第六章 水电站机组和成套设备启动及试运行

第六章水电站机组和成套设备启动及试运行............................................1第一节概述......................................................................1第二节启动试运行组织............................................................11.组织形式....................................................................12.职责及分工...................................................................12.1机组启动验收委员会........................................................12.2验收交接组................................................................22.3启委会办公室..............................................................22.4试运行指挥部..............................................................32.5系统调试及水情组..........................................................32.6技术顾问组................................................................33.工作程序.....................................................................3第三节机组启动试运行前应具备的基本条件..........................................31.简述.........................................................................32.水工结构（水工建筑物）........................................................43.金属结构及机组过流系统........................................................44.水轮发电机组及其附属设备......................................................44.1水轮机部分................................................................44.2调速系统及其设备...........................................................3水轮机筒型阀及操作系统.....................................................4发电机部分.................................................................5励磁系统及其设备...........................................................6变频启动系统...............................................................7发电/电动机用油、水、风系统...............................................65.高低压电气设备及控制系统......................................................75.1电气一次设备..............................................................75.2计算机监控系统............................................................75.3电气二次系统及回路........................................................75.4机组消防、暖通、通讯、照明系统............................................8第四节启动试运行试验............................................................81.简述.........................................................................82.启动试运行大纲................................................................83.混流、轴流、贯流式机组及成套设备启动试运行大纲内容............................9

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3.1机组充水试验..............................................................93.2机组启动及空载试验.......................................................104.抽水蓄能电站发电/电动机组启动试运行程序......................................204.1抽水蓄能机组启动运行程序.................................................214.2过水系统充水试验.........................................................214.3发电/电动机组的运行特点..................................................211.水轮发电机组及机电设备72小时带负荷连续运行..................................222.水轮发电机组30d考核运行.....................................................223.交接与投入商业运行...........................................................22第六节启动试运行进度...........................................................23第七节机组及成套设备的验收和交接...............................................241.简述........................................................................242.设备启动前的验收签证.........................................................243.主要验收项目................................................................244.验收组织....................................................................245.验收程序....................................................................246.验收技术文件................................................................257.设备移交....................................................................258.竣工移交报告书的编制.........................................................25

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第六章水电站机组和成套设备启动及试运行

第一节概述

水电站水轮发电机组和成套设备启动及试运行是水电站基本建设工程启动试运行和交接验收的重要部分，是检查电站水工结构机电设备设计、制造、安装质量的重要环节。它是以水轮发电机组启动试运行为中心，对机组引水、输水、尾水建筑物和金结、机电设备进行全面的考验，验证水工建筑物和金结、机电设备的设计、制造、施工质量符合设计要求，对机电设备进行调整和整定，使其达到稳定安全、经济运行的目的。

第二节启动试运行组织

水电站第一台机组安装完工前，由建设单位项目法人会同电网管理单位共同组成机组启动验收委员会。机组启动验收委员会下设试运行指挥部和验收交接组。试运行指挥部和验收交接组在机组启动验收委员会的领导下工作。

1.组织形式

机组启动验收委员会组织形式如图6-2-1所示。

(1)水轮发电机组启动验收，由项目法人会同电网经营管理单位共同组织机组启动验收委员会。机组启动验收委员会的组成一般应包括项目法人、电网经营管理单位、设计单位、施工单位、监理单位、生产运行和设备制造厂总代表、水电质监总站、工程贷款银行，具体组成由项目法人与电网经营管理单位商定。

(2)机组启动验收委员会下设试运行指挥部和验收交接组。试运行指挥部和验收交接组应在机组启动验收委员会的领导下工作。

(3)试运行指挥部由安装机组的施工单位负责人担任总指挥，生产单位的负责人担任副总指挥，负责编制机组设备启动试运行试验文件，组织进行机组设备的启动试运行和检修等工作。

(4)验收交接组由项目法人担任组长，生产单位、主要施工单位负责人和监理单位负责人担任副组长，负责土建、金属结构、机电设备安装等工程项目完成情况和质量检查，以及技术文件和图纸资料的整理及随机机电设备备品、备件、专用工具的清点等交接工作。2.职责及分工

2.1机组启动验收委员会

(1)负责研究并解决启动试运行中的重大技术问题。

(2)听取监理单位对工程质量的检查报告，设计、施工、生产单位报告，以及试运行指挥部和验收交接组的汇报。检查机组、附属设备、电气设备和水工建筑物的工程形象和质量是否符合合同文件规定的标准，是否满足机组启动要求。(3)确定验收交接的工程项目清单。

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(4)通过现场检查和审查文件资料，确认机组启动验收要求的各项条件是否具备；对尚未达到要求的项目和存在的问题提出处理意见，并审查批准机组设备启动试运行程序大纲和试运行计划。(5)根据检查结果，作出机组能否启动的结论，提出机组启动前必须完成的工作和注意事项，确定机组的首次启动时间。

土建验收组金结验收组交接验收组电气验收组技术顾问组启动验收委员会机械验收组启委会办公室试运行指挥部办公室试验组试运行指挥部检修组运行组系统调试和水情组安全保卫组图6-2-1机组启动验收委员会组织形式图

2.2验收交接组

(1)协助启动验收委员会掌握启动试运行具体事宜，领导和监督各专业组进行工作，草拟竣工移交报告，召集有关方面研究解决验收交接中所发生的问题。

(2)机械、电气、金结及水工建筑等验收交接专业组分别负责本专业范围内全部工程的质量检查工作，并对竣工设备作全部的质量鉴定，审查施工单位的安装、测定和试验记录，审查竣工图纸资料等，向启动验收委员会提出报告。

(3)电气组和机械组还应协助审查与补充运行规程和试验程序的有关部分。

2.3启委会办公室

(1)办理启动验收委员会的日常事务，如会议记录、资料文件的复制及分发，资料保管以及其他秘书性事宜。

(2)负责启动验收委员会各部门间的协调及启动验收委员会文件的起草，向上级及启动验收委员会发送设备试运行情况简报。

(3)负责编写水电站建设宣传材料，接待有关宣传单位，进行广泛的宣传工作。

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2.4试运行指挥部

具体负责机组启动试运行的领导指挥，直接掌握机组启动、停机、试验及检修工作。下设办事机构负责处理日常事务。

(1)试运行办公室：主要负责完成试运行过程中各项试验措施的编制、文件的发送、技术资料的整理、试运行简报的编辑等工作；监督各单位执行安全工作规定，并准备必要的安全操作工器具，维护试运行安全秩序，对参加试运行工作的人员进行安全教育和安全操作规程的培训。

(2)试验组：主要负责完成机电设备的所有试验、水轮发电机组启动试验及试运行、配合系统调试、并解决试验过程中出现的一般问题。协助运行人员掌握设备性能。

(3)运行组：采用四班三倒工作制，负责机组启动试运行期间的值班、设备运行操作、运行数据的记录、设备的安全运行和维护并事先做好保证安全试运行的有效措施。

(4)现场保卫组：负责试运行设备的安全保障和消防工作、编制和检查执行试运行现场保卫及消防规定、印发参加试运行人员的特殊证件、维护工作现场的正常工作秩序。

2.5系统调试及水情组

(1)负责系统调试方案的编制及有关的系统试验工作。(2)

负责机组联合试运行中所须的水情预报，水工建筑物闸门运行的调度指挥工作。

2.6技术顾问组

技术顾问组主要由水工、机械、电气、系统等方面的专家组成，受启委会委托，主要负责解决设备试运行过程中的重大技术问题和对重大试验方案的审查。

3.工作程序

启委会及相应组织机构成立调试及试运行大纲的编制、报批设备投运前检查、签证公用设备分部试运行机组启动前的检查验收机组与站内设备试验系统试验机组及机电设备并入系统后的试验机组72小时带负荷连续运行及30天考核运行机组及机电设备检修设备验收与移交。

第三节机组启动试运行前应具备的基本条件

1.简述

水电站机组启动前应具备以下基本条件：

(1)电站土建工程经检查验收合格，大坝已经蓄水验收，尾水已经进水验收，水库蓄水位已达机组最低运行水位。金属结构工程已具备发电的条件。

(2)投运机组的引水、过流和尾水系统已符合机组发电的要求。

(3)水轮发电机组及其附属设备、电气设备等机电安装工程已全部完工，并经检查验收合格。(4)接管电站运行的生产单位已准备就绪，生产运行人员及装备能适应机组运行的要求，运行操作规程已制定。

(5)有关验收的文件、资料齐全。

(6)制定了完善的安全措施，电站相关的消防设施满足要求。

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2.水工结构（水工建筑物）

(1)大坝一线挡水建筑物和尾水系统已按设计文件基本建成，或挡水建筑物的形象面貌已能满足初期发电的要求，且水库水位已蓄至最低发电水位，上游的引水孔口及取水、测压管均有封堵措施。(2)尾水围堰和下游集渣已按要求清除干净，尾水相关取水和排水、测压管口已有封堵措施。(3)

厂房内相关部位的土建工程已按设计图纸要求建成，装饰基本结束，门窗齐全、干燥、清洁，试

运行区域内的孔洞盖板已盖好，待验机组段已做好隔离，各层交通通道已经形成。

(4)升压站、开关站、出线站等部位的土建工程已按设计要求建成，能满足高压电气设备的安全运行要求

3.金属结构及机组过流系统

(1)进水口拦污栅已安装完工并清理干净、验收合格，处工作状态。

(2)进水口闸门门槽已清扫、检验合格，检修闸门、工作闸门、充水阀、启闭装置已安装完工，在无水情况下调试合格手动/自动、现地/远方操作，闸门启闭情况良好。工作闸门在关闭状态。(3)进水口门机及抓梁安装完工，具备正常工作条件，门机行走通道畅通。

(4)压力钢管、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管（对贯流式机组来说是机组过流流道）等过水通流系统已清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计已安装。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的的压缩余量。非本期发电的叉管、蝴蝶阀、闷头已封堵，并有安全措施。所有进人孔（门）的盖板已严密封闭。

(5)蝴蝶阀（或球阀）及旁通阀已安装完工、调试合格，开闭情况良好，油压装置及油泵电机运行正常。

(6)蜗壳（流道）、转轮室及尾水管（含调压室）已清扫干净，固定转轮的楔子板或轴流式转轮的悬挂吊具或临时支座等均已拆除。

(7)蜗壳及尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置，手压泵或电动泵启/停操作情况良好。(8)尾水闸门门槽（含尾水调压室）及其周围已清理干净。尾水闸门在关闭状态。(9)尾水门机及抓梁已安装完工，具备正常工作条件，门机行走通道畅通。

(10)上下游水位、拦污栅压差、压力钢管测流等测量系统安装调试合格，远传信号正确。4.水轮发电机组及其附属设备

4.1水轮机部分

(1)转轮及所有部件已安装完工，施工记录完整，上下止漏环间隙或轴流式水轮机转轮叶片与转轮室间隙已检查，无遗留杂物。

(2)真空破坏阀或均压管已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。(3)顶盖排水泵已安装完工，手/自动操作回路动作正确，相互备用起动正常，设备处于自动工作状态，自流排水孔畅通。

(4)主轴检修密封已安装完工。经通气检验密封无渗漏、排气正常。调整工作密封水压至设计规定值，漏水量正常。

(5)水导轴承润滑冷却系统已检查，轴承油位、温度传感器及冷却水水压已调好，各整定值符合设计要求。润滑外循环油泵运行正常，主、备用均换可靠。

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(6)导水机构已安装完工，导叶开度接力器行程已录关系曲线，接力器锁锭投切正常，导水叶最大开度和关闭后的严密性及接力器的压紧行程，导叶分段关闭曲线符合设计要求。

(7)各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动、蠕动传感器与自动化元件及各种变送器均已经校验并安装完工、指示正确。

(8)尾水射流补气装置工作正常。水轮机大轴补气阀处于工作位置。(9)调相用充气压水及排水系统工作正常，自动化元件动作可靠。

4.2调速系统及其设备

(1)调速系统及其设备调试合格。油压装置自动运行压力、油位正常，自动切换良好，透平油化验合格。各部自动化元件、表计、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。高压补气装置手/自动动作正确。所有空载启动阀、压力释放阀、安全阀、低油压程序阀及自动化元件等均按要求整定好。集油槽油位继电器动作正常。漏油装置手动、自动运行正常。

(3)油压装置向调速系统充压力油，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均应无渗油现象。(4)调速器电调柜已安装完工并调试合格，电液转换器或伺服阀工作正常。(5)事故配压阀已调试合格。

(6)进行调速系统联动调试：手动操作检查调速器、接力器及导水机构全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和导叶开度指示器等三者的一致性。

(7)对转浆式水轮机，检查浆叶转动指示器和实际开度的一致性。模拟各种水头下检查导叶和浆叶协联关系曲线符合要求。

(8)调速器自动操作：检查自动开机、停机和事故停机等各种运行程序的准确性和可靠性。(9)测速装置安装检验合格，过速保护装置已按要求初步整定。

4.3水轮机筒型阀及操作系统

(1)筒型阀及操作系统设备已安装完工。泵站系统油压，油位正常，主备泵切换可靠，透平油化验合格。电气操作各表计指示与实际相符，各传感器及阀门均已整定符合要求。

(2)手动操作筒型阀，其启闭动作平稳，各接力器上、下腔油压差在设计允许范围内，关闭及开启时间符合要求。

(3)进行现地和远方操作试验，操作回路正确，筒型阀动作灵活可靠。

4.4发电机部分

(1)发电机整体已安装完工，内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无杂物，按图纸完成设备部件的接地。

(2)导轴承及推力轴承油位、温度传感器、油混水装置已调试，整定值符合要求。导油槽的内、外循环冷却系统已调试，主备油泵切换正常。油雾吸收装置已调试，可投入运行。

(3)采用水内冷的推力轴承，在工作水压下进行冷却水流量测试，流量符合设计要求。推力轴承的高压油顶起装置已调试合格，压力继电器工作正常，阀门及管路均无渗漏现象。主备用泵切换可靠。

(4)用顶转子油泵将转子顶起允许高度，检查自动控制回路应切断油泵，然后落下转子，将油排

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净。

(5)采用水内冷的发电机定子，在工作水压下进行冷却水流量测试，符合设计要求。管路及各连接件无渗漏情况。冷却用纯水装置已安装调试完工，投入正常运行。纯水水质符合相关质量标准。纯水装置的冷却水系统已调试，流量压力指示正常。

(6)发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等已检查合格。如水管有防结雾措施应装好。

(7)发电机内灭火管路，感温、感烟探测器，水喷雾灭火喷嘴或气体灭火喷嘴已检验。管路及喷嘴经手动动作正确。管路通压缩空气试验畅通无阻。感温感烟探测器已与消防测控器经模拟联动试验，动作准确。

(8)发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已调整。主轴接地碳刷已安装好，与轴接触可靠。(9)发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板已检查，正确无误。

(10)发电机机械制动系统的手动、自动操作回路已检查调试合格，动作正确。吸尘装置投入正常。(11)发电机技术供水（水泵、减压阀）已按设计调试，各部供水压力正常。(12)发电机的空气冷却器水路畅通。阀门管路无渗漏。

(13)测量发电机的各种表计，振动、摆度传感器，气隙监测装置、局部放电监测仪等均已调试、整定。

4.5励磁系统及其设备

(1)励磁盘柜及励磁变压器已安装完工，设备经检查合格，主回路和控制回路已通过工频耐压试验。

(2)调节器手动/自动工作及切换情况良好，风冷装置和灭磁装置动作正常，信号指示正确，操作及保护回路均经检查及整定，动作可靠。(3)励磁装置已完成小电流闭环试验。

(4)电制动装置及电制动开关已安装完工，电制动装置经转子通电流试验，装置工作正常。

4.6变频启动系统

(1)变频启动系统各设备的单体试验已完成，性能稳定，工作正常。

(2)变频启动系统装置内部联调已完成，各控制柜间的连动、信号传输和逻辑操作顺序正确。

4.7发电/电动机用油、水、风系统

(1)机组技术供水及备用水系统等均已分别调试合格，各种表计、自动化元件等已检查合格，工作正常。

(2)机组冷却水过滤器及供水环管，进入机组冷却器的冷却水进出水管路、阀门、接头均已检查合格。

(3)清洁水水源可靠，压力正常。

(4)厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。各深井泵、排水泵手/自动启动工作正常，轴承润滑水源可靠，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合要求。各排水系统的排水量满足机组正常运行和检修的需要。渗漏排水系统处于正常投运状态。

(5)全厂透平油、绝缘油系统已部分（或全部）投入运行，能满足该机组及设备的供油、用油和

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排油的需要。油质经化验合格。用于全厂液压操作系统的公用油压装置已调试检验合格，并投入运行。

(6)高、低压压缩空气系统已安装完毕，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，整定值符合设计要求，压缩机自动运行正常。

(7)机组调相、水泵工况运行供气、自动化元件及系统等已检查合格，动作正确无误。供气压力及补气量能满足一次压水、调相、水泵工况运行的要求。(8)与未投产的组相连的风、油、水管路应采取隔离措施。5.高低压电气设备及控制系统

5.1电气一次设备

(1)发电机主引出线及其设备已安装完毕，机端的电压、电流互感器已检验合格。中性点母线及电流互感器、消弧线圈（或中性点接地变压器、电阻）等已安装完工，调试合格。

(2)发电机断路器、隔离开关（或成套开关柜）已安装完工、检验合格，发电电动机出口断路器、换相开关、起动开关等已安装调试合格，投/切正常。

(3)主变压器、厂用变已安装完工试验合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，瓦斯继电器、压力释放阀及温度信号计等按厂家要求整定好。事故排油系统、灭火系统及周围安全保护措施符合设计要求，消防水喷淋试验合格。

(4)公用厂用电设备已全部安装完工，带电运行正常工作。备用电源自动投入装置动作正确可靠，继电保护按设计值整定完成。

(5)冗余配置的各设备油泵、水泵自动切换可靠，系统失电恢复后能自动起动运行。

(6)与本机组发电有关的高压配电装置GIS或敞开式开关站中的一次设备、断路器、隔离开关、电抗器等及母线、连接线、出线等均已施工完成并试验合格。

(7)厂房内各设备接地已检验，接地连接良好。电站接地网已形成，总接地网的接地电阻设计要求。

5.2计算机监控系统

(1)相关监控系统设备均已安装完工。(2)上位机系统已投用，网络通信已形成。

(3)机组及公用设备现地LCU的硬件检查已完成，软件已装载，与上位机通信已建立。(4)各现地LCU数据库已查对，开关量模拟量符合设计，与远方I/O及上位机通信畅通。(5)现地LCU与各被控设备：包括厂用电BZT、蝴蝶阀（或快速工作门或筒形阀）及油压装置、高低压压缩空气系统、渗漏及检修排水系统、断路器、隔离开关、主变有载调压装置、高压配电装置等的数据采集和监控试验已完成，动作正确可靠。

(6)LCU与励磁系统、调速系统、变频启动系统和机组自动化系统间的每个工况转换控制流程的模拟试验已完成，动作正确可靠。

5.3电气二次系统及回路

(1)发变组及高压配电装置电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工、控制室返回屏、控制台等设备已安装完成，电气操作回路已检查并经模拟试验，动作准确，保护装置已按下达定值通知

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单整定完毕。

(2)电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查，各电气设备的继电保护回路已进行模拟试验，动作准确。

(3)所有光缆、尾纤已敷设，光端接口符合要求，通信正常。

(4)有关直流电源设备已安装完工；逆变装置及其回路已检验合格，并投入运行，工作正常。(5)各电气操作回路经模拟试验，动作正确可靠。

5.4机组消防、暖通、通讯、照明系统

(1)全厂相关部位消防设施齐备，孔洞防火封堵完成，火灾报警控制系统经检查验收合格，系统已投入运行。

(2)厂内运行部位通风系统、空调系统和空调系统已安装完毕，经调试合格，已向厂房有关部位送风及制冷，风量和温度符合设计要求。(3)

站内行政和调度程控交换机已安装并开通，光纤通讯、微波、载波设备已安装，系统经调试并

开通，与各运行部位和上级调度指挥系统已建立通信联系。

(4)厂内运行部位照明已安装，主要工作场所，交通通道和楼梯间照明已检查合格。事故照明可投入运行、机坑。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灯齐全。6.试运行机构成立，运行值班人员经培训正式上岗，运行规程已经审查，记录表格已提供。

第四节启动试运行试验

1.简述

机组启动试运行试验大纲按照DL/T507-2002《水轮发电机组起动试验规程》要求，结合电站实际编制，经机组启动验收委员会批准后实施。

抽水蓄能电站发电/电动机组启动试运行还应补充机组启动及运行工况切换等试验内容。机组启动试运行中全部规定试验项目完成后，编写机组启动试运行工作报告，附测试记录，分送相关部门。

机组型式试验及设备订货合同中确定的其他试验项目待机组具备试验条件后，由业主运行管理部门组织进行。安装单位配合。一般一种机型在一台机组上实施。2.启动试运行大纲

机组启动试运行大纲是水电站机组和配套设备启动试运行的指导性文件，它由试运行指挥部编写并报请机组启动验收委员会审批。指导机组和配套设备启动试运行的工作。订货合同有规定时，在72小时连续带负荷试验后，还应进行30天带负荷可靠性运行，通过后，才开始机组的保质期。2.1水电站轴流、混流和贯流式水轮发电机组及配套设备启动试运行大纲主要内容：

概述；引用标准；投入启动试运行的设备和要求；机组充水前的检查验收；试运行准备；机组过水系统充水试验；水轮发电机组空载下的试验；机组带主变与高压配电装置空载下的试验；系统要求的试验；机组并列及带负荷甩负荷试验；合同规定的其他试验；72小时连续带负荷运行及30

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天考核运行；设备交接与投入商业运行。

2.2抽水蓄能电站机组和配套设备启动试运行大纲主要内容：

概述；引用标准；投入启动试运行的设备；机组充水前的检查验收；试运行准备；机组过水系统充水试验；电站上库充水试验；水泵/水轮发电机组发电工况空载试运行；水泵/水轮发电机组带主变与高压配电装置试验；主变冲击试验；系统试验；发电转调相运行试验；发电、水泵试验；水泵启动试验（降压、变频）；调相转发电运行试验；机组背靠背启动试验；水泵工况运行试验；水泵/水轮发电机组并列及带负荷试验；水泵/水轮发电机组带负荷（或泵工况）连续30天运行；业主及制造厂要求的其他试验；设备交接与投入商业运行；机组启动试运行进度安排；主要安全技术措施；附录：水泵/水轮发电机组主要试验记录表格。

3.混流、轴流、贯流式机组及成套设备启动试运行大纲内容(1)电站引水系统和机组过流部分充水试验。(2)机组空载下的试验。

(3)机组及高压配电装置并网前的试验(4)机组及机电设备并入系统和带负荷试验。

3.1机组充水试验

机组发电引水系统充水分两步进行，先对机组尾水系统（含尾水调压室）充水，后对引水系统及蜗壳充水。3.1.1充水条件

(1)确认第三节的相关设备的运行条件已具备。(2)对引水式水电站，引水隧洞至调压井段已充水。

(3)充水前确认进水口工作闸门（调压室闸门）及尾水检修闸门处于关闭状态；确认机组主阀（蝴蝶阀、球阀或筒形阀）处于关闭状态。

(4)机组处热备用状态，但机组导叶打开5%，检修密封充气，公用厂用电正常投用，机组交直流电源正常供电。

(5)充水前确认电站厂房检修排水系统和渗漏排水系统运行正常。(6)与试运行机组有关的通信畅通，照明充足，事故安全通道畅通。(7)运行后与施工区做好隔离。

(8)运行设备应有明确的标识与编号，安全警示牌齐全。3.1.2尾水系统充水试验

(1)根据电站布置先向机组尾水系统（尾水调压室和尾水管）充水。

(2)尾水充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、蜗壳、尾水管进人门等处的漏水情况，记录尾水测压表变化的读数。检查各集水井水位不应有明显变化。(3)充水过程中严密监视各部位渗、漏水情况，确保厂房及其他机组安全，发现严重漏水情况，立即停止充水，采取措施检查处理。

(4)尾水门前后平压，提尾水闸门（尾水调压室），并锁锭在门槽口上。(5)全关导叶，投入锁锭；投工作密封水，撤检修密封气压。

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3.1.3引水系统及压力管道充水

利用机组进水口（或调压室）闸门充水装置向机组压力管道和蜗壳充水，高水头电站充水压力分阶段上升，同时观测蜗壳压力上升情况。压力管道如设阀门，则第一次只充至蜗壳前阀门，第二步再充蜗壳。

(1)如检修闸门已就位，打开检修闸门充水阀，向检修闸门与工作闸门间充水，检修门前后平压下，用门式起重机提起检修闸门，置于门库中。

(2)打开工作闸门充水阀，向压力钢管充水，监视压力钢管压力表读数变化。对引水式水电站，可开启调压井工作闸门的旁通阀向压力钢管充水。

(3)检查钢管伸缩节、蜗壳进人门、导水轴套。蜗壳取水及测压表计管路等的严密性。(4)检查水轮机顶盖、导水机构、筒形阀和主轴密封的漏水情况，检查顶盖排水情况和蜗壳弹性垫层排水情况。压力钢管通气孔的排气应畅通，集水井水位不应有明显变化。(5)检查各测压表记及仪表管接头漏水情况，监测水力测量系统各压力表计的读数。

(6)进行蝴蝶阀（或球阀）开关试验，打开旁通阀向蜗壳充水，平压后，开蝶阀（球阀）充水过程密切监视阀体位移情况，伸缩节漏水不应有明显变化，记录蜗壳充水时间。

(7)对超长引水系统的机组充水试验将同时考验机组、水轮机主阀、调压井（或放空阀）、引水隧洞等建筑物和设备承受静水压力的能力及密封性能。充水试验后还应作放空检查。(8)低水头机组的蜗壳充水，可缓慢打开检修闸门充水阀，直接向蜗壳充水。3.1.4

充水后的检查和试验

(1)充水平压后，进行工作闸门在静水中的启闭试验，记录工作闸门启闭时间和工作油压。进行远方（机旁盘和中控室）启闭操作试验，事故落闸门试验，闸门开度指示正确。

(2)装有蝴蝶阀（球阀、筒形阀）的应同上作静水下的开闭试验，及远方事故关闭试验。当蜗壳充满水后，操作蝴蝶阀（或球阀），检查阀体启闭动作情况，记录开启和关闭时间。在静水状态下分别进行手动/自动、现地/远方操作试验，确认蝴蝶阀（或球阀）在静水中启闭动作正常。

(3)压力钢管充水完成后，分别对伸缩节、明敷钢管的混凝土支墩等进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩有无变形、开裂等情况。观察背管砼有无渗漏水情况。

(4)蜗壳充水后，对从蜗壳取水的机组技术供水系统进行有水调试，操作机组技术供水系统管路主阀门，使机组技术供水系统主管道充水，经滤油器排污阀，充分冲洗主管道完成后，按设计要求调整供水减压阀，使满足实际供水要求，顺序打开各支管，调整各支管流量及压力，检查示流器，流量计、压力传感器等自动化元件运行情况。进行技术供水正反向切换操作，动作应协调。

3.2机组启动及空载试验

3.2.1机组启动前的检查

(1)机组技术供水各部位冷却水、润滑水已投入，清洁水供水正常，供气气源正常。(2)下游水位、各部轴承等原始温度等已记录。

(3)启动高压油泵顶起油泵，切换发电机制动器，确认制动器能自动落下。

(4)装有弹性金属塑料推力轴瓦的机组，首次启动前适当时间，应用顶转子油泵顶一次转子。(5)漏油装置处于自动运行状态。

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(6)水轮机主轴密封水已投入，检修围带已撤出，水轮机筒形阀在全开位置。(7)调速器处于工作状态：

1）主供油阀阀门开启，油压指示正常，压油泵处于自动运行状态；2）调速器处于机械“手动”或电气“手动”位置；3）调速器速度调整机构位于额定转速位置；（8）机组有关的设备处于下列状态：

1）发电机和主变压器间应有开断点。发电机出口断路器和电制动断路器断开，或将发电机出口母线适当部位软连接板打开；

2）发电机转子集电环碳刷已研磨好，但碳刷拔出；3）水力机械保护和测温装置投入；4）外接标准频率表监视发电机转速；5）发电机励磁开关断开；

6）机组现地控制单元（LCU）处于工作状态；7）装设各部摆度振动表计。3.2.2

机组启动试验

机组启动是检查其机械性能，包括机组各部轴瓦温度，各部位振动摆度等、转子动平衡试验、调速系空载运行参数选择、机组过速试验等。转桨式水轮机还应进行导叶开度与桨叶开度在当时水头条件下的协联曲线调整。(1)机组首次启动试验

机组首次启动试验在调速器手动方式下进行，启动后，分级升速至额定转速在水轮机室和下机架等处应设专人监听，考核机组运行情况，机组各部轴承温度不应有突变，各部轴承摆度、机架、顶盖及尾水管的振动，各附属设备的工作情况。

1）拔出接力器锁锭，启动高压油顶起装置（如有）；手动由调速器缓慢打开导叶，待机组刚开始转动，即将导叶全关，机组惰行，检查和确认机组转动部件无摩擦或碰撞情况。正常后，可手动加制动。

2）确认运行正常后，手动重新打开导叶启动机组，当机组转速升至约50%额定转速时停止升速，稳定运行几分钟，观察各部位运行情况，机组各轴瓦温度变化，正常后，增大导叶开度，使转速升至额定值运行，校验转速表；机组转速升至80%~90%额定转速时，手动切除高压油顶起油泵；记录机组的导叶空载开度。

3）在机组升速过程中，严密监视各部位轴承温度的变化，不应有突升或下降现象。机组启动到额定转速后，在半小时内，每隔5分钟测量记录一次推力瓦和导轴瓦的温度，以后可适当延长记录时间间隔，直到瓦温基本稳定；绘制各部瓦的温升曲线，记录轴承稳定运行油面，瓦值不宜超过设计规定值。

4）监视水轮机主轴密封温度、水压、流量。记录水轮机顶盖排水泵运行排水周期，自流排水情况。记录各部位水力测量系统表计读数和机组附加检测装置的表计读数（如发电机气隙、蜗壳差压、机组流量等）。

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5）在额定转速下，测量发电机一次残压及相序，相序应正确，波形完好；如有永磁发电机，测量永磁机电压和频率关系曲线，测量绕组电压；测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于轴承间隙或符合机组订货合同的要求。

6）测量、记录机组各部位振动，国产机组其值应不超过表6-4-1的规定。机组轴承摆度一般不超过轴承间隙值。表6-4-1

水轮发电机各部位振动允许值（双幅值）

额定转速（r/min）

序号

项目

<100

100~250>250~375>375~750振动允许值（mm）

123456

水轮水轮机

顶盖水平振动顶盖垂直振动带推力轴承支架的垂直振动带导轴承支架的水平振动

0.090.110.080.110.040.03

0.070.090.070.090.030.03

0.050.060.050.070.020.03

0.030.030.040.050.020.03

发电定子铁芯部位机座水平振动机

定子铁芯振动（100Hz双幅

振动值）

(2)调速器空载试验

机组运行，推力瓦温基本稳定后，调速器切换至自动，选择不同组合的参数，用频率给定对调速系统进行扰动试验，选定调速系统空载最佳调节参数。

1）进行调节器手动和自动切换试验时，接力器应无明显摆动。调速器在自动调节状态下，机组频率变化，对于大型调速器不应超过额定值的±0.15%；对于中小型调速器，不超过±0.25%。

2）调速器空载扰动试验应符合下列要求：①②③④

扰动量一般为8%；

转速最大超调量不应超过扰动量的30%；超调次数不超过两次；

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。

3）在调速器自动运行时，记录油压装置油泵向油槽送油的时间及工作周期。记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。

(3)机组停机及停机后的检查

1）机组运行至各部瓦温基本稳定后，即可手动停机。

2）手动停机，当机组转速降至50%~90%额定转速时，投入高压油顶起装置；当机组转速降至额定转速的15%~20%时，手动投入机械制动装置直到机组全停，撤除制动装置，监视机组不应有蠕动，再手动切除高压油顶起装置。

3）停机过程中进行下列检查：①监视机组各部位轴承温度变化情况；

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②校核转速继电器的动作；

③录制机组停机转速和时间关系曲线；④检查各轴承油槽油面的变化情况。

4）停机后投入接力器锁锭和检修密封，关闭主轴密封润滑水。根据具体情况确定是否需要关闭蝶阀（球阀或筒阀）。3）停机后进行的检查和调整：

①转动部分各部位螺帽、销钉、锁片及键是否有松动或脱落；②检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；

③检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂；④整定开度机构的空载开度接点或定值；⑤必要时调整各油槽油位继电器的位置接点。(4)动平衡试验

机组振动、摆度幅值的大小是衡量机组运行稳定性的重要指标。水轮发电机在运行中受电磁、水力和机械等不平衡力的作用，引起机组的振动。在各种不同工况下测量机组的振动、摆度值，并进行波形分析，可找出各种不平衡力作用的大小，采取加配重措施，改善机组稳定运行状态。

水轮发电机组振动、摆度，应分别在空载额定转速、空载额定电压、带各级负载下进行。测取承重支架的振动值，按制造厂规程进行试验，直至达标要求。在各部导轴承处设置摆度测点；在尾水管等处增设振动和压力脉动测点。采用百分表和压力表进行机组振动、摆度、压力脉动的测量是最常用的方法。采用传感器测量振动、压力变送器测量压力脉动等的数字监测设备，具有幅值显示和频谱记录功能，相对关系清晰，近年来常用于大中型水轮发电机组。

动平衡试验以装有导轴承的发电机承重机架的水平振动双幅值为计算和评判的依据，推荐采用专门的振动分析装置和相应的计算机软件进行。当发电机承重机架的水平振动幅值超过表6-4-1的规定时，须作转子动平衡试验。当发电机转子长径比L/D＜1/3时，只测承重机架的径向振动，可只作单面动平衡试验；当发电机转子长径比L/D＞1/3时，应进行双面动平衡试验。转速超过300r/min的机组，一般应作动平衡试验。

1）转速较低的水轮发电机，一般情况下转子的长径比L/D＜1/3，其动平衡试验只作单面动平衡试验，最常用的是三点定位定量法，使用的试重块重量的估算公式为：

P=（5～25）Gr/n2

式中：P—试重块重量，kg；G—转子重量，kg；n—试验时机组转速，r/min；

r—试重块固定位置半径，m。

系数的选择可根据机组转速高低及振动值大小而定，一般宜取小值；当发现反应不明显时，再适当加大试块重量。

2）三点定位定量法是将同一试重块，依次按相互差120°位置，固定于转子同一半径上，在机组空转工况下分别测量承重机架的径向振动幅值，然后采用四圆法或五圆法等作图法求取配重块的重量和方位。若第一次配重效果不理想，可再次进行试验和配重，达到优良标准为止。在机组额定电压和带负荷情况下，必要时还应进行如上试验。

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（5）机组过速试验

机组过速试验的目的，是为了检查过速保护装置动作的准确性。机组过速试验以手动方式进行，转速上升至过速保护装置动作值应事故自动关闭导叶停机，同时校核电气过速保护装置定值，记录机组过速时各部位振动和摆度，推力轴瓦温升。

1）机组过速保护数值的整定，一般分为115%额定转速、电气过速保护动作值和机械过速保护动作值三级，后二级数值由水轮机调节保证计算结果确定，实际定值应比计算值高3~5%的余量。

2）试验前将各电气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；3）当机组空载运转、瓦温稳定后，手动开导叶，使机组转速上升到额定转速的115%，观察机组运行情况和测速装置接点的动作情况。然后将机组转速迅速降回额定转速运行。

4）如机组运行无异常，再手动将机组转速重新升至规定的过速保护整定值以上5%，监视电气与机械过速保护装置的动作情况，如动作值误差过大，经调整后重作此试验。

5）过速试验过程中密切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。

6）过速试验停机后应进行下列检查：①或移位；

②③④

检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态；按第一次手动停机后规定的检查项目进行检查。打紧磁级键。

全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动

（6）机组自动开机和停机试验

1）自动开、停机试验是检查LCU开、停机流程的协调性与自动化元件动作的可靠性，调整导叶空载自动开启规律，达到快速稳定的目的。对具有分步操作、常规控制的设计均应进行试验。试验分别在机旁与中控室进行。

2）自动开、停机试验可结合调试进程穿插在各项目中，各项操作检查按运行规程进行。3）自动启动前应确认：

①记录自发出开机脉冲到机组达到额定转速的时间；

②记录自发出停机脉冲到机组转速降至制动转速所需要的时间；③模拟主要机械及电气事故，检查事故停机回路动作的可靠性。3.2.3发电机及机组带主变及高压配电装置空载下的试验

主要包括水轮发电机稳态短路升流试验、发电机三相短路特性、发电机空载升压试验、发电机单相接地试验和消弧线线圈补偿试验、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验、停机时的混合制动试验、发电机组带主变和高压配电装置升流升压试验、主变冲击合闸试验等，试验采用他励电源进行，他励电源一般将励磁变高压改接施工用电即可。3.2.3.1发电机稳态短路升流试验

(1)发电机升流试验应具备的条件：

1）发电机出口端设置三相短路线，如果三相短路点设在发电机断路器外侧，则应采取措施防

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止断路器跳闸。

2）用厂用电或施工电源提供励磁变电源组成他励。3）投入机组水机保护，切除机组电流保护。

(2)机组额定转速运行，手动合灭磁开关，励磁装置在手动位置，定子升小电流，检查短路范围内各组CT的导通情况。之后，定子升流至15~30%，检查发电机各电流二次回路的对称性和电流相位。

(3)检查各继电保护电流，保护动作整定值，检查测量表计指示。

(4)在发电机额定电流下，监视短路范围内的定子线圈及有关一次设备的运行温度。(5)检查励磁变电流继电保护定值。

(6)在发电机额定电流下，跳开灭磁开关，录制发电机灭磁示波图。

(7)发电机额定转速下，录制发电机三相稳态短路特性曲线（用他励电源），电流先升到规定值录下降特性，同时读取三相定子电流和励磁电流。

(8)测量定子绕组相对地绝缘电阻、吸收比或极化指数，应满足如下要求，如不能满足，应采取风损干燥：

1）绝缘电阻（换算到100℃时）：

U

R

S

1000

100

式中：

R——绝缘电阻（MΩ）；U一定子额定电压（V）；S——发电机额定容量（kVA）。

2)吸收比（40℃以下时）不小于1.6；极化指数不小于2.0。或遵照厂家规定。(9)升流试验合格后模拟水机事故停机，并拆除发电机感想短路线或跳开出口断路器。3.2.3.2水轮发电机升压试验

(1)发电机升压试验应具备的条件：

1）发电机继电保护装置投入，发电机断路器在断开位置，或与主变低压侧的连接端断开。2）发电机振动、摆度及空气间隙监测装置投入，若有定子绕组局部放电监测系统，应投入并开始记录局部放电数据。

(2)自动开机至空载后机组各部运行应正常。测量发电机升流试验后的残压值，并检查定子三相电压的对称性。

(3)发电机中性点采用接地变压器的机组，应在发电机中性点和出口分别设临时接地线，检查95%和85%Un接地保护整定设置，投入接地保护装置。

(4)发电机中性点装有消弧线圈的机组，进行发电机定子单相接地试验：在机端设置单相接地线，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电容电流。选择消弧线圈的分接头位置；使机组为欠补偿，补偿电流一般为1~2A（额定电压时），投入消弧线圈，升压至50%定子额定电压，测量补偿电流与残余电流，并检查单相接地保护信号。

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(5)手动分级升压，按25%、50%、75%、100%额定电压值四级，检查下列各项：1）发电机及引出母线、出口断路器等设备带电应正常。

2）电压互感器二次侧三相电压值应对称，开口三角输出电压正常。3）升压至50%和100%额定电压，跳开灭磁开关，录制灭磁示波图。

4）检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压的相序与相位，发电机额定电压下测量机组振动与摆度；测量发电机轴电压；检查轴电流保护装置。

5）录制发电机空载特性曲线，零起升压，每隔10%额定电压记录三相定子电压、转子电流与机组频率。机组空载额定转速他励方式下进行，将发电机电压升至1.3额定电压或额定励磁电流作为特性曲线的起始点，然后单方向减少励磁电流，读取上述各点相应值。对于有匝间绝缘的电机，在1.3Un或最高电压下应持续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。

6）检查电压保护回路的动作整定值。

3.2.3.3水轮发电机空载下静止励磁装置的调整和试验（励磁变恢复自并励接线）

(1)在发电机额定转速下，励磁装置处于“手动”位置，起励检查手动控制单元电压调节情况，逆变工作正常，装置应能在20%~110%额定发电机电压范围内平滑调节。

(2)励磁装置处“自动”位置，进行静止励磁装置的起励逆变试验，工作正常。

(3)测量励磁调节器的开环放大倍数。录制和观察励磁调节器各部特性，对于晶闸管励磁系统，还应在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数，均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85。

(4)在发电机空载额定电压状态下，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要求。

(5)

带自动励磁调节器的发电机电压—频率特性试验，发电机空载状态下，使发电机频率在

45%~55Hz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。

(6)在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器、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电压超调量。在发电机空载且转速在95%~100%额定值范围内，突然投人励磁系统，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。

(7)对励磁装置进行低励磁、过励磁等保护的整定及模拟动作试验，其动作应正确。(8)对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，应进行逆变灭磁试验，并符合设计要求。3.2.3.4电制动试验：设计有电制动装置的机组，整定定子制动电流一般为1~1.1In，停机时进行电制动或混合制动试验，观察制动效果。

3.2.3.5水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验

(1)发电机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验

1)在高压配电装置的适当位置，设置可靠的三相短路点（一般采用高压三相地刀）。2)

短路点的数量、升流次效应根据电站本期拟投入的回路数确定，升流范围一般应尽可能将

新投入的回路全部包括。

3)投入发电机继电保护、水力机械保护装置和主变压器冷却器及其控制信号回路。

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4)用机组递升电流，检查各电流二次回路的通流情况和表计指示，检查主变压器、母线短线

和线路保护的二次电流回路接线和相位，检查主变差动保护整定值。

5)

对水内冷机组，在主变高压侧接三相短路线，进行发电机带主变额定电流下的定子绕组热

稳定试验，整定定子纯水流量。

6)拆除主变压器高压侧及高压配电装置各短路点的短路线。(2)主变压器高压单相接地检查主变零序保护定值

1)根据单相接地保护方式，在主变压器高压侧设置单相接地点。2)

将主变压器中性点直接接地。开机后递升单相接地电流至保护动作，检查保护回路动作是

否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。

3)试验完毕后拆除单相接地线，投入单相接地保护。(3)水轮发电机带主变压器及高压配电装置升压试验

1)投入发电机、主变压器、母线差动、短载差动等继电保护装置。2)

升压范围应包括本期拟投运的所有高压一次设备。首台机组试运行时因高压配电装置投运

范围较大，升压可分几次进行。如有双母线时，应分别升压检查，在一条母线带电时测另一母线的感应电压值，两条母线同时升压后，测两PT二次电压相位应一致。

3)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。

4)检查PT二次电压回路和所有断路器同期回路的同期表指示正确。(4)发电机架线路零起升压试验1)

机组带线路充电容量足够，当系统有要求时，如有发生应立即跳开线路或发电机断路器，

可进行发电机带空载线路零起升压试验或投切空载线路试验，如出口带高压电抗器，应在电压为10%Un以下停留，对电抗器CT接线做全面检查，正确后，投入电抗器保护，再对线路分级升压。该验中应防止自励磁现象的发生。

2)

测量线路电压互感器三相电压相序和电压对称性，检查出线断路器同期回路接线，检查电

抗器运行情况，测量电抗器伏安特性。

3)如线路出口带高压电抗器，发电机升压至线路为10%额定电压时，全面检查电抗二次电流保护回路，正确后再继续升压。

(5)高压配电装置母线受电试验

1)新投线路利用系统电源对电站高压配电装置母线进行冲击，检查应无异常后。2)检查系统电压的相序应与电站高压母线相等。(6)电力系统对主变压器冲击合闸试验1)

主变压器冲击合闸试验宜从高压侧进行，试验前应使主变压器与发电机可靠断开；如主变

压器为三圈变压器，或低压侧设有厂用变压器里，一般应将主变压器中压侧和厂用变低压侧断开；发电机与主变压器中间无可操作的断开点时，一般可不进行变压器冲击合闸试验。

2)投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号装置。3)投入主变压器中性点接地开关。分接开关位置符合系统要求。

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4)合主变压器高压侧断路器，利用系统电源对主变压器冲击，冲击合闸共进行5次，每次间隔约5min，检查主变压器应无异常。

5)检查主变压器差动保护及瓦斯保护的工作情况，录制主变压器冲击时的激磁涌流示波图。6)测主变压器噪声。

7)进行机端厂用变压器的3次冲击合闸试验，测量厂用变压器低压侧二次电压相序。8)利用系统电源带厂用电，进行厂用电源切换试验。

9)额定电压为110kV及以上、容量为15MVA及以上的变压器，在冲击试验前、后应对变压器油作色谱分析。

3.2.3.6全电压对高压配电装置的冲击及检查试验

为缩短电站试运行时间，有时可由系统全电压向电站高压配电装置充电，检查后即投入运行。这种情况应事先做如下工作：

(1)高压配电装置除主变差动CT外其余保护表计CT回路应做外加电流的三相升流试验，一次电流一般小于100A，初步检验有关CT二次接线的正确性及其相位。

(2)对PT二次回路也应尽可能由PT二次能电检查回路不应有短路，同期回路电压接线无误。(3)高压并联电抗器CT及其二次接线均应反复检查，保证其接线的正确性。

(4)为便于分析判断故障原因，高压配电装置全电压冲击前应将所有保护装置投入，包括事故录波装置。有条件时也可另外接入线路冲击电流及过电压，测试回路，记录冲击电流和断路器操作过电压。

3.2.3.7水轮发电机组并列及负荷下的试验

(1)水轮发电机组并列试验

1)选择同期点及同期断路器，检查同期回路的正确性。2)

断开发电机断路器侧隔离开关，机组空载额定电压运行自动准同期装置投入；检查同期装

置的工作情况，检查调速调压回路工作应正常，同时录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。检查断路器合闸脉冲提前值应符合要求。

3)含隔离开关进行机组的手动与自动准同期正式并列试验，录制示波图。4)按设计，分批进行各有同期要求的断路器的正式并列试验。(2)水轮发电机组带负荷电负荷试验1)

水轮发电机组带、甩负荷试验应相互穿插进行。机组初带负荷后，应检查机组及相关机电

设备各部运行情况，无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。

2)

水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪

表指示。观察和测量机组在各种负荷工况下的振动摆度，测量尾水管压力脉动值，观察水轮机自然补气装置工作情况。从安全考虑，应先甩负荷，再做负荷下的各种检查试验。

3)机组甩负荷试验应在额定负荷的25%、50%、75%和100%下分次进行，同时录制机组转速，蜗壳压力、导叶开度、尾水压力等过渡过程的曲线，记录各轴承机架、顶盖、定子的摆度和振动值，记录各部瓦温的变化情况。机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间。检查并记录真空破坏阀的动作情况与大轴补气情况。根据机组制造合同和电站具体情况，在机组带25%、50%、75%和100%

18

额定负荷下测定流量和水头损失。

4)

若受电站运行水头或电力系统条件，机组不能按上述要求带、甩额定负荷时，可根据

当时条件对甩负荷试验次数与数值进行适当调整，最后一次甩负荷试验应在所允许的最大负荷下进行。

5)

在额定功率因数条件下，水轮发电机组突甩负荷时，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%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5s。

6)

发电机甩负荷时，检查水轮机调速系统的动态调节性能，校核导叶接力器分段关闭时间、

蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合规定。每甩一级负荷后，应检查各项试验结果合格后，才能进行下一级带负荷试验。导叶关闭过程中，不应出现如水力振动等异常情况。

7)机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：

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，从接力器第一次向关闭方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±0.5%为止所经历的总时间不应大于40s。

c)机组甩25%负荷时的发电机定子电流消失为起点计算，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)对于转桨式水轮机组甩负荷时测量机组抬机值。9)机组带额定负荷下，一般还进行下列各项试验：a)调速器低油压关闭导叶试验。b)事故配压阀动作关闭导叶试验。

c)根据设计要求和电站具体情况，进行动水关闭工作闸门或关闭主阀（蝴蝶阀、球阀、筒阀）的试验。

d)电气保护动作灭磁特性试验。(4)发电机负荷下的试验1)

进行机组带负荷下调速系统试验。检查在速度和功率控制方式下，机组调节的稳定性及相

互切换过程的稳定性并检查其闭环控制的稳定性与正确性。对于转桨式水轮机，应检查调速系统的协联关系是否正确。

2)进行机组快速增减负荷试验。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、蜗壳水压、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等的过渡过程。负荷增加过程中，应注意观察监视机组振动情况，如机组有明显振动区，应快速越过并记录振动时势负荷区段。

3)进行水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：

a)有条件时，在发电机有功功率分别为0、50%和100%额定值下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动。

b)求。

有条件时，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要

19

c)对于静止管励磁装置，应分别进行各种器及保护的试验和整定，检查功率整流桥的均

流、均压系数。

d)对于装有电力系统稳定装置（PSS）的机组，应在初步整定后，突然变更10%～15%额定负荷，检验其功能后，再进行参数优化。

4)

机组有功负荷与无功负荷时，分别在现地调速器与励磁装置上进行闭环调节，再通过计算

机监控系统控制调节，均应满足调节的稳定性、及时性及准确性。

(5)水轮发电机组调相运行试验

1)记录关闭导叶后，转轮在水中运行时，机组所消耗的有功功率。

2)检查尾水充气压水装置动作情况，记录吸出管内水位低于至转轮时，机组消耗的有功功率。3)

检查发电与调相工况互相切换时自动切换程序及自动化元件动作的正确性，记录工况转换

所需的时间。

4)

机组调相运行工况下，发电机无功功率在设计规定范围内调节应平稳，记录发电机转子电

流为额定值时零功率因数下的最大输出无功功率值。

(6)水轮发电机组进相运行试验

1)如系统有要求，发电机应进行进相运行试验，确定进相深度。2)

进相试验应分阶段进行，试验判据为定子端部铁芯及侧压板温度限值与发电机静态稳定极

限，任一项指标达到，即作为进相运行的极限值。

3)

进行进相试验前，应退出励磁欠励单元与发电机失磁保护，根据需要埋设铁芯端部测

温元件及仪表。电力系统的无功应满足试验要求。

4)按照50%、80%、100%额定功率分阶段进行试验，在不同的功率下逐步降低励磁电流，使功率因数由滞相转入进相，待定子铁芯端部及齿压板温度稳定后，继续加大进相深度，试验中应密切监视定子铁芯端部及齿压板温度不超过限值。进相深度以系统实际需要或发电机的铭牌值为准，在此范围内发电机不应失步。

5)

记录各阶段发电机有功功率、无功功率、定子电流、定子电压、转子电流、转子电压、功

率因数、定子铁芯端部及齿压板温度、开关站母线电压等有关参数，校核相关电气保护。

(7)水轮发电机组最大出力试验

机组最大出力试验在合同规定的功率因数和发电机最大视在功率下进行，水库水位已达设计值。记录机组各部温升（0.5小时记录一次，直至三次温度记录线圈温升<1℃为止）、振动、摆度、有功和无功功率值，记录接力器行程和导叶开度，校对水轮机运转特性曲线和发电机厂家保证值。4.抽水蓄能电站发电/电动机组启动试运行程序

抽水蓄能电站分为抽蓄结合的混合工况抽水蓄能电站和纯抽水蓄能电厂，机组主要型式有混流可逆式发电/电动机组、斜流转浆可逆式发电/电动机组和三机立轴组合式抽水蓄能机组。因可逆式发电/电动机组既要完成发电任务，又要完成抽水蓄能任务，因而具有5种常见的稳定运行工况，即停机、发电、发电调相、抽水和抽水调相工况。发电/电动机组在电力系统中承担调峰、调频调相和事故备用，随时都可能从一种稳定运行工况转到另一种稳定运行工况，这样的工况转换可以组成20多种。但能常用到的基本上是图6-4-1所示的12种工况和在紧急情况下出现的发电工况和抽水工况之

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间的双向直接转换的2种特殊情况。

发电/电动机组的双重特性使其在结构上、布置上、参数的选择上、性能上形成了自己的运行特点，导致在运行中有许多特殊要求。抽水蓄能电站类型、机组结构型式和电站在电力系统中的地位及作用的不同，造成了发电/电动机组运行工况和工况转换组合的不同，形成了不同发电/电动机组启动运行程序的差异。

4.1抽水蓄能机组启动运行程序

1)抽水蓄能电站发电/电动机组的发电工况启动试运行程序与常规机组相同，泵工况启动试运行基本程序如下：

2)泵工况启动试运行

变频装置启动水泵试验→同期装置将试验机并网调相运行试验→排气注水造压试验→水泵负荷试验→泵甩负荷试验→最优化泵开度试验→正常停机试验→机械故障紧急停机试验。手动和自动背靠背启动水泵试验、发电/电动机现场型式试验、机组带负荷试运行。

3)抽水蓄能电站启动试运行过程中，受水库容量，机组须交替进行发电工况和泵工况的切换运行。

4.2过水系统充水试验

抽水蓄能电站过水系统充水主要是压力钢管和上水库的充水。对于上库无天然径流的抽水蓄能电站，上水库的初次充水是由机组抽水完成的。但上水库的充水必需先采用专门设置的水泵通过专用的压力钢管向上库充水。待上水库水位到了发电/电动机水泵工况的允许水位后，才能用发电/电动机作水泵工况运行向上库充水。充水时，要严格控制上库充水速度，规定水位日上升值不得大于水工建筑的设计要求。一般首次在10m/h以内。每次充水时既对上水库进行了充水，又对机组水泵工况运行进行了检查、试验和参数测定。充水过程中，发电/电动机组将经历低扬程大流量的工况过程，有可能发生较大的空蚀和振动，并出现噪声、输入负荷超载等现象。当充水水位达到规定高程后停止充水。在该水位下静止规定的天数，对上库进行考验观察、检查和测定上库渗水量等。检查无问题后，可进行机组发电工况的试验。

进行发电工况试验时要严格控制排水速度和每天水位降低量，日控制在10~4m/h。否则容易引起压力钢管、山体稳定事故。

4.3发电/电动机组的运行特点

(1)发电/电动机组的运行工况

发电/电动机组运行工况转换的过程是短时间完成的过渡过程。由于发电/电动机组的双重特性，使得过渡过程比较复杂，此时水流极不稳定，动荷载最大，很容易发生水力、机械、电气事故，而且在一洞多机的布置方式中，使水流在机组前后形成环流，同洞相邻机组水力互相干扰而影响机组的正常运行。抽水蓄能机组运行工况及转换见图6-4-1所示。

(2)发电/电动机运行工况流程的特殊要求

发电/电动机的吸出高度是很大的负值，转轮深深地埋入水中，承受很大的轴向力，因此对没有高压油顶起的机组，每次启动前均要顶转子，减轻电动发电机推力轴承的静摩擦和荷载。

为减轻启动阻力，在水泵工况运行时，先向转轮室内压气使转轮脱离水面，然后启动，机组达

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到额定转速且并网之后又要排气充水造压，建立零流量扬程，以便开启球阀和导叶，使水进入压力钢管。

由于机组可双向旋转，而机组的旋转方向又直接与机端电压的相序有关，所以启动前须根据工况进行换相开关的切换。相序变换标志即表明是发电工况还是抽水工况启动。

水泵的截止水流是靠蜗壳进口前的球阀而不是导叶的任务，发电/电动机的导叶只作调整功率，调节转速用。

第五节机组及机电设备72小时带负荷连续试运行

1.水轮发电机组及机电设备72小时带负荷连续运行

水轮发电机组及机电设备带负荷连续稳定运行。如果由于水库蓄水位未达设计值，使机组达不到额定出力时，可根据当时的具体条件确定机组可带的最大负荷，但应避开水轮机振动区。

试运行期间应尽可能带最大负荷在额定功率因数下连续运行。若由于机组及附属设备的制造、安装质量原因引起运行中断，经检查处理后，重新开始72小时连续试运行，全面记录运行参数，应符合要求。

72小时连续试运行后，停机全面检查，将蜗壳、压力钢管及引水系统内的水排完，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统工作的情况，消除并处理72小时试运行期间发现的所有缺陷。

抽水蓄能电站发电/电动机组因没有条件进行72小时单一工况连续运行，故采用30天考核运行作为检查设备制造安装质量的标准。

2.水轮发电机组30d考核运行

2.1如合同规定有30d考核试运行要求的机组，应在72h连续试运行并经停机检修后开始进行30d考核试运行。机组30d考核试运行期间，由于机组及其附属设备故障或因设备制造安装质量原因引起中断，应及时处理。2.2

30d考核试运行中发现的问题，按机组设备合同或安装合同文件的规定处理。3.交接与投入商业运行

3.1机组通过72h试运行并经停机处理所有发现的缺陷后，即具备了向生产管理部门移交的条件，应按合同规定及时进行机组设备及相关机电设备的移交，并签署机组设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算机组设备的保质期。

3.2如合同规定有30d考核试运行要求的机组，考核试运行由生产管理部门进行，也可委托安装单位进行。30d考核试运行结束后，即可与制造厂办理相关手续，开始计算设备保证期，并及时投入商业运行。

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第六节启动试运行进度

机组启动试运行进度应根据电站的具体设计与高压配电装置的规模综合考虑，计算机监控系统内容较繁杂，应创造条件尽量提前进行，在全面具备机组启动条件时，最好不成为卡关的项目。一般水轮发电机组从充水至72小时完成的工期如无大的检修，约为10~20天左右，如遇有大的检修项目，则应另作计算，对发电机/电动机组的试运行，因受的因素较多，工期更长。

表6-6-1

序号1234567101112131415161718192021

机组试运行进度表试运行项目

计算机监控系统联合无水调试尾水充水压力钢管充水技术供水系统调试机组首次启动动平衡试验调速器试验过速试验发电机升流试验

发电机带主变及开关站升流发电机升压试验发电机带主变及开关升压励磁调节器试验电制动试验配合系统调试主变冲击合闸试验机组并列及轻负荷试验机组甩负荷试验停机检查消缺72小时试运行机组停机检修

所需天数15-2011-5211-31-2111-211-21-212-611-22-31-231-3

累计天数

备注

注：抽水蓄能机组受制约的因素多，项目也多，需用时间更长。

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第七节机组及成套设备的验收和交接

1.简述

水电站水轮发电机组及成套设备在水电站建设过程中，按工程进展的不同阶段进行相应的单元工程、分项工程、分部工程的检查验收。水轮发电机组应进行机组无水联合调试验收、充水试验前检查签证验收、机组启动72小时试运行后的交接验收、30天考核运行后的初步验收。公用设备应进行单元工程验收、72小时试运行后分项工程相关单元交接验收、分项工程相关单元的初步验收、分项工程初步验收、分部工程初步验收。

电站建设完成，第一台机组（或某台机组）经过启动试运行并经72小时带负荷连续试运行后，由启动验收委员会会同项目法人将整个电站或某台机组及相应设备移交生产单位。移交工作是基建单位的最后一项主要工作。

2.设备启动前的验收签证

水电站机组和成套设备在设备启动前须按照国家标准和有关规定进行设备的检查、验收、签证，以确定设备是否具备启动运行条件。

设备验收前，安装单位应按照国家标准和有关规定将验收申请、安装质量检查记录、调试大纲、验收空白表格等报监理单位或项目法人审批，审批后监理单位或项目法人按合同文件的规定组织相关单位进行验收签证。

3.主要验收项目

水电站机组应进行无水联合调试验收、充水启动试验前检查验收、机组启动试验72小时试运行后的交接验收、30天考核运行后的初步验收。发电单元分部工程的验收项目：单元工程、分项工程、无水联合调试、发电单元交接验收、发电单元初步验收、合同工程完工验收。

公用设备的验收项目：单元工程验收、72小时试运行后分项工程部分交接验收、分项工程部分初步验收、分项工程、分部工程、合同工程完工验收。

4.验收组织

单元工程和分项工程验收由监理单位或项目法人负责。分部工程由项目法人主持，工程设计、监理、运行单位、设备制造厂、土建施工单位和安装单位参加。合同工程完工验收由项目法人主持，行业管理单位、工程设计单位、监理、运行单位、设备制造厂、土建施工单位和安装单位参加。

机组充水启动调试前阶段性检查由项目法人主持，有工程设计、监理、设备制造厂和安装等单位参加。机组启动试运行完成后的交接验收按分部工程验收的组织方式进行。

5.验收程序

每项设备验收前，安装单位应按照国家标准和有关规定将验收申请、安装质量检查记录、调试大纲、验收空白表格等报监理单位或项目法人审批，审批合格后监理单位或项目法人按合同文件的规定组织相关单位进行验收签证。

验收合格的工程，监理单位或项目法人将签发工程验收文件。验收过程中发现的工程质量问题，安装单位应按照监理单位要求和合同规定进行处理，只有在处理工作完成后才能按相应的验收程序

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进行重新验收。

6.验收技术文件

各项验收时安装单位应按有关要求提供相关的验收技术文件：

1)单元工程验收：安装单位向监理单位提交单元工程质量评定表，以及该单元工程施工和检查记录、调试报告等资料和文件。

2)分项工程验收：安装单位应在提供各单元工程验收时提供的资料和文件的基础上提交设备安装和调试技术资料和文件，以及分项工程施工报告。

3)分部工程验收：安装单位应在提供各单元工程验收时提供的资料和文件的基础上，提交全部的竣工图纸、资料和文件，以及分部工程施工报告。

4)单位工程包括的所有分部工程安装完毕，遗留问题已处理，安装单位应提交以下资料：设计变更部分（如果有）的实际施工图；设计变更的证明文件；产品说明书、试验记录、合格证及安装图纸等技术文件；安装技术记录、设备检查记录等；现场调试试验报告；单位工程施工报告。

7.设备移交

电站建设完成，或第一台机组（或某台机组）经过启动试运行并经72小时带负荷连续试运行后，由启动验收委员会主持项目法人将整个电站或第一台机组及相应设备移交生产单位，同时移交备品备件、工器具等。竣工图纸资料文件可在规定期限内交齐。8.竣工移交报告书的编制

竣工移交报告书在机组启动验收委员会领导下由验收交接组编制。

1)编制分工：土建组提交水电站全部建筑物和水工结构物检查报告书；金结及机械组提交需验收移交的金结及机组、附属设备检查报告书；电气组提交需验收移交的机组电气设备检查报告书；验收交接组提交“未完工程处理进度”及“工程缺陷处理进度表”；项目法人（或施工单位）提交“移交电站的工程项目一览表”、“备品备件、工器具、材料移交一览表”、“与技术设计不符合的工程一览表”和“竣工图纸资料清单”。

2)竣工移交报告书内容：竣工移交报告书；专业报告书；移交电站工程项目一览表；未完工程项目一览表；工程缺陷及处理进度表；与技术设计不符合的工程一览表；备品备件、工器具、材料移交一览表；竣工图纸资料清单。

主要参考资料：

1、水利水电工程施工组织设计手册（4）2、中国水利发电工程（机电卷）3、中国水利发电工程（运行管理卷）

4、DL/T507—2002水轮发电机组起动试验规程5、DL/T5132—2000水电站基本建设工程验收规程

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