白莲崖水电站机组启动试验大纲

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1、安徽省白莲崖水库发电厂房工程 机组启动试运行报告白莲崖水库工程发电厂房工程机组启动试运行大纲安徽水利开发股份有限公司二九年八月四日29安徽水利开发股份有限公司审 批： 侯 祥 林审 核： 吴 广 秋、包 鹏编 制： 王 玉 坤目 录一、工程概况1二、编制依据1三、组织机构23.1、组织机构23.2、机构组成33.3、参加启动试运行工作的相关单位3四、试验要求4五、启动试运行工作流程4六、启动试运行前的检查56.1、引水系统的检查56.2、水轮机的检查56.3、调速系统的检查66.4、水轮发电机的检查66.5、励磁系统的检查76.6、油、气、水系统的检查76.7、电气一次设备的检查86.8、电气

2、二次系统及回路的检查86.9、消防系统及设备的检查9七、水轮发电机组充水试验107.1、充水条件107.2、尾水管充水107.3、压力钢管及蜗壳充水117.4、检验方法12八、水轮发电机组空载试验128.1、试验前的准备128.2、首次手动启动试运行138.3、过速试验168.4、无励磁自动开、停机试验178.5、水轮发电机升流试验（发电机短路试验）188.6、水轮发电机升压试验198.7、水轮发电机空载下励磁装置的调整和试验21九、水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验229.1、高压配电装置母线受电试验229.2、电力系统对主变压器冲击合闸试验229.3、水轮发电机组对主变压器及高压配电

3、装置短路升流试验229.4、水轮发电机组对主变压器及高压配电装置升压试验23十、水轮发电机组并列及负荷试验2410.1、水轮发电机组并列试验2410.2、水轮发电机组带负荷试验2410.3、水轮发电机组甩负荷试验2610.4、调速器低油压关机试验2710.5、事故配压阀动作关闭导水叶试验27十一、水轮发电机组72h带负荷连续试运行27十二、安全措施2812.1、一般要求2812.2、编制相关规程2812.3、事故处理小组29十三、附件29机组启动试运行大纲一、工程概况白莲崖水库引水发电工程位于安徽省六安市霍山县境内，距下游佛子岭水库大坝26km，距霍山县城42km，由发电引水隧洞、电站厂房和升

4、压开关站等构筑物组成。厂房内安装两台立轴、金属蜗壳、混流式水轮发电机组，装机225MW，主接线方式为两机一变的扩大单元接线，经一台S10-63000/110主变压器升压送至附近110KV华东电网。电站年利用小时数2210小时，多年平均发电量为10552万kW.h。发电引水隧洞进口位于大坝右岸约150m处的一天然山凹里，出口位于背阴山北侧漫水河右岸，整个隧洞由上平洞（6m7m城门洞形），调压井（直径11m、高79m），斜洞和下平洞（洞径为6m）、岔洞及两条支洞（洞径3.8m）组成，全长1783.94m，两条支洞各长79.13 m,隧洞最大引用流量82.9m3/s。厂房设于背阴山北侧漫水河右岸，主

5、厂房平面尺寸（包括安装间长15.0m）为43.8m16.0m（长宽），副厂房平面尺寸48.0m8.7m（长宽），水轮机安装高程为117.3m，水轮机层高程为119.7m，发电机层高程为126.6m，安装间层高程为131.2m，厂房高33.5m。变电站布置在进厂道路山坡侧，沿进厂路边傍山布置，采用框架结构，分上下两层，平面尺寸为25.0m15.5m（长宽），下层为升压站，地面高程131.0m，上层为开关站，平台高程139.2m。二、编制依据水利水电建设工程验收规范，SL223-2008水轮发电机组安装技术规范，GB/T85642003水轮发电机组启动试运行规程，DLT 5072002电气装置安装

6、工程电气设备交接试验标准，GB50150-2006HLA384-LJ-230水轮机产品使用说明书，OEK412.S374.SF25-20/4650水轮发电机产品使用说明书，OEK412.F219小型水电站施工技术规范，SL172-96三、组织机构3.1、组织机构启动试运行工作组验收工作组试运行指挥部综合办公室运行组技安组线路组监理设代启动试运行工作组负责研究、解决在施工和启动试运行中出现的重大问题，检查启动试运行的启动条件及启动日期。审查和批准启动试运行大纲和运行规程，对电站的设计、制造和安装质量进行鉴定并办理交接手续，下设三个部门，分别如下：1、验收工作组负责全部工程的质量检查。对竣工设备作

7、全面的质量鉴定。审查施工单位的安装检测记录和试验记录，筹备启动验收工作。2、试运行指挥部直接负责机组启动、停机、试验和检查工作。3、综合办公室负责会议筹备、后勤保障、安全保卫工作。3.2、机构组成启动试运行工作组：组 长：侯祥林副 组 长：董金水其下设部门人员组成：1、试运行指挥部：指挥长：吴广秋副指挥长：周开元、李扬海、何升全其中设：运行组：周开元、李杨海、何升全、运行人员技安组：吴广秋、沈荣建、赵科敏、于林、设备厂家调试人员线路组：陈言传、李茂奇监理设代：包鹏、高世旺2、验收工作组：组 长：洪荣根副 组 长：宁春华、周开元组 员：王久建、贾德斌、刘家明、包鹏、何大勇3、综合办公室：主任：陈

8、言传副主任：王勇3.3、参加启动试运行工作的相关单位1、项目法人：安徽白莲崖水库开发有限责任公司2、监理单位：安徽省江河水利水电工程监理咨询有限公司3、设计单位：安徽省水利水电勘测设计院4、运行管理单位：白莲崖水库运管处5、施工单位：安徽水利开发股份有限公司6、主要设备供应商：水轮发电机组供应商：昆明电机责任有限公司自动化设备供应商：南京南瑞集团自控公司变压器供应商：山东鲁能泰山电力设备有限公司GIS供应商：上海西安高压电器研究所有限责任公司高低压开关柜供应商：杭州杭开电气有限公司共箱母线供应商：正泰集团成套设备制造有限公司直流电源供应商：许继集团许继电源有限公司磁励系统供应商：武汉洪山电工科

9、技有限公司调速器供应商：长江三峡能达电气有限责任公司四、试验要求1、设备安装单位和制造单位认真做好试验前一切准备工作；试验人员需熟悉相应设备状况，严格执行操作规程、安全规程及操作程序。2、试验中要服从统一指挥，统一调度，发扬协同作战精神，任何单位或个人不得自行其事。3、试验中要做好各种数据的检测、记录工作，记录要准确真实，应尽可能的将试验过程中的各种数据记录完整保存下来。安装单位在试验前要将需检测记录的项目、内容等制成表格，试验记录频次按要求记录，特殊情况应增加记录次数。五、启动试运行工作流程启动试运行及试验作业流程如下：启动试运行前检查充水试验空载试验带主变压器与高压配电装置试验并列及负荷试

10、验72h带负荷连续试运行 六、启动试运行前的检查 在启动试运行工作组的领导下，由业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的各个专业验收工作组对以下项目分别进行验收检查，检查的依据是有关厂家技术说明书、设计图纸和相关规范，检查的方法和器具主要是目测和检查记录。6.1、引水系统的检查1、进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格。2、进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。事故检修闸门、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。事故检修闸门在关闭状态。3、压力管道、调压井、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已

11、装好，测压管阀门、测量表计均已安装。伸缩节间隙应均匀。所有进人孔(门、的盖板均已严密封闭。4、蝴蝶阀系统已安装完工调试合格，启闭情况良好，处于关闭状态。油压装置及操作系统已安装完工检验合格，油泵运转正常。5、蜗壳及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板均已拆除。6、蜗壳排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。7、尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门及其启闭装置已完装完工，检验合格，启闭情况良好。8、电站上下游水位测量系统安装调试合格，水位信号远传正确。6.2、水轮机的检查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。2、主轴工作密封与检修密封已安装完工，经

12、检验检修密封无渗漏。调整工作密封水压至设计值。3、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。4、导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁定投入。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。剪断销剪断信号及其他导叶保护装置检查试验合格。5、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。6、水轮机大轴自然补气阀应处于开启状态。6.3、调速系统的检查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

13、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。集油槽油位传感器信号正常。高压补气装置手动、自动操作时动作正确。漏油装置手动、自动调试合格。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、接头及部件等均应无渗油现象。4、调速器电调柜已安装完工并调试合格。5、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。6、事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格。用紧急关闭方法初步检查导叶全开到全关所需时间

14、，应符合设计要求（7s）。7、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。8、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。6.4、水轮发电机的检查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、转子及气隙内无任何杂物。2、导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压(或流量)传感器已调试，整定值符合设计要求。3、发电机风罩内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已检查合格，处于正常工作状态。4、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。5、发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线

15、、端子板均已检查正确无误，固定牢靠。6、发电机制动系统的手动、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。制动器行程符合设计要求（30mm），行程开关动作准确。7、发电机的空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通无阻。阀门及管路无渗漏水现象。8、测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器等均已安装完工，调试、整定合格。6.5、励磁系统的检查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。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。3、励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。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

16、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。6.6、油、气、水系统的检查1、机组冷却水供水过滤器及供水管，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）等自动化元件已检验合格。2、厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。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。3、中、低压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、安全阀工作

17、正常，整定值符合设计要求。中、低压气系统已经投运，处于正常状态。4、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。6.7、电气一次设备的检查1、发电机主引出线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均已安装并调试合格。2、发电机断路器已安装检验合格。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

18、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。总接地网接地电阻已测试。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。6.8、电气二次系统及回路的检查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模拟屏、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

19、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： 1）进水口闸门自动操作回路。 2）蝴蝶阀自动操作回路。 3）机组自动操作与水力机械保护回路。 4）发电机励磁操作回路。 5）发电机断路器操作回路。 6）直流及中央音响信号回路。 7）全厂公用设备操作回路。 8）同期操作回路。 9）备用电源自动投入回路。 10）各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路。 11）厂用电设备操作回路。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： 1）发电

20、机继电保护回路。 2）主变压器继电保护回路。 3）高压配电装置继电保护回路。 4）送电线路故障录波回路。 5）厂用电继电保护回路。 6）其他继电保护回路。 7）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。6.9、消防系统及设备的检查1、主副厂房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、发电机内灭火管路、灭火喷嘴、火灾探测器等已检验合格。消火栓经手动操作动作准确。3、主变压器油池与事故排油系统符合设计要求，排油通畅。4、全厂火灾报警与联动控制系统安装

21、调试合格，火灾探头动作准确，联动控制动作正确，并通过消防部门验收。5、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，压力满足设计要求。6、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。7、厂房及开关站临时灭火器具已按下列要求配置完成：1）水轮机层配置干粉灭火器4只，深井泵位置2只、蝶阀液压站位置各1只；2）发电机层配置干粉灭火器12只，1、2#机坑各2只，1、2#机组上、下游机旁屏各2只；3）电缆廊道配置干粉灭火器2只；4）厂变室配置干粉灭火器2只；5）空压机室配置干粉灭火器2只；6）低压开关室配置干粉灭火器6只，屏前、后各2只；7）高压开关室配置干粉灭火

22、器6只，屏前、后各2只；8）中控室配置干粉灭火器8只，屏前、后各2只；9）直流屏室配置干粉灭火器2只，屏前、后各1只；10）升压站配置干粉灭火器4只，变压器前、后各2只；11）开关站配置干粉灭火器8只，每个间隔前、后各1。七、水轮发电机组充水试验 充水试验分两个阶段进行，首先进行尾水充水，然后进行压力钢管及蜗壳充水，待充水平压后，分别进行事故检修闸门和蝴蝶阀的静水启闭试验。7.1、充水条件1、充水前应确认进水口事故检修闸门处于关闭状态。确认蝴蝶阀及旁通阀处于关闭状态，蜗壳排水阀处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。确认水轮机主轴检修密封在投入状态。确认蜗壳进人门及尾水

23、进人门处于全关状态。2、充水前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。7.2、尾水管充水由于尾水水位较低，无法利用尾水倒灌向尾水管充水，因此采用从压力钢管取水向尾水充水。具体步骤如下：1、打开蜗壳排水阀。2、打开蝴蝶阀液压旁通阀前的闸阀。3、解除蝴蝶阀液压旁通阀的锁定。4、打开蝴蝶阀液压旁通阀至半开位置，向尾水充水。5、充水过程中，检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表计的读数6、充水过程中必须密切监视各部渗、漏水情况，

24、确保厂房及其他机组安全，发现漏水等异常现象时，应立即停止充水进行处理，必要时将尾水管排空。7、待平压后，用电动葫芦提起尾水门8、充水结束后关闭蝴蝶阀液压旁通阀和蜗壳排水阀。充水过程中，用目测方法，监视检查尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。在水机室，检查检修密封、顶盖密封及导叶轴密封的漏水情况。顶盖自流排水应通畅。7.3、压力钢管及蜗壳充水操作步骤如下：1、打开压力钢管排气阀前的球阀。.2、投入主轴检修密封（检修密封），检查气压值应正常。.3、检查调速器油压装置处于正常工作状态，压力油罐压力及油位正常。手动操作调速器，使导叶全行程开、关数次无异常情况。检查完成后将导叶全关，并投入接力

25、器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。.4、投入发电机制动风闸、使机组处于制动状态。.5、缓慢打开事故检修门的充水阀，向压力钢管充水。注意监视压力钢管水压力表读数，检查压力钢管充水情况。.6、压力钢管平压后，以手动和自动方式使工作闸门在静水中启闭试验3次，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。在试验完成后，置于全开位置，并进行锁定。.7、检查蝴蝶阀的漏水情况。.8、打开蝴蝶阀旁通阀，向蜗壳充水，记录充水时间。.9、蜗壳平压后，打开蝴蝶阀，进行静水下的启闭试验，检查阀体启闭动作的可靠性，记录阀体开启和关闭时间，在手动操作合格后，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。试验完后，关闭蝴蝶阀

26、及其旁通阀。7.4、检验方法1、记录上游水位，在水轮机层目测检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。2、从蜗壳进人门处，目测检查检查蝴蝶阀的漏水情况。3、目测检查蜗壳排水阀、蜗壳进人门的漏水情况。4、在水机室，检查顶盖、导水机构和主轴密封漏水情况。5、检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。6、在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。7、监视厂房集水井内的水位变化情况。八、水轮发电机组空载试验 机组空载试验主要进行以下各项试验：首次手动启动试运行、过速试验、无励磁自动开停机试验、机组升流试验、机组升压试验和励磁

27、装置调整试验。8.1、试验前的准备1、确认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，照明充足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已到位。2、确认充水试验中出现的问题已处理完毕。3、确认发电机定转子空气间隙中及其周围无杂物。4、断开发电机出口断路器。5、发电机转子集电环上的碳刷全部从刷握中拔出。6、所有试验用的短接线及接地线已拆除。7、接入标准频率表，用于监视机组启动及运行转速。8、发电机灭磁开关断开。9、机组现地控制单元已处于工作状态。10、水力机械保护和测温装置已投入，仪表屏上电，各测量装置投入，记录上下游水位、各部原始温度及各各油槽油位。11、渗漏排水系统切至自动运行位置1

28、2、中、低压压缩空气系统切至自动运行位置。13、用高压顶转子油泵将转子顶起一次，使推力瓦建立油膜。14、将调速器的导叶开度限制位于全关位置后，打开油压装置至调速器机械柜的主供油阀，调速器油压装置及机组漏油装置切至自动运行位置。8.2、首次手动启动试运行首次手动启动试运行分下列阶段进行：首次启动及检查、调速系统试验、手动停机及检查。具体步骤如下：1、手动操作，投入机组冷却水系统，并检查各部位水压正常，临时关闭发电机空冷器进水总阀。2、确认发电机制动闸已全部下落到位。3、手动撤除检修密封气压，主轴密封水投入。4、手动打开蝴蝶阀旁通阀，待平压后拔出锁定，全开蝴蝶阀。5、拔出接力器锁定。6、手动打开调

29、速器的导叶开度限制机构，待机组开始转动后，将导叶关回，由各位置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。7、确认各部位正常后，手动打开导叶启动机组，逐步增大导叶开度，当机组转速达到150r/min（50%额定转速）暂停升速5min，观察各部运行情况。8、检查无异常后继续增大导叶开度，使转速升至额定值300r/min，机组空载运行1h。9、机组起动升速过程中，如遇下列情况应立即停机：1）机组内部出现异常响声（如金属撞击声等）；2）机组推力轴承温度突然急剧上升；3）推力轴承或导轴承油槽大量甩油；4）机组振动、摆度值过大（或严重超标）；5）危及机组安全运行的其它异常情况。10、机组首

30、次起动及空载运行中的监测与记录：1）记录导叶的启动开度和空载开度。2）在机组升速过程中，应加强对各部位轴承温度的监视（每隔5min测量一次），不应有急剧升高及下降现象。3）当机组达到额定转速后，在半小时内，应每隔5min测量一次推力轴瓦及导轴瓦的温度，待温度稳定后每隔15min测量一次，推力瓦最高温度不应超过55，导轴瓦最高温度不应超过70，并绘制推力轴瓦及各部导轴瓦的温升曲线，记录稳定的温度值。4）测量记录机组运行摆度，其值应不大于75的轴承总间隙（上导总间隙0.16mm，下导总间隙0.30mm，水导总间隙0.30mm）；测量、记录机组各部位振动，其值应不超过下表的规定。当振动值超过时，应查

31、明原因。序号项 目振动允许值（mm）1顶盖水平振动0.052顶盖垂直振动0.063上机架的垂直振动0.054上、下机架水平振动0.075）记录机组额定转速下的耗水量及水力测量系统各表计数值。6）在机组额定转速下，测量发电机一次残压及相序。7）用细砂布打磨转子集电环表面，清除表面污秽。8）机组空载运行中，调节主轴密封水压，使之处于最佳运行状态。9）记录各轴承瓦温稳定后的油槽油位变化情况，待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线。11、检查调速器测频信号，应波形正确，幅值符合要求。12、待瓦温稳定后，进行机组空转运行下调速系统的调整试验。13、调速器的空载扰动试验：1）将调速器切至自动运行状态，施加额

32、定转速 4（即2HZ）阶跃扰动信号，做扰动试验。2）空载扰动试验中，转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30；超调次数不超过2次；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。3）选取一组调节参数，供机组空载运行使用。在此参数下，机组空载工况自动运行时，转速相对摆动值不应超过额定转速值的0.25%。14、在机组额定转速下，做调速器手、自动切换试验，接力器应无明显摆动。15、调速器频率调节范围试验：在选定的参数下，人为改变调速器频率给定，验证调速器的频率调节范围应符合设计要求。16、在油压装置自动方式运行过程中，记录油压装置油泵向油槽送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记

33、录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。17、在调速器调整试验做完后，手动停机，手动停机程序如下：1）手动操作调速器，将导水叶逐步关至全关位置。2）当机组转速降至30%额定转速(90r/min)时，手动投入制动气，制动闸动作。3）机组全停后，先投检修密封，然后切除主轴工作密封，切除冷却水。4）投入接力器锁锭。5）机组全停后手动投入复位气，解除制动气，使制动闸下落。6）如机组停机时间较长，应手动操作关闭蝶阀。18、机组首次停机后的检查与调整：1）机组停机降速过程中，校核转速装置各定值的准确性，必要时应重新整定。2）记录机组自额定转速降至30%nN及加闸至全停的时间，录制停机转速和时间关系曲线。3）停机

34、后，监视各部轴承的油位变化。4）检查机组各部位螺栓、销钉、锁片及键有否松动、脱落。5）检查机组转动部分的焊缝有否开裂。6）检查发电机上下挡风板、风扇有否松动、断裂。7）检查风闸闸板磨损情况。8）检查机组导叶的漏水量。9）必要时调整各个轴承油槽液位开关的油位接点。19、检验方法及器具1）瓦温：察看机组测温制动屏2）振动、摆度：察看机组仪表屏3）调速器：调速器电调柜4）转速：频率表、察看机组仪表屏5）残压：PT柜、万用表8.3、过速试验步骤如下：1、机组过速试验应在机组振动、摆度符合制造厂设计规定后进行。2、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、做好测量过速前

35、、过速时、过速后机组振动与摆度的准备。4、设专人监视机械与电气过速装置动作情况。5、手动开机至额定转速(300r/min)，使机组在额定转速下运行至瓦温稳定。6、做140%nN过速试验：1）记录过速前机组瓦温及振动与摆度值。2）手动操作调速器开度限制，迅速使机组转速升至140%nN（420r/min）。当机组转速达420r/min时，立即反向操作将机组转速降至额定值。3）当机组转速达420r/min时，检查电气和机械过速保护装置的动作情况。7、机组过速试验中的监测与记录：1）手动开机升速过程中，监测机组转速信号装置，校核其整定值。2）记录电站上、下游水位及过速时的导叶开度。3）记录过速时的机组

36、流量。4）记录过速前后及过速时的机组振动与摆度值。5）记录过速前后各部轴承的瓦温及油位变化。6）将以上各记录填写入机组过速记录表中。8、机组过速试验停机后的检查：1）检查发电机定子基础板及上机架千斤顶的状态有无变化。2）重点全面检查发电机转动部分的转子磁极键、磁轭键、阻尼环、磁极引线及磁极压紧螺杆等有无异常情况。3）按机组首次启动停机后的检查项目对机组做全面检查。9、检验方法及器具瓦温：机组测温制动屏振动、摆度：机组仪表屏。转速：调速器电调柜、机组仪表屏测速装置8.4、无励磁自动开、停机试验分别在机旁与中控室进行无励磁自动开停机试验。按以下步骤进行：1、将机组各附属设备控制切至自动位置，投用水

37、力机械保护。2、将调速器处于“自动”位置，功率给定处于“空载”位置，频率给定置于额定频率。3、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。4、由机组LCU发开机令，机组自动起动至空载运行。5、记录并检查下列各项：1）检查机组自动开机顺序是否正确；检查技术供水等辅助设备的投入情况。2）检查调速器的动作情况。3）记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。4）录制自发出开机脉冲至机组达到额定转速的，转速与时间的关系曲线。5）检查测速装置的转速触点动作是否正确。6、由机组LCU发停机令，机组自动完成停机。7、记录并检查下列各项：1）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。2

38、）记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速90r/min（30%额定转速）所需时间。3）检查制动装置自动投入的正确性，记录制动器加闸至机组全停的时间。4）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。5）录制自发出停机脉冲至机组转速降至零的，转速与时间的关系曲线。8、机组自动开、停机试验在现地控制单元和中控室（上位机）分别进行，检查机组自动开停机顺序控制编程的正确性及开停机完成情况。9、自动开机，分别模拟以下各种机械与电气事故：1）机组机械事故（推力轴承轴瓦、上导轴承轴瓦、下导轴承轴瓦、以及水导轴承轴瓦温度过高，调速器事故低油压）；2）机组电气事故（差动等）；3）机组紧急事

39、故（机组电气过速信号，事故停机时剪断销剪断信号，现地、中控室等部位紧急事故停机按钮动作）。检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。10、在事故停机过程中，记录蝴蝶阀动水关闭时间。检验方法和器具机组LCU、上位机、调试软件和笔记本电脑。8.5、水轮发电机升流试验（发电机短路试验）本试验包括发电机升流试验和短路干燥。步骤如下：1、拆开励磁变与发电机主母线的联接，根据现场情况，选择合适的电源，作为他励电源。2、在发电机进线柜处，设置三相短路点，断开发电机出口断路器。3、在励磁屏旁增设三相定子电流表、转子电流、电压表，用于监测发电机短路升流情况。4、将发电机短路范围内暂不用的CT二次侧可靠短路并接地。

40、5、机组起动前投入机组冷却水系统，稍给发电机空冷器冷却水，投入水力机械保护装置。6、退出所有发电机保护。7、手动方式开机，并使机组运行至各部瓦温稳定。8、将励磁装置切手动调节方式，手动给定置于最低位，投他励电源，在灭磁开关断开的情况下，检查短路范围内各CT二次侧应有电流。9、合灭磁开关后，操作手动给定将定子电流缓慢升至25%（额定电流为1617.2A），普测CT二次侧通流情况，检查二次接线相互相位及三相电流平衡情况；核对各CT极性、检查各组接线中性点应无电流。10、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。11、升流试验完成后，减磁降流，跳灭磁开关，测量灭磁开关的时间

41、常数。12、发电机短路特性的录制：合灭磁开关后，逐级将定子电流升至额定值，在逐级升流过程中，同时读取三相定子电流和转子电流。降流分级应在10点以上，绘制发电机短路特性曲线。13、试验过程中严密监视转子集电环及碳刷运行情况。14、发电机短路干燥1）干燥前用2500V兆欧表测定子绕组及转子绕组对地绝缘电阻和吸收比或极化指数。2）按水轮发电机组安装技术规范（GB8564-2003）要求，测量定子绕组对地绝缘电阻、吸收比或极化指数，应满足如下要求，如不能满足，应采取措施进行干燥：a、绝缘电阻(换算到100时)不小于50M；b、吸收比(40以下时)不小于1.6；极化指数不小于2.0。3）手动启动机组至空

42、载运行稳定后投他励电源，合发电机灭磁开关，逐步升发电机电流（开始电流控制在50%IN以下），升温速度控制在5-8/h。升温过程中，发电机空冷器冷风温度不超过40，定子绕组温度控制在60-65，不应超过80。4）干燥过程中，当定子绕组电流升至控制值后，即可进入保持阶段，保温时间约8h。此过程中可用冷却水调节温度。5）保持8h后，即可降流降温，降温速度应控制在10/h。当定子绕组温度降至40以下时，即可跳灭磁开关停机。6）短路干燥过程中，发电机空冷器稍给冷却水，必要时可用冷却水调节冷风温度。15、升流试验合格后模拟水机事故停机，并拆除发电机进线柜处的短路线。16、检验方法及器具测温：测温制动屏电流

43、：CT、励磁柜、电流表电压：励磁柜、电压表绝缘电阻：2500V兆欧表直流耐压：直流耐压仪8.6、水轮发电机升压试验1、断开发电机出口断路器。2、投用发电机保护及水力机械保护，将发电机过压保护暂改为1.3UN，0.5秒，辅助设备及信号回路电源投入。3、投入机组振动摆度测量装置。4、将调速器和其它辅机控制装置切至自动控制方式。5、机组升压仍采用他励方式。将励磁装置切手动位置，励磁调节器给定置于最低位置。6、机组升压操作：1）在机旁用LCU实现自动开机，并使机组运行至瓦温稳定。2）投他励电源，合发电机灭磁开关，手动操作电压给定缓慢升压。分别在25%Un、50%Un、100%Un做相应检查。7、手动升

44、压至25%额定电压值，并检查下列各项：1）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。2）机组运行中各部振动及摆度是否正常。3）电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。8、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。9、在额定电压下跳开灭磁开关，检查灭弧情况，测量灭磁开关的时间常数。10、录制发电机空载特性曲线：1）手动操作励磁调节器，将发电机电压降至最低值。2）手动操作励磁给定缓升发电机电压，同时读取定子三相电压及转子励磁电流，及机组频率值。3）在10%-120%Un范围内按10%Un分级升压，在100%-120

45、%UN范围内至少读取两点（UF、IL值）。升压限制在1.3UN和额定励磁电流之内。当达到其中之一时，即停止升压，升压过程中，同时读取各点定子电压，转子电流和机组频率值。4）在升压至最高电压时，迅速读数后应快速返回至额定值。5）绘制发电机空载特性的上升曲线。6）手动操作励磁给定缓降发电机电压，同时读取各点定子三相电压及转子励磁电流，及机组频率值。7）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。11、自动停机。12、检验方法及器具测电压、相序、相位：发电机出口PT，励磁装置，机组LCU，电压表，万用表，相序相位测量仪。振动、摆度：机组仪表屏

46、电流：电流表录波：电量记录分析仪、上位机8.7、水轮发电机空载下励磁装置的调整和试验1、断开电机出口断路器。2、投用机组水力机械保护。3、投用发电机保护，并将过电压保护暂整定为1.3UN、0.5秒。投用励磁系统保护。4、将发电机励磁装置恢复为永久自并励系统。5、开机合发电机灭磁开关，投入励磁装置。7、手动起励试验：预先置电压整定点，手动方式起励、分别录制各通道起励波形、记取起励超调量、摆动次数及起励时间。8、手动逆变灭磁试验：启励至额定电压后，投逆变灭磁并录波，记取逆变灭磁时间。9、测定手动调节的电压调整范围：操作电压给定，发电机端电压应能在（20-110%UN）范围内平滑调整。10、检查励磁

47、调节系统的电压调节范围，应符合设计要求。自动励磁装置应能在发电机空载额定电压的70%-110%范围内进行稳定且平滑地调节。11、励磁装置手、自动通道切换试验：手动与自动，A、B两组调节器相互切换，机端电压波动应5% UN。12、励磁装置的空载扰动试验：将励磁装置切至自动方式，对调节器电压给定突加10%额定励磁电压的扰动（阶跃量），检查调节过程中的超调量、摆动次数及调节时间。13、励磁装置频率特性试验：将励磁装置切至自动方式，手动操作调速器使使发电机转速在90%110%额定值范围内改变，检查发电机机端电压变化值。录制发电机电压-频率特性曲线。频率每变化1%额定值，保证发电机电压的变化值不大于额定

48、值的0.25%。14、检验方法和器具测电压：发电机出口PT柜、励磁柜、电压表测电流：励磁柜、电流表测频率：LCU、万用表九、水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验本组试验分两阶段进行，首先进行高压配电装置母线受电试验、电力系统对主变压器冲击合闸试验，然后根据调度指令及现场情况，进行水轮发电机组对主变压器短路升流试验和升压试验。9.1、高压配电装置母线受电试验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。检查系统电压的相序应与电站高压母线相同。9.2、电力系统对主变压器冲击合闸试验1、发电机侧的断路器可靠断开。2、根据主结线方式确定主变高压侧的冲

49、击路径和断路器。3、投入主变压器的继电保护及冷却系统的控制、保护及信号。4、投入主变压器中性点接地开关。5、线路保护按系统调度要求进行投入或退出或临时整定。6、由系统送电至开关站冲击试验用断路器一端上。7、合断路器，使电力系统对主变压器冲击合闸5次，每次间隔约10分钟。8、检查主变压器冲击时有无异常情况，并检查主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况。9、检验方法及器具：主变压器有无异常：现场观察、监听主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况：在保护屏和瓦斯继电器上观察。9.3、水轮发电机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验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前的检查：1）发电机断路

50、器、发电机电压设备及有关高压设备均已试验合格，具备投入运行条件。2）主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关正常。3）高压配电装置经试验验收合格。4）根据主接线和保护配置方式，确定升流路径。5）开关站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。6）根据升流需要给升流回路的断路器设置防跳措施。7）投入发电机继电保护、自动装置和主变压器冷却器以及控制信号回路。8）励磁仍采用他励方式。2、机组自动开机正常后，合灭磁开关。3、手动递升加电流至10%，检查短路范围内各CT二次电流回路的通流情况，接线的正确性，表计的指示。4、继续加电流，分别升流至50%、75%、100%

51、发电机额定电流，检查校核各保护定值和动作的正确性。5、检查完后减磁降流，跳灭磁开关。6、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。7、拆除各短路点的短路线。8、检验方法和器具：相序、相位、电流：用数字式相位表和各保护盘上的微机保护装置校核、测量。9.4、水轮发电机组对主变压器升压试验1、水轮发电机组对主变压器及高压配电装置升压试验前的检查：1）发电机断路器、隔离开关、发电机电压设备及有关高压设备均已试验合格，具备投入运行条件。2）主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关正常。3）高压配电装置经试验验收合格。4）投入发变组保护和开关站设备保护5）励磁仍采用他励方式。6

52、）根据主接线方式，确定升压路径并进行倒闸操作。2、机组自动开机正常后，合灭磁开关。3、手动操作励磁装置，按25%、50%、75%、100%UN逐级升压，每级停留30分钟，监听厂变、主变运行状态。4、检查主变、厂变、高压配电装置等带电设备的运行情况。5、检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确，测量表记指示正确。6、检查完毕后，减磁降压。7、模拟水机事故停机。8、检验方法和器具：相序、相位、电压：用数字式相位表、PT二次侧和各保护盘上的微机保护装置校核、测量主变、厂用变、高压配电装置带电情况检查：现场观察、监听。十、水轮发电机组并列及负荷试验本组试验主要进行机组并列试验、机组升、甩负荷试验以

53、及机组带负荷下的调速器低油压关机试验和事故配压阀动作关闭导叶试验。10.1、水轮发电机组并列试验1、选择同期点及同期断路器，检查同期回路的正确性。2、模拟并列试验：1）断开同期点断路器。2）系统将电压送到同期点断路器的线路侧。3）机组自动开机至空载状态，并将电压送到同期点断路器的机组侧4）在机组LCU、开关站LCU的同期装置上进行手、自动并网试验。5）在自动方式下检查断路器合闸信号的导前时间应符合要求，检查同期指示表的正确性。3、正式并列试验1）在模拟并列试验完成后，断开同期点断路器，机组降压灭磁。2）合上做模拟并列试验时断开的断路器。3）机组重新升压后，在手动准同期柜、机组LCU的同期装置上

54、进行手、自动正式并网试验。4、检验方法和器具：录制电压、频率和同期时间的示波图：电量记录分析仪、笔记本电脑、调试软件、LCU盘同期装置10.2、水轮发电机组带负荷试验1、投入发电机、变压器、高压配电装置及线路各种继电保护和自动装置（按调度通知、执行），开关站运行方式按调度要求执行。2、用上位机或机组LCU自动启动机组。3、投入自动准同期装置，用发电机出口断路器实现机组并网。4、手动操作使机组按25%、50%、75%、100%PN逐级带上负荷，应避开机组振动区。5、机组带负荷试验中的检查：1）检查机组在各种负荷下的振动与摆度值。如负载情况下振动摆度值过大，则应做负载下的动平衡。2）检查机组各部轴

55、承的瓦温及油温。3）在机组负荷逐级上升时，检查当时水头下机组负荷振动区。4）测量尾水管压力脉动值，观察水轮机补气装置工作情况。5）测量机组在各种负荷下的耗水流量、记录上下游水位。6、发电机负载工况下的调速器试验：1）用调整试验方法，选择调速器在发电机负载情况下的运行参数。2）检查发电机负载工况下调速器有功给定的响应能力及运行稳定性。3）发电机负载工况下，检查机组现地控制单元（LCU）与调速器配合实现的AGC功能的正确性。7、机组快速增减负荷试验：1）根据现场情况使机组突变负荷，其变化量不大于额定负荷的25%，并自动记录机组转速、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。2）负

56、荷增加过程中，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，则快速越过。8、发电机负载工况下的励磁试验：1）发电机负载工况下，检查励磁调节器调差系数的极性。2）在有功功率分别为0%、50%、100%额定值下，调整发电机无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动。3）检查励磁系统无功给定的响应能力。4）检查励磁系统最大及最小励磁电流限制的整定值。5）发电机负载工况下，检查机组现地控制单元（LCU）与励磁装置配合实现的AVC功能的正确性。6）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。7）测定并计算水轮发电机调压静差率，其值应符合设计要求。9、

57、检验方法和器具：制造厂专用调试软件，笔记本电脑，电量记录分析仪。10.3、水轮发电机组甩负荷试验1、将调速器的PID参数选择在空载扰动所确定的最佳值。2、调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）接力器行程等电量和非电量的监测仪表。3、所有继电保护及自动装置均已投入。4、自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。5、机组甩负荷试验按甩额定有功负荷的25%、50%、75%及100%（或当时水头下的最大负荷）下分4次完成。6、按甩负荷试验记录表记录有关数值，同时录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。7、水轮发电机组突然甩负荷时，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

58、，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。8、机组突然甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：1）甩25%额定负荷时，检查接力器不动时间应不超过0.2s。2）甩100%额定有功负荷后，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。3）甩100%额定有功负荷后，从接力器第一次向关闭方向移动起到机组转速摆动值不超过0.5%为止所经历的总时间不应大于40s。9、检验方法和器具：调速器和励磁装置特性测试：制造厂专用调试软件，笔记本电脑，电量记录分析仪。瓦温：测温制动屏振动、摆度：仪表屏。压力、真空：压力表10.4、调速器低油压关机试验1、事故低油压关

59、机试验前的准备：1）检查机组事故低油压停机回路动作的正确性。2）将调速器油压装置切手动控制位置，并将压力油罐的压力及油位调至正常值。3）设专人监视压力油罐油压及油位的变化，并准备进行有关操作。2、事故低油压关机操作程序：1）临时解除低油压关机接点。2）机组启动并网后，带上当时水头下最大负荷，并将油压装置切手动控制位置。3）在压力油罐上，缓慢打开放油阀，人为将油压降至低油压关机值。然后，关闭放油阀，停止放油，人为启动低油压关机信号作用于事故紧急关机。4）紧急停机电磁阀启动后，应立即手动启动油泵向压力油罐供油，使其恢复到正常油位。5）如机组已卸荷至空载，机组尚未解列，应立即手动跳发电机出口断路器解

60、列机组。5、检验方法和器具：在油压装置及控制柜、调速器控制柜、机组LCU装置上手动操作。10.5、事故配压阀动作关闭导水叶试验1、检查机组事故停机回路动作的正确性。2、压力油罐的压力及油位应常。3、机组启动并网后，带上当时水头下最大负荷。4、手动启动事故配压阀，关闭导水叶，同时监视机组LCU启动机组事故停机流程。5、如机组已卸荷至空载，机组尚未解列，应立即手动跳发电机出口断路器解列机组。6、检验方法和器具：在事故配压阀上手动操作，并在机组LCU上监视停机状况。十一、水轮发电机组72h带负荷连续试运行1、在完成前述全部试验内容经验收合格后，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。

61、2、上位机开机并网，带当时水头下的最大负荷进行连续72h试运行。3、根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。4、如果72h连续试运行中，由于机组及附属设备的制造及安装质量原因引起运行中断，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累加计算。5、72h连续试运行后，停机进行机电设备的全面检查。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72h试运行中所发现的所有缺陷。6、机组经过72h连续试运行并经停机处理发现的所有缺陷后，开机移交给运行单位。十二、安全措施12.1、一般要求参加试验操作人员应有上岗证并熟悉站内机电设备，同时要掌握操作要领，熟悉电力安全工作规程，熟悉，坚决杜绝一切人为事故的发生。运行中，如发生主机组重大事故，应先切断电源，采取有效对策控制事故状态，保留现场相关数据并及时向试运行指挥部汇报；辅机出现重大事故应先切断电源，采取有效对策控制事故状态，如对主机运行有影响，同时要紧急停止有