苍梧县丹竹二级水电站工程

机组启动试运行计划大纲

批准：王泽文

审核：黄昇

编写：曾少华

苍梧县大昌水电开发投资有限公司

二O一三年七月

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一、总则

1、丹竹二级水电站水轮发电机组启动试运行程序内容包括与机组有关的电气设备的起动、调整试验等项目。

2、机组试验项目是根据《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T8564-2003）、《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507-2002）所规定的试验及设备生产厂家技术要求制订；如有临时增加试验项目需取得机组启动委员会同意，才能进行试验。

3、机组启动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量， 为正常并网运行创造条件；对机组启动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除。

二、机组启动试运行前的检查

（一）引水系统的检查

1、进水口闸门、引水隧洞、压力前池、压力管道等水工建筑物应符合设计要求，所有杂物应清理干净。

2、引水系统的排水设施，包括管道、阀门、排水泵等必须处于能正常工作状态。

3、机组所有的水系统全部安装调试完毕，符合规程和设计要求，测量表计指示正确。

4、厂内的消防设施满足要求。

5、调速器安装调试完毕，导叶开、关灵活符合设计要求。

6、机组所有部件全部安装完毕，所有销钉、螺栓、螺母等已装齐全并全部紧固，牢固、可靠。

7、各转动部分间隙符合厂家的设计要求，机组内部已清扫干净，并经检查无遗物。

8、刹车制动闸灵活可靠。

9、发电机冷却水供水调试完毕，要求无渗漏，压力值达到设计要求。

10、与试运行有关的各种电气设备均安装完毕，按要求试验合格。 - 2 -

11、所有二次回路绝缘合格，各保护回路均已调试完毕，回路经总模拟试验，动作正确。电流、电压回路均经检查接线正确。

12、全厂接地工程施工完毕，接地电阻经测量符合设计要求。

13、全厂临时电源安全可靠，临时照明布置合理，光线充足。

14、厂内外通信电话应畅通，符合要求。

（二）水轮机的检查

1、水轮机转轮及所有部件已安装完工检查合格，施工记录完整，转轮与涡壳间隙已检查无遗留物。

2、主轴与发电机联轴器已安装完工，经检验调整达到设计要求。

4、推力轴承、前径向轴承、后径向轴承已检查合格，油位符合设计要求。

5、导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，导叶最大开度和关闭后的严密性已检验符合设计要求。

（三）调速系统检查

1、调速系统及其设备已安装完工，并调试合格。

2、调速器已安装完工并调试合格，工作正常。

3、进行调速操作灵活可靠。检查导叶开度、关闭符合设计要求。

4、事故停机自动关闭导叶设备已调试合格，紧急关闭时间初步检查导叶全开到全关所需时间，符合设计要求。

（四）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。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无杂物。

2、推力轴承、前径向轴承、后径向轴承油位处正常位置，符合设计要求。

3、、发电机的空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通无阻。

4、测量发电机工作状态的各种表计，调试、整定合格。

（五）励磁系统的检查

1、励磁屏设备安装完工试验合格，励磁连接线正确，检验合格。 - 3 -

2、励磁系统盘柜仪安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好。

（六）水系统的检查

1、各管道系统已安装，调试、检查完毕，管道及阀门无渗漏现象。

2、各表计检查正常。

（七）电气一次设备的检查

1、发电机主引出线，机端引出口的各种设备已安装完毕，检验、试验、调试合格。

2、各照明系统已安装、检查合格。

（八）电气二次设备的检查

1、机组电气控制和保护盘柜均已安装完毕，检查合格，控制电缆接线正确无误，连接可靠。

（九）蝴蝶阀的检查

1、蝴蝶阀及其设备已安装完工，并调试合格。

2、蝴蝶阀调试合格，充水前应处于关闭状态。

3、事故停机已调试合格，紧急关闭时间初步检查导叶全开到全关所需时间，符合设计要求。

以上各项确认全部已达到具备充水条件即可进行机组充水试验。

三、机组充水试验

（一）压力钢管和蜗壳充水

1、打开进水口闸门，向压力前池、压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查管道充水情况，检查钢管伸缩节的漏水情况。

2、开启机组蝴蝶阀向蜗壳充水，监测蜗壳的压力上升情况。检查蜗壳、水轮机、导水机构、主轴密封的漏水情况。观察压力表计的读数。

3、充水过程中，注意使蜗壳中的积气排出。

4、记录压力钢管与蜗壳的充水时间。

（三）充水平压后的观测检查和试验

1、进水口闸门进行启闭试验，闸门启闭应可靠、灵活。

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2、蜗壳充满水后，操作蝴蝶阀，检查阀体的启闭情况，记录开启和关闭时间。蝴蝶阀在静水中启闭应正常。

3、压力钢管充满水后对水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。

4、操作机组技术供水系统管路各阀门设备，检查技术供水系统各设备的工作情况。

四、水轮发电机组空载试运行

（一）、开机前的准备

1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。

2、主机周围场地已清理干净，通道畅通，照明充足，通讯指挥系统布置就绪，各部位运行人员已进入岗位。

3、上、下游水位已记录。各部原始温度已记录。

4、投入冷却水系统，水压、流量正常。

5、调速器处于准备工作状态，调速器处于“手动”位置。

6、发电机出口断路器断开。

7、拆除所有试验用的短接线及接地线。

8、外接标准频率表监视发电机转速。

9、发电机灭磁开关断开。

（二）、首次手动开机

1、手动开启机组导水叶，使机组启动，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无摩檫或碰撞情况。

2、确认各部位正常后，手动打开导叶，当机组转速升至50％ne时，

暂停升速观察各部位运行情况，无异常后升至额定转速，记录机组在此水头（上、下游水位）下的启动开度和空载开度。校验电气转速表应位于100％位置。

2、由专人负责监视轴承温度、振动、转速和水压等。记录轴瓦的温度，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置。

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3、观察机组各部位有无异常现象。如发现水轮机金属碰撞声、轴瓦温突然升高、机组振动过大等不正常现象应立即停机。

4、测量发电机残压及相序，相序应正确。

5、测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应满足厂家设计规定值。

（三）、机组空载运行下调速系统的试验

1、检查调速器测频信号应正常。

2、空载扰动试验应选择适当的调节参数，使之满足以下要求：

A、扰动量一般为± 8％。

B、转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％。

C、超调次数不超过两次。

D、从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合设计规定。

（四）、手动停机及停机后的检查

1、机组稳定运行至各部轴瓦温度稳定后，可手动停机。

2、手动操作停机，把导水叶开度减至0位置，当机组转速降至15％ne时可手动投入机械制动直至机组停止转动，解除制动装置使制动复位。

监视机组不应有蠕动。

3、停机过程中检查各部位轴承温度变化情况。录制停机转速和时间关系曲线。

4、停机后，根据情况确定是否关闭蝴蝶阀。

5、停机后检查各部位螺丝、销钉、锁片及键销是否松动或 脱落。

（五）、过速试验

1、手动开机，待机组运行至轴瓦瓦温稳定后进行过速试验。手动操作开大导叶使转速上升到额定转速的115%，观察测速装置的动作情况。如机组无异常，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值（即145％ne）。检验过速保护动作值，过速

过程应监视各部位的摆度、振动、轴瓦温度在过速前后的情况，手动停机后对机组进行全面检查。

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（六）、发电机升流试验

1、在发电机出口端设置三相短路线。

2、用厂用电提供励磁装置电源。投入水机保护回路。

3、手动开机至额定转速，机组各部分运转正常。

4、合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，绘制继电保护和测量表计向量图。

5、录制发电机三相短路特性曲线，检查碳刷及集电环工

作情况；跳灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。

6、测量发电机定子对地绝缘电阻、吸收比，应满足：

绝缘电阻值（换算100℃）：R≥9.5MΩ；

吸收比（40℃以下）：不小于1.6。

如不合格，则进行短路干燥。

7、升流试验合格后模拟水机事故停机，拆除发电机短路

点的短路线。

（九）、发电机升压试验

1、发电机保护装置投入。发电机断路器处于断开位置。

2、自动开机至额定转速，机组各部位运转正常后测量发

电机升流后的残压，并检查三相电压的对称性。

3、手动升压至额定电压，检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压回路侧相序相位和电压值应正确，保护装置工作正常，测量发电机电压。

4、在50％、100％额定电压下跳灭磁开关其灭磁情况应正常，测量灭磁时间常数。

5、录制发电机空载特性曲线。

6、当发电机的励磁电流升至额定值时测量发电机定子最高电压。对于有匝间绝缘的发电机，在最高电压下应持续5min。进行此项试验时，定子电压以不超过1.3倍额定电压为限。

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（十）、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验

1、在发电机额定转速下，励磁处于手动位置，检查手动控制单元调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20％，上限不得低于发电机空载励磁电压的110％。

2、检查励磁调节系统的电压调整范围，符合设计要求。测量励磁调节器的开环放大倍数。检查功率整流桥的均流和均压系数。

3、在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量，进行逆变灭磁试验。

（十一）、电力系统对主变压器冲击合闸试验

1、投入主变保护装置的控制、保护及信号。

2、投入主变中性点接地开关。

3、合上主变高压侧断路器，使电力系统对主变冲击合闸5次，每次间隔约10min，检查主变及其差动保护和瓦斯保护的动作情况。

4、模拟主变保护动作跳主变高压侧开关。

五、机组并列及负荷试验

（一）机组并列试验

1、1＃水轮发电机组的同期点为1＃发电机出口断路器。

2、检查同期回路的正确性。

3、模拟并列试验。

4、自动准同期并列试验。

（二）机组甩负荷试验 1、机组分别

在25％、50％、75％、100％额定负荷下分别进行甩负荷试验，按《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507－2002）附表A的格式记录有关数据。观察机组各部情况。

2、机组甩负荷时，检查调速系统的动态调节性能。

3、最大负荷下（不大于额定值）进行事故停机试验。

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（三）机组带负荷试验

1、机组带负荷试验与甩负荷试验应相互进行，机组带上负荷，检查机组及相关机电设备各部运行情况。观察并检查机组带负荷时有无振动区，观察水轮机装置工作情况。

2、机组带负荷下调速系统试验，检查导叶协联曲线是否正确。

3、机组负载情况下励磁调节器的调节范围应满足运行需

要，观察调节过程中负荷分配的稳定性，测定计算电压调差率。 六、72小时带负荷连续试运行

1、机组并入系统，升至最大负荷（但不得大于额定值），连续运行72小时，全面记录运行所有有关参数。

2、检查各保护工作应正常。

3、72小时连续试运行后，停机进行全面检查。消除并处理72小时试运行中所发现的缺陷。

七、机组移交

72小时完成后，移交相关运行记录，消除并处理完72小时试运行发现的缺陷，建设单位、监理单位验收，办理移交手续。

附件： 1、二级站开机发电并网操作票

2、二级站机组停机操作票

苍梧县大昌水电开发投资有限公司

二O一三年六月

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二级站开机发电并网操作票

操作票编号

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操作人： 监护人：

二级站机组停机操作票

操作票编号操作人： 监护人：

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第二篇：1#机组启动试运行大纲

三角滩水电站扩容工程

1＃机组启动试运行大纲

中水一局三角滩项目经理部

20xx年2月6日

目 录

1. 启动试运行大纲的编制依据………………………………3

2. 充水试验前应具备的条件…………………………………4

3. 充水试验……………………………………………………7

4. 机组首次开停机试验………………………………………8

5. 机组过速试验………………………………………………10

6. 自动开停机试验……………………………………………12

7. 发电机升流试验……………………………………………13

8. 发电机升压试验……………………………………………15

9. 主变与开关站升流试验……………………………………17

10. 主变与开关站升压试验……………………………………18

11. 线路受电与开关站受电试验………………………………19

12. 主变冲击试验………………………………………………21

13. 机组并网及带负荷、甩负荷试验…………………………22

14. 机组72小时试运行试验…………………………………..24

1．起动试运行大纲的编制依据

1.1 《水轮发电机组起动试验规程》（DL507-2002）

1.2 《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564-88）

1.3 《电气设备交接试验规程》（GB50150-91）

1.4 三角滩电站工程设计技术文件

1.5 三角滩电站工程设备生产厂家技术文件

1.6 施工现场的具体情况

1.7 我单位近年来的机组启动试运行的经验

1.8 三角滩电站工程的有关合同文件

2. 充水试验前应具备的条件

2.1 引水系统

2.1.1 1号机进水口工作门系统具备投入条件。

2.1.2 流道内杂物已清理干净，并经检查合格。

2.1.3 流道内各部位测压测流管路畅通完好。

2.1.4 蜗壳排水阀操作灵活可靠，并处于关闭状态。

2.1.5 蜗壳进人门、尾水管进人门充水前封盖完毕。

2.1.6 尾水闸门已安装调试完毕并处于关闭状态。

2.1.7 进水口拦污栅落下。

2.2 水轮机部分

2.2.1 导水叶处于全关位置，锁锭投入。

2.2.2 空气围带投入。

2.2.3 顶盖排水临时排水泵已备好。

2.2.4 压油装置安装调整完毕。

2.2.5 调速器静态调试已结束。

2.3 发电机

2.3.1 发电机内部清理干净。

2.3.2 上下导、推力轴承安装完毕。

2.3.3 机械制动调试完毕。

2.4 公用系统

2.4.1 压缩空气系统投入。

2.4.2 检修排水、渗漏排水系统投入。

2.4.3 技术供水系统已安装调试完毕。

2.4.4 水力量测系统安装完毕。

2.5 消防系统

1#发电机的消防设备具备投入条件。

2.6 电气一次设备

2.6.1 发电机电压配电装置已安装完毕。

2.6.2 主变压器已安装完毕。

2.6.3 高压柜设备安装结束。

2.7 厂用电及直流系统

2.7.1 厂用电0.4KV系统安装调试完毕，有关设备已投入运行。

2.7.2 220V直流系统投入运行。

2.8 电气二次与电气调试

2.8.1 机组自动化元件已整定完毕。

2.8.2 机组与辅助设备的常规测量信号系统已经形成。

2.9 照明与接地系统

2.9.1 主机间、中控室等重要部位的照明形成，满足运行条件。

2.9.2 全厂主接地系统已形成，接地电阻测试值满足设计要求。

2.10 试运行组织机构

2.10.1 试运行指挥机构已组建完毕，全体工作人员已挂牌上岗。

2.10.2 安装间及1#机各层场地，楼梯已清理干净，电话等指挥联络设施布置完毕。

3. 充水试验

3.1 试验内容与试验目的

3.1.1 进行压力钢管、蜗壳充水及尾水管充水。

3.1.2 检查流道与测流测压管路的密封情况。

3.2 试验条件

3.2.1 进水口检修门、尾水检修门处于关闭状态。

3.2.2 机组锁锭投入、风闸投入。

3.3 主要试验步骤

3.3.1 提进水口检修门向压力钢管充水。

3.3.2 充水至进水口检修门平压后，将其提起升至全开位置。

3.3.3 提尾水闸门向尾水管充水直至平压。

3.3.4 充水试验结束。

4. 机组首次开停机试验

4.1 试验内容与试验目的

4.1.1 以机械手动方式进行机组首次开停机，检查机组及辅属设备手动操作的灵活性与可靠性。

4.1.2 在动态情况下检查机组及辅属设备的制造与安装质量。特别是调速器的调节执行情况，检查转动部分的紧固程度，各部轴瓦的温升情况，以及机组各部的振动、摆度值。

4.1.3 进行调速器的手自动切换试验。

4.2 试验条件

4.2.1 尾水门、进口工作门已提至全开位置。

4.2.2 拔出接力器锁锭。

4.2.3 风闸已全部落下。

4.2.4 冷却水已投入。

4.2.5 交、直流电源可靠投入。

4.2.6 发电机电压配电装置已安装试验完毕。

4.2.7 主变压器设备已安装完毕。

4.2.8 发电机、主变、线路等微机继电保护装置调试结束，保护定值已整定。

4.2.9 励磁系统静态调试结束。

4.2.10 同期系统模拟试验结束。

4.2.11 有关设备操作完成。

4.3 主要试验步骤

4.3.1 现场手动打开导水叶，机组开始转动。

4.3.2 在低转速（20--30%ne）情况下，维持2-3分钟，检查机组有无异常。

4.3.3 无异常后，将机组稳定在额定转速运行。

4.3.4 检查转速测量装置的工作情况。

4.3.5 测量机组各部位振动、摆度值。

4.3.6 记录各部瓦温、油温、水温及冷却水压力值。

4.3.7 观察各油槽油位变化及甩油情况。

4.3.8 测量发电机残压、相序及频率。

4.3.9 进行调速器的手、自动切换试验。

4.3.10 机组正常运行，待各部瓦温稳定后，手动停机。

4.3.11 当转速降至30%ne时，手动投入机械制动。

4.3.12 停机后，全面检查转动部分有无异常。

4.3.13 首次开停机试验结束。

5．机组过速试验

5.1 试验内容与试验目的

5.1.1 进行调速器的空载扰动试验。

5.1.2 机组进行115%ne和145ne%的过速试验。

5.1.3 考验机组转动部分在过速状态下的机械强度。

5.1.4 检查测速装置的动作情况。

5.1.5 测量机组过速时各部的振动与摆度。

5.1.6 测量机组过速时的各部瓦温的上升情况。

5.2 试验条件

5.2.1 机组具备手动开机条件。

5.2.2 将机组过速接点自水机保护回路临时断开。

5.2.3 检测及试验人员准备完毕。

5.3 主要试验步骤

5.3.1 机组以手动运行方式启动并稳定运行。

5.3.2 将调速器切至自动方式运行，人工加入转速扰动量，进行空载扰动试验。

5.3.3 手动增大导叶开度，使机组转速上升至115%ne，测量各部振动与摆度，检查测速装置工作情况，监视各部瓦温。

5.3.4 升速至145% ne额定转速，检查过速接点的动作情况 ，测量机组振动与摆度。

5.3.5 手动将导叶全关。

5.3.6 手动加风闸，机组全停。

5.3.7 对各部进行全面彻底检查。

5.3.8 机组过速试验结束。

6. 自动开停机试验

6.1 试验内容与试验目的

6.1.1 进行调速器电气柜自动开停机试验。

6.1.2 进行机组现地LCU开停机试验。

6.1.3 进行计算机监控系统上位机开停机试验。

6.1.4 进行模拟事故停机试验。

6.1.5 检查计算机监控系统开停机流程的正确性与自动化元件的工作性能。

6.2 试验条件

6.2.1 调速器空载参数设定完毕。

6.2.2 有关设备操作完毕。

6.3 主要试验步骤

6.3.1 在调速器电气柜操作开机按钮、机组自动开机。

6.3.2 在调速器电气柜操作停机按钮，机组自动停机。

6.3.3 在现地LCU发出开机指令，机组以顺控开机方式完成开机流程。

6.3.4 测量机组各部位振动与摆度，记录各部温度。

6.3.5 在现地LCU发出停机指令，机组按顺控停机方式完成停机流程。

6.3.6 在中控室上位机发出开机令，机组以顺控方式开机。

6.3.7 在中控室上位机发出停机令，机组以顺控方式停机。

6.3.8 自动开机，模拟水机事故，机组按事故停机流程停机。

6.3.9 自动开停机试验结束。

7. 发电机升流试验

7.1 试验内容与试验目的

7.1.1 进行发电机升流试验，检查CT二次回路。

7.1.2 录制发电机三相短路特性曲线。

7.1.3 测量发电机额定电流时的轴电压。

7.1.4 检查灭磁开关的消弧情况。

7.1.5 录制发电机额定电流时的灭磁曲线。

7.1.6 检查机组厂用变、励磁变电流回路。

7.1.7 进行发电机短路干燥。

7.2 试验条件

7.2.1 有关运行设备操作完成。

7.2.2 发电机短路试验的短路线安装完毕。

7.2.3 有关保护投入。

7.2.4 发电机定子、转子对地绝缘电阻合格。

7.2.5 励磁系统他励电源已准备完毕，具备投入条件。

7.3 主要试验步骤

7.3.1 手动开机，机组升速至额定转速，并稳定运行。

7.3.2 采用他励电源供电，手动调节励磁电流，对发电机进行升流，使定子电流升至约25%额定电流，检查各组CT二次回路的工作情况。

7.3.3 升流至50%、75%、100%额定定子电流，检查CT回路的工作情况并绘制电流矢量图。

7.3.4 测量发电机额定电流时的轴电压。

7.3.5 测量发电机额定电流时的机组振动与摆度。

7.3.6 在各电流控制点跳灭磁开关，录制灭磁特性曲线。

7.3.7 零起升流，录制发电机短路特性曲线。

7.3.8 测量发电机定子对地绝缘电阻值，根据定子绝缘情况确定是否进行发电机短路干燥。

7.3.9 在主厂变低压侧设短路点，检查机端厂用变高低压侧CT回路的工作情况。

7.3.10 检查励磁变高低压侧CT二次回路的工作情况。

7.3.11 机组停机，拆除短路线。

7.3.12 发电机升流试验结束。

8. 发电机升压试验

8.1 试验内容与试验目的

8.1.1 进行发电机零起升压试验，检查一次设备的工作情况。

8.1.2 检查机端PT二次回路。

8.1.3 录制发电机空载特性曲线。

8.1.4 测量发电机额定电压下的轴电压。

8.1.5 观察灭磁开关的消弧情况并录制波形图。

8.1.6 测量额定励磁电流下的定子电压最大值（以1.3Ue为限）。

8.2 试验条件

8.2.1 机组具备自动开机条件,主变低压侧断路器断开.

8.2.2 发电机定转子、中性点、高压电缆及配电装置经检查无异常，对地绝缘合格，具备投运条件。

8.2.3 有关设备倒闸操作完成。

8.2.4 有关保护投入。

8.2.5 励磁他励电源准备完毕，励磁系统具备投运条件。

8.3 主要试验步骤

8.3.1 机组稳定运行。

8.3.2 对发电机零起升压至25%额定电压，测量机端PT二次回路电压与相位。

8.3.3 上述无异常后，分别升压至50%、75%、100%额定电压，观察发电机等一次设备工作情况。

8.3.4 测量发电机额定电压下的轴电压。

8.3.5 测量额定电压时的机组振动与摆度。

8.3.6 跳灭磁开关，录制各电压下的示波图。

8.3.7 零起升压，录制发电机空载特性曲线。

8.3.8 零起升压至额定励磁电流，测量最高定子电压（以1.3Ue为限）。

8.3.9 停机，对相关设备进行检查。

8.3.10 发电机升压试验结束。

9. 主变升流试验

9.1 试验内容与试验目的

9.1.1 用发电机作电源，升流至主变与开关站，观察主变工作情况。

9.1.2 检查各组CT二次回路的工作情况。

9.2 试验条件

9.2.1 有关保护投入。

9.2.2 他励电源及励磁系统具备投入条件。

9.3 主要试验步骤

9.3.1 机组手动方式运行。

9.3.2 在主变高压侧短路条件下对主变升流，升流至25%额定电流时，检查各组CT二次回路，确认无开路存在。

9.3.3 升流至50%额定电流，检查各组CT二次电流与相位，绘制电流失量图,检查主变保护装置的工作情况。

9.3.4 升流至100%额定电流，观察主变的运行情况。

9.3.5 主变升流试验结束，拆除短接线。

10. 主变升压试验

10.1 试验内容与试验目的

10.1.1 用发电机作电源，进行主变的零起升压试验。

10.1.2 观察主变的升压情况。

10.1.3 检查有关PT回路的电压与相位。

10.1.4 检查有关开关的同期回路。

10.2 试验条件

10.2.1 机组自动稳定运行。

10.2.2 有关设备的倒闸操作完成。

10.2.3 发电机、主变等有关保护投入。

10.2.4 他励电源具备投运条件。

10.3 主要试验步骤

10.3.1 利用发电机作电源，对主变等设备进行零起升压。

10.3.2 升压至25%额定电压时，检查各PT二次回路的工作情况。 10.3.3 继续升压至50%、75%、100%额定电压，观察主变的工作情况。

10.3.4 检查有关开关的同期回路。

10.3.5 主变升压试验结束。

11．主变冲击试验

11.1 试验内容及试验目的

11.1.1 利用系统电压进行主变冲击试验。

11.1.2 检查主变在冲击合闸情况下的机械强度与绝缘性能。

11.1.3 检查主变保护对励磁涌流的闭锁情况并录制主变激磁涌流波形。

11.2 试验条件

11.2.1 系统同意对主变进行冲击。

11.2.2主变保护投入。

11.2.3 主变低压侧断开。

11.3 主要试验步骤

11.3.1 利用主变高压侧断路器进行主变五次全电压冲击合闸，观察主变的工作情况。

11.3.2检查主变保护有无误动，合闸时录制激磁电流波形。 11.3.3 断开主变高压侧断路器。

11.3.4 按上述过程，在主变无异常情况下再冲击4次。

11.3.5 主变冲击试验结束，恢复接线。

12. 机组并网及带负荷、甩负荷试验

12.1 试验内容与实验目的

12.1.1 进行1#机组的模拟并网与正式并网。

12.1.2 机组带甩25%、50%、75%、100%额定负荷试验。

12.1.3 考验引水系统、1#机组在带、甩负荷时各部位的机械强度和工作情况。

12.1.4 测定甩负荷时机组转速升高率、蜗壳水压上升率,求取机组实际调差率，检查机组调速系统与励磁系统的自动调节质量，选择确定机组运行调节最佳参数。

12.1.5 进行调速系统、励磁系统的负载特性试验。

12.2 试验条件

12.2.1 有关设备的倒闸操作完毕。

12.2.2 发电机、主变等保护投运。

12.2.3 系统同意1#机组并网及带甩负荷。

12.2.4 机组与主变分别空载运行。

12.3 主要试验步骤

12.3.1 在主变高压侧刀闸和线路侧刀闸断开的条件下分别同期投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，机组模拟并网。

12.3.2 分别合主变高压侧刀闸和线路侧刀闸，投入主变高压侧断路器和线路侧断路器，1#机组以自动准同期方式正式并网。

12.3.3 1#机组带一定的有功和无功负荷运行。

12.3.4 进行调速器和励磁装置负载特性试验，选择运行调节参数。 12.3.5 机组甩25%额定负荷，测量甩负荷前后各有关参数，并进行计算和调整。

12.3.6 机组继续带负荷，分别进行50％、75%、100%负荷情况下的带甩试验，若届时水头或系统因素不能满足带甩100%负荷要求，则在当时最大可能负荷条件下进行此项试验。

12.3.7 进行励磁系统特性试验。

12.3.8 机组并网与带甩负荷试验结束。

13. 机组72小时试运行试验

13.1 试验内容与试验目的

13.1.1 进行机组72小时带负荷连续运行，考验引水系统及有关水工建筑、水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，考验电站设备的制造与安装质量，为机组能否投入电网正式运行得出结论。

13.1.2 进行低油压关机试验。

13.2 试验条件

13.2.1 机电设备均按正常方式投入运行。

13.2.2 1#机组空载稳定运行。

13.2.3 系统已安排好1#机组72小时试运行负荷。

13.3 主要试验步骤

13.3.1 1#机组自动准同期并网，开始进行72小时试运行。 13.3.2 根据系统命令，1#机组带一定的有功和无功负荷运行。 13.3.3 试运行人员定时记录机组运行有关参数及表计指示，定时巡检各机械、电气设备的运行情况。

134.3.4 72小时运行完成后，进行低油压关机试验，机组应紧急事故停机，同时解列，关闭进口闸门。

13.3.5 1#机组充水试运行试验全部结束，机组转检修状态，进行全面检查与消缺工作，待一切处理合格后，正式并网，移交电厂转入试生产。