6机组启动试运行大纲最终版

1、大渡河瀑布沟水电站首台（6#）水轮发电机组启动试运行大纲中国水利水电第七工程局有限公司印制大渡河瀑布沟水电站首台（6#）水轮发电机组启动试运行大纲批准：审核：编制：瀑布沟水电站建设分公司水电七局瀑布沟水电站机电设备安装项目部葛洲坝集团瀑布沟水电站机电设备安装项目部2009年11月目 录1工程简介- 1 -1.1工程概述- 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- 3 -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 -3.66#机组发电及相关部位的消防及消防报警设施- 4 -3.7空调、通

2、风和给排水系统- 4 -4水轮发电机组启动试运行前的检查- 4 -4.1试运行基本条件- 4 -4.2引水系统检查- 4 -4.3水轮机- 5 -4.4调速器系统- 6 -4.5发电机- 7 -4.6励磁系统- 8 -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- 12 -4.11通风空调设备检查- 13 -5机组充水试验- 13 -5.1充水条件- 13 -5.22#尾水洞充水- 14 -5.3尾水管充水- 14 -5.4压力管道及蜗壳充水- 14 -6机组启动和空转试验- 15 -6.1启动前的准备- 15 -

3、6.2首次手动启动试验- 17 -6.3机组现地停机和停机后的检查- 18 -6.4动平衡检查与试验- 19 -6.5调速器空载试验- 19 -6.6机组过速试验及检查- 20 -7机组无励磁自动开停机试验- 20 -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- 21 -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- 22 -8发电机升流试验- 22 -8.1发电机升流试验准备- 22 -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

4、-9.2发电机定子单相接地试验- 24 -9.3发电机零起升压- 24 -9.4发电机空载特性试验- 24 -10发电机带厂高变、主变及开关站GIS升流试验- 25 -10.1厂高变升流试验- 25 -10.2发电机带主变、GIS开关站及出线设备升流试验- 25 -11发电机带主变、厂高变、高压电缆、GIS开关站、出线设备升压试验- 32 -11.1试验准备- 32 -11.26#主变高压侧单相接地试验（升压走向见图十一）- 32 -11.3发电机带主变、厂高变、500kV高压电缆及GISI母零起升压（升压走向见图十二）- 33 -11.4发电机组带厂高变、主变、GIS-母及GIS-母零起升压

5、试验（升压走向见图十三）- 33 -11.5发电机带厂高变、主变、GIS及所有出线设备零起升压试验（见升压走向图十四）- 34 -11.6机组带厂高变、主变、GIS-母、电抗器1DK零起升压试验（升压走向见图十五）- 34 -11.7机组带厂高变、主变、GIS-II母、电抗器2DK零起升压试验（升压走向见图十六）- 35 -12发电机空载下的励磁调整和试验- 35 -12.1试验前的准备- 35 -12.2励磁的调整和试验- 36 -13500kV设备及主变冲击受电试验(最终实施方案按系统要求进行)- 36 -13.1试验准备- 36 -13.2线路分别对GIS-、（包括电抗器、电抗器）母充电

6、- 37 -13.3开关站同期及环网试验（按系统调试方案或在机组同期并网时进行）- 37 -13.4主变冲击试验- 37 -14机组并网、甩负荷试验- 38 -14.1并网前准备- 38 -14.2发电机出口断路器同期试验- 38 -15机组负荷试验- 38 -15.1机组带负荷试验前的准备- 38 -15.2机组带负荷试验- 38 -15.3机组带负荷下调速器系统试验- 39 -15.4机组带负荷下励磁系统试验- 39 -15.5机组甩负荷试验- 39 -15.6机组事故低油压关机试验- 39 -15.7筒形阀动水关闭试验- 40 -15.8机组事故配压阀动作关机试验- 40 -15.9系统

7、要求的各专项试验- 40 -15.10机组检查消缺- 40 -16机组带负荷72h连续试运行- 41 -大渡河瀑布沟水电站首台（6#）水轮发电机组启动试运行大纲1.0.0 工程简介1.1.0.0 工程概述1.1.1 工程地理位置瀑布沟水电站位于大渡河中游，地处四川省西部汉源县及甘洛县交界处，距成都市直线距离约200 km，距重庆市直线距离约360 km，靠近负荷中心。电站枢纽位于大渡河与尼日河交汇处上游，坝址上游距汉源县城公路里程约29km，108国道通过汉源县城。电站下游7km处的乌斯河镇有成昆铁路汉源火车站瀑布沟水电站铁路转运站，交通方便。1.1.2 电站枢纽建筑物电站枢纽由砾石土心墙堆石

8、坝、左岸地下厂房系统、左岸坝肩500Kv开关站、左岸岸边开敞式溢洪道、左岸泄洪洞、右岸放空洞及尼日河引水工程等工程项目和建筑物组成。1.1.2.1 左岸地下厂房系统左岸地下厂房系统包括进水口、压力管道、主副厂房、主变洞、尾水闸门室、尾水管及连接洞、尾水隧洞等建筑物。地下厂房共装设6台立轴混流式水轮发电机组，单机额定容量550MW（最大容量600MW）。本电站按无人值班原则设计，采用计算机监控系统，由电站流域梯级调度中心统一调度运行（目前梯调中心暂未投入运行，6#机按电网系统批准方式运行）。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。6台发电机和2#、4#、6#水轮机由东方电机股份有限公

9、司制造，1#、3#、5#水轮机由通用电气亚洲水电设备有限公司制造。1.1.3 海拔高度电站安装间海拔高程为677.7m。2.0.0 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。本大纲适用于四川大渡河瀑布沟水电站首台550MW,(最大容量600MW)，全空冷水轮发电机组启动

10、试运行试验，大纲经启动验收委员会批准后实施。2.1.0.0 根据本大纲相关章节的技术要求还将分别编制单项措施（清单详见附件），送报试运行指挥部审查批准后实施。2.2.0.0 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。2.3.0.0 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。2.4.0.0 本大纲主要编制依据2.4.1 机电设备安装技术规范 2.4.1.1 水轮发电机组安装技术规程GB/T8564-20032.4.

11、1.2 水轮发电机组启动试验规程DL/T507-20022.4.1.3 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-20062.4.1.4 其他安装技术规范2.4.2 合同文件 2.4.2.1 瀑布沟水电站机电设备安装合同文件2.4.2.2 瀑布沟地下厂房系统工程施工合同2.4.2.3 设备制造厂家技术文件2.4.3 设计院相关设计图纸和技术资料2.4.3.1 电站设计报告和试运行说明书2.4.4 其它相关机电技术文件3.0.0 启动试运行必须投入的相关系统及设备首台机组启动试运行必须投入的系统及设备除首台水轮发电机组以外，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

12、.1.0.0 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。3.2.0.0 引水系统3.2.1 进水口拦污栅、检修门、工作门、液压启闭机、坝顶门机及相关设备。3.2.2 6#机引水隧洞及压力钢管。3.2.3 4#、5#、6#机尾水管闸门、移动台车及相关设备。3.2.4 2#尾水洞、尾水洞出口闸门、尾水洞出口固定卷扬式启闭机及相关设备。3.2.5 上、下游水位量测系统。3.3.0.0 油、水、气系统3.3.1 厂内透平油系统及与6#机启动试运行供、排油相关的管路、设备。3.3.2 厂内中

13、、低压及强迫补气系统及与6#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 6#机组、主变及公用技术供水、排水系统。3.3.5 6#机组及公用水力量测系统。3.4.0.0 电气一次设备3.4.1 6#发电机封闭母线、分支母线及微正压充气系统3.4.2 6#GCB、发电机出口断路器、厂用变及发电电压相关设备、中性点接地变等3.4.3 6#主变3.4.4 500kV高压电缆及附属设备3.4.5 550kV GIS 设备3.4.6 500 kV并联电抗器及中性点设备3.4.7 550 kV出线敞开式设备及出线3.4.8 与6#机组发电相关的10 kV、6 kV及400V厂

14、用电设备及系统3.4.9 全厂及与6#机组发电相关的防雷及接地系统3.4.10 6#机组及相关运行部位的照明及事故照明系统3.5.0.0 电气二次设备3.5.1 与首台机发电有关部分的厂用电400V动力电源系统。3.5.2 与首台机发电有关部分的直流电源系统。3.5.3 6#机组相关的继电保护、自动装置、故障录波和测量设备。3.5.4 550kV主变、高压电缆、550kV 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6#机组发电相关的电站计算机监控系统：主控站、厂用电LCU、公用设备LCU、开关站LCU、6#机组LCU等。3.5.6 通讯工程（含调度

15、通讯、行政通讯、自动化及保护通道）。3.6.0.0 6#机组发电及相关部位的消防及消防报警设施3.7.0.0 空调、通风和给排水系统3.7.1 6#机组及相关部位的空调及通风设备3.7.2 全厂排风系统3.7.3 给排水系统4.0.0 水轮发电机组启动试运行前的检查4.1.0.0 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。4.1.6 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，

16、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，断路器及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。4.1.9 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。4.1.10 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。4.1.11 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。4.1.12 试运行规程及安全保证措施编制完成，制度齐全。4.2.0.0 引水系统检查4

17、.2.1 进水口拦污栅、检修门及工作门检查4.2.1.1 进水口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 进水口检修门门槽、门体已清理干净，检验合格；检修闸门、充水阀已安装完成，检修闸门处于关闭状态，检修门机已安装完成，检验合格，门机处于正常工作状态。4.2.1.4 进水口工作门门槽已清扫干净，检验合格；工作门、充水阀、液压启闭机已安装完工。在无水情况下液压启闭机手动、自动操作均已调试合格，启闭时间符合设计要求，工作闸门处于关闭状态。4.2.1.5 6#引水隧洞通气孔畅通。4.2.1.6 电站上游水

18、位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。4.2.2 压力管道、蜗壳检查4.2.2.1 压力管道、蜗壳已经施工完成并检验合格，内部已清理干净，无任何杂物。4.2.2.2 机组测压头已安装完成，检验合格，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 6#机蜗壳放空阀关闭严密，拦污栅安装完成。4.2.2.4 6#机压力钢管放空阀关闭严密，拦污栅安装完成。4.2.2.5 6#机压力钢管备用取水口拦污栅安装完成。4.2.2.6 6#机压力钢管内超声波流量计安装、调试完成，检验合格。4.2.2.7 灌浆孔封堵完成，检验合格。4.2.3 尾水检查4.2

19、.3.1 4#-6#机组尾水管检修门孔洞栏杆齐全。4.2.3.2 尾水管检修门门槽及其周围已清理干净；尾水管检修门、移动台车安装调试完成，检验合格，启闭情况良好；尾水管检修门处于关闭状态，尾水管检修门移动台车及抓梁可随时投入工作。4.2.3.3 2#尾水隧洞检修闸门门槽及其周围已清理干净；2#尾水隧洞出口检修门、固定卷扬式启闭机安装调试完成，检验合格，启闭情况良好；2#尾水隧洞出口闸门处于关闭状态，固定卷扬式启闭机可随时投入工作。4.2.3.4 6#机尾水盘形阀启闭情况良好并全部处于关闭状态；4#-5#机尾水盘形阀各有一个处于开启状态；1-3#机尾水盘形阀安装完成，启闭情况良好并处于关闭状态。

20、4.2.3.5 6#、5#、4#尾水管排水阀安装完成。4.2.3.6 6#、5#、4#尾水盘形阀拦污栅安装完成。4.2.3.7 6#、5#、4#机和主变取水口拦污栅安装完成。4.2.3.8 灌浆孔封堵完成。4.2.3.9 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。4.2.3.10 电站下游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。4.3.0.0 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，上下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

21、平台已拆除，蜗壳、锥管进人门已封闭。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 三台顶盖排水泵已安装、调试完成，检验合格，手动、自动回路操作正常；临时移动式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，调整工作密封水压至设计规定值；经检验检修密封无渗漏，气源可靠，检修密封箱调试合格。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 筒型阀及操作系统设备已安装完工、检验合格，操作系统油压和油位正常，透平油化验合格

22、；筒形阀控制柜各表计指示与实际相符，各传感器及阀门均已整定符合要求；在无水情况下手动操作筒型阀，其启闭工作情况正常，筒形阀接力器同步情况良好，启闭时间符合设计要求；进行现地和远方操作试验，操作回路正确，筒型阀动作灵活可靠；筒形阀处于关闭状态。4.3.9 筒型阀油压装置调试合格；自动补气阀自动、手动操作工作正常，处于自动状态；筒形阀处于关闭状态。4.3.10 水导外循环冷却系统已安装调试完成，检验合格；水导油槽油位已调整好，油质符合要求。4.3.11 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；补气管蝶阀处于开启状态。4.3.12

23、 6#机技术供水泵房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。4.3.13 水轮机压缩空气补气管路及阀门安装完毕并试验合格，补气口封堵合格。4.4.0.0 调速器系统4.4.1 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。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；油位开关、过滤器、冷却装置、组合阀、温度传感器、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、安全

24、阀动作值符合要求；漏油箱安装完成，手动、自动试验合格；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。4.4.3 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。4.4.4 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。调节阀、功率变送器、位移传感器、行程开关等设备已整定。4.4.5 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，导叶开度与接力器行程关系曲线已经录制，符合设计要求。4.4.6 分段关闭阀和过速限制阀装置等均已调试合格。用紧

25、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。4.4.7 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。4.4.8 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。4.4.9 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。4.4.10 机组测速装置和过速保护装置已经调试完成，转速继电器已整定，模拟机械过速保护装置动作正确。4.5.0.0 发电机4.5.1 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

26、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。碳粉收集装置处于备用状态。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。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；机组制动柜调试合格，手动、制动操作均检验合格，动作正常，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；制动吸尘设备可以正常启、停和吸出制动粉尘，吸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，能与移动油泵连接；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。4.5.5 机组

27、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 推力轴承安装已经完成，外循环油管路、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。4.5.7 上导、推力、下导轴承油雾回收系统安装完毕，工作正常。4.5.8 上导轴承油位正常，油温、瓦温显示正确；上导油冷却系统已安装、调试完成，整定值合乎要求。4.5.9 下导轴承油位正常，油温、瓦温显示正确；下导油冷却系统已安装、调试完成，整定值合乎要求。4.5.10 上导、推力

28、、下导轴承测温电阻和装置已安装、调试合格，仪表盘和机组LCU能正确监视机组各部轴承温度。4.5.11 机组的振动、摆度、空气间隙、磁通量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。4.5.12 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。4.5.13 机坑内的照明、除湿机、加热器等设施能投入使用。4.5.14 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。4.6.0.0 励磁系统4.6.1 励磁变、励磁盘、励磁母线及电缆已安装完成，主回路连接可靠，绝

29、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 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，数据通道已调通，机组LCU能

30、正确反应机组励磁系统状况。4.7.0.0 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，供油油质和供排油管道清洁度符合要求；4.7.2 中压空压机调试合格，两台工作，一台备用，满足向调速器、筒形阀油压装置供气要求，处于正常状态，管道清洁，系统无渗漏；中压气罐、除油器、空气干燥机均安装完成，安全阀经鉴定合格，除油器、空气干燥机工作正常；供气总管6#机、5#机之间阀门处于关闭状态；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。4.7.3 低压空气系统调试合格，满足向机械制动柜、空气围带、吹扫等供气要求，管道清洁，系统无漏气现象；各压力表计、温度

31、计、流量计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。4.7.4 水轮机补气系统已安装完毕，必要时可以进行补气操作；四台补气空压机安装完成，调试合格。4.7.5 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，一台检修泵工作，一台检修泵备用，其余三台泵切除，用以排干闸门漏水和机组正常运行时盘形阀漏水；渗漏泵一台工作，二台备用；真空破坏阀安装完成；自动化元件安装完成，并已通过校验，工作正常；检修集水井进人门封闭。4.7.6 四台机组和主变供水泵、主轴密封供水泵、滤水器及所有电动阀门安装调试完成。4.7.7 投入运行的油、气、水系统中的压力表、示流

32、信号计和温度计等自动化元件检验合格。4.7.8 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。4.7.9 各排水地沟、地漏、管道畅通。4.8.0.0 电气一次设备4.8.1 6#机组的发电机电压设备：发电机封闭母线及微正压充气装置、机端PT及CT、励磁变压器及其CT、发电机中性点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 6#主变压器已安装完毕调试合格。主变压器油位正确，绝缘油化验合格。主变各种常规试验与局放试验、绕组变形试验已结束。变压器分接开

33、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。6#主变压器已与机组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 6#高压厂用变压器、电流互感器及10kV电缆已经完成规程规定的所有试验，高压厂用变压器已连至封闭母线，已具备带电条件。4.8.4 主变冷却系统安装调试完毕，自动、手动工作可靠,进水管上、排水管上的阀门处于开启状态；已与机组LCU及主变技术供水作联动试验检查合格。4.8.5 500kV 高压电缆、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

34、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 500kV敞开式设备已安装、试验完毕，具备带电条件。4.8.7 500 kV并联电抗器已安装完毕调试合格。并联电抗器油位正确，绝缘油化验合格。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。并联电抗器已与LCU作联动试验，能正确反映电抗器及其检测系统的动作信息。4.8.8 与6#机发电相关的厂用电系统（10kV、6kV、400V供电系统）已安装完工并检验合格。施工变电所至厂用电10kV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装置经模拟试验，能正

35、确动作并已投入运行。4.8.9 进水口、放空洞、泄洪洞、溢洪道、厂用电系统（10kV、400V供电系统）已安装完工并检验合格。10kV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装置经模拟试验，能正确动作并已投入运行。4.8.10 全厂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接地。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。4.8.11 与6机组发电相关的各层照明系统、地面副厂房、GIS楼、地下副厂房、6#机组段（主厂房及主变洞、母线洞）、安装间及安装间下层配电房

36、、进厂交通洞、进水口及其配电房、放空洞及其配电房、泄洪洞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。4.8.12 其它与6#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。4.9.0.0 电气二次系统及回路4.9.1 直流电源系统检查4.9.1.1 220V直流电源系统检查（1）6#水轮发电机组直流系统、公用直流系统、500kV GIS直流系统、进水口变电所直流电源、电站监控系统UPS等已安装完工，调试完成。机组控制、保护及自动化设备的220V直流供应正常；电站计算机监控设备的UPS和交直流电源供应可靠。（

37、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。（5） 对6#机发电范围的控制设备均进行了直流的切换倒闸操作，均未出现摆动和振动。4.9.2 继电保护、自动装置和故障录波设备检查4.9.2.1 所有控制保护电缆接线已经过检查，接线正确。4.9.2.2 所有控制保护电缆接线已经过检查，接线正确。4.9.2.3 发电机、变压器继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。4.9.2.4 6#机组500

38、kV挤包绝缘电缆光纤保护设备已安装、调试完毕。4.9.2.5 开关站GIS、母线、500kV线路继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。4.9.2.6 保护和故障录波设备以I/O口和总线的形式向相关LCU传送信息，经联动试验，结果正确。4.9.2.7 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。4.9.2.8 计算机监控主站与厂用电LCU、公用LCU、开关站LCU、模拟屏LCU、6#机组LCU间的双光纤环网已形成，调试完毕，运行良好。厂用电、公用设备、开关站及6#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。4.9.3 下列电气回路已检查并通

39、过模拟试验，验证其动作的正确性、可靠性与准确性：4.9.3.1 进水口闸门自动操作回路4.9.3.2 筒形阀自动操作回路4.9.3.3 机组自动操作与水力机械保护回路4.9.3.4 水轮机调速系统自动操作回路4.9.3.5 发电机励磁操作回路和灭磁开关操作回路4.9.3.6 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4.9.3.7 开关站GIS与6#机发电相关联投运断路器间隔操作回路、隔离开关、地刀操作回路4.9.3.8 水轮发电机组、中控室、开关站GIS等设备的交直流电源回路4.9.3.9 全厂公用及6#机组辅助设备控制回路4.9.3.10 6#机发电机出口断路器、开关站GIS相

40、关断路器同期回路4.9.3.11 首期发电所需10kV、400V厂用电设备操作回路4.9.3.12 以上回路的操作，不仅包括了手动、自动操作，还包括计算机监控系统对上述系统设备的运行状态、运行数据、事故报警点的数据采集、监视和控制的命令、以及重要数据的变化趋势等的采集和传送。4.9.3.13 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） 500kV挤包绝缘电缆光纤差动保护与测温监视报警回路。（5）

41、 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。（6） 线路故障行波测距回路（7） 厂用电10kV、6kV及400V电源系统继电保护和备用电源自动投入回路。（8） 全厂公用设备、6#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。（9） 仪表测量回路。4.9.4 厂内通信、系统通信及对外后备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。电站地面副厂房通信机房的程控调度交换设备、程控行政交换设备、光通信设备、有线广播设备、相应的通信电源设备、配线设备、分线盒、出线盒、电话机、光缆、

42、通信电缆(线)等安装(敷设)调试完毕并处于正常运行状态。主厂房6#机组段的分线盒、出线盒、电话机、通信电缆(线)等通信设备及有关通信线路安装(敷设)、调试完毕并处于正常运行状态。电站至四川电力500kV东坡变电站的接入系统光纤传输通道安装(敷设)、调试完毕，并处于正常运行状态。电站内部地面副厂房、地下副厂房的光纤传输网络安装(敷设)、调试完毕，并处于正常运行状态。4.9.4.1 水力水文信息已正确量测并可靠远传；4.9.4.2 电度计量系统校验完毕；4.9.5 6#机组段、6#主变室、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、现场指挥部等区域通讯已投运。4.

43、10.0.0 消防及火灾报警设施检查4.10.1 与6#机组发电有关的消防设备需经当地消防部门验收。4.10.2 消防高低位水池供水管路、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 低位水池满足向厂内主变水喷雾消防系统、副厂房透平油库及油处理室、动力电缆层水喷雾消防系统、厂内消火栓给水系统、水轮发电机组水喷雾消防系统供水要求。4.10.4 高位水池满足向开关站消火栓和电抗器水喷雾消防供水要求。4.10.5 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

44、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手动阀。4.10.6 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。4.10.7 气体灭火系统安装调试完毕，能够满足对副厂房继电保护室、计算机室、中控室进行气体灭火要求。4.10.8 进厂交通洞消火栓系统安装、试验完毕。4.10.9 各运行部位消防器材配置到位。4.10.10 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。4.10.11 运行设备区域的消防报警设备已投运，

45、检验合格。4.10.12 电缆夹层、电缆廊道等与首台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。4.10.13 事故交通安全疏散指示牌已检查合格。4.11.0.0 通风空调设备检查4.11.1 主厂房及主变洞主送排风系统设备及管路已安装调试完成，具备投运条件。4.11.2 6#机组段通风、空调系统已安装调试完成，具备投运条件。4.11.3 地下副厂房通风、空调系统已安装调试完成，具备投运条件。4.11.4 地面副厂房及开关站通风、空调系统已安装调试完成，具备投运条件。4.11.5 主变洞及母线洞6#机组段的通风、空调系统已安装调试

46、完成，具备投运条件。5.0.0 机组充水试验5.1.0.0 充水条件5.1.1 坝前水位达到最低发电水位以上。5.1.2 确认机组进水口工作闸门、检修闸门处于关闭状态，启闭设备已处于正常工作状态。5.1.3 确认压力钢管通气孔畅通。5.1.4 确认锥管进人门、蜗壳进人门已关闭。5.1.5 确认6#机蜗壳放空阀、尾水管盘形阀、压力钢管放空阀处于关闭状态；4-5#机尾水盘形阀处于开启状态；1-3#尾水盘形阀处于有效关闭状态。5.1.6 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，筒形阀油压、油路正常，筒形阀处于关闭状态。5.1.7 确认机组主轴检修密封处于投入状态。5.1.8

47、 确认机组尾水门横梁、门槽上无杂物。5.1.9 确认顶盖排水泵位于自动运行状态，移动式水泵处于随时投入工作状态。5.1.10 确认机组机械制动已投入。5.1.11 确认机组检修排水系统、厂房渗漏排水系统满足排水要求。5.1.12 确认2#尾水洞已充水，2#尾水洞闸门已提起并可靠的锁定在门槽内。5.1.13 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。5.1.14 确认各部位操作、监护、观测人

48、员已到位，并准备就绪。5.2.0.0 2#尾水洞充水5.2.1 提起2#尾水洞检修门约100mm，利用检修门节间对2#尾水洞进行充水，充水时对各部水工结构进行检查，应无渗漏现象。检查确认闸门前后平压后，提起2#尾水洞检修门并锁定牢固。5.3.0.0 尾水管充水5.3.1 确认尾水管具备充水条件后，拔出接力器锁锭，手动打开水轮机导叶开度约3%5%，手动打开筒形阀约10mm排气。5.3.2 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。5.3.3 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。5.3.4

49、通过检修集水井水位变化情况判断6#机尾水管盘形阀、4#机及5#机尾水管闸门漏水情况。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。5.3.5 尾水平压且各部位正常后，用2#尾水台车将尾水管闸门提起并锁锭在门槽上，并关闭导叶、筒形阀，投入接力器锁锭。5.3.6 开启尾水技术供水取水口阀门，对技术供水主用水泵进行调试检查，水泵运转应正常，出水量、水压满足设计要求。启动技术供水水源系统，对各技术供水管路进行通水检查，并进行各管路的冲洗、排污。将各部位水压、流量调整合格，检查各管路、阀门无渗漏现象。5.

50、4.0.0 压力管道及蜗壳充水5.4.1 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，筒形阀处于全关状态。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 用门机提升进水口检修门充水阀，观察检修门与工作门间水位上升情况，观察工作门下游侧的漏水情况。待检修门前后平压后，再用门机将检修闸门提至锁定位置。（自动抓梁穿销不退，检修门处于备用状态）5.4.6 开启6#机进水口工作门充水阀，向压力管道内充水，在水轮机层仪表盘处监视蜗壳水压上升变化情况，记录不同管段的充水时间和保压情况。待

51、工作门前后平压后，自动提起快速工作门，并记录时间，在水轮机层仪表盘处监视蜗壳水压变化。充水过程中压力钢管通气孔应通畅。5.4.7 蜗壳平压后，记录压力管道、蜗壳充水时间及上、下游水位。5.4.8 充水过程中，密切监视蜗壳进人门、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。检查主轴检修密封漏水情况等。5.4.9 检查蜗壳进口压力表实际值，检查平压接点（或继电器）动作值。确认流道及机组各部位无异常后，进行工作门静水中的启闭试验和闸门下滑试验，测量并记录工作门关闭时间、开启全过程时间、系统油压及下滑量等，检查启闭过程有无异常振动，启、停时有无冲击现象等。分别在机旁和控制室进行远

52、方启、闭门试验，试验完成后，将快速闸门提至全开位置。5.4.10 在静水状态下操作筒形阀，记录开启和关闭时间。在手动操作试验合格后，进行自动操作的启闭动作试验。分别进行现地和远方操作试验，筒形阀在静水中启闭应正常。5.4.11 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。5.4.12 观察厂房内渗漏水情况及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。5.4.13 操作机组备用技术供水系统管路各阀门设备，开启蜗壳取水口阀门向机组备用技术供水系统充水，检查减压阀、滤水器、各部位管路、阀门及接头的工作情况，并调整备用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

53、污。检查各部位应无渗漏。6.0.0 机组启动和空转试验6.1.0.0 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，调试所的仪器仪表也安装到位，准备就绪。能参与进行了强制性试验项目准备完毕，参与进行。6.1.3 确认尾水管、压力管道和蜗壳已充水，进水口工作门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.

54、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；推力、水导外循环润滑油系统工作正常；各轴承油槽油位正常，油质合格。水导、下导、推力、上导轴承油冷却器冷却水投入，空气冷却器冷却水部分投入，水压、流量正常。6.1.5 厂房渗漏排水系统、中低压气系统、强迫补气系统，厂用电系统运行正常。6.1.6 记录上、下游水位，各部油位、油压、电功、电流，各部位原始温度等已记录。6.1.7 在机组启动前用高压油泵顶起转子，油压解除后，检查发电机制动器，确认制动器活塞已全部落下。6.1.8 漏油装置处于自动位置。6.1.9 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。6.1.10 调速器处

55、于手动关机位置，导叶处于全关位置。6.1.11 水轮机主轴密封水投入，检修密封排除气压。6.1.12 筒型阀静水试验完毕，处于全开状态。6.1.13 机组的相关设备应符合下列要求：6.1.13.1 发电机出口断路器断开，隔离开关断开，接地刀断开，主变高压侧隔离开关断开，6#厂高变低压侧进线柜手车退出。6.1.13.2 励磁系统灭磁开关断开。6.1.13.3 发电机出口PT处于工作位置，一次、二次保险投入。6.1.13.4 转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。6.1.13.5 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。6.1.13.6

56、 转动部分已检查完毕，空气间隙已拉，发电机风洞已检查无异物，门已上锁。具备开机条件。6.1.13.7 拆除所有试验用的临时短接线和接地线。6.1.13.8 外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。6.1.13.9 机械制动处于投入状态。6.1.13.10 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。6.1.13.11 顶盖排水系统投入自动运行，移动式水泵可随时投入使用。6.1.13.12 大轴接地碳刷已投入。6.1.13.13 轴电流装置已投入使用。6.1.14 调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：6.1.14.1 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。6.1.14.2 调速器滤油器处于工作位置。6.1.14.3 调速器处