清远蓄能电站4机水泵工况同时断电试验分析

2018-09-14黄萌智陈泓宇

水电站机电技术 2018年8期

黄萌智，陈泓宇

（清远蓄能发电有限公司，广东清远511853）

水泵断电试验是检查抽水蓄能机组在水泵工况下发生电气故障或500 kV失电的情况下，机组的尾水管压力、蜗壳压力是否满足合同要求，机组的电气紧急停机流程是否正确，调速器、励磁及机组辅助设备是否正确动作，是抽蓄机组水泵方向比较重要的试验。

清远抽水蓄能电站500 kV地面开关站目前只设置一回500 kV清花甲线，在500 kV线路跳闸的情况下，电站所有运行水泵工况机组将进入紧急停机程序，为了验证所有机组同时抽水断电时机组相关参数满足调节保证计算要求，确认相关控制和保护逻辑满足设计要求，确保机组及水道安全，需要对已投运的4台机组进行同时抽水断电试验。在试验过程中需要记录导叶关闭速率、机组振动、摆度、温度、压力脉动、尾水压力和钢管压力等数据。

清远抽水蓄能电站4机水泵工况同时断电试验的完成不仅为电站机组实现全水头、满负荷方式运行创造条件、提供有力的技术支撑，而且为一洞多机布置形式提供了安全实证，试验进一步验证和推导了甩负荷工况，为抽水蓄能电站机组未来的结构设计和一洞多机选型提供了实践依据。

1 电站概述

1.1 水力特性参数

电站上水库正常蓄水位612.50 m，下水库正常蓄水位137.7 m，死水位108.0 m，发电最大毛水头为504.50 m。输水系统采用1管4机方案，由引水隧洞、高压隧洞、高压岔管、引水支管、尾水支管、尾水岔管、尾水调压井和尾水隧洞组成。

1.2 水泵水轮机参数

水泵水轮机型式为立轴、单级、混流、可逆式、可调导水机构，额定出力326.5 MW，额定水头470 m，水泵扬程459～504 m。额定流量52.76 m3/s，额定转速428.6 r/m，吸出高度-66 m，最大飞逸转速小于621.5 r/m。

1.3 发电电动机参数

发电电动机型式为三相、竖轴、密闭循环空冷、可逆式同步发电电动机，单机容量（发电工况）320 MW，总装机容量1 280 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）。

1.4 试验保证值

（1）蜗壳进口中心线处的最大压力值（含压力脉动和计算误差）不大于780 m H2O；

（2）转轮出口处最大压力值不超过165 m H2O；

（3）整个引水系统内（上游侧引水管、下游侧尾水管）压力不少于12 m H2O（绝对压力）。

2 调节保证计算

抽水蓄能电站的调保计算是为了确认诸如蜗壳最大、最小水压，尾水管的最大、最小压力，机组转速上升率，调压井涌浪水位和输水隧洞水压等设计参数。

清远抽水蓄能电站水泵水轮机调保计算解析用的程序是主机供应商东芝公司独立进行开发，并运用于水轮机，混流机、轴流机以及其他型式水轮机的调保计算专用程序。程序在不断与原型机现场测试结果进行比较和验证的情况下，得到进一步的完善，在高水头大容量水泵水轮机、大容量混流式水轮机组的开发工作中做出了巨大的贡献。程序的特点是蜗壳水压上升，尾水管压力上升等计算结果能和原型机现场测试结果保持充分的一致性，能真实地反映机组在抽水断电时蜗壳水压上升，尾水管水压上升的实际结果。计算原理如图1所示。

图1 水力过渡现象调保过程解析方法

3 试验过程及结果分析

3.1 单机抽水断电试验情况

2015年10月11日，清蓄电站1号机组进行抽水断电试验，当时的上库水位591.82 m、下库水位135.79 m，毛水头456.03 m，导叶接力器行程283 mm（90.4%）。

1号机试验结果中，压力钢管水压峰值5.485 MPa（约为559.7 m）出现在9.7 s左右，计算结果最大值为 602.6 m（约 5.905 MPa），出现在 8.5 s左右，与实测结果在发生时间和数值上大致趋于一致；尾水管水压最大值计算结果约为1.27 MPa，试验结果中，尾水管水压最大值为1.26 MPa左右，与计算结果在数值上几乎一致。如图2、图3所示。

同时通过4台机组单机抽水断电试验的结果比较，在和现场试验同样的条件下，通过解析计算捕捉到的模拟波形和现场测定的波形相当接近，均满足合同调节保证值，且有较大的裕度，抽水断电工况的模拟计算使用同一个计算程序，根据单台机解析对现场试验结果的准确再现，可以预测双机抽水断电试验的计算结果是没有问题。

图2 1号机抽水断电试验实测波形

图3 单机抽水断电试验计算波形

3.2 双机抽水断电试验情况

2016年02月20日，清蓄电站1号、2号机组进行双机同时抽水断电试验，现场试验前上库存水位608.50 m、下库水位119.39 m，毛水头489.12 m，1号机组导叶接力器行程的242 mm（77.3%），2号机组导叶接力器行程的247 mm（78.9%）。

根据试验数据分析，1号机蜗壳水压的峰值6.865 MPa（约为700.5 m）出现在 8.5 s左右，2号机蜗壳水压的峰值6.871 MPa（约为701.1 m）出现在8.4 s左右，2台机的实测值均在未超过理论最大值的范围内，2台机计算结果与实测结果在发生时间和数值上均基本趋于一致。同样尾水管水压1号、2号机实测值与计算结果在数值上几乎一致。如图4所示。

图4 双机抽水断电试验实测波形

从以上的试验结果与计算值的对比来看，蜗壳压力、尾水管压力均在模拟计算所控制的理论极限区间之内。

3.3 4机抽水断电试验情况

2016年8月25日，清远抽水蓄能电站进行4台机组同时抽水断电试验，试验前上库水位604.88 m，下库水位121.17 m，毛水头481.73 m，试验前4台机组运行数据见表1。

表1 断电前4台机组泵工况运行数据

试验过程：①进行机组辅机启动后厂用电自动切换试验，确保设备倒换及运行正常；②分别启动4机组单机吸收320 MW有功功率；③4台机组抽水工况（P）运行约20 min后，同时短接500 kV断路器保护柜内操作箱“手跳”接点，跳开500 kV开关，进行4机抽水同时断电试验，并监测记录机组抽水断电及水工建筑物各项参数值；④对监测数据进行分析，判断是否满足设计及调保计算要求。

机组抽水断电动作后，监控系统逻辑正确，电气及机械回路动作正常；调保计算所采用的数学模型、参数、边界条件正确，计算结果与现场试验数据基本一致。

由图5可知，1号机组导叶开度从GCB分闸0.38 s后由250.3 mm（79.9%）经过12.9 s至全关；2号机组导叶开度从GCB分闸后0.35 s由251.8 mm（80.4%）经过11.3 s至全关；3号机组导叶开度从GCB分闸0.43 s由252.2 mm（80.6%）经过11.9 s至全关；4号机组导叶开度从GCB分闸0.43 s由249.4 mm（79.7%）经过10.9 s至全关。

图5 4机抽水断电试验导叶接力器关闭数据

4台机组蜗壳水压的峰值比较接近（图6），最大压力分别上升至 7.481 MPa、7.419 MPa、7.473 MPa、7.448 MPa，出现在9.8 s，均不超过调保计算保证值7.649 MPa，与计算结果在数值上比较接近，波形趋势一致；4泵断电时4台机组尾水（图7）最大压力分别为 1.106 MPa、1.149 MPa、1.088 MPa、1.102 MPa，出现在7.6 s，均未超过调保计算保证值1.62 MPa，且还有较大裕度；4台机组尾水最小压力分别为0.637 MPa、0.528 MPa、0.619 MPa、0.632 MPa，出现在8.7 s，均不超过设计调保计算保证值0.117 MPa，均在模拟计算所控制的理论极限区间之内，见图8表2。