1、lcs 27. 140 F 23 4占2-岳A11: ./、G/T 18482 2001 z 2001-11-02发布Start-up test code for reversible pump-storage units 中华人民共和国国家质量监督检验检菇总局2002- 04-01实发布 GB/T 18482-2001 目次前言. . . ., . .,. . .,. . E 1 范围. . . . . . ., . . . . . . . . 1 2 引用标准 . . . . ., . . . . l 3 总则. . . . . . 1 4 术语和定义 . . . . ., 2 5 各种起
2、动方式试验.,. .,. . . . ., . ., 2 6 水泵工况空载试验.,. . . ., . ., 9 7 水泵工况抽水试验. . . . 9 B 水泵工况停机试验.， 10 9 现地控制单元自动开、停机及运行工况转换试验 . . . .,. . . 11 10 电站监控系统自动开、停机、运行工况转换及成组调节试验. . 12 11 机组30d试运行. . ., . .,. . 12 当日本标准是根据国家质量技术监督局和原电力工业部关于抽水蓄能电站建设发展需要制定一系列相关标准的计划安排编制的.在编写格式和规则上符合GB/T1. 1-1993(标准化工作导则第1单元z标准的起草与表述
3、规则第1部分z标准编写的基本规定入本标准规定了可逆式抽水蓄能机组水泵工况的起动试运行试验程序和要求，第一次对具有混流式水泵/水轮机的可逆式机组的起动试验作出了统一的规定。通过本标准的实施，力求对可逆式机组复杂的起动试验过程加以条理化、规范化，并统一相应的工程用语和俗称，以期达到加快工程进度，保证起动试验和考核验收质量的目的。本标准的制定是抽水蓄能新技术推广运用的一部分，也是抽水蓄能电站机组设备一系列技术标准的起步篇，符合我国电力工业发展，积极建设抽水蓄能电站的方针的需要。本标准的编写总结了国内已建和在建抽水蓄能电站可逆式机组起动试运行的经验，部分吸收了国外引进设备中的相关技术要求，同时参考了I
4、EC60805: 1985蓄能泵和作为水泵运行的水泵水轮机的验收、运行和维护导则有关条文的规定，今后还将不断加以补充和修订。本标准由电力行业水电站水轮发电机标准化技术委员会提出。本标准起草单位中国水利水电工程总公司、中国水利水电第五工程局、中国水利水电第十四工程前GB/T 18482-2001 E 局.本标准主要起草人z付元初、李之勇、何少润、许松林。本标准由电力行业水电站水轮发电机标准化技术委员会归口并负责解释。范围中华人民共和国国家标准可逆式抽水能机组起动试Start-up test code for reversible pump-storage units 规程GB/T 18482-2
5、001 本标准规定了可逆式抽水蓄能机组水泵工况的起动试运行试验程序和要求，适用单机容量为15MW及以上，具有混流式水泵/水轮机的可逆式抽水苔能机组的起动试运行试验和交接验收，单机容量小于15MW的可逆式机组或其他型式的抽水苔能机组可参照执行。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。3 GB 8564-1988 水轮发电机组安装技术规范GB 50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL 507一1993水轮发电机组起动试验规程DL/T 730
6、-2000 进口水轮发电机(发电/电动机设备技术规范总则3. 1 本标准未规定的机组发电工况试运行试验程序和要求应按照DL507的规定进行。本标准应与DL 507配套使用。3.2 本标准内容不涉及机组起动试运行前的各项检查.有关要求应按照GB8564和DL507的规定执行.3.3 机组起动前上水库已充(蓄水的抽水蓄能电站，一般先按照DL507中有关水轮机工况起动试验项目的规定，完成相应的起动试验后，方可进行首次水泵工况起动。只有在上水库未提前充(蓄水的情况下，才允许机组先按本标准5.2的规定，以水泵工况方式起动。水轮机和水泵工况起动试验完成后，机组发电和抽水的各项试验也可交替进行，交替的周期和
7、交替的试验项目可根据电站上水库、下水库的水位变化并考虑水工建筑物初期运行的要求来确定。3.4 可逆式抽水苔能机组水泵工况起动方式有异步起动、静止变频器(SFC)起动、背靠背同步起动和与主机同轴的辅助电动机起动。本标准内容只涉及前三种起动方式.3.5 根据抽水蓄能电站水工建筑物特点和上、下水库水位的变化要求，以及设备制造的特点，本标准规定的试验程序和项目允许作适当调整。3.6 机组辅助设备、继电保护、监控系统、测量系统以及与机组运行有关的各机械、电气设备、电气回路等均应根据有关专业标准的规定进行试验。3.7 机组起动试运行过程中应密切加强与电力系统调度联系，起动试运行程序方案应交电力系统调度部门
8、审核备案.中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局21-11-02批准2002- 04 -01实施1 GI18482-2001 3.8 机组起动试运行过程中出现的问题和缺陷应及时加以处理和消除。3.9 机组起动试运行过程中应充分考虑上、下水库充(苔)排(抽)水对库岸边坡稳定及对库区周围环境保护和植被生长的要求，保证交接验收后的机组能长期、安全、稳定地运行。4 术语和定义4. 1 可逆式抽水蓄能机组reversible pumped-storage unit 具有正反两种旋转方向的水泵/水轮机组，称为可逆式抽水蓄能机组.4.2 起动回路starting circuit 可逆式抽水蓄能机组以水泵工况
9、起动时所设置的电气一次回路。4国3起动设备starting equipment 起动回路中的各项电器设备。如隔离开关、断路器、电流互感器、电压互感器、电抗器、变压器、母线、电缆等。4.4 降压起动undervoltage start-up 电动机在低于额定电压下的异步起动。4.5 全压起动full-voltage start-up 电动机在额定电压下的异步起动。4.6 起动电阻starting resistance 异步起动时申接在转子绕组回路中的电阻。4.7 进出水口闸门inlet/outlet gate 上、下水库进出水口设置的闸门。4.8 迸出水主阀inlet/outlet main v
10、alve 设置在机组蜗壳与上水库引水管道间的球阀或牒阀.4.9 谐波滤波器harmonic filter 变频器工作时，为阻止谐波电流流入电网和发电机电压倒所设置的滤波器。4.10 静止变频器SFCstatic frequency converter 由品闸管换流桥及直流电抗器等设备组成的具有一定功率的静止式(非旋转电机式)频率变换设备。4.11 强迫换相forced phase reversing 变频器换流桥品闸管两端无足够电压，品闸管不能换相，必须要设置其他控制回路使其换相。4. 12 自然换相norrnal phase reversing 变频器换流桥品闸管两端有足够电压能使其换相。4
11、.13 变频器脉冲运行pulse operation of frequency converter 变频器换流桥品闸管处于强迫换相运行。4. 14 初始励磁电流initial excitation current 机组起动前通人转子的电流。4.15 背靠背同步起动back to back start up 起动机组(按发电机方式运行)与被起动机组(按电动机方式运行)通过起动母线在电气上互相连接的同步起动。4.16 零流量工况zero fIow condition 机组在额定转速下，蜗壳己充水至正常工作压力，水泵导叶(出水口)关闭时的水泵运行工况。5 各种起动方式试验5. 1 异步起动试验2 ,
12、 GB/T 18482-2001 5. 1. 1 起动回路及起动设备的检查试验a)起动设备经试验合格，耐压试验通过，已具备投入运行条件.耐压试验标准按GB50150进行。b)起动设备控制回路模拟试验完成，动作正确可靠。c)起动设备保护回路模拟试验完成，动作正确可靠，整定值符合设计要求。5. 1. 2转速继电器的整定用于降压起动切换至全压起动和用于自同期并网的转速继电器，在机组进行发电工况试验时，用实际转速校验其整定值，应符合设计要求。5. 1. 3 转子回路起动电阻的检查检查转子回路起动电阻的接线应正确，测定其电阻值应符合设计要求.5. 1.4 尾水管充气压水装置的检查a)尾水管水位位置接点已
13、按设计要求整定完毕。电气和液压系统操作回路调试完毕，经模拟试验各有关阀门和自动化元件等动作正确可靠pb)充气压水装置储气罐已充气并达到额定工作压力。处于自动运行状态号。在尾水管充水、迸出水主阀关闭、机组静止和导叶关闭状态下，进行尾水管充气压水试验，动作应正确可靠.测定水位被压至水泵/水轮机转轮以下高程所需时间、一次压水后储气罐压力降低值及压力恢复到额定工作压力所需时间，应符合设计要求$d)检查尾水管充气压水后补气装置的工作应正常，测定补气装置的工作周期。5. 1. 5 转轮止漏环冷却水和水环排水系统的检查a)转轮止漏环冷却水和水环排水操作系统及其阀门和自动化元件的动作应正确可靠gb)调整和整定
14、转轮止漏环冷却水的水压和流量应符合设计要求。c)用蜗壳减压管进行水环排水的系统，检查其控制阀门和自动化元件的动作应正确可靠。5.1.6 蜗壳补水装置的检查a)蜗壳补水装置各有关阀门和自动化元件的动作应正确可靠gb)调整和整定蜗壳补水装置的工作周期，使其符合设计要求a5. 1. 7 自同期回路的检查和试验a)进行自同期回路的模拟动作试验应正确可靠，录取励磁回路投入和起动电阻退出动作时序图应符合设计要求s的机组在静止状态下，对发电/电动机转子进行通流试验，录取励磁电流从零增至设定值的电流波形应符合设计要求。5. 1. 8 机组起动必须先进行水轮机工况的空运行试验，确认机组各部分运行正常后，方可进行
15、异步起动试验。a)迸出水主阀己可靠关闭g的技术供水系统已投入正常运行;泊、水、气系统各闸门己置于正确位置gd机组、辅属设备、起动设备已处于起动准备状态;d)水泵/水轮机转轮已处在空气中;e)推力轴承高压泊顶起装置已投入运行;f)全压起动回路和自同期回路退出运行，用起动断路器进行机组降压起动试验，在降压起动过程中用示波器录取下列各量:n=f(t) n 机组转速U.=f(t) U. 系统电压Um=f(t) Um 发电/电动机定于电压1m=f(t) 1m 发电/电动机定子电流3 、GB/T 18482-2001 U,=!(t) U，一发电/电动机转子电压1，=! 1，一发电/电动机转子电流P,=!(
16、t) P，一起动功率g)根据。录取的各量与设计值相比较，校核从降压起动切换至全压起动的继电器整定值，必要时可修正整定值，h)根据。录取的各量，校核转子回路起动电阻值，必要时可修正该电阻值3。自同期回路退出运行，全压起动回路投入运行，起动机组，进行降压起动和全压起动的自动切换试验，试验过程中用示波器录取量肉。$j)根据i)录取的各量与设计值相比较，校核自同期装置投入时的继电器整定值，必要时可修正整定值3k)自同期回路投入运行，进行自机组开始起动至并入电网全过程起动试验，试验过程中用示波器录取量同0，1)根据k)录取的各量同设计值相比较，必要时修正转速继电器整定值，优化机组起动特性gm)在机组起动
17、试验中，测定机组振动、摆度和各部轴承温度gn)在机组起动试验中，检查主轴密封、转轮止漏环冷却水和水环排水系统工作应正常，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g。)起动试验过程中，各继电保护应按规定投入运行或可靠闭锁gp)进行正常停机和事故停机试验，检查停机程序的正确性。5. 1.9 对于具有两种不同额定转速的电机，应分别在每一种额定转速下，按5.1.8要求进行机组起动试验。5.1.10 对于机组起动程序设计为先降压起动，然后自同期，最后切换至全压，则在录取5.1. 80各量后，校核自同期装置投入时的继电器整定值并进行自同期试验，最后进行从阵压切换至全压试验。
18、5.1.11 起动试验应在额定电压和设计规定的最低电压下进行。5.2 静止变频器起动试验5.2.1 起动回路及起动设备的检查和试验起动回lItr及起动设备的检查和试验同5.1.105.2.2 谐波滤波器的检查和试验a)谐波滤波器接线应正确gb)校核谐波滤波器电容器的电容量和电抗器的电感量应符合设计要求gc)测定谐波滤波器绝缘也阻应符合要求。并按规定进行交流耐压试验，试验电压应符合厂家规定。厂家无规定时，可按表l选定:表1谐波滤波器交流耐压试验电压值kV 谐波滤波器额定电压试验电压3 18 6 23 10 30 15 40 20 50 d)进行谐波滤波器电源断路器和其接地开关的联动试验，其投切操
19、作程序和相互间的闭锁应正确可靠。电源断路器分闸后允许再投入的延迟时间应符合设计耍求，e)检查谐波滤波器的保护，动作应正确可靠，整定值符合设计要求gf)进行谐波滤波器全电压合闸试验三次，合闸时起动母线的暂态过电压值不应超过设计值.如设4 GB!T 18482-2001 计无规定时，不宜超过其额定电压的1.20倍sg)谐波滤波器在额定电压下运行应无异常。测定谐波滤波器投入后起动母线电压升高值不应超过设计值。如设计元规定时，不宜超过其额定电压的1.05倍。5.2.3 静止变频器的检查和试验5.2. 3- 1 变频器冷却系统的检查a)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
20、作正确可靠，风机运行正常。风压、风量应符合设计要求$b)变频器如采用空气水冷却方式，除按a)项检查外，还应检查冷却水管连接是否良好，各管路经压力试验应元渗漏水现象，水压和流量应符合设计要求，自动控制和保护回路动作应正确可靠。管HII压力试验应按厂家要求进行，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10min; c)变频器如采用水-水冷方式(即水内冷方式)，一次冷却水和二次冷却水管路连接良好，各管路经压力试验或严密性试验元渗透漏水现象。水泵自动控制和保护回路动作正确可靠，水温、水压、流量和水电阻率等指示正确，其整定值符合设计要求。水泵运行正常，水压和流量符合设计要求。去离
21、子装置工作正常.管路压力试验应按厂家要求进行，如厂家元规定时，一次冷却水管路耐压试验压力值可为1.5倍的额定工作压力，保持时间为10rnin，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应元渗漏现象。5.2.3.2 变频器功率柜的检查a)测定变频器功率柜的绝缘电阻应符合要求，并进行交流耐压试验。试验电压应符合厂家规定.如厂家元规定时，可按表2选定z表2变频器功率柜交流耐压试验电压值kV 变频器额定电压试验电压3 18 6 23 10 30 15 40 20 50 b)可在换流桥每相支臂上施加试验电压，测量均压系数，应符合厂家规定。均压系数如厂家无规定时，在交流40
22、0V电压条件下测试不宜低于O.9。5.2. 3. 3 变频器控制柜的检查和试验a)测量变频器以及与变频器相连接的各控制阳路绝缘电阻应大于0.5MO , b)检查变频器各控制回路的电源配置系统，并进行通电检查，其电压值应符合要求zc)检查变频器的自动控制系统、逻辑单元、自巡检单元及信号报警等系统接线正确，并进行通电检查，各插件功能完好，d)检查品闸管触发系统，其脉冲波形正确，幅值符合要求5e)检查变频器保护系统，其整定值符合要求，动作正确可靠;f)检查变频器与起动回路各设备之间的接口，接线正确，动作可靠gg)检查变频器与其他各控制系统(如调速系统、励磁系统、电站监控系统及继电保护等)之间的接口，
23、接线正确，动作可靠。5.2.3.4 变频器短路试验a)将变频器直流输出经过直流电抗器短路p5 G/T 18482-2001 b)变频器保护全部投入运行;c)在变频器整流侧换流桥施加交流400V电源，检查整流如l换流桥各品闸管同步触发信号及相序是否正确，改变其控制角，录取直流输出电流波形图;d)在变频器整流徊tl换流桥施加额定电压，改变整流侧换流桥品闸管控制角，将直流输出电流从。逐渐增至额定值，检查、调整初优化电流闭环调节参数。直流输出电流值、输出电流波形及调节范围应符合厂家要求5e)用短路电流校验变频器保护，动作正确可靠，在定值符合要求。5. 2. 3. 5 变频器脉冲运行功能的检查和发电/电
24、动机定子通流试验a)发电/电动机转子处于机械制动状态;b)变频器逆变侧电气主回路已与发电/电动机定子连接，相关保护投入运行30变频器整流担j己与起动回路连接，相关保护投入运行gd)经过起动回路向变频器施加额定电压，在变频器整流侧换流桥处于于动调节状态下.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的正确性及逆变侧换流桥的换流逻辑功能。并录取变频器直流屯流输出波形;e)根据录取的变频器直流电流波形，进一步优化变频器脉冲运行参数，并按厂家要求整定直流输出电流值，。如变频器逆变侧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。5.2. 3.
25、 6 发电/电动机转子初始位置检测装置的试验a)对于用电磁感应原理来确定发电/屯动机转子初始位置的装置，应在发电/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友电/电动机定子三相电压波形，并对励磁调节器参数进行优化，使装置能正确判定发电/电动机转子初始位置;b)对于用机械位宣传感器来确定发电/电动机转子初始位置的装置，应在转子转动时，检查传感器输出信号应正确，幅值符合设计要求。并反复调整位宣传感器的机械位置，使装置能正确判定发电/电动机转子初始位置。5.2.4 机组励磁调节嚣的检查和试验a)检查初始励磁电流设定值应符合设计要求;们在机组静止状态下，向发电/电动机转子通入初始励
26、磁电流，录取从零增至设定值的电流波形应符合设计要求，c)检查励磁装置并联功率整流柜的均流情况。均流系数不应低于0.85。5.2.5 尾水管充气压水装置的检查尾水管充气压水装置的检查同5.1.L 5.2. 6 转轮止漏环冷却水和水环排水系统的检查转轮止漏环怜却水和水环排水系统的检查同5.1.5，5.2.7 蜗壳补水装置的检查蜗完补水装置的检在同5.1. 6。5.2.8 机组起lIJ6 a)迸出水主阀己可靠关闭gb)技术供水系统己投入正常运行;泊、水、气系统各阀门已宜于正确位置;c)变频器、机组及其辅属设备已处于起动准备状态;d)水泵/水轮机转轮己处在空气中;e)推力轴承高压油顶起装置已投入运行;
27、f)励磁系统已投入运行，-一一GB/T 18482-2001 g)用变频器起动机组。机组首次起动可在现地进行，起动后先应在低速下(约5%额定转速)检王军机组转动部分有无机械磨擦和撞击声，轴承温度是否正常，机组各部位振动摆度有无异常;h)检查主轴密封供水、转轮止漏环冷却水和水环排水运行是否正常，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;。在转速为5%额定转速下进行停机试验，检查停机程序的正确性及机械制动装置动作的可靠性pj)用变频器调整机组转速在0至10%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筒，求得变频器脉冲运行参数和电机参
28、数的是佳配合。并检查变频器由强迫换流过渡到自然换流的工作情况并调整至最住状态;k)逐步递升机组转速，检查机组的动平衡，如振动和摆度值超过标准时，应进行动平衡校正，重复试验，直至振动和摆度值符合标准。在水泵转向完成功平衡试验后，还应在发电转向进行校核，必要时调整配重块重量或改变配重块方位，重复试验，直至机组在水泵转向和发电转向两种运行工况下，其振动和摆度值均符合标准;)逐渐递升机组转速并稳定在20%额定转速，检查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。与起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
29、速下检查无异常后，可逐渐递升转速直至额定转速;m)机组起动过程中有条件时用谐波分析仪对主变压器高压侧、发电机电压倒及与变频器起动回路有关的其他分支回路进行谐波电压的测定，对于主变压器高压倒母线电压，其线电压电话谐波因数(THF)应小于1.5%，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继屯保护、监控系统、励磁系统、调速系统及厂内其他用电设备的正常运行;n)机组转速从零升至额定转速过程中，可用示泼器录取下列波形zn=/(t) n一机组转速1.=/(t) 1. 变频器整流侧电流1=/(t) 1m一发电/电动机定子电i流Um=/(t) Um 发电/电动机定子电压1,=
30、 /(t) 1，-:&，电/电动机转子电流t一时间根据录取的示泼图，优化变频器和励磁调节器参数;。)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gp)调整变频器起动功率，使机组转速从0升至额定值所需时间符合设计要求，并求得起动功率和起动时间的最优配合;q)变频器和励磁调节器在最优参数下，在现地以自动方式起动机组，检查自动开机程序的正确性gr)检查尾水管充气压水装置的动作应正确可靠。记录机组起动试验时补气装置的工作用期gs)在额定转速和领定电压下测定机组轴电压;。在额定转速下进行正常停机试验，检查停机程序的正确性，检查电制动投入程序并优化电制动参数;u)在额
31、定转速下进行事故停机试验，检查停机程序的正确性，录制灭磁示波图，求取灭磁时间常数:v)在起动试验过程中，严密监视各部轴承温度不应有急剧升高现象，加强观察各轴承泊槽油面的变化及有无甩泊现象，遇有异常情况应立即停机;w)对于容量按短时运行设计的变频器，在机组起动试验过程中应监视变频器的运行情况，其温升不应超过设计规定值。5.2.9 自动准同期试验7 一二 G/T 18482-2001 5.2.9.1 同期装置功能检查a)同期断路器相应的隔离开关在分闹位置，断开同期断路器合l可TI囚n，b)检查同期装置自动投入运行时的机组转速是否写整定值一致(通常约为额定转速的95%), c)机组在额定电压下，操作
32、变频II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.5.2. 9. 2 同期模拟试验a)同期断路器相应的隔离开关在分闸位置，同期断路器合闸回路接入sb)进行同期模拟试验，优化频率调节参数和电压诩节参数;c)用示波器监视同期断路器两侧电压相位，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;d)同期过程中录取起动断路器、同期断路器动作时序图，检查自发出同期指令至同期完成逻辑回路动作的正确性。5. 2. 9. 3 同期并网a)同期断路器的隔离开关处于合闸位置
33、.自动准同期装置投入运行，b)进行同期并列，录取电压波形图和断路器动作时序图$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素运行方式zd)记录机组从开始启动到同期结束的总时间。5.2.10 对于具有两种不同额定转速的电机，应分别在每一种额定转速下按5.2. 8和5.2.9条要求进行机组起动试验和自动准同期试验。5.3 背靠背同步起动试验(以下简称背靠背起动试验)5.3. 1 按5.1.1进行起动回路及起动设备的检查和试验。5. 3. 2 分别检查背靠背起动的机组各自的起动程序应正确，包括起动机组和被起动机组.5.3.3 进行起动回路中起动设备的动作试验，各隔离
34、开关和断路器的分气合位置应正确，并与背靠背选定机组相对应。5.3.4 进行起动断路器和同期断路器模拟联动试验，检查自起动开始至同期完成后，起动断路器和同期断路器动作程序的正确性。5. 3. 5 检查各继电保护是否己按不同运行方式正确投入和可靠闭锁，5.3.6初步设定起动机组起动时的导叶开启规律。5. 3. 7 起动机组的导叶开启规律设定后在无励磁情况下，起动机组，录取起动特性sn=j(t) n一机组转速S=j(t) S一接力II行程t一起动时间5.3.8 初步设定起动机组和被起动机组初始励磁电流设定值及其调节参数或机组问转差率设定值.5.3.9 在机组静止状态下，通人初始励磁电流，检查其是否与
35、设定值一致。5.3.10 进行背靠背起动试验，被起动机组的水泵/水轮机转轮应在空气中，起动过程中录取下列各量zn=j(t) n 各机组转速S=j(t) S一起动机组接力器行程P=j(t) P一起动功率UGE=j UGE一起动机组励磁电压IcE=f(t) ICE 起动机组励磁电流UME=j(t) UME一被起动机组励磁电压8 GB/T 18482-2001 IME=f IME-被起动机组励磁电流测定转速从0升至额定转速所需要的时间e5. 3. 11 根据5.3.10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启规律，重复试验，使其达到j是优配合，保证起动的可靠性。
36、5. 3- 12 起动过程中，监视继电保护运行情况，特别是在05Hz的低周范围内，是否有继电器频率特性和电流互感器变比误差引起继电保护误动情况。5. 3. 13 在起动过程中模拟机械和电气保护动作，检查起动机组和被起动机组紧急停机程序的正确性。5.3.14 检查自动准同期装置，在机组转速达到整定值后，同期装置应可靠投入。5.3.15 检查起动机组和被起动机组的频率调整和电压调整功能，优化调节参数。5. 3- 16 进行模拟同期试验和同期并网试验。5.3. 17 检查被起动机组并入电网后，起动机组自动停机程序的正确性.5. 3- 18 对具有转轮可在水中进行背靠背起动方式的机组，应根据转轮在水中
37、起动的特性，进行5.3.2至5.3. 17项试验。5. 3. 19 对于具有两种不同额定转速的电机，应分别在每一种额定转速下进行背靠背起动试验。6 6.1 6.2 水泵工况空载试验机组在导叶关闭和转轮在空气中的状态下并入电网运行。在水泵工况空载运行下检查和测量下列各量2一一发电/电动机输入功率p一一发电/电动机定子电流及转子电流g一一机组各部位温度3一一机组各部位振动及主轴摆度。检查各电气设备运行情况应正常。复核差动保护极性，测定差电流。检查主轴密封、尾水管充气压水系统、转轮止漏环冷却水和水环排水系统工作是否正常.6.3 6.4 6.5 6.6 数。检查和监视机组各辅助设备运行情况及油、水、气
38、系统的工作情况，记录上述设备测量表计指示读G.7 水泵工况空载试验应持续3h4 h.至机组各部位温度稳定为止。测定推力瓦温度及各部位温度不应超过设计规定值。6.8 进行停机试验，检查停机程序的正确性.6.9对于具有两种不同额定转速的电机，应分别在每一种额定转速下进行水泵工况空载试验。7 水泵工况抽水试验7. 1 试验前应具备的条件7. 1. 1 上水库和下水库已具备蓄水条件，下水库蓄水量己能满足机组抽水试验的要求。7.1.2 引水系统充水试验完毕，已具备过流条件.7. 1. 3 尾水系统充水试验完毕，已具备过流条件a7. 1.4 扬程己能满足机组抽水试验的要求.7.1.5上水库和下水库水位信号
39、在厂内已能正确显示。7.2 从零流量工况至抽水工况过渡过程的检查和试验7.2.1 根据实际扬程，设定导叶开度限制值。7.2.2 开启迸出水口闸门。7.2.3 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。9 G/T 18482-2001 7.2.4 开启迸出水主阀。7.2.5 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，录取导叶和转轮间的压力变化波形图，确定导叶最优开启时机和开启速度。7.2.6 开启导叶，从零流量工况过Ilt到抽水工况时，用示波器录取下列各最zPw=! Pw一发电/电动机输入功率P,=!(t) P, 导叶和转轮间压力P，=! P，一蜗壳
40、压力或钢管压力Pd=!(t) P, 尾水管压力S=!(t) S一接力器行程Q=!(t) Q 流量(有条件时录取)t 时间7.2.7 在上述过波过程中，用示波器录取机组上、下机架、顶盖、轴承支架振动及主轴摆度。7.2.8 根据7.2. 6、7.2. 7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。7.2.9 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。7.3 抽水试验7.3. 1 机组在抽水工况稳定运行下，测量下列各量2一一发电/电动机输入功率;一一导叶开度;一一抽水流量，一一扬程;一一机组振动、摆度、噪音;一一钢管、蜗壳、尾水
41、管压力和压力脉动$一一机组各部温度;一一各轴承冷却系统的流量和压力g一一轴电压。7.3.2 7.3.3 一致.检查主变压器及其他电气设备运行情况应无异常。根据实测的输入功率、扬程、流量和导叶开度同厂家提供的水泵/水轮机综合特性曲线相比较应7. 3. 4 检查抽水工况下的继电保护装置运行情况。7.3.5 抽水试验有条件时.应持续4h-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设计值。7.3.6 对于上水库需进行初期充水试验的电站，抽水试验应与上水库初充水试验相结合，上水库水位日上升速度应按上水库初期充水试验的有关要求选行。7. 3. 7 抽水试验应在设计规定的最低和最高扬程下进
42、行。7. 3. 8 对于具有两种不同额定转速的水泵/水轮机，有条件时可测定在不同扬程、不同转速下的抽水效率，以确定机组在不同转速下的扬程运行范围。8 水泵工J兄停机试验8. 1 正常停机试验8. ,. 1 机组在额定负荷下运行，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。8. 1.2 在停机减负荷过程中，选择断路器跳闹最优时机，在低负荷下避开振动区，切断负荷电流。10 L 一一一一一二一一-一二二一一飞G/T 18482-2001 8.1.3 停机过程中可用示波器录取主要程序动作时序图及n=j(t)转速特性。8. 1.4 记录白发出停机指令至机组转速降至零的
43、时间及停机程序全部执行完毕的总时间。8.2 事故停机试验8.2.1 机械事故停机试验。a)机组在额定负荷下，模拟机械事故触发停机指令，检查事故停机程序应正确sb)在事故停机过程中，可用示波器录取电动机定子和转子电压、电流、导叶开度、蜗壳和Jt水11压力等参数及n=j(t)转速特性;c)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。8.2.2 电气事故停机试验(p突然断电试验。a)机组在额定负荷下，模拟保护动作跳断路器。检查事故停机程序应正确。并录取下列波形图。9 n=j(t) n-机组转速Pp=j(t) Pp-蜗壳压力或钢管压力Pd=j(t) Pd-尾水管压力P ,=j(t)
44、P，-导叶和转轮问压力5=j(t) 5-接力器行程b)在电气事故停机试验过程中，用示波器录取机组各部位振动及主轴摆度sc)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sd)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。现地控制单元自动开、停机及运行工况转换试验9. 1 由现地控制单元进行各种工况的自动开、停机试验，包括异步起动、静止变频器起动、背靠背起动、机组由静止至抽水、抽水至静止、静止至水泵调相、水泵调相至静止等。9.2 运行工况转换试验9.2.1 水泵工况正常转发电工况试验a)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gb)检
45、查测频装置中，低频率的整定值应符合设计要求;c)人为输入低频率指令，将机组由水泵工况向发电工况转换，转换程序应正确。9.2.2 水泵工况紧急转发电工况试验a)机组在水泵工况下稳定运行，以分步方式操作停机，在断路器跳闸后，导叶关闭至零，并使转速在无制动状态下降至约5%额定转速，然后打开导叶，机组按发电机转向升速直至额定转速，检查自水泵停机再转至发电的程序应正确$b)以自动方式执行上述程序，检查程序转换应正确;。上述程序中断路器跳闸后，选择在水泵转向的某一转速，将导叶打开至-开度，测定在水力制动作用下机组各部振动、摆度、压力脉动及由该转速降至零的时间a该项试验应在不同转速和不同导叶开度下进行，以确
46、定水力制动强度和机组振动、摆度、压力脉动和转换时间的最优参数pd)在最优参数下，进行抽水紧急转发电全过程的自动转换，用示波器录取机组振动、摆度和压力脉动，其值不应超过设计规定。9.2.3 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3的检查测频装置中，高频率的整定值应符合设计要求;。人为输入高频率指令，将机组由发电工况向水泵工况转换，转换程序应正确。9.2.4 水泵调相试验a)进行水泵调相转抽水、抽水转水泵调相工况转换试验，转换程序应正确g一一.一11 GBI18482-2001 b)机组在水泵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
47、限制l保护整定范围应符合设计要求。10 电站监控系统自动开、停机、运行工况转换及成组调节试验10.1 将本标准第5-9章实测和录取的有关参数经优化后输入电站计算机监控系统。10.2 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。10.3 检查与机组起动和运行相关的各起动设备、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。10.4 进行自动开、停机试验，包括起动设备、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。10.5 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。10.6
