机组启动试运行大纲（最终版）.doc

大渡河瀑布沟水电站首台（6#）水轮发电机组启动试运行大纲中国水利水电第七工程局有限公司印制 大渡河瀑布沟水电站首台（6#）水轮发电机组启动试运行大纲批准：审核：编制：瀑布沟水电站建设分公司水电七局瀑布沟水电站机电设备安装项目部葛洲坝集团瀑布沟水电站机电设备安装项目部2009年11月 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲目录1工程简介-1-1.1工程概述-1-2总则-1-3启动试运行必须投入的相关系统及设备-2-3.1土建工程-2-3.2引水系统-3-3.3油、水、气系统-3-3.4电气一次设备-3-3.5电气二次设备-3-3.66#机组发电及相关部位的消防及消防报警设施-4-3.7空调、通风和给排水系统-4-4水轮发电机组启动试运行前的检查-4-4.1试运行基本条件-4-4.2引水系统检查-4-4.3水轮机-5-4.4调速器系统-6-4.5发电机-7-4.6励磁系统-8-4.7油、气、水系统-8-4.8电气一次设备-9-4.9电气二次系统及回路-10-4.10消防及火灾报警设施检查-12-4.11通风空调设备检查-13-5机组充水试验-13-5.1充水条件-13-5.22#尾水洞充水-14-5.3尾水管充水-14-5.4压力管道及蜗壳充水-14-6机组启动和空转试验-15-6.1启动前的准备-15-6.2首次手动启动试验-17-6.3机组现地停机和停机后的检查-18-6.4动平衡检查与试验-19-6.5调速器空载试验-19-6.6机组过速试验及检查-20-7机组无励磁自动开停机试验-20-7.1无励磁自动开机需具备的条件-20-7.2机组LCU自动开机-21-7.3机组LCU自动停机-21-3 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲7.4机组LCU事故停机、紧急事故停机-21-7.5水机保护事故停机、紧急事故停机-22-8发电机升流试验-22-8.1发电机升流试验准备-22-8.2发电机升流试验-22-9发电机升压试验及单相接地试验-23-9.1升压前准备工作-23-9.2发电机定子单相接地试验-24-9.3发电机零起升压-24-9.4发电机空载特性试验-24-10发电机带厂高变、主变及开关站GIS升流试验-25-10.1厂高变升流试验-25-10.2发电机带主变、GIS开关站及出线设备升流试验-25-11发电机带主变、厂高变、高压电缆、GIS开关站、出线设备升压试验-32-11.1试验准备-32-11.26#主变高压侧单相接地试验（升压走向见图十一）-32-11.3发电机带主变、厂高变、500kV高压电缆及GISI母零起升压（升压走向见图十二）-33-11.4发电机组带厂高变、主变、GIS-Ⅰ母及GIS-Ⅱ母零起升压试验（升压走向见图十三）-33-11.5发电机带厂高变、主变、GIS及所有出线设备零起升压试验（见升压走向图十四）-34-11.6机组带厂高变、主变、GIS-Ⅰ母、电抗器1DK零起升压试验（升压走向见图十五）-34-11.7机组带厂高变、主变、GIS-II母、电抗器2DK零起升压试验（升压走向见图十六）-35-12发电机空载下的励磁调整和试验-35-12.1试验前的准备-35-12.2励磁的调整和试验-36-13500kV设备及主变冲击受电试验(最终实施方案按系统要求进行)-36-13.1试验准备-36-13.2线路分别对GIS-Ⅰ、（包括Ⅰ电抗器、Ⅱ电抗器）Ⅱ母充电-37-13.3开关站同期及环网试验（按系统调试方案或在机组同期并网时进行）-37-13.4主变冲击试验-37-14机组并网、甩负荷试验-38-14.1并网前准备-38-14.2发电机出口断路器同期试验-38-15机组负荷试验-38-15.1机组带负荷试验前的准备-38-15.2机组带负荷试验-38-15.3机组带负荷下调速器系统试验-39-15.4机组带负荷下励磁系统试验-39-15.5机组甩负荷试验-39-15.6机组事故低油压关机试验-39-15.7筒形阀动水关闭试验-40-15.8机组事故配压阀动作关机试验-40-15.9系统要求的各专项试验-40-3 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲15.10机组检查消缺-40-16机组带负荷72h连续试运行-41-3 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲大渡河瀑布沟水电站首台（6#）水轮发电机组启动试运行大纲1工程简介1.1工程概述1.1.1工程地理位置瀑布沟水电站位于大渡河中游，地处四川省西部汉源县及甘洛县交界处，距成都市直线距离约200km，距重庆市直线距离约360km，靠近负荷中心。电站枢纽位于大渡河与尼日河交汇处上游，坝址上游距汉源县城公路里程约29km，108国道通过汉源县城。电站下游7km处的乌斯河镇有成昆铁路汉源火车站瀑布沟水电站铁路转运站，交通方便。1.1.2电站枢纽建筑物电站枢纽由砾石土心墙堆石坝、左岸地下厂房系统、左岸坝肩500Kv开关站、左岸岸边开敞式溢洪道、左岸泄洪洞、右岸放空洞及尼日河引水工程等工程项目和建筑物组成。1.1.2.1左岸地下厂房系统左岸地下厂房系统包括进水口、压力管道、主副厂房、主变洞、尾水闸门室、尾水管及连接洞、尾水隧洞等建筑物。地下厂房共装设6台立轴混流式水轮发电机组，单机额定容量550MW（最大容量600MW）。本电站按无人值班原则设计，采用计算机监控系统，由电站流域梯级调度中心统一调度运行（目前梯调中心暂未投入运行，6#机按电网系统批准方式运行）。本工程设计单位为中国水电顾问集团成都勘测设计研究院。6台发电机和2#、4#、6#水轮机由东方电机股份有限公司制造，1#、3#、5#水轮机由通用电气亚洲水电设备有限公司制造。1.1.3海拔高度电站安装间海拔高程为677.7m。2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启动试运行和交接验收的重要部分与重要环节，它以水轮发电机组启动试运行为中心，对机组引水、发电-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲、尾水建筑物和金结、机电设备进行全面的综合性考验，检查水工建筑物和金结、机电设备的设计、制造、安装质量，对机电设备进行调整、试验和试运行，使其最终达到安全、经济生产电能的目的，保障电站最终长期稳定、安全可靠地投入商业运行。本大纲适用于四川大渡河瀑布沟水电站首台550MW,(最大容量600MW)，全空冷水轮发电机组启动试运行试验，大纲经启动验收委员会批准后实施。1.1根据本大纲相关章节的技术要求还将分别编制单项措施（清单详见附件），送报试运行指挥部审查批准后实施。1.2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大纲试验程序做适当的调整和补充并备案，但涉及大纲的重大修改需报启动验收委员会审查批准。1.3机组启动试运行过程中出现的问题和存在的缺陷，由相关责任单位及时加以处理和消除，以保障水轮发电机组交接验收后可长期、安全、稳定运行。1.4本大纲主要编制依据1.4.1机电设备安装技术规范1.4.1.1《水轮发电机组安装技术规程》GB/T8564-20031.4.1.2《水轮发电机组启动试验规程》DL/T507-20021.4.1.3《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-20061.4.1.4其他安装技术规范1.4.2合同文件1.4.2.1瀑布沟水电站机电设备安装合同文件1.4.2.2瀑布沟地下厂房系统工程施工合同1.4.2.3设备制造厂家技术文件1.4.3设计院相关设计图纸和技术资料1.4.3.1电站设计报告和试运行说明书1.4.4其它相关机电技术文件2启动试运行必须投入的相关系统及设备首台机组启动试运行必须投入的系统及设备除首台水轮发电机组以外，还包括了以下土建、金结、电气、公用辅助系统等相关工程和设备。2.1土建工程2.1.1大坝工程、大坝观测和坝体排水设施。2.1.2进水口土建工程。2.1.3主、副厂房和其它相关土建、观测设施。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1尾水土建工程。1.2引水系统1.2.1进水口拦污栅、检修门、工作门、液压启闭机、坝顶门机及相关设备。1.2.26#机引水隧洞及压力钢管。1.2.34#、5#、6#机尾水管闸门、移动台车及相关设备。1.2.42#尾水洞、尾水洞出口闸门、尾水洞出口固定卷扬式启闭机及相关设备。1.2.5上、下游水位量测系统。1.3油、水、气系统1.3.1厂内透平油系统及与6#机启动试运行供、排油相关的管路、设备。1.3.2厂内中、低压及强迫补气系统及与6#机供、排气相关的管路、设备。1.3.3厂内检修、渗漏排水系统。1.3.46#机组、主变及公用技术供水、排水系统。1.3.56#机组及公用水力量测系统。1.4电气一次设备1.4.16#发电机封闭母线、分支母线及微正压充气系统1.4.26#GCB、发电机出口断路器、厂用变及发电电压相关设备、中性点接地变等1.4.36#主变1.4.4500kV高压电缆及附属设备1.4.5550kVGIS设备1.4.6500kV并联电抗器及中性点设备1.4.7550kV出线敞开式设备及出线1.4.8与6#机组发电相关的10kV、6kV及400V厂用电设备及系统1.4.9全厂及与6#机组发电相关的防雷及接地系统1.4.106#机组及相关运行部位的照明及事故照明系统1.5电气二次设备1.5.1与首台机发电有关部分的厂用电400V动力电源系统。1.5.2与首台机发电有关部分的直流电源系统。1.5.36#机组相关的继电保护、自动装置、故障录波和测量设备。1.5.4550kV主变、高压电缆、550kVGIS设备、出线设备及线路相关的继电保护、自动装置、故障录波和测量设备。1.5.5与6#机组发电相关的电站计算机监控系统：主控站、厂用电LCU、公用设备LCU、开关站LCU、6#机组LCU等。1.5.6通讯工程（含调度通讯、行政通讯、自动化及保护通道）。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.16#机组发电及相关部位的消防及消防报警设施1.2空调、通风和给排水系统1.2.16#机组及相关部位的空调及通风设备1.2.2全厂排风系统1.2.3给排水系统2水轮发电机组启动试运行前的检查2.1试运行基本条件2.1.1大坝监测、水库调度及水情预报系统联络畅通。2.1.2电站行政、电网调度及光纤通讯联络畅通。2.1.3试运行相关部位已清扫干净。2.1.4试运行相关部位吊物孔、临时孔洞已封堵。2.1.5试运行相关部位和通道的照明良好。2.1.6试运行相关部位及指挥机构的通信、联络方式完备、检验合格，通信畅通。2.1.7试运行部位设备的永久标识配备齐全，编号准确，断路器及开关操作方向和位置已标明。2.1.8试运行部位与施工部位进行了隔离，运行设备和部位有相应的安全标志，试运行期间临时安全通道、护栏、警戒线、洗手间等消防、劳动安全和工业卫生设施已形成。2.1.9与试运行有关的图纸、资料配备完整，操作票、工作票、相关记录表格准备就绪。2.1.10所有试运行所需要的安全用具、工器具、仪器仪表备齐到位，并检验合格。2.1.11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。运行人员已经过培训。2.1.12试运行规程及安全保证措施编制完成，制度齐全。2.2引水系统检查2.2.1进水口拦污栅、检修门及工作门检查2.2.1.1进水口闸门及拦污栅盖板齐全。2.2.1.2进水口拦污栅检验合格，拦污栅差压传感器与测量仪表已安装完成，调试合格，信号远传正确。2.2.1.3进水口检修门门槽、门体已清理干净，检验合格；检修闸门、充水阀已安装完成，检修闸门处于关闭状态，检修门机已安装完成，检验合格，门机处于正常工作状态。2.2.1.4-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲进水口工作门门槽已清扫干净，检验合格；工作门、充水阀、液压启闭机已安装完工。在无水情况下液压启闭机手动、自动操作均已调试合格，启闭时间符合设计要求，工作闸门处于关闭状态。1.1.1.16#引水隧洞通气孔畅通。1.1.1.2电站上游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。1.1.2压力管道、蜗壳检查1.1.2.1压力管道、蜗壳已经施工完成并检验合格，内部已清理干净，无任何杂物。1.1.2.2机组测压头已安装完成，检验合格，测压管阀门和表计已经过校验，信号已送至机组LCU，在机组LCU上可准确取得测量结果。1.1.2.36#机蜗壳放空阀关闭严密，拦污栅安装完成。1.1.2.46#机压力钢管放空阀关闭严密，拦污栅安装完成。1.1.2.56#机压力钢管备用取水口拦污栅安装完成。1.1.2.66#机压力钢管内超声波流量计安装、调试完成，检验合格。1.1.2.7灌浆孔封堵完成，检验合格。1.1.3尾水检查1.1.3.14#-6#机组尾水管检修门孔洞栏杆齐全。1.1.3.2尾水管检修门门槽及其周围已清理干净；尾水管检修门、移动台车安装调试完成，检验合格，启闭情况良好；尾水管检修门处于关闭状态，尾水管检修门移动台车及抓梁可随时投入工作。1.1.3.32#尾水隧洞检修闸门门槽及其周围已清理干净；2#尾水隧洞出口检修门、固定卷扬式启闭机安装调试完成，检验合格，启闭情况良好；2#尾水隧洞出口闸门处于关闭状态，固定卷扬式启闭机可随时投入工作。1.1.3.46#机尾水盘形阀启闭情况良好并全部处于关闭状态；4#-5#机尾水盘形阀各有一个处于开启状态；1-3#机尾水盘形阀安装完成，启闭情况良好并处于关闭状态。1.1.3.56#、5#、4#尾水管排水阀安装完成。1.1.3.66#、5#、4#尾水盘形阀拦污栅安装完成。1.1.3.76#、5#、4#机和主变取水口拦污栅安装完成。1.1.3.8灌浆孔封堵完成。1.1.3.9机组测压头已装好，测压管阀门和表计已经过校验，信号已送至机组LCU，在机组LCU上可准确取得测量结果。1.1.3.10电站下游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。1.2水轮机1.2.1水轮机所有部件已安装完成，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。1.2.2水轮机室照明工作已完成，机坑内已清扫干净，设备及机坑油漆完整。1.2.3检修平台已拆除，蜗壳、锥管进人门已封闭。1.2.4顶盖自流排水孔畅通无阻；顶盖测压管检查合格。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1三台顶盖排水泵已安装、调试完成，检验合格，手动、自动回路操作正常；临时移动式排水泵可随时投入运行。1.1.2主轴工作密封与检修密封已安装完成，工作密封已检验合格，调整工作密封水压至设计规定值；经检验检修密封无渗漏，气源可靠，检修密封箱调试合格。1.1.3导水机构已安装完成，检验合格，导叶处于关闭状态，接力器锁锭投入。导叶最大开度、关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。剪断销剪断信号检验合格。1.1.4筒型阀及操作系统设备已安装完工、检验合格，操作系统油压和油位正常，透平油化验合格；筒形阀控制柜各表计指示与实际相符，各传感器及阀门均已整定符合要求；在无水情况下手动操作筒型阀，其启闭工作情况正常，筒形阀接力器同步情况良好，启闭时间符合设计要求；进行现地和远方操作试验，操作回路正确，筒型阀动作灵活可靠；筒形阀处于关闭状态。1.1.5筒型阀油压装置调试合格；自动补气阀自动、手动操作工作正常，处于自动状态；筒形阀处于关闭状态。1.1.6水导外循环冷却系统已安装调试完成，检验合格；水导油槽油位已调整好，油质符合要求。1.1.7补气阀安装完毕，补气阀锁紧螺帽拆除，严密性试验及设计压力下动作试验合格，处于自动状态。补气阀进气口已安装完成；补气管蝶阀处于开启状态。1.1.86#机技术供水泵房的测量仪表盘及水轮机下游侧的测量仪表盘、自动化元件及测量仪表已安装、校验整定，管路、线路连接良好，管路已经清扫干净，信号反应正确。1.1.9水轮机压缩空气补气管路及阀门安装完毕并试验合格，补气口封堵合格。1.2调速器系统1.2.1调速系统设备已安装完成，调速系统的电气回路检查和性能检查符合设计、厂家技术要求。1.2.2油压装置安装完成，并调试合格；透平油已化验合格；油压装置压力、油位正常。油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热；油位开关、过滤器、冷却装置、组合阀、温度传感器、压力传感器等工作正常，并均按要求整定。手动、自动、PLC操作正常，卸载阀、安全阀动作值符合要求；漏油箱安装完成，手动、自动试验合格；油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均无渗油现象。1.2.3调速器油压装置补气装置手动、自动操作工作正常，能自动工作。1.2.4-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲调速器的静特性试验已经完成，联动调试完成，空载调节参数已经初步整定。调节阀、功率变送器、位移传感器、行程开关等设备已整定。1.1.1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操作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。导叶开度、接力器行程与调速器显示值一致，导叶开度与接力器行程关系曲线已经录制，符合设计要求。1.1.2分段关闭阀和过速限制阀装置等均已调试合格。用紧急关闭方法初步检查导叶全开到全关所需时间，应符合设计要求。1.1.3接力器锁定装置已经调试完成，并检验合格；锁定拔出、投入灵活，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。1.1.4调速器已经手动、自动开、停机操作（包括事故紧急停机）模拟试验及手自动切换试验结果正确。1.1.5各种保护报警、事故信号及调速系统的工况能与机组LCU通信，联动试验完成。在机组LCU上能正确反映调速器的各种状态。1.1.6机组测速装置和过速保护装置已经调试完成，转速继电器已整定，模拟机械过速保护装置动作正确。1.2发电机1.2.1发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。机坑内已清理干净，定子、转子气隙内无任何杂物。1.2.2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。碳刷已拔出。碳粉收集装置处于备用状态。1.2.3发电机的空气冷却器已安装、检验合格；风路、水路畅通；阀门、管路无渗漏现象。1.2.4机械制动系统已安装完毕，制动系统气源正常，手动、自动操作可靠；机组制动柜调试合格，手动、制动操作均检验合格，动作正常，充水前制动系统处于手动制动状态；制动器的落下、顶起位置信号正确；制动吸尘设备可以正常启、停和吸出制动粉尘，吸尘设备与制动器联动正确。顶转子压力油管道已引至机坑外，能与移动油泵连接；在解除油压及撤除顶起位置锁锭时，制动器的活塞能可靠全部落下。1.2.5机组消防设备及管路已安装完成，经检验无渗漏；雨霖阀、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、自动均能可靠动作。关闭消防总进水阀。1.2.6推力轴承安装已经完成，外循环油管路、水管路均无渗漏；轴承油槽的油位正确，油质符合要求。轴承、油槽温度指示正确。温度监视和油流监视正常，保护和控制回路调试合格。1.2.7上导、推力、下导轴承油雾回收系统安装完毕，工作正常。1.2.8-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲上导轴承油位正常，油温、瓦温显示正确；上导油冷却系统已安装、调试完成，整定值合乎要求。1.1.1下导轴承油位正常，油温、瓦温显示正确；下导油冷却系统已安装、调试完成，整定值合乎要求。1.1.2上导、推力、下导轴承测温电阻和装置已安装、调试合格，仪表盘和机组LCU能正确监视机组各部轴承温度。1.1.3机组的振动、摆度、空气间隙、磁通量等机组状态在线监测系统已安装完毕，经调试、率定符合技术要求。1.1.4发电机的所有自动化元件、传感器、表计、阀门、电磁阀等均已调试合格。其电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误，固定牢靠。机组LCU与各子系统进行联动调试完成。1.1.5机坑内的照明、除湿机、加热器等设施能投入使用。1.1.6电气设备均已可靠接地，发电机内部分部接地线按图装设检查无误。1.2励磁系统1.2.1励磁变、励磁盘、励磁母线及电缆已安装完成，主回路连接可靠，绝缘良好，相应的高压试验合格。1.2.2励磁操作、保护及信号回路接线正确，动作可靠，表计校验合格。1.2.3灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求。灭磁开关操作灵活、可靠。1.2.4非线性电阻灭磁和转子过电压保护装置检查试验完好，整定值已律定。1.2.5励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常，并投入运行。1.2.6励磁系统静态试验已完毕，开环特性符合设计要求，各单元各环节均检查调试合格，自动、手动、A通道、B通道切换可靠。1.2.7现地和远方操作的切换正确、可靠。1.2.8各报警及事故信号正确；与机组保护联动试验动作正确，与机组LCU联动试验动作正确，数据通道已调通，机组LCU能正确反应机组励磁系统状况。1.3油、气、水系统1.3.1透平油库及油处理设备满足首台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；1.3.2中压空压机调试合格，两台工作，一台备用，满足向调速器、筒形阀油压装置供气要求，处于正常状态，管道清洁，系统无渗漏；中压气罐、除油器、空气干燥机均安装完成，安全阀经鉴定合格，除油器、空气干燥机工作正常；供气总管6#机、5#机之间阀门处于关闭状态；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。1.3.3低压空气系统调试合格，满足向机械制动柜、空气围带、吹扫等供气要求，管道清洁，系统无漏气现象；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。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1水轮机补气系统已安装完毕，必要时可以进行补气操作；四台补气空压机安装完成，调试合格。1.1.2厂房渗漏排水、检修排水系统满足排水要求。检修、渗漏排水泵及管路安装、调试完成；机组正常运行时，一台检修泵工作，一台检修泵备用，其余三台泵切除，用以排干闸门漏水和机组正常运行时盘形阀漏水；渗漏泵一台工作，二台备用；真空破坏阀安装完成；自动化元件安装完成，并已通过校验，工作正常；检修集水井进人门封闭。1.1.3四台机组和主变供水泵、主轴密封供水泵、滤水器及所有电动阀门安装调试完成。1.1.4投入运行的油、气、水系统中的压力表、示流信号计和温度计等自动化元件检验合格。1.1.5管路、设备已按要求涂漆，管道已标明了流向，阀门、设备已编号挂牌。1.1.6各排水地沟、地漏、管道畅通。1.2电气一次设备1.2.16#机组的发电机电压设备：发电机封闭母线及微正压充气装置、机端PT及CT、励磁变压器及其CT、发电机中性点CT和中性点接地变设备、发电机出口断路器、隔离开关、接地刀、主变低压侧PT、CT及避雷器等已安装、调试完毕，并经试验合格，具备带电条件。各发电电压设备的接地良好。1.2.26#主变压器已安装完毕调试合格。主变压器油位正确，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，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，已具备带电条件。6#主变压器已与机组LCU作联动试验在线监测系统也检验合格投入运行状况，能正确反映变压器及其检测系统的动作信息。1.2.36#高压厂用变压器、电流互感器及10kV电缆已经完成规程规定的所有试验，高压厂用变压器已连至封闭母线，已具备带电条件。1.2.4主变冷却系统安装调试完毕，自动、手动工作可靠,进水管上、排水管上的阀门处于开启状态；已与机组LCU及主变技术供水作联动试验检查合格。1.2.5500kV高压电缆、GIS开关站设备全部安装调试完毕，各项试验合格。所有断路器、隔离刀闸、接地开关均满足投、切要求，具备带电条件。GIS设备与LCU联动试验已完成，试验结果正确。1.2.6500kV敞开式设备已安装、试验完毕，具备带电条件。1.2.7500-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲kV并联电抗器已安装完毕调试合格。并联电抗器油位正确，绝缘油化验合格。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，已具备带电条件。并联电抗器已与LCU作联动试验，能正确反映电抗器及其检测系统的动作信息。1.1.1与6#机发电相关的厂用电系统（10kV、6kV、400V供电系统）已安装完工并检验合格。施工变电所至厂用电10kV电缆已安装完毕，相序、相位正确，厂用电系统已受电。各备用电源自动投入装置经模拟试验，能正确动作并已投入运行。1.1.2进水口、放空洞、泄洪洞、溢洪道、厂用电系统（10kV、400V供电系统）已安装完工并检验合格。10kV电缆已安装完毕，相序、相位正确，厂用电系统已受电。各备用电源自动投入装置经模拟试验，能正确动作并已投入运行。1.1.3全厂地网的各子系统之间的接地已疏通，各子系统内的设备已可靠接地。二次等电位接地网安装完成，检测合格。控制、保护设备与地网可靠接地。全厂接地电阻测量已完成，电阻值符合设计要求。接触电势、跨步电压测试合格。1.1.4与6＃机组发电相关的各层照明系统、地面副厂房、GIS楼、地下副厂房、6#机组段（主厂房及主变洞、母线洞）、安装间及安装间下层配电房、进厂交通洞、进水口及其配电房、放空洞及其配电房、泄洪洞及其配电房等相关部位的照明系统已安装完成，事故照明、蓄电池室防爆灯等已检验合格，并投入运行，达到设计要求。1.1.5其它与6#水轮发电机组的发电和送电有关的一次电气设备已安装、试验完毕，具备带电条件。1.2电气二次系统及回路1.2.1直流电源系统检查1.2.1.1220V直流电源系统检查（1）6#水轮发电机组直流系统、公用直流系统、500kVGIS直流系统、进水口变电所直流电源、电站监控系统UPS等已安装完工，调试完成。机组控制、保护及自动化设备的220V直流供应正常；电站计算机监控设备的UPS和交直流电源供应可靠。（2）各回路已检查试验完毕，充电装置充放电对蓄电池容量、稳压稳流精度试验已竣工投入浮充运行，以及冲击负荷试验已进行完毕并合格。（3）各直流系统的绝缘监视和接地检测装置工作正常。（4）各直流系统已与现地LCU设备进行了联动调试，对直流设备的运行状态反映正常。（5）对6#机发电范围的控制设备均进行了直流的切换倒闸操作，均未出现摆动和振动。1.2.2继电保护、自动装置和故障录波设备检查-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1.1所有控制保护电缆接线已经过检查，接线正确。1.1.1.2所有控制保护电缆接线已经过检查，接线正确。1.1.1.3发电机、变压器继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。1.1.1.46#机组500kV挤包绝缘电缆光纤保护设备已安装、调试完毕。1.1.1.5开关站GIS、母线、500kV线路继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。1.1.1.6保护和故障录波设备以I/O口和总线的形式向相关LCU传送信息，经联动试验，结果正确。1.1.1.7各区域设备继电保护、自动装置和故障录波联调已完成，结果正确。1.1.1.8计算机监控主站与厂用电LCU、公用LCU、开关站LCU、模拟屏LCU、6#机组LCU间的双光纤环网已形成，调试完毕，运行良好。厂用电、公用设备、开关站及6#机组等相关设备处于监控状态，LCU已具备检测和报警功能，相关运行参数可被监视与记录。1.1.2下列电气回路已检查并通过模拟试验，验证其动作的正确性、可靠性与准确性：1.1.2.1进水口闸门自动操作回路1.1.2.2筒形阀自动操作回路1.1.2.3机组自动操作与水力机械保护回路1.1.2.4水轮机调速系统自动操作回路1.1.2.5发电机励磁操作回路和灭磁开关操作回路1.1.2.6发电机出口断路器、隔离开关、接地开关操作与安全闭锁回路1.1.2.7开关站GIS与6#机发电相关联投运断路器间隔操作回路、隔离开关、地刀操作回路1.1.2.8水轮发电机组、中控室、开关站GIS等设备的交直流电源回路1.1.2.9全厂公用及6#机组辅助设备控制回路1.1.2.106#机发电机出口断路器、开关站GIS相关断路器同期回路1.1.2.11首期发电所需10kV、400V厂用电设备操作回路1.1.2.12以上回路的操作，不仅包括了手动、自动操作，还包括计算机监控系统对上述系统设备的运行状态、运行数据、事故报警点的数据采集、监视和控制的命令、以及重要数据的变化趋势等的采集和传送。1.1.2.13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回路已进行模拟试验，保护带断路器进行传动试验，验证了动作的正确性与准确性：（1）发电机、励磁变继电保护回路。（2）主变压器、厂高变继电保护回路。（3）发变组故障录波回路。（4）500kV挤包绝缘电缆光纤差动保护与测温监视报警回路。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲（1）开关站GIS母线、断路器、500kV线路保护T区保护及故障录波回路。（2）线路故障行波测距回路（3）厂用电10kV、6kV及400V电源系统继电保护和备用电源自动投入回路。（4）全厂公用设备、6#机组辅助设备交直流电源主备用投切、故障切换等各类工况转换控制回路。（5）仪表测量回路。1.1.1厂内通信、系统通信及对外后备通信等设施均已安装调试完毕，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。电站地面副厂房通信机房的程控调度交换设备、程控行政交换设备、光通信设备、有线广播设备、相应的通信电源设备、配线设备、分线盒、出线盒、电话机、光缆、通信电缆(线)等安装(敷设)调试完毕并处于正常运行状态。主厂房6#机组段的分线盒、出线盒、电话机、通信电缆(线)等通信设备及有关通信线路安装(敷设)、调试完毕并处于正常运行状态。电站至四川电力500kV东坡变电站的接入系统光纤传输通道安装(敷设)、调试完毕，并处于正常运行状态。电站内部地面副厂房、地下副厂房的光纤传输网络安装(敷设)、调试完毕，并处于正常运行状态。1.1.1.1水力水文信息已正确量测并可靠远传；1.1.1.2电度计量系统校验完毕；1.1.26#机组段、6#主变室、各级厂用配电中心、公用设备间、中控室、通讯室、GIS室、出线场、进水口、尾水、现场指挥部等区域通讯已投运。1.2消防及火灾报警设施检查1.2.1与6#机组发电有关的消防设备需经当地消防部门验收。1.2.2消防高低位水池供水管路、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。到其它机组段的消防管路进行可靠封堵。1.2.3低位水池满足向厂内主变水喷雾消防系统、副厂房透平油库及油处理室、动力电缆层水喷雾消防系统、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。1.2.4高位水池满足向开关站消火栓和电抗器水喷雾消防供水要求。1.2.5-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲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备用，并关闭机组消防进水手动阀。1.1.1主变压器和电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。1.1.2气体灭火系统安装调试完毕，能够满足对副厂房继电保护室、计算机室、中控室进行气体灭火要求。1.1.3进厂交通洞消火栓系统安装、试验完毕。1.1.4各运行部位消防器材配置到位。1.1.5电缆已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。1.1.6运行设备区域的消防报警设备已投运，检验合格。1.1.7电缆夹层、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。1.1.8事故交通安全疏散指示牌已检查合格。1.2通风空调设备检查1.2.1主厂房及主变洞主送排风系统设备及管路已安装调试完成，具备投运条件。1.2.26#机组段通风、空调系统已安装调试完成，具备投运条件。1.2.3地下副厂房通风、空调系统已安装调试完成，具备投运条件。1.2.4地面副厂房及开关站通风、空调系统已安装调试完成，具备投运条件。1.2.5主变洞及母线洞6#机组段的通风、空调系统已安装调试完成，具备投运条件。2机组充水试验2.1充水条件2.1.1坝前水位达到最低发电水位以上。2.1.2确认机组进水口工作闸门、检修闸门处于关闭状态，启闭设备已处于正常工作状态。2.1.3确认压力钢管通气孔畅通。2.1.4确认锥管进人门、蜗壳进人门已关闭。2.1.5确认6#机蜗壳放空阀、尾水管盘形阀、压力钢管放空阀处于关闭状态；4-5#机尾水盘形阀处于开启状态；1-3#尾水盘形阀处于有效关闭状态。2.1.6确认机组调速器系统油压正常，导水机构处于关闭状态，接力器锁锭投入，筒形阀油压、油路正常，筒形阀处于关闭状态。2.1.7确认机组主轴检修密封处于投入状态。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1确认机组尾水门横梁、门槽上无杂物。1.1.2确认顶盖排水泵位于自动运行状态，移动式水泵处于随时投入工作状态。1.1.3确认机组机械制动已投入。1.1.4确认机组检修排水系统、厂房渗漏排水系统满足排水要求。1.1.5确认2#尾水洞已充水，2#尾水洞闸门已提起并可靠的锁定在门槽内。1.1.6确认与充水、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。网调、电站和充水机组的内外部通信设施完善、通信畅通。道路和安全通道畅通，并有明显的路向标志。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。1.1.7确认各部位操作、监护、观测人员已到位，并准备就绪。1.22#尾水洞充水1.2.1提起2#尾水洞检修门约100mm，利用检修门节间对2#尾水洞进行充水，充水时对各部水工结构进行检查，应无渗漏现象。检查确认闸门前后平压后，提起2#尾水洞检修门并锁定牢固。1.3尾水管充水1.3.1确认尾水管具备充水条件后，拔出接力器锁锭，手动打开水轮机导叶开度约3%～5%，手动打开筒形阀约10mm排气。1.3.2通过下游水位量测系统监视尾水管内水位，待尾水管充满后记录充水时间及尾水位。1.3.3在充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、检修密封、测压系统管路、锥管进人门等处的漏水情况，记录测压表计的读数。1.3.4通过检修集水井水位变化情况判断6#机尾水管盘形阀、4#机及5#机尾水管闸门漏水情况。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，发现漏水等异常现象时，应立即停止充水进行处理，必要时落尾水管闸门，将尾水管排空。1.3.5尾水平压且各部位正常后，用2#尾水台车将尾水管闸门提起并锁锭在门槽上，并关闭导叶、筒形阀，投入接力器锁锭。1.3.6开启尾水技术供水取水口阀门，对技术供水主用水泵进行调试检查，水泵运转应正常，出水量、水压满足设计要求。启动技术供水水源系统，对各技术供水管路进行通水检查，并进行各管路的冲洗、排污。将各部位水压、流量调整合格，检查各管路、阀门无渗漏现象。1.4压力管道及蜗壳充水1.4.1机组已作全面检查，具备开机条件，必要时，紧急情况可进行开机排水。1.4.2-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲调速器处于手动关机位置，导叶全关，接力器锁锭投入，筒形阀处于全关状态。1.1.1手动投入发电机机械制动。1.1.2手动投入水轮机主轴检修密封。1.1.3用门机提升进水口检修门充水阀，观察检修门与工作门间水位上升情况，观察工作门下游侧的漏水情况。待检修门前后平压后，再用门机将检修闸门提至锁定位置。（自动抓梁穿销不退，检修门处于备用状态）1.1.4开启6#机进水口工作门充水阀，向压力管道内充水，在水轮机层仪表盘处监视蜗壳水压上升变化情况，记录不同管段的充水时间和保压情况。待工作门前后平压后，自动提起快速工作门，并记录时间，在水轮机层仪表盘处监视蜗壳水压变化。充水过程中压力钢管通气孔应通畅。1.1.5蜗壳平压后，记录压力管道、蜗壳充水时间及上、下游水位。1.1.6充水过程中，密切监视蜗壳进人门、水轮机顶盖、导叶轴密封、各测压表计及管路应无漏水，顶盖排水应畅通。检查主轴检修密封漏水情况等。1.1.7检查蜗壳进口压力表实际值，检查平压接点（或继电器）动作值。确认流道及机组各部位无异常后，进行工作门静水中的启闭试验和闸门下滑试验，测量并记录工作门关闭时间、开启全过程时间、系统油压及下滑量等，检查启闭过程有无异常振动，启、停时有无冲击现象等。分别在机旁和控制室进行远方启、闭门试验，试验完成后，将快速闸门提至全开位置。1.1.8在静水状态下操作筒形阀，记录开启和关闭时间。在手动操作试验合格后，进行自动操作的启闭动作试验。分别进行现地和远方操作试验，筒形阀在静水中启闭应正常。1.1.9压力管道充水后，对相关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。1.1.10观察厂房内渗漏水情况及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。1.1.11操作机组备用技术供水系统管路各阀门设备，开启蜗壳取水口阀门向机组备用技术供水系统充水，检查减压阀、滤水器、各部位管路、阀门及接头的工作情况，并调整备用技术供水水压及流量符合要求。对各部管路再次进行冲洗、排污。检查各部位应无渗漏。2机组启动和空转试验2.1启动前的准备2.1.1试运行组织机构已成立，责任明确，试运行人员经培训合格。指挥信号已明确，指挥、通讯、信号系统已完善并投入。2.1.2确认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，各部位运行监测人员已到位，测量、振动、摆度及电气参数的测量仪器仪表经检验合格，参与试验的制造厂，调试所的仪器仪表也安装到位，-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲准备就绪。能参与进行了强制性试验项目准备完毕，参与进行。1.1.1确认尾水管、压力管道和蜗壳已充水，进水口工作门和尾水门处于全开状态；确认机组充水试验中出现的影响安全运行的问题已处理完毕并验收。1.1.2确认上导、下导、推力、水导轴承测温装置处于正常工作状态；推力、水导外循环润滑油系统工作正常；各轴承油槽油位正常，油质合格。水导、下导、推力、上导轴承油冷却器冷却水投入，空气冷却器冷却水部分投入，水压、流量正常。1.1.3厂房渗漏排水系统、中低压气系统、强迫补气系统，厂用电系统运行正常。1.1.4记录上、下游水位，各部油位、油压、电功、电流，各部位原始温度等已记录。1.1.5在机组启动前用高压油泵顶起转子，油压解除后，检查发电机制动器，确认制动器活塞已全部落下。1.1.6漏油装置处于自动位置。1.1.7转子动平衡测量准备就绪，配重用平衡块及工器具准备就绪。1.1.8调速器处于手动关机位置，导叶处于全关位置。1.1.9水轮机主轴密封水投入，检修密封排除气压。1.1.10筒型阀静水试验完毕，处于全开状态。1.1.11机组的相关设备应符合下列要求：1.1.11.1发电机出口断路器断开，隔离开关断开，接地刀断开，主变高压侧隔离开关断开，6#厂高变低压侧进线柜手车退出。1.1.11.2励磁系统灭磁开关断开。1.1.11.3发电机出口PT处于工作位置，一次、二次保险投入。1.1.11.4转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。1.1.11.5水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入；机组的振动、摆度监测装置等投入监测状态，但不作用于停机。1.1.11.6转动部分已检查完毕，空气间隙已拉，发电机风洞已检查无异物，门已上锁。具备开机条件。1.1.11.7拆除所有试验用的临时短接线和接地线。1.1.11.8外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。1.1.11.9机械制动处于投入状态。1.1.11.10现地控制单元LCU已处于监视状态，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。1.1.11.11顶盖排水系统投入自动运行，移动式水泵可随时投入使用。1.1.11.12大轴接地碳刷已投入。1.1.11.13轴电流装置已投入使用。1.1.12调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1.1油压装置至调速器主供油阀阀门已开启，油压指示正常；油压装置处于自动运行状态。1.1.1.2调速器滤油器处于工作位置。1.1.1.3调速器处于电气“手动”位置。1.1.1.4永态转差系数暂调整到2%一4%之间。1.2首次手动启动试验1.2.1启动水导轴承循环油泵，检查水导油槽油位正常。1.2.2启动推力轴承循环油泵，检查推力油槽油位正常。1.2.3退出机坑加热器。1.2.4投入发电机上导、下导、推力油槽油雾回收装置。1.2.5启动调速器油泵，确认调速器油压正常。1.2.6启动筒形阀油泵，确认筒形阀油压正常。手动开启筒形阀至全开位置。1.2.7拔出接力器锁定，第一次开机至机组滑行后即关机；第二次升速至25%额定转速后稳定运行3-5分钟，无异常；第三次升速至50%额定转速后稳定运行3-5分钟，无异常；第四次再升速分别为75%至额定转速。每步升速后，检查确认无误方可进行下一步试验。1.2.8记录机组在当前水头下的空载开度。在额定转速时，校验转速表、频率表指示的一致性。1.2.9在机组升速过程中，密切监视各部运转情况。监视各部位轴承温度，不应有急剧升高现象。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5min左右记录一次瓦温，以后可适当延长记录时间间隔，并绘制各瓦的温升曲线，观察轴承油面的变化，油位应正常。待各部轴承温度稳定后，可每半小时记录一次，标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，不应超过设计规定值。1.2.10在机组启运过程中监视机组各部位运转情况，如发现金属碰撞声、水轮机室窜水、推力瓦温度突然升高、油槽甩油、机组摆度过大或出现异常振动、摆度等现象应立即停机检查。1.2.11监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压、流量、水位差。监视顶盖自流排水和顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。记录水库上、下游水位、尾水及顶盖压力值，调速器系统及筒形阀油压装置油泵启动周期。1.2.12记录全部水力量测系统表计读数和机组附加监测装置和在线监测装置的表计读数和显示。1.2.13监视蜗壳、尾水压力变化及其压力脉动值。1.2.14测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于设计规定值。1.2.15测量、记录机组各部位振动，其值应符合规范要求，见表6.2-1。表6.2-1水轮发电机组各部位振动允许值（双幅值）-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲序号项目振动允许值（mm）备注1水轮机顶盖水平振动0.072顶盖垂直振动0.093发电机下机架垂直振动0.074上、下机架水平振动0.095定子铁芯部位机座水平振动0.036定子铁芯振动0.031.1.1测量发电机残压及相序，检查残压测频回路工作是否正常。否则停机后对发电机转子进行冲充磁。1.1.2当各部瓦温度变化小于1℃/h后，可认为瓦温达到稳定，记录各部瓦运行稳定温度。1.1.3在中控室主计算机上监视机组各部温度和参数的测量值及各部状态信息和信号，当机组各部轴承温度稳定后，由试运行指挥决定手动停机。1.2机组现地停机和停机后的检查1.2.1操作调节器电手动关机阀，关闭导叶，机组转速下降至20%额定转速时，手动投机械制动，投入制动粉尘吸收装置直至机组全停。停机过程中检查：1.2.1.1机组降速过程中，校对转速继电器各点的整定值；1.2.1.2监视各部位轴承温度变化情况；1.2.1.3录制停机转速与时间关系曲线；1.2.1.4检查各部位轴承油槽油面的变化情况。1.2.2机组完全停止后，投入接力器锁锭和检修密封（空气围带），检查机组应无蠕动，否则投入机械制动。停制动粉尘吸收装置，停主轴密封水，停各循环油泵并关闭技术供水系统。根据具体情况确定是否需要关闭筒阀。1.2.3停机后的检查和调整：1.2.3.1检查各部位螺栓、销钉、锁定片是否松动或脱落；1.2.3.2检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位；检查转子与主轴联接扭矩键有无松动；1.2.3.3检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态；1.2.3.4检查发电机挡风圈是否有松动或断裂；1.2.3.5检查制动闸瓦的摩擦情况及动作情况，检查粉尘收集装置的运行效果；1.2.3.6必要时调整各油槽油位开关整定值。1.2.3.7在现有水头下，整定开度限制机构及相关空载开度。1.3动平衡检查与试验-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1根据机组首次启动时稳定性监测数据决定是否进行动平衡试验。1.1.2根据动平衡试验计算分析数据在转子相应方向添加适当重量的配重块，并按要求固定牢靠。1.1.3手动开机对动平衡试验配重结果进行检查，直至符合规范要求，否则重复计算分析配重，最终试验结果经交接验收组认可。1.2调速器空载试验1.2.1手动开机，机组在额定转速下稳定运行后。分别检查调速器的残压测频和齿盘测速装置应正常工作。调整电气柜的相关参数。将手/自动切换电磁阀切换为自动位置，并在调速器电气柜上也作同样的切换，此时调速器处于自动运行工况，机组转速处于自动调节状态，检查调速器工作正常。机组转速与接力器行程无大的波动，否则调整PID参数，使其能在额定转速下自动调节，稳定运行。检查调节器频率给定的调整范围为49.5-50.5Hz范围，满足设计要求。1.2.2分别进行调速器各通道的空载扰动试验，扰动试验满足下列要求：1.2.2.1首先对A、B套分别加入±4%Nh转速扰动观察调节器在不同参数下的调节效果，选择最佳的参数组合。1.2.2.2调速器在最佳状态下，再加入扰动量分别为±8%阶跃信号，调速器电气装置应能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。观测最大超调量、超调次数、调节时间要满足下列要求。1.2.2.3转速最大超调量不应超过扰动量的30%。1.2.2.4超调波动次数不超过2次。1.2.2.5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。1.2.2.6在最优空载运行参数下，连续三分钟测量机组相对摆动值不超过额定转速的+0.15%.1.2.3进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。1.2.4进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。1.2.5进行调速器自动模式下的频率调节，检查调节稳定性。1.2.6进行调速器故障模拟试验，应能按设计要求动作,在大故障模拟试验时,切除停机出口,以免不必要的停机。进行调速器的齿盘测频和残压测频的主/备方式切换，分别检测齿盘测频、残压测频信号故障，进行主/备自动切换。1.2.7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摆动值及摆动周期。1.2.8进行油泵电源切换试验，切换应灵活可靠。进行调速器交/直流电源-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲切换试验：先后切除交流、直流；先后投入交流、直流；同时切除交流、直流，调速器应处于原工作状态不变。1.1.1根据试运行时机组可能运行在低水头下的特点，尊重厂家意见，对调速器的启动特性进行整定以符合机组在初期运行工况下的快速启动要求。1.1.2与LCU进行通信联动，在LCU进行增/减转速或频率的调整整定合适的调频脉冲等。1.2机组过速试验及检查1.2.1过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。1.2.2临时拆除电气过速保护停机、关快速门及关筒形阀回路，监视其动作时的转速。1.2.3手动开机，待机组运转正常后，手动逐渐打开导叶，机组升速至115%，迅速关回至空载，观察测速装置点的动作情况。记录现有水头下对应的导叶开度。1.2.4手动增大导叶开度使机组升速，再次使机组升速，在机组转速升至电气及机械过速保护值附近时（分别在1465%nH和150%nH），观察其接点动作情况，机械过速接点应在电气过速接点动作之后动作。当转速上升至153%以上机械过速接点仍未动作停机时，迅速按紧急停机按钮，并手动快速关闭导叶停机，停机后对机械过速接点进行细致整定，不重复进行过速试验。在试验中将开度限制机构打到预估的对应的限制开度。1.2.5试验过程中记录当时水头下机组能够达到的最大转速（在150%额定转速以内时）、电气过速保护接点动作值、机械过速保护装置动作值，记录过速过程中机组各部的振动摆度最大值。1.2.6过速试验过程中专人监视并记录各部轴瓦温度，记录各部轴承的温升情况，监视并记录机组各部位的振动摆度。1.2.7过速试验停机后，投入接力器锁定，关闭圆筒形阀并切除其操作电源，顶起制动器，全面检查转子转动部分，如转子磁轭键、引线支撑、磁极键及磁极引线、阻尼环、磁轭压紧螺杆、转动部分的焊缝等。并按首次停机后的检查项目逐项检查。然后根据厂家要求，再次打紧磁极键，并按厂家要求焊接，焊接时应制订可靠的接地及防护措施。1.2.8按设计要求安装发电机剩余挡风板。1.2.9检查发电机定子基础、下机架基础及上机架基础的状态。2机组无励磁自动开停机试验2.1无励磁自动开机需具备的条件2.1.1各分系统的现地调试工作已完成，验收合格。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1计算机与各分系统对点完成，通讯正常。1.1.2在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成。1.1.3LCU交直流电源正常，处于自动工作状态。1.1.4水力机械保护回路均已投入。1.1.5接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。1.1.6技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。1.1.7制动系统及粉尘收集装置已切换至自动运行状态。1.1.8水导、推力轴承外循环系统已切换至自动运行状态。1.1.9励磁系统灭磁开关断开。1.1.10齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。1.1.11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。(开度限制、空载开度已整定好处于启动状态)1.1.12检修密封切换至自动运行状态。1.1.13主轴密封切换至自动运行状态。1.2机组LCU自动开机1.2.1启动机组LCU空转开机。1.2.2按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈。1.2.3检查调速器工作情况。1.2.4记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。1.2.5记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。1.2.6检查测速装置的转速触点动作是否正确。1.3机组LCU自动停机1.3.1由机组LCU发停机指令，机组自动停机。1.3.2检查测速装置及转速接点的动作情况，记录自发出停机令到机械制动投入的时间，记录机械制动投入到机组全停的时间。1.3.3检查机组停机过程中各停机流程与设计顺序应一致，各自动化元件动作应可靠。1.4机组LCU事故停机、紧急事故停机1.4.1模拟机组机械事故信号（选用一种信号），进行事故停机流程试验。检查事故信号响应正确，检查事故停机的动作流程应正确可靠。1.4.2模拟机组电气事故信号（选用一种信号），进行事故停机流程试验。检查事故信号响应正确，检查事故停机的动作流程应正确可靠。1.4.3-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲分别在机旁、中控室等部位按动紧急事故停机按钮，进行紧急事故停机流程试验。检查事故信号响应正确，检查事故停机的动作流程应正确可靠。1.1水机保护事故停机、紧急事故停机1.1.1模拟机组机械事故信号（选用一种信号），进行事故停机流程试验。检查事故信号响应正确，检查事故停机的动作流程应正确可靠。1.1.2模拟机组电气事故信号（任选一种信号），进行事故停机流程试验。检查事故信号响应正确，检查事故停机的动作流程应正确可靠。2发电机升流试验2.1发电机升流试验准备2.1.1发电机短路升流试验的短路点设置在发电机出口断路器之前，利用封闭母线厂家提供的短路试验装置进行短路试验。试验前，检查确认封闭母线短路试验装置已安装合格，周围已设安全警示围栏。2.1.2发电机出口断路器6、隔离开关61、接地开关640断开，发电机中性点接地变压器刀闸投入。励磁系统灭磁开关断开。2.1.3励磁系统用它励电源从10kV厂用电接入。在10kV系统选择1个备用开关柜，接入临时10kV电缆，并将开关柜的过流保护按励磁变额定电流整定。2.1.4它励电源出线柜手车退出，拆除封闭母线与励磁变之间的软连接，将它励电缆接在励磁变高压侧，通过励磁变高压侧电流互感器对励磁变进行保护和监测，并设置可靠的安全隔离，防止它励电源窜入封闭母线。另外，在励磁盘临时安装一个跳闸按钮，模拟远眺10kV开关柜它励电流，并派专人看守，紧急情况时可远方断开它励电源。2.1.5投入励磁变保护，投入跳灭磁开关压板，投入所有水机保护。2.1.6技术供水系统、油循环系统已投入运行，各部轴承冷却系统供应的水压、流量正常，主轴密封水压、流量满足要求。发电机定子空气冷却器根据绝缘情况确定是否投入。2.1.7恢复发电机集电环碳刷并投用。2.1.8复查各接线端子应无松动，检查升流范围内所有CT二次侧无开路。2.1.9测量发电机转子绝缘电阻，符合要求。2.1.10测量发电机定子绝缘电阻、极化指数，确定是否进行干燥。如需干燥，则在发电机升流试验完成后进行短路干燥。2.1.11投入发电机转子一点接地保护。2.2发电机升流试验2.2.1手动开机至额定转速，机组各部运行正常。2.2.2励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1励磁装置采用FCR（手动）控制方式，电流给定最小。投入10kV它励电源，检测励磁变低压测电压和相序，需注意测量方法及安全距离。1.1.2利用发电机残压时产生的电流，检查短路范围内的CT二次电流，回路的完整性，不能有开路现象。1.1.3手动合励磁灭磁开关，通过励磁装置手动缓慢升流至（2～3）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相序相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查发电机保护、主变励磁变压器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位，对发电机、变压器保护工作情况进行检查核对。1.1.4发电机逐段升流到额定，记录发电机定子三相电流、转子励磁电流和励磁电压。录制发电机三相短路特性曲线。在额定电流下手动启动故障录波装置，录取发电机电流波形。1.1.5在发电机额定电流下，跳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。（即录制转子电流、转子电压和定子电流的波形）1.1.6测量并记录不同电流下的机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。1.1.7试验过程中检查发电机主回路、励磁变、封闭母线等各部位运行情况并测量其温度；检查发电机出口屏蔽板发热情况并测量其温度。1.1.8记录升流过程中定子绕组及空冷各部温度。1.1.9根据定子绕组绝缘情况，按GB/T8564-200要求确定发电机定子绕组是否干燥，若需要进行定子短路干燥时，确认空气冷却器冷却水需切除，干燥时定子电流控制在25%～50%额定电流为宜，按每小时温升不超过5～8K控制短路电流大小。定子绕组最高温度不应超过80℃，风温度一般不超过70℃，停止降温时一般按每小时10℃速率进行，当降温到40℃时跳灭磁开关，断开10kV它励电流。1.1.10试验完毕后模拟水机事故停机。1.1.11拆除封闭母线短路试验装置，恢复封堵母线盖板。测量定子绕组对地绝缘电阻，吸收比和极化指数。2发电机升压试验及单相接地试验2.1升压前准备工作2.1.1测量发电机转子绝缘电阻，测量发电机定子绝缘电阻和极化指数，均符合要求。发电机空冷器冷却水按正常运行。2.1.2投发电机差动保护、电流后备保护和励磁变保护。投发电机过压保护暂时整定为1.35UN0.5秒。2.1.3投入所有水机保护及自动控制回路。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1出口断路器6、隔离开关61、接地开关640断开。合发电机中性点刀闸69。1.1.2试验前，大电机定子接地保护装置已进行静态试验。1.2发电机定子单相接地试验1.2.1在发电机端PT刀闸接临时接地线，设置单相接地点。合接地变刀闸，退出发电机定子接地保护跳闸出口，投故障录波装置，监视接地保护动作情况。1.2.2手动升压至20%左右定子额定电压，测量PT开三角电压和三相电压以及三相电流录波信号，检查故障录波装置接地保护动作值，直至机组接地保护的动作。1.2.3试验完毕后将励磁电流降为零，跳灭磁开关，断开它励电源。1.2.4拆除设置的接地线。投入接地保护装置。1.3发电机零起升压1.3.1机组在空转下运行，调速器自动。1.3.2测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性。1.3.3手动升压至25%额定电压，检查下列各项：1.3.3.1发电机及引出母线、分支回路等设备带电是否正常。1.3.3.2机组各部振动及摆度是否正常。1.3.3.3测量发电机所有PT二次侧三相电压相序、幅值是否正常，测量PT二次开口三角电压值。1.3.3.4逐级升压至发电机额定电压，检查带电范围内发电机及封闭母线、分支母线、中性接地变等一次设备的运行情况。1.3.4检查发电机所有PT回路相序、相位电压幅值应正确，测量PT开口三角电压值。1.3.5测量额定电压下机组的振动与摆度，监视发电机空气间隙变化情况，测量额定电压下发电机轴电压。1.3.6记录定子铁芯各部温度、振动值。1.3.7分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况，录制空载灭磁特性曲线。（即录取发电机定子电压，转子电压及转子电流波形记录发电机空载灭磁波形及灭磁时间常数。）1.4发电机空载特性试验1.4.1零起升压，每隔10%额定电压单方向分级升压记录三相定子电压、转子电流、励磁电压与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。（转子电流与三相定子电压之间的关系）1.4.2-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲单方向继续升压，当发电机励磁电流达到额定值3105A时，测量发电机定子最高电压。最高定子电压以不超过1.3倍额定电压值26kV为限。（当定子电压达到26kV时，如转子电流未达到，以1.3倍额定电压为限）1.1.1由最高电压开始单方向降压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。1.1.2试验完毕后将励磁电流降为零，跳灭磁开关。2发电机带厂高变、主变及开关站GIS升流试验2.1厂高变升流试验2.1.1检查主变低压侧封闭母线已联好，且变压器本体已装好。厂高变6CB低压侧短路点K1设在10kV进线柜电流互感器里侧、靠近开关的一端，用两根不小于95mm2截面软铜线进行短接，升流路径见升流走向图一K1。2.1.2检查厂高变低压侧断路器处检修位置，拉开厂高变低压侧接地刀闸。2.1.3断开50616隔离开关，断开、630、640接地开关，合发电机出口隔离开关61及断路器6并做好安全防跳措施，投主变非电量保护。2.1.4机组开机在额定转速下空转，检查在发电机残流下，厂高变两侧CT回路无开路。2.1.5仍用它励电源做升流的激磁电源，零起升流，注意厂高度高压侧额定电流为116.9A,低压侧额定电流为222.70A,测量厂高变各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（升流时以不超过其额定电流为限）。2.1.6短接差动保护一侧CT，校核差动保护。2.1.7通过降低定值的办法，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。2.1.8检查所有通流一次设备温升情况。2.1.9升流试验完毕后，断开出口断路器6及隔离开关61，合上厂高变低压侧接地刀闸放电，拆除短路线，完成后拉开接地刀闸。2.2发电机带主变、GIS开关站及出线设备升流试验（此项试验开关站倒送电已做过的部分进行简化）2.2.1试验准备2.2.1.1主变、高压电缆、GIS、出线设备检查无异常且高压试验已合格。2.2.1.2在所有出线套管处断开与线路连接的钢芯铝绞线，并可靠隔离。分别在开关站所有出线高压套管顶端用1×185mm2截面电缆短接作为短路点，短路点周围设安全警示围栏。2.2.1.3投入发电机已检验保护，并按定值整定保护装置。2.2.1.4发电机电气保护、主变非电量保护投跳灭磁开关。水机保护投停机。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1.1母线保护、各线路保护出口压板退出，仅投信号，断路器保护、失灵保护出口压板退出。1.1.1.26#机高压电缆测温光纤投入运行监视，与本次6#机发电无关的未校核的保护装置、出口压板退出，短接升流范围所有不用的CT。1.1.1.3检查主变低压侧与封闭母线连接，检查主变油位正常，主变技术供水管路阀门位置正确，主变冷却器投自动运行。主变保护投入，主变在线监测装置投入确认主变运行档位。1.1.1.4断开GIS所有接地刀闸（1#~5#主变高压侧接地刀除外）。1.1.1.5检查1#-5#机组主变高压侧的隔离开关应在分的状态并做好安全措施。1.1.1.6断开调速器与励磁系统的并网信号接点。1.1.2发电机带主变、GIS及步坡四线出线设备（5E出线K2点）第一次升流（见升流路径走向图二K2-1）1.1.2.1断开与本次升流路线无关的所有隔离刀闸及断路器。1.1.2.2合上升流范围内隔离刀闸50616、50626、50621、50622，合断路器5062，切断操作电源防跳。1.1.2.3合出口隔离开关61及断路器6，切断其操作电源。1.1.2.4手动开机到空转，利用发电机残压产生的电流，检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性，无开路现象。1.1.2.5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的二次三相电流平衡情况及其相位应正确并做记录。1.1.2.6检查发电机保护、主变压器保护、电缆差动保护、T区保护、断路器保护、线路保护、安稳装置、失步解列装置、行波测距装置、故障录波装置等以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。1.1.2.7继续升流至30％In，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，检查各保护装置工作情况，测发电机、主变压器、电缆差动保护差流，检查T区保护电流极性。正确后降电流跳灭磁开关。1.1.2.8短接发电机差动保护CT二次侧，逐步升流至差动保护动作跳灭磁开关，记录差动保护动作值，解除短接。1.1.2.9短接主变差动保护CT二次侧，逐步升流至差动保护动作跳灭磁开关，记录差动保护动作值后解除短接。1.1.2.10短接电缆差动保护CT二次侧，逐步升流至差动保护动作跳灭磁开关，记录差动保护动作值后解除短接。1.1.2.11投入发电机、主变及电缆差动保护，出口投跳灭磁开关1.1.2.12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，同时检查各保护装置工作情况。1.1.2.13-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲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。1.1.1.1手动降流至零，跳开灭磁开关，跳开发电机出口断路器，K2点第一次升流试验结束。1.1.2发电机带主变、GIS及瀑坡四线出线设备（5E出线K2点）第二次升流（见升流路径走向图三K2-2）1.1.2.1断开与本次升流路线无关的所有隔离刀闸及断路器。1.1.2.2合上升流范围内隔离刀闸50616、50626、50611、50612、50511、50512、50521、50522、50531、50532、50541、50542、50641、50642、50631、50632，合断路器5061、5051、5052、5053、5054、5063、5064，切断操作电源防跳。1.1.2.3合出口隔离开关61及断路器6，切断其操作电源。1.1.2.4机组空转运行，利用发电机残压产生的电流，检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性，无开路现象。1.1.2.5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的二次三相电流平衡情况及其相位应正确并做记录。1.1.2.6检查电缆差动保护、母线差动保护、T区保护、断路器保护、线路保护、安稳装置、失步解列装置、行波测距装置、故障录波装置等以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。1.1.2.7继续升流至30％In，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，检查各保护装置工作情况，测母线差动保护差流，检查T区保护电流极性。1.1.2.8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，同时检查各保护装置工作情况。1.1.2.9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。1.1.2.10手动降流至零，跳开灭磁开关，跳开发电机出口断路器，K2点第二次升流试验结束。1.1.3发电机带主变、GIS及瀑深线出线设备（6E出线K3点）升流（见升流路径走向图四K3）1.1.3.1断开与本次升流路线无关的所有隔离刀闸及断路器。1.1.3.2合上升流范围内隔离刀闸50616、50621、50622、50631、50632、50646，合断路器5062、5063，切断操作电源防跳。1.1.3.3合出口隔离开关61及断路器6，切断其操作电源。1.1.3.4机组空转运行，利用发电机残压产生的电流，检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性，无开路现象。1.1.3.5-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲合灭磁开关，手动升流至10％发电机额定电流，检查升流范围内各CT的二次三相电流平衡情况及其相位应正确并做记录。1.1.1.1检查T区保护、断路器保护、线路保护、安稳装置、失步解列装置、故障录波装置等以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。1.1.1.2继续升流至30％In，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，检查各保护装置工作情况，检查T区保护电流极性。1.1.1.3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，同时检查各保护装置工作情况。1.1.1.4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。1.1.1.5手动降流至零，跳开灭磁开关，跳开发电机出口断路器，K3点升流试验结束。1.1.2发电机带主变、GIS及瀑坡三线出线设备（4E出线K4点）升流（见升流路径走向图五K4）1.1.2.1断开与本次升流路线无关的所有隔离刀闸及断路器。1.1.2.2合上升流范围内隔离刀闸50616、50611、50612、50511、50512、50521、50522、50526，合断路器5051、5052、5061，切断操作电源防跳。1.1.2.3合出口隔离开关61及断路器6，切断其操作电源。1.1.2.4机组空转运行，利用发电机残压产生的电流，检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性，无开路现象。1.1.2.5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的二次三相电流平衡情况及其相位应正确并做记录。1.1.2.6检查T区保护、断路器保护、线路保护、安稳装置、失步解列装置、故障录波装置等以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。1.1.2.7继续升流至30％In，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，检查各保护装置工作情况，检查T区保护电流极性。1.1.2.8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，同时检查各保护装置工作情况。1.1.2.9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。1.1.2.10手动降流至零，跳开灭磁开关，跳开发电机出口断路器，K4点升流试验结束。1.1.3发电机带主变、GIS及瀑坡二线出线设备（3E出线K5点）第一次升流（见升流路径走向图六K5-1）1.1.3.1断开与本次升流路线无关的所有隔离刀闸及断路器。1.1.3.2合上升流范围内隔离刀闸50616、50611、50612、50311、50312、50321、50322、50326，合断路器5061、5031、5032，切断操作电源防跳。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1.1合出口隔离开关61及断路器6，切断其操作电源。1.1.1.2机组空转运行，利用发电机残压产生的电流，检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性，无开路现象。1.1.1.3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的二次三相电流平衡情况及其相位应正确并做记录。1.1.1.4检查母线差动保护、T区保护、断路器保护、线路保护、安稳装置、失步解列装置、行波测距装置、故障录波装置等以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。1.1.1.5继续升流至30％In，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，检查各保护装置工作情况，测母线差动保护差流，检查T区保护电流极性。1.1.1.6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，同时检查各保护装置工作情况。1.1.1.7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。1.1.1.8手动降流至零，跳开灭磁开关，跳开发电机出口断路器，K5点第一次升流试验结束。1.1.2发电机带主变、GIS及瀑坡二线出线设备（3E出线K5点）第二次升流（见升流路径走向图七K5-2）1.1.2.1断开与本次升流路线无关的所有隔离刀闸及断路器。1.1.2.2合上升流范围内隔离刀闸50616、50621、50622、50631、50632、50641、50642、50341、50342、50331、50332、50326，合断路器5062、5063、5064、5033、5034，切断操作电源防跳。1.1.2.3合出口隔离开关61及断路器6，切断其操作电源。1.1.2.4机组空转运行，利用发电机残压产生的电流，检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性，无开路现象。1.1.2.5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的二次三相电流平衡情况及其相位应正确并做记录。1.1.2.6检查母线差动保护、电缆保护、T区保护、断路器保护、线路保护、安稳装置、失步解列装置、行波测距装置、故障录波装置等以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。1.1.2.7继续升流至30％In，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，检查各保护装置工作情况，测母线差动保护差流，检查T区保护电流极性。1.1.2.8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，同时检查各保护装置工作情况。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1.1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。1.1.1.2手动降流至零，跳开灭磁开关，跳开发电机出口断路器，K5点第二次升流试验结束。1.1.2发电机带主变、GIS及瀑坡一线出线设备（2E出线K6点）第一次升流（见升流路径走向图八K6-1）1.1.2.1断开与本次升流路线无关的所有隔离刀闸及断路器。1.1.2.2合上升流范围内隔离刀闸50616、50621、50622、50631、50632、50641、50642、50141、50142、50131、50132、50126，合断路器5062、5063、5064、5013、5014，切断操作电源防跳。1.1.2.3合出口隔离开关61及断路器6，切断其操作电源。1.1.2.4机组空转运行，利用发电机残压产生的电流，检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性，无开路现象。1.1.2.5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的二次三相电流平衡情况及其相位应正确并做记录。1.1.2.6检查母线保护、电缆保护、T区保护、断路器保护、线路保护、安稳装置、失步解列装置、行波测距装置、故障录波装置等以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。1.1.2.7继续升流至30％In，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，检查各保护装置工作情况，测母线差动保护差流，检查T区保护电流极性。1.1.2.8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，同时检查各保护装置工作情况。1.1.2.9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。1.1.2.10手动降流至零，跳开灭磁开关，跳开发电机出口断路器，K6点第一次升流试验结束。1.1.3发电机带主变、GIS及瀑坡一线出线设备（2E出线K6点）第二次升流（见升流路径走向图九K6-2）1.1.3.1断开与本次升流路线无关的所有隔离刀闸及断路器。1.1.3.2合上升流范围内隔离刀闸50616、50611、50612、50111、50112、50121、50122、50126，合断路器5061、5011、5012，切断操作电源防跳。1.1.3.3合出口隔离开关61及断路器6，切断其操作电源。1.1.3.4机组空转运行，利用发电机残压产生的电流，检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性，无开路现象。1.1.3.5-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲合灭磁开关，手动升流至10％发电机额定电流，检查升流范围内各CT的二次三相电流平衡情况及其相位应正确并做记录。1.1.1.1检查母线保护、电缆保护、T区保护、断路器保护、线路保护、安稳装置、失步解列装置、行波测距装置、故障录波装置等以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。1.1.1.2继续升流至30％In，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，检查各保护装置工作情况，测母线差动保护差流，检查T区保护电流极性。1.1.1.3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，同时检查各保护装置工作情况。1.1.1.4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。1.1.1.5手动降流至零，跳开灭磁开关，跳开发电机出口断路器，K6点第二次升流试验结束。1.1.2发电机带主变、GIS及备用线出线设备（1E出线K7点）升流（见升流路径走向图十K7）1.1.2.1断开与本次升流路线无关的所有隔离刀闸及断路器。1.1.2.2合上升流范围内隔离刀闸50616、50611、50612、50111、50112、50121、50122、50131、50132、50146，合断路器5061、5011、5012、5013，切断操作电源防跳。1.1.2.3合出口隔离开关61及断路器6，切断其操作电源。1.1.2.4机组空转运行，利用发电机残压产生的电流，检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性，无开路现象。1.1.2.5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的二次三相电流平衡情况及其相位应正确并做记录。1.1.2.6检查T区保护、断路器保护、线路保护、安稳装置、失步解列装置、故障录波装置等以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。1.1.2.7继续升流至30％In，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，检查各保护装置工作情况，检查T区保护电流极性。1.1.2.8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，同时检查各保护装置工作情况。1.1.2.9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。1.1.2.10手动降流至零，跳开灭磁开关，跳开发电机出口断路器，K7点第二次升流试验结束。1.1.2.11升流试验完毕，断开所有隔离开关及断路器，拆除短路线。1.1.3发变组、部分GIS一次设备热稳定试验-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1.1合接地刀闸、，隔离开关50616，切断操作电源防跳用做热稳定短路点进行发电机带主变变压电缆热稳定试验（即通过两个接地刀并联进行三相短路稳定试验）。发电机以额定电流稳定运行。1.1.1.2每小时巡视记录从发电机中性点到GIS三相短路点的一次回路导体、外壳及支撑件的温度，记录定子线圈、封闭母线导体与外壳温度、外壳的电位，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，主变外壳包括升高座温度，高压电缆直至定子线圈温升＜1.0℃/h。1.1.1.3手动降流至零，跳开灭磁开关，跳它励电源开关。试验结束后断开接地刀闸及隔离开关。2发电机带主变、厂高变、高压电缆、GIS开关站、出线设备升压试验（此线试验系统倒送电后可做适当简化）2.1试验准备2.1.1在所有出线套管处断开与线路连接的钢芯铝绞线，可靠隔离,并可靠接地；用6-10mm2软铜线可靠连接GIS出线套管、电压互感器及避雷器。2.1.2断开GIS所有接地刀闸(1#~5#机GIS侧进线侧地刀、、、、除外)，检查1#~5#机组主变高压侧的隔离开关（50516、50546、50316、50346、50116）应在分的状态并做好安全措施。2.1.3投6#发/变组、高压厂用变、500kV母线、高压电缆、电抗器、T区、线路保护等保护、操作、信号回路。主变冷却器投入运行。2.1.4保护整定值及保护压板按调度要求整定完成。2.1.5厂高变低压侧断路器处分闸状态，检查地刀已分开。2.1.6升压用他励电源进行。2.1.7一次倒闸操作均在逆变灭磁，跳开灭磁开关后进行。2.1.8机组、主变、500kV系统故障录波装置投入。2.26#主变高压侧单相接地试验（升压走向见图十一）2.2.1以接地刀闸B相作为6#主变高压侧单相接地点。2.2.2将6#主变零序保护定值适当降低，退出零序保护跳闸出口，主变中性点直接接地。2.2.3机组手动开机至空转运行，励磁置手动方式。2.2.4合出口隔离开关61及断路器6,合他励电源10kV开关，合灭磁开关，手动逐级升压至主变零序保护动作。2.2.5降压灭磁，跳灭磁开关,跳出口断路器及隔离开关。2.2.6恢复主变零序保护定值，投入主变零序保护。2.2.7断开接地点。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1发电机带主变、厂高变、500kV高压电缆及GISI母零起升压（升压走向见图十二）1.1.1合上50616、50611、50612隔离刀闸，合上5061断路器。1.1.2机组开机至空转，合出口隔离开关61及断路器6,测量升压范围内PT二次残压应正确。1.1.3合灭磁开关，发电机按10%、25%、50%、75%、100%UN分级递升加压，每次间隔时间不小于10分钟。1.1.4升压过程中检查：1.1.4.1主变、厂用变、500kV电缆及GIS设备带电运行情况；1.1.4.2主变高低压侧、500kVI母PT(包括6B2YH、6B1YH、IMYH)二次三相电压的对称性和相序及开口三角输出电压值；核对各PT相位；1.1.4.3在额定电压下核对发电机出口断路器6、GIS断路器5061同期点同期装置两侧电压相序、相位和幅值，投入同期装置，检查自动/手动准同期装置在同步点测量频差、压差、角差基本为零，整步表指示在零位；1.1.4.4表计指示、LCU测量、计算器显示器、模拟屏各盘面显示正确。1.1.5在额定电压下运行30min，检查主变、厂高变、GIS带电设备状态应正常。1.1.6升压完毕，模拟主变过激磁保护跳灭磁开关和发电机出口断路器。1.2发电机组带厂高变、主变、GIS-Ⅰ母及GIS-Ⅱ母零起升压试验（升压走向见图十三）1.2.1合上50621、50622、50631、50632、50641、50642隔离刀闸，合上5062、5063、5064断路器。1.2.2机组空转运行。1.2.3合出口隔离开关61及断路器6,子发电机残压测量升压范围内PT二次电压应正确。1.2.4合灭磁开关，发电机按10%、25%、50%、75%、100%UN分级递升加压，每次间隔时间不小于10分钟。1.2.5升压过程中检查：1.2.5.1主变、厂用变、500kV电缆及GIS设备带电运行情况；1.2.5.2500kVPT(包括5E1YH、6E1YH、IIMYH)二次三相电压的对称性和相序及开口三角输出电压值；核对各PT相位；1.2.5.3在额定电压下核对GIS断路器5062、5063、5064同期点同期装置两侧电压相序、相位和幅值，投入同期装置，检查自动/手动准同期装置在同步点测量频差、压差、角差为零，整步表指示在零位；1.2.5.4表计指示、LCU测量、计算器显示器模拟屏各盘面显示正确。1.2.6额定电压下运行30min，检查带电设备状态应正常。1.2.7升压完毕，降压至零，跳灭磁开关和发电机出口断路器。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1发电机带厂高变、主变、GIS及所有出线设备零起升压试验（见升压走向图十四）1.1.111.5.1合上50511、50512、50521、50522、50531、50532、50541、50542、50311、50312、50321、50322、50331、50332、50341、50342、50111、50112、50121、50122、50131、50132、50141、50142、50146、50126、50326、50526、50626、50646隔离刀闸，合上5051、5052、5053、5054、5031、5032、5033、5034、5011、5012、5013、5014断路器。1.1.2机组空转运行。1.1.3合出口隔离开关61及断路器6,测量升压范围内PT二次残压应正确。1.1.4合灭磁开关，发电机按10%、25%、50%、75%、100%UN分级递升加压，每次间隔时间不小于10分钟。1.1.5升压过程中检查：1.1.5.1主变、厂用变、500KV电缆、GIS及出线设备带电运行情况；1.1.5.2500KVPT(包括1E2YH、2E2YH、3E2YH、4E2YH、5E2YH、6E2YH、1E1YH、2E1YH、3E1YH、4E1YH、1B1YH、2B1YH、3B1YH、4B1YH、5B1YH)二次三相电压的对称性和相序及开口三角输出电压值；核对各PT相位；1.1.5.3在额定电压下核对GIS断路器5051、5052、5053、5054、5031、5032、5033、5034、5011、5012、5013、5014同期点同期装置两侧电压相序、相位和幅值，投入同期装置，检查自动/手动准同期装置者同步点测量频差、压差、角差为零，整步表指示在零位；1.1.5.4表计指示、LCU测量、计算器显示器、模拟屏各盘面显示正确；1.1.6在额定电压下运行30min，检查带电设备状态应正常。1.1.7升压完毕，降压至零，跳灭磁开关和发电机出口断路器,断开GIS所有断路器及隔离开关。1.2机组带厂高变、主变、GIS-Ⅰ母、电抗器1DK零起升压试验（升压走向见图十五）1.2.1合上50612、50611、50411、50412隔离刀闸，合上5061、5041断路器。1.2.2机组空转运行。1.2.3合出口隔离开关61及断路器6。1.2.4合灭磁开关，升压至10%发电机额定电压,检查电抗器各CT的二次三相电流平衡情况及其相位应正确并做记录，检查母线差动保护、电抗器差动保护差流，检查故障录波装置以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。1.2.5短接电抗器差动保护一组CT，合灭磁开关，机组升压至电抗器差动保护动作，完成后降压灭磁，投入电抗器差动保护。1.2.6用降低定值的方法继续校验电抗器过流保护及阻抗保护，完成后保护投入。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1合灭磁开关，发电机按25%、50%、75%、100%UN分级递升加压。1.1.2升压过程中记录（包括在主计算机上和返回屏上观察）发电机励磁电压、励磁电流、发电机定子电压、电流，检查所有CT二次回路的正确性，核对相位，同时检查各保护装置工作情况。检查电抗器工作情况。1.1.3在额定电压下运行30min；测量电抗器振动及噪声。1.1.4升压完毕，降压至零，跳灭磁开关和发电机出口断路器，跳开5061、5041断路器.1.2机组带厂高变、主变、GIS-II母、电抗器2DK零起升压试验（升压走向见图十六）1.2.1合上50621、50622、50631、50632、50641、50642、50241、50242隔离刀闸，合上5062、5063、5064、5024断路器。1.2.2机组空转运行。1.2.3合出口隔离开关61及断路器6。1.2.4合灭磁开关，升压至10%发电机额定电压,检查电抗器各CT的二次三相电流平衡情况及其相位应正确并做记录，检查母线差动保护，检查故障录波装置以及测量回路的电流幅值和相位应正确并做记录。1.2.5短接电抗器差动保护一组CT，合灭磁开关，机组升压至电抗器差动保护动作，完成后降压灭磁，投入电抗器差动保护。1.2.6用降低定值的方法继续校验电抗器过流保护及阻抗保护，完成后保护投入。1.2.7合灭磁开关，发电机按25%、50%、75%、100%UN分级递升加压。1.2.8升压过程中记录包括主计算机上和返回屏上观察)发电机励磁电压、励磁电流、发电机定子电压、电流，检查所有CT二次回路的正确性，核对相位，同时检查各保护装置工作情况。检查电抗器工作情况。1.2.9在额定电压下运行30min；测量电抗器振动及噪声。1.2.10升压完毕，降压至零，跳灭磁开关和发电机出口断路器,跳开GIS所有断路器及隔离开关.2发电机空载下的励磁调整和试验2.1试验前的准备2.1.1主变、厂高变、开关站GIS、开关站出线场的升流、升压已完成。恢复正常运行接线。2.1.2排除励磁临时它励电流机组励磁变已恢复正常接线，机组采用自并励方式。2.1.3发电机所有包括励磁变保护保护已按定值整定并投入，水机保护已投入。2.1.4中控室相序相位正确，自动开机到空转，稳定运行，利用绕组残压检查励磁变二次电压。2.2励磁的调整和试验-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1在发电机空转且转速在95%～100%额定值范围内，分别录波检查各通道50%Un和100%Un起励、逆变等情况下的稳定性和超调量。自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。1.1.2录波检查手动（FCR）和自动调节器(AVR)切换、通道切换等情况下的稳定性。1.1.3在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于手动（FCR）控制下的调节范围，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%，在调整范围内平滑稳定的调节。1.1.4在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于自动调节器(AVR)控制下的调节范围，下限不得高于发电机额定电压的70%，上限不能高于发电机额定电压的110%。在调整范围内平滑稳定的调节。1.1.5在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数不应低于0.85。1.1.6在发电机空载状态下，人工加入±10%阶跃量干扰，检查各通道的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。1.1.7发电机转速在90%～110%内变化，测定发电机机端电压，录制发电机电压/频率特性曲线。频率每变化1%，AVR应保证发电机电压的变化值不大于±0.25%。1.1.8进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在各通道自动调节器(AVR)、手动（FCR）控制方式下，进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。1.1.9进行机组LCU和中控室上位机对励磁系统的调节试验。2500kV设备及主变冲击受电试验(最终实施方案按系统要求进行)2.1试验准备2.1.1冲击试验前已取主变油样做色谱分析，并对主变进行排气。2.1.2检查避雷器、电压互感器投入；厂高变投入且低压侧开关断开并置试验位置。2.1.3各线路保护通道对调已结束，模拟动作出口开关正确可靠；线路保护校验合格，按系统要求已正确加用，主变、断路器、母线保护投入，厂高变各保护投入，检查故障录波装置工作正常。2.1.4按系统调度要求进行逐项倒闸检查操作。2.1.5做好1#-5#机组与500kVG2S隔离。2.1.6记录各避雷器初始读数。2.2线路分别对GIS-Ⅰ、（包括Ⅰ电抗器、Ⅱ电抗器）Ⅱ母充电-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1向系统调度申请安系统调度令对GIS进行三相全电压冲击，操作，冲击时必须有两个保护备全的开关串起来进行，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。检查电压三相一致，观测GIS母线所有高压电气设备特别是电抗器无异常，记录电压值，GIS保持带电状态。1.1.2记录线路及Ⅰ、Ⅱ母避雷器读数，检查避雷器动作情况。1.1.3检查GIS-Ⅰ、Ⅱ母线PT的电压值、相序、相位并与线路PT核相。1.1.4电抗器冲击试验后，取油样做色谱分析。1.2开关站同期及环网试验（按系统调试方案或在机组同期并网时进行）1.2.1选择为同期的断路器，先进行假同期试验，并录波检查合闸导前时间，必要时加以调整。1.2.2假同期试验完成后，同期并网（环网）并录波。1.2.3按上述步骤对GIS所有断路器进行同期环网试验。1.2.4试验完成，所有断路器在合位，环网运行。1.3主变冲击试验1.3.1试验准备1.3.1.1冲击试验前后取主变油样做色谱分析。1.3.1.2对主变进行排气。1.3.1.3检查主变所有保护投入，厂高变各保护投入，检查发变组录波装置工作正常。1.3.1.4检查主变在运行档位，冷却系统在自动位置。1.3.1.5做好主变冲击时励磁涌流的录波准备工作。1.3.1.6向系统申请分别用5062、5061对6B和6CB进行5次冲击试验获得同意，1.3.1.7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。1.3.2冲击试验1.3.2.1分别用5062、5061对6B、6CB进行共5次冲击试验，每次冲击间隔时间不小于10min。1.3.2.2主变冲击合闸时录制主变冲击合闸励磁涌流。1.3.2.3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。1.3.2.4记录避雷器读数，检查避雷器动作情况。1.3.2.5在主变、厂高变带电的情况下，核对6CB低压侧的电压和相序，为6CB带厂用电做准备。2机组并网、甩负荷试验2.1并网前准备-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1已对自动同期装置的电压、频率、导前角进行了测试，已完成手动和自动同期装置的模拟并列试验。1.1.2发电机变压器等相关保护已按调度要求整定完成并正确投入。1.1.3在主变零起升压时同期电压回路已检测无误。1.1.4系统已同意进行同期试验并允许带最低限额负荷。1.2发电机出口断路器同期试验1.2.1检查确认机组出口隔离开关61实际在分闸位置，模拟机组出口隔离开关61在合位。1.2.2启动自动准同期装置进行发电机组出口断路器6假同期试验，并录波。1.2.3将机组出口断路器6分闸。分析录波波形，检查合闸时的压差、频差、导前时间是否合适，必要时加以调整并再次进行假同期试验。1.2.4解除模拟的机组出口隔离开关61合闸位置信号。将机组出口隔离开关61合闸，检查位置信号正确。1.2.5向系统申请6#机组并网，并获同意。启动自动准同期装置，监视同期装置工作情况，并对合闸过程录波。2机组负荷试验2.1机组带负荷试验前的准备2.1.1机组带负荷前的试验已全部完成。2.1.2申请机组进行负荷试验已获得调度批准，允许甩负荷的容量和时间段已确认。2.2机组带负荷试验2.2.1机组逐级增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组状况：各部的振动、摆度；尾水管压力、顶盖变化及顶盖压力值；定子绕组温度；上导、下导、水导、定子铁心、空气冷却器等部位温度值；主变油温等变化情况。2.2.2在小负荷时，测量发电机、变压器、500kV电缆、开关站GIS断路器、开关站GIS母线、线路等保护装置的电流电压二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。测量安稳装置、计量系统和故障录波等装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。2.2.3记录在当时水头下，机组产生振动的负荷区。2.2.4记录在当时水头下的机组补气的负荷区。2.2.5测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。2.3机组带负荷下调速器系统试验2.3.1在自动运行时进行各种控制方式切换试验，机组的负荷、接力器行程摆动应满足设计要求。2.3.2-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲检查在开度和功率控制方式下，机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。1.1.1在小负荷下检查不同的调节参数组合下，机组速增或速减10％额定负荷，录制机组转速、水压、功率和接力器行程等参数的过渡过程，选定负载工况时的调节参数，应满足设计要求。进行此项试验时，应避开机组的振动区。1.2机组带负荷下励磁系统试验1.2.1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。1.2.2在发电机带负荷下，检查整流桥的均流系数和均压系数，其值应符合设计要求。设计无规定时，均流系数一般不小于0.85；均压系数一般不小于0.9。1.2.3进行低励磁、过励磁等各种限制器及保护的试验和整定。1.3机组甩负荷试验1.3.1机组甩负荷按额定出力的25%、50%、75%和100%（或当前水头下最大负荷）进行，并记录甩负荷过程中的各种参数或变化曲线，记录各部瓦温的变化情况，记录机组转速和蜗壳压力。1.3.2甩负荷通过发电机出口断路器进行。1.3.3机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间，应不大于0.2秒，观察大轴补气情况。检查调速器系统的动态调节性能，校核导叶接力器分段关闭时间、转速上升率、蜗壳水压上升率等，均应符合设计要求。1.3.4机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：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；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相对摆动值不超过±0.5%为止所经历的总时间不应大于40s；转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间，不大于0.2s。1.3.5在水轮发电机突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩最大可能负荷时，发电机电压的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5秒。1.4机组事故低油压关机试验1.4.1机组带额定负荷(或当前水头下最大负荷)，临时拆除事故低油压信号接点。紧急事故停机按钮旁设专人守护。1.4.2断开压油罐补气回路，切除压油泵，通过卸油阀门排油与排气阀排气结合方式，降低压力油罐压力直至5.0MPa，应注意压油罐内油位不低于油位信号计可见位置。1.4.3调速器由自动方式切换至电手动方式。操作调速器，使机组负荷降至空载附近（10-30%）额定负荷左右。-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲1.1.1将调速器切换至自动方式，将事故低油压信号接点接入。机组监控系统应自动启动调速器事故低油压停机流程。若流程未动作，应立即按紧急事故停机按钮进行停机，重新整定压力开关接点后重做此试验。1.2筒形阀动水关闭试验1.2.1机组带当前水头下最大负荷，手动关闭圆筒阀。1.2.2待机组负荷降至约50MW后，按紧急停机按钮停机。检查筒形阀接力器同步情况良好，关闭时间符合设计要求；筒型阀动作灵活可靠。1.3机组事故配压阀动作关机试验1.3.1机组带额定负荷(或当前水头下最大负荷)，模拟机组115%Ne过速且调速器事故，机组监控系统自动启动紧急事故停机流程，使事故配压阀动作停机。1.3.2机组停机后，检查事故配压阀是否动作。若未动作，查明原因并处理后，重做此试验。1.4系统要求的各专项试验根据系统要求需要在首台机组启动试运行过程中进行以下各项试验：1.4.1机组一次调频试验1.4.2水轮发电机组稳定性验收试验1.4.3水力发电机组运行参数率定试验1.4.4发电机电气参数试验1.4.5发电机进相试验1.4.6发电机温升、效率试验1.4.7励磁系统模型参数测试及PSS投运试验以上试验在当前水头下能够进行的项目均安排进行，未完成项目根据水库蓄水情况另行安排时间完成。AGC、AVC试验在5#机组启动试运行过程中进行。1.5机组检查消缺机组在停机并做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到稳定试运行的要求。2机组带负荷72h连续试运行2.1完成上述试验内容经验证合格后，具备带最大可能负荷连续运行的条件，开始进入72h试运行。2.2根据运行值班制度，全面记录运行有关参数。2.3-41- 瀑布沟水电站6F机组启动试运行大纲72h连续运行后，停机全面检查机组、辅助设备、电气设备、流道部分、水工建筑物和排水系统工作后情况，消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷。1.130天考核运行期满后，对考核运行中发现的缺陷，按设计和规范要求进行处理，且达到技术规范要求。1.2完成上述工作后，即可签署机电设备验收移交证书，移交电厂，投入商业运行。-41-