机组启动试运行作业指导书.doc

机组启动试运行作业指导书

1、机组启动试运行作业流程图
尾水充水
压力钢管及蜗壳充水
机组首次起动
调速器空载扰动试验
过速试验
发电机升流试验
发电机升压试验

开关站升流试验
开关站升压试验
励磁装置试验
机组起动试运行前的检查

线路零起升压试验
检修、开机移交
主变冲击试验
投切空长线试验
解并列试验
带负荷试验
甩负荷试验
72小时试运行
低油压关机试验
事故配压阀动作关机试验
动水关闭工作闸门或蝴蝶阀试验

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引水系统的验收检查；
2.1.1.2水轮机部分的验收检查；
2.1.1.3调速系统的验收检查；
2.1.1.4发电机部分的验收检查；
2.1.1.5励磁系统的验收检查；
2.1.1.6油、气、水系统的验收检查；
2.1.1.7电气一次设备的验收检查；
2.1.1.8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》DL489-92
《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》GBJ147-90

《进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范》DL/T730-2000
2.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录
2.2尾水充水
2.2.1作业方法
2.2.1.1全关机组蜗壳进人门及尾水进人门。
2.2.1.2全关机组蜗壳放空阀，锁锭投入。
2.2.1.3投入空气围带
2.2.1.4关闭蜗壳取水阀
2.2.1.5关闭尾水盘形阀，且关闭严密，锁锭装置已投入。
2.2.1.6顶盖排水泵及其电源处于完好状态。
2.2.1.7水机室用于顶盖紧急备用排水的潜水泵已准备就绪。
2.2.1.8手动操作调速器将机组导叶打开3%-5%开度。
2.2.1.9打开尾水充水阀，向尾水充水。
2.2.1.10充水过程中，观察尾水管进口测压表、顶盖及蜗壳测压表。
2.2.1.11充水过程中，观察顶盖自流排水情况。
2.2.1.12待平压后，用尾水门机提起尾水门，并进行静水下的起落试验。试验完后，将尾水门全开并锁定在门槽上。
2.2.1.13进行顶盖排水泵排水调试。
2.2.1.14充水结束后关闭导叶，投入接力器锁锭。
2.2.1.15关闭尾水充水阀。
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
《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88
2.1.2.2检验方法和器具
1）.充水过程中，用目测方法，监视检查尾水盘形阀、尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。

2）.在水机室，检查空气围带、顶盖密封及导叶轴密封的漏水情况。顶盖自流排水应通畅。
3）.在充水过程中，检查顶盖排水泵排水运行情况。
4）.检查自动抓梁在静水工况下对位、穿销的准确性。
2.3压力钢管及蜗壳充水
2.3.1作业方法
2.3.1.1检查压力钢管排气孔应通畅。
2.3.1.2投入主轴检修密封（空气围带），检查气压值应正常。
2.3.1.3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。
2.3.1.4全关蝶阀，并投入锁定。
2.3.1.5用压力油泵经风闸，将转子顶起一次，然后撤除油压，落下转子。
2.3.1.6投入发电机制动风闸、使机组处于制动状态。
2.3.1.7打开检修闸门充水阀。向检修闸门和工作闸门间充水。注意观察水位上升和工作闸门下游侧漏水情况
2.3.1.8平压后，用门机提进水口检修闸门，并锁定在门槽内或置于门库中。
2.3.1.9缓慢打开工作门充水阀，向压力钢管充水。注意监视压力钢管水压力表读数，检查压力钢管充水情况。对于引水式水电站，则可开启调压井工作闸门充水阀和蝴蝶阀（或球阀）的旁通阀向压力钢管和蜗壳充水
2.3.1.10如蜗壳前有蝴蝶阀（或球阀），则应先检查蝴蝶阀（球阀）的漏水情况，然后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。
2.3.1.11待平压后，以手动和自动方式使工作闸门在静水中启闭试验3次，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。在机旁及中控室作远方操作试验，闸门应启闭正确可靠。在试验完成后，置于全开位置，并进行锁定。
2.3.1.12蜗壳平压后，打开蝴蝶阀（球阀），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，全开蝴蝶阀（球阀），关闭旁通阀。

2.3.2质量检验
2.3.2.1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
2.3.2.2检验方法和器具
1).记录上游水位，在水轮机层目测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).从蜗壳进人门处，目测检查检查蝴蝶阀（球阀）的漏水情况。
3).目测检查蜗壳取水阀、蜗壳进人门、蜗壳放空阀的漏水情况。
4).在水车室，检查顶盖、导水机构和主轴密封漏水情况，以及顶盖排水泵工作情况。
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。
2.4技术供水调试
2.4.1作业方法
2.4.1.1关闭各支路供水阀门，打开蜗壳供水总阀，向技术供水系统总管充水。注意监视减压阀进出口水压力。
2.4.1.2调节减压阀，使减压阀出水压力达到设计值
2.4.1.3机组技术供水总管充水运行稳定后，依次进行下列各支路充水：
1).发电机空气冷却器冷却水供排水系统。
2).机组水导冷却水供排水系统。
3).机组上、下导轴承冷却水供排水系统。
4).机组推力轴承冷却水供排水系统。
5).水轮机主轴密封水供排水系统。
2.4.1.4调节各支路供排水压力值至制造厂要求值。
2.4.1.5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。
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。
2.4.2质量检验
2.4.2.1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》SDJ249.4-88
2.4.2.2检验方法和器具
现场各部位目测检查。
2.5首次起动
2.5.1作业方法
2.5.1.1确认机组充水过程中发现的问题已处理完毕。
2.5.1.2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。
2.5.1.3测量机组振动及摆度的表计已架设完毕。
2.5.1.4发电机转子集电环上的碳刷已全部从刷握中拔出。
2.5.1.5检查发电机出口断路器及刀闸已断开。
2.5.1.6投入机组测温装置及瓦温保护。
2.5.1.7用高压油顶转子油泵将转子顶起一次，使推力瓦建立油膜。
2.5.1.8将调速器油压装置及机组漏油装置切至自动运行位置。
2.5.1.9将顶盖排水泵控制切至自动运行位置。
2.5.1.10将厂房渗漏排水泵控制切至自动运行位置。
2.5.1.11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。
2.5.1.12在调速器柜旁接入标准频率表，用于监视机组启动及运行转速。
2.5.1.13手动操作，投入机组冷却水系统，并检查各部位水压正常，临时关闭发电机空冷器进水总阀。
2.5.1.14拆除机组启动前各项试验用接地线和短接线。
2.5.1.15手动撤制动闸，确认发电机制动闸已全部下落到位。
2.5.1.16手动撤除空气围带气压，主轴密封水投入。

2.5.1.17手动操作拔出接力器锁锭。
2.5.1.18手动开机操作：手动操作调速器，缓慢打开导水叶，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（对于使用金属瓦的机组低转速不宜停留时间过长），检查有无异常情况。
2.5.1.19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。
2.5.1.20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）.用细砂布打磨转子集电环表面，清除表面污秽。
7）.机组空载运行中，调节主轴密封水压，使之处于最佳运行状态。
8）.记录各轴承瓦温稳定后的油槽油位变化情况。
9）.记录顶盖排水泵启动周期。
2.5.1.21待瓦温稳定后，进行机组空转运行下调速系统的调整试验。
2.5.1.22调速器的空载扰动试验：
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±0.15%（大型调速器）、±0.25%（中小型调速器）。
2.5.1.23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。
2.5.1.24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。
2.5.1.25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。
2.5.1.26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，手动投入制动闸和吸尘装置。
3）.机组全停后，先投检修密封，然后切除主轴工作密封。
4）.投入接力器锁锭。
5）.机组全停后手动操作解除风闸，使机械制动闸下落。
6）. 如机组停机时间较长，应手动操作关闭蝶阀，并投入发电机机坑内的电加热器及除湿。
2.5.1.27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及加闸至全停的时间。
3）.停机后，监视各部轴承的油位变化。
4）.检查上导及推力轴承油槽上、下端防油雾装置的工作性能。
5）.检查机组各部位螺栓、销钉、锁片及键有否松动、脱落。
6）.检查机组转动部分的焊缝有否开裂。
7）.检查发电机上下挡风板、风圈、导风叶有否松动、断裂。
8）.检查风闸闸板磨损情况及除尘装置工作性能。
9）.检查机组导叶的漏水量。
10）.必要时调整各个轴承油槽液位开关的油位接点。
11）.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。

2.5.3质量检验
2.5.3.1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》DL496-92
2.5.3.2检验方法及器具
瓦温：察看机组测温盘
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
2.6过速试验
2.6.1作业方法
2.6.1.1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。
2.6.1.2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。
2.6.1.3做好测量过速前、过速时、过速后机组振动与摆度的准备。
2.6.1.4设专人监视机械与电气过速装置动作情况。
2.6.1.5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。
2.6.1.6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。
2.6.1.7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。

2.6.1.8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。
2.6.1.9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）记录电站上、下游水位及过速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。
2.6.1.10机组过速试验停机后的检查：
a.检查发电机定子基础板及上机架支撑架的状态有无变化。
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。
2.6.2质量检验
2.6.2.1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》GB8564-88
2.6.2.2检验方法及器具
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。

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自动开停机试验
2.7.1作业方法
2.7.1.1将机组各附属设备控制切至自动位置，投用水力机械保护，
2.7.1.2断开发电机出口断路器及隔离刀闸。
2.7.1.3将调速器置于自动位置，功率给定置于空载位置，频率给定置于额定值。
2.7.1.4由机组LCU发开机令，机组自动起动至空载运行。
2.7.1.5由机组LCU发停机令，机组自动完成停机。
2.7.1.6机组自动开、停机试验应在机旁（LCU）及远方（监控系统上位机）分别进行。
2.7.1.7机组自动开停机试验中的检查及记录：
1）检查各自动化元件动作的正确性，必要时进行调整。
2）在中控室（上位机）及机旁（LCU）检查机组自动开停机顺序控制编程的正确性及开停机完成情况。
3）记录开、停机令发出至机组完成开、停机所需时间。
4）记录停机过程中从制动闸投入至机组全停的时间。
2.7.1.8本项试验还应与以后各项试验交叉进行，包括给励磁及并网等。
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4.6条
《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88
《水电厂计算机监控系统基本技术条件》报批稿
《大型水电机组自动化元件及其系统基本技术条件》GB11805-89
2.7.2.2检验方法和器具
机组LCU、上位机、调试软件和笔记本电脑。
2.8水轮发电机短路试验
2.8.1作业方法
2.8.1.1拆开励磁变与发电机主母线的联接，根据现场电源情况，选择合适的电源点，用高压电缆将电源引至励磁变高压侧，作为他励电源，并接好在励磁盘远跳电源的按钮。

2.8.1.2在封闭母线短路试验装置处，设置三相短路点，断开发电机出口断路器及刀闸。
2.8.1.3断开发电机中性点消弧线圈隔离刀闸
2.8.1.4在励磁屏旁增设三相定子电流表、转子电流、电压表，用于监测发电机短路升流情况。
2.8.1.5将发电机短路范围内暂不用的CT二次侧可靠短路并接地。
2.8.1.6机组起动前投入机组冷却水系统，稍给发电机空冷器冷却水，投入水力机械保护装置。
2.8.1.7退出所有发电机保护。
2.8.1.8手动方式开机，并使机组运行至各部瓦温稳定。
2.8.1.9将励磁装置切手动调节方式，手动给定置于最低位，投他励电源，在FMK断开的情况下，检查短路范围内各CT二次侧应有电流。
2.8.1.10合灭磁开关（FMK）后，操作手动给定将定子电流缓慢升至20%，普测CT二次侧通流情况，检查二次接线相互相位及三相电流平衡情况；核对各CT极性、检查各组接线中性点应无电流。
2.8.1.11核对励磁变CT极性，及其差动保护接线的正确性。
2.8.1.12再将定子电流逐步升高（75%左右），复核（2.6.2.3）检查的正确性；检查发电机完全及不完全差动动作整定值，失磁、负序过电流、过负荷等保护CT二次侧相互相位及接线的正确性；检查变压器差动动作整定值；检查各测量、指示表计电流回路的正确性。
2.8.1.13升流试验完成后，减磁降流，跳灭磁开关（FMK）。
2.8.1.14发电机短路特性的录制：
合灭磁开关（FMK）后，逐级将定子电流升至额定值，在逐级升流过程中，同时读取三相定子电流和转子电流。降流分级应在10点以上，绘制发电机短路特性曲线。
2.8.1.15试验过程中严密监视转子集电环及碳刷运行情况。
2.8.1.16发电机定子电流达到额定值时，检查轴电流保护装置二次侧输出电流值。
2.8.1.17上述检测试验完成后，在发电机额定电流下，跳灭磁开关（FMK），录制发电机额定电流下的灭磁特性。

2.8.1.18发电机短路干燥
1）干燥前用2500V兆欧表测定子绕组及转子绕组对地绝缘电阻和吸收比或极化指数。
2）按《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564-88）要求，确定发电机定子绕组是否需要干燥。
3）手动启动机组至空载运行稳定后投他励电源，合发电机灭磁开关，逐步升发电机电流（开始电流控制在50%IN以下），升温速度控制在5-80C/h。升温过程中，发电机空冷器冷风温度不超过400C，定子绕组温度控制在60-650C，不应超过800C
4）干燥过程中，当定子绕组电流升至控制值后，即可进入保持阶段，保温时间约8h。此过程中可用冷却水调节温度。
5）保持8h后，即可降流降温，降温速度应控制在10℃/h。当定子绕组温度降至40℃以下时，即可跳灭磁开关停机。
6）短路干燥过程中，发电机空冷器稍给冷却水，必要时可用冷却水调节冷风温度。
2.8.1.19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3.0UN
5）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、3.0UN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，恢复发电机出口及中性点接线。
2.8.2质量检验
2.8.2.1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》SD299-88
2.8.3.2检验方法及器具
测温：机旁测温盘
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
2.9水轮发电机升压试验
2.9.1作业方法
2.9.1.1断开发电机出口断路器及其隔离刀闸，合上发电机中性点隔离开关。
2.9.1.2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。
2.9.1.3投入机组振动摆度测量装置。
2.9.1.4将调速器和其它辅机控制装置切至自动控制方式。
2.9.1.5机组升压仍采用他励方式。将励磁装置切手动位置，励磁调节器给定置于最低位置。
2.9.1.6机组升压操作：
1）在机旁用LCU实现自动开机，并使机组运行至瓦温稳定。
2）投他励电源，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。
2.9.1.7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。

2.9.1.8发电机空载特性曲线录制程序：
1）手动操作励磁调节器，将发电机电压降至最低值。
2）手动操作励磁给定缓升发电机电压，同时读取定子三相电压及转子励磁电流，及机组频率值。
3）在10%-60%UN范围内按10%UN分级升压；在60%-100%UN范围内，按5%UN分级升压，在100%-120%UN范围内至少读取两点（UF、IL值）。升压限制在1.3UN和额定励磁电流之内。当达到其中之一时，即停止升压，升压过程中，同时读取各点定子电压，转子电流和机组频率值。
4）再升压至最高电压时，迅速读数后应快速返回额定值。
5）手动操作励磁给定缓降发电机电压，同时读取各点定子三相电压及转子励磁电流，及机组频率值。
6）绘制发电机空载特性曲线。
2.9.1.9发电机单相接地试验及消弧线圈挡位整定：
1）发电机升压完成后，减磁降流，跳开发电机灭磁开关（FMK），使机组在空转状态下运行（调速器自动）。
2）在机端PT柜内取下任意一相高压熔断器，在其下端设单相接地线，其中串入接地电流表A1，恢复熔断器。
3）在消弧线圈接地线间串入补偿电流表A2。
4）操作调速器，使机组在额定转速下稳定运行。
5）断开发电机中性点消弧线圈隔离开关后，投入灭磁开关（FMK）。
6）手动操作励磁调节器，逐步将机端电压升至50%UN，读取发电机单相接地电容电流（I1）
7）将电容电流（I1）折算到额定电压对应值（Ic）后，按欠补偿的原则选择消弧线圈的挡位整定好。
8）投入消弧线圈隔离开关后，操作励磁调节器将机端电压再升至50%额定值。记录经消弧线圈补偿后的接地电流（I1）及流经消弧线圈的电流（I2），降压灭磁。
9）根据消弧线圈整定挡位电流（IL）和折算到额定电压下的单相接地电流（IC）计算消弧线圈的脱谐度，其值应不超过20%。
10）在升压过程中,检查发电机单相接地动作情况(事先解除保护出口,只发信号)。

11）试验完成后，恢复机端及中性点正常接线。
2.9.1.10自动停机。
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4.8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》SD299-88
2.9.2.2检验方法及器具
测电压、相序、相位：发电机出口PT，励磁装置，机组LCU，电压表，万用表，相序相位测量仪。
振动、摆度：机组测振、测摆盘
电流：电流表
录波：电量记录分析仪、笔记本电脑
2.10水轮发电机空载下励磁装置的调整和试验
2.10.1作业方法
2.10.1.1断开电机出口断路器及隔离刀闸。
2.10.1.2投用机组水力机械保护。
2.10.1.3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。
2.10.1.4在励磁装置旁架设好试验录波仪及相应接线。
2.10.1.5将发电机励磁装置恢复为永久自并励系统。
2.10.1.6开机合发电机灭磁开关，投入励磁装置。
2.10.1.7手动启励试验：
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。

2.10.1.8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。
2.10.1.9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。
2.10.1.10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。
2.10.1.11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。
2.10.1.12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。
2.10.1.13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。
2.10.1.14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。
2.10.2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》SD299-88
2.10.2.2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：LCU、万用表
2.11水轮发电机组带主变及高压配电装置升流试验
2.11.1作业方法
2.11.1.1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）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）根据主接线和保护配置方式，确定升流路径。
5）开关站的适当位置已设置可靠的三相短路点。
6）根据升流需要给升流回路的断路器、隔离开关设置防跳措施。
7）投入发电机继电保护、自动装置和主变压器冷却器以及控制信号回路。
8）励磁仍采用他励方式。
2.11.1.2机组自动开机正常后，合灭磁开关。
2.11.1.3手动递升加电流至10%，检查短路范围内各CT二次电流回路的通流情况，接线的正确性，表记的指示。
2.11.1.4继续加电流，检查校核各保护定值和动作的正确性，并绘制主变压器、母线差动保护和线路保护的电流向量图。
2.11.1.5检查完后减磁降流，跳灭磁开关。
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5.1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

制造厂保护装置安装调试使用说明书
2.11.2.2检验方法和器具
相序、相位、电流：用数字式相位表和各保护盘上的微机保护装置校核、测量
2.12水轮发电机组带主变及高压配电装置升压试验
2.12.1作业方法
2.12.1.1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）励磁仍采用他励方式。
6）根据主接线方式，确定升压路径并进行倒闸操作。
2.12.1.2机组自动开机正常后，合灭磁开关。
2.12.1.3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，监听厂变、主变运行状态。
2.12.1.4检查主变、厂变、高压配电装置等带电设备的运行情况。
2.12.1.5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。
2.12.1.6检查完毕后，减磁降压。
2.12.1.7模拟水机事故停机。
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
2.12.2.2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。
2.13主变压器冲击试验
2.13.1作业方法
2.13.1.1发电机侧的断路器和隔离开关均已断开。
2.13.1.2根据主结线方式确定主变高压侧的冲击路径和断路器。
2.13.1.3投入主变压器的继电保护及冷却系统的控制、保护及信号。
2.13.1.4投入主变压器中性点接地开关。
2.13.1.5线路保护按系统调度要求进行投入或退出或临时整定
2.13.1.6投入故障录波装置。
2.13.1.7由系统送电至开关站冲击试验用断路器一端上。
2.13.1.8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。
2.13.1.9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。
2.13.2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》GB50150-91
2.13.2.2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。

2.15水轮发电机组并列试验
2.14.1作业方法
2.14.1.1检查同期回路的正确性
2.14.1.2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。
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。
2.14.1.3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。
2.14.2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6.1条
2.14.2.1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
2.15水轮发电机组带负荷试验
2.15.1作业方法
2.15.1.1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），开关站运行方式按调度要求执行。
2.15.1.2用上位机或机组LCU自动启动机组。
2.15.1.3投入自动准同期装置，用发电机出口断路器实现机组并网。
2.15.1.4手动操作使机组按25%、50%、75%、100%PN逐级带