1、福建南平闽龙水电设备安装有限公司l、水轮发电机组起动试运行前的检查1.1 引水系统的检查1.1.1 进水口栏污栅已安装完工并清理干净检验合格。1.1.2 蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。测压头已装好，测压管阀门，测量表计均已安装。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。所有进入门的盖板均已严密封闭。1.1.3 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板或临时支柱等均已拆除。1.1.4 尾水闸门门槽及其周围已清理干净，尾水闸门已安装完工，检验合格，尾水闸门已安装完工，情况良好。1.1.5 各部位通讯，联络信号检验合格，准确可靠，回路畅通。1.2 水轮机部分的检查1.2.1 水轮机
2、转轮及所有部件已安装完工检验合格，上下止漏环与转轮之间间隙已检查无遗留杂物。l.2.2 水导轴承润滑，冷却系统已检查合格，油位，温度传感器，水压已显示正常。1.2.3 导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，调速器接力器锁锭投入。1.2.4 各测压表，档板流量开关，各压力变送器均已安装完工管路线路连接良好。1.3 调速系统及其设备的检查1.3.1 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，各表计阀门均已整定符合要求。1.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。1.3.3 微机调速器电调柜已安装完工并调试合格。1.3.4 事故电磁阀动作正常，锁锭装置调
3、试合格，信号指示正确，充水前应处于锁锭状态。1.3.5 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和全行程内动作平稳性。1.3.6 用频率信号发生器加入信号，变化频率信号检查接力器行程的线性度，死区范围及全开，全关应符合设计要求。1.3.7 用紧急关闭办法整定调速器关机时间。1.3.8 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。1.4 发电机部分的检查1.4.1 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。1.4.2 导轴承及推力轴承油位、温度传感器安装完工
4、并显示正常，整定值符合设计要求。1.4.3 推力轴承的高压油泵顶转子装置已调试合格，切换阀及管路阀门均无渗油。1.4.4 发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。1.4.5 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验合格。1.4.6 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线均已检查正确无误。1.4.7 发电机制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常。1.4.8 测量发电机工作状态的轴承温度，定子温度表计已调试合格并显示正常。1.5 油、气、水系统的检查1.5.1 冷却水供水包括加压泵供水均已分别调试合格，工作正常。1.5.2 机组冷却水供水过滤器及供水环管
5、，进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门、接头均已检验合格。1.5.3 排水泵手自动启动工作正常，水位变送器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求。1.5.4 透平油能满足机组供油，用油和排油的需要。1.5.5 高、低压气机均已调试合格，投入运行，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、安全阀工作正常，整定值符合设计要求。1.5.6 主厂房、发电机母线层，中控室，主变压器，电缆层高压开关室、低压室，厂用变房，励磁交房等消防设施已安装完工检验合格，符合消防设计要求。1.6 电气设备的检查1.6.1 发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，机端引出线出口处的电压，电流互感器、中性点电流互
6、感器已检验合格。1.6.2 6KV高压开关柜已安装检验合格。1.6.3 发电机引出线至主变低压侧的电缆及其设备已全部安装完工检验，试验合格，具备带电试验条件。1.6.4 主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，灭火消防设施以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。1.6.5 厂用电设备已安装完工、检验试验合格，备用电源检验合格，能投入正常运行。1.6.6 110KV高压开关站设备与本机组发电有关回路设备及母线，连接线等均已完工，110KV高压六氟化硫断路器已调试合格。1.6.7 厂房内各设备接地已检验，接地连接良好，厂外接地网已检查，接地电阻已测试，符合规程规定值
7、的要求。1.6.8 厂房照明已安装，主要工作场所、通道照明已检验合格，事故照明已检查合格，能投入使用。1.6.9 励磁系统，励磁盘柜安装完工检查合格。1.6.10 励磁变压器已安装完工检验合格，高低压端连接线已检查，电缆已试验合格。1.6.11 机组微机监控和微机保护设备及盘柜已安装完工，静态调试合格，中央控制室返回屏，计算机等设备已安装完工、静态调试合格。1.6.12 直流屏已安装完工并调试合格，能正常投入运行。1.6.13 电气操作回路已检查并作摸拟试验，已验证动作的准确性。a、 机组水力机械操作回路。b、 机组调速系统操作回路。c、 发电机励磁操作回路。d、 发电机真空断路器操作回路。e
8、、 直流及中央音响信号回路。f、 全厂公用设备操作回路。g、 机组同期操作回路。1.6.14 继电保护回路应进行模拟试验，验证动作的准确性。a、 发电机微机保护回路。b、 主变压器微机保护回路。c、 线路微机保护回路。2 水轮发电机组充水试验2.l 水轮发电机组充水试验的开始，就认为是电站机组起动试运行的正式开始，应确认前项的检查试验已全部完成。2.1.1 水库水位应蓄至最低发电水位。2.1.2 充水前应确认调速器导水机构处于关闭状态，调速器接力器锁定已锁好。2.2 充水操作及其检查2.2.1 察看水库水位超过发电最低水位后，向水机蜗壳充水。2.2.2 检查蜗壳进入门漏水情况，观察蜗壳压力上升
9、情况，并记录蜗壳充水至平压的时间。2.2.3 检查水轮机顶盖，导水机构和主轴密封的漏水情况。2.2.4 观察各测压表计及仪表管接头漏水情况。2.3 充水平压后的观测检查和试验2.3.1 操作检查阀门启闭动作情况，并记录开启和关闭时间，分别进行现地和远方微机操作试验。2.3.2 观察厂房内渗漏水情况，及排水泵排水能力。3、水轮发电机组空载试运行3.1 启动前准备3.1.1 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待命，各部位运行人员已进入岗位，各测量仪器，仪表已整定并显示正确。3.1.2 确认充水试验过程中出现的问题已处理合格。3.1.3 各部冷却水压正常，轴承
10、油位在运行规定的范围内。3.1.4 观察并记录上游水位，轴承原始温度已记录。3.1.5 起动高压油泵顶起发电机转子至规定值，让上导油槽油进入推力瓦后，切换顶转子切换阀泄油压。检查制动闸，确认制动闸已全部落下。3.1.6 水轮机主轴密封水投入，围带排除气压。3.1.7 微机 调速器处于准备状态，相应下列机构为：a、 微机调速器主油阀阀门已开启，油压指示正常。b、 微机调速器的双滤油器位于工作位置。c、 微机调速器处于“手动”位置。d、 微机调速器的导叶限制开度于全关位置。e、 微机调速器频率整定应为50HZ。3.1.8 与机组有关的设备应符合下列状态：a、 发电机出口断路器断开。b、 发电机PT
11、柜处于运行状态。c、 轴承温度过高保护和温度显示装置已投入。d、 拆除所有试验用的短接线及接地线。e、 外接标准频率计监视发电机转速。3.2 首次手动起动试验3.2.1 拔出接力器锁定。3.2.2 手动打开调速器的导叶限制机构，待机组起动后，可按机组额定转速的50、75、100分阶段逐渐升速。3.2.3 记录机组的起动开度和空载开度。3.2.4 在机组升速过程中应加强对各部位轴承温度的监视不应有急剧升高及下降现象，机组起动达到额定转速后，在半个小时内，应每间隔2分钟记录一次推力瓦和导轴瓦的温度，以后可10分钟记录一次，并有专人负责监视，机组在运转过程中应观察轴承油位的变化，油位应处于正常位置。
12、3.2.5 监视水轮机主轴密封3.2.6 记录蜗壳压力表，冷却水压力，转轮上下腔真空压力表读数。3.2.7 测量记录机组各部位振动。3.2.8 测量发电机一次残压及相序，相序应正确，否则调整接线。3.3 机组空转调速系统的调整试验3.3.1 微机调速器的振动应正常。3.3.2 频率给定的调整范围应符合设计要求。3.3.3 进行手动和自动切换试验时，接力器应无明显摆动，机组转速相对摆动值应在设计范围内。3.3.4 调速器空载扰动试验。a、 扰动量一般为土 8。b、 转速最大超调量应符合设计要求。c、 超调次数不超过两次。d、 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符合设计规定。3.
13、3.5 调速器自动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。3.4 停机过程及停机后的检查3.4.1 操作开度限制机构进行手动停机，当转速下降至额定转速的35%时，手动操作开刹车阀门至机组停止转动，关手动刹车阀，开手动刹车复归阀，待制动器全部落下后，关手动刹车复归阀。3.4.2 停机过程中应监视各部位轴承温度变化情况，35额定转速时转速信号装置按点动作情况，检查各部油槽油位的变化情况。3.4.3 停机后投入接力器锁定。3.5 过速试验及检查3.5.1 按出厂整定140额定转速整定值，进行机组过速试验。3.5.2 将转速信号装置140的接点从水机保护回路中断开。3.5.3 以手动开机方式使机组达
14、到额定转速，待机组运转正常后，加大导叶开度限制机构，使转速达到140时，检查转速信号装置接点动作情况以及指示灯的亮的正确性。3.5.4 过速过程应监视并记录机组的振动各部轴承的温度。过速试验停机后应进行如下检查：a、 全面检查发电机转动部分。b、 检查发电机定子基础。c、 检查紧固部分有无松动现象。3.6 自动启动和自动停机试验3.6.1 自动启动和自动停机试验的目的在于开机回路动作的正确性并检查计算机监控系统顺序动作的正确性。3.6.2 自动启动前应确认a、 调速器处于“自动”位置，频率给定置于50HZ位置，调速器P、I、D参数在空载最佳位置。b、 确认过速保护，轴承温度过高保护，调速器低油
15、压保护均已投入，且自动开机条件已具备。c、 确认各信号监视回路已投入。3.6.3 微机监控自动开机，并检查下列各项a、 自动化元件能否正确动作。b、 记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。c、 检查电液调速器动作情况。3.6.4 机组自动停机过程及停机后的检查项目a、 记录自发出停机脉冲至机组转速下降至35制动转速所需时间。b、 记录自动刹车开始至机组全停的时间。c、 检查转速信号装置动作是否正确，冷却水电磁阀动作是否可靠。3.6.5 应能在中控室或现场操作实现机组开停机3.7 水轮发电机三相稳态短路试验3.7.1 用2500V兆欧表测定子绕组对地的绝缘电阻和吸收比。3.7.2 发电机三
16、相稳态短路试验应具备的条件。a、 发电机出口断路器，隔离开关处于断开位置并挂上“禁止合闸” 牌。b、 在发电机出口断路器下侧用铝排连接三相短路线。c、 用一台直流电焊机提供转子励磁电流。3.7.3 手动开机，发电机各部温度应稳定，运转应正常。3.7.4 把直流电焊机输出电流调至最小，合交流电源检查发电机各电流回路的准确性和对称性。3.7.5 升流检查微机，模拟屏表计的正确性，并检查发电机差动保护的正确性。3.7.6 录制发电机三相短路特性曲线（定子电流和转子电流关系曲线），在额定电流下测量发电机轴电压3.7.7 发电机短路干燥a、 根据3.7.1测试的数据，确定发电机是否进行短路干燥。b、 发
17、电机短路干燥时控制短路电流的大小，定子绕组温度不应超过100。c、 4小时测量一次定子绕组对地的绝缘电阻和吸收比。d、 停止干燥降温以每小时10的速率进行，当温度降至40时可以停机。3.7.8 模拟轴承温度过高停机，并拆除发电机短路点的短路线。3.8 水轮发电机升压试验3.8.1 发电机升压试验应具备的条件：a、 发电机保护系统投入，励磁回路电源投入，风机及信号回路，电源投入。b、 自动开机后机组各部运行应正常，测量发电机电压互感器二次侧残压，并检查其对称性，利用电焊机他励电源，手动调节电压至50额定电压值，检查下列各项。c、 检查发电机PT、励磁PT二次侧电压，微机显示与模拟屏显示电压值应与
18、PT二次电压值乘变比后值相符。d、 检查PT二次侧回路相序，励磁变压器二次侧相序及电压值。e、 合闸发电机出线隔离开关，合发电机断路器，在同一组母线互感器二次侧测量相序的正确性。3.8.2 减小励磁电流，关电焊机电源，拆除电焊机接线。3.8.3 励磁系统各开关处于运行状态，调节各电位器至最小位置，手自动切换开关至自动位置，接起励按钮，发电机电压稳定在下限电压值，升压至发电机额定电压，在额定电压下测量发电机轴电压。3.8.4 将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线（发电机定子电压与励磁电流上升，下降特性曲线）3.8.5 把发电机线电压上升至130额定电压做匝间绝缘试验，测量发电机线电压并
19、持续时间5分钟。3.9 水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验3.9.1 可控硅励磁调节器的起励工作应正常且可靠3.9.2 励磁调节系统的电压调整范围已符合设计要求，自动励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70110范围内运行稳定且能平滑调节。3.9.3 发电机在空载额定转速下，手动控制单元调节范围应能满足运行要求。3.9.4 检查发电机在空载状态下，手、自动切换应正常3.9.5 带自动励磁调节器的发电机电压一频率特性试验，频率每变化1，自动励磁调节系统应保证发电机端电压的变化值不大于额定值的土0.25。3.9.6 可控硅励磁系统应进行欠励，过励，过电压等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确
20、。4、水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验，主变压器冲击合闸试验4.1 水轮发电机组对主变压器高压侧及高压配电装置短路升流试验a、 发电机断路器，隔离开关，发电机电压、电流互感器及有关高压设备均已试验合格，具备投入运行条件。b、 主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关正常。c、 高压配电装置经试验验收合格。d、 主变压器高压侧及高压配电装置的适当位置，已设置可靠的三相短路点。e、 投入发电机继电保护、自动装置和主变压器冷却器以及控制信号回路。f、 开机后用他励升流检查各电流回路的通流情况以及微机和仪表显示是否正确，并检查主变压器差动保护是否正确。g、 前项检查正确后投入主变压器微机保护
21、，正常后去掉他励电源，拆除短接线。4.2 水轮发电机组对主变压器零起升压试验4.2.l 他励手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25，50，75，100等情况下检查一次设备的工作情况。4.2.2 检查6KV母线电压回路和同期回路的电压相序和相位的正确。4.2.3 上述两项检查正常后，合主变高压侧断路器，对35KV母线进行冲击（隔离开关均在运行位置，线路侧除外）4.2.4 检查110KV母线电压和同期回路电压相序和相位。4.3 电力系统对主变压器冲击合闸试验4.3.1 发电机侧的断路器，隔离开关均已断开。4.3.2 投入主变压器保护装置4.3.3 合主变压器高压侧断路器，使电力系统对主变压器冲
22、击，合闸共5次，每次间隔约l0分钟，检查变压器有无异常响声，并检查主变压器差动保护和瓦斯保护的动作情况。5、水轮发电机组并列及负荷试验5.1 检查同期回路的正确性5.1.1 以手动和自动准同期方式进行并列试验，在正式并列试验前，应先断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，并在发电机PT二次侧与6KV母线PT二次侧同相接一台电压表，监视同相电压变化情况，以确定同期装置工作的正确性。5.1.2 分别进行手动，自动准同期并列试验。5.2 水轮发电机带负荷试验5.2.1 水轮发电机组带负荷试验，有功无功负荷应逐步增加，并观察各仪表及各部运转情况，并测量振动。5.2.2 水轮发电机带负荷下励磁调节器试验a、
23、 发电机有功功率分别为0，25，50，75，100额定值下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值，调节平滑无跳动。b、 投入调差，调差特性应有较好的线性并符合设计要求。5.3 水轮发电机组甩负荷试验5.3.1 甩负荷试验前应具备下列条件：a、 将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值。b、 调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速等电量和非电量的监测仪表。c、 自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。5.3.2 机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25，50，75和100下分别进行，无功负荷按比例分配。5.3.3 水轮发电机突甩负荷时，检查可控硅励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩负
24、荷额定有功负荷时，发电机电压超调量不应大于额定电压的1520，振荡次数不超过二次，调节时间不大于5S。5.3.4 水轮发电机组突甩负荷试验，检查水轮机调速器系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率和机组转速上升率等应符合设计要求。5.3.5 机组突甩负荷后，电液调速器的动态品质应达到如下要求：a、 甩100额定负荷后，在转速变化中超过稳态转速3以上的波峰不应超过2次。b、 甩100额定负荷后，从接力器第一次向关闭方向移动起到机组转速摆动值不超过土 0.5为止所经历的总时间不应大于40秒。c、 转速按规定变化，接力器不动时间不大于0.4s。5.3.6 机组带额定负荷下，调速器
25、低油压关闭导水叶试验。6、水轮发电机组72小时带负荷连续试运行6.0.1 完成上述全部试验内容验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。6.0.2 根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。（值班人员安排另行编制）6.0.3 如果72h连续运行，由于机组及附属设备的制造及安装质量原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。6.0.4 72h连续试运行后，应停机检查，消除并处理发现的所有缺陷。6.0.5 机组通过72h试运行并经停机处理发现的所有缺陷后，即可移交建设单位投产发电。（注：试运行过程操作由安装单位负责）12
