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机组启动试运行作业指导书1、机组启动试运行作业流程图尾水充水压力钢管及蜗壳充水机组首次起动调速器空载扰动试验过速试验发电机升流试验发电机升压试验开关站升流试验开关站升压试验励磁装置试验机组起动试运行前的检查线路零起升压试验检修、开机移交主变冲击试验投切空长线试验解并列试验带负荷试验甩负荷试验72小时试运行低油压关机试验事故配压阀动作关机试验动水关闭工作闸门或蝴蝶阀试验2、作业方法及要求2.1机组起动试运行前的检查2.1.1作业方法在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的验收检查组对以下项目进行验收检查。2.1.1.1引水系统的验收检查；2.1.1.2水轮机部分的验收检查；2.1.1.3调速系统的验收检查；2.1.1.4发电机部分的验收检查；2.1.1.5励磁系统的验收检查；2.1.1.6油、气、水系统的验收检查；2.1.1.7电气一次设备的验收检查；2.1.1.8电气二次设备的验收检查；2.1.2质量检验2.1.2.1检验依据有关厂家技术说明书和设计图纸水轮机基本技术条件GB/T15468-1995水轮发电机组安装技术规范GB8564-88水轮机调速器与油压装置技术条件GB/T8652.1-1997水轮机调速器与油压装置试验验收规程GB/T8562.2-1997同步电机励磁系统 大中型同步发电机励磁系统技术要求GB7409.3-1997电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-91大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL489-92水轮发电机基本技术条件GB7894-2000三相同步电机试验方法GB1029-1993电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB50171-92电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147-90进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范DL/T730-2000 2.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录 2.2尾水充水 2.2.1作业方法2.2.1.1全关机组蜗壳进人门及尾水进人门。2.2.1.2全关机组蜗壳放空阀，锁锭投入。2.2.1.3投入空气围带2.2.1.4关闭蜗壳取水阀2.2.1.5关闭尾水盘形阀，且关闭严密，锁锭装置已投入。2.2.1.6顶盖排水泵及其电源处于完好状态。2.2.1.7水机室用于顶盖紧急备用排水的潜水泵已准备就绪。2.2.1.8手动操作调速器将机组导叶打开3%-5%开度。2.2.1.9打开尾水充水阀，向尾水充水。2.2.1.10充水过程中，观察尾水管进口测压表、顶盖及蜗壳测压表。2.2.1.11充水过程中，观察顶盖自流排水情况。2.2.1.12待平压后，用尾水门机提起尾水门，并进行静水下的起落试验。试验完后，将尾水门全开并锁定在门槽上。2.2.1.13进行顶盖排水泵排水调试。2.2.1.14充水结束后关闭导叶，投入接力器锁锭。2.2.1.15关闭尾水充水阀。2.2.2质量检验2.2.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第3.1条、第3.2条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-882.1.2.2检验方法和器具1）.充水过程中，用目测方法，监视检查尾水盘形阀、尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。2）.在水机室，检查空气围带、顶盖密封及导叶轴密封的漏水情况。顶盖自流排水应通畅。 3）.在充水过程中，检查顶盖排水泵排水运行情况。4）.检查自动抓梁在静水工况下对位、穿销的准确性。2.3压力钢管及蜗壳充水2.3.1作业方法2.3.1.1检查压力钢管排气孔应通畅。2.3.1.2投入主轴检修密封（空气围带），检查气压值应正常。2.3.1.3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，并投入接力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。2.3.1.4全关蝶阀，并投入锁定。2.3.1.5用压力油泵经风闸，将转子顶起一次，然后撤除油压，落下转子。2.3.1.6投入发电机制动风闸、使机组处于制动状态。2.3.1.7打开检修闸门充水阀。向检修闸门和工作闸门间充水。注意观察水位上升和工作闸门下游侧漏水情况2.3.1.8平压后，用门机提进水口检修闸门，并锁定在门槽内或置于门库中。2.3.1.9缓慢打开工作门充水阀，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。对于引水式水电站，则可开启调压井工作闸门充水阀和蝴蝶阀（或球阀）的旁通阀向压力钢管和蜗壳充水2.3.1.10如蜗壳前有蝴蝶阀（或球阀），则应先检查蝴蝶阀（球阀）的漏水情况，然后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。2.3.1.11待平压后，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。在机旁及中控室作远方操作试验，闸门应启闭正确可靠。在试验完成后，置于全开位置，并进行锁定。2.3.1.12蜗壳平压后，打开蝴蝶阀（球阀），进行静水下的开关试验，检查阀体启闭动作，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，全开蝴蝶阀（球阀），关闭旁通阀。2.3.2质量检验2.3.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第3.1条、第3.2条 2.3.2.2检验方法和器具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（球阀）的漏水情况。3).目测检查蜗壳取水阀、蜗壳进人门、蜗壳放空阀的漏水情况。4).在水车室，检查顶盖、导水机构和主轴密封漏水情况，以及顶盖排水泵工作情况。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).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。2.4技术供水调试2.4.1作业方法2.4.1.1关闭各支路供水阀门，打开蜗壳供水总阀，向技术供水系统总管充水。注意监视减压阀进出口水压力。2.4.1.2调节减压阀，使减压阀出水压力达到设计值 2.4.1.3机组技术供水总管充水运行稳定后，依次进行下列各支路充水：1).发电机空气冷却器冷却水供排水系统。2).机组水导冷却水供排水系统。3).机组上、下导轴承冷却水供排水系统。4).机组推力轴承冷却水供排水系统。5).水轮机主轴密封水供排水系统。2.4.1.4调节各支路供排水压力值至制造厂要求值。2.4.1.5充水过程中，应检查以下项目：1）.整个技术供水系统中各管道、阀门、接头不应有漏水现象。2）.整个技术供水系统中各压力表、温度计、示流信号器指示正确，压力开关、压差变送器、电磁阀、电磁流量计等自动化元件的运行情况应正常。3）.各支路水压应符合制造厂和设计要求。2.4.2质量检验2.4.2.1检验依据水利水电基本建设工程单元工程质量等级评定标准 水力机械辅助设备安装工程SDJ249.4-882.4.2.2检验方法和器具现场各部位目测检查。2.5首次起动2.5.1作业方法2.5.1.1确认机组充水过程中发现的问题已处理完毕。2.5.1.2发电机定转子空气间隙已用白布带拉过，并确认间隙中及其周围无杂物。2.5.1.3测量机组振动及摆度的表计已架设完毕。2.5.1.4发电机转子集电环上的碳刷已全部从刷握中拔出。2.5.1.5检查发电机出口断路器及刀闸已断开。2.5.1.6投入机组测温装置及瓦温保护。2.5.1.7用高压油顶转子油泵将转子顶起一次，使推力瓦建立油膜。2.5.1.8将调速器油压装置及机组漏油装置切至自动运行位置。2.5.1.9将顶盖排水泵控制切至自动运行位置。2.5.1.10将厂房渗漏排水泵控制切至自动运行位置。2.5.1.11将调速器电气开度限制置于零位后，打开油压装置至调速器机械柜的主供油阀。2.5.1.12在调速器柜旁接入标准频率表，用于监视机组启动及运行转速。2.5.1.13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。2.5.1.14拆除机组启动前各项试验用接地线和短接线。2.5.1.15手动撤制动闸，确认发电机制动闸已全部下落到位。2.5.1.16手动撤除空气围带气压，主轴密封水投入。2.5.1.17手动操作拔出接力器锁锭。2.5.1.18手动开机操作：手动操作调速器，缓慢打开导水叶，将机组转速升至25%nN左右，经检查无异常情况后，再将机组转速逐级升至50%、75%直至100%nN。每级作适当停留（对于使用金属瓦的机组低转速不宜停留时间过长），检查有无异常情况。2.5.1.19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。2.5.1.20机组首次起动及空载运行中的监测与记录：1）.记录电站上、下游水位及导水叶的启动开度和空载开度。2）.记录机组各部轴承的运行温度：最初5min一次，半小时后每10min一次，1小时后每30min一次。3）.测量并记录机组各测点的振动与摆度值，校验振动摆度记录仪的接线正确性。4）.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。5）.在机组额定转速下，测量发电机一次残压及相序。6）.用细砂布打磨转子集电环表面，清除表面污秽。7）.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。8）.记录各轴承瓦温稳定后的油槽油位变化情况。9）.记录顶盖排水泵启动周期。2.5.1.21待瓦温稳定后，进行机组空转运行下调速系统的调整试验。2.5.1.22调速器的空载扰动试验：1）.将调速器切至自动运行状态，分别选择几组PID参数，做扰动量为8%（即4HZ）的扰动试验。2）.空载扰动试验中，录取扰动调节波形，使其调节最大超调量，摆动次数及调节时间符合调速器运行规范要求，从中选择最佳PID参数。3）.在选定PID参数下，机组空载运行转速相对变化率不应超过额定转速0.15%（大型调速器）、0.25%（中小型调速器）。 2.5.1.23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。2.5.1.24调速器频率调节范围试验：在选定的PID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。2.5.1.25在油压装置自动方式运行过程中，记录油压装置油泵向压力油罐的送油时间及油泵工作周期。2.5.1.26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15%nN-20%nN时，手动投入制动闸和吸尘装置。3）.机组全停后，先投检修密封，然后切除主轴工作密封。4）.投入接力器锁锭。5）.机组全停后手动操作解除风闸，使机械制动闸下落。6）. 如机组停机时间较长，应手动操作关闭蝶阀，并投入发电机机坑内的电加热器及除湿。2.5.1.27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15%nN及加闸至全停的时间。3）.停机后，监视各部轴承的油位变化。4）.检查上导及推力轴承油槽上、下端防油雾装置的工作性能。5）.检查机组各部位螺栓、销钉、锁片及键有否松动、脱落。6）.检查机组转动部分的焊缝有否开裂。7）.检查发电机上下挡风板、风圈、导风叶有否松动、断裂。8）.检查风闸闸板磨损情况及除尘装置工作性能。9）.检查机组导叶的漏水量。10）.必要时调整各个轴承油槽液位开关的油位接点。11）.根据机组首次启动运行试验中振动与摆度情况，决定转子是否应进行动平衡试验。2.5.3质量检验2.5.3.1检验依据：水轮发电机组起动试验规程DL507-93第4.2条、第4.4条、第4.5条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-88水轮机调速器与油压装置技术条件GB9652-88水轮机电液调节系统及装置技术规程SD-295-88水轮机电液调节系统及装置调整试验导则DL496-922.5.3.2检验方法及器具瓦温：察看机组测温盘振动、摆度：察看机组测振、测摆盘和人工架百分表。调速器：调速器电调盘、专用调试软件、笔记本电脑。漏水量：超声波测流量屏转速：频率表残压：PT柜、万用表2.6过速试验2.6.1作业方法2.6.1.1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，否则，应先进行动平衡试验。2.6.1.2将转速继电器115%和140%（或按设计值）接点从水机保护回路中断开，只作用于信号。2.6.1.3做好测量过速前、过速时、过速后机组振动与摆度的准备。2.6.1.4设专人监视机械与电气过速装置动作情况。2.6.1.5手动开机至额定转速，使机组在额定转速下运行至瓦温稳定。2.6.1.6做115%额定转速试验：手动方式操作调速器，使机组转速升至115% nN，然后迅速降回至额定转速。2.6.1.7记录过速115% nN时及机组瓦温稳定后的机组振动摆度值，并与过速前的测量值进行比较。2.6.1.8做140%（或设计规定值）额定转速试验：1）记录过速前机组瓦温及振动与摆度值。2）改变相关参数设定，手动操作调速器开度限制，较快使机组转速升至140% nN（或设计规定值）。当机组转速达140% nN（或设计规定值）时，立即反向操作将机组转速降至额定值。3）当机组转速达140% nN（或设计规定值）时，检查机械及电气过速装置的动作情况。如过速装置未按整定值动作，则应手动方式停机。4）重做140% nN（或设计规定值）过速试验；如过速装置未能按整定值动作，应在停机后重调过速装置，然后重做该项试验。2.6.1.9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115% nN和140% nN（或设计规定值）时的导叶开度。3）记录过速115% nN和140% nN（或设计规定值）时的机组流量。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。2.6.1.10机组过速试验停机后的检查：a.检查发电机定子基础板及上机架支撑架的状态有无变化。b.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。c.按机组首次启动停机后的检查项目（2.4.2.9）对机组做全面检查。2.6.2质量检验2.6.2.1检验依据：水轮发电机组起动试验规程DL507-93第4.5条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-882.6.2.2检验方法及器具瓦温：机组测温盘振动、摆度：机组测振、测摆盘和人工架百分表。转速：调速器电调柜、机调柜和LCU上的转速表或频率计，测速装置2.7自动开停机试验2.7.1作业方法2.7.1.1将机组各附属设备控制切至自动位置，投用水力机械保护，2.7.1.2断开发电机出口断路器及隔离刀闸。2.7.1.3将调速器置于自动位置，功率给定置于空载位置，频率给定置于额定值。2.7.1.4由机组LCU发开机令，机组自动起动至空载运行。2.7.1.5由机组LCU发停机令，机组自动完成停机。2.7.1.6机组自动开、停机试验应在机旁（LCU）及远方（监控系统上位机）分别进行。2.7.1.7机组自动开停机试验中的检查及记录：1）检查各自动化元件动作的正确性，必要时进行调整。2）在中控室（上位机）及机旁（LCU）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。3）记录开、停机令发出至机组完成开、停机所需时间。4）记录停机过程中从制动闸投入至机组全停的时间。2.7.1.8本项试验还应与以后各项试验交叉进行，包括给励磁及并网等。2.7.2质量检验2.7.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第4.6条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-88水电厂计算机监控系统基本技术条件报批稿大型水电机组自动化元件及其系统基本技术条件GB11805-892.7.2.2检验方法和器具机组LCU、上位机、调试软件和笔记本电脑。2.8水轮发电机短路试验2.8.1作业方法2.8.1.1拆开励磁变与发电机主母线的联接，根据现场电源情况，选择合适的电源点，用高压电缆将电源引至励磁变高压侧，作为他励电源，并接好在励磁盘远跳电源的按钮。2.8.1.2在封闭母线短路试验装置处，设置三相短路点，断开发电机出口断路器及刀闸。2.8.1.3断开发电机中性点消弧线圈隔离刀闸2.8.1.4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。2.8.1.5将发电机短路范围内暂不用的CT二次侧可靠短路并接地。2.8.1.6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。2.8.1.7退出所有发电机保护。2.8.1.8手动方式开机，并使机组运行至各部瓦温稳定。2.8.1.9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FMK断开的情况下，检查短路范围内各CT二次侧应有电流。2.8.1.10合灭磁开关（FMK）后，操作手动给定将定子电流缓慢升至20%，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。2.8.1.11核对励磁变CT极性，及其差动保护接线的正确性。2.8.1.12再将定子电流逐步升高（75%左右），复核（2.6.2.3）检查的正确性；检查发电机完全及不完全差动动作整定值，失磁、负序过电流、过负荷等保护CT二次侧相互相位及接线的正确性；检查变压器差动动作整定值；检查各测量、指示表计电流回路的正确性。2.8.1.13升流试验完成后，减磁降流，跳灭磁开关（FMK）。2.8.1.14发电机短路特性的录制：合灭磁开关（FMK）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。2.8.1.15试验过程中严密监视转子集电环及碳刷运行情况。2.8.1.16发电机定子电流达到额定值时，检查轴电流保护装置二次侧输出电流值。2.8.1.17上述检测试验完成后，在发电机额定电流下，跳灭磁开关（FMK），录制发电机额定电流下的灭磁特性。2.8.1.18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（GB8564-88）要求，确定发电机定子绕组是否需要干燥。3）手动启动机组至空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5-80C/h。升温过程中，发电机空冷器冷风温度不超过400C，定子绕组温度控制在60-650C，不应超过800C4）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。2.8.1.19发电机定子绕组的直流耐压试验：1）停机后，拆除设在机端的三相短路点（K1）。2）拆开发电机出口及中性点的连接，并使三相绕组间保持足够电气距离。3）耐压前分相测量三相定子绕组的绝缘电阻及吸收比（或极化指数）。4）接好耐压试验设备，按A、B、C三相分别进行耐压。耐压标准为3.0UN5）进行一相绕组耐压时，非被试两相绕组应短接并可靠接地。6）升压试验按0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0UN逐级加压，每级停留1min，测量每级泄漏电流。7）每相绕组耐压后，应充分放电，然后测量其绝缘电阻及吸收比（或极化指数）。8）发电机直流耐压试验完成后，恢复发电机出口及中性点接线。2.8.2质量检验2.8.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第4.7条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-88电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-91大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程DL490-92大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL489-92大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件GB7409-87大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件SD299-882.8.3.2检验方法及器具测温：机旁测温盘电流：CT、励磁盘、电流表电压：励磁盘、电压表绝缘电阻：2500V兆欧表直流耐压：直流耐压仪2.9水轮发电机升压试验2.9.1作业方法2.9.1.1断开发电机出口断路器及其隔离刀闸，合上发电机中性点隔离开关。2.9.1.2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。2.9.1.3投入机组振动摆度测量装置。2.9.1.4将调速器和其它辅机控制装置切至自动控制方式。2.9.1.5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。2.9.1.6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。按25%、50%、75%、100%Un分级。各级做相应检查。2.9.1.7机组升压试验中的检测：1）检查各带电设备的运行情况。2）检查机端各电压互感器二次回路三相电压应平衡及相序正确。测量PT开口三角形电压输出值，在各PT间定相。3）测量PT二次回路各端子电压及电压表计指示的正确性。4）在100%UN时，测发电机轴电压及机组的振动、摆度值。2.9.1.8发电机空载特性曲线录制程序：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%-60%UN范围内按10%UN分级升压；在60%-100%UN范围内，按5%UN分级升压，在100%-120%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）再升压至最高电压时，迅速读数后应快速返回额定值。5）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。6）绘制发电机空载特性曲线。2.9.1.9发电机单相接地试验及消弧线圈挡位整定：1）发电机升压完成后，减磁降流，跳开发电机灭磁开关（FMK），使机组在空转状态下运行（调速器自动）。2）在机端PT柜内取下任意一相高压熔断器，在其下端设单相接地线，其中串入接地电流表A1，恢复熔断器。3）在消弧线圈接地线间串入补偿电流表A2。4）操作调速器，使机组在额定转速下稳定运行。5）断开发电机中性点消弧线圈隔离开关后，投入灭磁开关（FMK）。6）手动操作励磁调节器，逐步将机端电压升至50%UN，读取发电机单相接地电容电流（I1）7）将电容电流（I1）折算到额定电压对应值（Ic）后，按欠补偿的原则选择消弧线圈的挡位整定好。8）投入消弧线圈隔离开关后，操作励磁调节器将机端电压再升至50%额定值。记录经消弧线圈补偿后的接地电流（I1）及流经消弧线圈的电流（I2），降压灭磁。9）根据消弧线圈整定挡位电流（IL）和折算到额定电压下的单相接地电流（IC）计算消弧线圈的脱谐度，其值应不超过20%。10）在升压过程中,检查发电机单相接地动作情况(事先解除保护出口,只发信号)。11）试验完成后，恢复机端及中性点正常接线。2.9.1.10自动停机。2.9.2质量检验2.9.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第4.8条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-88电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-91大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程DL490-92大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL489-92大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件GB7409-87大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件SD299-882.9.2.2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：机组测振、测摆盘电流：电流表录波：电量记录分析仪、笔记本电脑2.10水轮发电机空载下励磁装置的调整和试验2.10.1作业方法2.10.1.1断开电机出口断路器及隔离刀闸。2.10.1.2投用机组水力机械保护。2.10.1.3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。2.10.1.4在励磁装置旁架设好试验录波仪及相应接线。2.10.1.5将发电机励磁装置恢复为永久自并励系统。2.10.1.6开机合发电机灭磁开关，投入励磁装置。2.10.1.7手动启励试验：预先置电压整定点，手动方式启励、分别录制各通道启励波形、记取启励超调量、摆动次数及启励时间。2.10.1.8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。2.10.1.9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。2.10.1.10检查励磁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。2.10.1.11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。2.10.1.12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。扰动试验应对A、B调节器分别进行。2.10.1.13励磁装置频率特性试验：将励磁装置切至自动方式，手动操作调速器使机组转速在3HZ范围内变化，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。2.10.1.14励磁系统的空载灭磁试验：分别在50%、100%额定电压下，跳开灭磁开关，检查消弧情况，录制示波图，并求取灭磁时间常数。2.10.2质量检验2.10.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第4.9条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-88电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-91大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程DL490-92大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL489-92大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件GB7409-87大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件SD299-882.10.2.2检验方法和器具录波：电量记录分析仪、分析软件、笔记本电脑测电压：发电机出口PT柜、励磁盘、电压表测电流：励磁盘、电流表测频率：LCU、万用表2.11水轮发电机组带主变及高压配电装置升流试验2.11.1作业方法2.11.1.1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）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。6）根据升流需要给升流回路的断路器、隔离开关设置防跳措施。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。2.11.1.2机组自动开机正常后，合灭磁开关。2.11.1.3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，表记的指示。2.11.1.4继续加电流，检查校核各保护定值和动作的正确性，并绘制主变压器、母线差动保护和线路保护的电流向量图。2.11.1.5检查完后减磁降流，跳灭磁开关。2.11.2质量检验2.11.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第5.1条 继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-93静态继电保护和安全自动装置通用技术条件DL478-92电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB50171-92制造厂保护装置安装调试使用说明书2.11.2.2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2.12水轮发电机组带主变及高压配电装置升压试验2.12.1作业方法2.12.1.1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）根据主接线方式，确定升压路径并进行倒闸操作。2.12.1.2机组自动开机正常后，合灭磁开关。2.12.1.3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。2.12.1.4检查主变、厂变、高压配电装置等带电设备的运行情况。2.12.1.5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。2.12.1.6检查完毕后，减磁降压。2.12.1.7模拟水机事故停机。2.12.2质量检验2.12.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第5.2条 继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-93静态继电保护和安全自动装置通用技术条件DL478-92电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB50171-92电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147-90制造厂保护装置安装调试使用说明书2.12.2.2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。2.13主变压器冲击试验2.13.1作业方法2.13.1.1发电机侧的断路器和隔离开关均已断开。2.13.1.2根据主结线方式确定主变高压侧的冲击路径和断路器。2.13.1.3投入主变压器的继电保护及冷却系统的控制、保护及信号。2.13.1.4投入主变压器中性点接地开关。2.13.1.5线路保护按系统调度要求进行投入或退出或临时整定2.13.1.6投入故障录波装置。2.13.1.7由系统送电至开关站冲击试验用断路器一端上。2.13.1.8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。2.13.1.9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。2.13.2质量检验2.13.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93 第5.3条 继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-93静态继电保护和安全自动装置通用技术条件DL478-92电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GBJ148-90电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-912.13.2.2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：在保护盘和瓦斯继电器上观察。2.15水轮发电机组并列试验2.14.1作业方法2.14.1.1检查同期回路的正确性2.14.1.2模拟并列试验：1）断开同期点断路器和相应的隔离开关。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。2.14.1.3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隔离开关。3）机组重新升压后，在机组LCU、开关站LCU的同期装置上进行手、自动正式并网试验。2.14.2质量检验2.14.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93 第6.1条 2.14.2.1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2.15水轮发电机组带负荷试验2.15.1作业方法2.15.1.1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。2.15.1.2用上位机或机组LCU自动启动机组。2.15.1.3投入自动准同期装置，用发电机出口断路器实现机组并网。2.15.1.4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。2.15.1.5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）检查负荷下机组尾水补气区。5）测量机组在各种负荷下的耗水流量、记录上下游水位。2.15.1.6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。2.15.1.7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，调整发电机无功负荷到额定值，调节应均匀，没有跳变。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）检查电力系统稳定器（PSS）的运行能力。6）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。2.15.2质量检验2.15.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93 第6.2条 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程DL490-92大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL489-92大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件GB7409-87大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件SD299-88水轮机调速器与油压装置技术条件GB9652-88水轮机电液调节系统及装置技术规程SD-295-88水轮机电液调节系统及装置调整试验导则DL496-922.15.2.2检验方法和器具调速器和励磁装置特性调试：制造厂专用调试软件，笔记本电脑，电量记录分析仪。2.16水轮发电机组甩负荷试验2.16.1作业方法2.16.1.1将调速器的PID参数选择在空载扰动所确定的最佳值。2.16.1.2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。2.16.1.3所有继电保护及自动装置均已投入。2.16.1.4自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。2.16.1.5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。2.16.1.6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。2.16.1.7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，发电机电压超调量不应大于额定电压的15%-20%，振荡次数不超过3-5次，调节时间不大于5s。2.16.1.8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。2.16.1.9对于转浆式水轮机甩负荷后，应检查调速系统的协联关系和分段关闭的正确性，以及突然甩负荷后引起的抬机情况。2.16.2质量检验2.16.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93 第6.3条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-88 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程DL490-92大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL489-92大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件GB7409-87大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件SD299-88水轮机调速器与油压装置技术条件GB9652-88水轮机电液调节系统及装置技术规程SD-295-88水轮机电液调节系统及装置调整试验导则DL496-922.16.2.2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：机组测温盘振动、摆度：机组测振、测摆盘和人工架百分表。压力、真空：压力表2.17调速器低油压关机试验2.17.1作业方法2.17.1.1事故低油压关机试验前的准备：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。2.17.1.2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列机组。2.17.2质量检验2.17.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93 第6.3条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-88水轮机调速器与油压装置技术条件GB9652-88水轮机电液调节系统及装置技术规程SD-295-88水轮机电液调节系统及装置调整试验导则DL496-922.17.2.2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。2.18事故配压阀动作关闭导水叶试验2.18.1作业方法2.18.1.1检查机组事故停机回路动作的正确性。2.18.1.2压力油罐的压力及油位应常。2.18.1.3机组启动并网后，带上当时水头下最大负荷。2.18.1.4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。2.18.1.5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。2.18.2质量检验2.18.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93 第6.3条 水轮发电机组安装技术规范GB8