机组启动试运行试验大纲(电气修改)

罗松场河一级水电站1#发电机组启动试运行试验大纲
1. 总纲
1.1 本大纲根据设计与厂家的技术文件、部颁相关规程，结合机组安装具体情况, 严格按照《水轮发电机组启动试运行规程》编制。

适用于罗松场河一级水电站1#机组（以下简称1#机）及其附属设备的启动试运行试验。

1.2 1#机启动试运行应在启动委员会领导下，由项目部组织专门机构负责进行。

1.3 1#机启动试运行应在引水系统的水工建筑及金属结构经检查，设计、施工、安装、检测等原始资料及竣工图纸经审查批准后进行。

1.4 1#机启动试运行应在二台球阀、1#机及附属设备、主变及高压配电装置、二次控制、保护设备经安装、调试竣工，质量经鉴定验收，安装和试验记录经审查批准后进行。

1.5 35KV设备经安装验收合格，通讯畅通。

相应二次测量、控制、保护设备调试合格，整定值按电网要求整定，质量经鉴定验收，安装、试验经审查批准后进行。

1.6 试运行中的试验项目须详细记录，作出结论。

通过试运行，启动委员会应编制1#机及相关设备的验收合格证书，作为机组并网投产的依据。

1.7 试运行期间，大坝水位应保持蓄水状态，试运行前关闭冲砂孔闸门蓄水。

1.8 试运行组织机构、工作人员名单经启动委员会批准后上岗。

2. 水轮发电机组启动试运行前的检查
2.1 充水前应作下列检查，并作好相应记录。

2.1.1.引水系统的检查
2.1.1.1.进水口拦污栅应安装调试完工并清理干净检验合格。

2.1.1.2.进水口及闸门门槽已已清扫干净检验合格。

全部闸门及启闭装置已安装完工,在无水情况下手动、自动操作均已调试合格,启闭情况良好,启闭时间应符合设计要求。

检修及工作闸门处于关闭状态。

2.1.1.
3.压力管道、蜗壳及尾水管等过水通流均已检验合格清理干净。

测压头已安装好,测压管阀门、测量表计均已安装。

伸缩节间隙应均匀,盘根有足够的紧量。

所有进人孔的盖板均已严密封闭。

2.1.1.4.球阀及旁通阀已安装完工调试合格,启闭情况良好,处于关闭状态。

油压装置及操作系统已安装完工检验合格,油泵运转正常。

2.1.1.5.支管上下弯管至球阀段、转轮室及尾水管已清扫干净。

2.1.1.6.上下喷针启闭情况良好并处于关闭位置。

2.1.1.7.电站前池、技术水池水位测量系统安装调试合格,水位信号远传正确。

2.1.2.水轮机检查
2.1.2.1.水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格,喷嘴上下弯管与转轮室已检查无遗留物。

2.1.2.2.水导轴承润滑冷却系统已检查合格,油位、温度传感器及冷却水水位已调试,各整定值符合设计要求。

2.1.2.
3.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。

喷针最大开度和关闭后的严密及压紧行程已检验符合设计要求。

折向器信号及其他喷针保护装置检查试验合格。

2.1.2.4.各测压表、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完工,管路线路连接良好,通流通畅、管路中杂物已清除干净。

2.1.2.5.尾水射流补气装置已安装完工并处于关闭状态。

2.1.2.6.水轮机操作系统应具备如下条件:
①.操作系统设备已安装完工、检验合格。

操作系统油压和油位正常,透平油化验合格。

电气操作柜各表计指示与实际相符,各传感器及阀门均已整定符合要求。

②.进行现地和远主操作试验,操作回路正确,喷针阀动作灵活可靠。

2.1.
3.发电机检查
2.1.
3.1.
2.1.4.调整系统的检查
2.1.5励磁系统的检查
2.1.6.油、水、气系统的检查
2.1.7电气一次设备的检查
2.1.8.电气二次回路的检查
2.2 充水前应满足充水条件
2.2.1 前池、压力钢管、蜗壳、尾水管等进水通道全部工作结束，进人孔（门）已封堵，尾水渠清淤完毕。

2.2.2 进水口、压力前池闸门及启闭设备经安装、调试，现场及远方启闭操作试验符合要求，均处于正常关闭位置。

2.2.3 1、2#机球阀、旁通阀及油压装置安装调试结束，经验收合格，处于全关位置，保持正常油压，投入锁锭。

2.2.4 1、2 #机钢管、喷针放空阀安装完毕，处于关闭位置。

2.2.5 压力钢管及球阀测压表计安装完毕，测计准确。

2.2.6 压力钢管排气孔及尾水补气管应畅通无阻塞。

2.2.7 由于条件所限，先断开41B和42B厂用变低压侧断路器，并断开联络断路器，悬挂41B断路器、42B断路器、联络断路器禁止合闸标志牌，由原临时施工电源继续供电至厂用电屏，并增加一路临时备用电源至厂用屏的接线，在试运行期间应严格限制其它非厂用负荷，保证临时电源的可靠性，保证厂用电的电源。

2.2.8 1#机处于正常停机状态。

2.3.大坝水位在蓄水状态，开启进水口闸门充水。

2.3.1 确认前池快速闸门处于全关位置，打开大坝取水口闸门0.15~0.2米，缓慢向沉砂池充水。

2.3.2 充水过程中进水口设专人监视，并巡回检查隧洞等水工建筑承压情况及渗漏情况。

2.3.3 引水渠道、前池平压后，在静水中进行工作门的启闭操作试验，记录开启和关闭时间，试验完，闸门提至全开。

3. 压力钢管充水试验
3.1 压力钢管充水分十（一级为10m,二级为110m,三级为200m,四级为270m,五级为340m，六级为400m，七级为500m，八级为660m，九级为充水平压）级进行，每级稳压观察不少于30min。

3.2 开启前池进水闸门50~80mm，缓慢向钢管充水，充至第1级10m，关闭进水闸，稳定后再开进水闸门进入第2级，记录每级充水时间。

3.3 各级监视钢管伸缩节、1、2号机球阀密封、旁通阀的承压渗漏情况，监视厂内测量表计指示应正常。

3.4 钢管充水平压后，静水中进行现地及远方对进水闸门的启闭操作试验，记录开启和关闭的时间，动作正常后，进水闸门提至全开。

3.5 埋管充水过程中，对每个级段充水均测记压力及渗漏情况，检查焊缝及紧固伸缩节压紧螺栓。

3.6 充水中应巡回检查、各伸缩节、支、镇墩、厂内、后边坡均正常无渗漏。

第一次充水后,引水明渠、压力前池及压力钢管均应放空检查清理,然后方可进行第二次充水。

4. 机组充水试验
4.1 机组充水是1#机启动试运行正式开始，必须检查确认具备下列条件：
4.1.1 确认1# ，2#机球阀、旁通阀全关无渗漏，锁锭投入；操作油压正常，油质化验合格；电源正常投入，表计、信号指示正确。

4.1.2喷针开关操作正常，处全关位置，进人门（孔）关闭。

4.1.3 确认尾水渠清淤完毕。

4.1.4 确认水轮机导水机构全关，接力器锁锭投入。

导油槽油位正常，油质合格。

冷却器经充水试验无渗漏，前盖、主轴密封自流排水畅通。

4.1.5 水机各测压管道畅通，测量表计指示正确，安全可靠。

4.1.6 确认调速系统手、自动开停机，事故停机操作正确、可靠，调速器、接力器、导水机构三者联动动作灵活平稳，满足机组启动运行要求，处正常停机状态。

4.1.7 调速器油压装置油泵手、自动运行正常，压力、油位正常，油质合格。

表计、阀门按要求整定，漏油装置使用正常。

油系统管路、阀门各处无渗漏，交直流电源正常投入。

4.1.8 发电机机坑内部清洁，无任何遗留工具和杂物。

油槽油位正常，油质合格。

制动闸投入，机组正常停机待令。

4.1.9 高低压气机投入正常使用，1#机气系统充气压力正常，无渗漏，与2#机连通气管已关闭。

4.1.10 技术供水池已充水，供水泵投入正常，机组冷却水系统经试验满足机组运行要求，闸阀、管路无渗漏。

4.1.11 厂内外排水管路畅通，排水能力满足要求。

4.1.12 确认1#机电气一次设备，升压站经安装、试验完工，满足机组运行要求。

4.1.13 确认升压站电气设备、1#机及公用部分电气二次设备、水机保护、自动操作及信号回路均联动模拟试验动作正确可靠。

4.1.14 试运行正常后，可经主变倒送电，通过35KV母线带42B供厂用电，在400伏侧，由运行人员手动切换。

应确保安全可靠。

4.1.15 设计的消防水系统取发电尾水水源所供技术供水池，应具备水源可靠，所有消防管路、器具均已具备安全使用条件，对现有灭火器进行检查，确保厂内消防设施完善。

4.1.16 完善厂内工作照明，通讯设施投入正常使用，试运行指挥、联络信号完善。

4.1.17 厂内场地已清理，交通道路畅通，清洁卫生满足运行要求。

4.1.18 试运行组织机构健全，人员分工明确，全额到岗。

4.2 蜗壳充水
4.2.1 打开球阀的旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳进水至平压的时间，监视蜗壳压力的上升。

4.2.2 检查球阀、旁通阀组合面及伸缩节的渗漏情况。

4.2.3 观察主轴密封、前盖自流排水有无变化。

4.2.4 蜗壳充水到平压后，静水现地操作开关球阀试验，检查活门动作灵活与平稳，记录开关时间。

再作机旁自动操作启闭试验，确认试验满足要求，球阀置全开位置，投入锁锭，旁通阀关闭。

5. 机组空载运行试验
5.1 确认机组充水试验中出现的问题已经处理完结，充水处于正常状态，作好了机组启动的准备。

5.1.1 主机周围及各层场地清理干净，吊物孔封堵，通道畅通。

通讯指挥信号投入使用，运行试验人员已进入岗位。

5.1.2 外接测量仪器仪表已接线正确，调整就位，确认指示正确。

5.1.3 各部轴承冷却水投入，水压正常，润滑油位正常。

调速器油泵投入自动，压力正常。

5.1.4 发电机出口断路器手车处于试验断开位置，断路器外侧三相短路接地。

5.1.5 发电机电气保护退出，球阀、水机控制保护信号回路、测温系统投入。

5.1.6前池水位、球阀水压值、各部轴承温度值均记录无误。

5.1.8 发电机空气间隙无遗留杂物，转子滑环碳刷已拔出，并绑扎牢固。

5.1.9手动加入轴承润滑油使瓦面形成油膜，制动闸全部落下。

5.2 首次手动启动试验
5.2.1 手动拔出导叶接力器锁锭。

5.2.2 确认各部位正常后,手动开启导叶,机组启动，缓慢升速至50%，停留约1分钟，如无异常，则升速至额定值，记录机组启动和空载开度。

5.2.3 维持机组额定转速下稳定运行，监测和记录下列数据。

a. 测记水导、发导、滑环摆度，轴承、定子的轴向、径向振动。

b. 监视发导、水导、轴承瓦温、每5分钟记录一次温度。

监视各油槽油位应正常，无甩油、渗油。

c. 检查记录球阀、喷针、水机密封渗漏情况。

d. 测记发电机残压、相序。

e.测量轴承，定子机座的振动值。

如果振动值超标,应考虑做转子动平衡试验。

f. 用外测频仪精确测定机组转速，校验调速器频率显示及转速信号装置。

5.2.4 机组空转条件下，调速系统的初步检查。

a. 检查电磁阀、主接力器活塞的振动应正常，频率给定调整范围应符合要求。

b. 进行手动和自动切换时，接力器应无明显摆动。

自动调节时，机组转速
相对摆动值不应超过额定转速的±0.15%。

c. 记录油压装置手动和自动状态油泵打油时间及工作周期。

d.进行调速器空载扰动试验（并要明确应符合的要求）,手动停机及停机后的检查。

5.2.5. 机组空转运行状态下，各项试验与检查结束，轴瓦温度稳定，机组运行正常的条件下，进行机组过速度试验。

a. 将转速信号装置115%和140%的接点从水机保护回路解除。

b. 机组手动升速至115%额定值，调校接点接通后，继续升速至140%额定值，在设计保护整定值下调整接点接通，迅速手动降速至额定值。

c. 试验中监视记录各部摆度、振动、温升、转速的最高值，密切监视机组各部、调速器、油压装置应无异常。

5.2.6 机组手动停机试验
a. 以手动方式均匀关闭导叶，记录导叶关至0位到转速降至35%额定值的时间，校准转速继电器35%接点，手动投入制动。

b. 记录制动开始到机组完全停稳的时间，解除制动，检查风闸落下情况，投入接力器锁锭。

5.2.7 停机后的检查和处理
a. 全面检查机组转动部分螺丝、销钉、锁片、键、磁极引线等有无松动异常，焊缝有无开裂、脱落异状。

b. 检查发电机前、后挡风板、挡风环、转子风扇有无松动、螺钉脱落异状。

c. 检查制动闸板磨损情况及动作的灵活性。

d. 检查各油槽油位及浮子继电器接点是否正常。

6. 自动开机及发电机短路升流试验
6.1 试验前应具备的条件
6.1.1 在1#发电机出口断路器内侧装设三相短路线，跳开发电机出口断路器，并使手车处于试验断开位置；2#发电机出口断路器手车处于试验断开位置；。

6.1.2 调速器手、自动切换置“自动”位，功给置“空载”位，频给置“额定”位，调速器的参数选定空转最佳位置。

6.1.3 转速信号装置115%、140%接点联线已恢复。

调速器主令开关“空载”接点已根据手动运行的开度校准，根据手动停机，机组制动投入到机组停稳的时间，整定时间继电器。

6.1.4由外接直流电源提供主励磁电源。

6.1.6 确认发电机电流二次回路接线正确，接点接触良好，CT备用二次线圈短接良好。

6.1.7 装入转子集电环的碳刷，并检查每个碳刷的接触面不得少于75%。

6.1.8发电机保护退出，水机各保护投入，励磁控制及信号回路、FMK合闸电源投入。

6.1.9 测量并记录定子线圈及铁芯的原始温度。

6.2 自动拔出接力器锁锭，上位机操作自动开机。

6.2.1 记录中控室发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。

6.2.2 监视自动化元件及电液调速器的动作情况。

6.2.3 监视冷却水、轴瓦温升、机组油槽油位等运行工况。

6.2.4 机组空转运行，待轴瓦温度稳定后，进行发电机短路升流。

6.3 发电机短路升流试验
6.3.1 发电机短路升流
a. 手动合灭磁开关。

手动升流至25%I H，检查发电机各电流回路的准确性和对称性。

b. 继续升流至50%I H，绘制发电机继电器保护及测量表计电流向量图，检查各测量表计指示的一致性，测差动继电器差电势、差电流。

c. 升流至100% I H，测量发电机轴电压，检查碳刷、集电环的接触工作情况。

e. 发电机I H下跳灭磁开关，检查灭磁情况，求取灭磁时间常数。

6.3.2 发电机短路干燥
a. 干燥前测量定子及转子绕组对地绝缘电阻和吸收比，若不满足（GB8564-88）规范要求，须进行干燥。

b. 短路干燥用控制定子电流的办法控制温升的速率5~8℃/h，最高不超过75℃，定子电流不大于50%I H。

c. 干燥过程每8小时测量一次绝缘电阻和吸收比，绝缘电阻稳定8小时可停止干燥，以速率8~10℃/h降温，降温到40℃时停机。

6.3.3 短路干燥期间进行调速器空载扰动试验，扰动量±8%周波，测定转速最大超调量、超调次数、转速摆动次数、调节时间等。

接力器活塞摆动周期，选取调速器调整最佳参数。

6.3.4 短路干燥完毕，中控室操作自动停机联动关闭球阀试验。

人员明确分工，监视各部自动化元件动作及停机全过程。

7. 发电机升压和发电机带主变及高压配电装置升压试验
7.1 试验前应准备的条件
7.1.1 短路试验停机后，对机组及附属设备、高压配电装置一次设备、二次控制保护设备全面检查，发现的问题处理正常。

7.1.2 拆除短路试验所装设三相短路线，110KV及35KV断路器、隔离刀闸、
接地刀闸投切位置符合该项试验措施要求。

7.1.4 发电机、主变、母线、线路保护、控制、信号回路均投入，励磁调节器二次控制、信号回路投入，6KV、35KV、110KV电压互感器二次回路投入，检查二次保险完好，接触可靠。

7.2 自动开机，机组运行正常后，测量各互感器二次残压，检查对称性正常，进行发电机升压试验。

升压分30%U H、60%U H、100%U H三档进行。

7.2.1投入励磁主电源，机旁手动合FMK，手动起励，发电机升压至30%U H，检查以下各项：
a. 发电机一次母线、断路器、励磁变、电压互感器等一次设备带电运行正常。

b. 机组运行摆度、振动、温升应正常，滑环碳刷接触良好。

c. 测量电压互感器二次侧相序、相位、电压值及测量继电器电压端子电压值应正常，电压测量表计指示一致。

7.2.2 继续升压至60%U H，检查项目同8.2.1条。

7.2.3 在发电机额定转速下，升压至额定。

检查低电压继电器的工作情况，各测量表计的指示应一致，测量机组各部的摆度和振动，测量记录发电机轴电压。

7.2.4 将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线。

当发电机励磁电流升至空载额定值，测量定子最高电压。

8.2.5 分别于定子50%U H、100%U H下，跳开灭磁开关检查灭弧情况，录制示波图，求取灭磁时间常数。

7.2.6 发电机空载下励磁调节器的调整试验。

a. 励磁调节器起励，现地和远方操作均正常可靠。

b. 发电机空载下应在70%~110%U H范围内调节，平滑稳定。

手动单元调节下限不高于20%U H，上限不低于110%U H。

c. 测量励磁调节器开环放大倍数值。

d. 检查励磁调节器投入，上、下限调节、手自动切换、带调节器开停机等工况下的稳定性和超调量。

在阶段性干扰信号±8%时，发电机电压超调量不大于10%U H，振荡次数不超过2~3次，调节时间不大于5秒。

e. 带调节器发电机电压与频率特性测定，频率变化±1%，电压不大于±
0.25%U H。

f. 调节器应进行低励限制、空励限制、断线、过电压、均流等保护的调整试验。

模拟保护动作应正常。

7.2.7 发电机升压试验结束，降电压至最小值，跳开灭磁开关，退出励磁主电源，模拟机组过速事故停机。

7.3 发电机带主变及高压配电装置升压试验。

7.3.1 全面检查6KV发电机电压设备、主变、110KV、35KV高压配电装置带电部分相间及对地之安全距离符合规范要求。

7.3.2 确认110KV及35KV各断路器、隔离刀闸、接地刀闸投切位置符合试验措施要求；主变低压侧断路器手车在断开位置；主变高压侧开关在断开位置，主变中压侧开关在断开位置，检查6KV母线PT、35KV母线PT、110KV母线PT二次保险完好，接触可靠；检查6KV、35KV、110KV各侧CT二次电流端子连接牢固，短接良好。

7.3.3 机组不带励磁自动开机正常后，合发电机出口开关、主变低压侧开关。

投励磁主电源，合灭磁开关手动起励，升压分40%、75%、100%U H三档进行，在每一档下检查主变等一次设备的工作情况。

7.3.4 每一档下检查二次电压回路及表计指示、同期回路的电压值及相序相位。

额定电压下进行同期回路各同期点的手准模拟试验。

试验完毕，跳开主变低压侧断路器。

7.4.2 确认主变中性点接地刀闸投入，确认主变保护、控制、信号回路投入。

7.4.3 合主变低压侧断路器，对主变冲击3次，间隔10~15分钟，检查主变压器应无异状，主变差动保护及瓦斯保护应不动作。

7.4.5 试验结束，模拟主变保护动作事故停机。

8. 1#机与系统并列及带、甩负荷试验
8.1 1#机组空载并列试验。

8.1.1 检查同期回路，确认接线正确无误。

8.1.2 自动开机，运行工况正常，调速器、励磁调节器处于自动位置。

自动合FMK，自动起励，发电机带主变升压至额定。

8.1.3 选择主变高压侧开关为同期点，以手准方式并列。

进行模拟并列试验，确定手准同期工作的可靠性。

8.1.4 与电网联系，申请并网，正式进行并列，并列成功，让机组带轻负荷。

8.2 1#机带负荷运行试验
8.2.1 机组有功负荷按20%、40%、60%、80%、100%逐步增加。

避开振动区，每阶段停留1-2小时。

a. 观察检查各仪表指示及机组各部位运转情况，尤其注意定子温升及冷却水投入的情况。

b. 密切与大坝管理所联系，注意坝前水位、蜗壳压力变化，保证机组运行于设计水头。

c. 检查各种负荷下，尾水补气装置的工作情况。

d. 观察在加负荷时有无振动区，记录振动范围，测量轴承、定子等振动量
值，必要时进行人为补气试验。

8.2.2 机组带负荷下，励磁调节器试验。

a. 发电机有功功率分别为10%、50%、90%P H下，按要求调整无功功率从零至额定值，调节应平稳，无跳动。

b. 有功功率为10%、50%、90%P H下，检查自动励磁调节器各限制器及保护整定的正确性。

8.2.3 机组突变负荷试验
根据系统许可，使机组突变负荷，其变化量不大于15%P H，记录机组转速、蜗壳水压、尾水压力脉动、接力器行程和功率变化的数值，检验调速器负荷工况的最优调节参数。

8.3 1#机甩负荷试验
8.3.1 甩负荷试验前应具备的条件
a. 调速器参数选择在空载扰动试验所确定的最佳值。

b. 准备并调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速、接力器行程等监视仪表。

c. 确认所有继电保护及自动装置、控制、信号均已投入。

d. 自动励磁调节器的参数选择最佳值。

e. 试验指挥通讯系统完善，信号明确，并模拟试验，让所有工作人员清晰明白。

8.3.2 机组甩负荷试验在25%、50%、75%、100%P H下进行，录制甩负荷过度过程各参数变化曲线。

8.3.3 在每档突甩负荷情况下，监视励磁调节器的稳定性和超调量，最后一次甩100%额定满负荷时，电压超调量不能大于20%U H，震荡次数不超过3~5次，调节时间不大于5秒。

8.3.4 机组突甩负荷时，监视调速系统调节性能。

校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率、机组转速上升率均应符合设计要求。

8.3.5 突甩100%负荷，调速器的动态品质应达到下列要求：
a. 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. 从接力器第一次向关闭方向移动起至机组转速摆动值不超过±0.5%为止，所经历的时间不超过40s。

c. 转速或指令变化，接力器不动时间不大于400ms。

9. 额定负荷下，进行调速系统、机组下列试验：
9.1 调速器低油压关闭导叶试验。

a. 将油压装置接点压力表事故下降接点调至12Mpa，切除油泵主电源，用
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
排油降低油压至12Mpa，启动事故停机关闭导叶。

b. 监视事故下降接点接通、集油箱油位及蜗壳水压上升、尾水压力脉动等情况。

10. 以上项目试验结束，机组停机检查，进行72h带负荷连续试运行。

10.1 检查处理试运行中所发现的设备缺陷及存在的所有问题。

10.2 是否排空隧道、压力钢管、蜗壳内积水，检查水工建筑、压力钢管、机组过流部分和排水系统的情况，由启动委员会根据具体情况决定。

11. 停机检查处理工作结束，根据电厂正式运行值班制度，开机、并网，开始72小时带负荷连续试运行。

72小时试运行结束后,应进行机电设备的停机全面,消除并处理72小时试运行中所发现的所有问题,等全部处理完善后,方可开机进行交接验收。

云南明通建设监理罗松场河一级水电站项目监理部
二○○八年六月二十日（备注：2#机单机同理）
11。