第四章水轮发电机组的试运行

主题：水轮发电机组的试运行目的：通过本次课形成水轮发电机组运行的整体观念，掌握试运行的方法重点：试运行的项目与方法难点：开展试运行的方法教学内容：教材§4-1，§4-2第八次课第四章水轮发电机组的运行第一节概述

调节电压和无功。可自动调节和手动调节自动开、停机调节有功和频率。可自动调节和手动调节一、水轮发电机组试运行二、水轮发电机组的正常运行三、水轮发电机组运行故障与事故处理本章主要内容机组试运行的目的：（1）对于新安装机组的试运行，其目的是对机组引水、发电、尾水建筑物和金结、机电设备进行全面的综合性考验，检查水工建筑物和金结、机电设备的设计、制造、安装质量，对机电设备进行调整、试验和试运行，使其最终达到安全、经济生产电能的目的，保障电站最终长期稳定、安全可靠地投入商业运行。（2）机组大修后的试运行目的是考核检验大修质量，将技术指标与大修前进行对照，核定消除机组缺陷的质量情况。

第二节水轮发电机组试运行1.机组起动试运行前的检查2.尾水充水3.压力钢管、蜗壳及技术供水充水4.机组首次起动5.调速器空载扰动试验6.过速试验7、机组自动开停机试验8.发电机升流试验9.发电机单相接地试验及升压试验10.开关站升流试验11.开关站升压试验12.励磁装置试验13.机组并列试验14.机组带负荷试验15.机组甩负荷试验16.机组事故停机试验17.事故配压阀动作关机试验18.动水关闭工作闸门或蝴蝶阀试验22.72小时试运行23.检修、开机移交机组启动试运行的程序一、水轮发电机组试运行前的检查1、试运行基本条件2、过水系统检查

3、水轮机检查4、蝴蝶阀系统的检查5、调速器系统检查

6、发电机检查

7、励磁系统检查

8、油、气、水系统检查9、电气一次设备检查

10、电气二次系统及回路检查11、消防及火灾报警设施检查12、通风空调设备检查一、水轮发电机组试运行前的检查1、试运行基本条件大坝监测、水库调度及水情预报系统联络畅通。电网调度联络畅通。试运行相关部位已清扫干净。试运行相关部位吊物孔、临时孔洞已封堵。试运行相关部位和通道的照明良好。试运行相关部位及指挥机构的通信、联络方式完备、检验合格，通信畅通。投运设备的编号与标识完成。试运行部位与施工部位进行了隔离，运行设备和部位有相应的安全标志，试运行期间临时安全通道、护栏、警戒线、洗手间等消防、劳动安全和工业卫生设施已形成。与试运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格准备就绪。一、水轮发电机组试运行前的检查2、过水系统的检查（1）引水进水口栏污栅清洁干净。（2）引水进水口闸门操作自如，并处于关闭落锁状态。（3）从引水进口到尾水管尾水门的全部过流道清理完毕。（4）引水道的通流的闷头、人孔门及阀门已现场确认关闭好。（5）尾水闸门操作检查正常。（6）水轮机前的蝶阀调试操作正常，检查无漏水现象，检查事故关蝶阀正常。（7）确认蜗壳、转轮室、尾水管已清理干净，固定转轮的楔子、吊装工具、临时支架等已拆除。（8）蜗壳排水阀、钢管排水阀确认处于关闭状态。一、水轮发电机组试运行前的检查3、水轮机的检查（1）水轮机及附件已全部安装完毕，施工测量记录完整，上下止漏环间隙合格；发电机盘车的摆度值合格，并经总工程师确认。（2）真空破坏阀、空气吸力阀已竣工，并调试合格。（3）顶盖排水装置检验合格，水流畅通。（4）调相补气系统正常。（5）轴承安装检验合格，数据记录齐全。（6）导水机构安装完工合格，并处于关位，接力器锁定已投入，导水叶的最大开度及接力器行程已测量合格，关闭后的严密性及压紧行程等符合设计要求，测试记录完整。（7）各接地部分已连接好。（8）润滑油合格。（9）各流量计、压力表、示流计、摆度和振动传感器及各种变送器已安装合格，管道附件良好。（10）各油水器、管道颜色及标示符合规定，阀门编号符合规定。（11）属自动控制二次部分的压力、温度等整定值正确。一、水轮发电机组试运行前的检查4、调速系统的检查（1）调速系统设备已安装完成，调速系统的电气回路检查和性能检查符合设计、厂家技术要求。（2）油压装置安装完成；透平油已化验合格；集油箱油位正常。油泵、油压和油位开关、过滤器、冷却装置、组合阀、压力传感器等工作正常，并均按要求整定。手动、自动、PLC操作正常，卸载阀、安全阀动作值符合要求。漏油箱试验合格。（4）各油压管路常闭阀门已关闭。手动将油压装置的压力油通向调速系统、阀门、接头及元件不渗油。（5）油压装置补气装置手动、自动操作工作正常，并投入自动工作。（6）调速器的静特性试验已经完成，空载调节参数已经初步整定。调节阀、功率变送器、位移传感器、行程开关等设备已整定。（7）导叶开度、接力器行程与调速器显示值一致，关系曲线已经录制，事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格，用紧急关闭法初步检查导水叶全开到全关所需时间，符合设计要求。（8）测速装置安装完毕，检验合格，模拟机频、测速信号、导叶反馈、功率反馈、导叶驱动、电源消失等故障情况下的保护功能。检查伺服阀防卡、防震、断线和防止油粘滞等功能，能正确动作。（9）接力器手、自动锁锭装置已经调试，拔出、投入灵活，信号指示正确，充水前自动锁锭投入。（10）调速器已经手动、自动开、停机操作（包括事故紧急停机）模拟试验及手自动切换试验结果正确。（11）各种保护报警、事故信号及调速系统的工况能与机组LCU通信，联动试验完成。在机组LCU上能正确反映调速器的各种状态。（12）机组测速装置和过速保护装置已经调试，转速继电器已整定，模拟机械过速保护装置动作正确。一、水轮发电机组试运行前的检查5、蝴蝶阀系统的检查（1）确认蝶阀手动和自动开启、关闭模拟试验全部合格。（2）蝶阀油压装置油压泵起动正常，油压正常。（3）油泵起动放“自动”位置。（

4）蝶阀控制柜电磁阀位置正确，无异常情况。（

5）充气气压表、油压表指示正确。（

6）人工锁锭开阀前已拔出。（

7）管路无漏油现象。一、水轮发电机组试运行前的检查6、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。机坑内已清理干净，定子、转子气隙内无任何杂物。（2）集电环、碳刷架已安装完毕，碳刷与集电环接触良好，验收合格。碳刷已拔出。碳粉收集装置处于备用状态。（3）发电机的空气冷却器已安装、检验合格；风路、水路畅通；压力表、温度计、示流信号器均已安装，检验合格；阀门、管路无渗漏现象。（4）机械制动系统已安装完毕，制动系统气源正常，手动、自动操作可靠。制动器的落下、顶起位置信号正确。充水前制动器手动顶起。制动吸尘设备可以正常起、停和吸出制动粉尘，吸尘设备与制动器联动正确。顶转子压力油管道已引至机坑外，能与移动油压车连接。在解除油压及撤除顶起位置锁锭时，制动器的活塞能可靠全部落下。（5）机组消防设备已安装完成，经检验无渗漏。消防水源已供至消防机械控制柜，机械控制柜内除排漏阀外所有闸阀均已关闭，机械控制柜已经加锁。感温、感烟传感器、电磁阀等已安装、调试完毕。系统模拟试验手动、半自动和自动均能可靠动作。消防机械控制柜置于手动位置，关闭消防装置总进水阀。（6）推力轴承安装已经完成，外循环油管路、水管路均无渗漏。轴承油槽的油位正确，油质符合要求。轴承、油槽温度指示正确。温度监视和油流监视正常，保护和控制回路调试合格。（7）各轴承油雾回收系统安装完毕，工作正常。（8）下导轴承、上导轴承及其油冷却系统已安装完成，油位正常，油温、瓦温显示正确。（9）测温电阻和装置已安装、调试合格，仪表盘和机组LCU能正确监视机组各部温度。（10）机组的振动、摆度检测系统已安装完毕，经调试、率定符合技术要求。（11）推力轴承高压油顶起设备已安装、调试完成，与开、停机联动试验正确。（12）发电机的所有自动化元件、传感器、表计、阀门、电磁阀等均已调试合格。其电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误，固定牢靠。机组LCU1与各子系统进行联动调试完成。（13）机坑内的照明、除湿机、加热器等设施能投入使用。（14）电气设备已可靠接地，发电机内部分部接地线按图装设检查无误。一、水轮发电机组试运行前的检查7、励磁系统的检查（1）励磁变、励磁盘、励磁母线及电缆已安装完成，主回路连接可靠，绝缘良好，相应的高压试验合格。（2）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。（3）交流隔离开关，直流灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求。交流侧隔离开关、直流侧灭磁开关操作灵活、可靠。（4）励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常，并投入运行。（5）励磁系统静态试验已完毕，开环特性符合设计要求，通道切换可靠。（6）现地和远方操作的切换正确、可靠。（7）各报警及事故信号正确；与机组保护联动试验动作正确，与机组LCU1联动试验动作正确，机组LCU1能正确反应机组励磁系统状况。一、水轮发电机组试运行前的检查8、油、气、水系统的检查（1）透平油库、绝缘油库及油处理设备满足首台机组、主变供油和排油要求，供油油质和供排油管道清洁度符合要求。（2）高、低压空气系统满足向机组调速器、机械制动柜、检修围带等供气要求，管道清洁，系统无漏气现象。（3）水轮机补气系统已安装完毕，必要时可以进行补气操作。封闭母线微正压装置用气系统已安装、调试完毕，满足向封闭母线供气要求。（4）已接入外来临时水源对1#机组技术供水系统进行通水检查合格。各排水泵润滑水、空压机冷却水及调速器冷却器等需连续供水部位已接入临时水源，保证连续供水。（5）投入运行的油、气、水系统中的压力表、示流信号计和温度计等自动化元件检验合格。（6）各管路、设备已按要求涂漆，管道已标明了流向，阀门、设备已编号挂牌。（7）厂房渗漏排水、检修排水系统满足排水要求。（8）各排水地沟、地漏、管道畅通。（9）检修排水廊道进人门、检修集水井人孔盖板已封闭严密。一、水轮发电机组试运行前的检查9、电气一次设备的检查（1）发电机封闭母线及相关设备：发电机中性点接地变压器、发电机中性点CT、发电机出口、机端CT、封闭母线、发电机出口断路器及隔离开关、发电机出口断路器主回路两侧CT、励磁变压器及其CT、发电机出口侧PT等设备已安装、试验完毕，检验合格，具备带电条件。（2）主变压器已安装调试完毕、试验合格。所有蝶阀位置正确，铁心及主体可靠接地。主变压器油位正常，绝缘油化验合格。变压器强迫油循环及水冷却系统已检查无渗漏现象。变压器分接开关已置于电力系统指定运行档位。机组LCU能正确反映变压器运行参数。（3）厂高变及CT安装、试验完成，18kV高压侧与1#机组分支封闭母线可靠连接，10kV低压侧进线柜手车11退出。（4）主变低压侧PT及避雷器、主变高压侧CT及避雷器、主变高压侧GIB短段、500kV挤包绝缘电缆安装完成，试验合格。（5）开关站GIS设备：第一串及第四串全部断路器间隔、1#主母线及与第二串、第三串相邻的断路器间隔、1#主母线51PT间隔、来自1#机组方向的引入管线及设备、送至龙河甲线与龙沙乙线的引出管线及设备已安装、试验完毕。（6）开关站出线场各出线区域的避雷器、阻波器、电压互感器、站内跳线已安装、试验完毕。（7）高压厂用电系统的检查（以某厂为例）1）厂用电系统7段(专用线路)配电设备已按设计安装完成，检验并试验合格，母线正常供电，备自投正常工作，主用及备用电源相互独立，相关设备正常受电。2）10kV外来电源作为主用，接至第7段10kV母线外来电源进线柜ⅦG2；10kV厂房施工电源作为明备用，接至第4段4#机组厂高变低压侧进线柜ⅣG3；3）72小时试运行前，1#厂高变通过1#主变从系统受电后，与10kV外来电源互为备用，共同提供机组运行所需的厂用电源。同时，10kV厂房施工电源退出厂用电系统。8、全厂相关照明已安装，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。机组发电前形成的照明区域主要包括：a) 地下厂房：主副安装间、主厂房机组段、机组母线洞各级配电中心、渗漏检修排水泵房、蓄电池室、空压机室、透平油库、主变洞及绝缘油库、主变洞及m电缆层；b) 中控楼：电缆夹层、中控室、计算机室、通讯室、蓄电池室；c) 开关站：电缆夹层、GIS层、配电中心、▽358m层、出线场；d) 公用部分：连接以上区域的所有通道、楼梯间、进场交通洞、电缆平洞、电缆井、卫生间。一、水轮发电机组试运行前的检查10、电气二次系统及回路检查（1）400V厂用电系统：A、全厂公用电1#～3#配电中心、1#机组自用电配电中心、照明配电中心、开关站配电中心、尾水箱变、中控室动力及消防配电柜等设备检验并试验合格，母线正常供电，备自投正常工作，相关设备正常受电。B、进水口临时电源已按照设计要求安装完成，检验试验合格，相关设备正常受电。（2）直流电源系统检查A、全厂公用设备直流、机组共用直流、开关站及中控室直流等设备已安装完成，各回路绝缘合格，绝缘监视和接地检测装置工作正常，蓄电池及充电装置的浮充、均充等试验合格，已投入正常运行，相关设备正常受电。B、通讯室、中控室的UPS等专用交直流设备已安装调试并投运，逆变容量满足设计要求。C、进水口启闭系统的直流电源按临时方案要求安装完成，检验试验合格。（3）继电保护、自动装置和故障录波设备检查A、所有控制保护电缆接线已经过检查，接线正确。B、发电机、变压器继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。C、机组挤包绝缘电缆光纤保护设备已安装、调试完毕。D、开关站GIS、线路继电保护和故障录波屏的安装、调试完毕。E、保护和故障录波设备以I/O口和总线的形式向相关LCU传送信息，经联动试验，结果正确。F、各区域设备继电保护、自动装置和故障录波联调已完成，结果正确。G、计算机监控主站与厂用电LCU、公用LCU、开关站LCU、模拟屏LCU、机组LCU间的双光纤环网已按过渡方案已形成，调试完毕，运行良好。厂用电、公用设备、开关站及1#机组等相关设备处于监控状态，LCU已具备检测和报警功能，相关运行参数可被监视与记录。（4）下列电气回路已检查并通过模拟试验，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）机组自动操作与水力机械保护回路3）水轮机调速系统自动操作回路4）发电机励磁操作回路5）发电机出口断路器、隔离开关、接地开关操作与安全闭锁回路6）开关站GIS首期投运断路器间隔操作回路7） 水轮发电机组、中控室、开关站GIS等设备的交直流电源回路8） 全厂公用及机组辅助设备控制回路9）发电机出口、开关站GIS相关断路器同期回路10）首期发电所需、高低压厂用电设备操作回路11）以上回路的操作，不仅包括了手动、自动操作，还包括计算机监控系统对上述系统设备的运行状态、运行数据、事故报警点的数据采集、监视和控制的命令、以及重要数据的变化趋势等的采集和传送。（5）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）水力水文信息已正确量测并可靠远传；2）电度计量系统校验完毕；3）机组段、主变室、各级厂用配电中心、公用设备间、中控室、通讯室、GIS室、出线场、进水口、尾水、现场指挥部等区域通讯已投运。一、水轮发电机组试运行前的检查11、消防及火灾报警设施检查（1）与机组试运行有关的主、副厂房等部位的消防设施已安装完工，检验合格，符合消防设计与规程要求，通风消防试验联动合格，并通过消防部门验收。（2）机组充水前已接入临时水源系统作为消防系统供水水源，管路经检查合格，满足消防要求，水源可靠。（3）机组消防及火灾报警设备已安装完成，灭火管路、灭火喷嘴、火灾探测器已检验合格，灭火装置经模拟试验合格，可以投入使用。该装置置于手动位置备用。（4）主变压器的消防及报警设备已安装完成，水喷雾设施已经过水喷雾试验，符合设计要求，随时可以投入使用。主变压器油池与事故排油系统符合设计要求，排油通畅。（5）首期发电相关电缆已敷设完工的桥架盘柜孔洞及电缆管口已可靠进行防火封堵。（6）试运行期间电站各有关工作区域移动式灭火器具等器材和椟置型号和数量可满足首台机组安全运行要求。一、水轮发电机组试运行前的检查12、通风空调设备检查（1）主厂房排风排烟竖井出口风机安装调试完成，已投入正常运行。（2）排水泵房、透平油库、绝缘油库、副厂房蓄电池室等与1#机试运行相关范围内的通风、空调设备已安装、调试完成，并投入正常运行。（3）主变排风洞风机、母线竖井排风洞风机已安装调试完成，投入正常运行。（4）中控室、通讯室、GIS室、开关站蓄电池室等通风空调设备安装、调试完成，已投入正常运行。二、尾水管充水（一）充水条件（1）坝前水位达到最低发电水位以上。（2）机组进水口工作门启闭设备已处于备用状态，闸门处于关闭状态，确认压力钢管通气孔畅通，通气孔口防护栏安装牢固可靠。（3）确认尾水管进人门、蜗壳进人门已关闭；（4）确认机组蜗壳、尾水管盘形阀、压力钢管放空阀处于关闭状态；（5）确认机组调速器系统油压正常，导水机构处于关闭状态，接力器自动锁锭投入；（6）确认机组主轴检修密封处于投入状态。（7）确认机组尾水门横梁、门槽上无杂物。（8）确认机组机械制动已投入。（9）确认顶盖排水泵位于自动运行状态，增加的临时顶盖排水泵已安装完成，处于备用状态。（10）确认机组检修排水系统、厂房渗漏排水系统满足排水要求。（11）确认尾水洞已充水，尾水洞闸门已提起并可靠的锁定在门槽或门库内。（12）确认与充水、排水有关的各通道和各层楼梯照明充足、照明备用电源可靠。梯调、电站和充水机组的内外部通信设施完善、通信畅通。道路和安全通道畅通，并有明显的路向标志。消防设备已布置就绪，相关部位的消防和火灾报警系统已投入，人员已按消防要求作好分工和组织工作。（13）确认各部操作、监护、观测人员已到位，并准备就绪。二、尾水管充水（二）充水方法1、全关机组蜗壳进人门及尾水进人门。2、全关机组蜗壳放空阀，锁锭投入。3、投入空气围带4、关闭蜗壳取水阀5、关闭尾水盘形阀，且关闭严密，锁锭装置已投入。6、顶盖排水泵及其电源处于完好状态。7、水机室用于顶盖紧急备用排水的潜水泵已准备就绪。8、手动操作调速器将机组导叶打开3%-5%开度。9、打开尾水充水阀，向尾水充水。10、充水过程中，观察尾水管进口测压表、顶盖及蜗壳测压表。11、充水过程中，观察顶盖自流排水情况。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。13、进行顶盖排水泵排水调试。14、充水结束后关闭导叶，投入接力器锁锭。15、关闭尾水充水阀。三、压力钢管及蜗壳充水1、检查压力钢管排气孔应通畅。2、投入主轴检修密封（空气围带），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，并投入接力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。4、全关蝶阀，并投入锁定。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。6、投入发电机制动风闸、使机组处于制动状态。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。三、压力钢管、蜗壳及技术供水充水（一）压力钢管、蜗壳充水1、检查压力钢管排气孔应通畅。2、投入主轴检修密封（空气围带），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，并投入接力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。4、全关蝶阀，并投入锁定。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。6、投入发电机制动风闸、使机组处于制动状态。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。9、缓慢打开工作闸门充水阀，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。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。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。三、压力钢管、蜗壳及充水（二）技术供水充水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、调节减压阀，使减压阀出水压力达到设计值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。4、调节各支路供排水压力值至制造厂要求值。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。

机组充水试验单元工程质量评定表四、机组首次起动（一）启动前的准备工作1）确认充水试验中发现的缺陷已经处理完毕。2）机组周围各层场地清扫完毕；通道畅通；吊物孔已盖好，各部位运行人员已进入预定岗位，测量仪器仪表已调整就位。3）调速器面板指针仪表正常，油压装置已完全正常，各阀门已处于开机位置。4）机组各轴承油位及测温装置正常。5）各部位冷却水、润滑水水压正常。6）刹车低压气正常。7）上下游水位、各部位原始温度已记录。8）发电机顶转子工作按规定已完成，油压撤除后，确认制动风闸已落下。9）发电机出口断路器已断开，并拉开相应隔离刀闸。10）发电机的励磁开关MK处于断开位置。11）发电机集电环炭刷已拔出。12）水力机械保护装置和测量装置已投入，机组自动屏上各整定值确认正确。13）确认机组试验用短接线及接地线已拆除。14）临时监视摆度、振动和机组转速的表计已装好到位。四、机组首次起动（一）启动前的准备工作1、试运行组织机构已成立，责任明确，试运行人员经培训合格。指挥信号已明确，指挥、通讯、信号系统已完善并投入。2、确认机组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并投运，各部位运行监测人员已到位，振动、摆度及电气参数的测量仪器仪表经检验合格，准备就绪。3、确认尾水管、压力钢管和蜗壳已充水，进水口工作门和尾水门处于全开状态；确认机组充水试验中出现的影响安全运行的问题已处理完毕并验收。4、厂房渗漏排水系统、高低压气系统、厂用电系统运行正常。5、确认水导、下导、推力、上导轴承测温装置处于正常工作状态；外循环润滑油系统、操作油系统工作正常；各轴承油槽油位正常，油质合格。水导、下导、推力、上导轴承油冷却器冷却水投入，空气冷却器冷却水少量投入。6、上、下游水位，各部位原始温度等已记录。7、转子动平衡测量准备就绪，配重用平衡块及工器具准备就绪。8、调速器处于手动关机位置，导叶开限位于全关位置，漏油装置位于自动位置。9、在水车室门口设置紧急停机按钮直接接至调速器紧急停机回路，试验合格。10、机组内部启动前的全面检查已完毕。11、机组的相关设备应符合下列要求:1) 发电机出口断路器断开，隔离开关断开，接地刀断开，主变高压侧隔离开关断开，厂高变低压侧进线柜手车退出。2) 励磁系统交流隔离开关、直流灭磁开关断开。3) 发电机出口PT处于工作位置，一次、二次保险投入。4) 转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。5) 水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入；机组的振动、摆度监测装置等投入监测状态，但不作用于停机。6) 转动部分已检查完毕，具备开机条件。7) 拆除所有试验用的短接线和接地线。8) 外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。9) 机械制动处于投入状态。10) 现地控制单元LCU已处于监视状态，具备检测、报警的功能，可对机组各部位主要的运行参数进行监视和记录。11) 顶盖排水系统投入自动运行。12) 大轴接地碳刷已投入。三、机组首次起动（二）手动启动操作1、落下机械制动闸，检查机组机械制动器活塞应全部落下。2、机组主轴检修密封撤除，水轮机主轴密封水投入。3、启动水导轴承循环油泵，检查水导油槽油位正常。4、启动推力轴承循环油泵，检查推力油槽油位正常。5、退出机坑加热器。6、投入发电机上导、推力油槽油雾回收装置。7、启动调速器压油泵，打开隔离阀，确认调速器油压正常。8、拔出接力器自动锁锭。9、投高压油顶起装置，检查压力正常。（对贯流式机组在0-90%转速范围内应投入，以保证压力油膜厚度）10、在调速器控制柜上操作“增、减”开关，慢慢打开导叶至（3-5）%开度，待机组转动后立即按调速器紧急停机按钮停机，机组滑行，检查并确认机组转动部分与静止部分无碰撞、摩擦和异常声响，监控系统无异常信号，如有异常，立即手动加制动闸。停止高压油顶起装置，撤除制动后，检查机组不应有蠕动。11、确认机组各部正常后，再次用高压油顶起转子后，重新开机，手动将机组逐步升速到10%额定转速，运行1min后按调速器紧急停机按钮停机，手动加闸。机组全停后，撤除制动。12、再次手动开机，机组分段升速，分别在50%额定转速下运行5min，在70%额定转速下运行10min，检查无异常后，增速至100%额定转速运行。机组达到90%额定转速后停高压油顶起装置。13、在启动升速过程中监视机组各部位，如发现金属碰撞声、水轮机室窜水、推力瓦温度突然升高、油槽甩油、机组摆度过大或出现异常振动等现象应立即停机。14、记录机组在当前水头下的启动开度和空载开度。在额定转速时，校验转速表、频率表指示的一致性。15、在机组升速过程中，密切监视各部运转情况。监视各部位轴承温度，不应有急剧升高现象。自机组启动至到达额定转速后的半小时内，严密监视推力瓦和导轴瓦的温度，每隔5min左右记录一次瓦温，以后可适当延长记录时间间隔，并绘制各瓦的温升曲线，观察轴承油面的变化，油位应正常。待各部轴承温度稳定后，标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，不应超过设计规定值。16、监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压、水流量及水压差。监视顶盖自流排水和顶盖排水泵工作是否正常。记录水库上、下游水位；记录尾水及顶盖压力值。17、记录全部水力量测系统表计读数和机组附加监测装置的表计读数。18、监视蜗壳、尾水压力变化及其压力脉动值。19、测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于设计规定值。20、测量、记录机组各部位振动，其值应符合设计规定。21、测量发电机残压及相序。22、当各部瓦温度变化小于1℃/h后，可认为瓦温达到稳定，记录各部瓦运行稳定温度。23、进行水导、推力外循环泵的电源切换试验；分别模拟水导、推力外循环泵“全停”试验。五、调速器的空载扰动试验（一）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）。4、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。5、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。6、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五、调速器的空载扰动试验（二）机组停机及检查1、启动高压油顶起装置，投入制动粉尘吸收装置。关导叶，机组转速下降至20%额定转速时手动投机械制动直至机组全停。停机过程中检查：1) 机组降速过程中，校对转速继电器各点的整定值；2) 监视各部位轴承温度变化情况；3) 录制停机过程转速与时间关系曲线，制动时监视制动器运行状态；4) 检查各部位轴承油槽油面的变化情况。2、机组完全停止后，投入接力器锁锭和检修密封，停高压油顶起系统，检查机组应无蠕动。停制动粉尘吸收装置，停各循环油泵并关闭技术供水系统，投入检修密封。3、投入接力器锁定，落进水口闸门，顶起制动器，进行下列检查和调整：1）检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落；2）检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；3）检查发电机上下挡风板、挡风圈是否有松动或断裂；4）检查制动闸瓦的摩擦情况及动作情况，检查粉尘收集装置的运行效果；5）必要时调整各油槽油位开关整定值。6）检查上导及推力轴承油槽上、下端防油雾装置的工作性能。7）检查机组导叶的漏水量8）必要时调整各个轴承油槽液位开关的油位接点。9）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。六、机组过速试验1、过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。2、临时拆除电气过速保护停机及关快速门回路，监视其动作时的转速。3、手动开机，待机组运转正常后，手动逐渐打开导叶，机组升速至115%，校核115%转速继电器整定值，然后立即返回额定转速运行，检查额定转速下机组摆度并与先前测得值比较应无明显增大。4、手动增大导叶开度使机组升速，当时水位条件下导叶开度达到100%后，转速无法再继续升高时，记录当时机组转速，机组降速至额定转速运行，对电气过速保护定值进行调整，调整完成电气过速保护定值后，恢复电气二级过速保护回路，再次升速，导叶全开时，电气过速保护应动作停机。在上游水位满足条件后再进行过速保护装置的重新整定和机械过速保护装置的校验。5、若当时水头条件下，机组转速能够升速到150%额定转速以上时，记录电气过速保护动作时机组转速，机械过速保护装置在电气过速保护动作之后且应在机组转速达到155%之前立即动作关机。如果升速至155%额定转速时，机械过速装置仍未动作，亦应立即停机。需校正机械过速装置，重新进行该试验。6、试验过程中记录当时水头下机组能够达到的最大转速（在150%额定转速以内时）、电气过速保护动作值、机械过速保护装置动作值，记录过速过程中机组各部的摆度振动最大值。若机组过速保护未动作停机，则按手动停机方式，在90%额定转速时投入高压油顶起装置，降至20%转速后投机械制动。7、过速试验过程中专人监视并记录各部轴瓦温度及主轴密封温度，连续监视轴承摆度。记录各部轴承的温升情况。8、过速试验停机后，投入接力器锁定，落进水口闸门，顶起制动器，全面检查转子转动部分，如转子磁轭键、引线支撑、磁极键及磁极引线、阻尼环、磁轭压紧螺杆、转动部分的焊缝等。并按首次停机后的检查项目逐项检查。检查压力钢管伸缩节工作情况。9、检查发电机定子基础、下机架基础及发电机上机架基础的状态。七、机组自动开停机试验（一）自动开机需具备的条件

1、各分系统的现地调试工作已完成，验收合格。2、计算机与各分系统对点完成，通讯正常。3、在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成。4、LCU交直流电源正常，处于自动工作状态。5、水力机械保护回路均已投入。6、接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。7、技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。8、高压油顶起装置已切换至自动运行状态。9、制动系统及粉尘收集装置已切换至自动运行状态。10、水导、推力轴承外循环系统已切换至自动运行状态。11、励磁系统交流隔离开关、直流灭磁开关断开。12、齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。13、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。14、检修密封切换至自动运行状态。七、机组自动开停机试验（二）机组LCU自动开机1、启动机组LCU空转开机。2、按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈。3、检查调速器工作情况。4、记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。5、记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。6、检查测速装置的转速触点动作是否正确。七、机组自动开停机试验（三）机组LCU自动停机1、由机组LCU发停机指令，机组自动停机。2、监视高压油顶起系统在机组转速降至90%额定转速时应能正常投入，否则应立即采用手动控制方式启动。3、检查测速装置及转速接点的动作情况，记录自发出停机令到机械制动投入的时间，记录机械制动投入到机组全停的时间。4、检查机组停机过程中各停机流程与设计顺序应一致，各自动化元件动作应可靠。5、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。6、模拟机组各机械事故及故障信号，进行事故停机流程试验。检查事故和故障信号响应正确，检查事故停机信号的动作流程正确可靠。7、其它各种开停机及电气保护停机试验将结合后续的各项电气试验进行。八、发电机升流试验（短路试验）（一）发电机升流试验准备1、发电机短路升流试验的短路点设置在发电机出口断路器之前，利用封闭母线厂家提供的短路试验装置进行短路试验。试验前，检查确认封闭母线短路试验装置已安装合格。2、发电机出口断路器、隔离开关断开，发电机中性点接地变压器刀闸断开。励磁系统交流隔离开关、直流灭磁开关断开。3、发电机保护出口压板在断开位置，保护仅作用于信号，投入所有水机保护。4、励磁系统用它励电源从厂用电出线柜引入，出线柜继电保护定值到位。5、它励电源出线柜手车退出，拆除封闭母线与励磁变之间的软连接，将它励电缆接在励磁变高压侧，保证它励电流的有效监测，并设置可靠的安全隔离，防止它励电源窜入封闭母线。另外，在励磁盘临时安装一个跳闸按钮，紧急情况时可远方断开它励电源。6、技术供水系统、油循环系统已投入运行，各部轴承冷却系统供应的水压、流量正常，主轴密封水压、流量满足要求。发电机定子空气冷却器根据绝缘情况确定是否投入。7、恢复发电机集电环碳刷并投用。8、复查各接线端子应无松动，检查升流范围内所有CT二次侧无开路。9、测量发电机转子绝缘电阻，符合要求。10、测量发电机定子绝缘电阻、极化指数，确定是否进行干燥。如需干燥，则在发电机升流试验完成后进行短路干燥。八、发电机升流试验（短路试验）（二）发电机升流试验1、手动开机至额定转速，机组各部运行正常。2、励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。3、励磁装置采用FCR控制方式（励磁电流调节器，发电机按规定的励磁电流运行），电流给定最小。投入它励电源。4、检查短路范围内的CT二次残余电流，不能有开路现象。5、合励磁交流隔离开关、直流灭磁开关，缓慢升流至（2～3）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查发电机保护、励磁变压器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位。6、解开保护停机回路，投入保护跳灭磁开关回路，模拟检查机组纵差、励磁变差动、过负荷保护的动作情况，试验完成后恢复正常接线及整定值，将机组纵差、励磁变差动、过负荷保护等保护投入。7、逐级升流检测并录制发电机50%额定电流下跳灭磁开关的灭磁曲线。8、手动启动故障录波装置，录取发电机电流波形。记录定子三相电流、励磁电流和励磁电压。录制发电机短路特性曲线。9、手动启动故障录波装置，录取发电机电流波形。打印各个保护额定电流时的交流采样。10、在发电机额定电流下，跳直流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。11、测量额定电流下的机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。12、试验过程中检查发电机主回路、励磁变、封闭母线等各部位运行情况并测量其温度；检查发电机出口屏蔽板发热情况并测量其温度。13、记录升流过程中定子绕组及空冷各部温度。14、根据定子绕组绝缘情况，若需进行定子短路干燥时，确认空气冷却器冷却水切除（有的可通少许水用于调温，升温过程中，发电机空冷器冷风温度不超过40°C，定子绕组温度控制在60-65°C，不应超过80°C

），升流至50%定子额定电流对定子进行短路干燥（保温时间约8h

）。15、试验完毕后模拟发电机差动保护停机，跳直流灭磁开关。断开它励电源。16、拆除封闭母线短路试验装置，恢复封堵母线盖板。九、发电机单相接地、过电压保护、升压及空载试验（一）升压前准备工作1、测量发电机转子绝缘电阻，测量发电机定子绝缘电阻和极化指数，均符合要求。2、投发电机差动保护、电流后备保护和励磁变保护。3、投入所有水机保护及自动控制回路。4、发电机出口断路器、隔离开关断开，发电机出口接地开关断开。合发电机中性点刀闸，合主变低压侧接地开关。（二）发电机定子单相接地试验1、在出口电压互感器处做单相临时接地点，退出发电机接地保护跳闸出口。2、自动开机到空转，监视定子接地保护动作情况。3、投入它励电源，合直流灭磁开关，励磁采用现地FCR控制升压。4、逐步升压直至定子单相接地保护动作，记录保护动作值。5、试验完毕降压至零，跳直流灭磁开关，拆除临时接地线，投入发电机接地保护跳闸出口。（三）发电机过压保护试验1、临时设定发电机过压保护定值为10V，监视发电机过压保护动作情况。2、合直流灭磁开关，励磁采用现地FCR控制升压。3、逐步升压直至发电机过压保护动作，记录保护动作值。4、试验完成后恢复原定值，投入过压保护。（四）发电机零起升压1、机组在空转下运行，调速器自动。2、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、手动升压至25%额定电压，检查下列各项：1) 发电机及引出母线、分支回路等设备带电是否正常。2) 机组各部振动及摆度是否正常。3) 测量发电机PT二次侧三相电压相序、幅值是否正常，测量PT二次开口三角电压值。4、逐级升压至发电机额定电压，检查带电范围内一次设备的运行情况。5、检查发电机PT回路相序、电压应正确，测量PT开口三角电压值。6、测量额定电压下机组的振动与摆度，测量额定电压下发电机轴电压。7、记录定子铁芯各部温度、振动值。8、分别在50%、100%发电机额定电压下跳直流灭磁开关，检查灭弧情况，录制空载灭磁特性曲线。（五）发电机空载特性试验1、零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。2、继续升压，当发电机励磁电流达到额定值时，测量发电机定子最高电压，并在最高电压下持续运行5min。最高定子电压以不超过1.3倍额定电压值为限。3、由最高电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。4、试验完毕后将励磁电流降为零，跳直流灭磁开关，断开它励电源，停机。5、将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护试验。十、水轮发电机组带主变及高压配电装置升流试验（一）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。十、水轮发电机组带主变及高压配电装置升流试验（二）短路升流试验作业1、机组自动开机正常后，合灭磁开关。2、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。3、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。4、检查完后减磁降流，跳灭磁开关。十一、水轮发电机组带主变及高压配电装置升压试验（一）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。十一、水轮发电机组带主变及高压配电装置升压试验（二）主变零序电流保护试验1、临时降低主变零序电流保护定值为某值，解除主变零序保护至LCU的停机回路。2、机组自动开机至额定转速，励磁为FCR控制方式，合直流灭磁开关，合发电机出口断路器。3、逐步增加励磁电流，检查保护动作情况，记录保护动作值，检查保护出口跳断路器的情况。4、试验完成后，恢复定值并投入主变零序保护。十一、水轮发电机组带主变及高压配电装置升压试验（三）升压试验作业1、机组自动开机正常后，合灭磁开关。2、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。3、检查主变、厂变、高压配电装置等带电设备的运行情况。4、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。5、检查完毕后，减磁降压。6、模拟水机事故停机。十一、水轮发电机组带主变及高压配电装置升压试验（四）电力系统对主变压器冲击试验1、发电机侧的断路器和隔离开关均已断开。2、根据主结线方式确定主变高压侧的冲击路径和断路器。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、投入故障录波装置。7、由系统送电至开关站冲击试验用断路器一端上。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。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。十二、水轮发电机空载下励磁装置的调整和试验（一）试验前的准备1、断开电机出口断路器及隔离刀闸。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、在励磁装置旁架设好试验录波仪及相应接线。5、将发电机励磁装置恢复为永久自并励系统。6、开机合发电机灭磁开关，投入励磁装置。十二、水轮发电机空载下励磁装置的调整和试验（二）励磁装置的调整和试验作业1、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、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。3、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。4、检查励磁调节系统的电压自动调节范围。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。5、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。6、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。7、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。8、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。十三、水轮发电机组并列试验（一）并网前准备1、已对自动同期装置的电压、频率、导前角进行了测试，已完成手动和自动同期装置的模拟并列试验。2、发电机变压器等相关保护已按调度要求整定完成并正确投入。3、在主变零起升压时同期电压回路已检测无误，系统倒送电后，机组与系统的相位已核对。4、系统已同意进行同期试验并允许带最低限额负荷。5、同期点可能有多个，通常从发电机出口处开始试验。十三、水轮发电机组并列试验（二）发电机出口同期点手动模拟并列试验1) 系统电源已送到发电机主变低压侧。2) 发电机出口隔离开关处于断开位置，发电机出口断路器断开。3) 机组自动开机至空载运行。励磁调节器切至远方自动调节，调速器切至远方自动频率操作模式。4) 投入手动同期装置，手动调节机组的频率、电压进行假同期并网。合闸后分断路器。（三）发电机出口同期点自动模拟并列试验1) 模拟发电机出口隔离开关合闸信号至机组LCU，启动同期装置，对发电机出口断路器的合闸过程进行录波。2) 合闸后分发电机出口断路器，分析录波图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。3) 试验完成后，解除模拟发电机出口隔离开关合闸信号。十三、水轮发电机组并列试验（四）发电机出口同期点手动正式并列试验1) 合发电机出口隔离开关。2) 投入手动同期装置，进行手动调节频率、电压，捕捉同期并网。3) 发电机出口合闸后分断路器。（五）发电机出口同期点自动正式并列试验1) 检查发电机出口隔离开关已合。2) 执行空载至发电令，由机组LCU投入自动同期装置，发电机出口断路器自动准同期合闸，同时录制同期合闸波形。3) 机组并网后，带最低负荷，检查各功率、电度计量装置工作状况，检查各个保护的采样、差流、阻抗角度。说明：其它同期点并列试验类似。十四、水轮发电机组带负荷试验（一）机组带负荷试验1、申请机组进行负荷试验已获得调度批准，允许甩负荷的容量和时间段已确认。2、机组逐级增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组状况：各部的振动、摆度；尾水管压力、顶盖变化及顶盖压力值；定子绕组温度；上导、下导、水导、定子铁心、空气冷却器等部位温度值；主变油温等变化情况。3、在小负荷时，测量发电机、变压器、高压电缆、开关站断路器、开关站母线、线路等保护装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。测量安稳装置、计量系统和故障录波等装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。4、记录在当时水头下，机组产生振动的负荷区。5、记录在当时水头下的机组补气的负荷区。6、测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。7、在各负荷下，测量发电机轴电压。十四、水轮发电机组带负荷试验（三）机组带负荷下调速系统试验1、在不同负荷下进行调节参数的选择及功率调节速率的选择。2、在50%负荷以下检查调速器频率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。3、远方、现地有功调节响应检查。4、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。5、模拟故障试验（模拟功率给定、功率反馈信号故障）。6、调速器通道切换试验。7、模拟机械事故停机试验。十四、水轮发电机组带负荷试验（四）机组带负荷下励磁系统试验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。十五、水轮发电机组甩负荷试验（一）准备工作1、将调速器的PID参数参数选择在空载确定的最佳值。2、再次确认或调整好调速器在相应水头下，额定负荷时的最大开度位置，在此最大开度下，按设计调保计算结果，整定调速器全关时间，并经总工程师确认。3、调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、引水管压力、机组转速（频率）和接力器行程等电量和非电的监测仪表。4、所有继电保护及自动装置均已投入。5、自动调节励磁已选择在最佳值。6、机组试运中发现的缺陷已确认处理好。7、按正常开机程序步骤开机运行。8、与电网调度中心已经联系好，并确认同意。9、总指挥及各岗位人员已就位。十五、水轮发电机组甩负荷试验（二）甩负荷试验1、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、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。3、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。4、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。5、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。十六、机组事故停机试验首先检查机组事故停机回路动作的正确性。（一）电气事故停机试验模拟机组电气事故停机试验：模拟电气事故动作，机组解列、灭磁，记录负荷下灭磁特性。（二）事故低油压关机试验1、准备工作1) 机组带最大可能负荷运行。2) 现地与紧急事故停机按钮旁设专人守护。3) 断开压油罐补气回路，切除压油泵，通过卸油阀门排油与排气阀排气结合方式，降低压力油罐压力直至5.2MPa，应注意压油罐内油位不低于油位信号计可见位置。事故低油压接点动作后，调速器事故低油压紧急停机流程启动。若低油压接点在5.0Mpa仍未动作，立即按紧急事故停机按钮进行停机，重新整定压力开关接点后重做此试验。事故低油压紧急停机流程为：低油压紧急停机→紧急关进水口闸门、启动事故配压阀、联动调速器紧急停机、停机联动励磁→导叶关到空载→跳开关、跳灭磁开关→投高压油顶起→调速器关机→投机械制动→机组全停→退出水导油循环系统→退出高压油顶起→关技术供水。（对贯流式机组）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。十七、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。十八、动水关闭工作闸门或蝶阀1、机组启动并网后，带上当时水头下最大负荷。2、在现地手动操作关闭工作闸门或蝶阀。3、在负荷减到接近空载时，手动跳开发电机出口断路器，同时启动机组事故停机流程4、对于工作闸门，关闭过程中，应密切监视工作闸门及液压启闭机的工作情况；对于蝶阀，关闭过程中，应密切监视接力器的工作情况和阀体运行的稳定性。5、记录工作闸门或蝶阀的关闭时间十九、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。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（大修后机组为24h）。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得累加计算。5、72h连续试运行后，应停机检查并将蜗壳及压力钢管内的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统情况，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。主题：水轮发电机组的正常运行目的：通过本次课掌握水轮发电机组正常运行的六种操作方法重点：六种操作方法难点：六种操作方法教学内容：教材§4-3第九次课机组正常运行操作基本程序为机组起动、并列、增（减）负荷、运行检查监视、解列、停机等六项操作。凡涉及操作，必须根据值长命令，先写好操作票，经班长审定后，由两人进行操作，其中技术高的一人作监护人。现场操作时实行核对复诵制。第三节水轮发电机组的正常运行一、机组的启动1、冷备用机组起动前的检查与操作（1）调速器检查（2）油压装置检查（3）制动系统检查（4）顶转子操作（5）主阀操作（6）冷却、润滑水供水操作第三节水轮发电机组的正常运行（1）调速器检查调速器应处于全关位置；开度限制指示指零；转速调整指示零位，功率给定整定额定值；锁定投入；调速器的总供油阀关闭。（2）油压装置检查压力油槽油位、油压、油质正常；集油箱油位、油质正常；压力继电器整定值正确，动作可靠；油泵工作平稳。（3）制动系统检查制动风闸落下退出制动位置；信号灯亮；制动柜（架）各阀在机组投入运行位置；制动气压正常。（4）顶转子操作新装机组或大修机组，自投产之日算起的停机时间，第一年超过24h，一年后超过72h，规定机组起动前必须顶转子，以使润滑油进入推力轴承与镜板的摩擦面。A、检查调速器在全关位置，锁定投入；B、操作制动柜（架）上高压三通旋塞阀（或阀门），切换到顶转子位置；制动闸的排油阀在全关位置。C、关闭高压油泵的回油阀，打开供油阀，起动高压泵，压力油压升到规定定值。顶起转子4～6mm，保持2～3min。D、打开高压油泵的回油阀和制动闸的排油阀，使制动闸复归，指示灯亮，并到现场查看制动阀落下。E、检查制动闸复归情况，关闭制动闸的排油阀，将制动柜（架）上的阀门切换到正常运行位置。F、如果是电动起动的高压油泵，应切断其电源。（5）主阀操作A、开主阀前必须先手动拔出人工锁锭。（机组本体检修必须落人工锁锭）B、主阀开启前先开旁通阀、向蜗壳充水，直到主阀两边平压为止。C、平压后主阀为球阀，开启前必须使球阀的工作密封退出；主阀为蝶阀，开启前必须先排空气围带中的压缩空气。D、主阀开启操作可在中控室或机旁进行。第一次操作必须按操作票手动进行。主阀全开，开启位置指示灯亮。E、进水主阀全开后旁通阀关闭。F、主阀操作也可一次全自动完成。（6）冷却、润滑水供水操作打开各冷却、润滑水供水总阀门；调整供水量与水压使滤水器出口压力为0.3Mpa；各轴承冷却水0.1～0.2Mpa；水润滑的水导轴承的润滑水水压按制造厂设计值调整；发电机空冷器水压按当时运行要求调整。2、机组启动应具备的条件（1）水轮机主阀在全开位置，主阀开启位置指示灯亮。（2）导水机构全关，开限指示指零。（3）机组无事故，事故继电器未动作。（4）制动闸已复归，复归指示灯亮。（5）冷却、润滑水已投入流量，水压正常。（6）制动系统气压正常（0.4～0.7Mpa）。（7）开机准备工作就绪，指示灯亮。（8）发电机回路断路在断开位置。（9）发电机励磁的灭磁开关FMK在断开位置，励磁电压调整在零位。（10）继电保护和自动控制回路确认已验收合格。（11）调速器工作正常。3、机组的启动操作手动开机操作（仅启动机组）（1）检查机组转动部分无人无杂物；（2）检查机组各油槽油位正常；（3）检查机组开机准备灯亮；（4）检查机组导叶全关；（5）开启机组冷却水，并检查机组各部位冷却水正常；（6）拔出机组机导叶接力器锁锭，检查锁定拔出指示灯亮；（7）将机组机调速器切至“手动控制”运行；（8）检查机组加闸系统气压正常；（9）将机组加闸系统改为手动；（10）将机组机风闸回复系统改为手动；（11）检查机组紧急停机电磁阀在复归位置；（12）操作机组调速器手动增减开关，将导叶打至空载开度；（13）监视机组转速上升至额定值；（14）汇报，记录。

3、机组的启动操作全自动开机操作（自动启动机组、自动加励升压、自动并列操作）（1）值长令：开机组；（2）检查机组具备开机条件，开机准备灯亮；（3）将机组机调速器切至“自动控制”运行；（4）上位机机组操作界面上点击“开机”按钮，监视机组开机流程执行情况；（5）监视机组冷却水电动蝶阀开启正常，各部冷却水压力示流正常；（7）监视机组导叶接力器锁锭电磁阀动作正常，锁锭拔出正常；（8）监视机组调速器工作正常，导叶开至空载开度，机组转速上升正常；（9）监视机组励磁装置工作正常，机组起励建压正常；（10）监视机组自动准同期装置工作正常，机组并网正常，发电机断路器合闸正常；（11）迅速将机组先带上少量无功和有功，注意不要发生机组逆功率；（12）监视机组开机程序复归；（13）根据调度令，给机组带上预定负荷；（14）对机组进行一次全面检查；（15）检查监控电气主接线图变位正确，指示正确，汇报，记录。（16）机组检修时应做好必要的安全措施。3、机组的启动操作半自动开机操作（自动启动机组、手动加励升压、手动并列操作）（1）检查机组及其辅助设备具备投运条件。（2）给上各有关厂用电源及操作电源。（3）就地或远控给上机组冷却水并检查其管路畅通。（4）检查水轮机异水叶在全关位置。（5）就地或远控打开旁通阀向蜗壳注水同时打开蜗壳排气阀排气。持蜗壳充满水后检查排气完毕关闭排气阀及旁通阀。（6）就地或远控操作调速器打开水机异水叶开启机组。（7）待机组启动运转正常后就地或远控操作微机励磁装置启励建压。（9）就地或远控操作微机励磁装置、调速器，使机组满足同期并网条件。同时电气人员操作电气部分使6.3KV母线带电。（10）检查机组确已满足同期并网条件后操作上位机合上发电机出口开关。（11）使机组带上调令所需负荷并检查机组并网运行正常，微机监控系统相关数据采集正常。（12）汇报调度并做好记录。二、机组并列1、发电机升压无论是何种开机，当机组转速升到额定转速后，合上灭磁开关MK励磁，并调整励磁升压。升压时应注意如下事项：（1）三相定子电流应等于零。（2）升压过程中，应防止空载电压过高。当发电机达到额定转速时，定子电压应自动升压至额定值，同时转子电流应与空载励磁电流相等。（3）三相定子电压值大小应平衡。二、机组并列2、发电机同期并列正常情况下采用准同期并列，系统事故时采用自同期并列。准同期：是指先建立发电机电压，然后与系统同步。对于常规手动准同期，通过调励磁和周波，待”电压”与”频率”满足条件后，投入同期表切换开关STK，先投”粗略同期”检查监视电压表，周波表；再投”精确同期”，检查同期表S指针转动情况和同期闭锁继电器TJJ动作情况。选择时机，投入发电机的主断路与系统并列。自同期：自同期是指当发电机转速接近额定转速时（相差±2%），在不加励磁的情况下先合发电机的主断路器，然后再合上励磁开关FMK加励磁的并网方式。下面重点介绍准同期。（1）准同期并列条件A、待并发电机的电压与电网（系统）电压相等，其偏差不大于额定电压的±5%。B、待并发电机的频率与电网频率相等，其频率偏差不大于±0。25Hz。C、待并发电机与电网相位相同，其偏差在±10°相位角以内。D、待并发电机与电网相序相同。若偏离了上述四个条件，进行非同期并列，在很大的冲击电流作用下会造成事故，严重时会烧发电机，甚至扭断主轴。（2）常规手动准同期并列方法1）合上待并发电机的隔离开关。2）操作调速器，使待并发电机的频率与系统频率近似相等，其偏差在允许范围内3)合上励磁开关FMK，发电机励磁。4）调整待并发电机的励磁电流，使电压与系统电压近似相等，其偏差在允许范围内。5）投入待并发电机的断路器的同期切换开关TK到同期”工作”位置。6）同期闭锁切换开关BK放“同期投入位”。7）将同期表切换开关STK放”粗略同期”，同期点两侧电压表、周波表投入;8）STK放”精确同期”时，整步表投入并开始旋转.9）监视同期继电器TJJ动作情况，当同期表指针，由“慢”向“快”方向旋转（即待併发电机频率略高于运行母线电压频率），缓慢平稳趋于红线时（指针快到红线之前），操作该发电机断路器控制开关KK合闸，发电机的主断路器即合闸与电网并列。10）同期切换TK切至”断开