怒江州听命河电站启动试运行方案

怒江州听命河水电站1#、2#机组启动试运行方案PAGE41第一章1#机组试运行大纲目录TOC\o"1-2"\h\z\u1.工程概况 12.总则 13.编制依据 24.起动试运行范围 25.试运行方案 26.充水试验前的检查及应具备的条件 27.充水试验 68.机组启动试验 79.机组过速试验及检查 910.无励磁自动开机和停机试验 1011.机组短路升流试验 1112.机组升压试验 1113.发电机空载下励磁调节器的调整和试验 1214.发电机带1#主变压器升流试验 1415.110kV母线受电试验 1616.1#主变压器冲击合闸试验 1617.1#机组并列及负荷试验 1618.机组开停机流程及监控装置负荷调整试 1819.1#机组72h带负荷连续试运行 18第二章2#机组试运行大纲目录TOC\o"1-2"\h\z\u1.工程概况 19HYPERLINK4.起动试运行范围 23HYPERLINK5.充水试验前的检查及应具备的条件 23HYPERLINK6.充水试验 26HYPERLINK8.机组过速试验及检查 30HYPERLINK9.无励磁自动开机和停机试验 31HYPERLINK10.机组短路升流试验 32HYPERLINK11.机组升压试验 33HYPERLINK12.发电机空载下励磁调节器的调整和试验 34HYPERLINK14.机组开停机流程及监控装置负荷调整试 37HYPERLINK\l"_15._2#机组72h带负荷连续试运行"15.2#机组72h带负荷连续试运行 37第一章1#水轮发电机组启动试运行方案1.工程概况听命河电站工程建于云南省泸水县境内，为径流引水式电站，厂址距泸水县城约20km，交通方便，电站装机2×20MW，发电机出口电压10.5kV，采用单母线接线，经一台50MVA主变升压至110kV，通过一回110kV出线接入系统，110kV侧采用单母线接线，10.5kV配电设备采用户内固定式开关柜，全站采用微机监控和微机保护装置进行控制。本工程为单一的发电工程。听命河电站设计水头896m，装设2台20MW立式冲击式水轮发电机组，由重庆水轮机厂有限公司制造；S11-50000/110主变由浙江江山变压器有限公司制造。10.5kV开关柜由云南开关厂有限公司制造。110kV采用户外式配电装置，主要电气设备由云开电气有限公司制造。2.总则2.1立式冲击式、立式机组及相关设备的安装应达到《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-2003规定的要求，且施工记录完整。机组安装完工、检验合格后应进行启动试运行试验，试验合格并交接验收后方可投入电力系统并网运行。2.2机组的辅助设备、继电保护、自动控制、监控、测量系统以及与机组运行有关的各机械设备、电气设备、电气回路等，均应根据相应的专业标准进行试验和验收。2.3对机组启动试运行试验过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使机组交接后可长期、安全、稳定运行。2.4本程序仅列出主要的试验项目与试验步骤。各项试验的具体方法，还须遵从制造商的技术文件及相应的设备规程。2.5视试验难易程度或条件限制，个别试验项目的顺序允许据现场实际进行适当的调整。2.6在规程允许范围内，部份项目需推迟至72小时试运行试验后进行的,由试运行指挥部与有关各方现场共同确定,并经启动委员会批准后进行。2.7本方案须经听命河水电站机组启动验收委员会审查批准后执行。涉及系统设备的操作，经调度批准后执行。2.8本程序适用于听命河水电站机组试运行试验。3.编制依据3.1根据电力行业标准DL/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》、GB8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》相关要求编制。3.2依据相关国家标准和部颁标准，并结合听命河水电站机电设备安装工程及、《水利水电工程设计防火规范（SDJ278-1990）编制而成。3.3本《试运行大纲》经启委会批准后，将作为听命河水电站机组启动试运行依据。4.起动试运行范围1#机组及技术供水系统、水轮发电机组及其附属设备、调速器系统、励磁系统、发电机主回路中的一、二次电气设备及其继电保护装置、主变压器及中性点设备、10kV配电装置、400V厂用电系统、控制保护及计算机监控系统、通信系统等。5.倒送电方案（1、编制依据1.1电力部DL408—91《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）；1.2设计图。1.3《电气装置安装工程施工及验收规范》2000年版，中国建筑工业出版社；1.4电力部DL/T57—95《电力变压器运行规程》1.5电力部—91《高压断路器运行规程》（2、带电的目的（3、受电范围（4、组织措施带电试运行领导小组带电试运行领导小组现场指挥：现场指挥：运行操作组：安全组：运行操作组：安全组：调试组：各设备厂家人员安全组：负责受电范围的安全、消防工作。（5、试运行应具备的条件5.1与本次试运行的有关一、二次设备均已安装调试结束，报告齐全。试运行（6、新投运的设备（7、受电前的检查合上110kV线路和主变保护测控装置电源开关，合上110kV线路侧101断路器操作电源开关。（8、送电步骤六库开关站试送110kV听六线；8.1.2110kV听六线试送成功后，进行110kV进线带电部位的外部观察，现场监听有无异常声响；8.1.3合上1901隔离开关，对110kV线路PT充电；8.1.4测量110kV线路PT二次电压正常，合上PT二次侧空气开关，检查主控室内110KV1#进线测控装置和监控系统后台上显示的相应电压是否正常；8.1.5在端子箱核对PT二次侧电压正常、相序正确；8.1.6对110kV出线间隔电气设备充电完毕。8.2.1检查主变低压侧隔离手车在“试验”位置，主变无遗留物；8.2.2合上110KV线路侧101断路器，第一次向主变充电15分钟；8.2.3检查110KV线路侧101断路器确已合上，并检查主变运行正常；8.2.4断开110KV线路侧101断路器5分钟；8.2.5检查110KV线路侧101断路器确已断开；8.2.6合上110KV线路侧101断路器，第二次向主变充电10分钟；8.2.7检查110KV线路侧101断路器确已合上，并检查主变运行正常；8.2.8断开110KV线路侧101断路器5分钟；8.2.9检查110KV线路侧101断路器确已断开8.2.10合上110KV线路侧101断路器,第三次向主变充电5分钟；8.2.11检查110KV线路侧101断路器确已合上，并检查主变运行正常；8.2.12断开110KV线路侧101断路器5分钟；8.2.13检查110KV线路侧101断路器确已断开；8.2.14合上110KV线路侧101断路器,第四次向主变充电5分钟；8.2.15检查110KV线路侧101断路器确已合上，并检查主变运行正常；8.2.16断开110KV线路侧101断路器5分钟；8.2.17检查110KV线路侧101断路器确已断开；8.2.18合上110KV线路侧101断路器,第五次向主变充电5分钟；8.2.19检查110KV线路侧101断路器确已合上，并检查主变运行正常；8.2.20检查主变低压侧0011隔离手车在“分”位置；8.2.21推入主变低压侧0011隔离手车到“合”位置，向10.5KV母线充电；8.2.22检查10.5kV母线及所送电范围无异常；8.2.23向10.5kV母线第一次充电5分钟后；拉开主变低压侧0011隔离手车在“分”位置8.2.24检查主变低压侧0011隔离手车在“分”位置，第一次向母线充电完毕；8.2.25推入10.5KV母线PT手车0901在“开”位置；8.2.26推入主变低压侧0011隔离手车到“合”位置，对10.5KV母线充电。8.2.27检查10.5kV母线TV运行正常8.2.28核对10.5kV母线TV二次电压正常、相序正确；8.2.29合上10.5kV母线TV低压侧空开，检查主变保护柜及后台监控系统电压指示正常；全部送电检测完毕汇报现场指挥，确认系统运行方式，并汇报调度部门，全部试送电完成。（9、安全措施9.1参加试验的工作人员必须熟悉设备规范，试验项目及要求各自职责明确，避免发生人身及设备的安全事故。9.2检查站内受电区所有通道，应畅通，并设专人守护。9.3检查站内受电区所有消防设施，应全部到位。9.4检查站内受电区警示区，应悬挂警示牌。9.5在CT二次回路上带电工作时严防开路，在PT二次回路上带电工作时严防短路。9.6试验引线的绝缘必须良好，严防短路。9.7现场通讯畅通。（10、主要工器具2500V绝缘电阻表一块500V绝缘电阻表一块万用表二块相序表一块电压表一块电工常用工具两套各设备厂家提供的专用工具。另附主接线图和《听命河水电站升压站带电试运行签证单》怒江州听命河电站110kV升压站带电试运行签证表试运步骤起始时间结束时间试运情况或结果各方签字1试送110kV听六线2投110kV线路1901，测TV二次电压Ua：Ub：Uc：Uab：Ubc：Uca：Uln：相序：3检查110kV母线运行情况4投10165投1016主变第一次冲击7主变第二次冲击8主变第三次冲击9主变第四次冲击10主变第五次冲击1110.5KV母线带电1210.5KVPT带电1310.5KV母线TV二次核相、侧二次电压Ua：Ub：Uc：Uab：Ubc：Uca：Uln：相序：141516176.充水试验前的检查及应具备的条件6.1引水系统（1）进水球阀已安装调试完毕并经验收合格，在无水情况下进水闸门各项启闭操作已调试整定完毕，现地与远方操作正确可靠，并处于关闭状态。（2）球阀油压装置及操作系统已安装检验合格，运行工作正常，油泵电动机自动运转正常。（3）转轮室及及尾水道周围已清理干净。（4）转轮室进人门已严密关闭。6.2水轮机（1）水轮机转轮已安装完工并检验合格。各间隙已检查合格，且无遗留杂物。（2）导水机构已安装完工、检验合格、喷针处于关闭状态。（3）轴承系统已安装完工、检验合格，冷却水系统已检查合格；油位、温度传感器及冷却水压已调试，各整定值符合设计要求。（4）各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按规定全部点焊牢固。（5）各测压表计、示流计、各种信号器、变送器等均已安装完工，管路、线路连接良好，并已清理干净。（6）水轮机其它部件也已安装完工、检验合格。6.3调速系统（1）调速器油压装置已安装完工、清扫干净。透平油化验合格，压力表、传感器、压力开关调整合格。机组压油装置手动、自动动作可靠。安全阀、旁通泄载阀调试合格。压力油罐和回油箱油位正常，油位指示和变送器显示相符。（2）压油罐补气装置及漏油装置手动、自动动作正确可靠。（3）调速器已安装、调整完毕，各管路已充油。管路、阀门、接头及各部件无渗漏。（4）调速器静态调试已结束，接力器行程与喷针开度关系曲线已录制。机组充水前调速器开限全关，调速器主供油阀处于关闭状态。（5）对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机、事故停机动作准确性和可靠性，用紧急关闭办法检查喷针、折向器全开到全关所需时间。6.4发电机（1）发电机整体已安装完工，检验试验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，机坑内无任何杂物。（2）机组转动部分与固定部分之间的各部间隙检查无异物，间隙值符合设计要求。空气间隙检查无任何杂物。（3）前、后轴承瓦间隙调整完毕，前、后轴承注油结束，油位符合设计要求，油位计、测温电阻以及冷却水压已调试结束，整定值符合设计规定。（4）发电机风罩内的电缆、导线、端子板、辅助线、测温装置均已检验合格，处于正常工作状态。（5）发电机内灭火管路、水喷雾灭火喷嘴已检验合格。（6）发电机转子集电环、碳刷架、碳刷已调试检验合格。（7）制动系统已调试检验合格，反喷电磁阀手自动可靠动作。（8）空冷器检验合格，经充水试验，阀门、接头无渗漏，各冷却器畅通。6.5励磁系统（1）励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。（2）励磁系统盘柜已安装完工，调试合格，主回路连接可靠，绝缘良好。（3）励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。（4）灭磁开关主触头良好，动作灵活可靠。（5）励磁系统交直流回路已经形成，励磁装置静态调试已结束，并满足设计要求。（6）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。6.6水力机械辅助设备（1）机组冷却技术供水系统安装调试结束，对系统进行充水检查完毕，各部密封完好无泄漏；技术供水系统的现地与远方操作灵活可靠，各部冷却水已具备投入条件，控制系统与计算机监控系统通信正常，信号传输正确。（2）1#-2#机组的水力量测系统安装完毕，经检验符合要求。（3）全厂油、气、水管路和设备已按要求涂装，流向标识正确，阀门标明开关方向，各设备已编号挂牌。6.7消防、通风、照明系统（1）消防供水管路阀门及其它消防自动化元件安装调试完成并合格。设备、管路已按要求涂装完毕，流向标识正确，阀门标明开关方向，编号挂牌。（2）主、副厂房、升压站等相关运行部位的照明已投入。（3）事故交通安全疏散指示牌、事故照明装置已安装完毕并检验合格。（4）各层各部位消防器材按要求配置齐全。（5）相关部位的通风系统设备、管路已安装并调试合格。6.8电气一次（1）1#、2#发电机主引出线、中性点设备已安装完工，检验合格。110kV配电设备试验完成，具备系统送电条件。（2）主回路电缆、发电机出口断路器、厂用变、各电压互感器柜、各电流互感器等设备已安装完毕试验合格，导体连接良好。10kV外来备用电源作为供电电源点，接至低压配电柜1P。（3）主变本体及附件安装结束，高低压套管已与及母线连接完毕；主变本体油质合格，补油静置满足要求，主变各试验合格，分接开关切换至正常运行档位；出线设备及架空线安装调试合格。（4）主变事故排油坑及管路已形成并满足设计要求。（5）全厂接地网电阻已测试，符合设计要求。全厂所有设备接地良好。6.9厂用电及直流系统（1）厂内0.4kV厂用系统安装完毕调试合格并投入运行。（2）各现地有关动力配电箱投入运行。（3）主变室、中控室、机旁机组控制电源屏投入运行，各路交直流负荷送出。（4）直流220V系统已投入正常运行，各路直流负荷送出。（5）UPS不间断电源设备安装调试完毕并投入运行，各路交流控制电源负荷送出。6.10电气二次（1）计算机监控系统安装结束调试合格，机组LCU、公用LCU等设备具备投运条件，同期系统模拟试验结束。（2）公用油气水系统及全厂其它辅助系统现地柜、机组进水球阀控制系统现地柜已安装调试完毕并投入运行，各PLC与计算机监控系统的通信已建立，对各设备的逻辑控制符合设计要求，模拟/开关量输入输出正确。（3）发电机、主变压器、厂用变、线路等微机保护装置已调试合格，各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备。（4）监控系统与继电保护、励磁、发电机出口断路器等全系统联动试验合格。（5）机组各部的温度、压力、流量、液位、转速等自动化元件已整定完毕并投入工作。（6）机组自动控制与水机保护回路正确，监控自动开停机流程、事故停机流程、紧急停机流程正确，试验模拟完毕并实际动作正确。（7）系统通信装置安装调试满足要求，通信畅通。电能表已校验、安装，接线正确。（8）厂房生产调度、生产管理的通信设备安装调试完成，并投入使用，能够满足机组启动运行联络需要。6.11试运行组织机构（1）试运行组织机构已组建完毕，各部人员分工明确。（2）运行人员已经过培训，已熟悉电站电气主接线图、监控系统图、辅属设备的油气水系统图、厂用电系统图等各项系统图，已熟悉现场设备的安装部位、系统构成及操作程序。（3）试验及测量表计、运行操作工器具、工作票、记录表格等已准备齐全。（4）安装间、副厂房各层、主厂房各层场地楼梯已清理干净，道路畅通，照明充足，电话等指挥联络设施布置完毕。（5）机组油气水系统各部阀门、电气一次设备已按系统编号统一挂牌，各设备操作把手的名称、操作方向已做好明确标志。7.充水试验7.1试验内容与试验目的（1）进行压力钢管及裤叉管的充水；（2）检查水轮机喷针的漏水情况；（3）进行机组进水球阀静水启闭试验。7.2试验准备（1）确认前池进水闸门、闸门启闭机工作正常，具备开启闸门条件。（2）确认机组球阀、喷针、机壳进人门在关闭状态。（3）各部位监测人员到位。7.3压力钢管充水（1）前池储水至正常水位，钢管充水前检查取水口闸门的密封状态，应能良好封水，水封无变形、缝隙和撕裂状况出现。（2）检查取水口闸门启闭装置起落操作正确可靠，取水口闸门系统供电可靠，过流系统均已检验合格。（3）充水前应确认机组主阀处于关闭状态，钢管取水阀、蜗壳排水阀处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。（4）以上确认无异常情况后开始充水：开启取水口闸门（30～50mm）分时段向压力钢管充水：第一时段：钢管压力为（）kg/cm2第二时段：钢管压力为（）kg/cm2第三时段：钢管压力为（）kg/cm2第四时段：钢管压力为（）kg/cm2（额定压力）每个时段保压1小时，同时分别检查1#、2#机进水球阀封水状况应良好，主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。充水各时段若发现问题和异常应立即停止充水，并及时报告启动委员会安排处理。7.4裤叉管充水（1）钢管道充水结束后，确认球阀封水情况良好，主阀动作程序正确，各参数符合设计要求后，打开待试机组（1#或2#机）旁通阀向蜗壳充水。（2）检查钢管伸缩节、裤叉管、导水机构的漏水情况。（3）观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。（4）记录旁通阀开启至蜗壳平压后充水时间。7.5充水平压后检查（1）裤叉管充满水后，操作进水球阀，检查阀体启闭情况。在手动操作试验合格后，进行自动操作的启闭动作试验，并记录开启和关闭时间。分别进行现地和远方操作试验，进水球阀在静水中启闭应正常。（2）压力钢管充满水后应对进水口、明敷钢管的混凝土支墩等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。（3）观察厂房内渗漏水情况。（4）操作机组技术供水系统管路各阀门设备，通过钢管取水口使机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力（或流量符合要求），检查滤水器、减压阀、安全泄压阀等各部位管路、阀门及接头的工作、密封情况。8.机组启动试验8.1启动前的准备（1）机组周围各层场地已清理干净，通道畅通，照明充足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已经到位，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。（2）确认充水试验中出现的问题已处理合格。（3）检查机组各部冷却水已投入，水压正常。（4）检查机组润滑油系统、操作油系统工作正常，各轴承油槽油位正常。（5）记录机组各轴承和空冷器等设备的原始温度已记录。（6）调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：a.调速器总供油阀已开启，调速器机柜已接通压力油，油压装置油泵处于自动运行状态。b.调速器油压工作正常。c.调速器处于手动运行方式，喷针处于全关位置。（7）与机组有关的设备应符合下列要求：a.发电机机组出口开关DL，出口隔离刀闸确认在分闸状态。b.发电机转子集电环碳刷已安装检验完毕，碳刷拔出。c.水力机械保护和测温装置已投入。d.拆除所有试验用的短接线及接地线。e.发电机灭磁开关、起励电源开关和励磁功率柜交、直流刀闸确在分闸状态。f.机组监控系统LCU已处于工作状态，通信正常，各开关量输入、输出正常，具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。8.2首次手动启动试验（1）检查机组技术供水系统水压正常。（2）在调速器机柜上手动打开机组喷针，待机组开始转动后，将喷针关闭，由各部监测人员检查和确认机组转动与固定部件之间无摩擦或碰撞现象。（3）确认各部正常后，手动打开喷针启动机组，当转速接近50％Ne时，暂停升速，观察各部运行情况，检查噪声、轴承温度，测量摆度、振动。检查无异常后继续增大喷针开度，使转速升至额定值，机组空转运行。（4）当达到额定转速时，校验电气转速表应指示正确。记录当时水头下的空载开度。（5）在机组升速过程中，应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高及下降现象。机组启动达到额定转速后，在30min内，应每隔5min测量一次各轴承温度，30min后每10min记录一次，1h后每30min记录一次，并绘制各轴承的温升曲线，观察轴承油面变化，油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。（6）机组在启动过程中，应密切监视各部位运转情况。如发现金属碰撞或摩擦、水车室窜水、各轴承温度突然升高、各轴承油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。停机时，当转速降至30％Ne时手动投入反喷电磁阀制动，机组停稳后手动关闭反喷电磁阀。（7）测量记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于轴承间隙或设计规定值。（8）测量发电机残压及相序，相序应正确。8.3机组空转运行下调速系统的试验（1）调速器油压波动应处于正常范围。（2）检查调速器测频信号，波形应正确，幅值符合要求。（3）进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。（4）频率给定的调整范围应符合设计要求。（5）进行调速器的空摆试验，选取PID参数。调速器空摆试验应符合下列要求：a.转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％。b.超调次数不应超过2次。c.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。d.选取最优一组调节参数，提供空载运行使用。在该组参数下，机组转速相对摆动值不应超过±0.25％。（6）记录油压装置油泵向压油罐送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录喷针接力器活塞摆动值及摆动周期。8.4机组手动停机和停机后的检查（1）机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。（2）手动关闭机组喷针，当转速下降至30％Ne时开启反喷电磁阀直至机组停止转动，然后关闭反喷电磁阀。（3）停机过程中应检查下列各项：a.监视各部位轴承温度变化情况。b.检查测速装置的动作情况，整定校核输出95％、80％、30％、5％各接点动作正确。c.录制停机转速和时间的关系曲线。d.检查各部位油槽油面的变化情况。（4）停机后的检查和调整：a.各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。b.检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。c.检查发电机挡风板是否有松动或断裂。9.机组过速试验及检查（1）将机组测速装置过速保护接点115％Ne、145％Ne从水机保护回路中断开，并派专人严密监视机组转速。（2）将机组手动开机，待机组在额定转速且运行稳定后，继续手动打开喷针使机组转速上升至115％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。（3）若机组运行无异常，继续将转速升至140％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。（4）机组转速升至145％Ne，检查信号并立即手动将喷针关至零并停机。当转速降至30％Ne进行手动制动。（5）停机后恢复机组测速装置过速保护接点115％Ne、140％Ne接线回路。（6）过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化，监视是否有异常响声。（7）过速试验停机后做好安全措施进行如下检查：a.全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、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。b.检查发电机定子基础状态。c.各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。d.检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。e.检查发电机挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。10.无励磁自动开机和停机试验（1）无励磁自动开机和停机试验，应分别在上位机和机组监控系统LCU上进行，并分别执行“停机转空转”和“空转转停机”流程。（2）自动开机前应确认：a.调速器处于自动位置，功率给定处于空载位置，频率给定切至额定频率，已选取最优一组调节参数，供空载运行使用，机组各附属设备均处于自动状态。b.确认机组所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。c.确认机组油压装置油泵、调速器油压装置油泵和技术供水系统均在自动状态。（3）自动开机，并应记录和检查下列各项：a.检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的投入情况。b.检查调速器柜的动作情况。c.记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。d.记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。e.检查测速装置的转速触点动作是否正确。（4）自动停机，并应记录和检查下列各项：a.检查自动停机程序是否正确，各自动化元件动作是否正确可靠。b.记录自发出停机脉冲至机组转速降至35％Ne制动转速所需时间。c.检查反喷投入是否正确，记录反喷自动投入至机组全停的时间。（5）自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。（6）现地试验机组监控系统LCU柜紧急事故停机按钮的可靠性。11.机组短路升流试验（1）机组出口开关升流试验应具备的条件：a.在机组出口开关下端装设一组三相短路排，短路点名称命名为D1。b.确认机组水机保护已经投入，并投入转子一点接地保护、定子过电压保护。c.它励电源的准备：准备一台630A三相硅整流焊机作为励磁它励电源。d.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常，刷框和刷架上无灰尘积垢，碳刷不宜过短。e.已测试机组定子和转子绝缘电阻，其合格标准为定子吸收比（40℃以下时）不小于1.6，且绝缘电阻值换算到100℃时，不应低于8MΩ；转子绝缘不小于0.5MΩ。否则，应进行短路干燥。（2）手动将机组开至额定转速。（3）通过直流焊机手动升流至25％定子额定电流，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。（4）检查机组中性点至出口开关间继电保护电流回路的极性和相位，检查测量表计接线及指示的正确性，绘制电流向量图作发电机差动六角图。（5）继续升流至发电机额定电流，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。（6）录制发电机三相短路特性曲线。（7）机组升流试验后，降电流为0，断开励磁电源。（8）手动停机，停机后作好安全措施，拆除出口开关与出口隔离刀闸之间三相短路排D1。12.机组升压试验（1）机组升压试验应具备的条件：a.发电机出口开关、出口隔离刀闸在分闸状态。b.发电机保护装置投入，辅助设备及各电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。e.除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行方式。f.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常。g.机组定子和转子绝缘电阻合格。（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性。（3）合上发电机灭磁开关。通过励磁装置手动零起升压至25％UE（UE=2625V），并检查下列各项：a.发电机及引出母线、电压互感器、出口开关等设备带电是否正常。b.机组运行中各部振动及摆度是否正常。c.电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。（4）继续升压至50％UE，跳开灭磁开关并检查灭弧情况。（5）检查无异常后，合上灭磁开关，重新升压至100％UE，检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压的相序和相位，测量机组的振动和摆度，测量发电机轴电压、轴电流。（6）在100％UE下跳开灭磁开关并检查灭弧情况。（7）检查无异常后，合上灭磁开关，进行零起升压，每隔10％UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。（8）继续升压，使发电机励磁电流升至额定值，即507A时，测量发电机定子最高电压。注意：进行此项试验时，定子电压不应超过1.3Ue，即13.65kV。（9）升压结束后，每隔10％UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。（10）将机组自动停机，做好安全措施。13.发电机空载下励磁调节器的调整和试验（配合厂家进行）（1）发电机空载下励磁调节器的调整和试验应具备的条件：a.发电机出口开关、出口隔离刀闸确在分闸状态。b.发电机保护装置投入，所有保护启用，各信号电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。e.合上励磁装置起励电源开关，除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行，励磁变投入。（2）发电机空载下励磁调节器的调整和试验程序：a.在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于FCR控制下的调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%，在调整范围内平滑稳定的调节。b.在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于AVR控制下的调节范围，下限不得高于发电机额定电压的50%，上限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。c.在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数不应低于0.85。d.在发电机空载状态下，分别录波检查起励、逆变、手动和自动切换、通道切换等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转速在95%～100%额定值范围内，自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。e.在发电机空载状态下，人工加入±10%阶跃量干扰，检查各通道的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。f.机转速在90%～110%内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/频率特性曲线。频率每变化1%，AVR应保证发电机电压的变化值不大于±0.25%。g.进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在各通道AVR、FCR控制方式下，进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。h.行机组LCU1和中控室对励磁系统的调节试验。(3)在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，检查机组各部位运转正常。(4)合上发电机灭磁开关。(5)在励磁调节器采用恒电流运行方式下起励检查手动控制单元调节范围，励磁电压下限不应高于空载励磁电压的20％，上限不得低于额定励磁电压的110％。(6)退出恒电流运行方式，将励磁调节器切至恒电压运行方式，进行自动起励试验。(7)检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70％～110％范围内进行稳定平滑的调节。(8)测量励磁调节器的开环放大倍数。录制和观察励磁调节器各部特性，在额定空载励磁电流的情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数，均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85。(9)在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在发电机空载且转速在95％Ne～100％Ne范围内，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不应大于额定值的10％，振荡次数不超过2次，调节时间不大于5s。(10)在发电机空载状态下，人工加入10％阶跃量干扰，检查自动励磁调节器的调节情况、超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。(11)在发电机空载状态下，进行发电机电压－频率特性试验，使发电机转速在90％Ne～110％Ne范围内改变，测定发电机机端电压变化值，录制发电机电压－频率特性曲线。频率每变化1％额定值，调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25％。(12)进行低励磁、过励磁、PT断线、过电压等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。(13)在发电机空载状态下，进行逆变灭磁试验，应符合设计要求。14.1#发电机带主变压器升流试验14.11#发电机带主变压器及110kV配电装置短路升流试验短路升流试验应具备的条件：a.在110KV出线侧设置一短路点（合上接地刀闸），短路点名称命名为D2。b.确认机组水机保护、转子一点接地保护、定子过电压保护和主变瓦斯保护已经投入。c.合上发电机出口至短路点之间的所有断路器和刀闸。（1）手动开机至空转。（2）通过直流电焊机手动递升加电流，缓慢升流至20%发电机额定电流，检查电流回路的通流情况和表计指示，检查各电流回路的正确性和对称性。（3）检查主变压器、测量主变压器并测量继电保护电流回路的极性和相位的正确性，检查电流回路的极性和相位，绘制电流向量图，作主变差动六角图。（4）观察主变压器，母线及其高压配电装置的工作情况。（5）升流试验结束后将发电机电流降为零，断开发电机出口至短路点范围内所有断路器、刀闸，拆除三相短路点D2（拉开接地刀闸）。14.2主变压器及高压配电装置单相接地试（1）主变压器及高压配电装置单相接地试验应具备的条件：a.在主变压器A相高压套管上设置单相接地点，接地点名称命名为J1。分开主变中性点隔离开关，将放电间隙短接。b.主变压器保护装置投入，水机保护、发电机保护投入，辅助设备电源投入。c.除发电机灭磁开关和励磁装置起励电源开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电压运行方式。d.试验开始前，沿接地点周围8m设置围栏，并悬挂“止步高压危险”标示牌，人员不能进入其间；需要进入时，则必须穿绝缘靴，戴绝缘手套。（2）确认机组空转运行正常，合上机组出口开关1DL。（3）合上发电机灭磁开关，通过励磁装置递升直至保护发出信号。（4）检查保护回路是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。（5）通过励磁装置递减机端电压为零，断开发电机出口开关、隔离刀闸。（6）做好安全措施，拆除主变压器A相高压套管上设置的单相接地点J1。完成后，拆除安全措施。14.31#发电机带主变压器及高压配电装置升压试验（1）发电机对主变压器及110kV配电装置升压试验应具备的条件：a.1#发电机、主变压器所有保护和水机保护启用，投入。b.除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电压运行方式。（2）确认机组空转运行正常，依次合上1#发电机出口至主变高压侧断路器和刀闸，用发电机对6kV段母线、主变压器及110kV配电装置递升加压，分别在25％Ue、50％Ue、75％Ue、100％Ue情况下检查一次设备的工作情况。（3）检查机组、10kV母线、110kV母线电压测量正常。（4）检查机组、10kV母线、110kV母线二次电压回路及同期回路的电压相序和相位正确。（5）升压结束后将发电机电压递减为零，依次断开发电机出口开关、隔离刀闸。15.110kV母线受电试验（1）110kV段母线受电试验应具备的条件：a.110kV出线已经带电。b.110kV出线断路器及110kV母线处于热备用。c.110kV线路及110kV母线所有保护均已启用。（2）联系调度同意，合上110kV出线断路器对110kV母线进行冲击，检查无异常。（3）检查110kV母线电压互感器二次侧电压相序正确。16.主变压器冲击合闸试验（1）主变压器冲击合闸试验应具备的条件：a.向系统申请对主变进行冲击，系统已同意。b.将主变高压侧断路器转为热备用。c.按正常方式投入主变各保护，投入主变中性点地刀。d.主变压器冷却系统投入正常运行。(2)主变压器冲击合闸试验：a.合上主变高压侧断路器，对主变进行第一次冲击合闸，合闸后持续10分钟，观察主变有无异常，检查主变差动保护有无误动；合闸时启动录波仪，录制激磁电流波形；断开主变高压侧断路器5分钟；b.合上主变高压侧断路器，对主变进行第二次冲击，观察主变有无异常，检查主变保护有无误动，合闸时录制励磁涌流波形；c.断开主变高压侧断路器，间隔5分钟后，在LCU上继续进行第三次至第五次冲击试验，每次间隔时间5分钟；d.第五次合闸后主变高压侧断路器不再断开，1＃主变正式空载运行；1＃主变有关保护正式投入17.1#机组并列及负荷试验17.1机组并列假同期试验(1)检查机组断路器手车在试验位置，以自动准同期方式模拟机组并列试验。(2)正常后，断开机组出口断路器，推入断路器手车至工作位置，进行自动准同期的正式并列试验。17.2机组带负荷试(1)调整机组有功负荷和无功负荷时，应先分别在现地调速器与励磁装置上进行，再通过LCU1和上位机控制调节。(2)机组带负荷和甩负荷试验应相互穿插进行。机组初带负荷后，应检查机组及相关机电设备各部运行情况，无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。(3)机组带负荷试验时，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示。观察和测量机组在各种负荷工况下的振动范围及其量值。(4)进行机组带负荷下的调速系统试验。检查在速度和功率控制方式下，机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。(5)进行机组快速增减负荷试验。根据现场情况使机组突变负荷，其变化量不应大于额定负荷的25％，并应自动记录机组转速、接力器行程和功率变化等的过渡过程。负荷增加过程中，应注意监视机组振动情况。(6)进行机组带负荷下励磁调节器试验：a.调整发电机无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动。b.分别进行各种限制器和保护的试验和整定。(7)机组带额定负荷下，进行下列各项试验：a.调速器事故低油压试验。17.3机组甩负荷试验（1）机组甩负荷试验应具备的条件：a.调速器已选取一组最优调节参数。b.调整好测量机组振动、摆度、机组转速（频率）等监测仪表（装置）。c.所有保护和自动装置均已投入。d.励磁调节器的参数已选择在最佳值。e.各部位观察人员已经就位。（2）机组甩负荷试验应在额定功率的25%、50%、75%、100%下分别进行，记录相关摆度、振动值，计算转速上升率、钢管水压上升率，同时录制过渡过程中的各种参数变化曲线及过程曲线，记录各部瓦温的变化情况。机组甩25%负荷时，记录接力器不动时间。（3）机组甩负荷时，检查水轮机调速系统的动态调节性能，校核喷针紧急关闭时间、钢管水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。（4）机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：a.甩100％额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3％以上的波峰不应超过2次。b.机组甩100％额定负荷后，从接力器第一次向关闭方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±0.5％为止所经历的总时间不应大于40s。c.转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间不大于0.2s。18.机组开停机流程及监控装置负荷调整试验（1）在机组监控系统LCU上分别进行空载转停机、停机转空载、空载转发电、发电转空载、空载转空转、空转转停机，停机转空转，空转转发电、发电转停机、停机转发电试验。各流程动作应正确可靠。（2）在上位机上分别进行机组的空载转停机、停机转空载、空载转发电、发电转空载、空载转空转、空转转停机，停机转空转，空转转发电、发电转停机、停机转发电试验。各流程动作应正确可靠。（3）在机组监控系统LCU上分别进行有功功率和无功功率的设定调整，调整应准确可靠。（4）在上位机上分别进行机组有功功率和无功功率的设定调整，调整应准确可靠。19.1#机组72h带负荷连续试运行2#机组试验方式相同。（1）完成机组并列及负荷试验各项内容并经验证合格后，机组具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。（2）若受电力系统等条件限制，使机组不能达到额定出力时，可根据当时的具体条件确定机组应带的最大负荷，在此负荷下进行连续72h试运行。（3）根据运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。（4）在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或其它原因引起运行中断，经检查处理合格后重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间不累加计算。（5）72h连续试运行后，停机进行机电设备的全面检查，必要时将蜗壳和尾水管的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统工作后的情况。（6）消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷第二章2#水轮发电机组启动试运行大纲1.工程概况见1#水轮发电机组启动试运行方案中描述。2.总则2.1立式冲击式、立式混流式机组及相关设备的安装应达到《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-2003规定的要求，且施工记录完整。机组安装完工、检验合格后应进行启动试运行试验，试验合格并交接验收后方可投入电力系统并网运行。2.2机组的辅助设备、继电保护、自动控制、监控、测量系统以及与机组运行有关的各机械设备、电气设备、电气回路等，均应根据相应的专业标准进行试验和验收。2.3对机组启动试运行试验过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使机组交接后可长期、安全、稳定运行。2.4本程序仅列出主要的试验项目与试验步骤。各项试验的具体方法，还须遵从制造商的技术文件及相应的设备规程。2.5视试验难易程度或条件限制，个别试验项目的顺序允许据现场实际进行适当的调整。2.6在规程允许范围内，部份项目需推迟至72小时试运行试验后进行的,由试运行指挥部与有关各方现场共同确定,并经启动委员会批准后进行。2.7本方案须经听命河水电站机组启动验收委员会审查批准后执行。涉及系统设备的操作，经调度批准后执行。2.8本程序适用于听命河水电站机组试运行试验。3.编制依据3.1根据电力行业标准DL/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》、GB8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》相关要求编制。3.2依据相关国家标准和部颁标准，并结合听命河水电站机电设备安装工程及、《水利水电工程设计防火规范（SDJ278-1990）编制而成。3.3本《试运行大纲》经启委会批准后，将作为听命河水电站机组启动试运行依据。4.起动试运行范围2#机组及技术供水系统、水轮发电机组及其附属设备、调速器系统、励磁系统、发电机主回路中的一、二次电气设备及其继电保护装置、主变压器及中性点设备、110kV配电装置、400V厂用电系统、控制保护及计算机监控系统、通信系统等。5.充水试验前的检查及应具备的条件5.1引水系统（1）进水球阀已安装调试完毕并经验收合格，在无水情况下进水闸门各项启闭操作已调试整定完毕，现地与远方操作正确可靠，并处于关闭状态。（2）球阀油压装置及操作系统已安装检验合格，运行工作正常，油泵电动机自动运转正常。（3）转轮室及及尾水道周围已清理干净。（4）转轮室进人门已严密关闭。5.2水轮机（1）水轮机转轮已安装完工并检验合格。各间隙已检查合格，且无遗留杂物。（2）导水机构已安装完工、检验合格、喷针处于关闭状态。（3）轴承系统已安装完工、检验合格，冷却水系统已检查合格；油位、温度传感器及冷却水压已调试，各整定值符合设计要求。（4）各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按规定全部点焊牢固。（5）各测压表计、示流计、各种信号器、变送器等均已安装完工，管路、线路连接良好，并已清理干净。（6）水轮机其它部件也已安装完工、检验合格。5.3调速系统（1）调速器油压装置已安装完工、清扫干净。透平油化验合格，压力表、传感器、压力开关调整合格。机组压油装置手动、自动动作可靠。安全阀、旁通泄载阀调试合格。压力油罐和回油箱油位正常，油位指示和变送器显示相符。（2）压油罐补气装置及漏油装置手动、自动动作正确可靠。（3）调速器已安装、调整完毕，各管路已充油。管路、阀门、接头及各部件无渗漏。（4）调速器静态调试已结束，接力器行程与喷针开度关系曲线已录制。机组充水前调速器开限全关，调速器主供油阀处于关闭状态。（5）对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机、事故停机动作准确性和可靠性，用紧急关闭办法检查喷针、折向器全开到全关所需时间。5.4发电机（1）发电机整体已安装完工，检验试验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，机坑内无任何杂物。（2）机组转动部分与固定部分之间的各部间隙检查无异物，间隙值符合设计要求。空气间隙检查无任何杂物。（3）前、后轴承瓦间隙调整完毕，前、后轴承注油结束，油位符合设计要求，油位计、测温电阻以及冷却水压已调试结束，整定值符合设计规定。（4）发电机风罩内的电缆、导线、端子板、辅助线、测温装置均已检验合格，处于正常工作状态。（5）发电机内灭火管路、水喷雾灭火喷嘴已检验合格。（6）发电机转子集电环、碳刷架、碳刷已调试检验合格。（7）制动系统已调试检验合格，反喷电磁阀手自动可靠动作。（8）空冷器检验合格，经充水试验，阀门、接头无渗漏，各冷却器畅通。5.5励磁系统（1）励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。（2）励磁系统盘柜已安装完工，调试合格，主回路连接可靠，绝缘良好。（3）励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。（4）灭磁开关主触头良好，动作灵活可靠。（5）励磁系统交直流回路已经形成，励磁装置静态调试已结束，并满足设计要求。（6）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。5.6水力机械辅助设备（1）机组冷却技术供水系统安装调试结束，对系统进行充水检查完毕，各部密封完好无泄漏；技术供水系统的现地与远方操作灵活可靠，各部冷却水已具备投入条件，控制系统与计算机监控系统通信正常，信号传输正确。（2）2#机组的水力量测系统安装完毕，经检验符合要求。（3）全厂油、气、水管路和设备已按要求涂装，流向标识正确，阀门标明开关方向，各设备已编号挂牌。5.7消防、通风、照明系统（1）消防供水管路阀门及其它消防自动化元件安装调试完成并合格。设备、管路已按要求涂装完毕，流向标识正确，阀门标明开关方向，编号挂牌。（2）主、副厂房、升压站等相关运行部位的照明已投入。（3）事故交通安全疏散指示牌、事故照明装置已安装完毕并检验合格。（4）各层各部位消防器材按要求配置齐全。（5）相关部位的通风系统设备、管路已安装并调试合格。5.8电气一次（1）1#-3#发电机主引出线、中性点设备已安装完工，检验合格。110kV配电设备试验完成，具备系统送电条件。（2）主回路电缆、发电机出口断路器、厂用变、各电压互感器柜、各电流互感器等设备已安装完毕试验合格，导体连接良好。10kV外来备用电源作为供电电源点，接至低压配电柜1P。（3）主变本体及附件安装结束，高低压套管已与及母线连接完毕；主变本体油质合格，补油静置满足要求，主变各试验合格，分接开关切换至正常运行档位；出线设备及架空线安装调试合格。（4）主变事故排油坑及管路已形成并满足设计要求。（5）全厂接地网电阻已测试，符合设计要求。全厂所有设备接地良好。5.9厂用电及直流系统（1）厂内0.4kV厂用系统安装完毕调试合格并投入运行。（2）各现地有关动力配电箱投入运行。（3）主变室、中控室、机旁机组控制电源屏投入运行，各路交直流负荷送出。（4）直流220V系统已投入正常运行，各路直流负荷送出。（5）UPS不间断电源设备安装调试完毕并投入运行，各路交流控制电源负荷送出。5.10电气二次（1）计算机监控系统安装结束调试合格，机组LCU、公用LCU等设备具备投运条件，同期系统模拟试验结束。（2）公用油气水系统及全厂其它辅助系统现地柜、机组进水球阀控制系统现地柜已安装调试完毕并投入运行，各PLC与计算机监控系统的通信已建立，对各设备的逻辑控制符合设计要求，模拟/开关量输入输出正确。（3）发电机、主变压器、厂用变、线路等微机保护装置已调试合格，各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备。（4）监控系统与继电保护、励磁、发电机出口断路器等全系统联动试验合格。（5）机组各部的温度、压力、流量、液位、转速等自动化元件已整定完毕并投入工作。（6）机组自动控制与水机保护回路正确，监控自动开停机流程、事故停机流程、紧急停机流程正确，试验模拟完毕并实际动作正确。（7）系统通信装置安装调试满足要求，通信畅通。电能表已校验、安装，接线正确。（8）厂房生产调度、生产管理的通信设备安装调试完成，并投入使用，能够满足机组启动运行联络需要。5.11试运行组织机构（1）试运行组织机构已组建完毕，各部人员分工明确。（2）运行人员已经过培训，已熟悉电站电气主接线图、监控系统图、辅属设备的油气水系统图、厂用电系统图等各项系统图，已熟悉现场设备的安装部位、系统构成及操作程序。（3）试验及测量表计、运行操作工器具、工作票、记录表格等已准备齐全。（4）安装间、副厂房各层、主厂房各层场地楼梯已清理干净，道路畅通，照明充足，电话等指挥联络设施布置完毕。（5）机组油气水系统各部阀门、电气一次设备已按系统编号统一挂牌，各设备操作把手的名称、操作方向已做好明确标志。6.充水试验6.1试验内容与试验目的（1）进行压力钢管及裤叉管的充水；（2）检查水轮机喷针的漏水情况；（3）进行机组进水球阀静水启闭试验。6.2试验准备（1）确认前池进水闸门、闸门启闭机工作正常，具备开启闸门条件。（2）确认机组球阀、喷针、机壳进人门在关闭状态。（3）各部位监测人员到位。6.3压力钢管充水（1）前池储水至正常水位，钢管充水前检查取水口闸门的密封状态，应能良好封水，水封无变形、缝隙和撕裂状况出现。（2）检查取水口闸门启闭装置起落操作正确可靠，取水口闸门系统供电可靠，过流系统均已检验合格。（3）充水前应确认机组主阀处于关闭状态，钢管取水阀、蜗壳排水阀处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。（4）以上确认无异常情况后开始充水：开启取水口闸门（50～100mm）分时段向压力钢管充水：第一时段：钢管压力为（）kg/cm2第二时段：钢管压力为（）kg/cm2第三时段：钢管压力为（）kg/cm2第四时段：钢管压力为（）kg/cm2（额定压力）每个时段保压1小时，同时分别检查2#机进水球阀封水状况应良好，主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。充水各时段若发现问题和异常应立即停止充水，并及时报告启动委员会安排处理。6.4裤叉管充水（1）钢管道充水结束后，确认球阀封水情况良好，主阀动作程序正确，各参数符合设计要求后，打开待试机组（2#机）旁通阀向蜗壳充水。（2）检查钢管伸缩节、裤叉管、导水机构的漏水情况。（3）观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。（4）记录旁通阀开启至蜗壳平压后充水时间。6.5充水平压后检查（1）裤叉管充满水后，操作进水球阀，检查阀体启闭情况。在手动操作试验合格后，进行自动操作的启闭动作试验，并记录开启和关闭时间。分别进行现地和远方操作试验，进水球阀在静水中启闭应正常。（2）压力钢管充满水后应对进水口、明敷钢管的混凝土支墩等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。（3）观察厂房内渗漏水情况。（4）操作机组技术供水系统管路各阀门设备，通过钢管取水口使机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力（或流量符合要求），检查滤水器、减压阀、安全泄压阀等各部位管路、阀门及接头的工作、密封情况。7.机组启动试验7.1启动前的准备（1）机组周围各层场地已清理干净，通道畅通，照明充足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已经到位，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。（2）确认充水试验中出现的问题已处理合格。（3）检查机组各部冷却水已投入，水压正常。（4）检查机组润滑油系统、操作油系统工作正常，各轴承油槽油位正常。（5）记录机组各轴承和空冷器等设备的原始温度已记录。（6）调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：a.调速器总供油阀已开启，调速器机柜已接通压力油，油压装置油泵处于自动运行状态。b.调速器油压工作正常。c.调速器处于手动运行方式，喷针处于全关位置。（7）与机组有关的设备应符合下列要求：a.发电机机组出口开关DL，出口隔离刀闸确认在分闸状态。b.发电机转子集电环碳刷已安装检验完毕，碳刷拔出。c.水力机械保护和测温装置已投入。d.拆除所有试验用的短接线及接地线。e.发电机灭磁开关、起励电源开关和励磁功率柜交、直流刀闸确在分闸状态。f.机组监控系统LCU已处于工作状态，通信正常，各开关量输入、输出正常，具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。7.2首次手动启动试验（1）检查机组技术供水系统水压正常。（2）在调速器机柜上手动打开机组喷针，待机组开始转动后，将喷针关闭，由各部监测人员检查和确认机组转动与固定部件之间无摩擦或碰撞现象。（3）确认各部正常后，手动打开喷针启动机组，当转速接近50％Ne时，暂停升速，观察各部运行情况，检查噪声、轴承温度，测量摆度、振动。检查无异常后继续增大喷针开度，使转速升至额定值，机组空转运行。（4）当达到额定转速时，校验电气转速表应指示正确。记录当时水头下的空载开度。（5）在机组升速过程中，应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高及下降现象。机组启动达到额定转速后，在30min内，应每隔5min测量一次各轴承温度，30min后每10min记录一次，1h后每30min记录一次，并绘制各轴承的温升曲线，观察轴承油面变化，油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。（6）机组在启动过程中，应密切监视各部位运转情况。如发现金属碰撞或摩擦、水车室窜水、各轴承温度突然升高、各轴承油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。停机时，当转速降至30％Ne时手动投入反喷电磁阀制动，机组停稳后手动关闭反喷电磁阀。（7）测量记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于轴承间隙或设计规定值。（8）测量发电机残压及相序，相序应正确。7.3机组空转运行下调速系统的试验（1）调速器油压波动应处于正常范围。（2）检查调速器测频信号，波形应正确，幅值符合要求。（3）进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。（4）频率给定的调整范围应符合设计要求。（5）进行调速器的空摆试验，选取PID参数。调速器空摆试验应符合下列要求：a.转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％。b.超调次数不应超过2次。c.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。d.选取最优一组调节参数，提供空载运行使用。在该组参数下，机组转速相对摆动值不应超过±0.25％。（6）记录油压装置油泵向压油罐送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录喷针接力器活塞摆动值及摆动周期。7.4机组手动停机和停机后的检查（1）机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。（2）手动关闭机组喷针，当转速下降至30％Ne时开启反喷电磁阀直至机组停止转动，然后关闭反喷电磁阀。（3）停机过程中应检查下列各项：a.监视各部位轴承温度变化情况。b.检查测速装置的动作情况，整定校核输出95％、80％、30％、5％各接点动作正确。c.录制停机转速和时间的关系曲线。d.检查各部位油槽油面的变化情况。（4）停机后的检查和调整：a.各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。b.检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。c.检查发电机挡风板是否有松动或断裂。8.机组过速试验及检查（1）将机组测速装置过速保护接点115％Ne、145％Ne从水机保护回路中断开，并派专人严密监视机组转速。（2）将机组手动开机，待机组在额定转速且运行稳定后，继续手动打开喷针使机组转速上升至115％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。（3）若机组运行无异常，继续将转速升至140％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。（4）机组转速升至145％Ne，检查信号并立即手动将喷针关至零并停机。当转速降至30％Ne进行手动制动。（5）停机后恢复机组测速装置过速保护接点115％Ne、140％Ne接线回路。（6）过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化，监视是否有异常响声。（7）过速试验停机后做好安全措施进行如下检查：a.全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、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。b.检查发电机定子基础状态。c.各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。d.检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。e.检查发电机挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。9.无励磁自动开机和停机试验（1）无励磁自动开机和停机试验，应分别在上位机和机组监控系统LCU上进行，并分别执行“停机转空转”和“空转转停机”流程。（2）自动开机前应确认：a.调速器处于自动位置，功率给定处于空载位置，频率给定切至额定频率，已选取最优一组调节参数，供空载运行使用，机组各附属设备均处于自动状态。b.确认机组所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。c.确认机组油压装置油泵、调速器油压装置油泵和技术供水系统均在自动状态。（3）自动开机，并应记录和检查下列各项：a.检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的投入情况。b.检查调速器柜的动作情况。c.记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。d.记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。e.检查测速装置的转速触点动作是否正确。（4）自动停机，并应记录和检查下列各项：a.检查自动停机程序是否正确，各自动化元件动作是否正确可靠。b.记录自发出停机脉冲至机组转速降至35％Ne制动转速所需时间。c.检查反喷投入是否正确，记录反喷自动投入至机组全停的时间。（5）自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。（6）现地试验机组监控系统LCU柜紧急事故停机按钮的可靠性。10.机组短路升流试验（1）机组出口开关升流试验应具备的条件：a.在机组出口开关下端装设一组三相短路排，短路点名称命名为D1。b.确认机组水机保护已经投入，并投入转子一点接地保护、定子过电压保护。c.它励电源的准备：准备一台630A三相硅整流焊机作为励磁它励电源。d.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常，刷框和刷架上无灰尘积垢，碳刷不宜过短。e.已测试机组定子和转子绝缘电阻，其合格标准为定子吸收比（40℃以下时）不小于1.6，且绝缘电阻值换算到100℃时，不应低于8MΩ；转子绝缘不小于0.5MΩ。否则，应进行短路干燥。（2）手动将机组开至额定转速。（3）通过直流焊机手动升流至25％定子额定电流，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。（4）检查机组中性点至出口开关间继电保护电流回路的极性和相位，检查测量表计接线及指示的正确性，绘制电流向量图作发电机差动六角图。（5）继续升流至发电机额定电流，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。（6）录制发电机三相短路特性曲线。（7）机组升流试验后，降电流为0，断开励磁电源。（8）手动停机，停机后作好安全措施，拆除出口开关与出口隔离刀闸之间三相短路排D1。11.机组升压试验（1）机组升压试验应具备的条件：a.发电机出口开关、出口隔离刀闸在分闸状态。b.发电机保护装置投入，辅助设备及各电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。e.除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行方式。f.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常。g.机组定子和转子绝缘电阻合格。（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性。（3）合上发电机灭磁开关。通过励磁装置手动零起升压至25％UE（UE=2625V），并检查下列各项：a.发电机及引出母线、电压互感器、出口开关等设备带电是否正常。b.机组运行中各部振动及摆度是否正常。c.电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。（4）继续升压至50％UE，跳开灭磁开关并检查灭弧情况。（5）检查无异常后，合上灭磁开关，重新升压至100％UE，检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压的相序和相位，测量机组的振动和摆度，测量发电机轴电压、轴电流。（6）在100％UE下跳开灭磁开关并检查灭弧情况。（7）检查无异常后，合上灭磁开关，进行零起升压，每隔10％UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。（8）继续升压，使发电机励磁电流升至额定值，即382A时，测量发电机定子最高电压。注意：进行此项试验时，定子电压不应超过1.3Ue，即13.65kV。（9）升压结束后，每隔10％UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。（10）将机组自动停机，做好安全措施。12.发电机空载下励磁调节器的调整和试验（配合厂家进行）（1）发电机空载下励磁调节器的调整和试验应具备的条件：a.发电机出口开关、出口隔离刀闸确在分闸状态。b.发电机保护装置投入，所有保护启用，各信号电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。e.合上励磁装置起励电源开关，除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行，励磁变投入。（2