抽水蓄能機組導葉延時關閉規律淺析

權 強，張德浩，賈 珍，余 睿

（1.陜西鎮安抽水蓄能有限公司，陜西省鎮安縣 711500；2.福建仙游抽水蓄能有限公司，福建省仙游縣 351267）

1 概述

抽水蓄能機組可逆式轉輪，為同時滿足雙向水流具有較好的過流特性，轉輪比轉速較低，轉輪直徑與葉高比大，轉輪葉片流道狹長，導致轉輪離心力較大，具有明顯的截止效應[1-2]，體現為流量特性曲線上水輪機制動區和反水泵區形成的S區域[3]。根據相關試驗數據和有關理論，機組在S區域附近發電運行甩負荷后，導葉延時關閉，轉輪的截止效應不會使機組轉速持續增大[4]，同時可避免機組轉速變化與導葉關閉引起的水錘壓力的疊加，水錘壓力不會出現大幅上升，以滿足調節保證計算的要求。近年來，導葉延時關閉已逐漸在抽水蓄能機組得到了廣泛的應用，如已投產的張河灣、宜興、蒲石河、黑糜峰、仙游等抽水蓄能電站采用了導葉延時關閉規律。

福建仙游抽水蓄能電站（以下簡稱仙游電站）2009年主體工程開工建設，2013年4臺機組全部投產發電。電站采用“一管兩機”布置形式，引水隧洞長約1.2km，額定水頭430m，機組額定轉速428.6r/min，20個活動導葉，機組在發電工況甩負荷時，導葉延時10s后勻速直線關閉，在抽水工況甩負荷（斷電）時勻速直線關閉。

2 S特性對機組甩負荷的影響

2.1 仙游電站機組S特性缺陷

仙游電站水泵水輪機模型試驗表明，機組并網發電運行時，運行區域機組全特性曲線具有明顯的S特性（見圖1）。在該區域中，同一轉速值對應3個流量值，其中一個為負值，在該區域內機組轉速的變化對過流特性影響很大，轉速發生很小變化都會引起流量發生很大變化[5]。在機組甩負荷時機組轉速變化很大，從而導致流量對應發生很大變化，流量的巨大變化造成較大的水錘壓力，水輪機的截止效應越明顯，水錘壓力就越大[1]。就仙游電站機組甩負荷時，機組達到飛逸轉速，若導葉采用直接關閉，隨著導葉開度減小，進入S區域，如圖1所示，此時的飛逸轉速曲線與導葉開度線交點處的同一轉速對應3個流量，流量受轉速變化影響很大，水錘壓力主要來自機組轉速變化與導葉關閉引起的流量變化共同疊加作用。根據仙游電站調保計算驗證，機組在極端情況甩負荷時無論導葉采取何種斜率的關閉規律，都無法滿足蝸殼進口中心線上的最大壓力保證值（含壓力脈動） 7.14MPa（728m）。因此，需要根據可逆式機組所具有的S特性優化導葉關閉規律。

2.2 導葉延時關閉對機組甩負荷的影響

可逆式機組的水錘壓力主要來自過渡過程中機組轉速變化與導葉關閉引起的流量變化[6]。為了避免二者的共同作用，在甩負荷初期，導葉在一定時間內可保持不動，流量變化主要由機組轉速變化引起。當轉速上升到極值后，由于轉輪的截止效應致使流過轉輪的流量隨之減少，機組轉速及水錘壓力隨之開始降低，此時開始關閉導葉。轉速降低后機組過流流量開始增加，而導葉的關閉則使流量減少，兩者的共同作用使流量的變化率不會太大，因而也不會引起過大的水錘壓力。

導葉延時關閉規律在機組甩負荷初期導葉保持不動，水錘壓力僅由機組轉速變化引起，人為地避開了機組轉速變化與導葉關閉的共同作用，水錘壓力得到有效控制。如圖1所示，根據仙游電站機組S特性，機組甩負荷后的轉速上升和機組流量變化相互抑制的特點明顯，采用導葉延時關閉規律后蝸殼進口壓力可滿足調節保證計算要求。可逆式機組的水輪機方向過渡過程最為復雜，導葉關閉規律優化不確定性參數較多，為滿足調保計算要求，導葉延時時間及關閉規律的斜率尤為重要。

圖1 仙游電站機組全特性曲線Figure 1 Complete characteristic curve of unit in Xianyou power station

3 調保計算要求

（1）蝸殼進口中心線上的最大壓力（含壓力脈動） 不大于7.14MPa（728m）。

（2）尾水管進口最小壓力（含壓力脈動） 不小于 0.02 MPa（2.04m）。

（3）最大瞬態轉速小于1.5倍額定轉速。

（4）輸水隧洞全線洞頂處的最小壓力不小于 0.02MPa（2.04m）。

4 導葉關閉規律優化

在考慮同一流道內兩臺機組同時發電甩負荷時，導葉延遲關閉時間對機組最大轉速升高影響較小，對尾水管進口最小水壓力有一定影響，對蝸殼進口最大水壓力影響顯著。在導葉延遲關閉時間較小時，如0.2s或1s，蝸殼進口最大水壓力超過700mH2O，考慮水壓力脈動應留余量52mH2O，就超過蝸殼進口最大水壓力允許值728mH2O；導葉延遲關閉時間大于或等于8s時，蝸殼進口最大水壓力693mH2O（含壓力脈動余量52mH2O）才能滿足調節保證計算要求，此時尾水管進口最低水壓力為55mH2O。在導葉延遲關閉時間為10s時，蝸殼進口最大水壓力約為620mH2O，為相對最低值，此時尾水管進口最低水壓力為51mH2O，為相對次高值。綜合，導葉延時關閉時間選擇10s最為合理。

在導葉延時10s后開始關閉，導葉直線關閉時間對機組最大轉速升高沒有影響，這是因為在延遲時間10s之內機組轉速已經達到最大值。導葉直線關閉時間對蝸殼進口最大水壓力和尾水管進口最低水壓力有一定影響，根據模擬計算結果表明，直線關閉時間為25s時，蝸殼進口最大水壓力為最小值620mH2O，尾水管進口最低水壓力為52mH2O，滿足要求。因此，導葉延時10s后直線關閉時間選用25s是合理的。

仙游電站優化后的導葉關閉規律如圖2所示，以導葉最大轉角31°所對應的接力器行程為100%，對于發電工況，先延時10s，然后以斜率為1/25的直線關閉，總關機時間為35s；水泵工況采用一段直線關閉，從100%接力器行程到關至死行程，時間為20s。

5 導葉關閉規律實現

5.1 10s延時

10s延時裝置采用在調速器主接力器開啟腔主油管路上接入一個插裝閥，通過控制該插裝閥的開關來切換調速器開啟腔回油通道，實現導葉延時關閉功能，其液壓控制如圖3所示。機組正常運行時10s延時裝置退出，該插裝閥打開，調速器接力器開啟腔油回路暢通，不會對導葉的開關及負荷調整造成任何影響，調速器系統各性能指標同樣不受影響。

圖2 導葉關閉規律Figure 2 Closing law of guide vane

圖3 10s延時裝置液控圖Figure 3 Hydraulic control chart for 10s delay device

5.1.1 10s延時裝置投入條件

只有滿足以下任一個條件時才投入10s延時裝置。

（1）換向隔離開關合于發電工況+導葉開度大于30%+機組斷路器分閘+機組曾處于發電穩態。

（2）換向隔離開關合于發電工況+有電氣跳機令+機組曾處于發電穩態。

（3）換向隔離開關合于發電工況+GCB分閘+機組曾處于發電穩態+轉速大于110%額定轉速。

5.1.2 10s延時裝置功能實現及控制

當機組滿足投入10s延時裝置條件時，兩個串聯的單線圈電磁閥EV41、EV42任一個失電動作，即可切斷液控閥HV41的控制油路，致使液控閥HV41閥芯左移，將插裝閥關閉，調速器開啟腔正常排油通路被切斷，只能經裝有直徑為6mm的節流孔管路排油，排油緩慢基本等同于接力器未動導葉未關閉。該插裝閥投入延時10s后EV41、EV42同時得電復歸，10s延時裝置退出，該插裝閥打開，恢復接力器開啟腔正常排油，此時接力器正常關閉。

10s延時裝置插裝閥采用錐面密封設計，具有良好的密封性能，當該插裝閥關閉時，能可靠截斷調速器開啟腔排油回路，確保接力器不動。該插裝閥無嚴格配合間隙要求，不易造成卡澀堵塞，保證了該插裝閥的運行可靠性。為了確保10s延時裝置能可靠投退，插裝閥的控制電磁閥采用失電動作設計原理，考慮到最極端情況調速器油壓裝置失電時，同樣能可靠地將該插裝閥關閉。當插裝閥關閉后，在監控系統程序內、調速器油控柜控制程序內以及硬布線回路中設置的延時繼電器都開始計時，以上任一計時滿足10s后均能保證該插裝閥打開。在兩個電磁閥及插裝閥控制腔上分別裝有位置開關及壓力開關，將10s延時裝置投退信號送監控系統進行實時監控。

5.2 延時后直線關閉

導葉10s延時后采用直線關閉規律，通過事故配壓閥直接將接力器開啟腔油排至集油槽來實現。事故配壓閥安裝于10s延時裝置與主配壓閥之間，液控圖如圖4所示。當監控系統判別滿足投入10s延時裝置時程序內開始計時，10s后程序開出事故配壓閥投入令，電磁閥EV43動作閥芯右移，事故配壓閥右側控制腔失壓閥芯右移，將接力器開啟腔不經主配壓閥直接通排油，導葉勻速直線關閉，其斜率為1/25。

圖4 事故配壓閥液控圖Figure 4 Hydraulic control diagram of accident distributing valve

5.3 其他情況導葉關閉

仙游電站機組發電工況機械事故停機以及抽水工況甩負荷（斷電）時，10s延時裝置及事故配壓閥均處于退出狀態，調速器系統緊急停機電磁閥動作，調速器接力器開啟腔通過主配壓閥排油，導葉勻速直線關閉，其斜率為1/20。

6 甩負荷試驗

6.1 單機甩負荷試驗

甩負荷時的最不利工況為在最大水頭下的額定出力，因此應在最不利情況下檢驗導葉關閉規律，以1號機組甩100%負荷為例。在上庫水位722.1m，下庫水位284.1m時，機組甩100%額定負荷（300MW），甩負荷試驗結果見表1，甩負荷曲線如圖5所示。

從甩負荷曲線導葉關閉規律可看出，導葉實際關閉規律與理論設置值基本吻合。在轉速變化過程中超過額定轉速3%以上的波峰不超過2次，機組最大轉速上升至134.4%額定轉速，不超過調保計算要求值150%；蝸殼進口最大壓力上升至6.724MPa，不超過調保計算要求值7.14MPa；尾水管進口最低壓力0.121MPa，不低于調保計算要求值0.02MPa[3]。將甩負荷實測數據與模擬計算數值進行對比，實測甩負荷數據與模擬計算值基本一致，確認其計算方法及過程滿足要求，其優化后的導葉關閉規律滿足實際運行要求。

表1 1號機組單機甩100%負荷試驗結果Table 1 Test results of single unit 100% load test for unit 1

圖5 1號機組甩100%負荷試驗過程曲線Figure 5 The curve of unit 1 hydrogenerator's rejection of the 100% load test process

6.2 雙機甩負荷試驗

為了確保雙機甩負荷試驗安全進行，根據單機甩負荷后實測數據分析，確定其模擬計算結果能準確反應實際甩負荷情況，導葉關閉規律能滿足雙機甩負荷的要求，試驗過程安全。以同一流道1、2號機組雙機甩負荷為例，在1、2號機組進行同時甩25%、50%、75%負荷后，對試驗測量數據進行分析復核計算，確認雙機100%甩負荷安全可控。最終在上庫水位729.32m，下庫水位287.08m時，進行1、2號機組同時甩100%額定負荷，其甩負荷試驗結果見表2，甩負荷曲線如圖6、圖7所示。

從甩負荷曲線可看出，導葉實際關閉規律與理論設置值基本吻合。在轉速變化過程中，1、2號機組超過額定轉速3%以上的波峰均不超過2次，其最大轉速分別上升至138.3%、139.1%額定轉速，均不超過調保計算要求值150%；1、2號機組蝸殼進口最大壓力分別上升至6.66MPa、6.64MPa，不超過調保計算要求值7.14MPa；1、2號機組尾水管進口最低壓力分別為0.368MPa、0.382MPa，不低于調保計算要求值0.02MPa。在上下庫試驗水位下雙機甩100%負荷時，兩臺機組的轉速最大上升值、蝸殼進口最大壓力以及尾水管進口最小壓力值均滿足調節保證計算的要求[7]。

表2 1、2號機組雙機甩100%負荷試驗結果Table 2 The results of 100% load tests for 1 and 2 hydrogenerators are double throw

圖6 1、2號機組雙甩100%額定負荷—1號機組試驗過程曲線Figure 6 Unit 1 and unit 2 double throw 100% rated load - unit 1 test process curve

圖7 1、2號機組雙甩100%額定負荷—2號機組試驗過程曲線Figure 7 Unit 1 and unit 2 double throw 100% rated load - unit 2 test process curve

7 結束語

S區特性明顯的機組，為了滿足調節保證計算要求，導葉采用延時后直線關閉，通過試驗驗證，在保證機組轉速可控的條件下，保證了蝸殼進口最大壓力及尾水管進口最小壓力均能滿足要求。隨著我國抽水蓄能可逆式機組的快速發展，在主機招標時要求機組在正常頻率變化范圍內水輪機工況運行范圍距S特性區臨界點的安全余量不小于30m，在轉輪模型設計開發時就有效避開S區，但可逆式機組的過渡過程極為復雜，不可確定因素較多，為了滿足調保設計計算的要求，其導葉關閉規律尤為重要，仍需進一步的研究。