黄河拉西瓦水电站3#机组启动试运行程序

6＃机组启动试运行程序黄河拉西瓦水电站3#机组启动试运行程序中国水利水电第四工程局有限公司中国葛洲坝集团股份有限公司二零零九年八月十日 3＃机组启动试运行程序 3＃机组启动试运行程序黄河拉西瓦水电站3#机组启动试运行程序批准：审核：编写：中国水利水电第四工程局拉西瓦机电安装项目部中国葛洲坝集团股份有限公司拉西瓦机电安装项目部2009年8月10日 3＃机组启动试运行程序 3＃机组启动试运行程序目录1总则-1-2主要编制依据-1-3组织机构-1-3.1组织机构框图-1-3.2组织机构及成员-2-3.3职责及工作程序-2-4试运行场地布置-3-4.1试运行指挥部-3-4.2试运行值班场地-3-53#机组启动试运行前的联合检查-4-5.1协调联系制度-4-5.2机电设备安装、检查、试验记录-4-5.3试运行环境-4-5.4引水系统检查-4-5.5水轮机的检查-6-5.6调速器系统检查-6-5.8励磁系统检查-8-5.9水力机械辅助设备检查-9-5.10电气一次设备检查-9-5.11电气二次设备的检查-10-5.12消防及火灾报警设施检查-11-5.13试运行组织系统-11-6机组充水试验-12-6.1试验内容与试验目的-12-6.2试验准备-12-6.3尾水管充水-13-6.4压力钢管及蜗壳充水-13-6.5充水平压后检查和试验-14-6.6技术供水系统充水-14-73#机组启动和空转试验-15-7.1试验内容与目的-15-7.2试验准备-15-7.3首次现地启动试验和停机检查-17-7.4机组动平衡试验-19-83#机组过速试验-19-8.1试验内容和目的-19-8.2试验准备-19-8.3机组过速试验-20-8.4调速器空载、扰动试验-21-9发电机升流试验-21-9.1试验内容与试验目的-21--44- 3＃机组启动试运行程序9.2试验准备：-22-9.3发电机升流试验-22-9.4录制发电机短路特性-23-10发电机单相接地及升压试验-23-10.1试验内容与试验目的-23-10.2升压前准备工作-24-10.3发电机定子单相接地试验-24-10.4发电机零起升压-24-10.5发电机空载特性试验-25-113#厂高变升流试验-25-11.1试验目的：-25-11.2试验准备：-25-11.3试验步骤：-26-123#主变与GIS升流试验、主变单相接地试验-26-12.1试验内容与试验目的-26-12.2试验准备：-26-12.3K3点升流-27-12.4主变高压侧单相接地试验-28-12.5热稳定试验-28-133#主变升压试验-28-13.1试验内容和目的：-28-13.2升压前准备工作-28-13.3机组带主变、厂高变零起升压（升压范围至GIS开关站Ⅱ母）-29-14励磁装置空载试验-30-14.1试验内容和目的：-30-14.2试验准备：-30-14.3试验步骤：-30-15计算机监控系统试验-31-15.1试验内容和目的：-31-15.2试验准备：-32-15.3试验步骤：-32-15.4结合机组的各项试验，分别进行LCU3自动开机、自动停机自动启励、同期、增减负荷、事故停机试验。-35-15.5LCU3控制电源消失试验-35-15.6LCU3能远方调节转速、电压（未并网）、有功功率和无功功率（并网）。-35-16主变冲击试验-35-16.1试验内容和目的：-35-16.2试验准备：-36-16.3冲击试验：-36-17机组并网、负荷试验-36-17.1试验内容和目的-36-17.2试验准备-37-17.3同期试验-37-17.4机组带负荷试验-38--44- 3＃机组启动试运行程序17.5机组甩负荷试验-38-17.6负荷下调速器试验-40-17.7低油压事故停机试验-41-17.8负荷下励磁试验-41-17.9AGC试验..........................................................................................................................................-42-17.10机组进相试验...............................................................................................................................-42-17.11动水关进水口快速门试验..............................................................................................................-42-18机组检修消缺-42-19厂用电切换-42-2072h连续试运行-42-21交接与投入商业运行-43-22计划调试工期（见3#机组调试计划）-43-23试运行安全保证措施-43-24试运行规定-44--44- 3＃机组启动试运行程序-44- 3＃机组启动试运行程序1总则水轮发电机组和成套设备启动试运行是水电站基本建设工程启动试运行和交接验收的重要环节，它以水轮发电机组启动试运行为中心，对机组引水、输水、尾水建筑物和金结、机电设备进行全面的考验，检查水工建筑物的设计和浇筑质量，验证金属结构、机电设备的设计、制造、安装质量。通过对机电设备在真实运行状态下的调整和试验，使其最终达到安全、经济、稳定地生产电能的目的。本程序用于拉西瓦电站3#机组的启动试运行试验。本程序经启动验收委员会批准后实施。试运行指挥部在启动试运行过程中可根据现场实际情况对本程序做局部的调整和补充，但涉及方案的重大修改需报启动验收委员会审查批准。2主要编制依据u《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》（DL489—1992）u《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》（DL/T496—2001）u《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》（GB/T9652.2—1997）u《水轮发电机组启动试验规程》DL/T507—2002u《黄河拉西瓦水电站机电安装工程合同文件》u《首台机组发电工程形象及机电设备安装要求》u设备制造厂家资料、设计资料3组织机构3.1组织机构框图组织机构框图如下：-44- 3＃机组启动试运行程序启动验收委员会试运行工作小组试运行指挥部检查验收交接组安全保卫组试验组质检组后勤保障组运行组检修组监控组运行一值励磁组运行二值保护组运行三值水机调速组高压组辅机组3.2组织机构及成员（见附件）3.3职责及工作程序（见附件）-44- 3＃机组启动试运行程序4试运行场地布置4.1试运行指挥部u用途：试运行所有相关会议召开地点，领导专家休息场地。u位置：四局会议室4.2试运行值班场地4.2.1总值班席Ø用途：值长办公位置，机旁控制盘、发电机仪表柜、机械制动柜操作等部位值班监视人员坐席。Ø位置：3#机旁4.2.2母线层值班点Ø用途：调速柜及压油装置、水轮机仪表柜、励磁变压器及PT、厂高变、油雾吸收装置、碳粉吸收装置、制动粉尘吸收装置、发电机中性点设备、发电机动力柜、发电机远程I/O柜、消防柜监视人员坐席。Ø位置：压油装置旁4.2.3水轮机层值班点Ø用途：主轴密封供水、技术供水、水力测量系统监视和操作人员坐席。Ø位置：技术供水盘柜前4.2.4水车室门口值班点Ø用途：运行值班，监视接力器及锁锭、顶盖排水、主轴密封及空气围带、水导外循环、推导冷却器、水机压力测量、蜗壳及锥管进人门等，同时控制和登记进出水车室人员和工器具。Ø位置：水车室门口。4.2.5主变洞值班点：Ø用途：用于主变洞及母线洞内一次设备运行监护和操作，包括3#机发电机配电设备、3#机主变。Ø位置：设在3#主变洞处-44- 3＃机组启动试运行程序4.2.6进水口值班点：Ø用途：用于进水口检修闸门和快速门的监护和操作。Ø位置：设在快速门控制室4.2.7尾闸室值班点：Ø用途：机组尾水检修门和尾水洞检修门的监护和操作。Ø位置：设在机组尾水检修门控制室53#机组启动试运行前的联合检查5.1协调联系制度各单位的协调联系制度已建立、落实。5.2机电设备安装、检查、试验记录投运范围内所有的机电设备安装、检查、试验记录，均须经参加验收各方签字验收，机械、电气保护按下发定值整定完毕。5.3试运行环境1）机组各层地面已清扫干净，无障碍物。2）机组各层吊物孔盖板已安装完毕，临时孔洞已封堵。3）机组各部位和通道的照明良好。4）机组各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常。5）机组各部位设备的标识已经安装完成并核对正确。6）机组各部位的水、气、油辅机系统工作正常。7）6.3kV和0.4kV配电系统运行正常。8）机组各运行设备已可靠接地。9）与试运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格已经准备就绪，运行人员已培训上岗。10）运行部位与施工部位已隔离，运行设备和部位有相应的安全标志。5.4引水系统检查5.4.1进水口1）引水口拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格。-44- 3＃机组启动试运行程序2）检修门门槽、门体已清理干净，检修门机能操作检修闸门。启闭情况良好，检修闸门在关闭状态，密封良好。3）检修闸门、快速门、充水机构、启闭装置已安装完工，在无水情况下手动自动均已调试合格，启闭情况良好，启闭时间符合设计要求。4）快速工作门的门槽、门体已清理干净，门体落下，密封良好。5）快速工作门液压泵站、电气控制柜调试完毕，闸门启闭操作正常、可靠，闸门开启后的保压符合要求。闸门开度指示器指示正确，达到规定的下滑值时闸门能重新提起。闸门开启、关闭时间符合设计要求。在现地、远方（中控室）可自动开启/关闭闸门，机旁可紧急落快速门。6）4#、2#、1#机组快速门投入挡水，密封良好。7）进水口启闭机室动力、照明电源满足正常需要；与厂房机旁、中控室通信畅通，道路畅通。8）进水口闸门间的流道已检查无杂物。9）机组压力钢管通气孔畅通，防护格栅固定可靠。10）上游水位测量、拦污栅差压测量、水库水温测量系统安装调试合格，水位信号远传正确。11）在下闸蓄水前解除4#、3#机组远方动作提门信号，切除动力电源。压力钢管充水后恢复其接线。5.4.2压力管道、蜗壳、尾水管及尾水洞检查：1）压力钢管、蜗壳、尾水管已施工完成，内部已清理干净并检验合格。2）流道各段灌浆孔已封堵。压力钢管、蜗壳、尾水管内的焊接点均已磨平并做防腐处理。3）机组水力量测系统管路畅通，表计已经校验、整定，信号采样正常，显示正确。测压管路、阀门、表接头无渗漏。4）3#机组蜗壳、尾水管排水管清扫干净，技术供水取水阀已关闭。5）3#机组蜗壳排水盘形阀及1#～4#机尾水管排水盘型阀操作灵活可靠，启闭良好，并处于关闭状态，并可靠锁定。5.4.3机组尾水检查：-44- 3＃机组启动试运行程序3#机组尾水门槽、底坎及其周围已清理干净。尾水闸门处于关闭状态，密封良好。下游水位测量系统安装调试合格，水位信号远传正确。5.5水轮机的检查1)水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整。2)锥管工作平台拆除前检查转轮上、下止漏环间隙无杂物，调整转轮的垫块已撤出。蜗壳、锥管内杂物已清出，临时焊接支点已割除，并磨平补漆。锥管工作平台拆除后，检查锥管、尾水管内无杂物，确认锥管进人门已封闭（含检修平台处门板）。3)水车室环轨吊车和照明安装工作完成，机坑内清扫干净，设备及机坑油漆完整。4)导水机构安装完成。导叶最大开度、压紧行程、导叶立面间隙、端部间隙符合设计要求，剪断销信号反映正确。各部检验合格后关闭导叶，投入接力器锁锭。检查蜗壳、压力钢管内无杂物后，确认蜗壳进人门已关闭。5)顶盖排水泵安装、调试完成，经过试验可满足自动排水要求，备用两台临时排水泵，满足随时排水要求。6)主轴工作密封与检修密封已安装完成，工作密封经检验合格，用清洁水源对主轴密封管道进行4小时排水冲洗后，恢复主轴密封的管道连接。主、备用水源供水正常，水压调整符合设计要求。检修密封充排气正常，压力试验合格，气压接点闭锁开机回路正确。7)水导外循环系统安装调试完成，油槽油位和冷却水量已调整合适，油质符合要求。8)大轴中心补气阀安装完毕，补气阀、补气管与排水室间隙检查合格，补气阀锁紧螺帽拆除，补气阀严密性试验合格。进气口装有保护网。9)强迫补气管路及阀门安装完毕并试验合格，手动阀处于关闭状态。10)水轮机的自动化元件及测量仪表已校验、整定，安装位置正确，电路连接良好，元件可靠接地，绝缘测试合格，防潮措施得当。管路已经清扫干净，连接整齐美观，压力试验合格。控制回路与机组监控联动试验正常，信号正确。5.6调速器系统检查1)调速系统设备已安装完工，各部管道清洁，固定牢靠，压力试验符合要求。-44- 3＃机组启动试运行程序2)油压装置的泵组安装完工、清扫干净；透平油化验合格。回油箱、压油罐油位正常。油压和油位、过滤器、加热装置、组合阀等均能正常工作，并均按要求整定。手动、自动、PLC操作正常，卸载阀、安全阀动作值符合要求。漏油箱手动、自动动作正确可靠。3)各油压管路常闭阀门已关闭。向调速系统各部充油，逐步提高油压力，无渗漏。4)油压装置补气装置手动、自动操作正常，并投入自动工作。5)调速器的静特性和脉冲响应试验已完成，空载调节参数已测定并初步整定。调节阀、位移传感器、位置开关等设备已整定，功率反馈回路正确。6)事故配压阀已调试合格。用紧急关闭方法检查导叶全开到全关所需时间，应符合设计要求。7)导叶开度、接力器行程、开度显示三者关系曲线已经录制，静态特性试验已完成；导叶开、闭时间符合设计要求。监控、调速器柜的开度显示一致。8)调速器以手动、自动方式模拟开、停机操作（包括事故紧急停机），试验结果正确。9)模拟机频、齿盘测速信号、接力器反馈、功率反馈及电源消失等故障，调速器能正确处理。检查伺服阀防卡、防震、断线和防油粘滞等功能符合要求。10)接力器锁锭装置已经调试，拔出、投入灵活，位置指示正确。11)调速器与监控系统通信正常，联动试验完成，各种报警、事故信号及工况能在机组监控正确反映。12)机组测速装置和过速保护装置已经调试，转速接点输出正确，模拟机械过速保护装置动作，能可靠关机和关闭快速闸门；模拟电气过速接点动作，能动作紧急停机电磁铁、事故配压阀关机，并启动关机、关进水闸门流程。13)调速器各种元器件固定牢靠，接线紧固。5.7发电机的检查1)发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。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。3)集电环、碳刷架已安装完毕，碳刷与集电环接触良好，验收合格。机组起动前碳刷已拔出。滑环碳粉收集装置工作正常。4)发电机的空气冷却器已安装、检验合格；风路、水路畅通；压力表、温度计、示流信号器均已安装调试；阀门、管路无渗漏现象，压力、流量整定合格。-44- 3＃机组启动试运行程序5)下导和推力轴承的安装调试已经完成，油、水管路均无渗漏。下导和推力轴承油槽的油位正确，油质符合要求。轴承、油槽温度指示正确。冷却水流量、温度监视和油流监视正常，保护和控制回路调试已经完成。6)上导轴承及其油冷却系统已安装完成，油位正常，油温、瓦温显示正确；冷却器、油盆、油管路无渗漏。7)机械制动系统已安装完毕，气源正常，手动、自动动作可靠。制动器的落下、顶起工作正常，位置信号正确。制动闸粉尘吸收装置与制动器联动正确，能吸出制动粉尘。高压油顶起装置安装、调试完毕。8)机组消防设备已安装完成。消防管路无渗漏。感温感烟传感器、电磁阀等已安装、调试完毕。系统模拟试验手动和自动均能可靠动作。正常情况下消防控制柜置于手动位置，关闭消防装置总进水阀。9)推力和上下导油雾吸收装置安装完毕，工作正常。10)发电机各部位测温电阻和监测装置已安装、调试完毕，仪表盘和机组LCU能正确监视机组各部温度和其它状态。11)机组在线监测系统已安装、调试完毕。12)机组供电、照明、加温防潮设施能正常投入使用。13)发电机自动化元件以及表计、电动、电磁机构等均已调试合格。其电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误，接线紧固可靠，元件外壳已接地。14)电气设备已可靠接地。发电机各部接地线按图装设，检查无误。5.8励磁系统检查1)励磁变、整流柜、灭磁开关、励磁电缆等已安装完成，试验合格，接线正确。2)过电压保护整定和非线性电阻检查符合相关规定要求。3)直流灭磁开关操作可靠，性能良好。4)起励回路动作正确。5)串口与监控系统的通信试验正常；运行控制板切换试验正常。6)励磁变的温度监视、励磁系统报警和跳闸逻辑试验正常。7)外部临时动力电源试验正常。以电阻为负载，小电流试验及大电流试验正常。8)各报警及事故信号反应正确，与机组保护、监控联动试验符合要求。9)励磁功率柜风冷回路正常。-44- 3＃机组启动试运行程序5.9水力机械辅助设备检查1)透平油满足3#机组供油和排油要求，供油油质和供排油管道清洁度符合要求。2)绝缘油满足3#主变及电抗器供、排油要求。3)高压压缩空气系统运行正常。满足3#机组启动试运行要求。4)低压压缩空气系统运行正常。满足3#机组启动试运行要求。5)厂内渗漏排水系统运行正常。6)机组检修排水系统运行正常。7)技术供水系统已安装完毕。各管路均经水压试验合格，减压阀、泵控阀及安全阀已调整，整定值符合设计要求，设备工作可靠。滤水器切换动作正确，排污按设定方式进行。8)技术供水系统与机组监控联动试验完毕，现地和机组监控能进行技术供水的操作和监视。9)尾水取水口和蜗壳取水口具备取水条件。10)机组各部冷却水流量、温度和压力均按要求整定。11)供水、供气和排水设备及管路已按要求涂漆，管道已表明了流向，阀门、设备已编号挂牌。12)机组段各排水地沟、地漏、管道畅通。5.10电气一次设备检查1)发电机主引出线、机端电流互感器、电压互感器、封闭母线、励磁变压器及其电流互感器、发电机中性点电流互感器和中性点设备等已安装、试验完毕，检验合格，具备带电条件。各设备按要求接地。2)主回路封闭母线、分支封闭母线、发电机断路器、隔离开关、接地刀安装完毕，导体连接紧固，外壳接地完善，调试合格。3)厂高变及电流互感器、避雷器、低压侧电缆已安装，试验合格。4)主变本体、附件及中性点设备已安装完工，高低压套管连接完毕。主变油位正常，绝缘油化验合格。主变各种常规试验与局放试验、绕组变形试验已结束。变压器分接开关已按电力系统要求的位置整定。具备带电试验条件。主变事故油池已清理干净，可投入使用。5)控制、保护设备与地网可靠接地。-44- 3＃机组启动试运行程序6)3#机组自用电系统安装调试完毕，分段运行，备自投装置调试完毕并投入使用。与3#机组发电相关的负荷已带电。7)3#机组主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检查合格，事故照明已检查合格。5.11电气二次设备的检查1)机组2#直流系统两段母线已投入正常运行，各路直流负荷已带电。机组2#UPS不间断电源设备安装调试完毕，各路交流控制电源负荷已带电。2)机组现地控制单元安装、调试完毕。3)机组进水口3#启闭机控制系统PLC已安装调试完毕，3#机现场总线已安装调试结束，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。各传输数据正确。4)发电机、主变压器、18kV厂高变、励磁变等微机保护装置的调试工作已结束，各装置动作值已按保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备。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，测温系统投入工作。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至导水叶、进水口工作门，各自动化元件动作可靠。7)3#机组故障录波、主变故障录波安装调试完毕，具备投运条件。8)厂房生产调度、生产管理的通信设备能够满足3#机组试运行联络和各工作岗位工作人员的工作联系需要。9)下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，以验证其动作的正确性、可靠性与准确性：Ø进水口闸门自动操作及保护回路。Ø机组自动操作与水力机械保护回路。Ø水轮机调速系统自动操作回路。Ø发电机励磁操作回路。Ø发电机断路器、隔离开关的自动操作安全闭锁回路。Ø交、直流信号回路。Ø同期操作回路。-44- 3＃机组启动试运行程序Ø备用电源自动投入回路。10)电气二次的电流回路和电压回路完成通电及极性检查后，下列电气回路已检查并通过模拟联动试验，验证其动作的正确性、可靠性：Ø发电机及励磁变继电保护回路。Ø主变压器及厂高变继电保护回路。Ø发变组故障录波回路。Ø其它继电保护回路。Ø仪表测量回路。11)以上回路的试验，包括了手动、自动操作，还包括计算机监控系统对上述系统设备状态的数据采集和控制，以及重要数据变化趋势的记录和传送。12)机组各盘柜、端子箱、装置、元件端子（包括厂家接线端子）经过彻底检查，无松动现象。13)厂内通信、系统通信能满足电网调度需要。14)各二次回路已做绝缘试验。5.12消防及火灾报警设施检查1)与3#机组发电相关的消防设备需经当地消防部门验收。2)3#主变压器和电抗器的消防及报警设备已安装完成，水喷雾试验符合设计要求，随时可以投入水喷雾灭火。主变压器和电抗器油池与事故排油系统符合设计要求，排油畅通。3)3#机组电缆已敷设完工的盘柜孔洞、电缆洞、母线洞、电缆管口已用防火材料可靠封堵，电缆防火涂料涂刷完毕。4)运行设备区域的消防报警设备已投运，检验合格。5)事故交通安全疏散指示牌已检查合格。5.13试运行组织系统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，已熟悉现场设备的安装部位、系统构成及操作程序，熟悉运行规程。-44- 3＃机组启动试运行程序3)试验及测量表计、运行操作工器具、工作票、记录表格、运行规程等已准备齐全。4)3#机组发电相关运行区域已清理干净，吊物孔盖板齐全，道路畅通，照明充足，电话、电铃等指挥联络设施布置完毕。5)3#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机组充水试验6.1试验内容与试验目的1)进行尾水管、压力钢管、蜗壳的充水；2)检查各进人门与测流测压管路的密封情况；3)检查水轮机顶盖、导水叶、主轴密封的漏水情况；4)进行进水口快速闸门现地和远方的静水启闭试验；5)进行技术供水系统的充水检查与远方操作试验。6.2试验准备1)确认坝前水位已蓄至最低充水检查水位（▽2390m）。2)确认机组进水口检修门、快速门处于关闭状态，密封良好。3)确认锥管进人门、蜗壳进人门已关闭；4)确认机组蜗壳取水、尾水取水阀处于关闭状态；确认4#、3#、2#、1#机组尾水管盘形阀处于关闭状态；确认3#机组蜗壳盘形阀处于关闭状态。5)确认机组调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁锭投入；6)确认机组检修密封处于投入状态。7)确认与3#机组发电相关的水力管路、盘柜以及水压监视仪表、传感器的检查验收已完成。8)确认3#、2#、1#机尾水管检修闸门处于关闭状态，密封良好。9)与充水、排水有关的各通道和各层楼梯照明充足、照明备用电源可靠。道路和安全通道畅通，并有明显的路向标志。10)电站和充水机组的内外部通信设施完善、通信畅通。11)各部操作、监护、观测人员已到位，并准备就绪。12)在充水过程中，由流道观测单位通过应力应变计密切监视流道形变，如有异常情况应立即通知启动试运行指挥部，分析处理。-44- 3＃机组启动试运行程序6.3尾水管充水1)记录尾水水位，计算出尾水管平压时的尾水管压力值。2）提起1#尾水洞检修门充水阀300mm对1#尾水洞进行充水，检查1#、2#、3#尾水闸门漏水情况。3）1#尾水洞充水平压后，开启调速器主供油阀，拔出接力器锁锭，水轮机导叶打开5％～6％开度尾水管排气。4)3#机组钢管排气孔处人员离开。5)提起3#尾水管检修门充水阀300mm，对尾水管冲水。6)在尾水管进人门放水阀和顶盖测压表处监视尾水管内水位，记录充水时间及尾水位。记录尾水充水时间。7)检查尾水位以下混凝土结构及各部位进人门、顶盖周边、主轴密封、导叶轴密封、测压管路等，各部位不应漏水漏气。8)检查3#机组尾水管盘形阀、蜗壳盘形阀无渗漏水情况，厂内检修排水和渗漏排水集水井水位应无明显增加。9)充水过程中必须密切监视各部位渗、漏水情况，确保厂房及机组设备安全，发现漏水漏气等异常现象时，应立即停止充水进行处理，必要时将尾水管排空。10)尾水平压且各部位正常后，提起3#尾水管检修门，并锁定。11)在静水下现地操作导水叶全开全关。全关导水叶后，投入接力器锁锭，关闭总供油阀（3105）。12)在充水及后续试验过程中，由流道观测单位密切监视渗压计、应力应变计变化情况，如有异常情况应立即通知启动试运行指挥部，分析处理。6.4压力钢管及蜗壳充水1)机组已作全面检查，允许随时开机和故障情况下排除压力管道内的水。2)调速器处于手动关机位置，导叶全关，接力器锁锭装置投入，开启总供油阀（3105）。3)手动投入发电机机械制动。4)提起进水口检修门充水阀300mm，对检修门、快速门之间充水，观察快速门下游侧漏水情况，若漏水量不大，平压后提起检修门，并锁定。-44- 3＃机组启动试运行程序5)开启机组进水口快速门充水阀300mm向压力钢管充水，监视蜗壳水压变化。监视蜗壳取水管是否漏水。6)充水过程中，检查蜗壳进人门、主轴密封处、水轮机顶盖、导叶轴密封、超声波流量计、各测压表计及管路应不漏水，顶盖排水应畅通。监视水力机械测量系统中各压力表计的读数。检查充水过程中压力钢管通气孔通畅。7)检查蜗壳弹性垫层的排水情况。8)充水过程中在水车室监听导水叶漏水声音，在机旁观察超声波流量计工作状况。9)记录钢管充水时间、上、下游水位。10)压力钢管充水后，对钢管、蜗壳的混凝土结构等水工建筑进行全面检查，观察是否有渗漏、裂缝和变形。11)解除机组制动闸，检查机组有无蠕动现象，如有蠕动，投高压油顶起装置，投制动闸。6.5充水平压后检查和试验1)现地操作快速闸门在静水中起闭三次，调整闸门静水起闭时间使之符合设计要求。2)中控室操作快速闸门落下、提起各一次，记录静水起闭时间。3)机旁操作快速闸门落下记录静水关闭时间。4)现地、机旁分别进行快速闸门静水紧急关闭试验，检查启闭机工作情况，应良好，调整和记录紧急关闭时间，使之符合设计要求。5)压力钢管充满水后，检查水工建筑物的渗漏等情况。6)检查主轴密封的工作情况。7)检查顶盖排水情况。8)正常后提门，并监视它在一定时间内的下滑距离。9)观察厂房内渗漏水情况，检查渗漏排水泵起动周期不应有明显变化。6.6技术供水系统充水1)在尾水充水后打开尾水取水阀（3201、3202），对尾水取水管路各分支冲洗、试充水。调整机组技术供水系统各支路压力、流量合格，使其满足设计要求。2)在快速闸门提起后，打开蜗壳取水阀（3213），检查并调整减压阀及各部流量、压力，使其满足设计要求。3)机组技术供水正反向切换，检查控制及信号的正确性。-44- 3＃机组启动试运行程序4)检查主轴密封漏水情况。在机组无蠕动时，投入检修密封，停止主轴工作密封，检查漏水量符合要求。5)冲洗主轴密封备用水源管路，并恢复正常连接。6)进行主轴密封清洁水主备回路切换试验。7)在尾水充水后打开主变技术供水尾水取水阀（3B201），对尾水取水管路各分支冲洗、试充水。调整主变技术供水系统各支路压力、流量合格，使其满足设计要求。3B202阀门处于关闭状态。8)主变技术供水正反向切换，检查控制及信号的正确性。73#机组启动和空转试验7.1试验内容与目的1)以手动方式进行机组首次开停机，检查机组及水力机械辅助设备运行的灵活性和可靠性。2)在动态情况下全面检查水轮发电机组及其辅助设备的制造和安装质量，尤其是调速器的调节执行情况、机组转动部分的紧固程度、机组各部轴瓦温升情况、机组各部振动、摆度等。7.2试验准备1)机组各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，指挥通信系统布置就绪并投运，各部位操作监测人员已到位，振动、摆度、转速及水压参数的测量仪器仪表显示正常。2)临时消防设备已布置就绪，相关部位的消防和火灾报警系统已投入，人员已按消防要求作好分工和组织工作。3)尾水管、压力钢管和蜗壳已充水，进水口工作门和尾水门处于全开状态；确认机组充水试验中出现的影响安全运行的问题已处理完毕并验收。4)推力、上导、下导轴承测温装置工作正常，油位正常，油质合格；各部轴承冷却水手动阀打开；水导轴承测温回路工作正常，油循环系统的油量、油质符合要求；各轴承滤油阀打开；各轴承的溢油阀已打开；空气冷却器充冷却水后手动阀关闭。5)机组检修、厂内渗漏排水系统、高、中、低压气系统按自动方式运行正常。6)厂用电系统运行正常。7)上、下游水位，各部位原始温度等已记录。-44- 3＃机组启动试运行程序8)作转子动平衡测量准备，准备配重用平衡块及固定工具。9)机组的相关设备应符合下列要求:Ø确认断路器（1803）、隔离刀（18036）、接地刀（180367）已断开。Ø发电机出口PT投入运行。Ø励磁系统灭磁开关断开。励磁变与封母分支断开，并在断口处加临时绝缘隔板。Ø转子已整体充磁。转子集电环碳刷已磨好，碳刷拔出。Ø水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入；机组在线监测装置投入监测状态但不作用于停机。Ø转动部分已检查完毕，具备开机条件。Ø拆除所有试验用的短接线和接地线。Ø外接频率表监视发电机转速。Ø中控室上位机及现地控制单元LCU3已处于监视状态，已具备检测、报警的功能，可对机组各部位主要的运行参数进行监视和记录。Ø顶盖排水系统投入自动运行。Ø大轴接地碳刷已投入。Ø启动顶转子油泵顶起发电机转子，油压解除后，检查发电机制动器，确认制动闸块已全部落下。Ø漏油装置处于自动位置。10)调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：Ø油压装置至调速器主供油阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；压油装置处于自动运行状态。Ø调速器处于手动位置。Ø导叶开限位于全关位置。11)在机组相关部位安装常规测振、测摆仪表。12)在水车室门口安装临时紧急停机按钮，接至调速器停机回路。13)机组段的联络信号和各部值班点以及坝顶快速门、尾水检修门值班点通信畅通。14)用于试验记录的所有表格准备完毕。15)在首次启动试验过程中，由流道观测单位密切监视渗压计、应力应变计变化情况，如有异常情况应立即通知启动试运行指挥部，分析处理。-44- 3＃机组启动试运行程序7.3首次现地启动试验和停机检查7.3.1手动开机1)退出机坑加热器。2)投技术供水(采用蜗壳取水)，检查除空冷以外各部冷却水流量正常。暂时不投空冷冷却水，以利监听首次和第二次机组起动的异常声响。3)水轮机主轴工作密封水投入，检修密封排气。4)手动落下机械制动闸，检查制动器活塞全部落下，信号反映正确。5)自动启动调速器压油泵，打开主供油阀，检查调速器油压正常。6)拔出接力器锁锭。7)手动投高压油顶起装置，检查压力正常。8)调速器置手动模式，开导叶约3～5％开度，机组启动后立即关机，机组滑行，检查并确认机组转动部分与静止部分无碰撞、摩擦和异常声响；如有异常，立即手动加制动闸。9)确认机组各部正常，重新开机。手动缓慢开机升速到10％额定转速，运行1min后再按紧停按钮停机，手动加闸。机组全停后，落制动闸，检查机组不应有蠕动。10)投入油雾吸收装置。再次手动开机，机组分别在50％、75％额定转速下运行，检查轴承温度均衡，再增速至100％额定转速运行。在各转速停留阶段测量机组振动、摆度。机组达到额定转速后停高压油顶起装置，投入空冷器冷却水。11)在启动过程中监视机组各部位，如发现金属碰撞声、水轮机窜水、推力瓦温度突然升高、油槽甩油、机组摆度过大等异常现象应立即停机检查。12）升速中如大轴摆度超过导轴承间隙或振动值超标时，则停机进行分析处理。13）记录机组在当前水头下的启动开度和空载开度。在额定转速时，校验各部转速表指示的一致性。14）在机组升速过程中，密切监视各部运转情况。监视各部位轴承温度，不应有急剧升高现象。自机组启动至到达额定转速后的半小时内，严密监视推力瓦和导轴瓦的温度，每隔5min左右记录一次瓦温（在发电机、水轮机仪表柜、监控系统），以后可适当延长记录时间间隔，并绘制瓦温的温升曲线，观察轴承油面的变化。-44- 3＃机组启动试运行程序15）监视水轮机主轴密封温度及各部位水温、水压、水流量及水压差。监视顶盖排水泵工作是否正常。记录水库上、下游水位；记录尾水及顶盖压力值；记录蜗壳、锥管、尾水管进人门振动值。16）记录全部水力测量系统表计读数和机组附加监测装置的表计读数。17）测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于规程规定值。18）测量、记录机组各部位振动，其值应符合规程规定。19）测量发电机残压及相序。检查调速器残压测频电压幅值。7.3.2手动停机1）在调速柜旁手动操作开度限制机构使导叶全关，机组开始降速。2）当转速降至80％时手动投入高压油顶起装置。3）当转速降至20%额定值时，手动投入机械制动，投入制动吸尘器。4）记录停机操作开始至导水叶全关所用时间，记录加闸开始至机组全停所用时间。5）机组全停时，投入接力器锁定，手动切除机械制动充气阀，投入机组反向制动充气阀，空气围带充气，切除主轴运行密封润滑水，手动停机组技术供水，手动退高压油顶起装置，切除制动吸尘器，切除油雾吸收装置。检测制动器全落下，切除复归制动电磁阀。6）手动投入蠕动检测装置，检查机组是否蠕动。7）在停机过程中,监视各部轴承温度、油位变化情况、检查转速继电器的动作情况。8）在停机过程中，录制转速与时间的关系曲线。9）停机过程中注意下列事项：Ø校对转速继电器的整定值；Ø监视各部轴承温度变化情况；Ø录制停机降速过程曲线；Ø检查各部轴承油槽油面的变化情况。10）停机后做好安全措施，进行下列检查和调整：Ø检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落；Ø检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；Ø检查发电机上下挡风圈是否有松动或断裂；Ø检查制动闸瓦的磨损情况及基础有无松动，检查粉尘收集装置的吸收效果；Ø必要时调整各油槽油位整定值；Ø检查各部监测元件是否松动。-44- 3＃机组启动试运行程序7.3.3轴承温升试验1）机组各部按开机要求手动投入运行。2）手动开机至额定转速空转运行。3）自机组启动至到达额定转速后的半小时内，严密监视推力瓦和导轴瓦的温度，每隔5min左右记录一次瓦温，以后可适当延长记录时间间隔，并绘制瓦温的温升曲线，观察轴承油面的变化。4）当机组各部轴瓦温度变化小于1℃/h后，可认为达到稳定，记录各部轴瓦稳定温度，记录各部轴承的运行油位、油温。7.4机组动平衡试验若需要配重时，在过速试验前完成。83#机组过速试验8.1试验内容和目的1）进行机组过速115%、154%额定转速试验；2）考验机组部件（特别是转动部分）在过速状态下的机械强度；3）检查校验测速装置115%、154%额定转速的接点动作情况；4）测量机组过速时的各部振动与摆度，观察各部轴承瓦温的上升情况。8.2试验准备1）过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和合同要求，否则应进行动平衡试验。2）做画面监视各过速接点动作时的转速。保留落快速门回路，闭锁电气过速115％、147％停机回路。3）励磁系统灭磁开关断开；不满足自动开机条件且不影响安全运行的输入点强置为“1”。调速器置手动。4）机组附属设备控制置于远方/自动运行。5）LCU3控制方式为：现地控制、分步开机。6）过速试验过程中专人连续监视并记录各部轴瓦温度、主轴密封装置、蜗壳压力、机组振动和轴系摆度、接力器开关腔压力。7）测量人员、运行操作人员在岗，测量仪器仪表准备完毕。-44- 3＃机组启动试运行程序8）在过速试验过程中，由流道观测单位密切监视渗压计、应力应变计变化情况，如有异常情况应立即通知启动试运行指挥部，分析处理。8.3机组过速试验1）在机组LCU上按自动开机流程顺序，逐点操作各子系统和执行机构，并检查动作情况和信号反馈，确认正常后，进行下一步操作。2）最后给调速器开机令，手动开机到100％额定转速。3）当机组各部轴瓦温度变化小于1℃/h后，可认为达到稳定，记录各部轴瓦稳定温度，记录各部轴承的运行油位、油温，记录各部振动、摆度。4）各部监测人员到位，高压油顶起装置随时准备投入。手动增大导叶开度，机组升速至115％，记录各部振动、摆度，校核115％转速接点整定值，立即返回额定转速运行。检查额定转速下机组振动、摆度比过速先前无明显增大。5）设定机组转速为154％额定转速。增大导叶开度使机组升速，连续记录机组状态参数。发电铃信号，记录电气、机械过速接点动作值。如升至155%转速机械过速装置未动作关机，手动按紧停按钮（落快速门）关机。6）升速必须由富有经验的人员操作，严格听从指挥命令。7）指挥、测量、操作、检查人员要做好充分准备，测量数据要快速准确，各部位人员要注意安全，在升速过程中，如有异常，立即与指挥联系，停止升速。8）升速操作应平稳，不得过快或过慢，若遇关机失灵，指挥应立即下令操作紧急事故按钮，落下快速闸门。9）停机过程中转速降至80％投入高压油顶起装置，转速降至20％转速后投机械制动。10）过速试验停机后，做好安全措施，全面检查机组各部分状况：Ø先按照手动停机检查的项目进行检查；Ø检查发电机空气间隙的变化；Ø全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环、磁极引线、磁轭压紧螺杆、转子滑环、碳刷有无异常；Ø检查机组各部位焊缝及紧固件有无异常；Ø全面检查水轮机部分有无异常；Ø检查定子基础及上机架基础位置有无异常，检查下机架基础有无变化；-44- 3＃机组启动试运行程序8.4调速器空载、扰动试验1）机组以手动方式稳定运行。2）将调速器切至自动方式运行，观察机组转速的稳定性，检查切换过程平稳并录波。3）调速器分别在自动、手动控制下运行，观察机组转速的稳定性。4）在自动、手动间切换，观察转速稳定性。5）进行调节器的空载扰动试验，扰动试验应满足下列要求：Ø扰动量按±1%、±2%、±4%、±8%额定转速逐步增加，并录波。Ø转速最大超调量不应超过扰动量的30%。Ø超调次数不超过2次。Ø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。a.选取优选调节参数，供自动、手动空载运行使用，在优选参数下，机组3min转速相对摆动值不应超过额定转速的±0.15％。b.进行调速器故障模拟试验。切除停机出口，以免不必要的停机。c.记录在空载自动稳定运行条件下油压装置油泵向油罐补油的时间及工作周期，记录导叶接力器摆动值及摆动周期。d.进行油压装置PLC控制的切换试验。e.模拟机械事故停机。9发电机升流试验升流路径见升流示意图1/39.1试验内容与试验目的1）用一次电流检查发电机CT二次回路的正确性和完整性；2）录制发电机三相短路特性曲线；3）测量发电机额定电流时的轴电压；4）检查发电机额定电流下灭磁开关的消弧情况；5）录制发电机额定电流时的灭磁曲线，计算灭磁时间常数；6）检查发电机差动、主变差动保护的电流方向；-44- 3＃机组启动试运行程序7）在真实状态下检查发电机差动保护、发电机过流、过负荷、低压过流等保护动作逻辑。9.2试验准备：1）在发电机出口封闭母线专用短路装置处装设短路装置，作为短路点。2）测量发电机定子绝缘（换算到100℃时绝缘电阻>2.1MΩ、吸收比>1.6）。3）测量转子绝缘（绝缘电阻>0.5MΩ）。4）确认180367、613断开，1803、18036合闸。灭磁开关在分位。5）断开1803断路器操作电源。6）水机保护投入。7）升流试验前采取临时措施检查并确认励磁变高低压侧CT极性及回路正确。8）断开励磁变高压侧与主母线的软连接，从6kV厂用电备用开关（1G－Ⅲ－13）接入3×150mm2高压电缆。高压开关柜CT变比200/5A。连接前，该电缆试验必须合格。整定开关保护定值。9）在机旁另接按钮，作用于它励6kV开关的合闸、跳闸回路。在励磁盘设专人监护灭磁开关，将励磁变差动保护跳闸出口引至6kV开关柜。10）安装发电机集电环碳刷并投用。11）发电机保护装置中除励磁变保护外全部保护出口压板退出，励磁变保护跳闸出口压板仅作用于跳灭磁开关，变压器保护压板退出。12）轴电流保护作用于跳灭磁开关。13）检查升流范围内所有CT二次侧无开路，短接不用的CT二次侧。9.3发电机升流试验1）手动开机至额定转速，机组各部运行正常。2）励磁整流柜风机运行正常。3）励磁升流采用ECR控制，设定电流最小输出状态，投入6kV它励电源。4）检查短路范围内的CT二次残余电流，不得有开路现象。5）合灭磁开关，缓慢升流至5％In，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至25％额定电流，检查各组CT二次三相电流幅值及相位；检查发电机、主变压器、励磁变保护和故障录波及测量回路的电流幅值和相位。-44- 3＃机组启动试运行程序6）降电流跳灭磁开关，短接发电机一组差动保护CT二次侧，升流至差动保护动作，记录差动动作值，跳灭磁开关后，恢复CT二次接线；同样方法检查第二组差动保护。7）通过降低定值的办法，实际升流检查发电机过流、过负荷、低压过流等保护动作逻辑，试验正确后，恢复保护定值。8）如无异常按50%、70%继续升流至100%In，分别在各阶段检查升流范围内所有CT的电流幅值、相位。9）升流过程中检查发电机主回路、励磁变、短路板等各部位运行情况，如有异常现象，立即跳灭磁开关。10）升流过程中监测定子绕组各部温度、励磁变温度。9.4录制发电机短路特性1）发电机按10％逐级升流至1.1In（26700A），然后按10％逐级下降电流，记录定子三相电流、励磁电流和励磁电压，录制发电机短路特性曲线。2）录取50％、75％、100％额定电流的波形，测定不平衡电流幅值，并分析横差中的不平衡电流的谐波分量。3）在50％、100％额定电流下，测量轴电流、轴电压。4）测量额定电流下的机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。5）升流过程中检查发电机短路点发热情况并测量封闭母线外壳温度及温升。6）额定电流下跳灭磁开关，录波灭磁曲线。10发电机单相接地及升压试验10.1试验内容与试验目的1）用发电机电压检查一次设备的工作情况；2）检查发电机机端PT二次回路的正确性，并测定相序，绘制电压矢量图；3）在真实状态下检查发电机90%、100%接地保护，单相接地保护，过压保护，转子一点接地接地保护。4）录制发电机空载特性曲线；5）测量发电机额定电压下的轴电压；6）观测发电机额定电压下灭磁开关的消弧情况，录制波形图；10.2升压前准备工作1）试验前测量定子、转子绝缘电阻，符合一般要求。-44- 3＃机组启动试运行程序2）投发电机过压保护、差动保护、后备保护和励磁变保护，发电机过电压保护暂整定1.3Un，时间0.5秒。3）投入所有水机保护及自动控制回路。4）发电机断路器（1803）、隔离开关（18036）及接地刀（180367）断开。5）准备好测量轴电压工具。10.3发电机定子单相接地试验1）退出发电机接地保护跳闸出口。2）在发电机中性点接地变上端用绝缘棒挂接临时接地线。3）检查100%接地保护动作停机，拆除临时接地。4）合接地刀（180367），发电机侧PT柜B相做单相接地点。5）分接地刀（180367），自动开机至空转状态，投6kV它励电源，合灭磁开关，用ECR控制缓慢升压至单相接地保护动作，跳灭磁开关不停机，拆除临时接地。6）投入发电机单相接地保护。10.4发电机零起升压1）机组在空转状态，调速器自动控制。2）励磁给定在零位，检查发电机的残压。3）合灭磁开关，手动逐渐升压至25％额定电压，检查下列各项：Ø发电机及引出母线、发电机开关设备带电是否正常。Ø测量发电机PT二次侧电压相位、幅值，测量PT开口三角电压值。Ø测量记录机组各部振动、摆度。Ø检查厂高变相位。4）降低过压保护定值，升压至保护动作跳灭磁开关（不停机），检查保护动作逻辑。试验后恢复保护定值，投过电压保护。5）按50％、75％、100％Un分级升压，升压过程中监视一次设备运行情况，每阶段停留期间测量发电机振动、摆度值，测量不平衡保护的不平衡电流。6）升压至发电机额定电压后，检查带电范围内一次设备的运行情况。7）额定电压下检查发电机各组PT二次电压相序、幅值正确；测量PT开口三角电压值。测量各组PT二次同名相电压差。检查各测量、保护的电压回路正确。8）记录定子铁芯、上下压指温度和铁芯振动值。-44- 3＃机组启动试运行程序9）在额定电压下跳灭磁开关灭磁，灭磁后测量发电机残压。10.5发电机空载特性试验1）在它励条件下，从零起，每隔10%的定子额定电压升压至90%定子额定电压，自90%以上每隔5%定子额定电压上升，记录励磁电流、定子电压、频率，最后将励磁电流升至转子额定电流，记录上升的空载特性曲线。2）从这点起，每隔5％降低定子电压至90%，低于90%后每隔10%降低定子电压，记录励磁电流、定子三相电压值及机组频率值，记录下降的空载特性曲线。同时测量1.25～0.5倍额定电压下发电机轴电压。计算额定电压下的三相不平衡率。3）试验完成后断开灭磁开关，将转子回路经过5kΩ电阻接地，机组用它励逐步升压，初步整定转子一点接地保护。4）机组在空转状态下自动停机。113#厂高变升流试验升流路径见升流示意图2/311.1试验目的：1）用一次电流检查厂高变CT二次回路的完好性、正确性和对称性；2）检查厂高变差动保护的电流方向和工作情况；3）在真实状态下检查厂高变差动、过流、过负荷保护动作逻辑；4）观察厂高变升流情况。11.2试验准备：1）检查厂高变13B低压侧至1G-6.3kVⅢ段613进线开关的电缆已连接，开关置检修位置。2）在1G-6.3KVⅢ段613开关进线端CT外侧三相间用准备好的1块3×50mm2的铜排设置厂高变低压侧短路点。接入前，在短路点三相母排挂装临时接地线，短路点设置完成后拆除。厂高变升流试验完成后，按同样步骤拆除短路点。3）仍用它励电源做升流的激磁电源。4）厂用13B的保护跳闸出口退出。5）1803、18036合闸，180367、750367、75036断开。6）断开1803控制电源。-44- 3＃机组启动试运行程序11.3试验步骤：1）机组开机在额定转速下空转，ECR给定在零位，检查在发电机残压下，厂高变两侧CT回路无开路。2）测量厂高变各CT二次电流幅值和相位关系，检查差动保护电流极性和差流。3）短接差动保护一侧CT，校核差动保护。4）通过降低定值的办法，检查厂高变过流、过负荷保护动作逻辑，试验正确后，恢复保护定值。5）分1803断路器。6）拆除1G-6.3KVⅢ段613开关柜CT外侧的短路铜排，检查CT的连接是否紧固。123#主变与GIS升流试验、主变单相接地试验升流路径见升流示意图3/312.1试验内容与试验目的1）用一次电流检查主变与GIS系统相关CT二次回路的完好性、正确性和对称性；2）检查主变差动保护的电流方向和工作情况；3）观察3#主变、GIS设备升流情况；4）校验升流范围内主变保护及故障录波装置的启动及动作情况，检查电流回路接线及极性正确。5）在真实状态下检查主变零序保护、主变差动保护动作逻辑。12.2试验准备：1）以752017、752227地刀作为K3短路点。2）办理工作票、对涉及到本次试验需要操作的开关现地必须悬挂开关状态标示牌。3）断开75201、75222、75046、18036刀闸；合75202、75221、75036刀闸；合752017、752227地刀；合7520、7522开关。4）确认75201、75222、75046、18036刀闸已断开；确认75202、75221、75036刀闸在合位；确认7520、7522在合位；确认地刀752027、752217、752267、750367、180367在分位；确认750467在合位；确认1803、18036在分；确认752017、752227地刀在合位。5）3#主变检查无异常，绝缘电阻合格。6）投入发电机已检验保护，并按定值整定保护装置。-44- 3＃机组启动试运行程序7）发电机已检验电气保护，主变非电量保护仅跳灭磁开关。水机保护投停机，退3#主变电气保护出口，退出断路器（7520、7522）失灵保护。8）未校核的保护装置，出口压板退出，短接升流范围所有不用的CT。9）检查主变低压侧与封闭母线连接线，检查主变油位正常，主变技术供水管路阀门位置正确，主变冷却器投自动运行。主变抽头置正常运行档。10）切除所合各开关的操作电源，以确保在升流期间不开路。11）做好被校验装置的CT输入通道安全措施，严防开路。12）断开至调速器与励磁系统的并网信号接点。12.3K3点升流1）合18036刀闸，合1803开关，切断其操作电源。2）合灭磁开关，手动升流至10％发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次回路无开路。3）无异常后升至30％In，检查一次设备工作情况，检查各CT二次回路电流幅值与相位，分别检查变压器与各保护装置工作情况，测变压器差动保护差流。正确后降电流跳灭磁开关，做好安全措施。4）短接主变低压侧CT二次侧，重新升流至主变差动动作，跳灭磁开关。5）做好安全措施，短接主变高压侧CT二次侧，重新升流至主变差动动作，跳灭磁开关。6）再次升流至30%In，检查一次设备工作情况，校验升流范围内主变保护、断路器保护及故障录波装置的启动及动作情况，检查电流回路接线及极性正确。7）无异常后继续升流至50%的发电机额定电流时，再次检查所有CT二次回路的正确性，核对相位，同时检查主变保护装置工作情况。8）继续升流至发电机额定电流，检查一次设备的运行情况，检查表计指示状况。9）检查发电机负序过流保护。10）手动降流至零，跳开灭磁开关，跳他励电源开关，K3点升流试验结束。分18036隔刀、1803开关，分752017、752227地刀。12.4主变高压侧单相接地试验1）手动合750367接地刀B相。2）合闸后断开750367操作电源。-44- 3＃机组启动试运行程序3）励磁用他励电源ECR手动方式，升流至5％发电机额定电流，检查主变零序差动保护接线极性及零序电流值。4）降低零序电流保护整定值，继续升流，直至保护动作，读取差流后，降励磁电流到零，跳灭磁开关，恢复原整定值。投零序过电流保护。5）试验完毕，合750367操作电源，手动分750367接地刀，合75036隔刀。12.5热稳定试验1）用K3点做短接热稳定短路点。发电机带主变进行热稳定试验，发电机以24.3kA持续运行。2）每小时巡视记录从3#发电机中性点到K3短路点的一次回路导体、外壳及支撑件的温度，记录定子线圈、空冷进出风、铁芯温度、风洞屏蔽板、主变线圈和油及低套温度。至定子线圈温升＜1.0℃/h，降电流至零。3）试验结束后，恢复升流范围内所有断路器、隔离刀操作电源，恢复主变保护出口回路，模拟主变事故跳低压侧断路器。4）手动降流至零，跳开灭磁开关，跳他励电源开关，机组停机，恢复1803、18036操作电源，手动跳1803，分隔离刀75036。5）热稳定试验结束。133#主变升压试验13.1试验内容和目的：1）用一次电压检查PT二次回路的正确性和完好性，检查一次设备在额定电压下的运行情况。2）观察主变、厂高变的升压情况。3）检查1803开关同期回路。13.2升压前准备工作1）检查主变、厂高变等设备无异常，绝缘电阻合格。2）检查主变低压侧PT、避雷器投入，发电机出口PT投入。3）发变组保护整定值按定值整定完成。发电机、主变、厂高变保护等全部投入，作用于跳灭磁开关和发电机断路器，投机组故障录波装置。4）主变冷却系统投入自动，主变工作档位在“Ⅱ”档。5）检查613开关在断开/试验位置。-44- 3＃机组启动试运行程序6）对即将带电设备要设置安全围栏，悬挂安全警示标识牌，试验及运行人员要与带电设备保持足够的安全距离。7）在试验区域内要布置足够的消防器材。8)试验所需的各类检查、记录仪器仪表已准备好。9)升压范围内的带电设备巡视人员就位，试验过程中发现异常立即向试验指挥报告。10)所有试验人员必须服从统一指挥。11)各试验部位要保持通信和道路畅通。12)解开送至调速器和励磁的发电机断路器辅助接点信号。13)向网调申请GIS开关站Ⅱ母停运。13.3机组带主变、厂高变零起升压（升压范围至GIS开关站Ⅱ母）1)办理工作票、对涉及到本次试验需要操作的开关现地必须悬挂开关状态标示牌。2）断开7532、7522、7512、7520开关；分75202、75322、75122刀闸；合75036、75221、75222刀闸；3）确认7520、7532、7512开关在分位；75202、75322、75122、18036刀闸在分位；75036、75221、75222刀闸在合位；确认7217、752217、752227、752267、750367、180367在分位；1803开关在分；合7522开关；投入613开关并投在试验位置。4）合18036刀闸，合1803开关。5)灭磁开关合闸，机组自动开机至额定转速。6)励磁控制在ECR方式，用他励方式零起升压至25％的发电机额定电压，检查主变工作情况，检查主变低压侧PT的幅值、相序和相位，检查13B、6kV电缆、613进线开关柜正常，测量613进线PT电压和相位正常，和GISⅡ母及3#主变低压侧PT相序、相位。7)分别在50%、75%、100%发电机额定电压下检查上述带电一次设备工作情况，并在额定电压下运行30min，检查主变、厂高变状态正常（含温度和噪声等）。8)在额定电压下核对发电机断路器、7522断路器同期点的比较电压满足同期条件。9)升压完毕，模拟主变过激磁保护跳低压侧开关，机组停机检查。-44- 3＃机组启动试运行程序10)合接地刀180367，拆除临时他励电源，恢复励磁变永久接线。分接地刀180367。拆除保护系统至6.3kV励磁他励电源开关柜临时跳闸信号线。613退出试验位置。14励磁装置空载试验14.1试验内容和目的：在空载状态下检查励磁装置的各项功能及性能14.2试验准备：1)励磁系统灭磁开关断开；不满足自动开机条件且不影响安全运行的输入点强置为“1”。调速器置手动。2)机组附属设备控制置于远方/自动运行。3)LCU3控制方式为：现地控制、分步开机。4)水机保护投入。5)1803、180367分闸。14.3试验步骤：1)合灭磁开关，机组自动开机到空转稳定运行。2)励磁电流调节器（ECR）试验：ØECR方式起励，电压稳定在最小给定值，录制起励波形，逐步调节励磁，检查调节范围，下限不高于发电机额定电压的20％，上限不低于发电机额定电压的110％。Ø手动升压、降压过程平稳，调节速率适中。Ø在50%、100%额定电压下，手动逆变灭磁，录制逆变波形。Ø在50%、100%额定电压下，手动跳灭磁开关，录制跳闸波形。3)自动调节器（AVR）试验Ø发电机转速在95%-100%，励磁在AVR1、AVR2控制下自动起励，机端电压从零上升到额定值，录制起励波形，检查电压超调量不大于发电机额定电压的10％，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。Ø设定电压调节范围并测定。自动升压、降压过程平稳，调节速率适中,纪录空载励磁电流、励磁电压、控制角。Ø在100%额定电压下，逆变灭磁，录制逆变波形。Ø在100%额定电压下，手动跳灭磁开关，录制跳闸波形。-44- 3＃机组启动试运行程序4)V/f试验：AVR投入，在47～52Hz范围内改变机组转速，测定机端电压变化，频率每变化1%额定值，励磁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%，检查励磁V/f限制器动作信号。5)切换试验：AVR/ECR切换、两套自动调节通道切换，并录波检查发电机电压无明显波动。6)阶跃响应试验：在发电机90％额定电压状态下，人工加入±3％、±5％、±10％阶跃信号，录制阶跃波形，计算超调量、摆动次数、调节时间和励磁系统延迟时间，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。7)在冷却风机全投的情况下，测定励磁盘前、后噪声，符合规定。8)在额定工况下，跳灭磁开关灭磁，记录机端电压、励磁电流、励磁电压和开关断口电压波形。9)进行LCU和中控室对励磁系统的电压调节试验。10)进行空载条件下的励磁系统故障模拟试验Ø模拟一通道PT故障，励磁系统自动从AVR1切换至AVR2。录波检查切换平稳。Ø模拟二通道PT故障，励磁系统自动从AVR2切换至ECR。录波检查切换平稳。Ø模拟1#整流柜熔断器熔断，1#功率柜退备。检查励磁系统仍能正常动作。Ø模拟2#整流柜熔断器熔断，2#功率柜退备。检查励磁系统在两个功率柜退备时仍能正常动作。11)模拟励磁电气事故停机，并录波。15计算机监控系统试验15.1试验内容和目的：1)在机旁LCU上进行顺控“停机－空载”、“空载－停机”操作试验；2)在中控室上位机上进行顺控“停机－空载”、“空载－停机”操作试验；3)待主变压器冲击试验结束后，分别在机组LCU上和上位机上进行“空载－发电”、“发电－空载”、“停机－发电”、“发电－停机”试验；4)检查自动开停机流程的正确性。检查监控系统设备及自动化元件的工作性能；5)检查事故停机流程、紧急事故停机流程。15.2试验准备：1)调速器置“自动”、“远方”位，频率给定50Hz，调节器参数置空载扰动所得最佳值设定。水头值为当前实际值，紧急事故停机已复归；-44- 3＃机组启动试运行程序2)励磁系统置“自动、远方”位，励磁系统正常，灭磁开关在分位；3)所有保护均按正常运行方式投入。4)1803开关、75036刀闸、180367、750367、752267地刀在分位，18036刀闸在合位，613开关在检修位置，PT柜投入；5)机组LCU上切换开关置“现地”；6)机组压油罐压力正常，压油系统按自动方式运行；7)机组技术供水控制方式置“远方”位，取水方式选择尾水取水，检查下列手动阀门在全开位置：Ø尾水取水阀：3201、3202Ø技术供水表计阀门：3203、3204、3205、3206、3207、3208Ø滤水器排污阀：3209、3210Ø各轴承冷却水进出水口阀门：3222、3223、3224、3225、3226、3227、3228、3229、3230、3231。Ø排水阀：32328)主轴密封在“自动、远方”位；取水方式选择蜗壳取水，检查下列手动阀门位置：Ø全开：3213、3233、3234、3235、3236、3237、3238、3239、3240、3241、3243、Ø全关：3242、32449)检修密封围带充气，接力器锁锭在投入位；10)油雾吸收、碳粉收集装置在“自动、远方”位；11)机组蠕动装置在投入位；12)机组无故障。15.3试验步骤：15.3.1机旁LCU操作“停机－空载”1)在机旁LCU上，发出“空载开机”指令。2)流程判断自动开机条件已满足；3)主轴密封水投入；4)开机组总冷却水阀，上导、推力、水导、空冷器冷却水投入；-44- 3＃机组启动试运行程序5)拔出接力器锁锭，空气围带排气；6)投入高压油顶起装置；7)开启机组排油雾装置8)投入碳粉吸收装置9)退出机组蠕动检测装置10)调速器开机，机组至空转状态；11)机组转速大于80%额定转速时，退出高压油顶起装置。12)机组转速大于95%额定转速时，合灭磁开关，投励磁，发电机电压自动升至额定电压；Ø自动空载开机结束；Ø在机组开机过程中，严密观察机组转速变化过程及各部分状态；Ø录制开机过程曲线，计录开机时间。Ø开机过程中检查下列各项：l检查自动化元件能否可靠动作；l检查调速器的动作情况；l检查励磁系统是否自动投入；l记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速、额定电压的时间，记录机组开始启动到额定转速的时间。l机组稳定运行30分钟，测量记录各部振动、摆度、温度。15.3.2系统电源切换试验、机组0.4kV备自投试验。1)切除调速系统一路控制电源，检查调速系统工作正常后恢复电源；切除另一路控制电源，检查调速系统工作正常后恢复。2)切除励磁系统一路控制电源，检查励磁系统工作正常后恢复电源。3)切除保护系统一路控制电源，检查保护系统工作正常后恢复电源。4)切除监控系统一路控制电源，检查监控系统工作正常后恢复电源。5)进行3#机组0.4kV自用电备自投试验，检查机组运行正常。6)进行技术供水泵电源切换，确认备用泵能自动启动，各部冷却水流量正常，机组各部轴瓦温度无异常波动。-44- 3＃机组启动试运行程序15.3.3在机旁LCU上“空载－停机”1)在机旁LCU上，发出“停机”指令；2)调速器关机，导叶关闭；转速下降；3)励磁系统逆变灭磁；4)当转速低于80%时，高压油顶起装置自动投入；5)当机组转速降至20%额定转速时，机械制动投入，投入制动吸尘器；6)当机组转速低于1%额定转速时，停主轴密封，投空气围带，停机组技术供水，退出高压油顶起装置，切除机组排油雾装置，投入机组反向制动充气阀，切除机组制动吸尘装置，投机组蠕动监测装置，当制动闸全部落下后，切除机组反向制动充气阀。投入接力器锁定。停机完成。7)停机过程中检查下列各项：Ø检查调速器及自动化元件动作是否正确，转速继电器动作是否正确；Ø记录自发出停机令至机组降至加闸转速的时间；Ø记录自加闸转速至机组全停的时间。Ø录制逆变灭磁过程波形图。15.3.4机旁LCU上操作“空载－发电”1)操作空载－发电流程，判断发电机电压已建立，自动准同期装置投入，合1803开关，机组并网；2)设定机组负荷，空载－发电结束。15.3.5机旁LCU上操作“发电－空载”1)减机组有功与无功负荷，当机组减载至零时，分发电机出口1803开关，机组解列；2)发电－空载结束。15.3.6机旁LCU上操作“停机－发电”1)机组在停机态，在机组LCU上选择顺控“停机－发电”方式自动开机，机组自动完成由停机至并网流程，程序同前；2)记录自开机命令发出至机组并网所用时间。-44- 3＃机组启动试运行程序15.3.7机旁LCU上操作“发电－停机”1)机组在发电态，在机组LCU上选择顺控“发电－停机”方式自动停机，机组自动完成由发电至停机流程，程序同前；2)记录自停机命令发出至机组全停所用时间。15.3.8在中控室上位机上操作顺控“停机－空载－发电”15.3.9在中控室上位机上操作顺控“发电－空载－停机”15.3.10在中控室上位机上操作顺控“停机－发电”15.3.11在中控室上位机上操作顺控“发电－停机”15.3.12事故停机流程检查1)模拟发电机过电压、励磁变电气事故，进行事故停机流程检查；2)模拟推力瓦温温度过高水机事故，进行事故停机流程检查；3)分别在机旁与中控室，检查紧急停机按钮动作的可靠性；15.4结合机组的各项试验，分别进行LCU3自动开机、自动停机自动启励、同期、增减负荷、事故停机试验。15.5LCU3控制电源消失试验1)机组在“空转”状态下，封闭机组停机流程。2)依次断开开入、开出、模入、模出电源，观察机组运行情况，特别是调速器的情况。3)试验完毕后恢复电源，恢复停机流程。15.6LCU3能远方调节转速、电压（未并网）、有功功率和无功功率（并网）。16主变冲击试验16.1试验内容和目的：1)利用系统电压对3#主变和3#厂高变进行五次全电压冲击合闸。2)检查主变在冲击合闸情况下的机械强度与绝缘性能。3)检查主变差动保护、厂变保护对励磁涌流的闭锁情况。4)录制主变励磁闭锁涌流波形。-44- 3＃机组启动试运行程序5)进行厂高变带6kV厂用电系统的切换试验。16.2试验准备：1)冲击试验前已取3#主变油样做色谱分析。2)对主变进行排气。3)主变保护投入，厂高变各保护投入，检查发变组录波装置工作正常。4)检查主变在“Ⅱ”档位，冷却系统在“远方、自动”位置。5)接好录波仪，将主变高压侧三相电流量引入，做好主变冲击时励磁涌流的录波准备工作。6)合隔离刀75036，检查确认752267、750367接地开关在分闸位置；检查确认7522、1803断路器在分闸位置。7)向系统申请用7522对3B进行5次冲击试验获得同意，8)观测主变、厂高变的人员到位，并保持安全距离，保持通信畅通。16.3冲击试验：1)按“合位10min→分位10min→合位5min→分位10min→合位5min→分位10min→合位5min→分位10min→合位”的顺序，用7522合闸对3B进行5次冲击。2)主变冲击合闸时录制主变冲击合闸励磁涌流。3)检查主变压器有无异状，并检查主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况。4)如主变或厂高变保护不能躲过激磁涌流，结合观察现象和保护定值商讨解决办法。5)主变冲击试验后，取油样做色谱分析，与冲击前作比较。6)在主变、厂高变带电的情况下，核对13B低压侧的电压和相序，为13B带厂用电做准备。17机组并网、负荷试验17.1试验内容和目的1)进行3#机组断路器的同期试验。2)进行调速器和励磁系统的负荷特性试验。3)机组甩25%、50%、75%、100%额定负荷(届时最大负荷)试验。所甩负荷量视机组当时运行工况可适当调整。4)考验机组引水系统、机组在带负荷、甩负荷时各部位的机械强度。-44- 3＃机组启动试运行程序5)考验机组运行工况调节系统的稳定性和快速响应性，判断调速系统与励磁系统的自动调节质量。6)测出甩负荷时机组转速升高率、蜗壳水压升高率。7)进行负载下的励磁、调速器试验。8)进行事故低油压停机试验。9)进行动水落快速门试验。17.2试验准备1)1803、18036、180367在断开位，主变冲击后带电正常。2)3#机组在空载自动运行。恢复接至调速器和励磁的断路器辅助接点。3)按系统要求投入发电机、变压器、励磁变、厂高变等设备的各项保护。4)远方和现地做好进水口快速闸门落门准备。5)调速器做好带负荷准备，负载PID参数设定完毕。6)励磁系统做好带负荷准备。7)机组振动与摆度的测试仪器、仪表准备完成。8)将1803开关同期合闸脉冲、系统电压与定子电压接入数字录波仪，做好同期录波准备。9)系统已同意并网、带、甩负荷试验。10)机组以自动调节方式空载稳定运行,确认开关站、主变和厂高变已带电空载运行。11)通讯联络信号确定，试验测量人员到位。12)在甩负荷试验过程中，由流道观测单位密切监视渗压计、应力应变计变化情况，如有异常情况应立即通知启动试运行指挥部，分析处理。17.3同期试验1)模拟18036在合位，同期选择开关置“自准”。2)在机组LCU上执行“空载－发电”程序，监控系统自动投入“同期装置”，捕捉同期点。起动录波仪。3)机组同期装置发出合闸指令，1803开关合闸，同期装置退出。4)分1803开关，检查录波波形，检查合闸导前时间，必要时加以调整。5)投入手动同期装置，在满足同期的点合闸，并对同期过程录波。-44- 3＃机组启动试运行程序6)分1803开关。7)解除模拟的18036合闸位置信号，实际合18036，检查返回信号正确。8)向系统申请3#机组并网，并获同意。投入自动准同期装置，监视同期装置工作情况，并对合闸过程录波。9)申请机组带50MW有功负荷，检查监控、励磁、调速器、线路等有功显示为正，且数值一致。检查机组、励磁变、线路的电度表计正转。10)申请增负荷至150MW，检查发电机、主变、母线等差动保护电流极性正确。17.4机组带负荷试验1)修改逆功率保护定值，减有功至逆功率保护动作，恢复定值；修改失磁保护定值，减无功至失磁保护动作，恢复定值。2)机组按50MW逐步增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组状况：各部（上机架、定子机座、下机架、顶盖、控制环、蜗壳进人门、尾水管进人门等）的振动、摆度；尾水管压力、顶盖变化及顶盖压力值；测量各负荷下发电机不平衡保护的不平衡电流。如机组振动摆度超过规范允许值时，应进行动平衡试验，转子重新配重。3)核实在当时水头下，机组产生振动的负荷区。4)根据VSS提供的数据手动投入补气装置，观察补气效果。5)检查在当时水头下的机组自然补气的负荷区。6)测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。7)在不同负荷下，测量发电机轴电压。8)在试验过程中，由流道观测单位密切监视渗压计、应力应变计变化情况，如有异常情况应立即通知启动试运行指挥部，分析处理。17.5机组甩负荷试验17.5.1机组甩25%额定负荷1)检查机组各部运行正常后，向系统申请甩25%额定负荷，各部人员做好测量准备。2)调速系统做好录波准备，所录参数为机组转速、接力器行程、定子电流、1803开关动作接点等。3)励磁系统做好录波准备，所录参数为定子电压、定子电流、转子电压、转子电流等。-44- 3＃机组启动试运行程序4)系统同意后，发出甩负荷信号，在机组LCU上跳开1803开关，机组甩25%（175MW）额定负荷。5)记录甩负荷前后以下有关参数：Ø各部振动与摆度Ø各部轴瓦温度Ø蜗壳压力Ø定子电压Ø转子电压6)检查调速器录波情况，求出机组转速升高率、蜗壳水压升高率、记录接力器不动时间，应不大于0.2秒，该时间按转速开始上升起计算。7)检查励磁录波情况，检查电压波动次数、上升率。8)检查并记录大轴补气情况。9)在试验过程中，由流道观测单位通过应力应变计密切监视流道形变，如有异常情况应立即通知启动试运行指挥部，分析处理。17.5.2机组甩50%额定负荷1)申请3#机组再次并网，系统同意后，在机组LCU上以自动准同期方式合1803开关，3#机组并网。2)向系统申请逐步增加负荷，负荷设定在上位机上进行，最终稳定在50%（350MW），增负荷过程中注意监视机组与各部设备运行情况。3)待检查各部设备运行正常后，向系统申请进行甩50%额定负荷试验，各部人员做好准备。4)系统同意后发出甩负荷信号，在LCU上跳开1803开关，3#机组甩50%负荷。5)记录甩负荷前后各项参数，录制有关波形，若不合乎要求进行相应调整。17.5.3机组甩75%额定负荷（当前水头下最大负荷）1)申请3#机组再次并网，系统同意后，在上位机上同期合1803开关，3#机组并网。2)向系统申请逐步带75%（525MW），增负荷过程中注意监视机组与各部设备运行情况。记录各部参数。3)向系统申请进行甩75%额定负荷试验，各部人员做好准备。-44- 3＃机组启动试运行程序4)系统同意后发出甩负荷信号，在上位机上跳开1803开关，3#机组甩75%负荷。5)记录并分析甩负荷前后各项参数，若不合乎要求进行相应调整。17.5.4机组甩100%额定负荷1)申请再次并网，系统同意后，在机组LCU上同期合1803开关，3#机组第4次并网。2)向系统申请进行甩100%额定负荷（当前水头下最大负荷）试验，各部人员做好准备。3)系统同意后发出甩负荷信号，在LCU上跳开1803开关，3#机组甩100%负荷。4)检查励磁调节器在甩100%额定负荷时的稳定性与超调量，发电机电压超调量不应大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5s。5)检查水轮机调速器系统的动态调节性能，校核导叶接力器两段关闭规律、转速上升率、蜗壳水压上升率等，均应符合设计要求，从导叶第一次开启至转速稳定的时间符合规程要求。6)机组甩负荷时，若遇导水叶不能自动关闭，机旁立即操作紧急事故按钮落进水口快速闸门。7)带负荷试验结束。17.6负荷下调速器试验1)在不同负荷下进行调节参数的选择及功率调节速率的选择。2)负载下调速器PID参数优化。3)调速器切换试验：自动→手动→自动。4)在50％负荷以下检查调速器功率反馈的运行稳定性及切换的稳定性。5)远方、现地有功调节响应检查，并录波。6)模拟故障试验（模拟功率给定、功率反馈、接力器故障等信号），检查调速器切换过程功率平稳。7)一次调频及调速系统模型参数测试试验17.7低油压事故停机试验1)机组带额定负荷运行。2)在计算机监控盘和调速器前紧急停机按钮旁设专人准备落进水闸门及停机。-44- 3＃机组启动试运行程序3)关闭压油罐补气回路；切除压油泵，通过卸油阀门排油（3104），降低压力油罐油压直至4.8MPa，事故低油压接点动作，机组紧急停机。检查导叶关闭情况，并录波。4)停机过程中检查事故停机流程逻辑的正确性。17.8负荷下励磁试验1)在发电机负载状态下，分别进行AVR/ECR方式切换、两套自动调节通道的切换试验，检查发电机无功功率无明显波动。2)在当前水头下最大有功/无功负荷下，测量每个整流桥的的支路电流，计算均流系数，符合SD299规定。3)并网后，在自动电压调节器投入的情况下，将调差单元投入并置于整定位置，检查调差极性符合电网要求。将自动励磁调节投入自动位置，使发电机处于零功率因数下，将无功调至额定值，测量机端电压，然后切除发电机断路器，测出发电机空载电压，计算调差率，应符合要求。4)各辅助功能单元的整定与动作试验并录波：Ø励磁电流限制；Ø定子电流限制；Ø欠励限制器。5)现地/远方无功功率控制调节检查。故障模拟试验。模拟整流柜故障，整流柜退备，励磁系统运行正常。6)励磁系统模型参数测试7)在当前最大负荷下模拟电气事故，跳1803、灭磁开关，停机同时动作，记录转速、蜗壳压力、机端电压、励磁电流、励磁电压及开关断口电压波形等过程曲线，计算最高转速上升率、水压上升率和电压上升率。17.9AGC试验17.10机组进相试验17.11动水关进水口快速门试验1)机组自动启动并网，带当前水头下的最大负荷。2)手动按下紧急停机按钮，启动紧急停机流程。3)落快速门、动作事故配压阀。4)记录进水口快速门关闭及跳闸、灭磁、停机等过程时间。-44- 3＃机组启动试运行程序18机组检修消缺机组在停机并做好安全措施的情况下，慢速（5m水位/h）排空蜗壳和锥管，对机组转动部分和流道进行全面检查，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到长期稳定运行的要求。19厂用电切换在检修消缺后，3#厂高变投入运行，1G6kV系统Ⅲ段电源由3#厂高变送出。2072h连续试运行1)完成上述试验内容经验证合格后，机组具备带额定负荷连续运行条件，开始进入72h试运行。2)执行正式值班制度，全面记录运行所有参数。3)运行中测量发电机封母外壳、接头、屏蔽板、基础构架、主变低套基座等处温度。4)在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。5)72h连续试运行后，应停机进行机电设备的全面检查。除需对机组、辅助设备、电气设备进行检查外，必要时还需将蜗壳、压力管道及引水系统内的水排空，检查机组过流部分及水工建筑和排水系统工作后的情况。6)消除并处理72h试运行中所发现的所有缺陷。21交接与投入商业运行Ø机组通过72h试运行并经停机处理所有缺陷后，即具备了向生产管理部门移交的条件，应按合同规定及时进行机组设备及相关机电设备的移交，并签署机组设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算机组设备的保证期。Ø按合同规定进行30d考核试运行，考核试运行由生产管理部门进行。30d考核试运行结束后，即可签署机组设备的初步验收证书，开始计算设备保证期，并及时投入商业运行。-44- 3＃机组启动试运行程序22计划调试工期（见3#机组调试计划）23试运行安全保证措施1)试运行工作在启委会的统一领导下，试运行指挥部的具体组织下，按审批的启动试运行程序进行，有专人负责试运行过程中的安全工作。2)所有工作人员要严格按各自的岗位职责、安全要求、工作程序进行工作，并持证上岗，遵守各项安全规程，服从试运行指挥部统一领导。3)所有设备的操作和运行严格按操作规程、运行规程和制造厂技术文件进行，严格执行工作票制度。4)运行区域内严禁烟火，并配有齐全的消防设备，有专人检查监督。5)试运行设备安装完成后，彻底全面检查清扫，无任何杂物。6)安装间和3#机组主厂房、副厂房、高压电缆廊道要清理干净，各层楼梯、临时爬梯设置栏杆，吊物孔盖板齐全，道路畅通、照明充足，通讯电话、信号电铃等指挥联络设施布置满足试运行要求。7)试运行区域内设置一切必须的安全信号和标志。8)按3#机发电设计要求配置齐全消防器材。9)组织全体参加试运行人员进行安全规程、规范学习，严格进行每项试验前的安全交底。10)试运行设备要求按设计图统一编号、挂牌，操作把手操作方向做明确标志。11)保持电气设备和电缆、电线绝缘良好，保证带电体与地面之间、带电体与带电体之间、带电体与人体之间的安全距离。12)电气设备设置明显标牌，停电检查时检查部位的进出开关全部断开，并设有误合闸的保护措施，装设临时接地线，悬挂“有人工作、禁止合闸、高压危险”等标志牌。13)试运行操作，实行操作票制度，坚持一人操作，一人监护。14)作好试运行现场安全保卫工作。15)严格执行进入风洞准入和登记制度。24试运行规定1)试运行人员必须纪律严明，工作中必须服从命令听指挥。-44- 3＃机组启动试运行程序2)试运行人员不得无故缺勤、迟到、早退，临时离开工作岗位必须经本值值长同意。3)试运行人员必须熟悉运行设备，了解试运行试验程序，参加试运行试验安全技术交底会。4)试运行人员必须明确各自的工作职责，了解和掌握所辖运行设备的用途、性能、主要参数、操作方法及事故处理办法。5)试运行人员要按时记录各表计的有关读数，详细记录各项试验的试验时间、有关数据、缺陷及处理结果。6)试运行人员要定时巡检所辖设备的运行情况，发现异常立即报告。7)试运行值班交接必须在工作岗位进行，交接班记录填写真实详细、特别时对设备缺陷、试验进展情况、注意事项要交代明确。8)试运行的各项操作命令必须而且只能由试运行指挥下达，指定操作人员操作，其他人的命令均不予受理。9)试运行的各项操作严格执行工作票、操作票制度，各项操作必须有操作人和监护人。10)试运行人员不得私自操作任何设备，要作好设备的监护工作，防止非运行人员乱动设备。11)试运行出现紧急情况时、试运行人员要保持镇定，严守工作岗位，严格服从命令听指挥。按照指挥指令处理紧急情况。附件1：组织机构及成员、职责附件2：首批机组调试计划附图3：厂用电系统图附图4：升流、升压走向图-44-