银盘电站机组整套试运行大纲(初稿)

重庆大唐国际银盘水电站1号机组启动试运行大纲华北电力科学研究院有限责任公司二○一○年十二月 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)目录1.前言.......................................................11.1工程（调试）总目标.....................................................................................................11.2编制依据.........................................................................................................................21.3工程概况及主设备简介..................................................................................................32.试运组织机构...............................................73启动试运行前的检查..........................................73.1引水系统的检查.............................................73.2水轮机的检查..............................................83.3调速系统及其设备的检查....................................83.4发电机部分的检查..........................................93.5油、水、风系统的检查.....................................103.6励磁系统的检查...........................................103.7电气一次设备的检查.......................................113.8电气二次及回路的检查.....................................123.9消防系统及设备的检查.....................................134水轮发电机组充水试验.......................................134.1充水条件.................................................134.2尾水管充水...............................................144.3引水系统充水.............................................144.4技术供水系统有水调试.....................................155机组首次启动、机组过速试验及检查...........................155.1启动前的准备.............................................155.2首次手动启动试验.........................................165.3空载运行下的调速系统试验.................................175.5机组过速试验及检查.......................................186无励磁自动开停机试验和电气试验.............................186.1无励磁自动开机和自动停机试验..............................186.2水轮发电机升流及升压试验..................................196.3水轮发电机组主变与高压配电装置试验......................216.4水轮发电机空载下励磁调节器调整试验.......................247水轮发电机并列与负荷试验..................................287.1系统反送电及主变冲击试验..................................287.2水轮发电机组并列试验......................................287.3水轮发电机组带负荷试验和励磁调节器试验....................307.4机组稳定性试验及噪声测试.................................307.5水轮发电机组甩负荷试验....................................307.6低油压关机试验............................................317.7一次调频试验.............................................327.8励磁建模试验.............................................327.9发电机PSS试验............................................32 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)7.10发电机进相运行试验......................................328水轮发电机组72h带负荷连续试运行...........................339．附件......................................................339．1银盘电站电气主接线图...................................33 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)重庆大唐国际银盘水电站机组启动试运行大纲1.前言机组启动调试工作是电力建设工程的一个关键阶段，其基本任务是使新安装机组安全、顺利地完成整套联合启动并移交生产。机组投产后能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。为科学合理地组织机组的启动试运，确保调试质量，我公司根据本期工程的特点制定了本调试大纲。在机组启动调试过程中，机组启动调试大纲是分部试运阶段的技术性指导文件，是机组整套启动试运的主要综合性技术文件。该大纲主要确定启动试运各阶段调试方案和调试计划的总体安排、原则方案、整套启动试运阶段综合性调试项目的原则方案和执行程序、机组各阶段调试项目进行前应具备的条件、对调试质量的要求等。使参加机组启动试运的有关单位协调行动，科学合理地组织好启动调试工作，提高调试质量，确保机组调试工作按照试运计划高质量的完成。机组的启动调试是一项综合的、系统的工程，本调试大纲是针对工程整体而编制的，不仅包括华北电力科学研究院有限责任公司的调试项目和工作内容，也包括其他单位承担的机组试运工作。本调试大纲经试运总指挥批准，各参建单位在机组调试阶段按照各自的职责组织实施，若实施中需作必要的修改时，需经试运总指挥批准。1.1工程（调试）总目标机组启动试运是全面检查水轮机、发电机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备情况的重要环节，是保证机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，形成发电能力发挥投资效益的关键性程序。本工程机组启动调试的总体思路是：树立“华电科研”品牌形象，贯彻“科学严谨、持续改进、优质高效、追求卓越”的质量方针，全心全意为业主服务，与参建各单位团结协作，科学合理地安排调试程序和时间，严格要求调试应具备的条件，精心组织试运，确保该工程建成达标投产、具有市场竞争能力的优良工程。本工程机组启动调试的总体目标是：在保证人身、设备安全的前提下，确保重庆大唐国际银盘电站工程4×150MW机组实现高水平达标投产，机组整体调试质量优良。-1- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)1.2编制依据（1）行业标准《静态距离保护装置技术条件》DL/T479-1992《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》DL/T478-2001《继电保护专用电力线载波收发信机技术条件》DL/T524-1993《220-500kV电网继电保护装置运行整定规程》DL/T559-1994《3-110kV电网继电保护装置运行整定规程》DL/T584-1995《继电保护及电网安全自动装置检验条例》(87)电生字第108号《水电厂机组自动化元件及其系统运行维护与检验》DL/T619-1997《微机继电保护装置运行管理规程》DL/T587-1996《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》DL/T623-1997《微机保护微机型试验装置技术条件》DL/T624-1997《电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》DL/T720-2000《电力系统微机继电保护技术导则》DL/T769-2001《微机母线保护装置通用技术条件》DL/T670-1999《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》DL/T684-1999《微机变压器保护装置通用技术条》DL/T770-2001《电工测量变送器运行管理规程》DL/T410-1991《测量用互感器检验装置》DL/T668-1999《电测量变送器检定规程》JJG（电力）01-1994《电能计量装置技术管理规程》DL/T448-2000（2）国家标准《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-1992《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-1992《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-1993《微机线路保护装置通用技术条件》GB/T15145-2001《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GBJ63-1990-2- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)《电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论》GB/T17626.1-1998（3）部颁标准《水电站基本建设工程验收规程》DL/T5123-2000《水轮发电机组启动试验规程》DL/T507-2002（4）国际标准《水轮机现场验收试验国际规程》IEC60041-1991《水轮机验收、运行和维护导则》IEC545-1976《水轮机调速系统试验国际规程》IEC60308-2001IEC-411991-11水轮机、水泵水轮机性能现场验收试验IEC-34-2A旋转电机第二部分损耗与效率试验方法对IEC-34-2（1972）的第一次补充“用量热法测定损耗”依据IEC.34-1（第八版）“旋转电机第一部分—额定值和性能”GB/T1029-1993《三相同步电机试验方法》GB/T100069.2-1988旋转电机噪声测定方法及限值GB/T14549-93电能质量公用电网谐波制造厂图纸、安装和使用说明书、质保书和出厂证明书设计文件、图纸、说明书，调试有关文件及会议纪要等说明：以上法规、标准、规程、规范和技术文件均以现行有效版本为准。在机组调试工作过程中，如遇到国际、国家、部、局的有关标准和技术规范与供货合同或联络会纪要中规定的标准不一致时，应由业主主持、有关单位参加协商解决，原则上按照供货合同或会议纪要中规定的标准执行。1.3工程概况及主设备简介1.3.1概述银盘水电站位于乌江下游河段，地处重庆市武隆县，是乌江干流水电开发规划的第十一个梯级，上游接彭水水电站，下游为白马梯级，是发电兼顾彭水水电站的反调节任务和渠化航道的枢纽工程。该工程的开发任务是以发电为主，其次为航运。银盘水电站正常蓄水位为215.00m，总库容为3.2亿m3，本工程等别为二等，工程规模为大（2）型，主要建筑物（混凝土重力坝、电站厂房）为2级建筑物，次-3- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)要建筑物为3级建筑物；船闸级别为：上闸首、闸室和下闸首为2级建筑物，船闸导航设施、靠船墩等为4级建筑物。1.3.2枢纽布置及主要建筑物电站建筑物布置在河床靠左侧，泄洪建筑物布置在河床靠右侧，船闸布置在右岸。施工采取明渠通航，三期导流方式，导流明渠布置在右岸。大坝采用混凝土重力坝，坝顶高程227.50m，最大坝高78.50m。坝顶总长600.10m。（1）结合施工导流方式，布置10个泄洪表孔，堰顶高程为195.00m，孔宽15.50m，中闸墩宽4.50m。泄洪表孔分三区布置：左、中区位于河床中部（各4孔），兼作三期截流后的导流设施，右区表孔（2孔）位于纵向围堰右侧。（2）水电站厂房布置于左岸，左侧接左岸非溢流坝段，右侧接左溢流坝段，整个电站建筑物包括主厂房，安装场，尾水渠等。电站为河床式，安装4台150MW轴流转桨式水轮发电机组，装机高程为176.40m，机组间距34.70m，自左向右分别为安Ⅰ段，安Ⅱ段，1号～4号机组段。安装场总长55.00m，4个机组段总长142.10m，整个厂房长197.10m。（3）通航建筑物布置在右岸，由上游引航道、船闸主体段和下游引航道组成。船闸主体段由上闸首、闸室、下闸首及输水系统组成，挡水前缘宽度为45.0m。船闸最大工作水头35.12m，闸室平面有效尺寸为120.0m×12.0m（长×宽）。闸首、闸室均采用整体式结构。1.3.3电站基本参数和运行特点1.3.3.1电站基本参数（1）水库水位校核洪水位225.47m（1000年一遇）设计洪水位218.61m（100年一遇）正常蓄水位215.00m死水位211.50m（2）下游水位校核洪水位223.57m（1000年一遇）设计洪水位217.00m（100年一遇）（3）特征水头-4- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)最大水头35.12m最小水头13.0m加权平均水头29.66m额定水头26.50m（4）泥沙含量多年平均悬移质年输沙量1648万t3多年平均含沙量0.373kg/m3实测最大含沙量21.10kg/m（5）动能指标装机容量600MW保证出力161.7MW年发电量27.08亿kWh装机利用小时4513h水量利用系数利用率89.5%（6）自然环境温度、湿度多年平均气温17.4℃极端最高气温44.1℃极端最低气温-3.8℃多年最高月平均气温30.7℃(8月）多年最低月平均气温3.7℃(1月）厂内相对湿度95%多年平均水温18℃（7）地震烈度电站设防地震烈度为Ⅵ度。（8）重力加速度2电站所在处的重力加速度：9.792m/s1.3.3.2电站运行特点银盘水电站的主要任务是发电和航运，是上游彭水电站的反调节电站，建成后可解除彭水电站的航运基荷。水库根据反调节的要求设置日调节库容，水库日运行方式-5- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)为：为了满足下游航道的通航，在电力系统日负荷低谷时段（彭水电站不发电），银3盘水电站担任基荷，发电下泄流量应不少于345m/s，以满足库区及其下游航运对最小水深的要求。在电力系统日负荷高峰时段（彭水电站担任调峰、调频任务，释放不恒定流）银盘水电站承担部分腰荷。银盘水电站水库每天的水库水位在正常蓄水位215m和死水位211.5m之间变化。1.3.4水轮发电机组主要参数1.3.4.1水轮机主要参数银盘水电站水轮机为轴流转桨式，水轮机主要技术参数如下：额定功率（MW）152.6最大水头（m）35.12最小水头（m）13.00加权平均水头（m）29.66额定水头（m）26.50转轮直径（m）8.63额定流量（m/s）632额定转速（r/min）83.3额定效率（%）93.06最高效率（%）94.7安装高程（导叶中心线）（m）176.4飞逸转速（协联/非协联）（r/min）170.5/212.11.3.4.2水轮发电机主要参数银盘水电站发电机为立轴半伞式，发电机主要技术参数如下：额定容量（MVA）166.7额定功率（MW）150功率因数0.9额定效率（%）98.3额定转速（r/min）83.3-6- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)额定电压（kV）13.8额定电流（A）6973额定频率（Hz）50发电机冷却方式全空冷22飞轮力矩（GD）（t·m）63000旋转方向俯视顺时针2.试运组织机构根据本工程的实际情况，在本工程启动试运工作中，成立机组试运指挥部以及下属各类分支机构，全面负责组织、指挥、协调机组的启动调试工作，确保机组调试工作有计划、按步骤、有条理地进行。机组试运指挥部由重庆大唐国际武隆水电开发有限公司协调各单位后成立，以书面形式公布。3启动试运行前的检查3.1引水系统的检查3.1.1进水口拦污栅已安装完工并清理干净检查合格。3.1.2进水口闸门门槽已清扫干净检查合格。工作闸门，充水阀，启闭装置已安装完工。在无水情况下手动，自动操作均已调试合格，启闭情况良好。工作闸门在关闭状态。3.1.3引水道、蜗壳、转轮室、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。所有进人孔（门）的盖板均已严密封闭。转轮的悬挂吊具或临时支座等均已拆除.3.1.4机组水力测量系统的测压头已装好,测压管阀门、测量表计均已安装,表记校验合格.并与监控系统联调,信号正确.-7- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)3.1.5蜗壳及尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。3.1.6尾水闸门槽及其周围已清理干净。尾水闸门已安装完工，能正常启闭。确认平压阀已检查无异常处于关闭状态。尾水闸门处于关闭状态。3.1.7大坝上、下游水位监测装置已调试完毕，运行正常，在中控室可以监测和记录上、下游水位及水头。测量系统安装调试合格，水位信号远传正确。3.2水轮机的检查3.2.1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。水轮机转轮叶片与转轮室间隙已检查无遗留杂物。3.2.2顶盖排水畅通，顶盖排水泵已安装、调试完成，可以投入手/自动运行。3.2.3主轴工作密封、检修围带密封已安装，整定值符合设计要求，检修围带充、排气正常，不漏气。3.2.4真空破坏阀已安装完工,经严密性试验及设计压力下动作试验合格.3.2.5水导轴承安装调整完毕，冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及压力变送器检查合格。3.2.6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严密性及压紧行程已检验符合设计要求。3.2.7水轮机自动化元件及测量仪表安装、校验合格，管路连接良好，管路清扫干净，已与监控系统作过联动试验，信号正确。3.2.8水车室内、顶盖内部及走道清扫干净。3.3调速系统及其设备的检查3.3.1调速系统及其设备安装完工，并调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、阀门均已整定符合要求。3.3.2油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热，所有的组合阀、安全阀及压力、油位、浮子开关等均按要求整定好。回油箱油位计动作正常。高压补气装置手、自动动作准确。漏油装置手、自动调试合格。3.3.3由手动操作将油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门，接-8- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)头及部件等均无渗油现象。3.3.4调速器电气柜已安装完工并调试合格，步进式电--位移伺服系统工作正常。3.3.5锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。3.3.6进行调速系统联动调试的手动操作，检查调速器、接力器及导水机构联动动作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器三者的一致性,应符合要求。3.3.7事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格,用紧急关闭办法初步检查导水叶全开到全关所需时间，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线。3.3.8由调节器操作检查桨叶指示器和实际开度的一致性.模拟各水头下导叶和桨叶协联关系曲线。3.3.9对调速器自动操作系统进行模拟试验，检查自动开、停机和事故停机各部件动作准确性和可靠性。3.3.10调速器静特性现场试验符合要求，空载调节参数已初步设定，检验调速器转速死区和非线性度符合要求。3.3.11各种保护报警，事故信号及调速系统的工况，与监控系统作过联动试验，与监控系统之间通讯上行、下行量正确、可靠。3.3.12测速装置安装完毕检验合格，过速保护装置已按要求初步整定。3.4发电机部分的检查3.4.1发电机整体已全部安装完工，试验和检验合格记录完整。发电机内部已彻底清扫，定、转子间隙内无任何杂物。3.4.2导轴承及推力轴承安装调整合格，油位、温度传感器、油混水装置符合设计要求。冷却水系统安装完毕、调试合格。3.4.3转子顶起装置调试合格，顶起转子一次，检查位置信号正确及油泵工作情况，试验合格后关闭管路阀门。3.4.4发电机风洞内所有阀门、管路、测量表计等均已检验合格，处于正常工作状态。3.4.5机组消防设备已安装完成，经检验无渗漏。火灾传感器等已安装、调试完毕，系统模拟试验手动、自动均能可靠动作，装置处于手动位置。-9- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)3.4.6发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格，碳刷已全部拔出。3.4.7发电机风洞内所有电缆、导线、辅助线、端子箱已检查正确无误，固定牢靠。3.4.8发电机制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前风闸处于制动状态。3.4.9发电机的空气冷却器已检验合格，水路畅通无阻。阀门无渗漏水现象，并处于关闭状态。3.4.10机组测温系统已安装调试合格，可投入运行。3.4.11机组振动状态监测系统安装调试完成，可以投入运行。3.5油、水、风系统的检查3.5.1机组技术供水系统已安装完成、无水调试完毕。技术供水系统所有阀门处于关闭状态。3.5.2厂房渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。并与监控系统进行联动试验，试验结果符合要求，渗漏排水和检修排水系统处于正常投运状态。3.5.3全厂透平油、绝缘油系统已部分或全部投入运行，能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。3.5.4全厂高、低压空气系统均已调试合格，储气罐及管路无漏气，管路畅通。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。3.5.5油、水、风管路、设备已按要求涂漆，管道标明流向，各阀门已标明开关方向，设备已挂牌、编号。3.5.6发电机及主变消防水系统安装完毕，通过消防部门验收。3.6励磁系统的检查3.6.1励磁系统设备经检验符合合同要求，电气接线正确。已进行励磁设备性能检查，符合合同要求。3.6.2工作调节器与备用调节器切换，现地、远方操作切换符合合同要求。3.6.3直流灭磁开关操作正常，性能良好。3.6.4励磁变压器安装、试验完成，临时它励电源已形成，励磁整流功率柜等风-10- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)机运行正常，性能良好。3.6.5励磁系统静特性试验已完成。3.6.6励磁装置带小负荷检查，运行情况良好。3.6.7起励回路动作符合要求，操作电源供电可靠。3.6.8各种保护报警及事故信号正确，已与保护装置进行联动试验，主系统故障能正确跳开灭磁开关，与监控系统进行联动试验，能正确反映励磁系统操作情况和出现的问题。3.7电气一次设备的检查3.7.1发电机电压设备，包括发电机主引出线的CT、机端PT、励磁变、发电机出口断路器、主变低压侧PT及附属设备，发电机中性点及中性点设备已安装、试验、调试完成，满足设计要求，具备带电条件；各发电机电压设备的接地良好，经验收合格。3.7.2封闭母线、附属设备及测温装置等设备均已安装、试验、调试完成，母线与机组、主变之间及与GCB两侧的可拆断口处等所有软连接已连接，安装工作已全部验收合格，封闭母线已具备带电条件。3.7.3检查主轴接地装置已安装完成。3.7.4主变已安装完毕，验收合格，绝缘油化验合格，冷却器已安装调试完成可正常使用，变压器分接头已按电力系统要求位置给定。变压器中性点接地已按设计图纸要求连接。变压器在线监测系统已安装、调试完工，与监控系统进行联调并验收合格。3.7.5220KV的GIS设备已安装、调试完毕，已与监控系统进行联动试验，动作及信号正确，经验收合格。SF6气体检测装置安装、调试完毕，经验收合格。3.7.6220KV敞开式出线设备（避雷器、电容式电压互感器及其连接导线）已安装、调试完毕，经验收合格。3.7.7与启动机组发电有关的全部电缆通道内电缆桥架安装完成，验收合格。3.7.8厂用电10kV系统供电点设备安装、调试已完成，与监控系统进行联动试验，动作及信号正确，经验收合格。厂外来的电站10kV启备电源开关保护已整定，已-11- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)送电至10kV系统备用进线柜。厂用变保护已按设计要求整定好，“备用电源自动投入”经模拟操作正常。3.7.9大坝供电设备已安装完成，可投入运行。应急供电柴油发电机组安装、调试已完成，启动试验合格，可以向大坝及厂房应急送电。3.7.10厂用电系统已安装、调试完毕，验收合格。3.7.11发电机组及相关电气设备的外壳、支架、电缆桥架、电缆屏蔽层、电气设备等均已接地。厂房内、外各部位其它机电设备接地已检验，接地连接良好。3.7.12厂外接地网已检查，总接地网接地电阻值已测试，符合设计规定值的要求。3.7.13厂房照明用电400V配电装置已安装、调试完毕，验收合格。机组段的工作照明和事故照明已安装完成，验收合格，并投入使用。3.8电气二次及回路的检查3.8.1机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工检查合格。中央控制室返回屏、控制台、计算机等设备均已安装完工检验合格。3.8.2继电保护、自动装置和故障录波设备：a)发电机—变压器继电保护（含励磁系统的继电保护）的安装、调试已完成，电气接线及保护定值经检查和校验结果正确。保护及自动装置以I/O和总线形式向机组监控系统传送信息，经联动试验，结果正确，验收合格。b)线路保护（含母线保护、线路保护）、线路故障录波装置安装调试已完成，电气接线及保护定值经检查和校验，结果符合要求。c)机组自动、事故报警点的数据采集、监视和控制命令的传送准确无误。d)厂用电继电保护调试完毕，电气接线及保护定值经检查和校验结果正确，与监控系统传输信息，经联动试验，结果正确，验收合格。e)电气仪表测量回路，接线正确，仪表校验合格，验收合格。3.8.3电站通信系统安装、调试完成，满足机组发电需要。3.8.4电站公用系统控制设备安装、调试完成，验收合格。3.8.5机组220V直流电源系统已安装，调试完成，机组控制，保护及自动化设备的直流供应正常，电站计算机监控设备电源供应可靠。-12- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)3.8.6检查与机组启动试运行有关的电缆孔洞已按设计要求作了防火分隔，在设备安装调试完成后，防火堵料、防火隔板已按设计安装，电缆穿越楼板、墙壁、竖井、盘柜的孔洞及电缆管口已可靠封堵。3.9消防系统及设备的检查3.9.1与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门验收。3.9.2消防供水水源可靠，管路畅通，压力满足设计要求。3.9.3机组启动所用临时性灭火器具配置已完成。4水轮发电机组充水试验4.1充水条件4.1.1确认各项检查试验已全部完成并符合要求。4.1.2被试机组运行区域已进行隔离。4.1.3电站工程蓄水已经相关部门验收。4.1.4坝前水位已蓄至最低运行水位以上。4.1.5送出工程完毕,具备上网条件。4.1.6试运范围附近环境干净，无障碍物和杂物。现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，平台有正规的楼梯、通道、栏杆及其底部护板，道路畅通。4.1.7现场照明充足，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。4.1.8厂区通信系统和对外通信系统已按设计建成，保证通信可靠。4.1.9生产运行人员的配备能适应机组初期运行的需要，运行操作规程已制定。4.1.10按要求配置的运行操作工器具(绝缘棒、验电笔、绝缘手套、绝缘靴、接地线、标志牌、遮拦等)已准备好。-13- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)4.2尾水管充水4.2.1确认蜗壳技术供水取水阀关闭，检修围带充气投入。4.2.2确认尾水管和蜗壳进人门、尾水检修平台工装孔、检修集水井密封盖板、蜗壳放空阀及其它机组尾水管排水盘形阀已关闭严密。4.2.4打开平压阀向尾水管充水，监视平压阀前后的压力表压力，记录充水时间及尾水水位。4.2.5充水过程中随时检查尾水位以下土建部位和水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压管路、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表计读数。发现异常漏水现象，应立即通知停止充水进行处理，必要时将尾水管排空。4.2.6待充水至与尾水平压后，在静水中做闸门起落试验，检查门机及闸门工作情况，并锁定在门槽上。4.2.7检查导叶处于关闭状态，接力器锁定投入。4.3引水系统充水4.3.1机组具备开机条件，允许随时开机以排空流道内存水。4.3.2打开工作闸门平压阀充水，充水过程中检查蜗壳进人口的漏水情况，并监视蜗壳的压力上升情况。4.3.3检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况。4.3.4检查电站厂房水工建筑物渗水情况及渗漏排水泵的工作情况。4.3.5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读数。4.3.6充水过程中检查压力管道通气孔是否通畅，注意应使蜗壳中的积气完全排出。4.3.7记录引水系统充水时间和上、下游水位。4.3.8平压后进行工作闸门静水启闭试验，动作正常，待启闭时间符合设计要求后，将闸门全开并处于正常工作状态。-14- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)4.4技术供水系统有水调试4.4.1技术供水系统手电动两用阀（调试中用手动方式）、滤水器等设备的调试及启动试运行；4.4.2按从进口至排水管顺序逐步打开阀门，对技术供水系统充水、滤水器排气，同时检查设备、管路、阀门各部位渗漏情况，必要时关闭阀门进行处理。4.4.3按设计整定值调整主供管及其分支管路的压力、流量，调校各类传感器的输出量，使各部工况符合设计要求。4.4.4按设计整定值调整主变油冷器供水管压力、流量，符合设计要求（主变冷却供水调试时要注意未调试系统的隔离）。5机组首次启动、机组过速试验及检查5.1启动前的准备5.1.1确认充水试验出现的问题已解决，工作闸门具备远方操作功能。5.1.2指挥通信系统布置就绪，启动试运行人员已到位，振动摆度等测试仪器仪表准备齐全。5.1.3技术供水系统具备开机条件。5.1.4润滑油系统、操作油系统工作正常，各油槽油位正常。5.1.5渗漏排水系统、中低压气系统按自动方式运行正常。5.1.6除尘装置可正常工作。5.1.7上下游水位、各部原始温度等已记录。5.1.8启动转子顶起装置顶起发电机转子，油压解除后，检查发电机制动器，确认制动器活塞已全部落下。5.1.9漏油装置油泵处于自动位置。5.1.10调速器处于准备工作状态。5.1.11发电机出口断路器处“断开”位置，机组侧接地开关接地。5.1.12励磁交流开关在分断位置；励磁系统退出运行。5.1.13发电机转子集电环碳刷已拔出。-15- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)5.1.14LCU投入监视状态。5.1.15与机组有关的设备应符合启动的有关要求。a.发电机出口隔离开关在分闸位置；b.水力机械保护和测温装置已投入；c.拆除所有的试验用短接线及接地线；d.从发电机出口PT二次外接标准频率表监视发电机转速；e.大轴接地碳刷拔出。f.计算机监控系统投入，检查有无影响机组安全运行故障信号。5.2首次手动启动试验5.2.1机组技术供水系统已投入运行。5.2.2主轴密封水投入，空气围带排除气压。5.2.4确认制动风闸落下后，并将制动闸置“手动”。5.2.5拔出接力器锁定。5.2.6在调速器机械柜手动操作调速器开机，手动打开导叶启动机组，待机组开始转动时，将导叶关回。检查和确认机组转动与静止部件之间有无磨擦或碰撞情况。5.2.7确认各部正常后，手动打开导叶启动机组，在接近50%ne转速下，维持2-3分钟，检查机组各部有无异常。无异常后，继续增大导叶开度，使转速升至额定转速，机组空载运行。当转速分别升至50%、75%、100%额定转速时机组停止升速，在此转速下运行2～3分钟；全面检查各转动部分与静止部件有无磨擦或碰撞。5.2.8检查电气转速表指示是否正确。记录启动开度和空载开度。5.2.9在机组升速过程中，应加强对各部位轴承温度和油温的监视，不应有急剧变化的现象出现。到额定转速后，在半小时内，每隔5min记录一次推力和导轴承的温度，以后可适当延长记录时间间隔，待稳定后记录稳定的温度值，此值不应超过设计值。5.2.10在额定转速下记录下列项目,（10min记一次）：各部摆度振动值、机组转速摆动值、水轮机主轴密封水运行压力、尾水及顶-16- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)盖压力等。5.2.11记录机组在50%、75%以及额定转速下的振动和摆度值，若振动和摆度超标，需分析原因，如是质量不平衡引起则需进行动平衡试验。5.2.12启动过程中，应密切监视各部位运转情况，如发现金属碰撞、水车室窜水、推力瓦温突然升、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。5.3空载运行下的调速系统试验5.3.1机组各部摆度振动符合规定、各部瓦温稳定后进行此项试验。5.3.2调速器切至自动,观察机组运行稳定性。5.3.3检查调速器测频信号符合要求。5.3.4手、自动切换试验，分别记录切换过程中机组转速、导叶开度变化量。检查调速器在“自动”工况下的工作性能，切换的稳定性。5.3.5用调速器性能测试仪记录调速器手动、自动运行状态下的频率波动，检查调节器的稳定性与调节精度。5.3.6进行调速器空载扰动试验，人工加入±8％转速扰动量，用调速器性能测试仪记录动态特性曲线，观察调速器最大超调量、超调次数、调节时间，应符合要求，否则调整参数，直至合格。5.4手动停机5.4.1机组正常运行，待各部瓦温稳定后，手动停机。（停机过程中检查转速继电器动作、油槽油面变化、并录制转速与时间的关系曲线。）5.4.2操作开限机构，导叶全关。5.4.3当转速降至20%ne（停机过程中核对额定转速以下各转速继电器整定值），手动投入机械制动和吸尘器，直至停机。记录停机过程时间。5.4.4解除制动装置，制动闸复归。5.4.5投入接力器锁定。5.4.6空气围带充气，退吸尘器。5.4.7关闭机组冷却水总供水阀。5.4.8检查制动闸，如没完全复位，应打开制动气阀组手动向复归腔缓慢供气，直-17- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)至复归指示灯亮，然后关闭复归补气阀。5.4.9全面检查。a.各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落；b.检查风闸的磨擦情况及动作的灵活性；c.检查转动部分的结构焊缝是否有开裂现象。5.5机组过速试验及检查5.5.1确认机组在空载时的摆度和振动值是否符合GB8564规范要求。5.5.2将测速装置各过速保护接点从水机保护回路中断开,接信号灯以校核转速整定值。5.5.3手动开机，使机组达到额定转速。待机组运转正常后，将导叶开限机构继续开大，使机组转速上升至115%ne，观察测速装置接点的动作情况。5.5.4如机组运行无异常，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值，监视电气与机械过速保护装置动作情况（电气：140%ne，机械：150%ne）。如机械过速未执行停机，应立即操作紧急停机阀，关闭导叶，使机组转速下降并停机。5.5.5过速试验中，应密切监视过速保护的动作情况，做好手动停机和加闸操作准备。监视并记录各部位的摆度和振动值，记录各部轴承温度，监视是否有异常响声。5.5.6过速试验停机后，应做好安全措施，进行如下检查：a.检查发电机空气间隙的变化；b.检查转子阻尼环、磁极引线、磁极键与磁轭键、转子滑环与碳刷有无异常；c.检查发电机定子基础及上、下机架基础连接螺栓等情况；d.必要时调整过速保护装置。e.处理发现的问题。6无励磁自动开停机试验和电气试验6.1无励磁自动开机和自动停机试验6.1.1检查自动开、停机回路动作是否正确。6.1.2发电机振动摆度装置投入，水机保护投入。-18- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)6.1.3在机旁盘现地自动开停机并记录发出开机脉冲至机组开始转动所需时间和机组发出停机脉冲至机组转速到制动转速所需时间。6.1.4检查调速器及各自动化元件动作正常。6.1.5检查转速降至规定值时制动系统能否正常动作。6.1.6监控自动开机，模拟检查事故停机流程的正确和可靠性。6.2水轮发电机升流及升压试验6.2.1水轮发电机升流试验6.2.1.1发电机升流应具备的条件(1)确认带电区域及设备周围应清理干净，整洁无杂物。电缆孔封堵完毕。照明设备良好，各人行通道、消防通道畅通无阻。消防设备完好可用。(2)各带电设备外观整洁，接地点可靠，设备编号标志明显醒目、正确无误。带电的设备应设遮拦，并悬挂相应的指示牌。(3)主变油枕的截门应打开，油位正常，无渗漏现象。分接头位置应符合运行要求。冷却水阀门、油循环阀门打开、冷却系统经调试传动正确，可投入运行。(4)发变组保护及自动装置调试完毕，整定值应与定值单的数据相符，经带开关传动，正确无误，可以投入运行。(5)投发电机过流保护（时间改为0秒）投跳灭磁开关出口，投入水机保护,断开其他保护压板。(6)用短路板将主变低压侧三相短接起来。（短路板容量8000A）(7)断开励磁变高压侧与发电机封闭母线的连接，并作好隔离安全措施。励磁变电源通过10kV临时备用开关和10kV电缆接至励磁变高压侧（每相允许电流50A），10kV临时备用开关保护定值应整定好，带开关传动正常并投入运行。在励磁调节器屏旁装设临时开关的分/合闸按钮及控制电缆并带开关传动正常,以便在试验时远方合、跳10kV备用开关。(8)测量CT二次阻值合理，无开路现象。备用CT应可靠短路接地。(9)励磁系统调节器、可控硅及控制系统静态试验完毕。检查励磁调节器自动调节及手动调节应符合要求。-19- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)(10)检查发电机定子和转子，变压器组，封闭母线，高压开关刀闸等一次系统的交接试验完毕，符合规程要求，具备试验条件。发电机、封母内部清洁无杂物。(11)将10kV工作进线开关拉至检修位。(12）检查各接地刀闸和隔离开关在符合试验要求的相应位置。6.2.1.2发电机升流试验(1)手动开机到额定转速，检查机组各部位运转应正常。(2)合上10kV临时备用电源开关、灭磁开关，手动调节励磁，缓慢提升定子电流到一次25%额定值，检查发电机各组CT有无开路现象，励磁变CT有无开路，三相是否平衡。(3)测量保护相量，检查测量装置显示是否正确。(4)确认两套发电机差动、变压器差动保护均未投入，逐步增大定子电流到差动启动值，差动保护应动作于信号。(5)保护启动值校核完毕后，逐步升流到发电机额定电流，检查滑环碳刷有无异常，测量机组的振动摆度。(6)一切检查完毕无异常后，在额定电流下断开灭磁开关录取灭磁波形，检查灭磁开关灭磁情况是否正常。(7)试验中录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流记录转子电流值、定子电流值。(8)测量定子绕组对地绝缘电阻、吸收比或极化指数应满足规程要求，如果不满足规程要求应对定子进行干燥。(9)升流试验结束后模拟水机事故，机组应能顺利实现事故停机。停机后检查灭磁开关已跳开，断开10kV临时备用电源开关，断开相应隔离开关和断路器，做好安全措施，拆除短路板，恢复发电机过流保护定值。6.2.2水轮发电机升压试验6.2.2.1发电机零起升压应具备条件(1)升流试验结束，保护相量正确，主变低压侧短路板已拆除。(2)检查机端PT在工作位置。(3)投入发电机差动、过电压、过流保护、投跳灭磁开关出口。(4）检查发电机振动摆度装置投入，水机保护投入。-20- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)(5)测量PT二次阻值合理，无短路现象。中性点应可靠接地。其高低压保险齐全、容量合适。6.2.2.2发电机零起升压(1)自动开机至额定转速，测量发电机残压并检查三相电压对称性。(2)合上10kV临时备用电源开关，合上灭磁开关，手动调节励磁将发电机电压缓慢升至25%额定电压，检查发电机出口PT二次电压幅值、相位、相序应正确，一次带电设备有无异常，机组振动摆度有无异常。(3)升压到50%额定电压，检查一次系统无异常后跳开灭磁开关录制灭磁波形，检查灭弧情况。(4)录波完成后逐步升压到100%额定电压，检查带电范围内一次设备有无异常，二次电压值、相序是否正确，测量机组的振动摆度、轴电压，检查轴电流保护装置。(5)在额定电压下拉开灭磁开关,录制灭磁波形，检查灭弧情况。(6）零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制空载特性上升曲线，注意录制过程中电压不能来回调整。(7)继续升压，当发电机励磁电流升到额定值时，测量发电机定子最高电压，试验过程中电压以不超过1.3倍额定电压为限。(8)调节励磁电流降低发电机电压，由额定电压开始录制发电机空载特性下降曲线，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，读取数值时，发电机电压不得来回调整。(9)测量单相接地时电容电流，选择消弧线圈抽头。(10)试验结束后，跳开灭磁开关，跳开10kV临时备用电源开关。6.3水轮发电机组主变与高压配电装置试验6.3.1发电机带主变、高压配电装置升流试验6.3.1.1发电机带主变、高压配电装置升流试验应具备的条件。（1）试验时在线路出线侧做短路点（短路线容量600A）,并采取措施确保升流过程中回路不致开路。-21- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)（2）顺序合入相应隔离刀闸，顺序合入相应断路器，其它短路器、隔离刀闸及接地刀闸全部拉开。（3）断开试验范围内所有刀闸、开关的控制电源。（4）投入发电机保护、水机保护和主变冷却器及其控制信号回路。投跳灭磁开关的压板。（5）主变、线路各组CT二次阻值合理，无开路现象。备用CT应可靠短路接地。6.3.1.2发电机带主变、高压配电装置升流试验过程（1）合上10kV临时备用电源开关，合上灭磁开关，手动调节励磁，缓慢提升定子电流至25%，检查主变、线路各组CT有无开路现象，电流是否平衡。测量主变、线路各组CT电流幅值和相量，检查发变组保护、母差保护、线路保护采样和差流。（2）相量测试正确后投入主变保护、母差保护。（3）继续升流至50%、75%、100%发电机额定电流，观察主变与GIS的工作情况，观察主变冷却器工作状况。（4）升流结束后投入开关控制电源，模拟主变保护动作检查开关动作是否正确。（5）停机后检查灭磁开关已跳开，断开10kV临时备用电源开关，做好安全隔离措施，拆除高压侧短路线。6.3.1.3主变及高压配电装置单相接地试验﹙1﹚在高压配电装置A相做单相接地点。（短路线容量300A）﹙2﹚合入主变中性点地刀闸。﹙3﹚自动开机到额定转速，合上10kV临时备用电源开关，合上灭磁开关，手动逐渐增大单相接地电流直到保护动作，检查保护动作是否正常，动作值与定值是否一致。﹙4﹚试验完毕后跳开灭磁开关，跳开10kV临时备用电源开关，拆除单相接地点，投单相接地保护。6.3.2发电机带主变、高压配电装置升压试验6.3.2.1发电机带主变、高压配电装置升压试验应具备条件（1）升流试验结束，投入母差保护、主变保护、发电机保护。投入主变冷却器。-22- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)投跳灭磁开关压板。（2）检查所有短路线已拆除，试验范围内所有接地刀闸在断开位置。隔离刀闸和断路器在试验所需位置。（3）主变低压侧、220kV母线、220kV线路PT二次阻值合理，无短路现象。中性点应可靠接地。6.3.2.2发电机带主变、高压配电装置升压试验（1）合上10kV临时备用电源开关，合上灭磁开关，手动调节励磁将发电机电压缓慢升至25%额定电压，检查主变低压侧、220kV母线、线路各PT二次电压幅值、相位、相序应正确，一次带电设备有无异常。无异常后逐步升压到50%、75%额定电压，每个点停留2分钟。一切无异常后升到额定电压，停留至少五分钟，监视带电范围内高压电器设备有无异常声音或放电现象。（2）到达额定电压后将发电机出口电压与母线电压、线路电压进行核相。（3）核相正确后后进行同期回路接线检查。在公用LCU屏上将同期方式打到手动，此时同步表应指示不动，打到自动位置，观察自动准同期装置应显示满足同期条件。在1号机机组LCU上选主变为同期点，打到手动方式，此时同步表应指示不动，打到自动位置，自动准同期装置应显示满足同期条件。在1号机机组LCU上选出口为同期点，打到手动方式，此时同步表应指示不动，打到自动位置，自动准同期装置应显示满足同期条件。（4）手动将发电机电压降至零，跳开灭磁开关，断开10kV临时备用电源开关。（5）升压试验结束后，必要时根据设计要求断开主变高压侧开关，进行发电机带主变和封母的单相接地与消弧线圈补偿试验。6.3.2.3发电机带线路零起升压试验（1）当系统有要求时，进行发电机带空载线路零起升压试验。（2）投入线路保护。（3）合上10kv临时备用电源开关，合上灭磁开关，手动调节励磁将发电机电压缓慢升至25%额定电压，检查一次带电设备有无异常。无异常后逐步升压到50%、75%额定电压，每个点停留2分钟。一切无异常后升到额定电压，停留至少五分钟，测量线路电压互感器三相电压是否平衡并与母线电压核相，检查出线开关同期回路接线是否正确，监视带电范围内高压电器设备有无异常声音或放电现象。升压-23- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)过程中注意监视线路电压，防止线路自激造成过电压。（4）一切正常后把发电机电压降到零，跳开灭磁开关，断开10kV临时备用电源开关。（5）将相应短路器和隔离刀闸置试验所需位置。6.4水轮发电机空载下励磁调节器调整试验6.4.1启动前应具备的条件6.4.1.1励磁调节器应完成静态调试及整组开环特性试验。6.4.1.2静态试验中应保证AVR各限制器定值动作正确，功能正常。6.4.1.3过压保护定值临时改为120V，0S，投入跳灭磁开关。6.4.1.4励磁调节器处于正常运行准备状态。6.4.1.5灭磁开关处于断开位置。6.4.1.6可控硅整流柜交、直流侧开关处于断开位置。6.4.1.7励磁调节器所有的电源开关处于断开位置。6.4.1.8励磁系统的一次、二次回路绝缘检查合格，螺丝紧固，并记录励磁系统的交、直流母线对地绝缘电阻值。6.4.1.9励磁调节器自动及手动调节方向正确，与自动准同期装置配合调压方向正确。6.4.1.10与机组保护及监控系统的控制、信号和保护回路传动逻辑正确。6.4.1.11准备好试验用的仪器、仪表和录波器。6.4.1.12有关设备的图纸、资料应齐全。6.4.1.13励磁设备附近应有必要的消防设备。6.4.1.14检查励磁系统中的所有PT、CT二次阻值合理，PT二次无短路现象，CT二次无开路现象。6.4.1.15制造厂人员到现场并确认本措施。6.4.2发电机短路及空载试验6.4.2.1投入起励电源，记录起励变压器原边电压、副边电压；按起励按钮，检查转子回路起励电压是否正常、极性是否正确；在发电机转子滑环侧测量起励电-24- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)压。6.4.2.2合10kV临时备用电源开关，记录励磁变低压侧电压值，并检查相序是否正确。检查完毕断开10kV临时备用电源开关。6.4.2.3发电机短路试验(1)回路及调节器检查投入风机电源、110V直流电源及220V交流电源，合上励磁调节器所有开关。合上整流柜的交直流侧的刀闸。在微机自动电压调节柜控制面板上将控制方式选择为手动（FCR），采用手动FCR方式进行试验。升发电机定子电流使二次侧为0.5A，并进行保护回路检查、CT回路检查、发电机电流采样值检查及励磁电流采样值检查。(2)在升流过程中，记录发电机定子电流、励磁电压、励磁电流以及励磁调节器定子电流显示值、励磁电压、励磁电流显示值、调节器给定电压、调节器控制电压、SCR触发角。应检查两套调节器的IG、IF显示是否一致。(3)发电机定子电流升至额定电流时，记录电气各个参数（检查两套调节器显示Q的极性）。(4)发电机短路特性曲线录制。(5)测量发电机短路灭磁时间常数。6.4.2.4发电机-主变压器短路试验(1)回路及调节器检查投入风机电源、110V直流电源及220V交流电源，合上励磁调节器所有开关。合上整流柜的交直流侧的刀闸。在微机自动电压调节柜控制面板上将控制方式选择为手动（FCR），采用手动FCR方式进行试验。升发电机定子电流使二次侧为0.5A，并进行保护回路检查、CT回路检查、发电机电流采样值检查及励磁电流采样值检查。(2)在升流过程中，记录发电机定子电流、励磁电压、励磁电流以及励磁调节器定子电流显示值、励磁电压、励磁电流显示值、调节器给定电压、调节器控制电压、SCR触发角。应检查两套调节器的IG、IF显示是否一致。(3)发电机定子电流升至额定电流时，记录电气各个参数（检查两套调节器显示Q的极性）。记录主变压器的短路阻抗。-25- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)(4)发电机－变压器短路特性曲线录制。(5)测量发电机变压器组短路灭磁时间常数。6.4.2.5发电机空载试验(1)回路及调节器检查在微机自动电压调节柜控制面板上，采用手动FCR方式进行试验。升发电机定子电压使二次侧电压为50V，然后进行保护回路检查、PT回路检查、发电机定子电压采样值检查及励磁电压、电流采样值检查。(2)在升压过程中，记录发电机定子电压、励磁电流、励磁电压以及励磁调节器定子电压显示值、励磁电压、励磁电流显示值、调节器给定电压、调节器控制电压、SCR触发角（上升、下降均要测量）。应同时检查两套调节器的UG、IF显示是否一致。(3)当发电机定子电压升至额定电压时，记录电气各个参数。(4)发电机空载特性曲线录制。(5)测量发电机空载灭磁时间常数。(6)测量发电机残压及相序（在发电机出口PT二次测量电压，如发电机一次残压大于500V，不得在一次侧测量残压及相续）。(7)发电机时间常数测定。6.4.2.6发电机-主变压器空载试验(1)回路及调节器检查在微机自动电压调节柜控制面板上，采用手动FCR方式进行试验。升发电机定子电压使二次侧电压为50V，然后进行保护回路检查、PT回路检查、发电机定子电压采样值检查及励磁电压、电流采样值检查。(2)在升压过程中，记录发电机定子电压、励磁电流、励磁电压以及励磁调节器定子电压显示值、励磁电压、励磁电流显示值、调节器给定电压、调节器控制电压、SCR触发角（上升、下降均要测量）。应同时检查两套调节器的UG、IF显示是否一致。(3)当发电机定子电压升至额定电压时，记录电气各个参数。(4)发电机－变压器空载特性曲线录制。(5)测量发电机－变压器空载灭磁时间常数。-26- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)(6)发电机变压器组时间常数测定。6.4.3励磁系统空载闭环试验6.4.3.1试验前的准备工作。(1)跳开10kV临时备用电源开关并拉到试验位置，在励磁变高压侧挂一组临时地线，拆除励磁变高压侧10kV三相临时电缆，恢复励磁变高压侧与发电机定子母排接线，确保相序正确，完毕后拆除地线。(2)恢复发变组保护跳励磁调节器的设计接线,保证试验过程中发电机-变压器组的安全。(3)确认励磁调节器中各整定值与运行要求相符。(4)确认发变组保护和励磁系统无异常报警。(5)确认发电机出口开关、主变压器高压侧断路器在断开位置。6.4.3.2调节器空载闭环试验。(1)手动方式下试验。(2)升发电机电压至额定值，检查各部分工作正常，标示空载额定位置，检查核对有关表计指示与监控系统显示值是否对应。(3)自动方式阶跃试验。(4)自动零起升压试验。(5)发电机定子电压100%时，逆变灭磁，测量发电机逆变灭磁时间常数（两套调节器分别进行）。(6)励磁调节器之间的切换试验。(7)自动调节方式(AVR)和手动励磁电压调节方式(FCR)相互切换。(8)AVR、FCR控制方式下，空载整定范围试验。(9)V/F限制试验（定值为1.10）。(10)AVR控制方式下，发电机的频率特性。(11)PT断线试验:确认不会发生误强励现象后,做好安全措施。(12)在PID参数整定好，阶跃试验结束后，准确记录发电机电压额定时发电机的参数。-27- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)7水轮发电机并列与负荷试验7.1系统反送电及主变冲击试验7.1.1反送电前检查项目(1)投入线路保护、母差保护。(2)检查相应开关和断路器在试验所需位置。7.1.2受电程序(1)所有操作按调度指令进行。(2)检查系统电压相序与母线电压相序应一致7.1.3主变、厂变冲击试验(1)220kV母线带电完毕，向调度申请对主变冲击试验。(2)检查发变组保护、厂变保护都已投入，主变冷却器投入，变压器中性点地刀已合入。(3)用主变高压侧开关进行冲击试验，共冲击5次，每次带电5分钟、每次间隔10分钟，检查主变、厂变有无异常。(4)冲击试验时进行录波，检查差动保护、瓦斯保护有无异常。(5)厂变带电后利用系统电源带厂用电进行厂用电切换试验。(6)冲击完毕后主变带电运行，取变压器油样进行色谱分析并与冲击前结果进行对比。7.2水轮发电机组并列试验7.2.1主变高压侧同期试验7.2.1.1主变高压侧开关假同期试验（1）选主变高压侧为同期点，选择自准方式。确认系统电压带至220kV母线。（2）确认主变高压侧各开关位置，并置到试验所需位置。（3）将主变高压侧电压、系统电压、开关辅助接点接入录波器准备录波。（4）自动开机升压到额定，同期装置应自动调节电压、转速在满足同期条件时开关合闸，并录波。-28- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)（5）断开高压侧开关，选择手准方式，人为调节转速和电压，在同期点附近合上高压侧开关并录波。（6）主变高压侧开关假同期试验结束后断开2446开关。7.2.1.2主变高压侧开关同期并网试验(1)假同期试验完毕，检查确认各开关及隔离刀闸的位置（符合试验要求），选主变高压侧为同期点，选择自准方式。(2)将发电机电压、系统电压、开关辅助接点接入录波器准备录波。(3)自动开机升压到额定，同期装置应自动调节电压、转速,在满足同期条件时开关合闸，同时启动同期录波。(4)并网后检查机组无异常断开01断路器机组解列，拉开相应隔离刀闸，并断开其控制电源。7.2.2发电机出口开关同期试验7.2.2.1发电机出口开关假同期试验(1)选发电机出口为同期点，选择自准方式。确认系统电压带至主变低压侧。(2)确认发电机出口开关处于分闸位置。(3)将发电机电压、系统电压、开关辅助接点接入录波器准备录波。(4)自动开机升压到额定，同期装置应自动调节电压、转速在满足同期条件时开关合闸，并录波。(5)断开出口断路器，选择手准方式，人为调节转速和电压，在同期点附近合上发电机开关并录波。（6）试验结束后，断开出口断路器。7.2.2.2发电机出口开关同期并网试验(1)假同期试验完毕，检查确认各开关及刀闸的位置，主变倒送电后选发电机出口为同期点，选择自准方式。(2)将发电机电压、系统电压、开关辅助接点接入录波器准备录波。(3)合发电机出口刀闸，自动开机升压到额定，同期装置应自动调节电压、转速,在满足同期条件时开关合闸，同时启动同期录波。-29- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)(4)并网后复查发变组保护、母差保护、线路保护相量和保护装置差流。7.3水轮发电机组带负荷试验和励磁调节器试验7.3.1水轮机带负荷试验逐渐增加机组有功功率，记录观察并记录机组各部位运转情况和仪表指示。7.3.2发电机负荷工况下励磁调节器试验。7.3.2.1增减无功及稳定性试验。7.3.2.2调节器CT极性检查。7.3.2.3监控系统增减磁试验。7.3.2.4A套调节器与B套调节器切换试验。7.3.2.5手动（FCR）—自动（AVR）方式的相互切换试验。7.3.2.6低励限制试验(与进相试验同时进行)。7.3.2.7无功调差率试验。7.3.2.8结合水轮机甩负荷试验，进行电压超调检查。7.3.2.9发电机负载灭磁试验。7.3.2.10在试运行时记录发电机运行参数。7.4机组稳定性试验及噪声测试7.4.1检查试验设备（振动测试仪、电涡流位移传感器、低频振动传感器、压力传感器等）是否完好，接线是否正确，供电电源是否可靠；7.4.2记录上、下游水位；7.4.3调整机组负荷，在每个规定负荷下（空载、10MW、20MW、30MW、……、当前水头下能带的最大负荷）稳定运行约3～5min，测量振动，摆度，水压脉动及发电机层和水车室噪声值。7.5水轮发电机组甩负荷试验7.5.1检查确认水工、机械、电气保护正常并投入运行。7.5.2调速系统工作正常，励磁装置参数处于最佳值。7.5.3确认检测仪器仪表已准备好，各测试人员到位。-30- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)7.5.4请示调度同意后，现场指挥下令开始进行甩负荷试验，依次甩以下负荷：25%、50%、75%和100%额定有功功率。7.5.5运行操作，使机组分别带25%、50%、75%和100%额定有功功率时，跳发电机出口断路器。7.5.6甩负荷时调速器系统进行录波，所录参数为跳闸信号、机组功率、机组转速、接力器行程、桨叶开度、蜗壳压力、尾水管压力。同时人工记录各部瓦温变化情况。7.5.6每次甩后，应及时分析数据，无异常后，继续下一负荷点的试验。7.5.7试验完毕后，应停机全面检查。7.5.8甩负荷试验过程中，如出现过速停机，应进行全面检查。如出现异常响声，也应停机中断试验，进行检查。7.5.9当运行水头和系统条件受限制，额定负荷达不到时，可按尽可能大的负荷进行。7.5.10机组甩负荷主要是检查水轮机调速系统的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等是否满足调保计算要求。7.5.11检查调速系统的协联关系和分段关闭的正确性，以及甩负荷引起的抬机情况。7.5.12各负荷点甩负荷试验时，有专人监视励磁系统，并测录甩负荷前后自动励磁调节器有关的电气量的变化、超调量、振荡次数及稳定时间。7.6低油压关机试验7.6.1自动开机、并网。7.6.2机组带可能最大负荷。7.6.3退压油罐“油位过低”停机保护。7.6.4调整压油罐油位使其偏高，关闭补气阀。7.6.5停压油泵，并将压油罐内的油手动排回集油槽以降油压，当油压降到低油压设定值时，观察低油压保护是否动作于关闭导叶,低油压继电器应作用于事故跳闸停机，监测停机过程。-31- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)7.6.6记录导叶全关后压油罐油压及油位下降值。7.7一次调频试验7.7.1机组带80%额定负荷（或当前水头最大负荷），所有保护正常投入；7.7.2用调速系统仿真测试仪模拟电网频率变化，检查调速系统一次调频动作情况，一次调频各参数应满足《华中电网发电机组一次调频运行管理规定（试行）》要求。7.8励磁建模试验（按系统或者厂家方案进行，与系统尽快协商）7.9发电机PSS试验（按系统或者厂家方案进行，与系统尽快协商）7.10发电机进相运行试验7.10.1退出励磁欠励限制单元，退出发电机失磁保护，设专人监视发电机端部铁芯温度。7.10.2在50%、80%及额定功率下进行进相试验，在不同功率下逐步降低励磁电流，使功率因数逐步由迟相转入进相，待定子铁芯端部温度稳定后，继续加大进相深度，试验中专人密切监视定子铁芯端部温度不超过限值。进相深度应满足设计要求。7.10.3记录各阶段发电机有功功率、无功功率、定子电流、定子电压、转子电流、转子电压、功率因数、定子铁芯端部温度、220kV母线电压等有关参数，校核相关电气保护。根据试验结果，校对发电机设计功率曲线图及V形曲线。7.11手动关进水口工作闸门试验。7.11.1作好进水口工作闸门安全措施，使之具备随时关门条件。7.11.2启动机组、并网，带可能最大负荷。7.11.3手动操作关闭工作闸门，随着引水隧洞中流量的减少，机组自动减负荷，-32- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)当负荷降到5MW后，立即手动解列、并启动停机回路自动停机。7.11.4记录动水中工作闸门的关闭时间和液压系统压力。8水轮发电机组72h带负荷连续试运行8.1进行72h带负荷连续试运行目的是在水位与系统允许的情况下，较长时间地考验引水系统及有关水工建筑、水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，考验电站设备的制造与安装质量，从而为机组能否投入电网正式运行得出结论。8.2完成了机组并列及负荷试验并验证合格后，机组具备并网带额定负荷连续运行72h试运行的条件。8.3若运行水头或电力系统条件限制等原因，机组达不到额定出力，可根据情况确定机组应带的最大负荷，在此负荷下进行连续72h试运行。8.4根据运行值班制度，全面记录运行所有参数。8.5如果72h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72h的连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。8.6机组72h连续试运行后停机，全面检查机电设备，必要时还需排空蜗壳、钢管内的水，检查过流部分及水工建筑物和排水系统工作情况。8.7消除并处理72h试运行发现的所有缺陷。8.8上述缺陷处理后，可按合同规定及时进行机组的移交，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质期。9．附件9．1银盘电站电气主接线图-33- 华北电力科学研究院有限责任公司银盘电站机组启动试运行大纲(初稿)-34-