【专业知识】水轮发电机组带负荷试验
【专业知识】水轮发电机组带负荷试验
【学员问题】水轮发电机组带负荷试验？
【解答】1、水轮发电机组带、甩负荷试验应相互穿插进行。
机组初带负荷后，应检查机组及相关机电设备各部运行情况，无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。
2、水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示。
观察和测量机组在各种负荷工况下的振动范围及其量值，测量尾水管压力脉动值，观察水轮机补气装置工作情况，必要时进行补气试验。
3、进行机组带负荷下调速系统试验。
检查在速度和功率控制方式下，机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。
对于转桨式水轮机，应检查调速系统的协联关系是否正确。
4、进行机组快速增减负荷试验。
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#&，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。
负荷增加过程中，应注意观察监视机组振动情况，记录相应负荷与机组水头等参数，如在当时水头下机组有明显振动，应快速越过。
5、进行水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：
1）有条件时，在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。
2）有条件时，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。
3）有条件时，测定并计算水轮发电机调压静差率，其值应符合设计要求。
当无设计规定时，对电子型不应大于）、0.2%、-、1%，对电磁型不应大于1%、-3%.、4）对于晶闸管励磁调节器，应分别进行各种限制器及保护的试验和整定。
5）对于装有电力系统稳定装置（PSS）的机组，应突然变更10%、-、15%额定负荷，检验其功能。
6、调整机组有功负荷与无功负荷时，应先分别在现地调速器与励磁装置上进行，再通过计算机监控系统控制调节。
以上内容均根据学员实际工作中遇到的问题整理而成，供参考，如有问题请及时沟通、指正。
结语：借用拿破仑的一句名言：播下一个行动，你将收获一种习惯；播下一种习惯，你将收获一种性格；播下一种性格，你将收获一种命运。
事实表明，习惯左右了成败，习惯改变人的一生。
在现实生活中，大多数的人，对学习很难做到学而不厌，学习不是一朝一夕的事，需要坚持。
希望大家坚持到底，现在需要沉淀下来，相信将来会有更多更大的发展前景。
【专业知识】水轮发电机组带负荷试验
【专业知识】水轮发电机组带负荷试验【学员问题】水轮发电机组带负荷试验？【解答】1、水轮发电机组带、甩负荷试验应相互穿插进行。
机组初带负荷后，应检查机组及相关机电设备各部运行情况，无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。
2、水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示。
观察和测量机组在各种负荷工况下的振动范围及其量值，测量尾水管压力脉动值，观察水轮机补气装置工作情况，必要时进行补气试验。
3、进行机组带负荷下调速系统试验。
检查在速度和功率控制方式下，机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。
对于转桨式水轮机，应检查调速系统的协联关系是否正确。
4、进行机组快速增减负荷试验。
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#&，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。
负荷增加过程中，应注意观察监视机组振动情况，记录相应负荷与机组水头等参数，如在当时水头下机组有明显振动，应快速越过。
5、进行水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：1）有条件时，在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。
2）有条件时，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。
3）有条件时，测定并计算水轮发电机调压静差率，其值应符合设计要求。
当无设计规定时，对电子型不应大于）、0.2%、-、1%，对电磁型不应大于1%、-3%.、4）对于晶闸管励磁调节器，应分别进行各种限制器及保护的试验和整定。
5）对于装有电力系统稳定装置（PSS）的机组，应突然变更10%、-、15%额定负荷，检验其功能。
6、调整机组有功负荷与无功负荷时，应先分别在现地调速器与励磁装置上进行，再通过计算机监控系统控制调节。
以上内容均根据学员实际工作中遇到的问题整理而成，供参考，如有问题请及时沟通、指正。
水轮发电机组启动试验规程DL T 507-2002
水轮发电机组启动试验规程DL T 507-2002 中华人民共和国电力行业标准DL/T 507—2002代替DL/ 507--1993水轮发电机组启动试验规程2002－04－27发布 2002－09－01实施中华人民共和国国家经济贸易委员会发布目次1．范围―――――――――――――――――――――――――――――――1 2．规范性引用文件――――――――――――――――――――――――――1 3．总则―――――――――――――――――――――――――――――――1 4．水轮发电机组启动试运行前的检查――――――――――――――――――1 5．水力发电机组充水试验―――――――――――――――――――――――5 6．水力发电机组空载试运行――――――――――――――――――――――6 7．水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验―――――――――――――11 8．水轮发电机组并列及负荷试验――――――――――――――――――――12 9．水轮发电机组72h带负荷试运行及30d考核试运行―――――――――――14 10．交接与投入商业运行―――――――――――――――――――――――15 附录A （资料性附录）水轮发电机组甩负荷试验记录表格式――――――――16 参考文献――――――――――――――――――――――――――――――17 水轮发电机组启动试验规程1 范围本标准规定了单机容量为15MW及以上的水轮发电机组启动试运行试验程序和要求，适用与水电站水轮发电机组及相关机电设备的启动试运行试验和交接验收，单机容量小于15MW的机组可参照执行。
本标准同时适用于可逆式抽水蓄能机组发电工况的启动试验。
可逆式抽水蓄能机组水泵工况的启动试验要求按GB/T 18284—2001《可逆式抽水蓄能机组启动试验规程》的规定执行。
有关灯泡贯流式机组的启动试验，参见《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
水轮发电机结构及工作原理介绍
– 托盘
• 托盘的作用是减小轴瓦的变形。另外，托盘的轴向 柔度在运行中有一定的均衡负荷作用。 • 其材质应选用能承受较大弯曲应力的高强度材料。
– 绝缘垫
• 通常在轴承座下面或推力头与镜板结合面之间装设 绝缘垫，切断轴电流回路，保护轴瓦工作面，并起 到绝缘和调整轴线的双重作用。
– 油的循环冷却
• 轴承的油循环冷却方式有内循环和外循环两种。 • 中小型水轮发电机轴承的油循环冷却方式一般为内 循环。
• 绕组
– 三相绕组由绝缘导线绕制而成，均匀地分布 于铁芯内圆齿槽中。 – 三相绕组接成Y形，它的作用是当转子磁极旋 转时，定子绕组切割磁力线而感应出电势。
定子叠片加固
• 水轮发电机的转子是转换能量和传递转矩的 主要部件，一般由主轴、转子支架、磁轭、 磁极等部件组成。
立轴水轮发电机转子结构
转
•
通风系统 机组运行时，发电机绕组以及铁芯将产生大量的热量，为了使绕组和铁芯的温 度不至于过高而引起绕组绝缘损坏，发电机必须设置通风冷却装置。 • 一个良好通风系统应具备的基本要求 水轮发电机运行实际产生的风量应达到设计值并略有余量。 各部位（特别是定子的有效段）的冷却风量应合理分配，各部位温度分布均匀。 风路简单，损耗较低。 结构简单、加工容易、运行稳定。 有时还能满足水电厂厂房结构以及利用发电机的热风供厂房冬季取暖。 • 通风元件 压力元件：转子磁极、磁轭、风扇。其中磁极、磁轭是主要的压力元件，在整 个通风系统中占80%~90%的作用。 阻力元件：定子。在整个通风系统中，定子风阻占整个风阻的70%
起动试运行的内容和程序 ：
1. 机组起动试运行的工作范围很广，要进行从水工建筑物 到机电设备的全面检查。一般说来包括试验检查和试运行 两大部分，而且以试验检查为主。 2. 起动试运行程序： （1）水轮发电机组试运行前的检查 （2）机组充水试验 （3）水轮发电机组空载试运行 （4）发电机对主变压器和高压配电装置零起升压试验和电 力系统对主变压器全压冲击合闸试验 （5）水轮发电机组并列及带负荷试验 （6）水轮发电机组甩负荷试验 （7）水轮发电机组连续带负荷试验
水轮发电机组起动试验规程
水轮发电机组起动实验规程DL507—931993-03-13发布1993-08-01实行中华人民共和国能源部发布1总则1.0.1本规程合用于单机容量为3000kW及以上的水轮发电机组起动试运营实验与交接验收。
小于3000kW的机组可参照执行。
1.0.2水轮发电机组安装竣工检查合格后应进行起动试运营实验，实验合格交接验收后方可投入系统并网运营。
起动试运营实验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正式并网运营发明条件。
1.0.3除本规程规定的起动试运营实验项目以外，如需增长实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实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，应及时加以解决和消除，使水轮发电机组交接验收后可长期、安全、稳定运营。
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，及与机组运营有关的电气回路、电器设备等，均应根据相应的专用规程进行实验。
2水轮发电机组起动试运营前的检查2.1引水系统的检查2.1.1进水口拦污栅已安装竣工并清理干净检查合格。
2.1.2进水口闸门门槽已清扫干净检查合格。
工作闸门，充水阀，启闭装置已安装竣工。
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查合格清理干净。
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)及旁通阀已安装竣工调试合格，启闭情况良好。
油压装置及操作系统已安装竣工检查合格，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在关闭位置，手压泵或电动油泵起、停操作情况良好。
水轮发电机组空载试验方案
水轮发电机组空载试验方案一、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标准时，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。
水轮发电机甩负荷试验技术措施
水轮发电机甩负荷试验技术措施
水轮发电机甩负荷试验是对水轮发电机负荷能力和稳定性进行验证的重要环节。
为了确保试验顺利进行，并保证设备和人员的安全，需要采取一系列技术措施。
1. 设备准备：在甩负荷试验前，需要对水轮发电机进行全面检查和维护，确保设备正常运行。
同时，对液压、电气系统等进行检测，以确保其稳定性和可靠性。
2. 调整参数：在试验前需要根据设备的额定负荷和额定转速，调整水轮发电机的参数，如转速控制、流量控制等，以满足试验的要求。
3. 准备备用能源：由于甩负荷试验会将大量的负荷突然断开，为了保证电网的稳定运行，需要准备备用能源，如备用发电机或电池组等，以供电网供应稳定的电力。
4. 安全措施：在进行甩负荷试验时，需要严格执行安全操作规程，确保试验过程中不会对设备和人员造成危险。
比如要求操作人员佩戴防护装备，并将试验场所进行隔离和标识。
5. 监测和记录：在试验过程中，需要密切监测水轮发电机的运行状态，如转速、温度等参数，并及时记录。
这些数据有助于评估设备的性能和变化趋势。
6. 试验报告：试验结束后，需要将试验结果进行整理和分析，并撰写试验报告。
这些报告可以为日后的设备维护和改进提供
参考。
通过以上技术措施的采取，可以有效保证水轮发电机甩负荷试验的准确性和安全性，为进一步提升设备的性能和稳定性提供有效的参考。
水轮发电机组启动试验规程
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。
水轮发电机组带负荷试验安全分析单
4、特别少。
财产损失100万到300万元以下
1、组织相关技能培训；
2、加负荷试验过程中按相关试验制度执行；
3、试验中发现异常立即停止工作；
4、建立设备事故检查、抢修、试验制度。
5
发电机组带负荷实验
误操作
行为危害
1、造成人员重伤；
2、未按试验制度进行操作；
3、作业人员与试验设备安全距离不足；
2、作业人员未配戴防护用品（耳塞）；
3、很少发生。
造成3人以上工作人员有轻微影响健康事件
1、在噪音区域的内设置警示标识；
2、作业人员配戴防护用品（耳塞）；
3、定期进行体检。
3
发电机组带负荷实验
误操作
行为危害
1、测量仪器损坏；
2、在安装（拆除）测量仪器时可能由于操作不当等原因而造成设备的损坏；
3、很少发生。
签名_____________，日期_____________。
工作班/操作人员：
本人已确认并同意工作/操作任务负责人就本次任务执行过程对应作业步骤中可能接触的危害因素及其风险后果、针对性的控制措施或方案、授权工作范围及需要携带至工作现场的应急程序一一对我进行了全面的解释，而且本人已理解并清楚这些潜在的危害及风险后果，我承诺将在风险可能暴露的工作步骤中执行分析指出的风险控制措施，并对措施的质量负责。
作业安全分析单
编号：
作业风险分析单（JSA）
共3页
部门／班组：检修部
作业安全分析日：年月日
作业任务：水轮发电机组带负荷试验
作业地点：车间
工作/操作任务负责人：
工作班/操作人员：
Байду номын сангаас风险分析
水轮发电机组的试运行
（一）过水系统的检查
（一）充水试验准备工作
（1）经试运现场主管确认，运行前的各项检查已经完毕。 （2）再次确认大坝进水总闸门和工作门处于关闭状态；进水蝴蝶阀 （主阀）处于关闭状态；调速器、导水机构处于充水，检查顶盖、导水机构、尾水人孔 门等是否漏水。
（二）发电引水管充水
（1）充水前应检查，观察引水管总闸门的漏水情况，并处理好。 （2）在专人监护下，先慢慢开启总闸门内的专用充水小阀门，禁止先突然 开启大闸门，以防止引水管内气压过大引起放爆事故。 （3）记录引水管内充满水后的平压时间。 （4）平压后，才能开启大闸门，并在静水中重新开启试验，并记录开启时 间，然后搁置牢固。 （5）引水管充满水后检查引水管水压读数，检查伸缩节、人孔门、通气孔 （三）蜗壳充水 情况。 （6）全部充满水后，检查正常，并报告运行主管确认。 （1）按现场规程，第一次手动操作，写好操作票，打开蝴蝶阀，观察各项 动作程序是否正常，并记录开启时间。 （2）手动操作合格后，写好自动操作票，分别进行机房现场和远方操作试 验，观察动作过程是否正常。 （3）检查观察技术供水管道情况和厂房内渗漏水情况，检查渗漏排水泵工 作状况。 （4）经试运主管确认，充水正常一定时间后，才能逐渐进入下一步机组起 动阶段。
（一）起动前的准备工作 1）确认充水试验中发现的缺陷已经处理完毕。
2）机组周围各层场地清扫完毕；通道畅通；吊物孔已盖好，各部位运行人员 （1）自动开机、自动停机前的必备条件，并经两人检查确认：调速器切换到 已进入预定岗位，测量仪器仪表已调整就位。 （1）机组在手动空载起动运行后的摆度与振动值均符合规范要求，在起动主 自动位置；功率给定处于空载位置；频率给定处于额定频率位置；调速器参数 3）调速器面板指针仪表正常，油压装置已完全正常，各阀门已处于开机位置。 管认可后，才作过速试验。 （二）首次起动时用手动操作试验 1）确认水轮机全部空载试验完成并合格。 1）拔出接力器锁锭。 在空载最佳位置；水力机械保护回路全部投入，并投入控制回路二次电源，自 4）机组各轴承油位及测温装置正常。 （2）按设计规范，整定过速保护装置的整定值，一般有105%、115%、140% 2）带有复励装置的发电机，应按制造厂的规程规定，对励磁调节器现场调试 动开机和自动停机条件完全具备。 2）手动打开调速器的开度限制机构红针指针至于略大于空载开度位置，操作 5）各部位冷却水、润滑水水压正常。 三个整定值。 合格。 （2）自动开机全自动可在中控室进行，操作水机控制KK开关，送出一个开机 动作要求快捷，使机组快速升速，形成轴承润滑油膜，适时调整到额定转速。 6）刹车低压气正常。 （3）先将转速继电器的过速保护的接点出口回路从端子上断开。 3）发电机按试验规程进行的电气部分试验全部合格。如：绝缘电阻及吸收比 脉冲即可全部完成自动开机过程，并随即进行各项检查： 3）专人检查调速器、接力器各压力油管路有无渗油、漏油情况和机组顶盖等 7）上下游水位、各部位原始温度已记录。 （4）以手动方式先使机组转速达到额定值，待运行正常后，逐渐分别升高转 （三）机组空载运行时调速器系统的调整和检查 和耐压试验等。 （1）自动化元件能否正确动作情况。 处密封情况。 （1）电液转换器或电液伺服阀活塞振动应正常。 8）发电机顶转子工作按规定已完成，油压撤除后，确认制动风闸已落下。 速至105%、115%、140%，同时由继电保护专业人员分别调整其相应的转速接 4）发电机保护装置全部投入；控制保护二次直流电源投入。 （2）调速器动作情况。 4）记录机组起动开度和与额定转速相对度的空载开度值。 （2）调速器本体及油压装置油管路渗漏情况检查。 9）发电机出口断路器已断开，并拉开相应隔离刀闸。 点，最后调速140%的过速保护接点，使其各接点在相应过速下准确动作。调 5）自动开机至额定转速空载运行，并测发电机电压互感器二次测残压。 （3）发出开机脉冲升至额定转速所需时间。 5）及时记录机组振动值、摆度值和转速值。 （3）根据永磁机输出电压或机端电压互感器输出残压选择调整调速器输入信号 10）发电机的励磁开关MK处于断开位置。 好后，使机组转速回到额定转速。然后将其断开的相应接点出口保护回路在端 6）励磁调整装置放电压零位位置，合上励磁开关MK，逐渐调整励磁电流， （4）机组自动停机及停机后的检查项目： 6）及时监视机组各部位运转是否正常。 源的变压器抽头。 11）发电机集电环炭刷已拔出。 子处正确连接好。 （四）首次手动起动后的停机及检查 升发电机电压至50%额定电压值。 1）在中控室操作自动控制开关KK扭向停机侧，发出停机脉冲。 7）记录机组运行摆度（双振幅），其值不应超过轴承间隙或制造厂的设计规 （4）频率给定整定范围应符合设计要求。 12）水力机械保护装置和测量装置已投入，机组自动屏上各整定值确认正确。 （5）在过速试验过程中，应监视并记录各部位的摆度和振动值，记录各轴承 （1）操作开度限制手轮进行手动停机，当机组转速下降至35%左右时，手动 7）检查发电机出口母线情况是否正常。 2）记录发出停机脉冲到转速降至35%的制动转速时间。 定值。 （5）进行手动、自动阀的切换操作试验。接力器应无明显摆动。在自动调速状 13）确认机组试验用短接线及接地线已拆除。 温度。 打开低压气管路阀门，使风阀加压制动，防止低速运转烧瓦事故发生，停机 8）检查机组摆度、振动情况。 3）记录自动加闸刹车到机组停止转动所需时间是否与整定时间相符。 8）记录各部振动值，其值不应超过表1-2的规定。 态下，机组相对摆动值要求如下：对大型调速器不超过±0。15%额定转速，对 14）临时监视摆度、振动和机组转速的表计已装好到位。 （6）过速试验后，全面检查转动部份情况，如：转子磁轭键、磁极键、阴尼 后解除制动风闸，并进入机组内部，现场检查制动闸下落情况。 9）发电机电压互感器二次侧测量相序、相位和各相电压。 4）检查转速继电器和全部自动化元件动作情况，并处理异常。 9）测永磁机电压与频率关系曲线。在额定转速下，测永磁机绕组输出电压值。 中小型调速器不超过±0。3%额定转速。 环及磁极引线、磁轭压紧螺栓等。 （2）停机过程中严密监视检查各轴承温度变化，转速继电器动作、油槽油面 （五）过速试验及检查 10）检查上述情况正常，经主管同意，调整励磁电流至空载电流值，将发电机 5）停机后，再次重复首次手动停机后的检查，特别注意检查制动风闸是否自 10）测量发电机一次部份残压值和出口电压互感器二次测的二次残压值，并测 （6）调速器空载扰动试验应符合下列要求： （7）检查发电机定子基础情况。 变化，并录制转速（频率）与永磁机电压关系曲线。 电压升至额定值。 动落下。 量检查相序是否正确。 1）扰动量一般±8%。 （8）重复前项（四）中的全部停机及检查项目。 （3）停机后投入接力器锁锭。 11）在专责电气试验人员主持下，作发电机空载特性曲线试验，最高电压按规 11）检查发电机集电环表面情况并处理。 2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%。 （4）停机后的检查 程一般允许最高达1。3倍额定电压，并经总工程师确认同意。 12）及时检查监视机组各部位是否动转正常，有无金属撞击声、水轮机室窜水、 3）调节次数不超过两次。 1）对机组本体的各部份螺栓、螺钉、锁片及键进行检查，是否有松动现象。 （六）自动开机和自动停机试验 12）在专业电气试验人员主持下，作发电机短路特性试验。 轴瓦温度升高、油槽甩油、摆度及振动过大等，及时报告起动指挥主管，直至 4）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要 2）检查转子及磁极的所有转动部分焊缝的部分。 13）在作空载特性试验时，调整励磁电流要慢慢进行，并检查低压继电器和过 紧急停机。 求。 3）检查上下挡风板、挡风圈、导风叶是否松动或异常。 电后继电器在整定值下的动作情况，并检查励磁炭刷有无火花。 5）记录压油泵自动起动的周期时间。 4）检查制动闸摩擦情况。 14）全部试验完成后，在50%和100%额定电压下作灭磁开关MK跳合试验，检 6）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。 5）检查油、水、气管路情况。 （七）水轮发电机升压试验 查消弧情况。 7）空载扰动试验中的问题，及时进行调整处理，并报告起动运行主管。 6）在相应水头下，调整开度限制机构的限制开度，主令开关的空载开度接点。 8）在相应水头下，满出力时的相应开度初步调整，并按设计要求整定关闭时间， 并经总工程师确认。
水轮发电机组各项电气试验
水轮发电机组电气试验定子线圈工艺过程中交流耐压标准定子试验项目及标准单个磁极、集电环、引线、刷架交流耐电压标准及绝缘要求转子绕组试验项目及标准水轮发电机组各部位振动允许值定子、转子出厂需提交资料1、水轮机出厂与现场安装试验数据，合格证，质量说明书2、定子出厂与现场安装试验耐压试验数据，合格证，质量说明书3、转子出厂与现场安装试验耐压试验数据，合格证，质量说明书1、盘车试验数据是否符合规范要求、施工安装记录机组试验项目：5、调速器无水开闭导叶试验（油压，灵敏性）6、蜗壳充水试压7、机组空转8 空载建压试验9、带负荷试验10、甩负荷试验11、发电机开停机试验。
水轮发电机盘车的目的、任务：1、检查轴线的实际情况2、如何将轴线调整成铅直线水轮发电机盘车后的数据分析1、计算全摆度、净摆度、倾斜值；2、分析最大摆度的方位与大小；3、计算绝缘垫刮削厚度；4、进行机组轴线调整处理。
水轮机转轮试验项目：1.水轮机转轮在出厂前或大修后都应进行静平衡试验水轮机试验一、接力器拉紧度试验1、试验目的使导叶具备一定的压紧量(拉紧度 8-12mm，两接力器行程差不大于2mm)2、操作注意事项压油装置工作正常、漏油泵工作正常3、试验步骤检查压力油罐压力是否正常将导叶全关将调速器供油总阀全关将接力器排油阀开、关一次，将油压排至为零联系检修测量导叶间隙(二)、引水系统充水试验1、试验目的检查进水口闸门充水发调整是否符合要求，保障正常引水系统充水时间2、操作注意事项机组压油装置工作正常，导叶全关，锁定投入蜗壳内无人工作，引水系统各进人门可靠关闭3、试验步骤检查机组压油装置工作正常，导叶全关，锁定投入关闭引水系统各进人门关闭蜗壳、尾水放空阀门尾水管平压，全开尾水闸门将进水口闸门充水阀全开，记录引水系统充水时间。
(三)、锁定投、退试验1、试验目的检验锁定投、退是否正常，最低操作锁定投、退压力是否正常2、实验操作注意事项油压装置工作正常水车室内、蜗壳内无人工作注意锁定有无刮伤接力器活塞杆(四)、调速器系统管路充油排气操作1、实验目的将调速器管路内空气排净，防止调速器抽动2、实验注意事项油压装置工作正常蜗壳及水车室内无人工作实验步骤确认蜗壳及水车室内无人工作油压装置工作正常导叶全关、锁定投入缓慢开启调速器供油总阀待油管内充满压力油(未听见气体声)，检查调器系统各阀门位置正常手动退出锁定手动全开、全关导叶几次，检查主配压无油泡冒出，操作结束，恢复安全措施。