6#机组启动试运行方案修改

黄河拉西瓦水电站6#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2008年11月13日 目录1总则22主要编制依据：23组织机构23.1组织机构框图23.2组织机构及成员33.3职责及工作程序64试运行场地布置856#机组启动试运行前的联合检查96机组充水试验227机组启动和空载试验258机组过速试验299发电机升流试验3110发电机单相接地及升压试验3311厂高变升流试验3412主变单相接地、主变与GIS、G1L升流试验3513主变、GIS及GIL升压试验3914GIS开关站PT切换试验4215励磁装置空载试验4416计算机监控系统试验4517系统倒送电试验（最终实施方案按系统要求进行）4918主变冲击试验5119机纽并网、负荷试验5220机组检修消缺5821厂用电切换582272h连续试运行5823交接与投入商业运行59 1总则1.1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耍环节，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。1.2本程序用于拉西瓦电站6#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。1.3试运行指挥部在启动试运行过程中口J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：♦《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》(DL489-I992)♦《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》(DL/T496—2001)♦《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》(GB/T9652.2—1997)♦《水轮发电机组启动试验规程》DL/T507—2002♦《黄河拉西瓦水电站机电安装工程合同文件》♦《首台机组发电工程形象及机电设备安装要求》♦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: 3.2组织机构及成员3.2.1试运行领导小组组长：谢小平 成员：杨存龙、（网公司、省公司各一名）、胡一栋、姚栓喜、宋永杰、刘金明、洪鏑、孙玉军、庞秀岚、（启动试运行委员单位各一名）3.2.1.1技术组：组长：冶海廷成员：王好学、吴绍忠、阮全荣、宋建青、贾激扬、沈有国3.2.1.2验收交接组：组长：沈有国成员：宋建青、贾激扬、张文钢、罗斌、张东胜、王亦平、贺饪钏、张忠义、何文、赵奇、肖敏、徐斌、李文林、丁宏滨、兰波（三局、四局、十一局、葛洲坝、北京院、东北院各一人）3.2.1.3启动试运行指挥部总指挥：王好学副总指挥：吴绍忠、宋建青、张秉成成员：刘超民、董松久、刘启栋、杨云峰、白银川、罗斌、胡波、邓华、奚瑜、乔海山、李文林、（三局、四局、十一局、葛洲坝、北京院、东北院、哈电、VSS、东电、南瑞等各一人）1）现场协调组组长：冶海廷成员：沈冇国、贾激扬、王好学、吴绍忠、宋建青、阮全荣、张忠义、（三局、四局、十一局、葛洲坝、北京院、东北院各一人）2）试验组组长：胡波副组长：段少军、邓华、唐以强、李文林、晁林奎监控组：李明霞、邓华、罗岗、李儒泉、何磊、梅立励磁组：唐以强、夏世超、李万霞、赵羽保护组：段少军、陈宜彩、李晶晶、黄忠坤、刘言冬调速组：吴凤文、郭晓屁、马培丽 高压组：唐以强、胡文生、沈伟、丁原亮辅机组：李维文、同雪莲、李楠、刘浩杰、陈有刚、王念仁、丁宏滨、焦生辉、李斌 3)质检组组长：张文钢成员：张东胜、王亦平、刘启栋、杨云峰、白银川、乔海山、口玉林、罗斌、胡4)5)6)红建、何文、赵奇安全保卫组:组长：施允江成员：门树平、许星广、运行组:组长：张秉成副组长：李明霞、陈训耀、运行一值值长：孙洪武副值长：陈永刚、成员：寇红伟、党碧辉、李新运运行二值:值长：董利宾副值长：王念仁、张守民韩满国、余木尧季喜龙、陈荣劳李长徳、郭盈水、梁永霞、陈华友吴永鹏、胡建华、金复龙、王龙、安媛、刘军成员：郭锐、董国良、谢红武、王永明、王文臻、安国栋、田延峡、王美菊、张有忠、陈吉超、李海晶运行三值:值长：王成学副值长：张彩林、成员：周海滨、李淑芳、徐斌沈贵顺、韩小刚、张士贤、王秀娟、李建成、崔有海、王武娟、张培英、李君、李刚、昌口堂检修组:组长：刘超民副组长：董松久、姚源涛成员：包新宁、张怀军、申国恒、安学明、李海民、成甜、张三屮、张华金、杨建平、于京东、徐斌 7)后勤组:组长：夏洁成员：孟冬梅、王书华、朱欣春、康爱芝、李银才3.3职责及工作程序3.3.1试运行领导小组试运行领导小组负责试验过程中重人事项的决策。3.3.2技术组技术组负责解决试运行过程中出现的技术问题。3.3.3验收交接组验收交接组负责试验而、试验期间、试验后机组设备各项性能与参数的验收与交接。3.3.4启动试运行指挥部1)负责向“拉西瓦电站机组启动试运行验收委员会”汇报机组安装进度和质量验收结果；2)按照批准的“6#机组启动试运行程序”，组织6#机组启动试运行工作；3)接受“拉曲瓦电站机组启动试运行验收委员会”发出的试运行指令，并下达至相关组；4)总体负责6#机组启动试运行工作进展，根据实际情况调整工作计划，并报“拉西瓦电站机组启动试运行验收委员会”批准；5)负责上报“拉西瓦电站机组启动试运行指挥部”冇关6#机组相关数据；6)负责6#机组启动试运行的整体协调工作；7)对启动试运行中发现的重要技术问题组织研究并提出对策，并向试运行领导小组汇报；8)组织领导下设机构正常运作；3.3.5现场协调组：1)负责协调内部、外部各部门、各单位完成各口承担的试运行工作内容2)负责试运行配合检测人员的组织与协调；3)负责组织实施试运行过程屮需要解决事项的具体施工；4)负责对外协调及值班车辆调度；5)完成试运行指挥部交给的英他工作。 3.3.6试验组：1)负责启动试运行调试工作；2)负责与制造厂人员沟通、配合；3)负责试验数据的记录和试验报告编写工作；4)负责研究试运行中出现的技术问题，提出解决方案；5)完成试运行指挥部交给的其他工作。3.3.7质检组：1)负责试验过程中的质量检查；2)负责机组启动验收所冇资料、记录的整理和归档工作；3)负责收集、整理试运行文件和资料等；4)负责编制出版试运行R报和试运行报告；5)完成试运行指挥部交给的其他工作。3.3.8安全保卫组：1)负责试运行现场设备和场地值班保卫工作；2)检查“二票三制”的落实情况，对违章行为及时纠正；3)负责编制和贯彻试运行安全措施；4)负责配备安全设施；5)负责所有试运行现场的环境卫生；6)完成试运行指挥部交给的其他工作。3.3.9运行组：1)负责试运行指令的执行和确认；2)负责试运行设备的巡检和数据记录；3)负责记录试运行命令、数据；4)值长依据现场指挥的指令，签发操作票或工作票，督促值班人员完成;5)完成试运行指挥部交给的其他工作。3.3.10检修组：1)负责具体处理调试运行过程屮出现的各种问题；2)完成试运行指挥部交给的其他工作。3.3.11后勤组： 1)负责参加试运行外来人员的接待和联系；2)负责试运行所需要物资的供应；3)负责参试人员的后勤保障；4)完成试运行指挥部交给的其他工作。2试运行场地布置2.1试运行指挥部1)用途：试运行所有相关会议召开地点，领导专家休息场地。2)位置：四局安装间会议室2.2试运行值班场地2.2.1总值班席1)用途：值长办公位置，机旁控制盘、滑环室、机械制动柜操作等部位值班监视人员坐席。2)位置：6#机旁2.2.2母线层值班点1)用途：调速柜及压油装置、发电机仪表柜、水轮机仪表柑、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、发电机屮性点设备、发电机动力柜、发电机远程I/O柜、消防柜监视人员坐席。2)位置：压油装置旁2.2.3水轮机层值班点1)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。2)位置：技术供水盘柜前2.2.4水车室门口值班点1)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。2)位置：水车室门口。 2.1.1主变洞值班点：1)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6#机发电机配电设备、6#机主变、GIS设备、出线竖井以下的GIL设备；还有1G、2G、2D、2M、3D、3M厂用屯设备等。2)位置：设在4#母线洞处2.1.2出线楼值班点：1)用途：用于出线楼一层及二层范围内一次设备运行监护和操作，包括并联电抗器、出线竖井以上的GIL设备、二楼出线设备、坝顶变电所3G、4D的一次设备等。2)位置：2460层出线楼竖井段2.1.3副厂房值班点：1)用途：用于副厂房、副安装间各层的公用设备的运行监护和操作，包括深井泵房、空压机房、ID、1M系统、通讯机房、二次盘室等设备。2)位置：设在2238.5层屮控室内2.1.4进水口值班点：1)用途：用于进水口检修闸门和快速门的监护和操作。2)位置：设在快速门控制室2.1.5尾闸室值班点：1)用途：机组尾水检修门和尾水洞检修门的监护和操作。2)位置：设在机组尾水检修门控制室36#机组启动试运行前的联合检查3.1协调联系制度各单位的协调联系制度已建立、落实。(各单位、各部位的联系电话见附件1)3.2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、电气保护整定完毕。3.3试运行环境要求1)各层地面已清扫干净，无障碍物。2)各层吊物孔已盖板，临时孔洞已封堵。3)各部位和通道的照明良好。 1)各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常。2)各部位设备的标识已经安装完成并核对正确。3)各部位的水、气、油辅机系统工作正常。4)6.3kV和0.4kV配电系统运行正常。5)各运行设备已可靠接地。6)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。7)运行部位与施工部位已隔离，运行设备和部位冇相应的安全标志。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。2)检修门门槽、门体已清理干净，检修门机能操作检修闸门，门机负荷试验通过验收。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，在无水情况卜•手动□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、关闭时间符合设计耍求。在现地、远方(中控室)可□动开启/关闭闸门，机旁可紧急落快速门。6)3#、4#、5#机组快速门安装完毕，并能投入扌当水，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朵物。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6#、5#、4#、3#机远方动作捉门信号，切除动力电源。6#机压力钢管充水后恢复6#机接线。 5.4.1压力管道、蜗壳、尾水管及尾水洞检查：1)压力钢管、蜗壳、尾水管及尾水洞已施工完成，内部已清理干净并检验合格。2)流道各段灌浆孔己封堵。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)机组测压管路畅通，表计已经校验、整定，信号采样正常，显示止确。测压管路、阀门、表接头无渗漏。4)尾水水位计安装完毕，调试合格，信号采样正常，显示正确。5)6#机组蜗壳、尾水管排水管清扫干净，技术供水取水阀已关闭。6)6#、5#机蜗壳排水盘形阀及1#〜6#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。7)当水位蓄至匸：彳?。米时，定期观察4#、3#机进水口闸门漏水情况，如漏水量过大，应采取相应措施。5.4.2机组尾水检修门检查：1)6#机组尾水门槽、底坎及其周围已清理干净。尾水闸门及移动台车式启闭机已安装完工，检验合格，调试完毕，启闭情况良好，闸门处于关闭状态，密封良好。2)4#、5#闸门能投入挡水，密封良好。3)尾水管闸门操作廊道扌当水闸门具备扌当水条件，密封良好。5.4.3尾水洞检修门检查1)尾水围堰的开挖验收合格。2)尾水闸门室、尾水调压井和尾水洞已清理干净。3)2#尾水洞检修闸门槽、底坎及其周围已清理干净。检修闸门及固定卷扬式启闭机已安装完工，检验合格，调试完毕，启闭情况良好，可随吋启闭尾水洞检修门，闸门处于关闭状态，密封良好。4)1#尾水洞检修闸门具备挡水条件，密封良好。5)对4#、3#、2#、1#尾水管每隔1小时进行观察，水位应无明显上升。待运行稳定后每值检查一次。5.5水轮机的检查5.5.1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。5.5.2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岀。 蜗壳、锥管内朵物已清出，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，封闭锥管进人门(含检修平台处门板)。5.5.1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。5.5.2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，关闭蜗壳进人门。5.5.3顶盖排水泵安装、调试完成，经过试验可满足自动排水要求，备用两台临吋排水泵,满足随时排水要求。5.5.4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,水压调整符合设计耍求。检修密封充排气止常，压力试验合格，气压接点闭锁开机回路正确。5.5.5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。5.5.6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，补气阀严密性试验及手动试验合格，待试验后投入自动。进气口装有保护网。5.5.7强迫补气管路及阀门安装完毕并试验合格，具备手动补气条件补气阀处于关闭状态。5.5.8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作联动试验止常，信号止确。5.6调速器系统检查5.6.1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。5.6.2油压装置的泵组安装完工、清扫干净；透平油化验合格。冋油箱、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、门动、PLC操作止常，卸载阀、安全阀动作值符合要求。漏油箱手动、口动动作正确可靠。5.6.3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。5.6.4油压装置补气装置手动、口动操作正常，并投入口动工作。5.6.5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，功率反馈回路止确。5.6.6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。5.6.7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、闭时间符合设计耍求。监控、调速器柜的开度显示一致。 5.6.1调速器以手动、□动方式模拟开、停机操作（包括事故紧急停机），试验结杲正确。5.6.2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。5.6.3接力器锁锭装置已经调试，拔出、投入灵活，位置指示正确。5.6.4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。5.6.5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。5.6.6调速器各种元器件固定牢靠，接线紧固。5.7发电机的检查5.7.1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。5.7.2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。5.7.3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。机组起动而碳刷已拔岀。滑环碳粉收集装置工作正常。5.7.4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。5.7.5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止确，油质符合要求。轴承、油槽温度指示止确。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。5.7.6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。5.7.7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、顶起工作止常，位置信号止确。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。5.7.8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口动均能可靠动作。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。5.7.1推力和上导油雾吸收装置安装完毕，工作止常。 5.7.10发屯机各部位测温屯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。5.7.11机组的在线监测系统已安装、调试完毕。5.7.12机组的供电、照明、加温防潮设施能正常投入使用。5.7.13发电机的门动化元件以及表计、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。5.7.14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5.8.1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。5.8.2过电压保护整定和非线性电阻检查符合相关规定要求。5.8.3直流灭磁开关操作口J靠，性能良好。5.8.4起励冋路动作正确。5.8.5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。5.8.6励磁变的温度监视、励磁系统报警和跳闸逻辑试验正常。5.8.7外部临时动力电源试验止常。以电阻为负载，小电流试验及大电流试验止常。5.8.8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。5.8.9励磁功率柜风冷冋路正常。5.9水力机械辅助设备检查5.9.1透平油满足6#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。5.9.2绝缘油满足6#主变及电抗器供、排油耍求。5.9.3高压压缩空气系统安装调试结束，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通，各压力表计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。低压起备用空压机，高低压报警等自动控制冋路试验正确，储气罐压力值正常，高压气己通至调速器压油装置气罐，高压空压机已按自动方式投入运行。控制系统与公用LCU通信畅通，信号传输止确。干管上通往其它机组的分支阀门已关闭，5#、6#机组分断阀关闭。5.9.4中压压缩空气系统安装调试结束，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通，各压力表计、安全阀工作正常，整定值符合设计要求。自动控制冋路试验正确，储气罐压力值正常，中压气已通至强迫补气装置供气管，中压空压机己按口动方式投入运行。干管上通往其它机组的分支阀门已关闭。具备补气条件。5.9.5低压压缩空气系统安装调试结束，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通，各压力表计、安全阀工作正常，整定值符合设计要求。低压起备用空压机，高低压报警等自 动控制冋路试验正确，储气罐压力值正常，低压气已通至机组机械制动柜、检修围带供气管，低压空压机已按自动方式投入运行。控制系统与公用LCU通信畅通，信号传输正确。干管上通往其它机组的分支阀门已关闭，5#、6#机组分断阀关闭。5.9.6厂内渗漏排水系统安装调试结束，集水井水位传感器经调试输出信号和整定值正确，符合设计要求。集水井清淤工作完成。排水泵自动控制回路正确可靠，可根据集水井水位高低自动启停，满足厂内渗漏排水要求，控制系统与公用LCU通信畅通,信号传输正确。5.9.7机组检修排水系统安装调试结束，集水井水位传感器经调试输出信号和整定值正确，符合设计耍求。集水井清淤工作完成。排水泵□动控制回路正确可靠，可根据集水井水位高低自动启停，满足机组检修排水要求，控制系统与公用LCU通信畅通,信号传输正确。机组检修集水井检修盖板安装完成，密封良好。5.9.8坝内渗漏排水系统安装调试结束，集水井水位传感器经调试输出信号和整定值正确，符合设计要求。集水井清淤工作完成。排水泵自动控制回路正确可靠，可根据集水井水位高低门动启停，满足坝内渗漏排水耍求，控制系统与公用LCU通信畅通,信号传输正确。5.9.9水垫塘检修排水系统安装调试结束，集水井水位传感器经调试输出信号和整定值正确，符合设计要求。集水井清淤工作完成。排水泵自动控制冋路正确可靠，可根据集水井水位高低自动启停，满足水垫塘检修排水要求，控制系统与公用LCU通信畅通，信号传输止确。5.9.10技术供水系统已安装完毕。各管路均经循环冲洗合格，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。5.9.11技术供水系统与机组监控进行了联动试验，现地和机组监控能进行技术供水的操作和监视。5.9.12尾水取水口和蜗壳取水口具备取水条件。5.9.13机组各部冷却水流量、温度和压力均按要求整定。5.9.14供水、供气和排水设备及管路己按要求涂漆，管道己表明了流向，阀门、设备已编号挂牌。5.9.15机组段及副厂房各排水地沟、地漏、管道畅通。5.10电气一次设备检查 5.10.1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。各设备按耍求接地。5.10.2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。5.10.3厂高变及电流互感器、避雷器、低压侧电缆已安装，试验合格。5.10.4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。5.10.5主变冷却系统安装调试完毕，自动、手动工作可靠。灭火消防管路、喷嘴安装完工,试验合格。5.10.6750kVG1S开关站设备全部安装调试完毕，各项试验合格。750kV出线设备安装调试完毕，试验合格。官亭及拉宁出线已与线路连接，开关与刀闸设备的现地与远方操作灵活可靠。记录避雷器初始动作次数。检查SF6压力正常。5.10.7750kV并联电抗器及中性点电抗器安装完毕，试验合格。灭火消防管路、喷嘴安装完工，试验合格。事故油池已清理干净，可投入使用。5.10.8全厂地网的接地电阻已测试合格，各子系统Z间的接地导通电阻测试合格，各子系统内的设备已可靠接地。跨步电压、接触电压测试合格。二次等电位接地网安装完成，并在GIS室二次盘室可靠一点接地，检测合格。控制、保护设备与地网可靠接地。5.10.9坝顶变电所一冋35kV外来电源接入6kVBI母，6kVI母经二冋6kV外来电源接入,厂内1G、2G、3G6kV系统安装调试完毕，全部投运，见附图。5.10.10。0.4kV公用系统1D、2D、3D安装调试完毕、分段运行，备门投装置调试完毕并投入使用。6#机组自用屯系统安装调试完毕，分段运行，备自投装置调试完毕并投入使用。IM、2M、3M照明系统设备安装调试完毕，分段运行投入运行。与6#机组发电相关的负荷已带电。5.10.11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，事故照明已检杳合格。1)主厂房主、副安装间(EL2238.50m)照明；主厂房6#机组段各层及水车室、发电机风罩和有关楼梯间照明，安装、调试完毕，运行正常。2)副安装间下各层照明；副厂房中控层(EL223&50m)及其上各层和和应的楼梯间 照明，安装、调试完毕，运行正常。1)母线洞机压配电装置层(EL2238.50m)及母线层(EL2232.20m)照明；电缆廊道照明，安装、调试完毕，运行正常。2)主变洞主变层(EL2238.50m)、GIL层(EL2252.70m)、GIS层(EL2261.20m)照明，安装、调试完毕，运行正常。3)GIL平洞及竖井照明，安装、调试完毕，运行正常。4)户外出线站各层照明，安装、调试完毕，运行正常。5)泄洪坝段已浇筑完成的坝内廊道和底孔，安装、调试完毕，运行正常。6)临时底孔启闭机室照明，安装、调试完毕，运行正常。7)进水口坝顶及启闭机房照明，安装、调试完毕，运行正常。8)尾闸室和尾水洞出口照明，安装、调试完毕，运行正常。9)水垫塘排水泵房及水垫塘廊道照明，安装、调试完毕，运行正常。10)各交通洞及通风洞照明，安装、调试完毕，运行正常。5.10.12蓄电池室等部位的防爆灯已检查合格。5.11电气二次设备的检查5.11.1坝区直流系统两段母线已投入正常运行，各路直流负荷已带电。5.11.2GIS开关站直流系统两段母线已投入止常运行，各路直流负荷已带电；GIS开关站UPS不间断屯源设备安装调试完毕，各路交流控制屯源负荷已带屯。5.11.3公用系统直流系统两段母线已投入正常运行，各路直流负荷已带电；公用系统UPS不间断电源设备安装调试完毕，各路交流控制电源负荷己带电。5.11.4机组3#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3#LPS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。5.11.5计算机监控系统上位机设备(含GPS)安装调试完毕，并投入使用。机组现地控制单元、开关站控制单元、厂用电控制单元、公用设备控制单元等已安装完工，并与被控设备调试合格。闸门集中监控单元、通风集中监控单元安装完工，与6#机发电相关的设备现地调试完毕。前方中央控制室的全厂集中监控设备如控制台、计算机监控系统计不间断电源等设备均已安装完工，检验合格。 5.11.6公用系统及机组辅助系统各PLC、机组进水口6#启闭机控制系统PLC已安装调试完毕，6#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/开关量输入输岀正确。各传输数据正确。5.11.7发电机、主变压器、18kV厂高变、励磁变、750RV母线、并联电抗器、断路器、拉宁线、拉官线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，并模拟动作至各岀口设备。5.11.8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。5.11.9机组自动控制与水机保护凹路正确，监控自动开停机流程、事故停机流程、紧急停机流程止确，试验模拟完毕并实际动作至导水叶、进水口工作门，各门动化元件动作可靠。5.11.106#机组故障录波、主变、750RV系统故障录波安装调试完毕，具备投运条件。5.11.11数字程控调度调度交换机安装调试结束，与系统通信畅通；本站运行数据能准确传至网调、省调及集控屮心，与拉宁、官亭的光纤通道已对调完毕。关口电能表已检齡、安装,接线止确，齡收合格。电量口动采集终端安装、调试完毕。5.11.12厂房生产调度、生产管理的通信设备完成，并投入使用，能够满足6#机组试运行联络和各工作岗位工作人员的工作联系需要。5.11.13下列电气操作冋路己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：1)进水口闸门口动操作及保护回路。2)机组自动操作与水力机械保护回路。3)水轮机调速系统自动操作冋路。4)发电机励磁操作冋路。5)发电机断路器、隔离开关的自动操作安全闭锁回路。6)各高压断路器、隔离开关的口动操作安全闭锁回路。7)交、直流信号回路。8)全厂公用设备操作冋路。9)同期操作冋路。10)备用电源自动投入回路。11)厂用电设备操作回路。 5.11.14屯气二次的屯流回路和屯压回路完成通屯及极性检查后，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：1)发电机及励磁变继电保护冋路。2)主变压器及厂高变继电保护回路。3)送电线路继电保护回路。4)发电机、主变、750kV系统故障录波回路。5)断路器辅助保护、母线保护、并联电抗器保护冋路。6)厂用电继电保护冋路。7)英他继电保护回路。8)仪表测量回路。5.11.15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。5.11.16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，无松动现彖。5.11.17厂内通信、系统通信及对外通信等设施均已安装调试完毕，检查合格，回路畅通，准确口J靠，能满足电网调度、远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。5.11.18各二次冋路已做绝缘试验。5.11.195#主变保护联跳1806、7531、7532的冋路解除，5#主变高压侧CT送入母差、短线差动的凹路断开，并在内部短接。5.12消防及火灾报警设施检查5.12.1消防高低压供水管路、阀门、自动化元件、滤水器安装调试、水压试验完成。设备已按要求刷漆，标明流向，阀门标明开关方向，编号挂牌。到其他机组段的消防管路进行可靠封堵。5.12.2高压水池满足向厂内主变水喷雾消防系统、电缆廊道水喷雾消防系统、副厂房电缆层水喷雾消防系统供水要求。5.12.3低位水池满足向厂内消火栓给水系统、水轮发电机组水喷雾消防系统供水要求。5.12.4出线楼消防水池满足向出线楼、进水口室外消火栓和出线楼水喷雾消防供水要求。5.12.5机组火灾报警及消防设备已安装完成，灭火管路和喷嘴、火灾探测器己检验合格，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备用，并关闭机组消防进水手动阀。 5.12.6主变压器和屯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。5.12.7气体灭火系统安装调试完毕，能够满足对副厂房2238.50m高程的二次盘室、计算机室、中控室和主变GIS层的二次盘室进行气体灭火要求。5.12.8主、副进厂交通洞消火栓系统安装、试验完毕。5.12.9各运行部位消防器材配置到位。5.12.10电缆己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。5.12.11运行设备区域的消防报警设备已投运，检验合格。5.12.12屯缆夹层、电缆廊道等与首台机组发电相关区域的火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头动作准确，联动控制动作正确，并经消防部门验收。5.12.13事故交通安全疏散指示牌己检查合格。5.12.14生活■消防水池至副厂房各用水点之间的全部给水管道、阀门、用水器具及其配套设施应全部安装完毕，水压及通水试验合格，并投入运行。5.12.15一卫生间的生活污水排水管道、污水处理设备以及其它保证生活污水系统正常运行所必需的配套设施在6#机组发电前均应全部安装调试完毕，水压试验合格，并投入运行。5.13采暖通风系统设备检查5.13.1地卜•主厂房1)主厂房具备安装条件的相关高程永久通风系统设备（包括通风机等）安装完成。2)主厂房具备安装条件的相关高程永久通风系统材料（包括通风管道、风口、风阀、消防材料、软接头等）安装完成。3)主厂房具备安装条件的相关高程永久通风系统设备及材料安装调试完成，具备投运条件。4)主厂房顶拱通风道安装完成。5.13.2地下副厂房1)副厂房永久通风系统设备（包折通风机、组合式空气处理机组等）安装完成。2)副厂房各层永久通风系统材料（包括通风管道、风口、风阀、消防材料、软接头等）安装完成。3）副厂房各层永久通风系统设备及材料安装调试完成，具备投运条件。 5.13.3地下主变洞1）主变洞各层永久通风系统设备（包折通风机等）安装完成；2）主变洞各层永久通风系统材料（包括通风管道、风口、风阀、消防材料、软接头等）安装完成。3）主变洞各层永久通风系统设备及材料安装调试完成，具备投运条件。4）主变顶拱通风道安装完成。5.13.4地下右低线交通洞1）右低线交通洞永久通风系统设备（包括通风机等）安装完成。2）右低线交通洞永久通风系统设备安装调试完成，具备投运条件。5.13.5全厂通风机房1）上缆交通洞通风机房永久通风系统设备（包括四台通风机等）安装完成。2）上缆交通洞通风机房永久通风系统材料（包括通风管道、风口、风阀、消防材料、软接头等）安装完成。3）上缆交通洞通风机房永久通风系统设备及材料安装调试完成，具备投运条件。5.13.6地面岀线楼1）出线楼各层永久通风系统设备（包括通风机等）安装完成；2）出线楼各层永久通风系统材料（包括通风管道、风口、风阀、消防材料、软接头等）安装完成。3）出线楼各层永久通风系统设备及材料安装调试完成，具备投运条件。5.14试运行组织系统5.14.1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。5.14.2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。5.14.3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。5.14.4安装间、尾水副厂房各层、主厂房各层场地楼梯已清理干净，吊物孔盖板齐全，道路畅通，照明充足，电话、电铃等指挥联络设施布置完毕。 5.14.1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。 2机组充水试验6.1试验内容与试验目的6.1.1进行尾水管、压力钢管、蜗壳的充水；6.1.2检查各进人门与测流测压管路的密封情况；6.1.3检查水轮机顶盖、导水叶、主轴密封的漏水情况；6.1.4进行进水口快速闸门现地和远方的静水启闭试验；6.1.5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6.2.1确认坝前水位已莆至最低充水检查水位（▽2362m）。6.2.2确认机组进水口检修门、快速门处于关闭状态，密封良好。6.2.3确认锥管进人门、蜗壳进人门已关闭；6.2.4确认机组蜗壳取水、尾水取水阀处于关闭状态；确认六台机组尾水管盘形阀处于关闭状态；确认6#、5#机组蜗壳盘形阀处于关闭状态。6.2.5确认机组调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁锭投入；6.2.6确认机组检修密封处于投入状态。6.2.7已完成所有水力管路、盘柜以及水压监视仪表、传感器的检查验收。6.2.8确认6#、5#、4#、3#机尾水管检修闸门处于关闭状态，密封良好；1#、2#尾水洞检修闸门处于关闭状态，密封良好；尾水管操作廊道挡水闸门处于关闭状态，密封良好。6.2.9确认检修集水井进人孔可靠封闭。6.2.10确认检修排水、渗漏排水通向1#调压井的排水阀关闭。确认检修、渗漏排水系统有水调试完毕，能正常投入自动运行。6.2.11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，并冇明显的路向标志。6.2.12电站和充水机组的内外部通信设施完善、通信畅通。6.2.13各部操作、监护、观测人员已到位，并准备就绪。6.3尾水管充水6.3.1记录尾水水位，计算出尾水管平压时的尾水管压力值。6.3.2提起2#尾水洞检修门充水阀300mm,2#尾水洞充水至平压后，提起2#尾水洞检修 门，并锁定在门槽口上。6.3.3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。6.3.46#机组钢管排气孔处人员离开。6.3.5提起6#尾闸室检修门充水阀200mm,继续对尾水管冲水。6.3.6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。6.3.7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。6.3.8检杳6#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。6.3.9充水过程屮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。6.3.10尾水平压但各部位正常后，捉起6#尾水管检修门，并锁定。6.3.11在静水卜•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(6105)。6.4压力钢管及蜗壳充水6.4.1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。6.4.2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(6105)o6.4.3手动投入发电机机械制动。6.4.4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。6.4.5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。6.4.6充水过程中，检杳蜗壳进人门、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。检查充水过程屮压力钢管通气孔通畅。6.4.7检查蜗壳弹性垫层的排水情况。6.4.8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。6.4.9记录钢管充水时间、上、卜•游水位。 6.4.10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。6.4.11解除机组制动闸，检查机组有无蠕动现彖，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6.5.1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。6.5.2屮控室操作快速闸门落下、提起各一次，记录静水起闭时间。6.5.3机旁操作快速闸门落下记录静水关闭时间。6.5.4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Z符合设计要求。6.5.5压力钢管充满水后，检查水工建筑物的渗漏等情况。6.5.6检查主轴密封的工作情况。6.5.7检查顶盖排水情况。6.5.8正常后，捉门，并监视它在一定时间内的下滑距离。6.5.9观察厂房内渗漏水情况，检杳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6.6.1在尾水充水后打开尾水取水阀（6201、6202）,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。662在快速闸门捉起后，打开蜗壳取水阀（6213）,检查并调整减压阀及各部流量、压力，使其满足设计要求。6.6.3机组技术供水正反向切换，检查控制及信号的正确性。6.6.4检查主轴密封漏水情况。在机组无蠕动吋，投入检修密封，停止主轴工作密封，检查漏水量符合要求。665冲洗主轴密封备用水源管路，并恢复正常连接。666进行主轴密封清洁水主备回路切换试验。6.6.7在尾水充水后打开主变技术供水尾水取水阀（6B201、6B202）,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。668主变技术供水正反向切换，检查控制及信号的正确性。 2机组启动和空载试验7.1试验内容与目的7.1.1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。7.1.2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7.2.1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。7.2.2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。7.2.3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；确认机组充水试验屮出现的影响安全运行的问题已处理完毕并验收。7.2.4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；各轴頂滤油阀打开；各轴頂的溢油阀已打开；空气冷却器充冷却水后手动阀关闭。7.2.5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。7.2.6厂用电系统运行正常。7.2.7上、下游水位，各部位原始温度等己记录。7.2.8作传子动平衡测量准备，准备配重用平衡块及固定工具。7.2.9机组的相关设备应符合下列要求：1)确认断路器(1806)、隔离刀(18066)、接地刀(180667)已断开。2)发电机出口PT投入运行。3)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。4)传子已整体充磁。传子集电环碳刷已磨好，碳刷拔出。5)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。 6)转动部分已检查完毕，具备开机条件。7)拆除所有试验用的短接线和接地线。8)外接频率表监视发电机转速。9)屮控室上位机及现地控制单元LCU6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。10)顶盖排水系统投入自动运行。11)大轴接地碳刷已投入。12)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。13)漏油装置处于口动位置。7.2.10调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：1)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。2)调速器处于手动位置。3)导叶开限位于全关位置。7.2.11在机组相关部位安装常规测振、测摆仪表。7.2.12在水车室门口安装临时紧急停机按钮，接至调速器停机冋路。7.2.13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。7.2.14用丁•试验记录的所有表格准备完毕。7.3首次现地启动试验和停机检查7.3.1手动开机7.3.1.1退出机坑加热器。7.3.1.2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。7.3.1.3水轮机主轴工作密封水投入，检修密封排气。7.3.1.4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。7.3.1.5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。7.3.1.6拔出接力器锁锭。7.3.1.7手动投高压油顶起装置，检查压力正常。7.3.1.8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。7.3.1.9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lmin后再按紧停按钮停机，手动加闸。机组全停后，落制动闸，检查机组不应冇蠕7.3.1.10ZyJo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。7.3.1.11在启动过程屮监视机组各部位，如发现金屈碰撞声、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。7.3.1.12升速中如人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。7.3.1.13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。7.3.1.14在机组升速过程屮，密切监视各部运转情况。监视各部位轴承温度，不应冇急剧升高现象。口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、水轮机仪表栢、监控系统），以后可适当延长记录吋间间隔，并绘制瓦温的温升曲线，观察轴承油面的变化。7.3.1.15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。7.3.1.16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。7.3.1.17测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于规程规定值。7.3.1.18测量、记录机组各部位振动，其值应符合规程规定。7.3.1.19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7.3.2.1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。7.3.2.2当转速降至■时手动投入高压油顶起装置。7.3.2.3当传速降至■额定值时，手动投入机械制动，投入制动吸尘器。7.3.2.4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。 7.3.2.5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。7.3.2.6手动投入蠕动检测装置，检查机组是否蠕动。7.3.2.7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。7.3.2.8在停机过程中，录制转速与时间的关系曲线。7.3.2.9停机过程中注意下列事项：1)校对转速继电器的整定值；2)监视各部轴承温度变化情况；3)录制停机降速过程曲线；4)检查各部轴承油槽油面的变化情况。7.3.2.10停机后做好安全措施，进行下列检查和调整：1)检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落；2)检查转动部分的焊缝是否冇开裂现象；3)检查发电机上下扌当风圈是否有松动或断裂；4)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；5)必要时调整各油槽油位整定值；6)检查各部监测元件是否松动。7.3.3轴承温升试验7.3.3.1机组各部按开机要求手动投入运行。7.3.3.2手动开机至额定转速空转运行。7.3.3.3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5rnin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。7.3.3.4当机组各部轴瓦温度变化小于l°C/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，在过速试验而完成。8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8.2.1过速试验而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。8.2.2做画面监视各过速接点动作时的转速。保留落快速门回路，闭锁屯气过速115%、147%停机冋路。8.2.3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。8.2.4机组附属设备控制置于远方/□动运行。8.2.5LCU6控制方式为：现地控制、分步开机。8.2.6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。8.2.7测量人员、运行操作人员在岗，测量仪器仪表准备完毕。8.3机组过速试验8.3.1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。8.3.2最后给调速器开机令，手动开机到100%额定转速。8.3.3当机组各部轴瓦温度变化小丁rc/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。8.3.4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，立即返冋额定转速运行。检查额定转速下机组振动、摆度比过速先前无明显增大。8.3.5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。 8.3.6若达到当前水头下最人转速时仍无法达到过速值应立即减速停机。升速必须出富冇经验的人员操作，严格听从指挥命令。8.3.7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。8.3.8升速操作应平稳，不得过快或过慢，若遇关机失灵，指挥应立即卜•令操作紧急事故按钮，落下快速闸门。8.3.9停机过程屮转速降至80%投入高压油顶起装置，转速降至20%转速后投机械制动。8.3.10过速试验停机后，做好安全措施，全面检查机组各部分状况：1)先按照手动停机检查的项目进行检查；2)检杳发电机空气间隙的变化；3)全面检查发电机转动部分，如转子磁轨键、磁极键、阻尼环、磁极引线、磁轨压紧螺杆、转子滑环、碳刷有无异常；4)检查机组各部位焊缝及紧固件有无杲常；5)全而检查水轮机部分冇无异常；6)检杳定了基础及上机架基础位置有无异常，检杳下机架基础有无变化；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，观察机组传速的稳定性。4)在口动、于动间切换，观察转速稳定性并录波。5)进行调节器的空载扰动试验，扰动试验应满足下列要求：♦扰动量按±1%、±2%、±4%、±8%额定转速逐步增加，并录波。♦转速最大超调量不应超过扰动量的30%o♦超调次数不超过次2。♦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。6)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土0.15%。7)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。8)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。9)进行油压装置PLC控制的切换试验。 9)模拟机械事故停机。9发电机升流试验升流路径见升流走向图l/6o9.1试验内容与试验目的1)用一次电流检查发电机CT二次冋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；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°C时绝缘电阻＞2.1MQ、吸收比＞1.6)03)测量转子绝缘(绝缘电阻＞0.5MQ)o4)确认180667、616断开，1806、18066合闸。灭磁开关在分位。5)断开1806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极性及冋路正确。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—VI—10)接入3X150mm2高压电缆。高压开关柜CT变比200/5A。连接両，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、跳闸冋路。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发电机升流试验升流路径见升流走向图l/6o9.3.1手动开机至额定转速，机组各部运行止常。9.3.2励磁整流柜风机运行正常。9.3.3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。9.3.4检查短路范围内的CT二次残余电流，不得有开路现象。9.3.5合灭磁开关，缓慢升流至5%ln,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；检杳发电机、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。9.3.6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。9.3.7通过降低定值的办法，实际升流检查发电机过流、过负荷、低压过流等保护保护动作逻辑，试验正确后，恢复保护定值。9.3.8如无异常按50%、75%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。9.3.9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，如冇异常现彖,立即跳灭磁开关。9.3.10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9.4.1发电机按10%逐级升流至1.lln(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。9.4.2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屯流的谐波分量。9.4.3在50%、100%额定电流下，测量轴电流、轴电压。9.4.4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。9.4.5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。9.4.6额定电流卜•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。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1.35,时间0.5秒。3)投入所冇水机保护及自动控制回路。4)发电机断路器(1806)、隔离开关(18066)及接地刀(180667)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10.3.1机组□动开机至空转状态稳定运行。10.3.2退岀发电机接地保护跳闸岀口。10.3.3在发电机屮性点接地变上端用绝缘棒挂接临时接地线。10.3.4检查100%接地保护动作停机，拆除临时接地。10.3.5合接地刀(180667),发电机侧PT柜B相做单相接地点。10.3.6分接地刀(180667),口动开机至空转状态，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。10.3.7投入发电机单相接地保护。10.4发电机零起升压第一次升压范围见升压走向图l/4o10.4.1机组在空转状态，调速器自动控制。10.4.2励磁给定在零位，检查发电机的残压。 10.4.1合灭磁开关，手动逐渐升压至25%额定电压，检查下列各项：♦发电机及引出母线、发电机开关设备带电是否正常。♦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。♦测量记录机组各部振动、摆度。10.4.2降低过压保护定值，升压至保护动作跳灭磁开关(不停机)，检杳保护动作逻辑。试验后恢复保护定值，投过屯压保护。10.4.3按50%、75%、100%Un分级升压，升压过程屮监视一•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。10.4.4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。10.4.5额定电压下检查发电机各组PT二次电压相序、幅值止确；测量PT开口三角电压值。测量各组PT二次同名相屯压差。检查各测量、保护的屯压回路正确。10.4.6记录定子铁芯、上下压指温度和铁芯振动值。10.4.7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10.5.1在它励条件下，从零起，每隔10%的定了额定电压升压至90%定了额定电压，口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。10.5.2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。10.5.3试验完成后断开灭磁开关，将转子回路经过5kQ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。10.5.4机组在空转状态下口动停机。10厂高变升流试验升流路径见升流走向图2/6。11.1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、过负荷动保护作逻辑； 1)观察厂高变升流情况。11.2试验准备：1)检查厂高变16B低压侧至1G-6.3KVVI段616进线开关的电缆己连接，开关置检修位置。2)在1G-6.3KVVI段616开关进线端CT外侧每相用准备好的1根短接电缆1*150mm2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吋接地线，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16B的保护跳闸出口退出。5)1806、18066合闸，180667、750667、75066断开。6)断开1806控制电源。11.3试验步骤：11.3.1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CTlHl路无开路。11.3.2合灭磁开关，缓慢升电流至厂高变高压侧额定电流240A,在厂高变额定电流下，测量厂高变各CT二次屯流幅值和相位关系，检查差动保护屯流极性和差流。11.3.3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。11.3.4通过降低定值的办法，实际升流检查厂高变过流、过负荷保护动作逻辑，试验正确后，恢复保护定值。降电流至零，跳灭磁开关，。11.3.5投1806操作电源，现地分1806断路器。11.3.6拆除1G-6.3KVVI段616开关柜CT外侧的短路连线，检查CT的连接是否紧固。12主变单相接地、主变与GIS、GIL升流试验12.1试验内容与试验目的1)用一次电流检查主变与GIS系统所有CT二次冋路的完好性、正确性、和对称性;2)检查主变差动、母线差动等GIS设备保护的电流方向和工作情况；3)观察6#主变、GIS及GIL设备升流情况；4)校验升流范围内主变保护、断路器保护、母线保护、线路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：12.2.16#主变、GIS、GIL设备检查无异常，绝缘电阻合格。12.2.2投入发电机已检验保护，并按定值整定保护装置。12.2.3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。12.2.4母线差动、官亭、拉宁线路保护投信号，断路器失灵保护退出。12.2.5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。12.2.6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止确，主变冷却器投□动运行。主变抽头置止常运行档。12.2.7在岀线套管处断开与线路连接的钢芯铝绞线，并可靠隔离。分别在开关站拉宁出线高压套管处设置K3短路点，在官亭出线高压套管处设置K4短路点，短接线为截面不小于370mm2的铜线。12.2.8断开GIS、G1L所冇接地刀闸（1#~5#主变高压侧接地刀除外）：750667、753167、7117、753117、753127、753217、753227、752117、752127、752017、752027、752217、752227、752267、752167、7521617、751117、751127、751017、751027、751217、751227、7217、75116712.2.9解除闭锁，合上GIS、GIL范围内所有隔离刀、断路器（1护6#主变高压侧隔离刀除夕卜）：75311、75312、7531、75321、75322、7532、75211、75212、7521、75201、75202、7520、75221、75222、7522、75216、75111、75112、7511、7510K75102、7510、75121、7512、75122.12.2.10做好1#〜5#机组隔离：分75016隔离刀，合750167接地刀；分75026隔离刀，合750267接地刀；分75036隔离刀，合750367接地刀；分75046隔离刀，合750467接地刀；分75056隔离刀，合750567接地刀。12.2.11切除所合各开关的操作电源，以确保在升流期间不开路。12.2.12做好被校验装置的CT输入通道安全措施，严防开路。12.2.13断开至调速器与励磁系统的并网信号接点。 12.3主变高压侧单相接地试验12.3.1手动合750667接地刀B相。12.3.2合闸后断开750667操作电源。12.3.3励磁用他励屯源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。12.3.4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。12.3.5试验完毕，投75066、750667操作电源，手动分750667接地刀，合75066隔离刀。12.4K3点第一次升流升流路径见升流走向图3/6。12.4.1断开75122、75212、75312隔离刀。12.4.2合18066刀闸，合1806开关，切断其操作电源。12.4.3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。12.4.4无异常后升至30%In,检查一次设备工作情况，检查各CT二次冋路电流幅值与相位，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。12.4.5封主变低压侧CT,重新升流至主变差动动作，跳灭磁开关。12.4.6做好安全措施，封主变高压侧CT,重新升流至主变差动动作，跳灭磁开关。12.4.7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、母线保护、线路保护及故障录波装置的启动及动作情况，检查电流冋路接线及极性正确。12.4.8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、线路保护、母线保护装置工作情况。12.4.9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。12.4.10检查发电机负序过流保护。12.4.11手动降流至零，跳开灭磁开关，跳他励电源开关，K3点第一次升流试验结束。12.4.12合75122、75212、75312隔离刀。12.5K3点第二次升流12.5.1升流路径见升流走向图4/6。12.5.2断开75321、75201、75111隔离刀。 12.5.1励磁用他励电源ECR手动方式，升流至10%发电机额定电流，检查一次电流所经过的主变和GIS所有的CT二次回路，确认无开路存在。12.5.2继续升流至30%的发电机额定屯流时，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、母线保护、线路保护及故障录波装置的启动及动作情况，检查电流冋路接线及极性止确。12.5.3无异常后继续升流至50%的发电机额定电流时，再次检查所冇CT二次回路的正确性，核对相位，同时检杳主变、线路保护、母线保护装置工作情况。12.5.4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。12.5.5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。12.5.6合75321、75201、75111隔离刀。12.6K4点第一次升流12.6.1升流路径见升流走向图5/6。12.6.2断开75312、75222、75102隔离刀。12.6.3励磁用他励电源ECR手动方式，升流至10%发电机额定电流，检查一次电流所经过的主变和GIS所有的CT二次冋路，确认无开路存在。12.6.4继续升流至30%的发电机额定电流时，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、母线保护、线路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。12.6.5无异常后继续升流至50%的发电机额定电流吋，再次检查所有CT二次冋路的正确性，核对相位，同时检查主变、线路保护、母线保护装置工作情况。12.6.6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。12.6.7手动降流至零，跳开灭磁开关，跳他励电源开关，K4点第一次升流试验结束。12.6.8合75312、75222、75102隔离刀。12.7K4点第二次升流12.7.1升流路径见升流走向图6/6o12.7.2断开75321、75211、75121隔离刀。12.7.3励磁用他励电源ECR手动方式，升流至10%发电机额定电流，检查一次电流所经过的主变和GTS所有的CT二次回路，确认无开路存在。12.7.4继续升流至30%的发电机额定电流时，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、母线保护、线路保护及故障录波装置的启动及动作情况，检 查电流凹路接线及极性正确。12.7.1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、线路保护、母线保护装置工作情况。12.7.2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。保持现状继续进行发变组、部分GIS、GIL-次设备热稳定试验。12.8热稳定试验1)用K4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)每小时巡视记录从发电机中性点到GIS三相短路点的一次冋路导体、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Vl・O°C/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I」回路，模拟主变事故跳低压侧断路器。4)分接地刀753217、752017、751117,隔离刀75321、75201、75111。5)手动降流至零，跳开灭磁开关，跳他励电源开关，K4点升流试验结束。12.9环流检查1)合75321、75121隔离刀，分75222隔离刀。2)合他励电源，合灭磁开关，用ECR方式升流到发电机额定电流。3)检查6#、5#机单元差动保护电流极性、和差。4)核对升流范围内所有CT相序。5)手动降流至零，跳开灭磁开关，跳他励电源开关。6)合75211、75222隔离刀。7)恢复GTS、GTL设备电源，保持设备现状现状。8)机组停机，恢复1806.18066操作电源，手动跳1806。9)合180667,拆除励磁变临时他励电源，恢复励磁变永久接线，分180667c13主变、GIS及GIL升压试验13.1试验内容和目的： 1)用一次电压检查PT二次冋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、GIS、GIL、电抗器及750kV出线设备的升压情况。3)检查1806开关同期回路。4）检查7510、7511、7512、7520、7521、7522、7531、7532开关同期回路。5）实际升流校核电抗器保护逻辑。13.2升压前准备工作13.2.1检查主变、厂高变、GIS、G1L.电抗器及750kV出线设备等设备无异常，绝缘电阻合格。13.2.2断开与外线连接的钢芯铝绞线，保持与GIS套管的安全距离、并可靠接地；用软铜线可靠连接GIL套管、电压互感器及避雷器。13.2.3检查主变低压侧PT、避雷器投入，发电机出口PT投入。13.2.4发变组保护整定值按定值整定完成。发电机（含1806过流保护）、主变、厂变、母线保护全部投入，作用于跳灭磁开关和发电机断路器，并联电抗器保护出口退出。投机组故障录波装置。13.2.5试验前并联电抗器CT极性已经检查并核对正确。13.2.6主变冷却系统投入自动，主变工作档位在正常运行档。13.2.7检查616开关在断开/试验位置。13.2.8对即将带电设备要设置安全围栏，悬挂安全警示标识牌，试验及运行人员耍与带电设备保持足够的安全距离。13.2.9在试验区域内要布置足够的消防器材。13.2.10试验所需的各类检查、记录仪器仪表已准备好。13.2.11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。13.2.12所有试验人员必须服从统一指挥。13.2.13各试验部位要保持通信和道路畅通。13.2.14解开送至调速器和励磁的发电机断路器辅助接点信号。13.3机组带主变、厂高变零起升压（升压范围至75066下触头）第二次升压范围见升压走向图2/413.3.1分75066隔离刀，合753167接地刀。13.3.2合18066刀闸，合1806开关。 13.3.1灭磁开关合闸，机组自动开机至额定转速。13.3.2励磁控制在ECR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16B、6KV电缆、616进线开关柜正常，测量616进线PT电压和相位止常。13.3.3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30niin,检查主变、厂高变状态正常(含温度和噪声等)，测量616进线PT电压。13.3.4在额定电压下核对发电机断路器同期点的比较电压满足同期条件。13.3.5升压完毕，模拟主变过激磁保护跳低压侧开关。13.3.6分753167接地刀，合75066隔离刀。13.4发电机组带厂高变/主变、GIS-IM及GISIIM零起升压试验第三次升压范围见升压走向图3/4o13.4.1分隔离刀75211、75111、75222、75122,合接地刀752117、751117、752227、751227。13.4.2合1806开关。13.4.3合发电机灭磁开关，手动增磁至发电机电压为25%额定电压，检查I母、II母PT二次回路的完好性、正确性和对称性。13.4.4如无异常按50%、75%Un分级递升加压，在各电压级分别停留5分钟，如无异常，将电压升至100%额定电压。13.4.5升压过程中检查主变及相应设备带电运行情况；13.4.6检查并记录发电机励磁电压、电流，定了电压、电流；13.4.7检查GTS-IM母线PT1与GTS-IIM母线PT2的电压值、相序、相位并核相；检查开关站同期装置7531、7532断路器同期的电压冋路及装置工作情况。13.4.8升压完毕，电压降到最低值，跳灭磁开关、断路器。13.4.9分接地刀752117、751117、752227、751227,合隔离刀75211、75111、75222、75122。13.5电抗器保护校验1)短接电抗器差动保护一组CT,合灭磁开关，升压至电抗器差动保护动作。2)用同样办法测测试另一组CT。投入差动保护。3)降低电抗器过流保护定值，升压至电抗器过流保护动作。恢复过流保护定值，并投 入过流保护。1)降低零序过流保护定值，升压至电抗器零序过流保护动作。恢复零序过流保护定值并投入零序过流保护。2)升高阻抗保护定值，升压至电抗器阻抗保护动作。恢复阻抗保护定值并投入阻抗保护。13.6发电机组带厂高变/主变、GIS、GIL出线(不带架空线路)零起升压试验 第四次升压范围见升压走向图4/4。1)合发屯机灭磁开关，手动增磁至发屯机屯压为25%额定屯压，检查拉宁、拉官线路PT二次冋路的完好性、正确性和对称性。2)如无异常按50%、75%Un分级递升加压，在各电压级分别停留5分钟,如无异常,将电压升至100%额定电压。3)升压过程中检查主变、厂高变、GIS、GIL母线、电抗器及750kV出线设备带电运行情况。4)检查并记录发电机励磁电压、电流，定子电压、电流。5)检查线路CVT2(官亭)电压值、相序、相位；并以母线II母PT为基准与线路PT核相。6)检查故障录波装置启动和动作情况。7)升压完毕，保持现状，进行GIS开关站PT切换试验。8)电压降到最低值，跳灭磁开关并停机。9)恢复GIS、GIL开关、刀闸闭锁。14GIS开关站PT切换试验14.1试验目的1)完成开关站PT切换试验，验证PT切换逻辑。2)核对断路器7531、7532、7521、7520、7522、7511、7510、7512同期点的电压满足同期条件。3)检查切换过程对保护系统无影响。14.2试验应具备条件PT切换模拟试验在启动试运行前已完成，试验结果符合设计要求。14.3PT切换原则1)PT切换系统中，电压切换顺序为：母线、线路、机组。2)当原有PT屯压回路能保证输岀点正常获取PT屯压的情况下，不进行PT切换，只有在输出点无法获取PT电压时，才按照优先级进行PT切换。14.4试验步羽14.4.1G1S第一串Bl、C1点PT切换试验1)初始状态为：7511、7510、7512在合闸位置。2)此时将PLC上电，Bl点自动切换至I母PT(接触器KW11、KW11动作)；C1点自动切换至 II母(接触器KW22、KW22动作)。1)分75112)B1点自动切换至11母PT(接触器KW12、KW12动作)；3)C1点不切换。4)合7511,PT不切换。5)分7511,然后分75126)点口动切换至拉官线PT(接触器KW13、KW13动作)；7)C1点自动切换至拉官线PT(接触器KW23、KW23动作)；8)合7512,PT不切换。14.4.2GTS第二串B2、C2点、PT切换试验1)初始状态为：7521、7520、7522在合闸位置。2)此时将PLC±电后，B2点自动切换至I母PT(接触器KW31、KW31动作)；C2点自动切换至11母(接触器KW42、KW42动作)。3)分75214)B2点自动切换至H母PT(接触器KW32、KW32动作)；5)C2点不切换。6)合7521,PT不切换。7)分7521,然后分75228)B2点门动切换至拉宁PT(接触器KW33、KW33动作)；9)C2点自动切换至拉宁线PT(接触器KW43、KW43动作)；10)合7522,PT不切换。14.4.3GIS第三串B3点PT切换试验1)初始状态为：7531、7532在合闸位置2)此时将PLC上电后，B3点门动切换至I母PT(接触器KW51、KW51动作)。3)分75314)B3点自动切换至II母PT(接触器KW52、KW52动作)“5)合7531,PT不切换。6)分7531,然后分75327)B3点门动切换至#5B主变PT(接触器KW53动作)；8)合7532,PT不切换。 15励磁装置空载试验15.1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15.2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/□动运行。3)LCU6控制方式为：现地控制、分步开机。4)水机保护投入。5)1806、180667分闸。15.3试验步骤:15.3.1合灭磁开关，机组门动开机到空转稳定运行。15.3.2励磁屯流调节器(ECR)试验：1)ECR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%。2)手动升压、降压过程平稳，调节速率适中。3)在50%、100%额定电压卜：手动逆变灭磁，录制逆变波形。4)在50%、100%额定电压下，手动跳灭磁开关，录制跳闸波形。15.3.3自动调节器(AVR)试验1)发电机转速在95%-100%，励磁在AVR1.AVR2控制下自动起丿別，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的10%,超调次数不超过2次,调节时间不大于5So2)设定屯压调节范围并测定。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。3)在100%额定电压下，逆变灭磁，录制逆变波形。4)在100%额定电压下，手动跳灭磁开关，录制跳闸波形。15.3.4V/f试验：AVR投入，在47〜52IIz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土0.25%,检查励磁V/f限制器动作信号。15.3.5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。15.3.5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5SO15.3.6在冷却风机全投的情况下，测定励磁盘前、后噪声，符合规定。15.3.7在额定工况下，跳灭磁开关灭磁，记录机端电压、丿励磁电流、励磁电压和开关断口电压波形。15.3.8进行LCU和中控室对励磁系统的电压调节试验。15.3.10进行空载条件下的励磁系统故障模拟试验1)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。2)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。3)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。4)模拟2#整流柜熔断器熔断，2#功率柜退备。检杳励磁系统在两个功率柜退备时仍能正常动作。15.3.11模拟励磁电气事故停机，并录波。16计算机监控系统试验16.1试验内容和目的：1)在机旁LCU上进行顺控“停机一空载”、“空载一停机”操作试验；2)在中控室上位机上进行顺控“停机一空载”、“空载一停机”操作试验；3)待线路倒送电与G1S受电试验、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“空载一发电”、“发电一空载”、“停机一发电”、“发电一停机”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。16.2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住值设定。水头值为当丽实际值，紧急事故停机已复归；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。 1)1806开关、7532K75312、75056刀闸、180667、750667地刀在分位，18066刀闸在合位，616开关在检修位置，PT柜投入；2)机组LCU上切换开关置“现地”；3)机组压油罐压力止常，压油系统按门动方式运行；4)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：尾水取水阀:6201、6202技术供水表计阀门：6203、6204、6205、6206、6207、6208滤水器排污阀:6209、6210各轴承冷却水进出水口阀门:6222、6223、6224、6225、6226、6227、6228、6229、6230、623h排水阀：62325)主轴密封在“自动、远方”位；取水方式选择蜗壳取水，检査卜•列手动阀门位置：全开:6213、6233、6234、6235、6236、6237、6238、6239、6240、6241、6243、全关:6242、62446)检修密封围带充气，接力器锁锭在投入位；7)油雾吸收、碳粉收集装置在“自动、远方”位；8)机组蠕动装置在投入位；9)机组无故障。1631机旁LCU操作“停机一空载”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;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16.3试验步騎 9)退岀机组蠕动检测装置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)机组转速大丁•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；13)自动空载开机结束；14)在机组开机过程屮，严密观察机组转速变化过程及各部分状态；15)录制开机过程曲线，计录开机时间。16)开机过程中检查下列各项：♦检查Cl动化元件能否可靠动作；♦检查调速器的动作情况；♦检查励磁系统是否自动投入；♦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。17)机组稳定运行30分钟，测量记录各部振动、摆度、温度。16.3.2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，检查励磁系统工作正常后恢复。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，检查保护系统工作正常后恢复。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，检查监控系统工作正常后恢复。5)切除监控系统一路控制电源，检查监控系统工作止常后恢复电源，检查监控系统工作正常后恢复。6)进行6#机组0.4kV自用电备自投试验，检查机组运行正常。7)进行技术供水泵电源切换，确认备用泵能口动启动，各部冷却水流量正常，机组各部轴瓦温度无异常波动。 16.3.2在机旁LCU上“空载一停机” 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)停机过程中检杳卜•列各项：♦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；♦记录自发出停机令至机组降至加闸转速的时间；♦记录自加闸转速至机组全停的时间。♦录制逆变灭磁过程波形图。16.3.4机旁LCU上操作“空载一发电”1)操作空载一发电流程，判断发电机电压已建立，自动准同期装置投入，合1806开关，机组并网；2)设定机组负荷，空载一发电结束。16.3.5机旁LCU上操作“发电一空载”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1806开关，机组解列;2)发电一空载结束。16.3.6机旁LCU上操作“停机一发电”1)机组在停机态，在机组LCU上选择顺控“停机一发电”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□开机命令发出至机组并网所用时间。16.3.7机旁LCU上操作“发电一停机”1)机组在发电态，在机组LCU上选择顺控“发电一停机”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)记录自停机命令发岀至机组全停所用时间。16.3.8在中控室上位机上操作顺控“停机一空载一发电” 16.3.9在中控室上位机上操作顺控“发电一空载一停机”16.3.10在中控室上位机上操作顺控“停机一发电”16.3.11在中控室上位机上操作顺控“发电一停机”16.3.12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杳；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；16.4结合机组的各项试验，分别进行LCU6自动开机、自动停机自动启励、同期、增减负荷、事故停机试验。16.5LCU6控制电源消失试验16.5.1机组在“空转”状态下，封闭机组停机流程。16.5.2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。16.5.3试验完毕后恢复电源，恢复停机流程。16.6LCU6能远方调节传速、电压(未并网)、冇功功率和无功功率(并网)。17系统倒送电试验(最终实施方案按系统要求进行)17.1试验内容与试验目的1)分别用拉宁、拉官线对侧开关对线路充电，检查线路工作情况。2)用系统电源依次对拉西瓦电站750KV开关站设备、GIL、电抗器(拉官线路)进行五次全电压冲击(拉宁线路冲击三次)，检查设备工作情况。3)检查线路PT二次冋路，核对线路PT与开关站PT相位。4)检查各同期开关的同期冋路。5)拉西瓦电站750KVJT-关站、G1L.电抗器正式投入运行。6)录制电抗器冲击波形。17.2试验准备1)冲击试验前已取电抗器油样做色谱分析。2)对电抗器进行排气。3)避雷器、电压互感器投入；厂高变接入，1G-616开关断开并置试验位置。4)线路保护校验合格，按系统要求已止确加用，主变、断路器、母线保护投入，厂高 变各保护投入，检查发变组录波装置工作正常。屯抗器保护岀口压板临时退岀。1)拉宁、拉官线路保护通道对调已结束，模拟动作于出口开关正确可靠；两回线路保护正式投入。2)拉宁线路至I母：合隔离刀75216、75212、75211,合断路器7521,分接地刀7521617、752167、752127、752117、7117；隔离措施:分隔离刀75311、75201、75111,合接地刀753117、752017、751117。3)拉官线路至II母:合隔离刀75126、75121、75122,合断路器7512,分接地刀7512617、751267、751227、751217、7217；隔离措施：分隔离刀75102、75222、75322,合接地刀751027、752227、753227。4)做好1#〜5#机组隔离：分75016隔离刀，合750167接地刀；分75026隔离刀，合750267接地刀；分75036隔离刀，合750367接地刀；分75046隔离刀，合750467接地刀；分75056隔离刀，合750567接地刀。5)记录线路、母线避雷器初始读数。17.3拉宁线路及I母充电1)向系统申请对G1S进行分相冲击试验获得同意，观测人员、记录人员到位，并保持安全距离，保持通信畅通。2)A相冲击，检查A相电压与系统一致，观测GTS母线无异常，记录电压值，5分钟后分闸。3)B相冲击，检查B相电压与系统一致，观测GIS母线无异常，记录电压值，5分钟后分闸。4)三相冲击，检查电压与A、B相一致，观测GIS母线无异常，记录电压值，GIS保持带电状态。5)记录拉宁线路及I母避雷器读数，检查避雷器动作情况。6)检查GIS-1M母线PT的电压值、相序、相位并与拉宁线线路PT核相17.4拉官线路机II母充电1)向系统屮请对GIS进行冲击试验获得同意，观测人员、记录人员到位，并保持安全距离，保持通信畅通。2)第一次冲击，检查电压与系统一致，观测GIS母线、GIL、电抗器无异常，记录电压值，5分钟后分闸，电抗器冲击时录制电抗器冲击合闸励磁涌流。 1)第二次冲击，检查电压与系统一致，观测GIS母线、GIL、电抗器无异常，记录电压值，5分钟后分闸，电抗器冲击时录制电抗器冲击合闸励磁涌流。2)第三次冲击，检查电压与系统一致，观测GIS母线、GIL、电抗器无异常，记录电压值，5分钟后分闸，电抗器冲击时录制电抗器冲击合闸励磁涌流。3)第四次冲击，检查电压与系统一致，观测GIS母线、GIL、电抗器无异常，记录电压值，5分钟后分闸，电抗器冲击时录制电抗器冲击合闸励磁涌流。4)第五次冲击，检查电压与系统一致，观测GIS母线、GIL、电抗器无异常，记录电压值，屯抗器冲击时录制屯抗器冲击合闸励磁涌流，GIS、GIL、II母保持带电状态。5)记录拉官线路及II母避雷器读数，检查避雷器动作情况。6)检查GIS-11M母线PT的电压值、相序、相位并与拉官线线路PT及GIS-IM母线PT核相，试验结束。7)电抗器冲击试验后，取油样做色谱分析。18主变冲击试验18.1试验内容和目的：1)利用系统电压对主变和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。5)进行厂高变带6kV厂用电系统的切换试验。18.2试验准备：1)冲击试验前已取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)检查主变在正常档位，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)合隔离刀检查确认750667、753167、753117、753127、753217、753227接地开关 在分闸位置；检查确认7531、7532、1806断路器在分闸位置；检查确认750567接地刀闸合闸。1)合75311、75312、75066隔离开关。2)向系统申请用7531对6B进行5次冲击试验获得同意，9)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。18.3冲击试验：18.3.1按“合位lOmin-*分位lOmin-*合位5min-*分位lOminf合位5min分位lOmin-*合位5minf分位lOmin-*合位”的顺序，用7531合闸对6B进行5次冲击。18.3.2主变冲击合闸时录制主变冲击合闸励磁涌流。18.3.3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。18.3.4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。18.3.5主变冲击试验后，取油样做色谱分析，与冲击前作比较。18.3.6在主变、厂高变带电的情况下，重新核对7531的同期比较电压，核对16B低压侧的电压和相序，为16B带厂用电做准备。18机组并网、负荷试验19.1试验内容和目的1)进行6#机组及GIS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(届吋最大负荷)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。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口动调节质量。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。 1)进行动水落快速门试验。19.2试验准备1)1806、18066、180667在断开位，主变冲击后带电正常。2)6#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)按系统耍求投入发电机、变压器、励磁变、厂高变、线路、GIS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1806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。19.3机组同期试验19.3.1模拟18066在合位，同期选择开关置“自准”。19.3.2在机组LCU上执行“空载一发电”程序，监控系统口动投入“同期装置”，捕捉同期点。起动录波仪。19.3.3机组同期装置发出合闸指令，1806开关合闸，同期装置退出。19.3.4分1806开关，检查录波波形，检查合闸导前时间，必要时加以调整。19.3.5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。19.3.6分1806开关。19.3.7解除模拟的18066合闸位置信号，实际合18066,检查返回信号正确。19.3.8向系统申请6#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。19.3.9申请机组带50MW冇功负荷，检查监控、励磁、调速器、线路等冇功显示为正，且数值一致。检杳机组、励磁变、线路的电度表计止转。19.3.10申请增负荷至150MW,检查发电机、主变、母线等差动保护屯流极性正确。19.4机组带负荷试验 19.4.1修改逆功率保护定值，减有功至进行逆功率保护动作，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。19.4.2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。19.4.3核实在当时水头下，机组产生振动的负荷区。19.4.4根据VSS提供的数据手动投入补气装置，观察补气效杲。19.4.5检查在当时水头下的机组自然补气的负荷区。19.4.6测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。19.4.7在不同负荷下，测量发电机轴电压。19.5机组甩负荷试验19.5.1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、1806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、传子电压、转子电流等。4)系统同意后，发出甩负荷信号,在机组LCU上跳开1806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：各部振动与摆度各部轴瓦温度蜗壳压力定子电压转子电压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。 19.5.1机组甩50%额定负荷(当前水头下最大负荷)1)中请6#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1806开关，6#机组并网。2)向系统屮请逐步增加负荷，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)系统同意后发岀甩负荷信号，在LCU上跳开1806Jf关，1#机组JU50%负荷。5)记录甩负荷而后各项参数，录制有关波形，若不合乎耍求进行相应调整。19.5.2机组甩75%额定负荷1)申请6#机组再次并网，系统同意后，在上位机上同期合1806开关，6#机组并网。2)向系统中请逐步带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)向系统屮请进行甩75%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，在上位机上跳开1806开关，1#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。19.5.3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1806开关，6#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1806开关，6#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吋间符合规程要求。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。19.6开关站同期及环网试验19.6.1试验前检查GIS所有接地刀在分位，所有隔离刀在合位(至1#〜5#除外)19.6.2检查拉宁线经7521送至I母，经7531送至6#主变；拉官线经7512送至II母；检查7532、7520、7522、7511、7510在分位。 19.6.1机组正常开机至发电状态(通过1806并网)。跳7531,分隔离刀75311,并模拟75311在合闸位置。19.6.2断路器7531同期试验1)选择7531为同期断路器，进行假同期试验，并录波检查合闸导前时间，必要时加以调整，合隔离刀75311,解除信号模拟。 2)选择7531为同期断路器，进行同期试验，并录波。19.6.5断路器7532同期试验：1)分隔离刀75322,并模拟75322在合闸位置。2)选择7532为同期断路器，进行假同期试验，并录波检查合闸导前时间，必耍时加以调整，合隔离刀75322,解除信号模拟。3)选择7532为同期断路器，进行同期试验，并录波。19.6.6断路器7522同期试验：1)合断路器7520,分隔离刀75222,并模拟75222在合闸位置。2)选择7522为同期断路器，进行假同期试验，并录波检查合闸导前时间，必耍时加以调整，合隔离刀75222,解除信号模拟。3)选择选择7522为同期断路器，进行同期试验，并录波。19.6.7断路器7520同期试验：1)分断路器7520,分隔离刀75202,并模拟75202在合闸位置。2)选择7520为同期断路器，进行假同期试验，并录波检查合闸导前时间，必耍时加以调整，合隔离刀75202,解除信号模拟。3)选择7520为同期断路器，进行同期试验，并录波。19.6.8断路器7521同期试验：1)分断路器7521,分隔离刀75211,并模拟75211在合闸位置。2)选择7521为同期断路器，进行假同期试验，并录波检查合闸导前时间，必耍时加以调整，合隔离刀75211,解除信号模拟。3)选择7521为同期断路器，进行同期试验，并录波。19.6.9断路器7511同期试验1)合断路器7510,分隔离刀75111,并模拟75111在合闸位置。2)选择7511为同期断路器，进行假同期试验并录波检查合闸导前时间，必耍时加以调整，合隔离刀75111,解除信号模拟。3)选择7511为同期断路器，进行同期试验，并录波。19.6.10断路器7510同期试验1)分断路器7510,分隔离刀75101,并模拟75101在合闸位置。2)选择7510为同期断路器，进行假同期试验，并录波检查合闸导前时间，必耍时加以调整,合隔离刀75101,解除信号模拟。 3)选择7510为同期断路器，进行同期试验，并录波。19.6.11断路器7512同期试验1)分断路器7512,分隔离刀75121,并模拟75121在合闸位置。2)选择7512为同期断路器，进行假同期试验，并录波检查合闸导前时间，必耍时加以调整，合隔离刀75121,解除信号模拟。3)选择7512为同期断路器，进行同期试验，并录波。19.6.12试验完成，所有断路器在合位，环网运行。19.7负荷下调速器试验19.7.1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。19.7.2负载卜•调速器PII）参数优化。19.7.3调速器切换试验：自动一手动一自动并录波，检查切换平稳，符合国标要求。19.7.4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。19.7.5远方、现地有功调节响应检查。并录波19.7.6模拟故障试验（模拟功率给定、功率反馈、接力器故障等信号）。19.8低油压事故停机试验19.8.1机组带额定负荷运行。19.8.2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。19.8.3关闭压油罐补气冋路；切除压油泵，通过卸油阀门排油（6104）,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19.8.4彼。停机过程中检查事故停机流程逻辑的正确性。19.9负荷下励磁试验19.9.1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,并录波检查发电机无功功率无明显波动。19.9.2在当而水头下最大有功/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。19.9.3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。将口动励磁调节投入口动位置，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。19.9.4各辅助功能单元的整定与动作试验：励磁电流限制并录波； 定子电流限制并录波；欠励限制器并录波。19.9.4现地/远方无功功率控制调节检杳。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。19.9.5在当前最大负荷下模拟电气事故，跳1806、灭磁开关，停机同吋动作，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。19.10动水关进水口快速门试验19.10.1机组自动启动并网，带当前水头下的最大负荷。19.10.2手动按下紧急停机按钮，启动紧急停机流程。19.10.3落快速门、动作事故配压阀。19.10.4记录进水口快速门关闭及跳闸、灭磁、停机等过程时间。18机组检修消缺机组在停机并做好安全措施的情况下，排空蜗壳和锥管，对机组转动部分和流道进行全而检查，对运行屮出现的问题全而检查消缺，达到长期稳定运行的要求。19厂用电切换在检修消缺后，6#厂高变投入运行，进行（见附图）2072h连续试运行22.1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。22.2执行正式值班制度，全而记录运行所冇参数。22.3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。22.4在72h连续试运行中，出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屮断，经检查处理合格后应重新开始72h的连续试运行，屮断前后的运行吋间不得累加计算。 22.572h连续试运行后，应停机进行机屯设备的全面检查。除需对机组、辅助设备、电气设备进行检查外，必要吋还需将蜗壳、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。22.6消除并处理72h试运行中所发现的所冇缺陷。18交接与投入商业运行23.1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。23.2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，并及吋投入商业运行。19计划调试工期（见附件）附图I：拉酋瓦电站电气主接线图附图2：厂用电系统图附图3：升流、升压示意图20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，彻底全而检查清扫，无任何杂物。（6）安装间和6#机组主厂房、副厂房、中控室、GIS开关站、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，通讯屯话、 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6#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、屯线绝缘良好，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“冇人工作、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。26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。(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木值值长同意。(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口的工作职责，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)试运行人员要按吋记录各表计的有关读数，详细记录各项试验的试验吋间、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。 (1)试运行出现紧急情况吋、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。