可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程

可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程

国家标准 GB/T18482一2010 代替GB/T184822001 可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程 speeifeatotorstartuptestofrevesihlepumpetstoruge units 2010-12-23发布 2011-05-01实施 国家质量监督检验检疫总局 发布 国家标准化管理委员会国家标准
GB/I18482一2010 目 次 前言 引言 范围 规范性引用文件 术语和定义 总则 机组启动方式选择 设备分部调试及启动试运行前的检查 电站受电 机组流道充水试验 水泵工况启动试验 水泵工况调相试验 l0 水泵工况抽水及停机试验 ll 水轮机工况启动及空载试验 12 水轮机工况并列及负荷试验 13 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 2 机组15d考核试运行及交接验收 l6 2: 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
GB/I18482一2010 前 言 本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草 本标准代替GB/T18482一2001《可逆式抽水蓄能机组起动试验规程》,与GB/T18482一2001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15MW改为150Mw; -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30d修改为15d,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、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、华东琅璀山抽水蓄能有限公司、 水电顾问集团华东勘测设计研究院、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、 水利水电第五工程局有限公司、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,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、王生攒,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 m
GB/T18482一2010 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/T18482 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/I18482一2010 可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程 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150Mw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150Mw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 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/T8564水轮发电机组安装技术规范 GB/T225812008混流式水泵水轮机基本技术条件 GB501502006 电气装置安装工醒电气设备交接试脸标准 DL./T507水轮发电机组启动试验规程 DL./T5123一2000水电站基本建设工程验收规程 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件 3.1 reversible 可逆式抽水蓄能机组 pumped-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equpmmentpre-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unmitstartuptesting&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,水裂工况调相试验、水系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、15d考核试运行等 3 异常低扬程extremelyminimumpupheandl 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 startingcireuit 为机组水泵工况启动所设置的电气一次回路
GB/T18482一2010 3.6 启动回路设备startingequipment 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/outlet tgate 上、下水库进出水口设置的闸门 3.8 mainshut-ofrvalve 进出水主阀 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 converterSFC 静止变频器statecrqueney 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freedphasereersing 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normalphasereersing 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pulseoperationoffrequeneyconverter 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initialexeitatiomneurrent 机组启动前通人发电电动机转子的设定电流 3.14 背靠背启动bektobaekstartup 同步启动 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zeroflowcondition 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 总则 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15d考核试运行及设备消缺后方可办理交接验收 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 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 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
GB/T18482一2010 动方式,则应先按照第12章一第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 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 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 上水库无天然轻流或未充(蓄)水的电站,宜选择水慕工况方式启动 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 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 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 5.5 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 设备分部调试及启动试运行前的检查 6 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 直流电源系统调试; a b厂用电系统调试; 厂房渗漏排水系统和机组检修排水系统调试 c d技术供水系统调试; 压缩空气系统调试 全厂接地系统检测 f 全厂照明系统调试 升压及电气一次设备调试; h 监控、保护,测量等电气二次设备调试 水系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: 进出水主阀调试;
GB/T18482一2010 m调速系统调试 励磁系统调试 n) o)静止变频器(SFC)系统调试 p水力量测系统调试 消防及火灾报警系统调试; q p)通风空调系统调试; 全厂通信系统调试 3 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 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 上下游栏污栅人槽检查及棚后流道清洁度检查合格 b 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 c) 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 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 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 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 a 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 顶盖自流排水孔畅通,顶盖排水系已安装调试完成并投人自动运行 b 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 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,投人接力器锁锭 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 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 g 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 h 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 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 j 离门 6.2.3调速系统检查 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 a
GB/T18482一2010 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 b)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)调浊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、投人灵活可靠 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漏油装置投人自动运行状态 进出水主阀检查 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 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 b 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 密封处于投入状态 d接力器锁定装置调试完毕,锁定拔出,投人灵活可靠 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 e) 漏油装置投人自动运行状态 f 6.2.5发电电动机检查 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 a 隙内无任何杂物遗留 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 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 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 上、下部挡风板、挡风圈螺栓紧固、螺帽可靠锁紧 e) 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 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 a 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 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
GB/T18482一2010 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 e fD 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 6.2.7SFC系统检查 SFC输人、输出变压器、盘柜、输人、输出断路器、电抗器、高压电缆等设备已安装完成,常规试 a 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 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赏信号正确 检查SFC 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 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 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 c) 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 f 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 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 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 与本机组启动相关的高压电缆,GL,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 厂用电、机组自用电设备已安装试验合格并已投人自动运行,并至少有两路独立电源供电 用电自动投人装置已检验合格,工作正常 地下厂房事故应急电源(若有)调试合格 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 机组交,直流控制电源系统安装调试合格并投人自动运行
GB/T18482一2010 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 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 fD g)电能计费系统安装调试合格 机组在线监测系统(若有)已安装调试合格 h 6.2.11消防及火灾报警系统检查 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 a 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 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 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 通风空调设备检查 6.2.12 本机组段各层空调通风设备安装调试合格并投人运行 a) 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人运行 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 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 a 充足 与本机组启动相关的部位通信完备,指挥联络畅通 b 与本机组启动相关设备的阀门已统- c) 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 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 f 备完整 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 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
GB/T18482一2010 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 电站受电试验方案已经调度批准 运行人员已培训上岗 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 投人运行 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24h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 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人运行 主变压器、励磁变压器保护投人 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 10min， ,第2次至第5次冲击后每次保持5 ,每次间隔5min,观察主变有无异常,检查主变差动保 min 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,励磁变投人空载运行 主变空载运行24h后,再次对绝缘油 取样进行色谱分析,应无异常 7.2.10投人厂高变保护,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输人变压器等设备的受电,SFC主回路受电后具
GB/T18482一2010 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 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 .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. 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 8.1.5 现象时,应立即停止充水进行处理,必要时将尾水管排空 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 8.1.6 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,投人接力器锁锭 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 调迷器处于手动关机位置,导水叶全关,接力器锁定装置投人 8.2.2 8.2.3关闭进出水主阀,投人主阀工作密封,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手动投人发电/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 .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 8. 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
GB/T18482一2010 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 水泵工况启动试验 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 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 a 求 启动设备的试验合格,耐压试验已按GB50150进行 b进出水主阀及机组导水叶已可靠关闭 技术供水系统已投人正常运行;油,水、气系统各阀门已置于正确位置 c 变频器、机组及其辅属设备已处于启动准备状态 dD 推力轴承高压油顶起装置已投人运行,各部轴承油位正常 e 励磁系统已投人运行 机组压水系统已处于备用状态(若尾水管已经充水) g h)火灾警报系统已投人运行 9.1.2SFC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10nmin 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30min应无渗漏现象 g.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、输人输出断路器、功率柜、电抗器、高压电缆等接线正确,耐压试验按制造 10o
GB/T18482一2010 厂要求进行,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 g.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,变频器保护全部投人运行,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人初始 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 进行转轮室压水试验,使水系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人运行或可靠闭锁 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 g.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 1l
GB/T18482一2010 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 额定转速/(r/min) 项 n375 儿375 0.05 0.04 顶盖水平振动 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(100Hz双振幅值 0,03 0.03 g.1.3.10机组动平衡试验应符合下列要求: 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 a 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 9.1.3.11 动平衡试验一般按以下程序进行 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 a 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(35) ,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 mln 如振动幅值满足要求 .继线逐步升速至额定转逃,剥量机组各部他振动,摆度及其相他值,如挨 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 停机将所有的配重块固定并锁定或焊接好 D 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 9.1.3.13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 9.1.3.14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 9 .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 9.1.3.16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 9.1.3.17机组启动过程中还应检查 12
GB/T18482一2010 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 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 检查同期装置自动投人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%). b e) 机组在额定电压下,操作变频器使机组频半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 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 a) b)进行同期模拟试验,优化频率调节参数和电压调节参数 用示波器监视同期断路器两侧电压幅值与相位,以检查断路器合闸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,检查自发出同期指令至同期完成过程中逻辑回路动作应正确 d 同期并网 9.1.4.3 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 b) 进行同期并列,录取电压波形图和断路器动作时序图 e)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 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背靠背启动试验 9.2.1启动条件 a)背靠背启动试验一般在电站两台机组均完成发电和水系两种工况的启动试验后进行 b 按照9.1.la)进行启动回路及启动设备的检查和试验 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 检查各继电保护应已按不同运行方式正确投人和可靠闭锁 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 13
GB/T18482一2010 g.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值 并合理设定拖动低频过流保护动作参数值 9.2.2.8在机组静止状态下,通人初始励磁电流,检查其应与设定值一致 9.2.2.9进行背靠背启动试验,被启动机组的转轮应在空气中运转 启动过程中录取下列各量: 各机组转速 启动机组接力器行程; 启动机组压力钢管、蜗壳及尾水管压力 启动功率 启动机组励磁电压; 启动机组励磁电流; 被启动机组励磁电压; 被启动机组励磁电流 转速从零升至额定转速所需要的时间 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 9.2.2.10 启规律,重复试验,使其达到最优配合,保证启动的可靠性 9.2.2.11启动过程中,监视继电保护运行情况,注意在(0~5)Ha的低周波范围内,应没有因继电器 频率特性和电流互感器变比误差引起的继电保护误动情况 9.2.2.12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 确性 9.2.2.13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 9.2.2.14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 和同期并网试验 9.2.2.15检查被启动机组并人电网后,启动机组自动停机程序的正确性 1 水泵工况调相试验 10.1在机组进出水主阀、导叶均关闭,转轮在空气中的状态下并人电网运行 检查各电气设备运行情 况应正常,并检查和测量下列各量 发电/电动机输人功率; 发电/电动机输出的无功功率 发电/电动机定子电流及转子电流 机组各部位温度; 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 读数 10.5水泵调相工况试验应至少持续3h4h,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 14
GB/T18482一2010 11 水泵工况抽水及停机试验 试验前应具备的条件 上水库已具备蓄水条件,下水库蓄水量满足机组抽水试验的要求 引水系统充水试验完毕,已具备过流条件 尾水系统充水试验完毕,已具备过流条件 电站扬程已能满足机组抽水试验的要求 上、下水库水位信号在厂内已能正确显示 从零流量工况至抽水工况过渡过程的检查和试验 11.2 11.2.1根据电站实际扬程,按照水泵工况协联曲线,设定导叶开度 11.2.2开启进出水口闸门 11.2.3机组在导叶关闭和水泵水轮机转轮在空气中并人电网运行 11.2.4开启进出水主阀 1.2.5操作尾水管充气压水系统进行排气,监视尾水管水位上升和监视导叶和转轮间的压力,记录排 气阀开启时间,根据实际情况优化排气过程 记录溅水功率 11.2.6逐步开启导叶,从零流量工况过渡到抽水工况时,录取导叶和转轮间的压力变化波形图、输人 功率波形图及以下数值 导叶开启时间和开启速度 发电电动机输人功率; 导叶与转轮间压力及压力脉动; 蜗壳压力或钢管压力 尾水管压力 接力器行程; 流量(有条件时录取) 11.2.7在上述过渡过程中,同时测量机组上、下机架、顶盖或轴承支架振动及主轴摆度 11.2.8根据录取的数据和当时电站扬程,修正导叶开启规律,优化从零流量工况至抽水工况过渡过程 参数 11.2.9 在导叶开启过程中,严密监视继电保护工作情况,监视和测录调速器实际运行参数 11.3抽水试验 1.3.1机组在抽水工况稳定运行下,测量下列各量: 发电电动机输人功率; 导叶开度 抽水流量 扬程 机组振动、摆度、噪声 -钢管、蜗壳、尾水管压力和压力脉动 导叶与转轮间压力脉动; 机组各部温度; 各轴承冷却系统冷却水的流量和压力; 轴电压 15
GB/T18482一2010 1.3.2测量机组输人功率,扬程,流量和导叶开度,应基本符合厂家按照GB/T22581规定提供的水 泵水轮机运转特性曲线的性能 1.3.3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 1.3.4有条件时,抽水试验应持续(4一5)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 1.3.5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 11.3.6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人 力试验 11.4 停机试验 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 a 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=/)转速特性 d 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 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=()转速特性 记录停机过程机组吸收功率及上下库水位 3)投人电气制动时,检查和监视有关继电保护应按规定投人或可靠闭锁 b)电气事故停机试验 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 机组转速 蜗壳压力或钢管压力; 尾水管压力; 导叶和转轮间压力; 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 水轮机工况首次启动前的准备及检查应符合6.2的要求,电站已经受电,机组及流道已按第8章的 要求充水,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 16
GB/T18482一2010 12.2水轮机工况首次启动试验 12.2.1打开进出水主阀旁通阀或退出主阀下游工作密封,待主阀两侧平压后,退出主阀锁锭,打开进 出水主阀;退出水轮机导水机构接力器锁定,投人推力轴承高压油顶起装置 12.2.2手动打开调速器的导叶开度限制机构,待机组开始转动后,将导叶关回,检查机组转动部件与 静止部件之间应无摩擦或碰撞情况 12.2.3确认各部正常后,再次手动打开导叶启动机组,当机组转速接近25%额定值时,暂停升速,观 察各部运行情况 检查无异常后继续增大导叶开度,在振动及摆度允许范围内使机组转速升至额定转 速空转运行 具有预开启导水叶(非同步导水叶)的水泵水轮机初次启动时,预开启导水叶在不同水头下投 12.2.4 人数量、投人切除规律应满足机组空载稳定及并网运行的要求 12.2.5机组启动过程中,应密切监视各部位运转情况 如发现金属碰撞或磨擦、水车室窜水,推力瓦 温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象,应立即停机检查 12.2.6当机组升速至90%额定转速(或规定值)后,可手动切除高压油顶起装置,并校验电气转速继 电器相应的触点 12.2.7当达到额定转速时,校验电气转速表应显示正确 记录当时水头下机组的空载开度 12.2.8 在机组升速过程中,应加强对各部位轴承温度的监视.不应有急剧升高商或下降现象 机组料动 达到额定转速后,在半小时内,应每隔5min测量一次推力轴瓦及导轴瓦的温度,以后可适当延长记录 时间间隔,并绘制推力轴瓦及各部导轴瓦温度、各部油温的温升曲线,观察轴承油面的变化,油位应处于 正常位置 待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线,记录稳定的温度值,此值不应超过设计规定 监视水泵水轮机主轴密封及各部位水温,水压,记录水泵水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工 12.2.9 作周期 12.2.10记录各部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数(如发电/电动机气隙、蜗壳差 压、机组流量等) 12.2.11测量、记录机组运行摆度(双幅值),其值应小于75%轴承总间隙或符合机组合同的有关 规定 12.2.12测量,记录机组各部位振动,额定转速下当振动值超过表1的规定时应进行动平衡复核试验， 符合要求后才能继续升速 12.2.13测量发电电动机残压及相序,观察其波形,相序应正确,波形应完好 12.2.14进行机组停机试验,检查机械制动装置动作应正常 12.3机组空转运行条件下调速系统的试验 12.3.1电液转换器或电液伺服阀活塞的振动应正常 12.3. 检查调速器测频信号,其波形应正确,幅值符合要求 2 12.3. .3 进行手动和自动切换试验,接力器应无明显摆动 12. 频率给定的调整范围应符合设计要求 3. 12.3. 5 调速器空转扰动试验应符合下列要求 扰动量一般为士8% a b转速最大超调量,不应超过转速扰动量的30% 超调次数不超过两次; D 从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合设计规定 选取最优一组调节参数,提供空转运行使用 在该组参数下,机组转速相对摆动值不应超过额 定转速的士0.15% 17
GB/T18482一2010 12.3.6记录油压装置油泵向油槽送油的时间及工作周期 在调速器自动运行时记录导叶接力器活塞 摆动值及摆动周期 12.3.7记录水头、导叶开度与转速的关系曲线和接力器行程与转速的关系曲线 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,手动投人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,监视机组不应有蠕动 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 b)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; d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 各部位螺栓、销钉,锁片及键是否松动或脱落 a 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 c 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 f 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: a)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; e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 过速试验对机组转动部分的考验可用甩负荷试验替代;过速保护装置的整定、校验用其他方法进行 12.6无励磁自动开机和自动停机试验 12.6.1自动开机前应确认 调速器处于“自动”位置,功率给定处于“空载”位置,频率给定置于额定频率,调速器参数在空 a 18
GB/I18482一2010 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人,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; a b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; c 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; f 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 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 a 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 c) 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 d 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人 机组停机后应能 自动停止高压油顶起装置,并解除制动器; 检查接力器锁锭投人、制动器复归,进出水主阀自动关闭情况 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 12.6.4 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 12.6.5 12.7发电电动机升流及短路特性试验 升流试验应具备的条件 12.7.1 a)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; e)机组水机保护已投人 12.7.2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 12.7.5在发电电动机额定电流下,测量机组振动与摆度,检查电刷及集电环工作情况 12.7.6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 12.7.8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 12.8.1发电电动机升压试验应具备的条件 发电/电动机保护装置投人,辅助设备及信号回路电源投人; a 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 19
GB/T18482一2010 人并开始记录局部放电数据; 发电/电动机出口断路器在断开位置; e 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 阻接地,开机升压,递升接地电流,直至保护(95%保护)装置动作 检查动作正确后投人接地保护装置 12.8.4手动升压至10%额定电压值,并检查下列各项 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否正常; a b 机组运行中各部振动及摆度是否正常 e)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,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 制动时间应符合设计要求 12.9发电电动机空载下励磁调节器的调整和试验 12.9.1在发电电动机额定转速下,励磁处于手动位置,起励检查手动控制单元调节范围,下限不得高 于发电电动机空载励磁电压的20%,上限不得低于发电电动机额定励磁电压的110% 12.9.2检查励磁调节系统的电压调整范围,应符合设计要求 自动励磁调节器应能在发电电动机空 载额定电压的70%~110%范围内进行稳定平滑的调节 12.9.3测量励磁调节器的开环放大倍数 录制和观察励磁调节器各部特性,对于晶闸管励磁系统,还 应在额定励磁电流情况下,检查功率整流桥的均流和均压系数,均压系数不应低于0.9,均流系数不应 低于0.85 12.9.4在发电电动机空载状态下,分别检查励磁调节器投人、手动和自动切换、,通道切换、,带励磁调节 器开停机等情况下的稳定性和超调量 在发电电动机空载且转速在95%一100%额定值范围内,突然 投人励磁系统,使发电电动机端电压从零上升至额定值时,电压超调量不大于额定值的10%,振荡次数 不超过2次,调节时间不大于5s 12.9.5在发电电动机空载状态下,人工加人10%阶跃量干扰,检查自动励磁调节器的调节情况,超调 量,超调次数,调节时间应满足设计要求 12.9.6带自动励磁调节器的发电/电动机电压-频率特性试验,应在发电电动机空载状态下,使发电电 动机转速在90%~110%额定值范围内改变,测定发电电动机端电压变化值,录制发电电动机电压-频 率特性曲线 频率每变化1%额定值,自动励磁调节系统应保证发电电动机电压的变化值不大于额定 值的士0.25% 励磁调节器应进行低励磁、过励磁、电压互感器断线,过电压,均流等保护的调整及模拟动作试 12.9.7 验,其动作应正确 12.9.8对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置,应进行逆变灭磁试验,并符合设计要求 20
GB/I18482一2010 12.10发电电动机带主变与高压配电装置试验 12.10.1发电电动机对主变压器及高压配电装置短路升流试验 12.10.1.1短路升流试验前的条件 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)投人发电/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 短路点的数量、升流次数应根根电站本朋拟投人的回路数确定,升流范周一般应尽可能将 12.10.1.2 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上述检查正确后投人主变压器、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,检查跳同同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验 12.10.2.1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. 12.10.2.2将主变压器中性点直接接地 开机后升压,递升单相接地电流至保护动作,检查保护回路 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,投人主变单相接地保护 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 水轮机工况并列及负荷试验 13 13.1水轮机工况同期并列试验 13.1.1选择水轮机工况下同期点及同期断路器,检查同期回路的正确性 13.1.2断开同期点隔离开关,以自动准同期方式进行机组的模拟并列试验;检查同期装置的工作情 况,同时录制发电电动机电压、系统电压,断路器合闸脉冲波形图 13.1.3进行机组的自动准同期正式并列试验,录制波形图 13.1.4按设计规定,分别进行各同期点的模拟并列与正式并列试验 具有预开启导水叶(非同步导水叶)的水泵水轮机并网时,其预开启导水叶的操作应符合本标 13.1.5 准12.2.4的规定,并在试验过程中根据空载水轮机的稳定情况、同期并列特性加以调整 21
GB/T18482一2010 13.2水轮机工况甩负荷试验 13.2.1机组甩负荷试验应在额定负荷的25%,50%、75%和100%下分别进行,记录有关数值,同时应 录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线,记录各部瓦温的变化情况 机组甩25%额定负荷时， 记录接力器不动时间 13.2.2机组带、甩负荷试验可相互穿插进行,每次甩负荷试验的间隔时间应不少于设计规定 机组初 带负荷后,应检查机组及相关机电设备各部运行情况,无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验 13.2.3在额定功率因数条件下,机组突甩负荷关至空载时,检查自动励磁调节器的稳定性和超调量 当发电/电动机突甩额定有功负荷时,发电电动机电压超调量不应大于额定电压的10%,振荡次数不超 过3次,调节时间不大于5s 机组突甩负荷后按设计规定直接作用于停机的调节方式,断路器跳闸联动灭磁 13.2.4机组甩负荷试验,应检查调速系统的动态调节性能,校核导叶接力器关闭规律和关闭时间 其 蜗壳水压上升率、机组转速上升率等,均应符合机组合同规定 13.2.5机组甩负荷后按设计规定直接作用于机组停机的调节方式,调速器关闭导水叶至零 对于经调速器自动调节将机组关至空载的调节系统,机组甩负荷后调速系统的动态品质应按照 GB/T8564和DL/T507的规定满足如下要求: 甩100%额定负荷后,在转速变化过程中,超过稳态转速3%以上的波峰不应超过2次; a b)甩100%额定负荷后,从接力器第一次向关闭方向移动起到机组转速相对摆动值不超过 士0.5%为止所经历的总时间不应大于40s; 转速或指令信号按规定形式变化,接力器不动时间不大于0.2s 13.2.6机组为非单元引水输水方式布置的电站,同一引水系统中各台机组甩负荷试验和对输水系统 的考核应综合考虑,多台机组同时甩负荷试验方式按设计要求进行 13.3水轮机工况带负荷试验 13.3.1水轮机工况带负荷试验,有功负荷应逐级增加,观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指 示 观察和测量机组在不同上下库水位及各种负荷工况下的振动范围及其量值,测量尾水管压力脉 动值 13.3.2进行水轮机工况带负荷下调速系统试验 检查在转速和功率控制方式下,机组调节的稳定性 及相互切换过程的稳定性 13.3.3复核差动保护电流回路的极性和相位 13.3. 进行水轮机工况下机组快速增、减负荷试验 根据现场情况使机组突变负荷,其变化量不应大 4 于额定负荷的25%,并应自动记录机组转速、蜗壳水压、尾水管压力脉动,接力器行程和功率变化等的 过渡过程 负荷增加过程中,应注意观察、监视机组振动情况,记录相应负荷与机组水头等参数,如在当 时水头负荷下机组有明显振动,应快速越过 13.3.5进行水轮机工况带负荷下监控、保护系统的有关试验 13.3.6调整机组有功负荷与无功负荷时,应先分别在现地调速器与励磁装置上进行,再通过计算机监 控系统控制调节 13.3.7水轮机工况带负荷下励磁调节器试验 有条件时,在发电电动机有功功率分别为0,50%和100%额定值下,按设计要求调整发电电动 a 机无功功率从零到额定值,调节应平稳,无跳动 b有条件时,测定并计算发电/电动机端电压调差率,调差特性应有较好的线性并符合设计要求 有条件时,测定并计算发电/电动机调压静差率,其值应符合设计要求 当无设计规定时,不应 大于0.2%1% 22
GB/T18482一2010 d)对于励磁调节器,应分别进行各种限制器及保护的试验和整定 对于装有电力系统稳定装置(PSs)的机组,应进行机组带负荷工况下的Pss试验,检验其 e 功能 13.3.8机组带额定负荷下,一般应进行下列试验 a)机组热稳定试验; b) 调速器低油压关闭导叶试验; 根据设计要求和电站具体情况,选择适当时机进行动水关闭进出水主阀试验 13.4机组发电工况调相运行试验 可逆式抽水蓄能机组应进行发电(水轮机)与电动(水泵)二种工况下的调相运行试验 水泵工况下 的调相运行试验要求见第10章 机组进行发电工况调相运行时应检查并记录下列各项: a)记录关闭导叶后,水泵水轮机转轮在水中空转时,机组所消耗的有功功率 b检查充气压水情况及补气装置动作情况,记录尾水管内水位被压低至转轮以下,转轮在空气中 空转时,机组所消耗的有功功率; 检查发电工况与调相工况互相切换时自动化元件动作的正确性,记录工况转换所需的时间 d机组调相运行工况下,发电/电动机无功功率在设计规定范围内调节应平稳,记录发电/电动机 转子电流为额定值时零功率因数下的最大输出无功功率值 13.5发电电动机进相运行试验 13.5.1如机组合同有要求,发电电动机可进行进相运行试验 进相深度按系统要求确定 13.5.2 进用试验应分阶段进行,试脸判帮为定子铁心猫部温度限值,系统电压和厂用电电压限值.发 电/电动机静态稳定极限,其中任一项指标达到限值,该阶段试验即结束 13.5.3进行进相试验前,应根据进相深度确定退出励磁欠励限制单元与发电/电动机失磁保护,根据 需要埋设附加测温元件,接人专用试验表计 电力系统的无功平衡应满足试验要求 13.5.4按照50%,80%,100%额定功率分阶段进行试验,在不同的功率下逐步降低励磁电流,使功率 因数由滞相转人进相,待定子铁芯端部温度稳定后,继续加大进相深度,试验中应密切监视定子铁芯端 部温度不超过限值,并注意观察厂用电电压和机组运转应无异常 进相深度以设计对发电电动机的要 求为准,在此状态下发电电动机不应失步 13.5.5记录各阶段发电电动机有功功率、无功功率、定子电流、定子电压、转子电流、转子电压,功率因 数、定子铁芯端部温度、开关站母线电压、厂用10kV母线电压等有关参数,校核相关电气保护 根据 试验结果,校对发电电动机设计功率圆图及“V”型曲线 14 现地控制单元自动开,停机及运行工况转换试验 14.1各种工况自动开停机试验 由现地控制单元进行各种工况的自动开、停机试验 包括:静止变频器启动、背靠背启动、机组由静 止至抽水,抽水至静止、,静止至水泵调相,水泵相至静止以及静止至发电、发电至静止、静止至发电调 相、发电调相至静止等 所有操作程序应正确,操作时间符合设计要求 14.2运行工况转换试验 14.2.1水泵工况转发电工况试验 机组在运行状态下,进行水泵工况向发电工况转换试验,程序应正确,转换时间符合设计要求; a 23
GB/T18482一2010 b检查测频装置中,低频率的整定值应符合设计要求; 人为输人低频率指令,将机组由水泵工况向发电工况转换,转换程序应正确 14.2.2发电工况转水泵工况试验 a)机组在运行状态下,进行发电工况向水泵工况转换试验,程序应正确,转换时间符合设计要求; b)检查测频装置中,高频率的整定值应符合设计要求; 人为输人高频率指令,将机组由发电工况向水泵工况转换,转换程序应正确 c 14.2.3水泵调相工况转换试验 进行水泵调相转抽水、,抽水转水泵调相的工况转换试验,转换程序应正确,转换时间符合设计 a 要求; b 机组在水系调相工况下稳定运行,进行无功功率的调节试验,检查过励和欠励眼制保护整定范 围应符合设计要求 发电调相工况转换试验 14.2.4 进行发电调相转发电、发电转发电调相的工况转换试验,转换程序应正确,转换时间符合设计 要求; b)机组在发电调相工况下稳定运行,进行无功功率的调节试验,检查过励和欠励限制保护整定范 围应符合设计要求 电站监控系统自动开、停机,运行工况转换及成组调节试验 15 15.1将第9章一第14章实测和录取的有关参数经优化后输人电站计算机监控系统 15.2检查上、下水库水位信号、上、下水库拦污栅压差信号及调压井水位信号等与电站监控系统的接 口,其显示、信号,记录打印和作用停机等指令应正确可靠 15.3检查与机组启动和运行相关的各启动设备、辅属设备和公用设备同电站监控系统的接口,经试验 其动作应正确可靠 15.4由电站计算机监控系统操作,进行自动开、停机试验,包括启动设备、各辅属设备和公用设备在内 的全自动控制程序应正确可靠 15.5机组在开、停机过程中和在正常运行情况下,模拟厂用交流电源消失,在厂用交流电源自动切换 过程中,应不影响机组的安全运行 15.6按照14.2规定的项目进行机组各种运行工况转换试验,转换程序应正确,转换时间符合设计 要求 15.7成组调节试验 15.7.1有功功率成组调节 设定全厂总输人有功功率设定值,设定各单机开机顺序 有功功率成组调节装置投人运行后， a 检查全厂输人总有功功率是否与设定值相符,各单机开机顺序是否与设定指令相一致; b增加和减少全厂总输人有功功率设定值,检查单机的开、停顺序是否与设定指令一致,全厂输 人总有功功率是否与设定值相符; 在全厂总输人有功功率设定值固定时,指令一台或数台运行机组退出运行,检查备用机组应按 预先设定的顺序启动,全厂输人总有功功率应与设定值一致; d根据试验实测数据,优化调节参数 15.7.2 无功功率成组调节 24
GB/T18482一2010 无功功率成组调节有设定全厂总无功功率设定值及设定全厂电压值两种方式 a)设定全厂总无功功率设定值(或电压值),检查各运行机组无功功率分配是否均匀 b增加和减少全厂总无功功率设定值(或电压值),检查各运行机组是否均匀地增加和减少无功 功率; 根据试验实测数据,优化调节参数 15.8水位限幅试验 15.8.1机组在抽水工况下运行,人为输人水位限幅指令,检查停机指令及停机程序应正确 该试验应 在每台单机上进行 15.8.2多台机组在抽水工况下运行,人为输人不同水位限幅指令,检查各单机停机顺序是否与设定指 令相一致 有条件时,将实际扬程调节到水位限幅值,重复上述试验 15.8.3 15.9电站监控系统与电网调度的调试试验 检查电站监控系统与电网调度的通讯接口,进行电网调度对电站监控系统的调试,调试项目可参考 15.4、15.6和15.7 机组15d考核试运行及交接验收 16 16.1可逆式抽水能机组在完成本标准规定的全部试验项目并经检验、检查合格后,可进行15d考 核试运行 16.2机组15d考核试运行前,应向电网调度提交考核试运行试验计划 考核试运行期间,机组运行 方式由电网调度,但为达到考核目标,平均每天启动次数不宜少于2次 16.3对于上、下水库需进行初充水的电站,系统在调度本机组发电和抽水的同时,应充分考虑到上、下 水库初充水的要求 16.4在15d试运行期间,机组运行温升和振动应符合设计要求 应注意温升和振动在发电和抽水两 种运行工况下应无明显差别 16.5在15d考核试运行期间,由于机组及其附属设备的制造或安装质量原因引起中断,应及时检查 处理,合格后继续进行15d试运行,中断前后的运行时间可以累加计算 但出现以下情况之一者,中断 前后的运行时间不得累加计算,机组应重新开始15d试运行 -次中断运行时间超过24h; a b 累计中断次数超过3次; c)启动不成功次数超过3次 注;“启动不成功”的定义 在本标准中,系指因机组及与其启动操作有关的系统中所有的硬,软件设备故障,造成 机组按照规定程序的启动过程无法正常完成的称为“启动不成功” 16.6在15d试运行完成后,应停机进行机电设备的全面检查,必要时可将机组流道中的水排空,进行 机组过流流道的检查 16.7机组通过15d考核试运行并经停机处理所有缺陷后,即具备了向生产管理部门移交的条件,应 进行以下工作 按合同规定及时进行机组设备及相关机电设备和文件的移交,并参考本标准附录B的规定提 供与机组启动试运行有关的资料; 签署机组设备的初步验收证书,同时开始计算机组设备的保证期 25
GB/T18482一2010 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 A.1组织机构 A.1.1启动验收委员会 机组启动验收委员会简称“启委会”)一般由各投资方,项目建设、运行、电网调度质量监督、设计、 监理,施工,调试,主机设备制造等有关单位的代表组成 设主任委员一名、副主任委员及委员若干名 由项目建设单位与有关单位协商,提出组成人员名单,上报项目建设单位上级主管部门批准成立 启委 会必须在首台机组启动试运行前成立并开始工作,全厂所有机组的“启动验收鉴定书”签署后完成工作 启委会下设试运行指挥部 必要时,启委会可聘请专家组成试运行专家组 启委会应在每台机组 启动前,通过现场检查和听取试运指挥部及有关单位关于机组启动准备情况的汇报,听取专家组的咨询 意见、确定机组是否具备进人启动试运行阶段的条件;协调启动试运行的外部条件;审查及批准机组启 动试运行试验大纲;确定启动的时间和其他有关问题 在机组完成启动试运行后,审议试运行指挥部有 关机组启动试运行工作和交接验收的汇报,确定移交验收的工程项目清单,确定机组是否满足投人商业 运行的条件以及签署机组“启动验收鉴定书” A.1.2试运行指挥部 试运行指挥部设总指挥和副总指挥 试运行指挥部总指挥- 一般由项目建设单位主要负责人 名， 担任;副总指挥若干名,一般由项目建设、机电安装(施工),调试,设计、监理,主机设备制造等有关单位 的相关负责人担任 总指挥和副总指挥由项目建设单位与各有关单位协商后提出任职人员名单，上报 机组启动验收委员会批准 试运行指挥部在机组启动试运行之前组成并在启委会的领导下开始工作， 机组的“启动验收鉴定书”签署后完成工作 其主要职责为;提出机组启动试运行大纲;全面组织指挥 和协调机组启动试运行工作;对启动试运行中的技术、安全、质量、进度等全面负责;在启委会主任委员 的领导下,筹备启委会会议;启委会闭会期间,代表启委会主持启动试运行的常务指挥工作;协调解决启 动试运行中的重大问题;组织,领导、检查和协调试运行指挥部各组及各阶段的交接验收工作 试运行指挥部下设(不局限于)启动调试组,验收检查组,生产准备组,综合组 根据工作需要,各组 可下设若干个专业组 各组及专业组的人员一般由试运行指挥部总指挥与有关单位协商任命,并上报 机组启动验收委员会备案 启动调试组一般由调试、机电安装,项目建设、设计、监理、制造厂等有关单位的代表组成 设 组长一名,副组长若干名,组长一般由调试单位出任的副总指挥兼任 其主要职责是负责核 实机组启动试运行应具备的条件;提出启动试运行的计划;负责组织编写并实施启动试运行方 案和措施;全面负责启动调试的现场指挥和具体协调工作 b)验收检查组一般由项目建设,施工、,设计、监理等有关单位的代表组成 设组长一名、副组长若 干名 组长一般由项目建设单位出任的副总指挥兼任 其主要职责是;负责建筑与安装工程 施工和启动试运行的质量验收及评定结果、安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查和交接 工作;协调设备材料,备品备件、专用仪器和专用工具的清点移交工作等 生产准备组一般由项目建设、施工、调试,设计、监理等有关单位的代表组成,主要设备制造厂 应派员参加 设组长一名、副组长若干名 组长一般由运行单位出任的副总指挥兼任 其主 26