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。

2）.在水机室，检查空气围带、顶盖密封及导叶轴密封的漏水情况。

顶盖自流排水应通畅。

3）.在充水过程中，检查顶盖排水泵排水运行情况。

4）.检查自动抓梁在静水工况下对位、穿销的准确性。

2.3压力钢管及蜗壳充水
2.3.1作业方法
2.3.1.1检查压力钢管排气孔应通畅。

2.3.1.2投入主轴检修密封（空气围带），检查气压值应正常。

2.3.1.3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。

2.3.1.4全关蝶阀，并投入锁定。

2.3.1.5用压力油泵经风闸，将转子顶起一次，然后撤除油压，落下转子。

2.3.1.6投入发电机制动风闸、使机组处于制动状态。

2.3.1.7打开检修闸门充水阀。

向检修闸门和工作闸门间充水。

注意观察水位上升和工作闸门下游侧漏水情况
2.3.1.8平压后，用门机提进水口检修闸门，并锁定在门槽内或置于门库中。

2.3.1.9缓慢打开工作门充水阀，向压力钢管充水。

注意监视压力钢管水压力表读数，检查压力钢管充水情况。

对于引水式水电站，则可开启调压井工作闸门充水阀和蝴蝶阀（或球阀）的旁通阀向压力钢管和蜗壳充水
2.3.1.10如蜗壳前有蝴蝶阀（或球阀），则应先检查蝴蝶阀（球阀）的漏水情况，然后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。

2.3.1.11待平压后，以手动和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。

在机旁及中控室作远方操作试验，闸门应启闭正确可靠。

在试验完成后，置于全开位置，并进行锁定。

2.3.1.12蜗壳平压后，打开蝴蝶阀（球阀），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，全开蝴蝶阀（球阀），关闭旁通阀。

2.3.2质量检验
2.3.2.1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
2.3.2.2检验方法和器具
1).记录上游水位，在水轮机层目测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).从蜗壳进人门处，目测检查检查蝴蝶阀（球阀）的漏水情况。

3).目测检查蜗壳取水阀、蜗壳进人门、蜗壳放空阀的漏水情况。

4).在水车室，检查顶盖、导水机构和主轴密封漏水情况，以及顶盖排水泵工作情况。

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。

2.4技术供水调试
2.4.1作业方法
2.4.1.1关闭各支路供水阀门，打开蜗壳供水总阀，向技术供水系统总管充水。

注意监视减压阀进出口水压力。

2.4.1.2调节减压阀，使减压阀出水压力达到设计值
2.4.1.3机组技术供水总管充水运行稳定后，依次进行下列各支路充水：
1).发电机空气冷却器冷却水供排水系统。

2).机组水导冷却水供排水系统。

3).机组上、下导轴承冷却水供排水系统。

4).机组推力轴承冷却水供排水系统。

5).水轮机主轴密封水供排水系统。

2.4.1.4调节各支路供排水压力值至制造厂要求值。

2.4.1.5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。

2）.整个技术供水系统中各压力表、温度计、示流信号器指示正确，压力开关、压差变送器、电磁阀、电磁流量计等自动化元件的运行情况应正常。

3）.各支路水压应符合制造厂和设计要求。

2.4.2质量检验
2.4.2.1检验依据
《水利水电基本建设工程单元工程质量等级评定标准水力机械辅助设备安装工程》SDJ249.4-88
2.4.2.2检验方法和器具
现场各部位目测检查。

2.5首次起动
2.5.1作业方法
2.5.1.1确认机组充水过程中发现的问题已处理完毕。

2.5.1.2发电机定转子空气间隙已用白布带拉过，并确认间隙中及其周围无杂物。

2.5.1.3测量机组振动及摆度的表计已架设完毕。

2.5.1.4发电机转子集电环上的碳刷已全部从刷握中拔出。

2.5.1.5检查发电机出口断路器及刀闸已断开。

2.5.1.6投入机组测温装置及瓦温保护。

2.5.1.7用高压油顶转子油泵将转子顶起一次，使推力瓦建立油膜。

2.5.1.8将调速器油压装置及机组漏油装置切至自动运行位置。

2.5.1.9将顶盖排水泵控制切至自动运行位置。

2.5.1.10将厂房渗漏排水泵控制切至自动运行位置。

2.5.1.11将调速器电气开度限制置于零位后，打开油压装置至调速器机械柜的主供油阀。

2.5.1.12在调速器柜旁接入标准频率表，用于监视机组启动及运行转速。

2.5.1.13手动操作，投入机组冷却水系统，并检查各部位水压正常，临时关闭发电机空冷器进水总阀。

2.5.1.14拆除机组启动前各项试验用接地线和短接线。

2.5.1.15手动撤制动闸，确认发电机制动闸已全部下落到位。

2.5.1.16手动撤除空气围带气压，主轴密封水投入。

2.5.1.17手动操作拔出接力器锁锭。

左右，
2.5.1.18手动开机操作：手动操作调速器，缓慢打开导水叶，将机组转速升至25%n
N。

每级作适当停留（对于使经检查无异常情况后，再将机组转速逐级升至50%、75%直至100%n
N
用金属瓦的机组低转速不宜停留时间过长），检查有无异常情况。

2.5.1.19机组起动升速过程中，如遇下列情况应立即停机：
1）.机组内部出现异常响声（如金属撞击声等）；
2）.机组推力轴承温度突然急剧上升；
3）.推力轴承或导轴承油槽大量甩油；
4）.机组振动、摆度值过大（或严重超标）；
5）.危及机组安全运行的其它异常情况。

2.5.1.20机组首次起动及空载运行中的监测与记录：
1）.记录电站上、下游水位及导水叶的启动开度和空载开度。

2）.记录机组各部轴承的运行温度：最初5min一次，半小时后每10min一次，1小时后每30min一次。

3）.测量并记录机组各测点的振动与摆度值，校验振动摆度记录仪的接线正确性。

4）.记录机组额定转速下的耗水量及水力测量系统各表计数值。

5）.在机组额定转速下，测量发电机一次残压及相序。

6）.用细砂布打磨转子集电环表面，清除表面污秽。

7）.机组空载运行中，调节主轴密封水压，使之处于最佳运行状态。

8）.记录各轴承瓦温稳定后的油槽油位变化情况。

9）.记录顶盖排水泵启动周期。

2.5.1.21待瓦温稳定后，进行机组空转运行下调速系统的调整试验。

2.5.1.22调速器的空载扰动试验：
1）.将调速器切至自动运行状态，分别选择几组PID参数，做扰动量为±8%（即±4HZ）的扰动试验。

2）.空载扰动试验中，录取扰动调节波形，使其调节最大超调量，摆动次数及调节时间符
合调速器运行规范要求，从中选择最佳PID参数。

3）.在选定PID参数下，机组空载运行转速相对变化率不应超过额定转速±0.15%（大型调速器）、±0.25%（中小型调速器）。

2.5.1.23在机组额定转速下，做调速器手、自动切换试验，接力器应无明显摆动。

2.5.1.24调速器频率调节范围试验：在选定的PID参数下，人为改变调速器频率给定，验证调速器的频率调节范围应符合设计要求。

2.5.1.25在油压装置自动方式运行过程中，记录油压装置油泵向压力油罐的送油时间及油泵工作周期。

2.5.1.26在调速器调整试验做完后，手动停机，手动停机程序如下：
1）.手动操作调速器，将导水叶逐步关至全关位置。

2）.当机组转速降至15%n
N -20%n
N
时，手动投入制动闸和吸尘装置。

3）.机组全停后，先投检修密封，然后切除主轴工作密封。

4）.投入接力器锁锭。

5）.机组全停后手动操作解除风闸，使机械制动闸下落。

6）. 如机组停机时间较长，应手动操作关闭蝶阀，并投入发电机机坑内的电加热器及除湿。

2.5.1.27机组首次停机后的检查与调整：
1）.机组停机降速过程中，校核转速装置各定值的准确性，必要时应重新整定。

2）.记录机组自额定转速降至15%n
N
及加闸至全停的时间。

3）.停机后，监视各部轴承的油位变化。

4）.检查上导及推力轴承油槽上、下端防油雾装置的工作性能。

5）.检查机组各部位螺栓、销钉、锁片及键有否松动、脱落。

6）.检查机组转动部分的焊缝有否开裂。

7）.检查发电机上下挡风板、风圈、导风叶有否松动、断裂。

8）.检查风闸闸板磨损情况及除尘装置工作性能。

9）.检查机组导叶的漏水量。

10）.必要时调整各个轴承油槽液位开关的油位接点。

11）.根据机组首次启动运行试验中振动与摆度情况，决定转子是否应进行动平衡试验。

2.5.3质量检验
2.5.
3.1检验依据：
《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.2条、第4.4条、第4.5条
《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》GB9652-88
《水轮机电液调节系统及装置技术规程》SD-295-88
《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》DL496-92
2.5.
3.2检验方法及器具
瓦温：察看机组测温盘
振动、摆度：察看机组测振、测摆盘和人工架百分表。

调速器：调速器电调盘、专用调试软件、笔记本电脑。

漏水量：超声波测流量屏
转速：频率表
残压：PT柜、万用表
2.6过速试验
2.6.1作业方法
2.6.1.1机组过速试验应在机组振动、摆度符合制造厂设计规定后进行，否则，应先进行动平衡试验。

2.6.1.2将转速继电器115%和140%（或按设计值）接点从水机保护回路中断开，只作用于信号。

2.6.1.3做好测量过速前、过速时、过速后机组振动与摆度的准备。

2.6.1.4设专人监视机械与电气过速装置动作情况。

2.6.1.5手动开机至额定转速，使机组在额定转速下运行至瓦温稳定。

2.6.1.6做115%额定转速试验：手动方式操作调速器，使机组转速升至115% n
，然后迅速
N
降回至额定转速。

2.6.1.7记录过速115% n
时及机组瓦温稳定后的机组振动摆度值，并与过速前的测量值进
N
行比较。

2.6.1.8做140%（或设计规定值）额定转速试验：
1）记录过速前机组瓦温及振动与摆度值。

2）改变相关参数设定，手动操作调速器开度限制，较快使机组转速升至140% n
N
（或设计
规定值）。

当机组转速达140% n
N
（或设计规定值）时，立即反向操作将机组转速降至额定值。

3）当机组转速达140% n
N
（或设计规定值）时，检查机械及电气过速装置的动作情况。

如过速装置未按整定值动作，则应手动方式停机。

4）重做140% n
N
（或设计规定值）过速试验；如过速装置未能按整定值动作，应在停机后重调过速装置，然后重做该项试验。

2.6.1.9机组过速试验中的监测与记录：
1）手动开机升速过程中，监测机组转速信号装置，校核其整定值。

2）记录电站上、下游水位及过速115% n
N 和140% n
N
（或设计规定值）时的导叶开度。

3）记录过速115% n
N 和140% n
N
（或设计规定值）时的机组流量。

4）记录过速前后及过速时的机组振动与摆度值。

5）记录过速前后各部轴承的瓦温及油位变化。

6）将以上各记录填写入机组过速记录表中。

2.6.1.10机组过速试验停机后的检查：
a.检查发电机定子基础板及上机架支撑架的状态有无变化。

b.重点全面检查发电机转动部分的转子磁极键、磁轭键、阻尼环、磁极引线及磁极压紧螺杆等有无异常情况。

c.按机组首次启动停机后的检查项目（2.4.2.9）对机组做全面检查。

2.6.2质量检验
2.6.2.1检验依据：
《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.5条
《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88
2.6.2.2检验方法及器具
瓦温：机组测温盘
振动、摆度：机组测振、测摆盘和人工架百分表。

转速：调速器电调柜、机调柜和LCU上的转速表或频率计，测速装置
2.7自动开停机试验
2.7.1作业方法
2.7.1.1将机组各附属设备控制切至自动位置，投用水力机械保护，
2.7.1.2断开发电机出口断路器及隔离刀闸。

2.7.1.3将调速器置于自动位置，功率给定置于空载位置，频率给定置于额定值。

2.7.1.4由机组LCU发开机令，机组自动起动至空载运行。

2.7.1.5由机组LCU发停机令，机组自动完成停机。

2.7.1.6机组自动开、停机试验应在机旁（LCU）及远方（监控系统上位机）分别进行。

2.7.1.7机组自动开停机试验中的检查及记录：
1）检查各自动化元件动作的正确性，必要时进行调整。

2）在中控室（上位机）及机旁（LCU）检查机组自动开停机顺序控制编程的正确性及开停机完成情况。

3）记录开、停机令发出至机组完成开、停机所需时间。

4）记录停机过程中从制动闸投入至机组全停的时间。

2.7.1.8本项试验还应与以后各项试验交叉进行，包括给励磁及并网等。

2.7.2质量检验
2.7.2.1检验依据
《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.6条
《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88
《水电厂计算机监控系统基本技术条件》报批稿
《大型水电机组自动化元件及其系统基本技术条件》GB11805-89
2.7.2.2检验方法和器具
机组LCU、上位机、调试软件和笔记本电脑。

2.8水轮发电机短路试验
2.8.1作业方法
2.8.1.1拆开励磁变与发电机主母线的联接，根据现场电源情况，选择合适的电源点，用高压电缆将电源引至励磁变高压侧，作为他励电源，并接好在励磁盘远跳电源的按钮。

2.8.1.2在封闭母线短路试验装置处，设置三相短路点，断开发电机出口断路器及刀闸。

2.8.1.3断开发电机中性点消弧线圈隔离刀闸
2.8.1.4在励磁屏旁增设三相定子电流表、转子电流、电压表，用于监测发电机短路升流情况。

2.8.1.5将发电机短路范围内暂不用的CT二次侧可靠短路并接地。

2.8.1.6机组起动前投入机组冷却水系统，稍给发电机空冷器冷却水，投入水力机械保护装置。

2.8.1.7退出所有发电机保护。

2.8.1.8手动方式开机，并使机组运行至各部瓦温稳定。

2.8.1.9将励磁装置切手动调节方式，手动给定置于最低位，投他励电源，在FMK断开的情况下，检查短路范围内各CT二次侧应有电流。

2.8.1.10合灭磁开关（FMK）后，操作手动给定将定子电流缓慢升至20%，普测CT二次侧通流情况，检查二次接线相互相位及三相电流平衡情况；核对各CT极性、检查各组接线中性点应无电流。

2.8.1.11核对励磁变CT极性，及其差动保护接线的正确性。

2.8.1.12再将定子电流逐步升高（75%左右），复核（2.6.2.3）检查的正确性；检查发电机完全及不完全差动动作整定值，失磁、负序过电流、过负荷等保护CT二次侧相互相位及接线的正确性；检查变压器差动动作整定值；检查各测量、指示表计电流回路的正确性。

2.8.1.13升流试验完成后，减磁降流，跳灭磁开关（FMK）。

2.8.1.14发电机短路特性的录制：
合灭磁开关（FMK）后，逐级将定子电流升至额定值，在逐级升流过程中，同时读取三相定子电流和转子电流。

降流分级应在10点以上，绘制发电机短路特性曲线。

2.8.1.15试验过程中严密监视转子集电环及碳刷运行情况。

2.8.1.16发电机定子电流达到额定值时，检查轴电流保护装置二次侧输出电流值。

2.8.1.17上述检测试验完成后，在发电机额定电流下，跳灭磁开关（FMK），录制发电机额定电流下的灭磁特性。

2.8.1.18发电机短路干燥
1）干燥前用2500V兆欧表测定子绕组及转子绕组对地绝缘电阻和吸收比或极化指数。

2）按《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564-88）要求，确定发电机定子绕组是否需要干燥。

3）手动启动机组至空载运行稳定后投他励电源，合发电机灭磁开关，逐步升发电机电流（开始电流控制在50%I
以下），升温速度控制在5-80C/h。

升温过程中，发电机空冷器冷风温度不超
N
过400C，定子绕组温度控制在60-650C，不应超过800C
4）干燥过程中，当定子绕组电流升至控制值后，即可进入保持阶段，保温时间约8h。

此过程中可用冷却水调节温度。

5）保持8h后，即可降流降温，降温速度应控制在10℃/h。

当定子绕组温度降至40℃以下时，即可跳灭磁开关停机。

6）短路干燥过程中，发电机空冷器稍给冷却水，必要时可用冷却水调节冷风温度。

2.8.1.19发电机定子绕组的直流耐压试验：
）。

1）停机后，拆除设在机端的三相短路点（K
1
2）拆开发电机出口及中性点的连接，并使三相绕组间保持足够电气距离。

3）耐压前分相测量三相定子绕组的绝缘电阻及吸收比（或极化指数）。

4）接好耐压试验设备，按A、B、C三相分别进行耐压。

耐压标准为3.0U
N 5）进行一相绕组耐压时，非被试两相绕组应短接并可靠接地。

6）升压试验按0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0U
逐级加压，每级停留1min，测量每级泄
N
漏电流。

7）每相绕组耐压后，应充分放电，然后测量其绝缘电阻及吸收比（或极化指数）。

8）发电机直流耐压试验完成后，恢复发电机出口及中性点接线。

2.8.2质量检验
2.8.2.1检验依据
《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.7条
《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88
《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安装、验收规程》DL490-92
《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
《大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件》GB7409-87
《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》SD299-88
2.8.
3.2检验方法及器具
测温：机旁测温盘
电流：CT、励磁盘、电流表
电压：励磁盘、电压表
绝缘电阻：2500V兆欧表
直流耐压：直流耐压仪
2.9水轮发电机升压试验
2.9.1作业方法
2.9.1.1断开发电机出口断路器及其隔离刀闸，合上发电机中性点隔离开关。

，0.5秒。

2.9.1.2投用发电机保护及水力机械保护。

将发电机过压保护暂改为1.3U
N
2.9.1.3投入机组振动摆度测量装置。

2.9.1.4将调速器和其它辅机控制装置切至自动控制方式。

2.9.1.5机组升压仍采用他励方式。

将励磁装置切手动位置，励磁调节器给定置于最低位置。

2.9.1.6机组升压操作：
1）在机旁用LCU实现自动开机，并使机组运行至瓦温稳定。

2）投他励电源，合发电机灭磁开关，手动操作电压给定缓慢升压。

按25%、50%、75%、100%Un 分级。

各级做相应检查。

2.9.1.7机组升压试验中的检测：
1）检查各带电设备的运行情况。

2）检查机端各电压互感器二次回路三相电压应平衡及相序正确。

测量PT开口三角形电压输出值，在各PT间定相。

3）测量PT二次回路各端子电压及电压表计指示的正确性。

4）在100%U
N
时，测发电机轴电压及机组的振动、摆度值。

2.9.1.8发电机空载特性曲线录制程序：
1）手动操作励磁调节器，将发电机电压降至最低值。

2）手动操作励磁给定缓升发电机电压，同时读取定子三相电压及转子励磁电流，及机组频率值。

3）在10%-60%U
N 范围内按10%U
N
分级升压；在60%-100%U
N
范围内，按5%U
N
分级升压，在
100%-120%U
N 范围内至少读取两点（U
F
、I
L
值）。

升压限制在1.3U
N
和额定励磁电流之内。

当达到
其中之一时，即停止升压，升压过程中，同时读取各点定子电压，转子电流和机组频率值。

4）再升压至最高电压时，迅速读数后应快速返回额定值。

5）手动操作励磁给定缓降发电机电压，同时读取各点定子三相电压及转子励磁电流，及机组频率值。

6）绘制发电机空载特性曲线。

2.9.1.9发电机单相接地试验及消弧线圈挡位整定：
1）发电机升压完成后，减磁降流，跳开发电机灭磁开关（FMK），使机组在空转状态下运行（调速器自动）。

2）在机端PT柜内取下任意一相高压熔断器，在其下端设单相接地线，其中串入接地电流
表A
1
，恢复熔断器。

3）在消弧线圈接地线间串入补偿电流表A
2。

4）操作调速器，使机组在额定转速下稳定运行。

5）断开发电机中性点消弧线圈隔离开关后，投入灭磁开关（FMK）。

6）手动操作励磁调节器，逐步将机端电压升至50%U
N ，读取发电机单相接地电容电流（I
1
）
7）将电容电流（I
1
）折算到额定电压对应值（Ic）后，按欠补偿的原则选择消弧线圈的挡位整定好。

8）投入消弧线圈隔离开关后，操作励磁调节器将机端电压再升至50%额定值。

记录经消弧
线圈补偿后的接地电流（I
1）及流经消弧线圈的电流（I
2
），降压灭磁。

9）根据消弧线圈整定挡位电流（I
L ）和折算到额定电压下的单相接地电流（I
C
）计算消弧
线圈的脱谐度，其值应不超过20%。

10）在升压过程中,检查发电机单相接地动作情况(事先解除保护出口,只发信号)。

11）试验完成后，恢复机端及中性点正常接线。

2.9.1.10自动停机。

2.9.2质量检验
2.9.2.1检验依据
《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第4.8条
《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88
《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安装、验收规程》DL490-92
《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
《大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件》GB7409-87
《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》SD299-88
2.9.2.2检验方法及器具
测电压、相序、相位：发电机出口PT，励磁装置，机组LCU，电压表，万用表，相序相位测量仪。

振动、摆度：机组测振、测摆盘
电流：电流表
录波：电量记录分析仪、笔记本电脑
2.10水轮发电机空载下励磁装置的调整和试验
2.10.1作业方法
2.10.1.1断开电机出口断路器及隔离刀闸。

2.10.1.2投用机组水力机械保护。

2.10.1.3投用发电机保护，并将过电压保护暂整定为1.3U
N
、0.5秒。

投用励磁系统保护。