电站试运行程序（5篇范例）

第一篇：电站试运行程序

***公司

—***水电站

水轮发电机组启试运行程序

批准：

审核：

编制：

***公司

二O一二年十一月

动

目

录

一、总则...............................................................................................................3

二、机组启动试运行前的检查...........................................................................3

（一）引水系统的检查........................................................................................................3

（二）水轮机的检查............................................................................................................4

（三）调速系统检查............................................................................................................4

（四）发电机的检查............................................................................................................4

（五）励磁系统的检查........................................................................................................5

（六）油、气、水的检查....................................................................................................5

（七）电气一次设备的检查................................................................................................5

（八）电气二次设备的检查................................................................................................6

三、机组充水试验...............................................................................................7

（一）尾水管充水................................................................................................................7

（二）压力管和蜗壳充水....................................................................................................8

（三）充水平压后的观测检查和试验................................................................................8

四、水轮发电机组空载试运行...........................................................................8

（一）、开机前的准备........................................................................................................8

（二）、首次手动开机........................................................................................................9

（三）、机组空载运行下调速系统的试验........................................................................9

（四）、手动停机及停机后的检查..................................................................................10

（五）、过速试验..............................................................................................................10

（六）、自动开机试验......................................................................................................10

（七）、自动停机试验......................................................................................................10

（八）、发电机升流试验..................................................................................................11

（九）、发电机升压试验..................................................................................................11

（十）、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验..................................................11

（十一）、电力系统对主变压器冲击合闸试验..............................................................11

五、机组并列及负荷试验.................................................................................12

（一）机组并列试验..........................................................................................................12

（二）机组甩负荷试验......................................................................................................12

（三）机组带负荷试验......................................................................................................12

六、72小时带负荷连续试运行........................................................................12

七、机组移交.....................................................................................................12

八、附件.............................................................................................................13

一、总则

1、***水电站水轮发电机组启动试运行程序内容包括与机组有关的电气设备的起动、调整试验等项目。

2、机组试验项目是根据《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T8564-2003）、《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507-2002）所规定的试验及设备生产厂家技术要求制订；如有临时增加试验项目需取得机组启动委员会同意，才能进行试验。

3、机组启动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正常并网运行创造条件；对机组启动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除。

二、机组启动试运行前的检查

（一）引水系统的检查

1、流道、集水井、各廊道等水工建筑物应符合设计要求，所有杂物应清理干净。

2、引水系统的排水设施，包括管道、阀门、排水泵等必须处于能正常工作状态。

3、机组所有的油、水、气系统全部安装调试完毕，符合规程和设计要求，测量表计指示正确。

4、厂内的消防设施满足要求。

5、油压装置安装完毕，已完成充水前应做的调整和试验，且符合设计要求。

6、调速器安装调试完毕，导叶开关时间及协联关系符合设计要求。

7、机组所有部件全部安装完毕，所有销钉、螺栓、螺母等已装齐全并全部紧固，牢固、可靠。

8、各转动部分间隙符合厂家的设计要求，机组内部 已清扫干净，并经检查无遗物。

9、各油箱、油槽油位正常；油泵已调试，工作正常。

10、高压油泵，油压调整完毕，工作正常。

11、刹车制动闸灵活可靠。

12、低压空气压缩机已调试合格，贮气罐及管路无漏气，各压力表计、减压阀、安全阀工作正常，整定值符合设计要求。

13、发电机冷却水供水调试完毕，要求无渗漏，压力值达到设计要求。

14、与试运行有关的各种电气设备均安装完毕，按要求试验合格。

15、所有二次回路绝缘合格，各保护回路均已调试完毕，回路经总模拟试验，动作正确。电流、电压回路均经检查接线正确。

16、全厂接地工程施工完毕，接地电阻经测量符合设计要求。

17、全厂临时电源安全可靠，临时照明布置合理，光线充足。

18、厂内外及中调、地调的通信电话应畅通（中控室与操作层等）。

19、非本台机组运行需要的电气设备已做好防误送电隔离措施。

（二）水轮机的检查

1、水轮机转轮及所有部件已安装完工检查合格，施工记录完整，上下止漏环间隙、转轮与转轮室间隙已检查无遗留物。

2、真空破坏阀已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。

3、主轴工作密封与检修密封已安装完工，经检验检修密封无渗漏。已调整工作密封水压至设计规定值。

4、水导轴承冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试，各整定值符合设计要求。

5、导水机构以安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁定。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。剪断销剪断信号及其他导叶保护装置检查试验合格。

6、各测压表计，示流计、流量计、摆度、振动传感器计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。

7、尾水射流补气装置已安装完工并处于关闭状态，确认尾水不会倒灌，水轮机大轴自然补气处于开启状态。

（三）调速系统检查

1、调速系统及其设备已安装完工，并调试合格。油压、油位正常，各部表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。

2、油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。

3、由手动操作将油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均无渗漏现象。

4、调速器电调柜已安装完工并调试合格，电气—机械/液压转换器工作正常。

5、调速器锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。

6、进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器及导水机构联动操作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示等三者的一致，导叶开度与接力器行程的关系曲线，符合设计要求。

7、事故停机阀等均已调试合格，紧急关闭时间初步检查导叶全开到全关所需时间，符合设计要求。

（四）发电机的检查

1、发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无杂物。

2、导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压已调试，整定值符合设计要求，推力外循环油冷却系统工作正常。

3、发电机转子集电环、碳刷等已检验，碳刷与集电环接触良好并调试合格。

4、发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前制动系统处于手动制动状态。

5、发电机的空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通无阻。阀门集管路无渗漏水现象。

6、测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器、气隙监测装置、局部发电监测仪等均仪安装完工，调试、整定合格。

（五）励磁系统的检查

1、励磁电源、变压器、仪表安装完工，试验合格，高、低压端连接线与电缆检验合格。

2、励磁系统盘柜、仪表安装完工检查合格，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、灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求，动作灵活可靠。

5、励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。

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。

（六）油、气、水的检查

1、冷却水系统已调试合格，工作正常。

2、机组冷却水供水过滤器及供水管路，进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门、接头均已检查合格，压力表(或压力信号器)、示流信号器(流量计)、温度计等自动化元件已检验合格。

3、厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。水泵手、自动工作正常，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。

4、全厂透平油、绝缘油系统已投入运行部分能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。

5、空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。压气系统已经投运，处于正常状态。

6、各管路、附属设备已涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。

7、各管道系统已安装，调试、检查完毕，管道及阀门无渗漏现象。

（七）电气一次设备的检查

1、发电机主引出线、机端引出口处的电流互感器等设备已安装完工检验合格。中性点引出线及电流互感器、中性点消弧线圈(或中性点接地变压器、电阻)均已安装并调试合格。

2、发电机断路器、隔离开关、电制动开关等已安装检验合格。

3、发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。

4、主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，具备带电试验条件。

5、相关厂用电设备已安装完工检验并试验合格，已投入正常工作。备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。

6、与本机组发电及送出有关的高压配电装置已安装完工并检验调试合格。

7、全厂接地网和设备接地已检验，接地连接良好，接地测试井已检查。总接地网接地电阻和升压站的接触电位差、跨步电位差已测试，符合规定值的要求。

8、厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检查合格。事故照明已检查合格，油库、变压器室等防爆灯已检查合格。

（八）电气二次设备的检查

1、机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，检查合格，电缆接线正确无误，连接可靠。

2、计算机监控系统的机组现地控制单元、全厂开关站控制单元、进水口工作闸门控制单元、公用设备控制单元等已安装完工，并与被控设备调试合格。中央控制室的全厂集中监控设备如返回屏、控制台、计算机监控系统及不间断电源等设备均已安装完工检验合格。

3、直流电源设备已安装完工检验合格，并投入工作正常；逆变装置及其回路已检验合格。

4、下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，已验证其动作的正确性、可靠性与准确性： a)进水口闸门自动操作回路。b)厂用电设备操作回路。

c)机组自动操作与水力机械保护回路。d)发电机励磁操作回路。

e)发电机断路器、电制动开关操作回路。f)直流及中央音响信号回路。g)全厂公用设备操作回路。h)同期操作回路。i)备用电源自动投入回路。

j)各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路。

5、电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查之后，下列继电保护回路应进行模拟试验，验证动作的准确性：

a)发电机继电保护与故障录波回路。

b)主变压器继电保护与故障录波回路。c)高压配电装置继电保护回路。d)送电线路继电保护与故障录波回路。e)厂用电继电保护回路。f)其他继电保护回路。g)仪表测量回路。

6、厂内通信、系统通信及对外通信等设施均已安装调试完毕，检查合格，回路畅通，准确可靠，能够满足电网调度、远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。

（九）消防系统及设备的检查

1、与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门验收。

2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，压力满足设计要求。

3、电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆穿越楼板、墙壁、竖井、盘柜的孔洞及电缆管口已可靠封堵。

4、按机组启动试验大纲要求的临时性灭火器具配置已完成。

以上各项确认全部已达到具备充水条件即可进行机组充水试验。

三、机组充水试验

（一）充水条件

1、充水前应确认进水口工作闸门处于关闭状态。确认蝴蝶阀处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。

2、充水前必须确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。

3、与充水有关的各通道和各层楼梯照明充足，照明备用电源可靠，通信联络设施完备，事故安全通道畅通，并设有明显的路向标志。

（二）尾水管充水

1、利用尾水倒灌方式向尾水管充水，在充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封测压系统管路。

2、记录测压表计的读数。待充水至与尾水平压后，提起尾水闸门。

（三）压力管和蜗壳充水

1、打开进水口闸门充水阀，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查管道充水情况，检查钢管伸缩节的漏水情况。小开度打开工作闸门，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水情况，待压力管道充满水后，再将工作闸门全开。

2、检查钢管伸缩节、蜗壳进人门、水轮机顶盖、导水机构、主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况。观察各测压表计及管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。

3、充水过程中，检查压力管道通气孔的排气是否畅通，同时注意使蜗壳中的积气排出。

4、蜗壳平压后，记录压力钢管与蜗壳的充水时间。

（四）充水平压后的观测检查和试验

1、进水口闸门进行启闭试验，闸门启闭应可靠。

2、蜗壳充满水后，记录开启和关闭时间。

3、压力管充满水后对水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。

4、操作机组技术供水系统管路各阀门设备，检查技术供水系统各设备的工作情况。

四、水轮发电机组空载试运行

（一）、开机启动前的准备

1、主机周围各层场地已清理干净，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，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、各部冷却水、润滑水投入，水压、流量正常，润滑油系统、操作油系统工作正常，各油槽油位正常。

4、渗漏排水系统、压缩空气系统按自动方式运行正常。

5、上下游水位、各部原始温度等已记录。

6、调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：

a)油压装置至调速器主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；油压装置处于自动运行状态。

b)调速器的滤油器位于工作位置。

c)调速器处于机械“手动”或电气“手动”位置。d)调速器的导叶开度限制位于全关位置。e)调速器的速度调整机构位于额定转速位置。

7、与机组有关的设备应符合下列要求：

a)发电机出口断路器断开，或与主变压器低压侧的连接端应断开。b)发电机转子集电环碳刷已研磨好安装完毕，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)外接标准频率表监视发电机转速。f)电制动停机装置短路开关处于断开位置。g)发电机灭磁开关断开。

h)机组现地控制单元已处于工作状态，已接入外部调试检测终端，并具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。

（二）、首次手动开机

1、退出接力器锁定，手动开启机组导水叶，使机组启动，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无摩檫或碰撞情况。

2、确认各部正常后，手动打开导叶，当机组转速升至50％ne时，暂停升速观察各部运行情况，无异常后升至额定转速，记录机组在此水头（上、下游水位）下的启动开度和空载开度。校验电气转速表应位于100％位置。

3、由专人负责监视轴承温度、摆度、振动、转速和水压等。记录各部分轴瓦的温度，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置。

4、观察机组各部位有无异常现象。如发现金属碰撞声、水轮机室窜水、瓦温突然升高、机组摆度、振动过大等不正常现象应立即停机。

5、测量发电机残压及相序，相序应正确。

6、测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应满足厂家设计规定值。

7、测量、记录机组各部位振动。

8、打磨发电机转子集电环表面。

（三）、机组空载运行下调速系统的试验

1、检查调速器测频信号应正常。进行调速器手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。

2、空载扰动试验应选择适当的调节参数，使之满足以下要求： a、扰动量一般为± 8％。

b、转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％。

c、超调次数不超过两次。

d、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。

（四）、手动停机及停机后的检查

1、机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。

2、手动操作停机，当机组转速降至15％ne时手动投入机械制动直至机组停止转动，解除制动装置使制动复位。监视机组不应有蠕动。

3、停机过程中检查各部位轴承温度变化情况、各部位油槽油面的变化情况。录制停机转速和时间关系曲线。

4、停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭密封润滑水。根据情况确定是否关闭闸门。

5、停机后检查各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。检查发电机上下挡风板、挡风圈是否有松动或脱落。检查风闸的磨擦情况及动作的情况。

（五）、过速试验

1、将测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况。

2、手动开机，待机组运行至轴瓦瓦温稳定后进行过速试验。手动操作开度限制机构，开大导叶使转速上升到额定转速的115%，观察测速装置的动作情况。如机组无异常，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值（即140％ne）。检验过速保护动作值，过速过程应监视各部位的摆度、振动、温度在过速前后的情况。手动停机后对机组进行全面检查。

（六）、自动开机试验

1、调速器处于“自动”位置。机组各附属设备均处于自动状态。首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是否相符。

2、对于无高压油顶起装置的巴氏合金推力轴瓦机组，则应通过油泵顶起发电机转子，使推力轴瓦充油。顶起发电机转子，使推力瓦充油。

3、投入水机保护回路，检查自动开机条件已具备。

4、在机组现地控制屏操作机组自动启动，检查监视以下项目： a、检查自动化元件的动作情况；检查技术供水等辅助设备的投入情况。b、记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间 c、记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。d、检查调速器动作情况。

e、检查测速装置的转速触点动作是否正确。

（七）、自动停机试验

1、机组现地控制屏操作停机。

2、检查监视停机过程各自动化元件的动作情况。

3、记录机组停机脉冲发出至机组机组转速降至制动转速所需时间。

4、记录机组停机脉冲发出至机组全停机时间。

5、检查调速器动作情况。

6、检查测速装置的转速触点动作是否正确。

7、检查转速降至设计转速时制动应能自动投入，当机组停机后应能解除制动器。

（八）、发电机升流试验

1、在发电机出口端设置三相短路线。

2、用厂用电提供励磁装置电源。投入水机保护回路。

3、手动开机至额定转速，机组各部分运转正常。

4、合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，绘制继电保护和测量表计向量图。

5、录制发电机三相短路特性曲线，检查碳刷及集电环工作情况；跳灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。

6、测量发电机定子对地绝缘电阻、吸收比，应满足： 绝缘电阻值（换算100℃）：R≥9.5MΩ； 吸收比（40℃以下）：不小于1.6。如不合格，则进行短路干燥。

7、升流试验合格后模拟水机事故停机，拆除发电机短路点的短路线。

（九）、发电机升压试验

1、发电机保护装置投入。发电机断路器处于断开位置。

2、自动开机至额定转速，机组各部分运转正常后测量发电机升流后的残压，并检查三相电压的对称性。

3、手动升压至额定电压，检查发电、带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压回路侧相序相位和电压值应正确，保护装置工作正常，测量发电机轴电压。

4、在50％、100％额定电压下跳灭磁开关其灭磁情况应正常，测量灭磁时间常数。录制发电机空载特性曲线。

5、当发电机的励磁电流升至额定值时测量发电机定子最高电压。对于有匝间绝缘的发电机，在最高电压下应持续5min。进行此项试验时，定子电压以不超过1.3倍额定电压为限。

（十）、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验

1、在发电机额定转速下，励磁处于手动位置，检查手动控制单元调节范围，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空载励磁电压的110％。

2、检查励磁调节系统的电压调整范围，符合设计要求。测量励磁调节器的开环放大倍数。检查功率整流桥的均流和均压系数。

3、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，进行逆变灭磁试验。

（十一）、电力系统对主变压器冲击合闸试验

1、投入主变保护装置和冷却系统的控制、保护及信号。

2、投主变中性点接地开关。

3、合主变高压侧断路器，使电力系统对主变冲击合闸5次，每次间隔约10min，检查主变及其差动保护和瓦斯保护的动作情况。

4、模拟主变保护动作跳主变高压侧开关。

五、机组并列及负荷试验

（一）机组并列试验

1、水轮发电机组的同期点为发电机出口断路器。

2、断开同期点隔离开关，分别以手动与自动准同期方式进行机组的模拟并列试验；

3、检查同期装置的工作情况，同时录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。

（二）机组甩负荷试验

机组分别在25％、50％、75％、100％额定负荷下分别进行甩负荷试验，按《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507－2002）附表A的格式记录有关数据。观察机组各部情况。（由于目前水位限制，可按当前水头下最大出力进行试验。）

机组甩负荷时，检查调速系统的动态调节性能。

最大负荷下（不大于额定值）进行低油压事故停机试验。

（三）机组带负荷试验

1、机组带负荷试验与甩负荷试验应相互进行，机组带上负荷，检查机组及相关机电设备各部运行情况。观察并检查机组带负荷时有无振动区，观察水轮机补气装置工作情况。

2、机组带负荷下调速系统试验，检查导叶协联曲线是否正确。

3机组负载情况下励磁调节器的调节范围应满足运行需要，观察调节过程中负荷分配的稳定性，测定计算电压调差率。

六、72小时带负荷连续试运行

1、完成各项试验内容并经验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。

2、如果由于电站运行水头不足或电力系统条件限制等原因，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、机组并入系统，升至最大负荷（但不得大于额定值），连续运行72小时，全面记录运行所有有关参数。

4、检查各保护工作应正常。5、72h连续试运行后，应停机进行机电设备的全面检查。除需对机组、辅助设备、电气设备进行检查外，必要时还需将蜗壳、压力管道及引水系统内的水排空，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。消除并处理72小时试运行中所发现的缺陷。

七、机组移交

72小时完成后，移交相关运行记录，消除并处理完72小时试运行发现的缺陷，建设单位、监理单位验收，办理移交手续。

八、附件

试运行组织机构（业主定）。

第二篇：贾家铺电站水轮发电机组启动试运行程序报告

贾家营电站水轮发电机组启动试运行程序报告

吉林省白山市水利水电勘测设计院

2011年10月25日

目 录 水轮发电机组启动试运行前的检查 水轮发电机组充水试验 水轮发电机组空载试运行 水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验 水轮发电机组并列及负荷试验 水轮发电机组72h带负荷连续试运行及30d考核试运行 交接与投入商业运行 2 1 水轮发电机组启动试运行前的检查 1.1 引水系统的检查

1.1.1 进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格，拦污栅差压测压传感器与测量仪表已安装完工检验调试合格。

1.1.2 进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。工作闸门、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。工作闸门在关闭状态。

1.1.3 压力管道、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。伸缩节间隙应均匀，盘根有足够的紧量。1.1.4 蝴蝶阀及其旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好，处于关闭状态。

1.1.5 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净。1.2 水轮机的检查

1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整，上下止漏环间隙已检查无遗留杂物。

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压已调试，各整定值符合设计要求。

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。导叶最大开度和关闭后的严密性已检验符合设计要求。剪断销剪断信号及其他导叶保护装置检查试验合格。

1.2.4 各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完工，管路线路连接良好，通流通畅，管路中杂物已清除 干净。

1.3 调速系统的检查

1.3.1 调速系统及其设备已安装完工，并调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。

1.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。1.3.3 由手动操作将油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均无渗油现象。1.3.4 调速器电调柜已安装完工并调试合格。

1.3.5 调速器锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。

1.3.6 进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器及导水机构联动操作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器等三者的一致性，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。

1.3.7 紧急关闭方法初步检查导叶全开到全关所需时间，应符合设计要求。

1.3.8 对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机和事故停机各部件动作的准确性和可靠性。

1.3.9 测速装置安装完毕检验合格，继电器接点已按要求初步整定。1.4 水轮发电机的检查

1.4.1 发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。发电 机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。

1.4.2 导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压(或流量)已调试，整定值符合设计要求。

1.4.3 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验，碳刷与集电环接触良好并调试合格。

1.4.4 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误，固定牢靠。1.5 励磁系统的检查

1.5.1 励磁电源变压器已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。

1.5.2 励磁系统盘柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好。

1.5.3 励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。

1.5.4 交直流灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求，动作灵活可靠。

1.5.5 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。1.5.6 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。

1.6 油、气、水系统的检查

1.6.1 冷却水系统已调试合格，工作正常。

1.6.2 机组冷却水供水过滤器及供水管路，进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门、接头均已检查合格，压力表(或压力信号器)、示 流信号器(流量计)、温度计等自动化元件已检验合格。

1.6.3 厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。水泵手、自动工作正常，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。

1.6.4 全厂透平油、绝缘油系统已投入运行部分能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。

1.6.5 空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。压气系统已经投运，处于正常状态。

1.6.6 各管路、附属设备已涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。

1.7 电气一次设备的检查

1.7.1 发电机主引出线、机端引出口处的电流互感器等设备已安装完工检验合格。中性点引出线及电流互感器、中性点消弧线圈(或中性点接地变压器、电阻)均已安装并调试合格。

1.7.2 发电机断路器、隔离开关、电制动开关等已安装检验合格。1.7.3 发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。

1.7.4 主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，具备带电试验条件。1.7.5 相关厂用电设备已安装完工检验并试验合格，已投入正常工 作，并至少有两路独立电源供电。备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。

1.7.6 与本机组发电及送出有关的高压配电装置已安装完工并检验调试合格。

1.7.7 全厂接地网和设备接地已检验，接地连接良好，接地测试井已检查。总接地网接地电阻和升压站的接触电位差、跨步电位差已测试，符合规定值的要求。

1.7.8 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检查合格。事故照明已检查合格，油库、蓄电池室等防爆灯已检查合格。

1.8 电气二次系统及回路的检查

1.8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，检查合格，电缆接线正确无误，连接可靠。

1.8.2 计算机监控系统的机组现地控制单元、全厂开关站控制单元、进水口工作闸门控制单元、公用设备控制单元等已安装完工，并与被控设备调试合格。中央控制室的全厂集中监控设备如返回屏、控制台、计算机监控系统及不间断电源等设备均已安装完工检验合格。1.8.3 直流电源设备已安装完工检验合格，并投入工作正常；逆变装置及其回路已检验合格。

1.8.4 下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，已验证其动作的正确性、可靠性与准确性：

a)进水口闸门自动操作回路。b)蝴蝶阀自动操作回路。

c)机组自动操作与水力机械保护回路。d)发电机励磁操作回路。

e)发电机断路器、电制动开关操作回路。f)直流及中央音响信号回路。g)全厂公用设备操作回路。h)同期操作回路。i)备用电源自动投入回路。

j)各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路。k)厂用电设备操作回路。

1.8.5 电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查之后，下列继电保护回路应进行模拟试验，验证动作的准确性： a)发电机继电保护与故障录波回路。b)主变压器继电保护与故障录波回路。c)高压配电装置继电保护回路。d)送电线路继电保护与故障录波回路。e)厂用电继电保护回路。f)其他继电保护回路。g)仪表测量回路。

1.8.6 厂内通信、系统通信及对外通信等设施均已安装调试完毕，检查合格，回路畅通，准确可靠，能够满足电网调度、远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。1.9 消防系统及设备的检查

1.9.1 与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门验收。

1.9.2 全厂消防供水水源可靠，管道畅通，压力满足设计要求。1.9.3 电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆穿越楼板、墙壁、竖井、盘柜的孔洞及电缆管口已可靠封堵。

1.9.4 按机组启动试验大纲要求的临时性灭火器具配置已完成。2 水轮发电机组充水试验 2.1 充水条件

2.1.1 充水前应确认进水口工作闸门处于关闭状态。确认蝴蝶阀处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。2.1.2 充水前必须确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。

2.1.3 与充水有关的各通道和各层楼梯照明充足，照明备用电源可靠，通信联络设施完备，事故安全通道畅通，并设有明显的路向标志。2.2 压力管道和蜗壳充水

2.2.1 小开度打开工作闸门，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水情况，待压力管道充满水后，再将工作闸门全开。

2.2.2 检查钢管伸缩节、蜗壳进人门的漏水情况。监测蜗壳的压力上升情况。

2.2.3 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。

2.2.4 安装有蝴蝶阀的引水系统，在压力管道充水时，应先检查蝴蝶阀关闭状态下的渗漏情况，然后打开旁通阀向蜗壳充水。有条件时，测量蝴蝶阀的漏水量。

2.2.5 充水过程中，检查压力管道通气孔的排气是否畅通，同时注意应使蜗壳中的积气完全排出。

2.2.6 蜗壳平压后，记录压力管道与蜗壳充水时间。2.3 充水平压后的观测检查和试验

2.3.1 以手动或自动方式进行工作闸门静水启闭试验，调整、记录闸门启闭时间及压力表计读数。进行远方启闭操作试验，闸门应启闭可靠，位置指示准确。

2.3.2 蝴蝶阀，当蜗壳充满水后，操作蝴蝶阀，检查阀体启闭动作情况，记录开启和关闭时间。在手动操作试验合格后，进行自动操作的启闭动作试验。分别进行现地和远方操作试验，蝴蝶阀在静水中启闭应正常。

2.3.3 压力管道充满水后应对进水口、明敷钢管的混凝土支墩等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。2.3.4 观察厂房内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。

2.3.5 操作机组技术供水系统管路各阀门设备，通过蜗壳取水口使机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力(或流量符合要求)，检查减压阀、滤水器、各部位管路、阀门及接头的工作情况。3 水轮发电机组空载试运行 3.1 启动前的准备

3.1.1 主机周围各层场地已清理干净，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，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。

3.1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。

3.1.3 各部冷却水、润滑水投入，水压、流量正常，润滑油系统、操作油系统工作正常，各油槽油位正常。

3.1.4 渗漏排水系统、压缩空气系统按自动方式运行正常。3.1.5 上下游水位、各部原始温度等已记录。3.1.6 调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：

a)油压装置至调速器主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；油压装置处于自动运行状态。b)调速器的滤油器位于工作位置。

c)调速器处于机械“手动”或电气“手动”位置。d)调速器的导叶开度限制位于全关位置。e)调速器的速度调整机构位于额定转速位置。f)永态转差系数bp暂调整到2%～4%之间。3.1.7 与机组有关的设备应符合下列要求：

a)发电机出口断路器断开，或与主变压器低压侧的连接端应断开。

b)发电机转子集电环碳刷已研磨好安装完毕，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)外接标准频率表监视发电机转速。f)电制动停机装置短路开关处于断开位置。g)发电机灭磁开关断开。

h)机组现地控制单元已处于工作状态，已接入外部调试检测终端，并具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。

3.2 首次手动启动试验 3.2.1 拔出接力器锁定。

3.2.2 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无摩擦或碰撞情况。

3.2.3 确认各部正常后，手动打开导叶启动机组，当机组转速接近50%额定值时，暂停升速，观察各部运行情况。检查无异常后继续增大导叶开度，使转速升至额定值，机组空载运行。

3.2.4 当达到额定转速时，校验电气转速表应指示正确。记录当时水头下机组的空载开度。

3.2.5 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，在半小时内，应每隔5min测量一次推力轴瓦及导轴瓦的温度，以后可适当延长记录时间间隔，并绘制推力轴瓦及各部导轴瓦的温升曲线，观察轴承油面的 变化，油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

3.2.6 机组启动过程中，应密切监视各部位运转情况。如发现金属碰撞或磨擦、水车室窜水、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。3.2.7 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压。

3.2.8 记录各部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数。

3.2.9 测量记录机组运行摆度(双幅值)，其值应小于轴承间隙或符合机组合同的有关规定。

3.2.10 测量、记录机组各部位振动，其值应不超过规范要求 3.2.11 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。

3.3 机组空载运行下调速系统的试验

3.3.1 检查调速器测频信号，应波形正确，幅值符合要求。3.3.2 进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。3.3.3 频率给定的调整范围应符合设计要求。3.3.4 调速器空载扰动试验应符合下列要求： a)扰动量一般为±8%。

b)转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%。c)超调次数不超过两次。

d)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。

e)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，对于中小型调速器，不超过±0.25%。3.3.5 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。

3.4 手动停机及停机后的检查

3.4.1 机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。

3.4.2 操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至15%～20%额定转速(或合同规定值)时，手动投入机械制动装置直至机组停止转动，解除制动装置使制动器复位。3.4.3 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)检查转速继电器的动作情况。c)录制停机转速和时间关系曲线。d)检查各部位油槽油面的变化情况。

3.4.4 停机后投入接力器锁锭，根据具体情况确定是否需要关闭蝶阀。

3.4.5 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、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。d)检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。e)在相应水头下，整定开度限制机构及相应空载开度触点。f)调整各油槽油位继电器的位置触点。3.5 过速试验及检查

3.5.1 将测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况。

3.5.2 以手动方式使机组达到额定转速；待机组运转正常后，将导叶开度限制机构的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%，观察测速装置触点的动作情况。

3.5.3 如机组运行无异常，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值，监视电气与机械过速保护装置的动作情况。

3.5.4 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。

3.5.5 过速试验停机后应进行如下检查：

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。3.6 无励磁自动开机和自动停机试验

3.6.1 无励磁自动开停机试验，应分别在机旁与中控室进行，并对具有分步操作、常规控制、可编程控制、计算机监控系统等控制方式的装置分别进行。

3.6.2 自动开机前应确认：

a)调速器处于“自动”位置，功率给定处于“空载”位置，频 率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置，机组各附属设备均处于自动状态。

b)对于无高压油顶起装置的巴氏合金推力轴瓦机组，则应通过油泵顶起发电机转子，使推力轴瓦充油。

c)确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。

d)首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是否相符。

3.6.3 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)检查测速装置的转速触点动作是否正确。3.6.4 自动停机，记录并检查下列各项：

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。

b)检查测速装置转速触点动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。

3.6.5 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。

3.6.6 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。

3.7 水轮发电机升流试验 3.7.1 发电机升流试验应具备的条件：

a)发电机出口端已设置可靠的三相短路线，如果三相短路点设在发电机断路器外侧，则应采取措施防止断路器跳闸。b)用厂用电提供主励磁装置电源。c)投入机组水机保护。

3.7.2 手动开机至额定转速，机组各部位运转应正常。

3.7.3 手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流至25%定子额定电流，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。

3.7.4 检查各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，必要时绘制向量图。

3.7.5 在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。

3.7.6 在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图。

3.7.7 录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流记录定子电流与转子电流。

3.7.8 测量定子绕组对地绝缘电阻、吸收比或极化指数，应满足要求，如不能满足，应采取措施进行干燥。

3.7.9 升流试验合格后模拟水机事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。

3.8 水轮发电机升压试验

3.8.1 发电机升压试验应具备的条件： a)发电机保护装置投入，辅助设备及信号回路电源投入。b)发电机振动、摆度及空气间隙监测装置投入，若有定子绕组局部放电监测系统，应投入并开始记录局部放电数据。

c)发电机断路器在断开位置，或与主变低压侧的连接端应断开。

d)以厂用电为电源的主励磁装置具备升压条件。

3.8.2 自动开机至空载后机组各部运行应正常。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。

3.8.3 对于高阻接地方式的机组，应在发电机中性点设置单相接地点，递升接地电流，直至保护装置动作。检查动作正确后投入接地保护装置。

3.8.4 手动升压至25%额定电压值，并检查下列各项：

a)发电机及引出母线、发电机断路器、分支回路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。

3.8.5 升压至50%额定电压，跳开灭磁开关检查灭弧情况，录制示波图。

3.8.6 继续升压至发电机额定电压值，检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压的相序与相位，测量机组振动与摆度；测量发电机轴电压，检查轴电流保护装置。

3.8.7 在额定电压下跳开灭磁开关，检查灭弧情况并录制灭磁过程 示波图。

3.8.8 零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。

3.8.9 继续升压，当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子最高电压。对于有匝间绝缘的电机，在最高电压下应持续5min。进行此项试验时，定子电压以不超过1.3倍额定电压为限。

3.8.10 由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。

3.8.11 对于装有消弧线圈的机组，进行发电机单相接地试验，在机端设置单相接地点，断开消弧线圈，升压至50%定子额定电压，测量定子绕组单相接地时的电容电流。根据保护要求选择中性点消弧线圈的分接头位置；投入消弧线圈，升压至100%定子额定电压，测量补偿电流与残余电流，并检查单相接地保护信号。

3.8.12 发电机升压试验之后，根据设计要求进行机组电制动试验，投入电制动的转速、投入混合制动的转速、总制动时间应符合设计要求。

3.9 水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验

3.9.1 在发电机额定转速下，励磁处于手动位置，起励检查手动控制单元调节范围，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%。

3.9.2 进行晶闸管励磁调节器的自动起励试验。

3.9.3 检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。自动 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。

3.9.4 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，对于晶闸管励磁系统，还应在额定空载励磁电流情况下，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。

3.9.5 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%～100%额定值范围内，突然投入励磁系统，使发电机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过2次，调节时间不大于5s。

3.9.6 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。3.9.7 带自动励磁调节器的发电机电压—频率特性试验，应在发电机空载状态下，使发电机转速在90%～110%额定值范围内改变，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压—频率特性曲线。频率每变化1%额定值，自动励磁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%。

3.9.8 晶闸管励磁调节器应进行低励磁、过励磁、电压互感器断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。3.9.9 对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，应进行逆变灭磁试验，并符合设计要求。4 水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验

4.1 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验 4.1.1 短路升流试验前的条件：

a)主变压器高压侧及高压配电装置的适当位置，已设置可靠的三相短路点，并采取切实措施确保升流过程中回路不致开路。b)投入发电机继电保护、水力机械保护装置和主变压器冷却器及其控制信号回路。

4.1.2 短路点的数量、升流次数应根据电站本期拟投入的回路数确定，升流范围一般应尽可能将新投入的回路全部包括。

4.1.3 开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，检查主变压器、母线和线路保护的电流极性和相位，必要时绘制电流向量图。

4.1.4 4.1.3项检查正确后投入主变压器、高压引出线(或高压电缆)、母线的保护装置。

4.1.5 继续分别升流至50%、75%、100%发电机额定电流，观察主变与高压配电装置的工作情况。

4.1.6 升流结束后模拟主变压器保护动作，检查跳闸回路是否正确，相关断路器是否可靠动作。

4.1.7 拆除主变压器高压侧及高压配电装置各短路点的短路线。4.2 主变压器及高压配电装置单相接地试验

4.2.1 根据单相接地保护方式，在主变压器高压侧设置单相接地点。4.2.2 将主变压器中性点直接接地。开机后递升单相接地电流至保 护动作，检查保护回路动作是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。

4.2.3 试验完毕后拆除单相接地线，投入单相接地保护。4.3 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置升压试验 4.3.1 投入发电机、主变压器、母线差动等继电保护装置。4.3.2 升压范围应包括本期拟投运的所有高压一次设备。首台机组试运行时因高压配电装置投运范围较大，升压可分几次进行。4.3.3 手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25%、50%、75%、100%等情况下检查一次设备的工作情况。

4.3.4 检查二次电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。4.3.5 升压结束后，必要时，根据设计要求，断开主变高压侧断路器，进行发电机带主变压器及封闭母线的单相接地与消弧线圈补偿试验。

4.4 线路零起升压试验

4.4.1 当系统有要求时，进行发电机带空载线路零起升压试验或投切空载线路试验，该验中应防止自励磁现象的发生。

4.4.2 测量线路电压互感器三相电压相序和电压对称性，检查出线断路器同期回路接线，检查线路电抗器保护接线和电抗器运行情况，测量电抗器伏安特性。

4.5 高压配电装置母线受电试验

4.5.1 在系统电源对送出线路送电后，利用系统电源对高压配电装置母线进行冲击，检查无异常后高压母线受电。4.5.2 检查系统电压的相序应与电站高压母线相同。4.6 电力系统对主变压器冲击合闸试验

4.6.1 主变压器冲击合闸试验应从高压侧进行，试验前应使主变压器与发电机可靠断开；如主变压器为三圈变压器，或机端设有厂用变压器，一般将主变压器中压侧或机端厂用变同时断开；发电机与主变压器采用直接连接方式时，一般可不进行变压器冲击合闸试验，合同有规定者除外。

4.6.2 投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号装置。

4.6.3 投入主变压器中性点接地开关。

4.6.4 合主变压器高压侧断路器，利用系统电源对主变压器冲击，冲击合闸共进行5次，每次间隔约10min，检查主变压器有无异常。4.6.5 检查主变压器差动保护及瓦斯保护的工作情况，录制主变压器冲击时的激磁涌流示波图。

4.6.6 进行机端厂用变压器的3次冲击合闸试验，测量厂 用变压器低压侧二次电压相序。

4.6.7 利用系统电源带厂用电，进行厂用电源切换试验。4.6.8 额定电压为110kV及以上、容量为15MVA及以上的变压器，在冲击试验前、后应对变压器油作色谱分析。5 水轮发电机组并列及负荷试验 5.1 水轮发电机组并列试验

5.1.1 选择同期点及同期断路器，检查同期回路的正确性。5.1.2 断开同期点隔离开关，分别以手动与自动准同期方式进行机组的模拟并列试验；检查同期装置的工作情况，同时录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。

5.1.3 进行机组的手动与自动准同期正式并列试验，录制示波图。5.1.4 按设计规定，分别进行各同期点的模拟并列与正式并列试验。5.2 水轮发电机组带负荷试验

5.2.1 水轮发电机组带、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。

5.2.2 水轮发电机组带负荷试验，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，必要时进行补气试验。

5.2.3 进行机组带负荷下调速系统试验。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。

5.2.4 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，应注意观察监视机组振动情况，记录相应负荷与机组水头等参数，如在当时水头下机组有明显振动，应快速越过。5.2.5 进行水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：

a)有条件时，在发电机有功功率分别为0、50%和100%额定值 下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动。

b)有条件时，测定并计算水轮发电机端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计要求。

c)有条件时，测定并计算水轮发电机调压静差率，其值应符合设计要求。当无设计规定时，对电子型不应大于0.2%～1%，对电磁型不应大于1.0%～3.0%。

d)对于晶闸管励磁调节器，应分别进行各种限制器及保护的试验和整定。

e)对于装有电力系统稳定装置(PSS)的机组，应突然变更10%～15%额定负荷，检验其功能。

5.2.6 调整机组有功负荷与无功负荷时，应先分别在现地调速器与励磁装置上进行，再通过计算机监控系统控制调节。5.3 水轮发电机组甩负荷试验

5.3.1 机组甩负荷试验应在额定负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，按附录A的格式记录有关数值，同时应录制过渡过程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%额定负荷时，记录接力器不动时间。检查并记录真空破坏阀的动作情况与大轴补气情况。根据机组制造合同和电站具体情况，在机组带25%、50%、75%和100%额定负荷下测定流量和水头损失。

5.3.2 若受电站运行水头或电力系统条件限制，机组不能按上述要求带、甩额定负荷时，可根据当时条件对甩负荷试验次数与数值进行 适当调整，最后一次甩负荷试验应在所允许的最大负荷下进行。而因故未能进行的带、甩额定负荷试验项目，应在以后条件具备时完成。5.3.3 在额定功率因数条件下，水轮发电机组突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩额定有功负荷时，发电机电压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5s。

5.3.4 水轮发电机组甩负荷时，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。

5.3.5 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，对于电液调速器不大于0.2s，对于机械型调速器不大于0.3s。5.3.6 机组带额定负荷下，一般应进行下列各项试验： a)调速器低油压关闭导叶试验。b)事故停机阀动作关闭导叶试验。

c)根据设计要求和电站具体情况，进行动水关闭工作闸门或关闭主阀的试验。5.4 水轮发电机组进相运行试验

5.4.1 如机组设计要求，水轮发电机组应进行进相运行试验。5.4.2 进相试验应分阶段进行，试验判据为定子端部铁芯温度限值与发电机静态稳定极限，任一项指标达到，该阶段试验即结束。5.4.3 进行进相试验前，应退出励磁欠励限制单元与发电机失磁保护，根据需要埋设附加测温元件，接入专用试验表计。电力系统的无功平衡应满足试验要求。

5.4.4 按照50%、80%、100%额定功率分阶段进行试验，在不同的功率下逐步降低励磁电流，使功率因数由滞相转入进相，待定子铁芯端部温度稳定后，继续加大进相深度，试验中应密切监视定子铁芯端部温度不超过限值。进相深度以设计对发电机的要求为准，在此状态下发电机不应失步。

5.4.5 记录各阶段发电机有功功率、无功功率、定子电流、定子电压、转子电流、转子电压、功率因数、定子铁芯端部温度、开关站母线电压等有关参数，校核相关电气保护。根据试验结果，校对发电机设计功率圆图及“V”型曲线。5.5 水轮发电机组最大出力试验

5.5.1 根据机组采购制造合同，在现场有条件时，进行机组最大出力试验。

5.5.2 机组最大出力试验在合同规定的功率因数和发电机最大视在功率下进行，最大出力下运行时间不小于4h，自动记录机组各部温升、振动、摆度、有功和无功功率值，记录接力器行程和导叶开度，校对 水轮机运转特性曲线和发电机厂家保证值。水轮发电机组72h带负荷连续试运行及30d考核试运行 6.1.1 完成各项试验内容并经验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。

6.1.2 如果由于电站运行水头不足或电力系统条件限制等原因，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。

6.1.3 根据运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。6.1.4 在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。

6.1.5 72h连续试运行后，应停机进行机电设备的全面检查。除需对机组、辅助设备、电气设备进行检查外，必要时还需将蜗壳、压力管道及引水系统内的水排空，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。

6.1.6 消除并处理72h试运行中所发现的所有缺陷。

6.1.7 按合同规定有30d考核试运行要求的机组，应在通过72h连续试运行并经停机检查处理发现的所有缺陷后，立即进行30d考核试运行。机组30d考核试运行期间，由于机组及其附属设备故障或因设备制造安装质量原因引起中断，应及时加以处理，合格后继续进行30d运行。若中断运行时间少于24h，且中断次数不超过三次，则中断前后运行时间可以累加；否则，中断前后的运行时间不得累加计算，应重 新开始30d考核试运行。

6.1.8 30d考核试运行中发现的问题，按机组设备合同或安装合同文件的规定处理。7 交接与投入商业运行

7.1.1 机组通过72h试运行并经停机处理所有缺陷后，即具备了向生产管理部门移交的条件，应按合同规定及时进行机组设备及相关机电设备的移交，并签署机组设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算机组设备的保证期。

7.1.2 如合同规定有30d考核试运行要求的机组，考核试运行可由生产管理部门进行，也可委托安装单位进行。30d考核试运行结束后，即可签署机组设备的初步验收证书，开始计算设备保证期，并及时投入商业运行。

第三篇：福安潭头电站1#机组试运行程序

福建省福安市潭头水电站

1#机组启动验收

试运行程序

福建省闽安水电有限责任公司 福安潭头水电站项目部 二ОО九年十二月

目 录

第一部分 充水前的检查

1、引水系统与流道内的检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„4

2、机电部分检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„5

3、其它配套工程的检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„7 第二部分 机组流道充水试验

1、充水操作前的准备工作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8

2、机组流道充水试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8 第三部分 机组首次起动及试验

1、机组首次起动前的准备工作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9

2、机组首次手动起动试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9

3、机组进行人工过速试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

4、机组停机过程的校验和停机后的检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

5、机组空载条件下的调速器试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11

6、机组进行“自动停机”试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11

7、机组进行“自动开机”试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11 第四部分 发电机空载特性及对各系统的升流、升压试验

1、发电机升流、升压试验准备„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

2、发电机出口短路升流试验和电流回路检查„„„„„„„„„„„„„„„„13

3、发电机带110KV线路电流互感器升流试验„„„„„„„„„„„„„„„„13

4、发电机带厂用变升流试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14

5、发电机定子绕组绝缘检查试验与直流耐压试验„„„„„„„„„„„„„14

6、发电机它励空载升压试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„15

7、发电机分别带各系统它励零起升压试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„16 8、110KV线路及本站110KV开关站母线充电试验„„„„„„„„„„„„„„„17

9、利用系统电压对本站主变进行五次冲击试验 „„„„„„„„„„„„„„„18

10、利用10.5KV母线带系统电压对厂用变进行三次冲击合闸试验„„„„„„„„18

11、发电机空载下的可控硅励磁调节器的调整试验„„„„„„„„„„„„„„19 第五部分 机组并网及甩负荷试验

1、机组并网后带负荷试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„20

2、机组甩负荷试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20

3、机组带负荷下的事故低油压试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20 第六部分 机组的七十二小时带负荷试运行 „„„„„„„„„„„„„„„21 第七部分 机组的相关设备的交接和试验 „„„„„„„„„„„„„„„„22

第一部分 充水前的检查

1、引水系统与流道內的检查

1.1、拦污栅、挡水闸门的检查：

1.1.1、拦污栅、挡水闸门及其起闭系统应已按设计要求安装、调试结束，并经有关部门组织检查、验收，确认拦污栅、进水闸门分别具备拦污、挡水条件。闸门起闭机操作系统应已安装、调试结束，电源可靠、操作到位，经检查验收，确认已具备随时投入进水闸门的起闭操作条件。

1.1.2、机组尾水门以及相应的起闭机、起闭操作系统均应已按设计要求安装、调试结束，并已经有关部门组织检查、验收，确认尾水门已具备随时投入起闭操作条件。

1.2、机组流道内砼工程的检查：

1.2.1、机组进水流道、尾水出水流道、座环、尾水管等的密实灌浆等混凝土工程均应已完工，所有与机组正常运行无关的孔洞均应已严密封堵，并已经有关部门检查、验收，确认全流道已具备通水、承压条件。

1.2.2、进水流道、尾水管等埋设的所有测压取水管口临时封头均应已拆除，测压头均应已安装。引出端接口的控制阀门与测量表计或传感器均应已按设计图纸正确安装，所有阀门均应操作灵活、到位，符合投入监测要求。

1.2.3、蜗壳、尾水检修排水系统均应已施工、安装结束，并已经有关部门检查、验收确认排水管道畅通、盘型阀操作灵活、阀门开闭到位，已符合挡水或排水要求。流道充水前，流道所有排水阀均应处于全关位置。

1.3、机组水下部分的检查：

1.3.1、水轮机转动部分与固定部分间隙均匀且符合设计要求，且已无异物残留。1.3.2、机组导叶上、下端面间隙均应符合设计要求，且已无异物残留。

1.3.3、导叶经正常工作油压手动操作开、闭过程，导叶实际开度与接力器行程尺寸关系正确，且导叶实际开度、接力器行程指示及调速柜表计指示三者应一致，正常工作油压下导叶全关状态接力器压紧行程、导叶立面间隙等均应已调至符合相关要求，导叶限位块应已安装。

1.4、机组流道各进人门的封闭：

1.4.1、流道内所有检查项目均结束，并确认整个流道均已无异物存在，已具备通水承压条件后即可封堵各进人门。

1.4.2、所有进人门的封堵要求均应严密，螺栓受力应均匀。1.5、闸门操作平台的清理：

为了防止闸门起、落过程各种异物落入水中随闸门开起后水流进入机组流道或填堵门槽，而影响闸门的起、闭和因此造成漏水等，要求进水口门洞加盖及对尾水操作平台，进行清理，不留杂物。

2、机电部分的检查

2.1、机组埋件的检查、安装、测量各过程的各项数据记录应完备，均应已经验收和评定，确认已符合相关的规定要求。

2.2、机组及其附属设备和相应的控制操作系统, 均已按相关的图纸要求安装完毕，并已按有关的规程、规范及厂家有关技术文件等的规定进行过检查、测量、试验、整定和分部试验或模拟操作运行，各项指标均应已合格，各项过程均应有完整的记录，并经有关部门检查、验收。

2.2.1、机组调速器油压装置及相关的操作系统均应已按设计图纸安装结束，并应已按图纸要求注了足量合格油。各油泵均应已经磨合运转和各种工况送油、打压试验，各油泵均应工作正常。油压系统安全阀、压力传感器等均应已按相应的压力等级试验、整定，油泵及其相应的操作控制系统，均可按设计要求的各种工况投入正常运行。系统的油位、油压均应已保持正常，均应已符合投入运行条件。

2.2.2、机组调速控制系统应已全部安装、调整结束，调差系数等均应已按相关部门下达的定值要求整定，并进行过无水状态下的手、自动开、闭导叶试验。自动开、闭全过程均应符合设计流程。无水状态下紧急关闭导叶全程时间，应已按有关部门下达参数调整至符合要求，调速系统应已具备投入开、停机和调节机组转速条件。机组充水试验前导叶应全关，接力器锁锭装置应投入。

2.2.3、机组漏油回收系统应已按设计安装结束，回油箱油位信号器（传感器）应已整定，油泵及其操作控制系统应已经模拟油泵送油操作、运转系统均应工作正常，具备随时投入手自、动漏油回收运行。

2.2.4、机组各部位的间隙均应已按设计要求调整，并应经相关部门检查、验收。机组充水、起动前应再次检查各部间隙和转动部件均应无异常，均确已无任何异物残留。

2.2.5、机组各轴承油槽均应已注足设计要求的合格油，机组充水、起动前应再次检查各轴承油槽的油位均应保持在设计要求的正常油位。

2.2.6、机组制动及转子顶起系统应已形成，经试验应已符合投入手、自动制动和油压顶起转子的要求。

2.2.7、机组技术供水及其控制操作系统应已按设计安装调试完成，技术供水系统应已形成。系统应已经分部试运行，供、排水阀门均应操作灵活、开闭到位，各部位均应无渗漏现象，各部位监控装置、测量表计均应工作正常显示正确，符合投入运行条件。

2.2.8、机组励磁集电环与碳刷架的相对位置应已调正，碳刷应已按集电环弧度研磨。确保有良好的接触面。

2.2.9、大轴一点接地碳刷应已安装，机组首次充水、起动前应先拔出并固定，待机组磨合轴瓦过程顺便磨光接触面后再装入。

2.3、机组检修排水及控制系统和厂房渗漏排水及控制系统均应已按设计形成，并已经调整、试验和分部试运行，已符合各自设计的要求，均可根据需要投入设计的各种工况排水运行。

2.4、厂内中压气机及其操作控制系统均应已安装、调试结束。中、低供气系统均应已各自形成，各气罐均已经充气耐压，各压力传感器和安全阀均应已按各自工作压力等级整定。中、低压供气系统均已具备向各自相关的用气设备供气条件。

2.5、低压400V厂用电系统，与本次机组充水，起动试运行和主变，110KV开关站，110KV韩潭线投产试运行等有关的400V供电网络应已按设计形成，回路应已经耐压和通电检查：各回路绝缘合格；相序正确。已具备投入正常运行条件。本次试验400V系统由临时电源供电。

2.6、直流系统应安装调试完毕，蓄电池应已充足电量，与本期机电设备试验、试运行和投产有关的直流配电网络应已形成，回路应已经耐压、通电检查：绝缘合格、接线极性正确。系统已可按要求投入正常运行。

2.7、如《电气主结线图》所示的各一次电气设备均应已按相关的设计图纸、规程、规范、及有关的厂家技术文件等的要求进行过检查、测定、调整、试验、连线等安装完毕，过程的各项记录应已表明其各项技术性能和技术参数均符合要求。

2.8、与本次机组充水，起动，试运行及主变，110KV开关站，110KV线路等投运有关的自动化，励磁、操作、保护、测量、计量、信号和同期等二次系统的装置、元件、屏柜及其间的电缆连线等，均应已按设计图纸、规程规范及有关厂家的技术文件的要求检查、测试、调整（整定）、安装结束，所有过程的质量记录，均应已表明其各项技术性能和技术参数均已符合要求。上述自动化、操作、保护等电二次系统与相关的机、电一次设备等的联动模拟检查或分项、分部试验，其动作均应正确，过程均应符合设计流程。

2.9、设计的初期发电的地网工程应已施工，全厂已装的机电设备的保护接地和工作接地均应与地网可靠连接。接地总电阻应已测量，并已报送有关部门审定。

3、其它配套工程的检查

3.1、系统调度电话应具备投入使用条件。

3.2、消防系统必须形成，水源必须可靠，配备的各种消防器材应该齐备，并按有关的规定摆放，便于消防的使用。

3.3、厂内、外有关部位的照明应能投入使用，或增加部分临时性的照明。应保证有足够的照明。

3.4、厂内、外的通道必须清理，要确保通道的畅通。试验区内各种孔洞都必须加盖或设置牢固的拦杆，上、下楼梯应有扶手,以防人、物不慎坠落发生意外。

3.5、全厂与本次机组充水、起动、试运行及主变、110KV开关站、110KV线路投运等有关的机电设备均应按系统进行编号、命名并钉挂明显标志牌。

3.6、为防止意外和方便于管理，必须备有适量的警告牌。投运设备与需继续施工设备混杂的场所，应有明显的隔离标志以提醒人员，防止误入和误操作。

第二部分 机组流道充水试验

1、充水操作前的准备工作

1.1、投入全厂与本期试验有关的动力电源及直流电源，各系统均应正常。

1.2、检查全厂与本期试验有关的油、气、水各系统的阀门均应已处于要求的正确状态。1.3、全厂公用系统均投“自动”工况，各系统均应工作正常。

1.4、切换制动系统，油压顶起转子让推力轴承充油后回落，顶起过程应严格控制顶起高度。回落后制动系统应先吹气排油后制动系统手动投入制动状态。

1.5、投入机组及附属设备的保护、操作和工作电源，均应无异常。检查机组调速器油压装置的油压、油位和各轴承油箱油位均应保持正常。机组处于准备启动状态。

2、机组流道充水试验

2.1、检查机组蜗壳、尾水管进人门和蜗壳、尾水排水阀均确已完全关闭，机组尾水门起闭机电源完好投入尾水门槽无异物后，按设计操作程序操作先稍提机组尾水门利用尾水向机组尾水管充水，随尾水管内的水位上升检查尾水平面以下各部位应无渗漏水现象，相关的测压表计读数均应正确。平压后无异常，全提起尾水门。

2.2、检查机组进水口闸门起闭机工作电源应已完好投入及进水口闸门槽内无异物，确认机组导水叶已处于全关、导叶接力器锁锭已投入及机组检修密封已投入后，按设计程序操作提起机组进水门充水机构，向机组蜗壳充水。充水过程，注意监视和检查水机室、蜗壳层及各进人门等有关部位随水压升高而发生的变化与渗漏情况，直至平压都应无异常。测记蜗壳充水过程时间。平压后进行进水闸门静水下的开、闭试验，测记进水闸门开、闭过程时间，最后进水门全开。

2.3、充水过程及充水后均应加强观察厂房渗漏水和集水井的水位上升情况，并注意渗漏排水泵的工作情况和排水能力，应能确保安全排水。

第三部分 机组首次起动及试验

1、机组首次起动前的准备

1.1、机组充水过程所有发现的缺陷均应得到处理。

1.2、全厂公用系统均投入“自动”工况，各系统均应工作正常。

1.3、投入机组的保护、监控及机组附属设备工作电源，各自动化、保护等装置均应工作正常。

1.4、重新检查机组固定部件与转动部件的间隙和转动部件,均应无异常。1.5、测记机组各轴承油位及各轴承测温温度指示仪的初始值和室温。

1.6、查机组技术供水排水阀已全开后，打开技术供水阀，并调整水压向各轴承冷却器和主轴密封装置供水，检查水压读数与示流信号均应正确。

1.7、检查机组检修密封气压应确已为0值，且给、排气手阀均处于正确状态。1.8、根据距上次机组转子顶起的时间间隔，确定是否需要再次顶起转子让推力轴承充油。

1.9、再次检查励磁集电环碳刷和大轴引出点碳刷应均已退出并已得到固定。1.10、再次检查手动加闸制动系统动作应正确。试后手动退出制动，并应验证所有制动风闸均确已落下，置机组制动装置准备投手动制动状态。

1.11、根据试验时监测振动与摆度的需要，应在机组相关部位安装临时监测表计和临时残压测频表计。

1.12、查机组出口6916甲、6916乙各接地刀均已处断开位置后，操作将发电机开关柜手车和发电机PT柜手车均退至试验位置，691、692、693、69A各开关手车均确已退至试验位置。查发电机PT柜高压熔丝完好投入后，推入发电机PT柜手车到运行位置。

2、机组首次手动起动试验

2.1、记录上、下游水位并检查调速器各液压阀和各操作把手均已在正确状态后，调速器置人工手动操作工况，打开主油阀，拔出锁锭。然后手动缓慢打开调速器开限，导叶开启至机组开始转动即回全关。记录起动开度值，无异状下，则重新打开导叶开度继续升速，转速升至50%Nn时暫停，检查无异状后继续打开导叶升速直至额定，记录该水头下导叶空载开度。

2.2、在额定转速下测记机组的振动值和摆动值，其值应在规范要求值内。当达不到要求时，必须进行分析和停机检查，根据实际情况决定整改措施。

2.3、机组起动后必须监测各轴承的温度变化，开机初期每五分钟测记一次，半小时后每十五分钟记一次，一小时后每三十分钟测记一次，直至轴磨合运行结束。轴承磨合期间，各轴承温升应比较平稳，且渐趋缓直至各轴承温度稳定，稳定值必须在设计规定值内。

2.4、机组在额定转速下，应在发电机出口开关处测量发电机定子三相残压值和相序，三相残压应当平衡，相序必须与设计一致。

2.5、机组额定转速下，检查调速器测速部分工作应正常，显示应正确。并测记调速器残压测頻输入电平值。

2.6、机组轴承磨合期间，用细砂布打磨励磁集电环表面和大轴碳刷处的轴表面，提高光洁度，改善接触条件。

2.7、机组起动后，必须加强巡视、检查机组各部位运行及渗漏情况。

2.8、由于机组起动后集水井的进水量増大，应加强观察集水井的水位变化和渗漏排水泵排水能力，防止水位异常上升。

3、机组进行人工过速试验

3.1、机组轴承经磨合运行，轴承温度均已稳定在允许范围内，机组其它部分也无异常时，机组可进行设计规定的过速值试验。

3.2、试验前的检查：

3.2.1、检查测速装置的工作电源及输入信号和装置的工作与输出信号均应正常。3.2.2、检查过速保护应已从机组保护监控系统退出。3.3、手动操作机组过速试验与停机：

3.3.1、检查结束并得到操作允许后，手动加大导叶开度机组递升转速至设计要求的过速值。

3.3.2、过速时间不得超出一分钟，要求达到过速整定值即快速回关机组导叶至全关位置。

3.3.3、机组升速过程和达到过速整定值应进行下述工作：

a、检查校验100%Nn以上过速值各点的过速信号输出都必须符合整定和动作的要求。b、测记机组过速最大的振动和摆度值。c、测记机组各轴承的温度变化值。

4、机组停机过程的校验和停机后的检查 4.1、机组过速后导叶全关，随机组转速下降应检查校验额定转速以下设计要求的各转速值整定点转速信号的输出都必须符合整定和动作的要求。

4.2、导叶已全关，当机组转速降至35%Nn时，手动加闸制动。测记加闸制动开始至机组转动部分完全停止转动为止的全过程時间和制动气压值。

4.3、机组停机结束，关闭进水闸门，关闭技术供水和投入机组检修密封。4.4、复原过速保护接线。

4.5、对机组进行全面检查，特别要认真检查机组的转动部分，消除试验过程和检查中发现的所有缺陷。进入机组检查、消缺，必须做好安全防范，要确保不在机组内部残留任何异物。

5、机组空载条件下的调速器试验

5.1、为了调速器测频环节可靠、安全，如有必要应根据首次开机测得的调速器残压测频电平值，调整调速器测频信号源变压器的抽头。

5.2、机组停机检查、消缺结束，具备重新起动条件后，在全厂公用系统钧正常在线运行下，机组按程序先投入辅助设备然后，机组进行充水、开进水闸门、手动开机至额定转速空载运行。

5.3、检查机组与调速器各部都正常后，调速器进行如下项目检查、试验： 5.3.1、进行手、自动相互切换试验。检查调速器的操作稳定性，测记调速器在自动工况下，接力器的摆动和机组转速变动值，都必须符合规范要求。

5.3.2、进行空载条件下的调速器扰动试验。调整有关参数，检查调速器自动工况下运行稳定性和调速范围，均必须符合相关的规范和设计的要求。

5.3.3、调速器自动工况下，机组保持额定转速正常运转，测记调速器油压装置供油泵自动送油和间歇时间。

6、机组进行“自动停机”试验

6.1、调速器经上述调试检查符合要求后，机组保持自动工况正常运行。机组辅机系统均切“自动”工况。

6.2、由机旁微机监控或中控上位机点击发出“停机”脉冲，检查机组自动化系统的装置和元件在停机过程中的工作均应正确，停机过程应符合设计流程。

6.3、记录自“停机”脉冲发出至机组转动部分完全停止转动全过程的时间。

7、机组进行“自动开机”试验 7.1、机组停机状态下检查：调速器已处于“自动”工况且频给、功给均已置于相应正确的位置，机组各辅助系统均已处自动工况，机组微机监控系统应已投如。

7.2、开机条件满足后，由机旁微机监控或中控上位机点击“开机”脉冲，检查机组自动化系统各装置和元件在开机过程中的工作均应正确，开机过程应符合设计流程。

7.3、测记自“开机”脉冲发出至机组转速稳定在额定的全过程时间。试毕，机组停机。第四部分 发电机空载特性及对各系统的升流、升压试验

一、发电机升流、升压试验准备：

1、将研磨过的励磁集电环碳刷和转子一点接地碳刷，按研磨的方向重新安装上。

2、按试验需要接好它励电源和临时测量操作回路。

3、在停机状态下利用它励电源对发电机转子回路进行升流检查，其调节过程应升、降平稳、可靠，达到试验要求。

二、发电机出口短路升流试验和电流回路检查:

1、查691、692、693、69A各开关手车均已处于试验位置后，于10.5KV母线处接一可靠三相短接线。

2、按开机程序开机，机组处于手动工况下额定转速空载运行。

3、查692、693、69A各开关手车已处于试验位置后，推入1＃机出口691开关手车到工作位置并操作691开关合闸（合后退出操作电源）。

4、投入它励电源并操作合发电机灭磁开关，缓慢调节它励定子分段升流（发电机出口最大电流不得大于发电机额定电流），升流过程进行下列各项测试：

4.1、查发电机差动保护电流回路各点的电流值、相位关系和差流，均应正确。

4.2、查发电机计量、测量电流回路各点的电流值、相位关系和相应表计的读数显示均应正确。

4.3、查发电机励磁调差电流回路的电流值、相位的应正确。

4.4、发电机失磁、过负荷、复合电压过流保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。

4.5、录制发电机短路特性曲线，并在额定电流下测记发电机轴电压值。

4.6、发电机在额定电流下，跳灭磁开关，其灭磁应正常，录制灭磁示波图求取时间常数。

5、试毕，机组在灭磁下空转，然后断开691开关并拉出691开关手车至试验位置，然后拆卸三相短接线。

三、发电机带110KV线路电流互感器升流试验:

1、确认主变分接开关已按系统要求的档位调整准确，且调整后经相关的测试检查无异常。

2、查110KV开关站1913，191均已处于断开状态，操作合1916乙和开关191合后切除操作电源。3、10.5KV开关室，推691和69A开关手车至运行位置后，操作合691和69A开关。合后切除其操作电源。

4、投入它励电源并操作合发电机灭磁开关，缓慢调节它励分段升流（机端电流不得超过发电机额定电流值）测试：

4.1、主变差动保护电流回路各点的电流值、相位关系和差流均应正确。

4.2、主变复合电压过流、主变过负荷保护和主变风扇电流起动电流回路各点的电流值，相位关系均应正确。

4.3、主变计量及LCU监测系统电流回路各点的电流值、相位关系以及相应表计的读数显示，均应正确。

4.4、查电度表回路电流值、相位关系以及相应表计的读数显示，均应正确。4.5、韩潭线路差动保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。4.6、韩潭线路接地距离保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。4.7、韩潭线路计量、测量电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。

5、试毕，降流灭磁，机组灭磁空转。并断开1916乙，191，69A各开关。并将69A退出至试验位置。

四、发电机带厂用变升流试验：

1、查10.5KV开关室693开关小车已退在试验位置后，在厂变高压侧断路器厂变侧接一可靠三相短接线。

2、推693开关手车至运行位置后，操作合693开关。合后切除693操作电源。

3、操作合发电机灭磁开关缓慢调节它励升流（注意机端电流不得超过厂变高压测额定电流）测试：

3.1、厂变过流保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。3.2、查厂变测量回路电流值、相位关系均应正确。

4、试毕、降流、灭磁、断开693开关，拉出693小车。

5、试毕、降流、灭磁机组停机并断开691、693各开关后，691、693各开关小车拉出至试验位置，再拆卸三相短路线。

五、发电机定子绕组绝缘检查与直流耐压试验:

1、机组经上述各点短路升流试验检查后，停机、关蝶阀，拆卸机组出口和中性点母线，分相测量、检查定子绕组绝缘电阻值和吸收比。

2、定子绝缘电阻值和吸收比，若不合格应进行干燥处理，干燥电流大小应按绕组每小时温升不超过5～8℃速率控制。定子绕组最高温度不应超80℃，且要求每8个小时复测一次绝缘电阻和吸收比。符合规范要求后，即停止干燥并降温，但必须控制在每小时10℃的速率，直至40℃以下。再分相进行2.0倍额定电压值的直流耐压检查，其泄漏值应符合规范要求。

3、试验结束后，复原机组出线端和中性点的母线。复原过程要确保接头接触良好，并检查机组出线端相间及对地均必须达到安全距离要求，若达不到必须采取绝缘包扎处理。

六、发电机它励空载升压试验:

1、查发电机出口高低压熔丝都完好投入。

2、查发电机出口691开关手车已处试验位置，推发电机PT柜手车至运行位置，合6911刀闸。

3、投入机组自动控制及发电机保护系统。

4、按开机程序开机至额定转速空转。

5、机组正常下投它励电源、操作合发电机灭磁开关，调节它励分段缓慢升压到额定值、升压过程及额定值下检查：

5.1、机组出口各电压回路各点的电压值、相序以及相关的电压读数显示均应正确。相关的电压保护装置均应工作正常。

5.2、检查所有的一次带电设备均应正常。

5.3、检查励磁功率屏可控硅阳极开关电源侧电压值及相序均应正确。5.4、录制发电机空载特性曲线。

5.5、发电机额定电压下，测记发电机轴电压值和机组各部位的振动和摆度值。5.6、发电机额定电压下，发电机录制灭磁示波图。试毕、降压、灭磁，空载无压运行。

6、发电机定子绕组单相接地和10.5KV母线单相接地试验：

6.1、查10.5KV母线的主变69A、厂变693各开关小车均处于试验位置。

6.2、查10.5KV母线高低压熔丝均完好投入，并于10.5KV母线处任选一相接一单相接地线，推69M5和691开关手车至运行位置。

6.3、投入10.5KV母线相接地保护信号电源。

6.4、发电机无压状态下，操作合691开关后，合发电机灭磁开关，缓慢调节它励升压至发电机定子单相接地与10.5KV母线单相接地信号全部出现即停止升压，检查其动作值应分别符合各整定要求。

6.5、试毕、降压、灭磁机组无压空转，拉出69M5 开关手车，拆除单相接地线。

七、发电机分别带各系统它励零起升压试验：

1、发电机带10.5KV母线升压试验：

1.1、接上项试验，拆除单相接地线后，推入69M5小车至运行位置。

1.2、查机出口691开关手车到位且691合闸后，操作合发电机灭磁开关，调节它励缓慢零起分段升压，直至额定。升压过程及额定值下进行如下检查：

⑴10.5KV母线带电后应正常。

⑵10.5KV母线电压回路各点电压值、相序以及相应的电压测量显示值均应正确，相关的电压保护装置工作均应正常。

⑶投入机同期检查系统，校验691开关同期指示应正确。1.3、试毕、降压、灭磁，发电机无压空转。

2、发电机带厂用变零起升压试验： 2.1、投入厂变保护。

2.2、查400V厂用配电柜开关处断开位置。

2.3、推693开关手车至运行位置并操作合693和发电机灭磁开关，调节它励缓慢零起分段升压直至额定，升压过程及额定值下进行下列检查：

⑴升压过程及全压后，厂变均应正常；

⑵检查厂送至开关处的三相电压值应正确，相序应与设计要求一致。

2.4、试毕、降压、灭磁，机组无压空转，且断开693开关，并拉693开关手车至试验位置。

3、发电机带主变零起升压试验： 3.1、投入主变保护。

3.2、查110KV开关站1916甲，1916乙，19146，1913，1914，191各开关均已处于断开位置；1918开关已处于合闸位置。3.3、10.5KV开关室，推主变69A开关手车至运行位置后，操作合69A开关。3.4、确认对端准备工作已做好具备本端升压条件后，操作合发电机灭磁开关，调节它励分段缓慢升压到50%额定值暂停，二端检查均无异常后，继续升压直至额定检查：

3.5、操作合发电机灭磁开关，调节它励零起分段缓慢升压至50%额定电压暂停，先检查无异常下升到额定检查：压过程及在额定电压下，所有带电设备均应正常。

3.6、试毕、试毕、降压、灭磁。发电机无压空转。

4、发电机带110KV线路零起升压试验：

4.1、本试验由系统调度决定是否进行，若认为有必要进行，则必须由系统调度统一安排和指挥。

4.2、本项试验前，必须由有关部门确认110KV送电线路及对端受电间隔均应已施工结束，所有妨碍升压带电的接地应已完全拆除和断开。并经有关部门或单位按规定组织验收合格，确认已具备进行升压带电条件。

4.3、投入主变保护，线路保护。

4.4、查110KV开关站1916甲，1916乙，19146各开关均已处于断开位置；1913，1914，1918开关已处于合闸位置。

4.5、10.5KV开关室，推主变69A开关手车至运行位置后，操作合191和69A各开关。4.6、确认对端准备工作已做好具备本端升压条件后，操作合发电机灭磁开关，调节它励分段缓慢升压到50%额定值暂停，二端检查均无异常后，继续升压直至额定检查：

4.7、操作合发电机灭磁开关，调节它励零起分段缓慢升压至50%额定电压暂停，先检查无异常下升到额定检查：

⑴升压过程及在额定电压下，所有带电设备均应正常。

⑵110KV母线电压回路各点的电压值、相序以及相应的测量、计量、电压显示值均应正确。相应电压保护装置工作均应正常。

⑶投入110KV主变出口191开关同期检查，校验191开关点应指示“同期”。4.8、试毕、降压、灭磁，机组停机。并断开191，69A，691各开关。并拉出主变69A开关手车至试验位置。

八、110KV线路及本站110KV开关站母线充电试验：

1、本试验由系统调度安排、指挥。

2、本站的检查与操作： 2.1、按调令投入相关的保护。

2.2、查清1916甲、1916乙、19146各开关均已处于断开状态，1913、1914各开关均处于合闸状态后，报告系统调度，由调度令对端操作相关的开关，对110KV线路及本站110KV母线进行冲击合闸充电。（充电次数由调度确定）

2.3、110KV线路带系统电压下，检查110KV母线电压回路各点的电压值和相应的电压显示装置的电压显示值均应正确。

2.4、线路充电结束应保持带系统电压状态。

九、利用系统电压对本站主变进行五次冲击试验：

1、本试验必须经调度批准后进行。

2、用本站191开关对主变进行五次全压冲击合闸试验：

3、冲击合闸操作：

3.1、得到批准后按调令调整和投入相关的保护。

3.2、确认191开关均已在断开状态，主变69A开关手车已拉至试验位置，和主变中性点1918处合闸位置。

3.3、调度同意后，利用191开关先进行四次冲击合闸，每次冲击合闸带电稳定时间和停电间隔时间，均按调度的命令，冲击过程必须监视110KV表计的摆动情况及主变本体的振动和声响均不应出现异常。

3.4、第五次冲击合闸前应先检查10.5KV母线上的691、692、693各开关手车均应已拉开至试验位置，69M5开关手车推至运行位置，先推主变69A开关至运行位置并操作合上69A。再操作191开关冲击合闸。

3.5、第五次冲击合闸后检查：

⑴10.5KV母线电压回路各点电压值、相序以及相应的测量系统电压量的显示均应正确，相关的电压保护装置工作应正常。

⑵投入191同期系统，校验191开关同期指示应正确。

十、利用10.5KV母线带系统电压对厂用变进行三次冲击合闸试验：

1、查厂用变保护应已投入及开关已断开位置。

2、推693开关手车至运行位置，然后利用693开关对厂变进行三次冲击合闸以检查其保护应能适应正常冲击励磁涌流，每次冲击合闸均应有人监视厂变冲击过程的振动和声响，均不得有异常。并检查开关处厂变侧的电压值与相序均应正确。

3、冲击试验结束，断开693开关，并拉693开关手车至试验位置。

十一、发电机空载下的可控硅励磁调节器的调整试验：

1、发电机它励升压各项试验结束后，拆除它励临时电源接线，复原自并励接线。

2、投入机组水机自动化、发电机保护、发电机励磁保护与操作及信号等系统。

3、发电机691开关手车已退至试验位置，发电机PT柜各PT均处于运行状态，6911已合闸，励磁PT处于运行状态。

4、按手动开机程序开机至额定转速空载运行，操作合可控硅励磁阳极开关后，进行如下试验: 4.1、起励装置进行设计要求的各种方式的起励试验，起励应正常、可靠、稳定； 4.2、检查调节器调节范围，应符合设计和规范要求。

4.3、检查调节器投上、下限调节，手动和自动相互切换以及带调节器开、停机等情况下的稳定性和超调量。

4.4、改变机组的转速，录制调节器的“频率一电压”特性。4.5、对调节器进行欠励、断线和过励等保护的调整和模拟试验。

4.6、空载状态下，人工加入10%阶跃量试验，其超调量、超调次数和调节时间均应能满足设计要求。

4.7、进行逆变灭磁试验。

5、发电机进行额定励磁电流下，定子绕组耐压试验，并测记定子最高电压值。试毕机组空载运行。第五部分 机组并列及甩负荷试验

机组、主变经上述各项检查、试验、校核无异常后，机组可进行并网运行试验。经调度批准并网后，机组的并网同期点691开关可分别用手动准同期和自动准同期二种方式进行，并列前先检查整步表，其转向和快慢必须与转差一致。各种方式正式并网前需先进行691开关小车处于试验位置下的试并列操作，检查同期回路操作的完整性和可靠性。

一、机组并列后带负荷试验:

1、机组并入系统后逐步递增负荷，分别检查发电机、主变、线路等各测量仪表的指示和电度表的转向均应正确。并观测随负荷递增时振动和摆度的变化，不应有异常出现。

2、机组负载下的调速器的试验。

3、机组负载下的可控硅励磁调节器的试验。

4、有关继电保护带负荷下的检查与调整。

二、机组甩负荷试验:

1、机组并网并经上述调整校验后可进行甩负荷试验。

2、经调度批准后，机组在自动工况下分别在额定负荷的25%、50%、75%、100%进行甩负荷试验，分别记录:

2.1、机组有关部位的振动、摆度和轴承温度变化值。

2.2、甩负荷的过速值和水压上升值。

2.3、调速器动作过程情况与反应持续时间和稳定值。

2.4、机端电压上升变化情况与稳定值。2.5、转动部分抬机情况。

三、机组带负荷下的事故低油压试验:

机组并列带全负荷并做好准备后，切除油压装置的油泵电源人为降低油压，直至事故停机动作，检查记录:

1、事故动作油压值必须符合整定要求。

2、记录停机过程油压装置应有足够的油压关机。

3、停机后立即恢复油压和油位、复归事故信号。第六部分 机组的七十二小时带负荷试运行

1、机组完成了上述安排的所有项目的检查、试验，并对试验过程中发现的问题进行了消缺和整改，确认已具备进行七十二小时试运行条件后，重新按程序进行开机、升压、并网、增荷，机组进入七十二小时带负荷试运行。

2、试运行中应按机组正常运行的要求，服从系统调度，并加强巡视、检测、记录各部位运行情况和数据，特别应注意有关的接头的滴漏和发热情况。

3、定时巡视全厂公用系统各设备运行情况，特别应注意厂房渗漏排水情况。

4、并网连续正常运行满24小时以后，可根据需要进行厂用电的切换，切换后应注意全面检查各用电设备的运行情况，确保试运行的安全。第七部分 机组及相关设备的交接和验收

机组经七十二小时试运行结束，应停机、关闸门，再次对机组及其他投运的设备进行检查和消缺处理。

消缺处理后，经组织检查，确认具备投入商业运行条件后，应按相关的规定与管理部门进行交接，然后重新开机移交运行部门投入商业运行。

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：刘河坝电站1F试运行方案

刘河坝电站1#机组启动试运行程序

１、工程概况

刘河坝水电站位于四川省宝兴县境内，在宝兴河西河最大支流赶洋沟上。电站共装机2台，单机容量6MW，总装机容量为12MW。本次大修后投运1#机组升压至额定电压6.3kV,升压至35kV系统并网。本机组启动试运行程序大纲不包括水工建筑的启动试运行。

本试运行程序大纲依据以下国家和部颁技术标准，并结合该电站水工建筑、金属结构、电气主接线图和设备制造商相关技术文件编制而成，经启动委员会批准后作为刘河坝水电站机组启动试运行的技术依据。

1）ＧＢ ５０１５０－９１《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 2）ＧＢ ８５６４－８８《水轮发电机组安装技术规范》 3）ＤＬ ５０７—２００２《水轮发电机组起动试验规程》

4）ＧＢ／Ｔ９６５２．２－１９９７《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》 5）ＤＬ４８９－９２《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》 2 机组充水前的检查

目的：确认机组是否具备充水启动试运行条件。2.1 引水系统的检查

2.1.1 蜗壳、尾水流道等过水通流系统均已检验合格清理干净，压力管道测量表计、水位控制仪均已安装完工，调试合格整定值符合设计要求。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。所有进人孔的盖板均已严密封闭。

2.1.2 机组蝶阀、旁通阀、及其控制操作系统已检修完工调试合格，具备充水调试条件。油压装置及其控制操作系统已安装完工调试合格，油泵电机运行正常。现以处于关闭状态。

2.1.3 蜗壳及尾水管已清理干净。

2.1.4 蜗壳排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。2.1.5 尾水检修门已在打开位置。2.2 水轮机部分的检查

2.2.1 水轮机转轮及所有部件已检修完工检验合格，施工记录完整。

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2.2.2 各排水系统已检修完工，自流管道畅通无阻。

2.2.3 水导轴承润滑系统已经充油检查合格，油槽油位开关、油位变送器、温度传感器调试合格，各整定值符合设计要求。

2.2.4 导叶已检修完工检验合格并处于关闭状态，导叶关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。

2.2.5 机组各测压表计、压力开关、流量计均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计参考值，管道管路连接良好。

2.2.6 振动和摆度测量系统已安装完工，调试合格处于正常运行状态。2.3 调速系统及其设备的检查

2.3.1 调速系统及其设备已安装完工，已调试合格，施工记录完整。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、压力开关、安全阀门均已整定符合设计要求,管道检查和压力试验完毕。

2.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。

2.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等均经充压力油检查无渗油现象。2.3.4 调速器电气部分已安装完工并调试合格。事故电磁阀已安装完毕调试合格，模拟动作试验正确。

2.3.5 模拟调速器动作试验正确，检查调速器、接力器及导叶操作的灵活性、可靠性和全行程内动作平稳性及三者的一致性。

2.3.6 在无水时，其动作准确，特性参数已按设计和机组厂家技术要求整定调试完毕，符合要求。紧急关闭时间已调整，时间符合要求并准确。

2.3.7 进行调速器手动模拟开、停机试验，检查自动LCU开、停机试验，事故停机试验均正确可靠。

2.3.8 测速装置安装完毕，检查合格，装置输出各接点已按设计要求校验整定。2.4 发电机部分的检查

2.4.1 发电机整体已全部检修完工，检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。

2.4.2 上、下导油槽、推力油槽已充油，油位开关及油位变送器已调整至设计值。

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2.4.3 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已安装完毕，检查并调试合格。2.4.4 发电机风罩内所有电缆、导线、端子均已检查正确无误。

2.4.5 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确压力开关已整定符合设计要求，充水前风闸处于投入制动状态。

2.4.5 各种表计，振动和摆度传感器等均已安装完工，调试整定合格。2.4.6 发电机内灭火管路已安装完工，检验合格。2.5 油、水、气系统的检查

2.5.1 机组冷却水供水系统已安装完工调试合格记录完整，各管路阀门、接头、冷却器均经加压试验合格，无渗漏现象。并已做好各种保护措施。

2.5.2 全厂透平油、绝缘油系统已能满足机组和主变及其他零星用油设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。

2.5.3 中、低压空压机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通，各测压表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常,整定值符合设计要求，随时可供机组使用。

2.5.4 机组运行供气的自动化元件及系统均已检查合格，动作正确无误。供气压力能满足运行的要求。

2.5.5 各管路、附属设备已刷漆，阀门已挂牌编号。2.6 电气设备的检查

2.6.1 发电机主引出线及其一次设备已检修安装完工检验合格，机端出口处的电流、电压互感器、1#机组母线、发电机断路器、成套高压开关柜已检修完工并试验合格，已具备带电试验条件。

2.6.2 厂用电系统400V与1#机投运相关设备已全部完工并试验合格。2.6.3 励磁系统盘柜、励磁变清扫完工，接线端子已紧固，具备投运条件。2.6.4 1#机组LCU监控系统设备均已检修完毕。

2.6.5 现地1#机组LCU、中控室公用LCU监控系统各个单独装置的检查调试已完成。2.6.6 现地1#机组LCU、中控室公用LCU监控系统与上位机的通讯完好。

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2.6.7 各LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。

2.6.8 各LCU开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。2.6.9 LCU与各被控设备、技术供水泵、断路器、隔离开关的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。

2.6.10 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。

2.6.11 机组电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装置设备已安装完工检验合格，电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证动作正确性，电气保护装置已按定值单进行整定,具备投运条件。

2.6.12 下列电气操作回路已检查并模拟试验，已验证其动作的正确性、可靠性及准确性。

1）蝶阀自动操作回路；

2）机组水力机械自动操作回路； 3）机组调速器系统自动操作回路； 4）发电机励磁系统自动操作回路； 5）发电机断路器操作回路； 6）全厂公用设备操作回路； 7）机组同期操作回路； 8）通讯装置。3 机组充水试验

目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位实际值。3.1 充水条件

3.1.2 充水前应确认尾水检修门处于打开状态。确认1#机导叶处于关闭状态。3.2 蜗壳充水试验

3.3.1 打开蝶阀旁通阀向蜗壳充水，同时检查蜗壳补气装置工作情况，记录蜗壳充水平压时间。

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3.3.2 检查蜗壳进人门、水轮机顶盖等各部位应无渗漏和异常。

3.3.3 蜗壳充水平压无异常后，进行蝶阀及旁通阀的静水启闭试验，检查蝶阀及旁通阀启闭动作情况和控制系统的功能及工作状况，并记录启闭时间。4 机组空转启动试验

目的：对1号机组空转运行进行机械和电气部分的调试，检查机组空载运行情况。4.1 起动前的准备

4.1.1 各部位运行人员已进入岗位，各测量仪表、仪器已调整完毕，确认充水试验发现的问题已处理完毕。振动、摆度等测量仪器仪表已安装调试完毕，投入运行。

4.1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。

4.1.3 各轴承油位正常，技术供水、冷却水压正常，操作油系统处于自动运行位置。4.1.4 技术供水系统已投入自动运行，中低压气系统已投入自动运行。

4.1.5 机组测温系统已投入，并记录好机组各部位原始温度。转速信号装置各转速信号已按设计要求整定完毕，投入运行。

4.1.6 发电机转子已顶落一次，制动闸已落下，制动装置处于自动方式。4.1.7 励磁装置退出备用，发电机出口断路器断开。

4.1.8 调速器装置处于机械“手动”或电气“手动”工作状态，接力器位于全关位置，锁锭投入。

4.1.9 发电机保护装置按要求已正常启用。

4.1.10 机组LCU和公用LCU监控系统已加电投入运行，各盘之间通信正常，各量值迅检正常，各路开关量输入、输出已符合机组运行要求。4.2 机组首次手动起动试验

目的：检查在不同转速下机组的转动情况，各部位轴承的温度及机组的振动、摆度有无异常。

4.2.1 机组按“手动”方式投入技术供水、投入机组各冷却水、跳开灭磁开关。4.2.2 将调速器切到手动位置，手动缓慢打开导叶开度，当机组开始转动时立刻关闭导叶停机，以防转速继续上升，并记录对应的导叶开度（起动开度），检查在转速上升和下降过程中机组转动部件的噪声和有无机械磨擦声及碰撞声。

4.2.3 确认机组各部位正常后，手动打开开度限制到上述记录的导叶起动开度，然

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后打开导叶，使机组升速至50%额定转速左右并记录相应开度，检查噪声，测量机组的振动、摆度、轴承温度，无异常后使机组升至额定转速，并记录相应开度，检查机组噪音，测量机组的振动、摆度、轴承温度，在前30分钟内，每隔5分钟测量一次各轴承的温度，30分钟后，每10分钟记录一次，1小时后各30分钟记录一次。

4.2.4 监视机组在额定转速时各部位瓦温、水压应正常，记录各部水力量测系表计读数和机组监测装置的表计读数。

4.2.5 记录稳定转速下的导叶空载开度，检查转速的稳定性，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

4.2.6 机组稳定时间视轴承温度稳定而定，如遇异常情况应立即关闭导叶停机。停机时，当转速降至25%额定转速时手动投入机械制动装置,以检查其动作的可靠性。

4.2.7 记录全部水力测量系统表计读数，记录机组的振动、摆度值应符合设计规定值。

4.3 机组空转运行下调速系统的调整试验

目的：按制造商的设计数据整定特性参数选择调速器自动运行的参数组合。4.3.1 检查电气和机械的工作情况。

4.3.2 调速器特性参数已按设计和制造商的数据要求整定完毕。4.3.3 频率给定的调整范围应符合要求。4.3.4 手－自动切换试验

4.3.5 试验完毕将微机调速器置于“自动”运行调节方式运行，应能稳定运行。4.3.6 根据微机监控系统的要求作监控系统和调速器之间的通讯联动试验。4.4 手动停机及停机后的检查

目的：手动操作开限进行停机，在转速下降时检查转速信号装置在额定转速以下各接点的工作情况。停机后对机组各部位的检查。

4.4.1 待机组各部位轴承瓦温稳定后，手动操作开限停机。

4.4.2 在机组转速降低过程中整定校核转速信号装置输出各接点均能动作正确。4.4.3 当转速降至额定转速25%n时手动投入制动装置。

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4.4.4 当转速降至零转速后，手动解除制动闸。4.4.5 停机后投入接力器锁定，对机组各部进行检查。4.5 机组过速试验及检查

目的：检查机组过速保护装置动作的可靠性，及机组超转速运转情况。

4.5.1 以手动开机方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%，转速继电器115%转速接点接通，机组过速保护动作，作紧急事故停机，联动关蝶阀。同时记录机组振动、摆度值。

4.5.2 过速停机后检查机组各部位情况，特别是发电机转子上零部件有否松动情况，并复查气隙值。检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态。

4.5.3 机械过速保护动作试验，在未充水的条件下，将调速器开到50%左右，人为扳动过速开关，调速器动作到全关位置。4.6 机组自动开停机试验

目的：检查机组LCU自动开停机程序及监控系统的动作是否正确。4.6.1 机组自动开机试验

4.6.1.1 将调速器切至“自动”运行位置，发电机出口断路器断开。4.6.1.2 机组技术供水、机组各冷却水的投入均为“自动”运行方式。

4.6.1.3 励磁系统退出备用，其余机组保护、操作、信号按机组正常方式投运。4.6.1.4 机组LCU和公用LCU监控系统应投入正常运行。

4.6.1.5 在现地机组LCU监控屏操作“开机”命令，机组按正常“自动开机”流程开机，检查自动开机工作程序应符合要求，各执行元件动作正确，并记录自动开机时间。

4.6.2 机组自动停机试验

4.6.2.1 检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，在现地机组LCU监控屏操作“自动停机”命令，机组按正常“自动停机”流程停机，检查自动停机 工作程序符合要求，各执行元件动作正确，并记录自动停机时间。

4.6.2.2 机组转速在降低过程中，检查转速继电器各接点95%、60%、20%、5%动作应正确可靠。25%nN时投入制动装置，转速降至零后经延时自动退出机械制动，并记录整个停机过程所用时间。

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4.6.2.2 在机组停止过程中应监视机组各瓦温、振动、摆动情况应符合要求。4.6.3 自动开机，模拟各种机械和电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。

4.6.4 上微机方式自动开停机试验

用上微机方式操作自动开停机试验，其开停机流程应与现地LCU各动作相同，并符合设计要求。

4.7 发电机升压试验

目的：检查一、二次设备在加压过程中的动作情况，确保新的电气设备能在最高电压下安全运行，并对电压回路和同期回路的接线进行检查。

4.7.1 有关发电机保护装置均已投入运行，辅助设备及信号回路电源投入。4.7.2 自动开机后机组各部运行正常，手动零起升压至额定电压的25%，检查一次带电设备是否正常，检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。

4.7.3 上述检查正确后继续升压至发电机额定电压值，重复上述检查，并检查同期回路是否正确，测量机组各部位振动、摆度是否正常，测量发电机轴电压。4.8 机组紧急停机试验

目的：检查紧急停机回路的动作是否正确。

机组自动开机待机组稳定后，手动操作紧急停机按钮，作用于紧急停机，机组作紧急事故停机，关蝶阀。机组并列及负荷试验

5.1 机组并列试验

目的：检查同期回路的正确性

5.1.1 机组机械、电气保护全部启用投运，励磁系统和调速器系统均投入“自动”运行方式。

5.1.2 采用发电机出口断路器并网。在正式并列试验前，断开发电机出口隔离开关，模拟并列试验以调整同期装置参数，确定自动同期装置工作的准确性。

5.1.3 合上发电机出口隔离开关，利用发电机出口断路器进行自动准同期并列试验。

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5.2 机组甩负荷试验

目的：检查自动励磁调节器的稳定性和超调量，检查水轮机调速系统动态调节性能，校核接力器紧急关闭时间，机组转速上升率等均应符合设计规定。

5.2.1 机组在额定有功负荷的25％、50％下分别进行。5.2.2 分别检查甩负荷后励磁系统的工作运行情况及稳定性。5.2.3 分别检查调速器在甩负荷时及甩后的运行情况及其稳定性。5.2.4 机组带额定负荷下调速器低油压试验。

缓慢打开调速器油压装置排油阀，逐渐降低油压装置压力至事故低油压整定值，立即关闭排油阀，作事故低油压停机试验，记录油压装置动作油位高度。

5.2.5 低油压事故停机后，对机组各部位进行全面检查，应无异常。5.2.6 轴承温度过高试验。7 机组带负荷24h试运行

7.1 根据电站现场实际情况确定，机组带最大负荷进行24h试运行，并作好试运行期间的有关数据资料。8 交接验收

以上试验全部完毕后，经启动验收决定是否停机消缺或直接投入运行，如要消缺，应停机进行消缺完善工作后，进行机组设备及相关机电设备的移交，办理移交手续，机组投入商业运行。

四川省顺天通送变电工程有限公司

刘河坝检修项目部

2014年3月15日

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