水轮发电机组的运行.doc

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1、第四章 水轮发电机组的运行内容提要：1）水轮发电机组的试运行，包括引水管和闸门、机组、调速器、主阀等主机及附属设备和油气水辅助设备的验收检查；发电机励磁系统的验收检查；充水试验；机组空载试运行；试运行中的各项试验项目的试验。2）水轮发电机组正常运行，包栝启动前的检查、开机起动、升压倂网、负荷调整、运行中的监视检查、解列停机。3）水轮发电机组正常运行的故障及事故处理。第一节 概述由水轮机及发电机组成的水轮机发电机组是一个电站的核心主体设备，水轮机作为把水力资源的水能转换为机械能的动力设备，对电站水能的经济利用和经济效益及安全运行意义重大；发电机担负把水轮机的机械能转换为电能发出电来。同样是电站的

2、核心主体设备。水轮机要正常安全运转还需要附属设备调速器及蝴蝶阀和辅助的油气水系统及机组自动控制操作保护监测系统。调速器是值班运行中操作调整控制的主要附属设备。也是调整发电机组转速(电压的频率)和调整发电机向电网输送有功功率多少的附属设备。频率和有功的调整，一般调速器能自动进行调整。必要时或调度下令增加及减少有功时，运行人员可以通过操作调速器开度增加或减少水轮机的进水量改变有功功率。发电机由水轮机带动正常发电运转还需要励磁设备及其励磁系统和继电保护及二次系统。在运行中，值班人员要通过操作励磁装置对电压和无功电能进行调整(励磁装置也可以自动调整)，励磁系统直接影响电压和发电机的稳定运行。电力系统的

3、总负荷中，既有有功功率又有无功功率，由于无功功率不足会使系统电压水平降低，影响用户的正常工作，电站的发电机是电力系统的主要无功电源，为了满足系统无功功率的要求，保障供电电压水平，常常要进行必要的无功功率的调整。发电机装有自动励磁调整装置，它可以自动增加励磁电流而增加无功功率，以满足负荷的要求。必要时，运行人员可以手动在励磁屏上进行调整。以改变发电机所带无功功率的大小；特别要指出的是，电力系统无功不足，严重时会引起电压下降的恶性循环而破坏电力系统的稳定。发电机正常额定运行时，在功率因数COS为0。8时，根据功率直角三角形，一般是有功四份时，则无功是3份。(视在功率5份)发电机向电网送出无功功率。

4、这个无功是感性无功；为了使发电机稳定运行，一般无功不要少于一份。如果由于故障原因励磁电流减少，进入欠激状态，则发电机向电网送出的是电容性的无功功率，相当于电网向发电机送感性无功功率，即发电机不但不发出感性无功还吸收电网的感性无功。这种状态叫发电机的进相运行。发电机在运行中，如果励磁电流减少，引起无功减少过度时，可能破坏发电机的稳定运行，严重时还可能引起机组失步或振荡。这个现象过程运行人员要引起足够重视。发电机併入电网后，由于电能特点是发，送，用同时进行的。功率(有功功率和无功功率)必须随时保持平衡。为此，发电机输出功率，要根据电力系统的需要不断进行调节；为了保持电能质量的两个指标即周波(F)和

5、电压(U)的质量，发电机的有功和无功也要根据电力系统的需要不断进行调节，在水电站实质是调节进入水轮机的水量和调节发电机的励磁电流。调水量是通过水轮机调速器自动或运行人员手动进行，调励磁电流是通过发电机励磁调节装置自动或运行人员手动进行。在运行值班工作中，为了保持水轮发电机组的正常安全运转，值班运行人员要更多的加强对水轮机调速器和发电机的励磁调节装置的巡视检查和维护。 第二节 水轮发电机组试运行一个水力发电站由设计院设计完成全部图纸后，业主单位招标的土建施工单位进行大坝、厂房等水工建筑物施工，电站厂房施工验收完后，交给机电安装单位进行全部机电设备的安装、调试工作，合格后由业主单位组织安装单位、监

6、理单位和设计院及主要机电产品的有关厂房成立起动委员会，进行安装后的试运行，在试运行中，还会处理试运中发现的设备缺陷问题，试运期间，在仍由机电安装单位负责，业主单位配合之，在试运合格后，连续运行72小时，才由业主单位和机电安装单位、监理单位签字验收，正式移交给业主单位。机组大修后的试运行的工作由电站主管生产的厂长或总工程师主持，目的是考核检验大修质量，将技术指标与大修前进行对照，核定消除机组缺陷的质量情况。新安装机组的试运行，在起动验收委员会领导下进行试运行，包括：机组试运行前的机电试验结果检查核对；机组试运行前现场检查，充水试验；水轮发电机组的不带电空载试验；水轮发电机组的带电空载试验；水轮发

7、电机组的并网试验；水轮发电机组的调相操作试验；水轮发电机组的甩负荷试验等。一、水轮发电机组试运行前的检查（一）过水系统的检查（1）引水进水口栏污栅清洁干净。（2）引水进水口闸门操作自如，并处于关闭落锁状态。（3）从引水进口到尾水管尾水门的全部过流道清理完毕。（4）引水道的通流的闷头、人孔门及阀门已现场确认关闭好。（5）尾水闸门操作检查正常。（6）水轮机前的蝶阀调试操作正常，检查无漏水现象，检查事故关蝶阀正常。（7）确认蜗壳、转轮室、尾水管已清理干净，固定转轮的楔子、吊装工具、临时支架等已拆除。（8）蜗壳排水阀、钢管排水阀确认处于关闭状态。（二）水轮机检查（1）水轮机及附件已全部安装完毕，施工测

8、量记录完整，上下止漏环间隙合格；发电机盘车的摆度值合格，并经总工程师确认。（2）真空破坏阀、空气吸力阀已竣工，并调试合格。（3）顶盖排水装置检验合格，水流畅通。（4）调相补气系统正常。（5）轴承安装检验合格，数据记录齐全。（6）导水机构安装完工合格，并处于关位，接力器锁定已投入，导水叶的最大开度及接力器行程已测量合格，关闭后的严密性及压紧行程等符合设计要求，测试记录完整。（7）各接地部分已连接好。（8）润滑油合格。（9）各流量计、压力表、示流计、摆度和振动传感器及各种变送器已安装合格，管道附件良好。（10）各油水器、管道颜色及标示符合规定，阀门编号符合规定。（11）属自动控制二次部分的压力、温

9、度等整定值正确。（三）调速器及其设备检查（1）调速器整体及管道和油压装置安装完好，调试合格，空载扰动试验的参数调整符合国家标准。（2）调节保证计算经总工程师审定，确定关闭时间，并整定好。（3）调速器仪表指针正常及红黑针位置全部在零位。（4）油压装置手动和自动起动正常，压力继电器整定正确，高压补气装置阀门位置正确。（5）调速器系统联动的手动操作的开和关位正常。并检查调速器、接力器及导水机构联动的动作灵活性、平稳性，并检查导叶开度、接力器行程和调速器柜内的导叶开度指示器三者的一致性。（6）用紧急停机关闭方法检查导叶全开到全关的时间，并核对调保计算数据。（7）对调速器自动操作系统进行模拟操作，检查手

10、动及自动开机和事故停机时各部件的正确性。（8）检查全部管道有无渗漏油的情况。（四）蝴蝶阀操作柜及压力油系统的检查1）确认蝶阀手动和自动开启、关闭模拟试验全部合格。2）蝶阀油压装置油压泵起动正常，油压正常。3）油泵起动放“自动”位置。4）蝶阀控制柜电磁阀位置正确，无异常情况。5）充气气压表、油压表指示正确。6）人工锁锭开阀前已拔出。7）管路无漏油现象。（五）发电机、励磁机、永磁机的检查（1）发电机安装后，内部清理完毕检查，定转子，气隙等数据合格，确认无杂物。（2）机组电气试验全部合格，并经总工程师核准。（3）各轴承油质、油位正常。（4）冷却水管路正常，无渗漏现象。（5）推力轴承的顶转子及装置使用

11、正常，阀门位置正常。（6）刹车装置试用合格。（7）发电机内灭火水管路检查试验合格，有专人确认。（8）发电机转子、集电环、碳刷试验检查合格。（9）励磁机气隙合格；引出引入线极性正确，检查无误或励磁变压器检查正常。（10）永磁机接线正确，气隙合格，并查看特性试验结果合格。（11）测量工作状态的各表计检验合格。（12）水轮机及发电机各自动控制保护屏上的定值、核对正确，控制开关位置正确，并有继电二次部门专责人员随同检查确认。二、机组充水试验（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、

12、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已经落锁。（3）开启尾水门，向尾水管充水，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、通气孔情况。（6）全部充满水后，检查正常，并报告运行主管确认。（三）蜗壳充水（1）按现场规程，第一次手动操作，

13、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。三、水轮发电机组空载试运行（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，各部位运行人员已进入预定岗位，测量仪器仪表已调整就位。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。4）机组各轴承油位及测温装

14、置正常。5）各部位冷却水、润滑水水压正常。6）刹车低压气正常。7）上下游水位、各部位原始温度已记录。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。9）发电机出口断路器已断开，并拉开相应隔离刀闸。10）发电机的励磁开关MK处于断开位置。11）发电机集电环炭刷已拔出。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。13）确认机组试验用短接线及接地线已拆除。14）临时监视摆度、振动和机组转速的表计已装好到位。（二）首次起动时用手动操作试验1）拔出接力器锁锭。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，操作动作要求快捷，使机组快速升速，形成

15、轴承润滑油膜，适时调整到额定转速。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处密封情况。4）记录机组起动开度和与额定转速相对度的空载开度值。5）及时记录机组振动值、摆度值和转速值。6）及时监视机组各部位运转是否正常。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定值。8）记录各部振动值，其值不应超过表1-2的规定。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。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，并测量检查相序是否正确。11）检查发电机集电环表面情况并处理。12）及时检查监视机组各部位是否动转正

16、常，有无金属撞击声、水轮机室窜水、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，直至紧急停机。（三）机组空载运行时调速器系统的调整和检查（1）电液转换器或电液伺服阀活塞振动应正常。（2）调速器本体及油压装置油管路渗漏情况检查。（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源的变压器抽头。（4）频率给定整定范围应符合设计要求。（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，对中小型调速器不超过0。3%额定转速。（6）调速器空载扰动试验应符合下列要求：1）扰动量一般8

17、%。2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%。3）调节次数不超过两次。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求。5）记录压油泵自动起动的周期时间。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。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。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。（四）首次手动起动后的停机及检查（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，停机后解除制动风闸，并进入机组内部，现

18、场检查制动闸下落情况。（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、油槽油面变化，并录制转速（频率）与永磁机电压关系曲线。（3）停机后投入接力器锁锭。（4）停机后的检查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。2）检查转子及磁极的所有转动部分焊缝的部分。3）检查上下挡风板、挡风圈、导风叶是否松动或异常。4）检查制动闸摩擦情况。5）检查油、水、气管路情况。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。（五）过速试验及检查（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，在起动主管认可后，才作过速试验。（2）按设计规范，整定

19、过速保护装置的整定值，一般有105%、115%、140%三个整定值。（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。（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子处正确连接好。（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，记录各轴承温度。（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、阴尼环及磁极引线、磁轭压紧螺栓等。（

20、7）检查发电机定子基础情况。（8）重复前项（四）中的全部停机及检查项目。（六）自动开机和自动停机试验（1）自动开机和自动停机试验的目的是检查自动开机和自动停机回路的正确性，考核设计的自动开机和自动停机回路展开图安装接线的正确性，并处理缺陷。具有计算机监控系统的水电站，自动开机和停机过程由计算机监控系统完成。（2）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，自动开机和自动停机条件完全具备。（3）自动开机全自动可在中控室进行，操作水机控制KK开关，

21、送出一个开机脉冲即可全部完成自动开机过程，并随即进行各项检查：（1）自动化元件能否正确动作情况。（2）调速器动作情况。（3）发出开机脉冲升至额定转速所需时间。（4）机组自动停机及停机后的检查项目：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。2）记录发出停机脉冲到转速降至35%的制动转速时间。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。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。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动落下。（七）水轮发电机升压试验1）确认水轮机全部空载试验完成并合格。2）带有复励装置的发电机，应按制造厂的

22、规程规定，对励磁调节器现场调试合格。3）发电机按试验规程进行的电气部分试验全部合格。如：绝缘电阻及吸收比和耐压试验等。4）发电机保护装置全部投入；控制保护二次直流电源投入。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。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，升发电机电压至50%额定电压值。7）检查发电机出口母线情况是否正常。8）检查机组摆度、振动情况。9）发电机电压互感器二次侧测量相序、相位和各相电压。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，将发电机电压升至额定值。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

23、电压按规程一般允许最高达1。3倍额定电压，并经总工程师确认同意。12）在专业电气试验人员主持下，作发电机短路特性试验。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。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，检查消弧情况。四、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1、试验前的检查（1）发电机电压级的断路器、隔离开关及互感器、避雷器等全部电气设备的高压试验全合格，并经总工程师确认，具备投入运行条件。如图1-3-1图电气主接线图变压器低压侧的全部电气

24、设备即是。（2）主变压器、厂用变压器近区变压器全部高压试验合格，油化验合格，分接开关按电网调度要求放档，中性点接地刀闸按电网调度投入。（3）主变压器升压侧的高压配电装置全部试验合格。（4）全部保护装置投入。2、水轮发电机组对主变压器及其高低压设备零起升压试验1）在无电压情况下，断开主变高压侧与用户和电网相联的断路器及隔离开关。如主接线图1-3-1所示，以1F机组与1B主变压器为例，断开501刀闸、断路器404、406及202、502、206、208、212、214、210、402。2）除（1）项开关外，合上1F和1B回路零起升压的全部开关及刀闸，发电机回路只合上零起升压的1F发电机回路开关和刀

25、闸。如：1号机零起升压，则只合204、2041及电压互感器回路刀闸2G114、2G124。3）按正常开机程序步骤开启1号机组。4）励磁调整开关放零位。5）合上MK灭磁开关。6）调整励磁开关，分次定时将发电机升压到25%、50%、75%、100%额定电压，分次定期检查全部一次设备运行情况，发现异常立即报告记录处理。7）用相序表检查电压回路，同期回路及全部电压互感器二次侧电压的相位相序是否正确。3电力系统对主变压器的冲击合闸试验1）对主变压器的全压冲击合闸试验，不允许用发电机进行，只允许由系统电源进行。2）断开主变压器与发电机相联的低压侧断路器及隔离开关，断开供电用户断路器及刀闸，以1B主变压器为

26、例，如主接线图1-3-1中的200、2003，400、4003。3）投入主变压器全部保护装置及控制、讯号，主变压器完全处于待带电运行的要求状态，只留下高压断路器500未合上。4）投入主变中性点接地刀闸。5）联系电网调度部门，向电网送电到本水电站高压侧母线，检查电压正常。6）合上主变高压侧断路器，如：1号主变500，使电力系统全压对主变冲击合闸五次，每次合后，要去现场进行检查后，再逐次合闸五次，间隔不小于10分钟。检查主变压器无异状、异声、异味，并检查主变差动及瓦斯保护有无动作情况，并及时监视盘表的励磁涌流大小，及时记录下来，有条件的录下示波图。4发电机对主变压器及其全部高低压配电设备的短路升流

27、试验。1）重复或确认零起升压试验的各检查项目。2）在无电压条件下，在主变高压侧装可靠的三相短路点，如：1-3-1主接线图，可将短路点装在501刀闸的本电站母线侧。3）按正常开机程序步骤开机，用调速器手动调整，慢慢升高电流，配合励磁电流调整开关，慢慢将电流升至发电机额定电流为止。4）检查电流盘表及电流互感器情况。5）测量主变等差动保护的电流向量图等。五、水轮发电机组并列及带负荷试验（一）水轮发电机组空载并列试验（1）检查全站公用同期回路，周期表、周波表、电压表接线正确，同期表切换开关STK(SA1)”断开”位正确，全站所有断路器同期点开关TK(SS)”断开”位检查。（2）全站现场只留一个公用TK

28、(SS)插入操作把手。（3）先以手动准同期方式进行并列试验。在正式并列试验前，应先断开相应的隔离开关，进行模拟并列试验，以确定同期装置的正确性。全站所有同期点都要模拟一次。（4）正式进行手动准同期并列试验。有条件时可以录制电压、频率和同期时间的示波图。（5）手动准同期模拟合格后，再用自动准同期作模拟试验。（6）同期并列由二人进行操作。（二）水轮发电机组的带负荷试验1、水轮发电机组的带负荷试验1）操作调速器开度限制机构慢慢增大开度，使有功负荷分段逐步增加。2）并观察各仪表指示及机组各部位运行情况和不同负荷下尾水补气装置工作情况。3）观察机组在加负荷时有无振动区，记录振动区相应的水头和相应的开度值

29、。4）测量摆度与振动值，必要时进行补气试验。2、水轮发电机带负荷下励磁调节器试验（1）发电机有功功率分别为0%、50%、100%额定值下按设计要求调整励磁电流使发电机无功功率从零到额定值。注意：励磁电流不准超过额定值。(2)在有功功率已达到额定值时，调整励磁电流，增加无功功率，在励磁电流已达额定值时，检验无功功率能否达到额定值，cos能否达到额定值。调节应平稳，无跳动。（3）在发电机有功功率分别为25%、50%、100%额定值时，减少无功功率，观察检验机组运行的稳定性。（4）条件具备时，可测定并计算水轮发电机的端电压调差率、调差特性等应具有较好的线性，符合设计要求。（5）条件具备时，可测定并计

30、算水轮发电机端电压静调差率，其值应符合设计要求。当无设计规定时，对半导体型不应大于0。2%1%；对电磁型不应大于1。0%3。0%。（6）对晶闸管励磁调节器，应分别进行各种限制器及保护的试验和鉴定。3、机组突变负荷试验在其他试验全部合格条件下，使机组突然增加或突然减少负荷，变化量不应大于额定负荷的25%，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过程。并选择各负荷工况下的调速器的最优调节参数。六、水轮发电机组甩负荷试验（一）甩负荷试验应具备的条件（1）将调速器的参数选择在空载确定的最佳值。（2）再次确认或调整好调速器在相应水头下，额定负荷时的最大开度位置，在此最大开度下

31、，按设计调保计算 结果，整定调速器全关时间，并经总工程师确认。（3）调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、引水管压力、机组转速（频率）和接力器行程等电量和非电的监测仪表。（4）所有继电保护及自动装置均已投入。（5）自动调节励磁已选择在最佳值。（6）机组试运中发现的缺陷已确认处理好。（7）按正常开机程序步骤开机运行。（8）与电网调度中心已经联系好，并确认同意。（9）总指挥及各岗位人员已就位。（二）机组甩负荷试验甩负荷试验应在额定负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，并记录有关数据。同时应录制各种参数变化曲线及过程线。记录格式见表4-1。表4-1 水轮发电机组甩负荷试验记录表格机组负荷k

32、w记录时间机组转速r/min导叶开度%导叶关闭时间S接力器活塞往返次数次调速器调节时间S蜗壳实际压力MPa真空破坏阀开启时间s吸出管真空度H2O大轴法兰处运行摆度上导轴承处运行摆度水导轴承处运行摆度上、下机架振动定子振动转速上升率%水压上升率%永态转差系数转轮叶片关闭时间S转轮叶片角度转动部分上抬量水平垂直水平垂直指示值%实际值%Mm甩前甩时甩后甩前甩时甩后甩前甩时甩后甩前甩时甩后上游水位： 下游水位： 记录整理： 技术负责人： 年 月 日注：转速上升率=（甩负荷时最高转速甩负荷前稳定转速）甩负荷前稳定转速100%蜗壳水压上升率=（甩负荷时蜗壳最高水压甩负荷前蜗壳水压）甩负荷前蜗壳水压100%

33、实际调差率=（甩负荷后稳定转速甩负荷前稳定转速）甩负荷前稳定转速100%当电站受运行水头和电力系统条件限制时，若机组不可能带额定负荷下甩额定负荷，则可按当时条件在尽可能大的负荷下进行甩负荷试验。（三）自动励磁调节器的稳定性和超调量检查当发电机甩100%额定负荷时，按规范要求，发电机电压超调量不应大于额定电压的15%20%。振荡次数不超过35次，调节时间不大于5S。（四）水轮机调速系统调节性能检查检查校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率和机组转速上升率等，均应符合调节保证计算的设计规定。如有不符，应经总工程师确认并处理。（五）调速器动态品质检查考核机组甩负荷时，调速器的动态品质应达到如下要

34、求：（1）甩100%额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3%以上，波峰不应超过2次。（2）机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向关闭方向移动起到机组转速摆动值不超过0。5%为止，所经总历时不应大于40S。（3）接力器不动时间，对于电液调速器不大于0。4S，对于机械调速器不大于0。5S符。如有不符，应经总工程师确认并处理。（六）转桨式水轮机甩负荷后检查对转桨式水轮机，甩负荷后应检查调速系统的协联关系和分段关闭的正确性，观察检查突然甩负荷引起的抬机情况。七、水轮发电机组连续带负荷试验（1）完成以上试验内容经验证合格后，再经总工程师核准后，按规程规定程序和步骤，将机组并入电力系统，带额定负荷

35、连续试运行。连续试运行时间，对新投产机组为72h；对大修机组为24h。调相试验步骤方法参见第二节进行。若由于水库没有达到设计水位等外部特殊原因使机组不能达到额定出力，可根据具体情况确定机组应带最大负荷值。（2）根据正式运行值班制度，全面正常值班工作并记录运行有关参数。（3）在连续运行后，由于机组及附属设备的制造和安装质量原因引起运行中断，经检查处理合格后重新开始连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。（4）连续试运行后，应停机检查并将蜗壳钢管的水排空，检查机组流道部分及水工建筑物排水系统情况，消除并处理连续试运行中所发现的所有缺陷。（5）连续试运行后，应及时消除水力机械和电气设备的所有已发

36、现的缺陷。（6）新投产机组72h试运行，并经停机处理好发现的所有缺陷后，即可开始为期一年的试生产。试生产由电站建设单位委托生产单位进行。生产期满后，方可办正式移交。第三节 水轮发电机组的正常运行新机组经安装或大修机组经检修试验试运合格，即可投入正常运行。机组正常运行操作基本程序为机组起动、并列、增（减）负荷、运行检查监视、解列、停机等六项操作。凡涉及操作，必须根据值长命令，先写好操作票，经水机班长审定后，由两人进行操作，其中技术高的一人作监护人。现场操作时实行核对复诵制。一、机组起动（一）冷备用机组起动前的检查与操作正常运行情况下，机组按命令处在热备用状态时，起动前一般不需要准备工作。当机组停

37、机时间较长处在冷备用时，再重新起动时，起动前应作下列准备检查工作。1、调速器检查调速器应处于全关位置；开度限制指示指零；转速调整指示零位，功率给定整定额定值；锁定投入；调速器的总供油阀关闭。2、油压装置检查压力油槽油位、油压、油质正常；集油箱油位、油质正常；压力继电器整定值正确，动作可靠；油泵工作平稳。3、制动系统检查制动风闸落下退出制动位置；信号灯亮；制动柜（架）各阀在机组投入运行位置；低压气正常。4、顶转子操作新装机组或大修机组，自投产之日算起的停机时间，第一年超过24h，一年后超过72h，规定机组起动前必须顶转子，以使润滑油进入推力轴承与镜板的摩擦面。顶转子操作按以下步骤进行：（1）检查

38、调速器在全关位置，锁定投入；（2）操作制动柜（架）上高压三通旋塞阀（或阀门），切换到顶转子位置；制动闸的排油阀在全关位置。参见图0-2-4低压气系统图。（3）关闭高压油泵的回油阀，打开供油阀，起动高压泵，压力油压升到规定定值。顶起转子46mm，保持23min。（4）打开高压油泵的回油阀和制动闸的排油阀，使制动闸复归，指示灯亮，并到现场查看制动阀落下。（5）检查制动闸复归情况，关闭制动闸的排油阀，将制动柜（架）上的阀门切换到正常运行位置。（6）是电动起动的高压油泵，应切断其电源。5、主阀操作（1）开主阀前必须先手动拔出人工锁锭。（机组本体检修必须落人工锁锭）（2）主阀开启前先开旁通阀、向蜗壳充水

39、，直到主阀两边平压为止。（3）平压后主阀为球阀，开启前必须使球阀的工作密封退出；主阀为蝶阀，开启前必须先排空气围带中的压缩空气。（4）主阀开启操作可在中控室或机旁进行。第一次操作必须按操作票手动进行。主阀全开，开启位置指示灯亮。（5）进水主阀全开后旁通阀关闭。（6）主阀操作也可一次全自动完成。6、冷却、润滑水供水操作打开各冷却、润滑水供水总阀门；调整供水量与水压使滤水器出口压力为0。3Mpa；各轴承冷却水0。10。2Mpa；水润滑的水导轴承的润滑水水压按制造厂设计值调整；发电机空冷器水压按当时运行要求调整。（二）机组起动应具备条件（1）水轮机主阀在全开位置，主阀开启位置指示灯亮。（2）导水机构

40、全关，开限指示指零。（3）机组无事故，事故继电器未动作。（4）制动闸已复归，复归指示灯亮。（5）冷却、润滑水已投入流量，水压正常。（6）制动系统气压正常（0。40。7Mpa）。（7）开机准备工作就绪，指示灯亮。（8）发电机回路断路在断开位置。（9）发电机励磁的灭磁开关MK在断开位置，励磁电压调整在零位。（10）继电保护和自动控制回路确认已验收合格。（11）电气液压调速器的平衡表指示正确。（三）机组起动操作1、自动开机操作（1）开调速器总供油阀，拔出接力器锁定。（2）将调速器手动、自动切换手柄切换到自动位置。（3）由水机值班长通知电气值班长，机组准备工作就绪，准备开机。（4）在中控室扭动开机控制

41、开关41KK(SA)机组起动，并升至额定转速，运行人员应密切注意机组情况。水机人员要加强现场的监视检查。2、手动起动（机旁操作）（1）值长通知水机班长准备手动开机。（2）将调速器手、自动切换手柄，切到手动位置。（3）开启调速器供油总阀。（4）拔出接力器锁锭。（5）快速操作开限机构至起动开度开机、调整开度限制机构，使机组转速达到额定转速。二、机组并列（一）发电机升压当机组转速升到额定转速后，水机班长通知电气班长合上灭磁开关MK励磁，并调整励磁升压。升压时应注意如下事项：1）三相定子电流应等于零。2）升压过程中，应防止空载电压过高。发电机在额定转速、额定电压时，应检查励磁电流的调节手柄是否在空载位

42、置，同时比较此时的励磁电流和电压值是否与正常空载值相近。3）三相定子电压值大小应平衡。（二）发电机同期与并列（1）发电机电压升到额定值后，即可准备同期（并网）操作。并列工作必须谨慎，防止非同期合闸引起事故。发电机同期（并列）方式有准同期与自同期两种。1）准同期。是指先建立发电机电压，然后与系统同步。待”电压”与”频率”满足条件后，切并列断路器(如图1-3-1主接线中的204，206，208断路器)的同期开关TK(SS)到“工作”同期位置。同期闭锁继电器TJJ(KA)切换开关SA2切至”投入”位(即SA2接点断开，KA继电器的接点串入合闸二次回路。SA2切至”退出”时是将KA接点短接，KA退出，

43、适应单电源。)。调励磁和周波。投入同期表(一般改用组合式同期表)切换开关STK(SA1)，先投”粗略同期”检查监视电压表，周波表；再投”精确同期”，检查同期表(S)指针转动情况和同期闭锁继电器TJJ(KA)动作情况。选择时机，投入发电机的主断路与系统并列。2）自同期。自同期是指当发电机转速接近额定转速时（相差2%），在不加励磁的情况下先合发电机的主断路器(如图1-3-1中的204，206，208)，然后再合上励磁开关MK加励磁的并网方式。采用自同期的优点是操作简单，在系统发生故障情况下，备用机组可迅速并入系统。但并网时冲击电流要比准同期大。小型水轮发电机的同期方式大多采用手动准同期。（2）准同

44、期并列必须满足的条件：1）待并发电机的电压与电网（系统）电压相等，其偏差不大于额定电压的5%。2）待并发电机的频率与电网频率相等，其频率偏差不大于0。25Hz。3）待并发电机与电网相位相同，其偏差在10相位角以内。4）待并发电机与电网相序相同。以上要求，在操作时，由电压表，频率表，同期表，同期闭锁继电器监视。发电机暂态电抗很小，系统与待并发电机两者较小的电压差将会造成较大的冲击电流。若偏离了上述四个条件，进行非同期并列，在很大的冲击电流作用下会造成事故，严重时会烧发电机，甚至扭断主轴。（3）发电机准同期并列操作。操作方法有手动、半自动、自动三种。小型水电站的水轮发电机多采用手动和半自动准同期。对于乡村小型水电站，还使用简易的灯光法同期并列方式。手动准同期操作步骤为：1）合上待并发电机的隔离开关。2）操作调速器的开度限制机构，使待并发电机的频率与系统频率近似相等，其偏差在允许范围内3)合上励磁开关MK，发电机励磁。4）调整待并发电机的励磁电流