李永兴，陈弘昊，胡勇健，顾志坚

(深圳蓄能发电有限公司，广东 深圳 518115)

0 引 言

过渡过程动态品质的优劣对电站能否安全稳定运行起着关键性的作用，甩负荷过渡过程是其中最为危险的过渡过程之一。高水头抽水蓄能电站为了节省造价，多为一管多机布置，在过渡过程中会给管路压力带来叠加作用[1-2]；同时，为防止气蚀，机组的淹没深度都较大，这也加剧降低了尾水管进口处压力；尤其是在同一管路系统中的两台或多台机同时甩负荷时，可能会使尾水管的压力降低到引起反水锤的发生，给电站运行带来灾难性破坏[3]。

深圳抽水蓄能电站(以下简称“深蓄电站”)单机容量300 MW，水道系统采用一管四机布置形式，电气主接线采用单母分段接线方式，1号和2号主变单元、3号和4号主变单元分别在高压侧联合，组成2个联合单元接线，经由两路高压电缆到达开关站GIS母线。220 kV母线分为I母、II母，设置母联开关，正常分段运行。从理论上分析，存在双机同时甩负荷、“一甩一抗”等复杂过渡过程工况。因此，本文针对深圳抽水蓄能电站单机甩负荷、双机甩负荷及“一甩一抗”水力干扰等过渡过程试验及仿真计算进行总结、分析，以期为后续项目现场试验及仿真分析提供参考。

1 工程概况

1.1 输水系统布置

深蓄电站水道系统采用一管四机方案，在每台水泵水轮机上游侧装设了进水球阀，每条尾水管均布置有尾水事故闸门。电站装机容量1 200 MW，平均水头448.3 m，上库正常蓄水位526.81 m，死水位502 m，下库正常蓄水位80 m，死水位60 m。电站水道系统管线全长4 722 m，其中，引水系统长3 467 m，尾水系统洞长1 255 m，引水和尾水系统各设置有一个阻抗式调压井。

1.2 机组参数

水泵水轮机形式为立轴单级半伞式混流可逆式水泵水轮机，发电电动机型式为竖轴三相半伞式空冷可逆式同步发电电动机，机组主要参数如下：额定流量85.53 m3/s、额定水头419 m、额定出力306.1 MW、额定转速428.6 r/min、转轮进口直径4.16 mm、活动导叶数20、发电机飞轮力矩6 000 t·m2、水轮机飞轮力矩257 t·m2、机组安装高程-5 m。

1.3 导叶、球阀关闭规律

经仿真计算复核，水轮机工况导叶关闭规律采用先快后慢的两段折线关闭规律，即快关9 s，慢关63 s，拐点位置在接力器相对行程70%处；水泵工况导叶关闭规律采用一段关闭规律：关闭时间25 s。球阀均采用70 s一段关闭，不参与机组大波动调节[4- 6]。关闭规律如图1所示。

图1 导叶、球阀关闭规律

1.4 电站调保计算要求

深蓄电站调保计算在各种过渡过程工况下具体保证值为：①机组转速最大上升率不大于50%；②蜗壳进口最大压力水头不大于720 m；③尾水管进口最小压力水头不小于2 m。

2 过渡过程仿真计算原理

微元管段的连续性方程和运动方程为

(1)

(2)

式中，H为势能头；v为流速；a为管中水击波传播速度；g为重力加速度；f为管道的摩阻系数；d为管道直径；α为管道倾角。微元管段示意如图2所示。

图2 微元管段

3 机组甩负荷仿真计算与实测对比分析

3.1 单机甩负荷试验工况

以深蓄电站1号单机甩100%额定负荷试验为例，对仿真计算与试验数据进行分析。甩负荷前，上库水位为503.36 m，下库水位为74.29 m，试验工况实测值与计算值对比如表1、图3～5所示。

表1 深蓄电站1号机组单机甩负荷试验动态参数极值对比

从表1可知：①深蓄1号机组单机甩100%额定负荷试验过程中，机组转速最大上升率、蜗壳进口最大压力、尾水管进口最小压力均满足调保计算合同要求。②机组转速最大上升率，实测与计算相差绝对值为2.31%；蜗壳进口最大压力最大值，实测与计算水头相差为1.12 m；尾水管进口最小压力，实测与计算水头相差为3.91 m；说明蜗壳进口最小压力计算与实测极值一致性较好。

图3 甩100%负荷转速实测与计算趋势对比

图4 甩100%负荷蜗壳进口压力实测与计算趋势对比

图5 甩100%负荷尾水管进口压力实测与计算趋势对比

表2 深蓄电站3、4号双机甩50%、75%、100%额定负荷试验动态参数极值对比

表3 深蓄电站3、4号双机甩50%、75%、100%额定负荷试验动态参数极值发生时间对比 s

从图3～5可以看出，深蓄电站1号机组单机甩负荷各试验工况，机组的转速、蜗壳进口压力及尾水管进口压力的计算曲线和实测曲线的变化趋势具有较高的一致性。

3.2 双机同时甩负荷试验工况

2019年10月，深蓄电站3、4号机组按照计划，顺利完成同时甩50%、75%、100%额定负荷试验。

通过梳理汇总数据，3、4号机组甩负荷试验工况实测值与计算值对比如表2、3所示。

从表2、3可知：①深蓄电站3、4号机组双机甩负荷试验过程中，机组转速最大上升率、蜗壳进口最大压力、尾水管进口最小压力均满足调保计算要求。②机组转速最大上升率，实测与计算相差最大绝对值为0.99%，最小为0.02%，说明计算值与实测极值一致性较好。③蜗壳进口最大压力最大值，实测与计算相差最大绝对值为22.05 m水头，最小为3.45 m水头，说明蜗壳进口最大压力计算与实测极值一致性较好。④尾水管进口最小压力，实测与计算相差最大绝对值为8.16 m水头，最小为0.08 m水头，说明蜗壳进口最小压力计算与实测极值一致性较好。

4 水力干扰仿真计算与实测对比分析

2019年10月，深蓄电站2、3号机组按照计划，进行了甩100%额定负荷干扰试验。试验过程为：上库水位为514.7 m，下库水位为75.19 m，2、3号机组均带100%额定负荷，在稳定运行一段时间后，由3号机组突甩100%额定负荷，记录各参数对2号机组运行影响，主要考核受干扰机组输出功率变化情况[7- 8]。水力干扰试验过程中2、3号机组甩负荷试验工况实测值与计算值对比如表4所示。

表4 深蓄电站2、3号水力干扰试验动态参数极值对比

从表4可知：①在水力干扰试验过程中，2号机组功率最大值332.17 MW，超过330 MW以上时间仅为2.03 s，能够满足机组过负荷保护过电流强度的设计要求。②水力干扰工况的蜗壳进口压力、尾水管进口压力和机组转速上升率均满足调保计算要求，且具有较大的安全余量，且各参数计算与实测极值一致性较好。

5 结 语

深蓄电站是南方电网首个机组全面国产化的抽水蓄能电站，在输水系统布置上吸收了广州抽水蓄能、惠州抽水蓄能、清远抽水蓄能等电站工程经验，机组飞逸转速达到了659 r/min，为同时期国产蓄能机组中飞逸与额定转速比值最高的机组，这也给机组转动部件刚强度提出很高要求。通过深蓄电站甩负荷和水力干扰试验和仿真计算结果对比分析，可以得出以下结论：

(1)深蓄电站单机甩负荷、双机同时甩负荷试验的机组转速上升率、蜗壳进口压力最大值、尾水管进口压力最小值均满足合同要求。

(2)深蓄电站单机甩负荷、双机同时甩负荷试验工况，组转速上升率、蜗壳进口压力最大值、尾水管进口压力最小值的计算值与实测值之间一致性较好，极值发生时间也较为一致，且留有一定的安全裕量。

(3)深蓄电站水力干扰试验的结果表明深蓄电站机组能够满足过负荷强度设计的要求，能够保证机组安全运行。