抽水蓄能電站機組涉網安評試驗

郝 峰，周 敏

（山西西龍池抽水蓄能電站有限責任公司，山西省忻州市 035503）

抽水蓄能電站機組涉網安評試驗

郝 峰，周 敏

（山西西龍池抽水蓄能電站有限責任公司，山西省忻州市 035503）

抽水蓄能電站在電網安全穩定運行中，主要承擔電網調峰填谷、調頻、調相以及事故備用任務，機組的安全可靠對區域電網有效的電力調節控制具有重要作用。按照新機并網有關要求，機組投運前需進行相應的安全性評價試驗，以考驗機組的各項性能指標滿足電網要求，安全性評價試驗一方面是驗證機組特性是否滿足電網安全穩定運行的條件，同時也是第三方協助業主對機組各項技術指標和參數的評價。因此安評試驗對電站機組轉入投產具有重要意義。

抽水蓄能；機組；安評

0 引言

為貫徹國家電力監管委員會及國家電網公司文件精神，提高電能質量的控制水平，保證電網及發電機組的安全運行，新機并網前必須進行相關安全性評價試驗，如驗證發電機組能夠進相運行；發電機應具有一定的耐振蕩能力，滿足與電網的配合要求，并應具備完善的防止振蕩和失步給機組造成損壞的技術措施；發電機組調速系統應能滿足電網穩定運行的要求；發電機組必須具備一次調頻功能，并在電網頻率波動時，能夠自動參與一次調頻；電網要求機組配置的電力系統穩定器（PSS裝置）應能夠正確投入和有效等。

抽水蓄能新機并網前需進行相關安全性評價試驗，試驗主要內容包括： AGC聯調試驗、一次調頻功能試驗、進相試驗、PSS試驗、勵磁系統參數測試、調速系統參數測試、AVC功能試驗。

某抽水蓄能電站機組主要技術參數：4×300MW，額定水頭600m級，轉速500r/min，并網電壓500kV，結合該電站進行的安評試驗，根據現場試驗情況結合試驗后數據，現將各項試驗情況整理如下：

1 調速器參數測試

1.1 試驗目的

調速系統模型參數作為電力系統四大模型參數之一，對于承擔系統的調頻、調峰任務，維護系統的穩定和提高電能質量都起著重要的作用。開展對發電機組調速系統的參數實測工作，并通過對調速器數學模型的研究和仿真計算，建立更為準確的調速系統的計算模型，以便進一步提高系統穩定計算的精度為電力系統安排運行方式提供更為可靠的依據。本次試驗主要為了考查調速器性能以及建立穩定電力系統計算用水輪機調節系統模型并獲取相應參數。

1.2 試驗內容及方法

（1）調速器的響應特性試驗（靜態）。

1）在機柜端子上輸入50Hz穩定信號，模擬機組并網運行。調速器投入功率閉環，進行頻率給定階躍試驗，辨識PID各環節參數。

2）調速器切手動，設置 bp=0、KD、KP、KI為定值，重復擾動試驗。

3）調速器切手動，設置bp=4%、5%；KD、KP、KⅠ為定值，重復擾動試驗。

（2）接力器開啟關閉特性試驗（靜態）。

1）將開度限制機構置于全開位置，進行接力器全開、全關過程。

2）進行接力器指令0－90%－0大階躍。

3）操作緊急停機電磁閥動作或復歸，截取記錄接力器在10%～90%行程之間線性過程移動。

4）將開度限制機構置于全開位置，將接力器開到30%，進行導葉給定階躍試驗，階躍量分別為正負1%、2%、5%、10%以及30%。各階躍試驗重復1次。

5）將開度限制機構置于全開位置，將接力器開到50%，進行導葉給定階躍試驗，階躍量分別為正負1%、2%、5%、10%、20%以及50%。各階躍試驗重復1次。

6）將開度限制機構置于全開位置，將接力器開到80%，進行導葉給定階躍試驗，階躍量分別為正負1%、2%、5%、10%、20%。各階躍試驗重復1次。

（3）水輪機調速系統靜態特性。

1）先將調速器的KP、KI、KD分別置于整定值，分別設置bp=3%、4%、6%；人工死區設置為0Hz。

2）在機柜端子上加上信號源50.00Hz，手動將導葉開度調至50%，模擬并網信號，切為自動方式運行。

3）將變頻信號源的輸出頻率上升，接力器向關閉方向移動，當接力器行程小于10%時，頻率停止上升，待接力器穩定后，以此點作為起始點。降低變頻信號源頻率，每次降低0.1Hz，每次待接力器平穩后再進行下一次變動，直到接力器行程超過90%，獲得調速器降頻靜特性。

4）將變頻信號源的輸出頻率下降，接力器向開啟方向移動，當接力器行程大于90%時，頻率停止降低，待接力器穩定后，以此點作為起始點。升高變頻信號源頻率，每次升高0.1Hz，每次待接力器平穩后再進行下一次變動，直到接力器行程低于10%時，停止升高頻率，獲得調速器升頻靜特性。

（4）接力器反應時間常數的測定。

1）調速器切手動，將接力器行程調整到50%附近，頻率給定設定為50Hz。

2）調速器切自動頻率模式運行，逐次改變頻率給定值50→49.95Hz、50→50.10Hz、50→49.90Hz、50→ 50.15Hz、50→ 49.85Hz、50→ 50.20Hz、50→ 49.80Hz、50→ 50.25Hz、50→ 49.75Hz、50→50.30Hz、50→49.70Hz，重復上述測試。

3）試驗過程中若發現接力器行程接近90%或10%，可將調速器切手動。

4）調速器手動運行，恢復調節參數。

（5）機組甩負荷試驗（發電工況下）。

1）機組先甩25%的額定負荷，測試記錄試驗過程、試驗現象，確定沒有問題后再進行下一次試驗。

2）甩100%額定負荷，測試記錄試驗過程。

1.3 試驗結論

機組甩負荷試驗歷史數據為：在甩50%負荷時機組轉速上升至575r/min（1.15倍額定轉速），甩滿負荷時機組最高轉速為630 r/min（1.26倍額定轉速），鋼管壓力最大8.7MPa。

2 一次調頻試驗

2.1 試驗目的

電網頻率是非常重要的電網特征參數，監視和控制電網頻率在規定范圍內變化，是電網調度的主要任務之一。一次調頻對提高整個系統頻率的質量至關重要，可以明顯地提高系統抗功率突變的能力。對系統中相對較大的功率突變，因為一次調頻的快速響應，可以為系統的二次調頻提供有利的緩沖作用。

2.2 試驗內容及步驟

試驗測點包括機組有功功率、機組頻率、導葉開度。

試驗儀器：動態記錄分析儀。

2.2.1 機組一次調頻開環試驗（發電工況下）

（1）試驗條件：

1）機組并網運行在發電狀態。

2）調速器其他各項動態試驗驗收已完畢，滿足相關國家技術標準。

3）機組具備變負荷條件，并網運行于某一穩定負荷。調速器各調節參數設為正常運行值。

4）將人工頻率死區設置為0.1%。

（2）試驗方法：

1）機組監控系統功率閉環控制和AGC功能切除，將機組穩定運行于 50%負荷。將調速器切自動運行，“一次調頻功能”投入（試驗端子37、38短接）。確認機組穩定運行，各項安全措施均已到位的情況下，逐次改變調速器頻率給定值，測試記錄每一次擾動（±0.25Hz）過程。測試記錄在頻率擾動前開始；每次調節穩定后進行下一次擾動試驗。

2）將調速器“一次調頻功能”試驗端子斷開，切換為頻率模式自動運行。重復記錄擾動過程。

2.2.2 機組一次調頻閉環試驗（發電工況下）

（1）試驗條件：

1）機組并網運行在發電狀態。

2）調速器其他各項動態試驗驗收已完畢，滿足相關國家技術標準。

3）機組具備變負荷條件，并網運行于某一穩定負荷。調速器各調節參數設為正常運行值。

4）將人工頻率死區設置為0。

（2）試驗方法：

監控系統機組功率閉環控制或AGC投入，將機組穩定運行于50%負荷，調速器自動運行，“一次調頻功能”開關投入（試驗端子37、38短接）。確認機組穩定運行，各項安全措施均已到位的情況下，逐次改變調速器頻率給定值，測試記錄每一次擾動（±0.25Hz）過程。測試記錄在頻率擾動前開始，每次調節穩定后進行下一次擾動試驗。

2.3 試驗數據

（1）電調方式下試驗數據見表1。

表1 電調方式下試驗數據

（2）現地AGC方式下試驗數據見表2。

表2 現地AGC方式下試驗數據

2.4 試驗結論

機組的電調一次調頻回路為電調方式和現地AGC方式，速度變動率為5%，調頻死區為±0.033Hz，一次調頻負荷調整范圍在0～300MW之間。

3 進相試驗

3.1 試驗目的

為提高電網電能質量，利用發電機組進相運行來吸收系統的過剩無功，使系統電壓能夠維持在規定范圍之內是經濟、有效并且確實可行的方法。這種調壓手段不需要添加附加設備，充分利用發電機組本身的調壓能力，通過發電機組進相運行來調節系統電壓無論從設備裝備水平還是從電網運行的角度都是可行的。

抽水蓄能電廠最大的區別在于具有發電和抽水可逆式運行的特點，機組主要工況有發電、發電調相、抽水調相、拖動機、停機等主要工況，試驗的主要目的如下：

（1）確定抽水蓄能電站機組在發電和抽水模式下進相運行的主要限制因素、進相運行能力。

（2）摸清被試機組在發電調相運行時的調相能力及對電網500kV電壓的調節效果和影響。

3.2 試驗原理

通常發電機的正常運行狀態是既向系統輸送有功功率又向系統輸送無功功率，我們稱發電機在滯相運行狀態，這時功率因數角?為正值。而發電機的進相運行指的是發電機向系統發出有功功率，并從系統吸收無功功率的運行狀態。此時，功率因數角?為負值，發電機由滯相運行變為進相運行的過程，表現在無功功率由發出到吸收，一正一反，變化很大，我們就是利用它的這一特點來吸收系統局部的無功過剩，解決電壓偏高問題。發電機進相運行有各種限制因素，只有確定了這些限制條件，才能保證發電機組的安全穩定運行，達到既不影響機組有功出力，又能有效調節系統電壓水平的目的。發電機進相運行時，發電機定子電壓下降，定子電流增大，靜穩定極限下降，動穩定性削弱，定子端部鐵芯溫升增加，廠用電電壓降低，勵磁調節系統的調節范圍等都是制約發電機進相運行的限制條件。

3.3 試驗步驟

（1）啟動前從機組現地控制柜把機端電壓引入測試儀器，從調速器電器柜把機組轉速信號接入測試儀，用以分析發電機的功角度數。

（2）選擇發電工況啟動發電，根據發電機及水輪機的運行最優特性限制，選擇4個有功負荷點，分別為120MW、180MW、240MW及300MW，在每個有功負荷點下維持一定的時間，通過手動調節4LCB控制盤上的90R調節無功從+20MW到 -20Mvar、-40Mvar、-60Mvar、-80Mvar、-100Mvar、-120Mvar，在每個無功負荷點觀測發電機機端電壓、500kV母線電壓、發電機定子電流、廠用電10kV及400V電壓、定子鐵芯溫度和定子繞組溫度。并查看監控系統有無其他報警，如果機端電壓接近高壓廠用變壓器過壓保護時則停止吸收無功，并及時調整無功輸出，待機端的電壓穩定后測試相關數據記錄。

3.4 試驗結論

機組在發電工況下（廠用電正常方式），在有功功率120MW時的進相深度為-116Mvar；在有功功率180MW時的進相深度為-116Mvar；在有功功率240MW時的進相深度為-100Mvar；在有功功率300MW時的進相深度為-84Mvar。

機組在調相工況下，機組的無功調節范圍為+50Mvar～-120Mvar。其中遲相狀態下的無功調節受500kV電壓的條件限制；進相狀態下的無功調節受廠用電壓的條件限制。

根據試驗數據，機組進相運行深度主要受廠用電壓降低、發電機定子電流的限制。試驗結果表明發電機定子鐵芯端部溫度不會影響機組進相運行。

4 AGC試驗

4.1 試驗目的

AGC試驗的目的是為了檢驗電網調度中心實時控制系統與水輪機組的計算機控制系統之間信號傳輸的正確性；檢驗機組的負荷及其他相關參數的控制品質是否滿足運行要求，確定機組的AGC負荷調度范圍及負荷變化率，并通過試驗進行必要的調整和優化，保證AGC的可靠投運，以充分發揮抽水蓄能電站在電網中的作用，保證電網的安全穩定運行。

4.2 試驗前提條件

（1）確認關于RTU與調度間的信息點表中AGC通信點已核對準確無誤，包括“機組發電允許”“機組發電投入/退出”及4號機組負荷指令。

（2）確認信息表中遙信量“機組發電允許”“機組發電投入/退出”為監控系統DO點（通過RTU送調度），達到點信息意義正確。

4.3 試驗過程及步驟

AGC的試驗主要分4個階段，即機組現地AGC試驗、遠動裝置（RTU）與監控系統（SCADA）靜態試驗、遠動裝置主站系統（EMS，于調度中心）與SCADA靜態聯調試驗、機組AGC遠方動態聯調試驗。

（1）機組現地AGC試驗，起機后通過4LCU現地投入AGC功能，并設定目標值300MW，然后再設定目標值150MW，記錄、計算每次試驗的有關數據，主要包括：負荷設定速率、負荷調整幅度、負荷響應遲延時間、實際負荷響應速率等。

（2）RTU與SCADA的靜態試驗是在機組停機穩態下，通過RTU強制發出機組有功目標值，查看監控系統收到的目標值是否一致。

（3）EMS與SCADA的靜態聯調驗是在機組停機穩態下，通過調度中心向電廠RTU發出機組有功目標值，通過RTU中轉后發送至監控系統，查看監控系統所收到的目標值是否一致。

（4）機組AGC遠方動態聯調試驗是機組現地AGC功能投入后起機帶155MW有功，由調度中心發送目標值240MW，負荷調整穩定后發送目標值100MW，在這期間觀察機組負荷的跟蹤性能，并記錄與現地AGC試驗相同的數據。

4.4 試驗數據

（1）機組實際調整速率：上升約為86MW/min，下降約為82MW/min。

（2）遠動裝置（RTU）與EMS（省調）測試報告見表3。

表3 遠動裝置（RTU）與EMS（省調）測試報告

（3）遠動裝置（RTU）與SCADA測試報告見表4。

表4 遠動裝置（RTU）與SCADA測試報告

（4）EMS系統（省調）與SCADA靜態聯調報告見表5。

表5 EMS系統（省調）與SCADA靜態聯調報告

（5）機組AGC遠方動態聯調報告見表6。

表6 機組AGC遠方動態聯調報告

遠方AGC上升、下降調節曲線分別見圖1、圖2。

圖1 遠方AGC上升調節曲線

圖2 遠方AGC下降調節曲線

4.5 試驗結論

在遠方AGC方式下，分別進行了160MW升至240MW、240MW降至100MW負荷調節試驗，負荷響應時間小于10s，動態偏差小于2%，靜態偏差小于1%。試驗表明機組AGC負荷遠控功能正常，調節范圍在153～300MW之間，調節穩定性良好。

5 勵磁系統參數測試

5.1 試驗目的

發電機勵磁控制系統對電力系統的靜態穩定、動態穩定和暫態穩定性都有顯著的影響。在電力系統穩定計算中采用不同的勵磁系統模型和參數，其計算結果會產生較大的差異。因此需要能正確反映實際運行設備運行狀態的數學模型和參數，使得計算結果真實可靠。通過對發電機、勵磁和調速系統模型和參數進行測試，為系統穩定分析及電網日常生產調度提供準確的計算數據，是保證電網安全運行和提高勞動生產率的有效措施，具有重要的社會意義和經濟效益。

5.2 試驗項目及方法

（1）空負荷特性試驗：調整勵磁電流至105%額定電壓，用WFLC電量記錄分析儀測錄轉子電流及發電機電壓上升和下降的曲線。

（2）發電機空負荷時間常數測試：采用純比例他勵運行方式，進行不大于50%階躍，測試發電機轉子時間常數。

（3）開環放大倍數測試：PID環節積分退出，比例放大倍數整定在30倍左右，AVR自動運行。逐步改變給定電壓，調整發電機電壓從50%至100%額定，記錄發電機電壓、轉子電壓、給定電壓等值。

逐步改變比例放大倍數，直至發電機轉子電壓出現振蕩。

（4）限幅值測定：進行10%的階躍擾動，測試幅值限制。

（5）調差試驗：通過現地90R增減無功，正調差時，無功減少，電壓降低，負調差時，無功增大，電壓升高，驗證調差機型和系數的精度是否滿足要求。

（6）自勵特性試驗：把主變壓器出口的500kV斷路器斷開，手動合上機組開關GCB和換相隔離開關PRD，勵磁系統采用直流起勵方式（自勵），啟動機組，待機端電壓達到7000V后，勵磁系統自動合上勵磁交流開關變為他勵方式，采用純比例他勵運行方式，進行不大于50%階躍，測試發電機轉子時間常數，記錄波形。

6 PSS試驗

6.1 試驗目的

PSS是借助于電壓調節器控制勵磁機的輸出，來阻尼同步發電機的功率振蕩以改善機組功率系統性能，抑制系統低頻振蕩，提高電力系統穩定性的一種系統裝置。通過測量勵磁系統滯后頻率特性、PSS臨界放大倍數等試驗，確定機組PSS參數，并投入運行。通過試驗來測定4號機組PSS對自身閉環內的低頻振蕩的抑制作用以及電網中區域性的低頻振蕩的抑制作用，即PSS對于在0.1～2.0Hz內的影響。

6.2 試驗項目及步驟

（1）負載無補償特性測試：發電機并網、帶滿負荷，功率因數盡可能高。PSS退出運行，將動態信號分析儀的白噪聲信號作為PSS的輸出信號，接入到勵磁調節器的PSS接入口處，測量發電機電壓對于PSS輸出信號迭加點的相頻特性即勵磁系統滯后特性。由于該電站采用東芝提供的勵磁系統，CPU模擬I/O板沒有提供白噪聲的試驗端子迭加點，經設計、電科院、東芝技術督導討論后，臨時解開SFC信號端子，從SFC的端子上通過頻譜儀加入白噪聲信號（0～4V），如圖3所示，信號從標記處加入，經現場確認將信號衰減100倍以免信號對板件的損壞。

（2）PSS參數整定計算：

1）發電機帶最大負荷。

2）PSS處于投入運行。

3）緩慢減少發電機功率，直到PSS退出，記下PSS退出時的功率即為PSS的退出定值。

圖4 勵磁系統AVR傳遞函數方框圖

4）緩慢增加發電機功率，直到PSS重新投入，記下PSS重新投入時的功率即為PSS的投入定值，如圖4所示。

（3）增益整定：PSS的實際增益取臨界增益的20%～30%。

（4）發電機負荷情況下的PSS（發電、抽水工況）：在發電、抽水工況下分別進行了3%的階躍擾動。

（5）反調試驗：在PSS投入的情況下，按照運行時可能出現的最快調節速度進行機組有功功率調節（300MW↓～250MW↑～300MW），觀察發電機無功功率的波動即反調情況。錄取發電機的機端電壓，轉子電壓，有功的波形，波形如圖5所示。

圖5 反調試驗波形圖

6.3 試驗數據

PSS參數整定結果：TP=1；TP1=0.1；TP2=0.15；TP3=0.08；TP4=0.05；KP=1；PSS自動投退值：45%/40%Sn。

7 AVC試驗

7.1 試驗條件

將RTU與SCADA、RTU與調度中心之間的開關量和模擬量主義核對無誤，開關量能正常傳送且動作正確，模擬量能正常傳送且數值接收正確。

7.2 本地開環調節

（1）試驗目的：測試AVC裝置參數配置正確，各種報警、閉鎖功能正常。

（2）試驗要求：確保監控系統AVC已退出，監控系統不執行AVC裝置下發的無功目標設定值。

（3）試驗過程：

1）按照要求設置參數。

2）投入AVC軟件，此時實測500kV電壓為534.5kV，模擬主站下發電壓目標值534.1kV，AVC軟件檢測電壓目標值與實測值之間的差值在死區（0.5kV）范圍內，不進行調節，之后退出AVC軟件。

3）投入AVC軟件，此時實測500kV電壓為534.5kV，模擬主站下發電壓目標值533.9kV，AVC軟件檢測電壓目標值與實測值之間的差值超出死區（0.5kV），AVC軟件開始計算機組所需無功目標，之后退出AVC軟件。

4）設置機組電壓Uab為18kV（此值在系統庫內強制），投入AVC軟件，此時實測500kV電壓為534.5kV，模擬主站下發電壓目標值533.9kV，AVC軟件開始計算機組所需無功目標，之后退出AVC軟件。

5）設置機組電壓Uab為19kV（此值在系統庫內強制），投入AVC軟件，AVC軟件報“4號機高限閉鎖”，此時實測500kV電壓為534.5kV，模擬主站下發電壓目標值541.1kV，AVC軟件由于閉鎖因此不執行。再模擬主站下發電壓目標值533.9kV，AVC軟件開始計算機組所需無功目標，之后退出AVC軟件。

6）設置機組電壓Uab為17kV（此值在系統庫內強制），投入AVC軟件，AVC軟件報“4號機低限閉鎖”，此時實測500kV電壓為534.5kV，模擬主站下發電壓目標值533.9kV，AVC軟件由于閉鎖因此不執行，之后退出AVC軟件。

（4）試驗結論：AVC裝置參數配置能滿足要求，各種報警、閉鎖功能能正常工作，本地開環調節試驗成功。

7.3 本地閉環調節

（1）試驗目的：測試AVC裝置能根據設定的500kV電壓目標值正確計算機組無功目標值并將此目標值下發到監控系統，監控系統能根據此無功目標值正確執行，最終將500kV電壓調節到目標值。

（2）試驗要求：確保AVC系統各項保護參數在允許范圍內，無任何報警信號或閉鎖信號產生；機組已經并網運行。

（3）試驗過程：

1）做好機組安全措施，如果試驗出現問題能立刻退出AVC調節，保證在線期間機組的安全運行。

2）在AVC裝置中投入AVC軟件。

3）在監控系統上投入機組AVC，此時已具備AVC閉環調節條件。

4）此時實測500kV電壓為530.9kV，模擬主站下發電壓目標值532kV，經過2min40s左右實測電壓調節到532.2 kV，電壓實測值與目標值之差在死區（0.5kV）范圍內，一輪調節結束。

5）再模擬主站下發電壓目標值534kV，經過6min10s左右實測電壓調節到533.9 kV，電壓實測值與目標值之差在死區（0.5kV）范圍內，一輪調節結束，之后退出AVC軟件。

（4）試驗結論：AVC裝置能根據設定的500kV電壓目標值正確計算機組無功目標值，監控系統能根據此無功目標值正確執行，最終達到500kV電壓目標值的要求，本地閉環調節試驗成功。

7.4 遠方開環調節

（1）試驗目的：測試AVC裝置與省調AVC主站通訊正常，目標值能正確下發。

（2）試驗條件：確保監控系統AVC已退出，監控系統不執行AVC裝置下發的無功目標設定值。

（3）試驗過程：

1）在AVC當地功能上下發投入指令，使AVC軟件投入運行。

2）省調下發500kV西忻線電壓目標值533.33kV，在AVC當地功能上看到西忻線電壓目標值顯示533.33kV。

3）省調下發500kV西忻線電壓參考值532.80kV，在AVC當地功能上看到西忻線電壓目標值顯示532.80kV。

（4）試驗結論：AVC裝置能正確接收省調下發的電壓目標值，遠方開環調節試驗成功。

7.5 遠方閉環調節

（1）試驗目的：測試AVC裝置能根據省調每5min下發的500kV西忻線電壓目標值正確計算機組無功目標值并將此目標值下發到監控系統，監控系統能根據此無功目標值正確執行，最終將500kV電壓調節到目標值。

（2）試驗要求：確保AVC系統各項保護參數在允許范圍內，無任何報警信號或閉鎖信號產生；機組已經并網運行。

（3）試驗過程：

1）做好機組安全措施，如果試驗出現問題能立刻退出AVC調節，保證在線期間機組的安全運行。

2）在AVC當地功能上下發投入指令，使AVC軟件投入運行。

3）在監控系統上投入機組AVC，此時已具備AVC閉環調節條件。

連續運行30min以上，運行數據及曲線如表7、圖6所示。

表7 閉環調節試驗運行數據記錄表

（4）試驗結論：從記錄的數據和11:30～12:00的電壓曲線圖中可以看出，投入AVC軟件后，AVC裝置能根據省調下發的500kV西忻線電壓目標值正確計算機組無功目標值，監控系統能根據此無功目標值正確執行，最終調節的500kV電壓與目標值在死區范圍之內，滿足調度電壓要求，遠方閉環調節試驗成功。

圖6 試驗運行曲線

8 結束語

當前對于大型火電機組，特別是核電機組在電網中所占比重越來越大以及風能、太陽能等新能源的發展需求，電網抽水蓄能電站作為現代電力系統有效的、不可缺少的調節工具發揮著越來越重要的作用，電站對于改善系統能源結構、調峰填谷、調頻調相、事故備用、提高電網的安全經濟和火電（核電）的綜合利用率，減少能源損耗等方面均發揮了重要作用，因此在保證機組設備的安全穩定運行，需要我們從機組設備安裝、調試、試驗、運維等方面進行全過程、全方位管控。

[1] 中國電力企業聯合會. GB/T 18482—2010，可逆式抽水蓄能機組啟動試運行規程. 北京：中國標準出版社，2011.

[2] 全國電力監管標準化技術委員會. GB/T 28566—2012，發電機組并網安全條件及評價. 北京：中國標準出版社，2012.

郝 峰（1983—），男，大學本科，工程師，從事抽水蓄能電站機電管理和生產運維管理。E-mail:feng-hao@sgxy.sgcc.com.cn

周 敏（1985—），女，大學專科，助理工程師，從事抽水蓄能電站綜合管理。E-mail:min-zhou@sgxy.sgcc.com.cn

The Safety Evaluation Test Involved in Power Grid about Pumped Storage Power Plant Units

HAO Feng, ZHOU Min
（Shanxi Xilongchi Pumped Storage Power Station Ltd.，Xinzhou 035503, China）

The pumped storage power plant that operate in the security and stability station is mainly responsible to balance the power peaking and valley, to adjust the frequency, to modulate the phase, and for the emergency reserve. The units that are safe and reliable play an important role for the effective regulation and control of regional power grid. According to the related requirements on the new units combined to the grid, the appropriate safety evaluation tests need to be done before the units put into operation to test whether the performance can meet the power requirements. The safety evaluation tests can verify whether the units meet the security stability characteristics of the power grid, but also it is a useful assistant for the unit owners to evaluate the technical indicators and parameters from the perspective of some third party. Therefore the safety evaluation tests is of great importance for the power plant units into production.

pumped storage; units; safety evaluation