水电站启动试运行方案.doc

《水电站启动试运行方案.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《水电站启动试运行方案.doc（65页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、沙颍河槐店枢纽续建配套水电站机组启动及试运行综合报告 洛宁县黄河水电有限公司 2015年5月13日星期三项目概况槐店枢纽续建配套水电站工程利用槐店闸蓄水后上、下游水位差和下泄水量发电。电站在深孔闸上游右岸取水，通过压力管道输水至闸下游的厂房。电站设计水头3/s，装机32000kW，设计多年平均发电量1519万kW h。电站厂房内安装3台型号为SF2000-44/4250立式水轮发电机组，发电机机压6.3kV，3台发电机经一台8000kVa主变压强升压至10Kv接入东关10Kv电网。监控操作采用中央控制室全微机监控装置，对水电站运行情况进行自动测量、监视、自动报警、事故自动跳闸和故障预警。该工程

2、设备安装从2014年4月进入现场开始至今已经安装调试结束。在此特别感谢槐店水电站工程项目部、主机设备厂家、附属设备厂家及各位专家的大力支持。目录一、 试运行范围及试运行应具备条件二、 龙港水电站电气设备冲击合闸试验三、 龙港水电站继电保护通知单四、 龙港水电站机组启动试运行报告五、 试验报告（一）、接地电阻测试记录（二）、变压器安装交接试验记录（三）、发电机安装交接试验记录（四）、高压配电装置安装交接试验记录（五）、高压电缆试验记录（六）、直流母线及蓄电池试验记录（七）、甩负荷试验记录（八）、继电保护校验记录一、龙港水电站试运行范围及应具备条件1、 试运行范围（一）、龙港1线及两侧间隔、龙10

3、Kv母线及其所属设备。（二）、龙（1-3）#发电机、龙1#主变及其附属设备。2、试运行应具备条件（一）、龙港1线及两侧间隔工作完工，试验合格，传动试验正常，验收合格，一、二次设备标示齐全，设备编号清晰正确，各开关、刀闸、地刀均在断开位置，无妨碍本次运行的障碍物，具备试运行条件。（二）、龙10Kv母线和龙1#主变及所有附属设备工作完工，试验合格，传动试验正常，验收合格，一、二次设备标示齐全，设备编号清晰正确，各开关、刀闸、地刀均在断开位置，无妨碍本次运行的障碍物，具备试运行条件。（三）、龙3台发电机组及其附属设备工作完工，试验合格，试验合格，传动试验正常，验收合格，一、二次设备标示齐全，设备编号

4、清晰正确，各开关、刀闸、地刀均在断开位置，无妨碍本次运行的障碍物，具备试运行条件。（四）、龙港水电站附属设备，综合监控系统，直流系统，交流厂用系统调试完成，校验合格，具备试运行条件。二、龙港水电站冲击合闸试验三、龙港水电站继电保护定值通知单四、机组启动及试运行报告领导组织机构总 指 挥： 卢 辉副总指挥： 韩向军 许元泰 贺宝贵安全专责： 闫中坚监督专责: 豆争光设备专责： 贺石山主机厂家代表：调速器厂家代表：高东海励磁厂家代表：王爱丽综自厂家代表：起动试运行前应具备的条件1、引水系统 河床1、2#、3#机组进水口和尾水的闸门已安装完工并清理干净检验合格，机组进水口和尾水的闸门门槽已清扫干净检

5、验合格，闸门启闭装置已安装完工并调试合格，闸门处于关闭状态。各排沙孔闸门安全落下，尾水闸门可靠落下。进口流道、尾水管等过水通流系统均已检验合格并清理干净，测压管阀门、测量表计均已安装完毕。所有进人门（孔）的盖板均已严密封闭。1.4进口及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置，操作情况良好。1.5尾水闸门门槽及其周围已清理干净，尾水闸门经检验合格并处于关闭状态。组有关的通讯系统安装并调试完毕，联络畅通。2、水轮机部分2.1水轮机所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整。，经检验密封符合设计要求。调整密封水压至设计规定值。2.3水导轴承润滑，冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试，各

6、整定值符合设计要求。2.4导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁定投入。导水叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。2.5各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完毕，管路线路连接良好。2.6 转轮室内部清扫干净，转轮叶片及转轮室之间、导叶及配水环之间的间隙无任何杂物。2.7转轮室进人门封闭完毕，并检查密封面无间隙。密封排水系统安装完毕，管路畅通。3、调速系统3.1调速系统及其设备已安装完毕并调试合格。油压装置压力、油位正常，各自动化元件、阀门均已整定符合设计要求。3.3调速系统的各油压管路、阀门，接头及部件经检查均无渗油现象。已安装完毕并调

7、试合格。4、发电机部分发电机整体已安装完工检验合格记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。4.2导轴承及推力轴承油位、温度传感器已调试，整定值符合设计要求。机组高压油顶起装置已调试合格，管路阀门均无渗油现象。4.4发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。发电机内各部已安装完毕并检验合格，处于正常工作状态。4.6发电机制动系统的操作已调试完毕，动作正常，充水前风闸处于投入制动状态。4.7测量发电机工作状态的各种表计、自动化元件已安装调试完毕，整定合格。5、油、水、气系统已投入运行，能满足机组供油、用油和排油的需要。5.2技术供水系

8、统已调试合格，工作正常。并投入自动运行，各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。高、低压空气压缩机均已调试合格并投入自动运行，储气罐及管路畅通，无漏气。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常。整定值符合设计要求。6、电气一次设备6.1发电机主引出线及其设备、机端引出口处的电压、电流互感器、中性点母线及电流互感器、均已安装并调试合格。发电机出口高压开关柜已安装试验合格。侧段的母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。6.4主变压器已安装并调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，灭火消防系统以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。6.5厂用电设

9、备已接通电源投入正常工作。备用电源已检验合格，工作正常。 10KV高压电缆及开关柜均已安装并调试合格，具备带电试验条件。内各设备接地已检验，接地连接良好。厂外接地网已检查，接地电阻已测试，符合规程规定值的要求。7、励磁系统安装并检查合格，回路试验合格。7.2励磁电源变压器已安装并试验合格，高、低压端连接线已检查，电缆已检验合格，耐压试验合格。8、电气控制和保护系统8.1机组电气控制和保护设备及盘柜安装并检查合格。8.2控制台、计算机等设备均已安装并检验合格。控制回路均已作了模拟试验，动作准确可靠。8.4及机组有关的所有继电保护操作回路均已作了模拟试验，动作准确可靠。9、直流系统9.1蓄电池及直

10、流设备已检验合格并投入运行。9.2逆变装置及其回路已检验合格并投入运行。充 水 试 验一、充水前的检查 1.1 引水系统的检查a.进水口闸门已安装完毕清理干净并检验合格。 b.在进水口闸门关闭状态下，检查工作闸门门槽及其周围的清理情况，应无阻碍闸门启闭的杂物。 c.检查工作闸门启闭门机各部件的安装情况，并检查门叶吊耳及拉杆的联结应牢固可靠。门机工作正常，不带闸门进行门机的操作试验情况良好，现地操作正常，远方电气试验完毕。尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门及其启闭门机已安装完工，检验合格，不带尾水门进行启闭门机的操作试验情况良好。尾水闸门处于关闭状态。1.1.2流道检查 a.进水流道、通气

11、孔、尾水管等过水通流系统均已清理干净检验合格。灌浆孔已封堵。 测压头已装好，管路阀门、测量表计均已安装。水下部分的管路安装完毕，导流板、支撑（水平、垂直）安装完毕，灌浆完毕。所有过流部件的支撑、焊疤等已经铲除完毕。b.转轮间隙测定完毕并经监理验收合格。 c.导叶立面间隙、端面间隙的调整测定已经完毕。d.导叶接力器 及导叶浆叶协联关系曲线已录制完毕。e.机组尾水、进口的排水管畅通，盘形阀安装完毕，经试验检查动作灵活可靠，无渗漏现象。f.完成上述检查无问题后，封闭机转轮室进人门。1.2 水轮机内部检查1.2.1 水轮机所有部件已安装完毕，施工记录完整并检验合格。转动及固定部分已清扫干净无杂物。1.

12、2.2主轴密封、检修密封已安装完毕并检验合格。主轴密封排水管已安装完毕。1.2.4水轮机空气围带试验完毕，并充气。1.2.5导水机构已安装调整完毕并检验合格，导叶处于关闭状态，调速环锁锭投入。1.2.6各测压计、示流计、流量计、传感器、变送器等各自动化信号、控制、操作元件均已调试安装完毕并检验合格，回路畅通。 1.3 调速系统及其设备检查1.3.1调速系统及其设备已安装及无水调试完毕并检验合格。1.3.2油压装置安装调试完毕检验合格并处于正常运行状态。漏油装置安装调试完毕检验合格并处于正常运行状态。1.4 发电机部分的检查1.4.1发电机整体已全部安装完工记录完整检验合格。发电机内部已进行彻底

13、清扫，定、转子气隙内无杂物。1.4.2导轴承及推力轴承安装调整合格，冷却系统检验合格。1.4.3发电机风罩内所有管路、阀门、接头、电磁阀、变送器、加热器、除湿器等均已检验合格，处于正常工作状态。 1.4.4发电机内消防系统安装完毕并检验合格，进机坑的第一个阀门处于关闭状态。1.4.5发电机转子集电环、碳刷、碳刷架及辅助接线已安装清扫完毕并检验合格。1.4.6发电机制动系统安装调整完毕，手动、自动操作调试完毕检验合格，信号及控制回路畅通，充水前处于制动状态。1.4.7发电机的空气冷却器安装调整完毕并检验合格。1.4.8发电机的各种表计、传感器等自动化元件均已安装调试完毕并检验合格，控制、操作元件

14、动作正常，联动模拟完毕回路畅通。1.5 油、水、气系统检查 1.5.1 冷却水泵、膨胀水箱、冷却套等供水系统已安装调试完毕，检验合格，所有阀门处于关闭状态。1.5.2进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门、接头均已检验合格。1.5.3 厂内渗漏排水和检修排水系统完成安装调试并检查合格。已投入正常运行。1.5.4 主轴密封系统完成安装调试并检查合格。已投入正常运行。1.5.5 全厂透平油系统已部分投入运行，能满足1#机组供油、用油和排油的需要，油质已经化验合格。1.5.6 中、低压气系统安装调试完毕并检验合格，已投入正常运行，各部件无漏气，工作正常。机组制动系统、主轴密封系统安装调试完毕并检验合格

15、，已投入正常运行。1.5.7 1#机组润滑油系统（低位油箱-换热器-高位油箱-轴承-低位油箱）安装调试完毕并检验合格，已投入正常运行。1.5.8 机组高压顶起系统安装调整完毕，处于正常工作状态。1.5.9 各管路已标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。1.5.10 运行设备部位的消防系统已安装调试完毕并检验合格。 1.6 电气设备的检查1.6.1 一次设备检查a.发电机主引出线及其设备已安装调试完毕并检验合格，机端引出口处的PT、CT已检验合格。中性点母线及CT、均已安装调试完毕并检验合格。具备带电试验条件。b.发电机出口断路器、隔离开关已安装检验合格。c.从发电机引出端直至1#主变低压侧

16、的母线及其设备已全部安装试验完毕并检验合格，具备带电试验条件。d.1#主变已安装调试完毕并检验合格。分接开关置于系统要求的给定位置，处于正常运行状态。消防系统安装调试完毕并检验合格，周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。e. KV系统的配电中心的设备已全部安装试验完毕并检验合格，已接通外来电源投入正常工作。各设备已挂牌编号投运。f. 10Kv配电设备及6Kv配电设备及母线、PT等均已安装调毕并检验合格。g.各相关工作场所的工作照明安装调整完毕检查合格。并已经投入正常运行，临时事故照明已准备好。1.6.2 励磁系统及设备及回路检查a.励磁系统已安装调试完毕并检查合格。b.励磁变已安装试

17、验完毕并检验合格。励磁变高、低压侧连接线已检查，电缆已试验合格。1.6.3 控制和保护系统及回路检查a.水机自动化、机组电气控制和保护设备已安装调试完毕并检验合格。计算机监控系统的各模拟量、开关量等接口对点检查完毕，正确无误。b.厂房内直流系统和各直流电源分配屏以及各直流回路已安装调试完毕检验合格。并已接通电源投入正常工作。c.各独立系统的保护、计算机监控回路已检查并完成模拟试验。计算机监控系统各分步试验、流程试验、保护试验已完成模拟动作试验，其动作准确。d.发电输出线路，其两侧线路保护应调试完毕， 各开关联动调试、回路模拟完毕。二、充水试验2.1 基本要求2.1.1机组充水试验的开始，即是机

18、组起动试运行的正式开始，应确认按照起动试运行规程要求的有关各项的检查试验已全部完成。正常发电水位。1）进水及尾水闸门处于关闭状态；2）1#机转轮室进人门、下梯形柱进人门已关闭；3）油压装置处于正常工作状态，调速器工作状态正常，导叶已关闭，锁锭投入。4）低压空压机处于工作状态，机组制动供气总管上的气源阀门处于常开位置。2.2 充水操作及检查2.2.1.1开启尾水闸门的平压充水阀向尾水管充水。2.2.1.2 在充水过程中检查测压管路、转轮室进人门，水工建筑物等部位的漏水情况及测压表计的指示。2.2.1.3 检查尾水管、转轮室及导水机构、导水机构及管形壳组合面，以及导叶套筒的的漏水情况，同时检查水轮

19、机室内部组合面的漏水情况，发现问题必须立刻停止充水并进行处理。如有特殊情况，应关闭尾水闸门，进行处理处理。2.2.1.4 检查空气围带的漏水情况，排水管路应满足排水要求。2.2.2 进口流道充水2.2.2.1缓慢地打开1#机进水口闸门提起150200mm，向1#机流道充水。2.充水过程中，检查通气孔是否畅通。记录充水时间。2.2.3 充水平压后的观测检查和试验充水平压后，提起进口闸门。2.2.3.3观察厂房内渗漏水情况及渗漏水泵排水能力和运转可靠性。三、安全措施3.1 充水实验应在试运行指挥部的统一指挥下进行；3.2防止调速系统及导水机构的误动：a.将调速器的控制方式设定为机柜手动，将导叶全关

20、并将导叶开度限制到零；b.将调速环的锁锭投入，关闭压力油罐到调速器的主供油阀；c.充水过程中如发现导水机构误动作，也可手动操作过速电磁阀或机械过速配压阀，使事故配压阀工作关闭导水叶。3.3充水过程中安排专人监视检修集水井、渗漏集水井的水位变化情况，发现水位上升过快或其它异常现象，及时通知并停止充水。3.5充水过程中安排专人监护水泵的电源，保证水泵电源稳定可靠。3.6充水过程中，利用对讲机作为各部位的通讯，确保通讯畅通可靠。3.7提供可靠的照明，以提高工作的效率和安全系数，可防止人身意外伤害。3.8及充水相关的各部位的值守安排合理，分工明确，保证统一领导、服从指挥、责任到人。机组首次手动起动一.

21、 起动前准备1.1 主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，通讯指挥系统畅通，各部位运行人员已进入岗位。各测量仪器、仪表已准备就绪。1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。1.3 冷却水水压正常（符合设计调整的数值），油系统正常，气系统各部位正常。1.4 上、下游水位已记录。各部原始温度已记录。1.5 机组高压顶起装置工作正常。1.6 检查并确认制动闸应全部复归。1.6漏油装置处于自动位置。1.7水轮机主轴密封水、工作用气均投入，并检查其压力值应符合要求，检修围带已排气。 1.8调速器处于准备工作状态：1.8.1油压装置至调速器主供油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力

22、油，油压指示正常。1.8.2调速器处于“手动”位置。1.8.3调速器的导叶于全关位置。1.9及机组有关的设备应符合下列状态：发电机出口断路器、隔离开关处于断开位置。1.9.2发电机转子集电环碳刷拔出。水力机械保护和测温装置已投入。1.9.4已拆除所有试验用的短接线及接地线。1.9.5外接标准频率表至调速器柜监视发电机转速。二、 首次手动起动试验顶转子操作。手动开导叶，机组启动后，转速接近额定转速的50%，检查机组各部位运行正常后，再将转速升至额定转速。2.3记录机组的起动开度和空转开度以及接力器行程。当转速达到额定转速的90%（45Hz）时，同时随着机组转速的上升校验电气转速表90%、95%的

23、位置接点。2.4机组起动达到额定转速后，在一个小时内，应每隔10min测量一次推力瓦和导轴瓦的温度，以及各油槽热油温度及冷却水温度，直至各部轴瓦温度及热油温度稳定为止。记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。2.5监视水轮机主轴密封的工作情况以及漏水量，发现异常立刻停机。2.6监视转轮室的振动情况，发现异常立刻停机。2.7监视组合轴承以及导轴承的运转情况，发现异常立刻停机。2.8通过管型壳上游侧观测孔监视发电机定转子内部的运转情况，发现异常立刻停机。2.9记录全部水力量测系统表计读数和机组附加监测装置表计读数。2.11测量、记录机组运行中的振动、摆度值，此值不应超过设计规定值。 2.12在发

24、电机机端电压互感器处测量发电机一次残压及相序。相序应正确。2.13水轮发电机空转运行，一般经过46小时后，各部轴承瓦温已趋于稳定后，可以进行下一步试验。手动停机过程及停机后的检查1、手动操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的25时，手动加闸使机械制动停机装置作用直至机组停止转动，解除制动闸。2、记录自加闸开始至机组停止转动的时间。3、停机过程中应检查下列各项：3.1监视各部位轴承温度变化情况。3.2检查电气转速信号装置90%、25%位置接点的动作情况。3.3检查各部位油槽油位的变化情况。4、停机后投入锁锭。5、停机后投入检修密封，关闭主轴密封润滑水、工作用气。6、停机后的检查和

25、调整：各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。检查转动部分的焊缝是否有开裂现象.检查发电机上下挡风板、旋转挡风板是否有松动或断裂.检查风闸的磨损情况及动作的灵活性.7、手动开、停机正常，所有缺陷均已处理完毕。8、所有及开机有关的设备均已投入自动状态。三、 机组空转运行下调速系统的调整试验3.1检查调速器各部件工作应正常。3.2进行调速器空转扰动试验，选择空转运行参数： 频率给定的调整范围应符合设计要求：4555Hz； 扰动量为5%； 转速最大超调量不应超过转速扰动量的30%； 超调次数不应超过2次； 从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合设计规定。3.3进行手动和自动切换试

26、验时，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值不应超过额定转速的0.2%。3.4记录油压装置油泵向压力油罐送油时间及工作周期。在调速器自动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。四、升流试验4.1水轮发电机短路试验。4.2发电机短路试验应具备的条件：在发电机出口开关内侧设置三相短路线；五、发电机短路试验5.1手动合灭磁开关，通过励磁装置手动逐步升流，检查各电流回路；5.2升流检查各电流回路，电流正确，各测量表计指示正确；录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况。根据发电机绝缘情况，决定是否进行短路干燥。六、过速试验当调速器各参数整定合

27、格后，根据设计规定的过速保护装置整定值，进行机组过速试验，验证机组转动部分的强度及安装的质量情况。6.1 试验前的准备：在过速试验前，保证各相关部位联系畅通，以使各种数据在同一时刻测定及记录。6.1.2将转速测控装置的115%、140%和机械过速保护装置的140%的接点从水机保护回路中断开，并监视其动作正确性。安装好各部位的测量表计。6.2 过速试验。6.2.1以手动开机方式使机组达到额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%检查转速测控装置相应的转速接点。40%，同时检查机械过速保护装置的动作情况，如果转速超过140%，机械过速保护装置未动，应立即手动

28、将导叶开度关到空载，机组转速下降，当转速降到额定转速时，再关闭导叶使机组停机。否则，应立即操作紧急事故停机电磁阀，紧急停机。6.2.4机组过速时，监视推力瓦和导轴瓦的温度变化。6.2.5机组过速时，监听转动部分及固定部分是否有磨擦现象。6.2.6机组过速时，监视水轮机主轴密封的工作情况以及漏水量。6.2.7机组过速时，监视转轮室的振动情况。6.2.8机组过速时，监视组合轴承以及导轴承的运转情况。6.2.9机组过速时，通过管型壳上游侧观测孔监视发电机定转子内部的运转情况。记录全部水力量测系统表计读数和机组附加监测装置表计读数。测量、记录机组运行中的振动、摆度值，此值不应超过设计规定值。2过速试验

29、停机后应进行如下检查：a. 全面检查发电机转动部分，如转子磁极螺栓、阻尼环及磁极引线等。b. 检查发电机定子基础及内支撑的状态。c. 各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。d. 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。e. 检查发电机挡风板、导风筒、风机等部件是否有松动或断裂。f. 检查风闸的磨损情况及动作的灵活性。七、安全措施7.1机组起动过程中，监视各部位应无异常现象，如发现金属碰撞声、水轮机室窜水、推力瓦温度突然或一直升高不能稳定、推力油槽甩油、机组振动、摆度过大等不正常现象则应立即停机进行检查处理。7.1.1推力轴承瓦温：报警55，停机60。7.1.2发导瓦温：报警55，停机60。7.1

30、.3水导瓦温：报警55，停机60。7.2在机组升速过程中加强对各部位轴承温度的监视，如出现急剧升高或下降现象应立即停机进行检查处理。7.3在机组运转过程中，如果出现手动不能停机，则应立即按紧急停机按钮，进行紧急停机。不允许随身携带钥匙、钢笔、手表等易掉的个人物品以及未系白布带的工具等进入发电机机坑，防止丢失或遗漏物品，给机组的安全运行造成隐患。八、机组空载试验8.1开机前拆除发电机出口短接线8.2发电机自动开机至空转8.3水轮发电机组升压试验8.3.1发电机升压试验应具备的条件：a.发电机保护系统投入，励磁及调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入；b.发电机振动、摆度监测装置投入；c.

31、发电机出口开关处于断开位置；8.4水轮发电机升压试验：自动开机检查机组各部位运行正常后，手动升压至50%额定电压。检查发电机及引出母线、出口开关等电设备是否正常。检查发电机出口电压回路二次侧相序、相位和电压值。继续升压至额定（KV），检查低电压和过电压保护的工作情况，并测量发电机轴电压。将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线，当励磁电流升至额定时，测量发电机定子最高电压。九、机组自动开停机及励磁装置检查9.1手动开、停机正常，所有缺陷均已处理完毕。9.2所有及开机有关的设备均已投入自动状态。9.3由计算机远方操作开机，所有运行程序符合开机程序，机组自动开至空转。9.4励磁装置的调整试验

32、：9电压的整定。9.4.2通道切换、试验。（切换过程应平稳，机端电压无明显波动）9.4.3启励试验50%Ue、100%Ue逆变灭磁试验及跳灭磁、开关灭磁试验。9.4.4电压的调整范围试验，应符合制造厂的技术指标。9.4.5发电机的频率、电压特性试验。9.4.6发电机的阶跃试验。9.4.7远方操作、电压调整试验，以确定电压调整脉冲的时间。9.5发电机由停机至空载流程试验和事故停机流程检查。9.5.1模拟发电机差动保护动作。发电机应启动事故停机流程，且事故停机流程正确。待机组停机流程完毕后，进行发电机停机至空载流程的试验。 由计算机发出停机至空载指令后，发电机应自动开机，当发电机转速达95%额定转

33、速时自动启励建压至额定。9.6机组事故停机流程试验：9.6.1机组在额定电压下模拟发电机过速145%机组应自动启动停机流程、灭磁、停机。十、6Kv母线冲击合闸试验10.1. 龙1#发电机对6KV母线冲击合闸试验： 检查龙1#发电机各保护压板投入，保护定值固化具备开机条件，检查6Kv高压配电装置具备送电条件。 依次合上龙6012刀闸，龙6011刀闸，龙6000刀闸。 依次断开龙602开关，龙603开关，龙610开关。 依次拉开龙6021刀闸，龙6031刀闸，龙6001刀闸，龙610母刀闸。 开启龙1#发电机至空载后，起励建压。 检查机组运行正常，各保护运行正常，机组附属设备运行正常。合上龙601

34、开关。 检查6Kv母线及高压配电设备工作情况，检查高压开关柜带点指示是否正确。二次回路的相序，电压指示是否正确。十一、龙1#发电机对龙1#主变及10Kv母线的冲击合闸试验11.1检查龙1#发电机运行正常，龙601开关在合位，6.3Kv母线运行正常。11.2投入龙1#主变保护压板，检查该保护定值灌输固化11.3检查龙1#主变，龙10Kv母线及配电装置具备送电条件。 刀闸操作程序1）、断开龙港1开关。2）、拉开龙港1母刀闸3）、断开龙港2开关。4）、拉开龙港2母刀闸。5）、合上龙10母表刀闸。6）、合上龙610母刀闸。7）、合上龙101母刀闸。9）、合上龙101开关。11.5如无异常龙610开关，

35、利用龙1#发电机对主变冲击合闸共5次，每次间隔10分钟。11.6冲击合闸试验中检查主变声音，检查发电机电流、主变压器空载电流是否正常。并检查主变差动保护及瓦斯保护的动作情况。11.7检查10Kv母线PT电压回路和同期回路的电压相序和相位。11.8检查检查10Kv母线及高压配电设备工作情况，检查高压开关柜带点指示是否正确。11.9 在试验中如有异常应立即断开龙610开关。十二、机组并列试验：12.1自动开机至空载。12.2投入自动准同期装置，进行同期装置假并列试验。12.3同期装置假并列试验正确后，将断路器断开置工作位置，进行正式同期并网。12.4机组并网后的调整试验：12.5有功功率的调整试验

36、，由LCU进行有功功率的增减试验，增减负荷应平稳，否则应调整调频脉冲的长短和间隔时间。12.6无功功率的调整试验，由LCU进行无功功率的增减试验，无功功率的增减应平稳，否则应调整调压脉冲的长短和间隔时间。12.7机组发电至停机流程试验：12.8发电机带一定50%有功功率及无功功率，由LCU发停机令，此时发电机应自动减负荷至空载跳开关、灭磁、停机，停机流程应正确。12.9机组停机至发电流程检查：12.10待发电机停机流程结束后，由LCU发出停机至发电指令，机组应自动从停机状态启动，当转速达95%时投励磁建压，投自动准同期装置，自动并网。十三、机组甩负荷试验机组甩负荷试验，是检验调速器的动态特性及

37、机组继电保护的灵敏度，并检查在甩负荷时，水压上升值和转速上升值是否在允许范围之内。甩负荷试验前应具备的条件：13.1.1在进行甩负荷试验前，调校好对讲机的频道，保证各相关部位联系畅通，以使各种数据在同一时刻测定及记录。13.1.2调整好测量机组振动、摆度、进口压力、机组转速（频率）、接力器行程等电量和非电量的监测仪表。13.1.3所有保护及自动装置均已投入。13.1.4励磁调节器的参数已选择在最佳值。13.1.5 选择发电机出口断路器作为甩负荷开关。甩负荷试验13.2.1由计算机进行自动开机并以自动准同期方式并网。13.2.2按额定负荷的25%、50%、75%、100%分四次向调度申请进行甩负

38、荷试验。13.发电机出口断路器，完成上述四个阶段的甩负荷试验。13.2.4记录每次甩负荷甩前、甩中、甩后各部振动摆度等有关数值。具体记录内容见文后附表。13.2.5 机组突甩负荷时，检查励磁调节器的稳定性和超调量应符合厂家规定值。13.2.6机组突然甩负荷时，检查调速系统动态调节性能。 校核导叶接力器紧急关闭时间，导叶采用分段关闭。进口水压上升率及机组转速上升率应符合设计规定值。甩100%负荷时，在转速变化过程中，超过额定转速3%以上的波峰，不应超过两次。甩100%负荷时，从接力器第一次向开启方向移动起，到机组转速摆动值不超过0.5%为止所经历的时间应不大于60s。(4)机组甩100%负荷后，

39、机组并网进行100%负荷事故低油压试验，由压油装置排油减压，当油压达到事故停机压力时，机组自动甩负荷，停机且停机流程正确。13.2.7记录进口水压上升和机组转速上升，并监视轴瓦温度。安全措施 13.3.1每次甩负荷试验必须在引水系统水流流态完全平稳之后才能进行。13.3.2在甩负荷过程中，加强对机组振动、摆度、进口水压力、机组转速、轴瓦温度等的监测。13.3.3 甩负荷过程中，注意大轴漏水水位的上升和自流排水的情况。13.3.4确认所有保护及自动装置均已投运。13.3.5 甩负荷前邀请中调的有关专家到现场监督指导工作，确保试验安全顺利进行。十四、机组72小时带负荷试验完成上述全部试验经验证合格

40、后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72小时试运行的条件。根据试运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。如果72小时连续运行中，由于机组及附属设备的制造及安装质量原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72小时的连续试运行。14.4 72小时连续运行后，应停机检查机组过流部分的情况，消除并处理72小时试运行中所发现的缺陷。机组通过72小时试运行并经停机处理发现的所有缺陷后，即可移交建设单位开始试生产。五、试验报告（一）龙港水电站接地电阻测试记录 工程名称龙港水电站建设单位敷设类别人工基础接地体施工单位洛宁县黄河水电有限公司仪表型号测试环境温度20接地类别设计值（）实测值（）季节系数检测结果（）备注房顶避雷带R 41主变压器R 411#发电机R 42#发电机R 43#发电机R 1000B相1000C相1000四、工频耐压试验一次回路相间对二次回路及地：工频 21 KV1分钟无击穿及闪络现象厂变： 工频17KV五、直流电阻测量A相 B相 C相 A相 AB相 AC相 A七、机械操作试验隔离开关、断路器手动操作试验（分合各5次）结论：合格断路器电动操作试验（分合各5次）结论：八、辅助装置试验及接线正确性试验