福安潭头电站1#机组试运行程序（5篇范例）

第一篇：福安潭头电站1#机组试运行程序

福建省福安市潭头水电站

1#机组启动验收

试运行程序

福建省闽安水电有限责任公司 福安潭头水电站项目部 二ОО九年十二月

目 录

第一部分 充水前的检查

1、引水系统与流道内的检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„4

2、机电部分检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„5

3、其它配套工程的检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„7 第二部分 机组流道充水试验

1、充水操作前的准备工作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8

2、机组流道充水试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8 第三部分 机组首次起动及试验

1、机组首次起动前的准备工作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9

2、机组首次手动起动试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9

3、机组进行人工过速试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

4、机组停机过程的校验和停机后的检查„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

5、机组空载条件下的调速器试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11

6、机组进行“自动停机”试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11

7、机组进行“自动开机”试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11 第四部分 发电机空载特性及对各系统的升流、升压试验

1、发电机升流、升压试验准备„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

2、发电机出口短路升流试验和电流回路检查„„„„„„„„„„„„„„„„13

3、发电机带110KV线路电流互感器升流试验„„„„„„„„„„„„„„„„13

4、发电机带厂用变升流试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14

5、发电机定子绕组绝缘检查试验与直流耐压试验„„„„„„„„„„„„„14

6、发电机它励空载升压试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„15

7、发电机分别带各系统它励零起升压试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„16 8、110KV线路及本站110KV开关站母线充电试验„„„„„„„„„„„„„„„17

9、利用系统电压对本站主变进行五次冲击试验 „„„„„„„„„„„„„„„18

10、利用10.5KV母线带系统电压对厂用变进行三次冲击合闸试验„„„„„„„„18

11、发电机空载下的可控硅励磁调节器的调整试验„„„„„„„„„„„„„„19 第五部分 机组并网及甩负荷试验

1、机组并网后带负荷试验 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„20

2、机组甩负荷试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20

3、机组带负荷下的事故低油压试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20 第六部分 机组的七十二小时带负荷试运行 „„„„„„„„„„„„„„„21 第七部分 机组的相关设备的交接和试验 „„„„„„„„„„„„„„„„22

第一部分 充水前的检查

1、引水系统与流道內的检查

1.1、拦污栅、挡水闸门的检查：

1.1.1、拦污栅、挡水闸门及其起闭系统应已按设计要求安装、调试结束，并经有关部门组织检查、验收，确认拦污栅、进水闸门分别具备拦污、挡水条件。闸门起闭机操作系统应已安装、调试结束，电源可靠、操作到位，经检查验收，确认已具备随时投入进水闸门的起闭操作条件。

1.1.2、机组尾水门以及相应的起闭机、起闭操作系统均应已按设计要求安装、调试结束，并已经有关部门组织检查、验收，确认尾水门已具备随时投入起闭操作条件。

1.2、机组流道内砼工程的检查：

1.2.1、机组进水流道、尾水出水流道、座环、尾水管等的密实灌浆等混凝土工程均应已完工，所有与机组正常运行无关的孔洞均应已严密封堵，并已经有关部门检查、验收，确认全流道已具备通水、承压条件。

1.2.2、进水流道、尾水管等埋设的所有测压取水管口临时封头均应已拆除，测压头均应已安装。引出端接口的控制阀门与测量表计或传感器均应已按设计图纸正确安装，所有阀门均应操作灵活、到位，符合投入监测要求。

1.2.3、蜗壳、尾水检修排水系统均应已施工、安装结束，并已经有关部门检查、验收确认排水管道畅通、盘型阀操作灵活、阀门开闭到位，已符合挡水或排水要求。流道充水前，流道所有排水阀均应处于全关位置。

1.3、机组水下部分的检查：

1.3.1、水轮机转动部分与固定部分间隙均匀且符合设计要求，且已无异物残留。1.3.2、机组导叶上、下端面间隙均应符合设计要求，且已无异物残留。

1.3.3、导叶经正常工作油压手动操作开、闭过程，导叶实际开度与接力器行程尺寸关系正确，且导叶实际开度、接力器行程指示及调速柜表计指示三者应一致，正常工作油压下导叶全关状态接力器压紧行程、导叶立面间隙等均应已调至符合相关要求，导叶限位块应已安装。

1.4、机组流道各进人门的封闭：

1.4.1、流道内所有检查项目均结束，并确认整个流道均已无异物存在，已具备通水承压条件后即可封堵各进人门。

1.4.2、所有进人门的封堵要求均应严密，螺栓受力应均匀。1.5、闸门操作平台的清理：

为了防止闸门起、落过程各种异物落入水中随闸门开起后水流进入机组流道或填堵门槽，而影响闸门的起、闭和因此造成漏水等，要求进水口门洞加盖及对尾水操作平台，进行清理，不留杂物。

2、机电部分的检查

2.1、机组埋件的检查、安装、测量各过程的各项数据记录应完备，均应已经验收和评定，确认已符合相关的规定要求。

2.2、机组及其附属设备和相应的控制操作系统, 均已按相关的图纸要求安装完毕，并已按有关的规程、规范及厂家有关技术文件等的规定进行过检查、测量、试验、整定和分部试验或模拟操作运行，各项指标均应已合格，各项过程均应有完整的记录，并经有关部门检查、验收。

2.2.1、机组调速器油压装置及相关的操作系统均应已按设计图纸安装结束，并应已按图纸要求注了足量合格油。各油泵均应已经磨合运转和各种工况送油、打压试验，各油泵均应工作正常。油压系统安全阀、压力传感器等均应已按相应的压力等级试验、整定，油泵及其相应的操作控制系统，均可按设计要求的各种工况投入正常运行。系统的油位、油压均应已保持正常，均应已符合投入运行条件。

2.2.2、机组调速控制系统应已全部安装、调整结束，调差系数等均应已按相关部门下达的定值要求整定，并进行过无水状态下的手、自动开、闭导叶试验。自动开、闭全过程均应符合设计流程。无水状态下紧急关闭导叶全程时间，应已按有关部门下达参数调整至符合要求，调速系统应已具备投入开、停机和调节机组转速条件。机组充水试验前导叶应全关，接力器锁锭装置应投入。

2.2.3、机组漏油回收系统应已按设计安装结束，回油箱油位信号器（传感器）应已整定，油泵及其操作控制系统应已经模拟油泵送油操作、运转系统均应工作正常，具备随时投入手自、动漏油回收运行。

2.2.4、机组各部位的间隙均应已按设计要求调整，并应经相关部门检查、验收。机组充水、起动前应再次检查各部间隙和转动部件均应无异常，均确已无任何异物残留。

2.2.5、机组各轴承油槽均应已注足设计要求的合格油，机组充水、起动前应再次检查各轴承油槽的油位均应保持在设计要求的正常油位。

2.2.6、机组制动及转子顶起系统应已形成，经试验应已符合投入手、自动制动和油压顶起转子的要求。

2.2.7、机组技术供水及其控制操作系统应已按设计安装调试完成，技术供水系统应已形成。系统应已经分部试运行，供、排水阀门均应操作灵活、开闭到位，各部位均应无渗漏现象，各部位监控装置、测量表计均应工作正常显示正确，符合投入运行条件。

2.2.8、机组励磁集电环与碳刷架的相对位置应已调正，碳刷应已按集电环弧度研磨。确保有良好的接触面。

2.2.9、大轴一点接地碳刷应已安装，机组首次充水、起动前应先拔出并固定，待机组磨合轴瓦过程顺便磨光接触面后再装入。

2.3、机组检修排水及控制系统和厂房渗漏排水及控制系统均应已按设计形成，并已经调整、试验和分部试运行，已符合各自设计的要求，均可根据需要投入设计的各种工况排水运行。

2.4、厂内中压气机及其操作控制系统均应已安装、调试结束。中、低供气系统均应已各自形成，各气罐均已经充气耐压，各压力传感器和安全阀均应已按各自工作压力等级整定。中、低压供气系统均已具备向各自相关的用气设备供气条件。

2.5、低压400V厂用电系统，与本次机组充水，起动试运行和主变，110KV开关站，110KV韩潭线投产试运行等有关的400V供电网络应已按设计形成，回路应已经耐压和通电检查：各回路绝缘合格；相序正确。已具备投入正常运行条件。本次试验400V系统由临时电源供电。

2.6、直流系统应安装调试完毕，蓄电池应已充足电量，与本期机电设备试验、试运行和投产有关的直流配电网络应已形成，回路应已经耐压、通电检查：绝缘合格、接线极性正确。系统已可按要求投入正常运行。

2.7、如《电气主结线图》所示的各一次电气设备均应已按相关的设计图纸、规程、规范、及有关的厂家技术文件等的要求进行过检查、测定、调整、试验、连线等安装完毕，过程的各项记录应已表明其各项技术性能和技术参数均符合要求。

2.8、与本次机组充水，起动，试运行及主变，110KV开关站，110KV线路等投运有关的自动化，励磁、操作、保护、测量、计量、信号和同期等二次系统的装置、元件、屏柜及其间的电缆连线等，均应已按设计图纸、规程规范及有关厂家的技术文件的要求检查、测试、调整（整定）、安装结束，所有过程的质量记录，均应已表明其各项技术性能和技术参数均已符合要求。上述自动化、操作、保护等电二次系统与相关的机、电一次设备等的联动模拟检查或分项、分部试验，其动作均应正确，过程均应符合设计流程。

2.9、设计的初期发电的地网工程应已施工，全厂已装的机电设备的保护接地和工作接地均应与地网可靠连接。接地总电阻应已测量，并已报送有关部门审定。

3、其它配套工程的检查

3.1、系统调度电话应具备投入使用条件。

3.2、消防系统必须形成，水源必须可靠，配备的各种消防器材应该齐备，并按有关的规定摆放，便于消防的使用。

3.3、厂内、外有关部位的照明应能投入使用，或增加部分临时性的照明。应保证有足够的照明。

3.4、厂内、外的通道必须清理，要确保通道的畅通。试验区内各种孔洞都必须加盖或设置牢固的拦杆，上、下楼梯应有扶手,以防人、物不慎坠落发生意外。

3.5、全厂与本次机组充水、起动、试运行及主变、110KV开关站、110KV线路投运等有关的机电设备均应按系统进行编号、命名并钉挂明显标志牌。

3.6、为防止意外和方便于管理，必须备有适量的警告牌。投运设备与需继续施工设备混杂的场所，应有明显的隔离标志以提醒人员，防止误入和误操作。

第二部分 机组流道充水试验

1、充水操作前的准备工作

1.1、投入全厂与本期试验有关的动力电源及直流电源，各系统均应正常。

1.2、检查全厂与本期试验有关的油、气、水各系统的阀门均应已处于要求的正确状态。1.3、全厂公用系统均投“自动”工况，各系统均应工作正常。

1.4、切换制动系统，油压顶起转子让推力轴承充油后回落，顶起过程应严格控制顶起高度。回落后制动系统应先吹气排油后制动系统手动投入制动状态。

1.5、投入机组及附属设备的保护、操作和工作电源，均应无异常。检查机组调速器油压装置的油压、油位和各轴承油箱油位均应保持正常。机组处于准备启动状态。

2、机组流道充水试验

2.1、检查机组蜗壳、尾水管进人门和蜗壳、尾水排水阀均确已完全关闭，机组尾水门起闭机电源完好投入尾水门槽无异物后，按设计操作程序操作先稍提机组尾水门利用尾水向机组尾水管充水，随尾水管内的水位上升检查尾水平面以下各部位应无渗漏水现象，相关的测压表计读数均应正确。平压后无异常，全提起尾水门。

2.2、检查机组进水口闸门起闭机工作电源应已完好投入及进水口闸门槽内无异物，确认机组导水叶已处于全关、导叶接力器锁锭已投入及机组检修密封已投入后，按设计程序操作提起机组进水门充水机构，向机组蜗壳充水。充水过程，注意监视和检查水机室、蜗壳层及各进人门等有关部位随水压升高而发生的变化与渗漏情况，直至平压都应无异常。测记蜗壳充水过程时间。平压后进行进水闸门静水下的开、闭试验，测记进水闸门开、闭过程时间，最后进水门全开。

2.3、充水过程及充水后均应加强观察厂房渗漏水和集水井的水位上升情况，并注意渗漏排水泵的工作情况和排水能力，应能确保安全排水。

第三部分 机组首次起动及试验

1、机组首次起动前的准备

1.1、机组充水过程所有发现的缺陷均应得到处理。

1.2、全厂公用系统均投入“自动”工况，各系统均应工作正常。

1.3、投入机组的保护、监控及机组附属设备工作电源，各自动化、保护等装置均应工作正常。

1.4、重新检查机组固定部件与转动部件的间隙和转动部件,均应无异常。1.5、测记机组各轴承油位及各轴承测温温度指示仪的初始值和室温。

1.6、查机组技术供水排水阀已全开后，打开技术供水阀，并调整水压向各轴承冷却器和主轴密封装置供水，检查水压读数与示流信号均应正确。

1.7、检查机组检修密封气压应确已为0值，且给、排气手阀均处于正确状态。1.8、根据距上次机组转子顶起的时间间隔，确定是否需要再次顶起转子让推力轴承充油。

1.9、再次检查励磁集电环碳刷和大轴引出点碳刷应均已退出并已得到固定。1.10、再次检查手动加闸制动系统动作应正确。试后手动退出制动，并应验证所有制动风闸均确已落下，置机组制动装置准备投手动制动状态。

1.11、根据试验时监测振动与摆度的需要，应在机组相关部位安装临时监测表计和临时残压测频表计。

1.12、查机组出口6916甲、6916乙各接地刀均已处断开位置后，操作将发电机开关柜手车和发电机PT柜手车均退至试验位置，691、692、693、69A各开关手车均确已退至试验位置。查发电机PT柜高压熔丝完好投入后，推入发电机PT柜手车到运行位置。

2、机组首次手动起动试验

2.1、记录上、下游水位并检查调速器各液压阀和各操作把手均已在正确状态后，调速器置人工手动操作工况，打开主油阀，拔出锁锭。然后手动缓慢打开调速器开限，导叶开启至机组开始转动即回全关。记录起动开度值，无异状下，则重新打开导叶开度继续升速，转速升至50%Nn时暫停，检查无异状后继续打开导叶升速直至额定，记录该水头下导叶空载开度。

2.2、在额定转速下测记机组的振动值和摆动值，其值应在规范要求值内。当达不到要求时，必须进行分析和停机检查，根据实际情况决定整改措施。

2.3、机组起动后必须监测各轴承的温度变化，开机初期每五分钟测记一次，半小时后每十五分钟记一次，一小时后每三十分钟测记一次，直至轴磨合运行结束。轴承磨合期间，各轴承温升应比较平稳，且渐趋缓直至各轴承温度稳定，稳定值必须在设计规定值内。

2.4、机组在额定转速下，应在发电机出口开关处测量发电机定子三相残压值和相序，三相残压应当平衡，相序必须与设计一致。

2.5、机组额定转速下，检查调速器测速部分工作应正常，显示应正确。并测记调速器残压测頻输入电平值。

2.6、机组轴承磨合期间，用细砂布打磨励磁集电环表面和大轴碳刷处的轴表面，提高光洁度，改善接触条件。

2.7、机组起动后，必须加强巡视、检查机组各部位运行及渗漏情况。

2.8、由于机组起动后集水井的进水量増大，应加强观察集水井的水位变化和渗漏排水泵排水能力，防止水位异常上升。

3、机组进行人工过速试验

3.1、机组轴承经磨合运行，轴承温度均已稳定在允许范围内，机组其它部分也无异常时，机组可进行设计规定的过速值试验。

3.2、试验前的检查：

3.2.1、检查测速装置的工作电源及输入信号和装置的工作与输出信号均应正常。3.2.2、检查过速保护应已从机组保护监控系统退出。3.3、手动操作机组过速试验与停机：

3.3.1、检查结束并得到操作允许后，手动加大导叶开度机组递升转速至设计要求的过速值。

3.3.2、过速时间不得超出一分钟，要求达到过速整定值即快速回关机组导叶至全关位置。

3.3.3、机组升速过程和达到过速整定值应进行下述工作：

a、检查校验100%Nn以上过速值各点的过速信号输出都必须符合整定和动作的要求。b、测记机组过速最大的振动和摆度值。c、测记机组各轴承的温度变化值。

4、机组停机过程的校验和停机后的检查 4.1、机组过速后导叶全关，随机组转速下降应检查校验额定转速以下设计要求的各转速值整定点转速信号的输出都必须符合整定和动作的要求。

4.2、导叶已全关，当机组转速降至35%Nn时，手动加闸制动。测记加闸制动开始至机组转动部分完全停止转动为止的全过程時间和制动气压值。

4.3、机组停机结束，关闭进水闸门，关闭技术供水和投入机组检修密封。4.4、复原过速保护接线。

4.5、对机组进行全面检查，特别要认真检查机组的转动部分，消除试验过程和检查中发现的所有缺陷。进入机组检查、消缺，必须做好安全防范，要确保不在机组内部残留任何异物。

5、机组空载条件下的调速器试验

5.1、为了调速器测频环节可靠、安全，如有必要应根据首次开机测得的调速器残压测频电平值，调整调速器测频信号源变压器的抽头。

5.2、机组停机检查、消缺结束，具备重新起动条件后，在全厂公用系统钧正常在线运行下，机组按程序先投入辅助设备然后，机组进行充水、开进水闸门、手动开机至额定转速空载运行。

5.3、检查机组与调速器各部都正常后，调速器进行如下项目检查、试验： 5.3.1、进行手、自动相互切换试验。检查调速器的操作稳定性，测记调速器在自动工况下，接力器的摆动和机组转速变动值，都必须符合规范要求。

5.3.2、进行空载条件下的调速器扰动试验。调整有关参数，检查调速器自动工况下运行稳定性和调速范围，均必须符合相关的规范和设计的要求。

5.3.3、调速器自动工况下，机组保持额定转速正常运转，测记调速器油压装置供油泵自动送油和间歇时间。

6、机组进行“自动停机”试验

6.1、调速器经上述调试检查符合要求后，机组保持自动工况正常运行。机组辅机系统均切“自动”工况。

6.2、由机旁微机监控或中控上位机点击发出“停机”脉冲，检查机组自动化系统的装置和元件在停机过程中的工作均应正确，停机过程应符合设计流程。

6.3、记录自“停机”脉冲发出至机组转动部分完全停止转动全过程的时间。

7、机组进行“自动开机”试验 7.1、机组停机状态下检查：调速器已处于“自动”工况且频给、功给均已置于相应正确的位置，机组各辅助系统均已处自动工况，机组微机监控系统应已投如。

7.2、开机条件满足后，由机旁微机监控或中控上位机点击“开机”脉冲，检查机组自动化系统各装置和元件在开机过程中的工作均应正确，开机过程应符合设计流程。

7.3、测记自“开机”脉冲发出至机组转速稳定在额定的全过程时间。试毕，机组停机。第四部分 发电机空载特性及对各系统的升流、升压试验

一、发电机升流、升压试验准备：

1、将研磨过的励磁集电环碳刷和转子一点接地碳刷，按研磨的方向重新安装上。

2、按试验需要接好它励电源和临时测量操作回路。

3、在停机状态下利用它励电源对发电机转子回路进行升流检查，其调节过程应升、降平稳、可靠，达到试验要求。

二、发电机出口短路升流试验和电流回路检查:

1、查691、692、693、69A各开关手车均已处于试验位置后，于10.5KV母线处接一可靠三相短接线。

2、按开机程序开机，机组处于手动工况下额定转速空载运行。

3、查692、693、69A各开关手车已处于试验位置后，推入1＃机出口691开关手车到工作位置并操作691开关合闸（合后退出操作电源）。

4、投入它励电源并操作合发电机灭磁开关，缓慢调节它励定子分段升流（发电机出口最大电流不得大于发电机额定电流），升流过程进行下列各项测试：

4.1、查发电机差动保护电流回路各点的电流值、相位关系和差流，均应正确。

4.2、查发电机计量、测量电流回路各点的电流值、相位关系和相应表计的读数显示均应正确。

4.3、查发电机励磁调差电流回路的电流值、相位的应正确。

4.4、发电机失磁、过负荷、复合电压过流保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。

4.5、录制发电机短路特性曲线，并在额定电流下测记发电机轴电压值。

4.6、发电机在额定电流下，跳灭磁开关，其灭磁应正常，录制灭磁示波图求取时间常数。

5、试毕，机组在灭磁下空转，然后断开691开关并拉出691开关手车至试验位置，然后拆卸三相短接线。

三、发电机带110KV线路电流互感器升流试验:

1、确认主变分接开关已按系统要求的档位调整准确，且调整后经相关的测试检查无异常。

2、查110KV开关站1913，191均已处于断开状态，操作合1916乙和开关191合后切除操作电源。3、10.5KV开关室，推691和69A开关手车至运行位置后，操作合691和69A开关。合后切除其操作电源。

4、投入它励电源并操作合发电机灭磁开关，缓慢调节它励分段升流（机端电流不得超过发电机额定电流值）测试：

4.1、主变差动保护电流回路各点的电流值、相位关系和差流均应正确。

4.2、主变复合电压过流、主变过负荷保护和主变风扇电流起动电流回路各点的电流值，相位关系均应正确。

4.3、主变计量及LCU监测系统电流回路各点的电流值、相位关系以及相应表计的读数显示，均应正确。

4.4、查电度表回路电流值、相位关系以及相应表计的读数显示，均应正确。4.5、韩潭线路差动保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。4.6、韩潭线路接地距离保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。4.7、韩潭线路计量、测量电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。

5、试毕，降流灭磁，机组灭磁空转。并断开1916乙，191，69A各开关。并将69A退出至试验位置。

四、发电机带厂用变升流试验：

1、查10.5KV开关室693开关小车已退在试验位置后，在厂变高压侧断路器厂变侧接一可靠三相短接线。

2、推693开关手车至运行位置后，操作合693开关。合后切除693操作电源。

3、操作合发电机灭磁开关缓慢调节它励升流（注意机端电流不得超过厂变高压测额定电流）测试：

3.1、厂变过流保护电流回路各点的电流值、相位关系均应正确。3.2、查厂变测量回路电流值、相位关系均应正确。

4、试毕、降流、灭磁、断开693开关，拉出693小车。

5、试毕、降流、灭磁机组停机并断开691、693各开关后，691、693各开关小车拉出至试验位置，再拆卸三相短路线。

五、发电机定子绕组绝缘检查与直流耐压试验:

1、机组经上述各点短路升流试验检查后，停机、关蝶阀，拆卸机组出口和中性点母线，分相测量、检查定子绕组绝缘电阻值和吸收比。

2、定子绝缘电阻值和吸收比，若不合格应进行干燥处理，干燥电流大小应按绕组每小时温升不超过5～8℃速率控制。定子绕组最高温度不应超80℃，且要求每8个小时复测一次绝缘电阻和吸收比。符合规范要求后，即停止干燥并降温，但必须控制在每小时10℃的速率，直至40℃以下。再分相进行2.0倍额定电压值的直流耐压检查，其泄漏值应符合规范要求。

3、试验结束后，复原机组出线端和中性点的母线。复原过程要确保接头接触良好，并检查机组出线端相间及对地均必须达到安全距离要求，若达不到必须采取绝缘包扎处理。

六、发电机它励空载升压试验:

1、查发电机出口高低压熔丝都完好投入。

2、查发电机出口691开关手车已处试验位置，推发电机PT柜手车至运行位置，合6911刀闸。

3、投入机组自动控制及发电机保护系统。

4、按开机程序开机至额定转速空转。

5、机组正常下投它励电源、操作合发电机灭磁开关，调节它励分段缓慢升压到额定值、升压过程及额定值下检查：

5.1、机组出口各电压回路各点的电压值、相序以及相关的电压读数显示均应正确。相关的电压保护装置均应工作正常。

5.2、检查所有的一次带电设备均应正常。

5.3、检查励磁功率屏可控硅阳极开关电源侧电压值及相序均应正确。5.4、录制发电机空载特性曲线。

5.5、发电机额定电压下，测记发电机轴电压值和机组各部位的振动和摆度值。5.6、发电机额定电压下，发电机录制灭磁示波图。试毕、降压、灭磁，空载无压运行。

6、发电机定子绕组单相接地和10.5KV母线单相接地试验：

6.1、查10.5KV母线的主变69A、厂变693各开关小车均处于试验位置。

6.2、查10.5KV母线高低压熔丝均完好投入，并于10.5KV母线处任选一相接一单相接地线，推69M5和691开关手车至运行位置。

6.3、投入10.5KV母线相接地保护信号电源。

6.4、发电机无压状态下，操作合691开关后，合发电机灭磁开关，缓慢调节它励升压至发电机定子单相接地与10.5KV母线单相接地信号全部出现即停止升压，检查其动作值应分别符合各整定要求。

6.5、试毕、降压、灭磁机组无压空转，拉出69M5 开关手车，拆除单相接地线。

七、发电机分别带各系统它励零起升压试验：

1、发电机带10.5KV母线升压试验：

1.1、接上项试验，拆除单相接地线后，推入69M5小车至运行位置。

1.2、查机出口691开关手车到位且691合闸后，操作合发电机灭磁开关，调节它励缓慢零起分段升压，直至额定。升压过程及额定值下进行如下检查：

⑴10.5KV母线带电后应正常。

⑵10.5KV母线电压回路各点电压值、相序以及相应的电压测量显示值均应正确，相关的电压保护装置工作均应正常。

⑶投入机同期检查系统，校验691开关同期指示应正确。1.3、试毕、降压、灭磁，发电机无压空转。

2、发电机带厂用变零起升压试验： 2.1、投入厂变保护。

2.2、查400V厂用配电柜开关处断开位置。

2.3、推693开关手车至运行位置并操作合693和发电机灭磁开关，调节它励缓慢零起分段升压直至额定，升压过程及额定值下进行下列检查：

⑴升压过程及全压后，厂变均应正常；

⑵检查厂送至开关处的三相电压值应正确，相序应与设计要求一致。

2.4、试毕、降压、灭磁，机组无压空转，且断开693开关，并拉693开关手车至试验位置。

3、发电机带主变零起升压试验： 3.1、投入主变保护。

3.2、查110KV开关站1916甲，1916乙，19146，1913，1914，191各开关均已处于断开位置；1918开关已处于合闸位置。3.3、10.5KV开关室，推主变69A开关手车至运行位置后，操作合69A开关。3.4、确认对端准备工作已做好具备本端升压条件后，操作合发电机灭磁开关，调节它励分段缓慢升压到50%额定值暂停，二端检查均无异常后，继续升压直至额定检查：

3.5、操作合发电机灭磁开关，调节它励零起分段缓慢升压至50%额定电压暂停，先检查无异常下升到额定检查：压过程及在额定电压下，所有带电设备均应正常。

3.6、试毕、试毕、降压、灭磁。发电机无压空转。

4、发电机带110KV线路零起升压试验：

4.1、本试验由系统调度决定是否进行，若认为有必要进行，则必须由系统调度统一安排和指挥。

4.2、本项试验前，必须由有关部门确认110KV送电线路及对端受电间隔均应已施工结束，所有妨碍升压带电的接地应已完全拆除和断开。并经有关部门或单位按规定组织验收合格，确认已具备进行升压带电条件。

4.3、投入主变保护，线路保护。

4.4、查110KV开关站1916甲，1916乙，19146各开关均已处于断开位置；1913，1914，1918开关已处于合闸位置。

4.5、10.5KV开关室，推主变69A开关手车至运行位置后，操作合191和69A各开关。4.6、确认对端准备工作已做好具备本端升压条件后，操作合发电机灭磁开关，调节它励分段缓慢升压到50%额定值暂停，二端检查均无异常后，继续升压直至额定检查：

4.7、操作合发电机灭磁开关，调节它励零起分段缓慢升压至50%额定电压暂停，先检查无异常下升到额定检查：

⑴升压过程及在额定电压下，所有带电设备均应正常。

⑵110KV母线电压回路各点的电压值、相序以及相应的测量、计量、电压显示值均应正确。相应电压保护装置工作均应正常。

⑶投入110KV主变出口191开关同期检查，校验191开关点应指示“同期”。4.8、试毕、降压、灭磁，机组停机。并断开191，69A，691各开关。并拉出主变69A开关手车至试验位置。

八、110KV线路及本站110KV开关站母线充电试验：

1、本试验由系统调度安排、指挥。

2、本站的检查与操作： 2.1、按调令投入相关的保护。

2.2、查清1916甲、1916乙、19146各开关均已处于断开状态，1913、1914各开关均处于合闸状态后，报告系统调度，由调度令对端操作相关的开关，对110KV线路及本站110KV母线进行冲击合闸充电。（充电次数由调度确定）

2.3、110KV线路带系统电压下，检查110KV母线电压回路各点的电压值和相应的电压显示装置的电压显示值均应正确。

2.4、线路充电结束应保持带系统电压状态。

九、利用系统电压对本站主变进行五次冲击试验：

1、本试验必须经调度批准后进行。

2、用本站191开关对主变进行五次全压冲击合闸试验：

3、冲击合闸操作：

3.1、得到批准后按调令调整和投入相关的保护。

3.2、确认191开关均已在断开状态，主变69A开关手车已拉至试验位置，和主变中性点1918处合闸位置。

3.3、调度同意后，利用191开关先进行四次冲击合闸，每次冲击合闸带电稳定时间和停电间隔时间，均按调度的命令，冲击过程必须监视110KV表计的摆动情况及主变本体的振动和声响均不应出现异常。

3.4、第五次冲击合闸前应先检查10.5KV母线上的691、692、693各开关手车均应已拉开至试验位置，69M5开关手车推至运行位置，先推主变69A开关至运行位置并操作合上69A。再操作191开关冲击合闸。

3.5、第五次冲击合闸后检查：

⑴10.5KV母线电压回路各点电压值、相序以及相应的测量系统电压量的显示均应正确，相关的电压保护装置工作应正常。

⑵投入191同期系统，校验191开关同期指示应正确。

十、利用10.5KV母线带系统电压对厂用变进行三次冲击合闸试验：

1、查厂用变保护应已投入及开关已断开位置。

2、推693开关手车至运行位置，然后利用693开关对厂变进行三次冲击合闸以检查其保护应能适应正常冲击励磁涌流，每次冲击合闸均应有人监视厂变冲击过程的振动和声响，均不得有异常。并检查开关处厂变侧的电压值与相序均应正确。

3、冲击试验结束，断开693开关，并拉693开关手车至试验位置。

十一、发电机空载下的可控硅励磁调节器的调整试验：

1、发电机它励升压各项试验结束后，拆除它励临时电源接线，复原自并励接线。

2、投入机组水机自动化、发电机保护、发电机励磁保护与操作及信号等系统。

3、发电机691开关手车已退至试验位置，发电机PT柜各PT均处于运行状态，6911已合闸，励磁PT处于运行状态。

4、按手动开机程序开机至额定转速空载运行，操作合可控硅励磁阳极开关后，进行如下试验: 4.1、起励装置进行设计要求的各种方式的起励试验，起励应正常、可靠、稳定； 4.2、检查调节器调节范围，应符合设计和规范要求。

4.3、检查调节器投上、下限调节，手动和自动相互切换以及带调节器开、停机等情况下的稳定性和超调量。

4.4、改变机组的转速，录制调节器的“频率一电压”特性。4.5、对调节器进行欠励、断线和过励等保护的调整和模拟试验。

4.6、空载状态下，人工加入10%阶跃量试验，其超调量、超调次数和调节时间均应能满足设计要求。

4.7、进行逆变灭磁试验。

5、发电机进行额定励磁电流下，定子绕组耐压试验，并测记定子最高电压值。试毕机组空载运行。第五部分 机组并列及甩负荷试验

机组、主变经上述各项检查、试验、校核无异常后，机组可进行并网运行试验。经调度批准并网后，机组的并网同期点691开关可分别用手动准同期和自动准同期二种方式进行，并列前先检查整步表，其转向和快慢必须与转差一致。各种方式正式并网前需先进行691开关小车处于试验位置下的试并列操作，检查同期回路操作的完整性和可靠性。

一、机组并列后带负荷试验:

1、机组并入系统后逐步递增负荷，分别检查发电机、主变、线路等各测量仪表的指示和电度表的转向均应正确。并观测随负荷递增时振动和摆度的变化，不应有异常出现。

2、机组负载下的调速器的试验。

3、机组负载下的可控硅励磁调节器的试验。

4、有关继电保护带负荷下的检查与调整。

二、机组甩负荷试验:

1、机组并网并经上述调整校验后可进行甩负荷试验。

2、经调度批准后，机组在自动工况下分别在额定负荷的25%、50%、75%、100%进行甩负荷试验，分别记录:

2.1、机组有关部位的振动、摆度和轴承温度变化值。

2.2、甩负荷的过速值和水压上升值。

2.3、调速器动作过程情况与反应持续时间和稳定值。

2.4、机端电压上升变化情况与稳定值。2.5、转动部分抬机情况。

三、机组带负荷下的事故低油压试验:

机组并列带全负荷并做好准备后，切除油压装置的油泵电源人为降低油压，直至事故停机动作，检查记录:

1、事故动作油压值必须符合整定要求。

2、记录停机过程油压装置应有足够的油压关机。

3、停机后立即恢复油压和油位、复归事故信号。第六部分 机组的七十二小时带负荷试运行

1、机组完成了上述安排的所有项目的检查、试验，并对试验过程中发现的问题进行了消缺和整改，确认已具备进行七十二小时试运行条件后，重新按程序进行开机、升压、并网、增荷，机组进入七十二小时带负荷试运行。

2、试运行中应按机组正常运行的要求，服从系统调度，并加强巡视、检测、记录各部位运行情况和数据，特别应注意有关的接头的滴漏和发热情况。

3、定时巡视全厂公用系统各设备运行情况，特别应注意厂房渗漏排水情况。

4、并网连续正常运行满24小时以后，可根据需要进行厂用电的切换，切换后应注意全面检查各用电设备的运行情况，确保试运行的安全。第七部分 机组及相关设备的交接和验收

机组经七十二小时试运行结束，应停机、关闸门，再次对机组及其他投运的设备进行检查和消缺处理。

消缺处理后，经组织检查，确认具备投入商业运行条件后，应按相关的规定与管理部门进行交接，然后重新开机移交运行部门投入商业运行。

第二篇：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。



用紧急关闭办法检查导叶全开到全关所需时间，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线的试验已完成并合格。

已完成调速器自动操作系统模拟试验，及自动开机、停机和事故停机试验，各部件、元件动作的准确性和可靠性满足设计要求。

4、发电机部分的检查

发电机整体已全部安装完毕，记录完整，检验合格。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物，定转子空气间隙值符合要求。

发导、推力轴承油槽注油完毕,冷却水具备投入条件。推力轴承油位、温度传感器已调试，整定值符合设计要求。

发电机所有阀门、管路、电磁阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。发电机内水喷雾灭火系统已检验合格。管路及喷嘴经手动动作准确。通压缩空气试验畅通无阻。

发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。

发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误。

发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前风闸处于投入制动状态。

监测发电机工作状态的各种表计、传感器、测量装置等均已安装完工，调试、整定合格。

5、油气水系统的检查

机组技术供水系统管路阀门安装完毕并验收合格，减压阀和滤水器均已调试合格，动作正常。各示流信号器、压力、流量、温度、差压变送器已按设计整定，指示正常。

排水系统管路、阀门、渗漏排水泵等均安装调试完毕，动作正常，满足设计要求。全厂透平油系统已部分或全部投入运行，能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。

空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路无漏气，管路畅通。各类表计、变送器等工作正常。整定值符合设计要求。

所有空气系统管路已分别分段通入压缩空气进行密闭性漏气检查合格，无漏气现象。

各管路、附属设备已刷漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。主厂房、发电机母线、中控室、主变压器、电缆、母线道、开关室、油库等部位

的消防系统或管路设施已安装完工检验合格，符合消防设计要求。

通风需要部分已安装调试完毕。

6、电气一次设备的检查

主回路母线、发电机断路器、励磁变压器、电压互感器柜、电流互感器、中性点引出线、中性点接地变压器等设备已安装调试完毕，导体连接紧固，外壳接地完善，具备带电试验条件。

主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，冷却系统调试合格，消防系统以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。

厂用电设备已全部安装完毕，检验并试验合格，已接通电源投入正常工作。备用电源已检验合格，工作正常。

高压开关设备与本机组发电有关回路设备及母线、连接线等均已完工。厂房内各设备接地已检验，接地良好。各接地网接地电阻阻值已测试，符合设计的要求。

厂房照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明已检查合格。事故交通安全疏散指示牌已检查合格。

7、励磁系统设备与回路的检查

励磁变压器、励磁盘柜已安装完工检查合格，回路已做耐压试验。励磁系统各部分的耐压试验结束。

微机励磁调节器各基本单元及辅助单元的静态特性试验及总体静态特性试验结束。

8、电气控制和保护系统及回路的检查

电气设备及保护设备及现地控制系统安装完工验收合格。保护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。计算机监控系统设备均已安装验收合格。

全厂公用设备及机组现地监控系统、计算机监控系统的程序录入、调试，信号采集及回路模拟试验已进行完毕。

中央音响信号系统工作正常。

机组同期操作回路已进行模拟试验，能满足调试并网的要求。通风空调系统满足机组调试试运行的需要。



发电机、变压器等重要机电设备的消防设施具备投入条件。通讯系统运行正常，厂内通讯与系统通讯畅通无阻。

9、保护回路的检查

下列保护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 发电机继电保护回路的整定与模拟。主变压器继电保护回路的整定与模拟。35kV母线、线路继电保护回路的整定与模拟。厂用继电保护回路的整定与模拟。

辅助设备及其它PLC操作保护回路的模拟整定。

三、水轮发电机组充水试验

当前述检查试验已全部完成，在启委会的指挥下，各部分承包商互相配合，开始水轮发电机组充水试验。

此前坝前水位已蓄至最低发电水位，再次确认进水口闸门、调速器、导水机构处于关闭状态，尾水闸门处于关闭状态。

确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。尾水管充水

利用技术供水排水管供水方式向尾水管充水，在充水过程中检查尾水管、顶盖、主轴密封、测流测压管路等处有无渗漏，密切监视压力表变化并做好详细记录，若发现漏水等异常情况，立即停止充水进行处理。

压力管道和蜗壳充水

待尾水充水平压后，开工作闸门2cm，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水情况。

充水过程中随时检查蜗壳、水轮机顶盖、导水叶、主轴密封、测流测压管路的密封情况。密切监视蜗壳压力变化做好详细记录。记录蜗壳与钢管充水时间。

检查压力钢管充水情况，充水平压后以手动或自动方式使进水口闸门在静水中启闭试验三次。在机盘旁作远方启闭操作试验，闸门应启闭可靠。

四、水轮发电机组空载试运行

1、起动前准备

①主机周围场地已清理干净，孔洞盖板已盖好，通道畅通，通讯指挥系统正常工作。各部位运行人员已进入岗位。各测量仪器、仪表已调整就位。



②确认充水试验中出现的问题已处理合格。

③各部位冷却水、润滑水投入，水压正常，润滑油系统、操作系统工作正常。④上、下游水位已记录，各部位原始温度已记录。⑤调速器处于准备工作状态，相应下列机构应为：

油压装置至调速器的主油阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，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。

调速器的导叶开度限制位于全关位置。调速器的速度调整机构位于额定转速位置。永态转差系数可调整到2%～4%之间。⑥与机组有关的设备应符合下列状态： 发电机出口断路器断开。发电机转子集电环碳刷拔出。水力机械保护和测温装置已投入。拆除所有试验用的短接线和接地线。外接标准频率表监视发电机转速。

2、首次手动起动试验

拔出接力器锁定，手动启动机组，待机组起动后，立即停机，监听机组运行情况，无异常声响，再次手动起动机组。

待机组转速达到10—15%额定转速时，监听机组运行情况，经检查无异常情况后，继续升速。当转速升至50%额定转速时机组停止升速，在此转速下运行5分钟，全面检查各转动部分与静止部件有无碰撞和摩擦。无异常后，手动将机组逐步升速达到额定转速的75%和100%，在每级转速下检查记录轴承温度和机组摆度及振动值。

在升速过程中如果机组摆度超过轴承间隙或各部分振动超过标准时，停机进行动平衡试验，直至在额定转速下机组的摆度和振动符合国家标准为止。

机组达到额定转速的80%（或规定值）后，校验电气转速继电器相应的接点。记录机组的起动开度和空载开度。当达到额定转速时，校验电气转速表应位于100%的位置。

在机组升速过程中加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高和下降现象。

机组起动达到额定转速后，在半小时内，应每隔1～2min测量一次推力瓦和导轴瓦的温度，以后可适当延长记录时间间隔，并绘制推力瓦的温升曲线，观察轴承油面的变化，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，此值不超过设计规定值。

机组起动过程中，监视各部位应无异常现象，如发现金属碰撞声，水轮机室窜水，推力瓦温度突然升高，推力油槽甩油，机组摆度过大等不正常现象则应立即停机。

监视水轮机各部位水温、水压和排水工作周期。

记录全部水力量测系统表计读数和机组附加检测装置的表计读数。测量、记录机组运行摆度和各部位的振动，其值应符合设计或厂家标准。测量发电机一次残压及相序。相序应正确，波形完好。

3、机组空载运行下调速系统的调整试验.①频率给定的调整范围应符合设计要求。

②进行手动和自动切换试验时，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值，不应超过额定转速的±0.25%。

③调速器空载扰动试验应符合下列要求：

人工加入±8%转速扰动量，观察调节器最大超调量、超调次数、调节时间，应符合要求，否则调节参数，直至合格；

转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%；

记录油压装置油泵向油槽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。

4、停机过程及停机后的检查

①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%～30%时，手动加闸使机械制动停机装置作用直至停止转动，解除制动闸。

②停机过程中应检查下列各项： 监视各部位轴承温度变化情况。录制停机转速和时间关系曲线。检查各部位油槽油面的变化情况。③停机后投入接力器锁锭。④停机后的检查和调整：

各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。



检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。

检查发电机挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。

在相应水头之下，调整开度限制机构、主令控制器的空载开度接点。

5、过速试验及检查

机组振动符合规程要求，即可进行机组过速试验。

根据设计规定的过速保护装置整定值，进行机组过速试验。

将测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断，用临时方法监视其通断情况。将机端残压信号接至机旁临时频率计，以监视机组转速。

以手动开机方式使机组达到额定转速。待机组转速正常后，将导叶开度限制机构的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%，调整转速继电器相应的转速接点后，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值，并调整过速保护装置相应的转速接点。

过速试验过程中应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。过速试验停机后应进行如下检查：

全面检查发电机转动部分。检查发电机基础的状况。

各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。

检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。

6、自动起动和自动停机试验

①自动起动和自动停机试验是为了检查计算机监控系统自动开停机控制回路动作的正确性。

②自动起动前应确认：

调速器处于“自动”位置，功率给定置于“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。

确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件具备。

③自动开停机在中控室和机组自动盘上通过硬件按钮或软件命令进行。并应检查下列项目：



检查自动化元件能否正确动作；

记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间； 检查调速器动作情况。

④机组自动停机过程中及停机后的检查项目：

记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间。记录自制动闸加闸至机组全停的时间。

检查转速继电器工作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。

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。

7、发电机短路试验

①发电机短路试验应具备的条件： 在发电机出口端设置三相短路线。

投入厂用电源代替并联励磁变压器，提供主励磁装置电源。投入机组水机保护；机端各PT投入；相关保护投入，跳灭磁开关。②发电机短路试验：

手动开机，发电机各部位温度应稳定，运转应正常。

手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查发电机各电流回路的准确性和对称性。

升流检查各继电保护和测量表计动作的正确性。

录制发电机三相短路特性曲线（定子电流和转子电流关系曲线），在额定电流下测量发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况。

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示波图，并求取灭磁时间常数。

③试验合格后一般做模拟紧急事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。

8、发电机升压试验

①发电机升压试验应具备的条件：

发电机保护系统投入，励磁及调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入。

发电机振动、摆度及空气间隙检测装置投入。



 ②自动开机后机组各部分运行正常。测量发电机电压互感器二次侧残压，并检查其对称性，如无异常，可手动升压至50%额定电压，并检查下列各项：

发电机及引出母线，与母线相连的断路器，分支回路设备等带电设备是否正常。机组运行中各部振动及摆度是否正常。

电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。继续升压至发电机额定电压值，并重复上述检查。

在发电机额定转速下的升压过程中，检查低压继电器和过电压继电器工作情况，在额定电压下测量发电机轴电压。

将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线，当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子最高电压。

分别在50%、100%额定电压下，跳开灭磁开关检查消弧情况，录制示波图，并求取灭磁时间常数。

9、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验

检查励磁调节系统的电压调整范围，符合设计要求。自动励磁调节器应能在发电机空载额定电压70%～110%范围内进行稳定平稳地调节。

在发电机空载额定转速下，手动控制单元调节范围：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%。

测量励磁调节器的开环放大倍数。

检查在发电机空载状态下，励磁调节器投入，上、下限调节，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。即在发电机空载且转速在0.95～1.0额定值范围内，突然投入励磁调节器，使发电机电压从零升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过2次。调节时间不大于5秒。

发电机电压——频率特性试验，应在发电机空载状态下，使发电机转速在90%～100%额定值范围内改变，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压——频率特性曲线。频率值每变化1%，自动励磁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%。

可控硅励磁调节器应进行低励磁、断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。

五、主变压器及110KV、35kV系统试验、主变冲击合闸试验

1、试验前的检查



发电机断路器、隔离开关、发电机电压设备及有关高压设备均已试验合格，具备投入运行条件。

主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关位置正确。厂用电系统、110KV、35kV系统经试验验收合格。

发变保护、厂用电保护、母线保护、线路保护和各控制信号回路经试验工作可靠。

2、主变短路升流试验

分别在主变压器的高、中压侧适当位置设置可靠的三相短路点。

投入发电机继电保护、水力机械保护装置和主变压器冷却器以及控制信号回路、动作跳灭磁开关，切除其它开关的操作电源，以确保在升流期间不致开路。

开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，并绘制主变压器的电流矢量图。

观察主变升流情况有无异常，手动降流至零，跳灭磁开关。

投入主变压器、高压电缆、母线的保护装置，投入开关操作电源，模拟主变压器保护动作，检查跳闸回路是否正确，相关断路器是否可靠动作。

3、主变升压试验

拆除主变压器高中压侧短路点的短路线。投入所有保护装置。

断开主变压器高压侧的断路器，进行升压试验。

手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25%、50%、75%、100%等情况下检查一次设备的工作情况。

检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。4、110kV和35KV开关站升流试验

①分别在开关站内部110KV和35KV侧或出线点适当位置设置可靠的三相短路点。

②投入发变组继电保护、自动装置和主变压器冷却器以及控制信号回路，动作跳灭磁开关，切除其它开关的操作电源，以确保在在升流期间不致开路。

开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示和并联电抗器有关CT二次回路的完好性和对称性。

检查110KV母线保护和线路保护的所有电流回路和工作情况，绘制电流矢量图。观察110KV和35kV系统升流情况有无异常，手动降流至零，跳灭磁开关。投入母线保护装置，投入开关操作电源，模拟母线差动保护，检查跳闸回路是否

正确，相关断路器是否可靠动作。5、110KV和35kV开关站升压试验

拆除开关站内部或出线点的短路点的三相短路线。断开线路断路器，进行升压试验。

手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25%、50%、75%、100%等情况下检查10KV和35kV系统设备的工作情况。

检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。

6、主变冲击试验

向系统提出进行主变冲击试验的申请，申请批准后可进行主变合闸试验。断开发电机侧的断路器及隔离开关，拆除主变压器低压侧母线连接端子的接头。投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号。主变压器的中性点可靠接地。

合主变压器高压侧断路器，使电力系统对主变压器冲击合闸共5次，每次间隔约10分钟，检查主变有无异常。

检查主变压器差动保护和重瓦斯保护的动作情况。检查主变在冲击合闸情况下的机械强度和绝缘性能。

检查主变差动保护对激磁涌流的闭锁情况，录制主变激磁涌流波形。

六、水轮发电机组并列及负荷试验

1、水轮发电机组空载并列试验 检查同期回路的正确性。

以手动和自动准同期的方式进行并列试验。在正式并列试验前，先断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以确定自动同期装置工作的准确性。

正式进行手动和自动准同期并列试验。录制电压、频率和同期波形图。

2、水轮发电机组带负荷试验

水轮发电机组带负荷试验，逐步增加有功负荷，观察各仪表指示及各部位运行情况。观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动范围及其量值。

机组带负荷下调速系统试验。

水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：

发电机有功功率分别为0%、50%、100%额定值下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值。调节应平稳、无跳动。



测定并计算水轮发电机组端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计要求。

分别进行各种限制及保护功能试验和整定

3、水轮机甩负荷试验

①甩负荷试验前应具备下列条件：

将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值。

调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速、接力器行程、发电机气隙等电量和非电量的检测仪表。

所有保护装置及自动装置均已投入。自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。

②机组甩负荷试验应在额定有功功率的25%、50%、75%和100%下分别进行，记录有关数值，同时应录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。若电站运行水头和电力系统条件限制，机组不可能带额定负荷和甩额定负荷时，则按当时条件在尽可能大负荷下进行甩负荷试验。

③水轮发电机突然甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突然甩额定有功功率负荷时，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3～5次，调节时间不大于5秒。

水轮发电机突然甩负荷时，检查水轮机调速系统动态调节性能，机组转速上升等均应符合设计规定。

七、水轮发电机72小时带负荷连续试运行

完成上述各项试验后，经检验合格，机组进入72小时连续试运行。

根据正式运行值班制度，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。

72小时带负荷试运行后，进行停机检查和消缺处理。竣工移交，机组进入试生产阶段。

八、确保调试试运行一次成功的保障措施

依据GB/T19002—ISO9002标准，建立完善质量管理和质量保证体系。

加强纪律，严格服从启动验收委员会同意后正式组成的试运行指挥部及有关办事机构的领导。

调试试运行期间严格遵守电力系统调度管理规定，服从电力系统调度指挥。



加强与制造厂、监理单位及设计单位的友好协作、配合。

建立相应的运行指挥部，对机组调试、试运行实现具体的领导和指挥。建立健全各项规章制度，制定反事故预防措施，编制运行操作、设备检修、保养规程，编制运行所需要的各类记录表格。



第三篇：电站试运行程序

***公司

—***水电站

水轮发电机组启试运行程序

批准：

审核：

编制：

***公司

二O一二年十一月

动

目

录

一、总则...............................................................................................................3

二、机组启动试运行前的检查...........................................................................3

（一）引水系统的检查........................................................................................................3

（二）水轮机的检查............................................................................................................4

（三）调速系统检查............................................................................................................4

（四）发电机的检查............................................................................................................4

（五）励磁系统的检查........................................................................................................5

（六）油、气、水的检查....................................................................................................5

（七）电气一次设备的检查................................................................................................5

（八）电气二次设备的检查................................................................................................6

三、机组充水试验...............................................................................................7

（一）尾水管充水................................................................................................................7

（二）压力管和蜗壳充水....................................................................................................8

（三）充水平压后的观测检查和试验................................................................................8

四、水轮发电机组空载试运行...........................................................................8

（一）、开机前的准备........................................................................................................8

（二）、首次手动开机........................................................................................................9

（三）、机组空载运行下调速系统的试验........................................................................9

（四）、手动停机及停机后的检查..................................................................................10

（五）、过速试验..............................................................................................................10

（六）、自动开机试验......................................................................................................10

（七）、自动停机试验......................................................................................................10

（八）、发电机升流试验..................................................................................................11

（九）、发电机升压试验..................................................................................................11

（十）、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验..................................................11

（十一）、电力系统对主变压器冲击合闸试验..............................................................11

五、机组并列及负荷试验.................................................................................12

（一）机组并列试验..........................................................................................................12

（二）机组甩负荷试验......................................................................................................12

（三）机组带负荷试验......................................................................................................12

六、72小时带负荷连续试运行........................................................................12

七、机组移交.....................................................................................................12

八、附件.............................................................................................................13

一、总则

1、***水电站水轮发电机组启动试运行程序内容包括与机组有关的电气设备的起动、调整试验等项目。

2、机组试验项目是根据《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T8564-2003）、《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507-2002）所规定的试验及设备生产厂家技术要求制订；如有临时增加试验项目需取得机组启动委员会同意，才能进行试验。

3、机组启动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正常并网运行创造条件；对机组启动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除。

二、机组启动试运行前的检查

（一）引水系统的检查

1、流道、集水井、各廊道等水工建筑物应符合设计要求，所有杂物应清理干净。

2、引水系统的排水设施，包括管道、阀门、排水泵等必须处于能正常工作状态。

3、机组所有的油、水、气系统全部安装调试完毕，符合规程和设计要求，测量表计指示正确。

4、厂内的消防设施满足要求。

5、油压装置安装完毕，已完成充水前应做的调整和试验，且符合设计要求。

6、调速器安装调试完毕，导叶开关时间及协联关系符合设计要求。

7、机组所有部件全部安装完毕，所有销钉、螺栓、螺母等已装齐全并全部紧固，牢固、可靠。

8、各转动部分间隙符合厂家的设计要求，机组内部 已清扫干净，并经检查无遗物。

9、各油箱、油槽油位正常；油泵已调试，工作正常。

10、高压油泵，油压调整完毕，工作正常。

11、刹车制动闸灵活可靠。

12、低压空气压缩机已调试合格，贮气罐及管路无漏气，各压力表计、减压阀、安全阀工作正常，整定值符合设计要求。

13、发电机冷却水供水调试完毕，要求无渗漏，压力值达到设计要求。

14、与试运行有关的各种电气设备均安装完毕，按要求试验合格。

15、所有二次回路绝缘合格，各保护回路均已调试完毕，回路经总模拟试验，动作正确。电流、电压回路均经检查接线正确。

16、全厂接地工程施工完毕，接地电阻经测量符合设计要求。

17、全厂临时电源安全可靠，临时照明布置合理，光线充足。

18、厂内外及中调、地调的通信电话应畅通（中控室与操作层等）。

19、非本台机组运行需要的电气设备已做好防误送电隔离措施。

（二）水轮机的检查

1、水轮机转轮及所有部件已安装完工检查合格，施工记录完整，上下止漏环间隙、转轮与转轮室间隙已检查无遗留物。

2、真空破坏阀已安装完工，经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。

3、主轴工作密封与检修密封已安装完工，经检验检修密封无渗漏。已调整工作密封水压至设计规定值。

4、水导轴承冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试，各整定值符合设计要求。

5、导水机构以安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁定。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。剪断销剪断信号及其他导叶保护装置检查试验合格。

6、各测压表计，示流计、流量计、摆度、振动传感器计各种变送器均已安装完工，管路线路连接良好，通流通畅，管路中杂物已清除干净。

7、尾水射流补气装置已安装完工并处于关闭状态，确认尾水不会倒灌，水轮机大轴自然补气处于开启状态。

（三）调速系统检查

1、调速系统及其设备已安装完工，并调试合格。油压、油位正常，各部表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。

2、油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。

3、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漏现象。

4、调速器电调柜已安装完工并调试合格，电气—机械/液压转换器工作正常。

5、调速器锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。

6、进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器及导水机构联动操作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示等三者的一致，导叶开度与接力器行程的关系曲线，符合设计要求。

7、事故停机阀等均已调试合格，紧急关闭时间初步检查导叶全开到全关所需时间，符合设计要求。

（四）发电机的检查

1、发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无杂物。

2、导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压已调试，整定值符合设计要求，推力外循环油冷却系统工作正常。

3、发电机转子集电环、碳刷等已检验，碳刷与集电环接触良好并调试合格。

4、发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前制动系统处于手动制动状态。

5、发电机的空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通无阻。阀门集管路无渗漏水现象。

6、测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器、气隙监测装置、局部发电监测仪等均仪安装完工，调试、整定合格。

（五）励磁系统的检查

1、励磁电源、变压器、仪表安装完工，试验合格，高、低压端连接线与电缆检验合格。

2、励磁系统盘柜、仪表安装完工检查合格，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、灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求，动作灵活可靠。

5、励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。

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。

（六）油、气、水的检查

1、冷却水系统已调试合格，工作正常。

2、机组冷却水供水过滤器及供水管路，进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门、接头均已检查合格，压力表(或压力信号器)、示流信号器(流量计)、温度计等自动化元件已检验合格。

3、厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。水泵手、自动工作正常，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。

4、全厂透平油、绝缘油系统已投入运行部分能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。

5、空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。压气系统已经投运，处于正常状态。

6、各管路、附属设备已涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。

7、各管道系统已安装，调试、检查完毕，管道及阀门无渗漏现象。

（七）电气一次设备的检查

1、发电机主引出线、机端引出口处的电流互感器等设备已安装完工检验合格。中性点引出线及电流互感器、中性点消弧线圈(或中性点接地变压器、电阻)均已安装并调试合格。

2、发电机断路器、隔离开关、电制动开关等已安装检验合格。

3、发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。

4、主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，具备带电试验条件。

5、相关厂用电设备已安装完工检验并试验合格，已投入正常工作。备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。

6、与本机组发电及送出有关的高压配电装置已安装完工并检验调试合格。

7、全厂接地网和设备接地已检验，接地连接良好，接地测试井已检查。总接地网接地电阻和升压站的接触电位差、跨步电位差已测试，符合规定值的要求。

8、厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检查合格。事故照明已检查合格，油库、变压器室等防爆灯已检查合格。

（八）电气二次设备的检查

1、机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，检查合格，电缆接线正确无误，连接可靠。

2、计算机监控系统的机组现地控制单元、全厂开关站控制单元、进水口工作闸门控制单元、公用设备控制单元等已安装完工，并与被控设备调试合格。中央控制室的全厂集中监控设备如返回屏、控制台、计算机监控系统及不间断电源等设备均已安装完工检验合格。

3、直流电源设备已安装完工检验合格，并投入工作正常；逆变装置及其回路已检验合格。

4、下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，已验证其动作的正确性、可靠性与准确性： a)进水口闸门自动操作回路。b)厂用电设备操作回路。

c)机组自动操作与水力机械保护回路。d)发电机励磁操作回路。

e)发电机断路器、电制动开关操作回路。f)直流及中央音响信号回路。g)全厂公用设备操作回路。h)同期操作回路。i)备用电源自动投入回路。

j)各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路。

5、电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查之后，下列继电保护回路应进行模拟试验，验证动作的准确性：

a)发电机继电保护与故障录波回路。

b)主变压器继电保护与故障录波回路。c)高压配电装置继电保护回路。d)送电线路继电保护与故障录波回路。e)厂用电继电保护回路。f)其他继电保护回路。g)仪表测量回路。

6、厂内通信、系统通信及对外通信等设施均已安装调试完毕，检查合格，回路畅通，准确可靠，能够满足电网调度、远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。

（九）消防系统及设备的检查

1、与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门验收。

2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，压力满足设计要求。

3、电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆穿越楼板、墙壁、竖井、盘柜的孔洞及电缆管口已可靠封堵。

4、按机组启动试验大纲要求的临时性灭火器具配置已完成。

以上各项确认全部已达到具备充水条件即可进行机组充水试验。

三、机组充水试验

（一）充水条件

1、充水前应确认进水口工作闸门处于关闭状态。确认蝴蝶阀处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。

2、充水前必须确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。

3、与充水有关的各通道和各层楼梯照明充足，照明备用电源可靠，通信联络设施完备，事故安全通道畅通，并设有明显的路向标志。

（二）尾水管充水

1、利用尾水倒灌方式向尾水管充水，在充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封测压系统管路。

2、记录测压表计的读数。待充水至与尾水平压后，提起尾水闸门。

（三）压力管和蜗壳充水

1、打开进水口闸门充水阀，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查管道充水情况，检查钢管伸缩节的漏水情况。小开度打开工作闸门，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水情况，待压力管道充满水后，再将工作闸门全开。

2、检查钢管伸缩节、蜗壳进人门、水轮机顶盖、导水机构、主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况。观察各测压表计及管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。

3、充水过程中，检查压力管道通气孔的排气是否畅通，同时注意使蜗壳中的积气排出。

4、蜗壳平压后，记录压力钢管与蜗壳的充水时间。

（四）充水平压后的观测检查和试验

1、进水口闸门进行启闭试验，闸门启闭应可靠。

2、蜗壳充满水后，记录开启和关闭时间。

3、压力管充满水后对水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。

4、操作机组技术供水系统管路各阀门设备，检查技术供水系统各设备的工作情况。

四、水轮发电机组空载试运行

（一）、开机启动前的准备

1、主机周围各层场地已清理干净，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，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、各部冷却水、润滑水投入，水压、流量正常，润滑油系统、操作油系统工作正常，各油槽油位正常。

4、渗漏排水系统、压缩空气系统按自动方式运行正常。

5、上下游水位、各部原始温度等已记录。

6、调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：

a)油压装置至调速器主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；油压装置处于自动运行状态。

b)调速器的滤油器位于工作位置。

c)调速器处于机械“手动”或电气“手动”位置。d)调速器的导叶开度限制位于全关位置。e)调速器的速度调整机构位于额定转速位置。

7、与机组有关的设备应符合下列要求：

a)发电机出口断路器断开，或与主变压器低压侧的连接端应断开。b)发电机转子集电环碳刷已研磨好安装完毕，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)外接标准频率表监视发电机转速。f)电制动停机装置短路开关处于断开位置。g)发电机灭磁开关断开。

h)机组现地控制单元已处于工作状态，已接入外部调试检测终端，并具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。

（二）、首次手动开机

1、退出接力器锁定，手动开启机组导水叶，使机组启动，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无摩檫或碰撞情况。

2、确认各部正常后，手动打开导叶，当机组转速升至50％ne时，暂停升速观察各部运行情况，无异常后升至额定转速，记录机组在此水头（上、下游水位）下的启动开度和空载开度。校验电气转速表应位于100％位置。

3、由专人负责监视轴承温度、摆度、振动、转速和水压等。记录各部分轴瓦的温度，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置。

4、观察机组各部位有无异常现象。如发现金属碰撞声、水轮机室窜水、瓦温突然升高、机组摆度、振动过大等不正常现象应立即停机。

5、测量发电机残压及相序，相序应正确。

6、测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应满足厂家设计规定值。

7、测量、记录机组各部位振动。

8、打磨发电机转子集电环表面。

（三）、机组空载运行下调速系统的试验

1、检查调速器测频信号应正常。进行调速器手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。

2、空载扰动试验应选择适当的调节参数，使之满足以下要求： a、扰动量一般为± 8％。

b、转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％。

c、超调次数不超过两次。

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规定。

（四）、手动停机及停机后的检查

1、机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。

2、手动操作停机，当机组转速降至15％ne时手动投入机械制动直至机组停止转动，解除制动装置使制动复位。监视机组不应有蠕动。

3、停机过程中检查各部位轴承温度变化情况、各部位油槽油面的变化情况。录制停机转速和时间关系曲线。

4、停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭密封润滑水。根据情况确定是否关闭闸门。

5、停机后检查各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。检查发电机上下挡风板、挡风圈是否有松动或脱落。检查风闸的磨擦情况及动作的情况。

（五）、过速试验

1、将测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况。

2、手动开机，待机组运行至轴瓦瓦温稳定后进行过速试验。手动操作开度限制机构，开大导叶使转速上升到额定转速的115%，观察测速装置的动作情况。如机组无异常，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值（即140％ne）。检验过速保护动作值，过速过程应监视各部位的摆度、振动、温度在过速前后的情况。手动停机后对机组进行全面检查。

（六）、自动开机试验

1、调速器处于“自动”位置。机组各附属设备均处于自动状态。首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是否相符。

2、对于无高压油顶起装置的巴氏合金推力轴瓦机组，则应通过油泵顶起发电机转子，使推力轴瓦充油。顶起发电机转子，使推力瓦充油。

3、投入水机保护回路，检查自动开机条件已具备。

4、在机组现地控制屏操作机组自动启动，检查监视以下项目： a、检查自动化元件的动作情况；检查技术供水等辅助设备的投入情况。b、记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间 c、记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。d、检查调速器动作情况。

e、检查测速装置的转速触点动作是否正确。

（七）、自动停机试验

1、机组现地控制屏操作停机。

2、检查监视停机过程各自动化元件的动作情况。

3、记录机组停机脉冲发出至机组机组转速降至制动转速所需时间。

4、记录机组停机脉冲发出至机组全停机时间。

5、检查调速器动作情况。

6、检查测速装置的转速触点动作是否正确。

7、检查转速降至设计转速时制动应能自动投入，当机组停机后应能解除制动器。

（八）、发电机升流试验

1、在发电机出口端设置三相短路线。

2、用厂用电提供励磁装置电源。投入水机保护回路。

3、手动开机至额定转速，机组各部分运转正常。

4、合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，绘制继电保护和测量表计向量图。

5、录制发电机三相短路特性曲线，检查碳刷及集电环工作情况；跳灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。

6、测量发电机定子对地绝缘电阻、吸收比，应满足： 绝缘电阻值（换算100℃）：R≥9.5MΩ； 吸收比（40℃以下）：不小于1.6。如不合格，则进行短路干燥。

7、升流试验合格后模拟水机事故停机，拆除发电机短路点的短路线。

（九）、发电机升压试验

1、发电机保护装置投入。发电机断路器处于断开位置。

2、自动开机至额定转速，机组各部分运转正常后测量发电机升流后的残压，并检查三相电压的对称性。

3、手动升压至额定电压，检查发电、带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压回路侧相序相位和电压值应正确，保护装置工作正常，测量发电机轴电压。

4、在50％、100％额定电压下跳灭磁开关其灭磁情况应正常，测量灭磁时间常数。录制发电机空载特性曲线。

5、当发电机的励磁电流升至额定值时测量发电机定子最高电压。对于有匝间绝缘的发电机，在最高电压下应持续5min。进行此项试验时，定子电压以不超过1.3倍额定电压为限。

（十）、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验

1、在发电机额定转速下，励磁处于手动位置，检查手动控制单元调节范围，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空载励磁电压的110％。

2、检查励磁调节系统的电压调整范围，符合设计要求。测量励磁调节器的开环放大倍数。检查功率整流桥的均流和均压系数。

3、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，进行逆变灭磁试验。

（十一）、电力系统对主变压器冲击合闸试验

1、投入主变保护装置和冷却系统的控制、保护及信号。

2、投主变中性点接地开关。

3、合主变高压侧断路器，使电力系统对主变冲击合闸5次，每次间隔约10min，检查主变及其差动保护和瓦斯保护的动作情况。

4、模拟主变保护动作跳主变高压侧开关。

五、机组并列及负荷试验

（一）机组并列试验

1、水轮发电机组的同期点为发电机出口断路器。

2、断开同期点隔离开关，分别以手动与自动准同期方式进行机组的模拟并列试验；

3、检查同期装置的工作情况，同时录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。

（二）机组甩负荷试验

机组分别在25％、50％、75％、100％额定负荷下分别进行甩负荷试验，按《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507－2002）附表A的格式记录有关数据。观察机组各部情况。（由于目前水位限制，可按当前水头下最大出力进行试验。）

机组甩负荷时，检查调速系统的动态调节性能。

最大负荷下（不大于额定值）进行低油压事故停机试验。

（三）机组带负荷试验

1、机组带负荷试验与甩负荷试验应相互进行，机组带上负荷，检查机组及相关机电设备各部运行情况。观察并检查机组带负荷时有无振动区，观察水轮机补气装置工作情况。

2、机组带负荷下调速系统试验，检查导叶协联曲线是否正确。

3机组负载情况下励磁调节器的调节范围应满足运行需要，观察调节过程中负荷分配的稳定性，测定计算电压调差率。

六、72小时带负荷连续试运行

1、完成各项试验内容并经验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。

2、如果由于电站运行水头不足或电力系统条件限制等原因，使机组不能达到额定出力时，可根据当时的具体条件确定机组应带的最大负荷，在此负荷下进行连续72h试运行。

3、机组并入系统，升至最大负荷（但不得大于额定值），连续运行72小时，全面记录运行所有有关参数。

4、检查各保护工作应正常。5、72h连续试运行后，应停机进行机电设备的全面检查。除需对机组、辅助设备、电气设备进行检查外，必要时还需将蜗壳、压力管道及引水系统内的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统工作后的情况。消除并处理72小时试运行中所发现的缺陷。

七、机组移交

72小时完成后，移交相关运行记录，消除并处理完72小时试运行发现的缺陷，建设单位、监理单位验收，办理移交手续。

八、附件

试运行组织机构（业主定）。

第四篇：水牛家电站1#机组启动试运行操作规程

华能涪江水电开发有限责任公司

水牛家水电站

1#机组启动试运行操作规程

（机械部分）

中国水利水电第十工程局 水牛家水电站机电安装项目部 2OO7年2月12日

目

录

1、前言————————————————2

2、操作规程编写依据——————————2

3、机组充水前的检查——————————2

4、机组充水试验————————————7

5、机组空载试运行———————————8

6、机组带负荷试运行——————————13

7、交接验收——————————————13 华能水牛家水电站1#机启动试运行操作规程

1.前言

1#机组启动试运行的范围：

1#水轮发电机组及其附属设备、调速系统、1#机发电回路中的一、二次设备和继电保护装置、1#、2＃机球阀、1#机组励磁、公用系统、直流系统、监控系统、1#主变、1#机组及厂用变系统。

本试验项目及程序不包括水工建筑物的起动试运行，不包括压力钢管充水试验。

2.操作规程编写依据

水牛家电站1#机组启动试运行操作规程（机械部分）根据国家和部颁相关规程规范进行编写：

GB2003《水轮发电机安装技术规范》； DL507—93《水轮发电机组起动试验规程》； 3.机组充水前的检查 3.1 引水系统的检查

3.1.1 确认：大坝、引水隧洞、蓄水、引水工作状况正常，能满足1#机组启动试运行条件。

3.1.2 1#球阀、旁通阀及油压装置已安装完工调试合格，现地控制单元工作情况良好。球阀处于关闭状态，进人孔已封闭严密，球阀已具备静水启闭调试。

3．1．3 蜗壳、尾水管等机组过水通流系统均已检验合格清理干净，检查完毕关闭蜗壳进人门,蜗壳排水阀关闭严密，尾水管进人孔已封闭严密,验水阀已经安装。测量表计、压力开关均已安装完工调试合格，整定值符合设计要求。

3.1.4 1#机尾水闸门门槽及周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，2＃尾水闸门处于关闭状态。3.2 水轮机部分的检查

3.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格、记录完整，止漏环间已检查无遗留物。

3.2.2 水导轴承润滑系统已经充油，油槽油位开关、温度传感器调试合格，整定值符合设计要求。

3.2.3 导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁定投入，导水叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。

3.2.4 机组各测压表计、压力开关、流量计均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计值。振动和摆度测量系统已安装完工，调试合格处于正常运行状态。

3.3 调速系统及其设备的检查

3.3.1 调速器机柜、控制柜及油压装置已安装完工检验合格、油位正常，透平油化验合格。表计、压力开关、传感器、安全阀门均已整定符合设计要求。

3.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，集油槽油位浮子继电器动作正常。

3.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充压力油检查无渗油现象。

3.3.4 调速器机柜、电柜静态调试已完成，接力器行程、导叶开度指示正确。

3.3.5 紧急关机时间符合调节保证计算值。

3.3.6 调速器现地开、停机试验，LCU开、停机试验，事故停机试验均正确可靠。

3.4 发电机部分的检查

3.4.1 发电机整体已全部安装完工检验合格记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内部无任何杂物。

3.4.2 上、下导油槽、推力油槽已充油，油位开关已调整 至设计值。

3.4.3 发电机制动系统的手动、自动操作已检验调试合格动作正确，压力开关已整定符合设计要求。

3.4.5 测量发电机工作状态的各种表计，振动和摆度传感器等均已安装完工调试合格。

3.5 油、水、气系统的检查

3.5.1全厂透平油系统已能满足1#机组供油、排油的需要。油质经化验合格，供油管路与2#机隔离措施已完成。由于油系统供排油为滤油机通过快速接头对机组供排油，各部阀门均应处于关闭状态，其操作程序为：

供排油干管与2＃机组联络阀门（）处于关闭，调速器油压装置阀门（）处于关闭，球阀油压装置阀门（）处于关闭，推力、上导、下导总阀（）处于关闭，推力、上导供排油阀（）处于关闭，下导供排油阀（）处于关闭。3.5.2技术供水系统调试，首先配合厂家进行技术供水泵调试合格，启动水泵向系统供水，检查系统管路漏水情况并处理，各压力表计，传感器等显示、动作是否正常。检查机坑内管路、阀门漏水情况并处理完成，通过油位指示或油混水信号器检测各部轴承是否漏水。

1#机组技术供水系统、公用技术供水系统及滤水器已安装完工，测量表计、流量传感器、减压阀已调试合格整定值符合设计要求，各管路、阀门、接头、冷却器均经加压试验合格，无渗漏现象，与2#机的隔离措施已完成。其操作程序为：

首先开启技术供水泵前后端手动阀门（），开启滤水器及干管手动阀门（），关闭2＃机技术供水总阀（）；然后开启各套轴承冷却水供排水管手 动阀门（）和发电机空冷器前后手动阀门（）

3.5.3中、低压空气压缩机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常。整定值符合设计要求，管路与2#机组隔离措施已完成。系统处于投运状态，其操作程序为：

1、低压气系统

空压机及气罐手动阀门（）处于常开，气罐手动排污阀（）处于常闭，检修供气总管阀门（）根据实际需要可以处于常开，支管手动阀门（）在不用气时处于常闭。制动系统管路阀门与2＃机联络阀门（）常闭，1＃机制动系统操作分手动和自动，供气总阀（）及表计阀门（）常开。手动制动，供气阀门（）和排气阀门（）开启，（）关闭；手动复归，供气阀门（）和排气阀门（）开启，（）关闭。自动制动，手动阀门（）常开。机组检修密封手动供气开启阀门（），关闭阀门（），复归关闭阀门（），开启阀门（）；自动供、排气阀门（）常闭，阀门（）常开。

2、中压气系统

空压机及气罐手动阀门（）处于常开，气罐手动排污阀（）处于常闭，与2＃机联络阀门（）常闭。

3.5.4 厂内渗漏及检修排水系统经全面检查，渗漏及检修排水泵工作正常，排水量满足1#机组运行和检修的要求。调试动作正常后进行如下操作： 渗漏排水系统阀门（）常开。自流排水阀门（）常开，（）常闭。

检修排水系统阀门（）常闭，阀门（）常开。

3.6 电气设备的检查

3.6.1 发电机出口母线、中性点一次设备已安装完工试验合格，机端出口电流互感器、电压互感器、中性点电流互感器已试验合格。

3.6.2 主变压器已安装完工试验合格，局放、感应耐压试验合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统、灭火消防系统及安全保护措施符合设计要求，具备带电条件。

3.6.3 开关站系统设备 已安装完工试验合格。3.6.4中控室、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻已测试，符合设计要求。

3.6.5 厂用电系统设备已经全部安装完工，并经试验合格。已接通电源投入正常工作。BZT装置调试合格，动作正确可靠。

3.6.6 备用厂用电系统已经全部安装完工，并经试验合格，电源可靠，保证容量能满足机组起动试运行的要求。

3.6.7励磁系统盘柜、励磁变压器安装完工并试验合格，励磁装置已完成了小电流开环调试。

3.6.8励磁系统与LCU的接口正确，二次回路模拟试验正确可靠。

3.6.9 监控系统设备均已安装完工。

3.6.10 上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。3.6.11 现地LCU柜各个单独装置的检查已完成。3.6.12 现地LCU与上位机的通讯已形成。3.6.13 LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性检查完毕且正确。

3.6.14 LCU开出点逐一动作至现场设备，动作正确可靠，信号准确。

3.6.15 1#发变组保护、220kV母差保护、厂用电保护设备已安装完工试验合格，保护装置已按定值单进行整定，继电保护回路模拟传动试验动作正确可靠。

3.6.16 1#机组相关直流系统、UPS电源已安装完工，试验合格并已投入运行。

3.6.17 厂房照明已安装，事故照明已检查合格。3.6.18 厂内通讯及对外通讯畅通，能满足试运行要求。3．7 1#机消防管路、消防设施已安装完成，符合消防设计要求。由于消防主管被损坏，发电机消防在试运行期间还无法投入运行，但不影响机组试运行。为了安全起见，在机组试运行期间配备足够多的灭火器，以应对突发事件。4 机组充水试验

4.1 尾水充水试验

确认前述检查项目完成后，手动投入机组机械制动，按照低压气系统手动制动操作程序进行，利用尾水平压管向尾水管充水。检查尾水管进人孔、水轮机顶盖、导水机构及主轴密封、球阀，测压系统管路等的漏水情况应无异常，充水过程中通过尾水验水阀排气及监视尾水水位。4.2 蜗壳充水试验

4.2.1 手动打开球阀旁通阀手动阀门，手动操作液压阀向蜗壳充水，充水前打开差压变送器阀门监测球阀前后压差，记录蜗壳充水平压时间，检查球阀至蜗壳段渗漏水情况。4.2.2 充水平压后，进行球阀及旁通阀的静水启闭试验，先以现地，后以远方方式启闭球阀和旁通阀，检查球阀及旁通 阀控制系统的功能及工作状况，并记录启闭时间，试验合格后关闭并锁定。

4.2.3 观察厂房内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转可靠性。

机组空载试运行 5.1 起动前的准备

5.1.1主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，无关人员退出1#机工作现场,通讯指 挥系统可随时待命，各部位运行人员已进入岗位，中试所动平衡试验设备 已安装完毕。各测量仪器、仪表已调整就位。

5.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格，1#机组已具备起动条件。

5.1.3手动顶转子一次。操作为关闭（）阀门，开启（）阀门，启动电动泵顶起转子不大于8mm。复归关闭（）阀门，开启（）阀门，并利用制动系统复归气进行制动器复归。

5.1.4调速系统调试合格并检查阀门（）应开启，阀门（）关闭。

5.1.5各部轴承油位阀门全部开启。5.2 机组首次手动起动试验

5.2.1首先按照3.5.2操作步骤投入技术供水系统，打到自动状态，投机组各轴承冷却水，跳开灭磁开关，关闭定子空冷器冷却水。开球阀旁通阀，平压后退出检修密封和工作密封，待密封行程开关指示灯亮起后再开球阀。

5.2.2 将调速器切到手动位置，手动缓慢开导叶开度，当机组开始转动时记录所对应的导叶开度（起动开度），同时立即关闭导叶，观察有无机械磨擦及碰撞声，如有则立即停机。确认机组无异常后再次打开导叶，逐渐升高机组转速至40%、70%、100%额定值，在升速过程中，监视各部位应无异常现象，有无机械磨擦及碰撞声，如有则立即停机。在机组达到额定转速后记录稳定转速下的导叶开度—空（转）载开度。

5.2.3 在机组达到额定转速后，在半小时内，每隔5min测量一次各部轴承的温度，以后可延长记录时间间隔。观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置，待温度稳定后标好各部位油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

5.2.4 首次开机，记录全部水力测量系统表计读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值，如超标，应进行动平衡试验。

5.3 机组空转运行下调速器系统的调整试验 5.3.1 检查步进电机电液转换器工作情况。

5.3.2 频率给定的调整范围应符合设计要求。

5.3.3 手--自动切 换试验。

5.3.4 配合厂家进行空载扰动试验。

5.3.5 按厂家技术要求作各项调整试验,记录空载运行参数。

5.4 手动停机试验

停机过程中观察转速信号装置接点的动作情况应正确。5.5 机组过速试验

5.5.1 将转速信号装置115%nN和140nN的接点从水机保护回路中断开。

5.5.2 以手动方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，将导叶开度限制的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%nN，调整转速信号装置相应的转速接点后，继续将转速升至140%nN，调整转速信号装置相应的接点，同时记录机组振动、摆度值。5.5.2 恢复转速信号的接线，手动操作增大导叶开度升速至过速保护动作紧急停机电磁阀停机，关球阀。

5.5.3 过速停机后，自动投入检修围带，然后对机组转动部分进行全面检查。检查发电机转子零部件是否松动，复查空气间隙，检查发电机定子基础、上机架千斤顶及螺栓有无松动。

5.5.4根据记录振动、摆度分析是否进行各轴承检查。5.6 机组自动开停机试验 5.6.1 机组自动开机试验

检查机组完全具备开机条件后，将技术供水、主轴密封、机组制动、调速器投入“自动”，分别以现地LCU及远方上位机方式操作自动开机，按机组“静止→空载”的监控程序检查各部执行情况，直到机组升速至额定转速，检查导叶开度限制机构工作是否可靠，记录发出开机脉冲到达额定转速的时间，转速信号装置和自动化元件动作应正常。

5.6.2 机组自动停机试验

检查机组具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，发出停机脉冲后，导叶自空载开度开始关闭，直至全关，检查转速信号装置动作整定值（25%nN），记录加闸制动至机组停止转速的时间。

5.6.3开停机过程中记录开机、停机时间，并记录各部轴承温度与摆度与手动相比较。5.7 发电机短路升载试验

5.7.1 提前与系统联系，申请220KV线路及220KV母线系统停电并退出运行。在机组出口设置D1短路点，采用它励方式进行零起升流试验，绘制机组继电保护和测量回路的向量图，制发电机短路特性曲线。(在升流前切除发变组差动和电流保护,投入过压保护)5.7.2 在1B主变220KV侧设置D2 短路点，在1B主变110KV侧设置D3 短路点，绘制发变差动保护、母线差动保护向量图。

5.7.3 短路试验结束后，拆除短路线，拆开发电机中性点及出口接线，测量发电机定子绕组和转子绕组绝缘、吸收比。测得值不符合GB8564--88的要求，则进行发电机短路干燥。5.8 发电机短路干燥

5.8.1 如需要进行干燥，则利用D1短路点进行。机组短路干燥时短路电位的大小，按每小时温升不超过5~8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收值。

5.8.2 停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机，并拆除短路线。投入发变组保护。5.9 紧急停机试验

手动操作紧急停机按钮，作用于紧急停机，检查LCU事故停机流程。

5．10 发电机升压试验

5.10.1 自动开机后机组各部运行正常，用它励方式手动零起升至额定电压的30%，检查二次侧三相电压是否平衡，升压至额定电压的50%检查一次带电设备是否正常，检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。

5.10.2 上述检查正确后继续升压至发电机额定电压值，重复上述检查，并检查同期回路是否正确，测量机组各部位振动、摆度是否正常，测量发电机轴电压。5.10.3 录制发电机空载特性曲线。

5.11 发电机带主变及高压配电装置的递升加压试验 5.11.1 手动零起升后，分别在30%、50%、100%额定电压下检查主变及一次投运设备的工作情况。5.11.2 检查电压回路和同期回路的电压、相序和相位应正确。

5.12 电力系统对1#主变冲击合闸试验

5.12.1 主变冲击5次，每次时间间隔5min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的动作情况。5.12.2 用系统电压检查电压回路和同期回路的电压、相序和相位应正确。

5.13 发电机空载下励磁调节器的调整试验。5.13.1 励磁调解器起励试验； 5.13.2 自动电压调整范围检查； 5.13.3 手动电压调整范围检查； 5.13.4 频率特性试验；

5.13.5 发电机空载时10%跃变反映试验，测量电压超调量、振荡次数、调节时间；

5.13.6.空载电压下进行灭磁试验； 5.13.7 按厂家技术要求作保护整定试验。5.14 机组并列及负荷试验 5.14.1 机组空载并列试验

在正式并列试验前，拉开主变高压侧隔离刀闸，模拟并列试验以调整同期装置参数，确定自动同期装置工作的准确性。试验正确后，合上主变高压侧隔离刀闸，正式进行自动准同期并列试验。

5.14.2 机组带负荷试验

并网后手动方式逐渐增加负荷到25%、50%、75%、100%负荷运行，检查机组运行情况，观察并检查机组加负荷时有无振动区。然后手动降压至空载。最后进行自动增减负荷试验，并记录增减负荷所需要的时间。

5.14.3 机组带负荷情况下调速系统调整试验。5.14.4 机组带负荷下励磁系统调节试验。

机组带无功负荷情况下，励磁系统调节试验。

5.14.5 机组甩负荷试验

机组在额定有功负荷的25%、50%、75%、100%下分别进行，按GB8564--88的表格记录有关数据。试验时由调试专职人员进行指挥，各部位人员按照记录表格分别记录不同甩负荷情况下的参数值。

检查调速系统动态调节品质，蜗壳水压上升率，机组转速上升率应满足设计要求。

检查励磁系统稳定性及超调量。

5.14.6 机组带额定负荷下调速器低油压事故停机试验。手动开启压力油槽排油阀，油泵处于手动状态。记录动作压力。

5.14.7机组甩负荷后，对机组发电机基础进行检查，各轴承进行检查。机组带负荷试运行

6.1机组带满荷进行72h试运行,记录72小时运行参数。6.2测量最大负荷下机组的轴电压。7 交接验收

以上试验全部完毕，停机消缺后，办理移交手续。

第五篇：仁宗海首台机组试运行程序

仁宗海水电站1#、2#水轮发电机组启动试运行程序

１ 前言

仁宗海水电站位于石棉县和康定县交界处，工程为混合式开发。电站龙头水库坝址位于仁宗海口上游约400m处，水库正常蓄水位2930m，总库容1.09亿m3，调节库容0.91亿m3，水库具有年调节性能；引水隧洞长约7.5km；地下厂房厂址位于界碑石下游约650m，距田湾河河口约30km。

引水系统由首部枢纽、引水隧洞、调压室、竖井、蝶阀室和压力钢管等组成。地下厂房系统由主厂房、副厂房、主变室及GIS楼、尾水廊道、汇水池、进厂公路及回车场等组成。

仁宗海水电站为单一发电工程，无供水、灌溉、航运、防洪等综合利用要求。整个梯级电站按照“无人值班”原则设计，电站均采用全计算机监视控制，由整个梯级集控中心集中控制运行。在电力系统中丰水期担任部分基荷及腰荷，枯水期调峰及担任事故备用运行。

仁宗海水电站共安装2台同型号的六喷嘴冲击式水轮发电机组，发电机型号为SF120-16/5800，水轮机型号为CJ610-L-255/6×23.1，单机额定功率为120MW，额定电压13.8kV，额定电流5702A，额定功率因数0.90（滞后），机组额定水头560m，额定转速375r/min，飞逸转速685r/min。

仁宗海电站发电机电压接线采用两台机组和两台主变组成两组单元接线，发电机出口装设发电机断路器、励磁变压器柜、电压互感器柜等设备；发电机中性点装设中性点接地柜。主变高压侧采用220kV一级电压等级，220kV侧为单母线接线，进出线共4回，其中2回引自仁宗海水库电站，1回引自金窝电站，1回引出送至大发电站。220kV设备采用户内GIS设备，主变高压侧与220kVGIS间采用电缆连接。

本试运行程序大纲依据以下国家和部颁技术标准，并结合仁宗海水电站水工建筑、金属结构、电气主接线图和设备制造商相关技术文件编制而成，经启动委员会批准后作为仁宗海水电站机组启动试运行的技术依据。

1）GB50150-2006《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》 2）GB/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》 3）DL507-2002《水轮发电机组起动试验规程》

4）GB/T9652.2-1997《水轮机调速器与油压装臵试验验收规程》 5）DL489-92《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装臵试验规程》

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现象。

3.3.4 进行调速器无水手动模拟动作试验。检查调速器各喷针操作的灵活性、可靠性和全行程内动作平稳性，检查喷针行程、折向器开启与关闭、反馈系统三者的一致性。并测定和调整喷针和折向器的启闭时间，使之符合设计要求。录制喷针行程与开度的关系曲线，符合设计要求。

3.3.5 用紧急关闭方法检查调整喷针从全开到全关所需时间，符合设计要求。3.3.6 齿盘测速和机械过速保护装臵均已安装调试完毕，检查合格，装臵输出各接点已按设计要求校验整定。

3.3.7 调速器模拟自动开、停机试验。检查自动开、停机和事故停机各部件动作的准确性和可靠性。

3.4 发电机部分的检查

3.4.1 发电机整体已全部安装完工，检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。

3.4.2 上、下导油槽、推力油槽已充油，油位、温度传感器及冷却水压和流量开关已安装调试，整定值符合设计要求。

3.4.3 发电机内所有阀门、管路、接头、电磁阀及变送器等均已检查合格，处于正常工作状态。

3.4.4 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已安装完毕，碳刷与集电环接触良好并调试合格。

3.4.5 发电机风罩内所有电缆、导线、端子均已检查正确无误，固定牢靠。3.4.6 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确，压力开关已整定符合设计要求，充水前风闸处于投入制动状态，风闸吸尘装臵已安装完成并调试合格，动作准确。

3.4.7 发电机的空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通无阻。阀门及管路无渗漏水现象。

3.4.8 测量发电机工作状态的各种表计，振动和摆度传感器等均已安装完工，调试、整定合格。

3.4.9 发电机内消防管路及各种消防设备已安装完工，检验合格。

3.5 励磁系统及电制动检查

3.5.1 励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连线与电缆已检验合格。

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3.7.3 220kV1＃、2#主变压器已安装完工试验合格，分接开关臵于系统要求的位臵，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统，灭火消防系统以及安全保护措施符合设计要求，具备带电条件。

3.7.4 220 kV GIS母线及其控制系统安装完成，试验合格，具备带电条件。3.7.5 厂房接地网已完成，全厂总接地网接地电阻值已测试，符合设计要求。3.7.6 厂用电设备已安装完成，并试验合格，已接入外来电源，投入运行正常。备自投装臵已检验合格，工作正常。

3.7.7 厂用相关照明已安装，1＃、2#机组及主要工作场所、楼梯间照明和疏散指示灯已检查合格。事故照明已检查合格。油库、蓄电池室等防爆灯已安装检查合格，已投入正常使用。

3.7.8 仁宗海首部临时电源已投入正常运行。

3.7.9 电气一次设备已按运行要求编号挂牌和悬挂相应标示牌。

3.8 电气二次设备的检查

3.8.1 1＃、2#机组电气控制和保护设备盘柜均已安装完工，电缆接线正确无误，连接可靠，通电调试合格。

3.8.2 1＃、2#机组LCU、公用LCU、闸首LCU、开关站LCU、球阀控制系统、蝶阀控制系统、公用设备控制系统等均已安装完毕，各控制流程已满足设计要求。

3.8.3 计算机监控系统上位机系统已建立，与1＃、2#机组LCU、开关站LCU、公用LCU、金窝闸首LCU通信正常。

3.8.4 各LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。

3.8.5 各LCU开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。各操作流程均经模拟试验和实际操作，流程正确可靠，具备投运条件。

3.8.6 LCU与各被控设备的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。3.8.7 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。3.8.8 1＃、2#机组发变组保护、220kV线路和母线保护、故障录波装臵、继电保护信息管理系统、厂用电保护设备等电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装臵设备已安装完工，检验合格，电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证动作正确性，电气保护装臵已按定值单进行整定，具备投运条件。

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6）各备自投回路。

3.8.12 1＃、2#机组测振测摆系统已安装调试完毕，并已投入运行。3.8.13 厂内通信、系统通信及对外通信设施均已按设计形成，并检查合格，回路畅通，准确可靠，能满足电网调度、数字远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。

3.8.14 电量采集及能量计费装臵、发电申报价系统、同步相量装臵（PMU）、调度数据专网、水情水调系统等已按省调要求安装完毕，调试合格。

3.8.15 电气二次设备已按运行要求编号挂牌和悬挂相应标示牌。

3.9 消防与通风系统及设备的检查

3.9.1 与1＃、2#机组有关的主副厂房等部位的消防设施均已安装完毕，符合消防设计及规程要求，全厂消防系统通过消防部门专项验收。

3.9.2 1＃、2#发电机内灭火管路、灭火喷嘴、火灾探测器、报警系统等已安装检验合格。

3.9.3 1＃、2#主变压器水喷雾系统已安装调试合格，应经实际喷射试验合格。油池与事故排油系统符合设计要求，排油通畅。

3.9.4 全厂火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头动作准确，联动控制动作正确，并通过消防部门验收。

3.9.5 全厂消防供水水源可靠，管路畅通，压力满足设计要求。

3.9.6 电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆孔洞及管口已可靠封堵。

3.9.7 按消防安全要求，消防车、消防人员及临时性灭火器具已按要求配臵完成。

3.9.8 全厂通风系统能满足1＃、2#机组启动试运行要求。仁宗海水电站1＃、2#机组充水试验

目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位压力开关的实际整定值。

电站引水系统已充水，球阀静水试验完毕，处于关闭状态，各部位运行正常。仁宗海水电站1＃、2#机组空转启动试验

目的：对1＃、2#机组空载运行进行机械和电气部分的调试，检查机组空载运行情况。

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监测、记录、打印、报警机组各部主要运行参数功能。

5.2 机组首次手动起动试验

5.2.1 准备工作完成后，手动开启1＃（2#）机组进口球阀。

5.2.2 手动操作调速器，打开折向器，缓慢打开喷针，当机组开始转动后立刻关闭喷针停机，并记录对应的喷针开度（起动开度），由各部观察人员检查和确认在转速上升和下降过程中机组转动和静止部件之间有无机械磨擦及碰撞情况。

5.2.3 确认机组各部位正常后，手动启动机组，机组升速至50%额定转速，检查机组的振动、摆度、无异常后，继续缓慢开启喷针，使机组转速升至额定转速，机组进入空转运行，测量机组的振动、摆度、轴承温度等应无异常。机组达到额定转速时，校验电气表的指示是否正确，并记录当前水头下的空转开度。

5.2.4 监视机组在额定转速时各部位水温、水压应正常，记录各部水力量测系统表计读数和机组监测装臵的表计读数。

5.2.5 检查转速的稳定性，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位臵。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。

5.2.6 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。

5.2.7 机组稳定时间视轴承温度稳定而定，并记录稳定运行的温度值，此值不应该超过设计值，当温度稳定后手动停机。

5.2.8 动平衡试验。（视空转启动情况而定）。

5.3 机组空转运行下调速系统的调整试验

目的：选择调速器自动运行的最优参数组合。

5.3.1 检查调速器电气部分和机械部分各部件工作正常。5.3.2 调速器特性参数已按设计和制造商的要求初步整定完成。

5.3.3 检查调速器测频信号，应波形正确，幅值及其摆动值符合设计要求。5.3.4 “现地手动”、“现地自动”切换试验，喷针应无明显摆动，机组转速摆动值应符合设计要求。

5.3.5 空转扰动试验。

1）扰动量取±8％，转速最大超调量不应超过转速扰动量的30％。2）超调次数不超过2次。

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向器、喷针和球阀。

5.5.1 检查过速试验各项准备工作已完成，各部位监测人员已就位。5.5.2 将130％电气过速保护改仅投信号。

5.5.3 以手动开机方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，继续缓慢开启喷针开度，将转速升至设计规定值135%的机械过速保护整定值后机械过速保护停机，校验机械过速保护装臵的动作情况、检查在130％时的电气过速保护接点动作情况和球阀事故动水关闭情况。

5.5.4 测量并记录机组各部振动和摆度。5.5.6 记录各部轴承的温升情况。5.5.7 检查发电机空气间隙的变化。5.5.8 监视是否有异常响声。5.5.9 停机后应做如下检查：

1)全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、阻尼环、磁极键及磁极引线、磁轭压紧螺杆等。

2)检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态。3)检查各部螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。4)检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。

5)检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。6)检查风闸的磨损情况及动作的灵活性。

5.5.10恢复电气过速保护接点，必要时调整过速保护装臵。

5.6 机组自动开停机试验（结合其它试验项目进行）

目的：检查机组LCU自动开停机程序及监控系统的动作是否正确。5.6.1 机组自动开机试验

5.6.1.1 计算机监控系统自动开机条件具备。确认制动闸等实际位臵与自动回路信号相符。

5.6.1.2 将调速器切至“远方自动”运行位臵。5.6.1.3 发电机灭磁开关断开，励磁装臵退出备用。

5.6.1.4 机组计算机监控系统、继电保护系统、水机保护等控制和保护设备运行正常。

5.6.1.5 在计算机监控系统上位机和下位机分别执行“停机－空转”操作。机

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5.7.1.3 拆除励磁变压器高压侧进线，从厂用电10KV系统一备用10KV开关引一临时电缆接至励磁变压器高压侧。

5.7.1.4 投入水机保护、过速保护和转子一点接地高定值保护（转子一点接地低定值退出），退出另外的所有电气保护。

5.7.1.5 插入发电机转子集电环碳刷。

5.7.2

手动开机至额定转速，检查机组各部位运转正常。

5.7.3

手动合励磁操作电源、合励磁电源和灭磁开关，通过励磁装臵手动升流至25%定子额定电流时，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。

5.7.4 分别检查所有继电保护电流回路的极性和相位，测量表计的接线及指示的正确性，并绘制保护向量图。

5.7.5 在发电机额定电流下，测量机组振动和摆度，并检查碳刷及集电环工作情况。

5.7.6 录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流，记录定子电流与转子电流。

5.7.7 在定子额定电流50%和100%时跳灭磁开关，检查灭磁消弧情况，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图并计算灭磁时间常数。

5.7.8 升流试验合格后，模拟水机事故停机，拆除主变低压侧的短路线。5.7.9 在1#厂用高压变压器11B低压侧的接线触头上设臵可靠的三相短路线，定义为短路点为D2（D6），按5.7.2-5.7.4进行短路试验，但所加电流值为厂用高压变压器高压侧的额定电流的25%。试验合格后，模拟水机事故停机，拆除1 #厂用高压变压器低压侧的短路线。

5.7.10 发电机短路试验做完后，拆开发电机引出线及中性点接线，测量发电机定子绕组对地绝缘电阻、吸收比。如测得值不满足规程的要求，则进行发电机短路干燥。

5.8 发电机短路干燥（必要时进行）

5.8.1 利用D1（D5）短路点进行发电机短路干燥，机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时温升不超过5～8℃的上升速率控制。绕组的最高温度不超过制造厂的设计要求。

5.8.2 当发电机定子绕组和转子绕组绝缘、吸收比符合要求后，应停止干燥，停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机。

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5.9.10.2 进行励磁调节器的自动起励试验。

5.9.10.3 检查励磁调节系统的电压调整范围，自动励磁调节器应能在发电机空载励磁电压的70%-110%范围内进行稳定平滑的调节。

5.9.10.4 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下，检查功率整流桥的均流和均压系数，不应低于0.9。

5.9.10.5 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。在发电机空转且转速在95%-100%额定范围内，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，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过2次，调节时间不大于5秒。

5.9.10.6 在空载额定转速下进行10%阶跃试验，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。

5.9.10.7 录制带自动励磁调节器的发电机电压-频率特性曲线，在发电机空载状态下，使发电机转速在90%-110%额定值范围内改变，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。

5.9.10.8 进行低励磁、过励磁、PT断线、过压、过流等保护的调整及模拟动作试验，动作应正确。

5.9.10.9 进行逆变灭磁试验，应符合设计要求。

5.9.11 进行机组电制动试验，投入电制动变压器、转速和电制动开关臵“自动”位臵，停机时测试空载至电制动投入的时间、电制动投入至机械制动投入的时间、机械制动投入至机组零转速的时间。

5.10 发电机定子单相接地试验

5.10.1 在机端设臵单相接地点，断开中性点接地变压器，手动升压至50%定子额定电压，测量定子绕组单相接地时的电容电流，根据保护要求选择中性点接地变压器的分接头的位臵。

5.10.2 投入中性点接地变压器，手动升压至100%额定电压，分别测量补偿电流和残余电流，并检查单相接地保护信号。

5.11 主变及高压配电装臵短路试验

目的：判定每组电流互感器的接线是否正确，回路连线是否可靠。判定各组电流回路的相对极性关系及变比是否正确。

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接地电流保护回路动作应正确可靠，动作值应与整定值一致。

5.12.3 在220kV仁田线出线侧设臵单相接地点，递升单相接地电流至保护动作值，检查220kV金田线单相接地电流保护回路动作应正确可靠，动作值应与整定值一致。

5.13 主变压器及高压配电装臵递升加压试验

目的：检查一、二次设备在加压过程中的动作情况，确保新的电气设备能在最高电压下安全运行，并对电压回路和同期回路的接线进行检查。

5.13.1 所有短路点的短路接地线已全部折除，投入1 #（2#）主变继电保护、220kV母线保护、220kV线路保护、自动装臵和主变压器冷却系统及控制回路。

5.13.2 先合上19QS、11QS、2019QS、2011QS（29QS、21QS、2029QS、2021QS）、218QS，再合上201QF、1QF（202QF、2QF），拉开另外的所有断路器、隔离开关和接地开关。手动零起升压后，分别在25%、50%、75%、100%额定电压下检查1#主变和220kV GIS系统一次设备的工作情况。

5.13.3 分别检查220kVGIS母线二次电压回路的电压、相序和相位应正确。5.13.4 电压回路检查完毕后，模拟母线保护动作，检查跳闸回路的正确性和可靠性。电力系统对仁宗海水电站220KV线路、GIS母线和1#（2#）主变充电

6.1 田湾河水电站对220KV仁田线冲击合闸

6.1.1 将田湾河220KV II母上所有开关倒至I母，220KV II母及母联开关212DL转热备用。

6.1.2 停用田湾河220KV 1号、2号母差保护，投入线路保护和母联充电保护，停用线路重合闸。

6.1.3 合上仁田线（田湾河侧）262DL，对台戏20KV仁田线进行充击合闸。6.1.4 检查仁田线（田湾河侧）线路PT和220KV母线PT电压、相位应正确。6.1.5 检查仁田线（田湾河侧）262DL同期回路正确。

6.2 仁宗海电站对220kVI母线充电试验

6.2.1 启用220KV仁田线线路保护和220KV母差保护及失灵保护，停用220KV线路重合闸。

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6.6.3 断开1#（2#）发电机出口断路器1QF（2QF）和隔离开关11QS（21QS）。6.6.4 断开1#（2#）厂高变低压侧断路器。

6.6.5利用1#（2#）主变压器高压侧断路器201QF（202QF），对主变压器和厂高变进行5次冲击合闸试验，每次冲击合闸后5min跳开主变压器高压侧断路器，间隔10min。检查主变压器和厂高变有无异常。

6.6.6检查主变压器差动保护及瓦斯保护的工作情况，录制主变压器冲击时的激磁涌流示波图。

6.6.7五次冲击试验完毕后，不再跳开主变压器高压侧断路器，利用系统电压检查13.8KV电压应与1#（2#）发电机组相位一致，并检查1#主变压器低压侧同期回路的电压、相序和相位应正确。

6.6.8断开10 kV备用电源开关及一、二段联络开关，利用1 #厂高变低压侧断路器对厂用电10 kVⅠ段母线进行冲击试验，待10kVⅠ段母线带电后，检查电压回路的电压、相序应正确。

6.6.9利用系统电源带厂用电，并进行厂用电的切换试验。仁宗海水电站1＃（2#）机组并列及负荷试验

7.1 机组并列试验

目的：检查同期回路的正确性

7.1.1 机组所有试验空载试验均已按规范要求做完并合格，机械、电气保护全部启用投运，励磁系统和调速器系统均投入“自动”运行方式。

7.1.2 采用发电机出口断路器1QF（2QF）并网。在正式并列试验前，断开发电机出口隔离开关11QS（21QS），以自动和手动准同期方式进行模拟并列试验，并调整同期装臵参数，确定自动同期装臵工作的准确性，录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。

7.1.3 合上发电机出口隔离开关11QS（21QS），利用发电机出口断路器1QF（2QF）分别以手动和自动准同期方式正式进行并列试验，录制示波图。

7.1.4 按上述方法对251QF和252QF进行并列试验并录制示波图。

7.2 机组带负荷试验

7.2.1 并网后在现地以手动方式逐渐增加负荷到额定负荷的25％、50％、75％、100％运行，检查机组运行及温度变化情况，观察并检查机组在加负荷时有无振动区。记录在各种运行工况时的上游水位、喷针开度、有功功率、无功功率、9 仁宗海水电站1#、2#水轮发电机组启动试运行程序

7.3.4 分别检查调速器在甩负荷时的动态调节性能。校核喷针、折向器紧急关闭时间，配水环管水压上升率和机组转速上升率等应符合设计规定。

7.3.5 机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：

7.3.5.1 甩100% 负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过2次。

7.3.6 机组带100% 负荷下调速器低油压试验。

缓慢打开调速器油压装臵排油阀，逐渐降低油压装臵压力至事故低油压整定值，立即关闭排油阀，作事故低油压停机试验，记录油压装臵动作油位高度。

7.3.7 低油压事故停机后，对机组各部位进行全面检查，应无异常。仁宗海水电站1＃（2#）机组带负荷72h试运行

8.1 完成以上试验后，根据情况进行缺陷处理，机组即具备带额定负荷连续72h运行条件。

8.2 在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或者其它原因引起运行中断，经检查处理合格后，重新开始72h连续试运行。中断前后的时间不得累加计算。仁宗海水电站1＃（2#）机组交接验收

9.1 机组72小时试运行完成后，停机进行全面检查。必要时，将引水系统内的水排空，对机组过流部分及水工建筑物进行检查。

9.2 处理并消除72h试运行中所发现的所有缺陷。

9.3 机组通过72h试运行及停机检查和缺陷处理后，已经具备了向生产管理部门移交的条件，安装承包商应会同有关各方签署机组设备的初步验收证书，并及时进行机组设备及相关机电设备的移交。按合同规定，开始商业运行，同时开始计算机组设备的保证期。

仁宗海水电站1#、2#水轮发电机组启动试运行程序

1#（2#）机组试运行组织机构

田湾河流域仁宗海水电站工程机组启动验收委员会试运行指挥组： 指挥长： 卢建奎

副指挥长：曾献华 王清恺 付佾修 唐建虹 何廷刚 王耀辉 孔凡斌 何志亮 刘 勇 张宝安 吴细平

机电设备运行调试组：

组 长：王振成

副组长：马平周 璟 吴建斌 王 勇（检修部）卢剑虹 赖 杰 刘 峻 骆恩蓉

运行组：

组 长：康文君

副组长: 方东 张雷 马海军 范学民 运行一值：

值 长：康文君 副值长：方 东

成 员：李 明 张占斌 郝建军 张 雷 熊小庆

魏永帅 王 增 白超锋 谢航航

运行二值：

值 长：余振杰 副值长：李海燕

成 员：马兰东 王新文 方永红 顾红林 曾忠胜 张军

李永亮 刘春会 及监理、电厂各值值班人员

试验组：

组 长：马平

副组长: 周璟 王 勇（技安部）

成 员：康文君 余振杰 张占斌 李海燕 张继祥 及厂家调试人员及电厂检修相关专业人员

检修组：

鑫