GBT 18482-2010 可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程.pdf
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GBT 18482-2010 可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程
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a）调速器压油装置安装调试合格；手动、自动操作灵活可靠，卸载阀、安全阀动作值符合设计要
求。自动补气装置手自动操作动作正确。油压装置投人自动运行状态。 调速器静特性试验已完成，空载调节参数已初步整定。 导叶开度、接力器行程、调速器开度三者关系曲线已经录制，静态特性试验已完成；导叶开、闭 时间及其关闭规律符合设计要求。采用单导叶接力器的机组，检查导叶同步性符合设计要求。 d 调速器以手自动方式分别模拟开停机操作（包括事故紧急停机），试验结果正确。 接力器锁定装置调试完毕，锁定拔出、投入灵活可靠。 调速器与监控系统联动试验完成。 机组测速装置和过速保护装置已初步整定调试完成。 漏油装置投入自动运行状态
6.2.4进出水主阀检查
a 主阀油压装置安装调试合格，手自动操作灵活可靠，卸载阀、安全阀动作值符合设计要求。油 压装置投人自动运行状态。 b 主阀安装调试完成，无水启闭时间符合设计要求，与尾水事故闸门等相关设备联锁试验正确： 并处于关闭状态。 主阀检修密封、工作密封安装调试完毕，检修密封在机组启动前手动退出，处于开启状态，工作 密封处于投人状态。 d 接力器锁定装置调试完毕，锁定拔出、投入灵活可靠。 e 主阀旁通阀（若有）、压力钢管排水阀、主阀底部排水阀处于关闭状态。 f）漏油装置投人自动运行状态
花纹板标准6.2.5发电电动机检查
a）发电电动机整体已全部安装完成，验收合格。发电电动机已彻底清理，内部各处及定、转子气 隙内无任何杂物遗留。 b） 导轴承和推力轴承安装调试已完成，油槽油位正确，轴承与油槽温度指示正确。轴承外循环冷 却系统安装调试完毕。推力轴承高压油顶起装置已安装调试完成，动作可靠。 C 发电电动机上导、下导、推力、空冷器的冷却供水系统设备及管路安装试验合格。相关自动化 元件已安装检验合格。 d 机械制动系统已安装完毕，气源正常，制动器手自动操作灵活可靠，位置信号正确。制动系统 处于手动制动状态。 e 上、下部挡风板、挡风圈螺栓紧固、螺帽可靠锁紧。 发电机各部位测温电阻已安装调试完毕，现地与远方显示正确。机组振动、摆度、气隙、局放系 统已安装调试完毕，具备投人条件。
6.2.6励磁系统检查
a）检查励磁变压器与高、低压端接线及电缆、励磁系统盘柜、功率柜通风、交直流灭磁开关主触 头、励磁操作保护及信号等，要求接线正确，通风良好，各设备动作灵活可靠等。 b） 在机组静止状态下的励磁调节器的检查和试验合格，向转子通人初始励磁电流，录取从零至设 定值的电流波形。调节开环特性符合设计规定，通道切换可靠、表计校验合格。检查功率柜的 均流情况。 自动电压调节器的现地和远方操作及切换符合设计要求。手自动励磁调节通道静态调试符合 要求。 d）灭磁开关动作可靠，性能良好。
e) 励磁装置外接小电流负载，手动递升加压，检查励磁系统的静特性应良好。 励磁系统已带过转子通流，与机组监控系统、SFC系统、继电保护系统联动试验已完成，动 正确可靠。
6.2.7SFC系统检查
a）SFC输人、输出变压器、盘柜、输人、输出断路器 验合格，接线正确。 b） 冷却系统安装调试合格。 SFC系统控制及保护装置已初步调试合格。检查整流桥、逆变桥波形完整，检查变频器脉冲 运行逻辑控制程序和换流逻辑功能符合设计要求，电压、频率调节平滑。 d 检查SFC与励磁系统的通讯与控制回路正常，给定励磁电流与响应反馈信号正确。SFC与监 控系统、励磁系统联动试验完成，动作可靠。
6.2.8水力机械辅助设备检查
主变冷却水流量、压力已按要求整定。技术供水系统现地远方操作正常，与机组监控系统联动 试验符合设计要求。 b 机组检修排水系统运行可靠。 c）厂内渗漏排水系统运行可靠，排水泵可根据集水并水位高低自动启停。 d）空气压缩系统安装调试合格，处于正常投运状态。 低压空气压缩系统安装调试合格，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通。各表计、安全阀、减压 阀等工作正常，整定值符合设计要求。气系统已经投运，处于正常状态。 水力监视测量系统安装调试合格并投人运行。 名 各系统阀门按规定处于开启或关闭状态；待启动机组的辅助设备系统与其他机组的相关系统 隔离工作已完成，
6.2.9电气一次设备检查
a 发电机电动机主引出线、机端引线出口电流互感器、出口断路器等设备已安装、试验完毕。封 闭母线、发电电动机电压配电装置、励磁变压器及发电机中性点设备已安装试验完毕，接地完 善，符合设计要求。主回路及启动回路的各隔离开关和接地开关之间的闭锁逻辑调试完毕。 b） 主变压器、中性点设备及附件已安装调试完毕，局部放电及交流耐压等各项交接试验合格。主 变压器油位正常。主变冷却等控制与保护系统已调试完毕与机组监控系统联动试验完成。 C) 与本机组启动相关的高压电缆、GIL、开关站、出线设备等高压配电装置已安装调试、耐压试验 合格。 d）厂用电、机组自用电设备已安装试验合格并已投入自动运行，并至少有两路独立电源供电。备 用电自动投入装置已检验合格，工作正常。地下厂房事故应急电源（若有）调试合格。 e) ）与本机组运行相关的设备部位及各层主要部位、通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检查合格， 事故照明已检查合格。 与本机组启动相关的全厂接地网设备接地已安装完成，电站的接地电阻、接触电位差、跨步电 位差符合设计和规范要求，
6.2.10电气二次设备检查
a）机组交、直流控制电源系统安装调试合格并投人自动运行。
b）计算机监控系统厂级及相关现地控制单元（LCU)已安装调试合格，对现地设备的控制符合设 计要求，输人输出正确。 机组自动控制与水机保护回路正确，不同工况下的自动开停机、事故停机等试验已模拟完毕， 并实际动作至导水叶，流程正确，动作可靠。 d 同期装置、机组和线路故障录波系统安装调试合格。 e） 发电电动机保护、主变压器及厂用变压器保护、母线保护、短引线保护、线路保护等电气保护装 置调试合格，各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至相关出口设备。 电气测量系统安装调试合格。 名 电能计费系统安装调试合格。 h 机组在线监测系统（若有）已安装调试合格
a） 发电机消防设备已安装完成，发电机内灭火管路、火灾探测器、固定式灭火的喷嘴已检验合格， 系统模拟试验手自动均能可靠动作。 b） 主变压器及SFC输人、输出变压器的消防及报警设备已安装完毕，水喷雾试验符合设计要求。 C 全厂消防供水水源可靠，压力满足设计要求。 电缆防火设施安装完工，孔洞及电缆管口已可靠封堵，电缆感温感烟探头安装完毕。 电站级及相关部位的火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头及联动动作正确，火灾 自动报警系统连续运行120h无故障，并通过消防部门验收。
6.2.12通风空调设备检查
a）本机组段各层空调通风设备安装调试合格并投入运行。 b）与本机组启动的相关的设备及系统的通风设备安装调试合格并投入运行
6.2.13通信系统检查
6.2.14试运行准备事项的检查
a）与本机组启动相关的设备部位地面已清扫干净，道路畅通，吊物孔、临时孔洞已封堵，照明 充足。 b） 与本机组启动相关的部位通信完备，指挥联络畅通。 c) 与本机组启动相关设备的阀门已统一编号挂牌。 d) 运行设备与非运行设备及部位已可靠隔离并设立醒目的安全替示与标志。 与本机组启动相关的系统设备经质量监督部门检查合格。 与本机组启动试运行有关的监测、测量仪器、仪表准备就绪，图纸、资料，相关记录表格已经配 备完整。 g 机组启动委员会已成立并批准启动试验大纲，试运行指挥部已成立并开展工作，试运行人员已 培训上岗。
7.1电站受电前应具备的条件
玉器、发电机电压设备及启动回路设备、SFC设备、厂用电设备、计算机监控系统、继电保护系统、直流 系统、通信系统、接地系统进行全面检查，具备相应带电条件。 7.1.2电站受电的输电线路已架设试验完毕，具备带电条件。线路保护通道对调结束，双侧调试完成， 保护定值已按照调度要求设定。 .1.3受电设备已按照调度编号挂牌。 .1.4电站受电试验方案已经调度批准。运行人员已培训上岗。
7.1.3受电设备已按照调度编号挂牌。 7.1.4电站受电试验方案已经调度批准。运行人员已培训上岗，
7.2电站受电试验的一般程序及要求
7.2.9主变5次冲击试验完成后，主变励磁变投人空载运行主变空载运行24h后，再
7.2.13电站受电工作必须严格执行工作票与操作票制度，每一环节设备受电的操作必须得到调度批 推，受电完成检查合格后，报调度批准后方可进行下一环节受电。 7.2.14受电过程中，必须采取可靠措施确保非受电设备与受电设备的隔离。 7.2.15受电过程中，受电设备的各种保护及故障录波装置应按正常方式全部投人。涉及电流回路的 继电保护与测量系统在本阶段不能完成的相关测试工作，待以后条件具备时进行
8.1.1尾水管充水前应确认电站尾水事故闸门至下水库间的尾水流道已经充水完毕，尾水事故闸门已 关闭。厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常；机组机械制动投人，调速器处于手动状态，机械开度 限制置全关位置。与本机组尾水管充水有关的相应临时封堵等隔离措施已完成，并通过联合检查验收。 水轮机主轴密封已投人。 8.1.2开启尾水事故闻门旁通阀（或根据设计规定的充水方法），对尾水管进行充水，并在尾水管进人 门放水阀和顶盖測压表处监视尾水管内水位上升情况。 8.1.3充水时水泵水轮机导叶临时打开5%～6%开度排气。 8.1.4检查尾水管排水阀、蜗壳排水阀有无渗漏情况，检查检修及渗漏排水集水井水位有无明显增加。 检查尾水事故闸门及蜗壳处排气阀的排气情况。 8.1.5充水过程中必须密切监视各部位渗、漏情况，确保厂房及机组设备安全，发现漏水、漏气等异常 现象时，应立即停止充水进行处理，必要时将尾水管排空。 8.1.6充水至尾水事故闸门平压后，记录测压表读数，与尾水水位核对，并记录充水时间。 8.1.7检查尾水位以下混凝土结构及各部位进人门、顶盖、导叶轴密封、测压管路等，各部位不应漏水。 8.1.8现地、远方进行尾水事故门静水试验，记录闻门全开、全关时间。进行进出水主阀和尾水事故闸 门联动闭锁试验，试验结果应符合设计要求。 扫
提起尾水事故闸门，并可
.10在静水下作导水叶全开、全关试验，记录导水叶开、关时间。导水叶全关后，投人接力器锁锁 1.11在尾水水位压力下，进行技术供水系统充水调试
8.2.5手动投发电/电动机机械制动。 8.2.6投人机组主轴工作密封及上、下止漏环冷却水，检修密封退出。 8.2.7对于上库有天然径流并已充蓄一定水量的电站，可打开上水库充水（旁通）阀，对引水输水系统 和压力钢管进行充水。 当压力钢管水位达到设计要求值时，开启上水库进出水口闸门充水阀（或平压阀继续向压力钢管 充水。 8.2.8对于上库无天然径流的电站，用压力钢管充水泵或其他方式对引水输水系统和压力钢管进行充
8.2.5手动投入发电/电动机机械制动，
8.2.9充水过程中，监视蜗壳排水管、钢管伸缩节处有无渗漏情况。检查蜗壳进人门、主轴密封处、水 泵水轮机顶盖、导叶轴密封、各测压表计及管路等处应无渗漏，顶盖排水应畅通。监视水力机械测量系 统中各压力表计的读数。 8.2.10充水过程中压力钢管通气孔应通畅。 8.2.11充水过程中，检查上水库进出水口闻闸门平压继电器动作情况及记录动作值。记录引水管道充 水时间、及上、下游水位。 8.2.12平压后，开启进出水主阀，现地、远方进行进出水主阀的静水试验，记录全开、全关时间，其紧急 关闭动作应可靠。 8.2.13无异常后，关闭进出水主阀，提起上水库进出水口闸门，现地进行闸门静水中的启闭试验，启闭 时间应符合设计要求。 8.2.14在现地、机旁和中控屋筹部位使角关门按钮（经计算机监控系统不经计算机监控系统两种方 式）关闭上水库进出水口闸动作可靠。记录在中控室操作闸门的开、闭时间。 8.2.15观察厂房内渗赢永精况，检查渗漏、检修排水泵启动周期不应有明显套化。 8.2.16模拟水淹厂房事检查进出水主阀、尾水事做闸门、上水库进出永口闸应可靠关闭、逻辑正 确，全厂声光报警动 正确监控系统画面显示正确 9水泵工况启动诚验 S 机组水泵工况 配道启动应采用变频启动装置（SFC）启动 R 9.1.1 启动条件 D a） 启动设备控制回路及启动设备保护回路模拟试验完成，动作正确可靠，保护整定值符合设计要 求。启动的试验合格，耐压试验已按GB50150进行 b） 进出水主阁 级组导水叶已可靠关闭 ） 技术供水系人正常运行：油，水，气系统各阀门已置于正确位置。 d 变频器、机组及典辅属设备已处手启动准备状态 e） 推力轴承高压 超装置巴投入运行，各部轴承油位正常。 励磁系统已投人运行 8） 机组压水系统已处干备角状态（若尾水管已经充水）。 h 火灾警报系统已投人运行。 9.1.2SFC在额定电压下的试验
L.2SFC在额定电压下
9.1.2.1变频器冷却系统试验：
9.1.2.2变频器功率部分和控制部分的检查试验：
变频器输人输出变压器、输入输出断路器、功率柜、电抗器、高压电缆等接线正确，耐压试验按制造 O
广要求进行，如制造厂无规定时，可按GB50150进行，但必须得到制造厂认可。 通电检查变频器各控制回路的电源配置系统，其电压值应符合要求；各控制系统插件功能完好；晶 闸管触发系统脉冲波形正确，幅值和同步性符合要求；变频器保护系统动作正确可靠，整定值符合要求； 变频器与其他各控制系统之间的接口接线正确，动作可靠
.2.3变频器短路试验
将变频器直流输出经过直流电抗器短路，变频器保护全部投人运行，变频器在额定电压下，检查 和优化电流闭环调节参数，直流输出电流值、电流波形及调节范围应符合厂家要求，并用短路电流 变频器保护，动作正确可靠，整定值符合要求。 如制造厂在出厂前已进行了短路试验，在工地可不再进行短路试验，
发电电动机转子处于机械制动状态，变频器电气回路已与发电/电动机定子连接，相关保护投人运 行，在变频器电源侧施加额定电压向发电/电动机定子送人电流，检查变频器脉冲运行逻辑控制程序和 功能应符合设计要求。 如变频器尚不具备条件与发电/电动机定子接通时，也可采用在逆变侧换流桥出口直接短路的方法 进行检查和试验。
9.1.2.5发电电动机转子初始位置检测装置
对于用电磁感应原理来确定发电电动机转子初始位暨的装置，在发电电动机转子中瞬时通入初始 励磁电流设定值，录取励磁电流响应曲线及发电电动机定子三相电压波形，优化参数，使装置能正确判 定发电电动机转子初始位置。 对于用机械位置传感器来确定发电电动机转子初始位置的装置，在转子转动时，检查传感器输出信 号相位应正确，幅值符合设计要求，并反复调整传感器的机械位置，使装置能正确判定发电电动机转子 初始位置。
9.1.3.1进行转轮室压水试验，使水泵水轮机转轮处于空气中，并调整压水时间、气罐压降等参数符合 设计要求。 9.1.3.2机组首次启动应在现地进行。启动后检查机组转向应与指令工况一致，在低速下（约5%额 定转速)检查机组转动部分有无机械磨擦和撞击，轴承温度应正常，机组各部位振动、摆度有无异常。 9.1.3.3检查主轴密封供水、转轮止滑环冷却水和水环排水运行应正常，各自动化元件（继电器、流量 计、压力计、电磁阀、液压阀等）的动作应正确可靠。 9.1.3.4严密监视各部轴承温度不应有急剧升高现象，观察各轴承油槽油面的变化及有无甩油现象 如有异常情况应立即停机。 9.1.3.5在转速为5%额定转速下进行正常及紧急停机试验，检查停机程序的正确性及机械制动装置 动作的可靠性。 9.1.3.6用变频器调整机组转速在（0%10%）额定转速之间，检查变频器脉冲运行功能，修正初始励 磁电流设定值和变频器直流输出电流设定值，求得变频器脉冲运行参数和电机参数的最佳配合。检查 变频器由强迫换流过渡至自然换流的工作情况并调整至最佳状态，记录强泊换流过强机组
9.1.3.6用变频器调整机组转速在 磁电流设定值和变频器直流输出电流设定值，求得变频器脉冲运行参数和电机参数的最佳配合。检查 变频器由强迫换流过渡至自然换流的工作情况并调整至最佳状态。记录强迫换流过程机组转速。 9.1.3.7逐渐递升机组转速并稳定在20%额定转速，监视各电气仪表测量系统和继电保护装置工作 应正常，差动保护极性正确。与启动试验有关的保护已按设计要求投入运行或可靠闭锁。在检查各电 压和电流回路时，应注意谐波电压和谐波电流的影响。 在20%额定转速下检查无异常后，可逐渐递升转速直至额定转速。
9.1.3.8测量机组运行摆度（双幅值），其值应不大于75%的轴承总间隙或符合机组合
行动平衡试验，重复校正，直至振动和摆度值符合
a) 可逆式机组因其转速特性及发电电动机转子长径比一般均大于2/5及以上，均应进行双平面 动平衡试验。 b) 动平衡试验应以装有导轴承的发电电动机上下机架的水平振动双幅值作为计算和评判的依 据，并综合考虑上下导轴承摆度和定子机座水平振动值。
，1.3.11动平衡试验一般按以下程序进行： a）启动机组并逐渐增加转速，分别在30%、40%、50%、60%额定转速的工况下各稳定运行（3~ 5)min，测量机组各部位振动、摆度及其相位值，并初步确定第一次试加配重块的重量和方位。 b）固定试加重块后，再次启动机组直至达到第一次转动时设定的转动速度，稳定运行（3～5） min，测量机组各部位振动、摆度及其相位值，记录相应数据及振动、摆度波形。 如振动幅值满足要求，继续逐步升速至额定转速，测量机组各部位振动、摆度及其相位值，如振 动幅值满足表1的规定，摆度满足9.1.3.8的要求，则动平衡试验完成。如摆度、振动幅值不 满足要求，重复上述步骤继续进行动平衡试验，直至合格。 d 停机将所有的配重块固定并锁定或焊接好。 e）水泵工况转向动平衡试验完成后，还应在水轮机工况转向下进行校核，必要时可调整配重块的 重量或方位，直至机组在水泵和水轮机两种转向工况下，振动和摆度值均符合要求。 9.1.3.12机组启动过程中，有条件时可对主变压器高压侧及变频器启动回路有关的其他分支回路进 行谐波电压的测定，对于主变压器高压侧母线电压，其线电压全谐波畸变因数（THD）应符合规定；对于 发电机电压侧及其他各分支回路，变频器运行时产生的谐波电压和电流应不影响其他用电设备的正常 运行。 .1.3.13# 机组转速从零升至额定转速过程中，应录取下列波形：机组转速、变频器整流侧电流、变频器 逆变侧电流、发电电动机定子电流、发电电动机定子电压、发电电动机转子电流等与时间的关系，根据波 形图，优化变频器和励磁调节器参数。 .1.3.14调节变频器频率至最高输出频率，机组在升速过程中应平稳，最高输出频率值应符合设计 要求。 .1.3.15调整变频器启动功率，使机组转速从零升至额定值所需时间符合设计要求，并求得启动功率 和启动时间的最优配合。 .1.3.16变频器和励磁调节器在最优参数下，现地以自动方式启动机组，检查自动开机程序的正 确性。
9.1.3.11动平衡试验一般按以下程序进行：
a 转轮室充气压水装置的动作应正确可靠，记录试验时主、辅补气阀开启时间及补气装置的工作 周期。 b）在额定转速和额定电压下测定机组轴电压。 9.1.3.18在额定转速下进行正常自动停机试验，检查停机程序的正确性，检查电制动投人程序并优化 电制动参数。
9. 1.4自动准同期试验
9.1.4.1同期装置功能检查
a）同期断路器相应的隔离/换相开关在“分闸”位置，断开同期断路器合闸回路。 b） 检查同期装置自动投入运行时的机组转速应与整定值一致（通常约为额定转速的95%）。 机组在额定电压下，操作变频器使机组频率高于和低于系统频率，检查同期装置的调频功能。 d) 机组在额定转速下，操作励磁调节器使机组电压高于和低于系统电压，检查同期装置的调压 功能，
9.1.4.2同期模拟试验
a）同期断路器相应的隔离/换相开关在“分闸”位置并锁定，同期断路器合闸回路接人。 b）进行同期模拟试验，优化频率调节参数和电压调节参数。 C 用示波器监视同期断路器两侧电压幅值与相位，以检查断路器合闻时两侧相位的准确性，特别 应注意因变频器引起的电压波形畸变对同期装置的影响。 录取断路器同期动作时序图，检查自发出 期指令至同期完成过程中逻辑回路动作应正确
9. 1. 4. 3同期并网
a）同期断路器相应的隔离/换相开关处于对应工况“合闸"位置。自动准同期装置投人运行。 进行同期并列，录取电压波形图和断路器动作时序图。 C) 同期断路器合闸后，检查励磁调节器应正确地从电流调节切换到电压调节或恒功率因数运行 方式。 d）记录机组从开始启动到同期结束的总时间，SFC连续运行时间不超过设计规定范围。
9. 2. 1启动条件
9. 2. 2 试验要求
9.2.2.1分别检查背靠背启动的机组各自的启动程序应正确。 9.2.2.2进行启动回路中启动设备的动作试验，各隔离开关和断路器的“分”、“合”位置应正确，并与背 靠背选定机组相对应。 9.2.2.3进行启动断路器和同期断路器模拟联动试验，检查自启动开始至同期完成后，启动断路器和 同期断路器动作程序的正确性。
9.2.2.5初步设定启动机组启动时的导叶开启规律。 9.2.2.6在无励磁情况下，启动启动机组，录取启动机组的机组转速、接力器行程与时间关系曲线
9.2.2.6在无励磁情况下，启动启动机组，录取启动机组的机组转速、接力器行程与时间关系曲线。
2.2.7初步设定启动机组和被启动机组初始励磁电流整定值、调节参数以及机组间转差率整定 合理设定拖动低频过流保护动作参数值
各机组转速； 一启动机组接力器行程； 一启动机组压力钢管、蜗壳及尾水管压力； 一启动功率； 一启动机组励磁电压； 一启动机组励磁电流； 一被启动机组励磁电压； 被启动机组励磁电流； 一转速从零升至额定转速所需要的时间。 2.2.10根据录取的各量，优化初始励磁电流设定值、励磁电流调节参数、转差率设定值和接力器开 规律，重复试验，使其达到最优配合，保证启动的可靠性。 2.2.11启动过程中，监视继电保护运行情况，注意在（0～5)Hz的低周波范围内，应没有因继电器 率特性和电流互感器变比误差引起的继电保护误动情况。 2.2.12在启动过程中应模拟机械和电气保护动作，检查启动机组和被启动机组紧急停机程序的正 性。 2.2.13 检查启动机组和被启动机组的频率调整和电压调整功能，优化调节参数。 2.2.14 检查自动准同期装置，在机组转速达到整定值后，同期装置应可靠投人。进行模拟同期试验 同期并网试验。 2.2.15检查被启动机组并入电网后，启动机组自动停机程序的正确性
0.1在机组进出水主阀、导叶均关闭，转轮在空气中的状态下并入电网运行。检查客电气设备运行情 兑应正常，并检查和测量下列各量： 一发电/电动机输人功率； 一发电/电动机输出的无功功率； 一发电/电动机定子电流及转子电流； 一机组各部位温度； 一 机组各部位振动及主轴摆度。 10.2通过输出无功功率的方法复核差动保护极性和方向功率元件相位，检查测量表计接线及指示的 正确性，必要时绘制向量图。 10.3检查主轴密封、尾水管充气压水系统、转轮止漏环冷却水系统工作应正常。 10.4检查和监视机组各辅助设备运行情况及油、水、气系统的工作情况，记录上述设备测量表计指示 卖数。 10.5水泵调相工况试验应至少持续3h～4h，至机组各部位温度稳定为止。测定各部轴承温度及机 组各部位温度不应超过设计规定值。 10.6在励磁调节器不同控制方式下，进行无功功率调节，调整机组无功功率和机端电压，检查机组响 应正确；检查过励和欠励限制器等保护整定范围应符合设计要求。 10.7进行停机试验，检查停机程序的正确性
11水泵工况抽水及停机试验
11.1试验前应具备的条件
11.3.2测量机组输入功率、扬程、流量和导叶开度，应基本符合户家按照GB/T22581规定提供的水 泵水轮机运转特性曲线的性能。 11.3.3检查抽水工况下的继电保护装置运行情况，进行抽水工况下的励磁调节试验。 11.3.4有条件时，抽水试验应持续（4～5)h，至机组各部位温度稳定为止。测定机组各部位温度不应 超过规定值。 11.3.5对于上水库需进行初期充水试验和下水库初放排水试验的电站，抽水试验应与上水库初充水 试验及下水库初放排水试验相结合，上、下水库水位日上升或下降速率应按设计要求控制。 1.3.6抽水试验应在设计规定的最低和最高扬程范围内进行。如有条件，可进行水泵最大容量和入 力试验。
[11.4.1正常停机试验
机组在抽水工况下运行，在现地给出停机指令，检查自动减负荷、跳断路器及机组自动停机等 控制程序动作应正确。 b 在停机减负荷过程中，选择断路器跳闸最优时机，在低负荷下避开振动区，切断负荷电流， 停机过程中可录取主要程序动作时序图及n=f(t)转速特性。 记录自发出停机指令至机组转速降至零的时间及停机程序全部执行完毕的总时间。 e 根据录制的波形特性，修正导叶关闭规律，优化过度过程参数。
11.4.2事故停机试验
a）机械事故停机试验 1）机组在抽水工况下运行，模拟机械事故，检查事故停机程序应正确。 2 在事故停机过程中，可录取发电/电动机定子和转子电压、电流、导叶关闭开度曲线、蜗壳 和尾水管压力等参数及n二f（)转速特性。记录停机过程机组吸收功率及上下库水位。 3 投入电气制动时，检查和监视有关继电保护应按规定投入或可靠闭锁。 b）电气事故停机试验 1）机组在抽水工况下运行，模拟保护动作跳断路器，检查事故停机程序应正确。记录上下水 库水位，引水或尾水调压井的水位，并录取下列波形图： 一机组转速； 一蜗壳压力或钢管压力； 一一尾水管压力； 一导叶和转轮间压力； 一接力器行程； 2）在电气事故停机试验过程中，测量和记录机组各部位振动及主轴摆度。 根据a)及b)录取的示波图，修正导叶关闭规律，优化过渡过程参数。 d）记录从发出指令至机组转速降至零的时间及事故停机程序全部执行完毕的总时间。
12水轮机工况启动及空载试验
12.1水轮机工况首次启动前的准备及检查
的要求，电站已经受电，机组及流道已按第8 求充水，电站上水库容量及水头能满足部分或大部分水轮机工况试验要求
12.2水轮机工况首次启动试验
罢动值及摆动周期。 与转速的关系曲线
12.4手动停机及停机后的检查
12.4.1机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。 12.4.2操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至设计规定值时，手动投人高压油顶起装置； 当机组转速降至制动转速时，手动投入机械制动装置直至机组停止转动，解除制动装置使制动器复位。 手动切除高压油顶起装置，监视机组不应有螺动， 12.4.3停机过程中应检查下列各项： a） 监视各部位轴承温度变化情况； 检查转速继电器的动作情况； c 录制停机转速和时间关系曲线； 检查各部位油槽油面的变化情况。 12.4.4 停机后的检查和调整： a 各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落； b) 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象； 检查发电电动机上下导风板、风扇是否有松动或断裂； d) 检查机械制动装置的摩擦情况及动作的灵活性； 在相应水头下，整定开度限制机构及相应空载开度触点； 调整各油槽油位继电器的位置触点。
4.1机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。 4.2操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至设计规定值时，手动投人高压油顶起装 机组转速降至制动转速时，手动投入机械制动装置直至机组停止转动，解除制动装置使制动器复 动切除高压油顶起装置，监视机组不应有螺动
12.5机组过速试验及检查
12.5.1将测速装置各过速保护触点从监控和水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况。 12.5.2以手动方式使机组达到额定转速；待机组运转正常后，将导叶开度限制机构的开度继续加大， 使机组转速继续上升至设计规定的过速保护整定值，监视电气与机械过速保护装置的动作情况，记录机 械过速保护装置的动作值和复归值。如转速达到机械过速保护整定值时，机械过速保护未动作，则手动 紧急停机。 12.5.3过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电电 动机空气间隙的变化，监视是否有异常响声。 12.5.4过速试验停机后应进行如下检查： 全面检查发电电动机转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等有 无松动或移位； b） 检查发电电动机定子基础及上机架千斤顶的状态； 检查导轴瓦间隙； d 其他检查项目同12.4.4的a）、b）、c)、d)。 12.5.5 必要时调整过速保护装置。 12.5.6对于具有明显水泵/水轮机“s”特性的机组，以上述方法无法将机组转速上升至设计规定值时 过浦试险对划组持动就公的除可用用色芦减除越代过浦保抗装最的教宝检险用甘他方法进径
12.5.1将测速装置各过速保护触点从监控和水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作 12.5.2以手动方式使机组达到额定转速；待机组运转正常后，将导叶开度限制机构的开度纟 使机组转速继续上升至设计规定的过速保护整定值，监视电气与机械过速保护装置的动作情 械过速保护装置的动作值和复归值。如转速达到机械过速保护整定值时，机械过速保护未动 紧急停机。 12.5.3过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况 动机空气间隙的变化，监视是否有异常响声，
12.5.4过速试验停机后应进行如下检查：
12.6无励磁直动开机和自动停机试验
12.6.1自动开机前应确认
载最佳位置，机组各附属设备均处于自动状态； b 确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。 12.6.2 自动开机，并应记录和检查下列各项： 检查机组自动开机顺序是否正确；检查技术供水等辅助设备的投人情况： 检查推力轴承高压油顶起装置的工作情况； 检查电气液压调速器的动作情况； d）记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间； 记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间； 检查测速装置的转速接点动作是否正确。 12.6.3 自动停机，记录并检查下列各项： a) 检查自动停机程序是否正确，各自动化元件动作是否正确可靠； b 记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间； ) 记录自制动器加间至机组全停的时间； d) 检查测速装置转速接点动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确； e) 当机组转速降至设计规定转速时，推力轴承高压油顶起装置应能自动投入。机组停机后应能 自动停止高压油顶起装置，并解除制动器； 检查接力器锁锭投入、制动器复归、进出水主阀自动关闭情况。 12.6.4 自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。 12.6.5 分别在现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作的可靠性。
12.7发电电动机升流及短路特性试验
12.7.1升流试验应具备的条件：
发电电动机出口端已设置可靠的三相短路线，如果三相短路点设在发电/电动机断路器外侧， 则应采取措施防止断路器跳闸。若以电制动短路开关作为短路点，应校核电制动短路开关的 通流容量； b） 励磁变压器已带电投人运行； 机组水机保护已投入。 2.7.2手动开机至额定转速，机组各部位运转应正常。 12.7.3手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流至10%定子额定电流，检查发电/电动机各电流回路 的正确性和对称性。 12.7.4检查各继电保护电流回路的极性和相位，检查测量表计接线及指示的正确性，必要时绘制向 量图。 2.7.6在发电电动机额定电流下，跳开灭磁开关检验灭磁情况是否正常，录制发电/电动机在额定电 流时灭磁过程的波形图。 12.7.7录制发电电动机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流记录对应的转子电流。试验过程 中定子最大电流不超过定子额定电流的1.1倍。 2.7.8升流试验合格后可模拟水机事故停机，并拆除发电/电动机短路点的短路线，
12.8发电电动机升压及空载特性试验
1发电电动机升压试验应具备的条件： a） 发电/电动机保护装置投人，辅助设备及信号回路电源投人； b） 机组振动、摆度及发电电动机空气间隙监测装置投人，若有定子绕组局部放电监测系统，应投
入并开始记录筒部放电数据； 发电/电动机出口断路器在断开位置； d 励磁变已带电投人运行。 12.8.2自动开机至空载后机组各部运行应正常。测量发电电动机升流试验后的残压值，并检查三相 电压的对称性。 12.8.3对于高阻接地方式的机组，应先在发电电动机出口设置单相接地点，发电电动机中性点通过高 组接地，开机升压，递升接地电流，直至保护（95%保护）装置动作。检查动作正确后投入接地保护装置。 12.8.4手动升压至10%额定电压值，并检查下列各项： a 发电电动机及引出母线、发电电动机断路器、分支回路等设备带电是香正常： b 机组运行中各部振动及摆度是否正常； 电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。 12.8.5继续升压至发电电动机额定电压，检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压的相序与 相位，测量机组振动与摆度；测量发电/电动机轴电压，检查轴电流保护装置。 12.8.6在额定电压下跳开灭磁开关，检查灭弧情况并录制灭磁过程波形图。 12.8.7 零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电电动机空载特性 曲线。 12.8.8 继续升压项目管理和论文，当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子最高电压。对于有匝间绝缘的电 机，在最高电压下应持续5min。进行此项试验时，定子电压最高不超过1.3倍额定电压。 12.8.9发电电动机升压试验之后，进行机组电制动试验，投人电制动的转速、投人联合制动的转速、总 制动时闻应符合设计要求
12.9发电电动机空载下励磁调节器的调整和试验
12.10发电电动机带主变与高压配电装置试验
12.10.1.1短路升流试验前的条件：
12.10.1.短路开流试验前的条件： a）主变压器高压侧及高压配电装置的适当位置，已设置可靠的三相短路点，并采取切实措施确保 升流过程中回路不致开路； b）投入发电/电动机继电保护、水力机械保护装置和主变压器冷却器及其控制信号回路。 12.10.1.2短路点的数量、升流次数应根据电站本期拟投入的回路数确定，升流范围一般应尽可能将 新投人的回路全部包括。 12.10.1.3开机后递升电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，检查主变压器、母线和线路保护 的电流极性和相位，必要时绘制电流向量图。 12.10.1.4上述检查正确后投入主变压器、高压引出线（或高压电缆）、母线的保护装置。 12.10.1.5继续分别升流至50%、75%、100%额定电流，观察主变与高压配电装置的工作情况。 12.10.1.6升流结束后模拟主变保护动作，检查跳闸回路是否正确，相关断路器是否可靠动作。 12.10.1.7拆除主变压器高压侧及高压配电装置各短路点的短路线。
12.10.2主变压器及高压配电装置单相接地试
.10.2.1根据单相接地保护方式，在主变高压侧设置单相接地点（主变高压侧断路器应断开）。 2.10.2.2将主变压器中性点直接接地。开机后升压标准血压，递升单相接地电流至保护动作，检查保护 作是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。 .10.2.3若单相接地保护方式有要求，还应进行主变低压侧单相接地试验。 .10.2.4试验完毕后拆除单相接地线，投入主变单相接地保护
动作是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。 12.10.2.3若单相接地保护方式有要求，还应进行主变低压侧单相接地试验。 12.10.2.4试验完毕后拆除单相接地线，投入主变单相接地保护。 12.10.3发电电动机对主变压器及高压配电装置升压试验 12.10.3.1投人发电机、主变、母线差动等继电保护装置。 12.10.3.2升压范围应包括本期拟投运的所有高压一次设备。首台机组试运行时因高压配电装置投 运范围较大，升压可分几次进行。 12.10.3.3手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25%、50%、75%、100%等情况下检查一次设 备的工作情况。 12.10.3.4检查二次电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。
3发电电动机对主变压器及高压配电装置升压
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