标准规范下载简介

SL 615-2013 水轮机电液调节系统及装置基本技术条件（清晰无水印）

ICS 27. 140 K55

中华人民共和国水利部发布

中华人民共和国水利部发布

关于批准发布水利行业标准*公告 （水轮机电液调节系统及装置基本技术条件）

华人民共和国水利部批准《水轮机电液调节系统及装置基本技术条件》（SL615一2013）为水 标准大桥主墩承台施工方案，现予以公布。

水利部 2013年9月6日

规范性引用文件 术语、定义、符号 3.1术语和定义 3.2角标和专用符号 工作条件 技术要求 5.1总体要求 5.2功能要求 5.3性能要求 5.4运行要求 5.5电源. 5.6控制器 5.7信号采集和显示 5.8液压部件 8 5.9其他结构、元件和工艺 5.10与电站计算机监控系统*接口· 试验及验收 6.1试验.. 6.2验收… 供货范围和备品备件 图纸与资料 铭牌、包装、运输、贮存 9.1铭牌 y 9.3运输 9.4贮存 10 10保证期 **· 10 附录A（规范性附录） 油压装置压力容器*容量 11 附录B（资料性附录） 推荐*备品备件 13

根据水利部水利行业标准制修订计划，按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标 准*结构和编写》*要求，编制本标准。 为使水轮机电液调节系统及装置*设计、制造、运行满足安全适用、技术先进、经济合理*要 求，特制定本标准。 本标准*主要技术内容包括：水轮机电液调节系统及装置*适用范围、基本技术条件、试验及验 收等。本标准可供水轮机电液调节系统及装置设计、制造、试验、验收时使用。 本标准共10章和2个附录。 本标准为全文推荐。 本标准批准部门：中华人民共和国水利部。 本标准主持机构：水利部水利水电规划设计总院。 本标准解释单位：水利部水利水电规划设计总院。 本标准主编单位：长江勘测规划设计研究有限责任公司。 本标准参编单位：长江水利委员会武汉长江控制设备研究所。 本标准出版、发行单位：中国水利水电出版社。 本标准主要起草人：王建华、周云章、季定泉、王爱生、刘立祥、胡定辉、贾宝良、黄天东、宋 远超、郑涛平、郑建强、吴刚。 本标准审查会议技术负责人：朱兴旺。 本标准体例格式审查人：郑寓。

SL 6152013

几电液调节系统及装置基本技术

标准规定了水轮机电液调节系统及装置设计、制造、试验和验收*原则和要求，规范了电液调 及装置与水轮发电机组和电站监控系统之间*设备和功能接口要求。 标准适用于工作容量不小于3000N·**水轮机电液调节系统及装置。

3.1.2被控系统con*rolledsys*e*

调节装置所控制*对象，称为被控系统。它包括水轮机、引水和泄水管道，装有电压调节器*发 电机及其所并人*电网。

3.1.3水轮机电液调节装置

为实现水轮机调节及相应控制作用而设置*电子（电气）装置、液压部件、控制机构及指 *组合，称为水轮机电液调节装置，其基本功能为转速调节或输出功率调节，并能实现启动、

a）水轮机在规定*条件下运行。 b）测频信号源、水轮机导水机构、转桨机构、喷针及折向器机构、调速轴及反馈传动机构无制 造和安装缺陷，并应符合各部件*技术要求。 c）在调节系统及装置手动状态时，水轮发电机组应能在各种工况下稳定运行。在手动空载工况 （发电机励磁装置自动运行）时，水轮发电机组转速摆动相对值对配用大型电液调节装置*不 超过士0.2%；对配用中、小型电液调节装置*均不超过土0.3%。 .3无调压设施*水轮机输水系统*水流惯性时间常数T不宜大于4s。机组惯性时间常数T。：反 击式机组不宜小于4s，冲击式机组不宜小于2s。同时，Tw/T。*比值不宜大于0.4。 .4使用地点*海拔宜不超过2500*。当海拔超过2500*时，应考虑空气压力或空气密度、湿度 气温等对设备及元器件*影响。

a）不同海拔*最高空气温度见表2。

空气相对湿度：最湿月*月平均最大相对湿度不大于90%。 电液调节系统所用油*各项指标要求应满足GB/T11120中46号汽轮机油或黏度相近*同类型 定，工作油温范围为10~50°℃

5.1.1电液调节系统及装置宜采用以下结构

5.1.1电液调节系统及装置宜米用以下结构： a）电子调节器加电液随动装置。 b）电子调节器加中间接力器加液压随动装置。 5.1.2压力容器内操作油压为紧急停机压力（事故停机*最小压力），同时作用在水轮机流量调节执 行装置上*反向力矩最大时，应能操作水轮机导水机构接力器全行程开启或关闭。 5.1.3机械液压系统中应有合适*油过滤装置；液压部件应有防震、防卡、防止油黏滞*措施，以 保证机械液压部件能正常地工作。 5.1.4电气系统应具有过电压、瞬变电压保护以及屏蔽保护功能。 5.1.5机械液压部分（主配压阀、电液转换装置、紧急停机阀、过滤器、切换阀等）宜采用标准液 压件、无明管路*模块式直联结构

5.1.6参数设计范围

60s范围内调整。 e）接力器*开启和关闭时间应能在设计范围内任意整定。并应能按照规定*关闭规律关闭流量 调节执行装置。 5.1.7用于冲击式水轮机*电液调节装置，宜直接对喷针接力器进行控制；折向器可作为大/小波动 辅助控制和事故时*保护装置。 5.1.8电液调节装置*工作油压等级为2.5MPa、4.0MPa、6.3MPa、10MPa、16MPa等。 5.1.9油压装置基本要求： a）油压装置*压力容器可采用油、气接触式压力油罐，也可采用油、气隔离式蓄能器。油、气 培钟式丘土油罐*工作油工

9 油压装置基本要求： a）油压装置*压力容器可采用油、气接触式压力油罐，也可采用油、气隔离式蓄能器。油、气 接触式压力油罐*工作油压不宜超过6.3MPa。 b）系统油温应保持在10～50℃之间，否则应设置油温调节装置。 c）油压装置至少设置两套油泵，对容量及静态耗油量较大*调节系统，可配置连续工作*小油 泵，避免大油泵频繁启动。

5.2.1电液调节系统应具有比例、积分、微分调节规律（PID)，频率控制宜采用PID调节，功率控 制宜采用PI调节。 5.2.2电液调节系统应使流量调节执行装置能适应被控制对象*运行工况及参数*变化，包括运行 水头、空载或负载工况、大波动或小波动过渡过程，能自动选择PID或PI调节方式及其最佳参数

颁午控闸且末用1D阿节， 一功率控 宜采用PI调节。 .2电液调节系统应使流量调节执行装置能适应被控制对象*运行工况及参数*变化，包括运行 头、空载或负载工况、大波动或小波动过渡过程，能自动选择PID或PI调节方式及其最佳参数。 .3无扰动切换： a）电液调节装置应设置电手动或机械手动操作机构，应能在0～100%范围内操作流量调节执行 装置于任意开度。当自动调节部分故障时，应自动无条件无扰动地切换至手动操作。切换时 接力器行程变化不应大于全行程*土1%。 b）设有冗余装置*电液调节系统，冗余装置切换时引起*接力器行程变化不应大于全行程* ±1%。 c）电液调节装置工作电源切换引起*接力器行程变化不应大于全行程*土1%。 d）控制模式（频率控制、功率控制、开度控制、水位控制和流量控制）切换时引起*接力器行 程变化不应大于全行程*土1%。 .4电液调节装置应设有流量调节执行装置开度限制功能，开度限制可在现地进行调整。 .5电液调节装置应具有电网频率跟踪功能，同期期间能跟踪电网频率，实现快速并网。

5.2.3无扰动切换：

a）CPU模块故障。 b）模拟/数字转换器和输人通道故障。 c）数字/模拟转换器和输出通道故障。 d）通信模块故障。 e）水头、流量、开度、功率传感器及其反馈通道故陷 f）电源故障。 g）程序出错和时钟故障。 h）紧急停机回路故障。 i）测速系统故障。 j）余系统自动切换或手动、自动方式切换故障。 k）液压控制系统故障： 液压控制设备故障报警； 一高、低液位报警；

高、低油压报警； 高、低油温报警； 油过滤器堵塞报警。

高、低油压报警； 高、低油温报警； 油过滤器堵塞报警。

a）系统硬件及软件故障检查，包括各硬件模块故障检查。 b）调节参数检查及调试。 c）程序检查及调试。 d）修改和调整程序。 e）检查、调试和电站计算机监控*通信及其他接口。 5.2.8电液调节装置稳定运行时，如测速装置输人信号、水头信号、功率信号或接力器位置信号消 失时，应能使机组保持所带*负荷，接力器*行程变化不应超过其全行程*土1%，同时要求不影响 机组*正常停机和事故停机。 5.2.9电液调节装置应具有一次调频功能，一次调频转速死区、响应滞后时间应满足当地电网要求， 永态转差系数应小于5%。 5.2.10电液调节装置应能带孤立负荷稳定运行。

5.2.10电液调节装置应能带孤立负荷稳定

5.3.1电液调节装置接力器容量及主配压阀*流量特性应达到设计要求。 5.3.2机组启动至机组空载转速偏差小于同期带（十1%～一0.5%）*时间*sR不应大于从机组启动 至机组转速达到80%额定转速*时间**5倍。

5.3.3电液调节装置*静态特性：

a）静态特性曲线应近似为直线。 b）测至接力器*转速死区i，大型电液调节装置不超过0.02%；中型电液调节装置不超过 0.06%；小型电液调节装置不超过0.1%。 c）转桨式水轮机电液调节装置，转轮叶片随动系统*不准确度i。应不大于0.8%。实测协联曲 线与理论协联曲线*偏差应不大于转轮叶片接力器全行程*1%。 d）在稳定工况下，多喷嘴冲击式水轮机*任何两喷针之间*位置偏差，应不大于全行程*1%； 每个喷针位置对所有喷针位置平均值*偏差应不大于0.5%。

5.3.4电液调节系统*动态特性

A 对于大型电液调节系统，不超过士0.15%；中、小型电液调节系统，不超过工（ b）手动空载转速摆动相对值大于规定值*机组，其自动空载3*in内转速摆动相对值不应大于 相应手动空载转速摆动相对值

5.3.4.2机组甩负荷后动态品质：

a）用100%额定负荷后，在转速变化过程中，超过稳态转速1.5Hz以上*波动次数不超过Z次。 b）从机组甩负荷时起，到机组转速相对偏差小于土1%为止*调节时间*e与从甩负荷开始到转 速升至最高转速所经历*时间*M*比值，对中、低水头反击式水轮机应不大于8（转轮叶片 关闭时间较长*轴流转桨式水轮机不大于12)；对高水头反击式水轮机和冲击式水轮机应不 大于15；对从电网解列后需提供厂用电*机组，解列后机组*最低转速不低于90%额定值 （投人浪涌控制及转轮叶片关闭时间较长*贯流式机组除外）。 c）接力器不动时间不应超过0.2s。

5.3.5大型和中小型电液调节装置*综合漂移量折算为转速相对值，分别不应超过0.3%和0.6%。

5.3.5大型和中小型电液调节装置*综合漂移量折算为转速相对值，分别不应超过0.3%和0.6%。 5.3.6绝缘电阻与工频耐受电压： 在温度为15～35℃及相对湿度为45%～75%*环境中，各电气回路间及其与机壳和大地间*绝

在温度为15～35°℃及相对湿度为45%～75%*环境中，各电气回路间及其与机壳和大地间*绝 缘电阻不应小于5MΩ，并按表3要求进行历时5s*耐压试验2017年浙江省消防技术规范难点问题操作技术指南.pdf，应无击穿与闪络现象。见GB T3797。

表3主电路工频试验电压

表4辅助电路工频耐受电压

电气控制部分应能承受来自电源、信号源和控制端口*干扰，以及周围环境*辐射电磁场干扰， 同时，设备本身*电磁干扰应减小到最低程度。 至少应参照GB/T17626.4进行电快速瞬变试验，对大型电液调节装置在电气和电子设备*电源 端口、信号和控制端口耦合快速瞬变脉冲群干扰信号。在供电电源端口，保护接地时试验电压峰值为 2.0kV；在I/O（输人/输出）信号、数据和控制端口，试验电压峰值为1.0kV；对中小型电液调节 装置试验电压峰值减半。施加干扰时，电气控制部分*功能和动作应正确无误，接力器不应有异常 动作。

5.3.7.1在额定转速土10%范围内，静态特性曲线应近似为直线，其转速死区应符合设计规定值； 在额定转速土2%范围内，其放大系数*实测值偏差不超过设计值*土5%。 5.3.7.2测速装置最小工作信号电压不大于规定值。 5.3.8在稳定状态，电/液或电/机转换装置工作电源消失时接力器行程变化不应超过全行程* ±1%。

中铁16局中央空调安装施工组织设计5.3.9.1油压装置正常工作油压*变化范围应在名义工作油压*土5%以内。紧急停机压力（事故停 机*最小压力）Pr*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*接力器容量A（N·*）和所用*接力器容积V（*"）求得：

5.3.9.2压力容器可用油*体积：在正常工作油压下限和油泵不打油时，压力容器*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*条件下，提供规定*各接力器行程数。对混 流式水轮机为3个导叶接力器行程；对转桨式水轮机，除3个导叶接力器行程外，还要求1.5～2个 转轮叶片接力器行程；对冲击式水轮机，除3个折向器接力器行程外，还要求1.5～2个喷针接力器 行程。 油压装置压力容器*容量宜按附录A*规定进行计算。

SL6152 2013