第一篇：220KV新设备启动试运行培训资料
220kV新设备启动试运行培训资料
一、操作基本原则
1、新设备启动必备条件
1)待试运行设备名称、编号的命名或更名工作均已完成，名称、编号正确。
2)待试运行线路施工完毕，检查验收合格；待试运行间隔一次、二次设备基建安装调试工作全部完毕，保护、通信、远动、电量计量装臵等设备均已经过检查并验收合格，调试、传动正常，现场经过清理，无影响送电障碍物；带送电设备安全措施拆除。
3)调度及变电运行部门收到试运行设备的一、二次相关技术图纸、资料并验收合格。
4)收到试运行启动验收委员会主任签发的可以启动试运行正式通知及试运行方案。
2、新设备启动前准备工作
为推高新设备启动工作效率，缩短电网非正常方式运行时间，在现场确认待投运设备在解备状态、不影响正常运行设备安全的前提下，对于新建不带电待投运设备的部分操作现场应在试运启动操作前完成。调度部门不再单独下达调度命令，试运启动操作时调度值班员与现场运行人员逐一核对，主要包括以下项目：
1)本次即将投运范围内的开关、刀闸、地刀闸均在断开位臵，拆除站内所有影响送电的安全措施。新建线路的安措应经部门确认所有线路工作终结、线路安措可以拆除后，由变电值班人员拆除并汇报调度。
2)保护人员按照继电保护定值通知单，将母线保护、线路保护、开关断路器保护定值输入并核对保护定值正确。其中将线路保护定值按正常定值、短延时定值、试运定值分区输入。
3)试运方案中涉及的新建不带电待投运开关传动试验传动完毕，试验结果正确。
4)新建不带电待投运的母线、开关保护按试运方案中要求正确投入。
5)运行人员认真学习试运行方案，提前准备好全部操作票，如有问题及时向调度汇报。
启动试运行当天应做好以下工作：
1)为了保证新设备试运行操作在电网晚高峰前顺利结束，相关单位领导、运行、保护、检修等相关人员必须在上午8时之前到位，保证8时30分之前各项准备工作全部就绪，做好组织、技术、安全措施，具备操作条件。
2)按照日计划安排时间，现场运行人员提前准备好操作票，准时进行倒母线等相关操作，做好新设备启动的试运方式安排。
3)现场各项仪器仪表准备充分，在调度安排母线腾空、母联开关解备后，保护人员应及时做母联开关传动试验。
4)运行人员配备充分，分工合理，由专人负责接收调度命令。
5)检修工具配臵齐全，做到发现异常及时、迅速处理。
3、线路安措管理原则
新设备安措的装拆应遵循前后统一的原则，安措的拆除应由下令装设的单位或机构负责，未移交调度权的新建线路由该项目基建主管单位负责协调线路安措装拆事宜。
新建线路指线路两侧开关间隔均是新间隔（包括线路地刀闸），线路是新建线路或含有部分老线路。改扩建线路是指将原调度机构调度的老线路进行T接、∏接或走径改造，其中一侧或两侧为老间隔，线路地刀闸是老线路停运时调度机构下令装设的线路。由于新建线路两侧站内间隔是新建设备，在没有正式启动试运行前仍处于基建状态，没有移交调度运行，所以线路测参数工作涉及的地刀闸拉合工作由基建单位负责。
调度管理具体流程为：
1)新间隔侧地刀闸由基建单位负责。
2)老间隔线路安措遵循“谁安装，谁拆除”的原则。
3)地调在进行拆除安措之前，应向线路工区确认线路施工工作全部结束，线路安措可以拆除。
4、新设备充电原则
新设备试运过程中应按照规程规定安排全压冲击。全压冲击是使新建设备从不带电压到带有额定电压的过程，在这样的一个过程中，电气设备的外界条件发生突然的变化，利用这个过程可以检验设备的某些性能是否满足运行的要求，主要是检验绝缘水平是否满足运行的要求。线路的初次充电主要是利用在空载情况下拉、合线路产生的较高的过电压，来检验新线路的绝缘水平。
新设备充电过程中应注意以下事项：
1）所有新建一次设备必须由具备可靠速动保护的开关进行充电，严禁使用刀闸进行充电。
2）新建一次设备的充电一般分段、逐步进行，以便在发生故障时可以快速查找故障点。
3）新建一次设备的初充电一般为3次，每次5分钟。
5、母差保护使用原则
按照省调继电保护处《新设备启动220千伏母差保护运行的暂行规定》要求，新设备启动过程中母差保护使用有以下注意事项：
1）用220千伏母联开关对空母线充电前，应短时退出母差保护，充电正常后，再投入母差保护。
2）用母联开关经腾空母线串代新设备开关进行合环操作前，应短时退出母差保护，合环操作正常后，再投入母差保护。
3）对于双母线接线方式的变电站，用母联开关经腾空母线串代新设备开关运行时，在新设备保护未进行带负荷检验、确认保护极性的正确性以前，允许母差保护作为新设备开关的过流保护投入使用，并作用于母联开关、新设备开关跳闸。
对于上述情况1，由于省网内部分中阻抗保护存在原理性缺陷，用母联开关对空母线充电时，充电保护启动同时不具备闭锁母差保护的功能，若母线存在故障，母差保护未退出，母差保护与充电保护将都在零时限动作，若出现开关辅助接点滞后闭合、双母线互联压板投入等情况，母差保护动作将把正常运行母线跳开。对于上述情况2，此时母差保护投入，线路带上负荷后，若出现开关辅助接点滞后闭合、新设备保护极性接错等情况下，母差保护出现差流同样有可能造成保护误动。
实际新设备启动试运行操作中，母差保护投退以新设备启动试运行调度方案为准。
新设备启动过程中，母差保护使用还应注意以下事项：
1）在进行母差保护跳新间隔开关传动试验时，母差保护应退出。
2）新线路在定相、核相正确后，进行合环试验，带负荷校验保护。带负荷校验保护时，应优先校验母差及失灵保护，尽量减少母差及失灵保护退出时间。
6、过流保护使用原则
新设备的保护装臵，包括母差失灵保护、线路保护，需带负荷校验保护极性的正确性，在未经检验之前均视作不可靠保护。而新设备送电过程中，待试运的新设备两端必须始终有可靠的速断保护。因此，应投入母联开关的过流保护，用母联开关经腾空母线串带新设备开关送电。由于母线过流保护接线简单，在定值上可保证高的灵敏度。所以该保护常被用作专用母线单独带新建线路充电的临时保护。在线路两侧保护未全部校验正确并正确投入之前，不得退出两侧作为线路速断保护的母联过流保护。该母联过流保护应具备长投功能，并在新送电前，必须带开关传动正确。
7、母联开关传动原则
新设备启动过程中，母联过流保护投入前，需对母联开关进行传动试验，主要目的是为了验证保护传动开关的正确性和断路器跳、合闸回路的可靠性。目前，省网内母联过流保护功能实现有两种途径：
1）母联开关有专门的过流保护屏。由于其保护CT二次接线与母差保护的CT二次接线是相互独立的，传动时不会影响母差保护。因此母联开关传动试验不用退出母差保护。
2）母联开关使用母差保护中的过流保护。由其传动试验可能误碰母差保护致使母差保护误动，此时应退出母差保护后再进行传动。
新设备试运操作过程中，调度值班员应与现场核实母联开关传动时是否需要退出母差保护。
8、线路保护使用原则
新设备的保护装臵，在未经校验正确前为不可靠保护，为保证开关对新线路充电时若有故障开关能够跳开，用改短线路保护延时、退方向元件的方法牺牲保护选择性，保证开关动作。新线路送电前，投入开关全套保护，将新线路保护中接地距离及相间距离保护II段和零序保护II、III、IV段时间调至最小。由于距离保护II段可以保护至本线路线末，而零序保护由于保护范围不好固定，其II、III、IV段应能保护至本线路线末，通过以上措施可以与母联过流保护相配合，作为线路的后备保护。
9、定相、核相原则
定相是指新建线路、变电站母线在投运前分相依次送电核对A、B、C相标志与运行系统一致的工作。核相是指用仪表或其它手段核对两电源相位、相序是否相同。
开关定相、核相实现验证线路相序是否正确的作用，若相位或相序不同的交流电源并列或合环，将产生很大的电流，巨大的电流会造成发电机或电气设备的损坏，为了正确的并列，不但需要一次相序和相位正确，还要求二次相位和相序正确。新建、剖接线路应经单相充电定相、三相充电核相。因为新建、剖接线路线路本身变动大，故障可能性大，先经单相充电定相，如充电至故障点，可减少故障电流对系统冲击。定相方法：
将充电开关改为单相操作后，A、B、C三相依次单相充电，用验电器在一次设备检验三相带电情况。核相方法：
核相必须是在两电源（或变压器）系统自核相完成，确认核相用的TV1、TV2接线正确以后，方可进行。核相时，应将电源
1、电源2各接一条母线，母联开关必须断开，使TV1、TV2分别接一个电源，然后进行核相试验，测量结果符合要求者，则说明两电源相序一致且正确，可以在此合环运行。
10、状态核查原则
新设备送电正常后，地调调度员应及时核查现场一、二次设备运行状态。包括：
1）所有需校验的保护按照新设备启动调度方案要求带负荷校验正确。
2）一次元件分布按照省调年度运行方式或新设备启动调度方案要求倒换正常。
3）试运行线路纵联保护通道正常，定值恢复正常，方式恢复正常；母联开关过流保护已退出，母差及失灵保护按正常方式投入。
4）试运行线路重合闸状态。
二、典型送电流程
1、新建线路送电流程
1)完成试运前的部分准备工作。（河南电网220kV新设备启动送电管理规定第六、七条）2)完成试运前一天准备工作。（河南电网220kV新设备启动送电管理规定第三、四条）
3)向省调申请，进行新建线路试运操作。4)核对保护定值，向省调汇报。
5)向省调申请，两侧变电站进行母线腾空操作。6)向省调申请，退出充电侧220千伏母差及失灵保护，经传动正确后投入母联过流保护，220开关恢备加入运行。
7)向省调申请，投入充电侧220千伏母差及失灵保护。
8)充电端线路开关恢备于空母线，投试运定值。9)向省调申请，退出被充电侧220千伏母差及失灵保护，经传动正确后投入母联过流保护。
10)向省调申请，投入被充电侧220千伏母差及失灵保护。
11)被充电侧线路开关恢备于空母线，投试运定值，合上线路开关。
12)向省调申请，充电侧线路开关改为单相方式，进行单相充电，定相。
13)充电侧线路开关改为三相方式，进行三相充电三次，每次间隔5分钟。
14)被充电侧220千伏母线PT二次核相正确，220开关恢备。
15)向省调申请，退出两侧变电站220千伏母差及失灵保护。
16)向省调申请，检同期合上被充电侧220开关，查负荷转移正常。
17)向省调申请，两端变电站220千伏母差及失灵保护带负荷校验正确投入。
18)线路两端保护带负荷校验正确后按正常定值投入。
19)向省调申请，退出两侧母联过流保护，所有保护恢复正常运行方式。
20)向省调申请，两侧变电站220千伏系统恢复正常运行方式。
21)新线路24小时试运行开始计时，安排带电巡线。
22)与现场核查设备状态，汇报省调。
23)24小时试运行正常后，投入两侧线路开关重合闸。
2、新建变电站送电流程
1)完成试运前的部分准备工作。（河南电网完成试运前一天准备工作。（河南电网220kV220kV新设备启动送电管理规定第六、七条）
2)新设备启动送电管理规定第三、四条）
3)向省调申请，进行220千伏新建变电站试运操核对保护定值，向省调汇报。
将新建变电站2个线路开关分别恢备于不同向省调申请，经传动正确后投入新建变电站母向省调申请，两侧老站进行母线腾空操作。向省调申请，退出首端站（充电侧）220千伏作。
4)5)
母线。
6)
联过流保护，220开关恢复备用。
7)8)
母差及失灵保护，投入母联过流保护，经传动正确，220开关恢备加入运行；向省调申请，投入220千伏母差及失灵保护；线路开关恢备于空母线，投试运定值。
9)向省调申请，退出末端站（被充电侧）220千伏母差及失灵保护，投入母联过流保护，经传动正确；向省调申请，投入220千伏母差及失灵保护；线路开关投试运定值，合上线路开关。
10)向省调申请，将首端线路开关改为单相操作方式进行单相冲电，定相：
合上首端线路开关A相，对线路及新站220千伏一条母线A相充电，定相。合上新站220开关，对220千伏另一条母线充电，定相。
合上新站另一线路开关，对线路A相充电，定相。断开首端线路开关A相，合上B相，对两条新线路及新站220千伏母线B相充电，定相。
断开首端线路开关B相，合上C相，对两条新线路及新站220千伏母线C相充电，定相。
断开首端线路开关C相，然后将首端线路开关恢复三相操作方式。
11)合上首端线路开关对两条新线路及新站220新站在220千伏母线PT二次核相正确。断合首端线路开关两次，每次间隔5分钟。在末端站220千伏母线PT二次侧核相正确。向省调申请，退出首端、末端站220千伏母差末端站将220开关恢复备用。
向省调申请，末端站220开关检同期加入运向省调申请，新站断开220开关，检同期合上向省调申请，新站、首端、末端站220千伏母千伏母线三相冲电。
12)13)14)15)
及失灵保护。
16)17)
行，合环。
18)
220开关，合环。
19)
差及失灵保护带负荷校验正确后投入。
两条新线路保护轮流带负荷校验正确后投入。向省调申请，退出首端、末端站母联过流保护并恢复正常定值。
20)向省调申请，三座变电站220千伏系统倒正常新线路24小时试运行开始计时，安排带电巡与现场核查设备状态，汇报省调。运行方式。各保护按正常定值投入。
21)
线。
22)
24)24小时试运行正常后，投入两侧线路开关重合闸。
三、常见异常及处理
（一）一次设备异常及处理
1、开关拒绝合闸 原因：
1)合闸电源消失。
2)就地控制箱内合闸电源小开关未合上或开关合闸闭锁。
3)开关操作控制箱内“远方－就地”选择开关在就地位臵。
4)控制回路或同期回路断线。5)合闸线圈及合闸回路继电器烧坏。6)操作继电器故障或控制把手失灵。7)机械故障 处理：
1)控制开关再重新合一次，目的是检查前一次拒合闸是否因操作不当引起（如控制开关放手太快等）。
2)若是合闸电源消失，可更换合闸回路熔断器或试投小开关
3)试合就地控制箱内合闸电源小开关
4)将开关操作控制箱内“远方－就地”选择开关放在远方位臵。
2、开关拒绝分闸 原因：
1)分闸电源消失。
2)就地控制箱内合闸电源小开关未合上。3)开关分闸闭锁。
4)开关操作控制箱内“远方－就地”选择开关在就地位臵。
5)控制回路或同期回路断线。6)分闸线圈及分闸回路继电器烧坏。7)操作继电器故障或控制把手失灵。8)机械故障。处理：
1)若是分闸电源消失，可更换分闸回路熔断器或试投小开关 2)试合就地控制箱内分闸电源小开关
3)将开关操作控制箱内“远方－就地”选择开关放在远方位臵。
4)检查端子排是否连接松动。
2、刀闸接点和触头过热、电动操作失灵、合闸不到位 处理：
1）刀闸电动操作失灵。刀闸电动操作失灵后，首先检查操作有无差错，然后检查操作电源回路、动力电源回路是否完好，熔断器是否熔断或松动，电气闭锁回路是否正常。
2）刀闸触头、接点过热。发现刀闸触头、接点过热时，需立即设法减负荷；严重过热时，应转移负荷，然后停电处理。转移负荷可根据不同的接线方式分别处理，如带有旁路开关接线的可用旁路开关倒换；双母线接线的可以将另一个刀闸合上，然后拉开有过热缺陷的刀闸；3/2开关接线的可开环运行。对母线侧刀闸过热触头、接点，在拉开刀闸后，经现场察看，满足带电作业安全距离的，可带电解掉母线测引下线接头，然后进行处理。
3）刀闸合闸不到位，多数是机构锈蚀、卡涩、检修调试未调好等原因引起的。发生这种情况，可拉开刀闸再次合闸，对220千伏刀闸，可用绝缘棒推入。必要时，停电处理。
4）刀闸触头熔焊变形、绝缘子破裂、严重放电等。此时，应立即停电处理，在停电前应加强监视。
3、刀闸操作失灵 处理：
1）检查三相操作电源是否不正常。
2）检查是否操作回路断线、端子松动、接线错误。3）检查电动机是否故障。
4）检查地刀闸与辅助触点是否闭锁。5）检查刀闸辅助接触是否切换不良。6）检查控制开关把手接触是否切换不良。
4、弹簧操作机构异常
处理：若机构不能储能，可检查电动机电源、电动机及电动机启动回路，若电动机损坏，又急于送电，可断开储能电源开关，手动储能，储能完毕后立即取下手柄，合上开关后再手动储能。
（二）二次设备异常及处理
1、母联充电保护中时间元件无法解除。
处理：新设备启动过程中，有些变电站母联过流保护功能是靠将母联充电保护中的时间元件解除来实现的，但母联充电保护需要设臵常投方式时，有部分变电站（一些老站）无法实现，需继电保护人员现场组装一套充电设备，实现常投功能。因此在试运行前应根据需要与现场联系。
2、保护装臵无法按试运方案要求整定时间
处理：保护整定时间一般与保护装臵内部程序设定有关。有时调度要求时限改为零秒，因保护装臵精度有限，可能整定不到。这时一般要求整定至最小值。微机保护装臵不会出现上述问题。常规保护可能会出现，若因继电器问题，可更换继电器；若时限不能满足，可调整二次接线，采用速动节点。
3、现场人员不会保护拨区
处理：省调规程规定，在微机保护装臵中，一区为正常定值区，二区为短延时定值区，三至五区根据定值单要求分别存放三相检无压定值、多回并列线路停运一回或N回定值及特殊定值；可通过保护装臵上拨轮拨区或在液晶屏上更改软压板方式切换不同定值区。因无明确规定，各公司、变电站在由变电值班人员还是保护人员拨区上规定不一致。因此在试运行前应根据需要与现场联系，如需保护人员配合更改应提前通知，防止因人为原因造成试运行操作延误。
4、控制回路断线
原因: 1)控制屏保险熔断。2)开关铺助接点不通。3)跳合闸回路断线。
4)跳合闸位臵继电器断线或常闭接点粘连。5)液压机构压力过低或SF6压力降低闭锁控制回路。
6)相关机构压力微动开关接触不良。处理：
1)检查更换控制保险。2)检查调整辅助接点。3)检查TQ、HQ是否断线。
4)检查跳合闸位臵继电器是否断线或常闭接点是否粘连。
5)检查跳合闸回路是否断线。
6)检查液压机构压力或SF6压力情况。
5、校验母差保护时出现差流
处理：母差保护出现差流，一方面可能是不平衡电流引起，另一方面可能是用错电流互感器变比、电流互感器极性和接线错误等。
（1）根据连接在母线上的每个元件控制屏上的电流表读数（无电流表时，可根据有功功率和无功功率的读数计算出电流值），将其换算成二次值，与从该元件CT流入差动继电器的实测电流值相比较，就可判断出所用CT变比是否正确。
（2）通过对每组CT的二次电流测绘电流相量图，就可判明其极性和接线是否正确。
6、被充电设备无电压
1)检查电压监测元件有无异常。2)检查刀闸辅助接点是否接触良好。3)检查电压切换继电器是否动作或断线。4)检查一次新开关有无假合现象。开关非同期运行
1)三相开关状态不一致。2)跳闸或合闸回路断线。
3)跳闸位臵继电器或合闸位臵继电器接点粘连。处理：
7、原因: 处理：
1)检查跳合闸回路是否断线。
2)检查跳合闸位臵继电器接点是否粘连。3)检查开关是否有一相偷跳。4)断开三相开关或手动重合三相。
8、高频通道异常
处理： 1)检查收信电平是否低于正常值（如3dB）。2)检查高频电缆头是否接触不良。
3)结合滤波器、耦合电容器、阻波器、收发信机是否故障。
9、同期装臵故障
1)检查同期条件定值是否合适。2)检查二次接线是否错误。
若在此期间需要该开关加入运行，可以改为该开关处理：
充电，对侧检同期合闸。
10、PT二次核相不正确
处理：
1)检查PT二次接线是否正确，2)若PT二次接线正确，检查线路相别是否接错，若是需停电调相。
11、线路保护带负荷测相位时三相电流不平衡
处理：通过摇绝缘，检查CT各相二次绝缘是否降低，若为绝缘降低，可将绝缘降低的电缆更换备用芯。
12、综自变电站，测控装臵出现故障。
处理：测控装臵出现故障需停电处理，一时处理不了的，终止设备送电。如果更换测控装臵功能板的，处理后必须进行传动试验。
13、线路送电后，保护收发信机发信异常
处理：出现此异常可能为通道不通、收发信机出现问题。应立即将高频保护退出，对两侧高频收发信机进行检查，必要时通知保护人员进行检查。
14、计量回路不正常
处理：检查二次电压或电流回路，必要时计量所和试验所配合处理。
15、综自系统潮流显示不正确
处理：
1)检查CT、PT二次变比是否错误。2)检查二次接线是否错误。3)检查综自系统设臵是否错误。
第二篇：关于新考勤设备试运行的通知
关于新考勤设备试运行的通知
公司各有关部门：
为进一步加强公司考勤管理，有效落实企业考勤管理制度，即日起，公司新考勤设备进入试运行，３月２５日将正式运行。现将新设备使用的注意事项通知如下：
一、新考勤机的识别模式为面部或指纹混合识别，选择其中一项即可。面部识别模式比指纹识别模式更为快捷，建议每天对着考勤机，给自己一个微笑。
二、党政楼一层或三层考勤机的使用范围：综合办公室、监察审计部、工会、全面质量管理办公室、武装保卫部、人力资源部、管理规划部、重大项目办公室、资产财务部以及设备动力部的员工。
三、技术楼一层或三层考勤机的使用范围：物流中心、安全监察部、国际贸易部、煤机装备研究院、工艺技术研究院以及信息管理部的员工。
四、需要考勤但未进行面部以及指纹数据采集录取的员工、面部或指纹无法识别或识别速度慢的员工，请到党政楼3019室重新进行采集录取。因出差、事病假等原因不能进行采集录取的员工，请出具单位相关证明，说明情况。
五、新的考勤设备进入正式运行后，人力资源部将对各部门员工考勤信息进行汇总，并定期公示。
特此通知。
人力资源部
2013年3月20日
第三篇：机组启动试运行方案
机组启动试运行方案
批准：
审核：
编写：
2009年6月9日
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尾水流道充水
1.2.1利用尾水倒灌入检修排水廊道，然后打开机组尾水检修排水阀向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进人门、伸缩节、主轴密封及空气围带、测压系统管路、发电机定子、灯泡头、流道盖板等的漏水情况，记录测压表计的读数。1.2.2充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。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。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QF905、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LCU5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。2.4.9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。3.1.4LCU5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LCU5自动开机 启动机组LCU5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LCU5自动停机
3.3.1由机组LCU5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 桥巩水电站
发电机及
发电机带3#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3#主变、发电机，短路点的设置部位如下：
短路点1（D1）：设置在3#离相封闭母线副厂房84.50m层与电抗器连接处，利用软连接作为短路装置。
短路点2（D2）：设置在开关站3#主变进线间隔接地开关200317处，利用接地开关200317作为短路装置。
4.1.2发电机出口断路器905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（3～4）%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3#主变进线接地开关200317处。
（2）根据本次短路试验范围，依次合上相关断路器905、隔离开关20036、断路器2003，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（2～3）%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3#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905。（6）分开关站断路器2003，分本次短路试验的接地开关200317。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905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
6.1.1 3#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LCU5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905断开，灭磁开关断开。
6.3.3调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制，在LCU5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LCU5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。
7220kV系统对3#主变冲击受电试验（可提前进行）7.1 试验前的准备
7.1.1 计划接受冲击受电的一次设备为：3#主变。
7.1.2投运范围内相关设备保护按调度要求整定完毕并投入，各个保护出口已进行了传动试验，各个保护都已投入运行。7.1.3主变散热器系统投入。
7.1.4开关站LCU9、机组LCU5均已调试完成，本次投运的断路器、隔离开关均已完成LCU远动试验。
7.1.5发电机出口断路器905、接地开关断开。
7.1.6开关站3#主变间隔断路器、隔离开关、接地开关处于断开位置。7.2 主变冲击受电试验
7.2.1向中调申请对3#主变进行冲击受电试验。
7.2.2按调度令进行开关站倒闸操作，220kV电压通过断路器2003对3#主变进行全电压冲击试验，冲击试验应为5次，每次间隔约10分钟。
7.2.3每次冲击合闸后，均需检查主变压器冲击运行情况，检查差动保护及瓦斯保护的工作情况，检查主变高、低压侧避雷器动作情况，检查保护装置有无误动，记录主变压器高压侧合闸冲击电流。
7.2.4主变压器在冲击试验前、后对变压器油作色谱分析，试验结束后恢复设备的正常接线。8机组同期并网试验 8.1并网前准备
8.1.1 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。
8.1.2 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。
8.1.3 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。8.2发电机出口断路器905准同期试验（1）905自动假准同期试验。
（2）系统电源已送到发电机主变低压侧。（3）出口断路器905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905的合闸过程进行录波。
（5）合闸后立即断开断路器905，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905合闸信号。2）905自动准同期试验
（1）执行空载至发电令，由机组LCU5投入自动同期装置，断路器905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。
8.3开关站3#主变进线断路器2003QF同期试验 1）2003自动假准同期试验
（1）机组通过断路器905并网发电后，手动降负荷，分断路器2003，机组与系统解列。分隔离开关20036。
（2）模拟隔离开关20036合闸信号至开关站LCU9，启动同期装置，对断路器20036的合闸过程进行录波。
（3）合闸后分断路器2003。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20036合闸信号。2）2003自动准同期试验（1）合隔离开关20036。
（2）执行断路器2003自动准同期合闸令，由开关站LCU9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905，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。8.4 计算机监控系统自动开机并网试验
8.4.1发电机出口断路器905断开，系统电源已送到出口断路器905上端。
8.4.2调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制。在LCU5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905，机组带设定负荷进入发电状态等过程中设备运行情况。
8.4.3在LCU5上发“停机”令，机组自动解列停机。观察LCU5自动减负荷至3MW、分发电机出口断路器905、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。
8.4.4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。9机组负荷试验
9.1机组带负荷试验前的准备。9.1.1 机组带负荷前的试验已全部完成。
9.1.2 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。9.2 机组带负荷试验
9.2.1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。
9.2.2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。9.2.3记录在当时水头下，机组产生振动的负荷区。9.2.4测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。9.2.5在各负荷下，测量发电机轴电压。9.3 机组带负荷下调速系统试验
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。
9.3.2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。
9.3.3远方、现地有功调节响应检查。
9.3.4模拟故障试验（模拟功率给定、功率反馈信号故障）。9.3.5调速器通道切换试验。9.3.6模拟机械事故停机试验。9.4 机组带负荷下励磁系统试验
9.4.1过励试验、欠励试验、无功调差率按系统要求进行。9.4.2现地/远方无功功率控制调节检查。9.4.3自动和手动切换、通道切换试验。9.4.4可控硅桥路电流平衡检查。9.5 机组甩负荷试验
9.5.1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905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。9.6 机组事故停机试验
9.6.1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。9.6.2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。9.6.3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。9.7 特殊试验 9.7.1 PSS试验。9.7.2 一次调频试验。9.7.3 无功进相试验。9.7.4 其它试验。9.8 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。
10机组带负荷72h连续试运行
10.1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。10.2根据运行值班制度，全面记录运行有关参数。
10.3 72h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。
10.4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。
项目经理部
2007年10月8日
第四篇：机组启动试运行方案
马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
马边烟峰电力有限公司烟峰电站
机组启动试运行方案
批准：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿
核准：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿
审核：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿
编写：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿
马边烟峰电力有限公司 二OO九年十一月十六日
马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
（六）机组自动开、停机试验.........................................14
（七）发电机定、转子绝缘检查.......................................15
（八）发电机短路升流试验..........................................15
（九）发电机零起升压试验...........................................16
（十）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验.......................17
七、主变及高压配电装置试验.........................................18
（一）主变及高压配电装置短路升流试验...............................18
（二）发电机带主变零起升压试验.....................................18
八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验.......................19
（一）组织领导............................................19
（二）试验前应具备的条件..................................19
（三）110kV烟马线线路全电压冲击试验程序...................20
（四）1号主变全压冲击试验..........................................21
九、10.5kV母线、#1厂变冲击试验............................21
十、发电机同期并列及带负荷试验......................................22
（一）发电机同期并列试验............................................22
（二）线路准同期并列试验............................................22
（三）测保护极性..........................................23
（四）带负荷试验....................................................23
十一、甩负荷试验....................................................24
（一）机组甩负荷应具备的条件........................................24
（二）机组甩负荷试验内容............................................24
十二、调速器低油压停机试验..........................................25
十三、动水关蝶阀试验................................................26
十四、机组七十二小时试运行..........................................27
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充水条件。
4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。
5、机组启动委员会已成立，组织机构健全。
6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。
四、机组启动试运行前的检查
（一）引水系统检查
（1）进水口拦污栅、事故闸门、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。
（2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。
（3）两台机蝶阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机蝶阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。
（4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。
（5）尾水闸门及启闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。
（6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。
上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵支洞进人门，蜗壳进人门，尾水管进人门，进人门密封应处理严密。
（二）水轮机部分检查
（1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。
（2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。
（3）测压表计、流量计、传感器，各种变送器安装验收合格，管路、线路连接良好，各整定值符合设计要求。
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风闸投入。
6、机坑内所有辅助接线完成，检查正确无误，螺丝紧固。
7、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。
8、转动部件与固定部分间的缝隙，包括风扇与挡风圈，轴承盖与主轴、密封环与主轴间隙应均匀一致，确保运行时不会碰撞。
9、磁极接头对风扇、拉杆及磁极等处的绝缘及安全距离满足要求。
10、发电机空气间隙内用白布穿过两端，沿圆周拉一遍，确保无遗留杂物。
11、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。
12、测量轴承总体绝缘电阻不小于1MΩ。
13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。
14、机组油、气、水系统阀门安装完毕，阀门开、关位置正确，手柄己标明开、关方向。
（五）辅助设备检查
1、全厂透平油系统辅助设备安装完毕，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
2、低压空压机自动启、停正常；储气罐安全阀调试合格，整定正确；压力传感器接线完成、调试合格；管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
3、技术供水系统电动阀启、停正常，滤水器自动、手动工作正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
4、油处理室备有足够的、合格的透平油。
5、高压顶转子油泵已调试合格，控制系统正常。
6、渗漏排水泵安装完成，手自动控制系统、液位传感器调试合格，投入使用。
7、检修排水泵安装完成，调试合格，可以投运。
8、主轴密封系统管路安装完成，充气试验合格，回路电磁阀工作正常。
9、各管路、辅助设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已表明开关方向。生产
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3.3.7全厂公用设备操作回路（包括供、排水系统，低压气系统，厂用电设备自投等）。
3.3.8 机组同期操作回路。3.3.9 火灾报警信号及操作回路。
3.3.10 主变操作回路，110KV线路操作回路，厂变操作回路。
4、检查下列微机保护装置
4.1发电机及励磁变微机保护装置整定与回路模拟。4.2主变及厂变微机保护装置整定与回路模拟。4.3 110KV线路微机保护装置整定与回路模拟。4.4辅助设备其它PLC操作保护回路模拟整定。4.5电压、电流回路检查其接线正确可靠。
（七）消防系统的检查：
1、主、副厂房、升压站各部位的消防系统管路及消火栓已安装完工并检验合格，符合设计要求。
2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
3、全厂火灾自动报警与联动控制系统已安装完工并调试合格。
4、灭火器已按设计要求配置。
5、消防系统通过公安消防部门验收合格。五
充水试验
（一）水库蓄水
1、检查进水口工作闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，进水闸门系统供电可靠。
2、检查弧形闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，弧形闸门系统供电可靠。
3、确认进水口闸门已关闭严密。
4、全关1＃、2＃、3＃弧形闸门，用4#弧形闸门进行调节，使水位以1-1.5m/h速度上涨进行水库蓄水。
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2、开启旁通阀向蜗壳充水，通过蜗壳压力表监视蜗壳压力。充水过程中监视蜗壳补气阀工作情况，排气正常。
3、蝶阀前后压力一致，证明蜗壳已充满水，可开启蝶阀至全开。
4、检查蜗壳进人孔、蝶阀伸缩节、蜗壳排水阀无渗漏。
（四）技术供水系统充水试验
开启技术供水总阀，依次向滤水器、发电机空冷器、上导冷却器、下导冷却器、水导冷却器充水，检查各阀门、管路无渗漏，管路畅通。
（五）蝶阀静水动作检查
1、在静水下进行蝶阀开启、关闭动作试验，检查蝶阀静水动作特性。
2、按设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。
六、机组空载试运行
（一）启动前的准备
1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。
2、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通。
3、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已装好，运行记录表格已准备好。
4、机组启动交直流电源投入。
5、油、气、水辅助设备工作正常，技术供水系统投入，冷却水投入运行，调整好水压（空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥）；低压气系统投入，制动柜气压正常。
6、启动高压油泵顶起发电机转子6—8mm，以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，复归后检查制动闸下落情况，确认制动闸已全部落下。
7、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常。
8、发电机出口断路器及灭磁开关处于断开位置。
9、水力机械保护和机组测温装置投入运行，原始温度已记录。
10、集电环碳刷拔出，机械过速开关取下。
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3、检查转速继电器动作情况。
4、检查各部螺丝、销钉、锁片、磁极键是否有松动，转动部件焊缝情况，风扇、挡风板、挡风圈及阻尼环有无松动或断裂。
5、检查风闸磨损和自动下落情况。
6、调整各油槽油位信号及油槽油位，调整反馈位移传感器空载位置。
7、检查油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。
（四）调速器空载试验
1、手动开启调速器开机，待机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内回路、CPU、A/D模块等电气元件。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动、自动调节试验。
2、进行调速器手、自动运行切换试验，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值不应超过额定转速的±0.25%。
3、调速器频率给定的调整范围应符合设计要求。
4、调速器空载扰动试验应符合下列要求：（1）扰动量不超过±8%；
（2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%；（3）超调次数不超过两次。
（4）调节时间应符合规程或设计规定。通过扰动试验，找出空载运行的最佳参数并记录。
5、在调速器自动运行时，记录接力器活塞摆动值和摆动周期。
6、通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。
（五）机组过速试验及检查
1、过速试验前机组平衡已达到要求，机组在额定转速下的各部振动值达标。
2、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。
3、将转速继电器115%和140%的接点从水机保护回路中断开。
4、调速器以手动开机方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点
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3.4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。3.5检查制动闸复归情况。
4、模拟机械或电气事故，检查事故停机回路及监控事故停机流程的正确性和可 靠性。
（八）发电机定、转子绝缘检查
1、关闭空冷器冷却水，让发电机的机械部分在空转中升温，并注意记录热风的温度（测温制动屏上不大于65℃）。
2、在短路试验前的停机状态测量发电机定、转子绝缘电阻和吸收比合格。
（九）发电机短路升流试验
1、外接380V厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行短路升流试验。
2、在10.5KV发电机断路器下端设置可靠的三相短路点（自制短路线）。
3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V厂用交流电源。
4、投入水机各保护装置。
5、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常转速稳定。
6、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，手动增励升流至0.2—0.5Ie，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。检查保护装置电流极性正确。
7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机的振动和摆度和轴电流，检查碳刷及集电环工作情况。
8、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检查灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数，录制灭磁过程示波图。
9、检查发电机出口、中性点电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。
10、试验合格后自动或手动停机，恢复拆除和短接的接点，并拆除发电机短路点的短路线。
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10、分别在50%和100%Ue下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况，录制示波图。
（十一）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验
1、检验励磁装置起励功能正常，对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查，对手动起励时当电压升到10%Ue时，起励磁装置应能正常工作，自动起励时定子电压升至70%Ue时，励磁装置应能正常工作。
2、检查励磁调节系统的调节范围应符合设计要求：
（1）自动励磁调节器，应能在发电机空载额定电压Ue的70%—110%范围内可连续平滑地调节。
（2）发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压Ue下的10%—110%内可连续平滑地调节。
3、用示波器检查功率柜内整流桥可控硅输出波形；检查控制脉冲在时间轴上分布应均匀，大小变化一致，可控硅开通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。
5、在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机机端电压变化值，录制 发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：
5.1手动开机至空载额定转速。
5.2励磁在自动状态下起励、母线建压至Ue，调速器转为手动运行。5.3手动调节导叶开度调节发电机转速。
5.4记录频率在45HZ—55HZ内的机端电压变化值绘制Ue—HZ特性曲线。频率值每变化1%，励磁系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值±0.25%Ue。
6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。
7、进行励磁调节器低励、过励、PT断线、过电压等保护的调整和模拟动作试验，模拟快熔熔断，检验励磁装置应能可靠工作。
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3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
4、手动零起升压，至25%Ue时检查下列内容：
4.1主变10kV出线、主变10.5KV断路器、主变10.5KV共箱母线、主变、线路隔离开关等设备的带电情况。
4.2校核10KV母线TV二次电压回路相序、相位和电压幅值正确、一致。
5、继续升压至50%、75%、100%Ue时，重复检查以上内容。
6、降低发电机电压至零，断开发电机出口断路器，断开001断路器。
八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验
（一）组织领导
110kV烟马线线路冲击试验和#1主变冲击试验由乐山供电局、乐山供电局调度所（以下简称地调）、110kV马边变电站、马边烟峰电力有限责任公司四家单位配合完成。配合关系为：
1、本次启动试验由乐山供电局组织领导，由乐山地调负责统一指挥调度，各有关单位配合。
2、烟峰电站的工作由马边烟峰电力有限公司负责。3、110kV马边变电站的工作由110kV马边变电站负责。
（二）试验前应具备的条件：
1、烟峰水电站主变、线路及其高压配电装置均已安装完毕，并符合各项验收标准的要求，新设备的试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定，并验收合格。
2、所有继电保护、安全自动装置均已按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条列》调试完毕，并验收合格。继电保护定值核对正确，各互感器二次均已接线，TA二次侧不得开路，TV二次侧不得短路。
3、烟峰水电站微机监控系统安装调试完毕，并验收合格。
4、安装单位已将设备安装记录、各种图纸、技术资料、试验记录、9马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
检查线路TV工作正常，核对二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（四）1号主变全压冲击试验
1号主变全压冲击试验是在完成线路全电压冲击试验后进行的，试验的操作程序如下：
1、断开#
1、#2发电机091、092断路器，拉开#
1、#2发电机091、092断路器手车至试验位置。
2、拉开#1主变低压侧9011隔离手车，断开#1厂变高压侧961断路器。
3、合上110kV烟马线101断路器对#1主变进行5次全电压冲击试验，第一次10分钟，以后每次5分钟，每次间隔3分钟，检查主变运行正常。
九、10kV母线、#1厂变冲击试验
主变冲击试验完成后，进行10kV母线、#1厂变冲击试验。
（一）10kV母线冲击试验
断开101断路器，合上10kV母线TV手车至工作位置，合上主变低压侧9011隔离手车，合上101断路器，对10kV母线全电压冲击试验一次。核对10kV母线二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（二）#1厂变冲击试验
（1）拉开#1厂变低压侧断路器。
（2）合上#1厂变高压侧961断路器对#1厂变进行全电压冲击试验，检查厂变运行正常，测量厂变低压侧电压、相序正确。
（3）#1厂变冲击试验完成后投入厂用电自动切换装置，将厂用电切换到#1厂变供电，检查厂用电运行正常。
冲击试验完成后，1号主变、10kV母线、#1厂变运行。
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4、利用线路准同期装置进行模拟并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。
5、断开线路101断路器，合上1012隔离开关。
6、利用线路准同期装置并网，监视并网成功，断路器合闸正常，机组无冲击。
7、试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。
（三）测保护极性
1、确认烟峰电站发电机组（1号、2号）与系统侧核相正确；
2、根据调度指令，退出110kV烟马线两侧距离保护；
3、退出烟峰电站1号主变差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
4、退出烟峰电站1号主变高压侧复压过流保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
5、根据调度指令，烟峰电站2号发电机组带25％以上的额定负荷（如果情况不允许，最少安排2MW的出力，配合保护极性测试）；
6、根据调度指令，进行110kV烟马线两侧距离保护保护极性测试、线路保护方向测试并确认正确；
7、投入110kV烟马线两侧距离保护保护。
8、退出烟峰电站2号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
9、向调度申请开1号机进行保护极性测试，退出烟峰电站1号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入。
（四）带负荷试验
在完成发电机、线路同期并列试验正常后，可进行机组带负荷试验。
1、操作机组自动准同期装置使发电机与系统并网，逐渐增加有功、无功负荷，按25%、50%、75%、100%额定负荷逐级增加，各负荷值稳定5～10分钟，检查下列各项：
（1）检查机组各部位运转情况，测量机组振动、摆度值，记录机组轴承温度、导叶开度；
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（二）机组甩负荷试验内容
1、甩负荷试验按机组额定有功负荷的25%、50%、75%、100％（或当前水头下可能的最大负荷）进行；录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。
2、并网及甩负荷用发电机出口断路器091、092进行。
3、各级带、甩负荷应在机组运行稳定、调压井压力稳定后进行。
4、甩负荷应进行以下记录及检查，在各项数据符合设计要求后方可进行下一步的试验：
（1）记录甩负荷时：机组负荷、机组转速、接力器位置（导叶位置）、蜗壳压力、尾水管压力，发电机电压、励磁电压、励磁电流等参数。
（2）记录甩负荷前、后以及甩负荷时机组各部振动和摆度值。
（3）在额定功率因数下，机组甩负荷时，应检查励磁调节器的稳定性和超调量，当发电机甩额定有功负荷时，其电压超调量不大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。
（4）机组甩负荷时，应检查水轮机调速系统的调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，机组转速上升率和蜗壳压力上升率应符合设计要求。
（5）机组甩负荷后，调速器的动态品质应达到下列要求：
A、机组甩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两次。
B、机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±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。（6）机组甩负荷过程中、监视并记录调压井涌浪及水位波动情况。
5、机组甩负荷试验完成后，应对机组内部进行全面检查，重新拧紧推力支架与轴承座连接螺栓，并进行与过速试验后相同项目的各项检查。
十二、调速器低油压停机试验
调速器低油压停机试验的目的是检查机组事故低油压停机回路动作的正确性和
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移。
十四、水轮发电机组72h带负荷试运行
1、在上述所有试验结束后，机组具备进入72小时满负荷（或当前水头下的最大负荷）连续试运行条件。
2、根据正式运行值班制度，安装单位安排人员值班，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。
3、在72h连续试运行中，若由于机组及相关机电设备的制造或安装质量等原因引起机组运行中断，经检查处理合格后应重新开始在72h连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。
4、在72h连续试运行结束后，应停机对机电设备做全面检查，必要时可将引水隧洞放空，检查机组蜗壳和引水隧洞工作情况。5、72h连续试运行结束后，应对发现的设备或安装缺陷进行消缺。
4、机组通过72h连续试运行，并经过消缺处理后，由业主组织启动验收，设备 移交，即可投入试生产。
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第五篇：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》GB8564-2003规定的要求，且施工记录完整。机组安装完工、检验合格后应进行启动试运行试验，试验合格并交接验收后方可投入电力系统并网运行。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。
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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/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》、GB8564-2003《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》（GB8564-2003）、《水利水电工程设计防火规范（SDJ278-1990）编制而成。
3.3 本《试运行大纲》经启委会批准后，将作为***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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（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》GB8564-2003规定的要求，且施工记录完整。机组安装完工、检验合格后应进行启动试运行试验，试验合格并交接验收后方可投入电力系统并网运行。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/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》、GB8564-2003《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》（GB8564-2003）、《水利水电工程设计防火规范（SDJ278-1990）编制而成。
3.3 本《试运行大纲》经启委会批准后，将作为***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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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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（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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