抽水蓄能电站机组启动调试(何永全)

抽水蓄能电站机组的启动调试
何永泉1 何 铮1 孙洁民2
华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司1华东勘测设计研究院2
[摘 要] 本文总结天荒坪抽水蓄能电站机组启动调试中出现的问题：如机组的首机启动方式，机组的动
平衡试验、转轮在低水头下的不稳定，机组甩负荷时控制钢管压力的升高等。

通过对问题的分析，结合最
近抽水蓄能电站调试，总结经验教训。

[关键词] 抽水蓄能 蓄能机组 启动调试
1 前言
近年来，我国有一批抽水蓄能电站相继完成启动调试，投入运行。

在安装和调试过程中遇到并解决了不少问题，对今后我国抽水蓄能电站设备的选型，制造技术的国产化和后续抽水蓄能电站的调试积累了不少宝贵的经验。

现就对天荒坪抽水蓄能电站调试中出现的问题，结合其他一些抽水蓄能电站的调试谈一些看法。

1 电动机工况首机启动
对于上库没有天然来水的抽水蓄能电站，希望电站的第一台机组能实现电动机工况的首机启动，可以取消为上库充水专门设置一套供水设备，机组的启动时间可不受要求上库提前充水对施工进度的影响，同时在机组发电工况调试时不会在过低水头下运行。

天荒坪抽水蓄能电站在主机合同中要求机组能实现以电动机工况首机起动。

水机模型试验表明机组可以在上游引水管道充水的情况下启动水泵抽水，甚至只要将引水管水位与下库水位平压就可以抽水了。

为进行水泵工况首机启动，第一步要实现500kV电网对电站的倒送电，以获得调试需要的电源，用变频起动装置拖动检查机组转动部分的动平衡，然后进行水泵工况的调试后向上库充水。

要实现500kV电网对电站的倒送电，必须先对500kV线路保护、母线保护和主变保护电流互感器的极性进行校核，以保证这些主保护能够可靠投入。

常规水电站可利用发电机对主变和线路进行升流、升压来实现保护电流、电压互感器极性和相序的检查。

天荒坪抽水蓄能电站经华东电网批准，用180km 以外的新安江水电站一台75MW的水轮发电机组，通过220kV线路经过杭州变电所送到瓶窑变电所，再通过500kV瓶窑至天荒坪的线路进行升流升压试验，电站侧的接线如图1所示。

图1 天荒坪电站利用外来电源升流升压试验接线图
在进行升流试验时,主回路短路点设在1号发电电动机的中性点，发电机机端引线断开，与中性点用短接引线跨接。

这样500kV瓶窑侧和天荒坪侧的线路保护、500kV天荒坪1号母线保护、1号主变保护和1号发电电动机保护的沿线电流互感器一次通入短路电流，全部进行了极性校核。

然后解开短接线，从500kV瓶窑变电所通过天瓶线路升压到天荒坪500kV母线、并通过1号主变到18kV母线进行零起升压，同时校核沿线电压互感器的相位。

在完成了升流升压试验后，500kV 1号主变压器冲击合闸受电，1号厂用变压器随即受电，电站有了调试用的厂用电源，变频启动装置（SFC）也可以开始带电调试。

天荒坪抽水蓄能电站初期的升流、升压试验的规模很大，只有在华东电网的支持下才有可能进行，对于其他工程可以采用另外方式的外加电源来完成电站初期对高压设备的升流升压试验。

如泰安抽水蓄能电站利用两条220kV出线线路通过电站母线环接，在对侧变电所腾出一条母线带小负荷来校验线路保护电流互感器的极性，主变压器采用直接冲击。

宜兴抽水蓄能电站的主变压器两侧电流互感器没有采用三相电流同时校极性，主变压器冲击时主变差动保护投信号，用线路保护作为主变主保护，差动保护在以后校验极性后再投用。

白莲河抽水蓄能电站用三相大电流发生器通流校验主变压器两侧电流互感器的极性后，主变压器冲击合闸时差动保护正常投用。

在主变压器带电后再将换向开关至发电机引线端子外侧的母线带电校核发电机断路器两侧的电压互感器两侧的相序，确保正确无误。

机组启动时要对发电电动机进行动平衡，发电工况时用水推动机组进行不同速度下的动平衡，电动机工况时可用变频起动装置拖动机组进行不同转速下的动平衡，变频起动装置的容量可以在启动机组后，在额定转速下旋转机组3-4小时，以考验各部轴承的温升。

但是变频起动装置拖动机组过速不会超过5%，不能进行机组的过速试验，但电动机工况运行时不会出现很高的过速。

且由于抽水蓄能机组转轮的特点，即使是水轮机工况也很难达到设计的过速值，一些蓄能机组在发电工况也无法做过速试验。

为了确保机组的安全，在水泵工况启动前要求上游引水系统管道充满水。

应该保证在转轮室造压时导叶两侧的压力差不要过大，以免造成导叶过大的力矩，在首次打开导叶时产生激烈的水力振动。

同时要保持从上水库进出水口以下管道能有一定的水压，特别是要防止启动水泵抽水过程中突然断电时水流倒流，引起输水管道突然失压，影响输水管道的安全。

一般要求水位超过输水管道进出水口的门楣。

宝泉抽水蓄能电站已成功实现了水泵工况的首机起动，在向上库充水到死水位以上再做发电工况的各项试验。

白莲河抽水蓄能电站利用上游输水道充排水对机组进行了蠕动试验后，接着也要先进行水泵工况调试，用水泵向上库充水到死水位以上后再进行发电工况试验。

向上库充水时水位上升的速率，可根据各自上水库的特点由设计确定。

2 机组的动平衡试验
天荒坪抽水蓄能电站的发电电动机采用悬式结构，推力轴承位于机组上部，从上到下发电电动机分别设有上导轴承、下导轴承，水泵水轮机设有水导轴承，以支撑机组的大轴。

高转速蓄能机组的特点是转子直径不大、但长度较长，再加上机组采用中拆法，加了中间轴，因此整个机组的轴系长达18m，机组结构如图2所示。

机组可以在发电方向和水泵方向分别旋转来进行机组的动平衡试验，同时考验机组各部轴承的运转状态。

图2 天荒坪抽水蓄能机组结构图
天荒坪抽水蓄能电站调试初期利用在上库进出水口少量的蓄水使机组向发电方向转动，此时的水头低于额定水头。

当机组进行发电方向动平衡试验，接近额定转速时，机组上、下导轴承处的摆度为75μm，而水导轴承处的摆度达385～530μm。

检查各部轴瓦温度发现上导瓦温度达79.4℃、下导瓦68℃、推力瓦68℃、水导瓦50℃，机组振动也偏大。

水导轴瓦为筒瓦。

为降低水导轴承处的摆度，制造商采用改变水导轴瓦的油流量，机组加励磁等方法检查，水导处摆度仍有520μm，没有好转。

接着，采用变频起动装置反方向拖动机组进行动平衡。

在额定转速时，水导处的摆度为260μm，比发电工况有好转，但与上、下导轴承处比较仍偏大，且摆度都是在350rpm后迅速增大。

用仪器检查机组大轴的中心和轴线均合格。

最后，决定检查各导轴承的间隙。

测量水导瓦间隙：冷点25℃时和热点55℃时的间隙没有变化，说明其没有有效的工作，而上/下导轴承的间隙变化达50%，且上导瓦温偏高。

由于发电电动机和水泵水轮机为两个不同的制造商。

发电电动机转子磁轭采用浮动结构，根据刚度计算上、下导轴承的间隙为0.22mm，在调试过程中曾多次要求发电电动机制造商能调整间隙。

经过多次协调，最终同意将发电机上、下导轴承间隙从0.28mm增大到0.32mm，水轮机水导轴承间隙从0.32mm减小到0.22mm。

调整后发电方向额定转速时，水导轴承处摆度为350μm以下，但在额定转速附近转速出现波动；采用SFC水泵方向拖动检查机组的动平衡，水导处摆度为137μm。

天荒坪抽水蓄能电站动平衡调试结果可以说明，造成水导轴承处摆度超标的原因主要是发电电动机上、下导轴承和水泵水轮机水导轴承的间隙配合问题，水力影响的问题也存在，因此有条件的抽水蓄能电站宜采用发电方向和水泵方向同时检查机组的动平衡，最终使机组的动平衡达到理想状态。

3 转轮在低水头下的空载不稳定问题
在天荒坪抽水蓄能电站开始调试时，上库已用施工水泵充了46.3万m3水，上库水位接近死水位863.3m，其毛水头约520m。

天荒坪电站机组发电工况的额定流量为67.7m3/s，空载流量约为8m3/s。

因此，利用上库的充水使机组在发电方向旋转对机组进行机械部分检查，进而进行动平衡试验的水量是足够的，但是机组将在低水头下转动，转轮进入了低水头不稳定区。

从天荒坪电站水泵水轮机模型试验提供的全特性曲线看，在空载开度附近的等开度线上出现了明显的S弯，如图3所示。

这也就是我们通常所指的不稳定区。

图3 天荒坪抽水蓄能电站水机模型试验全特性曲线的S区
通过各种水头下的试验数据显示，机组在发电方向旋转，当毛水头为535.42m时，机组在495rpm 时转速能稳定，但当接近额定转速时，机组转速出现摇摆，幅度为94%-103%。

当毛水头为530.2m 时，接近空载转速时转速摆动的最大差值达到49rpm，即使调速器放手动也无法并网；当毛水头为541m时，调速器手动，转速勉强稳定在500rpm，在机旁用手动准同期并网成功。

通过调整试验表明，机组在毛水头为518.5-537.6m时，由于转轮在低水头下的空载不稳定，使得机组无法并网运行；在毛水头为537.6-550m时，机组可以在调速器手动的情况下并网运行；在毛水头为550m以上时机组可以自动并网运行。

实际运行在水头到达550m以上时，机组转速不稳定问题已经消失。

但是，如何解决转轮在低水头下的空载不稳定问题，成为机组能否在设计水头范围内正常运行的关键，我们在调试中进一步深入试验研究。

模型验收报告指出，在水轮机正常运行水头范围内（520～602m），其空载开度（α=4.8°～2.7°）正好处在全特性曲线的“S”形不稳定区，机组容易从飞逸状态进入反水泵区，给运行造成困难，机组并网后会出现较大的逆功率。

为了解决机组在低水头下的空载不稳定问题，调试中曾经提出了采用调速器增加压力负反馈、进水阀节流控制、导叶非同步予开启（以下简称MGV）等方案脱离不稳定。

在调速器系统增加一个压力负反馈回路，可以稳定低频摆动，在法国和印度的抽水蓄能电站已有应用，但对天荒坪机组这种中频范围内的摆动效果不明显；采用进水阀节流控制，改变水道的水头损失，加大导叶的开度，以避开不稳定区，也曾有过成功的应用，但会产生如导叶、球阀的振动、气蚀等，这是我们不希望的；最终选择了导叶非同步予开启的方案。

天荒坪机组的26个导水叶中选定5号和18号导叶的枢轴加长，在导叶枢轴顶部增设两个小接力器，在开机接近空载转速前两个不同步导叶开启。

在实验室用原来的模型转轮进行导叶预开启的效果和导叶水力矩的变化试验，并分别进行导叶预开角度为18°、22°、26°的试验。

试验结果表明，采用两个预开启导叶，等开度线的弯曲有明显好转，能够改善机组在低水头下的转轮空载不稳定问题。

如图4所示，随着预开导叶角度的增大，S曲线开始变直。

真机试验证实了采用MGV的方法对解决低水头下的不稳定问题的作用十分明显。

但是预开角度愈大，预开导叶的振动会加大，最终选择了预开导叶角度为25°。

事后的试验还证明，MGV除了解决了低水头下转轮空载不稳定问题，还可以在发电调相转发电时采用MGV，减少逆功率；对机组甩负荷后控制压力的上升也起到了较好的作用。

图4 不采用予开启不同步导叶以及不同角度予开启不同步导叶的试验结果图
之后投产的机组如琅琊山、张河湾等抽水蓄能电站的转轮也都相继出现了不稳定问题。

琅琊山电站全水头使用MGV，在1号机的24个导叶中选择1号和13号导叶对称加装MGV，对稳定机组空载时的转速起到了较好的效果。

但是导叶产生的振动偏大，大轴的摆度明显偏向一方；在2号机中改为1号和11号导叶不对称加装MGV，调试发现振动和摆度得到了改善。

张河湾电站也是采用对称加装两个MGV，其预开角度为25°。

但是投用后发现导叶振动较大，模型试验后决定在2号机上改为对称各两个导叶，共有四个导叶用于MGV，把予开角度减小为15°，导叶的振动降低。

宝泉抽水蓄能电站1号机启动时也在低水头下运行，在额定转速附近时转轮的转速不能稳定，由于机组采用的是单导叶接力器，比较方便的将8、9号和对称的18、19号导叶采用不同步开启，即在机组空载起动先同时开启20个导叶，至75%转速时投入4个非同期导叶，使机组转速能够稳定。

4 机组甩负荷试验
天荒坪抽水蓄能电站上游引水系统采用了一管三机的方案，在设计阶段曾进行过多次调节保证特性计算。

由于球阀延伸段前进口钢管的设计最大水压为8.7MPa，为此主机合同规定蜗壳中心最大水压不大于8.7MPa。

为了获得天荒坪抽水蓄能电站1号机甩负荷的最佳关闭规律，机组在调试时先后做了30多次不同负荷、不同水头和先后采用了七种不同导叶关闭规律做甩负荷试验。

图5为选用的几种不同关闭规律。

图5 采用的导叶接力器不同的关闭规律及典型的甩负荷曲线
制造商最初的计算认为，不需采用二段关闭就可以限制甩负荷时蜗壳的压力升高。

然而在甩过小负荷试验后，估计不用二段关闭在满负荷时的蜗壳最大水压将接近设计值。

通过试验数据分析，以及根据天荒坪电站水泵水轮机的特点，最终调试采用二段关闭，通过变换拐点，找到了先快关后慢关的关闭规律。

能有效地控制蜗壳的压力上升。

表1 为1号机几次典型甩负荷的数据
序号试验
日期
负荷
上库
水位
下库
水位
钢管
压力
蜗壳
压力
尾水
压力
转速
备注MW m m
MPa
MPa
MPa
rpm
1 980827 200 883.98 338.588.2647.778 594.5 跳机、关球阀
2 980827 200 883.98 338.588.11
3 8.132 594.
4 跳机、关导叶
3 980828 200 883.98 338.588.0028.062 1.672 567.
4 设计曲线
4 980830 200 886.02 337.448.0268.059 1.740 572.6 KEN曲线
5 980901 200 887.0
6 336.547.7828.075 1.395 568.2 先快后慢
6 980905 250 890.02 333.767.8768.213 1.448 595.1 先快后慢
7 980905 280 890.02 333.768.118 8.427 1.423 614.4 先快后慢
8 980905 300 889.66 334.128.3648.675 1.456 632.0 先快后慢
9 980917 300 889.10 336.908.0818.107. 1.325 624.3 优化曲线
10 000404 300 889.87 338.708.0078.0652 1.3313627.3 带MGV
序号1、2是甩负荷200MW时采用一段关闭并停机。

其中序号1同时关球阀，这时钢管压力上升较高，而两种方式转速上升均不高。

序号3、4、5为三种不同关闭规律甩负荷200MW时的压力和转速的上升。

转速的上升都不高，序号3、4两种方式第一段关闭速度较缓，钢管和蜗壳压力上升都超过了8MPa。

第二段关闭的快慢影响并不明显。

序号5的第一段关闭速度较前二者要快，钢管压力升高较低。

序号7、8为甩负荷280MW、300MW时的压力和转速的上升。

从图6的甩负荷后录制的曲线可见，在机组甩负荷时，钢管和蜗壳的水压力出现了第一个峰值，在第一段快速关闭后又出现第二个更大的峰值，随后在第二段慢关后水压力不再上升，甩负荷后机组的转速增高均在合同范围内。

由于天荒坪电站水泵水轮机的转轮较扁平，叶片流道较长，造成机组甩负荷时钢管和蜗壳内水压上升较高，而机组的转速上升不快。

图6 1号机300MW带MGV的甩负荷曲线
由于序号8采用不同的拐点甩负荷时钢管和蜗壳压力上升较高，经研究对先快后慢的甩负荷曲线进行进一步优化。

序号9为优化后的二段关闭曲线，选定的导叶关闭规律为：接力器初始行程
S O=685.3mm，拐点坐标t m=4.0s，接力器行程S M=378mm，总关闭时间T S=14.3s。

甩300MW负荷时压力和转速上升，钢管和蜗壳压力上升数据明显优于序号8。

在机组完成预开不同步导叶改造后，试验在甩负荷时投入MGV，对限制甩负荷时钢管和蜗壳水
压力上升也有显著的作用。

同时由于甩负荷时投入MGV，使得机组在甩负荷后不会进入不稳定区，能保持机组在空载转速旋转。

天荒坪抽水蓄能电站上游引水系统采用一管三机，因此可能出现三台机同时甩负荷问题。

表2中序号11、12为1、2号机联合甩负荷200MW试验，，序号13、14为1、2号机联合甩负荷300MW试验，由于两台机在同一关闭规律下甩负荷发生两个峰值叠加，蜗壳和钢管的压力上升幅度较大。

表2 两台机联合甩负荷试验数据
序号 试验
日期
负荷
上库
水位
下库
水位
钢管
压力
蜗壳
压力
尾水
压力
转速
备注 MW m m MPa MPa MPa rpm
11 990317 250 884.11 320.408.0088.086 1.242606.41、2联跳1T
12 990317 250 884.11 320.408.1758.096 1.178609.71、2联跳2T
13 990318 300 884.44 315.668.2338.331 1.274634.31、2联跳1T
14 990318 300 884.70 315.368.4448.351 1.265629.31、2联跳2T
15 001209 300 892.77 332.957.6427.771 1.305617.16T带MGV
16 001209 300 891.72 335.087.7947.970 1.383615.86T拐点300
17 001226 300 884.22 330.777.6417.705 1.261622.76T拐点500
18 010329 300 888.11 327.707.8197.832 1.241624.85、6联跳5T
19 010329 300 888.11 327.707.6967.804 1.213637.55、6联跳6T
为了探测一管二机采用不同的导叶关闭规律甩负荷，序号15先在6号机上做了带MGV的甩负荷试验，发现投入MGV对限制压力升高有用。

接着序号16、17分别在6号机上用接力器采用300mm、500mm两种不同拐点的带MGV的甩负荷试验。

由于估计一管三机甩负荷试验的蜗壳压力升高接近设计上限，为了保证试验的安全，决定用数学模型校验一管二机和一管三机甩负荷时的压力上升，得出了可能会产生的压力上升幅值，然后在5、6号机分别采用了361mm和496mm两种不同拐点的关闭规律同时甩负荷来校核。

从序号18、19的5、6号机联合甩负荷试验结果看，采用不同的关闭规律能成功地错开两台机的压力峰值，有效地控制了两台机联合甩负荷时蜗壳的压力上升幅度，且实际值小于数学模型计算值。

在这一实际试验所得数据的基础上进一步修改数学模型，做了一管三机甩负荷的模拟计算。

计算时采用的上库水位为905m、下库水位为295.3m，机组的流量为4号机62.88m3/s、5号机62.87m3/s、6号机62.94m3/s，4、5号机接力器的拐点采用361mm、6号机接力器的拐点采用496mm，甩负荷3×337MW。

计算得出的数据为：4号机蜗壳压力峰值为第一峰值880.33m，第二峰值868.40m；6号机蜗壳压力峰值为第一峰值880.56m，第二峰值826.68m，均低于设计最大水压888.5m（8.7MPa），如计及带MGV的效果压力还可下降。

从多次甩负荷数据分析，蓄能机组在甩负荷时转速的上升普遍不高，而主要需要控制钢管和蜗壳的压力上升。

采用多段关闭可以减低压力上升的幅值。

张河湾抽水蓄能电站利用蓄能机组的这一特点采用了甩负荷时延时10s关导叶。

对于单导叶接力器而言，较难实现多段关闭，宝泉抽水蓄能电站也采用了甩负荷时延时10s关导叶的方法，限制压力的上升，转速上升也在控制范围内。

5 结束语
通过天荒坪抽水蓄能电站机组的调试，解决了较多的问题，从而使我们对抽水蓄能机组的性能有了深入的了解，从调试中取得了宝贵的经验教训。

归纳有以下几个方面：
（1）抽水蓄能水泵水轮机的参数选择，应首先考虑机组的稳定性，以确保机组在设计的水头范围内能够稳定可靠运行。

在天荒坪抽水蓄能电站出现转轮低水头不稳定问题后，琅琊山、张河湾、宝泉等相继也出现不稳定问题，有的甚至在全水头都要使用MGV，极大地影响了抽水蓄能机组的正常运行，很多蓄能机组在带50%以下负荷运行时出现较大的振动，甚至造成一些工况转换困难。

希望今后应避免用牺牲机组稳定来达到机组效率的做法。

西龙池抽水蓄能电站机组注重了机组的稳定性，尽管机组的水头最高，变幅也大，但却能稳定运行，机组负荷可在0～300MW之间调节，大大提
高了蓄能机组运行的稳定性和灵活性。

（2）抽水蓄能机组电动机工况首机启动，从水机的理论上是完全可行的。

关键还是在于不能按常规水电站一样，先通过机组的转动完成动平衡试验和升流升压试验。

天荒坪抽水蓄能电站在这方面做了尝试，宝泉抽水蓄能电站成功的实践证明，电动机工况首机启动是完全可以的，SFC可以拖动机组进行动平衡试验，升流升压试验也可以用其他方法进行。

电动机工况首机启动能节省修建专门的上库充水系统所需的资金，机组启动不受上库蓄水对施工工期的影响，这对于上库无天然来水的抽水蓄能电站是十分有利的。

采用SFC拖动机组进行动平衡，还可以避免水力振动对动平衡的影响。

（3）通过蓄能机组甩负荷试验发现，高水头的蓄能机组的转轮接近离心水泵的形状，在甩负荷时主要需要控制水锤作用造成钢管和蜗壳压力的上升。

而由于转轮流道狭长，转轮的速度上升都不高。

天荒坪抽水蓄能电站首台机组调试时花了较大的精力解决机组甩负荷时钢管和蜗壳水压力的上升。

在1号机上完成了30多次的甩负荷试验后，又为两台机组甩负荷做了大量试验，采用两台机不同关闭规律，甩负荷时投入MGV等方法，以确保一管三机甩负荷时钢管和蜗壳压力上升控制在允许的范围。

制造商认为蜗壳的设计压力允许到9.2Mpa，如果天荒坪抽水蓄能电站机组球阀上游的引水钢管能在设计时留有裕度，完全可以避免甩负荷时压力升高带来的风险。