机组启动试运行的情况分析

（1）流道充水试验。

1）尾水流道充水及试验。1号机组完成尾水管、转轮室、蜗壳充水。机组尾水充水试验成果为：压力表测读值0.78～0.80MPa，传感器测读值0.873～0.898MPa。1～4号机组完成尾水管、转轮室、蜗壳充水，机组尾水充水试验结果满足国家规范要求。

2）引水流道充水及试验。引水流道采用从尾水倒充水，水流通过压力钢管充水泵进入上游引水流道，引水流道充水共分5个阶段。引水流道充水期间，进水球阀为关闭状态。

引水压力钢管充水试验程序如下：高程1364.40～1505.00m段充水，压力上升至2.286MPa，水位为1505.80m；高程1505.00～1562.00m段充水，压力上升至2.795MPa，水位为1564.65m。高程1562.00～1712.00m段充水，压力上升至4.235MPa，水位为1711.82m；高程1712.00～1857.70m段充水，压力上升至5.664MPa，水位为1857.86m；高程1857.70m至上水库平压阶段充水，压力上升至6.138MPa，水位为1906.30m；充水结束。

（2）机组水轮机方向首次启动。

机组启动前的各项检查工作完毕，具备开机条件。机组水轮机方向开机流程为手动，分步开机。调速器现地手动开导叶最大开度1号机组为0.185%、2号机组为1.92%（监控），机组转速达到额定转速（1号机组为5%、2号机组为20%）后，在风洞按“紧急停机”按钮停机；3号机组调速器电调柜现地手动开导叶最大开度为3.42%（监控），机组转速达到额定转速（80%）后，上导x向、y向摆度一级报警，手动关导叶停机。经检查机组运转正常，无异常声响，机组滑行试验结束，结果满足国家规范要求。机组首次升速至额定转速（100%）后，导叶开度1号机组为9.813%、2号机组为9.38%、3号机组为8.23%，经检查机组运转正常，无异常声响，机组水轮机方向首次启动均成功。

4号机组启动前的各项检查工作完毕，具备开机条件，4号机组水轮机方向分部流程手动开机。4号机组手动滑行开机，机组转速至8.17%时，水车室顶盖内有白色烟雾冒出，停机检查。检查发现水箱盖板与挡水环质检有摩擦痕迹，拆除水箱盖板和大轴挡水环，对挡水环部分变形位置进行切割，打磨清扫后回装。所有消缺检查工作完成，4号机组再次手动滑行开机，逐级升速至86.71%。上导瓦温异常升高，停机检查，上导瓦烧毁，进行上导/推力油槽排油、清扫，更换上导瓦备件，复核机组中心位置，清扫高压油系统、推力外循环系统管路和滤芯，重新进行油槽注油。完成4号机组所有检修项目，再次手动滑行开机，检查无异常，逐级升速，机组首次升速至额定转速（100%），导叶开度为10.54%。4台机组首次100%额定转速运行试验情况见表13.2.1。经检查机组运转正常，无异常声响，4号机组水轮机方向首次启动成功。

表13.2.1　机组首次100%额定转速运行试验

续表

（3）水轮机方向动平衡试验及机械过速试验。

通过对1号机组各部位振动、摆度、瓦温数据的分析，经过反复计算和4次适配，完成1号机组水轮机方向动平衡试验。

2号机组振摆数据全面优于1号机组，具备机组发电方向动平衡试验条件，完成2号机组水轮机方向动平衡试验后，各项监测表明试验结果满足国家标准要求；机械过速保护动作，最大机组转速为110.8%，导叶开度为20%，结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求；机组工况在空转，转速达到额定转速，导叶开度为9.041%，准备进行发电机过速试验。电气过速保护动作，最大机组转速为额定转速的116%，导叶开度为24.94%，结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

通过对3号机组各部位振动、摆度、瓦温数据的分析，按设备厂家意见，对3号机组转子先后进行3次配重调整后，具备机组发电方向动平衡试验条件。完成3号机组水轮机方向动平衡试验后，各项监测表明试验结果满足国家标准要求。机械过速保护动作，最大机组转速为额定转速的109.04%，导叶开度最大值为18.14%，结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

对4号机组转子先后进行8次配重调整后，具备机组发电方向动平衡试验条件。完成4号机组水轮机方向动平衡试验，各项监测表明试验结果满足国家标准要求。过速前上水库水位为1930.88m，下水库水位为1370.92m，机械过速保护动作，最大机组转速为额定转速的110.25%。结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

（4）发电机升流、升压试验。

1）升流试验。励磁系统先后对各机组发电机电压设备、主变压器、GIS及GIL出线、SFC分支（至1号机组段输入侧CT柜）进行升流试验。升流试验升至30%额定电流（3227.7A），带高压厂用变压器和SFC输入侧只检查残流。升流试验中检查各级电流下，发电机电压设备、主变压器、GIS、GIL及出线一次设备运行情况正常；检查升流范围内各CT的二次侧三相电流平衡情况及相位；检查保护、录波、测量和表计回路的电流幅值和相位均正确。

1号机组经过发电机出口升流，发电机带SFC输入断路器升流（合发电方向隔离刀闸，以SFC输入侧CT柜作为短路点升流），发电机带高压厂用变压器升流（合发电方向隔离刀闸，以10kVⅠM进线柜作为短路点升流），发电机带1号主变压器高压侧、GIL出线升流（合发电方向隔离刀闸，以GIL出线作为短路点升流），发电机带1号主变压器高压侧、跨条母线、GIL出线升流（合发电方向隔离刀闸，以GIL出线作为短路点升流），发电机带1号主变压器高压侧、2号主变压器高压侧升流（合发电方向隔离刀闸，以地刀作为短路点升流），发电机带1号主变压器高压侧、3号主变压器高压侧升流（合发电方向隔离刀闸，以地刀作为短路点升流），发电机带1号主变压器高压侧、4号主变压器高压侧升流（合发电方向隔离刀闸，以地刀作为短路点升流）。机旁盘按紧停按钮，机组自动停机，发电机升流试验结束。

2号机组经过发电机出口升流，以ZD02作为短路点升流，LCU自动停机流程启动，机组自动停机，发电机升流试验结束。发电机带2号主变压器高压侧升流，以合地刀作为短路点升流。发电机带2号主变压器高压侧、2号GIS进线单元升流，以地刀作为短路点升流；LCU自动停机流程启动，机组自动停机。发电机升流试验结束。升流范围内各CT的二次侧三相电流平衡、相位正确；各保护、录波、测量和表计回路的电流幅值和相位正确，满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

3号机组经过发电机出口升流，以ZD03作为短路点升流，发电机升流试验结束。发电机带3号主变压器高压侧、3号GIS进线单元升流，以地刀作为短路点升流，发电机升流试验结束。升流范围内各CT的二次侧三相电流平衡、相位正确；各保护、录波、测量和表计回路的电流幅值和相位正确，满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

4号机组经过发电机出口升流，以ZD04作为短路点升流，发电机升流试验结束。发电机带2号厂用电回路升流，合发电方向隔离刀闸，以开关进线侧临时短接线作为短路点升流，发电机带2号厂用电回路升流试验结束。4号主变压器高压侧、4号GIS进线单元升流，合发电方向隔离刀闸，以地刀作为短路点升流，发变组升流试验结束。

2）升压试验。按照下达的试验整定值修改相应的保护定值，缓慢升压至约10%定子电压，校核发电机出口单相接地保护动作（注入式100%定子接地）。励磁系统按照25%Un、50%Un、75%Un、100% Un先后对机组、高压厂用变压器、发电机电压设备、主变压器、GIS及GIL出线进行升压试验。升压试验中检查各级电压下，发电机电压设备、主变压器、GIS、GIL及出线设备一次运行情况是否正常。测量二次三相电压的对称性、相序，测量开口三角输出电压。检查保护、录波、测量和表计回路的电压幅值和相位是否正确。

经过发电机出口升压、发电机带高压厂用变压器升压、发电机带500kV CIS系统升压，升压至100%Un后，带主变压器升压1h，停止，完成主变压器高压侧单相接地试验。机旁监控系统发自动分部流程停机命令，机组自动停机，发电机升压试验结束。

（5）调速系统空载试验。

机组开机，开始调速器空载运行参数选择和稳定性试验，主要包括：A、B套手动空载摆动试验；A、B套自动空载摆动试验；A、B套自动PT测频空载扰动试验；A、B套自动齿盘测频空载扰动试验；A、B套调节器切换试验。调速器空载试验结束。录制空载摆动试验和空载扰动试验波形。1～4号机调速器空载试验结果合格，满足国家标准及机组安全稳定运行要求。

以4号机组为例，相关试验过程及试验成果如下。

1）空载频率扰动试验。设置调速器“频率给定变化跟踪”有效，从触摸屏上发出频率给定值，频率给定变化依次为50Hz→50.5Hz、50Hz→49.5Hz，观察导叶开度与机组频率的变化规律。修改“空载PID参数”，频率给定发3次，观察参数调整后的导叶开度与机组频率的变化规律。试验结束后，将频率给定值改为50Hz。

A机空载上扰PID设置值为：bp=0，kp=0.8，ki=0.2（1/s），kd=0.3s。空载扰动试验结果为：扰前频率为50.020Hz，扰后频率为50.520Hz，超调量为0，调节时间为8.3s。A机空载下扰PID设置值为：bp=0，kp=0.8，ki=0.2（1/s），kd=0.3s。空载扰动试验结果为：扰前频率为50.000Hz，扰后频率为49.490Hz，超调量为0，调节时间为15s。

B机空载上扰PID设置值为：bp=0，kp=0.8，ki=0.2（1/s），kd=0.3s。空载扰动试验结果为：扰前频率为50.001Hz，扰后频率为50.502Hz，超调量为0，调节时间为10.8s。B机空载下扰PID设置值为：bp=0，kp=0.8，ki=0.2（1/s），kd=0.3s。空载扰动试验结果为：扰前频率为50.000Hz，扰后频率为49.491Hz，调节时间为18s。

2）空载频率摆动试验。空载频率扰动试验完成后，保持频率给定50Hz，修改“空载PID参数”，每次修改参数结束之后，记录180s内导叶开度与机组频率的变化规律。

A机空摆曲线一PID设置值为：bp=0，kp=0.8，ki=0.2（1/s），kd=0.3s。空载摆度试验结果为：摆动转速最大值为50.027Hz，摆动转速最小值为49.953Hz，摆动转速偏差为0.08Hz。A机空摆曲线二PID设置值为：bp=0，kp=0.8，ki=0.2（1/s），kd=0.3s。空载摆度试验结果为：摆动转速最大值为50.029Hz，摆动转速最小值为49.965Hz，摆动转速偏差为0.64Hz。A机空摆曲线三PID设置值为：bp=0，kp=0.8，ki=0.2（1/s），kd=0.3s。空载摆度试验结果为：摆动转速最大值为50.039Hz，摆动转速最小值为49.930Hz，摆动转速偏差为0.109Hz。

B机空摆曲线一PID设置值为：bp=0，kp=0.8，ki=0.2（1/s），kd=0.3s。空载摆度试验结果为：摆动转速最大值为50.049Hz，摆动转速最小值为49.937Hz，摆动转速偏差为0.112Hz。B机空摆曲线二PID设置值为：bp=0，kp=0.8，ki=0.2（1/s），kd=0.3s。空载摆度试验结果为：摆动转速最大值为50.033Hz，摆动转速最小值为49.968Hz，摆动转速偏差为0.065Hz。B机空摆曲线三PID设置值为：bp=0，kp=0.8，ki=0.2（1/s），kd=0.3s。空载摆度试验结果为：摆动转速最大值为50.053Hz，摆动转速最小值为49.963Hz，摆动转速偏差为0.090Hz。

（6）发电/电动机特性试验。

1）发电机短路特性试验。合闸投励磁系统，开始按10%额定电流逐级升流，达到额定电流（10759A），在额定电流下，测量机组振摆值正常，碳刷与集电环工作正常。至110%额定电流（11237A）后逐级降压，分闸，短路特性试验结束。升流期间，记录三相电流、转子电压、转子电流，额定电流按10731A计。测值表明三相电流平衡。

2）发电机空载特性试验。分开电气制动开关并切断操作电源，合闸投励磁系统，从零起逐步升高发电机电压，开始发电机空载特性试验。测量各点励磁电压、电流和定子三相电压，记录数据，额定电压按18kV计，结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。1号机组测量1.2倍额定电压下的轴电压为1.7V；2号机组测量1.25倍额定电压下的轴电压为2.4V；3号机组测量1.25倍额定电压下的轴电压为2.27V；4号机组测量1.25倍额定电压下的轴电压为2.0V。

（7）主变压器冲击试验。

1号机组主变压器本体及励磁变冲击合闸试验，无放电及异常现象。1号机组主变压器带电空载运行，24h后取本体底部油样，进行色谱分析试验结果正常。1号高压厂用变压器冲击合闸试验，无放电及异常现象。SFC系统输入变压器冲击合闸试验，无放电及异常现象。将1号机组、2号机组主变压器无载调压开关分接头挡位，调至第3挡。完成1号和2号机组主变压器分接开关挡位调整。SFC系统完成静态测试，与励磁、监控、保护的联合调试，并带发电机定子绕组进行通流试验，至试验结束。

2号机组主变压器本体及励磁变冲击合闸试验，无放电及异常现象。2号机组主变压器带电空载运行，24h后取本体底部油样，进行色谱分析试验结果正常，主变压器冲击试验合格，满足机组及变压器安全稳定要求。2号高压厂用变压器冲击合闸试验，无放电及异常现象。SFC系统完成静态测试，与励磁、监控、保护的联合调试，并带发电机转子绕组进行通流试验。试验结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

3号机组主变压器本体及励磁变冲击合闸试验，无放电及异常现象。3号机组主变压器带电空载运行，24h后取本体底部油样，进行色谱分析试验结果正常，主变压器冲击试验合格，满足机组及变压器安全稳定要求。SFC第二分支电源回路冲击合闸试验，无放电及异常现象。SFC系统完成静态测试，与励磁、监控、保护的联合调试，并带发电机转子绕组进行通流试验，试验结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

4号机组主变压器本体及励磁变冲击合闸试验，无放电及异常现象。4号机组主变压器带电空载运行，24h后取本体底部油样，进行色谱分析试验结果正常。主变压器冲击试验合格，满足机组及变压器安全稳定要求。使用断路器完成2号高压厂用变压器电源回路及本体冲击合闸试验，无放电及异常现象。SFC系统完成静态测试，与励磁、监控、保护的联合调试，并带发电机转子绕组进行通流试验，试验结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

（8）励磁系统空载试验。

励磁系统合闸，励磁空载试验开始。完成1/2通道机端电压阶跃响应试验，1/2通道自动/手动切换试验，1/2通道转子电流阶跃响应试验，自动/手动运行方式下1/2通道切换的试验，1/2通道自动运行方式下升压、逆变灭磁试验，故障模拟试验。励磁调节器1通道试验波形正常，开始转子接地试验，按机旁盘紧停按钮停机。

1～4号机组励磁系统空载试验结果合格、满足机组安全稳定运行要求。转子接地试验结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

（9）SFC拖动试验。

1号机组完成LCU自动分步流程开机，首次SFC拖动机组至额定转速成功。机组转速5%，励磁电流826A，励磁电压103.6V。机组转速10%，励磁电流1036A，励磁电压133.5V。机组转速20%，励磁电流1050A，励磁电压136.0V。机组转速30%，励磁电流1046A，励磁电压137.1V。机组转速40%，励磁电流1030A，励磁电压132.4V。机组转速50%，励磁电流1033A，励磁电压132.8V，输入变压器电压5453V，输出变压器电压2796V，上止漏环温度15.4℃，下止漏环温度14.9℃。机组转速60%，励磁电流1045A，励磁电压140.7V。机组转速70%，励磁电流1021A，励磁电压139.1V。机组转速80%，励磁电流1051A，励磁电压136.2V。机组转速90%，励磁电流1034A，励磁电压140.2V。机组转速100%，励磁电流1072A，励磁电压155.8V，输入变压器电压5419V，输出变压器电压5515V，上止漏环温度15.4℃，下止漏环温度14.9℃。模拟电气事故停机，SFC拖动试验合格，拖动参数满足国家标准、设计要求及机组启动运行需要。

2号机组完成LCU自动分步流程开机，首次SFC拖动机组至额定转速成功，按机旁盘紧急停机按钮，模拟电气事故停机。SFC拖动试验合格，拖动参数满足国家标准、设计要求及机组启动运行需要。

3号机组完成SFC系统与机组保护、输入变压器、输出变压器、断路器保护传动，首次SFC拖动机组至额定转速成功。按机旁盘紧急停机按钮，模拟电气事故停机。SFC拖动试验合格，拖动参数满足国家标准、设计要求及机组启动运行需要。

4号机组完成SFC系统与机组保护、输入变压器、输出变压器、断路器保护传动，首次SFC拖动机组至额定转速成功。SFC拖动试验合格，拖动参数满足国家标准、设计要求及机组启动运行需要。

（10）水泵调相同期模拟及并网试验。

1）SFC参数优化试验。1号机组第26次开机，抽水调相工况。由SFC现地控制拖动机组，转速超过10%后，停SFC转并刹车降机组转速至0，重复上述过程，反复11次，SFC现地调整运行参数，保证机组在转速10%额定时，自然换流与强迫换流的切换成功。按机旁盘紧急停机按钮，电气事故停机。

2）机组水泵调相同期模拟试验。1号机组第17次开机。拉开发电机出口隔离刀闸，并断开其操作电源，模拟水泵方向合闸位置，机旁盘SFC方式，抽水调相自动流程启动。机组转速为99.53%，励磁电流1103A，励磁电压130.3V，Ubc=18.74kV、Ib=599.3A、f=49.85Hz。GCB合闸，检查录波波形正常，机组停机。检查同期、LCU、励磁、SFC的时序后，继续进行假同期试验，经过第28、29次开机后，假同期试验结果正常。

2号机组水泵方向开机，拉开发电机出口隔离刀闸并断开其操作电源，模拟水泵方向合闸位置，机旁盘SFC方式，抽水调相分步流程启动。机组转速99.33%，励磁电流982.86A，励磁电压134.51V，Ubc=18.00kV、Ib=298.69A、f=50Hz。GCB合闸，检查录波波形正常，机组停机。检查同期、LCU、励磁、SFC的时序后，继续进行两次假同期试验，验证试验结果正常。机组水泵方向假同期试验合格，同期参数满足机组同期及安全稳定运行要求。

3号机组水泵方向开机，拉开发电机出口隔离刀闸并断开其操作电源，模拟水泵方向合闸位置，机旁盘SFC方式，抽水调相自动顺控流程启动，同期装置启动。GCB合闸，检查录波波形正常。按机旁盘紧停按钮，机组停机。检查同期、LCU、励磁、SFC的时序，试验结果正常。机组水泵方向假同期试验合格，同期参数满足机组同期及安全稳定运行要求。

4号机组水泵方向开机，拉开发电机出口隔离刀闸并断开其操作电源，模拟水泵方向合闸位置，机旁盘SFC方式，抽水调相自动顺控流程启动，同期装置启动。GCB合闸，检查录波波形正常。按机旁盘紧停按钮，机组停机，检查同期、LCU、励磁、SFC的时序，试验结果正常。机组水泵方向假同期试验合格，同期参数满足机组同期及安全稳定运行要求。

3）机组水泵调相同期并网试验。1号机组第30次开机，SFC方式，抽水调相自动流程启动。GCB合闸，同期并网成功。励磁电流1090A，励磁电压140.9V，发电机P=-5.327MW、Q=21.29Mvar、Ubc=18.14kV、Ib=770.4A、f=50.07Hz，进行水泵调相工况轴承热稳定试验。按批准方案进行倒闸操作，发电机带80Mvar无功负荷进行保护校核完毕，结果正确。

2号机组抽水工况开机，SFC方式，抽水调相自动流程启动。GCB合闸，同期并网成功，满足国家标准要求及机组稳定运行要求。合闸时，励磁电流975.27A，励磁电压110.14V，发电机P=-6.08MW，进行水泵调相工况轴承热稳定试验，满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

3号机组抽水工况开机，SFC方式，抽水调相自动顺控流程启动，GCB合闸，同期并网成功，满足国家标准要求及机组稳定运行要求。合闸时，机组P=-5.075MW、Q=-13.34Mvar，定子电流445.5A，定子电压17.89kV，转子电流943.2A，转子电压125.4V。进行水泵调相工况轴承热稳定试验，满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

4号机组抽水工况开机，SFC方式，抽水调相自动顺控流程启动，GCB合闸，同期并网成功，满足国家标准要求及机组稳定运行。合闸时，机组P=-5.202MW、Q=11.02Mvar，定子电流438.6A，定子电压18.05kV，转子电流1046A，转子电压142.9V。进行水泵调相工况轴承热稳定试验，满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

（11）溅水功率试验。

1号机组进行了第31～35次开机，完成抽水溅水功率试验，第35次开机溅水功率试验数据见表13.2.2。

表13.2.2　1号机第35次开机溅水功率试验数据

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1）2号机组抽水溅水功率试验。开机，合闸，尾水管充水阀开启，蜗壳排气阀开启，转轮充水阀开启。在试验时段22：49：57—22：51：23，机组一级溅水功率为-20.65—-26.22MW；在试验时段22：51：24—22：51：49，机组一级溅水功率为-38.89—-42.10MW。溅水功率试验合格，确定导叶开启溅水功率值并进行设定，满足机组抽水工况启动运行要求。

2）3号机组抽水溅水功率试验。开机，合闸，在试验时段09：05：58—09：07：05，机组一级溅水功率约为-22MW；在试验时段09：07：08—09：07：28，机组二级溅水功率约为-43MW。溅水功率试验合格，确定导叶开启溅水功率值并进行设定，满足机组抽水工况启动运行要求。

3）4号机组抽水溅水功率试验。开机，合闸，在试验时段13：02：59—13：04：02，机组一级溅水功率约为-22MW；在试验时段13：03：45—13：04：10，机组二级溅水功率约为-44MW。溅水功率试验合格，确定导叶开启溅水功率值并进行设定，满足机组抽水工况启动运行要求。

（12）调相压水试验。

1号机组将尾水排气管截流板扩孔至105mm，将顶盖排气管截流板扩孔至40mm。历时2天经过5次调试完成调相压水试验，测试结果为：压水时间为8.5s，排气回水时间为转轮下水位过高信号动作时间9.5s，尾水充水阀出水时间15.1s，顶盖排气阀出水时间58.5s。

2号机组尾水排气管截流板孔径105mm，顶盖排气管截流板孔径40mm。测试结果为：压水时间为8.5s，排气回水时间为转轮下水位过高信号动作时间9.5s，尾水充水阀出水时间15.1s，顶盖排气阀出水时间58.5s。满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

3号机组试验中发现蜗壳至尾水管联通电磁配压阀不能正常动作、转轮压水补气电磁阀漏气、监控系统中尾水管水位信号与转轮下水位信号状态不一致。对试验中暴露的问题，分别更换了有问题的电磁阀，将水位计测压管路抬高约260mm，将测压管改为φ50mm。测试结果为：压水时间为8.6s，排气回水时间为转轮下水位过高信号动作时间9.4s，尾水充水阀出水时间15.2s，顶盖排气阀出水时间58.4s。满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

4号机组试验中发现尾水管回水排气液压阀不能正常关闭，控制电磁配压阀不能正常动作、转轮压水补气电管路截流板把合法兰面漏气。对试验中暴露的问题，分别更换了有问题的电磁阀。测试结果为：压水时间为8.8s，排气回水时间为转轮下水位过高信号动作时间10.2s，尾水充水阀出水时间14.8s，顶盖排气阀出水时间57.4s。满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

（13）水泵连续抽水及轴承热稳定试验。

1号机组首次水泵抽水试验（包括导叶开度优化）水泵工况连续抽水及轴承热稳定试验，推力轴承瓦温度变化不大于1.9℃。机组工况按停机-静止、静止-抽水调相、抽水调相-抽水自动流程开机。模拟机械保护动作停机，热稳定试验结束。抽水前后库容变化量为：抽水前下水库水位为1395.30m，库容为642.1万m3，上水库水位为1904.42m，库容为59.75万m3；抽水后下水库水位为1390.63m，库容为560.6万m3，上水库水位为1910.74m，库容为144.22万m3。水泵连续抽水运行稳定，各部轴承温度正常。抽水试验合格，满足国家标准及机组长期安全稳定运行要求。

2号机组首次水泵抽水试验（包括导叶开度优化）水泵工况连续抽水及轴承热稳定试验，结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。机组工况按停机-静止、静止-抽水调相、抽水调相-抽水自动流程开机。模拟机械保护动作停机，热稳定试验结束。抽水前后库容变化量为：抽水前下水库水位为1395.30m，库容为642.1万m3，上水库水位为1904.42m，库容为59.75万m3；抽水后下水库水位为1390.63m，库容为560.6万m3，上水库水位为1910.74m，库容为144.22万m3。水泵连续抽水运行稳定，各部轴承温度正常。抽水试验合格，满足国家标准及机组长期安全稳定运行要求。

3号机组完成首次水泵抽水试验（包括导叶开度优化）水泵工况连续抽水及轴承热稳定试验，结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。抽水热稳定试验结束，模拟电气保护动作停机。抽水前后库容变化量为：抽水前下水库水位为1388.75m，上水库水位为1911.38m；抽水后下水库水位为1386.82m，上水库水位为1913.60m。水泵连续抽水运行稳定，各部轴承温度正常。抽水试验合格，满足国家标准及机组长期安全稳定运行要求。

4号机组完成首次水泵抽水试验（包括导叶开度优化）水泵工况连续抽水及轴承热稳定试验，结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。抽水热稳定试验结束，模拟电气保护动作停机。抽水前后库容变化量为：抽水前下水库水位为1380.87m，上水库水位为1922.97m；抽水后下水库水位为1379.33m，上水库水位为1924.29m。水泵连续抽水运行稳定，各部轴承温度正常。抽水试验合格，满足国家标准及机组长期安全稳定运行要求。

（14）发电工况同期模拟及过速试验。

拉开机组出口隔离刀闸并断开其操作电源，模拟发电方向合闸位置，进行假同期试验。机组自动流程开机启动，合闸，并录制发电工况假同期波形。机组工况在空转，转速为100%额定转速，导叶开度为11.90%，准备进行发电机过速试验。机械过速保护动作，最大机组转速为108%额定转速，导叶开度为24.82%，录制波形。1～4号机组机组发电方向假同期试验合格，同期参数满足机组同期及安全稳定运行要求。机组机械保护装置、电气保护装置动作正确，过速试验结果合格，满足机组安全稳定运行要求。

（15）发电工况同期试验。

1号机组尾水管出口压力监测情况为：压力为1.257 MPa。发电工况首次同期并网试验，机组自动流程开机至静止启动，合闸，机组并网成功并带56.6MW负荷，录制发电工况同期并网波。机组转速为100.33%，导叶开度为20.87%，P=55.19MW，Q=1.21MW，模拟机械事故停机，并录制波形。机组转速为100.25%，导叶开度为16.92%，P=38.28MW，模拟电气事故停机，并录制波形。

2号机组自动流程开机至静止启动，合闸，机组并网成功并带15.01MW负荷，满足国家标准要求及机组稳定运行要求，录制发电工况同期并网波形。机组转速为100.13%，导叶开度为16.44%，P=50.57MW，Q=-27.49Mvar，中控室按紧急停机按钮，模拟机械事故停机，结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

3号机组同期装置启动，合闸，机组并网成功并带10MW负荷，满足国家标准要求及机组稳定运行要求，录制发电工况同期并网波形。3号机组发电工况同期并网试验结果满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

4号机组同期装置启动，合闸，机组并网成功并带18.39MW负荷，满足国家标准要求及机组稳定运行要求。

（16）机组甩负荷试验。

尾水管出口压力监测情况为：压力为1.260MPa。调试公共停机流程为：停机投电制动，机组自动流程开机至静止启动，电制动合闸，公共停机流程调试试验成功，电制动开关分合时间均符合要求。

1）发电工况甩25%负荷试验。机组负荷带25%（75.23MW），手动跳开，开始甩负荷（过速保护未动），机组继续空载运行，发电工况甩25%负荷试验成功，甩25%负荷机组振摆数据见表13.2.3。

表13.2.3　甩25%负荷机组振摆数据　单位：μm

2）发电工况甩50%负荷试验。打开机令，停机-静止自动流程启动，模拟电气保护动作，进行甩负荷（50%），发电工况甩50%负荷试验成功，甩50%负荷机组振摆数据见表13.2.4。

表13.2.4　甩50%负荷机组振摆数据　单位：μm

3）发电工况甩75%负荷试验。打开机令，开启停机-静止流程，有功功率到223.22MW（75%），导叶开度为60.23%，模拟电气保护动作，发电工况甩75%负荷试验成功，甩75%负荷机组振摆数据见表13.2.5。

表13.2.5　甩75%负荷机组振摆数据　单位：μm

4）发电工况甩100%负荷试验。打开机令，启动停机-静止流程，机组带100%负荷，功率292MW左右波动，模拟电气保护，发电工况甩100%负荷试验成功，甩100%负荷机组振摆数据见表13.2.6。

表13.2.6　甩100%负荷机组振摆数据　单位：μm

（17）水泵工况连续抽水及抽水断电试验。

1）1号机组。尾水管出口压力监测情况为：压力为1.276MPa，开始运行压力达到1.242～1.247MPa变化，机组处于连续抽水工况。测量机组轴电压为4V，模拟电气事故进行抽水断电停机试验。抽水前后库容变化量，抽水前上水库水位1907.88m，库容103.13万m3，下水库水位1393.56m，库容611.3万m3。抽水后上水库水位1912.98m，库容177.47万m3，下水库水位1389.37m，库容539.7万m3。

2）2号机组。机组处于连续抽水工况，模拟电气事故进行抽水断电停机试验。抽水前后库容变化量，试验前上水库水位1924.09m，库容359.91万m3，下水库水位1377.78m，库容355.9万m3。试验后上水库水位1926.09m，库容396.28万m3，下水库水位1375.33m，库容319.7万m3。

3）3号、4号机组。机组处于连续抽水工况，模拟电气事故，发电机保护A套动作跳闸，进行抽水断电停机试验。机组突然断电试验过程中，机组各部摆度、流道各部压力上升均满足设计要求。试验结果合格，满足国家标准及机组安全稳定运行要求。

（18）负载下的调速器试验和励磁试验。

进行调速器负载试验。按30～50MW步长进行增减负荷，调整负载PID参数，对功率模式和开度模式下调速器功能进行试验，故障模拟通道切换试验。

进行励磁负载试验。整流桥均流系数检查，电压调差率、极性检查，测量顶值电压及电压响应时间。进行欠励限制器试验及通道切换、电源切换、故障模拟试验。

1号机组稳定性测试，机组稳定区在130～300MW（试验时水头）。2号机组稳定性测试，机组稳定区在100～300MW（试验时水头）。3号机组稳定性测试，机组稳定区在120～300MW（试验时水头）。4号机组稳定性测试，机组低频振动区为110MW以下（试验时水头）。

（19）工况转换试验。

完成所有工况转换试验项目，试验项目包括：①按停机→抽水调相流程并网，检查正常；②按抽水调相→抽水流程，检查正常；③按抽水→抽水调相流程，检查正常；④按抽水调相→抽水流程，检查正常；⑤按抽水→发电流程，检查正常；⑥抽水工况→发电工况转换，检查正常；⑦发电→发电调相流程，检查正常；⑧按发电调相→发电流程，检查正常；⑨发电→发电调相流程，检查正常；⑩发电调相工况下保护停机，检查正常；○1按停机→发电调相流程开机，检查正常；○12发电调相工况下自动停机，检查正常。

1～4号机组工况转换试验结果满足国家标准及机组安全稳定运行要求。

（20）厂用电系统切换试验。

开机至辅助设备运行，退出机组自用电备自投，切除自用电一段进线，检查机组各辅助设备运行状态保持不变。恢复自用电一段进线，切除二段进线，检查机组各辅助设备运行状态保持不变。恢复机组自用电二段进线，恢复机组自用电备自投，重复一、二段进线切除试验，检查机组各辅助设备运行状态保持不变。

1～4号机组厂用电系统切换试验完成，试验结果满足机组稳定运行要求。

（21）背靠背拖动试验。

1号机组和2号机组完成了背靠背拖动试验，2台机组互相拖动均成功并网。背靠背拖动试验期间，经试运行指挥部决定对机组各个系统的参数进行以下优化：

1）拖动时间步长由原来的120s变为180s。

2）2台机转速平差由原来的10%变为20%。

3）拖动机起始设定导叶开限，一级开度由原来的2%维持8s改为3%维持8s，二级开度由原来的3%维持8s改为4%维持8s。

4）2台机组励磁电流设定为：拖动机0.63If=1093.05A（If=1735A），被拖动机0.6If=1041A。

5）当拖动机监控转速大于15%时，就开始执行下一步（取消判定导叶开限复归条件）。

（22）球阀动水关闭试验。

在4号机组进行球阀动水关闭试验，4号机组转速100.1%，有功298.9MW，无功18.26Mvar，导叶开度79.29%，导叶接力器控制转现地，机旁盘按紧停按钮，机械事故动作停机，进行球阀动水关闭试验。球阀关闭6.3s后球阀最大轴向位移0.812mm、球阀径向位移0.09mm，球阀关闭31s后球阀轴向位移0.44mm、球阀径向位移0.04mm。球阀全关闭后，球阀最大轴向位移1.79mm、球阀径向位移0.15mm。球阀关闭14s后各摆度最大：上导X为347μm、下导X为398μm、下导Y为447μm、水导X为565μm、水导Y为738μm。球阀关闭38.2s后，转速开始下降。球阀关闭3s后球阀水平振动最大为127μm、垂直振动最大为59μm。球阀关闭21s后顶盖最大水平振动为332μm、最大垂直振动为257μm。机组球阀动水关闭试验过程中，机组各部摆度、流道各部压力上升均满足设计要求。试验结果合格，满足国家标准及机组安全稳定运行要求。

（23）15天考核试运行。

1号机组15天考核试运行结束，15天考核试运行期间，机组发电启动共计17次，抽水启动共计14次。15天考核试运行期间共计发电8930500kW·h，抽水共计用电11991000kW·h。机组15天考核试运行期间共发生启动故障两次：其一是机组启动发电并网失败，经查失败原因是调速器电气柜导叶空载开限参数设定为8.5%，560m高水头下不能满足频率调节要求，因导叶开限限死，机端频率维持不变，致使机组同期并网超时，经调整参数后，机组于当日重新启动发电成功；其二是机组启动抽水失败，经查失败原因是SFC拖动至额定转速封脉冲后与励磁系统配合时存在时间上的偏差，致使励磁电压给定变为0，机组快速进相，主变压器保护大差动作，经采取整改措施后，机组重新启动抽水成功。

2号机组进入15天考核试运行，考核试运行结束，累计试运行27天。考核试运行期间2号机组发电启动共计30次，抽水启动共计27次，无事故发生，开/停机成功率达到100%。

3号机进入15天考核试运行，考核期间共开机31次，其中抽水方向开机11次，发电方向开机20次，开机失败1次（由于主进水阀全关位置信号开关松动，造成主进水阀全关信号异常，开机不成功，后对信号开关进行加固处理），开机成功率达到97%。

4号机进入15天考核试运行，考核期间共开机30次，其中抽水方向开机13次，发电方向开机17次，开机成功率达到100%。