水轮发电机组调试及试运行方案

水轮发电机组调试及试运行1、调试及试运行的一般要求机组发电单元调试及试运行在调试及启动验收委员会领导进行的统一领导和指挥下进行。按《水轮发电机组起动试验规程》DL507和设备供货厂家安装调试技术文件的要求，认真编制调试及试运行大纲，报监理单位、调试及试运行领导机构审批。(3)按经调试及试运行领导机构批准的调试及试运行大纲，认真编制详细的起动调试及试运行实施方案及技术措施，报机组调试起动委员会批准后具体实施。(4)在调试及试运行领导机构的组织下，与其他承包商一起，认真完成起动调试前的全面检查。(5)与其他承包商密切配合，认真作好其安装设备参与调试及试运行工作。(6)调试及试运行工作在监理单位代表及制造厂安装督导代表的指导下进行，重要的试验及试运行工作，请发包人、管理单位和设计单位的代表参加。(7)积极主动地与各有关设备制造厂协调，协助完成由制造厂承担的调试工作，并在调试人员、调试仪器方面给予大力支持。(8)每次调试应在安装验收或上次调试验收合格后进行，完成的项目必须严格按有关规程、规范、制造厂技术文件及批准的调试进行。（9）调试及试运行部位道路安全畅通，指挥用临时通讯、灯光系统正常，运行范围已隔离，并有明显标志。（10）保证场区电源系统可靠、有足够的消防器材等等，安全应急措施能确保非正常情况下人员和设备的安全。2、起动调试应具备的条件（1）充水前的所有相关检查已完成；（2）水库具备蓄水条件，坝前库水位已蓄至不低于正常最小水头；（3）压力钢管具备充水条件；（4）进水口检修闸门和工作闸门处于关闭状态，蜗壳和尾水管进人门已关闭并密封，调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁锭已锁好；（5）机组技术供水系统试验完成，尾水管充水，尾水门在开启位置；（6）厂内渗漏排水和检修排水系统手自动工作正常，安装调试完成，处于正常工作状态。水位传感器动作可靠；（7）机组起动调试前，发电单元设备已完成单元工程设备调试、分项工程设备调试；且已按各设备制造厂技术条款的规定，与各设备制造厂一道对发电单元设备及其附属设备（含调速系统）进行了无水调试，对各辅助设备、计算机监控系统及自动化元件进行了连接、联动性能的试验、调整和整定。发电单元设备以及与机组启动试运行有关的电站公用系统设备安装完毕，通过了全面检查验收合格，并符合《水利水电建设工程验收规程（SL223-1999）》有关规定，确定各设备处于正常工作状态。（8）计算机监控系统正确；各保护整定值正确；微波通信从电站-网调、水情的通讯正常，所有指标符合要求，程控交换机已开通，通信正常。厂区10.5kV系统、400V系统及直流系统调试完成并投入运行。有可靠的临时调试电源。接地电阻测量满足设计要求。3、调试及试运行前的检查3.1、过水部分的检查（1）检修闸门及进水口工作门处于关闭状态。（2）进水压力钢管、蜗壳、尾水管等过水部分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。所有进人孔（门）的盖板已严密封闭。（3）固定转轮的锲子板已拆除。（4）蜗壳及尾水盘形排水阀起闭情况良好并处于关闭位置，操作情况良好。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。尾水闸门处于关闭状态。（5）各部位通讯、联络信号检验合格，准确可靠，回路畅通。3.2、水轮机部分的检查（1）水轮机转轮及所有部件均已安装完工并检验合格，施工记录完整。2）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，主轴密封加压装置检验合格。（3）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。（4）导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁锭投入。导叶最大开度和立面、端面间隙及其压紧行程已检验符合设计及规范要求。（5）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。（6）检修密封检查合格。（7）顶盖排水泵工作正常。3.3、调速系统及其设备的检查（1）调速系统及其设备已安装完工，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、阀门均已整定符合要求。（2）油压装置油泵在工作压力下运行、切换正常，无异常振动和发热。集油槽、压油罐油位浮子动作正常。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。（3）油泵以及压油罐安全阀已调整。（4）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、接头及部件均无渗油现象。（5）各管路、接力器、机械柜内油压设备排气。（6）调速器电气柜已安装完工并调试完成，比例阀工作正常。（7）接力器反馈装置已安装调试完成。（8）进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器动作的灵活可靠性和全行程内动作平稳性。并检查导叶开度、接力器行程和调速柜的导叶开度指示器等三者的一致性。（9）检查导叶开度对应接力器行程关系、协联曲线以及放大装置调整和无水PID参数调整。（10）净水头信号已从水位控制柜送来，且通信正常。（11）配压阀和分段关闭装置等均已调试合格，开关机时间满足厂家和设计要求。锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前处于锁锭状态。（12）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、事故停机各部件动作的准确性和可靠性。3.4、发电机部分的检查（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）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。（3）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。（4）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。（5）发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。（6）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。（7）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。（8）发电机的空气冷却器已经调试，阀门无渗漏水现象。（9）测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器等均已安装完工，调试、整定合格。3.5、技术供水系统的检查（1）机组技术供水系统各设备均已安装完毕并调试合格，工作正常。（2）机组技术供水管路上阀门，接头均已检验合格。（3）各系统流量和压力均初步带水按设计值整定。所有信号在监控系统反映正常。3.6、电气一次设备的检查（1）发电机出线、离相封闭母线已安装完工试验合格。中性点母线及电流互感器、接地变压器均已安装并试验验收合格。（2）发电机PT柜、发电机CT柜、发电机出口开关等从发电机引出端直至主变压器低压侧的设备已全部完工检验并试验合格，具备带电试验条件。（3）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，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。（4）机组自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。备用电源自动投入装置已检验并试验合格，工作正常。（5）各设备接地已检验，接地连接良好。（6）励磁变压器及其系统设备已安装完工检验合格，高、低压端连接线已检查，回路已作耐压试验合格，电缆已检查试验合格。（7）一次设备均按规范喷（涂、刷）漆、标明相别，各设备均按网调书面规定或电站正式运行需要挂牌编号。（8）公用直流电源系统已竣工验收。3.7、电气控制保护系统及回路检查（1）机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工检查合格。中央控制室控制台、计算机等设备均已安装完工检验合格。（2）机组现地监控及测量设备和机组各附属设备已共同进行无水状态的开/停机、紧急停机等模拟动作试验，各部份系统动作正确，信号反馈到计算机监控系统主机可靠。（3）机组发变组保护、控制和信号均经模拟联动试验，证明接线正确，动作正常，所有保护整定值已按设计要求整定好。（4）机组自动化元件均已进行了检查、整定；机组振动、机组温度、机械过速限制器、转速检测等已调整合格。（5）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：1）机组水力机械及调速器系统自动操作信号回路；2）机组现地控制单元LCU与电站主控站回路；3）发电机励磁操作回路；4）同期回路及装置；5）全厂公用设备操作信号回路；6）机组火灾报警信号及操作回路；7）通讯及其他必要的专门装置。3.8、电站公用系统设备的检查（1）厂内渗漏排水和检修排水经全面检查合格，排水廊道已清理干净。各排水泵手、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。（2）全厂透平油系统已投入运行，能满足机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。油管路已冲洗干净，可向机组供油。（3）中、低压空压机均已调试合格，储气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、安全阀及减压阀工作正常。整定值符合设计要求。（4）所有中、低压空气系统管路已分别分段通入压缩空气进行漏气检查，无漏气现象，并已供气到机组的所有用户。（5）各管路、附属设备已涂刷漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。（6）发电单元部位及主副厂房相关部位的消防管路及消防设施已安装完工，检验合格。（7）220KVGIS及220KV出线设备已安装完毕，检验并试验合格，具备带电条件；各开关、刀闸均经现地、GISLCU及中控室远方操作试验，动作正确，信号位置正确，闭锁正确，保护跳闸与开关联动试验证明回路接线正确。（8）所有220kV保护、主变保护、机组保护均在现场调试完成，已按设计提供定值整定，各保护测量及动作正确。（9）电站厂用电系统包括10.5KV系统、0.4KV公用电系统、照明用电系统等设备已完工，检验合格。10.5KV系统继电保护已按要求调试、整定值正确。各开关已分别经公用LCU及中控室远方联动操作试验工作正常，备用自动投入经模拟操作，满足运行要求。首台机启动前，临时外来电源已供电。（10）上、下游水位计已安装调试完，测量正确。（11）厂房内各设备接地已检验，接地连接良好。接地网接地电阻值已测量，满足电站设备投运设计要求。（12）厂房照明已安装，主要工作场所、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。（13）全厂通风及空气调节系统已按要求部分投入运行。14）电站计算机监控系统已安装完工调试合格，在机组充水前及GIS不带电情况下与下列各系统的联调已完成，符合要求。（15）电站通讯系统设备已安装完工调试合格，通讯畅通。4、机组充水试验起动调试前全面检查合格后，按批准的调试大纲规定的程序和内容进行机组的起动调试和系统调试工作。4.1、充水前确认（1）确认充水前的各项检查已完成。（2）坝前水库水位已蓄至最低发电水位以上。（3）确认进水口检修闸门和工作闸门处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁锭已锁好。（4）确认厂内渗漏排水和检修排水系统手自动工作正常，水位传感器测量准确、动作可靠。4.2、尾水管充水（1）将导叶打开5%开度。（2）提尾水闸门充水阀向尾水管充水，在充水过程中检查蜗壳、尾水管进人门，测压系统管路漏水情况及测压表计的读数。平压后提尾水门。（3）在充水过程中，若发现异常情况时，则立即停止充水并将尾水管排空进行处理。（4）充水平压完成后，在静水状态下，进行尾水闸门的启闭试验，提起尾水闸门并锁锭在门槽口上。4.3、进水压力钢管充水（1）打开进水口工作闸门充水阀，向压力钢管充水，监视各水压表读数，检查压力钢管充水情况。并记录充水平压时间。（2）测量顶盖上浮量。（3）检查伸缩节、进人门、导水机构、主轴密封等的漏水情况并监测流道各部位压力上升值。（4）观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。（5）进行进水口闸门启闭试验。（6）联接技术供水管路,进行技术供水系统调整.（7）机组空冷系统调整试验。按要求调整机组各部分冷却水的水压和流量，调整有关自动化元件的整定值。4.4、水轮发电机组空载试验4.4.1、机组首次启动1、启动前准备（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,通讯指挥系统工作正常,各部位运行人员已进入岗位。测量仪器、仪表已接线完成。（2）油冷却水、润滑水投入，水压或流量正常，润滑油系统、操作油系统工作正常。（3）检查确认制动闸已全部落下。（4）漏油装置处于自动位置。（5）水轮机主轴密封水投入，检修围带排除气压。（6）调速器处于准备工作状态。（7）水力机械保护及测温装置已投入。（8）机械制动气压正常。2、机组首次手动启动（1）拔出接力器锁锭。（2手动打开调速器的开度限制机构,当机组刚开始转动时将导叶关回。机组惯性停机，监视机组各转动部分有无异常声响。否则投入机械制动。（3）在机组无异常情况下继续手动开机，待机组转速达到50%nN时，停留几分钟。监听机组运行情况不应有异常声响，观察各部分运行情况，机组轴承温度不应有突变。同时测量机组轴承摆度、机架、顶盖及尾水管振动。（4）经确认无异常后，机组缓慢升速到额定转速，监视此过程机组转动部分，若有异常响声应马上停机检查。（5）如升速过程中发现机组摆度超过轴承间隙或各部振动超过时，做好摆度及振动记录，进行机组动平衡配重试验，直至在额定转速下机组的摆度和振动合格为止。（在以后的升压、带负荷试验中，可能还要继续进行动平衡配重调整。）（6）记录机组的启动开度和空载开度。在额定转速时电气转速表应位于100%位置。（7）在开机过程中对转速装置进行监视校核，所有转速接点动作准确。（8）在机组的升速过程中，应加强对各部轴承温度的监视。机组启动后，每隔5min记录一次瓦温，半小时后10分钟测量一次，并绘制轴瓦的温升曲线。观察轴承油位的变化。待各部轴承温度稳定后，标好各部油槽的运行油位线。（9）监视水轮机主轴密封的水流量及水压差，监视机组油冷却水流量值。（10）记录水力量测系统表计读数。（11）测量发电机一次残压及相序，相序应正确。（12）当瓦温稳定后手动停机。3、手动停机及停机后的检查（1）用开度限制全关导叶，转速下降到15%nN时，投机械制动直至机组全停。（2）停机过程中检查下列各项：a、机组降速过程，核对转速继电器的整定值。b、录制停机过程转速与时间关系曲线，制动时监视制动闸运行状态。c、检查各部位轴承油槽油位的变化情况。3）停机后投入接力器锁锭及主轴检修密封，关闭主轴密封润滑水。（4）停机后检查和调整：a、检查转动部分各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落，焊缝是否有开裂现象。b、检查风闸的磨擦情况及动作灵活性。c、必要时调整各部轴承油位继电器整定值。4.4.2、空载运行下调速器系统试验1、机组手动开机。检查调速器测频信号，波形正确，幅值符合要求（如果幅值不够此项试验可放在机组升压后进行）。2、进行手自动切换试验，接力器应无明显摆动。3、进行调速器扰动试验，找出空载运行的最佳参数。（1）扰动量为±8%。（2）超调次数不超过两次。（3）调节时间应符合规程或设计规定。4、调速器自动运行，记录油压装置主备用油泵启动周期及每次运行持续时间。4.4.3、机组过速试验及检查1、机组过速试验前机组空载摆度及振动值应满足规程及要求2、电气及机械过速保护装置各动作值初步整定。3、退出电气过速保护出口停机回路。4、机组手动开机，在额定转速稳定运行，至轴承温度稳定值。5、手动将机组升速至110%nN，记录机组振动和摆度，无异常情况后，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值（＜160%nN），校验电气及机械过速保护装置各动作值，并记录过速时、过速后机组空载运行时各部的摆度、振动值。停机过程按手动停机方式投机械制动。6、过速试验过程中应设专人监视推力和导轴瓦温度，连续监视各部轴承摆度和各部位振动值。记录各部轴承过速时的温升情况及发电机空气间隙的变化。7、过速试验停机后，全面检查发电机转动部分，如转子磁极、磁极引线等。并按首次启动停机后的检查项目逐项进行检查。8、转子绕组绝缘检查。9、进行磁极键打紧.4.4.4、机组自动开机和自动停机试验1、首次机组自动开停机试验在确认所有水力机械保护回路均已投入后在机旁由计算机监控系统进行；2、在自动开机过程中，检查下列各项：（1）检查自动化元件能否正确动作；（2）记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间；（3）检查调速器的工作情况；3、自动停机过程中及停机后的检查项目：（1）记录自发出停机脉冲至机组全停的时间；记录自制动闸加闸至机组全停的时间；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；4、在中控室由计算机监控系统自动开停机试验可结合后续的各项试验进行；4.4.5、发电机短路升流试验1、准备工作在发电机出口设三相短路线。外来电源已可靠向0.4KV厂用电系统供电；(3)确认升流回路范围内所有CT二次接线不开路；发电机集电环已清擦，碳刷已装上；(5)灭磁开关跳闸保护投入；励磁他励电源已形成；(7)标准测量表计已装好；(8)合上试验段的隔离开关和短路器，并退出开关跳闸回路，确保在任何情况下断路器不会跳闸。2、发电机零起升流(1)手动开机，机组空载稳定运行；手动合灭磁开关，根据现场情况用外来电源通过励磁变提供它励电源，分级缓慢升发电机电流，检查升流范围内各电流回路的准确性及对称性；检查发电机差动保护差电流；检查发电机过电流保护；检测各组CT二次电流相位及各测量表计动作的正确性。（3）录制发电机短路特性及短路灭磁特性（4）机组逐渐升流至100%In（In为发电机额定电流值），然后按10%In逐级降下电流，读取定子电流及对应的转子电流，绘制发电机短路特性曲线；（5）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；（6）升流过程中监测发电机引出线、母线及短路点附近构架，有无火花或过热现象；3、发电机短路干燥（必要是进行）。4、在发电机额定电流下跳灭磁开关，检查灭磁和消弧情况是否正常，并录制发电机灭磁过程的示波图。5、模拟水机事故停机。6、停机后拆除短路线。7、定子绕组绝缘检查：（1）绝缘电阻及极化指数R10'/R满足国标要求；（2）3UN直流耐压通过且各相泄漏电流值符合要求（必要时进行）4.4.6、发电机升压试验1、升压前准备工作（1）发电机出口断路器在分断位置。（2）投入发电机中性点接地刀闸。（3）发电机保护系统投入，保护整定值已按系统及设计要求整定，过压保护按试验最大值设定。（4）发电机振动、摆度监测装置投入。（5）投入机组所有水力机械保护及自动控制回路。（6）升压仍用外来电源提供它励电源。2、发电机零起升压（1）自动开机，机组空载下稳定运行。（2）机组出口开关在分断位置。（3）测量发电机电压互感器二次侧残压，并检查应对称。（4）合灭磁开关，用它励电源对机组进行零起分级升压，并在升压过程中检查下列各项：升压范围内各组PT二次侧电压应平衡，电压值及相序正确，并测量其开口三角输出电压值；发电机及带电范围内一次设备运行情况是否正常；机组运行中各部振动及摆度是否正常；在额定电压下测量发电机轴电压。检查低电压继电器及过电压继电器动作情况。3、录制发电机空载特性（1）录制发电机空载特性曲线（发电机定子电压与励磁电流的上升、下降关系曲线），以不超过1.3Un且不超过额定励磁电流为限，读取各点励磁电流和定子三相电压值。当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机最高电压。2）分别在50%、100%额定电压下，分别跳灭磁开关，检查消弧情况，用示波器录制空载灭磁特性曲线。3）在定子50%Un下作发电机单相接地试验，检查定子接地保护，测量接地电流，校核发电机中性点消弧线圈分接头位置，检查电容电流补偿度。4.4.7、空载下励磁装置的调试1、分别调试励磁电压调节器及自动励磁电流调节器；2、检查手、自动启励及逆变工作情况应正常；3、检查励磁电压调节器的电压调整范围，应符合设计要求；4、励磁手动控制单元调节范围测定；5、在发电机空载状态下，手、自动励磁调节器的相互切换试验（以额定励磁电压的10%为阶跃量作为干扰），检查其稳定性；6、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—频率特性曲线；7、带励磁调节器自动开停机试验，检测励磁装置的稳定性和超调量；8、控制、保护、信号及检测设施动作正确性试验。9、正常停机，投入电气制动，电气制动部分工作正常。4.4.8、机组带主变压器及220KVGIS试验1、水轮发电机组对主变压器及220KVGIS短路升流试验短路升流试验前的检查：（1）发电机电压设备及有关高压配电装置均已试验合格，具备投入运行条件；（2）主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关位置按网调要求设置；（3）相关的220KVGIS设备经试验验收合格，具备带电试验条件；（4）短路点设置在线路出线处用快速接地开关作为短路点；（5）投入水力机械保护停机；（6）投入主变压器冷却器及控制信号回路；（7）升流仍用外来电源提供它励电源。2、主变压器及220KVGIS短路升流试验（1）利用倒闸操作实现相应短路点，退出断路器跳闸回路；（2）在10%机组额定电流下，检查各电流回路的通流情况和表计指示，检查变压器差动保护和母线差动保护正确性；（3）继续升流到机组额定值的100%（不超过快速接地开关允许的容量），对所有电流回路检查；（4）变压器差动保护及母线保护不应动作；（5）将电流降为零，分断快速接地开关。4・4・9、水轮发电机组对主变压器、220KVGIS配电装置递升加压试验1、升压前的准备工作（1）投入发电机保护、主变保护、励磁变保护、220KV母线及断路器保护、线路保护等的保护及操作、信号回路；保护整定值按网调要求整定完成；GIS所有间隔气压、含水量及年漏气率符合验收要求；(4)打开220KVGIS所有接地刀闸；(5)退出各短路点；(6)主变冷却装置投入；(7)升压仍用外来电源提供他励电源。2、主变压器升压试验(1)利用倒闸操作GIS满足主变升压工况；(2)发电机手动分级递升加压，分别在25%、50%、75%、100%UN等情况下，检查一次设备的工作情况；检查主变压器带电运行情况；(3)试验完成后停机，拆除他励电源，恢复自励接线。4.4.10、机组带调速器和励磁装置自动开/停机试验1、在中控室由电站计算机监控系统操作自动开机，带主变压器自励升压至额定电压下空载运行。2、在中控室由电站计算机监控系统操作自动停机，检查停机全过程。3、检查机组开机—运行—停机全过程励磁装置运行情况。4.4.11、主变压器冲击试验1、变压器低压侧已断开，非被试封闭母线三相短路可靠接地。2、220KVGIS及变压器保护已按要求整定、投入，变压器冷却装置投入。3、变压器中性点设备按系统要求投运，主变分接开关按网调要求设置。4、220KV线路调试已结束，电力系统对电站220KVGIS送电运行正常，220KV出线设备带电运行情况正常。5、合线路断路器对GIS母线冲击，监视GIS设备应无异常现象，保护不应动作。6、检查出线断路器同期电压回路是否正常。7、合变压器高压侧断路器，对主变压器冲击合闸5次。每次冲击合闸后检查变压器运行情况，无异常后再进行下一次操作。每次间隔约10分钟。8、录制变压器合闸过电压及励磁涌流值，检查各差动保护及瓦斯保护不应误动作。4.4.12、机组并列及负荷试验1、水轮发电机组空载并列试验220KVGIS带电运行情况正常。机组带主变压器自动开机带电，稳定运行。(3)机组用主变压器高压侧断路器或网调确定的同期点断路器进行手自动准同期模拟并列试验。(4)进行220KVGIS与系统的核相试验应正确，检查同期回路电压正确。5）在正式并列试验前，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正确性。（6）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，开关合闸脉冲导前时间应符合要求。（7）录制开关合闸冲击情况。2、机组带负荷试验（1）在带负荷试验中使用的水力和电气测量仪表已安装调试好。（2）机组逐级带负荷试验：（3）机组有功负荷逐步增加，检查机组各部振动、摆度及温度变化情况，必要时进行动平衡试验，转子重新配重。（4）检查在当时运行水头下，机组产生振动的负荷区域。3、机组带负荷下的检查试验项目：（1）检查发变组保护、220KVGIS母线保护、断路器保护及线路保护应正常状态。（2）调速系统试验。调速器在转速/功率控制模式下运行稳定性检查、调节参数的选择及现地/远方有功功率调节响应的检查。（3）励磁调节器试验。PSS整定试验。（4）机组突变负荷试验。使机组突变负荷（变化量不大于额定负荷的25%），记录机组转速、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。5）发电机输出功率试验。用以检验机组按规范要求，在最大额定超前功率因数和滞后功率因数条件下的运行能力。4.4.13、机组甩负荷试验1、准备工作（1）调速器及励磁装置的参数已选择在最佳值。（2）所有继电保护、自动装置均已投入。（3）测量机组振动、摆度、机组转速（频率）、导叶接力器行程等电量和非电量的检测仪器已安装调试好。（4）各部位通讯联络畅通。（5）各部位运行监测人员已到位。（6）机组甩负荷以发电机断路器作为解、并列开关（系统另有规定除外）。2、机组甩负荷试验（1）机组分别带25%、50%、75%、100%额定负荷进行甩负荷试验（若电站水头或电力系统限制，机组不能甩额定负荷时，按当时条件在尽可能大负荷下进行甩负荷试验）。（2）甩负荷时按规定测录各有关数据。检查调速系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，机组转速上升率，励磁调节器的稳定性和超调量等。（3）甩100%额定负荷时，测定接力器不动时间。（4）机组带一定负荷，模拟水力机械事故停机试验。3、低油压事故停机试验机组开机并网带额定负荷稳定运行。人为降低调速器压油罐油压到事故停机油压值，低油压保护动作事故停机卸负荷解列，监视停机全过程。记录接力器行程、试验前后压油罐油压、油位，检查接力器全关及关闭时间是否正常。4.5、机组72小时试运行（1）完成上述全部试验内容后，对机电、电气、金结和水工建筑进行全面检查，对出现的问题、缺陷处理完成后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72小时试运行的条件。按系统的调度并入系统进行72小时带负荷连续试运行。（2）根据正式运行值班，全面记录运行所有有关参数。（3）如果72小时连续运行时，由于机组或附属设备的制造及安装质量原因引起运行中断，经检查处理后，重新开始72小时的连续试运行。4.6、确保调试及试运行一次成功的保障措施（1）依据DL507标准，建立完善质量管理和质量保证体系，对白市水电站机电安装工程的安装、调试、试运行全过程进行充分的质量策划，实现“安装单元合格率100%；一次验收合格率、优良率满足合同要求；施工责任“零”事故；机电设备安装及机组启动试运行一次成功”的质量目标。（2）加强纪律，严格服从发包单位组织的调试及试运行领导机构的统一领导和指挥。3）试运行期间严格遵守电力系统调度管理规程，服从电力系统指挥。（4）加强与其它安装承包人、制造商、监理单位及设计单位友好合作、配合。（5）严格执行启动委员会批准的调试大纲，并制订相应的技术安全保障措施。（6）成立相应的试运行指挥部，对机组调试、试运行现场领导和指挥。（7）试运行指挥部下设各机构主要职责：1）现场指挥：由总指挥一人、助理指挥三人（机、电、试验专业各一人）组成，负责现场调试与试运行统一领导和指挥。2）电气试验组：负责设备调试、启动调试、系统调试全过程的调试并参与机组试运行。3）运行组：负责建立健全运行管理各项规章制度，制定反事故预防措施，编制运行操作、设备检修维护、保养规程及满足运行需要的各类记录表格，对运行各值及检修维护组培训、管理。4）运行值：实行四值三班制，当班每值必须准确及时执行电力系统调度命令，遵守运行规程，严格执行操作票制度、工作票制度及巡检制度。5）检修组：严格执行工作票制度，负责机组的检修维护，如遇工作量过大，检修人员由试运行指挥部按需要临时组织补充。6）后勤组：对设备物资及生活、交通实行管理，解决现场后顾之忧。7）宣传资料组：运行有关资料和数据收集、整理及发放，以及运行简报编写。5、验收移交（1）机组通过72h连续试运行并经停机处理发现的所有缺陷后，向监理单位提交初步验收报告，申请初步验收。（2）机组通过72小时试运行后，即具备了向生产管理部门移交的条件，报启动委员会验收合格后，与运行单位办理设备交接。按合同规定及时向业主进行机组及附属设备的移交，开始计算设备的质保期，投入初期商业运行。