW负荷，单机甩300 MW负荷试验数据分别见表4、5，其中1、2号机组过渡过程曲线分别见图3、图4。

表3 3、4号机双机甩负荷时试验结果汇总

图2 双机甩100%负荷时2号机组测试曲线

表4 1、2号机组带300 MW负荷，2号机甩300 MW负荷试验数据

4 试验结果分析

4.1 球阀与导叶关闭规律分析

电站机组甩负荷时导叶采用理论35.8 s直线关闭，球阀采用理论40.8 s直线关闭。甩负荷时，机组进入紧急停机程序，球阀和导叶接力器均同时紧急关闭，实际关闭规律与理论略有差异。现场实测3、4号机甩100%负荷时球阀与导叶接力器关闭规律如图5所示。

表5 3、4号机组带300 MW负荷，3号机甩300 MW负荷试验数据机组

图3 1号机组扰动测试曲线

图4 2号机组甩100%负荷测试曲线

图5 3、4号机同时甩100%负荷时球阀与导叶接力器关闭规律曲线

4.2 与厂家调保计算对比分析

在双机甩负荷试验前，厂家重新复核了双机甩负荷过渡过程，并提交了计算报告，主要计算结果见表6。

表6 厂家对双机甩负荷调节保证计算结果

通过表2、3与表6对比可知：

（1）厂家调节保证计算值蜗壳最大压力、尾水管进口最小压力、机组转速最大上升率与现场试验值存在一定偏差。

（2）现场甩负荷试验机组转速最大上升率为44.9%，满足合同文件调节保证值的要求。

（3）双机甩100%负荷试验，蜗壳进口最大压力测试值为3.12 MPa（1号机和3号机），已接近合同保证值3.2 MPa，而此时上库水位分别是299.45 m和304.78 m，需进一步分析论证上水库最高水位甩负荷时蜗壳压力升高值。

（4）甩负荷试验尾水管进口最小压力为0.267 MPa，满足合同文件调节保证值的要求。

4.3 与调保计算复核成果对比分析

现场完成3、4号机单机甩负荷试验后，电站委托武汉大学根据机组实际特性曲线、导叶与球阀的实际关闭规律、流道的实际参数对电站调试运行期各种工况下的水力过渡过程进行了复核计算，并对双机甩负荷结果进行了预测。特别是针对3、4号机双机实际甩负荷时水位进行了反演计算分析，反演计算成果见表7。

表7 3、4号机双机甩负荷反演计算成果

从表7与表2、3对比分析，反演计算结果与现场甩负荷试验结果基本一致，调压井水位理论计算变化值与实际结果十分接近。由于接力器关闭规律的非线性、利用数学方法处理的特性曲线与实际水轮机特性的差异，使得蜗壳进口最大压力、尾水管进口最小压力、机组转速最大上升率的计算值与现场甩负荷测试值相比略偏小，但误差大多控制在5%范围之内。上述结果表明：调保计算复核所选用数学模型、参数及边界条件正确，复核结果与现场实际甩负荷实测结果准确。