GB/T 18482-2010 可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程

　　ICS 27. 140 F 59

　　中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准

　　GB/T 18482—2010代替 GB/T 18482—2001

　　可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程

　　Specification forstart-up testofreversiblepumped-storageunits

　　2010-12-23发布 2011-05-01实施

　　中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局中 国 国 家 标 准 化 管 理 委 员 会

　　

　　发

　　

　　布

　　GB/T 18482—2010

　　目 次

　　前言 Ⅲ

　　引言 Ⅳ

　　1 范围 1

　　2 规范性引用文件 1

　　3 术语和定义 1

　　4 总则 2

　　5 机组启动方式选择 3

　　6 设备分部调试及启动试运行前的检查 3

　　7 电站受电 7

　　8 机组流道充水试验 9

　　9 水泵工况启动试验 10

　　10 水泵工况调相试验 14

　　11 水泵工况抽水及停机试验 15

　　12 水轮机工况启动及空载试验 16

　　13 水轮机工况并列及负荷试验 21

　　14 现地控制单元自动开 、停机及运行工况转换试验 23

　　15 电站监控系统自动开 、停机 、运行工况转换及成组调节试验 24

　　16 机组 15 d考核试运行及交接验收 25

　　附录 A (资料性附录) 可逆式抽水蓄能机组启动试运行组织机构及工作程序 26

　　附录 B (资料性附录) 可逆式抽水蓄能机组启动试运行应交接验收的资料目录 28

　　Ⅰ

　　GB/T 18482—2010

　　前 言

　　本标准按照 GB/T 1. 1—2009给出的规则起草 。

　　本标准代替 GB/T 18482—2001《可 逆 式 抽 水 蓄 能 机 组 起 动 试 验 规 程》, 与 GB/T 18482—2001相比 ,主要修改内容如下 :

　　— 修改了标准的适用范围 ,将适用单机容量由 15 MW 改为 150 MW ;

　　— 补充了可逆式机组在水轮机工况下的试验内容 , 即增加了 “水轮机工况启动及空载试验 ”、“水轮机工况并列及负荷试验 ”两章 ;

　　— 修订 、补充了 “术语和定义 ”中的重点内容 ;

　　— 推荐了不同上 、下水库蓄水条件下可逆式抽水蓄能机组启动方式的选择原则 ;

　　— 删去水泵工况 “异步启动 ”方式的内容 ;

　　— 归纳了机组及相关设备 “分部调试 ”的项 目 内容 ,细化了启动试运行前的检查 ;

　　— 增加了 “机组流道充水试验 ”、“电站受电 ”二章内容 ;

　　— 本标准的重点仍然是水泵工况下的启动试运行试验 ,推荐按以水泵工况启动作为电站首台机组首次启动的方式进行试验程序安排 ;

　　— 部分吸收了进口机组设备启动试验的相关技术要求并加强了对可逆式机组国产化技术要求的规定 ;

　　— 将最终检验可逆式蓄能机组制造 、安装综合质量的考核试运行时间从 30 d修改为 15 d,并对考核试运行中的 “中断 ”规定作了适当修改 ;

　　— 增加了资料性附录 。

　　本标准由中国电力企业联合会提出并归 口 。

　　本标准主要起草单位 : 国网新源控股有限公司 、中国水利水电建设集团公司 。

　　本标准参加起草单位 : 山东泰山抽水蓄能电站有限责任公司 、华东琅琊山抽水蓄能有限公司 、中国水电顾问集团华东勘测设计研究院 、中国水利水电第四工程局有限公司 、华东宜兴抽水蓄能有限公司 、中国水利水电第五工程局有限公司 、中国水利水电第十四工程局有限公司 、山东电力研究院电气工程研究所 、中国水利水电第一工程局有限公司 。

　　本标准主 要 起 草 人 : 许 要 武 、付 元 初 、马 军 领 、宋 睿 枫 、李 渝 珍 、吉 振 伟 、赵 常 伟 、陈 大 鹏 、李 红 春 、黄祖光 、李之勇 、胡雪琴 、谢峰 、王生瓒 、李林友 。

　　本标准于 2001年 11月 2 日第一次发布 ,本次为第一次修订 。

　　Ⅲ

　　GB/T 18482—2010

　　Ⅳ

　　引

　　

　　言

　　本标准是抽水蓄能电站机组及其配套设备启动试验和考核验收的依据 ,本标准是对 GB/T 18482— 2001《可逆式抽水蓄能机组起动试验规程》(以下简称原标准)的修订 。原标准是针对 2001年以前 , 国内已建抽水蓄能电站可逆式机组启动试验技术的总结 。经过工程实践 ,尤其是近几年来一大批进口和国产化的可逆式抽水蓄能机组设备的相继投产 ,使得启动试验技术进一步成熟 、机组启动方式进一步合理 、交接验收工作也进一步规范 。为进一步提高蓄能技术发展水平 ,达到节能增效 ,加快工程进度 ,保证启动试验和考核验收质量的目的 ,按照国家标准化主管部门的要求 ,对原标准进行修订 。

　　GB/T 18482—2010

　　可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程

　　1 范围

　　本标准规定了可逆式抽水蓄能机组启动试运行试验程序和技术要求 。

　　本标准适用于单机 容 量 150 MW 及 以 上 的 混 流 可 逆 式 抽 水 蓄 能 机 组 的 启 动 试 运 行 试 验 和 交 接验收 。

　　单机容量小于 150 MW 的混流可逆式机组或其他型式的抽水蓄能机组可参照执行 。

　　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 。

　　GB/T 8564 水轮发电机组安装技术规范

　　GB/T 22581—2008 混流式水泵水轮机基本技术条件

　　GB 50150—2006 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准

　　DL/T 507 水轮发电机组启动试验规程

　　DL/T 5123—2000 水电站基本建设工程验收规程

　　3 术语和定义

　　下列术语和定义适用于本文件 。

　　3. 1

　　可逆式抽水蓄能机组 reversiblepumped-storageunit

　　具有水泵和水轮机两种工作方式和正反两种旋转方向 ,并由水泵水轮机与发电电动机组成的水力机组 ,称为可逆式抽水蓄能机组(以下简称机组) 。

　　3. 2

　　设备分部调试 equipmentpre-commissioning

　　对各单体设备以及与其相关的设备 、装置 、自动化元件等连接后形成的一个相对独立的分系统进行的机械 、电气 、控制等部分的联合调试过程 。

　　3. 3

　　机组启动试运行 unitstart-up testing & commissioning

　　可逆式抽水蓄能机组完成设备分部调试后 、投产前所进行的一系列试验过程 。包括水泵工况启动试验 、水轮机工况启动试验 、水泵工况调相试验 、水泵抽水与停机试验 、机组带负荷甩负荷试验 、各种工况转换试验 、15 d考核试运行等 。

　　3. 4

　　异常低扬程 extremely minimum pump head

　　水泵/水轮机在水泵工况下允许运行的极限最低扬程 。

　　3. 5

　　启动回路 starting circuit

　　为机组水泵工况启动所设置的电气一次回路 。

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　　GB/T 18482—2010

　　3. 6

　　启动回路设备 starting equipment

　　启动回路中所设置的各电气一次设备 ,如隔离开关 、断路器 、电流互感器 、电压互感器 、电抗器 、变压器 、高压盘柜 、母线 、电缆等 。

　　3. 7

　　进出水口闸门 inlet/outletgate

　　上 、下水库进出水口设置的闸门 。

　　3. 8

　　进出水主阀 main shut-offvalve

　　设置在机组蜗壳与引水输水系统之间的球阀或蝴蝶阀 。

　　3. 9

　　静止变频器 static frequency converter(SFC)

　　由换流装置和直流电抗器等设备组成的具有一定功率的静止式频率变换设备 。

　　3. 10

　　强迫换流 forced phasereversing

　　变频器换流桥晶闸管两端未建立起足够电压 , 晶闸管不能换流 ,通过设置其他控制回路使其换流 。

　　3. 11

　　自然换流 normalphasereversing

　　变频器换流桥晶闸管两端建立有足够电压能使其换流 。

　　3. 12

　　变频器脉冲运行 pulseoperation offrequency converter

　　变频器换流桥晶闸管处于强迫换流运行的状态 。

　　3. 13

　　初始励磁电流 initialexcitation current

　　机组启动前通入发电电动机转子的设定电流 。

　　3. 14

　　背靠背启动 back to back startup

　　同步启动

　　一台机组按发电工况启动 ,通过启动回路驱动另一台机组按电动机方式起动的同步启动方式 。

　　3. 15

　　零流量工况 zero flow condition

　　本标准专指导叶关闭 、机组在水泵工况额定转速下转轮与导叶间的造压过程 。

　　4 总则

　　4. 1 机组启动试运行前 ,应按照本标准的要求编制启动试运行试验大纲 ,经启动验收委员会批准后进行启动试运行 ,在完成 15 d考核试运行及设备消缺后方可办理交接验收 。

　　4. 2 机组启动试运行前 ,应完成相关设备的分部调试 。设备分部调试前 ,应完成相关设备的单元工程验收 。

　　4. 3 机组水泵工况首次抽水试验前(不含首次水泵工况启动和水泵工况调相) 或水轮机工况首次启动前 ,引水输水系统和尾水输水系统应验收合格具备过流条件 ,上水库和下水库应验收合格具备充(蓄)水条件 。

　　4. 4 本标准按水泵工况作为首台机组首次启动方式的试验程序编写 ,若机组以水轮机工况作为首次启

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　　GB/T 18482—2010

　　动方式 ,则应先按照第 12章 ~第 13章中的规定进行试验 。

　　4. 5 机组水泵工况启动方式有静止变频器(SFC) 启动 、背靠背同步启动 、异步启动和与主机同轴的辅助电动机启动 ,本标准只规定前两种启动方式 。

　　4. 6 根据电站水工建筑物和设备特点 、上 、下水库水位情况 、蓄水要求 、设备合同另有规定或制造厂有特殊要求等 ,本标准规定的试验程序允许作适当调整 。在确保机组及其配套设备安全的前提下 ,经启动验收委员会批准后实施 。

　　4. 7 机组启动试运行大纲应提交电力系统有关部门审核 、备案 ,机组启动试运行过程中应与电力系统调度密切联系配合 。

　　4. 8 机组启动试运行过程中应监视和监测电站引水系统 、尾水系统以及上 、下水库的安全运行情况 ,确保上 、下水库水位变化不对库岸边坡稳定产生影响 ,保证试验工作的安全顺利进行 。

　　5 机组启动方式选择

　　5. 1 本章所指机组启动方式选择系指首台机组首次启动方式的选择 。

　　5. 2 机组启动前 ,应综合考虑上 、下水库的水工结构特征 、有无天然径流 、水库蓄水量及其蓄水控制速率 、机组性能 、工程进度以及电网系统的要求等因素 ,经分析比较后确定上 、下水库初次充水方式和机组启动方式 , 以及启动试运行试验程序 。

　　5. 3 上水库无天然径流或未充(蓄)水的电站 ,宜选择水泵工况方式启动 。 在完成 SFC启动试验和水泵调相试验后 ,可进行水泵抽水试验向上水库充水 。

　　5. 4 上水库已蓄水但下水库未完全充(蓄)水或蓄水量不足的电站 ,宜选择水轮机工况方式启动 。水轮机工况启动试验时电站水头和机组吸出高度应满足制造厂的要求 ,下水库充水速率及上水库放水速率应满足设计要求 。

　　5. 5 上水库及下水库均已蓄水 ,上水库有天然径流或上水库蓄水水量和电站水头能满足进行水轮机工况下大部分或全部试验项 目 ,则应优先选择水轮机工况方式启动 。

　　5. 6 机组启动试验过程中 ,水泵工况和水轮机工况的各项试验可交替进行 ,交替的周期和交替的试验项目应根据电站上水库和下水库的水位变化并结合水工建筑物初期运行要求确定 。

　　6 设备分部调试及启动试运行前的检查

　　6. 1 设备分部调试

　　6. 1. 1 设备分部调试按照施工程序一般应包括以下内容 :

　　a) 直流电源系统调试 ;

　　b) 厂用电系统调试 ;

　　c) 厂房渗漏排水系统和机组检修排水系统调试 ;

　　d) 技术供水系统调试 ;

　　e) 压缩空气系统调试 ;

　　f) 全厂接地系统检测 ;

　　g) 全厂照明系统调试 ;

　　h) 升压及电气一次设备调试 ;

　　i) 监控 、保护 、测量等电气二次设备调试 ;

　　j) 水泵水轮机及其附属设备调试 ;

　　k) 发电电动机及其附属设备调试 ;

　　l) 进出水主阀调试 ;

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　　m) 调速系统调试 ;

　　n) 励磁系统调试 ;

　　o) 静止变频器(SFC)系统调试 ;

　　p) 水力量测系统调试 ;

　　q) 消防及火灾报警系统调试 ;

　　r) 通风空调系统调试 ;

　　s) 全厂通信系统调试 。

　　6. 1. 2 以上设备分部调试均应按照 4. 2 的要求在机组启动试运行前完成 ,并符合有关专业标准 、制造厂技术要求的规定 。

　　6. 2 启动试运行前的检查

　　6. 2. 1 引水输水与尾水输水系统检查

　　a) 引水输水系统流道及压力钢管充 、排水试验已完成并检验合格 ,流道上各部测压测流管路畅通完好 , 闷头与灌浆孔封堵完善 。

　　b) 上下游栏污栅入槽检查及栅后流道清洁度检查合格 。

　　c) 上水库进出水口闸门 、启闭设备及其控制系统安装调试合格 ,无水情况下现地启闭闸门正常可靠 ,启闭时间符合设计要求 。检修闸门 、工作闸门处于关闭状态 。 闸门井盖板铺设完毕 。

　　d) 尾水事故闸门 、启闭设备及其控制系统安装调试合格 ,无水情况下现地启闭闸门正常可靠 ,启闭时间符合设计要求 。 闸门处于关闭状态 。

　　e) 尾水输水系统充 、排水试验已完成并检验合格 , 闷头与灌浆孔封堵完善 。 自下库至尾水事故闸门之间的尾水系统流道已经充水 。

　　f) 上下库及引水 、尾水水力监测系统安装调试完毕 ,功能正常 ,信号传输正确 。

　　6. 2. 2 水泵水轮机检查

　　a) 水泵水轮机所有部件已安装完成 、验收合格 ,锥管工作平台拆除前检查转轮上 、下止漏环间隙无杂物 ,平台拆除后检查锥管内无杂物 ,检查并确认尾水管 、蜗壳已清扫干净 ,封闭尾水管进人门及蜗壳进人门 。

　　b) 顶盖自流排水孔畅通 ,顶盖排水泵已安装调试完成并投入自动运行 。

　　c) 主轴工作密封与检修密封已安装完成并试验合格 。工作密封水源供水正常 ,水压及水流量已调整至设计规定值 。

　　d) 水导轴承润滑冷却系统已检验合格 ,水导油槽油位 、温度传感器整定值等符合设计要求 。

　　e) 导水机构安装调试完成 ,导叶立面间隙 、端部间隙符合设计要求 ;接力器压紧行程符合要求 ;剪断销及其他导叶保护装置信号检查试验合格 。关闭导叶 ,投入接力器锁锭 。

　　f) 水泵水轮机自动化元件及测量仪表已安装调试完毕 ,控制及信号回路与机组监控系统联动试验正确 。

　　g) 蜗壳排水阀 、尾水管排水阀操作灵活可靠 ,启闭情况良好 ,并处于关闭状态 。

　　h) 上下止漏环供水装置已安装完成并试验合格 ,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 。上下止漏环水源供水正常 ,水压及流量已调整到设计规定值 。

　　i) 机组压水系统初步调试完成 ,与监控系统联动试验正确 。

　　j) 转轮室压水排气阀应处于关闭状态 ;压水排气出口处的一定范围内 , 已设置安全警示标志或隔离门 。

　　6. 2. 3 调速系统检查

　　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

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　　求 。 自动补气装置手自动操作动作正确 。油压装置投入自动运行状态 。

　　b) 调速器静特性试验已完成 ,空载调节参数已初步整定 。

　　c) 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 。

　　e) 接力器锁定装置调试完毕 ,锁定拔出 、投入灵活可靠 。

　　f) 调速器与监控系统联动试验完成 。

　　g) 机组测速装置和过速保护装置已初步整定调试完成 。

　　h) 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 。油压装置投入自动运行状态 。

　　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 。

　　c) 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 ,工作密封处于投入状态 。

　　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) 漏油装置投入自动运行状态 。

　　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 。

　　f) 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 ,具备投入条件 。

　　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 , 向转子通入初始励磁电流 , 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 。

　　c) 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 。

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　　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 。

　　f) 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 , 动作正确可靠 。

　　6. 2. 7 SFC 系统检查

　　a) SFC输入 、输出变压器 、盘柜 、输入 、输出断路器 、电抗器 、高压电缆等设备已安装完成 , 常规试验合格 ,接线正确 。

　　b) 冷却系统安装调试合格 。

　　c) 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

　　a) 机组技术供水系统已安装调试合格 ,供水泵手自动操作灵活可靠 ,滤水器切换动作正确 ,机组 、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 ,排水泵可根据集水井水位高低自动启停 。

　　d) 空气压缩系统安装调试合格 ,处于正常投运状态 。

　　e) 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 。

　　f) 水力监视测量系统安装调试合格并投入运行 。

　　g) 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 。

　　f) 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入自动运行 。

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　　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 ,输入输出正确 。

　　c) 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 。

　　f) 电气测量系统安装调试合格 。

　　g) 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 。

　　6. 2. 11 消防及火灾报警系统检查

　　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输入 、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 。

　　d) 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 。

　　e) 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 120 h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

　　系统通信 、厂内通信装置已安装调试合格 ,可满足电网调度 、远动 、继电保护及厂内生产调度需要 。

　　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警示与标志 。

　　e) 与本机组启动相关的系统设备经质量监督部门检查合格 。

　　f) 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 电站受电

　　7. 1 电站受电前应具备的条件

　　7. 1. 1 抽水蓄能电站受电前 ,应按照 6. 2 中相关要求对电站出线及开关站设备 、高压电缆或 GIL、主变

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　　压器 、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 。

　　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. 1 电站受电投运的设备范围 ,应包括发电机断路器至开关站间升压变电系统一次设备及其控制保护系统等二次设备 。

　　7. 2. 2 电站设备受电的基本次序 ,应遵照受电试验方案的要求进行 ,一般可按照输电线路受电 、开关站设备受电 、高压电缆或 GIL受电 、主变压器受电 、发电机电压配电装置受电 、厂用电受电 、SFC设备受电等先后次序进行 。根据主接线的具体情况 ,本次序可予调整 。

　　7. 2. 3 输电线路受电由对侧断路器进行 , 电站侧进行线路保护等相关检查与测量工作 。

　　7. 2. 4 开关站受电一般由本电站的出线断路器进行 ,高压母线须全电压冲击 3 次 ,受电后检查带电设备工作情况 ,检查相关电压回路数值与相位 ,检查母线及各断路器保护工作情况 ,检查各断路器同期回路及同期装置工作情况 。检查线路保护无误后 ,根据调度命令进行倒闸操作 ,开关站设备按照正常方式投入运行 。

　　7. 2. 5 高压电缆受电可利用开关站断路器进行 ,全电压冲击进行 3 次 ,受电后检查相关带电设备与保护系统工作情况 。对于高压电缆未进行交流耐压试验的电站 ,受电后进行高压电缆的 24 h 空载运行 。对于高压电缆已通过交流耐压试验或开关站与主变压器之间采用 GIL连接的电站 ,本环节试验可与主变压器受电合并进行 。

　　7. 2. 6 主变压器受电试验范围 ,除变压器本体外 ,一般包括其低压侧直接连接的励磁变 、发电机断路器与变压器之间的封闭母线 、厂用分支母线及启动母线等设备 。试验前必须确保发电机断路器与厂高变负荷开关的可靠断开 ,及励磁变与励磁装置 、启动母线与 SFC 系统的可靠隔离 。 根据现场安装调试情况 ,主变低压侧相关设备受电可分阶段进行 。

　　7. 2. 7 主变受电前 ,其中性点应直接接地 , 分接开关档位根据调度要求设置 , 绝缘油取样色谱分析合格 ,主变空载冷却系统投入运行 。 主变压器 、励磁变压器保护投入 。

　　7. 2. 8 主变压器受电通过开关站断路器进行 , 全电压冲击合闸共进行 5 次 。第 1 次冲击合闸后保持10 min,第 2 次至第 5 次冲击后每次保持 5 min,每次间隔 5 min,观察主变有无异常 ,检查主变差动保护有无误动 ;合闸时起动录波仪 , 录制激磁电流波形 。检查主变低压侧电压相位与数值 ,并与开关站母线电压核相 。

　　7. 2. 9 主变 5 次冲击试验完成后 ,主变 、励磁变投入空载运行 。 主变空载运行 24 h 后 ,再次对绝缘油取样进行色谱分析 ,应无异常 。

　　7. 2. 10 投入厂高变保护 ,利用厂高变负荷开关 ,对厂高变进行 3 次冲击合闸试验 ,完成后厂高变空载运行 。

　　注 : 对于主变压器低压侧硬连接有厂用高压变压器 、励磁变压器和电抗器时 , 冲击试验时上述设备可与主变压器 一同进行 ,但应征求设计和设备制造厂的同意 , 以防出现激磁谐振 。

　　7. 2. 11 将高压厂用电一段母线负荷临时转移 ,利用厂高变低压侧断路器对厂用电母线进行 3 次冲击合闸试验 ,检查母线电压相位与数值 ,并与另段母线电压核相 ,无误后厂高变正式带电站负荷运行 ,厂用电按照设计方式自动运行 ,两路独立电源互为备用 。 主变带厂用电负荷运行后 ,可利用负荷电流检查主变等相关保护回路与装置 。

　　7. 2. 12 根据现场设备安装调试情况 ,适时进行 SFC输入变压器等设备的受电 ,SFC 主回路受电后具

　　8

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　　备大电流试验条件 。

　　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准 ,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入 。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 机组流道充水试验

　　8. 1 尾水管充水

　　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 ;机组机械制动投入 ,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入 。

　　8. 1. 2 开启尾水事故闸门旁通阀(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测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 ,记录闸门全开 、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 。

　　8. 1. 9 提起尾水事故闸门 ,并可靠锁定 。

　　8. 1. 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 ,投入接力器锁锭 。

　　8. 1. 11 在尾水水位压力下 ,进行技术供水系统充水调试 。

　　8. 2 引水系统充水

　　8. 2. 1 充水前应确认引水系统已完工并通过验收 ;所有观测仪器验收合格 ;机组已作全面检查 ,处于允许随时开机状态 。

　　8. 2. 2 调速器处于手动关机位置 ,导水叶全关 ,接力器锁定装置投入 。

　　8. 2. 3 关闭进出水主阀 ,投入主阀工作密封 ,并锁定 。

　　8. 2. 4 引水系统充水泵(如果有)已安装调试合格 。

　　8. 2. 5 手动投入发电/电动机机械制动 。

　　8. 2. 6 投入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水 ,充水速率及保压时间严格按照设计要求进行 。

　　9

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　　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 、机旁和中控室等部位使用关门按钮(经计算机监控系统和不经计算机监控系统两种方式)关闭上水库进出水口闸门 ,动作应可靠 。记录在中控室操作闸门的开 、闭时间 。

　　8. 2. 15 观察厂房内渗 、漏水情况 ,检查渗漏 、检修排水泵启动周期不应有明显变化 。

　　8. 2. 16 模拟水淹厂房事故 ,检查进出水主阀 、尾水事故闸门 、上水库进出水口闸门应可靠关闭 、逻辑正确 ,全厂声光报警动作正确 ,监控系统画面显示正确 。

　　9 水泵工况启动试验

　　9. 1 静止变频器 SFC启动

　　机组水泵工况首次启动应采用变频启动装置(SFC)启动 。

　　9. 1. 1 启动条件

　　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 。启动设备的试验合格 ,耐压试验已按 GB 50150进行 。

　　b) 进出水主阀及机组导水叶已可靠关闭 。

　　c) 技术供水系统已投入正常运行 ;油 、水 、气系统各阀门已置于正确位置 。

　　d) 变频器 、机组及其辅属设备已处于启动准备状态 。

　　e) 推力轴承高压油顶起装置已投入运行 ,各部轴承油位正常 。

　　f) 励磁系统已投入运行 。

　　g) 机组压水系统已处于备用状态(若尾水管已经充水) 。

　　h) 火灾警报系统已投入运行 。

　　9. 1. 2 SFC在额定电压下的试验

　　9. 1. 2. 1 变频器冷却系统试验 :

　　变频器如采用强迫风冷方式 ,其风道应密闭畅通 ,风机操作回路和保护回路动作正确可靠 ,风压 、风量符合设计要求 。

　　变频器如采用空气-水冷却方式 ,水压和流量应符合设计要求 。 管路压力试验如厂家无规定时 ,试验压力值可为 1. 5倍的额定工作压力 ,保持时间为 10 min。

　　变频器如采用水冷却方式(即水内冷方式) ,其水温 、水压 、流量和水电阻率等指示正确 ,整定值符合设计要求 。去离子装置工作正常 。一次冷却水管路耐压试验同 ”空气-水冷方式 ”,二次冷却水管路进行严密性试验 ,试验压力可为最高实际工作压力 ,保持 30 min应无渗漏现象 。

　　9. 1. 2. 2 变频器功率部分和控制部分的检查试验 :

　　变频器输入输出变压器 、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

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　　厂要求进行 ,如制造厂无规定时 ,可按 GB 50150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 。

　　9. 1. 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 ,变频器保护全部投入运行 ,变频器在额定电压下 ,检查 、调整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 ,并用短路电流校验变频器保护 ,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 。

　　9. 1. 2. 4 变频器脉冲运行功能的检查和发电电动机定子通流试验 :

　　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 ,相关保护投入运行 ,在变频器电源侧施加额定电压向发电/电动机定子送入电流 ,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试验 :

　　对于用电磁感应原理来确定发电电动机转子初始位置的装置 ,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 机组启动

　　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 、转轮止漏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同的有关规定 。

　　9. 1. 3. 9 升速过程中检查机组动平衡 ,额定转速下若振动或摆度值超过表 1 及 9. 1. 3. 8 的规定 ,应进

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　　行动平衡试验 ,重复校正 ,直至振动和摆度值符合要求 。

　　表 1 可逆式抽水蓄能机组各部位振动允许值(双幅值) 单位为毫米

　　项 目

　　额定转速/(r/min)

　　n<375

　　n≥375

　　顶盖水平振动

　　0. 05

　　0. 04

　　顶盖垂直振动

　　0. 06

　　0. 05

　　带推力轴承支架的垂直振动

　　0. 05

　　0. 04

　　带导轴承支架的水平振动

　　0. 07

　　0. 05

　　定子铁心部位机座水平振动

　　0. 02

　　0. 02

　　定子铁心振动(100 Hz双振幅值)

　　0. 03

　　0. 03