第六册 水电站电气设备安装
主编单位 葛洲坝集团 水电八局 武警水电二总队
主编人 姚卫星 周光荣 徐礼达
12.8 计算机监控流程的检验及系统调试
第四篇 计算机监控系统调试
计算机监控系统的功能、组成
计算机监控技术是一门综合性的技术。它是计算机技术（包括软件技术、接口技术、通信技术、网络技术、显示技术）、自动控制技术、自动检测和传感技术的综合应用。除此之外，计算机监控系统的开发者还必须熟悉被监控对象的有关知识。
所谓计算机监控，就是利用传感装置将被监控对象中的物理参量（如温度、压力、流量、液位、速度）转换为电量（如电压、电流），再将这些代表实际物理参量的电量送入输入装置中转换为计算机可识别的数字量，并且在计算机的显示装置中以数字、图形或曲线的方式显示出来，从而使得操作人员能够直观而迅速地了解被监控对象的变化过程。除此之外，计算机还可以将采集到的数据存储起来，随时进行分析、统计和显示并制作各种报表。如果还需要对被监控的对象进行控制，则由计算机中的应用软件根据采集到的物理参量的大小和变化情况以及按照工艺所要求该物理量的设定值进行判断；然后在输出装置中输出相应的电信号，并且推动执行装置（如调节阀、电动机）动作从而完成相应的控制任务。
第一节 计算机监控系统的功能
一、数据采集与处理
这部分功能包括对实时数据的采集、进行必要的变换和预处理，并以一定的格式存入
数据库。通常按照被测值性质的不同把它们分为模拟量、开关量、脉冲量、数据相关量、计算量等，其采集及处理方法各有特点。
1、模拟量输入
这里模拟量是指电气模拟量、非电气模拟量和温度量等实测量，电气模拟量（简称为电气量）系指电压、电流、功率等实测值。非电气模拟量（简称为非电量）主要指转速、位移、压力、流量、水位、油位以及摆度、振动等。温度量也属于非电量的一种，其采集的对象是
测温电阻，虽然其变化速度一般较缓慢，但仍然是很主要的被测量，因此将其单列出来，称之为温度量。这些模拟量的处理主要包括断线检测、信号抗干扰、数字滤波、误差补偿、数据有效性合理性判断、标度变换、梯度计算、越复限判断及越限报警等，最后经格式化处理形成实时数据并存入实时数据库。
2、开关量输入
开关量包括中断型开关量和非中断型开关量两种。中断型开关量输入信号常指事故信号、断路器分合及重要继电保护的动作信号等。计算机监控系统以中断方式迅速响应这些信号，并自动进入中断处理程序来进行处理并报警。
非中断型开关量输入信号是指除中断型开关信号以外的那些开关量输入信号，包括各类故障信号、断路器及隔离开关的位置信号、机组设备运行状态信号、手自动方式选择信号等。这些信号采集通常采用扫查的方式。这类开关量信号处理的主要内容包括光电隔离 接点防抖动处理、硬件及软件滤波、数据有效性合理性判断等，最后格式化处理后存入数据库。
3、脉冲量和数码量
脉冲量主要是指有功及无功电能量，由于它是采用脉冲量累加的方式进行测量，因此称之为脉冲量。脉冲量的输入为无源接点或有源电脉冲，采用即时采集即时累加的方式。对脉冲量采集处理包括接点防抖动处理、脉冲累计值的保持和清零、数据有效性判断、检错纠错等，经格式化处理后存入实时数据库。
4、交流量
交流量是指直接引入TV、TA的信号，通过采集电压、电流值及电压、电流之间的相位，经过计算求出所需要的各种电气量，如电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率及电能等，并通过通信接口实现其数据传送。交流量的特征是省去了常规的变送器，简化了系统设计，减少了现场接线，降低了系统成本，并提高了测量精度，已获得了越来越广泛的应用。
5、相关量
相关量是用来进行数据合理性、合法性检验的工具，一般是通过计算而产生，它可以是开关量输入信号（包括中断型和非中断型）的“非”信号，并与原始信号始终保持这种关系，如果这种相反的“非”关系一旦被破坏，则说明数据有错。
6、计算量
计算量是指非实测量，这些量是根据工程的需要而通过计算产生的，因此称之为计算量，如各种累加值，全厂总功率，每班、每日累计发电量，发电机、输电线的日、月、年、输电量累加值，主变压器和厂用电量累加以及效率计算，特征值计算。
7、开关量输出
开关量输出主要用来进行控制调节，通常是用接点的方式进行控制，用脉宽的方式进行调节。计算机在输出这些信号前进行效验，同时在输出继电器采取防误措施，使控制调节命令能正确执行。
8、模拟量输出
模拟量输出主要用于模拟量表计。 9、人工设定定值
由于初期，无法采集到的测量值，或某些必须由人工进行设定、并作分析处理的信号量，计算机监控系统允许对其进行人工设定，并可以区分或根据需要给出相应标志。 二、运行安全监视
电站运行安全方面的监视涉及正常工况、异常工况、紧急状况的监视，监视的内容包括越、复限，故障及事故，异常趋势等。计算机监控系统为运行人员对全场各主、辅助设备的运行状态进行实时监视提供手段和工具。
1、越、复限监视
越、复限监视主要是对异常情况进行监视，如过压、过流、温度异常升高等。监视的参数通常包括电气模拟量、非电气模拟量、温度量等。对这些参数设置允许运行的范围，如高限（H）、高高限（HH）、低限（L）、低低限（LL）等，一般情况下当H或L型越限时，发报警信号，而当出现HH或LL型越限时，则动作跳开关或停机。在出现参数越、复限后要进行的处理包括越限报警，越、复限的自动显示、记录和打印，对于重要参数及数据还将进行越限后至复限前的数据储存及召唤显示，启动相关量分析功能进行故障原因提示。
2、事故顺序判别
当断路器异常跳闸、重合闸动作等情况出现时，监控系统将立即以中断方式响应并及时记录事故名称和发生时间，记录相关设备的动作情况，自动推出相关画面必要时进行打印；并进行事故原因分析和提示处理方法。计算机监控系统能将发生的事故及相应设备的动作情况按其发生的先后顺序记录下来，记录的分辨率根据电厂要求一般为1~5ms。
3、 故障状变显示
计算机监控系统定时扫查各故障状态信号，一旦发生状变将随之记录故障名称及其发生时间，随之在CRT上即时显示并发生音响报警。计算机监控系统对故障状变信号的查询周期一般不超过2s。 4、 趋势分析
对发电机定子温度、轴承温度、主变压器油温等进行趋势记录和分析，正常情况下，这些量变化的速率应在一个给定的范围内。当趋势变化速率超过限值时发生报警信号。这些实际上是一种预警信号，以便及时采取措施预防烧瓦等事故的发生。 三、设备操作监视
1、开、停机过程监视
一旦发生开、停机指令后，计算机监控系统自动显示相应的机组开、停机画面。一般开、停机画面显示的内容有：机组接线图、开、停机顺控流程、机组主要参数、异常事件列表等。开、停机过程的流程框图实时显示开、停机过程的流程框图实时显示开、停机过程中的每一步骤的执行情况，提示在开、停机过程受阻时的受阻部位及其原因，进行分步执行或闭环控制等。
2、设备操作监视
当要进行倒闸操作时，计算机监控系统将能根据全厂当前的运行状态及隔离开关闭锁条件，判断该设备在当前是否允许操作，并自动执行该项操作。
3、厂用电操作监视
当要进行厂用电系统操作时，监控系统根据当前厂用电的运行状态及设定的厂用电运行方式，以及倒闸操作限制条件等，判断某个厂用电断路器或隔离开关在当前是否允许操作，并自动进行，或给出相应的提示由人工操作。 4、辅助设备控制及操作统计
电站的辅助设备一般采用两种方式控制：“直接控制”或“干预控制”。 “直接控制” 是电站的辅助设备直接由计算机监控系统进行控制，主要适用于大型设备或重要设备。而一般情况下则是采用“干预控制”的方式，即在正常情况下，有辅助设备的控制系统自成闭环进行控制，计算机监控系统不加干预，仅在特殊情况下，才由计算机监控系统或人为进行干预，并由计算机监控系统进行操作统计。 四、控制权限
1、远方当地方式设定
设备的操作权一般分为远方、中控室及现地三级。远方操作命令来自上级网调、省调或梯调，根据电厂的实际情况而定，中控室操作属于电厂一级的控制，而现地控制是在机旁完
成。控制权可以切换，一般在中控室设置。但现地控制具有优先权，以便于设备的检修和调试，当处于远方控制时，一旦发生事故或由于其他原因需人为干预时，控制权自动地切换到电厂端，以便事故的及时处理。
2、控制权设定
控制权的设定包括两方面的内容，其一是操作员控制台允许操作的设定，通常计算机监控系统设置2到3台控制台，但某一段时间对于某台设备只允许一个控制台操作，以免操作出错或冲突。
其二是操作员权限的设定，即根据系统管理员、维护人员、运行人员的责任，对监控系统的掌握及熟练程度给与一定的权限，确保计算机监控系统的安全。 五、AGC
AGC是在电力系统AGC运用之后，随着电站计算机监控系统的出现而产生的一项新的控制方式，它全面实现了电站发电的自动控制，完全取代了原来曾经使用过的有功功率成组控制，按流量（或水位）调节装置等设备，并且在功能和性能上有明显的提高，它与电力系统AGC有密切关系，并在给定的方式和参数下自主运行。 六、AVC
AVC及自动电压控制，其实现的主要功能是按照调度要求，随时维持母线电压在一给定的范围之内，通常这是调整发电机励磁，并调节机组的无功功率来实现的，同时AVC也实现机组之间的无功功率分配，AVC的应用在电网电压的枢纽控制点特别重要，其实现也可采用开环指导和闭环控制两种方式。 七、运行日志及报表
1、运行日志
电站的运行日志是用来记录每台机组当日的运行参数的，如发电机出口电压、定子电流、有功功率、无功功率、发电量、耗水量及效率等，此外还有线路的相关参数等。当前运行日
志通常存在于计算机硬盘或光盘中，不需要每天打印，只在需要查阅时在屏幕上调用或打印。 2、操作记录
对于电站中主辅设备的操作和自动操作进行记录，包括开停机操作记录，断路器和隔离开关的分、合记录，油水气系统电动机或泵的启停记录，各种闸门的启、闭记录的等。
3、其他记录
除操作记录外还有事故记录、故障记录、报警记录、保护动作记录、自诊断记录等，并由此总汇而成事件一览表，以便对此分析。
4、设定值或参数修改记录
对于电站中的各种参数，除主辅设备的参数外，还包括监控的参数、保护设定的参数等，如有修改变更，都记录下修改时间和内容，并存入数据库以备随时查询。 八、事件统计
从运行情况评价及“无人值班”验收的要求来看，电站各种事件的统计记录是非常重要的一个评价依据，如开停机成功率的统计，无事故安全运行天数的统计，一年中发电或检修天数的统计等。
1、开停机成功率的统计
电站在统计成功率时，将由主辅设备原因而造成开机不成功的事件排除，因而开机成功率实际变为监控系统的开机成功率，但这并未反映电站实际开机水平。
2、事故或故障统计
事故或故障统计也是评价电站运行水平的一个重要依据，记录统计的内容包括事故或故障的对象和性质、事故发生的时间、恢复的时间、一年（或月）中发生事故的次数等。
3、参数越复限统计
参数越复限统计的内容主要包括参数的名称、越限的时刻和数值、复限的时刻及越限持续的时间长短以及在一段时间内越限出现的次数等。
4、设备投退统计
这里包括设备与功能的投退统计，如发电机的投、退时刻及运行或退出的累计时间统计，AGC的投、退时刻及运行或退出的累计时间统计等，由此可计算设备的投入率及累计运行时间。 九、数据通信
计算机监控系统内部各设备之间都存在数据通信的问题，其通信的方式和速率与监控系统的结构模式有关，合理选择通信方式是监控系统选型或设计的重要内容之一。外部通信主要对象是上级调度所，常是网调、省调或梯调。主要功能是上送各种数据和下达调度的命令，而取代以往的电话联系或远动装置。此外还有与电站其他设备，如调速、励磁以及振动、摆度测量装置的通信等。 十、人机界面
人机界面通常用CRT显示器或LED显示器来实现，主要用于人机会话，操作员、程序员发令，CRT屏幕对各种命令进行应答。实现“无人值班、少人值守”。 十一、多媒体功能
多媒体技术在电站监控系统中的应用是多媒体应用技术的一个突破，它在应用方式、应用风格、涉及的技术上均有突破，且与多媒体在出版、音像等领域的应用有很大的差别，
可以说开辟了个崭新的应用领域，将多媒体技术与工业电视结合，实现视频监视；将多媒体技术与报警结合，实现语音报警及远方电话查询；将多媒体技术与动画技术结合，实现屏幕显示的动画功能；将多媒体技术与常规的人机界面结合，实现屏幕显示的实景化等主要的应用功能。
十二、自诊断与远方诊断
监控系统诊断功能主要包括自诊断和远方诊断两部分。自诊断是用来对各子系统运行状态进行监视，实现主辅或主备切换，以及对损坏的部件进行定位，使维修人员容易查找和迅速处理故障，并恢复正常运行。
远方诊断是诊断技术的发展，它可以在百里之外的地方进行诊断。 第二节 计算机监控系统的组成
计算机监控系统的组成可以有多种划分方法。最简单地可以分为硬件和软件两个部分：一般地，一个计算机监控系统可以由以下几个部分组成：计算机（含可视化的人机界面）、输入输出装置（模块）、检测、变送机构、执行机构。图1 给出了一个计算机监控系统的组成原理简图。
大家在这里可能已经注意到，在计算机部分特别强调了可视化的人机界面，这也是计算机监控系统区别于一般计算机控制系统之所在。在计算机控制技术应用的早期，并非没有人机界面，但计算机的主要作用是实现控制算法。由于技术和其他因素所限，那时候的人机界面只不过是几个按键、指示灯和数码管。随着计算机显示技术和软件技术的发展，特别是个人计算机的广泛应用，人机界面变得越来越丰富，其作用显得越来越重要。
下面从软件和硬件的角度来介绍计算机监控系统的组成。硬件主要由计算机、输入输出装置、检测变送装置和执行机构4大部分组成。更进一步的划分如下所示：
软件主要分为系统软件、开发软件和应用软件3 大部分。系统软件一般为一个操作系统，对于比较简单的计算机监控系统，则为一个监控程序。开发软件包括高级语言、组态软件和数据库等。应用软件往往可以有输入输出处理模块、控制算法模块、逻辑控制模块、通信模块、报警处理模块、数据处理模块或数据库、显示模块、打印模块等。
下面以一个计算机温度监控系统来简要地说明计算机监控系统的组成原理和工作原理图：图1.2 为系统组成示意图。
根据工艺要求，该系统要求加热炉的炉温控制在给定的范围内或者按照一定的时间曲线变化。由于存在着各种干扰，使用计算机进行控制，并在显示器上用数字或图形实时地显示温度值。假设加热炉使用的燃料为重油，并使用调节阀（调节阀为一种能在一定的范围内连续地调节燃料流量的装置）作为执行机构。使用热电偶来测量加热炉炉内的温度。热电偶实际上是一种热敏电阻，其电阻值的大小与其感受的温度成比例。把热电偶的检测信号（电势信号送入温度变送器将其转换为电流信号（4 一20mA）再将该电流信号送入输入装置。输入装置可以是一个模块也可以是一块板卡，它将检测得到的信号转换为计算机可以识别的数字信号。计算机中的软件根据该数字信号按照一定的控制算法（例如PID算法）进行计算。计算出来的结果通过输出模块转换为可以推动调节阀动作的电流信号（4 一20 mA）。通过改变调节阀的阀门开度即可以改变燃料流量的大小，从而达到控制加热炉炉温的目的。
与此同时，计算机中的软件还可以将与炉温相对应的数字信号以数值或图形的形式在计算机的显示器屏幕上显示出来。操作人员可以利用计算机的键盘和鼠标输入炉温的设定值，由此实现计算机监控的目的。 第三节 计算机监控系统的分类 一、计算机监控系统的分类
由于计算机监控系统应用上和构成上的差异。其种类繁多。在此，按照计算机监控系统构成的不同分别介绍不同类型的计算机监控系统。
1、基于个人计算机的计算机监控系统
个人计算机是目前世界上数量最多、应用最广泛的机型，因而将个人计算机应用于计算机监控也是很自然的事情。特别是个人计算机结构简单，操作简便，技术开放，并且拥有极为丰富的应用软件资源。从而深得人们的青睐。因此，基于个人计算机的计算机监控系统（简
称PCs）在中小型应用中占有比较大的比例。
基于个人计算机的计算机监控系统的基本特点是，输入输出装置制作为板卡的形式，并将板卡直接与个人计算机的系统总线相连。即直接插在计算机主机的扩展槽上，如图1．3 所示。这些输入输出板卡往往按照某种标准由第三方批量生产，开发者或用户可以直接在市场上购买。早期使用比较多的是STD总线。近年来占主导地位的是ISA总线和PCI总线。且PCI总线有取代ISA总线的趋势：
构成基于个人计算机的计算机监控系统，其计算机可以用普通的商用机。也可以用DIY的计算机，还可以使用专门用于工业控制的计算机（简称工控机）。由第三方开发的输入输出板卡可以在市场上购买，也可以由开发者自行制作。一块板卡的点数（指测控信号的数量）少的有几点，多的可达16点、24点甚至更多。
PCs的操作系统早期都采用DOS 操作系统，但早期的PCs的最大问题就是其性能不够可靠。随着计算机软硬件技术的发展，PCs的可靠性已越来越高，特别是工控机，其机箱、电源、主板等都进行了强化，可靠性直逼PLC。
总之，由于PCs价格低廉、组成灵活、标准化程度高、结构开放、配件供应来源广泛、应用软件丰富等特点，使其在中小型特别是小型计算机监控系统中占有相当大的比例。PCs是一种很有应用前景的计算机监控系统
2.基于可编程序逻辑控制器的计算机监控系统
可编程序逻辑控制器（Programmable Logic Controller,简称PLC）最初是专门为工业控制而设计的计算机。 PLC的主要优点如下：
1）可靠性特别高、抗干扰能力强，能适应各种恶劣的工业环境
PLC采用了光电耦合隔离及各种滤波方法，有效地防止了干扰信号的进入。内部采用电磁屏蔽，防止辐射干扰。电源使用开关电源，防止了从电源引入干扰。具有良好的自诊断功能。对使用的元器件进行了严格的筛选和老化且设计时就留有充分的余地，充分地保证了元器件的可靠性。正因为如此，目前市场上主流的PLC其平均无故障时间都达到数万小时以上。 2 ）采用模块化结构，系统组成灵活方便
PLC一般由主模块（包含CPU的模块）、电源、各种输入输出模块构成，并可根据需要配备通信模块或远程I/O模块。模块间的连接可通过机架底座或电缆来连接，因而十分方便。
3 ）主要采用梯形逻辑图，编程简单，易学、易懂
目前市场上的PLC都以梯形逻辑图作为主要编程语言，而梯形逻辑图与继电器控制原理图十分相似，因此，工程人员很容易接受和掌握。
4 ）安装简便、调试方便、维护工作量小
PLC一般不需要专用的机房就可以在各种工业环境下运行，使用时只需将现场的各种设备与PLC的输入输出装置的接线端相连即可。如果是在现场，可以使用手持编程器直接对PLC进行编程调试。如果是在实验室也可以使用个人计算机与PLC相连接后进行编程调试。而且，PLC的输入输出的接线端均有发光二极管指示，调试起来十分方便。
尽管PLC具有上述的一些优点。但PLC主要是为现场控制而设计的，其人机界面主要是：开关、按钮、指示灯等。为此，许多的PLC都配备有计算机通信接口，通过总线将一台或多台PLC 相连接，将PLC的高控制性能与个人计算机的友好人机界面相结合，这种类型的计算机监控系统称为PLCs。PLCs的组成示意图如图1 . 4 所示。
计算机作为上位机可以提供良好的人机界面。进行全系统的监控和管理；而PLC作为下位机，执行可靠有效的分散控制。计算机与PLC, PLC与PLC 之间通过通信网络实现信息的传送和交换所有的现场控制都是由PLC完成的，上位机只是作为程序编制、参数设定和修改、数据采集所用。因此，即使是上位机出了故障，也不会影响生产过程的正常进行，这就大大地提高了系统的可靠性
如果仅仅是作为控制所用，可以将多台PLC进行同位连接构成一个PLC 链接系统，如图1. 5 所示。PLC也可以与远程I/O单元、远程终端或链接单元等进行下位连接构成PLC链接系统。
如图1 . 6 所示。同一个PLC链接系统中的PLC可以相互交换数据。
值得指出的是：由PLC开发的时间相对比较早，20世纪60年代末，各PLC的生产厂家的技术都是相互封闭的，因此很难将不同厂家的PLC连接（集成）在一起。现在PLC的生产厂家也注意到了PLC的开放性问题，具有以太网接日的PLC 以及以Windows CE （一种由Mcrosoft开发的嵌入式操作系统）为操作系统的PLC己经面市。
3.集散控制系统
随着现代产业的迅速发展，生产装置或被监控系统规模的不断扩大，生产技术及工艺过程愈趋复杂，从而对实现过程自动化的监控系统提出了更高的要求。即监控系统必须满足：
①人机界面好，便于集中操作、监视现代化的大型系统。
②为了安全可靠的需要，应将系统的监控功能分散以化解系统出现故障的风险。 ③在高度安全可靠的前提下，按预定的工艺流程指标来控制被监控对象。除了完成一般单参数、单回路的监视和控制外，还能实现对非线性、多变量、大滞后、分布参数等复杂系统的控制。
④能采集并记录各类重要的数据供操作人员监控系统时使用。还能整理和打印报表或上传报表供管理层使用
⑤系统构成方便灵活，易于扩展，维护简单。组成系统的设备不但要求模块化，而且模
块化的种类还应尽可能地少。
⑥能与常规模拟仪表兼容
出于以上考虑，20世纪70年代中期，Honeywell 公司推出了第一套集散控制系统（简称DCS ) ，使计算机监控技术开始了一次新的飞跃。集散控制系统本质上是一种基于计算机网络的分层的计算机监控系统，其基本结构如图1.7所示。
在DCS 中工程师站主要是用于对系统进行离线和在线系统组态（即系统配置）、控制组态、显示组态和报警组态。运行过程中工程师站还有以下一些功能： ( l ）系统和网络管理
系统和网络管理包括故障诊断、数据的采集、其他各种类型的站的重装、报文广播和处理、统一时间以及其他网络管理功能。 ( 2 ）文件请求管理
由于工程师站往往是一台存储容量比较大的个人计算机或工作站，因此，可以用来管理其他所有与其大容量有关的文件请求。同时，还可以支持本站中的任务存取其他站中的文件。 ( 3 ）数据库管理
作为DCS由于其数据比较多，往往会配备有数据库文件，用于对系统中的数据进行存储以及各种操作。 ( 4 ）控制功能
工程师站的功能往往会比现场控制站的功能要强。因此，当DCS存在高级控制应用时，可以将工程师站作为服务器，现场控制站作为客户机，服务器为客户机进行高级计算服务。
操作员站主要作为操作人员与系统的人机界面。因此，操作员站往往会配备大屏幕显示器。组态后的系统的各类显示画面均在操作员站中进行显示。经过工程师站授权也可以在操
作员站进行部分简单的组态，例如，修改某个回路的PlD参数。
现场控制站主要用于对现场信号进行检测以及对相应的回路进行控制。一般现场控制站与它所挂接的各类组件本身就构成了一个小型的实时测控网络。 4.现场总线技术
20 世纪80 年代中期以后，随着人们对系统开放性意义认识的加深，要求计算机监控系统具有开放性的呼声也越来越强烈。同时，人们也意识到传统的计算机监控技术还存在其他的问题，例如，DCS 仍然未能摆脱常规模拟仪表一对一进行信号传输的模式。一般来说从现场到控制室都有比较长的距离，将所有现场的信号都通过电缆传送到控制室，一是要使用大量的电缆，成本高，二是信号在传送的过程中会产生电磁干扰，影响环境温度，产生粉尘、有害气体等，影响信号传送的可靠性。
按照IEC 和现场总线基金会FF 的定义：现场总线是连接智能现场设备和各类自动化系统的数字式、双向传输、多分支结构的通信网络。现场总线的本质含义表现在以下几个方面：
( l ）现场通信网络
用于过程及制造自动化的现场设备或现场办公仪表互连的通信网络。 ( 2 ）现场设备互连
现场设备或现场仪表是指传感器、变送器和各种执行器等。这些设备通过一对一传输介质互连，传输介质可以使用双绞线、同轴电缆、光纤、电源线、无线等。 ( 3 ）互操作性
由于现场设务或现场仪表的种类繁多，没有任何一家制造商可以提供一个工厂所需的全部设备，所以互相连接不同制造商的产品是不可避免的。用户或开发者并不希望为选用不同制造商的产品而在硬件和软件上付出太多的代价，而是希望将属于不同制造商的同时其性能价格比最高的产品集成在一起，并实现“即接即用”。所谓“互操作性”不仅仅是指属于不同制造商的产品之间能够相互传送数据，更为重要的是这些设备能够“理解”所接收数据的含义，并做出正确的响应。当然，用户还希望能对不同的设备进行统一组态。只有这样才能真正将现场设备集成。
( 4 ）功能分散
在现场总线技术中，应将DCS中的现场控制站的各种功能彻底分散到各个智能单元。这里应该指出的是，目前在我国真正将DCS中的现场控制站放在现场的是少而又少，出于各种考虑，现场控制站往往都是放在控制室内。通过采用现场总线技术，一个流量变送器不仅具有流量信号的变换、补偿和累加等功能，而且还有PID控制或其他高级控制的功能。也就是说，
现场总线技术真正将信号的采集、处理、控制、驱动等功能放在了现场，真正实现了分
散控制。
( 5 ）通信线供电
对于现场总线，本身就要求连接线尽可能的少，因此，最好采用通信线供电方式，即允许现场仪表直接从通信线上获取能量。 ( 6 ）开放性
开放性是与互操作性有关的，但开放性的概念更为广泛。即要求现场总线为开放式互联网络，它不但可与同层的网络互联，还可以与其他层的网络互联，并且实现数据库共享。
一个按现场总线技术构造的计算机监控系统如图1 . 8 所示。
现场总线的思想提出来后得到了广大制造商的响应，世界上掀起了一股现场总线的热潮。但是，事情的发展并不是与人们所预想的一致，现场总线并未能完全走标准化的道路。由于技术和利益的原因（其中主要是利益的原因），目前世界上存在着多种现场总线标准。 第四节 计算机监控技术发展的展望
随着社会需求的增加以及其他相关技术的发展，计算机监控技术的应用将会越来越广泛。 可以确信无疑的是计算机监控技术具有以下几个特点： ( l ）体系结构的扁平化和监控管理一体化
由于微处理器技术的发展，现场信号的处理和控制越来越多地会在底层完成，从而使得计算机监控系统在体系结构上变得扁平。另外，计算机监控系统与生产调度层、管理层的集成不再是十分困难的事情，底层的各类数据可以向上传送，在管理层可以及时地看到现场的各类数据，了解现场的各种情况，生产调度层和管理层的指令也可以很容易地向下传送，因而提高了管理的效率。 ( 2 ）微型化
嵌入式系统也是计算机监控技术的一个发展方向。所谓嵌入式系统，是指计算机监控系统是与被监控对象一体的，即计算机监控系统是嵌入在被监控对象之中的。微处理芯片技术、液晶显示技术、大容量电子存储器件技术的发展为嵌入式系统的开发提供了可靠的保证。另外，家庭、家电中以及一些特殊场合（例如：人体）的应用也对计算机监控技术的微型化提出了
要求。
( 3 ）大型化及网络化
与计算机监控技术微型化相反的一个方向是大型化。大型化的特点：一个是监控系统监控的参量非常的多，可以达到数万个甚至数十万个；另一个是监控的地域非常的宽广，面积可达数十平方千米，距离可达上万千米。由于大型化的需求以及计算机网络技术的日渐成熟，基于计算机网络的计算机监控系统越来越多。 ( 4 ）多媒体技术
多媒体技术正在迅速地从家庭、办公室向计算机监控技术应用的各个领域扩散。通过应用多媒体技术，不仅使得操作人员能够获取丰富的现场信号，同时，还使得原本枯燥乏味的工作变得有趣起来。随着气味合成技术的日渐成熟，在不久的将来，操作人员就能够坐在操作室里“嗅”到现场的气味（如果有必要的话）。 ( 5 ）全球化
坐在办公室里能够轻松地遥控或监测上万千米以外的现场，己经不是什么梦想。因特网技术已经越来越多地应用在计算机监控技术上。当一个人出门在外时，通过他手中的便携式计算机，经过因特网甚至直接利用移动电话，监控家中的电冰箱、微波炉或热水器也是指日可待的事情。
第七册 水轮发电机组启动试运行
主编单位 水电建设集团 葛洲坝集团
主编 马军领 范于军
9、水轮发电机组启动试运行运行操作简述
1 目的
1.1 验证机组和与其有关的水工建筑物的设计、制造与安装质量，为正式运行创造条件。 1.2 检查各辅助设备系统调试的正确性和可靠性，整定相关参数。 1.3 检查各辅助设备系统间的协调性、联动性及正确性。
1.4 检验高低压电气设备性能和特性是否满足合同要求；检验继电保护及其整定值的正确
性；
1.5 检查电站、系统内外通信畅通；计算机监控系统软硬件对全厂机电设备集中监视、控制
的正确性。
1.6 对机组启动过程中出现的问题和存在的缺陷及时加以处理和消缺，使水轮发电机组交接
验收后可长期、安全稳定运行。 2 编制依据
2.1 水轮发电机组安装技术规范GB/T8564-2003。 2.2 水轮发电机组启动试验规程 DL/T 507-2002 2.3 其他应遵循的国家和行业规程规范。 2.4 设计和厂家有关的图纸、技术文件。 2.5 合同文件。
3 首台机组发电时必须投入的设备和系统 3.1 水工、金结部分
3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.1.5 3.1.6
大坝
大坝6#坝段底孔及其闸门、启闭设备 主、副厂房和其他相关土建设施 进水口拦污栅、事故检修门及配套设备 引水洞及压力钢管 尾水门及配套设备
3.2
3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 3.2.6 3.2.7 3.2.8 3.2.9 3.2.10 3.2.11 3.2.12 3.2.13 3.2.14 3.2.15 3.2.16 3.2.17
机电部分
水轮发电机组及附属设备（包括励磁系统和调速系统） 蝴蝶阀及压油装置 发电电压设备 发电机组中性点设备 主变压器 高压及出线设备
高压厂用变及10kV厂用电系统 公用、照明及自用400v厂用电系统 直流系统
运行区域工作照明和事故照明系统 机组单元控制系统和中控室系统 机组及有关的公用设备控制保护系统 检修、渗漏排水系统 中低压空气压缩系统 机组及公用水力量测系统 机组技术供排水系统 全厂通信系统
3.2.18 3.2.19 3.2.20
机组、主变和公用设备消防系统 机组测温系统 电站防雷及接地系统
4 机组启动试运行前的检查 4.1 启动前应具备的条件
4.1.1
投入试运行的水工、金结、机电等设备已按要求施工完毕，现场清理干净，并经检查验收合格。施工区与运行区已作隔离，高压区挂警示牌并做安全围栏。
4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5 4.1.6
运行部位道路畅通，照明充足，楼梯栏杆齐全，孔洞已加装盖板或装设栏杆。 试运行各部位及指挥机构的通信、联络畅通、可靠。
试运行部位设备的永久标识配备齐全，编号准确，开关操作方向和位置已标明。 所有试运行所需的安全用具、工器具、仪器、仪表已备齐，并经验收合格。
与试运行有关的图纸、资料配备完整，操作票、工作票、相关记录表格已经准备齐全。
4.2
4.2.1
启动前的检查
引水系统的检查
1） 进水口拦污栅已安装完工并清理干净验收合格。
2） 进水口检修闸门门槽已清扫干净验收合格。在无水情况下手动操作均已调试合格，启闭情况良好。
检修闸门在关闭状态，密封良好。
3） 压力钢管、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已验收合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压、测流装
置均已安装完毕。所有进人孔(门)的盖板均已封闭严密。
4） 3台机蝴蝶阀及旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好。2#机油压装置及操作系统已安装完
工验收合格，油泵电动机运转正常，并投入自动运行。 5） 压力钢管、蜗壳及尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。
6） 尾水闸门已安装完工，验收合格，尾水闸门门槽及其周围已清理干净，闸门处于关闭状态，密封
良好。
7） 城市供水口蝶阀已关闭。
4.2.2 水轮机部分的检查
1） 水轮机转轮及所有部件已安装完工验收合格。
2） 上下止漏环间隙、导水叶各部间隙值符合要求，已检查无遗留杂物。
3） 顶盖排水泵已安装完工，验收合格，可以投入运行。增加一台临时应急排水泵。
4） 主轴密封安装完工，验收合格。检修密封经检验无渗漏并已投入。（工作密封水压的调整待充水
后进行）。
5） 水导轴承润滑、冷却系统已检查合格，油位、温度传感器已调试，各整定值符合设计要求。（冷
却水压力及流量调整在充水后进行）。
6） 导水机构已安装完工验收合格并处于关闭状态，导叶锁锭投入。导叶最大开度和关闭后的严密性
及压紧行程已检验符合设计要求。剪断销信号正确。
7） 各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完工，管路线路连接良
好。
4.2.3 调速系统及其设备的检查
1） 调速系统及其设备已安装完工，接线和性能检查已完成并符合要求。油压装置压力、油位正常，
透平油化验合格。各部表计、阀门均已整定符合要求。
2） 油压装置油泵在工作压力下手/自动运行正常，集油槽油位继电器动作正常。补气装置手动/自动
动作正确。漏油装置手动/自动调试合格。
3） 调速系统各油压管路、阀门，接头及部件等均无渗油现象。各常闭阀门已关闭。 4） 调速器电调柜已安装完工并调试合格。
5） 事故配压阀等均已调试合格。锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁锭状态。 6） 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。检查导叶开度、桨叶开度、接力器行程和调速器柜的相应开度指示器三者的一致性。
7） 导叶、浆叶全开到全关时间及导叶分段关闭时间已符合设计要求，并录制了导叶开度与接力器行
程的关系曲线。
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。
9） 转速信号装置已调试及初步整定好。
4.2.4 发电机部分的检查
1） 发电机整体已全部安装完工，试验和验收合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，定、转
子气隙内，机坑内，上、下盖板等无任何杂物。
2） 导轴承及推力轴承油位已调试，整定值符合设计要求。（冷却水压力和流量调整待充水后进行）。 3） 发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀等均已验收合格，处于正常工作状态。 4） 发电机内灭火管路、火灾探测器、水喷雾灭火喷嘴已安装调试合格。具备投入条件。 5） 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。碳刷已拔出。
6） 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误，固定牢固。
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，充水前风闸处于制动状态。 8） 发电机的空气冷却器已验收合格，水路畅通无阻。阀门无渗漏水现象。
4.2.5 油、水、气系统的检查
1） 机组技术供水系统已安装调试完成，压力整定待充水后进行。
2） 机组冷却水供水过滤器及供水环管，进入机组冷却器的冷却水进出水管路、阀门、接头均已验收
合格。
3） 厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格，并经过试运行。
4） 中、低压空气压缩机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流
量计、安全阀工作正常。整定值符合设计要求。
5） 所有中、低压空气系统管路已分别分段通人压缩空气进行漏气检查合格，无漏气现象。 6） 各管路、附属设备已刷漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。 7） 厂房运行各部位的消防系统管路或消防设施已安装完工验收合格。
4.2.6 电气一次设备的检查
1） 从发电机引出端直至主变压器低压侧的电缆及其他附属设备已全部安装完工，试验合格，机端引
出口处的电压、电流互感器已验收合格。中性点装置均已安装并调试合格。发电电压设备具备带电试验条件。
2） 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，绝缘油化验合格，冷却系统
调试合格，事故排油系统、灭火消防系统以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。
3） 厂用电设备已全部安装完工并试验合格。厂房内各运行设备、栏杆安全接地等已检验，屋顶避雷
带已安装完成。厂外水下接地网完成。总接地网接地电阻值符合要求。
4） 厂房照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明已检查合格并投入运行。事故照明已检查
合格。蓄电池室等防爆灯已检查合格。安全疏散指示牌已检查合格。
5） 各备用电源自动投入装置经模拟试验，符合闭锁或联动要求，能正确动作并已投入。
4.2.7 励磁系统设备与回路的检查
1） 励磁电源变压器已安装完工验收合格，电缆已验收合格，耐压试验已合格。 2） 励磁盘柜已安装完工检查合格，回路已做耐压试验合格。
3） 励磁系统已完成装置/单元检查试验、操作回路及信号回路检查、开环试验。
4.2.8 电气二次设备的检查
1） 机组电气控制和保护设备及盘柜、中央控制室设备等均已安装完工验收合格。 2） 蓄电池及直流设备已安装完工验收合格。
3） 下列电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证其动作的准确性。 a． 蝴蝶阀自动操作回路； b． c． d．
机组自动操作及水力机械保护回路； 水轮机调速系统自动操作回路； 发电机励磁操作回路；
e． 发电机断路器操作回路； f． 交直流电源回路；
g． 机组辅助设备和全厂公用设备操作回路； h． 同期操作回路；
i． 通讯及其他必要的专门装置。
4） 电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查之后，下列继电保护回路应进行模拟试验，验证动作的准确性。
a． 发电机继电保护回路；
b． 主变压器继电保护； c． 35KV线路继电保护； d． 其他设备继电保护回路。
4.2.9 计算机监控系统设备检查
1） 数据库已编辑校核，数据采集正常，网络通信完好。
2） 上位机、公用LCU及机组LCU完成2#机正常开/停机和事故停机流程操
作。
3） 上位机完成所有点对点检测与控制。 5 过水系统充水 5.1 充水准备
5.1.1 充水试验是电站机组启动试运行的正式开始，应确认前项的检查试验已
全部完成。
5.1.2 坝前及尾水水位已满足机组启动试运行的要求。
5.1.3 确认进水口检修闸门处于关闭状态。确认尾水门处于关闭状态。确认蜗
壳进人门、蜗壳排水阀和尾水管盘型阀处于关闭状态。确认城市供水口蝶阀处于关闭状态。
5.1.4 确认检修、渗漏排水系统已投入正常工作。 5.1.5 各部监听、监视和操作人员已安排好。 5.1.6 确认技术供水取水阀已关闭。
5.1.7 确认蝴蝶阀、旁通阀处于关闭状态，机械锁锭投入，蝶阀压油装置投入运行。 5.2
尾水管充水
5.2.1 确认发电机机械制动已投入。确认检修密封投入。
5.2.2 调速器压油系统投入运行。水轮机导叶开度打开3％～5％。 5.2.3 打开尾水闸门平压阀，向尾水管充水。
5.2.4 充水过程中随时检查水轮机顶盖，导水机构和空气围带的漏水情况及顶
盖排水情况。蜗壳进人门，各测流、测压管路应无漏水。监视测压表计的读数并作记录。同时通知水泵房密切监视水位的变化。
5.2.5 充水过程中发现异常情况时，则立即停止充水并作相应处理。 5.2.6 尾水平压且各部分正常后，提起尾水闸门，并锁锭在门槽顶部。 5.3
压力钢管充水
5.3.1 1#、2#、3#机蝴蝶阀已关闭，操作机构锁定已投入。关闭旁通阀及技术
供水取水阀。
5.3.2 2#机调速器处于手动关机位置，导叶全关，导叶锁锭投入。发电机机械
制动手动投入，检修密封投入。
5.3.3 缓慢地打开进水口检修门充水阀，向压力钢管充水，监视水压表读数，
检查压力钢管充水情况。监测蝴蝶阀渗漏情况。监测城市取水口蝶阀、技术供水取水口及测压管接头等处渗漏情况。
5.3.4 对进水口、蝴蝶阀的混凝土支墩等水工建筑物进行全面检查，观察是否
有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。
5.3.5 充水过程中压力钢管通气孔应畅通。 5.3.6 记录压力钢管充水时间，上下游水位。
5.3.7 充水平压，无异常后，将事故检修门锁锭在全开位置。 5.4
机蜗壳充水
5.4.1 打开机蝴蝶阀的旁通阀向机蜗壳充水
5.4.2 随着压力的上升，检查蜗壳进人门、蜗壳排水阀、伸缩节、水轮机顶盖、
导水机构、主轴密封和各测压表计及管路应不漏水。顶盖排水应畅通。监测蜗壳压力的变化及水力量测系统各压力表计的读数，作好记录。
5.4.3 充水过程中，检查排气阀应通畅，并使蜗壳中的积气完全排出。 5.4.4 操作机蝴蝶阀，检查阀体启闭动作情况，记录开启和关闭时间。在手动
操作试验合格后，调整启闭时间，进行自动操作的启闭动作试验。分别进行现地和远方操作试验，验证蝴蝶阀在静水中启闭是否正常。试验完成后全开蝴蝶阀，并关闭旁通阀。
5.4.5 详细检查厂房内渗漏情况，观察渗漏排水系统的排放能力和运转可靠性。 5.5
2#机技术供水系统充水及调试
5.5.1 技术供水系统充水：开启机组技术供水取水阀，使机组技术供水系统充
水。调整水压、流量满足设计要求。检查滤水器、各部位管路阀门、接头法兰等无漏水情况。
5.5.2 调整主轴密封水系统减压阀，调整主轴密封水压、流量满足设计要求。
检查滤水器、各部位管路阀门、接头法兰等无漏水情况。
5.5.3 消防供水系统充水：开启消防供水取水阀，调整水压、流量满足设计要
求。检查减压阀、滤水器、各部位管路阀门、接头法兰等无漏水情况。
6 机组首次启动 6.1 启动前准备
6.1.1 各部位运行人员已进入岗位。各监测仪器、仪表已准备就绪。 6.1.2 确认充水过程中发现的问题已处理完毕。
6.1.3 各部冷却水、润滑水投入，水压、流量正常，润滑油系统、操作油系统
工作正常。各油槽油位正常。
6.1.4 厂用交、直流电源供电正常，PT一次、二次熔断器安装良好。 6.1.5 调速器置“现地”和“手动启动”方式。调速器压油装置置“自动”方
式，主供油阀开启。漏油装置处于“自动”位置。
6.1.6 发电机出口断路器潭63已断开； 6.1.7 发电机转子集电环碳刷拔出； 6.1.8 水力机械保护和测温装置已投入；
6.1.9 拆除所有与开机无关的试验线、短接线及接地线； 6.1.10 在发电机出口PT一次侧外接标准频率表监视发电机转速； 6.1.11 临时布置监测各部振摆的表计。 6.1.12 发电机空气间隙已检查确定无异物。
6.1.13 启动发电机顶起装置顶起发电机转子一次，使推力瓦建立适当的油膜。 6.1.14 记录上、下游水位和各部原始温度。
6.2 首次手动开/停机试验
6.2.1 撤检修空气围带，投主轴工作密封，撤机械制动，确认风闸已全部落下。
检查撤除信号正确和机组蠕动情况。
6.2.2 拔出导叶锁锭，打开浆叶在启动开度，在调速器机柜上手动缓慢操作打
6.2.36.2.46.2.56.2.66.2.7开导叶。机组开始转动后，立即关闭导叶，观测有无异常现象。
确认无问题后，关闭浆叶，开导叶，按25％，50％，75％，100％额定
转速分阶段平稳升速，但应避开机组振动区，最终使机组稳定运行在额定转速下，校验电气转速表在额定转速时应位于100％位置。记录启动开度和空载开度。
升速过程中密切监视各部声音、气味、温度等有无异常，如有立即停机
检查。
记录各部瓦温、油温、水温、冷却水压力、主轴密封水压力及流量，各
部水力量测系统表计读数。机组启动达到额定转速后，在半小时内，应每隔5分钟记录一次各部轴瓦温度，以后可适当延长记录时间间隔，并绘制推力轴瓦及各部导轴瓦的温升曲线，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置。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。
机组启动过程中，应密切监视各部位运转情况。如发现异常情况，应立
即停机检查。
测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于轴承间隙或符合机组合
同的有关规定。
6.2.8 测量、记录机组各部振动，其值应不超过允许值。当振动值超过规定时，
则应做转子动平衡试验。
6.2.9 测量发电机一次残压和相序。用细砂纸打磨转子集电环表面。 6.2.10 待机组各部瓦温基本稳定后，在调速器机柜上手动停机。
6.2.11 当转速降至25％Ne后，手动投入机械制动。记录停机开始至导叶全关、
风闸投入到机组全停的时间。监视各部轴承温度的变化，检查各部油槽油位的变化。机械制动投入5min后若机组不能全停，则手动关闭蝴蝶阀。
6.2.12 机组全停后，投入导叶锁锭，投入检修密封，切除主轴密封、技术供水。 6.3 停机后的检查和处理
6.3.1 检查各部位螺丝、销钉、锁片、键、磁极引线及阻尼环引线是否松动、
脱落。检查转动部分的焊缝有无开裂。
6.3.2 检查上下挡风板是否有松动或断裂。 6.3.3 检查风闸磨损情况及动作灵活性。
6.3.4 按实际水头调整开度限制机构及导叶空载接点。 6.3.5 调整各油槽油位继电器的油位接点。 6.3.6 检查主轴密封有无异常。
7 机组空载下的调速器试验和机组过速试验 7.1 试验准备
7.1.1 机组按手动开机方式准备完毕。 7.1.2 按设计整定好转速信号继电器。
7.1.3 转速继电器115％、140％接点从水机保护回路中临时断开，并采用仪表监视其信号输出。
7.1.4 监控系统投入，监视试验过程。 7.2 调速器手动开机至额定转速。 7.3 调速器手/自动切换试验
7.3.1 检查调速器测频装置，应工作正常。
7.3.2 设定调速器PID参数，频率给定50Hz，电气开限略大于启动开度。 7.3.3 通过调速器电气柜上的“手动/自动”转换开关，将调速器切换至自动方
式运行。观察接力器行程与机组转速应无明显变化。此时机组转速处于自动调节状态，其转速相对摆度值应符合设计要求。
7.3.4 频率给定的调整范围应满足设计要求。 7.4 调速器空载扰动试验
7.4.1 机组在自动方式下稳定运行，频率给定50Hz。
7.4.2 人为加入±2％转速扰动，观察调节器在不同参数下的调节效果，选择最
佳的参数组合。然后人为加入±8%转速扰动，观测最大超调量、超调次数、调节时间应符合要求。
7.5 机组过速试验
7.5.1 机组过速试验前，应已完成7.2.8所需动平衡试验。
7.5.2 机组以手动方式稳定运行。 7.5.3 各部人员到位、联络信号明确。
7.5.4 手动逐步将转速升至115％Ne后降至额定转速，测量各部振摆，严密监
视各部瓦温。
7.5.5 经检查机组各部无异常后，手动将转速升至140％Ne，检查转速继电器
接点动作情况，测量机组振动、摆度。
7.5.6 升速过程应平稳，过速试验时间不宜过长。 7.6 停机检查
7.6.1 全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、
磁轭压紧螺栓等。处理发现的问题。
7.6.2 检查有无剪断销断裂。
7.6.3 检查发电机定子及上、下机架基础。 7.6.4 恢复115％、140％Ne过速保护接线。 8 自动开、停机试验
8.1 自动开、停机试验分别在机旁和中控室进行。 8.2 自动启动前应确认：
8.2.1 确认机组及附属设备处于自动状态。
8.2.2 确认导叶锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。 8.2.3 确认所有水力机械保护均已投入，且自动开机条件已具备。 8.3 自动开机试验应记录和检查下列各项：
8.3.1 检查辅助设备是否投入，动作是否正确，机组开机顺序是否正确。 8.3.2 检查调速器的动作情况。
8.3.3 记录自发出开机脉冲至机组开始转动的时间。 8.3.4 记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。 8.4 机组自动停机试验应记录和检查下列各项：
8.4.1 记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间； 8.4.2 记录加闸至机组全停所用时间；
8.4.3 检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确； 8.4.4 检查风闸等辅助设备动作是否正确，停机顺序是否正确。 8.5
自动开机，对各机械和电气保护进行模拟检查，事故和故障回路应反映
正确。故障和停机流程应正确。 9 发电机升流、短路干燥、耐压及升压 9.1 发电机升流、短路干燥、耐压
9.1.1 测量定子绕组和转子绕组绝缘电阻和吸收比。
9.1.2 在发电机出口装设专用短路线，作为三相短路点。断开出口断路器潭63。 9.1.3 励磁变高压侧从机端断开，从10KVⅠ段备用开关柜引一根10kV电缆接入励磁变高压侧作为临时他励电源，10KVⅠ段电源经过大坝1#柜从1#外来电源处并取，10KVⅠ段其他高压柜均已在试验位置，CT采取安全措施。另外放一根控制电缆到励磁控制柜前用于远方跳合开关。
9.1.4 励磁系统应已完成各元件测试，并带电阻负载录制了小电流特性。
9.1.5 短路范围内暂时不用的电流互感器二次线圈已短路接地，各测试仪表接线、标定完毕。
9.1.6 退出发电机及变压器所有保护出口。水机保护投入。 9.1.7 恢复发电机集电环碳刷并测量转子绕组绝缘。 9.1.8 手动开机至空转。
9.1.9 利用发电机残压产生的电流，检查CT二次电流回路的完整性。 9.1.10
手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查发电机各电流回路的
准确性和对称性（幅值、相位）。
9.1.11 升流检查各继电保护和测量表计动作的正确性。 9.1.12
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），校
核发电机保护动作电流的定值。在额定电流下测量发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况； 9.1.13
检查定子绕组及机组各部温度，确认技术供水供应的水量正常，空冷
器运行有效。
9.1.14 在发电机额定电流下，跳开灭磁开关，录制发电机灭磁过程的示波图。 9.1.15 发电机短路干燥：
1） 根据测定的定子绕组对地、转子绕组对地绝缘电阻和吸收比，按《水轮
发电机组安装技术规范》（GB/T8564－2003）要求，确定发电机定子绕组是否需要干燥。
2） 发电机短路干燥时按每小时温升不超过5～8℃控制短路电流的大小。绕
组最高温度以埋入式电阻温度计测量值为依据，不应超过80℃，干燥时定子电流控制在额定值的25％～50％为宜。热风温度一般不超过70℃； 3） 停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时模拟水机
事故停机。 9.1.16
拆除发电机短路点的短路线。拆除定子出口及中性点引线，分相做定
子绕组对地2.5Ue直流耐压。耐压前复测定子绕组对地绝缘电阻和吸收比、转子对地绝缘电阻值。 9.2 发电机升压试验
9.2.1 恢复发电机出口及中性点接线，断开出口断路器。
9.2.2 投入水机保护和发电机保护，将发电机过电压保护整定值临时改为1.3Ue。
9.2.3 自动开机至空转，机组各部运行应正常。
9.2.4 用他励零起升压至20％Ue，测量发电机出口PT二次侧电压、相序、开口三角形电压。检查出口发电电压设备带电工况。检查机组各部振动、摆度。 9.2.5 按40％、60％、80％、100％、110％分阶段继续升压，检查项目同10.2.4。 9.2.6 升压过程中检查低电压继电器和过电压继电器工作情况。
9.2.7 将发电机电压降至最低值，逐步升高机组电压，每隔10％Ue记录一次定子电压、转子电流和机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子最高电压（以1.3Ue为限）。在最高电压下持续5min。
9.2.8 由额定电压开始降压，每隔10％Ue记录一次定子电压、转子电流和机组频率，录制发电机空载特性下降曲线。
9.2.9 分别在50％、100％额定电压下，跳开灭磁开关，录制示波图（转子电压、电流和定子电压波形）。
10 发电机组带主变及高压配电装置试验
10.1拉开35KV隔离开关，确认线路无压后，在出线柜设置短路点，合发电机至出线的所有断路器和隔离开关（不含地刀）。
10.2手动开机至空载开度，检查回路内电流互感器测量值，投他励电源，增加励磁电流，检查电流互感器测量值和极性，校验差动保护动作值，升流过程中检查高压电缆、电气设备包括主变及短路点运行情况，出现异常情况，应降励磁或停机处理。
10.3合隔离开关，分别在线路出线柜和1#主变高压侧35KV柜设置短路点，逐一检查回路内电流互感器测量值和极性。检查完成后停机并撤除所有短路升流措施。
10.4投入所有保护，拉开35KV隔离开关，合发电机出口至出线三个断路器（调速器和励磁装置按空载处理），解除中控室负载调节。由中控室自动开机至空载状态，采用他励电源升压，检查电压互感器测量值及电气设备工作情况。核对相序和检查同期回路。 10.5合35KV隔离开关，升压检查1#线路电压互感器及核对相序。
11 电力系统对主变压器及厂用变压器冲击合闸试验
11.1 主变压器冲击合闸试验
11.1.1 电力系统对主变压器冲击合闸试验在系统对线路充电后进行。 11.1.2 断开发电机出口断路器潭63、35KV隔离开关、主变高低压侧断路器、
2#线路出口断路器。
11.1.3 投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号。 11.1.4 合断路器，由系统向35KV母线送电，检查线路PT、35KV母线PT相
位应正确。
11.1.5 利用主变压器高压侧断路器，对主变冲击合闸5次，每次间隔约10min，
检查主变压器有无异状，并检查主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况。
11.1.6 冲击试验前后做主变油样色谱分析。 11.2 厂用变压器冲击合闸试验
11.2.1 电力系统对主变压器冲击试验已经完成，主变压器已带电运行。 11.2.2 冲击合闸试验共进行3次，检查厂用变压器冲击时不应有异常现象。厂
用变保护不应误动作。 12
励磁装置空载试验
12.1 拆除临时励磁电源，恢复永久励磁接线。
12.2 断开发电机出口断路器、投中性点接地变压器。机组保护全投。 12.3 中控室自动开机至空载。利用残压检查PT及整流变的相序、相位正确。 12.4 励磁调节器在手动、自动方式下的起励工作应正常且可靠。
12.5 发电机空载额定转速下，检查各运行通道下，发电机端电压应能在额定
电压的70％～110％范围内稳定、平滑地调节。
12.6 通道跟踪及切换试验。应平稳、可靠。
12.7 预置值起励试验。A、B通道“正常”位置分别起励一次，均能按“预置
值”建立机端电压。
12.8 各通道分别进行逆变试验，检查手动和自动逆变应正常。
12.9 在中控室起励、增磁、减磁、逆变操作，各种状态信号指示应正常。 12.10 检查、调整机端电压系数、发电机电流系数、系统电压系数、励磁电流
系数。
12.11 完成V/f限制特性试验。
12.12 发电机电压—频率特性试验。发电机空载状态下，在90～110％Ne内
改变发电机转速，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压—频率特性曲线。
12.13 系统电压跟踪试验。
12.14 电源消失试验。模拟AC或DC掉电，励磁系统在单路电源供电情况下，
应能正常工作。
12.15 过励限制试验。修改过励限制值，模拟过励限制，检查过励限制动作后
的稳定性。
12.16 阶跃试验。在发电机空载状态下（转速在0.95～1.0额定值范围内），人
为加入10％阶跃量作为干扰，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、振荡次数、调节时间应满足设计要求。
12.17 模拟逆变不成功，自接受逆变命令起5秒后发电机电压未小于10％Ue，
则由逆变保护跳灭磁开关。 13
水轮发电机组并列及负荷试验
13.1 水轮发电机组空载并列试验 13.1.1 发电机出口断路器为机组同期点。
13.1.2 检查同期回路的正确性。在正式并列试验前，先撤除发电机至主变低压
侧电缆或将小车拉至试验位置，进行模拟并列试验，录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲的示波图。以确定自动同期装置工作的准确性。
13.1.3 恢复发电机至主变低压侧电缆或将小车推至工作位置，正式进行自动准
同期并列试验。录制电压、频率和同期时间的示波图。
13.2 水轮发电机组带负荷试验
13.2.1 机组并入系统，逐级带负荷。全面观察各部位运行情况，记录机组各部
振动、摆度。观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动范围及其量值。
13.2.2 监测各电气表计指示应正确。
13.2.3 机组带负荷下调速系统试验及录制调速器导叶、桨叶在当前水头下协联
曲线。
13.2.4 机组带负荷下励磁调节器试验：
1） 发电机有功功率从0％到100％额定值范围内，调整发电机无功功率从零
到额定值。调节应平稳，无跳动。检查功率整流柜的均流系数应不小于0.85。
2） 调差极性检查。应为正调差。
3） 有功、无功功率校准检查。 4） 各种限制器及保护的试验和整定。 13.2.5 机组突变负荷试验（负载下调速器扰动）
根据现场情况使机组突变负荷，其变化量不应大于额定负荷的25％，自动记录机组转速、蜗壳水压、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等的过渡过程，并选择各负荷工况的最优调节参数。
13.3 水轮发电机组甩负荷试验 13.3.1 甩负荷试验前的准备：
1） 调速器、自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。
2） 测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）、接力器行程、发电
机气隙等电量和非电量的监测仪表已装好，各部监测人员已就位。 3） 所有继电保护、信号系统及自动装置均已投入。
4） 厂房各部通讯畅通。发电机段发电机层和水轮机层设试验信号警铃。 13.3.2 分别在额定有功负荷的25％、50％、75％和100％（或机组带可能的
最大）负荷下进行甩负荷试验，两次试验间隔不少于15min，且下次甩负荷应待钢管压力平稳后方可进行。
13.3.3 按规定格式记录甩负荷前、时、后的有关数值。
13.3.4 机组突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。检查水轮机
调速系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，接力器的不动时间，蜗壳水压上升率和机组转速上升率等均应符合设计规定
13.4 调速器低油压关闭导水叶试验
13.4.1 退出机组事故低油压信号出口。调速器切手动运行。 13.4.2 机组带可能的最大负荷下稳定运行。
13.4.3 调整油罐压力、油位在额定值。停油泵电源，关补气阀，人为排除油罐
压力油，使油罐压力降至事故低油压，检查事故信号出口。
13.4.4 手动将机组导叶全关，待负荷降到接近于零时手动跳开发电机出口断路
器，记录停机前后油罐油压、油位变化情况。
13.4.5 试验结束后迅速恢复油压。 13.5 事故配压阀动作关闭导水叶试验 13.6 停机消缺。 14
水轮发电机组72h带负荷连续试运行
14.1 完成上述试验后，在中控室计算机自动开机并网，带额定（或最大可能）
负荷进行72h连续试运行。
14.2 在此期间全面观察参与试运行的所有设备和水工建筑，按要求记录所有
有关参数。
14.3 72h后停机。排空蜗壳及压力钢管内的水，对机组、辅助设备、电气设
备、过流系统、水工建筑等进行全面检查，彻底处理发现的问题。
9.4 运行操作实例（典型操作票）
1 操作票作用
操作票是防止误操作（误拉、误合、带负荷拉、合隔离开关、带地线合闸等）的主要措施。 2不用操作票的有
下列各项工作可以不用操作票：（1）事故处理。（2）拉合断路器的单一操作。（3）拉开接地开关或拆除全厂（所）仅有的一组接地线。
3 操作票的内容
操作票编号、操作任务、操作顺序、发令人、受令人、操作人、监护人、
操作时间等。
1、运行值班人员进行的一切正常的倒闸操作均须按值班调度员发布的操作项目（包括系统操作和综合操作令）填写倒闸操作票，再经过审核、予演、签字等步骤后执行。但在下列紧急情况及“安全工作规程”另有规定者外，可不填写操作票： ①、事故处理。
②、由于运行设备发生缺陷，严重威胁人身、设备安全，需紧急停止运行者。
③、为防止系统性事故扩大而需要紧急操作者，但事后必须设法将事故情况及倒闸操作过程向值班调度报告。
2、允许不填写操作票的有如下几种情况，但必须做好记录： ①、事故处理（但事故消除后恢复运行方式的操作应填写操作票）。
②、拉、合开关的单一操作。
③、拉开一组接地刀闸或拆除全所仅有的一组接地线的操作。 ④、拉、合电压互感器，所用变等单一刀闸的操作。
⑤、启、停单独一个重合闸把手，一个压板或一组控制回路保险的操作，但上述操作必须严格执行操作监护制和复诵制。
3、变电所的各值班长为接受电力系统值班调度员操作命令的负责人，其责任：
①、负责与电力系统值班调度员联系，正确无误地接受命令并进行复诵、记录以及布置填写倒闸操作票和执行操作。
②、正确地理解调度命令，负责考虑、执行调度命令的具体问题及其正确性，如有困难或对命令有疑问时，应及时向系统值班调度员提出。 ③、负责考虑操作后可能引起的不正常运行方式及措施，及时布置处理，密切联系调度。
④、及时向值班调度员报告操作进行及完成的情况。
4、电力系统值班调度员所发出的操作计划，只作为现场编制倒闸操作票的依据，不是正式操作命令；正式操作命令由值班调度员在操作开始时下达，只有在接到电力系统值班调度员的开始操作的命令后，才能进行操作。 5、对用系统操作票执行的倒闸操作，值班操作人员必须向值班调度员报告执行情况；现场的倒闸操作票，只有在得到调度命令后，才能在操作的项目前写明“待令”或“联系调度”等字样。
6、综合操作令的执行由现场值班长负责，但必须在得到值班调度员的操作命令或取得值班调度员的批准后才能执行。 4 操作票的填写
①、填写操作票必须以命令或许可作为依据。命令的形式有书面命令和口头命令两种，书面命令即工作票；口头命令可由电气负责人亲自向值班人员下达，也可以电话方式下达（录音）；必须双重名称（设备名称和编号），同时要录音；运行单位要对值班负责人的发令认真地进行复诵，确认无误后，将接受的操作任务和命令记录在运行记录中；有录音设备而不用，造成后果者，由受令人负事故责任。受令人必须将接受的口头命令复诵，将受令时间填入值班记录薄内。
②、变电所根据调度下达的操作计划，填写操作票时，在需要得到调度命令才能继续执行的项目前，要注明“联系调度”等字样，防止造成误操作事故。 ③、受令后，应对照倒闸操作“模拟图板”核对操作步骤，操作票规定由操作人填写，特殊情况下需要由前一班值班人员填写时，接班的工作人员必须认真、细致地审查。确认无误后，由操作人、监护人、值班长（或电气负责人）共同核对后签字签字后执行。
④、操作票上的操作项目，必须填双重名称，即设备的名称及编号。 ⑤、操作票的每一行只填写一个操作步骤，操作内容只写编号，而不写设备的名称。
⑥、拆、装接地线要写明确实地点和地线编号。
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