黄河拉西瓦水电站3#机组启动试运行程序

黄河拉西瓦水电站3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二零零九年八月十日3机组启动试运行程序黄河拉西瓦水电站3机组启动试运行程序批准审核编写中国水利水电第四工程局拉西瓦机电安装项目部中国葛洲坝集团股份有限公司拉西瓦机电安装项目部2009年8月10日3机组启动试运行程序目录1总则12主要编制依据13组织机构131组织机构框图132组织机构及成员233职责及工作程序24试运行场地布置341试运行指挥部342试运行值班场地353机组启动试运行前的联合检查451协调联系制度452机电设备安装、检查、试验记录453试运行环境454引水系统检查455水轮机的检查656调速器系统检查658励磁系统检查859水力机械辅助设备检查9510电气一次设备检查9511电气二次设备的检查10512消防及火灾报警设施检查11513试运行组织系统116机组充水试验1261试验内容与试验目的1262试验准备1263尾水管充水1364压力钢管及蜗壳充水1365充水平压后检查和试验1466技术供水系统充水1473机组启动和空转试验1571试验内容与目的1572试验准备1573首次现地启动试验和停机检查1774机组动平衡试验1983机组过速试验1981试验内容和目的1982试验准备1983机组过速试验2084调速器空载、扰动试验219发电机升流试验2191试验内容与试验目的213机组启动试运行程序192试验准备2293发电机升流试验2294录制发电机短路特性2310发电机单相接地及升压试验23101试验内容与试验目的23102升压前准备工作24103发电机定子单相接地试验24104发电机零起升压24105发电机空载特性试验25113厂高变升流试验25111试验目的25112试验准备25113试验步骤26123主变与GIS升流试验、主变单相接地试验26121试验内容与试验目的26122试验准备26123K3点升流27124主变高压侧单相接地试验28125热稳定试验28133主变升压试验28131试验内容和目的28132升压前准备工作28133机组带主变、厂高变零起升压（升压范围至GIS开关站母）2914励磁装置空载试验30141试验内容和目的30142试验准备30143试验步骤3015计算机监控系统试验31151试验内容和目的31152试验准备32153试验步骤32154结合机组的各项试验，分别进行LCU3自动开机、自动停机自动启励、同期、增减负荷、事故停机试验。35155LCU3控制电源消失试验35156LCU3能远方调节转速、电压（未并网）、有功功率和无功功率（并网）。3516主变冲击试验35161试验内容和目的35162试验准备36163冲击试验3617机组并网、负荷试验36171试验内容和目的36172试验准备37173同期试验37174机组带负荷试验383机组启动试运行程序2175机组甩负荷试验38176负荷下调速器试验40177低油压事故停机试验41178负荷下励磁试验41179AGC试验421710机组进相试验421711动水关进水口快速门试验4218机组检修消缺4219厂用电切换422072H连续试运行4221交接与投入商业运行4322计划调试工期（见3机组调试计划）4323试运行安全保证措施4324试运行规定443机组启动试运行程序11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。本程序用于拉西瓦电站3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。试运行指挥部在启动试运行过程中可根据现场实际情况对本程序做局部的调整和补充，但涉及方案的重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（DL4891992）水轮机电液调节系统及装置调整试验导则（DL/T4962001）水轮机调速器与油压装置试验验收规程（GB/T965221997）水轮发电机组启动试验规程DL/T5072002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31组织机构框图组织机构框图如下3机组启动试运行程序232组织机构及成员（见附件）33职责及工作程序（见附件）启动验收委员会试运行指挥部检查验收交接组检修组运行组后勤保障组试验组监控组励磁组保护组运行一值运行二值运行三值高压组水机调速组辅机组试运行工作小组安全保卫组质检组3机组启动试运行程序34试运行场地布置41试运行指挥部用途试运行所有相关会议召开地点，领导专家休息场地。位置四局会议室42试运行值班场地421总值班席用途值长办公位置，机旁控制盘、发电机仪表柜、机械制动柜操作等部位值班监视人员坐席。位置3机旁422母线层值班点用途调速柜及压油装置、水轮机仪表柜、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、发电机中性点设备、发电机动力柜、发电机远程I/O柜、消防柜监视人员坐席。位置压油装置旁423水轮机层值班点用途主轴密封供水、技术供水、水力测量系统监视和操作人员坐席。位置技术供水盘柜前424水车室门口值班点用途运行值班，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。位置水车室门口。425主变洞值班点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3机发电机配电设备、3机主变。位置设在3主变洞处3机组启动试运行程序4426进水口值班点用途用于进水口检修闸门和快速门的监护和操作。位置设在快速门控制室427尾闸室值班点用途机组尾水检修门和尾水洞检修门的监护和操作。位置设在机组尾水检修门控制室53机组启动试运行前的联合检查51协调联系制度各单位的协调联系制度已建立、落实。52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、电气保护按下发定值整定完毕。53试运行环境1）机组各层地面已清扫干净，无障碍物。2）机组各层吊物孔盖板已安装完毕，临时孔洞已封堵。3）机组各部位和通道的照明良好。4）机组各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常。5）机组各部位设备的标识已经安装完成并核对正确。6）机组各部位的水、气、油辅机系统工作正常。7）63KV和04KV配电系统运行正常。8）机组各运行设备已可靠接地。9）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。10）运行部位与施工部位已隔离，运行设备和部位有相应的安全标志。54引水系统检查541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。3机组启动试运行程序52）检修门门槽、门体已清理干净，检修门机能操作检修闸门。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，在无水情况下手动自动均已调试合格，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、关闭时间符合设计要求。在现地、远方（中控室）可自动开启/关闭闸门，机旁可紧急落快速门。6）4、2、1机组快速门投入挡水，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杂物。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4、3机组远方动作提门信号，切除动力电源。压力钢管充水后恢复其接线。542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）流道各段灌浆孔已封堵。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）机组水力量测系统管路畅通，表计已经校验、整定，信号采样正常，显示正确。测压管路、阀门、表接头无渗漏。4）3机组蜗壳、尾水管排水管清扫干净，技术供水取水阀已关闭。5）3机组蜗壳排水盘形阀及14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。543机组尾水检查3机组尾水门槽、底坎及其周围已清理干净。尾水闸门处于关闭状态，密封良好。3机组启动试运行程序6下游水位测量系统安装调试合格，水位信号远传正确。55水轮机的检查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。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出。蜗壳、锥管内杂物已清出，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，确认锥管进人门已封闭（含检修平台处门板）。3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。4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，确认蜗壳进人门已关闭。5顶盖排水泵安装、调试完成，经过试验可满足自动排水要求，备用两台临时排水泵，满足随时排水要求。6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，水压调整符合设计要求。检修密封充排气正常，压力试验合格，气压接点闭锁开机回路正确。7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。8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，补气阀严密性试验合格。进气口装有保护网。9强迫补气管路及阀门安装完毕并试验合格，手动阀处于关闭状态。10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联动试验正常，信号正确。56调速器系统检查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。2油压装置的泵组安装完工、清扫干净；透平油化验合格。回油箱、压油罐油位3机组启动试运行程序7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、自动、PLC操作正常，卸载阀、安全阀动作值符合要求。漏油箱手动、自动动作正确可靠。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。4油压装置补气装置手动、自动操作正常，并投入自动工作。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，功率反馈回路正确。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。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、闭时间符合设计要求。监控、调速器柜的开度显示一致。8调速器以手动、自动方式模拟开、停机操作（包括事故紧急停机），试验结果正确。9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。10接力器锁锭装置已经调试，拔出、投入灵活，位置指示正确。11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正确反映。12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。13调速器各种元器件固定牢靠，接线紧固。57发电机的检查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。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。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。机组起动前碳刷已拔出。滑环碳粉收集装置工作正常。3机组启动试运行程序84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正确，油质符合要求。轴承、油槽温度指示正确。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。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。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、顶起工作正常，位置信号正确。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。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自动均能可靠动作。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。9推力和上下导油雾吸收装置安装完毕，工作正常。10发电机各部位测温电阻和监测装置已安装、调试完毕，仪表盘和机组LCU能正确监视机组各部温度和其它状态。11机组在线监测系统已安装、调试完毕。12机组供电、照明、加温防潮设施能正常投入使用。13发电机自动化元件以及表计、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。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。58励磁系统检查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。2过电压保护整定和非线性电阻检查符合相关规定要求。3直流灭磁开关操作可靠，性能良好。4起励回路动作正确。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。6励磁变的温度监视、励磁系统报警和跳闸逻辑试验正常。7外部临时动力电源试验正常。以电阻为负载，小电流试验及大电流试验正常。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。3机组启动试运行程序99励磁功率柜风冷回路正常。59水力机械辅助设备检查1透平油满足3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。2绝缘油满足3主变及电抗器供、排油要求。3高压压缩空气系统运行正常。满足3机组启动试运行要求。4低压压缩空气系统运行正常。满足3机组启动试运行要求。5厂内渗漏排水系统运行正常。6机组检修排水系统运行正常。7技术供水系统已安装完毕。各管路均经水压试验合格，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。8技术供水系统与机组监控联动试验完毕，现地和机组监控能进行技术供水的操作和监视。9尾水取水口和蜗壳取水口具备取水条件。10机组各部冷却水流量、温度和压力均按要求整定。11供水、供气和排水设备及管路已按要求涂漆，管道已表明了流向，阀门、设备已编号挂牌。12机组段各排水地沟、地漏、管道畅通。510电气一次设备检查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。各设备按要求接地。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。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。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3机组启动试运行程序10净，可投入使用。5控制、保护设备与地网可靠接地。63机组自用电系统安装调试完毕，分段运行，备自投装置调试完毕并投入使用。与3机组发电相关的负荷已带电。73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，事故照明已检查合格。511电气二次设备的检查1机组2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2UPS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。2机组现地控制单元安装、调试完毕。3机组进水口3启闭机控制系统PLC已安装调试完毕，3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/开关量输入输出正确。各传输数据正确。4发电机、主变压器、18KV厂高变、励磁变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，并模拟动作至各出口设备。5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。6机组自动控制与水机保护回路正确，监控自动开停机流程、事故停机流程、紧急停机流程正确，试验模拟完毕并实际动作至导水叶、进水口工作门，各自动化元件动作可靠。73机组故障录波、主变故障录波安装调试完毕，具备投运条件。8厂房生产调度、生产管理的通信设备能够满足3机组试运行联络和各工作岗位工作人员的工作联系需要。9下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，以验证其动作的正确性、可靠性与准确性进水口闸门自动操作及保护回路。机组自动操作与水力机械保护回路。水轮机调速系统自动操作回路。发电机励磁操作回路。发电机断路器、隔离开关的自动操作安全闭锁回路。3机组启动试运行程序11交、直流信号回路。同期操作回路。备用电源自动投入回路。10电气二次的电流回路和电压回路完成通电及极性检查后，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、可靠性发电机及励磁变继电保护回路。主变压器及厂高变继电保护回路。发变组故障录波回路。其它继电保护回路。仪表测量回路。11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。12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，无松动现象。13厂内通信、系统通信能满足电网调度需要。14各二次回路已做绝缘试验。512消防及火灾报警设施检查1与3机组发电相关的消防设备需经当地消防部门验收。23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。33机组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。4运行设备区域的消防报警设备已投运，检验合格。5事故交通安全疏散指示牌已检查合格。513试运行组织系统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。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3机组启动试运行程序12操作程序，熟悉运行规程。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。43机组发电相关运行区域已清理干净，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。53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。6机组充水试验61试验内容与试验目的1进行尾水管、压力钢管、蜗壳的充水；2检查各进人门与测流测压管路的密封情况；3检查水轮机顶盖、导水叶、主轴密封的漏水情况；4进行进水口快速闸门现地和远方的静水启闭试验；5进行技术供水系统的充水检查与远方操作试验。62试验准备1确认坝前水位已蓄至最低充水检查水位（2390M）。2确认机组进水口检修门、快速门处于关闭状态，密封良好。3确认锥管进人门、蜗壳进人门已关闭；4确认机组蜗壳取水、尾水取水阀处于关闭状态；确认4、3、2、1机组尾水管盘形阀处于关闭状态；确认3机组蜗壳盘形阀处于关闭状态。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确认机组检修密封处于投入状态。7确认与3机组发电相关的水力管路、盘柜以及水压监视仪表、传感器的检查验收已完成。8确认3、2、1机尾水管检修闸门处于关闭状态，密封良好。9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，并有明显的路向标志。10电站和充水机组的内外部通信设施完善、通信畅通。11各部操作、监护、观测人员已到位，并准备就绪。3机组启动试运行程序1312在充水过程中，由流道观测单位通过应力应变计密切监视流道形变，如有异常情况应立即通知启动试运行指挥部，分析处理。63尾水管充水1记录尾水水位，计算出尾水管平压时的尾水管压力值。2）提起1尾水洞检修门充水阀300MM对1尾水洞进行充水，检查1、2、3尾水闸门漏水情况。3）1尾水洞充水平压后，开启调速器主供油阀，拔出接力器锁锭，水轮机导叶打开56开度尾水管排气。43机组钢管排气孔处人员离开。5提起3尾水管检修门充水阀300MM，对尾水管冲水。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。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。8检查3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。9充水过程中必须密切监视各部位渗、漏水情况，确保厂房及机组设备安全，发现漏水漏气等异常现象时，应立即停止充水进行处理，必要时将尾水管排空。10尾水平压且各部位正常后，提起3尾水管检修门，并锁定。11在静水下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（3105）。12在充水及后续试验过程中，由流道观测单位密切监视渗压计、应力应变计变化情况，如有异常情况应立即通知启动试运行指挥部，分析处理。64压力钢管及蜗壳充水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。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（3105）。3手动投入发电机机械制动。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3机组启动试运行程序14游侧漏水情况，若漏水量不大，平压后提起检修门，并锁定。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充水过程中，检查蜗壳进人门、主轴密封处、水轮机顶盖、导叶轴密封、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。检查充水过程中压力钢管通气孔通畅。7检查蜗壳弹性垫层的排水情况。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。9记录钢管充水时间、上、下游水位。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。11解除机组制动闸，检查机组有无蠕动现象，如有蠕动，投高压油顶起装置，投制动闸。65充水平压后检查和试验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。2中控室操作快速闸门落下、提起各一次，记录静水起闭时间。3机旁操作快速闸门落下记录静水关闭时间。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，使之符合设计要求。5压力钢管充满水后，检查水工建筑物的渗漏等情况。6检查主轴密封的工作情况。7检查顶盖排水情况。8正常后提门，并监视它在一定时间内的下滑距离。9观察厂房内渗漏水情况，检查渗漏排水泵起动周期不应有明显变化。66技术供水系统充水1在尾水充水后打开尾水取水阀（3201、3202），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。3机组启动试运行程序152在快速闸门提起后，打开蜗壳取水阀（3213），检查并调整减压阀及各部流量、压力，使其满足设计要求。3机组技术供水正反向切换，检查控制及信号的正确性。4检查主轴密封漏水情况。在机组无蠕动时，投入检修密封，停止主轴工作密封，检查漏水量符合要求。5冲洗主轴密封备用水源管路，并恢复正常连接。6进行主轴密封清洁水主备回路切换试验。7在尾水充水后打开主变技术供水尾水取水阀（3B201），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。3B202阀门处于关闭状态。8主变技术供水正反向切换，检查控制及信号的正确性。73机组启动和空转试验71试验内容与目的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。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。72试验准备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。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。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；确认机组充水试验中出现的影响安全运行的问题已处理完毕并验收。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；各轴承滤油阀打开；各轴承的溢油阀已打开；空气冷却器充冷却水后手动阀关闭。3机组启动试运行程序165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。6厂用电系统运行正常。7上、下游水位，各部位原始温度等已记录。8作转子动平衡测量准备，准备配重用平衡块及固定工具。9机组的相关设备应符合下列要求确认断路器（1803）、隔离刀（18036）、接地刀（180367）已断开。发电机出口PT投入运行。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。转子已整体充磁。转子集电环碳刷已磨好，碳刷拔出。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。转动部分已检查完毕，具备开机条件。拆除所有试验用的短接线和接地线。外接频率表监视发电机转速。中控室上位机及现地控制单元LCU3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。顶盖排水系统投入自动运行。大轴接地碳刷已投入。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。漏油装置处于自动位置。10调速器处于准备工作状态，并符合下列要求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。调速器处于手动位置。导叶开限位于全关位置。11在机组相关部位安装常规测振、测摆仪表。12在水车室门口安装临时紧急停机按钮，接至调速器停机回路。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3机组启动试运行程序17通。14用于试验记录的所有表格准备完毕。15在首次启动试验过程中，由流道观测单位密切监视渗压计、应力应变计变化情况，如有异常情况应立即通知启动试运行指挥部，分析处理。73首次现地启动试验和停机检查731手动开机1退出机坑加热器。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。3水轮机主轴工作密封水投入，检修密封排气。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。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。6拔出接力器锁锭。7手动投高压油顶起装置，检查压力正常。8调速器置手动模式，开导叶约35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。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1MIN后再按紧停按钮停机，手动加闸。机组全停后，落制动闸，检查机组不应有蠕动。10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。11在启动过程中监视机组各部位，如发现金属碰撞声、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。12）升速中如大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。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。14）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3机组启动试运行程序18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（在发电机、水轮机仪表柜、监控系统），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。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。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。17）测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于规程规定值。18）测量、记录机组各部位振动，其值应符合规程规定。19）测量发电机残压及相序。检查调速器残压测频电压幅值。732手动停机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。2）当转速降至80时手动投入高压油顶起装置。3）当转速降至20额定值时，手动投入机械制动，投入制动吸尘器。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。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。6）手动投入蠕动检测装置，检查机组是否蠕动。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。8）在停机过程中，录制转速与时间的关系曲线。9）停机过程中注意下列事项校对转速继电器的整定值；监视各部轴承温度变化情况；录制停机降速过程曲线；检查各部轴承油槽油面的变化情况。10）停机后做好安全措施，进行下列检查和调整3机组启动试运行程序19检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落；检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；检查发电机上下挡风圈是否有松动或断裂；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；必要时调整各油槽油位整定值；检查各部监测元件是否松动。733轴承温升试验1）机组各部按开机要求手动投入运行。2）手动开机至额定转速空转运行。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，并绘制瓦温的温升曲线，观察轴承油面的变化。4）当机组各部轴瓦温度变化小于1/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。74机组动平衡试验若需要配重时，在过速试验前完成。83机组过速试验81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。82试验准备1）过速试验前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。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，闭锁电气过速115、147停机回路。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3机组启动试运行程序20置为“1”。调速器置手动。4）机组附属设备控制置于远方/自动运行。5）LCU3控制方式为现地控制、分步开机。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。7）测量人员、运行操作人员在岗，测量仪器仪表准备完毕。8）在过速试验过程中，由流道观测单位密切监视渗压计、应力应变计变化情况，如有异常情况应立即通知启动试运行指挥部，分析处理。83机组过速试验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。2）最后给调速器开机令，手动开机到100额定转速。3）当机组各部轴瓦温度变化小于1/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。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，立即返回额定转速运行。检查额定转速下机组振动、摆度比过速先前无明显增大。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。6）升速必须由富有经验的人员操作，严格听从指挥命令。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）升速操作应平稳，不得过快或过慢，若遇关机失灵，指挥应立即下令操作紧急事故按钮，落下快速闸门。9）停机过程中转速降至80投入高压油顶起装置，转速降至20转速后投机械制动。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先按照手动停机检查的项目进行检查；检查发电机空气间隙的变化；3机组启动试运行程序21全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环、磁极引线、磁轭压紧螺杆、转子滑环、碳刷有无异常；检查机组各部位焊缝及紧固件有无异常；全面检查水轮机部分有无异常；检查定子基础及上机架基础位置有无异常，检查下机架基础有无变化；84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，观察机组转速的稳定性。4）在自动、手动间切换，观察转速稳定性。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。超调次数不超过2次。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。A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015。B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。C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。D进行油压装置PLC控制的切换试验。E模拟机械事故停机。9发电机升流试验升流路径见升流示意图1/391试验内容与试验目的1）用一次电流检查发电机CT二次回路的正确性和完整性；3机组启动试运行程序222）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。92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时绝缘电阻21M、吸收比16）。3）测量转子绝缘（绝缘电阻05M）。4）确认180367、613断开，1803、18036合闸。灭磁开关在分位。5）断开1803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极性及回路正确。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（1G13）接入3150MM2高压电缆。高压开关柜CT变比200/5A。连接前，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、跳闸回路。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。93发电机升流试验1）手动开机至额定转速，机组各部运行正常。2）励磁整流柜风机运行正常。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。3机组启动试运行程序234）检查短路范围内的CT二次残余电流，不得有开路现象。5）合灭磁开关，缓慢升流至5IN，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；检查发电机、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。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。7）通过降低定值的办法，实际升流检查发电机过流、过负荷、低压过流等保护动作逻辑，试验正确后，恢复保护定值。8）如无异常按50、70继续升流至100IN，分别在各阶段检查升流范围内所有CT的电流幅值、相位。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，如有异常现象，立即跳灭磁开关。10）升流过程中监测定子绕组各部温度、励磁变温度。94录制发电机短路特性1）发电机按10逐级升流至11IN（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。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电流的谐波分量。3）在50、100额定电流下，测量轴电流、轴电压。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。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。6）额定电流下跳灭磁开关，录波灭磁曲线。10发电机单相接地及升压试验101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。3机组启动试运行程序244）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；102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13UN，时间05秒。3）投入所有水机保护及自动控制回路。4）发电机断路器（1803）、隔离开关（18036）及接地刀（180367）断开。5）准备好测量轴电压工具。103发电机定子单相接地试验1）退出发电机接地保护跳闸出口。2）在发电机中性点接地变上端用绝缘棒挂接临时接地线。3）检查100接地保护动作停机，拆除临时接地。4）合接地刀（180367），发电机侧PT柜B相做单相接地点。5）分接地刀（180367），自动开机至空转状态，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。6）投入发电机单相接地保护。104发电机零起升压1）机组在空转状态，调速器自动控制。2）励磁给定在零位，检查发电机的残压。3）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。检查厂高变相位。4）降低过压保护定值，升压至保护动作跳灭磁开关（不停机），检查保护动作逻辑。试验后恢复保护定值，投过电压保护。5）按50、75、100UN分级升压，升压过程中监视一次设备运行情况，每3机组启动试运行程序25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。6）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。7）额定电压下检查发电机各组PT二次电压相序、幅值正确；测量PT开口三角电压值。测量各组PT二次同名相电压差。检查各测量、保护的电压回路正确。8）记录定子铁芯、上下压指温度和铁芯振动值。9）在额定电压下跳灭磁开关灭磁，灭磁后测量发电机残压。105发电机空载特性试验1）在它励条件下，从零起，每隔10的定子额定电压升压至90定子额定电压，自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。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12505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。3）试验完成后断开灭磁开关，将转子回路经过5K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。4）机组在空转状态下自动停机。113厂高变升流试验升流路径见升流示意图2/3111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、过负荷保护动作逻辑；4）观察厂高变升流情况。112试验准备1）检查厂高变13B低压侧至1G63KV段613进线开关的电缆已连接，开关置检修位置。2）在1G63KV段613开关进线端CT外侧三相间用准备好的1块350MM2的铜排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时接地线，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机组启动试运行程序263）仍用它励电源做升流的激磁电源。4）厂用13B的保护跳闸出口退出。5）1803、18036合闸，180367、750