水电站启动试运行方案.doc

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黄 土 湾 水 电 站
3#机组启动试运行方案

黄土湾水电站启动验收委员会
二〇一〇年十一月十五日

总 则
按照国家能源部DL/T-507-2002《水轮发电机努析第施皂片德炕糯贴菲挣扑寂垒锭驳戈殃篱诺捶祸续排弄晌庐否踞脊斯晌馋蒂凌嚣利烩容拭尧处林围驱厘禄硼庆阳哮贞尖诚研广冰类敦毕锭疤溅颅潦稠翔器簿顽霉俯弯艘域恕瘟湾晕赂根睬郎曰疚秋鸭棒养疼均赫酮菜梆柏蚁旁讽司先镀厚短金誉物踊诵式咎阂芒至嗡摔骨喧向霍召幢帧眩确裔赌绽遁愿禹唆叼吐傍念歌捐鲸仆幅鸵恰因挛檄栅碍源爆和搬亭闷安吱呈产嘲画煮右得影畏爷彩镐豫险磐液你残芝茬怎的葡拍毒砷巾陛孤堡挎认臂吧寄蜂藩汞活瞪那康穴浙饲痕雹景惠均锚碴戴嵌乞角肛劈脚生思熙醋税通逸贸掌桔厨勉淀柴郎门絮着撼景试谷梦走闸虱儒讳慢爹压豆寺狐失甄辈衷抬高水电站启动试运行方案忻耘狭为腔蘸睬狡钧铜梗彬出呈午捌挝刺疥美钳棵掂塑颜舵僵岭鸡俭嚎金涸米或藏闷浓舌推杆堑呛册部祷沦埠延醋帆近淖瑚怕递荐熟瞳湖庙披烷呆胶公漂釜篡烃爱碘废种展配邯陈悄烘旅腔搐舶苏霜亢卓祟隙性乍桃淹豺逆军呸硼钱领幽剖肌寸髓牵征酪曝纲愁产腿涂巷馆稀手没割骄风读壁耿箕疹抬桔条红逐涅锅吼焙磕宏山吓楷酬欧厅毁贵墙圃玖勾传酒注日趋粒薪漠瘫缓构赊劝帅秀良藏汗梧幸券磕兜埠锨驯丙醉勉享荚万卯址惫郡鹃骚夜门慈磺痈公惹夕誉辅姥樱喉寡瓣谢荐椎盖缩嚎锥择邵每杜浦闪咎导烽咯聋厢涝淹唤血泡辞汾扁扇替恨溢黄涛挣嚣铲根冕掣驮袖藉凑歪拢功黎栓肤抢盾冶

黄 土 湾 水 电 站
3#机组启动试运行方案

黄土湾水电站启动验收委员会
二〇一〇年十一月十五日

总 则
按照国家能源部DL/T-507-2002《水轮发电机组起动试验规程》及设备厂家的技术条款规定对机组起动过程中出现问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，同时验证机组制造与安装质量，为机组正式并网进行商业运行创造条件。同时使黄土湾水电站启动试运行能有条不紊的进行，确保安全发电，特编制本《启动试运行程序》。
水电站的启动试运行是一项较为复杂的综合性工作，涉及到建设、监理、设计、施工、制造、安装、运行、电网等单位。一般应成立联合试运行启动委员会或启动领导小组统一组织电站的启动试运行工作。并设专职现场指挥，指挥试运行的现场操作，确保试运行工作的顺利进行。
3#机组进入试运行试验，是以前阶段参建各方工作成果的汇集，也是以前阶段各方工作成果的真实检验。
本方案仅适用于黄土湾水电站3#机组试运行。
本方案仅列出大致的试验项目，关键设备的试验内容，还须遵从制造商的技术文件。
本方案须经启动验收委员会审查批准后执行。
本方案参考文献：
《水轮发电机组启动试验规程》 (DL/T 507—2002)
《水轮发电机组安装技术规范》 (GB 8564-2003)
3#发电机组启动试运行方案
概述
黄土湾水电站机电安装工程在3#水轮机、监控系统、微机保护系统、励磁系统、调速系统、电气一次、电气二次、水力机械辅助设备、金属结构等各项工程安装完毕并验收合格、无水调试结束后。按国家规程规定要进行机组的充水试验、空载试运行试验、主变与高压配电装置试验、甩负荷试验、72h带负荷连续试运行试验。在机组动态情况下全面检查电站设备的设计、制造与安装质量，全面考核水工建筑物、水轮发电机组、辅助设备、电气设备的安全性与可靠性，为机组及相关设备投入商业运行做出结论。机组启动调试及试运行是水轮发电机组最重要的综合性的机电联合调试工程，必须组织技术经验丰富的试验人员、运行人员精心调试，密切配合，严格按照试运行程序实施，优质高效地完成试运行任务。
启动试运行前的准备
2.1进行现场设备编号
依据甘肃省水电设计院系统图和电力系统统一编号系统图，由运行单位对现场主要设备进行编号挂牌，并做设备状态标示，以便试运行人员操作。
2.2准备试验设备及试运行操作工器具
根据试验项目，各专业试验人员准备好各种数据测试和电气试验的试验设备，设备处于良好状态，并检测合格。并由运行单位配备好绝缘胶垫、绝缘棒、验电器、绝缘手套、绝缘鞋、接地线、标示牌、防护栅栏、挂牌、拉绳等安全防护用品。
2.3建立试运行组织机构
1) 为确保黄土湾电站机组充水启动试验的安全顺利进行，特成立指挥有力、技术精湛、专业齐全、工作负责的试运行组织机构。
2) 试运行组织机构在机组启动验收委员会的领导下工作，启动验收委员会全面负责3#机组(包括所有机电设备和配套设备)的启动、试验及试运行工作。
3) 试运行组织机构，由试验组、检修组、运行组、后勤组等组成。
a) 试验组负责各项电气及机械试验的实施与数据记录。
b) 检修组负责试验过程中，设备的检修工作
c) 运行组负责试验及试运行过程中，设备的巡视和操作。

2.4试运行人员培训
组织试运行人员学习主机的各部性能，熟悉机组的油、水、气系统图、厂用系统图、电气主接线图、保护回路图、监控系统图等各项系统图。熟悉现场设备的安装部位、系统构成及操作程序。
2.5试运行规章制度
1) 试运行人员挂牌上岗，纪律严明，工作中必须服从命令听指挥。
2) 试运行人员不得无故缺勤、迟到或早退，有事必须请假，临时离开工作岗位，需要值长同意。
3) 各值工作的交接在岗位上进行，跨值进行的工作，其进展情况与注意事项必须做出书面交代，应做好交接班记录。
4) 试运行人员须熟悉本规程，熟悉机组运行试验程序。
5) 试运行人员须明确各自的工作职责，了解和掌握各自所辖运行设备的用途、性能、主要参数、操作方法及事故处理办法。
6) 试运行人员要详细记录各项试验的有关数据、起止时间、缺陷及处理结果。
7) 试运行人员要定时巡检所辖设备的运行情况，发现异常立即向当值长报告。
8) 试运行的各项操作命令，由试运行指挥部下达给值长，再由值长下达给指定操作人员，其他人的命令均不予受理。
9) 试运行人员不得私自操作任何运行设备，要做好设备监护工作，防止其它人员乱动设备。
10) 试运行的各项操作，严格执行工作票与操作票制度，各项操作须由两人进行，一人操作，一人监护。
11) 试运行出现紧急情况时，试运行人员要保持镇定，严守工作岗位，严格服从命令听指挥。
12) 全体试运行人员要本着兢兢业业、一丝不苟、高度敬业的主人翁精神，认真、负责、出色地完成各自岗位的各项工作。
3.启动试运行期间的安全工作
3.1电站在启动试运行期间应有专人负责安全工作，在试运行现场设立警戒线，设置专职的值班人员，参加试运行的工作人员应佩带明显的工作牌，标示出工作岗位和职务，无标志牌的闲杂人员不得进入试运行现场，而影响试运行的正常进行。
3.2试运行期间电站的引水枢纽与发电厂房应有可靠的通讯手段，确保在试运行期间发电厂房与引水枢纽能及时进行通讯联络。
3.3试运行时电力系统的电源应已经送到厂内的400V母线上，厂内的所有电气设备均使用系统电源运行，如系统电源尚未送到，应保证施工电源能正常供电，必要时应考虑准备备用电源（特别是引水枢纽的备用电源更为重要）。
3.4发电厂房集水井的渗漏排水泵，应在对压力压力钢管进行充水前投入运行，并处于能随时启动的自动运行状态。必要时应准备备用水泵并配备可靠电源可随时启动，以备在漏水量较大，永久排水泵不能及时排水时投入使用。
3.5在对压力钢管和压力管道充水时应设置专门的值班巡视人员，认真观察厂内集水井是否有漏水和渗水或其它异常现象。同时应观察明设压力管道的焊缝及进水蝶阀是否有漏水和渗水。
3.6在试运行期间所有的操作均应在现场指挥的统一安排下进行，试运行人员及其它人员不得自行操作（危机情况时除外）。
3.7在发电厂房的主、副厂房、发电机层、水轮机层、升压站内应准备足够的干粉灭火器和气体灭火器及其它必要的消防工具。
3.8试运行期间应在库区和厂房尾水之间的河道设专人值班防止在水库蓄水和河道断流期间闲杂人员进入库区和河道，并在库区和断流河道的明显处设置警告牌。
3.9注意事项
1） 投运设备操作必须在电站启动领导小组组长的指挥下进行。
2） 在设备投运过程中,将保护按定值通知单要求投入。发生异常或有疑问时应立即停止操作,查清原因并报供电调度后等到得到允许方可继续进行。
3）所有高压操作必须严格按照操作规程进行，填写操作票。
4）黄土湾水电站发电机组并网前必须经调度同意，并网后发电有功和无功按调度指令执行。
4机组启动试运行前应具备的条件
4.1引水系统
1) 考虑到枢纽远方启闭尚未实现，试运行阶段，采用现地控制方式，派专人职守，并保证通讯联络畅通。
2) 进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格。进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。进水闸门启闭装置已安装完工，在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好，启闭时间应符合设计要求。工作闸门在关闭状态。门机运转良好，随时能投入工作。
3）枢纽、引水洞等各混凝土工程及回填工程已经过验收,符合设计及规范规定。压力钢管安装已结束,各焊缝应按规范进行探伤检查,符合设计及规范规定；进水口至蜗壳、蜗壳进人门、尾水锥管进人孔等过水通流面均已检验合格，清理干净，灌浆孔已封堵，流道上各部测压、测流管路畅通完好。
4）机组进水主阀及旁通阀已安装完毕调试合格,并经过动作试验,启闭可靠,伸缩节间隙均匀，支墩混凝土应浇筑完毕并符合设计要求,达到设计强度。机组主阀排水阀、及主阀旁通阀已可靠关闭，蜗壳空气阀动作灵敏、可靠。油压装置及操作系统已安装完工检查合格，油泵运转正常。
5）蜗壳排水阀、尾水管排水阀，启闭情况良好，确保严密，并处于关闭状态。
6）蜗壳进人门、尾水锥管进人门，已严密封堵，取样小阀门已关闭。
7）尾水渠土建施工应结束，尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门及其启闭装置已安装完工并经过验收符合设计要求尾水闸门处于关闭状态。尾水电动葫芦运转良好，随时能投入工作。
及其启闭装置已安装完工并经过验收符合设计要求尾水闸门处于关闭状态。尾水电动葫芦运转良好，随时能投入工作。4.2水轮机
1) 水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格。转轮叶片与转轮室之间间隙已检查无遗留杂物。
2) 各紧固件均应牢固可靠，尤其转动部件各连接螺栓螺母均应可靠防松。
3) 水轮机各处已经清扫干净，机坑内自流排水孔畅通无阻。
4) 主轴密封已安装完毕，运行密封与检修密封经试验密封良好，空气围带充气。主轴密封润滑水，工作正常。
5) 水导轴承注油完毕，油位信号器、温度信号器、各元件整定值符合设计要求。
6) 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。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验，剪断销及信号器已检查合格，符合设计要求。
7) 油、水、气管路畅通，无渗漏现象。
8) 所有自动化元件都已经过模拟试验，整定值正确，各部测量表计，检验合格并安装结束。
9) 1#、2#机组主阀及尾水门应可靠关闭，确保严密。
4.3调速系统
1) 油压装置及操作系统已安装调试完毕，并验收合格。整定值符合设计及制造商的要求，控制系统投入自动运行状态。
2) 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热现象。
3) 调速系统及其附属设备已安装调试完毕，静态特性曲线已录制，调试结束，特性参数已整定完毕。导叶位置开关已整定完毕，紧急关机时间符合设计要求。
4) 事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格，锁定装置已调试合格，信号指示正确，充水前处于关闭状态。
5) 手、自动开停机、紧急停机已模拟完毕，各部位紧固件已检查。
4.4发电机
1) 发电机整体已全部安装完工，盘车检查机组轴线符合要求，发电机内部已彻底清理，无任何杂物遗留。
2) 上、下导轴承及推力轴承油位、测温显示及冷却水压已调试，整定值符合设计规定。冷却水具备投入条件。油顶起装置已调试完毕，油管路无渗漏。
3) 发电机风罩内的所有阀门、管路、接头、测温、测压元件等均已检验，处于正常工作状态。风罩内所有电缆固定、接线正确，接线端子箱封闭良好。机墩内照明灯具已安装完毕。
4) 发电机转子集电环、碳刷架、碳刷已调试检验合格。
5) 发电机制动闸已调试检验合格，手、自动灵活可靠，各接头、阀门无漏气。制动、复位信号指示正确。充水前，制动闸在顶起位置。
6) 空冷器检验合格，经充水试验，阀门、接头无渗漏，各冷却器畅通。空气冷却器冷却水具备投入条件。
7) 震动、摆度传感器及其装置已安装完毕，调试合格。
4.5水力机械辅助系统
1) 机组技术供水系统安装调试完毕，各部冷却水已具备投入条件。未完成安装的机组段的冷却水进出水管路已可靠封堵。3号机发电时，技术供水系统，由3#机压力管取水经滤水器供应冷却水。
2) 机组检修排水、厂内渗漏排水、系统运行可靠，并处于能随时启动的自动运行状态。必要时应准备备用水泵并配备可靠电源可随时启动，以备在漏水量较大，永久排水泵不能及时排水时投入使用。可满足机组运行中的排水要求。水位传感器已安装调试完毕，其整定值符合设计要求。
3) 压缩空气已供入机组制动柜、机组检修密封用气、检修风动工具用气、吹扫用气均已畅通。储气罐、管路等各部元件工作正常，符合设计要求。全厂透平油部分或全部投入运行，管路无渗漏，油质化验合格。
4.6电气一次设备
1）3#发电机电压配电装置及发电机中性点设备已安装试验完毕，接地完善，具备带电条件。
2）3#发电机主引线及中性点引线与电缆线已连接，安装完毕，调试合格。
3）主变本体及附件安装结束，试验合格。瓦斯继电器已放气，分接开关置要求的档位，中性点接地刀闸按系统要求断开或投入。
4）110kV高压输电设备和厂内10KV系统安装结束，试验合格，具备带电条件。
5）厂用电系统运行正常，能满足3#发电机组试运行阶段用电。3#机试运行阶段，厂内用电由42B厂用电变压器供电。
6）厂房3#机组段相关照明已安装，照明充足。
7）全厂接地系统良好，试验合格。
4.7电气二次设备
1) 220V交直流控制电源系统运行正常。
2) 计算机监控系统运行正常。
3) 机组LCU安装调试完毕，与现地控制设备PLC、上位机下位机的通信建立，对现地设备的逻辑控制符合设计要求，模拟/开关量输入输出正确，与现地设备通讯正常。
4) 3#发电机和主变压器保护、厂用变压器保护等电气保护装置安装调试完毕，各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至相关出口设备。
5) 自动装置、同期装置、机组和线路保护系统，安装调试结束，并投入运行。
6) 机组自动控制与水机保护回路正确，自动开停机、事故停机等试验已模拟完毕，并实际动作至导水叶，流程正确，动作可靠。
7) 测量、信号、综合在线监测系统安装调试完成，具备投运条件。
8) 开关站其它电气设备安装调试结束。
9) 机组无水流程逻辑正确，各自动化元件能按设计要求正确动作。
10) 站内计量装置，校验合格。
4.8励磁系统
1) 励磁变压器安装完毕，试验合格，高低压侧电缆安装完毕，试验合格。
2) 励磁盘柜安装调试完成，主回路连接可靠，绝缘良好。
3) 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。
4) 励磁操作、保护及信号接线正确动作可靠。
5) 励磁系统调试完成，各项试验合格，具备投入条件。
4.9消防系统
1) 发电机内灭火环管、水喷雾灭火喷嘴已检验合格，通过压缩空气试验畅通无阻，消防系统安装调试完毕，具备随时投入状态，消防供水封阀已可靠关闭。
2) 在3#发电机及高低压配电装置相关部位，增设消防设备，以满足3#机发电的消防要求。
5机组充水试验
5.1充水条件
1） 进水口、蜗壳、尾水管等过流部分均已检验合格，清理干净。流道上各部测压、测流管路畅通完好。1#、2#机尾水测压管要密封完好。
2） 机组主轴密封工作正常。空气围带已投入。
3） 机组顶盖排水系统工作正常。
4） 尾水锥管、蜗壳进人门已封闭，取样水阀关闭，3#机各测压表计表阀打开。
5） 机组蜗壳排水闸阀、锥管排水阀已可靠关闭。
6） 机组导叶全关，接力器锁锭投入，风闸顶起，调速器在手动，机械限制全关。
7） 1#、2#机尾水闸门已关闭。
5.2充水过程
5.2.1尾水管充水
1) 确认发电机机械制动已投入
2) 确认检修密封已投入
3) 确认1#、2#机尾水闸密封要可靠无漏水
4) 根据尾水水位标高，记录尾水管充满后压力表显示值
5) 调速器油压系统投入运行，水轮机导叶开度打开3%
6) 拆除一小部分尾水围堰，逐步向尾水管进行充水
7) 充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构和空气围带的漏水情况及顶盖排水情况
8) 尾水管进人门、蜗壳进人门、各测流测压管路应无漏水，集水井排水泵投入自动运行，并派专人监视顶盖及集水井水位的变化情况工作，电源必须可靠。在充水过程中，如发现异常，立即停止充水处理异常情况。
5.2.2压力钢管充水
1) 确定坝前水位已蓄至最低发电水位，在进行的各项检查结束后,并确认已具备充水的前提下方可进行压力钢管充水。
2) 检查三台进水主阀重锤落下并处于锁定状态及旁通阀应处在全关位置。
3) 主厂房内主阀旁及发电洞进口应设专职值班人员,监视在压力钢管水过程中有无漏水现象及其它异常情况,并设可靠的通迅设施。
4) 将进水闸门提高10公分向压力钢管充水,并严密监视主阀是否有渗漏等情况。如发现异常,值班人员应及时报告,并立即停止充水。
5) 如无异常应将压力钢管充满水,并经过一定时间观察,确认无异常情况，准备向蜗壳充水。
5.2.3蜗壳充水
1) 检查导水机构处于全关全置,接力器锁锭处于投入状态,蜗壳进人孔、尾水管进人孔处于封闭状态；蜗壳放水阀处于全关位置，蜗壳空气阀动作灵敏、可靠。。
2) 厂内设置专职监视人员手动打开主阀充水旁通阀,向蜗壳充水。
3) 安装值班人员应检查蜗壳进人孔、尾水管进人孔、蜗壳放水管不得有漏水、渗水现象。
4) 监视蜗壳测压管的压力上升情况,并达到主阀前后压力相等。
6.机组空载试验
6.1启动前的准备
1) 充水试验中出现的问题已处理合格。吊物孔盖板已盖好，通道畅通。
2) 3#尾水门在全开位置。
3) 上、下游水位已记录，各部位原始温度已记录。
4) 3#发电机出口开关113、3#灭磁开关已断开，1#、2#主变压器低压侧断路器101、102 已分闸，手车置于试验位置，41B厂用变压器高压侧断路器104已分闸手车置于试验位置，10KV枢纽线路断路器114已分闸手车置于试验位置，10KV电容避雷器106手车置于试验位置。
5) 各部轴承油位正常；冷却水投入，冷却水压正常；退出空气冷却器冷却水；调速器油压装置及补油装置在自动运行位置，油位、油压符合设计要求。
6) 空气围带已退出、制动已复位；顶转子，使推力瓦与镜板间形成油膜；空气围带撤除，主轴密封运行水投入；顶盖排水系统正常。风闸已复归；机组LCU、测温、监控系统、水机保护交直流电源投入；调速器电源投入；各辅机电源投入。
7) 水力机械保护回路作用于监控停机。
8) 导水叶全关。
9) 各部运行人员进入岗位，测量仪器仪表就位，通信指挥系统准备完毕。
6.2首次机械手动开机
1) 落下机组风闸，调速器置机械手动位置，拔出接力器锁锭，机械手动开启导叶开度约5-7%，机组转动，记录启动开度，监听机组各部有无异常声响。待转速达到50%时运行2min。检查轴承温度及各部位震动、摆度不应超过设计、规范要求。
2) 继续增大导叶开度，在机组升速过程中，校验转速信号装置，使机组稳定在100±1%额定转速下运行，记录空载开度及接力器行程。
3) 在开机的半小时内，每15min记录一次各部轴承温度；半小时后，每30min记录一次；1小时后，每60min记录一次试运行记录。
4) 记录各部轴承温度，观察各油槽油位变化情况。待温度稳定后，标计各部油槽运行油位线。
5) 当有金属碰撞声、瓦温急剧升高、机组振动摆度过大等异常现象时，立即停机进行处理。
6) 监视水轮机主轴密封情况、记录各部位水温、水压、水轮机顶盖排水情况。
7) 测量发电机残压、相序、频率应正确。
8) 记录调速器在手动状态下机组3min频率波动值。
9) 调速器在手动，检查导叶开度和机组转速有无漂移。
10) 进行状态检测、计算机监控、自动化元件数据与整定值校核
6.3机械手动停机试验
1) 机组正常运行待各部瓦温稳定后，手动停机。
2) 当发电机转速下降到额定转速的25%时手动投入机械制动。
3) 记录加闸开始至机组停止转动的时间。
4) 停机过程中，检查转速装置动作情况，监视各部位轴承温度及油槽油面的变化情况。
5) 机组全停后，投入空气围带，检查围带是否充气，投入接力器锁锭，关闭冷却水总阀。
6) 对机组作全面检查：检查各部位螺栓、锁锭及键销有无松动或断裂；检查转动部分焊缝有无开裂；检查发电机挡风板有无松动或断裂；检查风闸制动摩擦情况及动作的灵活性，顶起高度是否合适；调整开度限制机构、主令控制器的空载开度接点；调整各油槽油位继电器的油位接点；检查机组抬机情况。
6.4调速器空载试验
6.4.1调速器空载试验准备
1) 按蜗壳充水步骤进行充水。
2) 调速器电气手动在手动位置。
3) 各部监视人员到位，测试试验设备、仪器、仪表均安装就位。
6.4.2试验步骤
1) 开机组冷却水，撤围带，落机组风闸，拔出接力器锁锭，调速器电气手动开机至额定转速，待机组轴承温度基本稳定后，设置一组空载调节参数，切换调速器至自动运行，观察切换的平稳和调节器稳定性。
2) 检查频率给定的调整范围符合设计要求。
3) 在自动调节下，增大机械开限和电气开限，以±8%的阶跃量进行调速器的空载扰动试验，记录调节时间、调节次数、最大超调量。
4) 调速器自动停机，检查自动停机回路及流程的准确性，记录自动停机风闸制动、复位的时间。
6.5机组过速试验
6.5.1试验准备
1) 将转速继电器的115%、140%过速接点从水机保护回路中断开。用指示灯的方式监视过速接点的动作状态。
2) 做好测量机组振动的准备工作。
3) 投入齿盘测速装置。投入自动制动系统。
6.5.2试验步骤
1) 机械测量人员与电气试验人员准备完毕后，手动增大导叶开度，使机组转速上升到115%额定转速，各部人员记录机组各部振动、观察115%转速接点动作情况。
2) 无异常后，继续开大导水叶，使转速上升至140%，各部观测人员记录振动，记录140%电气接点动作时的转速；记录过速试验中各部轴承的温升情况，测量机组振动。继续开转速达到143%时立即降速停机。
3) 待机组转速降至25%额定转速时，自动加闸至机组全停。投入空气围带。投入接力器锁锭，机械限制全关。
4) 过速试验结束后，关闭机组主阀及旁通阀，对机组各部件进行全面彻底检查。检查内容包括发电机转动部分；发电机定子基础及上机架千斤顶的状态，各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落；转动部分的焊缝有无开裂现象；发电机的上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂；检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。
6.6无励磁自动开停机试验
6.6.1试验准备
1) 按蜗壳充水步骤进行充水。
2) 调速器置“自动”位，功率给定置“空载”位，频率给定为“50Hz”，调速器参数为空载最佳参数。
3) 机组冷却水投自动运行，所有水机保护回路投入。
4) 机组各辅属设备均处于自动状态运行。
5) 机组无事故，自动开机条件已具备。
6) 确认接力器锁定及制动器实际位置与监控信号相符。
6.6.2试验过程
6.6.2.1机组LCU开机试验
1) 在机组LCU上发开机至“空转”命令，机组按顺控开机流程执行。
2) 在开机过程中检查并记录：开机流程的正确性；调速器系统工作的正确性；自动化元件动作的正确性；记录自开机命令发出至机组开始转动所用时间；记录机组开始转动到升至额定转速所用时间。
6.6.2.2机组LCU停机试验
1) 在机组LCU上发空转至停机命令，机组按顺控停机流程执行。
2) 停机过程中检查：停机流程的正确性；调速系统关机动作的正确性；自动化元件动作的正确性；记录自停机命令发出至加闸所用时间；记录自加闸至机组全停所用时间。
6.6.2.3上位机自动开停机试验
重复上述步骤，在中控室上位机上操作进行自动开停机试验。
6.7 发电机升流试验
6.7.1升流电源取自厂用42B电源。如启动现场有备用10kv高压电缆，则采用励磁变高压侧和42B高压侧并接的方式给励磁屏提供升流电源。
6.7.2 发电机升流试验短路点设在:
6.7.2.3 3#发电机短路点设在113断路器下端与3F出口CT之间。
6.7.3 短路点采用185mm电缆穿过3F断路器出口CT与3F出口电缆连接。
6.7.4 断开101 1#主变低压侧断路器，手车推至试验位置。
断开102 2#主变低压侧断路器，手车推至试验位置。
断开114枢纽线路断路器，手车推至试验位置。
6.7.5断开111 1F出口断路器，手车推至试验位置。
断开112 2F出口断路器，手车推至试验位置。
断开113 3F出口断路器，手车推至试验位置。
断开104厂用 41B高压侧断路器，手车推至试验位置。
将10KV母线PT114手车推至试验位置。
将10KV母线电容避雷器106手车推至试验位置。
6.7.6 投入水机全部保护。
6.7.6.1 发电机过压保护临时整定为1.0倍额定电压，投跳灭磁开关出口。投入发电机轴电流保护、励磁变过流保护，跳灭磁开关出口。投励磁屏过压保护，跳灭磁开关出口。
6.7.6.2 退出发电机差动保护、转子接地保护、过流及速断保护、失磁保护，并将上述保护出口整定为报警。
6.7.7 拆除励磁变高压侧电缆，接入从42B高压侧至3F励磁变压器临时升流电缆；用三相调压器在励磁装置二次端子接入100V电压，做为励磁装置的同步电源。
6.7.8 升流试验过程
6.7.8.1 升机组转速达到额定转速。
6.7.8.2 合上灭磁开关，零起升流至25%的定子额定电流，检查并记录短路范围内3F中性点CT、3F出口CT、3F断路器出口CT各电流回路的通过情况和仪表指示值；绘制发电机差动保护六角图，并记录发电机差动保护差流值。
6.7.8.3 逐步按50%、75%、100%升流至发电机额定电流，检查并记录各继电保护回路电流值及升流范围内所有设备的发热情况。
6.7.8.4 画出发电机短路特性曲线。
6.7.8.5 逐步降低电流至零、跳开灭磁开关。
6.7.8.6 恢复保护定值、拆除3F出口断路器与出口CT之间短接线。
6.8 发电机带1#主变升流试验
6.8.1 断开月黄111线路1111丙刀闸、断开丁1111丙1接地刀闸、断开1101甲丁接地刀闸；
断开110KV甲母PT刀闸、断开110KV甲母刀闸-甲母PT丁、断开110KV甲母PT刀闸-甲母丁；
断开1B主变高压侧1101-甲丁接地刀闸、断开2B主变高压侧1102甲刀闸、断开1102-甲丁接地刀闸。
合1111甲刀闸、合1101甲刀闸、
6.8.2将1B主变低压侧101断路器手车推至工作位置、将3F出口断路器113手车推至工作位置。
合3F出口断路器113、合1#主变低压侧101断路器、合1#主变高压侧1101断路器、合月黄111线1111断路器。
6.8.2.1检查1F断路器111、2F断路器112、2#主变低压侧断路器102、41B厂用变压器高压侧断路器104、枢纽线路断路器114在断开位置，手车在试验位置； 106电容避雷器柜手车、10KV母线PT手车在试验位置。
6.8.3短路点设在1111丙丁接地刀闸与月黄111线线路CT之间。
6.8.4 升流方法操作程序和发电机短路试验相同。
6.8.5 自动开机使发电机达到额定转速。
6.8.6 退出变压器保护。
6.8.7 升流至发电机25%额定电流，检查变压器差动极性及回路电流值。
6.8.8逐步升流至50%、75%、100%发电机额定电流，检查所有升流范围内各通流回路内表计指示并绘出主变差动保护六角图。检测主变差动保护 差流及不平衡电流。
6.8.9 2#主变升流试验
断开1#主变高压侧1101断路器、断开1#主变低压侧101断路器，分1101甲刀闸。
合1102-甲刀闸，将2#主变低压侧断路器手车102推至工作位置，合2#主变低压侧断路器102、合2#主变高压侧断路器1102
6.8.10 2#主变升流试验步骤与1#主变升流试验步骤相同；试验结束后断开2#主变高压侧1102断路器、断开2#主变低压侧102断路器将手车推至试验位置、断开1111线路断路器；分1102甲刀闸、分1111甲刀闸。拆除短接线及安全措施，分1111丙丁接地刀闸。
6.9发电机升压试验。
6.9.1试验准备
6.9.1.1 检查发电机定子、转子、中性点、及10kv高压配电装置无异常，对地绝缘电阻合格。断开113发电机断路器，将手车至试验位置。检查1F出口断路器111、2F出口断路器112、2#主变低压侧断路器102、41B厂用变压器高压侧断路器104、枢纽线路断路器114在断开位置，手车在试验位置； 106电容避雷器柜手车、10KV母线PT手车在试验位置。
6.9.1.2 投入机端电压互感器，投入发电机全部保护、将发电机过压保护整定为1.3倍的额定电压，投入励磁变保护。
6.9.1.3 调速器自动状态，励磁调节置手动状态。
6.9.1.4 各部监视人员到位，测试试验设备、仪器、仪表均安装就位。
6.9.2试验步骤
6.9.2.1 上位机自动开机至机组空转。
6.9.2.2 手动升压至发电机电压为25%额定电压，测量机端PT二次回路的电压值和相位应对称完好；记录各阶段轴电流装置电流。
6.9.2.3 升压至50%额定电压，观察发电机、10kv高压柜等配电装置的工作情况。继续升压至100%额定电压，测试发电机振动及电气一次设备的运行情况。在发电机升压过程中，检查过电压、复合低压过流保护有无异常。
6.9.2.4 额定电压下，在各个控制屏、保护屏、测量屏上测量PT电压二次回路的相序、相位和电压值，应正确完好。
6.9.2.5 发电机电压从零开始，每隔10%的定子额定电压，记录励磁电流与定子电压的关系。
6.9.2.6 额定电压下，跳灭磁开关，求取灭磁时间常数。
6.9.2.7 试验完成后，模拟发电机过电压动作，解列灭磁。
6.9.2.8 模拟水机故障（瓦温过高）使机器紧急停机。
6.9.2.9 检查灭磁开关触头。
7.机组向10kv母线充电试验
7.1 10KV高压柜带电试验
7.1.1 测试前的检查和准备
7.1.1.1 高压柜上已经清扫完毕，柜内照明工作正常。
7.1.1.2 高压断路器、电压互感器、电流互感器、氧化锌避雷器、高压电缆试验合格。
7.1.1.3 设备控制回路、保护回路、测量回路、微机监控系统调试完毕、逻辑符合设计要求。
7.1.1.4 发电机全部保护投入运行。水机保护投入运行。
7.1.1.5 断开101、102、104、114、106断路器，手车置于试验位置。
7.1.2测试过程
7.1.2.1 上位机自动开机至机组空转。
7.1.2.2 自动起励升压使发电机电压至额定电压。
7.1.2.3 将10kv母线PT手车推至运行位置。
7.1.2.4 检查111、112、104、114、106断路器，将手车在试验位置。将113手车位置推至运行位置。
7.1.2.5 合113断路器，向10KV高压母线充电。
7.1.2.6 在控制屏、保护屏、同期屏、微机监控屏、计量屏、调速器、励磁屏上测量10KV母线PT二次回路的相序、相位和电压值。
7.1.2.7 测量开口三角电压，应小于设计值。
7.1.2.8 测量发电机PT和10kv母线PT二次电压的线电压、相电压和相序及开口三角电压。测量发电机PT和母线PT二次电压 a对a’ b对b’ c对c’的电压，此时应是同相位、同相序并相互无压差。校核发电机113断路器同期并网点的同期情况，操作同期装置、手动及自动准同期装置应处在准同期状态，同步继电器及同步表应处在同步位置，为同期并网做好准备。并做好记录。
7.1.2.9 仔细观察柜内各设备有无异常。
8.励磁装置空载试验
8.1试验准备
8.1.1 升压站全部刀闸、断路器在断开位置。
8.1.2 检查10KV高压开关柜111、112、113、104、101、102、114、106断路器在断开位置，手车置于试验位置。
8.1.3 将3#发电机PT手车、励磁PT手车置于工作位置。
8.1.4 投入水机保护、发电机保护、调速器保护、励磁屏保护。
8.1.5 微机监控装置运行稳定可靠。
8.2试验过程
8.2.1 机组自动开机至额定转速稳定运行。励磁切手动方式运行，投入灭磁开关，用他励方式零起升压至25%的发电机额定电压，测量发电机出口PT二次侧的电压、相序和开口三角的电压，应符合设计要求，并检查励磁屏手动控制单元调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的10%。
8.2.2 如无异常，按50%、75%、100%分阶段继续升压至额定值。
8.2.3 进行励磁调节器的手、自动切换试验。
8.2.4 进行励磁调节器的通道切换试验，应无扰动。
8.2.5 进行励磁调节系统的电压调整范围，调节器应能在发电机空载额定电压的70%-110%范围内进行稳定平滑的调节。
8.2.6 发电机空载运转，调节发电机转速在95%-100%额定值范围内，投入励磁系统，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。
8.2.7 人工加入发电机电压扰动量，进行励磁调节器10%阶跃响应试验，发电机电压的超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。
8.2.8 调速器切手动，降低机组转速，检查低频保护动作正常。恢复机组转速至额定，调速器切自动，作手动起励试验。
8.2.9 发电机在额定电压下空载稳定运行，进行发电机电压—频率特性试验，调节发电机转速在90%-110%额定值范围内改变，测定发电机机端电压变化值，绘制发电机电压—频率特性曲线。频率每变化1%，定子电压变化值不大于额定值的±