黄河拉西瓦电站机电安装工程A标机电联调方案.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除黄河拉西瓦电站机电安装工程A标合同编号：LXW-(2006)第02号6#、5#机电联调试验方案中国水利水电第四工程局2008年12月21日批准： 审核： 编写： 目录1总则32编制依据33组织机构33.1组织机构框图33.2组织机构及成员43.2.1机电联调指挥部43.2.2现场协调组43.2.3试验组：43.2.4安全保卫组43.3职责：43.3.1机电联调指挥部43.3.2现场协调组43.3.3试验组53.3.4安全保卫组54监控系统上位机与全厂各子系统的联动试验54.1应具备的条件54.1.1引水系统54.1.2电气一次64.1.3电气二次64.2试验步骤74.2.1闸门控制系统设备74.2.2一次设备74.2.3辅助系统设备84.2.4二次设备84.2.5通风系统84.2.6火灾报警系统85机组整体无水调试95.1应具备的条件95.1.1环境要求95.1.2引水系统95.1.3水轮机95.1.4调速器系统105.1.5发电机105.1.6励磁系统115.1.7公用系统115.1.8辅机系统125.1.9发电机配电装置125.1.10机组电气二次设备125.2试验准备135.2.1快速门检查135.2.2水轮机检查135.2.3调速器系统检查135.2.4发电机检查135.2.5励磁系统检查145.2.6公用系统检查145.2.7辅助系统检查145.2.8发电机电压配电装置145.2.9机组二次设备检查145.3顺控流程试验145.3.1机组开机条件检查145.3.2机组LCU分步开机流程试验155.3.3机组LCU分步停机流程试验175.3.4机组LCU顺控开机流程试验185.3.5机组LCU顺控停机流程试验185.3.6在中控室上位机上顺控开机流程试验185.3.7在中控室上位机上顺控停机流程试验185.3.8事故停机（1）流程试验185.3.9事故停机（2）流程试验205.3.10紧急停机（1）流程试验205.3.11紧急停机（2）流程试验215.4计划调试工期216安全组织措施211 总则1.1 水轮发电机组和成套设备机电联调是水电站基本建设工程启动试运行前的重要环节，它以机电联调为中心，在机组、技术供水未充水前，对机组机电设备进行全面的检查。通过模拟真实启动运行状态检查各单元工程所带设备及自动化元件动作的正确性及可靠性；检查其他设备与监控设备接线的正确性；检测通讯传输的畅通性；检查监控设备上、下位机的上传与下送是否完好，检查所有流程的正确性，使其达到充水后能够一次启动成功的目的。1.2 本方案用于拉西瓦电站6、5#机组机电联调试验。本方案经监理、业主批准后实施。1.3 机电联调指挥部在调试过程中可根据现场实际情况对本方案做局部的调整和补充，但涉及方案的重大修改需报监理、业主审查批准。2 编制依据u 水轮发电机组启动试验规程 DL/T5072002u 水轮发电机机组安装技术规范GB/T8564-2003u 水电厂计算机监控系统试验验收规程DT/T8222002u 黄河拉西瓦水电站机电安装工程合同文件u 首两台机组发电工程形象及机电设备安装要求u 设备制造厂家技术文件3 组织机构3.1 组织机构框图组织机构框图如下：机电联调指挥部现场协调组试验组安全保卫组3.2 组织机构及成员3.2.1 机电联调指挥部总 指 挥：王好学副总指挥：吴绍忠、孙德召、刘启栋、杨云峰、白银川成员：刘超民、胡波、董松久、邓华、罗斌、何建辉、乔海山、李文林、晁林奎3.2.2 现场协调组组 长：孙德召副组长：刘启栋、杨云峰、张秉成、董松久、奚瑜、乔海山3.2.3 试验组：组 长：胡波副组长：邓华、李文林、晁林奎成员：唐以强、吴凤文、李维文、李明霞、夏世超、胡文生、郭晓花、同雪莲、罗岗、李万霞、李儒泉、黄忠坤、李晶晶、沈 伟、陈宜彩、李 楠、何 磊、陈有刚、王念仁、丁宏斌、李斌3.2.4 安全保卫组组长：施允江成员：张首明、丁立民3.3 职责：3.3.1 机电联调指挥部1) 按照批准的“机电联调试验方案”，组织6、5机组机电联调工作；2) 总体负责6、5机组机电联调工作进展，根据实际情况调整工作计划；3) 负责6、5机组机电联调整体协调工作；4) 对调试过程中发现的重要技术问题，组织研究，提出对策；5) 组织领导下设机构正常运作。3.3.2 现场协调组1) 负责配合检测人员的组织与协调；2) 负责组织实施调试过程中需要解决事项的具体施工；3) 负责对外协调；4) 完成指挥部交给的其他工作。3.3.3 试验组1) 负责设备操作、调试、检查工作；2) 负责与制造厂人员沟通、配合；3) 负责试验数据的记录和试验报告编写工作；4) 负责解决操作、调试、检查过程中发现的技术问题；5) 完成指挥部交给的其他工作。3.3.4 安全保卫组1) 负责试运行现场设备和场地值班保卫工作；2) 负责对违章行为及时纠正；3) 负责配备安全设施；4) 负责所有试运行现场的环境卫生；5) 完成指挥部交给的其他工作。4 监控系统上位机与全厂各子系统的联动试验4.1 应具备的条件4.1.1 引水系统1) 导流洞封堵闸门安装完毕，闸门能投入使用；导流洞固定式启闭机全部安装调试完毕投入使用。2) 机组进水口检修闸门安装调试完毕，能投入使用。3) 5#、6#机组进水口拦污栅、快速液压启闭机系统安装调试完毕，投入使用。4) 3#、4#机组进水口拦污栅、快速闸门安装完毕，并能投入孔口挡水5) 坝顶门机安装调试完毕，并能投入使用。6) 4#6#尾水管检修闸门安装完毕，闸门能投入正常挡水、启闭运行；尾水操作廊道挡水门安装完毕，闸门能投入正常挡水；尾水管台车式启闭机安装调试完毕投入使用。7) 1#、2#尾水洞检修闸门安装完毕，1#闸门能挡水， 2#闸门能投入正常挡水、启闭运行；2#尾水洞固定卷扬式启闭机安装调试完毕投入使用。8) 底孔、临时底孔事故闸门安装完毕，并能投入正常挡水、启闭运行。弧形工作闸门安装完毕，闸门能投入正常挡水、启闭运行；临时固定式卷扬机、液压启闭机及检修桥吊安装调试完毕投入使用。9) 上述闸门及启闭机均应按有关规范完成相应的验收及试运行。4.1.2 电气一次1) 6及5机组对应的0.4kV机组自用电设备安装调试完毕，具备投运条件。2) 全厂0.4kV公用系统及照明系统安装调试完毕，具备投运条件。3) 全厂6kV厂用高压系统全部安装调试完成，具备投运条件（包括1G、2G系统）。4) 6、5主变安装调试完毕，具备投运条件。5) 800kV GIS开关站设备全部安装调试完成，具备投运条件。6) 800kV GIL气体绝缘输电母线全部安装调试完成，具备投运条件。7) 800kV户外出线设备、800kV并联电抗器安装调试完毕，具备投运条件。8) 坝区供电系统（包括35kV备用电源系统及6kV 3G系统）全部安装调试完成，具备投运条件。9) 全厂接地系统全部完成，接地电阻测试合格。10) 上述设备的标识已经安装完成并核对正确。4.1.3 电气二次1) 各系统的光缆融接完毕，通讯正常。2) 主变压器本体控制箱、端子箱、雨淋阀控制箱、主变中性点端子箱安装调试完毕，具备投运条件。3) GIS开关站设备a、 汇控柜及现地控制柜安装调试完毕、闭锁试验完成，具备投运条件。b、 远程I/O控制盘装调试完毕、具备投运条件。c、 800kV系统故障录波盘、母线保护盘、800kV断路器辅助保护、T5及T6主变故障录波、T6主变保护盘、T5主变保护盘、GIS室控制电源配电盘、800kV线路保护盘、800kV 并联电抗器保护盘、800kV电压转接盘、开关站及厂用电LCU盘、关口电能计量盘、GIS室控制电源系统直流盘安装调试完毕，具备投运条件。4) 出线平台设备安装调试完毕5) 副厂房中央控制室、计算机室及二次盘室设备a、 地下厂房计算机监控系统上位机系统安装完毕b、 火灾自动报警盘安装调试完毕，具备投运条件。c、 全厂通风系统调试完毕，具备投运条件。d、 公用LCU 安装调试完毕，具备投运条件。e、 全厂水力测量系统安装调试完毕，具备投运条件。f、 公用直流系统安装调试完毕，具备投运条件。6) 公用系统控制设备a、 厂内渗漏排水控制系统安装调试完毕，具备投运条件。b、 机组检修排水控制系统安装调试完毕，具备投运条件。c、 低压气系统安装调试完毕，具备投运条件。d、 高压气系统安装调试完毕，具备投运条件。e、 坝内排水系统安装调试完毕，具备投运条件。f、 水垫塘排水系统安装调试完毕，具备投运条件。g、 通风集中控制盘、各区域PLC控制盘、风机控制箱安装调试完毕，具备投运条件。7) 高、低压开关柜a、 35kV、6kV及0.4kV开关柜内的厂用变保护装置、测控装置及BZT装置安装调试完毕，具备投运条件。b、 厂用电盘内的断路器控制回路调试完毕，具备投运条件。c、 各区域厂用电远程I/O控制盘应安装、调试完毕，并具备投运条件。4.2 试验步骤4.2.1 闸门控制系统设备1) 5#、6#机组快速门画面完善，状态与中控室画面显示一致，各种模拟量与现地显示一致；中控室远程操作结果正确，信号反馈正确；现地故障、报警信号与中控室一致。2) 上下游水位与中控室画面显示一致。4.2.2 一次设备1) GIS、GIL画面完善，现地状态显示与画面一致；中控室操作结果正确，信号反馈正确；现地故障、报警信号与中控室一致。2) 主变运行状态与画面一致，各种模拟量与现地显示一致；现地故障、报警信号与中控室一致。3) 发电机出口电压设备状态显示与中控室画面一致；远程操作结果正确，信号反馈正确；现地故障、报警信号与中控室一致。4) 全厂6kV厂用高压系统设备状态显示与中控室画面一致，远程操作结果正确，信号反馈正确；现地故障、报警信号与中控室一致。5) 0.4kV公用系统及照明系统设备状态显示与中控室画面一致，各种模拟量与现地显示一致。4.2.3 辅助系统设备1) 厂内渗漏排水控制系统设备状态显示与中控室画面一致，各种模拟量与现地显示一致。2) 机组检修排水控制系统设备状态显示与中控室画面一致，各种模拟量与现地显示一致。3) 低压气系统设备状态显示与中控室画面一致，各种模拟量与现地显示一致。4) 高压气系统设备状态显示与中控室画面一致，各种模拟量与现地显示一致。5) 坝内排水系统设备状态显示与中控室画面一致，各种模拟量与现地显示一致。6) 水垫塘排水系统设备状态显示与中控室画面一致，各种模拟量与现地显示一致。4.2.4 二次设备1) 全厂直流系统设备状态显示与中控室画面一致，各种模拟量与现地显示一致。2) 母线保护系统、线路保护系统动作信号与中控室一致。4.2.5 通风系统现地设备状态显示与中控室画面一致，远程操作结果正确，信号反馈正确；现地故障、报警信号与中控室一致。4.2.6 火灾报警系统现地设备状态显示与中控室画面一致；现地故障、报警信号与中控室一致。5 机组整体无水调试5.1 应具备的条件5.1.1 环境要求1) 各层地面已清扫干净，无障碍物。2) 各部位和通道的照明良好。3) 各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常。4) 各部位设备的标识已经安装完成并核对正确。5) 各调试设备已可靠接地。5.1.2 引水系统1) 6#、5#机组快速门系统调试完毕，在现地和远方均能自动开启/关闭闸门。2) 蜗壳、尾水管已施工完成，内部已清理干净并检验合格。3) 蜗壳、尾水管内的焊接点均已磨平并做防腐处理。4) 机组测压管路安装完毕，表计已经校验、整定，信号采样正常，显示正确。5.1.3 水轮机1) 水轮机转轮及顶盖等所有部件已安装完成，检验合格，施工记录完整。2) 水车室环轨吊车和照明安装工作完成，机坑内清扫干净，设备及机坑油漆完整。3) 顶盖排水系统安装、调试完成。4) 主轴工作密封与检修密封已安装完成，工作密封经检验合格，调试完成。检修密封充、排气正常，压力试验合格。5) 导水机构安装完成。导叶最大开度、压紧行程、导叶立面间隙、端部间隙符合设计要求，剪断销信号反映正确。6) 水导外循环系统安装调试完成，油槽油位已调整合适，油质符合要求。7) 大轴中心补气系统安装完毕，补气阀、补气管与排水室间隙检查合格，补气阀锁紧螺帽拆除，补气阀严密性试验及设计压力下动作试验合格，处于自动状态。8) 强迫补气系统安装调试完毕，具备运行条件。9) 水轮机的自动化元件及测量仪表已校验、整定，安装位置正确，电路连接良好，元件可靠接地，绝缘测试合格，防潮措施得当。控制回路与机组监控作联动试验正常，信号正确。5.1.4 调速器系统1) 调速系统设备已安装完成，各部管道清洁、固定牢靠，压力试验符合要求。2) 油压装置的泵组安装完成；回油箱、油罐油位正常。油压和油位继电器、过滤器、加热装置、组合阀等均能正常工作，并均按要求整定。透平油的水分、油中的微粒直径等指标符合要求。手动、自动、PLC操作正常，卸载阀、安全阀动作值符合要求。3) 各油压管路常闭阀门已关闭。向调速系统各部充油，逐步提高油压力，无渗漏。4) 油压装置补气装置手动、自动操作正常，并投入自动工作。5) 调速器的静特性试验已完成。调节阀、位移传感器、位置开关等设备已整定，功率反馈回路正确。6) 导叶开度、接力器行程、开度显示三者关系曲线已经录制，静态特性试验已完成；导叶开、闭时间符合设计要求。监控、调速器柜的开度显示一致。7) 调速器以手动、自动方式模拟开、停机操作（包括事故紧急停机），试验结果正确。8) 接力器锁锭装置已经调试，拔出、投入灵活，位置指示正确。9) 调速器与监控系统通信正常，联动试验完成，各种报警、事故信号及工况能在机组监控系统正确反映。10) 机组测速装置和过速保护装置已经调试，转速接点输出正确。11) 调速器各种元器件固定牢靠，接线紧固。5.1.5 发电机1) 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。滑环碳粉收集装置工作正常。2) 发电机的空气冷却器已安装、检验合格；压力表、流量变送器均已安装调试。3) 机械制动系统已安装完毕，气源正常，手动、自动动作可靠。制动器的落下、顶起工作正常，位置信号正确。制动闸粉尘吸收装置与制动器联动正确，能吸出制动粉尘。顶转子压力油管道和停泵限位接点已用标准接头引至机坑外，能与移动油压车连接，且做过顶转子试验。在撤除顶起位置锁定及解除油压时，制动器的活塞能全部可靠落下。4) 机组消防设备已安装完成。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。正常情况下消防控制柜置于手动位置，关闭消防装置总进水阀。5) 下导和推力轴承的安装调试已经完成，下导和推力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。6) 推力和上导油雾吸收装置安装完毕，工作正常。7) 上导轴承及其油冷却系统已安装完成，油位正常，油温、瓦温显示正确；冷却器、油槽、油管路无渗漏。8) 发电机各部位测温电阻和监测装置已安装、调试完毕，仪表盘和机组LCU能正确监视机组各部温度和其它状态。9) 机组的供电、照明、加温防潮设施能正常投入使用。10) 发电机的自动化元件以及表计、电磁机构等均已调试合格。其电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误，接线紧固可靠，元件外壳已接地。机组监控与各子系统进行联动调试，结果正确。11) 电气设备已可靠接地。发电机各部接地线按图装设，检查无误。12) 发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。5.1.6 励磁系统1) 励磁变、整流柜、灭磁开关、励磁电缆等已安装完成，高压试验合格，接线正确。2) 过电压保护整定和非线性电阻试验符合合同规定的要求。3) 开关量/模拟量输入、输出正常。4) 与监控系统的通信试验正常；运行控制板切换试验正常。5) 励磁变的温度监视、励磁系统报警和跳闸逻辑试验正常。6) 外部动力电源试验正常。以电阻为负载，小电流试验正常。7) 灭磁开关操作可靠，性能良好。8) 起励变压器经检验符合要求，起励回路动作正确。9) 各报警及事故信号反应正确，与机组监控联动试验符合要求。10) 励磁功率柜风冷回路正常。5.1.7 公用系统1) 厂内透平油系统满足向6、5#机组调速器、各导轴承供油要求。2) 厂内绝缘油系统满足向6、5#主变供油要求。3) 高、低压空气系统满足向6、5#机组调速器、机械制动柜、检修围带等供气要求，管道清洁、阀门无漏气，干管上通往其它机组的分支阀门已关闭。4) 水系统设备调试完毕，具备投运条件。5) 6kV系统已带电，电源可靠。5.1.8 辅机系统1) 技术供水系统已安装完毕。现地无水调试完成，各阀门组动作正确。2) 各部冷却水流量、温度和压力表计均按设计要求整定。3) 技术供水系统与机组监控完成了信号检查试验，现地和机组监控能进行技术供水的操作和监视。4) 供水、供气和排水设备已按要求涂漆，管道已标明了流向，阀门、设备已编号挂牌。5.1.9 发电机配电装置1) 发电机出口配电装置已安装、试验完毕，检验合格，具备带电条件。2) 发电机断路器、隔离刀、接地刀已安装、调试完毕，断路器操作可靠，电气闭锁正确。发电机电压互感器试验合格。3) 主变及中性点设备已安装调试完毕、试验合格。4) 高压厂变及电流互感器、避雷器、低压侧电缆已安装，试验合格。5) 机组自用电设备已受电，备自投工作正常。6) 机组主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检查合格，事故照明已检查合格。5.1.10 机组电气二次设备1) 发电机继电保护和机组故障录波屏的安装、调试完毕，电缆接线正确，绝缘符合要求。保护盘与机组LCU通信正常，联动试验符合要求。故障录波调试符合要求。2) 下列电气回路已检查并通过模拟联动试验，验证其动作的正确性、可靠性：l 进水口闸门自动操作回路。l 机组自动操作与水力机械保护回路。l 水轮机调速系统自动操作回路。l 发电机励磁操作回路。l 发电机断路器、隔离开关和接地开关操作与安全闭锁回路；高压厂用变压器的保护回路。l 发电机断路器同期回路。l 机组自用电设备操作回路、厂高变的操作回路。以上回路的试验，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状态的数据采集和控制，以及重要数据变化趋势的记录和传送。3) 机组各盘柜、端子箱、装置、元件端子（包括厂家接线端子）经过彻底检查，无松动现象。4) 机组交流、直流电源屏已检查，交流、直流电源可靠，供电正常。5) 各二次回路已做绝缘试验。5.2 试验准备5.2.1 快速门检查快速门控制盘控制电源投入，动力电源切除。模拟闸门全开信号。检查无报警、故障信号。5.2.2 水轮机检查1) 水轮机辅助设备控制电源投入，电机动力电源切除。2) 确认气源压力正常，手动投入检修密封。3) 检查并确认水轮机自动化元件及表计显示正确。5.2.3 调速器系统检查1) 压油装置投入自动运行，状态与监控系统显示一致，油压、油位正常。2) 检查导叶在全关位置，接力器锁锭装置投入。3) 调速器控制柜投入自动，无报警及故障信号，接入频率信号发生器模拟机端电压。4) 检查紧急停机电磁阀、事故配压阀已复归、过速保护装置复归。5.2.4 发电机检查1) 检查发电机各部位自动化元件、表计显示正确。2) 粉尘吸收装置、碳粉除尘装置、高压油顶起装置装置控制电源投入，控制方式为“远方” 。3) 机组蠕动检测装置投入运行。4) 检查制动气源压力正常，复归发电机机械制动装置。5.2.5 励磁系统检查控制方式置为“远方” ，切除起励电源，检查无报警、故障信号。5.2.6 公用系统检查1) 高压气系统工作正常，压力正常，干管上通往其它机组的分支阀门已关闭。2) 低压气系统工作正常，压力正常，干管上通往其它机组的分支阀门已关闭。3) 交、直流系统工作正常，无报警、故障信号。5.2.7 辅助系统检查技术供水控制电源投入，切除水泵电机动力电源。5.2.8 发电机电压配电装置1) 发电机出口断路器控制方式为“远方” ，分闸位置，无报警、故障信号。2) 隔离刀合闸位置、接地刀分闸位置。3) 励磁变温控器显示正常。5.2.9 机组二次设备检查1) 发变组继电保护全部投入，无报警、故障、跳闸信号。2) 机组故障录波工作状态正常，无报警信号。3) 机组计算机监控系统a、 监控系统控制方式为“现地” ，水机常规保护回路投入，无报警、故障信号。b、 操作员工作站置为主控工作站。c、 上位机工作站与LCU设置为联机状态；在机组顺空流程试验过程中检查监控系统对停机过程中设备状态的数据采集以及重要数据变化趋势的记录。d、 在转速信号监控装置接入4个小空开，用于模拟1、80%、95%转速信号。5.3 顺控流程试验5.3.1 机组开机条件检查1) 发电机组各环节操作电源正常2) 压油装置压力正常3) 电气保护无动作4) 模拟快速闸门全开5) 发电机断路器分闸6) 制动闸块全部落下7) 制动闸排气8) 制动气源压力正常9) 发电机出口隔离刀在合位、接地刀在分闸位置。10) 发电机中性点接地刀在合位。11) 合上小空开，模拟1、20%转速信号5.3.2 机组LCU分步开机流程试验1) 开机条件满足后在监控系统发出“开辅机”指令。2) 开启辅机，监控系统执行如下操作：a、 投入主轴密封润滑水。b、 投入机组冷却水c、 拔出接力器锁定d、 空气围带排气e、 投入机组高压油顶起装置f、 开启机组排油雾装置g、 投入碳粉吸收装置h、 退出机组蠕动检测装置3) 现地设备做如下检查及信号模拟：a、 确定主轴密封电磁阀已开启，模拟主轴密封水压力、流量正常信号。b、 确认机组技术供水收到开机令，模拟机组各部位压力、流量正常信号。c、 接力器锁定已拔出d、 空气围带已排气e、 高压油装置投入f、 碳粉吸收装置已投入g、 蠕动检测装置退出h、 机组各部油槽油位正常i、 机组高压油顶起油量正常j、 机组压油装置压力正常k、 机组调速系统无故障l、 机组励磁系统无故障4) 监控系统检查并确认反馈信号与现地一致。5) 监控系统发出“空转开机”指令。6) 现地设备做如下检查及信号模拟：a、 确认调速器已收到开机令。b、 确认导叶已开启，检查导叶位置信号与监控系统显示一致。c、 分别断开模拟的1、80%转速信号，高压油顶起装置自动退出，在现地检查并确认。f、 合上转速信号大于95%刀闸。g、 画面显示机组在“空转”态。7) 在监控系统发出“空转空载”指令。8) 检查并确认励磁系统收到开机令，灭磁开关已合。当起励不成功灭磁开关跳开时，手动合灭磁开关。9) 将同期装置切为“手准” 。10) 分别按“增速” 、“减速”按钮，确认调速器收到“增速” 、“减速”命令。11) 分别按“增磁” 、“减磁”按钮，确认励磁系统收到“增磁” 、“减磁”命令。12) 短接同步继电器闭锁接点，按下同期合闸按钮。a、 检查发电机出口断路器在合闸位置。b、 检查导叶开度在空载以上。c、 监控画面显示“发电”态。13) 在机组LCU触摸屏上发出“发电空载”指令。a、 检查发电机出口断路器已分闸。b、 机组LCU画面显示“空载”态。14) 将同期装置切回“自准”，取消短接的同步继电器闭锁接点。用继电保护测试仪接入同期电压回路，模拟极端电压及电网电压。15) 在监控系统发出“空载发电”指令。a、 同期装置投入工作，断路器合闸。b、 监控画面显示“发电”态。c、 检查主变冷却系统切换至负载供水。5.3.3 机组LCU分步停机流程试验1） 在机组LCU触摸屏上发出“发电空载”指令。a、 检查导叶在空载以下位置。b、 检查发电机出口断路器已分闸。c、 机组LCU画面显示“空载”态。2） 在机组LCU触摸屏上发出“空载停机”指令。a、 在调速器确认收到“停机”令，检查导叶关闭，检查并确认导叶实际位置与监控显示一致。b、 确认励磁收到“停机”令。c、 将频率信号发生器调回0Hz。d、 取消95%转速信号。e、 取消80%转速信号，检查并确认高压油顶起装置自动投入。f、 模拟20%转速信号，检查并确认机械制动装置、制动吸尘装置自动投入，反馈信号正确，监控系统显示正确。3） 模拟1%转速信号关辅机，并做如下检查：a、 主轴密封电磁阀关闭，取消主轴密封水压力、流量正常信号。b、 空气围带已充气。c、 接力器锁定已投入。d、 机组技术供水系统收到停机令，取消机组各部位压力、流量正常信号。e、 高压油顶起装置已退出。f、 机组排油雾装置已切除。g、 切除机组制动吸尘装置。4） 关机a、 检查机械制动已复归。b、 检查机组蠕动监测装置已投入。c、 画面显示停机状态。5） 机组进入停机状态5.3.4 机组LCU顺控开机流程试验1) 在机组LCU触摸屏上，发出“发电开机”指令。2) 步骤同上。5.3.5 机组LCU顺控停机流程试验1) 在机组LCU触摸屏上，发出 “停机”指令。2) 步骤同上。5.3.6 在中控室上位机上顺控开机流程试验1) 将机组LCU置为远方位。2) 在中控室上位机上发出 “发电开机”指令。3) 检查步骤同上，同时检查上位机画面是否完善，检查上位机信号与语音报警是否一致。4) 检查监控系统对开机过程中设备状态的数据采集以及重要数据变化趋势的记录。5) 远程进行无功调整，现地励磁系统能够收到相应的信号。6) 远程进行有功调整，现地调速系统能够收到相应的信号。5.3.7 在中控室上位机上顺控停机流程试验1) 在中控室上位机上发出“停机”指令。2) 检查步骤同上，同时检查上位机画面是否完善，检查上位机信号与语音报警是否一致。3) 检查监控系统对停机过程中设备状态的数据采集以及重要数据变化趋势的记录。5.3.8 事故停机（1）流程试验1) 拔掉监控系统跳灭磁开关、跳断路器、调速器事故停机令继电器。2) 将机组按4.3.2中所述步骤开到发电状态。3) 在机组A套保护系统模拟“定子单项接地”事故。启动事故停机（1）流程。4) 检查项目如下：a、 水机常规保护回路事故停机1继电器动作。b、 灭磁开关跳闸。c、 断路器跳闸d、 调速器事故停机电磁阀动作。5) 转入正常停机流程，机组停机。6) 复归电气事故，复归调速器事故停机电磁阀，复归拔掉的继电器。7) 切除水机常规保护回路电源，再次开机至发电状态。8) 在B套保护系统模拟“差动保护”事故，再次启动事故停机（1）流程。9) 检查项目如下：a、 灭磁开关跳闸。b、 断路器跳闸c、 调速器事故停机电磁阀动作。10) 转入正常停机流程，机组停机。11) 复归电气事故，复归调速器事故停机电磁阀。12) 开机到空载状态13) 模拟电气过速115%信号，同时模拟主配拒动信号；动作事故配压阀，同时启动事故停机（1）流程。14) 检查并确认事故配压阀已动作，其他检查项目同上。15) 停机后复归事故信号、复归事故配压阀及调速器事故停机电磁阀。16) 再次开机至发电，依次模拟如下电气事故启动事故停机（1）：a、 发电机不完全纵差b、 不完全裂相横差c、 单元件横差d、 发电机低压记忆过流e、 定子绕组过负荷f、 转子表层过负荷g、 过激磁h、 励磁变时限速断i、 励磁变过流j、 励磁绕组过负荷k、 短接轴电流超过第IIl、 主变重瓦斯保护动作m、 发电机轴电流跳闸动作n、 主变温度过高跳闸动作o、 励磁变温度过高跳闸动作p、 厂高变温度过高跳闸动作5.3.9 事故停机（2）流程试验1) 将机组开到空载状态。2) 模拟机组瓦温过高启动事故停机（2）流程3) 检查调速器事故停机电磁阀动作，检查水机常规保护回路事故停机2继电器动作。4) 转入正常停机流程，机组停机。5) 复归调速器事故停机电磁阀、复归瓦温过高信号。6) 再次开机至空载，依次模拟如下机械事故启动事故停机（2）流程：a、 油压装置事故低油压b、 主轴密封润滑水中断（时限）5.3.10 紧急停机（1）流程试验1) 拔掉紧急落快速门继电器。2) 将机组开到发电状态。3) 模拟剪断销剪断信号，同时在保护系统模拟“励磁变过流”信号。启动紧急停机（1）流程。4) 做如下检查：a、 水机常规保护回路事故紧急停机1继电器动作。b、 确认快速门控制盘收到“紧急落门”信号c、 灭磁开关跳闸d、 断路器跳闸e、 调速器事故停机电磁阀动作。5) 转入正常停机流程，机组停机。6) 复归调速器事故停机电磁阀、水机常规保护回路。7) 复归拔掉的继电器，切除水机常规保护回路电源。8) 再次开机到发电状态。9) 按下紧急停机按钮，重复上述检查。10) 复归事故配压阀、调速器事故停机电磁阀、水机常规保护回路电源。5.3.11 紧急停机（2）流程试验1) 切除水机常规保护回路电源，机组开机到空载状态。2) 模拟机械过速140%信号，动作事故配压阀，同时启动紧急停机（2）流程。3) 检查事故配压阀动作，检查调速器事故停机电磁阀动作。4) 转入正常停机流程，机组停机。5) 复归过速信号，复归事故配压阀，恢复水机常规保护电源。6) 模拟电气过速147%信号，启动紧急停机（2）流程。7) 检查调速器事故停机电磁阀动作。8) 转入正常停机流程，机组停机。9) 复归过速信号、复归速器事故停机电磁阀动作。10) 拆除所有模