水电站2号机组B修启动试运行大纲(电站修改终版)
银盘水电站2号机组B级检修启动试运行大纲
批准：
审核：
编写：
武隆水电公司设备部
二〇一二年十一月
目录
第 1 章机组启动前检查 (1)
1.1引水及尾水系统检查 (1)
1.2水轮机检查 (1)
1.3调速系统检查 (2)
1.4发电机检查 (3)
1.5油、气、水系统检查 (4)
1.6电气一次设备检查 (4)
1.7电气二次设备检查 (4)
第 2 章机组充水试验 (4)
2.1充水条件 (5)
2.2尾水充水 (5)
2.3调速系统无水试验 (5)
2.4进水口流道及蜗壳充水 (5)
2.5技术供水系统调整 (6)
第 3 章首次手动开机、瓦温稳定试验及停机检查 (6)
3.1开机应具备的条件 (6)
3.2手动开机 (7)
3.3瓦温温升试验及运行检查 (7)
3.4停机检查 (7)
第 4 章发电机升压试验及空载下调速器试验 (8)
4.1检查项目 (8)
4.2发电机升压应具备的条件 (8)
4.3发电机升压 (9)
4.4发电机空载特性 (9)
4.5模拟水机事故停机 (9)
4.6空载下调速器试验 (9)
第 5 章机组自动开、停机试验 (10)
第 6 章空载下励磁试验 (11)
第 7 章机组并网及负荷试验 (12)
7.1 同期试验 (12)
7.2 机组带负荷试验 (13)
7.3 机组甩负荷试验 (13)
7.4负荷下调速器试验 (14)
7.5负荷下励磁试验 (14)
第 8 章2号机组集控开机、带负荷及自动停机试验 (14)
第 9 章机组72h带负荷连续试运行 (14)
第 10 章2号机组启动试运行试验计划 (15)
第 1 章机组启动前检查
1.1引水及尾水系统检查
1)进水口拦污栅已清理干净，无堵塞。检修门、工作门检查验收合格，各部位
清扫干净、无杂物。
2)进水口流道、蜗壳、尾水管消缺处理工作完成，检查验收合格（内部清扫干
净，无杂物）。
3)坝顶门机检查验收合格，坝顶门机行走机构及主起升机构试验正常，门顶经
检查确认无妨碍抓梁工作的杂物，门机抓梁穿脱销正常；事故闸门锁锭梁改造完成并验收合格。
4)进水口流道通气孔畅通。
5)机组水力测量系统的测压头、阀门、表计已装复，表计已校验合格，并与监
控系统联调，信号正确。
6)蜗壳、尾水管检修排水盘型阀关闭严密。
7)蜗壳、尾水锥管及肘管人孔门关闭严密，转轮检修平台孔关闭严密。
8)尾水门机检查验收合格。尾水门槽清扫干净，门顶经检查确认无妨碍抓梁工
作的杂物，确认充水阀已检查无异常。
9)上、下游水位计已调试完成，监控系统上、下游水位信号显示正确。
1.2水轮机检查
1)水轮机所有部件已装复完成，各测量数据均符合技术规范且记录完整，经检
查验收合格（转轮室与转轮间经检查无杂物、间隙值合格）。
2)顶盖清扫干净、无杂物；排水泵坑清扫干净，顶盖排水泵调试完毕，可以投
入手/自动运行。
3)水轮机室设备油漆完成，水车室内及走道清扫干净。
4)主轴工作密封、检修密封检修已完成。检修围带充、排气正常，不漏气。
5)导水机构检修完成，各测量数据均符合技术规范且记录完整，经检查验收合
格（导叶端面间隙、立面间隙，压紧行程已测量记录。剪断销信号检验合格，
各种记录完整。导叶处于全关状态，锁定投入）。
6)水导轴承检修完毕，轴瓦、轴领检修验收合格，轴承间隙满足要求。（油槽
油位、冷却水压力、流量经初步调整正常。油质化验合格。）
7)水轮机自动化元件及测量仪表校验合格，监控系统信号指示正确。
8)受油器检修完毕，各测量数据符合技术规范且记录完整，经检查验收合格
（浮动瓦间隙、浆叶开关时间合格，浆叶排气完成，各种记录完整）。
1.3调速系统检查
1)调速系统检修、改造（调速器测速装置“三取二”技术改造、调速器进油阀
方向调整）、清扫工作结束。（各表计、压力开关、变送器及安全阀均已按要求整定校验合格；油质化验合格，压油罐和回油箱油位正常）
2)油压装置手动/自动运行正常，油泵及电机在工作过程中无异常振动和发热
现象；油位指示准确。补气装置手动/自动动作正确；漏油装置手动/自动调试合格。
3)检查各油压管路、阀门、法兰及部件等均无渗油现象，压油装置可以投入自
动运行。
4)导叶接力器全行程往复动作，无抽动现象发生，试验正常，调速器控制系统
符合要求，并投入运行。
5)浆叶接力器全行程往复动作，无抽动现象发生，试验正常，调速器控制系统
符合要求，并投入运行。
6)导叶接力器行程电气反馈传感器调整试验符合要求，导叶开度与接力器行程
一致，导叶开度与接力器关系曲线已录制。
7)浆叶接力器行程电气反馈传感器调整试验符合要求，浆叶开度与接力器行程
一致，浆叶开度与接力器关系曲线已录制。
8)调速器模拟操作试验（开限增减试验、紧急停机与复归试验、手自动切换试
验等）符合要求；调速器模拟动作试验符合要求。模拟负载状态下，手动进行调节模式切换试验、手动进行机频故障切换试验、手动进行功率故障切换试验，符合要求。
9)模拟在网频故障、功率反馈故障、导叶（浆叶）反馈故障等情况下的保护功
能和事故报警功能，装置能正确动作。
10)锁锭装置调试工作结束，信号指示正确，充水前处于锁锭状态。
11)调速器静特性试验符合要求，初步参数已设定，检验调速器转速死区和非线
性度符合要求。
12)各种保护报警，事故信号及调速系统的工况，与监控系统作过联动试验，与
监控系统之间通讯上行、下行量正确、可靠。
13)测速装置和机械过速保护装置检查正常。
14)导叶开关时间、浆叶开关时间符合要求，分段关闭时间满足设计要求。
1.4发电机检查
1)发电机整体检修完成，各种试验和检验合格，记录完整，机坑内及转动部件
已清扫干净，定子空气间隙无杂物，发电机上下盖板无杂物，发电机集电环罩进人门已关闭。
2)集电环、碳刷架清扫干净，碳刷动作灵活不发卡，碳刷和集电环接触良好，
验收合格。
3)发电机空气冷却器风路、水路畅通，阀门管路水压试验符合要求，无渗漏水
现象。
4)制动系统供气正常，无漏气现象。制动风闸手/自动操作动作可靠、位置信号
反馈正确，充水前制动系统处于制动状态。风闸粉尘吸收装置已经调节完毕，工作正常。加热器、除湿器自动投入及退出试验正常。
5)推力轴承的检修已完成，推力瓦弹性油箱压缩量测量数据符合规范且记录完
整，油水管路无渗漏，油槽油位标定正确，油化验合格，推力外循环油冷却器系统水压试验合格，冷却器可以投入正常运行，推力油槽油雾收集装置检修完毕，并投入运行；轴承测温元件技改完成，瓦温显示正常。
6)下导轴承及其油冷器已检修完成，导瓦间隙测量数据符合规范且记录完整，
油冷器水压试验合格，油位标定正常，油化验合格，冷却器可以投入正常运行；轴承测温元件技改完成，瓦温显示正常。
7)上导轴承及其油冷器已检修完成，导瓦间隙测量数据符合规范且记录完整，
油冷器水压试验合格，油位标定正常，油化验合格，冷却器可以投入正常运行；轴承测温元件技改完成，瓦温显示正常。
8)检查机组测温系统检修完成，并可正常投入运行。
9)检查机组状态监测系统上电正常，各测点传感器已恢复。
10)发电机所有自动化元件均已调试完毕并处于正常状态，其电缆、导线、端子
排已检查无误，固定牢靠，并应与监控系统进行联动调试结果正常。
1.5油、气、水系统检查
1)机组技术供水系统检修调试完毕，验收合格，并与监控系统进行联动试验，
状态量信号正常，可以投入运行。
2)检查机组主轴密封的清洁水系统正常。
3)机组用油的油质已化验合格。
4)上述系统的管路、设备已按要求涂漆，管道、阀门已正确标明流向无误。
1.6电气一次设备检查
1)发电机主引出线的CT、机端PT、励磁变、出口断路器、主变低压侧PT及附属
设备，发电机中性点接地设备均已检修、试验、调试完成，经验收合格，具备带电条件。
2)封闭母线与定子出线软连接已连接，中性点已连接，试验工作已完成。
3)检查主轴接地装置已检修完成。
4)机组段的工作照明和事故照明正常。
1.7电气二次设备检查
1)机组、主变压器电气控制和保护设备及盘柜检查正常。
2)机组故障录波设备检查正常。
3)检查机组保护及自动化设备电源正常。
4)励磁系统检查无异常。
5)计算机监控系统各项模拟试验已完成。
6)相关保护传动试验正常。
第 2 章机组充水试验
2.1充水条件
1)机组各项检修工作已完成，分项验收工作已完成，工作票已办结。
2)确认蜗壳进人门、尾水锥管进人门、肘管进人门、转轮检修平台孔处于关闭
状态；蜗壳、尾水管盘型阀处于关闭状态。
3)确认导叶处于关闭状态，手动急停阀投入。
4)确认水轮机主轴检修密封投入状态，发电机制动风闸投入。
5)顶盖排水泵有水试验已完成，顶盖排水泵手、自动启停正常，顶盖排水泵至
自动。
2.2尾水充水
1)检查控制环锁锭和机组手动急停阀退出，打开导叶开度至8%～10%；
2)准备工作完成后，报检修总指挥批准，提起中孔尾水检修门充水向尾水管及
蜗壳充水，并记录充水时间；
3)检查尾水位以下土建部位、各进人门、尾水排水盘型阀、顶盖、导叶、主轴
密封及各测压管路等部位不漏水；
4)充水过程中必须密切监视各部位渗漏水情况，确保厂房及其它机组设备安
全，发现漏水等异常现象时，应立即停止充水进行缺陷处理，必要时将尾水管内水排空，漏水处理完毕再次充水；
5)尾水平压且各部分检查正常后，将尾水检修门依次全部提起，并关闭导叶。
2.3调速系统无水试验
调速器静特性试验（详见《调速器静特性试验方案》）
2.4进水口流道及蜗壳充水
1)机组已作全面检查，具备充水条件，报检修总指挥批准；
2)调速系统压油装置正常运行，处于手动关机位置（导叶全关，机组急停阀投
入、锁定投入、技术供水蜗壳取水阀2201阀关闭），浆叶处于手动位置，浆叶置全关；
3)手动退出制动风闸，投入水轮机主轴密封，退出水轮机检修密封；
4)用进水口门机提起中孔事故闸门200mm,利用闸门节间向蜗壳充水，并记录充
水时间。
5)充水过程中，检查蜗壳进人门及盘形阀，顶盖、导叶、主轴密封、各测压表
计及管路均无漏水，顶盖排水畅通，监视水力机械测量系统中各压力表计读数正常，检查检修、渗漏集水井水位无异常变化。
6)平压后提起进水口事故闸门，后逐个提起另外两扇事故闸门。
7)充水完毕后，对水力量测管路进行排气，检查上位机水头显示值是否正常。
2.5技术供水系统调整
1)从2200阀至排水管顺序逐步小开度打开阀门（考虑到管路排气问题，可考虑
小开度打开排水阀），对技术供水系统充水、滤水器排气，同时检查设备、管路、阀门各部位渗漏情况，必要时关闭2200阀门进行处理。
2)按设计整定值调整主供水管及其分支管路的压力、流量，调校各类传感器的
输出量，使各部工况符合设计要求。
3)按设计整定值调整各空冷器供水支管、油冷器供水管压力、流量，满足要求。
4)对发电机空冷器进行逐个排气，直至排完为止。
第 3 章首次手动开机、瓦温稳定试验及停机检查
3.1开机应具备的条件
1)接总指挥令：2号机组检修后首次手动开机；
2)主轴接地碳刷已投入；
3)机组检修密封退出；
4)检查主轴密封系统正常，并投入；
5)制动风闸已退出；
6)水机保护已按规定整定校验完毕、并按规程投入；
7)机组调速系统检查正常；
8)手动投入机组冷却水（发电机空冷不投）；
9)顶转子；
10)拉定转子气隙；
11)紧急停机阀退出；
12)控制环锁锭退出。
3.2手动开机
1)试验、监视人员就位，调速器置电手动，将开度限制机构限制在10%开度，
手动打开导叶，待机组开始转动后，关闭导叶，使机组滑行，检查并确认机组转动部分与静止部件无碰撞、摩擦和异常声响；如有异常，投入制动风闸，停机处理。
2)确认各部正常后，重新启动机组，逐步增加机组转速，在机组升速过程中，
应密切监视各轴承温度，不应有急剧升高或下降现象。全过程密切监视各瓦温上升趋势和机组各部运行情况；检查齿盘测速装置工作正常。在50%、75%、100%额定转速运行时测量各部摆度、振动值应符合要求。严密监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。
3)检查机组各摆度在正常范围内。
3.3瓦温温升试验及运行检查
1)机组在额定转速下运行，进行瓦温温升试验，在初期运行半小时内，每隔5min
记录一次各部瓦温的温度，半小时后每隔10 min测量记录一次各部瓦温及油槽油温。瓦温达到稳定值，记录稳定的温度值（开机前应记录冷态时各轴承温度显示值）。瓦温稳定试验时间要求不小于4小时。
2)转速在100%Ne时，测量发电机残压，记录水头、导叶开度和接力器行程；
3)当发电机轴承温度稳定时，即可结束第一次启动运行，在停机过程中注意监
视各轴承温度变化情况，检查各油槽油面变化情况。
4)汇总情况，汇报检修总指挥。
3.4停机检查
1)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)检查转速继电器的动作情况。
c)录制停机转速和时间关系曲线。
d)检查各部位油槽油面的变化情况。
第 4 章发电机升压试验及空载下调速器试验
4.1检查项目
1)确认发电机及出口、发电机中性点、封闭母线、主变等设备检修及试验工作
已完成，且验收合格。
2)开机前测量定子绕组对地绝缘电阻、吸收比、极化指数，应满足如下要求，
如不满足，则进行短路干燥。
3)机组水机保护投入，退出发电机保护停机压板。
4)机组正常运行，定子铁芯绕组、各部位轴承温度均已稳定，升压时，检查记
录各监测部位振动和温度。
4.2发电机升压应具备的条件
1)发电机出口断路器2及出口刀闸21在断开位置；
2)发电机出口240地刀在断开位置；
3)发电机出口各电压回路无短路；
4)投入发电机中性点接地装置；
5)发电机定子、转子绝缘正常，励磁变绝缘正常；
6)发电机电气保护装置和机组水力机械保护装置已按设计要求整定好并可靠
投入，退出发电机保护失灵保护功能压板，退出发电机保护跳1号发电机出口开关1、跳242开关、跳243开关、跳10kV II母进线111开关、启动消防保护出口压板，其它保护按运行规程规定投入；
7)发电机振动与摆度监测设备、测温装置等已投入；
8)调速器置自动位置，计算机监控系统投入；
9)空冷器投入；
10)励磁调节器置手动位置，初始时将其输出调至最小。
4.3发电机升压
1)开机至空转，测量发电机的残压值，并检查三相电压的对称性；
2)合上灭磁开关，增励磁，升压至10%额定电压时，检查发电机PT 引入至各系
统的机组电压量的正确性，应三相平衡；检查电气一次带电设备运行是否正常。
3)继续升压至机端电压的50%时，检查相序、相位正确，跳开灭磁开关检查灭
磁情况，录制灭磁波形。
4)各系统正常的情况下再次启动励磁系统，递升励磁电流，逐步升压至75%、
100%发电机额定电压，检查发电机、IPB、PT 等带电一次设备运行情况，复核二次电压相序及相位，测量机组各部振动、摆度、温升等值。
5)记录额定机端电压下的轴电流。
6)在发电机额定电压下，跳开灭磁开关检查灭磁情况，录制灭磁波形。
4.4发电机空载特性
1)手动控制调节励磁，逐步增大转子励磁电流，每隔10%定子额定电压记录发
电机三相定子电压、转子电流和机组频率，一直升压至额定电压，录制发电机空载特性的上升曲线；
2)继续增大转子电流至额定值，记录额定励磁电流时定子电压值。
3)逐步减小转子励磁电流，按10%额定电压的间隔，逐步降低定子电压，直至
励磁电流为零，记录发电机三相定子电压、转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。
4.5模拟水机事故停机
1)模拟水机事故停机（瓦温过高停机）。
4.6空载下调速器试验
1)检查调速器测频信号，波形正确，幅值符合要求。
2)频率给定的调整符合设计要求范围
3)机组分步开机后空载额定转速运行，进行A、B套比例阀切换试验及手、自动
及远方切换试验，接力器应无明显摆动，符合要求。
4)手动空载转速摆动值测定：
手动方式空载工况下，用自动记录仪记录机组 3 min（为观察到有大致固定周期的摆动，可延长至5min）的转速摆动情况，量取有大致固定周期的转速摆动幅值；重复三次，取其平均值。
5)调速器系统手动切换到A 套运行，初选A 套空载运行参数。
6)记录油压装置工作周期，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)在A套自动模式下机组自动开机，切换到B 套运行，进行B 套空载运行参数
初选，然后切回A套运行。
8)空载扰动试验及自动空载转速摆动值测定：
自动方式空载工况下，对调速系统施加频率阶跃扰动，记录机组转速、接力器行程等的过渡过程，选取转速摆动值和超调量较小、波动次数少、稳定快的一组调节参数，提供空载运行使用。在该组调节参数下，用自动记录仪记录机组3 min（为观察到有大致固定周期的摆动，可延长至5min）的转速摆动情况，量取有大致固定周期的转速摆动幅值；重复三次，取其平均值。
9)调速器空载扰动试验应满足下列要求：
a)扰动量一般不大于±8%。
b)转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%。
c)超周次数不超过两次。
d)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要
求。
e)选取最优一组调节参数，提供空载运行使用，在该参数下，机组转速相
对摆动值，不应超过额定转速的±0.15%。
10)结合机组停机进行分段关闭、事故停机试验
11)结合机组停机，分别做调速器电手动电源消失试验。
第 5 章机组自动开、停机试验
分别执行停机→空转→空载→空转→停机指令，检查监视流程执行正确。
1)自动开机应记录和检查下列各项：
a)检查机组自动开机流程是否正确，检查技术供水等辅助设备的投入情况。
b)检查调速器系统的动作情况。
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。
2)自动停机应记录和检查下列各项：
a)根据停机顺控程序，检查停机过程正确性，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制动转速所需的时间。
c)记录导叶全关到零转速的时间、停机命令发出到停机程序完成时间。
d)检查制动风闸装置自动投入是否正确，记录自制动器加闸至机组全停的时
间。
e)检查测速装置的转速触点动作是否正确，调速器及自动化原件动作是否正
确。
第 6 章空载下励磁试验
1)中控室自动开机至空转状态。
2)首次自励起励；FCR 模式，启动值为10%Ifn。
3)100%定子电压下，AVR-FCR-AVR 切换试验。
4)FCR 模式下逆变灭磁试验；
5)FCR 模式下跳开关灭磁试验；
6)AVR 模式起励试验、逆变灭磁试验，启励值为100%Ug ；
7)AVR 模式下跳开关灭磁试验；
8)励磁系统故障模拟试验；
9)限制器功能试验
10)监控远方控制励磁。
11)模拟调节器电源故障，调节器切换试验。
详见《励磁系统试验方案》
第 7 章机组并网及负荷试验
7.1 同期试验
1)假同期试验应具备的条件
（1）2号发电机出口刀闸21刀闸已分开并置死刀闸
（2）2号发电机出口开关2开关在分闸位，开关储能电源和两路控制电源均已投入；
（3） 2号发电机出口刀闸21刀闸闭锁2开关控制回路已解除；
（4）监控已强制2号发电机出口刀闸21刀闸在合位。
2)假同期试验
（1）接入系统电压、发电机电压、2开关辅助接点、同期合闸脉冲接点，准备录波；
（2）将机组电压升至额定，上位机启动自动准同期流程，检查2开关是否合闸成功，检查导前时间是否正确、同期合闸点是否正常。
（3）在上位机断开2号发电机出口开关2开关
3)同期并网试验应具备的条件
（1）假同期试验已完成，2号发电机出口开关2开关在分闸位；2号发电机出口刀闸21刀闸闭锁2开关控制回路已恢复；监控强制2号发电机出口刀闸21刀闸位置信号已解除
（2） 2号发电机出口刀闸21刀闸已合上。
（3）退出发电机保护完全差动保护、不完全差动保护、裂相横差保护功能压板，其余保护按运行规程规定投入。
（4）将发电机复压过流保护定值延时由1.7S更改为0S，跳闸控制字由066F 更改为048F。
4)同期并网
（1）将发电机升至额定电压，在上位机启动自动准同期流程，检查发电机并网是否正常，发电机带基荷是否正常。
（2）发电机带基荷后，检查发电机差动保护各差流是否正确、检查主变保护差流是否正确。
（3）发电机差流检查正确无误后，将发电机解列灭磁。
（4）恢复发电机复压过流保护定值。
（5）发电机保护所有保护按运行规程要求投入。
7.2 机组带负荷试验
1)机组带负荷试验和甩负荷试验穿插进行。
2)在躲开振动区的条件下，逐步增大导叶开度以增加有功负荷。使机组按25%、
50%、75%、100%逐级带有功负荷运行。
3)观察和记录机组各部位的运转情况。
4)所有保护相位检查。
5)记录各仪表的指示。
6)在不同负荷下，检查机组摆度振动值。
7)尾水管及顶盖压力值。
8)各部温度：定子线棒温度，上导、推力、下导、水导瓦温度，空气冷却器温
度、主变温度。
9)观察进水口流态、真空破坏阀动作情况及振动区。
7.3 机组甩负荷试验
机组分别在P=37.5MW、75MW、112.5MW、150MW负荷下进行甩负荷试验。甩负荷用断路器2进行。
甩负荷试验过程中记录以下测量数据（甩前、甩中、甩后最大值、稳定值）：
1)机组电压、电流、有功功率、无功功率、频率；
2)各轴承摆度值、各部位振动、导叶开度；
3)轴瓦温度；
4)录制电压、频率、导叶开度、蜗壳压力变化波形。
5)记录机组甩负荷时，发电机电压超调量、振荡次数、调节时间。
6)记录机组甩负荷后，机组转速变化过程、接力器摆动值、接力器不动作时间。
7.4负荷下调速器试验
1)调节器通道切换试验：A套/B套。
2)配合计算机监控系统做负荷调整试验（测增减负荷速率）。
3)调速器调节模式却换（开度模式、功率模式、频率模式）。
详见《调速器试验方案》
7.5负荷下励磁试验
1)过励试验；
2)机组在各负荷下，cosφ=1 时的励磁试验；
3)欠励试验；
4)发电机定子电流限制曲线试验；
5)调节器试验；
6)通道切换试验；
7)计算机远方控制试验；
8)额定负荷下电气事故解列灭磁不停机试验。
详见《励磁系统试验方案》
第 8 章2号机组集控开机、带负荷及自动停机试验
1)机组在完成了上述试验项目后，并对机电设备在试验过程中出现的问题和缺
陷进行处理，消除了影响机组稳定可靠运行的所有问题。在报请检修总指挥批准后，将机组由电站控制转为集控控制，机组由集控中心自动开机至并网带负荷。
2)由集控中心发升、降负荷令，观察各部瓦温、振动、摆度情况，超调量是否
超标。
第 9 章机组72h带负荷连续试运行
1)上述试验项目完成后，操作权限由集控侧切至电站侧，在自动控制方式下开
始带额定负荷（或当前水位下最大可能负荷）进行72h连续试运行。
2)全面记录运行过程中所有运行参数。
3)72h连续试运行后，应停机对机组、辅助设备、电气设备进行全面检查，消
除并处理72h连续试运行中发现的所有缺陷。
4)机组通过72h连续试运行并经过停机处理发现的缺陷，即可移交集控进入商
业运行。
第 10 章 2号机组启动试运行试验计划
2号机组启动试运行试验计划
××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。
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。
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。
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
汽轮机调试方案及措施
山东泉兴水泥有限公司余热发电项目 1 × 10MW 汽 轮 机 启 动 调 试 方 案 及 措 施 洛阳中重建筑安装工程有限责任公司 2010-7-6
编制审核批准监理
目录 1 、汽轮机组启动调试目的 2、编制依据 3、润滑油及调节保安系统调试 4 、凝结水系统调试 5 、循环水系统调试 6、射水泵及真空系统调试 7、汽机保护、联锁、检查试验项目 8 、试运组织
汽轮机组启动调试方案 1 、目的 为加强山东泉兴水泥有限公司余热发电工程汽轮机组调试工作管理 , 明确启动调试工作的任务和各方职责 , 规范调试工作的项目和程序 , 使调试工作有组织、有秩序地进行 , 全面提高调试质量 , 确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产 , 根据火电厂机组的实际情况和同类型机组启动调试的经验 , 特制订本方案。 机组启动调试是安装工程的最后一道工序 , 通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为机组启动的试运导则 , 提供机组调整试运指导性意见。 本方案在实施过程中的修改、调整 , 届时由启动验收领导小组决定。 2、编制依据： 2.l 《火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程》 (1998 〉 : 2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 ; 2.3 《火电工程启动调试工作规定》 ; 2.4 《火电机组达标投产考核标准及相关规定》 (1998 年版 ); 2.5 《电力建设施工及验收技术规范》 ( 汽机篇 ): 2.6 《电力基本建设工程质量监督规定》 ; 2.7 《安装使用说明书》 ( 设备厂 ) 3 、设备系统简介 3.1 、主机设备规范 本机组为洛阳中重发电设备有限公司生产的 BN10-1.6/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。为纯低温、低压余热发电单缸、冲动、补汽式汽轮机。 3.1.1 、主要技术参数 主汽门前蒸汽压力 1.6Mpa ± 0.2Mpa 主汽门前蒸汽温度320℃ +50 ℃ ,-20 ℃ 补汽压力0.35Mpa +0.2Mpa,-OMpa 补汽温度155℃ +15 ℃ ,-15℃ 设计发电功率：进汽48.41t／h、补汽4t／h 10MW 冷却水温度：正常25℃最高33℃ 转速 300Or/mⅰn 汽轮机转子临界转速 1580~1630r/min
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。
张掖大孤山电站1#水轮发电机组起动试运行方案
大孤山电站 首台机组启动试运行方案 张掖市机电安装公司大孤山工程项目部 2009年6月
目录 第一章：工程概况及组织机构............................. . (3) 1、工程概况............................. ............................... ........ .. (3) 2、组织机构............................. ............................... ........ .. (3) 3、试运行岗位人员分工............................. ............................... (4) 第二章：水轮发电机组启动试运行前检查............................. .. (5) 4、引水系统的检查............................. ............................... ........ ..5 5、水轮机部分的检查............................. ............................... .. (6) 6、调速系统及其设备的检查............................. ............................... (6) 7、发电机部分的检查............................. ............................... .. (7) 8、油、水、气系统的检查............................. .. (8) 9、电气设备的检查............................. ............................... ........ ..9 10、消防系统及设备检查................................. . (10) 第三章：水轮发电机组动试运行启动及检查流程............................. (10) 11、水轮发电机组充水试验 11.1应具备条件............................. (11) 11.2 尾水管充水操作及检查................................. . (11) 11.3起动前准备................................. (12) 11.4首次手动起动试验操作及检查................................. . (13) 11.5停机操作及停机后的检查................................. (14) 11.6水轮发电机短路试验................................. . (15) 11.7水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验................................. . (16) 11.8过速试验操作及检查................................. (17) 11.9自动起动和自动停机试验................................. .. (17) 11.10水轮发电机升压试验................................. .. (18) 11.11水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器冲击合闸试验 (19) 11.12水轮发电机组并列及负荷试验................................. (20)
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
机组启动试运行方案改
机组启动试运行方案 一、编制依据： 1、水轮发电机组安装技术规范（GB/T-8564-2003）； 2、水轮发电机组启动试验规程（DL/T507-2002）； 3、杭州大路发电设备有限公司有关技术文件和设计图纸； （1）水轮机安装、使用、维护说明书及技术条件； （2），10.5KV水轮发电机安装、使用、维护说明书及技术条件； 4、水利部农村电气化研究所施工图。 二、机组起动试运行目的 1、通过机组试运行，考验机组设计、制造和安装的质量，可以发现机组在制造和安装中出现的问题和存在的缺陷，并及时予以消除，从而达到确保机组长期安全可靠、稳定运行的要求。 2、验证机组与有关电气及机械设备协联动作的正确性，以及自动化元件的可靠性，并对相关参数进行测定，掌握机组和电气设备的实际最优工况和性能，为今后长期稳定运行提供技术保障。 三、机组试运行应具备的条件 1、厂房机电设备安装已完成，并经静态调试合格： （1）水轮发电机组、球阀、调速器已安装完成，并完成静态调试； （2）油气水等辅助设备已安装完成，经调试合格，可以投运； （3）电气设备已安装完成，并经试验合格； （4）升压变电工程安装完成、试验合格，经电网公司验收合格； （5）机组及公用设备自动化系统已安装完成，完成静态调试，满足机组试运行要求。
2、厂用电系统已投入运行，满足试运行要求。 3、引水系统土建、金属结构、机电设备施工完成，机电设备经调试合格，具备充水条件。 4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。 5、机组启动小组已成立，组织机构健全。 6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。 四、机组启动试运行前的检查 （一）引水系统检查 （1）进水口拦污栅、事故闸门、充水阀、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。 （2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。 （3）两台机球阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机球阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。 （4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。 （5）尾水闸门及起闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。 （6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。 上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵尾水、支洞进人门，进人门密封应处理严密。 （二）水轮机部分检查 （1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。 （2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。
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，
水电站自动化讲解
1. 7 数字式并列装置 1.7.1概述用大规模集成电路微处理器（CPU）等器件构成的数字式并列装置，由于硬件简单，编程方便灵活，运行可靠，且技术上已日趋成熟，成为当前自动并列装置发展的主流。模拟式并列装置为简化电路，在一个滑差周期T s时间内，把S 假设为恒定。数字式并列装 置可以克服这一假设的局限性，采用较为精确的公式，按照 e 当时的变化规律，选择最佳的越前时间发出合闸信号，可以缩短并列操作的过程，提高了自动并列装置的技术性能和运行可靠性。数字式并列装置由硬件和软件组成，以下分别进行介绍。 图1.17 数字式并列装置控制逻辑图 1.主机。 微处理器（CPU）是装置的核心。 2.输入、输出接口通道。在计算机控制系统中，输入、输出过程通道的信息不能直接与主机总线相连，它必须由接口电路来完成信息传递的任务。 3.输入、输出过程通道。 为了实现发电机自动并列操作，需要将电网和带并发电机的电压和频率等状态按照要求送到接口电路进入主机。 （1）输入通道。按发电机并列条件，分别从发电机和母线电压互感器二次侧交流电压信号中提取电压幅值、频率和相角差等三种信息，作为并列操作的依据。 1）交流电压幅值测量。采用变送器，把交流电压转换成直流电压，然后由A ／D 接 口电路进入主机。对交流电压信号直接采样，通过计算求得它的有效值。如图 1.18 所示。 2）频率测量。测量交流信号波形的周期T。把交流电压正弦信号转化为方波，经二 分频后，它的半波时间即为交流电压的周期T。 3）相角差e测量。如图1.19 所示，把电压互感器电压信号转换成同频、同相的方波信号。 （2）输出通道。自动并列装置的输出控制信号有： 1）发电机转速调节的增速、减速信号。
机组启动试运行工作分析报告
1工程概况泵站概况 ******工程是***市“五水共治”重点工程，工程主要由***闸站、***泵站、***整治、***防洪墙 5部分组成，工程总投资亿元。 ***闸站位于***、五一溪及大溪交汇处，***泵站位于**东岸防洪堤上***闸右侧。 工程的建设任务是防洪、治涝为主，兼顾改善水环境等综合利用，以完善***市城市防洪排涝工程布局，提高***市城区防洪排涝能力。 ***闸站设计流量45m3/s，共设3台立式轴流泵，1台设计流量9m3/s，2台设计流量18m3/s，总装机功率3800kW。***泵站设计排涝流量10m3/s，共设3台钢井桶式潜水轴流泵，总装机功率1065kW。******工程为Ⅲ等工程，***闸站、***泵站主要建筑物等别为3级，次要建筑物级别为4级，临时建筑物级别为5级，设计防洪标准为50年一遇。***闸站建成区排涝标准按10年一遇3小时暴雨3小时排出。主要建筑物：泵站厂房、前池、出水池为3级建筑物；次要建筑物：***等为4级建 筑物。 主要机电及金结设备 1）***闸站 ***闸站设3台立式轴流泵组，其中两台单机设计流量s，另一台单机设计流量s。 s流量泵，最大净扬程，最小扬程，设计扬程，设计点效率%，水泵型号2000ZLB18－，叶轮直径，额定转速min，水泵配套采用TL1500－28/2600型电动机，额定功率为1500kW，额定电压10KV，额定电流Ａ，电动机额定转速为min，功率因数（超前）。 s流量泵，最大净扬程，最小扬程，设计扬程，设计点效率%，水泵型号1540ZLB9－，叶轮直径，额定转速300r/min，水泵配套采用TL800－20/2150型电动机，额定功率为800kW，额定电压10KV，额定电流Ａ，电动机额定转速为300r/min，功率因数（超前）。 泵房内选用一台20/5t电动桥式起重机。起重机跨度12m，主钩起升高度16m，副钩起升高度18m。在泵房外江每台水泵出水钢管末端配备一台侧向式拍门，型式为矩形双门，两台大泵管道出口拍门
整体启动试运行的方案
****垃圾焚烧发电工程锅炉调试方案 ***安装集团有限责任公司中试所 2012年12月22日
整体启动试运行方案 目次 1 目的 2 依据 3 设备系统简介 4 调试内容及验评标准 5 组织分工 6 使用设备仪器 7 调试应具备的条件 8 调试步骤 9 安全注意事项 1、目的 锅炉安装结束，经过分部调试之后，进行整套启动试运行，
整套启动试运行是锅炉进入商业运行前的必须步骤；通过整套启动试运行，对锅炉所有系统、设备进行全面考核、检验其性能或质量是否达到设计标准；同时，对锅炉及附属设备和系统在设计、制造、安装中存在的问题进行改进或处理，使机组安全、经济、优质地移交商业运行。 2、依据 2.1《火力发电建设工程启动及竣工验收规程》（DL/T5437-2009号。）； 2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）； 2.3《火电工程启动调试工作规定》； 2.4《电力建设施工及验收技术规范》（DL/T5190-2001）； 2.5《二十五项反事故措施》； 2.6锅炉厂《锅炉机组说明书》及图纸。 3、设备系统简介 3.1 锅炉主要技术规范 锅炉型号：TG-44/3.82-LJ-600 生产厂家：南通万达锅炉股份有限公司 TG-44/3.82-LJ-600型锅炉是南通万达锅炉股份有限公司与浙江大学热能工程研究所合作开发的采用异重循环流化床燃烧方式混烧垃圾和煤的新型产品。 主要技术参数： （1）、锅炉技术参数： 日处理垃圾量600t/d 小时设计处理垃圾量25/h
额定蒸发量44t/h 过热蒸汽压力 3.82Mpa 过热蒸汽温度450℃ 给水温度150℃ 锅炉冷风温度20℃ 排烟温度160℃ 锅炉设计效率77.9% 3.2 辅助设备 3.2.1引风机 型号： QA Y-5-23.5D 流量： 245000 m3/h 全压： 7900Pa 主轴转速： 960转/分 生产厂家：中国鞍山风机有限公司3.2.2引风机电机 型号: YJTFKK5004-6 额定功率: 800KW 额定电压: 10000V 额定电流: 57.7A 额定转速： 990 r/min 制造厂家：西安泰富西玛电机有限公司3.3.1一次风机 风机型号：ＱＡG-1－１7.8Ｄ流量： 52200m3/h
机组启动试运行调试大纲
机组启动试运行调试大 纲
用心整理的精品word文档，下载即可编辑！！ 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 3.1 概述 3.2 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 5.1 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 5.2 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
5.3、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 5.4 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 5.5、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 5.6 机组并列及负荷试验 5.6.1 水轮发电机组空载并列试验 5.6.2 280的自动假同期试验 5.6.3 280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。 二、3#机组水轮机检查
5机组启动试运行计划方案之欧阳光明创编
惠州市联和水电站增效扩容改造工 程 欧阳光明（2021.03.07） 机组启动试运行计划及方案 惠州市弘基水利工程有限公司 2016年2月
目录 一、工程概况1 二、机组启动试运行计划安排1 1、设立试运行组织机构1 2、试运行工作程序3 3、启动试运行工作时间安排3 三、机组启动试运行方案4 1、充水试验4 2、机组启动和空转试验5 3、机组自动开停机试验9 4、发电机及发电机带主变升流试验11 5、发电机单相接地试验及升压试验13 6、发电机空载下的励磁调整和试验15 7、机组同期并网试验16 8、机组负荷试验18 9、机组带负荷72h连续试运行20
一、工程概况 增博联和水库位于东经113.9度，北纬13.3度，地处博罗县福田镇石巷村东北约1.5公里，罗浮山主峰西麓，属东江二级支流上游，联和水中游。联和水库（中）型枢纽工程于1964年建成，水库库容为8160万m3，集雨面积为110.8 km2，水库是一宗以灌溉为主，兼有发电、防洪和水产养殖等综合效益的水利枢纽工程。联和水电站为联和水库坝后电站，电站于1981年建成投产，电站装机容量为4×500千瓦，总装机容量为2000千瓦，发电设计流量为12m3/s。尾水流入灌渠灌溉农田11.74万亩。 在1989年，对联和水库（中）型枢纽工程进行除险加固。联和水库首要任务是保证灌溉供水，因此根据供水需求，进行发电运行。联和水电站机组经过31年运行发电，水轮机转轮气蚀严重，效率下降，耗水率增加，出力减少；发电机绝缘老化、温升高、损耗大及噪声大，最近2年已经接连发生两次线圈击穿烧毁事故；严重影响电站安全生产和发电效益。为了充分发挥水能，增效扩容改造选择机组改造方案充分考虑原机型和布置形式，尽可能利用原机组埋入部件和厂房建筑，节省改造成本，根据引水系统和流道情况，选择更换水轮机转轮，更换原水轮机转轮后，水轮机型号为HLS3633-LH-60。根据更换水轮机转轮后出力增加，选配SFＷ630-8/990发电机。每台机扩大容量为130千瓦，共扩容520千瓦。 二、机组启动试运行计划安排 1、设立试运行组织机构 联和水库电站增效扩容改造工程1#和2#机组于2016年2月1日改造完成，为检测安装质量及检验设备质量，需要对经过改造后的2台机组进行启动试运行。为确保试运行过程中能安全及有条有序地进行，按相关规定，决定成立联和水库电站机组试运行小组。试运行小