灯泡贯流式水轮发电机组起动试验规程.doc

灯泡贯流式水轮发电机组起动实验规程1 范围本标准规定了单机容量2MW及以上和转轮直径2.5m及以上的灯泡贯流式机组起动试运营实验程序和规定,合用于水电站灯泡贯流式机组及相差设备的起动试运营实验与交接验收。其亿贯流式机组和单机容量小于2MW及转轮直径小于2.5m的灯泡贯流式机组可参照执行。2 规范性引用文献下列文献中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文献，其随后所有的修改单（不涉及勘误的内容）或修订版均不合用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文献的最新版本。凡是不注日期的引用文献，其最新版本合用于本标准。GB/T7409.3-1997 同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术规定GB8564 水轮发电机组安装技术规范GB/T9652.1-1997 水轮发电机组起动实验规程SDJ278-90 水利水电工程设计防火规范3 总则3.0. 1 灯泡贯流式机组及相差设备的安装应达成GB8564规定的规定,且施工记录完整.机组安装竣工、检查合格后应进行起动试运营实验，实验合格并交接验收后方可投入电力系统并网运营。3.0.2 除本标准规定的起动试运营实验项目以外,允许根据电站条件和设备制造特点适当增长实验项目,增长由方案由项目法人提出,并应符合设备采购和安装协议的规定。3.0.3机组及相差设备的安装单位可根据本标准规定,并结合机组设备的具体结构特点,对起动试运营实验项目作细化或调整其顺序,报机组起动验收委员会审议后实行。3.0.4机组的辅助设备、继电保护、自动控制、监控、量测系统以及与机组运营有关的各机械、电器设备、电气回路等，抱着应根据相应的专业标准进行实验和验收。3.0.5对机组起动试运营实验过程中出现的问题和存在的缺陷,应及时加以解决和消除,使机组交接验收后可长期、安全、稳定运营。3.0.6机组起动试运营实验过程中应充足考虑上、下游水位变动对库岸边坡稳定、库区河道航运及周边环境保护和植被生长的影响，保证试运营实验工作的正常进行。4 起动试运营前的检查4.1.1进水口拦污栅已安装调试竣工并清理干净检查合格,拦污栅差压测压头与量测仪表已安装竣工并检查合格。4.1.2进水口闸门门槽已清扫干净并检查合格。进水口闸门及其启闭装置均已安装竣工、检查合格并处在关闭状态。4.1.3进水流道导流板、转轮室、尾水管等过水通流系统均已施工安装竣工、清理干净并检查合格。所有安装用的临时吊耳、吊环、支撑等均已拆除。混凝土浇注孔、灌浆孔、排气孔等已封堵。测压头已装好，测压管阀门、量测表计均已安装。发电机盖板与框架已把合严密，所有进人孔（门）均已封盖严密。4.1.4 进水流道排水阀、尾水管排水阀启闭情况良好并处在关闭位置。4.1.5尾水闸门门槽及其周边已清理干净，尾水闸门及其启闭装置已安装竣工并检查合格。在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好。尾水闸门处在关闭状态。4.1.6电站上、下游水位量测系统已安装调度合格，水位信号远传对的。4.2 水轮机的检查4.2.1水轮机转轮已安装竣工并检查合格。转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，且无遗留杂物4.2.2导水机构已安装竣工、检查合格，并处在关闭状态，接力器锁锭投入。导叶最大开度和导叶立面、端面间隙及压紧行程已检查，并符合设计规定。4.2.3主轴及其保护罩、水导轴系统已安装竣工，检查合格，轴线调整符合设计规定。4.2.4主轴工作密封与检修密封已安装竣工，检查合格，密封自流排水管路直通。检修密封经漏气实验合格，充水前空气围带处在充气状态。4.2.5各过流部件之间（涉及转轮室与外导环、外导环与外壳体、内锥体与内导环、内导环与内壳体等）的密封均已检查合格，无渗漏情况。所有分瓣部件的各分瓣法兰均已把合严密，符合规定规定。4.2.6伸缩节间隙均匀，密封有足够的紧量。4.2.7各重要部件联接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计规定，各联接件的定位销已按规定所有点焊牢固。4.2.8受油器已安装完毕，经盘车检查，其轴摆度合格。4.2.9各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种信号器、变送器均已安装竣工，管路、线路连接良好，并已清理干净。4.2.10水轮机其他部件也已安装竣工，检查合格。4.3 调速系统的检查4.3.1调速系统及其设备已安装竣工,并调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各表计、阀门、自动化元件均已整定符合规定。4.3.2压力油罐安装阀按规程规定已调整合格，且动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运营正常，无异常振动和发热，主、备用泵切换及手动、自动工作正常。集油箱油位信号器动作正常。高压补气装置手动、自动动作对的。漏油装置手动、自动调试合格。4.3.3手动操作将油压装置的压力油通向调速系统管路，检查各油压管路、阀门，接头及部件等均应无渗油现象。4.3.4调速器的电气-机械/液压转换器工作正常。4.3.5进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、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等三者的一致性。录制导叶开度与接力器行程的关系曲线，应符合设计规定。4.3.6重锤关机等过速保护装置和分段关闭装置等均已调试合格，分别用调速器紧急关闭和重锤关机办法初步检查导叶全开到全关所需时间。4.3.7锁锭装置调试合格，信号指示对的，充水前应处在锁锭状态。4.3.8由调速器操作检查调速器柜和受油器上的桨叶转角指示器的开度和实际开度的一致性。模拟各种水头下导叶和桨叶协联关系曲线。4.3.9对调速器自动操作系统进行模拟操作实验，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。4.3.10机组测速装置已安装竣工并调试合格，动作接点已按规定初步整定。4.4 发电机的检查4.4.1 发电机整体已所有安装竣工并检查合格.发电机内部已进行彻底清扫,定、转子及气隙内无任何杂物。4.4.2正反向推力轴承及各导轴承已安装调试竣工，检查合格。4.4.3各过流部件之间（涉及定子机座与管形座内壳体、定子机座与冷却套等）和各分瓣部件的法兰面的密封均已检查合格，符合规定规定。4.4.4空气冷却器已检查合格，水路畅通无阻，阀门无渗漏现象。冷却风机、除湿器、电加热器已调试，运营及控制符合设计规定。 4.4.5发电机内灭火管路、火灾探测器、灭火喷嘴已检查合格。管路及喷嘴经手动动作准确，通过压缩空气实验畅通无阻。4.4.6发电机制动闸与制动环间隙合格，风闸吸尘装置动作准确。机械制动系统的手动、自动操作已检查调试合格，动作正常，充水前风闸处在制动状态。4.4.7发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检查并调试合格。4.4.8发电机灯泡体内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已检查合格，处在正常工作状态。灯泡体内外所有母线、电缆、辅助线、端子板、端子箱均已检核对的无误。4.4.9发电机水平支撑和垂直支撑已检查合格。4.410测量发电机工作状态的各种表计、振动摆度传感器、轴电流监测装置、气隙监测装置、局部放电监测仪等均已安装竣工，调试整定合格。4.411 爬梯和常规及事故照明系统已安装竣工，检查合格。灯泡体内已清扫干净，设备的补漆工作已完毕并检查合格。4.5 励磁系统的检查4.5.1励磁盘柜已安装竣工检查合格，回路已做耐压实验合格。4.5.2励磁电源变压器已安装竣工检查合格，高、低压端连接线已检查，电缆已检查合格，耐压实验已通过。4.5.3励磁调节器及功率柜经开环调试，有关的整定工作已完毕。4.5.4 励磁动力柜通风系统已安装完毕，检查合格。4.6 油、气、水系统的检查4.6.1全厂透平油、绝缘油系统已投入运营，能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。4.6.2轴承高位油箱、轮毂高位油箱、轴承回油箱、漏油箱上各液位信号器已调整，油位符合设计规定，接点整定值符合设计规定。各油泵电动机已做带电动作实验，油泵运转正常，主、备用切换及手动、自动控制工作正常。电加热器检查合格。4.6.3正反向推力轴承及各导轴承润滑油温度、压力、油量检测装置已调试合格，整定值符合设计规定。4.6.4导轴承的调压油顶起装置已调度合格，压力继电器工作正常，各单向阀及管路阀门均无渗油现象。高压油顶起系统手动、自动控制正常。4.6.5全厂高、低压空气压缩机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常。整定值符合设计规定。4.6.6所有高、低压空气管路已分别分段通入压缩空气进行漏气检查合格。4.6.7机组冷却、主轴密封等技术供水系统管路、过滤器、阀门、表计、接头等均已安装竣工、检查合格。4.6.8主轴密封水的水质已检查满足设计规定，水压、水量已调整至设计允许的范围内。4.6.9对于采用二次冷却的机组，各循环水泵、压力及流量检测元件已安装调试合格，油冷却器支路和空气冷却器支路各自水量、水压满足设计规定。均衡水箱水质符合规定，液位计调试合格，水位正常。各水泵运转正常并处在设定工作状态。4.6.10厂内渗漏排水、检修排水系统及灯泡体内排水系统经合页检查合格。各排水泵、排水阀手动及自动工作正常。水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计规定。4.6.11各管路、附属设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。4.7 电气一次设备的检查4.7.1发电机主引出线、机端引出口处及灯泡体内的电压、电流互感器等设备已安装竣工并检查合格。中性点引出线及电流互感器、中性点消弧线圈均已安装完毕并调试合格。4.7.2发电机断路器、隔离开关、电制动开关等已安装检查合格。4.7.3发电机电压母线及其设备已所有安装竣工检查并实验合格，具有带电实验条件。4.7.4主变压器已安装竣工调度合格，分接开关置于系统规定的给定位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调度合格，事故排油系统、灭火消防系统以及周边安全保护措施符合设计规定，具有带电实验条件。4.7.5相关厂用电设备已安装竣工并检查合格，已投入正常工作并至少有两路独立的电源供电。备用电源自动投稿装置检查合格，工作正常。4.7.6与本机组发电有关的调压配电装置设备、回路设备及母线、连接线等均已安装竣工，检查合格。高压断路器已调度合格。4.7.7全厂接地网和各设备接地已检查，接地连接良好。接地网测度井已检查。总接地网接地电阻和升压站的接触电位差、跨步电位差已测试，符合规定值的规定。4.7.8厂房相关照明已安装，重要工作场合、交通道和楼梯间照明已检查合格。事故照明已检查合格。油库、蓄电池室等防爆灯已检查合格。事故交通安全疏散指示牌已检查合格。4.8 电气二次系统及回路的检查4.8.1机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装竣工检查合格机组现地控制单元等均已安装竣工，调试合格。4.8.2中央控制室的返回屏、控制台、计算机监控系统及其电源等全厂集中监控设备均已安装竣工检查合格。4.8.3直流电源系统设备已安装竣工检查合格，并投入正常工作。逆变装置及其回路已检查合格。4.8.4下列电气操作回路已检查并作模拟实验，已验证其动作的准确性。a) 尾水闸门手动、自动操作回路；b) 机组水力机械自动操作回路（含重锤关机、高压油顶起等回路）；c) 机组调整系统自动操作回路；d) 发电机励磁操作回路；e) 发电机断路器、电制动开关操作回路；f) 直流及中央音响信号回路；g) 全厂公用设备操作回路；h) 机组同期操作回路；i) 备用电源自动投入回路；j) 开关站高压断路器及隔离开关的自动操作回路；k) 厂用电设备操作回路。4.8.5电气二次的电流回路和电压回路完毕通电检查之后，下列继电保护回路及仪表测量回路已进行模拟实验，已验证动作的准确性。a) 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) 高压母线继电保护回路；d) 送电线路继电保护与故障录波回路；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。4.8.6 与该机组起动实验相关的通讯设施已安装调试完毕，各通讯方式能满足电站生产调度的需要。厂内各部位通讯、联络信号检查合格，准确可靠，回路畅通。4.9 消防系统的检查4.9.1与该机组起动实验相差的主、副厂房各部位的消防系统管路或消防设施已安装竣工检查合格，符合消防设计规定，并通过消防部门验收。4.9.2全厂消防供水水源可靠，管道畅通，江河日下水压满足设计规定。4.9.3主变压器喷雾系统已安装调试合格，并经实际喷射实验，各项操纵杆符合sdj278-90或设计规定。4.9.4全厂火灾报警与联动控制系统已安装调试合格，并通过消防部门验收。5 充水实验5.1充水条件5.1.1确认坝前水位已蓄至最低发电水位。5.1.2确认进水口闸门、尾水闸门处在关闭状态。确认各进人门已关闭牢固，各检修排水阀门已处在关闭状态。确认调速器，导水机构处在关闭状态，接力器锁锭已投入。确认空气围带、制动器处在投入状态。5.1.3确认电站厂房检修、渗漏排水系统运营正常。5.2 尾水流道充水5.2.1运用尾水倒灌方式向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进人门，伸缩节、主轴密封及空气围带、测压系统管路的漏水情况，记录测压表计的读数。5.2.2充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，保证厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水进行解决。充水过程中应检查排气情况。5.2.3待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。5.2.4以手动或自动方式做尾水闸门在静水中启闭实验，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。作远方启闭操作实验，闸门应启闭可靠，位置指示准确。5.2.5对于设有事故紧急关闭尾水闸门的操作回路，则应在闸门控制室的操作柜、机旁盘和电站中央控制室分别进行静水中紧急关闭尾水闸门的实验，检查油压启闭机或卷扬启闭机离心制动的工作情况，并测定关闭时间。5.3 进水流道充水5.3.1缓慢地打开进水闸门或充水阀，向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检查灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构及各排水阀等的漏水情况。5.3.2观测各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表读数。5.3.3充水过程中，检查流道排气是否畅通。5.3.4待充水至与上游水位平压后，将进水闸门提起。5.3.5观测厂房内渗漏水情况及渗漏排水泵排水能力和运转可靠性。5.3.6将机组技术供水管路系统的阀门打开，启动供水泵，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、接头法兰漏水情况。6 空载试运营6.1 起动前的准备6.1.1主机周边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,通讯指挥系统布置就绪,各部位运营人员已到位。振动、摆度等测量仪器、仪表已调整就位。6.1.2确认充水实验中出现的问题已解决合格。6.1.3机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵按自动控制方式运营正常，压力、流量符合设计规定。测压装置和漏油装置油泵牌自动控制位置运营正常。6.1.4高压油顶起系统、机组制动系统处在手动控制状态。6.1.5检修排水系统、渗漏排水系统和高低压压缩空气系统按自动控制方式运营正常。6.1.6上、下游水位已记录。各部原始温度已记录。6.17水轮机主轴密封水投入，空气围带排除气压，制动器复归（确认风闸已所有复位），转动部件锁锭已拔出。6.1.8起动高压油顶起装置油泵，确认机组大轴能正常顶起。6.1.9调速器处在准备工作状态，并符合下列规定：a) 油压装置至调速器的主油阀阀门已启动，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；b) 调速器的滤油器位于工作位置；c) 调速器处在“手动”位置；d) 调速器的导叶开度限制位于全关位置；e) 调速器的速度调整机构位于额定转速位置（若有此机构时）；f) 永态转差系数可调整到2%4%之间。6.1.10与机组有关的设备庆符合下列规定：a) 发电机出口断路器、灭磁开关断开；b) 发电机功率转子集电环碳刷拔出（有必要时）；c) 水力机械保护和测量装置已投入；d) 拆除所有实验用的短接线及接地线；e) 外接标准频率表或其它测速装置监视发电机转速；f) 电制动停机装置短路开关处在断开位置；g) 机组现地控制单元已处在正常工作状态。6.2 初次起动实验6.2.1拔出接力器锁锭，起动高压油顶起装置。6.2.2手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组开始转动后，将导叶关回，由各部观测人员检查和确认机组转动与静止部件之间无摩擦或碰撞情况。记录机组的起动开度。6.2.3确认各部正常后，手动打开导叶起动机组。当机组转速升至接近额定转速的50%时可暂停升速，观测各部无异常后继续升速，使机组在额定转速下运营。6.2.4当机组转速升至额定转速的80%或设计规定值后，可手动切除高压油顶起装置，并校验电气转速继电器相应的接点。当机组转速达成额定值时，校验电气围带表应指示对的。记录当时水头下机组的空载开度。6.2.5在机组升速过程中应派专人严密监视推力瓦和各部导轴瓦的温度，不应有急剧升高及下降现象。机组起动达成额定转速后，在半小时内，应每隔5min测量记录，之后可适当延长时间间隔，并绘制推力瓦和各导轴瓦的温升曲线。空载运营4h6h以使油温稳定，记录稳定的轴承温度值此值不应超过设计规定值。记录各轴承的油流量、油压和油温。6.2.6机组起动过程中，庆密切监视各部位运转情况，如发钞票属碰撞或摩擦声、推力瓦和导轴瓦温度忽然升高、机组摆度过大等不正常现象则应立即停机检查。6.2.7监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，有条件时可观测、记录水封漏水情况。6.2.8记录所有水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数（如发电机气隙监测、水轮机流量差压监测、上下游水位差压监测、机组振动摆度监测等）。6.2.9有条件时，应测量并记录机组水导、发导等部位的运营摆度，其值应符合设计或协议的规定。6.2.10测量并记录机组各部位振动，其值应达成表1的规定。否则，应按有关规定进行动平衡实验。 表1 灯泡贯流式机组各部位扰动允许值（双振幅）序号项目额定转速（r/min）100100振动允许值(mm)1推力轴承支架的轴向振动0100082各导轴承支架的径向振动0120103灯泡头的径向振动0120106.2.11测量发电机一次残压及相序，相序应对的。观测其波形应完好。6.3空载运营下调整系统的调整实验6.3.1检查调速测频信号，其波形应对的，幅值符合规定6.3.2电液转换器或电液伺服阀活塞的振动应正常。采用伺服电机或步进电机的，应调整好电机工作范围，使其工作正常。6.3.3频率给定的调整范围应符合设计规定。6.3.4进行手动和自动切换实验时，接力器应无明显摆动。6.3.5按下列规定做调速器扰动实验，找出空载运营的最佳参数并记录。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值不超过0.25%。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） 调节时间应符合规程或设计规定。6.3.6 记录油压装置油泵向压力油罐送油的时间及工作周期。在调速器自动运营时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。6.4 停机过程及停机后的检查6.4.1手动起动高压油顶起装置，操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20%30%或设计规定值时，手动投入机械制动装置，直至机组停转后，手动切除高压油顶起装置。制动闸在停机状态也保持投入。6.4.2停机过程中应检查下列各项：a) 监视各轴承温度变化情况；b) 检查转速继电器的动作情况；c) 录制转速和时间关系曲线；6.4.3停机后投入接力器锁锭和检修密封，关闭主轴密封润滑水。6.4.4停机后的检查和调整：a) 各部位螺丝、销钉、锁片及键是否有松动或脱落；b) 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；c) 检查发电机挡风板、挡风圈等是否有松动或断裂；d) 检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性；e) 在相应水头下，调整开度限制机构及相应的空载开度接点。6.5过速实验及检查6.5.1将测速装置各级过速保护接点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况。6.5.2投入导叶和桨叶的自动协联装置。6.5.3以手动方式开机使机组达成额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制机构的开度继续加大，使机组转速上升到电气转速信号装置各级保护动作整定值，调整其相应的转速接点，然后继续将转速升至设计规定的机械过速保护整定点，校验其动作值。6.5.4过速实验过程中应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，监视是否有异常响声。6.5.5过速实验停机后应进行如下检查：a) 全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等；b) 同前节6.4.4条规定的a.b.c.d.项检查项目。6.6无励磁自动开机和自动停机实验6.6.1对于具有常规控制、计算机监控等多种控制方式的机组，每种控制方式均应进行此项实验。6.6.2自动开机前应确认：a) 调速器处在“自动”位置，功率给定置于“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；b) 确认高压油顶起装置在自动状态，确认润滑油系统等机组各辅助设备均处在自动状态。c) 确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具有。6.6.3自动开机，检查或记录下列各项：a) 检查自动开机程序及各自动化元件动作是否对的，检查技术供水等辅助设备的投稿情况；b) 检查高压油顶起装置的动作和油压等工作情况；c) 检查电气液压调速器动作情况；d) 记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间；e) 记录自发出开机脉冲至机组达成额定转速的时间；f) 检查测速装置的转速接点动作是否对的。6.6.4自动停机，检查或记录下列各项：a) 检查自动停机程序及各自动化元件动作是否对的;b) 记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间;c) 记录自制动闸加闸至机组全停的时间;d) 检查洞装置的转速接点及调速器动作是否对的;e) 当机组转速降至设计规定转速时,高压油顶起装置应能自动投入.当机组停机后应能自动停止高压油顶起装置,制动闸保持投入状态。6.6.5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对的性与可靠性。检查各部位事故紧急停机按钮动作的可靠性。6.7升流实验6.7.1发电机升流实验应具有的条件：a) 在发电机出口端已设立可靠的三相短路线，假如三相短路点设在发电机断路器外侧，则应采用措施防止断路器跳闸；b) 用厂用电源提供主励磁装置电源；c) 投入机组水机保护装置。6.7.2手动开机至额定转速，机组各部位运转应正常。6.7.3手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查表发电机各电流回路的对的性和对称性。6.7.4检查继电保护电流回路的极性和相位，必要时绘制向量图。升流检查各继电保护动作整定值和测量表计动作的对的性。6.7.5录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量机组的振动和摆度。检查碳刷及集电环工作情况。6.7.6在发电机额定电流下,跳开灭磁开关检查灭磁和消弧情况是否正常,录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图。6.7.7用2500V兆欧表测定定子绕组对地绝缘电阻和吸取比，应满足GB8564的规定，否则应进行干燥解决。6.7.8升流实验合格后一般应作模拟滤油机事故停机，并拆除发电机短路点的路线。6.8升压实验6.8.1发电机升压实验应具有的条件：a) 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；b) 发电机振动、摆度及气隙监测装置投入，定子绕组局部放电监测系统投稿并开始记录局部放电数据（若已安装该系统）。c) 发电机断路器在断开位置，或与主变压器低压侧的连接端已断开。6.8.2自动开机至额定转速后机组各部运营应正常。测量发电机电压互感器二次侧残压，并检查其对称性。6.8.3手动升压至25%额定电压值，并检查下列各项：a) 发电机及其引出线、断路器、分支回路设备等带电设备是否正常；b) 机组运营中各部扰动及摆度是否正常；c) 电压回路二次侧相序、相位和电压值是否对的。6.8.4继续升压至发电机额定电压值，并检查6.8.3条规定的各项。6.8.5在发电机额定转速下的升压过程中，检查低电压继电器和过电压继电器工作情况，在额定电压下测量发电机轴电压，检查轴电流保护装置情况。6.8.6零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。6.8.7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。对于有匝间绝缘的电机，在最高电压下应连续5min实验时，定子电压以不超过1.3倍额定电压为限。6.8.8由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。6.8.9分别在50%、100%额定电压下，跳开灭磁开关检查灭磁及消弧情况，录制示波图。6.8.10发电机单相接地实验和消弧线圈补偿实验。a) 在机端设立单相接地点，断开消弧线圈，升压至50%定子额定电压，测量定子绕组单相接地时的电容电流，观测保护装置工作情况；根据保护规定选择中性点消弧线圈的分接头位置；b) 投稿消弧线圈，升压至100%额定电压，测量补偿电流和残余电流，并检查保护信号。6.8.11进行机组电制动实验，投入电制动的转速、投入电气与机械联合制动的转速、总制动时间应满足设计规定。6.9空载下励磁调节器的调整和实验6.9.1进行可控硅励磁调节器的自动起励实验室。6.9.2检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计规定。自动励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70%110%范围内进行稳定且平滑地调节。6.9.3在发电机额定转速下，起励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额定励磁电压的110%。6.9.4测量励磁调节器的开环放大倍数值。录制和观测励磁调节器各部特性。对于可控硅励磁系统，还应在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，其值不应低于0.85。6.9.5分别在发电机空载状态下，检查励磁调节器投入、上下限调节、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在发电机空载且转速在额定转速的95%100%范围内，忽然投入励磁系统，使发电机端电压从零上升至额定值时，电压超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5s。6.9.6在发电机安全规范状态下，人工加入10%阶跃量干扰，检查自动励磁调节器的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计规定。6.9.7带自动励磁调节器的发电机电压_频率特性实验,应在发电机空载状态下,使发电机转速在额定转速的范围内改变,测定发电机端电压变化值,录制发电机电压_频率特性曲线。频率每变化1%，自动励磁调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的0.25%。6.9.8可控硅励磁调节器应进行低励磁、过励磁、电压互感器断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作实验，其动作应对的。6.9.9对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，应进行逆变灭磁实验并符合规定。7带主变压器及高压配电装置实验7.1短路升流实验7.1.1短路升流实验条件：a) 主变压器高压侧及高压配电装置的适当位置，已设立可靠的三相短路点；b) 投入发电机继电保护、自动装置和主变压器冷却以驻控制信号回路。7.1.2开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，并检查主变压器、母线和线路保护等的电流及性和相位，必要时绘制向量图。7.1.3前项检核对的后投入主变压器高压引出线和母线的保护装置。7.1.4升流实验结束后模拟主变压器保护动作，检查跳闸回路是否对的，相关断路器是否可靠跳闸。7.2升压实验7.2.1拆除主变压器高压侧及高压配电装置各短路点的短路线。7.2.2手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25%、50%、75%100%等情况下检查一次设备的工作情况。7.2.3检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应对的。7.3电力系统对主变压器冲击合闸实验7.3.1在系统电源对送出线路送电后，运用系统电源对高压配电装置母线进行冲击，检查应无异常并使其受电。7.3.2发电机侧的断路及隔离开关均已断开。7.3.3投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号。7.3.4投入主变压器中性点接地开关。7.3.5合主变阻器高压侧断路器，运用电力系统电源对主变压器冲击合闸五次，每次间隔约10min，检查主变压器有无异状，并检查主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况。7.3.6有条件时录制主变压器冲击时的激磁涌流示波图7.3.7额定电压为110KV及以上、容量为15MVA及以上的变压器，冲击实验前、后应对变压器油作色谱分析。8并列及负荷实验8.1并列实验8.1.1选择同期点及其断路器，检查同期回路的对的性。8.1.2断开同期点隔离开关，分别以手动和自动准同期方式进行机组的模拟并列实验，以确认同期装置工作的准确性。8.1.3进行机组的手动和自动准同期正式并列实验，录制电压、频率和同期时间的示波图。8.1.4以上模拟并列实验与正式并列实验应分别对各同期进行（设计有规定期）。8.2带负荷实验8.2.1灯泡贯流式机组带负荷实验应结合甩负荷实验进行。电力系统允许时，可按额定负荷的25%、50%、75%和100%依次进行机组的带负荷和甩负荷实验。8.2.2带负荷实验时有功负荷应逐级级增长，并观测和记录机组各部位运转情况及各仪表指示。观测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。检查发电机、变压器、母线及线路保护的对的性。8.2.3进行机组带负荷下调速系统实验。检查在速度和功率控制方式下，机组调节和互相切换过程的稳定性。检查调速系统协联关系的对的性。8.2.4机组带负荷下应进行励磁调节器实验：a) 有条件时，在发电机有功功率分别为0%、50%和100%额定值下，按设计规定调整发电机无功功率从零到额定值。调节应平稳，无跳动；b) 有条件时，可测定并计算水轮发电机端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计规定；c) 有条件时，可测定并计算水轮发电机调压静差率，其值应符合设计规定。当无设计规定期， 对电子型不应大于0.2%1%,对电磁型不应大于1.0%3.0%;d) 对于可控硅励磁调节器,应分别进行各种限制器及保护的实验和整定。8.2.5进行机组快速增减负荷实验。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、进水流道水压、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等的过渡过程。8.2.6在独立小电网运营的灯泡贯流式机组带负荷实验，可参照上述8.2.1至8.2.4条款规定和协议具体规定执行。8.3甩负荷实验8.3.1机组甩负荷实验应在额定负荷的25%、50%75%和100%下分别进行，按附录A的格式记录有关数值，同时应录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。8.3.2若受电站运营水头或电力系统条件限制，机组不能按上述规定带、甩额定负荷时，则最后一次甩负荷实验应按当时条件下所允许的最大负荷下进行。并在以后条件具有时补做上述实验。8.3.3在额定功率因数下，机组甩负荷时，应检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机甩额定有功负荷时，其电压超调量不大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5s。8.3.4机组甩负荷时，应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，进水流道水压上升率和机组转速上升率等均应符合设计规定。8.3.5机组甩负荷后，调速器的动态品质应达成如下规定：a) 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；b) 机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向启动方向移动起到机组转速相对摆值不不超过为止所经历的总时间不应大于40s;c) 转速或指令信号按规定形式变化,接力器不动时间,对于电液调速器不大于0.2s,对于机械型调速器不大于0.3s。8.3.6机组甩负荷后，应进行合页检查，重新拧紧推力支架与轴承座联接螺钉，并进行6.5.5条规定的各项检查。8.3.7甩负荷后应检查调速系统的协联关系和分段关闭的对的性，以及忽然甩负荷引起的轴位移情况。8.3.8机组甩负荷实验完毕后，一般应在带额定负荷下进行下列实验：a) 调速器低油压关闭导叶实验；b) 动水重锤关机实验；c) 根据设计规定和电站具体情况，进行动水关闭尾水闸门实验。9 72h带负荷连续试运营及30d考核长工运营9.0.1完毕前述实验内容经验证合格后，机组已具有并入电力系统带额定负荷连续72h试运营的条件。9.0.2如受电站运营水头或电力系统条件限制等因素，使机组不能达成额定出力时，可根据当时的具体条件拟定机组应带的最大负荷，并在此负荷下进行实验。9.0.3根据运营值班制度，合页记录所有运营参数。9.0.4在72h连续试运营中，若由于机组及相关机电设备的制造或安装质量等因素引起机组运营中断，经检查解决合格后应重新开始72h的连续试运营，中断前后的运营时间不得累加计算。9.0.5在72h连续试运营后，应停机对机电设备作全面检查，必要时可将流道内的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统工作情况。9.0.6解决并消除72h试运营中所发现的所有缺陷。9.0.7按协议规定有30d考核试运营。在机组30d考核试运营期间，由于机组及其附属设备故障或因设备制造、安装质量因素引起的中断，应及时加以解决，合格后继续进行30d考核试运营。若中断时间少于24h且中断次数不超过三次，则中断前后运营时间可以累加；否则，中断前后的运营时间不得累加计算，所引起中断的设备应重新开始30d考核试运营。9.0.8在30d考核试运营中发现的问题，按机组设备协议或安装协议的规定解决。10 交接验收及商业运营10.0.1机组通过72h试运营经停机检查和解决所发现的所有缺陷后，应按协议规定及时签署机组设备的初步验收证书，并办理机组及相关机电设备的交接验罢手续。同时机组开始投入商业运营。10.0.2按协议规定有30d考核试运营规定的机组，30d考核试运营结束后，即可签署机组设备的初步验收证书，并及时投入商业运营。10.0.3通过国际性招标引进的灯泡贯流式机组，可遵循协议的验收规定，并参照本标准的有关规定进行。附录A（资料性附录）甩负荷实验登记表格式机组负荷 （MW）记录时间