江蘇宜興抽水蓄能電站水力干擾試驗研究

王 亮，鄧 磊，楊 斌，蔣夢姣，魏 歡

（1.華東宜興抽水蓄能有限公司，江蘇省宜興市 214205；2.國網(wǎng)新源控股有限公司技術(shù)中心，北京市 100161）

0 引言

江蘇宜興抽水蓄能電站（以下簡稱宜興電站）為日調(diào)節(jié)純抽水蓄能電站，安裝有4臺單機容量為250MW的可逆式機組[1]。電站引水系統(tǒng)和尾水系統(tǒng)均采用一管兩機的布置方式，共用引水系統(tǒng)和尾水系統(tǒng)的機組間存在水力聯(lián)系，當其中一臺機組的水力發(fā)生變化時，如開停機、增減負荷和甩負荷等引起流道的壓力和流量的變化時，將對同一流道運行的其他機組產(chǎn)生水力影響，進而影響到機組的功率變化。

另外，宜興電站兩臺機組之間還存在電氣聯(lián)系，其地下GIS為聯(lián)合單元接線方式，即兩臺主變壓器合并為一單元，由一回電纜與地面500kV開關(guān)站聯(lián)系。

宜興電站每日按15分鐘一點總共96點調(diào)度曲線進行機組運行，為進一步優(yōu)化電網(wǎng)的頻率控制，華東電網(wǎng)開展了96點負荷曲線斜線平滑啟停模式和每日按5分鐘一點總共288點調(diào)度曲線運行控制方式的調(diào)研研究。為更好滿足電網(wǎng)對頻率控制精細化管理的要求，進一步掌握同一流道系統(tǒng)機組對相鄰機組功率的影響，開展了宜興電站3、4號機組之間的水力干擾仿真計算及試驗研究。

1 電站參數(shù)

1.1 上下水庫水位

正常蓄水位：上水庫EL471.5m，下水庫EL78.9m；正常消落水位：上水庫EL435.0m，下水庫EL58.0m；死水位：上水庫EL428.6m，下水庫EL57.0m。

1.2 輸水系統(tǒng)

一管兩機輸水系統(tǒng)總長度為3082. 33 ～3061. 00m，其中引水隧洞長為1242. 12～1153. 47m，尾水隧洞長為1840. 21～1907. 68m，上水庫閘門井兼做調(diào)壓室，尾水調(diào)壓室布置在尾水岔管下游35m處的尾水隧洞上，采用阻抗式帶上室結(jié)構(gòu)型式[1，2]。

1.3 水泵水輪機

水輪機額定功率255MW，最大功率275MW，水泵最大入力275MW；額定轉(zhuǎn)速375r/min；額定水頭363m；額定流量78.5m3/s；最大水頭410.7m；最小水頭344m；吸出高度-60.0m。

1.4 發(fā)電電動機

發(fā)電電動機額定容量278 MVA（發(fā)電），278 MW（電動）；額定電壓15.75kV；額定轉(zhuǎn)速375r/min；額定功率因數(shù)0.9（滯后，發(fā)電），0.98（超前，電動）；發(fā)電工況最大持續(xù)容量 290 MVA（cosφ=0. 95滯后）。

1.5 過渡過程參數(shù)

蝸殼最大壓力不超過6.3MPa；尾水管進口（轉(zhuǎn)輪出口）處最低壓力值不小于0MPa；在所有過渡過程工況中機組產(chǎn)生的瞬態(tài)飛逸轉(zhuǎn)速不大于 562r/min[2]。

2 建模及仿真計算

2.1 建模仿真及結(jié)果

抽水蓄能機組的水力過渡過程計算模型復雜，牽涉水力、機械和電氣三方面因素。本文采用商業(yè)軟件SIMSEN對宜興電站過渡過程進行仿真計算，該軟件使用的是特征線法，過 渡過程仿真計算模型如圖1所示。

圖1 宜興電站數(shù)值仿真計算模型Figure 1 Model configuration for the transient calculation of Yixing power station

2.2 計算結(jié)果修正方法

根據(jù)2019年4月發(fā)布的團體標準T/CEC 5010—2019《抽水蓄能電站水力過渡過程計算分析導則》[3]（以下簡稱分析導則），調(diào)節(jié)保證設計值應在水力過渡過程計算值的基礎上考慮壓力脈動及計算誤差進行修正后確定。

分析導則規(guī)定：機組蝸殼進口最大壓力調(diào)節(jié)保證設計值，應在水力過渡過程計算值的基礎上，按甩負荷前凈水頭的5%～7%壓力脈動和壓力上升值的5%～10%計算誤差修正。如果已取得實際采用的水泵水輪機模型特性曲線，可適當降低或不考慮計算誤差。

機組尾水管進口最小壓力調(diào)節(jié)保證設計值，應在水力過渡過程計算值的基礎上，按甩負荷前凈水頭的2%～3.5%壓力脈動和壓力下降值的5%～10%計算誤差修正。

本文計算結(jié)果考慮壓力脈動和計算誤差的修正方法如下：

蝸殼修正最大壓力=計算值+凈水頭×5%+（計算值-初始值）×5%；

尾水管進口修正最小壓力=計算值-凈水頭×2%-（初始值-計算值）×10%。

2.3 仿真計算結(jié)果及試驗結(jié)果對比

水力干擾模擬計算是過渡過程計算的重要內(nèi)容之一，可用于分析受擾機組的運行穩(wěn)定。根據(jù)宜興電站正常運行情況，選擇甩100%負荷工況進行測試及仿真計算對比：上水庫水位460.14m，下水庫水位68.17m，4號機組發(fā)電穩(wěn)態(tài)運行負荷230MW，3號機組甩100%負荷，4號機組作為受干擾機組，導葉關(guān)閉規(guī)律按照電站實際關(guān)閉規(guī)律。計算結(jié)果如表1和圖2所示，滿足過渡過程壓力限值要求，4號機組最大瞬間出力為122%額定出力，持續(xù)時間大約1s。

表1 甩100%負荷水力干擾試驗 和計算結(jié)果對比Table 1 The test result VS the calculation result of 100% load rejection hydraulic disturbance

圖2 3號機組甩100%負荷，4號機組有功變化曲線Figure 2 100% load rejection of unit 3#，time waveform of active power of unit 4#

3 現(xiàn)場水力干擾試驗研究

選擇4號機組發(fā)電和抽水穩(wěn)定運行，進行3號機組甩負荷、發(fā)電開停機、抽水開停機和水泵斷電的水力干擾試驗研究。

3.1 甩負荷水力干擾試驗及分析

電站正常運行時單機計劃負荷最大為230MW，為更貼近現(xiàn)場實際，在進行甩負荷水力干擾試驗時，4號機組發(fā)電穩(wěn)態(tài)運行負荷選擇為230MW，調(diào)速器選擇功率控制模式，進行3號機組甩50%、75%和100%負荷水力干擾試驗。

為保證安全，試驗前利用調(diào)節(jié)保證計算軟件進行了過渡過程計算，核算了甩負荷可能的最大值以及持續(xù)時間，據(jù)此對電站保護進行了分析，確認了定子過負荷保護定值及延時（反時限啟動電流1.16IB，tmin=10s；tg=120s；tmax=300s；）滿足試驗要求，不會發(fā)生電氣保護動作導致的相繼甩負荷[4-6]，可安全開展機組水力干擾試驗；根據(jù)過渡過程壓力測試研究成果，蝸殼進口壓力和尾水管進口壓力均采用就近布置的方式進行測量[7-9]，試驗軟件采樣率設置為1200Hz，且未設置軟件濾波。試驗結(jié)果如表2、圖3和圖4所示。

表2 甩負荷水力干擾試驗結(jié)果Table 2 The test results of load rejection hydraulic disturbance

圖3 甩100%負荷水力干擾試驗3號機組主要參數(shù)變化曲線Figure 3 Time waveform of key parameters of unit 3 in 100% load rejection hydraulic disturbance test

圖4 甩100%負荷水力干擾試驗4號機組主要參數(shù)變化曲線Figure 4 Time waveform of key parameters of unit 4 in 100% load rejection hydraulic disturbance test

3號機組甩100%負荷試驗結(jié)果滿足過渡過程參數(shù)要求，期間4號機組功率變化情況為：從230.7MW變化至最大312.75MW和最小199.4MW，向上增加82MW，向下減小31.3MW，上下波動范圍113.4MW。

4號機組并網(wǎng)運行，因此機組轉(zhuǎn)速和電網(wǎng)頻率一致，不會發(fā)生大的突然變化；4號機組功率變化原因是由于同一流道3號機組甩負荷導致的蝸殼壓力和尾水管進口壓力變化所引起，由于4號機組調(diào)速器處于功率調(diào)節(jié)模式，在機組功率與功率給定偏差超過一定限值后，在PID參數(shù)的作用下，調(diào)速器將根據(jù)功率偏差方向及大小調(diào)節(jié)導葉開度及速度，最終將4號機組功率穩(wěn)定在功率給定230MW附近并網(wǎng)運行。

3.2 發(fā)電開機水力干擾試驗及分析

上水庫水位466.25m，下水庫水位 63.95m條件下，進行了4號機組發(fā)電250MW運行，3號機組發(fā)電開機、并網(wǎng)，增負荷至230MW的水力干擾試驗，試驗結(jié)果如圖5和圖6所示，整個水力干擾過程描述如下：

（1）初始狀態(tài)501.5s：4號機組250.3MW，導葉開度76.17%，蝸殼壓力4455kPa，尾水進口壓力608.8kPa；3號機組發(fā)電開機，3號機組導葉從全關(guān)開啟。

（2）3號機組發(fā)電開機：因3號機組導葉開啟，導致同一流道的4號機組從501.5s開始出現(xiàn)蝸殼壓力下降，502.8s蝸殼壓力出現(xiàn)最小值4255kPa，此時尾水管進口壓力604.1kPa，功率230.2MW；503.1s導葉開度76.19%，基本未發(fā)生變化，機組功率變?yōu)?27.6MW；503.3s，導葉開始出現(xiàn)上升趨勢；504.7s，尾水管進口壓力出現(xiàn)最大值688.9kPa，此時蝸殼進口壓力4394kPa，機組功率235.4MW；降低，507s恢復250MW，此后圍繞250MW進行調(diào)節(jié)，此階段負荷從250.3MW波動至227.6MW，向下波動22.8MW。

（3）3號機組發(fā)電空載轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)：534.8s，3號機組轉(zhuǎn)速到達95%轉(zhuǎn)速后，調(diào)速器轉(zhuǎn)速PID調(diào)節(jié)投入，3號機組導葉開度開始減小，以調(diào)節(jié)3號機組轉(zhuǎn)速至100%，因3號機組導葉關(guān)小，4號機組出現(xiàn)蝸殼壓力上升；536.2s，蝸殼壓力最大4594.8kPa，此時尾水管進口壓力665.9kPa，機組功率267.7MW；536.4s，4號機最大269.1MW，此時蝸殼進口壓力4573kPa，尾水管進口壓力645.1kPa；此階段負荷從約252MW波動至269.1MW，向上波動17.1MW。

（4）3號機組發(fā)電并網(wǎng)：559.9s，3號機GCB合閘；560.0s，3號機瞬間最大功率86.91MW；560.4s，3號機吸收逆功率23.78MW。4號機組功率250.1MW；蝸殼壓力4451kPa，尾水管進口壓力632.8kPa，導葉開度76.81%；561.8s出現(xiàn)最小值241.3MW，此時導葉開度76.81%，蝸殼進口壓力4380kPa，尾水管進口壓力604.1kPa；此階段負荷從250.1MW波動至241.3MW，向下波動9.8MW。

（5）3號機組發(fā)電增負荷：并網(wǎng)后3號機組增負荷至125MW區(qū)間，4號機組功率圍繞248.4～252MW區(qū)間波動。

（6）約615s，AGC將3號機和4號機負荷均調(diào)節(jié)至230MW穩(wěn)定運行。

圖5 發(fā)電開機水力干擾試驗3號機組主要參數(shù)變化曲線Figure 5 Time waveform of key parameters of unit 3 in generator starting-up hydraulic disturbance test

圖6 發(fā)電開機水力干擾試驗4號機組主要參數(shù)變化曲線Figure 6 Time waveform of key parameters of unit 4 in generator starting-up hydraulic disturbance test

3.3 發(fā)電停機水力干擾試驗及分析

上水庫水位457.38m，下水庫水位69.88m條件下，進行了4號機組230MW發(fā)電，3號機組發(fā)電停機的水力干擾試驗，試驗結(jié)果如圖7所示。

圖7 發(fā)電停機水力干擾試驗主要參數(shù)變化曲線Figure 7 Time waveform of key parameters in generator shutdown hydraulic disturbance test

3號機組發(fā)電停機，4號機組功率從230MW變?yōu)?78.7MW（此時3號機功率為99.72MW），后恢復230MW運行，根據(jù)過渡過程仿真計算結(jié)果，單純3號機組發(fā)電停機不會引起這么大的水力干擾。進一步分析出現(xiàn)該現(xiàn)象原因為：正常運行時電站投入AGC運行模式，機組按華東調(diào)度給定的全廠總負荷曲線為依據(jù)開停機，當天電站1、3號和4號機組同時運行，試驗時停3號機組，全廠負荷設定值由690MW降至460MW，因此1、3、4號機組同時降負荷，其中3號機組負荷設定值為“0”，其按調(diào)速器設定的規(guī)律停機，另外1號和4號機組按100MW/min的斜率降負荷，在1號和4號機組負荷降至約180MW，3號機組降至約100MW時，3號機組繼續(xù)降負荷，1號和4號機組按目標值460MW升負荷，因此出現(xiàn)試驗時4號機組負荷大幅下降的現(xiàn)象。AGC的這種控制設計方式可減小電站功率波動對電網(wǎng)的影響。在4號機組升負荷過程中，3號機組負荷降至14MW時分GCB，此時造成了4號機組蝸殼壓力和尾水管進口壓力的水力波動，4號機組產(chǎn)生了從211.5MW變?yōu)?27MW共14.5MW的負荷擾動，此后繼續(xù)按目標值升至230MW負荷。

3.4 抽水方向開機水力干擾試驗及分析

上水庫水位453.59m，下水庫水位71.12m條件下，進行4號機組抽水運行，3號機組抽水方向開機、抽水調(diào)相并網(wǎng)及抽水水力干擾影響研究。試驗結(jié)果如圖8、圖9和圖10所示。

（1）3號機組SFC拖動至并網(wǎng)前，因3號機組球閥和導葉均未開啟，4號機組蝸殼壓力和尾水管進口壓力無波動，未受到水力干擾的影響，4號機組抽水負荷維持-264.8MW左右運行。

（2）3號機組SCP并網(wǎng)時，3號機組功率從拖動時的功率-3MW左右變?yōu)?8MW（408.1s）再變?yōu)?15.2MW（408.5s），此后穩(wěn)定在-3.5MW（411s）附近。此時4號機組功率發(fā)生波動，從-264.8MW變?yōu)?268.2MW（408.1s），-263.6MW（409s），此后穩(wěn)定在-265MW左右，增大吸入功率約3.4MW。從圖10可以看出4號機組蝸殼壓力和尾水管壓力基本無變化，此時4號機組抽水功率的波動主要是由于3號機組和4號機組電氣上的聯(lián)系引起的。

圖8 抽水開機水力干擾試驗機組主要參數(shù)變化曲線Figure 8 Time waveform of key parameters in pump startingup hydraulic disturbance test

圖9 4號機組抽水調(diào)相并網(wǎng)Figure 9 synchronizing of unit 4 in synchronous condenser pump mode

（3）機組抽水調(diào)相并網(wǎng)時，因受到并網(wǎng)時頻差、壓差和角差的影響，被拖動機組并網(wǎng)瞬間機組功率波動有正有負，3號機組波動為正，如圖8所示，向上變化約51MW；4號機組波動為負，如圖9所示。4號機組SCP并網(wǎng)瞬間，機組的吸入功率從被拖動功率約-2.3MW，變化至約-40.68MW（249.4s），再至9.18MW（249.9s），向下變化約38.38MW。

（4）3號機組濺水：約715s， 3號機組開始排氣，3號機組吸入功率逐漸增加，至約764.3s，3號機組達到濺水功率，滿足活動導葉開啟條件前，4號機組蝸殼進口壓力和尾水管進口壓力基本無明顯變化，此時4號機組蝸殼壓力約4422kPa，尾水管進口壓力約664.8kPa，導葉開度82.76%，功率-264.8MW；

圖10 抽水調(diào)相轉(zhuǎn)抽水水力干擾試驗主要參數(shù)變化曲線Figure 10 Time waveform of key parameters in scp to po hydraulic disturbance test

（5）3號機組開啟導葉抽水：約764.3，3號機組活動導葉開啟，引起了蝸殼壓力和尾水管進口壓力的水力波動；約768.2s，4號機組吸入功率最大值約-251MW，此時蝸殼壓力4597kPa，尾水管進口壓力625.5kPa，導葉開度82.76%。在導葉開度不變的情況下，受水力因素影響的機組吸入功率減小約13.8MW。此后由于蝸殼壓力和尾水管進口壓力的波動，4號機組功率在-258MW至-264.8MW區(qū)間波動，期間活動導葉約減小3%，此后隨壓力波動。

3.5 抽水方向停機水力干擾試驗及分析

上水庫水位468.09m，下水庫水位62.52m條件下，進行了4號機組抽水，3號機組抽水停機水力干擾影響研究。試驗結(jié)果如圖11所示。

圖11 抽水停機水力干擾試驗機組主要參數(shù)變化曲線Figure 11 Time waveform of key parameters in pump shutdown hydraulic disturbance test

（1）初始狀態(tài)：4號機組穩(wěn)態(tài)抽水，機組功率-250.1MW，導葉開度71.85%，蝸殼進口壓力4611kPa，尾水管進口壓力602.8kPa；

（2）3號機組停機：3號機組吸入功率出現(xiàn)明顯減小時，4號機組蝸殼壓力和尾水管進口壓力開始波動，4號機組吸入功率隨之波動，157.6s，機組吸入功率最大-266.7MW，增大吸入功率約16.6MW；232.4s，導葉波動最大值至76.59%，增大約4.74%；由于壓力波動的影響，4號機組吸入功率一直波動，243.2s，吸入功率最小-248.1MW。

3.6 小結(jié)

（1）4號機組運行在發(fā)電230MW功率，3號機組甩100%負荷引起的4號機組向上負荷波動最大為82MW，負荷在270MW以上持續(xù)的時間約4s。

（2）4號機組運行在發(fā)電250MW功率，3號機組發(fā)電開機并網(wǎng)加負荷導致的水力干擾影響，在導葉剛剛開啟時引起的4號機組負荷波動向下最大22.8MW；在轉(zhuǎn)速到達95%轉(zhuǎn)速之后導葉關(guān)閉引起的4號機組負荷波動向上最大17.1MW，超過260MW的時間約3s；3號機組并網(wǎng)時引起的4號機組負荷向下波動9.8MW；3號機組加負荷至125MW階段4號機組功率圍繞248.4～252MW區(qū)間波動。

（3）4號機組運行在發(fā)電250MW功率，3號機組發(fā)電停機，由于AGC的影響，4號機組同步降負荷至178MW再增負荷至230MW運行。

（4）4號機組運行在抽水-264.8MW功率，3號機組抽水調(diào)相起機至并網(wǎng)前，對4號機組吸入功率基本無影響；在3號機組抽水調(diào)相并網(wǎng)時由于電氣聯(lián)系引起的4號機組吸入功率增大約3.4MW。

（5）4號機組運行在抽水-264.8MW功率，3號機組抽水調(diào)相轉(zhuǎn)抽水導葉開啟時，4號機組吸入功率減小約13.8MW。

（6）4號機組運行在抽水-250.1MW，3號機組抽水停機時，4號機組吸入功率增大約16.6MW。

4 結(jié)論

（1）本文利用水力過渡過程仿真計算商業(yè)軟件，針對宜興電站一管雙機水力干擾工況進行了建模仿真計算以指導現(xiàn)場試驗。仿真計算和現(xiàn)場實測結(jié)果表明：兩臺機組蝸殼進口壓力最大值、尾水管進口壓力最小值、轉(zhuǎn)速上升率等滿足相關(guān)標準要求。甩負荷機組對運行機組功率造成了一定影響，但是運行機組能安全穩(wěn)定運行。

（2）該電站水力干擾試驗的方法和結(jié)果可為其他抽水蓄能電站進行過渡過程試驗研究提供參考借鑒。

（3）本文首次詳細研究了同一流道抽水蓄能機組甩負荷及開停機導致的水力干擾對運行機組的影響細節(jié)，可供宜興電站制定相應的運行策略，可供各抽水蓄能電站運行參考。