调试大纲(一)要点

1、温泉寺电站机组充水试运行大纲温泉寺电站启动验收委员会2013 年 11 月批准:审核:编制:本溪温泉寺电站机组充水试运行大纲目录1、充水启动试验前应具备的条件2、充水试验3、首次开停机试验4、机组过速试验5、自动开停机试验6、发电机升流试验7、发电机升压试验8、主变与开关站升流试验9、主变升压试验10、线路受电与开关站受电试验11、主变冲击试验12、机组并网及带负荷、甩负荷试验13、机组72 小时试运行试验14 附件一： A 、电气主接线图B、启动验收委员会名单附件二： A 、保护定值清单B、自动化元件定值清单本溪温泉寺电站水轮发电机组充水试运行试验大纲1、充水试验前应具备的条件1.1 引水系

2、统：1.1.1 进水口拦污栅已安装完工并清理干净检验合格。1.1.2 流道内杂物已清理干净，并经检查、验收合格。1.1.3 流道上各部测压、 测流管路安装完毕，且畅通完好。1.1.4 蜗壳盘形阀与尾水盘形阀操作灵活可靠，并处于关闭状态。1.1.5 进水流道进人门已封盖完毕。1.1.6 进水口闸门、尾水闸门已安装调试完毕，并处于关闭状态。1.1.7 尾水盘形阀、蜗壳盘形阀经过简易渗漏试验，由启动验收委员会验收合格后再不许操作； 尾水充水要小量充入； 蜗壳进人门封堵后由启动验收委员会验收；顶盖排水系统需配备两台备用水泵。1.2 水轮机1.2.1 导水机构处于关闭状态，接力器锁锭已投入。1.2.2

3、空气围带投入。1.2.3 水导轴承油槽注油完毕。1.2.4 油压装置安装调试完毕。1.2.5 顶盖排水系统调试完毕并投入自动运行。1.2.6 调速器静态调试已结束，调速系统处于手动关机状态。1.1.1 安装工作全部结束，发电机内部已彻底清理，并联合检查、验收合格。1.1.2 上导、推力油槽注油完毕。1.1.3 机械制动系统调试完毕，手动投入发电机机械制动。1.4 公共系统1.4.1 低压空气压缩系统已投入自动方式运行。1.4.2 检修排水系统已投入运行，水泵处于自动工况。1.4.3 技术供水系统安装完毕，已投入运行水泵处于自动工况。1.4.4 透平油库储有适量净油作为备用。1.4.5 水力测量

4、系统安装完毕，已投入运行。1.4.6 与其他机组相关联的联络阀门全部处于关闭状态。1.5 消防系统：1.5.1 消防系统安装结束1.5.2 发电机等重要机电设备的消防设施具备投运条件。1.5.3 临时消防设施已布置完毕。1.5.4 透平油库消防设施齐全。1.6 电气一次系统：1.6.1 发电机电压配电装置已安装试验完毕。1.6.2 主变本体及附件安装结束，且调试完毕。1.6.3 开关站其它设备安装调试结束。1.6.4 开关站护拦安装完毕。1.7厂用电及直流系统：1.1.1 厂用电 10KV 与 0.4KV 系统安装调试完毕，相关设备已投入运行。1.1.2 直流系统已安装调试完毕，投入运行。1.

5、8 电气二次与电气调试：1.8.1 发电机、主变、线路等微机继电保护装置调试结束且保护定值已整定完毕。1.8.2 自动化元件已整定完毕。1.8.3 计算机监控系统静态调试结束。1.8.4 同期系统模拟试验结束。1.8.5 机组与辅助设备的常规测量信号系统已经形成，具备投入条件。1.8.6 全厂电气综合模拟试验结束，各电气回路动作正确，满足设计要求。1.9 通讯、照明与接地系统：1.9.1 光缆通讯设备安装调试结束并投入运行，与地调联系的通讯畅通，备用通道调试结束，厂内重要部位调度电话形成并投入使用，中控室对外市话保持畅通。1.9.2 主机间各层、中控室、安装间等重要部位的永久照明已经开成，可投

6、入运行。1.9.3 全厂接地系统已形成，接地电阻测试值符合设计要求。1.9.4 变电站照明初步形成。1.10 试运行组织机构：1.10.1 试运行指挥机构组建完毕。1.10.1 安装间及机组各层现地、楼梯、中控室等部位已清理更干净。1.10.2 各运行部位通道畅通。1.10.3 通讯指挥联络设施布设完毕。1.10.4 机组油、水、气系统各部阀门及电气一次设备已统一挂牌，且标识明确。1.10.5 涉及电力系统的相关手续已办理完毕。2、充水试验：2.1 试验内容及试验目的：2.1.1 进行尾水管充水、进水流道充水。2.1.2 检查流道测压、测流管路及相关密封设备的密封情况。2.1.3 进行进水口检

7、修闸门的现地及中控的静水启闭试验。2.1.4 进行技术供水系统的充水检查与切换。2.2 试验条件：2.2.1 尾水渠已充水。2.2.2 进水口闸门已具备工作条件。2.2.3 机组锁锭与风闸投入。2.2.4 生活用水取水阀门关闭。2.3 主要试验步骤：2.3.1 检查尾水管、测压管路及相关密封设备等处的密封情况。2.3.2 进行技术供水进水口取水试验。2.3.3 提起进水口闸门至充水开度，对进水流道进行充水。2.3.4 检查流道进人门、检修密封、 （测压管密封情况。2.3.5 充水至闸门平压后，将其提升至全开位置。2.3.6 在现地（启 闭） 、中控（闭）进行进水口闸门的静水启闭试验。2.3.7

8、 进行技术供水进水口取水方式的系统充水，正常后投入运行。解除检修密封，检查工作密封工作情况。2.3.8 充水试验结束。3、 机组首次开、停机试验：3.1 试验内容与试验目的：3.1.1 以机械手动方式进行机组首次开停机，检查机组及辅助设备手动操作的灵活性与可靠性。3.1.2 在动态情况下，检查机组与辅助设备的制造与安装质量，尤其是调速器的调节执行情况， 转动部分的紧固程度， 各部轴瓦的温升情况，以及机组各部的振动、摆度值。3.1.3 进行调速器的手动、自动切换试验。3.1.4 整定 25%额定转速继电器定值。3.1.5 测量发电机升速绝缘。3.1.6 记录机组启动开度和无励磁状态的空载开度。3

9、.2 试验重要条件3.2.1 进水口闸门已提升到全开位置。3.2.2 拔出接力器锁锭。3.2.3 风闸已全部落下，解除检修密封。3.2.4 冷却水已投入，工作密封水压调整正常。3.2.5 交直流电源可靠投入。3.2.6 有关设备操作完成。3.2.7 转子已经顶起。3.2.8 顶盖泵、压油装置油泵在自动位置。3.2.9 机组出口开关在断开位置。3.2.10 机械保护投入，记录起始温度值。3.2.11 机组PT投入。3.3 主要试验步骤：3.3.1 现地手动操作打开导叶，机组开始转动。3.3.2 在低转速下（50%Ne）作停留2-3分钟，检查有无异常。3.3.3 如无异常，将转速升至额定转速，并保

10、持稳定运行。3.3.4 检查测速装置的工作情况。3.3.5 记录各部瓦温、油温、水温及冷却水压力值，每 20分钟记录一次。3.3.6 观察各油槽油位的变化情况及甩油情况。3.3.7 测量发电机残压相序与频率。3.3.8 进行调速器的手、自动切换。3.3.9 机组正常运行，待各部瓦温稳定（每小时温升不超过两度视为稳定）后，手动停机。3.3.10 当转速降至25%Ne 时，手动投入机械制动，同时整定25%Ne转速继电器，调整导叶开度及相关位置接点。3.3.11 停机后全面检查转动部分有无异常。4.3.12首次开停机试验结束。4、 机组过速试验：4.1 试验内容与试验目的：4.1.1 进行调速器空载

11、扰动试验。4.1.2 机组进行 155%Ne、 160Ne 的过速试验。4.1.3 检查测速装置与过速保护的动作情况。4.1.4 检验机组转动部分在过速状态下的机械强度。4.1.5 测量机组过速时各部瓦温的上升情况。4.1.6 测量机组过速时各部位的振动与摆度。4.1.7 整定5%Ne、95%Ne、155%Ne、160%Ne时转速继电器定值。4.2 试验条件：4.2.1 机组具备手动开机条件。4.2.2 将过速保护回路临时断开。4.2.3 机械测量人员与电气试验人员准备好测试仪器、仪表，一切准备工作就绪。4.3 主要试验步骤：4.3.1 机组以手动方式启动机组，整定5%Ne、 95%Ne 转速

12、继电器接点。4.3.2 将调速器切至自动方式运行，加入转速扰动量，进行空载扰动试验。4.3.3 手动将机组升速至110% Ne,记录机组振动和摆度，无异常情况后，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值（wi60%Ne）,检查记录电气及机械过速保护装置各动作值， 并记录过速时、 过速后机组空载运行时各部的摆度、振动值。4.3.4 手动关导叶至全关，转速达25%Ne手动加闸至机组全停。4.3.5 过速试验结束后，对各部进行全面检查，恢复过速保护接线。5、自动开停机试验：5.1 试验内容与试验目的：5.1.1 进行调速器自动开停机试验。5.1.2 进行机组现地LCU 开停机试验。5.1.3 进行监控

13、系统上位机开、停机试验。5.1.4 进行模拟事故试验。5.1.5 检查计算机监控系统开停机控制流程的正确性。5.1.6 检查自动化元件的工作性能。5.2 试验条件：5.2.1 调速器空载参数设定完毕。5.2.2 有关设备操作完毕。5.3 主要试验步骤：5.3.1 在现地操作调速器开机按钮，机组自动开机。5.3.2 在现地操作调速器停机按钮，机组自动停机。5.3.3 利用机组现地LCU 发出开机指令，机组以顺控开机方式完成开机流程。5.3.4 测量各部振动与摆度，记录各部温度。5.3.5 利用机组现地LCU 发出停机命令，机组按顺控停机方式完成停机流程。5.3.6 在中控室上位机发出开机令，机组

14、以顺控开机方式开机。5.3.7 在中控室上位机发出停机令，机组以顺控停机方式停机。5.3.8 自动开机，模拟水机事故，机组按事故停机流程停机。5.3.9 自动开停机试验结束。6、 发电机升流试验：6.1.1 试验内容与试验目的：6.1.1 进行发电机升流试验，检查 CT 二次回路及差动回路极性。6.1.2 录制发电机三相短路特性曲线。6.1.3 测量发电机额定电流时的轴电压。6.1.4 检查灭磁开关的消弧情况。6.1.5 录制发电机额定电流时的灭磁曲线。6.1.6 检励磁变电流回路。6.1.7 进行发电机短路干燥， 待温度达到6080时做定子热态绝缘试验及直流泄漏试验。6.1.2 条件：6.2

15、.1 有关设备操作完成。6.2.2 发电机出口开关内侧短路线安装完毕，且出口开关采取防合措施。6.2.3 有关保护投入，差动、复合电压过流保护退出。6.2.4 发电机、转子绝缘电阻合格。6.2.5 发电机临时他励电源准备完毕，具备投动条件。7.3主要试验步骤：7.2 试验条件：25%额定定子电6.1.3 利用临时他励电源对发电机升流，当电流升至流时，检查各组CT 二次回路的工作情况。6.1.4 将电流升至50%、 75%、 100%额定定子电流，检查CT 回路的工作情况。6.1.5 测量发电机额定电流时的轴电压。6.1.6 测量发电机额定电流时机组各部位的振动与摆度。6.1.7 在各电流值时跳

16、灭磁开关，录制灭磁曲线。6.1.8 零起升流，录制发电机短路特性曲线。6.1.9 停机，拆除试验短路线。6.1.10 测量定子对地绝缘。6.1.11 发电机升流试验结束。7、 发电机升压试验：7.1 试验内容与试验目的：7.1.1 进行发电机零起升压试验，检查一次设备的工件情况。7.1.2 检查机端PT二次回路的工作情况。7.1.3 录制发电机空载特性曲线。7.1.4 测量发电机额定电压下的轴电压。7.1.5 观察灭磁开关的灭弧情况，并录制波形图。7.1.6 测量额定励磁电流下的定子电压最大值（以 1.3Ve为限）。7.1.7 做1.3Ve过电压试验5分钟。7.2.1 机组具备自动开机条件。7

17、.2.2 发电机定子、中性点，高压电缆及配电装置经检查无异常，对地绝缘电阻合格。7.2.3 有关倒闸操作完成。7.2.4 有关保护投入。7.2.5 临时他励电源及励磁装置投运条件具备。7.3 主要试验步骤：7.3.1 自动开机至额定转速。7.3.2 对发电机零起升压至25%额定电压，测量机端 PT 二次回路电压及相位。7.3.3 分别升压至50%、 75%、 100%额定电压，观察发电机等一次设备工作情况。7.3.4 测量发电机额定电压下的轴电压。7.3.5 测量额定电压时机组的振动与摆度。7.3.6 跳灭磁开关，录制各电压下的示波图。7.3.7 录制发电机空载特性曲线。7.3.8 零起升压至

18、额定励磁电流值，测量最高定子电压（以 1.3Ve 为限） 。7.3.9 自动停机，发电机升压试验结束。1.1.1 主变与开关站升流试验：10.1 试验内容与试验目的：1.1.2 用发电机做电源，升流至主变与开关站，观察主变、高压动力电缆与开关站设备升流情况。1.1.3 检查相关各组CT 二次回路。8.2 试验条件：8.2.1 有关保护投入，差动、过流保护退出。8.2.2 临时他励电源及励磁装置具备投入运行条件。8.2.3 在主变高压开关内侧可靠设置升流短路点。8.2.4 开关站有关设备倒闸操作完成。8.3 主要试验步骤：8.3.1 机组手动方式运行。8.3.2 在主变高压侧开关短路的条件下，对

19、主变、高压电缆及相关设备升流，升至25%额定电流时，检查发电机、变压器回路各组CT 二次回路，确认无开路存在。8.3.3 升流至 50%额定电流， 检查各组 CT 二次电流与相位， 检查发电机、变压器差动保护装置及相关保护装置的工作情况。8.3.4 主变与开关站升流试验结束，拆除短路线，恢复差动、过流保护接线。9、 主变与开关站升压试验：9.1 试验内容与试验目的：9.1.1 采用发电机做电源，进行主变高压电缆、开关站一次设备的零起升压试验。9.1.2 观察主变、电缆、开关站设备的升压情况。9.1.3 检查有关 PT 回路的电压与相位。9.1.4 检查有关开关的同期回路。9.2 试验条件：9.

20、2.1 机组自动开机达额定转速并稳定运行。9.2.2 有关设备倒闸操作完成。9.2.3 发电机、主变及相关设备的保护装置投入。9.2.4 采用他励电源作为升压试验时的功率电源，并已具备投运条件。9.3 主要试验步骤：9.3.1 利用临时他励电源对主变、高压电缆、开关站有关一次设备进行零起升压。9.3.2 升压至25%额定电压时，检查各PT二次回路运行情况。9.3.3 继续升压至50%、 75%、 100%额定电压，观察电缆、主变及开关站设备的工作情况。9.3.4 检查有关开关的工作情况。9.3.5 主变与开关站升压试验结束。10、线路受电与开关站受电试验：10.1 试验内容与试验目的：10.1

21、.1 用系统电源对温泉寺电站至法台变电所一次线路充电。10.1.2 用系统电源对10KV 开关站进行三次全电压冲击，检查开关站所有设备的工作情况。10.1.3 检查线路PT与开关站母线PT回路，核对线路电压与220母线电压相位，检查有关开关同期回路。11.2.1 系统同意对主变进行冲击。10.2.1 有关设备的倒闸操作完成。10.2.2 线路保护通道对调结束，微机线路保护模拟试验完成，两侧保护均投入。10.2.3 系统侧各项送电工作准备就绪。10.3主要试验步骤：10.3.1 利用法台变电所对法温线路进行三次充电。10.3.2 测量线路PT二次回路电压值。10.3.3 利用系统电源， 对开关站

22、 10KV 母线电缆进行全电压冲击三次，检查开关站设备工作情况。10.3.4 检查母线 PT 二次回路的电压值及相位，核对线路PT 与母线PT 的相位，检查有关开关的同期回路。10.3.5 线路停电，按度未运行接线方式对开关站设备进行倒闸操作。10.3.6 法温线路正式受电。10.3.7 温泉寺电站10KV 开关站正式投入运行。11、主变冲击试验：11.1 试验内容与试验目的：11.1.1 利用系统电压进行主变的冲击试验。11.1.2 检查主变在冲击合闸情况下机械强度与绝缘性能。11.1.3 检查主变差动保护对励磁涌流的闭锁情况并录制主变激磁涌流波形。11.2.2 有关设备的倒闸操作完成，主变

23、保护投入。11.3 主要试验步骤：11.3.1 进行主变王次全电压冲击合闸，按规定间隔时间操作，观察主变的工作情况。11.3.2 检查主变差动保护有无误动，合闸时录制激磁电流波形。11.3.3 主变正在空载运行。11.3.4 主变冲击试验结束。12、机组并网与带甩负荷试验：12.1 试验内容与试验目的：12.1.1 进行机组的模拟并网与正式并网试验。12.1.2 机组带甩25%、 50%、 75%、 100%额定负荷试验。12.1.3 考验引水系统及机组在甩负荷时各部位的机械强度。12.1.4 测量甩负荷时机组转速升高率，蜗壳水压升高率，求取机组实际调差率，检查调整系统与励磁系统的自动调节质量。12.1.5 进行调速器、励磁系统负载特性试验。12.1.6 测量同期回路差压。12.2 试验条件：12.2.1 有关设备倒闸操作完毕，发电机、主变、线路保护投运。12.2.2 系统同意机组并网及带甩负荷。12.2.3机组与主变分别空载运行。13.3主要试验步骤：12.3.1 发电机出口开关置试验位置核对无误