5机组启动试运行计划方案

惠州市联和水电站增效扩容改造工程机组启动试运行计划及方案惠州市弘基水利工程有限公司2016年2月目录一、工程概况1二、机组启动试运行计划安排11、设立试运行组织机构12、试运行工作程序33、启动试运行工作时间安排3三、机组启动试运行方案41、充水试验42、机组启动和空转试验53、机组自动开停机试验94、发电机及发电机带主变升流试验115、发电机单相接地试验及升压试验136、发电机空载下的励磁调整和试验157、机组同期并网试验168、机组负荷试验189、机组带负荷72h连续试运行2021一、工程概况 增博联和水库位于东经113.9度，北纬13.3度，地处博罗县福田镇石巷村东北约1.5公里，罗浮山主峰西麓，属东江二级支流上游，联和水中游。联和水库（中）型枢纽工程于1964年建成，水库库容为8160万m3，集雨面积为110.8 km2，水库是一宗以灌溉为主，兼有发电、防洪和水产养殖等综合效益的水利枢纽工程。联和水电站为联和水库坝后电站，电站于1981年建成投产，电站装机容量为4500千瓦，总装机容量为2000千瓦，发电设计流量为12m3/s。尾水流入灌渠灌溉农田11.74万亩。在1989年，对联和水库（中）型枢纽工程进行除险加固。联和水库首要任务是保证灌溉供水，因此根据供水需求，进行发电运行。联和水电站机组经过31年运行发电，水轮机转轮气蚀严重，效率下降，耗水率增加，出力减少；发电机绝缘老化、温升高、损耗大及噪声大，最近2年已经接连发生两次线圈击穿烧毁事故；严重影响电站安全生产和发电效益。为了充分发挥水能，增效扩容改造选择机组改造方案充分考虑原机型和布置形式，尽可能利用原机组埋入部件和厂房建筑，节省改造成本，根据引水系统和流道情况，选择更换水轮机转轮，更换原水轮机转轮后，水轮机型号为HLS3633-LH-60。根据更换水轮机转轮后出力增加，选配SF630-8/990发电机。每台机扩大容量为130千瓦，共扩容520千瓦。二、机组启动试运行计划安排1、设立试运行组织机构联和水库电站增效扩容改造工程1#和2#机组于2016年2月1日改造完成，为检测安装质量及检验设备质量，需要对经过改造后的2台机组进行启动试运行。为确保试运行过程中能安全及有条有序地进行，按相关规定，决定成立联和水库电站机组试运行小组。试运行小组由项目法人组织电站管理单位、设计单位、施工单位、监理单位、生产运行和设备制造厂总代表等组成。1.1、试运行小组由施工单位负责人担任组长，生产单位的负责人担任副组长，负责编制机组设备启动试运行试验文件，组织进行机组设备的启动试运行工作。 1.2、试运行小组下设：（1）试运行办公室：由各承包生产单位负责人组成，在组长统一指挥下工作。（2）运行组（分机械、电气）（3）现场安全监督组 1.3、组织机构名单 组长：黄祖波副组长： 罗钦如 张震洲 黄敬森试运行办公室成员：袁伟新 骆雄文 李忠良 袁东标 运行组：张益超、陈志明、李滋源运行一班班长：钟绍辉 运行二班班长：朱冠华运行三班班长：郭水生运行四班班长：袁伟坤现场安全监督组：洪南辉 古振业 李章荣1.4、各组织机构职责1）试运行办公室：主要负责完成试运行过程中各项试验措施的编制、文件的发送、技术资料的整理、试运行简报的编辑等工作；监督各单位执行安全工作规定，并准备必要的安全操作工器具，维护试运行安全秩序，对参加试运行工作的人员进行安全教育。2）运行组：采用四班倒工作制，负责机组启动试运行期间的值班、设备运行操作、运行数据的记录、设备的安全运行和维护并事先做好保证安全试运行的有效措施。3）试验组：主要负责完成机电设备的所有试验、水轮发电机启动试验及试运行、配合系统调试，并解决试验过程中出现的一般问题。协助运行人员掌握设备性能。4）现场安全监督组：负责试运行设备的安全保障和消防工作、编制和检查执行试运行现场安全及消防规定、印发参加试运行人员的特殊证件、维护工作现场的正常工作秩序。2、试运行工作程序工作程序如下：启动试运行小组及相应组织机构成立调试及试运行大纲的编制、报批设备投运前检查、签证公用设备分部试运行机组启动前的检查机组与站内设备试验系统试验机组及机电设备并入系统后的试验机组72小时带负荷连续运行。3、启动试运行工作时间安排经过联和水库电站机组试运行小组会议决定，各设备启动试运行时间安排如下：设备安排天数（天）计划完成时间备注1#机组32016.2.5单机运行2#机组32016.2.8单机运行1#和2#机组32016.2.12联合运行4#机组32016.3.20单机运行1#、2#和4#机组32016.3.23联和运行3#机组32.16.4.20单机运行1#、2#、3#和4#机组32016.4.23联和运行三、机组启动试运行方案1、充水试验1.1充水条件1.1.1确认坝前水位已蓄至最低发电水位。1.1.2确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。确认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。1.1.3确认全厂检修、渗漏排水系统运行正常。1.2.3待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。1.3进水流道充水1.3.1提起进水闸门，以闸门节间充水方式缓缓向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检查灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构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。1.3.2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。1.3.3充水过程中检查流道排气是否畅通。1.3.4待充水至与上游水位平压后，将进水口闸门提起。1.3.5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。1.3.6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。2、机组启动和空转试验2.1启动前的准备2.1.1主机周围各层场地已清扫干净，施工人员撤离工作现场，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。2.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。2.1.3机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵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自动控制位置运行正常。2.1.4高压油顶起系统、机组制动系统处于手动控制状态。2.1.5检修排水系统、渗漏排水系统和高、低压压缩空气系统按自动控制方式运行正常。2.1.6上下游水位、各部原始温度等已做记录。2.1.7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。2.1.8启动高压油顶起装置油泵，检查确认机组大轴能正常顶起。2.1.9调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：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。调速器的滤油器位于工作位置。调速器处于“手动”位置。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。2.1.10与机组有关的设备应符合下列要求：发电机出口断路器、发电机励磁系统灭磁开关在断开位置。转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。发电机出口PT处于工作位置，一次、二次保险投入。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，但不作用于停机。现地控制单元LCU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。拆除所有试验用的短接线及接地线。外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。大轴接地碳刷已投入。2.1.11手动投入机组各部冷却水（空冷器暂不投，转机时对发电机定子、转子进行干燥）。2.2首次启动试验2.2.1拔出接力器锁定，启动高压油顶起装置。2.2.2手动打开调速器的导叶开度限制机构，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。2.2.3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，观察各部无异常后继续升速，使机组在额定转速下运行。2.2.4当机组转速升至95%额定转速时可手动切除高压油顶起装置，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。2.2.5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。2.2.6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。2.2.7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。2.2.8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。2.2.9有条件时，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。2.2.10测量发电机一次残压及相序，相序应正确。2.3停机过程及停机后检查2.3.1手动启动高压油顶起装置，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20%时手动投入制动器，机组停机后手动切除高压油顶起装置，制动器则处于投入状态。2.3.2停机过程中应检查下列各项：监视各轴承温度的变化情况。检查转速继电器的动作情况。录制转速和时间关系曲线。2.3.3停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封润滑水。2.3.4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。2.4调速器空载试验2.4.1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间，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。2.4.2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。将手/自动切换电磁阀切换为自动位置，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，检查调速器工作情况。调整PID参数，使其能在额定转速下自动调节，稳定运行。2.4.3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后，加入扰动量分别为1%、2%、4%、8%的阶跃信号，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。2.4.4转速最大超调量不应超过扰动量的30%。2.4.5超调次数不超过2次。2.4.6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。2.4.7进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。2.4.8进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。2.4.7进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。2.4.8进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。2.4.9进行调速器自动模式下的频率调节，检查调节稳定性。2.4.10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。2.4.11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2.4.12进行油泵电源切换试验，切换应灵活可靠。2.5机组过速试验及检查2.5.1过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。2.5.2临时拆除电气过速保护停机回路，监视其动作时的转速。2.5.3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155%额定转速以上时，记录电气过速155%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160%之前立即动作关机。如果升速至160%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。2.5.4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，在95%额定转速时投入高压油顶起装置，降至20%转速后投机械制动。2.5.5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。2.5.6过速试验停机后，投入接力器锁定，落进水口闸门，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。3、机组自动开停机试验3.1自动开机需具备的条件3.1.1各单元系统的现地调试工作已完成，验收合格。3.1.2计算机与各单元系统对点完成，通讯正常。3.1.3在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成。3.1.4交直流电源正常，处于自动工作状态。3.1.5水力机械保护回路均已投入。3.1.6接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。3.1.7技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。3.1.8高压油顶起装置已切换至自动运行状态。3.1.9制动系统已切换至自动运行状态。3.1.10润滑油系统已切换至自动运行状态。3.1.11励磁系统灭磁开关断开。3.1.12齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。3.1.13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。修密封、主用密封切换至自动运行状态。3.2机组LCU自动开机启动机组LCU空转开机。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。检查调速器工作情况。记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。检查测速装置的转速触点动作是否正确。3.3机组LCU自动停机3.3.1由机组LCU发停机指令，机组自动停机。3.3.2监视高压油顶起系统在机组转速降至95%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。3.3.3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。3.3.4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。3.3.5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。3.3.6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。3.3.7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。4、发电机及发电机带主变升流试验4.1、试验准备4.1.1根据机组发电投运的一次设备情况，本次升流试验范围为主变、发电机，短路点的设置部位如下：短路点1（D1）：设置在相封闭母线副厂房与电抗器连接处，利用软连接作为短路装置。短路点2（D2）：设置在开关站主变进线间隔接地开关处，利用接地开关作为短路装置。4.1.2发电机出口断路器断开、灭磁开关断开。4.1.3励磁系统用它励电源从10KV系统备用开关柜取，用3X70mm2的高压电缆引入。4.1.4发电机保护出口压板在断开位置，保护仅作用于信号，投入所有水力机械保护。4.1.5技术供水系统、润滑油系统已投入运行，检修密封退出，主轴密封水压、流量满足要求。发电机定子空气冷却器根据绝缘情况确定是否投入。4.1.6恢复发电机集电环碳刷并投用。4.1.7复查各接线端子应无松动，检查升流范围内所有CT二次侧无开路。4.1.8测量发电机转子绝缘电阻，符合要求。4.1.9测量发电机定子绝缘电阻，确定是否进行干燥。如需干燥，则在发电机升流试验完成后进行短路干燥。4.2发电机升流试验4.2.1短路点1（D1）升流试验：（1）手动开机至额定转速，机组各部运行正常。（2）励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。（3）将励磁调节器电流给定降至最小，投入它励电源。由于励磁变低压侧电压约为780V，所以监测时需注意测量方法及安全距离。（4）检查短路范围内的CT二次残余电流，不能有开路现象。（5）合灭磁开关，缓慢升流至（34）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT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、励磁变压器保护、主变保护、发变组故障录波及测量回路的电流幅值和相位。（6）解开保护停机回路，投入保护跳灭磁开关回路，模拟检查发电机差动的动作情况。（7）逐级升流检测并录制发电机50%额定电流下跳灭磁开关的灭磁曲线。（8）手动启动录波装置，录制发电机短路特性曲线，测量发电机轴电压。（9）在发电机额定电流下，跳灭磁开关检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图。（10）测量额定电流下的机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。（11）试验过程中检查发电机主回路、励磁变、共箱母线等各部位运行情况。（12）记录升流过程中定子绕组及空冷各部温度。（13）根据定子绕组绝缘情况，若需进行定子短路干燥时，确认空气冷却器冷却水切除，升流至50%定子额定电流对定子进行短路干燥。（14）试验完毕后模拟发动机差动保护停机，跳灭磁开关。断开它励电源。（15）拆除短路试验铜母线。4.2.2短路点2（D2）升流试验：（1）本次试验短路点设置在开关站主变进线接地开关处。（2）根据本次短路试验范围，依次合上相关断路器、隔离开关、断路器，切除相关断路器的操作电源，防其误分闸。（3）合灭磁开关。（4）缓慢升流至（23）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT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；检查主变保护、母线保护、断路器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位。（5）升流结束，分灭磁开关，分发电机出口断路器。（6）分开关站断路器，分本次短路试验的接地开关。5、发电机单相接地试验及升压试验5.1升压前准备工作5.1.1测量发电机转子绝缘电阻，测量发电机定子绝缘电阻，均符合要求。5.1.2投发电机差动保护、电流后备保护和励磁变保护。5.1.3投入所有水机保护及自动控制回路。5.1.4发电机出口断路器断开。5.2发电机定子单相接地试验5.2.1拉开中性点隔离开关，将接地变压器与发电机中性点断开，在出口电压互感器处做单相临时接地点，退出发电机定子接地保护跳闸出口。自动开机到空转，监视定子接地保护动作情况。投入它励电源，合灭磁开关，升压至50%定子额定电压，记录电容电流值。5.2.4试验完毕降压至零，跳开灭磁开关，拆除临时接地线，将发电机中性点隔离开关合上，投入发电机定子接地保护。5.3发电机过压保护试验临时设定发电机过压保护定值为10V，监视发电机过压保护动作情况。合灭磁开关，逐步升压直至发电机过压保护动作，记录保护动作值。试验完成后恢复原定值，投入过压保护。5.4发电机零起升压5.4.1机组在空转下运行，调速器自动。5.4.2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。5.4.3手动升压至25%额定电压，检查下列各项：发电机及引出母线、分支回路等设备带电是否正常。机组各部振动及摆度是否正常。测量发电机PT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。5.4.4逐级升压至发电机额定电压，检查带电范围内一次设备的运行情况。5.4.5检查发电机PT回路相序、电压应正确，测量PT开口三角电压值。5.4.6测量额定电压下机组的振动与摆度，测量额定电压下发电机轴电压。5.4.7记录定子铁芯各部温度。5.4.8分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况，录制空载灭磁特性曲线。5.5发电机空载特性试验5.5.1零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压，录制发电机空载特性的上升曲线。5.5.2继续升压，当发电机励磁电流达到额定值980A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13.65kV为限。5.5.3由最高电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、励磁电流、励磁电压，录制发电机空载特性的下降曲线。5.5.4试验完毕后将励磁电流降为零，跳灭磁开关，断开它励电源，停机。将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护试验。6、发电机空载下的励磁调整和试验6.1试验前的准备6.1.13#主变的升流、升压已完成。6.1.2机组励磁变已恢复正常接线，机组采用自励方式。6.1.3发电机保护已按定值整定并投入，水机保护已投入。6.1.4自动开机到空转，稳定运行。6.2励磁的调整和试验6.2.1在发电机额定转速下，检查励磁调节器A套、B套的调节范围，在调整范围内平滑稳定的调节。6.2.2在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数不应低于0.85。6.2.3在发电机空载状态下，分别录波检查起励、逆变、手动和自动切换、通道切换等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转速在95%100%额定值范围内，自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。6.2.4在发电机空载状态下，人工加入10%阶跃量干扰，检查各通道的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。6.2.5发电机转速在90%110%内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/频率特性曲线。频率每变化1%，AVR应保证发电机电压的变化值不大于0.25%。6.2.6进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在A、B套“正常”位置，手动和自动分别进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。6.2.7进行机组LCU和中控室对励磁系统的调节试验。6.3计算机监控系统自动开机到空载试验6.3.1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。6.3.2发电机出口断路器断开，灭磁开关断开。6.3.3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。6.3.4在LCU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。7、机组同期并网试验7.1并网前准备7.1.1已对自动同期装置的电压、频率、导前角进行了测试，已完成自动同期装置的模拟并列试验。7.1.2发电机、变压器等相关保护已按调度要求整定完成并正确投入。7.1.3在主变零起升压时同期电压回路已检测无误，系统倒送电后，机组与系统的相位已核对。系统已同意进行同期试验并允许带最低限额负荷。7.2发电机出口断路器准同期试验7.2.1自动假准同期试验。（1）系统电源已送到发电机主变低压侧。（2）出口断路器处于试验位置。（3）机组自动开机至空载运行。励磁调节器、调速器切至远方自动操作模式。（4）启动同期装置，对断路器的合闸过程进行录波。（5）合闸后立即断开断路器，分析录波图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。（6）试验完成后，解除模拟断路器合闸信号。7.2.3自动准同期试验（1）执行空载至发电令，由机组LCU投入自动同期装置，断路器自动准同期合闸，同时录制同期合闸波形。（2）机组并网后，带最低负荷，检查各功率、电度计量装置工作状况，检查各个保护的采样、差流。7.3开关站主变进线断路器F同期试验7.3.1自动假准同期试验（1）机组通过断路器并网发电后，手动降负荷，分断路器，机组与系统解列。分隔离开关。（2）模拟隔离开关合闸信号至开关站LCU，启动同期装置，对断路器的合闸过程进行录波。（3）合闸后分断路器。分析波型图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。（4）试验完成后，解除模拟隔离开关合闸信号。7.3.2自动准同期试验（1）合隔离开关。（2）执行断路器自动准同期合闸令，由开关站LCU投入自动同期装置，自动进行准同期合闸。（3）试验完成后，分发电机出口断路器，机组与系统解列。（4）跳灭磁开关，停机，准备自动开机并网试验。7.4计算机监控系统自动开机并网试验7.4.1发电机出口断路器断开，系统电源已送到出口断路器上端。7.4.2调速器设置为自动，机组LCU设置为现地控制。在LCU上发“开机到发电”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、自动同期装置调节机组电压和转速、自动合出口断路器，机组带设定负荷进入发电状态等过程中设备运行情况。7.4.3在LCU上发“停机”令，机组自动解列停机。观察LCU自动减负荷至3MW、分发电机出口断路器、机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关的过程，记录自发出停机令到机械制动投入的时间。7.4.4在中控室进行自动开机和停机操作，并进行相应的检查和记录。8、机组负荷试验8.1机组带负荷试验前的准备。8.1.1机组带负荷前的试验已全部完成。8.1.2申请机组进行负荷试验已获得调度批准，允许甩负荷的容量和时间段已确认。8.2机组带负荷试验8.2.1机组逐级增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组状况：各部的振动、摆度；定子绕组温度；推力瓦和导轴瓦、定子铁心、空气冷却器等部位温度值；主变油温等变化情况。8.2.2在小负荷时，测量发电机、主变压器、开关站断路器等保护装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。测量安稳装置、计量系统和故障录波等装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。8.2.3记录在当时水头下，机组产生振动的负荷区。8.2.4测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。8.2.5在各负荷下，测量发电机轴电压。8.3机组带负荷下调速系统试验8.3.1在不同负荷下进行调节参数的选择及功率调节速率的选择。8.3.2在50%负荷以下检查调速器频率和功率控制方式下机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。8.3.3远方、现地有功调节响应检查。8.3.4模拟故障试验（模拟功率给定、功率反馈信号故障）。8.3.5调速器通道切换试验。8.3.6模拟机械事故停机试验。8.4机组带负荷下励磁系统试验8.4.1过励试验、欠励试验、无功调差率按系统要求进行。8.4.2现地/远方无功功率控制调节检查。8.4.3自动和手动切换、通道切换试验。8.4.4可控硅桥路电流平衡检查。8.5机组甩负荷试验8.5.1机组甩负荷按额定出力的15%、50%、75%、100%、100%无功进行，并记录甩负荷过程中的各种参数或变化曲线，记录各部瓦温的变化情况。甩负荷通过发电机出口断路器进行。机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间，应不大于0.2秒，该时间按转速开始上升起计算。观察大轴补气情况。甩负荷时，检查水轮机调速器系统的动态调节性能，校核导叶接力器两段关闭规律、转速上升率等，均应符合设计要求。在额定功率因数条件下，水轮发电机突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩100%额定负荷时，发电机电压的超调量不应大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。8.6机组事故停机试验8.6.1模拟机组电气事故停机试验：模拟电气事故动作，机组解列、灭磁，记录负荷下灭磁特性。8.6.2事故低油压关机试验机组带100%额定负荷运行。现地与紧急事故停机按钮旁设专人守护。断开压油罐补气回路；切除压油泵，通过卸油阀门排油与排气阀排气结合方式，降低压力油罐压力直至事故低油压整定值，应注意压油罐内油位不低于油位信号计可见位置。事故低油压接点动作后，调速器事故低油压紧急停机流程启动。若低油压接点在整定值以下仍未动作，立即按紧急事故停机按钮进行停机，重新整定压力开关接点后重做此试验。8.6.3重锤动作关机试验机组并网带额定负荷稳定运行后，进行机组的重锤关机试验。检查重锤关机是否正常，关闭时间是否符合设计要求。试验前对监测人员进行周密的安排，在调速器机调柜操作重锤关机命令，如果重锤关机失败，应按下紧急事故停机按钮。8.7特殊试验8.7.1PSS试验。8.7.2一次调频试验。8.7.3无功进相试验。8.7.4其它试验。8.8机组检查消缺机组在停机并做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到稳定试运行的要求。9、机组带负荷72h连续试运行9.1完成上述试验内容经验证合格后，具备带负荷连续运行的条件，开始进入72h试运行。9.2根据运行值班制度，全面记录运行有关参数。9.372h连续运行后，停机全面检查机组、辅助设备、电气设备、流道部分、水工建筑物和排水系统工作后情况，消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷。9.4完成上述工作后，即可签署机电设备验收移交证书，移交电厂，投入商业运行。