水电厂1#机组启动方案

1、中电投江西电力有限公司峡山水电厂机电安装工程合同编号： SHDLXS2011-4)01#机组启动试验方案批准：审核：编制：江西水电检修安装工程有限公司峡山水电站检修安装项目部二O三年三月二十二日1. 总则1.1、为确保峡山水电厂1#水轮发电机组启动试运行试验工作顺利、有序地 进行，特制订本方案；1.2、本方案适用于峡山水电站1#机组试运行，2#、3#机组参照执行；1.3、本方案仅列出主要试验项目与试验步骤，相应试验的具体方法参见相 应厂家技术文件；1.5、本方案上报启动委员会批准后执行。2. 编制依据2.1电气装置安装施工及验收规范2.2水轮发电机组启动试验规程(DL/T507-2002)2.

2、3水轮发电机组安装技术规范(GB8564-2003)2.4灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程(DL/T827-2002)2.5有关设备合同、厂家资料、设计资料3. 组织机构试运行总指挥运行4.组设备检修组试验组后 勤 组4.技术参数水轮机主要技术参数水轮机型号GZ125Ob-WP-670最大水头7.28m额定水头4.45m转轮直径6.70m水轮机额定功率12.308MW额定流量309.28m3/s额定转速75.0r/min飞逸转速220r/mi n水轮发电机技术参数型式上游灯泡式三相同步发电机旋转方向顺水流方向看，顺时针旋转型号SFWG12-80/7100)额定容量13.333MVA额定功率1

3、2MW定子绕组连接方式单Y型连接，中性点经接地变压器接地额定功率因数0.90（滞后）额定电压6.3kV额定频率50Hz额定转速75r/min飞逸转速220r/mi n冷却方式具有空气冷却器的密闭循环强迫通风冷却灭火方式水喷雾火火制动方式机械制动主引出线由发电机管型座引出主变压器技术参数型号SF1 31500/121额定容量31500KVA额定电压121 ± 2X 2.5%/6.3KV相数三相频率50H；z线圈联接组Yn" 11冷却方式ODAF中性点接地方式直接接地总重47.6t油重10.3tGIS设备技术参数标称电压110kV额定电压126kV额定频率50Hz相数3相出线断

4、路器额定电流1250A工频耐受电压184kVGIS 1min相对地工频耐压184kV5.启动试运行前应具备的条件5.1流道部分5.1.1进水口拦污栅已安装调试完成,并清理干净检验合格。5.1.2水电站上下游水位测量系统已安装调试合格，水位信号正确。5.1.3进水口及尾水门机、闸门工作状态良好，具备启闭条件。流道充水阀 工作正常，并都处于关闭位置，挂牌警示。所有闸门槽清扫干净，能保证闸门的顺利启闭。拦污栅至闸门之间无遗留钢筋、模板、架管等杂物。5.1.4 过水流道清理干净，经检查具备充水条件。5.1.5 进水段、尾水段流道的检修排水放空阀工作正常，处于关闭状态，并 挂警示牌。5.1.6 所有测压

5、嘴安装完毕，流道通气孔已清理，并保持畅通。5.2 水轮机部分检查5.2.1 水轮机所有设备安装完成， 经检查验收合格， 且清理干净无遗留杂物。5.2.2 各过流部件之间的密封检验合格，无渗漏。所有分瓣部件的各分瓣法 兰已把合严密，符合规定要求。5.2.3 各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连 接件的定位销已按设计要求及规范要求施工完成并检验合格。5.2.4 转轮室的流道进人门已关闭，并检验合格。5.2.5 伸缩节间隙符合图纸要求，密封具有足够的压紧量。5.2.6 转轮已安装完成并检验合格，叶片和转轮室间隙符合图纸要求。5.2.7 重锤挂装完成。5.2.8 检查空气围带密

6、封漏气试验合格，充水前空气围带处于充气状态。5.2.9 导水机构安装已经完成，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧 行程检验合格，并符合设计要求。接力器锁锭动作正常，处于锁定状态。5.2.10 受油器已经安装完毕，经盘车检查摆度合格。5.2.11 轴承润滑油系统安装调试合格，且无渗漏现象。5.2.12 水轮机其它部件检查验收合格。5.2.13 各部位水流及油流示流信号计、传感器、信号控制器均已安装完成， 调试合格，管路、电缆及电线安装完毕，固定牢靠。5.3 调速系统的检查5.3.1 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，各表计、阀门、自动化元件均已整定，符合相关技

7、术要求。透平油化验 合格。5.3.2 压力油罐安全阀、阀组安全阀按规定调整合格，动作可靠。油压装置 油泵在工作压力下运行正常，主、 备用泵切换及手动、自动工作正常，且均 已投入自动。 油位信号器动作正常， 调速系统所有管路阀门接头及部件经检 查无渗漏现象。高压补气装置手动、自动切换动作正确，漏油箱装置手动、 自动调试合格。5.3.3 控制环锁定装置调试合格，信号指示正确。5.3.4 进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器，接力器 与导水机构联动的灵活可靠性和全行程内动作平稳性。 检查导叶开度、 接力 器行程和调速器柜的导叶开度指示器三者的一致性。 录制导叶开度与接力器 行程的关系

8、曲线，应符合厂家技术要求。5.3.5 手动操作调速器， 检查调速器柜和受油器上的浆叶转角指示器的开度 和实际开度的一致性。模拟各种水头下导叶和浆叶的协联关系曲线。5.3.6 调速器的自动操作系统已进行模拟试验，自动开机、停机、事故停机 各部件动作准确可靠。5.3.7 事故配压阀及分段关闭装置均已调试合格，导叶开、关时间调整满足 设计调保计算要求。机械过速装置调试合格。5.4 发电机检查5.4.1 发电机整体安装完成并检验合格。发电机内部已进行彻底清扫，定转 子空气间隙内无杂物；发电机交直流耐压试验合格。5.4.2 各过流部件之间的密封检验合格，无渗漏。所有分瓣部件的各分瓣法 兰已把合严密，符合

9、规定。5.4.3 各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连 接件的定位销已按设计要求及规范要求施工完成，并检验合格。5.4.4 制动闸与制动环之间的间隙合格，吸尘器调试完成。充水前制动闸与 转子机械锁锭处于投入状态。5.4.5 水轮发电机组轴线盘车检验合格，正、反向推力轴承及导轴承安装调 整完成。5.4.6 空气冷却器水压试验合格，阀门无渗漏现象。冷却风机、电加热器等 设备已调试，运行及控制符合设计要求。5.4.7 发电机内灭火水管、喷嘴、火灾探测器安装完毕，检验合格。阀门均 处理正常位置。5.4.8 转子集电环、碳刷、碳刷架已检验合格。5.4.9 发电机灯泡头内所有阀门、

10、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。灯泡头内外所有母线、电缆、辅助线、端子板、 端子箱均已安装检查完毕，正确无误。5.4.10 测量发电机工作状态的各种表计、传感器及自动化元件等均已安装 完成，调试合格。5.4.11 流道盖板、爬梯、发电机支撑安装完成，并检验合格。5.5 励磁系统的检查5.5.1 励磁盘柜安装完成并检验合格， 系统回路已做耐压试验， 并试验合格。5.5.2 励磁变压器已完成安装并检验合格，高、低压端连接线已检查，电缆 已检验合格，耐压试验合格。5.5.3 励磁调节器及功率柜经开环调试，完成相关整定工作。5.5.4 励磁功率柜通风系统已安装完成，运转正

11、常。5.5.5 灭磁开关静态调试完毕，跳合闸试验正确。5.6 油、气、水系统的检查5.6.1 各油箱上的液位信号器已调整合格，油位与温度整定值符合设计要 求。各油泵电动机已做带电动作试验，并运转正常。5.6.2 油、气、水系统的管路安装完工并检验合格，系统压力试验合格，无 渗漏。各管路、附属设备已按规定涂漆，标示流向，各阀门已标明流向、挂 牌编号。5.6.3 油库透平油设备及管路系统已安装调试完毕，检验合格无渗漏。油质 经化验合格。5.6.4 检修排水、渗漏排水系统均已形成，各排水泵、排水阀手动及自动工 作正常。水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求。5.6.5 滤水器、离心泵、表计

12、、接头等机组冷却技术供水系统设备及管道安 装完毕，经调试检验合格，运行可靠。5.6.6 中、低压空气压缩机均已调试合格， 储气罐及管路无漏气， 管路畅通。 各压力表计、温度计、安全阀等设备工作正常。整定值符合设计要求。5.6.7 所有中、低压空气管路已分别分段通入压缩空气进行漏气检查合格。5.6.8 机组段量测系统安装调试完毕，可投入运行使用。5.6.9 所有机组公用管道至 2#、3#机组段分段阀已全部安装完毕， 处于关闭 位置，并采取相应的防误操作措施，工作性能可靠。5.7 电气一次设备的检查5.7.1 发电机出线及其母线设备安装完成，并检查试验合格。5.7.2 1# 、 2#机组出口高压开

13、关设备安装完成，根据实际需要投入设备， 均已调试完毕， 6.3kV 共箱母线安装完毕，试验合格。5.7.3 1B、2B 厂用变安装检查完毕，变压器各项试验合格。5.7.4 所有投入设备接地可靠，廊道层、水泵层、水机层、高低压室、辅 助设备控制及机旁屏层、 管型座内、泡体内及副厂房各层等运行区照明充足。 油库、蓄电池室防爆灯具检查合格，事故照明已检查合格。5.7.5 全厂接地电阻和各主要设备接地已测试完毕，符合设计及规范要求， 接地连接可靠。5.8 电气二次的检查581 1#机组、41B 42B厂用变的有关控制、保护、监视及测量系统设备 安装完毕，试验合格，调试完毕。5.8.2 1#机组LCU公

14、用LCU计算机及监控系统安装调试完毕，上传信号正确，工作正常。583 1#机组LCU及其辅助设备已进行无水试验（开、停机及事故停机、 紧急停机等）模拟试验，动作正确，所有保护定值已按设计要求整定完毕。5.8.4直流系统设备已安装完毕，调试合格，并投入正常工作，UPS装置及其回路已检验合格。5.8.5 下列电气回路已作模拟试验，并验证其动作正确性。（ 1 ）机组水力机械自动操作回路（含重锤关机、高压油顶起等回路）。（ 2）机组调速系统自动操作回路。（ 3）发电机励磁操作回路。（ 4）发电机断路器操作回路。（ 5）全厂公用设备操作回路。（ 6）机组同期操作回路。（ 7）厂用电设备操作回路。5.8.

15、6 电气二次电流回路和电压回路完成通电检查之后，下列继电保护回路及仪表测量回路已进行模拟试验，已验证回路的正确性。（1）1# 发电机保护。(2) 厂用电保护回路。(3) 其它继电保护回路。(4) 仪表测量回路。5.8.7 1# 机组在震动摆度系统安装完毕，调试合格，具备投入条件。5.8.8 与 1#机组启动试验相关的通讯设施已安装完毕，调试合格，通信方 式满足生产调度要求，厂房各部位通信及联络信号畅通，准确可靠。5.9 消防系统的检查5.9.1 与 1#机组启动试验相关的消防供水系统设备安装完毕， 检验合格，并 投入运行。5.9.2 与 1#机组启动试验相关的主、 副厂房各部位的消防管路及消防

16、设施安 装完成并检验合格，符合消防设计要求。5.9.3 与 1#机组启动试验相关的消防报警与联动控制系统安装完毕， 调试合 格。5.9.4 1#主变压器消防系统已安装完毕，调试合格，各项指标符合规范及设 计要求。5.9.5 与 1#机组启动试验相关的消防供水水源可靠， 管道畅通，水量及水压 满足设计要求。5.10 其它5.10.1 试验所使用的有关表计应准备完毕，并校验合格。5.10.2 试验中所需的有关记录表格准备完毕。5.10.3 机组调试所需临时设备工器具及材料准备完善，6. 机组充水试验6.1 充水检查、设置监测点6.1.1 检查监测点位置：廊道、管型座、流道盖板、灯泡头内。6.1.2

17、 各监视点的责任6.1.2.1 廊道：接力器廊道检测测压表计读数， 1#、2#、3#机组进水段及尾水段DN300检修排水阀的密封情况，监视外配水法兰、导水机构、转轮室法 兰、伸缩节的密封情况。6.1.2.2 管型座：监视内配水法兰、水轮机轴承座、主轴密封、定子法兰的 密封情况。6.1.2.3 流道盖板：监视流道盖板、竖井上法兰的密封情况，进水压力。6.1.2.4 灯泡头内：监视灯泡头法兰、 定子排水管、 竖井下法兰的密封情况。6.1.3 各监视检查点如发现异常情况，应立即报告试运行指挥部总指挥。6.1.4 在转轮室上部下游侧装设百分表，测量充水后的下沉值。在转子与定 子之间装设百分表， 检查空

18、气间隙的变化情况。 在流道盖板上游墙上焊一支 架，装设百分表，检查灯泡头的上浮量。6.2 充水条件6.2.1 坝前蓄水完毕，保证机组最小水头 2.45 米。6.2.2 2#、3#进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。 1#机尾水管进人门已可 靠关闭，1#、2#、3#机组的 1#、2#技术供水泵上、 下游取水进口阀 ( 1S01-1， 1S02-1，1S01-1，1S02-2；2S01-1，2S02-1，2S01-1，2S02-2；3S01-1，3S02-1， 3S01-1, 3S02-2), 2#、3#机进水、尾水流道检修排水阀(2S50-1, 2S50-2; 3S50-1,3S50-2 ) ，

19、1#、 2#检修排水泵进口阀( 0S61-1,0S61-2)， 1#、 2#消防 水泵上下游取水阀 ( 0S04-1,0S04-2,0S05-1,0S05-2 )，技术供水上、 下游取 水口反冲洗控制阀(0S07,0S08)均处于关闭状态，并挂牌警示。调速器、 导水机构处于关闭状态， 接力器锁定已投入。空气围带、 制动器、转子机械 锁定处于投入状态。6.2.3 厂房渗漏排水系统投入“自动”控制方式，工作正常。6.3 充水试验操作程序6.3.1. 在上游拦污栅前留一个进水口，准备好一台挖机，慢慢下大坝闸门， 把水位抬高， 从上游向进水、 尾水流道内充水， 在充水过程中随时检查导水 机构、转轮室、

20、伸缩节、进人门、主轴密封及测压系统管路、灯泡体、管型 座、流道盖板等的漏水情况。 若漏水量过大， 应立即报告试运行指挥部总指 挥停止充水，用挖机把上游流道口封堵，把溢流闸门提起放水，并将 1#、 2#渗漏排水泵进口阀(0S51-1 ,0S51-2 )打开，渗漏排水泵控制方式投入“自 动”，尽快把漏水地方处理好。原则上先从尾水充水，再充上游流道，具体 视情况而定。6.3.2. 检查 EL101.80 层的进水口及尾水压力测量表计，确认平压后，继续 观察有无漏水情况。6.3.3. 记录充水起止时间和上下游水位。6.4 充水后的静水试验6.4.1 观察集水井水位变化，应无异常升高情况。检查厂内渗漏水

21、的情况及 排水泵的排水能力和运转的可靠性。6.4.2 开启 1#机组 1#、2#技术供水泵取水阀，依次打开空气冷却器进出水 管控制阀， 油冷却器进出管控制阀， 主轴密封供水阀， 冷却水总排水阀。 启 动 1#（或 2#）技术供水泵，从 1#机组（上游（或下游）流道内取水，检查 技术供水系统各部位密封情况，应无渗漏。否则应关闭 1#机组 1#、2#技术 供水泵取水阀，并予以处理。7. 机组空转（载）试运行7.1 试验项目 手动方式启动机组至额定转速，检查各部摆度、振动情况、瓦温情况， 测量发电机残压和校核发电机相序，停机试验（手动加闸） ，记录停机时间 及启动开度、空载开度。调速器空载扰动试验，

22、无励磁自动开停机，过速试 验。7.2 启动前应具备的条件7.2.1 灯泡体内、管型座、交通廊道、调速器、中控制室及指挥台等处的联 络信号应畅通可靠。7.2.2 将调速器手自动切换阀置于手动位置， 油压装置油泵和自动补气装置 处于“自动”位置。7.2.3 水机保护已投入， 6.3kV 系统断路器、隔离开关处断开位置，各试验 用短接线及接地线已拆除，启动试验的测量准备工作已就绪。7.2.4 集电环碳刷与滑环接触良好，励磁系统已可靠退出。7.2.5 检查工作密封在投入状态。7.2.6 确认转动部分与固定部分无异物， 制动闸和转子机械锁锭已全部在退 出位置。7.2.7 机组测量系统已投入，各部位信号正

23、常。各部位温度、压力、油位正 常，并作原始记录。7.2.8 各部位在线监测装置投入；各轴承轴向、径向振动及灯泡头径向振动 等临时部位监视、测量工作已准备就绪。7.2.9 投入轴承油系统冷却水。7.2.10 轴承润滑油系统控制方式均在“手动”位置。轴承高压油泵油系统 控制方式均在“手动”位置。7.2.11 中、低压气系统运行可靠正常，排水系统工作正常。均处于“自动” 运行状态。7.2.12 机组所有阀门处于正常工作位置。7.2.13 转速信号装置已按设计要求整定完毕，投入运行。7.2.14 发电机保护装置按要求投入。7215全厂上位机系统、机组 LCU和公用LCU已经投入，各变量之间通信 正常，

24、各路开关量输入、输出已满足机组运行条件。72.16 外接标准频率计或转速表，以监视机组转速。7.2.17 机组起动前对转子进行充磁，以备残压测频。7.2.18 检查机组风机控制开关均在“手动”位置。7.3 机组首次启动7.3.1 所有准备工作就绪后（包括人员到位和联络信号畅通）由试运行总指 挥下令，调速器专职进行操作， 退出制动器、转子机械锁锭及导水机构锁锭。7.3.2 投入 1#机组技术供水、水轮机密封润滑水，退出检修密封。7.3.3 手动投入润滑油泵，打开润滑油阀门。7.3.4 手动投入高压油泵顶起装置。7.3.5 待高压油顶起装置投入 1 分钟后，手动操作调速器，启动机组，并记 录启动开

25、度（导叶、浆叶） 。在打开导叶至机组开始转动，立即关闭导叶， 检查无异常后再升速。736在50%Ne专速下可以暂停升速，观察各部无异常后方可继续升速，进 行下一步工作。7.3.7当机组转速升至90%Ne寸，手动退出高压顶起油泵，校验电气转速继 电器相应的触点；在当机组转速升至 95%N剖100%Ne寸，应分别校验机组 转速表指示应正确， 整定空载开限值及相应触点位置。 同时记录当时水头下 的空载开度、上下游水位及进水、尾水流道压力等有关参数。7.3.8 在启动及运行中如遇有下列情况， 该部位监测人员应立即报告试运行 指挥部总指挥停机并查明原因： 转动部分与固定部分有碰撞声或其它异常磨 擦声；摆

26、度、振动过大， 危及机组安全运行； 发电机径向导轴承、 推力轴承、水轮机导轴承瓦温急剧上升时；受油器翻油等其它异常现象。7.3.9 机组启动正常后，监视、测量并记录各部摆度、振动、瓦温、油温、 定子温度，在半小时内每隔5min测量记录一次，半小时后每15分钟监测记 录一次， 1 小时后每半小时记录一次，瓦温稳定后， 1 小时记录一次。7.3.10 测量发电机残压及相序。7311机组在额定转速下运转46h左右，各部位瓦温稳定后，由总指挥 发停机令，手动操作调速器，逐渐关闭导叶，在转速达到 90%Ne寸，手动开 启高压顶起油泵，调速器专职再手动操作，关闭导叶至全关。7.3.12当转速降至30%Ne

27、寸，校验电气转速继电器相应的触点后，手动加 闸，记录停机总时间和制动后至机组停止转动时间。7.3.13 机组停机时，检查高压顶起油泵退出情况。7.3.14 投接力器锁锭，投水轮机检修密封。投转子机械锁定，关闭调速器 主供油阀。7.3.15 停机后全面检查机组。具体如下： 进入检查前，发电机组做好必要安全措施。 检查人员在进入机组内部前必须卸除随身所带金属等物品， 同时登记带 入机组内部的工器具，进、出机组前后帐物要相符。 各部位螺栓、螺母、销钉、锁片是否松动或脱落。 检查固定和转动部分的焊缝是否有开裂现象。 检查发电机挡风板、挡风圈等是否有松动或断裂。 检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。7.4

28、 调速系统空载试验7.4.1 由试运行总指挥下令进行第二次手动开机，调速器专职进行操作，退 出制动器、转子机械锁锭及导水机构锁锭。7.4.2 退出检修密封。7.4.3 手动投入润滑油泵，打开润滑油阀门。7.4.4 手动投入高压油泵顶起装置。7.4.5 待高压油顶起装置投入 1 分钟后，手动操作调速器，启动机组，升速 至额定。7.4.6 检查调速器测频信号，其波形应正确，幅值符合要求。7.4.7 频率给定的调整范围应符合设计要求。7.4.8 进行手动和自动切换试验时，接力器应无明显摆动。7.4.9 按下列要求做调速器扰动试验， 找出空载运行的最佳参数并记录。 在 自动调节状态下，机组转速相对摆动

29、值不超过± 0.25%。a) 扰动量一般为± 8%。b) 转速最大超调量，不应超过转速扰动量的 30%。c) 超调次数不超过两次。d) 调节时间应符合规程或设计规定。7.4.10 记录油压装置油泵向压力油罐送油的时间及工作周期。7.5 机组过速试验7.5.1 将转速信号装置电气过速保护接点从装置背板接线端子上拆除。7.5.2 手动操作调速器，使机组转速上升至 115%额定转速，进行电气转速信号 装置保护动作值整定，调整其相应的转速触点；校验电气过速动作值，必要时 进行调整。 然后继续将转速迅速升至 160%额定转速， 如过速保护装置未动作， 再操作调速器进行停机， (若过速

30、过程出现异常则立即停机，检查处理后再重 新开始试验)。转速降至 30%额定转速时手动加闸。试验过程中，注意各部轴 承温度变化情况，转速信号装置接点动作情况。7.5.3 过速试验中，监测记录各部位的振动和摆度值、各部轴承温升值、水轮 发电机组运转声响、 发电机空气间隙变化， 尾水管压力、 前流道压力值等情况。 7.5.4机组停稳后，投控制环锁锭、检修密封，关闭主供压力油阀。7.5.5 停机后对机组进行检查、处理： 全面检查发电机、水轮机转动及固定部分。 同 7. 3.15 规定的检查项目。 过速过程中发现的问题进行处理及必要的调整。7.6 机组自动开停机7.6.1 确认调速器处于“自动”位置。高

31、压油顶起、机组润滑油、技术供水、 制动供气、围带供气均处于自动状态。762 在机组LCU屏发开机令，检查记录如下项目： 检查自动开机程序及各自动化元件动作是否正确， 检查技术供水等辅助设 备投入情况正常； 检查高压油顶起装置动作及油压情况正常； 检查调速器动作情况正常；记录最大转速值，调节次数等。 记录自发开机脉冲至机组开始转动所需时间； 记录自发开机脉冲至机组达额定转速所需时间； 检查测速装置的转速触点动作是否正确；763 在机组LCU屏发停机令，检查或记录下列各项： 检查自动停机程序及各自动化元件动作是否正确； 记录自发停机脉冲至要组转速降至制动转速所需时间； 记录制动闸加闸至机组全停的时

32、间； 检查测速装置的转速触点及调速器动作是否正确； 当机组转速降至设计规范定转速时， 高压油顶起装置能自动投入。 当机组 停止后应能自动停止高压油顶起装置，制动闸保持投入状态。7.6.4 机组自动开停机过程中，录制机组升至额定转速及由额定转速降至零时 的转速与时间的关系曲线。 检查起停过程中高压顶起油泵、 制动器的动作情况， 检查调速器、自动化元件的动作情况，动作值符合相应的整定值。7.6.5 上位机自动开停机自动开机，在机组达额定转速稳定后，进行调速器手动- 自动切换试验，接力器应无明显摆动。调速器自动状态下比例阀和数字阀的控制切换，切换过程应 无扰动。分别进行滤网切换、交直流电源切换，切换

33、过程无扰动。进行调速器 失电试验，调速器能保持原工况。 7.6 励磁系统空载试验7.7.1 自动启动机组，升速至额定转速。7.7.2 检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。自动励磁调节器 应能在发电机空载额定电压的70%-110%范围内进行稳定且平滑地调节。7.7.3 在发电机额定转速下，手动起励，检查手动控制单元调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%。7.7.4 测量励磁调节器的开环放大倍数值。 录制和观察励磁调节器各部特性。 对于晶闸管励磁系统，还应在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均 流系数，其值不应低于 0.85 。

34、7.7.5 分别在发电机空载状态下，检查励磁调节器投入、上下限调节、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在 发电机空载且转速在额定转速的 95%- 100%范围内，突然投入励磁系统，使发 电机机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过 2 次，调节时间不大于 5s。7.7.6 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，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。7.7.7 带自动励磁调节器的发电机电压一频率特性试验，应在发电机空载状 态下，使发电机转速在额定转速的± 10%范围内

35、改变，测定发电机端电压变化 值，录制发电机电压一频率特性曲线。 频率每变化 1%，自动励磁调节系统应保 证发电机电压的变化值不大于额定值的± 0.25%。7.7.8 晶闸管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。7.7.9 进行逆变灭磁试验。8 发电机升流试验8.1 K1 短路点升流试验8.1.1 发电机升流试验应具备的条件8.1.1.1 根据 1#机组启动试验计划，及时与电力调度联系，调度同意。8.1.1.2 检查 1#机组出口断路器 910，均应处于“分闸”位置。8.1.1.3 检查 1#厂用变压器 6.3kV 开关

36、 911 应拉出至“检修”位置。8.1.1.4 升流试验设施及临时电源准备完毕。8.1.1.5 K i短路点设定在发电机出口开关下部，用铜排将三相可靠短接。8.1.2 试验步骤8.1.2.1 退出 1#发电机差动保护。8.1.2.2 依运行总指挥命令，合上 1#机组灭磁开关。8.1.2.3 励磁调节方式设定为“手动”通道。8.1.2.4 投入 1#机组温度过高、过速、事故低油压、低油位等水机保护。8.1.2.5 投入 1#发电机保护装置，发电机差动、过流、过电压、过负荷、 轴电流保护等保护投信号。8.1.2.6 确认励磁变低压侧相序应为正相序（测量部位为励磁功率柜交流 进线刀闸，测量仪器为双钳

37、相位伏安表）8.1.2.7 在调速器电调柜上进行手动开机至额定转速，机组运行正常。将励 磁装置上交流侧刀闸合上、在励磁调节柜上手动升流至10%定子额定电流，用钳形相位伏安表检查发电机差动电流回路的极性和相位， 检查测量表计接 线及指示的正确性和对称性； 并在事先准备好的记录表格上进行记录。 绘制 继电保护及表计电流向量图。8.1.2.8 经检查无误后，继续操作升流，每隔 10%定子额定电流，记录发电 机定子电流和励磁电流、励磁电压，直至定子额定电流的110%；然后操作减少励磁电流，每隔 10%定子额定电流，记录发电机定子电流和励磁电流、 励磁电压，直至返回至定子额定电流的 10%，并录制发电机

38、三相短路特性曲 线。8.1.2.9 调节励磁电流至 100%发电机额定定子电流， 在额定电流下， 测量机 组的振动与摆度，检查碳刷与集电环的工作情况，不应有跳火、发热形象。8.1.2.10 在额定定子电流下手动跳开灭磁开关，检验灭磁和消弧情况是否 正常。并录制发电机在额定电流时灭磁过程示波图。8.1.2.11 升流试验合格后，模拟水机事故停机。8.1.2.12 拆除 K1 短路点处三相短路铜排。8.2 主变差动、母线差动保护检查，等机组并网后带小负荷检查。9. 发电机升压试验（自并励）9.1 发电机升压试验应具备的条件9.1.1 1# 发电机保护装置按规定投入。9.1.2 1# 机组励磁电源已

39、恢复为正常接线方式。励磁调节器置手动。9.1.3 发电机在线监测装置投入。9.1.4 检查 1#发电机出口断路器 910 处于“分闸”位置，并退至检修位置；9.1.5检查1#主变低压9011手车处于“工作”位置，TV二次空气开关处于“合 闸”位置。9.1.6 检查 1#厂用变压器高压断路器 911 手车处于“运行”位置， 1#厂用变压 器低压侧开关处于“合闸”位置。9.1.7检查机组出口 TV高压熔断器和1#机组出口 TV（G1TV1 G1TV2手车，均 处于“工作”位置，TV二次空气开关处于“合闸”位置。9.2 试验步骤9.2.1 自动开机，转速额定后，手动起励至 10%额定电压，并检查下列

40、各项：9.2.1.1 测量机组出口各电压互感器二次侧残压，并检查三相电压的对称性。9.2.1.2 发电机及其引出线、发电机中性点柜、电压互感器等设备带电是否正 常。9.2.2 每隔 10%额定电压，记录定子电压、转子电流和机组频率，录制发电机 空载特性上升曲线。 当机组励磁电流到达额定值后， 记录发电机定子最高电压， 以定子最高电压不超过 1.3 倍额定电压为限。开始降压，到达额定电压时，每 隔 10%额定电压记录定子电压、转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的 下降曲线。试验过程中，注意检查一次设备带电情况。9.2.3 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是否正 常。9

41、.2.4 检查电压互感器二次侧相序、相位及电压值是否正确，应与二次出线标 志一致。9.2.5 重新开始升压至额定电压， 分别在 50%与 100%额定电压下跳开灭磁开关， 检查灭磁及消弧情况，录制示波图。10. 并列带负荷试验及调速系统协联试验10.1 并列带负荷试验 此试验项目为机组带励磁自动开机，自动建压运行于额定空载运行工况。10.1.1 同期核相检查，校核同期回路接线是否正确。10.1.2 以 1#发电机出口开关为并列点，拉开 1#机组出口断路器小车在试验位， 分别以手动与自动准同期方式进行机组的“假同期”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

42、图。10.1.3 “假同期”试验检查完毕，同期接线正确后，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。10.2 机组带负荷试验10.2.1 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。10.2.2 进行并网情况下的调速器的调节试验， 确定调速器在并网情况下的最佳 调节参数。10.2.3 有功负荷逐级增加，应注意观察并记录机组各部运行情况和各仪表指 示。观察和测量机组在各种负荷工况下的振动、摆度范围及其量值，观察机组的工作情况。10.2.4 机组带负荷下励磁调节器试验：a) . 在发电机有功功率分别为 0、50%和 100%额定值下， 按设计要求调

43、整发电 机无功功率从零到额定值，调节应平稳，无跳动；b) . 测定并计算发电机端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计 要求；c) . 测定并计算发电机调压静差率，其值应小于 0.2%；d) . 分别进行调节器各种限制器及保护的试验和整定。10.2.5 机组有功负荷与无功负荷的调整， 先分别在现在调速器与励磁装置上进 行，再通过计算机监控系统控制调节。11. 甩负荷试验11.1 甩负荷试验在额定负荷的 25%、50%、75%、100%下分别进行，并按水轮 发电机组甩负荷试验记录表记录相关数值。同时录制过渡过程的各种参数变 化曲线及过程曲线，记录各部瓦温的变化情况。机组甩 25%额定负荷时

44、，记录 接力器不动时间。11.2 机组甩负荷时检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。机组甩额定有功 负荷时，发电机电压超调量不应大于额定电压的 15%，振荡次数不超过 3 次， 调节时间不大于 5s。11.3 发电机甩负荷时，检查调速系统的动态调节性能，甩 100%额定负荷时， 校核接力器关闭时间，前流道水压升高水头，转速上升率的设计值。11.4 机组甩负荷后调速器的动态品质应满足下列要求：11.4.1 甩 100%额定负荷后， 在转速变化过程中超过稳态转速 3%以上的波峰不 应超过 2 次；11.4.2 机组甩 100%额定负荷后，从接力器第一次向关闭方向移动起到机组转 速波动值不超过

45、7; 5%为止所经历的时间应不大于 40s；11.4.1 接力器不动时间不超过 0.2s 。11.5 甩负荷试验完成后，应停机对机组进行全面的检查。12. 机组试运行12.1 目的12.1.1 较长时间的进一步考验机组的各种性能。12.1.2 进一步连续考验水工建筑、水轮发电机组、辅助设备、电气一、二 次设备的可靠性和安全性。12.1.3 进一步连续观测各部位的振动、摆度、温度、压力及气、水、油系 统的运行情况。12.1.4 通过以上考验、观测，对 1#机能否正式并网试生产做出结论。12.2 试运行准备12.2.1 组织试运行人员，熟悉设备和操作规程。12.2.2 准备好各种记录表格和工作票。12.2.3 申请并网并得到调度允许后进行 72 小时试运行。12.2.4 按正常运行方式投入所有操作