6#机组启动试运行大纲(最终版)

1、精选优质文档-倾情为你奉上精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业专心-专注-专业精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业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 TOC o 1-2 h z u 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工程简介工程概述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

2、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。电站枢纽建筑物电站枢纽由砾石土心墙堆石坝、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。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550

3、MW（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。海拔高度电站安装间海拔高程为677.7m。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

4、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试运行试验，大纲经启动验收委员会批准后实施。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。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。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

5、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。本大纲主要编制依据机电设备安装技术规范 水轮发电机组安装技术规程GB/T8564-2003水轮发电机组启动试验规程DL/T507-2002电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-2006其他安装技术规范合同文件 瀑布沟水电站机电设备安装合同文件瀑布沟地下厂房系统工程施工合同设备制造厂家技术文件设计院相关设计图纸和技术资料电站设计报告和试运行说明书其它相关机电技术文件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。土建工

6、程大坝工程、大坝观测和坝体排水设施。进水口土建工程。主、副厂房和其它相关土建、观测设施。尾水土建工程。引水系统进水口拦污栅、检修门、工作门、液压启闭机、坝顶门机及相关设备。6#机引水隧洞及压力钢管。4#、5#、6#机尾水管闸门、移动台车及相关设备。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。上、下游水位量测系统。油、水、气系统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。厂内中、低压及强迫补气系统及与6#机供、排气相关的管路、设备。厂内检修、渗漏排水系统。6#机组、主变及公用技术供水、排水系统。6#机组及公用水力量测系统。电气一次设备6#发电机封闭母线、分支

7、母线及微正压充气系统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6#主变500kV高压电缆及附属设备550kV GIS 设备500 kV并联电抗器及中性点设备550 kV出线敞开式设备及出线与6#机组发电相关的10 kV、6 kV及400V厂用电设备及系统全厂及与6#机组发电相关的防雷及接地系统6#机组及相关运行部位的照明及事故照明系统电气二次设备与首台机发电有关部分的厂用电400V动力电源系统。与首台机发电有关部分的直流电源系统。6#机组相关的继电保护、自动装置、故障录波和测量设备。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

8、动装置、故障录波和测量设备。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。通讯工程（含调度通讯、行政通讯、自动化及保护通道）。6#机组发电及相关部位的消防及消防报警设施空调、通风和给排水系统6#机组及相关部位的空调及通风设备全厂排风系统给排水系统水轮发电机组启动试运行前的检查试运行基本条件 大坝监测、水库调度及水情预报系统联络畅通。 电站行政、电网调度及光纤通讯联络畅通。 试运行相关部位已清扫干净。 试运行相关部位吊物孔、临时孔洞已封堵。 试运行相关部位和通道的照明良好。 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

9、信畅通。 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。 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。 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。 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。 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。 试运行规程及安全保证措施编制完成，制度齐全。引水系统检查进水口拦污栅、检修门及工作门检查进水口闸门及拦污栅盖板齐全。进水口拦污栅检验合格，拦污

10、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。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。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。6#引水隧洞通气孔畅通。电站上游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。压力管道、蜗壳检查压力管道、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。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

11、送至机组LCU，在机组LCU上可准确取得测量结果。6#机蜗壳放空阀关闭严密，拦污栅安装完成。6#机压力钢管放空阀关闭严密，拦污栅安装完成。6#机压力钢管备用取水口拦污栅安装完成。6#机压力钢管内超声波流量计安装、调试完成，检验合格。灌浆孔封堵完成，检验合格。尾水检查4#-6#机组尾水管检修门孔洞栏杆齐全。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。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

12、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。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。6#、5#、4#尾水管排水阀安装完成。6#、5#、4#尾水盘形阀拦污栅安装完成。6#、5#、4#机和主变取水口拦污栅安装完成。 灌浆孔封堵完成。 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。 电站下游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。水轮机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。水

13、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。检修平台已拆除，蜗壳、锥管进人门已封闭。顶盖自流排水孔畅通无阻；顶盖测压管检查合格。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。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。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。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

14、合格；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。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。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。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。6#机技术供水泵房的测量仪表盘及水轮机下游侧的测

15、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。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。调速器系统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。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

16、、接头及部件等均无渗油现象。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。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。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。分段关闭阀和过速限制阀装置等均已调试合格。用紧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。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

17、。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。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。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。发电机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、转子气隙内无任何杂物。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。 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。机械制动系统已安装完毕，制动系统气源正

18、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。机组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。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

19、常，保护和控制回路调试合格。上导、推力、下导轴承油雾回收系统安装完毕，工作正常。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。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。上导、推力、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。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。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

20、成。机坑内的照明、除湿机、加热器等设施能投入使用。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。励磁系统励磁变、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，相应的高压试验合格。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。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。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。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。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。现地和远方操作的切换正确、可靠。各报警及事故信

21、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能正确反应机组励磁系统状况。油、气、水系统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；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。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，

22、管道清洁，系统无漏气现象；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。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。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。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。投入运行的油、气、水系统中的压力表、示流信号计

23、和温度计等自动化元件检验合格。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。各排水地沟、地漏、管道畅通。电气一次设备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。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

24、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。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。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。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。500kV敞开式设备已

25、安装、试验完毕，具备带电条件。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。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，能正确动作并已投入运行。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

26、、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。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。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、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。其它与6#水轮发电机

27、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。电气二次系统及回路直流电源系统检查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。（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

28、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。继电保护、自动装置和故障录波设备检查所有控制保护电缆接线已经过检查，接线正确。所有控制保护电缆接线已经过检查，接线正确。 发电机、变压器继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。 6#机组500kV挤包绝缘电缆光纤保护设备已安装、调试完毕。 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。 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。 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。 计算机监控主站与厂用电LCU、公用LCU、

29、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。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：进水口闸门自动操作回路 筒形阀自动操作回路 机组自动操作与水力机械保护回路 水轮机调速系统自动操作回路 发电机励磁操作回路和灭磁开关操作回路 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 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 水轮发电机组、中控室、开关站GIS等设备的交直流电源回路

30、 全厂公用及6#机组辅助设备控制回路 6#机发电机出口断路器、开关站GIS相关断路器同期回路 首期发电所需10kV、400V厂用电设备操作回路以上回路的操作，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。 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：发电机、励磁变继电保护回路。主变压器、厂高变继电保护回路。发变组故障录波回路。500kV挤包绝缘电缆光纤差动保护与测温监视报警回路。开关站GIS

31、母线、断路器、500kV线路保护T区保护及故障录波回路。线路故障行波测距回路厂用电10kV、6kV及400V电源系统继电保护和备用电源自动投入回路。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。仪表测量回路。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、通信电缆(线)等安装(敷设)调试完毕并处于正常运行状态。主

32、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。水力水文信息已正确量测并可靠远传；电度计量系统校验完毕；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。消防及火灾报警设施检查与6#机组发电有关的消防设备需经当地消防部门验收。消防高低位水池供水管路、阀门、自动

33、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。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。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。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。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

34、油池与事故排油系统符合设计要求，排油畅通。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。进厂交通洞消火栓系统安装、试验完毕。各运行部位消防器材配置到位。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。运行设备区域的消防报警设备已投运，检验合格。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。事故交通安全疏散指示牌已检查合格。通风空调设备检查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。6#机组段通风、空

35、调系统已安装调试完成，具备投运条件。地下副厂房通风、空调系统已安装调试完成，具备投运条件。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。主变洞及母线洞6#机组段的通风、空调系统已安装调试完成，具备投运条件。机组充水试验充水条件坝前水位达到最低发电水位以上。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。确认压力钢管通气孔畅通。确认锥管进人门、蜗壳进人门已关闭。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。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

36、入，筒形阀油压、油路正常，筒形阀处于关闭状态。确认机组主轴检修密封处于投入状态。确认机组尾水门横梁、门槽上无杂物。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。确认机组机械制动已投入。确认机组检修排水系统、厂房渗漏排水系统满足排水要求。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。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。确认各部位操作、监护、观测人员已

37、到位，并准备就绪。2#尾水洞充水提起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。尾水管充水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。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。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。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

38、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。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。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。压力管道及蜗壳充水机组已作全面检查，具备开机条件，必要时，紧急情况可进行开机排水。调速器处于手动关机位置，导叶全关，接力器锁

39、锭投入，筒形阀处于全关状态。手动投入发电机机械制动。手动投入水轮机主轴检修密封。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）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。蜗壳平压后，记录压力管道、蜗壳充水时间及上、下游水位。充水过程中，密切监视蜗壳进人门、水轮

40、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。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方启、闭门试验，试验完成后，将快速闸门提至全开位置。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。压力管道充水后，对相关混凝土结构等水工建筑进

41、行全面检查，观察是否有渗漏、裂缝和变形。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。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、排污。检查各部位应无渗漏。机组启动和空转试验启动前的准备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。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

42、，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。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。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。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。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。在机组启动前用高压油泵

43、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。漏油装置处于自动位置。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。调速器处于手动关机位置，导叶处于全关位置。水轮机主轴密封水投入，检修密封排除气压。筒型阀静水试验完毕，处于全开状态。机组的相关设备应符合下列要求：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。励磁系统灭磁开关断开。发电机出口PT处于工作位置，一次、二次保险投入。转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。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

44、。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。拆除所有试验用的临时短接线和接地线。外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。机械制动处于投入状态。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。顶盖排水系统投入自动运行，移动式水泵可随时投入使用。大轴接地碳刷已投入。轴电流装置已投入使用。调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：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。调速器滤油器处于工作位置。调速器处于电气“手动”位置。永态转差系数暂调整到2%一4%之间。首次

45、手动启动试验启动水导轴承循环油泵，检查水导油槽油位正常。启动推力轴承循环油泵，检查推力油槽油位正常。退出机坑加热器。投入发电机上导、下导、推力油槽油雾回收装置。启动调速器油泵，确认调速器油压正常。启动筒形阀油泵，确认筒形阀油压正常。手动开启筒形阀至全开位置。拔出接力器锁定，第一次开机至机组滑行后即关机；第二次升速至25%额定转速后稳定运行3-5分钟，无异常；第三次升速至50%额定转速后稳定运行3-5分钟，无异常；第四次再升速分别为75%至额定转速。每步升速后，检查确认无误方可进行下一步试验。记录机组在当前水头下的空载开度。在额定转速时，校验转速表、频率表指示的一致性。在机组升速过程中，密切监视

46、各部运转情况。监视各部位轴承温度，不应有急剧升高现象。自机组启动至到达额定转速后的半小时内，严密监视推力瓦和导轴瓦的温度，每隔5min左右记录一次瓦温，以后可适当延长记录时间间隔，并绘制各瓦的温升曲线，观察轴承油面的变化，油位应正常。待各部轴承温度稳定后，可每半小时记录一次，标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，不应超过设计规定值。在机组启运过程中监视机组各部位运转情况，如发现金属碰撞声、水轮机室窜水、推力瓦温度突然升高、油槽甩油、机组摆度过大或出现异常振动、摆度等现象应立即停机检查。监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压、流量、水位差。监视顶盖自流排水和顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。

47、记录水库上、下游水位、尾水及顶盖压力值，调速器系统及筒形阀油压装置油泵启动周期。记录全部水力量测系统表计读数和机组附加监测装置和在线监测装置的表计读数和显示。监视蜗壳、尾水压力变化及其压力脉动值。测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于设计规定值。测量、记录机组各部位振动，其值应符合规范要求，见表6.2-1。表6.2-1 水轮发电机组各部位振动允许值（双幅值）序号项目振动允许值（mm）备注水轮机顶盖水平振动0.07顶盖垂直振动0.09发电机下机架垂直振动0.07上、下机架水平振动0.09定子铁芯部位机座水平振动0.03定子铁芯振动0.03测量发电机残压及相序，检查残压测频回路工作是否正常。

48、否则停机后对发电机转子进行充磁。当各部瓦温度变化小于1/h后，可认为瓦温达到稳定，记录各部瓦运行稳定温度。在中控室主计算机上监视机组各部温度和参数的测量值及各部状态信息和信号，当机组各部轴承温度稳定后，由试运行指挥决定手动停机。机组现地停机和停机后的检查操作调节器电手动关机，关闭导叶，机组转速下降至20%额定转速时，手动投机械制动，投入制动粉尘吸收装置直至机组全停。停机过程中检查：机组降速过程中，校对转速继电器各点的整定值；监视各部位轴承温度变化情况；录制停机转速与时间关系曲线；检查各部位轴承油槽油面的变化情况。机组完全停止后，投入接力器锁锭和检修密封（空气围带），检查机组应无蠕动，否则投入机

49、械制动。停制动粉尘吸收装置，停主轴密封水，停各循环油泵并关闭技术供水系统。根据具体情况确定是否需要关闭筒阀。停机后的检查和调整：检查各部位螺栓、销钉、锁定片是否松动或脱落；检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位；检查转子与主轴联接扭矩键有无松动；检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态；检查发电机挡风圈是否有松动或断裂；检查制动闸瓦的摩擦情况及动作情况，检查粉尘收集装置的运行效果；必要时调整各油槽油位开关整定值。在现有水头下，整定开度限制机构及相关空载开度。动平衡检查与试验根据机组首次启动时稳定性监测数据决定是否进行动平衡试验。根据动

50、平衡试验计算分析数据在转子相应方向添加适当重量的配重块，并按要求固定牢靠。手动开机对动平衡试验配重结果进行检查，直至符合规范要求，否则重复计算分析配重，最终试验结果经交接验收组认可。调速器空载试验手动开机，机组在额定转速下稳定运行后。分别检查调速器的残压测频和齿盘测速装置应正常工作。调整电气柜的相关参数。将手/自动切换电磁阀切换为自动位置，并在调速器电气柜上也作同样的切换，此时调速器处于自动运行工况，机组转速处于自动调节状态，检查调速器工作正常。机组转速与接力器行程无大的波动，否则调整PID参数，使其能在额定转速下自动调节，稳定运行。检查调节器频率给定的调整范围为49.5-50.5Hz范围，满

51、足设计要求。分别进行调速器各通道的空载扰动试验，扰动试验满足下列要求：首先对A、B套分别加入4%Nh转速扰动观察调节器在不同参数下的调节效果，选择最佳的参数组合。调速器在最佳状态下，再加入扰动量分别为8%阶跃信号，调速器电气装置应能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。观测最大超调量、超调次数、调节时间要满足下列要求。转速最大超调量不应超过扰动量的30%。超调波动次数不超过2次。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。在最优空载运行参数下，连续三分钟测量机组相对摆动值不超过额定转速的+0.15%.进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应

52、平稳。进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。进行调速器自动模式下的频率调节，检查调节稳定性。进行调速器故障模拟试验，应能按设计要求动作,在大故障模拟试验时,切除停机出口,以免不必要的停机。进行调速器的齿盘测频和残压测频的主/备方式切换，分别检测齿盘测频、残压测频信号故障，进行主/备自动切换。记录油压装置油泵向油槽送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录导叶接力器摆动值及摆动周期。进行油泵电源切换试验，切换应灵活可靠。进行调速器交/直流电源切换试验：先后切除交流、直流；先后投入交流、直流；同时切除交流、直流，调速器应处于原工作状态不变。根据试运行时机组可能运行在低水头下的特点，

53、尊重厂家意见，对调速器的启动特性进行整定以符合机组在初期运行工况下的快速启动要求。与LCU进行通信联动，在LCU进行增/减转速或频率的调整整定合适的调频脉冲等。机组过速试验及检查过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。临时拆除电气过速保护停机、关快速门及关筒形阀回路，监视其动作时的转速。手动开机，待机组运转正常后，手动逐渐打开导叶，机组升速至115%，迅速关回至空载，观察测速装置点的动作情况。记录现有水头下对应的导叶开度。手动增大导叶开度使机组升速，再次使机组升速，在机组转速升至电气及机械过速保护值附近时（分别在146%nH和150%nH），观察其接点动作情况，机械过速接点应在电气过速

54、接点动作之后动作。当转速上升至153%以上机械过速接点仍未动作停机时，迅速按紧急停机按钮，并手动快速关闭导叶停机，停机后对机械过速接点进行细致整定，不重复进行过速试验。在试验中将开度限制机构打到预估的对应的限制开度。试验过程中记录当时水头下机组能够达到的最大转速（在150%额定转速以内时）、电气过速保护接点动作值、机械过速保护装置动作值，记录过速过程中机组各部的振动摆度最大值。过速试验过程中专人监视并记录各部轴瓦温度，记录各部轴承的温升情况，监视并记录机组各部位的振动摆度。过速试验停机后，投入接力器锁定，关闭圆筒形阀并切除其操作电源，顶起制动器，全面检查转子转动部分，如转子磁轭键、引线支撑、磁

55、极键及磁极引线、阻尼环、磁轭压紧螺杆、转动部分的焊缝等。并按首次停机后的检查项目逐项检查。然后根据厂家要求，再次打紧磁极键，并按厂家要求焊接，焊接时应制订可靠的接地及防护措施。按设计要求安装发电机剩余挡风板。检查发电机定子基础、下机架基础及上机架基础的状态。机组无励磁自动开停机试验无励磁自动开机需具备的条件各分系统的现地调试工作已完成，验收合格。计算机与各分系统对点完成，通讯正常。在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成。LCU交直流电源正常，处于自动工作状态。水力机械保护回路均已投入。接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。制动系统及粉尘收集

56、装置已切换至自动运行状态。水导、推力轴承外循环系统已切换至自动运行状态。励磁系统灭磁开关断开。齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。调速器处于自动位置，功率给定处于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。(开度限制、空载开度已整定好处于启动状态)检修密封切换至自动运行状态。主轴密封切换至自动运行状态。机组LCU自动开机启动机组LCU空转开机。 按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈。 检查调速器工作情况。 记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。 记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。 检查测速装置的转速触点动作是否正确。机组LCU自动停机由机组

57、LCU发停机指令，机组自动停机。 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。 检查机组停机过程中各停机流程与设计顺序应一致，各自动化元件动作应可靠。机组LCU事故停机、紧急事故停机模拟机组机械事故信号（选用一种信号），进行事故停机流程试验。检查事故信号响应正确，检查事故停机的动作流程应正确可靠。模拟机组电气事故信号（选用一种信号），进行事故停机流程试验。检查事故信号响应正确，检查事故停机的动作流程应正确可靠。分别在机旁、中控室等部位按动紧急事故停机按钮，进行紧急事故停机流程试验。检查事故信号响应正确，检查事故停机的动作流程应正确可

58、靠。水机保护事故停机、紧急事故停机模拟机组机械事故信号（选用一种信号），进行事故停机流程试验。检查事故信号响应正确，检查事故停机的动作流程应正确可靠。模拟机组电气事故信号（任选一种信号），进行事故停机流程试验。检查事故信号响应正确，检查事故停机的动作流程应正确可靠。发电机升流试验发电机升流试验准备发电机短路升流试验的短路点设置在发电机出口断路器之前，利用封闭母线厂家提供的短路试验装置进行短路试验。试验前，检查确认封闭母线短路试验装置已安装合格，周围已设安全警示围栏。发电机出口断路器6、隔离开关61、接地开关640断开，发电机中性点接地变压器刀闸投入。励磁系统灭磁开关断开。 励磁系统用它励电源从

59、10 kV厂用电接入。在10kV系统选择1个备用开关柜，接入临时10kV电缆，并将开关柜的过流保护按励磁变额定电流整定。它励电源出线柜手车退出，拆除封闭母线与励磁变之间的软连接，将它励电缆接在励磁变高压侧，通过励磁变高压侧电流互感器对励磁变进行保护和监测，并设置可靠的安全隔离，防止它励电源窜入封闭母线。另外，在励磁盘临时安装一个跳闸按钮，模拟远眺10kV开关柜它励电流，并派专人看守，紧急情况时可远方断开它励电源。投入励磁变保护，投入跳灭磁开关压板，投入所有水机保护。技术供水系统、油循环系统已投入运行，各部轴承冷却系统供应的水压、流量正常，主轴密封水压、流量满足要求。发电机定子空气冷却器根据绝缘

60、情况确定是否投入。恢复发电机集电环碳刷并投用。复查各接线端子应无松动，检查升流范围内所有CT二次侧无开路。测量发电机转子绝缘电阻，符合要求。测量发电机定子绝缘电阻、极化指数，确定是否进行干燥。如需干燥，则在发电机升流试验完成后进行短路干燥。投入发电机转子一点接地保护。发电机升流试验手动开机至额定转速，机组各部运行正常。励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。励磁装置采用FCR（手动）控制方式，电流给定最小。投入10 kV它励电源，检测励磁变低压测电压和相序，需注意测量方法及安全距离。利用发电机残压时产生的电流，检查短路范围内的CT二次电流，回路的完整性，不能有开路现象。手动合励磁灭磁开关，