罗鹏斌，汪志强，肖庆华，李重阳，吕伟明，张慧玲

(1.东方电气集团东方电机有限公司，四川 德阳 618000；2.南方电网调峰调频发电有限公司，广东 广州 510630；3.深圳蓄能发电有限公司，广东 深圳 518115)

1 工程概况

深圳抽水蓄能电站(以下简称“深蓄电站”)位于广东省深圳龙岗区，在香港、大亚湾核电站、岭澳核电站核心圈内，处于广东的电力负荷中心，同时又是西电东送的落点和粤港电网的连接点，电站装机容量1 200 MW，平均水头448.30 m，水道系统采用一管四机方案。深蓄电站是南方电网旗下第一个机组设备国产化的电站，也是第一次由国内主机厂家承担机组整组启动调试工作的电站。运行工况包括发电、旋转备用、发电调相、抽水、抽水调相、静止和黑启动等。

深蓄电站首台机于2017年9月18日冲转，当年11月30日首台机投入商业运行，至2018年9月25日全部机组投入商业运行。现场调试人员先后编制了机组整组调试需要的大纲和方案、应急预案、隔离方案等技术文件，顺利完成了机组控制流程编制和优化、调试工作实施等一系列工作，确保4台机顺利投入商业运行。4台机整组启动试运行期间实现了一次启动成功、一次并网成功、一次抽水成功。

2 机组启动条件

2.1 土建、金属结构部分

机组启动需满足：上、下库土建工程全部完成并通过验收；引水、尾水系统施工完成，水道清理干净；上下库进出水口、拦污栅、事故闸门、检修闸门及其操作系统、水力量测系统等安装并调试完成，具备使用条件；主副厂房、所有洞室施工完成，防护栏杆、照明、消防、孔洞盖板等施工完成；压力钢管和尾水隧洞充水试验全部完成并通过验收，机组和蜗壳充水试验完成；水库蓄水安全鉴定和工程蓄水验收完成，上、下库蓄水量和水位满足机组启动要求。

2.2 机组设备安装和调试

机组设备包括水泵水轮机、发电电动机、进水球阀以及全部水力机械、电气一次、电气二次系统设备，机组启动需满足：机组设备单体和分部调试均完成；所有测量元件和自动化元件均完成整定，且整定值符合设计要求；各系统管路已涂漆并标明介质流向；各阀门已标明开关方向，挂牌编号；压力容器、安全阀等特种设备完成资质校验；发电机定、转子绝缘测量完成，验收合格；机组各部轴承及润滑冷却系统已安装完成并验收合格，油品完成取样化验并合格；电气一次设备绝缘试验全部完成，开关状态满足机组启动要求，并按要求进行挂牌；电气二次设备和配套设备的控制、保护、测量、信号回路经模拟试验，动作可靠正确。

2.3 安全防护和应急预案

机组启动需满足：调试机组与施工机组完成可靠隔离，高压带电设备区域悬挂警示牌并已做好安全围栏，一次设备、二次回路已做好必要的隔离措施；完成水淹厂房及紧急逃生等反事故演习，编制科学有效的应急预案，特别是火灾处理、机组超速、水淹厂房、甩负荷等重大风险源的应急预案、重大危险源辨识及其应对措施。

3 静态试验

机组在完成分部调试后整组启动前，需完成对重要设备的静态试验及重要系统间的联合调试，主要包括水淹厂房模拟、调速器和球阀静水试验、球阀与尾闸联动调试、机组机械保护和发变组保护联动调试、监控流程模拟调试等试验。在整组启动前进行静态试验，是对关键设备的状态的再一次确认，同时也是对设备分部调试成果的验证和检查，确保如球阀、尾闸、调速系统、监控系统等关键设备满足机组启动要求。

表1 机组励磁、调速器PID参数

4 发电方向试验

4.1 首台机首次发电方向启动

机组首次冲转采取手动单步方式开机，手动开导叶在低转速的情况下对机组摩擦碰撞情况进行检查，同时分别通过手动控制进水阀和调速器紧停阀关闭、电气事故停机按钮等方式验证球阀和调速器的紧停回路、电气事故停机回路的动作可靠性。后续持续升速，并在25%Ne、50%Ne等转速点作短暂停留(Ne为额定转速)，对机组振摆、瓦温进行持续监测，密切监视机组转动部件，在升速过程中检查在转速测量功能正常，机组停机控制流程、反馈信号正确。

4.2 发电电动机短路特性、空载特性试验

在试验前分别对定子和转子接地保护功能进行校验，机组启动后手动调节励磁电流，调节定子电流在20%～105%额定电流范围内进行升流操作，当达到定子额定电流时，励磁电流Ifk1=745.45 A。通过调节励磁电流使机端电压在20%～120%额定电压范围内升压和降压操作，空载额定电压时励磁电流If0=806.4 A；空载额定电压气隙线上的励磁电流值Ifg=681.5 A。

图1 发电电动机短路特性曲线

4.3 调速器、励磁空载及负载试验

机组并网前完成励磁、调速器的空载试验，负载试验在机组完成并网及甩负荷试验后择机进行。分别在机组空载和发电负载工况，通过进行调速器手动方式的机组转速摆动监测、手自动切换，并进行自动方式下的机组转速摆动监测，进行调速器扰动试验，调整调速器的空载PID参数，验证调速器在空载扰动过程中的调节品质；验证调速器负载工况自动控制功能、主备用切换功能、负载扰动是否满足国标要求，完成负载PID参数整定。

分别在机组空载和发电负载工况，通过励磁装置的启励、灭磁、阶跃、手/自动模式及通道切换，检查励磁系统控制的正确性，完成励磁调节器的空载PID参数整定；在机组并网带负荷情况下，进行励磁负载阶跃、手自动模式切换、通道切换、限制器动作、无功功率调节等特性试验，验证励磁调节器限制及保护功能，完成励磁系统负载PID参数整定。

4.4 发电并网及甩负荷试验

机组完成发电方向空载试验、发电方向事故停机模拟试验，且机组动平衡状况满足发电并网试验的要求后，开始进行发电并网带负荷及甩负荷试验。经过同期模拟，对同期装置的同期参数、增减磁、增减速调减功能进行验证后，最终实现一次并网成功。

机组成功并网后，为检验发电机在突甩负荷情况下机组转速和压力上升情况是否满足合同和设计要求，同时验证此时调速器调节品质、导叶关闭规律、机械过速装置是否可靠，进行机组发电工况甩负荷(25%、50%、75%、100%)试验。先后通过触发电气事故停机按钮等方式触发电气事故停机，对机组突甩负荷后的停机流程、球阀和调速器关闭过程、机组转速与流道压力上升情况、机组振动与摆动情况等数据进行监测和分析。

机组甩100%负荷前，上游水位503.36 m，下游74.29 m，毛水头429.07 m，负荷300.88 MW，导叶开度86.91%，通过触发电气事故停机按钮使机组突甩负荷。甩负荷过程中机组的转速上升、流道压力变化的计算值和实测极值之间的差值比较小，两者的吻合程度较高，且满足合同要求，转速上升率31.26%，蜗壳进口压力上升率29.1%。导叶关闭规律为两段关闭，球阀一段关闭，关闭时间和规律均与设计吻合，机械过速保护装置按照定值125%Ne可靠动作。机组运行和甩负荷过程具体数据详见表2。

表2 机组甩100%负荷试验关键数据对比

图2 机组甩100%负荷试验关键数据波形示意

5 水泵方向试验

5.1 静止变频(SFC)拖动机组首次转动

深蓄电站水泵工况起动以变频起动为主，背靠背同步起动作为备用，电站设置一套静止式变频起动装置。在完成SFC系统变频器单体调试、变频器带电机空载调试后，并对监控系统水泵方向启动的顺控流程进行验证后，SFC系统具备带负载调试条件。

SFC按照单步流程拖动机组执行抽水调相启动流程，当机组抽水换相刀闸、被拖动刀闸、SFC输入开关、输出开关相继合闸后，建立SFC与机组定子之间的电气连接，在机组未转动时触发机组或SFC跳闸，测试SFC转子初始位置检测功能正常。单步执行SFC拖动抽水调相启动流程，当机组开始转动时，测试抽水方向转速测量功能，当转速达到10%Ne左右时，触发SFC或机组跳闸信号，测试SFC启动回路相关开关和刀闸低频闭锁功能，同时利用机组低速滑行对机组抽水方向机械转动情况进行检查。进行抽水方向升速试验，由SFC拖动机组逐级升速，测试SFC拖动机组升速能力，初步检查抽水方向机组动平衡情况。

确认机组具备抽水调相开机条件后，在换相隔离开关合闸回路被闭锁的情况下进行机组同期模拟试验，检查机组同期参数及同期回路的准确性，验证SFC输出开关与GCB开关联动的功能、励磁控制模式切换、调频调压回路正常，测试机组自动同期功能，检查GCB合闸命令闭锁SFC电流输出脉冲是否正常。对同期装置的同期功能和参数完成确认后，执行SFC拖动抽水调相启动流程，进行机组同期并网试验，确认并网瞬间的压差、角差及频差完全满足同期要求。

5.2 溅水功率试验

在完成抽水调相工况同期并网、轴承热稳定、事故停机模拟试验后，机组具备抽水调相转抽水条件。上库水位504.0 m，下库水位74.31 m，扬程429.69 m，机组在低扬程下开始进行溅水功率试验，通过试验确定抽水调相转抽水顺控流程中的工况转换点、测录溅水功率及无叶区压力。根据最终的溅水功率试验情况，机组溅水造压过程一级溅水功率-24.14 MW，持续时间78.62 s；二级溅水功率-52.20 MW，持续时间22.6 s，确定溅水功率工况转换点为-50 MW。达到二级溅水功率时无叶区压力512.1 m，蜗壳压力505.5 m，该压力值在正常范围内。满足抽水调相到抽水工况转换的性能要求。最终确认机组抽水调相转抽水过程的球阀、排气阀及各信号的开关时间及判定时间和各个阀门动作时序如图3所示。

图3 机组工况转换流程示意

5.3 抽水和抽水断电试验

按照溅水功率确认工况转换流程，蜗壳排气阀、顶盖排气阀、尾水排气阀相继动作，球阀按照流程打开，当达到二级功率且球阀开度达到90%后开启导叶进行抽水，抽水调相转抽水流程正确，造压成功，各相关设备动作时序正确，机组成功转入抽水工况运行。

为检查机组在抽水工况下电气故障引发停机时流程的正确性，确认各项参数满足过渡过程的设计要求，在抽水运行时通过触发电气事故停机按钮进行水泵断电试验。试验时上游水位503.36 m，下游74.29 m，扬程429.07 m，负荷-317.48 MW，导叶开度76.04%，停机过程中各设备动作正常，时序正确，试验过程无异常，机组速率变化、阀前压力、尾水压力调保计算值和实测极值之间差值比较小，两者的吻合程度较高，且满足合同要求。转速极值、阀前压力、尾水管压力变化情况等详见表3。导叶关闭规律为一段关闭，从76.04%到0时间为18.75 s；球阀一段关闭，时间80.3 s，各项参数均优于合同保证值，满足合同和设计要求。

表3 机组水泵断电试验关键数据对比

6 工况转换及热稳定试验

6.1 热稳定试验

按照相关的标准和规范要求，深蓄电站调试期间结合整个调试试验工作共完成发电空载、发电工况50%负荷、100%负荷、发电调相、抽水调相、水泵等各个工况下的轴承热稳定调试，试验过程中记录各部轴承包括瓦温、水温以及油槽的油温数据，记录发电电动机定子铁芯和定子绕组、空冷器冷却水、主轴密封、止漏环等重要部位的温度数据，持续观察温度的变化趋势。最终上导、下导、水导和推力瓦温1小时内温升均不超过1 ℃，其他关键设备达到稳定运行状态下的温度值也符合机组设计要求，满足机组安全稳定运行。机组稳定运行时的温度见表4。

表4 机组稳定运行时的温度 ℃

6.2 工况转换试验

抽水蓄能机组在电网中往往承担调峰、填谷、事故备用等重要任务，在试验过程中对机组各个工况控制逻辑、顺控流程进行优化，对诸如技术供水启动判据、停机热备的判断条件、部分阀门的开关时序、刀闸的分合时机进行试验和测定，最终确保机组在开停机以及各个运行工况之间的转换平稳顺畅、调节快速，机组保护在工况转换过程中能顺利完成切换，调速器、励磁等设备可以正确完成模式切换，辅助设备能够按照时序顺利启停，工况转换流程、工况转换时间满足要求。最终确保深蓄电站机组满足快速响应、启动可靠、转换快速的要求。

7 首台机调试工作总结

相比于常规水电项目，抽蓄项目机组运行工况多，各工况转换流程复杂，调试对象涉及设备更多；同时，电站现场参建单位多，沟通协调工作繁重。主调试方需要着眼于项目全局，在管理与技术两个层面综合考虑，对整个电站系统进行调试优化。根据深圳抽水蓄能电站整组启动调试工作的实际开展情况，特对现场调试工作的几项注意事项总结如下。

7.1 合理安排试验计划

在机组整组启动调试期间，应制定合理、科学的调试计划，遵循先静态后动态，先机械后电气，先单步后自动，先故障后常规的原则，对试验过程中可能出现的风险源做好辨识、排除。确保机组调试先完成低转速、低风险、低难度的项目，利用前期的试验，完成转动部件的机械碰磨检查，完成故障模拟停机试验，从而最大限度的降低调试过程中的设备风险。

7.2 试验过程持续关注重点区域和关键设备

做好三把钥匙的管理，严控关键区域消除安全隐患。对调试机组严控“三把钥匙”管理，确保风洞、水车室和机组LCU操作钥匙有专人管理；对于厂房内关键区域，如已投运的带电区域和事关全厂安全的重大设备，全部按照运行规定进行管理。机组运行期间，严密监视高压油顶起装置、发电机制动刹车、水轮机主轴密封等关键部位，防止机组运行过程中出现推力烧瓦、高速加闸，主轴密封过热损坏等极端恶性故障。

7.3 科学制定应急预案

机组调试过程涉及到油、气、水、电等多种危险源，且试验过程涉及到甩负荷、过速等多种极端工况，加之电站水道系统采用一管四机方案，在调试中存在很多不可预测的危险源。因此，在调试前针对火灾、水淹厂房、机组超速、机组烧瓦、全厂失电等高风险点制定科学的应急处置预案，并组织培训交底和应急演练，使调试人员熟练掌握应急方案，在调试期间有效保证人员和设备的安全，在事故发生时能够快速、有效地控制事故。

8 结 语

深圳抽水蓄能电站4台机组整组启动调试工作的顺利结束，标志着深蓄电站水泵水轮机和发电电动机的设计、制造、安装和调试均满足合同和相关规范的要求，同时也意味着东方电机承担机组调试工作的能力通过了检验。深蓄电站建设过程中积累的经验，也将为后续类似机组的建设带来积极作用。