1、 中 国 水 利 水 电 第 十 一 工 程 局 冲江河（扩容）水电站水轮发电机组试运行报告编制：杨方银审核：批准：中国水电十一局机电安装分局冲江河项目部2006 年 5 月 3 日1冲江河（扩容）电站试运行报告冲江河（扩容）电站启动委员会：冲江河（扩容）电站 4#机，5#机于 5 月 2 日下午 4 点完成 72 小时试运行，现将试运行情况向启委会作详细汇报：一、概述冲江河（扩容）电站于 2006 年 4 月 22 日中午 12：35 分 4#机首次启动，经过 2 小时运行发现上导，下导，推力瓦瓦温均正常，水导瓦瓦温偏高（63度）下午 3：18 分停机。下午 6：00 点 5#机首次启动，2
2、0:34 停机。上导，下导，推力瓦瓦温均正常，水导瓦瓦温偏高（61 度），水导转动油盆甩油。22 日晚上业主，监理，厂家，施工单位四方通过讨论分析，机组的振动摆度均在规范内，可能是由于油冷却器热量交换不够，决定在转动油盆的底部加装DN15 的冷却水管加 强冷却效果。 对于 5#机甩油问题决定在转动油盆加装隔油板，在油盆盖迷宫环内嵌入羊毛毡。4 月 23 日对 4#机进行加装冷却水管处理，13:57 分 4#机开机，17:50水导瓦瓦温稳定在 63 度，18:22 分做完 4#机过速试验。4 月 24 至 4 月 26日 12：36 分完成启动委员会批准的试运行大纲上的所有试验，13:00 进入
3、72 小时运行，4 月 29 日 13：00 点 72 小时 4#机试运行结束，72 小时试运行中，机械设备，电气设备，辅助设备运行情况良好。4 月 24 日 5#机处理完甩油问题后，加装冷却水管后 4 月 25 日开机，水导轴承稳定在 61 度。下午 15：17 分过速试验。4 月 27 日完成启动委员会批准的试运行大纲上的所有试验。4 月 29 日 16：00 点进入 72 小时运行，5 月 2日 5#机试运行结束，72 小时试运行中，机械设备，电气设备，辅助设备运2行情况良好。下面是冲江河（扩容）水电站试运行详细报告：二、充水前检查2006 年 4 月 20 日下午 14：00，按机组启
4、动试运行大纲的要求检查引水系统，机组是否具备充水条件。2006 年 4 月 20 日下午 18:00，检查完成，符合充水条件，启委会通知 20:00点充水。、 充水试验2006 年 4 月 20 日晚 20:00 按设计院充水要求开始压力钢管充水，4 月 22日中午 8：00 点充水完成。尾水充水（2006 年 4 月 5 日）1、用移动式启闭机缓缓提起尾水闸门 10cm20cm，向尾水充水，充水过程中随时查尾水管进人门、蜗壳进人门、主轴密封装置、顶盖及检修调修水泵系统、真空吸力阀等各部漏水情况及测压表计读数，发现问题及时处理。2、待尾水平压后，提起尾闸门，并作静水起闭试验，然后锁于井口，打开
5、检修调相水泵阀门，起动水泵，检查水泵运行情况应符合要求。3、在充水过程中未发现异常情况，充水正常。4.2006 年 4 月 5 日下午 3 点尾水充水结束。压力钢管充水（2006.4.204.22）1、充水前检查进水口工作门、检修门的密封状态，应能良好封水，水封无变形，缝隙和撕裂状况出现。2、检查进水口闸门门机起落操作正确可靠，进水口闸门系统供电可靠，确认无异常情况后开始充水。33、开启检修门 2%开度，开始向 压力钢管道充水，压力钢管道压力分 4 个时段达到全压，即 0.14MPa 水压为第一时段，0.5MPa 水压为第二时段，1.6MPa 水 压为第三时段，全压为第四时段。 每个时段保压
6、2 个小时，分别检查 1#、2#蝶阀封水状 态应良好，蝶阀前压力钢管取水设备和相关阀门法兰面连接处，各个时段无渗水状况，减压阀工作正常，滤水器调试工作正常。4、四个时段充水和压力钢管道各法兰面的渗漏情况封水良好，充水各时段未发现问题和异常情况。5.4 月 22 日上午 8：00 点充水完成。蜗壳充水1、钢管道充水结束后，蝶阀封水情况良好，蝶阀动作程序正确，投入水轮机检修密封，手动现地开启蝶阀旁通阀操作，使蝶阀系统执行旁通阀开启操作，给蜗壳充水。2、在旁通阀开启充水过程中，水轮机顶盖。蜗壳进人门，蝶阀伸缩节及轴端的封水情况良好，无渗漏情况。3、充水过程中，记录水压读数和充水平衡时间。充水平衡后的
7、检查1、蜗壳充水平压后，保压 4 个小时，检查蜗壳排水阀，进人门、水轮机顶盖、蝶阀伸缩节及轴端无漏水情况。2、在静水下进行蝶阀开启关闭试验，调整蝶阀开关时间为 90 秒。3、在静水状态下检查和调试进水口工作门和检修，做静水起落试验满足设计要求。4、检查厂房内各部位渗漏水情况，无异常，进口闸门开启。4四、 机组首次启动完成时间：2006.4.22 日 12:35 分 4#机首次启动，18:00 点 5#机首次启动。机组转动前检查下列各项 1、主机周围各层场地已清理干净,孔洞盖板封好,道路畅通,运行区与施工区域进行适当和必须的隔离。2、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已安装好
8、，运行记录表格已准备好。3、机组启动电源投入油、气、水辅助设备工作正常。4、起动高压油泵顶起发电机转子 5mm，油 压拆除后，检查自动闸下落情况，确认自动闸已全部落下。5、机组漏油装置工作正常并处于自动状态。6、调速器处于“ 手动” 位置，油 压油位正常(压油装置)。7、导叶开限机构处于全开位置。8、接力器锁定处于锁定状态。9、发电机出口油开关及转子励磁灭磁开关处于断开位置,推入测量 PT 小车。10、水力机械保护和机组温度测量装置投入运行。冷却水投运，调整好水压(空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥)。制动柜气压正常。11、发电机集电环碳刷拨出并用绳固定。12、接入临时测量转速
9、设备。第一次手动启动机组按手动开机操作票开机。52006.4.22 日 12:35 分 4#机首次启动，18:00 点 5#机首次启动。手动打开调速器导叶开度限制机构，待机组开始转动时，将导叶开限手轮关回，并记录启动动开度，在发电机下风洞、定子四周，尾水锥管及水车室设置专人，监听起始转动过程中机内无不正常声音。机组无异常，再次打开导时开度，待机组继续升速，继续监听起动过程。水轮机轴承上油情况良好导叶开度 4#机在 12%机组达到额定转速，5#机在 8机组达到额定转速6、 升速 过程中设专 人测量上机架、下机架、水 导轴承 x、y 方向的垂直和水平振动和水导摆度，记录轴瓦温度并监视温度上升情况。
10、在开始启动的一小时内每 10 分钟记录一次，以后每半小时记录一次。7、 监视各轴承油位变化情况，4#机各轴承无甩油现象，5#机水导转动油盆甩油。4#,5#机上机架电缆孔渗油。经过 2 小时运行发现 4#机上导瓦温 45 度，下导瓦温 46 度，推力瓦瓦温 37度均正常，水导瓦瓦温偏高（63 度）下午 3：18 分停机。5#机上导瓦温 54 度，下导瓦温 46 度，推力瓦瓦温 38 度均正常，水导瓦瓦温偏高（61 度）下午 20：34 分停机。10、测量、记录机组各部位振动值、摆度值(双福值)应符合规 定。4#机振动摆度值部位 振动 摆度值上机架 0.01 /下机架 0 0.02水导轴承 0.0
11、1 0.0465#机振动摆度值部位 振动 摆度值上机架 0.01 /下机架 0 0.04水导轴承 0.01 0.06水轮机主轴密封压力 4#机 0.1MPa，5#机 0.2MPa，顶盖排水情况良好。启动过程中检查电调测频回路正常。机组“手动”停机及停机后检查。1、操作导叶开限机构使导叶完全关闭。机组转速由额定速降至 30%额定转速时手动加闸使机组停止转动，解除制动闸。记录加闸至停转时间 90 秒。3、检查转速继电器动作情况正常。4、停转后投入接力器锁定，投入检修密封(围带充气)，关闭主轴密封润滑水。5、经检查各部螺丝、销钉、锁片及转子磁轭键、磁极键无松动，转动部件焊缝情况，风扇有松动，挡风板、
12、挡风圈及阻尼环无松动或断裂。五、 机组空运转下调速器试验完成时间：4#机 4月 22日，5#机 4月 23日1、第二次手动开机。2、机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内测频回路，频率给定变化范围综合变压器输出，力矩伺服电机工作情况。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动切自动调节试验。接力器应无明显摆动，超调量小于正负 0.25%.3、 调速器空载扰动试验，扰动量正负 8%各做几次，其动态指标应符合规7定。4、 记录调速器在自动运行时导叶接力器的摆动选程及摆动周期。调速器由自动运行切于手动运行，进行手动停机。5、调速器试验报告见厂家报告。六、机组过速试验及检查完成时间：4#机 4月 22日，5
13、#机 4月 24日1、过速试验前机组平衡已达要求，机组在额定转速下的各部振动符合GB85642003 规定。2、将转速继电器 115%和 140%(150%机械 过速接点)接点从水机保护回路中断开。3、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。4、调速器以手动开机(转动开限机构手轮)方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到 115%和 140%额 定转速，检查转速继电器相应接点，继续将转速升至 140%，检查机械过速保护接点。5、过速过程中应监视并记录各部位摆动和振动值，记录各轴承温度上升情况。6、过速试验停机和停机后检查：6.1 调整转速继电器
14、 115%和 140%过速接点6.2 全面检查发电机传动部分，转子磁轭键，磁极键，阻尼环及 磁极引线接头，磁轭压紧螺杆、风扇等。6.3 检查发电机定子、下机架基础及上机架千斤顶的状态。7、过速试验记录见试运行调试报告。8七、机组自动开停机试验完成时间：4#机 4月 22日，5#机 4月 24日自动开机试验1、启动前检查调速器应处于“自动” 位置，功率 给定于“空载”位， 频率给定于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。水力机械保护投入。自动开机条件已具备。2、在机旁或中控室操作台上操作开停机开关。并检查下列各项：2.1 检查自动化元件能否正确操作，可编程自动化执行是否正确。2.2 记录自发出开机
15、脉冲至机组转速到达额定转速的时间。观察接力器动作情况、记录行程值、摆动值和摆动次数。2.3 检查调速器动作情况正常。3、机组自动开机流程正确，自动化元件执行正确，符合机组控制要求。机组自动停机试验。1、按停机按钮使机组自动停机。2、记录自停机脉冲发出至转速降至制动加闸转速的时间（2min）3、记录自动加闸至转速降为零的时间（1.5min）4、检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。5、检查自动闸解除及下落情况。6、自动停机流程正确，自动化元件执行正确，符合机组控制要求。八、 发电机定转子的风干处理及其绝缘完成时间：4#机 4月 23日，5#机 4月 25日短路试验前的停机状
16、态测量 4#，5#机发电机定、转子绝缘电阻合格，4#，5#机不用进行短路干燥处理。9九、发电机短路试验完成时间：4#机 4月 23日，5#机 4月 25日1、机组启动前敷设 2 根 YJV395+150 的临时电缆，从厂用屏取 400V 电源至励磁功率柜的整流桥，临时解除励磁变压器至励磁功率柜的永久励磁电缆。2、准备励磁控制调节的量测设备，投入励磁操作电源。3、励磁设置在手动调节位置。4、在 10.5KV 发电机进线柜设置短路点(用铝板母线自制短路板)解除发电机差动保护出口连接片，投于信号位置。5、投入临时的发电机转速测量装置，监视发电机转速(机械转速装置)6、手动开机使机组运行在空载状态发电
17、机各部位温度正常，运转正常。调速器处于自动调节状态，在额定转速下测量发电机转子绝缘电阻。7、手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流至(0.20.25Ie)，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。8、录制发电机三相短路特性曲线，检查碳刷及集电环工作情况。9、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检验灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数。10、短路试验报告见机组试运行调试报告。十、水轮发电机升压试验完成时间：4#机 4月 24日，5#机 4月 25日1、停机检查并测量定子绝缘电阻，拆除发电机短路试验时的 2 根VV395+150临时电缆 和短路连接板，恢复励磁 变压器至励磁功率柜的永久
18、接线电缆，断开发电机出口开关。102、自动开机，使机组处于空载状态，各轴瓦瓦温正常，运行正常。3、投入发电机保护系统；励磁及励磁调节系统；机组自动系统和监控系统。4、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机 PT 二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。5、手动升压至 10%Ue。检查下列内容：5.1 发电机及引出母线、发电机出口 10.5KV 断路器、10.5KV 分支回路、励磁变压器等设备的带电情况。5.2 机组运行中各部分振动及摆度的变化情况。5.3 电压回路二次侧相序、相位和电压值的正确性，二次回路应无短路。6、继续升压至 100%Ue 时，重复检查以上内容。7、在机组升压过程中，
19、检查低压和过电压保护动作的正确性情况，在100%Ue 下测量发电机轴电压。8、录制发电机空载特性曲线， （发电机定子电压与励磁电流上升和下降的关系曲线）。9、将发电机励磁电流升至额定励磁电流，记录定子激磁对应的最大电压值，然后将定子电压调至 1.3Ue，持续 3 分钟作定子线圈匝间耐压试验。10、分别在 50%和 100%Ue 下跳开灭磁开关， 检查灭磁装置灭磁情况。测量 100%Ue 下灭磁时间常数。11、试验报告见机组试运行调试报告。十一、发电机空载下励磁调节系统的调整和试验完成时间：4#机 4月 24日，5#机 4月 25日1、对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查。对手动起励时当
20、电压升到 10%Ue 时，起励磁装置工作应正常，自 动起励定子电压升至 70%Ue11励磁装置工作正常。2、检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。检查控制脉冲在时间轴上分布应均匀，大小变化一致，可控硅导通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。3、自动励磁调节装置，应能在发电机空载额定电压 Ue 的 70%110%范围内可连续平滑地调节。4、发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压 Ue 下的 10%130%内可 连续平滑地调节。5、检查发电机在空载状态下手、自动切换，以及以额定励磁电压的 10%为阶跃量作干扰，在不同调节参数下进行若干次，
21、 最终选取一组最佳空载调节参数。6、录取带自动励磁调节系统的发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：6.1 手动开机至空载额定转速。6.2 励磁在自动状态下起励、母线建压至 Ue，调速器转为手动运行。6.3 手动调节导叶开限调节发电机转速。6.4 记录频率在 45Hz55Hz 内的机端电压变 化值(频率变 0.5Hz 机端电压变化值0.25%Ue)绘制 UeHz 特性曲线。7、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。8、试验报告见厂家励磁试验报告。十二、水轮发电机组带主变零起升和主变全压冲击试验完成时间：4#机 4月 24日，5#机 4月 25日水轮发电机组带主变零起升压试验1、主变压器及高压配电
22、装置的分项试验完成,10.5kV 发电机出口开关和12110kV 侧主变开关操作正常 ;相关的计算机监控保护装置调试完成,投入使用;相关的母线和高压设备 耐压合格。2、检查主变高低压侧与母线连接情况,按设计要求和安装规范施工完成(或相关试验后恢复接线)。主变、开关及相关母线清扫干净，无滞留余物异物。主变分接开关置于挡位。高压侧母线达 127.05kV(110kV)。3、投入水力机械自动和监控屏,可编程调速器系统,发电机运行在空载状态，机械部分正常。投入励磁及励磁调节器电源；投入监控系统，投入发电机保护及主变保护装置。(灭磁开关处于断开位)4、投入发电机出口开关及相关的高压监视测量装置及仪表,断
23、开 4#(5#)主变 110kV 侧开关,投入 22B(21B)厂用变压器 10kV 侧开关及隔离开关。5、手动合灭磁开关,励磁置于手动位置。6、手动递升加压,分别在发电机额定电压值的 25%、50%、75%、100%等情况下检查发电机出口 10.5kV 高压装置,主变本体的工作情况。21B(22B)厂用变带电情况及 400V 侧电压测量和相序检查。7、21B（22B）厂用变二次 电压相序相位工作正确后,将 21B（22B）厂变投于400v 厂用主盘（）段。(注意此操作应先确认跳开母联开关，做好安全措施，才可投入 400V 主盘的进线开关，防止非同期合闸)8、断开 110kV 进线开关,使 1
24、10Kv 配电装置母线失电,然后将 4（5）主变 110kV 开关投入,使母 线带电,用 110kV 母线 PT 检查主变高压侧电压的对称性平衡性、相序。9、分别检查主变 110kV 开关和发电机出口开关的同期回路应正确,并核相,整步表应指示 12 点。10、手动升压至 110kV 配电装置母线电压达 143kV，维持 1 分钟对 4#主变13压器进行匝间耐压试验和中压互感，同时记录发电机电压和发电机电流。11、降低 110Kv 配电装置母线电压,使发电机电压达额定值.断开 5#（4）主变 110Kv 开关,发电 机带 21B（22B）厂变 和 4#（5）主变运行。12、降低发电机电压至零,跳
25、开发电机出口断路器。13、将主变分接开关调回至挡(应先验明无电压，并作短路接地线)。主变全压冲击试验。1、110kV 系统反送电对主变进行合闸冲击。操作如下：1.1 断开 4F、5F 发电 机 10.5kV 开关及隔离开关。1.2 投入 4、5主变压器的断电保护装置,投入音响信号系统。1.3 全上 4（5）主变高压侧(110kV 侧)开关，使电力系统对主变压器进行冲击合闸，观察有无异常。然后断开 4（5）主变 110kV 开关。1.4 无异常,再次合上 4（5）主变 110kV 侧油开关,间隔一定时间,观察其运行情况,再跳开.共冲击 3 次,每次间隔时间约 10min。1.5 检查 4（5）主
26、变压器有无异常,4（5）主变差动、瓦斯保护的工作情况。1.6 同时，在 4（5）主变带电的状态下,检查 4（5）主变 110kV 开关的同期回路,经核对相序相关回路正确。十三、水轮发电机组空载并列试验完成时间：4#机 4月 24日，5#机 4月 26日1、确认同期回路的正确性(包括待并系统和系统的电压表、频率表及同步表、同步检查断电器的正确性)。2、手动模拟并列：2.1 将 110kV 系统电压 ,经 4（5）主变高压侧开关、4（5）主变压器引14到 10.5kV 母线(发电机出口开关处于断开状态,手车柜置于试验位置)。2.2 确认发电机开关分合正常,重复检查发电机出口开关手车柜在试验位置。2
27、.3 机组空运转正常,投入励磁装置,使发电机母线建压至 Ue。2.4 接入 0.5 级的监测电压表。2.5 手动模拟同期操作，在开关合闸瞬间,同时检查接入的电压表指示回零,同步检查继电器接点闭合,同步表过同步点,开关合闸正常。2.6 同期装置的工作正确后,跳开发机出口开关,将出口开关手车柜置于运行位置。十四 水轮发电机带负荷、甩负荷试验完成时间：4#机 4月 24日，5#机 4月 29日水轮发电机带负荷试验1、在前十三章完成后,同期回路工作正确,可做正式并列试验、带负荷试验。2、调节本机电压和频率使与系统一致,投入 4#（5）发电机出口开关的同期回路,投入整步及双周波双电压表,精确调整电压和频
28、率使之一致,当整步表转至接近 12 点红线时合发电机出口开关,使本机并入系统。3、并网正常后,逐步增加有功和无功，带 50%和 100%负荷,观察员机组各检测点温度,振动摆度机组带负荷后的调速运行稳定性,励磁系统的调节性能满足要求。机组事故低油压试验：并网成功后，模拟事故低油压（3.4MPa）信号，机组自动解列停机，动作信号准确，无异常现象。甩负荷试验151、在机组带负荷试验及各项设备和装置工作正常后，有功和无功负荷连续平滑调整，并带负荷运行稳定后，可进入甩负荷试验。2、甩负荷试验分四次进行，分别为 25%，75%，100%的额定有功负荷和按照 0.8 功率因素配置的无功负荷进行甩负荷试验。3
29、、每次甩负荷试验，分别记录调速器、励磁系统、主机各动态参数，主要参数为甩负荷时，蜗壳的水压上升值和机组升速率、调速器和励磁系统和调节性能参数是否满足设计要求。4、甩负荷开关选在 4#（5）发电机出口开关进行，厂用电系统由22B（21B）外来 变提供。5、甩负荷中记录甩前、甩时、甩后各项参数(按 DL5072002 附录 A 进行)。6、根据甩负荷情况调整调速器和励磁系统的带负荷运行参数。7、甩负荷试验报告见机组试运行调试报告。十五 水轮发电机组 72H 带负荷试运行4#机 72 小时运行时间：2006.4.26 日 13:004.29 日 13:005#机 72 小时运行时间：2006.4.2
30、9 日 16:005.2 日 16:001、上述各项试验完成后，经检查无异常，机组进入 72 小时连续试运行。2、根据正式运行的值班制度，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。3、72 小时带负荷试运行后，进行停机检查和消缺处理，竣工移交，4，5机进入试生产阶段。16附件：1.试运行调试报告2.水导瓦瓦温高处理方案3.调速器试验报告4励磁试验报告5.72 小时运行记录6.保护定值中国水电十一局机电安装分局冲江河项目部二六年五月三日17调 试 报 告中国水利水电第十一工程局机电安装分局工程名称：云南冲江河（扩容）水电站调试项目： 机组试运行试验报告调试人员： 李 金 龙 廖
31、 前 利校 核： 高 树 辉监 理：2006 年 5 月 3 日184#机过速实验：试验器具：电脑信号发生器，多功能万用表，百分表部位 振动 摆度值上机架 0.01 /下机架 0 0.04水导轴承 0.01 0.07过速过程中机组部位摆度，振动值符合规程要求，过速接点准确动作，各部位瓦温没有明显突变。过速实验通过。4#机组零起升压试验：在机组零起升压过程中，当电压升到 10%和 100额定电压时，用万用表及相位表检查所有的电压回路，相序正确，幅值相等。确认发电机出口断路器在实验位置，将发电机升至额定电压，合上主变高压侧断路器，检查机组的同期电压的相序、相位一致， 启动同期装置，模拟发电机并网成
32、功。发电机逆变灭磁后将发电机出口断路器推入工作位置，在将电压升至额定，启动同期装置，自动并网成功。4#机组事故抵油压试验：并网成功后，模拟事故低油压（3.4MPa）信号，机组自动解列停机，动作信号准确，无异常现象。194#发电机短路试验 In=F(If) 试验器具：多触头直流母机 多功能万用表 电脑信号发生器 励磁电流（A） 定子电流（A） 转子电压（V）92 400 16.4180 760 28.4232 980 35.6260 1100 39.3278 1180 41.4294 1250 43.9312 1320 46.6318 1340 47.2328 1400 48.6317 1340
33、 47.2312 1320 46.6294 1250 43.9276 1180 41.3258 1100 39.0232 1000 35.2180 780 28.094 420 15.3达到额定电流时转子轴电压为:0.021V204#发电机空载特性 Un=F(If)励磁电流(A) 定子 电压(V) 机 组频 率(Hz)24 930 50.0258 2010 50.0090 3060 50.00116 3997 50.03148 5025 50.01178 5996 50.02214 6992 50.02252 8012 50.01292 9008 50.05346 10000 50.02376
34、 10400 50.08426 11100 50.00520 12200 49.89552 12600 50.06524 12100 50.06418 11230 50.09375 10500 50.01346 10200 49.89286 9170 50.00242 8170 50.01208 7100 49.89170 6080 50.07140 5050 50.05110 4060 50.0176 2943 50.0250 2030 50.0622 1041 50.03214#发电机组甩负荷实验记录试验器具：百分表机组负荷 25% 50% 75% 100%记录时间 甩前 甩时 甩后 甩前
35、 甩时 甩后 甩前 甩时 甩后 甩前 甩时 甩后机组转速 50.01 52.3 50.0 49.99 56.7 50.0 50.0 62.3 50.01 50.1 68.3 50.0导叶开度 42.8 0 8.16 52.02 0 8.18 66.27 0 8.19 67.1 0 8.14转速上升率4.6% 13.4% 24.6% 36.6%水导处大轴摆度0.05 0.07 0.06 0.04 0.06 0.06 0.05 0.09 0.07 0.04 0.09 0.07顶盖压力Mpa 0.7 0.6 0.5 0.7 0.7 0.5 0.7 0.8 0.9 0.6 0.5 0.5蜗壳压力Mpa
36、23 25.5 24 23 27 25 23 27 23 23 29 25水导轴摆度mm0.04 0.04 0.04 0.05 0.08 0.06 0.06 0.13 0.08 0.06 0.15 0.08顶盖压力Mpa0.6 0.6 0.5 0.75 0.4 0.5 0.9 0.3 0.5 1.1 0.3 0.5上游水位 2259 米，下游水位 2256.5 米。记录整理：李金龙225#机组过速实验：试验器具：电脑信号发生器，多功能万用表，百分表部位 振动 摆度值上机架 0.01 /下机架 0 0.05水导轴承 0.01 0.11过速过程中机组部位摆度，振动值符合规程要求，过速接点准确动作，
37、各部位瓦温没有明显突变。过速实验通过。5#机组零起升压试验：在机组零起升压过程中，当电压升到 10%和 100额定电压时，用万用表及相位表检查所有的电压回路，相序正确，幅值相等。确认发电机出口断路器在实验位置，将发电机升至额定电压，合上主变高压侧断路器，检查机组的同期电压的相序、相位一致， 启动同期装置，模拟发电机并网成功。发电机逆变灭磁后将发电机出口断路器推入工作位置，在将电压升至额定，启动同期装置，自动并网成功。5#机事故低油压试验：并网成功后，模拟事故低油压（3.4MPa）信号，机组自动解列停机，动作信号准确，无异常现象。235#发电机组甩负荷实验记录试验器具：百分表机组负荷 25% 5
38、0% 75% 100%记录时间 甩前 甩时 甩后 甩前 甩时 甩后 甩前 甩时 甩后 甩前 甩时 甩后机组转速 50.02 52.3 50.0 49.99 57.24 50.0 50.1 63.56 50.01 50.0 70.12 50.0导叶开度 25.56 0 7.36 40.80 0 7.41 53.87 0 7.42 69.05 0 7.4转速上升率4.6% 14.5% 27.1% 40.24%水导处大轴摆度0.04 0.06 0.04 0.06 0.07 0.06 0.05 0.09 0.05 0.06 0.15 0.07顶盖压力Mpa 0.7 0.5 0.5 0.8 0.5 0.
39、5 0.7 0.95 0.9 0.5 0.6 0.5蜗壳压力Mpa23 25.5 24 23 27 25 23 27 23 23 29 25水导轴摆度 mm0.05 0.05 0.05 0.06 0.09 0.07 0.07 0.14 0.08 0.06 0.16 0.08顶盖压力Mpa0.6 0.6 0.5 0.75 0.4 0.5 0.9 0.3 0.5 1.1 0.3 0.5上游水位 2459 米，下游水位 2257 米。记录整理：李金龙245#发电机短路试验 In=F(If) 试验器具：多触头直流母机 多功能万用表 电脑信号发生器励磁电流（A） 定子电流（A） 转子电压（V）94 40
40、0 15.90184 780 28.22238 1000 35.54266 1120 39.28286 1210 41.9301 1280 44.17318 1340 46.33328 1400 47.75340 1440 49.12328 1380 47.63318 1340 46.22301 1280 44.02286 1210 41.74266 1130 39.09238 1020 35.35184 800 27.996 410 15.5达到额定电流时转子轴电压为:0.018V255#发电机空载特性 Un=F(If)励磁电流(A) 定子 电压(V) 机 组频 率(Hz)28 1020 5
41、0.0258 2030 50.0386 3030 50.00114 4040 50.01144 5060 50.04176 6140 50.01214 7240 50.02250 8250 49.97292 9350 50.02352 10690 50.01396 11700 50.03470 12130 49.98490 12500 49.97475 12150 49.78410 11600 50.05364 10620 50.03298 9520 50.02248 8290 50.06206 7180 50.04170 6110 50.03138 5080 50.01108 4070 50.0378 3002 50.0250 2004 50.0830 1000 50.01
