第11章机组调试及试运行

1、第二卷 施工组织设计 湖北堵河小漩水电站机电设备安装工程第十一章 机组调试及试运行11.1 概述本章工作内容主要包括按有关规程规范和设备供货商的技术文件进行本合同项下所有机电设备的调试、起动试验及试运行的全部工作。合同工作范围的所有设备，在试验前，我方均应向监理工程师提交详细的试验计划，经监理工程师批准后实施。在各台机组及其相应的配套设施、公用设施安装完毕，相应各单元工程和分部单位工程已通过验收后，按照灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程（DL/T827）的规定进行机组充水试验、起动运行试验、试运行。向工程师提出书面的机组试运行大纲和启动验收申请，经工程师审查后再报机组启动验收委员会批准，由启动

2、验收委员会发布机组启动命令。11.2 专业设置及试验项目根据本标段电气试验工作范围、工作量、投产进度要求和技术质量标准，机组进入启动试运行期间设置检修组、运行组、试验组、综合保障组，电气试验室按专业配置如下四个专业：（1）监控系统及通信专业：负责全厂计算机监控系统及全厂通信、工业电视、火灾报警及联动的调试。（2）高压试验专业：负责各种高压设备的电气试验及励磁系统的调试。（3）自动化专业：负责机组的调速、消防、LCU现地控制单元、机组油、气水系统的试验调整，各类变送器及自动化元件的检查及校验等，负责机组直流和自用电系统设备的试验及调整。（4）继电保护专业：负责发变组保护、线路保护、机组录波设备、

3、自用电系统保护的调整和试验，负责各保护继电器的试验和整定，系统中电流、电压互感器的试验等，负责各种仪器、表计的检查及校验，并负责保管、维护和校验试验室用的仪器、仪表及设备。试验专业及人员根据实际需要，灵活配置。11.2.1水轮机自动化按照设计图纸对自动化元件进行试验和整定，整定值与设计值相符。11.2.2 调速器及其油压装置的调试11.2.2.1一般检查试验：(1)外观检查。(2)各表计、压力开关、继电器等按规定校验合格。(3)所有接线正确，各器件及控制回路绝缘试验符合规程要求。(4)调速器系统中减载阀、安全阀、自动补气阀、主配压阀等均动作灵敏，正确。11.2.2.2压油装置检查试验：(1)压

4、力油罐压力试验。按规定进行严密性耐压试验。(2)油压装置动作试验。油泵运转试验完成，阀组（减压阀、安全阀、自动补气阀、回油阀等），压力开关，压力信号器，油位信号器按设计值整定。人为排油排气，控制油压及油位变化，使压力信号器和油位信号器动作，以控制油泵按各种方式运转并进行自动补气，检查油压正常、油压高、油压过高、油压低、油压过低、油位正常、油位高、油位过高、油位过低、事故低油压等相关信号量上传PLC是否正确。11.2.2.3调速器系统检查调整试验：(1)电源部分检查：电源在空载和额定负载情况下，工作电压值符合设计规定定值，电源保护动作正确可靠，交流电源或直流电源在掉电情况下，接力器不应有明显变化

5、。(2)数字式控制单元和相应电气插件检查试验。(3)用便携式计算机向数字式微机调速器输入运行程序。(4)检查各插件接线应正确无误，通电运行功能良好。(5)输入/输出开关，输入/输出模拟量传送检查。(6)转速检测置检查，试验。(7)电网频率测量检查，检查静态和动态情况下，网频消失时，接力器的稳定情况。(8)双独立回路电气反馈装置（导叶反馈，主配压阀反馈）和开度调节放大器系统调整。准备条件：球阀已关闭，压力油回路具备运行条件，主配压阀随时可以控制。模拟开度调节放大器一输入信号，调节放大器上调节电位器，测量输出值，与要求相符。导叶反馈传感器调整。操作接力器分别到达中间，全关、全开位置，调节导叶反馈伟

6、感器中的相关调节元件，测量反馈传感器输出应符合设计要求值。（此项试验需重复多次）主配压阀反馈传感器的调整操作接力器，调整主配压阀上调整螺钉，测量输出值符合设计要求。检查反馈消失时，接力器不动时间应符合规程要求。开度控制回路参数优化。在接力器停止情况下，给开度调节放大器输入阶跃函数SV=±2%，±5%，±10%，设定几组参数，录制主配压阀，接力器动作曲线图，检查调速器的超调量及超调时间应符合规程要求。在接力器自由开度调节情况下，给开度调节放大器输入阶跃函数，设定几组参数用录波仪录制主配压阀动作曲线图。根据动作曲线优化回路参数。(9)导叶分段关闭装置的调整。直线关闭时

7、间调整后投入分段关闭装置，按设计要求调整拐点和接力器全行程及关闭时间，录取接力器开、闭过程曲线。(10)频率及功率给定回路试验。11.2.2.4调速器低油压调整试验。11.2.2.5调速器紧急停机电磁阀动作试验。11.2.2.6调速器模拟动作试验(1)根据设计图纸检查操作回路，分别对各回路进行模拟运行，正确无误后进行开停机模拟动作试验。(2)输入开机令，调速器开度限制机构开至起动开度，导叶接力器也开至起动开度，模拟机组频率逐渐上升至额定值，导叶接力器即关至空载开度，开机过程模拟完成。(3)输入“发电机断路器合上”令，开度自动开启到规定位置，输入“増负荷”和“减负荷”指令,接力器开度跟随指令增大

8、和减小。(4)输入停机令，接力器迅速关至空载位置，出口断路器跳闸，开度关闭至零，模拟机组频率下降到零，停机过程完成。(5)进行调速器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操作的灵活可靠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等三者的一致性，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。(6)事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格。用紧急关闭方法初步检查导叶全开到全关所需时间，应符合要求。(7)对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机时各部件动作的准确性和可靠性。(8)模拟调速系统各种故障,保护装置应可靠动作。11.2.

9、2.7手动开机试验：缓慢开启导叶，机组逐渐升速直至额定转速，测定转速摆动值。开机过程中记录测速装置的频率输出信号与机组转速关系曲线。11.2.2.8空载扰动试验。(1)准备工作；便携式计算机与调速器控制单元相连，自动记录仪接入,记录主配压阀位置变化曲线，净水头变化曲线，转速变化曲线，导叶开变化曲线。(2)试验过程：选取bt、Tn、Kv、Tv不同组合参数，加入转速扰动量±8%，录取转速变化过程，确定调节最优参数。11.2.2.9自动、开停机试验：分别在现地LCU和中控室进行机组自动开、停机试验。录取开停机过程中机组转速，主配压阀位置、导叶开度等变化曲线。11.2.2.10突变负荷试验：

10、机组带负荷后，在不同的调节参数组合下，使机组突变负荷，其变化量不大于机组额定负荷的25%，观察并记录机组转速、功率、导叶开度等参数变化曲线过程，选取负载工况下的最优调节参数。11.2.2.11甩负荷试验：在空载和负载最优调节参数下，依次甩25%、50%、75%、100%额定负荷，录取机组转速，导叶接力器行程，主配压阀动作参数变化曲线。根据引水管道压力上升和机组速率上升优化调速器参数。11.2.2.12事故低油压关闭导叶试验：机组在额定负荷运行，油压装置切为手动，用手动排气方法将油逐渐降至事故低油压整定值，事故低油压保护应准确动作。11.2.3 发电机试验11.2.3.1测量定子绕组的绝缘电阻和

11、极化指数各相绝缘电阻不平衡系数不大于2，极化指数不应小于2，测量时记录定子温度和环境温度空气湿度。11.2.3.2测量定子绕组的直流电阻该项目在定子吊入机坑前进行，测量时应记录定子绕组温度和环境温度，两者差值应在±3之内。各分支绕组的直流电阻值，相互差不应超过其最小值的2%，与产品出厂时测得换算到同一温度下的数值比较，其变化不应大于2%。11.2.3.3定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量试验在定子绕组安装完毕后进行，试验电压为额定电压的3倍，试验电压按阶段递升，每级0.5倍额定电压停留1分钟，并记录泄漏电流，在规定的试验电压下泄漏电流应符合以下规定：各相泄漏电流差别不应大于最小值的5

12、0%；泄漏电流不应随时间延长而增大；试验时记录定子绕组温度和环境温度，空气温度。注意事项：试验完毕后，应对被试绕组对地充分放电以免对另一试验绕组产生影响或造成人身伤害。11.2.3.4定子交流耐压试验(1)定子整体耐压试验在绝缘电阻和极化系数测量，泄漏电流试验合格后进行,试验采用调感式串联谐振试验装置（CHX-1250KVA/50KV），在保证所有试验设备仪器仪表指示正确，保护装置安全可靠前提下进行。(2)试验中的注意事项：升压必须从零开始，不可冲击合闸，谐振调整好后应均匀升压，速度控制在每秒3%的试验电压；试验人员要精心准备，安全操作；试验过程中，应安排人员对定子绕组情况进行观察，记录绕组起

13、晕电压，当达到试验电压时，记录高压侧电流，计算定子对地电容值；试验结束后，测量绕组绝缘电阻和极化系数，其值不低于耐压前值30%。试验过程中发现问题及时停止试验，应查找出原因后，说明情况后，方可重新试验。11.2.3.5测量转子磁极绕组的绝缘电阻对每一磁极吊装前、吊装后进行测量，以及联成整体后，测量转子绕组的绝缘电阻值，绝缘电阻不应低于2M。试验时记录转子温度，环境温度和空气湿度。11.2.3.6测量转子绕组的直流电阻：对每一磁极吊装前、吊装后进行测量，相互之间比较不应有较大差别，以及联成整体后进行测量，整体绕组表面温度与环境温度之差应在±3范围内，测量数值与产品出厂数值换算至同一温度

14、下比较其差值不超过2%。11.2.3.7测量转子交流阻抗(1)对每一磁极吊装前、后进行测量，测量数值互比较应无明显差别。(2)联成整体后，测量转子绕组的整体交流阻抗。(3)试验施加电压峰值不应超过额定励磁电压值。(4)测量时记录转子温度和环境温度。11.2.3.8转子绕组交流耐压试验(1)绝缘电阻测量合格后进行。(2)试验电压选择:组装前单个磁极的耐压值按制造厂规定进行，组装后的试验电压值为额定励磁电压的10倍,并不低于1500V。11.2.3.9发电机励磁回路的电气试验(1)测量发电机励磁回路连同所连接设备的绝缘电阻，包括滑环、刷架、励磁引线电缆、灭磁开关及可控硅整流柜等，测量值应不低于0.

15、5M。(2)测量时应将插件拨出，电容、硅整流器等两极短接。(3)发电电动机励磁回路连同所连设备的交流耐压试验。(4)试验电压为1000V，可控硅励磁装置本体的试验电压按厂家规定进行。11.2.4 励磁系统的调试11.2.4.1 励磁电源回路及设备试验励磁系统的调试依据DL489 大中型水轮发电机静止励磁系统装置试验规范和设计图纸及设备生产厂家的有关技术资料进行。励磁电源回路及设备试验(1)励磁变压器试验同其他电力变压器的试验，主要项目为：绝缘电阻测量，交流工频耐压，线圈直流电阻测量，变比测量。重点是励磁变引出线的极性测定。(2)励磁变低压侧断路器试验。(3)交流供电电缆试验(4)转子直流馈电电

16、缆试验11.2.4.2励磁装置调试(1)一般性外观检查：励磁装置内各测量控制单元、元器件完好无损，盘内接线正确牢固，CT 端子回路检查，确保不开路。(2)各回路绝缘电阻及绝缘耐压试验；(3)与机组LCU、继电保护装置等其他系统的接线检查；(4)控制、保护、信号及检测设备动作正确性检查；(5)电压电流保护整定；(6)励磁装置各单元及辅助功能单元的静态特性试验：控制电源检查：电源在空载和额定负载情况下，工作电压值符合设计规定定值，电源保护动作正确可靠。励磁操作检查：起励操作检查、风机操作检查、灭磁开关操作检查、励磁系统外部输入信号检查、励磁装置照明及加热器回路检查、励磁系统输出信号检查、励磁系统通

17、信信号检查、检查同步变压器的同步情况等；用便携式计算机向数字式微机励磁调节器输入运行程序；电网及机组的电压频率检测；PID各调节参数设定及调整；检查测量晶闸管触发系统脉冲波形正确，幅值符合要求；检查各晶闸管同步触发信号及相序是否正确，改变其控制角，用示波器录取直流输出电压电流波形；改变晶闸管控制角，改变直流输出电流，检查、调整和优化调节器参数。试验过程录取全部波形图；通道切换试验；手自动切换试验；逆变灭磁试验；非线性电阻灭磁试验；11.2.4.3励磁系统开环试验(1)根据设计图纸检查操作回路，断开功率柜交、直流刀开关及灭磁开关（由于灭磁开关分闸会切除脉冲，需要把开关量板上的QFG端子线打开），

18、拆除PT接线，确保励磁变、转子、PT等一次设备不会带电，正确无误后进行模拟动作试验。(2)模拟各种正常工况，检测励磁系统各环节的电压电流，测量可控硅的触发脉冲波形、幅值及触发角，并录制各波形图。(3)模拟各种故障/事故工况，检测励磁系统各环节的电压电流，测量可控硅的触发波形、幅值脉冲及触发角，并录制各波形图。(4)模拟各种限制（如低励、过励限制、V/f限制）及保护（如PT断线保护）。11.2.4.4励磁系统闭环动态调试起励建压（正常起励及直流备用起励）：响应时间、超调量、调节次数符合要求，并录制过程波形；对发电机升压、降压调节；阶跃响应：突变给定，测定调节过程并录制过程波形；频率特性测试；调差

19、率测试整定；调节精度测试；可控硅并联支路均流系数测定；通道切换试验，录制过程波形；手自动切换试验，录制过程波形；无功调节试验（现地、LCU、电站级监控系统）；冷却系统试验；逆变灭磁试验，录制过程波形，测定灭磁时间常数等参数；非线性电阻灭磁试验，录制过程波形，测定灭磁时间常数等参数；甩负荷试验：在空载和负载最优调节参数下，依次甩25%、50%、75%、100%额定负荷，录取机组转速（机端电压频率）、定子电压、励磁电压电流波形，测定响应时间、超调量、调节时间、调节次数；过励和欠励保护范围整定。11.2.5 水力机械辅助设备及管路系统11.2.5.1 技术供水及排水系统的调试(1)技术供水滤水器的调

20、试a.技术供水滤水器电动机及回路的绝缘检查；b.技术供水滤水器电动机及回路的接线检查；c.自动化元件的调试及整定；d.PLC控制程序的检查；e.技术供水滤水器的带水调试。（2)检修排水的调试a.深井水泵的调试；b.自动化元件的调试；c.深井水泵的起动排水试验。(3)渗漏排水的调试a.深井水泵的调试；b.自动化元件的调试；c.深井水泵的起动排水试验。11.2.5.2 空压机及气系统的调试(1)中压气系统a.中压空压机电动机及回路的绝缘检查；b.中压空压机电动机及控制回路的接线检查；c.自动化元件的调试及整定；d.中压空压机的起动升压及运转试验。(2)低压气系统a.低压空压机电动机及回路的绝缘检查

21、；b.低压空压机电动机及控制回路的接线检查；c.自动化元件的调试及整定；d.低压空压机的起动升压及运转试验。11.2.5.3 透平油系统及绝缘油系统(1)漏油泵的检查和试验。11.2.5.4 水力监测系统(1)量测管路通水试验；(2)水位计、流量计等表计的校验；(3)各监测点模拟量的调整。11.2.6 厂内起重设备的调试(1) 桥机电气设备的绝缘检查；(2) 桥机电气设备的接线检查；(3) 桥机PLC控制程序的检查；(4) 桥机行走试验；(5) 小车空载试验；(6) 小车负载试验；11.2.7 电工一次设备的调试所有试验项目均按GB50150电气安装工程电气设备交接试验标准的有关要求进行。11

22、.2.7.1 发电电压设备的调试(1)电压互感器试验a.测量绕组的绝缘电阻；b.交流耐压试验；c.一次绕组直流电阻测量；d.测量空载电流和励磁特性；e.检查三相接线组别和单相引出线的极性；f.检查变比；g.测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻。(2)电流互感器试验a.绝缘电阻测量；b.误差测量；c.检查电流互感器的励磁特性曲线；d.引出线极性检查；e.二次绕组直流电阻测量；f.负载阻抗试验；g.绕组工频耐压试验。(3)发电机断路器试验a.主回路电阻测量b.分、合闸时间及速度测试c.电气、机械闭锁试验d.机械操作试验e.操动机构试验f.主回路交流耐压试验g.辅助回路和控制回路的耐压试验(4)电力电缆试验a

23、.测量绝缘电阻b.直流耐压试验及泄漏电流测量c.检查电缆线路的相位(5)高低压开关柜a.主回路的工频耐压试验；b.辅助回路和控制回路的耐压试验；c.主回路电阻的测量；d.测量断路器的分、合闸时间；e.机械性能、机械操作及机械防止误操作装置或电气连锁装置功能的试验；f.仪表、继电器元件校验及接线正确性检定；g.测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻。(6)干式电力变压器电气试验（包括厂用变、照明变等干式变压器）a.测量绕组连同套管直流电阻；b.检查所有分接头的变压比；c.检查变压器的三相结线组别和单相变压器引出线的极性；d.测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比；e.测量与铁芯绝缘的各

24、紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；f.有载调压切换装置的检查和试验（无载调压变压器不做）；g.绕组连同套管的交流耐压试验；h.额定电压下的冲击合闸试验；i.检查相位。(7) 避雷器的试验a.测量绝缘电阻；b.测量电导或泄漏电流，并检查组合元件的非线性系数；c.测量金属氧化锌避雷器的持续电流；d.测量金属氧化锌避雷器的工频参考电压或直流参考电压；e.检查放电记录器动作情况及避雷器基座绝缘。(8) 母线及绝缘子的试验a.绝缘子的绝缘测试；b.绝缘子安装前的交流耐压试验；c.母线安装前的分段交流耐压试验（包括耐压试验前后的绝缘试验）；d.安装后的整体交流耐压试验（包括耐压试验前后的绝缘试验

25、）； (9)低压电器a.测量低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻；b.电压线圈动作值校验；c.低压电器动作情况检查；d.低压电器采用的脱扣器的整定；e.低压电器连同所连接电缆及二次回路的交流耐压试验。(10)油气套管的试验a.测量套管的绝缘电阻；b.测量套管的介质损耗角正切值；11.2.7.2 主变压器的试验（1）测量绕组连同套管的直流电阻（2）检查所有分接头的电压比（3）套管CT的极性检查和变比测量（4）测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数（5）测量绕组连同套管的介质损耗因数tg（6）测量绕组连同套管的直流泄漏电流（7）局部放电测量（8）绕组连同套管的交流耐压试验（9）绝缘油试

26、验（10）相序检查（11）控制保护设备调试（12）控制保护设备运行试验（13）冷却装置的检查、试验（14）铁芯绝缘测量（15）额定电压下的冲击合闸试验11.2.7.3 220kVGIS的试验试验项目按照设备厂家的技术文件要求和GB50150等有关规定进行。(1)测量绝缘电阻(2)交流耐压试验；(3)局部放电测量；(4)断路器试验；(5)套管绝缘、介质损耗角测试；(6)互感器试验；(7)断路器、隔离开关、接地开关的操作试验；(8)避雷器试验；(9)接线相位检查；（10）气体密封性试验；（11）SF6气体湿度的测量；(12)冲击电压试验。11.2.7.4 220kV主变出线设备的调试试验项目按照设

27、备厂家的技术文件要求和GB50150的有关规定进行。(1) 避雷器的的试验；a.测量绝缘电阻及避雷器基座绝缘；b.测量电导或泄漏电流；c.测量金属氧化锌避雷器的持续电流；d.测量金属氧化锌避雷器的工频参考电压或直流参考电压；e.检查放电记录器动作情况。(2)电容式电压互感器的试验；a.测量绝缘电阻b.电容值测量c.测量介质损耗正切值tgdd.测量电压比e.检查三相接线组别和单相互感器引出线的极性f.交流耐压试验g.局部放电测量h.渗漏油检查i.中间变压器绝缘油试验(3)阻波器的试验(4)耦合电容器的试验11.2.7.5 高、低压厂用电系统(1) 干式变压器的试验(2) 变压器保护、控制、测量回

28、路的试验a.保护、控制、测量回路的绝缘测试；b.保护、控制、测量回路的接线检查；c.保护装置的调试；d.测量表计及测温仪表的校验；e.保护、控制回路的联动试验。(3) 备投装置的试验a.备投装置及回路的接线和绝缘检查；b.备投装置的调试；c.备投回路的模拟投入试验。11.2.7.6 接地网接地电阻测量接地网接地电阻测量采用电流电压法进行，接地电阻必须符合规程标准。11.2.8 电气二次设备的试验11.2.8.1发电机、变压器、线路、母线保护及控制回路的调试(1)微机继电保护系统的调试依据设计院图纸和DL/T575继电保护和系统自动装置检测条例及设备生产厂家的有关技术文件进行。(2)主要调试项目

29、： a.保护装置及控制回路的接线检查；b.保护装置的静态调试，整定值的校核；c.保护电源特性试验及系统直流电源的投切试验；d.各种保护动作试验，音响及模拟屏信号显示应正确；e.断路器的控制回路操作试验；f.模拟事故保护动作跳断路器试验；h.保护屏送监控系统的开关量核对。11.2.8.2 全厂电气测量仪表的校验11.2.8.3 全厂非电量仪表的校验11.2.8.4 控制电源系统的调试(1)充电装置的接线检查；(2)充电装置的调试；(3)充电装置的带负荷调试；(4)充电装置对蓄电池充电试验；(5)系统绝缘监察装置的调试。11.2.8.2 同期系统的调试(1)同期系统的接线检查；(2)同期装置的调试

30、。11.2.8.3 监控系统的调试(1)监控系统回路接线检查；(2)上位机与工业电视系统调试；(3)与各控制系统的输入、输出开关量核对，输入的模拟量校准；(4)上、下微机通信的调试，工控机与PLC通信软件的调试；(5)调速器、励磁、保护、公用系统、监控系统的联合调试；(6)调试机组开停机流程。11.2.8.4高压油顶起装置调试（1）检查各阀门、元件位置正确。（2）检测电机绝缘符合要求，启动试转，检查油泵转向、运转正常。（3）检查系统油路无渗漏。（4）检查调试各液压、电气控制元件动作正常。（5）调整油泵出口压力符合相关设计、规程要求，记录整定值。（6）高压油顶起装置投入时，转子顶起检测行程开关信

31、号动作正常，测量转子顶起行程。（7）检查高压油顶起装置自动启停符合机组运行程序设计要求。11.2.8.5机组机械制动系统调试（1）手动启停制动器集尘器，检查风机工作正常；（2）检查压气系统压力工作正常；（3）手动投停风闸，测量、调整风闸间隙并记录风闸投退时间；（4）机组联动调试时，检查机械制动投入状态正确。11.2.9 通风和采暖、空调设备的调试(1)通风和采暖、空调设备控制系统的检查和试验；(2)通风和采暖、空调设备通电试验；(3)通风和采暖、空调设备的投运试验。11.2.10 消防系统的调试(1)消防系统报警装置的检查和试验；(2)消防泵的检查和试验；(3)消防泵的抽水试验；(4)机组内消

32、防报警的模拟试验；(5)主变消防报警模拟试验；(6)检查消防系统各阀门操作灵活性。11.2.11 全厂照明系统调试根据各部位实际情况，分阶段尽早形成全厂永久照明系统，以满足安全文明施工。分以下几个步骤：（1）照明电源盘柜调试；（2）照明回路绝缘测试合格；（3）分部分阶段送电测试；（4）事故照明和应急照明调试。11.2.12全厂工业电视系统的调试 配合厂家技术人员完成该系统的调试工作。11.2.13全厂通信系统的调试 配合厂家技术人员完成该系统的调试工作。11.3 无水联合调试在各单项设备安装调试完成后，电站具备无水联合调试的条件，进行以电站计算机监控系统为控制手段的，对机组和相关设备以及电气设

33、备进行控制操作的无水联合调试。无水联合调试主要是进行计算机监控系统控制流程调试，包括下述内容：（1）正常开停机流程调试、模拟事故流程调试；（2）与机组调速器系统、励磁系统、保护系统及进水口工作闸门、机组自动化元件、技术供水系统等联调；（3）与厂用电各系统等联调；（4）与压缩空气系统、检修、渗漏排水系统等电站公用设备联调；（5）与发电机断路器同期联调；（6）测量装置（电量与非电量）校验；（7）与电力系统的联合调试。11.4 充水启动试运行方案水库坝前库水位已蓄至发电水位，具备机组充水启动试运行条件；机电设备安装及静态调试完毕，并经发包人组织有关单位进行验收，达到合同的要求，按国家有关规定具备单台

34、机组启动以及机组启动的各种测定数据和电气试验的准备工作安排就绪后，向发包人提出书面的机组试运行启动报告；调试大纲编制完成并审定；组织成立调试领导机构对调试工作进行统一领导和指挥。在机组启动前向启动验收委员会提出启动试运行方案，由启动验收委员会发布机组启动令。11.4.1 机组充水启动试运行前的检查11.4.1.1引水系统的检查(1) 进水口拦污栅前后的漂浮物已清理干净；(2) 进水口闸门无水调试结束并处于关闭位置；(3) 进水流道、导流板、转轮室、尾水管等过流系统检查合格，杂物已清理干净。测压、测流装置安装完毕；(4) 进水道排水阀、尾水管排水阀安装完毕，动作可靠，并处在关闭位置；(5) 尾水

35、闸门调试完毕并处在关闭状态；（6）水电站上、下游水位测量系统已安装调试合格，水位信号远传正确；(7) 所有进人门孔全部关闭。1.4.1.2水轮机的检查（1）水轮机转轮已安装完工并检验合格。转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，且无遗留杂物。（2）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。（3）主轴及其保护罩、水导轴承系统已安装完工、检验合格。（4）主轴工作密封与检修密封已安装完工、检验合格，密封自流排水管路畅通。检修密封经漏气试验合格，充水前检修密封的空气围带处于充气状态；（5）各过流部件之间的密封均已检验合格，无渗漏情况。所有分瓣部件的各分瓣法兰均已把合严密，符合规定要求

36、；（6）受油器已安装完毕，经盘车检查，其轴摆度合格；（7）各部测量表计调试完毕。 11.4.1.3 调速系统的检查(1) 电调柜、油压装置安装调试完毕；(2) 油压装置的压力、油位正常，表计已按定值整定，油泵处在自动运行状态；(3) 调速器静态调试结束，锁定处于投入状态；(4) 调速器操作系统模拟操作，手动自动开停机、事故停机动作正确可靠。11.4.1.4发电机的检查(1) 发电机的内部已清理干净，定子、转子之间气隙内无任何杂物；(2) 定、转子间隙符合要求，盘车结束，机组轴线符合要求；(3) 推力及各导轴承已安装调试完毕，检验合格；(4) 空冷器安装完毕，冷却水具备投入条件；(5) 供、排油

37、管路畅通，连接处无渗油；(6) 机械制动调试完毕，动作信号准确可靠；(7) 发电机进人门关闭。11.4.1.5公用系统的检查(1) 检修、渗漏排水系统工作正常；(2) 技术供水管路充水试验结束，能满足各种工况运行要求，各部位冷却水具备投入条件；(3) 压缩空气系统运行正常，满足机组用气要求；(4) 消防系统投入运行，监控、报警灵敏准确。11.4.1.6电气一次设备的检查(1) 发电电压配电装置安装、试验合格，具备带电条件；(2) 主变压器、出线设备安装完毕、试验合格，具备带电条件；(3) 接地系统安装完毕，接地电阻测量满足设计要求。11.4.1.7电气二次设备的检查(1) 中控、机旁等二次盘柜

38、安装接线完毕；(2) 机组励磁系统静态调试完毕，具备手动励磁投入条件；(3) 计算机监控系统调试完毕，现地、上位机控制流程正确；(4) 继电保护系统、同期系统调试完毕，模拟试验正确；(5) 机组自动化元件整定结束，压力、温度、振动、摆度等模拟量指示正确；(6) 机组自动开停机、事故停机联动模拟试验完毕，动作准确可靠；(7) 厂房内照明系统形成，事故照明试验完毕，满足试运行要求；(8) 通信系统安装调试结束，厂内各部位通信畅通。11.4.2 充水试验11.4.2.1尾水管充水打开尾水充水阀对尾水管充水，充水过程中检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封的漏水情况，尾水管进人门及各测流测压管路应不漏水，

39、监视测压表计的读数并记录。平压后提起尾水门，锁定在尾水门槽上。11.4.2.2进水口充水打开进水口闸门充水阀对压力钢管充水，盘形阀的漏水情况，平压后提起进口闸门并锁定，记录充水时间。11.4.2.3 闸门试验现地和远方起、落闸门试验，记录起闭时间。11.4.3 首次开机试验(1) 采用机械手动方式进行，检查机组调速系统、及辅机手动操作的灵活性。(2) 全面检查发电机的制造和安装质量，转动部分的紧固程度，观察机组各部轴瓦温升情况，测量机组的振动、摆度。(3) 手动开机，额定转速下运行，考验机组机械部分的安装情况，记录各部水温、水压、流量、油温、油压、轴瓦温度。测量、记录机组各部位振动。(4) 调

40、速器扰动试验，优化调速器参数，手自动切换试验。(5) 测量机组残压、相序。(6) 停机试验，记录机械制动时间；停机后全面检查。11.4.4 机组过速试验(1) 将测速装置各过速接点从回路中断开，用临时方法监视其动作情况；(2) 以手动方式升速，校核电气及机械过速保护整定值；(3) 过速试验过程中密切监视并记录各部振动和摆度；(4) 停机后全面检查。11.4.5 自动、开停机试验（无励磁）(1) 调速器处“自动”位置，功率给定处“空载”位置，附属设备处于自动位置；(2) 分别在机旁和上位机自动开停机，检查计算机监控系统开停机流程的正确性，检查自动化元件的工作是否正常。(3) 记录自发出开机令至机

41、组开始转动的时间；(4) 记录自发出开机令至机组达到额定转速的时间；(5) 记录自发出停机令至机组转速降至制动转速所需时间；(6) 记录自制动器加闸至机组全停的时间；(7) 检查各测速接点动作是否正常；(8) 自动开机，模拟各种机械、电气事故停机，检查事故停机回路与流程的正确性；(9) 自动开机，机旁、中控室分别检查紧急停机按钮的可靠性。11.4.6 发电机短路升流试验(1) 水机保护全部投入；(2) 三相短路点设在主变低压侧软连接处，出口断路器合上并采取防跳措施；(3) 将碳刷恢复正常，并检查其接触压力；用厂用电提供励磁电源； (4) 手动加励磁升发电机定子电流至25%，检查各电流回路的正确

42、性和对称性；(5) 检查发电机差动保护的电流极性和相位；(6) 录制发电机三相短路特性曲线；(7) 额定电流下跳灭磁开关，检查灭磁开关的消弧情况并录制波形图；(8) 模拟水机事故停机。11.4.7 发电机升压与定子单相接地试验(1) 发电机差动保护投入；出口断路器断开；(2) 自动开机，手动升压至25%额定电压；(3) 检查发电机、断路器、隔离开关、母线等设备带电是否正常；(4) 测量电压回路二次侧电压相位、相序、电压值是否正确；(5) 录制发电机空载特性曲线；(6) 在50%额定电压下跳灭磁开关，检查灭磁开关的消弧情况，并录制波形；(7) 在额定电压下跳灭磁开关，检查灭磁开关的消弧情况，并录

43、制波形；(8) 测量发电机额定电压下的轴电压；(9) 发电机空载下励磁调节器的试验；(10) 发电机1.3倍额定电压层间耐压,持续5分钟；(11) 定子单相接地试验，测量接地电流。调整消弧线圈的档位。11.4.8 主变压器升流试验(1) 在主变高压开关与母线隔离开关之间设短路点，并做好所合开关的防跳措施；(2) 手动递升加电流，在25%额定电流下检查各电流回路及表计指示，检查主变差动保护、母线保护的电流极性和相位；(3) 继续升流至50%、75%、100%发电机额定电流，检查主变及高压配电设备的工作情况。(4) 220kV母线、出线电流极性和相位校验结合设备投运情况，设置短路点进行试验。11.

44、4.9高压配电设备升流试验11.4.10 发电机带主变及高压配电设备升压试验(1) 投入发电机、主变、母线保护；(2) 手动递升加电压，分别在25%、50%、75%、100%发电机额定电压下检查主变及高压配电设备的工作情况；(3) 检查二次电压回路和同期回路的电压相序和相位。11.4.11 励磁调节器的自动起励试验(1) 恢复励磁变的机端正常接线；(2) 检查励磁调节器柜各单元做好自动起励准备，检查励磁系统各盘柜确认正常后。(3) 自动开机，当机组转速达到95%额定转速时，励磁系统自动起励建压。(4）按照励磁调节器厂家资料进行试验。(5) 测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗。(6) 测录空载特性

45、曲线。(7) 测量发电电动机定子开路时的灭磁时间常数。(8) 测量发电电动机自动灭磁装置分闸后的定子残压。(9) 测量相序。(10) 测量轴电压。11.5 电站接入电力系统调试11.5.1 调试前准备（1）进行系统调试前，参与系统调试的各合同工程的有关设备已安装调试完毕，通过了相应验收，满足运行或部分运行的要求。且设备处于系统调试前的正确状态。（2）计算机监控系统检查内容包括：各同期点的投入情况、同期回路接线的正确性、无压合闸回路接线的正确性，监控系统厂站层和现地LCU对各点（隔离开关、断路器、接地开关）控制的正确性等。（3）继电保护检查内容包括：各保护定值整定正确。（4）通信系统检查内容包括

46、：A.开通光纤、微波通信，通信正常。 B.开通程控交换机及汇接机，通信正常。11.5.2 通信试验检查载波通道，所有载波通道与对侧调试均正常，通道及通信指标符合要求。11.5.3 电力系统对主变冲击合闸试验(1) 冲击合闸在主变高压侧进行，出口断路器、开关可靠断开；(2) 投入主变保护和中性点接地开关；(3) 对主变冲击，冲击合闸进行五次，每次间隔10分钟，检查主变有无异常；(4) 检查主变的机械强度、绝缘性能；(5) 检查主变差动保护和瓦斯保护的工作情况；(6) 录制合闸时主变励磁涌流波形图。11.5.4 并网及甩负荷试验(1)分别以手动、自动准同期方式模拟并列试验，检查同期装置的工作情况，并录制同期时发电机与系统电压的波形图。(2) 分别以手动、自动准同期方式并网；(3) 带负荷下调速器的试验；(4) 带负荷下励磁调节器的试验；(5) 根据当时水头及系统负荷情况，机