18永乐溪电站启动试运行程序大纲.docx

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1、马边永乐溪（华强）水电站蓄水暨12机组启动验收 机组启动试运行程序大纲四川省马边县永乐溪（华强）水电站工程蓄水暨12机组启动验收 机组启动试运行程序大纲云南城得电力工程有限公司永乐溪电站项目部成都兴财机电设备安装有限责任公司永乐溪电站项目部二00九年十一月41云南成得电力有限公司成都兴财机电设备安装有限责任公司批 准： 廖 学 强审 核： 胡 坚 陈肖平编 制： 杨继财 徐万军第一章1#机组试运行大纲目录1. 工程概况12. 总则13. 编制依据24. 起动试运行范围25. 充水试验前的检查及应具备的条件26. 充水试验77. 机组启动试验88. 机组过速试验及检查119. 无励磁自动开机和停

2、机试验1210. 机组短路升流试验1311. 机组升压试验1412. 发电机空载下励磁调节器的调整和试验1513. 发电机带1#主变压器升流试验1714. 110kV 母线受电试验1815. 1#主变压器冲击合闸试验1816. 1#机组并列及负荷试验1917. 机组开停机流程及监控装置负荷调整试2018. 1#机组72h带负荷连续试运行21第二章2#机组试运行大纲目录1. 工程概况222. 总则223. 编制依据224. 起动试运行范围235. 充水试验前的检查及应具备的条件236. 充水试验267. 机组启动试验278. 机组过速试验及检查309. 无励磁自动开机和停机试验3110. 机组短

3、路升流试验3211. 机组升压试验3312. 发电机空载下励磁调节器的调整和试验3413. 发电机带2#主变压器升流试验3614. 2#机组并列及负荷试验3715. 机组开停机流程及监控装置负荷调整试3916. 2#机组72h带负荷连续试运行3917.附图：华强水电站设备调度命名编号图40第一章1#水轮发电机组启动试运行调试程序大纲1. 工程概况永乐溪电站工程建于乐山市马边彝族自治县建设乡境内，为河床式电站，厂址距马边县城约4.9km，交通方便，电站装机27MW，发电机出口电压6.3kV，采用两机一变扩大单元接线，经一台 20MVA主变升压至110kV，通过一回110kV出线接入系统，110k

4、V侧采用单母线接线，6.3kV设备采用户内开关柜，全站采用微机监控和微机保护装置进行控制。本工程为单一的发电工程。电站设计水头10.89m，设计引用流量158.62 m3/s，装设2台7MW轴流转浆式水轮发电机组，由重庆云河水电设备有限公司制造。多年平均年发电量为6200kW.h，保证出力为4.06MW，年利用小时数为4430h。发电机与变压器组合采用两台机组连接一台20MVA双卷变压器组成扩大单元接线升压至110kV，主变型号为：SF9-20000/110由四川青变双星变压器股份有限公司制造。110kV侧为单母线接线，出线二回(含一回备用)，110kV采用户外式配电装置，主要电气设备由重庆百

5、纳电气有限公司制造。2. 总则2.1 轴流转浆式机组及相关设备的安装应达到水轮发电机组安装技术规范GB8564-2003规定的要求，且施工记录完整。机组安装完工、检验合格后应进行启动试运行试验，试验合格并交接验收后方可投入电力系统并网运行。其它机组进水蝶阀已关闭，各取水阀门已处于关闭状态。2.2 机组的辅助设备、继电保护、自动控制、监控、测量系统以及与机组运行有关的各机械设备、电气设备、电气回路等，均应根据相应的专业标准进行试验和验收。2.3 对机组启动试运行试验过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使机组交接后可长期、安全、稳定运行。2.4 机组启动试运行过程中应充分考虑进水口

6、、尾水出口水位变动对边坡稳定及库区河道周围环境和植被生态的影响，以保证试运行工作的正常进行。2.5本程序仅列出主要的试验项目与试验步骤。各项试验的具体方法，还须遵从制造商的技术文件及相应的设备规程。2.6视试验难易程度或条件限制，个别试验项目的顺序允许据现场实际进行适当的调整。2.7在规程允许范围内，部份项目需推迟至72小时试运行试验后进行的,由试运行指挥部与有关各方现场共同确定,并经启动委员会批准后进行。2.8本方案须经永乐溪水电站机组启动验收委员会审查批准后执行。涉及系统设备的操作，经调度批准后执行。2.9本程序适用于永乐溪水电站1#机组试运行试验。3. 编制依据3.1 根据电力行业标准D

7、L/T507-2002水轮发电机组启动试验规程、GB8564-2003水轮发电机组安装技术规范相关要求编制。 3.2 依据相关国家标准和部颁标准，并结合四川永乐溪电站机电设备安装工程及水轮发电机组安装技术规范（GB8564-2003）、水利水电工程设计防火规范（SDJ278-1990）编制而成。3.3 本试运行大纲经启委会批准后，将作为永乐溪水电站1#机组启动试运行依据。4. 起动试运行范围1#机组及公用消防系统、技术供水系统、检修渗漏排水系统、压缩空气系统、上下游水力量测系统、水轮发电机组及其附属设备、调速器系统、励磁系统、发电机主回路中的一、二次电气设备及其继电保护装置、主变压器及中性点设

8、备、110kV配电装置、400V厂用电系统、控制保护及计算机监控系统、照明系统、通信系统等。5.充水试验前的检查及应具备的条件5.1 引水系统（1）进水口拦污栅前后无大块漂浮物与堆积物。电站上下游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。首部闸门及启闭机调试合格。（2）进水闸门设备安装调试完毕并经验收合格，在无水情况下进水闸门各项启闭操作已调试整定完毕，现地与远方操作正确可靠，并处于关闭状态。（3）流道上各部测压管路畅通完好，灌浆孔已封堵，测压头已安装完毕。（4）尾水闸门门槽、底坎及周围已清理干净。尾水门已安装完工，检验合格，处于关闭状态，密封情况良好，可随时投入闸门启闭工作。（5）蜗壳进人

9、门、尾水管进人门已严密关闭。（6）尾水管、蜗壳排水阀门已关闭。技术供水闸阀已处于关闭状态。5.2 水轮机（1）水轮机转轮已安装完工并检验合格。各间隙已检查合格，且无遗留杂物。（2）导水机构已安装完工、检验合格、导叶处于关闭状态，接力器锁定投入。导叶最大开度和导叶立面、端面间隙及接力器压紧行程已检验合格，并符合设计要求。（3）主轴及其保护罩、水导轴承系统已安装完工、检验合格，轴线调整符合设计要求。（4）主轴工作密封与检修密封已安装完工、检验合格、密封自流排水管路畅通。检修密封经漏气试验合格。充水前检修密封的空气围带处于充气状态。（5）各过流部件之间的密封均已检验合格，无渗漏情况。所有分瓣部件的各

10、分瓣法兰均已把合严密，符合规定要求。（6）导叶套筒的间隙均匀，密封有足够的紧量。（7）各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按规定全部点焊牢固。（8）各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器各种信号器、变送器、机械过速等均已安装完工，管路、线路连接良好，并已清理干净。（9）水轮机其它部件也已安装完工、检验合格。5.3 调速系统（1）调速器油压装置已安装完工、清扫干净。透平油化验合格，压力表、传感器、压力开关调整合格。机组压油装置手动、自动动作可靠。安全阀、旁通泄载阀调试合格。压力油罐和回油箱油位正常，油位指示和变送器显示相符。（2）压油罐补气装置及漏油装

11、置手动、自动动作正确可靠。 （3）调速器已安装、调整完毕，各管路已充油。管路、阀门、接头及各部件无渗漏。（4）调速器静态调试已结束，两段关闭阀动作曲线、接力器行程与导叶开度关系曲线已录制。机组充水前调速器开限全关，控制环投入锁定，调速器主供油阀处于关闭状态。（5）事故配压阀、分段关闭阀已调试合格。调整紧急关闭时间和两段关闭拐点与设计相符。5.4 发电机（1）发电机整体已安装完工，检验试验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，机坑内无任何杂物。（2）机组转动部分与固定部分之间的各部间隙检查无异物，间隙值符合设计要求。机组轴线调整合格。空气间隙检查无任何杂物。（3）上导、下导轴承瓦间隙调整完毕

12、，上导、下导和推力油槽注油结束，油位符合设计要求，油位计、传感器、测温电阻以及冷却水压已调试结束，整定值符合设计规定。（4）发电机风罩内的所有管路、阀门、接头、测温、测压元件等均已检验合格，处于正常工作状态。（5）发电机内灭火管路、水喷雾灭火喷嘴已检验合格。阀门动作可靠。通压缩空气试验，各喷嘴畅通。（6）发电机转子集电环、碳刷架、碳刷已调试检验合格。（7）发电机风罩内所有电缆、辅助接线正确，接线端子箱封闭良好。（8）发电机制动系统已调试检验合格，手、自动灵活可靠，各接头、阀门无漏气。制动、复位信号指示正确。充水前，制动闸在顶起制动位置。（9）空冷器检验合格，经充水试验，阀门、接头无渗漏，各冷却

13、器畅通。（10）转子已经顶过，镜板与瓦面间油膜已形成。（11）发电机加热除湿装置已安装调试完毕，风罩进人门已经关闭。5.5 励磁系统（1）励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。（2）励磁系统盘柜已安装完工，调试合格，主回路连接可靠，绝缘良好。（3）励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。（4）灭磁开关主触头良好，动作灵活可靠。（5）励磁系统交直流回路已经形成，励磁装置静态调试已结束，并满足设计要求。（6）励磁操作、保护及信号回路接线正确动作可靠，表计校验合格。5.6水力机械辅助设备（1）机组密闭循环冷却技术供水系统安装调试结束，对系统进行充水检查完毕，各部密封完好无泄漏；技

14、术供水系统的现地与远方操作灵活可靠，各部冷却水已具备投入条件，控制系统与计算机监控系统通信正常，信号传输正确。（2）排水系统a.机组检修排水系统安装调试结束，两台机组蜗壳至尾水排水管路安装完毕，机组检修排水泵经调试已正常运行，可满足机组运行中的检修排水要求。b. 厂内渗漏排水系统安装调试结束，两台排水泵手自动控制回路正确可靠，可根据集水井水位高低自动启停，已正常投入运行，可满足机组运行中的渗漏排水要求。两台泵中一台置工作，一台置备用。（3）气系统a.中压气系统安装调试结束，高低压报警及手自动控制回路试验正确，贮气罐压力值正常，中压气已通至水轮机油压装置气罐，中压空压机已按自动方式投入运行；控制

15、系统与公用LCU通信畅通，信号传输正确；一台气机主用，一台备用。b. 低压气系统安装调试结束，高低压报警及手自动控制回路试验正确，贮气罐压力值正常，低压气已通至发电机机械制动柜和机组检修供气管，低压空压机已按自动方式投入运行；控制系统与公用LCU通信畅通，信号传输正确；一台气机主用，一台备用。（4）透平油系统工作正常，储有足够的合格油作为备用。净油设备安装调试完成，已投入正常工作。系统管路已通至1#-2#机组各部用户，各阀门处于正常工作状态。（5）1#-2#机组的水力量测系统安装完毕，经检验符合要求。（6）全厂油、气、水管路和设备已按要求涂装，流向标识正确，阀门标明开关方向，各设备已编号挂牌。

16、5.7消防、通风、照明系统（1）消防供水管路阀门及其它消防自动化元件安装调试完成并合格。设备、管路已按要求涂装完毕，流向标识正确，阀门标明开关方向，编号挂牌。（2）主、副厂房、升压站及首部等相关运行部位的照明已投入。（3）事故交通安全疏散指示牌、事故照明装置已安装完毕并检验合格。（4）各层各部位消防器材按要求配置齐全。（5）相关部位的通风系统设备、管路已安装并调试合格。5.8电气一次（1）1#-2#发电机主引出线、中性点设备已安装完工，检验合格。110kV配电设备试验完成，具备系统送电条件。（2）主回路共箱母线、发电机出口断路器、厂用变、各电压互感器柜、各电流互感器等设备已安装完毕试验合格，导

17、体连接良好。10kV外来备用电源作为供电电源点，接至低压配电柜1P。（3）主变本体及附件安装结束，高低压套管已与及母线连接完毕；主变本体油质合格，补油静置满足要求，主变各试验合格，分接开关切换至正常运行档位；出线设备及架空线安装调试合格。（4）主变风冷控制系统手、自动工作可靠。事故排油坑及管路已形成并满足设计要求。（5）全厂接地网电阻已测试，符合设计要求。全厂所有设备接地良好。5.9厂用电及直流系统（1）厂内0.4kV厂用系统安装完毕调试合格并投入运行。（2）各现地有关动力盘及动力配电箱投入运行。（3）主变室、中控室、机旁机组控制电源屏投入运行，各路交直流负荷送出。（4）直流220V系统已投入

18、正常运行，各路直流负荷送出。（5）UPS不间断电源设备安装调试完毕并投入运行，各路交流控制电源负荷送出。5.10电气二次（1）计算机监控系统安装结束调试合格，机组LCU、公用LCU等设备具备投运条件，同期系统模拟试验结束。（2）公用油气水系统及全厂其它辅助系统现地柜、机组进水蝶阀控制系统现地柜已安装调试完毕并投入运行，各PLC与计算机监控系统的通信已建立，对各设备的逻辑控制符合设计要求，模拟/开关量输入输出正确。（3）发电机、主变压器、厂用变、线路等微机保护装置已调试合格，各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备。（4）监控系统与继电保护、励磁、发电机出口断路器等全系统联动

19、试验合格。（5）机组各部的温度、压力、流量、液位、转速等自动化元件已整定完毕并投入工作。（6）机组自动控制与水机保护回路正确，监控自动开停机流程、事故停机流程、紧急停机流程正确，试验模拟完毕并实际动作正确。（7）系统通信装置安装调试满足要求，通信畅通；本站运行数据能准确传至网调。电能表已校验、安装，接线正确。（8）厂房生产调度、生产管理的通信设备安装调试完成，并投入使用，能够满足机组启动运行联络需要。5.11试运行组织机构（1）试运行组织机构已组建完毕，各部人员已挂牌上岗，分工明确。（2）运行人员已经过培训，已熟悉电站电气主接线图、监控系统图、辅属设备的油气水系统图、厂用电系统图等各项系统图，

20、已熟悉现场设备的安装部位、系统构成及操作程序。（3）试验及测量表计、运行操作工器具、工作票、记录表格等已准备齐全。（4）安装间、副厂房各层、主厂房各层场地楼梯已清理干净，吊物孔盖板齐全，道路畅通，照明充足，电话等指挥联络设施布置完毕。（5）机组油气水系统各部阀门、电气一次设备已按系统编号统一挂牌，各设备操作把手的名称、操作方向已做好明确标志。6. 充水试验6.1试验内容与试验目的（1）进行流道、蜗壳、尾水管的充水；（2）检查各进人门、技术供水管路与量测管路的工作情况；（3）检查水轮机顶盖、导叶、主轴密封的漏水情况；（4）进行机组进水工作门动水启闭试验；6.2试验准备（1）确认机组进水闸门、尾水

21、启闭机工作正常，具备开启闸门条件。（2）确认机组进水闸门、蜗壳排水阀、调速器及导水机构、蜗壳及尾水管进人门在关闭状态。（3）各部位监测人员到位。6.3尾水管充水（1）记录尾水水位。（2）将尾水闸门提起100mm，向尾水管缓慢充水。（3）充水过程中随时检查尾水管和蜗壳进人门、顶盖、空气围带、测压管路等处的漏水情况，密切监视压力表变化并做详细记录。如发现有大量漏水等异常情况，立即停止充水，排空尾水管内水进行处理。（4）记录测压表读数，确认与尾水水位相平，停止充水。（5）提起尾水门至全开位置并锁定。（6）尾水平压充水结束，记录充水时间。6.4蜗壳充水（1）记录坝前水位，根据设计提供的蜗壳充满水后的压

22、力值进行监控；（2）确认机组导叶处于关闭状态，控制环锁定投入。提起进水闸门100mm向蜗壳充水； （3）充水过程中随时检查蜗壳进人门、主轴密封、顶盖、测压管路、仪表等漏水情况，密切监视蜗壳压力变化并记录。如发现有大量漏水等异常情况，立即关闭进水闸门，停止充水，排空蜗壳流道内水进行处理。（4）充水过程中在水车室监听导水叶漏水声音。（5）充水过程中检查流道通气孔排气情况。（6）检查各部位表计的显示情况。6.5充水平压后检查（1）检查主轴密封的工作情况及各部位漏水情况。（2）检查顶盖自流排水情况。7. 机组启动试验7.1启动前的准备（1）机组周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充

23、足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已经到位，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。（2）确认充水试验中出现的问题已处理合格。（3）检查机组各部冷却水已投入，水压正常。（4）检查机组润滑油系统、操作油系统工作正常，各轴承油槽油位正常。（5）检查厂房渗漏排水系统、中低压气系统按自动方式运行正常。（6）记录上、下游水位，机组各轴承和空冷器等设备的原始温度已记录。（7）推力油槽注油后，在启动前24h已对机组进行过顶转子，并确认制动闸已经全部落下，制动方式为手动方式。（8）检查机组漏油装置处于自动状态。（9）退出机组检修密封，保持检修密封为手动方式。（10）调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：a.

24、调速器总给油阀已开启，调速器机柜已接通压力油，油压装置油泵及补气装置处于自动运行状态。b. 调速器油压工作正常。c. 调速器处于手动运行方式，接力器处于全关位置，控制环锁定投入。d . 永态转差系数bp暂调整为6。（11）与机组有关的设备应符合下列要求：a. 发电机机组出口开关1DL，出口隔离刀闸11G确认在分闸状态。b. 发电机转子集电环碳刷已安装检验完毕，碳刷拔出。c. 水力机械保护和测温装置已投入。d. 拆除所有试验用的短接线及接地线。e. 发电机灭磁开关、起励电源开关和励磁功率柜交、直流刀闸确在分闸状态。f. 机组监控系统LCU已处于工作状态，通信正常，各开关量输入、输出正常，具备安全

25、监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。（12） 在机组水车室、风洞、发电机上机架、发电机风罩等部位安排相应的监测人员。7.2首次手动启动#1机组试验（1）拔出机组控制环锁锭，检查机组技术供水系统水压正常。（2）在调速器机柜上手动打开机组导叶，待机组开始转动后，将导叶关回，由各部监测人员检查和确认机组转动与固定部件之间无摩擦或碰撞现象。（3）确认各部正常后，手动打开导叶启动机组，当转速接近50Ne时，暂停升速，观察各部运行情况，检查噪声、轴承温度，测量摆度、振动。检查无异常后继续增大导叶开度，使转速升至额定值，机组空转运行。（4）当达到额定转速时，校验电气转速表应指示正确。记录当时

26、水头下的空载开度。（5）在机组升速过程中，应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高及下降现象。机组启动达到额定转速后，在30min内，应每隔5min测量一次各轴承温度，30min后每10min记录一次，1h后每30min记录一次，并绘制各轴承的温升曲线，观察轴承油面变化，油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。（6）机组在启动过程中，应密切监视各部位运转情况。如发现金属碰撞或摩擦、水车室窜水、各轴承温度突然升高、各轴承油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。停机时，当转速降至20Ne时手动制动，机组停稳后手动复位制动闸

27、，恢复制动方式为手动方式，并检查风闸全落，然后做好相应的安全措施进行相关检查，检查完毕后拆除安全措施。（7）监视机组各部位水温、水压和顶盖排水。（8）记录机组各部水力量测系统表计或信号器等监测参数。（9）测量记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于轴承间隙或设计规定值。（10） 测量记录机组各部位振动（双幅值），其值不应超过表1的规定。当振动值超过表1时，应进行平衡试验。表1 水轮发电机组各部位振动值允许值（双幅值）序号项目振动允许值mm1水轮机顶盖水平振动0.102顶盖垂直振动0.103水轮发电机带推力轴承支架的垂直振动0.074带导轴承支架的水平振动0.085定子铁芯部位机座水平振动0.03

28、（11）测量发电机残压及相序，观察其波形，相序应正确，波形应完好。7.3机组空转运行下调速系统的试验（1）调速器油压波动应处于正常范围。（2）检查调速器测频信号，波形应正确，幅值符合要求。（3）进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。（4）频率给定的调整范围应符合设计要求。（5）进行调速器的空摆试验，选取PID参数。调速器空摆试验应符合下列要求：a. 转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30。b. 超调次数不应超过2次。c. 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。d. 选取最优一组调节参数，提供空载运行使用。在该组参数下，机组转速相对摆动值不应超过0.25。（6

29、）记录油压装置油泵向压油罐送油的时间及工作周期。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。7.4 机组手动停机和停机后的检查（1）机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。（2）手动关闭机组导叶，当转速下降至20Ne时关闭手动制动排气阀，开启手动制动进气阀直至机组停止转动，然后关闭制动进气阀、开启手动制动排气阀，关闭手动复位排气阀，开启手动复位进气阀。检查风闸全落、机组没有蠕动现象后恢复制动系统为手动运行方式。（3）停机过程中应检查下列各项：a. 监视各部位轴承温度变化情况。b. 检查测速装置的动作情况，整定校核输出95、25、5各接点动作正确。c. 录制停机转速和时间的关系曲线。

30、d. 检查各部位油槽油面的变化情况。（4）停机后手动投入控制环锁定和机组检修密封。（5）停机后的检查和调整：a. 各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。b. 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。c. 检查发电机上下挡风板是否有松动或断裂。d. 检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。e. 在相应水头下，整定相应的空载开度触点。f. 调整各油槽油位信号器、传感器的整定值。8. 机组过速试验及检查（1）将机组测速装置过速保护接点115Ne、145Ne从水机保护回路中断开，并派专人严密监视机组转速。（2）拔出机组控制环锁锭，手动退出检修密封：关闭自动进气阀、排气阀，关闭手动进气阀，开启手动排气阀。（3）

31、将机组手动开机，待机组在额定转速且运行稳定后，继续手动打开导叶使机组转速上升至115Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。（4）若机组运行无异常，继续将转速升至145Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。（5） 机组转速升至145Ne，检查信号并立即手动将导叶关至零并停机。当转速降至20Ne进行手动制动。（6）停机后投入控制环锁锭，手动投入检修密封。（7）停机后恢复机组测速装置过速保护接点115Ne、140Ne接线回路。（8）过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化，监视是否有异常响声。（9）过速试验停机后做好安全措施进行如下检查：a. 全

32、面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。b. 检查发电机定子基础及上机架剪切销、千斤顶的状态。c. 各部位螺栓、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. 检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。f. 检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。g. 必要时调整过速保护装置。9. 无励磁自动开机和停机试验（1）无励磁自动开机和停机试验，应分别在上位机和机组监控系统LCU上进行，并分别执行“停机转空转”和“空转转停机”流程。（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，频率给定切至额

33、定频率，已选取最优一组调节参数，供空载运行使用，机组各附属设备均处于自动状态。b. 确认机组所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。c. 首次自动启动前应确认控制环锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。d. 将机组制动系统改为自动运行方式，即关闭手动进气阀、手动排气阀、手动复位进气阀、手动复位排气阀，开启自动进气阀、自动进排气阀、自动复位进气阀及自动复位进排气阀、制动进排气阀、复位进排气阀。e. 将机组检修密封改为自动运行方式，即：开启自动进气阀、进排气阀，关闭手动进气阀和手动排气阀。f. 确认机组油压装置油泵、调速器油压装置油泵和技术供水系统均在自动状态。（3）自动开机，并应记

34、录和检查下列各项：a. 检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的投入情况。b. 检查调速器柜的动作情况。c. 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。e. 检查测速装置的转速触点动作是否正确。（4）自动停机，并应记录和检查下列各项：a. 检查自动停机程序是否正确，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20Ne制动转速所需时间。c. 检查制动装置和检修围带自动投入是否正确，记录制动装置自动投入加闸至机组全停的时间。d. 检查机组停机后制动装置能自动复位。（5）自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事

35、故停机回路与流程的正确性与可靠性。（6）现地试验机组监控系统LCU柜紧急事故停机按钮的可靠性。10. 机组短路升流试验（1）机组出口开关升流试验应具备的条件：a.在机组出口开关1DL与出口隔离刀闸11G之间已装设一组三相短路排，短路点名称命名为D1。b.确认机组水机保护已经投入，并投入转子一点接地保护、定子过电压保护。c. 它励电源的准备：准备一台630A三相硅整流焊机作为励磁它励电源。d.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常，刷框和刷架上无灰尘积垢，碳刷不宜过短。e.已测试机组定子和转子绝缘电阻，其合格标准为定子吸收比（40以下时）不小于1.6，且绝缘电阻值

36、换算到100时，不应低于8M；转子绝缘不小于0.5 M。否则，应进行短路干燥。（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，检查机组自动开启正常，转速达到额定值后，将调速器切至手动运行方式（调速器齿盘测频装置正常时，可保持在自动运行方式），合上机组出口开关，拉开其操作电源开关。（3）通过直流焊机手动升流至25定子额定电流(额定电流=200.2A)，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。（4）检查机组中性点至出口开关间继电保护电流回路的极性和相位，检查测量表计接线及指示的正确性，绘制电流向量图作发电机差动六角图。（5）继续升流至发电机额定电流，当升到额定电流时切开灭磁开关，检查灭磁情况，并录制示波

37、图。测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。（6）录制发电机三相短路特性曲线。（7）机组升流试验后，降电流为0，断开励磁电源。（8）投入发电机出口开关操作电源，断开出口开关，将调速器切至自动运行方式。（9） 模拟水机事故停机。停机后作好安全措施，拆除出口开关与出口隔离刀闸之间三相短路排D1。11. 机组升压试验（1）机组升压试验应具备的条件：a.发电机出口开关、出口隔离刀闸在分闸状态。b.发电机保护装置投入，辅助设备及各电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。e.除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行方式。f.发电机转子碳刷

38、已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常。g.机组定子和转子绝缘电阻合格。（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性。（3）合上发电机灭磁开关。通过励磁装置手动零起升压至25UE（UE=1575V），并检查下列各项：a.发电机及引出母线、电压互感器、出口开关等设备带电是否正常。b.机组运行中各部振动及摆度是否正常。c.电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。（4）继续升压至50UE，跳开灭磁开关并检查灭弧情况，录制示波图。（5）检查无异常后，合上灭磁开关，重新升压至100UE，检查带电范围内一次设备运行情

39、况，测量二次电压的相序和相位，测量机组的振动和摆度，测量发电机轴电压、轴电流。（6）在100UE下跳开灭磁开关并检查灭弧情况，录制示波图。（7）检查无异常后，合上灭磁开关，进行零起升压，每隔10UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。（8）继续升压，使发电机励磁电流升至额定值，即510 A时，测量发电机定子最高电压。注意：进行此项试验时，定子电压不应超过1.3Ue，即8.19kV。（9）升压结束后，每隔10UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。（10）将机组自动停机，做好安全措施。12. 发电机空载下励磁调节器的调整和试验（配合厂家进行

40、）（1）发电机空载下励磁调节器的调整和试验应具备的条件：a.发电机出口开关1DL、出口隔离刀闸11G确在分闸状态。b.发电机保护装置投入，所有保护启用，各信号电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。e.合上励磁装置起励电源开关，除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行，励磁变投入。（2）发电机空载下励磁调节器的调整和试验程序：a.在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于FCR控制下的调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%，在调整范围内平滑稳定的调节。b.在发电机额定转速下，检查励磁各

41、通道处于AVR控制下的调节范围，下限不得高于发电机额定电压的50%，上限不能低于发电机额定电压的110%。在调整范围内平滑稳定的调节。c.在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数不应低于0.85。d.在发电机空载状态下，分别录波检查起励、逆变、手动和自动切换、通道切换等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转速在95%100%额定值范围内，自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。e.在发电机空载状态下，人工加入10%阶跃量干扰，检查各通道的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。f.机转速在9

42、0%110%内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/频率特性曲线。频率每变化1%，AVR应保证发电机电压的变化值不大于0.25%。g.进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在各通道AVR、 FCR控制方式下，进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。h.行机组LCU1和中控室对励磁系统的调节试验。(3) 在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，检查机组各部位运转正常。(4) 合上发电机灭磁开关。(5) 在励磁调节器采用恒电流运行方式下起励检查手动控制单元调节范围，励磁电压下限不应高于空载励磁电压的20，上限不得低于额定励磁电压的110。(6) 退出恒电流运行方式，将励磁调节器

43、切至恒电压运行方式，进行自动起励试验。(7) 检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70110范围内进行稳定平滑的调节。(8) 测量励磁调节器的开环放大倍数。录制和观察励磁调节器各部特性，在额定空载励磁电流的情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数，均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85。(9) 在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在发电机空载且转速在95Ne100Ne范围内，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不应大于额定值的10，振

44、荡次数不超过2次，调节时间不大于5s。(10) 在发电机空载状态下，人工加入10阶跃量干扰，检查自动励磁调节器的调节情况、超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。(11)在发电机空载状态下，进行发电机电压频率特性试验，使发电机转速在90Ne110Ne范围内改变，测定发电机机端电压变化值，录制发电机电压频率特性曲线。频率每变化1额定值，调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的0.25。(12)进行低励磁、过励磁、PT断线、过电压等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。(13)在发电机空载状态下，进行逆变灭磁试验，应符合设计要求。13. 1#发电机带主变压器升流试验13.1 1#发电机带

45、主变压器及110kV配电装置短路升流试验短路升流试验应具备的条件：a.切开110kv华马线1516刀闸在1516刀闸内侧设置一短路点（合上15140接地刀闸 ），短路点名称命名为D2。b.确认机组水机保护、发电机保护和主变非电量保护已经投入，投入主变中性点地刀。 c. 合上发电机出口至短路点之间的所有断路器和刀闸。（1）手动开机至空转。（2）通过直流电焊机手动递升加电流，缓慢升流至20%发电机额定电流，检查电流回路的通流情况和表计指示，检查各电流回路的正确性和对称性。（3）检查主变压器、测量主变压器并测量继电保护电流回路的极性和相位的正确性，检查电流回路的极性和相位，绘制电流向量图，作主变差动

46、六角图。（4）观察主变压器，母线及其高压配电装置的工作情况。（5）升流试验结束后将发电机电流降为零，断开发电机出口至短路点范围内所有断路器、刀闸，拆除三相短路点D2（拉开接地刀闸）。13.2 主变压器及高压配电装置单相接地试（1）主变压器及高压配电装置单相接地试验应具备的条件：a. 在主变压器A相高压套管上设置单相接地点，接地点名称命名为J2。分开主变中性点隔离开关，将放电间隙短接。b.主变压器保护装置投入，水机保护、发电机保护投入，辅助设备电源投入。c. 除发电机灭磁开关和励磁装置起励电源开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电压运行方式。d. 试验开始前，沿接地点周围8m设置围栏，并悬挂“止步 高压危险”标示牌，人员不能进入其间；需要进入时，则必须穿绝缘靴，戴绝缘手套。（2） 确认机组空转运行正常，合上机组出口开关1DL。（3）合上发电机灭磁开关，通过励磁装置递升直至保护发出信号。（4）检查保护回路是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。（5）通过励磁装置递减机端电压为零，拉开发电机