水电站1号机启动试运行方案

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1、广源南沙水电站1号机启动试运行方案 1、工程概况红河南沙水电站位于云南省红河干流元阳县境内，处于红河干流元江的中、下游段。本工程是以发电为主，远期兼顾有防洪、供水、航运等综合利用效益。电站装机3台，单机容量50000kW，总容量15万kW。多年平均发电量7.1亿kWh，年平均利用小时数4756h。电站采用110kV电压接入云南电力系统，其出线回路数和各回出线的负荷、输电距离等情况详见表1。表1 电站接入系统出线情况表出线起讫点电压等级kV出线回路数输电距离km最大输电容量MW广源南沙电站南沙变1101298.3广源南沙电站西湖变11014598.3主要水能参数水轮发电机组参数单位：MVA MW

2、 r/min机组编号水轮机型号生产厂家发电机型号生产厂家额定容量额定转速额定功率因数机端电压1#FHLA773a-LJ-420天津市天发重型水电设备制造有限SF50-50/9010天津市天发重型水电设备制造有限58.82 MVA/50 MW120r/min0.85（滞后）10.5Kv2#FHLA773a-LJ-420天津市天发重型水电设备制造有限SF50-50/9010天津市天发重型水电设备制造有限58.82 MVA/50 MW120r/min0.85（滞后）10.5Kv3#FHLA773a-LJ-420天津市天发重型水电设备制造有限SF50-50/9010天津市天发重型水电设备制造有限58.

3、82 MVA/50 MW120r/min0.85（滞后）10.5Kv2、机组启动试运行主要阶段划分1号机组启动试运行主要包括充水试验、空载试验、机组并网发电试验、七十二小时试运行等四个主要试验阶段。2.1 充水试验主要试验项目2.1.1 机组流道充水，检查各部位密封情况。2.1.2 检查机组水力测量仪表指示值的正确性。2.1.3 技术供水系统充水试验。2.2 空载试验主要试验项目2.2.1 首次手动开机试验，调速系统手自动切换试验。2.2.2 机组过速试验，机组各转速信号动作情况检查。2.2.3 LCU自动开、停机试验。2.2.4 发电机升流、升压试验，断路器间隔升流、升压试验，包括同期、单相

4、接地、励磁系统闭环试验等电气设备动态试验。2.2.5 主变冲击试验。2.3 机组并网发电试验2.3.1 机组并网带负荷试验。2.3.2 机组甩负荷试验。2.3.3 带负荷动水落进水口快速闸门。2.3.4 机组72小时试运行。主要检查机组及相关设备长期稳定运行的能力，记录瓦温、油温、水力测量、有功功率、无功功率、电流、电压等机组、主变、101断路器间隔等运行参数，检查监控、励磁、保护、电气测量系统、自动化元件、水力机械辅助设备的运行情况。3、启动试运行前检查3.1 流道检查3.1.1 进水口拦污栅已安装、验收合格。进水口检修闸门、快速事故门门顶杂物已清理干净，进水口拦污栅、检修门、快速门、通气孔

5、盖板已安装完毕并验收合格，盖板上方无杂物。进水闸门、充水阀、启闭装置已安装完备，并验收合格。3.1.2 进水流道、尾水管、水轮机室、尾水渠已清理干净、检验合格。流道测压等测量表计等均已安装。所有进人孔（门）盖板已严密封闭。3.1.3 与流道相接的所有阀门工作情况良好，并处于关闭位置。尾水闸门门槽周围已清理干净。尾水闸门已安装完工并验收合格。启闭情况良好。3.1.4 上游水位监测和发送装置已调试完毕，运行正常，在中控室可以监测和记录上游水位。3.2 水轮机部分检查3.2.1 水轮机设备全部安装完毕，静态调试完毕，启动前验收完毕。3.2.2 水轮机内各设备油漆完整，内部清理干净，符合运行要求。3.

6、2.3 导叶处于关闭状态。3.2.4 筒阀装置安装完毕，静态调试完毕，模拟动作正确，油压装置和回油箱和压力油罐油位正常，筒阀处于关闭位置。3.3 调速系统检查3.3.1 调速系统机械、电气设备全部安装完毕，静态调试完毕，模拟动作正确，启动前验收完毕。3.3.2 机组油压装置和回油箱和压力油罐油位正常。漏油箱调试完毕，工作正常。3.3.3 调速系统在手动位置，接力器处于关闭位置。 3.4 发电机部分检查3.4.1 发电机设备全部安装、调试完毕，启动前验收完毕。3.4.2 发电机内部已全部彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。3.4.3 顶转子部件油泵已安装完毕，经过实际使用工作正常。3.4.4 发

7、电机制动器置于手动控制方式，制动器处于制动位置。3.4.5 发电机转子集电环、碳刷架已调整合格，碳刷已全部拔出。3.4.6各表计、阀门均已整定调整符合要求。3.5 励磁系统检查3.5.1 调节柜各通道已调试合格，工作及备用通道切换正常。3.5.2 灭磁开关操作可靠，信号指示正确。3.5.3 整套系统设备检查，运行情况良好。3.5.4 操作及保护回路均经检查及整定，报警及事故信号均正确。3.5.5 励磁系统已完成静态调试。3.6 电站公用系统的检查3.6.1 中、低压压缩空气系统安装、调试完毕，经全面检查验收合格，已正常投运。3.6.2 厂房消防水源已接通，运行机组及公用设施部位消防水已投入。3

8、.6.3 全厂透平油已验收并投入运行，能满足机组用油和排油的需要。3.6.4 各表计、阀门均已整定调整符合要求。3.6.5 机组各系统管路和设备安装、调试完毕。3.6.6 各管路、附属设备已涂漆，标明方向，各阀门已挂牌并标明方向。3.6.7 技术供水系统已安装完毕，技术供水及滤水器等设备安装及验收合格。机组冷却水系统安装及验收合格。3.7 电气一次设备检查3.7.1发电机电压配电装置设备安装、调试完毕，已检查验收合格。3.7.2 主变压器已安装调试完成，分接开关置于系统要求的位置，具备带电试验条件。3.7.3 101断路器间隔已安装完毕，耐压试验合格，各设备调整试验完毕。断路器现地、远方动作可

9、靠，分/合闸时间及速度满足设计要求。继电保护与刀闸联动试验动作正确，信号准确。3.7.4 101断路器间隔出线设备已安装完毕，调试与测试符合标准要求。3.7.5 厂用电系统已经形成，外来电源已接入系统，厂用变保护已按设计要求整定好，备用电源自动投入装置经模拟操作正常。与机组有关的自用电及公用系统已带电正常运行。3.8 下列电气操作回路已检查并做模拟试验，已验证机组LCU与其动作的准确性。3.8.1 机组LCU和水力机械自动操作回路。3.8.2 发电机励磁操作回路。3.8.3 发电机断路器操作回路。3.8.4 直流及中央音响信号回路。3.8.5 全厂公用设备操作回路。3.8.6 发电机同期操作回

10、路。3.8.7 水轮发电机组火灾报警信号及操作回路。3.8.8 备用电源自动投入回路、厂用电设备操作回路。3.8.9 各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路。3.9 继电保护系统的检查3.9.1 线路保护已调试完毕，保护整定值已按要求整定好，站内整组动作试验正确，与输电线路对侧通信联调试验已完成。故障录波可投入运行。3.9.2 相关的母线保护、断路器失灵保护已调试合格，与刀闸联动试验正确，定值已按要求整定正确。3.9.3 发变组保护已调试完毕，与刀闸联动试验正确，定值已按要求整定正确。3.9.4 厂用电继电保护已调试完毕，与刀闸联动试验正确，定值已按要求整定正确。3.9.5 仪表测量回

11、路已检查。3.10 计算机监控系统的检查3.10.1 UPS电源已安装调试完毕，供电可靠。3.10.2 机组LCU硬件已经检查，软件已经调试，模拟量/数字量的输入/输出已经逐一检查，反应正确，按开/停机、事故停机控制流程在无水状态下进行整体模拟，动作正常。3.10.3 计算机监控系统已完成对现地模拟量/数字量的对点检查，并按操作逻辑进行模拟操作，动作正确，闭锁良好。3.10.4同期操作回路动作正常，同期装置已调试完毕，参数设定满足实际要求。3.10.5 光纤以太网已经组建，电站主控级和现地控制级的通信通道已建立，通信状态良好，主控级对各现地LCU的流程控制与调节控制工作可靠。3.11 其它设备

12、的检查3.11.1 厂内程控交换机、程控调度电话已开通，中央控制室、机旁、机组进水口闸门、GIS室及保护盘室等各运行部位通信畅通。载波、光纤通信已联调开通。保护通道已投用。3.11.2 电站消防报警系统已经调试投入运行，报警信号已经模拟到消防报警控制台，发电机消防柜已模拟动作；主变已进行喷淋试验。3.11.3 电站通风空调系统已按设计要求部分投入运行。3.11.4 运行部位的照明已能正常工作，事故照明已具备投入条件。3.11.5 电站接地网已形成，接地电阻经测试满足设计要求。4、机组充水试验4.1 统一指挥充水试验在1号机启动试运行领导小组的统一指挥下进行，保证充水时电站安全，及已完工过水部分

13、不出现结构及设备损坏。4.2 现场清理所有部位检查清洁无杂物，各部位通道畅通，各孔洞盖板安装完毕。4.3 各部位人员到位按照启动验收委员会人员安排计划，运行组人员全部到位，各重要部位安排现场监测人员，金属结构专业、电气专业人员在指定部位待命。检修组人员在后方营地待命。4.4 联络、通信设备到位4.5 各部位照明设施完备4.6 尾水管充水4.6.1 尾水管过流面检查完毕4.6.2 锥管进人门封闭。4.6.3 与尾水管相连的所有阀门工作正常且在关闭位置。4.6.4 尾水管测量用仪表工作正常。4.6.5 尾水启闭机带电,辅助控制设备运行良好。4.6.6 打开1号机尾水管充水阀，向尾水管内充水,检查尾

14、水管压力上升情况。4.6.7 充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理，充水过程中应检查排气情况。4.6.8 待尾水室与下游平压后，将尾水闸门提起。4.6.9 以手动或自动方式做尾水闸门在静水中的启闭试验，调整、记录闸门启闭时间及表计读数，闸门应启闭可靠，位置指示准确。4.7 蜗壳与进水流道充水4.7.1蜗壳过流面检查完毕4.7.2 蜗壳放空阀应关闭。4.7.3 1号机技术供水取水阀应全关。4.7.4 1号机真空破坏阀工作正常。4.7.5 导叶处于全关闭状态,接力器锁定投入,调速器主供油阀1Y301.1应关闭,调速器机械

15、柜控制电源切除。4.7.6 蜗壳进人门关闭。4.7.7缓慢打开1号机进水口闸门至充水开度（充水开度不大于250mm），向进水压力钢管及蜗壳充水，监视进水流道压力表读数，检查水车室、导水机构、排水阀等各部位在充水过程中的工作状态。如在充水过程中出现有大量渗漏情况，应立即停止充水，关闭进水口闸门，排空积水检查4.7.8 观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力测量系统各压力表计的读数。4.7.9充水过程中，检查流道排气是否畅通。4.7.10待充水与上游水位平压后，将进水口闸门提起。4.7.11观察厂房内渗漏水情况及渗漏排水泵排水能力和运转可靠性。4.7.12记录充水时间及上、下游水位。4.7

16、.13 进水口事故门静水启闭试验：蜗壳充水平压后，启闭事故门，检查启闭机运行情况，测定闸门正常启闭速度。4.7.14 事故落门试验：通过远方、现地模拟事故落门信号，记录事故门在静水状态下关闭时间，确认其是否满足设计要求。4.8 技术供水系统充水4.8.1 技术供水组成包括发电机空冷器、推力和导轴承，水轮机水导轴承油冷却器等。供水系统采用自流供水方式，充水前检查技术供水系统各阀门应处于关闭位置,各压力表阀处于开启位置。4.8.2 进水口压力钢管充水完成时，对技术供水系统进行充水。4.8.3 打开阀门1S101.1，1S101.2, 1S103.1, 1S104.1投入1号机1#滤水器（或打开阀门

17、1S101.1，1S101.2, 1S103.2, 1S104.2投入1号机2#滤水器），打开1S106开始充水。注意各表阀情况，当压力稳定后通过仪表阀排放气。4.8.4 分别开启阀门1S110，1S111, 1S120, 1S121, 1S130, 1S131, 1S140, 1S141等通过表阀排气，并检查渗漏。压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、各接头法兰通水后的工作情况。首次开机空冷器相应阀门不投入。4.8.5 排气完毕后，开启阀门1S106，检查管路是否通畅，各压力表指示是否正确。4.8.6 关闭1S101.1与1S106，充水完毕。4.8.7 对技术供水系统充水调试过程中发现的问

18、题应及时处理，确保系统以完好的状态投入运行。5、手动开机及机组过速试验5.1 试验目的5.1.1 检查机组空转时的运行情况5.1.2 测量机组各部位的振动和摆度(正常运转及机组过速时)，水力测量系统动态检查。5.1.3 检查推力、上导、下导、水导各部轴承的瓦温、油温和测温回路。5.1.4 检查转速信号装置、测频装置，并校准转速表及各接点动作值。5.1.5 测定发电机的残压和相序。5.1.6 进行空载扰动试验，检查调速器调节特性，整定运行参数。5.1.7 检查机组过速时的运行情况。5.2 试验准备及开机应具备的条件5.2.1 机组充水试验已结束，引水系统各部位工作正常。5.2.2 进水口闸门处于

19、开启位置。水轮机室内、蜗壳、操作廊道、控制室等处联络信号正确可靠。5.2.3 试运行机构已先后完成1#机组的启动试验准备检查工作。各种记录表格、操作票已准备就绪，运行人员已明确分工、定岗。运行设备命名、编号、挂牌工作已完成。测试设备、仪器仪表已安装就绪，接线完毕，测试人员定岗就位。5.2.4 将调速器手自动切换阀置“手动”位置，油压装置油泵和自动补气装置处于自动状态。5.2.5 各操作手柄、阀门、刀闸等在手动开机准备状态或工作位置。5.2.6 投入水轮机主轴密封润滑水，退出检修密封供气。5.2.7 投入机组水力机械保护及非电量监测系统。10KV厂用电刀闸012、411刀闸在合闸位置。5.2.8

20、 高、低压气系统运行可靠，排水系统工作正常。5.2.9 投入轴承油系统冷却水，投入发电机空气冷却器冷却水。5.2.10 机组无事故，启动条件满足，具备开机条件。5.3 手动开机试验5.3.1 将制动柜置手动位置，复归制动器。手动启动轴承高压油泵顶起转子，停留35分钟后落下。确认风闸已落下。5.3.2 记录开机前坝前及尾水水位，记录各部位温度、压力、油位等原始数据。5.3.3 投入技术供水系统。5.3.4 调速器操作人员将手动紧急停机阀切至运行位置，退出接力器机械锁锭和液压锁锭。将1号调速器切至机手动，手动开导叶启动机组，机组开始启动后（并记录机组启动导叶开度），立即全关导叶停机，机组靠惯性转动

21、，检查转动部分与固定部分是否有碰撞声，确认机组转动部分无异常。5.3.5 给定开度限制（小于30），在机组开始转动后，使机组缓慢升速到25%额定转速，经检查无异常现象后，手动将机组缓慢升速至50%、75%和100%Ne。5.3.6 开机过程中监视和测量项目a 测量机组各导轴承及水导处摆度值。b 测量机组各部振动值。c 监听机组转动时有无异常的声音。d 监视各部位有无漏油、漏水现象。e 严密监视各部导轴承和推力轴承瓦温变化情况。5.3.7 如升速过程中发现机组摆度过大或振动过大、有金属碰撞声、轴承瓦温突然过高、轴承油槽甩油等异常现象，应立即停机。5.3.8 记录机组启动开度和空转开度。5.3.9

22、 机组启动和空转过程中，观察记录各部位轴承瓦温、油温变化情况，机组启动达到额定转速后的半小时内，每隔5min记录一次瓦温，以后每10min记录一次。5.3.10 观察记录各部位压力、油位及漏水等变化情况。5.3.11 记录压油装置油泵供油时间及周期，观察漏油泵工作情况。5.3.12 额定转速时，测定发电机的一次残压及相序。5.3.13 机组各部位摆度、振动符合规定、且各部瓦温稳定后，进行调速系统有关试验。a “手动”、“自动”切换试验，检查调速器在“自动”工况下的工作性能，观察切换后机组运行的稳定性。分别记录切换过程中机组转速，导叶接力器和导叶开度变化量。b 自动状态下，记录接力器活塞摆动值及

23、摆动周期。c 进行空载扰动试验，选择调速器空载下的最佳运行参数，上扰为4852HZ，下扰为5248HZ，记录超调量，调节次数及调节时间应符合规范要求。必要时进行录波。 5.3.14 调速器自动运行，记录油压装置油泵启动周期及每次运行持续时间。5.3.15 机组运行约4小时，各处瓦温基本稳定后，用调速器开度限制机构手动停机，停机过程中核对额定转速以下的转速继电器整定值。机组转速下降到要求刹车转速时，手动投机械制动装置，机组停稳后，关闭调速器油路，手动停止各部冷却水。记录机组从额定转速降至5%和5%转速到机组停止时间。5.3.16 停机后做好安全措施，对机组转动部分进行详细检查。a 检查各部位螺丝

24、、销钉、锁片及键是否松动、脱落。b 检查转动部分的焊缝有无开裂，重点检查磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等。c 检查发电机挡风板、挡风圈等有无松动开裂。d 检查风闸的磨损情况。e 检查各部位基础的状态。5.4 机组过速试验5.4.1 将1号机组LCU置调试态，校验转速信号大于额定转速的转速接点。5.4.2 手动操作调速器升速至额定转速、115%ne分别稳定运行后，平稳迅速升至设计过速150%ne规定值，再平稳的降至额定转速并停机。5.4.3 过速过程中，监视记录各部位的振动和摆度值，记录各部轴承瓦温、油槽油位变化情况。5.4.4 过速过程中检查大于额定转速的各转速信号接点动作值，

25、必要时进行重新整定，并再次升速校准。5.4.5 机组停稳后，关闭调速器油路，停止各部冷却水。5.4.6 停机后做好安全措施，对机组进行全面检查。5.5 无励磁自动开机和自动停机试验5.5.1 无励磁自动开停机试验，分别在机旁与中控室进行。5.5.2 自动开机前应确认：a 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，调速器参数在空载最佳位置，机组各附属设备均处于自动状态。b 确认水力机械保护回路均已投人，自动开机条件已具备。c 首次自动启动前应确认制动器实际位置与自动回路信号相符。5.5.3 自动开机，记录和检查下列各项：a 检查机组LCU自动开机流程是否正确。b 检

26、查技术供水等辅助设备的投人情况。c 检查调速器的动作情况。 d 记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。d 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触点动作是否正确。5.5.4 自动停机，记录并检查下列各项：a 检查LCU自动停机流程是否正确，各自动化元件动作是否正确可靠。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 检查机械制动装置自动投人是否正确，记录制动器加闸至机组停止的时间。d 检查测速装置转速触点动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。e 当机组停机后应能自动并解除制动器制动。5.5.5 事故停机模拟试验自动开机，模拟各种机械与电气事故

27、，检查事故停机回路、流程的正确性与可靠性。6、升流、升压试验6.1 发电机升流试验6.1.1 试验目的a 用一次电流检查发电机电流回路，绘制差动保护回路矢量图。b 录制发电机三相短路特性曲线。c 检查发电机测温回路。d 检查发电机灭磁刀闸灭磁情况。e 测In时的轴电压。6.1.2 试验准备a 第一次短路点设在1号发电机出口母线预留的短路板安装位置（d1）。第二次短路点设在1号机出口10KV母线上(d2），并采取防止1号发电机出口断路器011跳闸的措施，断开1号发电机出口断路器011操作电源。b 断开1号机励磁变高压侧与主母线的连接线，励磁变采用他励电源(400v)，接好临时他励电源。c 测发电

28、机定子绝缘电阻和吸收比，测发电机转子绝缘电阻，确定发电机是否需要干燥。d 退出1号发变组所有电流保护压板，投入电压保护压板，检查升流回路范围内所有CT二次接线不应有开路。e 发电机集电环已清理干净，碳刷已装上。f 利用齿盘测速或在一组CT回路串联电阻转换成电压，监视机组频率。6.1.3 试验步骤a 手动开机至空转，利用齿盘测速或在一组CT回路串联电阻转换成电压，监视机组频率，使机组在额定转速正常运行。b 手动合1号发电机灭磁刀闸，用励磁装置手动升流，按10%额定定子电流递升升流，平稳升流至20%50%额定电流，检查保护CT二次接线表计及指示的正确性和对称性；c 正常后再升至额定电流，记录励磁输

29、出电压、转子电流、定子电流值。d 绘制保护回路、测量回路矢量图，检查电流回路的正确性。e 检查碳刷及集电环工作情况。f 逐渐升流至110%Ie，然后按10%逐渐递减降低电流，读取定子电流及对应的转子电流，录制发电机三相短路特性曲线。g 在额定电流下测量轴电压。h 额定电流下跳发电机灭磁刀闸检查灭磁情况，并录制发电机额定电流下短路灭磁特性，求取灭磁时间常数。i 必要时进行短路干燥(由开机前测得的发电机绝缘情况确定)。j 停机后拆除短路板，封好封闭母线处的盖板。发电机升流试验各刀闸位置：第一次短路点各刀闸位置：01117分、011分、0111分、第二次短路点各刀闸位置：01117分、012分、10

30、1分、10167分、011合、0111合、0116合、0901合6.2 1号主变及GIS升流6.2.1 试验目的a 用一次电流检查主变及110KV开关站GIS各间隔电流回路。b 利用升流检查各CT二次极性的正确性。c 检查测量及录波、主变保护等电流回路接线的正确性。6.2.2 试验前准备a 发电机出口断路器及发电机电压配电装置已试验合格。b 主变已试验合格，油位正常，分接开关在给定的档位。c GIS耐压试验已经通过，具备投运条件。d 利用10117地刀作为三相短路点(d3)。将1号发电机、1号变压器高压侧电流回路全部检查。e 投1号发变组电压保护、主变冷却器等非电量保护，投各自动装置及信号回路

31、，退发变组及母线所有电流保护，并且退101、011等断路器操作电源。6.2.3 试验步骤a 利用倒闸操作满足1号主变高压侧升流试验条件，发电机断路器采取防跳措施。合1号主变中性点接地开关1010。b 手动开机至额定转速，正常后合发电机灭磁刀闸，手动递升升流，先升10%发电机额定电流，检查各电流回路通流情况和表计指示情况。正常后升至50%和100%Ie，继续检查并绘制主变差动矢量图。回路正确后投入相关保护装置。c 将电流降回，跳发电机灭磁刀闸，恢复正常运行状态。1号主变和GIS升流试验各刀闸相应位置：合位：011、0111、0116、1010、1016、101、0901分位: 01117、012

32、、10167、10160、1011、利用并网带负荷（25%）试验校验母线差动保护回路极性正确性，并绘制母线差动矢量图。6.3 发电机升压试验6.3.1 试验目的a 用一次电压检查发电机电压回路。b 录制发电机空载特性曲线。c 测定额定电压下的轴电压。d 检查灭磁刀闸灭磁情况。e 测定额定励磁电流时的最高定子电压。f 停机至空转自动开机试验。6.3.2 试验准备a 必要时进行定子线圈绝缘试验。b 断开发电机出口断路器，切除发电机出口断路器操作电源。c 投发电机电流保护，投励磁、调速器、辅助设备、非电量监测及信号回路电源，退相应电压保护。d 接入有关测试仪表。e 调速器切换至自动位置，频率给定在5

33、0Hz，功率给定置空载位置，调速器参数在空转时选定的最佳位置，各阀门、操作把手在自动位置。6.3.3 试验步骤a 机旁LCU自动开机。b 机组运转正常后，在PT二次侧测量发电机残压，检查正常后，手动按10%递升升压至50%Ue，进行以下检查：发电机出口、中性点等带电设备、母线运行情况； 机组各部位的振动及摆度及各轴瓦温度变化情况；检查发电机出口PT二次侧三相电压应对称，相位、相序正确，测量PT开口三角形电压输出值，各表计指示正确。正常后继续升到额定电压进行检查。c 测额定电压(Ue)时的轴电压。d 将发电机电压降至最低值，然后递升升压录制发电机空载特性曲线。e 将励磁电流升到额定值，测量最高定

34、子电压。f 升、降压过程中检查过电压和低电压继电器动作情况。g 分别在50%Ue和100%Ue情况下跳发电机灭磁刀闸，检查灭磁情况，并录制示波图，求取灭磁时间常数。h 试验完成后，模拟水机事故停机。发电机升压试验各刀闸位置：合位：分位：011、0111、011176.4 1号主变及101断路器间隔升压试验6.4.1 试验目的a 用一次电压检查1号主变及101断路器间隔工作情况。b 检查相应的同期回路。c 进行主变等一次设备和保护、测量、录波等电压回路检查。以及计算机监控系统采集数据的正确性检查。d 进行主变压器及高压配电装置单相接地试验。e 进行励磁装置闭环升压试验。6.4.2 试验前准备a

35、投1号发电机保护、1号主变保护、1号主变冷却器等一次设备保护、投各自动装置及信号回路。b 保护整定值已按网调要求整定完成。c 主变冷却装置投入。d 利用倒闸操作满足1号主变、101断路器间隔升压条件。e 对101断路器间隔进行加压，与其它未投主变采用隔离开关和母线及主变间隔分开；保证升压试验方案的实施。并注意二次PT带电回路的范围。6.4.3 1号主变及101断路器间隔升压过程a 合发电机灭磁刀闸,用励磁装置手动递升加压分别在发电机额定电压20%、50%及100%情况下检查加压设备的工作情况。b 检查电压回路的相序、相位、电压值，进行主变、母线、线路等设备和保护，测量、录波等电压回路检查。c

36、检查同期回路。d 试验完成后模拟LCU电气事故停机。主变及101断路器间隔升压试验各刀闸位置：合位：011、0111、0901、0116、1010、1016、101分为：1011、10117、10160、10167、011176.5 励磁系统闭环升压试验a 拆除励磁装置临时电源，恢复励磁变永久接线。b 断开发电机出口断路器。c 励磁装置、调速系统均置自动位置，使机组具备自动开机条件。d 在计算机监控上自动开机至空转。e 进行空载下的励磁调节器试验 起励升压试验； 励磁电压调节范围检查； 频率特性录制； 阶跃响应试验； 制造厂规定的其它试验。7、1号主变冲击试验7.1 试验目的7.1.1 检查主

37、变在全压冲击下的绝缘强度和机械强度。7.1.2 检查同期回路，核对系统相序。7.1.3 检查变压器差动保护躲过激磁涌流的能力。7.1.4 检查线路保护。7.2 试验准备7.2.1 110KV 母线已正常带电，选1号主变高压侧断路器101冲击主变。申请并实施经110KV 至主变的断路器进行冲击，并允许对主变进行冲击。7.2.2 投主变冷却装置。主变中性点接地开关投运，主变无载调压刀闸在充电时放置系统要求档位。7.2.3 投线路保护(必要时部分定值需按网调要求重新整定)，投主变保护及冷却系统的控制、保护和信号。7.2.4 1号发电机出口断路器011置于检修状态，断路器012在试验位置。厂用电采用外

38、来电源。7.2.5 准备好录波设备。7.3 试验步骤7.3.1 经省调同意，将101断路器间隔转热备用；7.3.2 经省调同意，记录系统电压，合1号主变高压侧断路器101对1号主变进行第一次冲击，注意以下各项：a 观察主变冲击时的工作情况，测量噪声；b 利用刀闸站故障录波装置录制激磁涌流示波图；c 观察主变差动继电器及瓦斯继电器动作情况；d 记录有关表计冲击时的读数。7.3.3 正常后跳开1号主变高压侧断路器101，间隔10min，重复以上操作进行第二次冲击，共进行五次。7.3.4 在冲击试验前、后对变压器油作色谱分析。7.3.5 冲击试验结束后恢复保护设置。8、机组并列及带负荷、甩负荷试验8

39、.1 试验目的8.1.1 考验过水系统在机组带负荷及甩负荷时各部位的强度。8.1.2 进行机组并列试验。8.1.3 判定机组励磁系统、调速系统的自动调节质量。8.2 试验准备8.2.1 申请并网做带负荷及甩负荷试验，并得到省调允许。8.2.2 并网录波、测量振动、摆度的测试仪器、及电量测试仪表已准备完毕。8.2.3 甩负荷方案已定(分别为额定负荷的25%、50%、75%和100%)。8.2.4 联系省调送电至110KV 母线，利用101、011刀闸进行假同期及自动准同期试验。a同期断路器合闸回路断开情况下的同期模拟试验先断开相应隔离开关及操作电源；联系省调送电至110KV 母线；中控室自动开1

40、号机至空载；根据同期装置自动调频、调压使同期装置符合合闸条件，合断路器并检测合闸时波形。b自动准同期试验联系省调送电至110KV 母线；合相应隔离开关；根据同期装置自动调频、调压使自动同期装置符合合闸条件，合断路器。8.2.5联系省调送电至110KV 母线。1号主变已带电，厂用电正常。根据设计规定分别进行同期点的模拟和正式并列。8.2.6 使机组满足自动开机的条件。投入所有保护及自动装置。8.3 试验步骤8.3.1 手、自动假同期的模拟并列试验a 同期断路器合闸回路断开情况下的同期模拟试验。先断开相应的隔离开关，同期断路器合闸回路断开。 中控室自动开机至空载。检查同期装置自动投入运行时的机组转

41、速与整定值一致，检查同期装置的调压和调频功能。 进行手动、自动准同期的模拟并列试验。b 同期断路器合闸回路接入情况下的同期模拟试验。同期断路器相应的隔离开关在“分闸”位置，将隔离开关闭锁同期回路接通，同期断路器合闸回路接入。中控室自动开机至空载。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相位，以检查断路器合闸时两侧相位的准确性。做自动准同期的模拟并列试验。有条件情况下录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图，合闸时间、相位及频差符合标准要求。将隔离开关闭锁接点同期回路接通，同期断路器合闸回路接入。进行自动准同期的模拟并列试验。8.3.2 手、自动准同

42、期并网试验在恢复所有正常接线，进行手、自动准同期并网。分别从中控室和现地LCU调节负荷，观察各仪表指示情况及各部位运转情况，检查机组增加负荷时有无振动区及其范围。8.3.3 励磁调节器有关试验a 在有功功率分别为50%、100%的额定负荷，进行发电机无功功率从零到额定值的调整，调节应平稳、无跳动。b 调差特性应有较好的线性，并符合设计要求。c 水轮发电机调压静差率应符合设计要求。d 进行各种限制器及保护的试验和整定。8.3.4 调速器有关试验检查在速度和功率控制方式下，机组调节运行的稳定性和相互切换过程的稳定性检查。8.3.5 机组有功负荷和无功负荷调整分别在现地调速器与励磁装置上进行，再通过

43、计算机监控系统控制调节。8.3.6 保护装置及测量回路检查、调整。8.3.7 检查在当时水头下，机组产生振动的负荷区域，8.3.8 在一定负荷情况下，进行定、转子一点接地校核试验。8.3.9 机组突变负荷试验使机组突变负荷(变化量不大于额定负荷的25%)，记录机组转速、接力器行程和功率变化等的过渡过程。并选择各负荷工况的最优调节参数。8.3.10 机组甩负荷试验a 甩负荷试验水轮发电机组甩负荷时水轮机调速系统的动态调节性能符合设计要求，机组分别带25%、50%、75%、100%额定负荷进行甩负荷试验。b 甩负荷数据记录甩负荷时按规定测录有关数据。检查调速系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭

44、时间，使流道水压上升率和机组转速上升率符合有关技术要求。并检查调速系统关闭的正确性；以及励磁调节器的稳定性和超调量等。c 数据分析根据甩负荷试验记录的有关参数，计算并分析有关数据，验证调速系统和励磁系统调节特性的正确性。8.3.11 在机组带25%、50%、75%、100%额定负荷下测定流量和水头损失。8.3.12 进行事故低油压停机试验。8.3.13 带负荷动水落快速闸门a 机组自动运行100%额定转速，短接LCU盘内闸门全开节点信号，发变组保护盘接刀闸1作为011断路器跳闸节点。b 在LCU开出落快速闸门处接刀闸2，控制落快速闸门。c 机组带100%负荷，合刀闸2使快速门落下。负荷减少至零

45、时，合刀闸1跳011断路器解列，同时励磁手动灭磁，LCU发停机令正常停机，记录闸门下落时间。9、72小时试运行9.1 试验目的9.1.1 较长时间的进一步考验机组的各种性能。9.1.2 进一步连续考验引水系统、有关水工建筑、辅助设备、电气一、二次设备的可靠性和安全性。9.1.3 进一步连续观测各部位的振动、摆度、温度、压力及油、气、水系统的运行情况。9.1.4 通过以上考验、观测，对机组能否正式并网试生产做出结论。9.2 试运行准备9.2.1 组织试运行人员，熟悉设备和操作规程。9.2.2 准备好各种记录表格和工作票。9.2.3 申请并网进行72小时试运行，得到允许。9.2.4 按正常运行方式投入所有操作、保护、信号回路及厂用变。9.2.5 使机组具备自动并网条件。9.3 72小时试运行9.3.1 当班值长向网调申请并网，获准后中控室操作计算机监控系统进行机组停机至发电操作，自动准同期并网。9.3.2 按网调命令带负荷。9.3.3 根据运行规程各司其职，按时全面记录有关数据。9.3.4 运行人员按时出巡副厂房及机旁屏，水泵房，母线及高、低压配电室，电缆层，水轮机层，主变室，GIS室及出线平台，进水口、尾水平台等有关部位。