高家坝机组启动试运行大纲.doc

湖南 永顺 高家坝水电站工程1#水轮发电机组启动试运行大纲湖南芙蓉可再生能源发展有限公司福建南平南电水电设备制造有限公司湖南江河水利水电监理有限公司湖南水利水电施工公司高家坝机电安装项目部二一年四月目 录1 工程概况32 总则33 编制依据44 起动试运行范围45高家坝110kV开关站、主变冲击受电带6.3kV母线试验46 水轮发电机组启动试运行前的检查66.1流道的检查66.2水轮机检查66.3调速系统的检查与调试76.4发电机的检查76.5 励磁系统检查86.6油、气、水系统的检查86.7电气一次设备检查96.8电气二次系统及回路检查96.9消防系统检查117 充水试验117.1充水条件117.2尾水流道充水117.3进水流道充水118 机组启动和空转试验128.1启动前的准备128.2首次启动试验138.3停机过程及停机后检查138.4 调速器空载试验148.5 机组过速试验及检查149 机组自动开停机试验159.1 自动开机需具备的条件159.2 机组LCU1自动开机159.3 机组LCU1自动停机1610 1#发电机短路升流试验1610.1 短路升流前的准备1610.2 发电机升流试验1611 升压试验1711.1 1#发电机零起升压试验1711.2 发电机单相接地试验1711.3 发电机过电压试验1812 发电机空载下的励磁调整试验1812.1试验前的准备1812.2励磁调整试验1813 机组监控系统自动开机至空载试验1813.1 试验前的准备1913.2 开机至空载试验1914 同期并网试验1914.1 202的自动假同期试验1914.2 202的自动准同期试验1914.3 210的自动假同期试验1914.4 210的自动准同期试验1914.5 510的自动假同期试验2014.6 510的自动准同期试验2014.7 计算机监控系统自动开机并网试验2015 机组负荷试验2015.1 机组带负荷试验2015.2 机组带负荷下调速系统试验2015.3 机组甩负荷试验2115.4 机组带负荷下励磁系统试验2115.5 机组事故停机试验2115.6 机组检查消缺2216 1#机组带负荷72小时连续试运行221 工程概况高家坝水电站工程位于沅水一级支流酉水支流猛洞河干流中上游，属湖南省永顺县境内，坝址下距永顺县城公路37km，水路42.5km。高家坝水库工程是永顺县城市防洪控制性工程，水库正常蓄水位368m，总库容8000万m3，电站装机20MW，多年平均发电量4970万KW.h ，电站以110kV一级电压与系统连接，出线回路数一回。高家坝水电站主要由引水式厂房、细石子混凝土砌石重力坝、发电引水隧洞及开关站等建筑物组成。引水式厂房内设2台单机容量为10MW混流式水轮发电机组。2 总则2.1混流式机组及相关设备的安装应达到GB8564-2003规定的要求，且施工记录完整。机组安装完工、检验合格后应进行启动试运行试验，试验合格并交接验收后方可投入电力系统并网运行。2.2机组的辅助设备、继电保护、自动控制、监控、测量系统以及与机组运行有关的各机械设备、电气设备、电气回路等，均应根据相应的专业标准进行试验和验收。2.3对机组启动试运行试验过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使机组交接后可长期、安全、稳定运行。2.4机组启动试运行试验过程中应充分考虑上、下游水位变动对库岸边坡稳定、库区河道航运及周围环境保护和植被生长的影响，保证试运行试验工作的正常进行。3 编制依据3.1根据水利行业标准SL2232008水利水电建设工程验收规程、电力行业标准DL/T507-2002水轮发电机组启动试验规程要求编制。 3.2依据相关国家标准和部颁标准，并结合湖南高家坝机电设备安装工程及水轮发电机组安装技术规范（GB8564-2003）、水利水电工程设计防火规范（SDJ278-1990）编制而成。3.3本试运行大纲经启委会批准后，将作为高家坝水电站1#机组启动试运行依据。4 起动试运行范围1#机及公用消防系统、1#机及公用技术供水系统、1#机及公用检修渗漏排水系统、1#机及公用压缩空气系统、1#机及电站上下游水力量测系统、1#水轮发电机组及其附属设备、1#机调速器系统、1#机励磁系统、1#发电机主回路中的一、二次电气设备及其继电保护装置、主变压器及中性点设备、110kv开关站设备、400V厂用电系统、1#机控制保护及计算机监控系统、1#机照明通信系统、1#机消防监控系统等。5高家坝110kV开关站、主变冲击受电带6.3kV母线试验5.1 电气一次设备检查5.1.1主变压器已安装调试完毕、试验合格。所有阀门位置正确，铁芯及主体外壳已可靠接地。主变压器油位正常，绝缘油化验合格。变压器分接开关已置于电力系统指定运行档位。.5.1.2 主变中性点避雷器、接地开关及间隙TA安装调试完成。5.1.3 户外式设备：110kV送出线路、主变压器进线间隔、线路出线间隔的电流互感器、电压互感器、避雷器、断路器、隔离开关、接地开关已安装、试验完毕。5.2 电气二次系统及回路检查5.2.1直流电源系统检查1) 直流电源系统、直流馈电柜等设备已安装完成，各回路绝缘合格，绝缘监视和接地检测装置工作正常，蓄电池及充电装置的浮充、均充等试验合格，已投入正常运行，相关设备正常受电。2) 通讯室、中控室的UPS等专用交直流设备已安装调试并投运，逆变容量满足设计要求。5.2.2继电保护、自动装置和故障录波设备检查1) 所有控制保护电缆接线已经过检查，接线正确。2) 变压器继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。3) 开关站母线、线路继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。4) 各区域设备继电保护、自动装置和故障录波联调已完成，结果正确。5) 计算机监控主站与开关站及公用LCU已形成,调试完毕,运行良好。开关站相关设备处于监控状态,LCU已具备检测和报警功能,相关运行参数可被监视与记录。6) 开关站断路器间隔操作回路电气回路已检查并通过模拟试验，验证其动作的正确性、可靠性与准确性7) 开关站仪表测量回路已调校完毕8) 开关站电度计量系统校验完毕。5.3 相关受电设备试验前的准备5.3.1断开510断路器，5.3.2断开开关站内的所有的地刀,合上5101隔离开关,5.3.3断开210、202、204、206、220断路器，开关柜手车置于“检修”位置。5.3.4合主变中性点接地刀5×16（按湘西州电力局调度命令）5.3.5投入主变保护,线路保护（重合闸除外）。5.4 开关站、主变冲击受电试验5.4.1系统对高家坝110KV送出线路（芙杨线）送电至510处,检查线路电压的二次电压回路.5.4.2用510对主变#1T冲击5次.5.4.3合上510开关对6.3kV母线进行充电冲击，检查5.4.4将210开关柜手车置于“工作”位置，合上210断路器，用510对主变#1T及6.3kV母冲击三次后510处于运行，每次冲击合闸后，均需检查主变压器冲击后的运行情况. 同时在第一次带母线冲击合闸后检查6.3KV母线电压,核相5.4.5待主变冲击试验完成后，拉开510断路器,5.4.6冲击试验应为5次，每次间隔约10分钟, 每次冲击合闸后，均需检查主变压器冲击后的运行情况.5.4.7待所有电压幅值、相位检查完毕后恢复所有退出的保护压板。至此系统对高家坝站内冲击试验完成。6 水轮发电机组启动试运行前的检查6.1流道的检查6.1.1进水口拦污栅已安装调试完成并清理干净检验合格。6.1.2进水口工作闸门门槽已清理干净并检验合格。进水口工作闸门安装完工、检验合格并处于关闭状态，固定式启闭机已安装合格，拉杆已安装并具备正常工作条件。6.1.3进水流道、蜗壳、转轮室、尾水管等过水通流系统均已安装完工、清理干净并检验合格。所有安装用的临时吊耳、吊环、支撑等均已拆除。混凝土浇注孔、灌浆孔、排气孔等已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装完成。水轮机蜗壳进人门与框架已把合严密，尾水管进人门关闭严密。所有进人孔均已封盖严密，并经过检查。6.1.4所有机组进水流道及尾水盘型阀启闭情况良好并处于关闭位置，检修排水廊道进人门处于关闭状态。6.1.5尾水闸门门槽及其周围已清理干净，尾水闸门及其启闭装置已安装完工并检验合格。在无水情况下手动操作已调试合格，启闭情况良好。尾水闸门处于关闭状态。6.1.6电站上下游水位测量系统已安装调试合格，水位信号远传正确。6.1.7各部位的通讯及照明设施完善可靠。6.2水轮机检查6.2.1水轮机转轮已安装完工并检验合格。转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，且无遗留杂物。6.2.2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。导叶最大开度和导叶立面、端面间隙及接力器压紧行程已检验合格，并符合设计要求。6.2.3主轴及其保护罩、水导轴承系统已安装完工、检验合格，轴线调整符合设计要求。6.2.4主轴工作密封与检修密封已安装完工、检验合格、密封自流排水管路畅通。检修密封经漏气试验合格，顶盖排水通畅，可以投入使用。充水前检修密封的空气围带处于充气状态。6.2.5各过流部件之间（包括顶盖与座环、顶盖与支持盖、顶盖与导叶、导叶与底环、支持盖与主轴密封座等）的密封均已检验合格，无渗漏情况。所有分瓣部件的各分瓣法兰均已把合严密，符合规定要求。6.2.6导叶套筒的间隙均匀，密封有足够的紧量。6.2.7各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按规定全部点焊牢固。6.2.9各测压表计、示流计、流量计、（摆度、振动传感器本站无）各种信号器、变送器、机械过速等均已安装完工，管路、线路连接良好，并已清理干净。6.2.10水轮机其它部件也已安装完工、检验合格。6.3调速系统的检查与调试6.3.1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，透平油化验合格。各表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。6.3.2压力油罐安全阀按规程要求已调整合格，且动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热，主、备用泵手动、自动工作及切换正常。集油箱油位信号器动作正常。高压补气装置手动、自动动作正确。漏油装置手动、自动调试合格。6.3.3手动操作将油压装置的压力油通向调速系统管路。检查各油压管路、阀门、接头及部件等均应无渗油现象。6.3.4调速器电调柜已安装完工并调试合格，步进电机工作正常，各电气反馈信号准确，调速器的电气-机械转换工作正常。6.3.5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性和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器等三者的一致性。录制导叶开度与接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。6.3.6事故配压阀、过速保护装置和分段关闭装置等均已调试合格，分别用调速器紧急关闭和调速器事故关机的办法初步检查导叶全开到全关所需时间。6.3.7锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。6.3.8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。6.3.9机组测速装置已安装完工并调试合格，动作触点已按要求初步整定。6.4发电机的检查5.4.1发电机整体已全部安装完工并检验合格。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。6.4.2推力轴承及导轴承已安装调试完成，验收合格，符合设计要求。6.4.3各分瓣部件的法兰面的密封安装完成，检验均已合格，符合设计要求。6.4.4空气冷却器已检验合格，水路畅通无阻，阀门无渗漏现象。电加热器已调试，运行及控制符合设计要求。6.4.5发电机内灭火管路、火灾探测器、灭火喷嘴手动动作准确，通压缩空气试验畅通无阻。6.4.6发电机制动闸与制动环之间的间隙合格。机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前风闸处于制动状态。6.4.7发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。6.4.8发电机机坑内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。上机架外、发电机机坑内、外所有母线、电缆、辅助线、端子板、端子箱均已检查正确无误。6.4.9（发电机定子水平支撑和垂直支撑已检验合格）-本站无，下机架水平、中心已检验合格。6.4.10测量发电机工作状态的各种表计、振动摆度传感器、轴电流监测装置等均已安装完工，调试整定合格。6.4.11爬梯、常规及事故照明系统已安装完工，检验合格。机坑内所以设备已清扫干净，设备的补漆工作已完成并检查合格。6.5 励磁系统检查6.5.1 励磁变、励磁盘、励磁母线及电缆已安装完成，主回路连接可靠，绝缘良好，相应的高压试验合格。6.5.2励磁操作、保护及信号回路接线正确，动作可靠，表计校验合格。6.5.3灭磁开关主触头接触良好，操作灵活、可靠。6.5.4励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常，并投入运行。 6.5.5励磁系统静态试验已完毕，开环特性符合设计要求，通道切换可靠。6.5.6现地和远方操作的切换正确、可靠。6.5.7各报警及事故信号正确；与机组保护联动试验动作正确，与机组LCU1联动试验动作正确，机组LCU1能正确反应机组励磁系统状况。6.6油、气、水系统的检查6.6.1全厂透平油、绝缘油系统能满足1#机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。6.6.2推力轴承、水导轴承、油压装置回油箱、漏油箱上各液位信号器已调整，油位符合设计规定，触点整定值符合设计要求。各油泵电动机已做带电动作试验，油泵运转正常，主、备用切换及手动、自动控制工作正常。电加热器检验合格。6.6.3推力轴承及各导轴承润滑油温度、压力、油量检测装置已调试合格，整定值符合设计要求。6.6.4高压油顶起装置已调试合格。高压油顶起系统手动控制正常。6.6.5全厂中、低压空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、安全阀及减压阀工作正常。整定值符合设计要求。6.6.6所有中、低压空气管路已分别分段通入压缩空气进行漏气检查合格。6.6.7机组冷却、主轴密封等技术供水系统管路、过滤器、阀门、表计、接头等均已安装完工、检验合格。6.6.8主轴密封水质已检查并满足设计要求，水压、水量已调整至设计允许的范围内。6.6.9水泵、压力及流量检测元件已安装调试合格，水量、水压满足设计要求。各水泵运转正常并处于设定工作状态。6.6.10厂内渗漏排水、检修排水系统及顶盖排水系统经全面检查合格。各排水泵、排水阀手动及自动工作正常。水位控制器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求。6.6.11各管路、附属设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已挂牌编号。6.7电气一次设备检查6.7.1发电机出口母线及相关设备：发电机中性点、发电机中性点TA、发电机出口、机端TA、封闭母线、发电机出口断路器及隔离开关、避雷器、励磁变压器及其TA、发电机出口侧TV等设备已安装、试验完毕，检验合格，具备带电条件。6.7.2 6.3kV厂用电及10.5kV近区系统：6.3kV厂用电及10.5kV近区系统已按设计安装完成，检验并试验合格。（10.5kV临时外来电源作为供电电源点，接至2#10.5KV厂用变，根据具体情况定。）6.7.3各相关工作场所的工作照明安装调整完毕检查合格，并已经投入正常运行，临时事故照明已准备好。6.7.4全厂接地装置和机电设备接地已检验，接地连接良好，接地线色标及接地端子符合规范要求。6.8电气二次系统及回路检查6.8.1 400V厂用电系统：1) 厂用电，段母线、机组自用电等设备检验并试验合格，母线正常供电，相关设备正常受电。2) 在机组启动前所需其它厂用配电柜已按照设计要求安装完成，检验试验合格，相关设备正常受电。3) 所有控制保护电缆接线已经过检查，接线正确。4) 发电机继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。5) 各区域设备继电保护、自动装置和故障录波联调已完成，结果正确。6) 计算机监控主站与开关站及公用LCU、1#机组LCU1间的通讯已形成，调试完毕，运行良好。开关站及1#机组等相关设备处于监控状态，LCU已具备检测和报警功能，相关运行参数可被监视与记录。6.8.2下列电气回路已检查并通过模拟试验，验证其动作的正确性、可靠性与准确性：1) 水轮机调速系统自动操作回路2) 发电机励磁操作回路3) 发电机出口断路器、隔离开关、接地开关操作与安全闭锁回路4) 开关站断路器间隔操作回路5) 水轮发电机组、中控室、开关站等设备的交直流电源回路6) 全厂公用及1#机组辅助设备控制回路7) 发电机出口、开关站相关断路器同期回路8) 首期发电所需10.5kV、400V厂用电设备操作回路9) 以上回路的操作，不仅包括了手动、自动操作，还包括计算机监控系统对上述系统设备的运行状态、运行数据、事故报警点的数据采集、监视和控制的命令、以及重要数据的变化趋势等的采集和传送。6.8.3电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查后，下列继电保护和自动化回路已进行模拟试验，保护带断路器进行传动试验，验证了动作的正确性与准确性：1) 发电机、励磁变继电保护回路。2) 主变压器、厂用变继电保护回路。3) 信息管理系统。4) 全厂公用设备、1#机组辅助设备交直流电源主备用投切、故障切换等各类工况转换控制回路。5) 仪表测量回路。6.8.4厂内通信、系统通信及对外通信等设施均已安装调试完毕，检查合格，回路畅通，准确可靠，能够满足电网调度、远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。其中：1) 电度计量系统校验完毕；2) 1#机组段、主变#1T、各级厂用配电中心、公用设备间、中控室、通讯室、开关站、进水口、尾水、现场指挥部等区域通讯已投运。6.9 消防系统检查6.9.1与1#机组启动试验相关的主副厂房各部位的消防系统管路或消防设施已安装完工并检验合格，符合消防设计要求。6.9.2全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。6.9.4全厂火灾报警与联动控制系统已安装完工并调试合格。7 充水试验7.1充水条件6.1.1确认坝前水位已蓄至最低发电水位。6.1.2确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。确认各1#机组各进人门已关闭牢靠，各台机组检修排水阀门已处于关闭状态，检修排水廊道进人门处于关闭状态。确认调速器、导水机构、蝶阀处于关闭状态，接力器锁定已投入。确认空气围带、制动器处于投入状态。6.1.3确认全厂检修、渗漏排水系统运行正常。6.1.4紧急停机联动试验进口闸门完成，检验合格。7.2尾水流道充水6.2.1利用尾水闸门上的充水阀进行尾水的充水工作。打开1#机组尾水闸门向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进人门、主轴密封及空气围带、测压系统管路等的漏水情况，记录测压表计的读数。6.2.2充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。6.2.3待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。7.3进水流道充水7.3.1以充水阀开启100mm左右的充水方式，缓缓向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检查导水机构、蜗壳进人门及各排水阀等各部位在充水过程中的工作状态及密封情况。7.3.2观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。7.3.3充水过程中检查流道排气是否畅通。7.3.4待充水至与上游水位平压后，将进水口闸门提起。7.3.5观察厂房内渗漏水情况及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。7.3.6将机组技术供水管路系统的阀门打开，启动供水泵，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、各接头法兰通水后的工作情况。8 机组启动和空转试验8.1启动前的准备8.1.1按自动控制方式运行正常，压力、流量符合设计要求。油压装置和漏油装置油泵处于 主机周围各层场地已清扫干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已到位，各测量仪器、仪表已调整就位。8.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。8.1.3机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵自动控制位置运行正常。8.1.4高压油顶起系统、机组制动系统处于手动控制状态。8.1.5检修排水系统、渗漏排水系统和中、低压压缩空气系统按自动控制方式运行正常。8.1.6上下游水位、各部原始温度等已做记录。8.1.7水轮机主轴密封水投入，空气围带排除气压、制动器复归（确认风闸已全部复位），转动部件锁定已拔出。8.1.8启动高压油顶起装置油泵，确认机组大轴能正常顶起。8.1.9调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：1) 油压装置至调速器的主阀已开启，调速器柜压力油已接通，油压指示正常。2) 调速器的滤油器位于工作位置。3) 调速器处于“手动”位置。4) 油压装置处于自动运行状态，导叶开度限制机构处于全关位置。8.1.10与机组有关的设备应符合下列要求：1） 1#发电机出口断路器断开，隔离开关断开、1#机相关的接地刀闸断开、灭磁开关断开。2） 1#转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。3） 1#发电机出口TV处于工作位置，一次、二次保险投入。4） 水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入；机组的振动、摆度监测装置等投入监测状态，但不作为用于停机。5） 现地控制单元LCU1已处于监视状态，具备检测、报警的功能，可对机组各部位主要的运行参数进行监视和记录。6） 拆除所有试验用的短接线及接地线。7） 外接频率表接于发电机出口TV柜一次侧，监视发电机转速。8） 大轴接地碳刷已投入。8.1.11手动投入机组各部冷却水（空冷器暂不投，考验瓦温。转机时对发电机定子、转子进行干燥）。8.2首次启动试验8.2.1启动高压油顶起装置，在推力瓦与镜板之间形成油膜，关闭高压油顶起装置。8.2.2向风闸内反向充气，并检查风闸应复位。拔出接力器锁定，手动打开调速器的导叶开度限制机构，手动打开导叶开度，待机组开始转动后将导叶关回，由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间有无摩擦、碰撞及其它异常情况。记录机组启动开度。8.2.3确认各部正常后再次打开导叶启动机组。当机组转速升至接近50%额定转速时可暂停升速（不可停留时间过长），观察各部无异常后继续升速，使机组在额定转速下运行。8.2.4当机组转速升至95%额定转速时，并校验电气转速继电器相应的触点。当机组转速达到额定值时校验机组各部转速表指示应正确。记录当时水头下机组额定转速下的导叶开度。8.2.5在机组升速过程中派专人严密监视推力瓦和各导轴瓦的温度，不应有急剧升高或下降现象。机组达到额定转速后，在半小时内每隔5分钟记录瓦温，之后可适当延长时间间隔，并绘制推力瓦和各导轴瓦的温升曲线。机组空转4-6小时以使瓦温稳定，记录稳定的轴瓦温度，此值不应超过设计值。记录各轴承的油流量、油压和油温。8.2.6机组启动过程中，应密切监视各部运转情况，如发现金属摩擦或碰撞、推力瓦和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象应立即停机。8.2.7监视水轮机主轴密封及各部水温、水压，有条件时可观察、记录水封漏水情况。8.2.8记录全部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数。8.2.9应测量并记录机组水轮机导轴承、发电机轴承等部位的运行摆度（双振幅），不应超过导轴承的总间隙。8.2.10测量并记录机组各部位振动、摆度其值应符合规范要求。8.2.11测量发电机一次残压及相序，相序应正确。8.3停机过程及停机后检查8.3.1操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的35%时手动投入制动器，机组停机后手动投入制动器，使制动器则处于投入状态。8.3.2停机过程中应检查下列各项：1） 监视各轴承温度的变化情况。2） 检查转速继电器的动作情况。8.3.3 停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封润滑水。8.3.4 停机后的检查和调整：1） 各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱落。2） 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。3） 检查挡风板、挡风圈是否有松动或断裂。4） 检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。5） 在相应水头下，调整开度限制机构及相应的空载开度触点。8.4 调速器空载试验8.4.1根据机组残压测频信号是否满足调速器自动运行的情况，确定调速器空载扰动试验时机，若不能满足要求，则调速器空载试验安排在机组空载试验完成之后进行。8.4.2手动开机，机组在额定转速下稳定运行后。调整电气柜的相关参数。在调速器机柜上进行手/自动切换，并在调速器电气柜上也作同样的切换，此时调速器处于自动运行工况，检查调速器工作正常。调整PID参数，使其能在额定转速下自动调节，稳定运行。8.4.3分别进行调速器各通道的空载扰动试验，扰动试验满足下列要求：调速器自动运行稳定时，加入扰动量（48HZ-52HZ,52HZ-48HZ)，调速器电气装置应能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。否则调整PID参数，通过扰动试验来选取一组最优运行的参数。8.4.4转速最大超调量不应超过扰动量的30%。8.4.5超调次数不超过2次。8.4.6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。8.4.7进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。8.4.8进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。8.4.9进行调速器自动模式下的频率调节，检查调节稳定性。8.4.10进行调速器故障模拟试验，应能按设计要求动作,在大故障模拟试验时,切除停机出口,以免不必要的停机。8.4.11记录油压装置油泵向压力油罐送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录导叶接力器摆动值及摆动周期。8.5 机组过速试验及检查8.5.1过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。8.5.2临时拆除电气过速保护停机回路，监视其动作时的转速。8.5.3手动开机，待机组运转正常后，手动逐渐打开导叶，机组升速至115%，记录115%时转速继电器实际动作值，机组转速继续升速到140%额定转速以上时，记录电气过速140%转速继电器实际动作值，机械过速保护装置在电气过速保护动作之后且应在机组转速达到150%之前立即动作关机。如果升速至150%额定转速时，机械过速装置仍未动作，亦应立即停机。需校正机械过速装置，重新进行该试验。8.5.4试验过程中记录机组各部的摆度、振动最大值。若机组过速保护未动作停机，则按手动停机方式，额定转速降至20%转速后投机械制动。8.5.5过速试验过程中专人监视并记录各部位推力瓦和导轴瓦温度；监视转轮室的振动情况；测量、记录机组运行中的振动、摆度值，此值不应超过设计规定值； 监视水轮机主轴密封的工作情况以及漏水量；监听转动部分与固定部分是否有磨擦现象。8.5.6过速试验停机后，投入接力器锁定，关蝶阀，顶起制动器，全面检查转子转动部分，如转子磁轭键、引线支撑、磁极键及磁极引线、阻尼环、磁轭压紧螺杆、转动部分的焊缝等。并按首次停机后的检查项目逐项检查。9 机组自动开停机试验9.1 自动开机需具备的条件9.1.1 各单元系统的现地调试工作已完成，验收合格。9.1.2 计算机与各单元系统对点完成，通讯正常。9.1.3 在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成。9.1.4 LCU1交直流电源正常，处于自动工作状态。9.1.5 水力机械保护均已投入。9.1.6 接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。9.1.7 技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。9.1.8 制动系统已切换至自动运行状态。8.1.9 润滑油系统已切换至自动运行状态。9.1.10励磁系统灭磁开关断开。9.1.11齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。9.1.12调速器处于自动位置，功率给定处于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。9.1.13主轴工作密封切换至自动运行状态。9.2机组LCU1自动开机9.2.1启动机组LCU1空转开机。9.2.2按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈。9.2.3检查调速器工作情况。9.2.4记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。9.2.5记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。9.2.6检查测速装置的转速触点动作是否正确。9.3 机组LCU1自动停机9.3.1由机组LCU1发停机指令，机组自动停机。9.3.2监视投入制动器系统在机组转速降至35%额定转速时应能正常投入，否则应立即采用手动控制方式启动。9.3.3检查测速装置及转速接点的动作情况，记录自发出停机令到机械制动投入的时间，记录机械制动投入到机组全停的时间。9.3.4检查机组停机过程中各停机流程与设计顺序应一致，各自动化元件动作应可靠。9.3.5分别在现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作的可靠性。9.3.6模拟机组各种机械事故及故障信号，进行事故停机流程试验。检查事故和故障信号响应正确，检查事故停机信号的动作流程正确可靠。9.3.7其它各种开停机及电气保护停机试验将结合后续的各项电气试验进行。10 1#发电机短路升流试验10.1短路升流前的准备10.1.1它励电源的准备：将1#发电机出线侧与封闭母线的连接断开，利用 1#机出口断路器202作为它励电源的断路器，1#机励磁变通过202断路器连接到6.3KV母线作为它励电源。设置短路升流试验的短路点D1，D1设在1#发电机出线侧，用铜排（容量2000A）作为短路排将发电机出线侧短接。断开6.3KV母上的220、204、206断路器，将以上断路器手车退出至“检修”位置。10.1.2退出发电机的所有保护压板，投入水机保护。10.1.3检查发电机转子绝缘电阻，符合要求。10.2发电机升流试验10.2.1自动开机至额定转速，机组各部运行正常。10.2.2励磁装置采用手动控制方式，电流给定最小，合上202开关它励电源。10.2.3检查短路范围内的TA二次残余电流，不能有开路现象。10.2.4合励磁灭磁开关，缓慢升流至（23）%发电机额定电流，检查升流范围内各TA二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各TA二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查发电机保护、励磁系统，及测量回路的电流幅值和相位。10.2.5以上电流回路检查完毕且正确后，投入发电机的电流保护压板，只投入跳灭磁开关的出口压板。10.2.6录制发电机短路特性曲线。录制发电机100%额定电流下跳灭磁开关，检查灭弧情况，录制灭磁曲线。10.2.7 机组稳定运行24小时，对发电机定子进行干燥。发电机短路升流结束，跳开灭磁开关，202断路器，拆除D1的短路点，恢复与封闭母线的连接。11 升压试验11.1 1#发电机零起升压试验11.1.1升压前的准备：1）检查发电机定子绝缘电阻，符合要求。2）投入发电机的所有保护压板，投入水机保护。3）断开202断路器，将断路器手车退出至“检修”位置。11.1.2发电机升压试验1）机组在空转下运行，调速器自动。2）励磁装置采用手动控制方式。3）测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性。4）手动升压至25%额定电压，检查发电机保护和测量系统的TV二次侧三相电压相序、幅值是否正常，测量PT二次开口三角电压值。5）分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况，录制灭磁特性曲线。6）测量额定电压下发电机轴电压。7）零起升压，录制发电机空载特性曲线，当发电机励磁电流达到额定值时，测量发电机定子最高电压，并在最高电压下持续运行5min。最高定子电压以不超过1.3倍额定电压值为限。8）发电机升压结束，跳灭磁开关。11.2 发电机单相接地试验11.2.1试验前的准备：1）退出发电机定子一点接地保护的跳闸出口。2）在1#发电机进线柜将任意一相可靠接地，拉开发电机中性点隔离开关（如有）。11.2.2发电机单相接地试验1）合灭磁开关，逐步升压至50%额定定子电压，测量发电机电容电流，完毕降压至零。2）将定子一点接地保护定值改小，合灭磁开关，逐步升压至保护动作，完毕降压至零。3）跳灭磁开关，拆除接地点，投入发电机定子接地保护，恢复定值，合上发电机中性点隔离开关（如有）。11.3 发电机过电压试验11.3.1试验前的准备：1）将发电机过电压保护定值改小为10V。2）投入过电压保护，且保护出口只投入跳出口断路器，灭磁开关。3）将出口断路器202手车置于“试验”位置，合上出口断路器202。11.3.2发电机过电压保护试验1）合灭磁开关，逐步升压至保护动作。2）恢复过电压定值，投入发电机过电压保护。12发电机空载下的励磁调整试验12.1试验前的准备12.1.1励磁装置采用自励方式。12.1.2发电机保护已按定值整定并投入。12.1.3断开出口断路器202，将断路器手车置于“试验”位置，12.2励磁调整试验12.2.1励磁装置起励试验12.2.2励磁装置电压调整试验12.2.3励磁装置手自动切换试验12.2.4励磁装置V-f限制试验12.2.5断线，过电压保护试验12.2.6整流桥的均流，均压试验12.2.7低励，欠励试验12.2.8监控对励磁系统的调节试验13机组监控系统自动开机至空载试验13.1试验前的准备13.1.1.相关水力机械保护、继电保护回路均已投入，机组附属设备处于自动运行状态，具备自动开机条件。13.1.2发电机出口断路器202断开，灭磁开关断开。13.2开机至空载试验13.2.1调速器设置为自动，机组LCU设置为现地控制，在LCU上发“开机到空载”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90额定电压等过程中的设备运行情况。13.2.2在LCU1发“停机”令，机组自动停机。观察机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关等过程中的设备运行情况，记录自发出停机令到机