仁宗海水电站1#、2#水轮发电机组启动试运行程序
１ 前言
仁宗海水电站位于石棉县和康定县交界处，工程为混合式开发。电站龙头水库坝址位于仁宗海口上游约400m处，水库正常蓄水位2930m，总库容1.09亿m3，调节库容0.91亿m3，水库具有年调节性能；引水隧洞长约7.5km；地下厂房厂址位于界碑石下游约650m，距田湾河河口约30km。
引水系统由首部枢纽、引水隧洞、调压室、竖井、蝶阀室和压力钢管等组成。 地下厂房系统由主厂房、副厂房、主变室及GIS楼、尾水廊道、汇水池、进厂公路及回车场等组成。
仁宗海水电站为单一发电工程，无供水、灌溉、航运、防洪等综合利用要求。整个梯级电站按照“无人值班”原则设计，电站均采用全计算机监视控制，由整个梯级集控中心集中控制运行。在电力系统中丰水期担任部分基荷及腰荷，枯水期调峰及担任事故备用运行。
仁宗海水电站共安装2台同型号的六喷嘴冲击式水轮发电机组，发电机型号为SF120-16/5800，水轮机型号为CJ610-L-255/6×23.1，单机额定功率为120MW，额定电压13.8kV，额定电流5702A，额定功率因数0.90（滞后），机组额定水头560m，额定转速375r/min，飞逸转速685r/min。
仁宗海电站发电机电压接线采用两台机组和两台主变组成两组单元接线，发电机出口装设发电机断路器、励磁变压器柜、电压互感器柜等设备；发电机中性点装设中性点接地柜。主变高压侧采用220kV一级电压等级，220kV侧为单母线接线，进出线共4回，其中2回引自仁宗海水库电站，1回引自金窝电站，1回引出送至大发电站。220kV设备采用户内GIS设备，主变高压侧与220kVGIS间采用电缆连接。
本试运行程序大纲依据以下国家和部颁技术标准，并结合仁宗海水电站水工建筑、金属结构、电气主接线图和设备制造商相关技术文件编制而成，经启动委员会批准后作为仁宗海水电站机组启动试运行的技术依据。
1）GB50150-2006《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》 2）GB/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》 3）DL507-2002《水轮发电机组起动试验规程》
4）GB/T9652.2-1997《水轮机调速器与油压装臵试验验收规程》 5）DL489-92《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装臵试验规程》
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现象。
3.3.4 进行调速器无水手动模拟动作试验。检查调速器各喷针操作的灵活性、可靠性和全行程内动作平稳性，检查喷针行程、折向器开启与关闭、反馈系统三者的一致性。并测定和调整喷针和折向器的启闭时间，使之符合设计要求。录制喷针行程与开度的关系曲线，符合设计要求。
3.3.5 用紧急关闭方法检查调整喷针从全开到全关所需时间，符合设计要求。 3.3.6 齿盘测速和机械过速保护装臵均已安装调试完毕，检查合格，装臵输出各接点已按设计要求校验整定。
3.3.7 调速器模拟自动开、停机试验。检查自动开、停机和事故停机各部件动作的准确性和可靠性。
3.4 发电机部分的检查
3.4.1 发电机整体已全部安装完工，检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。
3.4.2 上、下导油槽、推力油槽已充油，油位、温度传感器及冷却水压和流量开关已安装调试，整定值符合设计要求。
3.4.3 发电机内所有阀门、管路、接头、电磁阀及变送器等均已检查合格，处于正常工作状态。
3.4.4 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已安装完毕，碳刷与集电环接触良好并调试合格。
3.4.5 发电机风罩内所有电缆、导线、端子均已检查正确无误，固定牢靠。 3.4.6 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确，压力开关已整定符合设计要求，充水前风闸处于投入制动状态，风闸吸尘装臵已安装完成并调试合格，动作准确。
3.4.7 发电机的空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通无阻。阀门及管路无渗漏水现象。
3.4.8 测量发电机工作状态的各种表计，振动和摆度传感器等均已安装完工，调试、整定合格。
3.4.9 发电机内消防管路及各种消防设备已安装完工，检验合格。
3.5 励磁系统及电制动检查
3.5.1 励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连线与电缆已检验合格。
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3.7.3 220kV1＃、2#主变压器已安装完工试验合格，分接开关臵于系统要求的位臵，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统，灭火消防系统以及安全保护措施符合设计要求，具备带电条件。
3.7.4 220 kV GIS母线及其控制系统安装完成，试验合格，具备带电条件。 3.7.5 厂房接地网已完成，全厂总接地网接地电阻值已测试，符合设计要求。 3.7.6 厂用电设备已安装完成，并试验合格，已接入外来电源，投入运行正常。备自投装臵已检验合格，工作正常。
3.7.7 厂用相关照明已安装，1＃、2#机组及主要工作场所、楼梯间照明和疏散指示灯已检查合格。事故照明已检查合格。油库、蓄电池室等防爆灯已安装检查合格，已投入正常使用。
3.7.8 仁宗海首部临时电源已投入正常运行。
3.7.9 电气一次设备已按运行要求编号挂牌和悬挂相应标示牌。
3.8 电气二次设备的检查
3.8.1 1＃、2#机组电气控制和保护设备盘柜均已安装完工，电缆接线正确无误，连接可靠，通电调试合格。
3.8.2 1＃、2#机组LCU、公用LCU、闸首LCU、开关站LCU、球阀控制系统、蝶阀控制系统、公用设备控制系统等均已安装完毕，各控制流程已满足设计要求。
3.8.3 计算机监控系统上位机系统已建立，与1＃、2#机组LCU、开关站LCU、公用LCU、金窝闸首LCU通信正常。
3.8.4 各LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。
3.8.5 各LCU开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。各操作流程均经模拟试验和实际操作，流程正确可靠，具备投运条件。
3.8.6 LCU与各被控设备的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。 3.8.7 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。 3.8.8 1＃、2#机组发变组保护、220kV线路和母线保护、故障录波装臵、继电保护信息管理系统、厂用电保护设备等电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装臵设备已安装完工，检验合格，电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证动作正确性，电气保护装臵已按定值单进行整定，具备投运条件。
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6）各备自投回路。
3.8.12 1＃、2#机组测振测摆系统已安装调试完毕，并已投入运行。 3.8.13 厂内通信、系统通信及对外通信设施均已按设计形成，并检查合格，回路畅通，准确可靠，能满足电网调度、数字远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。
3.8.14 电量采集及能量计费装臵、发电申报价系统、同步相量装臵（PMU）、调度数据专网、水情水调系统等已按省调要求安装完毕，调试合格。
3.8.15 电气二次设备已按运行要求编号挂牌和悬挂相应标示牌。
3.9 消防与通风系统及设备的检查
3.9.1 与1＃、2#机组有关的主副厂房等部位的消防设施均已安装完毕，符合消防设计及规程要求，全厂消防系统通过消防部门专项验收。
3.9.2 1＃、2#发电机内灭火管路、灭火喷嘴、火灾探测器、报警系统等已安装检验合格。
3.9.3 1＃、2#主变压器水喷雾系统已安装调试合格，应经实际喷射试验合格。油池与事故排油系统符合设计要求，排油通畅。
3.9.4 全厂火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头动作准确，联动控制动作正确，并通过消防部门验收。
3.9.5 全厂消防供水水源可靠，管路畅通，压力满足设计要求。
3.9.6 电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆孔洞及管口已可靠封堵。
3.9.7 按消防安全要求，消防车、消防人员及临时性灭火器具已按要求配臵完成。
3.9.8 全厂通风系统能满足1＃、2#机组启动试运行要求。
4 仁宗海水电站1＃、2#机组充水试验
目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位压力开关的实际整定值。
电站引水系统已充水，球阀静水试验完毕，处于关闭状态，各部位运行正常。
5 仁宗海水电站1＃、2#机组空转启动试验
目的：对1＃、2#机组空载运行进行机械和电气部分的调试，检查机组空载运行情况。
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监测、记录、打印、报警机组各部主要运行参数功能。
5.2 机组首次手动起动试验
5.2.1 准备工作完成后，手动开启1＃（2#）机组进口球阀。
5.2.2 手动操作调速器，打开折向器，缓慢打开喷针，当机组开始转动后立刻关闭喷针停机， 并记录对应的喷针开度（起动开度），由各部观察人员检查和确认在转速上升和下降过程中机组转动和静止部件之间有无机械磨擦及碰撞情况。
5.2.3 确认机组各部位正常后，手动启动机组，机组升速至50%额定转速，检查机组的振动、摆度、无异常后，继续缓慢开启喷针，使机组转速升至额定转速，机组进入空转运行，测量机组的振动、摆度、轴承温度等应无异常。机组达到额定转速时，校验电气表的指示是否正确，并记录当前水头下的空转开度。
5.2.4 监视机组在额定转速时各部位水温、水压应正常，记录各部水力量测系统表计读数和机组监测装臵的表计读数。
5.2.5 检查转速的稳定性，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位臵。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。
5.2.6 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。
5.2.7 机组稳定时间视轴承温度稳定而定，并记录稳定运行的温度值，此值不应该超过设计值，当温度稳定后手动停机。
5.2.8 动平衡试验。（视空转启动情况而定）。
5.3 机组空转运行下调速系统的调整试验
目的：选择调速器自动运行的最优参数组合。
5.3.1 检查调速器电气部分和机械部分各部件工作正常。 5.3.2 调速器特性参数已按设计和制造商的要求初步整定完成。
5.3.3 检查调速器测频信号，应波形正确，幅值及其摆动值符合设计要求。 5.3.4 “现地手动”、“现地自动”切换试验，喷针应无明显摆动，机组转速摆动值应符合设计要求。
5.3.5 空转扰动试验。
1）扰动量取±8％，转速最大超调量不应超过转速扰动量的30％。 2）超调次数不超过2次。
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向器、喷针和球阀。
5.5.1 检查过速试验各项准备工作已完成，各部位监测人员已就位。 5.5.2 将130％电气过速保护改仅投信号。
5.5.3 以手动开机方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，继续缓慢开启喷针开度，将转速升至设计规定值135%的机械过速保护整定值后机械过速保护停机，校验机械过速保护装臵的动作情况、检查在130％时的电气过速保护接点动作情况和球阀事故动水关闭情况。
5.5.4 测量并记录机组各部振动和摆度。 5.5.6 记录各部轴承的温升情况。 5.5.7 检查发电机空气间隙的变化。 5.5.8 监视是否有异常响声。 5.5.9 停机后应做如下检查：
1) 全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、阻尼环、磁极键及磁极引线、磁轭压紧螺杆等。
2) 检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态。 3) 检查各部螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。 4) 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。
5) 检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。 6) 检查风闸的磨损情况及动作的灵活性。
5.5.10恢复电气过速保护接点，必要时调整过速保护装臵。
5.6 机组自动开停机试验（结合其它试验项目进行）
目的：检查机组LCU自动开停机程序及监控系统的动作是否正确。 5.6.1 机组自动开机试验
5.6.1.1 计算机监控系统自动开机条件具备。确认制动闸等实际位臵与自动回路信号相符。
5.6.1.2 将调速器切至“远方自动”运行位臵。 5.6.1.3 发电机灭磁开关断开，励磁装臵退出备用。
5.6.1.4 机组计算机监控系统、继电保护系统、水机保护等控制和保护设备运行正常。
5.6.1.5 在计算机监控系统上位机和下位机分别执行“停机－空转”操作。机
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5.7.1.3 拆除励磁变压器高压侧进线，从厂用电10KV系统一备用10KV开关引一临时电缆接至励磁变压器高压侧。
5.7.1.4 投入水机保护、过速保护和转子一点接地高定值保护（转子一点接地低定值退出） ，退出另外的所有电气保护。
5.7.1.5 插入发电机转子集电环碳刷。
5.7.2
手动开机至额定转速，检查机组各部位运转正常。
5.7.3
手动合励磁操作电源、合励磁电源和灭磁开关，通过励磁装臵手动升流至25%定子额定电流时，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。
5.7.4 分别检查所有继电保护电流回路的极性和相位，测量表计的接线及指示的正确性，并绘制保护向量图。
5.7.5 在发电机额定电流下，测量机组振动和摆度，并检查碳刷及集电环工作情况。
5.7.6 录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流，记录定子电流与转子电流。
5.7.7 在定子额定电流50%和100%时跳灭磁开关，检查灭磁消弧情况，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图并计算灭磁时间常数。
5.7.8 升流试验合格后，模拟水机事故停机，拆除主变低压侧的短路线。 5.7.9 在1#厂用高压变压器11B低压侧的接线触头上设臵可靠的三相短路线，定义为短路点为D2（D6），按5.7.2-5.7.4进行短路试验，但所加电流值为厂用高压变压器高压侧的额定电流的25%。试验合格后，模拟水机事故停机，拆除1 #厂用高压变压器低压侧的短路线。
5.7.10 发电机短路试验做完后，拆开发电机引出线及中性点接线，测量发电机定子绕组对地绝缘电阻、吸收比。如测得值不满足规程的要求，则进行发电机短路干燥。
5.8 发电机短路干燥（必要时进行）
5.8.1 利用D1（D5）短路点进行发电机短路干燥，机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时温升不超过5～8℃的上升速率控制。绕组的最高温度不超过制造厂的设计要求。
5.8.2 当发电机定子绕组和转子绕组绝缘、吸收比符合要求后，应停止干燥，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。
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5.9.10.2 进行励磁调节器的自动起励试验。
5.9.10.3 检查励磁调节系统的电压调整范围，自动励磁调节器应能在发电机空载励磁电压的70%-110%范围内进行稳定平滑的调节。
5.9.10.4 测量励磁调节器的开环放大倍数，录制和观察励磁调节器各部特性；在额定空载励磁电流下，检查功率整流桥的均流和均压系数，不应低于0.9。
5.9.10.5 在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转速在95%-100%额定范围内，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过2次，调节时间不大于5秒。
5.9.10.6 在空载额定转速下进行10%阶跃试验，检查自动励磁调节器的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。
5.9.10.7 录制带自动励磁调节器的发电机电压-频率特性曲线，在发电机空载状态下，使发电机转速在90%-110%额定值范围内改变，测定发电机机端电压变化值，录制发电机电压-频率特性曲线。
5.9.10.8 进行低励磁、过励磁、PT断线、过压、过流等保护的调整及模拟动作试验，动作应正确。
5.9.10.9 进行逆变灭磁试验，应符合设计要求。
5.9.11 进行机组电制动试验，投入电制动变压器、转速和电制动开关臵“自动”位臵，停机时测试空载至电制动投入的时间、电制动投入至机械制动投入的时间、机械制动投入至机组零转速的时间。
5.10 发电机定子单相接地试验
5.10.1 在机端设臵单相接地点，断开中性点接地变压器，手动升压至50%定子额定电压，测量定子绕组单相接地时的电容电流，根据保护要求选择中性点接地变压器的分接头的位臵。
5.10.2 投入中性点接地变压器，手动升压至100%额定电压，分别测量补偿电流和残余电流，并检查单相接地保护信号。
5.11 主变及高压配电装臵短路试验
目的：判定每组电流互感器的接线是否正确，回路连线是否可靠。判定各组电流回路的相对极性关系及变比是否正确。
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接地电流保护回路动作应正确可靠，动作值应与整定值一致。
5.12.3 在220kV仁田线出线侧设臵单相接地点，递升单相接地电流至保护动作值，检查220kV金田线单相接地电流保护回路动作应正确可靠，动作值应与整定值一致。
5.13 主变压器及高压配电装臵递升加压试验
目的：检查
一、二次设备在加压过程中的动作情况，确保新的电气设备能在最高电压下安全运行，并对电压回路和同期回路的接线进行检查。
5.13.1 所有短路点的短路接地线已全部折除，投入1 #（2#）主变继电保护、220kV母线保护、220kV线路保护、自动装臵和主变压器冷却系统及控制回路。
5.13.2 先合上19QS、11QS、2019QS、2011QS（29QS、21QS、2029QS、2021QS ）、218QS，再合上201QF、1QF（202QF、2QF），拉开另外的所有断路器、隔离开关和接地开关。手动零起升压后，分别在25%、50%、75%、100%额定电压下检查1#主变和220kV GIS系统一次设备的工作情况。
5.13.3 分别检查220kVGIS母线二次电压回路的电压、相序和相位应正确。 5.13.4 电压回路检查完毕后，模拟母线保护动作，检查跳闸回路的正确性和可靠性。
6 电力系统对仁宗海水电站220KV线路、GIS母线和1#（2#）主变充电
6.1 田湾河水电站对220KV仁田线冲击合闸
6.1.1 将田湾河220KV II母上所有开关倒至I母，220KV II母及母联开关212DL转热备用。
6.1.2 停用田湾河220KV 1号、2号母差保护，投入线路保护和母联充电保护，停用线路重合闸。
6.1.3 合上仁田线（田湾河侧）262DL，对台戏20KV仁田线进行充击合闸。 6.1.4 检查仁田线（田湾河侧）线路PT和220KV母线PT电压、相位应正确。 6.1.5 检查仁田线（田湾河侧）262DL同期回路正确。
6.2 仁宗海电站对220kVI母线充电试验
6.2.1 启用220KV仁田线线路保护和220KV母差保护及失灵保护，停用220KV线路重合闸。
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6.6.3 断开1#（2#）发电机出口断路器1QF（2QF）和隔离开关11QS（21QS）。 6.6.4 断开1#（2#）厂高变低压侧断路器。
6.6.5利用1#（2#）主变压器高压侧断路器201QF（202QF），对主变压器和厂高变进行5次冲击合闸试验，每次冲击合闸后5min跳开主变压器高压侧断路器，间隔10min。检查主变压器和厂高变有无异常。
6.6.6检查主变压器差动保护及瓦斯保护的工作情况，录制主变压器冲击时的激磁涌流示波图。
6.6.7五次冲击试验完毕后，不再跳开主变压器高压侧断路器，利用系统电压检查13.8KV电压应与1#（2#）发电机组相位一致，并检查1#主变压器低压侧同期回路的电压、相序和相位应正确。
6.6.8断开10 kV备用电源开关及
一、二段联络开关，利用1 #厂高变低压侧断路器对厂用电10 kVⅠ段母线进行冲击试验，待10kVⅠ段母线带电后，检查电压回路的电压、相序应正确。
6.6.9利用系统电源带厂用电，并进行厂用电的切换试验。
7 仁宗海水电站1＃（2#）机组并列及负荷试验
7.1 机组并列试验
目的：检查同期回路的正确性
7.1.1 机组所有试验空载试验均已按规范要求做完并合格，机械、电气保护全部启用投运，励磁系统和调速器系统均投入“自动”运行方式。
7.1.2 采用发电机出口断路器1QF（2QF）并网。在正式并列试验前，断开发电机出口隔离开关11QS（21QS），以自动和手动准同期方式进行模拟并列试验，并调整同期装臵参数，确定自动同期装臵工作的准确性，录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。
7.1.3 合上发电机出口隔离开关11QS（21QS），利用发电机出口断路器1QF（2QF）分别以手动和自动准同期方式正式进行并列试验，录制示波图。
7.1.4 按上述方法对251QF和252QF进行并列试验并录制示波图。
7.2 机组带负荷试验
7.2.1 并网后在现地以手动方式逐渐增加负荷到额定负荷的25％、50％、75％、100％运行，检查机组运行及温度变化情况，观察并检查机组在加负荷时有无振动区。记录在各种运行工况时的上游水位、喷针开度、有功功率、无功功率、
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7.3.4 分别检查调速器在甩负荷时的动态调节性能。校核喷针、折向器紧急关闭时间，配水环管水压上升率和机组转速上升率等应符合设计规定。
7.3.5 机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：
7.3.5.1 甩100% 负荷后，在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。
7.3.6 机组带100% 负荷下调速器低油压试验。
缓慢打开调速器油压装臵排油阀，逐渐降低油压装臵压力至事故低油压整定值，立即关闭排油阀，作事故低油压停机试验，记录油压装臵动作油位高度。
7.3.7 低油压事故停机后，对机组各部位进行全面检查，应无异常。
8 仁宗海水电站1＃（2#）机组带负荷72h试运行
8.1 完成以上试验后，根据情况进行缺陷处理，机组即具备带额定负荷连续72h运行条件。
8.2 在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或者其它原因引起运行中断，经检查处理合格后，重新开始72h连续试运行。中断前后的时间不得累加计算。
9 仁宗海水电站1＃（2#）机组交接验收
9.1 机组72小时试运行完成后，停机进行全面检查。必要时，将引水系统内的水排空，对机组过流部分及水工建筑物进行检查。
9.2 处理并消除72h试运行中所发现的所有缺陷。
9.3 机组通过72h试运行及停机检查和缺陷处理后，已经具备了向生产管理部门移交的条件，安装承包商应会同有关各方签署机组设备的初步验收证书，并及时进行机组设备及相关机电设备的移交。按合同规定，开始商业运行，同时开始计算机组设备的保证期。
仁宗海水电站1#、2#水轮发电机组启动试运行程序
1#（2#）机组试运行组织机构
田湾河流域仁宗海水电站工程机组启动验收委员会试运行指挥组： 指挥长： 卢建奎
副指挥长：曾献华 王清恺 付佾修 唐建虹 何廷刚 王耀辉 孔凡斌 何志亮 刘 勇 张宝安 吴细平
机电设备运行调试组：
组 长：王振成
副组长：马平周 璟 吴建斌 王 勇（检修部） 卢剑虹 赖 杰 刘 峻 骆恩蓉
运行组：
组 长：康文君
副组长: 方东 张雷 马海军 范学民 运行一值：
值 长：康文君 副值长：方 东
成 员：李 明 张占斌 郝建军 张 雷 熊小庆
魏永帅 王 增 白超锋 谢航航
运行二值：
值 长：余振杰 副值长：李海燕
成 员：马兰东 王新文 方永红 顾红林 曾忠胜 张军
李永亮 刘春会 及监理、电厂各值值班人员
试验组：
组 长：马平
副组长: 周璟 王 勇（技安部）
成 员：康文君 余振杰 张占斌 李海燕 张继祥 及厂家调试人员及电厂检修相关专业人员
检修组：
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鑫
