某大型水电站1#机组单项试验方案

**水电站1#机组启动试运行单项试验方案 11.发电机升流试验1.1.1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，绝缘良好，1.1.2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；1.1.4现地和远方操作的切换正常、可靠；1.1.6励磁变柜自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常，并投入运行；1.1.7录制励磁系统的静特性，情况良好；1.1.8励磁系统各报警及事故信号正确；能与机组LCU联动，机组LCU能正确反映机kV段备用出线柜1.2.6技术供水系统已投入运行，各子系统的水量分配符合要求，各部轴承和密封的水量正常，发电机定子空气冷却器根据绝缘情况确定是否投入。发电机集电环碳刷已安装并投用。1.2.8检查升流范围内所有电流互感器二次侧无开路。1.2.9测量发电机转子绝缘电阻、吸收比，合乎要求。1.2.10测量发电机定子绝缘电阻、极化指数，确定是否进行干燥，如需要短路干燥在2验检查名检查名称发电机裂相横差记忆低压过流定子过负荷转子表层过热启停机/低频误上电断路器失灵/闪络保护励磁变速断励磁变过流励磁变过负荷励磁绕组过负荷保护各通道显示量量量功角测量量量发电机机端电流励磁高压侧电流励磁低压侧电流录波通道显示测量项目幅值，相位及差流幅值，相位及差流幅值，相位幅值，相位幅值，相位幅值，相位幅值，相位幅值，相位幅值，相位幅值，相位幅值，相位幅值，相位幅值，相位核对显示值与实测值相符幅值，相位幅值，相位幅值，相位幅值，相位核对显示值与实测值相符核对显示值与实测值相符幅值，相位幅值、相位幅值、相位幅值、相位核对显示值与实测值相符检查部位发电机保护(A、B套)励磁系统安稳装置状态检测返回屏调速器机组故障录波3(5)试验过程中检查发电机主回路、励磁变等各部位运行情况并测量其温度；检查发(6)记录发电机升流过程中定子绕组及空冷各部温度。1.3.2录制发电机短路特性按照试验方案执行，保持头脑清醒。1.4.5试验期间，升流断路点及升流范围内所有设备有专人看守，并保持通讯畅通。42.机组空载下调速系统试验2.1应具备条件2.1.4调速器手自动切换试验(根据残压测频工作情况调整试验顺序)(2)通过调速器电气柜上的“手动/自动”转换开关，将机组切换至自动方式运行。应满足设计要求。2.2调速器空载扰动试验2.2.1调速器在自动控制下稳定运行，进行调节器的空载扰动试验，扰动试验应满足(1)机组在自动方式下稳定运行，频定给定50Hz。(2)扰动量按±1%、±2%、±4%、±8%额定转速逐步增加。(3)转速最大超调量不应超过扰动量的30%。(5)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。的±0.15％。2.3安全措施启。5现油、水、气系统异常立即停止平衡时进行，以免切换时出现较进行检查，重新试验确认后，才63.发电机单相接地试验及升压试验3.1发电机升压的条件回路连接可靠，绝缘良好，相应；3.2发电机升压前准备工作 3.2.7退出厂用变低压侧开关0011，分发电机出口断路器801，分发电机出口隔离开关8016，分发电机出口接地开关80117。3.3发电机升压试验3.3.1发电机定子单相接地保护、发电机过压保护的动作模拟试验3.3.1.1发电机定子单相接地试验及过电压保护模拟试验(1)退出发电机单相接地保护停机出口，投发电机单相接地保护跳直流灭磁开关出口，在机组中性点接地变压器处接地。73.3.1.2发电机零起升压试验8测测量项目核对显示值与实测值相符核对显示值与实测值相符幅值，相序幅值，相序幅值，相序幅值，相序检查名称保护各通道显示录波通道显示测量与调节量量检查部位发电机保护故障录波励磁柜调速器电气柜发电机仪表柜3.4发电机空载特性试验3.5转子一点接地保护模拟试验录保护动作值。3.6安全措施kV候，在事故时立即跳灭磁开关和94.厂高变升流试验4.1升流的前提条件护、安稳装置、故障录波装置的监视、控制和4.2升流试验准备 连接可靠，合发动机出口隔离开关8016。4.3厂用变升流试验4.4安全措施kV按钮旁安排专人守候，在事故时立即跳灭磁开关和开关的操作电源应在倒闸操作完成后切除，避4.5试验附图4.5.11#厂高变升流接线图(S1)5.1升流的前提条件光纤差动保护、安稳装置、地下GIS5.2升流试验准备 ，分变压器低压侧接地开关801617，确认发电机中性点接地变接地连接可靠，合发动机出口隔离开关8016。1617、80117。(6)恢复发电机保护定值，投主变控制信号回路，解开主变保护出口，解开断路器操作电源，以防其被误操作。(3)手动缓慢升流至(2~3)%发电机额定电流，检查升流范围内各电流互感器二次测测量项目核对显示值与实测值相符核对显示值与实测值相符核对显示值与实测值相符核对显示值与实测值相符检查名称保护通道显示失灵保护非全相保护保护通道显示短引线保护保护通道显示光纤差动保护距离保护保护通道显示系统安稳计量主变差动主变中性点零序电流主变复合电压过流检查部位母差保护(A，B套)断路器保护线路保护(A，B套)安全稳定(A，B套)主变保护(A，B套)幅值、相位幅值、相位幅值、相位核对显示值与实测值相符幅值，相位及差流核对显示值与实测值相符幅值、相位核对显示值与实测值相符幅值、相位核对显示值与实测值相符主变过负荷冷却器启动光纤差动录波通道显示主变高压侧电流录波通道显示高压电缆保护机组故障录波T(6)记录完毕，手动降低励磁电流至零，分励磁直流灭磁开关，分厂用电10kVⅡ段(1)机组开机在额定转速下稳定运行，励磁为控制方式，合厂用电10kVⅡ段备用出流录波及测量回路的测测量项目幅值，相位及差流幅值，相位及差流核对显示值与实测值相符幅值、相位幅值、相位核对显示值与实测值相符幅值，相位及差流核对显示值与实测值相符幅值，相位及差流幅值、相位核对显示值与实测值相符幅值、相位幅值、相位幅值、相位检查部位母差保护(A，B套)断路器保护线路保护(A，B套)安全稳定(A，B套)检查名称保护通道显示失灵保护非全相保护保护通道显示短引线保护保护通道显示光纤差动保护距离保护保护通道显示系统安稳计量核对显示值与实测值相符核对显示值与实测值相符幅值、相位核对显示值与实测值相符录波通道显示主变高压侧电流录波通道显示故障录波b.解开第二串所连Ⅰ、Ⅱ母线断路器所有差动保护出口回路、短引线保护出差动保护的c.解开第二串所连Ⅰ、Ⅱ母线断路器差动保护出口回路，短接母线差动保护差动保护5024侧电流i.(S3)短路点试验完毕。5.3.3.1主变及第三串GIS第一次升流准备(1)机组开机在额定转速下稳定运行，励磁为控制方式，合厂用电10kVⅡ段备用出(2)手动缓慢升流至(2~3)%发电机额定电流，检查升流范围内各电流互感器二次和相测测量项目幅值，相位及差流幅值，相位及差流核对显示值与实测值相符幅值、相位幅值、相位核对显示值与实测值相符幅值，相位及差流核对显示值与实测值相符幅值、相位幅值、相位核对显示值与实测值相符幅值、相位核对显示值与实测值相符测量项目检查部位母差保护(A，B套)断路器保护故障录波检查部位检查名称保护通道显示失灵保护非全相保护保护通道显示短引线保护保护通道显示量录波通道显示主变高压侧电流录波通道显示检查名称保记录完毕，降低励磁电流至零，分励磁直流灭磁开关，分厂用电10kVⅡ段备用(10)(S4)短路点试验完毕。5.4安全措施kV候，在事故时立即跳灭磁开关和5.5试验附图压试验方案6.3主变零序电流保护模拟地可靠。TT分励磁直流灭磁开关，分厂用电10kV2段断路器6.5安全措施T6.6试验附图01到调速器系统的合闸接点，断开发电机出口断路器8017.3GIS及三回出线设备零起升压试验同期、故障录波的电压幅值7.4安全措施。8.励磁装置空载试验方案8.1励磁装置空载试验条件。不能低于发电机额定电压的110%，在调整范围内平滑稳定的调节。在发电机100%不能低于发电机额定电压的110%，在调整范围内平滑稳定的调节。在发电机100%8.3.1.2合直流灭磁开关，手动启励，电压稳定在最小给定电压值。进行启励时间调整试验，录制启励波形并记录启励时间。8.3.1.4合直流灭磁开关，手动启励，电压稳定在最小给定电压值。进行启励时间调整试验，录制启励波形并记录启励时间。8.3.2.2发电机频率在54.5Hz~45.5Hz内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/8.3.2.4发电机频率在54.5Hz~45.5Hz内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/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8.4安全措施励磁装置失控和操作失误等事故对机组。9.计算机监控系统试验方案9.1开机前无水静态调试项目9.1.1检查计算机监控系统对以下子系统的监视、控制与信号采集情况9.1.1.1对水轮机的监视、控制和信号采集(含压力、流量、温度、液位信号等)。9.1.1.2对调速器的监视、控制和信号采集。9.1.1.3对发电机的监视、控制和信号采集(含压力、流量、温度、液位信号等)。9.1.1.4对励磁系统的监视、控制和信号采集。9.1.1.6对机组技术供水装置的监视、控制和信号采集。、水导轴承外循环系统、水轮机轴密封系统的监视、控信号采集。采集。。制和信号采集。测量装置的监视和信号采集。9.1.1.15发电机的同期回路。9.1.1.18对主变压器的控制和信号采集(含油位、油流与温度等)。监控。9.1.1.23对断路器保护、电缆光纤差动保护、安稳装置、控制和信号采集。9.2开机后有水动态调试项目9.2.1.1试验前提条件及准备组当9.2.1.2试验步骤(7)监视高压油顶起系统应按设计转速正常启动，否则应立即采用手动控制方式启(8)检查测速装置及转速接点的动作情况，记录自发出停机令到机械制动投入的时间，记录机械制动投入到机组全停的时间。(9)在中控室进行自动停机和开机操作，并进行相应的检查和记录。油LCU动紧急停9.2.2.1试验前提条件及准备9.2.2.2试验步骤入9.2.3.1试验前提条件及准备9.2.3.2试验步骤9.3安全措施10.主变及厂高变冲击合闸试验方案行。。实10.3.4试验人员在安全距离外监听主变及厂高变空载声响是否正常。检查主变压器差动保护及瓦斯保护的工作情况，检查主变压器有无异常。10.3.5对冲击操作进行故障录波，监视励磁涌流冲击作用下继电保护装置的动作情况。10.3.11试验人员在安全距离外监听主变空载声响是否正常。检查主变压器差动保护及瓦斯保护的工作情况，检查主变压器有无异常。10.3.12对冲击操作进行故障录波，监视励磁涌流冲击作用下继电保护装置的动作情况。10.4.2成立组织主变冲击试验机构，分工明确，职责分明，步调统一，尤其对一些可加强防范，制定措施。10.4.3确保通信联络畅通，通信可靠，尤其各监控部位和操作人员与总指挥的联络。10.4.4发电机出口断路器、隔离开关、接地开关的操作电源应在倒闸操作完成后切除，11.同期并网试验方案11.1.1已用电脑保护校验仪对自动同期装置的电压、频率、导前角进行了测试。已模拟由手动同期装置和自动同期装置发令合断路器。11.1.2根据调度命令已对发电机保护、变压器保护、母线差动保护、断路器保护、高压电缆光纤保护、线路保护的整定值进行了核对。11.1.3在主变零起升压时同期电压回路已检测无误，系统倒送电后机组与系统相位已核对，在主变冲击试验完成后，进行同期并网试验。11.1.4向系统申请进行同期并网试验，已得到系统的同意。统的合闸接点，断开发电机出口断路器801到励磁系统的合闸接点。11.2.1.2系统电已冲击到主变低压侧，励磁调节器切至远方自动调节，调速器切至远方11.2.1.3手动投入手动同期装置，手动调节机组的频率、电压进行假同期并网。合闸后11.3.1励磁调节器切至远方自动调节，调速器切至远方自动频率操作模式，模拟发动11.3.2在机组LCU发空载至发电令，由机组LCU投入自动同期装置，自动进行调节进检查调速器系统接到调频命令的执行情况，检查励磁系统接到调压命令的执是否符合要求，否则调整并重新试验，至压差、频差、导前时间符合要求。操作模式。机旁派电气专业人员做好紧急11.5.1.2投入手动同期装置，进行手动假同期并网试验，检查同期闭锁。合闸后跳开11.8.1.3投入手动同期装置，在机旁进行手动调节频率、电压，捕捉同期并网。检查11.8.2断路器5013自动同期试验的操作、检查。12.机组负荷下调速器、励磁系统试验12.2.1机组并网带固定负荷(避开振动区、实际负荷视启动运行时的水头确定)，调速器分别整定为开度/功率控制模式，改变功率增量为10％，记录机组突增负荷的过渡12.2.2机组逐级增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组状况：尾水管压力、温度值；主变油温等变化情况。12.2.4模拟故障试验(模拟功率给定、功率反馈信号故障)。12.2.5调速器通道切换试验。12.2.6现地/远方(含集控)有功功率控制调节检查。压调节器投入的情况下，将调差单元投入并置于整定位置，12.3.4各辅助功能单元的整定与动作试验。12.3.5欠励限制、定子电流限制试验。12.3.6现地/远方(含集控)无功功率控制调节检查。12.4.1试验过程中严格执行试运行各项规章制度，各施工单位、厂家、电厂、中试所等启动试运行参试人员必须在试运行指挥部统一指挥下工作。12.4.2试验过程中对带电设备设置安全围栏，悬挂安全警示牌，试验与运行人员与带；无关人员禁止进入。12.4.3试验前在试验区域布置足够的消防器材；试验所需的各类检查、记录仪器仪表准备妥当；试验期间各试验部位保持通信和道路畅通。12.4.4试验时，运行人员应加强各部位的检查巡视，如发现油、水、气系统异常立即停止试验，待异常情况处理完毕后，试验再继续进行。12.4.5试验中一旦出现功率摆动增大现象，应立即将励磁方式切至手动，若摆动仍不能消除，应立即停机。12.4.7试验中励磁自动通道与手动通道切换时，应在两者输出平衡时进行，以免切换12.4.8如发现机组转速失控立即停机，对调速器系统进行检查重新试验确认后，才能12.4.9应在励磁灭磁柜设置专人守候，如发现机组电压失控，在危急情况下手动跳灭V录波临时线时要注意临时13.机组甩负荷试验方案13.1概述13.2甩负荷试验准备工作13.2.1确认机组已完成机组空转试验、空载试验、并网试验及负荷调整试验，具备了13.2.2与电网调度联系好负荷试验时机，根据调度安排时间进行负荷试验。13.2.3在机旁盘处接入示波器对机组转速、出口开关、蜗壳水压、尾水管进口水压、导叶开度、补气阀位移传感器、定子电压、转子电流、转子电压进行录波。13.2.4编制甩负荷过程中相关数据记录表格，按部位分发到记录人员，并作好相应的，确保试验数据记录完整。13.2.5在上导轴承、下导轴承、水导轴承处各架设一块百分表对甩负荷时各部位大轴13.2.6在上机架、定子机座、下机架及顶盖处架设百分表，在甩负荷时对上述部位振部垂直方向设置一块表测量。13.2.7安排人员对蜗壳压力表、尾水管进口压力表进行观察，记录甩负荷过程中各表计压力变化情况。13.2.8调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速(频率)、接力器行程等电量。13.2.9在计算机监控盘位置安排专人进行机组转速、导叶开度、有功、无功、定子电13.2.10在进水口位置安排专人进行检查、监测。13.3甩负荷试验验。13.3.2将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值，自动励磁调节器的参数选择在最佳值，检查所有继电保护及自动装置均已投入。13