机组启动试运行大纲(DOC)

说 明

1、本运行大纲由安装施工单位水电五局龙马机电安装项目部 编制， 经3#机组启动验收委员会审查通过后执行。

2、龙马水电站在系统中担任发电、调峰、调频和事故备用，无调相运行工况。

3、根据龙马电站目前运行库水位及主机厂家提供的机组运行特性曲线，机组试验时，库区最低水位605米高程，一台机组满发尾水水位522米高程。

4、甩负荷试验按当时最大水头下的25％、50％、75％、100％额定负荷进行。特申请3＃机组按当前最大负荷进行甩负荷试验后进入72小时试运行。

龙马水电站3机组启动试运行程序

龙马水电站3#机组启动试运行程序

第一条 总 则

1、3#机组启动及试运行工作主要是对水工建筑物、制造厂设计、设备安装质量等方面进行综合性考验；

2、机组试运行指挥部负责机组启动试运行过程中设备的调试、监护、操作、运行及维护工作；

3、本程序是根据国家现行的规程规范，结合本电站的实际情况及有关的技术协议、合同条款等编制而成；

4、试运行过程做好调试记录，及时整理、签字，为完成竣工资料做好准备。

第二条 3#机组启动试运行前的检查

一、3#机组引水系统的检查

1、3#机组进水口、拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格。

2、3#机组进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。检修闸门、工作闸门、充水阀、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，启闭时间符合设计要求。检修闸门、工作闸门在关闭状态。

3、3#机组压力管道、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。测压头已装好，测压管阀门、测量表计已安装。尾水管进人门、蜗壳进人门已严密封闭。

4、3#机组蜗壳及尾水管盘形排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。

5、3#机组尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门启闭机及抓梁可随时投入工作。

6、1＃、2＃、3＃机组蝶阀全部调试完毕，且全部处于关闭状态。 二、3#机组水轮机检查

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1、3#机组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，止漏环间隙已检查无遗留杂物。

2、3#机组顶盖排水泵已安装完工，检验合格，手动自动操作回路正常。自流排水孔畅通无阻。

3、3#机组工作密封和检修密封已安装合格，经检验检修密封无渗漏。调整工作密封水压至设计规定值。

4、3#机组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。

5、3#机组导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁锭投入。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。

6、3#机组各测压表计、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，管路中杂物已清理干净。

7、3#机组水轮机大轴自然补气阀应处于开启状态。 三、3#机组调速系统的检查

1、3#机组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。

2、3#机组油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。集油槽油位继电器动作正常。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、检查3#机组调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等均无渗油现象。 4、3#机组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。接力器锁定装置调试合格，信号指示正确，并处于锁定状态。

5、对3#机组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。

6、3#机组调速系统的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。 四、3#机组水轮发电机的检查

1、3#机组发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。发电机风洞内已

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进行彻底清扫，定子、转子及空气间隙内无任何杂物。

2、3#机组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；充水、充油等无渗漏现象。

3、3#机组发电机风洞以内所有阀门、管路、接头等均已检查合格，处于正常工作状态。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。

4、3#机组发电机风洞以内所有电缆、导线、辅助线等均已检查正确无误，固定牢靠。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。制动器吸尘装置动作准确。

5、3#机组发电机空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通无阻。阀门及管路无渗漏现象。测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器、大轴接地保护等均已安装完工，调试、整定合格。

五、3#机组励磁系统的检查

1、3#机组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。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。

2、3#机组励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。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。

3、3#机组励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。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、3#机组油、水、气系统的检查

1、3#机组冷却水供水的钢管取水、蜗壳取水、消防供水电动阀和管路均已分别调试合格，工作正常。

2、3#机组冷却水供水及供水环管，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，各压力表、流量计、温度计等自动化元件已检验合格。

3、厂内渗漏排水系统和检修排水系统经全面检查合格。各深井泵手、自动工作正常，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。

4、全厂透平油、绝缘油系统已投入运行部分，能满足3#机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。

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5、高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、温度计、安全阀等工作正常，整定值符合设计要求，高低压气系统已经投运，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。 七、3#机组电气一次设备的检查

1、3#机组发电机主引出线、机端引出口处的电流互感器等设备已安装完工检验合格。中性点消弧线圈柜均已安装并调试合格。

2、3#机组发电机断路器、隔离开关已安装检验合格。

3、3#机组发电机封闭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、3#机组主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于电网调度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、与3#机组相关的厂用电设备已安装完工检验并试验合格，已投入正常工作，待机组并网发电后即可倒闸至3#机厂高变供电。

6、与3#机组发电及送出有关的220KVGIS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，接地测试已检查。

8、与3#机组有关的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。

八、3#机组电气二次系统及回路的检查

1、3#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3#机组现地控制单元、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，并与被控制设备调试合格。中央控制室的全厂集中监控设备如控制台、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，并投入正常工作；逆变装置及其回路已检

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验合格。

4、3#机组下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，以验证其动作的正确性、可靠性与准确性：

A、进水口闸门现地操作回路。 B、机组自动操作与水力机械保护回路。 C、发电机励磁操作回路。

D、发电机断路器、隔离开关操作回路。 E、直流及信号信号回路。 F、全厂公用设备操作回路。 G、同期操作回路。 H、备用电源自动投入回路。

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

5、3#机组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，回路通畅，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3#机组启动试验有关的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并

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通过消防部门验收。

2、3#机组发电机内灭火管路、灭火喷嘴、火灾探测器等已安装并检验合格。消火栓经手自动操作动作准确，通压缩空气试验畅通无阻。

3、 3#机组主变压器水喷雾系统安装调试合格，并经实际喷射试验，符合SDJ278-1990的要求。主变压器油池与事故排油系统符合设计要求，排油畅通。

4、全厂火灾报警与联动控制系统安装调试合格，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、按3#机组启动试验大纲要求的临时灭火器具已完成。

第三条 3#水轮发电机组充水试验

一、试验目的

检查机组过流通道金属结构，水轮机、水工建筑物以及管道附件等的质量情况，检查快速闸门启闭情况，测定快速闸门关闭时间，为启动机组做准备。

二、试验内容 1、尾水管充水。

2、利用进水口快速工作门充水阀进行压力钢管及蜗壳充水平压、提进水口快速门。 三、2#机组充水条件

1、坝前水位已蓄至最低发电水位605高程。

2、确认坝上进水口3#机工作闸门处于关闭状态。蜗壳取水阀、蜗壳排水阀、尾水管盘形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。

3、尾水进人孔门、蜗壳进人孔门关闭严密。

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4、确认厂房内检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。

5、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。

四、3#机组尾水管充水

根据龙马电站的实际情况，4扇尾水门已置于1＃、2#机尾水门槽。尾水开挖时对3#机尾水管进行冲水。在开挖前，将3#机导叶打开3％。

五、3#机组压力钢管充水

1、导叶全关，投入接力器锁锭，电调在手动位置。

当3#机组尾水管充水完毕，检查合格以后，可向压力钢管充水；

2、打开工作闸门充水阀，向压力钢管充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水情况。

3、3#机组压力钢管充水至平压以后，检查尾水管进人门、蜗壳进人门、钢管排水阀、蜗壳取水口系统等各部位应无异常现象。

4、上述各部位检查合格以后，在静水下进行工作闸门的手动、自动启闭试验及快速关闭试验，启闭时间应符合设计要求；

5、当工作闸门各项试验全部合格以后，最后把工作闸门全部提起，处于全开位置，压力钢管充水完毕。

第四条 3#水轮发电机组空载试运行

一、3#机组启动前的准备

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，照明充足，指挥通信系统正常，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、系统冷却水、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。

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4、渗漏排水系统、高低压气系统按自动方式运行正常。 5、上下游水位、各部位原始温度已记录。

6、用高压油泵顶起发电机转子，保持一定时间。油压解除后，检查发电机制动器，确认制动器活塞已全部落下。

7、漏油装置处于自动运行状态。

8、水轮机主轴密封水投入，检修密封排除气压。 9、调速器处于准备工作状态。 10、机组有关设备必须符合下列要求：

（1） 发电机出口断路器断开，与主变压器低压侧的连接端应断开。 （2） 发电机转子集电环碳刷研磨好安装完毕，碳刷拔出。 （3） 水力机械保护和测温装置已投入。 （4） 拆除所有试验用的短接线及接地线。 （5） 外接标准频率表监视发电机转速。 （6） 发电机灭磁开关断开。

（7） 机组现地控制单元处于工作状态，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、3#机组启动试运行程序流程图

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机组起动前应具备的条件 机组起动前各部位检查合格 机组手动开停机及空转试验 机组停机检查 机组过速试验及停机全面检查 监控系统自动开、停机试验 发电机短路试验 发变组短路试验 发电机升压试验 发变组升压试验及核相 励磁装置调整试验

系统对主变冲击试验 同期并列 带负荷、甩负荷试验 带负荷事故低油压停机 带负荷动水落快速闸门 发电机组72h带负荷连续试运行

三、首次手动启动试验 （一）试验目的

检查机组机械部份的设计、制造、安装质量情况，各部轴承的瓦温稳定情况。 （二）试验内容

机组以手动方式使其转速升到额定值，检查各部位的摆度，振动情况和瓦温升高情况。瓦温稳定后手动停机。

（三）试验步骤

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1、拔出接力器锁定，确定锁定拔出信号正常。

2、调速器电气柜“电手动”开启导叶，待机组开始转动后，将导叶关回，由各部位观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间的摩擦和碰撞情况。

3、确认各部位正常后，电手动打开导叶启动机组，当机组转速接近50%额定转速时，暂停升速，观察各部位运行情况。检查无异常后继续增加导叶开度，使转速升至额定值，机组空转运行，当机组升速至80%额定转速后校验电气转速装置接点动作情况。

4、当机组达到额定转速时，校验电气转速表应指示正确，记录空载开度。 5、在机组升速过程中，应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧变化现象，机组启动到达额定转速后，在半小时内应每隔5分钟测量一次推力轴瓦及各部位导瓦的温度，以后可增加时间间隔，并绘制温升曲线，观察油面、油位变化，待温度稳定后标好各部位油槽运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

6、机组启动过程中，应密切监视各部位运转情况，如发生金属碰撞或摩擦，水车室窜水、瓦温骤升等不正常现象时应停机检查。

7、监视水轮机主轴密封及各部位的水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。

8、记录各水力测量系统表计读数和机组监测装置的表计读数。 9、测量记录机组运转摆度。

10、测量记录机组各部位振动，其值应不超过以下规定，若超出时，应进行进行平衡试验。

（1）水轮机顶盖水平振动小于0.07mm。 （2）水轮机顶盖垂直振动小于0.09mm。

（3）水轮机发电机带推力轴承支架的垂直振动小于0.07mm。 （4）水轮机发电机带推力轴承支架的水平振动小于0.09mm。 （5）水轮机发电机铁芯部位机座水平振动小于0.03mm。 （6）水轮机发电机铁芯振动小于0.03mm。

11、测量发电机残压及相序，观察其波形，波形应完好。

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12、各部位监视、测量工作已准备就绪。监测部位如下： （1）调速器操作、监护 （2）轴承温度监测 （3）上导摆度测量 （4）集电环摆度测量 （5）水导摆度测量

（6）上机架振动测量（水平） （7）定子振动测量（水平） （8）下机架振动测量（垂直） （9）顶盖振动测量 （10）水车室监视

（11）接力器启动行程、空载行程测量 （12）油压装置监视 （13）风洞监视

（14）516层技术供水等部位监视 （15）522.4层空压机室监视 （16）533.2层机旁制动柜监视 （17）中控室监视 （18）计算机室监视

（19）调速器紧急关闭阀监视操作 四、机组空载运行下调速系统的试验 （一）试验目的

选择调速器最佳调节参数。 （二）试验内容 调速器空载扰动试验。 （三）试验步骤

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1、电液伺服阀活塞的振动应正常。 2、调速器测频信号应准确。 3、进行电手动和自动切换试验。 4、频率给定的调整范围符合设计要求。 5、调速器空载扰动实验符合下列要求： （1）扰动量一般为±8%。

（2）转速最大超调量，不应该超过转速扰动量的30%。 （3）超调次数不应该超过两次。

（4）从扰动开始到不超过机组转速摆动的规定值为止调节时间应符合设计规定值。 （5）最优调节参数选取，提供空载运行使用。在该参数下，机组转速相对摆动值不应该超过额定转速的±0.15%。

6、记录油压装置油泵向油罐送油的时间及工作周期。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。

五、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、操作电手动进行停机，当机组转速降至15%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，监视机组不应有蠕动。

3、停机过程中应检查下列各项

（1）监视停机过程中各部分轴承温度变化情况。 （2）检查转速继电器的动作情况。 （3）录制停机转速和时间的关系曲线。 （4）检查各部位油槽油面的变化情况。

4、停机后投入接力器的锁锭和检修密封，关闭主轴密封润滑水。 5、停机后的检查和调整：

（1）各部分螺栓、销钉、锁片及键是否有松动或断裂。 （2）检查转动部分的焊缝是否有开裂的现象。

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（3）检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。 （4）检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。

（5）在相应的水头下，整定开度限制机构及相应的空载开度触点。 （6）调整各油槽油位继电器的位置触点。 六、过速试验及检查 （一）试验目的

检查机组在140％额定转速运行时各部位的振动、摆度值。考验机组过速状态下机械部份的结构强度和制造、安装质量。

（二）试验内容

机组以手动方式运行正常后升速至140％额定转速，检查各部份振动、摆度等，停机后全面检查。

（三）试验步骤 1、检查

（1）将测速装置各过速保护触点（电气115%、140%、机械150%）从监控系统中断开，用临时的方法监视其动作情况。

2、以手动方式使机组达到额定转速，待机组运行正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速达到额定转速的115%，观察测速装置触点的动作情况。

3、如果机组运行无异常，继续将转速升至140%的过速保护整定值，监视电气和机械过速保护装置的动作情况，迅速将导叶全关，然后缓慢开启导叶将机组稳定在额定转速，最后停机。

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，监视是否有异常的响声。

5、过速试验停机后进行如下检查：

（1）全面检查发电机的转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧镙杆等有无松动或移位。

（2）各部分螺栓、销钉、锁片及键是否有松动或断裂。

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（3）检查转动部分的焊缝是否有开裂的现象。

（4）检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。 （5）检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。 （6）必要时调整过速保护装置。 七、无励磁的自动开机和停机试验 （一）试验目的

检查机组自动开停机流程的正确性。检查自动开停机回路动作是否可靠。 （二）试验内容

1、无励磁的自动开机试验，应分别在机旁LCU与中控室进行。 2、自动开机前应确认：

（1）调速器应处于“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，机组各附属设备都处于自动状态。

（2）水力机械保护回路都已投入，且自动开机条件已经具备。

（3）首次启动前应确认接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号是否相符。 3、自动开机，并记录下列各项：

（1）检查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）检查电气液压调速器的动作情况。

（3）记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。 （4）记录自发出开机脉冲至额定转速的时间。 （5）检查测速装置的转速触点动作是否正确。 4、自动停机、记录检查下列各项：

（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。 （2）检查自发出停机脉冲至机组转速降至15%所需的时间。

（3）检查机械制动自动投入是否正确，记录自制动器加闸至机组全停的时间。 （4）检查测速装置触点动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。 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和可

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靠性。

（1）模拟事故低油压（短接端子）。 （2）模拟瓦温过高（程序定值修改）。

（3）模拟发电机差动电气事故（发保屏短接端子）。

6、分别在机旁和中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作的可靠性。 八、水轮发电机的升流试验 （一）试验目的

1、检查发电机电流互感器二次回路。 2、额定电流下轴电压（或轴电流）测量。 3、保护回路检查。 4、检查表记的指示正确性。 5、绘制保护回路，测量回路矢量图； 6、录制发电机三相短路特性曲线；

7、录制发电机在额定电流时灭磁过程示波图，并求取灭磁时间常数； （二）试验内容

1、发电机升流试验应具备的条件（碳刷已安装好）

（1）发电机出口端已设置可靠的短路线，切断出口短路器的控制电源（防止跳闸）。 （2）励磁装置为电站励磁系统。 （3）投入机组水机保护。

2、手动开机至额定转速，机组各部位运转正常。

3、手动合灭磁开关通过励磁系统手动升流至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。

4、检查各继电保护回路的极性和相位。

5、在发电机的额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。 6、录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流与转子电流。

7、升流试验合格后模拟水机事故停机，测量定子绕组对地绝缘电阻、吸收或极化

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指数，如果不满足要求则采取短路干燥，否则拆除发电机短路点的短接线。

九、水轮发电机的升压试验 （一）试验目的

1、发电机电压部份检查。 2、电压回路二次侧检查。 3、灭磁开关灭磁情况检查。 4、录制发电机空载特性曲线。 5、测定额定电压下的轴电压；

6、测量额定励磁电流时的最高定子电压； （二）试验内容

1、发电机升压试验应具备的条件：

（1）发电机保护装置投入，辅助设备及信号回路电源投入。 （2）发电机振动、摆度监测装置投入。

（3）发电机断路器在断开位置（切掉电源以防合闸）。 （4）励磁系统具备升压条件。

2、自动开机至空载后，机组各部位运行应正常，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（相序、相位、幅值）。

3、手动升压至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、分支回路等带电设备是否正常。 （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。

4、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、相位，测量机组的振动和摆度；测量发电机的轴电压，检查轴电流保护装置。

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

6、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（此项工作以1.3倍额定电压为限）。继续升至1.3倍额定电压进行匝间耐压，持续5min后降至额定电压。

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

十、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验 1、应具备的条件： （1）恢复系统接线。

（2）断开发电机出口断路器（切断电源防合闸）。 （3）励磁处于手动位置。 （4）保护全投。

2、自动开机至额定转速，起励检查手动控制单元调节范围，下限不高于发电机空载励磁电压的25%，上限不低于发电机额定励磁电压的110%。

3、在额定电压下跳开灭磁开关，检查灭弧情况并记录灭磁示波图。 4、进行晶闸管励磁调节器的自动起励试验。

5、检查励磁调节器系统的电压调节范围，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调节。

6、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。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应不低于0.85和0.90。

7、在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器的投入，手动和自动的切换，通道切换，带励磁调节器开停机等情况下的稳定和超调量。在发电机空载转速95%—100%额定范围内，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从0上升到额定值时，电压起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5秒。

8、在发电机空载状态下，人工加入10%的阶跃干扰，检查自动励磁调节器的调节情

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况。超调量、超调系数、调节时间应满足设计要求。

9、调节器应进行低励磁、过励磁、PT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。

10、进行逆变灭磁试验，并应符合设计要求。 十一、水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验 （一）试验目的

1、发电机变压器组带电检查； 2、电压二次回路检查； 3、同期装置检查； 4、高厂变检查。 （二）试验步骤

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 （1）短路升流前的条件：

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，并采取切实的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冷却器及其控制信号回路。 2、开机至额定转速后递升电流检查各电流回路的通流情况和表针指示，检查主变压器、母线和线路保护的电流极性和相位。

3、检查正确后，投入主变压器、高压引出线、母线的保护装置。

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

5、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。

十二、变压器及高压配电装置单相接地试验 1、在主变压器侧设单相接地点。

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

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回路动作是否正确可靠，校正动作值是否与整定值一致。

3、试验完成后拆除单相接地线，投入单相接地保护。 十三、水轮发电机组对主变及高压配电装置的升压试验 1、投入发电机、主变压器、母线差动等继电保护装置。

2、手动递升加压，分别在发电机额定电压25%、50%、75%、100%等情况下检查一次设备的工作情况。

3、检查二次电压回路和同期回路电压相序和相位应正确。 十四、电力系统对主电压器冲击合闸试验（带厂高变）

1、主变压器冲击合闸试验应从高压侧进行，试验前使主变压器与发电机可靠断开。 2、投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的控制、保护和信号装置。 3、合主变压器高压侧断路器，利用系统电源对主变冲击，冲击合闸5次，每次间隔10min。检查主变压器有无异常。

4、检查主变压器差动保护和瓦斯保护的工作情况。 5、测量厂用变压器二次侧电压相序、电压值。 注：冲击前后对主变压器油作色谱分析试验。 十五、水轮发电机组并列试验

1、选择同期点和同期断路器（031），检查同期回路的正确性。

2、断开断路器031、隔离开关0313，自动准同期方式进行机组并列模拟试验；检查同期回路装置工作情况。

3、机组自动准同期回路试验。

十六、水轮发电机带负荷试验（以下额定负荷指当前水头下的最大负荷） （一）试验目的

1、检查调速器及励磁装置负荷下的调节参数。 2、检查水轮发电机组调节保证值； （二）试验内容

1、水轮发电机带、甩负荷试验穿插进行。机组初带负荷后应检查机组及相关机电

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设备各部位的运行情况，无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。

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行情况和各仪表指示。观察和测量机组在各种负荷情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。

3、进行机组带负荷下调速器系统试验。检查在速度和功率控制方式下，机组调节的稳定性和相互切换过程的稳定性。

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、蜗壳压力、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化的过渡过程。负荷增加过程中，应注意观察监视机组振动情况，记录相应负荷和机组水头参数。

5、进行水轮发电机带负荷下励磁调节器试验。

（1）在发电机有功功率为0、50%、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，调节应平滑无跳动。

（2）调节发电机机端电压调差率，调差特性应符合设计要求。 （3）测定水轮发电机调压静差率。

（4）进行各种限制器及保护的试验和整定。

6、调整机组的有功负荷和无功负荷时，应分别在现地的调速器上与励磁装置上进行，再通过计算机监控系统控制调节。

十七、水轮发电机甩负荷试验（以下额定负荷指当前水头下的最大负荷） （一）试验目的

1、考验机组甩负荷时，调速器及励磁装置的调节参数。 2、考验事故低油压导叶关闭可靠性； （二）试验内容

1、机组甩负荷应在额定负荷的25%、50%、75%、100%下分别进行，记录有关数据，记录各部瓦温的变化情况。机组甩25%的额定负荷时，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。

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2、在额定功率因数条件下，水轮发电机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%，振荡次数不超过3次。调节时间不大于5秒。

3、水轮发电机甩负荷时，检查水轮机调速器的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组上升转速率、两段关闭曲线等应符合要求。

4、机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：

（1）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。

（2）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得超过±0.5%为止所经历的总时间不应大于40秒。

5、机组带额定负荷下一般应进行下列各项试验： （1）调速器低油压关闭导叶试验（油压装置排气）； （2）事故配压阀动作关闭导叶试验； （3）动水关闭工作闸门试验；

注：（2）、（3）项采用短接电气140%过速接点进行。 十八、水轮发电机PSS试验

1、按照中试所的试验方案将试验仪器接好，满足试验各项条件； 2、发电机特性试验；

（1）发电机空载特性试验：发电机维持额定转速。调整励磁电流使发电机定子电压至120%额定电压，用录波分析仪测录转子电流及发电机电压上升和下降的曲线

（2）励磁系统开环放大倍数校核试验: 发电机维持空载额定，使用自动励磁调节装置。PID环节积分和微分环节退出，必要时降低比例放大倍数；励磁变改为厂用电供电。PID环节积分退出，比例放大倍数整定在30倍左右,AVR自动运行。逐步改变给定电压，调整发电机电压从50%至100%额定，记录发电机电压、转子电压、给定电压等值。逐步改变比例放大倍数，进行上述试验。

（3）发电机空载阶跃响应试验：发电机维持额定转速，使用自动励磁装置；用自

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动励磁调节器调整发电机电压为90%额定电压，进行10%阶跃（上、下）试验，用DF1024波形记录仪测录发电机电压、转子电压和电流、调节器输出电压和电流。

3、发电机负载试验（包括PSS试验）；

（1）调差系数校核：在有功功率为零（或较小）情况下，保持给定电压不变，逐步改变AVR调差系数，记录无功功率、发电机电压等值。

（2）励磁系统频率响应特性测量（无补偿响应特性测量）：发电机带90～100%额定有功，无功功率小于10%Qn，使用自动励磁装置，单通道运行；PSS退出运行，在PSS输出信号迭加点（TEST端子）输入扫频信号，从零逐步增加扫频信号的电平至发电机无功功率及发电机机端电压有明显变化，用动态信号分析仪测量发电机电压对于PSS输出信号迭加点的频率响应特性即励磁系统滞后特性。

注意：试验端子开路有可能造成发电机强励或失磁，要保证在迭加的信号被屏蔽的情况下进行接线或拆线。

（3）PSS超前滞后参数整定； （4）有补偿特性试验； （5）PSS临界增益测量； （6）PSS增益整定；

（7）发电机负载阶跃响应试验 （8）PSS反调试验；

（9）励磁系统电压响应时间和顶值测定：在PSS投入的情况下，按照运行时可能出现的最快调节速度进行原动机功率调节（增加和减少1～2万），观察发电机无功功率的波动即反调情况。发电机尽量接近额定工况，使用自动励磁装置。瞬间将励磁调节器的给定电压提高15～20%，时间取0.1～0.3秒，同时用DF1024波形记录仪测量并记录发电机端电压、发电机励磁电压和励磁电流的响应曲线。

十九、水轮发电机组72小时带负荷连续试运行

1、3#机组已完成上述各项试验并验证合格后，机组已具备并入电力系统带最大负荷连续72h试运行的条件；

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2、根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数； 3、机组应可靠连续进行72h试运行；

4、在试运行期间，按规定对机组和运行设备（包括电气设备及各辅属设备）进行检测和监控；

5、72h运行停机后，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、缺陷处理后具备开机条件后，可进入试生产商业运行。

7、机组启动试运行过程中出现的问题及时向启动委员会汇报，并由检修组负责及时处理，并做好各项记录备案，并遵守招标文件中关于机组启动验收和工程竣工验收条款。

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