某水电站二期电厂首台机启动试运行大纲.docx

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某水电站二期电厂首台机启动试运行大纲

云南省文山州**河

****水电站二期工程

首台机组试运行大纲

****二期工程机组启动试运行指挥部

2009年12月

****水电站二期工程3号机组启动试运行大纲

****水电站二期工程由于是知足对越南送电要求，首台机组发电前，二期工程220kV开关站及相应的电气设备均已按电网公司对越南穿越送电要求验收完成，220kV开关站已投入运行，在此情形下启动首台机组试运行。

1．机组启动试运行前的检查

1．1引水系统的检查

1．1．1首部进水口拦污栅、门槽已全数安装完工并清理干净，查验合格，拦污栅及门机、事故检修闸门及启闭装置均已调试合格，无水启闭良好，工作拦污栅和事故检修闸门处在全关状态，检修拦污栅处在锁定状态。

1．1．2引水隧洞、压力钢管、调压井及通气孔、3台机蜗壳和尾水管等过水通流系统均已查验合格清理干净。

灌浆孔已封堵。

测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装并校验合格。

球阀伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。

所有进入孔（门）的盖板均已周密封锁。

1．1．3三台机尾水出口工作闸门及其启闭机已安装调试完毕，操作正常，闸门处于关闭位置，尾水洞出口检修闸门及其启闭机已安装调试完毕，操作正常，检修闸门处于关闭位置。

1．1．4三台机球阀液压站液压操作系统安装完成并已调试合格，工作正常，球阀调试合格，启闭情形良好，启闭时刻整定为80s符合设计要求，球阀处于关闭状态，接力器手动自动锁锭均已投入，球阀检修工作密封供水自压力钢管取水阀门处于全关状态，临时工作压力水源给入，球阀检修密封、工作密封处于投入状态。

旁通阀已调试合格，启闭情形良好，手动检修阀、工作液压针型阀处于关闭状态。

1．1．5三台机组盘形阀皆安装完成并检查能正常开关到位,处于关阀状态。

1．1．6水轮机量测系统安装调试合格，信号传输正确。

1．23号机组水轮机的检查

1．2．1水轮机转轮及所有部件已安装查验合格，施工记录完整。

上、下止漏环间隙已检查无杂物。

顶盖排水泵已安装完，查验合格，自动操作回路处于投入状态。

自流排水畅通无阻。

1．2．2水导轴承润滑冷却水系统查验合格，工作正常，油位、温度、冷却水压力传感器、流量开关已调试合格。

1．2．3导水机构已安装完成按要求调整完毕，查验合格并处于关闭状态，接力器锁定投入。

导叶最大开度和关闭后的周密性及其压紧行程已查验符合设计要求。

接力器位移传感器调试合格，行程反馈准确无误，行程值符合设计要求，导叶处于关闭状态。

剪断销剪断信号检查实验合格。

1．2．4摆度、振动传感器已安装测试完毕；测压表计查验合格，管路连接良好，已通过相应的水压实验。

1．2．5蜗壳排气的空气阀处于开启状态补气管道畅通。

1．2．6主轴工作、检修密封已安装，查验合格。

1．33号机调速系统的检查

1．3．1调速系统及其设备已安装调试合格，各表计、自动化元件均已整定，符合要求。

1．3．2油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异样振动、发烧和异样噪音。

安全阀已查验并现场调试合格，动作准确靠得住。

集油槽油位继电器动作正常。

高压补气装置手动、自动操作动作正确。

各压力表计整定值符合设计要求，压力、油位正常，油质化验合格。

漏油装置手、自动操作调试合格。

1．3．3调速器电调柜已安装调试合格并处于手动操作状态。

1．3．4手动操作，将油压装置压力油充向调速系统，检查压力油管路、阀门、接头相关部件有无渗漏现象。

1．3．5进行调速系统的手动操作，检查调速器、接力器、导叶联动的灵活靠得住性和全行程内动作的平衡性，检查接力器行程和导叶开度指示的一致性，并录制接力器行程与导叶开度的关系曲线。

1．3．6进行调速系统全行程开关实验和紧急停机实验，并记录相应时刻。

1．3．7对调速器自动操作系统进行模拟实验，检查自动开停机、事故停机状态下各协联部件动作的准确性和靠得住性。

1．3．8测速装置安装查验合格，继电器接点按要求初步整定。

1．43号发电机的检查

1．4．1发电机整体已安装实验合格，安装、实验记录完整。

发电机内部已完全打扫。

检查定、转子及气隙内无任何杂物。

导轴承及推力轴承油位、温度传感器已调试，整定值符合设计要求。

1．4．2相关自动化元件已经安装调试完毕，信号传输正确。

1．4．3发电机风罩内所有阀门、管路、接头均已查验合格。

所有电缆导线、辅助线、端子板均已检查，接线准确无误、固定牢靠。

1．4．4发电机转子集电环、碳刷、碳刷架绝缘查验合格，碳刷与集电环接触良好，接线牢靠。

1．4．5发电机机械制动系统的手动、自动操作已查验调试合格，动作正常。

顶转子装置已调试合格，阀门及管路无渗漏现象，制动系统处于手动制动状体。

1．4．6发电机空气冷却器已查验合格，风路、水路畅通。

温度传感器已调试合格，定值符合设计要求，阀门及管路无渗漏现象。

1．4．7测量发电机工作状态的各类表计、振动、摆度传感器校验整定合格。

1．5油、水、气系统的检查

1．5．1技术供水系统安装完毕，供水水泵、滤水器无水调试完成，四通和三通阀能够运转灵活，所有阀门工作正常，技术供水取水口检查符合要求。

顶盖取水三通阀通路位置处于排至尾水状态。

1．5．2供水系统表计、传感器等自动化元件校验合格。

1．5．3厂房检修排水和渗漏排水系统及2台事故排水泵安装调试完成，集水井已清理干净，已能正常投入运行。

1．5．4机组注油采用移动式滤油机注油方式，通过滤油机将润滑油注入机组。

各部轴承油位符合设计要求。

1．5．5中、低压空气紧缩机均已调试合格，运行正常，冷干机、过滤器、排污阀工作正常；储气罐及管路系统无漏气，压力变送器、压力控制器、安全阀已校验并工作正常，定值符合设计要求。

中、低压气系统处于正常运行状态，管路无漏气现象。

1．6消防系统及设备的检查

1．6．1消防设计已通过消防主管部门的审查，并已按审查意见的要求实施完成。

1．6．2主厂房3号机组段、安装间、副厂房、3号主变室消防设施已安装完工，报警装置已调试完成，处于正常工作状态，移动式灭火器具已按设计要求配置并摆放到位。

1．6．3消防水池无渗漏，水位符合设计要求，水质清洁，至厂房消防管路畅通，无漏水现象，厂房内水压力知足设计要求。

1．6．4发电机灭火管路、灭火喷嘴查验合格，管路系统通压力气查验畅通无阻。

机组内感温、感烟探头工作正常，与机组火灾报警装置模拟联动实验能够正常发出报警信号。

发电机灭火柜控制系统无水条件下，手、自动操作动作准确。

火灾报警装置处于工作状态。

1．6．53号主变压器水喷雾系统安装调试合格，雨淋阀经手、自动操作动作灵活靠得住，主变油池与事故排油符合设计要求，排油管道畅通。

1．6．6消火栓箱按设计要求安装，符合国家规范要求，充水后阀门处无漏水现象。

1．7励磁系统的检查

1．7．1励磁变压器已安装完成实验合格，高、低压端接线已查验合格，耐压实验已通过。

1．7．2励磁系统盘柜安装完成检查合格，主回路连接正确靠得住，绝缘良好。

1．7．3励磁功率柜通风系统安装完成检查合格，风机运行正常，无振动发烧现象，风路畅通。

1．7．4交流开关及直流灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求，动作灵活靠得住。

1．7．5励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换靠得住。

1．7．6励磁操作、保护及信号回路接线正确，动作靠得住，表计校验合格。

1．8电气一次设备的检查

1．8．1发电机主引出线安装完工查验合格与离相封锁母线连接靠得住。

中性点引出线及电流互感器、中性点消弧线圈已安装查验合格。

1．8．2与3号机相关的发电及送出高压配电装置（如励磁变、发电机出口断路器、机端变及CT、PT设备）已安装完工并查验调试合格，具有带电实验条件。

1．8．33号发电机10kV配电系统，具有带电实验条件（厂用10kV配电系统已安装完工实验合格，电源已从马一电厂外来电源接入，并投入运行）。

1．8．4发电机离相封锁母线及其设备已安装实验合格，具有带电实验条件。

1．8．53号机主变压器已安装并实验合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油分析化验合格，油冷却系统调试合格，具有带电实验的条件。

1．8．6高、低压厂用盘、厂用变安装调试合格，已投运，处于正常工作状态。

3号机组试运行厂用电供电方案为：

****电站一期电厂外来电源接入10kVII段母线经2号低压厂用变送400V厂用B段，400V厂用电源自动投入装置投入带A、C段，备用电源自动投入装置已查验合格，投入正常运行。

1．8．7主厂房发电机层、安装间、球阀层、水机层、中间层、高低压厂用盘室、母线廊道、中控室、运算机室、通信室、交通道和楼梯间工作照明、事故照明、应急疏散指示照明系统均已检查合格投入利用。

1．8．8全厂接地网及设备接地已查验，接地连接良好，厂区枢纽接地电阻已实测为欧姆，接地电阻小于欧姆，符合设计要求。

1．9电气二次系统及回路的检查

1．9．1机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工检查合格，电缆接线正确无误，连接靠得住。

1．9．2中央控制室的全厂集中监控设备如控制台、运算机监控系统及不中断电源等设备均已检查合格，工作正常，运算机监控系统的机组现地控制单元、首部进水口事故检修闸门、大坝放空洞检修闸门及工作弧门控制设备已安装完工并与被控设备调试合格。

机组现地监控及测量设备和机组各附属设备在无水状态下进行开/停机、紧急停机等模拟实验，各部份系统动作正确，反馈在运算机监控系统主机上显示的信号正确。

1．9．3直流系统设备已安装查验调试合格，并投入正常工作状态；机组保护、控制和信号经模拟联动实验动作正常。

所有保护整定值已按调度下达的定值整定完成，机组自动化元件校验合格，完成率定；机组振动和摆度值，机组测量、机组过速保护等均已调试合格。

1．9．4下列电气回路已通过检查，模拟实验动作正确、靠得住、准确无误：

a）.首部进水口事故检修门、放空洞事故检修闸门及工作弧门和尾水和出口启闭机操作回路；

b）.球阀自动操作回路；

c）.机组自动操作与水力机械保护回路；

d）.发电机励磁操作回路；

e）.直流回路；

f）.全厂公用设备操作回路；

g）.同期操作回路；

h）.备用电源自动投入回路；

i）.各高压（侧、10kV侧、发电机出口和220kV）断路器、隔离开关、接地刀的自动操作与安全闭锁回路；

j）厂用电设备操作回路。

1．9．5下列继电保护回路已进行了模拟驱动实验，验证动作准确靠得住：

a）.发电机继电保护回路；

b）.主变压器继电保护回路与故障录波回路；

c）.高压配电装置继电保护回路；

d）.厂用电继电保护回路；

e）.仪表测量回路。

1．9．6系统通信及对外通信处于正常通信状态，厂内通信等设施均已安装完毕检查合格，回路畅通准确靠得住，能够知足电网调度、远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。

23号机组充水实验

充水前确认坝前蓄水位及尾水位符合充水要求；

确认进水口事故检修门处于关闭状态；

确认三台机球阀处于安全关闭状态，检修及工作密封处于投入位置；

确认三台机蜗壳排水阀和尾水管盘形阀处于关闭状态；

确认3号机水轮机检修密封处于投入工作状态；

确认3号机调速器和导叶处于关闭状态，锁锭投入；确认3号机蜗壳和尾水管进人门已密封关闭。

1号机和2号机蜗壳进人门处于开启状态；

确认三台机尾水闸门及尾水出口检修闸门处于关闭状态；

确认尾水平压充水阀已关闭；

确认电站检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。

与充水有关的各通道和工作面照明充沛，用以作为照明的备用电源和事故排水泵已经预备就位。

通信联络畅通，事故安全通道畅通，并设置明显路标。

尾水围堰已拆除，河水倒灌进入尾水出口检修闸门后。

2．1尾水管充水

2．1．1提升尾水出口检修闸门，向尾水道内充水，检查三台机尾水闸门渗漏水情形，渗水量超过设计要求即刻关闭尾水出口检修闸门，排出尾水道内积水，处置尾水闸门，直至符合要求。

再次进行尾水道充水，确认尾水道内水位与河道水位一致后，进行尾水出口检修闸门的启闭实验，然后提起尾水出口检修闸门并锁定。

打开3号机尾水充水阀，向3号机尾水管充水。

2．1．2充水进程中随时检查水轮机顶盖、主轴密封、尾水锥管、球阀伸缩节、蜗壳和尾水管进人孔及盘形阀和测压管等渗漏情形，并紧密注意顶盖排水情形。

2．1．3上述检查发觉漏水等异样情形，应当即停止充水，并将尾水排空进行检查处置。

2．1．4尾水平压后，在静水状态下，进行尾水闸门的启闭实验，然后提起尾水闸门并锁定。

2．1．5尾水充水完成无异样后，开启技术供水泵，进行有水调试和技术供水系统充水实验，调整技术供水泄压阀压力（初步整定值：

泄压阀全启压力为），并冲洗管道内污物；调节各部位冷却器水压、流量，使其符合设计要求。

2．2引水系统充水实验

2．2．1打开首部进水口2个充水阀门，向引水隧洞和压力钢管充水，监视水压表读数，检查引水隧洞和压力管道充水情形，监测三台机球阀渗漏情形。

2．2．2对进水口、施工支洞堵头、进水口边坡及进人门等水工建筑物进行全面检查，观察是不是有渗漏、变形及裂痕等异样情形（由承建方协同监理完成）。

2．2．3充水平压后，提起事故检修闸门至在门槽口上。

手动或自动方式使事故检修闸门在静水中启闭实验3次，调整、记录闸门启闭时刻及表计读数。

2．2．4打开球阀的旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳充水时刻，检查球阀后伸缩节的漏水情形，检查顶盖、导水机构、主轴密封的漏水情形和顶盖排水情形，观察各压力表记及仪表管接头漏水情形，并监视各压力表读数。

2．2．5充水进程中，检查球阀空气阀排气情形，排气应通畅，蜗壳中的积气完全排出。

2．2．6观察厂房内渗漏水情形，渗漏排水泵排水能力和运行情形。

2．2．7上述检查发觉异样情形时，则当即停止充水并将引水系统内的水排空进行处置。

2．2．8球阀在静水中进行现地和远方操作实验应正常。

调整、记录球阀开启和关闭时刻及表计读数。

3．机组空载运行

3．1启动前的预备

电站首台机组运行的库水位在高程555.0m。

3．1．13号机组段的球阀层、尾水锥管、水机层、中间层、发电机层、母线廊道、主变室等场所已清理干净，各观测、监测、操作面道路畅通、照明充沛，指挥通信系统布置完善，指挥信号通畅，约定明确，相关运行人员已明确分工就绪。

3．1．2确认充水实验没有遗留问题，各检修进人门已无明显渗漏现象。

3．1．3确认3号机尾水门已经提起，尾水道畅通。

3．1．4各部轴承、油、冷却水原始温度和上下游水位已记录。

3．1．5启动高压油泵顶转子2～3mm，维持3～5分钟，使镜板与推力瓦之间成立油膜，油压撤除后，进行风闸复归，并进行检查，确认制动器已复归。

漏油装置处于自动位置。

3．1．6与机组有关的设备应符合下列要求：

a）.3号发电机出口031断路器和0311隔离刀闸断开；

b）.集电环碳刷研磨合格，充磁后已拔出；

c）.机组水力机械保护和测温装置已投入；

d）.手动投入冷却水，各部位水压、流量正常；

e）.水轮机主轴密封水投入，检修围带退出；

f）.已外接标准频率表监视发电机转速，调速器处于预备工作状态；

G）.发电机灭磁开关已断开；

f）.机组现地控制单元已处于工作状态，并已接入外部调试检测终端，具有了安全监测、记录、打印、报警等主要运行参数的功能；

3．2机组手动启动实验

3．2．1按照总指挥指令将调速器切换至手动位置；手动操作调速器开启导叶，启动机组，机组转动后立即关回停机，各部位观察人员检查机组转动部件与静止部位之间是不是有杂音、异味、磨擦或碰撞情形，和机组运转情形，无异样，可再次启动机组。

3．2．2第二次开机，分步升速，在升速进程中监听机组部件有无异样情形。

当机组转速接近50%额定值时暂停升速，维持5～10min。

观察各部运行情形，检查无异样后，继续开启导叶，使转速升至额定值；机组升速进程中应对上导、推力、下导和水导轴承温度的监测和机组摆动值和振动值记录，其温度不该有急骤升高或下降现象。

在升速进程中发觉机组摆度或各部件振动超过标准时，即机组运行摆度和振动值（双幅值）：

机组运行摆度不大于75%轴承总间隙；机组振动上机架垂直不大于0.04mm，水平不大于0.05mm；定子机座水平不超过0.02mm，水轮机顶盖垂直不大于0.03mm，水平不大于0.03mm。

应停机并按照摆度和振动记录进行机组动平衡配重实验，动平衡实验完成后，机组振动、摆度值符合规范上述要求后继续进行以下实验工作：

3．2．3机组正常启动达到额定转速后，校验电气转速表，指示应正确，同时记录那时水头下导叶接力器的启动和空载开度。

3．2．4在前半小时内，每隔5min记录一次上导、推力、下导、水导轴承的温度，以后每15min记录一次。

同时观察油位的转变，油位应处于正常位置，待油位稳固后，标好上导、下导、水导油槽的运行油位线。

在升温进程中当发觉上导、下导和水导瓦温超过65oC，推力瓦温超过50oC时应停机，并分析原因并提出处置办法。

轴承运行温度稳固后，记录稳固的温度值，其运行温度上导、下导不超过70oC，推力不超过55oC，水导不超过70oC，同时绘制各轴承的温升曲线，记录各部轴承冷却水温度，其值不超过25oC。

在额定转速下运行直至瓦温稳固。

3．2．5记录各部水力量测系统表计和机组监测装置表计读数，如水压、流量等。

记录顶盖排水泵运行情形和排水周期。

3．2．6测量记录机组运行摆度和振动值（双振幅）。

振动值：

上机架垂直不大于0.04mm，水平不大于0.05mm；定子机座水平不超过0.02mm，水轮机顶盖垂直不大于0.03mm，水平不大于0.03mm。

机组各部运行摆度（双振幅）应不大于75%的轴承总间隙。

3．2．7测量发电机残压及相序，其波形应完好，相序应正确。

3．2．8打磨发电机转子集电环及碳刷表面。

3．3机组空载运行下调速系统的实验

3．3．1调速器工作应处于正常状态。

3．3．2检查调速器测频信号，波形正确，幅值符合要求。

3．3．3进行手、自动切换实验，导叶接力器无明显摆动。

3．3．4频率给定的调整范围应知足设计要求。

3．3．5调速器空载扰动实验

选择若干组有代表性的参数做扰动实验。

a）.外加扰动量±4%；

b）.选择转速最大超调量小，收敛最快，超调次数最少（且不超过2次）的一组作为空载下的最佳参数；

3．3．6在调速器空载最佳参数下，测定自动方式下的3min转速最大摆动值，重复3次。

最大摆动值不该大于。

3．3．7记录油压装置油泵向压力油罐送油的时刻及工作周期。

在调速器自动运行时记录导叶接力器摆动值及摆动周期。

3．4手动停机及停机后的检查

3．4．1手动操作调速器进行手动停机。

当转速降至25%额定转速时，手动投入制动，机组停止转动后，开启制动排气阀，投入制动器复归阀，并检查制动器是不是复归，指示灯是不是正确。

3．4．2停机进程中进行下列各项的检测

a）.分析各轴承温度的转变；

b）.检查转速继电器的动作情形；

c）.录制停机转速和时刻的关系曲线；

d）.检查各部油槽油面的转变情形。

f）.停机后投入接力器锁定和检修密封。

3．4．3停机后关闭球阀，投入球阀工作密封及接力器锁锭。

3．4．4停机后进行下列各项的检查和调整：

a）.检查各部螺栓、销钉、锁片及键是不是松动或脱落；

b）.检查转子紧固螺栓及锁锭片是不是松动，磁轭键、磁极键焊缝是不是有裂纹现象；

c）.检查发电机上下挡风板、挡风圈是不是松动；

d）.检查制动闸板的磨损情形和动作灵活性；

e）.整定开度限制机构及相应空载开度触点；

f）.调整上导、下导、水导油位信号器继电器的位置触点；

g）.检查转动部份的结构焊缝是不是有开裂现象；

h）.检查机组内部油、水管路是不是有漏油、漏水现象。

3．5机组的过速实验及检查

3．5．1机组过速实验前机组空载摆度和振动值已知足规范要求；测速装置过速保护触点已通过变频装置，按设计规定的过速保护整定值进行整定。

3．5．2将测速装置过速保护触点从水机保护回路中断开，仅作用于信号或采用临时方式监视其动作情形。

将制动闸设置在“手动”控制方式。

3．5．3机组手动开机后，用手动方式使机组达到额定转速，机组运行正常后，使机组转速升至115%，观察测速器装置触点的动作情形。

将机组转速降至额定转速，分析机组转速上升时的摆度和振动值；

3．5．4如机组运行无异样，将转速升至设计规定的过速保护整定值155%额定转速，观测电气过速保护整定值152%额定转速时输出信号及机械过速保护触点的动作是不是正确，转速抵达155%额定转速后，当即将转速降至额定转速，若过速保护装置未正确动作，应予以修正并从头实验。

在进行过速实验时，时刻不宜太长。

3．5．5恢复水机保护回路，模拟过速停机实验，检查过速事故停机回路动作的准确性和靠得住性，停机进程中观察导叶接力器、球阀联动和制动闸投入的协调性。

3．5．6过速实验进程中，应紧密监视并记录各部位摆度和振动值，记录各轴承温度转变，监视各部是不是有异样响声等。

3．5．7过速实验停机后应进行下列检查：

a）.全面检查发电机转子磁轭键、磁轭压紧螺栓，磁极键是不是松动，焊缝是不是开裂，阻尼环、磁极引线是不是松动或移动，紧固螺栓、锁片是不是松动等。

b）.检查发电机定子基础及上机架千斤顶是不是松动；

c）.检查发电机上下挡风板、挡风圈是不是有松动现象；

d）.检查机组各部螺栓、销钉是不是松动或脱落。

3．6无励磁自动开机和自动停机实验

3．6．1无励磁自动开机和自动停机实验别离在机旁LCU和中控室计算机监控系统进行。

3．6．2自动开机前应确认：

a）.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，机组附属设备均投入自动状态；

b）.肯定所有水力机械保护回路均已投入，具有自动开机条件；

c）.确认机组制动处于复位状态。

d）.确认机组制动器实际位置与自动回路信号相符。

3．6．3自动开机并检查和记录下列各项：

a）.检查开机顺序是不是正确，技术供水设备的投入是不是正常；

b）.检查调速器的动作情形及导叶接力器动作情形；

c）.记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时刻；

d）.记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时刻；

e）.检查测速装置的转速触点动作是不是正确；

f）.检查自动化元件是不是正确动作；

3．6．4自动停机，记录检查下列各项

a）.检查自动停机程序是不是正确；

b）.记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速（25%额定转速）时所需时刻；

e）.检查转速降到制动转速（25%额定转速）时，机械制动装置是不是自动加闸，记录自制动器加闸至机组停止的时刻，检查机组停机后制动器是不是自动复归；

d）.检查测速装置的转速触点动作是不是正确。

3．6．5自动开机后，模拟各类机械与电气事故停机，检查事故停机回路与流程的正确性和靠得住性。

3．6．6在机旁操作事故停机按钮，检查按动事故停机按钮进行事故停机的靠得住性。

3．7发电机升流实验

3．7．1发电机升流实验应具有的条件：

a）.在发电机出口端与离相封锁母线连接处，已设置靠得住的三相短线路；

b）.用1#机端变低压侧10kV电缆临时用作它励电源，临时整定10Kv1#机厂用电高压开关保护定值，灭磁开关在断开状态；

c）.投入机组水机保护。

检查升流回路内所有CT、二次接线不该开路。

e）.退动身变组保护，仅作用于发信号，投发电机过电压保护，定值临时整定为额定电压的60%，此保护跳灭磁开关。

3．7．2手动开机至额定转速，调速器切至自动运行，机组运行正常。

3．7．3手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流至25%、50%、75%定子额定电流，检查发电机各电流回路的正