抽水蓄能电站运行与管理(txt+pdf+epub+mobi电子书下载)

作者：李浩良

出版社：浙江大学出版社

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抽水蓄能电站运行与管理试读：

前言

我国大型抽水蓄能电站的规划建设和运行管理，与国外经济发达国家相比，起步虽然较晚，但发展十分迅速。20世纪90年代，随着广州一期、天荒坪和十三陵工程的相继投产与运行，国内大型抽水蓄能电站建设步伐不断加快，抽水蓄能电站运行与管理也积累了大量的经验。编者基于国内投入运行的抽水蓄能电站的运行管理的经验，尤其是以国内较为普遍的单级混流可逆式抽水蓄能机组的机型为例，收集相关的技术资料进行整理编写而成本书。

本书舍弃了深奥的理论推导，力求“通俗易懂，方便实用”，叙述简明扼要，强调实际应用。对于复杂的设备和操作，均配置了清晰的插图和表格，一目了然，易于记忆；对于日常运行中常见的运行维护、故障处理等问题，提供了典型案例及其解决途径，以便于拓宽工作思路；电站管理部分的阐述紧贴工作实际，具有较强的针对性与实践性。读者经过本书的理论培训和运行实践，能够基本掌握抽水蓄能电站的组成、各系统工作原理和生产管理流程、考核后能胜任各级运行操作任务，并能完成一般的设备检修、故障处理等工作。

全书分为六大部分，第一部分概论重点介绍了抽水蓄能电站的基本工作原理、发展过程、运行特点及其在电力系统运行中所发挥的作用；第二部分主机设备重点介绍了抽水蓄能电站水泵水轮机、发电电动机、调速器系统、主进水阀、油气水系统和金属结构等各设备基本组成、功能及工作原理、检修与运行规范及其典型故障处理分析；第三部分电气一次设备重点介绍了抽水蓄能电站升压站设备、主变压器、发电机出口设备、静止变频器和厂用电系统等各设备基本组成、功能及工作原理、检修与运行规范及其典型故障处理分析；第四部分电气二次设备重点介绍了抽水蓄能电站监控系统、电气保护系统、机组机械保护、励磁系统、直流系统、通讯系统和实时防真系统等各设备基本组成、功能及工作原理、检修与运行规范及其典型故障处理分析；第五部分水工设施重点介绍了抽水蓄能电站主要的水工建筑物及其观测系统的组成、功能、检修运行规范及其典型故障处理分析；第六部分辅助设备重点介绍了抽水蓄能电站主要的消防、通风空调和起重设备的组成、功能、检修运行规范及其典型故障处理分析；第七部分管理重点介绍了抽水蓄能机组整组调试与调试的具体内容与流程，抽水蓄能电站事故预案、生产管理、安全管理、技术管理和检修管理的国家相关规范、具体内容及其注意事项。

本书在编写过程中，得到了国家电网新源华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司相关人员和武汉大学蔡维由教授的大力支持，在此一并表示感谢。

本书虽然经长期调研和认真编写，但难免还存在缺点和错误，热忱欢迎广大读者批评指正。编者2013年8月第1章 抽水蓄能电站概论第1节 抽水蓄能资源与发展理念一、抽水蓄能发展的资源问题

抽水蓄能有三种资源属性概念：本身的资源属性；可利用的资源属性；站址的资源属性。

1.抽水蓄能资源

抽水蓄能本身作为一种资源，与水能、煤炭和石油等物理或化学资源有着本质上的不同。它是一种伴生资源，或者说是一种经济资源。它消耗能源资源，但却可以优化能源资源的利用，产生比它所消耗的能源资源多得多的系统能源资源利用的经济价值。抽水蓄能是在耗电和电力系统经济性的矛盾中获取它的发展价值的。

2.抽水蓄能可利用的资源

与常规水电站利用水能资源不同，抽水蓄能电站是以电力系统的峰谷差、调频调相及各种备用需求作为可利用资源，简而言之，只要发电与用电之间存在质量差和保证率，就是抽水蓄能可利用的资源。这种资源是动态的，随地域、时间、经济发展程度等而变化。

3.抽水蓄能电站站址的资源

由于抽水蓄能电站站址是可以人造的，因此抽水蓄能电站站址的资源相对于需求几乎是无限的，天然的好站址资源十分丰富，地理位置、自然条件均优良的站址亦不少，但分布上存在不均衡性，可利用的站坝也就有限了。抽水蓄能的资源具有双重性质，即抽水蓄能资源是十分丰富的，但是电力系统对抽水蓄能资源的需求是有限的；最好的抽水蓄能资源点，却完全可能是系统根本不可利用的。抽水蓄能电站站址的选择受制于外部环境因素，没有相对固定的边界条件，它不像常规水电站那样存在着相对不可替代的资源属性。因此，抽水蓄能电站站址的选择是一项复杂的系统工程。二、抽水蓄能发展的理念问题

抽水蓄能在发展理念上经历了由计划经济向市场经济转变的复杂历程，经历了由“4度电换3度电”逐步到经济可行性的理念更新。但是，抽水蓄能发展理念的进化远低于对常规能源的认识进程。

1.“4度电换3度电”的价值理念“4度电换3度电”是电量概念，同时也是计划经济理念。在计划经济时期，电站是典型的国有经济的车间，完全按照国家的计划发电，电价只是成本的简单反映，没有利润的概念。抽水蓄能电站在这种体制下的经济链条中，仅仅体现的是资源的交换，它的资源属性是亏损的，“4度电换3度电”的亏损价值理念当然就是天经地义的了。计划经济条件下的抽水蓄能完全是在技术上对系统安全的一种考虑，是以社会价值而存在的，对企业没有直接的经济价值可谈。

2.调峰与备用属性

无论是在计划经济还是市场经济条件下，抽水蓄能的调峰和备用作用是它的技术属性，简单地说是具有社会价值的电力概念，它对系统安全和供电质量管理的贡献是它存在的基础，是技术属性决定了它的存在价值，在这一点上它与经济体制没有直接关系。

3.可转换价值的填谷（蓄能过程）作用

在以电量为主要矛盾的我国计划经济时期，抽水蓄能的独有的填谷特性不可能与系统的经济运行联系起来，恰恰是这个无与伦比的优点成为“4度电换3度电”的话柄，是为了系统安全不得已而为之的行为。但是在市场经济的条件下，由于电力系统低谷负荷的处理不仅不能降低燃料消耗，反而会增加系统的安全隐患和降低发电设备的运行效率，因此，抽水蓄能的填谷作用是我国以火电为主的电力系统安全与经济运行最有效的保证，其自身的经济价值体现在峰谷电力的质量差上，体现在不同质量电力的市场流通中。

4.绿色电力理念

抽水蓄能的填谷作用和灵活的机组启停特性，在保障系统安全与提高供电质量的同时，兼可有效地降低系统旋转热备用容量和吸收低谷负荷而达到降低系统能耗的作用，有效提高系统节能水平与环保性能。抽水蓄能以其独有的技术属性，在对电力系统安全性、经济性与环保性作贡献的同时，也充分体现了它的社会存在价值。毫无疑问，抽水蓄能是构建绿色电力体系十分有效的手段。第2节 抽水蓄能电站的工作原理、特点与类型一、抽水蓄能电站的工作原理

抽水蓄能电站是一种特殊形式的水电站，也可以说是贮存电能的水电站，故可简称为蓄能电站。它与常规水电站的主要不同之处在于：它有上、下两个水库将水循环利用；它的机组不仅能像常规水电站一样发电，而且也能像水泵站那样抽水；它不仅能供给电网电能、进行调峰，而且也消耗电网的电能用于抽水、进行填谷；它生产的产品是电，消耗的原材料还是电。

抽水蓄能电站是根据能量转换原理进行工作的。它通过电站内装置的可逆式水泵水轮机与发电电动机组成抽水蓄能机组，在午夜，系统电力负荷低谷时作为水泵运行，利用系统的多余电能将下水库的水抽到上水库中，将这部分水量以位能形式贮存起来；待白天和晚上，系统电力负荷转为高峰时，机组作为发电运行，将上水库的水放下来发电，以补充系统不足的尖峰容量和电能，满足系统调峰需求。如此不断循环工作。其能量转换过程如图1-2-1所示。图1-2-1 抽水蓄能电站能量转换过程示意图二、抽水蓄能电站的工作特点

1.抽水蓄能机组在电力系统中的作用

电力系统的电能质量标准有三个方面：一是电压在规定的范围内并保持稳定；二是频率在规定范围内并保持稳定；三是电能供应充分并有高度的可靠性。国内外的实践充分证明，抽水蓄能机组在电力系统中在调峰、调频、调相、事故备用和吸收多余电能等方面都有明显的功效。概括地说，抽水蓄能机组在电力系统中的作用有以下几方面：（1）抽水蓄能机组启动快，适用负荷范围广，负荷跟随能力强，在电力系统中能很好地替代火力机组担任调峰、调频功能。

抽水蓄能电站由于启动迅速、运行灵活，当系统有多余电能时抽水耗电，当系统电能不足时放水发电，能有效调节系统的供需平衡，是系统最有效的调节电源。例如，大容量的核电机组，最适宜以额定出力稳定运行，因而核电站必须与抽水蓄能电站配合运行，才能保证系统的供需平衡。未来的可再生能源，如太阳能、风能、潮汐能等，都是受天然条件制约的间歇性能源，仅靠这些电能是无法满足用户的需求，也无法真正有效利用这些能源的。开发太阳能、风能、潮汐能等再生能源，从目前技术水平而言，必须配套兴建抽水蓄能电站，将抽水蓄能电站作为它们的调节电源，才能有效地解决这些间歇性能源在运行过程中导致的系统电能的余缺矛盾。（2）抽水蓄能机组的利用小时数虽然不是很高，但随时可以作为系统的事故备用，在抽水工况下紧急转发电工况时，其出力相当于其额定出力的两倍。（3）抽水蓄能机组利用电力系统负荷低谷时的火电机组、核电机组或其他能源作为抽水电源，起到承担电力系统的填谷作用，提高了火电机组和核电机组等的运行效率，改善了其运行条件，减少了其设备启停次数，大大降低了设备的故障率和运行费用。（4）当电力系统无功功率不足或过剩时，会造成电网电压下降或上升，影响供电质量，危及系统的安全运行。抽水蓄能机组可作为调相机运行，根据电网需要，提供或吸收无功功率，维持电网电压稳定。抽水蓄能机组作（发电或抽水）调相运行时，可用压缩空气将水轮机转轮室内的水压到转轮下缘以下，使水轮机在空气中旋转，以减少电能消耗。（5）抽水蓄能机组可缓解水电站发电与灌溉的用水矛盾。对以灌溉为主的水电站，其运行方式常常是“以水定电”，不能满足系统调峰的需求，且在非灌溉季节，不能发电。如果加装抽水蓄能机组，将电站改建成混合式抽水蓄能电站，则在非灌溉季节，蓄能机组每日仍可发电，承担系统峰荷，待午夜系统负荷低谷时，再从下水库抽水回到上水库，使灌溉水量不致因发电而受损失。这样变半年发电为全年发电，可大大提高系统的调峰能力。（6）抽水蓄能电站受季节性径流影响小，水库移民少，离负荷中心近，线路损耗小。当汛期径流式水电站水量富余时，如果能在其附近山地上修建抽水蓄能电站，且其上水库是一座具有一定库容的山谷水库，则抽水蓄能电站可利用径流式水电站的季节性电能，将汛期不得不溢弃的富余水量抽到山谷水库贮存起来，待枯水季来临时，抽水蓄能电站放水发电，进行调峰。同时，下泄的水还可通过径流式水电站再次发电，以增加枯水季发电量。（7）抽水蓄能电站具有黑启动功能，有利于提高电力系统的可靠性。2.抽水蓄能电站的工作特点

抽水蓄能电站具有下述工作特点：（1）抽水蓄能电站利用午夜系统负荷低谷时的多余电能抽水，待白天和晚上系统出现高峰负荷时发电。在一次循环运行过程中，其抽水用电量E和发电量E可按式（1-2-1）和式（1-2-2）计算：PT

式中：V上水库或下水库的蓄能库容，m3；PT

H抽水工况的平均扬程或发电工况的平均水头，m；η、η分别代表抽水工况和发电工况的运行效率，%；

367.2能量单位换算系数。

由此可知，当抽水蓄能电站的要求发电量E一定时，上、下水T库之间的水位高程差H越大，则所需要的蓄能库容V越小，也就是水库和输水管道的建设投资越省，所以抽水蓄能电站应向高水头方向发展。（2）抽水蓄能电站将低谷电能转换成高峰电能，在电能转换中必然伴随着能量损失，显然抽水用电量E必然大于发电量E。抽水PT蓄能电站的综合效率η，又称周期效率，其定义为：在供给上水库的水量和从上水库取出的水量相等条件下，发电工况时所生产电量ET与抽水工况时所消耗电量E之比，即抽水蓄能电站的综合效率为P

式中：η1、η2、η3、η4分别代表发电工况下蓄能电站输水系统、水轮机、发电机和主变压器的工作效率；η5、η6、η7、η8分别代表抽水工况下蓄能电站主变压器、电动机、水泵和输水系统的工作效率。

由此可见，抽水蓄能电站的综合效率，实际上是变压器、水力机械、电气设备及输水管道各自在发电工况和抽水工况时的运行效率的总乘积。这里的综合效率只考虑到电站变压器的出口，未计及线路的输电损失。一般而言，现代化的大中型抽水蓄能电站的综合效率η＝0.67~0.75，即平时常说的“3度电换2度电”或“4度电换3度电”。必须指出：这种效率判断只是根据静态能量效益得出的概念，而没有考虑电力系统的动态效益。实际上抽水蓄能电站是用4度低价的低谷电量换取3度适合于调峰的高价调峰电量，在经济上是十分有利的。（3）抽水蓄能电站的机组和输水系统，既要做发电运行，又要做抽水运行，故其流道内的水流是双向流动的。机组和输水系统中各组成建筑物的结构必须保证双向流动的良好水流条件。（4）抽水蓄能机组启动迅速、运行灵活、工作可靠，特别是对负荷的急速变化可做出快速反应。因此，抽水蓄能电站适宜承担系统的调峰、调频、事故备用等任务，在电网中可发挥巨大的作用。三、抽水蓄能电站的类型

抽水蓄能电站可按不同的分类原则分成不同的类型。（一）按电站有无常规发电的功能分类

按电站有无常规发电的功能抽水蓄能电站可以分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站。

1.纯抽水蓄能电站

纯抽水蓄能电站专门用于调节电力系统的峰谷负荷和频率，其上库没有水源或天然流量很小，需把水从下库抽到上库储存，待峰荷时发电。水只是在一个周期（日或周）内，在上、下库循环使用，抽水和发电的水量相等。这种抽水蓄能电站的流量和历时应按电力系统调峰填谷的需要来确定。

由于纯抽水蓄能电站的工作不依赖于天然水源，因而站址选择的空间范围宽广。一般其站址可选在靠近系统的负荷中心及抽水电源点附近，送电、受电方便灵活，输电损失小。能保证机组在高效区工作，如位于浙江安吉西苕溪上游支流上的天荒坪抽水蓄能电站。纯抽水蓄能电站的水头比较高，引用流量比较小，所需的蓄能库容不大，很少或没有淹没损失，不受洪水干扰，建造时可常年施工，且不需要昂贵的施工导流工程。正因为纯抽水蓄能电站具有上述有利条件，因此在需要调峰容量的电力系统中受到青睐。

2.混合式抽水蓄能电站

混合式抽水蓄能电站（又称常蓄结合式）上库有一定的天然流量。类电站设置有普通水轮发电机组，利用河川径流发电，并有抽水蓄能机组进行蓄能发电，承担电力系统调峰填谷任务。

混合式抽水蓄能电站的主要特征是：其上水库具有天然径流汇入，来水流量已达到能安装常规水轮发电机组来承担系统的负荷。因而其电站厂房内所安装的机组，一部分是常规水轮发电机组，另一部分是抽水蓄能机组；相应地这类电站的发电量也由两部分构成，一部分为抽水蓄能发电量，另一部分为天然径流发电量。所以，这类水电站的功能，除了调峰填谷和承担系统事故备用等任务外，还有常规发电和满足综合利用要求等任务。因而这类电站的水头通常不高，水位变幅相对较大，机组的适应性较差，效率较低，如西藏羊卓雍湖电站。

混合式抽水蓄能电站通常结合常规水电站的兴建，也可对已建的常规水电站进行改建、扩建或加装抽水蓄能机组而成混合式抽水蓄能电站。这类电站需要在其下游修建一个具有相应蓄水容量的下水库，并降低和挖深抽水蓄能机组的发电厂房基础，而其他工程设施大部分可利用原有常规水电站的。因而与修建同样规模的抽水蓄能电站相比，造价指标相应地比较低。但混合式抽水蓄能电站的站址受天然水源和落差的限制，缺少广泛的选择余地。（二）按水库调节性能分类

按水库调节性能抽水蓄能电站可以分为日调节抽水蓄能电站、周调节抽水蓄能电站、季调节抽水蓄能电站。

1.日调节抽水蓄能电站

日调节抽水蓄能电站的运行周期呈日循环规律，如图1-2-2所示。蓄能机组每天顶供一次（晚间）或两次（白天和晚上）尖峰负荷，晚峰过后上库水发电放空、下水库蓄满；继而利用午夜负荷低谷时系统的多余电能抽水，至次日清晨上水库蓄满、下水库被抽空。日调节蓄能电站水库的容积不大，发电和抽水的持续时间较短，一般每天发电顶峰5~6小时，抽水时间6~7小时。纯抽水蓄能电站大多为日调节蓄能电站。1—夜间低谷负荷时抽水蓄能；2—日间高峰负荷时放水发电图1-2-2 日调节抽水蓄能电站的运行

2.周调节抽水蓄能电站

周调节抽水蓄能电站的运行周期呈周循环规律，如图1-2-3所示。在一周的5个工作日中，蓄能机组如同日调节蓄能电站一样工作，每天顶供一或两次尖峰负荷，每夜抽水一次，但每天的发电用水量大于抽水蓄水量，故上水库的水位逐日下降，到第5个工作日结束时上库水发电放空。周末双休日期间，由于系统负荷降低，故可以利用多余电能延长抽水时间进行大量抽水蓄能，一般不发电，至星期一早上上水库又蓄满，开始新的一轮循环。国外这类蓄能电站较多。（a）在系统日负荷图上的工作位置（b）上水库水位变化过程1—高峰负荷时发电；2—平日夜间抽水；3—周末集中抽水图1-2-3 周调节抽水蓄能电站的周运行

3.季调节抽水蓄能电站

季调节抽水蓄能电站，每年汛期利用水电站的季节性电能作为抽水能源，将水电站（特别是径流式水电站）必须溢弃的多余水量，抽到上水库蓄存起来，在枯水季内放水发电，以增补天然径流的不足。这样将原来是汛期的季节性电能转化成了枯水期的保证电能。这类电站绝大多数为混合式抽水蓄能电站，其上水库为了能满足几个月的蓄水要求，需要巨大的蓄能库容，下水库的容积一般够蓄存几个小时的入流量即可，但其来水量应能满足连续抽水的需要。（三）按站内安装的抽水蓄能机组类型分类

按站内安装的抽水蓄能机组的类型还可以将抽水蓄能电站分为四机分置式、三机串联式和二机可逆式等类型。

1.四机分置式

这种类型的水泵和水轮机分别配有电动机和发电机，形成两套机组，即抽水机组和发电机组分列，这是比较早期的纯抽水蓄能电站所采用的机组形式。这种形式的蓄能机组的优点是水泵和水轮机完全按照电站的两种工况的参数要求进行设计和工作，它能保证在任何情况下机组都在高效率的范围内工作。四机分置式由于设备多、占地面积大、投资高、运行维护工作量大等原因，目前已不采用。

2.三机串联式

这种类型是将水泵、水轮机和兼作电动机及发电机的电机三者通过联轴器连接在同一轴上，抽水时电机以电动机方式带动水泵运转，发电时电机由水轮机带动以发电机方式运行。三机串联式有横轴和竖轴两种布置方式：一种是水轮机和水泵分置在电机左右两端，如图1-2-4（a）所示；另一种是电机装在最上端，水轮机在中间，水泵通过联轴器装在水轮机的下面，如图1-2-4（b）所示，这是因为水泵所要求的装置高程比水轮机低。图1-2-4 三机串联式抽水蓄能机组装置示意图

三机串联式抽水蓄能机组的主要优点是水泵和水轮机的性能均可按各自的运行要求进行设计。其主要缺点和四机分置式机组一样，水泵和水轮机需要两套进水管、两套尾水管和两个进口阀门，机构设备繁多。

3.二机可逆式

二机可逆式的机组由可逆式水泵水轮机和可逆式电动发电机两者组成。可逆式水泵水轮机的转轮是特殊设计的两用转轮，具有双向运行的功能，即顺时针方向旋转为水轮机，逆时针方向旋转为水泵。由于一机两用，结构紧凑，设计部件少，占地面积小，且不需要两套进、排水设备，因此投资显著降低，而且安装、运行、维修方便简单。但是一个转轮两用，设计时既要考虑水泵工况，又要考虑水轮机工况，从理论和实践上讲，两种工况不可能同时达到最优，因而运行时效率较低，汽蚀系数较大。可逆式机组在抽水启动时需设专门启动设备。

可逆式水泵水轮机和安装在常规水电站上的水轮机一样，也有混流式、斜流式、轴流式及贯流式等形式。（四）按布置特点分类

任一抽水蓄能电站的枢纽一般均由上、下水库及进（出）水口、引水道、调压井、高压管道、电站厂房及尾水道等所组成。按其水工建筑物与地面所处的相对位置抽水蓄能电站可分为：（1）地面式，全部建筑物都布置在地面上；（2）地下式，除上、下水库外，整个输水系统及厂房均布置在地下。蓄能电站的一个重要特点是机组为防气蚀要求淹没深度达30m甚至更大，因此，只要地质条件允许，把厂房布置在地下，技术上和经济上都是比较有利的。

纯抽水蓄能电站的输水系统及厂房大多布置在地下，相对于厂房在输水系统中的位置又可分为首部式、中部式和尾部式三种基本类型。（1）首部式。下厂房位于输水道的上游侧，距上水库较近，高压引水道较短，低压的尾水道较长，用尾水道代替部分高压引水道从而有可能降低电站建设投资；但因厂房位于上水库的下方，存在突出的防渗和防潮问题，水头较高时会因厂房位置过深而增加交通、出线和通风等竖井的投资及施工、运行的困难，故首部式多用于电站水头较低的情况。（2）中部式。厂房位于输水道中部，厂房上下游都有比较长的输水道，因此上下游都有可能设置调压室。这种形式一般在输水道较长而中部地形又不太高的情况下选用，我国的广州抽水蓄能电站和十三陵抽水蓄能电站都采用了典型的中部式。（3）尾部式。厂房位于输水道末端，而且可以是地下式、半地下式或地面式。这是应用比较多的一种形式。天荒坪抽水蓄能电站在初步设计阶段经首部、中部和尾部三种形式的布置方案比较，最终优选了尾部式。第3节 抽水蓄能电站的发展概况与发展趋势一、抽水蓄能电站概述

抽水蓄能电站在电力系统中具有调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能，它成为现代电力系统有效的、不可缺少的调节工具。对于大型火电机组，特别是核电机组在电网中所占比重越来越大的今天，抽水蓄能电站发挥着越来越重要的作用。它与火（核）电机组配合运行，能节约燃料，提高火（核）电设备利用率，改善电网供电环境和质量，提高电网运行的灵活性和可靠性，确保电网安全、稳定、经济运行。先进的运行管理模式，合理的运营调度将更有利于抽水蓄能电站发挥和创造更大的经济效益，更有利于促进社会经济协调发展、环境保护和资源节约，对电力市场总体经济性具有关键性的影响。

随着我国国民经济的迅猛发展，电力系统的供电形势日趋紧张，随之而来的电网容量短缺、能源结构不合理、峰谷差加大、供电质量及安全可靠性下降等问题也逐步显现。正是在这种形势下，抽水蓄能电站应运而生，并在我国得到了蓬勃发展。

抽水蓄能电站的建成和投产对于改善系统能源结构、调峰填谷、调频调相、事故备用、提高电网的安全经济运行和火（核）电站的综合利用率，减少能源损耗等方面均发挥了重要作用，是现代电网发展的必然产物。特别是随着目前我国各地区电网供电形势的日益严峻、系统峰谷差的逐年加大，抽水蓄能电站已成为电网不可或缺的组成部分，并发挥了举足轻重的作用和良好的经济效益。二、国外抽水蓄能电站的发展概况和建设经验（一）抽水蓄能电站的前期发展过程

抽水蓄能电站自1882年在瑞士苏黎世问世以来，已有近130年的历史，但是具有近代工程意义的建设则是近四五十年才出现的。

早期的抽水蓄能电站多数以蓄水为目的，即在汛期利用工业多余电能把河水抽到山上的水库贮存起来，到枯水季节再放下来发电。这些是季调节型的抽水蓄能工程，电站中使用的机组多属四机分置式，有的电站甚至将两种机组分别装在两座厂房内，抽水和发电各有其独立的运行规律。后来出现了将水泵、水轮机和电动发电机三者通过联轴器联接在同一轴上的三机串联式机组，这在结构布置上前进了一大步。到20世纪40年代中期，世界上约有50座抽水蓄能电站在运行，其中多数使用的是三机串联式机组。

第二次世界大战以后，各国的电力系统迅速扩大和发展，电力负荷的波动幅度不断加大，调节峰谷负荷的任务日趋迫切，抽水蓄能电站进而以调峰、调频、承担系统事故备用为主要任务，其运行方式为日循环或周循环，抽水蓄能电站从此进入了一个新的发展阶段。与此同时，随着抽水蓄能机组水力研究的进展，出现了将水泵和水轮机合并为一体的可逆式水泵水轮机，到20世纪60年代可逆式蓄能机组已成为主要的机型，得到了广泛的应用，而且由于可逆式机组制造水平的不断提高，抽水蓄能电站的综合效率从初期的40%提高到目前的70%~75%，而抽水蓄能电站的建设规模和单机容量也迅速增大，高水头大容量的机组具有运行灵活、造价低等特点，进一步推动了抽水蓄能电站的发展。

根据国内外统计，从20世纪60年代起的30多年间全世界抽水蓄能电站的机组装机容量增加了25倍。到1996年，全球已有46个国家共建成抽水蓄能电站290余座，总容量82800MW，相当于全世界水电总装机容量的13.4%；在建设中的抽水蓄能电站有42座，共有容量27400MW。（二）近代的发展特点和经验

1.发展特点（1）20世纪70—80年代是国外抽水蓄能电站发展最快的时期。在这一时期兴建抽水蓄能电站已由欧美日等工业发达国家扩展到世界各国。（2）抽水蓄能电站的最初概念是将火电站非峰荷时的低价电能转化为峰荷时的高价电能，这一概念已发展到利用抽水蓄能电站来控制电力系统中电能质量的潮流趋势。抽水蓄能电站已成为现代大型电力系统构成中不可缺少的一个组成部分。近年来世界各国的抽水蓄能电站建设以每年大于10%的速度发展。（3）总的发展趋势是兴建高水头、大容量、大机组的抽水蓄能电站，以提高蓄能电站的经济性和可靠性。

2.国外建设抽水蓄能电站的经验（1）抽水蓄能机组已经证明是各种调峰机组中经济效益最好的一种。（2）单机容量超过1000MW的燃油机组和单机容量达1600MW的核电机组，它们的调节能力都很差，需要大容量的抽水蓄能机组与之配合使用，有些抽水蓄能电站是与核电站同时修建的。（3）抽水蓄能机组比之其他调峰机组的优点是在调峰之外还可以填充负荷的低谷，这样就允许提高系统里基荷的比重、降低调峰容量的比重。某些水电装机容量比较高的国家，如挪威、巴西、瑞典等国，水电已占基荷中重要部分，但仍需另外安装蓄能机组来调节热力发电机组。（4）水电资源已开发得比较充分的国家，如法国、瑞士、日本等不能再从常规水电中开发更多的调节容量，而抽水蓄能的发展则完全不受水利资源的限制。（5）电力系统的运行经验证明，事故备用容量是十分重要的，只有水力机组才能在事故发生后的很短时间内发出足够出力来防止系统产生过大振荡。在没有合适条件开发常规水电时，要增加事故备用容量就应首先修建抽水蓄能电站。（6）多数国家的供电在一天之内的不同时间价格不同，高峰时电价高，低谷时电价低。国外高、低电价比值多为3∶1~4∶1，意大利为5∶1，法国曾为10∶1。修建抽水蓄能电站用低价的电力抽水，发出电力以高价售出，因而工程建设的投资可以较快收回。（7）在电力系统中应该装设多少抽水蓄能容量就能达到最佳的效果，要根据电力系统的现状和特点而定，不能一概而论。但一般提法是抽水蓄能容量在电力系统中应占的比例大致为总装机容量的5%~10%。从一个典型的负荷图来看，如果抽水蓄能容量能达到峰谷差的1/3左右，其调峰和填谷的功能可以平衡掉峰谷差的2/3，则剩余的1/3负荷波动就容易由热力机组来应付了。三、我国抽水蓄能电站的发展概况与趋势

1.改革开放以前的情况

我国抽水蓄能电站的兴建，相比欧、美、日等国较晚，20世纪60年代起步后的近20年时间里进展缓慢。在国外抽水蓄能电站大发展的20世纪70、80年代，我国大陆未建成一座大型抽水蓄能电站。造成我国抽水蓄能技术落后的主要原因在于：我国自1970年以来就逐渐形成全国性持久缺电的严峻局面；我国长期以来主要实行单一电价制，峰荷、低谷电价一个样，再加上只有静态能量的概念而没有考虑到电力系统的动态效益来判断动能经济，因而认为兴建抽水蓄能电站以“3度电换2度电”或“4度电换3度电”，是不经济不合算的，只看到缺少电量而不认识因发电质量低下而带来的损失，拉闸限电倒成为一种“可行的”人工调峰措施。

1968年，为了解决石家庄地区电力调峰问题，我国在河北省岗南水电站3号机坑位置装设了一台引进的小型抽水蓄能机组，兴建了我国第一座混合式抽水蓄能电站。该电站运行40多年来经济效果很好，但因机组容量太小（单机容量为11MW），在电力系统中的效益不够明显。北京市密云水电站于1973年和1975年两年先后安装了两台我国仿制的岗南型机组，因为制造质量有问题，没有发挥什么作用。自此之后的一段时间内，兴建抽水蓄能电站处于无人问津状况。

2.近年发展情况

进入20世纪80年代，随着改革开放，国民经济进入了高速发展阶段，人民生活水平日渐提高，负荷结构发生了重大变化，峰谷差越来越大。以火电为主的华东、华北、东北和广东等电网，由于大型火电、核电的兴建，出现了调峰容量严重短缺的现象，而负荷处于低谷时又有电量剩余，兴建抽水蓄能电站势在必行。同时，我们对国外抽水蓄能电站迅速发展的现实及其在电网中的作用也有了更多的了解。对兴建抽水蓄能电站的经济性的认识有了突破。现在水电建设处于我国历史上最好的发展时期，抽水蓄能建设也得到了应有的重视而获得了相当的发展。

1981年河北潘家口混合式抽水蓄能电站第1台常规机组投产，接着从国外引进的3台90MW抽水蓄能机组相继投入电网运行，打开了我国抽水蓄能长期被忽视的局面，并带来了各方面对抽水蓄能电站的重视。在1991年至2010年的20年间，我国大陆先后建成投入电网运行的计有河北潘家口、广州广蓄、北京十三陵、浙口溪口、安徽响洪甸、西藏羊卓雍湖、浙江天荒坪、广东惠州、浙江桐柏、江苏宜兴、山东泰安、湖北白莲河、河南的宝泉和回龙、山西的张河湾和西龙池等十几座大中型抽水蓄能电站，装机总容量超过16600MW。21世纪我国抽水蓄能电站将加快建设步伐，目前，东北的蒲石河、恒仁、牡丹江，华北的丰宁，山东的文登，重庆的蟠龙，华东的响水涧、绩溪、仙游、仙居，广东的清远、阳江等百万千瓦级的抽水蓄能电站，均已做了相当深入的勘测设计工作，有条件的已开工建设，新世纪蓄能电站建设发展已进入一个新的高潮时期。

我国台湾地区也和大陆一样，20世纪60年代开始兴建抽水蓄能电站，初期的万大和龙涧电站，均系规模较小的混合式抽水蓄能电站。后来先后于1985年、1995年建成投入运行的明湖、明潭两纯蓄能电站，是一组姊妹项目，都以日月潭为上水库，但各有其下水库；两电站均安装了混流可逆式水泵水轮机，装机容量分别为4×250MW和6×275MW，投入运行后除获得发电效益外，还取得了原来没有预计到的环境效益。第4节 抽水蓄能电站的结构特点和运行方式

与常规水电站相比，抽水蓄能电站在结构特点和运行方式上存在着诸多不同之处，同时它又和常规水电厂又存在很多共同点，因此可以说它立足于常规水电站，又脱胎换骨于常规水电站，也因此对抽水蓄能电站的运行管理模式的确定产生了不同程度的影响。具体说抽水蓄能电站主要有以下特点：

1.设备结构复杂

由于抽水蓄能电站比常规电站多了抽水和抽水调相等工况，因而在电气方面存在换相和泵工况的启动问题，并因此增加了换相设备和变频启动装置（SFC）、启动母线等设备，相应的二次控制及保护系统等需要监控和调节的量更多也更复杂，同时为适应机组旋转方向的不同和高水头的要求，在机械方面也做出了相应变化，因而检修维护和运行巡检的工作量会有所增加。

2.地形条件和结构布置特殊

抽水蓄能电站按与常规电站的结合情况分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站；按调节性能分为日调节蓄能电站、周调节蓄能电站、季调节蓄能电站；按布置特点分为地面式、地下式等。在枢纽布置上存在上、下两个水库，水工建筑物也要比常规电站复杂。

由于要兼顾发电和抽水需要，对机组水轮机的淹没深度有一定的要求，并考虑到设备的合理布局和节约成本，因而主设备（含机组和主变压器等）大都布置在山体内，同时考虑到更加有益于运行值班人员的身体健康，往往将中央集控室布置在地面。在日常生产过程中，机组的开停机操作主要在中央控制室内进行，而设备的巡检操作和检修维护等工作大都要在地下厂房内进行，从工作的环境上看较为分散，对运行值班人员的配制和值班方式也提出了新的要求。

3.机组运行工况多且开停机及工况转换频繁

常规电站的机组一般只进行发电或调相运行。而抽水蓄能机组除了发电和发电调相工况外，增加了抽水和抽水调相工况，部分抽水蓄能电站还增设了热备用、线路充电（黑启动）、抽水紧急直接转发电等特殊工况。对于电网来说，因其开机时间短，响应速度快，所以在满足负荷的迅速变化要求、稳定周波和保证电网可靠运行等方面，可利用的调节手段更多，系统响应速度比火电机组更快。

以国内某大型6台单机容量为300MW的日调节抽水蓄能电站为例，典型的运行方式是“两发一抽”，即每天早、晚峰发电，早峰08∶00—12∶00，晚峰17∶00—22∶00；低谷23∶00至次日06∶00抽水，图1-4-1所示为该抽水蓄能电站一天24小时的功率曲线。而在系统迎峰度夏和供电紧张时期，运行方式调整为“三发两抽”或“两发两抽”，即在中午或晚峰前负荷相对低时增加抽水，从而可大大增加晚峰时段的发电负荷，以6台机组计，日机组最高启停次数达42次之多。由于机组启停、负荷调整过于频繁，大大地增加了运行人员的操作和检修人员的设备维护工作量，其实际工作量与常规电站相比大幅度增加，也带来了运行管理模式的变化。图1-4-1 某抽水蓄能电站一天24小时的功率曲线第5节 抽水蓄能电站的发电电动机类型

抽水蓄能电站目前均采用可逆式机组，即在发电工况运行时，水轮机带动发电机运转向电网供电；在抽水工况运行时，电机又作为电动机带动水泵抽水。一、发电电动机的分类

抽水蓄能电站机组按其主轴放置方式，可分为立轴、卧轴两种形式。目前大、中型机组均采用立轴型式。立轴式机组按其推力轴承的位置，又可分为悬式和伞式两种。悬式的推力轴承位于转子上方的上机架上；而伞式的推力轴承位于转子下方的下机架或水轮机顶盖上。悬式结构的优点是重心低（发电机转子在推力轴承下方），运转平稳，推力轴承在发电机层，维护方便；其缺点是主轴相对较长、厂房也稍高。而伞式结构恰好相反。

为了适应抽水工况和发电工况水头变化的需要，抽水蓄能电站的电机按转速又可设计成三种类型：恒定转速型、双转速型和变转速型。很显然，变转速型因能适应抽水、发电工况水头的变化，大大地提高了机组在两种工况、不同水头条件下的效率，但其运行及控制较复杂，设备投资相应增大。而恒定转速电机的运行条件简单、投资较省，但其效率比变转速型要低。在水头变幅不大的高水头抽水蓄能电站中一般采用恒定转速电机（如我国的天荒坪抽水蓄能电站）。而水头较低、水位变幅较大的抽水蓄能电站宜采用变速运行的机组（如我国的潘家口抽水蓄能电站）。二、发电电动机的运行特点

在抽水蓄能电站中，水泵水轮机在抽水工况和发电工况下运转的方向相反，因此发电电动机必须设计成可逆双向运转的电机，在电气上主要考虑电源的相序转换。为了实现发电工况的电机相序能转换到抽水工况的电机相序，在主接线设计和开关选择上要作特殊处理。发电电动机是可逆式电机，与常规水轮发电机一样是同步电机，在抽水工况时没有启动转矩，要依靠专用启动设备才能将机组从静止状态拖动至同步状态。

抽水蓄能电站机组运行的另一个特点是启动、停机频繁，工况转换迅速，抽水蓄能电站在系统中调峰填谷，一般日调节至少开停机两次以上。为此启动方式有以下几种：同步启动、异步启动、半同步启动、同轴小电机启动、变频启动，这些启动方式各有特点，具体内容将在本书其他章节中另外详述。第6节 抽水蓄能电站对系统的贡献

本节将比较具体地分析抽水蓄能电站在电网中的作用和给电网带来的经济效益和社会效益。图1-6-1 抽水蓄能电站在系统中的作用一、抽水蓄能电站在电网中的作用

目前国内几大电网均为跨省（市）电网，随着高电压、大容量机组的建设投运和全网自动化程度的提高，我国的电网正在向现代化的大电网迈进，但由于电网以火电为主的电源结构和全网峰谷差日益增大，调峰任务极为严峻。以华东电网为例，现在全网的火电调峰能力不足，外区（如山西阳城电厂和华中三峡电站等）输入电能的调峰能力都不高，网内核电出力因变化幅度非常有限而难以适应电力系统负荷的快速变化。抽水蓄能电站已成为现代化电网不可或缺的调峰手段。抽水蓄能电站的建设，为华东电网在向现代化大电网迈进的征途中将在下列五个方面发挥良好作用。

1.缓解电网调峰手段不足的矛盾

如图1-6-1所示，抽水蓄能电站在早、晚电力系统出现峰荷时，可像常规水电站一样发电，承担系统高峰负荷，起到调峰作用；而在午夜系统负荷低谷时，蓄能电站又可作为泵站，利用系统多余电能抽水，使火电、核电机组出力不降低或少降低，保持机组平稳运行，起到填谷作用。

这种既调峰又填谷的双重作用，是抽水蓄能电站特有的功能，其他电源是无法替代的。而常规水电站，虽然可以承担调峰任务，但不能起填谷作用。以天荒坪抽水蓄能电站为例，其装机容量1800MW，可承担3600MW调峰、填谷任务，调峰能力与8个装机容量1800MW的火电厂的调峰能力相当（火电调峰率按25%考虑）；按华东电网2000年全网最大峰谷差12000MW计算，可向系统提供30%调峰填谷容量。

华东电网内某大型抽水蓄能电站全部机组投运后，最大日调峰能力3690MW，占2007年最大峰谷差的10.6%。“两发一抽”典型的日负荷曲线如图1-6-2所示。图1-6-2 抽水蓄能电站机组“两发一抽”运行曲线

在系统负荷特别紧张时，电站适当采取了“两发两抽”运行方式，即在中午负荷较低时增加2~3台机抽水，从而增加晚峰发电可用库容。

抽水蓄能电站除典型运行方式以外，按照不同的负荷需求和特征，运行中还采取了“两发两抽”、“三发两抽”、“一发两抽”等非典型运行方式，即在中午负荷较低时增加2~3台机抽水，从而增加晚峰发电可用库容。

2.起系统事故备用作用

抽水蓄能电站是电力系统最理想的备用电源。抽水蓄能机组启动迅速、运行灵活、升荷速度快、调荷幅度大。在发电工况下，能快速跟踪系统负荷变化，起到旋转备用（同期备用）的作用；在静止工况下，遇到系统中突发事故停机时，能在2~3分钟内从启动到带满负荷，顶替事故停运机组工作，使系统迅速恢复正常供电；即使在抽水工况下，遇到系统中其他机组跳闸甩负荷等紧急情况时，抽水蓄能机组会自动切泵而停止抽水，或由抽水工况直接转换成发电工况，迅速补充系统中容量、电量的缺额，防止事故进一步扩大。如天荒坪抽水蓄能电站具有180万kW·h事故备用电量储备，如果电网内有一台600MW的燃煤机组故障停役，它可顶替3个小时。

3.承担系统调频调相，保证系统供电电能质量和维护系统稳定

电力系统的频率和电压是标志电能质量的两个基本指标。电力系统的运行频率和电压超过允许偏差时，不仅影响用户设备的安全运行，而且可能造成减产和废品，还影响系统的安全运行，甚至酿成全网性崩溃瓦解事故，造成严重损失。

抽水蓄能电站自动化程度高，机组承卸负荷迅速灵活，能对负荷的随机、瞬间变化作出快速反应，并具有很强的应付突升负荷的能力。当电力系统周波偏离正常值时，它能立即调整周波，使之维持在正常范围之内，而火电机组则远远适应不了负荷的陡升、陡降。例如，300MW火电机组的爬峰速度每分钟仅为其容量的1%，机组全部投入需100分钟；抽水蓄能机组的爬峰能力就快得多，如天荒坪抽水蓄能电站一台机组全部投入不到120秒，其爬峰能力约为火电机组的50倍。

随着智能电网建设的进一步加速，抽水蓄能电站将陆续投入成组运行，可参与系统调频运行。电站每隔4~20秒接受系统AGC的负荷指令，电站通过监控系统将负荷指令，按设定的优化控制原则分配到机组，调整电站的总出力，维持系统的频率范围。

抽水蓄能电站机组在发电、抽水、发电调相、抽水调相四种工况均可以发出无功功率的提高电网电压，也可以吸收无功功率降低电网电压。由机组励磁调节器自行调节保持18 kV机端电压或由成组控制进行调节。

下面是一个较为典型的事例：2005年11月20日13∶56∶39，三峡送电华东电网的龙政直流发生双极闭锁故障。故障发生前龙政直流输送功率为3000MW（落地华东电网2830MW），系统频率50.01Hz，华东电网负荷60950MW，发电出力55370MW，全网旋转备用约14700MW。故障发生后，华东电网由于大功率缺额，系统频率急剧下降至49.518Hz，天荒坪抽水蓄能电站接华东网调令，开两台机参与事故处理。经历297秒后系统频率恢复至50Hz。图1-6-3所示是1120事故处理过程中该抽水蓄能电站的出力曲线。图1-6-31120事故处理过程中天荒坪抽水蓄能电站出力曲线

抽水蓄能电站的同步发电机在没有发电和抽水任务时可用来调相。由于电站接近负荷中心，控制操作方便，对改善电网的电压稳定十分有利。

可见，抽水蓄能电站对保证电网的供电电能质量、维持系统稳定具有举足轻重的作用。

4.抽水蓄能电站的黑启动功能

电网黑启动，当电网处于瘫痪状态时，抽水蓄能电站一般作为500kV主网架的黑启动电源。当电力系统发生故障停运或瓦解后，抽水蓄能电站通过柴油机启动输送厂用电给具备黑启动功能的机组，快速恢复发电，并通过输电线输送启动功率至其他机组，带动其他机组启动使电网有序地恢复正常运行。

水力发电厂的水轮发电机组、抽水蓄能机组是黑启动电源的首选。与火电、核电等机组相比，水轮发电机组、抽水蓄能机组结构简单，没有复杂的辅机系统；厂用电少，消耗自身动力资源或直流电源少；响应速度快、容量大、调节性能好，是理想、方便快速的黒启动电源。

5.给系统中核能和新能源的开发利用创造了必要条件

抽水蓄能电站是电力系统最有效的调节电源。大容量的核电机组最适宜以额定出力稳定运行，为此，必须有抽水蓄能电站配合才能保证系统的供需平衡；网外输来的电能必须得到网内蓄能电站的支持才能很好地利用；未来的太阳能、风能和潮汐能等再生能源，都是受天然条件制约的间歇性能源，从目前技术水平而言，必须有抽水蓄能电站与之配套运行，才能有效地解决它们在运行过程中导致的系统电能余缺矛盾，以满足用户的需求和有效地利用这些能源。

6.发挥电网中抽水蓄能电站发展的科技园作用

为了满足电网调峰填谷和安全、稳定、经济运行的需要，各电网都将积极发展一批抽水蓄能电站，而网内第一座大型抽水蓄能电站必将成为其他后续蓄能电站的人员培训基地。天荒坪抽水蓄能电站是华东电网的第一座大型抽水蓄能电站，它的建成为华东电网蓄能电站的建设和发展奠定了良好的开端。现在，通过天荒坪电站的建设，进一步明确了华东电网抽水蓄能电站的发展战略，总结了前期工作管理和资源配置规划的经验，创造了“多方投资，建管委托”这一特定的电站建设管理模式，锻炼和培养了一批蓄能电站筹建的组织领导人才和规划设计队伍，造就了一支电站建设大军。今后，天荒坪抽水蓄能电站也将成为电网及其后续蓄能电站经营管理和生产管理队伍建设的培训基地，以及解决电站生产运行难题的科研和试验研究基地。

7.抽水蓄能电站的优化调度

国内抽水蓄能电站兴建初期，其调度模式是以调峰填谷为主，考虑事故备用。在不相矛盾的情况下作调频、调相的安排。

近年来，随着电网规模不断发展壮大，有些问题随着新技术及管理措施的应用得以有效解决，同时在发展过程中也不断面临新的矛盾和挑战。对抽水蓄能电站运行模式提出了新的要求。

从抽水蓄能电站设备的角度考虑，虽然在长时间调峰运行模式下，电站能取得一定的经济补偿费用，但长时间运行却增加了机组的磨损及检修费用，因此，长时间调峰运行模式不利于电站为电网提供长期稳定可靠的服务。据国外经验，抽水蓄能电站年发电利用小时一般在800~1000小时，而我国目前现有的个别抽水蓄能电站单机年发电利用小时可达1400小时左右，这样的运行方式给电站机电设备和水工建筑物带来很大压力。从长远的角度考虑，抽水蓄能机组应更多地充当调频及事故备用的作用。

抽水蓄能电站以其卓越的调峰填谷、事故备用和调频调相功能为电网安全优质运行发挥了重要作用。随着电网接受区外来电容量逐步增加，抽水蓄能电站的运行模式要逐步过渡到更为有利、持续发挥事故备用作用的模式，充分发挥抽水蓄能机组启停灵活、增负荷迅捷的优势，保障电网安全优质运行。二、抽水蓄能电站的经济效益和社会效益

抽水蓄能电站在电力系统中能起到多种作用，必然能给电网带来可观的经济效益和社会效益。通常人们将抽水蓄能电站的经济效益分为静态效益和动态效益两类。静态效益包括容量效益和能量转换效益。这两种效益在电站规模一定、系统设计负荷特性一定的条件下不随时间变化，故称为静态效益。静态效益可以较容易地用物质（如燃料及其他材料）转换成电能的价格来衡量。动态效益因对其定义和内容的理解不尽相同，故至今尚无统一的划分标准，一般而言它包括调频效益、负荷跟踪（负荷调整）效益、旋转备用（同期备用）效益、调相效益和提高系统运行可靠性效益5项。因为这5项效益是随时间而变的，故把它们统称为动态效益。动态效益的存在是肯定的，但至今还缺乏成熟和公认的定量估算方法。（一）抽水蓄能电站的静态效益

由调峰填谷功能所产生的经济效益被称为抽水蓄能电站的静态效益，即利用抽水蓄能电站对低价谷电进行加工，生产出高价的峰电。峰谷电价差扣除能量转换中的损失，即为抽水蓄能电站的静态效益。

1.容量效益

抽水蓄能电站能有效地担任系统的工作容量（主要是尖峰容量）和备用容量，从而可减少其他火电站的装机容量，节省电力系统的基建投资和运行费用。由此而产生的经济效益称为容量效益。

抽水蓄能电站的容量效益计算常采用等效替代法。即拟定一个包含所研究的抽水蓄能电站在内的基本方案和一个不包含抽水蓄能电站的等效替代方案，分别计算这两个方案（总投资与相应的固定运行费用之和）的总费用，将等效替代方案的总费用减去基本方案的总费用，二者的余额即为蓄能电站的容量效益。

以天荒坪抽水蓄能电站为例。该电站的地形地质条件优越，上、下水库成库条件好，水头高，容量大，淹没损失甚微，输水道相对较短，工程投资省。按招标后的工程概算，单位千瓦投资为4000元，低于同等规模的火电站。若以300MW火电机组替代本电站尖峰工作容量1800MW，按单位千瓦投资5000元计，则可节省投资约18亿元，节约值相当于本电站可行性研究设计计算所得工程静态总投资的86%，容量效益十分可观。

2.能量转换效益（调峰填谷节煤效益）

能量转换效益等于调峰节煤效益与填谷节煤效益之和。众所周知，抽水蓄能电站抽水时的耗电量与负荷高峰时所发出的电量之比约为3∶2或4∶3，好像是费煤的。但从电力系统全局来看，抽水蓄能电站投入电网后与火电联合运行，可使大量火电机组运行条件得到改善，从而少耗燃料，其主要体现在调峰节煤和填谷节煤两方面。抽水蓄能电站能有效地承担系统的调峰任务，从而替代了燃耗率高、发电成本贵的调峰火电机组，使系统的燃料消耗减少而获得调峰节煤效益。抽水蓄能电站在系统负荷处于低谷时，利用腰荷火电机组空闲容量所发出的电能作为抽水电源，从而使这部分腰荷转变成了基荷，并使这部分火电机组能在均匀、稳定的负荷下高效运行，也可降低火电厂的厂用电率。抽水蓄能电站抽水对系统负荷进行填谷，使系统的燃料消耗得到节省而获得填谷节煤效益。

以天荒坪抽水蓄能电站为例，其在电网负荷低谷时抽水填谷，在系统负荷高峰时发电顶峰，承担电网峰谷差3600MW，改善网内火电机组的运行状况，使得网内火电能平缓高效运行，从而减少网内火电燃料消耗，降低电网运行费用，给电网带来能量转换效益。经电力科学研究院采用随机生产模拟法计算，有天荒坪抽水蓄能电站方案比无该电站方案电网每年至少节省标煤15万吨，按现有标煤价400元/吨计算，折合人民币约6000万元/年。天荒坪抽水蓄能电站为系统提供的调峰填谷节煤效益也相当可观。（二）抽水蓄能电站的动态效益

1.抽水蓄能电站的动态效益的基本概念

抽水蓄能电站由于启停迅速，运行灵活，出力变率快、变幅大，跟踪负荷能力强，因而特别适宜在电力系统中承担调频、调相、旋转备用和事故备用等“动态”任务，满足系统运行上的需要。由此所产生的经济效益，统称为动态效益。应该指出的是，就系统运行而言，抽水蓄能电站执行的上述“动态”任务比调峰填谷的“静态”任务对系统意义更大。为便于理解，先对诸项动态效益的含义简述如下。（1）调频效益。电力系统在实际运行中，瞬间负荷的波动和短时计划外负荷的增减都会导致系统频率的变化。为了维持系统频率的稳定，要求有一定的火电机组处于不带足额定出力状态下运行，以预留一定数量的负荷备用容量，而这会增加一定的燃料消耗。抽水蓄能电站运行灵活，能随时迅速调整其出力以适应负荷的随机变化，顶替火电机组完成调频任务，从而给系统带来调频效益。（2）负荷跟踪（负荷调整）效益。电力系统的负荷随时在不断变化，特别在负荷高峰时其变率相当大。例如装机容量在30000MW以上的大电网，晚间高峰时的负荷变率可达100MW/min左右，火电机组除燃汽轮机外很难适应负荷的这种急剧变化。抽水蓄能电站运行灵活，对负荷的急剧变化能做出快速反应，做到很好地跟踪系统负荷的变化，从而可顶替燃汽轮机的工作，节约燃油消耗，减少运行维修费，取得系统的负荷跟踪效益（许多文献称之为负荷调整效益）。（3）旋转备用（同期备用）效益。为保证电力系统安全可靠运行而预留一定数量处于空转或压负荷运行状态的机组容量称为旋转备用容量或同期备用容量。在以火电站承担旋转备用容量任务时，因机组要处于空转或压负荷运行状态，故其热效率很低，燃料消耗量增加，代价很高。当由抽水蓄能机组替代这些火电机组承担系统的旋转备用任务后，可以改善火电机组的运行条件，减少系统燃料消耗，使系统运行安全、稳定并获得旋转备用效益。（4）调相效益。电力系统无功出力不足，会造成电网电压下降，影响供电质量，甚至危及系统安全。为此，在负荷中心要设置专用调相机或静电电容器等无功补偿装置，或将同步发电机改作调相机运行，以增发无功出力，提高功率因数。抽水蓄能电站的机组是同步电机，不只在既不发电也不抽水时可作调相机运行，就是在发电及抽水的同时，也可向系统提供一定的无功出力，从而可以减少设置专门的无功补偿设备，节省系统的投资和运行费用，使系统获得调相效益。（5）提高系统运行可靠性效益。电力系统突然发生事故停电，会给国民经济带来巨大损失。为了减少事故停电以提高系统运行可靠性，除了设置足够的事故备用容量外，还必须选用运行可靠性高的发供电设备及提高电网自动化水平。抽水蓄能机组与火电机组相比，设备结构相对简单，自动化程度相对较高，因而蓄能机组的强迫停运率大大低于火电机组。在蓄能机组容量比重较大的系统中，其强迫停运次数将减少，强迫停运时间也缩短，事故停电损失就下降，由此而产生的效益就是提高系统运行可靠性效益。

综上可见，抽水蓄能电站的动态效益，只是指在上述五个方面优于火电等其他电源的运行机制而言的，即是相比较而言的。从这个意义上讲，动态效益是一个相对概念。还应看到：电力系统的电源构成不同，运行方式不同，同一抽水蓄能电站的动态效益也不相同。由于抽水蓄能电站的地理位置和布局特点的不同，并不是所有抽水蓄能电站都具有以上五个方面动态效益的。例如，若抽水蓄能电站远离负荷中心，输送无功出力所引起的线路损失较大，就不如在负荷中心设置无功补偿设备更有利，在这种条件下就不存在调相效益了。

2.典型抽水蓄能电站的动态效益

以天荒坪抽水蓄能电站为例，由于其建设条件优越，因而它能为华东电网带来上述五个方面的动态效益。华东勘测设计研究院与合肥工业大学于1987年对天荒坪电站的动态效益采用解析法和模拟法进行了定量评估。按1988年的价格水平计算，电站提供补充事故备用效益为14.5元/（kW·a），提供补充负荷备用效益约为7元/（kW·a），负荷跟踪效益为13.7元/（kW·a）。仅此3项，天荒坪抽水蓄能电站每年为电力系统节省开支约6336万元，动态效益显著。（三）抽水蓄能电站的社会效益

1.有利于峰谷电价推行，促进电价改革

电力系统对于负荷高峰期和低谷期电能生产所付出的代价是不等的，用户利用峰荷电能和低谷电能进行生产所付出的代价也不等。实现峰谷分时电价能合理体现峰谷电能生产和利用成本上的差异。抽水蓄能电站建成后，利用低谷电能抽水，为系统提供峰荷电能，为推行峰谷分时电价创造了现实条件。

2.改善电网供电质量，缓和电力供需矛盾

抽水蓄能电站的投入运行，不仅可向电网提供峰荷出力，而且可以吸收电网低谷出力。如天荒坪抽水蓄能电站投入运行后，可向电网提供峰荷出力1800MW，吸收电网低谷出力1800MW，既调峰又填谷，缓和电力供需矛盾，大大减轻了火电的调峰负担，提高电网的供电质量，同时，也为火电和核电的安全稳定运行做出贡献。

3.改善职工工作条件，满足日益增长的生活用电需要

上个世纪80年代和90年代初，华东电网装机容量不足，调峰容量紧缺，为了改善电网的运行状况，减少高峰负荷、增加低谷负荷，措施之一就是实行生产班制调整，将大批一班制和两班制工厂企业改作三班制生产，使部分职工由白天工作转入白天—夜间轮班工作，给职工的家庭生活、子女教育、老人赡养、身体健康等带来困难和影响，给工厂企业的生产成本、市政交通以至社会治安造成不利影响。

如天荒坪抽水蓄能电站投产后，可吸收电网夜间低谷期出力1800MW，使华东地区部分工人摆脱三班制的困扰，同时增加了电网峰荷电力供应，提高日间和晚间电力供应的可靠性。

4.促进地区经济发展

抽水蓄能电站的建设大大促进了地方基础设施建设，改善了地区交通、通信及招商条件，活跃了当地物资市场和劳动力市场，创造了可观的社会就业机会，带动了电站周边地区一些特色产业的发展。如天荒坪抽水蓄能电站的建设，形成了“安吉天荒坪风景名胜区”，带动了该地区建材业、第三产业及旅游业的发展。天荒坪抽水蓄能电站的建设对于拉动地区经济和社会发展起了很大作用。

可见抽水蓄能电站的建设具有显著的经济效益和社会效益，其对所在电网的贡献是巨大的。（本章编审人员：沈斌、王海涛）第2章 水泵水轮机第1节 水泵水轮机概述一、水泵水轮机的作用

水泵水轮机是抽水蓄能电站的主要设备之一，其有常规水泵和水轮机的双重功能，起着水能和机械能相互转换的作用。在水轮机工况运行时把水能转化为机械能，在水泵工况运行时把发电电动机轴输出的机械能转化为水能。水泵水轮机在电力负荷低谷时（夜间）作水泵运行，用基荷核电和火电机组发出的多余电能将下水库的水抽到上水库贮存起来；在电力负荷高峰时（上午及晚间）作水轮机运行，将上水库中的水放下来发电。二、水泵水轮机的基本原理（一）水力机械的可逆性

叶片式水力机械具有可逆性，可以以水泵或水轮机双向旋转，即在一种情况下作水轮机运行，另一种情况下作水泵运行。

在水泵工况下，转轮将电动机输出的机械能转换为水流能量，泵的出口能量高于进口能量，即转轮对水流做功。在水轮机工况下，转轮将水流能量转换为机械能，水轮机进口能量高于出口能量，即水流对转轮作功。图2-1-1所示为常规的混流式水轮机在水泵工况运行时的特性，图中下标T代表水轮机，P代表水泵。由图可知，普通的混流式水轮机反转作泵运行时，其性能是不理想的，主要是泵工况的效率太低。图2-1-2所示为普通的离心泵作水轮机运行时的特性，由图可知，在两个工况运行时的性能均相当好，效率相差不多。因此，离心泵叶轮比水轮机转轮的可逆性能好，两种工况的效率特性相近。

如果在离心泵的叶轮四周装上和水轮机一样的活动导叶，则离心泵作水轮机运行时的耗水量就会降低，效率将有所提高，两种工况的水头也会接近些。因此，目前抽水蓄能电站中广泛使用的混流可逆式水泵水轮机，就是以一个离心泵或混流泵型的转轮为基础，配以近似水轮机型的活动导叶和固定导叶而综合研究开发出来的。图2-1-1 混流式水轮机的双向运行特性图2-1-2 离心泵的双向运行特性（二）水泵水轮机工作原理

在水轮机工况时，水流传递给转轮的功率为

式中：ρ水的密度；g重力加速度；Q通过转轮的水流流量；H水ThT轮机工作水头；η水轮机的水力效率。

在水泵工况运行时，由于叶轮流道为扩散型，除考虑水力效率之外，还要考虑有限叶片数的修正，则可得水泵的基本方程式hP

式中：H水泵扬程；η水泵的水力效率。P

上述水轮机和水泵的两个基本方程式实质上是水流能量与机械能相互转换的能量平衡方程式。为了达到充分进行能量转换从而提高效率的目的，必须正确设计转轮叶片的形状、进出口角度以及流道的几何参数。三、水泵水轮机的类型

随着水力特性和机械结构的不断改进和完善，抽水蓄能电站机组的形式和结构也在不断发展。目前抽水蓄能机组水泵水轮机主要有以下几种形式：

1.混流式水泵水轮机

混流式水泵水轮机在实际应用中占绝大多数，其结构与常规混流式水轮机相似，适用于中、高水头，从水头30~40m直到600~700m的范围内都能够使用。

混流式水泵水轮机组通常都采用立式布置，所有构件都和常规高水头水泵水轮机相似。根据检修拆卸方式这种水轮机组可分为上拆、下拆和中拆。上拆是较为传统的方式，其优点是可使机组尺寸减小，结构紧凑，但机组大修时需要拆卸发电机，增加检修工作量及检修工期。图2-1-3所示的十三陵抽水蓄能电站的水泵水轮机就属于这种结构的布置形式。下拆及中拆方式均可实现对水泵水轮机组的独立检修，无需拆除发电机，与发电机检修同时进行，大大缩短了检修工期，减少了工作任务，但需要在蜗壳层或水机层开设大尺寸的检修通道。图2-1-4所示的广州抽水蓄能电站一期水泵水轮机属这种布置形式。图2-1-3 十三陵抽水蓄能电站水泵水轮机（上拆方式）图2-1-4 广州抽水蓄能电站一期水泵水轮机（下拆方式）

根据目前水泵水轮机的制造水平，单级转轮的应用水头上限可达800~900m，超过此限度后转轮的结构强度难以保证。若水头过高，转轮的水力损失和密封损失都会变得很大而导致转轮的效率太低。如果把这个水头改由几个转轮来分担，则可以提高单个转轮的水力性能并便于强度设计，同时还可以减少由于空化要求的淹没深度。图2-1-5所示为意大利埃多洛（Edolo）抽水蓄能电站五级可逆式水泵水轮机组。

2.斜流水泵水轮机

在中、低水头范围（150m以下）且水头变化幅度大的场合，可以采用斜流式水泵水轮机，目前已运行的斜流水泵水轮机的水头为30~130m左右。斜流可逆式水泵水轮机的优点是转轮叶片可以调节，故能适应水头变化较大的场合。若水头变化过大，则需要使用双转速，如我国20世纪60、70年代安装在岗南水电站（H＝59~31m）（见图2-1-6）和密云水电站（H＝65~27m）的斜流可逆式水泵水轮机都使用双转速。图2-1-5 意大利埃多洛蓄能电站5级混流可逆式水泵水轮机图2-1-6 岗南抽水蓄能电站斜流式水泵水轮机

3.贯流水泵水轮机

具有双向运行功能的潮汐电站通常使用贯流可逆式水泵水轮机，水头变化一般不超出15~20m。这种机组可以在两个流向发电，又可以在两个流向抽水，故又称为双向可逆式水泵水轮机。这种形式的贯流式水泵水轮机已在我国江夏潮汐电站得到成功的应用（见图2-1-7）。

4.组合式水泵水轮机

组合式水泵水轮机的水轮机和水泵分别按电站的具体要求专门选定，故可以保证在各自条件下高效率运行，是早期发展年代选用的主要机型，但由于主机设备多，近年在小于600m水头条件下已逐渐被可逆式机组所取代。

我国西藏羊卓雍湖抽水蓄能电站装设的组合式机组设备布置如图2-1-8所示。抽水工况时三机同时转动，此时水泵出口水流会部分回流到水轮机，水轮机可与电动机同时驱动水泵，以水轮机的针塞调节“水力回流量”，从而实现泵工况负荷调节运行。若仅在水轮机工况运行，则齿轮联轴器可分离水轮机和水泵，不影响水轮机的发电效率。图2-1-7 江夏潮汐电站贯流式水泵水轮机图2-1-8 羊卓雍湖抽水蓄能电站组合式机组

5.轴流式水泵水轮机

轴流式水泵水轮机适用于水头低且负荷变化大的电站，使用较少，这里不做介绍。在实际应用中水泵水轮机使用范围及其比转速的选择可参考表2-1-1。表2-1-1 水泵水轮机使用范围及其比转速的选择参考表四、水泵水轮机的主要技术参数

水泵水轮机的工作参数是用来表征水泵水轮机本身的性能、特点及其所处的工作状态的特征值。水泵水轮机和常规的水轮机或水泵一样，最基本的工作参数有水头（或扬程）、流量、转速、出力（或功率）、效率等，现分述如下：（一）水头H T和扬程H P

1.水头HT

水轮机水头为水轮机进口断面与出口断面水流单位能量之差，用H表示，单位为m。T（1）水电站毛水头

水电站的毛水头是指水电站上下游的水位差，单位为m。（2）水轮机的工作水头

水轮机工作水头是指水轮机做功用的有效水头，为水轮机进口与出口测量断面的总能量差，也称为净水头。（3）水轮机最大水头

水轮机的最大水头为电站最大毛水头减去一台机空载运行时引水系统水头损失后的工作水头，用H表示，单位为m。max（4）水轮机最小水头

水轮机的最小水头为电站最小毛水头减去在该水头下与水轮机发出允许功率相应的引水系统水头损失后的工作水头，用H表示，单min位为m。（5）水轮机额定水头

水轮机的额定水头为水轮机在额定转速下输出额定功率时所需的最小水头，用H表示，单位为m。r（6）水轮机设计水头

水轮机的设计水头为水轮机最高效率点运行时的净水头，用Hd表示，单位为m。

2.扬程HP

水泵扬程为蓄能泵出口与进口测量断面的水头差，用H表示，P单位为m。（1）水泵零流量扬程

水泵零流量扬程指蓄能泵在额定转速运行且流量为零时的扬程，用H表示，单位为m。P0（2）水泵最大扬程

水泵最大扬程为在规定运行条件下允许达到的扬程最大值，用H表示，单位为m。Pmax（3）水泵最小扬程

水泵最小扬程为在规定运行条件下，允许达到的扬程最小值，用H表示，单位为m。Pmin（二）流量Q

1.水轮机流量

水轮机流量为单位时间内通过水轮机进口测量断面的水的体积，3用Q表示，单位为m/s。（1）额定流量Qr

额定流量Q是指水轮机在额定水头和额定转速下，输出额定功率r时所需的流量。（2）空载流量Q0

空载流量Q是指水轮机在额定水头和额定转速下，输出功率为0零时的流量。

2.水泵流量

水泵流量是指单位时间内通过蓄能泵出口测量断面的水的体积，3用Q表示，单位为m/s。P（1）水泵最大流量QPmax

水泵最大流量Q是指在规定的范围及额定转速下，蓄能泵允Pmax许输出的最大流量。（2）水泵最小流量QPmin

水泵最小流量Q是指在规定的范围及额定转速下，蓄能泵允Pmin许输出的最小流量。（三）转速n

水泵水轮机转速为单位时间内转轮旋转的次数，用符号n表示，单位为r/min。（1）额定转速nr

额定转速n是指水泵水轮机按电站设计时选定的稳态转速。r（2）飞逸转速nrun

飞逸转速n是指轴端负荷力矩为零时水泵水轮机可能达到的最run高稳态转速。（四）功率P

功率为单位时间内水流对转轮所做的功，用符号P表示，单位为kW。（1）水轮机额定出力

水轮机额定出力（输出功率）为额定水头和额定转速下水轮机能连续发出的最大功率。（2）水泵输入功率

水泵输入功率为传递给水泵主轴的机械功率。（3）水泵最大输入功率

水泵最大输入功率为水泵在额定转速和最大流量时所需的功率。（4）水泵零流量功率

水泵零流量功率为水泵在额定转速下，流量为零时的输入功率。（五）效率η

效率是指输出功率与输入功率之比。水泵水轮机在作水轮机和水泵运行时的效率分别为：

水轮机效率

水泵效率（六）比转速（1）水轮机比转速n S

水轮机比转速是指几何相似的水轮机在水头为1m、输出功率为1kW时的转速，代表了水力机械的综合性能。

式中：n水轮机比转速，m·kW；n水轮机转速，r/min；P水轮机s输出功率，kW；H水轮机水头，m。（2）水泵比转速nq3

水泵比转速为几何相似的水泵在扬程为1m，流量为1m/s时的转速。

式中：n蓄能泵或水泵水轮机泵工况的比转速，r/min；n蓄能泵q的转速，r/min；Q蓄能泵的流量，m3/s；H蓄能泵的扬程，m。（3）水轮机比转速与水泵比转速的关系

水轮机比转速与水泵比转速两者之间的关系为

n＝3.13nsq（七）吸出高度

吸出高度，又叫吸出高程，是指机组设计尾水水位与水轮机中心线之间的高程之差，用H表示，它决定了电站的空化系数。在水泵s水轮机设计时，可通过选择合适的吸出高度来控制真空值，以达到避免空化和空蚀的目的。

以国内某大型抽水蓄能电站为例，其水泵水轮机主要技术参数如表2-1-2所示。表2-1-2 某大型抽水蓄能电站水泵水轮机主要技术参数五、可逆式水泵水轮机的发展趋势

经过半个世纪的发展，特别是20世纪70、80年代以来抽水蓄能电站的大规模兴建，国内外的水泵水轮机，包括可逆式和组合式，都趋于向高水头、大容量和高转速化发展。

1.中高水头向高水头发展

随着工作水头的提高，由上下库水位波动而形成机组水头的变化相对值减小，使水泵水轮机可以经常在较优的效率区工作，而达到最高的效益。水泵水轮机工作水头提高后，对于同样的加工难度（常用水头与转速平方的乘积来代表），可以生产更大容量的机组，增加电站的功率。在同样功率条件下，通过高水头机组的流量要小些，机组本身尺寸随之减小，管道尺寸也可以减小，都有助于降低电站的造价。高水头水力机组的转速高，对提高电动发电机的效率并减少电机尺寸有好处。纯抽水蓄能电站可以在具有适当地形的高地上人工修建水库，因此更有条件选择接近电网负荷中心的高水头站址，而不像常规水电站那样在更大程度上受河流和地形的限制。

2.大容量化增大单机容量

电力系统的总容量在日益增大，系统负荷峰谷差也日益增大，为了提高调节能力，系统内所需要的抽水蓄能容量亦随之增大。和多数旋转机械的规律一致，水电机组由于容量增大，单位容量所需金属材料和机械加工量实际上是降低的。另外，使用数量较少的机组可以简化电站的控制系统，降低电站的造价和运行费用，故在一定范围内，单机容量的增长能够带来直接的经济效益。

3.高转速化采用更高的比转速

水泵水轮机的工作水头大小决定于转轮的线速度。为了达到较高的线速度，可以使用较大的转轮直径或较高的转速。现代的设计趋势是将转轮直径保持在一定范围内而尽量提高转速。对于水力特性而言，就是采用尽量高的比转速。根据目前国际上的制造水平，水轮机比转速n如果选在110~180r/min（n＝30~50r/min）范围内可以得到最高sq的水力效率，低于此比转速范围水力效率就明显下降。第2节 水泵水轮机结构

抽水蓄能机组水泵水轮机通常由蜗壳、座环（含固定导叶）、活动导叶及导水机构、水导轴承、顶盖、主轴密封（含检修密封）、水轮机轴（含中间轴）、转轮、底环、尾水管等部件组成，这与常规水轮机大体一样。图2-2-1是天荒坪抽水蓄电站水泵水轮机结构图。一、转轮

转轮是蓄能机组的核心部件，其作用是进行能量转换。发电运行时其可将水能转换为旋转的机械能，抽水运行时其可将旋转的机械能转换为水流的势能。

转轮通常采用单级、混流可逆式结构，选用优质不锈钢材质焊接而成。相对于常规水电机组而言，水泵水轮机转轮叶片数目较少，进口高度较低，多选用X形叶片，如天荒坪抽水蓄能电站转轮叶片数量仅为9片，高度为262mm。转轮由上冠、下环、叶片、迷宫环（止漏环）和泄水锥等部分组成，见图2-2-2转轮典型结构图。泄水锥上布置有调相时给转轮室压气的通气孔。为了减少运行时机组的流量损失，提高效率，在转轮上冠和下环设有上、下转动迷宫环（止漏环）。在调相时，由于转轮室内充满空气，需另外提供冷却水来冷却转轮上、下迷宫环（止漏环）。1—蜗壳；2—座环（含固定导叶）；3—活动导叶及导水机构；4—水导轴承；5—顶盖；6—主轴密封（含检修密封）；7—水轮机轴（含中间轴）；8—转轮；9—底环；10—尾水管图2-2-1 天荒坪抽水蓄电站水泵水轮机（中拆，导叶、迷宫环也可下拆）1—上冠；2—下环；3—叶片；4—迷宫环（止漏环）；5—泄水锥图2-2-2 转轮典型结构图二、活动导叶及导水机构

活动导叶在可逆式水泵水轮机中有两个作用：一是在水轮机工况时控制机组流量（功率）；二是在水泵工况时调整出口水流方向与蜗壳水流相适应。在两种工况下导叶都有切断水流（关机）的作用。导叶的设计一方面要减轻叶型的阻力，同时也要满足两种工况水流的不同要求。

导水机构可以使用单元式接力器或集中控制环式接力器。蓄能电站水泵水轮机通常采用集中控制环式导水机构。这种导水机构结构简单，便于制造和安装。

导水机构由两个摇摆式接力器、控制环、连板、拐臂和摩擦装置（剪断销）等组成。接力器采用油压操作，受调速器控制。导叶和拐臂通常采用摩擦装置（剪断销）连接，靠导叶压紧螺栓的压力来调整摩擦力传递力矩。当导叶被卡住时，接力器的操作力将克服摩擦力，该导叶和拐臂发生相对滑动，而其他导叶正常关闭，使机组停机，卡住的导叶就不会损坏，在摩擦力作用下也不会摆动。

为了解决蓄能机组低水头空载下不稳定和带负荷过程中的逆功率的问题，一般采用对称布置导叶非同步预开装置（misalignment guide vanes，简称MGV）。如天荒坪抽水蓄能电站的导叶数为26##只，两套导叶非同步预开装置（MGV）分别对称布置在5导叶和18导叶。MGV的结构如图2-2-3所示。在机组正常运行时，装有非同步预开装置的导叶和其他导叶一样在接力器作用下动作；而机组在低于#设定水头发电工况启动时，需要将非同步预开装置投入，并将5和#18导叶预开到比空载大一些的开度，该非同步预开装置可由机组顺控流程或人为干预自动投入。1—导叶；2—拐臂；3—小接力器连杆；4—摩擦装置压紧块；5—压紧双头螺栓；6—压紧螺母；7—连杆；8—小接力器；9—摩擦片图2-2-3 MGV结构图三、水导轴承

水导轴承主要用来承受径向力，引导主轴正常旋转。蓄能机组通常采用稀油润滑的、巴氏合金的筒式或分块瓦式水导轴承。为了满足发电和抽水两种工况不同旋转方向油循环的要求，设置有两个方向的进油口。

采用稀油润滑的、自泵式循环冷却的筒式水导轴承一般带有两个体外式水冷却器，其主要包括以下部件：轴承瓦（含巴氏合金和瓦基）、瓦支承架、瓦盖、旋转油盘、毕托管（油刮）、油冷却器、油混水报警器、温度及油位测量元件、冷却系统附属管道及阀门等设备。图2-2-4所示的水导轴承有4块巴氏合金瓦，每两块镶嵌在一半瓦座上，每两块合金瓦之间设有利于油流入的沟槽，瓦面与大轴形成能满足发电和抽水两个旋转方向的楔形口，在机组运行时，形成“油楔”，避免瓦与大轴发生干摩擦。1—水导瓦；2—瓦支承架；3—瓦盖；4—旋转油盘；5—毕托管图2-2-4 水导轴承结构图四、主轴密封

主轴密封的作用是在机组停机、发电或抽水运行时，阻止尾水进入顶盖；在调相时阻止压缩空气从转轮室逸出。主轴密封通常由外环、内环、支撑环、密封环、转动环、限位块、导向杆、辅助气缸调节系统、测温RTD、密封环磨损指示及其冷却润滑水等辅助设备和检修密封组成。主轴密封结构图如图2-2-5所示。1—外环；2—内环；3—支撑环；4—转动环；5—密封环；6—辅助汽缸；7—检修密封图2-2-5 主轴密封结构图

由于抽水蓄能机组启停频繁，运行工况较多，导致主轴密封处水力条件复杂，密封腔压力变化较大，冷却效果不佳。如当机组停机时，主轴密封处的水压力为下库静水压力；当机组调相运行时，转轮在压缩空气中旋转，主轴密封冷却水难以均匀分布；当机组发电或抽水启动时，密封腔处的压力会在短时间内发生急剧变化，这就要求主轴密封的结构必须适应密封腔水压力的变化要求，既要防止主轴密封压得过紧而影响润滑水膜厚度从而导致烧损，又要防止主轴密封向上抬起造成水淹厂房的事故。

检修密封的作用是在主轴密封损坏或检修时，可投入检修密封以防止尾水进入顶盖造成水淹厂房的事故。检修密封由支承法兰、空气围带、压环及控制操作表盘等构成。检修密封通常用压缩空气操作，投入时空气围带在气压作用下会被均匀挤压并紧贴大轴，密封住尾水。为了防止检修密封的损坏，严禁在机组未停稳时投入检修密封。五、转轴（包括中间轴）

转轴用来传递机械力矩，上端与发电电动机转轴相连，下端与水泵水轮机转轮相连，在发电工况时输出机械能至发电机，在水泵工况时把电动机输出功率传递给转轮。转轴一般通过法兰联接，通过法兰之间的摩擦力来传递转动力矩。

天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机转轴由水轮机轴和中间轴组成，都由优质锻钢制成，中间轴是为方便机组中拆方式检修而设，使得水轮机在大修时可以不吊出转子而进行拆卸、安装。水轮机轴下部法兰钻有调相运行时压气的通气孔，压缩空气将通过该孔和泄水锥上的孔进入转轮室。六、顶盖与底环

顶盖与底环的作用是与座环共同形成转轮室。

顶盖通常采用优质钢板焊接，过流表面堆焊一层不锈钢层，通过法兰螺栓与座环上部法兰紧固连接，其内侧支承着水导轴承、内顶盖、主轴密封、检修密封，上部支承着控制环、导水机构，下部安装有上迷宫环、顶盖抗磨板等。

底环通常采用优质钢板焊接，过流表面也堆焊一层不锈钢层，通过法兰螺栓与座环下部法兰紧固连接，支承导叶重量或其他轴向力。内侧安装有下迷宫环、泄流环等，上部安装有底环抗磨板。

上迷宫环通常采用铝青铜梳齿式密封，下迷宫环采用铝青铜迷宫式密封，调相运行时需要提供专门的冷却水。七、蜗壳与座环

蜗壳的作用是：在水轮机工况下，以最小的水力损失将水流均匀、轴对称地引向转轮前的导水机构，并使水流具有一定的速度环量；在水泵工况下，收集水流并建立水压。可逆式水泵水轮机的蜗壳能同时满足两种工况的要求。

座环是立式水力机组的基础，它由上下两个断面较大的圆环和在圆周上排列的若干固定叶片所组成。座环固定叶片（即固定导叶）在水力机组上起引导水流的作用，同时用于传递上部结构的重量。八、尾水管

尾水管的作用主要是在水轮机工况时形成动态真空，以回收转轮出口水流中的部分动能，并形成水道，把水流引向下游。在水泵运行时尾水管即为吸水管。尾水管分为三部分：直锥管段、肘管段、扩散段。机组为下拆方式的，直锥管段被设计成可拆卸结构以便于检修，并设有尾水管进人孔。九、水力测量系统及平压系统

1.水力测量系统

水力测量系统用于监测机组水压，分析机组水压分布、压力脉动、涡带和机组流量（效率），用于电站机组间负荷优化分配、水泵工况导叶开度优化。

抽水蓄能电站水力测量系统通常由以下部分组成：（1）压力钢管压力测量和蜗壳压力测量；（2）蜗壳断面差压测量；（3）迷宫环外侧底环、顶盖与转轮间压力测量；（4）导叶与转轮间压力测量；（5）上、下迷宫环供水压力测量；（6）主轴密封腔压力测量；（7）泄流环压力测量；（8）尾水直锥管压力测量；（9）尾水管肘管压力测量；（10）尾水管扩散段出口压力测量；（11）热力法效率测量预留接口。

2.平压系统

为了平衡机组轴向水推力，有的机组在上迷宫环内侧和尾水管之间设置平压联通管，有的机组在上迷宫环外顶盖上和下迷宫环外侧底环上设置平压联通管。天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机顶盖部位有6根均压管，接口一侧在迷宫环内侧，汇总成一根总管后接入尾水肘管，用来平衡转轮迷宫环内侧轴向水推力。十、机组振动监测系统

水泵水轮机一般设置有大轴摆度、顶盖振动等测量系统，用于在线监测机组运行时的振动状况。天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机在水导轴承－X、＋Y呈90°方向水平布置有监测大轴相对摆度的电涡流探头（径向位移量）；在水导支座－X方向布置监测顶盖水平和垂直方向振动的加速度探头（加速度量）。第3节 水泵水轮机特性一、水泵水轮机的全特性及过渡过程

过渡过程是指水力机组由一种稳定工作状况转换到另一工作状况的瞬态或短时间的变动过程。其主要特征表现在水泵水轮机的水力特性变化。蓄能机组的机械特性和电气特性也将反映在水力过渡过程中。

水泵水轮机的过渡过程可以是可控的，如水轮机工况和泵工况的启动、停机和正常增减负荷；可以是部分可控的，如水轮机工况甩负荷和泵工况失去动力后的紧急关闭；也可能是失控的，如甩负荷或泵工况失去动力后导叶拒绝动作的情况。（一）水泵水轮机的全特性

水力机械全特性的概念首先是从水泵应用中提出来的。当一台向水塔供水的泵突然失去动力，水流在很短时间内即失去惯性而反向向下流，但泵和电动机的机械惯性使叶轮暂时仍向原来方向旋转，水流冲击叶轮而起制动作用。待叶轮的惯性全部消失后，它即反过来向水轮机方向旋转，最后达到飞逸转速。这一过程经历了正水泵工况、制动工况和水轮机工况三个运行区。

在水轮机和水泵水轮机的过渡过程中还会出现水轮机制动和反水泵两个运行区。通常把各种正常工况和过渡过程工况的全部特性总称为全特性。

图2-3-1、图2-3-2所示为典型的流量、转矩全特性曲线。图2-3-1 全特性—流量特性曲线图2-3-2 全特性—转矩特性曲线

天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机模型全特性试验中，分别作出了0°、1.5°、3.0°、6.0°、8.8°、11.9°、14.9°、17.9°、20.9°、23.8°、26.8°、29.9°、32.9°等13种不同的导叶开度的全特性曲线，分为水轮机工况区（turbine）、水泵制动（pump break）、水泵（pump）、水轮机制动（tur-bine break）、反水泵（reverse pump）五个区域，如图2-3-3所示。从图中可以看出，在抽水工况区的大开度下，导叶开度线接近重合，表明当导叶开度大到一定程度时，流量并不随导叶开度的增大而增大，因此调速器在抽水工况下并不是闭环调节，而可以根据扬程线性插值而得到导叶开度，或者根据扬程、电网频率和机组入力，计算水泵的运行最优效率和流量，得出最优导叶开度，但调速器仍为开环调节。（a）流量特性（b）转矩特性图2-3-3 天荒坪抽水蓄能电站模型水泵水轮机全特性曲线（二）水泵水轮机过渡过程

1.水轮机工况甩负荷过程

水泵水轮机作水轮机运行时若遇事故发生，在电气负荷甩掉以后导叶即自行关闭，将机组停下来或保持在空载状态。导叶关闭方式要选择得合适，使压力管道中压力上升和尾水管中压力下降以及机组转速上升都不超过电站设计的允许限度。目前使用的液压操作调速器，在关闭导叶时一般是按直线规律动作，在一段行程后改变直线的斜率（关闭速度），形成两段直线关闭或三段直线关闭（参见图2-3-4）。两段直线的交点叫做拐点，直线的斜率和拐点的位置对总的关闭过程有重要影响。

不少地下式抽水蓄能电站由一根压力钢管向两台或三台机组供水，在机组后面各个尾水管又并入公共的尾水隧洞。在此情况下，一台机组的水力振荡可能影响另一台机组的正常运行，振荡的影响可能使另一台机组超过其继电保护限度而随之甩负荷。

2.水轮机工况启动过程

水泵水轮机作水轮机启动时受S特性影响很大，在很多情况下机组不能由空载直接带上负荷，而不可避免地要进入反水泵区，造成运行上的很多困难（见图2-3-5）。图2-3-4典型的水轮机工况甩负荷过渡过程图2-3-5 水轮机启动过程曲线

水轮机工况进入反水泵区的过程大致如下：（1）在发电运行并网之前，机组实际上是处于空载开度下的飞逸状态。（2）机组由调相转发电时，导叶刚开启而转轮室尚未充满水，已进来的水体成为叶片上的负荷；使机组进入反水泵区运行。下一时刻转轮室充满了水，机组又很快转为正常水轮机向外输出功率，在很短时间内（几秒钟）作用力矩整个反向，造成结构部件上的冲击负荷。

3.尾水管水柱分离

地下式抽水蓄能电站趋向于使用长尾水管或尾水隧洞，因而尾水管中的水压振荡增大。尾水管水压力过低，就会产生水柱分离（参见图2-3-6）。图2-3-6 尾水管中水柱分离现象

在尾水隧洞中设置调压室能有效地减轻尾水管中的压力降。天荒坪抽水蓄能电站机组甩负荷时的尾水管压力一般在0.6MPa以上，不会产生液柱分离。

4.水泵工况失去动力过程

水泵水轮机抽水时遇电源中断时必须将导叶关闭。在关闭过程中扬程、流量和转速都将有很大的变化，故和水轮机工况甩负荷过程一样，需找出最优的关闭规律。

如果导叶关闭得很快，则可以完全避免水倒流，但快速关闭所产生的负水击将超过引水系统的设计允许限度。如果导叶关得过慢，则到小开度时机组内的水轮机方向流量已经很大，关闭动作将使导叶和尾水管产生很大的震动。

5.水泵工况启动过程

混流式水泵水轮机泵工况扬程特性曲线在小流量范围内一般都有一个驼峰区，电站设计时应将泵的正常工作范围选在驼峰区以外。不过在电站高水位时也可能避不开驼峰区。如图2-3-7所示的机组在泵工况启动后噪声很大，流量不足，导叶虽然开大了但机组并未越过驼峰区，待水压振荡平息后再继续开大。根据模型特性曲线，天荒坪抽水蓄能电站的泵工况扬程特性曲线的驼峰区在614m扬程以上，在正常运行范围内不存在驼峰区（不稳定区）。图2-3-7 泵工况起抽水的过渡过程（三）水泵水轮机的S特性

1.水泵水轮机S特性形成的原因

中、高比转速水轮机Q-n曲线上的开度线在高转速区略呈向1111下弯曲的形状，如图2-3-8中虚线所示。它和飞逸特性曲线（M11＝0）的交角较大，故这种水轮机在到达飞逸后容易保持稳定，一般不会超过飞逸特性曲线而进入制动区。

但是可逆式水泵水轮机和低比转速水轮机因为转轮直径较大，离心力作用大，水的进流很快下降，开度线显著地向下弯曲，如图2-3-8中的实线的。这些线和飞逸特性M＝0线的交角很小，故这种11机组达到飞逸以后有可能直接进入制动区。

比转速特别小的水泵水轮机在受到其自身惯性驱动而进入制动区后，由于水流对转轮的阻挡作用，在流量减小的同时转速也略微下降，故开度线出现向小n值的反弯现象，如图2-3-9所示。如果惯性力矩11仍不消失，转轮离心力将使水向反方向流出，即进入反水泵区。此时转速将再增大，使开度线向大n方向弯曲，总的形成一个S形，这段11曲线通称为S特性曲线。在S区域内机组在同一单位转速下可以有三个不同的单位流量，其中一个还是负值，所以S区域是个不稳定区，机组运行中要尽量避免进入这一区域。图2-3-8 飞逸转速附近的开度线图2-3-9 可逆式水泵水轮机的S特性

2.天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机的S特性

由天荒坪抽水蓄能电站的水泵水轮机全特性模型试验可知，在高单位转速区域，其曲线是反S形的，当导叶开度为4°~6°左右、转速在额定转速附近时，对应单位转速为42~43.2r/min，空载开度线经过S形曲线的拐点位置附近。机组在此条件下运行将在水轮机工况和水轮机制动工况间来回转换，运行出现不稳定现象，转速在460~510r/min之间来回摆动。##

在5、18导叶上加装不同步预开装置（MGV）改变S形特性。试验表明，采用导叶不同步预开的方式效果较明显（如图2-3-10所示），不仅改变了机组的S形特性，使弯曲部分变得平顺，而且可使S形区域离开正常的运行范围。特别是在空载时，投入MGV后的主接力器行程也较不投入MGV时要小，进一步增强了空载运行的稳定性。图2-3-10 不同的MGV开度下的S特性曲线第4节 水泵水轮机运行与维护一、水泵水轮机的运行（一）正常运行方式

1.发电工况运行

水泵水轮机在发电工况下球阀全开，导叶开度由机组所带负荷确定，水流从上水库，流向下水库带动转轮转动，向电网供电。在满足电网负荷要求的情况下，水轮机按效率试验确定的运转特性曲线的要求，尽量运行在最优效率区。尽量缩短空载运行时间，避免在振动区长期运转。

2.调相工况运行

调相工况分为发电调相和抽水调相。在此工况下，利用调相压水装置将尾水管中的水压至转轮以下。转轮在空气中转动，从而达到既降低吸收功率又能缩短工况转换时间的目的。其冷却水（用于冷却转轮上、下迷宫环）来自机组技术供水系统。

3.抽水工况运行

在抽水工况下球阀全开，导叶开度由调速器的优化功能根据当时的水头与系统的频率自动调节，机组运行于水泵模式，从电网吸收功率带动转轮转动，将下库中的水抽到上库。（二）特殊运行方式

为了保证低水头发电工况机组的可靠并网和机组甩负荷后的转速###稳定，在5和18导叶上加装有导叶非同步装置MGV。MGV可以对5#和18导叶单独控制，在其他导叶开度的基础上增加25°开度。当机组出现低水头并网及甩负荷时MGV可靠投入，使机组稳定运行。二、水泵水轮机巡检

1.日常巡检项目（每天一次）

日常巡检项目主要包括：水导甩油情况；水导瓦温、油温、水温、摆度、振动是否正常（包括趋势图）；主轴密封漏水量、运行温度、磨损量、冷却水压力、流量、气缸压力是否正常；主轴密封增压泵运行是否正常；顶盖排水泵运行是否正常；导叶上、下端盖及下端盖排水管有无漏水；各管路有无漏水、漏油、漏气等；尾水进入门、尾水锥管活动法兰有无漏水；水车室、尾水锥管有无异音等。

2.定期检查项目（每月一次）

定期检查项目包括：测量水导轴承油位及加油；检查主轴密封漏水量是否正常；RTD排水孔无堵塞、接线无松动；气缸无漏水、漏气、压力正常；供水管接头无漏水，供气管接头无漏气；测量主轴密封磨损量并记录；顶盖排水泵运行是否正常；导叶摩擦装置压紧螺栓无断裂、松动；导叶开度位置开关/卡环无松动；导叶连杆销钉焊缝有无开裂；导叶上、下端盖及下端盖排水管无漏水；各管路无漏水、漏油、漏气等；各位置开关无松动或损坏；各连接螺栓无松动；技术供水泵漏水正常、轴承油位及油质正常；水车室内设备表面油污清扫。三、水泵水轮机检修及调试（一）检修隔离的基本要求

在对水泵水轮机进行检修前要做好检修隔离，其基本要求包括：球阀关闭，球阀检修密封投入，球阀检修旁通阀关闭，做好防开启措施；尾水闸门关闭，尾水闸门旁通阀关闭，做好防开启措施；尾水管排水阀、蜗壳排水阀打开，做好防关闭措施，尾水及蜗壳压力泄至零；调速器压力油罐、球阀压力油罐泄压至零，做好防进气、防止油泵转动的措施；调相压水气罐、主轴密封供气管路泄压至零，做好防进气措施。（二）检修等级及项目

水泵水轮机检修分为A、B、C、D四个等级。电站应以设备制造商的建议、国内外同类型机组的检修实践为主，以本电站机组的技术性能、设备实际运行小时数或规定的等效运行小时数为辅，确定机组A级检修的周期。通常A级检修的周期为10年。

水泵水轮机的检修项目包括标准项目和非标准项目。标准项目是按计划检修的周期，根据规定的检修级别，在每次同一级别的检修中都必须执行的项目。非标准项目是指在标准项目以外的检修项目，包括针对设备运行或检修中发现的缺陷所安排的检修项目，以及执行反事故措施、节能措施、技改措施等项目。

水泵水轮机A级检修项目主要包括：转轮与大轴连接螺栓的拆装；转轮吊出、探伤检查，汽蚀、磨损、裂纹处理；泄水锥检查与处理；转轮与泄水锥紧固检查；迷宫环磨损检查及处理；迷宫间隙检查测量；转轮静平衡试验；水轮机轴与发电机轴的拆卸与连接；大轴垂直度的测量；导叶（活动及固定）汽蚀及磨损检查处理；导叶端面间隙、立面间隙测量及调整；过流部件气蚀检查、防腐处理；抗磨板磨损情况检查处理与更换；活动导叶轴颈的检查及处理；导叶轴套及密封、检查及更换；导叶拐臂、套筒等的拆装、检查及处理；剪断销、导叶摩擦装置检查与处理；导叶开度指示系统检查、调整及更换；控制环立面、端面滑动轴承检查与更换；水导轴承拆装、轴承间隙检查调整、轴承本体检查与处理；水导冷却器检查、清洗与耐压试验；水导轴承油盘解体检查、密封更换，回装后整体渗漏试验；水导轴承油、水管路清扫及水压试验；主轴密封拆装、部件检查处理；主轴密封磨损量检查测量（必要时更换）；主轴密封冷却水过滤器检查处理、滤芯更换；主轴密封冷却水泵与电机检查处理；上下迷宫环供水阀检查处理等。（三）调试与试验

1.检修后建压试验

检修后需对尾水管、蜗壳、各压力油罐、气罐建压，以检查有无漏水、漏油、漏气。主要检查项目包括：尾水进入门有无漏水；导叶上/下端盖有无漏水；主轴密封供水管有无漏水、气缸及供气管有无漏气；主轴密封漏水情况正常、RTD排水孔无堵塞；水车室各管路无漏水；尾水锥管室各管路无漏水；球阀/调速器系统各管路有无漏油；球阀/调速器压力油罐进入门有无漏油；球阀/调速器压力油罐安全阀有无漏气；调相压气系统各管路有无漏气；调相压气罐进入门有无漏气；调相压气罐安全阀有无漏气。

2.机组动态试验

机组首次启动前应在水导上油盆内加入少量透平油，以防止机组初次转动时，旋转油盘的油来不及循环至上油盆而造成水导烧瓦；发电和抽水试验时，应检查水导油循环是否正常，机组振动、摆度、温度、声音是否正常；抽水调相试验时，应记录调相压水补气间隔时间，以确认主轴密封漏气情况。四、水泵水轮机典型故障分析及处理

1.水导瓦温、油温高报警（1）可能原因

冷却器油、水回路不畅通，导致冷却效果差；水导冷却器或油、水管路破裂；水导摆度大，导致水导瓦温上升；RTD测温元件故障，误报警；水导油位低，冷却油量不足。（2）处理方法

加强监视水导瓦温、油温各测点温度；现地检查水导冷却水供、排水阀位置是否正确，检查甩油情况，检查油、水回路是否畅通，若有异常应及时设法排除；若冷却器、油水管路破裂或爆管，应及时转移机组负荷，停机隔离检查；检查大轴摆度情况，若摆度偏大可适当调整机组出力，注意观察水导瓦温变化情况；若确认为温度跳机测点误报警，经总工程师同意后可解开相应温度保护跳闸端子；若为非跳机的监视测点，则加强监视，通知有关人员待停机后处理。

2.水导油位低报警（1）可能原因

水导油盆甩油严重，或油盆、油管有漏油情况；油位测量浮子误动。（2）处理方法

密切监视水导瓦温、油温趋势；现地检查水导实际油位及甩油情况，检查冷却器、油管漏油情况。若无明显异常可适当在线加油，待停机后测量实际水导油位；若漏油较大，应立即停下机组，通知检修人员处理；若确认为水导油位低浮子误动，经总工程师同意后可解开油位低浮子端子，保证机组继续运行，待停机后再处理，以防止再出现水导油位低低误动作而沟通回路误切机组。

3.水导油位高报警（1）可能原因

机组启动时瞬间甩油，导致油位测量浮子动作；冷却器铜管破裂或其他原因，使得冷却水进入油中，油中混水导致油位上升；油位测量浮子误动；水轮机检修后，加油太多。（2）处理方法

监视瓦温趋势、油混水报警及加油记录，经现场检查后初步综合判断油位情况；若检查无异常，通知检修人员确认油位正常，则判断为浮子误动，保持机组运行，待停机后测量实际油位，必要时可考虑油化验；若瓦温上升较快，或油混水报警则申请停机，进行油化验；若因加油较多引起，继续观察监视。

4.水导油混水报警（1）可能原因

冷却水通过冷却器进入水导油中，或冷却水管脱管、断裂后喷出的水进入旋转油盘；传感器误动。（2）处理方法

加强水导瓦温、油温监视；现地检查水导冷却油水回路，待停机后测量油位，若油水回路异常则安排停机处理；若油化验结果正常，则检查报警回路。

5.导叶摩擦装置报警（1）可能原因

导叶被异物堵塞，无法关闭；摩擦装置的压紧螺栓、保护罩、位置开关松动；报警回路误动。（2）处理方法

现地检查导叶摩擦装置的压紧螺栓、保护罩、位置开关是否松动，以及导叶摩擦装置位置监视传感器动作指示灯是否点亮，检查＋LT10－K0050励磁情况。若确认为误报警则待停机后检查处理，并视情况解开报警回路以满足开机条件；检查机组振动（尤其是水导摆度），检查水车室是否有其他异常情况，若有异常视情况停机检查。

6.上、下迷宫环温度高报警（1）可能原因

在调相工况运行时，冷却水丢失，或迷宫环冷却水液压阀故障；在发电开机或者加出力的过程中出现机组抬机现象，导致上迷宫环摩擦而升温；RTD测温元件误动。（2）处理方法

现地检查迷宫环冷却水回路、流量是否正常以及水环排水情况，及时排除故障；通过机组推力轴承瓦温降低、振动明显加剧、机组异常振感等情况判断机组是否抬机，立即汇报调度并停机处理（参照发电电动机运行规程之抬机处理）；分析温度趋势，若判断为温度测量回路异常，则在总工程师同意后解开相应温度跳机端子，并加强监视，通知检修人员待停机后检查。

7.迷宫环冷却水流量低报警（调相工况时）（1）可能原因

迷宫环冷却水丢失；调相压水未压到位；流量开关故障误报警。（2）处理方法

监视上下迷宫环温度，若温度无上升趋势，且现地检查冷却水正常，则可能是流量开关误动作，可加强监视，待机组停机后检查流量开关；若检查发现为冷却水丢失，可检查冷却水源及各阀门状态，必要时通知检修人员检查；检查调相压水进气回路，若有异常应及时处理，并通知检修人员核查。

8.主轴密封温度高报警（1）可能原因

冷却水流量低或丢失；辅助气压太高；测温元件误报警。（2）处理方法

现地检查水车室主轴密封工作情况；检查主轴密封润滑冷却水供水回路是否正常，供水压力、流量及辅助气压是否正常，视情况适当调小辅助气压；对比主轴密封各温度测点的趋势，若跳机测点温度趋势异常而其他测点温度均正常，可解开相应温度跳机端子，并加强监视；若现地检查主轴密封工作异常或所有温度测点数据呈较快上升趋势，视情况转移负荷，通知检修人员停机后检查；若机组处于SCP工况，结合实际情况后，可申请尽快转PO工况。

9.主轴密封抬起（1）可能原因

主轴密封本身故障；调相压水初期高压气冲击较大；主轴密封辅助气压偏低或气管接头松脱。（2）处理方法

现场确认主轴密封抬起的情况，检查主轴密封辅助气压并将压力适当调大；若处理无效，经网调许可后停下机组，视漏水情况考虑是否落尾闸、排尾水；检查顶盖排水情况。通知检修人员检查主轴密封的情况。

10.水机振动（包括大轴摆动、顶盖振动等）异常

水轮机振动（包括大轴振动、顶盖振动等）异常时，由于原因复杂，一时可能很难判断具体原因，但可采取以下处理预案：即加强监视，对振动幅值进行横向、纵向对比；若振动有上升趋势，可考虑降低出力；若振动严重，申请停机，汇报厂领导；待停机后由维护人员检查处理。

11.机组调相压水系统主要阀门异常（调相启动或运行及PO启动时）（1）现象

调相启动或运行及PO启动时，主压水阀（MAV1）、压水保持阀（MAV2）、回水排气阀（MAV3）、蜗壳减压阀（ABPV）、水环排水阀（WBPV）或迷宫环冷却水阀（RLS CWV）状态不符合工况要求状态。（2）可能原因

监控未发命令信号；命令回路某处断开；阀门油压回路异常；电磁阀发卡；位置开关故障；信号回路某处断开。（3）处理方法

在机组抽水调相或泵工况启动前，准备好短接线及小螺丝刀（或铁丝）等工具，做好事故预想；在机组启动过程中，密切监视上述各阀门位置情况，一旦发现上述某阀门位置与目标位置不一致，立即到现场检查；若发现阀门实际位置的确与目标位置不一致，可用小螺丝刀或铁丝捅该阀的电磁阀，直至到达目标位置，且与监控上显示一致；若发现阀门实际位置与目标位置一致，但与监控上显示的不一致，可以短接相应命令回路或信号回路端子，以满足要求。（本章编审人员：卢衍海、冯文帅）第3章 发电电动机第1节 发电电动机概述一、作用

抽水蓄能电站的发电电动机主要作用是进行能量转换。当电力系统出现剩余能量时，它作为电动机运行，从系统吸收能量，并驱动水泵将下水库的水抽到上水库，以位能的形式储存起来；待电力系统用电高峰时，它作为发电电动机运行，由水轮机驱动其产生电能输送到电网。二、工作原理

发电电动机是既可用做发电机也可用做电动机的同步电机。

作同步发电机运行时，其工作原理是：转子上装有磁极和励磁绕组，当水轮机驱动转子旋转时，转子励磁绕组通以直流电源后，电机内就会产生旋转磁场。若转子旋转磁场与定子线棒之间有相对运动，就会在定子线棒中感应出交流电势。将这些线棒联成三相绕组，就可在绕组出线端产生交流电动势，该交流电动势的频率f取决于电机的磁极对数p和水轮机转速n，即

由于我国电力系统中规定交流电的频率为50Hz，而本电站水泵水轮机转速为500r/min，故同步电机磁极对数为6对。

作同步电动机运行时，则在定子三相绕组上加以交流电，三相交流电流通过定子绕组时会在电机内产生一个交变磁场。若在转子的励磁绕组上加上励磁电流，交变磁场就带动转子并按交变磁场的转速来旋转，这时转子的转速n取决于电机的磁极对数p和交流电频率f，即由于电机磁极对数已定，而系统频率f为50Hz，所以转子带动水泵的转速n也保持在500r/min。三、特点

1.双向旋转

由于在水泵和水轮机的两种工作方式运行时的水流方向相反，所以发电电动机在这两种工作方式运行时的旋转方向必须相反。为此应使电动机运行时其交变磁场的旋转方向与发电机运行时的旋转磁场方向相反，这就要求三相绕组相序能够转换，所以发电电动机需加装相应的换相设备（换相闸刀PRD），同时也要求通风冷却系统和轴承都能适应双向工作的要求。

2.启停频繁

抽水蓄能电站在电力系统中的主要作用是调峰填谷，通常每天要启、停3次，有的可能启、停更加频繁，同时还经常需作调频、调相及事故备用运行，其工况的调整和转换也很频繁。这一方面要求机组能在短时间内完成工况的调整或转换，另一方面发电电动机内部的温度、应力变化也自然十分强烈，因而也要求定子绕组能耐受较大的温度应力及变形的影响，并具有更好的绝缘性能。

3.需采用专门的启动措施

发电电动机在抽水工况作电动机运行时，不能利用水泵水轮机启动，必须采用专门的启动方法。如采用异步启动时需在转子上装设启动用阻尼绕组或使用实心磁极，当采用其他方法启动时需增加专门的电气设备和相应的电气接线。这些都将增加设备造价，并使控制操作复杂。抽水蓄能机组抽水工况启动一般采用变频启动或背靠背启动。

4.过渡过程工况复杂

抽水蓄能机组运行工况多，在工况转换过程中要经历各种复杂的水力、机械和电气瞬态过程，在这些瞬态过程中，机组的相关部件将发生比常规水电机组大得多的受力和振动，因而对整个电机的设计提出了更严格的要求。

5.电机制造难度大

由于发电电动机在作水泵和水轮机两种工作方式运行时旋转方向相反，此外，机组运行工况多，其相关部件在过渡过程中受力大且复杂，因而对电机的机械特性和电气特性要求更高，对推力轴承的承载能力要求更严格，从而增加了电机的制造难度。四、类型

发电电动机可按以下方式分类：

1.按轴线及布置方式分类

轴线铅垂的是立式发电电动机，主要应用于低中速的大、中型机组；而轴线水平的是卧式发电电动机，主要用于贯流式机组。大、中型抽水蓄能电站的发电电动机通常采用立式结构。

2.按推力轴承位置分类

立式机组都装有一个推力轴承，用来承担转子的重量和水轮机的轴向水推力，并把这些力传递给荷重机架。

根据推力轴承的位置，立式发电电动机还可分为悬式和伞式两种。（1）悬式发电电动机

悬式发电电动机（如图3-1-1（a）—（c）所示）推力轴承位于上机架内，整个机组的转动部分由推力轴承支撑，为顶部悬挂形式，因而称为悬式结构。

转速较高的机组多采用悬式，其优点是推力轴承损耗小，装配方便，运行比较稳定；缺点是机组较高，消耗钢材多。（2）伞式发电电动机

这种结构的发电电动机又分为普通伞式（如图3-1-1（d）所示）、半伞式（如图3-1-1（f）所示）和全伞式（如图3-1-1（e）所示）三种。

伞式发电电动机的推力轴承位于发电电动机转子下方，整个转动部分的支撑形式像一把伞一样，因而称为伞式结构。

伞式发电电动机适用于转速低于150r/min的机组，其优点是机组高度低，可降低厂房高度，节省钢材；缺点是推力轴承损耗大，安装、检修和维护不大方便。（a）—（c）悬式发电电动机；（d）—（f）伞式发电电动机（a）具有两个导轴承，推力在上导上面；（b）具有两个导轴承，推力在上导下面；（c）无下导轴承（d）普通伞式；（e）全伞式；（f）半伞式图3-1-1 发电电动机类型

3.按冷却方式分类

按冷却方式分类发电电动机又可分为空气冷却和水冷却两大类，具体有以下几种方式：（1）开敞式通风冷却方式

额定功率1000kVA及以下的发电电动机，常在定子机座上开窗口，转子装设风扇。发电电动机运行时风扇使空气沿轴线流入发电电动机，冷却转子、定子，再从窗口流出。（2）管道式通风冷却方式

额定功率1000~4000kVA的发电电动机，常在发电电动机定子外围装设通向厂房外的风道。机组运行时转子上的风扇和风道口的通风机使空气穿过转子、定子，再由风道排出。空气的流通就像沿着管道单方向的流入和流出。（3）密闭式循环通风冷却方式

额定功率大于4000kVA的发电电动机，常将发电电动机密闭起来，转子上的风扇使空气在闭合空间内循环流动。在发电电动机定子外围装设若干个用水冷却的空气冷却器，从而控制发电电动机的工作温度。（4）对于容量很大的发电电动机，还可采用绕组水内冷甚至双水内冷的冷却方式。

抽水蓄能电站的发电电动机通常采用立轴密闭式循环通风冷却方式。

4.主要参数

发电电动机的主要参数有容量、电压、电流、功率因数、转速、效率、电抗、转动惯量、励磁电压和励磁电流等。（1）额定容量

额定容量有额定视在功率S、额定有功功率P与额定无功功率nnQ之分。n

额定视在功率S指发电电动机出线端输出的额定视在功率，以nkVA或MVA为单位；额定有功功率P指发电电动机输出的有功功率，n以kW或MW为单位；而额定无功功率Q指机组调相时发电电动机出n线端输出的无功功率，以kVar或MVar为单位。（2）额定电压Un

额定电压U指在额定工况运行时的发电电动机定子的线电压，n单位为V或kV。（3）额定电流In

额定电流I指在额定工况运行时的发电电动机定子的线电流，单n位为A。n（4）额定功率因数cos矱n

额定功率因数cos矱为额定有功功率与额定视在功率的比值，即nncos矱＝P/S。对于三相交流发电电动机P、SN、cos矱、UN、INnnn有如下关系：（5）额定转速nn

额定转速n是发电电动机为了维持交流电的频率为50Hz时所需n要的转速，单位为r/min。n＝3000/p，p为磁极对数。n（6）额定效率ηn

额定效率η为发电电动机在额定工况运行时的效率，即发电电动机输出功率与输入功率的比值。（7）电抗

发电电动机有纵轴同步电抗X、纵轴瞬变电抗X′d和纵轴超瞬变d电抗X″d三个主要电抗，常用标称值表示。（8）短路比

短路比指发电电动机在空载时维持空载电势为额定值的励磁电流与在短路时维持短路电流为额定值的励磁电流之比。其值一般不小于0.9。增大短路比可提高发电电动机在系统运行中的静态稳定性，但也会增加发电电动机的造价。2（9）转动惯量GD22

转动惯量又称飞轮力矩，单位为t·m。转动惯量GD是水电站调节保证计算中的一个重要参数，直接影响到机组在甩负荷时转速的上升率和系统负荷突变时发电电动机运行的稳定性。（10）额定温升

额定温升指运行中发电电动机定子绕组和转子绕组允许比环境温度升高的度数。中国规定环境温度以40℃计算。（11）励磁电流I、励磁电压Uff

当发电电动机单机运行时，通过调整发电电动机的励磁电流I来f调整发电电动机的端电压；当电力系统中有多台发电电动机并联运行时，通过调整励磁电流I来合理分配并联运行的发电电动机组间的无f功功率，从而提高电力系统的静态和动态稳定性。

同步发电电动机在正常运行时主要参数的额定数值在铭牌上标出，包括额定容量S或P、额定电压U、额定电流I、额定功率因数nnnnnncos矱、额定效率η等。有时铭牌上还标出其他额定值，如额定频率f（Hz）、额定转速n、旋转方向、额定励磁电流I（A）、额定励磁nnf电压U（V）等。fn

以国内某大型抽水蓄能电站发电电动机为例，其主要技术参数如表3-1-1所示。表3-1-1 某发电电动机主要技术参数第2节 发电电动机结构

发电电动机既是发电机又是电动机，当作发电机运行时它是把旋转机械能转换成电能的工作机械，其结构主要由定子、转子、主轴、励磁绕组、上下机架以及润滑、冷却、制动等组成。发电电动机指与水泵水轮机配套使用的发电电动机，它在结构上都是凸极式的，其转子磁极一个个地悬挂在磁轭外圆上，并凸出在外。发电电动机结构如图3-2-1所示。图3-2-1 发电电动机总体结构图一、定子

为了提高机组的运行可靠性，发电电动机的定子采用现场叠片和下线的整圆叠装结构，即定子组圆、铁芯堆积、嵌线等工序均在工地完成。定子底座与基础板组合面之间装有径向通键，这种结构的特点是允许由温度引起的定子径向膨胀，处于浮动状态。定子由机座、铁芯、绕组三部分组成。

1.定子机座

为了满足电磁设计以及运输的需要，大型机组定子机座通常分瓣运至工地后再拼装为一体。定子机座是采用一定厚度的钢板焊接而成的圆筒体，圆筒内侧从上到下布置多层环板及加强筋，使定子具有足够的强度和刚度。环板上垂直焊接有“定位筋”，以将铁芯固定在机座上。机座外壳留有安装空气冷却器的“窗口”。机座固定在安装支墩上应满足半径、水平、垂直度后，才可以固定第一根主定位筋，第一根定位筋是其他定位筋的原始基准。

定子机座的作用：（1）固定铁芯；（2）与基础结合在一起承受正常运行时的电磁拉力，以及故障情况下因电磁拉力不平衡所产生的冲击力；（3）对于悬式发电电动机，机座又承受垂直方向的全部荷载。

2.定子铁芯

定子铁芯是形成发电电动机磁路的主要部件，由导磁性能很好的扇形硅钢片（如图3-2-2所示）堆叠而成。硅钢片通常由特殊片、普通片及通风片三种类型组成，厚度通常为0.05mm。整个铁芯用螺杆压紧，定子铁芯叠片全部交错叠置，并采用多段分层压紧法。靠外圆周上的槽口通过定位筋与机座连接在一起。而定子铁芯内圆周开有轴向线槽，以便嵌入定子绕组。定子绕组槽内结构如图3-2-3所示。图3-2-2 定子铁芯片图3-2-3 定子绕组槽内图

定子叠片上、下两端用非磁性齿压板固定，齿压板的形式可以保证铁芯热膨胀后有足够的活动裕度。定子铁芯中通风沟均匀分布，通风沟采用矩形断面的不锈钢撑条，每层通风沟的矩形撑条在轴向上下对齐，使气流畅通，并减少风损。

3.定子绕组

绕组绝缘采用F级绝缘并用真空加压浸渍的方法，使绝缘和线棒成为无空隙的严密而均匀的整体。绝缘经加热能产生适量的弹性，使线圈具有可无损伤地放入线槽或取出的性能。线棒为热压成型，并具有互换性。绕组的端部、槽部、槽口和连接线被牢固地支撑和固定着，使之在频繁启动和各种工况下以及非正常运行时不产生振动、位移和变形。绕组所有的接头和连接采用了银—铜焊接工艺，端部绝缘采用环氧浇注。定子槽楔及垫条的绝缘等级均为F级。抽水蓄能电站发电电动机定子绕组通常采用双层、单匝、叠绕型结构。

4.主引出线及中性点引出线、中性点设备

发电电动机主引出线有三个引出端，在风洞内有可拆卸的连接装置，以便可以将引出线和外部连接断开供试验等用。取下可拆式的连接头，母线端头之间通常有300mm的间距。连接端头镀银，以确保多次拆接的需要。

抽水蓄能电站发电电动机中性点通常采用变压器—电阻接地方式。这一方式可改变接地电流的相位，加速泄放回路中的残余电荷，促使接地电弧自熄，从而降低弧光间隙接地过电压，同时可提供足够的电流和零序电压，使接地保护可靠动作。二、转子

发电电动机转子是形成磁场的关键部件，一般也是电站起吊重量最大的部件，其由中心体、磁轭、磁极等组成，其结构如图3-2-4所示。转子采用浮动式转子结构，主要通过磁轭键的研磨来完成。在机组运行过程中，随着温度、离心力变化。转子磁轭与转子支臂可作相对径向浮动。图3-2-4 发电电动机转子结构局部图

1.中心体

发电电动机中心体由轮毂与支臂焊接而成，中空。轮毂主要连接转子上部轴和下部轴。支臂通常为6块，呈辐射状态，支臂上下端部设有转子配重块支撑板。

中心体应有足够的强度和刚度，以承受运行中可能出现的扭矩、磁极和磁轭的重力矩以及自身的离心力等的作用。

2.磁轭

磁轭采用高强度的优质合金钢板，厚度通常为5mm，其主要作用是产生转动惯量和挂装磁极，同时也是磁路的一部分。磁轭分上下两段，分别叠压，再通过键与中心体的支臂相连。磁轭在相邻的磁极间有通风口。一层磁轭通常由三块冲片组成，转子磁轭片如图3-2-5所示，一般有三个通风口，通风口相互循环交替。制动环安装在磁轭底部，可通过六个挂钩固定在磁轭底部的六块支撑板上。图3-2-5 转子磁轭片

3.磁极

转子磁极是产生磁场的主要部件，由磁极铁芯、励磁线圈和阻尼绕组三部分组成，其结构如图3-2-6所示。磁极铁芯通常由2~3mm厚的钢片叠压而成。励磁线圈（绕组）由扁铜条绕成并在一定压力下加热、黏结在一起，并套在磁极铁芯上。所有励磁线圈串联在一起，接至励磁装置。

矩形磁极的极间通常通过上、中、下三层挡块定位，形成一个整体，以防止磁极在高速旋转时有异常窜动。磁极通过磁极键与磁轭连接，每对磁极键由驱动键和固定键组成。通常在固定键上有挂钩以便安装。图3-2-6 磁极总图三、推力轴承

立式机组常用的推力轴承有五种结构形式：（1）刚性支柱式推力轴承；（2）液压支柱式推力轴承；（3）平横块支柱式推力轴承；（4）径向推力轴承；（5）弹性支撑推力轴承。大型抽水蓄能电站发电电动机的推力轴承较为普遍地采用弹性支撑结构，其结构如图3-2-7所示。图3-2-7 推力轴承总图

推力轴承主要由推力头、镜板、推力瓦、支撑弹簧、基础环、金属油封、油冷却器、高压顶起装置、油槽等组成。镜板与轴瓦的接触面是固定部分与旋转部分的分界面。推力轴承应能承受发电电动机和水泵水轮机转动部分的总重量和水泵水轮机转轮的最大水推力的综合负载。

推力轴承中推力头和镜板为转动部分，两者通过两根绝缘螺杆和四颗绝缘销钉固定。推力瓦和支撑弹簧及基础板为固定部分，基础板与上机架通过两根绝缘螺杆和四颗绝缘销钉固定。推力瓦瓦间用固定在基础环上的键条相隔，径向用内环（内侧）和挡块（外侧）固定在基础板上。弹簧对称布置在基础环上，四周用挡块固定。采用预压应力多弹簧支撑结构具有均匀的弹性承载能力，轴承能够补偿荷载变化及温度应力造成的变形，并保持一定的油膜厚度。推力轴承配有高压油减载装置，以供机组启动、停机时向轴承表面注入高压油。通常悬式机组推力轴承的推力头与镜板之间、推力瓦架与油盆之间应设有多层绝缘垫，以实现轴电流保护功能和调整机组摆度和垂直度。采用推力油封时，应与大轴无间隙配合，在调节油封弹簧时应根据现场的实际情况调节。

推力轴承一般采用自润滑系统，它可不断地为润滑面提供恒定的低温油流。镜板中设有径向沟槽，其作用相当于离心泵，可将轴承内侧的油排往冷却油槽。如采用双层瓦结构（如上层铜瓦和下层钢瓦）的推力瓦上通常设有两个油嘴，以适应不同工况，在不同旋转方向下使润滑油可进入推力瓦内部，一个油嘴进油，另一油嘴将热油甩向油冷却器。四、导轴承

抽水蓄能电站发电电动机通常有上导轴承和下导轴承，分别安装在发电电动机转子的上方和下方。导轴承主要由巴氏扇形轴瓦、抗重螺栓、抗重环、挡油板、油冷却器和油盆组成。导轴承为油浸、自润滑、可调的分块瓦型，在两个旋转方向（正转或反转）都有相同的润滑特性。导轴承主要用于承受各种运行工况下产生的径向力和限制大轴摆度，图3-2-8所示为上导轴承总图图3-2-8 上导轴承总图

导轴承巴氏合金瓦压在轴颈磨光的表面，轴承瓦由托板和油槽下部结构支撑。托板通过四个内六角螺杆固定在导瓦上，抗重螺栓固定在机架中心体上，由紧固螺杆锁定。瓦间隙的调整通过调整抗重螺栓来实现。上导轴承支撑加绝缘，以防止轴电流的腐蚀，下导通过大轴接地碳刷接地。

导瓦的一部分被浸在润滑油中，轴承经循环润滑进行冷却，油经过轴承油道并经过油冷却器冷却。润滑油利用上轴颈环下凸缘的黏滞泵作用经轴承油道被泵出。相邻的瓦之间设有油封条，以防止润滑油从相邻瓦间隙逃逸。

由于转子高速旋转，会在转子的上下方造成负压。因此在上导的下方和下导的上方安装了均压腔，并通过气管接通大气以防止导轴承油雾外泄。五、发电电动机附属设备

发电电动机除了以上主要部件外，还有一些相关附属设备。

1.上机架

上机架通常由一个中心轮毂和8个径向辐射状支臂构成。每条支臂的外端连有拉杆，在四个部位配有支撑杆。每一支撑杆的顶端由基础板切向位限制，但径向的自由度允许上机架结构吸收热膨胀。上机架轴向支撑位于每一支臂端部的支柱上，这些支柱把从上机架上的轴向力传至定子机座，定子机座又通过定子基础板把这轴向力传至厂房基础。上机架整体结构如图3-2-9所示。图3-2-9 上机架总图

悬式发电电动机上机架中心轮毂同样为上导轴承组件提供支撑和设置位置。推力轴承组件（包括油槽和密封组件）位于中心轮毂的顶部。上机架支腿与定子机座的连接为可调式焊接结构，设有锲形键和调节螺栓，用以调整上机架中心和水平。

悬式发电电动机上机架有两个主要功能：一是支撑转动部件的重量和水推力产生的轴向负荷；二是上导轴承高程为轴系提供径向支撑。

2.下机架

下机架通常由一个中心轮毂和8个径向支臂组成，如图3-2-10所示。每一支臂与轮毂之间由螺栓连接。采用这一结构便于将中心轮毂从定子中取出。6个支墩位于中心轮毂顶部，以支撑制动和顶起装置。下机架固定在混凝土的基础螺栓上，设有锲形键和调节螺栓，用以调整下机架的中心位置和水平。在制动器底部及下机架中心体内设有制动集尘通道。图3-2-10 下机架总图

在检修顶转子工作时，转动部分的轴向力通过制动器传递到下机架的基础板。下机架每一支臂的端部被基础板径向限制。由于该基础板浇筑在厂房基础上，下机架的轴向力和径向力传递给厂房基础。

悬式发电电动机下机架具有两个主要功能：一是在下导轴承高程为轴系提供径向支撑；二是在检修顶转子过程中支撑发电电动机和水泵水轮机转动部分的重量。此外，下机架还要提供机组停机过程中机械制动时的荷载支撑。

3.高压油顶起系统

抽水蓄能机组推力轴承建立油膜通常比较困难，在机组启动瞬间推力轴承处于半干摩擦状态；或在停机时转速逐渐降低油膜也随之减少，油膜太薄也会使推力轴承处于半干摩擦的危险状态，较易发生烧瓦事故，所以需要有高压油顶起系统。

高压油顶起系统设两个高压恒体积泵，主泵由交流电动机驱动，备用泵由直流电动机驱动。油管路沿上机架支臂至推力轴承油槽，工作时油被泵入推力瓦。在正常工作状态下，交流泵主用。交流泵故障时，直流泵延时投入（约11秒）；如果连直流泵也因故障而不能建立正常压力，可延时（约19秒）后故障停机。高压油顶起装置在n＞90%时退出，在n＜90%时投入。

检修中，如果人为使机组转动工作，则高压油顶起系统油泵必须投入，推力油位必须在取油口以上。如果有抽瓦检查，则必须对整个系统做试验，并检查系统有无渗漏、推力瓦面出油是否正常。

4.通风冷却系统

空冷式发电电动机的通风冷却方式通常有外加风机和转子磁轭径向通风两类，典型设计为无外加电动风机的径、轴向混合通风方式。图3-2-11是这种无外加风机的发电电动机通风冷却系统原理示意图。风由转子的扇叶作用产生（扇叶安装在磁轭上、下方），转子转动时扇叶产生的风对发电电动机进行循环冷却。上部冷空气从定子机座上部进入，通过定子线圈上端部；下部冷空气经定子机座与基础板间进入，然后通过定子线圈下端部。这两股冷空气分别进入转子的顶部和底部，并由转子轮辐的自泵风扇作用，使空气进入磁轭风沟。冷却空气通过转子励磁线圈、气隙、定子铁芯通风沟，然后进入定子机座。然后，冷却空气变成了热空气，最终热空气被导入空气冷却器，经空气冷却器后，又开始重新循环。

冷风源来自空气冷却器。每台发电电动机定子机座外均匀布置着空气冷却器。如国内某300MW蓄能机组，根据发电电动机所需冷却风量，设置有8台空气冷却器。图3-2-11 发电电动机通风冷却系统原理示意图

5.制动系统

蓄能机组发电电动机通常配有电制动和机械制动系统以提高停机速度。在正常停机时，两套装置联合使用。也可单独使用电制动或机械制动。

一般情况下，当转速降至50%额定转速时投入电制动装置，当转速降至5%额定转速时投入机械制动装置，直至机组完全停机。在发电电动机发生电气故障或电制动装置发生故障时，机械制动装置在5%额定转速时投入。（1）机械制动装置

每台发电电动机配有六组机械制动器，每组有两个制动器共四个气缸，制动装置安放在下机架的支座上，位于制动环下方。当压缩空气（气压700~800kPa）施加于制动器上，则将有一向上的作用力作用在制动环上使机组制动停机。制动器在工作气压撤销后，能在自身重力和内置弹簧的作用下自动复位。机组检修时，制动器在高压油的作用下将转动部分顶起，气活塞腔内不能有工作介质。

机组配有制动吸尘装置。该装置动作信号与机械制动动作信号相连，以清除由制动摩擦产生的粉末。（2）电气制动装置

电气制动闸刀的控制是由励磁系统来完成的。电气制动的投入方式是，只有当机组不存在电气跳闸，且励磁系统自身不存在闭锁电气制动投入的信号，机组转速下降至小于50%时，监控系统发出电气制动投入的信号，此时电气制动闸刀合上。当机组转速降至低于2%时，电气制动闸刀断开。

电气制动闸刀是在机组正常停机时，在机组转速降至小于50%时合上，将转子的机械能转换为热能消耗在定子绕组内，以实现快速制动，并在机组进行零起升流时作为升流点。它采用的是三相联动操作。

6.消防系统

抽水蓄能电站发电电动机通常采用水灭火和二氧化碳灭火，以水灭火方式居多。

采用水灭火系统时，其环管分别位于定子绕组端部的上方和下方，喷头在灭火时能将形成的水雾直接喷向定子绕组端部，并全部加以覆盖。报警装置采用双总线方式与各探测器连接，报警装置能显示各探测器的动作情况。

只有当烟感器、温感器同时动作时，报警装置才作用于自动喷雾灭火系统灭火。紧急情况下也可以手动操作启动灭火系统。

发电电动机消防系统动作喷水前，必须先动作跳开机组开关，断开电源。

7.油水管路系统

发电电动机冷却水取自机组主冷却水系统，在风洞外分别进入各自的冷却设备（如上、下导轴承、推力轴承、空气冷却器）。可以通过调节各系统的冷却水出口阀来调整系统的冷却水量。

正常工作状态下，厂内透平油管路系统通过从厂内油库向各设备注油和抽油。厂内油库与机组油管路相互独立。

8.测量、监测系统

为了保证发电电动机组安全稳定运行，机组还配置了一整套完整的测量、监测系统。该系统一般设有温度监测、压力监测、流量监测、振动和摆度监测、局部放电测量等系列测量、监测控制设备。第3节 发电电动机运行

关于抽水蓄能电站的发电电动机运行的内容主要包括运行特性、运行基本技术要求、运行方式、运行监视、运行操作及运行异常处理等。一、运行特性

抽水蓄能电站的发电电动机运行有发电（GO）、抽水（PO）、发电调相（SCT）、抽水调相（SCP）、停机（ST）五种稳定工况，此外还有拖动机（PL）、线路充电（LC）等特殊工况。机组在发电方向（发电、发电调相、拖动机及线路充电工况）运行时，旋转方向俯视为顺时针；机组在抽水方向（抽水、抽水调相工况）运行时，旋转方向俯视为逆时针。

作为发电电动机在发电工况运行时，机组发出的有功功率在一定范围内是可以人为进行调节的；作为电动机在抽水工况运行时，机组吸收的有功功率大小不能人为调节，其有功功率的调节主要是由调速器根据当时的水头和频率自动优化完成。

机组抽水调相、抽水工况启动采用静止变频器（SFC）和背靠背两种启动方式，其中静止变频器（SFC）启动为主用启动方式。

发电电动机制动采用电气制动和机械制动两种方式。在正常情况下，电气制动在机组转速小于50%n时投入，机械制动在机组转速小r于5%n时投入。r二、运行的基本技术要求

1.一般要求（1）每台发电电动机和励磁装置均应有制造厂的额定铭牌，并应分别标明发电、抽水两种工况下的额定铭牌。（2）发电电动机应能在规定参数下带额定负荷，并可在允许运行方式下长期稳定运行。（3）发电电动机现场应有必要的技术资料，如运行规程、现场应急处置预案、运行图纸、整定单等。（4）发电电动机所有的油、气、水管路均应按表3-3-1规定着色，并标出介质流向。表3-3-1 发电电动机附属管路着色规定

2.测量、信号、保护和监控装置（1）发电电动机应按照国家和行业标准的有关规定装设必要的继电保护和过电压保护装置、各种连锁装置以及监视测量和记录仪表，对重要的测量信息和控制元件状态设置越限报警或状态报警。（2）每台发电电动机均应将机组事故及故障信号传送至中控室。（3）监控装置应能对发电电动机组的启动、并网、有功和无功负荷的调整、停机等进行自动控制。（4）发电电动机应设有防飞逸保护装置，该装置动作后，应使机组停机。（5）发电电动机应装设灭火装置，并根据消防规程要求作好消防措施。

3.励磁系统（1）抽水蓄能电站的发电电动机励磁额定容量应有一定的裕度，并应配有备用的励磁装置（直流启励装置），以确保机组在黑启动时获得足够的励磁电源。（2）励磁系统应能满足正常供给发电电动机励磁电流并按电压、负荷变动自动调整励磁电流，合理分配并列运行机组间的无功功率。（3）发电电动机应装有强行励磁、强行减磁和自动调整励磁的装置。励磁调节器应设有手动/自动切换装置，自动励磁调节器故障时应能自动切换到手动调节模式。（4）发电电动机应装有自动灭磁装置，在任何需要灭磁的工况下，能保证在转子线圈绝缘所允许的过电压条件下尽快可靠灭磁。（5）发电电动机运行时，励磁整流装置功率柜冷却风扇应保持一台主用运行，一台备用。当主用风扇故障时应能自动切至备用风扇运行。两台风扇的供电应分别取自不同的电源。

4.冷却系统（1）冷却系统的水压、水温、流量及风温的控制原则在现场运行规程中应明确。（2）装有自动流量调节装置的冷却系统，当自动调节装置故障时，应能采用手动调节。

5.轴承（1）发电电动机应根据制造厂的规定与实际运行经验，确定各部轴瓦报警和停机的温度值。发电电动机各轴承油槽的运行油面和静止油面位置应按制造厂的要求分别标出。（2）发电电动机应装设轴电流保护。（3）立式机组在连续停机期间，应定期（新机不超过24h，运转3个月后不超过72h，运转一年后不超过240h）空载转动一次，或用高压油顶起装置将机组转子顶起一次。（4）装有高压油顶起装置的发电电动机推力轴承，应安装两台高压油泵，其装置应配有两套可靠的工作电源。当主用泵故障时应能自动切至备用泵运行。三、运行方式

1.额定情况下的运行方式（1）发电电动机按制造厂家铭牌上的额定参数运行的方式，称为额定运行方式。在这种方式下，发电电动机允许持续运行。（2）发电电动机无功功率调整容量是指在额定定子电流、额定转子电流、额定机端电压的范围内，无功功率随功率的变化而变化的范围。（3）发电电动机处于正常备用是指发电电动机随时都可以接受指令而正常启动。（4）发电电动机在发电工况持续运行时，在事故情况下允许机组持续过负荷运行，但过负荷允许值应在规定的范围内。（5）发电电动机是否能进相运行应遵守制造厂的规定。制造厂无规定的应通过特殊的温升试验和稳定验算来确定。进相运行的深度决定于发电电动机端部结构件的发热和在电网中运行的稳定性。

2.电压、频率、功率因数变动时的运行方式（1）在下列情况下，发电电动机可按额定容量运行：

1）在额定转速及额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%。

2）在额定电压时，频率与其额定值的偏差不超过±2%。（2）发电电动机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂规定，但最高不得大于额定值的110%。发电电动机的最低运行电压应根据稳定运行的要求来确定，一般不应低于额定值的90%。（3）发电电动机在运行中功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过当时进风温度下所允许的数值。四、发电电动机的运行监视

1.功率监视

发电电动机正常情况下应保持在额定参数方式下运行，尽量避免过负荷运行。同时也应避免在低负荷区域长期运行。高出力运行时，应加强发电电动机抬机情况及温升情况的监视；低出力运行时，应密切监视发电电动机的振动情况。

发电电动机发电运行时，应严格按照机组的P-Q曲线图规定范围进行，若系统需要机组进相运行时，应监视机端电压和厂用电压的下降情况，下降值不得低于规定的最低值，还应加强U/f报警、低励限制报警、定子铁芯温升等信息的监视。

调相（抽水调相或发电调相）运行时，发电电动机应能通过进相或滞相的方式来调节机组无功功率。

发电电动机正常运行期间，应密切监视机组有功、无功的变化情况，防止因调速器、功率反馈等控制回路出现，异常导致功率调节失控。

2.电压、电流监视

发电电动机正常运行时，机端电压允许在额定电压的±5%内变化，此时能保持额定出力不变。

发电电动机连续运行的机端最高电压不得超过额定电压的110%，最低电压不得低于额定电压的90%。同时，应注意定子/转子的电流不得超过额定值。

发电电动机在发电、抽水工况持续运行时，轴功率输出和定子、转子电流/电压允许值应控制在额定范围之内，防止定转子因过流导致过热。

3.频率监视

频率正常范围应为50±0.2Hz，当电网频率超过此范围时，应响应调度令，迅速调整全厂的有功功率。

在发电工况运行时，频率在49~51Hz范围内变化，抽水蓄能电站的发电电动机应能保证在额定出力范围内自动调整。若因系统故障，频率在47~52Hz范围内短时异常变化时，抽水蓄能电站的发电电动机应能保持正常运行。

在抽水工况运行时，频率在49.8~50.5Hz范围内变化，抽水蓄能电站的发电电动机应能保证额定入力。若因系统故障，频率在49~51Hz范围内短时异常变化时，抽水蓄能电站的发电电动机应能保持正常运行。发电电动机在低频率运行时，应注意转子绕组的电流和温升。发电电动机在高频率运行时，应注意机组的振动情况和定子铁芯的温度。

4.温度监视

发电电动机在各种运行方式下，各部分的温度和温升应限制在绝缘材料的耐热等级和制造厂的限额温度之内。抽水蓄能电站的发电电动机一般将全部RTD在监控组态内进行质量判断和滤波后以N选2方式形成闭锁信号，并与智能卡跳闸节点串联后输出跳闸。

发电电动机风洞温度低于30℃，自动投入风洞加热器。当机组长时间停运时，可适当调高加热器的控制温度。

若出现集电环室温度高报警，应注意监视集电环及励磁碳刷的运行情况。

5.振动监视

发电电动机运行期间，应加强对上下机架、推力、上下导、大轴、顶盖等的振动和发电电动机抬机量的监视，若发现异常应及时汇报处理。

6.消防监视

发电电动机的消防系统一般采用水喷雾灭火方式，每台机组均设有独立的消防系统，机组消防水源一般取自电站的公用供水总管。

发电电动机风洞里装设有消防温度探测器，任一温感器测到温度大于105℃后，都将给发电电动机消防启动装置发出信号，作为启动消防的条件之一。

7.防抬机监视

发电电动机运行过程中，为防止机组转动部分抬起，一般采取以下措施：（1）机组大修或长期停役后，在首次启动试验过程中，应按照发电空载、抽水调相、低负荷发电运行2小时以上，然后再投入正常运行的顺序进行。（2）在机组开停机及增减负荷的过程中，应加强对机组各转动部件温度趋势（尤其是推力瓦温度趋势）及振动趋势的监视和分析，机组负荷的增减宜采用阶梯式增减。（3）在机组正常运行时应投入机组的振动保护。

8.其他监视与限制

发电电动机应设有机械/电气过速保护装置，应尽量避免在超额定转速下运行，任何时候都禁止超飞逸转速运行。

发电电动机不允许无励磁运行，不允许不对称运行。五、发电电动机的启动、并列、负荷调整和停机（1）对备用中的发电电动机应进行必要的监视和维护，使其经常处于完好状态，确保能根据调度的指令随时启动。（2）具有多台机组的电站，现场应制定机组轮换运行的制度，合理安排机组运行方式。（3）发电电动机开始转动后，即应认为发电电动机及其全部设备均已带电。（4）发电电动机并列应以自动准同期并列方式为基本方式，如果自动准同期并列方式不良，应改为手动准同期并列方式。（5）发电电动机在运行中的负荷调整宜采用阶梯式增减方式，应避免连续突增过大负荷。（6）在正常情况下，发电电动机与系统解列前应将有功功率和无功功率降至空载或较小值，然后再断开发电电动机的出口断路器。（7）当发电电动机停机时，无论采取何种制动方式都应能连续制动。采用电制动停机时，应对停机过程中的定子电流进行密切监视。六、运行中常见异常现象及处理方法

1.发电电动机温度过高处理

现象：发电电动机的定子绕组、定子铁芯、转子绕组、各部轴瓦的温度或温升以及空气冷却器的出口风温超过规定值。

处理原则：（1）调用监控系统监视画面，对发电电动机各测点的温度、负荷的变化情况及定转子电流值进行监视比较，判断是个别测点温度偏高还是所有测点温度均偏高。（2）检查发电电动机风洞和集电环室有无异味及其他异常状况，如果发现有紧急异常情况应立即汇报调度，转移负荷，停机检查。（3）若无明显异常，应现场检查发电电动机冷却水系统运行情况，并适当调整相关用户的冷却水流量，观察温度变化情况。（4）调整流量后如果温度高的情况仍没好转，可适当调整机组的有功和无功负荷，观察温度变化情况。（5）如果发电电动机温度仍然普遍过高，并有持续上升的趋势，应考虑汇报调度，转移负荷，停机检查。（6）如果发电电动机的部件温度的高报警是因为温度传感器故障引起的，可经厂站领导批准，暂时解除故障传感器的端子，使其退出监测，然后在机组正常停机后再由检修人员检查处理。

2.发电电动机振动过大处理

现象：发电电动机的上导、下导、推力或上、下机架的振动值超过规定值。

处理原则：（1）调用监控系统监视画面，密切监视振动趋势，加强现地巡回检查，判断故障情况。（2）如果出现以下几种情况，可能为误发误报信号：

1）机组在停机状态突然出现振动数值变动或高报警、跳机信号。

2）机组运行时，某个测点振动数值长时间无变化。

3）机组个别振动测点数值剧烈变化或显示坏质量，其他测点数值变化范围正常。

此时应做进一步检查和判断。若是因为测量传感器故障引起，可经厂站领导批准，暂时解除故障传感器的端子，待机组正常停机后再由检修人员检查处理，同时加强对该机组的运行监视。（3）如果出现以下几种情况，可认为机组振动异常：

1）机组在正常运行时出现发电电动机振动高报警或跳机信号，同时其他测点振动趋势也出现非正常变化或该测点部件温度在非正常范围内变化，现地查看振动情况与监控显示相符，现场感觉到异常振动。

2）监控显示多个测点振动数值大幅度交替变化并持续上升，现地查看振动情况与监控显示相符，现场感觉到异常振动。

此时应按以下原则进行处理：

1）若机组工作在发电工况下，应立即汇报调度，申请降低机组有功出力。此时，若振动恢复到正常范围内，则可保持机组运行，但应加强监视；若无效则立即汇报调度，转移负荷，停机检查。

2）若机组在抽水工况，应立即汇报调度，转移负荷，停机检查。

3）若机组在启动或在工况转换过程中，应立即停下该机组，停机后由检修人员检查处理。

3.发电电动机着火处理

现象：发电电动机附近可闻到焦味，集电环室或风洞有冒烟或明火现象，发电电动机消防出现报警，相应的保护动作。

处理原则：（1）确认发电电动机着火后，立即按机组电气跳机按钮，跳开机组开关和励磁开关，通知消防队，汇报调度和厂站领导。（2）禁止打开集电环室和风洞门，在确认机组开关和励磁开关跳开后，启动发电电动机消防系统，对发电电动机进行灭火。（3）在灭火过程中，在火没有被完全扑灭之前，现场处置人员禁止进入风洞内部，禁止用砂或泡沫灭火器灭火，现场处置人员均应佩戴正压式呼吸器。（4）视火灾情况，考虑火情对周围设备的影响，停周围相关设备。

4.机组转动部件抬起处理

现象：（1）发电电动机推力瓦各测点温度值普遍明显下降（机组抬机的主要判据）。（2）发电电动机抬机量显示值明显增大。（3）发电电动机转动部件与静止部件出现相互摩擦的异常响声，摩擦部位温度上升。（4）机组振动变大，尤其是上、下机架和顶盖振动加大。

处理原则：（1）发电电动机出现上述抬机现象后，应立即调出监控内机组推力瓦温趋势图，结合瓦温是否普遍异常下降来确认机组是否抬机。若情况属实，应立即汇报调度和厂站领导，转移负荷，停机检查。（2）执行机组停机时应做好机组球阀/导叶拒关的事故预想，并结合相关现场处理预案进行处理，尽快使机组停稳。第4节 发电电动机检修与故障一、发电电动机的检修管理

1.机组检修类别

按照设备性能恢复的程度、检修工作范围的大小、更换零部件的数量、检修间隔期的长短、检修费用的多少来进行检修级别的分类。DL/T838—2003《发电企业设备检修导则》中规定了A级检修、B级检修、C级检修、D级检修四种级别的检修。（1）A级检修（扩大性大修）

A级检修是指对发电电动机进行全面的解体检查和修理，彻底地检查机组每一部件（包括埋设部件）的结构及其技术参数，并按规定数值进行调整处理，以保持、恢复或提高发电电动机的设备性能。

机组进行A级检修时，通常将机组进行分解、拆卸，将转子和转轮吊出，检修更换所有被损坏的零部件，更换密封件，协调机组各部件和各机构间的相互联系。有时还要进行较大的技术改造工作。（2）B级检修（大修）

B级检修是指针对发电电动机的某些设备存在的问题，对机组部分设备进行解体检查和修理。B级检修可根据设备状态评估结果，有针对性地实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目。B级检修工作一般在不吊出转子和转轮的情况下进行。（3）C级检修（小修）

C级检修主要针对发生了设备故障或事故需要立即处理的项目进行检修，或有目的地检查和修理机组的某一重要部件。通过小修能掌握被修部件的使用情况，为编排大修项目提供依据。

C级检修是指根据设备的磨损、老化规律，有重点地对机组进行检查、评估、修理、清扫。C级检修可进行少量零件的更换、设备的消缺、调整、预防性试验等作业，以及实施部分B级检修项目或定期滚动检修项目。（4）D级检修（消缺）

D级检修是指机组总体运行状态良好，而对主要设备的附属系统和设备进行消缺。D级检修除进行附属系统和设备的消缺外，还可根据设备状态的评估结果，安排部分C级检修项目。

2.检修项目的确定

主要设备的检修项目分标准项目和特殊项目两类。标准项目是各水电企业根据DL/T 838—2003《发电企业设备检修导则》，并结合本厂机组结构类型制定的标准项目。（1）标准项目

1）A级检修标准项目的主要内容

①制造厂要求的项目。

②全面解体、定期检查、清扫 、测量、调整和修理。

③定期监测、试验、校验和鉴定。

④按规定需要定期更换零部件的项目。

⑤按各项技术监督规定的检查项目。

⑥消除设备和系统的缺陷和隐患。

2）B级检修标准项目的主要内容

根据机组设备状态评价及系统的特点和运行状况，有针对性地实施部分A级检修项目和定期滚动检修项目。

3）C级检修标准项目的主要内容

①消除运行中发生的缺陷。

②重点清扫、检查和处理易损、易磨部件，必要时进行实测和实验。

③按各项技术监督规定的检查项目。

4）D级检修标准项目的主要内容

①消除设备和系统的缺陷。

②发电企业可根据设备的状况调整各级检修的项目，原则上在一个A级检修周期内，所有的标准项目都必须进行检修。（2）特殊项目

特殊项目为标准项目以外的检修项目以及执行反事故措施、节能措施、技改措施等项目；重大特殊项目是指技术复杂、工期长、费用高或系统设备结构有重大改变的项目。发电企业可根据需要将特殊项目安排在各级检修中。

主要设备的附属设备和辅助设备应根据设备状况和制造厂要求，合理确定其检修项目。二、发电电动机绝缘预防性试验

发电电动机在制造过程中，绝缘可能受到损伤，形成弱点，在运行过程中，会不断受到振动、发热、电晕、化学腐蚀以及各种机械力的作用，各个部件都会逐渐老化，直至损坏。为了及早发现绝缘缺陷，对发电电动机进行绝缘预防性试验是十分必要的。

根据《预防性试验规程》的规定以及现场实际的运行经验，发电电动机的绝缘预防性试验项目主要包括：

1.发电机电动机绝缘电阻测量

测量发电电动机定子绕组和转子绕组的绝缘电阻，主要是判断绝缘状况。它能发现绝缘严重受潮、脏污和贯穿性的绝缘缺陷。

测量定子绕组的吸收比或极化指数，主要是判断绝缘的受潮程度。在试验时，非被试验相绕组应可靠接地，试验前后应充分放电，否则剩余电荷易对试验结果产生影响。影响发电电动机定子绕组绝缘电阻测差值的因素主要有测量电压、测量时间、温度、湿度以及绝缘材料的质量和尺寸等。由于这些因素的影响，使绝缘电阻的测量数值较为分散，通常用比较法进行判断，即相间比较、与过去值比较。《发电电动机规程》规定，各相或各分支的绝缘电阻值不应大于最小值的100%；当绝缘电阻降至历年正常值的1/3以下时，应查明原因。对粉云母环氧绝缘的发电机定子绕组而言，吸收比应不小于1.6或极化指数不小于2.0。绝缘电阻值与绕组温度有很大关系，温度升高时绝缘电阻下降很快，所以每次测量绝缘电阻时都应把测量结果换算至同一温度下才能进行比较。

测量转子绕组的绝缘电阻采用1000V兆欧表，绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MΩ。测量发电电动机励磁回路所连接设备的绝缘电阻，大修时用2500V兆欧表，小修时用1000V兆欧表，绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除。发电电动机的推力轴承和有绝缘的导轴承的绝缘电阻，测量时采用1000V兆欧表，油槽的绝缘电阻在充油前每一轴瓦不低于100MΩ，推力轴承轴瓦的绝缘电阻在油槽充油并顶起转子时不得小于0.3MΩ。

2.定子绕组的直流泄漏电流和直流耐压试验

发电电动机定子绕组的直流耐压试验能有效地发现其端部缺陷。在进行直流耐压试验的同时测量泄漏电流可以比测量绝缘电阻更有效地发现一些尚未完全贯通的集中性缺陷。

在试验时，非被试绕组应短接后接地。试验结束时应先通过放电电阻对绕组进行放电，再用接地线直接放电，消除发电机绕组上的剩余电荷。试验电压应按每级0.5U分阶段升高，每阶段停留1min，并n读取泄漏电流值进行分析。在规定的试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%，最大泄漏电流应在20μA以下，相间差值与历次试验结果比较，不应有显著的变化，泄漏电流不随时间的延长而增大。

绝缘正常者，泄漏电流应随电压成比例上升，三相泄漏电流的差别应不大于最小值的100%，且泄漏电流不随时间的延长而增加；绝缘受潮或脏污时，相邻电压下随电压升高泄漏电流不成比例上升，或随时间延长泄漏电流升高；有贯穿性缺陷时，升高过程中无吸收现象，且泄漏电流很大，当电压升高至某一数值时，微安表会大幅度摆动；有高阻缺陷时，泄漏电流随电压不成比例上升，在达到某一电压后泄漏电流增长很快。

3.交流耐压试验

工频耐压试验是发现发电机主绝缘在槽部和槽口处缺陷的有效方法。工频交流耐压试验的优点是试验电压与工作电压的波形和频率一致，使绝缘内部的电压分布及击穿性能符合发电机的工作状态。

试验时应分相进行，被试相加压，非被试相短接接地。为了减少试验变压器的容量，现场试验通常采用谐振试验方法。常见的谐振试验方法有串联谐振法和并联谐振法。串联谐振法在被试绕组击穿后不会发生暂态过电压，但输出电压和稳定性较差；并联谐振法输出电压稳定、升压安全，但在被试绕组击穿时，输出端可能产生暂态过电压。

在耐压试验过程中，若无异常声响、气味、冒烟以及仪表摆动等现象，可以认为绝缘耐压受住了试验电压的考验。在交流耐压试验的前后应进行绝缘电阻测试，在耐压试验后绝缘电阻不应有明显下降。

4.直流电阻测量

发电电动机定子和转子绕组都有大量接头，在运行中受到振动或短路电流的冲击时，焊接质量差的接头易发生开焊。定期测量定子和转子绕组的直流电阻可以及早发现个别接头的缺陷或断股。在测量直流电阻时，应记录绕组各部分的温度，并将测量的电阻值换算至75℃时的电阻值。工程上常用下式进行换算：

式中：R75为换算到75℃的电阻值；R为实际测量的电阻值；t为实际测量时绕组的平均温度。

水轮发电机定子绕组各相（各分支）换算到75℃的直流电阻，扣除由于引线长度不同而引起的误差后，相互间差别或与初次（出厂或交接）测量值相比不得大于最小值的1%，如果超出，需查明原因。转子绕组的直流电阻与初次（交接或大修）所测结果比较，其差别一般不超过2%。

5.转子绕组的交流阻抗试验

转子绕组的交流阻抗试验可以发现转子绕组的匝间短路故障。转子绕组由于结构设计、加工工艺、运行中的热应力和机械应力的作用等原因，易引起匝间短路。转子绕组局部短路后，磁通减少，造成每极磁通分布不均和磁拉力不等，引起振动，振动频率为双倍频（100Hz）。试验时，在正、负滑环间施加一交流电压，记录施加的电压及流过绕组的电流，同时测量每一个磁极两端的电压。每次试验应在相同条件、相同电压下进行，在相同试验条件下与历年测得的数值比较，不应有显著变化。也可以在定子铁芯通风槽内置入感应线圈，根据发电机运行时所采集到的线圈磁通的变化，实现对转子匝间短路的在线监测。三、发电电动机典型故障

1.定子线棒绑带松动

国内某大型抽水蓄能电站在对发电电动机检修时发现定子下端部的底层线棒与支撑环之间的绑带有松动情况，并且绑带与线棒间有像泥一样的黄色物质析出。

为了查找原因，对线棒的固有频率进行测试。测试结果显示，线棒下端部的固有频率低于上端部的固有频率，基本上在97~107Hz范围内，而这个频率接近电机的电磁振动频率100Hz。根据“电力系统二十五项反措”的有关规定，电机的固有频率要避开95~115Hz，以免发生与电磁力的共振，损坏电机。

现场处理时电站工作人员重新固定发电电动机定子的下端部，对主绝缘发生磨损的线棒进行修复。线棒与下支撑环之间的绑扎方法为：取掉线棒下端部与固定环之间的绑带，在线棒的下端部与固定环之间塞入适形毡与玻璃丝条，然后进行绑扎。绑线材料采用直径为10mm的涤玻绳，绑扎前用双组分J-0420胶进行浸胶，将浸透的涤玻绳晾1~2天，用力绞绑线无滴胶后，进行绑扎。先在相邻线圈周向绕三道，然后在相邻线圈间的垫块平包两道后打上“猪蹄扣地”，环环相扣将线棒和支撑环绑成一个整体，均匀地刷上J-0410涂刷漆。

同时，针对线棒下端部固定薄弱问题，在电机的下端部加装19个固定支撑环的支腿并与固定环牢牢地绑在一起。处理后线棒下端部的固有频率得到较大提高，从根本上改善了电机的工作环境，定子线棒绑扎松动这一缺陷消除，确保了机组的安全稳地运行。

2.磁极线圏开匝移位

国内某大型抽水蓄能电站，发电电动机磁极间挡块分上、中、下布置共36块，早期挡块采用半支撑结构，支撑材料全部为环氧材料，外侧有16匝没有支撑，2005年后陆续发现磁极线圈有移位和开匝现象，造成内挡块无法取出。经比对分析，各台机组磁极线圈所存在问题有以下一些特点：（1）普遍性，所有机组在不同程度上均存在磁极线圈匝间开匝及移位问题；（2）时间性，磁极线圈匝间开匝及移位的数量、程度与机组运行时间长短有较为紧密的关联。

磁极线圈开匝和移位严重的都发生在没有支撑的外侧16匝，说明磁极间的挡块设计有问题。故障磁极在工厂解体时发现原工厂制造时Nomex纸上浸的固化黏结胶质量或工艺存在问题，Nomex纸仍为白色，与铜排表面基本上没黏结上。上下阻尼绕组与磁极铁芯间有10mm的间隙，而主绝缘只有3.5mm，机组在运行的过程中，容易造成磁极阻尼环处极身绝缘受力后断裂。

针对线圈的开匝、移位和极身绝缘断裂，生产厂家重新设计磁极间的全支撑结构，并对极身绝缘进行了改造，将线圈减少一匝，将极身绝缘的外托板增加到10mm，匝间采用新型上胶对Nomex纸进行更换处理。线圈减少一匝后，在额定工况下温升增加4℃，励磁电流增加5A，电抗值无明显的变化。

永久性全支撑除与绕组接触部分为环氧材料外，其他全部为金属材料，由环氧侧向块、铝合金块、M36紧固螺杆、支撑铁块、M36碟簧、M12锁锭螺杆共六部分组成。永久性全支撑挡块整体螺杆紧固，部件多，安装空间小，验收测量数据多，需要多人配合，对专用工器具和安装要求极高。（本章编审人员：曾辉、王海涛）第4章 调速系统第1节 调速系统概述一、调速系统工作原理

抽水蓄能机组最早由专用的抽水机组和发电机组组合而成，即所谓的四机式机组。后来发展到一台泵和一台水轮机分别连接至可兼做电动机和发电机的电机，即所谓的三机式机组，如西藏羊卓雍湖抽水蓄能电站。随着技术的进步，出现了双向运行的水力机组，即向一个方向旋转时抽水，反向旋转时发电，这样的机组称为可逆式水泵水轮机组，它和发电电动机组合成的蓄能机组称为二机式机组。二机式机组结构简单、造价低、土建工程小，已成为现代抽水蓄能电站采用的主要机型。作为水泵水轮机组重要的控制设备，调速器在蓄能机组按发电方向运行时，功能及原理与常规水轮发电机组的调速器相同；在机组按水泵方向运行时，调速器的主要功能是根据扬程及电网频率，利用经验公式插值计算并控制实现抽水最优效率时的导叶开度，调节任务比较单一，环节比较简单。本节重点介绍蓄能机组作发电方向运行时调速器的功能和原理。（一）蓄能机组调节的任务

蓄能机组既能把电能转换为水能储存起来，又可以把水能变成电能供用户使用。当蓄能机组实现供电功能时，用户除要求供电安全可靠外，还要求电能的频率及电压保持在额定值附近的某一范围内。如果频率偏离额定值过大，就会直接影响用户的产品质量。对大电力系统来说，其频率应保持在50Hz，偏差不得超过±0.2Hz。

电力系统的负荷总是在不断变化的，电力系统负荷的变化必然导致系统频率的变化。因此，必须根据负荷的变化不断地调节水轮发电机组的有功功率输出，以维持机组转速（频率）在规定范围内，这就是水轮机调节的基本任务。

蓄能机组的转动部分是一个围绕固定轴线做旋转运动的刚体（如图4-1-1所示），它的运动可由如下方程来描述：2

式中：J——机组转动部分惯性力矩，；GD机组飞轮力矩；g重力加速度；ω角速度，ω＝nπ 30（n为机组转速）；Mt水泵水轮机主动力矩；Mg发电电动机阻力矩。图4-1-1 水轮发电机组示意图

从式（4-1-1）可以看出，要使机组的频率恒定，就要使机组转速恒定，也就是要使角速度增量dω＝0，那么就应当使主动力矩Mt能与阻力矩M g保持平衡，即负荷变化时引起阻力矩变化，则蓄能机组应能迅速调节本身的输出主动力矩，以维持频率恒定。

由于水泵水轮机的输出主动力矩为

式中：P——输出功率，P＝9.81HQη；H工作水头；Q通过转轮的水流流量；η水泵水轮机效率。

显然要调节水泵水轮机输出的主动力矩，就是要调节水泵水轮机的输出功率，其最有效的方法和途径是通过调节水泵水轮机的流量。而流量的调节是通过改变导水机构的开度来实现的。（二）自动调速器结构基本单元

蓄能机组的运行调节、工况转换和操作，都是在具有相应功能的调速器控制下实现的。如当用户负荷变化时，导水机构按给定规律或要求改变水轮机流量，恢复力矩平衡和转速稳定，形成无差或有差调节特性等，都是由自动调速器完成的。可见，自动调速器是蓄能机组调节系统中的控制核心，占有极为重要的地位。

自动调速器是实现蓄能机组转速调整的由有关控制机构及指示仪表等组成的装置的总称。调速器的核心部分是调速系统，它通常包括测速（即测频）单元、综合放大单元、软反馈单元、硬反馈调差单元和执行单元（即液压放大执行单元），对于模拟型电液调速器和微机型电液调速器，通常还有电液转换单元。图4-1-2中示出了单调节的电液调速器方块图。图中的有关单元在不同类型的调速器中其结构形式是不同的，但各自的功能基本是相同的。图4-1-2 单调节电流调速器方块图

1.测速单元

测速（即测频）单元，在运行中随时监测机组转速（即频率）变化偏差的方向和大小（即与电网频率或频率给定比较的结果），并转换成相应的调节信号，去控制下一级单元工作。

通常抽水蓄能电站水泵水轮机调速器的测速单元采用齿盘测速、残压测频测速等方式。各种测速方式共同完成蓄能机组的转速监测功能。

2.综合放大单元

综合放大单元是对测速单元送来的微小调节信号与调差单元（硬反馈）及暂态反馈单元送来的反馈信号进行综合放大后去驱动下一级单元。

3.暂态反馈单元

暂态反馈单元属于起稳定作用的校正环节，它将综合放大（或积分环节）单元突变的输出信号仅暂时地作为自己的输入，经本身校正后再输出，并与测速单元输出信号进行比较，而比较后的差值信号再输入放大单元。在稳态时（即放大单元无突变输出时）暂态反馈单元的输出为零，因而称为暂态反馈单元。它的反馈校正作用使放大单元被校正后变成了一个比例—积分调节器。

4.调差单元

调差单元（硬反馈）是一个比例校正环节，它是将综合放大（或积分环节）单元的输出信号与功给信号比较后作为自己的输入，经本身比例校正（实际上是信号缩小）后输出，并与暂态反馈校正输出信号一起与测速单元输出信号进行比较，比较后的差值信号再输入放大单元。

调差单元（硬反馈）的作用，就是使调速器形成有差静特性，即保证并网运行的机组按有差特性工作，以防止并列运行机组间的负荷来回窜动。

5.液压放大执行单元

调速器液压放大执行单元通常具有多级液压放大机构，一般包括引导阀、辅助接力器、主配压阀和主接力器。它是将调节信号经几级放大（一般为两级）并借助外来能源（压力油）来推动执行元件接力器，以调整导叶开度，达到改变水泵水轮机流量的目的。

6.电液转换单元

电液转换单元是微机型电液调速器所特有的一个重要单元。它的作用是将微机调节器输出的电气信号转换为具有一定操作力和位移量的机械位移信号或转换为具有一定压力的流量信号。

人类很早就知道用离心摆作为转速的敏感元件进行测速，但真正用离心摆作为水轮机调速器的测速元件，从而诞生了世界上第一台机械液压型水轮机调速器，那已是在19世纪的末叶。到20世纪30年代，机械液压型调速器已发展到相当完善的程度。由于机械液压元件工作比较稳定可靠，因而，至今世界上仍有一定数量的机械液压型调速器在水电站运行。但其调节规律基本上是PI（比例＋积分）调节规律。

随着电子工业和科学技术的发展，人们意识到用电气回路取代某些机械液压元件将会改善电能控制质量，也便于实现电站的自动化，但问题却卡在电气—液压转换元件上，致使电气液压调速器迟迟没有诞生。

第二次世界大战爆发后，战争促使军事工业获得了迅猛发展。瑞典通用电气公司（ASEA）为了军事的需要，率先发明了一种实用的电气—液压转换元件。很快地，该公司于1944年制造出第一台电气液压型调速器，并在瑞典的Rydboholm水电站投入运行，宣告了水轮机调速器进入了第二代电气液压型调速器发展时期。在这一时期中，从电气方面采用的元器件来区分，其发展经历了电子管、晶体管、集成电路三个阶段。但从调节规律来说，不仅有PI（比例＋积分）调节规律，而且发展到了PID（比例＋积分＋微分）调节规律。

随着计算机技术的发展，特别是微型计算机技术的发展及普及，20世纪70年代加拿大最先成功地研制出世界上第一台数字式调速器。

我国的水轮机调速器制造业是在新中国诞生后发展起来的。20世纪60年代我国开发出电液调速器。1984国内研发出我国第一台微机调速器，之后微机调速器在国内得到了广泛应用。

调速器的种类较多，可以按照调节规律、容量、元件结构等方面分为不同类型。大型抽水蓄能电站调速器一般是采用PID调节的大容量电气液压型调速器。二、调速器的功能与特点

调速器在蓄能机组按发电方向运行时，功能与常规水轮发电机组的调速器系统相同；而在按抽水方向运行时，其功能主要是根据水泵扬程和电网频率的变化适时调整导叶最优开度，实现抽水效率最大化。（一）调速器的功能

调速器是抽水蓄能电站最重要的控测设备之一，其功能不仅是在单机运行时用来维持机组转速恒定（或在允许的范围内），而且还承担机组启动、停机、并网和增减负荷等操作。此外，还有有功功率的成组调节，按有差特性分配各机组之间的负荷，实现按水位调节、按功率调节、按开度调节等。调速器同时还是电站与机组的安全监控系统的执行装置之一。例如当发生电气事故或机械事故导致发电机突然跳闸后，调速器可以及时地关闭水泵水轮机的导水机构，以防止事态的进一步扩大。一旦事故消除，调速器又能迅速启动机组，增加系统备用机组快速投入的灵活性。

水泵水轮机调速器与常规水轮机调速器并无太大的差别，那是因为它们都必须具有空载和单机运行时的频率自动调节、并网运行时的负荷自动调节以及机组的开停机控制和事故时的自动紧急停机控制。但水泵水轮机除了发电、调相、调频外，其最大的特殊点在于它还能抽水蓄能，以便在系统负荷低谷时，用系统多余的电能来抽水蓄能，而在系统负荷高峰时，利用储存的水能来发电，以起到调峰填谷的作用。因此水泵水轮机调速器在水泵工况时，也需要对机组进行控制。但这与发电工况不同，在水泵工况时，导叶开度对水泵输入功率几乎没有影响，事实上，水泵的输入功率与机组转速的三次方成正比，只要对转速略加调整，就可以实现较宽的水泵输入功率调节。而导叶开度的调节主要是使水泵效率最高。因此，在水泵工况时，水泵水轮机调速器的任务是根据水头、电网频率计算最优的导叶开度，并将导叶开到最优开度，以保证水泵效率最高。

如上所述，尽管调速器有很多功能，而且调速器的类型也很多，但要衡量一台调速器性能的好坏仍可提出一些共同性的技术标准。通常可以从静态特性和动态特性的优劣来分析。静态特性的品质指标主要是调速器的转速死区i，对双重调节的调速器还有随动系统的不准x确度i、调速器静态特性的非线性度（或称不准确度）ε等。动态特a性的性能指标主要是稳定性和过渡过程品质指标，如超调量、超调次数、调整时间等。

简言之，评价一台调速器性能的优劣，主要看其各项性能指标是否满足有关规律的要求，也就是说调速器应能控制机组稳定运行，并能维持一定的静态准确度。在各种扰动信号作用下，应能达到快速收敛，满足过渡过程的各项指标，尤其是甩负荷工况，应能确保机组安全，使大波动过渡过程品质也符合要求。调速器技术规程中对各种性能指标作了明确的规定，具体可参考水轮机电液调节系统及油压装置的技术规程。（二）调速器的工作原理

自动调速器是蓄能机组的主控制设备之一，它的基本作用就是维持机组的转速在给定的范围内。那么它究竟是如何根据频率的变化进行调整的？又是如何使失去平衡的调速系统重新达到平衡状态的呢？对此分别讨论如下。

1.机组空载运行

当机组空载运行时，调速器的任务就是要使机组稳定地在空载额定转速下运行。就以机组启动过程为例。当机组自动启动时，调速器的测速单元首先监测到机组频率（或转速）比电网频率低，因而测速单元就输出一个要求开大导叶开度的频差信号（若有测加速度功能，则同时有一个加速度频差信号）。该信号被送入综合放大单元（或积分单元），使该单元输出增大。同时该单元输出信号又被送入暂态反馈单元，而暂态反馈单元输出信号又被反送至综合放大单元输入端，去抵消和减弱测速单元的输出信号，以免综合放大单元输出变化过大而造成过调节。由于在空载运行时，调差率（即永态转差系数）bP＝0，所以调差单元（硬反馈）不起作用。综合放大单元输出的调节信号（即PI或PID调节器输出信号），即要求电液随动系统将导叶开到与调节器输出相对应的位置。该调节信号与反映导叶开度的接力器反馈信号在电气综合放大器进行综合放大后，去驱动电液转换单元，并由电液转换单元转换为要求开大导水叶的相应位移（或流量）信号，再通过液压放大执行单元（即引导阀、辅助接力器和主配压阀、主接力器）两级液压放大，并借助压力油的巨大能源以推动主接力器活塞，使导叶开度增大到调节器输出要求的对应开度，使电液随动系统暂时达到平衡（即电气综合放大器输出为零）。

但由于机组在启动过程中，受启动回路控制，通常先将导叶开到启动开度（比空载开度约大3%~5%的开度），然后在转速上升到90%n时，启动回路输出值又从启动开度减到整定空载开度。但整定r空载开度通常比实际空载要大一些，所以机组在启动过程中，机组转速将超过空载额定转速，这时测速单元将输出要求导叶关小的频差信号，因而综合放大单元（或积分单元）输出减小，因此，其他单元也作与此相应的调节，即液压放大执行单元的最后输出主接力器将操作导叶关小，以减小进入水泵水轮机的流量，使机组的主动力矩减小，使转速降到额定转速。当然在实际中这一过程是要波动几次最后才稳定在空载额定转速允许的范围内的。

2.单机带负荷或并网作单机调频运行

单机带负荷或并网作单机调频的机组为了保证转速恒定，通常整定b＝0或将b整定在稍大于零（1%~2%），如果忽略其影响，可认PP为调差单元（硬反馈）不起作用，因此当外界用户负荷变化时，导致发电机的阻抗力矩Mg变化。如果是用户负荷增加，则阻抗力矩Mg增大，此时发电机转速下降，这时测速单元监测到机组转速低于额定转速，则测速单元输出要求开大导叶的频差信号，综合放大单元、暂态反馈单元及测速单元的测加速度回路共同构成的PID调节器，则输出一个要求导叶开到相应开度的调节信号。该信号使由电气综合放大器、电液转换单元和液压放大执行单元构成的电液随动系统的输出（即主接力器）也增大到相应开度，即操作导水叶开到相应开度，以使机组转速回升到额定值。但实际调整过程并非一次调节就能完成，通常要经过几次调节才能达到稳定。也就是说当转速回到额定值时，由于机组的惯性，转速会超过额定值，然后调速器又进行反向调节（按前面所述的相反方向调节），经过几次调节后，最后重新进入稳定平衡状态，即主动力矩Mt与阻抗力矩M g达到平衡（Mt＝Mg），以维持转速恒定。

3.机组并网运行

机组并网运行，也就是说多台机组（甚至上百成千台机组）并列运行，此时为了实现并列运行机组间的负荷合理分配，一般将各台调速器调差率b整定为大于零，此时机组与电网同步运转（频率相P同），而系统的频率则由系统调频装置来控制。由于单机容量与系统总容量相比非常有限，故单机调节不能改变系统频率（转速），此时调速器只能通过功给机构（对机械调速器来说则是变速机构）来改变本机组所带负荷。即功给机构增功率时，通过调差单元（硬反馈）给综合放大单元（或积分单元）馈入要求增加输出的调节信号，直至综合放大单元输出与功给值相一致为止。此时电液随动系统接收到该调节信号后，则将接力器开大到与PI调节器（即综合放大单元）输出相一致的开度，则导叶开大，通过转轮的流量增加，输入机组的主动力矩Mt增加，由于系统同步转速不变，则该机为了维护平衡，因而增加了所带负荷，即反映为阻抗力矩增加，直至Mt＝Mg平衡为止。如果此时外界负荷不变，则该机所增加的负荷势必使别的机组减少负荷来保持平衡。所以在并网运行时，调速器的操作控制相当于是开环控制（因为机组频率等于网频，而网频不变，所以不能通过频率进行自动调节）。

但在系统负荷发生较大变化，引起系统周波（频率）变化时，这时各台机组将根据频率的变化量和本调速器所整定的调差率（永态转差系数）b值，自动承担变动负荷中相对应的那一部分，但调整后P系统频率将变为新的稳定值。

4.抽水工况运行

蓄能机组作为水泵运行时，利用系统电能将下水库的水搬运至上水库，作为能量储存起来。机组启动时，调速器首先根据预设程序将导叶开至固定开度（启动开度），待水流稳定后，将导叶开至第二开度（根据扬程计算得出），待水流稳定后，此时调速器系统根据扬程、网频，利用经验公式，实时计算并控制导叶至具抽水最优效率的开度。

5.调相运行

调速器在发电或水泵工况下，若收到调相模式指令，调速器将复归开度调节、功率调节、转速调节及水泵模式，而进入调相模式。此时调速器导叶开度设定值将变为零，调速器进入调相运行模式。

6.拖动机运行

背靠背启动是指一台机组发电给另一台机组抽水调相提供动力。当机组作为拖动机启动时，导叶首先开启到启动开度，此后以一定速率开启至空载开限；当升速至75%额定转速时调整导叶至第二级开度；当升速至85%额定转速时投入PID并进行调节。（三）调速系统性能参数

调速系统基本的要求是保证调节系统的稳定性和优良的调节过程质量。调速系统的性能有静态特性和动态特性。

1.静态特性

调速器的静态特性主要包括非线性度和转速死区。（1）静态特性的非线性度

由于接力器是作直线运动的，而导水机构是做旋转运动的，接力器行程与导叶开度之间就不可能是线性关系。这种非线性关系必然会影响调节系统的静特性。所以调速系统的静特性线应近似为一条直线，其最大非线性度不大于5%。调速器的b值应能在零到最大值范围内P任意整定，且最大值应不小于8%。（2）转速死区ix

在分析无差特性或有差特性时，都是假定调速器在理想状态下进行工作的。由于调速器液压系统各运动部件有阻力和干摩擦，联接部分存在间隙和死行程等，必然影响到自动调速器的输入值和输出值之间的正确关系。在此情况下，接力器推拉杆开始以一个方向运动，然后改变为反方向运动时，必须使调速器的输入值（转速）对其稳定值产生某种偏差，才能使接力器开始工作，这种现象称为调速器具有不灵敏区（转速死区）。转速死区定义为指令信号恒定时，不起调速作用的两个转速相对值间的最大区间。对大型电液调速器要求其不得超过0.02%。

2.动态特性（1）接力器不动时间Tq

当调节的外扰作用于调速器时，接力器由于主配压阀的几何搭叠量和运动部件的惯性并不马上动作，这种滞后时间称为接力器不动时间T。接力器不动时间对调节过程的稳定性是有害的，对调节质量也q有不良影响，还影响调节过程中导叶关闭规律。对于大型电液调速器，当转速或指令信号按给定方式变化时，其接力器不动时间不得超过0.2s。（2）调节系统稳定性

1）调速器应保证机组在各种工况和运行方式下的稳定性。

2）在空载工况自动运行时，施加一阶跃型转速指令信号，观察过渡过程，以便选择调速器的运行参数。待稳定后记录转速摆动相对值，对大型电调速器其应不超过±0.15%。（3）机组启动特性

从机组启动开始至机组空载转速偏差小于同期带（＋1%~－0.5%）的时间t不得大于从机组启动开始至机组转速达到80%额定转sr速的时间t的5倍。0.8（4）机组甩负荷后的动态品质

1）甩100%额定负荷后，在转速变化过程中，超过额定转速3%以上的波峰，不得超过2次。

2）从机组甩负荷（甩100%额定负荷）时起，到机组转速相对偏差小于±1%为止的调节时间t与从甩负荷开始至转速升至最高转速所E经历的时间t的比值，对高水头反击式水轮机来说应不大于15。m第二节 调速系统主要结构

抽水蓄能电站水泵水轮机调速器的基本结构包括电气控制系统和机械液压系统。两个系统配合协调共同完成水轮机调节任务。本节主要介绍水泵水轮机调速器的主要部件及功能，并举例介绍机组从停机到发电，各部件的动作顺序。一、调速器机械液压系统

和普通水轮机调速器机械液压系统一样，它也由动力、控制、执行三个功能部分和辅助部分组成，即由压力油系统、机械柜、接力器和漏油系统等组成，与调速电气柜共同完成水轮机工况下调节机组转速和出力以及水泵工况下调节机组流量的功能。压力油系统在辅助系统内有详细论述，本节不再赘述。（一）机械液压系统的主要单元

调速器机械液压部分动力油源来自油压装置压力油罐，它控制着调速器的接力器。其主要由以下几部分组成：电液转换单元、事故停机回路、导叶锁锭液压回路、主配压阀、分段关闭规律装置、机械反馈装置、油过滤器、开关、仪表等。

1.油压装置

油压装置给调速器电液转换单元和各控制阀提供连续稳定的压力油源。油压装置由集油箱、主油阀、压力油罐、安全阀、油泵、油过滤器、卸载阀、油冷却系统等组成（见图4-2-1）。其中压力油罐内充满了压力油和压缩空气，能够在短时间内给高压用户提供比油泵流量高很多倍的压力油，并有足够的容量在油泵停止时，使机组停机。

2.电液转换单元

电液转换单元接受调节器传来的电气调节信号，并把其转换成与电气量成正比的油流信号。电液转换单元伺服阀要求能准确快速的动作。图4-2-2所示是天荒坪抽水蓄能电站的电液转换单元电液伺服阀的原理结构图。

该阀为电控制，由一个电机械转换器（力矩马达）①、一个液压放大器②、一个阀套内的控制阀芯③组成，阀芯通过机械反馈连接到力矩马达上。在力矩马达的线圈④输入一电信号，通过电枢的永久磁铁⑤产生一个力，这个力传到扭矩管⑥上产生一个扭矩，通过扭矩管⑥的连杆连接到挡板⑦，使其离开两喷嘴⑧之间的中心位置，这样就导致一个压力差，作用于控制阀的端面。压力差使得阀芯移动，由此压力腔连到一执行器上，同时另一执行器与回油腔连接。控制阀芯通过一反馈弹簧（机械反馈）⑨连到喷嘴挡板和力矩马达上。控制阀芯不断改变位置，直到反馈弹簧的反馈力矩和力矩马达的电磁转矩相平衡，喷嘴挡板系统的压差变为零。阀芯的行程和通过先导控制阀的流量实现了闭环控制，与输入电信号成正比。1—主油阀；2—集油箱；3—压力油罐；4—安全阀；5—压力开关；6—电磁阀组；7—循环油泵及冷却系统；8—油泵图4-2-1 天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机调速器油压装置系统图

1—电机械转换器；2—液压放大器；3—控制阀芯；4—线圈；5—永久磁铁；6—扭矩管；7—挡板；8—喷嘴；9—反馈弹簧图4-2-2 电液转换单元伺服阀原理结构图

3.主配压阀

主配压阀（见图4-2-3）由阀体、分段关闭控制阀、柱塞、节流板、引导柱塞、平衡活塞、综合浮杆组成。主配压阀用来控制主接力器。导叶机械反馈信号在浮动杆上综合后作用于主配的引导阀，控制主配引导柱塞的行程。主配引导柱塞通过一个液压放大系统来控制主配的位置。在主配压阀内，通过调节主接力器开启回油管路上的节流片的面积，可控制机组开机速度，并且通过控制主配内主接力器关闭回油管上的分段关闭规律控制阀来实现导叶的分段关闭规律。1—主配压阀；2—阀壳；3—衬套；4—阀芯；5—活塞；6—引导活塞；7—阀盖图4-2-3 主配压阀结构图

4.机械反馈装置

机械反馈装置连接主配压阀浮杆和主接力器活塞。机械柜布置应尽量靠近接力器以减少机械反馈装置长度。机械反馈装置在机组运行调节过程中使主配压阀尽快回复至中间位置，以利于调速系统的稳定。反馈装置上装有限位开关和导叶开度转换器。

5.分段关闭装置

在机组运行时，可能出现某种故障使机组在水轮机工况和水泵工况下甩负荷。为了保证在水轮机工况下和水泵工况下都能满足调节计算的要求，调速器装有一个液压引导阀和电磁引导阀来实现水轮机工况下甩负荷和水泵工况下甩负荷时的导叶关闭规律。通过机械反馈装置上的楔形块动作液压引导阀实现不同的关闭规律。

6.事故停机电磁阀和导叶锁锭电磁阀

为了防止机组在运行中发生故障后出现更严重的事故，在调速器液压柜内调速系统的液压回路上并联了一个事故停机液压回路，此回路可以在机组出现故障时，直接让机组停机而不再受调速系统的控制。事故停机电磁阀与导叶锁锭电磁引导阀之间有一个闭锁关系，即导叶锁锭电磁引导阀不动作，事故停机电磁阀就不会退出。在运行中，如果手动操作线圈或停机线圈动作，则锁锭将投入且使事故停机电磁阀动作。为了防止机组在导叶锁锭未完全退出的情况下开机，在事故停机电磁阀给主配的供油回路上装有一个可控逆止阀，通过锁锭来控制可控逆止阀的控制回路的液压引导阀来实现锁锭与导叶的闭锁。事故停机电磁阀与导叶锁锭电磁引导阀的结构基本相似，都有三个线圈，一个线圈用来使机组开机，另两个线圈用于紧急情况下和正常情况下的机组停机。由于这两个阀之间存在着闭锁关系，因此在事故阀内存在一个闭锁腔结构，闭锁腔内的油压如果不泄掉，即使开机线圈动作，事故停机电磁阀也不能动作，机组就无法开机。

7.机械—液压负荷限制器

机械开限由液压马达、限位螺母、双稳态电磁引导阀、辊式支架、自动调节节流片、限制角杆、摩擦式离合器、限制开度变送器、蜗杆、限位开关臂、手轮、限位开关等组成。机械开限用来在手动工况下开停机和出力调整，以及自动工况下启动开度限制和机组最大开度限制。机械开限在正常情况下由双稳态电磁引导阀操作，也可以在现场由手轮操作，两者各自独立，互不影响。当机组正常运行时，机械开限处于允许导叶开度的最大位置。当机组运行到最大开度或带开限运行时，将发出一个信号。此时负荷限制器的角杆直接与主配的浮杆相接触，执行器大活塞处于最大开度位置，小活塞上端的压力腔充满压力油，使浮杆紧紧地压在负荷限制器的角杆上，调节负荷限制器的角杆位置就可调整机组导叶开度。图4-2-4 天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机调速器机械液压系统图（二）机械液压系统工作原理

针对蓄能机组的各工况转换，调速器电气系统和机械系统相互配合，协调一致，共同实现机组导叶的控制功能。图4-2-4所示是天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机调速器机械液压系统图，以下简要介绍蓄能机组发电工况和抽水工况启动时，调速器机械液压系统各部件的动作情况。

1.停机（stop）到暂态转换（standstill）（1）调速器油压装置主油泵启动、主油阀开启

调速器油压装置的主用油泵随机组的启停而启停，而备用油泵则根据压力油罐的油压来启停。为了保护油泵，启动程序同时将油泵的出口卸载阀打开，使油泵空载启动，并延时关闭。

调速器油压装置的压力油系统如图4-2-5所示。当监控系统发出主油阀的开启命令后，电磁阀的开启线圈SE10-Y000励磁，电磁阀VP000接通交叉位，从压力油罐来的压力油经过VH003、过滤器，开启电磁引导阀VP000（交叉位），使可控逆止阀VC005和VC004导通。这样压力油就可流过可控逆止阀VC005，给主油管系统慢慢预压。由于可控逆止阀VC004已经导通，当从主油管反馈来的压力油上升到50%额定压力时，将通过可控逆止阀VC004使可控逆止阀VC003导通。这样，主油阀关闭腔的压力油就通过节流片d和可控逆止阀VC003排3掉。当主油阀达到全开度后，主油阀位置指示杆内的引导阀油路进行切换，使主油阀关闭腔通过节流片d和关闭电磁引导阀VP002排油，2此时主油阀位置开关发出主油阀开启信号。开启电磁引导阀失磁，主油阀保持在开启位置。图4-2-5 天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机调速器油压装置压力油系统图（2）导叶液压锁定退出和事故停机电磁阀复位

液压系统收到监控发出导叶液压锁锭的退出命令后，VP020的退出线圈SE20-Y0024励磁压力油经VP020（平行位）、d2和d进入导叶4液压锁锭的退出侧，同时投入侧接通排油，使液压锁锭向下运动，带动串联的两个配压阀VP000/VP001动作，接通平行位置，使压力油通过VP000/VP001后，控制可控逆止阀VC000双向导通。监控系统发出SDV Reset COM令后，SE20-Y0032励磁，压力油通过SDV的平行位，再经过已经被导通的逆止阀VC000和节流片d后，给主配压阀的开启4腔供油，使得主配压阀可以动作。从油压图上可见，SDV内有一个闭锁腔，与导叶液压锁锭的投入侧油管接通，因此二者之间存在闭锁关系，即导叶液压锁锭没有退出，则SDV不能复位；若在机组运行中，将导叶液压锁锭投入，则同时会使得SDV动作，导叶关闭，机组停机。

2.从暂态转换（standstill）到发电（G.O.）（1）开启机械开限

机械开限用来限制导叶的最大允许开度。在正常情况下机械开限由双稳态电磁引导阀操作，也可以在现场由手轮操作。开机时，监控系统发出开限的开启令后，SE20-Y0010励磁，导叶开限在液压马达的作用下打开，角杆向下运动，直到启动开限位置开关SE20-S0012动作，打开命令复归。（2）启动电调

监控系统收到启动开限位置开关SE20-S0012动作的信号后，发出电调启动指令，电调柜输出电流信号至动作伺服阀VP000以及执行器，主配压阀随之动作，导叶开启到启动开度。机组转速上升，待同期装置启动后，电调柜根据同期装置的增减速脉冲，控制输出到伺服阀的电流信号，调节机组转速直到并网。（3）开至计算开度

机组并网后，液压开限迅速打开至全开，同时电调柜根据给定的出力参考值，导叶开度增加，使机组带上预定负荷，调速器进入功率调节模式。

3.从暂态转换（standstill）到抽水（P.O.）

机组进入抽水工况前，一般都要先进行抽水调相工况运行。机组处于调相模式运行时，调速器接到启动令后，导叶按程序设置分级开至优化开度。优化开度即调速器根据扬程、电网频率的变化，利用经验公式计算出的使抽水效率最大化的导叶开度。在一个抽水运行全过程，随着扬程变化，导叶开度会实时变化。为了避免因水力波动引起优化开度计算偏差，一般在调速器程序内设置对优化开度的限制，即将增大或减小的幅度限制在一定范围内。二、调速器电气控制系统

调速系统正常运行时应处于自动模式。发电启动至并网阶段，调速器处于频率调节模式。机组并网后，调速器运行于功率模式，根据监控系统指令，自动调节机组有功。当出现功率反馈回路故障时，调速器无扰动切换至开度调节模式，不再接受功率调节指令，此时调速系统调节导叶开度稳定在当前值。（一）调速器电气系统简介

调速器电气控制柜一般由调速器控制单元（即调节器）、转速监测单元、电源供给单元以及人机界面等部分组成。图4-2-6所示是TC1703XL调速器电气部分配置图。

1.调速器控制单元

调速器控制单元（即调节器）由主用CPU、备用CPU、切换CPU、输入输出模块等组成。在正常情况下，主用CPU运行，并输出信号进行调速器系统的调节、控制，备用CPU同样保持运行与控制计算，但没有信号输出。切换CPU主要作为主、备用CPU的相互切换。当主用CPU故障时，自动无干扰地切换到备用CPU运行。输入输出模块主要负责和外围设备如监控等系统的信号联络。图4-2-6 TC1703XL型调速器电气部分配置图

2.转速监测单元

转速监测单元由测速的CPU模块、测速装置、转速输出继电器等组成。CPU模块用于处理采集的转速信号。当转速监测单元故障时，发出报警信号，锁定在当前值，并闭锁机械刹车投入。测速一般包括齿盘测速和残压测频测速。齿盘测速信号通过转速继电器输出参与机组顺控，残压测频信号来源于机端电压互感器二次侧信号，通过信号隔离器，实现信号隔离、变换功能，即将来自机端电压互感器的正弦波信号与调速器电气柜电气隔离，再变换成同频率的方波信号，直接送至频率测量模块，用于机组转速的控制。

3.电源供给单元

电气柜电源装置采用双重化配置。电源供给单元由外部交流220V和直流110V供给，通过电源模块转换成5V、24V等级电压供调节器的CPU模块、输入输出模块等使用。电源供给单元还设置有电源监视系统，若电源故障，即发报警信号。若两路外部电源同时故障，调速器发紧急故障报警，机组执行停机流程。

4.人机界面

调速器电气柜人机界面用于操作员在现地进行状态监视、参数设置、试验测试等操作，以及故障报警显示。图4-2-7所示是TC1703XL调速器电气柜人机界面图。（二）调速器电气系统控制功能简介

调速器在机组发电方向启动时以最快的速度把机组转速调节到额定转速。机组并网后，调速器自动切换到开度调节状态。在机组并网状态下，调速器可运行于开度调节模式或功率调节模式，运行人员在现地可通过人机界面选择调节模式，也可在远方通过开关量输入选择调节模式。在功率调节模式下，如果功率信号缺失，调速器将自动切换到开度调节模式。此外，对于抽水蓄能电站，调速器还具备调相运行模式和水泵运行模式等。

1.发电方向启、停

当调速器电气部分正常且处于自动状态时，调速器可以自动开机。在调速器接收到开机脉冲命令时，调速器将把导叶打开到启动开度，当机组频率达到45Hz时调速器投入PID图4-2-7 TC1703XL型调速器电气柜人机界面图

运算，调节机组转速至额定转速。此开机方式能使机组快速而稳定地达到额定转速。水轮机进入空载运行后，通常设定值为电网频率，而在网频故障时，机组频率跟踪频率给定，频率给定的整定值（以相对值的百分数表达）在每次开机命令后被重新设置到100%。天荒坪抽水蓄能电站机组发电方向启动过程的转速和导叶开度变化如图4-2-8所示，机组作拖动机的启动过程功率和导叶开度变化曲线如图4-2-9所示。图4-2-8 水泵水轮机发电方向启动过程转速和导叶开度变化曲线图4-2-9 机组作拖动机启动过程功率和导叶开度变化曲线

当调速器接收到停机脉冲命令后，调速器将快速关闭导叶接力器至全关。

2.频率调节

频率调节模式主要运行在机组空载、背靠背拖动或者机组孤网（line charge）运行状态，按照PID调节规律控制机组转速跟踪电网频率或频率给定值。

3.功率调节

功率调节模式主要运行在机组并网（非孤网）发电状态，其跟踪的是功率设定值，它追求的是机组功率的稳定。当调速器进入功率调节模式后，功率设定值作为被跟踪量，调速器根据实际功率与设定值的偏差进行PI运算，并根据计算结果开启或关闭导叶。此时，调速器接受负荷增减指令，或接受负荷设定值。

4.开度调节

开度调节模式主要运行在机组并网（非孤网）发电状态，其跟踪的是调速器导叶开度给定值，它追求的是导叶开度的稳定，而不考虑外界因素（如水头、功率）的变化。开度调节模式将比功率调节模式更稳定及可靠，避免了功率信号故障时调速器的误动作以及在同一水道其他机组开机，加减负荷时，本台机组功率由于水头的变化而变化，导致导叶开度波动的情况。但开度调节模式承担一次调频的调节效果却不如功率调节模式。

5.孤网运行

当机组在并网状态下由于外部电网频率发生变化超过调速器程序内部设置的范围（该范围可在触摸屏上修改）时，调速器即进入孤网运行方式，此时的调节方式以频率作为判断依据，不再接受外部的功率或者开度信号。调速器进入孤网运行方式有两种情况：（1）由于外部频率的变化使调速器自动切换到孤网运行方式。此方式在程序中进行一定的延时，以防止外部频率的干扰或者瞬间变化导致越限而进入孤网模式。（2）调速器通过监控系统给出的命令人为地切换到孤网运行方式。此种方式适合于负荷不稳定的小网。

以上两种方式都需要外部命令才能对孤网运行状态进行复归，但是当外部频率处于越限状态时，外部命令是不能对孤网状态进行复归的。不论调速器处于何种运行状态，都有反馈信号送给监控系统。

6.一次调频

调速器在开度调节模式及功率调节模式下均可参与一次调频，但其调节的效果却有差别。

当机组频率（电网频率）超过人工失灵区设定值范围（50.05~49.95Hz）时，调速器一次调频功能被激活。设机频为50.10Hz，此时超过频率死区0.05Hz（即0.1%），若调节系统的调差率e设为4%，此时调节后的功率应在原功率基础上减少0.1%/4%，P即减少2.5%额定功率，对于300MW机组而言，应减少7.5MW的有功。而对于开度模式而言，对于同样的频率变化，由于调速器的永态转差系数b值为4%，此时应减少的导叶开度为2.5%，其对应的功率P变化却不是2.5%额定功率（比该值少），故其一次调频的效果比功率调节模式差。

7.调相工况

对于水泵水轮发电电动机组，调相工况可分为水轮机方向调相和水泵方向调相。此时，机组并在电网中，转轮处于压水状态，导水叶处于全关，有关的水环排水液压阀、蜗壳排气液压阀打开。调速器在发电或水泵工况时，若收到调相模式指令，调速器将复归原有调节模式（开度调节模式、功率调节模式、转速调节模式或水泵模式），进入调相模式。此时调速器导叶开度设定值将变为零。在调相模式转发电或抽水工况时，调速器收到调相解除指令后，先处于停机模式（仍关导叶至零），待接收到调速器启动指令后，导叶开启，调速器进入发电或抽水工况。

8.水泵工况

机组在水泵工况启动过程中，待机组的溅水功率保护动作，导叶首先开至程序设置的启动开度1，经一定延时，待水道内的水流平衡一些之后，再开至二级水头协联开度2，再经一定的延时，待机组的引水系统水力振荡逐渐减弱之后，导叶开至优化开度3。优化开度3由调速器的调节器根据水头和频率实时计算。抽水工况停机时，调速器接到停机指令后将导叶开度设定值设为零，导叶关至零开度。图4-2-10所示是机组泵工况启动过程中吸收的功率及导叶开度变化曲线。

9.甩负荷过渡过程

在抽水蓄能电站中甩负荷是一种常见的现象。水轮发电机组发生甩负荷后，巨大的剩余能量使机组转速上升很快，调速器迅速关闭导叶，并经过一段时间的调整，重新稳定在空载工况下运行。在甩负荷过程中，除了调节保证计算所关心的最大转速上升值和最大水击压力上升值外，还要对甩负荷动态过程的品质指标的优劣进行考核。图4-2-11所示是机组甩负荷过渡过程有关参量的变化曲线。图4-2-10 机组泵工况启动过程中吸收的功率及导叶开度变化曲线图4-2-11 机组甩负荷过渡过程有关参量变化曲线第3节 调速器系统运行与检修一、调速系统运行

调速系统正常运行时一般处于“自动”模式，调速器根据监控指令、功率设定值、水头、频率等控制导叶开度。在对调速器进行设备巡检时，对于电气部分应重点关注导叶开度、转速、水位信号、功率信号、优化功能等是否正常，电气柜内CPU模块、I/O模块、继电器等工作是否正常；对于机械液压部分应关注各油、水管路是否存在渗漏现象，压力油系统的油温、油位、油压是否在正常范围内，各阀门状态是否正常等。二、调速系统的检修与试验

调速系统的日常维护主要包括调速器设备部件外观等的检查，电站可根据设备运行情况制定相应的维护周期。对于调速器电气系统应着重关注电气控制柜是否有报警，电气控制参数设置是否正常，各电气模块卡件、继电器外观是否正常等。对于调速器机械液压系统，应着重关注油压系统的压力、油位、油温是否正常，液压柜内的电磁阀、管接头是否有渗漏情况等。

按照工作性质、内容及工作涉及的范围，调速器的检修工作分为三类：B类检修、C类检修、D类检修。维护人员应根据相关标准规范和电站设备运行的实际情况，制定合适的检修周期及内容，并编制检修规程。在设备运行过程中，需要定期对检修规程进行修编。（一）D类检修

D类检修主要是设备常规检查及消缺。（二）C类检修

C类检修是指根据设备的磨损、老化规律，有重点地对机组进行检查、评估、修理、清扫。C类检修可进行少量零件的更换、设备的消缺、调整等作业。（三）A（B）类检修

A（B）类检修是指针对调速器设备存在的问题，对部分设备进行解体检查和修理。除此之外，还包括调速器功能和性能试验。按照《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》（DL/T496—2001）规定，调速器试验主要包括电气绝缘试验、油压装置试验、I/O元件试验、电液调节装置电气部分试验、机械液压部分试验、电液调节装置整机试验以及动态开机试验等几大类。电站可以根据调速器实际运行情况制定具体的试验方案。以下简单介绍部分试验内容及注意事项。

1.电气绝缘试验

绝缘试验应针对所有的接线和器件进行。试验时应采取措施，防止电子元器件及表计损坏。试验时分别用250V电压等级的兆欧表（回路电压小于100V时）和500V电压等级的兆欧表（回路电压为100~250V时）测定各电气回路间及其与机壳、大地间的绝缘电阻，在温度为15~35℃、相对湿度为45%~90%的环境中，其值不小于1MΩ，若为单独盘柜，其值不小于5MΩ。

2.油压装置试验

油压装置试验包括油泵启动试验、油泵输油量测定试验、油压装置密封性试验等。进行油压装置密封性试验时，将压力油罐的油压和油位保持在正常工作范围内，关闭所有阀门，8h后油压下降不得大于额定油压的4%。若油压下降而油位不变，则说明是漏气所致。当油压、油位均下降时，可启动油泵将油位恢复至原值，若油压能恢复至原值，则说明是漏油所致；若油压仍低于原值，则说明在漏油的同时，还有漏气现象。根据试验结果，应查找漏点并处理。

3.I/O元件试验

调速器系统包含很多数字量及模拟量输入输出卡件、模块、表计等，需定期校验。如转速表的校验，用频率信号发生器作信号源，其输出信号电压应与实际转速信号的电压相当。在信号频率为额定值时，调整转速测量电路或表计附加电路，使转速表的指示为额定转速值，然后逐次改变信号频率，校验转速表的其他刻度。在15~85Hz范围内，表计指示的允许误差为±1.5%，否则应检查表计和转速测量回路，并作适当调整

4.电液调节装置电气部分试验

电液调节装置电气部分试验包括模块通电检查、参数整定及显示的检查试验、工况转换及状态显示的检查试验、调节模式和控制方式的检查试验等。在进行调节模式和控制方式切换试验时，模拟调速器处于发电工况，控制导叶接力器在中间某一开度，完成功率调节模式和开度调节模式的切换，以及自动、电气手动、机械手动等控制方式的切换，检查切换功能是否正常，并测定接力器行程变化是否满足设计要求。

5.机械液压部分试验

在进行机械液压部分试验时，油压装置一般应投入自动，并处于工作油压条件下。机械液压部分试验包括接力器手动开启试验、接力器开关时间测定和关闭规律检查、接力器定位检查。接力器关闭规律检查的目的是核对导叶关闭速率是否与设计值一致。对于具有分段关闭装置的机械液压系统，还要测定分段关闭的拐点是否与设计值一致。为了保证试验安全和可靠，机组大修后进行甩负荷试验前必须进行上述试验。

6.电液调节装置整机试验

电液调节装置整机试验包括电液调节装置静态特性试验（转速死区测定及b值校验）、接力器不动时间测定、电源切换试验、转速信P号丢失试验、电液调节装置漏油量及耗油量测定等。用静态特性法测定转速死区时，将b值置于6%，输入稳定的频率信号，用“功率给P定”将接力器调整到50%行程附近。然后调整输入信号频率值，使之按一个方向逐次升高和降低（必须是单向的，不可回调）。在接力器每次变化稳定后，记录该次输入信号频率值及相应的接力器行程。在10%~90%的接力器行程范围内，测点不得少于8点。如果有1/4以上测点有非正常误差，则试验无效。根据上述试验数据，用作图法或一元线性回归分析法算出转速死区和线性度误差。试验应连续进行两次以上，试验结果取其平均值。

7.动态开机试验（1）手动空载转速摆动值测定

机组空载运行并稳定于额定转速后，励磁调节器投入并置于自动运行方式，用自动记录仪测定机组手动空载工况下运行3min的转速最大摆动值，重复测定3次。（2）空载扰动试验及自动空载转速摆动值测定

在自动方式空载工况下，对调速器系统施加频率阶跃扰动，记录机组转速、接力器等的过渡过程，转速摆动值、超调量、波动次数应符合设计要求，重复测定3次。（3）突变负荷试验

机组带负荷后，根据现场情况，用不同方式使机组突增或突减负荷，其变化量不大于机组额定负荷的25%。观察并记录机组转速、水压、功率和接力器行程的过渡过程。（4）甩负荷试验

将空载及负载参数置于设定值，依次分别甩掉25%、50%、75%、100%的额定负荷，用自动记录仪记录机组转速、接力器行程、蜗壳水压及发电机定子电流等参数的过渡过程。试验中应特别注意做好安全措施，防止机组飞逸和水压过高。（5）事故低油压关闭导叶试验

机组并网带25%和50%负荷运行，油压装置切为手动，使油压逐渐降至事故低油压。此时压力信号器应作用于紧急停机电磁阀，使机组停机。若在事故低油压下不能可靠关闭导叶，说明事故低油压整定值偏低，必须适当调高后重复进行试验。然后将负荷调整至100%，重复上述试验。试验时应在水轮机进水闸门或快速闸门处设置专人负责安全工作，以便在紧急情况下停机，防止事故扩大。（6）带负荷72h连续运行试验

整机试验全部完成后，拆除全部试验接线，使机组所有设备恢复到正常运行状态，然后进行带负荷72h连续运行试验。试验中应对各有关部位进行巡回监视并认真做好运行记录。三、典型故障分析与处理

调速系统常见故障包括自动化元件故障、输入输出信号异常、机械液压系统故障等。本节举例说明故障分析的思路和处理方法。

1.导叶未正常开启故障（1）故障现象

机组发电启动，监控发出调速器启动开导叶令后，导叶实际未动作，机组启动失败。（2）故障原因分析

导叶接力器未动作。可以从电气控制回路和机械液压回路两个方面分析，可能原因有：

1）调速器未接收到监控发出的启动命令；

2）调速器接收到启动令后，控制系统未发出导叶动作设定值；

3）机械液压回路卡涩，导叶无法动作。（3）故障处理

1）查看监控记录，确认调速器控制系统是否收到监控发出的启动令，若命令传输过程有丢失，需对回路进行检查，查明是否有断线情况。

2）使用调速器电气柜现地手动模式，设定导叶启动值，确认电液转换器是否收到电流信号，若信号传输回路无误，则可断定是机械液压回路故障，若电液转换器无法收到电流信号，则断定是调速器自身控制系统故障。查明故障元件后，可进行修复或更换。

2.机组发电过负荷异常情况（1）故障现象

机组发电带负荷运行，在无监控调节指令情况下，导叶自行开大，机组过负荷。（2）故障原因分析

1）功率反馈回路故障

机组正常发电运行于功率调节模式，若功率反馈回路断线或变送器输出异常，则调速器会发开导叶指令，增加有功，可能造成过负荷。

2）机械液压回路故障

调速器控制导叶动作是通过电液转换单元将电信号转换为液压信号而实现的，机组处于发电运行时，由于水头和电网频率的变化，导叶接力器处于不断的微调中，若导叶接力器在调整开度过程中，电液转换单元输出异常增负荷信号或内部发卡于开侧，则有可能造成导叶失控，不断增大开度，造成机组过负荷。

3）电气控制回路故障

电液转换单元接受到的电气控制信号来自于调速器电气柜CPU运算输出和一系列的AO模块及信号放大卡，若电气卡件及模块异常，导致电液转换单元接收到的信号异常，也可能造成导叶异常增大，造成机组过负荷。（3）故障处理

在机组停机进水球阀关闭的情况下，按以下方法检查判断：

1）检查功率反馈回路有无断线，若无断线，可采用在功率变送器输入侧加电流，测量调速器接收到的电流信号是否一致，来判断是否功率变送器异常。

2）在电液转换单元输入侧加电流信号，观察导叶接力器动作是否正常，或者测量电液转换单元静特性，估算线性度。

3）测试调节器、信号放大卡性能，检查其输出是否正常。（本章编审人员：赵毅峰、冯文帅）第5章 主进水阀第1节 概述

水电站机组的主进水阀是指设置在水轮机蜗壳与压力管道之间的阀门，主要用于停机时减少机组的漏水量、岔管引水电站的机组检修以及机组事故时防止飞逸事故扩大等。主进水阀有时也称为主阀。大中型机组的主进水阀常用形式有两种，一种是蝴蝶阀（简称蝶阀），一般适用于水头200m以下；另一种是球阀，主要适用于管路直径在2~3m以下、水头在200m以上的高水头电站。抽水蓄能电站一般水头都比较高（大部分在200m以上），所以大多选用球阀作为其主进水阀。一、主进水阀的作用

1.减少停机时的机组漏水量

机组停机时，由于导叶上下端面本身存在间隙，而且在实际运行中还存在一定的空蚀和磨损等情况，其漏水是不可能避免的。据相关统计，一般导叶的漏水量为机组最大流量的2%~3%，严重的甚至可达到5%。特别是在抽水蓄能电站普遍水头较高的情况下，其漏水量的损失相当可观。而在安装了主进水阀后，由于其关闭严实，密封性能优越等特点，就可以大大减少漏水损失。

2.缩短机组重新启动的时间

抽水蓄能电站在电网系统中主要起着事故备用、调峰填谷、调频调相等作用，机组起停频繁。在安装了主进水阀后，不必关闭上游进水闸门及进行压力隧道充水操作，可保证机组随时响应系统的实际负荷要求，确保机组运行的灵活性和快速响应能力。特别是对于高水头、长压力管道的抽水蓄能电站，其实际意义更为明显。

3.切断水流，确保机组检修安全

对于岔管引水电站，当一条输水总管同时供给数台机组时，若其中一台或数台机组需要停机检修时，即可通过关闭其相应的主进水阀进行停机检修，既确保了检修机组的安全，又不会影响其他机组的正常运行。

4.防止飞逸事故的扩大

在正常情况下，主进水阀须在上下游均压后方可进行开启或关闭操作；在特殊情况下，如在机组和调速器发生故障，导叶无法快速关闭时，主进水阀能够实现快速关闭，以截断水流防止机组飞逸事故的进一步扩大。

5.充作压力钢管堵头

在设备投产初期，主进水阀可以作为机组压力钢管的堵头使用，避免不必要的高压管路充排水操作，从而减少对其他运行机组的影响。二、主进水阀的常见形式

常规水电站一般在水头高于200m时才使用球阀作为主进水阀，但抽水蓄能电站因为起停操作频繁、高压管路长、管道压力波动大，对密封性能提出更高要求。球阀关闭严密，漏水极少，水力性能优越，在全开位置时几乎没有水力损失，操作力矩也相对较小，即便是在动水操作时水阻力也只有摩擦力矩的5%左右，有利于动水紧急关闭。所以绝大多数高水头电站均使用球阀作为主进水阀。球阀在整体性能上明显高于蝶阀，但其体积大、重量大、结构复杂、造价相对较高。球阀和蝶阀的结构示意图如图5-1-1、图5-1-2所示。图5-1-1 球阀结构示意图图5-1-2 蝶阀结构示意图

有时为了节省投资，球阀的直径也可以选得比高压管道略小一些，两端用渐变管连接。但减小直径后会带来附加的水力损失，所以一般设计时应将节约的设备投资与电能损失进行综合比较，以找出最佳的球阀尺寸。

球阀的操作力矩比蝶阀小，转动速度快，大型球阀（直径2m以上）的开启时间一般在20~50s或更短，中型球阀开启时间可达10~20s左右，说明球阀的操作速度已接近导叶操作速度，在机组控制设计上可以与导叶配合使用。球阀的操作动力有多种，多数球阀采用油压操作。有些蓄能电站用油压作为开启动力而用钢管水压作为关闭动力，并可通过重锤的配合作用来进行关闭。也有的高水头蓄能电站球阀开启和关闭均使用压力钢管水压。

图5-1-3为某球阀在动水中（导叶保持开启不动）的关闭特性曲线图。从图中可以清楚看到，球阀由全开到全关过程中活门的水力矩都有自关闭趋势。在关闭的前2/3行程接力器只起制动作用；因为阀轴承的摩擦力逐渐增大，在最后1/3行程内接力器起推动作用，最大力矩发生在关闭压紧时。

相比而言，蝶阀的外形尺寸较小，重量较轻，造价便宜，结构简单，操作方便，也能够进行动水关闭。但其缺点是蝶阀活门对水流流态产生一定影响，特别是在高水头、高流速情况下，活门因增加强度和刚度需要而导致其厚度及外形尺寸相应增加，从而更容易造成水力损失及出现阀门空蚀现象。另外，相比之下蝶阀的密封效果不如球阀，密封不够严密，容易出现少量漏水和空蚀现象，密封在阀门开启或关闭过程中容易擦伤等。图5-1-3 球阀动水关闭特性曲线示意图

蝶阀根据阀轴布置可分卧式和立式两种，在水力性能方面没有明显差别，各制造厂根据自己的设计经验或使用的实际需要来决定实际布置形式。立轴和卧轴的蝶阀具有不同的优缺点：（1）立轴蝶阀的组合面通常设在水平面上，可以逐渐进行拆装，而卧轴蝶阀的组合面通常设在垂直位置，往往需要在安装间装配好后整体吊装，因此其安装和检修相对较为复杂。（2）立轴蝶阀底部轴承容易沉积泥沙，从而导致下部轴承磨损甚至阀门整体下沉，影响密封效果，故需要定期清洗排沙。而卧轴蝶阀就不存在类似问题。（3）立轴蝶阀的操作机构位于阀门顶部，有利于防潮和维护检修，但需要有刚度很高的支柱进行固定，且下端轴承需要安装推力轴承以支撑活门重量，结构相对较为复杂。卧轴蝶阀的操作机构则可以利用混凝土支墩作为基础，不需要单独设置的推力轴承，故结构相对较为简单。

考虑到防止泥沙沉积问题以及简化结构，一般情况下大型蝶阀宜优先选用卧式蝶阀。三、主进水阀的主要技术参数

主进水阀的主要技术参数包括设计参数和性能参数。设计参数包括额定设计水头、设计压力、操作油系统压力等；性能参数包括开启时最大允许过流压差、阀门开启及关闭时间等相关性能指标。表5-1-1和表5-1-2所示为国内某大型抽水蓄能电站主进水阀（球阀）的主要设计参数和性能参数。表5-1-1 某大型抽水蓄能电站主进水阀（球阀）的主要设计参数表5-1-2 某大型抽水蓄能电站主进水阀（球阀）的主要性能参数

主进水阀具备动水关闭的能力，其受力情况如图5-1-4所示。影响其性能的因素有很多种，包括动水力矩、偏心力矩（蝶阀）、重锤力矩（接力器操作力矩）、摩擦力矩等。图5-1-4 主进水阀受力情况示意图第2节 主进水阀的结构组成

主进水阀（球阀）的主要构件包括阀体、活门、阀轴/枢轴轴承、密封及其机械锁锭装置、操作机构、旁通管路系统等部件（见图5-2-1）。通常活门的开启/关闭通过接力器来实现，某些主进水阀设计有重锤，重锤在液压回路失效时可以保证球阀自动关闭。图5-2-1 球阀阀体整体结构示意图一、阀体

1.球阀的阀体

球阀的阀体是阀门的主要部件，承受各种运行工况下的水压力、操作力和各种力矩，对阀门的各部件提供支持，所以要求保证其具备足够的刚度和强度。

阀体基本为圆球形，通常由两件组成。组合面的位置有两种，一种是偏心分瓣（见图5-2-2），组合面靠近下游侧，阀体的地脚固定螺栓均布置在上游侧的主要阀体上。其优点是分瓣面固定螺栓受力均匀，缺点是活门及阀轴必须设计成装配式结构，以便于阀门安装。另一种可以是对称分瓣结构（见图5-2-3），阀轴与活门可以采用整体结构，阀体可分瓣铸造后进行整体焊接。通常阀体顶部设有排气阀，而底部设有排污阀。而球阀支撑底座承载全部的垂直载荷，在设计上允许球阀沿轴线方向相对于基础板有微小位移，所以要求基础板与支撑底座接触面加工光滑。图5-2-2 球阀阀体偏心分瓣结构示意图图5-2-3 球阀阀体对称分瓣结构示意图

国内某大型电站的球阀是由高强度铸钢分2瓣铸造后，带活门焊接成一体。上游端法兰设计传递阀门关闭时的轴向力。上下端法兰有不锈钢里衬与密封环配合。端面法兰设有3个孔用于安装密封位置指示器，上游端同时设有16个孔用于安装密封机械螺栓锁锭。

2.蝶阀的阀体

蝶阀的阀体是蝶阀的主要部件，一般为圆筒形，水流从其中流过，承受水压力，支持所有蝶阀的零部件，承受操作力矩以及活门全关时的集中载荷，因此要求有足够的刚度和强度。

在直径较小、工作水头较低的情况下，可采用铸铁铸造，而大中型阀体则多采用铸钢或钢板焊接结构。阀体分瓣与否取决于设计、制造、运输、安装等众多条件的影响。当活门与阀轴为整体结构或不易拆装时，应考虑采用两瓣结构进行组装。尺寸超过4m及以上的阀体应考虑分瓣结构，方便交通运输要求。通常分瓣面选择布置与阀轴垂直的平面或偏离一定距离。

阀体下半部的地脚承受蝶阀全部的重量及活门操作过程中产生的力和力矩，但不承受作用在活门上的水推力。水推力一般由上游侧的连接法兰经压力钢管传到混凝土基础上，为此在地脚螺栓与安装孔的配合上，一般留有一定的间隙（大约为30~50mm），这也便于阀门的安装和检修。图5-2-4 蝴蝶阀阀体及活门结构示意图二、活门、阀轴和轴承

1.球阀

球阀的活门是直径方向带有两个轴的球形体。阀芯内孔直径及阀体内孔均与阀门进出口直径一样。当球阀开启时，活门的过水断面就与压力钢管直通，以使水流稳定并且水流损失最小，有利于提高水泵水轮机的工作效率。活门开孔两端设有两个密封座与阀体内活动密封环配合起密封水的作用，当阀门关闭时，活门旋转90°，截断水流，此时由球面承受水压，改善了活门的受力条件。这与平面结构的阀门相比，不仅可以承受更高的水压力，还能节省材料，减轻自身重量。

轴承钢套及轴瓦安装在阀体的轴承座内，应能承受枢轴的最大径向压力。国内某大型电站球阀采用卧轴结构，阀轴水平安装在阀体两端的轴承内，阀轴热套有不锈钢轴套以保护阀轴。采用自润滑型轴瓦，压装在轴承钢套上。枢轴密封位于轴承压盖内侧，通常采用“U”型密封。阀体与轴承之间设计有O型密封，防止间隙发生漏水。阀体与轴承支撑之间还有一个“U”型密封，防止泥沙进入轴承内。球阀枢轴结构示意图如图5-2-5所示。1—球阀阀体；2—枢轴轴承；3—枢轴压盖；4—枢轴密封支持环；5—枢轴耳轴不锈钢轴套；6—枢轴压盖固定螺栓；7—枢轴密封压环螺栓；8—枢轴密封；9—O型密封图5-2-5 球阀枢轴结构示意图

2.蝶阀

蝶阀的活门全关时需承受全部水压力，而在全开位置时处在流道中心位置，因此在保证自身足够的强度和刚度的情况下，还应具有良好的水力性能，以尽可能地减少水力损耗。蝶阀活门通常采用菱形、铁饼形、平斜形以及双平板形结构。菱形水力阻力系数最小，但其强度较差，适用于工作水头较低的情况；铁饼形的外形断面由圆弧及抛物线构成，强度较高，但水力阻力系数高于菱形及平斜形。近年来为了提高蝶阀的密封性能，开始采用双平板形活门，两侧为圆形平板，中间设有若干沿水流方向的筋板，其特点是水力阻力系数小，全关后密封效果好，但不便于分瓣结构设计，同时也受加工及运输等条件限制，其尺寸一般不超过4m。受水头高低影响，活门可采用铸铁或铸钢，大型活门则一般采用钢板焊接结构。

蝶阀活门一旦离开全开位置时即会产生自关闭力矩，始终具备自关闭趋势，所以在其全开位置时必须要设有可靠的锁锭装置。同时也是为了防止漏油或水锤冲击时造成误开关现象。锁锭装置在阀门全开或全关的情况下都应保证可靠投用。

一般蝶阀阀轴也设置钢套，以便在不拆阀体、活门的条件下更换轴承或密封件。阀轴轴颈处一般包焊不锈钢或设置不锈钢保护层。早期大中型蝶阀采用青铜瓦，需要定期加注黄油。随着蝶阀设计得更加紧凑和减少操作容量，国内外普遍趋向减小阀轴直径，导致挤压应力提高。轴瓦普遍向采用自润滑材料方向发展。而立式蝶阀还需在活门底部设置止推轴承，轴承下部设有垫板和调节螺栓，以调节活门和阀体之间的相对位置。三、密封装置

1.球阀的密封装置

球阀通常设有两道密封装置，上游密封为检修密封，当机组或工作密封检修时投入，作为设备隔离的必要安全措施，平时机组运行时保持在退出位置；下游密封是工作密封，随球阀启闭而退出/投入。检修密封/工作密封在设计中有的采用橡胶密封，更多的是采用金属密封，利用双作用不锈钢环与阀体密封构成前后两个腔，其投退操作均可由水压操作完成。工作密封的水源一般取自压力钢管，只要钢管中有水压就能保证密封紧密关闭。在正常情况下要求活门前后水压平衡后再进行开启或关闭操作，活门开启和关闭操作过程中必须确保密封在退出位置。在考虑球阀结构时必须能满足阀门在动水中关闭的运行设计要求。

检修密封早先有设计成机械操作，利用螺杆和螺母进行操作，但其结构复杂，而且周围螺杆容易操作不均匀而造成密封偏卡、动作不灵。现在的设计均改为水压操作，但为了确保检修密封可靠投入，球阀检修密封设计中通常会考虑配备密封锁锭螺杆装置。当检修密封投入后，手动投入锁锭螺杆作为备用安全措施，以防止检修密封意外退出。手动锁锭投入时，应使每一个手动锁锭的投入程度保持一致，投入程度以将内侧的锁锭杆刚好顶到止漏环后锁锭螺柱再退出1/2圈为准。锁锭若要退出则以顶到限位块为准，不允许有个别锁锭未完全退出，否则在检修密封环退出时，将引起未退出锁锭的损坏。锁锭螺杆在压力钢管排空、下游管路充水或阀体充水等水压差变化时不能投入，以防止压力变化引起螺杆受力过大而造成损坏或变形。

检修密封止漏环的底部上游侧、工作密封止漏环的底部下游侧都设有冲沙孔，以减少水中砂石颗粒等杂质对密封环造成异常磨损。冲沙孔应定期开启，间隔时间根据实际水质情况确定。1—阀体；2—活动密封环；3—固定密封环；4—可拆卸段图5-2-6 球阀工作密封T型结构示意图

检修密封/工作密封均应安装位置指示器，通过活动密封环的纵向移动来使位置开关动作。位置开关信号通常送到监控系统作为控制或显示用。

在球阀的一侧通常安装有一根旁通管，通过旁通管先将蜗壳充压后再开启活门。这种操作将增加球阀开启时间，现今设计中有采用球阀本身的工作密封来充水。如图5-2-6所示的活动密封环为一T形环，向蜗壳充水时可有控制地泄掉密封环后腔水压，密封退出后水流就可以通过密封环四周进入蜗壳，其过程比用旁通阀更快速和平稳。

图5-2-7是工作密封固定环和活动环实物照片。图5-2-7 工作密封固定环和活动环实物照片

常见检修密封及工作密封结构示意图如图5-2-8、图5-2-9所示。图5-2-8 检修密封结构示意图图5-2-9 工作密封结构示意图

2.蝶阀的密封装置

主密封又称为周圈密封，位于活门与阀体之间。常用的主密封可分为两大类：一类是挤压式密封；另一类为充气式密封。挤压式密封分为金属接触密封和弹性密封两种。金属密封又分为直压式和斜压式。由于在实际应用中大型蝶阀变形较大，容易出现局部漏水，密封面因间隙空蚀很容易受到破坏，故金属接触式密封不但制造要求高、难度大，而且可靠性也不如弹性密封好。弹性密封国内外均大量使用，结构多种多样，密封性能良好，密封材料通常采用橡胶或聚氨酯弹性体。

当利用充气式橡胶围带作为周圈密封时，围带内的压缩空气压力应大于水压（不包括升压）0.2~0.4MPa，依靠橡胶围带本身受压膨胀起到良好的密封效果，而使用这种结构密封时活门的全开/全关转角为90°。橡胶围带通常安装在阀体或活门上，当活门全关后，空气围带中充入压缩空气使空气围带膨胀，封住活门与阀体之间的周圈间隙。而在活门开启前，必须排气退出橡胶围带。围带正常退出时应保证围带与密封面留有一定间隙，防止围带异常磨损。

在蝶阀的实际应用中，使用效果都有较好的胀圈式密封，适用于直径较小的蝶阀，而空气围带式密封适用于直径较大的蝶阀。四、操作机构及摇摆式接力器

主进水阀的操作机构有多种形式（见图5-2-10），它可以通过摇摆式接力器与重锤的配合来提高主进水阀关闭操作的可靠性。重锤通过锥型键与活门的耳轴相连。在异常情况下，如在最大压力、最大流量时关闭球阀，仅在重锤自重的作用下，可确保阀门关闭，而在有油压作用下任何运行工况都应保证阀门能全关。阀门设计一般在阀门上下游平压时开启。操作机构装有液压锁锭装置，由阀门控制系统控制，锁锭装置在阀门全关时投入，可有效地防止球阀非正常开启。图5-2-10 各种操作机构示意图

主进水阀各种操作机构的特点：（1）OM-1采用双作用接力器对阀门进行操作，与重锤式相比较，所需的油压装置容量大。在特殊情况下，OM-1接力器的操作介质也可以用水，该方案的安全性能高，在压力钢管有压的情况下，就可实现阀门的各种操作，但成本很高。（2）OM-2采用了重锤，在失去油压的情况下，能确保关闭阀门，安全性能高。缺点是操作机构所需的空间大，电站厂房的开挖量较大。（3）OM-1的接力器基础与阀门本体连接，除阀门的重量外，无外力作用到阀门的基础上，球阀安装简单。而OM-2的接力器位置需要在电站调整确定，存在有调整不到位而造成阀门漏水量增加的风险。

摇摆式接力器下部用铰链与基础相连，其供油管必须适应接力器缸体的摆动，常用接头为高压软管接头或铰链式刚性管接头。

对接力器的一般要求是：（1）由于阀门的全开全关位置由接力器确定，因此对接力器的行程公差要求较高，一般需控制在＋/－0.5mm内，否则可能造成阀门开启过度或开启不足。（2）接力器的设计压力按工作过程中可能出现的最高压力进行设计，而不是采用与油压装置相同的压力。由于动水关闭时出现的动水力矩，阀门开启腔的压力会高于油压装置的压力。（3）开启腔设置有节流片，用于调整阀门开关速度。同时预防高压软管破裂时阀门的关闭速度过快。（4）开启腔侧的活塞上应开沟槽，防止油液闭塞，在全关位置压力下降缓慢。开启侧在缓冲腔前设置有接口，用于控制球阀的工作密封。（5）应采用自润滑球轴承，防止在安装位置出现偏差或枢轴出现变形的情况下，接力器卡死或增加摩擦力矩。五、旁通管和旁通阀

设计旁通管及旁通阀的目的主要是在阀门开启时确保活门两边平压，减少作用在活门上的水力矩，使接力器在阀门全关状态时容易开启。开启主进水阀前，先开旁通阀对蜗壳进行充压，在两侧均压后确保活门在静水中开启。旁通阀结构示意图及其实物照片如图5-2-10所示。图5-2-10 旁通阀结构示意图及其实物照片

旁通管路上系统通常安装有两个旁通阀，旁通阀操作可以设计液压、电动甚至是手动操作。目前大中型抽水蓄能电站设计中通常选择两个液压操作的针阀作为旁通阀，上游旁通阀只在检修时投入，装在压力钢管延伸段上；下游旁通阀是工作旁通阀，连接在可拆卸伸缩节上。阀门及管路均由不锈钢制造。在实践应用中，检修旁通阀关闭腔可取压力钢管水作为操作动力，开启腔由油压操作，因而在操作油压丢失的情况下具有自关闭趋势。检修旁通阀在机组正常运行时保持全开，紧急情况时能够确保自动关闭。针阀的开关速度可通过改变供油管内的节流孔大小来改变。六、伸缩节

主进水阀上游侧设有带法兰的进水连接管，其前端部与压力钢管相焊接，后端设有主进水阀连接法兰。进水连接管左上部（从进水方向看）设有检修旁通管路安装法兰；水平位置布置有不锈钢压力测孔，用于球阀前后压差检测；底部设有压力钢管排水管路。

在球阀的下游侧设有伸缩节（901V310B01），其伸缩量为30mm，供电站装拆和检修球阀之用。伸缩缝位于伸缩节下游侧，为松套法兰式结构。

通常主进水阀在下游侧与蜗壳之间设置有伸缩节（如图5-2-11所示），保证阀门可以在水平方向有一定的距离位移，方便阀门的现场安装检修以及适应钢管的轴向温度变形。但伸缩节不承受轴向水推力。伸缩节与阀门以法兰螺栓连接，伸缩缝通常采用松套法兰式结构，利用压环将O型橡胶密封压紧，以防止伸缩缝漏水。伸缩节的下游侧与水轮机蜗壳延伸连接管相连。在伸缩节顶部有自动空气阀法兰接口，用于蜗壳排气。在检修旁通阀法兰的对应位置设有工作旁通管路安装法兰。在伸缩节底部设有蜗壳排水阀安装法兰，可配一排水阀进行蜗壳检修排水。对于大尺寸的伸缩节，可以在伸缩节上布置有蜗壳进入门，方便检修人员进入蜗壳内部进行相关检修维护工作。图5-2-11 伸缩节结构示意图七、主进水阀的操作方式及操作系统

主进水阀的操作系统按照操作动力的不同可分为手动操作、电动操作、液压操作等类型。一般低水头和直径较小的阀门可采用电动操作，而不要求远方操作的小型阀门可采用手动操作。大中型抽水蓄能电站均通过配压阀、接力器等液压操作系统来实现对主进水阀的正常操作。液压操作系统通常采用油压操作。根据电站的本身特点和要求，可以采用集中供油方式，即一套油压装置对多台主进水阀提供操作能源。另一种则是单元式供油方式，大中型电站多采用该种供油方式，每台主进水阀均设置有专门的油压装置。油压装置系统通常由工作油泵、备用油泵、循环滤油泵、漏油泵、压油槽、集油槽等组成。压油槽油位通常由其自动补气系统来进行控制，而补油时则根据压力油罐的压力开关来控制油泵的起停。

当电站水头大于150m时，主进水阀的液压操作系统也可以采用压力钢管中的高压水作为操作能源，这样可以大大简化操作系统的设备配备，减少设备的投入成本和日常检修维护工作。但其对水质要求较高，必须做好水体的过滤，以防止活塞和配压阀的内部磨损和阻塞。通常要求配压阀及接力器内表面采用耐磨及防锈处理。当水头较低时，不适宜采用水压操作，否则需增加接力器缸体直径，而通常会采用油压操作。第3节 主进水阀的运行与维护一、主进水阀的日常运行

主进水阀的日常运行与机组的运行工况紧密相连，根据实际运行工况仅进行全开或全关操作，其实际运行状态包括全开、全关和隔离状态（退出运行）。当机组在正常水轮机工况、抽水工况运行时均需进行全开或全关操作；而当机组在调相工况运行时，主进水阀应保持在关闭状态。在机组设备检修时，主进水阀将进行安全隔离，投入检修密封及检修旁通阀，并确保其在全关状态。

大中型抽水蓄能电站主进水阀的开启和关闭，主要由其自动控制系统控制并由其液压操作系统来实现。当接收到远方监控或现地控制盘柜的开启或关闭指令后，将自动执行主进水阀开启或关闭的规定程序。由于受到主进水阀的制造厂家、具体结构、功用、控制系统、自动元器件以及用户的要求等诸多因素的影响，其日常运行的特点和管理要求也不同。相对于目前常用的PLC自动控制系统，其运行可靠性及稳定性均相对较高，能够满足机组安全运行的各项要求。

在设有尾水事故闸门的机组，主进水阀与尾水事故闸门之间必须设有可靠的相互闭锁。当尾水事故闸门全开时，才能允许主进水阀进行开启操作；当主进水阀全关时，尾水事故闸门方可进行开启或关闭操作。尾水事故闸门全开信号及主进水阀全关信号均应接入对方控制系统，一旦在机组运行时出现尾水事故闸门异常下降将及时紧急关闭主进水阀，以保护尾水事故闸门不受异常损坏。

主进水阀通常设置有多个本体位置开关信号及模拟量开度信号，方便阀门开启/关闭位置的运行监视和实际控制。其密封投入及退出信号一般有两种，一种是取自其位置开关信号，随活动密封投退而动作；另一种是取自密封投入腔或退出腔压力开关信号，用以监视密封实际投退位置或用于阀门开启或关闭的实际控制。旁通阀宜设有全开/全关的位置开关信号，同时可以增设模拟量开度信号以加强对其操作的全过程监控需求。

下面简单介绍国内某大型电站的球阀开启和关闭过程。

1.开启程序

收到主进水阀打开指令后，退出接力器锁锭，打开工作旁通阀（检修旁通阀在常开位置），当蜗壳建压后，退出工作密封并保持在退出状态，主进水阀活门打开，随后关闭工作旁通阀。参照液压系统附图，具体执行步骤如下：（1）监控PSCS发出开球阀命令到主进水球阀逻辑控制单元（＋IV01PLC）。（2）＋IV01PLC首先发出退接力器锁锭命令，－Y0208励磁，－VP206阀芯移至平行位置，锁锭退出。锁锭位置开关－S0220和－S0226动作反馈至PLC后，－Y0208失磁。（3）同时发出工作旁通阀打开命令，－Y0300励磁，－VP300阀芯移至交叉位置，旁通阀－VN000打开，全开时全开位置开关－S0310动作反馈至PLC，－Y0300失磁；（4）工作旁通阀打开时给蜗壳充压，压力开关－S0600动作反馈至PLC；（5）PLC发出工作密封退出命令，－Y0400励磁，VP400阀芯移至交叉位置，使VP004上腔带压，VP004阀芯移至交叉位置，工作密封退出。（6）当工作密封关闭腔压力低于整定值时，工作密封投入腔压力开关－S0400复归，工作密封退出信号发送至＋IV01，PLC发出球阀开启命令。（7）－Y0200励磁，VP200移至交叉位置，压力油到达VP000右侧，使接力器下腔接通压力油，球阀开始打开。VP000右侧腔与接力器下腔经节流板连通，－Y0200失磁，VP000仍可保持在斜平行位。而VP004下腔与接力器下腔相连，VP004保持在交叉状态，确保工作密封保持在全开位置，－Y0400失磁。（8）球阀全开信号收到后，－Y0302/Y0303励磁，关闭工作旁通阀。

2.关闭程序

收到主进水阀关闭指令后，打开工作旁通阀，关闭主进水阀活门，当确认其关闭到位后投入工作密封，随后关闭工作旁通阀并投入接力器锁锭。具体执行步骤如下：（1）监控PSCS发出球阀关闭命令到＋IV01PLC。（2）PLC首先发出工作旁通阀开启命令，－Y0300励磁，旁通阀－VN000打开。（3）同时，PLC发出球阀关闭命令，－Y0202和－Y0203励磁，－VP202和－VP203阀芯移到交叉位置，接力器主配压阀－VP000右侧腔排油，而左侧腔一直充压，－VP000阀芯右移，接力器上腔接通压力油，下腔接通排油，球阀开始关闭。（4）当球阀全关时，全关位置－S0214/S0215开关动作，＋IV01盘柜球阀全关指示灯亮。（5）球阀全关后，接力器下腔压力为零，－VP004阀芯在下腔常水压的作用下上移到平行位置，下游密封投入腔接通水压，退出腔排水，工作密封投入。（6）工作密封投入腔压力开关－S0400动作后，PLC发出工作旁通阀关闭密令，－Y0302和－Y0303励磁，工作旁通阀－VN000关闭。（7）当工作旁通阀全关后，PLC发出锁锭投入命令，－Y0206励磁。

另外，当压力钢管排空时，在主进水阀需要进行无水开启和关闭的过程中，应特别注意主进水阀检修密封和工作密封的退出情况，防止因为密封操作水源丢失而导致在无水操作过程中损坏密封。二、日常维护

主进水阀的日常维护工作主要包括阀体及基础检查、油压系统的检查维护、油泵的运行维护、轴承润滑剂补充、操作管路及阀门振动情况检查及固定、阀体防腐与环境整治等。每日检查球阀整体结构和基础，对所有结构件、机构、液压件和电气设备作外观检查，检查阀体和伸缩节周围有无泄漏，检查旁通管路布置是否有泄漏。对于电源供应和控制柜注意检查供电和控制柜电路系统是否有明显的过热标记、电线破裂、老化等现象。检查电缆接头的连接有无松动等异常。定期做好压力仪表的检测和校验工作，检测合格后贴上带检测日期的标签，要求所有表计连接接头不泄漏。

当主进水阀设有油压装置时，应检查接力器和连接管路有无泄漏出的液压油。压力油罐通常1/3为油、2/3为压缩空气，为主进水阀提供可靠的操作能源。应注意检查压力油罐油位、集油槽油位、工作油压、油温、压力油泵工作情况、漏油泵工作情况等。定期做好润滑油的油品检测，防止出现油混水、颗粒度增多甚至油品变质等问题。

主进水阀的各操作水管路、供排油管路等在操作过程中极易出现受冲击、振动大等现象，特别是在管路首次充压过程中可能还会有大量气体存在，更是容易出现上述问题。操控管路接头脱落、爆管、法兰严重渗漏等将会对主进水阀的安全稳定运行构成巨大危险，甚至会损坏阀门并可能造成人员伤害。所以除了在设备检修过程中对其进行认真检查外，应在首次管路充压过程中注意对相关设备进行排气处理，加强阀门运行中的日常检查维护工作，特别是阀门的管路支架设置、管夹紧固、管路法兰紧固、管接头连接等情况，防止出现接头松动、法兰渗漏等问题。三、主进水阀检修

根据《抽水蓄能电站检修导则》要求，主进水阀及其操作系统检修可分为A、C级检修，其中A级检修项目主要包括：（1）本体设备的检查及处理，具体包括工作密封检查（工作密封严密性检查和漏水量测量）或更换、枢轴密封检查或更换、伸缩节密封更换、锁锭机构检查调整、进水阀接力器检查处理（含耐压试验）、紧固（地脚）螺栓检查等。（2）自动控制系统检查，包括压力开关、位置传感器、位置开关整定值检查调整、自动化元件、表计校验和更换，油罐安全阀校验等。（3）油压系统检修，包括透平油样化验与分析，集油槽、压油罐、漏油箱、主油阀、控制阀组、过滤器的清扫检查及处理，滤芯更换，油泵检查及处理，包括油泵卸载阀整定值检查调整、液压系统保护整定值核对等，各管路系统检查，接力器高压连接软管更换等。（4）电气控制回路检查及工作电源的测试，包括PLC参数及程序备份、PLC电池检查或更换PLC模块检查、PLC程序版本一致性核对，继电器校验和更换等。（5）调试工作，包括进水阀开关时间试验、用气系统检查处理及自动补气功能试验、电气控制柜配合进水阀系统整体功能调试及传动试验、PLC冗余CPU切换试验、I/O通道测试及信号传动试验、控制回路模拟动作试验、油泵故障自动切换、定期轮换功能检查等。

主进水阀检修如果涉及阀门整体更换、枢轴轴承更换、检修密封更换等工作，就必须要求上游压力管道、机组尾水管道放空作为检修安全隔离措施，所要求的工期较长，并对设备的正常运行产生一定影响。对工作密封、枢轴密封以及下游伸缩节密封更换等相关工作，则需要投入上游侧的检修密封及检修旁通阀作为安全隔离措施，仅对当前机组产生影响，而不会对其他机组产生影响。

检修前应认真做好检修安全策划工作。主要策划内容包括整体检修安全质量目标、“三措”（检修安全措施、检修组织措施、检修技术措施）、计划工期及进度、检修任务及范围、检修标准作业指导书等。由于主进水阀检修风险较高，涉及高空作业、起重作业、交叉作业、吊物孔洞管理等多个作业安全问题，特别是在上游侧高压操作管路带压的情况下，如果出现异常就容易发生设备事故甚至人员伤亡事故，所以开工前应认真做好所有检修人员的安全教育和检修安全交底，仔细核对现场设备实际状态等。

下面简单介绍球阀的几种常见部件的更换处理（参见图5-3-1）。图5-3-1 某球阀工作密封结构示意图

1.工作密封更换

如图5-2-1所示，如果在实际运行中，球阀工作密封活动环与固定环之间出现异常损坏，则需要拆除工作密封进行检修更换。更换过程中的安全措施、更换步骤及注意事项如下：（1）做好高空作业个人安全防护措施，按规定正确佩戴安全带和使用防坠器。（2）认真做好起重作业现场指挥和安全监护，作业前应认真检查起重设备和工器具，不得有故障和异常，无关人员不得在起重区域停留或通行。（3）做好检修策划，做好“三措”（安全措施、组织措施、技术措施）的编制和审查工作，做好检修人员入厂安全教育和现场安全交底。（4）做好设备检修安全隔离，关闭球阀并投入检修密封和机械锁锭螺栓，关闭检修旁通阀，排空阀体和尾水。（5）拆除工作旁通阀及旁通管、下游伸缩节。（6）拆除工作密封支撑环，拆除时应防止活动环脱落。（7）拆除活动环并平稳放置在指定的检修区域。（8）拆除安装在活门上的固定环。（9）清扫各安装接触面和部件等。（10）更换活动环腔体之间的三道密封后将活动环套装在支撑环上。注意密封处必须涂抹足够的耐水型密封润滑剂（下同）。（11）更换固定环及其O型密封。（12）回装支撑环及其O型密封。就位后应对工作密封活动环投入及退出腔进行水压试验，检查密封腔体之间无渗漏。（13）回装伸缩节和旁通管路。（14）所有紧固螺栓必须按照规定的紧固扭矩要求或预紧伸长值进行紧固。

2.枢轴密封U型密封更换

如图5-2-5所示，某球阀枢轴密封U型密封出现磨损和漏水现象时，就需要对其进行更换处理。

具体更换过程中的安全措施、更换步骤及注意事项如下：（1）做好高空作业个人安全防护措施，按规定正确佩戴安全带和使用防坠器。（2）认真做好起重作业现场指挥和安全监护，作业前应认真检查起重设备和工器具，不得有故障和异常，无关人员不得在起重区域停留或通行。（3）做好检修策划，做好“三措”（安全措施、组织措施、技术措施）的编制和审查工作，做好检修人员入厂安全教育和现场安全交底。（4）做好设备检修安全隔离，关闭球阀并投入检修密封和机械锁锭螺栓，关闭检修旁通阀，排空阀体和尾水，隔离球阀油压系统。（5）做好检修准备措施，拆除球阀位置信号回路、重锤与耳轴的传动锥销压板等的外围设备。（6）利用桥机做好重锤的钢丝绳预紧。（7）排空接力器开启、关闭腔残油，拆除高压软管。（8）拆除重锤与耳轴的连接传动锥销以及重锤与接力器的连接销。（9）缓慢斜放置接力器避免其影响重锤的拆除工作。（10）利用桥机配合拆除重锤并放置在指定位置。注意防止重锤移出时发生撞击和人员伤害，用薄木板等做好轴头保护。（11）拆除枢轴密封压环，取出旧密封。（12）清扫密封槽后，利用专用密封安装工具回装新密封。注意密封唇口不得装反、扭转或损伤，而且密封处必须涂抹足够的耐水型密封润滑剂。（13）回装密封支持环。（14）回装重锤，注意重调整锤孔中心与耳轴中心对应。（15）接力器就位并连接其与重锤的连接销。（16）回装重锤与耳轴的传动锥销及其压板。（17）回装高压软管及其他关联设备，检查信号正常。（18）所有紧固螺栓必须按照规定的紧固扭矩要求进行紧固。四、调整和试验

在主进水阀安装或检修工作完成后，应仔细清洁活门筒体和两处止漏环密封面，确保活门在关闭过程中无异物卡入密封面，然后方可进行相关调整和试验工作。主要试验工作包括主进水阀水压试验（密封性能试验）、静水操作试验和动水操作试验。具体调试项目包括压力钢管充水前的检查和调试、充水动作试验、油压系统试验、接力器开启关闭速度调整、旁通阀开启和关闭速度调整、主进水阀与尾水事故闸门的相互闭锁关系检验、接力器锁锭以及密封投退动作内部闭锁检验、控制系统与相关操作管路阀门的动作正确性试验，以及检测信号采集系统和完成相关数据测量的校核，用于验证各项设计数据，确保现场设定符合设计要求等。通过调整和试验工作来发现设计、制造和施工过程中可能存在或出现的异常情况，使其满足设计和实际运行要求。

根据试验方式不同，可分为静态试验和动态试验。而动态试验又可分为现地手动单步试验、现地自动试验和远方自动试验。在安装或大修工作结束后，应首先完成静态试验，具体包括本体水压试验、各项油压系统试验等，并确定和调整具体的实际动作参数。而后进行现地手动单步试验，操作控制回路正确性检测、位置调整和信号反馈、内部闭锁及与尾水事故闸门相互闭锁试验、开启和关闭试验等。同时，针对主进水阀开启和关闭的整个过程，进行逐项分步试验，以检查接力器锁锭、旁通阀、工作密封等动作情况是否符合设计要求和运行操作控制流程顺序。在试验过程中应特别注意各项闭锁条件的设置，防止发生设备损坏事故。

在确认单步试验无异常后，方可进行现地自动和远方自动试验，以进一步确认其动作正确性和可靠性。（一）球阀的水压试验

球阀大修后一般要进行水压试验。其试验内容包括以下方面。

1.球阀整体密封性能试验

确保球阀上下游密封均正常投入，打开球阀顶部的排气阀，向球阀体内充水，直到排气阀处冒水，说明水已充满，再关闭排气阀。用高压水泵向球阀体内打压，使其压力升至额定值。检查主密封处的漏水情况及是否有其他异常状况。如果情况良好，可继续加压至1.5倍的额定压力，保持30min，应无渗漏现象。

2.检修密封/工作密封的投退腔密封性能试验

先将压力水通入密封的投入腔，操作活动环向活门方向移动，直至碰到活门后，用额定压力进行试验，检查压力下降情况及排污阀处的漏水情况。然后将压力水通入退出腔，确认密封退出，检查压力下降情况。

3.对漏水量的要求及处理

各密封处的漏水量要求及处理方法如下：（1）要求在每1m的周长上，各密封处的漏水量不应超过5L/min。否则应进行处理，直到合格为止。（2）如果发现轴颈处漏水，通常是由于止水盘根损坏而造成的，则应拆卸检查并更换新的盘根。（3）若是阀壳分瓣处漏水，往往是由于紧固螺栓上得不够紧或螺栓的强度不够造成的，可再次将组合螺栓对称地打紧或更换更高强度的组合螺栓。（二）球阀的调整试验

1.静水操作试验（1）实验目的

检查整个球阀及其控制系统的动作是否灵活、准确；检查各部密封的密封性能；测定球阀及其旁通阀的启、闭时间。（2）试验方法

在充水前将油压装置投入运转，开启各油路阀门，用手动或临时电源操作电磁阀，打开球阀并用秒表测量其开启时间。然后使电磁阀复归，则球阀向关闭方向动作，同样用秒表测量球阀的关闭时间。手动操作合格后，便可进行自动操作试验，同样用秒表测量球阀的启、闭时间。试验中要注意检查压力管道、接力器等的泄露情况并加以处理。

2.动水操作实验（1）试验目的

检验球阀在动水中关闭的可能性及稳定性，测定球阀关闭的时间。球阀的动水操作试验，应在机组启动试运行中进行。（2）试验方法

实验前，在球阀接力器开启及关闭腔分别装两只压力表，以便测量最大操作油压及压力差，并在球阀及压力钢管的水平及垂直方向位置分别安装测振仪或百分表。在活门开闭指示针处临时划出转角指示线。切除球阀自动操作回路，用手动方式将卸压阀及旁通阀打开，确保检修密封和工作密封退出状态，旁通阀处于连通状态。

手动调节机组负荷，分别在25%、50%、75%、100%的额定负荷下，手动操作关闭球阀。每当活门转动45°时，记录活门动作时间、接力器两腔压力及球阀、钢管的振动值。（3）试验要求

要求动水关闭时间不大于2min；关闭腔最高实测油压不大于额定工作油压的80%：关闭腔与开启腔的压力差不大于额定工作油压的75%；球阀和钢管的最大水平、垂直振动幅值不大于0.2mm。（三）蝶阀的动作试验

在检修前和检修后，都要分别进行蝶阀的静水操作试验和无水操作试验。试验的目的是测定蝶阀和旁通阀的启、闭过程是否符合设计要求；检查操作机构及控制系统的动作是否灵活。

1.静水操作试验

在机组停机、钢管有水压的情况下，操作关闭蝶阀。记录旁通阀的启、闭时间和蝶阀的关闭时间。在蝶阀的关闭过程中，应观察各表计的指示是否正常，有无其他异常现象与声音；记录围带充气的气压值，检查锁定投入的位置是否正确。

蝶阀关闭后，打开蜗壳排水阀使蜗壳排水，观察蜗壳压力表的指示是否逐渐下降至零，并测量空气阀的开口尺寸。确认蜗壳排完水后，便可打开蜗壳进人门，进去检查蝶阀及旁通阀的漏水情况；若漏水量过大，应考虑是否要进行蝶阀漏水量的测定。

关闭蜗壳进人门及蜗壳排水阀，开启旁通阀给蜗壳充水，记录开阀时间及充水时间。手动关闭旁通阀和开启蝶阀，分别记录其关闭和开启时间。

2.无水操作实验

关闭进水口工作（或检修）闸门及其旁通阀，然后打开蜗壳排水阀进行排水。当蝶阀前后的水排完后，使蝶阀、蝶阀的旁通阀都处于关闭状态。然后将蜗壳进人门打开。

通过操作机构先后打开旁通阀、蝶阀，再关闭蝶阀、旁通阀。测量旁通阀和蝶阀的启、闭时间。观察操作机构和控制系统的动作是否正常。

蝶阀检修以后的实验，还应增加最低操作油压试验、备用油源试验、自动操作实验等。蝶阀的动水操作实验只在对新产品技术鉴定时进行，一般情况下，不进行动水操作实验。五、主进水阀的异常问题处理

主进水阀在日常运行中也容易出现各种异常问题。常见问题有主进水阀无法开启、检修旁通阀异常关闭、枢轴密封损坏、工作密封异常投入或损坏、伸缩节密封漏水等。

主进水阀无法正常开启或异常关闭等问题往往与其控制信号、继电器出现故障有关，也有PLC控制系统本身出现程序紊乱等问题。此类问题原因的查找及处理相对较为简单，但如果是轴瓦脱落、枢轴异常磨损等导致阀门无法正常操作开启或关闭，就需要进行检修更换处理。

球阀的固定密封、工作密封和枢轴密封损坏的实物图参见图5-3-2至图5-3-4。图5-3-2 球阀固定密封环损坏实物图图5-3-3 球阀工作密封O型密封磨损实物图图5-3-4 球阀枢轴密封U型密封示意图及损坏实拍图

工作密封异常投入或损坏也是常见问题之一。工作密封正常运行时必须保证在退出位置，只有在阀门全关的情况下才可以进行投退操作。而一旦在主进水阀动作过程中出现密封投入闭锁信号丢失，就会使密封异常投入而导致密封损坏。另外活动环各腔之间的密封圈因磨损、挤压等原因也容易出现损坏，从而导致投退腔导通而使密封活动环投退受到影响，甚至出现投退不到位等现象。

枢轴密封损坏漏水问题，往往与枢轴设计结构、密封材料、轴承间隙配合和磨损等问题息息相关。主进水阀在开启或关闭过程中，往往会承受很大的摩擦力矩，而一旦轴承出现往复转动即容易导致轴承异常偏磨现象，从而使枢轴密封间隙出现较大变化，超出密封正常安装和运行要求。往往会导致密封受到严重挤压、扭转变形、剥落等，甚至直接拉断密封。所以在实际运行中，必须确保枢轴轴承可靠地固定在阀体上，防止发生异常转动。因此，应根据实际情况，采用成熟的枢轴密封结构，采用自润滑轴瓦并提高轴承的润滑效果，减少轴与轴瓦之间的摩擦系数。同时选择适宜的枢轴密封材料和型号，降低密封摩擦系数，提高密封自身强度，保证枢轴密封的可靠运行。（本章编审人员：项杰、楼勇）第6章 油气水系统

辅助设备是对除了主设备以外的设备的总称，其作用是对主设备的各项功能进行补充完善，但不影响主设备各项功能的实现。辅助设备主要包括机组运行所需的冷却、润滑、制动和防飞逸等服务设备，其对保证机组的安全经济运行、机组出力和电能质量等方面起着决定性作用。抽水蓄能电厂机组容量一般较大，自动化水平较高，相应辅助设备的作用就显得尤为重要，所需辅助设备的构成也相对较复杂。抽水蓄能电厂的辅助设备按系统划分主要包括技术供水系统、排水系统、压缩空气系统、油系统等。第1节 供水系统一、供水系统概述

抽水蓄能电厂的供水系统包括技术供水系统和公用供水系统。技术供水系统的主要作用是对抽水蓄能电厂中的各种机电设备进行冷却、润滑及水压操作（如射流泵、高水头电站的主阀等）。公用供水系统主要用于厂内生活用水、厂内空调及通风系统以及消防用水（包括主厂房、发电机、油处理室及变压器等处的灭火等）。

技术供水系统应保证用水设备对水量、水压、水温及水质的要求。原则上要求水量充足、水压合适、水温适宜、水质良好。

抽水蓄能电站与常规水电站相比，在水力参数、水工建筑物、机电设备、运行工况及系统效益方面都具有特殊性，因而使得其技术供水系统也呈现出与常规水电站不同的特点，主要概括如下：

1.取水一般取自下库

大型抽水蓄能电站的水头一般都在几百米以上，若从上库或上游水道取水，由于压力过大，则存在着减压等困难，故一般取自下游尾水。

2.排水一般排回下库

抽水蓄能电站往往建造在年径流量较小的河流上，其水量的损失主要由天然降雨来补充，因而水源较为宝贵。其技术排水一般仍选择排回下库以增加水能的循环利用率。

3.冷却水压高

抽水蓄能电站为了满足机组泵工况的汽蚀性能，下游水位往往高出机组中心高程数十米，要将经过冷却器后的水排回下库，则必须克服下库的静水压，因而要求其冷却水压高，一般采用水泵加压方式实现。

4.冷却水量大

抽水蓄能机组运行条件苛刻，旋转部件承受的负荷大、发热多、技术供水水压高，因而要求冷却器的耐压强度大，所以冷却器的管壁需增加厚度。正常运行时为了保证冷却效率，应提高机组冷却水的供应量。

5.设备强度要求高

由于技术供水系统压力高、流量大，加之可逆式机组在泵工况下突然甩负荷，紧急关闭导水叶造成的尾水管内涌浪水击，使冷却水管承受的压力又相应增加。种种因素使得冷却系统复杂化，故障率相应增加，因而对该系统的设备强度要求较高，其造价也相应较高。二、供水系统的组成

抽水蓄能电厂的水系统一般由水源、管网、用水设备及测量控制元件等组成。水源除主水源外，还应有可靠的备用水源，一般采用下游尾水作为技术供水系统的备用水源。技术供水系统的管网由取水干管、供水支管及管路附件（如弯头、三通、法兰等）组成。测量控制元件用于监视、控制和操作供水系统的有关设备，保证技术供水系统正常运行（例如电接点压力表、示流信号器、压力表、温度计与阀门等）。技术供水系统的用水设备一般包括利用水作为冷却介质进行热交换的设备，如推力轴承冷却器、上下导冷却器、水导轴承冷却器等。

技术供水系统一般采用水泵单元式供水方式。每单元设有两台并列布置的水泵和两台自动过滤器，水泵从下游尾水取水。供水对象包括发电电动机空气冷却器、推力轴承冷却器、上下导轴承冷却器、水导轴承冷却器、调速器系统冷却器、上下迷宫环、机组主轴密封、主变负载冷却系统等。机组冷却水系统供水总管上设有流量指示器，用来监测机组的总供水流量。图6-1-1所示是某抽水蓄能电厂机组冷却水系统。

公用供水系统可作为机组技术供水的备用水源，其水源也取自下游尾水，一般设有两台主过滤器，供水对象包括机组技术供水所需备用水源、厂内空调和通风系统冷却水、厂内消防用水、主变空载冷却水、发电电动机消防用水、高压气机及SFC冷却水、厂内生活用水及压力钢管充水水源。（一）机组技术供水系统的组成

机组技术供水系统由主水源、备用水源、供水水泵、水质净化设备、检修及隔离设备、管路及防逆流设备、排水口等组成。

1.水源

技术供水的水源选择是很重要的，一般要求取水可靠、水量充足、水温适当、水质较好、引水管路简单且操作维护检修方便。

抽水蓄能电厂工作水头相对较高，技术供水可考虑从下游尾水取水，用水泵送至各用水设备。从下游尾水取水时，应注意机组尾水冲起的泥沙、水压脉动及因机组负荷变化而引起下游水位的升降给供水水质和水泵运行带来的影响。应尽可能提高取水口的位置，但取水口必须设在最低尾水位之下至少0.5m，排水口设置应避开取水口，以免水温过高而影响机组冷却效果，同时为了提高水能利用率，机组冷却水排水也可循环利用。水泵吸水管的管口应焊有法兰，并装设拦污栅，以防杂物吸入。图6-1-1 某抽水蓄能电厂机组冷却水系统

抽水蓄能电厂技术供水以公用供水作为备用水源，公用冷却水系统供水总管从不同机组尾水事故闸门下游侧取水。如天荒坪抽水蓄能电厂公用供水分别取自1、6号机组尾水隧洞（尾闸靠下游侧）。

抽水蓄能电厂机组通常采用单元供水，在正常情况下分别从各自机组尾水事故闸门上游侧取水。

2.主要设备

技术供水系统一般由水泵、过滤器、减压装置、管路安全装置等主要设备组成。（1）水泵

抽水蓄能电厂经常使用的供水方式为水泵供水方式。

在技术供水中常用卧式离心泵，一般布置在较低高层上，以便泵能自动充水。为确保供水可靠，经常配置2台互为主备用，其马达选型一般根据电源容量和水泵的轴功率、转速及传动方式进行选取。（2）过滤器

为了保证水中的杂质泥沙不会损坏设备，在每个取水口后面必须装置滤水器以保证水质。有些机电设备对水质的要求较高，为此需要过滤能力较好的水力旋流器或高精度的过滤器（过滤精度一般要求为0.5mm）。过滤器冲洗时不能影响正常供水，为此，过滤器应装有堵塞信号装置，一般采用压差传感器。（3）减压装置

减压装置通常使用减压阀、减压环管等，以便使水压达到各用户的要求，保证设备正常运行。（4）管路安全装置

为了防止管路因水锤效应、瞬时水击等情况而爆管，造成水淹厂房等重大事故的发生，在较长且落差较大的管路上通常安装有压力缓冲罐、压力安全阀、逆止阀等装置来保证管路安全。

3.主要用户

抽水蓄能电厂技术供水的主要用户有发电电动机空气冷却器、推力轴承及导轴承油冷却器、变压器冷却器、空压机冷却器、调速器油系统冷却器等。表6-1-1列出了某单机容量300MW蓄能机组技术供水各用户的用水量。表6-1-1 某单机容量300MW蓄能机组技术供水各用户用水量表（1）发电电动机空气冷却器（空冷器）

发电电动电动机运行时将产生电磁损耗（即铜损和铁损，占97%左右）和机械损耗，这些损耗将转变为热量，使铁芯和线圈绕组发热，导致绝缘老化，影响发电电动机出力。因此，运行中的发电电动机必须加以冷却，将热量散发出去。发电电动机一般采用密闭式通风方式，即利用发电电动机转子上装设的风扇（若无风扇，则利用转子轮辐旋转产生的风压），强迫空气流动，使冷空气通过转子铁芯，经过定子铁芯通风沟排出，排出的热空气再经设置在发电电动机定子外围的空气冷却器，将热量传给冷却器中的冷却水并带走，然后冷空气又重新进入发电电动机循环工作。另外，有的发电电动机还采用外加风机冷却的方式，高速风机分别从发电电动机上端和下端往机内送风，空气轴向流过气隙，径向流过磁轭及定子铁芯通风道，被升温后的空气经8个水冷却器冷却后流出机外，循环回风机。（2）推力轴承及导轴承油冷却器

机组运行时轴承处产生的机械摩擦损失，以热能形式积聚在轴承中。由于轴承浸在透平油中，热量由轴承传入油中，而油温过高会影响轴承的寿命及机组的安全运行，并加速透平油的劣化。因此，必须将油加以冷却并将热量带走。轴承油槽内油的冷却方式有内部冷却与外部冷却两种。内部冷却即将冷却器浸在油槽内，通过冷却器中的冷却水来冷却油并将热量带走；外部冷却则是将润滑油用油泵抽到外面的专用油槽中，利用冷却器进行冷却，再把冷却后的油送回各轴承油槽中。（3）水轮机导轴承冷却器

水泵水轮机导轴承简称水导，用于承受由主轴传来的径向力和振动力，并固定机组的轴线位置。水导在运行中必须注意的两个问题为轴承过热与磨损。水导轴承的温度过高会发生烧毁轴瓦事故；轴承磨损将使间隙增大，引起机组的摆度与振动值增大，影响机组运行质量，降低轴承的使用寿命。

水泵水轮机水导轴承有稀油润滑筒式、稀油润滑自循环分块瓦式等形式，其采用油润滑、水冷却方式，与推力轴承，上、下导轴承相似。（4）变压器冷却器

变压器的冷却方式有油浸自冷式、油浸风冷式、内部水冷式，以及外部水冷式等。内部水冷式变压器的冷却器装设在变压器的绝缘油箱内，用水来冷却绝缘油；外部水冷式为强迫油循环水冷式，即利用油泵将变压器油箱内的油送至专用设备中，用油冷却器的冷却水来冷却变压器油。这种方式提高了散热能力，可使变压器的尺寸缩小，便于布置。

主变压器负载运行时，其冷却水将自动切换至负载冷却水系统，经技术供水泵将负载冷却水打压后送至主变本体，参与主变内部绝缘油的热交换，从而起到控制主变温升的作用。（5）空压机冷却器

气系统的空压机在运行中，空气被压缩时会产生大量的热。为了降低压缩空气的温度，提高生产力，防止润滑油因高温而在气缸内产生积碳或使润滑油分解，需要对空压机的气缸进行冷却。空压机的冷却方式有水冷式和风冷式两种，水冷式即在气缸周围的水套中通以冷却水，将热量带走。大容量空压机多采用水冷式。（6）调速器油系统冷却器

调速器油压系统给调速器电液转换器和各控制阀提供连续稳定的压力油源。压力油罐内充满压力油和压缩空气，能够持续给用户提供稳定的压力油。由于主用油泵随机组开停而启停，为了避免油温过高导致调速器各液压部件润滑效果下降，以及加剧油的劣化，必须确保油温恒定，故需对油压系统进行水冷却，将油中的热量带走，从而保证调速器油系统的安全运行。（二）公用供水系统的组成

机组公用供水系统由水源、水泵、过滤器、管路、自动化元器件等组成。

1.水源

抽水蓄能电厂一般为地下厂房结构，公用冷却水系统都采用供水总管沿厂房布置。公用供水取水口在机组的尾水隧洞（尾闸靠下游侧），水头大约70m左右，自流供水的水压可以满足要求。为了确保机组检修等非常规运行方式下取水水源可靠，经常设置两处取水口，且取水口为厂房端部两侧的机组尾水闸门下游侧；同时将公用供水系统与机组技术供水系统通过联络阀相连，以进一步提高供水可靠性。如天荒坪抽水蓄能电厂为6台机组，其公用冷却水系统水源分别取自##1及6机组尾水闸门下游侧，当1号（或6号）尾水隧洞排空检修时，为了保证全厂公用系统的可靠供水水源，可打开其他机组技术供水系统与全厂公用供水总管的联络阀，从机组尾水管取水。

2.供水用户（1）主变压器空载冷却水供水系统

主变空载情况下的冷却水供水一般由空载冷却水系统供给，经空载冷却水泵将尾水打压后送至主变压器本体的冷却器，实现与主变压器内部绝缘油的热交换后再经公用供水系统排水口排出。

针对主变压器空载情况下的冷却用水，在公用供水系统中应专门设置独立的控制系统。该系统一般由水泵、电动机、滤水器、管路、阀门、表计、控制设备等组成。供水泵一般采用主备用结构配置，容量按满足主变实际需要选择，确保主变空载时能够满足主变的温升控制需要。

主变由空载转负载运行时，控制回路应自动关闭主变空载供水电动阀，改由机组技术供水单元供水。如大型抽水蓄能电厂通常设有三台主变空载冷却水泵，其中两台主用，一台备用。当有1~3台主变空载运行时，主用1号泵投入运行，当有4~6台主变空载运行时，主用泵1和2均投入运行，3号泵一般选为备用，且三台主变空载冷却水泵之间应设有定期切换主备用逻辑的功能，以保证冷却水泵的高效应用。（2）高压气机及SFC（静止变频器）冷却系统

高压气机及SFC冷却水在供水总管上一般共用一个取水口，并通过过滤器过滤后分别供给高压气机和SFC的冷却设备，完成热交换后一般选择排至自流排水洞。（3）消防水供水系统

抽水蓄能电站一般为地下式厂房，其消防水源可靠性尤为重要，厂房消防水在供水总管的端部两侧布置有两个取水口，每个取水口安装一个减压阀，两个取水口之后是一个连通整体系统，厂房消防水供水至消防栓。

发电机组消防水取自自身的公用供水总管，通常设有单独的取水口，当发电机消防启动后将为机组提供可靠的消防水源。三、供水系统的运行与维护

1.运行方式（1）正常运行方式

机组开机令发出后，处于技术供水系统的主用技术供水泵将启动，通过技术供水总管向机组各技术供水用户提供冷却水源。为了使需冷却设备冷却充分，机组停机稳态一定时间（一般为15分钟左右）后，停主用技术供水泵。

由于抽水蓄能机组在调相工况运行时转轮室中的水被压缩空气向下压，上、下迷宫环在空气中运行，因此上、下迷宫环的冷却水在机组调相工况启动后投入，由电磁液压阀自动控制。（2）异常运行方式

在异常情况下也可以通过打开机组技术供水系统与全厂公用供水总管的联络阀，从全厂公用供水总管取水以满足机组技术供水的需要。

2.日常维护

按照工作性质、内容及工作涉及范围，水系统的日常维护主要是对技术供水泵、过滤器进行日巡检和维护。

对于技术供水泵在日巡检中应重点检查噪音、进口压力、出口压力、密封渗漏情况、油杯油位、油质。在维护时重点检查振动、电机和水泵轴承的温度、电机绝缘、润滑、轴线以及联轴器磨损情况等。

对于过滤器在日巡检中应重点检查控制方式是否在“自动”，盘柜有无报警；是否堵塞；旋转是否平滑、有无渗漏；进/出口差压是否正常。在维护方面应重点检查差压开关和电机绝缘；定期做好过滤器清洗、滤网卡环更换、内壁防锈处理和齿轮箱检查及润滑油更换等工作。四、典型故障技术供水泵运行异常分析处理

1.故障现象

技术供水泵运行声音异常，电动机本体温度上升且振动增大。

2.原因分析（1）电机两端轴承润滑油偏少，有轻微卡涩或磨损现象；（2）电动机机座固定螺栓松动；（3）水泵与电动机联轴器联接轴线偏差较大。

3.处理过程（1）现场启动水泵，用测振仪测水泵振动情况，确实振动较大。（2）若因电机两端轴承润滑油偏少所致，则添加润滑油后异常应消除，但对两端轴承加注黄油后异音虽有所改善，但振动无明显变化，故不是润滑油偏少原因。（3）进一步检查电动机机座固定螺栓，发现没有螺栓松动。（4）最后经过盘车检查轴线，确实是水泵与电动机联轴器联接轴线偏差较大（超过标准值的11倍多），因此需重新调整轴线。

重新调整轴线后，再盘车检查联轴器上/下、左/右数据，偏差均小于0.1mm，达到标准要求，再次启动技术供水泵运转正常。第2节 排水系统一、排水系统概述

排水系统包括两方面的内容：一是为防止厂房内部积水和潮湿而设置的渗漏排水系统；二是为保证机组过水部分和厂房水下部分的检修而设立的检修排水系统。排水系统相对较为简单，但也是抽水蓄能电厂中较容易发生事故的部位，必须引起足够的重视。

抽水蓄能电厂排水系统的作用是排除生产用水、机组过水部分的积水、厂房内渗漏水及厂区排水，保证机组的正常运行和厂房水下部分的检修。

生产用水的排水量大，设备的位置较高，可以用自流的方式排至下游。检修排水的特点是排水量大，设备的位置低，需用水泵在较短的时间内排除。渗漏排水的特点是排水量小，位置低，可靠性要求高，在条件允许时，优先选用自流排水廊道，否则采用设置集水井。

抽水蓄能电厂一般设置有集水井，厂内的渗漏排水都流入集水井中，然后由两台互为备用的水泵排至下游。抽水蓄能电厂的排水系统虽然比较简单，但是，稍有疏忽就会发生水淹泵房、水淹厂房的事故，对此，设计、施工和运行人员必须高度重视。集水井排水方式是先由设在厂房最低位置的集水井，通过排水管和排水沟收集厂房各处的渗漏水和污水，然后用设在集水井上的水泵将这些水排至厂外。这种排水方式在厂房结构上比较容易实现，施工方便，工程量小。

抽水蓄能电厂自流排水廊道设置在厂房底部，该廊道直接通往下水库的下游侧，机组的检修排水和渗漏排水都通过自流排水廊道排走。二、排水系统的组成

排水系统由生产用水的排水、检修排水、渗漏排水等部分组成。

1.生产用水的排水

生产用水的排水包括发电电动机空气冷却器的冷却水、上/下导轴承和推力轴承油冷却器的冷却水、水泵水轮机导轴承油冷却器的冷却水等的排水。

2.检修排水

机组的检修排水包括低于下游尾水位的压力钢管积水、蜗壳积水和尾水管的积水，上/下游闸门的漏水等的排水。

3.渗漏排水

渗漏排水由地下主厂房、主变洞、尾闸洞、交通洞、施工支洞等的渗漏排水组成，渗漏排水通过排水沟排至自流排水洞。

4.水淹厂房保护

抽水蓄能电厂为地下式厂房，电站水头高，引水隧洞长，主厂房位于下库死水位以下50~100m，如天荒坪抽水蓄能电站此数值为70m，如若发生水淹厂房事故，后果不堪设想。为了保证厂房及设备的安全，专门设置了水淹厂房保护。

水淹厂房保护装置通常是在主厂房蜗壳层两侧设置水位传感器，分别用于两套水淹厂房保护，当主厂房蜗壳层内水位淹至一定高度时（如30cm左右）时，其任一个传感器动作，都将发出报警信号。

若水位继续上升（如水位达到90cm左右）时，水位浮子传感器动作，并发出检测报警信号，控制箱上的报警指示灯点亮，检测监控系统有报警信号输出。

若水位继续上升，高水位浮子将动作，同时90cm高水位浮子仍将动作，则现地盘有跳闸信号指示。经延时（一般为10s）后，机组跳机，并落尾闸、关机组球阀检修旁通阀、落上库闸门，监控画面显示跳机信号。三、排水系统的排水方式及维护

1.排水方式

抽水蓄能电厂一般建于年径流量较小的河流上游，其水量的损失主要由天然降雨来补充，因而水源较为宝贵。为了提高水能的循环利用率，一般将水排至下水库。（1）机组技术供水系统和主变冷却水排至机组尾水管（尾闸靠机组侧），当本机组尾水管排空时，主变空载冷却水可通过主变公共排水管排至其他机组尾水管。（2）主轴密封冷却水一部分排至尾水管（尾闸靠机组侧），另一部分排至该机组的顶盖，再通过顶盖排水管或顶盖排水泵排至自流排水洞。（3）全厂通风和空调冷却水排至机组尾水隧洞（尾闸靠下库侧）。当机组尾水隧洞放空时，应关闭排空尾水隧洞的排水总阀，排水全部排到另一个尾水隧洞。（4）高压气机和SFC冷却水、厂房洞室群的渗漏水、各过滤器冲洗排水、顶盖排水及检修排水、厂内生活用水排水等经自流排水洞排至下库下游侧。

2.日常维护

按照工作性质、内容及工作涉及范围，排水系统的日常维护主要是对自流排水廊道日巡检、集水井日巡检与年检修。（1）自流排水廊道日巡检

检查廊道渗水是否异常，廊道内是否掉块，排水口是否通畅。（2）集水井日巡检

对集水井水位的监视，注意集水井水位的变化和水泵的运行情况，检查水位信号器是否失灵，检查集水井水泵电源是否正常。（3）集水井年检修

主要检查水泵及其电动机周围是否洁净无杂物，电动机绝缘是否良好；水泵与电动机的连接是否牢固可靠、无松动；在水泵不运转时盘动联轴节，检查水泵与电动机转动是否灵活，盘根不可压得过紧，以免运转时与泵轴摩擦发热；水泵轴承中润滑油是否足够，油质是否良好。四、典型故障集水井深井泵流量异常分析处理

1.故障现象

集水井水位下降慢，流量少。

2.原因分析（1）叶轮与导流壳锥面间隙过大或间隙调整不对造成叶轮磨损。（2）进水滤网被异物堵塞；连接导流壳的螺纹松动，有较大泄漏。（3）扬水管接口处漏水；叶轮可能因锥套紧固不够，造成打滑或产生移位；修理时，叶轮安装位置不对。（4）转速过低。

3.处理过程（1）检查后若是原因（1），应重新调整，减少叶轮与导流壳的轴向间隙；或调换叶轮。（2）检查后若是原因（2），应清理滤水网或拧紧螺纹。（3）检查扬水管部分有无漏水痕迹，支架端面是否平整；重新装配泵体；（4）检查电源是否正常，使其达到要求。第3节 压缩空气系统一、压缩空气系统概述

空气有弹性，可压缩，是储存压能的良好介质，压缩空气可储备压能，压力稳定，并且使用方便，易于储存和输送，因此得到广泛应用。压缩空气系统的作用是随时满足用户对气量、气压、清洁和干燥的要求。

抽水蓄能电厂气系统一般分为高压、中压和低压系统三部分。其中低压系统主要用于机组制动、设备吹扫、检修风动工具和离相封闭母线的干燥用气。中压系统用于排水系统的取、排水口清污吹扫用气。而高压系统主要用于机组调相用气、主轴密封用气、油压操作用气。二、压缩空气系统的组成

压缩空气系统由空气压缩机及其附属设备、管道系统和测量控制元件等组成。（一）空气压缩机

空气压缩机按工作原理可分为速度型和容积型两大类，速度型压缩机气体在高速轮叶的作用下，获得巨大的动能，随后在扩压器中急剧降速，使气体的动能转变为势能（压力能）。容积型压缩机靠在气缸内作往复运动的活塞使容积缩小而提高气体压力。

现在大型抽水蓄能电厂在设计选型上选择容积型压缩机较多。其结构主要包括汽缸、活塞、活塞杆、十字头、连杆、曲轴、吸气阀、排气阀等。其工作原理是：空压机通过曲柄连杆机构，将曲轴的回转运动变为活塞在气缸内的往复直线运动，当气缸内活塞腔的压力低于大气压力，吸气阀开启，外界空气吸入缸内，这个过程称为压缩过程。当缸内压力高于输出空气管道内压力后，排气阀打开。压缩空气送至输气管内，这个过程称为排气过程。抽水蓄能电站空气压缩机台数选择一般根据电站最大用气量进行选型，目前较常规的配置台数一般与机组台数相当，其压缩比一般根据尾水压力选择。（二）压缩空气装置的附属设备

压缩空气装置的主要附属设备有：空气过滤器、贮气罐、油水分离器、冷却器、消声器等。

1.空气过滤器

空气过滤器用来过滤大气中所含的尘埃。尘埃进入气缸后，由于气缸中压缩空气所产生的高温的影响，会与气缸的润滑油混合而碳化并在气缸内壁活塞和阀板上形成积碳，导致气阀关不严密，活塞环黏紧在活塞上失去弹性，积碳还会沉积在活塞杆上，所以必须有空气过滤器来清除空气中的混合杂质。

2.贮气罐

抽水蓄能电厂中常见到的贮气罐按其功能可分为操作气罐和调相压水气罐两种。操作气罐可作为压力调节器，用来缓和空气压缩机由于断续动作而产生的压力波动，同时作为气能的贮存器，当设备耗气量大时放出气能，补充气体的损耗。调相压水气罐按机组台数进行配置，其规格按其额定容量下能够实现连续全压水两次进行选择，确保机组调相工况所需的气源充沛。

3.油水分离器

油水分离器（习惯上称为气水分离器）的功能是分离压缩空气中所含的油分和水分，使压缩空气得到初步净化，以减少对管道及设备的污染和腐蚀。

油水分离器的工作原理是通过改变进入油水分离器中压缩空气的气流方向和速度，以及气流的惯性，分离出密度较大的油滴和水滴。

4.冷却器

冷却器的作用是冷却压缩后的高温气体。一般有风冷式冷却器和水冷式冷却器。

5.消声器

消声器的作用是减少压缩空气直接对大气排放时所造成的噪声污染。三、高压气系统（一）高压气系统的组成及用户

高压气系统由多台高压气机及辅助设备、贮气罐、相关管路及控制回路组成。

高压气系统主要用户有调相压水保持系统及减压装置、机组主轴密封用气系统、机组调速器和球阀的压力油罐用气等。

某抽水蓄能电厂高压气系统如图6-3-1所示。（二）高压气系统的运行方式及维护

1.正常运行方式

正常情况下，高压空压机控制方式为自动（AUTO）方式，一般采用PLC方式进行联合控制，也可独立控制。采用逻辑控制时，其优先级及主备用切换可由PLC按24小时循环自动设定，调整切换主备用并控制启停。同时切除自动方式后，可以现地手动启动。

多台高压空压机的控制逻辑（以5台空压机为例），一般4台空压机主用，1台空压机备用，当控制方式切至自动（AUTO）方式时，其优先级及主备用切换应由PLC按24小时循环自动设定调整切换主备用并控制启停。

2.高压气系统日常维护

高压气系统日常维护包括日巡检和大修。图6-3-1 某抽水蓄能电厂高压气系统（1）高压气机日巡检项目

高压气机日巡检主要项目是：检查空压机内油位、冷却水水压是否正常，管路有无漏水、漏气、漏油；检查补偿气罐气压是否正常，管路有无漏气；检查调相压水球形贮气罐压力是否正常，调相压水管路有无漏油、漏气；检查各贮气罐的排污电磁阀有无漏气等。（2）高压气机大修项目

高压气机大修的重点是对空压机缸头、曲轴箱解体、冷却水系统解体清扫，更换全部气阀、活塞环及相关密封件，清洗空气、水过滤器，更换油过滤器及润滑油等。四、中压气系统（一）中压气系统的组成及用户

中压气系统由多台中压气机及辅助设备、贮气罐、相关管路及控制回路组成。

中压气系统主要用户有排水系统的取、排水口清污吹扫。（二）中压气系统的运行方式及维护

1.中压空压机运行方式

一般中压空压气机现地控制盘上的控制方式选择开关有“手动、停止、自动、备用”四个位置。在电源供电正常的情况下可“现地”启动，也可将空压机切至自动方式运行，此时将根据系统压力自动控制气机启停。空压机的控制方式可根据实际需要做相应调整。当空压机启动后，应保持压缩机作预热运转一段时间（大约2min）。

2.中压气系统的日常维护

中压气系统的日常维护包括空气过滤器清扫和润滑油更换。（1）空气过滤器清扫

空气过滤器应根据其被污染的程度及时进行清扫，但最迟不得超过使用800h。清扫时先放置在汽油洗涤剂中进行清洗，然后在60~70℃的油水中浸渍洗刷，最后滴干。（2）润滑油的更换

新投运的压缩机，润滑油首次更换应在运转50h之后，当压缩机工作达800h时，应彻底更换机器中的全部润滑油，以后至少一年更换一次。五、低压气系统（一）低压气系统的组成及用户

低压气系统主要用户为机组制动兼母线微增压供气和检修用气。

机组制动兼母线微增压供气系统由低压空压机、贮气罐、空气干燥器、相关管路、机械制动装置、微增压调节盘柜等组成。

检修用气系统由低压空压机、贮气罐、相关管路及控制盘柜等组成。（二）低压气系统运行方式及维护

1.制动及微增压气系统正常运行方式（1）正常运行方式

在正常情况下，微增压气机控制盘上的气机控制方式均应自动运行于联合控制方式，由联合控制盘PLC自动把气机选择为主/辅/备，并按照气机的顺序每一周（10080min）自动轮换启动，不能人为手动切换。优先级顺序在PLC上没有直观指示。当微增压气机为备用机时，气机本体液晶显示为“手动”或“远方控制”。（2）母线微增压系统补气操作

在正常情况下，母线微增压气压降至一定气压（如500Pa）时母线微增压系统应自动启动补气。升至一定气压（如1500Pa）时或在一定时间内未达到目标气压（1500Pa）时，应自动停止补气，并发出相应报警。

2.低压检修用气系统正常运行方式

检修空压机控制盘柜有远方控制和现地控制两种方式，根据工作实际需要，一般选择在气机本体手动进行启停操作。

3.低压气系统的日常维护

低压气系统的日常维护包括润滑油及油过滤器滤芯更换、微增压气系统日巡检和月定检。

低压检修气机的维护重点要求压缩机每运行2500h后或压缩机一年中运行未满 2500h，但一年后必须更换润滑油。油过滤器滤芯更换周期应严格随同油的维护保养一起实施。对于新投运气机，油过滤器滤芯首次更换应在运转150h之后，以后每使用2000h后，滤芯需更换。

4.微增压气机的日常维护

微增压气机的日常维护包括日定检和月定检。（1）微增压气机日定检

微增压气机日定检的重点是：

1）在启动前，应重点检查油位；

2）启动后重点检查排水情况；

3）运行中着重检查显示屏压力读数、气机中的油位以及负载期间冷凝水排水情况。（2）微增压气机月定检

微增压气机月定检重点在于检查空压机油质、空压机运行电流、空压机压力和温度；检测空压机的振动和噪音；并检查皮带和干燥器的运行情况。六、典型故障高压气系统交流电源故障分析处理

1.故障现象

高压气系统交流电源故障时，监控系统将发出交流电源故障报警，现地故障高压气机电源监视继电器K14灯未亮（参见图6-3-2），电压监视卡F14指示灯正常。图6-3-2 某抽水蓄能电站高压气机交流电源回路

2.原因分析

从图6-3-2中可以发现，当高压气机中的任意一台高压气机电源监视继电器（K6/K8/K10/K12/K14）失磁时，均会出现高压气系统交流电源故障报警。现地检查发现K6/K8/K10/K12均正常，而继电器K14灯未亮，说明故障可能为K14及其回路故障或上一级电压监视卡件F14故障。

3.检查处理（1）若是上一级电压监视卡件F14故障（包括电压监视卡件F14及其回路故障、卡件接头松动，或这台高压气机电源监视卡件的上一级电源小开关F0141跳开），则这台高压气机电压监视卡件F14指示灯不亮。现场可将这台高压气机电压监视卡件F14进行多次插拔试验，检查该卡件是否恢复正常。或试将这台高压气机电源监视上级电源小开关F0141合上，检查是否恢复正常。（2）现场检查发现电压监视卡件F14指示灯正常，因此可以排除上一级电压监视卡件F14故障。故基本可判定是高压气机电源监视继电器K14及其回路故障或接头松动等。（3）进一步可将这台高压气机电源监视继电器K14进行多次插拔或更换，以便确定是继电器K14插座松动或接点黏连。检查结果是更换继电器后恢复正常。第4节 油系统一、油系统概述

油系统是抽水蓄能电厂辅助设备中最基本的系统之一，其用油种类也较多。（一）用油的种类

抽水蓄能电厂机电设备在运行中需要使用各种性能的油，按用途可分为润滑油和绝缘油两大类。

1.润滑油

润滑油分为透平油、机械油、压缩机油三类。（1）透平油

透平油的牌号有HU-22、HU-30、HU-46和HU-57四种，通常采用2HU-46，其牌号的意思是油在50℃时运动黏度（mm/s）的平均值，供机组各轴承润滑及液压操作用（包括调速系统、液压操作阀、主阀等）。上库闸门液压油一般采用HU-32。（2）机械油

机械油供电动机、水泵轴承和起重机等润滑用。（3）压缩机油

压缩机油供空压机润滑用。

2.绝缘油

绝缘油主要有美国产的壳牌大雅纳、尼纳斯10xn、45号变压器油和国产的25号变压器油。

大型抽水蓄能电厂变压器油通常采用美国产的尼纳斯10xn。（二）油的主要作用

润滑油中的机械油和压缩机油主要作用是润滑，而其中的透平油主要用于润滑、散热和液压操作；绝缘油则主要用于绝缘、散热和消弧。二、油系统的组成

抽水蓄能电厂设置透平油和绝缘油两个系统，透平油供给机组轴承润滑、调速系统和球阀操作系统用油；绝缘油系统供给主变压器、SFC输入变压器绝缘油。考虑机组检修和就近添油的需要，透平油系统又分为厂内和厂外两个系统。厂内系统一般布置在厂房安装场下部；厂外系统布置在厂外进厂交通洞进口附近。透平油库和绝缘油库一般均布置在厂外进厂交通洞附近，统称厂外透平油、绝缘油库。为了便于厂内、厂外油的运输，应配置相应容量的油槽车。

1.透平油系统的组成

透平油系统由油泵、管路、储油桶、自动化元件等组成。储油桶的容积按1台机组总油量的110%确定，厂外透平油库应分别配置净油桶和运行油桶。

因抽水蓄能机组工况转换频繁，油处理机会较多，故应在厂内另设透平油处理系统以便机组就近滤油，且配置相应的储油桶，同时用管网将用油设备与储油设备和油处理设备连接成厂内透平油系统。

2.绝缘油系统的组成

绝缘油系统由油泵、管路、油桶、自动化元件等组成。绝缘油一般设置主变专用油桶和SFC变压器专用油桶。按国家规范储油桶的容积按1台主变压器油量的110%确定，可配置相应数量的净油桶和运行油桶，另按主变压器通常规定应有70%主变压器油量作为备用。因此应增设储油桶储存备用油。三、油系统的主要技术参数

油的性质分为物理、化学、电气性质和安定性。物理性质包括黏度、闪点、透明度、水分、机械杂质、凝固点和灰分含量等；化学性质包括酸度、水溶性酸或碱以及液相锈蚀等；电气性质包括绝缘强度、介质损失角等；安定性包括抗氧化性和抗乳化性等。（1）闪点

闪点是保证油在规定的温度范围内储运和使用的一项安全指标。闪点是在一定条件下加热油，油的蒸气与空气所形成的混合气体，在某一温度时用火焰接近油面，会闪燃发生蓝色火焰并瞬间熄灭，此温度值称为油的闪点。

对于运行中的透平油和绝缘油，通常闪点是较高的，如果设备有局部过热或电弧作用等潜伏故障存在，则油因高温而分解致使油的闪点显著降低。因此，可以用闪点预报设备的内部故障。（2）凝固点与透明度

油没有固定的凝固点，所谓凝固点是把油放在一定的仪器中，于一定的试验条件下，油丧失流动性时的温度。轻质透平油的凝固点不大于－15℃；中质透平油不大于－10℃；绝缘油的凝固点为－35~－45℃。

油的透明度是判断新油及运行油的清洁或被污染程度的指标之一。水电厂要求油呈透明的橙黄色，如果油中含有水分和机械杂质，则会影响油的透明度。（3）水分

油中含有水分会增大有机酸的腐蚀能力，加速油的劣化，使油的耐压水平降低。油中水分的来源，一是外界侵入，二是由油氧化而生成。结合水是油初期老化的象征，由于油被氧化而生成乳化状态的水以极细小的颗粒分布于油中，这种水很难从油中除掉，其危害性很大。所以规程规定，不论新油或运行油都不允许有水分存在。（4）油中的机械杂质

在油中以悬浮状态而存在的各种固体称为机械杂质，如灰尘、金属屑、纤维物、泥沙和结晶状盐类等。机械杂质有些是在地下油层中固有的，有的是开采时带入的，有的是加工过程中遗留下来的，也可能是在运输、储存和运行中混入的。当机械杂质超过允许值时，润滑油在摩擦表面的流动会受阻，导致油膜破坏，还可能堵塞润滑系统的滤网与油管，使摩擦部件过热。同时，机械杂质还会促使油劣化，降低油的抗乳化性能。（5）酸值

酸值是保证储运容器和使用设备不受腐蚀的一项指标。油中游离的有机酸含量称为油的酸值或酸价。油在使用过程中的酸值逐渐升高。通常用酸值来衡量或表示油的氧化程度。

酸会腐蚀纤维。酸和有色金属接触形成的一种皂化物会影响油在管道中的正常流动，降低油的润滑性能。规程规定，新透平油和新绝缘油的酸值都不能超过0.05KOH mg/g；运行中的绝缘油不超过0.1KOH mg/g；运行中的透平油不超过0.2KOH mg/g。（6）水溶性酸或碱

油在精制过程中若处理不当，可能有剩余的无机酸或碱存在，酸作用于铁和铁的合金，碱作用于有色金属。油中的酸和碱会使接触部件的金属表面和油管剧烈腐蚀，并且加快油的劣化。所以，规定无论新油或运行中的油都要求是中性油，即无酸碱反应。（7）绝缘强度

绝缘强度是评定绝缘油电气性能好坏的主要指标之一。，绝缘强度用标准电极下的击穿电压表示，即以平均击穿电压（kV）或绝缘强度（kV/cm）表示。所谓击穿电压，是在绝缘油容器内放一对电极，并施加电压，当电压升到一定值时，电流突然增大而发生火花。这种物理现象称为绝缘油的“击穿”，将这个开始击穿的电压称为“击穿电压”。（8）抗乳化度

在一定条件下，受试油与水蒸气形成的乳触液达到完全分层所需的时间（min），称为该油的抗乳化度。水轮机使用的透平油都难免与水接触，容易形成乳化液，油一旦被乳化，其润滑性能会降低，摩擦力增大，所以要求透平油应具有良好的抗乳化能力。试验表明，黏度小的油抗乳化度好，抗氧化性也好，因此，尽量选用黏度小的透平油。四、油系统试验项目及方法

油试验应采用国家、行业标准进行，在设备检修、更新或设备故障分析等情况下应对油进行试验。绝缘油、透平油试验项目及方法见表6-4-1表6-4-1 油试验项目及方法五、油系统的维护与管理（一）绝缘油的维护管理

1.绝缘油的污染

新油注入设备时，都要通过真空滤油机脱气、脱水和除去杂质。但是当清洁干燥的油注入设备后，往往油的品质会降低，如油的介质损耗因数会增大、烃类气体会增加等，这时应考虑油是否被污染，是否设备在加工制造组装时环境不洁，使微小颗粒附着在变压器线圈及铁芯上，注油后浸入油中，从而导致油的品质下降。

2.绝缘油的维护

对运行中的变压器油进行维护，能延长油的使用寿命，使变压器保持良好的绝缘性能。其维护内容主要有：定期检查油枕呼吸器内的干燥剂是否失效，失效时应及时更换或处理，以杜绝潮湿空气进入油中；定期检查油中抗氧化剂含量不低于0.15%（新油和再生油中抗氧化剂含量规定为0.3%~0.5%），不足时应及时补加，以达到良好的抗氧化性能。

3.绝缘油的补油和混油的规定（1）电气设备充油不足，需要补充油时，应该补加同牌号的合格新油。补加油品的各项指标都不应低于设备内的油。如果新油补入量较少（低于5%），通常不会出现问题，如果新油补入量较多，特别是将较多的新油补加到已严重老化、其品质已接近运行油质量标准下限的油中时，就有可能导致油泥迅速析出，从而影响油的散热和绝缘性能，甚至引起设备事故的发生。不同牌号的油原则上不宜混合使用，如果必须在运行设备内加入不同牌号的油，应预先进行混油的油泥析出试验，确保油的安定性应合格，无沉淀物产生，同时必须实测混合油样的凝固点。只有在混合油的品质达到标准时，方可允许混合使用。（2）进口油、来源不明的油以及未加二叔丁基对甲酚抗氧化剂的油或已添加其他抗氧化剂的各类油，如果需要与不同牌号的油混合使用时，由于油的组成不同，所含添加剂的类型不完全相同，在混合使用时应特别慎重。当必须混用时，应预先对参加混合的各种油及混合后的油样按DL429.6方法进行老化试验，当混合油的质量不低于原运行油时，方可混合使用。若相混的都是新油，其混合油的质量应不低于其中最差的一种油，且必须实测凝固点，以决定是否可以混用。（3）在进行混合油样试验时，油样的混合比应与实际使用的比例相同，如果实际混合比未知，则采用1∶1比例混合。（二）透平油的维护与管理（1）当机组设备需要补充油时，应补加与设备相同牌号的新油或曾经使用过的合格油。由于新油与已严重老化的运行油对油泥的溶解度不同，当向运行油、特别是油质已老化的油中补加新油或接近新油标准的油时，有可能导致油泥的析出，以致破坏机组的润滑、散热及调速特性，威胁机组的安全运行。因此，补充油必须预先进行混油的油泥析出试验，在无油泥析出时，方可允许补加。（2）混合使用的油，混合前的油质均必须检验合格。不同牌号的透平油原则上不宜混合使用，在特殊情况下必须混用时，或进口油及来源不明的油需与不同牌号的油混合时，应先按照实际混合比测定混合前后油样的黏度。在黏度符合要求时，继续进行油泥析出试验，以决定是否可以混合。再进行老化试验。在老化后混合油样的质量不低于未混合油中最差的一种油时，方可允许混合使用。无论是相同牌号的油或不同牌号的油混合使用时，油样的混合比应与实际使用的比例相同。如果运行油的混合比未知，则油样采用1∶1比例混合。所有油品需要混合使用前必须由检验部门按规定程序执行，出示报告，由总工程师批准，方可执行。（3）为了延长油的使用寿命，保证设备安全运行，应对运行中的透平油采取必要的防劣措施。采用滤油器可随时清除油中的机械杂质和水分，以保持油系统的清洁度。（4）在油中添加二叔丁基对甲酚抗氧化剂（通称T501抗氧化剂），以提高油的安定性。抗氧化剂在油中的含量：新油和再生油不低于0.3%~0.5%，运行中油不低于0.15%，不足时应及时补加。（5）考虑到机组可能发生渗漏水的情况，可以添加防锈剂十二烯基丁二酸（通称为T746防锈剂）。其含量为0.02%~0.03%，运行中的透平油应根据液相锈蚀试验的结果及时补加。（本章编审人员：张书友、王春明）第7章 金属结构第1节 概述

抽水蓄能电站水力系统的金属结构中最重要和最常用的是各类闸门和拦污栅。

闸门可用作电站在不同场合挡水和调蓄水位。如在上、下库进水口和尾水管下游通常设有各类闸门，用于在设备维修或事故时挡水；对于泄水建筑物上的泄洪闸门，关闭时可以防止水库内的水外溢，打开时能进行泄洪。

闸门按其工作性质可分为工作闸门、检修闸门和事故闸门。

工作闸门平时用于挡水，以维持水库在正常蓄水位以下运行。

检修闸门用于系统或设备正常维修时临时挡水，一般在工作门挡水或机组停止运转时下闸关门挡水，开启前其两侧需充水平压，静水开启。

事故闸门是在设备运行过程中，为应付突发事故紧急关闭时使用。事故闸门在设计与制造时须保证其在动水作用下能可靠关闭，开启时一般应先充水平压，静水开启。

泄洪闸门在泄洪时开启，可调节下泄流量和控制上游水位。如天荒坪抽水蓄能电站下库左右岸放的空锥形阀。

闸门按其结构形式可分为平板闸门、锥形阀门，抽水蓄能电站的上库进出水口事故闸门、尾水事故闸门、下库检修闸门通常采用平板闸门，下库放空通常采用锥形阀门。第2节 进出水口闸门和尾水闸门

抽水蓄能电站上库进出水口事故闸门、尾水事故闸门和下库进出水口检修闸门通常采用平板闸门。一、平板闸门的特点

平板闸门由平直面板、构架、支承行走部件、吊具、止水部件等组成，运动时在门槽内直升直降。

平板闸门是被广泛应用的一种门型。相对于弧形闸门，平板闸门有如下特点：（1）闸门结构简单，制造、安装和运输方便，造价低。（2）门叶可以调出孔口维修、互换，可以一门多孔。门叶可以在高度上分为几段，如某些检修闸门采用叠梁门，根据水位叠放若干段。（3）启闭设备简单，利于采用移动式启闭机，实现一机多门，同时启门力大。（4）平板闸门薄，需要的闸墩长度短，要吊出闸门，需要较高的闸墩或工作桥。（5）平板闸门依靠门槽支承，闸门凹槽对水流有不利影响。二、平板闸门的结构

平板闸门的面板位于闸门的上游面，一般用平板钢板制作而成，主要作用是挡水。构架是由梁系组成的框架，又称梁格，一般由水平次梁、垂直交梁（或称垂直隔板）、主梁、边梁组成。面板与构架组成板梁系统，共同承受水压力。上游水压力作用在面板上，面板将力传递到次梁，次梁又传递给主梁，最后传递给支承行走部件。平板型闸门结构示意图如图7-1-1所示。图7-1-1 平板型闸门结构示意图

平板闸门的行走支承装置按移动阻力形式分为滑动式和滚动式。滑动式行走支承多为金属滑块，沿埋设在混凝土内的滑道行走。滑道材料有压合胶木、填充聚四氟乙烯板、填充尼龙和钢基铜塑复合板等。滚动式行走支承形式有滚轮和链轮。滚轮式支承的综合摩擦系数是滑动式支承的1/2~1/3；链轮式更小，多用于大型闸门。

平板闸门的水平隔板上留有圆形漏水孔，可以在起吊时即时将滞留在门叶体中的水排掉，减小闸门起吊时的重量。

闸门与启闭机的吊具或吊杆相连接的地方称为吊耳。平板闸门的吊耳一般设在门叶顶部。弧形闸门可以将吊耳设在闸门的顶部，称为上吊点；也将吊耳设在闸门的底部，称为下吊点。吊耳一般设置在边梁或竖向隔板的顶部。闸门吊耳分为单吊点和双吊点，较宽的闸门采用双吊点。单吊点的吊耳布置在闸门重心垂线上；双吊点的吊耳对称于闸门重心垂线，使其在起吊过程中不至于偏斜。

闸门顶止水和侧止水一般用压板与垫板夹紧，用螺栓固定在门叶或埋件上。止水橡皮的设置方向根据水压力的方向而定。一般要求止水橡皮在受压后能使其圆头压紧在止水座上。闸门上的顶止水截面形状为“P”形，有圆形和方形之分。止水安装时一般应预留2~4mm的压缩量。止水压板的厚度不宜大于10mm。为了避免橡皮圆头翻卷或压板边缘切割橡皮，可将橡皮止水的压板边缘略加弯转，也可采用边缘为圆弧状的厚压板。此时，应采用埋头螺栓。底止水宜采用“刀”形橡皮。底止水通常是利用门重压缩橡皮防漏，压缩量一般为5mm。节间止水有“Π”形、“刀”形或固定连接。闸门漏水常发生在止水转角处。侧止水与顶止水的连接形式一般采用标准转角橡皮。侧止水与底止水的连接方式要根据侧止水垫板设置情况而定，一般采用搭接。闸门止水一般有定型产品，可在规范或厂家目录上选用。

一般闸门在静水中启闭；事故闸门在紧急事故情况下可在动水中关闭，静水中开启。检修闸门或事故闸门关闭后，需要排除闸后的积水，然后进行检修或排除故障。检修工作完成或事故排除后，需要向检修闸门或事故闸门后充水，使得闸门两侧的水压力相等，然后将检修闸门吊起或将事故闸门恢复原位。所以，检修闸门和事故闸门一般需要设充水平压设施。三、上库进出水口事故闸门

1.闸门的作用

上库水通过引水隧洞进入地下厂房。虽然每台机组前设置快速球阀，但是输水道很长，体积很大，为此在每个隧洞的上库进出水口的收缩段通常各设1扇事故检修门，其主要功能是在正常工作情况下关闭闸门，隔离上库与机组之间的流道，以便检修输水隧洞等压力管道；在球阀或压力隧洞发生紧急情况时，该事故闸门可以动水关闭，切断水流，防止事故扩大。事故闸门落门时间一般都控制在5~10min之内。

2.闸门结构及操作方式

事故闸门结构为平板滑动闸门，下游封水。水封分为门形密封和底部密封组合。门形密封是采用P形橡胶水封，靠上游水压压住密封；底部水封是平板橡胶，靠闸门自重压住密封。在正常情况下，闸门是在静水状态下落门，但在事故时可在全水头下动水关闭。大型闸门上通常设有矱500mm充水阀，充水阀和闸门的起吊联动，利用充水阀充水平压，以便闸门在静水条件下提升。闸门提落采用液压启闭机控制方式，可在现地操作，也可由中控室远方操作。四、尾水事故闸门

1.闸门的作用

抽水蓄能电站的尾水水位较高，机组安装高程很低，下水库水位变幅也往往较大，尾水隧洞一般也较长，因此每台机组下游处一般各设一扇尾水事故闸门。该闸门在正常工作情况下的功能是，在事故情况下动水关闭，切断机组与尾水的流道，尤其在水泵水轮机大轴密封抬起或其他地方大量漏水的情况下迅速切断尾水流道功能显著，能防止水淹厂房。由于尾水事故闸门能快速下落，尾水能很快放空，不仅方便处理流道及机组冷却水系统的缺陷或故障，而且可将尾水压力卸空，保证安全措施可靠。

2.闸门结构及操作方式

尾水事故闸门的门型一般为平板滑动高压钢闸门，上游封水，密封结构与上库闸门一致。闸门提落采用液压启闭机控制方式，可在现地操作，也可由中控室远方操作。闸门一般在静水情况下落门，在紧急事故时可动水关门，闸门在平压下提门。

尾水事故闸门与上库闸门的主要不同之处在于：（1）由于尾水事故闸门全封于水下，无法采用在闸门上设充水阀来充水平压，一般是在闸门前后设旁通管（矱200mm）用于充水平压，旁通管上设有工作旁通阀和检修旁通阀作为充停水控制。（2）尾水事故闸门小，较轻，一般靠闸门自重形成退锁锭压力不足；而上库闸门较大，靠闸门自重形成的退锁定压力已足够。因此，尾水事故闸门系统需增加一个储能器，以提高退锁锭压力，保证锁锭可靠退出。（3）为了保证尾水系统安全，尾水事故闸门与进水球阀存有闭锁关系，即尾水事故闸门下降到一定位置时，一般下降超过400mm时，球阀就要自动关闭；同时球阀不在全关位置时，闸门不能正常下落。五、下库进出水口检修闸门

1.闸门的作用

下库进出水口检修闸门是为检修厂房尾水事故门和尾水隧洞而设的。在检修前，落下检修闸门，将尾水事故闸门与检修闸门之间的水放掉，将尾水事故闸门吊出或就地进行检修。检修完毕后，放回并关闭尾水事故闸门，往两个闸门之间充水，使之与上游水位齐平；吊出检修闸门，尾水事故闸门恢复工作状态。检修闸门在静水中启闭，需要的启门力较小。

2.闸门结构及操作方式

一般下库进出水口检修闸门在抽水蓄能电站采用的是竖直门槽，闸门在垂直槽中运行比较可靠。检修闸门个数是根据电站初始安装和电站建成以后的需要来设立的，一般设有2~3扇，闸门形式为平板滑动式。

有些电站（如天荒坪电站）为了节约土建投资采用斜拉门槽，其下库进出水口处设有6个检修门槽、3扇检修门，检修闸门尺寸为4.4m×4.92m。闸门槽斜槽布置，与垂直夹角26°。闸门起落由一台630kN移动式卷扬启闭机操作。

检修闸门静水开启、静水关闭，闸门上一般设有矱300mm的充水阀，供检修门提门前充水平压用。闸门密封为上游侧密封，密封结构与尾水事故闸门一致。正常运行期间，闸门锁定在平台上。需要用检修门时，移动门式启闭机通过液压抓粱连接闸门操作启闭。第3节 下水库放空阀

设置水库放空阀的目的主要是为了下库及时放水，调节下库水位，保证机组在较好的水头下运行，提高机组的效率和可靠性，以及在汛前提前排放下库水，提高水库防洪能力；另外可放空下库，检修下库进出水口、对下库清淤。由于平常下库下游水量较少，下库突然放水存在很大危险，为了保证水库下游人员生命财物安全，需要制定严格的放水管理制度。一、下水库放空设备结构及工作原理

下库放空一般采用锥形阀，锥形阀由锥形阀本体和液压操作系统组成。为了锥形阀可随时检修，锥形阀流道前需安装一个用于检修锥形阀的隔离球阀。

1.锥形阀的结构及工作原理

锥形阀（结构示意图如图7-3-1所示）的结构比较简单，主要由阀体和阀套组成。密封分为两道，一道是轴向P形水封，靠阀套压住。另一道是平板密封，平板密封靠接力器关闭压力压住；密封结构布置合理，容易更换，不易损坏。锥形阀操作比较简单，通过液压系统操作两个接力器推拉阀套来开、关锥形阀。在操作的过程中，只有全关和全开两个位置开关，保证全开或全关时，液压操作系统自动停止操作。但也可手动操作，使锥形阀停留在任何一个开度。由于锥形阀的阀套停在任何一个位置基本都不受力，因此锥形阀停留在任何一个开度，都可长期运行，而对锥形阀没损坏。液压系统设置了一个自动控制的蓄能器，用于保证锥形阀在关闭的位置上关闭腔始终带压，从而确保锥形阀不漏水。图7-3-1 锥形阀结构示意图

2.锥形阀液压操作系统

锥形阀液压操作系统由控制盘柜、液压泵站及阀组、操作接力器三部分组成。锥形阀可自动操作全开或全关，可手动操作锥形阀开、关在任何位置，其液压操作系统原理示意图如图7-3-2所示。图7-3-2 下库放空阀液压操作系统原理示意图（1）锥形阀开启程序

在控制盘柜上按下开启按钮→油泵启动→YV1励磁，油泵出口管路建压→YV4/YV5励磁隔断油压，使油压不能进锥形阀接力器排油腔（关闭腔）→YV2励磁，高压油进锥形阀接力器开启腔，排油腔可控逆止阀打开排油→锥形阀开启至全开位置→全开位置位置开关动作→YV1失磁恢复正常状态，YV2失磁回到中间位置，油泵停泵，锥形阀开启结束（锥形阀也可根据需要，在中间任何开度手动停止开启，停在某一开度保持稳定运行）。（2）锥形阀关闭程序

在控制盘柜上按下关闭按钮→油泵启动→YV1励磁，油泵出口管路建压→YV4/YV5失磁恢复正常，这一路油路保持畅通→YV3励磁，高压油进锥形阀接力器关闭腔，锥形阀接力器排油腔出口可控逆止阀打开排油→锥形阀关闭至全关位置→全关位置位置开关动作→YV1失磁恢复正常，YV3失磁回到中间位置、油泵停泵，锥形阀开启结束。蓄能器中的压力可保持锥形阀关闭腔中始终有压力，确保锥形阀关闭不漏水。（3）蓄能器保压程序

当压力低至SP3压力开关整定值时，油泵启动→YV1励磁，向蓄能器输油充压→当压力达到SP4压力时，YV1失磁，油泵停泵，系统恢复正常。

3.锥形阀检修隔离球阀

锥形阀检修隔离球阀主要用于锥形阀检修时隔断水流。锥形阀损坏时，球阀也可动水关闭隔断水流。球阀设有旁通管路，管路上设有工作旁通阀和检修旁通阀，用于球阀上下游平压。球阀采用液压操作，正常时是平压后静水开启和关闭，锥形阀损坏时，也可动水关闭。二、下库放水操作步骤及注意事项（1）运行中根据下库水位确定放水量、时间和锥形阀打开的开度。（2）操作前通知有关人员沿河巡线，及时撤离相关人员及搬离河道内物质，确保放水安全。（3）操作放水人员应根据运行值班人员通知的放水时间，在放水前进一步沿河巡线，确保河道内无人、无物，并在各河道入口贴放水起始及延续时间布告。（4）操作放水人员根据放水操作票操作锥形阀放水，操作时一人监护，一人操作。第4节 进出水口拦污栅

抽水蓄能电站通常在上水库进出水口、下水库进出水口安装有拦污栅。拦污栅的结构示意图如图7-4-1所示。图7-4-1 拦污栅结构示意图一、拦污栅的作用

拦污栅一般布置在水电站进水口、泵站进水口的上游。拦污栅的作用是拦截水流中夹带的污物（树枝、树叶、杂草、浮冰等），防止污物从进水口进入引水道内，保护机组不受损坏。二、拦污栅的结构

抽水蓄能电站拦污栅一般垂直布置。拦污栅包括栅叶与栅槽埋件两部分。栅叶是由栅面和支承框架构成。栅面是由几块栅片连接排列而成。栅片由平行置放的金属栅条连接而成，连接方式有螺栓连接和焊接两种。

螺栓连接的拦污栅是一种栅片和栅条均可拆卸和更换的拦污栅，其栅片用长螺栓将平行置放的栅条贯穿在一起。为了保持栅条间距，在栅条间设置等距离的间隔环，长螺栓两端用螺帽旋紧。栅片用U形螺栓固定在支承框架上。

焊接连接的拦污栅是不可拆卸的结构，其栅条与肋条焊接在一起构成栅片，栅片上的栅条则直接焊在支承框架上，形成栅面。这种结构形式的拦污栅不仅可以加强拦污栅的整体刚度，同时也简化了制作拦污栅的工艺流程，在实践中较常用。

栅条一般用扁钢制成，其截面常为矩形。矩形截面的栅条高度不宜大于厚度的12倍，也不宜小于50mm；栅条的侧向支承间距不宜大于70倍栅条。有清污要求的拦污栅应满足耙齿进入栅面的要求。为了减少水头损失，栅条也可以采用流线形截面。

拦污栅机条的间距不宜过大，也不宜过小。过大，起不到拦污的作用；过小，会造成水头损失，也容易被堵塞。

拦污栅支承框架的结构与平板闸门一样，由主梁、边梁、纵向联结系和支承等组成，但构件相对较轻。当主梁高度较大时，可以在主梁之间加设横向联系构件，以增加拦污栅的横向刚度。高度大的拦污栅可以分节设置，便于安装和运输，分节高度一般在3.5m。节与节之间的连接可在边梁腹板上用连接板和轴相连，并应考虑起吊拦污栅时的锁定装置。

框架的主梁与边梁应等高布置。主梁的间距根据荷载要求确定，同时应考虑栅条的强度与稳定要求。主梁的形式应根据跨度和荷载采用轧成梁、组合梁或桁架。轧成梁适用于跨度较小的主梁；中等跨度的拦污栅一般采用工字组合梁；跨度较大的拦污栅则采用桁架式主梁。

拦污栅的支承一般采用滑动支承。需要动水提栅的拦污栅，可以采用轮式支承以减小启闭力。

拦污栅槽埋件由主轨、反轨、侧轨和护角等构成，其结构形式及作用与平板闸门类似，但不需要设置止水座板。

大型抽水蓄能电站上库进出水口一般比较大，因此每个进出水口设有上中下3扇拦污栅，栅条间距200mm；而下库进出水口一般较小，因此其下库的每个进出水口设有上下2扇拦污栅，栅条间距160mm。由于拦污栅处于双向水流状态下工作，特别是上库进出水口在抽水工况出流流态较差，为了防止振动，在栅架的上、下游都设置有加橡皮垫块的支承垫块，设有一定的压缩量（一般3mm）。栅叶入槽后具有一定的预紧力，可起减振作用。栅叶结构按一定水位差（一般为5m）考虑，并适当加大结构刚度，以提高其自振频率。第5节 启闭机

闸门起落通常采用启闭机进行操作。闸门启闭机按其工作方式分有卷扬式和液压式。卷扬式启闭机多用于下库检修门机，其采用钢丝绳起吊，闸门靠自重下落。液压式启闭机多用于上库事故闸门、尾水事故闸门，其运行灵活，易于控制，启闭快速，维护相对简单。卷扬机通常分为固定式和移动式，移动式卷扬机通常设有固定轨道，可实现一机多门的操作，多用于平板工作闸门或检修闸门；固定式卷扬机在固定位置，只能一机一门，多用于弧形闸门，也可用于平板闸门。一、闸门启闭机特点（1）荷载变化大。工作闸门需要动水启闭，启门力包括闸叶自重、行走阻力、配重或水柱压力、上托力、下吸力等。除了自重外，其他几种力都与闸门承受的水压力有关，而闸门的水压力是随门叶移动而变化的。因此，启闭力的荷载是不断变化的。变化幅度很大且非常不均匀。（2）启闭速度低。多数启闭机的工作速度很低，一般在1~2m/s。（3）工作级别低，但要求绝对可靠。泄水闸门、尾水闸门、快速事故闸门等平时极少使用，但使用时绝对不允许故障。所以，平时要注意维修保养。（4）双吊点要求同步。大跨度闸门上具有两个吊点，这类闸门需要两套容量相同的启闭机构。为了保证闸门启闭顺利，要求两套机构同步运行。否则，闸门就可能被卡在闸墩内。（5）要适应闸门运行的特殊要求。例如水电站快速事故闸门，要求快速关闭，但不需要快速开启。

启闭机按传动形式可分为机械传动式和液压传动式。机械传动的启闭机按布置形式可分为固定式和移动式。机械传动式按其传动机械可分为卷扬式、螺杆式、链式、连杆式等。二、液压启闭机（一）液压启闭机的组成

液压启闭机只能是固定式的。液压启闭机一般由液压系统和液压缸组成。在液压系统的控制下，液压缸内的活塞沿缸体内壁作轴向往复运动，从而带动连接在活塞上的连杆和闸门作直线运动，达到开启、关闭闸门的目的。液压系统包括动力装置、控制调节装置、辅助装置等。多套启闭机可共用一套液压动力系统，动力装置一般为液压泵，它把机械能转化为液压能。液压泵一般采用容积式泵，如叶片泵和柱塞泵。叶片泵和柱塞泵有结构紧凑，运转平稳，噪音小，使用寿命长等优点。柱塞泵虽然价格较高，但可以得到高压力、大流量且可调节，在大中型闸门启闭机中常见。液压启闭机的液压系统一般设置两套液压泵，互为备用。

控制调节装置是指液压控制阀组，包括节流阀、换向阀、溢流阀等阀组，其作用是对液压油的流量、方向、压力等各自起控制调节作用，以实现对液压系统的各种性能要求。启闭机上的控制阀大多数是标准元件，并普遍采用插装技术。插装阀具有组合机能强、集成度高、噪音低、密封性能好、机构紧凑、便于维修等优点。选择不同结构及形式的先导控制阀、控制盖及集成块与插装件组合，便可获得具有换向、调压、调速等功能的插装阀组。双吊点的液压启闭机因为不能像卷扬式启闭机一样采用机械同步，故控制阀组需要考虑同步措施。

辅助装置包括油箱、油管、管接头、压力表、滤油器等。油箱的作用是储油和散热，并能沉淀油中杂质，分离油中的空气和水分等。油管、管接头把动力装置、调节控制装置、液压缸连接起来，组成一个完整的液压回路。液压油中的杂质会使运动零件磨损，增加泄漏和缩短零部件的寿命，甚至堵塞阀组等，影响液压系统的使用，为此设置滤油器对液压系统是十分必要的。

液压缸是液压传动中的执行元件，其把液压油的压能转化为机械能。液压缸由缸体、端盖、活塞、活塞杆、吊头等零件组成。根据液压缸内压力油的作用方向可分为单作用液压缸和双作用液压缸。单作用液压缸通常是柱塞式或套筒式，也可以是活塞式。双作用液压缸只有活塞式。活塞式液压缸形成两个油腔。两个油腔都可以进出压力油。（二）特 点

液压传动是利用液压油的压力能来传送能量的一种传动方式。与其他启闭机相比，液压式启闭机有以下优点：（1）油缸结构简单，传动平稳，元件自动润滑，磨损小，效率高，寿命长，系统可靠性高。（2）液压元件已实现标准化、系列化，液压启闭机结构紧凑，体积小，承载能力大，自身重量明显减轻。（3）液压和电气控制相结合，便于实现自动化，易于防止过载，可实现无级调速。（4）启闭机具有缓冲性能，可减小闸门的振动。（5）在突然失去电源的事故情况下，可使闸门快速下降，安全可靠。

液压启闭机也存在以下缺点：（1）液压元件与缸体的运动表面，不可避免地会有所泄漏。因此，对缸体加工要求高。（2）采用双吊点时的同步性较差。（3）启门高度大的液压启闭机的油缸行程大，缸体和活塞杆都较长，加工困难。（三）液压启闭机工作原理

1.液压启闭机系统的组成

液压启闭机系统由以下几部分组成：（1）油泵站及其PLC控制柜；（2）闸门液压控制阀组及启闭机；（3）闸门本身控制PLC柜。典型抽水蓄能电站上库事故闸门液压启闭机系统参数如表7-5-1所示。表7-5-1 典型抽水蓄能电站上库事故闸门液压启闭机系统参数表

2.液压操作系统原理

液压操作系统具有以下动作功能：（1）泵站系统启动；（2）闸门正常提升；（3）闸门事故下降；（4）闸门泵控下降；（5）闸门手动下降；（6）闸门自动复位。上库事故闸门液压操作系统原理图如图7-5-1所示。图7-5-1 上库事故闸门液压操作系统原理图（1）泵站系统启动

泵站系统配有公用PLC控制，设有两台油泵，一台主用，一台备用，空载启动（即YV1、YV2不励磁）。当主用油泵不能启动或启动后压力不足时，自动启动备用油泵。泵站配有出口溢流阀YV1和YV2。YV1整定出口油压12.5MPa，YV2整定出口压力2.5MPa。通常运行时都是励磁YV1，只有在泵控落门情况下才励磁YV2。（2）闸门正常提升

闸门正常提升程序：首先，启动油泵，油泵空载启动，延时5秒后，PLC发出YV1、YV7励磁令，油泵工作压力12MPa，压力油接通接力器下腔，闸门提起至充水阀打开接点，停泵，首先给压力钢管充水平压。充水持续20秒平压（压力钢管充水主要由充水泵从下库抽水）。充水完成后，发出提门令给PLC。首先，启动油泵，油泵空载启动，延时5秒后，PLC发出YV1、YV7励磁令，油泵工作压力12MPa；YV7励磁，压力油接通接力器下腔，闸门开始提升；闸门全开时，闸门顶部的码盘全开接点或闸门开度测控仪全开接点动作，YV7失磁；YV11励磁，电磁阀11励磁，投入锁锭；锁锭投入位置接点动作，YV1、YV11失磁；油泵组电动机停机。闸门开启程序完成。（3）闸门事故下降

闸门事故下降用于通常情况下和事故状态下落门。闸门事故下降程序：闸门下降前先退出锁锭，YV13励磁，锁锭退出；锁锭退出位置接点动作，YV9励磁，油缸的下腔接通上腔，闸门开始下降；闸门下降过程中，油缸下腔的油直接进入上腔，上腔不足的部分油由补油箱补入，闸门全关位置接点动作，YV9、YV13失电。事故落门程序结束。事故落门时间为5~10分钟，可通过节流阀调整。（4）闸门自动复位

闸门自动复位是保证闸门由于液压系统渗漏导致闸门下降后可自动恢复正常位置的一种功能。闸门自动复位程序是：闸门在全开位置时，因系统泄漏油导致闸门下降达200mm时，使开度仪下降200mm接点动作；油泵启动，5秒后YV1、YV7励磁，闸门上升，当重新达到全开位置时，全开位置接点动作使YV1、YV7失磁，油泵停止。若闸门下降达200mm小于48h，PLC发出闸门下降频繁报警信号。（5）闸门手动事故落门

闸门手动事故落门可确保掉电时落门。闸门手动事故落门程序：先打开常闭截止阀K1，锁锭退出；锁锭退出位置接点到位后，打开常闭截止阀K2，插装阀阀芯上移，液压缸下腔接通上腔排油，闸门下落。也可通过手动捅电磁阀YV13励磁退锁锭，退锁锭到位后，再捅YV9励磁就可落闸门。（6）闸门泵控下降

由于泵控落门很慢，一般要在半小时以上，因此通常落门也是选用事故落门方式落门，只有在检修闸门时，活塞杆与闸门脱离，若采用事故落门方式，活塞杆靠自重不能克服摩擦力而下降到位，此时需选用泵控方式落活塞杆与闸门连接。闸门泵控下降程序：启动油泵，油泵空载启动，延时5秒后，PLC发出YV2、YV13励磁令，锁定退出，YV5、YV9励磁，油压缸上下腔联通，油压相同，闸门靠存在自重缓慢下落。

3.液压系统各压力开关作用及整定（1）接力器下腔失压保护压力开关SP7

其作用是防止正常运行时闸门挂在锁锭上。闸门处于全开位置时，若接力器下腔压力下降到3MPa，则SP7动作报警，启动油泵给接力器下腔打压。（2）接力器下腔油压高保护压力开关SP3

在提门过程中，若接力器不动或接力器到位后锁锭出现投入故障引起接力器下腔压力升高，当压力达到12.5MPa时，SP3动作报警，油泵停机。（3）接力器上腔油压高保护开关SP5

在泵控落门过程中，若接力器上腔油压升高到2MPa，则SP5动作报警，油泵停机，保护油缸上腔不过压。（4）油泵出口压力低开关SP1

若主油泵启动后压力低于7MPa，则SP1动作，发出主泵故障报警信号，同时启动备用泵。三、卷扬式启闭机

1.卷扬式启闭机的组成和工作原理

卷扬式启闭机的启门力和扬程有宽广的适应范围。卷扬式启闭机采用钢丝绳作为牵引方式。它一般由起升机构、机架及电气控制系统组成。起升机构主要由滑轮组、卷筒组、驱动装置（包括开式齿轮副、减速器、制动器、电动机等）、自动抓粱装置（移动式门机专有）及安全装置等部件组成。固定式卷扬启闭机如图7-5-2所示。图7-5-2 固定式卷扬起闭机

滑轮组包括动滑轮组和定滑轮组，一般不宜采用单联滑轮组。因为单联滑轮组在提起或下放闸门的过程中，会使闸门产生水平位移，从而引起闸门晃动。双联滑轮组在工作时无此现象发生。另外，滑轮组的倍率宜采用偶数，可避免因钢丝绳的张力使动滑轮组产生扭转，而且平衡滑轮布置在定滑轮上，可用来操纵荷载限制器。

卷筒用来卷绕钢丝绳，通常为圆柱形，一端用螺栓固定在大齿轮上。为了与双联滑轮组配套，启闭机应采用双联卷筒。卷筒有单层卷绕和多层卷绕之分。高扬程启闭机为减少卷筒长度，通常采用双层或多层卷绕。采用多层卷绕时，应注意钢丝绳绕入绕出卷筒时偏离螺旋两侧的角度不宜大于2°。

驱动装置中的减速器、制动器、电动机一般都采用标准系列产品。电动机一般采用三相交流起重用电动机。电动机轴上的制动器应采用常闭式，以便闸门能停在任意开度。移动式卷扬启闭机大车还配有夹轨器，保证启闭机可靠固定。

自动抓粱装置是用于移动式卷扬启闭机与闸门自动连接的装置，包括液压动力系统、串销机构、位置感应系统。通过以上装置保证移动式启闭机与闸门可靠连接。

安全装置一般包括荷载限制器、行程限制器等。启闭机的容许超载值一般不得大于额定起重容重的10%。因此，在实际负荷达到额定起重量的110%时，荷载限制器自动切断电源，电动机停止转动。上、下行程限位一般采用行程开关或主令控制器。此外，通常还设置有高度指示装置。

机架主要用于安装起升机构的各部件，并将荷载传递给基础，保证启闭机正常运行。机架一般均做成整体式结构，小容量启闭机的机架多用型钢，大中容量的机架则用“工”字钢或箱形梁。

2.特点和机构布置

卷扬式启闭机结构紧凑，承载能力大，运行平稳可靠，安装维修方便，而且在启闭力和扬程方面有宽广的适应范围，使用非常广泛。缺点是不能产生下压力，启闭机自重较大。

卷扬式启闭机的机构布置形式按其吊点数分为单吊点和双吊点。单吊点启闭机将所有部件布置在一个机架上。双吊点启闭机通常将两个滑轮组和两个卷筒组对称地布置在两个分开的机架上，用机械措施实现同步启闭。驱动装置可以集中驱动，也可以分别驱动。第6节 闸门与启闭机的安装和调试一、闸门的安装与调试

整体到货的闸门（尾水闸门和尾水检修门）和分节到货的闸门（上库闸门）组成整体后，在安装前应对其主要尺寸按图和规范进行复查。闸门安装前，要对闸门埋件安装后的尺寸和高程进行复测，在下闸门前，对轨道和门槽进行检查，以确保完好干净。此外，还应重点注意以下几点：（1）分节到货的闸门节间连接是采用焊接的，在焊接前要编制好焊接工艺规程，在焊接时要严格控制变形。（2）闸门止水橡皮的螺孔应按门叶或止水压板的螺孔位置定出，然后进行冲孔或钻孔，孔径应比螺栓直径小1mm。当螺栓均匀拧紧后，其端头应低于止水橡皮自由表面8mm以上。（3）止水橡皮表面应光滑平直，不得盘折存放。其厚度允许偏差为±1mm，其余外形尺寸的允许偏差为设计尺寸的2%。止水橡皮的接头可采用生胶热压等方法胶合，胶合接头处不得有错位、凹凸不平和疏松现象。止水橡皮安装后，两止水中心距离和顶止水中心至底止水底缘距离的偏差均不应超过±3mm，止水水平度不应超过2mm。（4）单吊点的平板闸门应作静平衡试验，试验的方法为：将闸门吊离地面100mm，通过滚轮或滑道的中心测量上下游与左右方向的倾斜，倾斜度不应超过门高的1/1000，且不大于8mm。（5）闸门安装完后，所有闸门和埋件表面防护应完好，如有损坏的应进行处理，补好。（6）闸门安装处理完毕后，应在无水情况下作全行程启闭试验。共用的闸门还应对每个门槽作启闭试验。试验前必须清除门叶上和门槽内的所有杂物，并检查吊杆连接情况，启闭时应在止水橡皮上浇水润滑。在闸门启闭过程中滚轮转动应灵活，闸门升降应无卡阻，止水橡皮应无损伤。二、启闭机安装与调试

1.启闭机安装

启闭机一般在工厂组装好，整体运到现场安装。应做好安装前检查，重点对机架安装、液压缸、管道、油箱等进行检查，同时在系统安装完毕后，应对液压系统进行最终清洗。安装期间应重点注意以下几点：（1）安装前检查

启闭机基础及埋件应符合图纸设计要求，全部机械零部件完整无缺，各部件的装配质量应符合图纸和文件要求，液压缸、泵组、阀组及阀块上的油管接口封堵应完好，油管包装应完好无污损。（2）机架安装

机架是液压缸的安装基准，是将设备负荷传递至基础的部件，因此机架安装的质量控制点在于保证基面高程和中心桩号偏差符合图纸和规范要求。（3）液压缸安装

启闭机的液压缸一般均为整体组装件加外包装后发运至工地。只要在合同规定的允许期限内，就不需要解体清洗即可整体吊装就位，吊装时要做好安全措施，以防活塞杆外伸。（4）管道安装

为了确保液压系统流道内部的质量，管道配好后必须拆除，酸洗干净后再组装。高压软管在安装时不得出现扭转现象。（5）油箱安装

检查油箱内壁的油漆应完好无损，箱内不允许留有任何污杂物。（6）液压系统的最终清洗

每个液压系统安装完毕后，需采用操作油循环进行最终清洗，清洗时，液压缸与液压系统应分离，清洗的时间不得少于4小时，清洗合格后，更换掉过滤器滤芯，并将液压缸接入液压系统。

2.启闭机调试

调试应根据各自的设计原理和运行工况，分别进行空载动作试验和系统静压试验，带闸门（无水）联动试运行和正式运行。（1）调试前必须具备的条件

液压启闭机系统机械和电气部分已按图纸和说明书要求安装完毕，并完成电气模拟动作试验；压力表和压力控制器均已校验合格。（2）空载动作试验和系统静压试验

进行静压试验前应以0.5~1.0MPa的低压驱动液压缸活塞全行程空载（闸门未连上）往复动作三次，以排除液压系统的空气和确认阀组动作正确，往复运动无爬行现象。在这调试期间应注意油箱中的油位。在空载往复动作试验过程中，应对闸门开度显示装置的节点动作位置进行粗调设定。静压试验时间15分钟，检查液压系统不得有外泄漏，各部分应无异常现象。（3）带闸门（无水）联动试运行

经上述试验合格后，液压缸即可与闸门吊耳连接。与闸门连接后应对吊点下极限位置按图要求进行复核，其高程小于±10mm；对液压系统的压力阀和压力控制器按设计要求设定；按设计规定的每一个动作功能作全行程运行，先手动分步操作达到设计要求，再进行程序操作达到设计要求，在试验过程中应作好压力时间等记录；在试运行过程中，对闸门开度显示装置、锁锭行程开关等接点动作位置进行细调，使之符合设计要求。（4）正式试运行

在正式试运行前应根据闸门承担的任务，在与上下游区域和电厂中控室取得协调后才能进行。液压启闭机在带闸门（无水）试运行正常并经检查正常后才可进行正式试运行。正式试运行应按设计和规范要求进行，并做好试运行记录。正式试运行应成立专门的机构进行监督和验收，并在试运行记录和验收意见上签字。第7节 闸门及启闭机的运行与维护

闸门运行时要做好监视，事故闸门应保证在任何事故需要落门时都能可靠落门，防止事故扩大和水淹厂房；其次是做好闸门及启闭机的定期维护保养工作，有异常或故障时要及时处理，不能影响或危及电站正常运行，不能影响其他设备检修。一、闸门运行方式（1）上库事故闸门正常运行于全开位置；引水隧洞或球阀出现事故，需要事故闸门落门时，可以现地或远方中控室启动事故闸门落门；引水隧洞或球阀大修时，需落下上库事故闸门来隔离上库水。（2）尾水事故闸门正常运行于全开位置；当机组设备出现大量漏水事故，需要事故闸门落门时，可在中控室、机组控制盘及现地控制盘任何一处启动落门；机组设备故障或检修时，只有在需要隔离尾水时才落闸门。（3）下库检修闸门正常时锁挂在检修门洞口，只有在检修尾水事故闸门或检修及检查闸门后的尾水隧洞时，才落下下库检修闸门。二、闸门及启闭机运行监视

在闸门运行期间，要时刻对闸门及启闭机的运行情况进行监视，检查闸门及启闭机运行有无异常。

1.闸门开度趋势监视

闸门码盘工作应正常，闸门控制屏上的开度指示应与监控系统闸门开度及闸门开度重锤指示装置指示一致。监控系统闸门开度趋势稳定，无突变现象，闸门下降缓慢，不应频繁重提门。

2.闸门控制面板各指示状态监视

闸门正常运行时，闸门控制面板指示闸门状态在运行状态，闸门全开信号满足，液压锁锭投入，PLC程序投入，无开门令和关门令，液压缸下腔压力正常，无报警信号。

3.闸门PLC运行监视

正常情况时各闸门的PLC及公用PLC均应投入，各PLC均应正常工作，电源正常，其CPU卡上的“RUN”灯亮，各PLC上的输入/输出信号正确。

4.交、直流电源运行监视

正常情况下各交直流电源均投入，各电磁阀、PLC及油泵、音响、公用等控制回路电源开关均投入，现场电源指示灯点亮，现场电压表计显示正常。闸门控制屏及监控系统无交直流电源丢失报警。

5.液压锁锭监视

闸门正常运行时，液压锁锭的两个锁锭杆应正常投入到位，PLC中锁锭投入信号正常输入，闸门控制屏有锁锭投入信号；当两个锁锭杆有一个退出或两个全部退出时，PLC中锁锭退出信号正常输入，相应控制屏也显示锁锭退出，此时将会闭锁相应机组球阀开启。

6.闸门启闭机液压缸下腔压力、储能罐压力监视

闸门启闭机液压缸下腔正常压力全开时为1.5~2.5MPa，全关时为0MPa；储能罐正常压力为7.5~12MPa。

7.油泵启动情况的监视

油泵正常处于备用状态，当闸门提门和泵控落门及储能罐压力低时主用油泵会正常启动，当出现油泵频繁异常启动时，应关注储能罐的压力情况及相关压力传感器的工作情况。三、日常巡检

每周对闸门巡检一次，检查闸门开度是否正常；检查集油箱油位是否正常；检查油管路、电磁阀有无渗漏；检查启闭机锁锭是否在正常位置；检查有关阀门是否在正确位置；检查有无故障报警。四、定期维护工作

闸门定期维护工作主要包括定期维护和定期试验。

1.定期维护项目和内容（每年一次）（1）对泵站集油箱中的油进行油化验，检查油质，如果不合格就要更换液压油，同时清洗集油箱，更换油过滤器。（2）对液压系统各压力开关进行校验。（3）对液压系统电磁阀、管路、阀门进行清洗、检查及处理。（4）对液压锁锭装置、码盘传动装置系统进行检查及处理。（5）检查事故闸门有无生锈及门封状况，并根据存在的问题进行相应处理。

2.定期试验

由于有些闸门特别是上库事故闸门基本上每年都不一定会有正常操作和使用，而事故闸门又处于很重要的地位，必须保证在事故和需要时能紧急落门，因此，每年要在全厂停机时对事故闸门进行功能试验，检验确保事故闸门运行正常。事故闸门试验包括以下内容：（1）检查闸门现地提、落门试验正常；（2）检查闸门远方中控室落门试验正常；（3）检查闸门下降200mm自动重提门试验正常；（4）检查尾水事故闸门下降超过400mm与球阀闭锁关闭试验正常；（5）检查闸门下腔失压重提门试验正常。五、设备检修（1）事故闸门大修周期一般为6年安排一次，跟随机组检修时检修，不影响机组检修总工期。检修主要内容：更换闸门门封；更换充水阀密封；闸门、腰箱盖及门槽除锈防腐；闸门上螺栓及门封压板更换；闸门主要焊缝及腰箱盖固定螺栓探伤检查；腰箱盖密封更换；油缸及管路渗漏油处理等。（2）检修闸门检修周期一般不定，可根据平时检查和使用情况发现缺陷和不足，及时安排相关项目检修，确保需用检修闸门时可用。六、闸门系统典型故障及处理

1.泵站集油箱底集水较多故障（1）故障现象

对集油箱底部放油化验时，发现集油箱底部含有较多水。（2）原因分析

集油箱底部积水较多，不应该是闸门洞空气潮湿结露的原因，因为集油箱所在的控制室配置有除湿机，空气不会太潮湿。集油箱本身不可能直接进水，应是水进入了油系统，而油系统只有液压缸的底部是在水里，因此是水从液压缸底部渗进了液压缸的下腔。对液压缸的下腔密封进行分析，液压缸下腔密封是采用朝油方向V型密封，通常是油压越大，密封性越好，这样的密封结构设计在上库闸门系统没问题，但在尾水事故闸门位置就出现了问题，原因是机组在检修时，尾水事故闸门会长时间在全关落门位置，而闸门在全关位置时，闸门下腔是无压的，而闸门液压缸下腔密封外是通尾水的，承受尾水水压，由于液压缸下部是朝上的V型密封，虽然密封比较好，但长时间受到水压后，V型密封会渗进水。（3）处理办法

在液压缸的下缸盖增加一道朝下的V型密封防水，并在两道V型密封之间增加一通至地面的排泄孔，这样可确保两道密封有渗漏时可从此处排出，并根据排出的液体及泄漏量大小，可确认是哪道密封损坏及损坏的程度。通过这样处理之后，尾水事故闸门集油箱集水问题得到了彻底解决。

2.闸门下降频繁故障（1）故障现象

闸门在48小时内出现下降200cm信号，自动重新提门，复归至全开位置。（2）故障原因分析

闸门出现实际下降一般是液压原因，是否出现实际下降，可根据闸门趋势图，确认闸门是否有真实下降，如果确认是真实下降，证明是液压系统出了问题，而不是电气故障。闸门下降是液压缸下腔油渗漏较快，导致闸门下降。（3）故障处理

根据液压原理图分析，可能的渗漏处及处理办法如下：

1）闸门下腔的密封和油管路漏油。检查密封和管路是否漏油，如果有，就处理漏油点。

2）落门电磁阀控制插装阀芯渗漏。更换落门电磁阀控制插装阀芯，试验是否还继续出现闸门下降频繁，如果继续出现，证明不是该阀芯问题。

3）退锁锭电磁阀内漏。更换退锁锭电磁阀，试验是否还继续出现闸门下降频繁，如果继续出现，证明不是该阀问题。

4）投锁锭电磁阀内漏。更换投锁锭电磁阀，试验是否还继续出现闸门下降频繁，如果继续出现，证明不是该阀问题。

5）泵控插装阀芯渗漏。更换泵控插装阀芯，试验是否还继续出现闸门下降频繁，如果继续出现，证明不是该阀芯问题。

6）油缸上下腔密封串漏。一般不会是油缸上下腔密封串漏，因为油缸上下活塞密封质量还是比较可靠的。可通过关闭油缸下腔节流阀检查是否是油缸内漏，如果油缸下腔压力不变，证明油缸没内漏，如果是油缸内漏，那只能等待油缸返厂检修。

3.闸门全关时无法提升（1）故障现象

闸门不能自动提起。（2）故障原因

一般是闸门提门条件不满足。（3）处理方法

1）检查闸门充水阀或旁通阀是否已开启并达到全开开度，提门时间是否到达；

2）检查是否有“事故关闸门”的信号输入，同时应及时检查各“事故落闸门”紧急按钮是否已复归（已弹出），机组跳机信号是否已复归，并应及时在闸门控制屏上按“复归按钮”，在闸门控制屏上按公用PLC“确认按钮”和“复归按钮”。

3）检查闸门控制方式是否正常，若不正常则切换至正常位置；

4）检查闸门PLC及油泵是否工作正常，并解决相应问题；

5）对照逻辑图检查闸门自动提升回路中各条件是否满足，并解决相应问题。（本章编审人员：叶玉松、楼荣武）第8章 升压站设备第1节 升压站设备概述一、升压站设备的作用

升压站是一个通过电荷电压变换的整体系统。升压站设备是指为了便于电能的输送，把低电压变为高电压的变电设备，其主要任务是升压，目的是减小输电线路电流，从而减少电能的损失。与常规水电站相同，抽水蓄能电站电气主接线同样要求满足可靠性、灵活性、经济性三方面的要求。在可靠性上应尽可能保证供电连续性。在灵活性上，接线方案应能方便、灵活地切换机组、主变等设备，同时为了适应电站较高的自动化程度，要求在事故切换或运行方式改变时全部用断路器来完成，基本不用隔离开关来完成倒闸操作。隔离开关只作为检修时隔离电源之用。在经济性上，在满足可靠性、灵活性的前提下，尽可能做到接线简单、清晰，投资小。一般抽水蓄能电站采用三角形接线和不完全单母双分段的主接线方式。考虑到一般抽水蓄能电站的升压站电压等级都是500kV，本书以500kV升压站设备为主作介绍。

不完全单母双分段接线的特点是：（1）接线简单清晰。每一进出线回路各自连接一组断路器，互##不影响。对于安装6台机组的厂站，一般3、4机联合进线回路不装设断路器，只装一组隔离开关，这一方面减少了投资，而且由于主变及超高压电缆等设备具有较高的可靠性，可以保证极低的出故障概率；另一方面如果该回路出现故障，则可利用两组分段断路器切除，基本不影响操作的灵活性。（2）具有较高的可靠性。利用断路器将母线分段，如果任一段母线及其所连设备检修或出现故障，只影响该段母线及所连回路停电，可以避免全厂停电，并满足任何故障所引起的切断容量不超过全厂总容量的2/3。（3）配置灵活。电能由母线集中分别向各出线回路供电，任一出线线路或断路器进行故障检修时，都不会影响电站送、受电，因为一条出线可输送全电厂容量；若进线回路断路器检修，则所连接的该联合单元停电，只会停电站总容量的1/3。二、升压站设备及形式

1.GIS设备

GIS设备一般由SF6气体绝缘金属封闭开关设备等组成，分地下和地面两部分，地下GIS布置在主变高压侧，地面GIS一般为户内式，500kV GIS的额定电压为550kV，额定电流为3150A，热稳定电流为50kA（rms），其持续时间为3s，动稳定电流为125kA（rms）。

2.电缆设备

电缆设备一般为XLPE（交联聚乙烯）干式电缆，每回满足输送两台机组负荷，型号一般为CAZV1×800mm2℃，额定输送容量为720MVA（每回），额定电压为298/515kV，额定持续电流为873A，最大工作电流为890A，损耗不大于85.5kW/（3相·km）。

3.出线设备

出线设备一般由阻波器、避雷器和线路压变（CVT）组成。阻波器型号为DLTC-2500/1.0型，避雷器型号为3EP3420-5PZ型，线路压变（CVT）型号为TEHMF500型。第2节 升压站设备组成

抽水蓄能电能电站升压站通常由地下GIS、高压电缆、地面GIS、出线场设备等组成，其典型主接线如图8-2-1所示。一、GIS

六氟化硫气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）由若干相互直接连接在一起的单独元件构成。它利用六氟化硫优异的绝缘性能和灭弧性能并将其作为绝缘和灭弧介质，将多种电器或附件由金属外壳封闭并组合为整体，具有结构紧凑，保护等级高，易于操作等优点。

GIS由多个隔室组成（如断路器隔室、母线隔室等），每一隔室除了相互连接和控制需要的通道外，完全被封闭，相邻隔室之间由绝缘隔板（盆式绝缘子）分隔，这样便于安装和维护。

GIS主回路是指用来传输电能的所有导电部分，由电气元件如断路器、隔离开关、接地开关、避雷器、互感器、套管、母线等组成。辅助回路指控制、测量、信号及调节回路中所有的导电部分。主回路大部分电气元件由内充SF6气体的铝合金金属外壳封闭，为确保运行或维护人员工作或巡检安全，要求GIS外壳接地且外壳感应电压小于36V。由于抽水蓄能电站主机设备一般布置在地下厂房，因此GIS也通常由干式电缆将地面GIS和地下GIS连接起来。

地下GIS的每套母线两端通常各接一台主变；母线中部布置避雷器（母线下方）和500kV电缆头（母线上方），每根水平母线设两只伸缩节（垂直母线各设一只）以弥补由温度变化引起的长度变化和施工误差。GIS与主变之间设有联接元件，它的作用是：1）移动变压器无需拆除GIS；2）拆除联接元件中的连接棒后可分别对GIS和主变进行试验。GIS与500kV电缆终端之间也设有联接元件和可拆联接棒，拆除联接棒后即可对GIS和电缆分别进行试验或分别进行检修。

主变和GIS管道母线间设有振动伸缩节，防止将变压器的振动传到GIS上。图8-2-1某抽水蓄能电站典型一次主线图

GIS管道母线外壳与变压器及与电缆外皮间设有绝缘板。绝缘板两侧设有ZnO避雷器，其作用是一方面防止GIS上的感应电流和热流传到主变、电缆上；另一方面又防止其自身由于各种原因而产生的外壳过电压传到主变和电缆上，进而影响它们。

地面GIS为户内式，一般根据开关布置间隔，每个间隔设有一面现地控制柜，其伸缩节布置同地下部分。地面开关室内应设有装配场，其余三侧设有维护通道，其宽度应可通过维护手推车，有一侧通道还考虑检修断路器时抽灭弧室所需空间。GIS室下方一般设有地下室，用于高压电缆的弯曲及预留部分放置。二、SF6断路器

升压站在事故切换或运行方式改变时全部通过断路器来完成。断路器通常采用水平布置方式，双断口，断口并联均压电容，单压吹气式SF6灭弧。

1.断路器布置

断路器采用户内水平布置，由三个同样的断路器极构成，每相有一个独立的操作机构和两个灭弧室。灭弧室互相串联，用机械连接，保证同时分合。断口间设有均压电容以保证断口间电压均匀分布。检查和大修时，灭弧室可以从外壳中抽出。每个断路器极都是一个独立的气室，用盘式绝缘子与其他气室分隔。断路器内装有吸附剂以吸附气体中的水分和电弧产生的SF6气体。根据技术要求，断路器装有安全膜以释放故障时产生的压力。操作机构是一个独立的单元，因此，大修时，可将其取下或连在一起。

2.灭弧室功能

灭弧室的功能可以归纳为以下几点：（1）断路器在闭合位置，主回路电流通过负载触头在灭弧室内接通。（2）当断路器打开时，圆筒中SF6气体开始压缩，以建立灭弧所需的SF6压力，负载触头开断时，电流转到灭弧触头上。（3）正在分开的灭弧触头间产生的电弧受到喷嘴里一股强烈的SF6气体冲击。电弧上所加的双轴向气流迅速将电离气体带走，主回路电流在灭弧室内由于触头的打开被切断，产生的电弧在下一个电流零区熄灭。电弧熄灭以后极短的时间内，间隔重新恢复其绝缘性能。

3.操作机构

一般断路器采用液压弹簧操作机构，如图8-2-2所示。该机构充分利用液压机构和弹簧储能的优点，即弹簧储能利用了弹簧所具有的可靠性高、稳定、不受温度影响的特点。操作机构的跳闸操作和能量释放是建立在液压操作的设计元件上的。操作机构的主要部件位于高压部分，所有部件都围绕着高压部件中心轴布置，这种紧密的设计，使操作机构无需任何液压管相连，且液压操作回路与外界通过可靠静态密封隔离。

所有液压元件紧密地位于高压部分，组成元件位于高压部分主轴周围，当移动控制机构外套时，电气监视与控制元件能清楚看到，控制电缆由端子箱引出。

辅助开关通过机械连接件连接在活塞杆上，开关位置监视通过一个大尺寸机械操作位置监视，外套由不透空气的塑料材料做成，且分两部分，能拆卸，当松动几个螺栓后，即可拆下外套。图8-2-2 断路器液压弹簧操作机构结构图三、隔离开关

隔离开关的作用是将设备的一部分从电网中隔离出来。隔离开关只作为检修时隔离电源之用，不能用隔离开关来完成倒闸操作。

隔离开关由三个单相慢速移动的触头和一个电动机齿轮操作机构构成。它的尺寸大小取决于开合小电容电流。隔离开关触头两端无电压变化时能够安全开合电路，在合闸位置能够承受额定电流和短路电流。

通常隔离开关的充气小室和相邻设备相连。动作部件包括带指形触头的定触头和装有管状动触头的触头支座，屏蔽层保证了电场均匀分布。动触头由一绝缘轴经电动机齿轮传动机构通过一旋转密封件来操作；电动机传动部分装在气室外的一个单独罩壳内，位置指示器和辅助触头用机构方式与操作机构连接起来，隔离开关上设有观察窗用内窥镜可以监视触头位置，隔离开关外壳上可以放接地开关。四、接地开关

接地开关一般采用的有两种，即维护接地开关和快速接地开关。快速接地开关装在架空线出线侧和500kV电缆一端，其主要作用是将线路及电缆上的电荷快速接地，其特点是用电动弹簧操作机构使接触速度快且具有承受一定电弧能力。维护接地开关又有两种。一种附有绝缘层，这样可以在不打开外壳的情况下对设备进行各种试验，例如测量断路器操作时间等，正常运行时绝缘层段由能承受短路电流的连接杆短路。维护接地开关采用电动机传动的操作机构。按操作机构分维护接地开关又有单极、三极联动两种。五、电流互感器

电流互感器的环形铁芯放在罩壳内，底部的凸缘和触头同支架围住支撑绝缘子所把住的导电杆。环形铁芯为整体浇注，其内壁形成SF6气室。外壳上面有一圈隔离圈，可防止导体内电流被外壳回流所补偿。金属外壳保护绕住树脂的环形铁芯不受外界影响。六、电压互感器

电压互感器为单极电磁式，通过隔板绝缘子和带操作法兰的母线相联。初级绕组用SF6气体来绝缘，用软连接与高压导电杆相连，初级绕组围住绕有二次绕组的铁芯；次级绕组由多个密封套管接到外部端子盒。现场工频耐压试验时，PT须退出。七、避雷器

避雷器为无间隔金属氧化锌、SF6气体绝缘型，它具有良好的保护特性曲线和使高能量被吸收的能力。其工作部分由分成三列双排的串联电阻组成。一个电容分级的圆筒围住电阻，保证电压在各列上分布均匀。工作部分放在金属外壳内并用SF6气体绝缘，通过隔板绝缘子与带标准连接法兰的开关设备相联。外壳设有防爆膜，避雷器装有放电计数器，记录动作次数，并用一只微安表监视其特性变化。八、套管

1.户外套管

架空线经SF6/空气套管与GIS相连。它利用电容性电压分极，并由有电压分极的电极隔板绝缘子将其分成两个独立的气体小室。套管所围住的空间充满了SF6气体，用密度监视器监视。如果瓷料损坏，密度监视器动作，可使造成的影响减至最低。

2.电缆终端

500kV电缆经电缆终端与GIS相连。它包括带连接法兰的电缆头套管，外壳和带触头座的隔板绝缘子。密封的套管将SF6气体小室和电缆的绝缘介质隔开，GIS和电缆终端有连接元件，解除后可分别试验GIS和电缆。

3.变压器/GIS连接元件

变压器经连接元件与GIS相连。它包括SF6/油套管、罩壳、带隔板绝缘子的母线和管状导线上的软连接。密封套管将SF6和变压器绝缘油分开。拆除软连接可将GIS与变压器隔离，并可分别对设备进行高压试验。GIS和变压器之间还设有伸缩节以避免将变压器的振动传给GIS。九、母线

母线为单相封闭式，导电体为铝合金管，每端用绝缘子支撑。导电体塞入支撑绝缘子上的镀银指形触头。这些滑动触头在温度变化时允许管形母线轴向伸缩而对绝缘子不产生任何机械应力。

外壳由铝合金板焊成，铸铝法兰再焊在上面。母线的热胀冷缩由波纹管来补偿，支撑绝缘子和隔板绝缘子经密封用螺栓和母线法兰盘相连。母线外壳考虑通过与工作电流大小相同方向相反的感应电流。考虑到应力及变形，母线外壳通常采用平行补偿、容差补偿、振动补偿。平行补偿用于线膨胀和角度容差大的地方，它包括两段波纹管和一段连接母线。根据不同容差，补偿元件有不同长度，在地下水平段及地面出线段均有平行补偿。容差补偿用于补偿制造和装配容差，装配后即用螺杆锁住，一般安装于断路器与隔离开关或隔离开关与电缆头之间。振动补偿是GIS和变压器之间设有波纹管式伸缩节，以避免将变压器的振动传给GIS。十、高压电力电缆

一般连接地下和地面GIS所用的高压电力电缆多选用500kV XLPE干式电缆。电缆采用蛇形布置方式，补偿温度变化时电缆的伸缩。电缆靠近地面GIS侧每回留有15~20米备用长度。备用电缆用于电缆终端损坏时重新做电缆终端用。

每回电缆平行敷设一根铜芯绝缘回留导线，以降低金属护层上的感应电压和抑制对其他邻近控制或通信电缆的感应强度。金属护层采用单点直接接地方式，靠近地面GIS侧直接接地，靠近地下GIS侧经金属护层保护器（氧化锌避雷器）接地。电缆终端采用环氧模压绝缘套管，终端内充有硅油并装设内置式储油器，根据温度变化可自动调节，维持油压水平。

1.电缆结构

电缆结构一般包括导体线芯、导体屏蔽层、主绝缘、垫层、金属护层、外护层。（1）导体线芯

导体线芯包括4扇形导体（纯退火铜线）和导体间绝缘（绝缘纸2带），其作用为起载流作用，如天荒坪电站的电缆截面为800mm、外径为34.0mm。（2）导体屏蔽层

导体屏蔽层包括绑扎带（半导体带）和导体屏蔽（挤压半导体混合物），其作用为均匀导体表面（绝缘内表面）电场。（3）主绝缘

主绝缘材料为挤压交键聚乙稀XLPE，此电力电缆型号即由此而来。它能承受各种过电压，同时为了保证优良的导电性能，采用多层屏蔽绝缘，即上述导体屏蔽层以及其下面的绝缘屏蔽层。绝缘屏蔽层由一层挤压半导体带组成，起均匀绝缘层外壳面的电场强度的作用。（4）垫层

垫层由半导体缓冲带和铜编织标准带组成，起缓冲、隔热和防水作用，均匀金属护层和绝缘屏蔽层间的电场，防止金属护层上出现的过电压产生对绝缘体的放电现象。（5）金属护层

金属护层由波纹无缝铝护套组成，能够同时承受轴向和径向的机械力。它能承受安装敷设时和永久安装就位后运行所产生的机械压力，耐受通过单相短路故障电流，并起保护和防水作用。（6）外护层

外护层由沥青混合物、外护套和导电涂层组成，其主体材料为阻燃黑色挤压PVC。用于保护金属护层免受损害和腐蚀，也起防水和阻燃作用。为了避免引起金属护层多点接地而产生环流损耗，外护层具有一定绝缘水平。

2.电缆附件

电缆附件一般由SF6电缆终端、护层保护器、绝缘法兰保护器、接地回流线等组成。（1）SF6电缆终端

SF6电缆终端是最重要的电缆附件。由于连接处有电场应力集中，结构部件复杂，相对容易发生故障，故终端制作工艺要求很高。500kV XLPE电缆两端均与GIS连接，终端一侧处于SF6气体中，另一侧利用硅油为绝缘油。终端置于环氧绝缘层筒中，连接过渡区应力锥来均匀电场应力。另外，设置硅油槽以自动调节油压来补偿温度变化，并在结构上采取了严格的密封措施，以防止SF6气体和硅油互相渗透。SF6气体电缆终端结构如图8-2-3所示。①屏蔽；②密封；③硅油；④环氧树脂绝缘子；⑤聚四氟乙烯绝缘层；⑥预制喇叭口绝缘；⑦支撑绝缘子；⑧油箱图8-2-3 SF6气体型电缆终端结构图（2）金属护层

金属护层的接地采用单点直联方式接地，即地面端金属护层直接接地。地下端经电缆护层保护器（CCPU）接地，以此保护外护层绝缘，以免引起金属保护层多点接地形成环流，增加损耗。（3）绝缘法兰保护器

绝缘法兰保护器跨接于GIS外壳与电缆连接处绝缘法兰的两端，当两端出现危险电位差时，保护器保护法兰绝缘，以免引起绝缘法兰击穿放电而对两侧设备造成不利。（4）接地回流线

接地回流线主要是为了降低护层感应电压。沿每回电缆线圈敷设一根接地回流线。它的作用是尽可能减少故障短路电流产生的交链在金属护层上的感应磁通量。十一、出线场设备

出现场设备通常由阻波器、避雷器、CVT等组成。

阻波器主要是为通信、保护所用，以限制一定频率（60~100kHz）的载波信号在其中，而不窜至其他运行设备。避雷器主要是限制自线路来的雷电冲击波。CVT主要是为测量、保护、闭锁等提供测量电压。第3节 升压站设备运行一、运行操作原则（1）500kV开关设备原则上采用远方操作，但无论采取何种操作方式，都应现地检查开关设备的三相实际位置。（2）500kV设备之间设有电气闭锁，只有在满足电气闭锁的情况下才能实现操作，即只有在开关拉开时，隔离闸刀才能进行分合操作；只有隔离闸刀拉开时，地刀才能合上；只有当500kV电缆两侧的隔离闸刀拉开后，才能合上快速地刀，再合上地下侧地刀。（3）利用500kV开关对主变进行冲击合闸时，应先合上500kV侧开关，再合上主变低压侧开关，以避免对系统的冲击。（4）500kV线路及电缆线设有具有灭弧能力的GIS快速地刀，当500kV电缆或线路检修时，为了消除运行线路对停电线路所产生的感应电压和残余电荷 ，应在开关改冷备用的情况下，先合上快速地刀。同时500kV地刀、快速地刀在正常情况下应处于分闸且锁上位置。二、运行方式

根据500kV开关的具体位置，分为全接线、单线和分段运行方式。

1.全接线运行

500kV所有开关均在合闸位置，500kV系统合环运行，全厂出力通过两回线路送至相应的变电站。此运行方式能满足在发生任何故障时，切断容量不超过全厂总装机容量的2/3（不完全单母分段接线）或1/2（三角形接线）的负荷，且每回线路均能输出全厂的总容量，500kV线路上没有穿越功率。

2.单线路运行

当一回线路因故退出运行时，全厂出力通过另一回线路送至相应的变电站。

3.分段运行

对于不完全单母分段接线方式，根据500kV分段开关的具体位置，将500kV系统分为两部分，全厂出力通过独自的两回线路送至相应的变电站，即500kV系统解列运行。三、运行监视和巡视

1.运行监视（1）潮流监视

在正常情况下两条输出线路的潮流应均匀分布，当系统发生故障时，可能会有穿越功率，应立即汇报调度，在穿越功率消失前，应密切监视。当潮流接近或超过稳定限额时，应积极配合调度进行系统潮流异常处理。（2）电压监视

应严格按主网电压监控点的电压控制曲线对500kV电压进行监视。当电压超出厂站电压控制曲线时，应立即汇报调度并积极响应调度令迅速调整全厂的无功功率。（3）频率监视

在正常情况下频率偏差不得超过50±0.1Hz。当频率超过50±0.2Hz时，应响应调度令迅速调整全厂的有功出力或入力。（4）SF6气体密度监视

密度监视器监视SF6气体间隔中的气体密度。每一独立气室均有各自的密度监视器。当气体密度超出规定的范围时，通过电气控制，密度监视器将会闭锁电气操作。

2.运行巡视

升压站设备的日常巡视检查应根据实际情况确定其周期。但对于一些特殊情况应进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数：（1）新设备或经过检修、改造的设备在投运72h以内；（2）有严重缺陷时；（3）气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时；（4）雷雨季节特别是雷雨后；（5）高温季节、高峰负载期间。

升压站设备日常巡视检查一般包括以下内容：（1）GIS设备

1）检查断路器、隔离开关、接地开关的位置指示是否在相应位置，现地控制柜报警掉牌指示试验完好、无报警指示，现地控制柜操作方式切换开关在“REMOTE”位置，操作闭锁钥匙切换开关在“INTERLOCK”位置，现地控制柜内无异音，二次小开关无偷跳现象，各端子连接完好。

2）检查GIS设备声音正常、无异音，壳体无局部发热现象，支撑架无裂纹、变形和损坏现象，GIS外壳接地引线完好，无发热情况，无锈蚀现象。

3）检查开关液压弹簧油箱油位正常，无漏油现象，GIS各气隔SF6气体密度检测仪指示在正常位置（绿区），引线完好，各气隔防爆膜无爆裂现象，各闸刀、地刀现地手动操作箱盖子完好严密，闸刀、地刀操作连杆无变形现象。

4）检查各气隔内窥镜接口完好严密，GIS室通风正常，GIS外壳各连接伸缩节无变形现象；检查地下GIS500kV电缆避雷器运行无异音，各相泄漏电流值正常，GIS与各主变高压侧连接套管无变形现象。（2）出线场设备

1）检查出线场内无异物堆放，各围栏门关闭上锁；各连接钢芯铝纹线垂度正常，无明显摇摆或振动现象；各绝缘瓷瓶表面清洁、完整、无裂纹、破损和闪烁放电。

2）检查各相避雷器引线完整，均压环无明显振动或倾斜现象；避雷器内部无异声，泄漏电流值在正常范围内，计数器有无动作记数；避雷针固定牢固，无明显摇摆或振动现象，接地引线完好，无发热情况，无锈蚀现象。

3）检查线路阻波器接头无发热，内部无放电现象，阻波器线圈导线无变形、变色，周围无热气流。

4）检查现地柜柜门完好关闭严密，柜内无进水，各开关无偷跳现象，二次接线无脱落、无放电现象。（3）500kV电缆设备

1）检查电缆外护层无破损，温度正常，运行无异常放电声，各相防火堵头封堵完好；检查电缆终端硅油油压正常，无渗油，温度正常；检查护层无破损、无异常放电声音；检查电缆回流线接地引线完好，无发热情况，无锈蚀现象，绝缘层无破损现象，温度正常。

2）检查电缆外护层保护器箱内无异常声音；检查绝缘法兰保护器无异常声音，温度正常；检查电缆终端头各阀门关闭，堵头盖紧。四、运行管理

1.资料管理

应建立健全开关设备的技术资料档案，其内容包括：（1）按照规定格式编制的设备台账；（2）设备出厂试验报告及调试记录；（3）设备主要附件的出厂合格证明；（4）设备的安装、使用说明书、安装图及构造图；（5）设备现场开箱验收记录；（6）设备安装、调试报告；（7）设备安装验收记录；（8）设备交接试验报告；（9）设备预防性试验报告；（10）设备检修、临修、大修报告及验收报告；（11）历年来设备安装地点的最大短路电流和重大缺陷记录及缺陷处理、验收记录；（12）断路器操作记录和故障开断记录；（13）设备评级的详细记录；（14）装有在线监测装置设备的在线监测数据资料记录；（15）事故记录及处理记录。

2.运行分析（1）每年对断路器安装地点的母线短路容量与断路器铭牌标称容量作一次校核。（2）每年应按相累计断路器的动作次数、短路故障开断次数和每次短路开断电流。（3）定期对升压站设备作运行分析并做好记录备查，不断积累运行经验。运行分析的内容包括：

1）设备运行异常现象及缺陷产生的原因和发展规律，总结发现、判断和处理缺陷的经验，在此基础上作事故预想；

2）发生事故和故障后，对故障原因和处理对策进行分析，总结经验教训；

3）根据设备及环境状况作出事故预想。（4）每年要检查设备反事故措施执行情况，并补充新的反事故措施内容。五、运行注意事项

1.500kV母线充电操作注意事项（1）母线充电等500kV设备电气操作必须在调度正式发布“操作指令”或“操作许可”后方可执行。（正式的操作指令包括发令人、发令时间、操作项目）。500kV设备操作应尽量避免在系统负荷高峰时期或电厂线路大潮流的情况下进行。（2）母线充电操作利用500kV开关进行，在未经批准或在试验情况下均不得利用闸刀进行充电操作。（3）在母线充电时，充电开关必须有针对各种故障的速断保护（待充电的母线差动保护至少有一组应投入跳闸）。（4）若利用变压器向母线进行充电，变压器中性点必须接地。

2.500kV合环操作注意事项（1）在合环操作过程中应考虑母线充电操作注意事项。（2）合环操作可以利用母线开关和线路开关进行。（3）合环操作必须在同期装置完好的情况下进行。（4）应考虑500kV GIS感应电压对合环同期的影响。六、运行异常处理

1.500kV开关油泵长时间运行（1）现象

监控系统有相关报警信号，现地控制盘相应的光字牌掉牌，开关油泵运行，开关弹簧行程未至全压缩位置，同时该报警闭锁合闸。（2）处理

1）现场检查油泵电动机，检查是否有漏油，弹簧行程是否正确，检查是否有因油压低而闭锁开关分/合闸信号。

2）检查油泵启动控制回路，若正常则说明油回路故障，立即通知检修处理。

3）故障解除后须按相应复归按钮方可停泵。

2.SF6气压低、泄漏（1）现象

开关气隔室（任一相）或其他气隔室（任一相）SF6气压降至报警整定值，监控系统有相应气隔SF6气压低报警，现地控制盘相应的光字牌掉牌；当开关气隔室三相SF6气压降至闭锁整定值，监控系统有相应报警信号，同时闭锁相应开关分合闸操作或相应闸刀、地刀分合闸操作。（2）处理

1）立即佩戴有氧气呼吸器的防毒面具，并携带SF6含量测量仪及测氧仪监测SF6气体含量（含氧量不得低于18%（体积比），SF6浓度不得大于1mL/L），同时立即开启GIS室SF6抽风机及其他通风设备。

2）根据报警信息，现地检查后确认SF6气体压力的确异常（如突然降至零等），严禁对开关进行停送电操作，应立即拉开相应开关、闸刀的控制电源，同时拉开该SF6气体泄漏气隔两侧开关，将故障气隔退出运行。

3）若有大量SF6外逸，应立即将现场所有人员撤离，事故发生后4小时内，任何人在室内必须穿防护服、戴手套以及戴有氧气呼吸器的防毒面具。

4）立即通知相关人员进行补气排风处理。第4节 升压站设备的维护与检修一、日常维护（一）GIS设备

GIS设备日常维护主要包括以下内容：（1）记录并检查表计是否正常并记录数值。（2）检查有无异常声音、气味或电晕现象。（3）检查各气隔有无漏气现象。（4）检查各夹具、支架有无损伤、锈蚀。（5）检查接地是否完好。（6）检查各盘柜有无报警。（二）500kV电缆设备

500kV电缆设备日常维护主要包括以下内容：（1）记录并检查终端油压表是否在安全位置。（2）检查有无异常声音、气味或电晕现象。（3）检查电缆终端有无漏油现象。（4）检查电缆夹具、支架有无损伤、锈蚀。（5）检查接地是否完好。二、检修（一）检修策划

升压站设备检修（A/C修）周期一般为每3年进行一次C修，每20年一次A修。

1.安全措施及注意事项（1）一般注意事项

1）在GIS室开展检修工作，若是需排SF6气体的工作，工作前必须检测SF6浓度及空气氧气含量。在工作过程中，现场必须有监视SF6浓度且超标时能报警的设备。

2）在使用化学物品和易燃易爆品时必须严格遵守相关规定，同时通知消防监督人员到场。

3）所有电气设备的金属外壳均有良好的接地装置，工作中不准对其进行任何工作或者拆除接地装置。

4）检修用的电源必须从规定的检修电源柜引取，不得用搭线方式引临时电源。各电源线均应有可靠的绝缘和防爆性能，横过各通道的电线，应有防被轧断的措施。所有临时电线在每日检修工作结束后应立即拆除，若工作需要在收工时仍保持临时电源供电的，应做好安全措施，悬挂有关警告牌，并通知运行人员。

5）在检修工作结束，办理工作终结手续前，工作负责人应认真核对各设备的状态，做到恢复到开工前运行交付的状态。（2）SF6新气储存及使用的安全措施

1）SF6气瓶应储存在阴凉并通风良好的库房中，直立放置。气瓶严禁靠近易燃、油污地点。

2）新气使用前应进行检验，符合标准后方可使用。（3）GIS解体检查时的安全技术措施

1）在对GIS解体检查前，必须执行工作票制度，必须在确定被解体部分完全处于停电状态，并进行可靠的工作接地后，方可进行解体检查。

2）在进行GIS解体检查前，若有必要且条件许可时，可取气样做生物毒性试验，以及做气相色谱分析和可水解氟化物的测定。

3）在进行GIS解体检查前，应用专用导管进行气体回收及抽真空，操作时人必须站在上风方位。

4）工作人员必须穿防护服、戴手套以及戴备有氧呼吸的防毒面具，做好防护措施。封盖打开后，人员暂时撤离现场30分钟，让残留SF6气体及其气态分解物经室内通风系统排至室外，然后才准进入作业现场。

5）在进行GIS解体检查前，应确认临近气室没有向待修气室漏气现象。分解设备时，必须先用真空吸尘器吸除零部件上的固态分解物，然后才能用无水乙醇或丙酮清洗金属零部件及绝缘零部件。

6）检查结束后工作人员应立即清洗手、脸及人体外露部分。

7）下列物品应做毒废物处理：真空吸尘器的过滤器及清洗袋、防毒面具的过滤器、全部抹布及纸、断路器或故障气室的吸附剂、气体回收装置中使用过的吸附剂。严重污染的防护服也被视为有毒废物。处理方法：所有上述物品不能在现场加热或焚烧，必须用20%浓度的氢氧化钠溶液浸泡10小时以上，然后装入塑料袋深埋。

8）防毒面具、塑料手套、橡皮靴及其他防护用品必须用肥皂水洗涤后晾干，并应定期进行检查测试，使其经常处于备用状态。（4）GIS发生故障有毒气体外逸时的安全技术措施

1）当GIS发生故障有毒气体外逸时，全体人员应立即迅速撤离现场，并立即投入全部通风设备。

2）事故发生15分钟内，只准抢救人员进入室内。4小时内任何人员进入室内都必须穿防护衣，戴手套及防毒面具。4小时后进入室内虽可不用上述措施，但清扫设备时必须采用上述安全措施。

3）若故障发生时有人被外逸气体侵袭，应立即送医院诊治。（二）检修隔离的基本要求（1）所检修设备两侧的隔离开关均已拉开并隔离；（2）所检修设备范围内的电压互感器二次侧小开关均已拉开；（3）所检修范围内相应继电保护已停用，相连单元母差保护用CT二次回路已短接；（4）检修范围内的地刀已合上，出线场内已挂接地线。（三）主要部件检修

1.断路器操作机构检查（1）检查断路器操作机构箱密封良好、无积尘。（2）检查断路器分合闸位置指示正确。（3）检查断路器操作机构箱辅助开关连杆锁定螺丝应紧固、无松脱。（4）检查断路器操作机构各连线端子紧固无松动。（5）检查断路器分合闸线圈紧固无松动。（6）检查断路器操作油回路及各液压元件密封良好、无渗油。（7）检查断路器操作机构内弹簧应完好、无裂纹、润滑良好。（8）检查断路器操作机构内电动机及其碳刷、整流子运行良好、无损蚀。

2.隔离开关、接地开关操作机构检查（1）检查操作机构箱密封良好、无积尘。（2）检查分合闸位置指示正确。（3）检查操作机构箱内齿轮片无窜动或摆动现象，片与片之间的咬合及伞形齿轮的咬合在运转时应自如，无停顿或过紧现象。（4）检查辅助切换开关的接线螺丝紧固、无松脱、滑牙，且闸刀操作时辅助开关应可靠地快速切换到正确位置。（5）检查操作机构箱内所有轴、销、锁扣应完好，且润滑良好。（6）检查操作机构箱内各部件、支架的固定螺栓应完好，无松脱。（7）检查操作正常，马达运转无异常。（8）检查加热器工作正常。

3.GIS分解检查（1）分体检查要求及顺序

1）GIS分解检查工作应在制造厂家的指导下进行。

2）在进行分解检查前，应详细核对图纸，弄清隔室分隔情况、应放气的范围及部位、应停电的范围等。实施气体及电气的可靠隔离时，应特别注意GIS的放气隔室内不能有带电部分存在。在工作人员的工作范围内应可靠接地，并制定详细的施工方案，做好一切安全措施。

3）分解检查

分解检查的一般顺序如图8-4-1所示。（2）分解检查前准备

1）准备材料包括足够量的无水乙醇或丙酮、无纤维高级卫生纸、无纤维棉布、经过检查的高纯氮气及SF6气体、气室端头封盖罩、专用润滑脂及密封脂等，以及需要或可能更换的材料及装置。

2）准备工具包括SF6气体服务小车（DILO3-061-R001）、连接管回路及接头、专用工具箱、压力表、气体阀门、开关操作手柄、专用吸尘器、起吊小车、吊链葫芦、吊绳以及其他使用或可能使用的专用工具。

3）气体回收装置应由经过专门训练、熟练掌握操作的专门人员保管使用。使用前应确认回收装置各部分均处于良好状态；使用中要绝对防止误操作，以防造成对SF6气体的污染或SF6气体外逸造成环境污染。回收装置应使用专用的与GIS连接管道，并保持清洁干燥。

4）工作现场应保持干燥、清洁。必须在相对湿度不大于80%的晴天进行解体检查。图8-4-1 GIS分解检查顺序流程（3）润滑脂及密封脂的选择使用

1）GIS内部机械可动部分的润滑及电接触的润滑应选用不会与SF6分解气体反应、性能稳定、润滑良好的润滑脂。

2）润滑脂涂层不宜太厚。

3）所有O形密封圈及法兰面均应涂密封脂。但使用硅脂时应避免进入O形密封圈内侧与SF6气体接触部分。（4）密封面的检修处理

1）密封槽不能有划伤痕迹，密封槽及法兰面不能生锈。

2）密封面组装顺序

a）用无纤维的高级卫生纸沾无水乙醇或丙酮反复清洗密封面槽；

b）专人检查，确认密封面内无任何纤维异物；

c）用无纤维的高级卫生纸沾无水乙醇清洁O形圈，对O形密封圈检查试放，并确认良好；

d）分别在密封面及槽内涂适当密封脂，在O形密封圈上也涂适量密封脂，然后放入槽内；

e）专人检查密封圈放置位置，应正确良好；

f）封盖时应用力矩扳手均匀上紧螺栓，其力矩（最大许用）依照表8-4-1规定。表8-4-1 不同螺栓应用力矩扳手的最大许用力矩 （Nm）（5）使用过的O形密封圈应当更换。（6）装设吸附剂

装设吸附剂的速度越快越好。若隔室有几处装吸附剂的地方，应分别同时进行。选择晴天且相对湿度较小的条件下装设吸附剂，并控制在2小时之内完成。气室打开后的吸附剂应当重新更换。（7）抽真空的顺序及技术要求

1）在达到预定抽真空时间后，先关闭真空泵与气室之间的隔离阀，然后才能关闭真空泵。

2）读取真空表计数值，不能小于100Pa（1mbar）。

3）两小时后再次读取的真空表计数值，应不能高于第一次读取的数值。（8）解体后试验

1）绝缘电阻测量

应在整体组装完毕后，在耐压试验前后进行绝缘电阻测量。主回路用2500V及以上兆欧表测量，其值应不低于工厂规定值。用1000V兆欧表测量，应不低于2MΩ。

2）主回路耐压试验

应在设备充入额定密度的SF6气体情况下进行主回路耐压试验。试验依照DL/T555—94进行。

3）电气元件试验

依照各自元件标准进行电气元件试验。

4）主回路电阻测量

当接地开关导电杆与外壳绝缘时，可临时解开接地连接片，利用两组接地开关导电杆关合到测量回路上，用降压法测量主回路电阻，测量电流应为100A。

当接地开关导电杆与外壳不能绝缘分割时，可先测导体外壳的并联电阻R和外壳的直流电阻R，然后按下式换算：01

主回路电阻值不得大于交接试验值的120%。

5）密封试验

GIS必须定期用检漏仪检验设备的密封程度。

6）连锁试验

在GIS检修完毕、投运之前应验证电气的、机械的连锁动作性能，以防止误动。7）湿度测量

GIS湿度应在投运前测定，其含量不应超过图8-4-2中的规定值。图8-4-2 GIS湿度控制曲线

4.500kV XLPE干式电缆头真空注油（1）布置真空注油设备，并依照图8-4-3连接管路及充油设备；（2）关闭阀V—V；16（3）开启真空泵并确认玻璃瓶中真空度小于4Pa；（4）打开阀V及V去除管路中的气体；12（5）打开阀V、V4及V使得终端中的真空度小于4Pa；36（6）关闭阀V，并进行泄漏检查；1（7）打开阀V，继续对终端抽真空超过8小时；1（8）关闭阀V、V4；2（9）打开阀V并向终端注入绝缘硅油，注入量大约1升，至绝缘5硅油溢出流入玻璃瓶中；（10）确认溢出的绝缘硅油没有气泡，关闭阀V；5（11）检查绝缘油电气强度，确保不小于30kV/mm；2（12）保持油压2.5kgf/cm超过12小时；（13）设置油压表记图8-4-3 500kV XLPE干式电缆头真空注油示意图第5节 试验

升压站设备试验主要验证相关设备性能是否符合有关标准或技术条件的规定，确认设备结构和制造上是否存在影响设备正常运行的缺陷。设备出厂时通过试验可以验证设备能够在额定条件下正常运行，并且能够承受住预计到的各种过电压或过电流的作用而不会影响到相关设备的额定寿命。现场安装后通过试验可以检验在运输和安装过程中设备有无受到伤害，并为设备的运行积累原始数据。对于运行中的设备，通过试验可以清楚地反映设备的运行状况、健康水平及存在缺陷。对制造厂而言，升压站设备有下列三种试验项目。一、出厂试验

根据标准和产品技术条件规定的试验项目，每种设备出厂前都必须进行出厂试验，目的在于检查设计、工艺、制造的质量。二、形式试验

根据标准和产品技术条件规定的试验项目，在一台具有代表性的设备上进行形式试验，对产品结构作鉴定试验，目的在于检查结构性能是否符合标准和产品技术条件。三、特殊试验

根据产品使用或结构特点，在出厂试验项目和形式试验项目外可能会另行增加一些特殊试验项目。具体的试验项目往往由制造厂和用户协商确定。

升压站设备常规试验一般3年进行一次，试验项目包括以下内容：（一）500kV GIS试验

1.回路电阻测试

用回路电阻仪对GIS回路施加100A的电流，读取回路电阻值，与首次测量值相比不应有大的变化。

2.开关特性试验

用开关特性测试仪测量断路器合闸线圈和分闸线圈的时间特性，合闸时间：t≤60ms，Δt≤4ms；分闸时间：t≤19ms，Δt≤2ms。

3.分、合闸电磁铁的动作电压

用开关特性测试仪测量分合闸回路动作电压，最低动作电压应在操作电压额定值的30%~65%，即在33~71.5V之间。（二）500kV电缆试验

1.PVC外屏蔽层绝缘电阻测试

用绝缘电阻测试仪对避雷器施加直流电压1000V，保持1分钟，读取绝缘电阻，绝缘电阻应大于1500MΩ。

2.保护用避雷器直流1mA下的参考电压测试

对避雷器施加直流电压，同时观察接在避雷器与地间的电流表的电流值，当流过避雷器的泄漏电流达到1mA时，停止升压，并迅速读取电压值即为避雷器的直流参考电压，U实测值与初始值比较变1ma化不应大于±5%。

3.保护用避雷器75%参考电压下的泄漏电流测试

计算出75%直流1mA参考电压，然后对避雷器施加直流电压，当直流电压到达75%直流1mA参考电压时停止升压，并迅速读取接在避雷器与地间的电流表的电流值，且0.75U下的泄漏电流应不大于1ma50μA。

4.连接片接触电阻测试

用回路电阻仪对连接片施加100A的电流，读取接触电阻值，接触电阻应不大于20μΩ。（1）500kV出线场CVT测试

1）绝缘电阻

用绝缘电阻测试仪对每节CVT施加直流电压5000V，1分钟，读取绝缘电阻，绝缘电阻应不低于5000MΩ。

2）介损试验

用介损测试仪对每节CVT施加10kV交流电压，测量介损和电容量，介损值与原始值比较不应有较大变化；每节电容值偏差不超出额定值的－5%~＋10%。电容值大于出厂值的102%时应缩短试验周期，一相中任两节实测电容值相差不超过5%。（2）500kV出线场避雷器测试

1）直流1mA下的参考电压测试

对避雷器施加直流电压，同时观察接在避雷器与地间的电流表的电流值。当流过避雷器的泄漏电流达到1mA时，停止升压，并迅速读取电压值即为避雷器的直流参考电压，U实测值与初始值比较，1ma变化不应大于±5%。

2）75%参考电压下的泄漏电流测试

计算出75%直流1mA参考电压，然后对避雷器施加直流电压，当直流电压到达75%直流1mA参考电压时停止升压，并迅速读取接在避雷器与地间的电流表的电流值，在0.75U下的泄漏电流应不大于1ma50μA。

3）持续运行电压下的总泄漏电流及其阻性分量测试

对避雷器施加交流持续运行电压，测量避雷器总泄漏电流及阻性电流峰值，测试值与初始值比较不应有显著变化。

4）避雷器本体及底座绝缘电阻测试

用绝缘电阻测试仪对避雷器本体施加直流电压5000V，保持1分钟，对底座施加直流电压2500V，保持1分钟，读取绝缘电阻，绝缘电阻应不低于2500MΩ。第6节 典型故障分析及处理一、开关合闸失灵

1.现象

开关一相或三相无法合闸，监控系统有相应报警信号。

2.处理

除应执行油压、SF6压力等故障处理措施外，还应检查以下内容：（1）开关分/合闸操作的监控系统预条件是否满足；（2）检查保护相应压板是否投入；（3）500kV开关改为热备用后，500kV开关两侧母线感应电压若大于100kV，将造成500kV开关无法改运行，此情况一般是发生在相邻的两个500kV开关为冷备用状态，同时开关仅一侧有电压。当发生此情况时，可将该感应电压大小为100kV的母线延长，即将该两开关先改为热备用状态或先将500kV电缆改为运行后，再将该两开关改为运行。二、开关三相不一致动作

1.现象（1）开关三相的状态不一致，现地控制盘相应光字标牌掉牌；（2）监控系统有相关报警信号，同时再跳开关三相（硬布线）。

2.处理（1）立即赴现地检查开关三相位置是否确已跳开，检查开关、线路、母线等设备是否正常；同时应检查线路保护等是否正常动作，并检查其重合闸装置是否动作，检查并分析其录波情况。（2）若开关是在运行状态或分闸操作时发生“三相不一致”而跳闸，应在确认三相确已跳开后立即拉开开关控制电源，查找控制回路及线路、母线开关等设备是否正常。（3）若开关是在合闸操作时发生“非全相运行”而跳闸，应在确认三相确已跳开后，重新合闸一次；若仍不正常，则应将该开关三相跳开并拉开该开关控制电源。（4）当发生“三相不一致”故障时，若需合该开关或复归标牌信号，必须首先按复归按钮。（本章编审人员：黄彦庆、姜泽界）第9章 主变压器第1节 概述一、变压器的用途

变压器是一种静止的电器，它是应用电磁感应的原理将一种形式的交流电能转变成另一种形式的交流电能。电力变压器是用于电力系统中的变压器，是电力系统中的主要电气设备之一，其主要功能是将电力系统中电能的电压升高或降低，以利于电能的合理输送、分配和使用。

在电力系统中，输送同样功率的电能，电压越高，电流就越小，相应的在输电线路上的功率损耗也越小，因而输电电线的截面积也可以减小，从而可以节约导线所用的金属量。受绝缘结构的限制，发电机的输出电压不可能太高，因此，要将发电厂生产的大量电能输送到远方的用电地区，必须用电力变压器将电压升高到比较高的电压（如220~1000kV），电能输送到用电地区后，又必须用电力变压器将电压降低，以适应用户不同电压等级用电设备的需要。二、变压器的工作原理

变压器的基本工作原理是电磁感应定律和全电流定律的应用。图9-1-1为一台单相变压器空载工作原理图。一台单相变压器由一个闭合的铁芯和绕在铁芯上的两个线圈组成。两个线圈是互相绝缘的，没有电的联系，但因绕在同一个铁芯上而有磁的耦合。接电源的线圈称为原边线圈或初级线圈，用W1表示这个线圈的串联匝数；接负载的线圈称为副边线圈或次级线圈，用W2表示其串联匝数。图9-1-1 变压器空载工作原理图

当副边开路而原边接入电压为u的交流电网时，在电压的作用1下，原边线圈中有电流i流过，称为空载电流。空载电流i在铁芯中00产生交变磁通Φ，其频率与电源频率相同。根据电磁感应定律，这个交变磁通同时交链原、副边线圈，便在原、副边线圈中分别感应电动势e与e。12

原边

副边：

原、副边电动势之比

式中：e1、e2为瞬时值。若用有效值表示，则可证明：

空载时，外施电压U≈E，副边电压U＝E。所以11202

式中：K是变压器原、副边的电动势之比，简称变比（或匝比），它是变压器中的一个重要参数。由上式可见，原、副边电压之比决定于原、副线圈匝数之比，设计时，只要适当选择原、副线圈的匝数，便可将电源电压变成所需要的副边电压。对于三相变压器，变比是指相电动势之比。

副边接入负载后，在电动势E的作用下，副边便有电流I，通过22电磁感应，原边电流也由空载时的I增大到I，因变压器的效率很高01和原、副边的漏阻抗压降较小，故可近似认为原、副边的视在功率相等，即

因此

由此可见，变压器在改变电压的同时也改变了电流的大小。例如当K＞1时（W1＞W2），副边电压降低到原方电压U的11

K倍，同时副边电流I增加到原边电流I的K倍。21三、电力变压器的分类

电力变压器有多种分类方法。按功能分有升压变压器、降压变压器、整流变压器等。抽水蓄能电站的主变压器既是升压变压器又是降压变压器。当发电电动机在发电机工况运行时，主变压器作升压变压器，将发电机发出的电能升压至电网电压，经输电线路输出；当发电电动机在电动机工况运行时，主变压器作降压变压器，将电网电压降至电动机的运行电压，为水泵抽水提供电能。各电压等级的厂用变压器为降压变压器，励磁变压器及静止变频器的输入变压器为整流变压器。

1.按相数分

按相数分变压器有单相变压器和三相变压器，抽水蓄能电站的主变压器一般为三相变压器。

2.按铁芯结构

按铁芯结构分变压器有心式变压器和壳式变压器。大部分应用的是心式变压器。

3.按线圈数目分

按线圈数目分就压器有双绕组变压器、三绕组变压器、自耦变压器等。抽水蓄能电站中的大部分变压器是双绕组变压器。

4.按冷却方式和冷却介质分

按冷却方式和冷却介质分变压器有油浸式变压器、干式变压器、SF6变压器、电缆变压器等。抽水蓄能电站的主变压器都采用油浸式变压器，而其他中小容量的变压器则多选用干式变压器。

5.按绕组导体材料分

按绕组导体材料分变压器有铜绕组变压器和铝绕组变压器。由于铜良好的导电性能，目前生产的大中型变压器均采用铜绕组变压器。四、变压器的主要参数

变压器的额定值是制造厂在设计制造变压器时所作的使用规定。在额定值下运行，可保证变压器长期可靠地工作。额定值标在变压器铭牌上。变压器的额定值主要有：

1.额定容量Sr

额定容量S是指变压器的某一个绕组的额定视在功率，其单位用rVA、kVA或MVA表示。双绕组变压器的两个绕组具有相同的额定容量，即这台变压器的额定容量。为保证发电机在0.85的滞后功率因数（或在0.95的超前功率因数）下输出其全部容量，并考虑到厂用电等的影响，发电厂变压器（主变压器）的容量一般略大于发电机的容量。如单机容量300MW的抽水蓄能机组通常配备360MVA的变压器。

2.绕组的额定电压Ur

绕组的额定电压U是指变压器绕组的端子间指定施加的电压或空r载时感应出的电压，其单位用V或kV表示。对三相变压器，额定电压指线路端子间的电压。当施加在其中一个绕组上的电压为额定电压时，在空载情况下，该变压器所有绕组同时出现各自的额定电压。对于要连成星形三相变压器组的单相变压器绕组，用相—相间的电压除以3来表示额定电压。例如，母线电压为18kV，连成星形三相励磁变压器的绕组额定电压为U＝18/3kV。r

3.额定电流Ir

额定电流I是由指变压器的额定容量S和额定电压U推导出的流rrr经绕组线路端子的电流，其单位以A表示。

对单相变压器：

对于要连成三角形接法形成三相变压器组的单相变压器绕组，其额定电流表示为线电流除以3。

对三相变压器：

4.额定电压比K

额定电压比K是指变压器的一个绕组的额定电压与另一个具有较低或相等额定电压的绕组的额定电压之比。

5.额定频率f

额定频率f是指变压器设计所依据的运行频率。我国规定额定频率为50Hz。

此外，变压器铭牌上一般还标有变压器的型号、相数、连接组别、阻抗电压、空载电流、损耗、绝缘水平、冷却方式、绝缘油牌号（油浸式变压器）等。为了便于运输，有时还标出变压器的总重、油重、器身重量和外形尺寸等数据。

以国内某大型抽水蓄能电站单机容量为300MW的机组为例，其主变压器的主要技术参数如下：

额定容量：360MVA 额定电压比：515/18kV

额定电压：高压绕组 515kV； 低压绕组18kV

额定电流：高压绕组 404A； 低压绕组10547A

额定频率：50Hz第2节 电力变压器的结构

通常电力变压器的基本结构主要由铁芯、线圈、绝缘结构、油箱及其他部件组成。

图9-2-1所示是油浸式电力变压器结构概况。铁芯和绕组是变压器进行电磁感应的基本部分，称为器身。对油浸式电力变压器，器身浸入装满变压器油的油箱中，绕组的端头由绝缘套管引至箱外。此外，还有一些相应的保护设备。下面分别介绍其主要部件的结构形式。1—信号式温度计；2—吸湿器；3—储油柜；4—油表；5—安全气道；6—气体继电器；7—高压套管；8—低压套管；9—分接开关；10—油箱；11—铁芯；12—绕组及绝缘；13—放油阀门图9-2-1 油浸式电力变压器一、铁芯

铁芯是变压器的磁路。按照铁芯结构，变压器可分为心式和壳式两类。壳式结构的机械强度好，但制造复杂，耗料多；心式结构简单，工艺性好，因此国产电力变压器大多采用心式结构。

在交变电磁场的作用下，铁芯内部的磁滞现象和流过的涡流会引起铁芯损耗，这些损耗的表现形式是铁芯材料的发热。此外，对于大型电力变压器来说，交变磁通还会产生噪声。为了减小铁芯内的磁滞和涡流损耗，铁芯通常用含硅量约为4%、厚度为0.23~0.50mm、两面涂有绝缘漆的硅钢片按一定的规则叠装而成。人们还通过冷轧、晶粒取向、表面应力涂层、激光刻痕等技术改进硅钢片的性能。

由于冷轧硅钢片具有各向异性的特点，当铁芯中的磁通方向与其轧制方向不一致时，铁芯的损耗会明显增大。通常铁芯片的接缝需采用斜接缝或阶梯接缝，以降低铁芯损耗，如图9-2-2和图9-2-3所示。图9-2-2 三相铁芯的叠装次序图9-2-3 冷轧硅钢片的叠装法

铁芯为框形闭合结构，它由铁芯柱、铁轭和夹紧装置组成。绕组套装在铁芯柱上，铁轭将铁芯柱连接起来，起着闭合磁路的作用。

为了使绕组便于制造和在电磁力作用下受力均匀及机械性能好，一般变压器都把绕组做成圆形。为了充分利用绕组内的圆空间，大型变压器的铁芯柱一般都做成阶梯形，如图9-2-4所示。为了改善铁芯的冷却条件，有时会在铁芯柱中开设油道，以利散热。

变压器的铁芯位于变压器内部电场之中。由于静电感应，在铁芯和其他金属构件上会产生悬浮电位而造成对地放电，对变压器的运行构成威胁，所以铁芯及其夹件等金属构件必须可靠接地。铁芯叠片只允许有一点接地，以防止铁芯接地点多于一个以上时构成回路而产生循环电流，造成局部过热。对于大型电力变压器，为了便于在运行和检修时检查铁芯的接地情况，通常采用小套管将铁芯和夹件的接地线引至油箱外侧进行接地。图9-2-4 铁芯柱截面的形状

由于运输条件的限制，大型三相电力变压器通常采用三相五柱的铁芯结构，即在三个铁芯柱两侧增加用于闭合磁路的旁轭，分流上、下铁轭中的磁通，以降低上、下铁轭的高度。抽水蓄能电站的主变压器多采用这种铁芯结构，如图9-2-5所示。图9-2-5 三相五柱变压器二、绕组

绕组是变压器的电路部分，一般用绝缘扁导线或圆导线绕成。按照高、低压绕组之间的相对位置，可分为同心式和交叠式两类。同心式绕组是把高压绕组与低压绕组都做成圆筒状，同心地套在同一个铁芯柱上。为了减少绝缘距离，一般是将低压绕组放在内侧，高压绕组放在外侧。同心式绕组结构简单、绕制方便，故被广泛采用。交叠式绕组又叫交错式绕组，把高、低压绕组都做成圆饼状，在同一铁芯柱上相互交叠排列放置。交叠式绕组间隙较多、绝缘较复杂、包扎工作量较大，但漏抗较小、力学性能较好、引出线的布置和焊接比较方便，多用于低电压、大电流的电焊、电炉变压器中。

不同容量、不同电压等级的电力变压器，绕组的绕制方式和结构是不一样的。按其结构可分为圆筒式、螺旋式、连续式、纠结式、内屏蔽式等。对于超高压变压器（如抽水抽水蓄能电站的主变压器）的高压绕组通常采用纠结式或内屏蔽式，以增大绕组出线端匝间的工作电压，以提高绕组的纵向等值电容，改善变压器受冲击电压作用时起始电压的分布，增强变压器抗冲击电压的能力。

电力变压器的负载损耗是变压器通过负载电流时产生的损耗，由2三个部分组成：（1）电阻损耗，即IR；（2）交变漏磁产生的涡流损耗；（3）与负载有关的杂散损耗。在其他条件不变的情况下，为了减小绕组的涡流损耗，必须增大涡流的阻抗。在不减小绕组每匝导线的通流面积的情况下，唯一的办法是把导线分成若干尺寸较小的导线股，并将这些导线股之间相互绝缘。同时，为了让电流在各线股间均匀分布，导线股在绕制过程中还需要进行连续换位。三、绝缘结构

电力变压器在运行中所承受的电压有长期运行工频工作电压、短时工频过电压、操作过电压、雷电过电压及某种情况下可以承受的快速暂态过电压。为了使变压器能安全可靠地运行，其必须有足够的绝缘强度。

变压器的绝缘可分为外绝缘和内绝缘。外绝缘是指油箱外的绝缘，如各个绝缘套管带电部分彼此之间和对地之间的绝缘、沿绝缘套管瓷件表面上对地的沿面绝缘等。空气绝缘介质的绝缘强度取决于海拔高度、空气湿度和空气污染程度等大气条件。外绝缘发生击穿后能够自然恢复绝缘强度，所以外绝缘属于自恢复性绝缘。变压器油箱内部以变压器油（或绝缘气体）和绝缘纸板、绝缘纸为绝缘介质的绝缘结构部分称为内绝缘。这些绝缘介质中的水、气体和杂质的含量决定了内绝缘强度。内绝缘发生击穿后一般不能自然恢复绝缘强度。内绝缘中，绕组与绕组之间、绕组与铁芯和油箱之间的绝缘叫做主绝缘；而绕组的匝间、层间及线饼间的绝缘叫做纵绝缘。变压器内的绝缘结构又分为全绝缘结构和分级绝缘结构两类：变压器绕组中性点和绕组出线端具有相同绝缘水平时为全绝缘结构，全绝缘结构的变压器适用于中性点绝缘的电力系统中；变压器绕组中性点的绝缘水平低于绕组出线时为分级绝缘结构，分级绝缘结构变压器适用于有效接地系统。

套管是带电的引线与接地的油箱间的绝缘。套管装在油箱盖上。套管中心穿有导电杆，下端伸进油箱，与绕组引线相连，上端露出油箱外，以便与外电路连接。它的结构主要由电压等级决定，有瓷套管、充油型、油纸电容型、胶纸电容型等。电容型套管的末屏有一试验抽头引出，供试验时使用。抽水蓄能电站的主变压器高压侧一般与GIS直接相连，高压套管也多采用油－SF6端头的环氧树脂浸渍绝缘干式电容套管，如图9-2-6所示。低压套管因运行电压不高，可选用瓷套管或油—空气端头的环氧树脂浸渍绝缘干式电容套管。图9-2-6 变压器高压套管（胶纸电容型）四、油箱及其他部件

1.油箱

油浸式变压器的油箱具有容纳器身和变压器油、散热冷却的作用，它用钢板焊成，呈椭圆桶状，要求机械强度高，变形小，不渗漏，能承受负压。根据器身吊装方式的不同，油箱可分为钟罩式和桶式。油箱内壁设有磁屏蔽以减小磁通可能导致的油箱过热。油箱在变压器运行时应始终可靠接地。对于大型变压器还应有两个或以上接地点，分别接于地网的不同网格。对于超高压变压器，为了减少油箱箱沿的渗漏油，通常将油箱的上、下箱沿焊死，并在油箱上设计一些人孔和手孔，便于变压器安装和检修。油箱上还设置一些阀门，用于注、排油和取油样。

2.油保护装置

油保护装置包括储油柜和油位计、吸湿器（呼吸器）、净油器。（1）储油柜和油位计

储油柜是装在油箱顶上并与它连通的圆筒形容器。它的作用是减小变压器油与空气的接触面积，以减缓油的受潮和氧化过程，同时为变压器油提供一个热胀冷缩的空间。为了防止空气中的水分和氧气侵入储油柜中，更有效地延缓绝缘油的老化，大型油浸式变压器的储油柜中装有橡胶胶囊或橡胶隔膜，这可使储油柜中的油不与外面空气接触。在储油柜的一端装有玻璃管油位计，用以指示实际油面，装有橡胶胶囊或橡胶隔膜的储油柜则采用指针式磁力油位计，通过变送器把油位信号传送至变压器的控制柜内，设置高、低油位报警。（2）吸湿器（呼吸器）

为了使储油柜内上部的空气是干燥的气体，避免工业粉尘的污染，储油柜下面通过连管装有吸湿器。在吸湿器内部装有干燥剂，使外界的空气必须经过吸湿器才能进入储油柜，用来清除吸入空气中的潮气和杂质。为了监视吸湿器内的干燥剂是否饱和，一般选用变色硅胶作为干燥剂。当干燥剂受潮变色到一定程度时，应及时更换。（3）净油器

净油器是一个用钢板焊成的圆筒形的净油罐，装在油箱的一侧，罐内装有活性氧化铝或硅胶等吸附剂，它靠油的上、下层温差，使变压器油从上向下流经净油器，形成热虹吸，从而吸附油中的水分和杂质，保持油质的清洁。胶囊式或隔膜式储油柜中的绝缘油不与空气接触，油质相对较好，一般不再使用净油器。

3.安全保护装置（1）气体继电器

气体继电器装在油箱和储油柜之间的连管中，当变压器内部发生轻微的放电或局部过热时，绝缘油及固体绝缘被分解产生的气体聚积在气体继电器的顶部，当气体的体积达到整定值时，发出报警信号，防止故障进一步发展。这称为轻瓦斯保护动作。当变压器油箱内部发生比较严重的故障时，变压器油被分解、气化，产生大量气体，把绝缘油挤向储油柜。当流过气体继电器的油的流速达到整定值时，推倒挡板，下触点闭合，发出跳闸信号，瞬时切除变压器的电源。这称为重瓦斯保护动作。需要注意的是如果变压器油箱内油位低至足够低时，下浮子下落导致下触点导通，重瓦斯保护也会动作。气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜。气体继电器的结构如图9-2-7所示。（2）压力释放阀

当变压器内部发生严重故障时，变压器油被高温（电弧）分解，产生大量的气体，使得油箱内部的压力急剧升高。此压力如果不及时释放，可能会使油箱变形甚至爆裂。压力释放阀可在油箱内压力上升至开启压力时迅速打开，使油箱内的压力快速下降，从而保护油箱。当压力下降至关闭压力时，压力释放阀可靠关闭，隔绝外部的空气和水分。对于大型油浸图9-2-7 气体继电器结构图

式变压器，至少应在变压器油箱的长轴两端各设置一个压力释放阀。压力释放阀的节点可作用于信号或跳闸。压力释放阀的外形及结构如图9-2-8所示。（3）速动油压继电器

速动油压继电器通常也称为突变压力继电器，其结构如图9-2-9所示。它通常通过蝶阀安装在变压器油箱的侧壁上，与储油柜中油面的距离为1~3m。它随变压器油箱内压力的上升率而动作，具有反时限的动作特点，即压力上升速率越大，动作时间越短，当变压器内部发生故障，油箱内的压力上升速度威胁到油箱安全时，速动油压继电器能发出信号，使变压器退出运行。突变压力继电器必须垂直安装，放气塞在上端。（4）温度控制器（油温指示计、绕组温度指示计）

为了保护变压器的安全运行，其绝缘介质运行温度应控制在规定的范围内。这需要温度控制器来提供温度的测量和冷却器的控制等功能，在温度超过规定的范围时发出报警或跳闸，确保设备的安全。大型油浸式变压器温度控制器包括油面温度控制器和绕组温度控制器。图9-2-8 压力释放阀外形及结构图图9-2-9 速动油压继电器结构图

4.分接开关

分接开关能够变换变压器绕组的匝数以达到调整变压器电压比的目的。只能在变压器无励磁（切除电源）的条件下调整电压比的分接开关称为无励磁分接开关；能够在变压器励磁并带有负载的条件下调整电压比的分接开关称为有载分接开关。

无励磁分接开关是在变压器的一次侧和二次侧均与电网开路的情况下，用于变换绕组的分接，改变其有效匝数，从而达到调整电压的目的。无励磁分接开关的调压范围一般为±2×2.5%。大部分抽水蓄能电站的主变压器采用这种调压方式。无励磁分接开关在变换分接时应作多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污，在确认变压分接正确并锁紧后，必须进行绕组的直流电阻试验，试验合格后方能重新投入运行。

有载分接开关是在变压器负载运行时进行变换绕组的分接，改变其有效匝数，从而达到调整电压的目的。有载分接开关一般由分接选择器、切换开关和限流电阻三部分组成。分接选择器在无负载电流条件下转换分接位置，切换开关在有负载电流条件下切换分接位置。后者必须在前者转换操作完成之后才能进行切换操作。限流电阻则在换流过程中起限制电流的作用。图9-2-10显示了从分接4切换到分接3的过程。变换分接时有载分接开关动作顺序1、2、3、4、5—分接头顺序编号；X1、X2—分接选择器动触头；R1、R2—限流电阻；K1、K4—切换开关主分断触头；K、K3—切换2开关过渡触头图9-2-10 有载分接开关从分接4切换到分接3的过程示意图

分接选择器安装于变压器主油箱内，切换开关安装于单独充油的容器内。为了避免切换开关室的绝缘油污染变压器主油箱中的油，其绝缘油不得与主油箱中的油相通并保证彼此密封隔绝。切换开关室也有一套独立的储油柜、吸湿器、保护继电器、压力释放阀等保护装置。为了改善切换开关室绝缘油的油质，有的有载分接开关还装有在线滤油机，其在每次开关切换后运行，把因切换开关分合电流产生的炭粒及时过滤掉。图9-2-11所示是MR公司R型有载分接开关的开关芯子。

5.冷却装置

变压器运行时的各种损耗将转化为热能，会使变压器有关部分温度升高。由于各部分与周围介质存在温差，热量就散发到周围介质中去。当发热量与散热量相等时，变压器温度就达到稳定值。这时变压器中某部分的温度与周围冷却介质温度之图9-2-11 有载分接开关芯子

差称为该部分的温升。标准中对于变压器各部分的温升都有严格限制。如果变压器运行时长期超过限值，会加快绝缘的老化，从而缩短变压器的寿命。一般认为，电气设备的运行温度若超过限值，每升高6K，绝缘材料的老化速率就快一倍。

变压器的散热主要靠对流和辐射，其散热量与温差成正比。根据变压器的容量大小及运行条件，冷却方式也有所不同。油浸式变压器的冷却方式的标志方法见表9-2-1。表9-2-1 油浸式变压器冷却方式标志方法

油浸式变压器的冷却装置包括散热器和冷却器，两者的区别在于是否带有强油循环。常见的冷却装置有片式散热器、扁管散热器、强油风冷却器、强油水冷却器等。

抽水蓄能电站的主变压器大多布置在地下厂房，空间狭小，空气流通差，主变压器的冷却多采用强油水冷却器。通常冷却水取自下水库，其压力远大于变压器的油压。为了防止铜管破裂时水进入到绝缘油中，冷却装置中的冷却水管采用双层铜胀管。在冷却器的底部装有一个浮子开关，用于监视冷却器的渗漏。如果胀管渗漏，渗漏液会沿着两层管壁间的空腔流至底部的容器，使得浮子开关动作，发出报警信号。水冷却器的结构如图9-2-12所示。

6.消防灭火装置

油浸式变压器的绝缘油（矿物油）是可燃物，其闭口闪点在140℃左右，在一定的条件下可以燃烧。抽水蓄能电站的主变压器多布置在地下厂房，一旦发生火灾，施救、排烟都相当困难。为了降低火灾损失，在主变压器室内会布置一套固定式消防系统。高压水喷淋消防系统技术成熟、运行维护成本低，得到较为广泛的应用。系统由监控系统和喷淋系统组成，其中监控系统有感烟或感温的火灾探测器、消防控制箱；喷淋系统有雨淋阀、管路、水源、喷头。当火灾探测器探测到火情后，经过一定的逻辑判断，自动开启雨淋阀灭火。

水可迅速使变压器主体表面冷却降温，产生的细小水雾可使周围空气中的氧含量降低，达到窒息灭火的目的，同时还能将外泄的油品乳化和稀释，增强灭火效果。

当变压器发生严重故障时，通常会造成变压器油箱破裂，导致变压器油快速流失，此时如果故障点温度很高，暴露在空气中，则极易发生火灾。在油浸式变压器室内修筑一个事故油池，上面铺一层直径50~80mm的卵石，这样溢出的变压器油会快速地排入事故油池，避免事故扩大。图9-2-12 水冷却器结构图

7.在线监测装置

随着传感器技术和计算机技术的进步，各种变压器的在线监测装置不断地涌现。安装合适有效的在线监测装置，可以帮助现场维护人员及时了解变压器的运行状态，掌握变压器内部可能存在的缺陷及其发展。目前应用较多的变压器在线监测装置有：油色谱在线监测装置、铁芯和夹件接地电流在线监测、容性套管的绝缘在线监测装置及局部放电在线监测装置等。目前在国内的抽水蓄能电站中前三种在线监测装置应用得较为广泛，运行经验较为丰富。第3节 电力变压器的安装与运行一、大型油浸式变压器的安装

大型油浸式变压器从制造厂到运行现场的运输可通过陆路（公路或铁路）和水路，在装卸和运输过程中可能会因运输工具的摇晃、颠簸等对变压器的铁芯和铁芯紧固结构造成冲击。因此，在变压器设计时应考虑其必须有足够的强度能承受这些冲击；另外，在运输过程中，变压器的适当位置都要安装三维加速度冲击记录仪，在变压器运抵现场后，现场接收人员应与运输单位和制造厂代表一起检查变压器在运输过程中是否受到过超限的冲击，取下记录仪之前应注意要先将记录仪电源切除。

出于运输重量的考虑，大型油浸式变压器一般采用不带油运输的方法。为了防止油箱内的绝缘件受潮，必须往油箱内充填干燥空气或氮气，并保持一个略高于大气的正压，防止空气中的水分侵入。通常的做法是在变压器油箱外安装一个高压气瓶。当检查发现油箱内气压偏低时，应及时进行补气。从变压器在制造厂排油一直到现场安装前，油箱内的气压必须始终保持正压，故应定期进行检查和补气。如果变压器在现场的存放时间超过6个月，必须进行充油保存。

大型变压器的尺寸和质量均较大，由于运输中高度、宽度及重量方面的限制，变压器的储油柜、套管、冷却装置等组部件一般与变压器本体分开运输，到运行现场再进行安装。现场安装时应该注意环境温度与湿度，不宜在过低的温度和湿度下进行现场安装，以防止变压器绝缘件受潮。安装工艺及流程必须严格按照制造厂的安装说明书以及相关标准规程执行。在打开油箱手孔或人孔进入油箱内部进行内部引线连接等工作时，必须往油箱内注入足量的干燥空气，必须尽可能缩短孔洞打开时间。如果器身的等效露空时间超过制造厂的规定，应在后续的真空处理时增加抽真空的时间。如果变压器是充氮运输，在进箱工作前必须先对变压器油箱抽真空，再补入干燥空气，防止进箱工作人员缺氧窒息。

尽管在变压器安装过程中采取了一系列的防潮措施，但在变压器的所有组部件全部安装完成的过程中，仍会有少量空气中的水分进入固体绝缘的表面，并逐渐使固体绝缘受潮，影响变压器的绝缘性能。因此，对于220kV及以上电压等级的变压器需要对变压器油箱进行长时间的抽真空，以去除固体绝缘表面的潮气。抽真空持续的时间取决于变压器的电压等级以及安装时器身的等效露空时间。对于500kV电压等级的变压器而言，油箱内的真空度需维持在66.7Pa以下。抽真空时需用管路或阀门将储油柜、冷却装置、有载分接开关的切换开关油室与变压器油箱连通，做好防止储油柜内橡胶胶囊破损的措施。在抽真空过程中需检查油箱的密封性，并确保真空泵电源可靠。

电压等级在110kV及以上的变压器还需进行真空注油，并在注油过程中持续抽真空。在注油的整个过程中油箱的真空度应保持在133.3Pa以下。注油至规定的油位后，需对油进行循环加热过滤，进一步除去油中的水分和杂质，使油质达到规定的标准。

对于一些小型变压器，可以在制造厂将全部部件安装完毕并带油运输。二、油浸式变压器的运行（一）变压器的运行方式

电力变压器的运行电压一般不应高于运行分接电压的105%，且不得超过系统最高运行电压。对于特殊的使用情况，允许在不超过110%的额定电压下运行。

油浸式变压器的顶层油温不应超过运行规程或制造厂的规定。对于强迫油循环水冷的变压器，其顶层油温一般不宜经常超过70℃。

强油循环冷却的变压器，应能按照温度和（或）负载控制冷却器进行投切。

投入运行的变压器应经常监视仪表的指示，及时掌握变压器运行情况。如果发现缺陷或不正常现象，应采取措施及时消除。如果当时不能消除，必须加强监视，防止事故扩大，并尽速确定对策。（二）变压器分接开关的运行方式

变压器调压方式分有载调压方式和无励磁调压两种方式。有载分接开关一般装在高压绕组的中性点侧，调压范围一般为±8×1.25%，其由切换开关和分接选择器两部分组成。有载分接开关（OLTC）可进行现地手动、现地电动、远方操作，其操作电源为380/220V，取ac自变压器现地控制盘。无励磁分接开关只能在变压器不励磁的情况下现地手动操作。分接开关改变后必须测量直流电阻，合格后方可重新投入运行，调压范围一般为±2×2.5%。变压器的分接开关运行位置及控制方式受网调管辖，其操作命令应由网调值班调度员直接下达给电厂值班人员。（三）变压器辅助设备的运行方式（以某蓄能电厂主变压器为例）

1.变压器冷却水系统供水方式

变压器负载运行时冷却水一般取自本单元机组的技术供水管，空载运行时冷却水一般取自电站公用供水总管，并经空载冷却水泵加压向变压器供水。

2.变压器冷却水系统排水方式

正常情况下，变压器空载和负载时的冷却水经机组技术供水系统排水总管排至本机组的尾水管。各变压器排水管之间设有联通阀。联通阀正常时处于关闭状态，当要求本机组尾水管排空而变压器仍处于空载运行时，可打开本变压器与邻近变压器的联通阀，将空载冷却水排至其他机组的尾水管。

3.变压器冷却水系统供电方式

变压器冷却水系统现地控制盘的电源一般取自本单元机组自用配电盘的Ⅰ段和Ⅱ段。空载冷却水系统控制盘柜的电源一般取自电站公用配电盘Ⅰ段和Ⅱ段。相应的各自现地控制盘上供电电源均有两路，分别为“Supply A”（A路电源）和“Supply B”（B路电源），当主用电源丢失时会自动切至备用电源。

变压器冷却器PLC（可编程逻辑控制器）及空载冷却水系统PLC（可编程逻辑控制器）控制电源一般取自110V直流配电屏Ⅰ段和Ⅱ段。

4.变压器冷却器运行方式

变压器冷却器的运行方式由变压器PLC（可编程逻辑控制器）根据变压器的状态作出选择。监控系统判断变压器的状态有三种：停运、空载、负载。（1）“停用”（STOP）状态应同时满足下列条件：

1）变压器低压侧（PT-SA）无电压；

2）机组开关拉开；

3）机组技术供水泵1和2停止运行。（2）“空载”（OFF-LOAD）状态应同时满足下列条件：

1）变压器低压侧（PT-SA）有电压；

2）机组开关拉开；

3）机组技术供水泵1和2停止运行。（3）“负载”（ON-LOAD）状态应满足下列条件之一：

1）机组换相闸刀合上且机组开关合上；

2）机组技术供水泵1运行；

3）机组技术供水泵2运行。

负载运行时，两台冷却器主用运行，一台冷却器由温度控制，一台冷却器备用。当上层油温或高压绕组温度上升至70℃时启动温控冷却器，当上层油温和高压绕组温度降至50℃时是关停温控冷却器，当主用冷却器故障时，备用冷却器自动启动；空载运行时，只有一台冷却器运行。

保护一般设定变压器负载低于2台冷却器运行时延时15分钟跳本单元机组，变压器空载低于1台冷却器运行时延时2小时跳本单元机组。

变压器冷却器A、B、C、D的主备用可由人工进行主备用逻辑切换，切换顺序见表9-3-1。表9-3-1 变压器冷却器主备用逻辑切换顺序

5.变压器空载冷却水泵运行方式

变压器空载冷却水泵台数的设置一般根据主变台数确定，如果主变台数为6台，则一般设3台空载冷却水泵，其中2台主用，1台备用。三台空载冷却水泵（A、B、C）的控制方式正常时应为“AUTO”（自动）模式，其主备用设置由现地盘柜上的PLC（可编程逻辑控制器）自动切换，一般每两周切换一次，切换顺序见表9-3-2。当有1~3台变压器空载运行时，主用泵1投入运行，当有4~6台变压器空载运行时，主用泵1和2均投入运行。另一台空载冷却水泵处于备用状态。当两台主用泵中任一台发生故障时，会自动启动备用泵。表9-3-2 变压器空载冷却水泵主备用逻辑切换顺序

6.变压器消防的运行方式

抽水蓄能电站变压器的消防一般采用高速水灭火。装置应用乳化原理，将油窒息并冷却，具有快速的灭火效果。每台变压器配置独立的消防装置和主备用消防水源。消防主用水源一般取自专用的消防水池，备用水源取自电站公用供水总管。在变压器高、低压侧上方分别设置有消防1区、2区探测器，每区内分别布置烟感和温感探测器。当变压器正常运行时，消防系统应投“自动”状态。变压器消防动作喷水一般有下面几种方式：（1）自动方式

变压器消防控制方式在“自动”状态时，满足下列任一条件，变压器消防即可自动输出跳变压器高低压侧开关指令，并动作喷水：

1）变压器消防1区和2区探测器同时动作。

2）变压器消防1区或2区探测器动作，并在下列位置操作相应紧急投消防装置：

a）在变压器现地消防紧急释放装置上拉下启动变压器消防压板。

b）在中央控制室模拟屏上按下投变压器消防紧急按钮。

3）启动变压器消防的保护（如主变本体差动保护、主变上层油温高、OLTC压力油释放、主变本体压力油释放、OLTC瓦斯保护、主变本体重瓦斯保护等）任一动作，同时变压器消防1区或2区探测器动作。（2）手动方式

变压器消防控制方式在“手动”状态时，满足下列任一条件，变压器消防即可自动输出跳变压器高低压侧开关指令，并动作喷水：

1）在变压器现地消防紧急释放装置上拉下启动变压器消防压板。

2）在中央控制室模拟屏上按下投变压器消防紧急按钮。（3）现地紧急投消防方式

现地手动操作变压器消防喷淋控制三通阀，即可立即启动消防喷水，但在紧急启动变压器消防喷水前应确认变压器已可靠断电。三、变压器的日常巡视

变压器的日常巡检周期应结合生产现场的实际情况确定。对于一些特殊情况应进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数，如：（1）新设备或经过检修、改造的变压器投运72h内；（2）有严重缺陷时；（3）气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时；（4）雷雨季节特别是雷雨后；（5）高温季节、高峰负载期间；（6）变压器急救负载运行时。

变压器日常巡视检查应注意对变压器的运行声音、气味、油温、油位、有无漏油漏水情况、绝缘套管有无裂纹、渗油及变压器冷却器运行情况的检查，还应对以下内容进行检查：（1）压力释放阀未动作，无渗漏油；（2）气体继电器内应无气体聚积；（3）吸湿器是否完好，干燥剂受潮饱和的长度不超过吸湿器的2/3，油杯内油位正常；（4）有载分接开关的分接位置及电源指示应正常，在线滤油装置工作位置及电源指示应正常；（5）各冷却器油泵、风扇运转正常，油流继电器工作正常，水冷却器的渗漏检测器内无积液，特别注意变压器冷却器潜油泵负压区的渗漏油；（6）根据变压器的结构特点，运行单位可在规程中补充其他一些检查巡视的项目。四、运行中常见异常现象及处理方法

值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应报告上级和做好记录，并设法尽快消除。（1）变压器有下列情况之一时应立即停运：1）变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；2）严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；3）套管有严重的破损和放电现象；4）变压器冒烟着火；5）当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动；6）变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时。（2）变压器油温指示异常时，值班人员应按以下步骤检查处理：1）检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；2）核对温度测量装置；3）检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况；4）若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理，应将变压器停运修理。若不能立即停运检修，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量；5）在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，应查明原因，必要时应立即将变压器停运。（3）气体继电器动作的处理。轻瓦斯保护动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。若气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验其是否可燃（变压器瓦斯气体对照见表9-3-3），并取气样及油样做色谱分析。可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。若气体是空气，则变压器可继续运行，但应查明空气的来源；若色谱分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。重瓦斯保护动作时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：1）是否呼吸不畅或排气未尽；2）保护及直流等二次回路是否正常；3）变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；4）气体继电器中积聚的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；5）必要的电气试验结果；6）变压器其他保护装置动作情况。表9-3-3 变压器瓦斯气体对照表（4）冷却装置故障时的运行方式和处理要求。强油循环的变压器在运行中，当冷却系统发生故障切断全部冷却器时，变压器在额定负载下允许运行15~20min，当油面温度尚未达到75℃时，允许上升到75℃，但冷却器全停的最长运行时间不得超过1h。（5）变压器跳闸和灭火。变压器跳闸后，应立即查明原因。若综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起的，可重新投入运行；若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施（如启动灭火系统等），防止火势蔓延。第4节 电力变压器的检修与故障一、变压器的检修管理

按照工作性质、内容及工作涉及范围，变压器的检修工作分为四类：A类检修、B类检修、C类检修、D类检修。其中A、B、C类检修为停电检修，D类检修为不停电检修。（1）A类检修：包括吊罩检查；本体油箱和内部部件的检查、改造、更换、维护；返厂检修；相关试验。由于现场施工条件限制，A类检修宜在制造厂进行。（2）B类检修：包括变压器外部主要部件（套管、升高座、储油柜、调压开关、冷却系统、非电量保护装置、绝缘油等）的更换和处理；现场干燥处理；停电时的其他部件或局部缺陷检查、处理和更换工作；相关试验。（3）C类检修：定期的停电电气试验；主辅部件的清扫、检查和维护。（4）D类检修：类似于定期检查工作，包括带电测试；主辅部件的维修、保养（不需要停电）；可带电进行的冷却系统部件更换；其他不停电的部件更换工作等。

D类检修应按照规程及设备的特点编制项目和周期，当设备经检查有异常情况出现时，应加强D类检修。

C类检修原则上三年一次。如果周期内设备没有异情况，且设备停电困难时，可以延长一年。

运行中的变压器承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑A类检修。

运行中的变压器当发现异常状况或经验判明有内部故障，或经试验和检查结合运行情况判明内部有故障，或本体严重渗漏油时，应进行A类或B类检修。

设计或制造中存在共性缺陷的变压器可进行有针对性的A类或B类检修。

年度检修计划应每年修订一次，在安排检修计划时应协调相关设备的检修周期，尽量统一安排，避免重复停电。

检修前后应对变压器进行评估。检修前要了解变压器的结构特点、技术性能参数、运行年限；例行检查、定期检查、历年检修记录；变压器的运行状况，包括负载、温度、曾发生的缺陷和异常（事故）情况、出口短路情况及同类产品的事故或障碍情况，并做好技术经济比较，确定是否大修。如果进行现场大修需对消除变压器存在的缺陷的可能性进行评估。确定进行大修后，应结合现场条件及检修目的，确定检修内容、项目及范围。检修后应根据检修时发现的异常情况及检修结果，对变压器进行检修评估，并对今后设备的运行作出相应的规定。评估检修是否达到预期目的，检修中存在的问题和检修质量。检修后如果仍存在无法消除的缺陷，应对今后的设备运行提出限制，并纳入运行规程和例行检查内容，预定下次检修的性质、时间和范围。

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