長引水隧洞電站機組負荷調整過程的水力特性分析

【摘要】長引水隧洞式水電站的發電機組在負荷調整時，因流道內水流的慣性作用，往往會出現水頭波動，從而導致機組實際出力與設定值之間存在偏差，甚者可能引起機組運行異常或設備損壞。本文通過對單機大負荷調整過程中，機組水頭水力學過渡過程數據的研究分析，揭示了長引水隧洞、一洞雙機式水電站的水力波動過程和規律，提出了優化運行控制建議，對同類電站的運行具有很好的指導和借鑒意義。

【關鍵詞】水頭波動；研究分析；長引水隧洞；一洞雙機；運行控制

引言

錦屏二級水電站采用長引水隧洞、一洞雙機方式設計的大型水電站。利用雅礱江150km大河彎的天然落差，通過4條長約17.5km的引水隧洞，截彎取直，獲得310米的水頭供機組發電。錦屏二級水電站一洞雙機的主要工程特點是，兩機共用一條引水隧洞、1個上游調壓室。

1、單機増負荷調整過程的典型水力學數據

以下數據為錦屏二級電站#8機組負荷由200MW增至520MW過程的實測運行數據。

1.1 負荷調整前的系統運行狀態

1）運行方式： 2F、4F、7F、8F并網運行；1F、3F、5F、6F冷備用；

2）負荷情況：2F帶600MW；4F帶600MW；7F帶600MW；8F帶200MW；

1.2 負荷調整過程及水頭波動數據

1）20：00 8F增加負荷；

2）20：12 7F、8F上游調壓井水位第一個波峰出現；

3）20：21 7F、8F上游調壓井閘后水位第二個波峰出現；

4）20：26 5F、6F上游調壓井水位第一個波峰出現，且與#7、8機組上游調壓井水位波谷時間重合；

5）7F、8F上游調壓井水位波動振幅為14.40m左右，隨后每個周期大致衰減2m；5F、6F上游調壓井水位波動振幅為0.80m左右；

6）同一水力單元上游調壓井閘后水位處于隨動作狀態，且波形一致；

7）7F、8F上游調壓井水位波動從20：15調整320MW負荷完畢起至21：30止，完全穩定時間約75分鐘。

8F増負荷過程的水頭波動曲線如圖1。

1.3 同一水力單元的另一機組負荷波動數據

8F負荷調整前，同一水力單元7F有功為600MW，8F調整過程中7F功率調整數據如下：

1）最大值605.5，正偏差5.5MW；最小值596.2，負偏差-4.8MW；

2）負荷波動持續75分鐘。

2、單機減負荷調整過程的典型水力學數據

以下數據為8F負荷由420MW減至120MW過程的實測運行數據。

2.1 負荷調整前的系統運行狀態

1）運行方式：1F、3F、4F、5F、7F、8F并網運行；6F冷備用；

2）負荷情況：1F帶580MW；2F帶580MW；3F帶560MW；4F帶580MW；5F帶580MW；7F帶540MW；8F帶420MW；

2.2 負荷調整過程及水頭波動數據

1）00：00 8F有功減至400MW（首先減保留8F）

2）00：01 8F有功按照調整速率要求減至振動區上限380MW；

3）隨后利用其它水力單元機組間隔調整，配合8F快速跨越振動區；

4）14min后負荷調整到位，1F、2F、3F、4F、5F帶600MW；7F帶540MW；8F帶120MW；

5）00：08 7F、8F上游調壓井水位第一個波峰出現；

6）20：17 7F、8F上游調壓井水位第二個波峰出現；

7）1F、2F負荷共增加40MW，上游調壓井水位波動：0.13-0.17m；

8）3F、4F負荷共增加60MW，上游調壓井水位波動：5.07-5.08m；

9）5F、6F負荷共增加20MW，上游調壓井水位波動：2.9m；

10）8F負荷減少300MW，上游調壓井水位波動：6.39m；

11）7F、8F上游調壓井水位波動從00：00調整320MW負荷完畢起至00：15止，完全穩定時間約50分鐘；

8F減負荷過程的水頭波動曲線如圖2所示；

2.3 同一水力單元的另一機組及其他機組負荷波動數據

8F負荷調整過程中，其他機組功率調整偏差數據如表所示：

3、數據分析

3.1 負荷調整過程分析

1）調壓井水位波形振蕩周期T=9.6min；

2）本水力單元波動后經過17.5公里的長引水隧洞再次返回時間T1=24min≈2.5T，隨之與本水力單元上游調壓井水力波成負疊加，呈削弱趨勢，對其水力單元上游調壓井水力波形成正疊加，呈增大趨勢；

3）增負荷過程中，7F、8F水力單元經過5個衰減周期及2.5個負疊加周期后振幅=14.4m-（5x2m+2.5x0.8m）=2m，完全穩定時間T2=5T≈48min；負荷調整正偏差5.5MW，負偏差-4.8MW。

4）減負荷過程中，輔助8F快速跨越振動區，其他水力單元機組基本上在3min內間隔增加負荷，因此其他水力單元上游調壓井水位曲線波形一致，且與7F、8F水力單元波形相反；

5）同一水力單元負荷調整幅度是調壓井水位波動振幅大小的主導因素；水力單元間隔越遠，調壓井水位波動疊加影響越??；

6）減負荷過程中，7F、8F水力單元經過4個衰減周期及1.5個負疊加周期后振幅完全穩定時間T2=4T≈38min；負荷調整平均正偏差3.8MW，負偏差-2.2MW。

7）增加負荷比減小負荷對同一水力單元上游調壓井水位波動影響要大的多；同一水力單元內機組負荷增量一致，上游調壓井水位波動相對較小。

綜上所述：8F在 15min內增加320MW負荷時，上游調壓井水位波動時間大致為48min，負荷波動10MW左右； 15min內減少300MW時，上游調壓井水位波動時間大致為38min，負荷波動6MW左右；其他均可忽略不計。

簡化后7F、8F水力單元上游調壓井水位波動疊加曲線如圖3所示。

系列1：本身負荷調節引起的主導波動效應；系列2：經過17.5

公里的長引水隧洞再次返回引起的疊加波動效應

3.2 結論延伸

15min內8F從開機至帶負荷600MW時，上游調壓井水位波動時間可能超過96min，波動振幅可能超過30m，負荷波動可能超過10MW。為此，負荷調整需要結合調壓井水位波動特性進行合理的分配和安排，以期到達優化運行的目標。

4、運行建議

4.1 抑制上游調壓井水位波動的四大原則

1）延長負荷調節時間，靠自身衰減抑制水位波動；

2）多臺機組配合調整，降低自身主導疊加效應；

3）水位上升時，增加負荷，水位下降時，減少負荷，利用操作削峰填谷；

4）避免同一水力單元機組同增、同減負荷操作，且盡量保證調整幅度一致，以降低水錘效應。

4.2 具體應用

1）有功出力升降大于600MW時，應利用多臺機組配合調節負荷，延長同一水力單元機組的負荷調節時間的同時降低自身主導疊加效應來限制調壓井水位波動；

2）在滿足負荷調整爬坡率及快速跨越振動區要求的前提下應盡量控制調壓井水位波動最小，在時間允許的情況下，避免同一水力單元機組同時增減負荷操作，且盡量滿足調整幅度一致；

3）在負荷調整將要到位時，應進一步加強機組出力監視，防止因負荷調整方向一致原因導致機組有功實測值波動方向一致，最終導致機組正負偏差超過國調報警設定值±30MW，因此需要實時進行小負荷調整。

4）一臺機組甩負荷后，避免立即增加同一水力單元負荷，若時間條件允許，最好等待45分鐘或利用其他并網機組配合調整。

5）全廠4臺機組及以下并網運行時，避免安排同一水力單元內兩臺機組運行，以免故障或安控同時切除；

6）全廠5臺機組并網運行時，同一水力單元運行的兩臺機組安排一臺為保留機組。

5、結束語

本文主要結合廠站實際情況，著重于對長引水隧洞、一洞雙機固有的水力結構所體現出的獨特水力特性進行分析，排除調速器、差壓式上游調壓井設備固有性能的影響，采用水力特性分析、實例驗證等手段進行研究分析，并提出能有效防止水力、負荷波動的措施，以期進一步提高設備可靠運行，為優化運行提供參考。

參考文獻：

[1]中國水電顧問集團華東勘測設計院. 錦屏二級水電站設計運行說明書[R].杭州： 中國水電顧問集團華東勘測設計院，2015.

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[3]蒲瑜，王剛，竇海妮. 長隧洞“ 一洞雙機” 電站水力波動負荷穩定控制. 人民長江，2014，（ 1） ： 51-53.