5機組啟動試運行計劃方案解析

1、惠州市聯(lián)和水電站增效擴容改造工程機組啟動試運行計劃及方案惠州市弘基水利工程有限公司12016 年 2 月目錄、工程概況 .1.、機組啟動試運行計劃安排 .1.1、設立試運行組織機構 .1.2、試運行工作程序 .3.3、啟動試運行工作時間安排 .3.、機組啟動試運行方案 .4.1、充水試驗 .4.2、機組啟動和空轉試驗 .5.3、機組自動開停機試驗 .9.4、發(fā)電機及發(fā)電機帶主變升流試驗 .115、發(fā)電機單相接地試驗及升壓試驗 .1.36、發(fā)電機空載下的勵磁調整和試驗 .1.57、機組同期并網(wǎng)試驗.1.6.8、機組負荷試驗.1.8.9、機組帶負荷72h連續(xù)試運行 .2.01一、工程概況增博聯(lián)和水

2、庫位于東經(jīng) 113.9 度，北緯 13.3 度，地處博羅縣福田鎮(zhèn)石巷 村東北約 1.5 公里， 羅浮山主峰西麓， 屬東江二級支流上游， 聯(lián)和水中游。聯(lián)和水庫 （中）型樞紐工程于 1964 年建成，水庫庫容為 8160 萬 m3 集雨面 積為 110.8 km2 水庫是一宗以灌溉為主，兼有發(fā)電、防洪和水產(chǎn)養(yǎng)殖等綜合 效益的水利樞紐工程。聯(lián)和水電站為聯(lián)和水庫壩后電站，電站于 1981 年建成 投產(chǎn)，電站裝機容量為 4X500千瓦，總裝機容量為 2000 千瓦，發(fā)電設計流 量為 12m3/s。尾水流入灌渠灌溉農田11.74 萬畝。在 1989 年，對聯(lián)和水庫（中）型樞紐工程進行除險加固。聯(lián)和水庫首要

3、 任務是保證灌溉供水，因此根據(jù)供水需求，進行發(fā)電運行。聯(lián)和水電站機組 經(jīng)過 31 年運行發(fā)電，水輪機轉輪氣蝕嚴重，效率下降，耗水率增加，出力減 少；發(fā)電機絕緣老化、溫升高、損耗大及噪聲大，最近 2 年已經(jīng)接連發(fā)生兩 次線圈擊穿燒毀事故；嚴重影響電站安全生產(chǎn)和發(fā)電效益。為了充分發(fā)揮水 能，增效擴容改造選擇機組改造方案充分考慮原機型和布置形式，盡可能利 用原機組埋入部件和廠房建筑，節(jié)省改造成本，根據(jù)引水系統(tǒng)和流道情況， 選擇更換水輪機轉輪，更換原水輪機轉輪后，水輪機型號為HLS3633-LH-60。根據(jù)更換水輪機轉輪后出力增加，選配 SFW630-8/990 發(fā)電機。每臺機擴大 容量為 130 千

4、瓦，共擴容 520 千瓦。二、機組啟動試運行計劃安排1 、設立試運行組織機構聯(lián)和水庫電站增效擴容改造工程 1#和 2#機組于 2016 年 2 月 1 日改造完 成，為檢測安裝質量及檢驗設備質量，需要對經(jīng)過改造后的 2 臺機組進行啟 動試運行。為確保試運行過程中能安全及有條有序地進行，按相關規(guī)定，決 定成立聯(lián)和水庫電站機組試運行小組。試運行小組由項目法人組織電站管理 單位、設計單位、施工單位、監(jiān)理單位、生產(chǎn)運行和設備制造廠總代表等組成。21.1 、試運行小組由施工單位負責人擔任組長，生產(chǎn)單位的負責人擔任副 組長，負責編制機組設備啟動試運行試驗文件，組織進行機組設備的啟動試 運行工作。1.2 、

5、試運行小組下設：（1）試運行辦公室：由各承包生產(chǎn)單位負責人組成，在組長統(tǒng)一指揮下 工作。（2）運行組（分機械、電氣）（3）現(xiàn)場安全監(jiān)督組1.3 、組織機構名單組長：黃祖波副組長： 羅欽如 張震洲 黃敬森試運行辦公室成員：袁偉新 駱雄文 李忠良 袁東標 運行組：張益超、陳志明、李滋源運行一班班長：鐘紹輝運行二班班長：朱冠華運行三班班長：郭水生運行四班班長：袁偉坤現(xiàn)場安全監(jiān)督組：洪南輝 古振業(yè) 李章榮1.4 、各組織機構職責1）試運行辦公室：主要負責完成試運行過程中各項試驗措施的編制、文 件的發(fā)送、技術資料的整理、試運行簡報的編輯等工作；監(jiān)督各單位執(zhí)行安 全工作規(guī)定，并準備必要的安全操作工器具，維

6、護試運行安全秩序，對參加 試運行工作的人員進行安全教育。2）運行組：采用四班倒工作制，負責機組啟動試運行期間的值班、設備 運行操作、運行數(shù)據(jù)的記錄、設備的安全運行和維護并事先做好保證安全試運行的有效措施。3）試驗組：主要負責完成機電設備的所有試驗、水輪發(fā)電機啟動試驗及 試運行、配合系統(tǒng)調試，并解決試驗過程中出現(xiàn)的一般問題。協(xié)助運行人員 掌握設備3性能。4）現(xiàn)場安全監(jiān)督組：負責試運行設備的安全保障和消防工作、編制和檢 查執(zhí)行試運行現(xiàn)場安全及消防規(guī)定、印發(fā)參加試運行人員的特殊證件、維護 工作現(xiàn)場的正常工作秩序。2、試運行工作程序工作程序如下：啟動試運行小組及相應組織機構成立-調試及試運行大綱的編制

7、、報批T設備投運前檢查、簽證T公用設備分部試運行T機組啟動前的檢查T機組 與站內設備試驗系統(tǒng)試驗機組及機電設備并入系統(tǒng)后的試驗機組72 小時帶負荷連續(xù)運行。3、啟動試運行工作時間安排經(jīng)過聯(lián)和水庫電站機組試運行小組會議決定， 各設備啟動試運行時間安 排如下：設備安排天 數(shù)（天）計劃完成時間備注1#機組3201625單機運行2#機組3201628單機運行1#和 2#機組32016.2.12聯(lián)合運行4#機組32016.3.20單機運行1#、2#和 4#機組32016.3.23聯(lián)和運行3#機組32.16.4.20單機運行1#、2#、3#和 4#機組32016.4.23聯(lián)和運行4三、機組啟動試運行方案1

8、、充水試驗1.1 充水條件1.1.1 確認壩前水位已蓄至最低發(fā)電水位。1.1.2 確認進水口閘門、尾水閘門處于關閉狀態(tài)。確認機組各進人門已關 閉牢靠，各臺機組檢修排水閥門已處于關閉狀態(tài)，檢修排水廊道進人門處于 關閉狀態(tài)。確認調速器、導水機構處于關閉狀態(tài)，接力器鎖定已投入。確認 空氣圍帶、制動器處于投入狀態(tài)。1.1.3 確認全廠檢修、滲漏排水系統(tǒng)運行正常。1.2.3 待充水至與尾水位平壓后，將尾水閘門提起。1.3 進水流道充水1.3.1 提起進水閘門，以閘門節(jié)間充水方式緩緩向進水流道充水，監(jiān)視進水流道壓力表讀數(shù)，檢查燈泡體、管形座、框架蓋板、導水機構及各排水閥 等各部位在充水過程中的工作狀態(tài)及密

9、封情況。1.3.2 觀察各測壓表計及儀表管接頭漏水情況，并監(jiān)視水力量測系統(tǒng)各壓 力表計的讀數(shù)。1.3.3 充水過程中檢查流道排氣是否暢通。1.3.4 待充水至與上游水位平壓后，將進水口閘門提起。1.3.5 觀察廠房內滲漏水情況及滲漏水排水泵排水能力和運轉可靠性。1.3.6 將機組技術供水管路系統(tǒng)的閥門打開，啟動供水泵，使壓力水通過各冷卻水管路，檢查管路閥門、各接頭法蘭通水后的工作情況2、機組啟動和空轉試驗2.1 啟動前的準備2.1.1主機周圍各層場地已清掃干凈，施工人員撤離工作現(xiàn)場，吊物孔 蓋板5已蓋好，通道暢通，照明充足，指揮通信系統(tǒng)布置就緒，各部位運行人 員已到位，各測量儀器、儀表已調整就

10、位。2.1.2 確認充水試驗中出現(xiàn)的問題已處理合格。2.1.3 機組潤滑油、冷卻水、潤滑水系統(tǒng)均已投入，各油泵、水泵按自動 控制方式運行正常，壓力、流量符合設計要求。油壓裝置和漏油裝置油泵處 于自動控制位置運行正常。2.1.4 高壓油頂起系統(tǒng)、機組制動系統(tǒng)處于手動控制狀態(tài)。2.1.5 檢修排水系統(tǒng)、 滲漏排水系統(tǒng)和高、 低壓壓縮空氣系統(tǒng)按自動控制 方式運行正常。2.1.6 上下游水位、各部原始溫度等已做記錄。2.1.7 水輪機主軸密封水投入，空氣圍帶排除氣壓、制動器復歸（確認風 閘已全部復位），轉動部件鎖定已拔出。2.1.8 啟動高壓油頂起裝置油泵，檢查確認機組大軸能正常頂起。2.1.9 調速

11、器處于準備工作狀態(tài)，并符合下列要求： 油壓裝置至調速器的主閥已開啟，調速器柜壓力油已接通，油壓指示正 常。 調速器的濾油器位于工作位置。調速器處于“手動”位置。油壓裝置處于自動運行狀態(tài)，導葉開度限制機構處于全關位置。2.1.10 與機組有關的設備應符合下列要求： 發(fā)電機出口斷路器、發(fā)電機勵磁系統(tǒng)滅磁開關在斷開位置。 轉子集電 環(huán)碳刷已磨好并安裝完畢，碳刷拔出。發(fā)電機出口 PT 處于工作位置，一次、 二次保險投入。水力機械保護、電氣過速保護和測溫保護投入；機組的振動、擺度監(jiān)測裝置等投入監(jiān)測狀態(tài)，但不作用于停機現(xiàn)地控制單元 LCU 已處于監(jiān)視狀態(tài)，具備檢測、報警的功能，可對機組 各部位主要的運行參

12、數(shù)進行監(jiān)視和記錄。拆除所有試驗用的短接線及接地 線。外接頻率表接于發(fā)電機出口 PT 柜一次側，監(jiān)視發(fā)電機轉速。大軸接地碳 刷已投入。62.1.11 手動投入機組各部冷卻水 （空冷器暫不投， 轉機時對發(fā)電機定子、 轉子進行干燥）。2.2 首次啟動試驗2.2.1 拔出接力器鎖定，啟動高壓油頂起裝置。2.2.2 手動打開調速器的導葉開度限制機構， 待機組開始轉動后將導葉關 回，由各部觀察人員檢查和確認機組轉動與靜止部件之間有無摩擦、碰撞及 其它異常情況。記錄機組啟動開度。2.2.3 確認各部正常后再次打開導葉啟動機組。當機組轉速升至接近 50% 額定轉速時可暫停升速，觀察各部無異常后繼續(xù)升速，使機組

13、在額定轉速下 運行。2.2.4 當機組轉速升至 95%額定轉速時可手動切除高壓油頂起裝置，并校 驗電氣轉速繼電器相應的觸點。當機組轉速達到額定值時校驗機組各部轉速 表指示應正確。記錄當時水頭下機組額定轉速下的導葉開度。2.2.5 在機組升速過程中派專人嚴密監(jiān)視推力瓦和各導軸瓦的溫度， 不應 有急劇升高或下降現(xiàn)象。機組達到額定轉速后，在半小時內每隔 5 分鐘記錄 瓦溫，之后可適當延長時間間隔，并繪制推力瓦和各導軸瓦的溫升曲線。機 組空轉 4-6 小時以使瓦溫穩(wěn)定，記錄穩(wěn)定的軸瓦溫度，此值不應超過設計值。記錄各軸承的油流量、油壓和油溫。2.2.6 機組啟動過程中， 應密切監(jiān)視各部運轉情況， 如發(fā)現(xiàn)

14、金屬摩擦或碰 撞、推力瓦和導軸瓦溫度突然升高、機組擺度過大等不正?，F(xiàn)象應立即停2.2.7 監(jiān)視水輪機主軸密封及各部水溫、水壓，有條件時可觀察、記錄水 封漏水情況。2.2.8 記錄全部水力量測系統(tǒng)表計讀數(shù)和機組監(jiān)測裝置的表計讀數(shù)。2.2.9 有條件時， 應測量并記錄機組水輪機導軸承、 發(fā)電機軸承等部位的 運行擺度（雙振幅），不應超過導軸承的總間隙。2.2.10測量發(fā)電機一次殘壓及相序，相序應正確。72.3 停機過程及停機后檢查2.3.1 手動啟動高壓油頂起裝置， 操作開度限制機構進行手動停機， 當機 組轉速降至額定轉速的 20%時手動投入制動器， 機組停機后手動切除高壓油頂 起裝置，制動器則處于

15、投入狀態(tài)。2.3.2 停機過程中應檢查下列各項： 監(jiān)視各軸承溫度的變化情況。 檢查 轉速繼電器的動作情況。錄制轉速和時間關系曲線。2.3.3停機后投入接力器鎖定和檢修密封，關閉主軸密封潤滑水。2.3.4停機后的檢查和調整：1）各部位螺栓、螺母、銷釘、鎖片及鍵是否松動或脫落。2）檢查轉動部分的焊縫是否有開裂現(xiàn)象。 3）檢查擋風板、 擋風圈是否有松動或斷裂。 4）檢查風閘的摩擦情況及動作的靈活性。5）在相應水頭下，調整開度限制機構及相應的空載開度觸點。2.4 調速器空載試驗2.4.1 根據(jù)機組殘壓測頻信號是否滿足調速器自動運行的情況， 確定調速 器空載擾動試驗時間，若不能滿足要求，則調速器空載試驗

16、安排在機組空載 試驗完成之后進行。2.4.2 手動開機，機組在額定轉速下穩(wěn)定運行后。 調整電氣柜的相關參數(shù)。 將手/ 自動切換電磁閥切換為自動位置，并在調速器電氣柜上也作同樣的切 換，此時調速器處于自動運行工況，檢查調速器工作情況。調整 PID 參數(shù)， 使其能在額定轉速下自動調節(jié)，穩(wěn)定運行。2.4.3 分別進行調速器各通道的空載擾動試驗，擾動試驗滿足下列要 求：調速器自動運行穩(wěn)定后，加入擾動量分別為 1%、 2%、4%、8%的 階躍信號，調速器電氣裝置應能可靠的進行自動調節(jié)，調節(jié)過程正常，最終 能夠穩(wěn)定在額定轉速下正常運轉。否則調整 PID 參數(shù)，通過擾動試驗來選取 一組最優(yōu)運行的參數(shù)。2.4

17、.4 轉速最大超調量不應超過擾動量的 30%。82.4.5 超調次數(shù)不超過 2 次。2.4.6 從擾動開始到不超過機組轉速擺動規(guī)定值為止的調節(jié)時間應符合 設計規(guī)定。2.4.7 進行機組空載下的通道切換試驗，各通道切換應平穩(wěn)。2.4.8 進行調速器自動模式下的開度調節(jié)試驗，檢查調節(jié)穩(wěn)定性。2.4.7 進行機組空載下的通道切換試驗，各通道切換應平穩(wěn)。2.4.8 進行調速器自動模式下的開度調節(jié)試驗，檢查調節(jié)穩(wěn)定性。2.4.9 進行調速器自動模式下的頻率調節(jié)，檢查調節(jié)穩(wěn)定性。2.4.10 進行調速器故障模擬試驗， 應能按設計要求動作 , 在大故障模擬試 驗時,切除停機出口 , 以免不必要的停機。2.4

18、.11 記錄油壓裝置油泵向壓力油罐送油的時間及工作周期。在調速器 自動運行時記錄導葉接力器擺動值及擺動周期2.4.12 進行油泵電源切換試驗，切換應靈活可靠。2.5機組過速試驗及檢查2.5.1 過速試驗前機組擺度和振動值應滿足規(guī)程和設計要求。2.5.2 臨時拆除電氣過速保護停機回路，監(jiān)視其動作時的轉速。2.5.3 手動開機，待機組運轉正常后，手動逐漸打開導葉，機組升速至 115%，記錄 115%時轉速繼電器實際動作值，機組轉速繼續(xù)升速到 155%額定轉 速以上時，記錄電氣過速 155%轉速繼電器實際動作值，機械過速保護裝置在 電氣過速保護動作之后且應在機組轉速達到 160%之前立即動作關機。如

19、果升 速至 160%額定轉速時，機械過速裝置仍未動作，亦應立即停機。需校正機械 過速裝置，重新進行該試驗。2.5.4 試驗過程中記錄機組各部的擺度、 振動最大值。 若機組過速保護未 動作停機，則按手動停機方式，在 95%額定轉速時投入高壓油頂起裝置，降至 20%轉速后投機械制動。92.5.5 過速試驗過程中專人監(jiān)視并記錄各部位推力瓦和導軸瓦溫度； 監(jiān)視 轉輪室的振動情況；測量、記錄機組運行中的振動、擺度值，此值不應超過 設計規(guī)定值；監(jiān)視水輪機主軸密封的工作情況以及漏水量；監(jiān)聽轉動部分與 固定部分是否有磨擦現(xiàn)象。2.5.6 過速試驗停機后，投入接力器鎖定，落進水口閘門，頂起制動器， 全面檢查轉子

20、轉動部分，如轉子磁軛鍵、引線支撐、磁極鍵及磁極引線、阻 尼環(huán)、磁軛壓緊螺桿、轉動部分的焊縫等。并按首次停機后的檢查項目逐項 檢查。3、機組自動開停機試驗3.1自動開機需具備的條件3.1.1 各單元系統(tǒng)的現(xiàn)地調試工作已完成，驗收合格。3.1.2 計算機與各單元系統(tǒng)對點完成，通訊正常。3.1.3 在無水階段由計算機操作的全廠模擬已完成。3.1.4 交直流電源正常，處于自動工作狀態(tài)。3.1.5 水力機械保護回路均已投入。3.1.6 接力器鎖錠及制動器實際位置與自動回路信號相符。3.1.7 技術供水回路各閥門、設備已切換至自動運行狀態(tài)。3.1.8 高壓油頂起裝置已切換至自動運行狀態(tài)。3.1.9 制動系

21、統(tǒng)已切換至自動運行狀態(tài)。3.1.10潤滑油系統(tǒng)已切換至自動運行狀態(tài)。3.1.11勵磁系統(tǒng)滅磁開關斷開。3.1.12齒盤測速裝置及殘壓測頻裝置工作正常。3.1.13 調速器處于自動位置，功率給定處于“空載”位置，頻率給定置 于額定頻率，調速器參數(shù)在空載最佳位置。修密封、主用密封切換至自動運 行狀態(tài)。3.2 機組 LCU 自動開機 啟動機組 LCU 空轉開機。按照機組自動開機流程，檢查各自動化元件動作情況和信號反饋。檢查 調速器10工作情況。記錄自發(fā)出開機脈沖至機組開始轉動所需的時間。記錄自 發(fā)出開機脈沖至機組達到額定轉速的時間。檢查測速裝置的轉速觸點動作是 否正確。3.3 機組 LCU 自動停機

22、3.3.1 由機組 LCU 發(fā)停機指令，機組自動停機。3.3.2 監(jiān)視高壓油頂起系統(tǒng)在機組轉速降至 95%額定轉速時應能正常投 入，否則應立即采用手動控制方式啟動。3.3.3 檢查測速裝置及轉速接點的動作情況， 記錄自發(fā)出停機令到機械制 動投入的時間，記錄機械制動投入到機組全停的時間。3.3.4 檢查機組停機過程中各停機流程與設計順序應一致， 各自動化元件 動作應可靠。3.3.5 分別在現(xiàn)地、機旁、中控室等部位，檢查緊急事故停機按鈕動作的 可靠性。3.3.6 模擬機組各種機械事故及故障信號， 進行事故停機流程試驗。 檢查 事故和故障信號響應正確，檢查事故停機信號的動作流程正確可靠。3.3.7

23、其它各種開停機及電氣保護停機試驗將結合后續(xù)的各項電氣試驗 進行。4、發(fā)電機及發(fā)電機帶主變升流試驗4.1 、試驗準備4.1.1 根據(jù)機組發(fā)電投運的一次設備情況， 本次升流試驗范圍為主變、 發(fā) 電機，短路點的設置部位如下：短路點 1 (D1):設置在相封閉母線副廠房與電抗器連接處，利用軟連接 作為短路裝置。短路點 2(D2):設置在開關站主變進線間隔接地開關處，利用接地開關 作為短路裝置。4.1.2 發(fā)電機出口斷路器斷開、滅磁開關斷開。114.1.3 勵磁系統(tǒng)用它勵電源從 10KV 系統(tǒng)備用開關柜取，用 3X70mm 的高 壓電纜引入。4.1.4 發(fā)電機保護出口壓板在斷開位置， 保護僅作用于信號，

24、 投入所有水 力機械保護。4.1.5 技術供水系統(tǒng)、潤滑油系統(tǒng)已投入運行，檢修密封退出，主軸密封 水壓、流量滿足要求。 發(fā)電機定子空氣冷卻器根據(jù)絕緣情況確定是否投入。4.1.6 恢復發(fā)電機集電環(huán)碳刷并投用。4.1.7 復查各接線端子應無松動，檢查升流范圍內所有CT 二次側無開路。4.1.8 測量發(fā)電機轉子絕緣電阻，符合要求。4.1.9 測量發(fā)電機定子絕緣電阻，確定是否進行干燥。如需干燥，則在發(fā) 電機升流試驗完成后進行短路干燥。4.2發(fā)電機升流試驗4.2.1 短路點 1 (D1)升流試驗：( 1 )手動開機至額定轉速，機組各部運行正常。( 2)勵磁變自然通風良好，勵磁功率柜風冷回路正常。( 3)

25、將勵磁調節(jié)器電流給定降至最小，投入它勵電源。由于勵磁變低壓側電壓約為 780V,所以監(jiān)測時需注意測量方法及安全距離(4) 檢查短路范圍內的 CT 二次殘余電流，不能有開路現(xiàn)象。(5) 合滅磁開關，緩慢升流至(34) %發(fā)電機額定電流，檢查升流范 圍內各CT 二次無開路，繼續(xù)升流至 10 頰定電流，檢查各 CT 二次三相電流平 衡情況及其相位；檢查測量表計接線及指示的正確性；檢查發(fā)電機保護、勵 磁變壓器保護、 主變保護、發(fā)變組故障錄波及測量回路的電流幅值和相位。( 6)解開保護停機回路，投入保護跳滅磁開關回路，模擬檢查發(fā)電機差 動的動作情況。12(7)逐級升流檢測并錄制發(fā)電機 50%額定電流下跳

26、滅磁開關的滅磁曲 線。( 8)手動啟動錄波裝置，錄制發(fā)電機短路特性曲線，測量發(fā)電機軸電 壓。( 9)在發(fā)電機額定電流下，跳滅磁開關檢驗滅磁情況是否正常，錄制發(fā) 電機在額定電流時滅磁過程的示波圖。( 10)測量額定電流下的機組振動與擺度，檢查碳刷與集電環(huán)工作情 況。( 11)試驗過程中檢查發(fā)電機主回路、勵磁變、共箱母線等各部位運行 情況。( 12)記錄升流過程中定子繞組及空冷各部溫度。( 13)根據(jù)定子繞組絕緣情況，若需進行定子短路干燥時，確認空氣冷 卻器冷卻水切除，升流至 50%定子額定電流對定子進行短路干燥。( 14)試驗完畢后模擬發(fā)動機差動保護停機，跳滅磁開關。斷開它勵電 源。( 15)拆

27、除短路試驗銅母線。422 短路點 2 (D2)升流試驗：( 1 )本次試驗短路點設置在開關站主變進線接地開關處。2)根據(jù)本次短路試驗范圍， 依次合上相關斷路器、 隔離開關、 斷路器，切除相關斷路器的操作電源，防其誤分閘。(3)合滅磁開關。(4)緩慢升流至(23) %發(fā)電機額定電流，檢查升流范圍內各 CT 二次 無開路，繼續(xù)升流至 10%額定電流，檢查各 CT 二次三相電流平衡情況及其相 位；檢查測量表計接線及指示的正確性；檢查主變保護、母線保護、斷路器 保護、故障錄波及測量回路的電流幅值和相位。( 5)升流結束，分滅磁開關，分發(fā)電機出口斷路器。( 6)分開關站斷路器，分本次短路試驗的接地開關。

28、5、發(fā)電機單相接地試驗及升壓試驗5.1 升壓前準備工作5.1.1測量發(fā)電機轉子絕緣電阻，測量發(fā)電機定子絕緣電阻，均符合要 求。5.1.2投發(fā)電機差動保護、電流后備保護和勵磁變保護。135.1.3投入所有水機保護及自動控制回路。5.1.4發(fā)電機出口斷路器斷開。5.2 發(fā)電機定子單相接地試驗5.2.1拉開中性點隔離開關，將接地變壓器與發(fā)電機中性點斷開，在出 口電壓互感器處做單相臨時接地點，退出發(fā)電機定子接地保護跳閘出口。自 動開機到空轉，監(jiān)視定子接地保護動作情況。投入它勵電源，合滅磁開關， 升壓至 50%定子額定電壓，記錄電容電流值。5.2.4 試驗完畢降壓至零，跳開滅磁開關，拆除臨時接地線，將發(fā)

29、電機中 性點隔離開關合上，投入發(fā)電機定子接地保護。5.3發(fā)電機過壓保護試驗臨時設定發(fā)電機過壓保護定值為 10V,監(jiān)視發(fā)電機過壓保護動作情 況。 合滅磁開關，逐步升壓直至發(fā)電機過壓保護動作，記錄保護動作值。試驗完成后恢復原定值，投入過壓保護5.4發(fā)電機零起升壓5.4.1 機組在空轉下運行，調速器自動。5.4.2 測量發(fā)電機升流試驗后的殘壓值，并檢查三相電壓的對稱性。5.4.3 手動升壓至 25%額定電壓，檢查下列各項：發(fā)電機及引出母線、分 支回路等設備帶電是否正常。 機組各部振動及擺度是否正常。測量發(fā)電機 PT 二次側三相電壓相序、幅值是否正常，測量PT 二次開口三角電壓值。5.4.4 逐級升壓

30、至發(fā)電機額定電壓，檢查帶電范圍內一次設備的運行情 況。545 檢查發(fā)電機 PT 回路相序、電壓應正確，測量 PT 開口三角電壓值。5.4.6 測量額定電壓下機組的振動與擺度，測量額定電壓下發(fā)電機軸電 壓。5.4.7 記錄定子鐵芯各部溫度。5.4.8 分別在 50%、 100%發(fā)電機額定電壓下跳滅磁開關，檢查滅弧情況， 錄制空載滅磁特性曲線。145.5 發(fā)電機空載特性試驗5.5.1 零起升壓， 每隔 10%額定電壓記錄定子電壓、 轉子電流、 勵磁電壓，錄制發(fā)電機空載特性的上升曲線。5.5.2 繼續(xù)升壓，當發(fā)電機勵磁電流達到額定值 980A 時，測量發(fā)電機定 子最咼電壓，并在最咼電壓下持續(xù)運行 5

31、min。最咼定子電壓以不超過 1.3 倍 額定電壓值13.65kV 為限。5.5.3 由最咼電壓開始降壓，每隔 10%額定電壓記錄定子電壓、勵磁電流、勵磁電壓，錄制發(fā)電機空載特性的下降曲線。5.5.4 試驗完畢后將勵磁電流降為零，跳滅磁開關，斷開它勵電源，停機。 將轉子回路經(jīng)過電阻接地，進行轉子一點接地保護試驗。6、發(fā)電機空載下的勵磁調整和試驗6.1 試驗前的準備6.1.13#主變的升流、升壓已完成。6.1.2機組勵磁變已恢復正常接線，機組采用自勵方式。6.1.3發(fā)電機保護已按定值整定并投入，水機保護已投入。6.1.4自動開機到空轉，穩(wěn)定運行。6.2勵磁的調整和試驗621 在發(fā)電機額定轉速下，

32、檢查勵磁調節(jié)器 A 套、B 套的調節(jié)范圍，在 調整范圍內平滑穩(wěn)定的調節(jié)。6.2.2 在額定空載勵磁電流情況下， 檢查功率整流橋的均流系數(shù)， 均流系 數(shù)不應低于 0.85 。6.2.3 在發(fā)電機空載狀態(tài)下， 分別錄波檢查起勵、 逆變、手動和自動切換、 通道切換等情況下的穩(wěn)定性和超調量。 在發(fā)電機空轉且轉速在 95% 100%額定 值范圍內，自動起勵，機端電壓從零上升到額定值時，電壓超調量不大于額 定值的 10%，超調次數(shù)不超過 2 次，調節(jié)時間不大于 5S。6.2.4 在發(fā)電機空載狀態(tài)下，人工加入 10%階躍量干擾，檢查各通道的 調節(jié)15情況，超調量、超調次數(shù)、調節(jié)時間應滿足設計要求。6.2.5

33、 發(fā)電機轉速在 90%-110%內變化，測定發(fā)電機端電壓，錄制發(fā)電機 電壓/頻率特性曲線。頻率每變化 1% AVF 應保證發(fā)電機電壓的變化值不大于 0.25%。6.2.6 進行額定電壓的起勵、逆變滅磁試驗并錄波，分別在A、B 套“正?！蔽恢茫謩雍妥詣臃謩e進行額定電壓下的起勵、逆變滅磁試驗。6.2.7 進行機組 LCU 和中控室對勵磁系統(tǒng)的調節(jié)試驗。6.3計算機監(jiān)控系統(tǒng)自動開機到空載試驗6.3.1 相關水力機械保護、 繼電保護回路均已投入， 機組附屬設備處于自 動運行狀態(tài)，具備自動開機條件。6.3.2 發(fā)電機出口斷路器斷開，滅磁開關斷開。633 調速器設置為自動，機組 LCU 設置為現(xiàn)地控制，

34、在 LCU 上發(fā)“開機 到空載”令， 觀察機組自動開機至 95%額定轉速、 自動合滅磁開關、 自動起勵 升壓到 90額定電壓等過程中的設備運行情況。6.3.4 在 LCU 發(fā)“停機”令，機組自動停機。觀察機組自動逆變滅磁、調 速器自動關閉至全關等過程中的設備運行情況。7、機組同期并網(wǎng)試驗7.1 并網(wǎng)前準備7.1.1已對自動同期裝置的電壓、頻率、導前角進行了測試，已完成自 動同期裝置的模擬并列試驗。7.1.2發(fā)電機、變壓器等相關保護已按調度要求整定完成并正確投 入。7.1.3在主變零起升壓時同期電壓回路已檢測無誤，系統(tǒng)倒送電后，機 組與系統(tǒng)的相位已核對。系統(tǒng)已同意進行同期試驗并允許帶最低限額負荷

35、。7.2 發(fā)電機出口斷路器準同期試驗7.2.1 自動假準同期試驗。（1） 系統(tǒng)電源已送到發(fā)電機主變低壓側。16（2） 出口斷路器處于試驗位置。（3） 機組自動開機至空載運行。 勵磁調節(jié)器、 調速器切至遠方自動操作 模式。（4） 啟動同期裝置，對斷路器的合閘過程進行錄波。（5） 合閘后立即斷開斷路器，分析錄波圖，檢查合閘的壓差、頻差、導 前時間是否合適。（6） 試驗完成后，解除模擬斷路器合閘信號。7.2.3 自動準同期試驗(1) 執(zhí)行空載至發(fā)電令，由機組 LCU 投入自動同期裝置，斷路器自動準 同期合閘，同時錄制同期合閘波形。( 2)機組并網(wǎng)后，帶最低負荷，檢查各功率、電度計量裝置工作狀況， 檢

36、查各個保護的采樣、差流。7.3 開關站主變進線斷路器 F 同期試驗7.3.1自動假準同期試驗( 1)機組通過斷路器并網(wǎng)發(fā)電后，手動降負荷，分斷路器，機組與系統(tǒng) 解列。分隔離開關。(2) 模擬隔離開關合閘信號至開關站 LCU 啟動同期裝置，對斷路器的 合閘過程進行錄波。( 3)合閘后分斷路器。分析波型圖，檢查合閘的壓差、頻差、導前時間 是否合適。( 4)試驗完成后，解除模擬隔離開關合閘信號。7.3.2自動準同期試驗( 1 )合隔離開關。(2)執(zhí)行斷路器自動準同期合閘令，由開關站 LCU 投入自動同期裝置， 自動進行準同期合閘。( 3)試驗完成后，分發(fā)電機出口斷路器，機組與系統(tǒng)解列。17( 4)跳

37、滅磁開關，停機，準備自動開機并網(wǎng)試驗。7.4計算機監(jiān)控系統(tǒng)自動開機并網(wǎng)試驗7.4.1發(fā)電機出口斷路器斷開，系統(tǒng)電源已送到出口斷路器上端。742 調速器設置為自動，機組 LCU 設置為現(xiàn)地控制。在 LCU 上發(fā)“開機 到發(fā)電”令， 觀察機組自動開機至 95%額定轉速、 自動合滅磁開關、 自動起勵 升壓到 90額定電壓、自動同期裝置調節(jié)機組電壓和轉速、自動合出口斷路 器，機組帶設定負荷進入發(fā)電狀態(tài)等過程中設備運行情況。743 在 LCU 上發(fā)“停機”令，機組自動解列停機。觀察 LCU 自動減負荷至 3MW 分發(fā)電機出口斷路器、機組自動逆變滅磁、調速器自動關閉至全關的 過程，記錄自發(fā)出停機令到機械制

38、動投入的時間。7.4.4 在中控室進行自動開機和停機操作， 并進行相應的檢查和記錄。8、機組負荷試驗8.1 機組帶負荷試驗前的準備。8.1.1機組帶負荷前的試驗已全部完成。8.1.2申請機組進行負荷試驗已獲得調度批準，允許甩負荷的容量和時 間段已確認。8.2機組帶負荷試驗8.2.1 機組逐級增加負荷運行，不在振動區(qū)過長的停留，記錄機組狀況： 各部的振動、擺度；定子繞組溫度；推力瓦和導軸瓦、定子鐵心、空氣冷卻 器等部位溫度值；主變油溫等變化情況。8.2.2 在小負荷時，測量發(fā)電機、主變壓器、開關站斷路器等保護裝置的 CT二次電流相量圖，全面核查電壓電流相位關系。測量安穩(wěn)裝置、計量系統(tǒng) 和故障錄波等裝置的 CT 二次電流相量圖，全面核查電壓電流相位關系。8.2.3 記錄在當時水頭下，機組產(chǎn)生振動的負荷區(qū)。8.2.4 測量并記錄在不同負荷下機組各部位的噪聲。188.2.5 在各負荷下，測量發(fā)電機軸電壓。8.3機組帶負荷下調速系統(tǒng)試驗8.3.1 在不同負荷下進行調節(jié)參數(shù)的選擇