水电站机组启动试运行大纲

1、凉山州甘洛县尼日河玉田水电站工程1#机组启动验收启动试运行大纲 福建南平闽龙水电设备安装 2012年12月 目 录1工程简介- 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- 2 -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 -3.61#机组发电及相关部位的消防及消防报警设施- 3 -3.7通风和给排水系统- 3 -4水轮发电机组启动试运行前的检查- 3 -4.1试运行基本条件- 3 -4.2引水系统检查- 4 -4.3水轮机- 5 -4.4调速器系统- 5 -4.5发电机- 6 -4.6励

2、磁系统- 7 -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- 11 -4.11通风设备检查- 12 -5机组充水试验- 12 -5.1充水条件- 12 -5.2压力钢管充水- 13 -5.3尾水管充水- 13 -5.4蜗壳充水- 14 -6机组启动和空转试验- 14 -6.1启动前的准备- 14 -6.2首次手动启动试验- 15 -6.3机组现地停机和停机后的检查- 16 -6.4动平衡检查与试验- 17 -6.5调速器空载试验- 18 -6.6机组过速试验及检查- 19 -7机组无励磁自动开停机试验- 20 -

3、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- 20 -7.3机组LCU自动停机- 21 -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- 21 -8发电机升流试验- 21 -8.1发电机升流试验准备- 21 -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发电机零起升压- 23 -9.3发电机空载特性试验- 23 -9.4发电机定子单相接地试验- 24 -101#发电机带1号主变及高压配电设备升流试验（一）- 24 -10.1试验准备- 24 -10.23号发电

4、机带2号主变及高压配电设备升流试验。- 24 -111#发电机带1号主变及高压配电设备升流试验（二）- 25 -11.1试验准备- 25 -11.21号发电机带1号主变及高压配电设备升流试验。- 25 -121号主变高压侧单相接地试验及高压配电装置升压试验- 26 -12.11号主变高压侧单相接地试验- 26 -12.21号机组带1号主变及高压设备零起升压试验- 26 -13发电机空载下的励磁调整和试验- 26 -13.1试验前的准备- 26 -13.2励磁的调整和试验- 27 -14主变冲击试验- 27 -14.1试验准备- 27 -14.2冲击试验- 28 -15机组并网、甩负荷试验- 2

5、8 -15.1并网前准备- 28 -15.2发电机出口断路器同期试验- 28 -15.31号主变出口断路器201DL同期试验- 29 -15.4足尔线出口断路器251DL同期试验- 29 -16机组负荷试验- 29 -16.1机组带负荷试验前的准备- 29 -16.2机组带负荷试验- 29 -16.3机组带负荷下调速器系统试验- 30 -16.4机组带负荷下励磁系统试验- 30 -16.5机组甩负荷试验- 30 -16.6机组事故低油压关机试验- 31 -16.7机组事故配压阀动作关机试验- 31 -16.8动水关进水蝶阀试验（根据设计要求和电站具体情况进行）- 31 -16.9机组检查消缺-

6、 31 -17机组带负荷72h连续试运行- 31 -18玉田水电站启动试运行图册- 32 -玉田水电站1#水轮发电机组启动试运行大纲 1.0 工程简介11 工程概况111电站位置玉田水电站位于四川省凉山彝族自治州甘洛县和越西县境内，为尼日河流域梯级规划的第四级电站，发电厂距甘洛县城约10km。112 水文气象玉田电站是尼日河流域梯级开发的第四级电站，其河床平均坡降20.5。取水口控制集水面积1988km2，厂址控制集水面积2148km2，分别占全流域面积的49%和53%。尼日河流域属四川盆地西南亚热带湿润气候区，季节变化明显。因海拔高度和地形起伏变化而形成特殊山地气候，日内温差较大，气候垂直差

7、异亦很显著。年平均气温16.2，七月份平均气温24.1，一月份平均气温7.1，平均风速2.1m/s，相对湿度68%，多年平均降雨量949.0mm。113 工程规模本电站装有三台混流式水轮发电机组，单机容量31MW，总装机容量为93MW。电站接入系统方式，根据四川省电力公司文件川电发展200972号，玉田水电站采用一回220kV线路接入规划的220kV尔足变电站。114 厂房布置本工程为引水式电站，工程枢纽建筑物有大坝、引水隧洞、厂房、220kV升压开关站等。主厂房布置3台水轮发电机组，发电机出线采用共箱式封闭母线引至上游副厂房开关柜中，在主厂房上游侧发电机层布置机组励磁、机组LCU、测温制动屏

8、、动力屏及调速器电气柜等机旁屏。主厂房设有蜗壳层、水轮机层和发电机层共三层，蜗壳层高程为1078.40m，水轮机层高程为1084.20m，发电机层高程为1091.695m，主厂房长度为54.50m，总高度约为 27.8m。安装场布置在主厂房右侧，高程为1091.695m。电气副厂房结合机组型式和枢纽特点布置在主厂房上游侧。上游侧副厂房分为四层。一层（安装场层）：高程1096.0m，层高5.0m，主要布置0.4kV低压开关柜、厂用变、励磁变等；二层：高程1101.00m，层高4.8m，布置电缆层；三层：高程1105.80m，层高6.2m，布置10.5kV高压开关室、电工试验室等，并设有母线道通往

9、开关站；四层：高程1112.0m，层高6.0m，布置中控室、继保室、计算机室、通信室、交接班室等。220kV开关站配电装置位于地面1111.50m高程，220kVGIS室布置面积为23×13(m2)，户内布置，其后面为220kV出线场。主变位于220kVGIS室两端，设计有额定容量为90MVA的双绕组220kV升压变压器1台和额定容量为50MVA的双绕组220kV升压变压器1台，两台变压器均为户外布置。115 电站设计参数装机容量： 3×31MW=93MW水库校核洪水位（P=0.2%） 1279m 水库设计洪水位（P=2%） 1277.1m正常蓄水位： 1279m死水位：

10、1274m最大水头： 194.3m额定水头： 177m最小水头： 176.2m本电站装设混流式水轮机3台型号：HLA 520 - LJ - 205水头：Hmax=194.3 m Hmin=176.2 m Hr=177 m额定流量：19.9 m3/s额定功率：31 MW额定转速: 333.3 r/min飞逸转速：626 r/min水轮发电机3台型号：SF-31-18/5000电压：UN=10500 V电流：IN=2264 A功率因数：COS=0.85（滞后）频率：fN=50 Hz转速：nN=333.3 r/min飞逸转速：nf=626 r/min相数：m=3接法：Y绝缘等级：F/F额定励磁电流：

11、IfN=619 A额定励磁电压：UfN=281 V电站主厂房装设125/32/10t桥式起重机1台，跨度Lk=15m。116 电气主结线电站设有2台主变压器。1台额定容量为90MVA的三相双绕组升压电力变压器，额定电压比为242±2×2.5%/10.5kV，1台额定容量为50MVA的三相双绕组升压电力变压器，额定电压比为242±2×2.5%/10.5kV。3台水轮发电机分别与2台主变组成单元接线、扩大单元接线。2台主变压器中性点采用经隔离开关接地方式。主变压器套管与220kVGIS配电装置的连接为架空连接。220kV侧采用单母线接线。电气主接线图详见附图

12、。117 电站控制方式 电站按无人值班（少人值守）设计，配置全厂计算机监控系统，在中控室采用计算机对全厂设备进行集中控制。送往省中调的远动信息直接由厂内计算机监控系统提供。电站的计算机监控系统接入电力数据通信网。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、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。2 1 本大纲

13、适用于玉田水电站首台(1#)24MW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。2 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。2 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。24本大纲主要编制依据241机电设备安装技术规范 1水轮发电机组安装技术规程GB/T8564-20032水轮发电机组启动试验规程DL/T507-20023电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-20064

14、其他安装技术规范2.4.5 合同文件 2.4.5.1 四川天全玉田电站机电设备安装工程合同2.4.5.2 设备制造厂家技术文件2.4.5.3设计院相关设计图纸和技术资料2.4.5.6 电站设计报告和试运行说明书2.4.5.8其它相关机电技术文件3启动试运行必须投入的相关系统及设备首台(1#)机组启动试运行必须投入的系统及设备除首台(1#)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。3.1土建工程3.1.1 大坝工程、大坝观测和坝体排水设施。3.1.2 进水口土建工程。3.1.3 主、副厂房和其它相关土建、观测设施。3.1.4 尾水土建工程。3.2引水系统3.2

15、.1 进水口拦污栅、事故闸门、事故闸门启闭机及相关设备。3.2.2 引水隧洞及压力钢管。3.2.3 1#、2#、3#机尾水管闸门、移动台车及相关设备。3.2.4上、下游水位量测系统。3.3油、水、气系统3.3.1厂内透平油系统及与1#机启动试运行供、排油相关的管路、设备。3.3.2厂内中、低压及自动补气系统及与1#机供、排气相关的管路、设备。3.3.3厂内检修、渗漏排水系统。3.3.4 1#机组、2#主变及3#机组技术供水、排水系统。3.3.5 1#机组及公用水力量测系统。3.4 电气一次设备3.4.1 1#发电机共箱母线3.4.2 1#发电机出口断路器、厂用变及相关设备3.4.3 1#发电机

16、出口断路器、厂用变及相关设备3.4.4 220kV GIS 设备3.4.5 220kV出线敞开式设备及出线3.4.6 与1#机组发电相关的10 kV及400V厂用电设备及系统3.4.7 全厂及与1#机组发电相关的防雷及接地系统3.4.8 1#机组及相关运行部位的照明及事故照明系统3.5电气二次设备3.5.1与首台(1#)机发电有关部分的厂用电400V动力电源系统。3.5.2与首台(1#)机发电有关部分的直流电源系统。3.5.3 1#机组相关的继电保护、自动装置和测量设备。3.5.4 220kV主变、GIS 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。3.5.5 与1#机组

17、发电相关的电站计算机监控系统：上位机、公用设备LCU、开关站LCU、1#机组LCU等。3.5.6 通讯工程（含调度通讯、行政通讯、自动化及保护通道）。3.6 1#机组发电及相关部位的消防及消防报警设施3.7 通风和给排水系统3.7.1 1#机组及相关部位的通风设备3.7.2全厂排风系统3.7.3给排水系统4 水轮发电机组启动试运行前的检查4.1试运行基本条件4.1.1 大坝监测、水库调度及水情预报系统联络畅通。4.1.2 电站行政、电网调度及光纤通讯联络畅通。4.1.3 试运行相关部位已清扫干净。4.1.4 试运行相关部位吊物孔、临时孔洞已封堵。4.1.5 试运行相关部位和通道的照明良好。4.

18、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。4.1.7 试运行部位设备的永久标识配备齐全，编号准确，开关操作方向和位置已标明。4.1.8 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。3.5.7 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。3.5.8 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。3.5.9 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。3.5.10 试运行规程及安全保证措

19、施编制完成，制度齐全。3.6 引水系统检查4.2.1 进水口拦污栅、事故闸门、压力管道、水轮机进水蝶阀4.2.1.1 进水口事故闸门及拦污栅盖板齐全。4.2.1.2 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。4.2.1.3 进水口事故闸门门槽、门体已清理干净，检验合格；事故闸门处于关闭状态，门机处于正常工作状态。4.2.1.4 压力管道已经施工完成并检验合格，内部已清理干净，无任何杂物。4.2.1.5 1#、2#、3#机水轮机进水蝶阀已安装完成。在无水情况蝶阀手动、自动操作均已调试合格，启闭时间符合设计要求，1#、2#、3#机水轮机进水蝶阀处于关闭状态

20、。4.2.1.6 电站上游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确4.2.2 蜗壳检查4.2.2.1 蜗壳内部已清理干净，无任何杂物。4.2.2.2 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。4.2.2.3 1#机蜗壳放空阀关闭严密。4.2.3 尾水检查4.2.3.1 1#、2#、3#机组尾水闸门孔栏杆齐全。4.2.3.2 尾水管闸门门槽及其周围已清理干净；尾水管闸门、移动台车安装调试完成，检验合格，启闭情况良好；尾水管闸门处于关闭状态，尾水管闸门移动台车可随时投入工作。4.2.3.3 3#机尾水检修阀门开关情况良好并全部处于关闭状

21、态。4.2.3.4 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。4.2.3.5 电站下游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。4.3 水轮机4.3.1 水轮机所有部件已安装完成，检验合格，施工记录完整，止漏环间隙已检查无遗留杂物。4.3.2 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。4.3.3 检修平台已拆除，蜗壳、尾水进人门已封闭。4.3.4 顶盖自流排水孔畅通无阻；顶盖测压管检查合格。4.3.5 临时移动式顶盖排水泵可随时投入运行。4.3.6 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，经检验检修

22、密封（空气围带）无渗漏，空气围带气源可靠，供气管上的阀门1319、1320处于开启状态，电磁阀处于自动状态，手动进、排气阀1321、1323处于关闭状态。4.3.7 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。4.3.8 水导冷却系统冷却水管路上的闸阀1251、1253处于开启状态；水导油槽上、下油箱油位已调整好，油质符合要求。4.3.9 尾水管补气阀、顶盖补气阀安装完毕，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；补气管闸阀处于开启状态。4.

23、3.10 1#机技术供水泵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。4.4 调速器系统4.4.1 调速器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。4.4.2 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；油位传感器、过滤器、组合阀、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、卸荷阀、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。4.4.3 压力油罐至主配压阀的主供

24、油阀1109处于开启状态，油箱至压力油罐阀门1111、1112处于开启状态，油罐排油阀1110处于关闭状态；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。4.4.4 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。中压供气管至气罐的阀门1301、1302、1306处于开启状态；补气装置手动补气、排气阀1304、1305处于关闭状态，自动补气阀1303处于自动状态。4.4.5 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。位移传感器、行程开关等设备已整定。4.4.6 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

25、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。4.4.7 事故配压阀装置已调试合格。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。4.4.8 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。4.4.9 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。4.4.10 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。4.4.11 机组测速装置和过速保护装置已经调试完成。4.5 发电机4.5.1 发电机整体

26、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。4.5.2 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。4.5.3 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；排水总管上的阀门处于开启状态；6个空冷器供、排水管上的压力表、排水管上的流量开关均调试合格；6个空冷器上的供、排水阀门和供、排水压力表阀门12241247全部处于开启状态。4.5.4 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；供气管至机组制动柜的阀门1307处于开启状态；机组制动柜调试合格，手动、自动操作均检验合格，动作正常，

27、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；。顶转子压力油管道已引至机坑外，能与移动油泵连接，阀门1125、1126处于开启状态；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。4.5.5 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。4.5.6 上导推力轴承安装已经完成，冷却水管路均无渗漏；上导推力轴承供、排油管上的阀门1104、1106处于关闭状态，溢流管上的阀门1105处于开启状态，上导推力冷却器供水总管上的阀门1221处于开启状态，排水总上的阀门122

28、3处于开启状态，供水管上的压力表、排水管上的流量开关均调试合格；供水管上的压力表阀门1222处于开启状态，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。温度监视正常，保护和控制回路调试合格。4.5.7 下导轴承供、排油总管上的阀门1101、1103处于关闭状态，溢流管上的阀门1102处于开启状态，油位正常，油温、瓦温显示正确；下导油冷却系统已安装完成，供水总管上的阀门1248、排水总管上的阀门1250处于开启状态。供水管上的压力表、排水管上的流量开关均调试合格，下导轴承供水管上的进水压力表阀处于开启状态。4.5.8 各部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

29、视机组各部轴承温度。4.5.9 机组的振动、摆度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。4.5.10 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。4.5.11 机坑内的照明等设施能投入使用。4.5.12 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。4.6 励磁系统4.6.1 励磁变、励磁屏盘、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。4.6.2 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。4.6.3

30、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。4.6.4 非线性电阻灭磁管和转子过电压保护装置检查试验完好，整定值已律定。4.6.5 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。4.6.6 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。4.6.7 现地和远方操作的切换正确、可靠。4.6.8 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，数据通联调已调通，机组LCU能正确反应机组励磁系统状况。4.7 油、气、水系统4.7.1 透平油库及油处理设备满足首台机组供油和排油要求

31、，供油油质和供排油管道清洁度符合要求；压力滤油机、透平油过滤机、移动式油泵安装完成及调试合格。4.7.2 中压空气系统满足向调速器油压装置供气要求，管道清洁，系统无渗漏气现象；二台中压空压机调试合格，一台主用，一台备用，；中压气罐、气罐的安全阀经鉴定合格；空压机供气管路上的阀门0302、0303、0305、0306处于开启状态；中压气罐进气阀0307、出气阀0309、排气阀0311、压力表阀0312处于开启状态；中压空压机气罐排污阀0301、0304处于关闭状态；中压气罐排污阀0308处于关闭状态；中压气水分离器排污阀0310处于关闭状态。4.7.3 低压空气系统满足向机械制动柜、空气围带、吹

32、扫等供气要求，管道清洁，系统无漏气现象；二台低压空压机调试合格，一台主用，一台备用；空压机供气管路上的阀门0316、0318处于开启状态；制动、检修贮气罐进出气阀0320、0322、0326、0328处于开启状态；气罐压力表阀0325、0329处于开启状态；空压机排污阀0315、0317处于关闭状态；气罐排污阀0321、0327处于关闭状态。4.7.4 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，一台渗漏泵工作，一台渗漏泵备用，用以排干机组正常运行时的渗漏水；检修泵一台工作，一台备用；自动化元件安装完成，并已通过校验，工作正常；渗漏集水井进人门

33、封闭；1#渗漏泵出口闸阀0204处于开启状态；2#渗漏泵出口闸阀0208处于开启状态；1#、2#渗漏泵进出口压力表阀0201、0202、0205、0206处于开启状态；1#、2#检修泵出水阀0212、0217处于开启状态；1#、2#渗漏泵进出口压力表阀0210、0211、0215、0216处于开启状态；1#、2#检修水泵进水阀0209、0214处于关闭状态；1#、2#渗漏泵加水阀0203、0207处于关闭状态；渗漏排水备用出水阀0218处于关闭状态。4.7.5 1#机组冷却系统二台技术供水泵及管路安装、调试完成；机组正常运行时，一台泵工作，一台泵备用，向机组提供冷却水。自动化元件安装完成，并已

34、通过校验，工作正常；1#水泵进、出水蝶阀和压力表阀1201、1204、1202、1203处于开启状态；2#水泵进、出水蝶阀1205、1209、1207、1208处于开启状态；1#机组技术供水滤水器出水蝶阀1215处于开启状态；进、出水压力表阀1212、1214处于开启状态。4.7.6 投入运行的油、气、水系统中的压力表、示流信号计、液位传感器、压力传感器等自动化元件检验合格。4.7.7 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。4.7.8 各排水地沟、地漏、管道畅通。4.8 电气一次设备4.8.1 1#机组的发电机电压设备、共箱母线、机端PT及CT、励磁变压器及其CT、发

35、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。4.8.2 1#主变压器已安装完毕调试合格。1#主变压器本体及套管油位正确，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、整体耐压已结束。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。1#主变压器已与1#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。4.8.3 1#厂用变压器1CB、电流互感

36、器及10KV电缆已经完成规程规定的所有试验，厂用变压器已具备带电条件。4.8.4 1#主变冷却系统安装调试完毕，自动、手动工作可靠；已与1#机组LCU及主变技术供水作联动试验检查合格。4.8.5 220kV母线、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。4.8.6 220kV敞开式设备已安装、试验完毕，具备带电条件。4.8.7 1#机发电相关的厂用电系统（10kV、400V供电系统）已安装完工并检验合格。外接电源电缆已安装完毕，相序、相位正确，厂用电系统已受电。各备用电源自动投入

37、装置经模拟试验，能正确动作并已投入运行。4.8.8 全厂接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连接。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。4.8.9 与1机组发电相关的厂房各层照明系统、副厂房、GIS室、首部枢纽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。4.8.10 其它与1#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。4.9 电气二次系统及回路4.9.1 直流电源系统检查4.9.1.

38、1 直流电源系统检查（1）中控室220V直流系统、通讯48V直流系统已安装完工，调试完成。机组控制、保护及自动化设备的220V直流供电正常；（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。4.9.1.2 继电保护、自动装置和故障录波设备检查4.9.1.3 所有控制保护电缆接线已经过检查，接线正确。4.9.1.4 发电机、变压器继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。4.9.1.5 开关站GI

39、S、220kV线路继电保护和故障录波屏的安装完毕。4.9.1.6 保护和故障录波设备向相关LCU传送信息，经联动试验，结果正确。4.9.1.7公用LCU、开关站LCU、1#机组LCU调试完毕，运行良好。厂用电、公用设备、开关站及1#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。4.9.1.8 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：4.9.1.9 机组自动操作与水力机械保护回路4.9.1.10 水轮机调速系统自动操作回路4.9.1.11发电机励磁操作回路和灭磁开关操作回路,电机出口断路器、隔离开关、接地开关操作与安全闭锁回路4

40、.9.1.12 开关站GIS与1#机发电相关联投运断路器间隔操作回路4.9.1.13 水轮发电机组、中控室、开关站GIS等设备的交直流电源回路4.9.1.14 全厂公用及1#机组辅助设备控制回路4.9.1.15 1#机发电机出口断路器、开关站GIS相关断路器同期回路4.9.1.16 发电所需10kV、400V厂用电设备操作回路4.9.1.17 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） 开关站G

41、IS母线、断路器、220kV线路保护及故障录波回路。（5） 厂用电10kV及400V电源系统继电保护和备用电源自动投入回路。（6） 全厂公用设备、1#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。（7） 仪表测量回路。4.9.2 厂内通信、系统通信及对外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。4.9.2.1 水力水文信息已正确量测并可靠远传；4.9.2.2 电度计量系统校验完毕；4.9.3 1#机组段、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

42、域通讯已投运4.10 消防及火灾报警设施检查4.10.1 与1#机组发电有关的消防设备需经当地消防部门验收。4.10.2 消防系统供水管路、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。4.10.3 消防水满足向厂内主变水喷雾消防系统、主厂房透平油库、厂内消火栓给水系统、水轮发电机组水喷雾消防系统、开关站消火栓和电抗器水喷雾消防供水要求。4.10.4 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

43、手动阀。4.10.5 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。4.10.6 各运行部位消防器材配置到位。4.10.7 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。4.10.8 运行设备区域的消防报警设备已投运，检验合格。4.10.9 电缆夹层、电缆廊道等与首台(1#)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。4.10.10 故交通安全疏散指示牌已检查合格。4.11 通风设

44、备检查4.11.1 主厂房、副厂房及GIS室送、排风系统设备及管路已安装调试完成，具备投运条件。5 机组充水试验5.1 充水条件5.1.1 坝前水位达到最低发电水位以上。5.1.2 确认机组进水口事故闸门处于关闭状态，启闭设备已处于正常工作状态。3.5.7 确认1#、2#、3 #机蝶阀和旁通阀处于关闭状态，锁定已投，5.1.3 确认1#机尾水进人门、蜗壳进人门已关闭。5.1.4 确认1#机蜗壳放空阀、尾水管盘形阀处于关闭状态；2#、3#尾水盘形阀处于关闭状态。5.1.5 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。5.1.6 确认机组主轴检修密封处于投入状态。3.5.7

45、确认机组尾水门横梁、门槽上无杂物。5.1.7 确认顶盖临时移动式排水泵处于随时投入工作状态。5.1.8 确认机组机械制动已投入。5.1.9 确认机组检修排水系统、厂房渗漏排水系统满足排水要求。5.1.10 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。5.1.11 确认各部位操作、监护、观测人员已到位，并准备就绪。5.2 压力钢管充水5.2.1 充水前应确认1#、2#、3 #机组蝶阀、旁通阀处

46、于关闭状态，锁定投入。确认1#机组导水机构处于关闭状态，锁定投入，制动闸顶起。5.2.2 开启事故闸门充水阀，缓慢向蝶阀前端压力钢管内充水，监视压力管道水压上升变化情况，检查压力钢管各部位应无渗漏和异常。检查1#、2#、3#机蝶阀和伸缩节应无渗漏和异常。充水平压后重复上述检查，应无渗漏和异常。5.2.3 充水平压后进行事故闸门启闭试验，检查事故闸门启闭及控制系统工作状态，试验合格后事故闸门至全开。5.3 尾水管充水5.3.1 尾水移动式台车和尾水管闸门动作前应检查台车轨道及电缆卷筒位置，不得有阻碍运行的杂物；台车连接闸门前，空车开动各机构，判断各机构运转是否正常；检查两吊点的同步误差在孔口以下

47、不超过5mm，全行程不超过30mm。5.3.2 用尾水台车联接尾水闸门在无水情况下进行全行程启闭试验，全行程往复动作试验不少于三次。5.3.3 滑试验前必须清除闸门上和门槽内的所有杂物，启闭时，在止水橡皮处浇水润。5.3.4 闸门升降过程中应检查滑道与主轨的接触情况；侧轮、反向滑块与反轨的接触情况；检查止水橡皮有无损伤。5.3.5 闸门下放到底坎后，检查止水橡皮的压缩量应达到设计要求，不应有透光或有间隙，检查安全保护装置是否可靠，必要时进行调整。5.3.6 尾水达到设计水头时，尾水管闸门在全关闭位置，检查闸门通过任意1m止水橡皮范围内的漏水量不超过0.1L/S。5.3.7 按充水要求将尾水闸门

48、上的充水阀提升100mm，进行尾水管内充水。5.3.8 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。5.3.9 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。5.3.10 通过检修集水井水位变化情况判断1#机尾水管盘形阀漏水情况。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。5.3.11 尾水管充水平压后，在静水中全行程启、闭闸门三次；检查应无异常。5.3.12 尾水平压且各部位正常后，用尾水台车将尾水

49、管闸门提起并用横梁锁锭在门槽上。5.4 蜗壳充水5.4.1 压力钢管充满水且无异常，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。5.4.2 调速器处于手动关机位置，导叶全关，接力器锁锭投入。5.4.3 手动投入发电机机械制动。5.4.4 手动投入水轮机主轴检修密封。5.4.5 打开1#机组蝶阀旁通阀向蜗壳充水，同时检查蜗壳空气阀工作情况，记录蜗壳充水平压时间。蜗壳平压后，记录上、下游水位。5.4.6 充水过程中，密切监视1#机蜗壳进人门、水轮机顶盖、导叶轴密封、顶盖排水应畅通。检查主轴检修密封漏水情况等。5.4.7 观察1#机组各测压表计及仪表管接应无漏水情况，并监视水力测

50、量系统各压力表计读数。5.4.8 观察厂内渗漏水情况及渗漏排水水泵排水能力和运转可靠性。5.4.9 蜗壳充水平压无异常后，进行1#机组蝶阀静水启闭试验，检查机组蝶阀及旁通阀启闭动作情况和控制系统的功能及工作状况，并记录启闭时间。5.4.10 作1#机组蝶阀远方正常启闭操作试验，正确后进行蝶阀在静水情况下的紧急关闭试验，检查蝶阀的工作情况，并测定关闭时间。6 机组启动和空转试验6.1 启动前的准备6.1.1 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。6.1.2 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

51、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，中试等的仪器仪表也安装到位，准备就绪。6.1.3 确认尾水管、压力管道和蜗壳已充水，进水口事故闸门、蝶阀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。6.1.4 确认上导、下导、推力、水导轴承测温装置处于正常工作状态；各轴承油槽油位正常，油质合格。水导、下导、推力轴承油冷却器冷却水投入，空气冷却器冷却水投入，水压、流量正常。6.1.5 厂房渗漏排水系统、中低压气系统、厂用电系统运行正常。6.1.6 记录上、下游水位，各部油位、油温、瓦温，各部位原始温度等已记录。6.1.7

52、 在机组启动前用高压油泵顶起转子，油压解除后，复位给气，检查发电机制动器，确认制动器活塞已全部落下。6.1.8 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。6.1.9 调速器处于手动关机位置，导叶处于全关位置。6.1.10 水轮机检修密封排除气压。6.1.11 机组的相关设备应符合下列要求：6.1.11.1 发电机出口断路器1DL断开，1#主变高压侧断路器201DL、隔离开关2011断开，断开1CB厂用变低压侧开关920DL。6.1.11.2 励磁系统灭磁开关断开。6.1.11.3 发电机出口PT处于工作位置，一次保险投入、二次空气开关投入。6.1.11.4 转子集电环碳刷已磨好并安

53、装完毕，碳刷拔出。6.1.11.5 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。6.1.11.6 转动部分已检查完毕，空气间隙，发电机风洞已检查无异物，进人孔盖板关闭。具备开机条件。6.1.11.7 拆除所有试验用的短接线和接地线。6.1.11.8 外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。6.1.11.9 机械制动处于投入状态。6.1.11.10 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。6.1.11.11 顶盖自流排水系统排水正常，临时移动式水泵可随时投入使用。6.1

54、.11.12 大轴接地碳刷已投入。6.1.12 调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：6.1.12.1 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。6.1.12.2 调速器滤油器处于工作位置。6.1.12.3 调速器处于电气“手动”位置。6.1.12.4 永态转差系数暂调整到2%一4%之间6.2 首次手动启动试验6.2.1 启动调速器压油泵，确认调速器油压正常。6.2.2 拔出接力器锁定，打开开限限制50%、操作调节器、手动开机阀，慢慢打开导叶3-5%，待机组转动后立即手动关闭导叶，由各部人员检查并确认机组转动部分与固定部分无碰撞、摩擦和异常声响，监控系统无异

55、常信号，如有异常，立即手动加制动闸。6.2.3 再次手动开机阀开机，按25%、50%、75%、100%打开开限限制到完成。机组分段升速，在50%额定转速下运行5min，观察各部运行情况，检查无异常后，增速至100%额定转速运行。6.2.4 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。6.2.5 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。6.2.6 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等现象应立即停机检查。6.2.7 监视水轮机主轴密封及各部位水压。监视顶盖自流排水系统排水情况。记录水库上、下游水位、尾水及顶盖压力值，调速器系统油泵启动周期。6.2.8 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。6.2.9 监视蜗壳、