抽蓄电站一管两机负荷扰动时被扰机组特性研究

2021-03-05张飞，王涛，刘殿海，赵志文

人民长江 2021年2期

张飞，王涛，刘殿海，赵志文

(1.国网新源控股有限公司抽水蓄能经济技术研究院，北京 100761； 2.国网新源控股有限公司，北京 100140； 3.国网新源浙江仙居抽水蓄能有限公司，浙江台州 317300)

1 研究背景

2016年，我国相继投产了广东清远、江西洪屏、浙江仙居3座大型抽水蓄能电站[1]，2017年投产了江苏溧阳抽水蓄能电站，2018年投产了广东深圳抽水蓄能电站。近3 a来，先后开工了句容、厦门、阜康、清原等10余座大型抽水蓄能电站。根据水电“十三五”规划，在此期间我国将新增约1 700万kW抽水蓄能电站的装机[2]。大量抽水蓄能电站机组装机的投运有效地改善了我国电力系统电源结构，提高了电力系统综合调节能力。目前，竣工投运的蓄能电站普遍采用一管多机流道设置，比如，浙江仙居[3]电站采用一管两机设计，浙江天荒坪电站采用一管三机设计[4]，广东清远电站采用一管四机设计[5]，这给电站以及电网的安全稳定运行带来了严重挑战。2016年，国网公司要求对系统内一管双机电站双机甩负荷及双机切泵等极端工况进行复核，以确保机组在极端工况下的调节能力满足电力系统的安全运行要求。在一管双机甩负荷试验中，首先需要进行负荷扰动试验，以确定同一水力单元中一台机组甩负荷不会影响到另一台机组的安全运行。

针对负荷干扰现象，以往研究多集中在数值计算方面，缺乏相关现场试验方面的分析研究。比如，邹金等人对多机引水发电系统中的水力和电气过程进行了仿真分析[6]；付亮等人对同一水力单元的2台机组进行建模分析，优化了机组的运行方式[7]；余雪松等人对仙游电站水力干扰过程进行了建模与分析[8]等。本文结合浙江仙居抽水蓄能电站，介绍了一管双机系统开度模式和功率模式下的负荷扰动试验的实施过程，对机组振动、摆度和压力脉动等稳定性参数进行了测试；同时，还研究了工况参数和稳定性参数的变化规律，研究成果可供运行单位、主机厂家及设计院相关单位参考。

2 测试情况简介

2.1 机组参数

仙居抽水蓄能电站采用立轴、单机、混流可逆式水泵水轮机，水轮机工况额定出力为382.7 MW，额定水头为428 m，额定流量为96.34 m3/s，额定转速为375 r/min；水泵工况最大净水头为492.33 m，相应流量为85.51 m3/s，最小净水头为421.86 m，相应流量为92.75 m3/s，吸出高度为-71 m。调节保证要求蜗壳中心线处最大压力值不得超过7.31 MPa，尾水管进口与出口处最低压力不得小于0 MPa，尾水管进口处最高压力不得大于1.60 MPa，尾水管出口处最高压力不得大于1.70 MPa。

2.2 测点布置

一管双机负荷扰动试验时，主要验证2台机组带额定负荷后一台机组甩负荷对另外一台机组的影响，因此需要测试被扰机组的振动、摆度、压力脉动，以确定机组的稳定性参数是否受到影响，以及调节保证参数是否能够满足机组的安全运行。考虑到同一流道一台机组甩负荷将导致另一台机组负荷发生较大波动，因此需要测试被扰机组调速器在不同模式下的响应特性以及验证涉及过流、过负荷等方面的机组保护。测试过程中的机组机械及水力稳定性参数测点设置如图1所示。除图1中所示点以外，对有功功率、导叶开度、励磁电流等工况参数需进行同步录波。

图1 机组稳定性测点布置Fig.1 Measuring points distribution of units stability

2.3 测试仪器

试验所用传感器参数如下：

(1) 速度传感器采用本特利生产的330505型低频速度传感器，其灵敏度为20 mV/(mm·s)，频响范围为0.5～1 000 Hz(-3.0 dB)、1～200 Hz(-0.9 dB)；

(2) 速度型位移传感器采用豪瑞斯生产的MLS/V-9型传感器，灵敏度为8 mV/μm，频响范围为0.5～600 Hz(-3 dB)；

(3) 电涡流位移传感器采用本特利330180型传感器，其灵敏度为8 V/mm，频响范围为0～10 kHz(-3 dB)；

(4) 压力传感器采用通用公司生产的PTX5072型传感器，其精度为±0.2%，频响范围为0～5 kHz(-3 dB)。

试验采用2套采集仪器进行同步采集，分别是本特利公司的ADRE408 DSPi和HBM公司的QuantumX MX840A-P。采样精度可以达到24位A/D。整个试验平台如图2所示。

图2 测量仪器平台Fig.2 Test equipment

3 测试结果

考虑到正常带负荷情况下调速器的运行模式主要有两种：功率模式和开度模式[9]。

(1) 开度模式下，调速器接收来自监控的增减开度指令，从而实现负荷的调节。

(2) 功率模式下，监控系统给调速器下达负荷指令，由调速器完成功率闭环从而实现负荷的调节。正常发电情况下，机组优先运行于功率模式。

当调速器功率传感器异常时，调速器将工作于开度模式，通过监控系统实现功率闭环。此时，一旦监控闭环出现问题(如监控系统功率变送器异常)，对于同一流道的另外一台机组故障甩负荷后，正常运行机组功率将产生最大的波动情况。因此负荷扰动试验分别在两种模式下进行，其中，1号通流系统试验时，被扰机组(1号机组)运行在功率模式(2号机组甩额定负荷)，试验在上库水位661.7 m、下库水位194.9 m时完成；2号通流系统试验时，被扰机组(3号机组)运行在开度模式(4号机组甩额定负荷)，且监控系统闭环切除，试验在上库水位666.2 m、下库水位200.1 m时完成。

3.1 受扰机组调速器响应分析

1号机组功率模式下被扰特性如图3(a)所示，3号机组开度模式下被扰特性如图3(b)所示。

图3 机组不同模式下的被扰特性Fig.3 Disturbed characteristics of unit under different regulation modes

由图3可以看出：1号机组在功率模式下功率波动范围在317～445 MW之间，3号机组在开度模式下的功率范围在325～471MW范围内，开度模式下较功率模式下功率波动要大。当同一流道的2台机组为额定负荷，一台机组甩负荷后，在水锤压力的作用下2台机组蜗壳进口压力同时升高、尾水出口压力同时减小，进而导致工作水头增大，造成被扰机组水头升高、流量增大以及出力上升。但是，在功率模式下，由于调试器以有功功率为受控对象，而水头和流量的持续波动以及功率闭环由调速器执行，响应速度快，在调节过程中造成的水头与流量变化叠加导致调速器将在较长的时间内才能将机组负荷稳定至额定负荷，这一时间取决于通流系统对压力波动的阻尼效果。而在开度模式下，调速器的动作与功率模式截然不同，一方面由于调速器以导叶开度为控制目标，在一台机组甩负荷后，受水锤压力作用而导致机组水头升高/降低波动，调速器开度降低/升高，进而导致调速器导叶开度向减小/增大的方向动作，从而造成功率波动大。

3.2 受扰机组振动、摆度及压力脉动稳定性分析

负荷扰动试验过程中，在功率模式下，1号机组振动、摆度混频幅值趋势如图4所示；开度模式下的3号机组振动、摆度混频幅值趋势如图5所示；被扰1号和3号机组压力脉动的混频幅值趋势变化如图6所示。

图4 功率模式下被扰1号机组振动、摆度混频幅值变化趋势Fig.4 Vibration and runout peak-to-peak value trends of disturbed unit 1 in constant power mode

图5 开度模式下被扰3号机组振动、摆度混频幅值变化趋势Fig.5 Vibration and runout peak-to-peak value trends of disturbed unit 3 in constant guide vane opening mode

图6 被扰1，3号机组压力脉动测点混频幅值变化趋势Fig.6 Pressure peak-to-peak value trend of disturbed unit 1 and 3

从图4～6受扰机组振动与摆度混频幅值的变化趋势可以看出：

(1) 在2种模式下，受水力因素影响，在扰动瞬间，2台机组的水导摆度混频幅值略有增大，上导和下导的摆度混频幅值基本不会受另一台机组甩负荷的影响。

(2) 扰动瞬间，机组上机架、下机架以及顶盖垂直方向的振动增大明显，尤其以顶盖的垂直振动增大最为明显，导致这一因素的原因主要是通流系统的压力脉动增大。

(3) 扰动过程中，相比于开度模式，在功率模式下机组调节时间较长，从而导致压力脉动波动持续的时间较长；而在开度模式下，调节时间短，则波动强度较功率模式下的压力脉动强度大。

(4) 从(1)和(2)对比可见，考虑到上导和下导的摆度混频幅值没有明显增大，而上机架、下机架以及定子基座的振动混频幅值增大明显，因此，可以判断在负荷扰动过程中，机组固定部件的振动并非由转动部件传递所导致。根据文献[10]所述机组固定部件与厂房的振动传递的3种途径，考虑到振动增大的方向性以及振源因素的影响，可以确认机组固定部件振动的主要传递路径为“水压-蜗壳-厂房-机组固定部件”和“水压-顶盖-厂房-固定部件”。

负荷扰动过程中，考虑无穷大电网条件下，被扰机组转速保持不变，因此被扰机组振动主频以转频、一倍叶片过流频率和动静干涉频率为主，摆度以转频及其倍频为主，而压力脉动则受甩负荷机组的影响严重，与甩负荷机组压力脉动测点频率基本相同。图7给出了被扰机组典型测点的时频图。时频分析采用短时傅里叶变换实现[11]，汉宁窗的窗口长度为2 s，步长为0.25 s。

对于被扰机组而言，在同一流道中，当另一台机组甩负荷后，被扰机组的振动在时域和频域均会受到明显影响。以3号机组为例，在图7顶盖垂直振动中，除稳定的动静干涉频率成分外，可见明显的随着甩负荷机组转速变化的动静干涉频率成分，这一频率成分在下机架垂直振动中也有出现。受甩负荷机组的影响，被扰机组压力测点中低频成分明显增强。

图7 被扰机组典型测点时频图Fig.7 Typical spectrograms of disturbed unit measuring points

3.3 受扰机组电磁稳定性分析

在进行2种情况下的机组扰动试验时，励磁系统均处于正常工作状态，被扰动机组的励磁系统响应基本一致，图8给出了3号机组的励磁电流、机组有功和无功的变化趋势，以及励磁系统的调节原理。

图8 被扰机组有功、无功及励磁电流变化趋势和励磁系统调节原理Fig.8 Active power，reactive power and field current trends of disturbed unit and excitation system regulation principles

为保证发电机的功角稳定并有足够的裕度来避免发电机失稳，发电机励磁系统设置有欠励保护。通常发电机不在进相模式下运行，而当扰动机组甩负荷后，被扰机组由于水力作用导致有功功率大幅增加。无穷大电网条件下，由励磁系统调节原理图可见：此时在励磁系统不参与调节时机组参数将由U、I1、E01变化到U’、I’、E0’，这将造成发电机进相模式运行时处于欠励模式运行，导致功角稳定裕度大幅降低，因此必须增大励磁电流，使发电机运行至U、I2、E02状态。上述分析表明，机组的励磁电流调节基本与有功功率的波动保持一致，从而保证发电机能够保持在一定的功角稳定水平上。