1、水輪發電機組起動試驗規程 DL507-93水輪發電機組起動試驗規程 DL 507-93目 錄1 總則2 水輪發電機組起動試運行前的檢查3 水輪發電機組充水試驗4 水輪發電機組空載試運行5 水輪發電機組帶主變壓器及高壓配電裝置試驗、主變壓器 沖擊合閘試驗6 水輪發電機組并列及負荷試驗7 水輪發電機組72h帶負荷連續試運行附錄A 水輪發電機組甩負荷試驗記錄表格式（參考件）附加說明1 總則1.0.1 本規程適用于單機容量為3000kW及以上的水輪發電機組起動試運行試驗與交接驗收。小于3000kW的機組可參照執行。本規程不適用于可逆式抽水蓄能機組的起動試驗與交接驗收，有關試驗項目及要求將另行規定。1.

2、0.2 水輪發電機組安裝完工檢驗合格后應進行起動試運行試驗，試驗合格交接驗收后方可投入系統并網運行。起動試運行試驗的目的在于驗證機組制造與安裝質量，為正式并網運行創造條件。1.0.3 除本規程規定的起動試運行試驗項目以外，如需增加試驗項目應由生產建設部門根據實際情況會同有關單位擬定試驗方案報上級主管部門批準，并抄報電力工業部水電站水輪發電機標準化技術委員會。1.0.4 對機組起動過程中出現的問題和存在的缺陷，應及時加以處理和消除，使水輪發電機組交接驗收后可長期、安全、穩定運行。1.0.5 水輪發電機組的繼電保護，自動控制，測量儀表等裝置和設備，及與機組運行有關的電氣回路、電器設備等，均應根據相

3、應的專用規程進行試驗。2 水輪發電機組起動試運行前的檢查2.1 引水系統的檢查2.1.1 進水口攔污柵已安裝完工并清理干凈檢驗合格。2.1.2 進水口閘門門槽已清掃干凈檢驗合格。工作閘門，充水閥，啟閉裝置已安裝完工。在無水情況下手動、自動操作均已調試合格，啟閉情況良好。檢修閘門在關閉狀態。2.1.3 壓力鋼管、調壓井及通氣孔、蝸殼、尾水管等過水通流系統均已檢驗合格清理干凈。灌漿孔已封堵。測壓頭已裝好，測壓管閥門、測量表計均已安裝。伸縮節間隙均勻，盤根有足夠的緊量。非本期發電部分分叉管悶頭已封堵。所有進人孔(門)的蓋板均已嚴密封閉。2.1.4 蝴蝶閥（或球閥）及旁通閥已安裝完工調試合格，啟閉情況

4、良好。油壓裝置及操作系統已安裝完工檢驗合格，油泵電動機運轉正常。2.1.5 蝸殼、轉輪室及尾水管已清掃干凈，固定轉輪的楔子板或軸流式轉輪的懸掛吊具或臨時支座等均已拆除。2.1.6 蝸殼及尾水管排水閥啟閉情況良好并處于關閉位置，手壓泵或電動油泵起、停操作情況良好。2.1.7 尾水閘門門槽及其周圍已清理干凈。尾水閘門已安裝完工，檢驗合格，情況良好。尾水閘門處于關閉狀態。2.1.8 各部位通訊、聯絡信號檢驗合格，準確可靠，回路暢通。2.2 水輪機部分的檢查2.2.1 水輪機轉輪及所有部件已安裝完工檢驗合格，施工記錄完整。上下止漏環間或軸流式水輪機轉輪葉片與轉輪室之間隙已檢查無遺留雜物。2.2.2 真

5、空破環閥已安裝完工，經嚴密性滲漏試驗及設計壓力下動作試驗合格。2.2.3 頂蓋排水泵已安裝完工，檢驗合格，自動操作回路處于投入狀態。自流排水孔暢通無阻。2.2.4 主軸密封已安裝完工。經檢驗密封無滲漏。調整密封水壓至設計規定值。2.2.5 水導軸承潤滑，冷卻系統已檢查合格，油位、溫度傳感器及冷卻水水壓已調試，各整定值符合設計要求。2.2.6 導水機構已安裝完工檢驗合格并處于關閉狀態，接力器鎖錠投入。導水葉最大開度和關閉后的嚴密性及壓緊行程已檢驗符合設計要求。2.2.7 各測壓表計、示流計、流量計、擺度、振動傳感器及各種變送器均已安裝完工，管路線路連接良好。2.2.8 尾水射流補氣裝置已安裝并處

6、于關閉狀態。自然補氣閥處于開啟狀態。2.3 調速系統及其設備的檢查2.3.1 調速系統及其設備已安裝完工，并調試合格。油壓裝置壓力、油位正常，透平油化驗合格。各部表計、閥門均已整定符合要求。2.3.2 油壓裝置油泵在工作壓力下運行正常，無異常振動和發熱。集油槽油位浮子繼電器動作正常。高壓補氣裝置手動、自動動作正確。漏油裝置手動、自動調試合格。2.3.3 由手動操作將油壓裝置的壓力油通向調速系統，檢查各油壓管路、閥門，接頭及部件等均無滲油現象。2.3.4 調速器電調柜已安裝完工并調試合格，電液轉換器工作正常。2.3.5 事故配壓閥和分段關閉裝置等均已調試合格。鎖錠裝置調試合格，信號指示正確，充水

7、前應處于鎖錠狀態。2.3.6 進行調速系統聯動調試的手動操作，并檢查調速器、接力器及導水機構聯動動作的靈活可靠和全行程內動作平穩性。檢查導水葉開度、接力器行程和調速器柜的導葉開度指示器等三者的一致性。2.3.7 用緊急關閉辦法初步檢查導水葉全開到全關所需時間，并錄制導葉開度與接力器行程的關系曲線。2.3.8 對于轉槳式水輪機，應由調速器操作檢查槳葉轉動指示器的開度和實際開度的一致性。模擬各種水頭下導葉和槳葉協聯關系曲線。2.3.9 對調速器自動操作系統進行模擬操作試驗，檢查自動開機、停機和事故停機各部件動作準確性和可靠性。2.4 發電機部分的檢查2.4.1 發電機整體已全部安裝完工檢驗合格記錄

8、完整。發電機內部已進行徹底清掃，定、轉子氣隙內無任何雜物。2.4.2 導軸承及推力軸承油位、溫度傳感器及冷卻水壓已調試，整定值符合設計要求。2.4.3 對采用水內冷軸瓦的推力軸承，在工作水壓下進行冷卻水流量測試，每小時流量應符合設計要求。2.4.4 推力軸承的高壓油頂起裝置已調試合格，壓力繼電器工作正常，單向閥及管路閥門均無滲油現象。2.4.5 發電機風罩以內所有閥門、管路、接頭、電磁閥、變送器等均已檢驗合格，處于正常工作狀態。2.4.6 發電機內滅火管路、火災探測器、水噴霧滅火噴嘴已檢驗合格。管路及噴嘴經手動動作準確。通壓縮空氣試驗暢通無阻。2.4.7 發電機轉子集電環、碳刷、碳刷架已檢驗并

9、調試合格。2.4.8 發電機風罩內所有電纜、導線、輔助線、端子板均已檢查正確無誤。2.4.9 發電機制動系統的手動、自動操作已檢驗調試合格，動作正常，充水前風閘處于投入制動狀態。2.4.10 發電機的空氣冷卻器已檢驗合格，水路暢通無阻。閥門無滲漏水現象。2.4.11 測量發電機工作狀態的各種表計，振動、擺度傳感器，氣隙監測裝置、局部放電監測儀等均已安裝完工，調試、整定合格。2.5 油、水、風系統的檢查2.5.1 冷卻水供水包括穩壓水池供水、射流泵供水、加壓泵供水、蝸殼取水口減壓閥供水、前池取水口供水及備用水系統等均已分別調試合格，工作正常。2.5.2 機組冷卻水供水過濾器及供水環管，進入機組冷

10、卻器的冷卻水進出水管路閥門，接頭均已檢驗合格。2.5.3 廠內滲漏排水和檢修排水系統經全面檢查合格。各深井泵、排水泵手、自動啟動工作正常，水位傳感器經調試，其輸出信號和整定值符合設計要求。 各排水系統的排水量應滿足機組正常運行和檢修的需要。2.5.4 全廠透平油、絕緣油系統已部分或全部投入運行，能滿足該臺機組供油、用油和排油的需要。油質經化驗合格。 用于全廠液壓操作的公用油壓裝置系統已調試檢驗合格，并投入運行。2.5.5 高、低壓空氣壓縮機均已調試合格，貯氣罐及管路無漏氣，管路暢通。各壓力表計、溫度計、流量計、安全閥及減壓閥工作正常。整定值符合設計要求。2.5.6 所有高、低壓空氣系統管路已分

11、別分段通人壓縮空氣進行漏氣檢查合格，無漏氣現象。2.5.7 機組調相運行供氣、自動化元件及系統均已檢查合格，動作正確無誤。供氣壓力及補氣量均能滿足一次壓水和調相運行的要求。2.5.8 各管路、附屬設備已刷涂漆，標明流向，各閥門已標明開關方向，掛牌編號。2.5.9 主廠房、發電機母線層、中控室、主變壓器、電纜層、電纜井、電纜道、母線室、母線道、開關室、油庫等部位的消防系統管路或消防設施已安裝完工檢驗合格，符合消防設計要求。2.6 電氣設備的檢查 電氣一次設備的檢查2.6.1 發電機主引出線及其設備已安裝完工檢驗合格，機端引出口處的電壓、電流互感器已檢驗合格。中性點母線及電流互感器，中性點消弧線圈

12、（或中性點接地變壓器、電阻）均已安裝并調試合格。2.6.2 發電機斷路帶、隔離開關（或成套開關柜）已安裝檢驗合格。2.6.3 從發電機引出端直至主變壓器低壓側段的母線及其設備已全部安裝完工檢驗并試驗合格，具備帶電試驗條件。2.6.4 主變壓器已安裝完工調試合格，分接開關置于系統要求的給定位置，絕緣油化驗合格，油冷卻系統調試合格，事故排油系統、滅火消防系統以及周圍安全保護措施符合設計要求，具備帶電試驗條件。2.6.5 廠用電設備已全部安裝完工檢驗并試驗合格，已接通電源投入正常工作。備用電源已檢驗合格，工作正常。2.6.6 高壓開關站設備與本機組發電有關回路設備及母線、連接線等均已完工，高壓斷路器

13、已調試合格。2.6.7 廠房內各設備接地已檢驗，接地連接良好。廠外接地網已檢查，接地網測試井已檢查。總接地網接地電阻值已測試，符合規程規定值的要求。268 廠房照明已安裝，主要工作場所、交通道和樓梯間照明已檢查合格。事故照明已檢查合格。油庫、蓄電池室等防爆燈已檢查合格。事故交通安全疏散指示牌已檢查合格。 勵磁系統及設備與回路的檢查2.6.9 勵磁系統，勵磁盤柜已安裝完工檢查合格，回路已做耐壓試驗合格。2.6.10 勵磁電源變壓器已安裝完工檢驗合格，高、低壓端連接線已檢查，電纜已檢驗合格，耐壓試驗已通過。 電氣控制和保護系統及回路的檢查2.6.11 機組電氣控制和保護設備及盤柜均已安裝完工檢查合

14、格。中央控制室返回屏、控制臺、計算機等設備均已安裝完工檢驗合格。2.6.12 蓄電池及直流設備已安裝完工檢驗合格。逆變裝置及其回路已檢驗合格。2.613 下列電氣操作回路已檢查并作模擬試驗，已驗證其動作的準確性。 a進水口閘門自動操作回路； b蝴蝶閥（球閥或筒形閥）自動操作回路； C機組水力機械自動操作回路； d機組調速系統自動操作回路； e發電機勵磁操作回路； f發電機斷路器操作回路； g直流及中央音響信號回路； h全廠公用設備操作回路； i. 機組同期操作回路； j火警警報信號及操作回路； k通訊及其他必要的專門裝置。2.6.14 電氣二次的電流回路和電壓回路完成通電檢查之后，下列繼電保護

15、回路應進行模擬試驗，驗證動作的準確性。 a發電機繼電保護回路； b主變壓器繼電保護回路； C高壓母線繼電保護回路； d送電線路繼電保護回路； e廠用電繼電保護回路； f其他繼電保護回路。3 水輪發電機組充水試驗3.0.1 水輪發電機組充水試驗的開始，就應認為是電站機組起動試運行的正式開始，應確認前項的檢查試驗已全部完成。3.0.2 對于引水式水電站則引水隧洞至調壓井段已充水。對于壩后式或河床式水電站則壩前水位已蓄至最低發電水位。3.0.3 充水前應確認進水口檢修閘門和工作閘門處于關閉狀態。確認蝴蝶閥（球閥或筒形闊）處于關閉狀態。確認調速器，導水機構處于關閉狀態，接力器鎖錠已鎖好。3.1 充水操

16、作及檢查 尾水管充水3.1.1 利用尾水倒灌或機組技術供水排水管等方式向尾水管充水，在充水過程中隨時檢查水輪機頂蓋的漏水情況，導水機構及空氣圍帶，測壓系統管路，尾水管進人門的漏水情況及測壓表計的讀數。3.1.2 上述檢查發現異常情況時，則立即停止充水并將尾水管排空進行處理。3.1.3 待充水至與尾水位平壓后，提起尾水閘門，并鎖錠在門槽口上。 壓力鋼管充水3.1.4 充水前應在進水口閘門下游側檢查閘門的滲漏情況。確認無問題后開始充水。3.1.5 打開檢修閘門充水闊，觀察檢修閘門與工作閘門間水位上升情況，平壓后用門式起重機提起檢修閘門，置于閘門庫中。觀察工作閘門下游側的漏水情況。3.1.6 緩慢地

17、打開工作閘門充水閥，向壓力鋼管充水，監視壓力鋼管水壓表讀數，檢查壓力鋼管充水情況。對引水式水電站，則可開啟調壓井工作閘門的旁通閥或蝴蝶閥（或球閥）的旁通閥向壓力鋼管及蝸殼充水。3.1.7 檢查鋼管伸縮節、蝸殼進人孔、蝸殼盤形閥的漏水情況。監測蝸殼取水口管路閥門前的壓力上升。3.1.8 檢查水輪機頂蓋、導水機構和主軸密封的漏水情況及頂蓋排水情況，有條件時，可記錄導水葉漏水量。3.1.9 檢查蝸殼彈性墊層排水情況。3.1.10 觀察各測壓表計及儀表管接頭涌水情況，并監視水力量測系統各壓力表計的讀數。3.1.11 充水過程中，檢查壓力鋼管通氣孔是否暢通。3.1.12 如蝸殼前有蝴蝶閥（或球閥），則應

18、先檢查蝴蝶閥（球閥）漏水情況。然后打開旁通閥向蝸殼充水，記錄蝸殼充水時間。3.2 充水平壓后的觀測檢查和試驗3.2.1 以手動或自動方式使工作閘門在靜水中啟閉試驗3次，調整、記錄閘門啟閉時間及表計讀數。在機旁盤作遠方啟閉操作試驗，閘門應啟閉可靠。3.2.2 對于設有事故下緊急關閉閘門的操作回路，則應在閘門控制室的操作柜和電站中央控制室分別進行靜水中緊急關閉閘門的試驗，檢查油壓啟閉機或卷揚啟閉機離心制動的工作情況，并測定關閉時間。3.2.3 若裝有蝴蝶閥（球閥），當蝸殼充滿水后，操作蝴蝶閥（或球閥），檢查閥體啟閉動作情況，記錄開啟和關閉時間。在手動操作試驗合格后，進行自動操作的啟閉動作試驗。分別

19、進行現地和遠方操作試驗，驗證蝴蝶閥（或球閥）在靜水中啟閉是否正常。324 壓力鋼管充滿水后應對進水口、明敷鋼管的混凝土支墩等水工建筑物進行全面檢查，觀察是否有滲漏、支墩變形、裂縫等情況。3.2.5 觀察廠房內滲漏水情況，及滲漏水排水泵排水能力和運轉可靠性。3.2.6 壓力鋼管充滿水后，將機組工業供水管路系統的閥門打開，并調整水壓，使壓力水通過各冷卻水管路，檢查管路閥門、接頭法蘭漏水情況。4 水輪發電機組空載試運行4.1 起動前準備4.1.1 主機周圍各層場地已清理干凈，吊物孔蓋板已蓋好，通道暢通，通訊指揮系統可隨時待命，各部位運行人員已進入崗位。各測量儀器、儀表已調整就位。4.1.2 確認充水

20、試驗中出現的問題已處理合格。4.1.3 各部冷卻水、潤滑水投入，水壓正常，潤滑油系統、操作油系統工作正常。4.1.4 上、下游水位已記錄。各部原始溫度已記錄。4.1.5 起動高壓油泵頂起發電機轉子，油壓拆除后，檢查制動閘，確認制動閉已全部落下。對于裝有彈性金屬塑料推力軸瓦的機組，首次起動時，仍應頂一次轉子為宜。4.1.6 漏油裝置處于自動位置。4.1.7 水輪機主軸密封水投入，檢修圍帶排除氣壓。4.1.8 調速器處于準備工作狀態，相應下列機構應為： a油壓裝置至調速器的主油閥閥門已開啟，調速器液壓操作柜已接通壓力油，油壓指示正常； b調速器的濾油器位于工作位置； c調速器處于“手動”位置； d

21、調速器的導葉開度限制位于全關位置； e調速器的速度調整機構位于額定轉速位置（若有此機構時）； f永態轉差系數可調整到24之間。4.1.9 與機組有關的設備應符合下列狀態： a發電機出口斷路器斷開； b發電機轉子集電環碳刷拔出； c水力機械保護和測溫裝置已投入； d拆除所有試驗用的短接線及接地線； e外接標準頻率表監視發電機轉速； f電制動停機裝置短路開關處于斷開位置。4.2 首次手動起動試驗4.2.1 拔出接力器鎖錠，起動高壓油頂起裝置。4.2.2 手動打開調速器的導葉開度限制機構，待機組起動后，將開度限制機構放在大于空載開度位置，當機組轉速接近額定值時，再將開度限制機構調小，最后穩定在空載開

22、度位置，對于額定轉速較高的機組，可分階段逐漸升速。對擺動值,對于大型調速器不應超過額定轉速的0.15%;對于中、小型調速器,不超過O.25；特小型調速器不超過0.3。4.3.5 調速器空載擾動試驗應符合下列要求： a擾動量一般為8； b轉速最大超調量，不應超過轉速擾動量的3O； C超調次數不超過兩次； d從擾動開始到不超過機組轉速擺動規定值為止的調節時間應符合設計規定。4.3.6 記錄油壓裝置油泵向油槽送油的時間及工作周期。在調速器自動運行時記錄導葉接力器活塞擺動值及擺動周期。4.4 停機過程及停機后的檢查4.4.1 操作開度限制機構進行手動停機，當機組轉速降至額定轉速的2030時，手動如閘使

23、機械制動停機裝置作用直至機組停止轉動，解除制動閘。4.4.2 停機過程中應檢查下列各項： a注意機組轉速降至規定轉速時，高壓油項起裝置的自動投入情況； b監視各部位軸承溫度變化情況； C檢查轉速繼電器的動作情況； d錄制停機轉速和時間關系曲線； e檢查各部位油槽油面的變化情況； f機組完全停止后，高壓油頂起裝置應自動切除。4.4.3 停機后投入接力器鎖錠和檢修密封，關閉主軸密封潤滑水。4.4.4 停機后的檢查和調整： a各部位螺絲、銷釘、鎖片及鍵是否松動或脫落； b檢查轉動部分的焊縫是否有開裂現象； C檢查發電機上下擋風板、擋風圈、導風葉是否有松動或斷裂； d檢查風閘的磨擦情況及動作的靈活性；

24、 e在相應水頭之下，調整開度限制機構、主令控制器的空載開度接點； f調整各油槽浮子繼電器的油位接點。4.5 過速試驗及檢查4.5.1 機組過速試驗前，當按4.2.9條規定需要進行動平衡試驗時，則應先進行動平衡試驗，并符合下列要求： a.當發電機轉子長徑比LD13時，可只作單平面動平衡試驗；當LD13時，應進行雙平面動平衡試驗； b動平衡試驗應以裝有導軸承的發電機上下機架的水平振動雙幅值為計算和評判的依據，推薦采用專門的振動分拆裝置和相應的計算機軟件； c轉速超過300rmin的機組，一般應作動平衡試驗。4.5.2 根據設計規定的過速保護裝置整定值，進行機組過速試驗。4.5.3 將轉速繼電器11

25、5和14O的接點從水機保護回路中斷開。4.5.4 以手動開機方式使機組達到額定轉速。待機組運轉正常后，將導葉開度限制機構的開度繼續加大，使機組轉速上升到額定轉速的115，調整轉速繼申器相應的轉速接點后，繼續將轉速升至設計規定的過速保護整定值，并調整過速保護裝置相應的轉速接點。4.5.5 過速試驗過程中應監視并記錄各部位擺度和振動值，記錄各部軸承的溫升情況及發電機空氣間隙的變化。過速試驗停機后應進行如下檢查： a全面檢查發電機轉動部分，如轉子磁軛鍵、磁極鍵、阻尼環及磁極引線、磁軛壓緊螺桿等； b檢查發電機定子基礎及上機架千斤頂的狀態； C同前節4.4.4條規定的檢查項目。4.6 自動起動和自動停

26、機試驗4.6.1 自動起動和自動停機試驗的主要目的是檢查自動開停機回路動作是否正確。具有計算機監控系統或以計算機監控系統為主要控制方式的水電站，自動開、停機應由計算機監控系統來完成。4.6.2 自動起動前應確認： a調速器處于“自動”位置，功率給定置于“空載”位置，頻率給定置于額定頻率，調速器參數在空載最佳位置； b對于無高壓油頂起裝置的機組，則應通過油泵頂起發電機轉子，使推力軸瓦充油； c確認所有水力機械保護回路均已投入，且自動開機條件已具備。4.6.3 自動開機可在中控室，也可在機旁進行，并應檢查下列各項： a檢查自動化元件能否正確動作； h記錄自發出開機脈沖至機組達到額定轉速的時間； C

27、檢查推力軸承高壓油頂起裝置的動作和油壓等工作情況； d檢查電氣液壓調速器動作情況。4.6.4 機組自動停機過程中及停機后的檢查項目： a記錄自發出停機脈沖至機組轉速降至制動轉速所需時間； b記錄自制動閘加閘至機組全停的時間； c檢查轉速繼電器動作是否正確，調速器及自動化元件動作是否正確； d當機組轉速降至設計規定轉速時，推力軸承高壓油頂起裝置應能自動投入。當機組停機后應能自動停止高壓油頂起裝置，并解除制動閘。4.6.5 應能在中控室或現地的機組自動盤上操作實現自動停機。4.7 水輪發電機短路試驗4.7.1 發電機短路試驗應具備的條件： a在發電機出口端設置三相短路線； b投入備用勵磁裝置或用廠

28、用電源代替并聯勵磁變壓器，提供主勵磁裝置電源； C如果三相短路點設在發電機斷路器外側，則應采取措施防止斷路器跳閘。4.7.2 發電機短路試驗： a手動開機，發電機各部位溫度應穩定，運轉應正常； b手動合滅磁開關，通過勵磁裝置手動升流，檢查發電機各電流回路的準確性和對稱性； c繪制繼電保護和測量表計的向量圖，升流檢查各繼電保護和測量表計動作的正確性； d錄制發電機三相短路特性曲線（定子電流和轉子電流關系曲線），在額定電流下測量發電機軸電壓，檢查碳刷及集電環工作情況； e在發電機額定電流下，跳開滅磁開關檢驗滅磁情況是否正常，錄制發電機在額定電流時滅磁過程的示波圖，并求取滅磁時間常數； f采用主勵磁

29、裝置作短路試驗時，應進行自動勵磁調節器的復勵及調差部分的調整試驗。4.7.3 發電機短路干燥： a干燥前應有2500V兆歐表測定定于繞組對地、轉子繞組對地絕緣電阻和吸收比； b按水輪發電機組安裝技術規范（GB856488）要求，確定發電機定于繞組是否需要干燥； c發電機短路干燥時控制短路電流的大小，應按每小時溫升不超過58的速率逐步升高。繞組最高溫度以埋入式電阻溫度計測量值為依據，不應超過80，干燥時定子電流控制在額定值的2550為宜。熱風溫度一般不超過70； d每8h測量一次定子繞組對地和轉子繞組對地絕緣電阻和吸收比； e停止干燥降溫時以每小時10的速率進行，當溫度降至40時可以停機。4.7

30、.4 短路試驗合格后一般作模擬水機事故停機，并拆除發電機短路點的短路線。4.7.5 按水輪發電機組安裝技術規范（GB856488）規定，在必要時應進行檢查性的直流耐壓試驗。4.8 水輪發電機升壓試驗4.8.1 發電機升壓試驗應具備的條件： a發電機保護系統投入，勵磁及調節器回路電源投入，輔助設備及信號回路電源投入； b發電機振動、擺度及空氣隙監測裝置投入，定子繞組局部放電監測系統投入并開始記錄局部放電數據（若已安裝了該裝置系統）。4.8.2 自動開機后機組各部運行應正常。測量發電機電壓互感器二次側殘壓，并檢查其對稱性，如無異常，可手動升壓至50額定電壓值，并檢查下列各項： a發電機及引出母線，

31、與母線相連的斷路器，分支回路設備等帶電設備是否正常； b機組運行中各部振動及援度是否正常； C電壓回路二次側相序、相位和電壓值是否正確。 繼續升壓至發電機額定電壓值，并檢查如上述諸部位情況。4.8.3 在發電機額定轉速下的升壓過程中，檢查低電壓繼電器和過電壓繼電器工作情況，在額定電壓下測量發電機軸電壓。4.8.4 將發電機電壓降至最低值，錄制發電機空載特性曲線（發電機定于電壓與勵磁電流的上升、下降關系曲線），當發電機勵磁電流升至額定值時，測量發電機定子最高電壓。 對于有匝間絕緣的電機，在最高電壓下應持續5min。4.8.5 分別在50、100額定電壓下，跳開滅磁開關檢查消弧情況，錄制示波圖，并

32、求取滅磁時間常數。4.8.6 發電機單相接地試驗和消弧線圈補償試驗。 在50定子額定電壓下，測量定子繞組單相接地時的電容電流，選擇中性點消弧線圈的分接頭位置，檢查電容電流的補償度，并檢查保護信號。4.9 水輪發電機空載下勵磁調節器的調整和試驗4.9.1 具有起勵裝置的可控硅勵磁調節器的起勵工作應正常且可靠。4.9.2 檢查勵磁調節系統的電壓調整范圍，應符合設計要求。自動勵磁調節器應能在發電機空載額定電壓的70110范圍內進行穩定且平滑地調節。4.9.3 在發電機空載額定轉速下，手動控制單元調節范圍：下限不得高于發電機空載勵磁電壓的20，上限不得低于發電機額定勵磁電壓的110。4.9.4 測量勵

33、磁調節器的開環放大倍數值。4.9.5 在等值負載情況下，錄制和觀察勵磁調節器各部特性。對于可控硅勵磁系統，還應在額定勵磁電流情況下，檢查功率整流橋的均流和均壓系數。功率整流橋應設有串聯元件均壓措施，以及并聯支路和整流柜之間的均流措施，均壓系數不應低于O.9，均流系數不應低于0.85。4.9.6 應檢查在發電機空載狀態下，勵磁調節器投入，上下限調節，手動和自動切換（以額定勵磁電壓的10為階躍量作為干擾），帶勵磁調節器開、停機等情況下的穩定性和超調量。即在發電機空載且轉速在0.951.0額定值范圍內，突然投入勵磁系統，使發電機機端電壓從零上升至額定值時，電壓超調量不大于額定值的10，振蕩次數不超過

34、23次，調節時間不大于5s。4.9.7 帶自動勵磁調節器的發電機電壓一頻率特性試驗，應在發電機空載狀態下，改變發電機轉速，測定發電機端電壓變化值，錄制發電機電壓一頻率特性曲線。頻率值每變化1，自動勵磁調節系統應保證發電機電壓的變化值不大于額定值的0.25。4.9.8 可控硅勵磁調節器應進行低勵磁、過勵磁、斷線、過電壓、均流等保護的調整及模擬動作試驗，其動作應正確。4.9.9 對于采用三相全控整流橋的靜止勵磁裝置，還應進行逆變滅磁試驗。5 水輪發電機組帶主變壓器及高壓配電裝置試驗、主變壓器沖擊合閘試驗5.1 水輪發電機組對主變壓器及高壓配電裝置短路升流試驗5.1.1 水輪發電機組對主變壓器高壓側

35、及高壓配電裝置短路升流試驗前的檢查： a發電機斷路器、隔離開關、發電機電壓設備及有關高壓設備均已試驗合格，具備投入運行條件； b主變壓器經試驗驗收合格，油位正常，分接開關正常； C高壓配電裝置經試驗驗收合格； d主變壓器高壓側及高壓配電裝置的適當位置，已設置可靠的三相短路點； e投入發電機繼電保護、自動裝置和主變壓器冷卻器以及控制信號回路。5.1.2 水輪發電機組對主變壓器高壓側及高壓配電裝置短路升流試驗： （1）開機后遞升加電流，檢查各電流回路的通流情況和表計指示，并繪制主變壓器、母線差動保護和線路保護的電流向量圖； （2）前項檢查正確后投入主變壓器繼電保護裝置。5.2 水輪發電機組對主變壓

36、器及高壓配電裝置遞升加壓試驗5.2.1 拆除主變壓器高壓側及高壓配電裝置各短路點的短路線。5.2.2 手動遞升加壓，分別在發電機額定電壓值的25、50、75、100等情況下檢查 一次設備的工作情況。5.2.3 檢查電壓回路和同期回路的電壓相序和相位應正確。5.3 電力系統對主變壓器沖擊合閘試驗5.3.1 發電機側的斷路器及隔離開關均已斷開。必要時可拆除主變壓器低壓側母線連接端子的接頭。5.3.2 投入主變壓器的繼電保護裝置及冷卻系統的控制、保護及信號。5.3.3 投入主變壓器中性點接地開關。5.3.4 合主變壓器高壓側斷路器，使電力系統對主變壓器沖擊合閘共5次，每次間隔約10min，檢查主變壓

37、器有無異狀，并檢查主變壓器差動保護及瓦斯保護的動作情況。5.3.5 在有條件時錄制主變壓器沖擊時的激磁涌流示波圖。6 水輪發電機組并列及負荷試驗6.1 水輪發電機組空載并列試驗6.1.1 檢查同期回路的正確性。6.1.2 以手動和自動準同期方式進行并列試驗。在正式并列試驗前，應先斷開相應的隔離開關進行模擬并列試驗，以確定自動同期裝置工作的準確性。6.1.3 正式進行手動和自動準同期并列試驗。錄制電壓、頻率和同期時間的示波圖。6.1.4 根據設計和電力系統的要求進行自同期并列試驗，錄制電力系統的周波、電壓、有功功率、無功功率及發電機定子、轉子電流示波圖。6.2 水輪發電機組帶負荷試驗6.2.1

38、水輪發電機組帶負荷試驗，有功負荷應逐步增加，并觀察各儀表指示及各部位運轉情況和各種負荷下尾水管補氣裝置工作情況。觀察并檢查機組在加負荷時有無振動區，測量振動范圍及其量值，必要時進行補氣試驗。6.2.2 機組帶負荷下調速系統試驗。對于轉槳式水輪機的機組應檢查調速系統的協聯關系是否正確。6.2.3 水輪發電機組帶負荷下勵磁調節器試驗： a發電機有功功率分別為0、50和100額定值下，按設計要求調整發電機無功功率從零到額定值。調節應平穩，無跳動； b在有條件時，可測定并計算水輪發電機端電壓調差率，調差特性應有較好的線性并符合設計要求； c有條件時，可測定并計算水輪發電機機端電壓靜差率，其值應符合設計

39、要求。當無設計規定時，對半導體型不應大于0.21：對電磁型不應大于1.030； d對于可控硅勵磁調節器，應分別進行各種限制器及保護的試驗和整定。6.2.4 機組突變負荷試驗。根據現場情況使機組突變負荷，其變化量不應大于額定負荷的25，并應自動記錄機組轉速、蝸殼水壓、尾水管壓力脈動、接力器行程和功率變化等的過渡過程，并選擇各負荷工況的最優調節參數。6.3 水輪發電機組甩負荷試驗6.3.1 甩負荷試驗前應具備下列條件： a將調速器的穩定參數選擇在空載擾動所確定的最佳值； b調整好測量機組振動、擺度、蝸殼壓力、機組轉速（頻率）、接力器行程發電機氣隙等電量和非電量的監測儀表； c所有繼電保護及自動裝置均已投入； d自動勵磁調節器的參數已選擇在最佳值。6.3.2 機組甩負荷試驗應在額定有功負荷的25、50、75和100下分別進行，按附錄A的格式記錄有關數值，同時應錄制過渡過程的各種參數變化曲線及