某水电站安稳装置动作切机顺序最优化研究

李红涛，舒 进，牟小雨，周世杰

（乌东德水力发电厂，云南 昆明 650000）

随着国内各区域电网系统容量的不断增大，电网结构也变得越来越复杂，电网对稳定性要求也越来越高。安全稳定装置是保证电网安全稳定运行的重要手段，其可以依据切机策略自动选择切机，从而有效防止电网发生失步瓦解和大面积停电事故。安全稳定装置动作切机虽有利于电网稳定，但不利于发电站的安全稳定运行，因此选择最优的切机顺序，降低切机对电站的不利影响是十分必要的。

1 电站概况

某水电站是一座以发电为主，兼具防洪、改善下游通航等综合效益的巨型水电站。该水电站有6台850 MW水轮发电机组，总装机容量5 100 MW，是“西电东送”的骨干电源之一。

该水电站为地下电站，具有长引水管道及长尾水管道。其中引水管道从1号至6号机组依次缩短。尾水经尾水管检修门后，相邻两台机尾水在尾水调压室前汇合，然后经同一尾水洞出流至下游。

该水电站电气主接线为发变组单机单元接线方式，开关站500 kV主接线为3/2接线方式，开关站进线6回，出线各4回，其中1回备用。发电机出口均装设有GCB开关，其中1号、2号、5号、6号发变组在变压器低压侧装设厂用变压器，作为各厂用10 kV母线的主供电源。

2 切机顺序分析

2.1 厂用电因素

该水电站开关站出线经禄劝换流站并入南方电网，在电网中承担调峰、调频和事故备用等重要作用。电站机组单机容量大，机组台数多，启停迅速，决定了其对于维持南方电网稳定性、可靠性方面具有重大作用。而厂用电系统的可靠运行是确保电厂安全稳定运行的重要基础，厂用电系统的故障可能会影响发电厂的正常生产，甚至会导致全厂停电。厂用电供电可靠性直接关系到水电站的正常、稳定运行。因此该电站厂用电系统的安全可靠不仅关系到机组和电厂的安全，甚至关系到整个电网系统的安全运行。

该电站厂用电有10 kV和400 V两个电压等级。其中10 kV系统共有6条母线， 1号、2号、5号、6号发变组在变压器低压侧取电,分别经厂用变压器C01B、C02B、C05B、C06B降压后，作为厂用10 kV母线1 M、2 M、5 M、6 M的主供电源。正常运行时，1M通过G1K3及G3K1开关为3 M供电，5 M通过G5K4及G4K5开关为4 M供电。1 M与2 M利用G1K2开关互为备用电源，3 M与4 M利用G3K4开关互为备用电源，5 M与6 M利用G5K6开关互为备用电源。其中1 M及6 M有自金坪子变电站引入的厂外电源分别作为1 M及6 M的第二备用电源。

其中1M带1号、3号、5号机组400 V自用电I段，2 M带2号、4号、6号机组400 V自用电I段，3 M带机组进水口400 V供电点I段及泄洪洞进水口400 V供电点I段，4 M带机组进水口400 V供电点Ⅱ段及泄洪洞进水口400 V供电点Ⅱ段，5 M主要带1号、3号、5号机组400 V自用电Ⅱ段， 6 M带2号、4号、6号机组400 V自用电II段。

从10 kV厂用电母线主供电源方面考虑，由于3号、4号机组未设厂用变压器，不带10 kV厂用电，在需要切机时切除3号或4号机组对厂用电的安全运行没有任何影响，所以稳控装置在切机时宜优先切除3号和4号机组。

从10 kV厂用电母线备用电源方面考虑，互为备用电源的两条母线主供电源不得相邻次序依次断电。若2 M主供电源失电，此时备自投装置将动作G1K2开关合闸，利用1 M为2 M供电，此时若1 M主供电源也失电，备自投将首先动作G1K2分闸，然后动作G1J1合闸，再次动作G1K2合闸。母线电源切换过程中增加了10 kV母线备自投动作次数，且10 kV母线备自投每次动作，10 kV母线下端所带400 V负荷备自投也会相应动作。厂用电电源切换过程是一个复杂的机电动态过程，特别在事故切换过程中，母线上的电流、电压、频率、相角等将发生快速变化，如果切换失败，将严重影响厂用电的可靠性。备自投动作次数较多，自然增加了切换失败的概率，不利于厂用电的安全稳定运行。因此，1号和2号机组不宜于相邻次序依次切机，5号和6号机组不宜于相邻次序依次切机。

图1 水电站10 kV厂用电系统接线图

从10 kV厂用电母线所带负荷方面考虑，由于1 M和5 M主要负荷除了包含机组自用电外，还分别作为3 M和4 M的主供电源，如果1 M和5 M主供电源失电，不仅会影响到相应机组自用电，同时还会影响到3 M及4 M。因此1 M和5 M主供电源失电比2 M和6 M主供电源失电影响范围大，所以相对2号和6号机组而言，1号和5号机组宜最后切除。

从厂用电可靠性考虑，为减少切机对厂用电系统的影响，稳控动作切机时，优先级是3号机组和4号机组最高，2号机组和6号机组次之，1号机组和5号机组最低。

2.2 水击因素

有压管道中，当阀门突然关闭或打开时，流体的流速会发生迅速变化，在流体惯性的作用下，管内压强产生剧烈波动，并在整个管长范围内传播，这种现象称为水击[1]。水击发生时，水击压强可达正常工作压强的几十倍，严重时引起管道超压破裂，损坏设备，威胁安全[2]。因此，对水击进行分析计算十分必要。

在水电站中，导叶关闭时间越短，产生的水击压强越大。当最早产生的水击波反射回导叶时，若导叶已经完全关闭，则反射波起不到任何抵消作用，将产生直接水击，此时的水击压强最大[1]。因此在水电站运行中，直接水击是应当尽力避免的。

图2 水击分类图

发生间接水击时，经典水击理论中[3-5]：

式中：V0为管道内初始流速；Q为管道内流量，取额定流量，671.2 m3/s；D为平均管道直径，为11.5 m；a为水击波速；C0为水中声波传播速度，约为1 440 m/s；K为水的体积模量，为2.07×105 N/cm2；E为管材弹性模量，206 GPa=2.06×107 N/cm2；δ为管道壁厚，为0.06 m；L为压力管道长度；g为重力加速度；H0为甩负荷前水电站净水头，取额定水头137 m；T's为导叶直线关闭时间，11 s；τ0为导叶起始相对开度，在额定水头带额定负荷时取1；σ为水管特性系数；hw为管道特性常数；ξ1为第一相水击压力上升率；ξm为末相水击压力上升率。

将数据代入公式可求得管道内初始流速V0=6.462 m/s；水击波速a=841.836 m/s；管道特性常数hw=2.023 8；求得各机组甩额定负荷时最大压力上升率见表1。

表1 水电站6台机在额定水头甩额定负荷时压力上升率

从表1中可以看出1～6号机组，随着压力管道的缩短，最大压力上升率随之逐渐减小。机组甩负荷时最大压力上升率越大，对机组引水管道越不利。因此，考虑引水管道最大压力上升因素，在机组稳控装置动作切机甩负荷时，为减少流道所受的水力冲击，易优先切除最大压力上升率较低的机组，顺序依次为6号、5号、4号、3号、2号、1号机组。

2.3 涌浪因素

为保证水电站运行安全, 长引水道或长尾水道地下水电站均需要设置调压室, 以满足对机组调保参数的限制[6]。电站作为长尾水道电站，设有阻抗式调压室。其中1号与2号机组为同一水力单元，3号与4号机组为同一水力单元，5号与6号机组为同一水力单元。同一水力单元的机组共用一个尾水调压室，在调压室后汇流到同一尾水洞出流至下游。对于带调压室的水力发电系统而言，调压室的涌浪水位波动对水力系统的动态稳定和调节品质起着重要作用[7]，因此有必要计算机组甩负荷时调压室的涌浪水位。

文献[8]中提出了阻抗式调压室甩负荷时涌浪计算的显示公式，即：

式中：g为重力加速度；f为调压室前引水管道截面积；L为引水管道长度；F为调压室断面面积；V1为水流进入调压室前在引水管道内的流速；hw0为流量流经引水管道引起的水头损失；η为阻抗式调压室的阻抗系数；s、ω、a0、ψ0为计算参数；Zmaxi为调压室涌浪水位，i=1时为第一振幅，i=2时为第二振幅。

本文以1号和2号机为例计算在单台机甩额定负荷和两台机同时甩额定负荷调压室的涌浪水位。

表2 水电站1号和2号机甩额定负荷调压室涌浪水位

从计算结果中可以看出，对于同一水力单元，单台机甩额定负荷所产生的涌浪水位明显小于两台机同时甩额定负荷所产生的涌浪水位。为了避免调压室涌浪过大，不利于水力系统的动态稳定，在稳控装置动作切机时，如所需切除负荷较大，涉及多台机组，不宜同时切除同一水力单元的两台机组。

3 结论

本文通过分析研究某水电站厂用电因素、水击因素、涌浪因素对机组切机顺序的影响得出以下结论：

基于厂用电因素考虑，切机顺序推荐为3号、4号机组优先，2号、6号机组次之，1号、5号机组最后。

基于水击因素考虑，最大压力上升率较低的机组宜优先切除，切机顺序推荐为6号、5号、4号、3号、2号、1号机组。

基于涌浪因素考虑，同一水力单元的两台机组不宜同时切除，即1号、2号机组在切机顺序中不可相邻，3号、4号机组在切机顺序中不可相邻，5号、6号机组在切机顺序中不可相邻。

综合考虑以上3种因素影响，该水电站切机顺序以4号、6号、2号、3号、5号、1号最优。