株溪口水电厂贯流式机组过频保厂用理论研究

周 乐 ， 宋 军 ， 周定跃 ， 詹 凯 ， 付 亮

（1. 五凌电力株溪口水电厂，湖南 益阳413000；2. 湖南五凌电力工程有限公司，湖南 长沙410004；3. 国网湖南电力公司电力科学研究院，湖南 长沙410007）

1 前言

株溪口水电厂位于湖南资水干流中游，装有4台18.5 MW灯泡贯流式水轮发电组，主变均为扩大单元接线方式。厂用电正常运行方式为1号厂用变带厂用Ⅰ、Ⅱ段，2号厂用变带厂用Ⅲ段运行，Ⅰ、Ⅱ段母联断路器在合上位置，Ⅱ段、Ⅲ段在断开位置，厂房及坝顶柴油发电机处于备用状态。根据以往机组运行经验，受上游柘溪电厂在汛期大方式运行及入库流量大因素影响，电厂一旦出现线路甩负荷，机组易过频或由于机组带长线路运行稳定性极差被迫停机，成为电厂安全生产重大隐患。

对机组调速系统动态特性方面做出详细、系统分析及优化试验研究。结合电厂送电线路方式，提出通过完善监控控制流程进行理论研究实现机组选机保厂用，具有重要意义。

2 调速器甩负荷功能完善

通过株溪口水电厂2号机组现场试验，完善调速器线路甩负荷判断逻辑，将2号机组调速器线路甩负荷的判断及控制逻辑设定为：机组频率达到51.5 Hz且PLC检测到机频连续3个扫面周期上升则判断线路甩负荷，判断线路甩负荷后导叶以最快速度关闭至最小空载开度，机组频率下降至60 Hz以下且PLC检测到机组频率连续下降则判断进入空载工况，当机组频率稳定在49～51 Hz范围内经过适当延时后则判断进入负载频率调节。该控制策略及参数应用到其他机组还需要做进一步的试验分析。

线路甩负荷过程中采用固定桨叶开度的方式以减小调速系统压油槽的耗油量，使得调速器油压及油位大于停机值。通过现场的机组稳定性测试确定将株溪口水电厂2号机组桨叶开度固定为20%，该开度下机组运行稳定性良好。由于试验只进行了2号机组，该桨叶开度固定值应用到其他机组还需要进一步的试验分析。

进行了导桨叶动作时的压油槽油压、油位测试，通过试验结果得出：切除2台调速器油泵，将压油槽油压调整至启主泵值，导叶、桨叶由全开至全关，导叶再由全关开启至空载开度然后再全关后，2号机组压油槽油压及油位均明显大于停机油压及停机油位。

进行空载工况下辅机屏电源消失试验。机组空载运行时断开辅机电源屏电源，由于调速器甩满负荷到频率调节稳定时间不超过50 s以及发电机冷却风机全停后延时120 s事故停机，2号机组试验时间为110 s，该时间内高位油箱油压、压油槽油位及压油槽油压值均大于停机值，机组各部位温度均未出现明显上升。

根据现场试验，确定调速器孤网调节参数设置为：2号机组：KP=2.75，KI=0.25，KD=0.1，株溪口水电厂甩75%额定负荷和甩100%仿真试验结果得出各工况下甩负荷试验结果均能满足调节保证的要求，通过优化调速器的控制逻辑及控制参数，能够保证甩负荷后机组在50 s以内达到稳定频率调节，甩100%额定负荷机组转速最大上升率为43.62%，小于50%的过速限制值，最小值均大于45 Hz，大于40 Hz低频切励磁定值。

综上，单从调速器孤网调节性能方面证明能满足机组频率调节要求，但在调节过程中频率和电压的波动易导致厂用电设备损坏以及相关电气连接相互抢负荷、逆功率等保护停机事件发生。需对监控系统流程完善开展进一步理论研究。

3 1号、2号机过频保厂用监控流程修改完善

同样对1号机组调速器孤网运行模式程序进行完善及试验，1号、2号机组都参与保I段厂用电及近区负荷，重点是保证10.5 kV I段母线供泄洪弧门泵站电源，避免线路甩负荷机组全停水漫弧门。3号、4号机组不参与保厂用电，因为即使保厂用成功也需要经过复杂的人工倒闸操作给弧门泵站供电，另外4台机组都进行研究，调速器及监控流程试验较复杂。由于株溪口水电厂一般2台机组及以上运行时开机原则是10.5 kV I、II段母线单元各开1台机及以上机组运行，根据此思路，在常规情况下2台及以上机组运行时可确保有1号或2号机组参与保厂用电，1台机组运行时有一半概率机组参与保厂用电，此时可理解为来水较少，即使没有机组参与保厂用电也不会产生较大影响。

监控系统下位机采用南瑞MB40系列PLC，对其流程修改完善说明如下：

（1）监控系统线路甩负荷判断条件

公用开关站LCU检测到1号、2号机组任意一台机进入孤网运行模式信号（调速器检测机频达到51 Hz且机频3个连续扫描周期有上升趋势则判断线路甩负荷），且满足110 kV资株线频率、110 kV株思线频率、110 kV株茶线频率、10.5 kV I段母线频率、10.5 kV II段母线频率其中任意3个频率（5选3）大于设定值53 Hz时就判定线路甩负荷条件成立。

分别将5个频率大于53 Hz的条件赋值为虚拟开关量（图 1）。

图1 虚拟开关量

5个频率有3个满足大于53 Hz时且收到1号、2号机组调速器进入孤网模式时给出开出。

（2）监控系统保厂用机组自动选择

当线路甩负荷条件成立，1号、2号机组只有一台机运行时，该运行机组承担保400 V I段厂用电及近区负荷；当1号、2号机组都运行时指定2号机组承担保400 V I段厂用电及近区负荷，1号机组走电气事故停机，对1号机组LCU程序进行设计，当1号机组监控LCU检测到公用开关站监控LCU开出的线路甩负荷信号II_BBUF[28]动作，1号、2号机组孤网运行模式SI_BBUF[243]、SI_BBUF[244]动作、1号机发电机出口断路器合位II_BBUF[2]动作、1号机发电机出口断路器远方控制位置SI_BBUF[14]动作、1号机组频率AI_DATA[96]＞53HZ时启动1号机组电气事故停机DQSGTJ流程（图2）。

图2 1号机DQSGTJ流程

当1号、2号机组都未运行时，可认为上游来水较少，采取启动厂房、坝顶柴油发电机方式恢复400 V I段厂用电及近区负荷。

（3）监控系统线路甩负荷后跳闸逻辑

线路甩负荷条件成立后保持110 s（因为我厂发电机冷却风机全停后延时120 s事故停机。经过试验线路甩负荷后调速器进入孤网调节到频率稳定时间为50 s内，110 s时间充分），若1号主变高压侧510断路器、近区变11 kV侧340断路器、1号厂变400 V侧112断路器在“合”位置且在“远方”、“自动”控制方式时，公用开关站监控LCU相应启动510_F、340_F、112_F 流程，自动跳开 510、340、112 断路器。

在AUTO_START程序段中添加以下程序:

分别触发跳断路器流程，因为开关站公用同时只能触发一个流程，所以按顺序分别跳开510、340、112断路器,因为在条件满足100 s内只触发一次能避免340、112反复跳合闸，所以添加一个中间变量SFG_EN，表示满足触发条件（图3）。

通过性质号和对象号分别调用对应流程（图4）。

（4）监控系统恢复厂用电逻辑

分别将频率和电压的条件赋值为虚拟开关量（图 5）。

线路甩负荷条件成立后保持110 s，公用开关站LCU通过检测，340断路器、112断路器在“分”位置且在“远方”、“自动”控制方式和相应接地刀闸在“分”位置，1号主变10.5 kV侧、近区变10.5 kV侧、1号厂变10.5 kV侧达到稳频及稳压范围。

公用开关站监控LCU相应启动340_H、112_H流程，自动合340、112断路器，以此达到保400 V I段厂用电和近区用电目的（图6）。

100 s只能触发一次通过性质号和对象号分别调用对应的流程（图7）。

图3 在AUTO-START程序段中增加流程

图4 510&340&112开关分闸性质号和对象号对应的流程

图5 频率和电压条件赋值为虚拟开关量

4 结论

（1）通过电厂2号机组调速器的线路甩负荷孤网调节功能完善以及灯泡贯流式机组线路甩负荷下机组频率变化过程仿真计算分析，线路甩机组满负荷情况下最大转速上升值满足要求。1号机组可以参照实施。

图6 监控系统恢复厂用电逻辑

图7 340&112开关合闸性质号和对象号对应的流程

（2）改变传统思维，提出通过修改监控系统程序方法保障线路甩负荷保厂用电过程中电厂设备的安全理论。一旦出现线路对侧跳闸时能将电厂机组与系统线路隔离，避免机组带长线路孤网运行震荡及线路突然送电带来的设备冲击，能很好的避免机组孤网调节过程中厂用设备损坏或多台机组同时甩负荷时由于电气连接影响相互间抢负荷情况发生，理论研究可行。或许在不久的将来，通过监控系统流程控制手段达到贯流式机组过频保厂用功能会成为现实。

参考文献：

[1] 国家能源局. DL/T 496-2016水轮机电液调节系统及装置调整试验导则[S].

[2] 国家能源局. DL/T 563-2016水轮机电液调节系统及装置技术规程[S].

[3] 魏守平，罗萍.水轮机调速器的PLC测频方法[J].水电能源科学，2000（4）：31-33.

[4] 朱辰，施冲，庞敏，等.基于分布式对象技术的NC2000水电厂计算机监控控制系统软件[J].水电自动化与大坝监测，2002（5）.