机组启动调试及试运行试验项目和措施

（1）机组启动试运行前的检查。

由于机组启动试运行前有部分系统已投入运行，部分系统刚完成分系统的调试，因此对于机组启动试运行前的检查应保证前后衔接，并编制各系统详细的项目检查表。

1）输水系统的检查。输水系统经检查已清理干净，水库水面漂浮物已清理干净，符合规范要求。上/下水库闸门启闭设备工作正常，闸门在关闭位置。球阀和尾水事故闸门经无水调试合格，球阀与尾水事故闸门之间的闭锁正确。蜗壳排水阀、蜗壳进人孔、尾水管排水阀、尾水管进人门均已关闭。与流道有关的取水、测压等管道阀门安装完成并处于关闭状态。上/下水库水力量测系统安装调试完毕，功能正常，信号传输正确。

2）水泵/水轮机的检查。转轮及所有部件已安装完成，转轮与各固定部分之间的间隙已检查无遗留物。主轴密封、检修密封、水导轴承润滑和冷却系统已检查合格，油位、温度传感器已调试，各整定值符合设计要求。顶盖排水系统已调试合格。主轴密封水压已调试合格。导水机构已安装完成检查合格并处于关闭状态，接力器锁定已投入，导叶最大开度及压紧行程符合设计要求。水导轴承润滑冷却系统已检验合格，水导油槽油位、温度传感器整定值等符合设计要求。各测压表计、示流器、流量计等自动化元件已安装完成检验合格。蜗壳排水阀、尾水管排水阀操作灵活可靠，启闭情况良好，并处于关闭状态。上/下止漏环供水装置已安装完成并试验合格，现地远方操作正常，与机组监控系统联动试验符合设计要求。上/下止漏环水源供水正常，水压及流量已调整到设计规定值。机组调相压水系统初步调试完成，与监控系统联动试验正确。调相压气系统各控制阀门处于关闭状态。顶盖排气阀应处于关闭状态，压水排气出口处（集水井）的一定范围内，已设置安全警示标志或隔离门。

3）调速系统的检查。调速系统及其设备已安装完成，并调试合格。油压装置油位、油质合格，并已投入自动运行状态。无水状态下的机电联调合格，自动开机、停机和事故停机模拟试验各部件动作准确、可靠，导叶开度、接力器行程和调速器开度相互一致。静态特性试验已完成，空载调节参数已初步整定，导叶开关时间及其关闭规律符合设计要求。测速装置和过速保护装置安装完毕，并经初步检查、调整合格。接力器锁定装置调试完毕，锁定拔出、投入灵活可靠。漏油装置投入自动运行状态。检查导叶已全关，接力器锁定已投入。

4）进/出水主阀的检查。主阀油压装置安装调试合格，手动、自动操作灵活可靠，卸载阀、安全阀动作值符合设计要求，油压装置投入自动运行状态。主阀安装调试完成，无水启闭时间符合设计要求，与尾水事故闸门等相关设备联锁试验正确，并处于关闭状态。主阀检修密封、工作密封安装调试完毕，1号检修密封在机组启动前手动退出，处于开启状态，工作密封处于投入状态；2号检修密封、工作密封处于投入状态。接力器锁定装置调试完毕，液压锁定投入、退出灵活可靠，液压锁定投入，1号机械锁定拔出，2号机械锁定投入。主阀旁通阀两侧球阀处于关闭状态，压力钢管排水阀、主阀底部排水阀处于关闭状态，漏油装置投入自动运行状态。

1号机组启动要求检查2号机组进/出水主阀以上项目符合设计要求，3号机组启动要求检查4号机组进/出水主阀以上项目符合设计要求。

5）发电/电动机的检查。发电/电动机整体已全部安装完成，发电/电动机已彻底清理，内部各处及定、转子气隙内无任何杂物遗留。导轴承和推力轴承安装调试已完成，油槽油位正确，轴承与油槽温度指示正确，轴承外循环冷却系统安装调试完毕。推力轴承高压油顶起装置已安装调试完成，动作可靠。发电/电动机上导、下导及推力、空冷器的冷却供水系统设备及管路安装试验合格，相关自动化元件已安装检验合格。机械制动系统已安装完毕，制动器手动、自动操作灵活可靠，位置信号正确。与监控系统联调完成，具备远方投退功能，制动系统处于手动制动状态，上/下部挡风板、挡风圈螺栓紧固、螺帽可靠锁紧。发电机各部位测温电阻已安装调试完毕，现地与远方显示正确，机组振动、摆度、气隙、局放系统已安装调试完毕，具备投入条件。发电/电动机辅助设备（坑内加热器、粉尘吸收装置、油气雾装置等）已安装调试完成，并投入使用。

6）励磁系统检查。检查励磁变压器与高、低压端接线及电缆、励磁系统盘柜、功率柜通风、交直流灭磁开关主触头、励磁操作保护及信号等，接线正确，通风良好，各设备动作灵活可靠。在机组静止状态下励磁调节器的检查和试验合格，向转子通入初始励磁电流，录取从零至设定值的电流波形。调节开环特性符合设计规定，通道切换可靠、表计校验合格，检查功率柜的均流情况。励磁控制器的现地和远方操作及切换符合设计要求，手动、自动励磁调节通道静态调试符合要求。灭磁开关动作可靠，性能良好。励磁装置外接小电流负载，手动递升加压，检查励磁系统的静特性良好。励磁系统已带过转子通流，与机组监控系统、SFC系统、继电保护系统联动试验已完成，动作正确可靠。

7）SFC系统检查。SFC输入、输出变压器、盘柜、输入、输出断路器、电抗器、高压电缆等设备已安装完成，常规试验合格，接线正确，冷却系统安装调试合格。SFC系统控制及保护装置已初步调试合格，SFC短路试验已完成，检查整流桥、逆变桥波形完整，检查变频器脉冲运行逻辑控制程序和换流逻辑功能符合设计要求，电压、频率调节平滑。检查SFC与励磁系统的通信与控制回路正常，给定励磁电流与响应反馈信号正确。SFC与监控系统、励磁系统、发变组保护系统联动试验完成，动作可靠。

8）水力机械辅助设备检查。机组技术供水系统已安装调试合格，供水泵手动、自动操作灵活可靠，滤水器切换动作正确，机组、主变压器冷却水流量、压力已按要求整定。技术供水系统现地远方操作正常，与机组监控系统联动试验符合设计要求。机组检修排水系统运行可靠，厂内渗漏排水系统运行可靠，排水泵可根据集水井水位高低自动启停。中压空气压缩系统安装调试合格，处于正常投运状态，低压空气压缩系统安装调试合格，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通。各表计、安全阀、减压阀等工作正常，整定值符合设计要求，气系统已经投运，处于正常状态。机组水力量测系统安装调试合格并投入运行，各系统阀门按规定处于开启或关闭状态，机组的辅助设备系统与其他正在安装的机组的相关系统隔离工作已完成。

9）电气一次设备的检查。发电/电动机主引出线、机端引线出口电流互感器、出口断路器及启动回路等设备已安装、试验完毕。封闭母线、发电/电动机电压配电装置、励磁变压器及发电机中性点设备已安装试验完毕，接地完善，符合设计要求。主回路及启动回路的各隔离开关和接地开关之间的闭锁试验调试完毕。主变压器、中性点设备及附件已安装调试完毕，局部放电及交流耐压等各项交接试验合格，主变压器油位正常，主变压器冷却等控制与保护系统已调试完毕与机组监控系统联动试验完成。与机组启动相关的GIS、GIL、出线设备等高压配电装置已安装调试，耐压试验合格。10kV厂用电通过现场中心变电站两路带电运行，并正常向全站供电，柴油发电机组安装调试完成，并具备向10kV厂用电送电条件，10kV厂用电备自投功能正常，并投入使用。启动相关的400V厂用电，机组自用电已正常带电运行，400V厂用电备自投功能正常，并投入使用。相关全厂接地网和设备接地已检验，接地连接良好，接地网接地电阻和接触电位差、跨步电位差已测试，符合设计及规范要求。厂房的相关照明已安装，主要场所、交通道和楼梯间、疏散指示灯已检查合格。事故照明已检查合格。

10）电气二次设备的检查。发电/电动机保护、主变压器及厂用变压器保护、母线保护、短引线保护、线路保护等电气保护装置调试合格，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。同期装置、机组和线路故障录波系统安装调试合格。计算机监控系统厂级及相关现地控制单元（LCU）已安装调试合格，对现地设备的控制符合设计要求，输入、输出正确。机组自动控制与水机保护回路正确，不同工况下的自动开停机、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。电气测量系统安装调试合格，电能计费系统安装调试合格，机组状态监测系统已安装调试合格。

11）消防及火灾报警系统检查。发电机消防设备已安装完成，发电机内灭火管路、火灾探测器、固定式灭火的喷嘴已检验合格，系统模拟试验手动、自动均能可靠动作。主变压器及SFC输入、输出变压器的消防及报警设备已安装完毕，水喷雾试验符合设计要求。全厂消防供水水源可靠，压力满足设计要求。电缆防火设施安装完工，孔洞及电缆管口已可靠封堵，电缆感温感烟探头安装完毕。电站级及相关部位的火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头及联动动作正确，火灾自动报警系统连续运行120h无故障，并通过消防部门验收。

12）通风空调设备检查。机组段各层空调通风设备安装调试合格并投入运行，与机组启动的相关的设备及系统的通风设备安装调试合格并投入运行。

13）通信及工业电视系统检查。系统通信、厂内通信装置已安装调试合格，满足电网调度、远动、继电保护及厂内生产调度需要。与机组启动相关的工业电视监视系统调试完毕。

14）试运行准备事项的检查。与机组启动相关的设备部位地面已清扫干净，道路畅通，吊物孔、临时孔洞已封堵，照明充足；与机组启动相关的部位通信完备，指挥联络畅通；与机组启动相关设备的阀门已统一编号挂牌；运行设备与非运行设备及部位已可靠隔离并设立醒目的安全警示与标志。与机组启动相关的系统设备经质量监督部门检查合格，与机组启动试运行有关的监测、测量仪器和仪表准备就绪，图纸、资料、相关记录表格已经配备完整。

（2）机组流道充水试验。

1）试验目的。对电站引水系统水工建筑物进行检查，检查渗漏水情况和排水能力及其运行可靠性。在机组启动前对机组引水过流通道和各密封部位进行全面的检查，对机组技术供水系统在当前运行水头时的流量、压力进行调整，以满足机组启动运行要求。

2）试验条件。机组流道充水部分已通过验收，与引水系统联通的球阀单体调试完成。机组水泵水轮机及附属设备安装完成，技术供水系统、检修排水系统、水力测量系统已安装完成。

3）试验项目和内容。机组充水前先完成水淹厂房模拟试验，机组流道充水分两部分进行，第一部分先进行尾水流道充水，第二部分进行引水系统充水。尾水管充水试验结合尾水流道充水试验进行，它包括机组转轮室充水、球阀充水、蜗壳充水、技术供水系统充水、球阀静水关闭试验、导叶静水动作试验、球阀与尾闸闭锁试验等。尾水流道充水进行两次，第一次主要进行尾水流道检查和检修排水泵有水调试，水位充至球阀然后排水，第二次充水主要是机组启动前的尾水管充水和机组技术供水系统充水。

4）尾水输水系统充水试验。按设计要求对尾水系统及蜗壳进行充水，充水过程中，随时检查尾水管进人门、导水机构及空气围带、水轮机顶盖、蜗壳进人门、蜗壳排水管、球阀伸缩节、测压系统管路等处有无渗漏，测录测压表计的读数。

a.闸门静水启闭试验。充水至尾水闸门处，检查两侧平压后进行尾水管闸门静水启闭试验，记录闸门启闭时间。

b.检修排水试验。关闭尾水事故闸门，通过检修排水泵排空尾水管，检查、检修排水泵功能。

c.机组技术供水调整试验。对机组各部分冷却水压力和流量进行调整。

5）引水/输水系统充水试验。按照设计方法和充水速率要求逐段进行引水管充水和稳压，充水至高程1355.00m、1505.00m、1562.00m，各稳压48h；充水至高程1712.00m、1857.00m、1903.00m，各稳压72h。记录水工建筑渗水量及引水管测压数据。

充水至上水库进口事故检修闸门、闸门两侧平压后，进行闸门静水启闭试验，记录闸门启闭时间。

6）进水阀、调速器带水试验。

a.导叶开/关动作试验。检查导叶位置指示、同步性（单导叶），记录导叶全开、全关时间。

b.进水阀开启/关闭试验。进水阀现地/远方操作，检查进水阀密封投退、阀门开启和关闭情况，调整开关位置信号，记录进水阀开启和关闭的时间。

7）上/下水库闸门、进水阀、尾水闸门操作联动试验。

a.上水库闸门关闭联动保护。上水库闸门现地/远方启闭试验，检查上水库闸门关闭、机组保护联动关闭进水阀和导叶的功能。

b.尾水闸门关闭联动试验。尾水闸门现地/远方启闭试验，检查尾闸关闭、机组保护联动关闭进水阀和导叶的功能以及机组停机状态下尾闸关闭进水阀开启闭锁功能。

c.进水阀和尾闸闭锁试验。检查尾闸滑落联动机组保护、关闭进水阀的功能。

8）风险分析及对策。充水期间存在渗漏水风险，充水前渗漏排水系统完成并投入自动运行，同时提高厂用电可靠性。1号引水系统充水期间存在2号球阀漏水风险，2号引水系统充水期间存在4号球阀漏水风险，充水前模拟水淹厂房试验、确保发生水淹厂房时各应急系统可靠工作。试验前检查应急通道通畅、无障碍物，照明正常。

（3）机械事故和电气事故保护联动试验。

1）试验目的。在机组首次转动前模拟各种保护跳闸，验证机组电气和机械保护动作时设备动作顺序以及动作的正确性。

2）试验条件。机组发变组保护装置、机组LCU硬布线回路、励磁系统、调速器系统、进水阀控制系统、SFC控制系统、GCB及机组辅助系统分系统调试已完成，故障录波装置投入，记录并核对保护动作的正确性。

3）试验内容和要求。

a.事故按钮（机械及电气）试验。检查各手动按钮动作，检查保护设备动作及LCU启动相应的事故流程（机械及电气）的正确性。

b.机组事故（机械及电气）试验。模拟机组（机械及电气）保护动作，检查保护设备动作及LCU启动相应的事故流程（机械及电气）的正确性。

c.变压器（机械及电气）保护试验。模拟变压器（机械及电气）保护动作，检查保护设备动作及LCU启动相应的事故流程（机械及电气）的正确性。

d.消防保护试验。模拟发电机消防及主变压器消防保护动作，检查相应保护设备动作及LCU启动相应的事故流程的正确性，检查消防设施是否收到启动命令。

e.水淹厂房保护试验。检查水淹厂房传感器安装位置及信号回路，模拟水淹厂房保护动作，检查上水库事故闸门下落、联动机组保护功能及LCU启动相应的事故流程。

4）危险点分析及安全措施。试验前做好与运行机组、安装机组和同一单元设备的隔离工作，如升压变电系统已受电，做好运行后的安全隔离，防止误跳升压变电系统高压断路器。若主变压器高压侧已带电，试验前检查和切换厂用电系统供电电源，确保变压器保护试验期间地下厂房供电连续正常。在试验期间机组的发电机断路器（简称GCB）、励磁断路器（简称FCB）、导叶、进水阀及辅助设备都将实际动作，因此做到在设备的现场无其他无关工作人员。消防试验闭锁消防设施启动，避免设备消防喷淋动作导致绝缘损害。

（4）首次开机（水轮机方向）及动平衡试验。

1）试验目的。检查机组转动部分有无摩擦、碰撞，并检查机组转向，检查调速器控制的手动控制的稳定性以及机组启动和停机控制流程的反馈信号的正确性。检测由于转子质量动、静不平衡引起的机械振动，通过配重及动平衡试验使得机组空载运行稳定性基本符合规范，满足连续运行要求。

2）试验条件。上水库水位蓄至1907.30m以上，主机各部位已清理干净，机组各系统的运行、检修试验人员已进入岗位，机组的振动摆度等仪器仪表已架设好。各部冷却水、润滑水已投入，水压、流量正常，润滑油系统、操作油系统工作正常，油槽油位正常。辅助设备（高压油顶起装置、机械刹车等）手动操作检查人员就位，机组过速保护连接压板投至信号位置，其他各水力机械保护、电气保护均投入。机组现地控制单元投入运行，处在工作状态，并已接入外部调试终端，机组控制在分步控制方式，调速器在手动控制方式。

3）机组空载开停机试验。

a.机组控制流程辅机设备分步启停试验。按照设计的流程，在LCU上手动控制机组辅助设备停运到静止、静止到停运工况，检查LCU监控设备启停情况，记录并调整LCU控制流程中分步执行的等待时间。

b.机组滑动试验。LCU控制机组到静止状态，手动缓慢地开启导叶至机组开始转动后迅速关闭导叶，检查转动部分有无异常声响和气味、转向是否正确。

c.手动增速试验。机组滑动试验检查正确后，手动控制导叶开度，检查机组在调速器开度调节下机组转速能否稳定。

d.机组空载稳定性检查。监测并记录升速过程机组振动、摆度以及导轴承及推力温度变化。

e.转速回路信号检查。升速过程检查转速测量回路，并校验转速继电器接点（如蠕动、90%、95%等），检查LCU是否收到相应的转速信号，当转速大于90%时，检查高压油顶起装置是否退出。

f.手动减速试验。手动关闭导叶前先检查高压油顶起装置是否启动，减速过程中检查并校验转速继电器接点（如90%、50%、20%、5%、停止等），检查LCU是否收到相应的转速信号。

4）机组动平衡及配重试验。机组额定转速运行稳定后检查机组振动、摆度情况，若不影响机组安全运行则进行后续试验，否则先进行动平衡试验。

进行动平衡及配重试验的程序如下：手动开机，缓慢开启导叶，逐步升速，当机组在设计允许连续运行的转速下振动和摆度幅值超标，则在该转速下稳定运行约一定时间，观察变化，结合单平面、多平面动平衡方法进行计算分析，确定转子的配重量与部位。配重后再次启动机组，检查动平衡情况，反复试验直至基本满足规范要求。

5）危险点分析及安全措施。为了避免手动操作导致的超速，在启动前根据水头按制造厂提供的曲线，设置导叶开限。机组启动和升速过程中，密切监视各部运转情况，发生金属碰撞或摩擦，水轮机窜水，轴承瓦温度突然升高，油槽甩油，机组摆度过大、异常声音等不正常现象，立即停机并查明原因。摆度过大或异常振动时，必要时进行动平衡试验。机组首次升速时可能有异物飞出，转速上升过程中，观测和调试人员不得进入风洞，水车室人员在水车室外观测等待，等机组转速稳定后再入内检查。为防止推力瓦烧瓦，在机组首次转动过程中，设专人负责检查高压油顶起装置启动。为防止机组在试验期间可能发生的高速加闸，在机组在未完成各工况的自动启停试验前，机组机械制动投入手动控制，并由专人负责操作，同时检查LCU流程送出的命令是否正确。做动平衡试验时，试重块一定要固定牢固以免损坏设备。配重时严格调试机组机械和电气安全隔离措施进行隔离，在确认安全措施已正确实施后，允许人员出入，出入人员严格遵守风洞检查出入登记制度，着连体服。配重完成人员撤离前，根据出入管理登记记录进行核查人数、工具和遗留物。

（5）水轮机工况空载轴承热稳定试验及调速器空载试验。

1）试验目的。在水轮机工况空载稳定运行的情况下初步进行轴承瓦温考核以及调速器空载运行参数的选择。

2）试验条件。动平衡和配重试验（发电方向）基本完成，调速器开度控制和转速控制PID参数已初步计算并设置，机组振动和摆度保护投入。

3）试验内容和要求。机组以水轮机工况额定转速稳定运行一段时间内，检查各道轴承温度上升是否趋于平稳、收敛，记录机组各部轴承温度值，录制轴承温度曲线。根据各部轴承温升情况，调节冷却水流量（若有必要）。

a.调速器手/自动切换试验。检查切换有无扰动，两种方式下转速设定是否跟踪。

b.手动方式下的阶跃（±2%、±5%）扰动试验。记录调节时间、调节次数、最大超调量，调整和确定调速器开度控制PID参数。

c.自动方式下的转速扰动试验（±1Hz、±2Hz、±4Hz）。记录调节时间、调节次数、最大超调量，调整和确定调速器转速控制PID参数。

d.调速器自动升速试验。在现地操作员站上选择水轮机工况，采用分步方式启动机组，检查调速器在自动方式下，按制造厂允许速率升速到100%时机组空载运行稳定性，检查高压油顶起油泵是否自动退出。

e.机组运行工况检查。在机组顺控流程合上PRD时，同时检查机组发变组保护、调速器、励磁、进水阀及调速器液压控制系统的工况显示是否为发电工况。

f.调速器自动停机试验。调速器停机，检查高压油顶起油泵是否自动投入、导叶关闭速率是否合适、球阀是否在导叶关闭后关闭等。

4）危险点分析及安全措施。试验过程中密切注意各部轴承温升变化和轴瓦间温差，防止发生烧瓦事故。试验时设置导叶开限，防止PID参数设置不合理导致导叶开度过大。试验时的阶跃扰动幅值由小到大逐步进行，防止导叶过调导致机组超速。试验时如果水头较低可能会出现转速较大幅度的震荡，为防止水击对机组的破坏，在转速震荡超过5%后就人为跳机。高压油顶起装置投入及机械制动现地设专人监护和操作，避免导轴承烧瓦和高速制动事故。

（6）主变压器升流及升压试验。

1）试验目的。升流试验的目的是检查机组保护、主变压器保护及短线保护电流互感器（简称CT）二次回路，验证其二次回路极性、相位、相序、幅值的正确性。升压试验的目的是检查电气一次回路设备、连接的绝缘情况，检查发电机出口PT和升压变电系统PT相序是否一致，验证PT二次相位、相序、电压幅值的正确性。

2）试验条件。调速器空载试验已完成，升流试验短路点设于500kV GIL线路侧高压套管处，短路线已连接可靠。升压试验500kV配电装置与系统设备断开点设于线路侧跳线或者500kV GIL线路隔离开关。励磁系统分系统调试验收完成，采用厂用10kV电源作为他励电源，临时电源已可靠连接。

3）主变压器升流试验。投入发电/电动机继电保护和水力机械保护，主变压器冷却器工作正常，主变压器非电量保护投入。在500kV GIL线路侧高压套管处设置短路点，按照升流电气一次接线要求，合上相应的断路器。升流至10%发电机额定电流，检查通流范围内各CT二次回路（保护、励磁、调速器、监控等）电流是否对称、相位和相序是否正确。升流结束后模拟主变压器保护动作检查跳闸回路是否正确，最后恢复短路点设备状态。

4）主变压器升压试验。投入发电/电动机、主变压器、GIS、GIL等设备继电保护装置，升压至25%发电机额定电压，检查升压范围内PT电压幅值、相位和相序，检查各二次回路电压幅值、相位和相序。继续逐级按50%、75%、100%额定电压升压，检查升压范围内设备工作应正常。

5）危险点分析及安全措施。为防止升流试验期间GCB断开导致过电压，试验前断开GCB及升流回路其他断路器跳闸和操作电源。试验期间发生异常立即使用电气跳闸按钮停机，同时切断励磁临时电源避免事故扩大。试验完成后拆除所有的试验接线，并检查相关的CT、PT二次回路的完整性。试验完成后恢复GCB及其他断路器跳闸和操作电源。

（7）发电/电动机短路特性、空载特性试验及定子接地试验。

1）试验目的。通过试验检验发电机的电气特性，绘制发电机的励磁电流、定子电流与定子电压之间的关系曲线，并与主机制造商提供的发电机特性曲线比较，通过短路试验确定机组电制动时的励磁电流大小。定子接地试验的目的是检查发电机和主变压器低压侧零序保护和100%定子接地保护功能。

2）试验条件。上水库水量须满足机组空载运行2h以上，短路特性试验的短路点为机组电制动开关，空载特性试验的开路点在机组GCB。励磁系统分系统调试验收完成，采用厂用10kV电源作为他励电源，临时电源已可靠连接。发电机定子接地保护装置模拟试验成功完成，定子接地试验时发电机定子接地保护跳闸出口已退出。

3）试验内容。

a.短路特性试验。机组定子电流按10%间隔逐级升流至1.1IN，然后按10%逐级下降电流，记录定子三相电流，励磁电流和励磁电压。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），检查灭磁开关跳开灭磁情况，录制额定电流下灭磁过程示波图。升降调节过程不允许反调。

b.空载特性试验。录制空载特性曲线，机组顺控开机至机组额定转速稳定运行。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。至110%UN后，缓慢下降至0，再缓慢上升到100%UN，记录每隔10%定子额定电压下降的发电机空载特性曲线，额定电压下，跳灭磁开关，录制灭磁示波图。升降调节过程不允许反调。

c.发电机单相接地试验。检查发电机和主变压器低压侧零序保护和100%定子接地保护。退出发电机定子接地保护跳闸出口，投故障录波装置，监视接地保护动作情况。在发电机中性点接地变压器上端将中性点接地，合灭磁开关，手动逐级升压至定子接地保护装置动作，并出口报警信号或跳闸信号。降压灭磁，拆除中性点接地线，在发电机出口PT处接单相接地线，合灭磁开关，手动逐级升压直至定子接地保护动作。降励磁，跳灭磁开关，拆除单相接地线，检查故障录波装置记录保护动作电流值。

4）危险点分析及安全措施。在短路特性试验和空载特性试验时密切监视定子线圈温度、定子铁芯温度、空冷器冷热风温度，发现异常立刻启动电气紧急事故停机。在短路特性试验和空载特性试验时，110%额定值下不停留太长时间。试验时励磁设置励磁电流上限，防止试验中励磁电流过大。在进行空载特性试验前，检查励磁和机组保护过电压保护定值和延时时间，避免上升到110%额定值机组保护动作。短路试验完成后，恢复检查电制动开关是否打开。单相接地试验前核算接地线的线径可承受试验时的短路电流，单相接地试验完成后检查临时接地线是否拆除。试验完成后检查励磁限制和机组过电压保护立即恢复原保护定值。

（8）SFC、励磁、监控、保护的配合试验。

1）试验目的。在拖动之前对SFC与励磁系统、监控系统、保护系统之间的电气二次回路进行检查。

2）试验条件。SFC、励磁、监控系统分系统调试完成，启动母线及封闭母线的设备联闭锁试验已完成，SFC短路试验完成。

3）试验内容和要求。

a.水泵拖动回路检查。在操作员站上进行SFC拖动选择，检查所属同一启动母线的机组是否被闭锁SFC拖动选择。

b.SFC、励磁、监控、保护跳闸试验。分别模拟SFC、励磁、监控、保护跳闸，检查LCU及SFC选择正确的停机方式。

c.转子初始位置计算。SFC向励磁发送初始励磁电流设定，通过发电机感应电压的测录，计算转子初始位置。

4）危险点分析及安全措施。启动母线与其他机组电气一次回路已妥善进行了安全隔离，试验前励磁与SFC间接口信号核对正确完成，机组刹车投入，采取措施避免机组转动。

（9）转轮室静态压水试验。

1）试验目的。获取转轮室静态下压水和排气的时间，检查压水和排气过程中相关阀门的动作准确性、水位信号的准确性和反馈信号是否正确，同时对调相压水系统PLC控制逻辑进行检查。

2）试验条件。调相压水系统的分系统调试已完成，机组尾水管充水已完成，机组转轮室有水，中压气系统已调试完成，压气罐及安全阀已通过特种压力容器检验。

3）试验内容和要求。

a.充气压水试验。启动压水流程，测录从主气阀及辅气阀打开到水位接点动作的时间、测录转轮室压水后水位上升趋势及需要辅助压气阀的补气工作周期，检查流程控制的正确性。

b.排气充水试验。启动排气流程，测录排气阀开启及转轮充水的时间，检查流程控制的正确性。

4）危险点分析及安全措施。机组调相压水相关中压气系统与其他机组压水系统安全隔离已完成，试验期间排气管出口（集水井）的一定范围内，已设置安全警示标志。液压阀、电动阀、控制油管路及气管路旁无与试验无关的人员，重要设备旁有专人看护，发现异常立即停止试验。为避免气系统设备温度降至过低而产生管道破裂危险，密切监视气罐、管道的温度情况，禁止短时间内进行连续两次压水操作。

（10）SFC拖动试验。

1）试验目的。对启动回路和启动设备的操作和联闭锁进行检查，确定转子初始位置，检查SFC输入、输出断路器、灭磁开关等动作的正确性与可靠性，检查机械制动动作情况，优化SFC参数，检查励磁与SFC配合关系。

2）试验条件。SFC静态调试以及与励磁、监控的配合试验、转轮室静态压水试验已完成，系统倒送电完成，500kV开关站、主变压器已投入运行，机组控制在STEPBY STEP方式，机组保护投入运行。

3）试验内容和要求。

a.机组水泵转动检查。缓慢启动SFC直至机组转动，检查转向是否正确。

b.SFC脉冲试验。调整机组转速在0～10%额定转速间，检查和调整SFC脉冲运行情况，测录SFC从强迫换流到自然换流波形，调整SFC参数至最佳状态，记录强迫换流到自然换流的转速。

c.升速试验。机组分段升速，按照机组额定转速的5%、20%、50%、75%、100%的顺序进行，观察各部有无摩擦或碰撞情况以及机组的运行稳定性。

d.机组动态充气压水功能检查。检查机组启动后/前压水过程，测录机组转动过程中压水补气工作周期。

e.机组水泵方向动平衡分析。首次拖动过程中，测录升速过程机组振动和摆度变化情况，确定是否需要进行动平衡配重试验。

f.水泵调相停机试验。检查停机过程中机组充水排气过程，测录机组转动过程中充水排气时间。

4）危险点分析及安全措施。首次转动可能会发生动静碰磨的事故，由于SFC拖动时发电机是带电转动的，试验时机组机械和电气保护投入。为防止推力瓦烧瓦，在首次高压油顶起装置启动采用手动方式，试验期间有专人负责监护。为防止高速投机械制动，在试验期间机组机械制动都置于手动位置，并由专人负责监护。为防止冷却水断水，特别是水泵调相主轴密封及止漏环冷却水压力需由专人负责监护。首次启动密切注意机组发变组保护是否在水泵调相模式，若有异常立即停机。

（11）水泵调相动平衡试验。

1）试验目的。检测由于机组轴系质量不平衡引起的机械振动，并通过水泵方向的动平衡及配重解试验使得机组水泵工况的运行稳定性基本符合规范，满足连续运行要求。

2）试验条件。机组SFC拖动试验完成，动平衡试验临时探头及数据采集系统已安装调试完成。

3）试验内容和要求。如振动过大的主要原因来自于轴系的质量不平衡，则进行机组现场动平衡处理。结合单平面、多平面动平衡方法进行计算分析，确定转子的配重量与部位。配重后再次启动机组，检查动平衡情况，反复试验直至基本满足规范要求。

4）危险点分析及安全措施。试验过程中，如果机组振动和摆度幅值过大或机组转速上升时导轴承瓦温度异常上升，立即中断试验。做动平衡试验时，试重块固定牢固以免损坏设备。配重时严格调试机组机械和电气安全隔离措施进行隔离，在确认安全措施已正确实施后，允许人员出入，出入人员严格遵守风洞检查出入登记制度，着连体服。配重完成人员撤离前，根据出入管理登记记录进行核查人数、工具和遗留物。

（12）水泵调相同期模拟及并网试验。

1）试验目的。为了检查机组同期装置两侧的电压相位和相序是否正确，检查同期装置的性能，测定合闸命令发出到GCB合闸的时滞，修正同期装置中的合闸参数。并网试验主要检查机组在水泵方向同期并网功能。

2）试验条件。

a.同期模拟试验。SFC拖动试验已完成，PRD拉开并上锁，模拟PRD合闸信号。同期装置两侧核相试验正确完成，同期装置已校验合格，同期参数已按照调度的要求设置，核查正确。根据GCB分合试验的结果，初步设定了合闸时滞参数。

b.同期并网试验。水泵工况准同期模拟试验完成，同期模拟试验相关措施已恢复。

3）同期模拟试验。

a.相位检查。机组拖动到同期投入后，检查励磁是否从手动切换到自动控制方式，核查同期装置两侧电压的相位及相序是否一致。

b.手动准同期功能检查。机组启动到空载，手动调节SFC转速及机端电压，进行手动合闸操作，检查同期装置手动准同期功能，并测录波形图。

c.自动准同期功能检查。机组启动到空载，启动同期装置，检查同期装置自动调整电压和SFC转速及同期合闸功能，并测录波形图。

d.GCB合闸参数测定。测录同期装置两侧电压及GCB合闸令发出到GCB合上的时间，核算并确定是否对同期装置参数进行调整。

4）同期并网试验。测录GCB合闸时发电机出口电压及主变低压侧电压的幅值、频率和相角，核查是否满足同期并网的要求。记录并网时的机组参数，如发电机电流、励磁电流、励磁电压、吸入功率的变化范围等参数，记录机组从开始启动到同期结束的总时间。

5）危险点分析及安全措施。PRD拉开并上锁，防止PRD误合，并检查LCU、调速器、励磁、机组保护是否需要模拟PRD信号。同期命令发出后检查是否联动SFC停机功能，否则立即手动切除SFC，并进行检查。试验时励磁应设置励磁电流上限，防止试验中励磁电流过大。模拟同期成功时检查机组发变组保护工况及保护功能投退情况，模拟同期合闸后立即手动按机组电气跳闸停机，模拟试验完成后，解除所有的闭锁信号，解锁PRD。

（13）水泵调相保护停机试验。

1）试验目的。检查机组在SCP工况下机械保护动作或电气保护动作时，机组的紧急停机流程是否正确，SFC、GCB、励磁系统及机组辅助设备是否正确动作，同时在停机过程中完成机组的电气制动试验。

2）试验条件。水泵方向同期并网试验已完成，监控系统的停机流程已完成，除机械制动外的所有机组辅助设备都置于远方/自动控制。

3）试验内容和要求。

a.机组电气跳闸试验。启动电气跳闸，检查机组控制是否自动转入电气故障紧急停机流程，检查调相充水排气流程以及辅助设备启停的正确性。

b.机组机械跳闸试验。启动机械跳闸，检查机组控制是否自动转入电气故障紧急停机流程，检查机组充水排气流程以及辅助设备启停的正确性，若励磁负载试验未完成，考虑闭锁机组电制动的投入。

记录机组在保护跳闸过程中各机械、电气参数（振动、摆度、温度、尾水压力、蜗壳压力、导叶关闭曲线、转速变化曲线、机组电压、励磁电流、励磁电压等）。

4）危险点分析及安全措施。机组保护试验可结合并网试验，并采用手动停机按钮和模拟故障两种方式分别进行，在机械跳闸流程故障中断时，立即启动电气跳闸。停机过程中为防止高速加闸，将机械制动置于手动控制（在所有工况转换试验完成之前机械制动均置于手动控制），并现地检查机械制动是否收到命令，命令是否正确。首次投入电制动时对机组发变组保护进行检查，确认保护模式正常。电制动投入时严格记录励磁电流值，并检查机组保护模式是否正确。

（14）水泵调相自动开停机试验。

1）试验目的。检查监控系统顺控流程正确性以及各辅助设备之间的配合，根据需要调整自动流程控制相关步骤及等待时间，满足合同有关工况转换时间要求。

2）试验条件。SCP保护停机试验已完成，监控停机转SCP流程已完成，除机械刹车外的所有机组辅助设备都置于远方/自动控制。

3）试验内容和要求。

a.停止—水泵调相试验。检查机组启动条件，选择水泵调相为目标工况，直接从现地操作员站上启动机组，检查流程控制先后条件设置、顺序、时间的合理性，检查自动化元件、辅助设备、各控制系统动作情况，记录从命令发出到机组到达水泵调相稳态的时间。

b.水泵调相—停机试验。选择停机为目标工况，直接从现地操作员站上操作，检查高压油顶起装置、电制动、机械刹车是否正常投退，记录从命令发出到停机稳态的时间。

4）危险点分析及安全措施。为防止辅助设备不能正常启停，所有辅助设备设专人负责看护。确保发变组保护运行正常，工况模式正确。对发电自启停流程超时机组无法自动停机的，手动按紧急停机按钮，并检查流程控制设计。

（15）水泵调相工况轴承热稳定试验。

1）试验目的。水泵调相工况轴承瓦温稳定运行是机组首次带稳定无功负荷，目的是考核机组各部温度、压力、冷却水流量及旋转系统振动、摆度等运行参数是否符合设计的要求，主要关注的重点是导轴承、主轴密封、上/下止漏冷却水流量及温度，水环排水管路的振动状态及调相压水系统补气的时间间隔。同时调节机组无功功率，进行发电机和主变差动CT二次回路极性检查。

2）试验条件。SFC拖动试验已完成，SFC启动同期并网试验已完成。

3）试验内容和要求。用SFC启动机组，机组在导叶关闭和转轮在空气中的状态下并入电网运行。检查主轴密封情况、尾水管充气压水系统、迷宫环冷却水和水环排水系统工作情况；检查和监视辅机系统设备运行情况及油、水、气系统运行情况，记录相关数据；检查各电气设备运行情况，测量差动保护的差电流，复核差动保护极性；测量机组输入功率、定子和转子电流、机组各部位温度以及机组振动和摆度值。

通过增加输出无功功率的方法，验证差动保护极性，包括线路差动、母线差动、主变压器差动、发电/电动机差动等；通过增加输出无功功率的方法，完成带有电压和电流的保护装置，如阻抗继电器、功率继电器等的校验；通过增减无功功率的方法，完成励磁调节器在电动机工况下的调节试验，包括无功调节、恒功率因素调节、各种限制器的调试等。

空载连续运行至各部轴承温度稳定为止，测定各部位温度和推力及导轴承瓦温不超过设计规定值，运行中如发现瓦温急剧上升现象，立即停机。瓦温稳定后，进行自动停机试验，检查停机程序的正确性。

4）危险点分析及安全措施。试验期间应密切监视机组的轴瓦温度与冷却水流量，防止烧瓦事故。

（16）溅水功率试验。

1）试验目的。为了机组抽水调相转抽水时的溅水功率设定值是否合适，以及在机组到达溅水功率时机组转轮与导叶、转轮与蜗壳的压力是否符合设计要求，确定水泵调相转水泵工况顺控流程进水阀、导叶的开启条件（吸入功率或转轮压力）。

2）试验条件。主机厂家确认监控系统水泵调相转水泵的流程基本正确，采取措施确保试验期间导叶和进水阀在关闭状态，机组控制在STEPBYSTEP方式。

3）试验内容和要求。

a.最大吸入功率试验。进水阀和导叶关闭，启动水泵调相转水泵工况流程，测录排气时间与造压功率关系、造压功率与导叶前后压差、转轮压力变化的趋势和机组转换过程中的振动参数。

b.充水排气流程的调整。根据转轮压力，确定流程中排气阀关闭的条件。

4）危险点分析及安全措施。该试验过程中可能会有较大的顶盖振动和水环排水管的振动，应密切注意机组的振动、噪声、水导摆度和电动机输入功率等运行参数，发现异常情况调试人员应按下电气紧急停机按钮结束试验。在转换的过程中应监视机组发变组是否切换到水泵工况，否则调试人员应按下电气紧急停机按钮结束试验。

（17）首次水泵抽水试验（包括导叶开度优化）。

1）试验目的。通过试验，检查转换程序是否正确，验证机组在低扬程下能否在设定导叶初始开度下成功抽水，根据厂家提供的数据，检查和调整进水阀和导叶开启点、导叶开启速率，并相应调整机组抽水顺控流程步骤参数。

2）试验条件。溅水功率试验已完成，并根据试验数据对流程参数进行了设置。上/下水库水头满足大于最低抽水的扬程485m要求。

3）试验内容和要求。

a.进水阀和导叶调整试验。确认进水阀及导叶开启时间点是否可行、进水阀开启时间，根据调速器测录曲线调整和优化导叶开启速率。

b.流程验证。验证水泵调相转水泵的顺控流程是否正确，确定止漏冷却水关闭时间。

c.水泵工况动平衡检查（若需要重新进行动平衡配重）。

4）危险点分析及安全措施。在转换过程中，应密切注意机组的振动、噪声、水导摆度和电动机输入功率等运行参数，发现异常情况按下电气紧急停机按钮结束试验。在转换工程中注意机组保护各功能的投入是否正确，发现异常酌情进行处理。

（18）水泵机械保护试验。

1）试验目的。通过试验检查机组机械紧急停机流程是否正确，机组调速器、励磁、GCB及辅助设备是否正确动作，并检查导叶关闭过程及吸入功率变化，检查和确定水泵工况停机、发电机断路器分闸的吸入功率。

2）试验条件。首次泵水试验已完成，除机械刹车外所有的机组辅助设备已投入远方/自动控制。发电机断路器拉开的吸入功率值根据模型试验数据已初步设置完成，电制动试验已经完成。

3）试验内容和要求。

a.模拟水泵机械跳闸。记录跳闸过程中的机组参数，记录GCB拉开时的导叶开度及吸入功率，必要的话调整流程有关断开GCB吸入功率数值。

b.水泵停机试验。记录跳闸过程中的机组参数，验证调整的参数是否合适。

c.电气制动试验。结合机械跳闸试验，检查电气制动投入及退出是否正确。

4）危险点分析及安全措施。操作人员密切注意机组振动情况以及导叶关闭与吸入功率的变化过程，必要时手动电气跳闸。首次试验时，综合考虑水头的因素，适当提高吸入功率数据，并可根据测录数据结合机组模型试验数据逐步调整。首次投入电制动时对机组发变组保护进行检查，确认保护模式是否正常。

（19）水泵抽水断电试验。

1）试验目的。通过试验，检查机组在水泵工况下发生电气故障或500kV失电的情况下，机组的电气紧急停机流程是否正确，调速器、励磁及机组辅助设备是否正确动作，导叶的关闭规律是否符合要求，检验机组尾水管压力是否满足调保计算的要求。

2）试验条件。机组在水泵工况，机组发变组保护已投入运行，机组保护联动试验完成。

3）试验内容和要求。模拟机组保护低功率工作，记录跳闸过程中的机组参数，如导叶关闭速率、机组振动、摆度、温度、压力脉动、尾水压力和压力钢管压力等数据，以及水力过渡过程曲线和机组转速变化曲线。重新调节导叶关闭规律（若需要），适当调节后再进行试验。

4）危险点分析及安全措施。在试验过程中，安排专门的人员在水车室外、压力钢管、尾水锥管处注意是否有异常声响，如果发现有异常声响，试验后排水检查。试验期间有人在高压油顶起装置旁，避免由于转速下降过快引发的烧瓦事故。试验时可能会出现机组反转，机械制动必须置于手动位置，防止误投制动，同时流程设计对机械制动投入判据考虑绝对转速。水泵断电试验完成后，对机组转动部分进行一次检查。

（20）水泵自动开停机试验。

1）试验目的。通过试验检查监控系统顺控流程正确性以及各辅助设备之间的配合，根据需要调整自动流程控制相关步骤及等待时间，满足合同有关工况转换时间要求。

2）试验条件。水泵抽水断电及水泵抽水机械事故停机试验已完成，除机械制动外所有机组辅助设备均投入远方/自动控制，机组控制在LOCAL/AUTO方式。

3）试验内容和要求。

a.停止-水泵抽水试验。检查机组启动条件，选择水泵抽水为目标工况，直接从现地操作员站上启动机组，检查流程控制先后条件设置、顺序、时间的合理性，检查自动化元件、辅助设备、各控制系统动作情况，记录从命令发出到机组到达水泵稳态的时间。(www.xing528.com)

b.水泵抽水-停机试验。选择停机为目标工况，直接从现地操作员站上操作，检查GCB断开时机组吸入功率，检查机组高压油顶起装置、电制动、机械刹车是否正常投退，记录从命令发出到停机稳态的时间。

4）危险点分析及安全措施。对水泵抽水自启停流程超时机组无法自动停机的，应手动按紧急停机按钮，并检查流程控制设计。为了避免各流程设计可能存在的失误，机械制动在所有的流程未完成验证前，采用手动操作方式。

（21）水泵工况连续抽水及轴承热稳定试验。

1）试验目的。通过试验，考核机组在连续运行中各部温度、压力、冷却水流量及旋转系统振动、摆度等运行参数是否符合合同的要求，考核机组各部轴承温度变化是否能趋于稳定。

2）试验条件。水泵工况自启停试验已完成，机组动平衡调整已完成，机组水泵工况运行稳定性满足合同要求，水库水位可满足水泵工况连续运行的要求。

3）试验内容和要求。

a.相关数据的记录。最大吸入功率、轴瓦温度、油温、水温、发电机定子铁芯和线圈温度、旋转系统冷态转热态振动趋势记录。

b.冷却水系统检查调整试验。根据测定的温度和厂家的要求，必要时对相应的冷却水流量进行调整。

4）危险点分析及安全措施。试验期间密切监视机组的轴瓦温度与冷却水流量，防止烧瓦事故，密切关注上/下水库水位的变化。

（22）机组过速试验。

1）试验目的。校核调速器电气过速保护及机械过速保护装置的动作情况，检查导叶关闭规律是否满足机组安全运行要求，试验完成后，全面检查机组转动部分在过速试验过程中有无松动。

2）试验条件。调速器空载试验已完成，电气过速参数按试验要求在调速器中进行设置，核对正确，机械过速装置已通过合格厂家校验，调速器在手动控制方式。

3）试验内容和要求。

a.电气过速试验。手动缓慢控制机组转速上升到设定的电气过速点，检查过速保护的动作情况，测录机组电气过速动作到机组停机调速器控制的稳定性，记录电气过速值。

b.机械过速试验。手动缓慢控制机组转速上升直至机械过速动作，检查机械过速保护的动作情况，检查机械过速动作值是否与标定基本吻合，测录机组电气过速到机组停机调速器控制的稳定性。

4）危险点分析及安全措施。过速试验过程中发现机组有异常声响或机组转速超过设定保护仍未动作立即手动停机，电气过速试验前，严格根据水头设置导叶开限。原则上试验按照先电气过速、后机械过速的试验顺序。机械过速在电气过速试验成功完成后进行，并按略高于机械过速标定值临时修改电气过速保护，当超过转速标定值尚未动作的立即手动停机，事后分析处理。机械过速试验完成后及时将电气过速恢复到原来设置参数。每次过速试验完成后，必须对机组机械和电气部分进行隔离，对机组转动部分进行全面检查。

（23）励磁空载试验及电制动试验。

1）试验目的。通过试验，检查和确认励磁调节器的调节性能和功能，调整设置励磁调节器的PID参数。在发电机停机过程中进行发电机电制动试验，投入电气制动开关，测量制动电流和制动时间，最终确定机组自动停机流程的相关参数。

2）试验条件。发电机短路特性及空载特性试验已完成，发变组保护已投入，励磁系统已带转子通过小电流试验，励磁各调节器的PID参数已初步设定，机组电制动保护方式检查正确。

3）试验内容和要求。

a.手动方式下阶跃试验。启动机组，手动调节励磁到额定电压，记录并检查调节是否平稳、连续。

b.调节器A/B切换试验。手动及模拟故障进行调节器A/B的切换试验，检查切换过程是否有扰动，调节器A/B的设定值是否相互跟踪。

c.调节控制器手/自动切换试验。手动进行调节控制器的手/自动切换，检查切换过程是否有扰动，尚未选择调节控制器设定是否跟踪选择的调节控制器。

d.励磁调节器频率特性试验。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。

e.空载灭磁试验。电压升至100%额定值，录取跳灭磁开关和逆变灭磁两种方式下发电机电压、转子电流和电压的变化过程，在录波图上读取灭磁时间常数。

f.电制动试验。机组停机、转速下降到50%左右，检查励磁是否收到电制动投入信号，检查电制动开关是否正常投入及机组电制动保护功能投退情况，记录正常电制动投入后机组停机时间。

4）危险点分析及安全措施。在试验时应在励磁电压及电流调节回路中设置输出上限，防止调节时发电机出口电压过高导致保护动作。阶跃试验的幅值从小到大逐步（±2%、±5%）进行，防止在PID参数没有整定好的情况下，大幅度阶跃扰动引起系统振荡。首次投入电制动前，对机组发变组保护进行检查，确认相应的保护是否可正常投入。电制动试验可根据需要先降低制动电流的设定值，在确认电制动回路正常的情况下，再进行正常电制动试验。

（24）发电方向同期模拟及并网试验。

1）试验目的。为了检查机组同期装置两侧的电压相位和相序是否正确，检查同期装置的调节性能，测定合闸命令发出到GCB合闸的时滞，修正同期装置中的合闸参数，检查机组的实际同期并网功能。

2）试验条件。

a.同期模拟试验条件。机组发电方向的动平衡试验基本完成，励磁空载试验已完成，在远方控制模式下，变压器升压升流试验正确完成，同期装置两侧PT核相正确。机组PRD拉开并上锁，模拟PRD合闸信号，同期装置已校验合格，同期相差、压差及频差参数已按照调度的要求设置、核查正确，根据GCB分合试验的结果，初步设定了合闸时滞参数。

b.同期并网试验条件。发电工况准同期模拟试验完成，同期模拟试验相关措施已恢复。

3）同期模拟试验内容和要求。

a.相位检查。机组启动投入励磁，核查同期装置两侧电压的相位及相序是否一致。

b.手动准同期功能检查。机组启动到空载，手动调节机组转速及机端电压，进行手动合闸操作，检查同期装置手动准同期功能，并测录波形图。

c.自动准同期功能检查。机组启动到空载，启动同期装置，检查同期装置自动调整电压和转速及同期合闸功能，并测录波形图。

d.GCB合闸参数测定。测录同期装置两侧电压及GCB合闸令发出到GCB合上的时间，核算并确定是否对同期装置参数进行调整。

4）同期并网试验内容和要求。

a.机组同期并网试验。测录GCB合闸时发电机出口电压及主变压器低压侧电压的幅值、频率和相角，核查是否满足同期并网的要求。

b.记录并网后机组电气参数，如发电机电流、励磁电流、励磁电压、导叶开度、异步导叶动作情况和机组转速等参数。

c.功率设定和调节试验。并网以后，在调速器上进行小幅度的功率增减试验，检查调速器功率调节功能。

5）危险点分析及安全措施。

a.同期模拟试验危险点分析及安全措施。PRD拉开并上锁，防止PRD误合，并检查LCU、调速器、励磁、机组保护是否需要模拟PRD信号。模拟同期合闸后立即手动按电气跳闸停机。试验闭锁在GCB合上后，调速器从开度模式自动切换到功率模式，自动设置最小功率，避免模拟同期后未及时停机引发的超速。试验时励磁设置励磁电流上限，防止试验中励磁电流过大。试验完成后，解除所有的闭锁信号，解锁PRD。

b.同期并网试验危险点分析及安全措施。并网试验时检查调速器是否在并网后自动转入功率模式，带最小功率，检查在调速器调节过程，逆功率保护是否动作，发现问题立即停机。调速器在首次并网时应设置最小负荷，修改导叶电气限制，以避免首次并网机组导叶开度太快导致发生机组抬机等。首次并网检查机组发变组保护模式选择及保护模块的投入情况。

（25）发电工况机械保护和电气保护停机试验（结合并网试验进行）。

1）试验目的。通过试验，检查机组水轮机工况下机械保护动作停机流程和电气保护动作停机流程的准确性，实际检查机械保护和电气保护时导叶关闭规律是否正确。

2）试验条件。机组机械保护和发变组保护联动试验完成，机组首次发电并网已完成，励磁空载试验已完成。

3）试验内容和要求。

a.机组机械跳闸试验。启动机械跳闸，检查机械停机流程是否正常，测录导叶关闭的时间，验证实际关闭规律是否正确。

b.机组电气跳闸试验。启动电气跳闸，检查电气停机流程是否正常，测录导叶关闭的时间，验证实际关闭规律是否正确。

c.记录机组在保护跳闸过程中各机械、电气参数（振动、摆度、温度、尾水压力、蜗壳压力、导叶关闭曲线、转速变化曲线、机组电压、励磁电流、励磁电压等）。

4）危险点分析及安全措施。在试验期间机组的机械保护正常投入，时刻注意振动摆度及各轴瓦的温度，发现异常立刻终止试验。试验时注意定子线圈温度、定子铁芯温度、空冷器冷热风温度，发现异常立刻启动电气跳闸。由于励磁负载试验尚未完成，试验时励磁设置励磁电流上限，防止试验中励磁电流过大。由于机组尚未进行甩负荷试验，因此在进行跳闸试验前，对调速器的负荷设定进行限制，试验尽可能在小负荷下进行。在机械跳闸流程故障中断时，立即启动电气跳闸。

（26）发电工况下的负荷试验及轴承热稳定试验。

1）试验目的。通过试验，检查各种负荷情况下机组运行情况，测量并验证机组在各种负荷下的机械和电气参数是否满足合同要求。

2）试验条件。水轮机工况保护停机试验完成。带负荷与甩负荷试验可交替进行，带负荷和甩负荷试验从小到大逐级进行，同一等级甩负荷试验未成功完成前，原则上机组不带更高的负荷。

3）试验内容和要求。

a.机组负荷试验。按照25%、50%、75%、100%进行负荷试验，测录各负荷段机组振动、摆度、各部瓦温、轴承温升、油温、油位、冷却水压力、流量、上/下水库水位、尾水管压力值、进水流道水压、定子电压电流、转子电压电流、有功功率、无功功率、机组轴电压等参数。

b.机组带负荷稳定性试验。机组带负荷连续运行，检查各部轴承温度上升是否趋于平稳、收敛，若存在问题应考虑再次进行动平衡试验。

4）危险点分析及安全措施。负荷增减试验根据机组安全运行范围逐步进行，在增减过程中严格监测各种机械和电气参数的变化。调速器根据试验所带的负荷逐步调整和设置负荷设定限制。严格观察机组振动和摆度的变化，若所带的负荷处于机组运行不稳定区域，立即增加或减少负荷设定，避开振动区域。

（27）调速系统负载试验（可结合负荷试验进行）。

1）试验目的。通过试验，检查和验证调速器负载下调整和切换功能。

2）试验条件。机组首次发电并网已完成，试验前向电网调度中心申请，取得电网调度中心许可后方可进行试验，调速器远方负荷指令通道检查正常，调速器负荷阶跃试验可在50%及100%负荷时分别进行。

3）试验内容和要求。

a.调速器A、B通道切换。手动及模拟故障进行调速器A/B的切换试验，检查切换过程是否有扰动，调速器A/B的设定值是否相互跟踪。

b.调速器各控制单元切换试验。机组在负荷情况下进行调速器频率、功率、开度控制单元的切换，检查切换过程是否有扰动，其他控制器单元是否跟踪选择的控制单元。

c.故障模拟试验。对调速器重要的信号故障进行模拟，按照调速器设计原则，检查故障下调速器的安全策略是否满足运行要求。

d.负荷阶跃试验。结合机组负荷试验进行，机组突变负荷最大不超过额定负荷的25%，以确定调速器并网功率PID参数和开度PID参数。

e.接力器不动时间试验。结合机组甩25%负荷试验进行，测录接力器不动时间是否负荷设计要求。

f.事故低油压试验。在满负荷情况下，手动将调速器压油罐压力降低直到事故低油压动作、机组机械跳闸，验证机组停机过程中调速器在低油压下的导叶关闭性能。

4）危险点分析及安全措施。在试验过程中根据要求的负荷修改调速器电气开限，防止意外导致导叶开度过大。阶跃试验的幅值从小到大逐步进行，防止在PID参数没有整定好的情况下，大幅度阶跃扰动引起系统震荡。为防止功率反馈故障，试验时调速器先选择开度模式，在开度模式下确认一切信号正常后再切至功率模式。负荷调整时先在调速器上进行试验，然后再在监控系统下进行。在事故低油压试验时，手动降低调速器油压避免油位降低引起的保护误动，同时在试验时要注意油位不要过低，防止空气进入调速器油管路。

（28）励磁系统负载试验（可结合机组负荷试验进行）。

1）试验目的。为了校验机组励磁系统负荷下的调节和切换功能的控制特性，检验励磁系统仿真模型和参数，通过现场试验，测试发电机组阻尼特性，整定发电机组励磁系统电力系统稳定器（PSS）参数，并检验PSS投入对机组低频振荡的阻尼性能，使PSS具备正常投运条件。

2）试验条件。发电工况机械保护和电气保护试验已完成，机组负载试验基本完成，PSS试验前与电网调度中心沟通，取得许可后方可进行试验，PSS建模计算已经完成。试验前，励磁切换到现地控制方式。

3）试验内容和要求。试验分别在最低允许负荷及100%负荷下进行。

a.AVR模式阶跃试验。AVR在“自动”模式，待机组稳定后，在AVR电压加阶跃信号，测录Pe、Q、Vt、Vf、If等信号的变化情况。

b.励磁电流限制器试验。测最大励磁电流下均流系数，过励情况下，AVR模式定子电流限制器检查；低励情况下的P-Q限制试验，定子电流限制器试验，失磁整定等。

c.cosφ=1情况下励磁试验。无功调节检查；A/B通道切换试验；监控远方控制试验；负荷下励磁PSS试验。

4）危险点分析及安全措施。在试验时在励磁系统内设置PID输出上限，防止试验导致保护动作。阶跃试验的幅值从小到大逐步进行，防止在PID参数没有整定好的情况下，大幅度阶跃扰动引起系统震荡。在PSS试验中，当有功功率存在非预期波动大于5%并持续10s以上呈现不收敛状态时，采取措施稳定负荷。

（29）发电工况甩负荷试验。

1）试验目的。通过试验，通过甩负荷试验检查机组转速上升和压力上升是否满足设计要求，验证调速器的调节品质是否满足合同要求，校核导叶关闭规律的正确性，验证机组过速保护动作是否正常。

2）试验条件。机组电气过速和机械过速试验完成，保护投入正常。机组并网后动平衡检查符合正常运行要求，甩负荷试验计划已获得电网调度中心许可。

3）试验内容。机组自动开机，分别在25%、50%、75%、100%额定负荷下，进行甩负荷试验。按规程要求记录甩前、甩中、甩后的机组转速，导叶开度，导叶关闭时间，接力器往返次数，调速器调节时间，蜗壳实际压力，机组的摆度，振动值，瓦温变化情况等数据；并录制相关的过程曲线、甩额定负荷下灭磁特性以及甩25%额定负荷下接力器不动时间等。

检查甩负荷时励磁调节器的稳定性和超调量以及调速器动态调节性能等。校核甩负荷时接力器紧急关闭时间。

甩负荷试验可与发电机负载试验穿插进行。若受电站运行水头或电力系统条件限制，机组不能按上述要求带甩额定负荷时，可根据当时条件对甩负荷试验次数与数值进行适当调整。最后一次甩负荷试验在所允许的最大负荷下进行。

在甩100%负荷（或最大负荷）时，校核机械过速装置是否正确动作。

4）危险点分析及安全措施。试验前完成机组甩负荷事故预案，在征得电网调度中心许可后进行试验。甩负荷试验逐级进行，完成后对机组机械和电气部分进行隔离，进行机组转动部分检查。甩负荷试验后对测录的数据与调保计算进行对比分析，初步预测下一次甩负荷转速和压力变化的最大值，在初步评估机组及水工建筑安全裕度的基础上进行下一次试验。若调速器发生故障，则立刻手动启动紧急事故停机按钮（电气跳闸）。安排人员负责高压油顶起装置的投入。

（30）发电工况自动开停机试验。

1）试验目的。通过试验，检查监控系统顺控流程以及各辅助设备之间配合的正确性，根据需要调整自动流程控制相关步骤及等待时间，满足合同有关工况转换时间要求。

2）试验条件。停止到发电工况分步操作成功，发电工况保护停机试验完成。除了机械刹车手动操作外，流程控制的机组辅助设备在“远方/自动”方式。机组控制在现地/自动方式（LOCAL/AUTO），机组在“停止”稳态。

3）试验内容和要求。

a.停止-发电试验。检查机组启动条件，选择发电为目标工况，直接从现地操作员站上启动机组，检查流程控制先后条件设置、顺序、时间的合理性，检查自动化元件、辅助设备、各控制系统动作情况，记录从命令发出到机组到达发电稳态的时间。

b.发电-停机试验。选择停机为目标工况，直接从现地操作员站上操作，检查高压油顶起装置、电制动等是否正常投退，记录从命令发出到达停机稳态的时间。

4）危险点分析及安全措施。为防止辅助设备不能正常启停，重要辅助设备设专人负责看护。对发电自启停流程超时机组无法自动停机的，手动按紧急停机按钮，并检查流程控制设计。

（31）发电至发电调相工况转换试验。

1）试验目的。通过试验，检查转换程序是否正确，验证从发电到发电调相转换过程中，调相压水功能是否正常及进水阀和导叶关闭过程中机组机械、电气参数的变化。

2）试验条件。发电自启停试验和带负荷试验完成，机组控制在STEPBYSTEP模式，调相压水分系统调试已完成。

3）试验内容和要求。

a.工况转换试验。检查机组保护在工况转换时保护模式切换是否正常；检查在导叶关闭及进水阀关闭时，机组振动的变化及吸入功率的变化；检查止漏环冷却水打开是否及时、压力流量是否合适；测录暂态过程中机械和电气参数的变化，检查工况转换的时间是否满足合同的要求。

b.压水试验。检查机组转换过程中压气排水是否正常，压水是否满足合同的要求。调相压水试验，若发生水环搅水，吸入功率变化较大，则根据需要调整尾水管水位的接点。

4）危险点分析及安全措施。试验中如果发现机组振动、摆度过大立即用电气停机按钮停机。试验时密切注意上/下止漏环温度、主轴密封温度及冷却水的压力，发现温度上升过快立即调整相应的冷却水压力。

（32）发电调相保护停机试验。

1）试验目的。通过试验，检查机组在发电调相工况下机械保护动作和电气保护动作时，机组的紧急停机流程是否正确，GCB、励磁系统、调相压水及机组辅助设备是否正确动作，机组的电气制动是否能够正确投退。

2）试验条件。发电GO至发电调相工况转换试验已完成。

3）试验内容和要求。

a.发电调相电气跳闸试验。启动电气跳闸，检查机组控制是否自动转入电气故障紧急停机流程，检查调相充水排气流程以及辅助设备启停的正确性。

b.发电调相机械跳闸试验。启动机械跳闸，检查机组控制是否自动转入机械故障紧急停机流程，检查调相充水排气流程以及辅助设备启停动作的正确性。

c.电气制动试验。结合机械跳闸试验，检查电气制动投入及退出是否正确。

4）危险点分析及安全措施。机组保护试验可结合并网试验并采用手动停机按钮和模拟故障两种方式分别进行。在机械跳闸流程故障中断时，立即启动电气跳闸。停机过程中为防止高速加闸，将机械制动置于手动控制，现地检查机械制动是否收到命令、命令是否正确。首次投入电制动对机组发变组保护进行检查，确认保护模式是否正常。

（33）发电调相工况自启停试验。

1）试验目的。通过试验，检查监控系统顺控流程正确性以及各辅助设备之间的配合，根据需要调整自动流程控制相关步骤及等待时间，满足合同有关工况转换时间要求。

2）试验条件。水泵调相保护停机试验已完成，监控停机转发电调相流程（STEPBY STEP）已完成，机组控制在LOCAL/AUTO方式。

3）试验内容和要求。

a.停止-发电调相试验。检查机组启动条件，选择发电调相为目标工况，直接从现地操作员站上启动机组，检查流程控制先后条件设置、顺序、时间的合理性，检查自动化元件、辅助设备、各控制系统动作情况，记录从命令发出到机组到达发电调相稳态的时间。

b.发电调相-停机试验。选择停机为目标工况，直接从现地操作员站上操作，检查GCB断开时机组吸入功率，检查机组高压油顶起装置、电制动、机械制动是否正常投退，记录从命令发出到达停机稳态的时间。

4）危险点分析及安全措施。对发电自启停流程超时机组无法自动停机的，手动按紧急停机按钮，并检查流程控制设计。

（34）发电调相工况轴承热稳定试验及无功调节试验。

1）试验目的。通过试验考核机组在连续运行中各部温度、压力、冷却水流量及旋转系统振动、摆度等运行参数是否符合合同的要求，考核机组各部轴承温度变化是否能趋于稳定，验证机组在发电调相工况下的无功调节范围是否符合合同规定的要求。

2）试验条件。发电调相自启停试验已完成，机组动平衡调整已完成，机组发电及水泵工况运行稳定性满足合同要求，调度许可进行发电调相无功调节试验。

3）试验内容和要求。

a.相关数据的记录。调相压水系统补气工作周期、最大吸入功率、轴瓦温度、油温、水温、发电机定子铁芯和线圈温度、旋转系统冷态转热态振动趋势记录。

b.冷却水系统检查调整试验。根据止漏环冷却水以及主轴密封温度和厂家的要求，对相应的冷却水流量进行调整。

c.发电调相工况下的无功调整试验。逐步调整励磁的电流，密切注意发电机机端电压、开关站母线电压、发电机定子及铁芯温度以及发电机线圈端部温度。

4）危险点分析及安全措施。试验期间监视和测录机组的上/下止漏环及主轴密封温度、轴瓦温度变化。由于水轮机旋转方向与水轮机工况导叶打开方向一致，转轮与导叶间的水环不易排出，密切注意水环排水管路的振动状态。在进行无功进相试验时，密切关注发电机端部的温度变化。在无功调整期间，密切注意厂用电电压是否在许可范围内，避免厂用电母线电压超限而引起厂用电失电事故。

（35）发电调相至发电工况转换试验。

1）试验目的。通过试验检查转换程序是否正确，验证从发电调相到发电转换过程中充水排气流程是否正常，进水阀及导叶开启过程中机组机械、电气参数的变化。

2）试验条件。发电调相自启停试验和带负荷试验完成，机组控制在STEPBYSTEP模式，机组压水流程调试完成。

3）试验内容和要求。

a.工况转换试验。检查机组保护在工况转换时模式的切换是否正常；检查对导叶关闭及进水阀开启时，机组振动的变化及功率的变化；检查止漏环冷却水关闭条件是否合适；测录暂态过程中机械和电气参数的变化，检查工况转换的时间是否满足合同的要求。

b.充水排气试验。检查机组转换过程中充水排气是否正常，是否满足合同的要求。

4）危险点分析及安全措施。对转换流程超时、机组无法自动停机的，手动按紧急停机按钮，并检查流程控制设计。试验中如果发现机组振动、摆度过大立即手动停机。

（36）水泵转水泵调相工况转换试验。

1）试验目的。通过试验检查转换程序是否正确，验证机组在暂态过程中及进水阀和导叶关闭过程中机组振动、摆度及各轴瓦温度的变化情况，以及过渡过程中水力参数的变化，确定机组调相排气的时间，检查在水泵方向旋转时压气排水所需时间，并相应调整机组抽水顺控流程步骤参数。

2）试验条件。水泵工况自启停试验和水泵调相工况自启停试验已完成，机组控制在STEPBYSTEP模式，机组压水系统调试完成。

3）试验内容和要求。

a.工况转换试验。检查机组保护在工况转换时模式的切换是否正常；检查导叶关闭及进水阀关闭时，机组振动的变化及吸入功率的变化；检查止漏环冷却水打开是否及时、流量是否合适；测录暂态过程中机械和电气参数的变化，检查工况转换的时间是否满足合同的要求。

b.压水试验。检查机组转换过程中排水压气是否正常，压水是否满足合同的要求。观察调相压水过程以及吸入功率的变化，若发生水环搅水，则根据需要调整尾水管水位的接点。

4）危险点分析及安全措施。对转换流程超时机组无法自动停机的，手动按紧急停机按钮，并检查流程控制设计。试验中如果发现机组振动、摆度过大立即启用机械跳闸。

（37）涉网试验。

涉网试验包括调速器一次调频试验、机组PSS试验、机组进相试验、AGC/AVC试验。

1）机组电力系统稳定器（PSS）现场整定试验方案。随着电力系统规模的不断扩大和快速励磁系统的采用，电力系统低频振荡的问题越来越突出，特别是全国电网联网以后，阻尼情况较联网前有明显的恶化，在这种情况下，将系统中有关发电机的电力系统稳定器（PSS）投入可以明显改善系统的阻尼情况。呼和浩特抽水蓄能电站1～4号机组为自并励系统，励磁调节器采用ABB的Unitrol6000型微机调节器，机组电力系统稳定器（PSS）应具备投入条件。

a.试验条件。试验机组和励磁系统处于完好状态，调节器除PSS外，所有附加限制和保护功能投入运行。与试验机组有关的继电保护投入运行，励磁调节器设备符合试验要求。试验时，发电机保持有功功率为额定（或0.8PN以上），无功功率在30mvar左右，试验机组AGC、AVC退出运行。试验时，励磁调节器单通道运行，另一套备用。

b.试验接线。将发电机三相电压（PT二次）信号、AC两相电流（CT二次）信号、发电机转子电压（励磁绕组一次母线）、转子电流（分流器）接入WFLC录波仪，试验时记录发电机的电压、有功功率、发电机励磁电压等信号。将动态信号分析仪的白噪声信号接入励磁调节器的TEST输入端子。

c.试验方法及步骤。励磁系统无补偿特性测量：在PSS输出信号叠加点输入白噪声信号（PSS退出运行），用动态信号分析仪测量发电机电压对于PSS输出信号叠加点的相频特性即励磁系统无补偿特性。此过程发电机励磁电压波动较大（大约40～50V），其他量无明显波动，机端电压波动小于1%。

d.PSS超前滞后整定。根据励磁系统无补偿特性和PSS的传递函数计算PSS相位补偿特性整定PSS参数。

e.有补偿特性试验。在PSS投入运行的情况下，在PSS的信号输入端输入白噪声信号，用动态信号分析仪测量发电机电压对于PSS信号输入端的相频特性。校验PSS补偿特性的正确性。此过程发电机励磁电压波动较大（大约40～50V），其他量无明显波动，机端电压波动小于1%。

f.PSS临界增益测量。逐步增加PSS的增益，观察发电机转子电压和无功功率的波动情况，确定PSS的临界增益。

g.PSS增益整定。PSS的实际增益取临界增益的20%～30%。

h.发电机电压给定阶跃试验。在PSS投入和退出两种工况下进行发电机电压给定阶跃试验并录波，阶跃量根据发电机有功的波动情况进行调整，但一般不超过额定电压的4%。比较PSS投入和退出两种工况下有功功率的波动情况，需要的话可对PSS的参数进行调整。阶跃过程中发电机无功功率大约波动50MW左右，每次波动时间小于10s，重复多次。

发电机电压给定阶跃试验合格后，将最终的PSS参数写入另一套调节器。然后切换到另一套调节器运行，重复进行发电机电压给定阶跃试验。

i.PSS反调试验。在PSS投入的情况下，按照运行时可能出现的最快调节速度进行原动机功率调节（增加和减少各2万），观察发电机无功功率的波动即反调情况。

j.发电/抽水模式PSS试验。在发电/抽水模式下，在PSS投入和退出两种工况下进行发电机电压给定阶跃试验并录波，阶跃量根据发电机有功的波动情况进行调整，但一般不超过额定电压的4%，在PSS投入和退出两种工况下与发电模式的阶跃试验比较有功功率的波动情况，需要的话可对PSS的参数进行调整。

2）发电机组进相运行试验方案。试验的目的就在于确定试验机组的进相深度，检查试验机组的调压效果并为试验机组投运后进相运行提供试验依据。

a.试验条件。试验机组的所有元件能正常工作且能稳定运行。试验时厂用系统由高压厂用变压器供电，同时要求备用电源处于紧急备用状态，以防机组解列时造成厂用失电。试验前，联系电网调度中心，协调好各厂无功负荷，让调度了解试验内容，清楚机组可能解列。发电机励磁调节器系统良好，并能正常投入运行。试验过程中退出或修改失磁保护、励磁调节器低励限制环节。

b.进相运行试验的限制条件。功角小于70°，500kV母线电压大于500kV，机端电压大于16.2kV，厂用10kV电压大于9.45kV，厂用400V母线电压大于360V；发电机本体温度（定子铁芯、线圈温度等）以每15min温度变化小于1℃为准且不允许超过正常温度限值。前述条件有一项达到限制值，即停止试验。

c.试验方法和内容。根据电网实际情况和有关发电机的试验数据，再依据制造厂提供的P-Q图，通过调节发电机组的有功及无功功率，试验按以下几个工况（每个工况持续15min左右）进行，见表13.1.3。

表13.1.3　发电机组进相运行试验工况

注　参数包括发电机的定子电压、定子电流、励磁电压、励磁电流、发电机功角、500kV母线电压、厂用10kV电压、厂用380V电压及发电机本体温度。

3）机组励磁系统参数测试方案。电站机组励磁系统是东电生产的UNITROL6000型自并励静止可控硅整流励磁系统，采用双微机数字式励磁调节器。该系统为自并励励磁系统，由发电机机端通过励磁变压器取得励磁电源，送至可控硅整流器。励磁系统由1台干式三相变压器作励磁变压器，2套自动电压调节器（AVR），功率柜，1套灭磁、起励装置及过电压保护柜组成。

通过对发电机励磁系统、调速系统模型和参数进行实测，为系统稳定分析及电网日常生产调度提供准确的计算数据，是保证电网安全运行和提高劳动生产率的有效措施。

a.发电机空载特性试验。发电机维持额定转速，发电机空载，将发电机定子电压、励磁电压、励磁电流接入WFLC电量记录分析仪。逐渐改变磁电流，测量发电机定子电压为20%～120%额定电压（当发电机与主变压器相连时发电机电压不能超过105%额定电压）上升和下降特性曲线。测量交流发电机空载情况下，励磁电流和机端电压的关系。

b.发电机空载时间常数试验。方法一是发电机维持额定转速，励磁系统采用（10kV）临时他励电源，在发电机空载条件下，将发电机电压升至70%，然后断开（10kV）临时他励电源开关，用WFLC电量记录分析仪测录发电机电压上升的曲线，计算发电机转子时间常数；方法二是发电机维持额定转速，励磁系统采用自并励方式，在发电机空载条件下，将发电机电压升至70%，然后切断可控硅整流桥控制脉冲电源，用WFLC电量记录分析仪测录发电机电压上升的曲线，计算发电机转子时间常数。

c.静态放大倍数测量。发电机维持额定转速，发电机空载，使用自并励方式。将发电机定子电压、励磁电压、励磁电流接入WFLC电量记录分析仪。退出调节器积分环节，降低比例放大倍数，逐渐改变给定电压，同时测量发电机定子电压、励磁电压和给定电压。

d.发电机空载阶跃响应试验。测量励磁系统整体特性。发电机维持额定转速，使用自动励磁方式。试验方法为用自动励磁调节器调整发电机电压为95%额定电压，进行5%阶跃（上、下）试验，用WFLC电量记录分析仪测录发电机电压、转子电压和转子电流。

e.最大/最小α角校核试验。发电机维持额定转速，使用自动励磁方式。用自动励磁调节器调整发电机电压为50%额定电压，进行20%阶跃（上/下阶跃）试验，用WFLC电量记录分析仪测录发电机电压、转子电压和转子电流。

f.调差极性校核。发电机并网运行，自动励磁方式，保持给定电压不变，逐步改变AVR调差系数。分别在调差系数为3%、2%、1%、-1%、-2%、-3%、-4%、-5%时记录发电机无功功率、发电机电压等值。发电机无功功率、发电机电压应呈现上升趋势。

（38）机组15天考核试运行。

1）机组15天考核试运行的说明。目的是通过15天考核试运行验证机组是否具备投入商业运行的条件。机组进入15天考核试运行前需满足如下条件。

完成启动试运行大纲中的所有试验内容；试运行机组与其他机组电气、机械系统已可靠隔离；按照规程、规定和本电站主辅机合同要求的有关试验全部结束，并由试运行指挥部提供调试报告及初步结论；机组缺陷处理完成；文件资料及图纸能够满足15天试运行的要求；运行人员配备满足试运行需求；运行规程已编制完成并审核；试运行机组有关参数记录表编制完成，满足试运行使用要求；试运行中必要的通信联系工具准备到位，满足试运行使用要求；试运行中所需安全和电气等工器具准备齐全；调度通信及调度信息系统正常投运，具备使用条件；电网调度中心同意试运行计划；机组启动验收委员会批准并签署机组许可进入15天试运行的决议。

2）机组15天考核试运行的要求。15天试运行原则上安排发电、抽水、发电调相、抽水调相基本工况的运行，每天至少安排发电、抽水工况的一次循环。在水库变幅允许的条件下，发电工况至少满负荷连续运行2h以上，抽水工况至少连续运行2h以上。

试运行持续时间为无故障稳定运行15天，如果试运行由于机组及附属设备的制造或安装质量原因引起中断，及时检查和处理，合格后继续进行15天试运行。如出现下列情况之一，则中断前后的运行时间不得累加计算，机组重新开始15天试运行。

一次中断运行时间超过24h，中断累计次数超过3次，启动不成功次数超过3次。

3）机组15天可靠试运行后的消缺。机组15天可靠试运行结束后，对机组进行全面的例行检查消缺。机组15天可靠试运行后的消缺，一般分为例行检查项目、缺陷消除项目和功能完善项目。例行检查项目包括水工建筑物的宏观检查，水泵水轮机尾水管、蜗壳、转轮以及过流部件的检查，发电机本体及其衍生部位的宏观检查及清扫，电气及控制系统接线紧固等。

（39）背靠背启动试验。2号机组在进行涉网试验前与1号机组进行背靠背启动试验。2号机组在进行涉网试验前与1号机组进行背靠背启动试验，先由1号机组启动2号机组，再由2号机组启动1号机组，完成后，按现场指挥部安排，决定是否进行2号机组与3号机组之间的背靠背试验。

1）试验目的。通过试验检查背靠背启动程序是否正确，验证机组启动回路中启动设备的动作正确并与背靠背选定机组相对应。检查各继电保护正确设入和可靠闭锁，优化启动机组导叶开启规律，确定励磁电流、调节参数、转差率、低频过流保护等参数。检查同期装置假同期和并网正确性，检查并网后启动机组自动停机的正确性。

2）试验条件。背靠背启动相关2台机组均完成发电和水泵两路工况启动试验，启动设备控制回路及启动设备保护回路模拟试验完成，动作正确可靠，保护整定值符合设计要求。

3）试验内容和要求。选定启动机组和被启动机组，先由1号机组启动2号机组，再由2号机组启动1号机组，按程序检查机组各自动作正确。进行启动回路中启动设备的动作试验，各隔离开关和断路器的“分”“合”位置正确，并与背靠背选定机组相对应。进行启动断路器和同期断路器模拟联动试验，检查自启动开始至同期完成后，启动断路器和同期断路器动作程序的正确性。

检查各继电保护应已按不同运行方式正确投入和可靠闭锁，初步设定启动机组启动时的导叶开启规律，初步设定启动机组和被启动机组初始励磁电流整定值、调节参数以及机组间转差率整定值，并合理设定拖动低频过流保护动作参数值。启动过程中记录各机组转速、启动机组接力器行程、蜗壳及尾水管压力、启动功率、励磁电压电流、被启动机组励磁电压电流、从零升至额定转速所需时间等。优化励磁电流、调节参数、转差率真设定值和导叶开启规律，重复试验，使其达到最优配合，保证启动的可靠性。

启动过程中监视继电保护运行情况，在低频范围（0～5Hz）内，无因继电器频率特性和电流互感器变比误差引起的继电保护误动情况。在启动过程中模拟机械和电气保护动作，检查启动机组和被启动机组紧急停机程序的正确性。检查启动机组和被启动机组的频率调整和电压调整功能，优化调节参数。检查自动准同期装置，在机组转速达到整定值后，同期装置可靠投入，进行模拟同期试验和同期并网试验。检查被启动机组并入电网后，启动机组自动停机程序的正确性。

4）危险点分析及安全措施。对启动过程无法自动停机的，手动按紧急停机按钮，并检查流程控制设计。试验中如果发现机组振动、摆度过大或异常应立即启用紧急停机。试验时防止高压油顶起装置误退，机械刹车误投。