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××水电站机组启动试运行方案1、机组启动试运行作业流程图l机组启动试运行前的检查l压力钢管及蜗壳充水l机组首次起动l调速器空载扰动试验l过速试验l自动开停机试验l发电机定子绕组的直流耐压试验l发电机升压试验l升压站升压试验l励磁装置试验l主变冲击试验l解并列试验l带负荷试验l甩负荷试验l低油压关机试验l事故配压阀动作关机试验l动水关闭电动蝶阀试验l72小时试运行l检修、开机移交2、作业方法及要求2.1机组起动试运行前的检查2.1.1作业方法在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的验收检查组对以下项目进行验收检查。2.1.1.1水轮机部分的验收检查；2.1.1.2调速系统的验收检查；2.1.1.3发电机部分的验收检查；2.1.1.4励磁系统的验收检查；2.1.1.5油、气、水系统的验收检查；2.1.1.6电气一次设备的验收检查；2.1.1.7电气二次设备的验收检查；2.1.2质量检验2.1.2.1检验依据有关厂家技术说明书和设计图纸《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-9217 《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000《三相同步电机试验方法》GB1029-1993《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-902.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录2.2压力钢管及蜗壳充水2.2.1作业方法2.2.1.1检查压力钢管、电动蝶阀、伸缩节、蜗壳等各连接螺栓应紧固，人孔门应关闭严密，并全关技术供水总阀。2.2.1.2全开全关电动蝶阀，应动作灵活，无卡堵现象；试验完毕后全关电动蝶阀主阀及旁通阀并投入锁定。2.2.1.3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。2.2.1.4投入发电机制动、使机组处于制动状态。2.2.1.5缓慢关闭前池冲沙闸门，使前池水流缓慢向压力钢管充水。注意监视电动蝶阀前压力表读数，检查压力钢管充水情况。2.2.1.6检查压力管道、电动蝶阀的漏水情况，无异后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。2.2.1.7蜗壳平压后，打开电动蝶阀，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，全开电动蝶阀，关闭旁通阀。2.2.2质量检验2.2.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第3.1条、第3.2条2.2.2.2检验方法和器具1).记录上游水位，检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。2).从电动蝶阀、伸缩节等处，检查蝶阀的漏水情况。3).目测检查蜗壳底座、蜗壳放空阀等处的漏水情况。4).检查前后墙板、导水机构和主轴密封漏水情况。5).检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。6).在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。7).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。2.3技术供水调试2.3.1作业方法2.3.1.1关闭各支路供水阀门，打开蝶阀前供水总阀，向技术供水系统总管充水。注意监视进出口水压力。2.3.1.2打开技术供水总管排污阀，排出管道内污物，待水质变清且无杂质流出后关闭排污阀。2.3.1.3机组技术供水总管充水运行稳定后，打开冷却水进水总阀和冷却水出水阀，然后缓缓开启冷却水进水总阀后的手动闸阀，使冷却水压力保持在0.25MPa左右。2.3.1.4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。17 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。2.3.2质量检验2.3.2.1检验依据《水利水电基本建设工程单元工程质量等级评定标准水力机械辅助设备安装工程》SDJ249.4-882.3.2.2检验方法和器具现场各部位目测检查。2.4首次起动2.4.1作业方法2.4.1.1确认机组充水过程中发现的问题已处理完毕。2.4.1.2发电机定转子空气间隙已用白布带拉过，并确认间隙中及其周围无杂物。2.4.1.3测量机组振动及摆度的表计已架设完毕。2.4.1.4发电机转子滑环上的碳刷已全部从刷握中拔出。2.4.1.5检查发电机出口断路器及刀闸已断开。2.4.1.6投入机组测温装置及瓦温保护。2.4.1.7将调速器油压装置及机组漏油装置切至自动运行位置。2.4.1.8将厂房渗漏排水泵控制切至自动运行位置。2.4.1.9将调速器电气开度限制置于零位后，打开油压装置至调速器机械柜的主供油阀。2.4.1.10在调速器柜旁严密监视频率表，监视机组启动及运行转速。2.4.1.11投入机组冷却水系统，并检查各部位水压正常。2.4.1.12拆除机组启动前各项试验用接地线和短接线。2.4.1.13手动退出刹车装置，确认发电机刹车装置已全部退出。2.4.1.14手动操作拔出调速器接力器锁锭。2.4.1.15手动开机操作：手动操作调速器，缓慢打开导叶，将机组转速升至25%nN左右，经检查无异常情况后，再将机组转速逐级升至50%、75%直至100%nN。每级作适当停留10分钟左右，检查有无异常情况。2.4.1.16机组起动升速过程中，如遇下列情况应立即停机：1）.机组内部出现异常响声（如金属撞击声等）；2）.机组推力轴承温度突然急剧上升；3）.推力轴承或导轴承油槽大量甩油；4）.机组振动、摆度值过大（或严重超标）；5）.危及机组安全运行的其它异常情况。2.4.1.17机组首次起动及空载运行中的监测与记录：1）.记录电站上、下游水位及导水叶的启动开度和空载开度。2）.记录机组各部轴承的运行温度：最初5min一次，半小时后每10min一次，1小时后每30min一次。3）.测量并记录机组各测点的振动与摆度值，校验振动摆度记录仪的接线正确性。4）.记录机组额定转速下的耗水量及水力测量系统各表计数值。5）.在机组额定转速下，测量发电机一次残压及相序。6）.用细砂布打磨转子滑环表面，清除表面污秽。8）.记录各轴承瓦温稳定后的油槽油位变化情况。2.4.1.18待瓦温稳定后，进行机组空转运行下调速系统的调整试验。2.4.1.19调速器的空载扰动试验：17 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±0.25%。2.4.1.20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。2.4.1.21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。2.4.1.22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。2.4.1.23在调速器调整试验做完后，手动停机，手动停机程序如下：1）.手动操作调速器，将导水叶逐步关至全关位置。2）.当机组转速降至15%nN-20%nN时，手动投入刹车装置。3）.机组全停后，检查轴封漏水情况。4）.投入接力器锁锭。5）.机组全停后手动操作退出刹车装置。6）.如机组停机时间较长，应手动操作关闭蝶阀。2.4.1.24机组首次停机后的检查与调整：1）.机组停机降速过程中，校核转速装置各定值的准确性，必要时应重新整定。2）.记录机组自额定转速降至15%nN及刹车投入至全停的时间。3）.停机后，监视各部轴承的油位变化。4）.检查机组各部位螺栓、销钉、锁片及键有否松动、脱落。5）.检查机组转动部分的焊缝有否开裂。6）.检查发电机挡风板、风圈、导风叶有否松动、断裂。7）.检查机组导叶的漏水量。8）.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。2.4.3质量检验2.4.3.1检验依据：《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.2条、第4.4条、第4.5条《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB9652-88《水轮机电液调节系统及装置技术规程》SD-295-88《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》DL496-922.4.3.2检验方法及器具瓦温：查看机组测温制动盘振动、摆度：察看机组测振、测摆盘和人工架百分表。调速器：调速器电调盘、专用调试软件、笔记本电脑。漏水量：超声波测流量屏转速：频率表残压：PT柜、万用表2.5过速试验2.5.1作业方法2.5.1.1机组过速试验应在机组振动、摆度符合制造厂设计规定后进行，否则，应先进行动平衡试验。17 2.5.1.2将转速继电器115%和140%（或按设计值）接点从水机保护回路中断开，只作用于信号。2.5.1.3做好测量过速前、过速时、过速后机组振动与摆度的准备。2.5.1.4设专人监视机械与电气过速装置动作情况。2.5.1.5手动开机至额定转速，使机组在额定转速下运行至瓦温稳定。2.5.1.6做115%额定转速试验：手动方式操作调速器，使机组转速升至115%nN，然后迅速降回至额定转速。2.5.1.7记录过速115%nN时及机组瓦温稳定后的机组振动摆度值，并与过速前的测量值进行比较。2.5.1.8做140%（或设计规定值）额定转速试验：1）记录过速前机组瓦温及振动与摆度值。2）改变相关参数设定，手动操作调速器开度限制，较快使机组转速升至140%nN（或设计规定值）。当机组转速达140%nN（或设计规定值）时，立即反向操作将机组转速降至额定值。3）当机组转速达140%nN（或设计规定值）时，检查机械及电气过速装置的动作情况。如过速装置未按整定值动作，则应手动方式停机。4）重做140%nN（或设计规定值）过速试验；如过速装置未能按整定值动作，应在停机后重调过速装置，然后重做该项试验。2.5.1.9机组过速试验中的监测与记录：1）手动开机升速过程中，监测机组转速信号装置，校核其整定值。2）记录过速115%nN和140%nN（或设计规定值）时的导叶开度。3）记录过速115%nN和140%nN（或设计规定值）时的机组流量。4）记录过速前后及过速时的机组振动与摆度值。5）记录过速前后各部轴承的瓦温及油位变化。6）将以上各记录填写入机组过速记录表中。2.5.1.10机组过速试验停机后的检查：a.检查发电机定子基础板状态有无变化。b.重点全面检查发电机转动部分的转子磁极键、磁轭键、阻尼环、磁极引线及磁极压紧螺杆等有无异常情况。c.按机组首次启动停机后的检查项目（2.4.2.9）对机组做全面检查。2.5.2质量检验2.5.2.1检验依据：《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.5条《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-882.5.2.2检验方法及器具瓦温：机组测温制动盘振动、摆度：机组测振、测摆盘和人工架百分表。转速：调速器电调柜、机调柜和LCU上的转速表或频率计，测速装置2.7.1发电机定子绕组的直流耐压试验：1）停机后，拆除设在机端的三相短路点（K1）。2）拆开发电机出口及中性点的连接，并使三相绕组间保持足够电气距离。3）耐压前分相测量三相定子绕组的绝缘电阻及吸收比（或极化指数）。4）接好耐压试验设备，按A、B、C三相分别进行耐压。耐压标准为3.0UN5）进行一相绕组耐压时，非被试两相绕组应短接并可靠接地。6）升压试验按0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0U17 N逐级加压，每级停留1min，测量每级泄漏电流。7）每相绕组耐压后，应充分放电，然后测量其绝缘电阻及吸收比（或极化指数）。8）发电机直流耐压试验完成后，恢复发电机接线。2.7.2质量检验2.7.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.7条《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程》DL490-92《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92《大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件》GB7409-87《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》SD299-882.7.3.2检验方法及器具测温：机旁测温制动盘电流：CT、励磁盘、电流表电压：励磁盘、电压表绝缘电阻：2500V兆欧表直流耐压：直流耐压仪2.8水轮发电机升压试验2.8.1作业方法2.8.1.1断开发电机出口断路器及其隔离刀闸。2.8.1.2投用发电机保护及水力机械保护。将发电机过压保护暂改为1.3UN，0.5秒。2.8.1.3投入机组振动摆度测量装置。2.8.1.4将调速器和其它辅机控制装置切至自动控制方式。2.8.1.5将励磁装置切手动位置，励磁调节器给定置于最低位置。2.8.1.6机组升压操作：1）开机并使机组运行至瓦温稳定。2）合发电机灭磁开关，手动操作电压给定缓慢升压。按25%、50%、75%、100%Un分级。各级做相应检查。2.8.1.7机组升压试验中的检测：1）检查各带电设备的运行情况。2）检查机端各电压互感器二次回路三相电压应平衡及相序正确。测量PT开口三角形电压输出值，在各PT间定相。3）测量PT二次回路各端子电压及电压表计指示的正确性。4）在100%UN时，测发电机轴电压及机组的振动、摆度值。2.9水轮发电机空载下励磁装置的调整和试验2.9.1作业方法2.9.1.1断开电机出口断路器及隔离刀闸。2.9.1.2投用机组水力机械保护。2.9.1.3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。2.9.1.4在励磁装置旁架设好试验录波仪及相应接线。2.9.1.5将发电机励磁装置恢复为永久自并励系统。2.9.1.6开机合发电机灭磁开关，投入励磁装置。2.9.1.7手动启励试验：17 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。2.9.1.8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。2.9.1.9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。2.9.1.10检查励磁调节系统的电压调节范围，应符合设计要求。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。2.9.1.11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。2.9.1.12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。2.9.1.13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。2.9.1.14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。2.9.2质量检验2.9.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.9条《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程》DL490-92《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92《大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件》GB7409-87《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》SD299-882.9.2.2检验方法和器具录波：电量记录分析仪、分析软件、笔记本电脑测电压：发电机出口PT柜、励磁盘、电压表测电流：励磁盘、电流表测频率：万用表2.10水轮发电机组带主变及高压配电装置升压试验2.10.1作业方法2.10.1.1水轮发电机组对主变压器及高压配电装置升压试验前的检查：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）根据主接线方式，确定升压路径并进行倒闸操作。2.10.1.2机组自动开机正常后，合灭磁开关。2.10.1.3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，监视厂变、主变运行状态。2.10.1.4检查主变、厂变、高压配电装置等带电设备的运行情况。17 2.10.1.5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。2.10.1.6检查完毕后，减磁降压。2.10.1.7模拟水机事故停机。2.10.2质量检验2.10.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第5.2条《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-93《静态继电保护和安全自动装置通用技术条件》DL478-92《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90制造厂保护装置安装调试使用说明书2.10.2.2检验方法和器具相序、相位、电压：用数字式相位表、PT二次侧和各保护盘上的微机保护装置校核、测量主变、厂用变、高压配电装置带电情况检查：现场观察、监听。2.11主变压器冲击试验2.11.1作业方法2.11.1.1发电机侧的隔离开关均已断开。2.11.1.2根据主接线方式确定主变高压侧的冲击路径和断路器。2.11.1.3投入发变组的继电保护及信号。2.11.1.4线路保护按系统调度要求进行投入或退出或临时整定2.11.1.5投入故障录波装置。2.11.1.6由系统送电至开关站冲击试验用断路器一端上。2.11.1.7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。2.11.1.8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。2.11.2质量检验2.11.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第5.3条《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-93《静态继电保护和安全自动装置通用技术条件》DL478-92《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148-90《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-912.11.2.2检验方法及器具主变压器有无异常：现场观察、监听主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况：在保护盘和瓦斯继电器上观察。2.12水轮发电机组并列试验2.12.1作业方法2.12.1.1检查同期回路的正确性2.12.1.2模拟并列试验：1）断开同期点断路器和相应的隔离开关。2）系统将电压送到同期点断路器的线路侧。3）机组自动开机至空载状态，并将电压送到同期点断路器的机组侧4）在机组LCU、开关站LCU的同期装置上进行手、自动并网试验。17 5）在自动方式下检查断路器合闸信号的导前时间应符合要求，检查同期指示表的正确性。2.12.1.3正式并列试验1）在模拟并列试验完成后，断开同期点断路器，机组降压灭磁。2）合上做模拟并列试验时断开的隔离开关。3）机组重新升压后，在机组LCU、开关站LCU的同期装置上进行手、自动正式并网试验。2.12.2质量检验2.12.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第6.1条2.12.2.1检验方法和器具录制电压、频率和同期时间的示波图：电量记录分析仪、笔记本电脑、调试软件、LCU盘同期装置2.13水轮发电机组带负荷试验2.13.1作业方法2.13.1.1投入发电机、变压器、高压配电装置及线路各种继电保护和自动装置（按调度通知执行），升压站运行方式按调度要求执行。2.13.1.2用上位机或机组LCU自动启动机组。2.13.1.3投入自动准同期装置，用发电机出口断路器实现机组并网。2.13.1.4手动操作使机组按25%、50%、75%、100%PN逐级带上负荷，应避开机组振动区。2.13.1.5机组带负荷试验中的检查：1）检查机组在各种负荷下的振动与摆度值。如负载情况下振动摆度值过大，则应做负载下的动平衡。2）检查机组各部轴承的瓦温及油温。3）在机组负荷逐级上升时，检查当时水头下机组负荷振动区。4）检查负荷下机组尾水补气区。5）测量机组在各种负荷下的耗水流量、记录上下游水位。2.13.1.6发电机负载工况下的调速器试验：1）用调整试验方法，选择调速器在发电机负载情况下的运行参数。2）检查发电机负载工况下调速器有功给定的响应能力及运行稳定性。3）发电机负载工况下，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。2.13.1.7发电机负载工况下的励磁试验：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。2.13.2质量检验2.13.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第6.2条《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程》DL490-9217 《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92《大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件》GB7409-87《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》SD299-88《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB9652-88《水轮机电液调节系统及装置技术规程》SD-295-88《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》DL496-922.13.2.2检验方法和器具调速器和励磁装置特性调试：制造厂专用调试软件，笔记本电脑，电量记录分析仪。2.14水轮发电机组甩负荷试验2.14.1作业方法2.14.1.1将调速器的PID参数选择在空载扰动所确定的最佳值。2.14.1.2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。2.14.1.3所有继电保护及自动装置均已投入。2.14.1.4自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。2.14.1.5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。2.14.1.6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。2.14.1.7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。2.14.1.8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。2.14.2质量检验2.14.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第6.3条《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程》DL490-92《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92《大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件》GB7409-87《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》SD299-88《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB9652-88《水轮机电液调节系统及装置技术规程》SD-295-88《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》DL496-922.14.2.2检验方法和器具调速器和励磁装置特性测试：制造厂专用调试软件，笔记本电脑，电量记录分析仪。瓦温：机组测温盘振动、摆度：机组测振、测摆盘和人工架百分表。17 压力、真空：压力表2.15调速器低油压关机试验2.15.1作业方法2.15.1.1事故低油压关机试验前的准备：1）检查机组事故低油压停机回路动作的正确性。2）将调速器油压装置切手动控制位置，并将压力油罐的压力及油位调至正常值。3）设专人监视压力油罐油压及油位的变化，并准备进行有关操作。2.15.1.2事故低油压关机操作程序：1）临时解除低油压关机接点。2）机组启动并网后，带上当时水头下最大负荷，并将油压装置切手动控制位置。3）在压力油罐上，缓慢打开放油阀，人为将油压降至低油压关机值。然后，关闭放油阀，停止放油，人为启动低油压关机信号作用于事故紧急关机。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。2.15.2质量检验2.15.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第6.3条《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB9652-88《水轮机电液调节系统及装置技术规程》SD-295-88《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》DL496-922.15.2.2检验方法和器具在油压装置及控制柜、调速器控制柜、机组LCU装置上手动操作。2.16事故配压阀动作关闭导水叶试验2.16.1作业方法2.16.1.1检查机组事故停机回路动作的正确性。2.16.1.2压力油罐的压力及油位应常。2.16.1.3机组启动并网后，带上当时水头下最大负荷。2.16.1.4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。2.16.1.5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。2.16.2质量检验2.16.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第6.3条《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-882.16.2.2检验方法和器具在事故配压阀上手动操作，并在机组LCU上监视停机状况。2.17动水关闭蝶阀2.17.1作业方法2.17.1.1机组启动并网后，带上当时水头下最大负荷。2.17.1.2在现地手动操作关闭蝶阀。2.17.1.317 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2.17.1.4电动蝶阀关闭过程中，应密切监视蝶阀的工作情况和阀体运行的稳定性。2.17.1.5记录蝶阀的关闭时间2.17.2质量检验2.17.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第6.3条《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88《大中型水轮机进水阀门基本技术条件》GB/T14478-932.17.2.2检验方法和器具在现地进行观察、监听。2.18水轮发电机组72h带负荷连续试运行2.18.1作业方法2.18.1.1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。2.18.1.2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。2.18.1.3根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。2.18.1.4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。2.18.1.572h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。2.18.1.6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。2.18.2质量检验2.18.2.1检验依据《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第7条《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88各专业施工及验收规范各制造厂的设备安装使用说明书2.18.2.2检验方法和器具在各部位、机旁和中控室计算机上监控、记录。3附表：根据各工程项目的情况，对附表（选自《水利工程质量管理文件选编》）予增减修改，提交监理审批后实施。17 机组充水试验单元工程质量评定表单位工程名称单元工程量分部工程名称施工单位单元工程名称、部位检验日期年月日项次检查项目质量标准检验记录结论1.尾水管充水过程中检查1.1止水面、真空破坏阀，主轴密封及观查孔门的渗漏情况应符合规定1.2尾水闸门渗漏情况应符合规定1.3尾水水位变化情况应符合规定2.蜗壳充水过程中检查2.1导叶轴套、前后墙板渗漏情况应符合规定2.2渗漏排水井水位变化应符合规定应符合规定2.3测量钢管伸缩节径向及轴向变形值并检查漏水情况应符合规定2.4电动蝶阀在静水下启闭试验时间应符合规定2.5轴封漏水情况应符合规定2.6前盖压力情况应符合设计要求检验结果共检验项，合格项，其中优良项，优良率%评定意见单元工程质量等级按启动委员会批准的试运行大纲完成试验和检查，机组无异常。主要数据。各项记录。各项试验的一次成功率为%测量人施工单位建设（监理）单位17 机组空载试验单元工程质量评定表单位工程名称单元工程量分部工程名称施工单位单元工程名称、部位检验日期年月日项次检查项目质量标准检验记录结论1、首次手动开机进行检查和测量1.1记录起动、空载开度及上下游水位应符合规定1.2测量各部轴承瓦稳、油温及水温，记录轴承油面波动情况应符合规定1.3测量滑环处摆度。测量支持盖、定子铁芯机座的振动值摆度应小于轴承间隙，振动值应符合“标准3”规定1.4记录水轮机各部压力值和真空值1.5测定油压装置油泵输油周期符合规定1.6测量手动运行时的机组周波摆动值符合规定1.7测量各相电压及相序符合规定1.8测量发电残压及相序符合规定1.9检查自动控制和温度巡检回路应正常工作1．10停机过程中检查转速继电器制动加闸整定值，记录加闸停机时间2．手动、自动切换试验2.1测定导叶接力器摆动值及摆动周期接力器应无明显摆动2．2在自动调节状态下，机组转速波动相对值测量不超过±0.25%3空载扰动试验检查转速最大超调量不超过扰动量的30%；超调次数不超过两次，调节时间应符合设计规定4机组过速试验应检查4.1测量机组各部摆度振动值应符合“标准3”规定4.2测量各部轴承温度应符合“标准3”规定4.3校核整定过速保护装置的动作值应符合设计规定4.4停机检查机组各部位应无异常55.1检查开、停机程序及时间应符合设计规定17 自动开机试验检查5.2高压油顶起装置应能自动投入及退出，油压正常5.3调速器及自动化元件动作应正确5.4制动系统检查能正确动作，可靠6发电机短路时的试验和检查6.1检查发电机保护及测量电流互感器二次电流三相应平衡，电气仪表指示正确，各继电器动作整定值正确6.2录制发电机三相短路特性，测量发电机轴电压应符合设计规定6.3测量灭磁开关的时间常数应符合设计规定6.4调差部分试验应符合设计规定6.5模拟机组电气事故停机动作程序应符合设计要求7发电机定子检查性直流耐压试验应符合“标准3”规定8发电机升压时的检查和试验应符合“标准3”规定9发电机单相接地试验保护继电器动作整定值正确10发电机空载时励磁调节器试验10.1励磁装置处于手动位置时的起励检查工作应正常，且符合设计要求10.2励磁装置手动和自动位置时的电压调整范围检查最底可调电压值应符合设计要求10.3各种工况下的稳定性和超调量的检查摆动次数一般为2-3次。电机励磁超调量一般不超过20%，可控硅励磁超调量一般不超过10%10.4测量励磁调节器的开环放大倍数应符合设计要求10.5在等值负载情况下录制励磁调节器各部特性应符合设计要求10.6测定发电机转速与电压的变化特性频率每变化1%时，其发电压变化：对半导体型，不超过额定电压的±0.25%；对电磁型，不超过额定电压的2%10.7可控硅励磁系统各种保护的模拟动作试验及调整动作应正确检验结果共检验项，合格项，其中优良项，优良率%评定意见单元工程质量等级按启动委员会批准的试运行大纲完成试验和检查，机组无异常。主要数据。各项记录。各项试验的一次成功率为%测量人施工单位建设（监理）单位17 机组并列及负荷试验单元工程质量评定表单位工程名称单元工程量分部工程名称施工单位单元工程名称、部位检验日期年月日项次检查项目质量标准检验记录结论1手动及自动准同期并列试验超前时间、调速脉冲宽度及电压差闭锁的整定值应符合设计要求，并动作正确可靠2机组负载下励磁调节器的试验检查2.1调节范围各种负载工况下满足运行要求2.2电压调差率应符合上了设计要求。调差率整定范围分档数不少10点，线性度较好2.3电压静差率应符合设计要求。半导体型不应大于0.2%-1%；电磁型不应大于1%-2%2.4可控硅励磁调节器保护整定试验应正确3机组带负荷及甩负荷试验（应按额定值25%、50%、75%、100%分别进行3.1机组运行应正常，各仪表指示正确3.2甩100%负荷时发电机电压超调量不大于额定值的15%-20%；调节时间不大于5s电压摆动次数不超过3-5次；超过额定转速3%以上的波峰不超过2次3.3校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率及机组转速上升率应符合设计要求3.4转速调节时间应符合设计要求3.5甩25%负荷时，接力器不动时间应符合设计要求3.6转浆式水轮机协联关系应符合设计要求3.7测量机组转动部分抬机情况应符合设计要求417 低油压关闭导叶试验停机程序及各部工作情况正常5事故配压阀关闭导叶试验停机程序及各部工作情况正常6动水下关闭主阀或快速工作门试验停机程序及关闭时间应符合设计要求7机组72h带额定负荷连续运行试验机组各部分性能及附属设备、电气设备的运行情况良好8机组调相运行试验检查消耗功率、发电与调相工况互相切换程序、供气情况、无功功率最大输出、主轴密封等应符合设计要求9机组成组运行试验负荷分配稳定性应符合设计及运行要求检验结果共检验项，合格项，其中优良项，优良率%评定意见单元工程质量等级按启动委员会批准的试运行大纲完成试验和检查，机组无异常。主要数据。各项记录。各项试验的一次成功率为%测量人施工单位建设（监理）单位17