DL507水轮发电机组起动试验规程解析
水轮发电机组起动试验规程
DL 507-93
目录
1 总则
2 水轮发电机组起动试运行前的检查
3 水轮发电机组充水试验
4 水轮发电机组空载试运行
5 水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器
冲击合闸试验
6 水轮发电机组并列及负荷试验
7 水轮发电机组72h带负荷连续试运行
附录A 水轮发电机组甩负荷试验记录表格式（参考件）
附加说明
1 总则
1.0.1 本规程适用于单机容量为3000kW及以上的水轮发电机组起动试运行试验与交接验收。小于3000kW的机组可参照执行。本规程不适用于可逆式抽水蓄能机组的起动试验与交接验收，有关试验项目及要求将另行规定。
1.0.2 水轮发电机组安装完工检验合格后应进行起动试运行试验，试验合格交接验收后方可投入系统并网运行。起动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正式并网运行创造条件。
1.0.3 除本规程规定的起动试运行试验项目以外，如需增加试验项目应由生产建设部门根据实际情况会同有关单位拟定试验方案报上级主管部门批准，并抄报电力工业部水电站水轮发电机标准化技术委员会。
1.0.4 对机组起动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使水轮发电机组交接验收后可长期、安全、稳定运行。
1.0.5 水轮发电机组的继电保护，自动控制，测量仪表等装置和设备，及与机组运行有关的电气回路、电器设备等，均应根据相应的专用规程进行试验。
2 水轮发电机组起动试运行前的检查
2.1 引水系统的检查
2.1.1 进水口拦污栅已安装完工并清理干净检验合格。
2.1.2 进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。工作闸门，充水阀，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。检修闸门在关闭状态。
2.1.3 压力钢管、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。非本期发电部分分叉管闷头已封堵。所有进人孔(门)的盖板均已严密封闭。
2.1.4 蝴蝶阀（或球阀）及旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好。油压装置及操作系统已安装完工检验合格，油泵电动机运转正常。
2.1.5 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，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。
2.1.6 蜗壳及尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置，手压泵或电动油泵起、停操作情况良好。
2.1.7 尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门已安装完工，检验合格，情况良好。尾水闸门处于关闭状态。
2.1.8 各部位通讯、联络信号检验合格，准确可靠，回路畅通。
2.2 水轮机部分的检查
2.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整。上下止漏环间或轴流式水轮机转轮叶片与转轮室之间隙已检查无遗留杂物。2.2.2 真空破环阀已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验
合格。
2.2.3 顶盖排水泵已安装完工，检验合格，自动操作回路处于投入状态。自流排水孔畅通无阻。
2.2.4 主轴密封已安装完工。经检验密封无渗漏。调整密封水压至设计规定值。
2.2.5 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，各整定值符合设计要求。
2.2.6 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。导水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。
2.2.7 各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完工，管路线路连接良好。
2.2.8 尾水射流补气装置已安装并处于关闭状态。自然补气阀处于开启状态。
2.3 调速系统及其设备的检查
2.3.1 调速系统及其设备已安装完工，并调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、阀门均已整定符合要求。
2.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。集油槽油位浮子继电器动作正常。高压补气装置手动、自动动作正确。漏油装置手动、自动调试合格。
2.3.3 由手动操作将油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门，接头及部件等均无渗油现象。
2.3.4 调速器电调柜已安装完工并调试合格，电液转换器工作正常。
2.3.5 事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格。锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁锭状态。
2.3.6 进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器及导水机构联动动作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。检查导水叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器等三者的一致性。
2.3.7 用紧急关闭办法初步检查导水叶全开到全关所需时间，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线。
2.3.8 对于转桨式水轮机，应由调速器操作检查桨叶转动指示器的开度和实际开度的一致性。模拟各种水头下导叶和桨叶协联关系曲线。
2.3.9 对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机和事故停机各部件动作准确性和可靠性。
2.4 发电机部分的检查
2.4.1 发电机整体已全部安装完工检验合格记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。
2.4.2 导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压已调试，整定值符合设计要求。
2.4.3 对采用水内冷轴瓦的推力轴承，在工作水压下进行冷却水流量测
试，每小时流量应符合设计要求。
2.4.4 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，单向阀及管路阀门均无渗油现象。
2.4.5 发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。
2.4.6 发电机内灭火管路、火灾探测器、水喷雾灭火喷嘴已检验合格。管路及喷嘴经手动动作准确。通压缩空气试验畅通无阻。
2.4.7 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。
2.4.8 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误。
2.4.9 发电机制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前风闸处于投入制动状态。
2.4.10 发电机的空气冷却器已检验合格，水路畅通无阻。阀门无渗漏水现象。
2.4.11 测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器，气隙监测装置、局部放电监测仪等均已安装完工，调试、整定合格。
2.5 油、水、风系统的检查
2.5.1 冷却水供水包括稳压水池供水、射流泵供水、加压泵供水、蜗壳取水口减压阀供水、前池取水口供水及备用水系统等均已分别调试合格，工作正常。
2.5.2 机组冷却水供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，接头均已检验合格。
2.5.3 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，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求。
各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。
2.5.4 全厂透平油、绝缘油系统已部分或全部投入运行，能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。
用于全厂液压操作的公用油压装置系统已调试检验合格，并投入运行。
2.5.5 高、低压空气压缩机均已调试合格，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。
2.5.6 所有高、低压空气系统管路已分别分段通人压缩空气进行漏气检查合格，无漏气现象。
2.5.7 机组调相运行供气、自动化元件及系统均已检查合格，动作正确无误。供气压力及补气量均能满足一次压水和调相运行的要求。
2.5.8 各管路、附属设备已刷涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。
2.5.9 主厂房、发电机母线层、中控室、主变压器、电缆层、电缆井、电缆道、母线室、母线道、开关室、油库等部位的消防系统管路或消防设施
已安装完工检验合格，符合消防设计要求。
2.6 电气设备的检查
电气一次设备的检查
2.6.1 发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，机端引出口处的电压、电流互感器已检验合格。中性点母线及电流互感器，中性点消弧线圈（或中性点接地变压器、电阻）均已安装并调试合格。
2.6.2 发电机断路带、隔离开关（或成套开关柜）已安装检验合格。
2.6.3 从发电机引出端直至主变压器低压侧段的母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。
2.6.4 主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统、灭火消防系统以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。
2.6.5 厂用电设备已全部安装完工检验并试验合格，已接通电源投入正常工作。备用电源已检验合格，工作正常。
2.6.6 高压开关站设备与本机组发电有关回路设备及母线、连接线等均已完工，高压断路器已调试合格。
2.6.7 厂房内各设备接地已检验，接地连接良好。厂外接地网已检查，接地网测试井已检查。总接地网接地电阻值已测试，符合规程规定值的要求。2．6．8 厂房照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明已检查合格。事故照明已检查合格。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牌已检查合格。
励磁系统及设备与回路的检查
2.6.9 励磁系统，励磁盘柜已安装完工检查合格，回路已做耐压试验合格。
2.6.10 励磁电源变压器已安装完工检验合格，高、低压端连接线已检查，电缆已检验合格，耐压试验已通过。
电气控制和保护系统及回路的检查
2.6.11 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工检查合格。中央控制室返回屏、控制台、计算机等设备均已安装完工检验合格。
2.6.12 蓄电池及直流设备已安装完工检验合格。逆变装置及其回路已检验合格。
2.6．13 下列电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证其动作的准确性。 a．进水口闸门自动操作回路；
b．蝴蝶阀（球阀或筒形阀）自动操作回路；
C．机组水力机械自动操作回路；
d．机组调速系统自动操作回路；
e．发电机励磁操作回路；
f．发电机断路器操作回路；
g．直流及中央音响信号回路；
h．全厂公用设备操作回路；
i. 机组同期操作回路；
j．火警警报信号及操作回路；
k．通讯及其他必要的专门装置。
2.6.14 电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查之后，下列继电保护回路应进行模拟试验，验证动作的准确性。
a．发电机继电保护回路；
b．主变压器继电保护回路；
C．高压母线继电保护回路；
d．送电线路继电保护回路；
e．厂用电继电保护回路；
f．其他继电保护回路。
3 水轮发电机组充水试验
3.0.1 水轮发电机组充水试验的开始，就应认为是电站机组起动试运行的正式开始，应确认前项的检查试验已全部完成。
3.0.2 对于引水式水电站则引水隧洞至调压井段已充水。对于坝后式或河床式水电站则坝前水位已蓄至最低发电水位。
3.0.3 充水前应确认进水口检修闸门和工作闸门处于关闭状态。确认蝴蝶阀（球阀或筒形阔）处于关闭状态。确认调速器，导水机构处于关闭状态，接力器锁锭已锁好。
3.1 充水操作及检查
尾水管充水
3.1.1 利用尾水倒灌或机组技术供水排水管等方式向尾水管充水，在充水过程中随时检查水轮机顶盖的漏水情况，导水机构及空气围带，测压系统管路，尾水管进人门的漏水情况及测压表计的读数。
3.1.2 上述检查发现异常情况时，则立即停止充水并将尾水管排空进行处理。
3.1.3 待充水至与尾水位平压后，提起尾水闸门，并锁锭在门槽口上。
压力钢管充水
3.1.4 充水前应在进水口闸门下游侧检查闸门的渗漏情况。确认无问题后开始充水。
3.1.5 打开检修闸门充水阔，观察检修闸门与工作闸门间水位上升情况，平压后用门式起重机提起检修闸门，置于闸门库中。观察工作闸门下游侧的漏水情况。
3.1.6 缓慢地打开工作闸门充水阀，向压力钢管充水，监视压力钢管水压表读数，检查压力钢管充水情况。对引水式水电站，则可开启调压井工作闸门的旁通阀或蝴蝶阀（或球阀）的旁通阀向压力钢管及蜗壳充水。
3.1.7 检查钢管伸缩节、蜗壳进人孔、蜗壳盘形阀的漏水情况。监测蜗壳取水口管路阀门前的压力上升。
3.1.8 检查水轮机顶盖、导水机构和主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况，有条件时，可记录导水叶漏水量。
3.1.9 检查蜗壳弹性垫层排水情况。
3.1.10 观察各测压表计及仪表管接头涌水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。
3.1.11 充水过程中，检查压力钢管通气孔是否畅通。
3.1.12 如蜗壳前有蝴蝶阀（或球阀），则应先检查蝴蝶阀（球阀）漏水情况。然后打开旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。
3.2 充水平压后的观测检查和试验
3.2.1 以手动或自动方式使工作闸门在静水中启闭试验3次，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。在机旁盘作远方启闭操作试验，闸门应启闭可靠。
3.2.2 对于设有事故下紧急关闭闸门的操作回路，则应在闸门控制室的操作柜和电站中央控制室分别进行静水中紧急关闭闸门的试验，检查油压启闭机或卷扬启闭机离心制动的工作情况，并测定关闭时间。
3.2.3 若装有蝴蝶阀（球阀），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。在手动操作试验合格后，进行自动操作的启闭动作试验。分别进行现地和远方操作试验，验证蝴蝶阀（或球阀）在静水中启闭是否正常。
3．2．4 压力钢管充满水后应对进水口、明敷钢管的混凝土支墩等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。
3.2.5 观察厂房内渗漏水情况，及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。
3.2.6 压力钢管充满水后，将机组工业供水管路系统的阀门打开，并调整水压，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、接头法兰漏水情况。
4 水轮发电机组空载试运行
4.1 起动前准备
4.1.1 主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，通讯指挥系统可随时待命，各部位运行人员已进入岗位。各测量仪器、仪表已调整就位。
4.1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。
4.1.3 各部冷却水、润滑水投入，水压正常，润滑油系统、操作油系统工作正常。
4.1.4 上、下游水位已记录。各部原始温度已记录。
4.1.5 起动高压油泵顶起发电机转子，油压拆除后，检查制动闸，确认制动闭已全部落下。对于装有弹性金属塑料推力轴瓦的机组，首次起动时，仍应顶一次转子为宜。
4.1.6 漏油装置处于自动位置。
4.1.7 水轮机主轴密封水投入，检修围带排除气压。
4.1.8 调速器处于准备工作状态，相应下列机构应为：
a．油压装置至调速器的主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；
b．调速器的滤油器位于工作位置；
c．调速器处于“手动”位置；
d．调速器的导叶开度限制位于全关位置；
e．调速器的速度调整机构位于额定转速位置（若有此机构时）；
f．永态转差系数可调整到2％～4％之间。
4.1.9 与机组有关的设备应符合下列状态：
a．发电机出口断路器断开；
b．发电机转子集电环碳刷拔出；
c．水力机械保护和测温装置已投入；
d．拆除所有试验用的短接线及接地线；
e．外接标准频率表监视发电机转速；
f．电制动停机装置短路开关处于断开位置。
4.2 首次手动起动试验
4.2.1 拔出接力器锁锭，起动高压油顶起装置。
4.2.2 手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组起动后，将开度限制机构放在大于空载开度位置，当机组转速接近额定值时，再将开度限制机构调小，最后稳定在空载开度位置，对于额定转速较高的机组，可分阶段逐渐升速。
对摆动值,对于大型调速器不应超过额定转速的±0.15%;对于中、小型调速器,不超过±O.25％；特小型调速器不超过±0.3％。
4.3.5 调速器空载扰动试验应符合下列要求：
a．扰动量一般为±8％；
b．转速最大超调量，不应超过转速扰动量的3O％；
C．超调次数不超过两次；
d．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。
4.3.6 记录油压装置油泵向油槽送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。
4.4 停机过程及停机后的检查
4.4.1 操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20％～30％时，手动如闸使机械制动停机装置作用直至机组停止转动，解除制动闸。
4.4.2 停机过程中应检查下列各项：
a．注意机组转速降至规定转速时，高压油项起装置的自动投入情况； b．监视各部位轴承温度变化情况；
C．检查转速继电器的动作情况；
d．录制停机转速和时间关系曲线；
e．检查各部位油槽油面的变化情况；
f．机组完全停止后，高压油顶起装置应自动切除。
4.4.3 停机后投入接力器锁锭和检修密封，关闭主轴密封润滑水。
4.4.4 停机后的检查和调整：
a．各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落；
b．检查转动部分的焊缝是否有开裂现象；
C．检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂；
d．检查风闸的磨擦情况及动作的灵活性；
e．在相应水头之下，调整开度限制机构、主令控制器的空载开度接点； f．调整各油槽浮子继电器的油位接点。
4.5 过速试验及检查
4.5.1 机组过速试验前，当按4.2.9条规定需要进行动平衡试验时，则应先进行动平衡试验，并符合下列要求：
a.当发电机转子长径比L／D＜1／3时，可只作单平面动平衡试验；当L／D≥1／3时，应进行双平面动平衡试验；
b．动平衡试验应以装有导轴承的发电机上下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拆装置和相应的计算机软件； c．转速超过300r／min的机组，一般应作动平衡试验。
4.5.2 根据设计规定的过速保护装置整定值，进行机组过速试验。
4.5.3 将转速继电器115％和14O％的接点从水机保护回路中断开。
4.5.4 以手动开机方式使机组达到额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制机构的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115％，调整转速继申器相应的转速接点后，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值，并调整过速保护装置相应的转速接点。
4.5.5 过速试验过程中应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。过速试验停机后应进行如下检查： a．全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等；
b．检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态；
C．同前节4.4.4条规定的检查项目。
4.6 自动起动和自动停机试验
4.6.1 自动起动和自动停机试验的主要目的是检查自动开停机回路动作是否正确。具有计算机监控系统或以计算机监控系统为主要控制方式的水电站，自动开、停机应由计算机监控系统来完成。
4.6.2 自动起动前应确认：
a．调速器处于“自动”位置，功率给定置于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置；
b．对于无高压油顶起装置的机组，则应通过油泵顶起发电机转子，使推力轴瓦充油；
c．确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。4.6.3 自动开机可在中控室，也可在机旁进行，并应检查下列各项：
a．检查自动化元件能否正确动作；
h．记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间；
C．检查推力轴承高压油顶起装置的动作和油压等工作情况；
d．检查电气液压调速器动作情况。
4.6.4 机组自动停机过程中及停机后的检查项目：
a．记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间；
b．记录自制动闸加闸至机组全停的时间；
c．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； d．当机组转速降至设计规定转速时，推力轴承高压油顶起装置应能自动投入。当机组停机后应能自动停止高压油顶起装置，并解除制动闸。4.6.5 应能在中控室或现地的机组自动盘上操作实现自动停机。
4.7 水轮发电机短路试验
4.7.1 发电机短路试验应具备的条件：
a．在发电机出口端设置三相短路线；
b．投入备用励磁装置或用厂用电源代替并联励磁变压器，提供主励磁装置电源；
C．如果三相短路点设在发电机断路器外侧，则应采取措施防止断路器跳闸。
4.7.2 发电机短路试验：
a．手动开机，发电机各部位温度应稳定，运转应正常；
b．手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查发电机各电流回路的准确性和对称性；
c．绘制继电保护和测量表计的向量图，升流检查各继电保护和测量表计动作的正确性；
d．录制发电机三相短路特性曲线（定子电流和转子电流关系曲线），在额定电流下测量发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况；
e．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，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图，并求取灭磁时间常数；
f．采用主励磁装置作短路试验时，应进行自动励磁调节器的复励及调差部分的调整试验。
4.7.3 发电机短路干燥：
a．干燥前应有2500V兆欧表测定定于绕组对地、转子绕组对地绝缘电阻和吸收比；
b．按《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564－88）要求，确定发电机定于绕组是否需要干燥；
c．发电机短路干燥时控制短路电流的大小，应按每小时温升不超过5～8℃的速率逐步升高。绕组最高温度以埋入式电阻温度计测量值为依据，不应超过80℃，干燥时定子电流控制在额定值的25％～50％为宜。热风温度一般不超过70℃；
d．每8h测量一次定子绕组对地和转子绕组对地绝缘电阻和吸收比； e．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。
4.7.4 短路试验合格后一般作模拟水机事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。
4.7.5 按《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564—88）规定，在必要时应进行检查性的直流耐压试验。
4.8 水轮发电机升压试验
4.8.1 发电机升压试验应具备的条件：
a．发电机保护系统投入，励磁及调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入；
b．发电机振动、摆度及空气隙监测装置投入，定子绕组局部放电监测系统投入并开始记录局部放电数据（若已安装了该装置系统）。
4.8.2 自动开机后机组各部运行应正常。测量发电机电压互感器二次侧残压，并检查其对称性，如无异常，可手动升压至50％额定电压值，并检查下列各项：
a．发电机及引出母线，与母线相连的断路器，分支回路设备等带电设备是否正常；
b．机组运行中各部振动及援度是否正常；
C．电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。
继续升压至发电机额定电压值，并检查如上述诸部位情况。
4.8.3 在发电机额定转速下的升压过程中，检查低电压继电器和过电压继电器工作情况，在额定电压下测量发电机轴电压。
4.8.4 将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线（发电机定于电压与励磁电流的上升、下降关系曲线），当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子最高电压。
对于有匝间绝缘的电机，在最高电压下应持续5min。
4.8.5 分别在50％、100％额定电压下，跳开灭磁开关检查消弧情况，录制示波图，并求取灭磁时间常数。
4.8.6 发电机单相接地试验和消弧线圈补偿试验。
在50％定子额定电压下，测量定子绕组单相接地时的电容电流，选择中性点消弧线圈的分接头位置，检查电容电流的补偿度，并检查保护信号。
4.9 水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验
4.9.1 具有起励装置的可控硅励磁调节器的起励工作应正常且可靠。
4.9.2 检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。自动励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70％～110％范围内进行稳定且平滑地调节。
4.9.3 在发电机空载额定转速下，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110％。
4.9.4 测量励磁调节器的开环放大倍数值。
4.9.5 在等值负载情况下，录制和观察励磁调节器各部特性。对于可控硅励磁系统，还应在额定励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数。功率整流桥应设有串联元件均压措施，以及并联支路和整流柜之间的均流措施，均压系数不应低于O.9，均流系数不应低于0.85。
4.9.6 应检查在发电机空载状态下，励磁调节器投入，上下限调节，手动和自动切换（以额定励磁电压的10％为阶跃量作为干扰），带励磁调节器开、停机等情况下的稳定性和超调量。即在发电机空载且转速在0.95～1.0额定值范围内，突然投入励磁系统，使发电机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2～3次，调节时间不大于5s。
4.9.7 带自动励磁调节器的发电机电压一频率特性试验，应在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压一频率特性曲线。频率值每变化1％，自动励磁调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25％。
4.9.8 可控硅励磁调节器应进行低励磁、过励磁、断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。
4.9.9 对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，还应进行逆变灭磁试验。
5 水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器冲击合闸试验
5.1 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验
5.1.1 水轮发电机组对主变压器高压侧及高压配电装置短路升流试验前的检查：
a．发电机断路器、隔离开关、发电机电压设备及有关高压设备均已试验合格，具备投入运行条件；
b．主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关正常；
C．高压配电装置经试验验收合格；
d．主变压器高压侧及高压配电装置的适当位置，已设置可靠的三相短路点；
e．投入发电机继电保护、自动装置和主变压器冷却器以及控制信号回路。
5.1.2 水轮发电机组对主变压器高压侧及高压配电装置短路升流试验：
（1）开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，并绘制主变压器、母线差动保护和线路保护的电流向量图；
（2）前项检查正确后投入主变压器继电保护装置。
5.2 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置递升加压试验
5.2.1 拆除主变压器高压侧及高压配电装置各短路点的短路线。
5.2.2 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。
5.2.3 检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。
5.3 电力系统对主变压器冲击合闸试验
5.3.1 发电机侧的断路器及隔离开关均已断开。必要时可拆除主变压器低压侧母线连接端子的接头。
5.3.2 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。
5.3.3 投入主变压器中性点接地开关。
5.3.4 合主变压器高压侧断路器，使电力系统对主变压器冲击合闸共5次，每次间隔约10min，检查主变压器有无异状，并检查主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况。
5.3.5 在有条件时录制主变压器冲击时的激磁涌流示波图。
6 水轮发电机组并列及负荷试验
6.1 水轮发电机组空载并列试验
6.1.1 检查同期回路的正确性。
6.1.2 以手动和自动准同期方式进行并列试验。在正式并列试验前，应先断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以确定自动同期装置工作的准确性。
6.1.3 正式进行手动和自动准同期并列试验。录制电压、频率和同期时间的示波图。
6.1.4 根据设计和电力系统的要求进行自同期并列试验，录制电力系统的周波、电压、有功功率、无功功率及发电机定子、转子电流示波图。
6.2 水轮发电机组带负荷试验
6.2.1 水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐步增加，并观察各仪表指示及各部位运转情况和各种负荷下尾水管补气装置工作情况。观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动范围及其量值，必要时进行补气试
验。
6.2.2 机组带负荷下调速系统试验。对于转桨式水轮机的机组应检查调速系统的协联关系是否正确。
6.2.3 水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：
a．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．在有条件时，可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求；
c．有条件时，可测定并计算水轮发电机机端电压静差率，其值应符合设计要求。当无设计规定时，对半导体型不应大于0.2％～1％：对电磁型不应大于1.0％～30％；
d．对于可控硅励磁调节器，应分别进行各种限制器及保护的试验和整定。
6.2.4 机组突变负荷试验。根据现场情况使机组突变负荷，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，并选择各负荷工况的最优调节参数。
6.3 水轮发电机组甩负荷试验
6.3.1 甩负荷试验前应具备下列条件：
a．将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值；
b．调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）、接力器行程发电机气隙等电量和非电量的监测仪表；
c．所有继电保护及自动装置均已投入；
d．自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。
6.3.2 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，按附录A的格式记录有关数值，同时应录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。
若电站运行水头和电力系统条件限制，机组不可能带额定负荷或甩额定负荷时，则可按当时条件在尽可能大负荷下进行甩负荷试验。
6.3.3 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％～20％，振荡次数不超过3～5次，调节时间不大于5s。
6.3.4 水轮发电机突然甩负荷时，检查水轮机调速系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率和机组转速上升率等均应符合设计规定。
6.3.5 机组突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
组转速摆动值不超过±0.5％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，对于电液调速器不大于0.4s，对于机械型调速器不大于0.5s。
6.3.6 对于转桨式水轮机组甩负荷后，应检查调速系统的协联关系和分段关闭的正确性，以及突然甩负荷引起的抬机情况。
6.3.7 机组带额定负荷下，一般应进行下列各项试验：
a．调速器低油压关闭导水叶试验；
b．事故配压阀动作关闭导水叶试验；
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的试验。
6.4 水轮发电机组调相运行试验
6.4.1 根据设计要求结合电力系统运行情况，水轮发电机组可作调相运行试验。
6.4.2 机组作调相运行应检查并记录下列各项内容：
a．记录导叶关闭后，水轮机转轮在水中空转运行时，机组所消耗的有功功率；
b．检查充气压水情况及补气装置动作情况。记录吸出管内水位被压低至转轮以下，转轮在空气中空转时，机组所消耗的有功功率；
c．检查发电工况与调相工况互相切换时自动化元件动作的正确性。记录工况转换所需的时间；
d．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。
7 水轮发电机组72h带负荷连续试运行
7.0.1 完成上述全部试验内容经验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。
如由于所带负荷不足或水库水位不够等外部的特殊原因，使机组不能达到额定出力时，可根据当时的具体条件确定机组应带的最大负荷。
7.0.2 根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。
7.0.3 如果72h连续运行中，由于机组及附属设备的制造及安装质量原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。
7.0.4 72h连续试运行后，应停机检查并将锅壳及压力钢管内的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统情况，消除并处理72h试运行中所发现的所有缺陷。
7.0.5 机组通过72h试运行并经停机处理发现的所有缺陷后，即可开始为期一年的试生产。试生产由电站建设单位委托生产单位进行。试生产期满后，方可办理正式移交。
通过国际性招标引进的进口水轮发电机组设备连续72h试运行后还应
投入商业运行，商业运行期一般为30d。
某电厂机组整套启动方案介绍
机组整套启动方案
目录 1.整套启动方案编写说明 2.#1机组整套启动原则方案 3.#1机组整套启动必备条件 3.1总体 3.2锅炉 3.3汽机 3.4电气 3.5热控 3.6化学 3.7输煤、制粉、除灰系统 4.#1机组整套启动准备工作 5.#1机组整套启动调试内容及时间安排5.1空负荷调试阶段 5.2带负荷调试阶段 5.3 满负荷168h试运阶段 6.#1机组整套启动调试质量目标
河北国华定洲发电厂#1机组整套启动方案 1.整套启动方案编写说明 1.1按国家电力公司2001年版《火电机组达标投产考核标准》300MW以上机组从首 次点火吹管至机组完成168h满负荷试运的工期≤90天为标准，因此，计划从点火冲管至机组完成168h满负荷试运共计90天的时间分配如下：冲管5天； 整套启动条件具备时间15天；整套启动准备时间5天；空负荷启动时间5天；汽轮机翻瓦及消缺15天；带负荷调试30天；168试运行15天；共计90天。 1.2整套启动方案所提出的调试项目、内容及质量目标，是按电力工业部96版 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》,电力工业部建设协调司96版《火电工程启动调试工作规定》, , 《建设国际一流电厂工作规划及实施大纲》的规定所决定。 1.3本整套启动方案主要说明#1机组在整套启动的原则方案及整套启动时的必备条 件、调试项目、调试时间安排，以便现场各方人员对机组整套启动的情况心中有底，做好各自责任范围内的工作，顺利完成整套启动任务。 1.4 与本整套启动方案相配套的措施有“#1机组锅炉整套启动调试措施” ,“#1机组 汽机整套启动调试措施” ,“#1机组电气整套启动调试措施” ,“#1机组整套启动期间水汽质量监督措施”,“机、电、炉横向大联锁试验措施”。相关专业调试内容可见这些措施。 2.#1机组整套启动原则方案 按1996年版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，整套启动试运分空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。并按排在满负荷调试168小时前完成甩负荷试验。 2.1空负荷调试 2.1.1机组空负荷调试是在机组分系统经分部试转转合格后进行，空负荷调试主要包括：按启动曲线开机；机组轴系振动监测；调节保安系统有关参数的调试和整
机组启动试运行作业指导书
机组启动试运行作业指导书1、机组启动试运行作业流程图
2、作业方法及要求 2.1机组起动试运行前的检查 2.1.1作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1引水系统的验收检查； 2.1.1.2水轮机部分的验收检查； 2.1.1.3调速系统的验收检查； 2.1.1.4发电机部分的验收检查； 2.1.1.5励磁系统的验收检查； 2.1.1.6油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.7电气一次设备的验收检查； 2.1.1.8电气二次设备的验收检查； 2.1.2质量检验 2.1.2.1检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92 《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92
《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90
《进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范》DL/T730-2000 2.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录 2.2尾水充水 2.2.1作业方法 2.2.1.1全关机组蜗壳进人门及尾水进人门。 2.2.1.2全关机组蜗壳放空阀，锁锭投入。 2.2.1.3投入空气围带 2.2.1.4关闭蜗壳取水阀 2.2.1.5关闭尾水盘形阀，且关闭严密，锁锭装置已投入。 2.2.1.6顶盖排水泵及其电源处于完好状态。 2.2.1.7水机室用于顶盖紧急备用排水的潜水泵已准备就绪。 2.2.1.8手动操作调速器将机组导叶打开3%-5%开度。 2.2.1.9打开尾水充水阀，向尾水充水。 2.2.1.10充水过程中，观察尾水管进口测压表、顶盖及蜗壳测压表。 2.2.1.11充水过程中，观察顶盖自流排水情况。 2.2.1.12待平压后，用尾水门机提起尾水门，并进行静水下的起落试验。试验完后，将尾水门全开并锁定在门槽上。 2.2.1.13进行顶盖排水泵排水调试。 2.2.1.14充水结束后关闭导叶，投入接力器锁锭。 2.2.1.15关闭尾水充水阀。 2.2.2质量检验 2.2.2.1检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第3.1条、第3.2条 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 2.1.2.2检验方法和器具 1）.充水过程中，用目测方法，监视检查尾水盘形阀、尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。
水轮发电机运行规程
第一章设备基本参数
第四节冷却水 冷却器压力(Mpa)用水量(L/min)
第五节顶转子时间规定 第七节转速限额 第1条水轮发电机组是全厂最重要的机电设备，为确保机组的全安经济运行和人身安全，运行和有关人员必须严格遵守本规程。发现有人违反本规程，运行人员有权加以制止。 第2条机组开机、停机、蝶阀开启与关闭操作，必须经值长许可。 第3条蜗壳充水前，机组必须处于下列状态： 1、蜗壳、尾水管进人孔关闭； 2、蜗壳排水阀关闭； 3、调速系统正常、油压正常；
4、导叶全关、接力器锁锭投入。 第4条事故停机后，必须查明事故原因，消除故障，并手动复归事故停机回路，否则不允许开机，必须开机应经生产厂长批准。 第5条机组主要保护和自动装置必须投入，整定值不得任意变动，必须解除或变更定值时，须经生产厂长批准。 第6条调速器接力器排油或关闭调速器总供油阀1136的时间超过4小时，恢复前需做接力器全行程试验，试验应严格按典型操作票进行。 第7条一次。 第8条机组因故发生低转速加闸或惰性停机，开机前需顶转子在机组操作或试验过程中，如发生异常情况，应立即停 止操作或试验，并及时向值长汇报。 第9条机组转动部分或蜗壳、尾水管内有人工作，应做好防蝶阀开启及导叶动作的防转动安全措施。 第10条须向发令人汇报。 第11条操作、巡回检查、定期工作、事故处理等工作完毕后必油、水、气系统检修后，应做相应的充油、充水、充气 试验，检查油、水、气系统完好。 第12条机组发生严重冲击或全甩负荷等异常工况时，应检查发电机有无异常，并测量一次水导摆度。 第13条水轮机一般应调整到最佳工作状况运行，避免在振动区运行，以免发生严重汽蚀和振动。 第14条 全面检查。 当机组发生高转速加闸停机后，应对风闸、制动块进行第15条机组不允许在额定转速50%以下长时间运行。第 16条调速器遇下列情况之一者应切“手动控制”运行：1、 自动控制回路发生故障时； 2、测频电压互感器及回路发生故障时；
WindowsXP启动过程概述
WindowsXP启动过程概述 从按下计算机开关启动计算机，到登入到桌面完成启动，一共经过了以下几个阶段： 1. 预引导(Pre-Boot)阶段； 2. 引导阶段； 3. 加载内核阶段； 4. 初始化内核阶段； 5. 登陆。 每个启动阶段的详细介绍 a) 预引导阶段 在按下计算机电源使计算机启动，并且在Windows XP专业版操作系统启动之前这段时间，我们称之为预引导（Pre-Boot）阶段，在这个阶段里，计算机首先运行Power On Self Test （POST），POST检测系统的总内存以及其他硬件设备的现状。如果计算机系统的BIOS(基础输入输出系统)是即插即用的，那么计算机硬件设备将经过检验以及完成配置。计算机的基础输入输出系统（BIOS）定位计算机的引导设备，然后MBR(Master Boot Record)被加载并运行。在预引导阶段，计算机要加载Windows XP的NTLDR文件。 b) 引导阶段 Windows XP Professional引导阶段包含4个小的阶段。 首先，计算机要经过初始引导加载器阶段（Initial Boot Loader），在这个阶段里，NTLDR 将计算机微处理器从实模式转换为32位平面内存模式。在实模式中，系统为MS-DOS保留640kb内存，其余内存视为扩展内存，而在32位平面内存模式中，系统（Windows XP Professional）视所有内存为可用内存。接着，NTLDR启动内建的mini-file system drivers，通过这个步骤，使NTLDR可以识别每一个用NTFS或者FAT文件系统格式化的分区，以便发现以及加载Windows XP Professional，到这里，初始引导加载器阶段就结束了。 接着系统来到了操作系统选择阶段，如果计算机安装了不止一个操作系统（也就是多系统），而且正确设置了boot.ini使系统提供操作系统选择的条件下，计算机显示器会显示一个操作系统选单，这是NTLDR读取boot.ini的结果。（至于操作系统选单，由于暂时条件不够，没办法截图，但是笔者模拟了一个，见图一。） 在boot.ini中，主要包含以下内容： [boot loader]
推荐-2×350MW机组整套启动方案 精品
2×350MW机组整套启动方案 1. 机组启动原则 1.1 汽轮机启动状态的规定 汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为： a) 冷态启动：金属温度≤121℃； b) 温态启动：金属温度在121～250℃； c) 金属温度在250～450℃之间； d) 极热态启动：金属温度≥450℃。 1.2 汽轮机启动规定 1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂； 1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。 1.3 机组首次冷态启动程序 整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。 机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。 机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，
机组甩50%负荷试验。 机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。 冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。 2. 整套启动前应具备的条件 2.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控 制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完； 2.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠； 2.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除； 2.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除， 恢复常设的警告牌和护栏； 2.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确； 2.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态； 2.7 不停电电源切换试验做完，投入备用； 2.8 机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常； 2.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实 际状态相符； 2.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好； 2.11 整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕； 2.12 建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成； 2.13 编制试验程序，绘制系统图； 2.14 准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看； 2.15 按照组织机构，通知有关人员到岗；
DL水轮发电机组起动试验规程
D L水轮发电机组起动 试验规程 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
水轮发电机组起动试验规程 DL507-93 目录 1总则 2水轮发电机组起动试运行前的检查 3水轮发电机组充水试验 4水轮发电机组空载试运行 5水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器 冲击合闸试验 6水轮发电机组并列及负荷试验 7水轮发电机组72h带负荷连续试运行 附录A水轮发电机组甩负荷试验记录表格式（参考件） 附加说明
1总则 1.0.1本规程适用于单机容量为3000kW及以上的水轮发电机组起动试运行试验与交接验收。小于3000kW的机组可参照执行。本规程不适用于可逆式抽水蓄能机组的起动试验与交接验收，有关试验项目及要求将另行规定。 1.0.2水轮发电机组安装完工检验合格后应进行起动试运行试验，试验合格交接验收后方可投入系统并网运行。起动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正式并网运行创造条件。 1.0.3除本规程规定的起动试运行试验项目以外，如需增加试验项目应由生产建设部门根据实际情况会同有关单位拟定试验方案报上级主管部门批准，并抄报电力工业部水电站水轮发电机标准化技术委员会。 1.0.4对机组起动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使水轮发电 机组交接验收后可长期、安全、稳定运行。 1.0.5水轮发电机组的继电保护，自动控制，测量仪表等装置和设备，及与机组运行有关 的电气回路、电器设备等，均应根据相应的专用规程进行试验。 2水轮发电机组起动试运行前的检查 2.1引水系统的检查 2.1.1进水口拦污栅已安装完工并清理干净检验合格。 2.1.2进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。工作闸门，充水阀，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。检修闸门在关闭状态。2.1.3压力钢管、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。非本期发电部分分叉管闷头已封堵。所有进人孔(门)的盖板均已严密 封闭。 2.1.4蝴蝶阀（或球阀）及旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好。油压装置及操作
××水电站机组启动试运行方案DOC.doc
××水电站机组启动试运行方案 1、机组启动试运行作业流程图 机组启动试运行前的检查 压力钢管及蜗壳充水 机组首次起动 调速器空载扰动试验 过速试验 自动开停机试验 发电机定子绕组的直流耐压试验 发电机升压试验 升压站升压试验 励磁装置试验 主变冲击试验 解并列试验 带负荷试验 甩负荷试验 低油压关机试验 事故配压阀动作关机试验 动水关闭电动蝶阀试验 72小时试运行 检修、开机移交 2、作业方法及要求 2.1 机组起动试运行前的检查 2.1.1 作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组 成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1 水轮机部分的验收检查； 2.1.1.2 调速系统的验收检查； 2.1.1.3 发电机部分的验收检查； 2.1.1.4 励磁系统的验收检查； 2.1.1.5 油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.6 电气一次设备的验收检查； 2.1.1.7 电气二次设备的验收检查； 2.1.2 质量检验 2.1.2.1 检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91
《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90 2.1.2.2 检验方法和器具：目测及检查记录 2.2 压力钢管及蜗壳充水 2.2.1 作业方法 2.2.1.1 检查压力钢管、电动蝶阀、伸缩节、蜗壳等各连接螺栓应紧固，人孔门应 关闭严密，并全关技术供水总阀。 2.2.1.2 全开全关电动蝶阀，应动作灵活，无卡堵现象；试验完毕后全关电动蝶阀 主阀及旁通阀并投入锁定。 2.2.1.3 检查调速器油压装置处于正常工作状态，压力油罐压力及油位正常。手动 操作调速器，使导叶全行程开、关数次无异常情况。检查完成后将导叶全关，并投入接 力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。 2.2.1.4 投入发电机制动、使机组处于制动状态。 2.2.1.5 缓慢关闭前池冲沙闸门，使前池水流缓慢向压力钢管充水。注意监视电动 蝶阀前压力表读数，检查压力钢管充水情况。 2.2.1.6 检查压力管道、电动蝶阀的漏水情况，无异后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充 水，记录蜗壳充水时间。 2.2.1.7 蜗壳平压后，打开电动蝶阀，进行静水下的开关试验，检查阀体启闭动 作，记录阀体开启和关闭时间，在手动操作合格后，进行自动操作的启闭动作试验，分 别进行现地和远方操作试验。试验完后，全开电动蝶阀，关闭旁通阀。 2.2.2 质量检验 2.2.2.1 检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第 3.1 条、第 3.2 条 2.2.2.2 检验方法和器具 1).记录上游水位，检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过 程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。 2).从电动蝶阀、伸缩节等处，检查蝶阀的漏水情况。 3).目测检查蜗壳底座、蜗壳放空阀等处的漏水情况。 4).检查前后墙板、导水机构和主轴密封漏水情况。 5).检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。 6).在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。 7).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。 2.3 技术供水调试 2.3.1 作业方法 2.3.1.1 关闭各支路供水阀门，打开蝶阀前供水总阀，向技术供水系统总管充水。 注意监视进出口水压力。 2.3.1.2 打开技术供水总管排污阀，排出管道内污物，待水质变清且无杂质流出后 关闭排污阀。 2.3.1.3 机组技术供水总管充水运行稳定后，打开冷却水进水总阀和冷却水出水阀， 然后缓缓开启冷却水进水总阀后的手动闸阀，使冷却水压力保持在0.25MPa 左右。 2.3.1.4 充水过程中，应检查以下项目： 1） .整个技术供水系统中各管道、阀门、接头不应有漏水现象。
2015年水轮发电机组启动试验方案
火谷电站1号机组启动试验方案编写： 审核： 批准： 火谷电站生产技术部 二0一五年一月十八日
火谷电站1号机组启动试验方案为使火谷电站设备1号机组在大修后能准确迅速投入系统运行，预防弃水，根据招标文件中的相关内容，结合《立式水轮发电机检修技术规程》，大修后启动试验分为：充水启动试验、空载扰动试验、机组过速试验、发电机零起升压试验、同期并网带负荷试验、甩负荷试验、事故低油压停机试验、24小时试运行试验。为保证试验工作安全有序进行，特编制以下试验方案，试验时要求把试验的数据完整的记录下来，所有试验项目合格后方可正式投入运行。 一、试验组织措施 现场负责人： 技术监督： 试验人员： 二、启动试验前的验收 1.检修完工要严格执行验收制度，加强质量管理； 2.检修质量验收要求实行检修工作人员自检与验收人员检验相结合； 3.各级验收人员应由工作认真负责、熟悉检修技术业务者担任； 4.机组检修完工，三级验收完成，各项检验数据合格，启动前的全面检查通过后，方可进 行启动试验。 三、本机试验 1.充水前的调整与试验 1.1.机械零位调整试验：要求5分钟零位漂移不超过1mm。 1.2.调速器接力器开启和关闭时间测试： 实测接力器开启时间为： 实测接力器关闭时间为： 1.3.紧急停机时间测定及调整： 将接力器开到全开位置，调速器给出紧急停机令，观察接力器是否快速全关到零，并记录接力器从全开到全关所用的时间。 实测紧急停机时间为：
1.4.调速器操作回路模拟试验 1.4.1.调速器处于自动、停机备用工况，各表头输出为零，接入模拟机频信号、网频信号。 中控室分别给出开机、合出口开关、增减负荷、停机等操作指令。观察各种操作指令下表头的输出值是否符合其操作实际要求，必要时可进行调整，同时观察机、网频读数是否正确。 1.4. 2.压紧行程： 1.4.3.调速器油压装置压力整定值测试 1.5.机组PLC可编程控制器I/O测点核对，机组I/O所有测点均需核对，并观察显示是否 正确。 1.6.调速器静特性试验： 调速器处于自动工况，按实验要求设置Bp、Bt、Td、Tn值，开度限制100%，功率给定置零。将出口开关信号端子短接，机、网频输入端接入50.00Hz的信号。用增减按纽调节，使接力器单调上升或下降。记录频给和相应的接力器行程值。 1.7.励磁操作回路模拟试验 1.7.1.控制回路模拟：FMK控制、增减励磁控制、调节器联动、远方、现地控制。 1.7. 2.保护回路模拟：过励保护、欠励保护、过压保护、保护联动等。 1.7.3.信号回路模拟：开入、开出及模拟量检查。 2.机组充水试验: 2.1.充水启动应具备以下条件 2.1.1.机组检修工作已经全部结束，工作票已全部收回，机组充水前的各项调整试验均已 完成。 2.1.2.由检修项目经理负责，组织本次大修的机械、电气一次、电气二次等有关专职人员 进行一次最后的机组全面检查，蜗壳流道、尾水管内应清理完毕，尾水盘形阀、平压阀均已关闭，水机转轮室、发电机空气间隙及发电机风洞内均无异物，进人孔均已可靠封堵。 2.1. 3.调速系统处于手动运行状态，渗漏水泵、低压气机等处于正常工作状态。
电脑启动过程详解!!!
电脑启动过程详解 1.当按下电源开关时,电源就开始向主板和其它设备供电,这时电压还不太稳定,主板上的控制芯片组会向CPU发生并保持一个RESET(重置)信号,让CPU内部自动恢复到初始状态,但CPU在些刻不会马上执行指令,当芯片组检查到电源已经开始稳定供电了(当然从不稳定,到稳定的过程只是一瞬间的事情)它便撤去RESET信号(如果是手工按下电脑面板上的RESET按钮来重启机器,那么松开该按钮时芯片组就会撤去RESET信号)CPU马上从地址FFFF0H处开始执行指令,这个地址实际在系统BIOS的地址范围内, 无论是Award BIOS,还是AMI BIOS,在这里的只是一条跳转指令,跳到系统BIOS中真正的启动代码处。 2.系统BIOS的启动代码首先要做的事情就进行POST(Power-On Self Test,加电后自检),POST的主要任务是检查系统中一些关键设备是否存在和是否正常工作,例如内存和显卡等设备.由于POST是最早进行的检查过程,此时显卡还没有初始化,如果系统BIOS在进行POST的过程中发现了些致命错误,例如没有找到内存或内存有问题 (此时只会检查640KB常规内存),那么系统BIOS就会直接控制嗽叭发生声音来报告错误,声音的长短和次数代表了错误的类型.在正常情况下,POST过程进行的非常快,我们几乎无法感觉到它的存在,POST结束之后就会调用其它代码来进行更完整的硬件检测。 3.接下来系统BIOS将查找显卡的BIOS,前面说过,存放显卡BIOS的ROM芯片的超始地址通常设在 C0000H,系统BIOS在这个地方找到显卡BIOS之后就调用它的初始化代码来初始化显卡,此时多数显卡都在屏幕上显示出一些初始化信息,介绍生产厂商,图形芯片类型等内容,不过这个画面几乎是一闪而过,系统BIOS接着会查找其它设备的BIOS程序,找到之后同样会调用这些BIOS内部的初始化代码来初始化相关的设备。 4.查找完所有其它设备的BIOS之后,系统BIOS将显示出它自己的启动画面,其中包括有系统BISO的类型,序列号和版本号等内容. 5.接着系统BIOS将检查和显示CPU的类型和工作频率,然后开始测试所有RAM,并同时在屏莫显示内存测试的速度,用户可以在CMOS设置中自行决定使用简单耗时少或详细耗时多的测试方式. 6.内存测试通过之后,系统BIOS将开始检测系统中安装的一些标准硬件设备,包括硬盘,CD-ROM,串口,并口,软驱等设备,另外绝大数较新版本的系统BIOS在这一过程中还要自动检测和设置内存的定时参数,硬盘参数和访问模式等. 7.标准设备检查完毕后,系统BIOS内部的支持即插即用的代码将开始检测和配置系统中安装的的即插即用设备,每找到一个设备之后,系统BIOS都会在屏幕上显示出设备的名称和型号等信息,同时为该设备分配中断,DMA通道和I/O端口等资源。 8.到这一步为止,所有硬件都已经检测配置完毕了,多数系统BIOS会重新清屏并在屏幕上方显示出一个表格,其它概略地列出了系统中安装的各种标准硬件设备,以及它们使用的资源和一些相关工作参数。 9.接下来系统BIOS会更新ESCD(Extended system configuration data,扩展系统配置数据.)ESCD是系统BIOS用来与操作系统交换硬件配置信息的一种手段,这些数据被存放在CMOS之中,通常ESCD数据只在系统配置发生改变后才会更新,所以不是每次启动电脑时都能够看到"updata ESCD … Success"这样的信息, 不过某些主板的系统BIOS在保存ESCD数据时使用了与widnwos 9x不相同的数据格式,于是widnwos 9x在启动过程中会把ESCD数据修改成自己的格式,但在下一次启动时,既使硬件配置没有发生改变,系统BIOS也会把ESCD的数据格式修改回来,如此循环,将会导致在每次启动电脑时,系统BIOS都要更新一遍ESCD,这就是为什么有些机器在每次启动时都会显示出相关信息的原因。 10.ESCD更新完毕后,系统BIOS的启动代码将进行它的最后一项工作,即根据用户指定的启动顺序从软件,硬件或光驱启动,以从C盘启动为例,系统BIOS将读取并执行硬盘上的主引导记录,主引导记录接着从分区表中找到第一个活动分区,然后读取并执行这个活动分区的引导记录,而分区引导记录将负责读取并执行 IO.SYS这是DOS和widnows 9x的IO.SYS(或NT的NTLDR)首先要初始化一些重要的系统数据,然后将显示出我们熟悉的蓝天白云,在这幅画面之下,widnwos 将继续进行DOS部分和GUI(图形用户界面)部分的引导和初始化工作. 上面介绍的便是电脑在打开电源开关(或按RESET)进行冷启动时所要完成的各种初始化工作,如果在DOS 下按Ctrl Alt DEL组合键,(或从windows中选择重新启动电脑)来进行热启动,那么POST过程将被跳过去,
电厂机组整套启动作业指导书
电厂机组整套启动作业指导书 1 目的 确保机组整套启动过程中各项操作控制有序、操作规范，保证整台机组安全、顺利地启动。 2 适用范围 适用于本公司# 机组整套启动。 3 术语 本作业指导书无特殊术语。 4 人员责任 4.1 项目运行部：负责全过程中的监督、协调工作。 4.2 值长：负责当值期间的指挥、调度、协调工作。 4.3 主控制员：负责当值期间的指挥、主要操作、记录工作。 4.4 副控制员：负责集控室内CRT上的各项具体操作。 4.6 值班员：负责所辖范围内系统的检查、就地操作。 5 工作流程 5.1启动前应具备条件 5.1.1接到市调准备启动# 机组的命令。 5.1.2设备的检修工作全部结束，现场整洁，设备保温完好，影响启动工作票全部注销，机组具备启动条件： a）检查确认在机组启动前的所有试验清单完整。 b）检查确认所有单体、分系统静态试验已完成并验收合格。 c）检查确认无影响机组启动的重大设备缺陷。 d）各种启动过程中的技术方案齐全并已获得批准。 5.1.3检查确认6KV，380V，UPS系统，直流系统，各MCC柜已为正常运行方式。
5.1.4机组启动前，热工所有表计应投入；各种控制、保护信号的电源已送上，DCS系统(DEH、DAS、MEH、ETS、TSI)试验检查正常，系统已投入运行，烤机不少于2小时。 5.1.5检查确认柴油发电机启、停及加载试验正常，并投“自动”。 5.1.6电气设备接地线完好，绝缘合格，设备已送电，操作按钮灯光显示正常，各转机试转正常。 5.1.7化学已准备充足合格的除盐水、氢气，100立方米启动补水箱水位正常，水质化验合格。 5.1.8各转机设备油箱、轴承加足合格的润滑油或润滑脂，能盘动的设备盘动转子灵活，安全罩齐全，牢固可靠。 5.1.9机组A、B、C、D修后的冷态启动前，应严格按照运行规程要求进行各项联锁保护试验以及各电（气）动门、调节门开关试验正常，执行专项操作指导书。 a.事故按钮试验。 b火检冷却风机，空预器主、辅驱联锁试验。 c.机、炉、电大联锁试验。 d.水泵及油泵联锁试验。 e.转机静态联锁试验。 f.程控装置试验。 g.汽轮机TSI、ETS保护试验。 h.小机各项保护试验。 i.电气双电源联动试验。 J.发电机断水联合试验。 5.1.10机组启动时，确认相应保护正常投入（特殊情况下，确实不能投入的保护项目，须经总工程师批准，并制定相应的安全技术措施）。 5.1.12燃煤、燃油充足，且质量合格。各类消防设施齐全，照明电源可靠。 5.1.13检查确认汽轮机静态试验已全部完成，仪表、保护校验正确并按规定投入正常。 5.2炉点火前的准备 5.2.1通知补水泵房启动补水泵向化学补水
水轮发电机组启动试验方案
某某某电站2号机组启动试验方案 编写： 审核： 批准： 某某某电站机组设备检修项目部 二0一一年三月十八日
某某某电站2号机组启动试验方案为使某某某电站设备2号机组在大修后能准确迅速投入系统运行，预防弃水，根据招标文件中的相关内容，结合《立式水轮发电机检修技术规程》，修后启动试验分为：充水启动试验、空载扰动试验、机组过速试验、发电机零起升压试验、同期并网带负荷试验、甩负荷试验、事故低油压停机试验、24小时试运行试验。为保证试验工作安全有序进行，特编制以下试验方案，试验时要求把试验的数据完整的记录下来，所有试验项目合格后方可正式投入运行。 一、试验组织措施 现场负责人： 技术监督： 试验人员： 二、启动试验前的验收 1.检修完工要严格执行验收制度，加强质量管理； 2.检修质量验收要求实行检修工作人员自检与验收人员检验相结合； 3.各级验收人员应由工作认真负责、熟悉检修技术业务者担任； 4.机组检修完工，三级验收完成，各项检验数据合格，启动前的全面检查通过后，方可进 行启动试验。 三、本机试验 1.充水前的调整与试验 1.1.机械零位调整试验：要求5分钟零位漂移不超过1mm。 1.2.调速器接力器开启和关闭时间测试： 实测接力器开启时间为： 实测接力器关闭时间为： 1.3.紧急停机时间测定及调整： 将接力器开到全开位置，中控室或机旁给出紧急停机令，观察接力器是否快速全关到零，并记录接力器从全开到全关所用的时间。 实测紧急停机时间为：
1.4.调速器操作回路模拟试验 1.4.1.调速器处于自动、停机备用工况，各表头输出为零，停机联锁动作指示灯亮，接入 模拟机频信号、网频信号。中控室分别给出开机、合油开关、增减负荷、停机等操作指令。观察各种操作指令下表头的输出值是否符合其操作实际要求，必要时可进行调整，同时观察机、网频指示是否正确。 1.4. 2.压紧行程： 1.4.3.调速器油压装置压力整定值测试 1.5.机组PLC可编程控制器I/O测点核对，机组I/O所有测点均需核对，并观察显示是否 正确。 1.6.调速器静特性试验： 调速器处于自动工况，按实验要求设置Bp、Bt、Td、Tn值，开度限制100%，功率给定置零。将油开关信号端子短接，机、网频输入端接入50.00Hz的信号。用增减按纽调节，使接力器单调上升或下降。记录频给和相应的接力器行程值。 1.7.励磁操作回路模拟试验 1.7.1.控制回路模拟：FMK控制、增减励磁控制、调节器联动、远方、现地控制。 1.7. 2.保护回路模拟：低速保护、过压保护、保护联动。 1.7.3.信号回路模拟。 2.机组充水试验: 2.1.充水启动应具备以下条件 2.1.1.机组检修工作已经全部结束，工作票已全部收回，机组充水前的各项调整试验均已 完成。 2.1.2.由检修项目经理负责，组织本次大修的机械、电气一次、电气二次等有关专职人员 进行一次最后的机组全面检查，压力钢管、尾水管内应清理完毕，尾水管、钢管排水阀均已关闭，水机转轮室、发电机空气间隙及发电机风洞内均无异物，进人孔均已可靠封堵。 2.1. 3.调速系统处于手动运行状态，渗漏水泵、低压气机等处于正常工作状态。
计算机启动过程
从打开电源到开始操作，计算机的启动是一个非常复杂的过程。 零、boot 的含义 先问一个问题，"启动"用英语怎么说？ 回答是boot。可是，boot 原来的意思是靴子，"启动"与靴子有什么关系呢？原来，这里的boot 是bootstrap（鞋带）的缩写，它来自一句谚语： "pull oneself up by one's bootstraps" 字面意思是"拽着鞋带把自己拉起来"，这当然是不可能的事情。最早的时候，工程师们用它来比喻，计算机启动是一个很矛盾的过程：必须先运行程序，然后计算机才能启动，但是计算机不启动就无法运行程序！ 早期真的是这样，必须想尽各种办法，把一小段程序装进内存，然后计算机才能正常运行。所以，工程师们把这个过程叫做"拉鞋带"，久而久之就简称为boot 了。 计算机的整个启动过程分成四个阶段。 一、第一阶段：BIOS 上个世纪70 年代初，"只读内存"（read-only memory，缩写为ROM）发明，开机程序被刷入ROM 芯片，计算机通电后，第一件事就是读取它。 这块芯片里的程序叫做"基本輸出輸入系統"（Basic 无效/Output System），简称为BIOS。1. 1 硬件自检 BIOS 程序首先检查，计算机硬件能否满足运行的基本条件，这叫做"硬件自检"（Power-On Self-Test），缩写为POST。 如果硬件出现问题，主板会发出不同含义的蜂鸣，启动中止。如果没有问题，屏幕就会显示出CPU、内存、硬盘等信息。 1. 2 启动顺序 硬件自检完成后，BIOS 把控制权转交给下一阶段的启动程序。 这时，BIOS 需要知道，"下一阶段的启动程序"具体存放在哪一个设备。也就是说，BIOS 需要有一个外部储存设备的排序，排在前面的设备就是优先转交控制权的设备。这种排序叫做"启动顺序"（Boot Sequence）。 打开BIOS 的操作界面，里面有一项就是"设定启动顺序"。 二、第二阶段：主引导记录 BIOS 按照"启动顺序"，把控制权转交给排在第一位的储存设备。 这时，计算机读取该设备的第一个扇区，也就是读取最前面的512 个字节。如果这512 个字节的最后两个字节是0x55 和0xAA，表明这个设备可以用于启动；如果不是，表明设备不能用于启动，控制权于是被转交给"启动顺序"中的下一个设备。 这最前面的512 个字节，就叫做"主引导记录"（Master boot record，缩写为MBR）。 2. 1 主引导记录的结构 "主引导记录"只有512 个字节，放不了太多东西。它的主要作用是，告诉计算机到硬盘的哪一个位置去找操作系统。 主引导记录由三个部分组成： （1）第1-446 字节：调用操作系统的机器码。 （2）第447-510 字节：分区表（Partition table）。 （3）第511-512 字节：主引导记录签名（0x55 和0xAA）。 其中，第二部分"分区表"的作用，是将硬盘分成若干个区。 2. 2 分区表 硬盘分区有很多好处。考虑到每个区可以安装不同的操作系统，"主引导记录"因此必须知道将控制权转交给哪个区。
L水轮发电机组起动试验规程
水轮发电机组起动试验规程 DL 507-93 目录 1 总则 2 水轮发电机组起动试运行前的检查 3 水轮发电机组充水试验 4 水轮发电机组空载试运行 5 水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器 冲击合闸试验 6 水轮发电机组并列及负荷试验 7 水轮发电机组72h带负荷连续试运行 附录A 水轮发电机组甩负荷试验记录表格式（参考件） 附加说明 1 总则 本规程适用于单机容量为3000kW及以上的水轮发电机组起动试运行试验与交接验收。小于3000kW的机组可参照执行。本规程不适用于可逆式抽水蓄能机组的起动试验与交接验收，有关试验项目及要求将另行规定。 水轮发电机组安装完工检验合格后应进行起动试运行试验，试验合格交接验收后方可投入系统并网运行。起动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正式并网运行创造条件。 除本规程规定的起动试运行试验项目以外，如需增加试验项目应由生产建设部门根据实际情况会同有关单位拟定试验方案报上级主管部门批准，并抄报电力工业部水电站水轮发电机标准化技术委员会。 对机组起动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使水轮发电机组交接验收后可长期、安全、稳定运行。 水轮发电机组的继电保护，自动控制，测量仪表等装置和设备，及与机组运行有关的电气回路、电器设备等，均应根据相应的专用规程进行试验。 2 水轮发电机组起动试运行前的检查 引水系统的检查 进水口拦污栅已安装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。工作闸门，充水阀，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。检修闸门在关闭状态。 压力钢管、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。非本期发电部分分叉管闷头已封堵。所有进人孔(门)的盖板均已严密封闭。 蝴蝶阀（或球阀）及旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好。油压装置及操作系统已安装完工检验合格，油泵电动机运转正常。
水轮发电机组启动试验规程知识分享
水轮发电机组启动试验规程 1. 总则 水轮发电机组充水试验的开始，即是电站机组起动试运行的正式开始。首先应确认充水试运行前的各项检查试验已全部完成。 充水前再次确认四台机进水蝴蝶阀及其旁通阀处于关闭状态，四台蝶阀重锺的锁定销已穿入，其操作电源已切除。超声波流量计的穿线孔已可靠地封堵。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁锭已锁好。 2. 水轮发电机组启动试运行前的检查 2.1 引水系统的检查 2.1.1进水口拦污栅已安装调试完工。 2.1.2进水口闸门门槽已清扫干净检查合格。检修闸门、工作闸门、充水阀和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。检修闸门和工作闸门处于关闭状态。 2.1.3调压井、压力钢管、蜗壳和尾水管等过水通流系统已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门和测量表计已安装。超声波流量计无水调试已合格。 2.1.4四台机的蝶阀及旁通阀已安装完工且能可靠封堵，启闭情况良好，处于关闭状态。油压装置及操作系统已安装完工检验合格，油泵运转正常。 2.1.5蜗壳及尾水管已清理干净，固定转轮的楔子板和临时支撑已拆除。 2.1.6蜗壳及尾水管放空阀已关闭。锥管进人孔已严密封闭。 2.1.7尾水闸门门槽及其周围已清理干净，闸门处于关闭状态。尾水门机及抓梁可随时投入工作。2.1.8调压井和尾水渠水位测量系统安装调试合格，水位信号远传正确。 2.2 水轮机的检查 2.2.1水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整，上下止漏环间隙已检查无遗留杂物。 2.2.2主轴中心补气装置已安装调试合格。 2.2.3顶盖射流泵已安装完工，检验合格。 2.2.4检修密封空气围带已安装完工，经检验无渗漏。 2.2.5水导轴承油位正常，冷却系统检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试符合设计要求。 2.2.6导水机构处于关闭状态，接力器锁锭投入。导水叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验。剪断销信号装置已检验合格。 2.2.7各测压表计、示流计、流量计、振动摆度传感器及各种变送器均已安装完工。管线连接良好。 2.3 调速系统的检查 2.3.1调速系统及其设备安装完工，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、自动化元件整定符合要求。 2.3.2油压装置油泵运行正常，无异常振动和发热。高压补气阀手动、自动动作正常。集油装置手动、自动调试合格。 2.3.3调速器电调柜已安装完工并调试合格，电液转换器工作正常。 2.3.4调速器锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前处于锁锭状态。机械过速保护装置和转速信号装置已安装完毕检验合格。 2.3.5进行调速系统联动调试的手动操作，检查调速器、接力器及导水机构联动动作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。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。并录制导叶开度和接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。 2.3.6事故配压阀和分段关闭阀等均已调试合格。用紧急关闭方法检查导叶全开到全关所需时间，应符合设计要求。 2.3.7对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机和事故停机各部件动作准确性和可靠性。 2.4 水轮发电机的检查
大型水轮发电机组开机并网流程
机组开机并网流程 自动开机并网（停运----空转，空转----机组（或机变）空载，空载-----Ⅰ（或Ⅱ）母发电）动作步骤： 1、停运----空转：①置开机标志并检查开机条件：查机组转速小于5%Ne，查所有保护出口未动作，查机组出口开关80（X）DL或0（X）DL在断开位置，查风闸全部落下，查压油槽压力大于3.6Mpa，查导叶、轮叶在自动；②查锁锭已拨出，否则拨出锁锭并延时120S检查锁锭已拨出； ③启动技术供水，延时180S检查技术供水压力大于0.1Mpa，否则检查正或反向供水是否开启、5/7DF或6/8DF是否开启、加压泵/9DF是否开启； ④查密封水压大于0.08Mpa；⑤查空气围带已撤除；⑥投开机DP，撤除紧急停机电磁铁；⑦给电调发开机令，打开机组导叶；⑧延时判断机组转速大于95%Ne；⑨清除开机标志，流程结束。 2、空转----机组空载：①置开机标志，查机端电压小于12.5KV （90%Ue），查机组出口开关80（X）DL在分闸位置；②启动励磁风机，限时60S检查风机运行正常；③查FMK在分闸位置，否则断开FMK，限时20S查FMK分闸正常；④查BZK在分闸位置，否则断开BZK，限时20S查BZK分闸正常；⑤查ZK在合闸位置，否则合上ZK，限时20S查ZK合闸正常；⑥合上FMK，限时20S查FMK合闸正常；⑦查机组转速大于95%Ne；⑧发起励磁机令；⑨限时120S查机端电压Vab、Vbc、Vca 大于90%Ue；⑩清开机标志，流程结束。 3、空转----机变空载：①置开机标志，查机端电压小于12.5KV （90%Ue）；②查80（X）1刀闸在合闸位置；③查80（X）DL在合闸位