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
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上、下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高压油顶起装置调试合格，管路阀门无渗油现象
2.4.4发电机风罩内所有阀门、管路、接头、油位计等已检验合格，处于正常工作状态。
2.4.5发电机风罩内所有电缆、导线、端子板均已检查正确无误。
2.4.6转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。
2.4.7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。
2.4.8空气冷却器水路畅通无阻。阀门无渗漏现象。
2.4.9测量发电机振动摆度传感器已安装完工。
2.5 励磁系统的检查
2.5.1励磁电源变压器已安装检验合格。高低压端连接线、电缆已检验合格。
2.5.2励磁系统盘柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠。
2.5.3励磁系统与LCU的接口正确，二次回路模拟试验正确可靠，静态调试已合格，具备动态调试条件。
2.5.4励磁操作、保护及信号回路接线正确动作可行靠，表计校验合格。
2.6 油水气系统的检查
2.6.1冷却水供水包括备用泵房供水、循环水池供水、稳压水池供水和主变冷却供水系统均已分别调试合格工作正常。
2.6.2厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。各深井泵、潜水泵手、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。
2.6.3全厂透平油、绝缘油系统已投入运行。能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。
2.6.4高、低压空气压缩机已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀站动作正常。整定值符合设计要求。
2.6.5主厂房、主变压器等消防系统管路或消防设备已安装完工检验合格。
2.6.6各管路、附属设备已刷漆，标明流向，各阀门已挂牌编号。
2.7 电气一次设备检查
2.7.1发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，中性点母线及电流互感器、中性点消弧线圈均已安装并调试合格。
2.7.2发电机断路器、隔离开关柜已安装检验合格。
2.7.3从发电机引出端直至主变压器低压侧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。
2.7.4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。
2.7.5厂用电设备相关设备安装完工检验并试验合格，已接通电源投入正常工作，并有两路独立电源供电。备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。
2.7.6 220KVGIS设备及母线、连接线等均已完工，调试合格，具备带电条件。
2.7.7厂房相关部位照明已安装，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。事故交通安全疏散指示牌已检查合格。
2.8 励磁系统及设备与回路的检查
2.8.1励磁系统盘柜已安装完工并试验合格，回路绝缘试验合格。
2.8.2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，电缆绝缘试验合格。
2.8.3励磁系统与LCU的接口正确，二次回路模拟试验正确可靠，静态调试已合格，具备动态调试条件。
2.9 电气控制和保护系统及回路的检查
2.9.1监控系统设备均安装完工，并调试合格。
2.9.2现地LCU柜各个单独装置的检查已完成。
2.9.3现地LCU与上位机的通讯已形成。
2.9.4 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。
2.9.5 LCU开出点逐一动作至现场设备，动作正确可靠，信号准确，各部操作流程、开停机流程，事故停机流程等均经模拟试验和实际操作检验，流程正确可靠，具备投运条件。
2.9.6 4#发变组保护、220KV母差保护、220KV线路保护、厂用电保护、安控装置、机组故障录波、开关站故障录波等设备已安装完工，保护装置试验合格，保护装置已按定值进行整定，保护回路模拟传动试验动作正确可靠。下列继电保护回路已进行模拟试验，动作正确无误。
（1）. 发变组继电保护与故障录波回路。
（2）. 高压配电装置继电保护回路。
（3）. 送电线路继电保护与故障保护回路。
（4）. 厂用电继电保护回路。
（5）. 仪表测量回路。
2.9.7调压井闸门操作设备已安装完毕，调试合格，已投入运行。
2.9.8蝶阀操作系统已安装已安装完毕，调试合格。
2.9.9循环供水、备用循环供水、检修排水、渗漏排水、稳压供水等辅机系统均调试合格，已投入运行。
2.9.10中压、低压空压机自动操作回路
2.9.11厂区直流系统调试合格，已投入自动运行。
2.9.12远动，电量采集系统调试合格，具备投运条件。
2.9.13下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，动作可靠准确
（1）调压井闸门自动操作回路
（2）蝶阀自动操作回路
（3）机组自动操作与水机机械保护回路
（4）发电机励磁操作回路
（5）直流系统回路
（6）循环供水、备用循环供水、检修排水、渗漏排水、稳压供水、中压空压机、低压空压机操作回路
（7）同期操作回路
（8）备用电源自动投入回路
（9）各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路
2.9.13厂内通讯、系统通讯、厂外通讯已安装调试完毕，且回路畅通，能满足电网调度、继电保护、厂内生产调度的需要。
2.9.14相关部位的消防设施已安装完工初步验收合格，符合消防设计要求。
3. 水轮发电机组充水试验
充水前确认进水口检修闸门和工作闸门处于关闭状态。确认四台机蝶阀处于关闭状态。四台机蝶阀前的所有的取水阀门已关闭，表阀已打开。4#机蜗壳放空阀、尾水排水阀处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态。接力器锁定投入。确认水轮机检修密封在投入状态。确认尾水闸门处于关闭状态。
3.1 压力钢管充水
3.1.1充水前应确认检查人员全部离开引水系统，进人孔封闭工作结束后，方可向启动委员会提出向压力钢管充水的申请。
3.1.2利用引水隧洞渗漏水对压力钢管充水，待压力管道及蝶阀检查无漏后，关闭调压井快速闸门。
3.1.3提起进水口闸门约10cm，向压力隧道充水。待压力隧道检查无异常情况后，开启调压井快速门充水阀，向压力钢管充水。
3.1.4检查蝶阀运行情况，记录蝶阀前的压力表上升值。
3.2 尾水管充水
3.2.1充水前检查尾水肘管内已彻底清扫无异物，并封堵锥管进人门。打开蝶阀层阀门5265和4265，即可向4＃机尾水管充水。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并记录测压表计的读数。
3.2.2待充水与尾水位平压后，提起尾水闸门，并将其锁锭。
3.3 蜗壳充水
3.3.1 打开旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。
3.3.1 检查水轮机顶盖、导水机构和主轴密封的漏水情况及顶盖的排水情况。
3.3.2观察各测压表计及仪表接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。
3.4 充水平压后的观测检查和试验
3.4.1对进水口闸门以手动或自动方式进行静水中启闭试验，做三次，调整、记录闸门启闭时间。3.4.2对调压井快速闸门以手动或自动方式进行静水中启闭试验，做三次，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。
3.4.3 分别在调压井控制室和中央控制室进行静水紧急关闭闸门试验，检查启闭机制动情况，并测定关闭时间。
3.4.4 当蜗壳充满水后，操作蝴蝶阀做静水开启和关闭试验。记录开启和关闭时间。分别进行现地和远控自动操作试验，蝶阀在静水启闭应正常。
3.4.5 观察厂房内主要是蝶阀层渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转可靠性。
3.4.6 压力钢管充满水后，打开射流泵自压力钢管取水阀门4260，并将空气围带气排除,检查射流泵的工作性能。
4 水轮发电机组空载试运行
4. 1 启动前准备
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。（空气冷却器暂不投，在转机过程中，对发电机进行干燥）。
4.1.4上、下游水位已记录。各部原始温度已记录。
4.1.5调速器处于准备状态，相应机构为：油压装置至调速器的主阀已开启，调速器柜压力油已接通，
油压正常，压油装置处于自动状态；调速器处于手动状态；开度限制机构处于全关位置。
4.1.6在开机前24小时内起动高压油泵顶起发电机转子，油压拆除后，确认制动闸已全部落下。
4.1.7集油装置处于自动位置。水轮机检修围带排除气压，关闭阀门4353，开启阀门4354排气，并使之保持常开。顶盖排水系统启动。
4.1.8发电机转子集电环碳刷拔出。
4.1.9排除检修围带工作压力，拔除锁锭。
4.1.10由400V厂用电引至励磁屏功率柜三相电源，作为发电机短路特性和空载特性的它励电源。4.1.11检查励磁装置，灭磁开关处于分闸位置，拉掉操作电源，防止灭磁开关误合。
4.1.12为防止残压太低，由发电机出口一次侧经开关接入一组电压至调速器柜，外接频率计监视发电机转速。
4.1.13发电机出口断路器断开
4.1.14机组控制单元处于工作状态，并具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。
4.2 首次手动启动试验
4.2.1拔出接力器锁定。
4.2.2机旁调速器柜手动打开导叶开度限制机构, 起动机组。当机组转速接近50％额定转速值时，暂停升速，观察各部运行情况。检查无异常后，继续开大导叶开度，使转速升至额定值，机组空载运行。
4.2.3记录机组的起动开度和空载开度。当达到额定转速时，校验电气转速表应位于100%的位置。4.2.4在机组升速过程中应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高或下降现象。机组起动达到额定转速后，在半小时内，应每隔2～5min测量一次推力瓦和导轴瓦的温度，以后可每隔30min记录一次。观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。
4.2.5机组起动过程中，监视各部位应无异常现象，如发现金属碰撞声，水车室顶盖漏水大且有漫过盖板趋势，推力瓦温度突然升高，推力油槽甩油，机组摆度过大等不正常现象则应立即停机。
4.2.6监视各部位水温、水压。
4.2.7记录全部水力量测系统表计读数及机组流量等。
4.2.8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厂家设计规定值。
4.2.9测量、记录机组各部位振动，其值应不超过规范的规定。
4.2.10测量发电机一次残压及相序。相序应正确。
4.3机组空转运行下调速器系统的调整试验。
4.3.1手、自动切换试验。机组在调速器手自动切换时，接力器无明显摆动。机组在自动运行条件下记录转速相对摆度值。
4.3.2空载扰动试验：选择PID参数，进行±8%额定转速的扰动试验(机械开限至全开位置、在不同Kp、KI、KD参数下修改频率给定从48HZ至52HZ或48HZ至52HZ，用试验记录机组频率及接力器的过度过程曲线，根据从录波图得出的调节时间、超调量和波动次数，选择最佳bp、Kp、KI、KD参数)。转速最大超调量不超过转速扰动量的30%，超调次数不超过两次；从扰动开始到转速不超过规定值的时间不超过规定值。
4.3.4记录油压装置油泵向油罐送油的时间及工作周期。
4.3.5手动停机试验。手动操作开限机构停机，全关导叶。机组转速降至25%额定转速即68.2/min时,投入制动供气，关闭阀门4336，打开阀门4335。直到机组停止转动，解除制动，使风闸复位。
4.3.6停机过程检查下列各项
①停机过程中观察转速信号装置25%nN接点的动作情是否正确。
②监视各部轴承温度变化。
③记录停机时间
④监视各部位轴承油位变化。
4.3.7停机后检查调整下列项
①转动部位螺丝、销钉、锁定片、键有无松动，焊缝有无开裂。
②发电机挡风板、风扇有无松动或断裂。
③检查风闸摩擦情况及动作的灵活性。
④调整开度限制机构及编码器空载开度接点。
4.4 机组过速试验
4.4.1将过速保护开关、转速信号装置115%nN和140%nN的接点从水机保护回路中断开。
4.4.2以手动方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，将导叶开度限制的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%nN，转速信号装置应动作正确，继续将转速升至150%nN，转速信号装置相应的接点应动作正确，检查机械过速保护开关、机械液压过速保护装置是否动作。同时记录机组振动、摆度值及各部位瓦温。
4.4.3恢复转速信号装置的接线，过速停机后对机组转动部分进行全面检查。
4.5 机组自动开停机试验
4.5.1机组自动开机试验。检查机组完全具备开机条件后，将调速器投入“自动”，以现地LCU方式操作自动开机，按机组“静止→空转“的监控程序检查各部执行情况，直到机组升速至额定转速，检查导叶开度限制机构工作是否可靠，记录发出开机脉冲达到额定转速的时间，检查转速信号装置和自动化元件动作是否正确。
4.5.2机组自动停机试验。检查机组具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，发出停机脉冲后，导叶自空载开度开始关闭，直至全关，检查转速信号装置动作整定值（25%nN）是否正确，记录机组停机至加闸制动的时间和机组加闸制动至停止转动的时间。
4.5.3由LCU远方上位机发令停机至空转、空转至停机。各流程动作正确可靠。
4.6 水轮发电机短路试验
4.6.1发电机短路试验应具备的条件：
1)在出口断路器4DL机组侧置三相短路线，短路点为D1。
2)测试发电机转子、定子的绝缘电阻，并确定发电机是否需要短路干燥。4DL置分闸位置、合
4#机中性点隔离开关49G。
3)由400V厂用电引至励磁功率柜三相电源，励磁变低压侧至励磁功率柜的电缆拆除。
4)发电机过电压保护投入，其它保护种类退出，
5)将机组水机保护投入。
4.6.2发电机短路试验：
①手动开机，发电机各部位温度应稳定，运转应正常；
②手动合励磁操作电源，合400V至励磁功率柜电源，合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，当发电机电流升至600A左右时停止升流，检查发电机中性点至出口断路器的1BA~10BA所有电流回路，电流均正常，无开路现象，继续升流至2400A左右时进行电流回路相位的检查，作发电机差动六角图。
③录制发电机三相短路特性曲线（定子电流和转子电流的关系曲线），电流回路检查完毕后，即将发电机电流降至零，从零开始升流至额定发电机电流，记录发电机电流及对应的转子电流，转子电压，测量转子轴电压，绘制发电机短路特性曲线，手动跳开灭磁开关校验灭磁情况是否正常，录制灭磁过程示波图。
④检查碳刷及集电环工作情况；
4.6.3短路试验合格后作模拟水机事故停机，并拆除发电机短路点D1的短路线。
5 水轮发电机组升压试验
5.1 发电机升压试验应具备的条件：
①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；
②发电机振动、摆度监测装置投入。
③断开出口断路器4DL，对发电机进行零起升压。
5.2自动开机后机组各运行应正常。当发电机电压升至10~20%额定电压时，检查发电机出口三组电压互感器电压是否正常一致，检查所到屏柜的电压是否都正确，二次电压检查正确后将发电机电压升至50%额定电压，跳开灭磁开关检查灭弧情况，继续将发电机电压逐渐升至额定电压，其间，观察一次部分有无异常，当电压升至额定电压后，再检查二次各部电压是否正常，同时检查二次相序，相序应为正相序，测量机组振动与摆度：测量发电机轴电压，在额定电压下跳开灭磁开关，检查灭磁情况，录制灭磁过程示波图。
5.3录制发电机空载特性。发电机电压由零逐步升至对应于额定励磁电流下的电压值。升压过程中记录发电机电压及对应的转子电流、转子电压绘制发电机空载特性。
5.4发电机单相接地电容电流测量。
6 机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验
6.1水轮发电机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验前的检查：
1)4#发电机断路器、隔离开关等有关高压设备均已试验合格，具备投入运行条件；
2)主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关位置正确；
3)高压配电装置经试验合格；
6.2 13.8kV段升流检查电流回路。断开机组出口断路器短路点D1，合隔离开关44G、隔离开关54G、在54B高压侧置三相短路线，短路点为D2，合断路器4DL、54DL，手动合励磁操作电源，合400V至励磁功率柜电源，合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，当发电机电流升至600A左右时停止升流，检查54B高压侧的所有电流回路，电流均正常，无开路现象，继续升流至1200A左右时进行电流回路相位的检查，作变压器差动六角图。试验完成后手动减磁、灭磁。
6.3 4#变压器、3#变压器升流检查电流回路。分断路器54DL，分隔离开关54G、2532G、2522G、2122G、228G、分接地开关20430G、2210G、20330G、合隔离开关2042G、2032G，在3B低压侧置三相短路线，短路点为D3，合断路器4DL、204DL、203DL，手动合励磁操作电源，合400V至励磁功率柜电源，合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，当发电机电流升至600A左右时停止升流，检查发电机中性点至出口断路器的1BA~10BA所有电流回路，电流均正常，无开路现象，继续升流至1200A左右时进行电流回路相位的检查，作变压器差动六角图、母线差动六角图。
6.4 220KVII段升流检查电流回路。分断路器203DL，分福回二线接地开关25230G、25240G、分II 段母线接地开关2210G、分母联隔离开关2122G、分II段母线互感器隔离开关228G、分3#主变高压侧隔离开关2032G、合机组出口隔离开关44G、合4#主变中性点隔离开关2049G、合4#主变高压侧隔
离开关2042G、合福回二线隔离开关2522G、2526G、合福回二线接地开关25260G（此接地开关为短路点D4）、合1#机出口断路器4DL、4#主变高压侧断路器204DL、合福回二线断路器252DL。手动合励磁操作电源，合400V至励磁功率柜电源，合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，当发电机电流升至300A左右时停止升流，检查4#主变低压侧高压侧、福回二线各电流互感器二次电流回路，各电流回路电流应正确，检查正确无开路后，继续升流至600A左右时，作4#主变差动六角图、4#发变组差动六角图、母线差动六角图。试验完成后手动减磁、灭磁。
6.5 220KVI段升流检查电流回路。断开断路器DL252、接地开关25260G短路点D5，分隔离开关2522G、分接地开关21240G、21230G、分接地开关2110G、分隔离开关218G、分接地开关25130G、25140 G、分隔离开关2021G、分隔离开关2011G、合隔离开关2122G、2121G、合隔离开关2511G、2516G、合接地开关25160G（此接地开关为短路点D3）、合母联断路器212DL、合福回一线断路器251DL。由励磁装置手动升流，当220KV侧电流手动升至300A左右时，检查母联、福回一线各电流互感器二次电流回路，各电流回路电流应正确，检查正确无开路后，继续升流至600A左右时，作母线差动六角图。7。组对主变压器及高压配电装置递升加压试验和同期回路检查：
7.1 前提条件：
1)断开线路各短路点的接地开关。
2)各断路器在分闸位置
7.2零起升压和同期回路检查。分接地开关2180G、分接地开关G2280、合隔离开关G218、合隔离开关G228、合断路器4DL、204DL、212DL，由发电机带4#变压器对220kV母线作零起升压，当电压升至20%额定电压左右时，检查13.8KV、220KV母线电压互感器二次电压及线路电压互感器二次电压。二次电压正确后继续逐步升压至额定电压。检查各部电压相位、相序，相序为正相序，同时检查4#机出口断路器DL4同期点相位应一致，同时母线断路器DL212同期点相位应一致，检查完毕电压降至零灭磁。
8. 励磁装置调整试验
8.1拆除厂用变电源恢复励磁设计接线；
8.2进行手动通道、自动通道范围整定；手动通道应在20%～110%额定电压范围可稳定平滑调整，自动通道应在70%～110%额定电压范围可稳定平滑调整。
8.3进行手动、自动起励建压，逆变灭磁试验；
8.4手自动切换、双微机切换。
8.5空载状态下的阶跃试验。人工加入10%阶跃，检查自动励磁调节器的调节状况，应符合设计要求；
8.6机端电压变化率的测定（频率特性）试验。机组频率变化1%额定值，发电机电压的变化值不应大于额定值的±0.25%
9. 电力系统对220kV母线充电和变压器冲击合闸试验
9.1前提条件：
1)发电机侧的断路器及隔离开关均已断开。
2)投入线路保护装置、母线保护装置、故障录波装置、系统稳定监录装置。
3)投入主变压器的保护装置及冷却系统的控制、保护及信号。
4)投入主变压器中性点接地开关。
9.2按省电力公司调度中心《福堂坝水电站启动投产方案》执行
10. 水轮发电机组并列及负荷试验
10.1水轮发电机组空载并列试验
1)检查同期回路的正确性。
2)断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以自动准同期方式进行并列试验。以确定自动同期
装置工作的准确性。
3)合上相应的隔离开关正式进行自动准同期并列试验。
10.2220kV线路并列试验
1)检查同期回路的正确性。
2)断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以自动准同期方式进行并列试验。以确定自动同期
装置工作的准确性。
3)合上相应的隔离开关正式进行自动准同期并列试验。
11.水轮发电机组带负荷试验
11.1机组并网后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。
11.2机组带负荷下调速系统调整试验。
11.3水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：
I.发电机有功功率分别为0%、50%、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；
II.对励磁调节器分别进行各种限制器及保护的试验和整定。
12. 水轮发电机组甩负荷试验
12.1甩负荷试验前应具备下列条件：
1)将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值；
2)调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速（频率）、接力器行程等电量和非电量的
监测仪表。
3)所有保护及自动装置均已投入；
4)自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。
12.2机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25%、50%、75%、100%下分别进行，按GB856-88附录D的格式记录有关数值。
12.3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，甩发电机额定负荷时，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。
12.4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。
12.5机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：
1)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；
2)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；
3)转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间，不大于0.4S。
13. 开停机流程试验
13.1由分别在LCU现地、远方发令，进行停机至空转、空转至停机，停机至空载，空载至停机、停机至发电、发电至停机。各流程动作应正确可靠。
13.2由分别在LCU现地、远方发令，进行有功负荷、无功负荷的调整，调整应准确、可靠。
14. 机组带额定负荷下，做以下试验。
14.1调速器低油压关闭导叶试验。
14.2事故配压阀动作关闭导叶试验。
15. 水轮发电机组带负荷72小时连续运行及移交
15.1完成上述全部试验内容经验证合格后，启委会听取试运行指挥部及监理单位汇报，审查试运行工作报告，研究试运行中出现的问题，作出机组是否进行72小时带负荷连续运行的决定。
15.2根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。
15.372h连续试运行后，应停机检查并将蜗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。
参阅资料：《水轮发电机组启动试验规程》 DL／T 507－2002
（完）
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。
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；
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
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；
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。
××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。
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
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。
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 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
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
水轮发电机组起动试验 规程 GE GROUP system office room 【GEIHUA16H-GEIHUA GEIHUA8Q8-
水轮发电机组起动试验规程 DL 507—93 1993-03-13发布 1993-08-01实施 中华人民共和国能源部发布 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。 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
d l水轮发电机组起动试 验规程 TPMK standardization office【 TPMK5AB- TPMK08- TPMK2C- TPMK18】
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
中电投江西电力有限公司峡山水电厂 机电安装工程 合同编号：SHDLXS2011-4)0 1#机组启动试验方案 批准： 审核： 编制： 江西水电检修安装工程有限公司 峡山水电站检修安装项目部 二O—三年三月二十二日
1.总则 1.1、为确保峡山水电厂1#水轮发电机组启动试运行试验工作顺利、有序地进行，特制订本方案； 1.2、本方案适用于峡山水电站1#机组试运行，2#、3#机组参照执行； 1.3、本方案仅列出主要试验项目与试验步骤，相应试验的具体方法参见相应厂家技术文件； 1.5、本方案上报启动委员会批准后执行。 2.编制依据 2.1《电气装置安装施工及验收规范》 2.2《水轮发电机组启动试验规程》(DL/T507-2002) 2.3《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-2003) 2.4《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》(DL/T827-2002) 2.5有关设备合同、厂家资料、设计资料 3.组织机构 试运行总指挥
4.技术参数
5.1.2水电站上下游水位测量系统已安装调试合格，水位信号正确。 5.1.3进水口及尾水门机、闸门工作状态良好，具备启闭条件。流道充水阀工作正常，并都处于关闭位置，挂牌警示。所有闸门槽清扫干净，能保证闸
门的顺利启闭。拦污栅至闸门之间无遗留钢筋、模板、架管等杂物。 5.1.4过水流道清理干净，经检查具备充水条件。 5.1.5进水段、尾水段流道的检修排水放空阀工作正常，处于关闭状态，并挂警示牌。 5.1.6所有测压嘴安装完毕，流道通气孔已清理，并保持畅通。 5.2 水轮机部分检查 5.2.1水轮机所有设备安装完成，经检查验收合格，且清理干净无遗留杂物。 5.2.2各过流部件之间的密封检验合格，无渗漏。所有分瓣部件的各分瓣法兰已把合严密，符合规定要求。 5.2.3各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按设计要求及规范要求施工完成并检验合格。 5.2.4转轮室的流道进人门已关闭，并检验合格。 5.2.5伸缩节间隙符合图纸要求，密封具有足够的压紧量。 5.2.6转轮已安装完成并检验合格，叶片和转轮室间隙符合图纸要求。 5.2.7 重锤挂装完成。 5.2.8检查空气围带密封漏气试验合格，充水前空气围带处于充气状态。 5.2.9导水机构安装已经完成，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验 合格，并符合设计要求。接力器锁锭动作正常，处于锁定状态。 5.2.10受油器已经安装完毕，经盘车检查摆度合格。 5.2.11轴承润滑油系统安装调试合格，且无渗漏现象。 5.2.12水轮机其它部件检查验收合格。 5.2.13各部位水流及油流示流信号计、传感器、信号控制器均已安装完成，调试合格，管路、电缆及电线安装完毕，固定牢靠。 5.3 调速系统的检查 5.3.1调速系统及其设备已安装完毕，并调试合格。油压装置压力、油位正常，各表计、阀门、自动化元件均已整定，符合相关技术要求。透平油化验合格。 5.3.2压力油罐安全阀、阀组安全阀按规定调整合格，动作可靠。油压装置油泵在工 作压力下运行正常，主、备用泵切换及手动、自动工作正常，且均已投入自动。油位信号器动作正常，调速系统所有管路阀门接头及部件经检查无渗漏现象。高压补气装置手动、自动切换动作正确，漏油箱装置手动、自动调试合格。 5.3.3控制环锁定装置调试合格，信号指示正确。
大孤山电站 首台机组启动试运行方案 张掖市机电安装公司大孤山工程项目部 2009年6月
目录 第一章：工程概况及组织机构............................. . (3) 1、工程概况............................. ............................... ........ .. (3) 2、组织机构............................. ............................... ........ .. (3) 3、试运行岗位人员分工............................. ............................... (4) 第二章：水轮发电机组启动试运行前检查............................. .. (5) 4、引水系统的检查............................. ............................... ........ ..5 5、水轮机部分的检查............................. ............................... .. (6) 6、调速系统及其设备的检查............................. ............................... (6) 7、发电机部分的检查............................. ............................... .. (7) 8、油、水、气系统的检查............................. .. (8) 9、电气设备的检查............................. ............................... ........ ..9 10、消防系统及设备检查................................. . (10) 第三章：水轮发电机组动试运行启动及检查流程............................. (10) 11、水轮发电机组充水试验 11.1应具备条件............................. (11) 11.2 尾水管充水操作及检查................................. . (11) 11.3起动前准备................................. (12) 11.4首次手动起动试验操作及检查................................. . (13) 11.5停机操作及停机后的检查................................. (14) 11.6水轮发电机短路试验................................. . (15) 11.7水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验................................. . (16) 11.8过速试验操作及检查................................. (17) 11.9自动起动和自动停机试验................................. .. (17) 11.10水轮发电机升压试验................................. .. (18) 11.11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 (19) 11.12水轮发电机组并列及负荷试验................................. (20)