黄金坪水电站右岸厂房机组二级过速原因分析与处理

王建

(四川大唐国际甘孜水电开发有限公司,四川康定,626001)

1 工程概况

黄金坪水电站位于甘孜藏族自治州康定县黄金坪乡境内,为大渡河干流规划调整推荐二十二级方案的第十一级电站,上游接长河坝水电站,下游接泸定水电站[1-2]。

黄金坪水库正常蓄水位1476.00m,死水位1472.00m,具有日调节能力[2]。电站总装机容量850MW,采用左岸大厂房、右岸小厂房的两个地下厂房开发布置方式。其中左岸大厂房总装机容量800MW,从水库左岸引水发电,主要任务是发电;右岸小厂房总装机容量50MW,从水库右岸引水发电,主要任务是承担电站脱水段(坝址～左岸大厂房尾水段间)环保供水[2]。

黄金坪水电站左岸大厂房装有4台20万kW的水轮发电机组,每两台机组组成一个水力单元,即1#和2#机及其引水发电系统组成一号水力单元,3#和4#机及其引水发电系统组成二号水力单元。每个水力单元采用“一引水管、一上游调压室、两台机、一尾水闸门室、一尾水洞”的布置格局。左岸四台机组送出均采用“一机一变”单元接线方式,并入500kV康定变电站。右岸小厂房引水系统为一条直径φ7.0m的压力钢管,分岔后分别引至5#、6#两台机组,两台机组共用一个尾水调压室和一条尾水洞。右岸两台机组送出采用“一机一变”单元接线方式,由主变升压至110kV后,采用扩大单元接线方式,通过110kV黄内线接入左岸4#主变升压至500kV后接入系统。

2 事故简要过程

2017年12月12日,黄金坪1#主变C修转检修操作中,因500kV GIS系统中5003断路器设备故障,导致500kV 1#/2#主变小区保护A、B套动作,3#/4#主变小区保护A、B套动作,使得黄康线2#开关5002跳闸,3#机出口开关、灭磁开关跳闸,3#机甩负荷后转空转态;4#机出口开关、灭磁开关跳闸,4#机甩负荷后转空转态;右岸小厂房内的5#、6#机因110kV黄内线104断路器跳闸,导致5#、6#主变压器高压侧110kV断路器105、106及5#、6#两台发电机出口10.5kV断路器相继跳闸,灭磁开关合位,右岸厂房5#、6#机组二级过速,触发二级过速保护动作停机。

3 事故前运行工况

(1)系统:500kV黄康线运行,5002开关运行,5001开关热备用,5003开关分位、50031隔离刀闸合位,50032隔离刀闸分位,110kV黄内线运行。

(2)机组:1#机组检修态,2#机组带主变空载运行;3#-6#发电态运行,3#机负荷131MW,4#机负荷130MW,5#机负荷23.3MW,6#机负荷22.6MW,全厂送出负荷300MW。

4 故障分析

该起事故属于典型的由于500kV GIS系统故障,导致机组甩负荷与系统解列事故,但是正常情况下,机组甩负荷后进入过渡调节过程,机组转速会升高但一般不应该触发二级过速保护动作。理论研究表明,适当地选择分段关闭拐点的位置及第一段、第二段关闭的速度,可以达到降低转速升高率和压力升高率的目的[3]。对水轮机两段关闭的事故甩负荷动态数字仿真计算,影响转速上升率βmax和水压上升率ζmax的因素有三个,即第一段关闭速度T1、第二段关闭速度T2及关闭曲线拐点位置[4]。因此,怀疑调速器调节特性未严格按照设计关闭特性进行整定是导致机组二级过速的主要原因,因而通过计算机监控系统调取过速状态下导叶开度曲线和转速曲线,并进行分析,得到两台机组过速状态下的第一段关闭时间和第二段关闭时间,然后与导叶设计关闭规律进行比对分析。

5 导叶实际关闭特性与设计定值比对分析

5.1 设计院确定的导叶关闭曲线

导叶采用两段关闭,第一段关闭时长5s(从100%关到40%),第二段关闭时长11s(从40%关到0)拐点在接力器40%行程处,总时长16s[5]。导叶分段关闭曲线如图1所示。

图1 导叶分段关闭曲线

5.2 过速状态下导叶实际关闭特性

由计算机监控系统查询可知:右岸厂房5#、6#两台机组都是从14∶34∶49开始过速,至14∶34∶55二级过速保护动作停机,历时6s,为了方便与设计曲线比对分析,将机组过渡调节过程中有关参数列表如表1。

表1 机组过速前后特征参数分析

经表1对比发现,两台机过速时导叶的关闭规律均不符合设计院确定的关闭规律要求,并且在第一段关闭过程中,机组转速就已经触发二级过速保护动作值,验证了调速器实际关闭特性不满足设计院下发的定值要求,是导致机组甩负荷过速的主要原因。

6 机组调节保证计算成果核实情况

6.1 主机厂过渡过程调节计算成果

导叶关闭规律采用2段关闭,第1段关闭时间为3.8s,关至接力器行程的38%,接力器总关闭时间为13s[6]。采用上述导叶关闭规律进行过渡过程计算,在发电机GD2(转动惯量)不小于850t·m2条件下,在水轮机全部运行范围内,两台机同时甩满负荷时,最不利的工况下,机组最大转速上升率为50%,蜗壳最大压力上升值为92.5m,尾水管最大真空值为3.8m[6]。

6.2 设计规范对调节保证计算的要求

依据《水力发电厂机电设计规范》(DL/T 5186-2004)[7]:

第4.3.4条:“机组甩负荷时的最大转速升高率保证值,按以下不同情况选取:当机组容量占系统工作总容量比重不大,或不担负调频时,宜小于60%。”

第4.3.5条:“机组甩负荷的蜗壳最大压力升高率保证值,按以下不同情况选取:额定水头为40m～100m时,宜为50%～30%,并应按计算值留有适当裕度确定。”

第4.3.8条:“甩负荷时,尾水管进口断面的最大真空保证值应不大于0.08MPa。”

7 结论与处理结果

通过复核主机厂机组过度调节过程计算成果与设计规范要求,确定机组特性(转动惯量)与调节保证计算成果均符合设计规范要求,排除了因机组转动惯量不满足过渡调节过程而导致二级过速的可能性。电厂按照设计出具的导叶关闭规律定值对调速器的关机时间进行了重新整定,并经甩负荷试验验证,机组蜗壳压力上升率和转速上升率均符合设计要求,处理方法正确,彻底解决了机组甩负荷二级过速的缺陷。