蓄水及首台机组启动验收
四川米易县小三峡水电站
机组设备试运行
操作规程
水电五局小三峡机电安装项目部
二OO六年十二月
审定：赵书春
审查：李 俊
校核：范长江
编写：王甲荣 尹志强 牟学芬 何祖红
水电五局小三峡机电安装项目部
二OO六年十二月
目
录
一 机组充水试验操作 .........................................................4 二 机组空载试运行操作 ...................................................16 三 发电机短路升流试验操作 ...........................................24 四 发电机升压试验操作 ...................................................26 五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作 ......28 六 机组并网及负荷试验操作 ...........................................32
小三峡电站机组试运行操作规程
一 机组充水试验操作 1充水前的检查
目的：确认机组是否具备充水条件。 1.1 流道的检查
1.1.1 坝前进水口1#机组拦污栅已施工完毕验收合格，拦污栅周围已清理干净验收合格。
1.1.2 进水口1#机组用工作闸门、启闭装置已安装完工，门槽已清理干净并验收合格。工作闸门在无水情况下调试合格，启闭时间符合设计要求并处于关闭状态。
1.1.3 1#机组进水流道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已安装完工，清理干净并检验合格。灌浆孔已封堵，测压头已装好，测压管阀门、测量表计、压力开关均已安装完工，调试合格整定值符合设计要求。所有过水流道进入孔的盖板均已严密封闭，封水盖板已安装完工，且所有螺栓均已紧固。
1.1.4 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板、临时支座、转轮检测平台均已拆除。
1.1.5 蜗壳排水阀及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。全厂渗漏检修排水系统已安装完工，调试完毕，其手动、自动均能可靠运行。
1.1.6 尾水闸门槽极其周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，启闭情况良好，尾水闸门处于关闭状态。 1.1.7 上、下游水位测量装置已安装完工，调试合格。 1.1.8 非本期试运行的2#、3#机工作闸门及尾水闸门处于关闭状态，并已采取安全措施防止误动。 1.2 水轮机部分检查
1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工，检验合格，记录完整，转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，已无遗留物。 1.2.2 导水机构已安装完工、检验合格，并处于关闭状态，接力器锁定投入。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求，轮叶全关。
1.2.3 真空破坏阀已安装完工，经严密性试验及设计压力下的动作试验合格。
1.2.4 主轴工作密封与空气围带已安装完工、检验合格，密封自流排水管道畅通。密封水压力开关和空气围带压力开关已调整至设计值。
充水前投入检修密封：关130
1、130
2、1305阀，开130
7、1309阀，空气围带充气。
1.2.5 顶盖排水泵已安装完工，检验合格，手动、自动工作均正常，投入运行，并切至“自动”，12
28、1232阀全开。 1.2.6 受油器已安装完毕，符合规范规定要求。
1.2.7 水导轴承润滑冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试合格，各整定值符合设计要求。 1.2.8 水轮机各测压表计、示流器、均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计参考值。振动和摆度传感器均已安装完工调试合格。
1.3 调速系统的检查
1.3.1 调速系统及其设备已安装完工，调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、压力开关、安全阀、自动化元件均已整定符合设计要求，管道检查和压力试验完毕。 1.3.2 压力油罐安全阀按规范要求已调整合格，且动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。回油箱油位继电器动作正常，高压补气装置手、自动操作动作均正确。漏油装置调试合格，手动、自动工作均正常。
1.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充油检查，额定压力下无渗漏现象。
1.3.4 调速器机电柜已安装完工并调试合格，各电磁阀、电气/液压转换装置工作正常。
1.3.5 手动操作进行调速系统的联动调试，检查调速器、接力器、及导水机构操作的灵活性、可靠性和全行程内动作的平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器三者的一致性，并录制导叶和接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。 1.3.6 手动操作检查浆叶动作的平稳性，浆叶开度和调速器柜的浆叶开度指示器的一致性，调整好导叶和桨叶的协联关系。 1.3.7 事故配压阀、两段关闭和机械过速保护装置均已安装完毕调试合格，动作试验正确，特性参数已按制造商的设计数据整定完毕。紧急关闭时导叶全开到全关所需的时间符合设计要求。 1.3.8 锁定装置调试合格，信号指示正确并处于投入位置。 1.3.9 调速器静态调试已完成，手动模拟开、停机试验合格，由计算机监控系统进行自动操作模拟开、停机试验和电气、机械事故停机试验，各部位动作准确可靠，关机时间调整完毕，符合设计要求。
1.3.10 机组测速装置已安装完毕并调试合格，动作接点已按要求整定完毕。 1.4 发电机的检查
1.4.1 发电机整体已全部安装完工，试验检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。 1.4.2 推力轴承及轴承油位、温度传感器、冷却水压已调试，整定值符合设计要求。
1.4.3 推力轴承高压油顶起装置已安装完毕，检验合格，阀门及管路均无渗油现象。
1.4.4 机组用空气冷却器已安装完工检验合格，水路风路畅通，阀门、管路无渗漏，冷却水压力已调整至设计值。风罩内其它所有阀门、管路、接头、变送器、电磁阀等均已检查合格，处于正常工作状态。
1.4.5 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确，制动系统压力符合设计要求。 充水前制动系统置“手动”复归位置：关1
319、1
327、1
321、1
329、1304阀，开1
315、1
317、13
33、1331阀。
1.4.6 测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器，测温系统均已安装完工，调试合格，整定值符合设计要求。 1.4.7 发电机转子集电环、碳刷、碳架已安装完毕，检验合格。 1.4.8 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助接线端子板均已检查正确无误，牢固可靠。
1.4.9 发电机内灭火管路已安装完工，检验合格。 1.5 励磁系统检验
1.5.1 励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连线与电缆已检验合格。
1.5.2 励磁系统屏柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好，功率柜风冷却系统安装完工，检验合格。阳极开关断开。 1.5.3 灭磁开关接触良好，试验合格，动作灵活可靠。灭磁开关断开。
1.5.4 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。 1.5.5 励磁操作、保护及信号回路接线正确，动作可靠，表计校验合格。
1.6 油、风、水系统的检查
1.6.1 全厂透平、绝缘油系统已能满足1#机单元及其他零星用油设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格，且与2#、3#机可靠隔离。 1.6.2 机组推力轴承及各导轴承润油有温度、压力、油位检测装置已安装调试合格，整定值符合设计要求。
1.6.3 油压装置回油箱、漏油箱及所有管路、阀门、接头、单向阀、油压装置油泵、漏油泵及所属自动化元件、各液位信号器及压力变送器等已安装完工，试验合格且已投入运行。油压装置油泵、漏油泵已投入运行，并置“自动”。
1.6.4 全厂技术供水系统包括蜗壳取水口、滤水器、供水泵、供水环管等已安装完工，调试合格，记录完整。供水泵手、自动状态均可正常工作，各管路、阀门、滤水器、接头等已试压合格、清洗干净，无渗漏现象。并做好与2#、3#机的隔离保护措施。 1.6.5 厂内渗漏检修排水系统已安装完毕，并经全面检查合格。排水泵、排水阀手动、自动工作正常，已投入运行，并置“自动”。水位传感器已调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。
1.6.6 全厂两台高压空压机、两台低压空压机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各测压表计、温度计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。高低压气系统已经投运，处于正常状态。
1.6.7 1#机组单元所用的高、低压空气管路已分别通入压缩空气进行漏气检查合格，能随时可供1#机组使用，并且与2#、3#机可靠隔离。 1.6.8 各管路、附属设备已按规定刷漆，阀门已挂牌编号。 1.6.9 1#机组段和副厂房、主变等部位的消防供水系统安装调试完毕，并与其他部位有效隔离。 1.7 电气一次设备的检查
1.7.1 发电机主引出线、中性点引出线处的电流互感器已安装完工试验合格。
1.7.2 发电机断路器、隔离开关、高压开关柜、避雷器已全部安装完工，试验合格，具备带电试验条件。发电机断路器DL
1、隔离开关G
11、G9
11、G912处于断开位置。
1.7.3 发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验试验合格，具备带电条件。
1.7.4 1#主变压器已安装完工调试合格，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，事故排油系统以及保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。
1.7.5 110KV系统已安装完工，所有试验合格，具备投运条件。110KV出线已安装完工，已具备投运条件。
1.7.6 厂房、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻值已测试，符合设计要求。
1.7.7 厂用电10KV系统包括1#、3#厂变等电气设备已安装完工，调试合格。备用电源已经形成且为3#厂用变送电，作为机组试验时期的电源。机组试验完毕投入运行后，由1#厂变为全厂提供电源，3#厂变的外来电源作为备用电源。 1.7.8 厂用400V系统电气设备已安装完毕，调试合格。1#机组调试及试运行期间400V系统Ⅰ段、Ⅱ段母线并列运行，由1#、3#厂变互为备用提供电源。
1.7.9 做好与未投运2#厂变的安全隔离措施，将2#厂变低压侧断路器402ZKK断开并悬挂“禁止合闸”标识牌。 1.7.10 备自投装置已检验合格，工作正常。
1.7.11 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检验合格。 1.8 电气二次系统及回路的检查
1.8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，通电调试工作完成，机组现地LCU监控系统和回路、机组辅助控制系统及回路均已安装完工，并调试合格。所有电缆接线正确、可靠。 1.8.2 1#机组LCU、公用LCU、进水口工作闸门控制系统已安装完毕，与被控设备联调完成，各控制流程满足设计要求。全厂集中监控设备、UPS等已安装完工，检验合格。
1.8.3 计算机监控上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。现地1#机组LCU、公用LCU监控系统与上位机已能正常实现通讯。 1.8.4 各LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。
1.8.5 各LCU开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。
1.8.6 LCU与各被控设备、厂用电及油压装置、高低压气系统、渗漏检修排水泵、断路器、隔离开关的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。
1.8.7 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。
1.8.8 机组电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装置设备已安装完工检验合格，电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证动作正确性，电气保护装置已按定值单进行整定，具备投运条件。
1.8.9 下列电气操作回路已检查并模拟试验，其动作正确、可靠、准确：
1） 进水口工作闸门自动操作回路。
2） 机组自动操作与水力机械保护回路。 3） 机组调速器系统操作回路； 4） 发电机励磁系统操作回路； 5） 发电机断路器操作回路； 6） 直流系统及信号回路； 7） 全厂公用设备操作回路；
8） 1#机组、主变及110KV线路的同期操作回路； 9） 厂用400V系统备用电源自动投入回路；
10） 110KV断路器、隔离开关和接地开关的操作回路和安全闭锁回路；
11） 火灾报警信号及操作回路。 1.8.10 以下电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查，继电保护回路已进行模拟试验，动作正确、灵敏、可靠。
1） 1#发电机继电保护与故障录波回路。 2） 主变压器继电保护与故障录波回路。 3） 110KV线路继电保护与故障录波回路。
4） 10KV系统继电保护回路，400V系统继电保护回路。 5） 仪表测量回路。
1.8.11 厂内通讯、系统通讯及对外通讯等设施已安装调试完毕，检验合格，回路畅通，准确可靠能够满足电网调度、厂内生产调度的需要。
1.9 消防系统的检查
1.9.1 与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门的验收。 1.9.2发电机内灭火管路、灭火喷嘴、感温感烟探测器已安装完毕，检验合格。
1.9.3 全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
2机组充水试验
目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位压力开关的实际整定值。 2.1 充水条件
2.1.1 确认坝前水位已蓄水至最低发电水位。 2.1.2 确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。
2.1.3 指定专人确认蜗壳进入门、尾水进入门已关闭牢靠，蜗壳取水阀、蜗壳排水阀、尾水排水阀处于关闭状态。 2.1.4 确认尾水已充水。
2.1.5 指定专人确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。
2.1.6 指定专人确认空气围带、处于投入状态。
2.1.7 确认厂内渗漏排水现处于自动控制位置：020
5、020
1、020
7、0
213、020
9、0215阀全关，020
8、0204阀全开。 2.1.8 确认厂内检修排水现处于自动控制位置：02
25、02
29、02
31、0
217、02
21、0223阀全关，0
216、0212阀全开。 2.2 尾水流道充水试验
2.2.1 打开有关排气阀，限度开启尾水检修门（开度100㎜）向尾水流道充水，在充水过程随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表记读数。
2.2.2 如在充水过程中一旦发现渗水异常现象，应立即停止充水并及时进行处理。
2.2.3 待充水与尾水平压后，提起尾水闸门，并锁定在门槽口上。 2.3 进水流道充水试验
2.3.1 限度开启工作闸门（开度100㎜）向进水流道及蜗壳充水，监视蜗壳压力上升情况。在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、蜗壳进人门等处的漏水情况，发现异常应立即停止充水，并及时进行处理。
2.3.2 在充水过程中需指派专人观察各测压仪表及仪表接头有无漏水情况，并监视水力测量系统各压力表计的读数。 2.3.3 充水过程中，检查流道排气是否畅通。
2.3.4 充水过程中，观察厂内渗漏水情况及渗漏排水水泵排水能力和运转可靠性。
2.3.5 进水口工作门充水平压后记录充水时间，并将工作门提至全开位置。
2.4 充水后的检查和试验
2.4.1 进行工作闸门静水启闭试验，调整闸门启闭时间符合设计要求。进行远方闸门启闭操作试验，闸门启闭应可靠，位置指示准确。
2.4.2 观察厂内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。
2.4.3 打开技术供水阀门启动技术供水设备向机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力，检查滤水器、各部位管路、阀门、接头工作情况，有无渗漏。
二 机组空载试运行操作
1 起动前的检查及操作
1.1 主机周围场地已清扫干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，无关人员退出1#机工作现场，通讯系统布置就绪，各部位运行人员已进入岗位。振动、摆度测量装置调试完毕，检验合格，已投入运行。
1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。
1.3 起动机组冷却水泵，调节各冷却用水流量和水压至设计值。 1.4 厂房渗漏排水系统、高低压气系统已投入自动运行。 1.5 记录上下游水位、各部位原始温度、水压等已记录。 1.6 油压装置处于自动运行状态。 1.7 漏油装置处于自动运行状态。
1.8 机组启动前用高压油泵顶起转子一次：检查并操作：13
33、1
319、1
327、1
312、1
321、1
329、130
4、1130阀全关，1
314、1131全开，检查顶转子情况。油压解除后检查发电机制动器，确认已全部复归。
1.9 水轮机主轴密封水投入：关12
51、12
47、12
59、12
55、1261阀，开126
3、1253阀，并控制1253阀开度，调整主轴密封水水压至规定值。
检修密封排气：关130
1、130
5、1307阀，开1302阀。检查围带排气情况。 1.10 调速器处于以下状态：
1）油压装置主供油阀1111阀门开启，调速器油压指示正常。 2）调速器滤油器位于工作位置。 3）调速器处于手动工作位置。 4）调速器控制导叶、轮叶于全关位置。 1.11 与机组有关的设备：
1）断开发电机出口断路器DL1，断开G
11、G9
11、G912隔离开关。
2）拔出发电机转子集电环碳刷，断开励磁阳极开关，断开灭磁开关。
3）投入水力机械保护和测温装置。 4）拆除所有试验用的短接线和接地线。
5）从发电机出口母线A、B、C三相引线，接标准频率表监视发电机转速。
6）机组现LCU已处于工作状态，并具有安全监测、记录、打印报警机组各部位主要运行参数的功能。 2 机组首次手动启动试验
2.1 机组轴承油位正常，符合设计要求。 2.2 拔除锁定。
2.3 制动闸处于复归位置。
2.4 水轮发电机组的第一次启动采用手动开机。将调速器切换到手动位置，手动缓慢打开导叶开度，当机组开始转动时再将导叶关回闭，记录导叶启动开度，在转速上升和下降过程中由各部观察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。
2.5 确定各部位无异常后，再次采用手动开机，机组转速升至额定转速的50%时暂停升速，观察各部运行情况。检查无异后继续增大导叶开度，使转速升至额定值。转速稳定后，测量机组转动部分的摆度和固定部分的振动。记录当时水头下机组空载的开度。
2.6 在机组升速过程中，检查电气转速信号装置相应接点的正确性。
2.7 根据机组空转的振动情况，确定发电机转子是否需做动平衡试验。
2.8 在机组升速过程中应指派专人监视并记录推力瓦的各导轴瓦的温度，不应有剧烈突变现象。机组达到额定转速后，在1小时内，每隔10min测量一次各部轴承的温度，1小时后，每隔30分钟记录一次。观察并记录各轴承的油位、油温的变化，应符合设计要求，待温度稳定后，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。
2.9 机组启动过程中，密切监视各部位的运转情况，如发现金属碰撞或摩擦、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，则立即停机检查。
2.10 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。
2.11 记录全部水力测量系统计表读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值。
2.12 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。 3 机组空载运行下调速系统的调整试验
3.1 检查调速器测频信号，其波形正确，幅值符合要求。 3.2 检查调速器机械部分的工作应正常。 3.3 频率给定的调整范围应符合要求。
3.4 手、自动切换试验，接力器应无明显摆动，机组转速摆动值应不大于规程规范要求。
3.5 进行调速器的空载试验及扰动试验，
1）找出空载运行调节参数，在该组参数下机组转速相对摆动值不超过+0.25%。
2）扰动量为±8%额定转速，转速最大超调量小于扰动量的30%、3）超调次数不超过2次、调节时间均符合规程规定。 3.6 记录油压装置油泵的运转时间及工作周期。
3.7 调速器自动运行时记录接力器活塞摆动值及摆动周期。 4 手动停机及停机后的检查
4.1 机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。
4.2 手动关闭导叶开度，当机组转速降至30%ne时，手动投入机械制动至机组停止转动，解除制动装置使机组制动器复归，此时注意监视机组不应有蠕动。同时记录机组投入制动到到转速小于5%ne需要的时间。
4.3 停机过程中同时检测转速信号装置95%ne、30%ne、5%ne各接点的动作情况应正确。
4.4 停机后投入导叶接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封水，根据具体情况确定是否关闭工作闸门。 4.5 停机后的检查和调整：
（1）检查各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。 （2）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。
（3）检查发电机上下挡风板、风叶是否有松动或断裂。 （4）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。 （5）在相应水头下，整定调速器空载开度。 （6）调整油槽油位继电器的位置接点。 5 机组过速试验及检查
5.1 将测速装置115%ne和140%ne的接点从水机保护回路中断开，用临时方法监视并检验其动作情况。将机械换向阀等机械过速保护装置切除。
5.2 投入导叶与浆叶的自动协联装置。
5.3 以手动方式开机，待机组达到额定转速运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%ne，观察测速装置的动作情况。
5.4 如果机组运行无异常，继续将机组转速升至设计规定的过速保护整定。同时监视电气与机械过速保护装置的动作情况。 5.5 过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆渡和振动值，记录各部位轴承的温升情况，并注意是否有异常响声。 5.6 过速试验停机后进行如下检查：
（1）全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极健、阻尼环磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。 （2）检查发电机定子基础及上机架千斤顶状态。 （3）检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落。 （4）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。
（5）检查发电机上下挡风板、导风叶是否有松动或断裂。 （6）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。 6 机组无励磁自动开停机试验 6.1 自动开停机前检查与操作
（1）调速器切至“自动”，油压装置和漏压泵切至“自动”； （2）制动闸系统切自动运行：关1
319、1
321、1
312、1
314、11
31、1130阀，开13
33、1
327、1329阀。
（3）空气围带投自动：关130
2、1307阀，130
1、1305阀。 （4）主轴密封水投自动：关1253阀，开12
51、1247阀。 （5）确认所有水力机械保护回路已投入，且自动开机条件已具备。
（6）首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是相符的。
6.2 检查具备自动开机的条件后，按试验确定的空载运行参数，分别在现地LCU及中控室上位机部位操作自动开机。机组由“静止”—“空转”，检查计算机监控程序各部位的执行情况，直到机组升至额定转速。
6.3 自动开机，做好以下各项试验记录：
（1）检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的自动投入情况。
（2）检查调速器的动作情况。
（3）记录自发出开机脉冲至机组开始转动的时间。 （4）记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。 （5）检查测速装置的工作是否正常。 6.4 机组自动停机试验
检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，分别现地LCU及远方上位机方式操作自动停机，机组由“空转”—“停止”
6.5自动停机做好以下各项的检查记录：
（1）检查自动停机顺序是否正确，各自动化元件的动作是否正确可靠。
（2）记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动所需的时间。 （3）检查制动器自动投入与复位是否正确，记录制动后机组停机的时间。
（4）检查测速装置，调速器及自动化元件的动作是否正确。 7 事故停机与紧急事故停机试验 7.1 自动开机，模拟发电机保护事故、励磁事故、水机事故，作用于事故停机，检查事故停机回路与LCU事故停机流程的正确性与可靠性，检查事故配压的动作情况应正确。
7.2 手动操作紧急停机按钮，作用与紧急停机，检查LCU紧急事故停机流程的正确性与可靠性，检查紧急事故电磁阀的动作情况正确。
三 发电机短路升流试验操作
1 发电机升流试验前做好以下准备：
（1）在发电机出口断路器内侧设置可靠的三相短路接线。 （2）用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。 （3）投入水机保护。
（4）切除发电机事故引出联动水机保护的（软、硬）压板。 （5）从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器一机频信号以维持机组的稳定。
（6）励磁调节器切换至“手动”（电流反馈控制）。
（7）测量定子绕组绝缘电阻、吸收比，如不满足GB8564-2003标准的要求则进行短路干燥。
2 手动开机至额定转速，检查各部位运行正常。手动合灭磁开关，手动启动，并操作励磁装置，使定子电流升至25%额定值。检查发电机各电流回路的正确性和对称性。
3 检查发电机差动保护回路的极性和相位，检查发电机后备保护电流回路的极性和相位，各表计的电流回路是否正确。 4 在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。
5 在发电机额定电流下跳开灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。 6 每隔10%额定定子电流，记录定子电流与转子电流，做出发电机上升段和下降段的短路特性曲线。 7 发电机短路干燥
7.1 机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时升温不超过5～8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收比。
7.2 停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机，并拆除短路线。
四 发电机升压试验操作
1 投入发电机保护装置，水机械保护及自动控制装置；投入发电机振动、摆度测量装置；断开1#发电机出口断路器DL1，断开G11隔离开关，合G9
11、G912隔离开关。解除10KV励磁临时用电源电缆（包括厂变侧），恢复励磁变高压侧接线。解出“从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器”的导线。机组励磁采用自并励手动递升加压。
2 自动开机至额定转速，机组各部运行正常后，手动启励，并升至25%额定电压值，进行以下项目的检查：
1) 发电机及引出母线、发电机断路器、各分支回路带电是否正常；
2) 振动、摆度是否正常；
3) 电压回路二次测相序、相位和电压值是否正确。 3 以上检查无问题后，继续升压至50%额定电压，检查无问题后跳开灭磁开关，检查灭弧情况。
4 继续升压至发电机额定电压值，检查一次带电设备运行是否正常；检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确；测量机组振动与摆度值，测量轴电压。
5 额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况。
6 进行零起升压，每隔10%额定电压记录一次定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。 7 续续升压，当发电机空载励磁电流升到额定值时，测量定子最高电压，注意此时定子电压不应超过1.3倍额定电压，并在该电压下持续5分钟。
8 手动操作由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录一次定子电压，转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。
9 发电机空载下励磁装置的调整试验
9.1 额定转速下，检查励磁调节器手动单元的调节范围检查； 9.2 励磁调节器自动起励试验；
9.3 自动电压调整范围检查应符合设计要求；
9.4 在发电机额定转速下，分别检查励磁调节器投入、手/自动切换、通道切换、带励磁装置自动开停机等情况下的稳定性。发电机在95%—100%额定转速范围内，投入励磁系统，使发电机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数小于2次，调节时间小于5秒。 9.5 进行励磁装置10%阶跃试验。
9.6 空载电压下进行逆变灭磁试验和跳灭磁开关灭磁力试验。 9.7 测定发电机电压频率曲线。
9.8 进行低励、过励、PT断线、过电压等保护调整及模拟动作试验。
9.9 励磁装置本体的试验由制造单位完成并提供试验报告。
五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作
1 发电机对主变及110KV高压配电装置短路升流试验 1.1 投入发电机继电保护、水力机械保护装置，主变瓦斯保护，中性点接地开关主变冷却器系统及其控制信号回路。
1.2 在110KV出线隔离开关内侧侧设置三相短路点，升流前断开发电机及主变高压侧断路器所有的跳闸回路; 1.3 用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。1.4 断开2#主变高压侧隔离开关G1021及断路器DL102，并采取防止误合的安全措施。
1.5 断开线路隔离开关G1
516、接地开关G1120，断开母线PT接地隔离开关G1
110、G1180，断开1#主变高压侧接地开关G10130。
1.6 合1#主变高压侧断路器DL10
1、隔离开关G10
11、中性点接地隔离开关G1019。
1.7 合1#机出口断路器DL
1、隔离开关G11，合1#机出口母线隔离开关G9
12、G911，合10KV母线I段隔离开关G918，断开41T 高压侧断路器DL90
1、隔离开关G9011。
1.8 开机后递升加流，检查各电流回路是否正确，检查主变、线路保护的电流极性和相位是否正确。
1.9 继续升流至发电机50%、75%、100%的额定电流观察主变与高压配电装置的工作情况。 1.10 升流结束电流降回零后模拟主变保护动作，检查跳闸回路是否正确。拆除主变高压侧及高压配电装置的各短路点的短路线。
2 发电机对主变及110KV高压配电装置的递升加压试验 2.1 投入发电机主变继电保护、110KV线路保护等继电保护装置自动装置控制回路。 2.2 发电机对主变的递升加压
（1）断开1#主变高压侧断路器DL10
1、隔离开关G1011，确认2#主变高压侧高压隔离开关G1021和断路器DL102处于断开位置。机组励磁采用自并励手动递升加压。
（2）手动递升加压，分别升至发电机额定电压的25%，50%，75%，100%。
（3）1#机出口与10KV母线间的定相检查。 2.3 发电机对开关站投运设备的递升加压
（1）合上1#主变高压侧断路器DL101与隔离开关G1011，检查确认2#主变高压侧隔离开关G10
21、线路隔离开关G1516处于断开位置。
（2）分别在25%，50%，75%，100%的额定电压下检查开关站一次设备的工作情况。
（3）检查110KV母线电压回路的正确性。
（4）检查10KV母线PT与110KV母线PT间定相正确，检查主变高压侧断路器同期回路的正确性。 2.4 手动零起升压后，分别在50%、100%额定电压下检查主变和110KV系统一次投运设备的工作情况。
2.5 检查110KV母线二次电压回路的电压、相序和相位应正确。 3 电力系统对110KV母线充电
3.1 充电前：检查并断开主变高压侧断路器DL10
1、DL10
2、隔离开关G10
11、G1021，检查并断开线路接地开关G15160、母线接地开关G1120，检查并断开母线接地开关G1
110、PT接地开关G1180，检查并合PT隔离开关G118。合线路隔离开关G1516，对110KV母线充电。
3.2 用系统电压检查母线PT电压、相序、相位应正确。 3.3 系统电源送至110KV母线后，在110KV线路PT与110KV母线PT间定相正确。检查线路DL同期回路应正确。 3.4 检查系统相序于电站高压母线相序相同。 4 系统对主变冲击合闸试验
4.1 对1#主变进行冲击试验前，检查并断开1#发电机出口断路器DL
1、隔离开关G11，检查并断开厂变41T高压侧断路器DL90
1、隔离开关G9011。检查并断开1#主变高压侧断路器DL10
1、接地开关G10130，合1#主变高压侧隔离开关G10
11、中性点接地刀闸G1019.
4.2 投入主变继电保护和冷却系统、110KV线路保护、自动装置控制回路。
4.3 合1#主变高压侧断路器DL101，对主变进行冲击5次，每次时间间隔10min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的工作情况。
4.4 用系统电压检查10KV母线PT电压、相序和同期回路应正确。
4.5 再次检查6KV母线PT与110KV母线PT间的相序应正确。
六 机组并网及负荷试验操作
1 机组并网试验
1.1 对每个同期点先做假同期并网试验。
1.2 在正式并网试验前，断开发电机出口隔离开关G11，模拟手动和自动准同期装置进行机组并网试验并由厂家调整自动准同期装置参数，确定自动准同期装置工作的准确性。 1.3 正式进行机组的手动与自动准同期并网试验。 1.4 进行其它同期点的手动与自动准同期并网试验。 2 机组带负荷试验
2.1 并网后手动方式逐渐增加负荷，检查机组各部位运行情况，观察并记录机组在各种负荷下的振动值。记录不同负荷时导叶开度、轮叶开度、有功功率、励磁电流、机组定子电压、功率因数、轴承温度等，然后手动降至空载。最后进行自动增减负荷试验。应快速越过机组振动区。
2.2 在带负荷情况下，观察1#发电机机组、主变、110KV系统一次设备的工作情况。
2.3 进行带负荷下调速器系统试验。检查调速器系统得协联关系是否正确。
2.4 进行带负荷下励磁装置试验。
2.5 分别在调速器、励磁装置以及计算机监控上进行发电机有功、无功功率从零到额定值的调节实验，调节应平稳无跳动。 3机组甩负荷试验
3.1 机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，根据要求记录有关数据。
3.2 在额定功率因数下，突甩负荷时及甩负荷后励磁系统的工作运行情况及稳定性。
3.3 检查调速器在甩负荷时及甩后的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。
3.4 机组甩负荷后，进行全面检查。
3.5 机组带额定负荷下调速器低油压关闭导水叶试验。 3.6 事故配压阀动作关闭导叶试验。
3.7 根据设计要求和电厂具体情况进行动水关闭工作闸门试验。
3.8 倒换厂用电：断开厂用变41T低压侧空气断路器401ZKK，合隔离开关G9011，合DL901对41T充电正常，然后倒换厂用电。
