双机甩负荷实验过程解析

3.10.8.1 简述

（1）试验目的。呼蓄电站引水系统采用一洞二机的布置方式，尾水系统采用一洞一机的布置方式。一台机组运行工况的改变都会对另一台机组的运行产生影响，所以为确保电站各台机组的安全、稳定运行，需对共用一个引水系统压力钢管的2台机组进行“双机甩负荷”试验和“一甩一抗”干扰试验。

双机甩负荷试验的目的是检验共用输水系统的两台机组甩负荷过渡过程性能指标是否满足调保计算的要求；检验同一流道两台机组同时发电运行时，单台机组甩负荷，相邻机组水力干扰情况下发电机、GCB、主变过负荷能力以及机组振摆、各部位压力及自动化元器件运行情况；检验水轮机调速系统的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率以及尾水管压力等参数，是否符合设计规定；校验调节参数的整定值是否满足调节保证计算的要求；检验双机甩负荷后的各项指标是否满足合同及规范要求。

一甩一抗干扰试验的目的主要是检验同一流道2台机组同时发电运行时，一台机组甩负荷，另一台机组在水力干扰情况下，发电机、GCB、主变过负荷情况以及机组振摆、各部压力及自动化元器件运行情况。

（2）试验条件及测试参数：

1）试验条件：

a.1号和2号机组已分别完成单机甩负荷试验，试验数据符合设计及规范要求。

b.上水库进、出口闸门，1号和2号机组尾水闸门，1号和2号机组球阀及导水机构等处于正常状态。

c.1号和2号机组所有电气保护、机械保护和后备保护均已正常投入。

d.1号和2号机组辅助设备控制回路正常，机组开/停机控制回路和紧急停机控制回路正常，1号和2号机组满足启动条件。

e.1号和2号机组各监测仪器仪表处于正常工作状态，试验仪器、仪表已调试准确。

f.试验前，测试临时试验按钮是否能同时跳开1号和2号机组出口GCB；临时按钮同时触发2台机的继电保护，确保2台机GCB同时跳开；如果2台机GCB跳开时间有差异，应立即汇报给指挥部，进行风险评估判断。

g.试验前应确认1号和2号机组电调柜参数（死区、PID等）已按要求进行设置。

h.试验前应重新校核导叶关闭规律及导叶关闭时间。

i.试验前应重新测试飞摆动作电气事故流程，检查球阀、导叶、11s延时停机电磁阀动作规律和时间。

j.试验前应重新对防水淹厂房系统与上水库闸门及尾水闸门联动功能进行校验。

k.1号和2号机组并网带负荷，并经系统调度允许方可进行甩负荷试验。

l.工业电视系统已投入运行，甩负荷试验时摄像头对准机组各主要部位。

m.机组各部位螺栓、销钉已紧固并锁死，试验前对机组进行联合检查。

n.明确紧急逃生路线，做好紧急逃生演练。

o.试验前应安排好专职人员在上水库闸门及尾水闸门处值守，保持通信畅通，以便甩负荷过程中导叶及球阀关闭失灵时紧急关闭上水库及尾水闸门。

2）测试参数。为确保机组甩负荷试验测试准确，在机组甩前、甩中、甩后分别对水力测量部分以及机组振动摆度测量部分通过专用测试仪器进行监控测量。

a.水力测试。试验采用电测法进行。机组转速信号、导叶开度信号、机组有功功率信号取自调速器盘柜，各部位压力信号取自经过现场校正的压力变送器，输出的电流信号经光隔离、I/V变换、滤波处理后接入数据采集系统进行实时数据采集处理。试验用的压力传感器在安装时尽量选择距测点较短的管道，且排除含有较长三通管路的管道，对悬臂方式安装的传感器以及其他可能振动的测压管路必须进行加固固定处理，排除管路自身振动对压力测量的影响。在试验前必须对测量管道进行排气处理。水力主要测点布置包括：机组转速、导叶开度、机组有功功率、尾水管进口压力、蜗壳进口压力、顶盖压力、球阀前压力。

b.振动摆度测试。摆度测量采用高精度电涡流位移传感器进行相对值测量，振动测量采用超低频速度传感器进行绝对值测量。通过大量程电涡流位移传感器获取转速和键相信号。动态信号分析仪基于快速傅里叶变换原理和数字信号处理技术，对输入的模拟信号进行抗混滤波及防泄漏处理后，再经采样保持和模数转换，按不同要求对信号进行时域分析、频域分析。主要测点布置包括：上导、下导和水导摆度；上、下机架，顶盖水平；尾水进入门，机座振动；球阀本体垂直和水平振动；球阀轴向和径向位移。

3.10.8.2 试验要求和安全风险控制

（1）试验要求：

1）1号和2号机组发电工况并网稳定运行30min后，在各部位人员到位并征得电网调度同意后，模拟机组分闸信号，确认1号和2号机组均进入电气紧急停机状态，同时甩1号和2号机组负荷。

2）在甩负荷过程瞬间时，机组水压上升、转速的上升值均不得超过调节保证设计值。

3）机组各部的摆度、振动、声响以及压力钢管水压、尾水管水压脉动等均不得影响机组的安全稳定运行。

4）导叶与球阀联动关闭规律及导叶关闭时间满足设计调保计算要求。

5）双甩试验应先做双机同时甩负荷试验，再做单机甩负荷对相邻机组干扰试验。对于双机同时断电试验，由于单机断电试验已能真实反映机组断电时的情况，所以没有必要再进行双机断电试验。

6）每甩一次负荷后，应严格检查发电机风洞及转动部件，机组的振动摆度变化和各部位轴承温度、轴瓦温度以及油温，分析过渡过程试验数据，确定继续甩下一次负荷对电站、机组安全运行没有影响后再进行下一工况试验。

7）以上各甩负荷试验应尽可能在高水头下进行，或根据现场试验条件进行。

（2）安全风险控制。由于引水系统采用一洞二机、尾水系统采用一洞一机的布置方式，所以2台机组同时甩负荷时引水系统压力钢管所承受的压力变化及双机甩负荷时机组的振动、过速以及2台机组相互之间的影响，与单机甩负荷均有所不同，很有可能出现水工建筑物受损或机组设备部件因振动大而出现松动、脱落等事故，故双机甩负荷试验是抽水蓄能项目调试过程中最具危险性的项目之一。鉴于双机甩负荷为破坏性试验，国内其他抽水蓄能电站进行该项试验时，不乏人身死亡、设备损坏的前例，因此，呼蓄电站对此项试验高度重视，并对试验过程中可能出现的各危险点进行仔细分析，并编写了详细地安全措施及试验注意事项，成立了应急组织机构，明确了调试组、检查组、通信组及应急组的各项职能。试验的主要风险有以下几点。

1）双机在甩负荷时，压力钢管、蜗壳压力会瞬间急剧上升，可能会导致流道、调压井以及相关机组管路出现受损故障。

2）双机在甩负荷时，尾水管锥管压力会瞬间降低，有可能出现负压，导致机组振动摆度增大甚至机组锥管受损故障。

3）双机在甩负荷时，机组各部振动、摆度会突然急剧增大，可能会导致机组转动部分、管路及阀门松动开裂。

4）电气设备中的500kV出线设备、GIS、500kV电缆等均是首次带大负荷运行，可能会出现保护误动以及部分设备过热现象，甚至可能导致500kV和10kV二段停电。

针对上述几种存在的可能风险，应分别制定相应的应急措施，建立双机甩负荷应急预案及试验安全措施。

1）在双机甩负荷试验前，所有人员均应熟悉试验方案及双机甩负荷应急预案。试验过程中，所有参加试验人员必须服从统一指挥，所有运行操作由运行值班人员执行。(www.xing528.com)

2）在双机甩负荷试验前，应完成水淹厂房应急演练。试验时，试验现场必须保证道路畅通，照明充足，应有明确的逃生通道指示，当发生水淹厂房等意外事故时，生产现场的各单位的各级领导及安全人员，应就近指挥现场人员向2个逃生通道迅速撤离。

3）在双机甩负荷试验前，应确认机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速、接力器行程、定转子气隙等测试仪表工作正常，确认调速器参数及励磁调节器参数正确。

4）在双机甩负荷试验前，应做好安全技术交底，并清理地下厂房内所有无关人员，禁止与试验无关人员在地下厂房内工作。

5）在双机甩负荷试验过程中，应加强对上下水库进水口的监测，限制人员进入上下水库进出水口闸门附近，同时对整个压力管道系统、蜗壳进口压力、尾水管压力以及机组转速上升、压力脉动等进行实时监控，发现异常，应立即停止试验。

6）在每次甩负荷试验后，应及时收集整理甩负荷过程记录数据，对数据进行仔细分析，只有在分析判断数据正确且确认甩负荷数据没有超过规程和合同规范要求后，方可进行下步试验。

7）在每次甩负荷试验后，应严格对双机进行检查，只有在检查确认无误后，方能进行下步试验。

3.10.8.3 双机甩负荷试验结果和分析

（1）双甩试验结果：

1）1号和2号机组同甩100%额定负荷试验。呼蓄电站1号和2号机组双甩试验各测点极值出现在双机同甩100%负荷工况，其中1号机转速最大704.12r/min，球阀前压力最大值843.42m^[1]，蜗壳进口压力最大值837.01m，尾水管压力最小值21.16m；2号机转速最大698.77r/min，球阀前压力最大值831.27m，蜗壳进口压力最大值828.73m，尾水管压力最小值25.61m。两台机组甩负荷瞬间机组摆度、振动增加较大，下导和水导增加得较多，增加的主要是转频分量；上、下机架振动、机座和顶盖振动都增加较大，振动增加的主要是水力分量。以上试验结果全部优于合同保证值。双机甩100%额定负荷试验数据见表3.10.15，甩负荷试验曲线如图3.10.16和图3.10.17所示。

表3.10.15　1号和2号机组同时甩100%负荷数据

图3.10.17　呼蓄电站2号机组双机甩负荷试验曲线

2）1号机组甩100%额定负荷，2号机组带100%负荷运行试验。呼蓄电站1号机组甩100%额定负荷和2号机组带100%额定负荷运行试验各测点数据变化情况如下：1号机组各测点极值出现在甩100%负荷瞬间工况，转速最大690.3r/min，球阀前压力最大值776.64m，蜗壳进口最大值784.16m，尾水管压力最小值26.04m；2号机组转速499r/min基本没有变化，功率增加到345MW，球阀前压力最大值742.12m，蜗壳进口压力最大值734.59m，尾水管进口最小值60.18m。2号机组负荷从305MW波动到345MW，最低负荷到238MW。2号机组在最高负荷时振动、摆度幅值变化不大。1号机组甩100%，2号机组带100%负荷试验，数据见表3.10.16。1号机组甩100%负荷，2号机组带100%负荷，试验曲线如图3.10.18和图3.10.19所示。

a.干扰试验数据（一台机组带100%负荷，另一台甩100%负荷）。

表3.10.16　1号和2号机组100%负荷干扰试验数据

图3.10.16　呼蓄电站1号机组双机甩负荷试验曲线

图3.10.17　呼蓄电站2号机组双机甩负荷试验曲线

2）1号机组甩100%额定负荷，2号机组带100%负荷运行试验。呼蓄电站1号机组甩100%额定负荷和2号机组带100%额定负荷运行试验各测点数据变化情况如下：1号机组各测点极值出现在甩100%负荷瞬间工况，转速最大690.3r/min，球阀前压力最大值776.64m，蜗壳进口最大值784.16m，尾水管压力最小值26.04m；2号机组转速499r/min基本没有变化，功率增加到345MW，球阀前压力最大值742.12m，蜗壳进口压力最大值734.59m，尾水管进口最小值60.18m。2号机组负荷从305MW波动到345MW，最低负荷到238MW。2号机组在最高负荷时振动、摆度幅值变化不大。1号机组甩100%，2号机组带100%负荷试验，数据见表3.10.16。1号机组甩100%负荷，2号机组带100%负荷，试验曲线如图3.10.18和图3.10.19所示。

a.干扰试验数据（一台机组带100%负荷，另一台甩100%负荷）。

表3.10.16　1号和2号机组100%负荷干扰试验数据

续表

续表

图3.10.18　呼蓄电站1号机组双机甩负荷干扰试验曲线

b.干扰试验曲线。

3）球阀的振动和轴向位移。在呼蓄电站1号和2号机组同甩100%负荷试验的所有工况试验中，球阀本体在带负荷工况下振动很小，在甩负荷过渡过程时振动均出现了较大增加，增加量主要为水力分量。球阀轴向位移在开机前后变化最大，但在甩负荷时轴向位移变化不大。

（2）试验结果分析。呼蓄电站1号和2号机组双机甩负荷试验是在电站当时水头，机组最大负荷情况下完成的，共进行了5种工况，分别是：1号机组带50%负荷，2号机组甩100%负荷；1号与2号机组同甩75%负荷；1号机组带75%负荷，2号机组甩100%负荷；1号与2号机组同甩100%负荷；1号机组甩100%负荷，2号机组带100%负荷。上述5种负荷试验数据表明，各测点数据极值出现在双机同甩100%负荷工况。

1）试验结果与调保计算对比分析。在双机甩负荷试验前，厂家根据单机甩负荷试验数据对双机甩负荷试验过程进行了复核计算，并提交了计算报告。通过对计算报告的数据与试验测试数据进行对比可知，现场测试的蜗壳最大压力、尾水管进口压力、机组转速上升率与调节保证计算数值基本一致，满足合同文件规定的性能要求。各测点最大极值出现在100%额定负荷双机同甩工况，其中蜗壳最大压力计算值842.68m，实测值837.01m；尾水管进口计算最小压力为7.16m，实测值21.16m；转速计算最大值为697.36r/min，实际为698.77r/min，转速上升率40%。

图3.10.18　呼蓄电站1号机组双机甩负荷干扰试验曲线

b.干扰试验曲线。

3）球阀的振动和轴向位移。在呼蓄电站1号和2号机组同甩100%负荷试验的所有工况试验中，球阀本体在带负荷工况下振动很小，在甩负荷过渡过程时振动均出现了较大增加，增加量主要为水力分量。球阀轴向位移在开机前后变化最大，但在甩负荷时轴向位移变化不大。

（2）试验结果分析。呼蓄电站1号和2号机组双机甩负荷试验是在电站当时水头，机组最大负荷情况下完成的，共进行了5种工况，分别是：1号机组带50%负荷，2号机组甩100%负荷；1号与2号机组同甩75%负荷；1号机组带75%负荷，2号机组甩100%负荷；1号与2号机组同甩100%负荷；1号机组甩100%负荷，2号机组带100%负荷。上述5种负荷试验数据表明，各测点数据极值出现在双机同甩100%负荷工况。

1）试验结果与调保计算对比分析。在双机甩负荷试验前，厂家根据单机甩负荷试验数据对双机甩负荷试验过程进行了复核计算，并提交了计算报告。通过对计算报告的数据与试验测试数据进行对比可知，现场测试的蜗壳最大压力、尾水管进口压力、机组转速上升率与调节保证计算数值基本一致，满足合同文件规定的性能要求。各测点最大极值出现在100%额定负荷双机同甩工况，其中蜗壳最大压力计算值842.68m，实测值837.01m；尾水管进口计算最小压力为7.16m，实测值21.16m；转速计算最大值为697.36r/min，实际为698.77r/min，转速上升率40%。

图3.10.19　呼蓄电站2号机组双机甩负荷干扰试验曲线

2）一台机组甩负荷对另一台机组运行的影响分析。同一压力钢管的两台机组带负荷运行，出现一台机组甩负荷时，另一台机组可以保持正常运行。甩负荷的机组测试数据与双机甩负荷的数据进行对比可知，甩负荷机组的蜗壳进口压力、尾水管进口最小压力、机组转速上升等值均小于双机甩同等负荷时的测试值。正常运行的机组在甩前后机组蜗壳进口最大压力上升17%、尾水管进口最大压力下降22%，最大负荷上升率为13%。上升数据变化均满足规程标准要求。

3.10.8.4 小结

抽水蓄能电站双机甩负荷试验是抽水蓄能电站机组调试过程中最重要和最具危险性的试验项目之一。呼蓄电站在试验前，针对试验过程中可能出现的各风险点进行仔细分析，厂家编制了完善的试验程序和安全措施，特别是对单机甩负荷的试验结果，对调保计算结果多次复核，并在此基础上对双机甩负荷进行重新计算并预估和反演计算结果，做到每一步试验都有序进行，确保了呼蓄电站试验安全、可靠和顺利完成。

图3.10.19　呼蓄电站2号机组双机甩负荷干扰试验曲线

2）一台机组甩负荷对另一台机组运行的影响分析。同一压力钢管的两台机组带负荷运行，出现一台机组甩负荷时，另一台机组可以保持正常运行。甩负荷的机组测试数据与双机甩负荷的数据进行对比可知，甩负荷机组的蜗壳进口压力、尾水管进口最小压力、机组转速上升等值均小于双机甩同等负荷时的测试值。正常运行的机组在甩前后机组蜗壳进口最大压力上升17%、尾水管进口最大压力下降22%，最大负荷上升率为13%。上升数据变化均满足规程标准要求。

3.10.8.4 小结

抽水蓄能电站双机甩负荷试验是抽水蓄能电站机组调试过程中最重要和最具危险性的试验项目之一。呼蓄电站在试验前，针对试验过程中可能出现的各风险点进行仔细分析，厂家编制了完善的试验程序和安全措施，特别是对单机甩负荷的试验结果，对调保计算结果多次复核，并在此基础上对双机甩负荷进行重新计算并预估和反演计算结果，做到每一步试验都有序进行，确保了呼蓄电站试验安全、可靠和顺利完成。