水轮发电机组启动验收报告.doc

1、小 石 峡 水 电 站 导 流 兼 深 孔 泄 洪 洞 、引 水 发 电 洞 及 地 面 厂 房 工 程(合同编号：XSX2009018/C1)1#机 启 动 试 运 行 报 告批 准： 李 刚 审 查： 苗长盛编 写： 李梅康中国葛洲坝集团股份有限公司新疆小石峡水电站工程施工项目部目 录1、试验依据 2、试验目的 3、试验设备 4、试验条件 5、试验项目 6、试验时间 7、启动试验情况 7.1 机组充水试验 .7.2 机组首次启动试验 7.3 调速器空载扰动试验 7.4 机组过速试验 7.5 发电机升流试验 7.6 发电机升压试验 7.7 发电机带主变及 220KVGIS 升流试验 .7.8

2、 发电机带主变及 220KVGIS 升压试验 .7.9 励磁空载试验 7.10 自动开停机试验 .7.11 峡白线及 220 KV母送电 7.12 1#主变冲击试验 .7.13 1#机组并网及甩负荷试验 .7.14 机组带负荷 72 小时连续试运行 8、遗留问题 9、结论 10、附件：甩负荷甩前、甩时、甩后振摆度统计表 .1、试验依据试验依据水轮发电机组启动试验规程 (DL/T 5072002)， 水轮发电机组安装技术规范 (GB 8564-2003)，试运行指挥部批准的小时峡水电站 1#机组启动试运行方案，厂家技术资料和设计院图纸。2、试验目的在机组动态情况下全面检查电站设备的设计、制造与安

3、装质量，全面考核水工建筑物、水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，为机组及相关设备能否投入商业运行做出结论。3、试验设备录波仪，低频信号发生器，继电保护测试仪、相位表等。4、试验条件（1） 试运行组织机构已建立，并开始在启动验收委员会的领导下开展工作。（2） 试运行规章制度已建立。（3） 分系统无水分部试验已完成，试验结果符合设计要求。（4） 上、下游水位满足设计要求。5、试验项目试验项目主要包括：机组充水试验，机组空载试运行试验，水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验，水轮发电机组并列及负荷试验，电网要求的试验，机组 72h 带负荷连续试运行试验，交接与投入商业运行等。6、试验

4、时间机组启动试运行调试实际完成时间见下表：序号 试验项目 试验时间 备注1 机组充水试验 8 月 18 日 09:18 至 18:102 静水中开主阀 8 月 19 日 16:20 至 16:353 机组首次启动试验 8 月 19 日 17:25 至 21:304 机组过速试验 8 月 19 日 22:00 至 23:505 过速后的检查 8 月 20 日 00:05 至 00:306 调速器空载扰动试验 8 月 19 日 20:10 至 20:257 发电机升流试验 8 月 20 日 14:50 至 20:108 发电机升压试验 8 月 20 日 22:00 至 22:559 空载特性及短路

5、特性 8 月 20 日 23:00 至 23:1410 厂变升流试验 8 月 20 日 23:20 至 23:5011 发电机带主变升流试验 8 月 21 日 20:27 至 21:3012 发电机带主变升压试验 8 月 21 日 22:17 至 23:0013 励磁空载试验 8 月 22 日 16：20 至 18:2615 自动开停机试验 8 月 23 日 20:3016 峡白线及 220KV GIS 送电试验 9 月 25 日 10:30 至 12:13 申请调度17 1#.主变冲击试验 9 月 26 日 15:10 至 17:00 申请调度18 1#机组并网及甩负荷试验 9 月 26 日

6、 20:06 至 27 日 04:20 申请调度19 机组 72h 试运行 10 月 15 日 13：30 至 18 日 13: 30 申请调度7、启动试验情况7.1 机组充水试验7.1.1 尾水充水（1） 充水前，蝶阀关闭，将导叶打开 5%开度，通过蝶阀下游侧排气阀排除尾水管和蜗壳内的空气。（2） 根据试运行指挥部指挥长令，打开尾水平压阀，向 1#机组尾水管和蜗壳进行充水。（3） 尾水平压后，对 1机组水车室、蜗壳进人门、尾水进人门、尾水盘形阀、蜗壳放空阀以及各测量表计、管路进行了检查，均无异常情况。（4） 提尾水门，并进行起落试验，试验完成后尾水门提至全开位置并锁定。（5） 8 月 17

7、日 16：20 分，进行导叶静水试验，导叶开关机时间为开机时间 12S、关机时间 12.8S。7.1.2 压力钢管充水试验（1） 8 月 18 日，根据试运行指挥部指挥长令，提前池闸门，对压力钢管充水，充水速度严格按照设计院制定的压力钢管充水方案进行.8 月 18 日 18 时 10 分压力钢管平压。（2） 充水过程中，蝶阀密封严密，无渗漏。7.1.3 技术供水试验8 月 16 日 10:00 至 12:15 进行技术供水有水调试，各部位压力表计现地显示与机组监控屏显示一致，各流量计显示正确，反馈监控信号一致。7.1.4 蝶阀静水试验8 月 19 日 16:20 至 16:35 进行蝶阀有水试

8、验，分别进行了现地分步、现地自动、远方自动启闭试验和现地紧急关闭试验开启旁通阀：16 秒 关闭旁通阀：16 秒开启主阀：118 秒 关闭主阀：123 秒流程开启：120 秒 流程关闭： 125 秒7.2 机组首次启动试验（1） 8 月 19 日 16：40 尾水闸门提至全开位置，并可靠锁定。（2） 8 月 19 日进行 1#机组开机前检查，确认机组满足首次启动条件后，手动打开 1#机组蝶阀。（3） 17：25 手动开启导叶，机组开始转动即关闭导叶，机组慢速滑行至全停，无异常情况。（4） 17:30 再次手动开机，转速升至 100%额定转速，导叶开度 19.4%。开机过程中分别在 30%、50%

9、、75%额定转速时各停留 1min，监听机组无异常情况。100%额定转速时，测量机组残压和相序。残压值为 66.7V，正相序。（5） 从 17：30 分额定转速运行后至 21 时 50 分各导瓦温基本稳定。推力瓦温最高36.8，最低 35.7；上导瓦温最高为 29.5，最低 28.8；水导瓦温最高为 27.9，最低 26.8。（6） 21 时 30 分机组瓦温达到稳定，模拟推力瓦温度过高，机组停机，做好安全措施后，对机组进行全面检查，未见异常现象。7.3 调速器空载扰动试验8 月 19 日 20.10，开始进行调速器空载扰动试验。20 时 25 分试验完成。结果符合规范要求。7.4 机组过速试

10、验（1） 8 月 19 日 22:00 至 23:50 进行机组过速试验。机组过速试验前上导轴瓦最高温度29.5，推力瓦最高温度 36.8，水导瓦最高温度 27.9。机组过速试验后上导轴瓦最高温度 29.7 ，上升 0.2，推力瓦最高温度 36.9，上升 0.1，水导瓦最高温度28.1，上升 0.2。115%机组过速试验时，机组频率 57.5Hz，导叶开度 28%；140%机组过速试验时，机组频率 70.2Hz，导叶开度 48%。（2） 过速试验完成后再次对机组各部位进行检查，尤其对转子本体焊缝、螺栓及磁极撑块锁定，水轮机顶盖和水导瓦架把合螺栓，检查结果：转子本体焊缝未发现裂纹、螺栓未发现松动

11、现象、螺栓锁定正常、水轮机顶盖和瓦架等部位联接螺栓未发现松动，其他部位也未发现异常情况。（3） 机组过速试验前上导摆度为（x：305m ，y:：283 m） ，下导摆度为（x：241m，y：295m） ，水导摆度为（x：45m，y：53m） ，上机架平振（x：20m ，y:：17m ） ，上机架垂振（12m ） ，定子水平振动（ 6m） ，下机架平振（x：24m ，y:：18m ） ，顶盖平振：14m ，顶盖垂振：12m ；机组过速试验时上导摆度为（x：322m ，y:：291m） ，下导摆度为（x：289 m，y：362 m） ，水导摆度为（x：64m ，y：57m ） ，上机架平振（x：2

12、1 m ，y:：17m） ，上机架垂振（18 m） ，定子水平振动（7 m） ，下机架平振（x：19 m ，y:：15m） ，顶盖平振：25 m，顶盖垂振：12m 。7.5 发电机升流试验升流试验采用它励电源，励磁和调速器控制方式为手动模式。（1） 8 月 20 日 14：50 至 20：10 进行发电机升流试验。（2） 发电机升流试验前测量转子绝缘电阻为 100 M，符合国标要求。（3） 依照 1#机试运行启动方案要求设置发电机升流试验用短路点。（4） 手动开机至机组额定转速稳定运行。（5） 它励电源投入，合灭磁开关，先用电气保护检查灭磁开关跳闸回路正常。发电机定子电流升至 3%额定电流，检

13、查 CT 回路无开路。升流至 25%额定电流检查发电机差动、励磁变差动保护电流极性正确。（6） 按照 25%、50% 、 75%、100%额定电流进行升流试验，试验过程中检查一次设备无异常现象，二次电流回路正确。（7） 发电机电流由 10%升至 110%额定电流，再从 110%额定值下降，录发电机短路特性。记录点 励磁电流 If(A) 定子电流 Ig（A）10% In 50 17020% In 60 37530% In 100 60040% In 140 73050% In 150 93060% In 200 113070% In 225 130080% In 250 143090% In 3

14、00 1600100% In 310 1800110% In 360 2055100% In 308 178390 % In 296 159580% In 244 142070% In 222 129560% In 194 111050% In 142 91540% In 132 72230% In 94 59020% In 64 37010% In 50 166（8） 升流试验结束，机组停机。停机后拆除短路装置。7.6 发电机升压试验（1） 发电机零起升压 25%，检查测量、保护、励磁、调速、录波等的电压回路正常。升压 75%、100%，发电机定子正常。（2） 监测各个电压阶段的机组振动、摆

15、度无明显变化，证明振动和摆度受励磁影响小，磁拉力均衡。（3） 录制发电机空载特性试验。空载特性试验记录如下：记录点 励磁电流（A） 定子电压（KV）10% Un 50 1.7517 %Un 50 1.8726 %Un 100 2.7830%Un 101 3.2540%Un 125 4.3050%Un 150 5.560%Un 175 6.370%Un 200 7.380%Un 250 8.890%Un 275 9.48100%Un 325 10.5110%Un 360 11.5100%Un 300 10.5690%Un 250 9.4578%Un 225 8.270%Un 190 7.3660

16、%Un 175 6.4050%Un 135 5.1040%Un 110 4.3230%Un 100 3.2020%Un 50 1.9410%Un 25 1.147.7 发电机带主变及 220kVGIS 升流试验（1） 在白水出线地刀设置一个短路点。（2） 手动开机至机组额定转速稳定运行。（3） 它励电源投入，合灭磁开关，先用电气保护检查灭磁开关跳闸回路正常。升至 3%额定电流，检查升流范围内三相电流均衡，相位正确，CT 回路无开路。（4） 按照 25%、50% 、 75%、100%额定电流进行升流试验，试验过程中检查一次设备无异常现象，二次电流回路正确。7.8 发电机带主变及 220kVGIS

17、 升压试验（1） 8 月 21 日 22：17 至 23:00 进行发电机带主变和 GIS220kV 升压试验。（2） 升压试验采用它励电源，励磁和调速器控制方式为手动模式。（3） 发电机带主变升压至母线，分别在 25%、50%、75%、100%额定电压下停顿，检查一次设备正常。（4） 在额定电压下检查 10F1 及 2201 断路器同期装置电压回路正确。（5） 试验完成恢复励磁变高压侧永久接线。7.9 励磁空载试验（1） 8 月 22 日 16：20 至 18:26 进行励磁空载试验。（2） 装置/单元检查试验合格。（3） 电源回路检查合格 。（4） 操作回路及信号回路检查正确。（5） 开环

18、试验：断开功率柜交、直流刀开关及灭磁开关（由于灭磁开关分闸会切除脉冲，需要把开关量板上的 QFG端子线打开） ，拆除 PT 接线，确保一次设备不会带电。 （6） 用三相调压器，原边经开关接厂用电，副边并接两组线，一组给整流桥另一组给PT 端子，用电阻（电炉）做整流桥负载。将调压器调至零位，按调压器输出最大不要大于 130V 标记调压器允许位置。a、模拟量板 R631 信号动作值检查：R631 信号动作值（PT 电压）： 12.35VR631 信号返回值（PT 电压）： 11.87Vb、R632 信号（40%电压）电压对应的实际值：R632 信号动作值（PT 电压）： 40.05VR632 信号

19、返回值（PT 电压）： 38.48Vc、自动调节特性检查不改变给定，A、B 通道控制信号应能随 PT 电压的上升而上升，随 PT 电压的下降而下降；C 通道反馈信号为励磁电流，其控制信号不随 PT 电压变化。 不改变 PT 电压，增磁时，控制信号下降， 角下降；减磁时，控制信号上升，角上升。 交流侧电压 AB 相：50.4V AC BC 相：50.2V AC CA 相：49.4V ACA 通道 控制信号最大时电压：-3.694V控制信号最小时电压：57.1VB 通道 控制信号最大时电压：-3.710V控制信号最小时电压：57.2V直流侧电压 C 通道 控制信号最大时电压：-3.730V控制信号

20、最小时电压：50.7Vd、整流桥输出波形检查分别置于 A、B、C 通道，检查各个整流桥输出波形正常（每周期 6 个波头，基本一致），増减调节变化连续，无突变现象。试验时，C 通道采用恒控制角模式（用跳线码短接模拟量板上 JP1） 。 试验完成，取出模拟量板 JP1 上的跳线码。 e、逆变灭磁失败试验模拟逆变不成功，自接受逆变命令起 10 秒后发电机电压未小于 10%额定值，则由逆变灭磁失败保护跳灭磁开关，并检查相应的报警信号输出正确。f、脉冲投切回路试验功率柜退柜开关“ON”位切除本柜， “OFF”本柜投入。观察 LCD 显示、功率柜脉冲板脉冲指示灯及整流桥输出波形，确认本开关功能正确。g、分

21、灭磁开关切脉冲检查分灭磁开确认关无脉冲输出。h、过压保护动作后，BOD 关断功能检查用电容器放电方法模拟过压保护动作，观察直流输出电压波形应有过零点产生，并检查相应的报警信号输出正确。 i、自动切换试验调节器运行于 A 通道，分别模拟以下故障，应能自动切换到 B 通道或 C 通道。（1）1PT 断相： （2）电源故障：指微机通道 5V 电源 （3）调节器故障： 调节器运行于 B 通道时，分别模拟以上故障，应能自动切换到 C 通道。j、系统电压校准k、检查 90%Ug 投风机电源动作正常l、阻容保护回路检查检查阻容保护回路接线正确；测量电阻阻值正确。（7） 空载闭环试验a、残压测量及励磁变副边电

22、压相序检查（a）记录残压数据：1PTAB 相1PTBC 相 1PTCA 相 2PTAB 相 2PTBC 相 2PTCA 相 励磁变励磁变BC 相励磁变（V） （V） （V） （V） （V） （V） AB 相（V）（V） CA 相（V）1.321 1.312 1.318 1.320 1.320 1.321 7.490 7.490 7.490（b）电压及相序检查正确。 b、零起升压选择“零起升压”功能投入，建压后通过增减磁按钮调节机端电压至额定。记录空载特性数据。序号 PT 电压（V）励磁电流（A）励磁电压（V）控制信号（%）1#功率柜电流（A）2#功率柜电流（A）1 1478 37 17 58.

23、77 17 202 2126 56 21 60.44 20 363 3150 83 30 63.05 30 534 4185 112 40 64.45 50 625 5261 141 52 65.40 75 706 6310 171 62 66.10 90 757 7357 202 80 66.41 100 1078 8434 236 90 66.66 120 1259 9451 272 101 66.79 130 14010 10514 314 120 66.47 151 161c、同步变压器回路检查在空载额定附近，检查同步变压器副边（30V 档位和 220V 档位）电压的正确性。检查QF0

24、1 操作开关输入侧整流电压的大小和极性的正确性，整流电压应为同步变副边 220V 档位电压的 1.4 倍左右。检查交流供电的 DC24V 电源输出的正确性并记录 24V 电压数据。（为了安全起见，切记：不可用常规的数字万用表直接测量同步变压器的原边电压。 ）d、PT 电压及励磁电流校准在空载额定附近，调试电脑显示的机端电压百分数应与实测的 PT 电压相符，否则修改参数 Kug；同理励磁电流显示值应与分流器的测量值为相同的标么值，否则修改参数Kil；调整完成后记录机端电压系数及励磁电流系数：A 套电压系数 2.408A 套励磁电流系数3.164B 套电压系数 2.413B 套励磁电流系数3.15

25、4e、同步电压校准先将同步电压系数设为 1，同时修改参数 Kuab，使 TSD1 显示同步电压值。在空载额定附近，记下 PT 电压与同步电压，以 PTTSD 值修改同步电压系数，最终使同步电压与PT 电压显示一致。完成后记录同步电压系数：A 套同步电压系数 0.751B 套同步电压系数 0.752同步电压校准完成后，才可用跳线码短接开关量板上 JP1。f、调节范围测试AB 通道上限分别升压至 VF 动作，下限调至低于 70；C 通道上限调至 110，如果允许可调至 120电压限制起作用，下限调至最小值。记录的数据填入下表：g、C 套跟踪 B 套的精度调整调整模拟量板 C 套调节器 W3 电位器

26、，使 B 套切换到 C 套时无扰动。如果切换到 C 套后电压降低，则逆时针方向调整，否则顺时针调整。反复几次直至切换无扰动。记录下表。试验过程，录波。原运行通道：B切换至备用通道：C原运行通道：A 切换至备用通道：CPT 电压值（V） 99.98 99.90 99.97 99.89h、B 套跟踪 C 套的精度调整在 B 套运行，C 套跟踪完成（LDD、LDI 灯交替闪烁） ，记录 B 套控制信号 UKB 及C 套控制信号 UKC。修改 B 套参数使 Kc=Kc*UKB/UKC 调整完成后，C 套切换到 B 套应通道 调节范围 标准值 试验结果A机端电压 上限： 110.09%下限： 7.94%

27、上限：110%额定电压下限：70%额定电压B机端电压 上限： 110.34%下限： 7.95%上限：110%额定电压下限：70%额定电压C机端电压 上限： 111.98%下限： 21.36%上限：110%额定励磁电压下限：10%20%空载励磁电压无扰动，否则重新修正 Kc。记录下表。试验过程，录波。原运行通道：C 切换至 B 通道PT 电压值（V） 99.89 99.78i、A 套跟踪 C 套的精度调整在 A 套运行，C 套跟踪完成（LDD、LDI 灯交替闪烁） ，记录 A 套控制信号 UKA 及C 套控制信号 UKC。修改 A 套参数使 Kc=Kc* UKA/UKC 调整完成后，C 套切换到

28、 A 套应无扰动，否则重新修正 Kc。记录下表。试验过程，录波。原运行通道：C 切换至 A 通道PT 电压值（V）99.89 99.76j、B 套跟踪 A 套的精度调整将 B 套参数 Kab 设为 0，跟踪完成后由 A 切到 B。切换后电压升高， B 套参数 Kab在 1.0001.100 之间调整。切换后电压降低，B 套参数 Kab 在 0.9001.000 之间调整。调整完成后，A 套切换到 B 套应无扰动，否则重新修正 Kab。记录下表。试验过程，录波。原运行通道：A切换至备用通道：BPT 电压值（V） 99.98 99.93k、A 套跟踪 B 套的精度调整将 A 套参数 Kab 设为

29、0，跟踪完成后由 B 切到 A。切换后电压升高，A 套参数 Kab在 1.0001.100 之间调整；切换后电压降低，A 套参数 Kab 在 0.9001.000 之间调整。调整完成后，B 套切换到 A 套应无扰动，否则重新修正 Kab。记录下表。试验过程，录波。原运行通道：B 切换至 A 通道PT 电压值（V） 99.93 99.90l、预置值起励A、B、C 通道 “正常” 位置分别起励一次，均能按“预置值”建立机端电压。试验过程，录波。采用软起励技术，应无明显超调。A 通道 PT 电压： 99.61% B 通道 PT 电压： 99.58% C 通道 PT 电压： 21.86% m、逆变试验

30、分别在三个通道运行，检查手动逆变和自动逆变是否正常。试验过程，录波。A 通道 B 通道 C 通道手动 自动 停机 手动 自动 停机 手动 自动 停机 n、模拟远控操作检查中控室起励、增磁、减磁、逆变是否正常，各种状态信号指示正常。o、V/f 限制特性自动通道的 V/f 限制值整定在 1.100 额定值；当频率低于 45Hz 时，调节器自动逆变，逆变频率不能修改。调节通道 A B CV/f 限制值 110.09 110.34 逆变频率 45.00 45.01 45.00p、频率特性试验改变机组转速，记录机端电压及频率值，标准要求：频率每变化额定值的1，电压变化不大于额定值的0.251频率(Hz)

31、 45 46 47 48 49 50 51 52PT 电压值（V）逆变 99.76 99.78 99.84 99.84 99.86 99.93 99.95q、电源消失试验励磁系统在单路电源供电情况下，应能正常工作。之前要检查交流供电 24V 电源的正确性。AC 开关断，DC 开关通 DC 开关断，AC 开关通试验结果： 试验结果： r、过励限制试验在空载额定附近，记下励磁电流值作为限制值，降低机端电压并修改过励限制值，重新增磁模拟过励限制，检查过励限制动作后的稳定性。 s、阶跃试验检验励磁系统的动态性能，DLT6501998 标准规定：发电机空载阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的 5，超调量不

32、大于阶跃量的 30，振荡次数不大于 3 次，上升时间不大于 0.6S，调节时间不大于 5S。GBT7409.31997 标准规定：在空载额定情况下，当发电机给定阶跃为10时，发电机电压超调量应不大于阶跃量的 50，摆动次数不超过 3 次，调节时间应不超过10S。触摸屏上有 5阶跃及 10阶跃按扭供选择，均为先上跃后下跃。试验过程录波。阶跃的性能指标可通过录波曲线数据计算。阶跃量 跃前机端电压 超调量 振荡次数 调节时间A 5% 90.03 3% 1 2.64SA 10% 90.02 5.4% 1 2.33SB 5% 90.07 7% 1 1.74SB 10% 90.06 6.7% 1 3.99

33、S如果测试指标不理想，可对 PID 参数进行修改。最终确定的参数要填入投运参数表。t、系统电压校准及跟踪试验 u、空载分灭磁开关试验在空载额定情况下分灭磁开关灭磁。试验过程录波。7.10 自动开停机试验（1） 8 月 23 日 10:3012:13 分，进行自动开停机试验。（2） 分别在上位机和 LCU 上进行自动开停机试验（停机-空载） ，试验结果，符合设计要求。（3） 模拟轴瓦温度过高、机械过速、事故低油压、发电机保护动作等事故分别启动事故停机流程、紧急停机流程，动作正确，符合设计要求。7.11 峡白线及 220 KV母送电（1） 9 月 25 日 20:30 白水变对峡白线及 220 K

34、V GIS段母线充电（2） 检测确认 220 KV母带电正常，220 KV母 PT 侧二次电压相序、相位正确。（3） 投入 220 KV 、母分段（2250）开关，220 KV GIS 母充电，检测确认220KV母 PT 侧二次电压相序、相位正确。 7.12 1#主变冲击试验（1） 9 月 26 日 15:10 检查主变在运行档，中性点接地开关合闸，冷却器投自动。（2） 检查主变低压侧，避雷器、电压互感器投入；发电机断路器分闸、厂用高压开关断开。（3） 主变各保护投入，检查发变组录波装置工作正常.（4） 冲击试验前主变油样的色谱分析已做（5） 用 2201 断路器对 1#主变进行 5 次冲击合

35、闸试验，1# 主变分接开关置挡，冲击共五次，冲击试验正常。第五次冲击主变带 10 KV 段母线，在 10 KV 段 PT 测得相序、相位正确。（6） 1#主变冲击试验通过，主变低压侧电压互感器工作正常。发变组升压时发电机断路器的同期装置检查正常。7.13 1#机组并网及甩负荷试验（1）9 月 26 日 17:05 上列试验完成后，对 1#机组在 10F1 进行假同期试验a. 发电机断路器 10F1 在试验断开位主变带电正常。b. 1#机组在空载自动运行。c. 在出口断路器 10F1 分别进行自动准同期及手动准同期的假准同期试验，试验正常。（2）9 月 26 日 20:06 机组带负荷试验a.

36、机组按 3MW 逐步增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组运行状况。b. 机组带小负荷下的检查与试验：在小负荷下测量发变组、保护、测量和故障录波等所有 CT 二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系c.机组带小负荷下的检查与试验：在小负荷下测量发变组、保护、测量和故障录波等所有 CT 二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。d.在小负荷下分别进行调速器试验及励磁试验；机组带 20MW 负荷，测保护相量正确、差流正确。e.分别进行 2201、2250、2986 开关同期并网试验。（3） 、9 月 26 日 23:20 分别进行 25%、50%、75%、100%甩负荷试验a.甩负荷时通过发

37、电机出口断路器 10F1 进行。b.在额定功率因数条件下，水轮发电机突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。c.甩负荷时，检查水轮机调速器系统的动态调节性能，校核转速上升率、蜗壳水压上升率等。d.甩负荷试验调速录波及甩负荷前、时、后振摆度（见表）。7.14 机组带负荷 72 小时连续试运行试运行时间：10 月 15 日 13：30 至 18 日 13：30。机组带额定负荷进入 72 小时试运行阶段。连续试运行过程中，机组和辅机及自动化元件未见异常现象。8、遗留问题（1）涉电科院试验，待机组 72 小时运行结束后由电科院进行。（2）机组遗留缺陷不影响安全运行的择时消除。9、结论机组启动试

38、验符合国标要求，机组可以进入商业运行。10、附件：甩负荷甩前、甩时、甩后振摆度统计表甩负荷甩前、甩时、甩后振摆度统计表25% 50% 75% 100%机组负荷甩前 甩时 甩后 甩前 甩时 甩后 甩前 甩时 甩后 甩前 甩时 甩后时间 00:20(9 月 27 日) 00:33(9 月 27 日) 02:15(9 月 27 日) 03:22(9 月 27 日)导叶开度% 33.2 33.2 17.8 48 48.7 17.8 61.4 61.5 17.8 77.8 77.9 0转速 100 105.1 100 100 108.78 100 100 113.02 100 100 120.88 0上

39、导 X 摆度 um 205 211 207 225 253 229 211 265 230 215 272 210上导 Y 摆度 um 213 227 215 234 267 240 227 270 234 225 268 218下导 X 摆度 um 441 532 449 460 487 470 532 550 539 485 535 478下导 Y 摆度 um 395 558 402 472 496 478 554 562 540 481 530 470水导 X 摆度 um 252 272 267 273 299 285 273 320 298 262 301 258水导 Y 摆度 um

40、231 305 251 268 286 282 301 323 292 283 312 278上机架振动 X um 20 31 23 26 36 30 30 38 30 30 40 30上机架振动 Y um 17 50 27 23 32 26 45 48 46 39 45 39下机架振动 X um 13 19 15 15 24 18 7 15 10 10 18 10下机架振动 Y um 18 25 22 20 30 23 15 20 16 12 21 12顶盖水平振动 X um 1 3 1 1 4 1 1 1 1 1 3 1顶盖水平振动 Y um 1 3 1 1 4 1 1 4 2 1 5 1

41、法兰 X 摆度 um 412 431 420 443 521 473 421 510 432 495 535 495法兰 Y 摆度 um 398 405 400 458 535 485 416 505 423 502 542 503轴向位移 A 123 158 130 122 157 131 147 162 150 136 158 140轴向位移 B 135 161 138 136 163 140 153 165 158 142 162 143轴向位移 C 157 180 162 147 178 162 176 180 178 163 175 167调速器调节时间 s 12 15 18调速器调

42、节次数 1 1前池水位 m 1479.8尾水水位 m 1433.4（1）机组过速试验前上导摆度为（x：205 m ，y:：213m） ， 下导摆度为（x：441m ，y：395m） ， 水导摆度为（x：252m，y：213m） ， 上机架振动（x：20m ，y: ：17m Z：5m） ， 下机架振动（x12 m ，y:：18m Z：9m） ， 顶盖振动：（x：1m，y:：1m Z：1m ） ； 法兰摆度：（x：412m ，y:：398m） ， 轴向位移（A：123.B：135.C：157）（2）机组过速试验时上导摆度为（x：2 16m ，y:：222m） ， 下导摆度为（x：457m，y：421m） ， 水导摆度为（x：259m，y：234m） ， 上机架振动（x：23m ，y: ：19m Z：6m） ， 下机架振动（x14m ，y:：19m Z：11m） ， 顶盖振动：（x：5m，y:：4m Z：5m ） ； 法兰摆度：（x：435m ，y:：412m） ， 轴向位移（A：131.B：141.C：169）