机组启动试验规程 试运行资料—05
水轮发电机组启动试验规程
1. 总则
水轮发电机组充水试验的开始，即是电站机组起动试运行的正式开始。首先应确认充水试运行前的各项检查试验已全部完成。
充水前再次确认四台机进水蝴蝶阀及其旁通阀处于关闭状态，四台蝶阀重锺的锁定销已穿入，其操作电源已切除。超声波流量计的穿线孔已可靠地封堵。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁锭已锁好。
2. 水轮发电机组启动试运行前的检查
2.1 引水系统的检查
2.1.1进水口拦污栅已安装调试完工。
2.1.2进水口闸门门槽已清扫干净检查合格。检修闸门、工作闸门、充水阀和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。检修闸门和工作闸门处于关闭状态。
2.1.3调压井、压力钢管、蜗壳和尾水管等过水通流系统已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门和测量
表
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计已安装。超声波流量计无水调试已合格。
2.1.4四台机的蝶阀及旁通阀已安装完工且能可靠封堵，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。
2.1.5蜗壳及尾水管已清理干净，固定转轮的楔子板和临时支撑已拆除。
2.1.6蜗壳及尾水管放空阀已关闭。锥管进人孔已严密封闭。
2.1.7尾水闸门门槽及其周围已清理干净，闸门处于关闭状态。尾水门机及抓梁可随时投入工作。
2.1.8调压井和尾水渠水位测量系统安装调试合格，水位信号远传正确。
2.2 水轮机的检查
2.2.1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。
2.2.2主轴中心补气装置已安装调试合格。
2.2.3顶盖射流泵已安装完工，检验合格。
2.2.4检修密封空气围带已安装完工，经检验无渗漏。
2.2.5水导轴承油位正常，冷却系统检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试符合设计要求。
2.2.6导水机构处于关闭状态，接力器锁锭投入。导水叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验。剪断销信号装置已检验合格。
2.2.7各测压表计、示流计、流量计、振动摆度传感器及各种变送器均已安装完工。管线连接良好。
2.3 调速系统的检查
2.3.1调速系统及其设备安装完工，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、自动化元件整定符合要求。
2.3.2油压装置油泵运行正常，无异常振动和发热。高压补气阀手动、自动动作正常。集油装置手动、自动调试合格。
2.3.3调速器电调柜已安装完工并调试合格，电液转换器工作正常。
2.3.4调速器锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前处于锁锭状态。机械过速保护装置和转速信号装置已安装完毕检验合格。
2.3.5进行调速系统联动调试的手动操作，检查调速器、接力器及导水机构联动动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三者的一致性。并录制导叶开度和接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。
2.3.6事故配压阀和分段关闭阀等均已调试合格。用紧急关闭方法检查导叶全开到全关所需时间，应符合设计要求。
2.3.7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准确性和可靠性。
2.4 水轮发电机的检查
2.4.1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、转子气隙内无任何杂物。
2.4.2上、下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。
2.4.3高压油顶起装置调试合格，管路阀门无渗油现象
2.4.4发电机风罩内所有阀门、管路、接头、油位计等已检验合格，处于正常工作状态。
2.4.5发电机风罩内所有电缆、导线、端子板均已检查正确无误。
2.4.6转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。
2.4.7制动系统的手动自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前风闸处于投入制动状态。
2.4.8空气冷却器水路畅通无阻。阀门无渗漏现象。
2.4.9测量发电机振动摆度传感器已安装完工。
2.5 励磁系统的检查
2.5.1励磁电源变压器已安装检验合格。高低压端连接线、电缆已检验合格。
2.5.2励磁系统盘柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠。
2.5.3励磁系统与LCU的接口正确，二次回路模拟试验正确可靠，静态调试已合格，具备动态调试条件。
2.5.4励磁操作、保护及信号回路接线正确动作可行靠，表计校验合格。
2.6 油水气系统的检查
2.6.1冷却水供水包括备用泵房供水、循环水池供水、稳压水池供水和主变冷却供水系统均已分别调试合格工作正常。
2.6.2厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。各深井泵、潜水泵手、自动启动工作正常，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求。
2.6.3全厂透平油、绝缘油系统已投入运行。能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。
2.6.4高、低压空气压缩机已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀站动作正常。整定值符合设计要求。
2.6.5主厂房、主变压器等消防系统管路或消防设备已安装完工检验合格。
2.6.6各管路、附属设备已刷漆，标明流向，各阀门已挂牌编号。
2.7 电气一次设备检查
2.7.1发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，中性点母线及电流互感器、中性点消弧线圈均已安装并调试合格。
2.7.2发电机断路器、隔离开关柜已安装检验合格。
2.7.3从发电机引出端直至主变压器低压侧的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。
2.7.4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，事故排油系统、灭火消防系统以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。
2.7.5厂用电设备相关设备安装完工检验并试验合格，已接通电源投入正常工作，并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。
2.7.6 220KVGIS设备及母线、连接线等均已完工，调试合格，具备带电条件。
2.7.7厂房相关部位照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明已检查合格。事故照明已检查合格。事故交通安全疏散指示牌已检查合格。
2.8 励磁系统及设备与回路的检查
2.8.1励磁系统盘柜已安装完工并试验合格，回路绝缘试验合格。
2.8.2励磁电源变压器已安装完工检验合格，高、低压端连接线已检查，电缆绝缘试验合格。
2.8.3励磁系统与LCU的接口正确，二次回路模拟试验正确可靠，静态调试已合格，具备动态调试条件。
2.9 电气控制和保护系统及回路的检查
2.9.1监控系统设备均安装完工，并调试合格。
2.9.2现地LCU柜各个单独装置的检查已完成。
2.9.3现地LCU与上位机的通讯已形成。
2.9.4 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已全面完成且正确。
2.9.5 LCU开出点逐一动作至现场设备，动作正确可靠，信号准确，各部操作流程、开停机流程，事故停机流程等均经模拟试验和实际操作检验，流程正确可靠，具备投运条件。
2.9.6 4#发变组保护、220KV母差保护、220KV线路保护、厂用电保护、安控装置、机组故障录波、开关站故障录波等设备已安装完工，保护装置试验合格，保护装置已按定值进行整定，保护回路模拟传动试验动作正确可靠。下列继电保护回路已进行模拟试验，动作正确无误。
（1）. 发变组继电保护与故障录波回路。
（2）. 高压配电装置继电保护回路。
（3）. 送电线路继电保护与故障保护回路。
（4）. 厂用电继电保护回路。
（5）. 仪表测量回路。
2.9.7调压井闸门操作设备已安装完毕，调试合格，已投入运行。
2.9.8蝶阀操作系统已安装已安装完毕，调试合格。
2.9.9循环供水、备用循环供水、检修排水、渗漏排水、稳压供水等辅机系统均调试合格，已投入运行。
2.9.10中压、低压空压机自动操作回路
2.9.11厂区直流系统调试合格，已投入自动运行。
2.9.12远动，电量采集系统调试合格，具备投运条件。
2.9.13下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，动作可靠准确
（1） 调压井闸门自动操作回路
（2） 蝶阀自动操作回路
（3） 机组自动操作与水机机械保护回路
（4） 发电机励磁操作回路
（5） 直流系统回路
（6） 循环供水、备用循环供水、检修排水、渗漏排水、稳压供水、中压空压机、低压空压机操作回路
（7） 同期操作回路
（8） 备用电源自动投入回路
（9） 各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路
2.9.13厂内通讯、系统通讯、厂外通讯已安装调试完毕，且回路畅通，能满足电网调度、继电保护、厂内生产调度的需要。
2.9.14相关部位的消防设施已安装完工初步验收合格，符合消防设计要求。
3. 水轮发电机组充水试验
充水前确认进水口检修闸门和工作闸门处于关闭状态。确认四台机蝶阀处于关闭状态。四台机蝶阀前的所有的取水阀门已关闭，表阀已打开。4#机蜗壳放空阀、尾水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。确认水轮机检修密封在投入状态。确认尾水闸门处于关闭状态。
3.1 压力钢管充水
3.1.1充水前应确认检查人员全部离开引水系统，进人孔封闭工作结束后，方可向启动委员会提出向压力钢管充水的
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。
3.1.2利用引水隧洞渗漏水对压力钢管充水，待压力管道及蝶阀检查无漏后，关闭调压井快速闸门。
3.1.3提起进水口闸门约10cm，向压力隧道充水。待压力隧道检查无异常情况后，开启调压井快速门充水阀，向压力钢管充水。
3.1.4检查蝶阀运行情况，记录蝶阀前的压力表上升值。
3.2 尾水管充水
3.2.1充水前检查尾水肘管内已彻底清扫无异物，并封堵锥管进人门。打开蝶阀层阀门5265和4265，即可向4＃机尾水管充水。在充水过程中随时检查水轮机顶盖的漏水情况，导水机构及空气围带、测压系统管路、尾水管进人门的漏水情况并记录测压表计的读数。
3.2.2待充水与尾水位平压后，提起尾水闸门，并将其锁锭。
3.3 蜗壳充水
3.3.1 打开旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。
3.3.1 检查水轮机顶盖、导水机构和主轴密封的漏水情况及顶盖的排水情况。
3.3.2观察各测压表计及仪表接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。
3.4 充水平压后的观测检查和试验
3.4.1对进水口闸门以手动或自动方式进行静水中启闭试验，做三次，调整、记录闸门启闭时间。
3.4.2对调压井快速闸门以手动或自动方式进行静水中启闭试验，做三次，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。
3.4.3 分别在调压井控制室和中央控制室进行静水紧急关闭闸门试验，检查启闭机制动情况，并测定关闭时间。
3.4.4 当蜗壳充满水后，操作蝴蝶阀做静水开启和关闭试验。记录开启和关闭时间。分别进行现地和远控自动操作试验，蝶阀在静水启闭应正常。
3.4.5 观察厂房内主要是蝶阀层渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转可靠性。
3.4.6 压力钢管充满水后，打开射流泵自压力钢管取水阀门4260，并将空气围带气排除,检查射流泵的工作性能。
4 水轮发电机组空载试运行
4. 1 启动前准备
4.1.1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，通讯指挥系统可随时待命，各部位运行人员已进入岗位。各测量仪器、仪表已调整就位。
4.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。
4.1.3各部冷却水、润滑水投入，水压正常，润滑油系统、操作油系统工作正常。（空气冷却器暂不投，在转机过程中，对发电机进行干燥）。
4.1.4上、下游水位已记录。各部原始温度已记录。
4.1.5调速器处于准备状态，相应机构为：油压装置至调速器的主阀已开启，调速器柜压力油已接通，油压正常，压油装置处于自动状态；调速器处于手动状态；开度限制机构处于全关位置。
4.1.6在开机前24小时内起动高压油泵顶起发电机转子，油压拆除后，确认制动闸已全部落下。
4.1.7集油装置处于自动位置。水轮机检修围带排除气压，关闭阀门4353，开启阀门4354排气，并使之保持常开。顶盖排水系统启动。
4.1.8发电机转子集电环碳刷拔出。
4.1.9排除检修围带工作压力，拔除锁锭。
4.1.10由400V厂用电引至励磁屏功率柜三相电源，作为发电机短路特性和空载特性的它励电源。
4.1.11检查励磁装置，灭磁开关处于分闸位置，拉掉操作电源，防止灭磁开关误合。
4.1.12为防止残压太低，由发电机出口一次侧经开关接入一组电压至调速器柜，外接频率计监视发电机转速。
4.1.13发电机出口断路器断开
4.1.14机组控制单元处于工作状态，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。
4.2 首次手动启动试验
4.2.1拔出接力器锁定。
4.2.2机旁调速器柜手动打开导叶开度限制机构, 起动机组。当机组转速接近50％额定转速值时，暂停升速，观察各部运行情况。检查无异常后，继续开大导叶开度，使转速升至额定值，机组空载运行。
4.2.3记录机组的起动开度和空载开度。当达到额定转速时，校验电气转速表应位于100%的位置。
4.2.4在机组升速过程中应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高或下降现象。机组起动达到额定转速后，在半小时内，应每隔2～5min测量一次推力瓦和导轴瓦的温度，以后可每隔30min记录一次。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。
4.2.5机组起动过程中，监视各部位应无异常现象，如发现金属碰撞声，水车室顶盖漏水大且有漫过盖板趋势，推力瓦温度突然升高，推力油槽甩油，机组摆度过大等不正常现象则应立即停机。
4.2.6监视各部位水温、水压。
4.2.7记录全部水力量测系统表计读数及机组流量等。
4.2.8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厂家设计规定值。
4.2.9测量、记录机组各部位振动，其值应不超过规范的规定。
4.2.10测量发电机一次残压及相序。相序应正确。
4.3 机组空转运行下调速器系统的调整试验。
4.3.1手、自动切换试验。机组在调速器手自动切换时，接力器无明显摆动。机组在自动运行条件下记录转速相对摆度值。
4.3.2空载扰动试验：选择PID参数，进行±8%额定转速的扰动试验(机械开限至全开位置、在不同Kp、KI、KD参数下修改频率给定从48HZ至52HZ或48HZ至52HZ，用试验记录机组频率及接力器的过度过程曲线，根据从录波图得出的调节时间、超调量和波动次数，选择最佳bp、Kp、KI、KD参数)。转速最大超调量不超过转速扰动量的30%，超调次数不超过两次；从扰动开始到转速不超过规定值的时间不超过规定值。
4.3.4记录油压装置油泵向油罐送油的时间及工作周期。
4.3.5手动停机试验。手动操作开限机构停机，全关导叶。机组转速降至25%额定转速即68.2/min时,投入制动供气，关闭阀门4336，打开阀门4335。直到机组停止转动，解除制动，使风闸复位。
4.3.6停机过程检查下列各项
①停机过程中观察转速信号装置25%nN接点的动作情是否正确。
②监视各部轴承温度变化。
③记录停机时间
④监视各部位轴承油位变化。
4.3.7停机后检查调整下列项
①转动部位螺丝、销钉、锁定片、键有无松动，焊缝有无开裂。
②发电机挡风板、风扇有无松动或断裂。
③检查风闸摩擦情况及动作的灵活性。
④调整开度限制机构及编码器空载开度接点。
4.4 机组过速试验
4.4.1将过速保护开关、转速信号装置115%nN和140%nN的接点从水机保护回路中断开。
4.4.2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，转速信号装置应动作正确，继续将转速升至150%nN，转速信号装置相应的接点应动作正确，检查机械过速保护开关、机械液压过速保护装置是否动作。同时记录机组振动、摆度值及各部位瓦温。
4.4.3恢复转速信号装置的接线，过速停机后对机组转动部分进行全面检查。
4.5 机组自动开停机试验
4.5.1机组自动开机试验。检查机组完全具备开机条件后，将调速器投入“自动”，以现地LCU方式操作自动开机，按机组“静止→空转“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，记录发出开机脉冲达到额定转速的时间，检查转速信号装置和自动化元件动作是否正确。
4.5.2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）是否正确，记录机组停机至加闸制动的时间和机组加闸制动至停止转动的时间。
4.5.3由LCU远方上位机发令停机至空转、空转至停机。各流程动作正确可靠。
4.6 水轮发电机短路试验
4.6.1发电机短路试验应具备的条件：
1) 在出口断路器4DL机组侧置三相短路线，短路点为D1。
2) 测试发电机转子、定子的绝缘电阻，并确定发电机是否需要短路干燥。4DL置分闸位置、合4#机中性点隔离开关49G。
3) 由400V厂用电引至励磁功率柜三相电源，励磁变低压侧至励磁功率柜的电缆拆除。
4) 发电机过电压保护投入，其它保护种类退出，
5) 将机组水机保护投入。
4.6.2发电机短路试验：
①手动开机，发电机各部位温度应稳定，运转应正常；
②手动合励磁操作电源，合400V至励磁功率柜电源，合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，当发电机电流升至600A左右时停止升流，检查发电机中性点至出口断路器的1BA~10BA所有电流回路，电流均正常，无开路现象，继续升流至2400A左右时进行电流回路相位的检查，作发电机差动六角图。
③录制发电机三相短路特性曲线（定子电流和转子电流的关系曲线），电流回路检查完毕后，即将发电机电流降至零，从零开始升流至额定发电机电流，记录发电机电流及对应的转子电流，转子电压，测量转子轴电压，绘制发电机短路特性曲线，手动跳开灭磁开关校验灭磁情况是否正常，录制灭磁过程示波图。
④ 检查碳刷及集电环工作情况；
4.6.3短路试验合格后作模拟水机事故停机，并拆除发电机短路点D1的短路线。
5 水轮发电机组升压试验
5.1 发电机升压试验应具备的条件：
①发电机保护系统投入，励磁及调节器回路电源投入，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断开出口断路器4DL，对发电机进行零起升压。
5.2自动开机后机组各运行应正常。当发电机电压升至10~20%额定电压时，检查发电机出口三组电压互感器电压是否正常一致，检查所到屏柜的电压是否都正确，二次电压检查正确后将发电机电压升至50%额定电压，跳开灭磁开关检查灭弧情况，继续将发电机电压逐渐升至额定电压，其间，观察一次部分有无异常，当电压升至额定电压后，再检查二次各部电压是否正常，同时检查二次相序，相序应为正相序，测量机组振动与摆度：测量发电机轴电压，在额定电压下跳开灭磁开关，检查灭磁情况，录制灭磁过程示波图。
5.3录制发电机空载特性。发电机电压由零逐步升至对应于额定励磁电流下的电压值。升压过程中记录发电机电压及对应的转子电流、转子电压绘制发电机空载特性。
5.4发电机单相接地电容电流测量。
6 机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验
6.1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) 4#发电机断路器、隔离开关等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，分接开关位置正确；
3) 高压配电装置经试验合格；
6.2 13.8kV段升流检查电流回路。断开机组出口断路器短路点D1，合隔离开关44G、隔离开关54G、在54B高压侧置三相短路线，短路点为D2，合断路器4DL、54DL，手动合励磁操作电源，合400V至励磁功率柜电源，合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，当发电机电流升至600A左右时停止升流，检查54B高压侧的所有电流回路，电流均正常，无开路现象，继续升流至1200A左右时进行电流回路相位的检查，作变压器差动六角图。试验完成后手动减磁、灭磁。
6.3 4#变压器、3#变压器升流检查电流回路。分断路器54DL，分隔离开关54G、2532G、2522G、2122G、228G、分接地开关20430G、2210G、20330G、合隔离开关2042G、2032G，在3B低压侧置三相短路线，短路点为D3，合断路器4DL、204DL、203DL，手动合励磁操作电源，合400V至励磁功率柜电源，合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，当发电机电流升至600A左右时停止升流，检查发电机中性点至出口断路器的1BA~10BA所有电流回路，电流均正常，无开路现象，继续升流至1200A左右时进行电流回路相位的检查，作变压器差动六角图、母线差动六角图。
6.4 220KVII段升流检查电流回路。分断路器203DL，分福回二线接地开关25230G、25240G、分II段母线接地开关2210G、分母联隔离开关2122G、分II段母线互感器隔离开关228G、分3#主变高压侧隔离开关2032G、合机组出口隔离开关44G、合4#主变中性点隔离开关2049G、合4#主变高压侧隔离开关2042G、合福回二线隔离开关2522G、2526G、合福回二线接地开关25260G（此接地开关为短路点D4）、合1#机出口断路器4DL、4#主变高压侧断路器204DL、合福回二线断路器252DL。手动合励磁操作电源，合400V至励磁功率柜电源，合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，当发电机电流升至300A左右时停止升流，检查4#主变低压侧高压侧、福回二线各电流互感器二次电流回路，各电流回路电流应正确，检查正确无开路后，继续升流至600A左右时，作4#主变差动六角图、4#发变组差动六角图、母线差动六角图。试验完成后手动减磁、灭磁。
6.5 220KVI段升流检查电流回路。断开断路器DL252、接地开关25260G短路点D5，分隔离开关2522G、分接地开关21240G、21230G、分接地开关2110G、分隔离开关218G、分接地开关25130G、25140 G、分隔离开关2021G、分隔离开关2011G、合隔离开关2122G、2121G、合隔离开关2511G、2516G、合接地开关25160G（此接地开关为短路点D3）、合母联断路器212DL、合福回一线断路器251DL。由励磁装置手动升流，当220KV侧电流手动升至300A左右时，检查母联、福回一线各电流互感器二次电流回路，各电流回路电流应正确，检查正确无开路后，继续升流至600A左右时，作母线差动六角图。
7。 组对主变压器及高压配电装置递升加压试验和同期回路检查：
7.1 前提条件：
1) 断开线路各短路点的接地开关。
2) 各断路器在分闸位置
7.2零起升压和同期回路检查。分接地开关2180G、分接地开关G2280、合隔离开关G218、合隔离开关G228、合断路器4DL、204DL、212DL，由发电机带4#变压器对220kV母线作零起升压，当电压升至20%额定电压左右时，检查13.8KV、220KV母线电压互感器二次电压及线路电压互感器二次电压。二次电压正确后继续逐步升压至额定电压。检查各部电压相位、相序，相序为正相序，同时检查4#机出口断路器DL4同期点相位应一致，同时母线断路器DL212同期点相位应一致，检查完毕电压降至零灭磁。
8. 励磁装置调整试验
8.1拆除厂用变电源恢复励磁设计接线；
8.2进行手动通道、自动通道范围整定；手动通道应在20%～110%额定电压范围可稳定平滑调整，自动通道应在70%～110%额定电压范围可稳定平滑调整。
8.3进行手动、自动起励建压，逆变灭磁试验；
8.4手自动切换、双微机切换。
8.5空载状态下的阶跃试验。人工加入10%阶跃，检查自动励磁调节器的调节状况，应符合设计要求；
8.6机端电压变化率的测定（频率特性）试验。机组频率变化1%额定值，发电机电压的变化值不应大于额定值的±0.25%
9. 电力系统对220kV母线充电和变压器冲击合闸试验
9.1前提条件：
1) 发电机侧的断路器及隔离开关均已断开。
2) 投入线路保护装置、母线保护装置、故障录波装置、系统稳定监录装置。
3) 投入主变压器的保护装置及冷却系统的控制、保护及信号。
4) 投入主变压器中性点接地开关。
9.2按省电力公司调度中心《福堂坝水电站启动投产方案》执行
10. 水轮发电机组并列及负荷试验
10.1 水轮发电机组空载并列试验
1) 检查同期回路的正确性。
2) 断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以自动准同期方式进行并列试验。以确定自动同期装置工作的准确性。
3) 合上相应的隔离开关正式进行自动准同期并列试验。
10.2 220kV线路并列试验
1) 检查同期回路的正确性。
2) 断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以自动准同期方式进行并列试验。以确定自动同期装置工作的准确性。
3) 合上相应的隔离开关正式进行自动准同期并列试验。
11. 水轮发电机组带负荷试验
11.1机组并网后有功负荷应逐步增加，并观察各仪表指示及各部位运转情况和各种负荷下尾水管补气装置工作情况。观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动范围及其量值，必要时进行补气试验。
11.2机组带负荷下调速系统调整试验。
11.3水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：
I. 发电机有功功率分别为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。调节应平稳，无跳动；
II. 对励磁调节器分别进行各种限制器及保护的试验和整定。
12. 水轮发电机组甩负荷试验
12.1甩负荷试验前应具备下列条件：
1) 将调速器的稳定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。
12.2机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25%、50%、75%、100%下分别进行，按GB856-88附录D的格式记录有关数值。
12.3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，甩发电机额定负荷时，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。
12.4水轮发电机突然甩负荷时、检查水轮机调速系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率和机组转速上升率等均应符合设计规定。
12.5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摆动值不超过±0.5%为止所经历的总时间不应大于40S；
3) 转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间，不大于0.4S。
13. 开停机流程试验
13.1由分别在LCU现地、远方发令，进行停机至空转、空转至停机，停机至空载，空载至停机、停机至发电、发电至停机。各流程动作应正确可靠。
13.2由分别在LCU现地、远方发令，进行有功负荷、无功负荷的调整，调整应准确、可靠。
14. 机组带额定负荷下，做以下试验。
14.1调速器低油压关闭导叶试验。
14.2事故配压阀动作关闭导叶试验。
15. 水轮发电机组带负荷72小时连续运行及移交
15.1完成上述全部试验内容经验证合格后，启委会听取试运行指挥部及监理单位
汇报
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，审查试运行工作
报告
软件系统测试报告下载sgs报告如何下载关于路面塌陷情况报告535n,sgs报告怎么下载竣工报告下载
，研究试运行中出现的问题，作出机组是否进行72小时带负荷连续运行的决定。
15.2根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。
15.3 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。
参阅资料：《水轮发电机组启动试验规程》 DL／T 507－2002
（完）
中国水利水电第七工程局福堂项目部四工区 1
浙公网安备 33021202002483