新建电站启动试运行工作导则（定稿）

第一篇：新建电站启动试运行工作导则（定稿）

三峡新能源电〔2013〕613号

关于印发《中国三峡新能源公司新建电站

启动试运行工作导则》的通知

公司各部门、各单位: 《中国三峡新能源公司新建电站启动试运行工作导则》已经公司总经理办公会议审议通过，现予印发，请遵照执行。

特此通知。

中国三峡新能源公司 2013年10月31日

中国三峡新能源公司企业标准

QJ/SXXNY 10.01-2013

中国三峡新能源公司 新建电站启动试运行工作导则

2013-10-31发布 2013-10-31实施

中国三峡新能源公司

CHINA THREE GORGES NEW ENERGY CORP.发 布

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前言

本导则主要是根据国家、电力行业相关标准，结合中国三峡新能源公司（以下简称公司）各类电站建设的实际情况，以及各电站建设与电力生产管理过程中发现的问题进行编制。主要有职责分工、启动准备及启动操作等内容。

本导则由公司电力运营部门负责起草、归口并解释，在执行过程中的意见或建议反馈至电力运营部门。

本导则为首次发布，自发布之日起实施。

第 1 页/共 8 页 中国三峡新能源公司

新建电站启动试运行工作导则

1.范围

1.1本导则规定了公司所属项目公司（以下简称单位）的风电场、光伏发电站、中小水电站（以下简称电站）发电工程整套启动试运行管理工作。

1.2本导则适用于指导公司所属全资及控股即将启动电站的工程整套启动试运行管理工作；电站大修、扩建后的恢复投运工作参照本导则执行。

2.规范性文件

GB/T 1.1 标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写 GB 2894 安全标志及其使用导则 GB 50016建筑设计防火规范 GB 50059 35-110kV变电所设计规范

GB 50150 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB 50229 火力发电厂与变电站设计防火规范 GB/T 50796 光伏发电工程验收规范 DL/T 507 水轮发电机组启动试验规程 DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程 DL/T 5191 风力发电场项目建设工程验收规程 DL/T 5218 220kV-500kV变电所设计技术规程 电力系统调度管理规程 电力安全工器具预防性试验规程

凡是不注日期的引用文件，以最新版本为准。3.总则

3.1为规范电站启动试运行工作，防止因电站建设期设备调试工作不到位、启动准备事项出现遗漏而导致启动、运行过程中设备出现异常、损坏或者发生人身伤害事件，确保电站安全启动运行，结合公司实际情况，制定本导则。

3.2电站启动试运行前，设备厂家、施工单位及有资质的技术监督单位提供的变压器、高压配电设备、全厂接地系统、避雷器、CT、PT等电气一次设备及直流、保护等电气二次设备的出厂试验、现场交接性试验、开关整组传动试验及特殊试验等均合格；试验报告齐全、准确，设备调试、验收及厂家资料已经全部归档管理。

第 2 页/共 8 页 3.3电站启动试运行前半年要建立组织机构健全的运行部门，电力生产人员要招聘到位，运行维护人员配置合理。运行维护人员需通过集中授课、外派学习、参与现场安装调试等方式进行岗前培训，在上岗前要完成电网要求的所有上岗资质。

3.4电站启动试运行前建设工程应通过分部分项工程、单位工程及整体工程的完工验收，并经质量监督机构验收合格。

3.5电站启动试运行前各项电力生产规章制度完整，运行规程通过公司评审且颁布执行。运行维护人员必须上岗并熟悉本岗位的职责、运行规程和各项管理制度。

3.6电站启动试运行前按照公司电力生产记录模板设立电站台账。

3.7电站启动试运行前所有工器具（包括安全工器具、仪器仪表、常用工具等）检验、编号、登记工作全部完成，并按规定放置。

3.8电站启动试运行前钥匙柜摆放整齐，所有钥匙已经分类管理。

3.9电站启动试运行前消防设施齐全且通过相关部门验收，电站启动期间根据需要现场需加设临时消防设备。

3.10电站启动试运行前获得环保试生产批准。

3.11电站启动试运行前应按照电力行业要求完成以下关键手续。3.11.1获得并网前安全评价报告和技术监督评估报告。3.11.2取得发电业务许可证（如有）。

3.11.3取得国家或地方政府主管部门批复的上网电价文件或结算电价相关依据。3.11.4与电网公司签订并网调度协议。3.11.5与电网公司签订购售电合同。

3.11.6与电网公司签订高压供用电协议（如有）。3.11.7获得电网相应调度机构确定的调度管辖范围。3.11.8通过当地电网对涉网设备的验收。4.职责分工

4.1单位负责完成电站启动试运行前的各项工作，包括但不限于接入电网相关工作、资料准备、对电站设备调试进行复检、设备启动前检查、编制启动方案及应急预案等。4.2分公司负责对所属单位的风电场、光伏发电站工程建设、启动试运行前生产准备、运行管理、安全管理等工作进行检查、监督及指导。

4.3农电公司负责对中、小水电站工程建设、启动试运行前生产准备、运行管理、安全管理等工作进行检查、监督及指导。

4.4公司工程管理部门负责对电站启动试运行前工程建设工作进行检查、监督及指导。4.5公司电力运营部门负责对电站启动试运行前的生产准备、运行管理等工作进行检查、监督及指导。

4.6公司安全管理部门负责对电站启动试运行安全管理工作进行检查、监督及指导。5.启动准备

第 3 页/共 8 页 5.1完成与电网公司相关的启动准备主要工作（包括但不限于）。5.1.1关口电能量计量装置通过验收。5.1.2电能质量监测装置通过验收

5.1.3网内外通信线路调通，获准接入调度网，调度电话可正常使用。5.1.4调度自动化系统与远动信号调试完成，工作正常。5.1.5功率预测系统已调试正常，并投入使用。5.1.6获得调管设备继电保护整定通知单并完成整定。5.1.7自管设备继电保护定值由单位正式颁布并完成整定。5.1.8成立启委会，确定调度启动方案。方案内容应包括但不限于： a）工程概况； b）编制依据；

c）组织机构及人员安排； d）启动范围；

e）启动前分专业检查项目； f）运行方式； g）注意事项； h）送电操作方案。

5.2电站启动试运行前运行准备检查内容

5.2.1所有设备采用双重编号，且编号正确、标识齐全；调管设备应采用电网调度部门下达的编号。

5.2.2所有设备室名称标牌正确无误、已经打扫干净且上锁。

5.2.3所有设备柜已通电正常运行，柜门已经关闭且门锁齐全，并在相应位置及设备上悬挂标示牌、警示牌。

5.2.4电气五防装置的配置齐全可靠、五防的逻辑关系正确。5.2.5所有安全措施、临时接线全部拆除。

5.2.6送电设备必要的安全防护措施齐全，如绝缘地毯、围栏、带电标志警示牌等。5.2.7电力运行必要的工器具齐全，如经试验合格的绝缘手套、绝缘靴、必备的测试仪表、高压验电棒、兆欧表、相位表、相序表等。

5.2.8配置必要的备品配件，如高压一次熔丝、二次熔丝等。5.3升压站启动试运行前的设备检查 5.3.1主系统设备检查内容：

a）所有主系统设备已经处于调度要求的状态； b）断路器、隔离刀闸、接地刀闸动作正常；

c）

一、二次设备接地系统完好，所有设备的对地及相间绝缘符合规范要求。

第 4 页/共 8 页 5.3.2主变压器检查内容： a）主变顶盖无杂物，无油污； b）主变本体无渗漏油；

c）主变油温、油位指示符合油温油位曲线； d）主变油化验、色谱分析、瓦斯继电器送检合格； e）主变压器外壳可靠接地； f）主变避雷器的动作次数记录正确； g）高、低压端引线无松动； h）主变压器二次接线正常；

i）主变本体及有载调压开关瓦斯继电器放气完毕； j）主变套管放气完毕；

k）主变档位处在调度规定的档位； l）变压器中性点运行方式符合调度要求； m）变压器冷却系统正常工作；

n）呼吸器内的吸湿剂数量充足，无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用； o）温度报警整定值符合要求；

p）变压器火警系统感温电缆正常使用（如有）； q）事故油池符合要求； r）事故放油阀处于关闭状态。

5.3.3继电保护及安全自动装置检查内容：

a）电压回路经过二次通压检查且无短路现象，电流回路经过二次通流且无开路现象； b）检验保护屏体内各回路对地绝缘、各回路间绝缘应符合要求，不应有接地或短路现象；

c）CT、PT二次接地满足要求；

d）保护装置的传动试验正常，且有完整的试验报告；

e）所有继电保护定值已经按照定值通知单整定完毕，并检查正确；检查保护装置实际软件版本、校验码与整定通知单一致；

f）所有继电保护设备压板投退正确，拆除无用压板连片； g）所有继电保护装置运行正常； h）时钟对时正常； i）故障录波装置运行正常；

j）安全自动装置（如PMU、事故解列等）运行正常;k）继电保护及安全自动装置通道联调试验正常。

第 5 页/共 8 页 5.3.4站内综合自动化系统检查内容： a）所有综合自动化设备外观正常； b）所有设备正常带电，后台系统运行正常；

c）所有现地监控装置运行正常且与后台通信正常，主系统接线显示正确； d）采样正常；

e）远方和现地设备控制正常；

f）微机五防工作站工作正常且与监控后台通讯正常； g）冗余的监控系统主从切换正常。5.3.5高压配电设备检查内容： a）高压开关柜正常；

b）PT一次熔断器规格正确，接触良好； c）所有高压开关处于冷备用状态； d）高压配电设备绝缘良好。5.3.6无功补偿装置静态调试完毕。5.3.7站用电系统检查内容： a）外接电源供电正常； b）0.4kV系统开关柜运行正常； c）站用变无异常；

d）检查备自投或电源切换装置正常。

5.3.8直流电源系统和逆变电源（UPS装置）均已调试完毕并已正常投入使用。5.3.9检查站内事故照明系统无异常，且切换正常。5.3.10其它设备均已完成调试且具备投运条件。5.4集电线路启动试运行前的检查内容 5.4.1巡线检查无异常。5.4.2集电杆塔接地合格。

5.4.3跌落保险或隔离式熔断器等正常。5.4.4避雷器及避雷线无异常。5.4.5光缆线路正常。5.4.6线路绝缘合格。

5.5箱变启动试运行前的检查内容 5.5.1箱变外观正常。

5.5.2箱变安装后油化验（全检或抽检）情况合格。

第 6 页/共 8 页 5.5.3箱变的高压保险正常。

5.5.4箱变避雷器、过电压保护器等无异常。5.5.5箱变接地符合设计要求。5.5.6箱变低压侧开关保护正常。5.5.7箱变低压侧各部件正常。

5.5.8箱变监控系统正常带电且调试完成。5.6发电设备启动试运行前的检查 5.6.1风电机组检查内容：

a）风电机组监控系统正常带电且调试完成，冗余的监控系统主从切换正常；b）风电机组安装验收报告完整；

c）风电机组静态调试完毕，调试报告齐全； d）风电机组接地值符合要求； e）风电机组外观无异常。5.6.2光伏阵列检查内容： a）光伏阵列安装验收报告完整； b）光伏阵列外观无异常； c）光伏阵列接地满足要求； d）汇流箱无异常。

5.6.3光伏逆变器室检查内容： a）安装验收报告完整； b）冷却装置运行良好；

c）室内设备检查正常，参数正确，无报警信号。5.6.4水轮发电机组检查内容： a）安装验收报告完整；

b）励磁、调速、保护系统调试完成； c）调试报告齐全；

d）油、气、水系统工作正常； e）引水系统工作正常； f）排水系统工作正常；

5.7站内通讯设备设施齐备、畅通。5.8站内视频监控、安保系统工作正常。

5.9所有人员已经学习并熟悉启动方案、应急预案。

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5.10电站必须建立启动组织机构，工作分工、人员安排已经完成。6.启动操作

6.1启动操作的范围包括外送线路、主系统、主变压器、高压配电设备、站用电系统、集电线路、箱变、发电设备送电。

6.2启动送电

6.2.1外送线路、主系统、主变压器等调管设备的送电执行调度启动方案，需按照调度令填写具体操作票，并严格按照操作票执行操作。

6.2.2高压配电设备、站用电系统、集电线路、箱变、发电设备等自辖设备根据自身实际情况制定具体设备启动方案并执行。方案内容应包括但不限于：

a）编制依据；

b）组织机构及人员安排； c）启动范围；

d）启动前分设备、分专业检查项目； e）各设备运行方式； f）注意事项及应急预案； g）送电具体操作票； h）送电后安排。

附加说明

本标准由电力运营部负责起草、修订并解释。本标准于2013年10月31日首次发布。

本标准批准人：总经理办公会审议通过，总经理批准。

中国三峡新能源公司总经理办公室

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2013年10月31日印发

第二篇：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。

第三篇：水牛家电站1#机组启动试运行操作规程

华能涪江水电开发有限责任公司

水牛家水电站

1#机组启动试运行操作规程

（机械部分）

中国水利水电第十工程局 水牛家水电站机电安装项目部 2OO7年2月12日

目

录

1、前言————————————————2

2、操作规程编写依据——————————2

3、机组充水前的检查——————————2

4、机组充水试验————————————7

5、机组空载试运行———————————8

6、机组带负荷试运行——————————13

7、交接验收——————————————13 华能水牛家水电站1#机启动试运行操作规程

1.前言

1#机组启动试运行的范围：

1#水轮发电机组及其附属设备、调速系统、1#机发电回路中的一、二次设备和继电保护装置、1#、2＃机球阀、1#机组励磁、公用系统、直流系统、监控系统、1#主变、1#机组及厂用变系统。

本试验项目及程序不包括水工建筑物的起动试运行，不包括压力钢管充水试验。

2.操作规程编写依据

水牛家电站1#机组启动试运行操作规程（机械部分）根据国家和部颁相关规程规范进行编写：

GB2003《水轮发电机安装技术规范》； DL507—93《水轮发电机组起动试验规程》； 3.机组充水前的检查 3.1 引水系统的检查

3.1.1 确认：大坝、引水隧洞、蓄水、引水工作状况正常，能满足1#机组启动试运行条件。

3.1.2 1#球阀、旁通阀及油压装置已安装完工调试合格，现地控制单元工作情况良好。球阀处于关闭状态，进人孔已封闭严密，球阀已具备静水启闭调试。

3．1．3 蜗壳、尾水管等机组过水通流系统均已检验合格清理干净，检查完毕关闭蜗壳进人门,蜗壳排水阀关闭严密，尾水管进人孔已封闭严密,验水阀已经安装。测量表计、压力开关均已安装完工调试合格，整定值符合设计要求。

3.1.4 1#机尾水闸门门槽及周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，2＃尾水闸门处于关闭状态。3.2 水轮机部分的检查

3.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格、记录完整，止漏环间已检查无遗留物。

3.2.2 水导轴承润滑系统已经充油，油槽油位开关、温度传感器调试合格，整定值符合设计要求。

3.2.3 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，导水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。

3.2.4 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值。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。

3.3 调速系统及其设备的检查

3.3.1 调速器机柜、控制柜及油压装置已安装完工检验合格、油位正常，透平油化验合格。表计、压力开关、传感器、安全阀门均已整定符合设计要求。

3.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，集油槽油位浮子继电器动作正常。

3.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充压力油检查无渗油现象。

3.3.4 调速器机柜、电柜静态调试已完成，接力器行程、导叶开度指示正确。

3.3.5 紧急关机时间符合调节保证计算值。

3.3.6 调速器现地开、停机试验，LCU开、停机试验，事故停机试验均正确可靠。

3.4 发电机部分的检查

3.4.1 发电机整体已全部安装完工检验合格记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内部无任何杂物。

3.4.2 上、下导油槽、推力油槽已充油，油位开关已调整 至设计值。

3.4.3 发电机制动系统的手动、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。

3.4.5 测量发电机工作状态的各种表计，振动和摆度传感器等均已安装完工调试合格。

3.5 油、水、气系统的检查

3.5.1全厂透平油系统已能满足1#机组供油、排油的需要。油质经化验合格，供油管路与2#机隔离措施已完成。由于油系统供排油为滤油机通过快速接头对机组供排油，各部阀门均应处于关闭状态，其操作程序为：

供排油干管与2＃机组联络阀门（）处于关闭，调速器油压装置阀门（）处于关闭，球阀油压装置阀门（）处于关闭，推力、上导、下导总阀（）处于关闭，推力、上导供排油阀（）处于关闭，下导供排油阀（）处于关闭。3.5.2技术供水系统调试，首先配合厂家进行技术供水泵调试合格，启动水泵向系统供水，检查系统管路漏水情况并处理，各压力表计，传感器等显示、动作是否正常。检查机坑内管路、阀门漏水情况并处理完成，通过油位指示或油混水信号器检测各部轴承是否漏水。

1#机组技术供水系统、公用技术供水系统及滤水器已安装完工，测量表计、流量传感器、减压阀已调试合格整定值符合设计要求，各管路、阀门、接头、冷却器均经加压试验合格，无渗漏现象，与2#机的隔离措施已完成。其操作程序为：

首先开启技术供水泵前后端手动阀门（），开启滤水器及干管手动阀门（），关闭2＃机技术供水总阀（）；然后开启各套轴承冷却水供排水管手 动阀门（）和发电机空冷器前后手动阀门（）

3.5.3中、低压空气压缩机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常。整定值符合设计要求，管路与2#机组隔离措施已完成。系统处于投运状态，其操作程序为：

1、低压气系统

空压机及气罐手动阀门（）处于常开，气罐手动排污阀（）处于常闭，检修供气总管阀门（）根据实际需要可以处于常开，支管手动阀门（）在不用气时处于常闭。制动系统管路阀门与2＃机联络阀门（）常闭，1＃机制动系统操作分手动和自动，供气总阀（）及表计阀门（）常开。手动制动，供气阀门（）和排气阀门（）开启，（）关闭；手动复归，供气阀门（）和排气阀门（）开启，（）关闭。自动制动，手动阀门（）常开。机组检修密封手动供气开启阀门（），关闭阀门（），复归关闭阀门（），开启阀门（）；自动供、排气阀门（）常闭，阀门（）常开。

2、中压气系统

空压机及气罐手动阀门（）处于常开，气罐手动排污阀（）处于常闭，与2＃机联络阀门（）常闭。

3.5.4 厂内渗漏及检修排水系统经全面检查，渗漏及检修排水泵工作正常，排水量满足1#机组运行和检修的要求。调试动作正常后进行如下操作： 渗漏排水系统阀门（）常开。自流排水阀门（）常开，（）常闭。

检修排水系统阀门（）常闭，阀门（）常开。

3.6 电气设备的检查

3.6.1 发电机出口母线、中性点一次设备已安装完工试验合格，机端出口电流互感器、电压互感器、中性点电流互感器已试验合格。

3.6.2 主变压器已安装完工试验合格，局放、感应耐压试验合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统、灭火消防系统及安全保护措施符合设计要求，具备带电条件。

3.6.3 开关站系统设备 已安装完工试验合格。3.6.4中控室、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻已测试，符合设计要求。

3.6.5 厂用电系统设备已经全部安装完工，并经试验合格。已接通电源投入正常工作。BZT装置调试合格，动作正确可靠。

3.6.6 备用厂用电系统已经全部安装完工，并经试验合格，电源可靠，保证容量能满足机组起动试运行的要求。

3.6.7励磁系统盘柜、励磁变压器安装完工并试验合格，励磁装置已完成了小电流开环调试。

3.6.8励磁系统与LCU的接口正确，二次回路模拟试验正确可靠。

3.6.9 监控系统设备均已安装完工。

3.6.10 上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。3.6.11 现地LCU柜各个单独装置的检查已完成。3.6.12 现地LCU与上位机的通讯已形成。3.6.13 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检查完毕且正确。

3.6.14 LCU开出点逐一动作至现场设备，动作正确可靠，信号准确。

3.6.15 1#发变组保护、220kV母差保护、厂用电保护设备已安装完工试验合格，保护装置已按定值单进行整定，继电保护回路模拟传动试验动作正确可靠。

3.6.16 1#机组相关直流系统、UPS电源已安装完工，试验合格并已投入运行。

3.6.17 厂房照明已安装，事故照明已检查合格。3.6.18 厂内通讯及对外通讯畅通，能满足试运行要求。3．7 1#机消防管路、消防设施已安装完成，符合消防设计要求。由于消防主管被损坏，发电机消防在试运行期间还无法投入运行，但不影响机组试运行。为了安全起见，在机组试运行期间配备足够多的灭火器，以应对突发事件。4 机组充水试验

4.1 尾水充水试验

确认前述检查项目完成后，手动投入机组机械制动，按照低压气系统手动制动操作程序进行，利用尾水平压管向尾水管充水。检查尾水管进人孔、水轮机顶盖、导水机构及主轴密封、球阀，测压系统管路等的漏水情况应无异常，充水过程中通过尾水验水阀排气及监视尾水水位。4.2 蜗壳充水试验

4.2.1 手动打开球阀旁通阀手动阀门，手动操作液压阀向蜗壳充水，充水前打开差压变送器阀门监测球阀前后压差，记录蜗壳充水平压时间，检查球阀至蜗壳段渗漏水情况。4.2.2 充水平压后，进行球阀及旁通阀的静水启闭试验，先以现地，后以远方方式启闭球阀和旁通阀，检查球阀及旁通 阀控制系统的功能及工作状况，并记录启闭时间，试验合格后关闭并锁定。

4.2.3 观察厂房内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转可靠性。

机组空载试运行 5.1 起动前的准备

5.1.1主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，无关人员退出1#机工作现场,通讯指 挥系统可随时待命，各部位运行人员已进入岗位，中试所动平衡试验设备 已安装完毕。各测量仪器、仪表已调整就位。

5.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格，1#机组已具备起动条件。

5.1.3手动顶转子一次。操作为关闭（）阀门，开启（）阀门，启动电动泵顶起转子不大于8mm。复归关闭（）阀门，开启（）阀门，并利用制动系统复归气进行制动器复归。

5.1.4调速系统调试合格并检查阀门（）应开启，阀门（）关闭。

5.1.5各部轴承油位阀门全部开启。5.2 机组首次手动起动试验

5.2.1首先按照3.5.2操作步骤投入技术供水系统，打到自动状态，投机组各轴承冷却水，跳开灭磁开关，关闭定子空冷器冷却水。开球阀旁通阀，平压后退出检修密封和工作密封，待密封行程开关指示灯亮起后再开球阀。

5.2.2 将调速器切到手动位置，手动缓慢开导叶开度，当机组开始转动时记录所对应的导叶开度（起动开度），同时立即关闭导叶，观察有无机械磨擦及碰撞声，如有则立即停机。确认机组无异常后再次打开导叶，逐渐升高机组转速至40%、70%、100%额定值，在升速过程中，监视各部位应无异常现象，有无机械磨擦及碰撞声，如有则立即停机。在机组达到额定转速后记录稳定转速下的导叶开度—空（转）载开度。

5.2.3 在机组达到额定转速后，在半小时内，每隔5min测量一次各部轴承的温度，以后可延长记录时间间隔。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位油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

5.2.4 首次开机，记录全部水力测量系统表计读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值，如超标，应进行动平衡试验。

5.3 机组空转运行下调速器系统的调整试验 5.3.1 检查步进电机电液转换器工作情况。

5.3.2 频率给定的调整范围应符合设计要求。

5.3.3 手--自动切 换试验。

5.3.4 配合厂家进行空载扰动试验。

5.3.5 按厂家技术要求作各项调整试验,记录空载运行参数。

5.4 手动停机试验

停机过程中观察转速信号装置接点的动作情况应正确。5.5 机组过速试验

5.5.1 将转速信号装置115%nN和140nN的接点从水机保护回路中断开。

5.5.2 以手动方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，将导叶开度限制的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%nN，调整转速信号装置相应的转速接点后，继续将转速升至140%nN，调整转速信号装置相应的接点，同时记录机组振动、摆度值。5.5.2 恢复转速信号的接线，手动操作增大导叶开度升速至过速保护动作紧急停机电磁阀停机，关球阀。

5.5.3 过速停机后，自动投入检修围带，然后对机组转动部分进行全面检查。检查发电机转子零部件是否松动，复查空气间隙，检查发电机定子基础、上机架千斤顶及螺栓有无松动。

5.5.4根据记录振动、摆度分析是否进行各轴承检查。5.6 机组自动开停机试验 5.6.1 机组自动开机试验

检查机组完全具备开机条件后，将技术供水、主轴密封、机组制动、调速器投入“自动”，分别以现地LCU及远方上位机方式操作自动开机，按机组“静止→空载”的监控程序检查各部执行情况，直到机组升速至额定转速，检查导叶开度限制机构工作是否可靠，记录发出开机脉冲到达额定转速的时间，转速信号装置和自动化元件动作应正常。

5.6.2 机组自动停机试验

检查机组具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，发出停机脉冲后，导叶自空载开度开始关闭，直至全关，检查转速信号装置动作整定值（25%nN），记录加闸制动至机组停止转速的时间。

5.6.3开停机过程中记录开机、停机时间，并记录各部轴承温度与摆度与手动相比较。5.7 发电机短路升载试验

5.7.1 提前与系统联系，申请220KV线路及220KV母线系统停电并退出运行。在机组出口设置D1短路点，采用它励方式进行零起升流试验，绘制机组继电保护和测量回路的向量图，制发电机短路特性曲线。(在升流前切除发变组差动和电流保护,投入过压保护)5.7.2 在1B主变220KV侧设置D2 短路点，在1B主变110KV侧设置D3 短路点，绘制发变差动保护、母线差动保护向量图。

5.7.3 短路试验结束后，拆除短路线，拆开发电机中性点及出口接线，测量发电机定子绕组和转子绕组绝缘、吸收比。测得值不符合GB8564--88的要求，则进行发电机短路干燥。5.8 发电机短路干燥

5.8.1 如需要进行干燥，则利用D1短路点进行。机组短路干燥时短路电位的大小，按每小时温升不超过5~8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收值。

5.8.2 停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机，并拆除短路线。投入发变组保护。5.9 紧急停机试验

手动操作紧急停机按钮，作用于紧急停机，检查LCU事故停机流程。

5．10 发电机升压试验

5.10.1 自动开机后机组各部运行正常，用它励方式手动零起升至额定电压的30%，检查二次侧三相电压是否平衡，升压至额定电压的50%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。

5.10.2 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。5.10.3 录制发电机空载特性曲线。

5.11 发电机带主变及高压配电装置的递升加压试验 5.11.1 手动零起升后，分别在30%、50%、100%额定电压下检查主变及一次投运设备的工作情况。5.11.2 检查电压回路和同期回路的电压、相序和相位应正确。

5.12 电力系统对1#主变冲击合闸试验

5.12.1 主变冲击5次，每次时间间隔5min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的动作情况。5.12.2 用系统电压检查电压回路和同期回路的电压、相序和相位应正确。

5.13 发电机空载下励磁调节器的调整试验。5.13.1 励磁调解器起励试验； 5.13.2 自动电压调整范围检查； 5.13.3 手动电压调整范围检查； 5.13.4 频率特性试验；

5.13.5 发电机空载时10%跃变反映试验，测量电压超调量、振荡次数、调节时间；

5.13.6.空载电压下进行灭磁试验； 5.13.7 按厂家技术要求作保护整定试验。5.14 机组并列及负荷试验 5.14.1 机组空载并列试验

在正式并列试验前，拉开主变高压侧隔离刀闸，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。试验正确后，合上主变高压侧隔离刀闸，正式进行自动准同期并列试验。

5.14.2 机组带负荷试验

并网后手动方式逐渐增加负荷到25%、50%、75%、100%负荷运行，检查机组运行情况，观察并检查机组加负荷时有无振动区。然后手动降压至空载。最后进行自动增减负荷试验，并记录增减负荷所需要的时间。

5.14.3 机组带负荷情况下调速系统调整试验。5.14.4 机组带负荷下励磁系统调节试验。

机组带无功负荷情况下，励磁系统调节试验。

5.14.5 机组甩负荷试验

机组在额定有功负荷的25%、50%、75%、100%下分别进行，按GB8564--88的表格记录有关数据。试验时由调试专职人员进行指挥，各部位人员按照记录表格分别记录不同甩负荷情况下的参数值。

检查调速系统动态调节品质，蜗壳水压上升率，机组转速上升率应满足设计要求。

检查励磁系统稳定性及超调量。

5.14.6 机组带额定负荷下调速器低油压事故停机试验。手动开启压力油槽排油阀，油泵处于手动状态。记录动作压力。

5.14.7机组甩负荷后，对机组发电机基础进行检查，各轴承进行检查。机组带负荷试运行

6.1机组带满荷进行72h试运行,记录72小时运行参数。6.2测量最大负荷下机组的轴电压。7 交接验收

以上试验全部完毕，停机消缺后，办理移交手续。

第四篇：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）。

第五篇：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。