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1、大孤山電站首臺機組啟動試運行方案張掖市機電安裝公司大孤山工程項目部2009年6月目 錄第一章：工程概況及組織機構 . . .31、 工程概況. . . .32、 組織機構. . . .33、 試運行崗位人員分工 . . .4第二章：水輪發電機組啟動試運行前檢查. .54、 引水系統的檢查. . . .55、 水輪機部分的檢查. . . 66、 調速系統及其設備的檢查. . .67、 發電機部分的檢查. . . 78、 油、水、氣系統的檢查. . .89、 電氣設備的檢查. . . .9 10、消防系統及設備檢查. .10第三章：水輪發電機組動試運行啟動及檢查流程. .1011、 水輪發電機組充2、水試驗11.1應具備條件. . . .1111.2 尾水管充水操作及檢查. .1111.3起動前準備. .1211.4首次手動起動試驗操作及檢查. .1311.5停機操作及停機后的檢查. .1411.6水輪發電機短路試驗. .1511.7水輪發電機空載下勵磁調節器的調整和試驗. .1611.8過速試驗操作及檢查. .1711.9自動起動和自動停機試驗. .1711.10水輪發電機升壓試驗. .1811.11水輪發電機組帶主變壓器及高壓配電裝置試驗、主變壓器沖擊合閘試驗.1911.12水輪發電機組并列及負荷試驗. .20張掖大孤山水電站1號水輪發電機組啟動試運行方案第一章 工程概況及組織機構 13、 工程概況張掖大孤山水電站于 年 月破土動工建設，在建設單位和各項目承包單位的共同努力下，經過 個月緊張有序的施工建設，目前土建工程已完成95，機電安裝工程完成95，一、二、三號水輪發電電機組設備安裝已全部完成，計劃于 年 月 日正式并網發電，現二、三號機也已具備發電條件。根據國家有關規定和建設、監理單位的要求，現將機組試運行工作制定如下方案：（后附地調，造價人才網省調并網方案）2、 組織機構試運行組織機構是試運行工作順利進行的根本保障，所以，根據大孤山電站1號水輪發電機組試運行工作的實際需要，成立試運行指揮部，并下設試驗組、運行組、檢修組等不同的職能組，各職能組在試運行指揮部的直接領導下工4、作，并對其負責。2.1、 主持、參加及配合單位2.1.1、 主持單位：張掖市機電安裝公司大孤山水電站工程項目部；2.1.2、 參加及配合單位：張掖大孤山水電有限責任公司；中水一局大孤山廠房項目部：張掖市金水水利水電有限責任公司大孤山水電站建設監理部；2.2、 試運行指揮部 總 指 揮：王軍林副總指揮：霍吉才、張建廣現場監理工程師： 土建： 機械：吳興勤 電氣：惠學雁成 員：楊興民、李建民、宋書文、薛小軍試驗班：沖軍年 、周軍、本組在進入現場后應將電工工具、常用儀表和相關測量、儀器準備齊全，以備急用。運行班： 電氣： 第一班：谷英慧、劉敬波 第二班：師寅生、朱映社 第三班：、沖軍年、劉澤機械： 5、第一班：李永基 、康永忠、劉琦第二班：楊雪林、楊學福、許秉海第三班：毛志斌、李建忠、羅輝檢修班： 電氣：谷英慧、靳文東、王培茂、吳喜鵬 機械：薛小軍、周興民、朱興高、薛建東、李軍注：每組的第一人為本組責任人，負責本組運行管理和指揮。3、 試運行崗位人員分工3.1、 渠首操作運行監護人：靳文東 操作人：羅凱 配合人：3.2、調速器操作運行監護人：康永忠 操作人員劉琦 配合人員：3.3、 發電機操作運行：監護人：谷英慧 操作人員：劉澤 配合人員：3.4、 主控室監控操作運行：監護人：谷英慧 操作人員：劉敬波 配合人員：3.5、 水系統操作運行監護人：康永忠 操作人員：劉琦 配合人員：3.6、 高壓6、開關柜室操作運行監護人：谷英慧 操作人員：劉敬波 配合人員：3.7、 升壓站操作運行監護人： 沖軍年 操作人員：王培茂 配合人員：3.8、 渠首水工設施及建筑物監護人： 操作人員： 配合人員： 所有各點監護人、操作人和配合人在起動試運行時必須堅守崗位，統一聽從調度，不得離開操作現場或是無令操作。第二章 水輪發電機組啟動試運行前檢查4、 引水系統的檢查4.1、 進水閘門已開啟，進水口閘門門槽已清掃干凈檢驗合格。在無水情況下手動、自動操作均已調試合格，啟閉情況良好。檢修閘門和泄洪閘門在關閉狀態，動作可靠。4.2、 進水口攔污柵已安裝完工并清理干凈檢驗合格。4.3、 壓力隧道、壓力鋼管、調壓井及通氣7、孔、蝸殼、尾水管等過水通流系統均已檢驗合格清理干凈。灌漿孔已封堵。測壓裝置已裝好并調試合格。4.4、 伸縮節間隙均勻，盤根有足夠的緊量。非本期發電部分分叉管悶頭已封堵。一號機所有進人孔(門)的蓋板均已封閉合格。4.5、 主閥及旁通閥已安裝完工調試合格，啟閉情況良好。油壓裝置及操作系統已安裝完工檢驗合格，油泵電動機運轉正常。4.6、 蝸殼、轉輪室及尾水管已清掃干凈，固定轉輪的楔子板或轉輪上的懸掛吊具及其他臨時支座等均已拆除。4.7、 蝸殼及尾水管排水閥啟閉情況良好并處于關閉位置，集水井層深井泵起、停操作情況良好，排水閥門開啟。4.8、 尾水閘門門槽及其周圍已清理干凈。尾水閘門已安裝完工，檢驗合格8、，尾水啟閉機及液壓抓梁均調試完畢，動作良好。尾水閘門處于關閉狀態。4.9、 機組各導軸承冷卻供水管路無堵、漏現象，閥門開關位置正確。4.10、 電站上下游水位系統測量調試合格，各部位通訊、聯絡信號檢驗合格，準確可靠，回路暢通。5、 水輪機部分的檢查5.1、 水輪機轉輪及所有部件已安裝完工檢驗合格，施工記錄完整。上下止漏環間隙已檢查無遺留雜物。5.2、 真空破環閥已安裝完工，經嚴密性滲漏試驗及設計壓力下動作試驗合格。5.3、 頂蓋排水泵已安裝完工，檢驗合格，自動操作回路處于投入狀態。自流排水孔暢通無阻。5.4、 主軸密封已安裝完工。經檢驗密封無滲漏。調整密封水壓至設計規定值。5.5、 水導軸承潤9、滑，冷卻系統已檢查合格，油位、溫度傳感器及冷卻水水壓已調試，各整定值符合設計要求。5.6、 導水機構已安裝完工檢驗合格并處于關閉狀態，接力器鎖錠投入。導水葉最大開度和關閉后的嚴密性及壓緊行程已檢驗符合設計要求。5.7、 各測壓表計、示流計、流量計、擺度、振動傳感器及各種變送器均已安裝完工，管路線路連接良好。5.8、 尾水補氣裝置已安裝，自然補氣閥處于開啟狀態。6、 調速系統及其設備的檢查6.1、 調速系統及其設備已安裝完工，并調試合格。油壓裝置壓力、油位正常，透平油化驗合格。各部壓力表計、供、排閥門和安全閥均已整定符合要求。6.2、 油壓裝置油泵在工作壓力下運行正常，無異常振動和發熱。集油槽油10、位浮子繼電器動作正常。高壓補氣裝置手動、自動動作正確。漏油裝置手動、自動調試合格。6.3、 由手動操作將油壓裝置的壓力油通向調速系統，檢查各油壓管路、閥門、接頭、接力器及部件等均無滲油現象。6.4、 調速器電調柜已安裝完工并調試合格，電液轉換器工作正常。6.5、 事故配壓閥和事故緊急關閉裝置等均已調試合格。鎖錠裝置調試合格，信號指示正確，充水前應處于鎖定狀態。6.6、 進行調速系統聯動調試的手動操作，并檢查調速器、接力器及導水機構聯動動作的靈活可靠和全行程內動作平穩性。檢查導水葉開度、接力器行程和調速器柜的導葉開度指示器等三者的一致性。6.7、 檢測緊急關閉導水葉全開到全關所需時間是否與設計值11、相同。并錄制導水葉開度與接力器行程的關系曲線。6.8、 對調速器自動操作系統進行模擬操作試驗，檢查自動開機、停機和事故停機各部件動作準確性和可靠性。7、 發電機部分的檢查7.1、 發電機整體已全部安裝完工檢驗合格記錄完整。發電機內部已進行徹底清掃，定、轉子氣隙內無任何雜物。7.2、 導軸承及推力軸承油位、溫度傳感器及冷卻水壓已調試，整定值符合設計要求。7.3發電機風罩以內所有閥門、管路、接頭、電磁閥、變送器等均已檢驗合格，處于正常工作狀態。7.4發電機轉子集電環、碳刷、碳刷架已檢驗并調試合格。7.5發電機風罩內所有電纜、導線、輔助線、端子板均已檢查正確無誤。7.6發電機制動系統的手動、自動操作12、已檢驗調試合格，動作正常，充水前風閘處于手動制動狀態。7.7發電機的空氣冷卻器已檢驗合格，水路暢通無阻。閥門無滲水、漏水現象。7.8測量發電機工作狀態的各種表計，振動、擺度傳感器等監測儀器均已安裝完工，調試、整定合格。7.9推力軸承高壓油頂起裝置已調試合格，壓力繼電器工作正常，行程開關信號正常，單向閥及管路無滲漏現象。7.10發電機內的滅火管路、火災探測器已校驗合格，手動動作準確，壓縮空氣通入試驗完成，并暢通無阻。8、 油、水、氣系統的檢查8.1、 冷卻水供水系統供水管路、閥門及備用水系統等均已分別調試合格，工作正常。8.2、 機組冷卻水過濾器及供水環管，進入機組冷卻器的冷卻水進出水管路閥門，13、接頭均已檢驗合格無滲漏現象。8.3、 廠內滲漏排水和檢修排水系統經全面檢查合格。各深井泵、排水泵手、自動啟動工作正常，水位傳感器調試合格，其輸出信號和整定值符合設計要求。8.4、 全廠透平油、絕緣油供應系統已部分投入運行，能滿足一號機組供油、用油和排油的需要。且油質經化驗合格。8.5、 高、低壓空氣壓縮機均已調試合格，貯氣罐及管路無漏氣，管路暢通。各壓力表計、溫度計、流量計、安全閥及減壓閥工作正常。整定值符合設計要求。8.6、 所有高、低壓空氣系統管路已分別分段通過漏氣試驗，檢查合格，無漏氣現象。8.7、 各管路、附屬設備已按要求刷漆，標明流向，各閥門已標明開關方向，并掛牌編號。9、 電氣設備14、的檢查9.1、 電氣一次設備的檢查9.1.1、 發電機主引出線及其設備已安裝完工檢驗合格，機端引出口處的電壓、電流互感器已檢驗合格。中性點電流互感器、避雷器及接地均已安裝并調試合格。9.1.2、 發電機斷路器、隔離開關已安裝檢驗合格，動作可靠。9.1.3、 從發電機引出端直至主變壓器低壓側段的母線及其設備已全部安裝完工檢驗并試驗合格，具備帶電試驗條件。9.1.4、 主變壓器已安裝完工調試合格，分接開關置于系統要求的給定位置，絕緣油化驗合格，油冷卻系統調試合格，事故排油系統、滅火消防系統以及周圍安全保護措施符合設計要求，具備帶電試驗條件。9.1.5、 廠用電設備已全部安裝完工檢驗并試驗合格，已接15、通電源投入正常工作。備用電源自動投入裝置已檢驗合格，工作正常。9.1.6、 高壓110KV升壓站設備與一號機組發電有關的回路、設備及母線、連接線等均已完工并檢查合格，高壓斷路器已調試合格，可靠動作。9.1.7、 廠房內各設備接地已檢驗，接地連接良好。廠外接地網已檢查，接地網測試井已檢查?？偨拥鼐W接地電阻值已測試，符合規程規定值的要求。9.1.8、 廠房照明已安裝，主要工作場所、交通道和樓梯間照明已檢查合格。事故照明已檢查合格。事故交通安全疏散指示牌已檢查合格。9.2、 勵磁系統及設備與回路的檢查9.2.1、 勵磁系統盤柜已安裝完工檢查合格，主回路連接可靠，絕緣良好。9.2.2、 勵磁變壓器已安16、裝完工檢驗合格，高、低壓端連接線已檢查，電纜檢驗合格，耐壓試驗已通過。9.2.3、 勵磁控制和保護盤柜已調試合格，具備試驗要求。、交直流滅磁開關主觸頭接觸良好，開距符合要求，動作靈活可靠。、勵磁調節器開環特性符合設計要求，通道切換可靠。9.3、 電氣控制和保護系統及回路的檢查9.3.1、 機組電氣控制和保護設備及盤柜均已安裝完工檢查合格。中央控制室保護屏、控制臺、計算機等設備均已安裝完工檢驗合格。9.3.2、 蓄電池及直流設備已安裝完工檢驗合格。逆變裝置及其回路已檢驗合格，直流電源供應正常。9.3.3、 以下電氣操作回路已檢查并作完模擬試驗，確定其動作的準確性。a進水口閘門自動操作回路；b蝴蝶17、閥自動操作回路；c機組水力機械自動操作回路；d機組調速系統自動操作回路；e發電機勵磁操作回路；f發電機斷路器操作回路；g直流及中央音響信號回路；h. 全廠公用設備操作回路；i機組同期操作回路；j火警警報信號及操作回路；k. 通訊及其他必要專用裝置。9.3.4、 檢查電氣二次的電流回路和電壓回路接線和通電情況，并確保下列繼電保護回路完成模擬試驗，確定動作的準確性。a發電機繼電保護回路；b主變壓器繼電保護回路；C高壓母線繼電保護回路；d送電線路繼電保護回路；e廠用電繼電保護回路；f其他繼電保護回路。.儀表測量回路。10、消防系統及設備檢查10.1、與啟動試驗機組有關的主副廠房等部位的消防設施已安裝18、完工，符合消防設計與規程要求，通過消防部門驗收。10.2 發電機內滅火管路、滅火噴嘴、火災探測器等已檢驗合格。消火栓經手自動操作動作準確，通壓縮空氣試驗暢通無阻。10.3 主變器油池與事故排油系統符合設計要求，排油通暢。10.4 全廠火災報警與聯動控制系統安裝調試合格，火災探頭動作準確，聯動控制動作正確，并通消防部門驗收。10.5 全廠消防供水水源可靠，管道暢通，壓力滿足設計要求。10.6 電纜防火堵料、涂料、防火隔板等安裝完工，電纜穿越樓板、墻壁、豎井、盤柜的孔洞及電管口已可靠封堵。10.7 按機組啟動試驗大綱要求的臨時性滅火器具配置已完成。第三章 水輪發電機組試運行啟動及檢查流程11、水輪19、發電機組充水試驗11.1、應具備條件11.1.1、 水輪發電機組充水試驗的開始，代表機組起動試運行正式開始，應確認第二章所列的檢查項目和試驗已全部完成。11.1.2、 充水前確認進水口工作閘門處于關閉狀態。確認進水蝶閥處于關閉狀態。確認調速器，導水機構處于關閉狀態，主軸密封處于投入狀態，接力器鎖錠已鎖好。尾水閘門處于關閉狀態。11.1.3、 電站渠首壩前水位已蓄至最低發電水位以上。11.1.3、 充水前必須確認電站檢修排水和滲漏排水系統工作正常。11.2、 尾水管充水操作及檢查11.2.1、 利用尾水倒灌或機組技術供水排水管等方式向尾水管充水，在充水過程中隨時檢查水輪機頂蓋的漏水情況，導水機構20、及空氣圍帶，測壓系統管路，尾水管進人門的漏水情況及測壓表計的讀數，并做好記錄。如檢查時發現異常情況，則應立即停止充水并將尾水管排空進行處理。11.2.2、 充水前檢查進水閘下游滲漏情況，確認無問題后開啟進水閘，引水隧洞、調壓井段、壓力鋼管段開始充水。11.2.3、 先檢查蝶閥漏水情況，后打開機組旁通閥向蝸殼充水，記錄蝸殼充水時間。待兩側平壓后檢查蝸殼進人孔、蝸殼的漏水情況。監測蝸殼取水口管路閥門的壓力上升情況并做好記錄。11.2.4、 待蝸殼充水至與尾水位平壓，各處均符合設計要求后，提起尾水閘門，并鎖錠在門槽口上。11.2.5、 檢查水輪機頂蓋、導水機構和主軸密封的漏水情況及頂蓋排水情況。1121、.2.6、 觀察各測壓表計及儀表管接頭涌水情況，并監視水力量測系統各壓力表計的讀數。11.2.7、 充水過程中，檢查機組錐管通氣孔是否暢通。11.2.8、 以手動或自動方式讓旁通閥在靜水中啟閉試驗3次，調整、記錄閥門啟閉時間及表計讀數。在機旁盤作遠方啟閉操作試驗，閥門應啟閉可靠。11.2.9、 對于事故緊急關閉操作回路，則應在機旁的操作柜和中央控制室分別進行靜水緊急關閉試驗，檢查閥門油壓裝置的工作情況，并測定關閉時間。11.2.10、 壓力鋼管充滿水后應對進水口等水工建筑物進行全面檢查，觀察是否有滲漏等情況。11.2.11、 檢查廠房內滲漏水情況，及滲漏水排水泵排水能力和運轉可靠性。11.2.22、12、 壓力鋼管充滿水后，將機組供水管路系統的閥門打開，并調整水壓，使壓力水通過各冷卻水管路，檢查管路閥門、接頭法蘭漏水情況。11.3、 起動前準備11.3.1、 主機周圍各層場地已清理干凈，吊物孔蓋板已蓋好，通道暢通，通訊指揮系統可隨時待命，各部位運行人員已進入崗位。各測量儀器、儀表已調整就位。11.3.2、 確認充水試驗中出現的問題已處理合格。11.3.3、 各部冷卻水、潤滑水投入，水壓正常，潤滑油系統、操作油系統工作正常。11.3.4、 上、下游水位已記錄。各部原始溫度已記錄。11.3.5、 起動高壓油泵頂起發電機轉子58分鐘，油壓泄除后，檢查制動閘，確認制動塊已全部落下，漏油裝置處于自23、動位置。11.3.6、 打開密封充水閥，主軸密封水投入，檢修圍帶排除氣壓。11.3.7、 調速器處于準備工作狀態，相應機構的正確狀態為：a調速器處于“手動”位置，油壓裝置至調速器的主油閥閥門已開啟，調速器液壓操作柜已接通壓力油，油壓指示正常；b調速器的濾油器位于工作位置；c調速器的導葉開度限制位于全關位置；d調速器的速度調整機構位于額定轉速位置；e永態轉差系數調整到24之間。11.3.8、 與機組有關的設備應具備的正確狀態為：a發電機出口斷路器斷開；b發電機轉子集電環碳刷拔出；c水力機械保護和測溫裝置已投入；d拆除所有試驗用的短接線及接地線；e外接標準頻率表監視發電機轉速；f停機制動裝置開關處24、于斷開位置。 g.升壓站母線處于帶電狀態，對應高壓開關已合閘，主變壓器充電正常；11.4、 首次手動起動試驗操作及檢查11.4.1、 拔出接力器鎖錠，起動高壓油推動裝置。11.4.2、 手動打開調速器的導葉開度限制機構，待機組起動后，分階段逐漸升速，當機組轉速接近額定值時，再將開度限制機構調到最小，穩定在空載開度位置。11.4.3、 當機組轉速穩定在額定值時，應做以下檢查和記錄：a.記錄機組的起動和空載開度，達到額定轉速時，校驗轉速表應位于100的位置。b. 在機組升速過程中，應加強各部軸承溫度的監視，不應有急劇的上升及下降現象。機組起動后達到額定轉速后，在半小時內每隔5分鐘測量一次推力瓦和導25、軸瓦的瓦溫，以后可適當延長記錄間隔時間，并繪制推力瓦的溫升曲線。待溫度穩定后，標定好各部油槽運行油位線，記錄穩定溫度。 c. 機組起動過程中，應監視機組各部位是否正常，若發現異?，F象，金屬撞擊聲，水輪機室竄水，軸瓦溫度突然升高，推力油槽甩油、機組擺度過大等不正?，F象應立即停機。d. 監視主軸密封水溫、水壓和頂蓋排水情況。e. 測量、記錄機組運行擺度(雙振幅)，其值應不超過軸瓦間隙或符合廠家設計規定f. 記錄全部水力測量系統表計讀數。g. 測量、記錄各部振動，其值不應超過規定。當振動超過標準值時，應進行靜平衡試驗。h. 測量永磁機電壓與頻率關系曲線。在額定轉速下測量，繞組電壓值。i. 測量發電機26、一次殘壓、相序；相序應正確。11.4.4、 機組空轉運行時調速系統的檢查和調整試驗：a. 各比例閥活塞振動應正常。b. 頻率給定范圍應符合設計要求。c. 進行手、自動切換時，接力器應無明顯擺動。在自動調節狀態下，機組轉速相對擺動值，對于大型調速器不超過0.15的額定轉速，對中小型調速器不超過0.25；特小型速器不超過0.3。d. 記錄油壓裝置油泵向油槽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活塞擺動值及擺動周期。11.5、 停機操作及停機后的檢查11.5.1、 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2030時，手動合閘使機械制動停機裝置動作直至機組停止轉動，解除制27、動閘。11.5.2、 停機過程中應檢查下列各項：a注意機組轉速降至規定轉速時，制動閘頂起裝置的自動投入情況；b監視各部位軸承溫度變化情況；C檢查轉速繼電器的動作情況；d錄制停機轉速和時間關系曲線；e檢查各部位油槽油面的變化情況；f機組完全停止后，制動閘頂起裝置應自動切除。11.5.3、 停機后投入接力器鎖錠和檢修密封，關閉主軸密封潤滑水。11.5.4、 停機后的檢查和調整：a各部位螺絲、銷釘、鎖片及鍵是否松動或脫落；b檢查轉動部分的焊縫是否有開裂現象；C檢查發電機上下擋風板、擋風圈、風扇是否有松動或斷裂；d檢查風閘的磨擦情況及動作的靈活性；e在相應水頭之下，調整開度限制機構、主令開關的空載開度28、接點；f調整各油槽浮子繼電器的油位接點。11.6、 水輪發電機短路試驗11.6.1、 發電機短路試驗應具備的條件：a、在發電機出口端設置三相短路線；b投入備用勵磁裝置或用廠用電源代替并聯勵磁變壓器，提供主勵磁裝置電源；C如果三相短路點設在發電機斷路器外側，則應采取措施防止斷路器跳閘。11.6.2發電機短路試驗：a手動開機，發電機各部位溫度應穩定，運轉應正常；b手動合滅磁開關，通過勵磁裝置手動升流，檢查發電機各電流回路的準確性和對稱性；c繪制繼電保護和測量表計的向量圖，升流檢查各繼電保護和測量表計動作的正確性；d錄制發電機三相短路特性曲線（定子電流和轉子電流關系曲線），在額定電流下測量發電機軸電29、壓，檢查碳刷及集電環工作情況；e在發電機額定電流下，跳開滅磁開關檢驗滅磁情況是否正常，錄制發電機在額定電流時滅磁過程的示波圖，并求取滅磁時間常數；f采用主勵磁裝置作短路試驗時，應進行自動勵磁調節器的復勵及調差部分的調整試驗。11.7、 水輪發電機空載下勵磁調節器的調整和試驗11.7.1、 具有起勵裝置的可控硅勵磁調節器的起勵工作應正常且可靠。11.7.2檢查勵磁調節系統的電壓調整范圍，應符合設計要求。自動勵磁調節器應能在發電機空載額定電壓的70110范圍內進行穩定且平滑地調節。 在發電機空載額定轉速下，手動控制單元調節范圍：下限不得高于發電機空載勵磁電壓的20，上限不得低于發電機額定勵磁電壓的30、110。11.7.3、 測量勵磁調節器的開環放大倍數值。11.7.4、 在等值負載情況下，錄制和觀察勵磁調節器各部特性。對于可控硅勵磁系統，還應在額定勵磁電流情況下，檢查功率整流橋的均流和均壓系數。功率整流橋應設有串聯元件均壓措施，以及并聯支路和整流柜之間的均流措施，均壓系數不應低于O.9，均流系數不應低于0.85。11.7.5、 應檢查在發電機空載狀態下，勵磁調節器投入，上下限調節，手動和自動切換（以額定勵磁電壓的10為階躍量作為干擾），帶勵磁調節器開、停機等情況下的穩定性和超調量。即在發電機空載且轉速在0.951.0額定值范圍內，突然投入勵磁系統，使發電機機端電壓從零上升至額定值時，電壓超31、調量不大于額定值的10，振蕩次數不超過23次，調節時間不大于5秒。11.7.6、 帶自動勵磁調節器的發電機電壓一頻率特性試驗，應在發電機空載狀態下，改變發電機轉速，測定發電機端電壓變化值，錄制發電機電壓一頻率特性曲線。頻率值每變化1，自動勵磁調節系統應保證發電機電壓的變化值不大于額定值的0.25。11.7.7、 可控硅勵磁調節器應進行低勵磁、過勵磁、斷線、過電壓、均流等保護的調整及模擬動作試驗，其動作應正確。11.7.8、 對于采用三相全控整流橋的靜止勵磁裝置，還應進行逆變滅磁試驗。11.8、 過速試驗操作及檢查11.8.1、 機組在做過速試驗前，應按規定進行動平衡試驗；11.8.2、 根據設32、計規定的過速保護裝置整定值，進行機組過速試驗。11.8.3、 將轉速繼電器115和14O的接點從水機保護回路中斷開。11.8.4、 以手動開機方式使機組達到額定轉速。待機組運轉正常后，將導葉開度限制機構的開度繼續加大，使機組轉速上升到額定轉速的115，調整轉速繼申器相應的轉速接點后，繼續將轉速升至設計規定的過速保護整定值，并調整過速保護裝置相應的轉速接點。11.8.5、 過速試驗過程中應監視并記錄各部位擺度和振動值，記錄各部軸承的溫升情況及發電機空氣間隙的變化。過速試驗停機后應進行如下檢查：a全面檢查發電機轉動部分，如轉子磁軛鍵、磁極鍵、阻尼環及磁極引線、磁軛壓緊螺桿等；b檢查發電機定子基礎及33、上機架的狀態；C同時完成規定的檢查項目。11.9、 自動起動和自動停機試驗自動起動和自動停機試驗的主要目的是檢查自動開停機回路動作是否正確。具有計算機監控系統或以計算機監控系統為主要控制方式的水電站，自動開、停機應由計算機監控系統來完成。11.9.1、 自動起動前應確認：a調速器處于“自動”位置，功率給定置于“空載”位置，頻率給定置于額定頻率，調速器參數在空載最佳位置；b通過油泵頂起發電機轉子，使推力軸瓦充油；c確認所有水力機械保護回路均已投入，且自動開機條件已具備。11.9.2、 自動開機可在中控室進行，并應檢查下列各項：a檢查自動化元件能否正確動作；b記錄自發出開機脈沖至機組達到額定轉速的34、時間；C檢查推力軸承高壓油頂起裝置的動作和油壓等工作情況；d檢查調速器動作情況。11.9.3、 機組自動停機過程中及停機后的檢查項目：a記錄自發出停機脈沖至機組轉速降至制動轉速所需時間；b記錄自制動閘動作至機組全停的時間；c檢查轉速繼電器動作是否正確，調速器及自動化元件動作是否正確；d當機組轉速降至設計規定轉速時，制動閘氣系統頂起裝置應能自動投入。當機組停機后應能自動停止氣系統頂起裝置，并解除制動閘。11.10、 水輪發電機升壓試驗11.10.1、 發電機升壓試驗前應將發電機保護系統投入，勵磁及調節器回路電源投入，輔助設備及信號回路電源投入；發電機振動、擺度及空氣隙監測裝置投入，定子繞組局部放35、電監測系統投入并開始記錄局部放電數據。11.10.2、 自動開機后機組各部運行應正常。測量發電機電壓互感器二次側殘壓，并檢查其對稱性，如無異常，可手動升壓至50額定電壓值，并檢查下列各項：a發電機及引出母線，與母線相連的斷路器，分支回路設備等帶電設備是否正常；b機組運行中各部振動是否正常；C電壓回路二次側相序、相位和電壓值是否正確。11.10.3、 分時分段繼續升壓至發電機額定電壓值，并檢查如上述諸部位情況。11.10.4、 在發電機額定轉速下的升壓過程中，檢查低電壓繼電器和過電壓繼電器工作情況，在額定電壓下測量發電機軸電壓。11.10.5、 將發電機電壓降至最低值，錄制發電機空載特性曲線（發36、電機定于電壓與勵磁電流的上升、下降關系曲線），當發電機勵磁電流升至額定值時，測量發電機定子最高電壓。11.10.6、 分別在50、100額定電壓下，跳開滅磁開關檢查消弧情況，錄制示波圖，并求取滅磁時間常數。11.11、 水輪發電機組帶主變壓器及高壓配電裝置試驗、主變壓器沖擊合閘試驗11.11.1、 水輪發電機組對主變壓器及高壓配電裝置短路升流試驗；11.11.2、 水輪發電機組對主變壓器高壓側及高壓配電裝置短路升流試驗前的檢查：a發電機斷路器、隔離開關、發電機電壓設備及有關高壓設備均已試驗合格，具備投入運行條件；b主變壓器經試驗驗收合格，油位正常，分接開關正常；C高壓配電裝置經試驗驗收合格；d37、主變壓器高壓側及高壓配電裝置的適當位置，已設置可靠的三相短路點；e投入發電機繼電保護、自動裝置和主變壓器冷卻器以及控制信號回路。11.11.3、 水輪發電機組對主變壓器高壓側及高壓配電裝置短路升流試驗：（1）開機后遞升加電流，檢查各電流回路的通流情況和表計指示，并繪制主變壓器、母線差動保護和線路保護的電流向量圖；（2）前項檢查正確后投入主變壓器繼電保護裝置。11.11.4、 水輪發電機組對主變壓器及高壓配電裝置遞升加壓試驗a、拆除主變壓器高壓側及高壓配電裝置各短路點的短路線。b、手動遞升加壓，分別在發電機額定電壓值的25、50、75、100等情況下檢查一次設備的工作情況。C、檢查電壓回路和同期38、回路的電壓相序和相位應正確。11.11.5、 電力系統對主變壓器沖擊合閘試驗a、發電機側的斷路器及隔離開關均已斷開。必要時可拆除主變壓器低壓側母線連接端子的接頭。b、投入主變壓器的繼電保護裝置及冷卻系統的控制、保護及信號。C、投入主變壓器中性點接地開關。d、 合主變壓器高壓側斷路器，使電力系統對主變壓器沖擊合閘共5次，每次間隔約10min，檢查主變壓器有無異狀，并檢查主變壓器差動保護及瓦斯保護的動作情況。e、在有條件時錄制主變壓器沖擊時的激磁涌流示波圖。11.12、 水輪發電機組并列及負荷試驗11.12.1、 水輪發電機組空載并列試驗11.12.1.1 、檢查同期回路的正確性。11.12.1.39、2 、以手動和自動準同期方式進行并列試驗。在正式并列試驗前，應先斷開相應的隔離開關進行模擬并列試驗，以確定自動同期裝置工作的準確性。11.12.1.3 、正式進行手動和自動準同期并列試驗。錄制電壓、頻率和同期時間的示波圖。11.12.1.4 、根據設計和電力系統的要求進行自同期并列試驗，錄制電力系統的周波、電壓、有功功率、無功功率及發電機定子、轉子電流示波圖。11.12.1.5 、檢查發電機保護各部保護動作是否正常。11.12.2、 水輪發電機組帶負荷試驗11.12.2.1 、水輪發電機組并列后，用手動或自動方式將有功負荷分20、40、60、80、100逐步增加，并觀察各儀表指示及各部位運轉情40、況和各種負荷下尾水管補氣裝置工作情況。11.12.2.2 觀察并檢查機組在加負荷時有無振動區，測量振動范圍及其量值，必要時進行補氣試驗。11.12.3、 水輪發電機組甩負荷試驗11.12.3.1 、甩負荷試驗前應具備下列條件：a將調速器的穩定參數選擇在空載擾動所確定的最佳值；b調整好測量機組振動、擺度、蝸殼壓力、機組轉速（頻率）、接力器行程、發電機氣隙等電量和非電量的監測儀表；c所有繼電保護及自動裝置均已投入；d自動勵磁調節器的參數已選擇在最佳值。11.12.3.2 、機組甩負荷試驗應在額定有功負荷的25、50、75和100下分別進行，并記錄有關數值，同時應錄制過渡過程的各種參數變化曲線及過程41、曲線。11.12.3.3 、水輪發電機組突甩負荷時，檢查自動勵磁調節器的穩定性和超調量。當發電機突甩額定有功負荷時，發電機電壓超調量不應大于額定電壓的1520，振蕩次數不超過35次，調節時間不大于5s。11.12.3.4 、水輪發電機突然甩負荷時，檢查水輪機調速系統動態調節性能，校核導葉接力器緊急關閉時間，蝸殼水壓上升率和機組轉速上升率等均應符合設計規定。11.12.3.5 、機組突甩負荷后調速器的動態品質應達到如下要求：a甩100額定負荷后， 在轉速變化過程中超過穩態轉速3以上的波峰不應超過2次；b機組甩100額定負荷后，從接力器第一次向關閉方向移動起到機組轉速擺動值不超過0.5為止所經歷的42、總時間不應大于40s;c轉速或指令信號按規定形式變化，接力器不動時間對于機械型調速器不大于0.5s。11.12.3.6 、機組帶額定負荷下，一般應進行下列各項試驗：a調速器低油壓關閉導水葉試驗；b事故配壓閥動作關閉導水葉試驗；11.12.4、 水輪發電機組72h帶負荷連續試運行11.12.4.1 、完成上述全部試驗內容經驗證合格后，機組已具備并入電力系統帶額定負荷連續72h試運行的條件。11.12.4.2 、根據正式運行值班制度，全面記錄運行所有有關參數。11.12.4.3 、機組72h連續試運行后，應停機檢查并將鍋殼及壓力鋼管內的水排空，檢查機組過流部分及水工建筑物和排水系統情況，消除并處理72h試運行中所發現的所有缺陷。11.12.4.4 、機組通過72h試運行并經停機處理發現的所有缺陷后，即可開始為期一年的試生產。試生產由電站建設單位負責進行。張掖市機電安裝公司大孤山水電站項目部2009年6月10日