[摘要]针对水电站水力干扰过渡过程，明确其目标参数、限制条件、评价方法和控制工况，探讨引水发电系统不同管道布置形式对水力干扰的作用，为水电站设计和运行提供有参考价值的科学依据。图3幅，表3个。

[关键词]水力干扰出力摆度稳定性研究

1引言

多台机组共水力单元时，若其中部分机组由于某种原因丢弃全负荷或者大幅度增加负荷，则引发的引水发电管道系统中压力波动或调压室水位波动必然作用于其它正在运行的机组，形成所谓的水力干扰，改变运行机组的工作水头和出力，使之处于水力—机械—电气相互耦合的过渡过程之中。

显然，同水力单元中部分机组甩负荷引起的压力波动、调压室水位波动比起全部机组甩负荷(大波动)要小，所以水力干扰过渡过程不是机组调保参数和引水发电管道系统水力设计的控制工况。但运行机组所受到的干扰比起负荷增减10％阶跃变化(小波动过渡过程计算条件)要剧烈得多，尤其是水轮机出力摆动较大，将会对发电机、电网产生冲击，或者调节导叶开度受到限制，导致机组运行不稳定。

在水力干扰过渡过程分析中考虑了机组2种运行方式：1)机组并入无穷大电网，机组频率保持不变，调速器不参与调节，水力干扰引起的负荷波动由电网吸纳，即机组等开度运行；2)机组并入有限电网，机组的频率发生变化，调速器参与调节，即机组等出力运行。

因此本文将从机组的出力摆动比较以上2种运行方式下水力干扰对水电站运行的影响。

2水力干扰控制工况及评价指标

2．1水力干扰控制工况的确定

水力干扰工况拟定时，机组增负荷不是控制工况，因为开启时间长于关闭时间。若n台机组共水力单元，显然n-1台机组同时甩负荷引起的水力干扰最不利；额定水头、额定出力甩负荷引起的水击压力和调压室水位波动最大，对运行机组的出力摆度最不利；机组在最大限制开度附近运行时(包括额定水头、额定出力，最小水头、满出力)，水力干扰对机组运行稳定性不利，容易导致导叶开度调节受到限制。因此，一般以额定水头，额定出力运行时1台或多台机突甩负荷为控制工况，甩负荷机组的台数与电气主接线有关。如某电站共8台水轮发电机组，采用2台机联合接线方式，则此电站水力干扰的的控制工况是：额定水头下，2台机以额定出力运行，其中1台机突然甩负荷。并大网运行时甩负荷机组采用大波动的关闭规律，并小网运行时采用小波动的调速器参数。

2．2水力干扰的评价标准

水力干扰不是调保参数的控制工况，但又比小波动严重，因此我们将通过机组的出力摆动评价水力干扰对发电机和电网的冲击。发电机的出力是电压和电流的乘积，一般情况下，发生水力干扰时，由于电磁波变化比较快，所以电压变化也比较快，因此很快稳定下来，可以认为出力的变化就是电流的变化；下面以某大型电站为例，计算电压、电流和出力的变化。

某大型水电站2台机组共用尾水调压室。上库水位380．00m，下库水位282．34m，水轮机额定水头95m，额定流量900．7m³／s。机组额定转速75r／min，额定出力750MW，发电机额定电压18kV。1号机组为运行机组，2号机组为事故机组，2号机组甩100％负荷前2台机组均带额定负荷运行。

已有研究证明，运行机组与孤立小电网相连时，发电机采用一阶模型是可靠的，即不考虑电气过渡过程是可行的。运行机组与无穷大电网相连时，发电机采用三阶模型较能真实反映水电站水力、机械、电气过渡过程现象。

因此，运行机组与无穷大电网相连时，发电机采用三阶模型计算，运行机组与孤立小电网相连时，发电机采用一阶模型(恒定力矩模型)计算。计算的电压、电流以及功率的变化过程如下(见图1)，其中细实线为并大网时的变化过程，粗实线为并小网时的变化过程，图中的相对值均是相对于额定值。

图1电压、电流及功率的变化过程

由图1可以看出，运行机组与无穷大网相连时，机组出力变化比较大，发电机端电压经过一个微小幅度的变化过程之后，稳定在额定值(稳定精度为0．002)。由于电压变化幅度比较小，不到5‰，因此电流的变化过程与电磁功率的比变化过程基本一致。运行机组与孤立小网相连时，发电机端电压几乎没有变化，因此功率的变化就是电流的变化。故以下分析中，认为功率的变化就等于电流的变化。

表1定子绕组允许过电流倍数与时间关系

当水轮机出力波动时，定子绕组的电流将发生变化。当发电机的运行条件不变时，发电机超额定出力的倍数等于定子绕组电流超额定电流的倍数。如果电流超过额定值会使电机绕组温度有超过容许限度的危险，甚至还可能造成机械破坏。过负荷数值越大，持续时间越长，上述危险性越严重，因此发电机只容许短时过负荷。根据《水轮发电机基本技术条件》，水轮发电机在事故条件下，允许短时过电流，电子绕组过电流倍数与相应的允许持续时间按表1(见表1)，因此，我们可以以表1作为水轮机出力的限制标准。

3电站布置形式对水力干扰的影响

3．1调压室和岔点对水力干扰的影响

某电站引水发电管道系统二洞四机布置，2台机共上游调压室，且机组上下游岔管形成环路，其1号水力单元计算简图如下(见图2)。

图2某电站1号水力单元计算简图

机组发电额定水头195．00m，流量176．10m³／s，额定转速250r／min，额定出力306MW，机组安装高程41．0m。计算工况：下库极限低水位91．0m，额定水头195．0m，1号机在额定出力下正常运行，2号机额定出力突甩负荷。极值计算结果(见表2)，其中出力变化过程如图3细实线所示；同等条件下，若无调压室计算结果如图3粗实线所示(见图3)：

表2水力干扰最大出力计算结果

图3某电站水力干扰工况相对出力变化过程

由表1可知，无调压室的电站并大网运行与孤立网运行时的最大出力值基本相同，即值基本相同，说明运行机组调速器动作对出力最大值没有改善；并且由图3可以看出，出力的摆动幅度比调速器不动作时还要大。因为没有调压室时，机组出力变化只受岔管高频波的影响，调速器对其几乎不起作用。

有调压的电站，孤立网运行时值比并大网运行时小，且1种运行状态下，值都比无调压室的时候要小，因为机组出力摆动同时受调压室和岔管的影响，调压室涌浪引起水头的变化，进而使出力发生变化，调压室的低频波与岔管高频波的叠加使机组出力摆动幅度减小，这是有利的一面。但是，由于调压室的作用，出力波动周期比较长，要几分钟才能稳定下来，不像无调压室的电站，50s之内就能稳定下来。

3．2工程实例

多台机组共水力单元的管道系统布置形式可以归纳为如下4种：1)共调压室；2)共岔管，没有调压室；3)同侧共岔管和调压室；4)机组上下游形成环路。其中岔管与调压室是其中最基本的干扰点，其水力干扰特点本文3．1中已经进行了分析。表3为5个典型水电站的水力干扰最大出力统计表(见表3)，计算工况均为最不利工况，即额定水头，额定出力下，n台机共水力单元，n-1台机突甩负荷。

表3电站发生水力干扰量大出力统计

由上表可以看出，不管那种电站布置形式，并大网运行时λ值比孤立网运行时要大；一般情况下并大网运行时λ小于1．25，孤立网运行时λ小于1．15。根据表1中的标准，不会超过允许值，但是对于电站3，λ值比较大，并大网运行λ已经超过了1．5，过负荷数值太大，很可能损害发电机。因此对于不设调压室的电站，应避免这种工况。如电站3是4台机共岔管，若采用2台机联合接线方式就不会发生3台机同时甩负荷的情况，电流就不会超过允许值。

4结论

通过以上分析可得出下面几点结论：1)水力干扰的控制工况为：额定水头、额定出力下，n台机联合接线，n-1台机甩负荷。2)一般情况下，发生水力干扰时，水轮机出力波动引起的发电机的端电压变化比较小，可以认为出力的变化等于发电机定子绕组的电流变化，因此，可以用水轮机最大出力与额定出力的比值评价水力干扰。3)无调压室的电站受岔管高频波的影响，出力波动幅度比较大，衰减快，若多台机共水力单元且联合接线，发生水力干扰时过负荷值可能太大，会损害发电机。有调压室的电站出力摆度比较小，但衰减慢，发生水力干扰时，一般不会有什么危险。

参考文献：

[1]吴荣樵，陈鉴治．水电站水力过渡过程[M]．1997．

[2]赵桂连．水电站水机电联合过渡过程研究[D]．武汉：武汉大学水利水电工程系，2004．

[3]GB／T7894-2001，水轮发电机基本技术条件[S]．

来源：小水电