水轮发电机组试验方案
水轮发电机组短路升流和零起升压试验
水轮发电机组短路升流和零起升压试验
水轮发电机组短路升流和零起升压试验是电力设备运行前必须进
行的关键测试之一。
短路升流试验的目的是检验水轮发电机在短路情
况下的电气性能及其稳定性。
而零起升压试验的目的则是验证水轮发
电机的额定绝缘水平和耐久性，确保发电机在额定负荷下运行时电气
系统的安全稳定。
对于水轮发电机的短路升流试验，需要按照国家相关标准和规程，通过外部注入短路电流来模拟短路电流条件，然后通过测量绕组电流、电压和功率等参数来评估发电机的运行状态。
在测试过程中，还需要
根据发电机的额定功率和额定转速进行合理的电气参数计算，以确保
测试的有效性和准确性。
对于水轮发电机的零起升压试验，则需要在机组输出端开路的情
况下，分别施加正向5分钟和反向2分钟的额定交流电压或直流电压，以验证绕组及绝缘体的耐压能力。
同时，在测试中还需对机组温升、
空载损耗、绝缘电阻和电容、漏电流和泄漏电流等指标进行全面监测
和分析，确保机组在正常运行时不会出现漏电、放电等异常现象。
在水轮发电机组的短路升流和零起升压试验过程中，需要严格遵
守相关安全规程和操作规程，确保在测试过程中不发生任何安全事故。
测试完成后，还需要对测试数据进行评估和分析，及时发现和排除潜
在的故障隐患，确保机组在实际运行中的正常稳定运行。
水轮发电机电气试验方法及标准
水轮发电机电气试验方法及标准一．高压发电机第一部分：定子部件1．直流电阻2．目的：检查绕组的焊头是否出问题等原因测试环境：冷状态下进行测试工具：直流电阻电桥数据处理：各项的测试应做以下处理数据处理(I max-I min)/I平均≤2%结果判定：测试值必须满足以上的关系，不满足就应检查定子线圈。
3．绝缘电阻目的：检测线圈的绝缘电阻的大小，为以后的试验确定安全保证。
测试环境：常温下测试，记录数据要记录当前的温度。
测试工具：兆欧表注意事项：在绝缘电阻测试的过程中，在每项测试完之后应该对绕组充分放电，不然会造成严重的后果测试方法：在测量前应充分对地放点，注意机械调零，在测试的时候除开被测项，其他的各项都应该接地，测试的时候记录测试时间为15s和60s时的电阻值，在测试后计算吸收比，吸收比=R60/R15吸收比应满足大于2，而且各个项的绝缘电阻不平衡系数不应大于2（不平衡系数指最大一项的R60与最小一项R60之比）4．直流耐电压.目的：在较高的电压下发现绕组绝缘的缺陷测试环境：常温下进行试验测试工具：直流耐压设备一套测试方法：利用调压器调节电压使高压侧直流电压为0.5U N、1.0 U N、1.5 U N、2.0 U N、2.5 U N、3.0U N每阶段要停留一分钟的耐压试验时间,并在试验的时候记录各个电压时候的电流值。
每项在测试的时候其他项都必须接地。
而且在电压相同的时候各个项的电流值应该比较相近。
在规定的试验电压下,各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%。
注意事项：在测试的时候由于是高压，因此在测试的时候要注意安全，小心周围环境。
在每项测试完之后必须充分放电，否则容易造成事故。
必须注意的就是，测温线圈的接线头必须接地。
5．交流耐电压目的：检查线圈之间的绝缘性能测试环境：常温下进行试验测试工具：耐电压试验设备一套测试方法：发电机定子的交流耐压试验在制作的过程中一共有三个阶段要测试，下面就分别介绍试验的方法：（1）、单个线圈的交流耐电压试验，每次基本上做10个线圈的耐电压试验，试验方法是：在工作台上面放木方，木方里面用海绵等软性有弹性的材料包扎一圈，必须要厚点的，外面包0.1mm左右的铝铂，并且用铜丝将其绑好，在整个线圈的低阻部分必选全放在木方上方。
大型混流式水轮发电机组型式试验规程
大型混流式水轮发电机组型式试验规程第一章总则为了确保大型混流式水轮发电机组的质量和性能，提高发电机组在运行中的稳定性和可靠性，本规程根据相关国家标准和法律法规，制定了大型混流式水轮发电机组型式试验的规定。
第二章试验目的大型混流式水轮发电机组型式试验主要目的是验证其设计、制造和安装是否符合技术要求，保证发电机组在正常运行条件下能够稳定工作并提供合格的电能。
第三章试验条件1.试验环境：试验环境应符合国家标准要求，包括相应的温度、湿度和海拔高度等要求。
2.试验设备：试验设备应满足相关标准的要求，包括试验台架、测量仪器和校准器等。
第四章试验内容1.静态试验：进入试验状态后，按照相关标准要求，对发电机组进行静态试验，包括空载试验、短路试验和绝缘电阻试验等。
2.动态试验：在通过静态试验后，进行动态试验，包括起动试验、负载试验和过载试验等。
3.特殊试验：根据具体需求，进行特殊试验，如频率调整试验、电压调整试验和频率死区试验等。
第五章试验步骤1.试验准备：根据试验计划，做好试验设备、试验样机和环境的准备工作。
2.试验启动：按照试验步骤，逐步启动试验设备和试验样机，确保安全可靠。
3.试验执行：按照相关试验标准和要求，对静态试验、动态试验和特殊试验等进行详细记录和执行。
4.试验结束：试验完成后，对试验结果进行分析和评估，得出符合要求的试验结论。
第六章试验记录和报告试验过程中应详细记录试验数据和试验结果，并制作试验报告。
试验报告应包括试验目的、试验条件、试验内容、试验步骤、试验结果和试验结论等内容。
第七章试验评定根据试验结果和试验报告，评定大型混流式水轮发电机组是否符合设计和制造要求。
如有不符合要求的地方，应进行相应的修正和改进。
第八章试验后处理试验结束后，应对试验设备进行清理和保养，并做好相关记录。
试验样机应按照要求进行检查和维护，以确保下次试验的可行性。
第九章试验组织和责任试验的组织和责任应由相关部门和人员共同负责，确保试验的顺利进行和试验数据的真实可靠。
高速水轮发电机组振动及动平衡试验
高速水轮发电机组振动及动平衡试验水轮发电机组是一种常用的电力发电设备，起到了重要的作用，但是因为它的质量较重，受力较大，振动有可能受到影响，进而影响整个发电机组的安全性。
因此，振动与动平衡试验成为水轮发电机组安全性评估的重要环节。
振动试验是水轮发电机组安全性评估中必不可少的步骤，旨在检测水轮机安装时的振动状况，为排除隐患提供可靠的依据。
该试验通常采用经典的静态和动态平衡测试法。
在静态平衡试验中，水轮机的振动可以检测出轴系及其附件的内部不对称性，并对轴线的位置和攻角进行校准，从而确保水轮发电机组的作业性能和安全性。
动态平衡测试则可以通过改变水轮机速度，结合正弦波加载，检测水轮机状态下的振动，以确定振动源及其分量，并识别出质量不对称原因，为解决偏心设计提供重要的参考，以保证水轮发电机组的安全性和高效运行。
动平衡试验是水轮发电机组安全性评估的重要环节，它通过检测水轮发电机组中的转子分量和失去质量原因，来确定其所在的位置及其大小，以确保水轮发电机组能正常运行。
动平衡试验使用的常见设备包括电驱动平衡机，电磁角位移传感器，连接轴或轴承等。
检测转子内部失去质量的原因主要有松动、损坏，叶轮毁坏、开裂等，依据该试验结果，即可采取有效的措施解决上述问题，以达到较高的安全性。
随着电力发电设备的发展，对水轮发电机组振动及动平衡试验仪器设备的要求也越来越高。
近年来，微机控制技术在水轮发电机组振动及动平衡试验仪器设备中的应用发挥了重要作用，大大提高了设备的精确度和可靠性，满足了水轮发电机组振动及动平衡试验的试验要求。
综上所述，水轮发电机组的振动及动平衡试验对于水轮发电机组的安全性有着重要的意义，而振动及动平衡试验仪器也是实施该试验的重要前提。
因此，在水轮发电机组的施工、调试及运行维护过程中，应重视振动及动平衡试验仪器的应用，保障无损检测与试验技术的实施，及时排查故障，确保水轮发电机组安全、稳定、高效运行。
水轮发电机组启动试验规程DLT 507-2014
水轮发电机组启动试验规程Start-up test code for Hydro-generating unitsDL／T 507-2014代替DL／T 507-20021 范围本标准规定了水轮发电机组启动试运行试验程序和要求。
本标准适用于单机容量25MW及以上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25MW的机组可参照执行。
灯泡贯流式水轮发电机组的启动试运行试验，按DL／T 827的规定执行。
2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
DL／T 827 灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程3 总则3．1 水轮发电机组及相关机电设备安装、检验合格后，应进行启动试运行试验，试验合格及交接验收后方可正式投入系统并网运行。
3．2 机组启动试运行前，应按照本标准的要求编制启动试运行大纲，经启动验收委员会批准后进行启动试运行。
3．3 除本标准规定的启动试运行试验项目以外，允许根据电站条件和设备制造特点适当增加试验项目。
3．4 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，与机组启动试运行有关的油、水、气系统设备，通风空调系统设备，电气回路及电气设备等，均应依据相应的专用规程试验合格。
3．5 工程已经通过水库蓄水前的验收。
3．6 引水式电站机组引水系统已通过验收及安全鉴定。
3．7 组织、指挥机组启动试运行的机构已建立，各部门应配备人员已到位，相关文件和资料齐全。
3．8 机组启动试运行过程中应充分考虑上、下游水位变动对边坡稳定及库区河道周围环境和植被生长的影响，保证试运行工作的正常进行。
4 水轮发电机组启动试运行前的检查4．1 引水及尾水系统的检查4．1．1 上、下游拦污栅及备用拦污栅入槽检查及栅后流道清洁度检查合格。
4．1．2 进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格，拦污栅差压测压头与测量仪表检验调试合格。
水轮发电机组现场动平衡试验工艺方案
工艺#技术・Go#gyi yu Jishu水轮发电机组现场动平衡试验工艺方案张端潭(南平市建阳区发电有限责任公司，福建南平354200)摘要:振动是造成机械损伤的主要因素,水轮发电机组振动幅值是评价水轮发电机组设计、制造、安装质量的一项重要指标。
以雷公口电厂1号水轮发电机组转子动平衡试验为例,釆用幅值四圆图法准确找到不平衡点，通过矢量分解法对配重进行分解，有解决水轮发电机组转子配重的安装，准地消除了机组由于转子质量不平衡引起振动过大的，可关键词：幅值四圆图；转子动平衡试验;矢量分解0引言建阳区雷公口电厂位于建阳区阳溪上附近,距建阳城区约53km。
坝址以上集雨面积达101km2,是一以水为主，、、发电用的发的水电。
水为5231m3,有。
电站装机容量2!6.5MW,发电机型号SF6500T0/2600,设计年发电量3494万kWh。
2018年雷口电厂对机组进行造。
其中，雷口1发电组安装过发转子,过对，发发电主发电转子厂。
1发电机主 制造厂平衡试验重电厂安装。
安装成，动，发组转速，测得上导承的水平最振动幅值为0.18mm,不满足《水轮发电机组安装技术规范》(GB/T8564—2003)的要求(<0.05mm)。
初步推断该象由转子动平衡不好所致。
为此,邀请专业的团队使用专业的设备对1组进行动平衡试验配重。
配重，组转速下，上导承支架的水平振动值(X轴为0.03mm,#为0.025mm)符技术规范(80.05mm)要求，但当机组进行过速试验时，上导承支架的水平振动值随转速的上升呈指升，不满足规规范的要求。
为了保证机组长期稳行，我们调整方案，重新对转子进行动平衡试验配重，采用四圆幅值法、矢量解法对配重方向、重量安装进行了优化计算整。
1组转子配重整，测得的各转速下的振动值得到明显善，并好满足规范技术要求。
本文主要介绍1组动平衡试验过解方案参考。
1用四圆幅值法测量数据雷公口电站1号机容量65MW,发电机型号SF6500-10/2600,转子磁极10极，如图1所示,①〜⑩为磁极，转子引出线①磁极与⑩磁极之间,$、％两点为原配重点，配重质量别为2860g和4390g,配重块安装置在磁极间风扇叶片。
水轮发电机进相运行试验方案
水轮发电机进相运行试验方案一、试验目的本试验的目的是验证水轮发电机的进相运行是否能够正常进行，并且实现电能的高效转换。
通过试验，对水轮发电机的运行性能进行评估和分析，为其后续的应用提供科学依据。
二、试验设备1.水轮发电机组：包括水轮机和发电机两部分，水轮机负责将水能转换为机械能，发电机则将机械能转换为电能。
2.水源：选择合适的水源，保证水质清洁，水流稳定，并满足试验对水量的要求。
3.控制系统：包括水轮机的控制系统和发电机的控制系统，用于实现对水轮机和发电机的启动、停止和调节。
4.测量仪器：包括流量计、转速计、电能表等，用于对试验过程中的水流量、转速和电能进行测量。
三、试验步骤1.确定试验参数：根据水轮机和发电机的技术参数，确定试验中的水流量、转速和电能要求。
2.准备试验设备：清洁水轮机和发电机，并检查各部件的运行状态，确保无异常。
3.进行试验前的调试：通过控制系统对水轮机和发电机进行启动和停止的测试，确保其能够正常运行。
4.连接水源：将水源与水轮机的进水口相连接，保证水流的稳定和连续。
5.进行进相试验：逐渐打开水源阀门，调节水流量，观察水轮机的运行情况，同时测量水流量和水轮机的转速。
6.监测电能输出：将发电机的输出端与电能表相连接，实时监测电能的输出情况。
7.进行稳定性试验：在水流量和转速达到稳定后，继续监测电能输出，并观察水轮机和发电机的运行情况，以评估其稳定性。
8.结束试验：关闭水源阀门，停止水轮机和发电机的运行，进行设备的清洁和保养工作。
四、试验数据处理和分析1.记录试验数据：在试验过程中，准确记录水流量、转速和电能的测量值。
2.数据处理：对试验数据进行整理和归纳，绘制水流量-转速曲线和转速-电能曲线，以评估水轮发电机的性能。
3.数据分析：分析试验数据，评估水轮发电机的进相运行是否能够正常进行，并进一步分析其效率和稳定性。
五、安全措施1.在操作水轮发电机时，严禁将手指或其他物品放入水轮机内部。
水轮发电机组启动试验规程
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.确保水轮发电机组各部件及设备安装及检查工作已经完成，检查各部件及元件是否正常，尤其是安全装置的正确性，测量各电路的接线正确性。
2.启动水轮发电机组前，应检查水轮机的润滑油及燃油的状态，发电机的润滑油及冷却水的状态。
3.将水轮机润滑油，燃油及发电机润滑油，冷却水供应系统置于开启状态。
4.启动水轮机，确保排放管道及水轮机安装牢固，并在空载状态下运行时确保排放量正常。
5.发电机预热，调压，检查防护等设施是否开启，如有需要，处理发电机冷却水。
6.当水轮机的运行达到规定的参数时，将发电机置于启动状态，调整发电机励磁电流，检查发电机的运行状态。
7.在启动水轮发电机组过程中，要定时进行观察与检查，记录有关数据，并做好安全防护措施。
8.完成启动试验后，应及时调整发电机及水轮机各部件的运行参数，保证发电机的正常运行。
水轮发电机并网后的试验项目
1、水轮发电机组并列及负荷试验
1.1水轮发电机组并网试验
1.2水轮发电机组带负荷试验
1.2.1水轮发电机组带负荷试验应相互穿插进行。
1.2.2 进行机组带负荷下调速系统试验。
1.2.3进行水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验。
1.3水轮发电机组甩负荷试验
1.3.1机组带额定负荷下，应进行下列各项试验：
（1）调速器低油压关闭导叶试验。
（2）事故配压阀动作关闭导叶试验。
（3）根据设计要求和电站具体情况，进行动水关闭工作闸门或关闭主阀的试验。
2、72h试运行
3、交接与投入商业运行
机组通过72h试运行并经停机处理所有缺陷后，即具备了向生产管理部门移交的条件，应按照相关规定及时进行机组设备及相关机电设备的移交。
并签署机组设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算机组设备保质期。
水轮发电机组起动试验规程
水轮发电机组起动试验规程一、试验目的本试验旨在验证水轮发电机组的起动性能与安全可靠性，以确保其正常运行和发电效率。
二、试验范围本试验适用于水轮发电机组的起动试验，包括起动前的准备工作、起动程序、试验参数的监测与记录等。
三、试验设备和工具1. 水轮发电机组：确保其完好无损，并且满足试验要求。
2. 控制系统：包括起动控制装置、监测仪器等。
3. 试验记录设备：如温度计、压力计、功率计等，用于记录试验过程中的相关参数。
四、试验前准备1. 检查水轮发电机组是否处于停机状态，并确保其与电网的连接已断开。
2. 检查各部位的润滑油和冷却液的储备情况，必要时进行添加或更换。
3. 检查起动控制装置和监测仪器的工作状态，确保其正常运行。
4. 调整和确认试验参数，如起动时间、起动速度等。
五、试验程序1. 打开水轮发电机组的进水阀门，确保水轮获得足够的水流，如需辅助泵，则需启动辅助泵并调整水流。
2. 启动控制系统，并按照预定的起动程序操作。
3. 监测并记录发电机组的各项参数，包括转速、温度、压力等。
4. 在起动过程中，及时发现并处理异常情况，确保试验的顺利进行。
5. 当发电机组达到预定的转速和参数时，将其连接至电网，并使其逐渐转入发电运行状态。
6. 试验结束后，记录试验结果，并对发电机组进行必要的检查和维护。
六、试验安全事项1. 在试验过程中，严禁操作人员靠近发电机组及其附属设备，以避免人身伤害。
2. 严格遵守起动程序和操作规范，确保起动过程安全可靠。
3. 如发现温度异常上升、压力突变等情况，应立即停止试验并进行排查与处理。
七、试验记录与分析1. 在试验过程中，及时记录各项参数的数值变化，并制作试验报告。
2. 根据试验结果，对发电机组的起动性能进行评估与分析，发现问题及时进行改进与优化。
八、试验总结本试验对水轮发电机组的起动性能进行了验证，结果表明其起动程序和参数设置合理，起动过程安全可靠。
为保障发电机组的正常运行提供了重要依据，并为日后的操作和维护提供了参考。
水轮发电机组动平衡试验探讨
水轮发电机组动平衡试验探讨水轮发电机组动平衡试验通常包括两个阶段：初步平衡试验和精度平衡试验。
初步平衡试验是在水轮机装配完成后进行的试验，其目的是消除装配和制造过程中的静、动不平衡。
精度平衡试验是在初步平衡试验基础上进行的试验，其目的是进一步提高机组的平衡性能，使机组在运行过程中的振动和声音降到最低。
水轮发电机组动平衡试验的主要内容包括测定水轮机转子的质量和重心位置、测定转子的振动值和相位、评估转子的动力平衡性能等。
试验过程中需要使用一些专用的平衡设备来完成试验任务，如平衡台、振动传感器、光电编码器等。
在进行水轮发电机组动平衡试验时，需要注意以下几个关键问题：1.试验设备的选择和校准：选择适用于水轮机转子动平衡试验的设备，并确保其准确可靠。
同时需要对试验设备进行定期校准，以确保试验结果的准确性。
2.试验过程中的测量方法：采用合适的测量方法对转子的质量和重心位置进行测定，如动态平衡法、静态平衡法等。
同时，还需要合理选择振动传感器和光电编码器等测量装置，以获取准确的振动和相位数据。
3.试验过程中的数据处理和分析：对试验过程中获取的数据进行合理的处理和分析，以评估机组的平衡性能。
常见的数据处理方法包括谐波分析法、相位图法等。
4.试验结果的评估标准：根据水轮机的工作条件和设计要求，确定合理的评估标准。
通常，振动和相位的限制值应符合相关标准或技术要求。
然而，水轮发电机组动平衡试验也存在一定的局限性。
首先，试验过程中需要专业的设备和人员，试验成本较高。
其次，试验过程可能对机组运行产生一定的影响，需要在停机期间进行试验。
此外，试验结果还可能受到环境条件和测试方法等因素的影响，需要综合考虑。
综上所述，水轮发电机组动平衡试验是保证机组稳定性和安全性的重要手段。
通过合理选择试验设备、采用准确的测量方法和数据处理方法，可以获得准确的试验结果，并及时发现和消除机组的平衡问题，提高机组的工作效率和寿命。
水轮发电机组启动试验方案
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。
(完整word版)水轮发电机组试运行试验项目
15。
2 机组充水试验：15。
2.1 向尾水调压室、尾水管及蜗壳充水平压，检查各部位，应无异常现象。
15。
2.2 根据设计要求分阶段向引水、输水系统充水，监视、检查各部位变化情况，应无异常现象。
15。
2。
3 平压后在静水下进行进水口检修闸门或工作闸门或蝴蝶阀、球阀、筒形阀的手动、自动启闭试验，启闭时间应符合设计要求。
15.2。
4 检查和调试机组蜗壳取水系统及尾水管取水系统,其工作应正常。
机组技术供水系统各部水压、流量正常。
15。
3 机组空载试运行：15.3。
1 机组机械运行检查：a) 机组启动过程中，监视各部位，应无异常现象；b) 测量并记录上下游水位及在该水头下机组的空载开度；c）观察轴承油面,应处于正常位置，油槽无甩油现象。
监视各部位轴承温度，不应有急剧升高现象。
运行至温度稳定，其稳定温度不应超过设计规定值；d) 测量机组运行摆度（双幅值),其值应不大于75％的轴承总间隙;e）测量机组振动，其值不应超过表41的规定，如果机组的振动超过表41的规定值，应进行动平衡试验；f）测量发电机残压及相序，相序应正确；g）清扫滑环表面。
表41 水轮发电机组各部位振动允许值单位为毫米n10015。
3。
2 调速器调整、试验：a）检查电液转换器或电液伺服阀活塞的振动应正常；b) 机组在手动方式下运行时,检测机组在3min内转速摆动值,取三次平均值不应超过额定值的0。
2%；c) 调速器应进行手动、自动切换试验，其动作应正常,接力器应无明显的摆动；d) 调速器空载扰动试验：机组空载工况自动运行，施加额定转速8％阶跃扰动信号，录制机组转速、接力器行程等的过渡过程，转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%;超调次数不超过2次；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。
选取一组调节参数，供机组空载运行使用； e）在选取的参数下，机组空载工况自动运行时，转速相对摆动值不应超过额定转速值的0.15%。
水轮发电机组空载试验
水轮发电机组空载试验一、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、仪表已调整就位。
（2）各部位冷却水、润滑水投入，水压正常，润滑油系统、操作油系统工作正常。
（3）顶起发电机转子，油泵拆除后，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）发电机主引出线接头已拆下。
（9）发电机转子集电环碳刷已拔出。
（10）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）在调速器机械柜上手动启动机组，待机组转速达到10～15％Nr左右，监听机组运行情况，不应有异常声响，机组转速指示应正常。
（3）经检查无异常后，机组缓慢升速，将转速控制在25％Nr左右。
（4）机组启动过程中，监视各部位应无异常后，才允许继续升速，如发现水轮机室串水、轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象，则应立即停机。
（5）经检查无异常现象后，手动将机组转速逐级升速至50％Nr，75％Nr 和100％Nr，在每级转速下检查记录轴瓦温度和机组振动值及摆度值。
（6）如升速过程中发现机组摆度超过轴承间隙或振动超过标准值时，做好摆度和振动记录，然后停机。
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试验）。
（7）记录机组的启动开度和空载开度。
在额定转速时电气转速应为位于100％位置。
（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，隔5min记录一次瓦温，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。
记录稳定的温度值。
（9）监视主轴密封温度，监视机组各部位的冷却水流量值。
（10）记录水力测量系统表计读数和机组附加监测装置的表计读数。
水轮发电机组试验
• 1、各类绝缘试验 • 直流试验、交流试验
• • • •
（1）直流试验 用兆欧表测量 A绝缘电阻（直流电阻） 读数时间为1 min 。数值应归算到同一温度和过去值相 比较， 即存在一个温度修正的问题。它可以发现绝缘的 整体和贯通性受潮、贯通性的集中缺陷。对局部缺陷反映 不灵敏。
7
• B吸收比 • 采用读数为1 min 和15s （或30s） 的绝缘电阻的比值。
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• 3、停机前后的各项试验
• • • • • • • • • •
（1）停机前的各项试验 风损温升试验 目的：测量热态下发电机的绝缘性能 步骤：a水导冷却水切换、05—08排水小阀检查 b前夜班机组尽量带大负荷 c不断降低空冷水压 d关闭空冷水源，进行风损温升，必要时空冷排水 e温度到达规定后68 ℃ 左右（要求65℃），停机 做措施 注意事项：a温升时要缓慢均匀上升 b确保是风损温升（防止线棒内外、绝缘、铁心、 环境温度不一样，致使线棒温度不同或降温快）
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• 4、保护试验
• • • • • • • • • • •
（1）保护回路清扫检查，继电器及保护定值校验。 （2）保护信号回路试验 内容：1）现地分合开关，检查监控及中控室中央 信号模拟量是否正确。 2）模拟发变组保护装置A、B柜下列各保护 动作出口，检查监控屏及中控室中央信号是否正确 （26个具体保护）。 （3）保护二次回路动态试验（保护联动） 目的：模拟主保护动作，检查监控及中控室中央信号及现 地开关状态正确与否。 步骤：a检查相关工作结束
水轮发电机组启动试验方案
水轮发电机组启动试验方案一、试验目的：1.了解水轮发电机组启动过程的工作特点和运行参数；2.验证水轮发电机组在启动过程中的安全可靠性；3.验证水轮发电机组启动时间、启动电流、启动功率等参数是否符合设计要求；4.评估水轮发电机组启动过程中的能耗情况。
二、试验准备：1.水轮发电机组及其配套设备安装完成，并完成相关调试工作；2.试验现场安全保护工作完成，必要的防护措施到位；3.所需试验设备和工具准备齐全；4.试验人员具备相关技能和资质。
三、试验内容：1.首先进行准备工作，检查水轮发电机组及其配套设备的机械连接是否牢固，电气连接是否正常，冷却系统是否正常运行等；2.启动试验前，应检查水轮发电机组及其配套设备的各个保护装置和安全装置是否可靠，并进行必要的调试工作；3.启动试验过程中，按照以下步骤进行：（1）打开主进水阀门，确保水轮发电机组进水畅通；（2）打开机组总电源开关，接通电源，启动水轮发电机组；（3）观察并记录水轮发电机组的启动时间，同时关注其启动电流、启动功率等参数；（4）待水轮发电机组运行稳定后，观察并记录其运行状态和运行参数，包括转速、电压、电流、功率因数等；（5）完成启动试验后，进行检查和巡视，确保水轮发电机组及其配套设备正常工作。
四、试验结果分析：1.根据试验数据，分析水轮发电机组的启动时间、启动电流、启动功率等参数是否符合设计要求；2.根据试验数据，评估水轮发电机组在启动过程中的能耗情况，分析是否存在浪费现象；3.根据试验结果，对水轮发电机组的启动过程进行评估和优化，提出改进措施。
五、安全注意事项：1.在试验过程中，严格遵守安全操作规程，确保人员和设备的安全；2.注意防护设施的使用，确保试验现场的安全；3.防止试验设备过载运行，合理控制试验负荷；4.在试验过程中，及时发现并处理异常情况，确保水轮发电机组和配套设备的安全运行。
六、试验总结：根据试验结果和分析，总结试验过程中的经验和教训，提出对水轮发电机组启动过程的优化建议，以便于提高其安全可靠性和工作效率。
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水轮发电机组试验方案
1 前言
为了缩短＃3机有水试验的时间，我们拟定了此方案，利用110KV母线电压直接对2#主变、2#厂用变、3#机端TV、3#机励磁变、3#机励磁用TV进行充击，并利用充击后额定工作电压核定＃3机同期回路、＃3机调速器电气二次回路，＃3机励磁装置电气二次回路、＃3机监控系统二次回路、＃3机保护回、＃3变保护回路中电压回路的正确性。
2 试验目的
2.1 考核＃2主变保护装置冲击合闸条件下保护动作的正确性，特别是考核#2主变压器差动保护躲变压器励磁涌流的能力；
2.2 考核冲击合闸时产生大的励磁涌流条件下#2主变压器的机械强度；
2.3 核#2主变压器断开时其绝缘强度能否参承受全电压和操作过电压；
2.4 考核冲击合闸时产生大的励磁涌流条件下#2厂变压器的机械强度，#2厂变压器断开时其绝缘强度能否参承受全电压和操作过电压；
2.5 考核冲击合闸时产生大的励磁涌流条件下#3励磁变压器的机械强度，#3励磁变压器断开时其绝缘强度能否参承受全电压和操作过电压；
2.6 检查6.3KV母线TV，＃3发电机机端TV、＃3机励磁装置用TV的传变是否正确；
2.7 检查保护、测量、同期、励磁回路的电压二次回路接线的正确性。
3 安全措施及准备工作：
3.1 检查#2主变高压侧开关520在断开位置。
3.2 检查#2主变高压侧开关母线侧隔离开关5201在分闸位置。
3.3 检查#2主变高压侧开关母线侧接地刀闸5201-1在分闸位置。
3.4 检查#2主变高压侧开关主变侧隔离开关5203在断开位置。
3.5 检查#2主变高压侧开关主变侧接地刀闸5103-1在断开位置。
3.6 检查#2主变中性点隔离开关5X26在断开位置。
3.7 检查#2主变低压侧断路器220在断开位置。
3.8 检查6.3KV母线联络断路器200在断开位置，并将母线联络断路器摇至试验位置及拉开200开关直流操作电源。
3.9 检查6.3KV母线联络隔离开关2001在断开位置。
3.10 检查2#发电机断路器222在断开位置，并将2#发电机断路器222摇至试验位置拉开222开关直流操作电源。
3.11 检查3#发电机断路器232在断开位置，并将3#发电机断路器232摇至试验位置。
3.12 检查船闸出线断路器226在断开位置，并将船闸出线断路器226摇至试验位置。
3.13 检查#2厂变高压侧断路器224在断开位置，并将#2厂变高压侧断路器224摇至试验位置。
3.14 检查6.3KVII断母线PT小车在退出位置。
3.15 检查6.3KVII断母线接地线已拆除。
3.16 投入2#主变、2#厂用变保护及退出2#主变瓦斯保护。
3.17 检查主变本体上无杂物，将#2主变室做好安全围栏，并在醒目位置放置安全警示牌。
3.18 在3#机断路器232开关柜内拆开至3#机定子的一次电缆，并将电缆头包好固定可靠，保证与开关有足够的安全距离。
3.19 在励磁功率柜拉开励磁变低压侧开关，YK1 YK2开关
3.20 检查3#机灭磁开关在分闸位置。
3.21 励磁装置上电；
3.22 调速器装置上电；
4 试验步骤
4.1 合上#2主变高压侧开关母线侧隔离开关5201，确认在合闸位置。
4.2 合上#2主变高压侧开关主变侧隔离开关5203，确认在合闸位置。
4.3 合上#2主变高压侧断路器520做第一次冲击合闸试验，检查2#主变保护差动保护应可靠不动作，2#主变保护差动保护无异常。
4.4 变压器充电30分钟后拉开＃520开关。
此期间试验人员及运行人员应密切监视保护及变压器是否存在异常现象。
一旦发现异常，应立即手跳＃520开关并查明原因。
4.5 断开#2主变高压开关520，现场人员检查#2主变一、二次设备无异常。
4.6 再次冲击合闸试验。
连做四次。
变压器每次冲击合闸的间隔宜为5分钟，经保护人员分析情况正常后方可继续进行试验。
最后一次冲击完成后，520断路器在合位不断开。
4.7 每次冲击合闸保护装置特别是差动保护应可靠不动作。
如有保护跳闸，应详细检查一次设备，查明一次系统是否有短路；若确证一次设备无异常，则由保护人员重新核算保护整定值，经现场调整定值后再继续本试验，直至试验合格。
4.8 检查6.3KV母线PT熔断器完好。
4.9 确认#2主变低压侧断路器220在断开位置。
4.10 将#2主变低压侧断路器220恢复至工作位置，并检查屏柜指示正常。
4.11 合#2主变低压侧断路器220对6.3KVII段母线冲击。
4.12 检查6.3KVII段母线设备无异常。
4.13 检查6.3KVII段电压回路正常无短路，机端励磁电压回路正常无短路，并断开二次侧PT开关。
4.14 检查6.36KVII段TV的二次回路的正确性
将6.3KVII段母线2×24小车摇置工作位置，并检查二次侧电压及相序。
依次合二次侧PT开关，检查相关的电压回路。
用数字万用表测量电压：
6.3KVII段母线柜
U AB= V （≈100V）
U BC= V （≈100V）
U CA= V （≈100V）
U LN= V （≈0V）
上位机上6.3ＫＶ母线电压采样值
＃2主变6.3ＫＶ母线电压采样值
4.15 检查＃3机1TV的二次回路的正确性
＃3发电机机端TV柜
U AB= V （≈100V）
U BC= V （≈100V）
U CA= V （≈100V）
U LN= V （≈0V）
上位机上＃3机机端电压采样值
调速器机端电压采样值
调整器网频电压采样值
4.16 检查＃3机2TV的二次回路的正确性
＃3发电机机端励磁TV柜
U AB= V （≈100V）
U BC= V （≈100V）
U CA= V （≈100V）
U LN= V （≈0V）
励磁装置机端电压采样值
励磁柜上机端电压指示；
4.17 检查励磁变电压极性
测量励磁变低压侧的电压的相序应为正相序。
4.18 一次与二次核相
将PT手车推出，将其中A相熔断器拆掉，测量二次a相应缺。
同理B同样。
包括机端1TV、2TV、TV、励磁用TV
4.19 ＃2厂用变冲击试验
检查#2厂用变高压侧电缆是否接入。
拆除#2厂用变低压侧电缆，拆除#3机组机端高压电缆，拉开#3机组励磁变低压侧开关，做好安全措施。
投入2#厂用保护。
用#2厂变高压侧开关214对厂变进行3次冲击。
将#2厂变高压侧开关214断开，将手车退出。
检查#3机组励磁高压侧熔断器完好，将#3机组励磁变手车、#3机组断路器232手车推入工作位置。
用#3机组断路器232开关对#3机组励磁变进行3次冲击。
检查设备无异常。
将设备恢复至冲击前状态，并做好安全措施。
5 试验安全注意事项
5.1 所有试验人员必须严格遵守《电业安全工作规程》和有关安全文明生产的规定；
5.2 试验过程中，所有试验人员应坚守岗位，禁止随意走动。
5.3 3. 工作前应办理工作票及二次安全措施票；
5.4 4. 合闸前现场人员检查试验接线的正确性，特别注意严防CT开路；
5.5 5. 每次冲击合闸后应及时检查变压器上层油位，用手触摸变压器油箱壁、油箱顶盖、出线法兰套管等处，检查是否有过热等异常现象；
5.6 试验时若有异常，运行人员应立即手跳＃520开关查明原因并经处理后再进行试验。
5.7 232开关处拆开定子与开关的一次电缆，装设遮拦，悬挂“高压危险”标示牌。