DL∕T2593-2023可逆式抽水蓄能机组启动调试导则.docx

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1、ICS 27.140CCS K 55DL中华人民共和国电力行业标准DL/T25932023可逆式抽水蓄能机组启动调试导则Guideforstart-upcommissioningofreversiblepumped-storageunits2023-08-06实施2023-02-06发布国家能源局发布前言II1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14总则15机组启动调试应具备条件16机组启动调试项目6附录A（规范性）调试工作总体要求13附录B（资料性）设备分部调试项目15附录C（资料性）新建抽水蓄能电站机组启动调试项目16本文件按照GB/T1.1-2020标准化工作导则第1部分：标准化文

2、件的结构和起草规则的规定起草.请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力企业联合会提出。木文件由电力行业水轮发电机及电气设备标准化技术委员会(DL/TC10)归口。本文件起草单位：南方电网调峰调频发电有限公司储能科研院、南方电网调峰调频发电有限公司、国网新源控股有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国网新源控股有限公司抽水蓄能技术经济研究院、中国葛洲坝集团机电建设有限公司。本文件主要起草人：汪志强、彭煜民、秦俊、刘涛、李青、许捷、林恺、陈满、任志武、雷兴春、赵毅峰、黄小凤、李硕、宋旭峰、刘喜泉、贺儒飞、钟鑫亮、徐鹏、刘攀、李贻凯、李乐卿、李尧、梁彦

3、、王雷、张彬、刘仁、卫书满、王文辉、张豪、胡振恺、魏欢、魏李。本文件为首次发布。本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心(北京市白广路二条一号,100761)可逆式抽水蓄能机组启动调试导则1范围本文件规定了可逆式抽水蓄能机组启动调试应具备条件、试验项目和具体要求。本文件适用于新建抽水蓄能机组，大修后机组可参照使用。本文件不适用于变速抽水蓄能机组。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注口期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T1029三相同步

4、电机试验方法GB/T18482可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程GB/T36550抽水蓄能电站基本名词术语GB/T40589同步发电机励磁系统建模导则GB/T40591电力系统稳定器整定试验导则GB/T40593同步发电机调速系统参数实测及建模导则GB/T40595并网电源一次调频技术规定及试验导则DL/T1523同步发电机进相试验导则3术语和定义GB/T18482、GB/T36550中界定的术语和定义适用于本文件。4Mll4.1 新建抽水蓄能电站机组启动调试应满足GB/T18482的相关规定，并参照本文件具体要求实施，调试工作总体要求符合附录A的规定。4.2 机组启动调试前，应完成厂用电系统受

5、电、高压输变电系统受电、尾水及引水系统充水等工作，并根据系统功能设计和技术要求完成机组启动相关各系统设备分部调试，设备分部调试项目见附录B。4.3 机组启动调试前应根据机组设备特点、工程进度、电网调度要求等确定机组首次启动方式、启动调试项目、详细方案和调试顺序。在确保设施设备和人身安全的情况下，调试顺序可根据实际情况动态调整。新建抽水蓄能电站机组启动调试项目见附录C。5机组启动调试应具备条件5.1 系统设备要求5.1.1 上库及相关系统设备a）引水流道及上库前池、闸门井已清扫干净，无异物遗留，调压井无物体掉落风险；b）引水系统充水完成；c）上库蓄水水位达到机组启动调试要求水位，或具备充水条件且

6、完成蓄水验收；d）上库闸门启闭功能正常，上库闸门在开启状态；e）上库水位信号正常。5.1.2 下库及相关礴设备a）尾水流道、闸门井已清扫干净，无异物遗留，调压井无物体掉落风险；b）尾水系统充水完成；c）下库蓄水水位达到机组启动调试要求水位；d）下库闸门启闭功能正常，下库闸门在开启状态；e）下库水位信号正常。5.1.3 高压输变电设备及电站出线高压开关、电缆、主变压器等输变电设备及电站出线带电运行正常。5.1.4 厂用电系统a）地下厂房、中控楼、开关站直流/不间断电源（UPS）系统工作正常；b）机组启动相关厂用电设备带电运行正常；c）厂用电系统自动切换试验正常，机组辅机复电自启动试验正常；d）厂

7、用电备用电源供电正常，应急电源状态正常。5.1.5 发电电动机电压设备a）发电电动机出口离相封闭母线、电气开关等电压设备安装试验及测量数据合格；b）电压互感器（TV）、电流互感器（TA）二次回路接线及相序复核正常；c）发电电动机断路器（GCB）、电气制动开关、启动隔离开关、拖动隔离开关、换相隔离开关监控功能测试正常；d）GCB、电气制动开关、静止变频启动装置（SFC）出线开关、启动隔离开关、拖动隔离开关、换相隔离开关、启动母线联络开关、接地隔离开关相互闭锁回路及逻辑测试正常；e）GCB控制柜与其他系统信号联调测试正常。5.1.6 发电电动机及其附属设备a）发电电动机及其附属设备安装试验及测量数

8、据合格，机组轴线检查合格；b）转子已充磁；c）发电电动机及其附属设备所有自动化元件己校核并在监控系统显示正常，相关定值已设定并校核；d）轴承外循环油泵启停、主备用切换等控制功能测试正常，长时间运行参数正常；e）推力轴承高压油顶起装置启停、主备用切换等控制功能测试正常，运行参数正常；0机械制动装置投退、控制功能测试正常；g）制动/碳刷粉尘收集装置、油雾吸收装置、机坑加热器/除湿器等投退和控制功能测试正常；h）中性点隔离开关操作、控制功能测试正常；i）发电电动机灭火系统已安装调试完成。5.1.7 水泵水轮机及其附属设备a）水泵水轮机及其附属设备安装试验及测量数据合格；b）水泵水轮机及其附属设备所有

9、自动化元件己校核并在监控系统显示正常，相关定值已设定并校核；c）水导轴承外循环油泵启停、主备用切换等控制功能测试正常，长时间运行参数正常；d）水泵水轮机相关阀门操作、控制功能测试正常；e）顶盖排水泵启停控制、运行等功能测试正常；D压水气罐建压正常，静态压水及回水试验正常。5.1.8 技术供水系统a）技术供水系统相关设备安装试验及测量数据合格：b）技术供水泵和主轴密封增压泵启停、主备用切换等控制功能测试正常，长时间运行参数正常；c）技术供水系统流量传感器定值设定及动作正常；d）技术供水、转轮密封、主轴密封等过渡器通水及控制功能测试正常。5.1.9 压缩空气系统a）空气压缩机自动启停及建压功能正常

10、；b）各压力容器和承压管路建压正常且无泄漏，压力容器已办理使用登记证，安全阀己校验合格并在有效期内。5.1.10 主进出水阀移a）主进出水阀系统相关设备安装试验及测量数据合格；b）若主进出水阀接力器采用油压操作，其压力油泵启停、空负载切换、主备用切换等控制功能测试正常，压力油罐建压正常，自动补气功能测试正常，压力油罐已办理使用登记证，安全阀已校验合格并在有效期内；c）若主进出水阀接力器采用水压操作，其压力钢管引水相关操作管路及设备正常；d）阀体充水完成，密封投退功能及位置信号测试正常，主进出水阀手/自动开关功能及位置信号测试正常，阀门开关时间符合设计要求；e）自激振荡监测装置测试正常；0主进出

11、水阀与监控系统信号联调测试正常；g）机组跳闸联动关闭主进出水阀功能测试正常；h）尾水事故闸门闭锁主进出水阀开启功能测试正常。5.1.11 尾水事故闸门系统a）尾水事故闸门系统相关设备安装试验及测量数据合格；b）压力油泵启停、主备用切换等功能正常，闸门启闭功能正常，自动重提功能正常，尾水事故闸门异常下落联动跳闸机组功能正常；c）尾水事故闸门与监控系统信号联调测试正常；d）尾水管充水完成，尾水事故闸门在打开位置；e）主进出水阀闭锁尾水事故闸门关闭功能测试正常。5.1.12 SFC系统及启动母线a）SFC系统及启动母线相关设备安装试验及测量数据合格；b）SFC本体调试功能正常，监控信号测试正常；c）

12、SFC进出线开关、输入/输出变压器监控信号测试正常；d）启动母线联络开关监控功能测试正常；e）SFC与监控、励磁、保护联动试验正常；D转子初始位置检测及定子通流试验正常。5.1.13 励磁融a）励磁系统安装试验及测量数据合格；b）励磁变压器带电正常，c）励磁装置交流进线开关操作功能正常，供电回路相序正常；d）励磁装置调试正常，参数已设定并校核；e）励磁装置与机组其他系统信号联调测试正常；D励磁对转子通流试验正常。5.1.14 调速器系统及测速保护装置a）调速器系统安装试验及测量数据合格；b）调速器油泵启停、空负载切换、主备用切换等控制功能测试正常，相关定值已设定并校核；c）调速器压力油罐建压正

13、常，自动补气功能测试正常，压力油罐已办理使用登记证，安全阀已校验合格并在有效期内；d）调速器静态功能测试正常，相关参数已设定并校核，导叶开关正常且开关规律符合设计要求；e）调速器及油压装置与监控系统信号联调测试正常；r）送至机组各系统及回路的所有测速信号测试正常；g）机械过速装置定值已按要求设定，并有校验报告；h）机械过速装置联动关闭主进出水阀及导叶功能测试正常。5.1.15 鹿礴a）监控系统上位机工作正常，相关监控功能满足机组监控要求；b）机组及各公用设备现地控制单元（LCU）监控功能测试正常，已实现对机组启动相关所有监控对象的信号监视与控制；c）机组同期装置及回路动作测试正常，参数已下达；

14、d）各软硬件跳闸功能测试正常；e）机组工况转换流程模拟试验正常；D监控系统与调度通信正常，数据收发核对正常。5.1.16 机组报摆监测保护系统a）机组振摆监测保护系统所有测量元件已安装完好，校验合格；b）测量、显示、报警、跳闸功能测试正常，相关定值已设定并校核；c）与监控系统信号联调测试正常。5.1.17 机组继电保护装及相关设备a）机组继电保护装置保护功能测试正常，定值已下达并校核；b）机组继电保护装置出口联动跳闸相关设备功能测试正常；c）机组继电保护装置与监控系统信号联调测试正常；d）故障录波器及保信子站功能测试正常；e）同步向量测量装置功能测试正常，与调度信号联调测试正常。5.1.18

15、水淹厂房保护及排水系统a）水淹厂房保护跳闸及联动落门功能测试正常；b）渗漏及检修排水泵启停控制功能测试正常，水泵流量符合设计要求；c）若电站采用自流排水，其自流排水道应已清理干净，无障碍物。5.1.19全厂接地系统阻值、跨步电势和接触电势测量合格。5.1.20 透平油球机组透平油排放管路及装置已安装完毕并打压合格。5.2 安全隔离和环境条件5.21 主回路安全隔离机组启动调试前，应针对与启动调试相关设备存在主回路连接的其他设备进行必要安全隔离，包括：a）对同一联合单元安装中主变压器相关隔离开关的安全隔离：b）对启动母线上涉及其他安装中机组相关开关的安全隔离；c）对SFC涉及其他安装中主变压器侧

16、进线开关的安全隔离；d）对厂用电系统涉及其他安装中主变压器侧进线开关的安全隔离；e）对发电电动机灭火系统涉及其他安装中机组喷放阀门的安全隔离；。对技术供水系统涉及其他安装中机组阀门的安全隔离；g）对压缩空气系统涉及其他安装中机组供气阀门的安全隔离；h）对消防水系统涉及其他安装中机组阀门的安全隔离；i）对透平油系统涉及其他安装中机组阀门的安全隔离；j）其他必要的主回路安全隔离。5.22 二回路安全隔离机组启动调试前，应针对与启动调试相关设备存在二次回路连接的其他设备进行必要安全隔离，包括：a）采取防止安装中机组同期装置安装测试时误动启动调试机组调速器的措施；b）采取防止启动调试机组同期装置调试时

17、误动己投产机组调速器的措施；O采取防止启动调试机组同期装置、GCB、励磁装置等安装测试时干扰SFC正常工作的措施，在进行SFC拖动启动调试时解除该措施；d）采取防止安装中机组安装测试时误跳SFe的措施；e）采取防止启动调试机组误跳SFC的措施，在进行SFC拖动启动调试时解除该措施：0采取防止安装中机组安装测试时误跳启动调试机组的措施；g）采取防止启动调试机组误跳己投产机组的措施；h）采取防止机组并网前调试时机组保护误跳主变压器高压侧开关及线路开关的措施，在机组并网调试前解除该措施；i）采取其他必要的二次回路隔离措施，对暂时还未接线但应采取隔离措施的接线端子做好标记，防止安装人员误接线。5.23

18、 机组环醒求a）调试机组各部位及流道内已无工作遗留物品；b）调试机组机坑、风洞等主要部位孔洞已完成消防封堵；c）尾水管、蜗壳进人孔已确认封闭；d）调试机组区域各种标牌、指示、划线、围栏、盖板等均已符合机组正常运行要求。5.24 厂房环境要求a）调试区域土建装修已完成；b）调试区域永久照明已投入使用；C）厂房通风空调系统已投入使用，SFC独立空调已投入运行；d）厂房消防排烟系统已投入使用，调试区域放置足够数量的消防器材。6机组启动调试项目6.1 发电方向启动调试6.1.1 机组首次转动试验手动控制机组转动至转速不超过10%额定转速，检查大轴转向是否正确，判断机组是否有异响、异味等情况。6.1.2

19、 fHSXWia）手动将机组转速逐步提升至10%15%额定转速，然后手动跳闸停机，测试机械制动投退功能；b）手动控制机组升速，可在25%、50%、75%、100%额定转速分别停留15min30min,监测机组各部位振动摆度、温度等参数，检查记录机组升速过程各项运行参数；c）根据机组升速过程测量数据进行转子动平衡配重。6.1.3 谢轴承热稳定试验将机组转速逐步提升至额定转速，在不投励磁的情况下运行至机组各部位轴承温度变化小于1K30min,试验过程中定时检查记录机组运行各项参数。6.1.4 调速器空载试验a）手动将机组转速逐步提升至额定转速，在不投励磁的情况下进行调速器空载扰动试验及空载比例-积

20、分-微分很ID）参数整定；b）在调速器空载运行时，模拟各种故障，测试调速器故障响应和主备用切换功能。6.1.5 过速试验a）机组启动达到额定转速后，手动控制调速器导叶使机组转速上升至电气过速保护动作设定转速及以上，验证机组电气过速保护跳闸功能及机械性能，试验后进行机坑内检查；b）闭锁电气过速保护跳闸功能，机组启动达到额定转速后，手动控制调速器导叶使机组转速上升至机械过速保护动作设定转速及以上，验证机械过速保护跳闸功能及机械性能，试验后进行机坑内检查；c）对于水泵水轮机具有明显“S”特性的机组，其机械过速保护试验可在后续发电工况甩负荷试验时进行。6.1.6 过速试验后机组运行试验手动将机组转速逐

21、步提升至额定转速，在不投励磁的情况下运行，检查记录机组额定转速运行时各项参数，与过速试验前运行参数比较以确认数据是否有明显差异。6.1.7 发电机短路特性试验a）停机时将定子三相短路，启动机组至额定转速后，手动投入并调节励磁，升少许定子电流进行相关电流互感器二次回路电流幅值、相位测量和极性复核；b）根据GB/T1029的相关要求，进行发电机短路特性试验。6.1.8发电机a）启动机组至额定转速，在投励磁前进行机组电压互感器残压测量；b）根据GB/T1029的相关要求，进行励磁调节器空载建压和空载特性试验；C）在机组10%和100%额定电压时分别测量机组相关电压互感器二次回路电压幅值利相位；d）在

22、机组100%额定电压时测量当前振动摆度值，测量上导对地、下导对地、上/下导之间的轴电压。6.1.9 励磁空载及电气制动试验a）启动机组至额定转速后，励磁设置为手动控制方式，手动投入励磁，进行启励、灭磁、阶跃、手/自动模式及通道切换等功能试验，试验后手动跳闸停机；b）机组重新单步启动至励磁投入，测试励磁装置自动升流、升压功能；c）在机组以额定电压运行时断开灭磁开关，测试灭磁开关带负载分闸功能，试验后手动跳闸停机;d）恢复电气制动开关合闸回路，机组启动至发电空载运行后自动停机，测试电气制动功能，根据制动效果调整励磁相关参数。6.1.10 空载工况自动启停试验a）机组从静止自动启动至发电空载工况运行

23、，测试空载工况自动启动功能，记录流程执行时间；b）机组由发电空载工况自动停机，测试空载工况自动停机功能，记录流程执行时间。6.1.11 空裁工况事故停机试验a）机组启动至发电空载工况运行，触发机械事故停机，测试发电空载工况机械事故停机功能；b）若机组区分机械和紧急事故停机功能，机组重新启动至发电空载工况运行，触发紧急事故停机，测试发电空载工况紧急事故停机功能；c）机组启动至发电空载工况运行，触发电气事故停机，测试发电空载工况电气事故停机功能。6.1.12 模拟同期试验a）闭锁换相隔离开关在分闸状态，启动机组至发电空载运行，将同期装置切至手动模式，测试手动增减速和增减磁功能，检查频率及电压调节回

24、路；b）待同期装置满足同期条件时，手动按下同期合闸按钮，监视GCB合闸回路动作情况，测试手动同期并网功能；c）启动机组至发电空载运行，同期装置自动同期并网，监视GCB合闸情况，测试自动同期并网功能；d）停机后通过故障录波器或电量分析仪分析同期合闸时GCB两侧电压、频率、相序和相位是否符合发电并网要求。6.1.13 首次并网试验a）机组停机状态下闭锁机组至调速器功率控制命令回路，机组启动白动同期并网，测试机组白动同期并网发电运行功能，检查确认调速器接收初始功率设定值功能；b）机组并网后调速器保持开度控制模式，测试调速器开度控制调节功率功能；c）手动将机组有功功率提升至IoMW20MW,记录机组相

25、关运行参数，进行首次并网后机组相关电流互感器二次回路电流幅值及相位测定，复核机组差动保护、主变压器差动保护发电电动机出口发电方向和高压电缆差动保护等电流极性。6.1.14 发电工况自动启停试验a）机组停机状态下闭锁机组至调速器功率控制命令回路，机组由静止自动启动并网发电，测试发电工况自动启动功能，记录流程执行时间；b）机组由发电工况自动停机，测试发电工况自动停机功能，记录流程执行时间。6.1.15 发电工况机械事故停机试验a）机组启动并网发电，带不高于25%额定功率运行，触发机械事故停机，测试发电工况机械事故停机功能；b）若机组区分机械和紧急事故停机功能，机组重新启动并网发电，带不高于25%额

26、定功率运行，触发紧急事故停机，测试发电工况紧急事故停机功能。6.1.16 发电工况用负荷试验a）机组带25%额定功率运行，进行甩25%额定负荷试验，必要时进行机坑内检查；b）机组带50%额定功率运行，进行甩50%额定负荷试验及机坑内检查；c）机组带75%额定功率运行，进行甩75%额定负荷试验及机坑内检查；d）机组带额定功率运行，进行甩100%额定负荷试验及机坑内检查，并进行排水检查。6.1.17 发电工况低油压事故停机试验机组启动并网带额定功率发电运行，禁止调速器油泵运行，对调速器压力油罐缓慢排油，测试调速器低油压事故停机功能以及调速器低油压状态下关闭导叶能力。6.1.18 调速器负裁试验a）

27、机组发电工况运行，进行负载扰动试验，根据试验结果进行负载PlD参数整定；b）在负载PID参数整定完成后测试调速器有功功率调节功能；c）在调速器负载运行时，模拟各种故障，测试调速器故障响应和主备用切换功能。6.1.19 励磁负载试验a）机组发电工况运行，进行励磁负载特性试验；b）进行励磁无功功率调节试验，测试励磁进相运行和滞相运行功能。6.1.20机组发电工况运行，手动控制导叶将负荷降至最小值，从最小负荷开始以20%25%额定功率一个台阶逐渐增加至满负荷，每个台阶大约运行15min;然后再从满负荷开始以20%25%额定功率一个台阶逐渐降低至最小负荷，每个台阶大约运行5min;依次记录每个负荷点相

28、应的机组运行参数。41.21 发电工况热稳定试验机组带满负荷运行至各部位温度变化小于lK30min,试验过程定时监测记录机组相关运行参数。41.22 发电调相工况自动启停试验a）发电至发电调相工况转换试验完成后，机组由静止自动启动至发电调相工况运行，测试发电调相工况自动启动功能，记录流程执行时间、转换过程转轮室动态压水时间、压水前后压水气罐压力值、压水过程相关阀门操作先后时序等数据；b）在机组发电调相工况运行时测试无功功率调节功能；c）机组由发电调相工况自动停机，测试发电调相工况自动停机功能，记录流程执行时间、停机过程排气回水时间、回水过程相关阀门操作先后时序等数据。41.23 3发电调相工况

29、事故停机试验a）机组发电调相工况运行，触发机械事故停机，测试发电调相工况机械事故停机功能；b）机组发电调相工况运行，触发电气事故停机，测试发电调相工况电气事故停机功能。41.24 4发电调相运行试验a）机组在发电调相工况运行至机组各部位温度变化小于1K3Omin,试验过程定时监测转轮上下迷宫止漏环温度和其他主要运行参数；b）监测调相工况长时间运行过程转轮室压水补气情况。6.2抽水方向启动调试6.21SFC拖动机组首次转动试验a）SFC拖动机组启动，至SFC与机组电气连接建立后，在机组未转动时触发机组或SFC跳闸，测试SFC与机组电气连接建立后联动跳闸功能，检查机组跳闸后SFC出线开关和启动母线

30、相关隔离开关分闸先后顺序是否正确；b）SFC拖动机组启动，启动过程中记录转轮室静态压水时间、压水前后压水气罐压力值、压水过程相关阀门操作先后时序等数据；c）当机组开始转动时，检查大轴转向是否正确，判断机组是否有异响、异味等情况，然后停机；d）SFC拖动机组启动，当转速达到换相转速时，检查SFC由强制换相切换至自然换相方式是否正常，然后触发SFC或机组跳闸；e）停机过程中记录回水排气时间、回水过程相关阀门操作先后时序等数据。6.22JHSffftia）SFC拖动机组升速，可在50乐75%、100%额定转速分别停留15min30min,监测机组各部位振动摆度、温度等参数，测试SFC拖动机组升速功能

31、；b）在机组升速过程中复核主变压器差动保护SFC分支电流极性；DL/T25932023c）根据机组升速过程测量数据进行转子动平衡配重。6.23模拟同期试验a）闭锁换相隔离开关在分闸状态，SFC拖动机组启动，在机组同期并网前，将同期装置控制方式切至手动模式，手动测试同期调频调压回路是否正常；b）将同期装置控制方式切至自动模式，执行自动同期并网操作，测试机组自动同期功能，测试GCB合闸命令闭锁SFC电流输出脉冲功能，试验后手动跳闸停机；c）停机后通过故障录波器或电量分析仪分析同期合闸时GCB两侧电压、频率、相序和相位是否符合抽水调相并网要求。624首次并网试验a）SFC拖动机组启动自动并网，测试机

32、组自动同期并网抽水调相运行功能；b）进行机组抽水调相首次并网后电流互感器二次回路电流幅值及相位测量。6.Z5抽水调相工况自动启停试验a）SFC拖动机组从静止自动启动至抽水调相工况运行，测试抽水调相工况自动启动运行功能，记录流程执行时间；b）在机组抽水调相工况运行时测试无功功率调节功能，并复核主变压器差动保护发电电动机出口抽水方向电流极性；c）机组由抽水调相工况自动停机，测试调相工况自动停机功能，记录流程执行时间。6.2.6 抽水调相工况事故停机试验a）机组抽水调相工况运行，触发机械事故停机，测试抽水调相工况机械事故停机功能；b）机组抽水调相工况运行，触发电气事故停机，测试抽水调相工况电气事故停

33、机功能。6.2.7 水调相工况运行试验a）机组抽水调相工况运行至机组各部位温度变化小于1K/30min,试验过程中定时监测转轮上下迷宫止漏环温度和其他主要运行参数；b）监测调相工况长时间运行过程转轮室压水补气情况。6.2.8 轮回水建压试验a）机组抽水调相工况运行，执行抽水调相至抽水工况转换流程，至转轮回水建压完成，测量回水建压时间、转轮回水压力值和溅水功率、机组振动摆度等数据，触发机组电气事故停机；b）根据相关测量数据调整转轮室排气时间、导叶开启水压设定值或溅水功率设定值，必要时重新进行试验，直至转轮回水建压过程满足设计要求。&29首次抽水试验机组抽水调相工况运行，自动执行抽水调相至抽水工况

34、转换流程，首次抽水工况运行，记录机组相关运行参数和流程执行时间。6.2.10 抽水工况机械事故停机试验a）机组抽水工况运行，触发机组机械事故停机，测试抽水工况机械事故停机功能；b）若机组区分机械和紧急事故停机功能，机组重新启动至抽水工况运行，触发机组紧急事故停机，测试抽水工况紧急事故停机功能。6.2.11 抽水工况断电试验a）机组抽水工况运行，触发机组电气事故停机，测试抽水工况甩入力停机功能；b）试验后进行机坑内检查。6.2.12 抽水工况自动启停试验a）机组由静止自动启动抽水，测试抽水工况自动启动功能，记录流程执行时间；b）机组由抽水工况自动停机，测试抽水工况自动停机功能，记录流程执行时间,

35、6.2.13 水工况热稳定试验a）机组在抽水工况连续运行至机组各部位温度变化小于lK30min,试验过程中定时监测记录机组相关运行参数；b）进行抽水工况导叶最优开度测定。6.2.14 背靠背启动试验a）机组背靠背拖动方式启动，在两台机组间背靠背拖动电气连接建立且机组未开始转动时，触发其中一台机组事故停机，测试两台机组间联动跳闸功能，确认背靠背拖动电气连接上各开关断开顺序是否正确；b）机组背靠背拖动方式启动，当机组转速达到10%额定转速左右时，触发两台机组跳闸，测试背靠背拖动电气连接上各隔离开关低频闭锁功能；c）闭锁被拖动机换相隔离开关在分闸状态，机组背靠背拖动方式启动，当机组转速达到额定转速时

36、，进行被拖动机模拟同期并网试验，测试背靠背拖动过程被拖动机同期并网功能和拖动机GCB分闸功能；d）被拖动机换相隔离开关恢复为正常状态，机组背靠背拖动方式自动启动，被拖动机同期并网，测试机组背靠背拖动方式自动启动并网功能，记录流程执行时间。6.3Ha转换调试6.3.1 抽水至抽水调相工况转换试验a）机组抽水工况运行，自动执行抽水至抽水调相工况转换流程，测试机组由抽水至抽水调相工况转换功能，记录流程执行时间；b）记录转换过程转轮室动态压水时间、压水前后压水气罐压力值、压水过程相关阀门操作先后时序等数据。6.3.2 抽水至发电工况转换试验仅有本台机组抽水工况运行，自动执行抽水至发电工况转换流程，测试

37、机组由抽水至发电工况转换功能，记录流程执行时间。6.3.3 发电至发电调相工况转换试验a）机组发电工况运行，自动执行发电至发电调相工况转换流程，测试机组由发电至发电调相工况转换功能，记录流程执行时间；b）记录转换过程转轮室动态压水时间、压水前后压水气罐压力值、压水过程相关阀门操作先后时序等数据。6.3.4 发电调相至发电工况电转换试验a）机组发电调相工况运行，自动执行发电调相至发电工况转换流程，测试机组由发电调相至发电工况转换功能，记录流程执行时间；b）记录转换过程回水排气时间、机组溅水功率，回水过程相关阀门操作先后时序等数据。附录A（规范性）调试工作总体要求A.1调试工作准备A.1.1项目建

38、设单位应按照GB/T18482的相关要求成立调试组织机构，明确参试各单位工作职责。A.1.2调试组织机构应组织参试各方根据工程建设里程碑节点目标确定设备调试总体进度安排。A.13参试各方应共同确定各调试对象及需要调试的项目与内容，由设备调试单位编制详细的调试大纲与调试方案。A.1.4调试大纲应至少包括调试组织、调试进度计划、调试应具备条件、调试风险分析及安全隔离方案、主要调试项目、事故应急处置方案等，其中主要调试项目应包括试验条件、内容概述、试验风险分析、对应调试方案目录索引等内容。A.15调试方案应至少包括调试风险分析及安全措施、调试子项目、调试步骤及检查记录表格等方面内容，其中调试子项目应

39、从分部调试、无水联合调试、机组启动调试等阶段分别进行考虑设置。A.1.6针对各种调试项目应根据调试风险分析结果制订必要的事故应急处置预案，包括人员跌落和触电、水淹厂房、火灾、机组失控、厂用电丢失、水力振荡等应急处置预案，并择机进行预案演练。A.1.7调试区域应有必要的照明、通信、消防、通风、安全防护及通道等设施，并与其他区域隔离。A.2调试工作实施A2.1调试单位应根据电站工程里程碑节点时间要求完成相关设备调试工作。A.2.2机组启动调试前应进行各系统设备验收及状态确认、设备安全隔离、启动前联合检查。A23机组启动调试前应召开机组启动验收委员会会议，审查机组启动条件，审核批准机组启动调试大纲和

40、启动调试方案，签发机组启动调试令。A2.4若机组选择发电方向首次启动，可依次开展发电方向启动试验、抽水方向启动试验、工况转换试验，其中发电调相相关试验宜在抽水调相相关试验完成后进行。A25若机组选择抽水方向首次启动，可依次开展抽水调相试验、发电方向启动试验、抽水试验、工况转换试验。若上库水位短时间内无法满足发电要求，可依次开展抽水方向启动试验、发电方向启动试验、工况转换试验。A.2.6机组并网调试前应与调度机构签署并网调度协议，向调度机构提交经审核批准的并网调试方案和并网申请，取得调度机构的并网许可。A.2.7机组并网调试期间应按照调度机构的要求提前报送每口并网调试计划与负荷曲线。A28机组启

41、动调试项目完成后，应根据调度要求请第三方开展机组涉网专项试验，试验项目包括：a）机组单机自动发电控制/自动电压控制（AGC/AVC）功能试验：b）机组励磁系统参数实测试验（参照GB/T40589相关要求实施）；c）机组电力系统稳定（PSS）试验（参照GB/T40591相关要求实施）；d）机组进相运行试验（参照DL/T1523相关要求实施）；e）机组调速器系统参数实测（参照GB/T40593相关要求实施）；D机组一次调频试验（参照GB/T40595相关要求实施）；g）全厂机组AGC/AVC功能试验（全部机组投运后实施）。A29在完成涉网专项试验及机组设备消缺后，应进行设备及调试结果检查验收，验收

42、合格后由机组启动验收委员会签发投入考核试运行令。A.2.10在向调度机构提交机组进入考核试运行申请并获得许可后，机组宜按照GB118482及设计要求进行考核试运行。A211在机组通过考核试运行后，应向调度机构提交机组考核试运行报告，同时申请机组正式投入商业运行。A212若电站需开展多机甩负荷试验，甩负荷试验的机组台数宜根据电站电气主接线、出线回路数、引水隧洞机组布置特点以及机组调节保证计算结果确定。多机甩负荷试验前宜先进行多机水淹厂房动作试验。试验项目主要包括：a）必要时，可进行多台机组发电工况同时甩50%额定负荷试验及机坑内检查；b）必要时，可进行多台机组发电工况同时甩75%额定负荷试验及机

43、坑内检查；c）进行多台机组发电工况同时甩100%额定负荷试验及机坑内检查；d）必要时，可进行多台机组抽水工况同时断电试验及机坑内检查。A213电站全部机组投入商业运行后应按要求完成机组性能试验。除规定在每台机组Lt均进行的性能试验外，其他性能试验项目只在业主方选择的一台机组上进行。性能试验宜在最后一台机组投入商业运行后三个月内完成。只在一台机组上进行的性能试验项目主要包括：a）水泵水轮机容量指标试验；b）水泵抽水流量试验；c）水泵最大人力试验；d）水泵水轮机效率试验：e）发电电动机效率试验；f）动水关闭主进出水阀试验；g）其他需要进行的性能试验。A.2.14电站黑启动试验可在所有机组投产后择触

44、行。附录B（资料性）设备分部调试项目机组启动前，除厂用电系统、高压输变电设备、上/下库相关设备应调试完成并运行正常外，还需完成下列设备调试项目：a）压缩空气系统调试；b）检修及渗漏排水系统调试；C）SFC系统调试；d）启动母线相关设备调试；e）发电电动机电压设备调试；D发电电动机及其附属设备调试；g）水泵水轮机及其附属设备调试；h）技术供水系统调试；i）尾水事故闸门系统调试；j）主进出水阀系统调试；k）监控系统调试；1）励磁系统调试；m）调速器系统及测速保护装置调试：n）机组振摆监测保护系统调试；0）机组继电保护装置调试；P）保信子站调试；q）故障录波器调试；r）同步向量测量装置调试等。DST

45、 25932023ZI附录C（资料性）新建抽水蓄能电站机组启动调试项目表C.1给出了新建抽水蓄能电站机组启动调试项目。表C.1新建抽水蓄能电站机组启动调试项目序号调试项目主要前置条件调试主要内容（非实际步骤）主要试验记录1发电方向启动调试1-1机组首次转动试验1）机组满足发电工况启动条件（对部分条件进行必要的信号强制）；2）做好防范完、转子误带电的安全措施；3）其他已投运机组在静止态1）闭锁机械制动自动投退功能，手动或机组单步启动辅机，并将风罩风机、粉尘收集装置、油雾吸收装置等设备停运2）打开主进出水阀，手动控制导十使机组转动至不超过10%额定转速，检查机组转速测量功能是否正常；3）手动控制调

46、速器紧急停机阀关羽，检查导叶正常关闭，机组转速逐渐下降；4）在机组转动过程中检查是否有异响、异味等情况，如有异常，手动投入机械制动D机组首次转动时的最大转速；2）机组首次转动时的导叶开度或接力器行程；3）机组首次转动时的振摆数据1-2升速及动平衡试验1）机组满足发电工况启动条件（对部分条件进行必要的信号强制）；2）做好防范定、转子误带电的安全措施1）机组单步启动至主进出水阀全开，手动控制导叶将机组转速逐步提升至10%15%额定转速，然后按事故跳闸按钮停机，测试机械制动是否按设计要求正常投退；2）机组单步启动，手动控制导叶逐步升速，在25%、50%、75%、100%额定转速时各运行15min30min,升速过程中监测机组各部位振动摆度、温度及各项运行参数，然后按事故跳闸按钮停机：3）进行数据分析及动平衡配重，进行机坑内设备检查4）动平衡配重后重新单步启动机组并更核各种运行参数，如有异常应立即停机重新进行配重及检查1）机组各部位温度、压力、流量、液位等参数2）机组各部位振动摆度值及相位；3）导叶开度或接力行程4）上下库水位：5）转子配重位置及重量；6）试验过程各种设备动作曲线和运行参数变化曲线等1-3空转轴承热稳定试验D机组满足发电工况启动条件（对部分条件进行必要的信号强制）；