1、ICS F 20 备案号 中华人民共和国电力行业标准DL/T -201 可逆式水泵水轮机控制系统技术条件Specification of reverserble pump-turbine regulating system（征求意见稿）201 - - 发布 201 - - 实施国家能源局 发布DL/T 201 I目 次前 言 .11 范围 .22 规范性引用文件 .23 术语和定义 .24 工作条件 .45 技术要求 .46 基本技术条件 .97 试验和验收 158 备品备件 219 铭牌、包装 21DL/T 201 1前 言电力行业可逆式水泵水轮机控制系统技术条件是按照国家能源局关于下达 2
2、013 年第一批能源领域行业标准制（修）订计划的通知 （国能科技2013235 号）的安排制定的。本标准根据 GB/T1.1-2009 标准化工作导则 第 1 部分：标准的结构和编写编制制定。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业水电站自动化标准化技术委员会归口。本标准起草单位：国网新源控股有限公司、中国水电顾问集团北京勘测设计研究院。本标准主要起草人： 本标准在执行过程中的意见或建议请反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京宣武区白广路二条一号，100761） 。2可逆式水泵水轮机控制系统技术条件1 范围本标准规定了可逆式水泵水轮机控制系统技术条件。本标准适用于可逆式水泵水轮机控制
3、系统的设计、制造、安装、验收和运行。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB150 钢制压力容器GB/T191 包装储运图示标志GB/T2681 电工成套装置中的导线颜色GB/T2682 电工成套装置中的指示灯和按钮的颜色GB/T3047.1 高度进制为20mm 的面板、架和柜的基本尺寸系列GB/T3797 电气控制设备GB/T4588.1 无金属化孔单双面印制板分规范GB/T4588.2 有金属化孔单双面印制板分规范GB/T9652.1 水轮机控制系统技
4、术条件GB/T9652.2 水轮机控制系统试验GB/T11120 涡轮机油 GB/T13384 机电产品包装通用技术条件GB/T17626.4 电磁兼容 试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB 50171 电气装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范DL/T563 水轮机电液调节系统及装置技术规程JB 911 一般工业用低压电器电气间隙和漏电距离JB3136 电力传动装置用印刷电路板 装焊技术规范JB/T 4711 压力容器涂敷及运输包装JB/T7041 液压齿轮泵JB/T8091 螺杆泵试验方法JB/T 8097 泵的振动测量与评价方法3 术语和定义下列术语适用于本文件。3.
5、1 水泵水轮机控制系统 Pump turbine regulating system由水泵水轮机调速系统和被控制对象组成的闭环系统。DL/T 201 33.2 微机调速器 micro-computer governor 用微机来检测机组转速偏差,并按一定的特性和程序来控制液压元件操纵水泵水轮机导水机构的调速器。3.3 水轮机工况 Turbine mode水泵水轮机作为水轮机运行的工况3.4 水泵工况 Pump mode水泵水轮机作水泵运行的工况3.5 黑起动 Black start指在厂用电源及外部电网供电消失后，用电厂自备应急电源作为启动电源，用直流系统作为起励电源，机组以发电工况启动，并网
6、发电的运行方式。3.6 正常停机 normal shutdown水轮机方向：正常减负荷将导叶关至空载位置，然后分闸、灭磁、停机的过程。水泵方向：正常关闭导叶至机组功率小于30%额定功率，然后分闸、灭磁、停机的过程。3.7 水力机械事故停机 mechanical emergency shutdown 机组发生水力机械事故时，水轮机方向快速减负荷将导叶关至空载位置，然后分闸、灭磁、停机的过程。水泵方向快速关闭至机组功率小于30%额定功率，然后分闸、灭磁、停机的过程。3.8 电气事故停机 electrical emergency shutdown机组发生电气事故时，同时分闸、灭磁、停机的过程。3.9
7、 过速保护停机 overspeed shutdown 机组发生过速事故时，紧急停机的过程。3.10 失电动作 de-energize-to-shutdown4机组导叶水机保护回路电压消失时，相关保护和控制自动关闭导叶的控制方式。3.11 水头-开度协调控制当水泵水轮机以水泵工况运行时，调速系统应能根据转轮前后压力差或扬程调节导叶开度使机组以相应扬程的最高效率运行。3.12 水泵工况最优导叶开度 Optimum opening in pump mode水泵在对应扬程下以最高效率运行的导叶开度。4 工作条件4.1 导叶实际最大开度至少对应于接力器行程的 80%以上。4.2 水泵水轮机应能在水轮机方
8、向手动各种工况下稳定运行。在手动空载工况（发电机励磁在自动方式下）运行时，机组转速摆动相对值，对大型调速器不超过0.2%。4.3 引水系统的水流惯性时间常数 Tw 不大于 4s，机组惯性时间常数 Ta 不小于 4s，水流惯性时间常数 Tw 与机组惯性时间常数 Ta 的比值不大于 0.4。4.4 海拔高度不超过 2500m。4.5 温度和湿度范围4.5.1 温度范围:540；不同海拔高度和最高空气温度见表 1。表 1海拔高度/m 1000 10001500 15002000 20002500最高空气温度/ 40 37.5 35 32.54.5.2 相对湿度：40时为 85%。最湿月的月平均最大相
9、对湿度不大于 90%。4.5.3 温度和相对湿度的实际范围针对各自实际的情况商定，但不能达到露点。如有需要，则应采取特殊措施（加热、空调）。4.6 用油质量应符合 GB11120 中 46 号涡轮机油或粘度相近的同类型油的规定，工作油温范围为1050。5 技术要求5.1 总体要求5.1.1 水泵水轮机控制系统宜采用以下结构：a) 微机型调节器加电液随动装置；b) 微机型调节器加中间接力器（或电/机伺服机构）加液压随动装置。DL/T 201 55.1.2 在自身故障仍允许运行情况下应保证不造成水泵水轮机运行不稳定和出力波动，在外部系统事故时，应保证机组安全停机。5.1.3 电气回路应设有过电压、
10、瞬变电压保护以及屏蔽措施。5.1.4 工作油压等级：4MPa、6.3MPa、8 MPa、10MPa、16MPa 等。5.1.5 在压力油罐事故低油压且导水机构上反向力矩最大时，应能操作接力器全行程关闭。5.1.6 机械液压系统中应有油过滤装置；液压部件应有防震、防卡、防止油粘滞的措施。5.1.7 主配压阀、电液转换装置、紧急停机阀、过滤器、切换阀等机械液压部分应采用标准液压件，宜采用无明管路的模块式直联结构、集成式安装方式。5.1.8 油压装置的压力容器宜采用油、气接触式压力罐。5.1.9 参数调整范围功能要求：a) 调速器参数应设置范围区间，参数能在范围区间内任意整定。b) 参数调整可在调试
11、工具中设定，也可在控制面板设置。c) PID 型调节器的调节参数应能在设计范围内整定：比例增益 Kp 最小不大于 0.5，最大值不小于 20；积分增益 KI最小值不大于 0.05 1/s，最大值不小于 10 1/s；微分增益 KD最小值为0，最大值不小于 5 s。d) 永态转差系数 bP应能在自零至最大值范围内整定，最大值不小于 8%。e) 人工频率死区，人工频率死区设置范围最大值不小于0.5Hz，且应能设置三位小数。f) 人工功率死区，人工功率死区设置范围最大值不小于额定功率的1%。g) 人工开度死区，人工开度死区设置范围最大值不小于 2%。h) 功率给定值控制范围 0-110%额定功率，功
12、率给定值变化速率可调，与监控系统之间宜设有功率给定值的确认信号。5.2 功能要求5.2.1 应采用比例、积分、微分调节规律。5.2.2 应双重化配置控制器及重要的 DI/DO、AI/AO、继电器、传感器回路。5.2.3 应具备手动、自动、远方、现地的控制功能。5.2.4 应能实现机组的自动、手动开机和停机。5.2.5 调速器自动控制失灵时，水轮机方向应能手动运行。水泵方向不宜手动运行。5.2.6 稳定运行功能：a) 应能在发电空载、发电带负荷、发电带孤立负荷、发电调相、抽水调相、抽水、背靠背、黑启动（线路充电）、停机、甩负荷、水泵断电等各种工况下稳定运行和实现工况转换。b) 应具有一次调频功能
13、。5.2.7 调节模式控制和参数选择功能：a) 应具有转速调节、开度调节和功率调节三种基本模式，并能根据输入输出参数和被控制对象运行工况的变化，自动选择相应的调节模式和最佳参数。b) 发电空载工况选择转速调节模式控制。可按实际水头自动整定启动开度。c) 发电带负荷工况选择功率调节模式控制为主，开度调节模式控制为辅。d) 黑启动工况、线路充电工况、发电带孤立电网工况选择转速调节模式控制。e) 背靠背工况拖动机组选择合适的导叶开启规律和转速调节模式控制。f) 抽水工况时选择开度调节模式控制。应根据扬程与导叶开度协联关系运行。5.2.8 应有快速频率跟踪功能。65.2.9 宜与电站监控系统时钟同步。
14、5.2.10 宜有故障录波功能。调速器故障或一次调频动作时可自动录波，也可在控制面板手动录波。5.2.11 控制器应具有失电数据保护功能。5.2.12 导叶开度限制功能：a) 应设有导叶开度电气限制功能。导叶开度限制曲线宜随水头变化。b) 有导叶开度机械限制机构时，应能在自零至最大开度范围内任意整定。5.2.13 异步导叶控制功能a) 有异步导叶时，应有控制异步导叶的逻辑与防止异步导叶失控的电气措施。b) 宜有防止异步导叶失控的液压或机械措施。5.2.14 测速装置功能：a) 应设置两路以上独立的测频信号源。当失去一路测速信号时机组应能保持正常运行，同时失去两路测速信号不应影响机组停机。b)
15、测速环节中残压测频的电压互感器精度应不低于 0.5 级。c) 宜具有蠕动检测功能。d) 应有防止失电后误输出错误转速开关信号的功能。5.2.15 导叶开启、关闭要求：a) 接力器的关闭时间与开启时间应能在设计范围内任意整定。b) 接力器有分段关闭时，宜采用机械液压装置实现分段关闭。5.2.16 安全功能a) 未设事故配压阀的，宜设事故停机手动阀。b) 水力机械事故停机宜动作调速器主配压阀停机。c) 电气事故停机宜动作调速器主配压阀停机。d) 主配压阀拒动时应动作事故配压阀停机。e) 应设置独立的机械过速保护装置，机械过速保护装置宜动作事故配压阀停机。f) 压力油罐事故低油压、事故低油位宜动作事
16、故配压阀停机。g) 调速器故障性质如一路测速信号消失、一路导叶开度反馈信号消失、水头信号消失、功率消耗消失、一个主控制器故障等，应保持机组原运行状态，并且不影响机组正常和事故停机，同时将故障信号送往电站计算机监控系统,故障消除后自动平稳地恢复工作。h) 调速器应对机组转速进行监测，根据设定的转速值对越限做出保护性反应，同时经逻辑输出越限信号。5.2.17 电气柜控制面板至少应具备以下功能：a) 面板操作应设置分级权限。b) 工况及参数显示。频率显示至少三位小数。c) 调节模式切换。d) 事件记录，曲线录波，报警功能。e) 调相工况不宜显示为停机工况。5.2.18 电气柜宜设转速、导叶开度、功率
17、表计，精度不低于 0.5 级。5.2.19 与电站控制系统之间的接口，可采用以下不同配置的接口：a) 通信接口。b) 脉冲控制给定方式的输入接口。c) 模拟量给定方式的输入接口。DL/T 201 7重要信号宜设计成硬接线和通信冗余的控制方式。5.2.20 宜设防止主配运行卡涩的措施。 5.2.21 综合漂移量折算为转速相对值，不得超过 0.3%。5.2.22 切换功能要求：当满足下述条件时，应能使机组保持所带的负荷，导叶开度变化不得超过全行程的1%，同时不影响机组的正常停机和事故停机。a) 工作电源和备用电源相互切换；b) 主控制器主备用切换；c) 测速装置输入信号、水头信号、功率信号或导叶反
18、馈信号切换或由于上述信号消失引起的电气柜主控制器切换；d) 频率调节模式、功率调节模式和开度调节模式切换；e) 手自动切换；f) 远方现地切换；g) 调速器与监控系统通信故障。5.2.23 油压装置功能：a) 应有自动补气和手动补气功能。b) 应有安全阀。c) 油泵应随油压和油位自动启停。d) 重要管路宜有监测油压的快速接头。e) 宜设有漏油箱。f) 应有油压、油位的报警和跳机信号，g) 应有油温过高、油混水的报警信号。5.2.24 主控制器宜包含以下故障诊断和容错功能a) 数/模转换器和输出通道故障诊断。b) 模/数转换器和输入通道故障诊断。c) 反馈通道故障诊断。d) 导叶给定与反馈偏差大
19、故障诊断。e) 导叶开度两路反馈偏差大故障诊断。f) 功率两路反馈偏差大故障诊断。g) 转速反馈偏差大故障诊断。h) 程序出错和时钟故障诊断。i) CPU 和总线故障诊断。j) EPROM 和 RAM 诊断。k) 事故停机回路故障诊断。l) 主控制器掉电故障诊断。m) 主控制器切换故障诊断。n) 手动自动切换故障诊断。o) 水头/扬程故障诊断p) 转速主令装置掉电故障诊断（如设计有）。q) 通信故障诊断。r) 电源故障诊断。s) 重要电磁阀电源故障诊断。85.2.25 调试工具宜包含以下功能：a) 系统硬件及软件故障检查，包括各硬件模块故障检查。b) 数据采样系统的精度检查。c) 数字滤波器的
20、参数检查和校正。d) 调节参数检查。e) 离线仿真功能。f) 流程监视功能。g) 辅助试验功能。h) 防止程序或者参数误修改功能。i) 修改和调试程序。j) 自动录波功能。其中录波参数可选，录波参数不少于 8 通道。录波时间可选，最长录波时间不少于 10 小时。录波数据频率可选，最高录波频率每秒不小于 50 点。k) 检查、调试和电站计算机监控的通信及其它接口功能。5.2.26 电源a) 应能同时接入交、直流电源，互为备用。b) 从电源给主控制器、输入输出模块、传感器的馈电回路宜设有保险丝或空气开关。5.2.27 电气装置绝缘电阻与工频耐受电压性能要求a) 电气柜和液压柜中所有带电部件与裸露导
21、电部件之间的绝缘电阻，在温度为 1535及相对湿度为 45%75%环境下测量，应不小于 1M。b) 电气柜和液压柜各独立带电部件与裸露导电部件之间，电路与金属外壳（或地）之间，在温度为 1535及相对湿度为 45%75%环境下试验，按其工作电压大小，应能承受表 3 规定的耐压试验电压，历时 5s。表 2额定电压 Ui （V） 工频试验电压(交流均方根值)（V）Ui60 100060U i300 2000300U i690 2500c) 对不适于由主电路直接供电的辅助电路，应能承受按表 4 规定的耐压试验电压，历时 5s。表 3额定电压 Ui （V） 工频耐受电压(交流均方根值)（V）Ui12
22、25012U i60 50060U i 2Ui1000 其最小值为 15005.3 性能要求5.3.1 静态特性a) 测至接力器的转速死区 ix 不大于 0.02%。b) 在机组静止及输入转速信号恒定的条件下接力器摆动值不超过 0.1%。DL/T 201 9c) 对每个导叶单独控制的水泵水轮机，任何两个导叶接力器（非同步导叶除外）的位置偏差不大于 1%。每个导叶接力器位置对所有导叶接力器位置平均值的偏差不大于 0.5%。d) 导叶开度设定值与导叶电气反馈值偏差应小于 0.4%。e) 双重化配置的活动导叶电气反馈之间的偏差不大于 0.4%。5.3.2 调速系统应保证水泵水轮机在各种运行方式和允许
23、的运行范围下稳定运行，调节系统动态特性应符合下列规定：a) 在整个水头范围内，水泵水轮机在空载额定转速下自动运行时，永态转差率整定为零，调速系统应能保证机组转速持续波动值不超过额定转速的0.15%。手动空载转速摆动相对值大于规定值的机组，其自动空载 3min 内转速摆动值不得大于相应手动空载转速摆动相对值。b) 整个水头范围内，当水泵水轮机在孤立电网中运行时，在同一引水系统中的另一台机组处于停机或者稳定运行条件下，永态转差率整定在 2%或以上，调速系统应能保证机组转速持续续波动值不超过额定转速的0.15%。c) 当机组在发电工况下并网运行，在零到额定负荷间的任何负荷点时，永态转差率整定在 2%
24、或以上，调速系统应保证机组功率持续波动值不超过额定功率的1%。d) 发电工况下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 tSR不得大于从机组启动开始至机组转速达到 80%额定转速的时间 t0.8的 5 倍 。5.3.3 发电工况下机组甩负荷后动态品质应达到：a) 甩 100%额定负荷后，在转速变化过程中，超过稳态转速 3%额定转速值以上的波峰不超过 2 次。b) 从机组甩负荷时起，到机组转速相对偏差小于1%为止的调节时间 tE与从甩负荷开始至转速升至最高转速所经历的时间 tM的比值，应不大于 15。 c) 接力器不动时间：转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间不
25、大于 0.2s。5.3.4 发电工况下调速器一次调频响应行为时间要求a) 从电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间为一次调频负荷响应滞后时间，应小于 4s。b) 当电网频率变化超过机组一次调频死区时，机组应在 15s 内根据机组响应目标完全响应c) 在电网频率变化超过机组一次调频死区的 45s 内，机组实际功率与机组响应目标偏差的平均值应在机组额定有功功率的3%内。5.3.5 调速系统平均无故障间隔时间不少于 12000h。6 基本技术条件6.1 电气装置除特殊规定外，所有水泵水轮机控制系统的盘、柜内的端子排、回路接线及其之间的连接电缆的安装、布置、导线截面、接地等应符合G
26、B 50171 有关要求。6.1.1 电气柜a) 电气柜体宜为钢支架金属外壳封闭式结构，能独立支承，由螺栓与预埋的基础槽钢固定，柜顶应有吊环。对于布置在震动较大场所的电气柜，应采取防震措施。电气柜外形尺寸应符合GB/T 3047.1 的规定，屏柜钢板厚度应不小于 2mm，且应与相邻盘柜尺寸、颜色一致。b) 电气柜体表面平整，漆层牢固美观、不眩目，柜内所有黑色金属件均有可靠的防护层，在保证通风散热条件下，应有防止异物进入柜内的措施。柜内应设置防潮自控加热器，可通过自10动或手动调节使柜内温度高于环境温度 5。屏柜内应设置一套足够亮度的灯具，利用门的开、关控制。c) 电气柜宜采用前后开门，所有的门
27、都应带把手，能锁死。门至少应能打开到 120 度，并且能锁定在打开位置。门必须接地。d) 除有特殊规定外，电气柜防护等级应不低于 IP42。e) 电气柜上指示灯和按钮的颜色应符合 GB/T 2682 的有关规定。f) 控制用手柄、按钮等操作器件的安装高度，应便于操作。g) 电气柜内应设置塑料走线槽，槽盖可以分段拆卸。端子排位置应便于接线，信号线与动力线应分开布线。屏内设备与端子排的连接应接在端子排同一侧。柜内配线应整美观，配线颜色参照 GB/T 2681 的有关规定，柜内每根导线两端应有标明来自何处的方向套，方向套应是绝缘的，接线端子线号清楚，不易变色、磨损。h) 主要电气器组件应标示与图纸一
28、致的代号。端子排上的可拆线头应标出与图纸一致的线号。i) 机械柜与电气柜合为一体的结构，应采取防油污措施。j) 电气柜内应装有接地铜排和接地端子，该接地铜排截面应不小于 100mm2，安装位置应考虑屏内设备接地和相邻屏接地铜排之间的连接。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于 4mm2的多股铜线和接地母线相连。k) 电气结构设计应符合 JB911 的规定。6.1.2 微机调节器6.1.2.1 微机调节器应为工业控制计算机或工业级可编程控制器。CPU 字长应不小于 32 位，可用率应不小于 99.9%，平均无故障时间不小于 40000h。存储器容量宜有 50%以上裕量，输入/输出接口和模拟量信号接口
29、应有 20%以上裕量。6.1.2.2 印刷电路板应参照 GB/T 4588.1 和 GB/T 4588.2 的规定。板面应光洁、平整、无划痕、破损等缺陷，文字、符号清晰，并与有关图纸上标注的符号相同；接插件应有防震、防松措施，保证接触良好、可靠；装焊工艺参照 JB3136 的有关规定。6.1.2.3 模/数、数/模转换器的精度应不小于 12 位。6.1.2.4 调速器程序扫描周期应不大于 20ms，功率、水头反馈刷新周期应不大于 50ms。6.1.2.5 存储卡应有兼容性，容量满足调速系统运行状态信息、过程数据信息、故障报警信息等进行监视，实时调速系统控制等要求。6.1.3 自动化元件 6.1
30、.3.1 转速开关、导叶位置开关、限位开关、压力开关等自动化元件，应保留一对以上的备用接点。6.1.3.2 继电器应具有防止手动误操作的措施。6.1.3.3 同类插件应具有互换性。6.1.4 电缆6.1.4.1 应采用阻燃型电缆。6.1.4.2 4 芯以上控制电缆应留有 10%20%的备用芯，最少备用芯数不少于 2。6.2 测速装置6.2.1 机械测速装置转动部件应能承受包括最大飞逸转速所产生的最大应力，在经过超速试验后不得出现变形和裂纹等不正常现象，能满足抽水蓄能机组主轴双向旋转的要求。6.2.2 采用机端 PT 残压测频做为调速器控制时，宜有 1 路以上齿盘测速作为其后备信号源。电气测速装
31、置最小工作信号电压应不大于规定值。DL/T 201 116.2.3 提供给电站监控系统及其它系统使用转速信号应来自齿盘测速，且不少于 2 路。宜单独设置转速主令装置，转速主令装置故障时应能发出报警信号，及时启动推力轴承高压油顶起装置和闭锁机组机械制动器误投入。6.2.4 测速装置不应受电压波形畸变影响，水泵工况变频起动时仍能正常工作。6.2.5 测频脉冲发生器的晶振频率应不低于 4MHz。6.2.6 应能在 0200%额定转速范围测速。在额定转速10%范围内，静态特性曲线应近似直线，其转速死区应符合设计规定值；在额定转速2%范围内，其放大系统的实测值偏差不超过设计值的5%。6.2.7 应设置
32、1 套单独的机械过速保护装置，在机组转速达到动作值时直接作用于机组的停机回路或调速器液压回路停机。动作值应符合设计要求，且可以在 115%150%额定转速内方便地整定，整定值误差不应超过2%。6.3 液压部件6.3.1 电-液和电-机转换器6.3.1.1 在符合规定的使用条件下，应能正确、可靠工作。6.3.1.2 在压力油入口前，应设在线滤油器，滤油精度应满足电-液转换器的设计要求，并不低于 10m。6.3.1.3 电-液转换器的死区，油压漂移和放大系数实测偏差及油耗量不超过设计规定值。工作范围不得小于设计规定值。6.3.1.4 电-机转换器的操作力和行程应不小于设计值。6.3.1.5 宜采用
33、冗余的电-液或电-机转换器。6.3.1.6 电液转换器应在电源消失和油源消失时具有偏关趋势的功能。6.3.2 主配压阀6.3.2.1 动作时不应有明显的振动和摆动。6.3.2.2 应有能方便调整接力器启闭时间的机构。6.3.2.3 应动作灵活，工作可靠，在稳定平衡状态下漏油量宜小。6.3.2.4 应满足设计的压力要求，并留有一定的压力裕量。6.3.2.5 规定压力降的主配压阀流量特性应符合设计规定值。6.3.3 分段关闭装置6.3.3.1 应动作可靠。6.3.3.2 应能方便调整接力器的第二段关闭速度。6.3.3.3 在导叶关闭到分段拐点时投入，且不影响接力器开启速度。6.3.3.4 材质选用
34、合理，制造加工工艺恰当，无残余应力和材质缺陷。6.3.4 事故配压阀6.3.4.1 宜采用集成式结构，将先导控制部分、执行机构和时间调整机构等集成在一起，动作时应无明显撞击声。 6.3.4.2 材质选用合理，制造加工工艺恰当，无残余应力和材质缺陷。6.3.5 接力器6.3.5.1 接力器应满足设计的压力要求，并留有一定的压力裕量。126.3.5.2 接力器应设置锁定装置，可采用机械锁定、液压锁定方式。6.3.5.3 非同步接力器可采用独立的液压操作系统和管路。6.3.5.4 接力器及其管路的安设应以便于水泵水轮机各部件正常巡回维护为原则，应满足机组扩大性检修或接力器检修的作业需求。6.3.5.
35、5 多个接力器应保证同步。6.4 油压装置6.4.1 油压装置正常工作油压的变化范围应在名义工作油压的4%以内(对额定油压为 10MPa16MPa的油压装置，其正常工作油压的变化范围可在名义工作油压的5%以内)。紧急停机压力（事故停机的最小压力）PT 的选择应使关机后压力不降到最低操作压力 PR 以下。最低操作压力 PR（MPa）根据要求的接力器容量 A（Nm）和所用的接力器容积 V（m 3）求得：PR=（A/V）10 -66.4.2 压力罐可用油的体积：在正常工作油压下限和油泵不打油时，压力罐的容积至少应能在压力降不超过正常工作油压下限和最低操作油压之差的条件下提供规定的各接力器的 3 个行
36、程。6.4.3 在正常工作油压上限，非隔离式压力罐内油和空气体积比通常为 1/31/2 。6.4.4 油压装置应设置不少于 2 台油泵，油泵应设置吸油过滤器。每台油泵的输油量足以补充漏油量，并有最少 2 倍 的安全系数。每台泵的每分钟输油量不大于接力器容积的 0.8 倍。6.4.5 对容量及静态耗油量较大的调速系统，油压装置可配置连续工作的小容量油泵，避免大泵频繁起动。6.4.6 油泵应运行平稳。三螺杆泵在规定工况下无空蚀运行时，其轴承处的振动烈度应符合JB/T8097 的要求；在规定压力下的输油量和轴功率的性能容差参照 JB/T8091，泵的效率下降值不得超过产品规定值的 5%。液压力齿轮泵
37、的空载排量，在额定压力、额定转速工况下的容积效率和总效率不得低于 JB/T7041 的要求。6.4.7 控制系统管道内油的流速不超过 5m/s。6.4.8 当油压高于工作油压上限 2%时，油泵安全阀应开始排油；当油压高于工作油压上限 10%以前，安全阀应全部开启，并使压力罐中的油压不再升高。当油压低于工作油压下限的 6%8%时，备用油泵应启动；当油压继续降低至事故低油压时，作用于紧急停机的压力信号器应立即动作。6.4.9 油泵安全阀动作应正确、可靠、无有害振动和噪音，额定工作压力下油泵安全阀的泄漏量不得大于油泵输油量的 1%。6.4.10 油压装置应能自动、手动维持压力油罐压力及油位在设计范围
38、内运行。装置应配置压力表、压力信号器、压力变送器、压力罐油位计、集油箱油位计、油泵安全阀（缷荷阀）、供油止回阀、压力罐安全阀、自动及手动补气装置、油混水信号器（如设水冷却器）等自动化元件。6.4.11 油压装置各压力信号器整定值的动作偏差，不超过整定值的2%。所有指示仪表不低于 2.5级。6.4.12 压力罐安全阀动作应正确、可靠、无有害振动，其动作值不大于工作油压上限的 114%。6.4.13 压力油罐正常油位可为总容积的 35%处，上、下限油位分别可为总容积的 38%40%和3033。当油位超过上限而油压降到工作油压的下限时应能向压力油罐自动补气。6.4.14 集油箱的容量应容纳机组调速系
39、统全部油量的 1.1 倍。回油箱正常油位宜为总容积的 50%处，上、下限油位宜为总容积的 40%及 60%，油位高于上限或下限时，由液位信号器发出信号。6.4.15 对于设置连续运转油泵的集油箱或油温高于 50时宜设置冷却器，冷却器应按 GB/T 8564 做强度耐水压试验和严密封耐压试验。DL/T 201 136.4.16 压力罐的设计、制造、焊接和检查必须符合压力容器监察规程和 GB150 等有关规定。6.4.17 液压元件装配后，在规定油温及额定油压下的漏油量不超过设计规定值。6.4.18 集油箱应为钢板焊接结构，箱体应无裂纹、开缝，应按 GB/T8564 做煤油渗漏试验。集油箱回油区与
40、净油区之间应设置过滤网，且油箱底部设计有一定的坡度，便于油箱排油。6.4.19 油管路及自动化元件的接管宜先用无缝钢管和紫铜管或不锈钢管，油管路宜采用明敷，如布置在管沟内，管沟应有排水设施。油管路宜采用法兰连接。6.4.20 对容量及静态耗油量较大的调节系统，油压装置可配置连续工作的小泵，避免大泵频繁启动。6.4.21 油泵打油时，油泵出口至压力罐的压力降通常不大于 0.2MPa。6.5 电源、信号、接口6.5.1 电源在直流电源电压纹波系数不大于 5%，最低电压不低于额定电压的 80%，最高电压不高于额定电压的 110%和交流电源频率偏差为-2+2Hz，最低电压不低于额定电压的 85%，最高
41、电压不高于额定电压的 115%规定的范围内变化时，微机调速系统应可靠工作。6.5.2 微机调节装置输入输出接口6.5.2.1 数字量输入（DI）a) 数字量输入信息应由独立的常开或常闭接点提供，由 I/O 模块电源供电。b) 应设防止接点抖动的滤波措施。c) 信号输入宜采用光电隔离，光电隔离器能承受交流 1500V(RMS)、1min 的绝缘水平。d) 每个 DI 点应有 LED 指示器反映其状态。6.5.2.2 模拟量输入（AI）a) 电气模拟量宜采用 420mA。b) 模/数（A/D）转换分辩率不低于 12 位（包括 1 位符号位）。c) A/D 转换精度误差不大于满量程的0.1%。d)
42、模拟量输入口耐压水平不小于交流 500V(RMS)，1min。6.5.2.3 数字量输出（DO）a) 数字量输出应采用继电器隔离，继电器接点容量和电压应满足所接负荷的要求，并留有充分的裕度。继电器耐压水平不小于交流 1500V（RMS），1min。b) 每一数字输出应有 LED 指示器反映其状态。6.5.2.4 模拟量输出(AO)a) 模拟量输出信号宜采用 420mA，负载能力大于 500。b) 数/模（D/A）转换精度误差不大于满量程的0.1%。c) 模拟输出口的耐压水平不小于 500V（RMS），1min。d) D/A 转换分辩率不低于 12 位（包括 1 位符号位）。6.5.3 调速器电
43、气装置应能承受来自电源、信号源和控制端口的干扰，以及周围环境的辐射电磁场干扰，应符合 GB/T17626 标准及相关标准的要求，同时，设备本身的电磁干扰应减少到最低程度。施加干扰时，电气装置的功能和动作应正确无误，接力器不应有异常动作。各类电磁干扰的抗扰度试验标准参见表 4-表 8。表 4 外壳端口抗扰度规范发电厂试验 环境现象 基础标准等级 试验值 说明141.1 工频磁场 GB/T17626.8 5 100A/m，连续1000 A/m，1s仅适用于包含霍尔元件、磁场传感器等对磁场敏感的装置的设备1.2 射频电磁场辐射 80MHz-300MHz GB/T17626.3 3 10V/m这个等级
44、正常情况下允许在离设备 1m 到 2m处使用便携式辐射设备1.3 静电放电 GB/T17626.2 3 6kV，接触放电8kV，空气放电 表 5 信号端口抗扰度规范连续现地 现场 通信试验 环境现象 基础标准等级试验值 等级试验值 等级试验值 说明2.1 网频电压 430V，连续300V，1s430V，连续300V，1s2.2浪涌 1.2/50s线对地线对线GB/T17626.5 21 1kV0.5kV 32 2kV1kV 43 4kV2kV对于平衡线路和短距离数据总线，见IEC61000-4-5 或GB/T 17626.5 的表 A.12.3阻尼振荡波共模差模GB/T17626.12 2 1
45、kV0.5kV 3 2.5kV1kV试验在1MHz 下进行2.4 电快速瞬变脉冲群 GB/T17626.4 3 1kV 4 2kV 4kV4kV 时采用的脉冲重复率为 2.5kHz2.5 射频场感应的传导骚扰GB/T17626.6 3 10V 3 10V 3 10V 10V=140dB(V)注：是一个开放等级，可在产品规范中确定。表 6 低压交流电源输入和低压交流电源输出端口抗扰度规范发电厂试验 环境现象 基础标准等级 试验值 说明3.1 电压暂降 GB/T17626.11 U 30%，1 个周期 U 60%，50 个周期 不适用于交流电源输 出端口DL/T 201 153.2 电压中断 U
46、100%，5 个周期 U 100%，50 个周期3.3浪涌 1.2/50s线对地线对线GB/T17626.5 32 2kV1kV 3.4 电快速瞬变脉冲群 GB/T17626.4 3 2kV 3.5阻尼振荡波共模差模GB/T17626.12 2 1kV0.5kV 试验在 1MHz 下进行3.6 射频场感应的传导骚扰 GB/T17626.6 3 10V 10V=140dB(V)表 7 低压直流电源输入和低压直流电源输出端口抗扰度规范发电厂试验 环境现象 基础标准等级 试验值 说明4.1 电压暂降 U 30%，0.1s U 60%，0.1s4.2 电压中断 U 100%，0.05s4.3 直流电源
47、纹波 GB/T17626.17 3 10%Un不适用于直流电源输出端口4.4 网频电压 3 10V，连续100V，1s 4.5浪涌 1.2/50s线对地线对线GB/T17626.5 32 2kV1kV 4.6 电快速瞬变脉冲群 GB/T17626.4 3 2kV 4.7阻尼振荡波共模差模GB/T17626.12 2 1kV0.5kV 试验在 1MHz 下进行4.8 射频场感应的传导骚扰 GB/T17626.6 3 10V 10V=140dB(V)表 8 功能接地端口抗扰度规范发电厂试验 环境现象 基础标准等级 试验值 说明5.1 电快速瞬变脉冲群 GB/T17626.4 3 2kV5.2 射频
48、场感应的传导骚扰 GB/T17626.6 3 10V适用于与安全接地分开的专用的功能接地10V=140dB(V)167 试验和验收7.1 试验项目按照表 9 进行。表 9序号 试验项目 出厂试验 电站试验 型式试验 验收试验1 压力罐耐压试验 2 油压装置密封性试验及总漏油量测定 3 油泵试运转及检查 4 安全阀或阀组试验 5 油压装置各油压、油位信号整定值校验 6 油压装置自动运行模拟试验 7 模块通电检查试验 8 参数整定及显示的检查试验 9 通信功能试验 10 测速装置检查试验 11 电液和电机转换器试验 12 电气回路绝缘试验 13 电气回路工频耐受电压试验 14 电气装置抗干扰试验 15 导叶定位试验 16 实用开环增益测定及开环增益整定试验 17 操作回路检查模拟动作试验及工况转换状态显示试验 18 故障模拟和切换试验 19 导叶间同步试验 20 异步导叶控制试验（如设计有） 21 压力油罐容量试验（关-开-关） DL/T 201 1722 转速指令信号、开度指令信号、功率指令信号、永态转差系数 bp校验 23暂态转差系数 bt、缓冲时间常数 Td的校验或比例增益 KP、积分增益 K 和微分增益 K 的校验24 综合漂移试验 25 调速器静态特性
