16#机组试运行程序

三峡右岸电站机电设备安装与调试工程(SXJ/1666-1)16#机组启动试运行试验程序中国葛洲坝集团三峡机电安装工程项目部2008年6月 1总则4216#机组启动前的检査42.1环境要求42.2进水口设备检查52.3压力钢管、蜗壳及尾水管检查52.4机组尾水闸门设备检査52.5水轮机的检査52.6调速器系统检査62.7发电机的检查72.8励磁系统检查83机组充水试验113.1充水条件113.2尾水管充水113.3压力钢管及蜗壳充水123.4技术供水系统充水134机组启动和空载试运行134.1启动前的准备134.2机组首次启动，过速试验和停机检查144.3机组升流试验154.4发电机单相接地和升压试验164.5转子一点接地试验174.6机组过速试验及停机后检査184.7机组自动开、停机试验184.8重新进行发电机短路特性和空载特性试验194.9空载下调速器试验194.10主变单相接地及升流试验194.11高压厂变升流试验204.12主变及高压厂用变升压试验214.13发变组短路热稳定试验214.14励磁装置空载试验224.15机组空载下交流动力电源切换试验234.16计算机监控系统试验235主变厂变冲击试验246机组并网、负荷试验256.1机组同期并网准备256.28316开关的同期试验254.16.18016同期试验264.16.2带负荷甩负荷试验264.16.3负荷下的调速器试验26 4.16.1负荷下励磁试验274.16.2PSS试验274.16.3进相试验284.16.4单机AGC、AVC功能测试284.16.5低油压事故停机试验284.16.6负荷下热稳定试验294.16.7动水关进水口工作门试验291机组检修消缺292机组带负荷72H连续试运行29 1.21.31.41.522.12.1.12.1.22.1.32.1.42.1.52.1.62.1.72.1.82.1.92.1.1016#机组启动前的检查环境要求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、尾水水工建筑物和金结、机电设备进行全面的考验，检查水工建筑物的设计和建浇筑质量，验证金属结构、机屯设备的设计、制造、安装质量。通过对机电设备在设计工况运行状态下的调整和试验，使机组及配套设备达到设计和合同的要求。本程序用于三峡右岸电站16#机组的启动试运行。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，但涉及方案的重人修改需报启动验收委员会审查批准。投入试运行的永久设备安装均经监理厂方验收，并由有关方签字。本程序的主要编制依据为：7.GB/T8564-2003水轮发电机安装技术规范8.GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准9.TGPS-JZ01-07-2002三峡水轮发电机组安装规程10.设备制造厂家合同及技术文件11.长委设计文件机组段各层己清扫干净，运行部位与施工场地可靠隔离，并有相应的安全标志。运行部位吊物孔、临吋孔洞均已封堵。运行部位和通道的照明良好。试运行部位指挥通信、联络信号已安装并检验合格。运行设备的永久标识已经安装，并校对正确。试运行部位的水源、气源、电源供应正常，兀余配置的设备工作可靠。机组各部位的通风空调运行正常，消防报警设施已投用。投运设备已按设计图可靠接地。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。运行人员经培训上岗。各单位间的联系协调制度己建立。 2.2进水口设备检查2.2.1进水口拦污栅、检修门及工作门检查2.2.2进水口闸门、拦污栅及通气孔顶盖板齐全，通气孔畅通。2.2.3拦污栅安装就位。拦污栅并压测量传感器与测量仪表已安装调试合格。2.2.4检修门门槽、门休已清理干净。进水口检修门机抓梁经试验工作可靠，门机能正常启落检修门。检修门机在工作范帀内运行畅通。检修门已吊离16#机门槽。2.2.5快速工作门的门槽、门体己清理干净，经检查密封良好。流道底板无杂物，门体止水良好。进水口快速工作门液压泵站工作良好。液压启闭机已经完成启闭闸门操作和闸门开启后的保压检验。闸门高度指示器准确，在规定的下滑值时可将闸门重新提起，下滑达到规定值时可自动关闭。与16#机LCU通信正常。闸门启闭时间符合设计。2.2.6进水口启闭机室动力及照明电源符合设计要求，与厂房单控室、中控室通信畅通，通道便捷。2.3压力钢管、蜗壳及尾水管检查2.3.1压力钢管、蜗壳及尾水管内部已清理干净。2.3.2压力钢管、蜗壳、尾水管内的焊接点均已铲磨补漆。灌浆孔已封堵。2.3.3测压头、测压管路、阀门和表计已经过校验整定，信号已送至机组LCU,测压管路阀门、表接头无渗漏。2.3.4机组蜗壳、尾水管排水阀关闭严密，强迫补气管畅通。蜗壳、尾水锥管、肘管进人门关闭严密。2.3.5钢管伸缩节监测装置己装设。2.3.6蜗壳应力及变形监测已准备就绪。2.4机组尾水闸门设备检查2.4.1机组尾水闸门顶盖板齐全。2.4.2尾水门机抓梁电气回路绝缘良好，工作正常。尾水门机能在16#机段正常行走。2.4.3尾水门槽己清理干净，尾水门顶无杂物，充水阀起落自如，关闭严密。2.5水轮机的检查2.5.1水轮机已安装完成，记录完整，施工平台已拆除，上下止漏环间隙经检查无杂物。锥管2个进入门及尾水肘管进入门已封闭。 2.5.2顶盖排水畅通，顶盖排水泵已安装、调试完成，可以投入手/口动运行。平压管严密性检查合格。2.5.3水轮机室设备及油漆完整，水车室内、顶盖内部及走道清扫干净。照明正常，排风设备运行正常。2.5.4主轴工作密封、检修密封安装已完成。工作密封管道经冲洗干净后并连接，水压、流量经初步调整，检查漏水量止常。检修围带充、排气止常，不漏气。2.5.5导水机构安装完成，端立面间隙正常，导叶处于全关状态，锁锭投入。导叶最大开度，压紧行程符合设计要求。剪断销信号检验合格，导叶抗磨块间隙已检查。2.5.6水导轴承外循坏系统己安装完成并可手动、自动运行，冷却系统压力和流量经初步调整，各冷却器切换操作正常，滤网清洁。主备泵切换试验已完成。水导汕槽汕位止确，油化验合格。2.5.7大轴中心补气阀安装完毕，气路手动阀门全开，操作机构拆除，并将阀瓣锁住。电动阀门全开，消音器安装完成。2.5.8水轮机自动化元件及测量仪表安装、校验合格，管路清扫干净连接良好，,己与LCU作过联动试验，信号正确。2.5.9顶盖漏油箱内部清洁，油泵口动工作止常，油路无渗漏。2.6调速器系统检查2.9调速系统设备已安装完成，各部管道清洁，固定牢靠，压力试验符合要求。2.10油压装置的泵组安装完成；卸载阀、安全阀动作值符合要求。集油箱、压油罐油位正常。汕压和汕位继屯器、过滤器、加热及冷却装置、组合阀等均能正常工作，并均按要求整定。透平油质符合要求。手动、PLC操作止常，冋油箱冷却水流量调试合格。2.11各油压管路常闭阀门己关闭。向调速系统充油，逐步提高油压力，管路无渗漏，导叶全行程开关无卡阻。2.12油压装置补气装置手动、口动操作止常，并投入口动工作。2.13调速器的静特性和脉冲响应试验已完成，空载调节参数已初步整定。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。2.14导叶开度、接力器行程、开度显示三者关系曲线已经录制；导叶开、闭时间符合设计耍求。导叶三段关闭符合厂家耍求。监控、调速器柜、水轮机仪表盘的开度指示一致。 2.9调速器以手动、自动方式模拟开、停机操作（包插各种事故紧急停机），试验结果止确。2.10模拟机频、齿盘测速信号、接力器反馈、功率反馈等故障及电源消失，调速器能正确处理。检查伺服阀防卡、防震、断线等功能符合要求。2.11接力器自动锁锭装置己经调试，拔出、投入灵活，位置指示正确。2.12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止确反映。2.13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，并启动停机、关进水闸门流程。2.14调速器各种元器件固定牢靠，接线紧固。5.6.13水轮机漏油箱工作止常。2.12.5发电机的检査2.7.1发电机整体安装完毕，各种试验检查合格，记录完整。机坑内及机组内部（特别是转动部分）己清扫干净，定、转子空气间隙无杂物，上下盖板，挡风板上无杂物，与转子间隙符合设计耍求。风洞内地面墙壁全部刷漆合格。2.9.77.2集电环、碳刷架已安装完毕，碳刷已研磨与集电环接触良好，碳刷已拔出。排炭纷装置工作正常。2.9.7.3发电机的空气冷却器已安装、检验合格；压力表、温度计、流量计已安装调试；自动排气阀工作良好，阀门、管路无渗漏，压力、流量己初步整定。7.4机械制动系统已安装完毕，气源正常，手动、自动动作可靠。制动器落下、顶起工作止常，位置信号止确。制动闸粉尘吸收装置与制动器联动止确。顶转了压力油管道和停泵限位接点已用标准接头引至机坑外，能与移动油泵车连接，且做过顶转子试验。在撤除顶起位置锁锭及排除油压时，制动器能可靠落下。2.7.5机组消防设备已安装完成。消防水源已供至消防机械控制柜，机械控制植内除排漏阀外所有阀门均已关闭，机械控制柜已经加锁。消防管路无渗漏。感温感炯传感器、电磁阀等已安装、调试完毕。系统模拟试验手动、半自动和自动均能可靠动作。试运行期间消防机械控制柜置于手动位置，关闭消防装置总进水阀。7.6下导和推力轴承的安装调试己经完成，油、水管路均无渗漏。下导和推力轴承油槽的汕位正确，汕质符合耍求。轴承、汕槽温度指示正确。推导外循环泵自动工作正 常，油泵故障及冷却器故障切换止常。冷却水流量、温度和油流监视止常，保护和控制回路调试已经完成。2.7.7推导和上导油雾吸收装置安装完毕，工作止常。2.7.8发电机轴电流互感器安装牢固，二次接线正确，屏蔽良好。3.1.27.9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；冷却器投退正常，油管路无渗漏。4.12.1.47.10纯水系统已安装完成，管路、阀门无渗漏。二次冷却水的供水管路已连接，调试合格。控制、保护已整定，口动调温功能符合要求。纯水水质达到制造商标准，可投入自动工作。2.11.57.11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已联调。2.7.12机组的振动、摆度及间隙检测系统己安装完毕，调试、率定符合规定，机组LCU能监视各部振动和摆度。2.7.13推力轴承高压减载设备已安装、调试完成，手动/口动工作可靠，与开、停机过程联动试验止确。2.7.14上下挡风板与转子挡风圈间隙检查合格，盘车时无碰擦现象。2.7.15机组的供电、照明、加温防潮设施能正常投入使用。2.7.16发电机的自动化元件以及表计均已调试合格。其电缆、导线均已检查正确无误，接线紧固可靠，元件外壳已接地。机组监控与各了系统进行联动调试，结果止确。2.7.17电气设备及机组各部件按设计要求已可靠接地，检查无误。2.8励磁系统检查2.&1励磁变、整流柜、灭磁开关、励磁电缆等己安装完成，高压试验合格，接线正确。2.&2过电压保护整定和非线性屯阻试验符合合同规定的耍求。2.8.3磁场电流/电压的漂移试验和调整符合要求。2.8.4开关量/模拟量输入/输出正常。2.&5串口与监控系统的通信试验正常；运行控制方式和通道切换试验正常。2.&6励磁变的温湿度监视、励磁系统报警和跳闸逻辑试验正常，信号反映正确，与机组LCU联动试验符合要求。 以电阻为负载，加400V电源于制动变，制动变低压侧接整流柜，小电流试验正常。8.3以10kV厂用电源加于励磁变原边，转子作负载的大电流的试验正常，电流调节平稳、连续。8.4交流灭磁开关、直流灭磁开关切、合操作可靠，性能良好。2.8.10模拟电制动系统与机械制动联合制动，动作逻辑符合设计。电制动时能闭锁和关保护出口。2.&11起励变压器及其回路经检验符合耍求，起励回路动作止确。2.&12励磁系统静特性试验已完，调节器间切换，现地/远方切换，AVR/ECR间切换符合要求。2・&13励磁变室的冷风设备能投入使用，励磁功率柜排风管道形成风路。6.公用系统检查4.7.3.11机组直流电源供电可靠。2.9.2厂内透平油库及油处理设备满足16#机组供油和排油要求，供排油管道清洁度符合要求。4.7.2.3高、低压空气系统满足向16#机组调速器、机械制动栢、检修围带等供气要求，管道清洁、阀门无漏气。4.7.2.4低压工业用气满足向水轮机强迫补气及封闭母线微止压装置供气（干燥气）要求。2.9.5通往其它机组段的技术供水联络管路已可靠隔离。2.9.6清洁水源满足机组主轴密封供水要求。厂房检修排水满足16#机排水要求，手/自动运行正常。渗漏排水泵工作正常。机组段及上、下游副厂房各排水地沟、地漏、管道畅通。右岸10kV系统已向16#机组口用电设备供电，备口投切换动作止常。与16#机组相关的厂内照明、厂用电、通风、空调、消防、通信系统安装调试完成，满足运行要求。2.10机组辅机系统检查2.10.1机组技术供水系统已安装完毕。各管路均经循环冲洗合格，主、备减压阀及放空阀已调整，设备工作可靠。主、备减压阀电动阀切换止常。滤水器切换动作止确，排污按设定方式进行。主变冷却主备用减压阀、安全阀调整正确。2.10.2机组各部冷却水流量、温度和压力均按要求整定。4.7.3.23技术供水系统与机组监控系统进行了联动试验，现地和机组LCU能进行技术供水的操作和监视。 供水、供气和排水设备已按要求涂漆，管道已标明了流向，阀门、设备编号牌已挂。2.11机组一次设备检查发电机电压设备：发电机主引出线及中性点的CT、封闭母线、机端PT、励磁变压器、发电机制动开关调试完毕，封母微正压装置供气管道及设备已安装完毕，母线密封性能满足要求，充气压力整定为0.7KPao封闭母线对地绝缘符合要求并一点接地，其它设备接地良好。发电机出口及变压器低压侧软接头已连接。电制动断路器操作可靠，电气闭锁良好。电制动用的变压器及两侧开关调试合格，操作回路动作符合要求。制动系统已与机组LCU作联动试验。GCB安装调试完成，风机启动回路已整定。SF6气压正常，操作正确。2.11.4发电机中性点设备己经调试，变压器二次侧电阻整定按设计抽头引接。主变压器及中性点设备已调试合格。主变压器汕位正确，绝缘汕化验合格。冷却器装置工作止常。冷却水主、备减压阀切换止常，止反向供水切换可靠。变压器分接开关已按电力系统要求的位置整定，变压器测控已与机组LCU作联动试验，能正确反映变压器检测系统信息。主变事故油池已清理完毕，格栅及鹅卵石已铺好。主变局部放电试验合格，与GIS一次己连接。高压厂变C16B及电流互感器、避雷器、低压侧电缆已安装，试验合格。机组口用电系统已受电，和序止确，备口投工作止常，母线已止常供电。机组各层及上、下游副厂房，交通道及楼梯间照明疏散指示灯，事故照明均已正常投入工作。2.12机组二次设备的检查2.12」继电保护、自动装置和故障录波设备检查2.12.1.1机组一变压器继电保护（含励磁变）和机组故障录波的安装、调试整定已完毕。保护与机组LCU通信正常，并经联动试验。2.12.1.2下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，已验证其动作的正确性：1）进水口闸门自动操作冋路。2）机组自动操作与水力机械保护回路。3）调速系统及油压装置口动操作冋路。4）励磁系统操作回路。5）发电机断路器、主变压器高压断路器、各隔离开关、接地刀闸及电制动开关操作与安全闭锁回路。6）机组辅助设备操作冋路。 7）主变冷却系统操作回路。8）自用电操作回路及备用电源自动投入回路。9）厂高变的温度显示冋路。以上回路试验，包括手动、自动操作，及计算机监控系统对上述系统设备的状态、数据采集、控制、以及重要数据的变化趋势等的记录和传送。2.12.1.3电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查后，下列继电保护和自动化回路应进行模拟试验，验证动作的止确性：1）发电机和励磁变继电保护与故障录波回路。2）主变压器继电保护与故障录波回路。3）机组蠕动监视冋路的传动试验。轴电流监测装置试验。4）发屯机断路器和主变压器高压断路器的同期回路。5）发电机断路器和主变高压断路器失灵保护冋路；高压厂用变压器的保护冋路。4.13.2机组交直流电源已正常。4.13.3各二次回路绝缘试验合格2.13消防及火灾报警设施检查2.13.1机组火灾报警及消防设备已安装完成，灭火管路和喷嘴、火灾探测器已检验合格，灭火装置经模拟试验合格，可以投入使用。该装置置于手动位置。2.13.2主变压器的消防及报警设备已安装完成，对主变的水喷雾试验符合设计要求。电缆已敷设完工的盘柜孔洞、电缆洞、母线洞、电缆管口已可靠封堵。2.13.4运行设备区域的消防报警设备己投运，临时消防设备己准备到位。2.10.414暖通空调设备检查机组段励磁变压器室、单元控制室、水轮机室的空调、通风设备安装、调试完成。其它运行部位的通风、空调终端已安装。3机组充水试验3.1充水条件2.10.51.1机组进水口工作门及其启闭设备已通过检查验收，处于关闭状态，检修门已提走。2.己完成所有水力管路、盘柜以及水压监视仪表、传感器的检查。3.确认尾水肘管进人门、2个尾水锥管进人门、蜗壳进人门已关闭； 2.11.51.4确认机组蜗壳、尾水管排水阀处于关闭状态；确认机组调速器、导水机构处于关闭状态，接力器自动锁锭投入；4.12.1.41.6确认机组主轴检修密封处于投入状态。发电机制动器在投入状态，机组大轴小心补气管上手动阀处于全开位置并锁定，电动阀全开。3.1.21.7确认机组尾水门顶、门槽上无杂物。1.8确认电站机组检修排水系统、厂房渗漏排水系统满足排水要求。4.11.1.3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。梯调、电站和充水机组的内外部通信畅通。道路和安全通道畅通，并有明显的路向标志。2.1.10各部运行操作、监护、观测人员己到位，各运行区与现场指挥台通信畅通。2尾水管充水启动液压系统，开启调速器隔离阀，拔岀接力器锁锭，水轮机导叶打开3%〜5%开度。2.216#机组钢管排气孔格栅处设隔离区，人员离开。2.3用尾水门机及抓梁开启机组尾水门充水阀充水，并在尾水管进人门放水阀和顶盖测压表处监视尾水管水位，记录充水时间及尾水位。检查尾水位以下混凝土结构及各部位进人门、顶盖周边、主轴检修密封、平压管、导叶轴密封、测压管路等，各部位不应漏水漏气。检查16#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。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。2.7尾水平压II各部位正常后，依次提起3扇尾水门，锁在门槽顶部。2.12.5在静水下作导叶全开、全关及事故关闭试验，各部操作正常后，全关导水叶，投入接力器口动锁锭。3压力钢管及蜗壳充水机组已作全面检查，允许随时开机和故障情况下排除压力管道内的水。调速器处于手动关机位置，导叶全关，接力器自动锁锭装置投入。手动投入发电机机械制动。 5.4投入水轮机主轴工作密封，检修密封排气。2.9.5开启机进水口工作门平压阀向压力钢管充水，监视蜗壳水压变化。监视蜗壳排水阀是否漏水，监视钢管伸缩节变形情况。检查充水过程中压力钢管通气孔应通畅。6.9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、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的严密性及各压力表计的读数。6.9充水过程中、检查平压继电器动作值，进水门前后平压后提起工作门。对水轮机齐测压管路排气。现地进行工作门静水中的启闭试验，记录启闭时间，启闭时间应符合设计要求。6.9记录钢管充水时间、上、下游水位。6.9在现地、机旁和中控室开、关进水口工作门，动作应可靠。（按设计要求做试验）2.9.710止常后，提门，并监视闸门在一定时间内的卜•滑距离。7.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。3.3.12充水后观察钢管伸缩节变形情况。3.3.13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。3.3.14解除机组制动闸，检查机组有无蠕动现象，如有蠕动，投高压润滑油泵及风闸。3.4技术供水系统充水3.4.1机组技术供水系统管路先前连接临时供水总管，对供水系统各分支冲洗、试充水。技术供水系统压力试验合格，各支路初步调整合格后，拆除本机组段临时供水调试管路，恢复技术供水正常工作管路。3.4.2在进水口闸门提起后，打开取水阀，对蜗壳到减压阀的管路进行冲洗、排污；在当前水头下重新检查并调整减压阀及各部冷却水流量、压力，使其满足设计要求。3.4.3技术供水正反向切换，检查控制及信号的正确性。3.4.4检查清洁水供水时主轴密封漏水情况。3.4.5冲洗主轴密封备用水源管路，并恢复正常连接。3.4.6进行主轴密封清洁水主备冋路切换试验。4机组启动和空载试运行4.1启动前的准备4.1.1与水轮发电机运行有关部位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，齐部位运行监测人员已到位，振动摆度及水力参数的测量仪器安装完成，工作正常。4.1.2机组各部冷却、润滑水投入，水压、流量正常，润滑汕系统、操作汕系统工作正常,各轴承油槽油位止常。4.1.3上、下游水位，机组各部位原始温度等已记录.4.1.4水轮机主轴工作密封水投入，检修密封排气。4.1.5转子动平衡测量准备工作完成，并备好配重用平衡块。4.1.6汕压装置的隔离阀、手动阀已开启，调速器液压操作系统已接通压力汕；压汕装置处于口动运行状态。4.1.7调速器处于电气手动位置。4.1.8主变压器高压侧断路器8316、8016刀闸80161、80167、ZD167断开，801617地刀合上。ZD16处于断开状态。4.1.9励磁系统交流和直流灭磁开关断开。励磁变与封闭母线及PT断开,PT用临吋35KV 电缆与母线按相连接。4」」0发电机转子集电坏碳刷己磨好并拔除。水力机械保护、测温保护投用。机组摆度震动、气隙监测装置投入监测，不作用于停机，机组现地控制单元LCU16R处于监视状态。4」」2拆除所有试验用的短接线和接地线。4」」3外接频率表监视发电机转速。4」.14在机组相关部位安装测摆测振仪表己安装调试完毕。4」」5在水车室，风洞口安装临时紧急停机按钮。4.1.16退出机坑加热器。4」」7轴电压临时测量装置已安装完成。4.2机组首次启动，过速试验和停机检查4.2.1顶盖排水泵处于自动运行方式。4.2.2撤除水轮机主轴空气围带，工作密封投入。4.2.3开技术供水，暂时关闭发电机空冷器冷却总进水管上的手动阀，以利监听运行中有无异常声响。推力上导油雾吸收装置暂不投入。4.2.4手动启动水导外循环油泵，检查水导油箱油位应正常;然后切到H动运行方式。4.2.5手动开推导外循环汕泵，检查汕泵流量正常。4.2.6撤除发电机械制动闸，投入机组高压油顶起系统，油压应止常。监视机组是否有蠕4.2.7创O拔出导叶接力器锁锭，手动打开开机电磁阀并缓慢打开开度限制机构。在机组开始转动后，立即全关导叶，使机组滑行，监听机组运行中有无异常响声，如有异常，立即手动加机械制动闸停机。4.2.8确认各部位止常后重新开机，手动缓慢升速至10%Ne运行，lmin后按紧急停机按钮停机，手动加制动闸，4.2.9再次手动按50%、75%、100%额定转速逐级升速，每阶段停留1〜2min,如无异常继续升速，机组转速达到100%Ne时，投入上导、推导、油雾吸收装置，手动停高压汕顶起汕泵，并开启空冷器冷却水手动阀。4.2.10在机组升速过程中，应密切监视各部运转情况。各轴承温度不应有急剧升高或下降现象。在半小时内，严密监视推力瓦和导轴瓦的温度，每隔5min记录一次瓦温，以后可适当延长记录时间间隔，观察轴承油面的变化。待各部轴承温度稳定后，标好各部油槽的运行油位线，记录轴承稳定的瓦温、油温值。4.2.11机组启动过程屮，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、推力瓦温突然变化、推力油槽或其他油槽甩油等不正常现象，应立即停机。4.2.11监视水轮机主轴密封及各部位温度、水压。监视顶盖自流排水是否正常。4.2.12记录各部水力测量系统表计（蜗壳压并、机组流量等）读数。4.2.13测发电机一次侧残压及相序。核对机组4.2.14记录发电机转子与定子间隙。（机组开机前、额定转速运行、过速中及之后的运行中进行监测、记录）4.2.15记录额定转速下各部位摆度振动值，必耍吋作转动平衡配重。4.2.16在启动运行中，记录上、下游水位；水轮机主轴密封水运行压力及流量；机组空载开度；尾水及顶盖压力值;各部振动摆度值。4.2.17温升〈1°C/小时即可手动停机，并投高压油泵，转速降至15Nc%时，投机械制动及吸尘装置，机组全停后，停高压油泵、制动、吸尘装置。4.2.18绘制轴瓦的温升曲线。4.3机组升流试验机组升流准备工作：4.3.1.1测量定、转子绝缘电阻。4.3.1.2升流励磁用它励电源，从10kV厂用电备用开关栢接引3X150mm2高压电缆，高压开关柜CT变比为200/5A,整定好电流保护定值。4.3.1.3断开励磁变高压侧与主母线的连接线，10kV电缆经励磁变高压侧CT接入励磁变高压侧，相序符合要求，并准备好远方切投10kV电源开关的措施。齐相PT与励磁变临时断开,用35kv电缆与IPB同相连接。4.3.1.4投机组中性点接地变压器开关83167。投发电机电气制动开关ZD16,断开ZD167,断开直流和交流灭磁开关。断开电制动操作电源。4.3.1.5发变组保护岀口压板在断开位置,保护仅作用于信号。励磁变保护作用于跳灭磁开关。保护出口跳灭磁开关，临时整定复合过电流时限为0S。4.3.1.6投所有水机保护。4.3.1.7技术供水系统已投入运行，各子系统的水量压力符合设计。4.3.1.8将发电机集电环碳刷装上，装临时测轴电压炭刷。4.3.1.9短接升流范围内不用的CT二次侧，CT不得开路。4.3.1.10励磁变室及单机控制室空调设备投入运行。发电机升流试验 4.3.2.1手动开机至额定转速，机组各部运行正常后即开始。4.3.2.2励磁装置处于ECR控制方式，设定输出电流为最小值。4.323检查短路范围内的CT二次残余电流，CT不得有开路现象。4.324合交流、直流灭磁开关，分级缓慢升流，检查升流范围内各CT的二次三相电流平衡情况及相互的相位；检查发电机保护、励磁变压器保护，故障录波，以及测量和表计回路的电流幅值和相位应正确。4.3.2.5发电机升流到20%In左右，检查发电机完全和不完全差动及裂相差动保护差流，降下电流，跳直流灭磁开关，封发电机并动保护一侧CT二次侧，再升电流至每套发电机差动保护动作，记录差动保护动作值。4.3.2.6继续升流检查主变差动保护动作值，并检查其他电流保护（过流、过负荷、复合过流）。4.3.2.7拆除临时措施，恢复永久保护整定值，投用所有检查过的电流保护。录制发电机短路特性4.3.3.1保持机组转速，机组逐渐升流至l.llgn,然后按10%Ign逐级下降电流，读取定了三相电流，转子电流。绘制发电机短路特性曲线。（閭为22453A）受制动开关容量限制，发电机最大电流（l.Hgn）持续时间不超过5分钟。4.3.3.2在发电机额定电流时测励磁变差流，测裂相差动保护差流。4.3.3.3在0.4,0.6,0.8,l.OIgn电流下记录轴电流及轴电压指示，轴电流保护输出作用信号。433.4手动启动故障录波，录取50%、70%、100%In下定了三和电流波形及横差中不平衡电流值及波形，并分析横差屮的不平衡电流的谐波分量。433.5检查发电机制动开关的温度；检查发电机主引岀口及小性点有可能产生磁路闭合的地方有无过热情况；检查炭刷有无火花。4.336录制发屯机额定屯流下跳直流灭磁开关的灭磁特性。4.3.3.7试验完毕后降电流，跳交直流灭磁开关，跳开厂用10kV开关停机。433.8跳发电机制动开关ZD16o433.9各保护恢复原有定值，投发电机所有保护。4.4发电机单相接地和升压试验发电机定子单相接地试验4.4.1.1发电机空转稳定运行，在中性点刀闸83167处接地线。4.4.1.2退出发电机接地保护出口，投故障录波装置。4.4.1.3用他励升压，合交直流负荷开关，用ECR逐步升压直至保护动作，记录接地保护动 作值。试验后降电压跳灭磁开关，拆除中性点接地线。4.4.1.4合制动开关ZD16及ZD167,在励磁变高压IPB处发电机侧接单相接地线，再分制动开关ZD16及ZD167o投他励电源，合交、直流灭磁开关，用ECR控制缓慢升压至10%Un左右接地保护动作。4.4.1.5降励磁电流，跳灭磁开关及他励电源。4.4.1.6拆除临时接地线。4.4.1.7检查故障录波记录的保护动作值。投发电机单相接地保护，发电机升压试验4.4.2.1发电机零起升压机组空转;保持额定转速，励磁在ECR最小输出位置，合交、直流灭磁开关，逐渐升压至10%Uc,并检查下列齐项：1）测PT电压冋路二次侧电压应对称，测量开口三角输出电压值。2）继续升压，按25%,50%,75%,100%Ue分级升压。升压过程中监视一次设备运行情况，测量发电机轴电压、轴电流，记录定了铁芯各部温度、每阶段测量机组各部振动摆度值，Ue时测量横差保护的不平衡电流。3）发电机及引出母线、发电机制动开关、分支回路及PT等设备带电应正常。4）降低过电压保护定值，升压至保护动作，试验结束后，恢复保护定值，投入过压保护。5）升压至100%Ue,检查四组PT~次电压和序、三和电压值，并对PT和互间定相。测量开口三角输出电压值，检查各测量、监控、调速、保护的电压回路，6）录制发电机空载灭磁特性：记录发电机电压、转子电流及电压值；在发电机50%及100%额定电压下跳开灭磁开关，用示波器录制空载灭磁特性曲线。灭磁后测量发屯机的残压。发电机空载特性试验：4.4.3.1从零起逐渐升高发电机电压，读取各点转子电流和定子三相电压值及频率。在10%-80%Uc范帀内按10%Uc间隔读数并记录，在80%-115%Uc范围内按5%Uc间隔读数并记录，在＞120%Ue范围内至少读取2点。以不超过1.3Ue或转子额定电流为限，然后降压，读取各对应值，画出上升、下降空载特性曲线。检测额定三相电压的不平衡度。4.4.3.2测量0.5〜1.25Ue下的发电机轴电压及轴电流显示值。 443.3试验完毕，跳开发电机交直流灭磁开关及他励电源。4.5转子一点接地试验在转子回路经5KQ电阻接地，机组用他励逐步升压，检查转子接地保护动作情况。4.6机组过速试验及停机后检查2.68临时拔；l!LCU关进口闸门的出口继电器，但保留手动快速关门回路。2.69做画面监视N>100%Ne的各过速接点动作的转速，闭锁电气过速148%Ne、150%Nc停机回路。2.70机组轴瓦温度己稳定，摆度、振动值符合规程要求。2.71各部监测人员到位，高压减载装置随时可手动投入。2.72调速器切“手动”，打开导叶开度限制，逐步升速至115%额定转速Z后，手动关导叶至空载开度，检查机组过速前后振动摆度应无明显变化。2.73如机组运行无异常，将转速升至158%额定转速，记录此时空转气隙，监视电气及机械过速保护装置的接点动作值。如升速至158%Nc机械过速未动作关机，立即按急停按钮停机。2.74待转速降到100%Ne,手动投高压减载装置，转速降至15%Ne手动投机械制动及吸粉尘装置，将制动装置置手动投入位置。2.75记录过速前、后及最高转速时机组各部的摆度振动值及瓦温。2.76停机后，投入接力器锁定和主轴检修密封，撤工作密封，停高压油减载装置，关隔离阀，停汕雾吸收装置及制动吸尘器，停水导外循环泵及推导循环汕泵，停技术供水。做好安全措施，关进口工作门。全面检查发电机转动部分，各部位螺栓、销钉、锁片有无松动，焊缝是否开裂，转子磁觇键、磁极键及磁极引线、阻尼环、磁辘压紧螺杆等无松动或位移，上下挡风圈是否松动。检查发电机定子基础及发电机上下机架基础螺栓的状态。打紧磁极键，清洗检查水导外循坏油过滤器。整定导叶开度限制设定及相应空载开度触点，检查自动化元件运行情况，必耍吋调整各汕槽汕位继电器的位置触点。检查定、转了鬪度和空气间隙，检查镜板水平。4.6.10全面检查水轮机部件，检查导叶操作机构，顶盖固定螺栓有无松动，水导水封部件完好。4.7机组自动开、停机试验4.14.2自动开机前的确认所有水力机械保护回路均已投入，振动摆度监测装置均处于监视状态，除励磁系统外机组各附属设备均处于口动状态。4.14.3分步开机：4.7.2.1电制动开关切除。 4.7.2.2附属设备控制开关置于运方/自动。LCU16R控制方式为：现地控制，单机，分步开机。4.7.2.4在LCU16R±按自动开机流程，按步操作检查各子系统和执行机构动作情况及信号反馈，确认止常后进行下一步操作。4.7.2.5调速器发开机令，检查高压减载油泵应启动，油压正常后手动开机到100%Ne运行。4.7.2.6机组转速稳定后，进行调速器手/自动切换，观察转速稳定性。4.7.2.7初选调速器自动控制方式下空载运行参数，保证调速器在自动方式下能稳定运行。4.14.2分步自动停机试验：LCU发口动停机令，导叶开始关闭，高压油顶起。检杳机械制动、调速系统锁定能否按设定转速和步骤投入。4.73.2检查测速装置转速触点整定值是否正确。检查调速器及其H动化元件动作是否正确。4.7.3.3模拟机械事故、电气事故进行事故停机试验。（穿插在以后试验项目中进行）4.8重新进行发电机短路特性和空载特性试验过速后重新进行发电机短路特性和空载特性试验，同前次试验结果比较。4.9空载下调速器试验5.调速器分别在口动手动控制下运行，观察机组转速稳定性。6.调速器在口动控制下，进行扰动试验（二套）应满足下列要求：7.扰动量按±2%、±4%、±8%额定转速逐级进行。8.转速最大超调量不应超过扰动量的30%o9.超调次数不超过2次。10.从扰动后调节时间应符合规定。11.机组在最优参数下运行，机组转速相对摆动3min内不超过额定转速的±0.15%。12.进行调速器手动和自动切换试验及自动1/自动2切换试验，转速不应明显摆动。13.测量空载下调节器参数。4.9.10频率给定的调整范围应符合设计耍求。4.9.11进行调速器大小故障模拟试验。4.9.12调速器自动运行时，记录油压装置油泵向油槽送油的时间及工作周期，记录导叶接力器摆动值。4.9.13油压装置PLC对油泵控制切换试验。4.9.14机组自动停机。 4.10主变单相接地及升流试验2.13.3试验准备4.10.1.1投入发电机已检验保护，并按调度所给定值整定保护装置。发电机电气保护，主变非电量保护均跳灭磁开关。水机保护投停机，退主变电气保护出口。4.10.1.2检查主变油位止常，主变冷却器投口动运行。主变抽头置550KV挡。2..8016、80161合闸,断开8316、83161及831617地刀，合83167、167地刀，用831627地刀为接地点。分制动开关ZD16及ZD167,短接升流范围所有不用的CT,退短线差动出口，退出8316开关失灵保护，断开送调速器、励磁的8316并网信号接点。4.10.1.4解除8316非全相保护,只合8316B相断路器。4.10.1.5合闸后断开8316操作电源。4.10.2主变高压侧单相接地试验4.10.2.1机组自动开机。4.10.2.2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。4.10.2.3降低零序电流保护整定值，继续升流，直至保护动作，读取并流后，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。4.10.2.4试验完毕,投8316操作电源，分B相开关，恢复8316非全相保护。4.10.3机组带主变压器升流试验4.10.3.1合831617地刀、8316断路器,合闸后断8316、831617控制电源。4.10.3.2升流至10%发电机额定电流，检查升流范围内各CT-次冋路无开路。4.10.3.3无异常后升至30%发电机额定电流，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。4.10.3.4检查发电机负序过流保护。4.10.3.5降下电流至零，跳灭磁开关。4.11高压厂变升流试验4.11」」退出G9C16开关小车，换用短路小车，做厂用变10kV侧短路点，连接高压厂变与封闭母线。仍用它励电源做升流的激磁电源。4.11.1.2厂用C16B的保护退出。2.80161、8016、167合闸,80167、801617、8316、831627断开。 4.11.1.4机组在额定转速下空转，ECR给定在零位，检查在发电机残压下，高压厂变两侧CT回路无开路。4.11」.5合灭磁开关，缓慢升电流（厂变高压侧额定电流为433A）,在不超过厂变额定电流下,测量厂变各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。4.11.1.6降电流至最低，跳灭磁开关，短接差动保护一侧CT,合灭磁开关，升流检查保护定值。正确后降电流至零，拆除短接线。4.11.1.7降低过负荷、过电流保护定值，再升流检查其动作逻辑。试验后恢复保护定值。4.11.1.8发电机断路器、灭磁开关分闸后，退出短接小车，将G9C16小车推入置工作位置（开关断开），投厂用变保护。4.12主变及高压厂用变升压试验4.12.1升压前准备工作4.12.1.1发变组保护按调度要求整定完成。发电机、主变、厂变经校验的保护全部投入，作用于跳灭磁开关和发电机断路器、8316开关。短线差动不接入，8316失灵保护不投。4.12」.2主变冷却装置投入自动,主变抽头置550KV挡。。4.12.1.3升压仍用它励电源。8016>80161合闸，断开8316、83161及831617地刀，合83167、167地刀,用831627地刀为接地点。分制动开关ZD16及ZD167,断开送调速器、励磁的8316并网信号接点。4.12.2机组带主变零起升压（升压范围至53116下触头）4.12.2.1灭磁开关合闸，机组自动开机至额定转速。4.1222投它励屯源，励磁控制用ECR方式，零起升压至25%的发屯机额定屯压，检查主变工作情况，检查主变低压侧PT5YH和高压侧扩大单元PT5JYH的幅值，开口三角输出电压，检查C16B>10KV电缆、G9C16进线开关柜正常，测量G9C16进线PT电压正常。4.12.2.3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、厂变状态应正常（含温度和噪声等），测量G9C16进线PT电压。Ue时测20KV避雷器漏电流。4.12.2.4在额定电压下核对发电机断路器、8016、8316同期点的比较电压满足同期条件。4.12.2.5升压完毕，模拟主变过激磁保护跳低压侧、高压侧开关。4.13发变组短路热稳定试验 4.13」退主变差动，失磁保护，其他发电机保护出口均作用于跳灭磁开关。退出8316失灵保护。仍用10KV电源送励磁变。83167,80161,167,831627,831617,8016,8316合闸,80167、801617、ZD16跳开，用831617和831627作短路点，断8316,831617,831627操作电源，发电机带24.3KA持续运行。4.13.3每小时巡视记录从发电机中性点到GIS短路点间母线外壳、屏蔽板及支撑件，定子线圈、汇流排及空气冷却器进出风温，主变线圈，油温，低压侧外壳温度。至定子线圈温升小于1°C/h为止，降发电机电流为0,跳灭磁开关，口动停机。4.13.4试验结束后，恢复操作电源，模拟主变事故跳低压侧断路器，再分831617,831627,恢复8316与地刀831617、831627闭锁回路。4.14励磁装置空载试验4.14.1准备工作4.14.1.1拆除励磁变10KV临时电缆，拆除机组PT临时连线，恢复励磁变及PT永久接线。4.14.1.2自动开机空转稳定运行。ECR试验4.14.2.1励磁设定为ECR位置。4.14.2.2合交、直流灭磁开关。4.14.2.3手动启励试验：电压稳定在给定值。4.14.2.4在50%、100%Ue下手动逆变灭磁，录制逆变波形。4.14.2.5检查电压调节范围应在20%〜110%Uc范围内，升降压过程应平稳。4.14.3自动调节器AVR试验4.14.3.1发屯机额定转速下，启动电压能稳定在整定值，整定100%Ue,起励电压从零升到额定值，电压超调量不大于10%Ue,超调次数不超过3次调节时间，符合设计。4.14.3.2自动励磁调节器应能在发电机电压应在70%—110%Ue范围内平滑调节，升压、降压过程平稳。4.14.3.3在50%、100%Ue下自动逆变灭磁，录制逆变曲线。4.14.3.4在发电机空载状态下，在不同的AVR模式下，人工加入±3%、±5%、±10%阶跃量干扰试验并录波，检杳口动电压调节器的调节情况，超调量、超调次数、调节时间满足规程要求。 4.14.3.5调节器切换试验ECRlm^ECR2,AVR1AVR2,ECR1AVR1,ECR2AVR2,电压应平稳。故障模拟切换试验应正常。4.14.4空载励磁电流限制试验改变励磁电流限制值，逐渐增加励磁电流，检验限制器延时动作情况并录波。U/F电压频率特性及限制器试验4.14.5.1频率从50Hz降到45Hz,检测U/F限制器控制情况。4.14.5.2发电机转速在100%（50Hz）——90%（45Hz）额定范围内变化，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压■频率特性曲线。频率每变化1%额定值，自动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土0.25%。4.14.5.3进行LCU16R和屮控室对励磁系统的电压调节试验4.15机组空载下交流动力电源切换试验4.16计算机监控系统试验3.1机组LCU试验4.16.1.1调试前的准备4.16.1.2监控系统调试前所有被控制设备运行情况止常，I/O模拟量和数字量反映正确，设备的功能满足监控系统控制流程的要求。4.16.1.3现地控制单元LCU检查：1）自动开机、自动启励、同期、增减负荷。2）能远方调节转速、电压、有功功率和无功功率。3）自动停机和事故停机。4）能正确记录信号、保护、开关及附属设备状态改变的事件记录；对事故和故障的处理程序以及计算机监控设备对事故和故障的响应等进行检查，并对计算机监控系统收到信号与实际出现的信号的对应性进行检查。这些子系统是：•对水轮机的监视、控制和信号采集（含压力、流量、温度、液位振动摆度等信号）。•对调速器的监视、控制和信号采集。•对水轮发电机技术供水清洁水装置的监视、控制和信号采集。•对水轮机顶盖排水系统、水导轴承外循环系统、水轮机轴密封系统的监视、控制和信号采集。•对发电机的监视、控制和信号采集（含压力、流量、温度、液位振动摆度等信号）。 •对发电机高压油顶起装置的监视、控制和信号采集。•对发电机推力和下导轴承水冷却装置的监视、控制和信号采集。•对发电机消防系统的监视、控制和信号采集。•对发电机机械制动装置的监视、控制和信号采集。•对发电机电气制动装置的监视、控制和信号采集。•对滑环炭粉吸收装置的监视控制信号采集。•发变组高（低））压断路器的同期回路。•对主变压器的控制和保护信号采集。•对发电机高（低）压侧断路器、制动开关、隔离开关、接地刀的监视、控制和信号采集。•对AGC、AVC的控制试验•对强迫补气系统的监视控制与信号采集。4.16」.4LCU16R试验1）机组在“空转”状态卞，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。4）LCU16R通信试验5）断开LCU16R与冗余控制网联系，观察LCU16RI作情况6）恢复LCU16R与冗余控制网联系，通信应恢复正常。7）将LCU16R与MB+网络断开，观察LCU16RI作情况。8）恢复MB+网络，网络应恢复正常。4.16.1.5梯调监控系统对LCU16R试验：梯调对16#机启、停操作，电压，有、无功调节及运行状态监视等。4.16.2消防报警系统试验检查电站的分区消防报警系统与电站机组计算机监控系统的数据通信与监控，进行梯调计算机监控系统对LCU16R控制试验，梯调对16#机开机操作、电压及功率调 节及运行情况监视。5主变厂变冲击试验1.1主变冲击前发变组保护与GIS联动试验。6.31.28316失灵联动8016、8315、5311、5312、G9C16。5.1.35311、5312失灵联动8316、8315。5.1.4短线保护置信号位置不出口。2.11.11.5短线保护跳5311、5312、8316、8315。4.4.11.653116、83161的现地和远方操作。2检查主变在550KV档，冷却器投自动。831627、831617、83161、8316、531167、5311617、83151分闸,831517、167合闸。801617、80161、8016分闸，主变低压避雷器、电压互感器，高压厂变接入，G9C16开关在断开位置。作好测量工作准备。机组停运。5.2.2主变、高压厂变各保护投入，检查发变组录波装置工作正常。在主变高压侧CT上外接录波仪记录冲击电流及冲击过电压值。5.2.3冲击试验前己取主变油样做色谱分析。5.2.4向系统申请用系统电源经8316对16B进行5次冲击试验，观测主变、厂变的人员到位，并保持安全距离，保持通信畅通。2.5按“合位lOmin-*分位Smin-*合位5minf分位5min-*合位5minf分位5min-*合位5minf分位5min-^合位”的顺序，用8316合闸对16B进彳亍5次冲击，测量冲击噪音,用录波仪记录冲击电流。测量合闸过电压值，记录主变高低压侧避雷器动作情况。5.2.6测量主变低压侧PT相序及开口三角电压值，相序应与发电机向主变升压时一致。5.2.7主变冲击试验后，取油样做色谱分析。5.2.8在主变、厂变带电的情况下，倒出16B供电的一条10KV母线，合G9C16断路器，核对10KV母线三相电压及相序，并与另一段母线PT二次电压定相。2.9取主变油做色谱分析。6机组并网、负荷试验 6.1机组同期并网准备1.116#主变冲击试验通过，主变、厂变的低压侧电压互感器带电工作正常。1.2拆除临时接入调速器的紧急停机按钮。8316开关的同期试验7☀풯z⺃挀퀖U଀8316、83161断开位。7☀풯z⺃挀퀖U଀模拟83161在合位，分别进行8316的自动、手动假同期试验。7☀풯z⺃挀퀖U଀分8316,解除83161的模拟信号，合83161,检查其返冋信号正确，同期表指示正常,分别进行8316的自动、手动准同期试验，并对准同期过程录波。7☀풯z⺃挀퀖U଀巾请机组带50MW有功负荷，检杳监控、励磁、调速器、线路等有功显示为止，H数值一致。检查机组、厂变、励磁变、线路的电度表计应正转。7☀풯z⺃挀퀖U଀申请增负荷至150MW,检查短线差动保护差电流正常后投用。7☀풯z⺃挀퀖U଀带150〜200MW负荷进行逆功率和失磁保护校验。7☀풯z⺃挀퀖U଀小负荷下测量所有保护CT二次相位。7☀풯z⺃挀퀖U଀降负荷至零，使机组通过8016与系统并列。5.38016同期试验6.3.18016、80161、801617、80167、ZD16、ZD167在断开位,主变带电。6.3.2恢复接至调速器和励磁的断路器辅助接点。6.3.3模拟80161在合位，投入自动同期装置，进行8016假同期，监视装置工作情况，检查同期装置对转速，电压的调节功能。并对合闸过程录波，判断合闸导前吋间合适与否。6.3.4投入手动同期装置，进行假同期，在满足同期的点手动合闸。6.3.5分8016开关。6.3.6解除模拟的80161合闸位置信号，实际合80161,检查返冋信号正确。同期及电压表显示正常。6.3.7投入口动准同期装置，监视同期装置工作情况，并对合闸过程录波。6.3.8分8016,投入手动准同期装置，监视同期装置工作情况，正常后合闸并录波。6.4带负荷甩负荷试验机组带25%(P=175MW,Q=85Mvar)>50%(P=350MW,Q=170MVar)>75%(P=525MW,Q=255MVar)>100%(P=700MW,Q=340MVar)Pe(或最大负荷),跳8016断路器，测 机组电负荷前、后及最高转速时振动摆度，机组转速上升值和蜗壳压力上升值。在额定负荷下模拟电气事故紧急停机灭磁，录停机过程曲线，测转速及蜗壳压力上升率及灭磁特性。记录不同负荷下机组的轴电流、轴电压值。6.5负荷下的调速器试验6.5.1在〈50%Pe负荷下检查调速器功率反馈的运行稳定性。6.5.2负荷下的调节参数的选择及功率调节速度的选择。6.5.3远方、现地有功调节响应的检查。6.5.4负荷下调速器切换试验：二套比例阀间切换，手动/自动切换。6.5.5负荷下模拟故障试验：功率反馈、给定、水头、接力器位置反馈、操作电源消失等信号故障。6.5.6在0〜最大负荷范围内逐级测量机组摆度，振动，顶盖压力，尾水压力脉动，蜗壳及锥管进人门处噪声，观察机组振动区及自然补气情况，记录不同负荷下轴电流指示，并测量轴电压。6.5.7右岸中控室，梯调中心远方开停机、增减负荷试验。（结合开停机进行）6.5.8做负荷下自用屯源切换试验，观察机组所有附属设备运行是否正常。6.6负荷下励磁试验6.6.1在〈50%Pe负荷下分别进行手动/自动方式的切换，两个自动调节通道的切换检查，无功功率无明显波动。6.6.2现地/远方无功功率调节控制检查。6.6.3欠励限制试验6.6.3.1机组欠励运行观察低励限制器动作情况，检查整定值。6.6.4定子电流限制检查6.6.4.1改变定子电流限制值，检查其动作情况。6.6.4.2所带负荷应保证无功分量不小于10%以避开高功率因数区，观察限制器动作情况。6.6.4.3各项试验后即恢复原设定值。6.6.5励磁电流限制试验6.6.5.1励磁电流限制分慢延时和快速两挡。6.6.5.2改变励磁电流限制设定值进行。6.6.5.3当所带负荷下的励磁电流大于设定值时，限制器延时动作。 6.6.5.4当所带负荷下的励磁电流接近快速动作设定值时进行3%Ugm的阶跃，则快速限制器动作，使励磁电流迅速限制在允许范围内。6.6.5.5试验后即恢复原设定值。6.6.1Q闭坏投入试验6.6.6.1投入Q闭环，观察励磁运行情况，无功功率是否稳定。6.6.6.2Q闭环控制下远方调节无功的响应情况。6.6.6.3投切Q闭环控制的稳定性。6.6.2调差极性校核应为负调差。6.6.3模拟故障试验6.6.&1模拟自用电源掉屯。6.6.8.2模拟功率柜故障。6.6.4在额定功率、额定功率因数下运行，记录每个整流桥的分支电流，计算均流系数。2.1PSS试验无PSS补偿下，负荷变动对励磁系统的影响测试。有PSS补偿下，负荷变动对励磁系统的影响测试。无功反调试验。具体试验措施见电科院“PSS及励磁系统参数测试试验方案”6.8进相试验6.8.1分别在700MW/-90MVar>700MW/-180Mvar.600MW/-200Mvar>500MW/-220Mvar负荷下进行进相试验，每个阶段停留15min,记录机组电压、有功、无功、相关温度和振动等，并注意500KV母线电压，10KV、机组自用电电压，详细措施见《三峡电厂发电机进相运行试验方案》。6.9单机AGC、AVC功能测试9.1机组并网后，检查是否具备加入AGC和AVC的条件，且机组不在检修模式。4.4.19.2把AGC切换至“开坏”、“有功给定”模式，其他机组退岀AGC,仅投入调节机组。检查AGC给机组调试机组分配的有功给定值是否合理，如果合理，则把AGC切至“半开环”模式，检查机组有功工作设定值(PC3_WKP_AT05)是否与AGC分配值一致。2.11.19.3把AGC总有功设定值增加20MW使AGC重新分配计算，检查调试机组有功工作设定值(PC3JVKP_A105)是否与AGC分配一致。5.9.4AGC故障切换试验：将调试机组切“现地”，调试机组有功闭环应退出，调试机组自 动退1AGC联控，全厂AGC退出。6.39.5AGC试验完毕，恢复AGC原运行方式。9.6把AVC切换至“开环”，“无功给定”模式，其他机组退出AVC,仅投入调试机组。检查AVC给调试机组分配的无功设定值是否合理，如果合理，则把AVC切至“闭环”模式，检查机组无功给定值(PC3_WKQ_AI06)是否与AVC分配值一致。6.9.7把AVC总有功设定增加lOMVar使AVC垂新分配计算，检查调试机组无功工作设定值(PC3_WKQ_AI06)是否与AVC分配值一致。6.9.8AVC故障切换试验:将调试机组励磁调节器切“现地”，调试机组无功闭环应退出，调试机组自动退出AVC联控，全厂AVC退出。6.9.9AC试验完毕，恢复AVC原运行方式。6.10低油压事故停机试验6.10.1机组带最大可能出力。6.10.2派专人在单机控制室机组紧急停机按钮旁，如低油压事故接点(5.04MPa)不出口，立即按紧急停机按钮，可落进水口工作门作为安全后备措施。6.10.3关闭压油罐自动补气回路，手动停压油泵，开压油槽排油阀门，人为降低调速器压力油罐的油压直到低油压至5.0Mpa,事故低油压接点动作，机组紧急停机，立即关闭手动排油阀，如果调速器压力油罐压力过低出口接点至4.9Mpa耒动作，立即按紧急停机按钮，事故停机跳出口断路器。6.10.4在停机过程检查停机流程的止确性，导叶全关后，记录导叶关前、全关后压油罐压力变化及压油罐油位变化值，并立即启动压油泵，开启补气回路。6.11负荷下热稳定试验6.11.1机组在当前最大负荷下运行，每小时记录一次机组、主变、封闭母线等各部温度，发屯机线圈温度基木稳定后，关闭2个空冷器冷却水，直到发电机绕组温升＜l・0°C/h,确认达到当前条件时的热稳定状态。6.12动水关进水口工作门试验6.12」机组带可能的最大负荷。6.12.2手动操作关闭进水口工作门。6.12.3当负荷接近100MW吋，手动跳8016断路器，并按紧急停机按扭。6.12.4记录进水口工作门关闭过程时间，监视解列灭磁停机全过程。 7机组检修消缺机组在完成上述全部试验后，停机检修消缺。对机组辅助设备、屯气设备进行全面检查。对运行出现的问题进行处理，将试验中的临时措施拆除。（包括轴电压测量碳刷）8机组带负荷72h连续试运行8.1完成检修消缺后,机组具备并入电力系统带额定负荷72h连续运行条件。8.2梯调远方开机，机组进入72小吋试运行。72小时试运行期间，定时记录机组运行相关数据。4.3.172小时结束后，梯调远方关机，停机消缺，排空流道检查。2008年6月 園需魁郛?1W^#9TGifTLJgaoisizgiqzeiazTkJ9HAkHACH人2HAl门9旺81|匕一zegi88i|K-GIC8Zl£I£8I卜、一Z19IC81|*一1E8HAPSKl£8zZI911ESl||--911CG/9iiegiif-HIES121ES〒说【口IC1EGSieg〒孙4zmeezancgZIEIES£5Sl£9fe-A