120225--官地1#机组启动试运行大纲

1、二滩水电ERTAN HYDRO雅砻江官地水电站首台机组启动验收报告第三册机电设备安装工程报告第四分册 机组启动试运行程序大纲水电七局官地水电站机电设备安装项目部2012年2月10日批准： 审查：校核：编写：1官地水电站首台机组启动试运行程序大纲1 工程简介 12 总 则 13 启动试运行指挥机构组成原则 . 24 启动试运行必须投入的相关系统及设备形象面貌 34.1 大坝工程 34.2 引水及尾水系统及监测 34.3 金属结构安装工程 44.4 水力机械各辅助系统 44.5 水轮发电机组 44.6 电气一次设备 44.7 电气二次设备 54.8 消防及火灾报警设施 54.9 采暖通风系统 65

2、 水轮发电机组启动试运行前的检查 65.1 试运行基本条件 65.2 引水系统检查 75.3 水轮机检查 85.4 调速器系统检查 95.5 发电机检查 105.6 励磁系统检查 115.7 油、气 、水系统检查 115.8 电气一次设备检查 115.9 电气二次系统及回路检查 125.10 消防及火灾报警设施检查 145.11 通风空调设备检查 155.12 其它检查 156 机组充水试验 156.1 尾水管充水条件 156.2 尾水管充水 166.3 压力管道及蜗壳充水 166.3 技术供水系统充水调试 177 机组启动和空转试验 . 177.1 启动前的准备 177.2 首次手动启动试验

3、 197.3 机组现地停机和停机后的检查 207.4 动平衡检查与试验 217.5 调速器空载试验 217.6 机组过速试验及检查 228 机组无励自动开机和自动停机试验 238.1 机组无励自动开机需具备的条件 238.2 机组LCU自动开机 248.3 机组LCU自动停机 249发电机升流试验 249.1发电机升流试验准备 249.2 发电机升流试验 2510发电机单相接地试验及升压试验 2610.1 升压前准备工作 2610.2 发电机定子单相接地试验 2610.3 发电机零起升压 2610.4 发电机空载特性试验 2711发电机带主变、开关站GIS和厂高变升流试验 2711.1 升流试

4、验准备： 2711.2 升流试验 2812 变、厂高变、开关站 GIS升压试验 3112.1 升压前准备工作 3112.2 主变零序电流保护试验 3112.3 机组带主变、厂高变、开关站GIS零起升压试验 3113机空载下的励磁调整和试验 3213.1 试验前的准备 3213.2 励磁的调整和试验 3213.3 计算机监控系统自动开机到空载试验 3314 500kV设备及主变冲击受电试验 3314.1 试验前的准备 3314.2 开关站 GIS冲击受电试验 3314.3 主变及厂高变冲击受电试验 341官地水电站首台机组启动试运行程序大纲15机组并网试验 3415.1并网前准备 3415.2发

5、电机出口断路器 1同期试验 3415.3 500kV GIS 断路器同期试验 3516机组负荷试验 3616.1机组带负荷试验前的准备 3616.2 机组带负荷试验 3616.3机组带负荷下调速系统试验 3716.4机组带负荷下励磁系统试验 3716.5 机组甩负荷试验 3716.6机组事故低油压停机试验 3816.7动水关闭进水口工作门试验 3816.8特殊试验 3816.9机组检查消缺 3817机组带负荷72h连续试运行 38-# -官地水电站首台机组启动试运行程序大纲1 工程简介官地水电站位于四川省凉山州西昌市与盐源县交界的雅砻江上，东距西昌市直线 距离约40km,是锦屏一、二级电站和二

6、滩电站的中间梯级电站。官地水电站枢纽主要建筑物由左右岸挡水坝、中孔坝段和溢流坝段（为碾压混凝 土重力坝）、消力池、 右岸引水系统及地下厂房发电系统组成。 碾压混凝土重力坝最大 坝高168m，溢流坝段布置5孔溢流表孔，每孔净宽15m。右岸布置引水发电系统，压 力管道采用单机单管供水，压力管道内径为11.8m；右岸地下厂房装机4台600MW机 组，总装机容量2400MW，年平均发电量为111.29亿kWh。电站引水发电建筑物包括：地下主副厂房、母线洞、主变洞、出线洞、进水口、 压力管道、尾水洞、尾水调压室和 2条有压尾水隧洞及其它附属洞室和开关站等。电站的开发任务主要是发电，在电力系统中与锦屏一、

7、二级电站作为一组电源同 步运行，在系统中承担调峰及调频任务。本电站按无人值班原则设计，采用计算机监控系统，由流域梯级调度中心统一调 度运行。本工程设计单位为中国水电顾问集团成都勘测设计研究院。 4 台水轮机由东 方电气集团东方电机有限公司制造， 4台水轮发电机由哈尔滨厂有限责任公司制造。首台机组计划发电日期为 2012年 3月 20日，机电安装工程计划完工时间为 2013 年 3 月。2 总 则2.1 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

8、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。2.2本程序大纲适用于官地水电站首台 600MW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。2.3 根据本大纲相关章节的技术要求还将分别编制单项措施，送报试运行指挥部 审查批准后实施。2.4 除水轮发电机组启动试验规程规定的起动试运行试验项目以外，根据电 站条件和设备制造特点所需增加的试验项目，已按照设备采购和安装合同的规定增添 进本大纲。2.5试运行指挥部在启动试运行过程中可根据现场实际

9、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。2.6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。2.7机组试运行期间，严格实施操作票、工作票及操作监护制度，确保机组试运 行期间人身和设备的安全。2.8本大纲主要编制依据为：2.8.1水轮发电机组启动试验规程 DL/T507-20022.8.2官地水电站机电设备安装合同文件2.8.3设计院的设计图纸和技术资料2.8.4设备制造厂家技术文件2.8.5官地水电站机组启动验收工作手册2.8.6设计院的官地水电站机组启

10、动前工程形象面貌要求2.8.7国内有关水电工程水轮发电机组启动试运行技术资料2.8.8水轮发电机组安装技术规程-GB/T8564-20032.8.9水电站基本建设工程验收规程-DL/T5123-20002.8.10电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-20062.8.11其它安装技术规范2.8.12四川电网相关要求3启动试运行指挥机构组成原则机组启动验收委员会下设试运行指挥部和验收交接组，试运行指挥部和验收交接 组在机组启动验收委员会的领导下工作。试运行指挥部由安装机组的施工单位负责人担任总指挥，生产单位的负责人担任 副总指挥，负责编制机组设备启动试运行试验文件，组织进行机组设备

11、的启动试运行 和检修等工作，集控中心人员负责与调度和电站间的协调联系。验收交接组由项目法人担任组长，生产单位、主要施工单位负责人和监理单位负 责人担任副组长，负责土建、金属结构、机电设备安装等工程项目完成情况和质量检 查，以及技术文件和图纸资料的整理及随机机电设备备品、备件、专用工具的清点等 交接工作。机组启动试运行期间，与系统有关的操作需经调度下达命令后，调度的调令下达 至集控中心，运行当班值长接受集控中心当班值长调令，由当班值长传达给试运行指 挥部，统一指挥、操作直至72小时试运行结束。机组试运行期间，涉及电网系统以外的正常操作，应按照试运行指挥部指令执行。 在开机试验或其它试验时，若遇到

12、危及人身和设备安全的紧急情况下，可以立即操作 停机或立即采取合理有效的安全措施以保障人身和设备安全，同时再报告试运行性指 挥部。4启动试运行必须投入的相关系统及设备形象面貌首台机组启动试运行必须投入的系统及设备除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设备。4.1大坝工程4.1.1 大坝工程施工基本完成，达到蓄水相关要求。4.1.2 导流洞封堵满足工程蓄水相关要求。4.1.3 水库蓄水高程至1317.0米，具备引水发电系统充水条件。4.2引水及尾水系统及监测4.2.1 1#引水系统、1#尾调室、1#尾水洞及尾水闸门工程达到充水和过水条件。 4.2.2各施工支洞（含

13、尾调室）、探洞封堵及灌浆完成，龄期达到设计要求。4.2.3副厂房、主厂房顶棚、主厂房吊车梁以上排架柱、主厂房安装间上下游防潮隔墙、1#机组母线洞、主变室、厂房加压送风洞、排风洞、出线洞、竖井、 GIS楼、 控制楼各部位土建施工完成、装修完成。4.1.2 厂房给排水系统施工完成，通过验收。4.1.3 1#、2#尾水调压室施工完成，消缺完成；1#尾水扩散段及连接洞混凝土浇 筑施工完成，龄期达到要求，验收合格。4.1.4 1#尾水调压室交通洞防护设施完成，进口栏栅安装并关闭。4.1.5 1#尾水围堰拆除，河道清理符合要求。4.1.6 枢纽区变形监测、挡水建筑物、边坡、环境量监测满足蓄水要求；引水建

14、筑物监测设备安装、修复、调试完成，系统形成可投入使用，已取得初始值。4.1.7 1#4#机尾水管临时应急排水潜水泵准备就绪（从蓄水期间开始）。4.3金属结构安装工程4.3.1泄洪、导流建筑物5个表孔、2个中孔、2个导流洞及尾水洞出口、4个机组进水口金属结构安装满足蓄水和过水要求。表孔和中孔闸门安装调试完成，启闭闸 门无卡阻，闸门关闭经透光检查合格。4.3.2 4台机组进水口工作闸门及其启闭机、充水阀安装调试完成，闸门关闭经透 光检查合格，充水阀的严密性经检查验收合格，进水口1#、2#启闭机室动力电源盘柜安装完成，检查油泵电机启动运转方向正确。全部进水口闸门已下闸挡水。4.4.3尾调室所有检修门

15、槽埋件安装验收完成，1#、2#尾调室检修闸门及启闭机调试完成，闸门启闭无卡涩、闸门关闭经透光检查合格，充水阀的严密性经检查验收 合格，闸门具备开启过水和关闭挡水条件。4.3.4 1#、2#尾水洞出口检修闸门已下闸挡水。4.4水力机械各辅助系统4.4.1 厂内透平油系统及与1#机启动试运行供、排油相关的管路、设备安装完成。 透平油系统分别至2#、3#和4#机组总油阀关闭。4.4.2 厂内中、低压压缩空气系统及与1#机供、排气相关的管路、设备投入运行。 空压机系统分别至2#、3#和4#机组气管总气阀关闭（检修用气阀使用时打开）。4.4.3 厂内检修、渗漏排水系统投入运行（渗漏集水井清淤完成）。4.

16、4.4 1#机组及公用技术供水系统安装完成，技术供水1#机组与2#机组间的连通阀关闭。4.4.5 1#机组及公用水力量测系统安装调试完成（含大坝、进水口拦污栅和尾水 水力量测系统）。4.4.6 移动油泵启、闭1#4#盘型阀动作正常后盘型阀全关严密。4.5水轮发电机组4.5.1 1#机水轮机组及各附属设备、自动元件安装调试完成。4.5.2 1#机组调速器系统设备、自动化元件及相关管路安装调试完成。4.5.3 1#机发电机组及附属设备及自动化元件安装调试完成。4.5.4 1#机组励磁系统设备、自动化元件安装调试完成。4.6 电气一次设备4.6.1 1#机发电电压配电装置安装调试完成。462 1#主

17、变及1#厂高变安装调试完成。463 4台机GIB、500kv高压电缆安装调试完成。4.6.4 500kV GIS及出线场相关设备安装调试完成。4.6.5 厂用电10kV配电系统安装调试完成。4.6.6 1#机组段、公用设备间、中控室、副厂房、主变洞室、进场交通洞、GIS室、控制楼、出线场、相关廊道竖井等区域的照明系统安装调试完成。4.6.7全厂接地网已连接联通，经检测合格，全厂接地阻抗满足设计要求；主变 室、开关站、主厂房等部位的接触电势和跨步电势检测合格。4.6.8厂用电400V动力电源系统安装调试完成：1#4#公用、1#机组自用电、开 关站、进水口等。4.6.9柴油发电机安装调试完成。柴油

18、发电机按设计图完成与进水口、厂房的动 力电源切换联调完成，带检修排水泵试验完成。4.7电气二次设备4.7.1直流电源系统：主厂房公用、1#4#机组共用、开关站公用各一套安装调 试完成。4.7.2 1#机组相关的继电保护、发电机组、1#主变、1#厂高变、厂用10KV、400V 保护设备、自动装置、故障录波和测量设备安装调试完成。4.7.3 500kV系统送出设备、GIS、线路继电保护、自动装置、故障录波和测量设 备安装调试完成。4.7.4 机组1LCU、机组测温1PC、公用5LCU、主变6LCU、开关站7LCU、GIS8 10LCU、大坝11LCU已调试完成投入使用。4.7.5通信设备安装调试完

19、成，1#机组段、公用设备间、各级配电中心、中控室、 计算机室、开关站GIS室、进水口、尾水等区域的生产调度通信畅通，电站至国调、 电站经集控中心至国调的通信通道、调度交换设备安装调试完成，通信畅通。4.7.6主厂房公用及1#机组采暖通风监测及自动控制系统安装调试完成。4.8消防及火灾报警设施4.8.1地下主厂房消防水环网系统安装调试完成。4.8.2 1#机组段、主变室、副厂房、安装间、GIS楼、控制楼消火栓、雨淋阀等设施安装调试完成。4.8.3 1#发电机水灭火设施、风罩内排烟阀设备安装调试完成。检查发电机水喷雾总阀关闭严密，防误开启措施落实。4.8.4 1#主变、油处理室和动力电缆层感温感烟

20、联动水喷雾系统安装调试完成。4.8.5与1#机投产发电有关部位的火灾报警及联动控制系统安装调试完成。4.8.6中控楼、第一副厂房、第二副厂房气体消防及灭火装置安装调试完成。4.8.7主、副厂房、GIS、控制楼等部位排烟阀、防火调节阀等设备安装调试完 成。4.8.8 500KV高压电缆竖井及平洞防火调节阀等设备安装调试完成。4.8.9 1#机组段，副厂房、电缆竖井、GIS楼等部位电缆防火涂料、堵料、防火 隔板安装完成。4.8.10消防水分别至2#、3#和4#机组主变的阀门关闭。4.9采暖通风系统4.9.1厂房1#机组段、主变洞、副厂房、GIS楼及控制楼各部位排风（排烟）系 统安装调试完成。4.9

21、.2 1#机组段、12#出线竖井、一副加压送风系统安装调试完成。4.9.3出线平洞排风、送风系统安装调试完成。4.9.4首部土建工程启闭机室、配电房、水泵房通风系统，大坝电梯井加压送风 系统安装调试完成。4.9.5 1#机组水轮机层、技术供水室、尾水盘型阀操作廊道层、大坝集水井泵房、 尾调室等部位除湿系统安装调试完成。5水轮发电机组启动试运行前的检查5.1试运行基本条件5.1.1大坝监测、水库调度及水情预报系统联络畅通。5.1.2电网调度联络畅通。5.1.3试运行相关部位已清扫干净。5.1.4试运行相关部位孔、洞已封堵，吊物孔盖板已敷设，临空护栏已安装。5.1.5试运行相关部位和通道的照明良好

22、。5.1.6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。5.1.7投运设备的双重编号与标识（电厂购置的）安装完成。5.1.8试运行区域与施工区域进行了隔离，投运设备与安装中设备区分，设置安全 标示和警示牌，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。5.1.9与试运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格（检查项目表、试验记 录表格、试验技术措施实施和恢复接线项目表格、）、单项措施、试验接线图、工作票、 操作票准备就绪。5.1.10与试运行有关的安全用具、工器具、仪器仪表经检验合格并准备到位。5.1.11 试运行规程和安全措施及预案

23、完成编审。5.1.12试运行组织机构组建完成，分工明确，挂牌上岗。机组试运行人员经培训 考核合格。下令人和受令人明确。5.2引水系统检查5.2.1 4台机组进水口拦污栅、检修门及工作门检查5.2.2 4台机组进水口闸门及拦污栅顶盖板齐全。5.2.3 4台机组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。5.2.4 4台机组进水口检修门槽安装完成、检修门机安装调试合格。检修闸门对4台机组进水口检修门槽进行试槽试验，闸门启闭无卡阻，闸门关闭透光检查合格。检修门机处于备用状态。4台机组进水口检修门门槽、门体已清理干净。5.2.5 4台机组进水口工作闸门门槽已清扫干净检验合格

24、。 4台机组进水口工作闸 门在关闭状态，关闭严密性检查验收合格。检查 2#启闭机室（控制3#、4#进水工作口 闸门）动力盘柜的动力电源进线开关断开、柜门锁上。检查 2#、3#和4#进水口工作闸 门液压启闭机接力器开启腔进油阀关闭。其阀门、电源开关和柜门挂上禁止操作警示牌。启闭机室有专人值班。5.2.6 1#引水压力管道通气孔畅通。5.2.7压力管道、蜗壳、转轮室、尾水管、调压室、尾水洞检查：（1）压力管道、蜗壳、转轮室、调压室、尾水洞已经施工完成并检验合格，内部 已清理干净，无任何杂物。（2）压力管道、蜗壳、转轮室、尾水管、调压室的临时焊点均已打磨平整并做防 腐处理。灌浆孔已封堵并打磨防腐。（

25、3）水工建筑物安全监测仪器安装调试完成已投入监测。（4）检查机组至尾水段测压头管口无异物堵塞，机组测压头、测压管路、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。电站 上、下游水力量测系统安装调试合格，信号远传准确。（5） 检查蜗壳内无杂物、蜗壳排水阀和技术供水取水阀的拦污栅无杂物、转轮与 底环顶盖止漏环之间无异物、临时焊点已磨平并补漆。压力管道、蜗壳内部检查完成 后封闭蜗壳进人门。（6） 检查转轮与基础环之间无异物，尾水管临时焊接支点已割除并磨平补漆，尾 水锥管检修平台拆除、尾水管内无杂物。（7）1#机组蜗壳排水阀、技术供水取水阀和尾水管盘型阀动作试验完成

26、（阀门 全开和全关动作灵活无卡涩），关闭严密。蜗壳、锥管进人门关闭严密。（8）2#4#机尾水盘形阀处于有效关闭状态。528尾调室及尾水闸门检查：（1）1#4#机组尾调室检修闸门孔洞安全防护栏杆齐全。（2）尾调室4个检修闸门调试完成，启闭机经调试合格，工作正常。（3）尾水出口闸门门槽已清理干净，2个尾水出口闸门处于关闭状态，可随时启 闭。5.3水轮机检查5.3.1检查转轮上、下止漏环间隙无杂物，调整转轮的垫片已撤出。尾水管检修平 台拆除且尾水流道检查完成后，封闭锥管进人门。5.3.2水轮机转轮及所有部件已安装完成，检验合格，施工记录完整。5.3.3水轮机室照明工作已完成，设备及机坑油漆完整，机坑

27、内已清扫干净。5.3.4顶盖自流排水孔畅通无阻，顶盖排水泵已安装、调试完成，临时应急排水泵 已安装，可随时投入运行。顶盖泄压管检查合格。5.3.5主轴工作密圭寸与检修密圭寸已安装完成，工作密圭寸经检验合格。检修密圭寸充排 气正常，不漏气，压力试验合格。5.3.6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。5.3.7水导冷却系统已安装试验合格，油槽油位已调整好，油质符合要求。5.3.8大轴中心补气阀安装完毕，补气阀、补气管与排水室间隙检查合格。阀门开 启严密性试验合格，设计压力下动作试验合格

28、，联动试验合格，处于开启状态，阀门 开启锁定投入。补气阀进气口已安装完成。539水轮机的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。5.3.10机坑内油气水管路、阀门安装、检查、试验完成，各阀门开、关状态符合 要求。5.3.11水导轴承及其油冷却器系统安装、调试完成，油位、油温、瓦温显示正常、 正确。5.4调速器系统检查5.4.1调速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。5.4.2油压装置安装完成；透平油已化验合格；集油箱油位正常。油泵、油压和油 位开关、过滤器、组合阀、压力传感器等工作正常，并均按要求整定

29、。手动、自动、 PLC操作正常，卸载阀、安全阀动作值符合要求。5.4.3各油压管路常闭阀门已关闭。手动将油压装置的压力油通向调速系统、阀门、 接头及元件不渗油。5.4.4油压装置已投入自动运行。5.4.5调速器的静特性试验已经完成，空载调节参数已经初步整定。调节阀、功率 变送器、位移传感器、行程开关等设备已整定。5.4.6导叶开度、接力器行程与调速器显示值一致， 关系曲线已经录制，事故配压 阀和分段关闭装置等均已调试合格，用紧急关闭法初步检查导叶全开到全关所需时间， 符合设计要求。5.4.7测速装置安装完毕，检验合格，模拟机频、测速信号、导叶反馈、功率反馈、 导叶驱动、电源消失等故障情况下的保

30、护功能。检查伺服阀防卡、防震、断线和防止 油粘滞等功能，能正确动作。5.4.8接力器手、自动锁锭装置已经调试，拔出、投入灵活，信号指示正确，充水 前手动、自动锁锭投入。5.4.9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。5.4.10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。-9 -官地水电站首台机组启动试运行程序大纲5411机组测速装置和过速保护装置已经调试，转速继电器已整定，模拟机械过速保护装置动作正确。5412模拟低油压事故停机，此时压力油罐油位、油压符合设计要求，导叶从全

31、开 到全关时间符合设计要求。5.5发电机检查5.5.1发电机整体已安装完工，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、通风槽内无任何杂物，定转子气隙检查符合设计要求。5.5.2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。碳粉收集装置处于备用状态。5.5.3发电机的空气冷却器已安装、检验合格；风路、水路畅通；压力表、温度计、 示流信号器均已安装，检验合格；阀门、管路无渗漏现象。5.5.4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。制动 器的落下、顶起位置信号正确。充水前制动器手动顶起。制动吸尘设备可以正常起、 停和吸出制动粉尘，吸

32、尘设备与制动器联动正确。顶转子压力油管道已引至机坑外， 能与移动油压车连接。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。5.5.5机组消防设备已安装完成，经检验无渗漏。消防水源已供至雨淋阀前。系统 模拟试验手动、半自动和自动均能可靠动作。雨淋阀置于手动位置，关闭消防装置总 进水阀。5.5.6推力轴承安装已经完成，水管路均无渗漏。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。温度监视和油流监视正常，保护和控制回路调试合 格。高压油顶起装置工作正常。5.5.7各轴承油雾回收系统安装完毕，工作正常。5.5.8下导轴承、上导轴承及其油冷却系统已安装完成，油位正常，油温、

33、瓦温显 示正确。5.5.9测温电阻和装置已安装、调试合格，仪表盘和机组LCU能正确监视机组各部温度。5.5.10机组的振动、摆度检测系统已安装完毕，经调试、整定符合技术要求。5.5.11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、端子排均已检查正确无误，固定牢靠。机组LCU与各子系统 进行联动调试完成。5.5.12机坑内的照明、除湿机、加热器等设施能投入使用。5.5.13电气设备已可靠接地，发电机机内部分接地线按图装设、检查无误连接可靠。5.5.14大轴接地碳刷及引线安装完成。5.5.15发电机上端轴及碳刷架绝缘检测合格，阻值大于0.5M Qo5.

34、6励磁系统检查5.6.1励磁变、励磁柜、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。5.6.2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。5.6.3交流隔离开关，直流灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求。交流侧隔离 开关、直流侧灭磁开关操作灵活、可靠。5.6.4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。5.6.5励磁系统静态试验已完毕，开环特性符合设计要求，通道切换可靠。5.6.6现地和远方操作的切换正确、可靠。5.6.7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1LCU联动 试验动作正确，机组1LCU能正确反应机组励磁系

35、统状况。5.7油、气、水系统检查5.7.1透平油库及油处理设备满足首台机组供油和排油要求，供排油总管、支管上的分段阀门(1130 0137)关闭并锁定，悬挂警示标牌，以防误操作。5.7.2高、低压空气系统满足向机组调速器、机械制动柜、检修围带、机组盘型阀 操作系统等供气要求，管道清洁，系统无漏气现象。5.7.3投入运行的油、气、水系统中的压力表、示流信号计、温度计等自动化元件检验合格，压缩空气储气罐及调速器压力油罐安全阀经质量技术监督局校验合格。5.7.4各管路、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。5.7.5厂房渗漏排水、检修排水系统满足排水要求。施工排水系统运行正常。5

36、.7.6各排水地沟、地漏、管道畅通。5.8 电气一次设备检查5.8.1发电机封闭母线及相关设备：发电机中性点接地变压器、发电机中性点CT、 发电机出口、机端CT、封闭母线、发电机出口断路器及隔离开关、发电机出口断路器 主回路两侧CT、励磁变压器及其CT、发电机出口侧PT等设备已安装、试验完毕，检验合格，具备带电条件。5.8.2主变压器已安装调试完毕、试验合格。所有阀门位置正确，铁心及夹件体可 靠接地。主变压器油位正常，绝缘油化验合格。变压器油循环及水冷却系统已检查无 渗漏现象。变压器分接开关已置于电力系统指定运行档位。机组LCU能正确反映变压 器运行参数，瓦斯继电器经技术监督部门校验合格。5.

37、8.3厂高变及CT安装、试验完成，高压侧与1#机组分支封闭母线可靠连接，10kV 低压侧进线柜手车退出。5.8.4主变低压侧PT及避雷器、主变高压侧 CT及避雷器安装完成，试验合格。5.8.5开关站GIS设备已安装、试验完毕。5.8.6全厂与1#机组启动试运行相关照明系统（工作场所、交通道和楼梯间照明、 疏散指示灯）已安装检查合格，已投入运行。事故照明切换动作正确，油库、蓄电池 室等防爆灯已安装检查合格，已投入运行。5.8.7全厂接地装置、等电位网和机电设备接地安装完成，经检测合格。接地线色标及接地端子符合规范要求。全厂接地网接地阻抗、接触电压和跨步电压已测试，符 合规范和设计要求。5.8.8

38、 10kV厂用电系统：全厂配电中心已按设计安装试验完成，各段母线和电缆 相序、相位检查正确，母线正常供电，备自投正常工作，主用及备用电源相互独立， 相关设备正常受电。5.8.9 400V厂用电系统：全厂公用配电中心、1#机组自用电配电中心等设备安装 试验完成，各段母线和电缆相序、相位检查正确，母线正常供电，备自投正常工作， 相关设备正常受电。进水口临时电源已按设计要求安装完成，检验试验合格，相关设 备正常受电。5.9电气二次系统及回路检查5.9.1直流电源系统检查（1）全厂公用设备直流、开关站及中控室直流等设备已安装完成，各回路绝缘合格，绝缘监视和接地检测装置工作正常，蓄电池及充电装置的浮充、

39、均充等试验合格，已投入正常运行，相关设备正常受电。直流母线倒闸切换试验正确。（2） 与1#机组启动试运行范围的各电气控制设备进行直流倒闸切换操作，试验 结果正确。（3）监控和通信等系统的UPS不停电电源安装调试完成并投运。13官地水电站首台机组启动试运行程序大纲(4) 进水口启闭系统的直流电源安装完成，检验试验合格。5.9.2继电保护、自动装置和故障录波设备检查(1) 所有控制保护电缆接线已经过检查，接线正确。(2) 发电机、变压器继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。(3) 开关站GIS、500kV线路继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。(4) 保护和故障录波设备以I/O 口和总线的形式向

40、相关LCU传送信息，经联动 试验，结果正确。(5) 各区域设备继电保护、自动装置和故障录波联调已完成，结果正确。(6) 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。(7) 程控交换机至电站各部通讯、计算机通信安装调试完成。(8) 省国调方面的通信、自动化、安控装置、计量盘柜、保护信息管理柜安装 调试完成。5.9.3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：(1) 1#4#进水口闸门自动操作、信号回路(1#4#进水口闸门开、全关位置 和电源等信号现地和远方显示正确)。机组自动操作与水力机械保

41、护回路(2) 水轮机调速系统自动操作回路(3) 发电机励磁操作回路(4) 发电机出口断路器、隔离开关、接地开关操作与安全闭锁回路(5) 开关站GIS投运断路器间隔操作回路。(6) 水轮发电机组、中控室、开关站 GIS等设备的交直流电源回路。(7) 全厂公用及1#机组辅助设备控制回路。(8) 发电机出口、开关站GIS相关断路器同期回路。(9) 1#机组发电所需10kV、400V厂用电设备操作回路以及备用电源自投入回 路。5.9.4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化回 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

42、保护回路。(2) 主变压器、厂高变、500kV电缆继电保护回路。（3） 发变组故障录波回路。（4） 开关站GIS母线、断路器、500kV线路保护、T区保护及故障录波回路。（5） 线路故障行波测距回路（6）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。（7） 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。（8） 仪表测量回路。（9） 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。5.10消防及火灾报警设施检查5.10.1与1#机组试运行

43、有关的消防设施已安装完工，供水管路、阀门、自动化 元件安装调试和水压和通水试验完成，设备涂漆、介质流向、阀门开关旋转方向和双 重编号完成，火灾报警、通风排烟的消防联动试验合格，符合消防设计与规程要求， 并通过消防部门验收。5.10.2 机组、主变充水前已接入消防系统供水水源（水供至雨淋阀前阀门） ，管 路经检查合格，满足消防要求，水源可靠。5.10.3 机组消防及火灾报警设备已安装完成，灭火管路、灭火喷嘴、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。5.10.4 第一、二副厂房、GIS控制楼气体灭火装置调试合格，动作正常。5.10.5 1#主变压器的消防

44、及报警设备已安装完成，水喷雾设施已经过水喷雾试 验，符合设计要求，随时可以投入使用。主变压器油池与事故排油系统符合设计要求， 排油通畅。5.10.6 1#主变经喷淋试验后检查，主变本体、控制柜等电器设备密封良好，符 合要求。5.10.7 1#机组发电相关电缆已敷设完工的桥架盘柜孔洞及电缆管口已可靠进行 防火封堵，电缆已涂刷防火涂料。5.10.8 试运行期间电站各有关工作区域移动式灭火器具等器材和装置型号和数 量可满足首台机组安全运行要求。5.10.9 2#4#机组间消防管路阀门关闭，防误开启相关措施到位。5.10.10 2#4#机主变消防管路阀门关闭，防误开启相关措施到位。5.10.11事故交

45、通安全疏散指示灯、指示牌安装调试完成。5.11通风空调设备检查5.11.1 中控室、通讯室、GIS室、开关站蓄电池室等通风空调设备安装、调试 完成，已投入正常运行。5.12其它检查5.12.1副厂房、竖井电梯安装试验完成、取得安全使用许可证并投入使用。6机组充水试验6.1尾水管充水条件6.1.1坝前水位达到最低引水发电水位1317.0m。6.1.2机组进水口工作门启闭设备已处于备用状态，闸门处于关闭状态，确认压 力管道通气孔畅通，通气孔口防护栏安装牢固可靠。 确认2#、3#和4#进水口闸门液压 启闭机接力器开启腔进油阀关闭。其阀门、开关和柜门挂上禁止操作警示牌。确认2#启闭机室（控制3#、4#

46、进水口闸门）动力柜的动力电源进线开关断开、柜门锁上。确 认进水口闸门有运行值班。6.1.2 确认1#机组尾水管进人门、蜗壳进人门已关闭。6.1.3 确认1#机组蜗壳、尾水管盘型阀、压力管道放空阀处于关闭状态；2#4#尾水盘型阀处于关闭状态。6.1.4 确认尾调室1#机检修闸门全开（注：因尾水确定一次性充水，所以尾调室 1#机检修闸门不是全关），锁定投入。2#4#机检修闸门关闭，闸门起吊杆与台车连接 销取下，台车动力电源断开。确认1#机组调速器系统油压正常，导水机构处于关闭状 态，接力器自动锁锭投入。6.1.5 确认1#机组主轴检修密圭寸处于投入状态。6.1.6 确认1#机组机械制动已投入。6.

47、1.7 确认1#机组顶盖排水泵位于自动运行状态，增加的临时顶盖排水泵已安装 完成，处于备用状态。6.1.8 确认1#机组技术供水系统蜗壳取水阀关闭，与 2#机组段隔断阀关闭。6.1.9 确认1#机组蜗壳排水阀、压力钢管排水阀均处于有效关闭。6.1.10 认检修排水系统、厂房渗漏排水系统管路相关阀门开关状态正确，满足排水要求。6.1.11确认1#4#盘型阀动作正常后盘型阀全关严密。6.1.12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。 梯调、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

48、系统已投入， 人员已按消防要求作好分工和组织工作。6.1.13 认各部操作、监护、观测人员已到位，并准备就绪。 6.2尾水管充水6.2.1 1#尾水洞按照设计要求充水试验完成。6.2.2 拔出接力器手动、自动锁锭，手动打开水轮机导叶开度约5%10%排气。6.2.3 用尾调室检修门向尾水管充水，并在尾水管进人门验水阀2#仪表盘（技术供水室）处监视尾水管内水位、流量、压力，待尾水管充满后记录充水时间及尾水位。6.2.4 检查尾水位以下土建部位及各部位进人门、顶盖、导叶轴密封、主轴密封、 测压管路等，上述部位无漏水。6.2.5 通过厂内检修排水集水井水位变化情况判断尾水管盘形阀渗漏水情况。盘形阀无明

49、显漏水。6.2.6 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。6.2.7 尾水平压且各部位正常后，将1#尾水门提起，尾水门锁锭在门槽顶部，固 定卷扬机与尾水门联接销取下。关闭导叶，投入接力器自动锁锭。6.3压力管道及蜗壳充水6.2.8 机组已作全面检查，具备开机条件。6.2.9 调速器处于手动关机位置，导叶全关，接力器手动、自动锁锭装置投入。6.2.10 手动投入发电机机械制动。6.2.11 手动投入水轮机主轴检修密封。6.2.12 打开检修闸门充水阀，观察检修闸门与工作闸门间水位上升

50、情况，平压 后提起检修闸门。观察工作闸门下游侧的漏水情况。6.2.13 开启1#机组进水口工作门充水阀向压力管道充水，在水轮机1#仪表盘处监视蜗壳水压变化。充水过程中压力管道通气孔应通畅。6.2.14 充水过程中，检查蜗壳进人门、水轮机顶盖、导叶轴密封、各测压表计 及管路应无漏水，顶盖排水应畅通。监视水力机械量测系统中各压力表计的读数。通 过监听蜗壳排水阀下部管路内有无水流声音判断蜗壳排水阀是否漏水。6.2.15 记录压力管道充水时间、进水口工作闸门开启时间及上、下游水位。6216 压力管道充水平压后，现地进行进水口工作门静水中的启闭试验，在静 水中工作门的启闭时间应符合设计时间要求。进行远方

51、启闭操作试验，闸门应启闭可 靠，位置指示准确。6.2.17 在现地、机旁和中控室分别紧急落门（经计算机监控系统）关闭进水口 工作门，落门动作应可靠，记录闸门关闭时间。6.2.18 进水口工作闸门操作试验完成后，提起进水口工作闸门，闸门控制置远 方自动控制。进水口闸门确认有运行人员值班。压力管道充水后，对相关混凝土结构 等水工建筑进行全面检查，观察是否有渗漏、裂缝和变形。6.2.19 观察压力管道变形情况和漏水量。6.2.20 观察厂房内渗漏水情况，检查渗漏、检修排水系统泵起动周期不应有明 显变化。6.2.21 压力管道按设计要求充水试验完成。6.3 技术供水系统充水调试6.3.1 开启蜗壳取水

52、口阀门101DDF向机组技术供水总管充水、排污（采取临时 措施），对各部管路进行冲洗、排污，检查减压阀、滤水器、各部位管路、阀门及接头 的工作情况。将技术供水系统管路排水阀门全开，（明确排污开启步骤程序，落实阀门 编号和系统图），调整技术供水水压及流量符合要求。对各部管路再次进行冲洗、排污。 检查各部位应无渗漏。6.3.2 进行技术供水正反向切换，检查技术供水管路流量、压力控制及信号的正 确性。6.3.3 主变冷却水系统管路各阀门逐个正确开启，检查各部位有无渗漏。6.3.4 完成主轴密封供水的调试。7机组启动和空转试验7.1启动前的准备7.1.1试运行组织机构已成立，责任明确，试运行人员经培训

53、合格。指挥信号已明确，指挥、通讯、信号系统已完善并投入。7.1.2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, 指挥通信系统布置就绪并投运，各部位运行监测人员已到位，振动摆度及电气参数等 测量仪器仪表检验合格准备齐全并安装到位，现场准备就绪。7.1.3确认1#机组尾水管、压力管道和蜗壳已充水。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。7.1.4 确认1#机组进水口事故闸门静水关闭试验合格。 工作闸门全开并处于自动 运行方式。确认1#启闭机室现地有专人值班。7.1.5 确认进水口水位与计算机监控信号对应。7.1.6 确认1#4#机组尾调室检修闸门试验合格

54、。确认 1#机组尾调室检修门全 开，锁定已投入，闸门与台车起吊杆联接销取下；确认 2#4#机组尾调室检修门下闸 关闭，闸门与台车起吊杆联接销取下；台车动力电源断开。7.1.7 确认1#、2#机组尾水出口闸门试验合格。确认1#尾水洞出口闸门全开，锁定投入，卷扬机与闸门起吊杆连接销取下，卷扬机动力电源断开，卷扬机室门锁上。7.1.8 确认水导、下导、推力、上导轴承测温装置处于正常工作状态；操作推力 外循环系统工作正常，各轴承油槽油位正常，油质合格。水导、下导、上导轴承油冷 却器冷却水投入，空气冷却器冷却水少量投入，水压、流量正常。7.1.9 确认上、下游水位，各部位原始温度等已记录。确认1#4#进

55、水口闸门位置、进水口拦污栅前后压差和水库水位等信号与监控LCU和上位机显示一致。7.1.10 上、下游水位，各部位原始温度等已记录。7.1.11 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。7.1.12 调速器油压装置自动补油、补气动作和油位调试正确，已投入自动运行。 确认压力油罐至调速器主供油阀已开启。7.1.13 调速器处于手动关机位置，导叶开限位于全关位置。7.1.14 机组主轴检修密封投入。7.1.15 高压油顶起装置油泵、油量、启动检查正常。7.1.16 在水车室门口及发电机风洞口设置紧急停机按钮，直接接至调速器紧急 停机回路，试验合格。7.1.17 确认转动部分（各焊缝无

56、裂纹、螺栓母无松动、螺母锁片可靠锁定）已 检查完毕。定转子气隙拉绳检测无异物，发电机风洞门已锁上，具备开机条件。机组的相关设备应符合下列要求：7.1.18 发电机出口断路器1DL、隔离开关11G、接地刀140G断开，发电机中性 点接地刀19G断开。励磁系统灭磁开关断开。7.1.19 励磁系统交流隔离开关、直流灭磁开关断开。7.1.20 发电机出口 PT处于工作位置，一次、二次保险投入。7.1.21转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。7.1.22 水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入；机组的振动、摆度和定 转子气隙监测装置投入监测状态，但不作用于停机。7.1.23 转动部分已检查完毕，定转子气隙拉绳检测无异物，发电机风洞门已锁 上，具备开机条件。7.1.24 拆除所有试验用的短接线和接地线