机组启动试运行方案
一、编制依据：
1、水轮发电机组安装技术规范（GB/T-8564-2003）；
2、水轮发电机组启动试验规程（DL/T507-2002）；
3、杭州大路发电设备有限公司有关技术文件和设计图纸；
（1）水轮机安装、使用、维护说明书及技术条件；
（2），10.5KV 水轮发电机安装、使用、维护说明书及技术条件；
4、水利部农村电气化研究所施工图。
二、机组起动试运行目的
1、通过机组试运行，考验机组设计、制造和安装的质量，可以发现机组在制造和安装中出现的问题和存在的缺陷，并及时予以消除，从而达到确保机组长期安全可靠、稳定运行的要求。
2、验证机组与有关电气及机械设备协联动作的正确性，以及自动化元件的可靠性，并对相关参数进行测定，掌握机组和电气设备的实际最优工况和性能，为今后长期稳定运行提供技术保障。
三、机组试运行应具备的条件
1、厂房机电设备安装已完成，并经静态调试合格：
（1）水轮发电机组、球阀、调速器已安装完成，并完成静态调试；
（2）油气水等辅助设备已安装完成，经调试合格，可以投运；
（3）电气设备已安装完成，并经试验合格；
（4）升压变电工程安装完成、试验合格，经电网公司验收合格；
（5）机组及公用设备自动化系统已安装完成，完成静态调试，满足机组试运行要求。
2、厂用电系统已投入运行，满足试运行要求。
3、引水系统土建、金属结构、机电设备施工完成，机电设备经调试合格，具备充水条件。
4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。
5、机组启动小组已成立，组织机构健全。
6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。
四、机组启动试运行前的检查
（一）引水系统检查
（1）进水口拦污栅、事故闸门、充水阀、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。
（2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。
（3）两台机球阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机球阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。
（4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。
（5）尾水闸门及起闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。
（6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。
上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵尾水、支洞进人门，进人门密封应处理严密。
（二）水轮机部分检查
（1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。
（2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。
（3）测压表计、流量计、传感器，各种变送器安装验收合格，管路、线路连接良好，各整定值符合设计要求。
（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，油压装置压力及油位正常，透平油化验合格，各部位表计及阀门均已整定，符合要求。
2、油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热、异常声音，主备用泵切换及手、自动工作正常。
3、由手动操作将压力油输向调速系统，检查各油压管路，阀门、接头及各部件等均无渗漏现象。
4、调速器电气柜、机械柜已安装完工并调试合格。
5、接力器锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。
6、进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、调速器接力器及其回复机构协联动作的灵活性、可靠性及全行程内动作平稳。检查导叶开度、行程、导叶开度指示器三者之间的一致性。
7、用紧急关闭办法调整导叶由全开至全关所需时间，相应导叶关闭时间应根据压力上升及速率上升情况，满足调保计算要求。
8、录制导叶行程与控制机构接力器行程关系曲线，录制调速器开度与导叶行程的关系曲线。
9、对调速器自动操作系统进行模拟操作试验, 检查自动开停机和事故停机回路动作的正确性和可靠性, 检查调速器反馈装置工作可靠, 信号显示正确。
（四）发电机部分检查
1、发电机整体已全部安装完工，并检验合格，各项记录完整。发电机机坑内无杂物，发电机内部已进行彻底清扫，定子、转子及气隙内无杂物。
2、导轴承及推力轴承油位正常。
3、液位传感器、测温装置、振动摆度传感器、轴电流监测装置、各种表计及信号装置已安装完成，调试合格，整定值符合设计要求，可以投入使用。
4、发电机消防水管通压缩空气无堵塞，水压符合设计要求。
5、制动系统手动、自动调试合格，动作正常，风闸位置指示正确无误，充水前风闸投入。
6、机坑内所有辅助接线完成，检查正确无误，螺丝紧固。
7、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。
8、转动部件与固定部分间的缝隙，包括风扇与挡风圈，轴承盖与主轴、密封环与主轴间隙应均匀一致，确保运行时不会碰撞。
9、磁极接头对风扇、拉杆及磁极等处的绝缘及安全距离满足要求。
10、发电机空气间隙内用白布穿过两端，沿圆周拉一遍，确保无遗留杂物。
11、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。
12、测量轴承总体绝缘电阻不小于1M Ω。
13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。
14、机组油、气、水系统阀门安装完毕，阀门开、关位置正确，手柄己标明开、关方向。
（五）辅助设备检查
1、全厂透平油系统辅助设备安装完毕，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
2、低压空压机自动启、停正常；储气罐安全阀调试合格，整定正确；压力传感器接线完成、调试合格；管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
3、技术供水系统电动阀启、停正常，滤水器自动、手动工作正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
4、油处理室备有足够的、合格的透平油。
5、高压顶转子油泵已调试合格，控制系统正常。
6、集油装置安装完成，手、自动控制系统调试合格，可以投入使用。
7、渗漏排水泵安装完成，手自动控制系统、液位传感器调试合格，投入使用。
8、检修排水泵安装完成，调试合格，可以投运。
9、主轴密封系统管路安装完成，充气试验合格，回路电磁阀工作正常。
10、各管路、辅助设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已表明开关方向。生产运行单位对油、气、水系统各阀门统一编号、挂牌。
（六）电气设备检查
1、电气一次设备检查
（1）发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，机端出口的电压、电流互感器已检验合格，中性点母线及电流互感器均已安装调试合格。
（2）发电机断路器、电压互感器手车、发电机出口电缆已安装完成，试验合格。
（3）从主变低压侧断路器至主变低压套管共箱母线已安装调试合格。
（4）主变安装试验合格。
（5）厂用变、外接备用电源自动投入装置调试完毕。
（6）开关站110KV 高压设备调试合格，耐压和相关试验合格。
（7）厂房内各设备接地良好，接地网接地电阻达到设计要求。
（8）厂房各主要工作场所，交通口照明安装已检查合格，投入使用，事故照明已检查合格。
2、励磁系统检查
励磁变高、低压侧各连接线试验合格，回路已做耐压试验合格。励磁调节功率柜经初步检查调试合格。
3、电气控制及保护回路检查
3.1电气各控制保护设备、计算机监控系统（机组LCU 、公用LCU 和主机站、工程师站、通信站）安装完成，二次回路接线完成。
3.2 直流系统设备安装完成，试验合格，投入使用。
3.3下列电气操作与信号回路检查并作模拟试验，验证其动作的正确性。
3.3.1蝶阀操作回路。
3.3.2 水机手动操作及监控系统回路。
3.3.3 调速系统手动、自动操作回路。
3.3.4 励磁系统操作回路。
3.3.5 发电机断路器操作回路。
3.3.6 直流操作回路。
3.3.7全厂公用设备操作回路（包括供、排水系统，低压气系统，厂用电设备自投等）。
3.3.8 机组同期操作回路。
3.3.9 火灾报警信号及操作回路。
3.3.10 主变操作回路，110KV 线路操作回路，厂变操作回路。
4、检查下列微机保护装置
4.1发电机及励磁变微机保护装置整定与回路模拟。
4.2主变及厂变微机保护装置整定与回路模拟。
4.3 110KV线路微机保护装置整定与回路模拟。
4.4故障录波装置、电网解列装置整定与回路模拟。
4.5辅助设备其它PLC 操作保护回路模拟整定。
4.6电压、电流回路检查其接线正确可靠。
（七）消防系统的检查：
1、主、副厂房、升压站各部位的消防系统管路及消火栓已安装完工并检验合格，符合设计要求。
2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
3、全厂火灾自动报警与联动控制系统已安装完工并调试合格。
4、灭火器已按设计要求配置。
5、消防系统通过公安消防部门验收合格。
五 充水试验
（一）引水隧洞及压力钢管充水
1、检查进水口工作闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，进水闸门系统供电可
靠，过流系统均已检验合格。
2、确认1＃、2＃蝶阀处于关闭位置，锁锭投入。
3、关闭叉管排水阀。
4、导叶接力器关闭，锁锭投入。
5、确认引水系统检查无异常后，开启充水阀向隧洞充水。
6、充水过程中应派专人监视压力变化，隧洞压力通过技术供水总管压力表观察。
7、充水过程中应派专人对隧洞沿线进行巡视，发现有山体渗漏等异常情况应立即汇报。
8、确认引水隧洞充满水后，打开进水口闸门。
（二）蜗壳充水
引水隧洞充水完成后方可进行蜗壳充水试验。
1、确认导叶接力器关闭，锁锭投入。
2、开启旁通阀向蜗壳充水，通过蜗壳压力表监视蜗壳压力。充水过程中监视蜗壳补气阀工作情况，排气正常。
3、蝶阀前后压力一致，证明蜗壳已充满水，可开启蝶阀至全开。
4、检查蜗壳进人孔、蝶阀伸缩节、蜗壳排水阀无渗漏。
（三）技术供水系统充水试验
开启技术供水总阀，依次向滤水器、发电机空冷器、上导冷却器、下导冷却器、水导冷却器充水，检查各阀门、管路无渗漏，管路畅通。
（四）蝶阀静水动作检查
1、在静水下进行蝶阀开启、关闭动作试验，检查蝶阀静水动作特性。
2、按设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。
六、机组空载试运行
（一）启动前的准备
1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。
2、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通。
3、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已装好，运行记录表格已准备好。
4、机组启动交直流电源投入。
5、油、气、水辅助设备工作正常，技术供水系统投入，冷却水投入运行，调整好水压（空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥）；低压气系统投入，制动柜气压正常。
6、启动高压油泵顶起发电机转子8—10mm ，以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，复归后检查制动闸下落情况，确认制动闸已全部落下。
7、机组漏油装置工作正常并处于自动运行状态。
8、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常。
9、发电机出口断路器及灭磁开关处于断开位置。
10、水力机械保护和机组测温装置投入运行，原始温度已记录。
11、集电环碳刷拔出，机械过速开关取下。
12、拆除所有试验用的短路线和接地线。
（二）机组首次启动
1、手动开启蝶阀。
2、手动开启调速器启动机组，待机组启动后，立即关闭导叶，在发电机下风洞、定子四周、机壳进人门、转轮室、尾水处设置专人，监听启动过程机组内有无异音，摩擦和碰撞等。如无异常则手动将机组逐步升速到额定转速的25%、50%、75%、100%，在每级转速下检查记录轴承温度和机组摆度及振动值。
3、升速过程中设专人记录上机架、下机架、水导轴承x 、y 方向的垂直和水平振动、摆度，记录轴瓦温度并监视温度上升情况。在开始启动的一小时内每10分钟记录一次，以后每半小时记录一次。
4、从机组启动至额定转速阶段，如机组振动超标，则应在该转速下进行动平衡配重试验，直至振动合格后方可继续运转。
5、机组空转运行4～5小时，各部瓦温基本稳定，记录稳定下的轴承温度。空
载瓦温超过60℃，就应提请有关人员研究原因；超过65℃时，则应停机处理。
6、监视各轴承油位变化情况，各轴承应无甩油现象。
7、在启动和空运转中如发现异常现象，如碰撞、磨擦、推力瓦或导轴瓦温度突然升高等异常现象，应立即停机，并报告启委会。
8、启动过程中检查测频回路。
9、配磨碳刷与集电环接触面。保证碳刷与集电环的接触面积不小于80%，碳刷在刷握中无卡塞及偏斜，大轴接地碳刷接触良好。
10、校验测速装置，记录100%额定转速时空载开度及机组的启动开度。
11、测量发电机定子残压值和相序。
（三）机组“手动”停机及停机后检查。
1、手动操作调速器停机。机组转速由额定速率降至20%～30%额定转速时，手动加闸，机组停止转动后解除制动闸。
2、停机过程中监视各轴承温度变化情况，油槽油位变化情况。
3、检查转速继电器动作情况。
4、检查各部螺丝、销钉、锁片、磁极键是否有松动，转动部件焊缝情况，风扇、挡风板、挡风圈及阻尼环有无松动或断裂。
5、检查风闸磨损和自动下落情况。
6、调整各油槽油位信号及油槽油位，调整反馈位移传感器空载位置。
7、检查油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。
（四）调速器空载试验
1、手动开启调速器开机，待机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内回路、CPU 、A/D模块等电气元件。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动、自动调节试验。
2、进行调速器手、自动运行切换试验，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值不应超过额定转速的±0.25%。
3、调速器频率给定的调整范围应符合设计要求。
4、调速器空载扰动试验应符合下列要求：
（1）扰动量不超过±8%；
（2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%；
（3）超调次数不超过两次。
（4）调节时间应符合规程或设计规定。
通过扰动试验，找出空载运行的最佳参数并记录。
5、在调速器自动运行时，记录接力器活塞摆动值和摆动周期。
6、通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。
（五）机组过速试验及检查
1、过速试验前机组平衡已达到要求，机组在额定转速下的各部振动值达标。
2、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。
3、将转速继电器115%和145%的接点从水机保护回路中断开。
4、调速器以手动开机方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点动作情况，继续将转速升至145%，检查电气过速保护接点动作情况，继续将转速升至155%，检查机械过速保护接点动作情况。若没有动作或动作误差太大，应进行重新整定后再次试验。
5、过速试验过程中应监视并记录各部位摆动和振动值，记录各轴承温度上升情 况。
6、过速试验停机后检查：
6.1检查各轴承甩油情况。
6.2全面检查发电机转动部分，转子磁轭键，磁极键，阻尼环及磁极引线接头，磁轭压紧螺杆、风扇等，有无松动。
6.3检查发电机定子、下机架基础及上机架千斤顶有无松动。
（六）机组自动开、停机试验
这一试验的目的是检验监控系统开停机流程是否正确，检验机组自动开停机回 路接线是否正确，自动化元件工作是否可靠。
1、启动前检查调速器应处于“自动”位置，功率给定于“空载”位置，频率给定于额定频率，调速器参数在空载最佳位置；水力机械保护投入；自动开机条件已具备。
2、在机组LCU 屏或中控室监控操作界面上操作开机按钮。检查下列各项：
2.1检查自动化元件能否正确动作，监控流程执行是否正确。
2.2记录自发出开机脉冲至机组转速达到额定转速的时间。观察接力器动作情况、记录行程值、摆动值和摆动次数。
2.3推力瓦及各轴瓦温升情况和温度。
2.4检查微机调速器动作情况。
3、机组自动停机试验。
3 .1在机组LCU 屏或中控室监控操作界面上操作开机按钮，使机组自动停机。
3.2记录自停机脉冲发出至转速降至制动加闸转速的时间。
3.3记录自动加闸至转速降为零的时间。
3.4检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。
3.5检查制动闸复归情况。
4、模拟机械或电气事故，检查事故停机回路及监控事故停机流程的正确性和可 靠性。
（八）发电机定、转子绝缘检查
1、关闭空冷器冷却水，让发电机的机械部分在空转中升温，并注意记录热风的温度（测温制动屏上不大于65℃）。
2、在短路试验前的停机状态测量发电机定、转子绝缘电阻和吸收比合格。
（九）发电机短路升流试验
1、外接380V 厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行短路升流试验。
2、在10.5KV 发电机断路器下端设置可靠的三相短路点（自制短路线）。
3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V 厂用交流电源。
4、投入水机各保护装置。
5、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常转速稳定。
6、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，C 通道手动增励升流至0.2—0.5I e ，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路
应无开路。检查保护装置电流极性正确。
7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机的振动和摆度和轴电流，检查碳刷及集电环工作情况。
8、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检查灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数，录制灭磁过程示波图。
9、检查发电机出口、中性点电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。
10、试验合格后自动或手动停机，恢复拆除和短接的接点，并拆除发电机短路点的短路线。
（十）发电机零起升压试验
1、发电机零起升压条件：
1．1外接380V 厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行零起升压试验。
1．2拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V 厂用交流电源。
1．3 发电机保护系统投入，励磁系统投入，辅助设备及信号回路电源投入，机组监控系统投入，机械保护投入，振动、摆度监测装置投入，发电机绝缘合格。
2、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常。调速系统处于自动调节状态。
3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV 二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
4、手动合灭磁开关，置A 通道运行，选择零起升压功能，按起励按钮，手动零起升压，检查起励初始电压应在额定电压的10%，至25%Ue 时检查下列内容：
4.1发电机及引出线、发电机出口10.5KV 断路器、励磁变压器等设备的带电情况。
4.2机组运行中各部振动及摆度的变化情况。
4.3电压回路二次侧相序、相位和电压值的正确性，二次回路应无短路。
5、继续升压至50%、75%、100%Ue 时，重复检查以上内容。
6、在机组升压过程中，检查发电机低电压和过电压保护动作的正确性，在100%Ue 下测量发电机轴电压。
7、将发电机电压降至最低，每递升10%额定电压，记录定子电压、转子电压、励磁电流和机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。
8、将发电机励磁电流升至额定空载励磁电流，记录定子激磁对应的最大电压值，然后将定子电压调至1.3U e ，持续5分钟作定子线圈匝间耐压试验。
9、由额定电压开始降压，每降低10%额定电压，记录定子电压、转子电压、励磁电流和机组频率，录制发电机空载特性下降曲线。
10、分别在50%和100%Ue 下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况，录制示波
图。
11、在B 、C 通道分别检查零起升压工作情况。
（十一）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验
1、检验励磁装置起励功能正常，对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查，对手动起励时当电压升到10%Ue 时，起励磁装置应能正常工作，自动起励时定
子电压升至70%Ue 时，励磁装置应能正常工作。
2、检查励磁调节系统的调节范围应符合设计要求：
（1）自动励磁调节器，应能在发电机空载额定电压U e 的70%—110%范围内可连
续平滑地调节。
（2）发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压U e 下的10%—110%内可连续平滑地调节。
3、用示波器检查功率柜内整流桥可控硅输出波形；检查控制脉冲在时间轴上分
布应均匀，大小变化一致，可控硅开通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。
5、在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机机端电压变化值，录制 发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：
5.1手动开机至空载额定转速。
5.2励磁在自动状态下起励、母线建压至U e ，调速器转为手动运行。
5.3手动调节导叶开度调节发电机转速。
5.4记录频率在45HZ —55HZ 内的机端电压变化值绘制U e —HZ 特性曲线。频率值
每变化1%，励磁系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值±0.25%Ue 。
6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。
7、进行励磁调节器低励、过励、PT 断线、过电压等保护的调整和模拟动作试验，模拟快熔熔断，检验励磁装置应能可靠工作。
七、主变及高压配电装置试验
（一）主变及高压配电装置短路升流试验
1、外接380V 厂用交流电源利用励磁装置对主变及高配进行短路升流试验。
2、在1016隔离开关主变侧设置三相短路点(短接点必须可靠) ，解除101断路器和机组出口断路器跳闸回路，做好防跳措施。
3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V 厂用交流电源。
4、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定运转正常，保持机组转速稳定。
5、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，C 通道手动增励升流至0.2—0.5I e ，检查主变、线路各电流回路的准确性和对称性，电流
回路应无开路。检查主变、线路保护装置电流极性正确。
6、升流至额定电流，检查主变高压侧电流互感器、线路电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。
7、试验合格后停机并拆除短路点的短路线。
（二）发电机带主变零起升压试验
1、发电机带主变零起升压试验应具备的条件：
1．1 断开101断路器，拉开线路1016隔离开关，拉开1901线路TV 隔离开关，110kV 南云线冷备用。
1．2 发电机保护系统投入，励磁系统投入，辅助设备及信号回路电源投入，机组监控系统投入，机械保护投入，振动、摆度监测装置投入。
1．3 主变保护投入。
1．4 合上#1发电机041断路器。
1．5 合上1号主变低压侧001断路器。
1．6 合上10KV 母线TV 手车至运行位置。
1．7 断开#1厂变0400断路器，拉开1厂变0400断路器手车至试验位置。
2、自动开机，使机组处于空载状态，各轴瓦瓦温正常，运行正常。
3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV 二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
4、手动零起升压，至25%Ue 时检查下列内容：
4.1主变10kV 出线、主变10.5KV 断路器、主变10.5KV 共箱母线、主变、线路隔离开关等设备的带电情况。
4.2校核10KV 母线TV 二次电压回路相序、相位和电压幅值正确、一致。
5、继续升压至50%、75%、100%Ue 时，重复检查以上内容。
6、降低发电机电压至零，断开发电机出口断路器，断开001断路器。 八、110kV 南云线线路冲击试验、#1主变冲击试验
（一）组织领导
110kV 南云线线路冲击试验和#1主变冲击试验由临沧供电局、临沧供电局调度所（以下简称地调）、110kV 云县变电站、云县亚太投资置业有限公司四家单位配合完成。配合关系为：
1、本次启动试验由临沧供电局组织领导，由临沧地调负责统一指挥调度，各有关单位配合。
2、南河一级电站的工作由云县亚太投资置业有限公司负责。 3、110kV 云县变电站的工作由110kV 云县变负责。
（二）试验前应具备的条件：
1、南河一级水电站主变、线路及其高压配电装置均已安装完毕，并符合各项验收标准的要求，新设备的试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定，并验收合格。
2、所有继电保护、安全自动装置均已按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条列》调试完毕，并验收合格。继电保护定值核对正确，各互感器二次均已接线，TA 二次侧不得开路，TV 二次侧不得短路。
3、南河一级水电站微机监控系统安装调试完毕，并验收合格。
4、安装单位已将设备安装记录、各种图纸、技术资料、试验记录、各种备品备件、专用工具移交运行、检修单位。
5、所有投产设备均已按云临电调[2009]28号文件要求命名完毕，并做好设备命名标志。
6、值班人员已熟悉运行设备，并经培训考试合格；运行值班受令人员已经通过临沧电网调度中心的调度业务培训，并取得受令资格；现场运规、典卡均已编制完毕，并报临沧电力调度中心备案。
7、南河一级水电站至临沧地调、云县变通信及自动化通道畅通可靠。
8、对侧云县变与本次投产试验有关的设备已安装调试完毕，具备送电条件。
9、投运设备、线路无人员工作，安全措施全部拆除，线路绝缘合格，参数测试完成，相序正确，具备送电条件。
10、南河一级电站升压站消防验收合格。
11、现场平整、无杂物、道路通畅、照明光线充足。
12、验收时发现的所有缺陷已处理完毕。
13、110kV 南云线101断路器处于冷备用状态，110kV 南云线1901线路TV 处于冷备用状态。
14、南河一级电站机组、主变已完成升流、升压试验，机组空载各项试验完成，数据合格。
15、经临沧供电局、建设单位及运行单位签字认可，同意投运。 （三）110kV 南云线线路全电压冲击试验程序
1、断开110kV 南云线101断路器。
2、拉开10167接地开关，拉开1016隔离开关，合上1901隔离开关，1号主变冷备用。
3、投入110kV 南云线线路保护，退出线路重合闸，投入线路故障录波装置，投入电网解列装置。
4、由110KV 云县变合110kV 南云线131断路器对110kV 南云线全电压冲击合闸试验三次，每次5分钟，每次间隔3分钟，检查线路运行情况，检查1901线路TV 工作正常，核对二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（四）1号主变全压冲击试验
1号主变全压冲击试验是在完成线路全电压冲击试验后进行的， 试验的操作程序如下：
1、断开#1、#2发电机041、042断路器，拉开#1、#2发电机041、042断路器手车至试验位置。
2、断开#1主变低压侧001断路器，断开#1厂变高压侧0400断路器。 3、10kV 母线TV 手车在试验位置。
4、合上110kV 南云线101断路器对#1主变进行5次全电压冲击试验，第一次10分钟，以后每次5分钟，每次间隔3分钟，检查主变运
行正常，手动启动故障录波装置，检查励磁涌流情况。
九、10kV 母线、#1厂变冲击试验
主变冲击试验完成后，进行10kV 母线、#1厂变冲击试验。 （一）10kV 母线冲击试验
合上10kV 母线TV 手车至工作位置，合上主变低压侧001断路器，对10kV 母线全电压冲击试验一次。核对10kV 母线二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（二）#1厂变冲击试验
（1）拉开#1厂变低压侧断路器。
（2）合上#1厂变高压侧0400断路器对#1厂变进行全电压冲击试验，检查厂变运行正常，测量厂变低压侧电压、相序正确。
（3）#1厂变冲击试验完成后投入厂用电自动切换装置，将厂用电切换到#1厂变供电，检查厂用电运行正常。
冲击试验完成后，1号主变、10kV 母线、#1厂变运行。
九、发电机同期并列及带负荷试验
（一）发电机同期并列试验
1、#1发电机并列试验
1．1 模拟并列：
（1）检查#1、#2发电机041、042断路器在分闸位置，断路器手车在试验位置。
（2）开#1机起励建压，检查同期回路的正确性。
（3）在机旁LCU 屏用手动准同期并列，检查同步表工作正常。在断路器合闸瞬间，同时检查接入的电压表显示回零、同步检查继电器接点闭合、同步表同时过同步点、断路器合闸正常。
（4）在机旁用自动准同期并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。
（5）在中控室用自动准同期并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角
差符合规定，断路器合闸正常。
每次模拟并列正常后应断开发电机断路器。
1.2、准同期并网试验
模拟准同期并列正常后，方可进行发电机准同期并网试验。
1.2．1 手动准同期并网
（1）合上断路器手车至工作位置。
（2）在机旁用手动准同期并网，投入手动准同期装置，调节机组电压、频率、相位和系统电压、频率、相位一致，合上机组断路器，检查断路器合闸成功，机组无冲击，注意不要使机组逆功率。
（3）并列成功后带上少量有功、无功负荷，检查机组、励磁、调速器工作正常。
（4）断开机组断路器，使发电机与系统解列。
1.2．2 自动准同期并列
分别在机旁、中控室利用自动准同期装置进行并网试验，检查断路器合闸成功，机组无冲击，注意不要使机组逆功率。并列成功后带上少量有功、无功负荷，检查机组、励磁、调速器工作正常。
试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。
2、#2发电机并列试验
程序同#1机
3、#2发电机同#1发电机进行同期并列试验。
试验时应断开001断路器，并拉开手车至试验位置。
（二）线路准同期并列试验
1、断开线路101断路器，检查断路器在分。
2、拉开1016隔离开关。
3、合上#1发电机断路器，利用#1号机带主变零起升压。
4、利用线路准同期装置进行模拟并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。
5、合上1016隔离开关。
6、利用线路准同期装置并网，监视并网成功，断路器合闸正常，机组无冲击。
7、试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。
（三）测保护极性
1、确认南河电站发电机组（1号、2号）与系统侧核相正确；
2、根据调度指令，退出110kV 南云线两侧光纤差动保护；
3、退出南河电站1号主变差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
4、退出南河电站1号主变高压侧复压过流保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
5、根据调度指令，南河电站2号发电机组带25％以上的额定负荷（如果情况不允许，最少安排2MW 的出力，配合保护极性测试）；
6、根据调度指令，进行110kV 南云线两侧光纤差动保护极性测试、线路保护方向测试并确认正确；
7、投入110kV 南云线两侧光纤差动保护。
8、退出南河电站2号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
9、向调度申请开1号机进行保护极性测试，退出南河电站1号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入。
（四）带负荷试验
在完成发电机、线路同期并列试验正常后，可进行机组带负荷试验。
1、操作机组自动准同期装置使发电机与系统并网，逐渐增加有功、无功负荷，按25%、50%、75%、100%额定负荷逐级增加，各负荷值稳定5～10分钟，检查下列各项：
（1）检查机组各部位运转情况，测量机组振动、摆度值，记录机组轴承温度、导叶开度；
（2）检查尾水出水是否畅通；
（3）核实在当时水头下，机组产生振动的负荷区，记录导叶开度。
（4）检查在当时水头下的机组补气的负荷区及补气量。
（3）检查发电机、母线、电缆、开关柜、主变、线路一次回路工作情况；
（4）检查发电机、主变、线路保护工作情况。
（5）检查监控数据指示正确；
（6）检查计量回路工作正常、显示正确。
2、进行调速器带负荷试验。
（1）检查在频率和功率控制模式下，机组调节和相互切换过程的稳定性；
（2）在负荷状态下调节调速器动态参数在最佳状态；
（3）测试调速器一次调频功能。
3、进行励磁系统带负荷试验。
（1）检验励磁装置无功调节平稳，无跳动；
（2）各通道切换试验，励磁装置应无扰动；
（3）负荷状态下励磁调节参数整定；
（4）调差特性符合设计要求；
（5）分别进行各种限制器及保护的试验和整定。
（6）测试励磁PSS 功能。
十、甩负荷试验
（一）机组甩负荷应具备的条件：
1、测量记录机组转速、蜗壳压力、尾水管真空、接力器行程、机组各部振动、摆度等的各种测量记录装置、记录表格、人员已准备就绪。
2、励磁调节器的参数已选择在最佳值。
3、调速器的参数选择在空载扰动时所确定的最佳值。
4、机组及机电设备的各种保护、自动装置及计算机监控系统已投入。
5、厂房各部、尾水、调压井、进水口等运行部位通讯畅通。
（二）机组甩负荷试验内容
1、甩负荷试验按机组额定有功负荷的25%、50%、75%、100％（或当前水头下
可能的最大负荷）进行；录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。
2、并网及甩负荷用发电机出口断路器041、042进行。
3、各级带、甩负荷应在机组运行稳定、调压井压力稳定后进行。
4、甩负荷应进行以下记录及检查，在各项数据符合设计要求后方可进行下一步的试验：
（1）记录甩负荷时：机组负荷、机组转速、接力器位置（导叶位置）、蜗壳压力、尾水管压力，发电机电压、励磁电压、励磁电流等参数。
（2）记录甩负荷前、后以及甩负荷时机组各部振动和摆度值。
（3）在额定功率因数下，机组甩负荷时，应检查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5秒。
（4）机组甩负荷时，应检查水轮机调速系统的调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，机组转速上升率和蜗壳压力上升率应符合设计要求。
（5）机组甩负荷后，调速器的动态品质应达到下列要求：
A 、机组甩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两次。
B 、机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±5%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，接力器不动时间不大于0.2S 。
（6）机组甩负荷过程中、监视并记录调压井涌浪及水位波动情况。
5、机组甩负荷试验完成后，应对机组内部进行全面检查，重新拧紧推力支架与轴承座连接螺栓，并进行与过速试验后相同项目的各项检查。
十一、调速器低油压停机试验
调速器低油压停机试验的目的是检查机组事故低油压停机回路动作的正确性和检验调速器在事故低油压情况停机的可靠性，试验时两台机分别进行。
1、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。
2、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。
3、自动开机用发电机出口断路器并网，带上一定负荷(10MW)，并将油压装置切手动控制位置。
4、在压力油罐上，缓慢打开放油阀，人为将油压降至低油压停机值。此时，低油压信号作用于事故紧急停机。
5、紧急停机电磁阀启动后，应立即关闭放油阀，停止放油，并手动启动油泵向压力油罐供油，使其恢复到正常油位。
6、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。
十二、动水关蝶阀试验
动水关蝶阀试验由有关各方协商后决定是否进行。动水关蝶阀试验的目的是考验蝶阀的动水关闭能力。
1、自动开机并网，并使机组带额定负荷运行。
2、 征得系统同意后，在蝶阀控制柜上手动操作关闭蝶阀。
3、随着蝶阀关闭，当机组卸荷至5WM 时，手动操作跳发电机出口断路器使机组与系统解列。
4、在机组解列后，立即在机组LCU 上发自动停机令，启动机组自动停机程序直至机组全停。
5、试验过程中记录蝶阀动水关闭时间及机组全停时间，监视蝶阀接力器运行情况及阀体运行的稳定性，检测蝶阀接力器压力变化情况。
6、检查蜗壳压力上升值不超过规定值，观察监视动水关阀情况。 记录试验过程中的有关参数：接力器（导叶）开度、机组转速、机组负荷、各部轴承摆度、顶盖振动、蜗壳及尾水压力、流量等。
7、动水关蝶阀试验后应对蝶阀基础螺栓进行检查、紧固，检查蝶阀本体有无位移。
十三、调速器一次调频功能测试、励磁PSS 功能测试、发电机进相能力试验
调速器一次调频功能测试、调速系统参数测试、励磁PSS 功能测试、励磁系统参数测试和发电机进相能力试验工作由云南省电力试验研究院试验，具体试验方案另行上报。
十三、水轮发电机组72h 带负荷试运行
1、在上述所有试验结束后，机组具备进入72小时满负荷（或当前水头下的最大负荷）连续试运行条件。
2、根据正式运行值班制度，安装单位安排人员值班，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。
3、在72h 连续试运行中，若由于机组及相关机电设备的制造或安装质量等原因引起机组运行中断，经检查处理合格后应重新开始在72h 连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。
4、在72h 连续试运行结束后，应停机对机电设备做全面检查，必要时可将引水隧洞放空，检查机组蜗壳和引水隧洞工作情况。
5、72h 连续试运行结束后，应对发现的设备或安装缺陷进行消缺。
4、机组通过72h 连续试运行，并经过消缺处理后，由业主组织启动验收，设备 移交，即可投入试生产。
二OO 九年七月十八日
机组启动试运行方案
一、编制依据：
1、水轮发电机组安装技术规范（GB/T-8564-2003）；
2、水轮发电机组启动试验规程（DL/T507-2002）；
3、杭州大路发电设备有限公司有关技术文件和设计图纸；
（1）水轮机安装、使用、维护说明书及技术条件；
（2），10.5KV 水轮发电机安装、使用、维护说明书及技术条件；
4、水利部农村电气化研究所施工图。
二、机组起动试运行目的
1、通过机组试运行，考验机组设计、制造和安装的质量，可以发现机组在制造和安装中出现的问题和存在的缺陷，并及时予以消除，从而达到确保机组长期安全可靠、稳定运行的要求。
2、验证机组与有关电气及机械设备协联动作的正确性，以及自动化元件的可靠性，并对相关参数进行测定，掌握机组和电气设备的实际最优工况和性能，为今后长期稳定运行提供技术保障。
三、机组试运行应具备的条件
1、厂房机电设备安装已完成，并经静态调试合格：
（1）水轮发电机组、球阀、调速器已安装完成，并完成静态调试；
（2）油气水等辅助设备已安装完成，经调试合格，可以投运；
（3）电气设备已安装完成，并经试验合格；
（4）升压变电工程安装完成、试验合格，经电网公司验收合格；
（5）机组及公用设备自动化系统已安装完成，完成静态调试，满足机组试运行要求。
2、厂用电系统已投入运行，满足试运行要求。
3、引水系统土建、金属结构、机电设备施工完成，机电设备经调试合格，具备充水条件。
4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。
5、机组启动小组已成立，组织机构健全。
6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。
四、机组启动试运行前的检查
（一）引水系统检查
（1）进水口拦污栅、事故闸门、充水阀、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。
（2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。
（3）两台机球阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机球阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。
（4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。
（5）尾水闸门及起闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。
（6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。
上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵尾水、支洞进人门，进人门密封应处理严密。
（二）水轮机部分检查
（1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。
（2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。
（3）测压表计、流量计、传感器，各种变送器安装验收合格，管路、线路连接良好，各整定值符合设计要求。
（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，油压装置压力及油位正常，透平油化验合格，各部位表计及阀门均已整定，符合要求。
2、油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热、异常声音，主备用泵切换及手、自动工作正常。
3、由手动操作将压力油输向调速系统，检查各油压管路，阀门、接头及各部件等均无渗漏现象。
4、调速器电气柜、机械柜已安装完工并调试合格。
5、接力器锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。
6、进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、调速器接力器及其回复机构协联动作的灵活性、可靠性及全行程内动作平稳。检查导叶开度、行程、导叶开度指示器三者之间的一致性。
7、用紧急关闭办法调整导叶由全开至全关所需时间，相应导叶关闭时间应根据压力上升及速率上升情况，满足调保计算要求。
8、录制导叶行程与控制机构接力器行程关系曲线，录制调速器开度与导叶行程的关系曲线。
9、对调速器自动操作系统进行模拟操作试验, 检查自动开停机和事故停机回路动作的正确性和可靠性, 检查调速器反馈装置工作可靠, 信号显示正确。
（四）发电机部分检查
1、发电机整体已全部安装完工，并检验合格，各项记录完整。发电机机坑内无杂物，发电机内部已进行彻底清扫，定子、转子及气隙内无杂物。
2、导轴承及推力轴承油位正常。
3、液位传感器、测温装置、振动摆度传感器、轴电流监测装置、各种表计及信号装置已安装完成，调试合格，整定值符合设计要求，可以投入使用。
4、发电机消防水管通压缩空气无堵塞，水压符合设计要求。
5、制动系统手动、自动调试合格，动作正常，风闸位置指示正确无误，充水前风闸投入。
6、机坑内所有辅助接线完成，检查正确无误，螺丝紧固。
7、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。
8、转动部件与固定部分间的缝隙，包括风扇与挡风圈，轴承盖与主轴、密封环与主轴间隙应均匀一致，确保运行时不会碰撞。
9、磁极接头对风扇、拉杆及磁极等处的绝缘及安全距离满足要求。
10、发电机空气间隙内用白布穿过两端，沿圆周拉一遍，确保无遗留杂物。
11、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。
12、测量轴承总体绝缘电阻不小于1M Ω。
13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。
14、机组油、气、水系统阀门安装完毕，阀门开、关位置正确，手柄己标明开、关方向。
（五）辅助设备检查
1、全厂透平油系统辅助设备安装完毕，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
2、低压空压机自动启、停正常；储气罐安全阀调试合格，整定正确；压力传感器接线完成、调试合格；管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
3、技术供水系统电动阀启、停正常，滤水器自动、手动工作正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
4、油处理室备有足够的、合格的透平油。
5、高压顶转子油泵已调试合格，控制系统正常。
6、集油装置安装完成，手、自动控制系统调试合格，可以投入使用。
7、渗漏排水泵安装完成，手自动控制系统、液位传感器调试合格，投入使用。
8、检修排水泵安装完成，调试合格，可以投运。
9、主轴密封系统管路安装完成，充气试验合格，回路电磁阀工作正常。
10、各管路、辅助设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已表明开关方向。生产运行单位对油、气、水系统各阀门统一编号、挂牌。
（六）电气设备检查
1、电气一次设备检查
（1）发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，机端出口的电压、电流互感器已检验合格，中性点母线及电流互感器均已安装调试合格。
（2）发电机断路器、电压互感器手车、发电机出口电缆已安装完成，试验合格。
（3）从主变低压侧断路器至主变低压套管共箱母线已安装调试合格。
（4）主变安装试验合格。
（5）厂用变、外接备用电源自动投入装置调试完毕。
（6）开关站110KV 高压设备调试合格，耐压和相关试验合格。
（7）厂房内各设备接地良好，接地网接地电阻达到设计要求。
（8）厂房各主要工作场所，交通口照明安装已检查合格，投入使用，事故照明已检查合格。
2、励磁系统检查
励磁变高、低压侧各连接线试验合格，回路已做耐压试验合格。励磁调节功率柜经初步检查调试合格。
3、电气控制及保护回路检查
3.1电气各控制保护设备、计算机监控系统（机组LCU 、公用LCU 和主机站、工程师站、通信站）安装完成，二次回路接线完成。
3.2 直流系统设备安装完成，试验合格，投入使用。
3.3下列电气操作与信号回路检查并作模拟试验，验证其动作的正确性。
3.3.1蝶阀操作回路。
3.3.2 水机手动操作及监控系统回路。
3.3.3 调速系统手动、自动操作回路。
3.3.4 励磁系统操作回路。
3.3.5 发电机断路器操作回路。
3.3.6 直流操作回路。
3.3.7全厂公用设备操作回路（包括供、排水系统，低压气系统，厂用电设备自投等）。
3.3.8 机组同期操作回路。
3.3.9 火灾报警信号及操作回路。
3.3.10 主变操作回路，110KV 线路操作回路，厂变操作回路。
4、检查下列微机保护装置
4.1发电机及励磁变微机保护装置整定与回路模拟。
4.2主变及厂变微机保护装置整定与回路模拟。
4.3 110KV线路微机保护装置整定与回路模拟。
4.4故障录波装置、电网解列装置整定与回路模拟。
4.5辅助设备其它PLC 操作保护回路模拟整定。
4.6电压、电流回路检查其接线正确可靠。
（七）消防系统的检查：
1、主、副厂房、升压站各部位的消防系统管路及消火栓已安装完工并检验合格，符合设计要求。
2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
3、全厂火灾自动报警与联动控制系统已安装完工并调试合格。
4、灭火器已按设计要求配置。
5、消防系统通过公安消防部门验收合格。
五 充水试验
（一）引水隧洞及压力钢管充水
1、检查进水口工作闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，进水闸门系统供电可
靠，过流系统均已检验合格。
2、确认1＃、2＃蝶阀处于关闭位置，锁锭投入。
3、关闭叉管排水阀。
4、导叶接力器关闭，锁锭投入。
5、确认引水系统检查无异常后，开启充水阀向隧洞充水。
6、充水过程中应派专人监视压力变化，隧洞压力通过技术供水总管压力表观察。
7、充水过程中应派专人对隧洞沿线进行巡视，发现有山体渗漏等异常情况应立即汇报。
8、确认引水隧洞充满水后，打开进水口闸门。
（二）蜗壳充水
引水隧洞充水完成后方可进行蜗壳充水试验。
1、确认导叶接力器关闭，锁锭投入。
2、开启旁通阀向蜗壳充水，通过蜗壳压力表监视蜗壳压力。充水过程中监视蜗壳补气阀工作情况，排气正常。
3、蝶阀前后压力一致，证明蜗壳已充满水，可开启蝶阀至全开。
4、检查蜗壳进人孔、蝶阀伸缩节、蜗壳排水阀无渗漏。
（三）技术供水系统充水试验
开启技术供水总阀，依次向滤水器、发电机空冷器、上导冷却器、下导冷却器、水导冷却器充水，检查各阀门、管路无渗漏，管路畅通。
（四）蝶阀静水动作检查
1、在静水下进行蝶阀开启、关闭动作试验，检查蝶阀静水动作特性。
2、按设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。
六、机组空载试运行
（一）启动前的准备
1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。
2、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通。
3、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已装好，运行记录表格已准备好。
4、机组启动交直流电源投入。
5、油、气、水辅助设备工作正常，技术供水系统投入，冷却水投入运行，调整好水压（空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥）；低压气系统投入，制动柜气压正常。
6、启动高压油泵顶起发电机转子8—10mm ，以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，复归后检查制动闸下落情况，确认制动闸已全部落下。
7、机组漏油装置工作正常并处于自动运行状态。
8、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常。
9、发电机出口断路器及灭磁开关处于断开位置。
10、水力机械保护和机组测温装置投入运行，原始温度已记录。
11、集电环碳刷拔出，机械过速开关取下。
12、拆除所有试验用的短路线和接地线。
（二）机组首次启动
1、手动开启蝶阀。
2、手动开启调速器启动机组，待机组启动后，立即关闭导叶，在发电机下风洞、定子四周、机壳进人门、转轮室、尾水处设置专人，监听启动过程机组内有无异音，摩擦和碰撞等。如无异常则手动将机组逐步升速到额定转速的25%、50%、75%、100%，在每级转速下检查记录轴承温度和机组摆度及振动值。
3、升速过程中设专人记录上机架、下机架、水导轴承x 、y 方向的垂直和水平振动、摆度，记录轴瓦温度并监视温度上升情况。在开始启动的一小时内每10分钟记录一次，以后每半小时记录一次。
4、从机组启动至额定转速阶段，如机组振动超标，则应在该转速下进行动平衡配重试验，直至振动合格后方可继续运转。
5、机组空转运行4～5小时，各部瓦温基本稳定，记录稳定下的轴承温度。空
载瓦温超过60℃，就应提请有关人员研究原因；超过65℃时，则应停机处理。
6、监视各轴承油位变化情况，各轴承应无甩油现象。
7、在启动和空运转中如发现异常现象，如碰撞、磨擦、推力瓦或导轴瓦温度突然升高等异常现象，应立即停机，并报告启委会。
8、启动过程中检查测频回路。
9、配磨碳刷与集电环接触面。保证碳刷与集电环的接触面积不小于80%，碳刷在刷握中无卡塞及偏斜，大轴接地碳刷接触良好。
10、校验测速装置，记录100%额定转速时空载开度及机组的启动开度。
11、测量发电机定子残压值和相序。
（三）机组“手动”停机及停机后检查。
1、手动操作调速器停机。机组转速由额定速率降至20%～30%额定转速时，手动加闸，机组停止转动后解除制动闸。
2、停机过程中监视各轴承温度变化情况，油槽油位变化情况。
3、检查转速继电器动作情况。
4、检查各部螺丝、销钉、锁片、磁极键是否有松动，转动部件焊缝情况，风扇、挡风板、挡风圈及阻尼环有无松动或断裂。
5、检查风闸磨损和自动下落情况。
6、调整各油槽油位信号及油槽油位，调整反馈位移传感器空载位置。
7、检查油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。
（四）调速器空载试验
1、手动开启调速器开机，待机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内回路、CPU 、A/D模块等电气元件。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动、自动调节试验。
2、进行调速器手、自动运行切换试验，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值不应超过额定转速的±0.25%。
3、调速器频率给定的调整范围应符合设计要求。
4、调速器空载扰动试验应符合下列要求：
（1）扰动量不超过±8%；
（2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%；
（3）超调次数不超过两次。
（4）调节时间应符合规程或设计规定。
通过扰动试验，找出空载运行的最佳参数并记录。
5、在调速器自动运行时，记录接力器活塞摆动值和摆动周期。
6、通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。
（五）机组过速试验及检查
1、过速试验前机组平衡已达到要求，机组在额定转速下的各部振动值达标。
2、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。
3、将转速继电器115%和145%的接点从水机保护回路中断开。
4、调速器以手动开机方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点动作情况，继续将转速升至145%，检查电气过速保护接点动作情况，继续将转速升至155%，检查机械过速保护接点动作情况。若没有动作或动作误差太大，应进行重新整定后再次试验。
5、过速试验过程中应监视并记录各部位摆动和振动值，记录各轴承温度上升情 况。
6、过速试验停机后检查：
6.1检查各轴承甩油情况。
6.2全面检查发电机转动部分，转子磁轭键，磁极键，阻尼环及磁极引线接头，磁轭压紧螺杆、风扇等，有无松动。
6.3检查发电机定子、下机架基础及上机架千斤顶有无松动。
（六）机组自动开、停机试验
这一试验的目的是检验监控系统开停机流程是否正确，检验机组自动开停机回 路接线是否正确，自动化元件工作是否可靠。
1、启动前检查调速器应处于“自动”位置，功率给定于“空载”位置，频率给定于额定频率，调速器参数在空载最佳位置；水力机械保护投入；自动开机条件已具备。
2、在机组LCU 屏或中控室监控操作界面上操作开机按钮。检查下列各项：
2.1检查自动化元件能否正确动作，监控流程执行是否正确。
2.2记录自发出开机脉冲至机组转速达到额定转速的时间。观察接力器动作情况、记录行程值、摆动值和摆动次数。
2.3推力瓦及各轴瓦温升情况和温度。
2.4检查微机调速器动作情况。
3、机组自动停机试验。
3 .1在机组LCU 屏或中控室监控操作界面上操作开机按钮，使机组自动停机。
3.2记录自停机脉冲发出至转速降至制动加闸转速的时间。
3.3记录自动加闸至转速降为零的时间。
3.4检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。
3.5检查制动闸复归情况。
4、模拟机械或电气事故，检查事故停机回路及监控事故停机流程的正确性和可 靠性。
（八）发电机定、转子绝缘检查
1、关闭空冷器冷却水，让发电机的机械部分在空转中升温，并注意记录热风的温度（测温制动屏上不大于65℃）。
2、在短路试验前的停机状态测量发电机定、转子绝缘电阻和吸收比合格。
（九）发电机短路升流试验
1、外接380V 厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行短路升流试验。
2、在10.5KV 发电机断路器下端设置可靠的三相短路点（自制短路线）。
3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V 厂用交流电源。
4、投入水机各保护装置。
5、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常转速稳定。
6、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，C 通道手动增励升流至0.2—0.5I e ，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路
应无开路。检查保护装置电流极性正确。
7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机的振动和摆度和轴电流，检查碳刷及集电环工作情况。
8、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检查灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数，录制灭磁过程示波图。
9、检查发电机出口、中性点电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。
10、试验合格后自动或手动停机，恢复拆除和短接的接点，并拆除发电机短路点的短路线。
（十）发电机零起升压试验
1、发电机零起升压条件：
1．1外接380V 厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行零起升压试验。
1．2拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V 厂用交流电源。
1．3 发电机保护系统投入，励磁系统投入，辅助设备及信号回路电源投入，机组监控系统投入，机械保护投入，振动、摆度监测装置投入，发电机绝缘合格。
2、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常。调速系统处于自动调节状态。
3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV 二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
4、手动合灭磁开关，置A 通道运行，选择零起升压功能，按起励按钮，手动零起升压，检查起励初始电压应在额定电压的10%，至25%Ue 时检查下列内容：
4.1发电机及引出线、发电机出口10.5KV 断路器、励磁变压器等设备的带电情况。
4.2机组运行中各部振动及摆度的变化情况。
4.3电压回路二次侧相序、相位和电压值的正确性，二次回路应无短路。
5、继续升压至50%、75%、100%Ue 时，重复检查以上内容。
6、在机组升压过程中，检查发电机低电压和过电压保护动作的正确性，在100%Ue 下测量发电机轴电压。
7、将发电机电压降至最低，每递升10%额定电压，记录定子电压、转子电压、励磁电流和机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。
8、将发电机励磁电流升至额定空载励磁电流，记录定子激磁对应的最大电压值，然后将定子电压调至1.3U e ，持续5分钟作定子线圈匝间耐压试验。
9、由额定电压开始降压，每降低10%额定电压，记录定子电压、转子电压、励磁电流和机组频率，录制发电机空载特性下降曲线。
10、分别在50%和100%Ue 下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况，录制示波
图。
11、在B 、C 通道分别检查零起升压工作情况。
（十一）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验
1、检验励磁装置起励功能正常，对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查，对手动起励时当电压升到10%Ue 时，起励磁装置应能正常工作，自动起励时定
子电压升至70%Ue 时，励磁装置应能正常工作。
2、检查励磁调节系统的调节范围应符合设计要求：
（1）自动励磁调节器，应能在发电机空载额定电压U e 的70%—110%范围内可连
续平滑地调节。
（2）发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压U e 下的10%—110%内可连续平滑地调节。
3、用示波器检查功率柜内整流桥可控硅输出波形；检查控制脉冲在时间轴上分
布应均匀，大小变化一致，可控硅开通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。
5、在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机机端电压变化值，录制 发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：
5.1手动开机至空载额定转速。
5.2励磁在自动状态下起励、母线建压至U e ，调速器转为手动运行。
5.3手动调节导叶开度调节发电机转速。
5.4记录频率在45HZ —55HZ 内的机端电压变化值绘制U e —HZ 特性曲线。频率值
每变化1%，励磁系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值±0.25%Ue 。
6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。
7、进行励磁调节器低励、过励、PT 断线、过电压等保护的调整和模拟动作试验，模拟快熔熔断，检验励磁装置应能可靠工作。
七、主变及高压配电装置试验
（一）主变及高压配电装置短路升流试验
1、外接380V 厂用交流电源利用励磁装置对主变及高配进行短路升流试验。
2、在1016隔离开关主变侧设置三相短路点(短接点必须可靠) ，解除101断路器和机组出口断路器跳闸回路，做好防跳措施。
3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V 厂用交流电源。
4、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定运转正常，保持机组转速稳定。
5、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，C 通道手动增励升流至0.2—0.5I e ，检查主变、线路各电流回路的准确性和对称性，电流
回路应无开路。检查主变、线路保护装置电流极性正确。
6、升流至额定电流，检查主变高压侧电流互感器、线路电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。
7、试验合格后停机并拆除短路点的短路线。
（二）发电机带主变零起升压试验
1、发电机带主变零起升压试验应具备的条件：
1．1 断开101断路器，拉开线路1016隔离开关，拉开1901线路TV 隔离开关，110kV 南云线冷备用。
1．2 发电机保护系统投入，励磁系统投入，辅助设备及信号回路电源投入，机组监控系统投入，机械保护投入，振动、摆度监测装置投入。
1．3 主变保护投入。
1．4 合上#1发电机041断路器。
1．5 合上1号主变低压侧001断路器。
1．6 合上10KV 母线TV 手车至运行位置。
1．7 断开#1厂变0400断路器，拉开1厂变0400断路器手车至试验位置。
2、自动开机，使机组处于空载状态，各轴瓦瓦温正常，运行正常。
3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV 二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
4、手动零起升压，至25%Ue 时检查下列内容：
4.1主变10kV 出线、主变10.5KV 断路器、主变10.5KV 共箱母线、主变、线路隔离开关等设备的带电情况。
4.2校核10KV 母线TV 二次电压回路相序、相位和电压幅值正确、一致。
5、继续升压至50%、75%、100%Ue 时，重复检查以上内容。
6、降低发电机电压至零，断开发电机出口断路器，断开001断路器。 八、110kV 南云线线路冲击试验、#1主变冲击试验
（一）组织领导
110kV 南云线线路冲击试验和#1主变冲击试验由临沧供电局、临沧供电局调度所（以下简称地调）、110kV 云县变电站、云县亚太投资置业有限公司四家单位配合完成。配合关系为：
1、本次启动试验由临沧供电局组织领导，由临沧地调负责统一指挥调度，各有关单位配合。
2、南河一级电站的工作由云县亚太投资置业有限公司负责。 3、110kV 云县变电站的工作由110kV 云县变负责。
（二）试验前应具备的条件：
1、南河一级水电站主变、线路及其高压配电装置均已安装完毕，并符合各项验收标准的要求，新设备的试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定，并验收合格。
2、所有继电保护、安全自动装置均已按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条列》调试完毕，并验收合格。继电保护定值核对正确，各互感器二次均已接线，TA 二次侧不得开路，TV 二次侧不得短路。
3、南河一级水电站微机监控系统安装调试完毕，并验收合格。
4、安装单位已将设备安装记录、各种图纸、技术资料、试验记录、各种备品备件、专用工具移交运行、检修单位。
5、所有投产设备均已按云临电调[2009]28号文件要求命名完毕，并做好设备命名标志。
6、值班人员已熟悉运行设备，并经培训考试合格；运行值班受令人员已经通过临沧电网调度中心的调度业务培训，并取得受令资格；现场运规、典卡均已编制完毕，并报临沧电力调度中心备案。
7、南河一级水电站至临沧地调、云县变通信及自动化通道畅通可靠。
8、对侧云县变与本次投产试验有关的设备已安装调试完毕，具备送电条件。
9、投运设备、线路无人员工作，安全措施全部拆除，线路绝缘合格，参数测试完成，相序正确，具备送电条件。
10、南河一级电站升压站消防验收合格。
11、现场平整、无杂物、道路通畅、照明光线充足。
12、验收时发现的所有缺陷已处理完毕。
13、110kV 南云线101断路器处于冷备用状态，110kV 南云线1901线路TV 处于冷备用状态。
14、南河一级电站机组、主变已完成升流、升压试验，机组空载各项试验完成，数据合格。
15、经临沧供电局、建设单位及运行单位签字认可，同意投运。 （三）110kV 南云线线路全电压冲击试验程序
1、断开110kV 南云线101断路器。
2、拉开10167接地开关，拉开1016隔离开关，合上1901隔离开关，1号主变冷备用。
3、投入110kV 南云线线路保护，退出线路重合闸，投入线路故障录波装置，投入电网解列装置。
4、由110KV 云县变合110kV 南云线131断路器对110kV 南云线全电压冲击合闸试验三次，每次5分钟，每次间隔3分钟，检查线路运行情况，检查1901线路TV 工作正常，核对二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（四）1号主变全压冲击试验
1号主变全压冲击试验是在完成线路全电压冲击试验后进行的， 试验的操作程序如下：
1、断开#1、#2发电机041、042断路器，拉开#1、#2发电机041、042断路器手车至试验位置。
2、断开#1主变低压侧001断路器，断开#1厂变高压侧0400断路器。 3、10kV 母线TV 手车在试验位置。
4、合上110kV 南云线101断路器对#1主变进行5次全电压冲击试验，第一次10分钟，以后每次5分钟，每次间隔3分钟，检查主变运
行正常，手动启动故障录波装置，检查励磁涌流情况。
九、10kV 母线、#1厂变冲击试验
主变冲击试验完成后，进行10kV 母线、#1厂变冲击试验。 （一）10kV 母线冲击试验
合上10kV 母线TV 手车至工作位置，合上主变低压侧001断路器，对10kV 母线全电压冲击试验一次。核对10kV 母线二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（二）#1厂变冲击试验
（1）拉开#1厂变低压侧断路器。
（2）合上#1厂变高压侧0400断路器对#1厂变进行全电压冲击试验，检查厂变运行正常，测量厂变低压侧电压、相序正确。
（3）#1厂变冲击试验完成后投入厂用电自动切换装置，将厂用电切换到#1厂变供电，检查厂用电运行正常。
冲击试验完成后，1号主变、10kV 母线、#1厂变运行。
九、发电机同期并列及带负荷试验
（一）发电机同期并列试验
1、#1发电机并列试验
1．1 模拟并列：
（1）检查#1、#2发电机041、042断路器在分闸位置，断路器手车在试验位置。
（2）开#1机起励建压，检查同期回路的正确性。
（3）在机旁LCU 屏用手动准同期并列，检查同步表工作正常。在断路器合闸瞬间，同时检查接入的电压表显示回零、同步检查继电器接点闭合、同步表同时过同步点、断路器合闸正常。
（4）在机旁用自动准同期并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。
（5）在中控室用自动准同期并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角
差符合规定，断路器合闸正常。
每次模拟并列正常后应断开发电机断路器。
1.2、准同期并网试验
模拟准同期并列正常后，方可进行发电机准同期并网试验。
1.2．1 手动准同期并网
（1）合上断路器手车至工作位置。
（2）在机旁用手动准同期并网，投入手动准同期装置，调节机组电压、频率、相位和系统电压、频率、相位一致，合上机组断路器，检查断路器合闸成功，机组无冲击，注意不要使机组逆功率。
（3）并列成功后带上少量有功、无功负荷，检查机组、励磁、调速器工作正常。
（4）断开机组断路器，使发电机与系统解列。
1.2．2 自动准同期并列
分别在机旁、中控室利用自动准同期装置进行并网试验，检查断路器合闸成功，机组无冲击，注意不要使机组逆功率。并列成功后带上少量有功、无功负荷，检查机组、励磁、调速器工作正常。
试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。
2、#2发电机并列试验
程序同#1机
3、#2发电机同#1发电机进行同期并列试验。
试验时应断开001断路器，并拉开手车至试验位置。
（二）线路准同期并列试验
1、断开线路101断路器，检查断路器在分。
2、拉开1016隔离开关。
3、合上#1发电机断路器，利用#1号机带主变零起升压。
4、利用线路准同期装置进行模拟并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。
5、合上1016隔离开关。
6、利用线路准同期装置并网，监视并网成功，断路器合闸正常，机组无冲击。
7、试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。
（三）测保护极性
1、确认南河电站发电机组（1号、2号）与系统侧核相正确；
2、根据调度指令，退出110kV 南云线两侧光纤差动保护；
3、退出南河电站1号主变差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
4、退出南河电站1号主变高压侧复压过流保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
5、根据调度指令，南河电站2号发电机组带25％以上的额定负荷（如果情况不允许，最少安排2MW 的出力，配合保护极性测试）；
6、根据调度指令，进行110kV 南云线两侧光纤差动保护极性测试、线路保护方向测试并确认正确；
7、投入110kV 南云线两侧光纤差动保护。
8、退出南河电站2号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
9、向调度申请开1号机进行保护极性测试，退出南河电站1号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入。
（四）带负荷试验
在完成发电机、线路同期并列试验正常后，可进行机组带负荷试验。
1、操作机组自动准同期装置使发电机与系统并网，逐渐增加有功、无功负荷，按25%、50%、75%、100%额定负荷逐级增加，各负荷值稳定5～10分钟，检查下列各项：
（1）检查机组各部位运转情况，测量机组振动、摆度值，记录机组轴承温度、导叶开度；
（2）检查尾水出水是否畅通；
（3）核实在当时水头下，机组产生振动的负荷区，记录导叶开度。
（4）检查在当时水头下的机组补气的负荷区及补气量。
（3）检查发电机、母线、电缆、开关柜、主变、线路一次回路工作情况；
（4）检查发电机、主变、线路保护工作情况。
（5）检查监控数据指示正确；
（6）检查计量回路工作正常、显示正确。
2、进行调速器带负荷试验。
（1）检查在频率和功率控制模式下，机组调节和相互切换过程的稳定性；
（2）在负荷状态下调节调速器动态参数在最佳状态；
（3）测试调速器一次调频功能。
3、进行励磁系统带负荷试验。
（1）检验励磁装置无功调节平稳，无跳动；
（2）各通道切换试验，励磁装置应无扰动；
（3）负荷状态下励磁调节参数整定；
（4）调差特性符合设计要求；
（5）分别进行各种限制器及保护的试验和整定。
（6）测试励磁PSS 功能。
十、甩负荷试验
（一）机组甩负荷应具备的条件：
1、测量记录机组转速、蜗壳压力、尾水管真空、接力器行程、机组各部振动、摆度等的各种测量记录装置、记录表格、人员已准备就绪。
2、励磁调节器的参数已选择在最佳值。
3、调速器的参数选择在空载扰动时所确定的最佳值。
4、机组及机电设备的各种保护、自动装置及计算机监控系统已投入。
5、厂房各部、尾水、调压井、进水口等运行部位通讯畅通。
（二）机组甩负荷试验内容
1、甩负荷试验按机组额定有功负荷的25%、50%、75%、100％（或当前水头下
可能的最大负荷）进行；录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。
2、并网及甩负荷用发电机出口断路器041、042进行。
3、各级带、甩负荷应在机组运行稳定、调压井压力稳定后进行。
4、甩负荷应进行以下记录及检查，在各项数据符合设计要求后方可进行下一步的试验：
（1）记录甩负荷时：机组负荷、机组转速、接力器位置（导叶位置）、蜗壳压力、尾水管压力，发电机电压、励磁电压、励磁电流等参数。
（2）记录甩负荷前、后以及甩负荷时机组各部振动和摆度值。
（3）在额定功率因数下，机组甩负荷时，应检查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5秒。
（4）机组甩负荷时，应检查水轮机调速系统的调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，机组转速上升率和蜗壳压力上升率应符合设计要求。
（5）机组甩负荷后，调速器的动态品质应达到下列要求：
A 、机组甩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两次。
B 、机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±5%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，接力器不动时间不大于0.2S 。
（6）机组甩负荷过程中、监视并记录调压井涌浪及水位波动情况。
5、机组甩负荷试验完成后，应对机组内部进行全面检查，重新拧紧推力支架与轴承座连接螺栓，并进行与过速试验后相同项目的各项检查。
十一、调速器低油压停机试验
调速器低油压停机试验的目的是检查机组事故低油压停机回路动作的正确性和检验调速器在事故低油压情况停机的可靠性，试验时两台机分别进行。
1、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。
2、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。
3、自动开机用发电机出口断路器并网，带上一定负荷(10MW)，并将油压装置切手动控制位置。
4、在压力油罐上，缓慢打开放油阀，人为将油压降至低油压停机值。此时，低油压信号作用于事故紧急停机。
5、紧急停机电磁阀启动后，应立即关闭放油阀，停止放油，并手动启动油泵向压力油罐供油，使其恢复到正常油位。
6、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。
十二、动水关蝶阀试验
动水关蝶阀试验由有关各方协商后决定是否进行。动水关蝶阀试验的目的是考验蝶阀的动水关闭能力。
1、自动开机并网，并使机组带额定负荷运行。
2、 征得系统同意后，在蝶阀控制柜上手动操作关闭蝶阀。
3、随着蝶阀关闭，当机组卸荷至5WM 时，手动操作跳发电机出口断路器使机组与系统解列。
4、在机组解列后，立即在机组LCU 上发自动停机令，启动机组自动停机程序直至机组全停。
5、试验过程中记录蝶阀动水关闭时间及机组全停时间，监视蝶阀接力器运行情况及阀体运行的稳定性，检测蝶阀接力器压力变化情况。
6、检查蜗壳压力上升值不超过规定值，观察监视动水关阀情况。 记录试验过程中的有关参数：接力器（导叶）开度、机组转速、机组负荷、各部轴承摆度、顶盖振动、蜗壳及尾水压力、流量等。
7、动水关蝶阀试验后应对蝶阀基础螺栓进行检查、紧固，检查蝶阀本体有无位移。
十三、调速器一次调频功能测试、励磁PSS 功能测试、发电机进相能力试验
调速器一次调频功能测试、调速系统参数测试、励磁PSS 功能测试、励磁系统参数测试和发电机进相能力试验工作由云南省电力试验研究院试验，具体试验方案另行上报。
十三、水轮发电机组72h 带负荷试运行
1、在上述所有试验结束后，机组具备进入72小时满负荷（或当前水头下的最大负荷）连续试运行条件。
2、根据正式运行值班制度，安装单位安排人员值班，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。
3、在72h 连续试运行中，若由于机组及相关机电设备的制造或安装质量等原因引起机组运行中断，经检查处理合格后应重新开始在72h 连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。
4、在72h 连续试运行结束后，应停机对机电设备做全面检查，必要时可将引水隧洞放空，检查机组蜗壳和引水隧洞工作情况。
5、72h 连续试运行结束后，应对发现的设备或安装缺陷进行消缺。
4、机组通过72h 连续试运行，并经过消缺处理后，由业主组织启动验收，设备 移交，即可投入试生产。
二OO 九年七月十八日