株溪口水電廠貫流式機組過頻保廠用理論研究

周 樂 ， 宋 軍 ， 周定躍 ， 詹 凱 ， 付 亮

（1. 五凌電力株溪口水電廠，湖南 益陽413000；2. 湖南五凌電力工程有限公司，湖南 長沙410004；3. 國網湖南電力公司電力科學研究院，湖南 長沙410007）

1 前言

株溪口水電廠位于湖南資水干流中游，裝有4臺18.5 MW燈泡貫流式水輪發電組，主變均為擴大單元接線方式。廠用電正常運行方式為1號廠用變帶廠用Ⅰ、Ⅱ段，2號廠用變帶廠用Ⅲ段運行，Ⅰ、Ⅱ段母聯斷路器在合上位置，Ⅱ段、Ⅲ段在斷開位置，廠房及壩頂柴油發電機處于備用狀態。根據以往機組運行經驗，受上游柘溪電廠在汛期大方式運行及入庫流量大因素影響，電廠一旦出現線路甩負荷，機組易過頻或由于機組帶長線路運行穩定性極差被迫停機，成為電廠安全生產重大隱患。

對機組調速系統動態特性方面做出詳細、系統分析及優化試驗研究。結合電廠送電線路方式，提出通過完善監控控制流程進行理論研究實現機組選機保廠用，具有重要意義。

2 調速器甩負荷功能完善

通過株溪口水電廠2號機組現場試驗，完善調速器線路甩負荷判斷邏輯，將2號機組調速器線路甩負荷的判斷及控制邏輯設定為：機組頻率達到51.5 Hz且PLC檢測到機頻連續3個掃面周期上升則判斷線路甩負荷，判斷線路甩負荷后導葉以最快速度關閉至最小空載開度，機組頻率下降至60 Hz以下且PLC檢測到機組頻率連續下降則判斷進入空載工況，當機組頻率穩定在49～51 Hz范圍內經過適當延時后則判斷進入負載頻率調節。該控制策略及參數應用到其他機組還需要做進一步的試驗分析。

線路甩負荷過程中采用固定槳葉開度的方式以減小調速系統壓油槽的耗油量，使得調速器油壓及油位大于停機值。通過現場的機組穩定性測試確定將株溪口水電廠2號機組槳葉開度固定為20%，該開度下機組運行穩定性良好。由于試驗只進行了2號機組，該槳葉開度固定值應用到其他機組還需要進一步的試驗分析。

進行了導槳葉動作時的壓油槽油壓、油位測試，通過試驗結果得出：切除2臺調速器油泵，將壓油槽油壓調整至啟主泵值，導葉、槳葉由全開至全關，導葉再由全關開啟至空載開度然后再全關后，2號機組壓油槽油壓及油位均明顯大于停機油壓及停機油位。

進行空載工況下輔機屏電源消失試驗。機組空載運行時斷開輔機電源屏電源，由于調速器甩滿負荷到頻率調節穩定時間不超過50 s以及發電機冷卻風機全停后延時120 s事故停機，2號機組試驗時間為110 s，該時間內高位油箱油壓、壓油槽油位及壓油槽油壓值均大于停機值，機組各部位溫度均未出現明顯上升。

根據現場試驗，確定調速器孤網調節參數設置為：2號機組：KP=2.75，KI=0.25，KD=0.1，株溪口水電廠甩75%額定負荷和甩100%仿真試驗結果得出各工況下甩負荷試驗結果均能滿足調節保證的要求，通過優化調速器的控制邏輯及控制參數，能夠保證甩負荷后機組在50 s以內達到穩定頻率調節，甩100%額定負荷機組轉速最大上升率為43.62%，小于50%的過速限制值，最小值均大于45 Hz，大于40 Hz低頻切勵磁定值。

綜上，單從調速器孤網調節性能方面證明能滿足機組頻率調節要求，但在調節過程中頻率和電壓的波動易導致廠用電設備損壞以及相關電氣連接相互搶負荷、逆功率等保護停機事件發生。需對監控系統流程完善開展進一步理論研究。

3 1號、2號機過頻保廠用監控流程修改完善

同樣對1號機組調速器孤網運行模式程序進行完善及試驗，1號、2號機組都參與保I段廠用電及近區負荷，重點是保證10.5 kV I段母線供泄洪弧門泵站電源，避免線路甩負荷機組全停水漫弧門。3號、4號機組不參與保廠用電，因為即使保廠用成功也需要經過復雜的人工倒閘操作給弧門泵站供電，另外4臺機組都進行研究，調速器及監控流程試驗較復雜。由于株溪口水電廠一般2臺機組及以上運行時開機原則是10.5 kV I、II段母線單元各開1臺機及以上機組運行，根據此思路，在常規情況下2臺及以上機組運行時可確保有1號或2號機組參與保廠用電，1臺機組運行時有一半概率機組參與保廠用電，此時可理解為來水較少，即使沒有機組參與保廠用電也不會產生較大影響。

監控系統下位機采用南瑞MB40系列PLC，對其流程修改完善說明如下：

（1）監控系統線路甩負荷判斷條件

公用開關站LCU檢測到1號、2號機組任意一臺機進入孤網運行模式信號（調速器檢測機頻達到51 Hz且機頻3個連續掃描周期有上升趨勢則判斷線路甩負荷），且滿足110 kV資株線頻率、110 kV株思線頻率、110 kV株茶線頻率、10.5 kV I段母線頻率、10.5 kV II段母線頻率其中任意3個頻率（5選3）大于設定值53 Hz時就判定線路甩負荷條件成立。

分別將5個頻率大于53 Hz的條件賦值為虛擬開關量（圖 1）。

圖1 虛擬開關量

5個頻率有3個滿足大于53 Hz時且收到1號、2號機組調速器進入孤網模式時給出開出。

（2）監控系統保廠用機組自動選擇

當線路甩負荷條件成立，1號、2號機組只有一臺機運行時，該運行機組承擔保400 V I段廠用電及近區負荷；當1號、2號機組都運行時指定2號機組承擔保400 V I段廠用電及近區負荷，1號機組走電氣事故停機，對1號機組LCU程序進行設計，當1號機組監控LCU檢測到公用開關站監控LCU開出的線路甩負荷信號II_BBUF[28]動作，1號、2號機組孤網運行模式SI_BBUF[243]、SI_BBUF[244]動作、1號機發電機出口斷路器合位II_BBUF[2]動作、1號機發電機出口斷路器遠方控制位置SI_BBUF[14]動作、1號機組頻率AI_DATA[96]＞53HZ時啟動1號機組電氣事故停機DQSGTJ流程（圖2）。

圖2 1號機DQSGTJ流程

當1號、2號機組都未運行時，可認為上游來水較少，采取啟動廠房、壩頂柴油發電機方式恢復400 V I段廠用電及近區負荷。

（3）監控系統線路甩負荷后跳閘邏輯

線路甩負荷條件成立后保持110 s（因為我廠發電機冷卻風機全停后延時120 s事故停機。經過試驗線路甩負荷后調速器進入孤網調節到頻率穩定時間為50 s內，110 s時間充分），若1號主變高壓側510斷路器、近區變11 kV側340斷路器、1號廠變400 V側112斷路器在“合”位置且在“遠方”、“自動”控制方式時，公用開關站監控LCU相應啟動510_F、340_F、112_F 流程，自動跳開 510、340、112 斷路器。

在AUTO_START程序段中添加以下程序:

分別觸發跳斷路器流程，因為開關站公用同時只能觸發一個流程，所以按順序分別跳開510、340、112斷路器,因為在條件滿足100 s內只觸發一次能避免340、112反復跳合閘，所以添加一個中間變量SFG_EN，表示滿足觸發條件（圖3）。

通過性質號和對象號分別調用對應流程（圖4）。

（4）監控系統恢復廠用電邏輯

分別將頻率和電壓的條件賦值為虛擬開關量（圖 5）。

線路甩負荷條件成立后保持110 s，公用開關站LCU通過檢測，340斷路器、112斷路器在“分”位置且在“遠方”、“自動”控制方式和相應接地刀閘在“分”位置，1號主變10.5 kV側、近區變10.5 kV側、1號廠變10.5 kV側達到穩頻及穩壓范圍。

公用開關站監控LCU相應啟動340_H、112_H流程，自動合340、112斷路器，以此達到保400 V I段廠用電和近區用電目的（圖6）。

100 s只能觸發一次通過性質號和對象號分別調用對應的流程（圖7）。

圖3 在AUTO-START程序段中增加流程

圖4 510&340&112開關分閘性質號和對象號對應的流程

圖5 頻率和電壓條件賦值為虛擬開關量

4 結論

（1）通過電廠2號機組調速器的線路甩負荷孤網調節功能完善以及燈泡貫流式機組線路甩負荷下機組頻率變化過程仿真計算分析，線路甩機組滿負荷情況下最大轉速上升值滿足要求。1號機組可以參照實施。

圖6 監控系統恢復廠用電邏輯

圖7 340&112開關合閘性質號和對象號對應的流程

（2）改變傳統思維，提出通過修改監控系統程序方法保障線路甩負荷保廠用電過程中電廠設備的安全理論。一旦出現線路對側跳閘時能將電廠機組與系統線路隔離，避免機組帶長線路孤網運行震蕩及線路突然送電帶來的設備沖擊，能很好的避免機組孤網調節過程中廠用設備損壞或多臺機組同時甩負荷時由于電氣連接影響相互間搶負荷情況發生，理論研究可行。或許在不久的將來，通過監控系統流程控制手段達到貫流式機組過頻保廠用功能會成為現實。

參考文獻：

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