云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
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。
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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。
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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。
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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。
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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
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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。
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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%IH，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%IH，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% IH，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IH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%IH。
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、
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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%UH、60%UH、100%UH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%UH，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%UH，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%UH、100%UH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%UH范围内调节，平滑稳定。手动单元调节下限不高于20%UH，上限不低于110%UH。
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%UH，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%UH。
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。
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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%UH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
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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%PH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%PH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%PH，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%PH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%UH，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
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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。
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二○○八年六月二十日
（备注：2#机单机同理）
