调速器净水头测量错误的影响分析与对策

2016-09-09李原立

电力安全技术 2016年7期

关键词：调速器导叶净水

李原立

（湖南省水运建设投资集团大源渡航电枢纽分公司，湖南衡阳 421414）

调速器净水头测量错误的影响分析与对策

李原立

（湖南省水运建设投资集团大源渡航电枢纽分公司，湖南衡阳 421414）

介绍了某水电站2号机组净水头测量错误，导致调速器导—桨叶协联关系破坏，进而对机组发电流量、机组震动、水库调度等方面产生的影响。分析了采用插值计算的方法，通过调速器内置“开度、水头与流量折算曲线”和实测净水头、导叶开度计算出机组净水头测量错误时的真实流量数据的过程，并总结了故障原因和应采取的运行措施。

灯泡贯流式水轮机；净水头；导叶开度；调速器；插值计算

0　引言

某水电站2号机组在并网运行状态下，于2015-05-02T02：05上位机发“水头反馈故障”告警信号，机组水头数据由8.6 m突变为2.0 m，机组出力出现短暂波动后恢复至设定出力，但是导叶开度、桨叶开度等数据与告警信号发出之前的运行数据相比较均已发生变化。以下分析、计算净水头测量错误对发电流量、机组振动、水库调度等方面的影响及对策。

1　水电站概况

该水电站安装有1-4号共4台30 MW奥地利ELIN电气联合公司生产的卡普兰灯泡贯流式水轮发电机组和1台10 MW国产灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量为130 MW，平均发电水头为7.2 m，多年平均发电量为5.8亿kWh。

该水电站为日调节水电站，水电站坝址流域面积为53 200 km2，多年平均流量为1 400 m3/s，正常蓄水位为50.00 m，最佳发电水位50.00 m± 0.1 m，死水位为47.80 m。

1-4号机组水轮机主要技术参数如表1所示。

2　调速器系统简介

该水电站1-4号机组调速器系统进行过技术改造，改造之前使用MCE公司的M IPREG DGC 600C型调速器。由于该调速器性能存在缺陷，目前4台机组的调速器系统已全部改造成由武汉国测三联水电控制设备有限公司生产的PSWST-PLC型调速器，其核心元件采用1套德国西门子公司的S7-300系列PLC，具有自动、电手动和机手动3种运行方式，在自动负载工况下具有开度控制、有功控制、流量控制、转速控制4种运行工况。对于水头数据的采集具有“自动水头”和“手动设定”2种方式。

表1　水轮机主要技术参数

3　机组运行数据

“水头反馈故障”前，机组运行于有功控制方式，净水头测量正确，导、桨叶处在协联关系下。查询机组数据记录可知：机组出力22.6 MW，导叶开度为75 %，桨叶开度为55 %，净水头为8.6 m，上位机显示流量为300 m3/s。

“水头反馈故障”后，净水头测量错误，查询机组数据记录可知：机组出力短时间波动后，恢复至设定值22.6 MW，导叶开度变为86.5 %，桨叶开度变为46 %，净水头变为2 m，上位机显示流量为210 m3/s。

在发生“水头反馈故障”时，导叶开度和桨叶开度发生了明显的变化。故障前后显示导叶开度由75 %增加至86.5 %，机组流量由300 m3/s降至210 m3/s，但是实际上，在水头不变的情况下，机组流量应该是增加的，而不可能是减少的。这说明显示的流量变化是错误的。

4　调速器净水头测量错误的影响分析

4.1导—桨叶协联关系被破坏

调速器内置了8条水头的导—桨叶协联关系曲线。表2为按每条曲线的导叶开度间隔10 %取11点，及水头从小到大将协联曲线中选定的8条水头依照当前水头值和当前导叶开度值采用插值计算的方法得出的桨叶协联开度。

在“水头反馈故障”前，自动水头为8.6 m，调速器在8.6 m水头时的导—桨叶协联关系下运行，此时导叶开度为75 %，桨叶开度为55 %。在“水头反馈故障”后，净水头数据测量错误，调速器变为在2.0 m水头时的导—桨叶协联关系下运行。此时桨叶开度不再为75 %导叶开度对应的桨叶开度。由于导—桨叶协联关系曲线发生变化，新的桨叶开度是由水头2.0 m和导叶开度数据采用插值计算出来的。

由于协联关系被破坏，调速器动作关闭桨叶，水轮机效率降低，此时机组出力减小，而调速器在“有功控制”闭环控制方式下，为维持机组设定的22.6 MW的出力，将动作打开导叶，然后经过短暂的调速器调节过程，最终机组出力稳定在22.6 MW，导叶开度稳定在86.5 %开度，桨叶开度稳定在46 %开度。

4.2发电流量的变化

调速器也内置8条水头下的导叶开度—流量折算曲线如图1。表3为按每条曲线导叶开度间隔10 %取11点，通过插值计算的方法由导叶开度和水头2个数据计算得出的机组流量。

图1　导叶开度（y）、流量（Q）、水头（H）折算曲线示意

“水头反馈故障”导致调速器无法采集到正确的水头数据，致使流量数据也是错误的。以下通过已知的导叶开度和“水头反馈故障”前的真实水头这2个数据，通过插值算法来得出正确的机组流量数据。

表2　导—桨叶开度协联曲线数据

表3　导叶开度—流量折算曲线数据

以图1中9.2 m水头对应的曲线为例，插值算法公式为：

式中Q1为待求的流量值，Qi为流量上一值，Q（i+1）为流量下一值，y为导叶开度当前值，y（i+1）为导叶开度下一值，yi为导叶开度上一值。

计算过程如下：

（1） 9.2 m水头下86.5 %导叶开度对应的机组流量Q1计算：

（2） 7.8 m水头下86.5 %导叶开度对应的机组流量Q2计算：

（3） 8.6 m水头下86.5 %导叶开度对应的机组流量Q计算：

根据表3中的流量基值为500 m3/s进行折算，Q=88.52 %×500 m3/s=442.6 m3/s。

（4）根据机组数据记录，在“水头反馈故障”前，机组流量为300 m3/s。由以上计算可知，在发生“水头反馈故障”后，2号机组在出力不变的情况下，发电流量增加了142.6 m3/s。

4.3水轮机效率变低

由以上计算可知，机组出力不变的情况下，发电流量增加了142.6 m3/s，很明显水轮机的效率变低了。根据公式P=9.81 ηQH，式中P为损失的机组出力，η为机组效率，Q为增加的流量，H为水头。其中η取经验值0.9，Q=142.6 m3/s，H=8.6 m。计算可知P=0.9×142.6×9.81×8.6≈10.8 MW。由此可知，由于水轮机效率变低导致发电流量的增加，而增加的发电流量并未转换为机组出力，造成水资源的浪费和经济损失。通过计算可知，损失的机组出力约为10.8 MW。

4.4对发电运行的影响

（1）发生“水头反馈故障”时的正确水头数据为8.6 m，而水轮机的导叶、桨叶开度是在2.0 m的协联关系曲线下运行的，因此导致机组水轮机效率降低。

（2）水轮机在非协联关系工况下运行，机组振动增加。

（3） “水头反馈故障”发生前后，机组出力依然为22.6 MW，但是导叶开度增加，流量增加了142.6 m3/s，导致机组耗水率增加，未能达到机组经济运行的要求。

（4）对水库调度的影响。由于该水电站的水库调度属于日调节式，在枯水期季节的水库调度原则一般为控制上游水位为50.10 m，入库流量与下泄流量相持平，从而可以保持高水头运行。根据水库调度运行经验，下泄流量增加150 m3/s，在1 h内，上游水位会下降0.01 m，此次“水头反馈故障”使得在原调度计划的基础上增加了142.6 m3/s下泄流量，如长时间运行，则上游水位会在调度计划的基础上呈下降趋势，不利于水库调度。尤其在进入枯水期后，入库流量只有400-500 m3/s的情况，这种影响更为严重。

（5）对负荷考核点的影响。目前地区调度对下辖水电站的负荷曲线考核方法是，从每天的00：15开始，每15 m in，对比电站实际机组出力与申报负荷曲线是否一致。在发生“水头反馈故障”时水轮机效率的降低，使得机组出力会有短时间的波动。如果此时恰巧发生在考核时间点上，则造成此负荷考核点出力不合格，扣罚水电站一定的本月上网电量，对水电站造成经济效益上的损失。

5　故障原因和存在的问题

经检查分析出此次水头反馈故障的原因为：水头电流变送器至调速器反馈通道故障，导致水头数据反馈错误。查阅PSWST-PLC型调速器说明书可知：当水头信号故障时，调速器将以故障前的水头值作为当前水头值，并自动切换到水头手动设定方式。此次“水头反馈故障”，调速器并未自动切换到水头手动设定方式，而继续在2.0 m的错误水头下以“自动水头”方式运行，目前原因尚未查明。