福建省福安市潭头水电站
1#机组启动验收
试运行程序
福建省闽安水电有限责任公司 福安潭头水电站项目部 二ОО九年十二月
目 录
第一部分 充水前的检查
1、引水系统与流道内的检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„4
2、机电部分检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„5
3、其它配套工程的检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„7 第二部分 机组流道充水试验
1、充水操作前的准备工作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8
2、机组流道充水试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8 第三部分 机组首次起动及试验
1、机组首次起动前的准备工作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9
2、机组首次手动起动试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9
3、机组进行人工过速试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10
4、机组停机过程的校验和停机后的检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„10
5、机组空载条件下的调速器试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11
6、机组进行“自动停机”试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11
7、机组进行“自动开机”试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11 第四部分 发电机空载特性及对各系统的升流、升压试验
1、发电机升流、升压试验准备„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13
2、发电机出口短路升流试验和电流回路检查„„„„„„„„„„„„„„„„13
3、发电机带110KV线路电流互感器升流试验„„„„„„„„„„„„„„„„13
4、发电机带厂用变升流试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14
5、发电机定子绕组绝缘检查试验与直流耐压试验„„„„„„„„„„„„„14
6、发电机它励空载升压试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„15
7、发电机分别带各系统它励零起升压试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„16
8、110KV线路及本站110KV开关站母线充电试验„„„„„„„„„„„„„„„17
9、利用系统电压对本站主变进行五次冲击试验 „„„„„„„„„„„„„„„18
10、利用10.5KV母线带系统电压对厂用变进行三次冲击合闸试验„„„„„„„„18
11、发电机空载下的可控硅励磁调节器的调整试验„„„„„„„„„„„„„„19
2 第五部分 机组并网及甩负荷试验
1、机组并网后带负荷试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„20
2、机组甩负荷试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20
3、机组带负荷下的事故低油压试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20 第六部分 机组的七十二小时带负荷试运行 „„„„„„„„„„„„„„„21 第七部分 机组的相关设备的交接和试验 „„„„„„„„„„„„„„„„22
第一部分 充水前的检查
1、引水系统与流道內的检查
1.1、拦污栅、挡水闸门的检查：
1.1.1、拦污栅、挡水闸门及其起闭系统应已按设计要求安装、调试结束，并经有关部门组织检查、验收，确认拦污栅、进水闸门分别具备拦污、挡水条件。闸门起闭机操作系统应已安装、调试结束，电源可靠、操作到位，经检查验收，确认已具备随时投入进水闸门的起闭操作条件。
1.1.2、机组尾水门以及相应的起闭机、起闭操作系统均应已按设计要求安装、调试结束，并已经有关部门组织检查、验收，确认尾水门已具备随时投入起闭操作条件。
1.2、机组流道内砼工程的检查：
1.2.1、机组进水流道、尾水出水流道、座环、尾水管等的密实灌浆等混凝土工程均应已完工，所有与机组正常运行无关的孔洞均应已严密封堵，并已经有关部门检查、验收，确认全流道已具备通水、承压条件。
1.2.2、进水流道、尾水管等埋设的所有测压取水管口临时封头均应已拆除，测压头均应已安装。引出端接口的控制阀门与测量表计或传感器均应已按设计图纸正确安装，所有阀门均应操作灵活、到位，符合投入监测要求。
1.2.3、蜗壳、尾水检修排水系统均应已施工、安装结束，并已经有关部门检查、验收确认排水管道畅通、盘型阀操作灵活、阀门开闭到位，已符合挡水或排水要求。流道充水前，流道所有排水阀均应处于全关位置。
1.3、机组水下部分的检查：
1.3.1、水轮机转动部分与固定部分间隙均匀且符合设计要求，且已无异物残留。 1.3.
2、机组导叶上、下端面间隙均应符合设计要求，且已无异物残留。
1.3.3、导叶经正常工作油压手动操作开、闭过程，导叶实际开度与接力器行程尺寸关系正确，且导叶实际开度、接力器行程指示及调速柜表计指示三者应一致，正常工作油压下导叶全关状态接力器压紧行程、导叶立面间隙等均应已调至符合相关要求，导叶限位块应已安装。
1.4、机组流道各进人门的封闭：
1.4.1、流道内所有检查项目均结束，并确认整个流道均已无异物存在，已具备通水
4 承压条件后即可封堵各进人门。
1.4.2、所有进人门的封堵要求均应严密，螺栓受力应均匀。 1.
5、闸门操作平台的清理：
为了防止闸门起、落过程各种异物落入水中随闸门开起后水流进入机组流道或填堵门槽，而影响闸门的起、闭和因此造成漏水等，要求进水口门洞加盖及对尾水操作平台，进行清理，不留杂物。
2、机电部分的检查
2.1、机组埋件的检查、安装、测量各过程的各项数据记录应完备，均应已经验收和评定，确认已符合相关的规定要求。
2.2、机组及其附属设备和相应的控制操作系统, 均已按相关的图纸要求安装完毕，并已按有关的规程、规范及厂家有关技术文件等的规定进行过检查、测量、试验、整定和分部试验或模拟操作运行，各项指标均应已合格，各项过程均应有完整的记录，并经有关部门检查、验收。
2.2.1、机组调速器油压装置及相关的操作系统均应已按设计图纸安装结束，并应已按图纸要求注了足量合格油。各油泵均应已经磨合运转和各种工况送油、打压试验，各油泵均应工作正常。油压系统安全阀、压力传感器等均应已按相应的压力等级试验、整定，油泵及其相应的操作控制系统，均可按设计要求的各种工况投入正常运行。系统的油位、油压均应已保持正常，均应已符合投入运行条件。
2.2.2、机组调速控制系统应已全部安装、调整结束，调差系数等均应已按相关部门下达的定值要求整定，并进行过无水状态下的手、自动开、闭导叶试验。自动开、闭全过程均应符合设计流程。无水状态下紧急关闭导叶全程时间，应已按有关部门下达参数调整至符合要求，调速系统应已具备投入开、停机和调节机组转速条件。机组充水试验前导叶应全关，接力器锁锭装置应投入。
2.2.3、机组漏油回收系统应已按设计安装结束，回油箱油位信号器（传感器）应已整定，油泵及其操作控制系统应已经模拟油泵送油操作、运转系统均应工作正常，具备随时投入手自、动漏油回收运行。
2.2.4、机组各部位的间隙均应已按设计要求调整，并应经相关部门检查、验收。机组充水、起动前应再次检查各部间隙和转动部件均应无异常，均确已无任何异物残留。
2.2.5、机组各轴承油槽均应已注足设计要求的合格油，机组充水、起动前应再次检
5 查各轴承油槽的油位均应保持在设计要求的正常油位。
2.2.6、机组制动及转子顶起系统应已形成，经试验应已符合投入手、自动制动和油压顶起转子的要求。
2.2.7、机组技术供水及其控制操作系统应已按设计安装调试完成，技术供水系统应已形成。系统应已经分部试运行，供、排水阀门均应操作灵活、开闭到位，各部位均应无渗漏现象，各部位监控装置、测量表计均应工作正常显示正确，符合投入运行条件。
2.2.8、机组励磁集电环与碳刷架的相对位置应已调正，碳刷应已按集电环弧度研磨。确保有良好的接触面。
2.2.9、大轴一点接地碳刷应已安装，机组首次充水、起动前应先拔出并固定，待机组磨合轴瓦过程顺便磨光接触面后再装入。
2.3、机组检修排水及控制系统和厂房渗漏排水及控制系统均应已按设计形成，并已经调整、试验和分部试运行，已符合各自设计的要求，均可根据需要投入设计的各种工况排水运行。
2.4、厂内中压气机及其操作控制系统均应已安装、调试结束。中、低供气系统均应已各自形成，各气罐均已经充气耐压，各压力传感器和安全阀均应已按各自工作压力等级整定。中、低压供气系统均已具备向各自相关的用气设备供气条件。
2.5、低压400V厂用电系统，与本次机组充水，起动试运行和主变，110KV开关站，110KV韩潭线投产试运行等有关的400V供电网络应已按设计形成，回路应已经耐压和通电检查：各回路绝缘合格；相序正确。已具备投入正常运行条件。本次试验400V系统由临时电源供电。
2.6、直流系统应安装调试完毕，蓄电池应已充足电量，与本期机电设备试验、试运行和投产有关的直流配电网络应已形成，回路应已经耐压、通电检查：绝缘合格、接线极性正确。系统已可按要求投入正常运行。
2.7、如《电气主结线图》所示的各一次电气设备均应已按相关的设计图纸、规程、规范、及有关的厂家技术文件等的要求进行过检查、测定、调整、试验、连线等安装完毕，过程的各项记录应已表明其各项技术性能和技术参数均符合要求。
2.8、与本次机组充水，起动，试运行及主变，110KV开关站，110KV线路等投运有关的自动化，励磁、操作、保护、测量、计量、信号和同期等二次系统的装置、元件、屏柜及其间的电缆连线等，均应已按设计图纸、规程规范及有关厂家的技术文件的要求检查、
6 测试、调整（整定）、安装结束，所有过程的质量记录，均应已表明其各项技术性能和技术参数均已符合要求。上述自动化、操作、保护等电二次系统与相关的机、电一次设备等的联动模拟检查或分项、分部试验，其动作均应正确，过程均应符合设计流程。
2.9、设计的初期发电的地网工程应已施工，全厂已装的机电设备的保护接地和工作接地均应与地网可靠连接。接地总电阻应已测量，并已报送有关部门审定。
3、其它配套工程的检查
3.1、系统调度电话应具备投入使用条件。
3.2、消防系统必须形成，水源必须可靠，配备的各种消防器材应该齐备，并按有关的规定摆放，便于消防的使用。
3.3、厂内、外有关部位的照明应能投入使用，或增加部分临时性的照明。应保证有足够的照明。
3.4、厂内、外的通道必须清理，要确保通道的畅通。试验区内各种孔洞都必须加盖或设置牢固的拦杆，上、下楼梯应有扶手,以防人、物不慎坠落发生意外。
3.5、全厂与本次机组充水、起动、试运行及主变、110KV开关站、110KV线路投运等有关的机电设备均应按系统进行编号、命名并钉挂明显标志牌。
3.6、为防止意外和方便于管理，必须备有适量的警告牌。投运设备与需继续施工设备混杂的场所，应有明显的隔离标志以提醒人员，防止误入和误操作。
第二部分 机组流道充水试验
1、充水操作前的准备工作
1.1、投入全厂与本期试验有关的动力电源及直流电源，各系统均应正常。
1.2、检查全厂与本期试验有关的油、气、水各系统的阀门均应已处于要求的正确状态。 1.
3、全厂公用系统均投“自动”工况，各系统均应工作正常。
1.4、切换制动系统，油压顶起转子让推力轴承充油后回落，顶起过程应严格控制顶起高度。回落后制动系统应先吹气排油后制动系统手动投入制动状态。
1.5、投入机组及附属设备的保护、操作和工作电源，均应无异常。检查机组调速器油压装置的油压、油位和各轴承油箱油位均应保持正常。机组处于准备启动状态。
2、机组流道充水试验
2.1、检查机组蜗壳、尾水管进人门和蜗壳、尾水排水阀均确已完全关闭，机组尾水门起闭机电源完好投入尾水门槽无异物后，按设计操作程序操作先稍提机组尾水门利用尾水向机组尾水管充水，随尾水管内的水位上升检查尾水平面以下各部位应无渗漏水现象，相关的测压表计读数均应正确。平压后无异常，全提起尾水门。
2.2、检查机组进水口闸门起闭机工作电源应已完好投入及进水口闸门槽内无异物，确认机组导水叶已处于全关、导叶接力器锁锭已投入及机组检修密封已投入后，按设计程序操作提起机组进水门充水机构，向机组蜗壳充水。充水过程，注意监视和检查水机室、蜗壳层及各进人门等有关部位随水压升高而发生的变化与渗漏情况，直至平压都应无异常。测记蜗壳充水过程时间。平压后进行进水闸门静水下的开、闭试验，测记进水闸门开、闭过程时间，最后进水门全开。
2.3、充水过程及充水后均应加强观察厂房渗漏水和集水井的水位上升情况，并注意渗漏排水泵的工作情况和排水能力，应能确保安全排水。
第三部分 机组首次起动及试验
1、机组首次起动前的准备
1.1、机组充水过程所有发现的缺陷均应得到处理。
1.2、全厂公用系统均投入“自动”工况，各系统均应工作正常。
1.3、投入机组的保护、监控及机组附属设备工作电源，各自动化、保护等装置均应工作正常。
1.4、重新检查机组固定部件与转动部件的间隙和转动部件,均应无异常。 1.
5、测记机组各轴承油位及各轴承测温温度指示仪的初始值和室温。
1.6、查机组技术供水排水阀已全开后，打开技术供水阀，并调整水压向各轴承冷却器和主轴密封装置供水，检查水压读数与示流信号均应正确。
1.7、检查机组检修密封气压应确已为0值，且给、排气手阀均处于正确状态。 1.
8、根据距上次机组转子顶起的时间间隔，确定是否需要再次顶起转子让推力轴承充油。
1.9、再次检查励磁集电环碳刷和大轴引出点碳刷应均已退出并已得到固定。 1.
10、再次检查手动加闸制动系统动作应正确。试后手动退出制动，并应验证所有制动风闸均确已落下，置机组制动装置准备投手动制动状态。
1.
11、根据试验时监测振动与摆度的需要，应在机组相关部位安装临时监测表计和临时残压测频表计。
1.
12、查机组出口6916甲、6916乙各接地刀均已处断开位置后，操作将发电机开关柜手车和发电机PT柜手车均退至试验位置，69
1、69
2、69
3、69A各开关手车均确已退至试验位置。查发电机PT柜高压熔丝完好投入后，推入发电机PT柜手车到运行位置。
2、机组首次手动起动试验
2.1、记录上、下游水位并检查调速器各液压阀和各操作把手均已在正确状态后，调速器置人工手动操作工况，打开主油阀，拔出锁锭。然后手动缓慢打开调速器开限，导叶开启至机组开始转动即回全关。记录起动开度值，无异状下，则重新打开导叶开度继续升速，转速升至50%Nn时暫停，检查无异状后继续打开导叶升速直至额定，记录该水头下导叶空载开度。
2.2、在额定转速下测记机组的振动值和摆动值，其值应在规范要求值内。当达不到
9 要求时，必须进行分析和停机检查，根据实际情况决定整改措施。
2.3、机组起动后必须监测各轴承的温度变化，开机初期每五分钟测记一次，半小时后每十五分钟记一次，一小时后每三十分钟测记一次，直至轴磨合运行结束。轴承磨合期间，各轴承温升应比较平稳，且渐趋缓直至各轴承温度稳定，稳定值必须在设计规定值内。
2.4、机组在额定转速下，应在发电机出口开关处测量发电机定子三相残压值和相序，三相残压应当平衡，相序必须与设计一致。
2.5、机组额定转速下，检查调速器测速部分工作应正常，显示应正确。并测记调速器残压测頻输入电平值。
2.6、机组轴承磨合期间，用细砂布打磨励磁集电环表面和大轴碳刷处的轴表面，提高光洁度，改善接触条件。
2.7、机组起动后，必须加强巡视、检查机组各部位运行及渗漏情况。
2.8、由于机组起动后集水井的进水量増大，应加强观察集水井的水位变化和渗漏排水泵排水能力，防止水位异常上升。
3、机组进行人工过速试验
3.1、机组轴承经磨合运行，轴承温度均已稳定在允许范围内，机组其它部分也无异常时，机组可进行设计规定的过速值试验。
3.2、试验前的检查：
3.2.1、检查测速装置的工作电源及输入信号和装置的工作与输出信号均应正常。 3.2.
2、检查过速保护应已从机组保护监控系统退出。 3.3、手动操作机组过速试验与停机：
3.3.1、检查结束并得到操作允许后，手动加大导叶开度机组递升转速至设计要求的过速值。
3.3.2、过速时间不得超出一分钟，要求达到过速整定值即快速回关机组导叶至全关位置。
3.3.3、机组升速过程和达到过速整定值应进行下述工作：
a、检查校验100%Nn以上过速值各点的过速信号输出都必须符合整定和动作的要求。 b、测记机组过速最大的振动和摆度值。 c、测记机组各轴承的温度变化值。
4、机组停机过程的校验和停机后的检查
10 4.1、机组过速后导叶全关，随机组转速下降应检查校验额定转速以下设计要求的各转速值整定点转速信号的输出都必须符合整定和动作的要求。
4.2、导叶已全关，当机组转速降至35%Nn时，手动加闸制动。测记加闸制动开始至机组转动部分完全停止转动为止的全过程時间和制动气压值。
4.3、机组停机结束，关闭进水闸门，关闭技术供水和投入机组检修密封。 4.
4、复原过速保护接线。
4.5、对机组进行全面检查，特别要认真检查机组的转动部分，消除试验过程和检查中发现的所有缺陷。进入机组检查、消缺，必须做好安全防范，要确保不在机组内部残留任何异物。
5、机组空载条件下的调速器试验
5.1、为了调速器测频环节可靠、安全，如有必要应根据首次开机测得的调速器残压测频电平值，调整调速器测频信号源变压器的抽头。
5.2、机组停机检查、消缺结束，具备重新起动条件后，在全厂公用系统钧正常在线运行下，机组按程序先投入辅助设备然后，机组进行充水、开进水闸门、手动开机至额定转速空载运行。
5.3、检查机组与调速器各部都正常后，调速器进行如下项目检查、试验： 5.3.
1、进行手、自动相互切换试验。检查调速器的操作稳定性，测记调速器在自动工况下，接力器的摆动和机组转速变动值，都必须符合规范要求。
5.3.2、进行空载条件下的调速器扰动试验。调整有关参数，检查调速器自动工况下运行稳定性和调速范围，均必须符合相关的规范和设计的要求。
5.3.3、调速器自动工况下，机组保持额定转速正常运转，测记调速器油压装置供油泵自动送油和间歇时间。
6、机组进行“自动停机”试验
6.1、调速器经上述调试检查符合要求后，机组保持自动工况正常运行。机组辅机系统均切“自动”工况。
6.2、由机旁微机监控或中控上位机点击发出“停机”脉冲，检查机组自动化系统的装置和元件在停机过程中的工作均应正确，停机过程应符合设计流程。
6.3、记录自“停机”脉冲发出至机组转动部分完全停止转动全过程的时间。
7、机组进行“自动开机”试验
11 7.1、机组停机状态下检查：调速器已处于“自动”工况且频给、功给均已置于相应正确的位置，机组各辅助系统均已处自动工况，机组微机监控系统应已投如。
7.2、开机条件满足后，由机旁微机监控或中控上位机点击“开机”脉冲，检查机组自动化系统各装置和元件在开机过程中的工作均应正确，开机过程应符合设计流程。
7.3、测记自“开机”脉冲发出至机组转速稳定在额定的全过程时间。 试毕，机组停机。
12 第四部分 发电机空载特性及对各系统的升流、升压试验
一、发电机升流、升压试验准备：
1、将研磨过的励磁集电环碳刷和转子一点接地碳刷，按研磨的方向重新安装上。
2、按试验需要接好它励电源和临时测量操作回路。
3、在停机状态下利用它励电源对发电机转子回路进行升流检查，其调节过程应升、降平稳、可靠，达到试验要求。
二、发电机出口短路升流试验和电流回路检查:
1、查69
1、69
2、69
3、69A各开关手车均已处于试验位置后，于10.5KV母线处接一可靠三相短接线。
2、按开机程序开机，机组处于手动工况下额定转速空载运行。
3、查69
2、69
3、69A各开关手车已处于试验位置后，推入1＃机出口691开关手车到工作位置并操作691开关合闸（合后退出操作电源）。
4、投入它励电源并操作合发电机灭磁开关，缓慢调节它励定子分段升流（发电机出口最大电流不得大于发电机额定电流），升流过程进行下列各项测试：
4.1、查发电机差动保护电流回路各点的电流值、相位关系和差流，均应正确。
4.2、查发电机计量、测量电流回路各点的电流值、相位关系和相应表计的读数显示均应正确。
4.3、查发电机励磁调差电流回路的电流值、相位的应正确。
4.4、发电机失磁、过负荷、复合电压过流保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。
4.5、录制发电机短路特性曲线，并在额定电流下测记发电机轴电压值。
4.6、发电机在额定电流下，跳灭磁开关，其灭磁应正常，录制灭磁示波图求取时间常数。
5、试毕，机组在灭磁下空转，然后断开691开关并拉出691开关手车至试验位置，然后拆卸三相短接线。
三、发电机带110KV线路电流互感器升流试验:
1、确认主变分接开关已按系统要求的档位调整准确，且调整后经相关的测试检查无异常。
2、查110KV开关站1913，191均已处于断开状态，操作合1916乙和开关191合后切除操作电源。
3、10.5KV开关室，推691和69A开关手车至运行位置后，操作合691和69A开关。合后切除其操作电源。
4、投入它励电源并操作合发电机灭磁开关，缓慢调节它励分段升流（机端电流不得超过发电机额定电流值）测试：
4.1、主变差动保护电流回路各点的电流值、相位关系和差流均应正确。
4.2、主变复合电压过流、主变过负荷保护和主变风扇电流起动电流回路各点的电流值，相位关系均应正确。
4.3、主变计量及LCU监测系统电流回路各点的电流值、相位关系以及相应表计的读数显示，均应正确。
4.4、查电度表回路电流值、相位关系以及相应表计的读数显示，均应正确。 4.
5、韩潭线路差动保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。 4.6、韩潭线路接地距离保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。 4.
7、韩潭线路计量、测量电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。
5、试毕，降流灭磁，机组灭磁空转。并断开1916乙，191，69A各开关。并将69A退出至试验位置。
四、发电机带厂用变升流试验：
1、查10.5KV开关室693开关小车已退在试验位置后，在厂变高压侧断路器厂变侧接一可靠三相短接线。
2、推693开关手车至运行位置后，操作合693开关。合后切除693操作电源。
3、操作合发电机灭磁开关缓慢调节它励升流（注意机端电流不得超过厂变高压测额定电流）测试：
3.1、厂变过流保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。 3.
2、查厂变测量回路电流值、相位关系均应正确。
4、试毕、降流、灭磁、断开693开关，拉出693小车。
5、试毕、降流、灭磁机组停机并断开69
1、693各开关后，69
1、693各开关小车拉出至试验位置，再拆卸三相短路线。
五、发电机定子绕组绝缘检查与直流耐压试验:
1、机组经上述各点短路升流试验检查后，停机、关蝶阀，拆卸机组出口和中性点母线，分相测量、检查定子绕组绝缘电阻值和吸收比。
2、定子绝缘电阻值和吸收比，若不合格应进行干燥处理，干燥电流大小应按绕组每小时温升不超过5～8℃速率控制。定子绕组最高温度不应超80℃，且要求每8个小时复测一次绝缘电阻和吸收比。符合规范要求后，即停止干燥并降温，但必须控制在每小时10℃的速率，直至40℃以下。再分相进行2.0倍额定电压值的直流耐压检查，其泄漏值应符合规范要求。
3、试验结束后，复原机组出线端和中性点的母线。复原过程要确保接头接触良好，并检查机组出线端相间及对地均必须达到安全距离要求，若达不到必须采取绝缘包扎处理。
六、发电机它励空载升压试验:
1、查发电机出口高低压熔丝都完好投入。
2、查发电机出口691开关手车已处试验位置，推发电机PT柜手车至运行位置，合6911刀闸。
3、投入机组自动控制及发电机保护系统。
4、按开机程序开机至额定转速空转。
5、机组正常下投它励电源、操作合发电机灭磁开关，调节它励分段缓慢升压到额定值、升压过程及额定值下检查：
5.1、机组出口各电压回路各点的电压值、相序以及相关的电压读数显示均应正确。相关的电压保护装置均应工作正常。
5.2、检查所有的一次带电设备均应正常。
5.3、检查励磁功率屏可控硅阳极开关电源侧电压值及相序均应正确。 5.
4、录制发电机空载特性曲线。
5.5、发电机额定电压下，测记发电机轴电压值和机组各部位的振动和摆度值。 5.
6、发电机额定电压下，发电机录制灭磁示波图。 试毕、降压、灭磁，空载无压运行。
6、发电机定子绕组单相接地和10.5KV母线单相接地试验：
6.1、查10.5KV母线的主变69A、厂变693各开关小车均处于试验位置。
6.2、查10.5KV母线高低压熔丝均完好投入，并于10.5KV母线处任选一相接一单相
15 接地线，推69M5和691开关手车至运行位置。
6.3、投入10.5KV母线相接地保护信号电源。
6.4、发电机无压状态下，操作合691开关后，合发电机灭磁开关，缓慢调节它励升压至发电机定子单相接地与10.5KV母线单相接地信号全部出现即停止升压，检查其动作值应分别符合各整定要求。
6.5、试毕、降压、灭磁机组无压空转，拉出69M5 开关手车，拆除单相接地线。
七、发电机分别带各系统它励零起升压试验：
1、发电机带10.5KV母线升压试验：
1.1、接上项试验，拆除单相接地线后，推入69M5小车至运行位置。
1.2、查机出口691开关手车到位且691合闸后，操作合发电机灭磁开关，调节它励缓慢零起分段升压，直至额定。升压过程及额定值下进行如下检查：
⑴10.5KV母线带电后应正常。
⑵10.5KV母线电压回路各点电压值、相序以及相应的电压测量显示值均应正确，相关的电压保护装置工作均应正常。
⑶投入机同期检查系统，校验691开关同期指示应正确。 1.3、试毕、降压、灭磁，发电机无压空转。
2、发电机带厂用变零起升压试验： 2.1、投入厂变保护。
2.2、查400V厂用配电柜开关处断开位置。
2.3、推693开关手车至运行位置并操作合693和发电机灭磁开关，调节它励缓慢零起分段升压直至额定，升压过程及额定值下进行下列检查：
⑴升压过程及全压后，厂变均应正常；
⑵检查厂送至开关处的三相电压值应正确，相序应与设计要求一致。
2.4、试毕、降压、灭磁，机组无压空转，且断开693开关，并拉693开关手车至试验位置。
3、发电机带主变零起升压试验： 3.1、投入主变保护。
3.2、查110KV开关站1916甲，1916乙，19146，1913，1914，191各开关均已处于断开位置；1918开关已处于合闸位置。
16 3.3、10.5KV开关室，推主变69A开关手车至运行位置后，操作合69A开关。 3.
4、确认对端准备工作已做好具备本端升压条件后，操作合发电机灭磁开关，调节它励分段缓慢升压到50%额定值暂停，二端检查均无异常后，继续升压直至额定检查：
3.5、操作合发电机灭磁开关，调节它励零起分段缓慢升压至50%额定电压暂停，先检查无异常下升到额定检查：压过程及在额定电压下，所有带电设备均应正常。
3.6、试毕、试毕、降压、灭磁。发电机无压空转。
4、发电机带110KV线路零起升压试验：
4.1、本试验由系统调度决定是否进行，若认为有必要进行，则必须由系统调度统一安排和指挥。
4.2、本项试验前，必须由有关部门确认110KV送电线路及对端受电间隔均应已施工结束，所有妨碍升压带电的接地应已完全拆除和断开。并经有关部门或单位按规定组织验收合格，确认已具备进行升压带电条件。
4.3、投入主变保护，线路保护。
4.4、查110KV开关站1916甲，1916乙，19146各开关均已处于断开位置；1913，1914，1918开关已处于合闸位置。
4.5、10.5KV开关室，推主变69A开关手车至运行位置后，操作合191和69A各开关。 4.
6、确认对端准备工作已做好具备本端升压条件后，操作合发电机灭磁开关，调节它励分段缓慢升压到50%额定值暂停，二端检查均无异常后，继续升压直至额定检查：
4.7、操作合发电机灭磁开关，调节它励零起分段缓慢升压至50%额定电压暂停，先检查无异常下升到额定检查：
⑴升压过程及在额定电压下，所有带电设备均应正常。
⑵110KV母线电压回路各点的电压值、相序以及相应的测量、计量、电压显示值均应正确。相应电压保护装置工作均应正常。
⑶投入110KV主变出口191开关同期检查，校验191开关点应指示“同期”。 4.8、试毕、降压、灭磁，机组停机。并断开191，69A，691各开关。并拉出主变69A开关手车至试验位置。
八、110KV线路及本站110KV开关站母线充电试验：
1、本试验由系统调度安排、指挥。
2、本站的检查与操作：
17 2.1、按调令投入相关的保护。
2.2、查清1916甲、1916乙、19146各开关均已处于断开状态，19
13、1914各开关均处于合闸状态后，报告系统调度，由调度令对端操作相关的开关，对110KV线路及本站110KV母线进行冲击合闸充电。（充电次数由调度确定）
2.3、110KV线路带系统电压下，检查110KV母线电压回路各点的电压值和相应的电压显示装置的电压显示值均应正确。
2.4、线路充电结束应保持带系统电压状态。
九、利用系统电压对本站主变进行五次冲击试验：
1、本试验必须经调度批准后进行。
2、用本站191开关对主变进行五次全压冲击合闸试验：
3、冲击合闸操作：
3.1、得到批准后按调令调整和投入相关的保护。
3.2、确认191开关均已在断开状态，主变69A开关手车已拉至试验位置，和主变中性点1918处合闸位置。
3.3、调度同意后，利用191开关先进行四次冲击合闸，每次冲击合闸带电稳定时间和停电间隔时间，均按调度的命令，冲击过程必须监视110KV表计的摆动情况及主变本体的振动和声响均不应出现异常。
3.4、第五次冲击合闸前应先检查10.5KV母线上的69
1、69
2、693各开关手车均应已拉开至试验位置，69M5开关手车推至运行位置，先推主变69A开关至运行位置并操作合上69A。再操作191开关冲击合闸。
3.5、第五次冲击合闸后检查：
⑴10.5KV母线电压回路各点电压值、相序以及相应的测量系统电压量的显示均应正确，相关的电压保护装置工作应正常。
⑵投入191同期系统，校验191开关同期指示应正确。
十、利用10.5KV母线带系统电压对厂用变进行三次冲击合闸试验：
1、查厂用变保护应已投入及开关已断开位置。
2、推693开关手车至运行位置，然后利用693开关对厂变进行三次冲击合闸以检查其保护应能适应正常冲击励磁涌流，每次冲击合闸均应有人监视厂变冲击过程的振动和声响，均不得有异常。并检查开关处厂变侧的电压值与相序均应正确。
3、冲击试验结束，断开693开关，并拉693开关手车至试验位置。
十一、发电机空载下的可控硅励磁调节器的调整试验：
1、发电机它励升压各项试验结束后，拆除它励临时电源接线，复原自并励接线。
2、投入机组水机自动化、发电机保护、发电机励磁保护与操作及信号等系统。
3、发电机691开关手车已退至试验位置，发电机PT柜各PT均处于运行状态，6911已合闸，励磁PT处于运行状态。
4、按手动开机程序开机至额定转速空载运行，操作合可控硅励磁阳极开关后，进行如下试验: 4.1、起励装置进行设计要求的各种方式的起励试验，起励应正常、可靠、稳定； 4.
2、检查调节器调节范围，应符合设计和规范要求。
4.3、检查调节器投上、下限调节，手动和自动相互切换以及带调节器开、停机等情况下的稳定性和超调量。
4.4、改变机组的转速，录制调节器的“频率一电压”特性。 4.
5、对调节器进行欠励、断线和过励等保护的调整和模拟试验。
4.6、空载状态下，人工加入10%阶跃量试验，其超调量、超调次数和调节时间均应能满足设计要求。
4.7、进行逆变灭磁试验。
5、发电机进行额定励磁电流下，定子绕组耐压试验，并测记定子最高电压值。 试毕机组空载运行。
19 第五部分 机组并列及甩负荷试验
机组、主变经上述各项检查、试验、校核无异常后，机组可进行并网运行试验。经调度批准并网后，机组的并网同期点691开关可分别用手动准同期和自动准同期二种方式进行，并列前先检查整步表，其转向和快慢必须与转差一致。各种方式正式并网前需先进行691开关小车处于试验位置下的试并列操作，检查同期回路操作的完整性和可靠性。
一、机组并列后带负荷试验:
1、机组并入系统后逐步递增负荷，分别检查发电机、主变、线路等各测量仪表的指示和电度表的转向均应正确。并观测随负荷递增时振动和摆度的变化，不应有异常出现。
2、机组负载下的调速器的试验。
3、机组负载下的可控硅励磁调节器的试验。
4、有关继电保护带负荷下的检查与调整。
二、机组甩负荷试验:
1、机组并网并经上述调整校验后可进行甩负荷试验。
2、经调度批准后，机组在自动工况下分别在额定负荷的25%、50%、75%、100%进行甩负荷试验，分别记录:
2.1、机组有关部位的振动、摆度和轴承温度变化值。
2.2、甩负荷的过速值和水压上升值。
2.3、调速器动作过程情况与反应持续时间和稳定值。
2.4、机端电压上升变化情况与稳定值。 2.
5、转动部分抬机情况。
三、机组带负荷下的事故低油压试验:
机组并列带全负荷并做好准备后，切除油压装置的油泵电源人为降低油压，直至事故停机动作，检查记录:
1、事故动作油压值必须符合整定要求。
2、记录停机过程油压装置应有足够的油压关机。
3、停机后立即恢复油压和油位、复归事故信号。
20 第六部分 机组的七十二小时带负荷试运行
1、机组完成了上述安排的所有项目的检查、试验，并对试验过程中发现的问题进行了消缺和整改，确认已具备进行七十二小时试运行条件后，重新按程序进行开机、升压、并网、增荷，机组进入七十二小时带负荷试运行。
2、试运行中应按机组正常运行的要求，服从系统调度，并加强巡视、检测、记录各部位运行情况和数据，特别应注意有关的接头的滴漏和发热情况。
3、定时巡视全厂公用系统各设备运行情况，特别应注意厂房渗漏排水情况。
4、并网连续正常运行满24小时以后，可根据需要进行厂用电的切换，切换后应注意全面检查各用电设备的运行情况，确保试运行的安全。
21 第七部分 机组及相关设备的交接和验收
机组经七十二小时试运行结束，应停机、关闸门，再次对机组及其他投运的设备进行检查和消缺处理。
消缺处理后，经组织检查，确认具备投入商业运行条件后，应按相关的规定与管理部门进行交接，然后重新开机移交运行部门投入商业运行。
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