CN101430358A - 抽水蓄能电站首机首次水泵工况整组启动试验方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种抽水蓄能电站首机首次水泵工况整组启动试验方法，依次包括机组水泵工况试验、机组发电工况空载试验、机组发电工况负荷试验、工况转换试验和事故停机试验，所述机组水泵工况试验包括以下步骤：a.水泵工况空载试验：用静止变频器启动机组，机组在导叶关闭和转轮在空气中的状态下并入电网运行；b.水泵工况抽水试验：抽水工况稳定运行后，绘制水轮机/水泵的综合曲线；c.水泵工况停机试验：机组在额定负荷下运行，模拟机械事故和电气保护动作跳开断路器的事故停机，修正导叶关闭规律，优化过程参数。本发明采用首机首次水泵工况启动方案，不仅有利于节约工程费用，还能提前首台机组投产发电，社会和经济效益良好。
Description
一、技术领域：本发明涉及一种抽水蓄能电站整组启动试验方法，特别是涉及一种抽水蓄能电站首机首次水泵工况整组启动试验方法。
二、背景技术：随着电力工业的发展，电网容量和覆盖范围迅速扩大，电网调峰、事故紧急备用和黑启动等问题越来越突出。况且，我国的经济发展和水电资源的地域分布很不平衡，给水电资源稀少的东部地区电网带来更大的调峰困难。建设抽水蓄能电站是解决上述问题的经济、高效的办法。
抽水蓄能电站由上水库、下水库、输水***、地下厂房洞群以及地面500kVGIS开关站、继保楼和中控楼等建筑物组成。在设计时需要结合上、下水库、引水管道以及地下厂房的地理、地质等自然条件，并考虑所在电网的具体情况以及整个工程经济性等方面的因素，因此，主设备的设计、制造基本上是按“量体裁衣”的模式来进行地；同时，这些大型机电设备一般都是在使用(安装)现场组装的，这就要求在抽水蓄能电站建成后的试运行阶段进行设备技术参数的现场测试试验和设备性能测试试验。
宝泉抽水蓄能电站和其他上水库无天然来水的抽水蓄能电站一样，在首台机组首次启动试验时，将面临采取水轮机工况，还是水泵工况首次启动的问题。按传统的方式采用首次水轮机工况启动，则需要利用其他充水设备先向上水库充水，为水轮机空载工况启动试验贮备必需的调试水量。这既受到上水库施工完成时间和充水时间的限制，又存在充水用电量较大的问题。
三、发明内容：
本发明所要解决的技术问题是：克服现有技术的不足，提供一种不仅有利于节约工程费用，而且还能提前首台机组投产发电的抽水蓄能电站首机首次水泵工况整组启动试验方法。
本发明的技术方案是：一种抽水蓄能电站首机首次水泵工况整组启动试验方法，依次包括机组水泵工况试验、机组发电工况试验、工况转换试验和事故停机试验，首先进行所述机组水泵工况试验，所述机组水泵工况试验包括以下步骤：
a、水泵工况空载试验：用静止变频器启动机组，机组在导叶关闭和转轮在空气中的状态下并入电网运行；测量机组输入功率、定子和转子电流、机组各部位温度以及机组振动和摆度值，校验机组电动工况并网后的动平衡；空载运行至温度稳定为止，测定各部位温度和推力及导轴承瓦温，运行中如发现瓦温急剧上升现象，应立即停机，运行稳定后，进行自动停机试验，检查停机程序的正确性；
b、水泵工况抽水试验：操作机组充气压水***进行排气，监视尾水管水位上升情况和导叶和转轮之间的压力，录取压力变化示波图，确定导叶开启的最佳时机和开启速度；按进水球阀和导叶开启关系曲线，开启进水球阀和导叶；录取从零流量工况过渡到抽水工况时电机输入功率、导叶和转轮间压力、蜗壳压力、尾水管压力、接力器行程等参数；录取上下机架、顶盖、轴承支架振动及主轴摆度；根据上述录取数据和实际扬程，对导叶开启规律等进行修正和参数优化；抽水工况稳定运行后，测量电机输入功率、导叶开度、抽水流量、扬程、机组振动和摆度、噪声、蜗壳、尾水管压力和压力脉动、机组各部温度、冷却***流量和压力、轴电压等；根据实测的输入功率、扬程、流量和导叶开度等参数绘制水轮机/水泵的综合曲线，并和制造厂提供的曲线相比较；
c、水泵工况停机试验：机组在额定负荷下运行，在现地控制单元给出停机指令，检查自动减负荷及机组自动停机程序的正确性；记录正常停机过程中主程序动作的时序图和转速特性和总体时间，确定减负荷过程中断路器的跳闸时机；额定负荷下，模拟机械事故和电气保护动作跳开断路器的事故停机，检查水泵工况甩负荷试验停机程序的正确性，检查正常及机械事故停机点制动装置投入，保护装置的投入和闭锁情况；录取停机过程中的定子和转子的电流、电压、导叶开度、蜗壳和尾水管压力、导叶和转轮间压力、接力器行程、转速、总停机时间以及机组各部位振动和主轴摆度等参数，并根据上述参数的示波图，修正导叶关闭规律，优化过程参数。
所述水泵工况空载试验前先进行静止变频器启动试验、电气制动试验和自动准同期并网试验，依次包括以下步骤：
a、将静止变频器频率调节设定在5％左右的额定转速，合变频器输入侧断路器，启动变频器，水泵工况方向为俯视顺时针旋转；在5％左右的额定转速下停机，检查停机程序的正确性及制动装置动作的可靠性，记录制动装置投入时转速及投入至完全停止的时间；首次启动、停机检查合格后，再次开机，调整机组转速在0至10％之间，检查变频器脉冲运行功能，调整初始励磁电流设定值和直流输出设定值，求得变频器和电机参数的最佳匹配；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佳状态；逐级递升转速，校验机组动平衡，转速上升前退出机械刹车，至停机时转速下降至5％时再投入机械刹车，递升转速并稳定在20％额定转速，检查电气测量***和保护装置工作情况，检查合格后，逐级递升转速直至额定转速；录制机组从零转速升至额定转速过程中的时间以及录制机组转速、变频器整流侧电流、定子电流、定子电压、转子电流等示波图，记录，并根据示波图，优化变频器和励磁装置调节参数；参数优化后进行自动开、停机试验，在现地以自动方式启动机组，检查自动开机程序的正确性，在额定转速下进行正常及事故停机，检查停机程序正确性，录制灭磁示波图，计算灭磁时间常数；
b、在额定转速下进行正常停机时，进行机组电气制动试验：将电制动励磁电流定值设定为比额定电流较小的值，在停机的过程中投入电制动，检查电制动开关是否正常投入，励磁***是否正确动作，保护***应无异常反应，再将电制动励磁电流恢复至额定值，重复试验，记录在投与不投电制动的情况下转速下降情况，记录电制动投入时机组停机时间；
c、完成机组启动试验和参数优化后，以现地和监控***方式自动开、停机，进行同期试验，先进行同期模拟试验，优化频率和电压调节参数，合格后进行正式同期并网试验，录取启动断路器、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的正确性以及测定总时间。
所述机组发电工况试验包括以下步骤：
a、机组首次手动启动：手动缓慢打开导叶至机组开始转动，发电工况方向为俯视逆时针旋转，若无异常，继续增大导叶开度，手动开启导叶启动机组至10％额定转速，运行1min按紧急停机按钮停机，检查机组振动、摆度及温度参数；当转速达到5％时，手动投入制动装置；若机组无异常，再次手动开启导叶启动机组，在额定转速的20％、30％、40％各运行1min，在额定转速的50％运行20-30min，检查机组振动、摆度及轴承温升情况，检验测速装置，手动关闭导叶进行停机试验，观察制动装置的投入情况，记录停机过程曲线；机组无异常时，再次手动开启导叶启动机组，使机组在75％额定转速稳定运行5分钟，检查机组轴承温升、机械振动；若无异常，继续增大导叶开度，使机组在60％、70％、80％、90％额定转速下各运行5分钟，检查机组振动情况，机组转速达到90％转速后，可手动切除高压油顶起装置；若无异常，继续增大导叶开度，使机组在额定转速下稳定运行，升速过程中应严格监视机组运行情况，若遇异常情况应立即停机检查，记录机组的启动的起始开度和空载开度，复核电气转速接点输出，校核频率指示，测量机组残压；
b、空载运行下调速器调整试验：分别在不同的稳定运行组参数组合下，分别以±1Hz、±2Hz、±4Hz的阶跃量进行调速器的空载扰动试验，记录调节时间、调节次数、最大超调量，录制调速器扰动波形，选取最优一组空载运行调节参数，在自动调节状态下，记录接力器摆动量和摆动周期，记录机组3min转速波动值，机组转速摆动相对值不超过±0.15％；机组稳定后，在额定转速下测得振动数值超标，需进行水轮发电机动平衡试验，以克服由于转子质量动、静不平衡引起的机械振动；
c、手动停机及停机后的试验：机组稳定运行至各部位温度稳定后，手动投入高压油顶装置，在调速器电气柜关闭导叶，使机组停机，转速降至25％或厂家规定转速时，手动投入机械制动装置直至机组停转，解除制动装置使制动器复位，停机过程中，监视各部位温度变化情况，转速继电器动作情况，录制停机转速和时间关系曲线，检查各部位油槽油面变化情况；
d、机组过速试验：将机组电气过速和测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况，投入机械过速保护，手动开机至机组稳定运行，手动开大导叶，使机组升速至机械过速保护装置动作，检查升速过程中电气过速、机组测速装置各过速接点动作情况和机械过速保护动作情况，如达到机械过速定值时，机组未关机，则手动紧急关机，过速试验结束后，停机并做好安全措施后，对机组各部件进行全面彻底检查；
e、机组升流试验：手动开机至额定转速，各部位运转正常后手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流；使定子电流升至10％额定电流时，确认各相关电流互感器二次回路无开路，然后以25％、50％、100％额定电流继续升流，检查发电机各电流回路的正确性和对称性，录制额定电流下灭磁过程示波图，按每隔10％额定定子电流记录定子电流与转子电流，录制发电机三相短路特性曲线，在发电机额定电流下测量机组的振动与摆度，检查碳刷及集电环的工作情况；
f、机组升压试验：自动开机至空转运行，稳定后，测量残压，检查三线电压对称性；手动升压至25％额定电压，测量电压回路二次侧相序、相位和电压值；升至50％额定电压，跳灭磁开关，录制灭磁示波图，继续升至额定电压，机组各部振动、摆度值；测量发电机轴电压，检查轴电流及保护装置测量电压回路二次侧相序、相位和电压值；检查带电设备工作是否正常；额定电压下，跳灭磁开关，录制灭磁示波图，零起升压，每隔10％额定电压记录定子电压、转子电流和频率，录制空载上升曲线；升压至使励磁电流于额定值时，测量定子电压，定子最高电压不能超过定子额定电压的1.3倍，并在此电压下停留5分钟，接着下降至额定电压；由额定电压开始降压，每隔10％额定电压记录定子电压、转子电流和频率，录制空载下降曲线；
g、空载下励磁调节器的调整和试验：空载下检查励磁调节器手动与自动切换，主用、备用通道切换，录波观察切换的平稳性，在自动和手动两种方式下分别作灭磁试验，将发电机电压升至100％额定值，录取跳灭磁开关和逆变灭磁两种方式下发电机电压、转子电流、电压的变化过程，在录波图上读取灭磁时间常数；
h、机组并列试验：先进行模拟并列试验，合格后再进行正式并列试验，换相隔离开关置“断开”位置，解除换相隔离开关操作电源，解除换相隔离开关与发电机出口断路器的闭锁，解除调速器并网信号，监控***发“停机-发电”命令开机，进行机组的模拟并列试验，监视机组开机流程，同期装置投入，断路器合闸、调速器反应情况，检查同期装置工作情况，同时录制发电机电压、***电压、断路器合闸脉冲波形图，跳开断路器，根据波形图，检查、调整合闸导前时间，模拟并列试验合格后，恢复模拟并列的相关措施，合换相隔离开关，进行正式并列试验，录制***电压、发电机电压、断路器合闸脉冲示波图；
i、机组负荷试验：自动开机，并入电网后，分别按在机组现地单元位置以及上位机，逐级增加有功负荷，测量机组在各种负荷下的振动、摆度、各部瓦温、轴承温升、油温、油位、冷却水压力、流量、上下水库水位、尾水管压力值、进水流道水压、定子电压电流、转子电压电流、有功功率、无功功率、发电机噪声等参数；分别在调速器开度控制和功率控制状态下增减负荷，观察机组稳定性以及两者互相切换过程中机组的稳定性，调速器参数调整到最佳状态后，按不超过25％额定负荷的变化量突然增加或突然减少负荷，自动记录机组转速、蜗壳压力、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等过渡过程等参数，观察机组增加负荷时的振动情况，分别在0、50％、100％额定有功功率状态下，励磁调节器调整无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动；
j、机组甩负荷试验：分别在25％、50％、75％、100％额定负荷下，进行甩负荷试验，按规程要求记录甩前、甩中、甩后的机组转速、导叶开度、导叶关闭时间接力器往返次数、调速器调节时间、蜗壳实际压力、机组的摆度、振动值、瓦温变化情况等数据，并录制相关的过程曲线、甩额定负荷下灭磁特性以及记录甩25％额定负荷下接力器不动时间等，检查甩负荷时励磁调节器的稳定性和超调量以及调速器动态调节性能等，校核甩负荷时接力器紧急关闭时间；
k、机组发电调相及连续热稳定运行试验：机组在发电机状态下的调相运行工况有停机静止—发电调相，发电—发电调相，机组发电调相试验前，先进行调相压水试验，观察液压阀动作次数及尾水管液位开关状态与监控显示是否一致，记录自动补气时间间隔，压水完成后，按排气流程进行排气，液位开关应显示水位上升正常，试验前检查压水***各手阀处于打开位置，压水***应能完成连续两次压水，机组在调相运行时，记录导叶关闭后，转轮在水中空转运行时及在空气中运转时机组所消耗的有功功率；检查充气压水情况及补气装置动作情况；检查机组调相运行程序正确性，检查发电工况与调相工况互相切换时各自动化元件动作的正确性，记录工况切换时间，检查机组调相运行工况下，发电机无功功率调节情况，记录转子电流为零功率因数下的最大输出无功功率值。
所述工况转换试验和事故停机试验包括以下步骤：
a、现地控制单元自动开、停机及运行工况转换试验，由现地控制单元进行各种工况的自动开、停机试验，包括静止变频启动、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，水泵工况正常转发电工况试验：机组在运行状态下，进行水泵工况向发电工况转换试验；通过测频装置，人为输入低频率指令，将机组由水泵工况向发电工况转换，检查转换程序的正确性，水泵工况紧急转发电工况试验：机组水泵工况下稳定运行，分别以分步操作及自动方式停机，断路器跳闸后，导叶关闭至零，转速在无制动状态下降至约5％的额定转速后，打开导叶，机组按发电转向升速至额定转速，检查自水泵停机再转至发电程序的正确性，重复在断路器跳开后，不同转速、不同导叶开度的状态下，测定机组在水力制动下各部振动、摆度、压力脉动及由该转速降至零的时间，根据各种不同转速、不同导叶开度的测量值，确定水力制动强度和机组振动、摆度、压力脉动和转换时间等最优参数，在最优参数下，进行抽水工况紧急转发电工况全过程的自动转换，录取过程转换中机组振动、摆度和压力脉动等示波图，发电工况转水泵工况试验：机组在发电运行状态下，进行发电工况向水泵工况转换试验；通过测频装置，人为输入高频率指令，将机组由发电工况向水泵工况转换，检查转换程序的正确性，水泵调相和抽水运行试验：进行水泵调相转抽水、抽水转水泵调相的工况转换试验，检查转换程序的正确性；机组在水泵调相工况下稳定运行，进行无功功率调节试验，检查过励、欠励限制器保护整定范围是否符合设计要求；
b、电站监控***自动开、停机、运行工况转换试验：完成水泵启动、空载、抽水、工况转换、现地控制开停机等试验后，将试验中实测和录取的参数经优化后输入电站计算机监控***，利用电站计算机监控***进行自动开、停机试验和各种运行工况试验，检查自动开、停机程序的正确性和运行工况转换程序的正确性；检查上、下水库水位信号、拦污栅压差信号等与电站监控***的接口是否正常和其作用停机指令是否可靠，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，在厂用交流电自动切换过程中，不影响机组的正常安全运行；
c、机组事故停机试验：完成机组带负荷及甩负荷试验后，向***申请事故停机试验，批准后进行试验，分别在机组带额定负荷下模拟调速器低油压事故关闭导叶自动停机；机组带一定负荷下，模拟事故动作，机组甩负荷，动水中紧急关闭球阀试验，记录球阀动水中关闭时间、从球阀动作到停机的时间。
所述水泵工况启动扬程范围为491.73～505.78m；水泵工况上水库首次最低蓄水位为749.20m；水泵工况抽水流量为52.6～51.8m3/s；水泵工况导叶开度为13°；水泵工况输入功率为305～300MW；水轮机空载工况24h启动试验总用水量为70.848万m3；水轮机空载工况启动试验运行水头为505.68～500.9m，空载流量为8.2～8m3/s，空载导叶开度为7°～6.5°。
本发明的有益效果是：
1、本发明采用首机首次水泵工况启动方案，不仅有利于节约工程费用，而且还能提前首台机组投产发电，提前发电扣除抽水成本和其他摊销后，按照电量价格为0.168元/kW.h，30万kW机组发电量按每天5h计，其提前发电效益约为2071.44万元，经济效益明显。
2、本发明水泵异常低扬程运行的导叶开度为13°，最低异常低扬程为470m，相应的原型流量约为54m3/s，电网频率50Hz时的输入功率为295MW，并满足合同中对水泵正常运行范围内压力脉动值(导叶与转轮之间的压力脉动值△H/H<8％)的要求，水泵工况在此条件下运行不发生有害振动和空化破环，运行良好。
3、本发明通过宝泉电站首机首次水泵工况启动试验的工程实践及其经验总结，既顺利完成首台机组启动试验任务，又对上库无天然水源的其他抽水蓄能电站首机首次启动试验方式的选择提供了借鉴，推广后，具有更大的社会和经济效益。
四、具体实施方式：
实施例：抽水蓄能电站首机首次水泵工况整组启动试验方法依次包括以下步骤：
1、机组整组启动试验前必须具备的条件：
(1)上水库建成并经安全鉴定，已具备蓄水运行条件；下水库检查验收合格并已蓄水，进水口拦污栅前后无大块漂浮物，且下水库蓄水位和蓄水量均满足机组启动试验的要求；上、下水库的水力监测***功能正常，信号远传正确。
(2)1#尾水输水***和1#引水输水***充排水试验工作已结束，并通过检查、消缺处理和验收合格；上、下水库进/出水口闸门和尾水事故检修闸门及其控制***已安装调试合格，静水条件下的启闭试验满足启闭要求，并已投入使用。
(3)宝泉电站全厂接地网接地电阻测试已完成，全网接地电阻为0.654Ω符合设计要求。
(4)500kV***倒送电试验前的质量监督检查和安全评估工作已经现场检验通过。
2、首机首次水泵工况整组启动试验的运行参数：
水泵工况启动扬程范围：491.73～505.78m；水泵工况上水库首次最低蓄水位：749.20m；上水库首次最低蓄水位相应的总充水量：4.391万m3(由上水库6台施工供水***供水泵和厂房内2台上水库充水泵完成充水)；上水库上限/下限运行水位：762.00～757.71m；上水库上限运行水位和下限水位相应的库容：182.704万m3和111.856万m3；上水库上限运行水位与首次最低蓄水位间的总抽水量：181.904万m3(由首机首次水泵工况完成抽水)；下水库运行水位：257.50～255.50m上水库和1#引水输水***的总渗漏流量：0.072m3/s；首次水泵工况抽水流量：52.6～51.8m3/s；水泵工况导叶开度：13°；水泵工况输入功率：305～300MW；水轮机空载工况24h启动试验总用水量：70.848万m3；水轮机空载工况启动试验运行水头：505.68～500.9m；空载流量：8.2～8m3/s；空载导叶开度：7°～6.5°
3、机组尾水***及蜗壳充水试验：
3.1 充水前的检查和操作：机组充水试验的主要目的是检查尾水管、机组导水机构、蜗壳、球阀、水工建筑、相关密封、测压***管路的渗漏水情况。
(1)检查确认1#机球阀和1#尾水闸门处于关闭状态；
(2)检查确认蜗壳进人门、尾水管进人门处于关闭状态并且密闭性良好；
(3)关闭蜗壳、尾水管排水阀；
(4)检查调速器，导水机构处于关闭状态，投入接力器锁定；
(5)投入水轮机主轴检修密封；
(6)投入发电机机械制动；
(7)检查确认1#机到其他机组的供水管路已封堵完好；
(8)打开1#机组尾水管和蜗壳排气阀。
3.2 尾水充水试验
(1)检查尾水检修闸门处于开启状态，事故门为关闭状态。开启尾水事故门充水阀充水，在尾水管进人门放水阀和顶盖测压表处监视尾水位，记录充水时间及尾水水位，无异常后打开蜗壳检修排水阀向蜗壳充水；
(2)检查尾水水位以下土建部位及各进人门、顶盖，测压管路等应不漏水；
(3)充水过程中必须密切监视尾水管进人门、导水机构及空气围带、水轮机顶盖、蜗壳进人门、蜗壳排水管、球阀伸缩节、测压***管路等处有无渗漏，并记录测压表计的读数，若发现异常情况，立即停止充水，并将尾水管排空进行处理。
(4)充水至尾水平压后(压差一般不超过0.02Mpa)且各部分正常后，关闭蜗壳检修排水阀，做静水中尾水门的现地及远方启闭试验，合格后提升尾水门至全开位置，闸门位置指示准确，记录充水时间、闸门起、闭时间及各表计显示值。
(5)尾水充水后，退出检修密封，投入大轴工作密封，进行主轴密封上浮量的测量和静水状态下导叶全开、全关动作试验。
(6)全关导叶，进水球阀在关闭状态，进行转轮室充气压水试验，检查动作是否可靠。测定水位被压至水泵水轮机以下高程所需时间、一次压水储气罐压力降低值及压力恢复到额定工作压力所需时间，符合设计要求。
3.3 蜗壳充水试验
(1)蜗壳充水前已完成引水***、上水库的充水，并在蜗壳充水前已进行了进水口闸门静水中的启闭试验。
(2)调速***压油装置正常运行，调速器处于手动位置。
(3)缓慢退出球阀的工作密封，向蜗壳段充水，充水过程中监视蜗壳水压变化，排水管是否漏水。
(4)充水过程中，检查蜗壳进人门、排水阀、顶盖、各测压表计及管路是否漏水，顶盖排水是否畅通，记录并监视水力机械测量***中各压力表计读数。记录充水时间、水位等参数。
(5)充水平压后，在现地和远方进行球阀在静水中启闭操作试验，记录开启和关闭时间。手动操作合格后，进行自动操作试验。
(6)检查尾水事故闸门和进水球阀联锁功能的正确性。
3.4 水淹厂房模拟试验
(1)试验目的是检查在厂房水位异常信号发出后，上水库闸门、主进水阀、导叶、尾水门紧急关闭情况及声光报警动作情况。
(2)试验前采取措施，导叶应可靠关闭，将主进水阀、上水库闸门、尾水事故闸门置于全开位置。
(3)模拟厂房水位异常液位开关动作，机组应收到闭锁启动信号，上水库闸门、尾水事故闸门、主进水阀、导叶应关闭，全厂水淹厂房声光报警应可靠发出，监控***显示应正确。
4、机组水泵工况试验
4.1 机组启动前的准备
(1)发电/电动机相关继电保护、励磁***、SFC***及现地监控***已按要求完成了相应调试，具备正常投运条件；发电/电动机的定子绝缘电阻经测试符合水泵工况起动要求；机组分部调试时出现的问题已处理合格；
(2)主机各部位已清理干净；机组各***的运行、检修试验人员已进入岗位。机组的振动摆度等仪器仪表已架设好；
(3)各部冷却水、润滑水已投入，水压、流量正常；润滑油***、操作油***工作正常；油槽油位正常，漏油装置处自动位置；
(4)高、低压压缩气***按自动方式运行正常；
(5)投入水轮机主轴密封水，排检修密封气压至零，启动高压油顶起装置；
(6)按运行记录要求，记录上及下游水位，压差、各部位水压、流量等以及各部位的起始温度等运行参数；
(7)关闭球阀，全开尾水闸门，机组转轮室分步进行进气压水；
(8)油压装置至调速器主供油阀已开启，液压操作柜已接通压力油，油压、油位正常，油压装置处在自动位置；调速器切“手动”位置；
(9)机组电气过速保护连接压板投至信号位置，其它各水力机械保护、电气保护均投入；机组现地控制单元投入运行，处在工作状态，并已接入外部调试终端。
4.2 静止变频器(SFC)启动试验
4.2.1 启动设备的检查
(1)静止变频器(SFC)启动设备、控制***经试验合格，耐压试验通过，具备投运条件；
(2)转子位置检测装置、励磁装置检查试验合格，励磁装置初始励磁电流设定值符合设计要求；
(3)尾水管充气压水装置、转轮上下迷宫环冷却水和水环排水***以及蜗壳补水装置检查试验合格。
4.2.2 静止变频器(SFC)启动机组
(1)启动前，确认进水口球阀已可靠关闭；技术供水***已投入正常运行；油、水、气***各阀门已置于正确位置；变频器、机组及其辅助设备已处于启动准备状态；水轮机/水泵转轮处在空气中；推力油轴承高压油顶装置已投入运行；励磁***已投入运行。
(2)机组动平衡测试装置已架设就绪。
(3)将变频器频率调节设定在5％左右的额定转速，合变频器输入侧断路器，并检查SFC输出闸刀、输出开关、1#机被拖动闸刀等按程序合闸。启动变频器，水泵工况方向为俯视顺时针旋转；机组起动时检查机组转动部分有无摩擦和撞击声，振动、摆度、轴瓦温度是否异常；SFC拖动机组过程中，要密切监视SFC输入、输出变压器运行正常。
(4)检查主轴密封水、上下迷宫环冷却水和水环排水***是否正常，各自动化元件的动作是否可靠。
(5)在5％左右的额定转速下停机，检查停机程序的正确性及制动装置动作的可靠性，记录制动装置投入时转速及投入至完全停止的时间。
(6)首次启动、停机检查合格后，再次开机，调整机组转速在0至10％之间，检查变频器脉冲运行功能，调整初始励磁电流设定值和直流输出设定值，求得变频器和电机参数的最佳匹配；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佳状态。
(7)逐级递升转速，校验机组动平衡。转速上升前退出机械刹车，至停机时转速下降至5％时再投入机械刹车，以下同。
(8)递升转速并稳定在20％额定转速，检查电气测量***和保护装置工作情况。
(9)检查合格后，逐级递升转速直至额定转速。检查机组各部位运转情况。检查尾水管充气压水装置动作是否可靠，记录补气装置的工作周期，在额定转速、额定电压下测量机组轴电压。
(10)录制机组从零转速升至额定转速过程中的时间以及录制机组转速、变频器整流侧电流、定子电流、定子电压、转子电流等示波图，记录。并根据示波图，优化变频器和励磁装置调节参数。
(11)在额定转速下，进行正常停机，检查停机程序的正确性，并按照4.2.3电气制动试验内容，检查电制动投入程序并优化其参数。
(12)参数优化后进行自动开、停机试验。在现地以自动方式启动机组，检查自动开机程序的正确性。在额定转速下进行正常及事故停机，检查停机程序正确性，录制灭磁示波图，计算灭磁时间常数。
4.2.3 电气制动试验
(1)在额定转速下进行正常停机时，进行机组电制动试验，检验机组电制动功能，比较电制动与正常制动效果；试验时测定投入电制动时的转速、励磁及定子电流、投入混合制动时的转速、总制动时间等参数，使之符合设计要求。
(2)主要过程及项目：将电制动励磁电流定值设定为比额定电流较小的值。在停机的过程中投入电制动，检查电制动开关是否正常投入，励磁***是否正确动作，保护***应无异常反应。再将电制动励磁电流恢复至额定值，重复试验。记录在投与不投电制动的情况下转速下降情况，记录电制动投入时机组停机时间。
(3)电制动试验可与其他试验项目结合进行。制动过程中注意检查继电保护***是否收到正确的工况模式信号。初期试验时，应注意解除保护***到GIS开关站的跳闸信号，避免误跳主变。
4.2.4 自动准同期并网试验
(1)完成机组启动试验和参数优化后，以现地和监控***方式自动开、停机，进行同期试验，先进行同期模拟试验，优化频率和电压调节参数，合格后进行正式同期并网试验。
(2)录取启动断路器、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的正确性以及测定总时间。
4.3 水泵工况空载试验
(1)完成启动试验和同期试验后，进行水泵工况的空载试验。
(2)用SFC启动机组，机组在导叶关闭和转轮在空气中的状态下并入电网运行。
(3)检查各电气设备运行情况，检查差动保护极性以及有关保护装置动作的闭锁情况。
(4)检查主轴密封情况、尾水管充气压水***、迷宫环冷却水和水环排水***工作情况。
(5)检查和监视辅机***设备运行情况及油、水、气***运行情况，记录相关数据。
(6)测量机组输入功率、定子和转子电流、机组各部位温度以及机组振动和摆度值，校验机组电动工况并网后的动平衡。
(7)空载运行至温度稳定为止，测定各部位温度和推力及导轴承瓦温不超过设计规定值。运行中如发现瓦温急剧上升现象，应立即停机。
(8)运行稳定后，进行自动停机试验，检查停机程序的正确性。
4.4 水泵工况抽水试验
(1)完成机组启动试验、同期试验和空载试验后，进行水泵抽水试验。
(2)进行抽水试验前，对引水***和尾水***全面检查；
(3)检查上下水库水位，其水位信号在厂房内能正确显示；
(4)根据试验时的实际扬程，设定导叶开度限制值。
(5)开启进出水口闸门。
(6)用SFC启动机组，机组在导叶关闭和转轮在空气中运行状态下并入电网。
(7)操作机组充气压水***进行排气，监视尾水管水位上升情况和导叶和转轮之间的压力，录取压力变化示波图，确定导叶开启的最佳时机和开启速度。
(8)按进水球阀和导叶开启关系曲线，开启进水球阀和导叶。
(9)录取从零流量工况过渡到抽水工况时电机输入功率、导叶和转轮间压力、蜗壳压力、尾水管压力、接力器行程等参数；录取上下机架、顶盖、轴承支架振动及主轴摆度；监视保护装置工作情况，监测调速器实际运行参数。
(10)根据上述录取数据和实际扬程，对导叶开启规律等进行修正和参数优化。
(11)抽水工况稳定运行后，测量电机输入功率、导叶开度、抽水流量、扬程、机组振动和摆度、噪声、蜗壳、尾水管压力和压力脉动、机组各部温度、冷却***流量和压力、轴电压等。同时注意监视上水库水位上升情况。
(12)根据实测的输入功率、扬程、流量和导叶开度等参数绘制水轮机/水泵的综合曲线，并和制造厂提供的曲线比较应一致。
4.5 水泵工况停机试验
(1)完成水泵工况抽水试验后，进行水泵抽水的工况下正常停机试验和事故停机试验。
(2)机组在额定负荷下运行，在现地控制单元给出停机指令，检查自动减负荷及机组自动停机程序的正确性。
(3)记录正常停机过程中主程序动作的时序图和转速特性和总体时间，确定减负荷过程中断路器的跳闸时机。
(4)额定负荷下，模拟机械事故和电气保护动作跳开断路器的事故停机，检查水泵工况甩负荷试验停机程序的正确性，检查正常及机械事故停机点制动装置投入，保护装置的投入和闭锁情况。
(5)录取停机过程中的定子和转子的电流、电压、导叶开度、蜗壳和尾水管压力、导叶和转轮间压力、接力器行程、转速、总停机时间以及机组各部位振动和主轴摆度等参数，并根据上述参数的示波图，修正导叶关闭规律，优化过程参数。
5、机组发电工况试验
5.1 启动前的准备
(1)检查机组水泵工况起动时出现的问题已处理合格；
(2)机组各***的运行、检修试验人员已进入岗位，机组的振动摆度、动平衡测量仪等仪器仪表已架设好；
(3)顶盖排水***、高中低压压缩气***按自动方式运行正常；
(4)各部冷却水、润滑水已投入，水压、流量正常；润滑油***、操作油***工作正常；油槽油位正常，漏油装置处自动位置；投入水轮机主轴密封水，检修密封排除气压至零；
(5)按运行记录要求，记录上及下游水位，压差、各部位水压、流量等以及各部位的起始温度等运行参数；
(6)启动推力轴承高压油顶起***，解除机组机械制动，确认制动复归信号和实际位置对应；机组制动器置手动控制方式。
(7)油压装置至调速器主供油阀已开启，液压操作柜已接通压力油，油压正常，油压装置处在自动位置；调速器切“手动”位置；
(8)断开发电机出口断路器、换相隔离开关、电制动断路器和灭磁开关；拔出集电环碳刷；
(9)机组电气过速保护连接压板投至信号位置，其它各水力机械保护均投至保护位置；
(10)机组现地控制单元投入运行，处在工作状态；
(11)在发电机出口一次侧，临时接一个数字式频率计，监测机组转速；频率计放置在调速器电气柜旁。
5.2 机组首次手动启动
(1)1#进水球阀为开启状态，拔出接力器锁锭，在调速器电气柜上采用电手动方式缓慢打开导叶，待机组转动后关闭导叶。检查机组转动部位和静止部位之间有无摩擦或碰撞情况，并检查机组转动方向，发电工况方向为俯视逆时针旋转。
(2)手动缓慢打开导叶至机组开始转动，若无异常，继续增大导叶开度，手动开启导叶启动机组至10％额定转速，运行1min按紧急停机按钮停机，检查机组振动、摆度及温度参数；当转速达到5％时，手动投入制动装置。
(3)若机组无异常，再次手动开启导叶启动机组，在额定转速的20％、30％、40％各运行1min，在额定转速的50％运行20-30min，检查机组振动、摆度及轴承温升情况；检验测速装置；手动关闭导叶进行停机试验，观察制动装置的投入情况，记录停机过程曲线。
(4)机组无异常时，再次手动开启导叶启动机组，使机组在75％额定转速稳定运行5分钟，检查机组轴承温升、机械振动。
(5)若无异常，继续增大导叶开度，使机组在60％、70％、80％、90％额定转速下各运行5分钟，检查机组振动情况。机组转速达到90％转速后，可手动切除高压油顶起装置。
(6)若无异常，继续增大导叶开度，使机组在额定转速下稳定运行。记录机组的启动的起始开度和空载开度。复核电气转速接点输出，校核频率指示；测量机组残压。
(7)升速过程应严格按照制造厂提供曲线进行，升速过程中应严格监视机组运行情况，若遇异常情况应立即停机检查。
(8)升速过程中，对各部位轴承温度进行监视。至额定转速后，半小时内每5分钟记录一次机组各部的轴瓦温度，半小时后每10分钟记录一次，1小时后30分钟记录一次，绘制推力和各部导轴承的温升曲线。
(9)升速和至额定转速过程中，监视并记录机组各部位的摆度值、振动值，检查测量值是否符合规范要求；监视并记录各部位油位、油压、水温、水压、流量等值。
(10)监视水轮机主轴密封，记录顶盖排水运行情况。
(11)监视机组各部位的油槽运行情况，温度稳定后标示运行油位。
(12)测量发电机一次侧残压及相序，波形正常，相序正确。
(13)机组启动过程中，如发现金属碰撞声、轴瓦温度突然升高、机组摆动过大等异常情况立即停机。
5.3 空载运行下调速器调整试验
(1)机组各部位运行稳定后，进行空载运行下调速器调整试验。
(2)设置一组空载调节参数，切换调速器至自动运行，观察切换的平稳和调节器稳定性。在A通道和B通道多次进行手动-自动-手动的切换，检查切换的可靠性。频率给定的调整范围符合要求。
(3)在自动运行方式下，观测机组转速相对摆动值，调整机组的调节参数，使之符合设计、规范要求。
(4)将调速器“频率给定”置于额定频率，并预置一组调节参数。调速器自动运行，并稳定于额定转速。在不同的调节参数组合下，观察能使机组稳定的调节参数范围。
(5)空载下调速器扰动试验，分别在不同的稳定运行组参数组合下，分别以±1Hz、±2Hz、±4Hz的阶跃量进行调速器的空载扰动试验，记录调节时间、调节次数、最大超调量，录制调速器扰动波形。要求最大超调量不超过转速扰动量的30％；超调次数不超过2次；从扰动开始到不超过机组转速摆动值为止的调节时间符合设计要求。选取最优一组空载运行调节参数，在自动调节状态下，记录接力器摆动量和摆动周期，记录机组3min转速波动值。机组转速摆动相对值不超过±0.15％。
(6)在机组稳定后测定转速的摆动值和摆动周期，记录油压装置油泵向油罐及操作油管路***送油的时间和工作周期。
(7)机组稳定后，在额定转速下测得振动数值超标，需进行水轮发电机动平衡试验。
(8)动平衡试验目的是克服由于转子质量动、静不平衡引起的机械振动。根据发电电动机上下机架的水平振动双幅值进行计算和分析，确定转子的配重量与部位。配重后进行试验，检查动平衡情况，反复试验直至振动值合乎规范要求。具体试验步骤与要求，依据制造厂的技术文件进行。
5.4 手动停机及停机后的检查
(1)机组稳定运行至各部位温度稳定后，进行手动停机。
(2)手动投入高压油顶装置；在调速器电气柜关闭导叶，使机组停机。转速降至25％或厂家规定转速时，手动投入机械制动装置直至机组停转。解除制动装置使制动器复位。手动切除油顶装置后，监视机组不应有蠕动。
(3)停机过程中，监视各部位温度变化情况，转速继电器动作情况，录制停机转速和时间关系曲线，检查各部位油槽油面变化情况。
(4)停机后投入接力器锁锭和检修密封，关闭主轴密封润滑水。检查机组各部位，特别是转动部件的螺丝、销钉、锁片、键等有无松动、脱落；焊缝有无开裂等异常情况；检查制动盘磨损情况，并对相关参数进行再调整。
5.5 机组过速试验
(1)机组空载运行试验合格后，并经停机检查合格后进行机组过速试验。
(2)将机组电气过速和测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况。投入机械过速保护。
(3)手动开机至机组稳定运行。
(4)手动开大导叶，使机组升速至机械过速保护装置动作。检查升速过程中电气过速、机组测速装置各过速接点动作情况和机械过速保护动作情况。如达到机械过速定值时，机组未关机，则手动紧急关机。
(5)记录过速试验过程中各部轴承的温升情况。测量机组振动、摆度、瓦温与间隙。
(7)过速试验结束后，停机并做好安全措施后，对机组各部件进行全面彻底检查。
(8)过速试验依照制造厂要求，在机组做完动平衡试验无异常后进行，但过速试验进行前，调速器不得置“自动”方式运行。
5.6 机组无励磁自动开机及停机试验
(1)自动开、停机检查项目：开机顺序正确性；推力轴承高压油顶起装置的工作情况；技术供水投入情况；调速器工作情况；发出开机脉冲至机组转动的时间及达到额定转速的时间；停机程序的正确性；发出停机脉冲至转速降至制动转速所需的时间；制动装置自动投入的正确性。
(2)开机前，确认调速器处在“自动”位置，功率给定处在“空载”位置，频率给定置于额定频率；调速器其余参数处在空载最佳位置。
(3)开机前，确认机组各附属设备处在“自动”位置。确认接力器锁定和制动器实际位置与自动回路信号相一致，并投入水力机械保护。
(4)分别在机旁和中控室进行计算机监控控制方式的自动开机。
(5)模拟水机或电气事故进行自动停机试验。
5.7 机组升流试验
5.7.1 发电机升流前的准备
(1)投入机组水力机械保护；
(2)投入动平衡测试装置；
(3)恢复发电机集电环碳刷；
(4)利用发电机出口电制动断路器设置三相短路点；
(5)励磁电源通过1#机励磁变取自主变低压侧的***电源。
5.7.2 发电机升流试验及检查项目
(1)手动开机至额定转速，各部位运转正常；
(2)手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流；使定子电流升至10％额定电流时，确认各相关电流互感器二次回路无开路，然后以25％、50％、100％额定电流继续升流。
(3)检查发电机各电流回路的正确性和对称性；
(4)检查继电保护电流回路的极性和相位、表计接线及指示的正确性；
(5)检查灭磁开关跳开灭磁情况，录制额定电流下灭磁过程示波图；
(6)按每隔10％额定定子电流记录定子电流与转子电流，录制发电机三相短路特性曲线；
(7)在发电机额定电流下测量机组的振动与摆度，检查碳刷及集电环的工作情况；
5.7.3 发电机绝缘测试及短路干燥
(1)测量定子绕组对地、吸收比或极化指数，并根据绝缘电阻值、吸收比值或极化指数判定是否需要发电机干燥；(吸收比40℃以下时不小于1.6，极化指数在1.5-2.0之间)1#机组在SFC带机组起动前测试绝缘，不进行干燥。
(2)发电机短路干燥按下述要求进行：干燥时每小时温升控制在8℃以下，定子最高温度不超过80℃，热风温度不超过70℃。干燥时关闭空气冷却器冷却水，定子电流控制在额定值的25％～50％。绝缘电阻符合要求并稳定4～8小时，停止干燥。停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机。
(3)停机后调整空气冷却器的水压至设计要求值。
(4)对发电机定子绝缘电阻值、吸收比或极化指数进行复测。
5.8 升压试验
5.8.1 机组升压试验前的准备
(1)断开电制动断路器，换相隔离开关、启动隔离开关和发电机出口断路器都在断开位置；
(2)投入发电机电流保护，投入辅助设备及信号回路电源；
(3)投入定子绕组局放监测装置和机组振动、摆度及空气气隙监测装置；
5.8.2 机组升压试验及检查项目
(1)自动开机至空转运行，稳定后，测量残压，检查三线电压对称性；
(2)手动升压至25％额定电压，测量电压回路二次侧相序、相位和电压值；检查带电设备工作是否正常；
(3)升至50％额定电压，跳灭磁开关，录制灭磁示波图。
(4)继续升至额定电压，机组各部振动、摆度值；测量发电机轴电压，检查轴电流及保护装置测量电压回路二次侧相序、相位和电压值；检查带电设备工作是否正常；
(5)额定电压下，跳灭磁开关，录制灭磁示波图；
(6)零起升压，每隔10％额定电压记录定子电压、转子电流和频率，录制空载上升曲线；
(7)升压至使励磁电流于额定值时，测量定子电压(此时为发电机最高电压)，定子最高电压不能超过定子额定电压的1.3倍，并在此电压下停留5分钟，接着下降至额定电压；
(8)由额定电压开始降压，每隔10％额定电压记录定子电压、转子电流和频率，录制空载下降曲线；
(9)在发电机中性点位置和发电机出口位置分别设单相接地点，手动加励磁，递升接地电流至保护装置动作，检查动作的正确后投入接地保护装置。
(10)在励磁***转子电压回路，串联标准电阻箱接地，模拟转子一点接地，校验转子一点接地保护。
5.8.3 空载下励磁调节器的调整和试验
(1)起励单元手动调节范围调整：发电机额定转速下，励磁处于手动位置，调整励磁手动控制单元的控制范围，下限不高于空载励磁电压的20％，上限不低于额定励磁电压的110％。
(2)进行自动起励试验，录制波形，观察启励过程、读取启励时间及动态调节品质。
(3)励磁处于自动位置下，检查励磁***的电压调节范围。自动励磁调节器在70％-110％空载额定电压下能自动平稳调节。
(4)空载下检查励磁调节器手动与自动切换；主用、备用通道切换；录波观察切换的平稳性。切换前应检查手动与自动、通道之间的跟踪情况。
(5)励磁调节器投入；带励磁调节器开机、停机等情况下的稳定性和超调量。
(6)空载下10％阶跃响应试验。检查测量自动励磁调节器的超调量、超调次数、调节时间等参数。
(7)空载下录制带自动励磁调节器的发电机电压—频率特性曲线。
(8)在自动和手动两种方式下分别作灭磁试验。将发电机电压升至100％额定值，录取跳灭磁开关和逆变灭磁两种方式下发电机电压、转子电流、电压的变化过程，在录波图上读取灭磁时间常数。
(9)励磁调节器的欠励、过励、PT断线、过压、过流保护装置调整及动作模拟。
5.9 电气制动试验
由于在水泵工况下，已完成机组制动装置的试验，因此，在水轮机工况下，只需进一步加强观察和监视工作，以验证在水轮机工况下的制动装置工作正确性。
5.10 机组并列试验
(1)机组正式并列试验前，先进行模拟并列试验，合格后进行正式并列试验。机组正式并列试验必须向***申请，同意后方可进行。
(2)换相隔离开关置“断开”位置，解除换相隔离开关操作电源，解除换相隔离开关与发电机出口断路器的闭锁。解除调速器并网信号，监控***发“停机-发电”命令开机，进行机组的模拟并列试验，监视机组开机流程，同期装置投入，断路器合闸、调速器反应情况。检查同期装置工作情况，同时录制发电机电压、***电压、断路器合闸脉冲波形图。跳开断路器，根据波形图，检查、调整合闸导前时间。
(3)模拟并列试验合格后，恢复模拟并列的相关措施，合换相隔离开关，进行正式并列试验，录制***电压、发电机电压、断路器合闸脉冲示波图。
5.11 机组负荷试验
(1)机组带甩负荷试验须向***申请，批准后方可进行。
(2)机组带负荷试验主要包括：机组带负荷下，机组及各部位运行情况检查、调整、振动值测量；检验在调速器、励磁装置以及用计算机监控***调整负荷的正确性；带负荷下调速器在功率和速度控制方式下的稳定性；负荷突变试验；带负荷下励磁调节器试验等。
(3)自动开机，并入电网后，分别按在机组现地单元位置以及上位机，逐级增加有功负荷，观察水轮发电机组、发电机配电设备、主变、高压电缆等高压配电设备的运行情况，检查各仪表、监控***指示的正确性，测量机组在各种负荷下的振动、摆度、各部瓦温、轴承温升、油温、油位、冷却水压力、流量、上下水库水位、尾水管压力值、进水流道水压、定子电压电流、转子电压电流、有功功率、无功功率、发电机噪声等参数。
(4)分别在调速器开度控制和功率控制状态下增减负荷，观察机组稳定性以及两者互相切换过程中机组的稳定性。
(5)调速器参数调整到最佳状态后，按不超过25％额定负荷的变化量突然增加或突然减少负荷，自动记录机组转速、蜗壳压力、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等过渡过程等参数，观察机组增加负荷时的振动情况。
(6)分别在0、50％、100％额定有功功率状态下，励磁调节器调整无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动。
(7)测定并计算发电机端电压调差率，其调节特性有良好的线性。
(8)在***调度的指导下，进行电力***稳定器(PSS)调整试验。
(9)调节无功负荷，分别对励磁装置最大励磁电流、过励、欠励、V/f等限制器及保护进行试验和整定。
(10)各级负荷下连续热稳定运行试验。
5.12 机组甩负荷试验
(1)分别在25％、50％、75％、100％额定负荷下，进行甩负荷试验。按规程要求记录甩前、甩中、甩后的机组转速、导叶开度、导叶关闭时间接力器往返次数、调速器调节时间、蜗壳实际压力、机组的摆度、振动值、瓦温变化情况等数据，并录制相关的过程曲线、甩额定负荷下灭磁特性以及记录甩25％额定负荷下接力器不动时间等。
(2)检查甩负荷时励磁调节器的稳定性和超调量以及调速器动态调节性能等。校核甩负荷时接力器紧急关闭时间。
5.13 机组发电调相及连续热稳定运行试验
(1)机组在发电机状态下的调相运行工况有：停机静止—发电调相，发电—发电调相。
(2)机组发电调相试验前，先进行调相压水试验。观察液压阀动作次数及尾水管液位开关状态与监控显示是否一致，记录自动补气时间间隔。压水完成后，按排气流程进行排气，液位开关应显示水位上升正常。试验前检查压水***各手阀处于打开位置。压水***应能完成连续两次压水。
(3)机组在调相运行时，记录导叶关闭后，转轮在水中空转运行时及在空气中运转时机组所消耗的有功功率；检查充气压水情况及补气装置动作情况；检查机组调相运行程序正确性。
(4)检查发电工况与调相工况互相切换时各自动化元件动作的正确性，记录工况切换时间。
(5)检查机组调相运行工况下，发电机无功功率调节情况，记录转子电流为零功率因数下的最大输出无功功率值。
6、工况转换试验和事故停机试验
6.1 现地控制单元自动开、停机及运行工况转换试验
(1)由现地控制单元进行各种工况的自动开、停机试验，包括静止变频启动、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。
(2)水泵工况正常转发电工况试验：机组在运行状态下，进行水泵工况向发电工况转换试验；通过测频装置，人为输入低频率指令，将机组由水泵工况向发电工况转换，检查转换程序的正确性。
(3)水泵工况紧急转发电工况试验：机组水泵工况下稳定运行，分别以分步操作及自动方式停机，断路器跳闸后，导叶关闭至零，转速在无制动状态下降至约5％的额定转速后，打开导叶，机组按发电转向升速至额定转速。检查自水泵停机再转至发电程序的正确性。重复在断路器跳开后，不同转速、不同导叶开度的状态下，测定机组在水力制动下各部振动、摆度、压力脉动及由该转速降至零的时间。根据各种不同转速、不同导叶开度的测量值，确定水力制动强度和机组振动、摆度、压力脉动和转换时间等最优参数。在最优参数下，进行抽水工况紧急转发电工况全过程的自动转换，录取过程转换中机组振动、摆度和压力脉动等示波图。
(4)发电工况转水泵工况试验：机组在发电运行状态下，进行发电工况向水泵工况转换试验。通过测频装置，人为输入高频率指令，将机组由发电工况向水泵工况转换，检查转换程序的正确性。
(5)水泵调相和抽水运行试验：进行水泵调相转抽水、抽水转水泵调相的工况转换试验，检查转换程序的正确性。机组在水泵调相工况下稳定运行，进行无功功率调节试验，检查过励、欠励限制器保护整定范围是否符合设计要求。
6.2 电站监控***自动开、停机、运行工况转换试验
(1)完成水泵启动、空载、抽水、工况转换、现地控制开停机等试验后，将试验中实测和录取的参数经优化后输入电站计算机监控***。
(2)利用电站计算机监控***进行自动开、停机试验和各种运行工况试验，检查自动开、停机程序的正确性和运行工况转换程序的正确性；检查上、下水库水位信号、拦污栅压差信号等与电站监控***的接口是否正常和其作用停机指令是否可靠。
(3)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，在厂用交流电自动切换过程中，不影响机组的正常安全运行。
6.3 机组事故停机试验
(1)完成机组带负荷及甩负荷试验后，向***申请事故停机试验，批准后进行试验。
(2)分别在机组带额定负荷下(或***批准的负荷下)模拟调速器低油压事故关闭导叶自动停机；
(3)机组带一定负荷(25％-100％额定负荷之间)下(或***批准的负荷下)，模拟事故动作，机组甩负荷，动水中紧急关闭球阀试验。记录球阀动水中关闭时间、从球阀动作到停机的时间。
本发明采用首机首次水泵工况启动方案，不仅有利于节约工程费用，而且还能提前首台机组投产发电，提前发电扣除抽水成本和其他摊销后，按照电量价格为0.168元/kW.h，30万kW机组发电量按每天5h计，其提前发电效益约为2071.44万元，经济效益明显。
Claims (5)
1、一种抽水蓄能电站首机首次水泵工况整组启动试验方法，依次包括机组水泵工况试验、机组发电工况试验、工况转换试验和事故停机试验，其特征是：首先进行所述机组水泵工况试验，所述机组水泵工况试验包括以下步骤：
a、水泵工况空载试验：用静止变频器启动机组，机组在导叶关闭和转轮在空气中的状态下并入电网运行；测量机组输入功率、定子和转子电流、机组各部位温度以及机组振动和摆度值，校验机组电动工况并网后的动平衡；空载运行至温度稳定为止，测定各部位温度和推力及导轴承瓦温，运行中如发现瓦温急剧上升现象，应立即停机，运行稳定后，进行自动停机试验，检查停机程序的正确性；
b、水泵工况抽水试验：操作机组充气压水***进行排气，监视尾水管水位上升情况和导叶和转轮之间的压力，录取压力变化示波图，确定导叶开启的最佳时机和开启速度；按进水球阀和导叶开启关系曲线，开启进水球阀和导叶；录取从零流量工况过渡到抽水工况时电机输入功率、导叶和转轮间压力、蜗壳压力、尾水管压力、接力器行程等参数；录取上下机架、顶盖、轴承支架振动及主轴摆度；根据上述录取数据和实际扬程，对导叶开启规律等进行修正和参数优化；抽水工况稳定运行后，测量电机输入功率、导叶开度、抽水流量、扬程、机组振动和摆度、噪声、蜗壳、尾水管压力和压力脉动、机组各部温度、冷却***流量和压力、轴电压等；根据实测的输入功率、扬程、流量和导叶开度等参数绘制水轮机/水泵的综合曲线，并和制造厂提供的曲线相比较；
c、水泵工况停机试验：机组在额定负荷下运行，在现地控制单元给出停机指令，检查自动减负荷及机组自动停机程序的正确性；记录正常停机过程中主程序动作的时序图和转速特性和总体时间，确定减负荷过程中断路器的跳闸时机；额定负荷下，模拟机械事故和电气保护动作跳开断路器的事故停机，检查水泵工况甩负荷试验停机程序的正确性，检查正常及机械事故停机点制动装置投入，保护装置的投入和闭锁情况；录取停机过程中的定子和转子的电流、电压、导叶开度、蜗壳和尾水管压力、导叶和转轮间压力、接力器行程、转速、总停机时间以及机组各部位振动和主轴摆度等参数，并根据上述参数的示波图，修正导叶关闭规律，优化过程参数。
2、根据权利要求1所述的抽水蓄能电站首机首次水泵工况整组启动试验方法，其特征是：所述水泵工况空载试验前先进行静止变频器启动试验、电气制动试验和自动准同期并网试验，依次包括以下步骤：
a、将静止变频器频率调节设定在5％左右的额定转速，合变频器输入侧断路器，启动变频器，水泵工况方向为俯视顺时针旋转；在5％左右的额定转速下停机，检查停机程序的正确性及制动装置动作的可靠性，记录制动装置投入时转速及投入至完全停止的时间；首次启动、停机检查合格后，再次开机，调整机组转速在0至10％之间，检查变频器脉冲运行功能，调整初始励磁电流设定值和直流输出设定值，求得变频器和电机参数的最佳匹配；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佳状态；逐级递升转速，校验机组动平衡，转速上升前退出机械刹车，至停机时转速下降至5％时再投入机械刹车，递升转速并稳定在20％额定转速，检查电气测量***和保护装置工作情况，检查合格后，逐级递升转速直至额定转速；录制机组从零转速升至额定转速过程中的时间以及录制机组转速、变频器整流侧电流、定子电流、定子电压、转子电流等示波图，记录，并根据示波图，优化变频器和励磁装置调节参数；参数优化后进行自动开、停机试验，在现地以自动方式启动机组，检查自动开机程序的正确性，在额定转速下进行正常及事故停机，检查停机程序正确性，录制灭磁示波图，计算灭磁时间常数；
b、在额定转速下进行正常停机时，进行机组电气制动试验：将电制动励磁电流定值设定为比额定电流较小的值，在停机的过程中投入电制动，检查电制动开关是否正常投入，励磁***是否正确动作，保护***应无异常反应，再将电制动励磁电流恢复至额定值，重复试验，记录在投与不投电制动的情况下转速下降情况，记录电制动投入时机组停机时间；
c、完成机组启动试验和参数优化后，以现地和监控***方式自动开、停机，进行同期试验，先进行同期模拟试验，优化频率和电压调节参数，合格后进行正式同期并网试验，录取启动断路器、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的正确性以及测定总时间。
3、根据权利要求2所述的抽水蓄能电站首机首次水泵工况整组启动试验方法，其特征是：所述机组发电工况试验包括以下步骤：
a、机组首次手动启动：手动缓慢打开导叶至机组开始转动，发电工况方向为俯视逆时针旋转，若无异常，继续增大导叶开度，手动开启导叶启动机组至10％额定转速，运行1min按紧急停机按钮停机，检查机组振动、摆度及温度参数；当转速达到5％时，手动投入制动装置；若机组无异常，再次手动开启导叶启动机组，在额定转速的20％、30％、40％各运行1min，在额定转速的50％运行20-30min，检查机组振动、摆度及轴承温升情况，检验测速装置，手动关闭导叶进行停机试验，观察制动装置的投入情况，记录停机过程曲线；机组无异常时，再次手动开启导叶启动机组，使机组在75％额定转速稳定运行5分钟，检查机组轴承温升、机械振动；若无异常，继续增大导叶开度，使机组在60％、70％、80％、90％额定转速下各运行5分钟，检查机组振动情况，机组转速达到90％转速后，可手动切除高压油顶起装置；若无异常，继续增大导叶开度，使机组在额定转速下稳定运行，升速过程中应严格监视机组运行情况，若遇异常情况应立即停机检查，记录机组的启动的起始开度和空载开度，复核电气转速接点输出，校核频率指示，测量机组残压；
b、空载运行下调速器调整试验：分别在不同的稳定运行组参数组合下，分别以±1Hz、±2Hz、±4Hz的阶跃量进行调速器的空载扰动试验，记录调节时间、调节次数、最大超调量，录制调速器扰动波形，选取最优一组空载运行调节参数，在自动调节状态下，记录接力器摆动量和摆动周期，记录机组3min转速波动值，机组转速摆动相对值不超过±0.15％；机组稳定后，在额定转速下测得振动数值超标，需进行水轮发电机动平衡试验，以克服由于转子质量动、静不平衡引起的机械振动；
c、手动停机及停机后的试验：机组稳定运行至各部位温度稳定后，手动投入高压油顶装置，在调速器电气柜关闭导叶，使机组停机，转速降至25％或厂家规定转速时，手动投入机械制动装置直至机组停转，解除制动装置使制动器复位，停机过程中，监视各部位温度变化情况，转速继电器动作情况，录制停机转速和时间关系曲线，检查各部位油槽油面变化情况；
d、机组过速试验：将机组电气过速和测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况，投入机械过速保护，手动开机至机组稳定运行，手动开大导叶，使机组升速至机械过速保护装置动作，检查升速过程中电气过速、机组测速装置各过速接点动作情况和机械过速保护动作情况，如达到机械过速定值时，机组未关机，则手动紧急关机，过速试验结束后，停机并做好安全措施后，对机组各部件进行全面彻底检查；
e、机组升流试验：手动开机至额定转速，各部位运转正常后手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流；使定子电流升至10％额定电流时，确认各相关电流互感器二次回路无开路，然后以25％、50％、100％额定电流继续升流，检查发电机各电流回路的正确性和对称性，录制额定电流下灭磁过程示波图，按每隔10％额定定子电流记录定子电流与转子电流，录制发电机三相短路特性曲线，在发电机额定电流下测量机组的振动与摆度，检查碳刷及集电环的工作情况；
f、机组升压试验：自动开机至空转运行，稳定后，测量残压，检查三线电压对称性；手动升压至25％额定电压，测量电压回路二次侧相序、相位和电压值；升至50％额定电压，跳灭磁开关，录制灭磁示波图，继续升至额定电压，机组各部振动、摆度值；测量发电机轴电压，检查轴电流及保护装置测量电压回路二次侧相序、相位和电压值；检查带电设备工作是否正常；额定电压下，跳灭磁开关，录制灭磁示波图，零起升压，每隔10％额定电压记录定子电压、转子电流和频率，录制空载上升曲线；升压至使励磁电流于额定值时，测量定子电压，定子最高电压不能超过定子额定电压的1.3倍，并在此电压下停留5分钟，接着下降至额定电压；由额定电压开始降压，每隔10％额定电压记录定子电压、转子电流和频率，录制空载下降曲线；
g、空载下励磁调节器的调整和试验：空载下检查励磁调节器手动与自动切换，主用、备用通道切换，录波观察切换的平稳性，在自动和手动两种方式下分别作灭磁试验，将发电机电压升至100％额定值，录取跳灭磁开关和逆变灭磁两种方式下发电机电压、转子电流、电压的变化过程，在录波图上读取灭磁时间常数；
h、机组并列试验：先进行模拟并列试验，合格后再进行正式并列试验，换相隔离开关置“断开”位置，解除换相隔离开关操作电源，解除换相隔离开关与发电机出口断路器的闭锁，解除调速器并网信号，监控***发“停机-发电”命令开机，进行机组的模拟并列试验，监视机组开机流程，同期装置投入，断路器合闸、调速器反应情况，检查同期装置工作情况，同时录制发电机电压、***电压、断路器合闸脉冲波形图，跳开断路器，根据波形图，检查、调整合闸导前时间，模拟并列试验合格后，恢复模拟并列的相关措施，合换相隔离开关，进行正式并列试验，录制***电压、发电机电压、断路器合闸脉冲示波图；
i、机组负荷试验：自动开机，并入电网后，分别按在机组现地单元位置以及上位机，逐级增加有功负荷，测量机组在各种负荷下的振动、摆度、各部瓦温、轴承温升、油温、油位、冷却水压力、流量、上下水库水位、尾水管压力值、进水流道水压、定子电压电流、转子电压电流、有功功率、无功功率、发电机噪声等参数；分别在调速器开度控制和功率控制状态下增减负荷，观察机组稳定性以及两者互相切换过程中机组的稳定性，调速器参数调整到最佳状态后，按不超过25％额定负荷的变化量突然增加或突然减少负荷，自动记录机组转速、蜗壳压力、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等过渡过程等参数，观察机组增加负荷时的振动情况，分别在0、50％、100％额定有功功率状态下，励磁调节器调整无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动；
j、机组甩负荷试验：分别在25％、50％、75％、100％额定负荷下，进行甩负荷试验，按规程要求记录甩前、甩中、甩后的机组转速、导叶开度、导叶关闭时间接力器往返次数、调速器调节时间、蜗壳实际压力、机组的摆度、振动值、瓦温变化情况等数据，并录制相关的过程曲线、甩额定负荷下灭磁特性以及记录甩25％额定负荷下接力器不动时间等，检查甩负荷时励磁调节器的稳定性和超调量以及调速器动态调节性能等，校核甩负荷时接力器紧急关闭时间；
k、机组发电调相及连续热稳定运行试验：机组在发电机状态下的调相运行工况有停机静止—发电调相，发电—发电调相，机组发电调相试验前，先进行调相压水试验，观察液压阀动作次数及尾水管液位开关状态与监控显示是否一致，记录自动补气时间间隔，压水完成后，按排气流程进行排气，液位开关应显示水位上升正常，试验前检查压水***各手阀处于打开位置，压水***应能完成连续两次压水，机组在调相运行时，记录导叶关闭后，转轮在水中空转运行时及在空气中运转时机组所消耗的有功功率；检查充气压水情况及补气装置动作情况；检查机组调相运行程序正确性，检查发电工况与调相工况互相切换时各自动化元件动作的正确性，记录工况切换时间，检查机组调相运行工况下，发电机无功功率调节情况，记录转子电流为零功率因数下的最大输出无功功率值。
4、根据权利要求3所述的抽水蓄能电站首机首次水泵工况整组启动试验方法，其特征是：所述工况转换试验和事故停机试验包括以下步骤：
a、现地控制单元自动开、停机及运行工况转换试验，由现地控制单元进行各种工况的自动开、停机试验，包括静止变频启动、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，水泵工况正常转发电工况试验：机组在运行状态下，进行水泵工况向发电工况转换试验；通过测频装置，人为输入低频率指令，将机组由水泵工况向发电工况转换，检查转换程序的正确性，水泵工况紧急转发电工况试验：机组水泵工况下稳定运行，分别以分步操作及自动方式停机，断路器跳闸后，导叶关闭至零，转速在无制动状态下降至约5％的额定转速后，打开导叶，机组按发电转向升速至额定转速，检查自水泵停机再转至发电程序的正确性，重复在断路器跳开后，不同转速、不同导叶开度的状态下，测定机组在水力制动下各部振动、摆度、压力脉动及由该转速降至零的时间，根据各种不同转速、不同导叶开度的测量值，确定水力制动强度和机组振动、摆度、压力脉动和转换时间等最优参数，在最优参数下，进行抽水工况紧急转发电工况全过程的自动转换，录取过程转换中机组振动、摆度和压力脉动等示波图，发电工况转水泵工况试验：机组在发电运行状态下，进行发电工况向水泵工况转换试验；通过测频装置，人为输入高频率指令，将机组由发电工况向水泵工况转换，检查转换程序的正确性，水泵调相和抽水运行试验：进行水泵调相转抽水、抽水转水泵调相的工况转换试验，检查转换程序的正确性；机组在水泵调相工况下稳定运行，进行无功功率调节试验，检查过励、欠励限制器保护整定范围是否符合设计要求；
b、电站监控***自动开、停机、运行工况转换试验：完成水泵启动、空载、抽水、工况转换、现地控制开停机等试验后，将试验中实测和录取的参数经优化后输入电站计算机监控***，利用电站计算机监控***进行自动开、停机试验和各种运行工况试验，检查自动开、停机程序的正确性和运行工况转换程序的正确性；检查上、下水库水位信号、拦污栅压差信号等与电站监控***的接口是否正常和其作用停机指令是否可靠，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，在厂用交流电自动切换过程中，不影响机组的正常安全运行；
c、机组事故停机试验：完成机组带负荷及甩负荷试验后，向***申请事故停机试验，批准后进行试验，分别在机组带额定负荷下模拟调速器低油压事故关闭导叶自动停机；机组带一定负荷下，模拟事故动作，机组甩负荷，动水中紧急关闭球阀试验，记录球阀动水中关闭时间、从球阀动作到停机的时间。
5、根据权利要求4所述的抽水蓄能电站首机首次水泵工况整组启动试验方法，其特征是：所述水泵工况启动扬程范围为491.73～505.78m；水泵工况上水库首次最低蓄水位为749.20m；水泵工况抽水流量为52.6～51.8m3/s；水泵工况导叶开度为13°；水泵工况输入功率为305～300MW；水轮机空载工况24h启动试验总用水量为70.848万m3：；水轮机空载工况启动试验运行水头为505.68～500.9m，空载流量为8.2～8m3/s，空载导叶开度为7°～6.5°。
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