张掖大孤山电站1#水轮发电机组起动试运行方案.doc

大孤山电站首台机组启动试运行方案张掖市机电安装公司大孤山工程项目部2009年6月 　目录第一章：工程概况及组织机构...............................................................31、工程概况............................................................................32、组织机构............................................................................33、试运行岗位人员分工..................................................................4第二章：水轮发电机组启动试运行前检查..........................................................54、引水系统的检查......................................................................55、水轮机部分的检查....................................................................66、调速系统及其设备的检查...............................................................67、发电机部分的检查....................................................................78、油、水、气系统的检查...................................................................89、电气设备的检查......................................................................9　10、消防系统及设备检查...................................................................10第三章：水轮发电机组动试运行启动及检查流程..................................................1011、水轮发电机组充水试验11.1应具备条件..........................................................................1111.2尾水管充水操作及检查................................................................1111.3起动前准备...........................................................................1211.4首次手动起动试验操作及检查..........................................................1311.5停机操作及停机后的检查...............................................................14 11.6水轮发电机短路试验...................................................................1511.7水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验..............................................1611.8过速试验操作及检查..................................................................1711.9自动起动和自动停机试验..............................................................1711.10水轮发电机升压试验.................................................................1811.11水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器冲击合闸试验......................1911.12水轮发电机组并列及负荷试验.........................................................20张掖大孤山水电站1号水轮发电机组启动试运行方案第一章工程概况及组织机构1、工程概况张掖大孤山水电站于年月破土动工建设，在建设单位和各项目承包单位的共同努力下，经过个月紧张有序的施工建设，目前土建工程已完成95％，机电安装工程完成95％，一、二、三号水轮发电电机组设备安装已全部完成，计划于年月日正式并网发电，现二、三号机也已具备发电条件。根据国家有关规定和建设、监理单位的要求，现将机组试运行工作制定如下方案：（后附地调，省调并网方案）2、组织机构试运行组织机构是试运行工作顺利进行的根本保障，所以，根据大孤山电站1号水轮发电机组试运行工作的实际需要，成立试运行指挥部，并下设试验组、运行组、检修组等不同的职能组，各职能组在试运行指挥部的直接领导下工作，并对其负责。2.1、主持、参加及配合单位2.1.1、主持单位：张掖市机电安装公司大孤山水电站工程项目部； 2.1.2、参加及配合单位：张掖大孤山水电有限责任公司；中水一局大孤山厂房项目部：张掖市金水水利水电有限责任公司大孤山水电站建设监理部；2.2、试运行指挥部总指挥：王军林副总指挥：霍吉才、张建广现场监理工程师：土建：机械：吴兴勤电气：惠学雁成员：杨兴民、李建民、宋书文、薛小军试验班：冲军年、周军、本组在进入现场后应将电工工具、常用仪表和相关测量、仪器准备齐全，以备急用。运行班：电气：第一班：谷英慧、刘敬波第二班：师寅生、朱映社第三班：、冲军年、刘泽机械：第一班：李永基、康永忠、刘琦第二班：杨雪林、杨学福、许秉海第三班：毛志斌、李建忠、罗辉检修班：电气：谷英慧、靳文东、王培茂、吴喜鹏机械：薛小军、周兴民、朱兴高、薛建东、李军注：每组的第一人为本组责任人，负责本组运行管理和指挥。3、试运行岗位人员分工 3.1、渠首操作运行监护人：靳文东操作人：罗凯配合人：3.2、调速器操作运行监护人：康永忠操作人员刘琦配合人员：3.3、发电机操作运行：监护人：谷英慧操作人员：刘泽配合人员：3.4、主控室监控操作运行：监护人：谷英慧操作人员：刘敬波配合人员：3.5、水系统操作运行监护人：康永忠　操作人员：刘琦配合人员：3.6、高压开关柜室操作运行监护人：谷英慧操作人员：刘敬波配合人员：3.7、升压站操作运行监护人：冲军年操作人员：王培茂配合人员：3.8、渠首水工设施及建筑物监护人：操作人员：配合人员：所有各点监护人、操作人和配合人在起动试运行时必须坚守岗位，统一听从调度，不得离开操作现场或是无令操作。第一章水轮发电机组启动试运行前检查4、引水系统的检查4.1、进水闸门已开启，进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好。检修闸门和泄洪闸门在关闭状态，动作可靠。4.2、进水口拦污栅已安装完工并清理干净检验合格。4.3、压力隧道、 压力钢管、调压井及通气孔、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。测压装置已装好并调试合格。4.4、伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。非本期发电部分分叉管闷头已封堵。一号机所有进人孔(门)的盖板均已封闭合格。4.5、主阀及旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好。油压装置及操作系统已安装完工检验合格，油泵电动机运转正常。4.6、蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板或转轮上的悬挂吊具及其他临时支座等均已拆除。4.7、蜗壳及尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置，集水井层深井泵起、停操作情况良好，排水阀门开启。4.8、尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门已安装完工，检验合格，尾水启闭机及液压抓梁均调试完毕，动作良好。尾水闸门处于关闭状态。4.9、机组各导轴承冷却供水管路无堵、漏现象，阀门开关位置正确。4.10、电站上下游水位系统测量调试合格，各部位通讯、联络信号检验合格，准确可靠，回路畅通。5、水轮机部分的检查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。上下止漏环间隙已检查无遗留杂物。5.2、真空破环阀已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。5.3、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。自流排水孔畅通无阻。5.4、主轴密封已安装完工。经检验密封无渗漏。调整密封水压至设计规定值。5.5、水导轴承润滑，冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试，各整定值符合设计要求。5.6、导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁锭投入。导水叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。 5.7、各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完工，管路线路连接良好。5.8、尾水补气装置已安装，自然补气阀处于开启状态。6、调速系统及其设备的检查6.1、调速系统及其设备已安装完工，并调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部压力表计、供、排阀门和安全阀均已整定符合要求。6.2、油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。集油槽油位浮子继电器动作正常。高压补气装置手动、自动动作正确。漏油装置手动、自动调试合格。6.3、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、接头、接力器及部件等均无渗油现象。6.4、调速器电调柜已安装完工并调试合格，电液转换器工作正常。6.5、事故配压阀和事故紧急关闭装置等均已调试合格。锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。6.6、进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、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。检查导水叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器等三者的一致性。6.7、检测紧急关闭导水叶全开到全关所需时间是否与设计值相同。并录制导水叶开度与接力器行程的关系曲线。6.8、对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机和事故停机各部件动作准确性和可靠性。7、发电机部分的检查7.1、发电机整体已全部安装完工检验合格记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。7.2、导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压已调试，整定值符合设计要求。 7.3发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。7.4发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。7.5发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误。7.6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，充水前风闸处于手动制动状态。7.7发电机的空气冷却器已检验合格，水路畅通无阻。阀门无渗水、漏水现象。7.8测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器等监测仪器均已安装完工，调试、整定合格。7.9推力轴承高压油顶起装置已调试合格，压力继电器工作正常，行程开关信号正常，单向阀及管路无渗漏现象。7.10发电机内的灭火管路、火灾探测器已校验合格，手动动作准确，压缩空气通入试验完成，并畅通无阻。8、油、水、气系统的检查8.1、冷却水供水系统供水管路、阀门及备用水系统等均已分别调试合格，工作正常。8.2、机组冷却水过滤器及供水环管，进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门，接头均已检验合格无渗漏现象。8.3、厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。各深井泵、排水泵手、自动启动工作正常，水位传感器调试合格，其输出信号和整定值符合设计要求。8.4、全厂透平油、绝缘油供应系统已部分投入运行，能满足一号机组供油、用油和排油的需要。且油质经化验合格。8.5、高、低压空气压缩机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，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。 8.6、所有高、低压空气系统管路已分别分段通过漏气试验，检查合格，无漏气现象。8.7、各管路、附属设备已按要求刷漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，并挂牌编号。9、电气设备的检查9.1、电气一次设备的检查9.1.1、发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，机端引出口处的电压、电流互感器已检验合格。中性点电流互感器、避雷器及接地均已安装并调试合格。9.1.2、发电机断路器、隔离开关已安装检验合格，动作可靠。9.1.3、从发电机引出端直至主变压器低压侧段的母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。9.1.4、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，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统、灭火消防系统以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。9.1.5、厂用电设备已全部安装完工检验并试验合格，已接通电源投入正常工作。备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。9.1.6、高压110KV升压站设备与一号机组发电有关的回路、设备及母线、连接线等均已完工并检查合格，高压断路器已调试合格，可靠动作。9.1.7、厂房内各设备接地已检验，接地连接良好。厂外接地网已检查，接地网测试井已检查。总接地网接地电阻值已测试，符合规程规定值的要求。9.1.8、厂房照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明已检查合格。事故照明已检查合格。事故交通安全疏散指示牌已检查合格。9.2、励磁系统及设备与回路的检查9.2.1、励磁系统盘柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好。9.2.2、励磁变压器已安装完工检验合格，高、低压端连接线已检查，电缆检验合格，耐压试验已通过。 9.2.3、励磁控制和保护盘柜已调试合格，具备试验要求。9.2.4、交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。9.2.5、励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。9.3、电气控制和保护系统及回路的检查9.3.1、机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工检查合格。中央控制室保护屏、控制台、计算机等设备均已安装完工检验合格。9.3.2、蓄电池及直流设备已安装完工检验合格。逆变装置及其回路已检验合格，直流电源供应正常。9.3.3、以下电气操作回路已检查并作完模拟试验，确定其动作的准确性。a．进水口闸门自动操作回路；b．蝴蝶阀自动操作回路；c．机组水力机械自动操作回路；d．机组调速系统自动操作回路；e．发电机励磁操作回路；f．发电机断路器操作回路；g．直流及中央音响信号回路；h.全厂公用设备操作回路；i．机组同期操作回路；j．火警警报信号及操作回路；k.通讯及其他必要专用装置。9.3.4、检查电气二次的电流回路和电压回路接线和通电情况，并确保下列继电保护回路完成模拟试验，确定动作的准确性。a．发电机继电保护回路；b．主变压器继电保护回路；C．高压母线继电保护回路；d．送电线路继电保护回路；e．厂用电继电保护回路； f．其他继电保护回路。ｇ.仪表测量回路。　　　10、消防系统及设备检查　　　10.1、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，通过消防部门验收。10.2发电机内灭火管路、灭火喷嘴、火灾探测器等已检验合格。消火栓经手自动操作动作准确，通压缩空气试验畅通无阻。10.3主变器油池与事故排油系统符合设计要求，排油通畅。10.4全厂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，并通消防部门验收。10.5全厂消防供水水源可靠，管道畅通，压力满足设计要求。10.6电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆穿越楼板、墙壁、竖井、盘柜的孔洞及电管口已可靠封堵。10.7按机组启动试验大纲要求的临时性灭火器具配置已完成。第一章水轮发电机组试运行启动及检查流程11、水轮发电机组充水试验11.1、应具备条件11.1.1、水轮发电机组充水试验的开始，代表机组起动试运行正式开始，应确认第二章所列的检查项目和试验已全部完成。11.1.2、充水前确认进水口工作闸门处于关闭状态。确认进水蝶阀处于关闭状态。确认调速器，导水机构处于关闭状态，主轴密封处于投入状态，接力器锁锭已锁好。尾水闸门处于关闭状态。11.1.3、电站渠首坝前水位已蓄至最低发电水位以上。11.1.3、充水前必须确认电站检修排水和渗漏排水系统工作正常。11.2、尾水管充水操作及检查 11.2.1、利用尾水倒灌或机组技术供水排水管等方式向尾水管充水，在充水过程中随时检查水轮机顶盖的漏水情况，导水机构及空气围带，测压系统管路，尾水管进人门的漏水情况及测压表计的读数，并做好记录。如检查时发现异常情况，则应立即停止充水并将尾水管排空进行处理。11.2.2、充水前检查进水闸下游渗漏情况，确认无问题后开启进水闸，引水隧洞、调压井段、压力钢管段开始充水。11.2.3、先检查蝶阀漏水情况，后打开机组旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。待两侧平压后检查蜗壳进人孔、蜗壳的漏水情况。监测蜗壳取水口管路阀门的压力上升情况并做好记录。11.2.4、待蜗壳充水至与尾水位平压，各处均符合设计要求后，提起尾水闸门，并锁锭在门槽口上。11.2.5、检查水轮机顶盖、导水机构和主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况。11.2.6、观察各测压表计及仪表管接头涌水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。11.2.7、充水过程中，检查机组锥管通气孔是否畅通。11.2.8、以手动或自动方式让旁通阀在静水中启闭试验3次，调整、记录阀门启闭时间及表计读数。在机旁盘作远方启闭操作试验，阀门应启闭可靠。11.2.9、对于事故紧急关闭操作回路，则应在机旁的操作柜和中央控制室分别进行静水紧急关闭试验，检查阀门油压装置的工作情况，并测定关闭时间。11.2.10、压力钢管充满水后应对进水口等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏等情况。11.2.11、检查厂房内渗漏水情况，及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。11.2.12、压力钢管充满水后，将机组供水管路系统的阀门打开，并调整水压，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、接头法兰漏水情况。 11.3、起动前准备11.3.1、主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，通讯指挥系统可随时待命，各部位运行人员已进入岗位。各测量仪器、仪表已调整就位。11.3.2、确认充水试验中出现的问题已处理合格。11.3.3、各部冷却水、润滑水投入，水压正常，润滑油系统、操作油系统工作正常。11.3.4、上、下游水位已记录。各部原始温度已记录。11.3.5、起动高压油泵顶起发电机转子5～8分钟，油压泄除后，检查制动闸，确认制动块已全部落下，漏油装置处于自动位置。11.3.6、打开密封充水阀，主轴密封水投入，检修围带排除气压。11.3.7、调速器处于准备工作状态，相应机构的正确状态为：a．调速器处于“手动”位置，油压装置至调速器的主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；b．调速器的滤油器位于工作位置；c．调速器的导叶开度限制位于全关位置；d．调速器的速度调整机构位于额定转速位置；e．永态转差系数调整到2％～4％之间。11.3.8、与机组有关的设备应具备的正确状态为：a．发电机出口断路器断开；b．发电机转子集电环碳刷拔出；c．水力机械保护和测温装置已投入；d．拆除所有试验用的短接线及接地线；e．外接标准频率表监视发电机转速；f．停机制动装置开关处于断开位置。 g.升压站母线处于带电状态，对应高压开关已合闸，主变压器充电正常；11.4、首次手动起动试验操作及检查11.4.1、拔出接力器锁锭，起动高压油推动装置。11.4.2、手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组起动后，分阶段逐渐升速，当机组转速接近额定值时，再将开度限制机构调到最小，稳定在空载开度位置。11.4.3、当机组转速稳定在额定值时，应做以下检查和记录：a.记录机组的起动和空载开度，达到额定转速时，校验转速表应位于100％的位置。b.在机组升速过程中，应加强各部轴承温度的监视，不应有急剧的上升及下降现象。机组起动后达到额定转速后，在半小时内每隔5分钟测量一次推力瓦和导轴瓦的瓦温，以后可适当延长记录间隔时间，并绘制推力瓦的温升曲线。待温度稳定后，标定好各部油槽运行油位线，记录稳定温度。c.机组起动过程中，应监视机组各部位是否正常，若发现异常现象，金属撞击声，水轮机室窜水，轴瓦温度突然升高，推力油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象应立即停机。d.监视主轴密封水温、水压和顶盖排水情况。e.测量、记录机组运行摆度(双振幅)，其值应不超过轴瓦间隙或符合厂家设计规定f.记录全部水力测量系统表计读数。g.测量、记录各部振动，其值不应超过规定。当振动超过标准值时，应进行静平衡试验。h.测量永磁机电压与频率关系曲线。在额定转速下测量，绕组电压值。i.测量发电机一次残压、相序；相序应正确。11.4.4、机组空转运行时调速系统的检查和调整试验： a.各比例阀活塞振动应正常。b.频率给定范围应符合设计要求。c.进行手、自动切换时，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值，对于大型调速器不超过±0.15％的额定转速，对中小型调速器不超过±0.25％；特小型速器不超过±0.3％。d.记录油压装置油泵向油槽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活塞摆动值及摆动周期。11.5、停机操作及停机后的检查11.5.1、操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20％～30％时，手动合闸使机械制动停机装置动作直至机组停止转动，解除制动闸。11.5.2、停机过程中应检查下列各项：a．注意机组转速降至规定转速时，制动闸顶起装置的自动投入情况；b．监视各部位轴承温度变化情况；C．检查转速继电器的动作情况；d．录制停机转速和时间关系曲线；e．检查各部位油槽油面的变化情况；f．机组完全停止后，制动闸顶起装置应自动切除。11.5.3、停机后投入接力器锁锭和检修密封，关闭主轴密封润滑水。11.5.4、停机后的检查和调整：a．各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落；b．检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；C．检查发电机上下挡风板、挡风圈、风扇是否有松动或断裂；d．检查风闸的磨擦情况及动作的灵活性；e．在相应水头之下，调整开度限制机构、主令开关的空载开度接点；f．调整各油槽浮子继电器的油位接点。11.6、水轮发电机短路试验 11.6.1、发电机短路试验应具备的条件：a、在发电机出口端设置三相短路线；b．投入备用励磁装置或用厂用电源代替并联励磁变压器，提供主励磁装置电源；C．如果三相短路点设在发电机断路器外侧，则应采取措施防止断路器跳闸。11.6.2发电机短路试验：a．手动开机，发电机各部位温度应稳定，运转应正常；b．手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查发电机各电流回路的准确性和对称性；c．绘制继电保护和测量表计的向量图，升流检查各继电保护和测量表计动作的正确性；d．录制发电机三相短路特性曲线（定子电流和转子电流关系曲线），在额定电流下测量发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况；e．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的示波图，并求取灭磁时间常数；f．采用主励磁装置作短路试验时，应进行自动励磁调节器的复励及调差部分的调整试验。11.7、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验11.7.1、具有起励装置的可控硅励磁调节器的起励工作应正常且可靠。11.7.2检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。自动励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70％～110％范围内进行稳定且平滑地调节。在发电机空载额定转速下，手动控制单元调节范围：下限不得高于发电机空载励磁电压的20％，上限不得低于发电机额定励磁电压的110％。11.7.3、测量励磁调节器的开环放大倍数值。11.7.4、 在等值负载情况下，录制和观察励磁调节器各部特性。对于可控硅励磁系统，还应在额定励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数。功率整流桥应设有串联元件均压措施，以及并联支路和整流柜之间的均流措施，均压系数不应低于O.9，均流系数不应低于0.85。11.7.5、应检查在发电机空载状态下，励磁调节器投入，上下限调节，手动和自动切换（以额定励磁电压的10％为阶跃量作为干扰），带励磁调节器开、停机等情况下的稳定性和超调量。即在发电机空载且转速在0.95～1.0额定值范围内，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10％，振荡次数不超过2～3次，调节时间不大于5秒。11.7.6、带自动励磁调节器的发电机电压一频率特性试验，应在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压一频率特性曲线。频率值每变化1％，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±0.25％。11.7.7、可控硅励磁调节器应进行低励磁、过励磁、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。11.7.8、对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，还应进行逆变灭磁试验。11.8、过速试验操作及检查11.8.1、机组在做过速试验前，应按规定进行动平衡试验；11.8.2、根据设计规定的过速保护装置整定值，进行机组过速试验。11.8.3、将转速继电器115％和14O％的接点从水机保护回路中断开。11.8.4、以手动开机方式使机组达到额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制机构的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115％，调整转速继申器相应的转速接点后，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值，并调整过速保护装置相应的转速接点。11.8.5、过速试验过程中应监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化。过速试验停机后应进行如下检查： a．全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等；b．检查发电机定子基础及上机架的状态；C．同时完成10.5.4规定的检查项目。11.9、自动起动和自动停机试验自动起动和自动停机试验的主要目的是检查自动开停机回路动作是否正确。具有计算机监控系统或以计算机监控系统为主要控制方式的水电站，自动开、停机应由计算机监控系统来完成。11.9.1、自动起动前应确认：a．调速器处于“自动”位置，功率给定置于“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；b．通过油泵顶起发电机转子，使推力轴瓦充油；c．确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。11.9.2、自动开机可在中控室进行，并应检查下列各项：a．检查自动化元件能否正确动作；b．记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间；C．检查推力轴承高压油顶起装置的动作和油压等工作情况；d．检查调速器动作情况。11.9.3、机组自动停机过程中及停机后的检查项目：a．记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间；b．记录自制动闸动作至机组全停的时间；c．检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确；d．当机组转速降至设计规定转速时，制动闸气系统顶起装置应能自动投入。当机组停机后应能自动停止气系统顶起装置，并解除制动闸。11.10、水轮发电机升压试验 11.10.1、发电机升压试验前应将发电机保护系统投入，励磁及调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入；发电机振动、摆度及空气隙监测装置投入，定子绕组局部放电监测系统投入并开始记录局部放电数据。11.10.2、自动开机后机组各部运行应正常。测量发电机电压互感器二次侧残压，并检查其对称性，如无异常，可手动升压至50％额定电压值，并检查下列各项：a．发电机及引出母线，与母线相连的断路器，分支回路设备等带电设备是否正常；b．机组运行中各部振动是否正常；C．电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。11.10.3、分时分段继续升压至发电机额定电压值，并检查如上述诸部位情况。11.10.4、在发电机额定转速下的升压过程中，检查低电压继电器和过电压继电器工作情况，在额定电压下测量发电机轴电压。11.10.5、将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线（发电机定于电压与励磁电流的上升、下降关系曲线），当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子最高电压。11.10.6、分别在50％、100％额定电压下，跳开灭磁开关检查消弧情况，录制示波图，并求取灭磁时间常数。11.11、水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器冲击合闸试验11.11.1、水轮发电机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验；11.11.2、水轮发电机组对主变压器高压侧及高压配电装置短路升流试验前的检查：a．发电机断路器、隔离开关、发电机电压设备及有关高压设备均已试验合格，具备投入运行条件；b．主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关正常； C．高压配电装置经试验验收合格；d．主变压器高压侧及高压配电装置的适当位置，已设置可靠的三相短路点；e．投入发电机继电保护、自动装置和主变压器冷却器以及控制信号回路。11.11.3、水轮发电机组对主变压器高压侧及高压配电装置短路升流试验：（1）开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，并绘制主变压器、母线差动保护和线路保护的电流向量图；（2）前项检查正确后投入主变压器继电保护装置。11.11.4、水轮发电机组对主变压器及高压配电装置递升加压试验a、拆除主变压器高压侧及高压配电装置各短路点的短路线。b、手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25％、50％、75％、100％等情况下检查一次设备的工作情况。C、检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。11.11.5、电力系统对主变压器冲击合闸试验a、发电机侧的断路器及隔离开关均已断开。必要时可拆除主变压器低压侧母线连接端子的接头。b、投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号。C、投入主变压器中性点接地开关。d、合主变压器高压侧断路器，使电力系统对主变压器冲击合闸共5次，每次间隔约10min，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。e、在有条件时录制主变压器冲击时的激磁涌流示波图。11.12、水轮发电机组并列及负荷试验11.12.1、水轮发电机组空载并列试验11.12.1.1、检查同期回路的正确性。 11.12.1.2、以手动和自动准同期方式进行并列试验。在正式并列试验前，应先断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以确定自动同期装置工作的准确性。11.12.1.3、正式进行手动和自动准同期并列试验。录制电压、频率和同期时间的示波图。11.12.1.4、根据设计和电力系统的要求进行自同期并列试验，录制电力系统的周波、电压、有功功率、无功功率及发电机定子、转子电流示波图。11.12.1.5、检查发电机保护各部保护动作是否正常。11.12.2、水轮发电机组带负荷试验11.12.2.1、水轮发电机组并列后，用手动或自动方式将有功负荷分20％、40％、60％、80％、100％逐步增加，并观察各仪表指示及各部位运转情况和各种负荷下尾水管补气装置工作情况。11.12.2.2观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动范围及其量值，必要时进行补气试验。11.12.3、水轮发电机组甩负荷试验11.12.3.1、甩负荷试验前应具备下列条件：a．将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值；b．调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）、接力器行程、发电机气隙等电量和非电量的监测仪表；c．所有继电保护及自动装置均已投入；d．自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。11.12.3.2、机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25％、50％、75％和100％下分别进行，并记录有关数值，同时应录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。11.12.3.3、水轮发电机组突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩额定有功负荷时，发电机电压超调量不应大于额定电压的15％～20％，振荡次数不超过3～5次，调节时间不大于5s。 11.12.3.4、水轮发电机突然甩负荷时，检查水轮机调速系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率和机组转速上升率等均应符合设计规定。11.12.3.5、机组突甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：a．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；b．机组甩100％额定负荷后，从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％为止所经历的总时间不应大于40s;c．转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间对于机械型调速器不大于0.5s。11.12.3.6、机组带额定负荷下，一般应进行下列各项试验：a．调速器低油压关闭导水叶试验；b．事故配压阀动作关闭导水叶试验；11.12.4、水轮发电机组72h带负荷连续试运行11.12.4.1、完成上述全部试验内容经验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。11.12.4.2、根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。11.12.4.3、机组72h连续试运行后，应停机检查并将锅壳及压力钢管内的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统情况，消除并处理72h试运行中所发现的所有缺陷。11.12.4.4、机组通过72h试运行并经停机处理发现的所有缺陷后，即可开始为期一年的试生产。试生产由电站建设单位负责进行。 张掖市机电安装公司大孤山水电站项目部2009年6月10日