第一篇：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：
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*** *** ***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
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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
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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
***水电站工程
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。
***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）
（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。
***机电设备安装有限责任公司
第二篇：1#机组启动试运行大纲
三角滩水电站扩容工程
1＃机组启动试运行大纲
中水一局三角滩项目经理部
2011年2月6日
目
录
1.启动试运行大纲的编制依据………………………………3 2.充水试验前应具备的条件…………………………………4 3.充水试验……………………………………………………7 4.机组首次开停机试验………………………………………8 5.机组过速试验………………………………………………10 6.自动开停机试验……………………………………………12 7.发电机升流试验……………………………………………13 8.发电机升压试验……………………………………………15 9.主变与开关站升流试验……………………………………17 10.主变与开关站升压试验……………………………………18 11.线路受电与开关站受电试验………………………………19 12.主变冲击试验………………………………………………21 13.机组并网及带负荷、甩负荷试验…………………………22 14.机组72小时试运行试验…………………………………..2 1．起动试运行大纲的编制依据
1.1 《水轮发电机组起动试验规程》（DL507-2002）1.2 《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564-88）1.3 《电气设备交接试验规程》（GB50150-91）1.4
三角滩电站工程设计技术文件 1.5
三角滩电站工程设备生产厂家技术文件 1.6
施工现场的具体情况
1.7
我单位近年来的机组启动试运行的经验 1.8
三角滩电站工程的有关合同文件
2.充水试验前应具备的条件
2.1
引水系统
2.1.1 1号机进水口工作门系统具备投入条件。2.1.2 流道内杂物已清理干净，并经检查合格。2.1.3 流道内各部位测压测流管路畅通完好。2.1.4
蜗壳排水阀操作灵活可靠，并处于关闭状态。2.1.5 蜗壳进人门、尾水管进人门充水前封盖完毕。2.1.6 尾水闸门已安装调试完毕并处于关闭状态。2.1.7 进水口拦污栅落下。
2.2
水轮机部分
2.2.1 导水叶处于全关位置，锁锭投入。2.2.2 空气围带投入。
2.2.3 顶盖排水临时排水泵已备好。2.2.4 压油装置安装调整完毕。2.2.5 调速器静态调试已结束。2.3
发电机
2.3.1 发电机内部清理干净。2.3.2上下导、推力轴承安装完毕。2.3.3机械制动调试完毕。2.4
公用系统
2.4.1 压缩空气系统投入。
2.4.2 检修排水、渗漏排水系统投入。2.4.3 技术供水系统已安装调试完毕。2.4.4 水力量测系统安装完毕。2.5
消防系统
1#发电机的消防设备具备投入条件。2.6
电气一次设备
2.6.1 发电机电压配电装置已安装完毕。2.6.2 主变压器已安装完毕。2.6.3 高压柜设备安装结束。2.7
厂用电及直流系统
2.7.1 厂用电0.4KV系统安装调试完毕，有关设备已投入运行。2.7.2 220V直流系统投入运行。
2.8
电气二次与电气调试 2.8.1 机组自动化元件已整定完毕。
2.8.2 机组与辅助设备的常规测量信号系统已经形成。2.9
照明与接地系统
2.9.1 主机间、中控室等重要部位的照明形成，满足运行条件。2.9.2 全厂主接地系统已形成，接地电阻测试值满足设计要求。2.10
试运行组织机构
2.10.1 试运行指挥机构已组建完毕，全体工作人员已挂牌上岗。2.10.2 安装间及1#机各层场地，楼梯已清理干净，电话等指挥联络设施布置完毕。3.充水试验
3.1
试验内容与试验目的
3.1.1 进行压力钢管、蜗壳充水及尾水管充水。3.1.2 检查流道与测流测压管路的密封情况。3.2
试验条件
3.2.1 进水口检修门、尾水检修门处于关闭状态。3.2.2 机组锁锭投入、风闸投入。
3.3
主要试验步骤
3.3.1 提进水口检修门向压力钢管充水。
3.3.2 充水至进水口检修门平压后，将其提起升至全开位置。3.3.3 提尾水闸门向尾水管充水直至平压。3.3.4 充水试验结束。
4.机组首次开停机试验
4.1
试验内容与试验目的
4.1.1 以机械手动方式进行机组首次开停机，检查机组及辅属设备手动操作的灵活性与可靠性。
4.1.2 在动态情况下检查机组及辅属设备的制造与安装质量。特别是调速器的调节执行情况，检查转动部分的紧固程度，各部轴瓦的温升情况，以及机组各部的振动、摆度值。4.1.3 进行调速器的手自动切换试验。4.2
试验条件
4.2.1 尾水门、进口工作门已提至全开位置。4.2.2 拔出接力器锁锭。4.2.3 风闸已全部落下。4.2.4 冷却水已投入。4.2.5 交、直流电源可靠投入。
4.2.6 发电机电压配电装置已安装试验完毕。4.2.7 主变压器设备已安装完毕。
4.2.8 发电机、主变、线路等微机继电保护装置调试结束，保护定值已整定。
4.2.9 励磁系统静态调试结束。4.2.10 同期系统模拟试验结束。4.2.11 有关设备操作完成。4.3
主要试验步骤
4.3.1 现场手动打开导水叶，机组开始转动。
4.3.2 在低转速（20--30%ne）情况下，维持2-3分钟，检查机组有无异常。
4.3.3 无异常后，将机组稳定在额定转速运行。4.3.4 检查转速测量装置的工作情况。4.3.5 测量机组各部位振动、摆度值。
4.3.6 记录各部瓦温、油温、水温及冷却水压力值。4.3.7 观察各油槽油位变化及甩油情况。4.3.8 测量发电机残压、相序及频率。4.3.9 进行调速器的手、自动切换试验。4.3.10 机组正常运行，待各部瓦温稳定后，手动停机。4.3.11 当转速降至30%ne时，手动投入机械制动。4.3.12 停机后，全面检查转动部分有无异常。4.3.13 首次开停机试验结束。5．机组过速试验 5.1 试验内容与试验目的
5.1.1 进行调速器的空载扰动试验。
5.1.2 机组进行115%ne和145ne%的过速试验。5.1.3 考验机组转动部分在过速状态下的机械强度。5.1.4 检查测速装置的动作情况。5.1.5 测量机组过速时各部的振动与摆度。5.1.6 测量机组过速时的各部瓦温的上升情况。5.2
试验条件
5.2.1 机组具备手动开机条件。
5.2.2 将机组过速接点自水机保护回路临时断开。5.2.3 检测及试验人员准备完毕。5.3
主要试验步骤
5.3.1 机组以手动运行方式启动并稳定运行。
5.3.2 将调速器切至自动方式运行，人工加入转速扰动量，进行空载扰动试验。
5.3.3 手动增大导叶开度，使机组转速上升至115%ne，测量各部振动与摆度，检查测速装置工作情况，监视各部瓦温。5.3.4 升速至145% ne额定转速，检查过速接点的动作情况，测量机组振动与摆度。5.3.5 手动将导叶全关。5.3.6 手动加风闸，机组全停。5.3.7 对各部进行全面彻底检查。5.3.8 机组过速试验结束。6.自动开停机试验 6.1
试验内容与试验目的
6.1.1 进行调速器电气柜自动开停机试验。6.1.2 进行机组现地LCU开停机试验。6.1.3 进行计算机监控系统上位机开停机试验。6.1.4 进行模拟事故停机试验。
6.1.5 检查计算机监控系统开停机流程的正确性与自动化元件的工作性能。6.2
试验条件
6.2.1 调速器空载参数设定完毕。6.2.2 有关设备操作完毕。6.3
主要试验步骤
6.3.1 在调速器电气柜操作开机按钮、机组自动开机。6.3.2 在调速器电气柜操作停机按钮，机组自动停机。
6.3.3 在现地LCU发出开机指令，机组以顺控开机方式完成开机流程。6.3.4 测量机组各部位振动与摆度，记录各部温度。
6.3.5 在现地LCU发出停机指令，机组按顺控停机方式完成停机流程。
6.3.6 在中控室上位机发出开机令，机组以顺控方式开机。6.3.7 在中控室上位机发出停机令，机组以顺控方式停机。6.3.8 自动开机，模拟水机事故，机组按事故停机流程停机。6.3.9 自动开停机试验结束。
7.发电机升流试验
7.1
试验内容与试验目的
7.1.1 进行发电机升流试验，检查CT二次回路。7.1.2 录制发电机三相短路特性曲线。7.1.3 测量发电机额定电流时的轴电压。7.1.4 检查灭磁开关的消弧情况。7.1.5 录制发电机额定电流时的灭磁曲线。7.1.6 检查机组厂用变、励磁变电流回路。7.1.7 进行发电机短路干燥。7.2
试验条件
7.2.1 有关运行设备操作完成。
7.2.2 发电机短路试验的短路线安装完毕。7.2.3 有关保护投入。
7.2.4 发电机定子、转子对地绝缘电阻合格。7.2.5 励磁系统他励电源已准备完毕，具备投入条件。7.3
主要试验步骤
7.3.1 手动开机，机组升速至额定转速，并稳定运行。
7.3.2 采用他励电源供电，手动调节励磁电流，对发电机进行升流，使定子电流升至约25%额定电流，检查各组CT二次回路的工作情况。7.3.3 升流至50%、75%、100%额定定子电流，检查CT回路的工作情况并绘制电流矢量图。
7.3.4 测量发电机额定电流时的轴电压。7.3.5 测量发电机额定电流时的机组振动与摆度。7.3.6 在各电流控制点跳灭磁开关，录制灭磁特性曲线。7.3.7 零起升流，录制发电机短路特性曲线。
7.3.8 测量发电机定子对地绝缘电阻值，根据定子绝缘情况确定是否进行发电机短路干燥。
7.3.9 在主厂变低压侧设短路点，检查机端厂用变高低压侧CT回路的工作情况。
7.3.10 检查励磁变高低压侧CT二次回路的工作情况。7.3.11 机组停机，拆除短路线。7.3.12 发电机升流试验结束。8.发电机升压试验 8.1
试验内容与试验目的
8.1.1 进行发电机零起升压试验，检查一次设备的工作情况。8.1.2 检查机端PT二次回路。8.1.3 录制发电机空载特性曲线。8.1.4 测量发电机额定电压下的轴电压。8.1.5 观察灭磁开关的消弧情况并录制波形图。
8.1.6 测量额定励磁电流下的定子电压最大值（以1.3Ue为限）。8.2
试验条件
8.2.1 机组具备自动开机条件,主变低压侧断路器断开.8.2.2 发电机定转子、中性点、高压电缆及配电装置经检查无异常，对地绝缘合格，具备投运条件。8.2.3 有关设备倒闸操作完成。8.2.4 有关保护投入。
8.2.5 励磁他励电源准备完毕，励磁系统具备投运条件。8.3
主要试验步骤 8.3.1 机组稳定运行。
8.3.2 对发电机零起升压至25%额定电压，测量机端PT二次回路电压与相位。
8.3.3 上述无异常后，分别升压至50%、75%、100%额定电压，观察发电机等一次设备工作情况。8.3.4 测量发电机额定电压下的轴电压。8.3.5 测量额定电压时的机组振动与摆度。8.3.6 跳灭磁开关，录制各电压下的示波图。8.3.7 零起升压，录制发电机空载特性曲线。
8.3.8 零起升压至额定励磁电流，测量最高定子电压（以1.3Ue为限）。8.3.9 停机，对相关设备进行检查。8.3.10 发电机升压试验结束。9.主变升流试验
9.1
试验内容与试验目的
9.1.1 用发电机作电源，升流至主变与开关站，观察主变工作情况。9.1.2 检查各组CT二次回路的工作情况。9.2
试验条件 9.2.1 有关保护投入。
9.2.2 他励电源及励磁系统具备投入条件。9.3
主要试验步骤 9.3.1 机组手动方式运行。
9.3.2 在主变高压侧短路条件下对主变升流，升流至25%额定电流时，检查各组CT二次回路，确认无开路存在。
9.3.3 升流至50%额定电流，检查各组CT二次电流与相位，绘制电流失量图,检查主变保护装置的工作情况。
9.3.4 升流至100%额定电流，观察主变的运行情况。9.3.5 主变升流试验结束，拆除短接线。
10.主变升压试验
10.1
试验内容与试验目的
10.1.1 用发电机作电源，进行主变的零起升压试验。10.1.2 观察主变的升压情况。
10.1.3 检查有关PT回路的电压与相位。10.1.4 检查有关开关的同期回路。10.2
试验条件
10.2.1 机组自动稳定运行。10.2.2 有关设备的倒闸操作完成。10.2.3 发电机、主变等有关保护投入。10.2.4 他励电源具备投运条件。10.3
主要试验步骤
10.3.1 利用发电机作电源，对主变等设备进行零起升压。10.3.2 升压至25%额定电压时，检查各PT二次回路的工作情况。10.3.3 继续升压至50%、75%、100%额定电压，观察主变的工作情况。
10.3.4 检查有关开关的同期回路。10.3.5 主变升压试验结束。11．主变冲击试验 11.1
试验内容及试验目的
11.1.1 利用系统电压进行主变冲击试验。
11.1.2 检查主变在冲击合闸情况下的机械强度与绝缘性能。11.1.3 检查主变保护对励磁涌流的闭锁情况并录制主变激磁涌流波形。
11.2
试验条件
11.2.1 系统同意对主变进行冲击。11.2.2主变保护投入。11.2.3 主变低压侧断开。11.3
主要试验步骤
11.3.1 利用主变高压侧断路器进行主变五次全电压冲击合闸，观察主变的工作情况。
11.3.2检查主变保护有无误动，合闸时录制激磁电流波形。11.3.3 断开主变高压侧断路器。
11.3.4 按上述过程，在主变无异常情况下再冲击4次。11.3.5 主变冲击试验结束，恢复接线。
12.机组并网及带负荷、甩负荷试验
12.1
试验内容与实验目的
12.1.1 进行1#机组的模拟并网与正式并网。
12.1.2 机组带甩25%、50%、75%、100%额定负荷试验。
12.1.3 考验引水系统、1#机组在带、甩负荷时各部位的机械强度和工作情况。
12.1.4 测定甩负荷时机组转速升高率、蜗壳水压上升率,求取机组实际调差率，检查机组调速系统与励磁系统的自动调节质量，选择确定机组运行调节最佳参数。
12.1.5 进行调速系统、励磁系统的负载特性试验。12.2
试验条件
12.2.1 有关设备的倒闸操作完毕。12.2.2 发电机、主变等保护投运。12.2.3 系统同意1#机组并网及带甩负荷。12.2.4 机组与主变分别空载运行。12.3
主要试验步骤
12.3.1 在主变高压侧刀闸和线路侧刀闸断开的条件下分别同期投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，机组模拟并网。
12.3.2 分别合主变高压侧刀闸和线路侧刀闸，投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，1#机组以自动准同期方式正式并网。12.3.3 1#机组带一定的有功和无功负荷运行。
12.3.4 进行调速器和励磁装置负载特性试验，选择运行调节参数。12.3.5 机组甩25%额定负荷，测量甩负荷前后各有关参数，并进行计算和调整。
12.3.6 机组继续带负荷，分别进行50％、75%、100%负荷情况下的带甩试验，若届时水头或系统因素不能满足带甩100%负荷要求，则在当时最大可能负荷条件下进行此项试验。
12.3.7 进行励磁系统特性试验。12.3.8 机组并网与带甩负荷试验结束。13.机组72小时试运行试验 13.1
试验内容与试验目的
13.1.1 进行机组72小时带负荷连续运行，考验引水系统及有关水工建筑、水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，考验电站设备的制造与安装质量，为机组能否投入电网正式运行得出结论。
13.1.2 进行低油压关机试验。13.2
试验条件 13.2.1 机电设备均按正常方式投入运行。13.2.2 1#机组空载稳定运行。
13.2.3 系统已安排好1#机组72小时试运行负荷。13.3
主要试验步骤
13.3.1 1#机组自动准同期并网，开始进行72小时试运行。13.3.2 根据系统命令，1#机组带一定的有功和无功负荷运行。13.3.3 试运行人员定时记录机组运行有关参数及表计指示，定时巡检各机械、电气设备的运行情况。
134.3.4 72小时运行完成后，进行低油压关机试验，机组应紧急事故停机，同时解列，关闭进口闸门。
13.3.5 1#机组充水试运行试验全部结束，机组转检修状态，进行全面检查与消缺工作，待一切处理合格后，正式并网，移交电厂转入试生产。
第三篇：龙滩水电站一号机组启动试运行
龙滩水电站一号机组启动试运行
试验情况综述
徐刚 谌德清 龙滩水力发电厂
关键词： 一号机组 启动 试运行
摘 要：龙滩水电站一号水轮发电机组为世界首台700MW全空冷式机组，发电机额定容量达778MVA，首台机组启动试运行试验，是在电站上下游水位及水轮机试验水头均相对偏低的特殊工况下进行的。在启委会的统一领导下，经过启动试运行指挥部的精心组织工作和业主、监理、厂家设计及各参建单位的通力合作，历时17天，开停机21次。本文对试运行的情况和出现的问题作简要介绍，供同行参考。
0 前言
龙滩水电站一号水轮发电机组的安装，于2007年3月19日通过联合检查验收，并具备充水条件。2007年3月25日尾水管充水，2007年3月29日进水口充水，2007年4月1日首次开机到4月10日4时19分停机，成功地完成首台机组启动试运行大纲所确定的系统倒送电以前的水轮发电机组、主变、500kV挤包绝缘电缆、500kV GIS、出线场、公用设备等所有站内调试和试验工作。
首台机组充水启动试运行第一阶段试验任务为：流道充水、首次启动、空转试验、自动开停机、发电机升流升压、主变带开关站GIS升流升压等6个子项，按照试运行指挥部的统一布署，逐项进行了检查和验证试验。充水试验
首台机组充水试验分为三个阶段进行即：尾水洞充水、尾水管充水及蜗壳充水。龙滩水电站首台机组试运行报告
水电七局龙滩机电安装项目部
1.1 充水试验前的准备及检查
首以台机组充水试验前，启动试运行指挥部组织龙滩公司、龙滩发电厂、各参建单位，按照启动试运行大纲的要求，对大坝进水口、尾水调压井、1#机组过流系统、水轮机、调速系统、发电机、励磁系统、电气一次、二次设备、油、气、水系统、厂房照明、暖通、空调、消防系统进行了认真检查，根据检查结果，满足机组启动试运行的要求。
1.2 充水试验
1.2.1 1号尾水洞于2007年3月25日充水完成，经检查水工建筑物均正常。
1.2.2 1号机组尾水管于2007年3月25日16时36分进行充水，此时下游水位为216.5m，充水后检查，锥管进人门、测量表计、尾水管盘形阀等部位无渗漏，水工建筑物无渗漏，水工结构监测无异常情况。3月26日下午提起尾水管闸门并可靠锁定。
1.2.3 检修集水井深井泵排水试验，6台检修排水泵排水正常，满足排水要求，在排水过程中发现了三个检修集水井上部未连通导致另两个集水井不能正常排气、集水井水位浮子不能正确反应集水井水位、泵控阀操作几次后隔膜损坏等问题，通过在各井之间加设连通管、厂家调换泵控阀安装方向解决了排水试验中的问题，重新进行排水试验，各泵工作正常。
1.2.4 蜗壳充水时间为2007年3月29日，上游水位为319.34m，下午3点30分，提起进水口工作闸门充水阀对蜗壳进行充水，因上游水位较低，至晚7
龙滩水电站首台机组试运行报告
水电七局龙滩机电安装项目部
机组在额定转速运行时，上导摆度0.30mm，下导摆度0.40mm，水导摆度0.15mm，上机架水平振动0.07mm，顶盖水平振动0.03mm。机组首次启动成功。机组空转试验
4.1 第一次轴承温升试验
机组运行1h46min，推力瓦温稳定在59.5～63.3℃(13号瓦最低，14号瓦最高)，上导瓦温为33.5～37.9℃(11号瓦最低，14号瓦最高)，下导瓦温为28.8～34.5℃(6号瓦最低，8号瓦最高)，水导瓦温为52.8～65.2℃(7号瓦最低10号瓦最高)，水导瓦达到设计报警温度65℃，且温度一直有上升的趋势，汇报试运行指挥部后，于23时50分停机。
4.2 第二次轴承温升试验
在第一次轴承温升试验的结果上，根据厂家意见，将水导瓦总间隙由原来的0.70mm调整为0.80mm，上导瓦总间隙由原来的0.80mm缩小至0.60mm。4月4日下午14点35分再次启动机组进行瓦温检查，运行1小时50分后，水导瓦温仍继续上升，此时全部投入三组水导冷却器，但水导瓦温仍在升高，运行2h25min后达到报警温度而停机。
4.3 第三次轴承温升试验
停机后将水导瓦总间隙调整至1.00mm，其余瓦间隙不变，同时，调整水导外循环油泵油流量，从每台泵约190L/min，调整至约240L/min。4月6日9时25分再次开机，机组运行1h时23min，水导瓦温达到49℃后，投入水导外循环备
龙滩水电站首台机组试运行报告
水电七局龙滩机电安装项目部
5.2.3 发现有20个主立筋与上磁轭挡风板径向焊缝存在一侧裂纹。
5.2.4 部分转子下压板移位，未复位。
5.2.5 1个转子磁极上转动挡风板有撕裂。
5.2.6 17个磁轭副键存在外移现象。
经分析：厂家设计计算认为，磁轭分离转速为140%，在150%转速时，转子半径会增大约7mm，并且有1.5mm不可恢复，导致空气间隙变小1.5mm，实际变小值可能会更大，另外，磁极与磁轭之间单侧也有一部分间隙，造成了间隙再次减小，从而导致转动和固定挡风板磨擦。调整旋转转动挡风板，并更换有裂纹的挡风板，使静止间隙达到12mm，对定子挡风板磨擦部分进行修磨，去除炭化层，将碳粉清理干净后补刷9103漆，打紧磁极键，检查空气间隙值，检查后满足厂家要求。
对于主立筋与上磁轭挡风板径向存在一侧裂纹部位，因挡风板为三面焊接，不需要对其进行处理。
启动验收委员会现场研究认为，机组过速试验中出现的问题属设计范围内的正常情况，根据厂家意见对转动部件进行处理，并对机组进行全面联合检查后可以进行后续试验。水导瓦温异常升高原因分析
龙滩水电站首台机组试运行报告
水电七局龙滩机电安装项目部
行中，瓦基本上受力很小，反过来又说明上、下导轴承间隙分配得过大，现场也证明了这一点，上下导轴承的总间隙实际按0.80mm分配，的确有些偏大。
按上面的分析，可以得到这样的推论：由于转子质量不平衡的影响，同时上、下导轴承总间隙过大，使得上、下导轴承摆度加大，超过允许值，由于水导轴承存在，限制了上、下导轴承摆度的进一步增大，所以机组运行时，主轴在水导部位将形成蹩劲，随着时间的延长，水导轴领与轴瓦由原来的油膜润滑变成半干摩擦状态，造成瓦温逐渐升高。从现象上说，瓦温升高也是不均匀的，最高最低相差14℃，说明主轴旋转的时候，总在水导的一个方向上蹩劲，这个方向可能就是转子质量不平衡的反方向。因此水导瓦温度过高的真正原因并不是因为水导瓦间隙过小和各瓦间隙分配不合理造成的，也不是由于水导轴承的油循环和冷却效果不佳造成的（经过与设计部门沟通，水导外循环油泵的单台输油量只要达到194L/min就能满足要求，实际上现场配置的油泵输油量为233L/min，超过设计值，因此冷却效果和循环动力是足够的），而是存在其他的干扰力。实际上，原设计的水导瓦总间隙（0.70mm）是合理的，只要没有其他的干扰力，从理论上说不会引起水导瓦温度过高，现场处理时，一直把矛盾的焦点放在增大水导瓦间隙和增强冷却系统的效果上，还需要做进一步的探讨和研究。变转速试验
由于试运行中水导瓦温异常升高，经分析认为主要原因是转子存在质量不平衡引起，因此安排了一次机组变转速试验，以此验证转子是否存在不平衡，试验工况是在机组空转不加励磁电流的情况下，机组在对应频率45HZ、47.5HZ、50HZ、52.5HZ、55HZ等5个转速下停留5分钟，分别测量上导摆度、下导摆度、上机架水平振动、下机架水平振动等参数，经试验发现，变转速试验中，随机组转速的逐步升高，上导、下导摆度及上机架水平振动均逐步增大。在45Hz时，龙滩水电站首台机组试运行报告
水电七局龙滩机电安装项目部
试验时，上游水位319.4m，下游水位222.3m。
从机组摆度来看，上导摆度在210MW～290MW之间有小幅度的升高，最大摆度490m，其他负荷区间上导摆度在400～420m。水导摆度有同样的趋势，在210MW～280MW负荷之间摆度较大，最大有350m,在非振动区间水导摆度在150～200m，但水导摆度在10MW～70MW的小负荷区间也较大，摆度值在300～320m。而下导摆度在整个负荷区间保持在600～650m，达到了下导间隙的75%以上。
振动方面，机架振动与负荷关系并不大，上机架水平振动在70～80m，顶盖垂直振动整体也处于较小水平，100MW以下的小负荷区在60～70m，随负荷升高而有所减少，到300MW以上的负荷时，振动值是25～35m。定子外壳水平振动始终保持在100～110m，不随负荷变化而变化，已超出国标不大于30m的要求。
尾水压力脉动方面，测试时，机组运行水头为97m，在10～70MW小负荷运行时，尾水脉动在80～100kPa，超出运行水头的8%。随负荷升高，脉动值逐步降低，到300MW以上负荷时，水压脉动在30kPa以下。
第四篇：光伏电站启动试运行大纲 - 副本
1、总则
1.1 为确保并网发电启动试运行工作顺利、有序地进行，特制订本方案； 1.2 本方案仅适用于项目并网发电启动试运行；
1.3 本方案仅列出主要试验项目与试验步骤，相应试验的具体方法参见相应厂家技术文件；
1.4 本方案上报启动委员会批准后执行。
2、编制依据
2.1《电气装置安装施工及验收规范》 2.2 有关设备合同、厂家资料、设计资料
3、本次启动试运行的范围
本次启动试运行的设备主要包括：太阳能光伏板01#-20#方阵、01#-20#逆变器、01#-20#直流柜、01#-20#箱式变压器、电站35KV系统、监控系统、电能计量系统、厂用电系统、通讯系统等。
本次启动试运行的太阳能01#-20#方阵系统额定发电容量为1MWp。
4、试运行人员配备
试运行总指挥由项目经理担任，副总指挥由担任，由做技术负责、电工作业人员2人组成。对试运行人员要求以技工和有经验的青工为骨干，必须能够从事电气作业，试运行必须是专职的并持有有效证件，必须服从技术负责统一指挥。
试运行由技术员组织安全、技术交底，使试运行人员熟悉图纸、明确方法及安全文明施工要求，按试运行大纲和各归口部门要求进行。未接受交底人员不得进行启动试运行。
5、启动试运行前的检查
5.1 太阳能光伏板检查
5.1.1 太阳能光伏板已按设计及厂家要求安装完毕，设备完好；
5.1.2 太阳能光伏板与支架之间可靠固定，连接线已正确连接，接地可靠； 5.1.3 太阳能光伏板组串开路电压、短路电流均已测试完成，具备发电条件。5.2 汇流箱（01~20-HLX01~14）检查
5.2.1 汇流箱（01~20-HLX01~14）已按设计要求安装完毕，接线完成，接地良好； 5.2.2 各太阳能电池方阵的正、负极保险均已投入； 5.2.3 汇流箱（01~20-HLX01~14）输出开关在合位；
5.2.4各太阳能电池组串的开路电压满足并网要求（不超过最大输入电压：DC1000V）。
5.3 逆变器（01~20-NBQ01、02）、直流柜（01~20-ZLG01、02）检查
5.3.1 01#-20#逆变器（01~20-NBQ01、02）系统的所有设备已安装完毕并检验合格，接地系统良好；
54.3.2 01#-20#逆变器（01~20-NBQ01、02）系统的单体调试已完成，设备状态良好，具备启动试运行调试条件；
5.3.3 检查01#-20#低压直流柜（01~20-ZLG01、02）的各直流开关均在断开位置，测量各直流开关进线侧的开路电压满足并网要求（不超过最大输入电压：DC1000V）；
5.3.4 检查01#-20#低压直流柜（01~20-ZLG01、02）至逆变柜（01~20-NBQ01、02）之间的直流空开在断开位置；
5.3.5 检查逆变器（01~20-NBQ01、02）电网侧空开在断开位置。5.4 01#-20#箱式变压器（01~20-XB）检查
5.4.1 检查所有设备已安装完毕并试验合格，接地系统良好；
5.4.2检查35KV箱变（01~20-XB）高压侧负荷开关、低压侧断路器均在分闸位置。5.5 35KV系统检查
5.5.1 35KV开关柜（GY02、GY03）已安装完毕并试验合格，具备带电条件；
5.5.2 检查35KV各断路器在试验位，并在分闸状态，35KV母线PT（GY04）在投入位置； 5.5.3 35KV高压电缆已敷设安装完毕并试验合格，具备带电条件； 5.5.4 设备接地系统施工完成，接地良好。5.6 厂用电系统检查
厂用电设备已全部安装完工检验并试验合格，已接通电源投入正常工作；备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。5.7 照明系统检查
各主要工作场所（中控室、35KV开关室、逆变器室等）的照明系统已安装完毕并已投运正常运行。
5.8 电气二次系统检查
5.8.1 下列电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证其动作的准确性。（1）35KV操作回路；（2）厂用电系统操作回路；
（3）35KV箱变（01~20-XB）操作回路；
（4）逆变器（01~20-NBQ01、02）系统操作回路；（5）直流（01~20-ZLG01、02）系统操作回路；
5.8.2 35KV保护系统已安装调试完毕，电流、电压回路检查完毕，保护装置模拟试验动作均正常，保护定值已按设计定值整定。
5.8.3 监控系统已安装调试完毕，具备启动试运行条件。5.8.4 电能计量系统已安装调试完毕。5.9 其他
5.9.1 启动试验需使用的表计、试验设备等准备完毕并校验合格；
5.9.2 中控室、35KV开关室（GY02、GY03）、逆变器室（01#-20#）等重要部位配备必要的临时消防设备；
5.9.3 配备必要的电话、对讲机等通讯设施。
6、启动试验程序
6.1 35KV系统送电
6.1.1 合35KV光伏出线柜（GY06）开关，35KV站用变及消弧线圈室、出线高压电缆带电，检查变压器及高压电缆带电工作正常；
6.1.2 检查35KV出线断路器开关柜（GY06）高压带电显示正常；
6.1.3 将35KV出线断路器至工作位，现地合断路器，对35KV母线充电，检查断路器及35KV母线带电工作正常；
6.1.4 检查35KV母线PT（GY04）二次侧各支路电压幅值、频率、相位、相序均正常； 6.1.5 检查35KV各开关柜（GY02、GY03）上安装的各测控装置显示正确，各表计显示正确。
6.2 01#-20#箱式变压器送电
6.2.1 合箱变高压侧负荷开关，低压侧断路器在分闸位置；
6.2.2 将35KVⅠ、Ⅱ号进线柜（GY02、GY03）断路器小车摇至工作位，现地合断路器对箱变进行冲击试验，共冲击3次，每次间隔5分钟，冲击过程中注意观察箱变应工作正常，并记录冲击前、后变压器的温度；
6.2.3 最后一次冲击完成后，如无异常则断路器不分开，变压器带电运行，检查变压器测控装置显示正确，各表计显示正确。6.3 逆变器电网侧送电
依次合01#-20#箱式变压器低压侧断路器、逆变器电网侧空开，检查各设备带电正常，检查各测控装置及表计显示正确。6.4 逆变器并网调试
6.4.1 检查逆变器电网侧的线电压和频率是否满足逆变器并网要求（电网工作电压范围（V）：315/270, 电网工作频率范围：47HZ～52HZ），并检查测得数值是否与逆变器控制器显示的数值一致；
6.4.2 测量每一个汇流箱输（01~20-HLX01~14）出到1#-20#低压直流柜之间直流电压，检查直流电压是否符合并网要求（不超过最大输入电压：DC1000V）；
6.4.3先任意合上01#-20#低压直流柜到逆变柜之间的一个直流输出空开，再合上并网逆变器直流侧空开，在小功率情况下进行并网调试；
6.4.4 小功率并网成功后，检查35KV各相关电流互感器二次侧各支路的电流幅值、相位、相序并记录；
6.4.5 电流回路检查完毕后，再依次合上剩余的01#-20#低压直流柜到逆变柜之间的所有直流输出空开，进行大功率并网调试； 6.4.6 记录设备运行的各种数据；
6.4.7 进行逆变器正常开停机、事故停机及紧急停机等各项试验，验证各项控制功能的正确性。7、240h试运行
7.1 完成上述全部试验内容并经验证合格后，系统即具备并网240h试运行条件； 7.2 试运行根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数； 7.3 240h试运行结束后，检查处理试运行中发现的所有缺陷。
8、启动试运行安全措施
8.1 各主要部位应清洁无杂物，各部位通道畅通，各孔洞盖板封堵完毕。无关人员不得进入现场；
8.2 启动前应对参加启动试运行的工作人员进行安全及技术交底。做到分工明确，责任到位。各监测人员应集中精力，根据要求进行测量并加强巡视。启动或运行时发现异常情况要及时报告。值班人员和监测人员不得擅离岗位；
8.3 为保证启动试运行过程通讯畅通，配备4部无线电对讲机；
8.4 所有试验项目进行前必须获得总指挥批准，完成后应及时报告总指挥； 8.5并网试验须经调度批准后进行；
8.6 加强现场保卫工作，闲杂人员不得在试验场所逗留，严禁乱动光伏板、开关等设备； 8.7 电站内对各系统有影响的其他工作必须停止，待系统停止工作时后方进行。
第五篇：机组启动试运行试验大纲(电气修改)
云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
罗松场河一级水电站1#发电机组启动试运行试验大纲
1.总纲
1.1 本大纲根据设计与厂家的技术文件、部颁相关规程，结合机组安装具体情况, 严格按照《水轮发电机组启动试运行规程》编制。适用于罗松场河一级水电站1#机组（以下简称1#机）及其附属设备的启动试运行试验。
1.2 1#机启动试运行应在启动委员会领导下，由项目部组织专门机构负责进行。
1.3 1#机启动试运行应在引水系统的水工建筑及金属结构经检查，设计、施工、安装、检测等原始资料及竣工图纸经审查批准后进行。
1.4 1#机启动试运行应在二台球阀、1#机及附属设备、主变及高压配电装置、二次控制、保护设备经安装、调试竣工，质量经鉴定验收，安装和试验记录经审查批准后进行。
1.5 35KV设备经安装验收合格，通讯畅通。相应二次测量、控制、保护设备调试合格，整定值按电网要求整定，质量经鉴定验收，安装、试验经审查批准后进行。
1.6 试运行中的试验项目须详细记录，作出结论。通过试运行，启动委员会应编制1#机及相关设备的验收合格证书，作为机组并网投产的依据。
1.7 试运行期间，大坝水位应保持蓄水状态，试运行前关闭冲砂孔闸门蓄水。1.8 试运行组织机构、工作人员名单经启动委员会批准后上岗。
2.水轮发电机组启动试运行前的检查
2.1 充水前应作下列检查，并作好相应记录。2.1.1.引水系统的检查
2.1.1.1.进水口拦污栅应安装调试完工并清理干净检验合格。
2.1.1.2.进水口及闸门门槽已已清扫干净检验合格。全部闸门及启闭装置已安装完工,在无水情况下手动、自动操作均已调试合格,启闭情况良好,启闭时间应符合设计要求。检修及工作闸门处于关闭状态。
2.1.1.3.压力管道、蜗壳及尾水管等过水通流均已检验合格清理干净。测压头已安装好,测压管阀门、测量表计均已安装。伸缩节间隙应均匀,盘根有足够的紧量。所有进人孔的盖板均已严密封闭。
2.1.1.4.球阀及旁通阀已安装完工调试合格,启闭情况良好,处于关闭状态。油压装置及操作系统已安装完工检验合格,油泵运转正常。
2.1.1.5.支管上下弯管至球阀段、转轮室及尾水管已清扫干净。2.1.1.6.上下喷针启闭情况良好并处于关闭位置。
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2.1.1.7.电站前池、技术水池水位测量系统安装调试合格,水位信号远传正确。2.1.2.水轮机检查
2.1.2.1.水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格,喷嘴上下弯管与转轮室已检查无遗留物。
2.1.2.2.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位已调试,各整定值符合设计要求。
2.1.2.3.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。喷针最大开度和关闭后的严密及压紧行程已检验符合设计要求。折向器信号及其他喷针保护装置检查试验合格。
2.1.2.4.各测压表、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完工,管路线路连接良好,通流通畅、管路中杂物已清除干净。
2.1.2.5.尾水射流补气装置已安装完工并处于关闭状态。2.1.2.6.水轮机操作系统应具备如下条件:
①.操作系统设备已安装完工、检验合格。操作系统油压和油位正常,透平油化验合格。电气操作柜各表计指示与实际相符,各传感器及阀门均已整定符合要求。
②.进行现地和远主操作试验,操作回路正确,喷针阀动作灵活可靠。2.1.3.发电机检查 2.1.3.1.2.1.4.调整系统的检查 2.1.5励磁系统的检查 2.1.6.油、水、气系统的检查 2.1.7电气一次设备的检查 2.1.8.电气二次回路的检查 2.2 充水前应满足充水条件
2.2.1 前池、压力钢管、蜗壳、尾水管等进水通道全部工作结束，进人孔（门）已封堵，尾水渠清淤完毕。
2.2.2 进水口、压力前池闸门及启闭设备经安装、调试，现场及远方启闭操作试验符合要求，均处于正常关闭位置。
2.2.3 1、2 # 机球阀、旁通阀及油压装置安装调试结束，经验收合格，处于全关位置，保持正常油压，投入锁锭。
2.2.4 1、2 # 机钢管、喷针放空阀安装完毕，处于关闭位置。2.2.5 压力钢管及球阀测压表计安装完毕，测计准确。2.2.6 压力钢管排气孔及尾水补气管应畅通无阻塞。
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2.2.7 由于条件所限，先断开41B和42B厂用变低压侧断路器，并断开联络断路器，悬挂41B断路器、42B断路器、联络断路器禁止合闸标志牌，由原临时施工电源继续供电至厂用电屏，并增加一路临时备用电源至厂用屏的接线，在试运行期间应严格限制其它非厂用负荷，保证临时电源的可靠性，保证厂用电的电源。
2.2.8 1#机处于正常停机状态。
2.3.大坝水位在蓄水状态，开启进水口闸门充水。
2.3.1 确认前池快速闸门处于全关位置，打开大坝取水口闸门0.15~0.2米，缓慢向沉砂池充水。
2.3.2 充水过程中进水口设专人监视，并巡回检查隧洞等水工建筑承压情况及渗漏情况。
2.3.3 引水渠道、前池平压后，在静水中进行工作门的启闭操作试验，记录开启和关闭时间，试验完，闸门提至全开。
3.压力钢管充水试验
3.1 压力钢管充水分十（一级为10m,二级为110m,三级为200m,四级为270m,五级为340m，六级为400m，七级为500m，八级为660m，九级为充水平压）级进行，每级稳压观察不少于30min。
3.2 开启前池进水闸门50~80mm，缓慢向钢管充水，充至第1级10m，关闭进水闸，稳定后再开进水闸门进入第2级，记录每级充水时间。
3.3 各级监视钢管伸缩节、1、2号机球阀密封、旁通阀的承压渗漏情况，监视厂内测量表计指示应正常。
3.4 钢管充水平压后，静水中进行现地及远方对进水闸门的启闭操作试验，记录开启和关闭的时间，动作正常后，进水闸门提至全开。
3.5 埋管充水过程中，对每个级段充水均测记压力及渗漏情况，检查焊缝及紧固伸缩节压紧螺栓。
3.6 充水中应巡回检查、各伸缩节、支、镇墩、厂内、后边坡均正常无渗漏。第一次充水后,引水明渠、压力前池及压力钢管均应放空检查清理,然后方可进行第二次充水。
4.机组充水试验
4.1 机组充水是1#机启动试运行正式开始，必须检查确认具备下列条件： 4.1.1 确认1#，2# 机球阀、旁通阀全关无渗漏，锁锭投入；操作油压正常，油质化验合格；电源正常投入，表计、信号指示正确。
4.1.2喷针开关操作正常，处全关位置，进人门（孔）关闭。4.1.3 确认尾水渠清淤完毕。
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4.1.4 确认水轮机导水机构全关，接力器锁锭投入。导油槽油位正常，油质合格。冷却器经充水试验无渗漏，前盖、主轴密封自流排水畅通。
4.1.5 水机各测压管道畅通，测量表计指示正确，安全可靠。
4.1.6 确认调速系统手、自动开停机，事故停机操作正确、可靠，调速器、接力器、导水机构三者联动动作灵活平稳，满足机组启动运行要求，处正常停机状态。
4.1.7 调速器油压装置油泵手、自动运行正常，压力、油位正常，油质合格。表计、阀门按要求整定，漏油装置使用正常。油系统管路、阀门各处无渗漏，交直流电源正常投入。
4.1.8 发电机机坑内部清洁，无任何遗留工具和杂物。油槽油位正常，油质合格。制动闸投入，机组正常停机待令。
4.1.9 高低压气机投入正常使用，1#机气系统充气压力正常，无渗漏，与2#机连通气管已关闭。
4.1.10 技术供水池已充水，供水泵投入正常，机组冷却水系统经试验满足机组运行要求，闸阀、管路无渗漏。
4.1.11 厂内外排水管路畅通，排水能力满足要求。
4.1.12 确认1#机电气一次设备，升压站经安装、试验完工，满足机组运行要求。
4.1.13 确认升压站电气设备、1#机及公用部分电气二次设备、水机保护、自动操作及信号回路均联动模拟试验动作正确可靠。
4.1.14 试运行正常后，可经主变倒送电，通过35KV母线带42B供厂用电，在400伏侧，由运行人员手动切换。应确保安全可靠。
4.1.15 设计的消防水系统取发电尾水水源所供技术供水池，应具备水源可靠，所有消防管路、器具均已具备安全使用条件，对现有灭火器进行检查，确保厂内消防设施完善。
4.1.16 完善厂内工作照明，通讯设施投入正常使用，试运行指挥、联络信号完善。
4.1.17 厂内场地已清理，交通道路畅通，清洁卫生满足运行要求。4.1.18 试运行组织机构健全，人员分工明确，全额到岗。4.2 蜗壳充水
4.2.1 打开球阀的旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳进水至平压的时间，监视蜗壳压力的上升。
4.2.2 检查球阀、旁通阀组合面及伸缩节的渗漏情况。4.2.3 观察主轴密封、前盖自流排水有无变化。
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4.2.4 蜗壳充水到平压后，静水现地操作开关球阀试验，检查活门动作灵活与平稳，记录开关时间。再作机旁自动操作启闭试验，确认试验满足要求，球阀置全开位置，投入锁锭，旁通阀关闭。
5.机组空载运行试验
5.1 确认机组充水试验中出现的问题已经处理完结，充水处于正常状态，作好了机组启动的准备。
5.1.1 主机周围及各层场地清理干净，吊物孔封堵，通道畅通。通讯指挥信号投入使用，运行试验人员已进入岗位。
5.1.2 外接测量仪器仪表已接线正确，调整就位，确认指示正确。5.1.3 各部轴承冷却水投入，水压正常，润滑油位正常。调速器油泵投入自动，压力正常。
5.1.4 发电机出口断路器手车处于试验断开位置，断路器外侧三相短路接地。
5.1.5 发电机电气保护退出，球阀、水机控制保护信号回路、测温系统投入。5.1.6前池水位、球阀水压值、各部轴承温度值均记录无误。
5.1.8 发电机空气间隙无遗留杂物，转子滑环碳刷已拔出，并绑扎牢固。5.1.9手动加入轴承润滑油使瓦面形成油膜，制动闸全部落下。5.2 首次手动启动试验
5.2.1 手动拔出导叶接力器锁锭。
5.2.2 确认各部位正常后,手动开启导叶,机组启动，缓慢升速至50%，停留约1分钟，如无异常，则升速至额定值，记录机组启动和空载开度。
5.2.3 维持机组额定转速下稳定运行，监测和记录下列数据。a.测记水导、发导、滑环摆度，轴承、定子的轴向、径向振动。b.监视发导、水导、轴承瓦温、每5分钟记录一次温度。监视各油槽油位应正常，无甩油、渗油。
c.检查记录球阀、喷针、水机密封渗漏情况。d.测记发电机残压、相序。
e.测量轴承，定子机座的振动值。如果振动值超标,应考虑做转子动平衡试验。
f.用外测频仪精确测定机组转速，校验调速器频率显示及转速信号装置。5.2.4 机组空转条件下，调速系统的初步检查。
a.检查电磁阀、主接力器活塞的振动应正常，频率给定调整范围应符合要求。
b.进行手动和自动切换时，接力器应无明显摆动。自动调节时，机组转速
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相对摆动值不应超过额定转速的±0.15%。
c.记录油压装置手动和自动状态油泵打油时间及工作周期。
d.进行调速器空载扰动试验（并要明确应符合的要求）,手动停机及停机后的检查。
5.2.5.机组空转运行状态下，各项试验与检查结束，轴瓦温度稳定，机组运行正常的条件下，进行机组过速度试验。
a.将转速信号装置115%和140%的接点从水机保护回路解除。
b.机组手动升速至115%额定值，调校接点接通后，继续升速至140%额定值，在设计保护整定值下调整接点接通，迅速手动降速至额定值。
c.试验中监视记录各部摆度、振动、温升、转速的最高值，密切监视机组各部、调速器、油压装置应无异常。
5.2.6 机组手动停机试验
a.以手动方式均匀关闭导叶，记录导叶关至0位到转速降至35%额定值的时间，校准转速继电器35%接点，手动投入制动。
b.记录制动开始到机组完全停稳的时间，解除制动，检查风闸落下情况，投入接力器锁锭。
5.2.7 停机后的检查和处理
a.全面检查机组转动部分螺丝、销钉、锁片、键、磁极引线等有无松动异常，焊缝有无开裂、脱落异状。
b.检查发电机前、后挡风板、挡风环、转子风扇有无松动、螺钉脱落异状。c.检查制动闸板磨损情况及动作的灵活性。d.检查各油槽油位及浮子继电器接点是否正常。
6.自动开机及发电机短路升流试验
6.1 试验前应具备的条件
6.1.1 在1#发电机出口断路器内侧装设三相短路线，跳开发电机出口断路器，并使手车处于试验断开位置；2#发电机出口断路器手车处于试验断开位置。
6.1.2 调速器手、自动切换置“自动”位，功给置“空载”位，频给置“额定”位，调速器的参数选定空转最佳位置。
6.1.3 转速信号装置115%、140%接点联线已恢复。调速器主令开关“空载”接点已根据手动运行的开度校准，根据手动停机，机组制动投入到机组停稳的时间，整定时间继电器。
6.1.4由外接直流电源提供主励磁电源。
6.1.6 确认发电机电流二次回路接线正确，接点接触良好，CT备用二次线圈短接良好。
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6.1.7 装入转子集电环的碳刷，并检查每个碳刷的接触面不得少于75%。6.1.8发电机保护退出，水机各保护投入，励磁控制及信号回路、FMK合闸电源投入。
6.1.9 测量并记录定子线圈及铁芯的原始温度。6.2 自动拔出接力器锁锭，上位机操作自动开机。
6.2.1 记录中控室发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。6.2.2 监视自动化元件及电液调速器的动作情况。
6.2.3 监视冷却水、轴瓦温升、机组油槽油位等运行工况。6.2.4 机组空转运行，待轴瓦温度稳定后，进行发电机短路升流。6.3 发电机短路升流试验 6.3.1 发电机短路升流
a.手动合灭磁开关。手动升流至25%IH，检查发电机各电流回路的准确性和对称性。
b.继续升流至50%IH，绘制发电机继电器保护及测量表计电流向量图，检查各测量表计指示的一致性，测差动继电器差电势、差电流。
c.升流至100% IH，测量发电机轴电压，检查碳刷、集电环的接触工作情况。e.发电机IH下跳灭磁开关，检查灭磁情况，求取灭磁时间常数。
6.3.2 发电机短路干燥
a.干燥前测量定子及转子绕组对地绝缘电阻和吸收比，若不满足（GB8564-88）规范要求，须进行干燥。
b.短路干燥用控制定子电流的办法控制温升的速率5~8℃/h，最高不超过75℃，定子电流不大于50%IH。
c.干燥过程每8小时测量一次绝缘电阻和吸收比，绝缘电阻稳定8小时可停止干燥，以速率8~10℃/h降温，降温到40℃时停机。
6.3.3 短路干燥期间进行调速器空载扰动试验，扰动量±8%周波，测定转速最大超调量、超调次数、转速摆动次数、调节时间等。接力器活塞摆动周期，选取调速器调整最佳参数。
6.3.4 短路干燥完毕，中控室操作自动停机联动关闭球阀试验。人员明确分工，监视各部自动化元件动作及停机全过程。
7.发电机升压和发电机带主变及高压配电装置升压试验
7.1 试验前应准备的条件
7.1.1 短路试验停机后，对机组及附属设备、高压配电装置一次设备、二次控制保护设备全面检查，发现的问题处理正常。
7.1.2 拆除短路试验所装设三相短路线，110KV及35KV断路器、隔离刀闸、云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部
接地刀闸投切位置符合该项试验措施要求。
7.1.4 发电机、主变、母线、线路保护、控制、信号回路均投入，励磁调节器二次控制、信号回路投入，6KV、35KV、110KV电压互感器二次回路投入，检查二次保险完好，接触可靠。
7.2 自动开机，机组运行正常后，测量各互感器二次残压，检查对称性正常，进行发电机升压试验。升压分30%UH、60%UH、100%UH三档进行。
7.2.1投入励磁主电源，机旁手动合FMK，手动起励，发电机升压至30%UH，检查以下各项：
a.发电机一次母线、断路器、励磁变、电压互感器等一次设备带电运行正常。b.机组运行摆度、振动、温升应正常，滑环碳刷接触良好。
c.测量电压互感器二次侧相序、相位、电压值及测量继电器电压端子电压值应正常，电压测量表计指示一致。
7.2.2 继续升压至60%UH，检查项目同8.2.1条。
7.2.3 在发电机额定转速下，升压至额定。检查低电压继电器的工作情况，各测量表计的指示应一致，测量机组各部的摆度和振动，测量记录发电机轴电压。
7.2.4 将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线。当发电机励磁电流升至空载额定值，测量定子最高电压。
8.2.5 分别于定子50%UH、100%UH下，跳开灭磁开关检查灭弧情况，录制示波图，求取灭磁时间常数。
7.2.6 发电机空载下励磁调节器的调整试验。a.励磁调节器起励，现地和远方操作均正常可靠。
b.发电机空载下应在70%~110%UH范围内调节，平滑稳定。手动单元调节下限不高于20%UH，上限不低于110%UH。
c.测量励磁调节器开环放大倍数值。
d.检查励磁调节器投入，上、下限调节、手自动切换、带调节器开停机等工况下的稳定性和超调量。在阶段性干扰信号±8%时，发电机电压超调量不大于10%UH，振荡次数不超过2~3次，调节时间不大于5秒。
e.带调节器发电机电压与频率特性测定，频率变化±1%，电压不大于±0.25%UH。
f.调节器应进行低励限制、空励限制、断线、过电压、均流等保护的调整试验。模拟保护动作应正常。
7.2.7 发电机升压试验结束，降电压至最小值，跳开灭磁开关，退出励磁主电源，模拟机组过速事故停机。
7.3 发电机带主变及高压配电装置升压试验。
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7.3.1 全面检查6KV发电机电压设备、主变、110KV、35KV高压配电装置带电部分相间及对地之安全距离符合规范要求。
7.3.2 确认110KV及35KV各断路器、隔离刀闸、接地刀闸投切位置符合试验措施要求；主变低压侧断路器手车在断开位置；主变高压侧开关在断开位置，主变中压侧开关在断开位置，检查6KV母线PT、35KV母线PT、110KV母线PT二次保险完好，接触可靠；检查6KV、35KV、110KV各侧CT二次电流端子连接牢固，短接良好。
7.3.3 机组不带励磁自动开机正常后，合发电机出口开关、主变低压侧开关。投励磁主电源，合灭磁开关手动起励，升压分40%、75%、100%UH三档进行，在每一档下检查主变等一次设备的工作情况。
7.3.4 每一档下检查二次电压回路及表计指示、同期回路的电压值及相序相位。额定电压下进行同期回路各同期点的手准模拟试验。试验完毕，跳开主变低压侧断路器。
7.4.2 确认主变中性点接地刀闸投入，确认主变保护、控制、信号回路投入。7.4.3 合主变低压侧断路器，对主变冲击3次，间隔10~15分钟，检查主变压器应无异状，主变差动保护及瓦斯保护应不动作。
7.4.5 试验结束，模拟主变保护动作事故停机。
8.1#机与系统并列及带、甩负荷试验
8.1 1#机组空载并列试验。
8.1.1 检查同期回路，确认接线正确无误。
8.1.2 自动开机，运行工况正常，调速器、励磁调节器处于自动位置。自动合FMK，自动起励，发电机带主变升压至额定。
8.1.3 选择主变高压侧开关为同期点，以手准方式并列。进行模拟并列试验，确定手准同期工作的可靠性。
8.1.4 与电网联系，申请并网，正式进行并列，并列成功，让机组带轻负荷。8.2 1#机带负荷运行试验
8.2.1 机组有功负荷按20%、40%、60%、80%、100%逐步增加。避开振动区，每阶段停留1-2小时。
a.观察检查各仪表指示及机组各部位运转情况，尤其注意定子温升及冷却水投入的情况。
b.密切与大坝管理所联系，注意坝前水位、蜗壳压力变化，保证机组运行于设计水头。
c.检查各种负荷下，尾水补气装置的工作情况。
d.观察在加负荷时有无振动区，记录振动范围，测量轴承、定子等振动量
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值，必要时进行人为补气试验。
8.2.2 机组带负荷下，励磁调节器试验。
a.发电机有功功率分别为10%、50%、90%PH下，按要求调整无功功率从零至额定值，调节应平稳，无跳动。
b.有功功率为10%、50%、90%PH下，检查自动励磁调节器各限制器及保护整定的正确性。
8.2.3 机组突变负荷试验
根据系统许可，使机组突变负荷，其变化量不大于15%PH，记录机组转速、蜗壳水压、尾水压力脉动、接力器行程和功率变化的数值，检验调速器负荷工况的最优调节参数。
8.3 1#机甩负荷试验
8.3.1 甩负荷试验前应具备的条件
a.调速器参数选择在空载扰动试验所确定的最佳值。
b.准备并调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速、接力器行程等监视仪表。
c.确认所有继电保护及自动装置、控制、信号均已投入。d.自动励磁调节器的参数选择最佳值。
e.试验指挥通讯系统完善，信号明确，并模拟试验，让所有工作人员清晰明白。
8.3.2 机组甩负荷试验在25%、50%、75%、100%PH下进行，录制甩负荷过度过程各参数变化曲线。
8.3.3 在每档突甩负荷情况下，监视励磁调节器的稳定性和超调量，最后一次甩100%额定满负荷时，电压超调量不能大于20%UH，震荡次数不超过3~5次，调节时间不大于5秒。
8.3.4 机组突甩负荷时，监视调速系统调节性能。校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率、机组转速上升率均应符合设计要求。
8.3.5 突甩100%负荷，调速器的动态品质应达到下列要求： a.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.从接力器第一次向关闭方向移动起至机组转速摆动值不超过±0.5%为止，所经历的时间不超过40s。
c.转速或指令变化，接力器不动时间不大于400ms。
9.额定负荷下，进行调速系统、机组下列试验：
9.1 调速器低油压关闭导叶试验。
a.将油压装置接点压力表事故下降接点调至12Mpa，切除油泵主电源，用
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排油降低油压至12Mpa，启动事故停机关闭导叶。
b.监视事故下降接点接通、集油箱油位及蜗壳水压上升、尾水压力脉动等情况。
10.以上项目试验结束，机组停机检查，进行72h带负荷连续试运行。
10.1 检查处理试运行中所发现的设备缺陷及存在的所有问题。
10.2 是否排空隧道、压力钢管、蜗壳内积水，检查水工建筑、压力钢管、机组过流部分和排水系统的情况，由启动委员会根据具体情况决定。
11.停机检查处理工作结束，根据电厂正式运行值班制度，开机、并网，开始72小时带负荷连续试运行。
72小时试运行结束后,应进行机电设备的停机全面,消除并处理72小时试运行中所发现的所有问题,等全部处理完善后,方可开机进行交接验收。
云南明通建设监理罗松场河一级水电站项目监理部
二○○八年六月二十日
（备注：2#机单机同理）
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