水电站启动试运行方案

1、* 水利枢纽工程河床电站、起动试运行前应具备的条件1、引水系统1.1 河床 1、2#机组进水口和尾水的拦污栅已安装完工并清理干净检 验合格。河床 1、2#机组进水口和尾水的闸门门槽已清扫干净检验合 格，闸门启闭装置已安装完工并调试合格，闸门处于关闭状态。1.2 河床 3、 4#进水口和尾水已进行可靠封堵，北干进口、尾水闸门 可靠落下，各排沙孔闸门安全落下，南干机组进口、尾水闸门可靠落 下。1.3 进口流道、尾水管等过水通流系统均已检验合格并清理干净。灌 浆孔已封堵，测压管阀门、 测量表计均已安装完毕。 所有进人门（孔） 的盖板均已严密封闭。1.4 进口及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置，操

2、作油泵操作 情况良好。1.5 尾水闸门门槽及其周围已清理干净，尾水闸门经检验合格并处于 关闭状态。1.6 与 1#机有关的通讯系统安装并调试完毕，联络畅通。2、水轮机部分2.1 水轮机所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整。2.2 主轴密封已安装完工，经检验密封无渗漏。调整密封水压至设计 规定值。2.3 水导轴承润滑，冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却 水水压已调试，各整定值符合设计要求。2.4 导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态， 接力器锁定投入 导水叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。2.5 各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器 均已

3、安装完毕，管路线路连接良好。2.6 转轮室内部清扫干净， 转轮叶片与转轮室之间、 导叶与配水环之 间的间隙无任何杂物。2.7 转轮室进人门封闭完毕，并检查密封面无间隙。2.8 水轮机室主轴密封排水系统安装完毕，管路畅通。3、调速系统3.1 调速系统及其设备已安装完毕并调试合格。油压装置压力、油位 正常，各自动化元件、阀门均已整定符合设计要求。3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，高压补气装置动作正确， 漏油装置调试合格。3.3 调速系统的各油压管路、 阀门，接头及部件经检查均无渗油现象。3.4 调速器电调柜已安装完毕并调试合格。3.5 事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格。 锁定装置调试

4、合格， 信号指示正确，充水前应处于锁定状态。4、发电机部分4.1 发电机整体已安装完工检验合格记录完整。发电机内部已进行彻 底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。4.2 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。4.3 机组高压油顶起装置已调试合格，压力继电器工作正常，单向阀 及管路阀门均无渗油现象。4.4 发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已 检验合格，处于正常工作状态。4.5 发电机内消防系统已安装完毕并检验合格，处于正常工作状态。4.6 发电机制动系统的操作已调试完毕，动作正常，充水前风闸处于 投入制动状态。4.7 发电机的空气冷却器已检验合格，水路畅

5、通无阻。阀门无渗漏水 现象，冷却循环水系统调试完毕，处于正常工作状态。4.8 测量发电机工作状态的各种表计、自动化元件已安装调试完毕， 整定合格。5、油、水、气系统5.1 全厂透平油系统已投入运行， 能满足 1#机组供油、 用油和排油的 需要。5.2 技术供水系统已调试合格，工作正常。5.3 厂内排水系统已调试合格并投入自动运行，各排水系统的排水量 应满足机组正常运行和检修的需要。5.4 高、低压空气压缩机均已调试合格并投入自动运行，储气罐及管 路畅通，无漏气。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工 作正常。整定值符合设计要求。6、电气一次设备6.1 发电机主引出线及其设备、机端引出口处

6、的电压、电流互感器、 中性点母线及电流互感器、中性点消弧线圈均已安装并调试合格。6.2 发电机出口高压开关柜已安装试验合格。6.3 从发电机引出端直至主变压器低压侧段的母线及其设备已全部安 装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。6.4 主变压器已安装并调试合格， 分接开关置于系统要求的给定位置， 灭火消防系统以及周围安全保护措施符合设计要求， 具备带电试验条 件。6.5 厂用电设备已接通电源投入正常工作。备用电源已检验合格，工 作正常。6.6 GIS设备及110KV高压电缆均已安装并调试合格，具备带电试验 条件。6.7 厂房内各设备接地已检验，接地连接良好。厂外接地网已检查， 总接地电阻已测

7、试，符合规程规定值的要求。6.8 中控室及副厂房工作照明、事故照明已安装并检查合格，油库、 蓄电池室等防爆灯已检查合格。事故交通安全疏散指示牌已检查合 格。7、励磁系统7.1 励磁盘柜已安装并检查合格，回路试验合格。7.2 励磁电源变压器已安装并试验合格，高、低压端连接线已检查， 电缆已检验合格，耐压试验合格。8、电气控制和保护系统8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜安装并检查合格。8.2 中控室模拟屏、控制台、计算机等设备均已安装并检验合格。8.3 与 1#机组有关的所有电气操作控制回路均已作了模拟试验，动作准确可靠。8.4 与 1#机组有关的所有继电保护操作回路均已作了模拟试验，动作 准确

8、可靠。9、直流系统9.1 蓄电池及直流设备已检验合格并投入运行9.2 逆变装置及其回路已检验合格并投入运行二、起动试运行试验项目2.1 充水试验2.2 机组首次手动开停机试验2.3 机组空转运行下调速器系统的调整试验2.4 升流试验2.4.1 水轮发电机短路升流试验2.4.2 对主变高压侧短路升流试验2.5 机组过速试验2.6 机组空载试验2.7 自动起动和自动停机试验2.8 主变冲击合闸试验2.9 机组并列试验2.10 甩负荷试验2.11 机组 72 小时带负荷试验三、试验内容充水试验一、充水前的检查1.1 引水系统的检查1.1.1 河床 1#机组进水口闸门检查a. 进水口闸门已安装完毕清理

9、干净并检验合格。b. 在进水口检修闸门关闭状态下， 检查工作闸门门槽及其周围的 清理情况，应无阻碍闸门启闭的杂物。c. 检查工作闸门启闭门机各部件的安装情况， 并检查门叶吊耳与 拉杆的联结应牢固可靠。门机工作正常，不带闸门进行门机的操作 试验情况良好，现地操作正常，远方电气试验完毕。1.1.2 尾水闸门检查尾水闸门门槽及其周围已清理干净。 尾水闸门及其启闭门机已 安装完工，检验合格，不带尾水门进行启闭门机的操作试验情况良好。 尾水闸门处于关闭状态。1.1.2 流道检查a. 进水流道、通气孔、尾水管等过水通流系统均已清理干净检 验合格。灌浆孔已封堵。 测压头已装好，管路阀门、测量表计均已 安装。

10、水下部分的管路安装完毕，导流板、支撑（水平、垂直）安 装完毕，灌浆完毕。所有过流部件的支撑、焊疤等已经铲除完毕。b. 转轮间隙测定完毕并经监理验收合格。c. 导叶立面间隙、端面间隙的调整测定已经完毕。d. 导叶接力器 及导叶浆叶协联关系曲线已录制完毕。e. 1#机组尾水、进口的排水管畅通，盘形阀安装完毕，经试验 检查动作灵活可靠，无渗漏现象。f. 完成上述检查无问题后，封闭 1#机转轮室进人门、下梯形柱 进人门。1.2 水轮机内部检查1.2.1 水轮机所有部件已安装完毕，施工记录完整并检验合格 转动与固定部分已清扫干净无杂物。1.2.2 主轴密封、检修密封已安装完毕并检验合格。1.2.3 主轴

11、密封排水管以及密封漏水自流排水管已安装完毕。1.2.4 水轮机空气围带试验完毕，并充气。1.2.5 导水机构已安装调整完毕并检验合格， 导叶处于关闭状态， 调速环锁锭投入。1.2.6 各测压计、示流计、流量计、传感器、变送器等各自动化 信号、控制、操作元件均已调试安装完毕并检验合格，回路畅通。1.3 调速系统及其设备检查1.3.1 调速系统及其设备已安装及无水调试完毕并检验合格。1.3.2 油压装置安装调试完毕检验合格并处于正常运行状态。漏 油装置安装调试完毕检验合格并处于正常运行状态。1.4 发电机部分的检查1.4.1 发电机整体已全部安装完工记录完整检验合格。 发电机内 部已进行彻底清扫，

12、定、转子气隙内无杂物。1.4.2 导轴承及推力轴承安装调整合格，冷却系统检验合格。1.4.3 发电机风罩内所有管路、阀门、接头、电磁阀、变送器、 加热器、除湿器等均已检验合格，处于正常工作状态。1.4.4 发电机内消防系统安装完毕并检验合格，进机坑的第一个 阀门处于关闭状态。1.4.5 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架及辅助接线已安装清扫 完毕并检验合格。1.4.6 发电机制动系统安装调整完毕，手动、自动操作调试完毕 检验合格，信号及控制回路畅通，充水前处于制动状态。1.4.7 发电机的空气冷却器安装调整完毕并检验合格。1.4.8 发电机的各种表计、传感器等自动化元件均已安装调试完 毕并检验合格

13、，控制、操作元件动作正常，联动模拟完毕回路畅通。1.5 油、水、气系统检查1.5.1 冷却水泵、膨胀水箱、冷却套等供水系统已安装调试完毕， 检验合格，所有阀门处于关闭状态。1.5.2 进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门、接头均已检验 合格。1.5.3 厂内渗漏排水和检修排水系统完成安装调试并检查合格。 已投入正常运行。1.5.4 主轴密封系统完成安装调试并检查合格。已投入正常运 行。1.5.5 全厂透平油系统已部分投入运行，能满足 1#机组供油、 用油和排油的需要，油质已经化验合格。1.5.6 中、低压气系统安装调试完毕并检验合格， 已投入正常运 行，各部件无漏气，工作正常。机组制动系统、主

14、轴密封系统安装调 试完毕并检验合格，已投入正常运行。1.5.7 1# 机组润滑油系统（低位油箱 -换热器 -高位油箱 -轴承- 低位油箱）安装调试完毕并检验合格，已投入正常运行。1.5.8 机组高压顶起系统安装调整完毕，处于正常工作状态。1.5.9 各管路已标明流向， 各阀门已标明开关方向， 挂牌编号。1.5.10 运行设备部位的消防系统已安装调试完毕并检验合格 1.6 电气设备的检查1.6.1 一次设备检查a. 发电机主引出线及其设备已安装调试完毕并检验合格， 机端引 出口处的PT CT已检验合格。中性点母线及 CT中性点消弧线圈均 已安装调试完毕并检验合格。具备带电试验条件。b. 发电机出

15、口断路器、隔离开关已安装检验合格。c. 从发电机引出端直至 1#主变低压侧的母线及其设备已全部安 装试验完毕并检验合格，具备带电试验条件。d. 1# 主变已安装调试完毕并检验合格。 分接开关置于系统要求的 给定位置，绝缘油化验合格，处于正常运行状态。消防系统安装调试 完毕并检验合格， 周围安全保护措施符合设计要求， 具备带电试验条 件。e. 0.4 KV系统的配电中心的设备已全部安装试验完毕并检验合 格，42B已接通外来电源投入正常工作。各设备已挂牌编号投运。f. GIS高压设备与1#机发电有关回路设备及母线、连接线等均 已安装调试完毕并检验合格。并挂牌编号。g. 总接地网接地电阻已测试，符合

16、规程规定值的要求。h. 各相关工作场所的工作照明安装调整完毕检查合格。 并已经投 入正常运行，临时事故照明已准备好。1.6.2 励磁系统及设备与回路检查a. 励磁系统已安装调试完毕并检查合格。b. 励磁变已安装试验完毕并检验合格。 励磁变高、 低压侧连接线 已检查，电缆已试验合格。1.6.3 控制和保护系统及回路检查a. 水机自动化、机组电气控制和保护设备已安装调试完毕并检验 合格。计算机监控系统的各模拟量、开关量等接口对点检查完毕，正 确无误。b. 厂房内直流系统和各直流电源分配屏以及各直流回路已安装 调试完毕检验合格。并已接通电源投入正常工作。c. 各独立系统的保护、计算机监控回路已检查并

17、完成模拟试验。 计算机监控系统各分步试验、 流程试验、 保护试验已完成模拟动作试 验，其动作准确。d. 发电输出线路，其两侧线路保护应调试完毕， 各开关联动调 试、回路模拟完毕。二、充水试验2.1 基本要求2.1.1 机组充水试验的开始，即是机组起动试运行的正式开始，应确 认按照起动试运行规程要求的有关各项的检查试验已全部完成。2.1.2 坝前水位已蓄至正常发电水位。2.1.3 充水前应确认 :1）进水及尾水闸门处于关闭状态；2）尾水盘形阀、进口盘形阀已关闭；3）1#机转轮室进人门、下梯形柱进人门已关闭；4）油压装置处于正常工作状态，压力油罐至事故配压阀压力油 管上的球阀处于常开位置，导叶已关

18、闭，锁锭电磁阀投入，调速环锁 锭处于锁锭状态；桨叶处于开启位置5) 低压空压机处于工作状态， 0.8 立方的气罐出口阀门常开， 排污阀常闭， 1#机组制动供气总管上的气源阀门处于常开位置， 其他 机组段的气源阀门处于常闭状态。6) 1#机制动控制柜内：制动1DK前后阀门开启，旁路关闭，1DK 开启，排气阀关闭，风闸处于制动状态，制动压力表显示的压力值应 不小于0.7兆帕；复归2DK前后阀门开启，旁路关闭，2DK关闭，复 归压力表显示的压力值为0,排气阀关闭；3DK前后阀门开启，旁路 关闭，3DK开启，排气阀关闭，空气围带处于工作状态，压力表显示 的压力值应不小于 0.5 兆帕；2.2 充水操作

19、及检查2.2.1 尾水管充水2.2.1.1 开启尾水闸门的平压充水阀向尾水管充水。2.2.1.2 在充水过程中检查测压管路、 转轮室进人门、尾水盘形阀及 水工建筑物等部位的漏水情况及测压表计的指示。2.2.1.3 检查尾水管补偿节、 转轮室与导水机构、 导水机构与管形壳 组合面,以及导叶套筒的的漏水情况, 同时检查水轮机室内部组合面 的漏水情况,发现问题必须立刻停止充水并进行处理。 如有特殊情况, 应关闭尾水充水阀,然后打开尾水盘型阀及进口盘型阀进行排水处 理。2.2.1.4 检查空气围带的漏水情况,排水管路应满足排水要求。2.2.1.5 观察尾水管测压表,待充水平压后,提起尾水闸门,并锁锭

20、在门槽上。2.2.2 进口流道充水 222.1缓慢地打开1#机进水口闸门提起150200mm向1#机流道充 水。2.2.1.2 检查发电机定子与管形壳、 定子与冷却套、 冷却套与灯泡头 的组合面的漏水情况， 发现问题必须立刻停止充水并进行处理。 如有 特殊情况，应关闭尾水门，然后打开进口盘型阀及尾水盘型阀进行排 水处理。2.2.1.3 充水过程中，在进人筒位置设置百分表测量、检查灯泡头的 上浮量以及转轮室下沉量，并记录。2.2.2.4 充水过程中，检查通气孔是否畅通。记录充水时间。2.2.3 充水平压后的观测检查和试验2.2.3.1 在现地以手动充水平压后，提起进口闸门。2.2.3.3 观察厂

21、房内渗漏水情况及渗漏水泵排水能力和运转可靠性。三、安全措施3.1 充水实验应在试运行指挥部的统一指挥下进行；3.2 防止调速系统及导水机构的误动：a. 将调速器的控制方式设定为机柜手动， 将导叶全关并将导叶开 度限制全关到零；b. 将调速环的锁锭投入，关闭压力油罐到调速器的主供油阀；c. 充水过程中如发现导水机构误动作， 也可手动操作过速电磁阀 或机械过速配压阀，使事故配压阀工作关闭导水叶。3.3 充水过程中安排专人监视检修集水井、渗漏集水井的水位变化情 况，发现水位上升过快或其它异常现象，及时通知并停止充水。3.5 充水过程中安排专人监护水泵的电源，保证水泵电源稳定可靠。3.6 充水过程中，

22、 利用对讲机作为各部位的通讯， 确保通讯畅通可靠。3.7 提供可靠的照明，以提高工作的效率和安全系数，可防止人身意 外伤害。3.8 与充水相关的各部位的值守安排合理， 分工明确，保证统一领导、 服从指挥、责任到人。机组首次手动起动一 . 起动前准备1.1 主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通， 通讯指挥系统畅通，各部位运行人员已进入岗位。各测量仪器、仪表 已准备就绪。1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。1.3 冷却水水压正常（符合设计调整的数值） ，油系统正常，气系统 各部位正常。1.4 上、下游水位已记录。各部原始温度已记录。1.5 机组高压顶起装置工作正常。1.6

23、 检查并确认制动闸应全部复归。1.6 漏油装置处于自动位置。1.7 水轮机主轴密封水、工作用气均投入，并检查其压力值应符合要 求，检修围带已排气。1.8 调速器处于准备工作状态：1.8.1 油压装置至调速器主供油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常。1.8.2 调速器的滤油器位于工作位置。1.8.3 调速器处于“机手动”位置。1.8.4 调速器的导叶开度限制位于全关位置。1.9 与机组有关的设备应符合下列状态：1.9.1 发电机出口断路器( 23501)处于断开位置。1.9.2 发电机转子集电环碳刷拔出。1.9.3 水力机械保护和测温装置已投入。1.9.4 已拆除所有试验用

24、的短接线及接地线。1.9.5 外接标准频率表至调速器柜监视发电机转速。二、首次手动起动试验2.1 手动拔出锁锭，起动高压油顶起装置。2.2 手动打开调速器的导叶开度限制机构，机组启动后，转速接近额 定转速的 50%，检查机组各部位运行正常后， 再将转速升至额定转速。 将开度限制稳定在空载开度位置。2.3 记录机组的起动开度和空转开度以及接力器行程。当转速达到额定转速的90%(45Hz)时，可手动切除高压油顶起装置，同时随着机 组转速的上升校验电气转速表 90%、95%的位置接点。2.4 机组起动达到额定转速后，在一个小时内，应每隔 10min 测量一 次推力瓦和导轴瓦的温度， 以及各油槽热油温

25、度及冷却水温度， 直至 各部轴瓦温度及热油温度稳定为止。 记录稳定的温度值， 此值不应超 过设计规定值。2.5 监视水轮机主轴密封的工作情况以及漏水量， 发现异常立刻停机2.6 监视转轮室的振动情况，发现异常立刻停机。2.7 监视组合轴承以及导轴承的运转情况，发现异常立刻停机。2.8 通过管型壳上游侧观测孔监视发电机定转子内部的运转情况，发 现异常立刻停机。2.9 监视受油器的运转情况，发现异常立刻停机。2.10 记录全部水力量测系统表计读数和机组附加监测装置表计读数。2.11 测量、记录机组运行中的振动、摆度值，此值不应超过设计规 定值。2.12 在发电机机端电压互感器处测量发电机一次残压及

26、相序。相序 应正确。2.13水轮发电机空转运行，一般经过 46小时后，各部轴承瓦温已 趋于稳定后，可以进行下一步试验。2.14 手动停机过程及停机后的检查1 、手动操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速 的 90时，起动高压油顶起装置，当机组转速降至额定转速的25时，手动加闸使机械制动停机装置作用直至机组停止转动， 解除制动 闸，切除高压油顶起装置。2、记录自加闸开始至机组停止转动的时间。3、停机过程中应检查下列各项：3.1 监视各部位轴承温度变化情况。3.2 检查电气转速信号装置 90%、25%位置接点的动作情况。3.3 检查各部位油槽油位的变化情况。4、停机后投入调速环锁锭。

27、5、停机后投入检修密封，关闭主轴密封润滑水、工作用气。6、停机后的检查和调整：6.1 各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。6.2 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象 .6.3 检查发电机上下挡风板、旋转挡风板是否有松动或断裂 .6.4 检查风闸的磨损情况及动作的灵活性 .6.5 在相应水头下，调整开度限制机构、 主令控制器的空载开度接点6.6 调整各油槽浮子继电器的油位接点。7、手动开、停机正常，所有缺陷均已处理完毕。8、所有与开机有关的设备均已投入自动状态。三、机组空转运行下调速系统的调整试验3.1 检查调速器各部件工作应正常。3.2 进行调速器空转扰动试验，选择空转运行参数：频率给定的

28、调整范围应符合设计要求：4555Hz;扰动量为± 8%；转速最大超调量不应超过转速扰动量的30%;超调次数不应超过 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。3.3 进行手动和自动切换试验时，接力器应无明显摆动。在自动调节 状态下，机组转速相对摆动值不应超过额定转速的± 0.15%。3.4 记录油压装置油泵向压力油罐送油时间及工作周期。在调速器自 动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。四、升流试验4.1 水轮发电机短路试验。4.2 发电机短路试验应具备的条件：4.2.1 在发电机出口开关（ 23501）内侧设置三相短路线； 4.2.2

29、用厂用电源代替并联励磁变压器，提供主励磁装置电源。五、发电机短路试验5.1 手动合灭磁开关， 通过励磁装置手动逐步升流， 检查各电流回路；5.2 绘制发电机差动保护的向量图， 升流检查各电流回路， 电流正确， 各测量表计指示正确；5.3录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流（1772A）下测量发 电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况。5.4 根据发电机绝缘情况，决定是否进行短路干燥。六、过速试验当调速器各参数整定合格后， 根据设计规定的过速保护装置整定 值，进行机组过速试验， 验证机组转动部分的强度及安装的质量情况。 6.1 试验前的准备：6.1.1 在过速试验前，调校好对讲机的频道，保证各相

30、关部位联系畅 通，以使各种数据在同一时刻测定与记录。6.1.2 将转速测控装置的 1 1 5%、 1 60%和机械过速保护装置的 160%的 接点从水机保护回路中断开，并监视其动作正确性。6.1.3 安装好各部位的测量表计。6.2 过速试验。6.2.1 以手动开机方式使机组达到额定转速。6.2.2 待机组运转正常后，将导叶开度限制机构的开度继续加大，使 机组转速上升到额定转速的 115%检查转速测控装置相应的转速接点。6.2.3 继续将转速升至额定转速的 160%，同时检查机械过速保护装置 的动作情况，如果转速超过 160%，机械过速保护装置未动，应立即 手动将导叶开度关到空载，机组转速下降，

31、当转速降到额定转速时， 再关闭导叶使机组停机。否则，应立即操作紧急事故停机电磁阀，紧 急停机。6.2.4 机组过速时，监视推力瓦和导轴瓦的温度变化。6.2.5 机组过速时，监听转动部分与固定部分是否有磨擦现象。6.2.6 机组过速时，监视水轮机主轴密封的工作情况以及漏水量。6.2.7 机组过速时，监视转轮室的振动情况。6.2.8 机组过速时，监视组合轴承以及导轴承的运转情况。6.2.9 机组过速时，通过管型壳上游侧观测孔监视发电机定转子内部 的运转情况。6.2.10 机组过速时，监视受油器的运转情况。6.2.11 记录全部水力量测系统表计读数和机组附加监测装置表计读 数。6.2.12 测量、记

32、录机组运行中的振动、摆度值，此值不应超过设计 规定值。6.2.13 过速试验停机后应进行如下检查：a. 全面检查发电机转动部分，如转子磁极螺栓、阻尼环及磁 极引线等。b. 检查发电机定子基础及内支撑的状态。c. 各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落d. 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。e. 检查发电机挡风板、导风筒、风机等部件是否有松动或断 裂。f. 检查风闸的磨损情况及动作的灵活性。g. 在相应水头下，调整开度限制机构、主令控制器的空转开 度接点。h. 调整各油槽浮子继电器的油位接点。七、安全措施7.1 机组起动过程中， 监视各部位应无异常现象， 如发现金属碰撞声、 水轮机室窜水、推力

33、瓦温度突然或一直升高不能稳定、 推力油槽甩油、 机组振动、摆度过大等不正常现象则应立即停机进行检查处理。7.1.1推力轴承瓦温：报警65C，停机70C。7.1.2发导瓦温：报警65C,停机70C。7.1.3水导瓦温：报警60C,停机65C。7.2 在机组升速过程中加强对各部位轴承温度的监视，如出现急剧升 高或下降现象应立即停机进行检查处理。7.3 在机组运转过程中，如果出现手动不能停机，则应立即按紧急停 机按钮，手动操作事故配压阀动作进行强迫停机。7.4 进入发电机机坑内进行停机检查时，一定要确认锁锭已投入。7.5 不允许随身携带钥匙、钢笔、手表等易掉的个人物品以及未系白 布带的工具等进入发电

34、机机坑， 防止丢失或遗漏物品， 给机组的安全 运行造成隐患。7.6 各部位（集水井及其排水泵、高压顶起装置、水车室、机旁盘、 调速器等）值班人员要坚守岗位，并配置一部对讲机保持通讯畅通。 八、机组空载试验8.1 开机前拆除发电机出口短接线8.2 发电机自动开机至空转8.3 水轮发电机组升压试验8.3.1 发电机升压试验应具备的条件：a. 发电机保护系统投入，励磁及调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入；b. 发电机振动、摆度监测装置投入；c. 发电机出口开关（ 23501）处于断开位置；8.4 水轮发电机升压试验：8.4.1 自动开机检查机组各部位运行正常后，手动升压至 50%额定电

35、压。8.4.2 检查发电机及引出母线、出口开关等电设备是否正常。8.4.3 检查发电机出口电压回路二次侧相序、相位和电压值。844继续升压至额定（10.5KV）,检查低电压和过电压保护的工作 情况，并测量发电机轴电压。8.4.5 将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线，当励磁 电流升至额定时， 测量发电机定子最高电压， 并在此电压下持续 5 分 钟，进行发电机匝间耐压 （此项试验前应先将发电机过电压保护临时 调整为 150%额定电压）。8.5发电机经主变对 110KV 母线短路升流试验：8.5.1 发电机短路已试验完毕。8.5.2 发电机空载试验已完毕。8.5.3 分别投入沙迎甲线线路

36、侧接地刀（ 23111-0）、沙迎甲线隔离刀（ 23111-1、 23111-3）、线路开关（ 23111）、 1#主变高压侧隔离刀（ 23101-1、23101-3）、1#主变高压侧开关（ 23101）和 1#机出口开关 （ 23501），将地刀（ 23111-0）作为线路短路三相短路线。8.6 110KV 侧短路升流试验：8.6.1 手动合灭磁开关，通过励磁装置手动逐步升流，检查1#主变高压侧至线路侧各电流回路。8.6.2 绘制主变保护、母差保护、线路保护和测量表计的向量图，升 流检查各继电保护和测量表计动作的正确性；各电流回路电流正确。8.7水轮发电机组经主变对110KV母线升压试验：8

37、.7.1检查1#主变高压侧及GIS室开关设备无异常，已具备带电条件。8.7.2 检查发电机保护、 厂变保护、 主变保护、母线保护、 线路保护。8.7.3 分别合上发电机出口开关（ 23501），主变高压侧隔离刀（23101-1、23101-3），主变高压侧开关（23101）, 110KV母线 PT 隔 离刀（2311-9、 2312-9），母联隔离刀及开关（ 23100-1、 23100-2、 23100）,沙迎甲线隔离刀及开关（ 23111-1、 23111-3、 23111）,沙迎 乙线隔离刀及开关（ 23112-2、 23111-3、 23112）。8.7.4 确认沙迎甲线及沙迎乙线对侧

38、开关均处于断开位置。8.7.5 手动递升加压, 分别在发电机额定电压的 25%、 50%、 75%、 100% 等情况下检查一次设备的带电工作情况。8.7.6 检查电压回路和同期回路的电压相序和相位。8.7.7 机组自动停机：由计算机操作机组由空转至停机，停机流程正 确。待机组停稳后恢复励磁变及励磁装置永久接线。 九、机组自动开停机及励磁装置检查9.1 手动开、停机正常，所有缺陷均已处理完毕。9.2 所有与开机有关的设备均已投入自动状态。9.3 由计算机远方操作开机，所有运行程序符合开机程序，机组自动 开至空转。9.4 励磁装置的调整试验：9.4.1 空载电压的整定。9.4.2 通道切换、试验

39、。（切换过程应平稳，机端电压无明显波动）943启励试验50%Ue 100%Ue逆变灭磁试验及跳灭磁、开关灭磁试 验。9.4.4 电压的调整范围试验，应符合制造厂的技术指标。9.4.5 发电机的频率、电压特性试验。9.4.6 发电机的阶跃试验。9.4.7 远方操作、电压调整试验，以确定电压调整脉冲的时间。9.5 发电机由停机至空载流程试验和事故停机流程检查。9.5.1 模拟发电机差动保护动作。发电机应启动事故停机流程，且事 故停机流程正确。 待机组停机流程完毕后， 进行发电机停机至空载流 程的试验。由计算机发出停机至空载指令后， 发电机应自动开机， 当发电机 转速达 95%额定转速时自动启励建压

40、至额定。9.6 机组事故停机流程试验：9.6.1 机组在额定电压下模拟发电机过速 145%机组应自动启动停机 流程、灭磁、停机。 十、主变冲击合闸试验10.1 断开发电机出口开关（ 23501）。10.2 投入 1#主变保护。10.3 投入 1#主变中性点接地开关。10.4 合 1#主变高压侧开关（ 23101），利用电力系统对主变冲击合闸 共 5 次，每次间隔 10 分钟。10.5 检查主变有无异状，并检查主变差动保护及瓦斯保护的动作情 况。10.6 检查电压回路和同期回路的电压相序和相位。10.7 利用故障录波装置录制主变冲击时的激磁涌流示波图 。 十一、机组并列试验：11.1 自动开机至

41、空载。11.2 发电机出口开关（ 23501）置断开位置且处于试验位置。11.3 投入自动准同期装置，进行同期装置假并列试验。11.4 同期装置假并列试验正确后，将断路器断开置工作位置，进行 正式同期并网。11.5 机组并网后的调整试验：11.5.1有功功率的调整试验，由LCU进行有功功率的增减试验，增 减负荷应平稳，否则应调整调频脉冲的长短和间隔时间。11.5.2无功功率的调整试验，由LCU进行无功功率的增减试验，无 功功率的增减应平稳，否则应调整调压脉冲的长短和间隔时间。11.6 机组发电至停机流程试验： 11.6.1发电机带一定50%T功功率及无功功率，由LCU发停机令，此 时发电机应自动减负荷至空载跳开关、 灭磁