清遠蓄能電站4機水泵工況同時斷電試驗分析

黃萌智，陳泓宇

（清遠蓄能發電有限公司，廣東 清遠511853）

水泵斷電試驗是檢查抽水蓄能機組在水泵工況下發生電氣故障或500 kV失電的情況下，機組的尾水管壓力、蝸殼壓力是否滿足合同要求，機組的電氣緊急停機流程是否正確，調速器、勵磁及機組輔助設備是否正確動作，是抽蓄機組水泵方向比較重要的試驗。

清遠抽水蓄能電站500 kV地面開關站目前只設置一回500 kV清花甲線，在500 kV線路跳閘的情況下，電站所有運行水泵工況機組將進入緊急停機程序，為了驗證所有機組同時抽水斷電時機組相關參數滿足調節保證計算要求，確認相關控制和保護邏輯滿足設計要求，確保機組及水道安全，需要對已投運的4臺機組進行同時抽水斷電試驗。在試驗過程中需要記錄導葉關閉速率、機組振動、擺度、溫度、壓力脈動、尾水壓力和鋼管壓力等數據。

清遠抽水蓄能電站4機水泵工況同時斷電試驗的完成不僅為電站機組實現全水頭、滿負荷方式運行創造條件、提供有力的技術支撐，而且為一洞多機布置形式提供了安全實證，試驗進一步驗證和推導了甩負荷工況，為抽水蓄能電站機組未來的結構設計和一洞多機選型提供了實踐依據。

1 電站概述

1.1 水力特性參數

電站上水庫正常蓄水位612.50 m，下水庫正常蓄水位137.7 m，死水位108.0 m，發電最大毛水頭為504.50 m。輸水系統采用1管4機方案，由引水隧洞、高壓隧洞、高壓岔管、引水支管、尾水支管、尾水岔管、尾水調壓井和尾水隧洞組成。

1.2 水泵水輪機參數

水泵水輪機型式為立軸、單級、混流、可逆式、可調導水機構，額定出力326.5 MW，額定水頭470 m，水泵揚程459～504 m。額定流量52.76 m3/s，額定轉速428.6 r/m，吸出高度-66 m，最大飛逸轉速小于621.5 r/m。

1.3 發電電動機參數

發電電動機型式為三相、豎軸、密閉循環空冷、可逆式同步發電電動機，單機容量（發電工況）320 MW，總裝機容量1 280 MW，發電電動機額定電壓15.75 kV，額定功率因數（發電工況）為0.9（滯后）。

1.4 試驗保證值

（1）蝸殼進口中心線處的最大壓力值（含壓力脈動和計算誤差）不大于780 m H2O；

（2）轉輪出口處最大壓力值不超過165 m H2O；

（3）整個引水系統內（上游側引水管、下游側尾水管）壓力不少于12 m H2O（絕對壓力）。

2 調節保證計算

抽水蓄能電站的調保計算是為了確認諸如蝸殼最大、最小水壓，尾水管的最大、最小壓力，機組轉速上升率，調壓井涌浪水位和輸水隧洞水壓等設計參數。

清遠抽水蓄能電站水泵水輪機調保計算解析用的程序是主機供應商東芝公司獨立進行開發，并運用于水輪機，混流機、軸流機以及其他型式水輪機的調保計算專用程序。程序在不斷與原型機現場測試結果進行比較和驗證的情況下，得到進一步的完善，在高水頭大容量水泵水輪機、大容量混流式水輪機組的開發工作中做出了巨大的貢獻。程序的特點是蝸殼水壓上升，尾水管壓力上升等計算結果能和原型機現場測試結果保持充分的一致性，能真實地反映機組在抽水斷電時蝸殼水壓上升，尾水管水壓上升的實際結果。計算原理如圖1所示。

圖1 水力過渡現象調保過程解析方法

3 試驗過程及結果分析

3.1 單機抽水斷電試驗情況

2015年10月11日，清蓄電站1號機組進行抽水斷電試驗，當時的上庫水位591.82 m、下庫水位135.79 m，毛水頭456.03 m，導葉接力器行程283 mm（90.4%）。

1號機試驗結果中，壓力鋼管水壓峰值5.485 MPa（約為559.7 m）出現在9.7 s左右，計算結果最大值為 602.6 m（約 5.905 MPa），出現在 8.5 s左右，與實測結果在發生時間和數值上大致趨于一致；尾水管水壓最大值計算結果約為1.27 MPa，試驗結果中，尾水管水壓最大值為1.26 MPa左右，與計算結果在數值上幾乎一致。如圖2、圖3所示。

同時通過4臺機組單機抽水斷電試驗的結果比較，在和現場試驗同樣的條件下，通過解析計算捕捉到的模擬波形和現場測定的波形相當接近，均滿足合同調節保證值，且有較大的裕度，抽水斷電工況的模擬計算使用同一個計算程序，根據單臺機解析對現場試驗結果的準確再現，可以預測雙機抽水斷電試驗的計算結果是沒有問題。

圖2 1號機抽水斷電試驗實測波形

圖3 單機抽水斷電試驗計算波形

3.2 雙機抽水斷電試驗情況

2016年02月20日，清蓄電站1號、2號機組進行雙機同時抽水斷電試驗，現場試驗前上庫存水位608.50 m、下庫水位119.39 m，毛水頭489.12 m，1號機組導葉接力器行程的242 mm（77.3%），2號機組導葉接力器行程的247 mm（78.9%）。

根據試驗數據分析，1號機蝸殼水壓的峰值6.865 MPa（約為700.5 m）出現在 8.5 s左右，2號機蝸殼水壓的峰值6.871 MPa（約為701.1 m）出現在8.4 s左右，2臺機的實測值均在未超過理論最大值的范圍內，2臺機計算結果與實測結果在發生時間和數值上均基本趨于一致。同樣尾水管水壓1號、2號機實測值與計算結果在數值上幾乎一致。如圖4所示。

圖4 雙機抽水斷電試驗實測波形

從以上的試驗結果與計算值的對比來看，蝸殼壓力、尾水管壓力均在模擬計算所控制的理論極限區間之內。

3.3 4機抽水斷電試驗情況

2016年8月25日，清遠抽水蓄能電站進行4臺機組同時抽水斷電試驗，試驗前上庫水位604.88 m，下庫水位121.17 m，毛水頭481.73 m，試驗前4臺機組運行數據見表1。

表1 斷電前4臺機組泵工況運行數據

試驗過程：①進行機組輔機啟動后廠用電自動切換試驗，確保設備倒換及運行正常；②分別啟動4機組單機吸收320 MW有功功率；③4臺機組抽水工況（P）運行約20 min后，同時短接500 kV斷路器保護柜內操作箱“手跳”接點，跳開500 kV開關，進行4機抽水同時斷電試驗，并監測記錄機組抽水斷電及水工建筑物各項參數值；④對監測數據進行分析，判斷是否滿足設計及調保計算要求。

機組抽水斷電動作后，監控系統邏輯正確，電氣及機械回路動作正常；調保計算所采用的數學模型、參數、邊界條件正確，計算結果與現場試驗數據基本一致。

由圖5可知，1號機組導葉開度從GCB分閘0.38 s后由250.3 mm（79.9%）經過12.9 s至全關；2號機組導葉開度從GCB分閘后0.35 s由251.8 mm（80.4%）經過11.3 s至全關；3號機組導葉開度從GCB分閘0.43 s由252.2 mm（80.6%）經過11.9 s至全關；4號機組導葉開度從GCB分閘0.43 s由249.4 mm（79.7%）經過10.9 s至全關。

圖5 4機抽水斷電試驗導葉接力器關閉數據

4臺機組蝸殼水壓的峰值比較接近（圖6），最大壓力分別上升至 7.481 MPa、7.419 MPa、7.473 MPa、7.448 MPa，出現在9.8 s，均不超過調保計算保證值7.649 MPa，與計算結果在數值上比較接近，波形趨勢一致；4泵斷電時4臺機組尾水（圖7）最大壓力分別 為 1.106 MPa、1.149 MPa、1.088 MPa、1.102 MPa，出現在7.6 s，均未超過調保計算保證值1.62 MPa，且還有較大裕度；4臺機組尾水最小壓力分別為0.637 MPa、0.528 MPa、0.619 MPa、0.632 MPa，出現在8.7 s，均不超過設計調保計算保證值0.117 MPa，均在模擬計算所控制的理論極限區間之內，見圖8表2。

圖6 4機抽水斷電試驗蝸殼壓力趨勢圖

圖7 4機抽水斷電試驗尾水壓力趨勢圖

圖8 4機抽水斷電試驗調保計算波形

表2 4機抽水斷電試驗試驗記錄數據

4 結論

通過清遠蓄能電站“一洞四機”4機同時抽水斷電試驗，試驗測量的主要參數的數值與計算結果較為接近，蝸殼最大壓力、尾水管最大壓力等均滿足合同保證值要求，得到了同一高壓輸水系統內的4臺機在苛刻條件下大波動過渡過程的有效試驗數據，復核了調保計算結果，為電站長期安全穩定運行提供了試驗依據。