下载文档第一篇：水电站#3机试运行程序
汉江某厂水电站
#3机组启动试运行程序
中国水利水电 第 14
第二篇：尾水电站试运行报告
唐家沱尾水电站 水轮发电机组及电气设备试运行报告
1、概况
唐家沱尾电站水轮发电机组及相关电气设备已按试运行程序大纲要求完成相关试验后，于202_年4月11日11时18分投入电力系统，经72小时带负荷运行，于202_年4月16日08时结束，水轮发电机组及相关电气设备运行可靠、良好。
2、试运行设备范围
本次试运行设备主要包括以部分：
2．1 水轮发电机组（水轮机型号HLA551-LJ-90，发电机型号SF 800一14/2150）；
2．2 调速器系统（调速器型号：GYT-1000)；
2．3 进水阀系统（蝶阀型号：DN1200)；
2．4 低气系统设备；技术供水系统设备；集水井排水系统设备；
2．5 发电电气一次设备，10KV开关柜设备； 2．6 直流控制屏3面；
2．7 发电电气二次设备，中控室设备4面；主厂房机旁控制保护屏3面；
2．8 公用设备，空压机、排水泵、蝶阀控制箱屏共计2面；厂用配电柜2面；
2．9 电缆桥架安装；电缆敷设（含电力、动力、控制、微机）。
渝万建设集团有限公司
[1]
2．10 全站计算机监控系统及保护系统。
3、试运行情况
3．1 蝶阀系统工作正常； 3．2 调速器系统工作正常；
3．3 水轮发电机组工作正常；最高上导轴承温度42.5℃，推力轴承温度33.8℃；下导轴承温度54.4℃；水导轴承温度29.6℃；上机架水平振动0.03㎜，垂直振动0.02㎜。
3．机组技术供排水系统工作正常； 3．机组自动化系统工作正常； 3．6
油、水、气系统工作正常； 3．7
集水井水泵工作正常； 3．8
机励磁系统工作正常； 3．9
直流系统工作正常； 3．10
监控系统工作正常； 3．1
1公用监控系统工作正常； 3．1
2保护工作正常； 3．1
3电能采集工作正常； 3．1
410KV系统工作正常； 详细见运行日志。
四、试运行中存在的问题及消缺处理单位
4．1 监控与励磁及测温屏不能通讯，责任单位：许继电气、重庆速达、重庆铭诚
渝万建设集团有限公司
[2]
4．2 DN2000放水阀不能自控、运行调节频繁、来水不稳定，责任单位：业主
4．3 滤水器易堵塞造成冷却水中断，责任单位：业主及我施工项目部
五、结论
唐家沱尾电站1#水轮发电机组及相关电气设备，经过72小时试运行，各项运行指标均达到规程规范要求，符合长期投入电网运行要求，试运行中发现的部分缺陷，均不影响设备的正常运行。相关主机设备、辅助设备、电气设备已经检查。现正式申请移交。
附件：运行日志
重庆市渝万建设集团有限公司 二〇一二年四月十六日
渝万建设集团有限公司
[3]
第三篇：水电站启动试运行调试程序大纲
*****水电站工程
蓄水及机组（1＃～2＃）启动阶段验收
机组启动试运行调试程序大纲（报 审）
***电站项目部
**机电设备安装有限责任公司**电站项目部
***年***月
批 准：审 核：编 制：
***
*** ***
*** *** ***水电站工程
1#~2#机组启动试运行调试程序大纲（报审稿）
第一章1#机组试运行大纲目录
1.工程概况...............................................................1 2.总则...................................................................1 3.编制依据...............................................................2 4.起动试运行范围.........................................................2 5.充水试验前的检查及应具备的条件.........................................2 6.充水试验...............................................................7 7.机组启动试验...........................................................8 8.机组过速试验及检查....................................................11 9.无励磁自动开机和停机试验..............................................12 10.机组短路升流试验.....................................................13 11.机组升压试验.........................................................14 12.发电机空载下励磁调节器的调整和试验...................................15 13.发电机带1#主变压器升流试验..........................................16 14.220kV 母线受电试验...................................................18 15.1#主变压器冲击合闸试验...............................................18 16.1#机组并列及负荷试验.................................................19 17.机组开停机流程及监控装置负荷调整试...................................20 18.1#机组72h带负荷连续试运行...........................................20
第二章2#机组试运行大纲目录
1.工程概况..............................................................21 2.总则..................................................................22 3.编制依据..............................................................22 4.起动试运行范围........................................................23 5.充水试验前的检查及应具备的条件........................................23 6.充水试验..............................................................26 7.机组启动试验..........................................................27 8.机组过速试验及检查....................................................30 9.无励磁自动开机和停机试验..............................................31
***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
1#~2#机组启动试运行调试程序大纲（报审稿）
10.机组短路升流试验.....................................................32 11.机组升压试验.........................................................33 12.发电机空载下励磁调节器的调整和试验...................................34 13.2#机组并列及负荷试验.................................................36 14.机组开停机流程及监控装置负荷调整试...................................37 15.2#机组72h带负荷连续试运行...........................................37
***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
1#~2#机组启动试运行调试程序大纲（报审稿）
第一章1#水轮发电机组启动试运行调试程序大纲
1.工程概况
**电站工程建于***县建设乡境内，为河床式电站，厂址距**县城约4.9km，交通方便，电站装机2×7MW，发电机出口电压6.3kV，采用两机一变扩大单元接线，经一台 20MVA主变升压至110kV，通过一回110kV出线接入系统，110kV侧采用单母线接线，6.3kV设备采用户内开关柜，全站采用微机监控和微机保护装置进行控制。
本工程为单一的发电工程。电站设计水头10.89m，设计引用流量158.62 m/s，装设2台7MW轴流转浆式水轮发电机组，由***水电设备有限公司制造。多年平均年发电量为6200kW.h，保证出力为4.06MW，年利用小时数为4430h。发电机与变压器组合采用两台机组连接一台20MVA双卷变压器组成扩大单元接线升压至110kV，主变型号为：SF9-20000/110由***变压器股份有限公司制造。110kV侧为单母线接线，出线二回(含一回备用)，110kV采用户外式配电装置，主要电气设备由***电气有限公司制造。
32.总则
2.1 轴流转浆式机组及相关设备的安装应达到《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-202_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。其它机组进水蝶阀已关闭，各取水阀门已处于关闭状态。
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 机组启动试运行过程中应充分考虑进水口、尾水出口水位变动对边坡稳定及库区河道周围环境和植被生态的影响，以保证试运行工作的正常进行。
2.5本程序仅列出主要的试验项目与试验步骤。各项试验的具体方法，还须遵从制造商的技术文件及相应的设备规程。
2.6视试验难易程度或条件限制，个别试验项目的顺序允许据现场实际进行适当的调整。
2.7在规程允许范围内，部份项目需推迟至72小时试运行试验后进行的,由试运行指挥部与有关各方现场共同确定,并经启动委员会批准后进行。
***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
1#~2#机组启动试运行调试程序大纲（报审稿）
2.8本方案须经***水电站机组启动验收委员会审查批准后执行。涉及系统设备的操作，经调度批准后执行。
2.9本程序适用于***水电站1#机组试运行试验。
3.编制依据
3.1 根据电力行业标准DL/T507-202_《水轮发电机组启动试验规程》、GB8564-202_《水轮发电机组安装技术规范》相关要求编制。
3.2 依据相关国家标准和部颁标准，并结合****电站机电设备安装工程及《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564-202_）、《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***水电站1#机组启动试运行依据。
4.起动试运行范围
1#机组及公用消防系统、技术供水系统、检修渗漏排水系统、压缩空气系统、上下游水力量测系统、水轮发电机组及其附属设备、调速器系统、励磁系统、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配电装置、400V厂用电系统、控制保护及计算机监控系统、照明系统、通信系统等。
5.充水试验前的检查及应具备的条件
5.1 引水系统
（1）进水口拦污栅前后无大块漂浮物与堆积物。电站上下游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。首部闸门及启闭机调试合格。
（2）进水闸门设备安装调试完毕并经验收合格，在无水情况下进水闸门各项启闭操作已调试整定完毕，现地与远方操作正确可靠，并处于关闭状态。
（3）流道上各部测压管路畅通完好，灌浆孔已封堵，测压头已安装完毕。（4）尾水闸门门槽、底坎及周围已清理干净。尾水门已安装完工，检验合格，处于关闭状态，密封情况良好，可随时投入闸门启闭工作。
（5）蜗壳进人门、尾水管进人门已严密关闭。
（6）尾水管、蜗壳排水阀门已关闭。技术供水闸阀已处于关闭状态。
5.2 水轮机
（1）水轮机转轮已安装完工并检验合格。各间隙已检查合格，且无遗留杂物。（2）导水机构已安装完工、检验合格、导叶处于关闭状态，接力器锁定投入。导***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
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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。
（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。
（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。充水前检修密封的空气围带处于充气状态。
（5）各过流部件之间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）导叶套筒的间隙均匀，密封有足够的紧量。
（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。
（8）各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器各种信号器、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。
（9）水轮机其它部件也已安装完工、检验合格。
5.3 调速系统
（1）调速器油压装置已安装完工、清扫干净。透平油化验合格，压力表、传感器、压力开关调整合格。机组压油装置手动、自动动作可靠。安全阀、旁通泄载阀调试合格。压力油罐和回油箱油位正常，油位指示和变送器显示相符。
（2）压油罐补气装置及漏油装置手动、自动动作正确可靠。
（3）调速器已安装、调整完毕，各管路已充油。管路、阀门、接头及各部件无渗漏。
（4）调速器静态调试已结束，两段关闭阀动作曲线、接力器行程与导叶开度关系曲线已录制。机组充水前调速器开限全关，控制环投入锁定，调速器主供油阀处于关闭状态。
（5）事故配压阀、分段关闭阀已调试合格。调整紧急关闭时间和两段关闭拐点与设计相符。
5.4 发电机
（1）发电机整体已安装完工，检验试验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，机坑内无任何杂物。
（2）机组转动部分与固定部分之间的各部间隙检查无异物，间隙值符合设计要求。机组轴线调整合格。空气间隙检查无任何杂物。
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（3）上导、下导轴承瓦间隙调整完毕，上导、下导和推力油槽注油结束，油位符合设计要求，油位计、传感器、测温电阻以及冷却水压已调试结束，整定值符合设计规定。
（4）发电机风罩内的所有管路、阀门、接头、测温、测压元件等均已检验合格，处于正常工作状态。
（5）发电机内灭火管路、水喷雾灭火喷嘴已检验合格。阀门动作可靠。通压缩空气试验，各喷嘴畅通。
（6）发电机转子集电环、碳刷架、碳刷已调试检验合格。
（7）发电机风罩内所有电缆、辅助接线正确，接线端子箱封闭良好。
（8）发电机制动系统已调试检验合格，手、自动灵活可靠，各接头、阀门无漏气。制动、复位信号指示正确。充水前，制动闸在顶起制动位置。
（9）空冷器检验合格，经充水试验，阀门、接头无渗漏，各冷却器畅通。（10）转子已经顶过，镜板与瓦面间油膜已形成。
（11）发电机加热除湿装置已安装调试完毕，风罩进人门已经关闭。
5.5 励磁系统
（1）励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。（2）励磁系统盘柜已安装完工，调试合格，主回路连接可靠，绝缘良好。（3）励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。（4）灭磁开关主触头良好，动作灵活可靠。
（5）励磁系统交直流回路已经形成，励磁装置静态调试已结束，并满足设计要求。（6）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。
5.6水力机械辅助设备
（1）机组密闭循环冷却技术供水系统安装调试结束，对系统进行充水检查完毕，各部密封完好无泄漏；技术供水系统的现地与远方操作灵活可靠，各部冷却水已具备投入条件，控制系统与计算机监控系统通信正常，信号传输正确。
（2）排水系统
a.机组检修排水系统安装调试结束，两台机组蜗壳至尾水排水管路安装完毕，机组检修排水泵经调试已正常运行，可满足机组运行中的检修排水要求。
b.厂内渗漏排水系统安装调试结束，两台排水泵手自动控制回路正确可靠，可根据集水井水位高低自动启停，已正常投入运行，可满足机组运行中的渗漏排水要求。两***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
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台泵中一台置工作，一台置备用。
（3）气系统
a.中压气系统安装调试结束，高低压报警及手自动控制回路试验正确，贮气罐压力值正常，中压气已通至水轮机油压装置气罐，中压空压机已按自动方式投入运行；控制系统与公用LCU通信畅通，信号传输正确；一台气机主用，一台备用。
b.低压气系统安装调试结束，高低压报警及手自动控制回路试验正确，贮气罐压力值正常，低压气已通至发电机机械制动柜和机组检修供气管，低压空压机已按自动方式投入运行；控制系统与公用LCU通信畅通，信号传输正确；一台气机主用，一台备用。
（4）透平油系统工作正常，储有足够的合格油作为备用。净油设备安装调试完成，已投入正常工作。系统管路已通至1#-2#机组各部用户，各阀门处于正常工作状态。
（5）1#-2#机组的水力量测系统安装完毕，经检验符合要求。
（6）全厂油、气、水管路和设备已按要求涂装，流向标识正确，阀门标明开关方向，各设备已编号挂牌。
5.7消防、通风、照明系统
（1）消防供水管路阀门及其它消防自动化元件安装调试完成并合格。设备、管路已按要求涂装完毕，流向标识正确，阀门标明开关方向，编号挂牌。
（2）主、副厂房、升压站及首部等相关运行部位的照明已投入。（3）事故交通安全疏散指示牌、事故照明装置已安装完毕并检验合格。（4）各层各部位消防器材按要求配置齐全。
（5）相关部位的通风系统设备、管路已安装并调试合格。
5.8电气一次
（1）1#-2#发电机主引出线、中性点设备已安装完工，检验合格。110kV配电设备试验完成，具备系统送电条件。
（2）主回路共箱母线、发电机出口断路器、厂用变、各电压互感器柜、各电流互感器等设备已安装完毕试验合格，导体连接良好。10kV外来备用电源作为供电电源点，接至低压配电柜1P。
（3）主变本体及附件安装结束，高低压套管已与及母线连接完毕；主变本体油质合格，补油静置满足要求，主变各试验合格，分接开关切换至正常运行档位；出线设备及架空线安装调试合格。
（4）主变风冷控制系统手、自动工作可靠。事故排油坑及管路已形成并满足设计***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
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要求。
（5）全厂接地网电阻已测试，符合设计要求。全厂所有设备接地良好。
5.9厂用电及直流系统
（1）厂内0.4kV厂用系统安装完毕调试合格并投入运行。（2）各现地有关动力盘及动力配电箱投入运行。
（3）主变室、中控室、机旁机组控制电源屏投入运行，各路交直流负荷送出。（4）直流220V系统已投入正常运行，各路直流负荷送出。
（5）UPS不间断电源设备安装调试完毕并投入运行，各路交流控制电源负荷送出。
5.10电气二次
（1）计算机监控系统安装结束调试合格，机组LCU、公用LCU等设备具备投运条件，同期系统模拟试验结束。
（2）公用油气水系统及全厂其它辅助系统现地柜、机组进水蝶阀控制系统现地柜已安装调试完毕并投入运行，各PLC与计算机监控系统的通信已建立，对各设备的逻辑控制符合设计要求，模拟/开关量输入输出正确。
（3）发电机、主变压器、厂用变、线路等微机保护装置已调试合格，各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备。
（4）监控系统与继电保护、励磁、发电机出口断路器等全系统联动试验合格。（5）机组各部的温度、压力、流量、液位、转速等自动化元件已整定完毕并投入工作。
（6）机组自动控制与水机保护回路正确，监控自动开停机流程、事故停机流程、紧急停机流程正确，试验模拟完毕并实际动作正确。
（7）系统通信装置安装调试满足要求，通信畅通；本站运行数据能准确传至网调。电能表已校验、安装，接线正确。
（8）厂房生产调度、生产管理的通信设备安装调试完成，并投入使用，能够满足机组启动运行联络需要。
5.11试运行组织机构
（1）试运行组织机构已组建完毕，各部人员已挂牌上岗，分工明确。
（2）运行人员已经过培训，已熟悉电站电气主接线图、监控系统图、辅属设备的油气水系统图、厂用电系统图等各项系统图，已熟悉现场设备的安装部位、系统构成及操作程序。
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（3）试验及测量表计、运行操作工器具、工作票、记录表格等已准备齐全。（4）安装间、副厂房各层、主厂房各层场地楼梯已清理干净，吊物孔盖板齐全，道路畅通，照明充足，电话等指挥联络设施布置完毕。
（5）机组油气水系统各部阀门、电气一次设备已按系统编号统一挂牌，各设备操作把手的名称、操作方向已做好明确标志。
6.充水试验
6.1试验内容与试验目的
（1）进行流道、蜗壳、尾水管的充水；
（2）检查各进人门、技术供水管路与量测管路的工作情况；（3）检查水轮机顶盖、导叶、主轴密封的漏水情况；（4）进行机组进水工作门动水启闭试验；
6.2试验准备
（1）确认机组进水闸门、尾水启闭机工作正常，具备开启闸门条件。
（2）确认机组进水闸门、蜗壳排水阀、调速器及导水机构、蜗壳及尾水管进人门在关闭状态。
（3）各部位监测人员到位。
6.3尾水管充水
（1）记录尾水水位。
（2）将尾水闸门提起100mm，向尾水管缓慢充水。
（3）充水过程中随时检查尾水管和蜗壳进人门、顶盖、空气围带、测压管路等处的漏水情况，密切监视压力表变化并做详细记录。如发现有大量漏水等异常情况，立即停止充水，排空尾水管内水进行处理。
（4）记录测压表读数，确认与尾水水位相平，停止充水。（5）提起尾水门至全开位置并锁定。（6）尾水平压充水结束，记录充水时间。
6.4蜗壳充水
（1）记录坝前水位，根据设计提供的蜗壳充满水后的压力值进行监控；（2）确认机组导叶处于关闭状态，控制环锁定投入。提起进水闸门100mm向蜗壳充水；
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（3）充水过程中随时检查蜗壳进人门、主轴密封、顶盖、测压管路、仪表等漏水情况，密切监视蜗壳压力变化并记录。如发现有大量漏水等异常情况，立即关闭进水闸门，停止充水，排空蜗壳流道内水进行处理。
（4）充水过程中在水车室监听导水叶漏水声音。（5）充水过程中检查流道通气孔排气情况。（6）检查各部位表计的显示情况。
6.5充水平压后检查
（1）检查主轴密封的工作情况及各部位漏水情况。（2）检查顶盖自流排水情况。
7.机组启动试验
7.1启动前的准备
（1）机组周围各层场地已清理干净，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，各部位运行人员已经到位，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。
（2）确认充水试验中出现的问题已处理合格。（3）检查机组各部冷却水已投入，水压正常。
（4）检查机组润滑油系统、操作油系统工作正常，各轴承油槽油位正常。（5）检查厂房渗漏排水系统、中低压气系统按自动方式运行正常。（6）记录上、下游水位，机组各轴承和空冷器等设备的原始温度已记录。（7）推力油槽注油后，在启动前24h已对机组进行过顶转子，并确认制动闸已经全部落下，制动方式为手动方式。
（8）检查机组漏油装置处于自动状态。
（9）退出机组检修密封，保持检修密封为手动方式。（10）调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：
a.调速器总给油阀已开启，调速器机柜已接通压力油，油压装置油泵及补气装置处于自动运行状态。
b.调速器油压工作正常。
c.调速器处于手动运行方式，接力器处于全关位置，控制环锁定投入。d.永态转差系数bp暂调整为6％。（11）与机组有关的设备应符合下列要求：
a.发电机机组出口开关1DL，出口隔离刀闸11G确认在分闸状态。
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b.发电机转子集电环碳刷已安装检验完毕，碳刷拔出。c.水力机械保护和测温装置已投入。d.拆除所有试验用的短接线及接地线。
e.发电机灭磁开关、起励电源开关和励磁功率柜交、直流刀闸确在分闸状态。f.机组监控系统LCU已处于工作状态，通信正常，各开关量输入、输出正常，具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。
（12）在机组水车室、风洞、发电机上机架、发电机风罩等部位安排相应的监测人员。
7.2首次手动启动试验
（1）拔出机组控制环锁锭，检查机组技术供水系统水压正常。
（2）在调速器机柜上手动打开机组导叶，待机组开始转动后，将导叶关回，由各部监测人员检查和确认机组转动与固定部件之间无摩擦或碰撞现象。
（3）确认各部正常后，手动打开导叶启动机组，当转速接近50％Ne时，暂停升速，观察各部运行情况，检查噪声、轴承温度，测量摆度、振动。检查无异常后继续增大导叶开度，使转速升至额定值，机组空转运行。
（4）当达到额定转速时，校验电气转速表应指示正确。记录当时水头下的空载开度。
（5）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。机组启动达到额定转速后，在30min内，应每隔5min测量一次各轴承温度，30min后每10min记录一次，1h后每30min记录一次，并绘制各轴承的温升曲线，观察轴承油面变化，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。
（6）机组在启动过程中，应密切监视各部位运转情况。如发现金属碰撞或摩擦、水车室窜水、各轴承温度突然升高、各轴承油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。停机时，当转速降至20％Ne时手动制动，机组停稳后手动复位制动闸，恢复制动方式为手动方式，并检查风闸全落，然后做好相应的安全措施进行相关检查，检查完毕后拆除安全措施。
（7）监视机组各部位水温、水压和顶盖排水。
（8）记录机组各部水力量测系统表计或信号器等监测参数。
（9）测量记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于轴承间隙或设计规定值。
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1#~2#机组启动试运行调试程序大纲（报审稿）
（10）测量记录机组各部位振动（双幅值），其值不应超过表1的规定。当振动值超过表1时，应进行平衡试验。
表1 水轮发电机组各部位振动值允许值（双幅值）
序号 1 水轮机 3 4 5 水轮 发电机
顶盖垂直振动 带推力轴承支架的垂直振动 带导轴承支架的水平振动 定子铁芯部位机座水平振动
0.10 0.07 0.08 0.03
项目
顶盖水平振动
振动允许值
mm 0.10（11）测量发电机残压及相序，观察其波形，相序应正确，波形应完好。
7.3机组空转运行下调速系统的试验
（1）调速器油压波动应处于正常范围。
（2）检查调速器测频信号，波形应正确，幅值符合要求。（3）进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。（4）频率给定的调整范围应符合设计要求。
（5）进行调速器的空摆试验，选取PID参数。调速器空摆试验应符合下列要求： a.转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％。b.超调次数不应超过2次。
c.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。d.选取最优一组调节参数，提供空载运行使用。在该组参数下，机组转速相对摆动值不应超过±0.25％。
（6）记录油压装置油泵向压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活塞摆动值及摆动周期。
7.4 机组手动停机和停机后的检查
（1）机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。
（2）手动关闭机组导叶，当转速下降至20％Ne时关闭手动制动排气阀，开启手动制动进气阀直至机组停止转动，然后关闭制动进气阀、开启手动制动排气阀，关闭手动复位排气阀，开启手动复位进气阀。检查风闸全落、机组没有蠕动现象后恢复制动系统***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
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为手动运行方式。
（3）停机过程中应检查下列各项： a.监视各部位轴承温度变化情况。
b.检查测速装置的动作情况，整定校核输出95％、25％、5％各接点动作正确。c.录制停机转速和时间的关系曲线。d.检查各部位油槽油面的变化情况。
（4）停机后手动投入控制环锁定和机组检修密封。（5）停机后的检查和调整：
a.各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。b.检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。c.检查发电机上下挡风板是否有松动或断裂。d.检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。e.在相应水头下，整定相应的空载开度触点。f.调整各油槽油位信号器、传感器的整定值。
8.机组过速试验及检查
（1）将机组测速装置过速保护接点115％Ne、145％Ne从水机保护回路中断开，并派专人严密监视机组转速。
（2）拔出机组控制环锁锭，手动退出检修密封：关闭自动进气阀、排气阀，关闭手动进气阀，开启手动排气阀。
（3）将机组手动开机，待机组在额定转速且运行稳定后，继续手动打开导叶使机组转速上升至115％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。
（4）若机组运行无异常，继续将转速升至145％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。
（5）机组转速升至145％Ne，检查信号并立即手动将导叶关至零并停机。当转速降至20％Ne进行手动制动。
（6）停机后投入控制环锁锭，手动投入检修密封。
（7）停机后恢复机组测速装置过速保护接点115％Ne、140％Ne接线回路。（8）过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化，监视是否有异常响声。
（9）过速试验停机后做好安全措施进行如下检查：
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a.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、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。
b.检查发电机定子基础及上机架剪切销、千斤顶的状态。c.各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。d.检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。
e.检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。f.检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。g.必要时调整过速保护装置。
9.无励磁自动开机和停机试验
（1）无励磁自动开机和停机试验，应分别在上位机和机组监控系统LCU上进行，并分别执行“停机转空转”和“空转转停机”流程。
（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，频率给定切至额定频率，已选取最优一组调节参数，供空载运行使用，机组各附属设备均处于自动状态。
b.确认机组所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。c.首次自动启动前应确认控制环锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。d.将机组制动系统改为自动运行方式，即关闭手动进气阀、手动排气阀、手动复位进气阀、手动复位排气阀，开启自动进气阀、自动进排气阀、自动复位进气阀及自动复位进排气阀、制动进排气阀、复位进排气阀。
e.将机组检修密封改为自动运行方式，即：开启自动进气阀、进排气阀，关闭手动进气阀和手动排气阀。
f.确认机组油压装置油泵、调速器油压装置油泵和技术供水系统均在自动状态。（3）自动开机，并应记录和检查下列各项：
a.检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的投入情况。b.检查调速器柜的动作情况。
c.记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。d.记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。e.检查测速装置的转速触点动作是否正确。（4）自动停机，并应记录和检查下列各项：
a.检查自动停机程序是否正确，各自动化元件动作是否正确可靠。
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b.记录自发出停机脉冲至机组转速降至20％Ne制动转速所需时间。
c.检查制动装置和检修围带自动投入是否正确，记录制动装置自动投入加闸至机组全停的时间。
d.检查机组停机后制动装置能自动复位。
（5）自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。
（6）现地试验机组监控系统LCU柜紧急事故停机按钮的可靠性。
10.机组短路升流试验
（1）机组出口开关升流试验应具备的条件：
a.在机组出口开关1DL与出口隔离刀闸11G之间已装设一组三相短路排，短路点名称命名为D1。
b.确认机组水机保护已经投入，并投入转子一点接地保护、定子过电压保护。c.它励电源的准备：准备一台630A三相硅整流焊机作为励磁它励电源。
d.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常，刷框和刷架上无灰尘积垢，碳刷不宜过短。
e.已测试机组定子和转子绝缘电阻，其合格标准为定子吸收比（40℃以下时）不小于1.6，且绝缘电阻值换算到100℃时，不应低于8MΩ；转子绝缘不小于0.5 MΩ。否则，应进行短路干燥。
（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，检查机组自动开启正常，转速达到额定值后，将调速器切至手动运行方式（调速器齿盘测频装置正常时，可保持在自动运行方式），合上机组出口开关，拉开其操作电源开关。
（3）通过直流焊机手动升流至25％定子额定电流(额定电流=200.2A)，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。
（4）检查机组中性点至出口开关间继电保护电流回路的极性和相位，检查测量表计接线及指示的正确性，绘制电流向量图作发电机差动六角图。
（5）继续升流至发电机额定电流，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。
（6）录制发电机三相短路特性曲线。
（7）机组升流试验后，降电流为0，断开励磁电源。
（8）投入发电机出口开关操作电源，断开出口开关，将调速器切至自动运行方式。
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（9）模拟水机事故停机。停机后作好安全措施，拆除出口开关与出口隔离刀闸之间三相短路排D1。
11.机组升压试验
（1）机组升压试验应具备的条件：
a.发电机出口开关、出口隔离刀闸在分闸状态。b.发电机保护装置投入，辅助设备及各电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。
e.除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行方式。
f.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常。g.机组定子和转子绝缘电阻合格。
（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，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。
（3）合上发电机灭磁开关。通过励磁装置手动零起升压至25％UE（UE=1575V），并检查下列各项：
a.发电机及引出母线、电压互感器、出口开关等设备带电是否正常。b.机组运行中各部振动及摆度是否正常。c.电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。
（4）继续升压至50％UE，跳开灭磁开关并检查灭弧情况，录制示波图。（5）检查无异常后，合上灭磁开关，重新升压至100％UE，检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压的相序和相位，测量机组的振动和摆度，测量发电机轴电压、轴电流。
（6）在100％UE下跳开灭磁开关并检查灭弧情况，录制示波图。
（7）检查无异常后，合上灭磁开关，进行零起升压，每隔10％UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。
（8）继续升压，使发电机励磁电流升至额定值，即510 A时，测量发电机定子最高电压。注意：进行此项试验时，定子电压不应超过1.3Ue，即8.19kV。
（9）升压结束后，每隔10％UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。
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（10）将机组自动停机，做好安全措施。
12.发电机空载下励磁调节器的调整和试验（配合厂家进行）
（1）发电机空载下励磁调节器的调整和试验应具备的条件： a.发电机出口开关1DL、出口隔离刀闸11G确在分闸状态。b.发电机保护装置投入，所有保护启用，各信号电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。
e.合上励磁装置起励电源开关，除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行，励磁变投入。
（2）发电机空载下励磁调节器的调整和试验程序：
a.在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于FCR控制下的调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%，在调整范围内平滑稳定的调节。
b.在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于AVR控制下的调节范围，下限不得高于发电机额定电压的50%，上限不能低于发电机额定电压的110%。在调整范围内平滑稳定的调节。
c.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。
d.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。
e.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。
f.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%。
g.进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在各通道AVR、FCR控制方式下，进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。
h.行机组LCU1和中控室对励磁系统的调节试验。
(3)在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，检查机组各部位***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
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运转正常。
(4)合上发电机灭磁开关。
(5)在励磁调节器采用恒电流运行方式下起励检查手动控制单元调节范围，励磁电压下限不应高于空载励磁电压的20％，上限不得低于额定励磁电压的110％。
(6)退出恒电流运行方式，将励磁调节器切至恒电压运行方式，进行自动起励试验。(7)检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70％～110％范围内进行稳定平滑的调节。
(8)测量励磁调节器的开环放大倍数。录制和观察励磁调节器各部特性，在额定空载励磁电流的情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数，均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85。
(9)在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在发电机空载且转速在95％Ne～100％Ne范围内，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，电压超调量不应大于额定值的10％，振荡次数不超过2次，调节时间不大于5s。
(10)在发电机空载状态下，人工加入10％阶跃量干扰，检查自动励磁调节器的调节情况、超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。
(11)在发电机空载状态下，进行发电机电压－频率特性试验，使发电机转速在90％Ne～110％Ne范围内改变，测定发电机机端电压变化值，录制发电机电压－频率特性曲线。频率每变化1％额定值，调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25％。
(12)进行低励磁、过励磁、PT断线、过电压等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。
(13)在发电机空载状态下，进行逆变灭磁试验，应符合设计要求。
13.1#发电机带主变压器升流试验
13.1 1#发电机带主变压器及110kV配电装置短路升流试验
短路升流试验应具备的条件：
a.在110KV出线侧设置一短路点（合上接地刀闸），短路点名称命名为D3。b.确认机组水机保护、转子一点接地保护、定子过电压保护和主变瓦斯保护已经投入。
c.合上发电机出口至短路点之间的所有断路器和刀闸。
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（1）手动开机至空转。
（2）通过直流电焊机手动递升加电流，缓慢升流至20%发电机额定电流，检查电流回路的通流情况和表计指示，检查各电流回路的正确性和对称性。
（3）检查主变压器、测量主变压器并测量继电保护电流回路的极性和相位的正确性，检查电流回路的极性和相位，绘制电流向量图，作主变差动六角图。
（4）观察主变压器，母线及其高压配电装置的工作情况。
（5）升流试验结束后将发电机电流降为零，断开发电机出口至短路点范围内所有断路器、刀闸，拆除三相短路点D3（拉开接地刀闸）。
13.2 主变压器及高压配电装置单相接地试
（1）主变压器及高压配电装置单相接地试验应具备的条件：
a.在主变压器A相高压套管上设置单相接地点，接地点名称命名为J2。分开主变中性点隔离开关，将放电间隙短接。
b.主变压器保护装置投入，水机保护、发电机保护投入，辅助设备电源投入。c.除发电机灭磁开关和励磁装置起励电源开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电压运行方式。
d.试验开始前，沿接地点周围8m设置围栏，并悬挂“止步 高压危险”标示牌，人员不能进入其间；需要进入时，则必须穿绝缘靴，戴绝缘手套。
（2）确认机组空转运行正常，合上机组出口开关1DL。
（3）合上发电机灭磁开关，通过励磁装置递升直至保护发出信号。（4）检查保护回路是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。
（5）通过励磁装置递减机端电压为零，拉开发电机出口开关1DL、11G隔离刀闸。（6）做好安全措施，拆除1#主变压器A相高压套管上设置的单相接地点J2。完成后，拆除安全措施。
13.3 1#发电机带主变压器及高压配电装置升压试验
（1）发电机对主变压器及110kV配电装置升压试验应具备的条件： a.发电机、1#主变压器所有保护和水机保护启用，投入。
b.除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电压运行方式。
（2）确认机组空转运行正常，依次合上1#发电机出口至主变高压侧断路器和刀闸，用发电机对6kV段母线、主变压器及110kV配电装置递升加压，分别在25％Ue、50％Ue、***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
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75％Ue、100％Ue情况下检查一次设备的工作情况。
（3）检查机组、6.3kV母线、110kV母线电压测量正常。
（4）检查机组、6.3kV母线、110kV母线二次电压回路及同期回路的电压相序和相位正确。
（5）升压结束后将发电机电压递减为零，依次拉开1DL、11G。
14.110kV 母线受电试验
（1）110kV 段母线受电试验应具备的条件： a.110kV出线已经带电。
b.110kV出线断路器及110kV母线处于热备用。c.110kV线路及110kV母线所有保护均已启用。
（2）联系调度同意，合上110kV出线断路器对110kV母线进行冲击，检查无异常。（3）检查110kV母线电压互感器二次侧电压相序正确。
15.主变压器冲击合闸试验
（1）主变压器冲击合闸试验应具备的条件： a.向系统申请对主变进行冲击，系统已同意。b.将主变高压侧断路器转为热备用。
c.按正常方式投入主变各保护，投入主变中性点地刀。d.主变压器冷却系统投入正常运行。(2)主变压器冲击合闸试验：
a.合上主变高压侧断路器，对主变进行第一次冲击合闸，合闸后持续10分钟，观察主变有无异常，检查主变差动保护有无误动；合闸时启动录波仪，录制激磁电流波形；断开主变高压侧断路器5分钟；
b.合上主变高压侧断路器，对主变进行第二次冲击，观察主变有无异常，检查主变保护有无误动，合闸时录制励磁涌流波形；
c.断开主变高压侧断路器，间隔5分钟后，在LCU上继续进行第三次至第五次冲击试验，每次间隔时间5分钟；
d.第五次合闸后主变高压侧断路器不再断开，1＃主变正式空载运行；1＃主变有关保护正式投入
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16.1#机组并列及负荷试验
16.1机组并列假同期试验
(1)检查机组出口隔离刀闸确在分闸状态，以自动准同期方式模拟机组并列试验。(2)正常后，断开机组出口断路器，合上机组出口隔离刀闸，进行自动准同期的正式并列试验。
16.2 机组带负荷试
(1)调整机组有功负荷和无功负荷时，应先分别在现地调速器与励磁装置上进行，再通过LCU1和上位机控制调节。
(2)机组带负荷和甩负荷试验应相互穿插进行。机组初带负荷后，应检查机组及相关机电设备各部运行情况，无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。
(3)机组带负荷试验时，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示。观察和测量机组在各种负荷工况下的振动范围及其量值，测量尾水管压力脉动值，观察水轮机补气装置工作情况。
(4)进行机组带负荷下的调速系统试验。检查在速度和功率控制方式下，机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。
(5)进行机组快速增减负荷试验。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％，并应自动记录机组转速、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。负荷增加过程中，应注意监视机组振动情况，记录相应负荷与机组水头等参数，若在当时水头下机组有明显振动，应快速通过。
(6)进行机组带负荷下励磁调节器试验：
a.调整发电机无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动。b.分别进行各种限制器和保护的试验和整定。(7)机组带额定负荷下，进行下列各项试验： a.调速器事故低油压试验。b.事故配压阀动作试验。
16.3 机组甩负荷试验
（1）机组甩负荷试验应具备的条件： a.调速器已选取一组最优调节参数。
b.调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）、接力器行程等监测***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
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仪表（装置）。
c.所有保护和自动装置均已投入。d.励磁调节器的参数已选择在最佳值。e.各部位观察人员已经就位。
（2）机组甩负荷试验应在额定功率的25%、50%、75%、100%下分别进行，记录相关摆度、振动值，计算转速上升率、蜗壳水压上升率和实际调差率，同时录制过渡过程中的各种参数变化曲线及过程曲线，记录各部瓦温的变化情况。机组甩25%负荷时，记录接力器不动时间。检查并记录真空破坏阀的动作情况。
（3）机组甩负荷时，检查水轮机调速系统的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。
（4）机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：
a.甩100％额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3％以上的波峰不应超过2次。
b.机组甩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相对摆动值不超过±0.5％为止所经历的总时间不应大于40s。
c.转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间不大于0.2s。
17.机组开停机流程及监控装置负荷调整试验
（1）在机组监控系统LCU上分别进行空载转停机、停机转空载、空载转发电、发电转空载、空载转空转、空转转停机，停机转空转，空转转发电、发电转停机、停机转发电试验。各流程动作应正确可靠。
（2）在上位机上分别进行机组的空载转停机、停机转空载、空载转发电、发电转空载、空载转空转、空转转停机，停机转空转，空转转发电、发电转停机、停机转发电试验。各流程动作应正确可靠。
（3）在机组监控系统LCU上分别进行有功功率和无功功率的设定调整，调整应准确可靠。
（4）在上位机上分别进行机组有功功率和无功功率的设定调整，调整应准确可靠。
18.1#机组72h带负荷连续试运行
2#机组试验方式相同。
（1）完成机组并列及负荷试验各项内容并经验证合格后，机组具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。
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（2）若受电力系统等条件限制，使机组不能达到额定出力时，可根据当时的具体条件确定机组应带的最大负荷，在此负荷下进行连续72h试运行。
（3）根据运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。
（4）在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或其它原因引起运行中断，经检查处理合格后重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间不累加计算。
（5）72h连续试运行后，停机进行机电设备的全面检查，必要时将蜗壳和尾水管的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统工作后的情况。
（6）消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷
第二章 2#水轮发电机组启动试运行大纲
1.工程概况
见1#水轮发电机组启动试运行调试程序大纲中描述。
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2.总则
2.1 轴流转浆式机组及相关设备的安装应达到《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-202_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。其它机组进水蝶阀已关闭，各取水阀门已处于关闭状态。
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 机组启动试运行过程中应充分考虑进水口、尾水出口水位变动对边坡稳定及库区河道周围环境和植被生态的影响，以保证试运行工作的正常进行。
2.5本程序仅列出主要的试验项目与试验步骤。各项试验的具体方法，还须遵从制造商的技术文件及相应的设备规程。
2.6视试验难易程度或条件限制，个别试验项目的顺序允许据现场实际进行适当的调整。
2.7在规程允许范围内，部份项目需推迟至72小时试运行试验后进行的,由试运行指挥部与有关各方现场共同确定,并经启动委员会批准后进行。
2.8本方案须经***水电站机组启动验收委员会审查批准后执行。涉及系统设备的操作，经调度批准后执行。
2.9本程序适用于***水电站2#机组试运行试验。
3.编制依据
3.1 根据电力行业标准DL/T507-202_《水轮发电机组启动试验规程》、GB8564-202_《水轮发电机组安装技术规范》相关要求编制。
3.2 依据相关国家标准和部颁标准，并结合***电站机电设备安装工程及《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564-202_）、《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***水电站2#机组启动试运行依据。
4.起动试运行范围
2#机组、水轮发电机组及其附属设备、调速器系统、励磁系统、发电机主回路中的一、二次电气设备及其继电保护装置、主控制保护及计算机监控系统。
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5.充水试验前的检查及应具备的条件
5.1 引水系统
（1）进水口拦污栅前后无大块漂浮物与堆积物。电站上下游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。首部闸门及启闭机调试合格。
（2）进水闸门设备安装调试完毕并经验收合格，在无水情况下进水闸门各项启闭操作已调试整定完毕，现地与远方操作正确可靠，并处于关闭状态。
（3）流道上各部测压管路畅通完好，灌浆孔已封堵，测压头已安装完毕。（4）尾水闸门门槽、底坎及周围已清理干净。尾水门已安装完工，检验合格，处于关闭状态，密封情况良好，可随时投入闸门启闭工作。
（5）蜗壳进人门、尾水管进人门已严密关闭。
（6）尾水管、蜗壳排水阀门已关闭。技术供水闸阀已处于关闭状态。
5.2 水轮机
（1）水轮机转轮已安装完工并检验合格。迷宫环间隙已检查合格，且无遗留杂物。（2）导水机构已安装完工、检验合格、导叶处于关闭状态，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。
（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。
（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。充水前检修密封的空气围带处于充气状态。
（5）各过流部件之间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）导叶套筒的间隙均匀，密封有足够的紧量。
（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。
（8）各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器各种信号器、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。
（9）水轮机其它部件也已安装完工、检验合格。
5.3 调速系统
（1）调速器油压装置已安装完工、清扫干净。透平油化验合格，压力表、传感器、***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
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压力开关调整合格。机组压油装置手动、自动动作可靠。安全阀、旁通泄载阀调试合格。压力油罐和回油箱油位正常，油位指示和变送器显示相符。
（2）压油罐补气装置及漏油装置手动、自动动作正确可靠。
（3）调速器已安装、调整完毕，各管路已充油。管路、阀门、接头及各部件无渗漏。
（4）调速器静态调试已结束，两段关闭阀动作曲线、接力器行程与导叶开度关系曲线已录制。机组充水前调速器开限全关，控制环投入锁定，调速器主供油阀处于关闭状态。
（5）事故配压阀、分段关闭阀已调试合格。调整紧急关闭时间和两段关闭拐点与设计相符。
5.4 发电机
（1）发电机整体已安装完工，检验试验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，机坑内无任何杂物。
（2）机组转动部分与固定部分之间的各部间隙检查无异物，间隙值符合设计要求。机组轴线调整合格。空气间隙检查无任何杂物。
（3）上导、下导轴承瓦间隙调整完毕，上导、下导和推力油槽注油结束，油位符合设计要求，油位计、传感器、测温电阻以及冷却水压已调试结束，整定值符合设计规定。
（4）发电机风罩内的所有管路、阀门、接头、测温、测压元件等均已检验合格，处于正常工作状态。
（5）发电机内灭火管路、水喷雾灭火喷嘴已检验合格。阀门动作可靠。通压缩空气试验，各喷嘴畅通。
（6）发电机转子集电环、碳刷架、碳刷已调试检验合格。
（7）发电机风罩内所有电缆、辅助接线正确，接线端子箱封闭良好。
（8）发电机制动系统已调试检验合格，手、自动灵活可靠，各接头、阀门无漏气。制动、复位信号指示正确。充水前，制动闸在顶起制动位置。
（9）空冷器检验合格，经充水试验，阀门、接头无渗漏，各冷却器畅通。（10）转子已经顶过，镜板与瓦面间油膜已形成。
（11）发电机加热除湿装置已安装调试完毕，风罩进人门已经关闭。
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5.5 励磁系统
（1）励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。（2）励磁系统盘柜已安装完工，调试合格，主回路连接可靠，绝缘良好。（3）励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。（4）灭磁开关主触头良好，动作灵活可靠。
（5）励磁系统交直流回路已经形成，励磁装置静态调试已结束，并满足设计要求。（6）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。
5.6电气一次
（1）2#发电机主引出线、中性点设备已安装完工，检验合格。
（2）发电机出口断路器、各电压互感器柜、各电流互感器等设备已安装完毕试验合格，导体连接良好。
5.7电气二次
（1）计算机监控系统安装结束调试合格，机组LCU设备具备投运条件，同期系统模拟试验结束。
（2）发电机微机保护装置已调试合格，各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备。
（3）监控系统与继电保护、励磁、发电机出口断路器等全系统联动试验合格。（4）机组各部的温度、压力、流量、液位、转速等自动化元件已整定完毕并投入工作。
（5）机组自动控制与水机保护回路正确，监控自动开停机流程、事故停机流程、紧急停机流程正确，试验模拟完毕并实际动作正确。
（6）系统通信装置安装调试满足要求，通信畅通；本站运行数据能准确传至网调。电能表已校验、安装，接线正确。
（7）厂房生产调度、生产管理的通信设备安装调试完成，并投入使用，能够满足机组启动运行联络需要。
5.11试运行组织机构
（1）试运行组织机构已组建完毕，各部人员已挂牌上岗，分工明确。
（2）运行人员已经过培训，已熟悉电站电气主接线图、监控系统图、辅属设备的油气水系统图、厂用电系统图等各项系统图，已熟悉现场设备的安装部位、系统构成及***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
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操作程序。
（3）试验及测量表计、运行操作工器具、工作票、记录表格等已准备齐全。（4）安装间、副厂房各层、主厂房各层场地楼梯已清理干净，吊物孔盖板齐全，道路畅通，照明充足，电话等指挥联络设施布置完毕。
（5）机组油气水系统各部阀门、电气一次设备已按系统编号统一挂牌，各设备操作把手的名称、操作方向已做好明确标志。
6.充水试验
6.1试验内容与试验目的
（1）进行流道、蜗壳、尾水管的充水；
（2）检查各进人门、技术供水管路与量测管路的工作情况；（3）检查水轮机顶盖、导叶、主轴密封的漏水情况；（4）进行机组进水蝶阀动水启闭试验；
6.2试验准备
（1）确认机组进水闸门、尾水启闭机工作正常，具备开启闸门条件。
（2）确认机组进水闸门、蜗壳排水阀、调速器及导水机构、蜗壳及尾水管进人门在关闭状态。
（3）各部位监测人员到位。
6.3尾水管充水
（1）记录尾水水位。
（2）将尾水闸门提起100mm，向尾水管缓慢充水。
（3）充水过程中随时检查尾水管和蜗壳进人门、顶盖、空气围带、测压管路等处的漏水情况，密切监视压力表变化并做详细记录。如发现有大量漏水等异常情况，立即停止充水，排空尾水管内水进行处理。
（4）记录测压表读数，确认与尾水水位相平，停止充水。（5）提起尾水门至全开位置并锁定。（6）尾水平压充水结束，记录充水时间。
6.4蜗壳充水
（1）记录坝前水位，根据设计提供的蜗壳充满水后的压力值进行监控；（2）确认机组导叶处于关闭状态，控制环锁定投入。提起进水闸门100mm向蜗壳***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
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充水；
（3）充水过程中随时检查蜗壳进人门、主轴密封、顶盖、测压管路、仪表等漏水情况，密切监视蜗壳压力变化并记录。如发现有大量漏水等异常情况，立即关闭进水闸门，停止充水，排空蜗壳流道内水进行处理。
（4）充水过程中在水车室监听导水叶漏水声音。（5）充水过程中检查流道通气孔排气情况。（6）检查各部位表计的显示情况。
6.5充水平压后检查
（1）检查主轴密封的工作情况及各部位漏水情况。（2）检查顶盖自流排水情况。
7.机组启动试验
7.1启动前的准备
（1）机组周围各层场地已清理干净，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，各部位运行人员已经到位，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。
（2）确认充水试验中出现的问题已处理合格。（3）检查机组各部冷却水已投入，水压正常。
（4）检查机组润滑油系统、操作油系统工作正常，各轴承油槽油位正常。（5）检查厂房渗漏排水系统、中低压气系统按自动方式运行正常。（6）记录上、下游水位，机组各轴承和空冷器等设备的原始温度已记录。（7）推力油槽注油后，在启动前24h已对机组进行过顶转子，并确认制动闸已经全部落下，制动方式为手动方式。
（8）检查机组漏油装置处于自动状态。
（9）退出机组检修密封，保持检修密封为手动方式。（10）调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：
a.调速器总给油阀已开启，调速器机柜已接通压力油，油压装置油泵及补气装置处于自动运行状态。
b.调速器油压工作正常。
c.调速器处于手动运行方式，接力器处于全关位置，控制环锁定投入。d.永态转差系数bp暂调整为2％～4％。（11）与机组有关的设备应符合下列要求：
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a.发电机机组出口断路器，出口隔离刀闸确认在分闸状态。b.发电机转子集电环碳刷已安装检验完毕，碳刷拔出。c.水力机械保护和测温装置已投入。d.拆除所有试验用的短接线及接地线。
e.发电机灭磁开关、起励电源开关和励磁功率柜交、直流刀闸确在分闸状态。f.机组监控系统LCU已处于工作状态，通信正常，各开关量输入、输出正常，具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。
（12）在机组水车室、风洞、发电机上机架、发电机风罩等部位安排相应的监测人员。
7.2首次手动启动试验
（1）拔出机组控制环锁锭，检查机组技术供水系统水压正常。
（2）在调速器机柜上手动打开机组导叶，待机组开始转动后，将导叶关回，由各部监测人员检查和确认机组转动与固定部件之间无摩擦或碰撞现象。
（3）确认各部正常后，手动打开导叶启动机组，当转速接近50％Ne时，暂停升速，观察各部运行情况，检查噪声、轴承温度，测量摆度、振动。检查无异常后继续增大导叶开度，使转速升至额定值，机组空转运行。
（4）当达到额定转速时，校验电气转速表应指示正确。记录当时水头下的空载开度。
（5）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。机组启动达到额定转速后，在30min内，应每隔5min测量一次各轴承温度，30min后每10min记录一次，1h后每30min记录一次，并绘制各轴承的温升曲线，观察轴承油面变化，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。
（6）机组在启动过程中，应密切监视各部位运转情况。如发现金属碰撞或摩擦、水车室窜水、各轴承温度突然升高、各轴承油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。停机时，当转速降至20％Ne时手动制动，机组停稳后手动复位制动闸，恢复制动方式为手动方式，并检查风闸全落，然后做好相应的安全措施进行相关检查，检查完毕后拆除安全措施。
（7）监视机组各部位水温、水压和顶盖排水。
（8）记录机组各部水力量测系统表计或信号器等监测参数。
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（9）测量记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于轴承间隙或设计规定值。（10）测量记录机组各部位振动（双幅值），其值不应超过表1的规定。当振动值超过表1时，应进行平衡试验。
表1 水轮发电机组各部位振动值允许值（双幅值）
序号 1 水轮机 3 4 5 水轮 发电机
顶盖垂直振动 带推力轴承支架的垂直振动 带导轴承支架的水平振动 定子铁芯部位机座水平振动
0.03 0.04 0.05 0.02
项目
顶盖水平振动
振动允许值
mm 0.03（11）测量发电机残压及相序，观察其波形，相序应正确，波形应完好。
7.3机组空转运行下调速系统的试验
（1）调速器油压波动应处于正常范围。
（2）检查调速器测频信号，波形应正确，幅值符合要求。（3）进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。（4）频率给定的调整范围应符合设计要求。
（5）进行调速器的空摆试验，选取PID参数。调速器空摆试验应符合下列要求： a.转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％。b.超调次数不应超过2次。
c.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。d.选取最优一组调节参数，提供空载运行使用。在该组参数下，机组转速相对摆动值不应超过±0.25％。
（6）记录油压装置油泵向压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活塞摆动值及摆动周期。
7.4 机组手动停机和停机后的检查
（1）机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。
（2）手动关闭机组导叶，当转速下降至20％Ne时关闭手动制动排气阀，开启手动制动进气阀直至机组停止转动，然后关闭制动进气阀、开启手动制动排气阀，关闭手动***机电设备安装有限责任公司 ***水电站工程
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复位排气阀，开启手动复位进气阀。检查风闸全落、机组没有蠕动现象后恢复制动系统为手动运行方式。
（3）停机过程中应检查下列各项： a.监视各部位轴承温度变化情况。
b.检查测速装置的动作情况，整定校核输出95％、25％、5％各接点动作正确。c.录制停机转速和时间的关系曲线。d.检查各部位油槽油面的变化情况。
（4）停机后手动投入控制环锁定和机组检修密封。（5）停机后的检查和调整：
a.各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。b.检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。c.检查发电机上下挡风板是否有松动或断裂。d.检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。e.在相应水头下，整定相应的空载开度触点。f.调整各油槽油位信号器、传感器的整定值。
8.机组过速试验及检查
（1）将机组测速装置过速保护接点115％Ne、145％Ne从水机保护回路中断开，并派专人严密监视机组转速。
（2）拔出机组控制环锁锭，手动退出检修密封：关闭自动进气阀、排气阀，关闭手动进气阀，开启手动排气阀。
（3）将机组手动开机，待机组在额定转速且运行稳定后，继续手动打开导叶使机组转速上升至115％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。
（4）若机组运行无异常，继续将转速升至145％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。
（5）机组转速升至145％Ne，检查信号并立即手动将导叶关至零并停机。当转速降至20％Ne进行手动制动。
（6）停机后投入控制环锁锭，手动投入检修密封。
（7）停机后恢复机组测速装置过速保护接点115％Ne、140％Ne接线回路。（8）过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化，监视是否有异常响声。
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（9）过速试验停机后做好安全措施进行如下检查：
a.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、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。
b.检查发电机定子基础及上机架剪切销、千斤顶的状态。c.各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。d.检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。
e.检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。f.检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。g.必要时调整过速保护装置。
9.无励磁自动开机和停机试验
（1）无励磁自动开机和停机试验，应分别在上位机和机组监控系统LCU上进行，并分别执行“停机转空转”和“空转转停机”流程。
（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，频率给定切至额定频率，已选取最优一组调节参数，供空载运行使用，机组各附属设备均处于自动状态。
b.确认机组所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。c.首次自动启动前应确认控制环锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。d.将机组制动系统改为自动运行方式，即关闭手动进气阀、手动排气阀、手动复位进气阀、手动复位排气阀，开启自动进气阀、自动进排气阀、自动复位进气阀及自动复位进排气阀、制动进排气阀、复位进排气阀。
e.将机组检修密封改为自动运行方式，即：开启自动进气阀、进排气阀，关闭手动进气阀和手动排气阀。
f.确认机组油压装置油泵、调速器油压装置油泵和技术供水系统均在自动状态。（3）自动开机，并应记录和检查下列各项：
a.检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的投入情况。b.检查调速器柜的动作情况。
c.记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。d.记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。e.检查测速装置的转速触点动作是否正确。（4）自动停机，并应记录和检查下列各项：
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a.检查自动停机程序是否正确，各自动化元件动作是否正确可靠。b.记录自发出停机脉冲至机组转速降至20％Ne制动转速所需时间。
c.检查制动装置和检修围带自动投入是否正确，记录制动装置自动投入加闸至机组全停的时间。
d.检查机组停机后制动装置能自动复位。
（5）自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。
（6）现地试验机组监控系统LCU柜紧急事故停机按钮的可靠性。
10.机组短路升流试验
（1）机组出口开关升流试验应具备的条件：
a.在机组出口断路器与出口隔离刀闸之间已装设一组三相短路排，短路点名称命名为D1。
b.确认机组水机保护已经投入，并投入转子一点接地保护、定子过电压保护。c.它励电源的准备：准备一台630A三相硅整流焊机作为励磁它励电源。
d.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常，刷框和刷架上无灰尘积垢，碳刷不宜过短。
e.已测试机组定子和转子绝缘电阻，其合格标准为定子吸收比（40℃以下时）不小于1.6，且绝缘电阻值换算到100℃时，不应低于8MΩ；转子绝缘不小于0.5 MΩ。否则，应进行短路干燥。
（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，检查机组自动开启正常，转速达到额定值后，将调速器切至手动运行方式（调速器齿盘测频装置正常时，可保持在自动运行方式），合上机组出口开关，拉开其操作电源开关。
（3）通过直流焊机手动升流至25％定子额定电流(额定电流=200.2A)，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。
（4）检查机组中性点至出口开关间继电保护电流回路的极性和相位，检查测量表计接线及指示的正确性，绘制电流向量图作发电机差动六角图。
（5）继续升流至发电机额定电流，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。
（6）录制发电机三相短路特性曲线。
（7）机组升流试验后，降电流为0，断开励磁电源。
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（8）投入发电机出口开关操作电源，断开出口开关，将调速器切至自动运行方式。（9）模拟水机事故停机。停机后作好安全措施，拆除出口开关与出口隔离刀闸之间三相短路排D1。
11.机组升压试验
（1）机组升压试验应具备的条件：
a.发电机出口开关、出口隔离刀闸在分闸状态。b.发电机保护装置投入，辅助设备及各电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。
e.除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行方式。
f.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常。g.机组定子和转子绝缘电阻合格。
（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，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。
（3）合上发电机灭磁开关。通过励磁装置手动零起升压至25％UE（UE=1575V），并检查下列各项：
a.发电机及引出母线、电压互感器、出口开关等设备带电是否正常。b.机组运行中各部振动及摆度是否正常。c.电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。
（4）继续升压至50％UE，跳开灭磁开关并检查灭弧情况，录制示波图。（5）检查无异常后，合上灭磁开关，重新升压至100％UE，检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压的相序和相位，测量机组的振动和摆度，测量发电机轴电压、轴电流。
（6）在100％UE下跳开灭磁开关并检查灭弧情况，录制示波图。
（7）检查无异常后，合上灭磁开关，进行零起升压，每隔10％UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。
（8）继续升压，使发电机励磁电流升至额定值，即 A时，测量发电机定子最高电压。注意：进行此项试验时，定子电压不应超过1.3Ue，即8.19kV。
（9）升压结束后，每隔10％UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机***机电设备安装有限责任公司
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空载特性的下降曲线。
（10）将机组自动停机，做好安全措施。
12.发电机空载下励磁调节器的调整和试验（配合厂家进行）
（1）发电机空载下励磁调节器的调整和试验应具备的条件： a.发电机出口开关断路器、出口隔离刀闸确在分闸状态。b.发电机保护装置投入，所有保护启用，各信号电源投入。c.发电机振动、摆度装置投入。d.确认机组水机保护已经投入。
e.合上励磁装置起励电源开关，除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行，励磁变投入。
（2）发电机空载下励磁调节器的调整和试验程序：
a.在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于FCR控制下的调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%，在调整范围内平滑稳定的调节。
b.在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于AVR控制下的调节范围，下限不得高于发电机额定电压的50%，上限不能低于发电机额定电压的110%。在调整范围内平滑稳定的调节。
c.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。
d.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。
e.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。
f.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%。
g.进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在各通道AVR、FCR控制方式下，进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。
h.行机组LCU1和中控室对励磁系统的调节试验。
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(3)在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，检查机组各部位运转正常。
(4)合上发电机灭磁开关。
(5)在励磁调节器采用恒电流运行方式下起励检查手动控制单元调节范围，励磁电压下限不应高于空载励磁电压的20％，上限不得低于额定励磁电压的110％。
(6)退出恒电流运行方式，将励磁调节器切至恒电压运行方式，进行自动起励试验。(7)检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70％～110％范围内进行稳定平滑的调节。
(8)测量励磁调节器的开环放大倍数。录制和观察励磁调节器各部特性，在额定空载励磁电流的情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数，均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85。
(9)在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在发电机空载且转速在95％Ne～100％Ne范围内，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，电压超调量不应大于额定值的10％，振荡次数不超过2次，调节时间不大于5s。
(10)在发电机空载状态下，人工加入10％阶跃量干扰，检查自动励磁调节器的调节情况、超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。
(11)在发电机空载状态下，进行发电机电压－频率特性试验，使发电机转速在90％Ne～110％Ne范围内改变，测定发电机机端电压变化值，录制发电机电压－频率特性曲线。频率每变化1％额定值，调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25％。
(12)进行低励磁、过励磁、PT断线、过电压等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。
(13)在发电机空载状态下，进行逆变灭磁试验，应符合设计要求。
13.2#机组并列及负荷试验
13.1机组并列假同期试验
(1)检查机组出口隔离刀闸确在分闸状态，以自动准同期方式模拟机组并列试验。(2)正常后，断开机组出口断路器，合上机组出口隔离刀闸，进行自动准同期的正式并列试验。
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1#~2#机组启动试运行调试程序大纲（报审稿）
13.2 机组带负荷试
(1)调整机组有功负荷和无功负荷时，应先分别在现地调速器与励磁装置上进行，再通过LCU1和上位机控制调节。
(2)机组带负荷和甩负荷试验应相互穿插进行。机组初带负荷后，应检查机组及相关机电设备各部运行情况，无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。
(3)机组带负荷试验时，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示。观察和测量机组在各种负荷工况下的振动范围及其量值，测量尾水管压力脉动值，观察水轮机补气装置工作情况。
(4)进行机组带负荷下的调速系统试验。检查在速度和功率控制方式下，机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。
(5)进行机组快速增减负荷试验。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％，并应自动记录机组转速、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。负荷增加过程中，应注意监视机组振动情况，记录相应负荷与机组水头等参数，若在当时水头下机组有明显振动，应快速通过。
(6)进行机组带负荷下励磁调节器试验：
a.调整发电机无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动。b.分别进行各种限制器和保护的试验和整定。(7)机组带额定负荷下，进行下列各项试验： a.调速器事故低油压试验。b.事故配压阀动作试验。
13.3 机组甩负荷试验
（1）机组甩负荷试验应具备的条件： a.调速器已选取一组最优调节参数。
b.调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）、接力器行程等监测仪表（装置）。
c.所有保护和自动装置均已投入。d.励磁调节器的参数已选择在最佳值。e.各部位观察人员已经就位。
（2）机组甩负荷试验应在额定功率的25%、50%、75%、100%下分别进行，记录相关摆度、振动值，计算转速上升率、蜗壳水压上升率和实际调差率，同时录制过渡过程中***机电设备安装有限责任公司
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1#~2#机组启动试运行调试程序大纲（报审稿）的各种参数变化曲线及过程曲线，记录各部瓦温的变化情况。机组甩25%负荷时，记录接力器不动时间。检查并记录真空破坏阀的动作情况。
（3）机组甩负荷时，检查水轮机调速系统的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。
（4）机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：
a.甩100％额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3％以上的波峰不应超过2次。
b.机组甩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相对摆动值不超过±0.5％为止所经历的总时间不应大于40s。
c.转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间不大于0.2s。
14.机组开停机流程及监控装置负荷调整试验
（1）在机组监控系统LCU上分别进行空载转停机、停机转空载、空载转发电、发电转空载、空载转空转、空转转停机，停机转空转，空转转发电、发电转停机、停机转发电试验。各流程动作应正确可靠。
（2）在上位机上分别进行机组的空载转停机、停机转空载、空载转发电、发电转空载、空载转空转、空转转停机，停机转空转，空转转发电、发电转停机、停机转发电试验。各流程动作应正确可靠。
（3）在机组监控系统LCU上分别进行有功功率和无功功率的设定调整，调整应准确可靠。
（4）在上位机上分别进行机组有功功率和无功功率的设定调整，调整应准确可靠。
15.2#机组72h带负荷连续试运行
2#机组试验方式相同。
（1）完成机组并列及负荷试验各项内容并经验证合格后，机组具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。
（2）若受电力系统等条件限制，使机组不能达到额定出力时，可根据当时的具体条件确定机组应带的最大负荷，在此负荷下进行连续72h试运行。
（3）根据运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。
（4）在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或其它原因引起运行中断，经检查处理合格后重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间不累加计算。
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1#~2#机组启动试运行调试程序大纲（报审稿）
（5）72h连续试运行后，停机进行机电设备的全面检查，必要时将蜗壳和尾水管的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统工作后的情况。
（6）消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷。
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第四篇：小三峡水电站 机组设备试运行操作规程
蓄水及首台机组启动验收
四川米易县小三峡水电站
机组设备试运行
操作规程
水电五局小三峡机电安装项目部
二OO六年十二月
审定：赵书春
审查：李 俊
校核：范长江
编写：王甲荣 尹志强 牟学芬 何祖红
水电五局小三峡机电安装项目部
二OO六年十二月
目录
一 机组充水试验操作.........................................................4 二 机组空载试运行操作...................................................16 三 发电机短路升流试验操作...........................................24 四 发电机升压试验操作...................................................26 五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作......28 六 机组并网及负荷试验操作...........................................32
小三峡电站机组试运行操作规程
一 机组充水试验操作 1充水前的检查
目的：确认机组是否具备充水条件。1.1 流道的检查
1.1.1 坝前进水口1#机组拦污栅已施工完毕验收合格，拦污栅周围已清理干净验收合格。
1.1.2 进水口1#机组用工作闸门、启闭装置已安装完工，门槽已清理干净并验收合格。工作闸门在无水情况下调试合格，启闭时间符合设计要求并处于关闭状态。
1.1.3 1#机组进水流道、蜗壳、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。灌浆孔已封堵，测压头已装好，测压管阀门、测量表计、压力开关均已安装完工，调试合格整定值符合设计要求。所有过水流道进入孔的盖板均已严密封闭，封水盖板已安装完工，且所有螺栓均已紧固。
1.1.4 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板、临时支座、转轮检测平台均已拆除。
1.1.5 蜗壳排水阀及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。全厂渗漏检修排水系统已安装完工，调试完毕，其手动、自动均能可靠运行。
1.1.6 尾水闸门槽极其周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，启闭情况良好，尾水闸门处于关闭状态。1.1.7 上、下游水位测量装置已安装完工，调试合格。1.1.8 非本期试运行的2#、3#机工作闸门及尾水闸门处于关闭状态，并已采取安全措施防止误动。1.2 水轮机部分检查
1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工，检验合格，记录完整，转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，已无遗留物。1.2.2 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。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求，轮叶全关。
1.2.3 真空破坏阀已安装完工，经严密性试验及设计压力下的动作试验合格。
1.2.4 主轴工作密封与空气围带已安装完工、检验合格，密封自流排水管道畅通。密封水压力开关和空气围带压力开关已调整至设计值。
充水前投入检修密封：关1301、1302、1305阀，开1307、1309阀，空气围带充气。
1.2.5 顶盖排水泵已安装完工，检验合格，手动、自动工作均正常，投入运行，并切至“自动”，1228、1232阀全开。1.2.6 受油器已安装完毕，符合规范规定要求。
1.2.7 水导轴承润滑冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试合格，各整定值符合设计要求。1.2.8 水轮机各测压表计、示流器、均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计参考值。振动和摆度传感器均已安装完工调试合格。
1.3 调速系统的检查
1.3.1 调速系统及其设备已安装完工，调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、压力开关、安全阀、自动化元件均已整定符合设计要求，管道检查和压力试验完毕。1.3.2 压力油罐安全阀按规范要求已调整合格，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。回油箱油位继电器动作正常，高压补气装置手、自动操作动作均正确。漏油装置调试合格，手动、自动工作均正常。
1.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充油检查，额定压力下无渗漏现象。
1.3.4 调速器机电柜已安装完工并调试合格，各电磁阀、电气/液压转换装置工作正常。
1.3.5 手动操作进行调速系统的联动调试，检查调速器、接力器、及导水机构操作的灵活性、可靠性和全行程内动作的平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器三者的一致性，并录制导叶和接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。1.3.6 手动操作检查浆叶动作的平稳性，浆叶开度和调速器柜的浆叶开度指示器的一致性，调整好导叶和桨叶的协联关系。1.3.7 事故配压阀、两段关闭和机械过速保护装置均已安装完毕调试合格，动作试验正确，特性参数已按制造商的设计数据整定完毕。紧急关闭时导叶全开到全关所需的时间符合设计要求。1.3.8 锁定装置调试合格，信号指示正确并处于投入位置。1.3.9 调速器静态调试已完成，手动模拟开、停机试验合格，由计算机监控系统进行自动操作模拟开、停机试验和电气、机械事故停机试验，各部位动作准确可靠，关机时间调整完毕，符合设计要求。
1.3.10 机组测速装置已安装完毕并调试合格，动作接点已按要求整定完毕。1.4 发电机的检查
1.4.1 发电机整体已全部安装完工，试验检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。1.4.2 推力轴承及轴承油位、温度传感器、冷却水压已调试，整定值符合设计要求。
1.4.3 推力轴承高压油顶起装置已安装完毕，检验合格，阀门及管路均无渗油现象。
1.4.4 机组用空气冷却器已安装完工检验合格，水路风路畅通，阀门、管路无渗漏，冷却水压力已调整至设计值。风罩内其它所有阀门、管路、接头、变送器、电磁阀等均已检查合格，处于正常工作状态。
1.4.5 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确，制动系统压力符合设计要求。充水前制动系统置“手动”复归位置：关1319、1327、1321、1329、1304阀，开1315、1317、1333、1331阀。
1.4.6 测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器，测温系统均已安装完工，调试合格，整定值符合设计要求。1.4.7 发电机转子集电环、碳刷、碳架已安装完毕，检验合格。1.4.8 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助接线端子板均已检查正确无误，牢固可靠。
1.4.9 发电机内灭火管路已安装完工，检验合格。1.5 励磁系统检验
1.5.1 励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连线与电缆已检验合格。
1.5.2 励磁系统屏柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好，功率柜风冷却系统安装完工，检验合格。阳极开关断开。1.5.3 灭磁开关接触良好，试验合格，动作灵活可靠。灭磁开关断开。
1.5.4 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。1.5.5 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。
1.6 油、风、水系统的检查
1.6.1 全厂透平、绝缘油系统已能满足1#机单元及其他零星用油设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格，且与2#、3#机可靠隔离。1.6.2 机组推力轴承及各导轴承润油有温度、压力、油位检测装置已安装调试合格，整定值符合设计要求。
1.6.3 油压装置回油箱、漏油箱及所有管路、阀门、接头、单向阀、油压装置油泵、漏油泵及所属自动化元件、各液位信号器及压力变送器等已安装完工，试验合格且已投入运行。油压装置油泵、漏油泵已投入运行，并置“自动”。
1.6.4 全厂技术供水系统包括蜗壳取水口、滤水器、供水泵、供水环管等已安装完工，调试合格，记录完整。供水泵手、自动状态均可正常工作，各管路、阀门、滤水器、接头等已试压合格、清洗干净，无渗漏现象。并做好与2#、3#机的隔离保护措施。1.6.5 厂内渗漏检修排水系统已安装完毕，并经全面检查合格。排水泵、排水阀手动、自动工作正常，已投入运行，并置“自动”。水位传感器已调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。
1.6.6 全厂两台高压空压机、两台低压空压机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各测压表计、温度计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。高低压气系统已经投运，处于正常状态。
1.6.7 1#机组单元所用的高、低压空气管路已分别通入压缩空气进行漏气检查合格，能随时可供1#机组使用，并且与2#、3#机可靠隔离。1.6.8 各管路、附属设备已按规定刷漆，阀门已挂牌编号。1.6.9 1#机组段和副厂房、主变等部位的消防供水系统安装调试完毕，并与其他部位有效隔离。1.7 电气一次设备的检查
1.7.1 发电机主引出线、中性点引出线处的电流互感器已安装完工试验合格。
1.7.2 发电机断路器、隔离开关、高压开关柜、避雷器已全部安装完工，试验合格，具备带电试验条件。发电机断路器DL1、隔离开关G11、G911、G912处于断开位置。
1.7.3 发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验试验合格，具备带电条件。
1.7.4 1#主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统以及保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。
1.7.5 110KV系统已安装完工，所有试验合格，具备投运条件。110KV出线已安装完工，已具备投运条件。
1.7.6 厂房、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻值已测试，符合设计要求。
1.7.7 厂用电10KV系统包括1#、3#厂变等电气设备已安装完工，调试合格。备用电源已经形成且为3#厂用变送电，作为机组试验时期的电源。机组试验完毕投入运行后，由1#厂变为全厂提供电源，3#厂变的外来电源作为备用电源。1.7.8 厂用400V系统电气设备已安装完毕，调试合格。1#机组调试及试运行期间400V系统Ⅰ段、Ⅱ段母线并列运行，由1#、3#厂变互为备用提供电源。
1.7.9 做好与未投运2#厂变的安全隔离措施，将2#厂变低压侧断路器402ZKK断开并悬挂“禁止合闸”标识牌。1.7.10 备自投装置已检验合格，工作正常。
1.7.11 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检验合格。1.8 电气二次系统及回路的检查
1.8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，通电调试工作完成，机组现地LCU监控系统和回路、机组辅助控制系统及回路均已安装完工，并调试合格。所有电缆接线正确、可靠。1.8.2 1#机组LCU、公用LCU、进水口工作闸门控制系统已安装完毕，与被控设备联调完成，各控制流程满足设计要求。全厂集中监控设备、UPS等已安装完工，检验合格。
1.8.3 计算机监控上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。现地1#机组LCU、公用LCU监控系统与上位机已能正常实现通讯。1.8.4 各LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。
1.8.5 各LCU开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。
1.8.6 LCU与各被控设备、厂用电及油压装置、高低压气系统、渗漏检修排水泵、断路器、隔离开关的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。
1.8.7 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。
1.8.8 机组电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装置设备已安装完工检验合格，电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证动作正确性，电气保护装置已按定值单进行整定，具备投运条件。
1.8.9 下列电气操作回路已检查并模拟试验，其动作正确、可靠、准确：
1）进水口工作闸门自动操作回路。
2）机组自动操作与水力机械保护回路。3）机组调速器系统操作回路； 4）发电机励磁系统操作回路； 5）发电机断路器操作回路； 6）直流系统及信号回路； 7）全厂公用设备操作回路；
8）1#机组、主变及110KV线路的同期操作回路； 9）厂用400V系统备用电源自动投入回路；
10）110KV断路器、隔离开关和接地开关的操作回路和安全闭锁回路；
11）火灾报警信号及操作回路。1.8.10 以下电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查，继电保护回路已进行模拟试验，动作正确、灵敏、可靠。
1）1#发电机继电保护与故障录波回路。2）主变压器继电保护与故障录波回路。3）110KV线路继电保护与故障录波回路。
4）10KV系统继电保护回路，400V系统继电保护回路。5）仪表测量回路。
1.8.11 厂内通讯、系统通讯及对外通讯等设施已安装调试完毕，检验合格，回路畅通，准确可靠能够满足电网调度、厂内生产调度的需要。
1.9 消防系统的检查
1.9.1 与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门的验收。1.9.2发电机内灭火管路、灭火喷嘴、感温感烟探测器已安装完毕，检验合格。
1.9.3 全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
2机组充水试验
目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位压力开关的实际整定值。2.1 充水条件
2.1.1 确认坝前水位已蓄水至最低发电水位。2.1.2 确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。
2.1.3 指定专人确认蜗壳进入门、尾水进入门已关闭牢靠，蜗壳取水阀、蜗壳排水阀、尾水排水阀处于关闭状态。2.1.4 确认尾水已充水。
2.1.5 指定专人确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。
2.1.6 指定专人确认空气围带、处于投入状态。
2.1.7 确认厂内渗漏排水现处于自动控制位置：0205、0201、0207、0213、0209、0215阀全关，0208、0204阀全开。2.1.8 确认厂内检修排水现处于自动控制位置：0225、0229、0231、0217、0221、0223阀全关，0216、0212阀全开。2.2 尾水流道充水试验
2.2.1 打开有关排气阀，限度开启尾水检修门（开度100㎜）向尾水流道充水，在充水过程随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表记读数。
2.2.2 如在充水过程中一旦发现渗水异常现象，应立即停止充水并及时进行处理。
2.2.3 待充水与尾水平压后，提起尾水闸门，并锁定在门槽口上。2.3 进水流道充水试验
2.3.1 限度开启工作闸门（开度100㎜）向进水流道及蜗壳充水，监视蜗壳压力上升情况。在充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、蜗壳进人门等处的漏水情况，发现异常应立即停止充水，并及时进行处理。
2.3.2 在充水过程中需指派专人观察各测压仪表及仪表接头有无漏水情况，并监视水力测量系统各压力表计的读数。2.3.3 充水过程中，检查流道排气是否畅通。
2.3.4 充水过程中，观察厂内渗漏水情况及渗漏排水水泵排水能力和运转可靠性。
2.3.5 进水口工作门充水平压后记录充水时间，并将工作门提至全开位置。
2.4 充水后的检查和试验
2.4.1 进行工作闸门静水启闭试验，调整闸门启闭时间符合设计要求。进行远方闸门启闭操作试验，闸门启闭应可靠，位置指示准确。
2.4.2 观察厂内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。
2.4.3 打开技术供水阀门启动技术供水设备向机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力，检查滤水器、各部位管路、阀门、接头工作情况，有无渗漏。
二 机组空载试运行操作 起动前的检查及操作
1.1 主机周围场地已清扫干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，无关人员退出1#机工作现场，通讯系统布置就绪，各部位运行人员已进入岗位。振动、摆度测量装置调试完毕，检验合格，已投入运行。
1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。
1.3 起动机组冷却水泵，调节各冷却用水流量和水压至设计值。1.4 厂房渗漏排水系统、高低压气系统已投入自动运行。1.5 记录上下游水位、各部位原始温度、水压等已记录。1.6 油压装置处于自动运行状态。1.7 漏油装置处于自动运行状态。
1.8 机组启动前用高压油泵顶起转子一次：检查并操作：1333、1319、1327、1312、1321、1329、1304、1130阀全关，1314、1131全开，检查顶转子情况。油压解除后检查发电机制动器，确认已全部复归。
1.9 水轮机主轴密封水投入：关1251、1247、1259、1255、1261阀，开1263、1253阀，并控制1253阀开度，调整主轴密封水水压至规定值。
检修密封排气：关1301、1305、1307阀，开1302阀。检查围带排气情况。1.10 调速器处于以下状态：
1）油压装置主供油阀1111阀门开启，调速器油压指示正常。2）调速器滤油器位于工作位置。3）调速器处于手动工作位置。4）调速器控制导叶、轮叶于全关位置。1.11 与机组有关的设备：
1）断开发电机出口断路器DL1，断开G11、G911、G912隔离开关。
2）拔出发电机转子集电环碳刷，断开励磁阳极开关，断开灭磁开关。
3）投入水力机械保护和测温装置。4）拆除所有试验用的短接线和接地线。
5）从发电机出口母线A、B、C三相引线，接标准频率表监视发电机转速。
6）机组现LCU已处于工作状态，并具有安全监测、记录、打印报警机组各部位主要运行参数的功能。2 机组首次手动启动试验
2.1 机组轴承油位正常，符合设计要求。2.2 拔除锁定。
2.3 制动闸处于复归位置。
2.4 水轮发电机组的第一次启动采用手动开机。将调速器切换到手动位置，手动缓慢打开导叶开度，当机组开始转动时再将导叶关回闭，记录导叶启动开度，在转速上升和下降过程中由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间无摩擦或碰撞情况。
2.5 确定各部位无异常后，再次采用手动开机，机组转速升至额定转速的50%时暂停升速，观察各部运行情况。检查无异后继续增大导叶开度，使转速升至额定值。转速稳定后，测量机组转动部分的摆度和固定部分的振动。记录当时水头下机组空载的开度。
2.6 在机组升速过程中，检查电气转速信号装置相应接点的正确性。
2.7 根据机组空转的振动情况，确定发电机转子是否需做动平衡试验。
2.8 在机组升速过程中应指派专人监视并记录推力瓦的各导轴瓦的温度，不应有剧烈突变现象。机组达到额定转速后，在1小时内，每隔10min测量一次各部轴承的温度，1小时后，每隔30分钟记录一次。观察并记录各轴承的油位、油温的变化，应符合设计要求，待温度稳定后，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。
2.9 机组启动过程中，密切监视各部位的运转情况，如发现金属碰撞或摩擦、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，则立即停机检查。
2.10 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。
2.11 记录全部水力测量系统计表读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值。
2.12 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。3 机组空载运行下调速系统的调整试验
3.1 检查调速器测频信号，其波形正确，幅值符合要求。3.2 检查调速器机械部分的工作应正常。3.3 频率给定的调整范围应符合要求。
3.4 手、自动切换试验，接力器应无明显摆动，机组转速摆动值应不大于规程规范要求。
3.5 进行调速器的空载试验及扰动试验，1）找出空载运行调节参数，在该组参数下机组转速相对摆动值不超过+0.25%。
2）扰动量为±8%额定转速，转速最大超调量小于扰动量的30%、3）超调次数不超过2次、调节时间均符合规程规定。3.6 记录油压装置油泵的运转时间及工作周期。
3.7 调速器自动运行时记录接力器活塞摆动值及摆动周期。4 手动停机及停机后的检查
4.1 机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。
4.2 手动关闭导叶开度，当机组转速降至30%ne时，手动投入机械制动至机组停止转动，解除制动装置使机组制动器复归，此时注意监视机组不应有蠕动。同时记录机组投入制动到到转速小于5%ne需要的时间。
4.3 停机过程中同时检测转速信号装置95%ne、30%ne、5%ne各接点的动作情况应正确。
4.4 停机后投入导叶接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封水，根据具体情况确定是否关闭工作闸门。4.5 停机后的检查和调整：
（1）检查各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。（2）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。
（3）检查发电机上下挡风板、风叶是否有松动或断裂。（4）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。（5）在相应水头下，整定调速器空载开度。（6）调整油槽油位继电器的位置接点。5 机组过速试验及检查
5.1 将测速装置115%ne和140%ne的接点从水机保护回路中断开，用临时方法监视并检验其动作情况。将机械换向阀等机械过速保护装置切除。
5.2 投入导叶与浆叶的自动协联装置。
5.3 以手动方式开机，待机组达到额定转速运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%ne，观察测速装置的动作情况。
5.4 如果机组运行无异常，继续将机组转速升至设计规定的过速保护整定。同时监视电气与机械过速保护装置的动作情况。5.5 过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆渡和振动值，记录各部位轴承的温升情况，并注意是否有异常响声。5.6 过速试验停机后进行如下检查：
（1）全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极健、阻尼环磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。（2）检查发电机定子基础及上机架千斤顶状态。（3）检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落。（4）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。
（5）检查发电机上下挡风板、导风叶是否有松动或断裂。（6）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。6 机组无励磁自动开停机试验 6.1 自动开停机前检查与操作
（1）调速器切至“自动”，油压装置和漏压泵切至“自动”；（2）制动闸系统切自动运行：关1319、1321、1312、1314、1131、1130阀，开1333、1327、1329阀。
（3）空气围带投自动：关1302、1307阀，1301、1305阀。（4）主轴密封水投自动：关1253阀，开1251、1247阀。（5）确认所有水力机械保护回路已投入，且自动开机条件已具备。
（6）首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是相符的。
6.2 检查具备自动开机的条件后，按试验确定的空载运行参数，分别在现地LCU及中控室上位机部位操作自动开机。机组由“静止”—“空转”，检查计算机监控程序各部位的执行情况，直到机组升至额定转速。
6.3 自动开机，做好以下各项试验记录：
（1）检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的自动投入情况。
（2）检查调速器的动作情况。
（3）记录自发出开机脉冲至机组开始转动的时间。（4）记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。（5）检查测速装置的工作是否正常。6.4 机组自动停机试验
检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，分别现地LCU及远方上位机方式操作自动停机，机组由“空转”—“停止”
6.5自动停机做好以下各项的检查记录：
（1）检查自动停机顺序是否正确，各自动化元件的动作是否正确可靠。
（2）记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动所需的时间。（3）检查制动器自动投入与复位是否正确，记录制动后机组停机的时间。
（4）检查测速装置，调速器及自动化元件的动作是否正确。7 事故停机与紧急事故停机试验 7.1 自动开机，模拟发电机保护事故、励磁事故、水机事故，作用于事故停机，检查事故停机回路与LCU事故停机流程的正确性与可靠性，检查事故配压的动作情况应正确。
7.2 手动操作紧急停机按钮，作用与紧急停机，检查LCU紧急事故停机流程的正确性与可靠性，检查紧急事故电磁阀的动作情况正确。
三 发电机短路升流试验操作 发电机升流试验前做好以下准备：
（1）在发电机出口断路器内侧设置可靠的三相短路接线。（2）用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。（3）投入水机保护。
（4）切除发电机事故引出联动水机保护的（软、硬）压板。（5）从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器一机频信号以维持机组的稳定。
（6）励磁调节器切换至“手动”（电流反馈控制）。
（7）测量定子绕组绝缘电阻、吸收比，如不满足GB8564-202_标准的要求则进行短路干燥。手动开机至额定转速，检查各部位运行正常。手动合灭磁开关，手动启动，并操作励磁装置，使定子电流升至25%额定值。检查发电机各电流回路的正确性和对称性。检查发电机差动保护回路的极性和相位，检查发电机后备保护电流回路的极性和相位，各表计的电流回路是否正确。4 在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。在发电机额定电流下跳开灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。6 每隔10%额定定子电流，记录定子电流与转子电流，做出发电机上升段和下降段的短路特性曲线。7 发电机短路干燥
7.1 机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时升温不超过5～8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收比。
7.2 停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机，并拆除短路线。
四 发电机升压试验操作 投入发电机保护装置，水机械保护及自动控制装置；投入发电机振动、摆度测量装置；断开1#发电机出口断路器DL1，断开G11隔离开关，合G911、G912隔离开关。解除10KV励磁临时用电源电缆（包括厂变侧），恢复励磁变高压侧接线。解出“从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器”的导线。机组励磁采用自并励手动递升加压。自动开机至额定转速，机组各部运行正常后，手动启励，并升至25%额定电压值，进行以下项目的检查：
1)发电机及引出母线、发电机断路器、各分支回路带电是否正常；
2)振动、摆度是否正常；
3)电压回路二次测相序、相位和电压值是否正确。3 以上检查无问题后，继续升压至50%额定电压，检查无问题后跳开灭磁开关，检查灭弧情况。继续升压至发电机额定电压值，检查一次带电设备运行是否正常；检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确；测量机组振动与摆度值，测量轴电压。额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况。进行零起升压，每隔10%额定电压记录一次定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。7 续续升压，当发电机空载励磁电流升到额定值时，测量定子最高电压，注意此时定子电压不应超过1.3倍额定电压，并在该电压下持续5分钟。手动操作由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录一次定子电压，转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。发电机空载下励磁装置的调整试验
9.1 额定转速下，检查励磁调节器手动单元的调节范围检查； 9.2 励磁调节器自动起励试验；
9.3 自动电压调整范围检查应符合设计要求；
9.4 在发电机额定转速下，分别检查励磁调节器投入、手/自动切换、通道切换、带励磁装置自动开停机等情况下的稳定性。发电机在95%—100%额定转速范围内，投入励磁系统，使发电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%，振荡次数小于2次，调节时间小于5秒。9.5 进行励磁装置10%阶跃试验。
9.6 空载电压下进行逆变灭磁试验和跳灭磁开关灭磁力试验。9.7 测定发电机电压频率曲线。
9.8 进行低励、过励、PT断线、过电压等保护调整及模拟动作试验。
9.9 励磁装置本体的试验由制造单位完成并提供试验报告。
五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作 发电机对主变及110KV高压配电装置短路升流试验 1.1 投入发电机继电保护、水力机械保护装置，主变瓦斯保护，中性点接地开关主变冷却器系统及其控制信号回路。
1.2 在110KV出线隔离开关内侧侧设置三相短路点，升流前断开发电机及主变高压侧断路器所有的跳闸回路;1.3 用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。1.4 断开2#主变高压侧隔离开关G1021及断路器DL102，并采取防止误合的安全措施。
1.5 断开线路隔离开关G1516、接地开关G1120，断开母线PT接地隔离开关G1110、G1180，断开1#主变高压侧接地开关G10130。
1.6 合1#主变高压侧断路器DL101、隔离开关G1011、中性点接地隔离开关G1019。
1.7 合1#机出口断路器DL1、隔离开关G11，合1#机出口母线隔离开关G912、G911，合10KV母线I段隔离开关G918，断开41T 高压侧断路器DL901、隔离开关G9011。
1.8 开机后递升加流，检查各电流回路是否正确，检查主变、线路保护的电流极性和相位是否正确。
1.9 继续升流至发电机50%、75%、100%的额定电流观察主变与高压配电装置的工作情况。1.10 升流结束电流降回零后模拟主变保护动作，检查跳闸回路是否正确。拆除主变高压侧及高压配电装置的各短路点的短路线。发电机对主变及110KV高压配电装置的递升加压试验 2.1 投入发电机主变继电保护、110KV线路保护等继电保护装置自动装置控制回路。2.2 发电机对主变的递升加压
（1）断开1#主变高压侧断路器DL101、隔离开关G1011，确认2#主变高压侧高压隔离开关G1021和断路器DL102处于断开位置。机组励磁采用自并励手动递升加压。
（2）手动递升加压，分别升至发电机额定电压的25%，50%，75%，100%。
（3）1#机出口与10KV母线间的定相检查。2.3 发电机对开关站投运设备的递升加压
（1）合上1#主变高压侧断路器DL101与隔离开关G1011，检查确认2#主变高压侧隔离开关G1021、线路隔离开关G1516处于断开位置。
（2）分别在25%，50%，75%，100%的额定电压下检查开关站一次设备的工作情况。
（3）检查110KV母线电压回路的正确性。
（4）检查10KV母线PT与110KV母线PT间定相正确，检查主变高压侧断路器同期回路的正确性。2.4 手动零起升压后，分别在50%、100%额定电压下检查主变和110KV系统一次投运设备的工作情况。
2.5 检查110KV母线二次电压回路的电压、相序和相位应正确。3 电力系统对110KV母线充电
3.1 充电前：检查并断开主变高压侧断路器DL101、DL102、隔离开关G1011、G1021，检查并断开线路接地开关G15160、母线接地开关G1120，检查并断开母线接地开关G1110、PT接地开关G1180，检查并合PT隔离开关G118。合线路隔离开关G1516，对110KV母线充电。
3.2 用系统电压检查母线PT电压、相序、相位应正确。3.3 系统电源送至110KV母线后，在110KV线路PT与110KV母线PT间定相正确。检查线路DL同期回路应正确。3.4 检查系统相序于电站高压母线相序相同。4 系统对主变冲击合闸试验
4.1 对1#主变进行冲击试验前，检查并断开1#发电机出口断路器DL1、隔离开关G11，检查并断开厂变41T高压侧断路器DL901、隔离开关G9011。检查并断开1#主变高压侧断路器DL101、接地开关G10130，合1#主变高压侧隔离开关G1011、中性点接地刀闸G1019.4.2 投入主变继电保护和冷却系统、110KV线路保护、自动装置控制回路。
4.3 合1#主变高压侧断路器DL101，对主变进行冲击5次，每次时间间隔10min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的工作情况。
4.4 用系统电压检查10KV母线PT电压、相序和同期回路应正确。
4.5 再次检查6KV母线PT与110KV母线PT间的相序应正确。
六 机组并网及负荷试验操作 机组并网试验
1.1 对每个同期点先做假同期并网试验。
1.2 在正式并网试验前，断开发电机出口隔离开关G11，模拟手动和自动准同期装置进行机组并网试验并由厂家调整自动准同期装置参数，确定自动准同期装置工作的准确性。1.3 正式进行机组的手动与自动准同期并网试验。1.4 进行其它同期点的手动与自动准同期并网试验。2 机组带负荷试验
2.1 并网后手动方式逐渐增加负荷，检查机组各部位运行情况，观察并记录机组在各种负荷下的振动值。记录不同负荷时导叶开度、轮叶开度、有功功率、励磁电流、机组定子电压、功率因数、轴承温度等，然后手动降至空载。最后进行自动增减负荷试验。应快速越过机组振动区。
2.2 在带负荷情况下，观察1#发电机机组、主变、110KV系统一次设备的工作情况。
2.3 进行带负荷下调速器系统试验。检查调速器系统得协联关系是否正确。
2.4 进行带负荷下励磁装置试验。
2.5 分别在调速器、励磁装置以及计算机监控上进行发电机有功、无功功率从零到额定值的调节实验，调节应平稳无跳动。3机组甩负荷试验
3.1 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，根据要求记录有关数据。
3.2 在额定功率因数下，突甩负荷时及甩负荷后励磁系统的工作运行情况及稳定性。
3.3 检查调速器在甩负荷时及甩后的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。
3.4 机组甩负荷后，进行全面检查。
3.5 机组带额定负荷下调速器低油压关闭导水叶试验。3.6 事故配压阀动作关闭导叶试验。
3.7 根据设计要求和电厂具体情况进行动水关闭工作闸门试验。
3.8 倒换厂用电：断开厂用变41T低压侧空气断路器401ZKK，合隔离开关G9011，合DL901对41T充电正常，然后倒换厂用电。
第五篇：湾 头 水 电 站水 轮 发 电 机 组试运行程序
水 轮 发 电 机 组
试
运
行
程
序
目
录
一、机组启动试运行前的检查
二、机组充水试验
三、水轮发电机空载试运行
（一）首次手动开机前的准备
（二）首次手动开机
（三）调速器空载扰动
（四）机组过速试验
（五）自动启动试验
（六）发电机短路试验
（七）自动停机试验
（八）水轮发电机升压试验
四、机组并列及带负荷试验
五、72小时带负荷连续试运行
一、机组启动试运行前的检查
1、检修集水井等水工建筑物应符合设计要求，所有杂物应清理干净。
2、进水口拦污栅压差测压头与测量仪表已安装完毕并检验合格。
3、进水流道、尾水管、转轮室等过流设备均已施工完毕、检验合格。所有安装用的临时吊耳、支撑等已拆除。测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装。发电机盖板与框架已把合严密，所有进入口已封堵严密。
4、进水流道排水阀、尾水管排水阀启闭良好，并处于关闭位置。
5、水电站上、下游水位测量系统已安装完毕、调试完毕。
6、机组所有的油、水系统全部安装调试完毕。符合规程和设计要求，管路的测量表计指示正确。
7、厂内的消防设施满足要求。
8、BWST—100—6.3型调速器安装调试完毕。
9、机组所有部件全部安装完毕，所有销钉、螺母、螺栓已装齐全并全部紧固、可靠。
10、各转动部分间隙应符合厂家设计要求，机组内部已清扫干净，并检查无遗物。
11、高位油箱、增压油箱、稀油站油位正常；管路已经短路循环合格；油箱经多次清理干净。油泵流量已调试，工作正常。
12、技术供水主轴密封润滑水有可靠水源。
13、刹车制动闸灵活可靠。
14、各带电部分绝缘值应符合要求。
15、所有二次回路绝缘都已合格，各保护回路均已调试完毕，自动操作回路均已做过模拟试验。温度巡检装置动作正常，电压、电流回路均已检查合格。
16、一次回路均已安装调试完毕，设备均安装检查合格。
17、全厂接地电阻符合设计要求。
18、全厂临时电源应安全可靠，临时照明布置合理，光线充足。
19、厂内外、地调的通讯电话应畅通。
20、非本台机运行需要的电气设备已做好防误送电隔离措施。经过以上各项的确认已达到具备充水条件，即可进行机组的充水试验。
二、机组充水试验
1、排水泵及油、水系统运行正常，机组处于随时可以启动状态。
2、发电机刹车处于手动加闸位置。
3、转子锁锭投入。
4、关闭前后流道排水阀。
5、导水叶开度处于5%开度状态。
6、检修密封空气围带投入。
7、打开进水流道的排气孔，有水流出时关闭。
8、打开进水闸门充水阀向流道充水，检查发电机、转轮室、伸缩节等有无渗漏。
9、充水试验合格后，提起尾水、进水闸门。
三、水轮发电机空载试运行
（一）首次手动开机前的准备
1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。
2、投入主轴密封供水、机组冷却水，水压应正常。
3、投入润滑油系统，调速器处于手动开机准备状态。
4、转子锁锭退出。
5、空气围带退出。
6、刹车手动复位。
7、测频系统各设备投入。
8、机组的水机操作保护、测量系统、音响、信号回路投入。
（二）首次手动开机
1、手动顺时针旋手柄，逐渐开启导叶启动机组，待机组转速升至50%时稍作停留。无异常后升至额定转速，记录机组在此水头下的启动开度和空载开度。
2、由专人负责监视记录轴承温度（启动后1小时内，每5分钟间隔记录一次）、摆度、振动、转速和水压各部压力值、真空值等。
3、观察机组各部份有无异常现象，如发生金属碰撞声、瓦温突然升高、机组摆度、振动过大等不正常现象应立即停机。
4、运行4—5小时后瓦温基本稳定后进行调速器试验。
5、测量发电机的残压和相序。
（三）调速器空载扰动
调速器空载扰动试验和“手动”——“自动”切换试验空载扰动应符合下列要求：
1、扰动量为±8%转速，最大超量不应超过转速扰动量的30%,超量次数不应超过两次。
2、进行调速器由“手动”切换至“自动”，“自动”切换至“手动”试验，切换过程应无冲击现象。
（四）机组过速试验
1、将转速继电器从水机保护回路中断开。
2、调速器切至“手动”位置，开大导叶使转速达到120%/min，检查电气过速保护动作值，过速中测定各部位的摆度、振动、水压在过速前、中、后的情况，过速后手动停机对机组进行全面检查。
3、退出电气过速保护，开大导叶使转速达到120%/min，检查机械过速保护动作值，过速中测定各部位的摆度、振动、水压在过速前、中、后的情况，过速后手动停机对机组进行全面检查。
4、停机过程中，检查转速继电器制动加闸整定值，记录加闸停机时间。
5、投入转子锁锭，检查转动部分有无松动，振裂现象。
（五）自动启动试验
1、调速器处于“自动”状态。、2、在水机屏操作开机，机组自动启动，检查监视机组自动启动过程中的各种动作情况。
（六）发电机短路试验
1、测量发电机定子绝缘电阻，如不合格，则进行短路干燥。
2、励磁用他励电源，在相应部位借三相短路线。
3、机组在运行中，将调速器切至“手动”控制状态，投入开关将短路线投入，发电机逐步升流录制发电机短路特性曲线，在额定电流下测发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况；在额定电流下跳灭磁开关，检查其灭磁情况是否正常，在短路试验时应采取措施防止开关误跳。
4、绘制有关电流回路六角向量图，检查各继电保护和测量表计动作的正确性。
5、将定子电流减至“0”时，跳开油开关，将调速器切换回“自动”控制位置，拆除短路线。
（七）自动停机试验
在水机屏发停机令，在停机过程中应注意油泵及制动闸、调速器及各自动化元件的动作应正确。
（八）水轮发电机升压试验
1、额定转速下测量发电机残压。分阶段升压至额定电压，发电机及其电压设备，带点情况应正常，电压回路二次侧相序、相位和电压值应正确，继电保护装置工作应正常。在额定电压下测量轴电压、测取灭磁时间常数、测量自动灭磁装置分闸后的定子残压。
2、录制发电机空载特性曲线，当发电机的励磁电流升至额定值测量定子电压。
3、发电机单相接地试验。
（九）励磁装置调整试验
四、机组并列及带负荷试验
（一）并列及带负荷试验
1、检查同期回路的正确性。
2、模拟并列试验。
3、手动和自动准同期并列试验。
4、机组带负荷试验，增加有功，观察并检查机组在加负荷时有无振动区。
5、机组带负荷下调速器系统试验。
6、机组带负荷下励磁装置调整试验。
（二）甩负荷试验
1、机组分别在25%、50%、75%、100%额定负荷下甩负荷试验，观察机组各部情况并按表格项目做好记录。2、100%负荷下低油压事故停机动作试验。
五、72小时带负荷连续试运行
机组并入系统，升至额定负荷（或当时可能不大于额定负荷），连续运行72小时，全面观察机组性能并记录各有关数据。
