(最新整理)5机组启动试运行计划方案
惠州市联和水电站增效扩容改造工程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。试运行小组由项目法人组织电站管理单位、设计单位、施工单位、监理单位、生产运行和设备制造厂总代表等组成。
1.1、试运行小组由施工单位负责人担任组长，生产单位的负责人担任副组长，负责编制机组设备启动试运行试验文件，组织进行机组设备的启动试运行工作。
1.2、试运行小组下设：
（1）试运行办公室：由各承包生产单位负责人组成，在组长统一指挥下工作。
（2）运行组（分机械、电气）
（3）现场安全监督组
1.3、组织机构名单
组长：黄祖波
副组长：罗钦如张震洲黄敬森
试运行办公室成员：袁伟新骆雄文李忠良袁东标
运行组：张益超、陈志明、李滋源
运行一班班长：钟绍辉
运行二班班长：朱冠华
运行三班班长：郭水生
运行四班班长：袁伟坤
现场安全监督组：洪南辉古振业李章荣
1.4、各组织机构职责
1）试运行办公室：主要负责完成试运行过程中各项试验措施的编制、文件的发送、技术资料的整理、试运行简报的编辑等工作；监督各单位执行安全工作规定，并准备必要的安全操作工器具，维护试运行安全秩序，对参加试运行工作的人员进行安全教育。
2）运行组：采用四班倒工作制，负责机组启动试运行期间的值班、设备运行操作、运行数据的记录、设备的安全运行和维护并事先做好保证安全试运行的有效措施。
3）试验组：主要负责完成机电设备的所有试验、水轮发电机启动试验及试运行、配合系统调试，并解决试验过程中出现的一般问题。协助运行人员掌握设备性能。
4）现场安全监督组：负责试运行设备的安全保障和消防工作、编制和检查执行试运行现场安全及消防规定、印发参加试运行人员的特殊证件、维护工作现场的正常工作秩序。
2、试运行工作程序
工作程序如下：
启动试运行小组及相应组织机构成立→调试及试运行大纲的编制、报批→设备投运前检查、签证→公用设备分部试运行→机组启动前的检查→机组与站内设备试验→系统试验→机组及机电设备并入系统后的试验→机组72小时带负荷连续运行。
3、启动试运行工作时间安排
经过联和水库电站机组试运行小组会议决定，各设备启动试运行时间安排如下：
三、机组启动试运行方案
1、充水试验
1.1充水条件
1.1.1确认坝前水位已蓄至最低发电水位。
1.1.2确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。确认机组各进人门已关闭牢靠，各台机组检修排水阀门已处于关闭状态，检修排水廊道进人门处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。确认空气围带、制动器处于投入状态。
1.1.3确认全厂检修、渗漏排水系统运行正常。
1.2.3待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。
1.3进水流道充水
1.3.1提起进水闸门，以闸门节间充水方式缓缓向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检查灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构及各排水阀等各部位在充水过程中的工作状态及密封情况。
1.3.2观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。
1.3.3充水过程中检查流道排气是否畅通。
1.3.4待充水至与上游水位平压后，将进水口闸门提起。
1.3.5观察厂房内渗漏水情况及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。
1.3.6将机组技术供水管路系统的阀门打开，启动供水泵，使压力水
通过各冷却水管路，检查管路阀门、各接头法兰通水后的工作情况。
2、机组启动和空转试验
2.1启动前的准备
2.1.1 主机周围各层场地已清扫干净，施工人员撤离工作现场，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，各部位运行人员已到位，各测量仪器、仪表已调整就位。
2.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。
2.1.3机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵按自动控制方式运行正常，压力、流量符合设计要求。油压装置和漏油装置油泵处于自动控制位置运行正常。
2.1.4高压油顶起系统、机组制动系统处于手动控制状态。
2.1.5检修排水系统、渗漏排水系统和高、低压压缩空气系统按自动控制方式运行正常。
2.1.6上下游水位、各部原始温度等已做记录。
2.1.7水轮机主轴密封水投入，空气围带排除气压、制动器复归（确认风闸已全部复位），转动部件锁定已拔出。
2.1.8启动高压油顶起装置油泵，检查确认机组大轴能正常顶起。
2.1.9调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：
油压装置至调速器的主阀已开启，调速器柜压力油已接通，油压指示正常。调速器的滤油器位于工作位置。调速器处于“手动”位置。
油压装置处于自动运行状态，导叶开度限制机构处于全关位置。
2.1.10与机组有关的设备应符合下列要求：
发电机出口断路器、发电机励磁系统灭磁开关在断开位置。转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。发电机出口PT处于工作位置，一次、二次保险投入。
水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入；机组的振动、摆度监测装置等投入监测状态，但不作用于停机。
现地控制单元LCU已处于监视状态，具备检测、报警的功能，可对机组各部位主要的运行参数进行监视和记录。拆除所有试验用的短接线及接地线。
外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。大轴接地碳刷已投入。
2.1.11手动投入机组各部冷却水（空冷器暂不投，转机时对发电机定子、转子进行干燥）。
2.2首次启动试验
2.2.1拔出接力器锁定，启动高压油顶起装置。
2.2.2手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组开始转动后将导叶关回，由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间有无摩擦、碰撞及其它异常情况。记录机组启动开度。
2.2.3确认各部正常后再次打开导叶启动机组。当机组转速升至接近50%额定转速时可暂停升速，观察各部无异常后继续升速，使机组在额定转速下运行。
2.2.4当机组转速升至95%额定转速时可手动切除高压油顶起装置，并校验电气转速继电器相应的触点。当机组转速达到额定值时校验机组各部转速表指示应正确。记录当时水头下机组额定转速下的导叶开度。
2.2.5在机组升速过程中派专人严密监视推力瓦和各导轴瓦的温度，不应有急剧升高或下降现象。机组达到额定转速后，在半小时内每隔5分钟记录瓦温，之后可适当延长时间间隔，并绘制推力瓦和各导轴瓦的温升曲线。机组空转4-6小时以使瓦温稳定，记录稳定的轴瓦温度，此值不应超过设计值。记录各轴承的油流量、油压和油温。
2.2.6机组启动过程中，应密切监视各部运转情况，如发现金属摩擦或碰撞、推力瓦和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象应立即停机。
2.2.7监视水轮机主轴密封及各部水温、水压，有条件时可观察、记录水封漏水情况。
2.2.8记录全部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数。
2.2.9有条件时，应测量并记录机组水轮机导轴承、发电机轴承等部位的运行摆度（双振幅），不应超过导轴承的总间隙。
2.2.10测量发电机一次残压及相序，相序应正确。
2.3停机过程及停机后检查
2.3.1手动启动高压油顶起装置，操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20%时手动投入制动器，机组停机后手动切除高压油顶起装置，制动器则处于投入状态。
2.3.2停机过程中应检查下列各项：监视各轴承温度的变化情况。检查转速继电器的动作情况。录制转速和时间关系曲线。
2.3.3 停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封润滑水。
2.3.4 停机后的检查和调整：
1）各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱落。 2）检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。 3）检查挡风板、挡风圈是否有松动或断裂。4）检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。 5）在相应水头下，调整开度限制机构及相应的空载开度触点。
2.4调速器空载试验
2.4.1根据机组残压测频信号是否满足调速器自动运行的情况，确定调速器空载扰动试验时间，若不能满足要求，则调速器空载试验安排在机组空载试验完成之后进行。
2.4.2手动开机，机组在额定转速下稳定运行后。调整电气柜的相关参数。将手/自动切换电磁阀切换为自动位置，并在调速器电气柜上也作同样的切换，此时调速器处于自动运行工况，检查调速器工作情况。调整PID参数，使其能在额定转速下自动调节，稳定运行。
2.4.3分别进行调速器各通道的空载扰动试验，扰动试验满足下列要求：
调速器自动运行稳定后，加入扰动量分别为±1%、±2%、±4%、±8%的阶跃信号，调速器电气装置应能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。否则调整PID参数，通过
扰动试验来选取一组最优运行的参数。
2.4.4转速最大超调量不应超过扰动量的30%。
2.4.5超调次数不超过2次。
2.4.6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。
2.4.7进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。
2.4.8进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。
2.4.7进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。
2.4.8进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。
2.4.9进行调速器自动模式下的频率调节，检查调节稳定性。
2.4.10进行调速器故障模拟试验，应能按设计要求动作,在大故障模拟试验时,切除停机出口,以免不必要的停机。
2.4.11记录油压装置油泵向压力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摆动值及摆动周期
2.4.12进行油泵电源切换试验，切换应灵活可靠。
2.5 机组过速试验及检查
2.5.1过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。
2.5.2临时拆除电气过速保护停机回路，监视其动作时的转速。
2.5.3手动开机，待机组运转正常后，手动逐渐打开导叶，机组升速至115%，记录115%时转速继电器实际动作值，机组转速继续升速到155%额定转速以上时，记录电气过速155%转速继电器实际动作值，机械过速
保护装置在电气过速保护动作之后且应在机组转速达到160%之前立即动作关机。如果升速至160%额定转速时，机械过速装置仍未动作，亦应立即停机。需校正机械过速装置，重新进行该试验。
2.5.4试验过程中记录机组各部的摆度、振动最大值。若机组过速保护未动作停机，则按手动停机方式，在95%额定转速时投入高压油顶起装置，降至20%转速后投机械制动。
2.5.5过速试验过程中专人监视并记录各部位推力瓦和导轴瓦温度；监视转轮室的振动情况；测量、记录机组运行中的振动、摆度值，此值不应超过设计规定值；监视水轮机主轴密封的工作情况以及漏水量；监听转动部分与固定部分是否有磨擦现象。
2.5.6过速试验停机后，投入接力器锁定，落进水口闸门，顶起制动器，全面检查转子转动部分，如转子磁轭键、引线支撑、磁极键及磁极引线、阻尼环、磁轭压紧螺杆、转动部分的焊缝等。并按首次停机后的检查项目逐项检查。
3、机组自动开停机试验
3.1 自动开机需具备的条件
3.1.1各单元系统的现地调试工作已完成，验收合格。
3.1.2计算机与各单元系统对点完成，通讯正常。
3.1.3在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成。
3.1.4交直流电源正常，处于自动工作状态。
3.1.5水力机械保护回路均已投入。
3.1.6接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。
3.1.7技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。
3.1.8高压油顶起装置已切换至自动运行状态。
3.1.9制动系统已切换至自动运行状态。
3.1.10 润滑油系统已切换至自动运行状态。
3.1.11 励磁系统灭磁开关断开。
3.1.12 齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。
3.1.13调速器处于自动位置，功率给定处于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。修密封、主用密封切换至自动运行状态。
3.2机组LCU自动开机启动机组LCU空转开机。
按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈。检查调速器工作情况。记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。检查测速装置的转速触点动作是否正确。
3.3机组LCU自动停机
3.3.1由机组LCU发停机指令，机组自动停机。
3.3.2监视高压油顶起系统在机组转速降至95%额定转速时应能正常投入，否则应立即采用手动控制方式启动。
3.3.3检查测速装置及转速接点的动作情况，记录自发出停机令到机械制动投入的时间，记录机械制动投入到机组全停的时间。
3.3.4检查机组停机过程中各停机流程与设计顺序应一致，各自动化元件动作应可靠。
3.3.5分别在现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作的可靠性。
3.3.6模拟机组各种机械事故及故障信号，进行事故停机流程试验。检查事故和故障信号响应正确，检查事故停机信号的动作流程正确可靠。
3.3.7其它各种开停机及电气保护停机试验将结合后续的各项电气试验进行。
4、发电机及发电机带主变升流试验
4.1、试验准备
4.1.1根据机组发电投运的一次设备情况，本次升流试验范围为主变、发电机，短路点的设置部位如下：
短路点1（D1）：设置在相封闭母线副厂房与电抗器连接处，利用软连接作为短路装置。
短路点2（D2）：设置在开关站主变进线间隔接地开关处，利用接地开关作为短路装置。
4.1.2发电机出口断路器断开、灭磁开关断开。
4.1.3励磁系统用它励电源从10KV系统备用开关柜取，用3X70mm2的高压电缆引入。
4.1.4发电机保护出口压板在断开位置，保护仅作用于信号，投入所
有水力机械保护。
4.1.5技术供水系统、润滑油系统已投入运行，检修密封退出，主轴密封水压、流量满足要求。发电机定子空气冷却器根据绝缘情况确定是否投入。
4.1.6恢复发电机集电环碳刷并投用。
4.1.7复查各接线端子应无松动，检查升流范围内所有CT二次侧无开路。
4.1.8测量发电机转子绝缘电阻，符合要求。
4.1.9测量发电机定子绝缘电阻，确定是否进行干燥。如需干燥，则在发电机升流试验完成后进行短路干燥。
4.2发电机升流试验
4.2.1短路点1（D1）升流试验：
（1）手动开机至额定转速，机组各部运行正常。
（2）励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。
（3）将励磁调节器电流给定降至最小，投入它励电源。由于励磁变低压侧电压约为780V，所以监测时需注意测量方法及安全距离。
（4）检查短路范围内的CT二次残余电流，不能有开路现象。
（5）合灭磁开关，缓慢升流至（3～4）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查发电机保护、励磁变压器保护、主变保护、发变组故障录波及测量回路
的电流幅值和相位。
（6）解开保护停机回路，投入保护跳灭磁开关回路，模拟检查发电机差动的动作情况。
（7）逐级升流检测并录制发电机50%额定电流下跳灭磁开关的灭磁曲线。
（8）手动启动录波装置，录制发电机短路特性曲线，测量发电机轴电压。
（9）在发电机额定电流下，跳灭磁开关检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图。
（10）测量额定电流下的机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。
（11）试验过程中检查发电机主回路、励磁变、共箱母线等各部位运行情况。
（12）记录升流过程中定子绕组及空冷各部温度。
（13）根据定子绕组绝缘情况，若需进行定子短路干燥时，确认空气冷却器冷却水切除，升流至50%定子额定电流对定子进行短路干燥。
（14）试验完毕后模拟发动机差动保护停机，跳灭磁开关。断开它励电源。
（15）拆除短路试验铜母线。
4.2.2短路点2（D2）升流试验：
（1）本次试验短路点设置在开关站主变进线接地开关处。
（2）根据本次短路试验范围，依次合上相关断路器、隔离开关、断路器，切除相关断路器的操作电源，防其误分闸。
（3）合灭磁开关。
（4）缓慢升流至（2～3）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT 二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查主变保护、母线保护、断路器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位。
（5）升流结束，分灭磁开关，分发电机出口断路器。
（6）分开关站断路器，分本次短路试验的接地开关。
5、发电机单相接地试验及升压试验
5.1升压前准备工作
5.1.1 测量发电机转子绝缘电阻，测量发电机定子绝缘电阻，均符合要求。
5.1.2 投发电机差动保护、电流后备保护和励磁变保护。
5.1.3 投入所有水机保护及自动控制回路。
5.1.4 发电机出口断路器断开。
5.2发电机定子单相接地试验
5.2.1 拉开中性点隔离开关，将接地变压器与发电机中性点断开，在出口电压互感器处做单相临时接地点，退出发电机定子接地保护跳闸出口。自动开机到空转，监视定子接地保护动作情况。投入它励电源，合灭磁开关，升压至50%定子额定电压，记录电容电流值。
5.2.4试验完毕降压至零，跳开灭磁开关，拆除临时接地线，将发电机中性点隔离开关合上，投入发电机定子接地保护。
5.3 发电机过压保护试验
临时设定发电机过压保护定值为10V，监视发电机过压保护动作情况。合灭磁开关，逐步升压直至发电机过压保护动作，记录保护动作值。试验完成后恢复原定值，投入过压保护。
5.4 发电机零起升压
5.4.1机组在空转下运行，调速器自动。
5.4.2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。
5.4.3手动升压至25%额定电压，检查下列各项：发电机及引出母线、分支回路等设备带电是否正常。机组各部振动及摆度是否正常。测量发电机PT二次侧三相电压相序、幅值是否正常，测量PT二次开口三角电压值。
5.4.4逐级升压至发电机额定电压，检查带电范围内一次设备的运行情况。
5.4.5检查发电机PT回路相序、电压应正确，测量PT开口三角电压值。
5.4.6测量额定电压下机组的振动与摆度，测量额定电压下发电机轴电压。
5.4.7记录定子铁芯各部温度。
5.4.8分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情
况，录制空载灭磁特性曲线。
5.5发电机空载特性试验
5.5.1零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压，录制发电机空载特性的上升曲线。
5.5.2继续升压，当发电机励磁电流达到额定值980A时，测量发电机定子最高电压，并在最高电压下持续运行5min。最高定子电压以不超过1.3倍额定电压值13.65kV为限。
5.5.3由最高电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、励磁电流、励磁电压，录制发电机空载特性的下降曲线。
5.5.4试验完毕后将励磁电流降为零，跳灭磁开关，断开它励电源，停机。将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护试验。
6、发电机空载下的励磁调整和试验
6.1试验前的准备
6.1.1 3#主变的升流、升压已完成。
6.1.2 机组励磁变已恢复正常接线，机组采用自励方式。
6.1.3 发电机保护已按定值整定并投入，水机保护已投入。
6.1.4 自动开机到空转，稳定运行。
6.2 励磁的调整和试验
6.2.1在发电机额定转速下，检查励磁调节器A套、B套的调节范围，在调整范围内平滑稳定的调节。
6.2.2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
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；
××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。
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。
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
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
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。
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
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)
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。
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。
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
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
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。