1、2 机组启动试运行程序批准：审查：编制： 国电梧州水电开发有限公司发电部二一四年一月二十日国电梧州水电开发有限公司第 2 页 共 23 页目 录一、总则 .3二、组织机构 .3三、技术参数 .4四、机组启动试运行前的检查 .101、流道检查 .102、水轮机检查 .103、调速系统的检查 .114、发电机检查 .125、励磁系统检查 .125、油、水、气系统检查 .13五、机组充水试验 .13六、水轮发电机组空载试运行 .141、首次手动开机前的准备 .142、首次手动开机 .153、调速系统的调整试验 .154、手动停机及停机后的检查 .165、过速试验 .166、机组自动开、停机试验 .1
2、67、发电机升流试验 .188、发电机升压试验 .189、发电机单相接地试验 .1910、励磁装置调整试验 .19七、机组并列 .191、并列试验 .192、机组带负荷试验 .193、机组甩负荷试验 .204、事故低油压停机试验 .20八、72 小时带负荷连续试运行 20九、交接验收 .20十、机组启动试运行安全措施 .20国电梧州水电开发有限公司第 3 页 共 23 页一、总则1机组试验项目是根据水轮发电机组安装技术规范（GB/T 8564-2003）、电气装置安装工程施工及验收规范、灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程（DL/ T 8272002）所规定的试验及机组设备制造厂试验计划项目制订
3、，如有临时增加需取得启动委员会同意，才能进行试验。2国电梧州水电开发有限公司旺村电厂 2#机组启动试运行程序内容包括与机组有关的电气设备的启动调整试验等项目。3. 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。4. 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，使机组交接验收后可长期、安全、稳定运行。5. 机组启动试运行试验过程中应充分考虑上、下游水位变动对库岸边坡稳定、库区河道航运及周围环境保护和植被生长的影响，保证试运行试验工作的正常进行。二、组织机构启动试运行总指挥：
4、黄胜伟启动试运行副总指挥：冉光天、黎万绪试运行安全员：蒙好厚试运行维护组组长：席桂华试运行维护组副组长：杨鹏维护组成员：冯宇翔、刘淑萍、甘日湑、苏伟鸿、王文忠、汪如哲、苏家慧、运行组值长：陈雪平、朱小喜、包富元、严伟运行组成员：张骏飚、刘培桃、黎树焕、覃柳梅、计建华、覃志胜、严健富、黄志贵、董龙平、岑锐、陈童、许鸿钊、黄仲康、张燕妮、韦佰泽、莫庆华三、技术参数1、水轮机：1、水轮机型式：卧轴灯泡式水轮机2、水轮机型号：GZ(K241)-WP-5403、最大水头（14.32m）/额定水头（9.2m）/最小水头：（3.0m）4、额定流量：247.5m/s5、额定出力：20.62MW国电梧州水电开发
5、有限公司第 4 页 共 23 页6、额定转速：107.1 r/min7、最大飞逸转速：345 r/min（非协联）8、旋转方向：从上游往下游看顺时针9、最大水头时的最大轴轴向推力正向推力 265t10、水轮机安装高程（转轮中心线）：EL -1.2m2、发电机：1、型号：SFWG20-56/60002、额定容量：21.739 MVA/20 MW3、额定电压:VN=10.5 kV 4、额定电流:IN=1195.3 A5、额定功率因数:cosN=0.92(滞后)6、额定频率:FN=50HZ7、额定转速:nN=107.1 r/min8、相数:39、额定励磁电压:Vfn=219.1V10、额定励磁电流:
6、Ifn=702.1A11、定子、转子绝缘耐热等级:F 级12、旋转方向:从上游侧向下游侧看为顺时针方向13、励磁方式：可控硅静止励磁14、测速装置：残压测频+齿盘测速15、飞轮力矩（GD2）不小于 2220t.m216、电机纵轴同步电抗 Xd=0.9671(设计值)17、电机纵轴瞬变电抗 X d=0.3251(设计值)18、电机纵轴超瞬变电抗： X d”=0.2386(设计值)19、流道河水水温 不高于 2820、要求轴承油冷却器和空气冷却器冷却水温不高于 30，水压应满足 0.2MPa 要求。3、机组轴承温度：1、组合轴承：报警：65跳闸：70 2、导轴承：报警：65 跳闸：70 4、调速器
7、:国电梧州水电开发有限公司第 5 页 共 23 页1、型号：WST-100-6.3 2、工作油压：6.3MPa3、设计油压：6.3MPa 4、导叶接力器全关行程时间：40s 第一段关闭时间:15S 5、浆叶关闭时间： 60s5、油压装置：1、型号：YZ-6.0-6.3（1）压力油罐：容积：6.0m罐内油体积：2.0 m（2）回油箱：储油量（正常油位）：6.0 m最大储油量：8.0 m（3）螺杆旋油泵：最大工作压力：6.3MPa输油量（最大工作压力时）：6L/S（4）油泵电动机：型号：Y225M-4B 5功率：45KW电源：380V,50Hz,三相转速：1450r/min（5）安全阀排油压力：7
8、.18MPa（6）压力开关整定值工作油泵启动： 6.0 备用油泵启动： 5.8 运转油泵切除： 6.3 低油压报警： 5.0 6、高位油箱:1、基本参数有效容积：2m 32、油位整定值：（1）正常工作油位：距离油箱底部 1250mm1550mm。（2）高油位（1550mm 以上）GYK1 发讯，高位油箱液位高报警，二个油泵停止。（3）事故油位（550mm 以下）GYK4 用于高位油箱油箱液位低报警，主机停车或不允许启车信号。在此液位时没箱存油 2100L，可提供发电机十分钟的供油。国电梧州水电开发有限公司第 6 页 共 23 页（4）低油位（低于 1250mm，高于 550mm），GYK3 发
9、讯，高位油箱液位低报警，向主控室发送高位油箱液位低报警，控制备用泵启动，这时两台泵同时进行工作，一直到工人来处理问题。（5）基准油位（低于 1550mm，高于 1250mm），GYK2 发讯，高位油箱液位正常，并给主控室高位油箱正常信号。7、低位油箱:1、基本参数油箱容积：7m 32、油位整定值：（1）正常工作油位：距离油箱底部 350mm1450mm。（2）液位过高（1450mm 以上），ZYK1 发讯，主油箱液位高报警。（3）液位过低（250mm 以下），ZYK4 发讯，主油箱液位过低报警，低压泵组停，向主控室发送停机信号。（4）液位低（低于 350，高于 250mm），ZYK3 发讯，主
10、油箱液位低报警，向主控室发送主油箱液位低故障信号。（5）液位高（低于 1450，高于 350mm），ZYK2 发讯，主油箱液位正常是高、低压泵组起动先决条件。8、漏油箱:1、基本参数（1）总容积：300L（2）系统公称压力：1.6MPa（3）流量：50L/min（4）油泵型号：CB-B40（5）油泵台数：1 台（6）电动机型号：Y2-90S-4（7）电动机功率：11KW（8）运行方式：油箱中油位到设定位置时启动2、整定值（1）上限（900mm）LYK1 发讯，漏油泵组起动。（2）下限（150mm）LYK2 发讯，漏油泵组停止。9、高压油顶起装置：1、基本数据型号：10MCY14-1B电机：5.
11、5kW2、整定值（1）一台备用，一台主用国电梧州水电开发有限公司第 7 页 共 23 页（2）机组停机转速下降到 95%时主用油泵投入，当转速下降到零时油泵切除。机组启动之前用主油泵投入，当转速达到 95时油泵切除。3、高压顶起压力（1）发电机径向轴承：11 MPa（2）水轮机导轴承：4.5 MPa10、机组轴承用油量：1、发电机正向推力轴承：180 L/min 0.2MPa2、发电机反向推力轴承：35 L /min 0.2MPa3、发电机径向轴承： 35 L /min 0.2MPa4、水轮机导轴承： 35 L /min 0.2MPa11、检修排水系统：1、基本参数：（1）水泵型号：Q=386
12、644772m/h ，H=353025m （2）电动机功率：75KW （3）台数：2（一用、一备）12、渗漏排水系统：1、基本参数（1）水泵型号: Q=154220264m/h ，H=484020m（2）电动机功率:37KW（3）台数：2（一用、一备）13、中压气系统：1、中压气系统基本参数：（1）中压空压机型号：SF-1.1/80 型，Q=1.1 m/min，PN=8Mpa，风冷式（2）功率：22KW（3）台数：2 台中压空压机（两台互为备用，正常时为自动启动，也可手动），1 个中压气罐（1.3m 3,8MPa）。2、整定值（1）压力上限（与安全阀开启压力同值，8.2MPa）,压力过高故障报
13、警（2）压力正常(设计值 8MPa),主、备用空压机均停机（3）压力第一下限（7.5MPa），主空压机启动（4）压力第二下限（7.3MPa）,备用空压机启动并发出压力过低故障报警信号（5）安全阀泄压整定值70bar14、低压气系统：1、基本参数（1）低压气机型号：TA-100 型，Q=1 m/min，PN=0.7MPa，风冷式（2）功率：7.5KW国电梧州水电开发有限公司第 8 页 共 23 页（3）台数：两台低压气机（一台主用，正常时为自动启动，也可手动），两个低压气罐（2.0m 3,0.7MPa），其中一个为检修储气罐。2、整定值（1）压力上限（与安全阀开启压力同值，0.82MPa）,压力
14、过高故障报警（2）压力正常（设计值 0.7MPa）,主、备用空压机均停机（3）压力第一下限（0.6MPa）,主空压机启动（4）压力第二下限（0.55MPa）,备用空压机启动并发出压力过低故障报警信号（5）当储气罐压力为 0.55MPa 时，发出低压警报；15、主变压器：1#主变压器产品型号:SF11-50000/110额定容量：50000KVA额定电压:121/10.5KV额定电流：238.6/2749.3A额定频率：50HZ相数：3分接范围：12122.5%/10.5KV联结组标号：YNd11冷却方式：ONAF绝缘耐热等级：A绝缘水平：h.v.线 路端子 L1/AC 480/200KVh.v
15、.中性点端子 L1/AC 325/140KV1.v.线 路端子 L1/AC 75/35 KV尺 寸：536023663042（本体）（单位：mm）2#主变压器产品型号:SF11-25000/110额定容量：25000KVA额定电压:121/10.5KV额定电流：119.3/1374.6A额定频率：50HZ相数：3分接范围：12122.5%/10.5KV联结组标号：YNd11冷却方式：ONAF绝缘耐热等级：A绝缘水平：h.v.线 路端子 L1/AC 480/200KV国电梧州水电开发有限公司第 9 页 共 23 页h.v.中性点端子 L1/AC 325/140KV1.v.线 路端子 L1/AC
16、75/35 KV16、GIS 设备主要技术参数如下表：序号 参数名称 单位 数值1 额定电压 kV 72.5 1262 额定电流 A 1600,2000,31503 额定频率 Hz 50主导电回路：31.5,404 额定短时耐受电流（有效值） kA接地回路：31.5,405 额定短时耐受电流（有效值） kA 80,1006 额定短路持续时间 s 4对地，极间160 230额定短时工频耐受电压（有效值，1min） 断口 160+42 230+73对地，极间350 5507额定绝缘水平额定雷电冲击耐受电（峰值）断口kV350+59 550+1038 无线电干扰电压水平（在 1.1 倍额定极电压下）
17、 V 5009 局部放电量（整间隔） pC 10断路器额定短路开断电流 kA31.5，40 31.5 40额定压力 0.50 0.50 0.60报警压力 0.45 0.45 0.55断路器气室 闭锁压力（最低功能压力） 0.40 0.40 0.50额定压力 0.40 0.50报警压力 0.36 0.4210额定 SF6气体压力（20C时） 其他气室 最低功能压力MPa0.35 0.40验收值 150断路器气室运行值 300验收值 25011气室内SF6 气体水分含量其他气室 运行值ppm(V/V)50012 Sf6 气体年泄漏率 % 0.5户内 IP5X13 辅助回路和运动部分防护等级 一户外
18、 IP5XW17、共箱封闭母线国电梧州水电开发有限公司第 10 页 共 23 页10.5kV 高压柜（13G）至 1#主变段母排额定电流：4000A四、机组启动试运行前的检查1、流道检查（1）进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格， 拦污栅差压测压头与测量仪表已安装完工并检验合格。（2）进水口闸门门槽已清扫干净并检验合格。进水口闸门及其启闭装置均已安装完工、检验合格并处于关闭状态。（3）进水流道、导流板、转轮室、尾水管等过水通流 系统均已施工安装完工、清理干净并检验合格。所有安装 用的临时吊耳、吊环、支撑等均已拆除。混凝土浇注孔、灌浆孔、排气孔等已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计
19、均已安装。发电机盖板与框架已把合严密，所有进人孔（门）均已封盖严密。（4）进水流道排水阀、尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。（5）尾水闸门门槽及其周围已清理干净，尾水闸门及其启闭装置已安装完工并检验合格。在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好。尾水闸门处于关闭状态。（6）水电站上、下游水位测量系统已安装调试合格，水位信号远传正确。2、水轮机检查（1）2#水轮发电机组已安装完毕并检验合格。转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格， 且无遗留杂物。（2）导水机构已安装完工、检验合格，并处于关闭状态，接力器锁定投入。导叶最大开度和导叶立面、端面间隙及压紧行程已检验合格，并符合设计要求
20、。（3）主轴及其保护罩、水导轴承系统已安装完工、检验合格，轴线调整符合设计要求。（4）主轴工作密封与检修密封已安装完工、检验合格，密封自流排水管路畅通。检修密封经漏气试验合格，充水前检修密封的空气围带处于充气状态。（5）各过流部件之间（包括转轮室与外导环、外导环与外壳体、内锥体与内导环、内导环与内壳体等）的密封均已检验合格，无渗漏情况。所有分瓣部件的各分瓣法兰均已把合严密，符合规定要求。（6）伸缩节间隙均匀，密封有足够的紧量。（7）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，各连接件的国电梧州水电开发有限公司第 11 页 共 23 页定位销已按规定全部点焊牢固。（8）受油器已安装完
21、毕，经盘车检查，其轴摆度合格。（9）各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种信号器、变送器均已安装完工，管路、线路连接良好，并已清理干净。（10）水轮机其他部件也已安装完工、检验合格。3、调速系统的检查（1）调速系统及其设备已安装完工、并调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。（2）压力油罐安全阀按规程要求已调整合格，且动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热，主、备用泵切换及手动、自动工作正常。集油箱油位信号器动作正常。高压补气装置手动、自动动作正确。漏油装置手动、自动调试合格。（3）手动操作将油压装置的压力油
22、通向调速系统管路， 检查各油压管路、阀门、接头及部件等均应无渗油现象。（4）调速器的电气/机械/液压转换器工作正常。（5）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动作的灵活可靠性和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器等三者的一致性。录制导叶开度与接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。（6）重锤关机等过速保护装置和分段关闭装置等均已调试合格， 分别用调速器紧急关闭和重锤关机办法初步检查导叶全开到全关所需时间。（7）锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。（8）由调速器操作检查调速器柜和受油器上的桨叶转角指示器的开度和实际开
23、度的一致性。模拟各种水头下导叶和桨叶协联关系曲线。（9）对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机和事故停机各部件动作准确性和可靠性。（10）机组测速装置已安装完工并调试合格，动作触点已按要求初步整定。4、发电机检查（1）发电机整体已全部安装完工并检验合格。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。国电梧州水电开发有限公司第 12 页 共 23 页（2）正反向推力轴承及各导轴承已安装调试完工，检验合格。（3）各过流部件之间包括定子机座与管形座内壳体、定子机座与冷却套等）和各分瓣部件的法兰面的密封均已检验合格，符合规定要求。（4）空气冷却器已检验合格，水路畅通无阻，阀门
24、无渗漏现象。冷却风机、除湿器、电加热器已调试，运行及控制符合设计要求。（5）发电机内灭火管路、火灾探测器、灭火喷嘴已检验合格。管路及喷嘴手动动作准确，通压缩空气试验畅通无阻。（6）发电机制动闸与制动环之间的间隙合格风闸吸尘装置动作准确。机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动 作正常， 充水前风闸处于制动状态。（7）发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。（8）发电机灯泡体内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已检验合格， 处于正常工作状态。灯泡体内外所有母线、电缆、辅助线、端子板、端子箱均已检查正确无误。（9）发电机水平支撑和垂直支撑已检验合格。（10）测量发电机工作状态的
25、各种表计、振动摆度传感器、轴电流监测装置、气隙监测装置、局部放电监测仪等均已安装完工，调试整定合格。（11）爬梯、常规及事故照明系统已安装完工，检验合格。灯泡体内已清扫干净，设备的补漆工作已完成并检查合格。5、励磁系统检查（1）励磁盘柜已安装完工并检验合格，系统回路已做耐压试验并合格。（2）励磁电源变压器已安装完工并检验合格，高、低压端连接线已检查，电缆已检验并合格，耐压试验已通过。（3）励磁调节器及功率柜经开环调试，有关的整定工作已初步完成。（4）励磁功率柜通风系统已安装完毕，运转正常。5、油、水、气系统检查（1）全厂透平油、绝缘油系统已投入运行，能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经
26、化验合格。（2）轴承高位油箱、轮毂高位油箱、轴承回油箱、漏油箱上各液位信号器已调整，油位符合设计规定，触点整定值符合设计要求。各油泵电动机已做带电动作试验，油泵运转正常，主、备用切换及手动、自动控制工作正常。电加热器检验合格。国电梧州水电开发有限公司第 13 页 共 23 页（3）正反向推力轴承及各导轴承润滑油温度、压力、油量检测装置已调试合格， 整定值符合设计要求。（4）导轴承的高压油顶起装置已调试合格，压力继电器工作正常，各单向阀及管路阀门均无渗油现象。高压油顶起系统手动、自动控制正常。（5）全厂高、低压空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全
27、阀及减压阀工作正常。整定值符合设计要求。（6）所有高、低压空气管路已分别分段通入压缩空气进行漏气检查合格。（7）机组冷却、主轴密封等技术供水系统管路、过滤器、阀门、表计、接头等均已安装完工、检验合格。（8）主轴密封水的水质已检查并满足设计要求，水压、水量已调整至设计允许的范围内。（9）对于采用二次冷却的机组，各循环水泵、压力及流量检测元件已安装调试合格，油冷却器支路和空气冷却器支路各自水量、水压满足设计要求。液位计调试合格，水位正常。各水泵运转正常并处于设定工作状态。（10）各管路、附属设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。以上各项确认全部已达到具备充水条件，即可进行机组
28、充水试验。五、机组充水试验1、充水条件（1）确认坝前水位已蓄至最低发电水位。（2）确认进水口闸门、 尾水闸门处于关闭状态。确认各进人门已关闭牢靠， 各检修排水阀门已处于关闭状态。确认调速器、 导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。确认空气围带、制 动器处于投入状态。（3）确认水电站厂房检修、 渗漏排水系统运行正常。2、流道充水（1）流道检查完毕，各进人孔已封堵，各检修排水阀已关闭。（2）开启导叶至 5开度。（3）发电机制动闸处于手动加闸位置。（4）检修密封充气。（5）提尾水闸门充水阀向流道充水至与尾水位相平，检查转轮室、伸缩节、主轴国电梧州水电开发有限公司第 14 页 共 23 页密封处、定
29、子上、下游法兰及流道盖板、测压系统等处，应无漏水，记录测压系统的读数。（6）将导叶关至全关。（7）作静水中尾水门的启闭试验，然后将尾水闸门保持在全关位置。（8）提进水闸门充水阀向进水流道充水，检查流道、灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构各密封面应无渗漏现象，充水至平压，提起进水口闸门。充水过程监视进水道压力表的读数并检查测压系统传感器应显示正确。（9）提起尾水闸门并保持在全开位置。六、水轮发电机组空载试运行1、首次手动开机前的准备（1）确认充水试验中出现的问题已处理合格。（2）主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，通讯指挥系统可随时使用，各部位运行人员已进入岗位。各测量仪器、
30、仪表已调整就位。（3）上、下游水位已记录。各部位原始温度已记录。（4）投入主轴密封供水，水压正常，投入油冷却器供水，水压正常。 （5）水轮机检修密封排气。（6）润滑油系统投入运行状态，调速器处于准备开机状态，漏油装置处于自动位置。（7）测速系统各设备投入。（8）计算机监控系统投入，温度测量显示正确。（9）发电机出口断路器断开并在试验位置，转子集电环碳刷拔出。（10）拆除电气所有试验用的短接线及接地线。（11）外接标准频率表监视发电机转速。（12）启动高压油顶起装置，确认机组大轴能正常顶起。（13）检查机组机械制动情况，然后手动复归制动闸。2、首次手动开机（1）启动高压顶起装置。（2）将调速器控
31、制方式转换开关置“手动”，操作导叶控制开关开启导叶至机组开始转动（仅转数周），然后立刻关闭导叶，由各部位观察人员检查和确认无异常情况。如果一切正常，一步一步打开活动导叶使机组启动，待机组转速升至 50n e时作国电梧州水电开发有限公司第 15 页 共 23 页暂时停升速，观察无异常后升至额定转速，让机组在额定转速下运转几分钟，记录机组在此水头（上、下游水位）下的启动开度和空载开度。（3）手动切除高压油顶起装置。（4）由专人负责监视轴承温度、摆度、振动、转速和水压等,轴承温度记录。（5）观察机组各部位有无异常现象。如发现金属碰撞声、瓦温突然升高、机组摆度、振动过大等不正常现象应立即停机。（6）测
32、量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应满足厂家设计规定值。（7）测量、记录机组各部位振动。（8）测量发电机残压、相序，相序应正确。（9）打磨发电机转子集电环表面，将转子集电环炭刷插回原位。3、调速系统的调整试验（1）运行至瓦温基本稳定后进行调速器试验。检查调速器测频信号、其波形应正确，幅值符合要求。电液伺服阀活塞的振动应正常。频率给定的调整范围应符合设计要求。进行手动的自动切换试验时，接力器应无明显摆动。（2）空载扰动试验应选择适当的调节参数，使之满足以下要求：扰动量一般为 8；转速最大超调量，不应超过转速扰动量的 30；超调次数不超过两次；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
33、符合设计规定。（3）记录油压装置油泵向压力油罐送油的时间及工作周期。在调整器自动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。4、手动停机及停机后的检查 （1）投入高压油顶起装置。（2）手动操作停机，当机组转速降至 30n e时手动投入机械制动。（3）停机过程中检查各部位轴承温度变化情况、各部位油槽油面的变化情况，检查测速装置的动作情况。录制停机转速和时间关系曲线。（4）停机后前面检查发电机转动部分（转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆、螺丝、销钉、锁片是否松动或脱落。检查发电机上挡风板是否有松动或脱落。检查风闸的磨擦情况及动作的情况，检查各密封面是否漏水。国电梧州水电开发有限公司第
34、 16 页 共 23 页5、过速试验（1）将测速装置各级过速保护触点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况。（2）投入导叶与浆叶的自动协联装置。（3）以手动方式开机使机组达到额定转速。待机组运转正常后，继续手动开启导叶，使机组转速上升至机械过速设计值，手动关闭导叶停机，校验其动作值，在转速上升过程中校验各级转速保护动作值。（4）过速试验过程中监视并由我部专项人员记录各部位摆度和振动值，记录各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。（5）过速试验停机后应进行如下检查： 全面检查发电机转动部分，如转子磁极、阻尼环及磁极引线等。 各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱
35、落。 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。 检查发电机挡风板、挡风圈等是否有松动或断裂。 检查风闸的磨擦情况及动作的灵活性。6、机组自动开、停机试验（1）机旁屏自动开机、停机 自动开机前应确认：调速器处于“自动”位置。功率给定置于“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。确认高压油顶起装置在自动状态，确认润滑油系统等机组各辅助设备均处于自动状态。确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。 机旁屏将控制方式置“现地”。 触摸屏操作选择水轮机运行分步开机。 检查记录开机步骤：检查自动开机程序及各自动化元件动作是否正确。检查高压油顶起装置的动作和油压等工作情况。检查调
36、速器动作情况。记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。国电梧州水电开发有限公司第 17 页 共 23 页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。 触摸屏选择分步停机，检查记录停机步骤：检查自动停机程序及各自动化元件动作是否正确。记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间。记录自制动闸加闸至机组全停的时间。检查测速装置的转速触点及调速器动作是否正确。当机组转速降至设计规定转速时，高压油顶起装置应能自动投入。当机组停机的应能自动停止高压油顶起装置，制动闸保持投入状态。 自动开机，模拟各种水机事故，检查事故停机回路及流程的正确性和可靠性。检查各部位紧
37、急停机按钮动作的可靠性。(2)中控室自动开机、停机 自动开机前应确认：调速器处于“自动”位置。功率给于“空载”位置，频率给于额定频率，调速器参数在空载最佳位置； 确认高压油顶起装置在自动状态，确认润滑油系统等机组各辅助设备均处于自动状态；确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。 机旁屏将控制方式置“远控”。 中控室操作开机。检查记录开机步骤及自动开机程序及各自动化元件动作情况。 中控室操作停机，检查或记录停机步骤及自动停机程序及各自动化元件动作情况。7、发电机升流试验（1）在发电机出口断路器机端作三相短路。（2）利用外接电源线通过高压柜向 2#机励磁变送电作为励磁电源。（3）退
38、出发电机差动保护，退出励磁系统的强励环节，投入机组水机保护装置。（4）机旁屏自动开机，至水轮机空载运行，机组各部位温度应稳定，运转应正常。（5）手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，按 25、50、75、100分段升流，检查发电机各电流回路的准确性和对称性。绘制继电保护和测量表计向量图。国电梧州水电开发有限公司第 18 页 共 23 页（6）录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况；跳灭磁开关，检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时的灭磁过程示波图。（7）升流结束，模拟水机事故停机，并拆除短路点的短路线。（8）测量发电机定子绝缘电阻，如不合格，则
39、应进行短路干燥。（9）发电机短路干燥：干燥前应用 2500V 兆欧表测定定子绕组对地，转子绕组对地绝缘电阻和吸收比。当定子绕组每相绝缘电阻值不小于 11.5M（换算至 100），吸收比不小于1.6（40以下）时，可不进行短路干燥。发电机三相短路干燥过程中，用调节定子电流的方法控制线圈温度，干燥时定子电流控制在额定值的 25%-50%为宜，其最高温度不应超过 80（+5-10），温升速率一般为 5K/h8K/h。停止干燥降温时以每小时 10的速率进行，当温度降至 40时可以停机。（10）按水轮发电机组安装技术规范(GB8564-2003)规定，在必要时应进行检查性的直流耐压试验。8、发电机升压试
40、验（1）升压试验应具备的条件：发电机保护系统投入，励磁及调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入。2发电机出口开关在分闸位置。 （2）利用船闸线向励磁变送电作为励磁电源，直流起励。（3）手动零起升压至 25%、50%、75%、100%，分别检查互感器测量值、相序、发电机及其引出线、断路器、机组各部振动及摆度，和其它电气设备的带电情况应正常，电压主回路二次侧相序、相位和电压值应正确，保护装置工作正常。（4）在发电机额定转速下的升压过程中，检查低电压继电器和过电压继电器工作情况。在额定电压下测量发电机轴电压，检查轴电流保护装置情况。（5）在 50、100额定电压下跳灭磁开关其灭磁情况应正常，
41、测量灭磁时间常数。（6）录制发电机空载特性曲线，当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子国电梧州水电开发有限公司第 19 页 共 23 页最高电压。9、发电机单相接地试验（1）在发电机出口处设置单相接地线。（2）开机后，递升单相接地电流至保护动作。测量发电机 PT 开口三角线圈的电压，检查保护回路动作是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。10、励磁装置调整试验（1）可控硅励磁调节器的起励工作应正常可靠， 检查励磁调节系统的电压调整范围应符合设计要求。（2）在发电机空载情况下，检查励磁调节器的投入、上下限调节、手动和自动互相切换，带励磁调节器开、停机等情况的稳定性和超调量。（3）在等值负
42、载情况下，观察和测量励磁调节器各部特性。在额定励磁电流情况下，检查功率整流桥的均压和均流系数。（4）低励磁、过励磁、断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，动作应正确。七、机组并列1、并列试验（1）发电机同期点为发电机出口断路器，检查同期回路的正确性。（2）将发电机出口断路器置试验位置，分别以手动与自动准同期方式进行机组的模拟并列试验，检查同期装置的工作情况。（3）将发电机出口断路器置工作位置，进行机组的手动与自动准同期正式并列试验。（4）按设计规定，对 2#机开关同期点的模拟并列与正式并列试验。2、机组带负荷试验（1）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
43、部运行情况，无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。（2）机组带负荷试验，有功负荷逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示。观察和测量机组在种负荷工况下的振动范围及其量值，测量尾水管压力脉动值。 （3）进行机组带负荷下调速系统试验。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。国电梧州水电开发有限公司第 20 页 共 23 页（4）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%。（5）调整机组有功负荷与无功负荷时，应先分别在现地调速器与励磁装置上进行，再控制调节。3、机组甩负荷试验（1）机组甩负荷试验分加在 25%、50%
44、、75%和 100%额定负荷下各进行两次甩负荷试验，一次在调速器控制下甩负荷至空载导叶开度，另一次甩负荷时利用紧急停机阀试验紧急停机功能。并按甩负荷记录表对机组甩前、甩时、甩后的机组转速、导叶开度、浆叶开度等项目进行记录。（2）在额定功率因数下，机组突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。（3）机组甩负荷时，检查水轮机调速系统的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、机组转速上升率等，均应符合设计规定。4、事故低油压停机试验在额定负荷下进行低油压事故停机试验。八、72 小时带负荷连续试运行1将 2#发电机、1#主变等保护按设计整定并投入运行。2带额定负荷进行 72 小时连续试运行。3
45、运行中应严格遵守试运行规程和执行交接班制度，按正规生产严格要求，加强对表计的监视和对各运行设备的巡视检查，按运行日志的要求定时认真地进行记录。472h 连续试运行后，应停机进行机电设备的全面检查。九、交接验收机组通过 72h 试运行并经停机处理所有缺陷后，由发电部进行验收，并办理机组设备的移交手续。同时机组开始投入商业运行。十、机组启动试运行安全措施1、一般控制措施（1）调试人员应具有相应的作业资格证，运行人员应经过培训上岗；（2）调试及试运行期间应严格遵守本岗位安全操作规程；（3）试运行过程中应严格执行工作票制度；（4）整个试运行工作应严格服从试运行指挥长的指令；国电梧州水电开发有限公司第
46、21 页 共 23 页（5）调试及运行区域内照明、通讯、消防等设施应齐备；（6）试验设备应定期进行检验；（7）试验电源应有明显的断口；（8）所有试验设备和被试设备的外壳均应可靠接地。2、运行准备（1）设备调试区域内所有堆放物杂物等均应清理干净；（2）试验电源的引接应符合相关的安全规范要求；（3）调试及试运行区域内所有孔洞均应设置栏杆、盖板等防护设施；（4）调试及试运行部位应有足够的照明；（5）带电作业应配备足够的防护用具；（6）加强施工人员的安全教育和岗前培训；（7）在设备试验转运过程中应注意设备和人员安全。3、设备单体检查、调试与试验（1）设备内部结线或元器件检查时，应采取措施防止损害内部元
47、件，拔插设备内集成电路板时应佩戴专用防静电手套；（2）单体设备通电调试应采取隔离措施防止强电侵入其它电气设备，且应通报相关作业人员；（3）对带电设备或高压试验现场应设置安全防护围栏，且应悬挂警示牌；必要时设专人看守；（4）高压试验时应将被试品邻近的设备或元件进行可靠接地；（5）在升压过程中应密切监视被试设备，发现异常应立即停止试验；（6）高压试验完毕在拆除试验接线前应进行充分的放电；（7）对照明不足或照明尚未形成的部位，调试前应采取措施加强施工部位照明，且临时照明应安全可靠；（8）调试时需要到危险部位或需攀爬大型设备时应采取防坠落措施；（9）调试应采用经检验合格的试验设备，且调试现场应配备足够
48、的消防器材；（10）在有噪声污染的试验场合应给工作人员配备隔音耳塞。 4、机电设备间线路检查与测试（1）线路检查与测试时应使用安全的照明装置；（2）线路检查与测试所使用设备应为低电压、小电流设备，且外部接线应尽量与国电梧州水电开发有限公司第 22 页 共 23 页内部接线隔离；（3）查线前应对设备进行检查，确定设备及线路不带电后方可进行；（4）在危险部位作业时应采取系安全带等防高空坠落措施。5、各系统调试与分部试运行（1）控制柜和现地设备之间应有良好的通讯设施，操作人员和现地监视人员之间应能进行准确的联络和沟通；（2）电气柜操作人员应在接到监视人员到位的明确信息后才能进行相应的操作，且应有专人
49、监护；（3）对旋转设备调试时，应先进行人工盘车检查确保设备能正常运转无卡阻现象，操作人员在操作时应先点动试验，以确定设备的转动方向是否正确；（4）监视人员均应集中注意力，并与转动部位保持一定的距离。6、机电设备联合调试及试运行（1）操作或试验人员应严格执行安全操作规程和工作票制度；（2）试运行期间对重点部位应派专人看守，并实行进出人员及物品登记制度；（3）机组充水过程中应派专人严密监视机组相关部位漏水情况，并检查相应的抽排水设施工作应正常；（4）进入机组内部的人员禁止携带一切无关物品特别是金属物品；离开机组内时其进出人员和所携带的工器具等物品应相符；（5）现场监视人员应注意力集中，且应与转动部位保持一定的安全距离；（6）进入机组内部的监视人员，应和外部操作、指挥人员保持良好的通讯联系；（7）指挥人员给各部监测人员的信号应清晰、明确，并确保各部监测人员能同时收到相应指挥信号； （8）机组起动及试运转过程中应严密监视机组瓦温及振动情况，出现异常情况应
