LDT首台机组启动试运行大纲

XXX水电站工程首台机组启动验收试运行大纲（审定稿）XXXXXXX水电站工程建设管理部XXXXXXXXX电站项目部2003年6月 XXX水电站工程首台机组启动试运行大纲（审定稿）1．机组启动试运行前的检查1．1引水系统的检查1．1．1首部进水口拦污栅、EL947.3以下门槽已全部安装完工并清理干净，检验合格，工作闸门、检修闸门及启闭装置均已调试合格。＃各台机工作闸门在全关状态，检修闸门置于3机进水口，并处于关闭状态。1．1．2引水隧洞、压力钢管、蜗壳、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。测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装。所有进入孔（门）的盖板均已严密封闭。1．1．3尾水出口闸门及其启闭机已安装调试完毕，操作正常。三台机尾水闸门处于关闭位置。1．1．4蜗壳取水管路阀门仪表安装完工，处于关闭状态。1．1．5三台机组尾水盘形阀皆安装完成并检查能正常开关到位,处于关闭状态。＃1．1．63机蜗壳、座环过水面已清理干净，流道焊缝已打磨光滑，无损探伤试验已完成。＃1．1．73水轮机量测系统及上下游水位计安装调试合格，信号传输正确。＃1．23水轮机的检查1 1．2．1水轮机转轮及所有部件已安装检验合格，施工记录完整。上、下止漏环间隙已检查无杂物。顶盖排水泵已安装完工，检验合格，自动操作回路处于投入状态。自流排水畅通无阻。1．2．2水导轴承润滑冷却水系统检验合格，工作正常，油位、温度、冷却水压力传感器、流量开关已调试合格，整定值符合设计要求。1．2．3导水机构已安装完成按要求调整完毕，检验合格并处于关闭状态，接力器锁定投入。导叶最大开度和关闭后的严密性及其压紧行程已检验符合设计要求。接力器位移传感器调试合格，行程反馈准确无误，接力器行程及关闭时间符合设计要求，接力器、导叶均处于关闭状态。1．2．4摆度、振动传感器已安装测试完毕，测压表计检验合格，管路连接良好，并已通过相应的水压试验。1．2．5主轴工作、检修密封已安装，检验合格。＃1．33水轮机调速系统的检查1．3．1调速系统及其设备已安装调试合格，各阀门、表计、自动化元件均已整定，符合要求。1．3．2油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动、发热和异常噪音。安全阀调试合格，动作准确可靠。集油槽油位继电器动作正常。高压补气装置手动、自动操作动作正确。各压力表计整定值符合设计要求，压力、油位正常，油质化验合格。漏油装置手、自动操作调试合格。1．3．3调速器电调柜已安装调试合格。2 1．3．4手动操作，将油压装置压力油充向调速系统，检查压力油管路、阀门、接头相关部件有无渗漏现象。1．3．5已进行调速系统的手动操作，检查调速器、接力器、导叶联动的灵活可靠性和全行程内动作的平衡性，检查接力器行程和导叶开度指示的一致性，并录制接力器行程与导叶开度的关系曲线。1．3．6进行调速系统全行程开关试验和紧急停机试验，并记录相应时间。1．3．7对调速器自动操作系统进行模拟试验，检查自动开停机、事故停机状态下各协联部件动作的准确性和可靠性。1．3．8测速装置安装检验合格，继电器接点按要求初步整定。1．3．9调速系统锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁锭投入状态。＃1．43发电机的检查1．4．1发电机整体已安装试验合格，安装、试验记录完整。发电机内部已彻底清扫。检查定、转子及气隙内无任何杂物。导轴承及推力轴承的油位、温度传感器及冷却水压已调试，整定值符合设计要求。1．4．2相关自动化元件已经安装调试完毕，信号传输正确。1．4．3发电机风罩内所有阀门、管路、接头均已检验合格，处于正常工作状态。所有电缆导线、辅助线、端子板均已检查，接线准确无误、固定牢靠。1．4．4发电机转子集电环、碳刷、碳刷架绝缘检验合格，碳刷与集3 电环接触良好，接线牢靠。1．4．5发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，处于手动制动状态。顶转子装置已调试合格，阀门及管路无渗漏现象。1．4．6发电机空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通。温度传感器已调试合格，定值符合设计要求，阀门及管路无渗漏现象。1．4．7测量发电机工作状态的各种表计、振动、摆度传感器校验整定合格。1．5油、水、气系统的检查1．5．1技术供水系统安装完毕，四通阀能够运转灵活，所有阀门工作正常。1．5．2供水系统管路、阀门、接头无渗漏现象，系统表计、传感器等自动化元件校验合格。1．5．3厂房检修排水和渗漏排水系统安装调试完毕，集水井已清理干净，可投入运行。1．5．4机组注油采用移动式滤油机注油方式，油质经化验合格。通过滤油机将润滑油注入机组，能够满足机组运行需要。1．5．5高、低压空气压缩机均已调试合格，运行正常，冷干机、过滤器、排污阀工作正常；储气罐及管路系统无漏气，压力变送器、压力控制器、安全阀工作正常，整定值符合设计要求。高低压气系统处＃＃于正常运行状态，公用管路1、2机组段已用阀门可靠封堵。1．6消防系统及设备的检查4 1．6．1消防设计已通过消防主管部门的审查，并已按审查意见的要求实施。＃＃1．6．2主厂房3机组段、安装间、副厂房、3主变及GIS室消防设施已安装完工。1．6．3发电机灭火管路、灭火喷嘴检验合格，管路系统通压力气检验畅通无阻。控制系统无水条件下，手、自动操作动作准确。＃1．6．43主变压器水喷雾系统安装调试合格，雨淋阀经手、自动操作动作灵活可靠，主变油池与事故排油符合设计要求，排油管道畅通。1．6．5电站消火栓、箱按设计要求安装，符合国家规范要求。1．6．6移动式灭火器已按设计要求配置完成。＃1．73发电机励磁系统的检查1．7．1励磁变压器已安装完成试验合格，高、低压侧接线已检验合格，耐压试验已通过。1．7．2励磁系统盘柜安装完成检查合格，主回路连接正确可靠，绝缘良好。1．7．3励磁功率柜通风系统安装完成检查合格，风机运行正常，无振动发热现象，风路畅通。1．7．4交流开关及直流灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求，动作灵活可靠。1．7．5励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。1．7．6励磁操作、保护及信号回路接线正确，动作可靠，表计校验5 合格。1．8电气一次设备的检查＃1．8．13发电机主引出线安装完工检验合格与共箱母线连接可靠。中性点电流互感器已安装检验合格。＃1．8．23发电机10KV配电系统已安装完工试验合格，具备带电试验条件。＃1．8．33发电机共箱母线及其设备已安装试验合格，具备带电试验条件。＃1．8．43主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油分析化验合格，油冷却系统调试合格，具备带电试验的条件。＃＃1．8．52、3厂用变及400V厂用配电装置安装调试合格，备用＃电源自动投入装置已检验合格，工作正常，具备投运条件。3机组试运行厂用电供电可靠。坝区由400V厂用配电盘和施工电源供电，安装调试合格并已投入运行，坝区供电可靠。＃1．8．6与3机相关的发电及送出高压配电装置（如过电压保护设备、发电机出线及CT、PT设备、110kVGIS及出线设备）已安装完工并检验调试合格，具备带电试验条件。1．8．7主厂房发电机层、安装间、水机层、中间层、厂变室、厂用盘、高压开关室、中控室、GIS楼、通信室、交通道和楼梯间工作照明、事故照明、应急疏散指示照明系统均已检查合格，油库室等防爆灯已检查合格投入使用。6 1．8．8全厂接地网及设备接地已检验，接地连接良好，厂区枢纽接地电阻已测定，满足首台机组发电要求。1．9电气二次系统及回路的检查＃1．9．13机机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工检查合格，电缆接线正确无误，连接可靠。1．9．2中央控制室的全厂集中监控设备如控制台、计算机监控系统及不间断电源等设备均已安装完工检查合格，计算机监控系统的机组现地控制单元、开关站/公用现地控制单元安装完工检查合格。＃3机机组现地监控及测量设备和机组各附属设备在无水状态下进行开/停机、紧急停机等模拟试验，各部分系统动作正确，反馈在＃计算机监控系统主机上显示的信号正确。计算机监控系统的3机机组现地控制单元、开关站/公用现地控制单元；首部进水口快速事故闸门控制设备已安装完工并与被控设备调试合格。1．9．3直流系统设备已安装检验调试合格，并投入正常工作状态；机组保护、控制和信号经模拟联动试验动作正常。所有保护整定值已按调度下达的定值整定好，机组自动化元件已逐个检查和率定。机组振动，机组测量，机组过速保护等均经单独调整合格。1．9．4下列电气回路已通过检查，模拟试验动作正确、可靠、准确无误：a).首部进水口快速事故门、冲砂底孔工作门操作回路；b).机组自动操作与水力机械保护回路；机组与进水口快速事故门联7 动控制回路；c).发电机励磁操作回路；d).直流回路；e).全厂公用设备操作回路；f).同期操作回路；g).备用电源自动投入回路；h).各高压（10kV、110kVGIS间隔）断路器、隔离开关、接地刀的自动操作与安全闭锁回路；i).厂用电设备操作回路。1．9．5下列继电保护回路已进行了模拟驱动试验，验证动作准确可靠：＃a).3发电机继电保护回路；＃b).3主变压器继电保护回路；c).110kV高压配电装置继电保护回路；d).110kV线路继电保护回路；e).厂用电继电保护回路；1．9．6厂内通信、系统通信及对外通信等设施均已安装完毕检查合格，回路畅通准确可靠，能够满足电网调度、远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。#23机组充水试验充水前确认坝前蓄水位及尾水位符合充水要求；＃确认进水口工作闸门处于关闭状态，检修闸门置于3机进水口，8 并处于关闭状态。###确认1、2和3机蜗壳排水阀和尾水管盘型阀及尾水门处于关闭状态；确认检修密封在投入工作状态；##确认调速器和导叶处于关闭状态，锁锭投入；确认3机蜗壳和3机尾水管进人门已关闭并密封。###确认1、2、3机尾水闸门处于关闭状态。确认电站检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。与充水有关的各通道和工作面照明充足，用以作为照明的备用电源和应急排水的潜水泵已经准备就位。通信联络畅通，事故安全通道畅通，并设置明显路标。尾水围堰已拆除，将水倒灌进入尾水池内。2．1尾水管充水＃＃2.1.1打开3机尾水充水阀，向3机尾水管充水。2.1.2充水过程中随时检查水轮机顶盖、主轴密封、尾水锥管、蜗壳和尾水管进人孔及盘型阀和测压管等渗漏情况，并密切注意顶盖排水情况。2.1.3上述检查发现漏水等异常情况，应立即停止充水，并将尾水排空进行检查处理。2.1.4尾水平压后，在静水状态下，进行尾水闸门的启闭试验，然后提起尾水闸门并锁定。2．2引水系统充水试验9 2.2.1冲水前，先进行顶转子使推力轴瓦建立油膜，然后制动风闸手动投入。2.2.2打开首部检修的充水阀向检修闸门和快速事故闸门之间的空间充水，平压后提起检修闸门并锁锭在进水口平台上。然后打开快速事＃故门上的充水阀向3机引水隧洞和压力钢管充水，监视水压表读数，＃检查3机引水隧洞和压力管道及蜗壳充水情况。记录蜗壳充水时间。2.2.3对进水口、施工支洞堵头及进人门等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、变形及裂缝等异常情况（由承建方协同监理完成）。2.2.4充水平压后，提起快速事故闸门。手动或自动方式使快速事故闸门在静水中启闭试验3次，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。2.2.5检查顶盖、导水机构、主轴密封的漏水情况和顶盖排水情况，观察各压力表计及仪表管接头漏水情况，并监视各压力表读数。观察厂房内渗漏水情况，渗漏排水泵排水能力和运行情况。2.2.6检查蜗壳弹性层排水情况。2.2.7上述检查发现异常情况时，则立即停止充水并将引水系统内的水排空进行处理。2.2.8整个充水试验合格后，打开技术供水取水口阀门，进行技术供水系统充水试验，并冲洗管道内污物；调节各部位冷却器水压、流量，使其符合设计要求。3．机组空载运行3．1启动前的准备电站首台机组运行的库水位不低于945.5m，并确保堰顶施工人10 员的安全。#3.1.13机蜗壳层、水机层、中间层、发电机层及厂用电设备室、高压开关室、副厂房、GIS楼等场所已清理干净，各观测、监测、操作面道路畅通、照明充足，指挥通讯系统布置完善，指挥信号通畅，约定明确，相关运行人员已明确分工就绪。3.1.2确认充水试验没有遗留问题，各检修进人门已严密封闭。#3.1.3确认3尾水门已经提起。3.1.4各部轴承、油、冷却水原始温度和上下游水位已记录。3.1.5启动高压油泵顶起转子2～3mm，保持3～5分钟，使镜板与推力瓦之间建立油膜，油压撤除后，进行风闸复归，并进行检查，确认制动器已复归。漏油装置处于自动位置。3.1.6与机组有关的设备应符合下列要求：a).发电机出口断路器已断开；b).集电环碳刷研磨合格，充磁后已拨出；c).机组水力机械保护和测温装置已投入；d).手动投入冷却水，各部位水压、流量正常；e).水轮机主轴密封水投入，检修围带排除气压；f).已外接标准频率表监视发电机转速，调速器处于准备工作状态；g).发电机灭磁开关已断开；f).机组现地控制单元已处于工作状态，并已接入外部调试检测终端，具备了安全监测、记录、打印、报警等主要运行参数的功能；3．2机组手动启动试验11 3．2．1根据总指挥指令拔出接力器锁锭，将调速器切换至手动位置；手动操作调速器开启导叶，启动机组，机组转动后立即将导叶关回停机，各部位观察人员检查机组转动部件与静止部位之间是否有杂音、异味、磨擦或碰撞情况，以及机组运转情况。3．2．2确认各部位正常后，第二次开机，分步升速，在升速过程中监听机组部件有无异常情况。当机组转速接近50%额定值时暂停升速，维持5～10min。观察各部运行情况，检查无异常后，继续开启导叶，使转速升至额定值；机组升速进程中应对上导、推力、下导和水导轴承温度的监测以及机组摆动值和振动值记录，其温度不应有急骤升高或下降现象。在升速过程中发现机组摆度超过轴承间隙或各部件振动超过标准时（双幅振动值：上机架垂直不大于0.07mm，水平不大于0.09mm，下机架水平不大于0.09mm；定子机座水平不超过0.03mm，水轮机顶盖垂直不大于0.09mm，水平不大于0.07mm。），应停机并根据摆度和振动记录进行机组动平衡配重试验，直至符合国家标准为止。达到额定转速后，校验电气转速表，指示应正确，同时记录当时水头下导叶接力器的启动和空载开度。3．2．3当机组启动达到额定转速（187转/s）后，在前半小时内，每隔5min记录一次上导、推力、下导、水导轴承的温度，以后每15min记录一次。同时观察油位的变化，油位应处于正常位置，待油位稳定后，标好上导、下导、水导油槽的运行油位线。在升速过程中当发现oo上导、下导和水导瓦温超过60C，推力瓦温超过50C时应停机，并分析原因并提出处理办法。轴承运行温度稳定后，记录稳定的温度值。12 oo（其运行轴瓦温度：上导、下导不超过70C，推力不超过55C，水导o不超过65C）同时绘制各轴承的温升曲线，记录各部轴承冷却水温o度，其值不超过25C。在额定转速下运行直至瓦温稳定。3．2．4记录各部水力量测系统表计和机组监测装置表计读数，如水压、流量等。记录顶盖排水泵运行情况和排水周期。3．2．5测量记录机组运行摆度和振动值（双幅值）。3．2．6测量发电机残压及相序，其波形应完好，相序应正确。3．2．7打磨发电机转子集电环及碳刷表面。3．3机组空载运行下调速系统的试验3．3．1调速器工作应正常。3．3．2检查调速器测频信号，波形正确，幅值符合要求。3．3．3进行手、自动切换试验，导叶接力器无明显摆动。3．3．4频率给定的调整范围应满足设计要求(50Hz)。3．3．5调速器空载扰动试验选择若干组有代表性的参数做扰动试验。a).外加扰动量±8%；b).选择转速最大超调量小，收敛最快，波动次数最少（且不超过2次）的一组作为空载下的最佳参数；3．3．6在调速器空载最佳参数下，测定自动方式下的3min转速最大摆动值，重复3次。最大摆动值不应大于0.075Hz。3．3．7记录油压装置油泵向压力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摆动值及摆动周期。13 3．4手动停机及停机后的检查3．4．1在机组稳定运行至各轴瓦温度稳定后，手动操作调速器进行手动停机。当转速降至25%额定转速时，手动投入制动，机组停止转动后，开启制动排气阀，投入制动器复归阀，并检查制动器是否复归，指示灯是否正确。3．4．2停机过程中进行下列各项的检测a).分析各轴承温度的变化；b).检查转速继电器的动作情况；c).录制停机转速和时间的关系曲线；d).检查各部油槽油面的变化情况。f).停机后投入接力器锁定和检修密封。3．4．3停机后进行下列各项的检查和调整：a).检查各部螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落；b).检查转子紧固螺栓及锁锭片是否松动，磁轭键、磁极键焊缝是否有裂纹现象；c).检查发电机上下挡风板、挡风圈和风扇是否松动；d).检查制动刹板的磨损情况和动作灵活性；e).整定开度限制机构及相应空载开度触点；f).调整上导、下导、水导油位信号器继电器的位置触点；g)检查转动部分的结构焊缝是否有开裂现象；h)检查机组内部油、水管路是否有漏油、漏水现象。3．5机组的过速试验及检查14 3．5．1机组过速试验前机组空载摆度和各部位振动值已满足规范要求；测速装置电气过速保护触点已通过变频装置，按设计规定的过速保护整定值进行整定(145%倍额定转速)。3．5．2将电气过速保护触点从水机保护回路中断开，仅作用于信号或采用临时方法监视其动作情况。3．5．3机组手动开机后，用手动方式使机组达到额定转速。机组运行正常后，加大导叶开度，使机组转速升至115%，观察测速器装置触点的动作情况。3．5．4如机组运行无异常，继续加大导叶开度，将转速升至设计规定的过速保护整定值，观测机械和电气过速保护的动作是否正确。机械过速时超过设计额定值仍不动，应紧急停机。3．5．5过速试验过程中，应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各轴承温度变化，监视各部是否有异常响声等。3．5．6恢复水机保护回路，模拟过速停机试验，检查过速事故停机回路动作的准确性和可靠性。3．5．7过速试验停机后应进行下列检查：a).全面检查发电机转子磁轭键、磁轭压紧螺栓，磁极键是否松动，焊缝是否开裂，阻尼环、磁极引线是否松动或移动，紧固螺栓、锁片是否松动等。b).检查发电机定子基础及上机架千斤顶是否松动；c).检查发电机上下挡风板、挡风圈和风扇是否有松动现象；d).检查机组各部螺栓、销钉是否松动或脱落。15 3．6无励磁自动开机和自动停机试验3．6．1无励磁自动开机和自动停机试验分别在机旁LCU和中控室计算计监控系统进行。3．6．2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，机组附属设备均投入自动状态；b).确定所有水力机械保护回路均已投入，具备自动开机条件；c).确认机组制动处于复位状态。d).确认机组制动器实际位置与自动回路信号相符。3．6．3自动开机并检查和记录下列各项：a).检查开机顺序是否正确，技术供水设备的投入是否正常；b).检查调速器的动作情况及导叶接力器动作情况；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；f).检查自动化元件是否正确动作；3．6．4自动停机，记录检查下列各项a).检查自动停机程序是否正确；b).记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速（25%额定转速）时所需时间；e).检查转速降到制动转速（25%额定转速）时，机械制动装置是否自16 动加闸，记录自制动器加闸至机组停止的时间，检查机组停机后制动器是否自动复归；d).检查测速装置的转速触点动作是否正确。3．6．5自动开机，模拟各种机械与电气事故停机，检查事故停机回路与流程的正确性和可靠性。3．6．6在机旁操作事故停机按钮，检查事故按钮事故停机的可靠性。3．7发电机升流试验3．7．1发电机升流试验应具备的条件：a).在发电机出口断路器的发电机侧，已设置可靠的三相短路线，发电机出口断路器在断开位置；b).用厂用电提供主励磁装置电源，灭磁开关在断开状态；c).投入机组水机保护。检查升流回路内所有CT二次接线不应开路。d).退出发电机和主变压器保护，仅作用于发信号。3．7．2手动开机至额定转速，调速器切至自动运行，机组运行正常。3．7．3手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流至约25%定子额定电流，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。3．7．4检查各继电保护电流回路的极性和相位的正确性，检查测量表计接线及指示（包括仪表及计算机系统）的正确性及其一致性。3．7．5投入发电机差动保护，手动逐级升流至发电机额定电流，在额定电流下，测量机组的振动与摆度并与空转时比较，检查碳刷与集电环的工作情况，不应有跳火、发热现象。17 3．7．6在发电机额定电流下跳开灭磁开关，检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时灭磁过程示波图。3．7．7录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流，记录发电机定子电流和转子电流。3．7．8测量定子绕组对地绝缘电阻、吸收比应满足下列要求：oa).绝缘电阻（换算到100C时）,R≥7.5MΩ；ob).吸收比（40C以下时）＞1.6，极化指数不小于2.0。3．7．9定子绕组对地绝缘，吸收比满足不了3.7.8项要求时，应进行干燥处理。干燥时定子绕组温度以酒精温度计测量时不应超过o70C。3．7．10升流试验合格后，模拟水机事故停机，并拆除短路线。3．8发电机升压试验3．8．1发电机升压试验应具备的条件：a).水力机械保护及发电机保护装置投入，辅助设备及信号回路电源投入；b).励磁装置具备升压条件；c).发电机振动、摆度监测装置投入；d).发电机出口断路器在断开位置；3．8．2自动开机至额定转速，运行正常后，测量发电机升流试验后的残压值，检查三相电压的对称性。3．8．3手动升压至约25%额定电压值，并检查下列各项：a).发电机共箱母线、电流互感器、电压互感器、高压柜等设备带电18 是否正常；b).机组运行中各部振动、摆度是否正常；c).测量电压回路二次侧电压及开口三角输出电压值。检查三相电压是否相等，相序、相位是否正确；检查励磁变压器电压是否平衡，相序是否正确。检查测量表计接线及指示（包括仪表及计算机系统）的正确性及其一致性。3．8．4升压至50%额定电压，跳开灭磁开关，检查灭弧情况，录制示波图。3．8．5继续升压至额定电压值，检查一次设备运行情况，测量二次电压值，测量机组振动、摆度，测量发电机轴电压。3．8．6在额定电压下跳开灭磁开关，检查灭磁情况，并录制示波图。3．8．7将发电机电压降零。然后逐渐升高电压，升至额定励磁电流或1.3倍额定电压为限，每隔10%额定电压，记录定子三相电压，转子电流和机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。3．8．8由最高电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子三相电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。3．9发电机带主变及110kVGIS高压配电装置短路升流试验3．9．1发电机带主变及110kV雷磷回出线GIS高压配电装置的短路升流试验3．9．1．1短路升流试验具备的条件：a).110kV雷磷回出线间隔引出线已拆除，并在110kV雷磷回出线间隔出线端设置可靠的三相短路点；19 ##b).3发电机出口断路器、3主变压器高压侧断路器和110kV雷磷回#出线断路器处于合闸位置；110kV雷磷回出线、110kV备用出线、1##主变压器高压侧和2主变压器高压侧的110kV母线隔离开关以及2#厂用变压器一次侧隔离开关处于分闸位置；3主变压器高压侧和110kV雷磷回出线的110kV母线隔离开关以及110kV雷磷回出线的#出线隔离开关处于合闸位置；3主变压器高压侧、110kV雷磷回出线#和110kV母线间隔的所有接地刀处于分闸位置，3主变中性点接地刀处于合闸位置。c).主变冷却系统运行正常；##d).投入3发电机继电保护，投入3机水力机械保护装置和主变冷却器及其控制信号回路。退出110kV雷磷回出线线路保护出口，投于#发信号。临时退出3主变保护；e）.对升流范围内的断路器均应采取相应的防跳闸措施。3．9．1．2开机至额定转速，机组运行正常后升流至约25%发电机额定电流，检查确认各电流回路的接线情况和表计指示（包括仪表及计算机系统）的正确性及其一致性。检查确认主变和线路保护的电流极#性和相位的正确性。投入3主变差动保护。3．9．1．3继续分别升流至50%、75%、100%发电机额定电流，观察主变与一次设备的工作情况和保护运行和信号情况。3．9．1．4升流结束后，模拟主变保护动作，检查跳闸回路是否正确。主变高低压侧断路器是否可靠动作。3．9．1．5拆除短路线。20 3．9．2发电机带主变及110kV雷磷回出线GIS高压配电装置的短路升流试验3．9．2．1短路升流试验具备的条件：a).至雷磷110kV变电站回出线间隔引出线已拆除，并在雷磷110kV变电站回出线间隔出线端设置可靠的三相短路点；##b).3发电机出口断路器、3主变压器高压侧断路器和110kV雷磷回#出线断路器处于合闸位置；110kV雷磷回出线、110kV备用出线、1##主变压器高压侧和2主变压器高压侧的110kV母线隔离开关以及2#厂用变压器一次侧隔离开关处于分闸位置；3主变压器高压侧和110kV雷磷回出线的110kV母线隔离开关以及110kV雷磷回出线的#出线隔离开关处于合闸位置；3主变压器高压侧、110kV雷磷回出线#和110kV母线间隔的所有接地刀处于分闸位置，3主变中性点接地刀处于合闸位置。c).主变冷却系统运行正常；##d).投入3发电机及主变保护，投入3机水力机械保护装置和主变冷却器及其控制信号回路。退出110kV雷磷回出线线路保护出口，投于发信号；e）.对升流范围内的断路器均应采取相应的防跳闸措施。3．9．2．2开机至额定转速，机组运行正常后升流至约25%发电机额定电流，检查确认各电流回路的接线情况和表计指示（包括仪表及计算机系统）的正确性及其一致性。检查确认110kV雷磷回出线的电流极性和相位的正确性。21 3．9．2．3继续分别升流至50%、75%、100%发电机额定电流，观察主变与一次设备的工作情况和保护运行和信号情况。3．9．2．4升流结束后，拆除短路线。3.10主变及高压配电装置单相接地试验3.10.1根据单相接地保护方式，在雷磷110kV回出线间隔出线端（出线套管处）或主变高压引出线处设置单相接地短路点。先退出主变单相接地保护的保护出口，投于发信号。其它条件同3．9．2．1节。3.10.2将主变中性点直接接地，手动励磁升单相接地电流至保护动作，检查保护回路动作是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。保护出口、信号是否正确。3.10.3试验完毕后，拆除单相接地线，投入单相接地保护。3．11发电机空载下励磁调节器的调整和试验恢复励磁的永久接线。发电机出口断路器在断开位置。3．11．1在发电机额定转速下，励磁处于手动位置，检查手动控制单元调节范围，应能满足合同要求。3．11．2进行晶闸管励磁调节器的自动起励试验。记录残压起励时间。3．11．3自动励磁调节器的调节范围应能满足合同要求，并能在调节范围内稳定、平滑地调整。3．11．4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，检查可控硅整流桥的均流系数应满足技术规范要求。22 3．11．5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、停机情况下的稳定性和超调量。在发电机空载且转速在95%～105%额定值范围内，突然投入励磁系统，使发电机端电压从零升至额定值时，应满足电压超调量＜10%UGr，振荡次数小于2次，调节时间小于5s的设计要求。3．11．6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，应满足超调量＜10%阶跃量，振荡次数＜2次，调节时间＜5S的设计要求。3．11．7带自动励磁调节器的发电机电压-频率特性试验，在发电机空载状态下，使发电机转速在90%～110%额定转速范围内改变，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，励磁系统应能保证发电机机端电压变化值不超过额定值±0.25%的设计要求。3．11．8晶闸管励磁调节器应进行低励磁、过励磁、电压互感器断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。3．11．9发电机正常停机的逆变灭磁试验，应符合设计要求。3．11．10直流起励试验，记录起励电流值。3．12发电机带主变及110kVGIS高压配电装置升压试验3．12．1投入发电机、主变、母线差动、线路等继电保护装置。##3．12．2断开1主变压器高压侧和2主变压器高压侧的110kV断路器，断开110kV出线的线路侧隔离开关和备用出线110kV母线隔离开#关，合上110kVGIS升压范围内其余的隔离开关，合上3发电机出口23 断路器和主变中性点接地开关，拉开升压范围内110kVGIS所有的接地刀。手动递升加压，分别在25%、50%、75%、100%发电机额定电压值的情况下检查一次设备的工作情况。检查确认各电压回路的接线情况和表计指示（包括仪表及计算机系统）的正确性及其一致性。3．12．3检查二次电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。#3．12．4检查3发电机出口断路器和主变压器高压侧断路器同期回路接线应正确。3.12.5检查主变、110kVGIS带电运行应正常。在额定电压下运行半小时。3．13110kVGIS设备母线受电试验3．13．1系统电源对110kV线路送电后，利用系统电源对110kVGIS##设备母线进行冲击。冲击前，确认110kV线路断路器和1~3主变压器高压侧断路器处于分闸位置；备用出线110kV母线隔离开关处于断开位置；其它隔离开关均处在合闸位置，所有接地刀均在打开位置。3．13．2投入110kV线路保护。3．13．3合任何一回110kV线路断路器，对GIS设备母线进行冲击，检查无异常后高压母线受电。3．13．4检查系统电压的相序应与110kV母线和机组出线相序相同。检查110kV线路断路器同期回路接线应正确。3．14电力系统对主变冲击合闸试验##3．14．1在高压母线受电后，确认1~3发电机出口和主变高压侧断24 路器处于分闸位置；厂用变高压进线断路器及隔离开关在分闸位置。3．14．2110kV线路保护已调试结束，投入110kV线路保护和主变继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号装置。3．14．3投入主变中性点接地开关。#3．14．4合主变（3主变）高压侧断路器，利用系统电源对主变冲击，冲击合闸共进行5次，每次冲击合闸后检查变压器的运行情况，无异常后再进行下一次操作，每次间隔10min。3．14．5检查主变差动保护及瓦斯保护不应误动作，检查避雷器放电计数器动作情况，录制主变冲击时的激磁涌流示波图。3．14．6利用系统电源带厂用电，测量厂用变低压侧二次电压相序，进行厂用电源切换试验。3．14．7主变冲击试验前后应对主变绝缘油作色谱分析。3．14．8检查系统电压的相序与机组出线相序应相同。4．机组并列及带负荷试验4．1以上试验全部做完后即可进行机组并网及带负荷试验机组带励磁自动开机，自动建压运行于额定空载运行工况。4．1．1进行同期核相检查，并校核同期点的同期回路应正确#4．1．2以3发电机出口和主变高压侧断路器及110kV出线断路器为并列点，分别以手动与自动准同期方式进行机组的模拟并列试验，检查同期装置的工作情况，同时录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。4．1．3模拟试验后，进行机组的手动与自动准同期正式并列试验，25 录制电压、频率和同期时间的示波图。4．2机组带负荷试验4．2．1机组初带负荷后，应检查机组及相关机电设备的运行情况应无异常。检查发电机、主变及110kVGIS相关保护的CT、PT二次相位。4．2．2进行并网情况下的调速器的扰动试验，确定在调速器并网情况下的最佳调节参数。4．2．3有功负荷逐级增加，应注意观察并记录机组各部运行情况和各仪表指示。观察和测量机组在各种负荷工况下的振动、摆度范围及其量值，观察转轮室补气装置的工作情况，必要时进行补充试验。4．2．4机组带负荷下励磁调节器试验：a).在发电机有功功率分别为0、50%和100%额定值下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值，调节应平稳，无跳动；b).测定并计算发电机端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计要求；c).测定并计算发电机调压静差率，其值应小于0.2%；d).分别进行调节器各种限制器及保护的试验和整定。4．2．5机组有功负荷与无功负荷的调整。先分别在调速器与励磁装置现场上进行，再通过计算机监控系统进行调节。4．2．6检查110kVGIS线路保护及测量CT二次电流的向量图。4．3机组甩负荷试验准备工作：1、调速器、励磁装置已选择最佳参数；26 2、所有继电保护及自动装置均投入；3、通信联络畅通；4、各部位运行监测人员到位；4．3．1机组甩负荷试验分四次，在额定负荷的25%、50%、75%、100%下进行，并按《水轮发电机组甩负荷试验记录表》记录相关数值。同时录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线，记录各部瓦温的变化情况。机组甩25%额定负荷时，记录导叶接力器不动时间。4．3．2在额定功率因素条件下，机组甩负荷时检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。机组甩额定有功负荷时，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。4．3．3机组甩负荷后调速器的动态品质应满足下列要求：a).甩25%额定负荷时，导叶接力器不动时间不超过0.2s。b).甩100%额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过2次；c).机组甩100%（视实际情况定）额定负荷后，从导叶接力器第一次向关闭方向移动起，到机组转速摆动值不超过±0.5%额定转速为止所经历的时间不大于40s；校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升值和机组转速上升率等应符合设计要求。4．3．4机组带额定负荷下进行低油压事故停机试验。5．机组72h试运行5．1完成4.1～4.3项试验内容并经验证合格后，机组已具备并网27 带负荷连续72h试运行的条件。5．2按正规运行值班制度全面记录运行所有参数，并对运行设备进行正常巡视。5．3在72h试运行中，如由于机组及相关机电设备的制造、安装质量引起运行中断，经检查处理后应重新开始72h连续试运行，中断前的运行时间不再累加计算。5．472h连续试运行后，应停机进行机电设备的全面检查。除对机组、辅助设备、电气设备进行检查外，可根据业主和监理工程师的要求，另对引水系统排空检查过流部分及水工建筑物运行情况。5．5消除并处理72h试运行中发现的缺陷。5．6机组通过72h试运行并经停机处理缺陷后，即移交运行单位。6．编制“机组启动试运行报告”（附测试记录）机组启动试运行的全部试验项目完成后，应及时编制提出“机组启动试运行报告”（附测试记录）。报告后附甩负荷试验记录表格式和电气主接线图。28 附录A水轮发电机组甩负荷试验记录表格式大上水接轴导导上下永态导力调蜗法轴轴机架定子转差机机导叶器速壳兰承承振动振动转水系数组记组叶关活器实处处处速压负录转开闭塞调际运运运上上荷时速度时往节压行行行水垂水垂升升返时率率指实间间力摆摆摆平直平直示际kWr/min﹪次间度度度数﹪﹪值值sMPasmm次﹪﹪甩前甩时甩后甩前甩时甩后甩前甩时甩后甩前甩时甩后29