锦屏二级水电站7机组启动试运行报告

1、雅砻江锦屏二级水电站7#机组启动试运行工作报告 葛洲坝锦屏二级机电安装项目部7#机组启动试运行指挥部二一四年十一月目 录1 前言- 3 -2 7#机组发电时投入运行的设备及试运行准备- 3 -2.1 投入运行的主要设备和系统- 3 -2.2 7#机组充水启动前的检查- 4 -2.3 7#机组试运行准备工作- 4 -3 7#机组启动试运行试验项目完成情况- 4 -4 7#机组启动试运行试验- 6 -4.1 机组启动充水试验- 6 -4.2 机组首次启动及动平衡试验- 7 -4.3 调速器空载试验- 9 -4.4 机组过速试验- 13 -4.5 发电机升流及短路特性试验- 14 -4.6 机组无励

2、磁自动开/停机试验- 15 -4.7 发电机升压试验- 15 -4.8 发电机带厂高变、主变升流试验- 18 -4.9 发电机带主变、厂高变升压试验- 18 -4.10 励磁装置空载试验- 19 -4.11 7B主变压器冲击合闸试验- 29 -4.12 机组同期并网试验- 29 -4.13 机组带负荷试验- 31 -4.14 机组甩负荷试验- 31 -4.15 调速器低油压关闭导叶试验- 34 -4.16 雅砻江集控开停机试验（带负荷）- 34 -4.17 系统专项试验- 34 -4.18 筒阀动水关闭试验- 34 -根据前6台机组相关试验结果，经业主、监理、设计、厂家同意，带负荷下筒阀动水关

3、闭试验在7#机组筒阀改造后进行。- 34 -4.19 7#机组带负荷72小时连续试运行- 35 -5 7#机组及相关设备在试运行过程中出现的问题及处理措施- 35 -6 结论- 35 -1 前言雅砻江锦屏二级水电站7#水轮发电机组及其附属设备在完成无水联合调试及机组启动前检查验收签证后，经锦屏二级水电站机组启动验收委员会批准，于2014年9月16日开始进入机组启动试运行阶段。在试运行指挥部的组织下，经过建设、设计、监理、制造、施工、运行等单位的共同努力，7#机组已完成试运行程序大纲要求的全部试验项目，于2014年10月31日08时54分完成72小时连续运行试验，移交锦东电厂运行管理、投入商业运

4、行。2 7#机组发电时投入运行的设备及试运行准备2.1 投入运行的主要设备和系统拦河闸坝检修闸门、工作闸门及启闭机设备，生态流量泄放洞事故闸门、工作闸门及启闭机设备。进水口拦污栅、启闭门机，4#进水口事故闸门、启闭机及相关设备，4#引水隧洞、4#上游调压室7#、8#事故闸门及启闭设备，7#机尾水检修闸门、事故闸门及其启闭机设备，上、下游水位测量系统。与7#机启动试运行供、排油相关的厂内透平油系统管路、设备，与7#机试运行供、排气相关的厂内中、低压气系统管路、设备，厂内检修、渗漏排水系统，厂外渗漏排水系统，7#机组及与7#机组启动试运行相关的公用技术供排水系统，7#机组及公用水力量测系统。7#水

5、轮发电机组及附属设备，7#发电机封闭母线、分支母线及热风系统，7#发电机出口断路器、高压厂用变及发电电压相关设备、中性点接地变等，7#主变压器及其附属设备，与7#机组试运行相关的550kV GIS 设备，与7#机组发电相关的厂用电10 kV及400V配电设备及系统；进水口、闸坝、上游调压室、尾闸室等配电系统设备，与7#机组发电相关的防雷及接地系统，7#机组及相关运行部位的照明及事故照明系统。7#机组220V直流电源系统，7#机组相关的继电保护、自动装置、故障录波和测量设备，与7#机组发电有关的机组状态在线监测设备，7#主变、550kV GIS 相关设备及线路相关的继电保护、自动装置、故障录波和

6、测量设备，与7#机组发电相关的电站计算机监控系统：主控站、机组7LCU、副厂房公用9LCU、主变洞公用10LCU、GIS 1114LCU、上游调压井15LCU、进水口16LCU、溢洪道17LCU。，与7#机组发电相关的通讯工程（含闸坝、进水口、4#调压室、7#机组段、中控室、计算机室、开关站GIS室、尾水等区域的生产调度通讯）。与7#机组发电相关部位的各个消防系统，主厂房7#机组段、主变洞7#主变段消防水系统，与7#机组发电相关部位的电缆防火材料封堵，与7#机组发电相关部位的火灾报警及联动控制系统，与7#机组发电相关部位投入运行的通风空调系统中的防火阀、防火风口、排烟阀等设备，主厂房7#机组段

7、及与发电相关部位的通风空调及除湿设备。2.2 7#机组充水启动前的检查7#机组及相关公用设备在进入启动试运行前，按照工程分部、分项和单元工程的划分，经业主、监理、制造、运行、安装单位共同检查，对涉及7#机组启动试运行的过流系统、水轮机、调速器、发电机、励磁系统、电气一次系统、电气二次系统、油气水系统、消防和消防报警系统及厂房照明暖通空调系统等逐一进行了检查、验收和签证。各方共同确认：所有已完成的项目检查结果满足要求，不存在影响7#机组安全稳定运行的未完项目，7#机组具备启动试运行条件。2.3 7#机组试运行准备工作7#机组及相关设备安装调试完成后，按照相关规程规范和试运行程序大纲，结合锦屏二级

8、水电站有关设备操作运行规程，对参与7#机组启动试运行试验的运行、检修等人员进行了机械、电气设备的运行培训工作，并对参加7#机组试验和启动试运行的各专业人员进行了全面的技术交底。7#机组试运行相关设备的挂牌标识、隔离工作，试运行区域照明、各部位的通讯（调度电话）、试运行区域的隔离防护工作等已完成。从9月16日起试运行实行两班倒值班，7#机组启动前的各项试运行准备工作已基本就绪。3 7#机组启动试运行试验项目完成情况序号试验项目完成时间1机组充水试验1.1尾水充水试验2014-9-181.2技术供水系统调试2014-3-191.3尾水平压下的筒阀及调速器静水试验2014-9-201.4压力钢管充水

9、试验2014-9-251.5压力钢管平压下的筒阀静水试验2014-9-251.6静水状态下上游调压井事故闸门启闭试验2014-9-252机组首次启动试验2.1机组现地手动启动机组滑行试验2014-9-262.2机组25%、50%、70%至100%额定转速开机升速试验2014-10-132.3机组100%额定转速瓦温稳定试验2014-10-132.4动平衡试验2014-10-13及在机组运行过程中调整验证3调速器空载试验2014-10-134机组过速试验4.1机组115%过速试验2014-10-134.2机组148%过速试验2014-10-135机组停机检查及处理5.1机组转动及固定部分检查及处

10、理2014-10-135.2下挡风板安装2014-10-146发电机升流试验6.1发电机升流2014-10-156.2发电机短路特性试验2014-10-157机组自动开机/停机试验7.1LCU自动开机流程试验2014-10-167.2LCU自动停机流程试验2014-10-167.3机械事故停机流程试验2014-10-167.4电气事故停机流程试验22014-10-167.5雅砻江集控自动开停机试验2014-10-17及在机组后续试验中穿插进行7.6中控室自动开停机试验2014-10-17及在机组后续试验中穿插进行8发电机升压试验8.1发电机单相接地试验2014-10-178.2发电机零起升压试

11、验2014-10-178.3发电机空载特性试验2014-10-179励磁装置空载试验2014-10-1710发电机带厂高变、主变升流试验10.1发电机带厂高变升流试验2014-10-1710.2发电机带主变升流试验2014-10-1711发电机带厂高变、主变升压试验11.17#主变高压侧单相接地试验2014-10-1711.2发电机带厂高变、主变升压试验2014-10-17127B主变压器冲击合闸试验2014-10-1713机组同期并网试验13.1发电机出口断路器同期并网试验2014-10-1714机组带负荷试验14.1机组带负荷试验2014-10-1714.2机组带负荷下调速器系统试验201

12、4-10-1714.3机组带负荷下励磁系统试验2014-10-1714.4机组稳定性试验2014-10-1715机组甩负荷试验15.1机组甩25%负荷试验2014-10-2215.2机组甩50%负荷试验2014-10-2215.3机组甩75%负荷试验2014-10-2215.4机组甩100%负荷试验2014-10-2216调速器低油压关闭导叶试验2014-10-2217雅砻江集控开停机试验（带负荷）2014-10-2618系统专项试验18.1PSS、一次调频试验、进相试验、水轮发电机性能考核试验2014-10-252014-10-2719机组带负荷72小时连续运行2014-10-282014-

13、10-314 7#机组启动试运行试验4.1 机组启动充水试验4.1.1 尾水充水试验2014年9月16日09时45分，提7#机组尾水事故闸门充水阀，对7#机组尾水管及蜗壳充水；在充水至与尾水水位平压后，检查机组及土建各部位无异常情况后全提7#机组尾水事故闸门，并可靠锁定。4.1.2 技术供水系统充水调试在完成7#机组尾水充水试验后，分别先后逐步打开技术供水系统排水阀和供水阀，将尾水管水引向各冷却系统排水、供水管路，启动技术供水水泵，检查管路及设备密封情况，调整机组各部冷却水及主变冷却水流量、压力满足设计运行参数要求。4.1.3 7#主变冷却供水系统充水调试分别开启7#主变空载冷却泵取水阀，对7

14、#主变空载冷却供水水泵进行调试检查，水泵运转正常，出水量、水压满足设计要求。启动7#主变空载冷却供水泵，对7#主变冷却供水管路进行通水检查，调整水压、流量符合设计要求。4.1.4 压力钢管充水试验9月24日21时20分，开启4#上游调压室7#事故闸门充水阀，按设计院4#引水发电系统充排水试验计划安排报告要求，对7#机压力钢管进行充水。9月25日9时40分，充水至与上游调压室闸前水位平压（水轮机层水轮机仪表盘上蜗壳进口压力表读数约31.00Bar），检查机组及水工建筑物无异常。4.1.5 压力钢管平压状态下筒阀启闭试验9月25日上午，进行压力钢管充水平压后的静水状态下的筒阀启闭试验，筒阀启闭正常

15、，满足设计要求。试验结束后，恢复筒阀全关状态。4.1.6 静水状态下的4#上游调压井7#事故闸门试验9月25日下午，提4#上游调压室7#事故闸门，进行现地、7#机旁、中控室启闭闸门试验, 闸门启闭时间满足设计要求。试验完成后将7#事故闸门全关。4.2 机组首次启动及动平衡试验4.2.1 机组首次启动试验2014年9月26日，4#调压室闸前水位1641m。下午14点21分，根据7#机组启动试运行指挥部工作指令，7#机组进行首次启动试验，电手动打开导叶至机组滑行，检查各部无异常； 4.2.2 转子动平衡试验9月26日14时25分，7#机组第二次手动开机，按25%、50%、75%、100%转速逐级升

16、速检查；17时17分，机组手动关导叶停机。7#机组振动及摆度良好，未进行配重。10月13日10时51分，7#机组再次手动开机，逐级升速，进行瓦温温升试验；14时12分，机组各部轴承瓦温达到稳定，进行调速器空载试验。各部轴承瓦温如下：上导轴瓦温（）（14:10）瓦号123456789101112温度50.855.859.458.654.554.854.753.956.057.356.553.8下导瓦温（）（14:10）瓦号123456789101112温度47.549.447.144.243.747.345.144.142.641.938.348.8水导瓦温（）（14:10）瓦号12345678

17、9101112温度49.052.254.253.751.651.450.250.449.249.349.450.3推力轴瓦温（）（14:10）瓦号123456789101112温度45.647.246.545.544.244.845.247.746.546.544.146.6瓦号13141516最大温度与最小温差为：5K温度42.745.345.146.2推力瓦调整完毕，带600MW负荷后推力瓦温（）（10月30日09:10）瓦号123456789101112温度46.347.446.347.246.246.646.446.647.046.646.946.1瓦号13141516最大温度与最小温

18、差为：1.4K温度46.446.346.746.0表4-1 7#机组动平衡试验机组振动、摆度监测数据表（四川电力工业调整试验所现场数据）项目数值（未配重）um上导X向摆度总振值(um)74上导Y向摆度总振值(um)60下导X向摆度总振值(um)81下导Y向摆度总振值(um)68水导X向摆度总振值(um)90水导Y向摆度总振值(um)67上机架X振动36上机架Y振动28上机架Z振动14下机架X振动9下机架Y振动10下机架Z振动18顶盖X62顶盖Y14顶盖Z16定子机架X10定子机架Y9定子机架Z34.3 调速器空载试验2014年10月13日12时40分，调速器切A套，开始进行调速器空载试验。4.

19、3.1 空载摆动试验将Bp、Kp、Ki、Kd置摆动试验运行参数，fG=50.00HZ，机组在空载自动状况下运行。（1）A套：试验曲线见图4-1、4-2、4-3所示。次数最大频率（Hz）最小频率（Hz）摆动值（Hz）平均值150.02949.9730.0560.046250.02449.9880.036350.01849.9730.045图4-1 A套空摆1试验曲线图4-2 A套空摆2试验曲线图4-3 A套空摆3试验曲线（2）B套：试验曲线见图4-4、4-5、4-6所示。次数最大频率（Hz）最小频率（Hz）摆动值（Hz）平均值150.01649.9460.070.065250.01449.954

20、0.06350.01749.9530.064图4-4 B套空摆1试验曲线图4-5 B套空摆2试验曲线图4-6 B套空摆3试验曲线4.3.2 AB套切换试验分别进行A-B、B-A切换，各通道切换平稳，切换过程中接力器无明显摆动。4.3.3 故障模拟试验分别进行断电模拟、模拟A套残压故障、模拟B套残压故障、模拟单套导叶位置传感器故障，调速器按设计要求动作正常。4.3.4 空载扰动试验改变频率给定，使机组频率在4852HZ之间扰动，频率给定改变过程为：50HZ52HZ48HZ52HZ50HZ。（1）A套：当前最优参数：Kp：6.50；Ki：0.30；Kd：2.0。上扰48HZ-52HZ：超调量：2.

21、4%；调节时间：7.65s。试验曲线见图4-7所示。图4-7 A套上扰试验曲线下扰52HZ-48HZ：超调量：1.4%；调节时间：8.19s。试验曲线见图4-8所示。图4-8 A套下扰试验曲线（2）B套：当前最优参数：Kp：6.00；Ki：0.30；Kd：3.0。上扰48HZ-52HZ：超调量：1.6%；调节时间：6.44s。试验曲线见图4-9所示。图4-9 B套上扰试验曲线（4）B套下扰52HZ-48HZ：超调量：4.2%；调节时间：9.62s。试验曲线见图4-10所示。图4-10 B套下扰试验曲线4.4 机组过速试验10月13日15时40分，机组各部轴承瓦温达到稳定。15时45分，根据现场

22、各方代表确认，7#机组具备过速试验条件，开始进行机组过速试验。15时54分，现地手动操作调速器进行115%电气一级过速试验，机旁盘手动逐步打开导叶开度，使机组升速至115%额定转速后即返回额定转速运行，115%电气过速接点动作正常。115%过速时机组最大转速115.4%，最大导叶开度14.60%。试验过程中，机组各部运行正常。7#机组115%Ne过速试验曲线见图4-11所示。图4-11 7#机组115%Ne过速试验曲线16时02分，再次手动操作调速器使机组升速进行148%过速试验；16时04分21秒，115%电气一级过速接点动作正常；16时04分52秒，129%电气二级过速接点动作正常；16时

23、05分30秒，在转速升至150.03%时，机组机械过速保护接点动作，事故配压阀动作关导叶、落筒阀停机。过速时机组最大导叶开度54.37%，最大转速150.03%。试验过程中，机组各部运行正常。7#机组148%Ne过速试验曲线见图4-12所示。图4-12 7#机组148%Ne过速试验曲线机组过速停机后,对机组进行全面检查和消缺，对出现的转子挡风板裂纹进行补焊处理，机械过速装置复归及测速齿盘检查。4.5 发电机升流及短路特性试验10月15日10时19分，7#机组第四次手动开机，10时27分，机组额定转速运行，检查瓦温及机组振动摆度变化情况；10时56分，机组运行情况正常，开始进行发电机升流及短路特

24、性试验。11时25分,合灭磁开关，手动缓慢逐级升流至1.0 IN，升流过程中检查各CT二次回路正确，无开路，并录制发电机短路特性曲线（发电机短路特性试验数据见表4-2）。11时57分，跳灭磁开关，录取100%额定电流灭磁波形（见图4-13所示）。灭磁后转子反向电压最大值407.1V；灭磁时间2.4s。图4-13 100IN跳灭磁开关录波图14时20分，手动关导叶停机，断开他励电源开关，拆除短路试验装置。表4-2 发电机短路特性试验数据升流过程数据：Ig5%10%20%30%40%50%Uf7.6613.3924.6534.8144.6655.01If52.31119.78267.17413.6

25、9553.64695.92Ig60%70%80%90%100%Uf72.5677.4893.03103.41112.81If840.09982.921123.361262.471405.84降流过程数据：Ig100%90%80%70%60%50%Uf112.81105.1693.8877.0867.0857.08If1405.841242.461107.23965.82819.85684.97Ig40%30%20%10%Uf44.5332.2322.8711.19If544.56400.33254.43110.564.6 机组无励磁自动开/停机试验10月16日09时20分04秒，7#机组LCU

26、发“空转令”，启动自动开机流程进行自动开机试验；09时20分07秒，投入推力外循环油系统；09时20分16秒，投技术供水和高压油润滑；09时20分22秒，拔接力器锁定；09时20分26秒，开筒阀；09时22分14秒，开机令至调速器，开导叶；09时24分18秒，机组空转运行。09时55分，机组LCU发“空转-停机”令，启动自动停机流程进行停机。09时56分，导叶全关；09时57分，筒阀全关；10时06分，机组全停。4.7 发电机升压试验4.7.1 发电机单相接地试验10月16日12时47分7#机组启动自动开机流程开机，13时05分7#机组额定转速运行，进行发电机定子单相接地试验。在发电机出口A相

27、PT一次侧挂单相接地线，利用发电机残压测得升压范围内PT二次侧电压幅值、相位正确，三相对称。13时14分，合灭磁开关，手动逐级升压至10v（机端零序电压）时，发电机B套定子接地保护动作跳灭磁开关，拆除单相接地线。拉开发电机中性点接地开关2079，在接地开关处接临时接地线。13时15分，合灭磁开关，逐级升压至8.03v（中性点零序电压）时，发电机A套定子接地保护动作跳灭磁开关，试验完成后拆除接地线，投入发电机接地保护。4.7.2 发电机零起升压及空载灭磁特性试验13时45分，合灭磁开关起励，按10%、25%、50%、75%、100% UN,逐级升压，检查升压范围内PT回路相序、电压正确；14时0

28、6分，升压至100% UN（100% UN 下机组振动摆度情况见图4-14所示）。14时20分，在100% UN（发电机额定电压）下跳灭磁开关，录制灭磁特性曲线（见图4-15）。图4-14 华科同安机组在线监测100%UN时振动摆度图4-15 发电机空载灭磁特性曲线4.7.3 发电机空载特性试验14时25分, 合灭磁开关，起励零起升压，按10% UN,逐级升至1.2 UN,录制发电机空载特性曲线；14时45分试验完毕后降励磁电流为零，跳开灭磁开关。发电机空载特性试验数据及曲线见表4-3。表4-3 发电机空载特性试验数据升压过程数据：Ug10%20%30%50%60%70%Uf8.51146.3

29、9430.34652.93364.48077.393If118.969264.013378.708649.893787.576946.199Uab9.79420.55029.46549.59759.50370.487Ubc9.79420.55429.47149.58959.51170.438Uca9.79620.55129.46949.59559.51470.491Ug80%90%95%110%115%120%Uf96.882105.301114.639153.347117.693204.460If1181.0291285.8821401.5301847.0302176.0972512.493

30、Uab84.59789.97495.015109.381115.056119.334Ubc84.60189.97695.011109.379115.058119.327Uca84.61089.97795.017109.376115.063119.336降压过程数据：Ug120%110%100%90%80%70%Uf204.460152.039121.975102.15886.96474.692If2512.4931859.5571489.9981246.5871060.972909.940Uab119.334109.97799.78589.82679.77669.958Ubc119.32710

31、9.97899.78789.82479.77969.959Uca119.336109.97999.78989.82179.77569.955Ug60%50%30%10%Uf61.99350.47628.6987.504If757.226619.050354.084103.805Uab59.63049.66629.911510.191Ubc59.62949.66929.92010.194Uca59.63249.67029.91710.1964.8 发电机带厂高变、主变升流试验4.8.1 发电机带厂高变升流试验10月16日17时30分，合发电机出口隔离开关2071及断路器207，并采取防跳措施；合

32、灭磁开关，利用发电机残流检查短路范围内CT二次回路以及厂高变各电流回路的幅值、相位正确，保护装置差流正确。17时40分，试验结束，分开发电机出口断路器207及隔离开关2071，合上厂高变低压侧接地开关，拆除短路线，完成后拉开接地开关。4.8.2 发电机带主变升流试验10月17日09时25分，7#机组LCU发空转令自动开机。升流短路点K3设7#主变高压侧接地开关，合发电机出口隔离开关2071和断路器207并切断其操作电源防跳。09时45分，机组空转运行，检查短路范围内的CT二次电流回路的完整性，无开路现象。10时15分，合灭磁开关，手动逐级升流，检查发电机差动保护、主变压器保护、断路器保护、安稳

33、装置、故障录波装置等以及测量回路的电流幅值和相位正确，一次设备工作情况正常。14时15分，降电流至零，跳灭磁开关，分开发电机出口断路器207。4.9 发电机带主变、厂高变升压试验4.9.1 7#主变高压侧单相接地试验以GIS第四串联合单元7#主变高压侧接地开关 A相作为7#主变高压侧单相接地点，合上发电机出口断路器207；14时40分，合灭磁开关，手动逐级升压至10%UN,，主变A套高压侧接地后备保护动作跳灭磁开关；14时50分，试验完成分开发电机出口断路器207和隔离开关2071，拉开接地开关。4.9.2 发电机带主变、厂高变升压试验16时20分，合灭磁开关，起励升压，发电机按5%、10%、

34、25%、50%、75%、100%UN分级递升加压，升压过程中检查主变、厂高变设备带电运行情况正常；16时50分，升压至100%UN额定电压，核对发电机出口断路器207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/手动准同期装置测量频差、压差和角差正确。17时10分，降压至零，17时14分，分发电机出口断路器207，17时15分，分灭磁开关。4.9.3 机组紧急事故停机模拟试验17时30分，机旁手动按调速器电调柜紧急停机按钮，进行机组机械事故停机模拟试验。17时30分21秒，调速器电调柜紧急停机按钮动作，启动机组机械事故停机流程，关导叶，紧急关闭筒阀；17时38分41秒，机组制动投入

35、；17时41分05秒，机组全停。事故停机回路动作流程正确可靠。4.10 励磁装置空载试验10月17日20时01分，7#机组由上位机发空转令，启动机组自动开机流程进行自动开机；20时05分，机组空转运行。20时10分, 合灭磁开关,进行励磁装置空载试验。4.10.1 起励试验I、II套 “正常”位置分别起励一次，均能按“预置值”建立机端电压。I套、II套装置处于正常起励曲线见图4-16、4-17所示。图4-16 CH1自动方式预设值1.0起励曲线图4-17 CH2自动方式预设值1.0起励曲线4.10.2 逆变试验I套、II套装置自动逆变试验曲线见图4-18、4-19所示。图4-18 CH1自动方

36、式逆变曲线图4-19 CH2自动方式逆变曲线4.10.3 手自动切换试验CH1自动切CH1手动再切CH1自动，CH2自动切CH2手动再切CH2自动。CH1(CH2)手自动切换试验曲线见图4-20、4-21所示。图4-20 CH1自动-手动-自动切换试验曲线图4-21 CH2自动-手动-自动切换试验曲线4.10.4 5%、10%阶跃试验置调节器在自动方式下运行,施加5%、10%阶跃响应,录制波形。5%、10%阶跃试验曲线见图4-22、4-23、4-24、4-25所示。图4-22 CH1自动方式5%阶跃试验曲线图4-23 CH1自动方式10%阶跃试验曲线图4-24 CH2自动方式5%阶跃试验曲线图

37、4-25 CH2自动方式10%阶跃试验曲线4.10.5 V/f限制特性试验f（Hz）505152515049Ug(%)0.99920.99930.99950.99960.99910.9990f（Hz）48474645Ug(%)0.99900.99890.99880.99844.10.6 过励强励、最小励磁电流限制试验调整参数，检验限制动作正常。试验曲线见图4-26、4-27、4-28、4-29所示。图4-26 CH1过励限制（即最大励磁电流限制）试验曲线图4-27 CH1最小励磁电流限制试验曲线图4-28 CH2过励限制（即最大励磁电流限制）试验曲线图4-29 CH2最小励磁电流限制试验曲线4

38、.10.7 通道切换试验通道CH1自动切CH2自动再切CH1自动、CH1手动切CH2手动再切CH1。通道切换试验曲线如图4-30、4-31所示。图4-30 CH1AVR-CH2AVR-CH1AVR切换试验曲线图4-31 CH1MAN-CH2MAN-CH1MAN切换试验曲线4.10.8 故障模拟试验1、模拟PT断线试验1）CH1AVR运行，解开PT1，切到CH2AVR，解开PT2，切到CH2MAN，通道切换及自、手动模式切换正确。试验曲线如图4-32所示。图4-32 CH1试验曲线2）CH2AVR运行，解开PT2，切到CH1AVR，解开PT1，切到CH1MAN，通道切换及自、手动模式切换正确。试

39、验曲线如图4-33所示。图4-33 CH2试验曲线2、风机电源切换：风机两路电源切换正确。3、模拟功率柜故障，功率柜投退正确性。4.10.9 机组LCU对励磁系统的启励、逆变、远方增磁及减磁试验通过LCU起励、增磁、减磁、逆变正常，各种状态信号指示正常。22时20分，试验结束后跳灭磁开关，励磁系统切远方控制。22时30分，上位机发“空转-空载“令，合灭磁开关起励，机组空载运行；22时32分，模拟电气事故（发电机保护动作），启动事故停机流程停机，进行他励自动停机试验。4.11 7B主变压器冲击合闸试验断开7#发电机出口207断路器及厂高变低压侧开关，按系统要求设置主变压器分接开关位置为2档，中性

40、点直接接地，主变冷却系统投入“自动”方式。10月21日13时08分，合7B主变压器高压侧50071隔离开关；13时21分，中控室操作无压合5041断路器，对7B主变压器进行冲击合闸试验，录制主变冲击合闸励磁涌流。主变运行正常，变压器保护工作无异常。15时08分，试验完成后分开5041断路器。7B冲击合闸励磁涌流如下：冲击次数励磁涌流（二次值）（A）IaIbIc第一次0.1070.4220.100第二次0.2000.0720.029第三次0.8090.2150.243第四次1.2020.3860.315第五次0.4080.7440.2364.12 机组同期并网试验4.12.1 假同期试验10月2

41、1日15时37分，上位机发7#机空转令 ,机组空转运行。15点55分，上位机发空载令，7#机空载运行。16时05分，模拟发电机出口隔离开关2071在合位,启动手动准同期装置进行发电机组出口断路器207假同期试验，并录波。手准假同期合闸试验波形见图4-34所示。 图4-34手准假同期合闸试验波形图16时23分，启动自动准同期装置进行发电机组出口断路器207假同期试验，并录波。假同期合闸试验波形图见图4-35所示。 图4-35自准假同期合闸试验波形图4.12.2 自动准同期并网试验19时08分，启动自动准同期装置进行发电机组出口断路器207同期试验，并录波。自动准同期合闸试验波形图见图4-36所示

42、。19时11分42秒，上位机发“发电令“启动自动准同期装置进行发电机组出口断路器207同期并网试验；19时13分03秒，7#发电机出口断路器207自动准同期合闸，7#机组与系统并网成功，带负荷20MW运行。19时15分，试验完成后中控室启动机组自动流程停机。图4-36 自准同期合闸试验波形图4.13 机组带负荷试验4.13.1 机组带负荷试验10月22日8时38分，7#机组由上位机启动自动流程开机，同期合207并网，进行7#机组带负荷下的保护检查及定值核对、调速器开度/功率模式负荷调节、励磁装置无功调节检查试验。4.14 机组甩负荷试验4.14.1 机组甩25%负荷试验10月23日8时33分，

43、7#机组由上位机启动自动流程开机至空载；8时51分，上位机发“发电令”，同期合207并网。10月23日09时52分，根据现场业主、监理、设计、制造、安装联合会议决定，开始进行7#机组甩负荷试验，甩负荷试验由中控室操作分7#发电机出口断路器207进行。10时15分44秒，中控室操作分207断路器甩负荷25%负荷，甩时最高转速为175.3rpm，转速上升率5.16%；蜗壳最大压力3377KPa。甩负荷监测数据见表4-4，甩25%负荷试验波形见图4-37所示。图4-37 甩25%负荷试验波形图4.14.2 机组甩50%负荷试验10时25分，中控室操作同期207合闸并网；10时40分，增负荷至300M

44、W运行。10时45分，中控室操作分207断路器甩负荷50%负荷，甩时最高转速189.6rpm，转速上升率13.74%；蜗壳最大压力3550KPa。甩负荷监测数据见表4-4，甩50%负荷试验波形见图4-38所示。图4-38 甩50%负荷试验波形图4.15.3 机组甩75%负荷试验10时54分，中控室操作同期207合闸并网；11时30分，增负荷至450MW运行。11时39分，中控室操作分207断路器甩负荷75%负荷，甩时最高转速207.4rpm，转速上升率24.42%；蜗壳最大压力3420KPa。甩负荷监测数据见表4-4，甩75%负荷试验波形见图4-39所示。图4-39 甩75%负荷试验波形图4.

45、15.4 机组甩100%负荷试验11时48分，中控室操作同期207合闸并网；12时30分，增负荷至600MW运行。12时42分，中控室操作分207断路器甩负荷100%负荷，甩时最高转速229.3rpm，转速上升率37.55%；蜗壳最大压力3663KPa。甩负荷监测数据见表4-4，甩100%负荷试验波形见图4-40所示。图4-40 甩100%负荷试验波形图表4-4 7#机组甩负荷试验监测数据试验时间：2014.10.23 四川电力工业调整试验所现场数据工况蜗壳进口压力（kpa）尾水管锥管压力（kpa）转速甩前甩中甩前甩中最高转速转速上升率150MW33103377152130175.3r/min5.16%300MW33103550161135189.6r/min13.74%450MW32703420170130207.4r/min24.42%600MW324036