李紅濤，舒 進，牟小雨，周世杰

（烏東德水力發(fā)電廠，云南 昆明 650000）

隨著國內各區(qū)域電網系統(tǒng)容量的不斷增大，電網結構也變得越來越復雜，電網對穩(wěn)定性要求也越來越高。安全穩(wěn)定裝置是保證電網安全穩(wěn)定運行的重要手段，其可以依據切機策略自動選擇切機，從而有效防止電網發(fā)生失步瓦解和大面積停電事故。安全穩(wěn)定裝置動作切機雖有利于電網穩(wěn)定，但不利于發(fā)電站的安全穩(wěn)定運行，因此選擇最優(yōu)的切機順序，降低切機對電站的不利影響是十分必要的。

1 電站概況

某水電站是一座以發(fā)電為主，兼具防洪、改善下游通航等綜合效益的巨型水電站。該水電站有6臺850 MW水輪發(fā)電機組，總裝機容量5 100 MW，是“西電東送”的骨干電源之一。

該水電站為地下電站，具有長引水管道及長尾水管道。其中引水管道從1號至6號機組依次縮短。尾水經尾水管檢修門后，相鄰兩臺機尾水在尾水調壓室前匯合，然后經同一尾水洞出流至下游。

該水電站電氣主接線為發(fā)變組單機單元接線方式，開關站500 kV主接線為3/2接線方式，開關站進線6回，出線各4回，其中1回備用。發(fā)電機出口均裝設有GCB開關，其中1號、2號、5號、6號發(fā)變組在變壓器低壓側裝設廠用變壓器，作為各廠用10 kV母線的主供電源。

2 切機順序分析

2.1 廠用電因素

該水電站開關站出線經祿勸換流站并入南方電網，在電網中承擔調峰、調頻和事故備用等重要作用。電站機組單機容量大，機組臺數多，啟停迅速，決定了其對于維持南方電網穩(wěn)定性、可靠性方面具有重大作用。而廠用電系統(tǒng)的可靠運行是確保電廠安全穩(wěn)定運行的重要基礎，廠用電系統(tǒng)的故障可能會影響發(fā)電廠的正常生產，甚至會導致全廠停電。廠用電供電可靠性直接關系到水電站的正常、穩(wěn)定運行。因此該電站廠用電系統(tǒng)的安全可靠不僅關系到機組和電廠的安全，甚至關系到整個電網系統(tǒng)的安全運行。

該電站廠用電有10 kV和400 V兩個電壓等級。其中10 kV系統(tǒng)共有6條母線， 1號、2號、5號、6號發(fā)變組在變壓器低壓側取電,分別經廠用變壓器C01B、C02B、C05B、C06B降壓后，作為廠用10 kV母線1 M、2 M、5 M、6 M的主供電源。正常運行時，1M通過G1K3及G3K1開關為3 M供電，5 M通過G5K4及G4K5開關為4 M供電。1 M與2 M利用G1K2開關互為備用電源，3 M與4 M利用G3K4開關互為備用電源，5 M與6 M利用G5K6開關互為備用電源。其中1 M及6 M有自金坪子變電站引入的廠外電源分別作為1 M及6 M的第二備用電源。

其中1M帶1號、3號、5號機組400 V自用電I段，2 M帶2號、4號、6號機組400 V自用電I段，3 M帶機組進水口400 V供電點I段及泄洪洞進水口400 V供電點I段，4 M帶機組進水口400 V供電點Ⅱ段及泄洪洞進水口400 V供電點Ⅱ段，5 M主要帶1號、3號、5號機組400 V自用電Ⅱ段， 6 M帶2號、4號、6號機組400 V自用電II段。

從10 kV廠用電母線主供電源方面考慮，由于3號、4號機組未設廠用變壓器，不帶10 kV廠用電，在需要切機時切除3號或4號機組對廠用電的安全運行沒有任何影響，所以穩(wěn)控裝置在切機時宜優(yōu)先切除3號和4號機組。

從10 kV廠用電母線備用電源方面考慮，互為備用電源的兩條母線主供電源不得相鄰次序依次斷電。若2 M主供電源失電，此時備自投裝置將動作G1K2開關合閘，利用1 M為2 M供電，此時若1 M主供電源也失電，備自投將首先動作G1K2分閘，然后動作G1J1合閘，再次動作G1K2合閘。母線電源切換過程中增加了10 kV母線備自投動作次數，且10 kV母線備自投每次動作，10 kV母線下端所帶400 V負荷備自投也會相應動作。廠用電電源切換過程是一個復雜的機電動態(tài)過程，特別在事故切換過程中，母線上的電流、電壓、頻率、相角等將發(fā)生快速變化，如果切換失敗，將嚴重影響廠用電的可靠性。備自投動作次數較多，自然增加了切換失敗的概率，不利于廠用電的安全穩(wěn)定運行。因此，1號和2號機組不宜于相鄰次序依次切機，5號和6號機組不宜于相鄰次序依次切機。

圖1 水電站10 kV廠用電系統(tǒng)接線圖

從10 kV廠用電母線所帶負荷方面考慮，由于1 M和5 M主要負荷除了包含機組自用電外，還分別作為3 M和4 M的主供電源，如果1 M和5 M主供電源失電，不僅會影響到相應機組自用電，同時還會影響到3 M及4 M。因此1 M和5 M主供電源失電比2 M和6 M主供電源失電影響范圍大，所以相對2號和6號機組而言，1號和5號機組宜最后切除。

從廠用電可靠性考慮，為減少切機對廠用電系統(tǒng)的影響，穩(wěn)控動作切機時，優(yōu)先級是3號機組和4號機組最高，2號機組和6號機組次之，1號機組和5號機組最低。

2.2 水擊因素

有壓管道中，當閥門突然關閉或打開時，流體的流速會發(fā)生迅速變化，在流體慣性的作用下，管內壓強產生劇烈波動，并在整個管長范圍內傳播，這種現象稱為水擊[1]。水擊發(fā)生時，水擊壓強可達正常工作壓強的幾十倍，嚴重時引起管道超壓破裂，損壞設備，威脅安全[2]。因此，對水擊進行分析計算十分必要。

在水電站中，導葉關閉時間越短，產生的水擊壓強越大。當最早產生的水擊波反射回導葉時，若導葉已經完全關閉，則反射波起不到任何抵消作用，將產生直接水擊，此時的水擊壓強最大[1]。因此在水電站運行中，直接水擊是應當盡力避免的。

圖2 水擊分類圖

發(fā)生間接水擊時，經典水擊理論中[3-5]：

式中：V0為管道內初始流速；Q為管道內流量，取額定流量，671.2 m3/s；D為平均管道直徑，為11.5 m；a為水擊波速；C0為水中聲波傳播速度，約為1 440 m/s；K為水的體積模量，為2.07×105 N/cm2；E為管材彈性模量，206 GPa=2.06×107 N/cm2；δ為管道壁厚，為0.06 m；L為壓力管道長度；g為重力加速度；H0為甩負荷前水電站凈水頭，取額定水頭137 m；T's為導葉直線關閉時間，11 s；τ0為導葉起始相對開度，在額定水頭帶額定負荷時取1；σ為水管特性系數；hw為管道特性常數；ξ1為第一相水擊壓力上升率；ξm為末相水擊壓力上升率。

將數據代入公式可求得管道內初始流速V0=6.462 m/s；水擊波速a=841.836 m/s；管道特性常數hw=2.023 8；求得各機組甩額定負荷時最大壓力上升率見表1。

表1 水電站6臺機在額定水頭甩額定負荷時壓力上升率

從表1中可以看出1～6號機組，隨著壓力管道的縮短，最大壓力上升率隨之逐漸減小。機組甩負荷時最大壓力上升率越大，對機組引水管道越不利。因此，考慮引水管道最大壓力上升因素，在機組穩(wěn)控裝置動作切機甩負荷時，為減少流道所受的水力沖擊，易優(yōu)先切除最大壓力上升率較低的機組，順序依次為6號、5號、4號、3號、2號、1號機組。

2.3 涌浪因素

為保證水電站運行安全, 長引水道或長尾水道地下水電站均需要設置調壓室, 以滿足對機組調保參數的限制[6]。電站作為長尾水道電站，設有阻抗式調壓室。其中1號與2號機組為同一水力單元，3號與4號機組為同一水力單元，5號與6號機組為同一水力單元。同一水力單元的機組共用一個尾水調壓室，在調壓室后匯流到同一尾水洞出流至下游。對于帶調壓室的水力發(fā)電系統(tǒng)而言，調壓室的涌浪水位波動對水力系統(tǒng)的動態(tài)穩(wěn)定和調節(jié)品質起著重要作用[7]，因此有必要計算機組甩負荷時調壓室的涌浪水位。

文獻[8]中提出了阻抗式調壓室甩負荷時涌浪計算的顯示公式，即：

式中：g為重力加速度；f為調壓室前引水管道截面積；L為引水管道長度；F為調壓室斷面面積；V1為水流進入調壓室前在引水管道內的流速；hw0為流量流經引水管道引起的水頭損失；η為阻抗式調壓室的阻抗系數；s、ω、a0、ψ0為計算參數；Zmaxi為調壓室涌浪水位，i=1時為第一振幅，i=2時為第二振幅。

本文以1號和2號機為例計算在單臺機甩額定負荷和兩臺機同時甩額定負荷調壓室的涌浪水位。

表2 水電站1號和2號機甩額定負荷調壓室涌浪水位

從計算結果中可以看出，對于同一水力單元，單臺機甩額定負荷所產生的涌浪水位明顯小于兩臺機同時甩額定負荷所產生的涌浪水位。為了避免調壓室涌浪過大，不利于水力系統(tǒng)的動態(tài)穩(wěn)定，在穩(wěn)控裝置動作切機時，如所需切除負荷較大，涉及多臺機組，不宜同時切除同一水力單元的兩臺機組。

3 結論

本文通過分析研究某水電站廠用電因素、水擊因素、涌浪因素對機組切機順序的影響得出以下結論：

基于廠用電因素考慮，切機順序推薦為3號、4號機組優(yōu)先，2號、6號機組次之，1號、5號機組最后。

基于水擊因素考慮，最大壓力上升率較低的機組宜優(yōu)先切除，切機順序推薦為6號、5號、4號、3號、2號、1號機組。

基于涌浪因素考慮，同一水力單元的兩臺機組不宜同時切除，即1號、2號機組在切機順序中不可相鄰，3號、4號機組在切機順序中不可相鄰，5號、6號機組在切機順序中不可相鄰。

綜合考慮以上3種因素影響，該水電站切機順序以4號、6號、2號、3號、5號、1號最優(yōu)。