机组启动及调试运行大纲

1、目 录总 则11. 充水前应具备的条件21.1 成立组织机构21.2 试验阶段划分说明31.3 充水前应具备的条件32、启动调试92.1、充水试验9、 试验内容与试验目的9、 试验准备与试验条件9、 试验步骤92.2、 首次启动及开停机试验11、试验内容与试验目的11、 试验准备11、 试验步骤122.3、 机组过速试验15、试验内容与试验目的15、 试验准备15、 试验步骤152.4、 监控系统自动开停机试验16、试验内容与试验目的16、 试验准备17、 试验步骤172.5、 发电机升流（短路特性）试验19、试验内容与试验目的19、 试验准备与试验条件19、 试验步骤202.6、 发电机升压

2、（空载特性）试验21、 试验内容与试验目的21、 试验准备与试验条件21、 试验步骤222.7、 主变与开关站升流试验23、试验内容与试验目的23、 试验准备与试验条件24、 试验步骤242.8、 主变和开关站升压试验25、试验内容与试验目的25、试验准备与试验条件25、 试验步骤263、 系统调试273.1、主变冲击试验27、试验内容与试验目的27、试验准备与试验条件27、 试验步骤283.3、 机组并网与带甩负荷试验28、试验内容与试验目的28、 试验准备与试验条件29、 试验步骤29、1#机组模拟并网29、1#机组正式并网303.4、 机组带负荷72h试运行35、试验内容与试验目的35、

3、试验条件与试验准备35、 试验步骤369总 则1、 为确保悦乐电站1#机组启动及调试试运行工作顺利、有序地进行，特制定本程序；2、 本程序适用于昭通悦乐电站首台机组启动及调试试运行试验；3、 本程序仅列出主要试验项目与概括性试验步骤及方法。根据现场实际情况，某些试验项目的顺序、计划安排及方法可进行适当的调整；4、 本程序试验项目及标准原则上按国家标准编制，若出现由于机电设备中合资或进口设备及其软件等关系而导致验收及试验标准不一致的问题，通过业主与厂商协调的方式解决；5、 若本程序所列项目实际因故不能进行或仅能部分进行，或是需要增减的试验项目，由启动试运行指挥部与有关各方现场共同协商确定，并经启

4、动委员会批准后执行；6、 本程序须经启动验收委员会审查批准后执行，试验严格服从启动验收委员会的领导及系统的调度指挥，并加强与业主单位、制造厂、监理单位和设计单位的友好协作及积极配合。涉及电力系统调度的工作内容和安排（譬如系统送电冲击主变、并网、带甩负荷等试验），需要启动委员会及业主与电力系统协调并取得系统协助，经电力系统批准后方可执行；7、 机组在启动及调试试运行过程中出现的问题和缺陷，应及时报告启动委员会决定方案后及时处理解决，并记录备案；8、 本程序的编制参考了以下文献：Ø 水轮发电机组安装技术规范(GB8564-88)Ø 水轮发电机组启动试验规程 (DL507-93)

5、Ø 首台机组发电最低施工形象面貌Ø 南平电机厂水轮发电机组技术文件资料以及其他所有有关的设计资料、设备合同和厂家资料等1#机组启动试验及调试试运行1. 充水前应具备的条件1.1 成立组织机构为顺利完成调试和启动试运行工作，我部组织成立调试试运行领导机构，统一组织、统一协调、统一安排、统一指挥，按经批准的调试及启动试运行大纲完成悦乐电站调试和试运行过程中全部设备的调试及试运行工作。我部调试试运行组织机构在悦乐电站机组启动试运行委员会的领导和指挥下工作。领导机构：组长1人，副组长2人。 调试人员：4人。运行人员：机械5人，电气5人。后勤协联：2人。启动委员会专家顾问组长副组长专

6、职安全工程师运行组后勤组调试组 检修测量巡视发电机水轮机保 护监控励磁高压1.1.1 机构组建完毕后（具体人员安排待确定后见附表），各部人员挂牌上岗、分工明确，试验仪器和测量表计、工作票及记录表格准备齐全；1.1.2 机组各部场地及周边环境清理干净，吊物孔盖板齐全，道路畅通，照明充足，电话、电铃等指挥联络设施布置就绪；1.1.3 再次全面检查，以确定各项准备工作落实就绪。1.2 试验阶段划分说明机组充水启动调试之前的试验和调试为干调试。其内容包括：单元工程设备和分部工程设备的试验、调试以及无水联合调试。引水系统和水轮机组充水后的调试为湿调试。湿调试分发电单元设备的充水启动调试（简称启动调试）和

7、电站接入电力系统调试（简称系统调试）。在湿调试进行前，必须完成各单元工程、分部工程设备的试验、调试工作，以及相关系统的无水联合调试工作。所有相关的干调试工作完成后，及时将每次试验结果数据整理成图、表或报告提交监理和业主等单位审查，须全部达到规定要求。1.3 充水前应具备的条件1.3.1.1 相关的土建工程及进水口设备已满足条件；1.3.1.2 压力钢管、蜗壳、尾水管洞内杂物已清理干净；1.3.1.3 1#及2#机组的蝶阀及旁通阀已安装完工，油压装置及其控制系统已安装完工并调试试验合格，启闭情况良好，处于关闭状态。蝶阀锁定投入无误，2#机组蝶阀操作油路关闭并采取其他可靠的防误动安全措施；1.3.

8、1.4 1#、2#机组蝶阀前取水系统设备安装调试结束，在无水条件下试验合格；1.3.1.5 蜗壳排水阀、尾水排水阀等操作灵活可靠，启闭良好，并处于关闭状态；1.3.1.6 所有压力管道的压力及示流等表计已全部安装完工并验收合格；1.3.1.7 尾水闸门已安装完工并调试验收合格，门槽及周围已清理干净，尾水闸门处于关闭状态；1.3.1.8 上述条件经全面仔细检查后封盖窝壳进人门和尾水管进人门。 1.3.2.1 水轮机所有部件已安装完工并检验合格，施工记录完整；1.3.2.2 主轴工作密封与检修密封经检查无渗漏，调整工作密封水压至设计规定要求，投入检修密封；1.3.2.3 水导轴承润滑冷却系统已检验

9、合格，轴承冷却水具备投入条件，油位、温度及冷却水压力传感器已调试合格，各整定值符合设计要求；1.3.2.4 导水机构已安装检验合格并处于关闭状态，接力器投入，导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程经检验符合设计要求。剪断销剪断信号正确及其它水机保护装置调试合格；1.3.2.5 水轮机测量、自动化元件调试合格，具备投运条件。调速系统1.3.3.1 调速系统及其相关设备已安装完工并验收调试合格，油压装置压力及油位正常，透平油化验合格，各部位表记及阀门均已整定符合要求；1.3.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热，油泵手动、自动启动调试合格；1.3.3.3 手动操作将压力油输向

10、调速系统，各油压管路、阀门、接头及各部件等应无渗漏现象；1.3.3.4 事故配压阀和锁定装置调试合格，信号指示正确，锁定投入；1.3.3.5 调速系统已完成联动调试，调速器、接力器及导水机构协联动作灵活、可靠，全行程内动作平稳，各部的导叶开度指示一致；1.3.3.6 用紧急停机操作检查导叶全开到全关所需时间，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；1.3.3.7 测速装置安装调试合格，过速保护按设计要求初步整定；1.3.4.1 发电机所有部件已安装完毕并检验合格，安装及试验记录完整；1.3.4.2 发电机内部已彻底清理，无任何杂物遗留，转动部件及定子铁芯、线圈等无尘土、金属微粒等，

11、设备所有螺栓及需紧固部件已按设计要求可靠紧固；1.3.4.3 上导、下导、推力轴承油槽注油完毕，冷却水具备投入条件；1.3.4.4 定、转子空气间隙值符合要求，转动部分和固定部分之间各间隙内无异物卡阻；1.3.4.5 顶起一次转子，使镜板与推力瓦面间形成油膜保护；1.3.4.6 机械制动系统安装调试结束，手、自动操作灵活可靠，风闸位置接点信号正确，制动处投入状态；1.3.4.7 推力油槽气封装置安装调试结束，操作灵活可靠；1.3.4.8 空冷器冷却水具备投入条件；1.3.4.9 转子滑环碳刷提起，处于断开位置。1.3.5、 油、气、水系统1.3.5.1 全厂透平油、绝缘油系统已部分或全部投入运

12、行，能满足1#机组供、排油的需要，油化验合格；1.3.5.2 2台低压空气压缩机已安装调试完毕，投入正常运行，储气罐压力值正常；1.3.5.3 1#机组渗漏排水系统正常投运，可满足机组运行中的渗漏排水要求；1.3.5.4 1#机组检修排水系统调试完毕并投运，可满足机组运行中的检修排水要求；1.3.5.5 系统各管路、附属设备已刷漆，标明流向，各阀门已标明开关方向并挂牌、编号；1.3.5.6 油、气、水各系统已分别与2#机组相关管路有效隔断。1.3.6.1 水力测量系统各元件、回路及仪表装置等已调试完毕，各部压力、流量等测量元件具备投入条件。1.3.7.1 10kV厂用环网柜已安装调试完毕并投运

13、，外接备用电源已引入，经42B厂用变压器送至400V低压厂用配电柜1P柜；1.3.7.2 400V低压厂用配电柜已调试完毕并投运，断路器电气闭锁关系正确；1.3.7.3 母联备自投装置整定输入及调试试验完毕，通过模拟动作可靠；1.3.7.4 合1P柜进线断路器，通过母线带电运行；1.3.7.5 中控室交流电源屏及事故照明柜已正常投运，其余相关的各厂用配电箱及电源切换箱已正常带电投运；1.3.7.6 为避免单一厂用备用电源突然停电而导致事故及影响，须通过协调确保10kV环网柜外接备用进线电源的可靠供电。1.3.8.1 发电电压设备：发电机中性点、出口母线段、出口10.5kV高压柜3G7G柜、励磁

14、变压器及励磁主回路、厂用变压器及主变低压侧母线段所有设备均已安装完毕、调试试验合格，具备投运条件；1.3.8.2 主变压器及其附件安装试验完毕，主变本体油各项指标合格，补油静置结束，瓦斯已放气，分接开关置正确位置，本体接地完善，中性点设备安装试验结束；1.3.8.3 主变风机冷却系统安装调试完毕，手、自动方式启动正常，投入自动运行。主变消防措施以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电运行条件；1.3.8.4 根据业主对首台机组发电投运线路的要求，开关站1#主变高压侧、110kV母线、悦乐出线、大关出线的所有一次设备均已安装验收完毕，调试试验合格，断路器、隔离开关、接地刀闸等设备的现地及远方操

15、作灵活可靠，接地完善，具备高压带电运行条件；1.3.9.1 所有与首台机组并网发电相关的二次盘柜安装、二次回路配线及查线工作完毕，二次接线正确无误；1.3.9.2 中控室发电机保护、主变压器保护、母线保护、线路保护柜的静态调试工作已经结束，各装置动作值已按保护定值进行整定，非电气量保护已从设备原件模拟开入，动作正确可靠。所有跳闸出口都经实际联动模拟试验可靠动作至出口设备；1.3.9.3 中控室相关的二次盘柜：故障录波、电度表计、电网解列柜已满足初步的投运条件；1.3.9.4 微机励磁调节系统静态调试工作已完毕，开出及开入信号回路正确无误；1.3.9.5 机械制动柜制动系统调试完毕，机组各部温度

16、、压力、转速等自动化元件已整定完毕，具备投运条件；1.3.9.6 微机监控系统下位机（机组LCU和公用LCU）和上位机相应的静态调试工作完毕，同期系统模拟试验结束；1.3.9.7 微机监控系统机组LCU、公用LCU与保护、励磁、调速器、10.5kV发电机出口高压柜、厂用电等所有被监控设备的联动试验已结束，开入及开出正确无误；1.3.9.8 水轮机调速器、机组自动控制和水机保护回路动作正确，LCU开停机流程正确，动作可靠，并实际动作至导水叶；事故停机、紧急停机及与进水阀联动等试验已模拟完毕；1.3.9.9 机组与辅助设备的常规测量信号系统已完善。1.3.10.1. 由于设计无完整的消防及火灾告警

17、控制系统，但安全防患于未然，从安全的角度考虑应在主厂房的机旁和机坑附近等位置准备充分的灭火器材。1.3.13.1. 中控室220V、150AH一组蓄电池工作正常，整个直流系统已投入正常运行，来自厂用电的充电电源可靠供电，相关各路直流负荷已送出。1.3.14.1. 所设计的主厂房内的四台风机安装调试完毕，根据设计要求投入正常运行。1.3.15.1. 中控室及副厂房各层，安装间、主变室等重要部位的永久照明已经形成，已能满足要求；1.3.15.2. 厂房及开关站接地系统已完善，所有机电设备根据设计要求良好接地。1.3.16.1. 通讯系统运行正常，各部通讯畅通；1.3.16.2. 厂内通讯与系统通讯

18、畅通。2、启动调试2.1、充水试验2.1.1.1. 进行压力钢管充水和蜗壳充水；2.1.1.2. 检查流道各进人门与测流、测压管路的密封情况；2.1.1.3. 检查水轮机顶盖、导水叶、蝶阀、主轴密封的漏水情况；2.1.1.4. 检查蜗壳前伸缩节、蜗壳进入孔、蜗壳取水阀的漏水情况；2.1.1.5. 检查其他水工建筑物的变形及漏水情况；2.1.1.6. 进行蝶阀现地和远方计算机监控的静水启闭试验；2.1.1.7. 进行技术供水系统的充水检查和远方计算机监控的操作检查。2.1.2.1. 充水前检查进水口工作门、工作门应能良好封水，水封无变形，缝隙和撕裂状况出现；2.1.2.2. 检查进水口工作门操作

19、正确可靠，供电可靠，压力管道等过流系统均已检验合格，确认无异常情况；2.1.2.3. 确认蝴蝶阀处于关闭位置，检修密封在开启状态，工作密封在关闭状态，蜗壳放空阀在关闭位置，导叶控制机构在关闭位置，锁定投入；2.1.2.4. 各部监测人员及其他准备工作到位。2.1.3.1 打开进水口工作闸门57cm，平压后逐步开启工作门（开启量由启委会决定）充水；2.1.3.2 检查1#、2#机蝴蝶阀封水状况应良好，蝴蝶阀前压力钢管取水设备和相关阀门、法兰面连接处，应在各个时段无渗漏现象，制动器液压阀工作正常；2.1.3.3 充水和压力钢管道任何载面部位的工作状态符合设计、规范要求，充水各时段若发现问题和异常应

20、立即停止充水，并及时处理和报告启动委员会；2.1.3.4 通过百分表，压力表等仪器专人观测蝴蝶阀位移情况。若有异常立即报告启动委员会；2.1.3.5 充水过程中，观察厂房渗漏水情况及排水情况；2.1.3.6 压力钢管充水结束。2.1.3.1 钢管道充水结束后，确认蝴蝶阀封水情况良好，蝴蝶阀动作程序正确，各参数符合设计要求，再开启蝶阀进行蜗壳充水；2.1.3.2 检查钢管伸缩节、蜗壳进人门应无漏水情况，监测蜗壳压力上升情况；2.1.3.3 检查水轮机顶盖、导水机构、筒型阀和主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况；2.1.3.4 观察各测压表计及仪表管接头应无漏水情况，并监视水力测量系统各压力表计的读数

21、；2.1.3.5 蜗壳平压后，记录压力管道和蜗壳充水时间；2.1.3.6 分别在现地和远方计算机监控上进行蝴蝶阀静水启闭试验，操作蝴蝶阀，检查阀体启闭动作情况，记录开启和关闭时间，在静水中启闭应正常；2.1.3.7 在1#机组LCU进行技术供水系统的远方操作试验；2.1.3.8 调整水压至工作压力，检查减压阀、滤水器、各部位管路、阀门及接头的工作情况；2.1.3.9 蜗壳充水试验结束。2.2、 首次启动及开停机试验2.2.1.1 以手动方式进行1#机首次起动开停机，检查机组及辅助设备手动操作的灵活性与可靠性；2.2.1.2 在动态情况下全面检查水轮发电机组及辅助设备的制造与安装情况和质量，尤其

22、是调速器的调节执行情况，转动部分的紧固程度，各部轴瓦的温升情况，以及机组各部的震动、摆度值；2.2.1.3 根据实际振动情况，若需要应进行1#机组动平衡试验；2.2.1.4 机组空转运行下调速器系统的参数调整试验，录制特性曲线；2.2.1.5 进行调速器自动开、停机试验，手、自动切换及空载扰动试验；2.2.1.6 进行机械制动系统的功能试验；2.2.1.7 校验电气转速表。2.2.1.8 检查机组周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通，运行区与施工区域进行适当和必须的隔离；2.2.1.9 机组各部工作电源投入，油、气、水等辅助设备工作正常；2.2.1.10 水力机械保护和机组温度测量装

23、置投入运行，冷却水投运，调整好水压，空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥；2.2.1.11 拔出接力器锁定，调速器投入运行，调速器置“现地”、“手动”方式；2.2.1.12 手动操作风闸全部落下，并逐个检查已落到底；2.2.1.13 转子碳刷研磨好并安装完毕；2.2.1.14 断开3G柜发电机断路器、7G柜手车摇出至隔离位置、1G和2G柜PT投入；2.2.1.15 从1G柜PT一次侧引发电机残压信号，至机旁接临时频率计，以监视机组转速； 2.2.2.5.1 记录各部分原始温度与上下游水位；2.2.2.5.2 振动摆度测量工具已准备齐全；2.2.2.5.3 在发电机机坑定子四周、蜗

24、壳进人门、水机室、尾水处设置专人监听并就位；2.2.2.5.4 调速器电气柜与机械柜和水车室等处现地建立可靠的通讯联系。2.2.3.1.1 将调速器机械柜开度限制暂限定为30；2.2.3.1.2 在调速器机械柜手动操作调速器开机，开机电磁阀动作，主配压阀使导叶打开，机组开始转动时，将导水叶关回。检查各部有无磨擦或碰撞情况，机组停止转动；2.2.3.1.3 确认各部正常后，再次开机，当转速升至50额定转速时机组停止升速，在此转速下运行5分钟；全面检查各转动部分与静止部件有无磨擦或碰撞；2.2.3.1.4 在调速器电气柜开机，将机组转速设定为100，导叶开度增大，机组继续升速，最终稳定在额定转速下

25、运行；2.2.3.1.5 测量发电机残压频率，应为50Hz；2.2.3.1.6 升速过程中密切监视各部声音、气味、温度有无异常，如有异常立即联系停机检查；2.2.3.1.7 升速过程中，检查测速装置的工作情况；2.2.3.1.8 机组运行稳定后，测量水导、下导、上导、推力等各部摆度；2.2.3.1.9 测量定子、上机架、下机架、顶盖的水平与垂直振动值；2.2.3.1.10 记录各部瓦温、油温、水温及冷却水压力值；2.2.3.1.11 观察各油槽油位变化与甩油情况，待转速稳定后标好各油槽运行油位线；2.2.3.1.12 在机端PT柜测量发电机残压与相序，应三相对称，相序正确，波形完好；2.2.3

26、.1.13 检查集电环碳刷的打磨情况，保证碳刷与集电环的接触面积不小于75%；2.2.3.1.14 校验电气转速表与电气转速表侧速的一致性；2.2.3.1.15 记录机组启动开度、空载开度、上下游水位、蜗壳压力值；2.2.3.1.16 若振动超出规定要求，须进行动平衡试验。2.2.3.2.1. 在机组大轴上正确安装放射带；2.2.3.2.2. 安装和调整光电探测器；2.2.3.2.3. 安装和调整电涡流位移传感器；2.2.3.2.4. 分别在X和Y方向安装磁电式速度传感器；2.2.3.2.5. 布置动平衡分析仪，接好探头和传感器连线，检查调试仪器正常后，准备开机；2.2.3.2.6. 在调速器

27、柜手动开机，机组在额定转速稳定运行，测量计算振动幅值和相位，根据计算结果进行配重，直到发电机上下机架的水平振动双幅值不超过0.10mm。2.2.3.2.7. 根据水轮发电机组起动试验规程DL50793，机组转速不超过300r/min,发电机上下机架的水平振动符合要求，不做动平衡试验。2.2.3.3.1. 在调速器柜电动开机，机组稳定运行一段时间后，进行调速器手动切换试验；2.2.3.3.2. 检查调速器测速装置，应工作正常；2.2.3.3.3. 设定调速器PID参数，频率给定50Hz，电子开限略大于启动开度；2.2.3.3.4. 将调速器切换为自动方式运行，观察接力器行程，机组转速应无明显变化

28、，接力器位置应维持不变，此时机组转速处于自动调节状态；2.2.3.3.5. 切换正常后，将机组切回手动，手自动切换结束。2.2.3.4.1. 将调速器切至自动方式运行，频率给定在50Hz；2.2.3.4.2. 人工加入±8转速扰动量，观察调速器最大超调量、超调次数、调节时间，应符合要求，否则调整参数，直至合格；2.2.3.4.3. 空载扰动试验结束，将调速器切换回手动运行。2.2.3.5.1. 机组运行4小时以上，待各部瓦温稳定后，准备手动停机；2.2.3.5.2. 在调速器手动操作停机按纽，停机电磁阀动作，主配压阀使导叶全关，机组开始降速；2.2.3.5.3. 当转速降至30时，手

29、动投入机械制动；2.2.3.5.4. 机组全停后，切除主轴密封水，投入控制环锁定；2.2.3.5.5. 切除上导、下导、推力、水导冷却水；2.2.3.5.6. 记录停机开始至导叶全关所用的时间，记录加闸开始至机组停机所用的时间；2.2.3.5.7. 手动停机试验结束。2.2.3.6.1. 检查各部螺栓、锁定及键销有无松动或断裂；2.2.3.6.2. 检查转动部分焊缝有无裂纹；2.2.3.6.3. 上下挡风板、挡风圈有无松动或断裂；2.2.3.6.4. 检查风闸制动是否灵活，顶起高度是否合适；2.2.3.6.5. 重新调整导叶位置开关接点。2.3、 机组过速试验2.3.1、试验内容与试验目的2.

30、3.1.1. 根据设计和规范要求的110、140额定转速进行过速试验。2.3.1.2. 考验机组转动部分在过速状态下的机械强度；2.3.1.3. 检查测速装置各转速整定值动作的正确性；2.3.1.4. 测量机组过速时各部的震动与摆度；2.3.1.5. 测量机组过速时各部瓦温的上升情况。2.3.2.1. 机组按手动开机方式准备完毕；2.3.2.2. 测速装置各转速接点已整定完毕，将140转速接点自机组温度仪表柜中断开，用临时方法监视其通断；同时将机械测速装置150转速接点整定调整完毕。2.3.2.3. 调速器电子开限全开；2.3.2.4. 将机端残压信号接至机旁临时频率计，以监视机组转速；2.3

31、.2.5. 各部测量人员与电气试验人员已准备就位。 2.3.3、 试验步骤2.3.3.1 在调速器电气柜手动开机，机组升至额定转速；2.3.3.2 待机组以手动方式稳定运行一段时间、瓦温稳定后，准备进行过速试验；2.3.3.3 各部人员就位，联络信号明确；2.3.3.4 指挥发出升速开始信号，在调速器电气柜设定机组转速为110，机组转速上升；2.3.3.5 当机组转速上升至110时，测量各部振动与摆度，检查测速装置110转速接点的动作情况，严密监视各部瓦温；2.3.3.6 设定机组转速为140，机组转速继续上升；2.3.3.7 升速过程中，注意监视测速装置140转速接点的动作情况，测量各部振动

32、与摆度；2.3.3.8 升速必须由富有经验的人员操作，严格听从指挥命令，升速过程中若有异常，必须立即下令停止升速；转速升至140额定转速时，立即操作电调柜停机按纽，导叶全关，机组停机；如遇关机失灵，指挥应立即下令操作紧急事故停机按纽，动水关蝴蝶阀。2.3.3.9 待转速降至30时，手动加闸；停机后如有必要，适当调整测速装置；2.3.3.10 过速试验结束后，须对各部进行全面彻底的检查：、检查发电机空气间隙的变化；、检查转子阻尼环、磁极引线、磁极键与磁轭键、转子滑环与碳刷有无异常；、检查定子基础及上机架位置有无变化等。2.4、 监控系统自动开停机试验2.4.1.1. 进行LCU现地分步“停机空转

33、”、“空转停机”操作试验；2.4.1.2. 进行LCU现地顺控“停机空转”、“空转停机”流程试验；2.4.1.3. 在中控室进行远方常规操作模拟屏“停机空转”、“空转停机”操作试验；2.4.1.4. 在中控室上位机进行远方自动“停机空转”、“空转停机”操作试验；2.4.1.5. 待励磁系统、发电机零起升压等试验完成、各相关条件具备后，分别进行LCU、常规操作和上位机“空转发电”、“发电空转”操作试验；进行LCU和上位机断点控制方式开停机试验；2.4.1.6. 检查监控系统开、停机流程的正确性和可靠性，检查监控系统设备及自动化元件的工作性能；2.4.1.7. 模拟检查事故停机流程。2.4.2.1

34、 调速器开度限制设定在30；频率给定在50Hz，功率给定在空载位置；PID参数按扰动试验得出的最佳值设定；2.4.2.2 调速器调节方式置“自动”；开机方式置“远方”。2.4.2.3 压油装置转换开关设在“远方”位置；2.4.2.4 LCU控制方式置“现地”；2.4.2.5 投入1G、2G柜PT；2.4.2.6 “停机空转”开机操作应具备如下条件：发电机出口高压柜3G柜断路器在分闸位置；导叶在全关位置；制动气管无压、制动复位；机组无事故。“停机空转”操作；2.4.3.1.1 开启冷却水电动阀，上导、下导、推力、水导、空冷器冷却水投入，开启蝴蝶阀，待上述冷却水流量信号正常及碟阀全开信号返回后，转

35、入下一步操作；2.4.3.1.2 打开导叶锁锭，锁锭拔出信号返回后转入下一步操作；2.4.3.1.3 调速器在准备开机状态，开机令到调速器；2.4.3.1.4 调速器开机，当机组转速大于95时，机组LCU开机完成；2.4.3.1.5 机组在额定转速稳定运行，分步开机至空转结束。“空转停机”操作2.4.3.2.1 机组运行一段时间后，进行分步停机试验；2.4.3.2.2 停机令到调速器，关闭导叶电磁阀动作，机组转速下降；当转速降至25额定转速时，进行下一步操作；2.4.3.2.3 机械制动投入，当转速降至5，导叶全关信号返回后，进行下一步操作；2.4.3.2.4 切除制动风闸，投入接力器锁定，关

36、闭冷却水电动阀；2.4.3.2.5 分步停机结束。“停机空转”流程试验2.4.3.3.1 选择LCU顺控方式开机，机组自动由停机升至额定转速稳定运行，程序同前；2.4.3.3.2 记录自开机命令发出至机组开始转动所用时间；2.4.3.3.3 记录机组开始转动至升到额定转速所用时间；2.4.3.3.4 机组稳定运行一段时间后，测量各部振动与摆度，记录各部温度。“空转停机”流程试验2.4.3.4.1 在LCU以顺控方式停机，机组自动由“空转”完成停机过程，程序同前；2.4.3.4.2 记录自停机开始至投入机械制动所用时间；2.4.3.4.3 记录自加闸开始至机组全停所用时间。2.4.3.5.1 断

37、点控制方式介于分步操作和顺控流程之间，可将顺控流程分为任意几个阶段完成，其内容同前。“停机空转”、“空转停机”操作试验2.4.3.6.1 上位机开停机操作在中控室上位计算机进行；2.4.3.6.2 动作顺序同前。2.4.3.7.1 可在上位机上任意设定断点控制；2.4.3.7.2 动作顺序同前。2.4.3.8.1 模拟各种电气事故，进行事故停机流程检查；2.4.3.8.2 模拟各种水机事故，进行事故停机流程检查；2.4.3.8.3 分别在现地控制盘和机组LCU，检查各紧急按纽的可靠性；2.4.3.8.4 为减少停机次数，流程正确后，检查其它模拟事故量送入监控系统即可，不必实际动作于停机。2.5

38、、 发电机短路升流（短路特性）试验2.5.1.1. 用一次电流实际检查发电机电流回路的正确性和完整性；2.5.1.2. 录制发电机三相短路特性曲线；2.5.1.3. 测量发电机额定电流时的轴电压；2.5.1.4. 录制发电机额定电流时灭磁曲线，计算灭磁时间常数；2.5.1.5. 检查发电机差动保护的电流方向并模拟差动动作出口的正确性；2.5.1.6. 利用发电机残压检查励磁变电流回路和厂用变电流回路。2.5.2.1 由于发电机主回路CT变比较大，若二次接线稍有不慎造成开路，将极具危险性。为确保人身安全和设备、仪器万无一失，零起升流试验前，必须检验二次电流回路的正确性。具体做法是：用精度、性能良

39、好的FLUK87型万用表从二次电流回路的始端（CT端子）和回路的最远端分别测量整个回路的直流电阻并记录，三相阻值应平衡，不应出现开路和分流现象；2.5.2.2 发电机短路试验短路点设置于发电机出口高压柜3G柜断路器下端位置，采用足够承受发电机额定电流的导体材料三相可靠短接，检查励磁变与发电机母线连接处已断开；2.5.2.3 试验采用直流电焊机输出励磁电流的方法，准备一台输出达400A以上的直流电焊机，输出直接接至灭磁开关的上端；2.5.2.4 机组按手动开机方式准备完毕；2.5.2.5 发电机出口高压柜1#机断路器处分闸位；2.5.2.6 发电机出口高压柜3G、励磁出口1G柜、机端互感器2G投

40、入；2.5.2.7 发电机保护中，（按设计有的）过电压保护投出口，发电机差动、转子一点接地保护断开跳闸出口连板，仅投信号；2.5.2.8 测量发电机定子、转子对地绝缘电阻，应满足绝缘要求；2.5.2.9 检查转子碳刷和集电环，应接触良好。2.5.3.1 手动开机至机组额定转速稳定运行；2.5.3.2 合灭磁开关，启动直流电焊机零起升流，调大输出励磁电流使定子电流升至约25额定电流，检查主回路中各组CT二次电流的对称性和完好性，确认无分流和开路存在；2.5.3.3 继续升流至50额定电流，观察发电机差动的电流方向和差流应正确；2.5.3.4 升至100额定电流时，再次检查CT回路并绘制电流矢量图

41、；2.5.3.5 测量发电机额定电流时的轴电压，检查电刷工作情况；2.5.3.6 测量发电机额定电流时的机组振动和摆度；2.5.3.7 在100额定电流时跳灭磁开关，检查灭磁特性应满足要求；2.5.3.8 合灭磁开关，零起升流，每隔10记录定子电流与转子电流值，录制发电机短路特性曲线；2.5.3.9 发电机短路升流结束；2.5.3.10 在现场搭接临时接地线，拆除发电机短路点的连接后拆除临时接地线；2.5.3.11 根据需要，可分别增改短路点至41B、JQB厂用变高压侧进线端，合4G、5G熔断器柜隔离开关和断路器，然后利用发电机残压所形成的短路电流，检查熔断器柜内的励磁变及41B厂用变高压侧C

42、T二次回路的完好性和对称性；2.5.3.12 检查完毕后，模拟水机事故停机，拆除短路连接，发电机升流试验结束。2.6、 发电机升压（空载特性）试验2.6.1.1 升压前利用发电机残压检查PT二次回路； 2.6.1.2 利用发电机建压来检查一次设备工作情况；2.6.1.3 用发电机实际电压检查机端PT二次回路和相序的正确性，绘制电压矢量图；2.6.1.4 进行发电机空载特性试验，录制空载特性曲线；2.6.1.5 测量发电机额定电压下的轴电压；2.6.1.6 观察发电机额定电压下灭磁开关的灭磁情况；2.6.1.7 进行励磁调节器调整和空载特性试验。2.6.2.1. 机组具备自动开机条件；2.6.2

43、.2. 发电机定子、转子、中性点设备、出口母线及配电装置已检查无异常，对地绝缘合格；2.6.2.3. 励磁回路恢复连接并检查完毕；2.6.2.4. 发电机出口高压柜7G主变进线柜手车摇出至隔离位置，合3G柜发电机断路器，断开4G、5G熔断器柜断路器及隔离刀，并挂牌禁止操作；2.6.2.5. 检查1G、2G、6G柜PT二次回路有足够的绝缘，并无短路情况，投入PT；2.6.2.6. 发电机保护中所有保护功能均投入；2.6.2.7. 零起升压起励电源接入。2.6.3.1.1 自动开机至机组稳定运行；2.6.3.1.2 在发电机出口高压柜PT柜测量发电机升流后的余留残压值，观察其波形；2.6.3.1.

44、3 合灭磁开关，以手动励磁方式升压至25额定电压，测量PT柜PT二次回路的电压值与相位，应对称完好；2.6.3.1.4 继续升压至50额定电压，跳灭磁开关，检查灭磁情况；2.6.3.1.5 零起升压至75额定电压，再次检查有关PT二次回路；2.6.3.1.6 升压至100额定电压，测量发电机额定电压下的轴电压；2.6.3.1.7 测量额定电压下的机组振动与摆度；2.6.3.1.8 跳灭磁开关，检查额定电压时的灭磁情况；2.6.3.1.9 升压过程中，严密监视发电机、出口母线及高压柜各处有无异常，如有异常立即跳灭磁开关停止试验；2.6.3.1.10 再次升压，每隔10记录定子电压与转子电流值，直

45、至100额定电压，据此数值绘制出发电机空载特性的上升曲线；2.6.3.1.11 从100额定电压开始降压至零，每隔10记录定子电压与转子电流值，据此数值绘制出发电机空载特性的下降曲线；2.6.3.1.12 录制空载特性时，升压过程和降压过程只可单向调节，禁止中途反向调节；2.6.3.1.13 模拟发电机过电压保护动作停机。2.6.3.2.1 机组以自动方式稳定运行；2.6.3.2.2 手动调节励磁进行零起升压试验，最大可升至110额定电压；2.6.3.2.3 进行励磁调节器10阶跃响应试验，人工加入扰动量，检查励磁调节性能；2.6.3.2.4 进行励磁手、自动切换试验，由手动切到自动，再由自动

46、切回至手动，发电机电压应无变化；2.6.3.2.5 进行调节器A/B、B/C通道切换试验，检查在不同通道下调节器的工作情况；2.6.3.2.6 将调速器运行方式切至手动，设定机组转速，由100降至90，再由90升至110，分段停留，检查在4555Hz范围内励磁调节器的电压频率特性；2.6.3.2.7 进行空载V/f限制试验，额定频率时定子电压应被限制在最高只能升到110额定电压；将机组转速降至45Hz以下，应自动逆变灭磁；2.6.3.2.8 进行励磁装置的其它空载试验；2.6.3.2.9 各项试验结束后，进行正常停机自动逆变灭磁试验；2.6.3.2.10 励磁空载试验结束。2.7、 主变与开关

47、站升流试验2.7.1、试验内容与试验目的2.7.1.1 用一次电流实际检查有关CT二次回路的完好性与对称性；2.7.1.2 检查主变差动、母线差动（两套）等保护的电流方向和工作情况，绘制主变高压侧的电流矢量图；2.7.1.3 观察主变、低压侧10.5kV母线及开关站110kV设备的升流情况；2.7.1.4 模拟主变差动保护动作停机。2.7.2、 试验准备与试验条件2.7.2.1. 110kV主变、低压侧母线、高压侧110kV开关站设备经检查无异常，绝缘电阻合格；2.7.2.2. 主变分接开关在档额定位置，主变风机冷却系统按自动方式正确投入运行；2.7.2.3. 检查开关站各PT二次回路无短路情

48、况，绝缘良好，投入发电机出口高压柜和开关站各PT；2.7.2.4. 发电机保护中，定子过电压保护投跳闸出口，发电机差动保护、转子一点接地保护、轴电流保护等投信号；2.7.2.5. 主变保护中，温度过高、压力释放保护投跳闸出口，主变差动、主变重瓦斯等其它保护均投信号；2.7.2.6. 母线差动保护投信号；2.7.2.7. 110kV线路各保护投信号；2.7.2.8. 升流用直流电焊机就位；2.7.2.9. 在110kV母悦乐出线电流互感器外侧的断路器端头设置三相短路点，短路连接可靠；2.7.2.10. 切除所合各开关、断路器的操作电源，以确保在升流期间不致开路。2.7.3.1 手动开机至机组稳定

49、运行；2.7.3.2 合灭磁开关，手动升流至25额定电流时检查相关各组CT的所有二次回路，依次记录，确认无开路存在；2.7.3.3 升流至50额定电流，检查各组CT的所有二次电流与相位，检查主变差动、母线差动、线路保护装置的工作情况；2.7.3.4 继续升流至100额定电流，观察主变、母线等110kV高压设备的运行情况；2.7.3.5 手动降流至零，跳灭磁开关；2.7.3.6 根据安排，可在悦乐线、大关线及主变高压侧分别设置短路点，来检查相关CT回路的正确性；2.7.3.7 CT回路检查完毕后，投入所合断路器的操作电源，从主变保护装置上模拟主变差动保护动作停机试验，保护动作出口正确；2.7.3

50、.8 合地刀保护后拆除短路线，主变与开关站升流试验结束。2.8、 主变和开关站升压试验2.8.1、试验内容与试验目的2.8.1.1. 用一次电压检查1#主变低压侧PT和开关站母线PT二次回路的正确性与完好性；2.8.1.2. 检查主变及低压侧母线、厂用变JQB和41B、110kV开关站相关设备的升压情况；2.8.1.3. 检查发电机出口和主变高压侧断路器的同期回路；2.8.1.4. 进行励磁系统自动调节试验。2.8.2.1. 机组以自动方式稳定运行；2.8.2.2. 投入主变低压侧、开关站母线PT；2.8.2.3. 检查10KV高压柜4G、5G柜断路器在合位，环网柜专用线1G柜在合位、近区变2

51、G柜在断位，以及备自投装置投入，41B、42B厂用变、JQB近区变具备投运条件；2.8.2.4. 检查开关站悦乐线、大关线断路器及外侧隔离刀在分闸位置，主变高压侧断路器、隔离刀及中性点隔离刀在合位；2.8.2.5. 检查开关站相关地刀在分位；2.8.2.6. 以下保护投跳闸：发电机差动、过电压、主变差动、主变零序过流、主变温度过高、压力释放、主变重瓦斯、母线差动；其余保护投信号；2.8.2.7. 励磁系统具备远方自动起励条件。2.8.3.1.1. 开机至空转状态，合灭磁开关；2.8.3.1.2. 励磁手动升压，升至10%额定电压时，检查主变低压侧PT和开关站母线PT二次回路的正确性与完好性；2

52、.8.3.1.3. 继续升压至25%额定电压，检查和比较主变低压侧PT和发电机出口PT的相位、主变高低压侧之间的相位，检查厂用变JQB和41B低压侧相序；2.8.3.1.4. 继续升压至50%、75%额定电压，观察1#主变、低压侧母线、厂用变JQB和41B、110kV开关站设备的运行情况；2.8.3.1.5. 升压至100%额定电压，再次检查带电设备有无异常；2.8.3.1.6. 检查相关同期点断路器的同期回路及同期装置的工作情况；2.8.3.1.7. 手动降压至零，跳灭磁开关和发电机断路器。2.8.3.2.1 监控自动开机，当转速升至95%额定值时，灭磁开关合闸，机组自动起励；电压超调量应不

53、大于额定值的10%，次数不超过3次，调节时间不大于5秒；2.8.3.2.2 检查自并励状态下励磁装置的工作情况；2.8.3.2.3 退出电压限制单元，手动增磁，使发动机电压由额定值上升，升到转子电流达到额定励磁电流为止，测量最高定子电压值，在此电压下停留1分钟，观察发电机应无异常；在额定励磁电流条件下检查各功率柜均压系数，若不符合要求须进行调整；2.8.3.2.4 减磁至发电机额定电压，模拟电气事故停机。3、 系统调试3.1、主变冲击试验3.1.1.1 用系统电压对110kV主变进行五次全压冲击合闸；3.1.1.2 检查主变在冲击合闸情况下的机械强度和绝缘性能；3.1.1.3 检查主变差动保护

54、对激磁涌流的闭锁情况，录制主变五次冲击的激磁涌流波形。3.1.1.4 检查110kV开关站设备在主变冲击合闸下的工作情况；3.2.2、试验准备与试验条件3.2.2.1. 向电力系统申请对1#主变进行冲击试验，系统已同意；3.2.2.2. 检查3G柜发电机出口断路器、4G厂用变和5G近区变熔断器柜断路器在分闸位置，为安全起见，摇出7G柜手车处隔离位置；3.2.2.3. 检查主变高压侧断路器在分闸位置；3.2.2.4. 母线PT投入；3.2.2.5. 检查与本次试验无关所有断路器及隔离刀均已断开；3.2.2.6. 按正常方式投入主变各保护，主变差动和重瓦斯保护动作于跳闸；3.2.2.7. 主变档位

55、置3档（额定）位置；3.2.2.8. 主变风机冷却系统处自动运行。3.2.3.1. 系统同意后，反送电至1#主变高压侧断路器，检查系统电源的相序正确；3.2.3.2. 准备就绪后，合高压侧断路器进行主变冲击，合闸后持续10分钟，检查所有PT回路和同期点，观察主变及主变低电压母线有无异常，检查主变差动保护有无误动；3.2.3.3. 在中控室上位机跳开主变高压侧断路器，间隔5分钟后，第二次合闸冲击主变，继续观察有无异常情况；3.2.3.4. 以5分钟间隔完成五次合闸冲击试验，最后持续5分钟后断开主变高压侧断路器，结束主变冲击合闸试验。3.3、 机组并网与带甩负荷试验3.3.1.1. 进行1#机组的模拟并网检查与正式并网试验；3.3.1.2. 机组带甩25%、50%、75%、100%额定负荷或届时最大负荷试验；3.3.1.3. 考验机组引水系统在带负荷、甩负荷时各部位的机械强度；3.3.1.4. 测出甩负荷时机组转速升高率、蜗壳水压升高率，记录调速器关机时间，在甩25%额定负载时测出接力器不动时间；求取机组实际运行的调差率；3.3.1.5. 检查机组加负荷时有无振动区，测量振动范围及量值；3.3.1.6. 检查与调整调速器动态调节性能；3.3.1.7. 检查与调整自动励磁调