水电站启动试运行调试程序大纲
*****水电站工程
蓄水及机组（1＃～2＃）启动阶段验收
机组启动试运行调试程序大纲
（报审）
***电站项目部
**机电设备安装有限责任公司**电站项目部
***年***月
批准： ***
审核： *** *** 编制： *** ***
第一章1#机组试运行大纲目录
1. 工程概况 (1)
2. 总则 (1)
3. 编制依据 (2)
4. 起动试运行范围 (2)
5. 充水试验前的检查及应具备的条件 (2)
6. 充水试验 (7)
7. 机组启动试验 (8)
8. 机组过速试验及检查 (11)
9. 无励磁自动开机和停机试验 (12)
10. 机组短路升流试验 (13)
11. 机组升压试验 (14)
12. 发电机空载下励磁调节器的调整和试验 (15)
13. 发电机带1#主变压器升流试验 (16)
14. 220kV 母线受电试验 (18)
15. 1#主变压器冲击合闸试验 (18)
16. 1#机组并列及负荷试验 (19)
17. 机组开停机流程及监控装置负荷调整试 (20)
18. 1#机组72h带负荷连续试运行 (20)
第二章2#机组试运行大纲目录
1. 工程概况 (21)
2. 总则 (22)
3. 编制依据 (22)
4. 起动试运行范围 (23)
5. 充水试验前的检查及应具备的条件 (23)
6. 充水试验 (26)
7. 机组启动试验 (27)
8. 机组过速试验及检查 (30)
9. 无励磁自动开机和停机试验 (31)
10. 机组短路升流试验 (32)
11. 机组升压试验 (33)
12. 发电机空载下励磁调节器的调整和试验 (34)
13. 2#机组并列及负荷试验 (36)
14. 机组开停机流程及监控装置负荷调整试 (37)
15. 2#机组72h带负荷连续试运行 (37)
第一章1#水轮发电机组启动试运行调试程序大纲
1. 工程概况
**电站工程建于***县建设乡境内，为河床式电站，厂址距**县城约4.9km，交通方便，电站装机2×7MW，发电机出口电压6.3kV，采用两机一变扩大单元接线，经一台 20MVA主变升压至110kV，通过一回110kV出线接入系统，110kV侧采用单母线接线，6.3kV设备采用户内开关柜，全站采用微机监控和微机保护装置进行控制。
本工程为单一的发电工程。电站设计水头10.89m，设计引用流量158.62 m3/s，装
设2台7MW轴流转浆式水轮发电机组，由***水电设备有限公司制造。多年平均年发电
量为6200kW.h，保证出力为4.06MW，年利用小时数为4430h。发电机与变压器组合采用
两台机组连接一台20MVA双卷变压器组成扩大单元接线升压至110kV，主变型号为：
SF9-20000/110由***变压器股份有限公司制造。110kV侧为单母线接线，出线二回(含
一回备用)，110kV采用户外式配电装置，主要电气设备由***电气有限公司制造。
2. 总则
2.1 轴流转浆式机组及相关设备的安装应达到《水轮发电机组安装技术规范》
GB8564-2003规定的要求，且施工记录完整。机组安装完工、检验合格后应进行启动试
运行试验，试验合格并交接验收后方可投入电力系统并网运行。其它机组进水蝶阀已关闭，各取水阀门已处于关闭状态。
2.2 机组的辅助设备、继电保护、自动控制、监控、测量系统以及与机组运行有关
的各机械设备、电气设备、电气回路等，均应根据相应的专业标准进行试验和验收。
2.3 对机组启动试运行试验过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使机组交接后可长期、安全、稳定运行。
2.4 机组启动试运行过程中应充分考虑进水口、尾水出口水位变动对边坡稳定及库
区河道周围环境和植被生态的影响，以保证试运行工作的正常进行。
2.5本程序仅列出主要的试验项目与试验步骤。各项试验的具体方法，还须遵从制
造商的技术文件及相应的设备规程。
2.6视试验难易程度或条件限制，个别试验项目的顺序允许据现场实际进行适当的
调整。
2.7在规程允许范围内，部份项目需推迟至72小时试运行试验后进行的,由试运行
指挥部与有关各方现场共同确定,并经启动委员会批准后进行。
2.8本方案须经***水电站机组启动验收委员会审查批准后执行。涉及系统设备的操作，经调度批准后执行。
2.9本程序适用于***水电站1#机组试运行试验。
3. 编制依据
3.1 根据电力行业标准DL/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》、GB8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》相关要求编制。
3.2 依据相关国家标准和部颁标准，并结合****电站机电设备安装工程及《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564-2003）、《水利水电工程设计防火规范（SDJ278-1990）编制而成。
3.3 本《试运行大纲》经启委会批准后，将作为***水电站1#机组启动试运行依据。
4. 起动试运行范围
1#机组及公用消防系统、技术供水系统、检修渗漏排水系统、压缩空气系统、上下游水力量测系统、水轮发电机组及其附属设备、调速器系统、励磁系统、发电机主回路中的一、二次电气设备及其继电保护装置、主变压器及中性点设备、110kV配电装置、400V厂用电系统、控制保护及计算机监控系统、照明系统、通信系统等。
5.充水试验前的检查及应具备的条件
5.1 引水系统
（1）进水口拦污栅前后无大块漂浮物与堆积物。电站上下游水位量测系统安装调试合格，水位信号远传正确。首部闸门及启闭机调试合格。
（2）进水闸门设备安装调试完毕并经验收合格，在无水情况下进水闸门各项启闭操作已调试整定完毕，现地与远方操作正确可靠，并处于关闭状态。
（3）流道上各部测压管路畅通完好，灌浆孔已封堵，测压头已安装完毕。
（4）尾水闸门门槽、底坎及周围已清理干净。尾水门已安装完工，检验合格，处于关闭状态，密封情况良好，可随时投入闸门启闭工作。
（5）蜗壳进人门、尾水管进人门已严密关闭。
（6）尾水管、蜗壳排水阀门已关闭。技术供水闸阀已处于关闭状态。
5.2 水轮机
（1）水轮机转轮已安装完工并检验合格。各间隙已检查合格，且无遗留杂物。
（2）导水机构已安装完工、检验合格、导叶处于关闭状态，接力器锁定投入。导
叶最大开度和导叶立面、端面间隙及接力器压紧行程已检验合格，并符合设计要求。
（3）主轴及其保护罩、水导轴承系统已安装完工、检验合格，轴线调整符合设计要求。
（4）主轴工作密封与检修密封已安装完工、检验合格、密封自流排水管路畅通。检修密封经漏气试验合格。充水前检修密封的空气围带处于充气状态。
（5）各过流部件之间的密封均已检验合格，无渗漏情况。所有分瓣部件的各分瓣法兰均已把合严密，符合规定要求。
（6）导叶套筒的间隙均匀，密封有足够的紧量。
（7）各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销已按规定全部点焊牢固。
（8）各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器各种信号器、变送器、机械过速等均已安装完工，管路、线路连接良好，并已清理干净。
（9）水轮机其它部件也已安装完工、检验合格。
5.3 调速系统
（1）调速器油压装置已安装完工、清扫干净。透平油化验合格，压力表、传感器、压力开关调整合格。机组压油装置手动、自动动作可靠。安全阀、旁通泄载阀调试合格。压力油罐和回油箱油位正常，油位指示和变送器显示相符。
（2）压油罐补气装置及漏油装置手动、自动动作正确可靠。
（3）调速器已安装、调整完毕，各管路已充油。管路、阀门、接头及各部件无渗漏。
（4）调速器静态调试已结束，两段关闭阀动作曲线、接力器行程与导叶开度关系曲线已录制。机组充水前调速器开限全关，控制环投入锁定，调速器主供油阀处于关闭状态。
（5）事故配压阀、分段关闭阀已调试合格。调整紧急关闭时间和两段关闭拐点与设计相符。
5.4 发电机
（1）发电机整体已安装完工，检验试验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，机坑内无任何杂物。
（2）机组转动部分与固定部分之间的各部间隙检查无异物，间隙值符合设计要求。机组轴线调整合格。空气间隙检查无任何杂物。
（3）上导、下导轴承瓦间隙调整完毕，上导、下导和推力油槽注油结束，油位符合设计要求，油位计、传感器、测温电阻以及冷却水压已调试结束，整定值符合设计规定。
（4）发电机风罩内的所有管路、阀门、接头、测温、测压元件等均已检验合格，处于正常工作状态。
（5）发电机内灭火管路、水喷雾灭火喷嘴已检验合格。阀门动作可靠。通压缩空气试验，各喷嘴畅通。
（6）发电机转子集电环、碳刷架、碳刷已调试检验合格。
（7）发电机风罩内所有电缆、辅助接线正确，接线端子箱封闭良好。
（8）发电机制动系统已调试检验合格，手、自动灵活可靠，各接头、阀门无漏气。制动、复位信号指示正确。充水前，制动闸在顶起制动位置。
（9）空冷器检验合格，经充水试验，阀门、接头无渗漏，各冷却器畅通。
（10）转子已经顶过，镜板与瓦面间油膜已形成。
（11）发电机加热除湿装置已安装调试完毕，风罩进人门已经关闭。
5.5 励磁系统
（1）励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。
（2）励磁系统盘柜已安装完工，调试合格，主回路连接可靠，绝缘良好。
（3）励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。
（4）灭磁开关主触头良好，动作灵活可靠。
（5）励磁系统交直流回路已经形成，励磁装置静态调试已结束，并满足设计要求。
（6）励磁操作、保护及信号回路接线正确动作可靠，表计校验合格。
5.6水力机械辅助设备
（1）机组密闭循环冷却技术供水系统安装调试结束，对系统进行充水检查完毕，各部密封完好无泄漏；技术供水系统的现地与远方操作灵活可靠，各部冷却水已具备投入条件，控制系统与计算机监控系统通信正常，信号传输正确。
（2）排水系统
a.机组检修排水系统安装调试结束，两台机组蜗壳至尾水排水管路安装完毕，机组检修排水泵经调试已正常运行，可满足机组运行中的检修排水要求。
b. 厂内渗漏排水系统安装调试结束，两台排水泵手自动控制回路正确可靠，可根据集水井水位高低自动启停，已正常投入运行，可满足机组运行中的渗漏排水要求。两
台泵中一台置工作，一台置备用。
（3）气系统
a.中压气系统安装调试结束，高低压报警及手自动控制回路试验正确，贮气罐压力值正常，中压气已通至水轮机油压装置气罐，中压空压机已按自动方式投入运行；控制系统与公用LCU通信畅通，信号传输正确；一台气机主用，一台备用。
b. 低压气系统安装调试结束，高低压报警及手自动控制回路试验正确，贮气罐压力值正常，低压气已通至发电机机械制动柜和机组检修供气管，低压空压机已按自动方式投入运行；控制系统与公用LCU通信畅通，信号传输正确；一台气机主用，一台备用。
（4）透平油系统工作正常，储有足够的合格油作为备用。净油设备安装调试完成，已投入正常工作。系统管路已通至1#-2#机组各部用户，各阀门处于正常工作状态。
（5）1#-2#机组的水力量测系统安装完毕，经检验符合要求。
（6）全厂油、气、水管路和设备已按要求涂装，流向标识正确，阀门标明开关方向，各设备已编号挂牌。
5.7消防、通风、照明系统
（1）消防供水管路阀门及其它消防自动化元件安装调试完成并合格。设备、管路已按要求涂装完毕，流向标识正确，阀门标明开关方向，编号挂牌。
（2）主、副厂房、升压站及首部等相关运行部位的照明已投入。
（3）事故交通安全疏散指示牌、事故照明装置已安装完毕并检验合格。
（4）各层各部位消防器材按要求配置齐全。
（5）相关部位的通风系统设备、管路已安装并调试合格。
5.8电气一次
（1）1#-2#发电机主引出线、中性点设备已安装完工，检验合格。110kV配电设备试验完成，具备系统送电条件。
（2）主回路共箱母线、发电机出口断路器、厂用变、各电压互感器柜、各电流互感器等设备已安装完毕试验合格，导体连接良好。10kV外来备用电源作为供电电源点，接至低压配电柜1P。
（3）主变本体及附件安装结束，高低压套管已与及母线连接完毕；主变本体油质合格，补油静置满足要求，主变各试验合格，分接开关切换至正常运行档位；出线设备及架空线安装调试合格。
（4）主变风冷控制系统手、自动工作可靠。事故排油坑及管路已形成并满足设计
要求。
（5）全厂接地网电阻已测试，符合设计要求。全厂所有设备接地良好。
5.9厂用电及直流系统
（1）厂内0.4kV厂用系统安装完毕调试合格并投入运行。
（2）各现地有关动力盘及动力配电箱投入运行。
（3）主变室、中控室、机旁机组控制电源屏投入运行，各路交直流负荷送出。
（4）直流220V系统已投入正常运行，各路直流负荷送出。
（5）UPS不间断电源设备安装调试完毕并投入运行，各路交流控制电源负荷送出。
5.10电气二次
（1）计算机监控系统安装结束调试合格，机组LCU、公用LCU等设备具备投运条件，同期系统模拟试验结束。
（2）公用油气水系统及全厂其它辅助系统现地柜、机组进水蝶阀控制系统现地柜已安装调试完毕并投入运行，各PLC与计算机监控系统的通信已建立，对各设备的逻辑控制符合设计要求，模拟/开关量输入输出正确。
（3）发电机、主变压器、厂用变、线路等微机保护装置已调试合格，各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备。
（4）监控系统与继电保护、励磁、发电机出口断路器等全系统联动试验合格。
（5）机组各部的温度、压力、流量、液位、转速等自动化元件已整定完毕并投入工作。
（6）机组自动控制与水机保护回路正确，监控自动开停机流程、事故停机流程、紧急停机流程正确，试验模拟完毕并实际动作正确。
（7）系统通信装置安装调试满足要求，通信畅通；本站运行数据能准确传至网调。电能表已校验、安装，接线正确。
（8）厂房生产调度、生产管理的通信设备安装调试完成，并投入使用，能够满足机组启动运行联络需要。
5.11试运行组织机构
（1）试运行组织机构已组建完毕，各部人员已挂牌上岗，分工明确。
（2）运行人员已经过培训，已熟悉电站电气主接线图、监控系统图、辅属设备的油气水系统图、厂用电系统图等各项系统图，已熟悉现场设备的安装部位、系统构成及操作程序。
（3）试验及测量表计、运行操作工器具、工作票、记录表格等已准备齐全。
（4）安装间、副厂房各层、主厂房各层场地楼梯已清理干净，吊物孔盖板齐全，道路畅通，照明充足，电话等指挥联络设施布置完毕。
（5）机组油气水系统各部阀门、电气一次设备已按系统编号统一挂牌，各设备操作把手的名称、操作方向已做好明确标志。
6. 充水试验
6.1试验内容与试验目的
（1）进行流道、蜗壳、尾水管的充水；
（2）检查各进人门、技术供水管路与量测管路的工作情况；
（3）检查水轮机顶盖、导叶、主轴密封的漏水情况；
（4）进行机组进水工作门动水启闭试验；
6.2试验准备
（1）确认机组进水闸门、尾水启闭机工作正常，具备开启闸门条件。
（2）确认机组进水闸门、蜗壳排水阀、调速器及导水机构、蜗壳及尾水管进人门在关闭状态。
（3）各部位监测人员到位。
6.3尾水管充水
（1）记录尾水水位。
（2）将尾水闸门提起100mm，向尾水管缓慢充水。
（3）充水过程中随时检查尾水管和蜗壳进人门、顶盖、空气围带、测压管路等处的漏水情况，密切监视压力表变化并做详细记录。如发现有大量漏水等异常情况，立即停止充水，排空尾水管内水进行处理。
（4）记录测压表读数，确认与尾水水位相平，停止充水。
（5）提起尾水门至全开位置并锁定。
（6）尾水平压充水结束，记录充水时间。
6.4蜗壳充水
（1）记录坝前水位，根据设计提供的蜗壳充满水后的压力值进行监控；
（2）确认机组导叶处于关闭状态，控制环锁定投入。提起进水闸门100mm向蜗壳充水；
（3）充水过程中随时检查蜗壳进人门、主轴密封、顶盖、测压管路、仪表等漏水情况，密切监视蜗壳压力变化并记录。如发现有大量漏水等异常情况，立即关闭进水闸门，停止充水，排空蜗壳流道内水进行处理。
（4）充水过程中在水车室监听导水叶漏水声音。
（5）充水过程中检查流道通气孔排气情况。
（6）检查各部位表计的显示情况。
6.5充水平压后检查
（1）检查主轴密封的工作情况及各部位漏水情况。
（2）检查顶盖自流排水情况。
7. 机组启动试验
7.1启动前的准备
（1）机组周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已经到位，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。
（2）确认充水试验中出现的问题已处理合格。
（3）检查机组各部冷却水已投入，水压正常。
（4）检查机组润滑油系统、操作油系统工作正常，各轴承油槽油位正常。
（5）检查厂房渗漏排水系统、中低压气系统按自动方式运行正常。
（6）记录上、下游水位，机组各轴承和空冷器等设备的原始温度已记录。
（7）推力油槽注油后，在启动前24h已对机组进行过顶转子，并确认制动闸已经全部落下，制动方式为手动方式。
（8）检查机组漏油装置处于自动状态。
（9）退出机组检修密封，保持检修密封为手动方式。
（10）调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：
a. 调速器总给油阀已开启，调速器机柜已接通压力油，油压装置油泵及补气装置处于自动
运行状态。
b. 调速器油压工作正常。
c. 调速器处于手动运行方式，接力器处于全关位置，控制环锁定投入。
暂调整为6％。
d . 永态转差系数b
p
（11）与机组有关的设备应符合下列要求：
a. 发电机机组出口开关1DL，出口隔离刀闸11G确认在分闸状态。
b. 发电机转子集电环碳刷已安装检验完毕，碳刷拔出。
c. 水力机械保护和测温装置已投入。
d. 拆除所有试验用的短接线及接地线。
e. 发电机灭磁开关、起励电源开关和励磁功率柜交、直流刀闸确在分闸状态。
f. 机组监控系统LCU已处于工作状态，通信正常，各开关量输入、输出正常，具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。
（12）在机组水车室、风洞、发电机上机架、发电机风罩等部位安排相应的监测人员。
7.2首次手动启动试验
（1）拔出机组控制环锁锭，检查机组技术供水系统水压正常。
（2）在调速器机柜上手动打开机组导叶，待机组开始转动后，将导叶关回，由各部监测人员检查和确认机组转动与固定部件之间无摩擦或碰撞现象。
（3）确认各部正常后，手动打开导叶启动机组，当转速接近50％N
时，暂停升速，
e
观察各部运行情况，检查噪声、轴承温度，测量摆度、振动。检查无异常后继续增大导叶开度，使转速升至额定值，机组空转运行。
（4）当达到额定转速时，校验电气转速表应指示正确。记录当时水头下的空载开度。
（5）在机组升速过程中，应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高及下降现象。机组启动达到额定转速后，在30min内，应每隔5min测量一次各轴承温度，30min后每10min记录一次，1h后每30min记录一次，并绘制各轴承的温升曲线，观察轴承油面变化，油位应处于正常位置。待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，此值不应超过设计规定值。
（6）机组在启动过程中，应密切监视各部位运转情况。如发现金属碰撞或摩擦、水车室窜水、各轴承温度突然升高、各轴承油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。停机时，当转速降至20％N
时手动制动，机组停稳后手动复位制动闸，
e
恢复制动方式为手动方式，并检查风闸全落，然后做好相应的安全措施进行相关检查，检查完毕后拆除安全措施。
（7）监视机组各部位水温、水压和顶盖排水。
（8）记录机组各部水力量测系统表计或信号器等监测参数。
（9）测量记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于轴承间隙或设计规定值。
（10）测量记录机组各部位振动（双幅值），其值不应超过表1的规定。当振动值超过表1时，应进行平衡试验。
表1 水轮发电机组各部位振动值允许值（双幅值）
序号项目振动允许值
mm
1
水轮机
顶盖水平振动0.10 2 顶盖垂直振动0.10
3
水轮
发电机带推力轴承支架的垂直振动0.07
4 带导轴承支架的水平振动0.08
5 定子铁芯部位机座水平振动0.03
（11）测量发电机残压及相序，观察其波形，相序应正确，波形应完好。
7.3机组空转运行下调速系统的试验
（1）调速器油压波动应处于正常范围。
（2）检查调速器测频信号，波形应正确，幅值符合要求。
（3）进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。
（4）频率给定的调整范围应符合设计要求。
（5）进行调速器的空摆试验，选取PID参数。调速器空摆试验应符合下列要求：
a. 转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％。
b. 超调次数不应超过2次。
c. 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。
d. 选取最优一组调节参数，提供空载运行使用。在该组参数下，机组转速相对摆动值不应超过±0.25％。
（6）记录油压装置油泵向压油罐送油的时间及工作周期。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。
7.4 机组手动停机和停机后的检查
（1）机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。
（2）手动关闭机组导叶，当转速下降至20％N
e
时关闭手动制动排气阀，开启手动制动进气阀直至机组停止转动，然后关闭制动进气阀、开启手动制动排气阀，关闭手动复位排气阀，开启手动复位进气阀。检查风闸全落、机组没有蠕动现象后恢复制动系统
为手动运行方式。
（3）停机过程中应检查下列各项：
a. 监视各部位轴承温度变化情况。
b. 检查测速装置的动作情况，整定校核输出95％、25％、5％各接点动作正确。
c. 录制停机转速和时间的关系曲线。
d. 检查各部位油槽油面的变化情况。
（4）停机后手动投入控制环锁定和机组检修密封。
（5）停机后的检查和调整：
a. 各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。
b. 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。
c. 检查发电机上下挡风板是否有松动或断裂。
d. 检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。
e. 在相应水头下，整定相应的空载开度触点。
f. 调整各油槽油位信号器、传感器的整定值。
8. 机组过速试验及检查
（1）将机组测速装置过速保护接点115％Ne、145％Ne从水机保护回路中断开，并派专人严密监视机组转速。
（2）拔出机组控制环锁锭，手动退出检修密封：关闭自动进气阀、排气阀，关闭手动进气阀，开启手动排气阀。
（3）将机组手动开机，待机组在额定转速且运行稳定后，继续手动打开导叶使机组转速上升至115％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。
（4）若机组运行无异常，继续将转速升至145％Ne，检查测速装置相应触点的信号情况。
（5）机组转速升至145％Ne，检查信号并立即手动将导叶关至零并停机。当转速降至20％Ne进行手动制动。
（6）停机后投入控制环锁锭，手动投入检修密封。
（7）停机后恢复机组测速装置过速保护接点115％Ne、140％Ne接线回路。
（8）过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化，监视是否有异常响声。
（9）过速试验停机后做好安全措施进行如下检查：
a. 全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。
b. 检查发电机定子基础及上机架剪切销、千斤顶的状态。
c. 各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。
d. 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。
e. 检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。
f. 检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。
g. 必要时调整过速保护装置。
9. 无励磁自动开机和停机试验
（1）无励磁自动开机和停机试验，应分别在上位机和机组监控系统LCU上进行，并分别执行“停机转空转”和“空转转停机”流程。
（2）自动开机前应确认：
a. 调速器处于自动位置，功率给定处于空载位置，频率给定切至额定频率，已选取最优一组调节参数，供空载运行使用，机组各附属设备均处于自动状态。
b. 确认机组所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。
c. 首次自动启动前应确认控制环锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。
d. 将机组制动系统改为自动运行方式，即关闭手动进气阀、手动排气阀、手动复位进气阀、手动复位排气阀，开启自动进气阀、自动进排气阀、自动复位进气阀及自动复位进排气阀、制动进排气阀、复位进排气阀。
e. 将机组检修密封改为自动运行方式，即：开启自动进气阀、进排气阀，关闭手动进气阀和手动排气阀。
f. 确认机组油压装置油泵、调速器油压装置油泵和技术供水系统均在自动状态。
（3）自动开机，并应记录和检查下列各项：
a. 检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的投入情况。
b. 检查调速器柜的动作情况。
c. 记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。
d. 记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。
e. 检查测速装置的转速触点动作是否正确。
（4）自动停机，并应记录和检查下列各项：
a. 检查自动停机程序是否正确，各自动化元件动作是否正确可靠。
b. 记录自发出停机脉冲至机组转速降至20％Ne制动转速所需时间。
c. 检查制动装置和检修围带自动投入是否正确，记录制动装置自动投入加闸至机组全停的时间。
d. 检查机组停机后制动装置能自动复位。
（5）自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。
（6）现地试验机组监控系统LCU柜紧急事故停机按钮的可靠性。
10. 机组短路升流试验
（1）机组出口开关升流试验应具备的条件：
a.在机组出口开关1DL与出口隔离刀闸11G之间已装设一组三相短路排，短路点名称命名为D1。
b.确认机组水机保护已经投入，并投入转子一点接地保护、定子过电压保护。
c. 它励电源的准备：准备一台630A三相硅整流焊机作为励磁它励电源。
d.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常，刷框和刷架上无灰尘积垢，碳刷不宜过短。
e.已测试机组定子和转子绝缘电阻，其合格标准为定子吸收比（40℃以下时）不小于1.6，且绝缘电阻值换算到100℃时，不应低于8MΩ；转子绝缘不小于0.5 MΩ。否则，应进行短路干燥。
（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，检查机组自动开启正常，转速达到额定值后，将调速器切至手动运行方式（调速器齿盘测频装置正常时，可保持在自动运行方式），合上机组出口开关，拉开其操作电源开关。
（3）通过直流焊机手动升流至25％定子额定电流(额定电流=200.2A)，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。
（4）检查机组中性点至出口开关间继电保护电流回路的极性和相位，检查测量表计接线及指示的正确性，绘制电流向量图作发电机差动六角图。
（5）继续升流至发电机额定电流，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。
（6）录制发电机三相短路特性曲线。
（7）机组升流试验后，降电流为0，断开励磁电源。
（8）投入发电机出口开关操作电源，断开出口开关，将调速器切至自动运行方式。
（9）模拟水机事故停机。停机后作好安全措施，拆除出口开关与出口隔离刀闸之间三相短路排D1。
11. 机组升压试验
（1）机组升压试验应具备的条件：
a.发电机出口开关、出口隔离刀闸在分闸状态。
b.发电机保护装置投入，辅助设备及各电源投入。
c.发电机振动、摆度装置投入。
d.确认机组水机保护已经投入。
e.除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行方式。
f.发电机转子碳刷已装回刷框，碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常。
g.机组定子和转子绝缘电阻合格。
（2）在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性。
（3）合上发电机灭磁开关。通过励磁装置手动零起升压至25％UE（UE=1575V），并检查下列各项：
a.发电机及引出母线、电压互感器、出口开关等设备带电是否正常。
b.机组运行中各部振动及摆度是否正常。
c.电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。
（4）继续升压至50％UE，跳开灭磁开关并检查灭弧情况，录制示波图。
（5）检查无异常后，合上灭磁开关，重新升压至100％UE，检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压的相序和相位，测量机组的振动和摆度，测量发电机轴电压、轴电流。
（6）在100％UE下跳开灭磁开关并检查灭弧情况，录制示波图。
（7）检查无异常后，合上灭磁开关，进行零起升压，每隔10％UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。
（8）继续升压，使发电机励磁电流升至额定值，即510 A时，测量发电机定子最高电压。注意：进行此项试验时，定子电压不应超过1.3Ue，即8.19kV。
（9）升压结束后，每隔10％UE记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。
（10）将机组自动停机，做好安全措施。
12. 发电机空载下励磁调节器的调整和试验（配合厂家进行）
（1）发电机空载下励磁调节器的调整和试验应具备的条件：
a.发电机出口开关1DL、出口隔离刀闸11G确在分闸状态。
b.发电机保护装置投入，所有保护启用，各信号电源投入。
c.发电机振动、摆度装置投入。
d.确认机组水机保护已经投入。
e.合上励磁装置起励电源开关，除发电机灭磁开关在分闸状态外，励磁装置恢复备用，励磁调节器采用恒电流运行，励磁变投入。
（2）发电机空载下励磁调节器的调整和试验程序：
a.在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于FCR控制下的调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%，在调整范围内平滑稳定的调节。
b.在发电机额定转速下，检查励磁各通道处于AVR控制下的调节范围，下限不得高于发电机额定电压的50%，上限不能低于发电机额定电压的110%。在调整范围内平滑稳定的调节。
c.在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数不应低于
0.85。
d.在发电机空载状态下，分别录波检查起励、逆变、手动和自动切换、通道切换等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转速在95%～100%额定值范围内，自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。
e.在发电机空载状态下，人工加入±10%阶跃量干扰，检查各通道的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。
f.机转速在90%～110%内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/频率特性曲线。频率每变化1%，AVR应保证发电机电压的变化值不大于±0.25%。
g.进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在各通道AVR、 FCR控制方式下，进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。
h.行机组LCU1和中控室对励磁系统的调节试验。
(3) 在机组LCU上执行“停机转空转”流程，转速达到额定值后，检查机组各部位
运转正常。
(4) 合上发电机灭磁开关。
(5) 在励磁调节器采用恒电流运行方式下起励检查手动控制单元调节范围，励磁电压下限不应高于空载励磁电压的20％，上限不得低于额定励磁电压的110％。
(6) 退出恒电流运行方式，将励磁调节器切至恒电压运行方式，进行自动起励试验。
(7) 检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70％～110％范围内进行稳定平滑的调节。
(8) 测量励磁调节器的开环放大倍数。录制和观察励磁调节器各部特性，在额定空载励磁电流的情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数，均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85。
(9) 在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在发电机空载且转速在95％Ne～100％Ne范围内，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不应大于额定值的10％，振荡次数不超过2次，调节时间不大于5s。
(10) 在发电机空载状态下，人工加入10％阶跃量干扰，检查自动励磁调节器的调节情况、超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。
(11)在发电机空载状态下，进行发电机电压－频率特性试验，使发电机转速在90％Ne～110％Ne范围内改变，测定发电机机端电压变化值，录制发电机电压－频率特性曲线。频率每变化1％额定值，调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25％。
(12)进行低励磁、过励磁、PT断线、过电压等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。
(13)在发电机空载状态下，进行逆变灭磁试验，应符合设计要求。
13. 1#发电机带主变压器升流试验
13.1 1#发电机带主变压器及110kV配电装置短路升流试验
短路升流试验应具备的条件：
a.在110KV出线侧设置一短路点（合上接地刀闸），短路点名称命名为D3。
b.确认机组水机保护、转子一点接地保护、定子过电压保护和主变瓦斯保护已经投入。
c. 合上发电机出口至短路点之间的所有断路器和刀闸。
最新电厂#1机组总体调试大纲
调试方案 日期 xxxx-5-8 XTS/F30（1）TG-TS-01 项目名称 xxxx 省电力建设调整试验所 xxxx 电厂#1机组 总体调试大纲
发电有限公司#1机组 总体调试大纲 第一章编写依据及说明 1.1 总则 xxxx省电力建设调整试验所于1999年12月，通过电力基建工程调试GB/T19001质量管理体系认证；于2000年初进行质量管理体系2000版标准转换工作，并于2000年07月通过中国船级社质量管理体系认证中心的审核。 新建机组的调试是全面检验主要设备及其配套系统的制造、设计、施工、调试和运行的重要环节，是保证机组能安全、可靠、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关健性程序，调试工作的质量受到工程建设过程中各环节工作质量制约。 调试单位对机组调试工作的质量负责。为保证调试工作质量，将根据国家、行业颁布的法律、法规、标准、规程等的有关规定，按照设计、设备的技术文件要求，依靠自身的技术实力，科学合理地组织机组的调试工作，进行认真地检查、调整、试验，使机组顺利完成分部试运、整套启动试运，通过试生产投入商业运行。 xxxx发电有限公司2×300MW工程厂址位于桃源县中东部的盘塘镇，位于创元铝厂东南部，利用创元铝厂东南部原规划预留场地布置主厂房。#1机组要求于xxxx年9月投产，#2机组要求于2008年3月投产。 1.2 编写依据 1.2.1 xxxx省电力建设调整试验所与xxxx发电有限公司于2005年10月
签订的《xxxx发电有限公司2×300MW机组调试工程委托合同》。 1.2.2 原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）电建〔1996〕159号。 1.2.3 原电力工业部颁发的《火电工程启动调试工作规定》建质〔1996〕40号。 1.2.4 原电力部颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）建质〔1996〕111号。 1.2.5 中国电力建设企业协会颁发的《火电机组达标投产考核标准（2004年版）》电建企协〔2004〕25号。 1.2.6 原电力工业部颁发的《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇DL/T5047—95）、（汽轮机机组篇DL5011—96）、（火力发电厂化学篇DLJ58—81）、中国电力建设企业协会颁发的《电力建设施工及验收技术规范》（热工自动化篇DL/T5190.5-2004）。 1.2.7 国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150—91）。 1.2.8 原水电部颁发的《电力基本建设热力设备化学监督导则》（SDJJS03—88）。 1.2.9 原能源部颁发的《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（DL5009·1—92）。 1.2.10 国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发〔2000〕589号。 1.2.11 中国电力建设企业协会颁发的《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004
光伏电站启动试运行大纲 - 副本
1、总则 1.1 为确保并网发电启动试运行工作顺利、有序地进行，特制订本方案； 1.2 本方案仅适用于项目并网发电启动试运行； 1.3 本方案仅列出主要试验项目与试验步骤，相应试验的具体方法参见相应厂家技术文件； 1.4 本方案上报启动委员会批准后执行。 2、编制依据 2.1《电气装置安装施工及验收规范》 2.2 有关设备合同、厂家资料、设计资料 3、本次启动试运行的范围 本次启动试运行的设备主要包括：太阳能光伏板01#-20#方阵、01#-20#逆变器、01#-20#直流柜、01#-20#箱式变压器、电站35KV系统、监控系统、电能计量系统、厂用电系统、通讯系统等。 本次启动试运行的太阳能01#-20#方阵系统额定发电容量为1MWp。 4、试运行人员配备 试运行总指挥由项目经理担任，副总指挥由担任，由做技术负责、电工作业人员2人组成。对试运行人员要求以技工和有经验的青工为骨干，必须能够从事电气作业，试运行必须是专职的并持有有效证件，必须服从技术负责统一指挥。 试运行由技术员组织安全、技术交底，使试运行人员熟悉图纸、明确方法及安全文明施工要求，按试运行大纲和各归口部门要求进行。未接受交底人员不得进行启动试运行。 5、启动试运行前的检查 5.1 太阳能光伏板检查 5.1.1 太阳能光伏板已按设计及厂家要求安装完毕，设备完好； 5.1.2 太阳能光伏板与支架之间可靠固定，连接线已正确连接，接地可靠； 5.1.3 太阳能光伏板组串开路电压、短路电流均已测试完成，具备发电条件。 5.2 汇流箱（01~20-HLX01~14）检查 5.2.1 汇流箱（01~20-HLX01~14）已按设计要求安装完毕，接线完成，接地良好； 5.2.2 各太阳能电池方阵的正、负极保险均已投入； 5.2.3 汇流箱（01~20-HLX01~14）输出开关在合位；
浅谈某水电站机组调试管理
浅谈某水电站机组调试管理 摘要:介本文主要论述水电站启动调试管理，分析了其管理方法和成功经验,并提出了在水电站引入独立调试单位的创新思路。 关键词:水电站调试管理 0引言 随着时代的变化，社会的发展，许多大小型水电站不断崛起，然而，在水电站管理系统中，机组调试管理普遍存在着一定问题，所以，笔者以某水电站工程为例，对水电站机组调试管理存在问题进行探索分析，希望能给相关专业认识给予借鉴。 1工程简介 某水电站由某水电开发有限公司投资建设。工程为大(II)型工程,总装机容量为395MW。电站高压侧电压为220kV,发电机侧电压为13.8kV。电气主接线低压侧为三组发电机-变压器单元接线,主变压器型号为SSP10-H-120000 220,采用不完全有效接地方式。三台发电机出口均装设ABB公司HGC3型断路器,并设有避雷器以及供测量和保护用的电压互感器。励磁变压器由机组出口引接,厂用高压变、厂用低压变、励磁变均为分相干式变。发电机至主变压器低压侧的连线及各分支引线采用离相封闭母线,220kV配电装置采用SF6全封闭组合电器(GIS)设备。 2机组调试管理 2.1引进专业调试队伍进行机组独立调试 水电站机组调试工作是电站建设的核心阶段,是对机组制造质量验证和安装质量最终检验的重要环节。其基本任务是使新安装机组安全、顺利地完成整套联合启动并移交生产,是电站安全运行和电厂产生效益的重要保证。 目前在我国大中型水电站的安装都是经过公开招标由具有安装资质的水电专业安装单位完成,机组的启动调试也由安装单位完成,绝大部分水电站安装和调试都由同一家单位完成。这样在调试过程中便于协调安装与调试的关系,调试中出现的问题得以快速解决。随着科技不断进步,用户对电能质量要求不断提高以及专业化分工的进一步细化,安装和调试为同一家单位也暴露了一些弊端,一是安装中存在的一些问题未能充分反应；二是电站并网时的机网协调试验安装单位无法完成,需要单独引进专业调试队伍。基于上述原因,大唐国际借鉴火电调试的成功经验,在李仙江流域某、戈兰滩电站尝试引进专业的调试队伍对电站进行独立调试。经公开招标,确定某电站机组启动调试单位为华北电力科学研究院有限责任公司。
泵站机组试运行方案
泵站机组试运行方 案
泵站机组试运行方案 1、试运行的目的和内容 1.1试运行的目的 ⑴.参照设计、施工、安装及验收等有关规程、规范及其技术文件的规定，结合泵站的具体情况，对整个泵站的土建工程,机、电设备及金属结构的安装进行全面系统的质量检查和鉴定，以作为评定工程质量的依据。 ⑵.经过试运行安装工程质量符合规程、规范要求，便可进行全面交接验收工作，施工、安装单位将泵站移交给生产管理单位正式投人运行。 1.2试运行的内容 机组试运行工作范围包括检验、试验和监视运行，它们相互联系密切。由于水泵机组为首次启动，而又以试验为主，对运行性能均不了解，因此必须经过一系列的试验才能掌握。其内容主要有： ⑴.机组充水试验。 ⑵.机组空载试运行 ⑶.机组负载试运行 ⑷.机组自动开停机试验。 试运行过程中、必须按规定进行全面详细的记录，要整理成技术资料，在试运行结束后，交鉴定、验收、交接组织，进行正确评估并建立档案保存。 2、试运行的程序
为保证机组试运行的安全、可靠，并得到完善可靠的技术资料，启动调整必须逐步深入，稳步进行。 2.1试运行前的准备工作 试运行前要成立试运行小组，拟定试运行程序及注意事项，组织运行操作人员和值班人员学习操作规程、安全知识，然后由试运行人员进行全面认真的检查。 试运行现场必须进行彻底清扫，使运行现场有条不紊，并适当悬挂一些标牌、图表，为机组试运行提供良好的环境条件和协调的气氛。2.1.1水泵部分的检查。 1).检查转轮间隙，并做好记录。转轮间隙力求相等，否则易造成机组径向振动和汽蚀。 2).叶片轴处渗漏检查。 3).全调节水泵要作叶片角度调节试验。 4).技术供水充水试验，检查水封渗漏是否符合规定或橡胶轴承通水冷却或润滑情况。 5).检查轴承转动油盆油位及轴承的密封性。 2.1.2辅助设备的检查与单机试运行。 1).检查油压槽、回油箱及贮油槽油位，同时试验液位计动作的正确性。 2).检查和调整油、气、水系统的信号元件及执行元件动作的可靠性。 3).检查所有压力表计、真空表计、液位计、温度计等反应的正确
风电机组整体启动调试大纲
麻风电场一期工程风电机组整体启动调试大纲风力发电有限责任公司 二零一零年八月 麻风电场一期 风机整套启动调试大纲会签单
目录 1调试试运组单位及组织机构 2整套启动调试的目的 3编制依据 4整套启动调试围、机构设置、要求及职责分工5整套启动调试的原则安排 6启动调试试运应具备的条件 7单台机组启动调试试运项目 8工程整套启动调试试运
1调试试运单位及组织机构 根据银星能源股份［20１０］号《关于麻风电场一期4９．５MW工程整体调试安排的通知》 1.1调试试运单位 1.2组织机构 组长： 组员： 2 整套启动调试的目的 启动调试是对设备、设计和施工等环节的全面考核和检验，是衔接基建和生产的一个重要阶段，起着承上启下的作用。只有经过整套设备的调试实验，才能使整套机组形成生产能力。机组调整试运阶段也是对设计,设备和安装质量的动态检验,启动调试的质量状况将直接影响机组的移交水平和投产后的经济效益. 本期调试为４８台机组、３条３５kV线路及一座110kV升压站。启动调试的目的在于对麻风电场一期工程进行全面动态调试考核,以检验机组是否能满足电厂安全稳定发电的要求,是否达到设计和设备的技术保证数据的要求。 3编制依据 3.1《中华人民国合同法》 3.2《风力发电场项目建设工程验收规程》 3.3《电力建设安全工作规程》 3.4《电力建设安全健康与环境管理工作规定》 3.5《电力生产安全规定》3.6《电业生产安全工作规定》 3.7《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 3.8《电力工业技术管理法规》 3.9制造厂图纸、安装和使用说明书、质保书和出厂证明书 3.10设计文件、图纸、说明书、调试有关文件和会议纪要等上述标准、规程、规均应是现行有效版本。在调试过程中，如遇到国家、部、局的有关标准和技术规与供货合同或会议纪要中规定的标准不一致时，由业主主持有关单位协商解决。原则上按照供货合同、会议纪要规定中的较高标准执行。 4整套启动调试围、机构设置、要求及职责分工 4.1麻风电场一期４９．５MW工程调试工作围将按照《风力发电场项目建设工程验收规程》。不免除制造厂、施工单位等其他单位应该承担的调试责任。 4.2机组整套联合启动的时间围，是指由风力发电机组、３５kV箱式变、３５kV架空线路、110kV升压站第一次联合启动开始，直至机组完成２４０小时带负荷试运为止。 4.3整套启动调试的职责分工按照《风力发电场项目建设工程验收规程（2004年版）》麻风电场建设工程试运指挥部的决定和有关合同协议执行。其原则是： 4.3.1整套启动试运工作由麻风电场建设工程试运指挥部统一领导指挥。其主要职责是全面组织、领导和协调机组启动调试试运工作；对调试试运中的安全、质量进度全面负责；审批重要的启动调试方案和措施；协调解决调试试运中出现的重大问题。建设工程试运指挥部下设整套调试试运组，组长由主体调试单位负责，其主要职责是负责检查机组整套调试试运应具备的条件，提出整套调试试运计划和顺序安排，负责组织实施启动调试方案和措施，全面负责整套启动调试试运的现场指挥和具体协调工作。 4.3.2建设单位全面协助调试试运指挥部做好整套启动调试试运中的组织管理工作，参加试运各阶段的检查、协调、交接验收和竣工验收的日常工作；协调解决参建各单位合同执行中出现的问题和外部联系。为工程整套启动调试试运提供工程建设总结。
开建桥电站启动试运行大纲及程序
开建桥电站启动试运行大纲 目 录 一、工程概述 二、编制依据 三、系统接线及主要技术参数 四、1＃机组启动试运行范围 五、启动试运行前的准备 六、机组充水前的检查 七、机组充水试验 八、机组空载及发电机试验 九、电力系统对变压器冲击合闸试验 十、水轮发电机组并列运行及负荷试验 十一、72小时带负荷试运行及交接与投入商业运行
一、工程概述 开建桥电站位于凉山州甘洛县境内，大渡河右岸支流尼日河下游干流河段上。闸址上距甘洛县城20km，下距苏雄6km，是尼日河梯级开发的倒数第一个梯级，厂址下游0.9km即进入瀑布沟电站。引水建筑电站为低闸坝取水的引水式电站，发电装机容量为3×1.6MW，是以发电为单一开发目标的小水电工程。一回110KV出线并入国家电网，一回35KV进线作为莫色电站上网的通道，同时也作为本电站厂用电的备用电源。 二、编制依据 1) GB8564‐88（水轮发电机安装技术规范） 2) GB50150（电气装置安装工程电气设备交接试验标准） 3) GB/T9652.2（水轮机调速器与油压装置试验验收规范） 4)DL489(大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验程） 5)DL507‐2002（水轮发电机组启动试验规程） 6)工程安装合同 7)本工程设计图纸 8)本工程厂家产品说明书 注：本试运行方案不包括水工建筑物充水（请详参见水工建筑物水启动试运方案）。 三、系统接线及主要技术参数 1、系统接线形式：
电站1#、2#两台发电机构成扩大单元接线并入10KV一段母线，一段母线与1#主变10KV侧连接，3#发电机和35KV系统则通过降压后的10KV并入10KV二段母线，二段母线与2#主变10KV侧连接，1#、2#主变均升压至110KV并入系统。 2、水轮发电机组生产厂家，设备型号，名牌参数 设备名称 设备型号 主要技术参数 水轮机 HLA551 ‐ LJ ‐ 185 额定出力：16.67MW；额定流量：32.9m 3/S； 额定转速：333r/min；额定水头：56m 发电机 SF 16 ‐ 18/4250 额定容量：16MW；额定功率：18.8MVA；额定电压：10.5kV；额定电流：1035A；额定频率：50Hz；相数：3相；额定转速333r/min 水轮发电机组系哈尔滨新哈水电设备厂制造。 3、主变压器生产厂家，设备型号，名牌参数等 设备名称 设备型号 主要技术参数 生产厂家 1#主变 SF9‐40000/110 Se=40MVA，Y N,d11 121±2×2.5%/10.5kV， Ud%=10.5 山东达驰变压器厂 2#主变 SF9‐25000/110 Se=25MVA，Y N,d11 121±2×2.5%/10.5kV， Ud%=10.5 3#主变 S9‐6300/35 Se=6300KVA，Y N,d11 37±2×2.5%/10.5kV， Ud%=10.5 重庆变压器厂 4、水轮机调速器系统及发电机励磁系统 设备名称 规格型号 主要技术参数 生产厂家 调速器 YWT‐10000‐16 长沙华能中电控 制设备公司 发电机励磁系统 PWL‐3A 励磁电流：789A 励磁电压：155V 四、1#机组启动试运行范围
××水电站机组启动试运行方案DOC.doc
××水电站机组启动试运行方案 1、机组启动试运行作业流程图 机组启动试运行前的检查 压力钢管及蜗壳充水 机组首次起动 调速器空载扰动试验 过速试验 自动开停机试验 发电机定子绕组的直流耐压试验 发电机升压试验 升压站升压试验 励磁装置试验 主变冲击试验 解并列试验 带负荷试验 甩负荷试验 低油压关机试验 事故配压阀动作关机试验 动水关闭电动蝶阀试验 72小时试运行 检修、开机移交 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 水轮机部分的验收检查； 2.1.1.2 调速系统的验收检查； 2.1.1.3 发电机部分的验收检查； 2.1.1.4 励磁系统的验收检查； 2.1.1.5 油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.6 电气一次设备的验收检查； 2.1.1.7 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
《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 2.1.2.2 检验方法和器具：目测及检查记录 2.2 压力钢管及蜗壳充水 2.2.1 作业方法 2.2.1.1 检查压力钢管、电动蝶阀、伸缩节、蜗壳等各连接螺栓应紧固，人孔门应 关闭严密，并全关技术供水总阀。 2.2.1.2 全开全关电动蝶阀，应动作灵活，无卡堵现象；试验完毕后全关电动蝶阀 主阀及旁通阀并投入锁定。 2.2.1.3 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。 2.2.1.4 投入发电机制动、使机组处于制动状态。 2.2.1.5 缓慢关闭前池冲沙闸门，使前池水流缓慢向压力钢管充水。注意监视电动 蝶阀前压力表读数，检查压力钢管充水情况。 2.2.1.6 检查压力管道、电动蝶阀的漏水情况，无异后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充 水，记录蜗壳充水时间。 2.2.1.7 蜗壳平压后，打开电动蝶阀，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，全开电动蝶阀，关闭旁通阀。 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 2.2.2.2 检验方法和器具 1).记录上游水位，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).从电动蝶阀、伸缩节等处，检查蝶阀的漏水情况。 3).目测检查蜗壳底座、蜗壳放空阀等处的漏水情况。 4).检查前后墙板、导水机构和主轴密封漏水情况。 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。 2.3 技术供水调试 2.3.1 作业方法 2.3.1.1 关闭各支路供水阀门，打开蝶阀前供水总阀，向技术供水系统总管充水。 注意监视进出口水压力。 2.3.1.2 打开技术供水总管排污阀，排出管道内污物，待水质变清且无杂质流出后 关闭排污阀。 2.3.1.3 机组技术供水总管充水运行稳定后，打开冷却水进水总阀和冷却水出水阀， 然后缓缓开启冷却水进水总阀后的手动闸阀，使冷却水压力保持在0.25MPa 左右。 2.3.1.4 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。
汽轮发电机组调试大纲
新疆博湖苇业有限责任公司汽轮发电机组整组启动调试大纲（1×15MW汽轮发电机组） 编写： 审核： 批准； 新疆博湖苇业有限责任公司 2012年11月9日
目录 1、概况 2、编制设备的依据 3、主要设备的概况 4、机组联合启动试运的组织及职责 5、启动调试阶段分工 6、调试项目 7、调试程序 8、调试组织措施
1、概况 新疆博湖苇业有限责任公司迁建工程一机一炉设计，锅炉设备是四川锅炉厂生产的高压、高温循环流化床锅炉，汽轮发电机是由武汉汽轮电机厂生产的CC15-8.83/1.2/0.6型高压、单缸、双抽汽、冲动式 汽轮机。 工程设计由武汉轻工设计研究院负责设计，由华川安装有限公司负责设备安装，新疆博湖苇业有限责任公司负责调试 2、编制的依据 2.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程。 2.2火电工程启动调试工作规定。 2.3电力建设施工及验收。 2.4火电工程调整试运质量检验及评定标准。 2.5电力生产安全工作规定。 2.6设备及制造厂资料。 3、主要设备概况 1汽轮机主要技术参数 1.1型号 CC15-8.83/1.2/0.6 1.2型式高压单缸、冲动、双抽汽凝汽式 1.3调节方式喷嘴调节 1.4功率 额定抽泣工况 15642.2KW 最大抽汽工况 18074.2KW 纯凝汽工况 15098.9KW 1.5工作转速 3000r/min 1.6转子旋转方向从汽机头往发电机方向看为顺时针 1.7工作电网频率 50HZ
1.8蒸汽初压 8.83Mpa 1.9蒸汽初温 535℃ 1.10额定抽汽压力 中压抽汽压力 1.2Mpa 低压抽汽压力 0.6Mpa 1.11抽汽流量 中压额定/最大抽汽量50/63t/h 低压额定/最大抽气量17/35t/h 1.12进汽流量 额定抽汽工况 112t/h 纯凝汽工况 59t/h 1.13排汽压力 额定抽汽工况 0.0040Mpa 纯凝汽工况 0.0055Mpa 1.14冷却水温 20℃ 1.15给水温度 额定抽汽工况 215℃ 纯凝汽工况 192.9℃ 1.16汽轮机转子临界转速 ~1723r/min 1.17汽缸数 1 1.18级数共18级 1.19回热抽汽级数：5级，分别在4、8、11、13、16后抽汽。 1.20加热器数 高压加热器 2台 除氧器 1台 低压加热器 3台 4.
水电站机组启动验收流程及相关文件汇编
水电站机组启动并网验收流程及相关文件汇编 一、机组启动验收 水电工程的每一台水轮发电机组及相应附属设备安装完毕后，在移交生产单位投入初期商业运行前，应进行启动试运行和验收。 （一）机组启动验收应具备的条件 1、大坝及其他挡水建筑物和引水、尾水系统已按设计文件基本建成，或挡水建筑物的形象面貌已能满足初期发电的要求，质量符合合同文件规定的标准，且库水位已蓄至最低发电水位以上。待验机组进水口闸门及其启闭设备已安装完毕，经调试可满足启闭要求。 2、尾水闸门及其启闭设备已安装完毕，经调试可满足启闭要求；其他未安装机组的尾水已用闸门或闷头可靠封堵；尾水围堰和下游集渣已按设计要求清除干净。 3、厂房内土建工程已按合同文件、设计图纸要求基本建成，待验机组段已作好围栏隔离，各层交通通道和厂内照明已经形成，能满足在建工程的安全施工和待验机组的安全试运行；厂内排水系统已安装完毕，经调试，能可靠正常运行；厂区防洪排水设施已作安排，能保证汛期运行安全。 4、待验机组及相应附属设备，包括风、水、油系统已全部安装完毕，并经调试和分部试运转，质量符合规定标准；
全厂共用系统和自动化系统已经投入，能满足待验机组试运行的需要。 5、待验机组相应的电气一次、二次设备经检查试验合格，动作准确、可靠，能满足升压、变电、送电和测量、控制、保护等要求，全厂接地系统接地电阻符合设计规定。机组计算机现地控制单元LCU已安装调试完毕，具备投入及与全厂计算机监控系统通信的条件。 6、升压站、开关站、出线站等部位的土建工程已按设计要求基本建成，能满足高压电气设备的安全送电；对外必需的输电线路已经架设完成，并经系统调试合格。 7、厂区通信系统和对外通信系统已按设计建成，通信可靠。 8、消防设施满足防火要求。 9、负责电站运行的生产单位已组织就绪，生产运行人员的配备能适应机组初期商业运行的需要，运行操作规程已制定，配备的有关仪器、设备能满足机组试运行和初期商业运行的需要。 10、有关验收的文件、资料齐全，见附录E。 （二）机组启动验收委员会机构组成 1、机组启动验收委员会下设试运行指挥部和验收交接组。试运行指挥部和验收交接组应在机组启动验收委员会的领导下工作。
水电站调试大纲汇总
四川省XXXXX水电站机电设备安装工程电气设备试验、调试项目 批准： 校核： 编制： 中国葛洲坝集团XXX项目部
二0 一一年十一月
.总则 1.1、为确保XXX水电站试验工作顺利、有序地进行，特制订本方案; 1.2、本方案仅适用于XXX水电站; 1.3、本方案仅列出调试主要试验项目，相应试验的具体方法参见相应 厂家技术文件 二.编制依据 2. 1 《电气装置安装工程电气交接试验标准》GB5O150- 2006 2. 2 《水轮发电机组启动试验规程》(DL/T507-2002) 2. 3 《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-2003) 2. 4 水轮机电液调节系统及装置调整试验导则(DL496-92) 2. 5 《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) 2.6《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》(GB/T9652.2-1897) 2.7有关设备合同、厂家资料、设计资料 三.组织机构 调试负责人：陈肖平 调试班主要成员：何宇、易刚辉、夏黎东、张家有、李晓冬 四、电站主要设备参数
五.本次调试主要投入设备
刷架绝缘电阻及交流耐压试验; 埋入式测温计的检查； 1.10测量转子绕组的交流阻抗; 1.11测录三相短路特性曲线； 六、主要试验项目 1、发电机试验项目: 1.1 1.2 测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比; 测量定子绕组的直流电阻； 1.3 1.4 定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量; 定子绕组交流耐压试验； 1.5 1.6 测量转子绕组的绝缘电阻; 测量转子绕组的直流电阻; 1.7 转子绕组的交流耐压试验; 1.8 1.9
泵站机组启动验收实施细则
大型排涝泵站首（末）台机组 启动验收实施细则 第一节验收程序 泵站首（末）台机组启动验收依照下列程序进行： 1、更新改造泵站具备试运行条件后，项目法人首先组织机组启动试运行。 2、项目法人在完成机组启动试运行后，再组织机组启动技术预验收。 3、项目法人在技术预验收通过后提出阶段验收申请报告报法人验收监督管理机关审查。项目法人与法人验收监督管理机关为同一主体的，报上一级水行政主管部门审查（下同）。 4、阶段验收申请报告审查通过后法人验收监督管理机关将阶段验收申请报告转报省水利厅，由省水利厅决定是否同意进行阶段验收。 5、省水利厅同意进行阶段验收后协商有关单位，拟定验收时间、地点、委员会等有关事宜，组织首（末）台机组启动验收。
第二节机组启动试运行 1、机组启动试运行前，施工单位向项目法人提出机组启动试运行申请报告。 2、机组启动试运行由项目法人主持，设计单位、土建工程施工单位、安装单位、监理单位（包括监造）、设备生产单位、质量监督单位以及运行管理单位参加。 3、机组启动试运行前，项目法人首先将试运行工作安排报法人验收监督管理机关审查，批准后方可实施。 4、项目法人再将试运行工作安排及法人验收监督管理机关审查意见报省水行政主管部门备案。 5、省水利厅可在必要时派专家到现场收集有关资料，指导项目法人进行机组启动试运行工作。 6、机组启动试运行应具备的条件： （1）泵站土建工程已基本完成，必须动用的部分水工建筑物和输水管道已通过分部工程验收，进水、出水池水位及来水量均满足试运行要求。 （2）主机组及辅助设备已安装完毕，有关工作闸门、检修闸门等断流装置及启闭机设备已安装完成，并已通过分部工程验收，能满足泵站试运行要求。 （3）泵站供电确有保证，供电线路、变电站等均已验收合格，试运行用电计划已落实。 （4）泵站消防系统已通过检查验收，消防设备齐全、到位。
水利枢纽工程机组启动试运行工作报告
水利枢纽工程机组启动试运行工作报告
XXXX 水利枢纽工程 六号机组启动试运行工作报告 批准： 审核： 校核： 编写：
编写单位：中国水利水电第X工程局XX水利枢纽机电安装项目部 日期：XXXX年X月XX日 目录 1概述 (3) 1．1试运行指挥部成立 (3) 1．2工作的开展情况 (3) 1．3启动试运行程序大纲的编写 (4) 2启动试运行试验的完成情况 (4) 2．1充水试验 (4) 2．2机组首次手动启动试验 (5) 2．3机组过速试验 (7) 2．4机组自动开停机试验 (7) 2．5发电机短路升流试验 (8) 2．6发电机单相接地试验 (9) 2．7发电机过压保护试验 (9) 2．8发电机零起升压试验 (9) 2．9发电机空载特性试验 (9) 2．10发电机带厂高变、主变及开关站短路升流试验 (10) 2．11发电机带厂高变、主变及开关站零起升压及主变单相接地试验 (10) 2．12发电机空载下的励磁调整试验 (10) 2．13计算机监控系统自动开机到空载试验 (11) 2．14开关站220kV设备及主变冲击受电试验 (11) 2．15机组同期并网试验 (13)
2．16机组带负荷状态下试验 (13) 2．17甩负荷试验 (14) 2．18机组事故停机试验 (15) 2．19机组带负荷72小时连续试运行 (16) 3移交试生产 (17) 4需完善的工作 (17) 4．1主轴密封水供水 (17) 5电气试验过程中所录制的波形 (19) 1、概述 1.1试运行指挥部的成立 试运行指挥部由XX水电公司、中国水利水电第X工程局、XXXXXX检修公司XX项目部、水电X局机电安装项目部（以下简称XX局机电项目部）、XX省电力建设监理有限公司、XX电力工业勘察设计院、XX电网公司、XXXX所计量中心、XXXXXX电机厂有限责任公司的相关人员组成。 1.2工作的开展情况 XX厂房6#机组安装调试后，XX局机电项目部自检合格后，运行指挥部审议通过了XX局项目部编制的《6号机组起动试运行程序大纲》（下简称大纲）和试运行计划，并提出修改修正意见，要求修改后待试运行指挥部报启委会审批。 相关单位有条不紊地组织实施启动试运行工作，监督、检查各成员单位启动试运行准备工作包括试运行组织机构的准备、试运行程序大纲和运行规程的
机组启动试运行调试大纲精编
机组启动试运行调试大 纲精编 Document number：WTT-LKK-GBB-08921-EIGG-22986
8号机组启动试运行调试大纲批准： 审核： 编制： 大唐衡阳发电股份有限公司 2013年2月3日
8#机组启动试运行调试大纲目录 第一章总则 第二章编写依据及说明 第三章工程概况 概述 8号机组主要设备参数 第四章启动试运行应具备的条件 第五章启动试运技术要点及措施 机组起动试运行前的检查 5.1.1引水系统的检查 5.1.2水轮机部分的检查 5.1.3调速系统及其设备的检查 5.1.4发电机部分的检查 5.1.5励磁系统的检查 5.1.6油、水、气系统的检查 5.1.7电气一次设备的检查 5.1.8电气二次系统及回路的检查 5.1.9消防系统及设备的检查 水轮发电机组充水试验 5.2.1 充水条件 5.2.2 尾水充水 5.2.3 蜗壳充水
、机组启动和空转试验 5.3.1启动前的准备 5.3.2首次手动启动试验 5.3.3 调速器空载试验 5.3.4手动停机过程及停机后检查 5.3.5 机组过速试验及检查 机组自动开停机试验 5.4.1 自动开机需具备的条件 5.4.2机组LCU8自动开机至空载 5.4.3 机组LCU8自动停机 、水轮发电机组空载试验 5.5.1 发电机短路升流试验 5.5.2 发电机升压试验 5.5.3 空载下励磁装置的调试 机组并列及负荷试验 5.6.1 水轮发电机组空载并列试验 280的自动假同期试验 280的自动准同期试验 5.6.4 计算机监控系统自动开机并网试验 5.6.5 机组带负荷试验 5.6.6 机组甩负荷试验 5.6.7 低油压事故停机试验
机组试运行方案
XXXXXXX机组试运行方案 第一章总则 一、本程序依据《泵站技术规范》（SL317－2004）、《电气装置安装工程施工及验收规范合编》、XX省水利勘测设计研究院有关技施设计图纸及厂家资料，结合本站的实际情况而编写； 二、本程序必须经启动委员会批准后方可实施，实施过程中如需更改程序必须经启动委员会同意。 第二章高低压设备带电试验 高低压设备带电试运行有如下几个步骤组成：（1）35kv开关站母线带电；（2）主变压器冲击合闸试验；（3）10kV高压柜带电和厂用变压器冲击合闸试验；（4）0.4kV厂用低压柜带电。 一、带电试验应具备条件 1、开关站道路必须畅通，场地无杂物，围墙已装饰完毕，开关站进出门锁已装好； 2、开关站接地网、厂房接地网接地电阻符合设计要求； 3、所有带电设备的接地套管及外壳应可靠接地； 4、消防系统应满足设备带电条件； 5、带电警示牌已悬挂完整； 6、运行值班人员已就位；
7、通讯设备已开通，运行正常，照明符合要求； 8、隔离开关及断路器手自动操作正常，回路模拟正确，设备标签和设备编号应清晰、准确无误； 9、主变压器试验合格，主变压器保护装置应整定正确； 10、开关站其它所有待投入使用的设备必须经过试验； 11、检查电流互感器二次回路不得开路，电压互感器二次回路不得短路； 12、变压器冲击合闸前，应将气体继电器的轻瓦斯信号触点接到变压器保护的跳闸回路，过流保护时限整定为瞬时动作； 13、高压开关柜内所有设备调试合格； 14、厂用进线、馈线柜调试完毕。 二、35KV母线带电操作 1、35KV母线冲击带电操作前，检查确认母线PT接地刀闸处于分闸位置，母线PT隔离开关处于合闸位置，1#或2#35KV线路已处于带电状态。 2、合1#或2#35KV线路线路侧隔离开关。 3、合1#或2#35KV线路母线侧隔离开关。 4、中控室合1#或2#线路断路器，第一次冲击母线。 5、等待15分钟远方跳开1#或2#线路断路器。 6、确认母线带电正常的情况下，远方合1#或2#线路断路器，第二次冲击母线。
水电站防汛检查大纲
大通河流域电站防汛检查大纲 黄河中型水电开发有限责任公司 二〇一五年三月八日
大通河流域电站防汛检查大纲 1 检查防汛组织与岗位责任制落实情况 1.1 防汛组织健全。管理部建立健全以安全第一责任人为组长的防汛现场工作组，下设防汛现场工作组办公室（以下简称防汛办公室）和抗洪抢险队。 1.2 防汛任务明确，制定年度防汛工作目标、计划和应急预案。 1.3 防汛责任落实，各级防汛工作岗位责任制明确。 2 检查防汛规章制度是否健全 2.1上级有关部门的防汛文件齐备。 2.2 防汛现场工作组及其防汛办公室工作制度、汛期值班制度、汛期灾情报告制度、防汛物资储备管理制度、汛后防汛工作总结报告制度等各项制度齐备，并及时修订完善。 3 检查度汛方案和防汛措施制订情况 3.1 设计防洪标准内的洪水调度方案(包括汛限水位、下泄流量、闸门开启顺序规定等)。 3.2 超标准洪水的防洪预案。 3.3 流域水电站水库联合调度方案，水电站汛期经济运行方案，水文气象预报方案。 3.4 防御局部暴雨、支沟洪水、泥石流、滑坡等灾害的预防措施。 3.5 防御水淹厂房的措施，防御泄洪雾化影响的措施。 4 检查水库上下游巡查工作 4.1 汛前对各水电站库区进行巡查，掌握坍塌、滑坡及其它不利于水库安全运行的情况，并采取相应措施，有重大问题的应及时报上
级主管单位和公司防汛办。 4.2 汛前应全面了解水库下游主河道行洪能力的变化情况，并报上级主管单位和公司防汛办。 5 检查汛前大坝监测情况 5.1 汛前运行水电站大坝详细检查情况(混凝土表面裂缝、渗漏、冻融、坝基坝肩及边坡稳定、下游冲刷变化情况等)。 5.2 运行水电站大坝监测资料整编分析情况(变形及扬压力、渗漏量等)。 5.3 运行水电站大坝安全定期检查情况。 6 检查泄洪设施检修维护与运行工作 6.1 泄洪设备、设施检查情况 利用汛前大通河流域枯水季节，分别利用生产厂用电和备用柴油发电机对各水电站泄洪闸工作闸门进行提落试验。详细检查机械部分动作正常、并作必要的保养。电气部分各测量仪表完好无损，指示正确，信号灯及人机对话屏显示状态与现场电气设备运行的状况相对应，闸门开度仪显示情况与闸门状况相符合， PLC运行正常。 6.2 厂内起重机、坝顶门机、尾水门机检查 厂内起重机检查各部件行走机构、起升机构，制动限位机构运转情况，各油箱油位正常，动力盘和控制回路进行全面清扫检查，检查动力电源供电正常，控制电源。 坝顶、尾水门机进行联动试验，检查液压抓梁穿脱销动作、穿脱销及抓梁就位信号、各部行走机构、起升机构、制动限位机构运转、
泵站机组试运行方案
CB01 施工技术方案申报表 （清远[2016]技案 08号） 说明：本表一式四份，由承包人填写，监理机构、建设单位审核后，承包人、监理机构各1份，返回发包人2份。
泵站机组试运行方案 1、试运行的目的和内容 1.1试运行的目的 ⑴.参照设计、施工、安装及验收等有关规程、规范及其技术文件的规定，结合泵站的具体情况，对整个泵站的土建工程,机、电设备及金属结构的安装进行全面系统的质量检查和鉴定，以作为评定工程质量的依据。 ⑵.通过试运行安装工程质量符合规程、规范要求，便可进行全面交接验收工作，施工、安装单位将泵站移交给生产管理单位正式投人运行。 1.2试运行的内容 机组试运行工作范围很广，包括检验、试验和监视运行，它们相互联系密切。由于水泵机组为首次启动，而又以试验为主，对运行性能均不了解，所以必须通过一系列的试验才能掌握。其内容主要有： ⑴.机组充水试验。 ⑵.机组空载试运行 ⑶.机组负载试运行 ⑷.机组自动开停机试验。 试运行过程中、必须按规定进行全面详细的记录，要整理成技术资料，在试运行结束后，交鉴定、验收、交接组织，进行正确评估并建立档案保存。 2、试运行的程序 为保证机组试运行的安全、可靠，并得到完善可靠的技术资料，启动调整必须逐步深入，稳步进行。 2.1试运行前的准备工作 试运行前要成立试运行小组，拟定试运行程序及注意事项，组织运行操作人员和值班人员学习操作规程、安全知识，然后由试运行人员进行全面认真的检查。 试运行现场必须进行彻底清扫，使运行现场有条不紊，并适当悬挂一些标牌、图表，为机组试运行提供良好的环境条件和协调的气氛。 2.1.1管道部分的检查。 具体工作有： 1).封闭泵站防盗门。 2).在静水压力下，检查调整检修闸门的启闭；对快速阀门、工作阀门的手动、自动作启闭试验，检查其密封性和可靠性。 3).离心泵应着重管道的密封性检查，其次是管道表面的光滑性。清除管道内杂物，
机组启动试运行大纲
说明 1 、本运行大纲由安装施工单位水电五局龙马机电安装项目部 编制，经3# 机组启动验收委员会审查通过后执行。 2、龙马水电站在系统中担任发电、调峰、调频和事故备用，无调相运行工况。 3、根据龙马电站目前运行库水位及主机厂家提供的机组运行特性曲线，机组试验时，库区最低水位605 米高程，一台机组满发尾水水位522 米高程。 4、甩负荷试验按当时最大水头下的25 ％、50 ％、75 ％、 100 ％ 额定负荷进行。特申请3＃机组按当前最大负荷进行甩负荷试验后进入72 小时试运行。
龙马水电站3#机组启动试运行程序 第一条总则 1、3#机组启动及试运行工作主要是对水工建筑物、制造厂设计、设备安装质量等方面进行综合性考验； 2、机组试运行指挥部负责机组启动试运行过程中设备的调试、监护、操作、运行及维护工作； 3、本程序是根据国家现行的规程规范，结合本电站的实际情况及有关的技术协议、合同条款等编制而成； 4、试运行过程做好调试记录，及时整理、签字，为完成竣工资料做好准备。 第二条3#机组启动试运行前的检查 一、3#机组引水系统的检查 1、3#机组进水口、拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格。 2、3#机组进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。检修闸门、工作闸门、充水阀、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，启闭情况良好，启闭时间符合设计要求。检修闸门、工作闸门在关闭状态。 3、3#机组压力管道、蜗壳、尾水管等过水通流系统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、测量表计已安装。尾水管进人门、蜗壳进人门已严密封闭。 4、3#机组蜗壳及尾水管盘形排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。 5、3#机组尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门启闭机及抓梁可随时投入工作。 6、1#、2#、3#机组蝶阀全部调试完毕，且全部处于关闭状态。
机组试运行
机组启动试运行技术方案 机组调试试运行 一、调试依据和条件 本节内容主要为发电单元设备的充水和电站接入电力系统的启动试运行试验，试 验合格及交接验收后投入系统并网运行。进行此项试验时，应具备下列条件： 1、设备条件 水电站土建工程经验收合格，金属结构工程已具备发电条件。 机组的引水系统和尾水系统已符合机组发电的要求。 水轮发电机组及其附属设备、电气设备等机电工程已全部竣工，并经检查验收符 合设计要求。 2、试运行程序编制依据 《水轮发电机组启动试验规程》(DL507-2002) 《水轮发电机组安装技术规范》(GB 8564-88) 有关设备合同、厂家资料、设计资料、监理和业主的有关要求等8.9.1.3组织条 件 启动验收委员会正式建立，试运行指挥部及其下设机构（调试组、运行组、检修 维护组）已经工程主管单位批准成立，职责分工清楚明确。 机组启动试运行大纲、程序、试验项目和步骤、安全措施已经批准。 试运行指挥部已将试运行大纲、程序试验项目和步骤以及安全注意事项向参与调 试运行的有关人员交底。 运行单位应具有经过审批的机组试运行程序。 试验仪器、仪表、记录表等已备齐。 为保证机组试运行有条不紊并安全地进行，应严格按照国家和部颁有关标准进行， 成立启动委员会作为调试试运行的领导机构，启动委员会下设调试运行组、验收交接 组，各小组分别由业主、监理、设计、施工、厂家和生产单位组成，在启委会的领导 下负责具体的试运行、调试、验收、移交工作，按照机组起动试运行程序要求及电网 调度指令等既定程序严格实施。 二、机组充水试验
机组充水前的试验和检查，应在启动委员会的指挥协调下，由各承包商负责完成各自的检查、试验项目。 1、引水及尾水系统的检查 进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净,测量装置已安装完毕并检验调试合格。 进水口闸门手动、自动操作均调试合格，启闭情况良好。工作闸门、检修闸门在关闭状态。通讯、联络信号畅通。 压力钢管、蜗壳、尾水管等水通流系统均已检验合格清理干净。 流道上各测压、测流管路畅通完好,灌浆孔已封堵,测压头已安装完毕。 蜗壳排水阀与尾水检修排水阀操作灵活可靠,启闭情况良好。 2、水轮机部分的检查 水轮机转轮及所有部件已安装完毕检验合格，施工记录完整,导水叶立面与端面间隙等各部间隙值测量合格。 导水叶处于全关位置,锁锭投入。 水导轴承润滑、冷却系统已检查合格。油位、温度传感器整定值符合设计要求。 各测量表计、示流计、流量计、摆度、振动等传感器及各种变送器均以安装验收合格，管路、线路连接良好。各整定值符合设计要求。 主轴工作密封与检修密封已安装完工，经检验合格，检修密封投入，主轴密封经试验密封良好。 3、调速系统及其设备的检查 调速系统及其设备已安装完毕，并调试合格。液压站压力、油位正常，透平油化验合格。各部位表计、阀门均已整定并符合要求。 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。集油槽油位浮子继电器动作正常。漏油装置手动、自动调试合格。 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、接头及部件等均无渗油现象。 调速器电调柜已安装完工并调试合格，各电磁阀常。 紧急停机电磁阀调试合格，指示正确，充水前处于锁锭状态。 调速系统联动调试的手动操作，调速器、接力器及导水机构联动动作的灵活可靠和全行程内动作的平稳性，导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器的一致性等检查已经完成并合格。
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