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第39卷第12期 2021年12月水电能源科学W ater Resources and PowerVol. 39 No. 12Dec.2 0 2 1文章编号：1000-7709(2021)12-0172-05水轮发电机组甩负荷工况多目标优化研究罗红俊、张官祥\金学铭2，陆雪顶3，杨廷勇\廖李成2，赖昕杰3，李超顺3(1.中国长江电力股份有限公司白鹤滩水力发电厂，四川凉山615400; 2.中国长江三峡能事达电气股份有限公司，湖北武汉430070; 3.华中科技大学土木与水利工程学院，湖北武汉430074)摘要：为解决具有水力干扰的大流量、中水头传统水电站在双机甩负荷工况下对于导叶关闭规律的多样性研究不足的问题，以某双机共尾水调压井巨型水电站为例，构建水电站精细化模型，提出了多目标人工羊群算法(M O A S A)优化双机同时甩负荷工况下两段式、三段式导叶关闭规律。
为避免极值弱化，考虑了两个水力系统的非对称性，选择两台机组中蜗壳末端压力最大值和转速上升最大值为两个极值优化目标，再从两种控制策略的优化前沿上、中、下区域中选取6种控制规律，并分成3组对比两段式、三段式导叶关闭规律控制效果。
结果表明，水电站双机同时甩负荷时，采用三段式关闭规律优于两段式关闭规律。
同时采用M O A S A优化的两段式、三段式导叶关闭规律的控制效果对比调保要求均留有较大的裕度，可见提出的M O A S A可有效指导水电站甩负荷导叶关闭规律设计。
关键词：导叶关闭规律；多目标人工羊群算法；甩负荷；水力干扰；极值弱化中图分类号：T V741 文献标志码：A1引言水轮机甩负荷工况导叶关闭规律是控制调保 参数的关键，水电站常见导叶关闭规律有一段式、两段式、三段式导叶关闭规律。
其中，一段式导叶 关闭规律只能调整关闭时间，无法兼顾压力上升 值和转速上升值，灵活性较差；两段式折线导叶关 闭规律可通过合理选择拐点位置及导叶关闭速率 实现同时降低最大水击压力和最大转速的目的，有较强的可操控性，大型水电站应用普遍[1];三段 式导叶关闭规律理论上比两段式导叶关闭规律关 闭更灵活，对压力上升和转速上升控制更好、裕度 更大，三段式导叶关闭规律的研究主要集中于高 水头小流量的抽水蓄能电站，在常规水电站鲜见 报道，且主要针对单管单机水电站。
柳树沟水电站主变冷却器控制方式研究摘要：随着我国电网的快速发展，变压器的容量也在不断增加，对于枢纽变电站而言，变压器是电网的核心设备，其冷却系统能否正常工作直接关系到变压器的安全稳定运行及使用寿命。
冷却系统的故障分为机械故障和电气故障，机械故障包括风扇电机和潜油泵本体的轴承绕组的损坏、风扇叶片的变形等；电气故障有电源消失、控制回路的元件损坏、接点接触不良、接触器线圈烧毁等。
接触器长期通电运行，极易导致接触器线圈烧毁从而使控制回路短路，造成控制回路的跳闸，这也是变压器冷却系统常见故障之一。
关键词：柳树沟水电站；主变冷却器；控制方式1 项目开展必要性和意义传统的变压器冷却器控制系统主要采用继电器和接触器方式来实现，导致接线复杂、可靠性低、不便维护。
随着计算机和通信技术的发展，PLC编程简单、维护方便、运行可靠等优点，其在工业自动控制领域的应用越来越广泛。
PLC应用在变压器的冷却器控制系统，取代了传统的继电器简单逻辑控制，简化了二次回路接线，能够实现更复杂灵活的控制方式。
PLC依据变压器油面温度、绕组温度、负载率进行相应冷却器组数的投切。
目前柳树沟水电站主变压器冷却器运行时会出现在冬季运行时会造成油温过低，特别是冬季油位达10℃以下时，由于判负荷启动4组风机仍然持续运行。
油温过低时对运行不利,由于油温过低时,都会导致油的粘滞性增大,油流阻力将增大，强油循环风冷变压器潜油泵在冷油中运行时电机消耗的功率比在热油中运行时更大,极端情况下还会导致油泵不能正常运行。
同时柳树沟水电站主变冷却器潜油泵启动间隔是3秒钟，启停间隔不符合要求。
2 主变压器辅助位冷却器设计及控制异常2.1辅助位冷却器启动设计方案柳树沟水电站1、2号机组主变冷却风机启动方式有两种：第一种是空载状态运行两组油泵、两组4个风机，负荷大于机组额定60%负载启动剩余两组油泵及风机。
第二种是空载状态运行两组油泵、两组4个风机，油温大于50℃启动第三组风机及油泵，油温大于55℃启动第四组风机及油泵，该两种运行方式为并联运行。
浅谈灯泡贯流式机组甩负荷试验及解决方法文章介绍了牛栏沟水电站水轮机发电机甩负荷试验，对试验过程及结果进行分析，总结灯泡贯流式水轮发电机甩负荷主要影响因素，根据机组设计特点、现场实际运行情况，提出可行的解决办法，其结论能为灯泡贯流式机组甩负荷试验提供参考并积累经验。
标签：灯泡贯流式；甩负荷；方法1 概况牛栏沟水电站位于云南省横江流域岔河至盐津县城段，电站引用流量230.4m3/s，额定水头12.3m，电站主要任务是发电。
装设2台12.4MW的灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量为24.8MW。
机组年利用小时为4560h，多年平均发电量1.14亿kW·h。
电站为低水头径流式日调节水电站，上游水位基本在正常蓄水位和死水位之间波动，变幅不大，下游水位受下泄流量影响，有较大变幅。
2 机组特点灯泡贯流式机组的发电机置于水下的灯泡体内，发电机体积小、重量轻、转动惯量小、飞轮力矩GD2相应较小；机组额定转速低，起动和停机过程短，转速变化快；低水头大流量，机组动态调节品质比较难以控制。
调速器通过限制两个主配压阀活塞开腔、关腔的行程来满足主机厂给出的导叶、桨叶最快开关速度；而主机厂给出的导叶关闭速度最快10.5s，导叶的开启速度较慢一般在10s，常规设定桨叶的开启20s、关闭40s速度更是比导叶的开关速度慢很多；造成调速器主配压阀活塞的限制行程严重不对称，导致在调速器PID运算输出相同控制量对应的导叶、桨叶开关速度的不对称。
2.1 设计要求牛栏沟电站水轮机型号GZ995a-WP-380，在额定水头12.3m工况下，机组飞轮力矩GD2（发电机GDf2=3800KN·m2、转轮GDz2=400KN·m2、转轮水体GDw2=1000KN·m2）=5200KN·m2时，按第一段关闭时间Ts为3.0s、第二段关闭时间为7.5s时，机组甩100%负荷的转速率上升值βmax≤60%。
一起发电机甩负荷事故简析
事件概况
某电厂一台机组在满负荷运行期间，机组突然甩负荷，锅炉水位低III值保护动作跳机。
通过分析DCS历史曲线及电气故障录波，最终确定事故由发变组高压侧开关误跳闸导致。
本文除了对此次事故进行简单分析外，还对发电机甩负荷时的电气量变化特征做理论分析，为日后故障判断提供依据。
原因分析
1、机组跳闸原因
又降至46.5V (相电压）。
发变组保护动作切换厂用电，一般采用串联切换＋同时切换方式，总切换时间在lOOms 内，但此次切换则不同，发电机与电网解列后，处于孤网运行状态，工作电源与备用电源之间相位差与频差持续拉大，已不满足快切装置同时切换的条件，只能采用其他切换方式，因此切换时间较长。
快切装置跳开工作电源后，母线上所有电动机依靠惯性和转子剩磁转入异步发电状态，母线电压和频率逐步下降，在母线残压值下降至70%左右时，快切装置同期捕捉切换动作成功，合上备用电源，新的同步磁场很快将异步磁场拉入同步，母线电压恢复正常，但由于电动机转速及端电压都已大幅衰减，很快又进入自起动状态，群起电流把母线电压再次拉低，直到自起动结束后恢复正常。
电
结论
发生此类事故后，很多电厂都经历过电气与热控专业关于“彼此保护动作孰先孰后”的争执，由于故障点不明显，又急于恢复，相关人员内心慌乱，短时间难以分清是热机原因（调门先关），还是电气原因（开关先跳），这就需要技术人员平时多积累、掌握各种事故的典型特征。
在事故发生后，结合DCS历史曲线与电气故障录波一起分析，理清思路，反复验证无误后，再下结论，否则一旦方向搞错可能大大延误机组恢复时间。
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桂柳水电站发电机定子线棒故障及处理摘要：桂柳水电站5号发电机组在运行中甩负荷停机后进行检查，检查中发现定子线棒部分有拉弧烧伤情况。
通过分析确定了线棒磨损的原因，详细介绍了定子线棒的修复过程、修后试验，提出了相应防范措施。
关键词：桂柳水电站；定子线棒；故障处理；防范措施Abstract: Guiliu Hydropower Station on the 5th generator sets running dumped load after the shutdown checks, check stator bars part arc burns conditions. Analysis to determine the wear bars, the details of the restoration process of the stator bars, repaired, test, and preventive measures.Key words: Guiliu hydropower; stator bars; troubleshooting; precautions2010年8月5号机组在运行中发电机差动、发变组差动保护动作，5号机组甩13MW负荷停机，5号主变110KV开关105分闸。
开启发电机舱定子进人孔发现55-58号定子线棒端部绝缘盒处有拉弧烧伤情况，烧灼部位呈现白色，线棒上还附有少量淡黄色油泥状和粉状的物体。
定子线棒是发电机内部的关键部件，除定期预防性试验外，发电机内部异常情况很难被发现。
因此，电厂充分利用此次停机进行检修，仔细检查了发电机内部情况，深入查找发电机内部可能存在的问题。
1．定子线棒故障情况2010年8月6:30分5号机组在运行中发电机差动、发变组差动保护动作，5号机组甩13MW负荷停机、5号主变110KV开关105分闸。
采取强制通风后，开启发电机舱定子进人孔发现55-58号定子线棒端部绝缘盒处有拉弧烧伤情况，同时第96--106槽极组跳线与线棒并头处的绝缘存在缺陷，其中第100槽与第106槽的绝缘己严重老化。
水电站事故预想剖析水电站作为一种重要的能源供应设施，一旦发生事故，可能会以灾难性的影响带来极大的损失。
因此，在水电站建造和运营中，事故预防和应对显得非常重要。
本文通过对水电站事故起因、类型和预防措施进行深入探讨，对水电站事故进行预想剖析。
水电站事故的起因水电站事故的起因有多种，包括设计、施工、设备维护等方面。
下面将分别对其进行讨论。
设计问题水电站的设计对运行和安全影响极大，设计不合理往往会导致水电站事故的发生。
例如，设计中对于水位和气压的计算不准确，易引起瞬时大波、冲击波等，或设计中水泵的容量与管网流量不匹配等问题，都可能导致水电站事故。
施工问题施工阶段出现的问题也是导致水电站事故的原因之一。
例如，如果在施工过程中未能按照设计要求对一些关键设施进行调试和检测，那么这些设施在运行时就可能出现故障，最终导致事故的发生。
设备维护问题水电站设备维护方面也是导致事故发生的重要原因。
设备的缺陷、老化和维修不当都是致使事故的直接或间接原因。
例如，设备保养不及时、不健全，设备老化、零部件损坏或者因为投入资金过少等原因，都会导致事故的发生。
水电站事故类型在水电站的运行和管理过程中，还可能会出现各种类型的事故。
下面将分别介绍几种比较常见的水电站事故类型。
溢洪事故溢洪是指在水库泄洪时流量超过水电站处理能力的情况。
当水电站的溢洪闸门无法承受大量水流时，会出现溢洪事故。
如果状态没有及时得到纠正，那么会给下游地区带来巨大的损失。
水轮机事故水轮机是水电站中最重要的设备之一，一旦水轮机发生故障或损坏，也会导致事故的发生。
例如，水轮机在运行过程中因为叶轮、导叶等部件损坏或老化失效，导致水轮机运行出现异常，从而造成事故。
水泵事故水泵是水电站输水和提升水位的关键设备之一，如果出现设备或者管网故障等问题，可能会导致水泵事故的发生。
例如，在水泵进口或出口未达到要求的情况下，水泵所受的压力和流量超出极限值，从而造成水泵事故。
水电站事故预防措施为了避免水电站事故的发生，需要采取一系列的预防措施。
柳树沟水电站机组甩负荷试验问题浅析
赵文利
【摘要】文章对柳树沟水电站机组甩负荷试验蜗壳水压超标问题进行分析，并针对问题提出了几点处理措施，用成功的案例为其他电站处理同类问题提供参考依据。
【关键词】甩负荷分段关闭装置蜗壳水压机组转速
一、电站简介
国电新疆开都河柳树沟水电站位于新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州和静县和焉耆县境内，为开都河中游河段规划的第八级电站，水库正常蓄水位1494.50m，相应库容为0.771亿m3，调节库容375万m3，具有日调节能力，电站装机总容量180MW（2×90MW），年发电量6.93亿kW·h，是一个以发电为主三等中型工程。
该电站引水系统布置格局为“一管两机”供水，两台机共用一条引水隧洞，隧洞长387.0米。
两台混流立轴伞式水轮发电机组总装机180MW（2×90MW），发电机型号为SF90-32/7800，水轮机型号为HLA1015-LJ-375。
该电站未设计调压井，额定水头84米，导叶关闭形式为两段关闭。
二、首次甩负荷试验问题
机组调保计算要求：导叶的第一段关闭时间为3S（含调速器迟滞时间0.2S），接力器行程由100%至58%，导叶第二段关闭时间为10S，接力器行程由58%至10%，导叶58%开度为设计拐点，导叶剩余10%开度为接力器的缓冲区（小于机组空载开度14%）。
此导叶关闭方式下，水压上升值、转速上升值应满足机组安全运
行要求：1、蜗壳末端最大水压不超过135米水柱；2、机组转速上升不超过额定转速的60%；
柳树沟水电站首台机组安装后，进行单机甩负荷试验。
机组甩100%额定负荷时，机组频率上升至72.79HZ，机组转速上升未超过额定转速的60%，压力钢管水压上升至1.56MPa，超过机组调保计算要求值。
若在此情形下进行两台机组相继甩负荷试验，将严重威胁电站的安全运行。
三、试验检查
（1）无水试验
关闭机组进口蝶阀，对主配及分段关闭装置进行调试，采用模拟机组甩负荷的方法，测量出第一段关闭时间为 3.33 S，第二段关闭时间为10.14 S，分段关闭拐点为60.42%，与设计关闭规律相符，过程曲线如图一所示：
图一：机组无水试验导叶关闭曲线
（2）甩负荷试验
在当时水头下机组带额定负荷90MW，导叶开度为83.33%，此时机组进行100%额定值甩负荷试验，机组频率上升至72.79HZ，蜗壳水压上升至1.56MPa，实际拐点为45.57%。
实际拐点发生较大偏移，导致蜗壳水压上升过高。
过程曲线如图二所示：
图例：蓝线-导叶开度，黄线-蜗壳水压，红线-机频，褐色-分段投入信号 图二：机组甩额定负荷机频、蜗壳压力过程曲线
四、故障原因分析
1、分段关闭装置设计及安装分析
由于分段关闭装置为电磁液控插装活塞（原理详见图三），在动作过程中存在一定延时。
在无水试验过程中，为了保证实际拐点的准确，将分段关闭装置投入整定为65%动作，活塞延时0.66S后动作到位，实际拐点为60.42%（与设计值58%相近）。
图三：两段关闭装置原理及剖视图
由图三可以得知，分段关闭装置节流活塞全行程为35.6mm，活塞在控制油系统作用下，作前后投退运动，35.6mm行程所用时间为0.66S，对机组关闭曲线拐点的实现造成滞后影响。
节流活塞的控制压力油接口距离压力源较远，控制管路较长、管路通径较小，中间加装针形截止阀进行控制，造成控制压力油供给不畅，最终增加了两段关闭装置动作的延时。
2、流体中导叶关闭性能改变分析
导叶叶形均为偏关设计，旋转中心偏导叶尾部8.4mm，24片导叶在关闭过程中形成较大关闭力，且随着导叶偏离全开位置角度越大，导叶叶面在流水方向上的投影面积越大，导叶偏关效应越明显。
由图二可知，导叶开度从83.33%关至45.5%（拐点）过程中，线性呈抛物线状，说明导叶在关闭过程中呈加速关闭状态。
在无水试验中，导叶一段关闭呈匀速态，动水关闭中呈加速态，致使分段关闭提前动作整定值65%（提前设计拐点7%）并未削弱分段关闭装置延时造成的影响。
五、改造措施
1、变更分段关闭装置控制油管路布置、设计，减少沿程、局部阻力，从而增加控制油的供给能力，减少分段关闭装置动作的延时。
2、将分段关闭装置活塞改造为可调节行程的结构，将全行程36.5mm减小至10mm，从而减小分段关闭装置的延时。
但必须提前分析，分段关闭装置退出时，此10mm间隙过流量对调速器主配正常调整无影响。
3、增加分段关闭装置控制电磁阀动作信号的提前量，但应确保在提前动作开度以下机组甩负荷时，机组以第二段关闭速率进行导叶关闭，机组转速上升率未超要求值。
六、改造后的效果
分段关闭装置改造后，机组当前水头89.66米甩100%额定负荷，机组频率升至71.95HZ（转速上升率43.9%），机组蜗壳末端水压上升至1.16MPa，均满足调保计算要求。
过程曲线如图四所示：
图四：改造后机组甩额定负荷机频、蜗壳压力过程曲线。
