抽水蓄能电站机组涉网安评试验

郝 峰，周 敏

（山西西龙池抽水蓄能电站有限责任公司，山西省忻州市 035503）

抽水蓄能电站机组涉网安评试验

郝 峰，周 敏

（山西西龙池抽水蓄能电站有限责任公司，山西省忻州市 035503）

抽水蓄能电站在电网安全稳定运行中，主要承担电网调峰填谷、调频、调相以及事故备用任务，机组的安全可靠对区域电网有效的电力调节控制具有重要作用。按照新机并网有关要求，机组投运前需进行相应的安全性评价试验，以考验机组的各项性能指标满足电网要求，安全性评价试验一方面是验证机组特性是否满足电网安全稳定运行的条件，同时也是第三方协助业主对机组各项技术指标和参数的评价。因此安评试验对电站机组转入投产具有重要意义。

抽水蓄能；机组；安评

0 引言

为贯彻国家电力监管委员会及国家电网公司文件精神，提高电能质量的控制水平，保证电网及发电机组的安全运行，新机并网前必须进行相关安全性评价试验，如验证发电机组能够进相运行；发电机应具有一定的耐振荡能力，满足与电网的配合要求，并应具备完善的防止振荡和失步给机组造成损坏的技术措施；发电机组调速系统应能满足电网稳定运行的要求；发电机组必须具备一次调频功能，并在电网频率波动时，能够自动参与一次调频；电网要求机组配置的电力系统稳定器（PSS装置）应能够正确投入和有效等。

抽水蓄能新机并网前需进行相关安全性评价试验，试验主要内容包括： AGC联调试验、一次调频功能试验、进相试验、PSS试验、励磁系统参数测试、调速系统参数测试、AVC功能试验。

某抽水蓄能电站机组主要技术参数：4×300MW，额定水头600m级，转速500r/min，并网电压500kV，结合该电站进行的安评试验，根据现场试验情况结合试验后数据，现将各项试验情况整理如下：

1 调速器参数测试

1.1 试验目的

调速系统模型参数作为电力系统四大模型参数之一，对于承担系统的调频、调峰任务，维护系统的稳定和提高电能质量都起着重要的作用。开展对发电机组调速系统的参数实测工作，并通过对调速器数学模型的研究和仿真计算，建立更为准确的调速系统的计算模型，以便进一步提高系统稳定计算的精度为电力系统安排运行方式提供更为可靠的依据。本次试验主要为了考查调速器性能以及建立稳定电力系统计算用水轮机调节系统模型并获取相应参数。

1.2 试验内容及方法

（1）调速器的响应特性试验（静态）。

1）在机柜端子上输入50Hz稳定信号，模拟机组并网运行。调速器投入功率闭环，进行频率给定阶跃试验，辨识PID各环节参数。

2）调速器切手动，设置 bp=0、KD、KP、KI为定值，重复扰动试验。

3）调速器切手动，设置bp=4%、5%；KD、KP、KⅠ为定值，重复扰动试验。

（2）接力器开启关闭特性试验（静态）。

1）将开度限制机构置于全开位置，进行接力器全开、全关过程。

2）进行接力器指令0－90%－0大阶跃。

3）操作紧急停机电磁阀动作或复归，截取记录接力器在10%～90%行程之间线性过程移动。

4）将开度限制机构置于全开位置，将接力器开到30%，进行导叶给定阶跃试验，阶跃量分别为正负1%、2%、5%、10%以及30%。各阶跃试验重复1次。

5）将开度限制机构置于全开位置，将接力器开到50%，进行导叶给定阶跃试验，阶跃量分别为正负1%、2%、5%、10%、20%以及50%。各阶跃试验重复1次。

6）将开度限制机构置于全开位置，将接力器开到80%，进行导叶给定阶跃试验，阶跃量分别为正负1%、2%、5%、10%、20%。各阶跃试验重复1次。

（3）水轮机调速系统静态特性。

1）先将调速器的KP、KI、KD分别置于整定值，分别设置bp=3%、4%、6%；人工死区设置为0Hz。

2）在机柜端子上加上信号源50.00Hz，手动将导叶开度调至50%，模拟并网信号，切为自动方式运行。

3）将变频信号源的输出频率上升，接力器向关闭方向移动，当接力器行程小于10%时，频率停止上升，待接力器稳定后，以此点作为起始点。降低变频信号源频率，每次降低0.1Hz，每次待接力器平稳后再进行下一次变动，直到接力器行程超过90%，获得调速器降频静特性。

4）将变频信号源的输出频率下降，接力器向开启方向移动，当接力器行程大于90%时，频率停止降低，待接力器稳定后，以此点作为起始点。升高变频信号源频率，每次升高0.1Hz，每次待接力器平稳后再进行下一次变动，直到接力器行程低于10%时，停止升高频率，获得调速器升频静特性。

（4）接力器反应时间常数的测定。

1）调速器切手动，将接力器行程调整到50%附近，频率给定设定为50Hz。

2）调速器切自动频率模式运行，逐次改变频率给定值50→49.95Hz、50→50.10Hz、50→49.90Hz、50→ 50.15Hz、50→ 49.85Hz、50→ 50.20Hz、50→ 49.80Hz、50→ 50.25Hz、50→ 49.75Hz、50→50.30Hz、50→49.70Hz，重复上述测试。

3）试验过程中若发现接力器行程接近90%或10%，可将调速器切手动。

4）调速器手动运行，恢复调节参数。

（5）机组甩负荷试验（发电工况下）。

1）机组先甩25%的额定负荷，测试记录试验过程、试验现象，确定没有问题后再进行下一次试验。

2）甩100%额定负荷，测试记录试验过程。

1.3 试验结论

机组甩负荷试验历史数据为：在甩50%负荷时机组转速上升至575r/min（1.15倍额定转速），甩满负荷时机组最高转速为630 r/min（1.26倍额定转速），钢管压力最大8.7MPa。

2 一次调频试验

2.1 试验目的

电网频率是非常重要的电网特征参数，监视和控制电网频率在规定范围内变化，是电网调度的主要任务之一。一次调频对提高整个系统频率的质量至关重要，可以明显地提高系统抗功率突变的能力。对系统中相对较大的功率突变，因为一次调频的快速响应，可以为系统的二次调频提供有利的缓冲作用。

2.2 试验内容及步骤

试验测点包括机组有功功率、机组频率、导叶开度。

试验仪器：动态记录分析仪。

2.2.1 机组一次调频开环试验（发电工况下）

（1）试验条件：

1）机组并网运行在发电状态。

2）调速器其他各项动态试验验收已完毕，满足相关国家技术标准。

3）机组具备变负荷条件，并网运行于某一稳定负荷。调速器各调节参数设为正常运行值。

4）将人工频率死区设置为0.1%。

（2）试验方法：

1）机组监控系统功率闭环控制和AGC功能切除，将机组稳定运行于 50%负荷。将调速器切自动运行，“一次调频功能”投入（试验端子37、38短接）。确认机组稳定运行，各项安全措施均已到位的情况下，逐次改变调速器频率给定值，测试记录每一次扰动（±0.25Hz）过程。测试记录在频率扰动前开始；每次调节稳定后进行下一次扰动试验。

2）将调速器“一次调频功能”试验端子断开，切换为频率模式自动运行。重复记录扰动过程。

2.2.2 机组一次调频闭环试验（发电工况下）

（1）试验条件：

1）机组并网运行在发电状态。

2）调速器其他各项动态试验验收已完毕，满足相关国家技术标准。

3）机组具备变负荷条件，并网运行于某一稳定负荷。调速器各调节参数设为正常运行值。

4）将人工频率死区设置为0。

（2）试验方法：

监控系统机组功率闭环控制或AGC投入，将机组稳定运行于50%负荷，调速器自动运行，“一次调频功能”开关投入（试验端子37、38短接）。确认机组稳定运行，各项安全措施均已到位的情况下，逐次改变调速器频率给定值，测试记录每一次扰动（±0.25Hz）过程。测试记录在频率扰动前开始，每次调节稳定后进行下一次扰动试验。

2.3 试验数据

（1）电调方式下试验数据见表1。

表1 电调方式下试验数据

（2）现地AGC方式下试验数据见表2。

表2 现地AGC方式下试验数据

2.4 试验结论

机组的电调一次调频回路为电调方式和现地AGC方式，速度变动率为5%，调频死区为±0.033Hz，一次调频负荷调整范围在0～300MW之间。

3 进相试验

3.1 试验目的

为提高电网电能质量，利用发电机组进相运行来吸收系统的过剩无功，使系统电压能够维持在规定范围之内是经济、有效并且确实可行的方法。这种调压手段不需要添加附加设备，充分利用发电机组本身的调压能力，通过发电机组进相运行来调节系统电压无论从设备装备水平还是从电网运行的角度都是可行的。

抽水蓄能电厂最大的区别在于具有发电和抽水可逆式运行的特点，机组主要工况有发电、发电调相、抽水调相、拖动机、停机等主要工况，试验的主要目的如下：

（1）确定抽水蓄能电站机组在发电和抽水模式下进相运行的主要限制因素、进相运行能力。

（2）摸清被试机组在发电调相运行时的调相能力及对电网500kV电压的调节效果和影响。

3.2 试验原理

通常发电机的正常运行状态是既向系统输送有功功率又向系统输送无功功率，我们称发电机在滞相运行状态，这时功率因数角ϕ为正值。而发电机的进相运行指的是发电机向系统发出有功功率，并从系统吸收无功功率的运行状态。此时，功率因数角ϕ为负值，发电机由滞相运行变为进相运行的过程，表现在无功功率由发出到吸收，一正一反，变化很大，我们就是利用它的这一特点来吸收系统局部的无功过剩，解决电压偏高问题。发电机进相运行有各种限制因素，只有确定了这些限制条件，才能保证发电机组的安全稳定运行，达到既不影响机组有功出力，又能有效调节系统电压水平的目的。发电机进相运行时，发电机定子电压下降，定子电流增大，静稳定极限下降，动稳定性削弱，定子端部铁芯温升增加，厂用电电压降低，励磁调节系统的调节范围等都是制约发电机进相运行的限制条件。

3.3 试验步骤

（1）启动前从机组现地控制柜把机端电压引入测试仪器，从调速器电器柜把机组转速信号接入测试仪，用以分析发电机的功角度数。

（2）选择发电工况启动发电，根据发电机及水轮机的运行最优特性限制，选择4个有功负荷点，分别为120MW、180MW、240MW及300MW，在每个有功负荷点下维持一定的时间，通过手动调节4LCB控制盘上的90R调节无功从+20MW到 -20Mvar、-40Mvar、-60Mvar、-80Mvar、-100Mvar、-120Mvar，在每个无功负荷点观测发电机机端电压、500kV母线电压、发电机定子电流、厂用电10kV及400V电压、定子铁芯温度和定子绕组温度。并查看监控系统有无其他报警，如果机端电压接近高压厂用变压器过压保护时则停止吸收无功，并及时调整无功输出，待机端的电压稳定后测试相关数据记录。

3.4 试验结论

机组在发电工况下（厂用电正常方式），在有功功率120MW时的进相深度为-116Mvar；在有功功率180MW时的进相深度为-116Mvar；在有功功率240MW时的进相深度为-100Mvar；在有功功率300MW时的进相深度为-84Mvar。

机组在调相工况下，机组的无功调节范围为+50Mvar～-120Mvar。其中迟相状态下的无功调节受500kV电压的条件限制；进相状态下的无功调节受厂用电压的条件限制。

根据试验数据，机组进相运行深度主要受厂用电压降低、发电机定子电流的限制。试验结果表明发电机定子铁芯端部温度不会影响机组进相运行。

4 AGC试验

4.1 试验目的

AGC试验的目的是为了检验电网调度中心实时控制系统与水轮机组的计算机控制系统之间信号传输的正确性；检验机组的负荷及其他相关参数的控制品质是否满足运行要求，确定机组的AGC负荷调度范围及负荷变化率，并通过试验进行必要的调整和优化，保证AGC的可靠投运，以充分发挥抽水蓄能电站在电网中的作用，保证电网的安全稳定运行。

4.2 试验前提条件

（1）确认关于RTU与调度间的信息点表中AGC通信点已核对准确无误，包括“机组发电允许”“机组发电投入/退出”及4号机组负荷指令。

（2）确认信息表中遥信量“机组发电允许”“机组发电投入/退出”为监控系统DO点（通过RTU送调度），达到点信息意义正确。

4.3 试验过程及步骤

AGC的试验主要分4个阶段，即机组现地AGC试验、远动装置（RTU）与监控系统（SCADA）静态试验、远动装置主站系统（EMS，于调度中心）与SCADA静态联调试验、机组AGC远方动态联调试验。

（1）机组现地AGC试验，起机后通过4LCU现地投入AGC功能，并设定目标值300MW，然后再设定目标值150MW，记录、计算每次试验的有关数据，主要包括：负荷设定速率、负荷调整幅度、负荷响应迟延时间、实际负荷响应速率等。

（2）RTU与SCADA的静态试验是在机组停机稳态下，通过RTU强制发出机组有功目标值，查看监控系统收到的目标值是否一致。

（3）EMS与SCADA的静态联调验是在机组停机稳态下，通过调度中心向电厂RTU发出机组有功目标值，通过RTU中转后发送至监控系统，查看监控系统所收到的目标值是否一致。

（4）机组AGC远方动态联调试验是机组现地AGC功能投入后起机带155MW有功，由调度中心发送目标值240MW，负荷调整稳定后发送目标值100MW，在这期间观察机组负荷的跟踪性能，并记录与现地AGC试验相同的数据。

4.4 试验数据

（1）机组实际调整速率：上升约为86MW/min，下降约为82MW/min。

（2）远动装置（RTU）与EMS（省调）测试报告见表3。

表3 远动装置（RTU）与EMS（省调）测试报告

（3）远动装置（RTU）与SCADA测试报告见表4。

表4 远动装置（RTU）与SCADA测试报告

（4）EMS系统（省调）与SCADA静态联调报告见表5。

表5 EMS系统（省调）与SCADA静态联调报告

（5）机组AGC远方动态联调报告见表6。

表6 机组AGC远方动态联调报告

远方AGC上升、下降调节曲线分别见图1、图2。

图1 远方AGC上升调节曲线

图2 远方AGC下降调节曲线

4.5 试验结论

在远方AGC方式下，分别进行了160MW升至240MW、240MW降至100MW负荷调节试验，负荷响应时间小于10s，动态偏差小于2%，静态偏差小于1%。试验表明机组AGC负荷远控功能正常，调节范围在153～300MW之间，调节稳定性良好。

5 励磁系统参数测试

5.1 试验目的

发电机励磁控制系统对电力系统的静态稳定、动态稳定和暂态稳定性都有显著的影响。在电力系统稳定计算中采用不同的励磁系统模型和参数，其计算结果会产生较大的差异。因此需要能正确反映实际运行设备运行状态的数学模型和参数，使得计算结果真实可靠。通过对发电机、励磁和调速系统模型和参数进行测试，为系统稳定分析及电网日常生产调度提供准确的计算数据，是保证电网安全运行和提高劳动生产率的有效措施，具有重要的社会意义和经济效益。

5.2 试验项目及方法

（1）空负荷特性试验：调整励磁电流至105%额定电压，用WFLC电量记录分析仪测录转子电流及发电机电压上升和下降的曲线。

（2）发电机空负荷时间常数测试：采用纯比例他励运行方式，进行不大于50%阶跃，测试发电机转子时间常数。

（3）开环放大倍数测试：PID环节积分退出，比例放大倍数整定在30倍左右，AVR自动运行。逐步改变给定电压，调整发电机电压从50%至100%额定，记录发电机电压、转子电压、给定电压等值。

逐步改变比例放大倍数，直至发电机转子电压出现振荡。

（4）限幅值测定：进行10%的阶跃扰动，测试幅值限制。

（5）调差试验：通过现地90R增减无功，正调差时，无功减少，电压降低，负调差时，无功增大，电压升高，验证调差机型和系数的精度是否满足要求。

（6）自励特性试验：把主变压器出口的500kV断路器断开，手动合上机组开关GCB和换相隔离开关PRD，励磁系统采用直流起励方式（自励），启动机组，待机端电压达到7000V后，励磁系统自动合上励磁交流开关变为他励方式，采用纯比例他励运行方式，进行不大于50%阶跃，测试发电机转子时间常数，记录波形。

6 PSS试验

6.1 试验目的

PSS是借助于电压调节器控制励磁机的输出，来阻尼同步发电机的功率振荡以改善机组功率系统性能，抑制系统低频振荡，提高电力系统稳定性的一种系统装置。通过测量励磁系统滞后频率特性、PSS临界放大倍数等试验，确定机组PSS参数，并投入运行。通过试验来测定4号机组PSS对自身闭环内的低频振荡的抑制作用以及电网中区域性的低频振荡的抑制作用，即PSS对于在0.1～2.0Hz内的影响。

6.2 试验项目及步骤

（1）负载无补偿特性测试：发电机并网、带满负荷，功率因数尽可能高。PSS退出运行，将动态信号分析仪的白噪声信号作为PSS的输出信号，接入到励磁调节器的PSS接入口处，测量发电机电压对于PSS输出信号迭加点的相频特性即励磁系统滞后特性。由于该电站采用东芝提供的励磁系统，CPU模拟I/O板没有提供白噪声的试验端子迭加点，经设计、电科院、东芝技术督导讨论后，临时解开SFC信号端子，从SFC的端子上通过频谱仪加入白噪声信号（0～4V），如图3所示，信号从标记处加入，经现场确认将信号衰减100倍以免信号对板件的损坏。

（2）PSS参数整定计算：

1）发电机带最大负荷。

2）PSS处于投入运行。

3）缓慢减少发电机功率，直到PSS退出，记下PSS退出时的功率即为PSS的退出定值。

图4 励磁系统AVR传递函数方框图

4）缓慢增加发电机功率，直到PSS重新投入，记下PSS重新投入时的功率即为PSS的投入定值，如图4所示。

（3）增益整定：PSS的实际增益取临界增益的20%～30%。

（4）发电机负荷情况下的PSS（发电、抽水工况）：在发电、抽水工况下分别进行了3%的阶跃扰动。

（5）反调试验：在PSS投入的情况下，按照运行时可能出现的最快调节速度进行机组有功功率调节（300MW↓～250MW↑～300MW），观察发电机无功功率的波动即反调情况。录取发电机的机端电压，转子电压，有功的波形，波形如图5所示。

图5 反调试验波形图

6.3 试验数据

PSS参数整定结果：TP=1；TP1=0.1；TP2=0.15；TP3=0.08；TP4=0.05；KP=1；PSS自动投退值：45%/40%Sn。

7 AVC试验

7.1 试验条件

将RTU与SCADA、RTU与调度中心之间的开关量和模拟量主义核对无误，开关量能正常传送且动作正确，模拟量能正常传送且数值接收正确。

7.2 本地开环调节

（1）试验目的：测试AVC装置参数配置正确，各种报警、闭锁功能正常。

（2）试验要求：确保监控系统AVC已退出，监控系统不执行AVC装置下发的无功目标设定值。

（3）试验过程：

1）按照要求设置参数。

2）投入AVC软件，此时实测500kV电压为534.5kV，模拟主站下发电压目标值534.1kV，AVC软件检测电压目标值与实测值之间的差值在死区（0.5kV）范围内，不进行调节，之后退出AVC软件。

3）投入AVC软件，此时实测500kV电压为534.5kV，模拟主站下发电压目标值533.9kV，AVC软件检测电压目标值与实测值之间的差值超出死区（0.5kV），AVC软件开始计算机组所需无功目标，之后退出AVC软件。

4）设置机组电压Uab为18kV（此值在系统库内强制），投入AVC软件，此时实测500kV电压为534.5kV，模拟主站下发电压目标值533.9kV，AVC软件开始计算机组所需无功目标，之后退出AVC软件。

5）设置机组电压Uab为19kV（此值在系统库内强制），投入AVC软件，AVC软件报“4号机高限闭锁”，此时实测500kV电压为534.5kV，模拟主站下发电压目标值541.1kV，AVC软件由于闭锁因此不执行。再模拟主站下发电压目标值533.9kV，AVC软件开始计算机组所需无功目标，之后退出AVC软件。

6）设置机组电压Uab为17kV（此值在系统库内强制），投入AVC软件，AVC软件报“4号机低限闭锁”，此时实测500kV电压为534.5kV，模拟主站下发电压目标值533.9kV，AVC软件由于闭锁因此不执行，之后退出AVC软件。

（4）试验结论：AVC装置参数配置能满足要求，各种报警、闭锁功能能正常工作，本地开环调节试验成功。

7.3 本地闭环调节

（1）试验目的：测试AVC装置能根据设定的500kV电压目标值正确计算机组无功目标值并将此目标值下发到监控系统，监控系统能根据此无功目标值正确执行，最终将500kV电压调节到目标值。

（2）试验要求：确保AVC系统各项保护参数在允许范围内，无任何报警信号或闭锁信号产生；机组已经并网运行。

（3）试验过程：

1）做好机组安全措施，如果试验出现问题能立刻退出AVC调节，保证在线期间机组的安全运行。

2）在AVC装置中投入AVC软件。

3）在监控系统上投入机组AVC，此时已具备AVC闭环调节条件。

4）此时实测500kV电压为530.9kV，模拟主站下发电压目标值532kV，经过2min40s左右实测电压调节到532.2 kV，电压实测值与目标值之差在死区（0.5kV）范围内，一轮调节结束。

5）再模拟主站下发电压目标值534kV，经过6min10s左右实测电压调节到533.9 kV，电压实测值与目标值之差在死区（0.5kV）范围内，一轮调节结束，之后退出AVC软件。

（4）试验结论：AVC装置能根据设定的500kV电压目标值正确计算机组无功目标值，监控系统能根据此无功目标值正确执行，最终达到500kV电压目标值的要求，本地闭环调节试验成功。

7.4 远方开环调节

（1）试验目的：测试AVC装置与省调AVC主站通讯正常，目标值能正确下发。

（2）试验条件：确保监控系统AVC已退出，监控系统不执行AVC装置下发的无功目标设定值。

（3）试验过程：

1）在AVC当地功能上下发投入指令，使AVC软件投入运行。

2）省调下发500kV西忻线电压目标值533.33kV，在AVC当地功能上看到西忻线电压目标值显示533.33kV。

3）省调下发500kV西忻线电压参考值532.80kV，在AVC当地功能上看到西忻线电压目标值显示532.80kV。

（4）试验结论：AVC装置能正确接收省调下发的电压目标值，远方开环调节试验成功。

7.5 远方闭环调节

（1）试验目的：测试AVC装置能根据省调每5min下发的500kV西忻线电压目标值正确计算机组无功目标值并将此目标值下发到监控系统，监控系统能根据此无功目标值正确执行，最终将500kV电压调节到目标值。

（2）试验要求：确保AVC系统各项保护参数在允许范围内，无任何报警信号或闭锁信号产生；机组已经并网运行。

（3）试验过程：

1）做好机组安全措施，如果试验出现问题能立刻退出AVC调节，保证在线期间机组的安全运行。

2）在AVC当地功能上下发投入指令，使AVC软件投入运行。

3）在监控系统上投入机组AVC，此时已具备AVC闭环调节条件。

连续运行30min以上，运行数据及曲线如表7、图6所示。

表7 闭环调节试验运行数据记录表

（4）试验结论：从记录的数据和11:30～12:00的电压曲线图中可以看出，投入AVC软件后，AVC装置能根据省调下发的500kV西忻线电压目标值正确计算机组无功目标值，监控系统能根据此无功目标值正确执行，最终调节的500kV电压与目标值在死区范围之内，满足调度电压要求，远方闭环调节试验成功。

图6 试验运行曲线

8 结束语

当前对于大型火电机组，特别是核电机组在电网中所占比重越来越大以及风能、太阳能等新能源的发展需求，电网抽水蓄能电站作为现代电力系统有效的、不可缺少的调节工具发挥着越来越重要的作用，电站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和火电（核电）的综合利用率，减少能源损耗等方面均发挥了重要作用，因此在保证机组设备的安全稳定运行，需要我们从机组设备安装、调试、试验、运维等方面进行全过程、全方位管控。

[1] 中国电力企业联合会. GB/T 18482—2010，可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程. 北京：中国标准出版社，2011.

[2] 全国电力监管标准化技术委员会. GB/T 28566—2012，发电机组并网安全条件及评价. 北京：中国标准出版社，2012.

郝 峰（1983—），男，大学本科，工程师，从事抽水蓄能电站机电管理和生产运维管理。E-mail:feng-hao@sgxy.sgcc.com.cn

周 敏（1985—），女，大学专科，助理工程师，从事抽水蓄能电站综合管理。E-mail:min-zhou@sgxy.sgcc.com.cn

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

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

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

pumped storage; units; safety evaluation