某水电站二期电厂首台机启动试运行大纲

1、云南省 文山州 *河*水电站二期工程首台机组试运行大纲*二期工程机组启动试运行指挥部2009年12月*水电站二期工程3号机组启动试运行大纲 *水电站二期工程由于是满足对越南送电要求，首台机组发电前，二期工程220kv开关站及相应的电气设备均已按电网公司对越南穿越送电要求验收完成，220kv开关站已投入运行，在此情况下启动首台机组试运行。1机组启动试运行前的检查11引水系统的检查111首部进水口拦污栅、门槽已全部安装完工并清理干净，检验合格，拦污栅及门机、事故检修闸门及启闭装置均已调试合格，无水启闭良好，工作拦污栅和事故检修闸门处在全关状态，检修拦污栅处在锁定状态。112引水隧洞、压力钢管、调压

2、井及通气孔、3台机蜗壳和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。测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装并校验合格。球阀伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。所有进入孔（门）的盖板均已严密封闭。113三台机尾水出口工作闸门及其启闭机已安装调试完毕，操作正常，闸门处于关闭位置，尾水洞出口检修闸门及其启闭机已安装调试完毕，操作正常，检修闸门处于关闭位置。114 三台机球阀液压站液压操作系统安装完成并已调试合格，工作正常，球阀调试合格，启闭情况良好，启闭时间整定为80s符合设计要求，球阀处于关闭状态，接力器手动自动锁锭均已投入，球阀检修工作密封供水自压力钢管取水阀门处于全关状态，临时工

3、作压力水源给入，球阀检修密封、工作密封处于投入状态。旁通阀已调试合格，启闭情况良好，手动检修阀、工作液压针型阀处于关闭状态。115三台机组盘形阀皆安装完成并检查能正常开关到位,处于关阀状态。116水轮机量测系统安装调试合格，信号传输正确。12 3号机组水轮机的检查121水轮机转轮及所有部件已安装检验合格，施工记录完整。上、下止漏环间隙已检查无杂物。顶盖排水泵已安装完，检验合格，自动操作回路处于投入状态。自流排水畅通无阻。122水导轴承润滑冷却水系统检验合格，工作正常，油位、温度、冷却水压力传感器、流量开关已调试合格。123导水机构已安装完成按要求调整完毕，检验合格并处于关闭状态，接力器锁定投入

4、。导叶最大开度和关闭后的严密性及其压紧行程已检验符合设计要求。接力器位移传感器调试合格，行程反馈准确无误，行程值符合设计要求，导叶处于关闭状态。剪断销剪断信号检查试验合格。124摆度、振动传感器已安装测试完毕；测压表计检验合格，管路连接良好，已通过相应的水压试验。125蜗壳排气的空气阀处于开启状态补气管道畅通。126主轴工作、检修密封已安装，检验合格。13 3号机调速系统的检查131调速系统及其设备已安装调试合格，各表计、自动化元件均已整定，符合要求。132油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动、发热和异常噪音。安全阀已检验并现场调试合格，动作准确可靠。集油槽油位继电器动作正常。高压补气

5、装置手动、自动操作动作正确。各压力表计整定值符合设计要求，压力、油位正常，油质化验合格。漏油装置手、自动操作调试合格。133调速器电调柜已安装调试合格并处于手动操作状态。134手动操作，将油压装置压力油充向调速系统，检查压力油管路、阀门、接头相关部件有无渗漏现象。135进行调速系统的手动操作，检查调速器、接力器、导叶联动的灵活可靠性和全行程内动作的平衡性，检查接力器行程和导叶开度指示的一致性，并录制接力器行程与导叶开度的关系曲线。136进行调速系统全行程开关试验和紧急停机试验，并记录相应时间。137对调速器自动操作系统进行模拟试验，检查自动开停机、事故停机状态下各协联部件动作的准确性和可靠性。

6、138测速装置安装检验合格，继电器接点按要求初步整定。14 3号发电机的检查141发电机整体已安装试验合格，安装、试验记录完整。发电机内部已彻底清扫。检查定、转子及气隙内无任何杂物。导轴承及推力轴承油位、温度传感器已调试，整定值符合设计要求。142相关自动化元件已经安装调试完毕，信号传输正确。143发电机风罩内所有阀门、管路、接头均已检验合格。所有电缆导线、辅助线、端子板均已检查，接线准确无误、固定牢靠。144发电机转子集电环、碳刷、碳刷架绝缘检验合格，碳刷与集电环接触良好，接线牢靠。145发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常。顶转子装置已调试合格，阀门及管路无渗漏现象，

7、制动系统处于手动制动状体。146发电机空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通。温度传感器已调试合格，定值符合设计要求，阀门及管路无渗漏现象。147测量发电机工作状态的各种表计、振动、摆度传感器校验整定合格。15油、水、气系统的检查151技术供水系统安装完毕，供水水泵、滤水器无水调试完成，四通和三通阀能够运转灵活，所有阀门工作正常，技术供水取水口检查符合要求。顶盖取水三通阀通路位置处于排至尾水状态。152供水系统表计、传感器等自动化元件校验合格。153厂房检修排水和渗漏排水系统及2台事故排水泵安装调试完成，集水井已清理干净，已能正常投入运行。154机组注油采用移动式滤油机注油方式，通过滤油机将润滑

8、油注入机组。各部轴承油位符合设计要求。155中、低压空气压缩机均已调试合格，运行正常，冷干机、过滤器、排污阀工作正常；储气罐及管路系统无漏气，压力变送器、压力控制器、安全阀已校验并工作正常，定值符合设计要求。中、低压气系统处于正常运行状态，管路无漏气现象。16消防系统及设备的检查161消防设计已通过消防主管部门的审查，并已按审查意见的要求实施完成。162主厂房3号机组段、安装间、副厂房、3号主变室消防设施已安装完工，报警装置已调试完成，处于正常工作状态，移动式灭火器具已按设计要求配置并摆放到位。163消防水池无渗漏，水位符合设计要求，水质清洁，至厂房消防管路畅通，无漏水现象，厂房内水压力满足设

9、计要求。164发电机灭火管路、灭火喷嘴检验合格，管路系统通压力气检验畅通无阻。机组内感温、感烟探头工作正常，与机组火灾报警装置模拟联动试验能够正常发出报警信号。发电机灭火柜控制系统无水条件下，手、自动操作动作准确。火灾报警装置处于工作状态。165 3号主变压器水喷雾系统安装调试合格，雨淋阀经手、自动操作动作灵活可靠，主变油池与事故排油符合设计要求，排油管道畅通。166消火栓箱按设计要求安装，符合国家规范要求，充水后阀门处无漏水现象。17励磁系统的检查171励磁变压器已安装完成试验合格，高、低压端接线已检验合格，耐压试验已通过。172励磁系统盘柜安装完成检查合格，主回路连接正确可靠，绝缘良好。1

10、73励磁功率柜通风系统安装完成检查合格，风机运行正常，无振动发热现象，风路畅通。174交流开关及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。175励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。176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。18电气一次设备的检查181发电机主引出线安装完工检验合格与离相封闭母线连接可靠。中性点引出线及电流互感器、中性点消弧线圈已安装检验合格。182与3号机相关的发电及送出高压配电装置（如励磁变、发电机出口断路器、机端变及ct、pt设备）已安装完工并检验调试合格，具备带电试验条件。183 3号发电机10kv配电系统，具备带电试验条件（

11、厂用10kv配电系统已安装完工试验合格，电源已从马一电厂外来电源接入，并投入运行）。184发电机离相封闭母线及其设备已安装试验合格，具备带电试验条件。185 3号机主变压器已安装并试验合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油分析化验合格，油冷却系统调试合格，具备带电试验的条件。186高、低压厂用盘、厂用变安装调试合格，已投运，处于正常工作状态。3号机组试运行厂用电供电方案为：*电站一期电厂外来电源接入10kv ii段母线经2号低压厂用变送400v 厂用b段，400v 厂用电源自动投入装置投入带a、c段，备用电源自动投入装置已检验合格，投入正常运行。187主厂房发电机层、安装间、球阀层、水机

12、层、中间层、高低压厂用盘室、母线廊道、中控室、计算机室、通信室、交通道和楼梯间工作照明、事故照明、应急疏散指示照明系统均已检查合格投入使用。188全厂接地网及设备接地已检验，接地连接良好，厂区枢纽接地电阻已实测为0.22欧姆，接地电阻小于0.5欧姆，符合设计要求。19电气二次系统及回路的检查191机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工检查合格，电缆接线正确无误，连接可靠。192中央控制室的全厂集中监控设备如控制台、计算机监控系统及不间断电源等设备均已检查合格，工作正常，计算机监控系统的机组现地控制单元、首部进水口事故检修闸门、大坝放空洞检修闸门及工作弧门控制设备已安装完工并与被控设备调试合格

13、。机组现地监控及测量设备和机组各附属设备在无水状态下进行开/停机、紧急停机等模拟试验，各部分系统动作正确，反馈在计算机监控系统主机上显示的信号正确。193直流系统设备已安装检验调试合格，并投入正常工作状态；机组保护、控制和信号经模拟联动试验动作正常。所有保护整定值已按调度下达的定值整定完成，机组自动化元件校验合格，完成率定；机组振动和摆度值，机组测量、机组过速保护等均已调试合格。194下列电气回路已通过检查，模拟试验动作正确、可靠、准确无误：a).首部进水口事故检修门、放空洞事故检修闸门及工作弧门以及尾水和出口启闭机操作回路；b).球阀自动操作回路； c).机组自动操作与水力机械保护回路；d)

14、. 发电机励磁操作回路；e). 直流回路；f). 全厂公用设备操作回路；g). 同期操作回路；h). 备用电源自动投入回路；i). 各高压（13.8kv侧、10kv侧、发电机出口和220kv）断路器、隔离开关、接地刀的自动操作与安全闭锁回路；j) 厂用电设备操作回路。195下列继电保护回路已进行了模拟驱动试验，验证动作准确可靠：a).发电机继电保护回路；b).主变压器继电保护回路与故障录波回路；c).高压配电装置继电保护回路；d).厂用电继电保护回路；e).仪表测量回路。196系统通信及对外通信处于正常通信状态，厂内通信等设施均已安装完毕检查合格，回路畅通准确可靠，能够满足电网调度、远动、继电

15、保护、厂内生产调度和行政管理的需要。2 3号机组充水试验充水前确认坝前蓄水位及尾水位符合充水要求；确认进水口事故检修门处于关闭状态；确认三台机球阀处于安全关闭状态，检修及工作密封处于投入位置；确认三台机蜗壳排水阀和尾水管盘形阀处于关闭状态；确认3号机水轮机检修密封处于投入工作状态；确认3号机调速器和导叶处于关闭状态，锁锭投入；确认3号机蜗壳和尾水管进人门已密封关闭。1号机和2号机蜗壳进人门处于开启状态；确认三台机尾水闸门及尾水出口检修闸门处于关闭状态；确认尾水平压充水阀已关闭；确认电站检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。与充水有关的各通道和工作面照明充足，用以作为照明的备用电源和事故排水泵已经

16、准备就位。通信联络畅通，事故安全通道畅通，并设置明显路标。尾水围堰已拆除，河水倒灌进入尾水出口检修闸门后。21尾水管充水211提升尾水出口检修闸门，向尾水道内充水 ，检查三台机尾水闸门渗漏水情况，渗水量超过设计要求即刻关闭尾水出口检修闸门，排出尾水道内积水，处理尾水闸门，直至符合要求。再次进行尾水道充水，确认尾水道内水位与河道水位一致后，进行尾水出口检修闸门的启闭试验，然后提起尾水出口检修闸门并锁定。打开3号机尾水充水阀，向3号机尾水管充水。212充水过程中随时检查水轮机顶盖、主轴密封、尾水锥管、球阀伸缩节、蜗壳和尾水管进人孔及盘形阀和测压管等渗漏情况，并密切注意顶盖排水情况。213上述检查发

17、现漏水等异常情况，应立即停止充水，并将尾水排空进行检查处理。214尾水平压后，在静水状态下，进行尾水闸门的启闭试验，然后提起尾水闸门并锁定。215尾水充水完成无异常后，开启技术供水泵，进行有水调试和技术供水系统充水试验，调整技术供水泄压阀压力（初步整定值：泄压阀全启压力为0.6mpa），并冲洗管道内污物；调节各部位冷却器水压、流量，使其符合设计要求。22引水系统充水试验221打开首部进水口2个充水阀门，向引水隧洞和压力钢管充水，监视水压表读数，检查引水隧洞和压力管道充水情况，监测三台机球阀渗漏情况。222对进水口、施工支洞堵头、进水口边坡及进人门等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、变形及

18、裂缝等异常情况（由承建方协同监理完成）。223充水平压后，提起事故检修闸门至在门槽口上。手动或自动方式使事故检修闸门在静水中启闭试验3次，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。224打开球阀的旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间，检查球阀后伸缩节的漏水情况，检查顶盖、导水机构、主轴密封的漏水情况和顶盖排水情况，观察各压力表记及仪表管接头漏水情况，并监视各压力表读数。225充水过程中，检查球阀空气阀排气情况，排气应通畅，蜗壳中的积气完全排出。226观察厂房内渗漏水情况，渗漏排水泵排水能力和运行情况。227上述检查发现异常情况时，则立即停止充水并将引水系统内的水排空进行处理。228球阀在静水中进行现地和

19、远方操作试验应正常。调整、记录球阀开启和关闭时间及表计读数。3机组空载运行31启动前的准备 电站首台机组运行的库水位在高程555.0m。311 3号机组段的球阀层、尾水锥管、水机层、中间层、发电机层、母线廊道、主变室等场所已清理干净，各观测、监测、操作面道路畅通、照明充足，指挥通讯系统布置完善，指挥信号通畅，约定明确，相关运行人员已明确分工就绪。312确认充水试验没有遗留问题，各检修进人门已无明显渗漏现象。313确认3号机尾水门已经提起，尾水道畅通。314各部轴承、油、冷却水原始温度和上下游水位已记录。315启动高压油泵顶转子23mm，保持35分钟，使镜板与推力瓦之间建立油膜，油压撤除后，进行

20、风闸复归，并进行检查，确认制动器已复归。漏油装置处于自动位置。316与机组有关的设备应符合下列要求：a).3号发电机出口031断路器和0311隔离刀闸断开；b).集电环碳刷研磨合格，充磁后已拔出；c).机组水力机械保护和测温装置已投入；d).手动投入冷却水，各部位水压、流量正常；e).水轮机主轴密封水投入，检修围带退出；f).已外接标准频率表监视发电机转速，调速器处于准备工作状态；g).发电机灭磁开关已断开；f).机组现地控制单元已处于工作状态，并已接入外部调试检测终端，具备了安全监测、记录、打印、报警等主要运行参数的功能；32机组手动启动试验321根据总指挥指令将调速器切换至手动位置；手动操

21、作调速器开启导叶，启动机组，机组转动后立即关回停机，各部位观察人员检查机组转动部件与静止部位之间是否有杂音、异味、磨擦或碰撞情况，以及机组运转情况，无异常，可再次启动机组。 322第二次开机，分步升速，在升速过程中监听机组部件有无异常情况。当机组转速接近50%额定值时暂停升速，维持510min。观察各部运行情况，检查无异常后，继续开启导叶，使转速升至额定值；机组升速进程中应对上导、推力、下导和水导轴承温度的监测以及机组摆动值和振动值记录，其温度不应有急骤升高或下降现象。在升速过程中发现机组摆度或各部件振动超过标准时，即机组运行摆度和振动值（双幅值）：机组运行摆度不大于75%轴承总间隙；机组振动

22、上机架垂直不大于0.04 mm，水平不大于0.05 mm；定子机座水平不超过0.02 mm，水轮机顶盖垂直不大于0.03 mm，水平不大于0.03mm。应停机并根据摆度和振动记录进行机组动平衡配重试验，动平衡试验完成后，机组振动、摆度值符合规范上述要求后继续进行以下试验工作： 323机组正常启动达到额定转速后，校验电气转速表，指示应正确，同时记录当时水头下导叶接力器的启动和空载开度。324在前半小时内，每隔5min记录一次上导、推力、下导、水导轴承的温度，以后每15min记录一次。同时观察油位的变化，油位应处于正常位置，待油位稳定后，标好上导、下导、水导油槽的运行油位线。在升温过程中当发现上导

23、、下导和水导瓦温超过65 oc，推力瓦温超过50 oc时应停机，并分析原因并提出处理办法。轴承运行温度稳定后，记录稳定的温度值，其运行温度上导、下导不超过70oc，推力不超过55oc，水导不超过70 oc，同时绘制各轴承的温升曲线，记录各部轴承冷却水温度，其值不超过25 oc。在额定转速下运行直至瓦温稳定。325记录各部水力量测系统表计和机组监测装置表计读数，如水压、流量等。记录顶盖排水泵运行情况和排水周期。326测量记录机组运行摆度和振动值（双振幅）。振动值：上机架垂直不大于0.04 mm，水平不大于0.05 mm；定子机座水平不超过0.02 mm，水轮机顶盖垂直不大于0.03 mm，水平不

24、大于0.03mm。机组各部运行摆度（双振幅）应不大于75%的轴承总间隙。327测量发电机残压及相序，其波形应完好，相序应正确。328打磨发电机转子集电环及碳刷表面。33机组空载运行下调速系统的试验331调速器工作应处于正常状态。332检查调速器测频信号，波形正确，幅值符合要求。333进行手、自动切换试验，导叶接力器无明显摆动。334频率给定的调整范围应满足设计要求。335调速器空载扰动试验选择若干组有代表性的参数做扰动试验。a).外加扰动量4%；b).选择转速最大超调量小，收敛最快，超调次数最少（且不超过2次）的一组作为空载下的最佳参数；336在调速器空载最佳参数下，测定自动方式下的3min转

25、速最大摆动值，重复3次。最大摆动值不应大于0.075hz。337记录油压装置油泵向压力油罐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。34手动停机及停机后的检查341手动操作调速器进行手动停机。当转速降至25%额定转速时，手动投入制动，机组停止转动后，开启制动排气阀，投入制动器复归阀，并检查制动器是否复归，指示灯是否正确。342停机过程中进行下列各项的检测a).分析各轴承温度的变化；b).检查转速继电器的动作情况；c).录制停机转速和时间的关系曲线；d).检查各部油槽油面的变化情况。f).停机后投入接力器锁定和检修密封。343停机后关闭球阀，投入球阀工作密封及接力器

26、锁锭。344停机后进行下列各项的检查和调整：a).检查各部螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落；b).检查转子紧固螺栓及锁锭片是否松动，磁轭键、磁极键焊缝是否有裂纹现象；c).检查发电机上下挡风板、挡风圈是否松动；d).检查制动闸板的磨损情况和动作灵活性；e).整定开度限制机构及相应空载开度触点；f).调整上导、下导、水导油位信号器继电器的位置触点；g).检查转动部分的结构焊缝是否有开裂现象；h).检查机组内部油、水管路是否有漏油、漏水现象。35机组的过速试验及检查351机组过速试验前机组空载摆度和振动值已满足规范要求；测速装置过速保护触点已通过变频装置，按设计规定的过速保护整定值进行整定。35

27、2将测速装置过速保护触点从水机保护回路中断开，仅作用于信号或采用临时方法监视其动作情况。将制动闸设置在“手动”控制方式。353机组手动开机后，用手动方式使机组达到额定转速，机组运行正常后，使机组转速升至115%，观察测速器装置触点的动作情况。将机组转速降至额定转速，分析机组转速上升时的摆度和振动值；354如机组运行无异常，将转速升至设计规定的过速保护整定值155%额定转速，观测电气过速保护整定值152%额定转速时输出信号及机械过速保护触点的动作是否正确，转速到达155%额定转速后，立即将转速降至额定转速，若过速保护装置未正确动作，应予以修正并重新试验。在进行过速试验时，时间不宜过长。355恢复

28、水机保护回路，模拟过速停机试验，检查过速事故停机回路动作的准确性和可靠性，停机过程中观察导叶接力器、球阀联动和制动闸投入的协调性。356过速试验过程中，应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各轴承温度变化，监视各部是否有异常响声等。357过速试验停机后应进行下列检查：a).全面检查发电机转子磁轭键、磁轭压紧螺栓，磁极键是否松动，焊缝是否开裂，阻尼环、磁极引线是否松动或移动，紧固螺栓、锁片是否松动等。b).检查发电机定子基础及上机架千斤顶是否松动；c).检查发电机上下挡风板、挡风圈是否有松动现象；d).检查机组各部螺栓、销钉是否松动或脱落。36无励磁自动开机和自动停机试验361无励磁自动开机和

29、自动停机试验分别在机旁lcu和中控室计算机监控系统进行。362自动开机前应确认：a).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，机组附属设备均投入自动状态；b).确定所有水力机械保护回路均已投入，具备自动开机条件；c).确认机组制动处于复位状态。d).确认机组制动器实际位置与自动回路信号相符。363自动开机并检查和记录下列各项：a).检查开机顺序是否正确，技术供水设备的投入是否正常；b).检查调速器的动作情况及导叶接力器动作情况；c).记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间；d).记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间；e).检查

30、测速装置的转速触点动作是否正确；f).检查自动化元件是否正确动作；364自动停机，记录检查下列各项a).检查自动停机程序是否正确；b).记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速（25%额定转速）时所需时间；e).检查转速降到制动转速（25%额定转速）时，机械制动装置是否自动加闸，记录自制动器加闸至机组停止的时间，检查机组停机后制动器是否自动复归；d).检查测速装置的转速触点动作是否正确。365自动开机后，模拟各种机械与电气事故停机，检查事故停机回路与流程的正确性和可靠性。366在机旁操作事故停机按钮，检查按动事故停机按钮进行事故停机的可靠性。37发电机升流试验371发电机升流试验应具备的条件：

31、 a).在发电机出口端与离相封闭母线连接处，已设置可靠的三相短路线；b).用1#机端变低压侧10kv电缆临时用作它励电源，临时整定10kv1#机厂用电高压开关保护定值，灭磁开关在断开状态；c). 投入机组水机保护。检查升流回路内所有ct、二次接线不应开路。e).退出发变组保护，仅作用于发信号，投发电机过电压保护，定值临时整定为额定电压的60%，此保护跳灭磁开关。372手动开机至额定转速，调速器切至自动运行，机组运行正常。373手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流至25%、50%、75%定子额定电流，检查发电机各电流回路的正确性和对称性，观察并记录发电机纵差动保护电流方向和差流以及发电机横差保护

32、电流，结果应正确，电气主回路无发热现象。374检查各继电保护电流回路的极性和相位，检查测量表计接线及指示的正确性。375手动逐级升流至发电机额定电流，在额定电流下，测量机组的振动与摆度并与空转时比较，检查碳刷与集电环的工作情况，不应有跳火、发热现象。376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示波图。377录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流，记录发电机定子电流和转子电流。378测量定子绕组对地绝缘电阻，吸收比应满足下列要求：a).绝缘电阻（换算到100oc时）,r7.5m；b).吸收比（40oc以下时）1.6，极化指数不小于2.0。

33、379定子绕组对地绝缘，吸收比满足不了3.7.8项要求时，应进行干燥处理。干燥时定子绕组温度以酒精温度计测量时不应超过70oc。3710升流试验合格后，模拟水机事故停机，并拆除三相短路线。38发电机升压试验381发电机升压试验应具备的条件：a).发电机保护装置投入，辅助设备及信号回路电源投入；b).励磁装置具备升压条件；c).发电机振动、摆度投入； d).发电机出口断路器在断开位置；382自动开机至额定转速，运行正常后，测量发电机升流试验后的残压值，检查三相电压的对称性。383手动升压至25%额定电压值，并检查下列各项：a).发电机出口离相封闭母线、发电机出口断路器、电流互感器、电压互感器等设

34、备带电是否正常；b).机组运行中各部振动、摆度是否正常；c).电压回路二次侧电压是否相等，相序、相位是否正确，测量开口三角输出电压值；检查励磁变压器电压是否平衡，相序是否正确。384升压至50%额定电压，跳开灭磁开关，检查灭弧情况，录制示波图。385继续升压至额定电压值，检查一次设备运行情况，测量二次电压值，测量机组振动、摆度，测量发电机轴电压，检查轴电流保护装置。386在额定电压下跳开灭磁开关，检查灭磁情况，并录制示波图。387将发电机电压降零，逐渐升高电压，升至额定励磁电流或发电机1.3倍额定电压为限，每隔10%额定电压，记录定子三相电压，转子电流和机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。3

35、88由最高电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子三相电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。3. 9发电机单相接地试验和消弧线圈补偿试验在发电机出口端与离相封闭母线连接处，设置单相接地点，断开消弧线圈；升压至50%定子额定电压下，测量定子绕组单相接地时的电容电流并换算到100%定子额定电压下的电容电流值。根据保护要求选择中性点消弧线圈的分接头位置；投入消弧线圈，升压至100%定子额定电压，测量补偿电流与残余电流和零序电压，并检查单相接地保护信号是否正确。下列试验需向电网调度申请，并在得到电网调度同意后进行。310发电机带主变短路升流试验3101短路升流试验具备的条件：a).

36、主变冷却系统运行正常。b). 退出发电机继电保护（由于发电机升流试验时未能校验其差动保护ct的极性，故这时发电机差动保护应退出）、投入水力机械保护装置和主变冷却器及其控制信号回路。c). 断开3号主变高压侧203断路器母侧2031隔离开关刀闸、3号主变高压侧203断路器母侧2032隔离开关；d）申请3号主变高压侧203断路器侧20327接地刀闸为短路接地点，合上3号主变高压侧203断路器侧20327接地刀闸；断开3号主变高压侧203 断路器侧20360接地刀闸、3号主变低压侧03117接地刀闸、3号发电机出口03167接地刀闸；合上3号发电机出口0311隔离开关；合上3号发电机出口031断路器

37、、3号主变高压侧203断路器；3号机高压厂用变10kv侧032断路器处于分闸位置。e).临时退出主变保护。f). 临时短接升流范围内的母差保护用ct二次回路。g）.对升流范围内的断路器均应采取相应的防跳措施。3102开机至额定转速，机组运行正常后升流至25%发电机额定电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，检查发电机、主变、母线和线路保护的电流极性和相位。3103继续分别升流至50%、75%、100%发电机额定电流，观察主变与一次设备的工作情况和保护运行和信号情况。3104升流结束后，模拟主变保护动作，检查跳闸回路是否正确，3号发电机出口031断路器是否可靠动作。3105拆除短路线。3.11

38、发电机带主变单相接地试验3111 根据单相接地保护方式，申请电网调度在3号主变高压侧203断路器主变侧20360接地刀闸处设置单相接地点。先退出主变单相接地保护的保护出口，投于发信号。3112将主变中性点直接接地，手动励磁升单相接地电流至保护动作或达到额定励磁电流，如保护不动，改小定值重做到保护动作，检查保护回路动作是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。保护出口、信号是否正确。3113 试验完毕后，拆除单相接地线，投入单相接地保护。312发电机空载下励磁调节器的调整和试验恢复励磁的永久接线。发电机出口断路器在断开位置。3121在发电机额定转速下，励磁处于手动位置，起励检查手动控制单元调节范

39、围，应能满足合同要求。3122进行励磁调节器的自动起励试验。记录残压起励时间。3123自动励磁调节器的调节范围应能满足合同要求，并能在调节范围内稳定、平滑地调整。3124测量励磁调节器的开环放大倍数，录制和观察励磁调节器各部特性，在额定空载励磁电流的情况下，检查可控硅整流桥的均流系数，均流系数不应低于0.95。3125在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入，手动和自动切换，通道切换，带励磁调节器开、停机情况下的稳定性和超调量。在发电机空载且转速在95%105%额定值范围内，突然投入励磁系统，使发电机端电压从零升至额定值时，应满足电压超调量10%ugr，振荡次数小于2次，调节时间小于5s的设

40、计要求。3126在发电机空载状态下，人工加入10%阶跃量干扰，检查自动励磁调节器的调节情况，应满足超调量10%阶跃量，振荡次数2次，调节时间5s的设计要求。3127带自动励磁调节器的发电机电压-频率特性试验，在发电机空载状态下，使发电机转速在90%110%额定转速范围内改变，测定发电机机端电压变化值，录制发电机电压频率特性曲线。频率每变化1%额定值，励磁系统应能保证发电机机端电压变化值不超过额定值0.25%的设计要求。3128励磁调节器应进行低励磁、过励磁、电压互感器断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。3129发电机正常停机的逆变灭磁试验，应符合设计要求。31210直流

41、起励试验，记录起励电流值。313发电机带主变升压试验3131投入发电机、主变、母线差动等继电保护装置。3132合上3号发电机出口031断路器、3号主变高压侧203断路器，合上发电机出口至主变低压侧升压范围内其余的隔离开关，合上主变中性点接地开关2030，断开升压范围内所有的接地刀。断开3号主变高压侧203断路器母侧2031隔离开关、3号主变高压侧203断路器母侧2032隔离开关。手动递升加压，分别在25%、50%、75%、100%发电机额定电压值的情况下检查一次设备的工作情况。3133检查二次电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。3134检查断路器3号发电机出口031断路器、3号主变高压侧

42、203断路器同期回路接线应正确。3135检查主变带电运行应正常。在额定电压下运行半小时。314电力系统对主变冲击合闸试验3141 检查220kv、母线带电正常，保护装置运行正常。3142 向调度申请将220kv()母线所带设备（包括：线路、主变） 倒至220kv()母线运行。3143 检查220kv鹿马()回线运行在220kv ()母线上。3144 断开220kv母联212断路器。3145 确认3号发电机出口031断路器处于分闸位置，3号主变高压侧203断路器母侧2031隔离开关合闸位置，3号主变高压侧203断路器母侧2032隔离开关处于分闸位置。机端变3号高压厂用变出线隔离手车在分闸位置。3

43、146投入主变继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号装置。3147投入主变中性点接地开关。主变分接开关按网调要求设置，220kv线路保护在投入状态。3148合上3号主变高压侧203断路器，利用系统电源对主变冲击，冲击合闸共进行5次，每次冲击合闸后检查变压器的运行情况，无异常后再进行一次操作，每次间隔10min。3149检查主变差动保护及瓦斯保护不应误动作，检查避雷器放电记数器动作情况，录制主变冲击时的激磁涌流示波图。31410 利用系统电源带机端变，测量机端变10kv侧二次电压相序。31411主变冲击试验前后应对主变绝缘油作色谱分析。31412检查系统电压的相序与机组出线相序应相同。4机组并

44、列及带负荷试验41以上试验全部做完后即可进行机组并网及带负荷试验机组带励磁自动开机，自动建压运行于额定空载运行工况。411进行同期核相检查，并校核同期点检查同期回路应正确412分别以3号发电机出口031断路器和3号主变高压侧203断路器为并列点，以手动和自动准同期方式进行机组的模拟并列试验，检查同期装置的工作情况，同时录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。413模拟试验后，进行机组的手动与自动准同期正式并列试验，录制电压、频率和同期时间的示波图。42机组带负荷试验421机组初带负荷后，应检查机组及相关机电设备的运行情况应无异常。检查发电机、主变相关保护的ct、pt二次相位。422进行并网情况下的调速器的扰动试验，确定在调速器并网情况下的最佳调节参数。 423有功负荷逐级增加，应注意观察并