第一篇：龙滩水电站一号机组启动试运行
龙滩水电站一号机组启动试运行
试验情况综述
徐刚 谌德清 龙滩水力发电厂
关键词： 一号机组 启动 试运行
摘 要：龙滩水电站一号水轮发电机组为世界首台700MW全空冷式机组，发电机额定容量达778MVA，首台机组启动试运行试验，是在电站上下游水位及水轮机试验水头均相对偏低的特殊工况下进行的。在启委会的统一领导下，经过启动试运行指挥部的精心组织工作和业主、监理、厂家设计及各参建单位的通力合作，历时17天，开停机21次。本文对试运行的情况和出现的问题作简要介绍，供同行参考。
0 前言
龙滩水电站一号水轮发电机组的安装，于2007年3月19日通过联合检查验收，并具备充水条件。2007年3月25日尾水管充水，2007年3月29日进水口充水，2007年4月1日首次开机到4月10日4时19分停机，成功地完成首台机组启动试运行大纲所确定的系统倒送电以前的水轮发电机组、主变、500kV挤包绝缘电缆、500kV GIS、出线场、公用设备等所有站内调试和试验工作。
首台机组充水启动试运行第一阶段试验任务为：流道充水、首次启动、空转试验、自动开停机、发电机升流升压、主变带开关站GIS升流升压等6个子项，按照试运行指挥部的统一布署，逐项进行了检查和验证试验。充水试验
首台机组充水试验分为三个阶段进行即：尾水洞充水、尾水管充水及蜗壳充水。龙滩水电站首台机组试运行报告
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1.1 充水试验前的准备及检查
首以台机组充水试验前，启动试运行指挥部组织龙滩公司、龙滩发电厂、各参建单位，按照启动试运行大纲的要求，对大坝进水口、尾水调压井、1#机组过流系统、水轮机、调速系统、发电机、励磁系统、电气一次、二次设备、油、气、水系统、厂房照明、暖通、空调、消防系统进行了认真检查，根据检查结果，满足机组启动试运行的要求。
1.2 充水试验
1.2.1 1号尾水洞于2007年3月25日充水完成，经检查水工建筑物均正常。
1.2.2 1号机组尾水管于2007年3月25日16时36分进行充水，此时下游水位为216.5m，充水后检查，锥管进人门、测量表计、尾水管盘形阀等部位无渗漏，水工建筑物无渗漏，水工结构监测无异常情况。3月26日下午提起尾水管闸门并可靠锁定。
1.2.3 检修集水井深井泵排水试验，6台检修排水泵排水正常，满足排水要求，在排水过程中发现了三个检修集水井上部未连通导致另两个集水井不能正常排气、集水井水位浮子不能正确反应集水井水位、泵控阀操作几次后隔膜损坏等问题，通过在各井之间加设连通管、厂家调换泵控阀安装方向解决了排水试验中的问题，重新进行排水试验，各泵工作正常。
1.2.4 蜗壳充水时间为2007年3月29日，上游水位为319.34m，下午3点30分，提起进水口工作闸门充水阀对蜗壳进行充水，因上游水位较低，至晚7
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机组在额定转速运行时，上导摆度0.30mm，下导摆度0.40mm，水导摆度0.15mm，上机架水平振动0.07mm，顶盖水平振动0.03mm。机组首次启动成功。机组空转试验
4.1 第一次轴承温升试验
机组运行1h46min，推力瓦温稳定在59.5～63.3℃(13号瓦最低，14号瓦最高)，上导瓦温为33.5～37.9℃(11号瓦最低，14号瓦最高)，下导瓦温为28.8～34.5℃(6号瓦最低，8号瓦最高)，水导瓦温为52.8～65.2℃(7号瓦最低10号瓦最高)，水导瓦达到设计报警温度65℃，且温度一直有上升的趋势，汇报试运行指挥部后，于23时50分停机。
4.2 第二次轴承温升试验
在第一次轴承温升试验的结果上，根据厂家意见，将水导瓦总间隙由原来的0.70mm调整为0.80mm，上导瓦总间隙由原来的0.80mm缩小至0.60mm。4月4日下午14点35分再次启动机组进行瓦温检查，运行1小时50分后，水导瓦温仍继续上升，此时全部投入三组水导冷却器，但水导瓦温仍在升高，运行2h25min后达到报警温度而停机。
4.3 第三次轴承温升试验
停机后将水导瓦总间隙调整至1.00mm，其余瓦间隙不变，同时，调整水导外循环油泵油流量，从每台泵约190L/min，调整至约240L/min。4月6日9时25分再次开机，机组运行1h时23min，水导瓦温达到49℃后，投入水导外循环备
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5.2.3 发现有20个主立筋与上磁轭挡风板径向焊缝存在一侧裂纹。
5.2.4 部分转子下压板移位，未复位。
5.2.5 1个转子磁极上转动挡风板有撕裂。
5.2.6 17个磁轭副键存在外移现象。
经分析：厂家设计计算认为，磁轭分离转速为140%，在150%转速时，转子半径会增大约7mm，并且有1.5mm不可恢复，导致空气间隙变小1.5mm，实际变小值可能会更大，另外，磁极与磁轭之间单侧也有一部分间隙，造成了间隙再次减小，从而导致转动和固定挡风板磨擦。调整旋转转动挡风板，并更换有裂纹的挡风板，使静止间隙达到12mm，对定子挡风板磨擦部分进行修磨，去除炭化层，将碳粉清理干净后补刷9103漆，打紧磁极键，检查空气间隙值，检查后满足厂家要求。
对于主立筋与上磁轭挡风板径向存在一侧裂纹部位，因挡风板为三面焊接，不需要对其进行处理。
启动验收委员会现场研究认为，机组过速试验中出现的问题属设计范围内的正常情况，根据厂家意见对转动部件进行处理，并对机组进行全面联合检查后可以进行后续试验。水导瓦温异常升高原因分析
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行中，瓦基本上受力很小，反过来又说明上、下导轴承间隙分配得过大，现场也证明了这一点，上下导轴承的总间隙实际按0.80mm分配，的确有些偏大。
按上面的分析，可以得到这样的推论：由于转子质量不平衡的影响，同时上、下导轴承总间隙过大，使得上、下导轴承摆度加大，超过允许值，由于水导轴承存在，限制了上、下导轴承摆度的进一步增大，所以机组运行时，主轴在水导部位将形成蹩劲，随着时间的延长，水导轴领与轴瓦由原来的油膜润滑变成半干摩擦状态，造成瓦温逐渐升高。从现象上说，瓦温升高也是不均匀的，最高最低相差14℃，说明主轴旋转的时候，总在水导的一个方向上蹩劲，这个方向可能就是转子质量不平衡的反方向。因此水导瓦温度过高的真正原因并不是因为水导瓦间隙过小和各瓦间隙分配不合理造成的，也不是由于水导轴承的油循环和冷却效果不佳造成的（经过与设计部门沟通，水导外循环油泵的单台输油量只要达到194L/min就能满足要求，实际上现场配置的油泵输油量为233L/min，超过设计值，因此冷却效果和循环动力是足够的），而是存在其他的干扰力。实际上，原设计的水导瓦总间隙（0.70mm）是合理的，只要没有其他的干扰力，从理论上说不会引起水导瓦温度过高，现场处理时，一直把矛盾的焦点放在增大水导瓦间隙和增强冷却系统的效果上，还需要做进一步的探讨和研究。变转速试验
由于试运行中水导瓦温异常升高，经分析认为主要原因是转子存在质量不平衡引起，因此安排了一次机组变转速试验，以此验证转子是否存在不平衡，试验工况是在机组空转不加励磁电流的情况下，机组在对应频率45HZ、47.5HZ、50HZ、52.5HZ、55HZ等5个转速下停留5分钟，分别测量上导摆度、下导摆度、上机架水平振动、下机架水平振动等参数，经试验发现，变转速试验中，随机组转速的逐步升高，上导、下导摆度及上机架水平振动均逐步增大。在45Hz时，龙滩水电站首台机组试运行报告
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试验时，上游水位319.4m，下游水位222.3m。
从机组摆度来看，上导摆度在210MW～290MW之间有小幅度的升高，最大摆度490m，其他负荷区间上导摆度在400～420m。水导摆度有同样的趋势，在210MW～280MW负荷之间摆度较大，最大有350m,在非振动区间水导摆度在150～200m，但水导摆度在10MW～70MW的小负荷区间也较大，摆度值在300～320m。而下导摆度在整个负荷区间保持在600～650m，达到了下导间隙的75%以上。
振动方面，机架振动与负荷关系并不大，上机架水平振动在70～80m，顶盖垂直振动整体也处于较小水平，100MW以下的小负荷区在60～70m，随负荷升高而有所减少，到300MW以上的负荷时，振动值是25～35m。定子外壳水平振动始终保持在100～110m，不随负荷变化而变化，已超出国标不大于30m的要求。
尾水压力脉动方面，测试时，机组运行水头为97m，在10～70MW小负荷运行时，尾水脉动在80～100kPa，超出运行水头的8%。随负荷升高，脉动值逐步降低，到300MW以上负荷时，水压脉动在30kPa以下。
第二篇：机组启动试运行方案
机组启动试运行方案
批准：
审核：
编写：
2009年6月9日
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尾水流道充水
1.2.1利用尾水倒灌入检修排水廊道，然后打开机组尾水检修排水阀向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进人门、伸缩节、主轴密封及空气围带、测压系统管路、发电机定子、灯泡头、流道盖板等的漏水情况，记录测压表计的读数。1.2.2充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。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。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QF905、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LCU5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。2.4.9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。3.1.4LCU5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LCU5自动开机 启动机组LCU5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LCU5自动停机
3.3.1由机组LCU5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 桥巩水电站
发电机及
发电机带3#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3#主变、发电机，短路点的设置部位如下：
短路点1（D1）：设置在3#离相封闭母线副厂房84.50m层与电抗器连接处，利用软连接作为短路装置。
短路点2（D2）：设置在开关站3#主变进线间隔接地开关200317处，利用接地开关200317作为短路装置。
4.1.2发电机出口断路器905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3#主变进线接地开关200317处。
（2）根据本次短路试验范围，依次合上相关断路器905、隔离开关20036、断路器2003，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3#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905。（6）分开关站断路器2003，分本次短路试验的接地开关200317。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905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，均流系数不应低于0.85。6.2.3在发电机空载状态下，分别录波检查起励、逆变、手动和自动切换、通道切换等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转速在95%～100%额定值范围内，自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。
6.2.4在发电机空载状态下，人工加入±10%阶跃量干扰，检查各通道的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。
6.2.5发电机转速在90%～110%内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/频率特性曲线。频率每变化1%，AVR应保证发电机电压的变化值不大于±0.25%。
6.2.6进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在A、B套“正常”位置，手动和自动分别进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。6.2.7进行机组LCU5和中控室对励磁系统的调节试验。6.3 计算机监控系统自动开机到空载试验
6.3.1相关水力机械保护、继电保护回路均已投入，机组附属设备处于自动运行状态，具备自动开机条件。
6.3.2发电机出口断路器905断开，灭磁开关断开。
6.3.3调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制，在LCU5上发“开机到空载”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压等过程中的设备运行情况。
6.3.4在LCU5发“停机”令，机组自动停机。观察机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关等过程中的设备运行情况。
7220kV系统对3#主变冲击受电试验（可提前进行）7.1 试验前的准备
7.1.1 计划接受冲击受电的一次设备为：3#主变。
7.1.2投运范围内相关设备保护按调度要求整定完毕并投入，各个保护出口已进行了传动试验，各个保护都已投入运行。7.1.3主变散热器系统投入。
7.1.4开关站LCU9、机组LCU5均已调试完成，本次投运的断路器、隔离开关均已完成LCU远动试验。
7.1.5发电机出口断路器905、接地开关断开。
7.1.6开关站3#主变间隔断路器、隔离开关、接地开关处于断开位置。7.2 主变冲击受电试验
7.2.1向中调申请对3#主变进行冲击受电试验。
7.2.2按调度令进行开关站倒闸操作，220kV电压通过断路器2003对3#主变进行全电压冲击试验，冲击试验应为5次，每次间隔约10分钟。
7.2.3每次冲击合闸后，均需检查主变压器冲击运行情况，检查差动保护及瓦斯保护的工作情况，检查主变高、低压侧避雷器动作情况，检查保护装置有无误动，记录主变压器高压侧合闸冲击电流。
7.2.4主变压器在冲击试验前、后对变压器油作色谱分析，试验结束后恢复设备的正常接线。8机组同期并网试验 8.1并网前准备
8.1.1 已对自动同期装置的电压、频率、导前角进行了测试，已完成自动同期装置的模拟并列试验。
8.1.2 发电机、变压器等相关保护已按调度要求整定完成并正确投入。
8.1.3 在主变零起升压时同期电压回路已检测无误，系统倒送电后，机组与系统的相位已核对。
系统已同意进行同期试验并允许带最低限额负荷。8.2发电机出口断路器905准同期试验（1）905自动假准同期试验。
（2）系统电源已送到发电机主变低压侧。（3）出口断路器905处于试验位置。
（3）机组自动开机至空载运行。励磁调节器、调速器切至远方自动操作模式。（4）启动同期装置，对断路器905的合闸过程进行录波。
（5）合闸后立即断开断路器905，分析录波图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。
（6）试验完成后，解除模拟断路器905合闸信号。2）905自动准同期试验
（1）执行空载至发电令，由机组LCU5投入自动同期装置，断路器905自动准同期合闸，同时录制同期合闸波形。
（2）机组并网后，带最低负荷，检查各功率、电度计量装置工作状况，检查各个保护的采样、差流。
8.3开关站3#主变进线断路器2003QF同期试验 1）2003自动假准同期试验
（1）机组通过断路器905并网发电后，手动降负荷，分断路器2003，机组与系统解列。分隔离开关20036。
（2）模拟隔离开关20036合闸信号至开关站LCU9，启动同期装置，对断路器20036的合闸过程进行录波。
（3）合闸后分断路器2003。分析波型图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。（4）试验完成后，解除模拟隔离开关20036合闸信号。2）2003自动准同期试验（1）合隔离开关20036。
（2）执行断路器2003自动准同期合闸令，由开关站LCU9投入自动同期装置，自动进行准同期合闸。
（3）试验完成后，分发电机出口断路器905，机组与系统解列。（4）跳灭磁开关，停机，准备自动开机并网试验。8.4 计算机监控系统自动开机并网试验
8.4.1发电机出口断路器905断开，系统电源已送到出口断路器905上端。
8.4.2调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制。在LCU5上发“开机到发电”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压、自动同期装置调节机组电压和转速、自动合出口断路器905，机组带设定负荷进入发电状态等过程中设备运行情况。
8.4.3在LCU5上发“停机”令，机组自动解列停机。观察LCU5自动减负荷至3MW、分发电机出口断路器905、机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关的过程，记录自发出停机令到机械制动投入的时间。
8.4.4在中控室进行自动开机和停机操作，并进行相应的检查和记录。9机组负荷试验
9.1机组带负荷试验前的准备。9.1.1 机组带负荷前的试验已全部完成。
9.1.2 申请机组进行负荷试验已获得调度批准，允许甩负荷的容量和时间段已确认。9.2 机组带负荷试验
9.2.1机组逐级增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组状况：各部的振动、摆度；定子绕组温度；推力瓦和导轴瓦、定子铁心、空气冷却器等部位温度值；主变油温等变化情况。
9.2.2在小负荷时，测量发电机、主变压器、开关站断路器等保护装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。测量安稳装置、计量系统和故障录波等装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。9.2.3记录在当时水头下，机组产生振动的负荷区。9.2.4测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。9.2.5在各负荷下，测量发电机轴电压。9.3 机组带负荷下调速系统试验
在不同负荷下进行调节参数的选择及功率调节速率的选择。
9.3.2在50%负荷以下检查调速器频率和功率控制方式下机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。
9.3.3远方、现地有功调节响应检查。
9.3.4模拟故障试验（模拟功率给定、功率反馈信号故障）。9.3.5调速器通道切换试验。9.3.6模拟机械事故停机试验。9.4 机组带负荷下励磁系统试验
9.4.1过励试验、欠励试验、无功调差率按系统要求进行。9.4.2现地/远方无功功率控制调节检查。9.4.3自动和手动切换、通道切换试验。9.4.4可控硅桥路电流平衡检查。9.5 机组甩负荷试验
9.5.1机组甩负荷按额定出力的15%、50%、75%、100%、100%无功进行，并记录甩负荷过程中的各种参数或变化曲线，记录各部瓦温的变化情况。甩负荷通过发电机出口断路器905进行。
机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间，应不大于0.2秒，该时间按转速开始上升起计算。观察大轴补气情况。
甩负荷时，检查水轮机调速器系统的动态调节性能，校核导叶接力器两段关闭规律、转速上升率等，均应符合设计要求。
在额定功率因数条件下，水轮发电机突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩100%额定负荷时，发电机电压的超调量不应大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。9.6 机组事故停机试验
9.6.1模拟机组电气事故停机试验：模拟电气事故动作，机组解列、灭磁，记录负荷下灭磁特性。9.6.2事故低油压关机试验 机组带100%额定负荷运行。
现地与紧急事故停机按钮旁设专人守护。
断开压油罐补气回路；切除压油泵，通过卸油阀门排油与排气阀排气结合方式，降低压力油罐压力直至事故低油压整定值，应注意压油罐内油位不低于油位信号计可见位置。事故低油压接点动作后，调速器事故低油压紧急停机流程启动。若低油压接点在整定值以下仍未动作，立即按紧急事故停机按钮进行停机，重新整定压力开关接点后重做此试验。9.6.3重锤动作关机试验
机组并网带额定负荷稳定运行后，进行机组的重锤关机试验。检查重锤关机是否正常，关闭时间是否符合设计要求。
试验前对监测人员进行周密的安排，在调速器机调柜操作重锤关机命令，如果重锤关机失败，应按下紧急事故停机按钮。9.7 特殊试验 9.7.1 PSS试验。9.7.2 一次调频试验。9.7.3 无功进相试验。9.7.4 其它试验。9.8 机组检查消缺
机组在停机并做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到稳定试运行的要求。
10机组带负荷72h连续试运行
10.1完成上述试验内容经验证合格后，具备带负荷连续运行的条件，开始进入72h试运行。10.2根据运行值班制度，全面记录运行有关参数。
10.3 72h连续运行后，停机全面检查机组、辅助设备、电气设备、流道部分、水工建筑物和排水系统工作后情况，消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷。
10.4完成上述工作后，即可签署机电设备验收移交证书，移交电厂，投入商业运行。
项目经理部
2007年10月8日
第三篇：机组启动试运行方案
马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
马边烟峰电力有限公司烟峰电站
机组启动试运行方案
批准：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿
核准：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿
审核：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿
编写：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿
马边烟峰电力有限公司 二OO九年十一月十六日
马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
（六）机组自动开、停机试验.........................................14
（七）发电机定、转子绝缘检查.......................................15
（八）发电机短路升流试验..........................................15
（九）发电机零起升压试验...........................................16
（十）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验.......................17
七、主变及高压配电装置试验.........................................18
（一）主变及高压配电装置短路升流试验...............................18
（二）发电机带主变零起升压试验.....................................18
八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验.......................19
（一）组织领导............................................19
（二）试验前应具备的条件..................................19
（三）110kV烟马线线路全电压冲击试验程序...................20
（四）1号主变全压冲击试验..........................................21
九、10.5kV母线、#1厂变冲击试验............................21
十、发电机同期并列及带负荷试验......................................22
（一）发电机同期并列试验............................................22
（二）线路准同期并列试验............................................22
（三）测保护极性..........................................23
（四）带负荷试验....................................................23
十一、甩负荷试验....................................................24
（一）机组甩负荷应具备的条件........................................24
（二）机组甩负荷试验内容............................................24
十二、调速器低油压停机试验..........................................25
十三、动水关蝶阀试验................................................26
十四、机组七十二小时试运行..........................................27
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充水条件。
4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。
5、机组启动委员会已成立，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、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）两台机蝶阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机蝶阀均处于全关位置，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）尾水闸门及启闭设备安装完工，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，方可封堵支洞进人门，蜗壳进人门，尾水管进人门，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。
（3）测压表计、流量计、传感器，各种变送器安装验收合格，管路、线路连接良好，各整定值符合设计要求。
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风闸投入。
6、机坑内所有辅助接线完成，检查正确无误，螺丝紧固。
7、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。
8、转动部件与固定部分间的缝隙，包括风扇与挡风圈，轴承盖与主轴、密封环与主轴间隙应均匀一致，确保运行时不会碰撞。
9、磁极接头对风扇、拉杆及磁极等处的绝缘及安全距离满足要求。
10、发电机空气间隙内用白布穿过两端，沿圆周拉一遍，确保无遗留杂物。
11、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。
12、测量轴承总体绝缘电阻不小于1MΩ。
13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。
14、机组油、气、水系统阀门安装完毕，阀门开、关位置正确，手柄己标明开、关方向。
（五）辅助设备检查
1、全厂透平油系统辅助设备安装完毕，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
2、低压空压机自动启、停正常；储气罐安全阀调试合格，整定正确；压力传感器接线完成、调试合格；管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
3、技术供水系统电动阀启、停正常，滤水器自动、手动工作正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
4、油处理室备有足够的、合格的透平油。
5、高压顶转子油泵已调试合格，控制系统正常。
6、渗漏排水泵安装完成，手自动控制系统、液位传感器调试合格，投入使用。
7、检修排水泵安装完成，调试合格，可以投运。
8、主轴密封系统管路安装完成，充气试验合格，回路电磁阀工作正常。
9、各管路、辅助设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已表明开关方向。生产
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3.3.7全厂公用设备操作回路（包括供、排水系统，低压气系统，厂用电设备自投等）。
3.3.8 机组同期操作回路。3.3.9 火灾报警信号及操作回路。
3.3.10 主变操作回路，110KV线路操作回路，厂变操作回路。
4、检查下列微机保护装置
4.1发电机及励磁变微机保护装置整定与回路模拟。4.2主变及厂变微机保护装置整定与回路模拟。4.3 110KV线路微机保护装置整定与回路模拟。4.4辅助设备其它PLC操作保护回路模拟整定。4.5电压、电流回路检查其接线正确可靠。
（七）消防系统的检查：
1、主、副厂房、升压站各部位的消防系统管路及消火栓已安装完工并检验合格，符合设计要求。
2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
3、全厂火灾自动报警与联动控制系统已安装完工并调试合格。
4、灭火器已按设计要求配置。
5、消防系统通过公安消防部门验收合格。五
充水试验
（一）水库蓄水
1、检查进水口工作闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，进水闸门系统供电可靠。
2、检查弧形闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，弧形闸门系统供电可靠。
3、确认进水口闸门已关闭严密。
4、全关1＃、2＃、3＃弧形闸门，用4#弧形闸门进行调节，使水位以1-1.5m/h速度上涨进行水库蓄水。
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2、开启旁通阀向蜗壳充水，通过蜗壳压力表监视蜗壳压力。充水过程中监视蜗壳补气阀工作情况，排气正常。
3、蝶阀前后压力一致，证明蜗壳已充满水，可开启蝶阀至全开。
4、检查蜗壳进人孔、蝶阀伸缩节、蜗壳排水阀无渗漏。
（四）技术供水系统充水试验
开启技术供水总阀，依次向滤水器、发电机空冷器、上导冷却器、下导冷却器、水导冷却器充水，检查各阀门、管路无渗漏，管路畅通。
（五）蝶阀静水动作检查
1、在静水下进行蝶阀开启、关闭动作试验，检查蝶阀静水动作特性。
2、按设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。
六、机组空载试运行
（一）启动前的准备
1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。
2、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通。
3、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已装好，运行记录表格已准备好。
4、机组启动交直流电源投入。
5、油、气、水辅助设备工作正常，技术供水系统投入，冷却水投入运行，调整好水压（空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥）；低压气系统投入，制动柜气压正常。
6、启动高压油泵顶起发电机转子6—8mm，以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，复归后检查制动闸下落情况，确认制动闸已全部落下。
7、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常。
8、发电机出口断路器及灭磁开关处于断开位置。
9、水力机械保护和机组测温装置投入运行，原始温度已记录。
10、集电环碳刷拔出，机械过速开关取下。
1马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
3、检查转速继电器动作情况。
4、检查各部螺丝、销钉、锁片、磁极键是否有松动，转动部件焊缝情况，风扇、挡风板、挡风圈及阻尼环有无松动或断裂。
5、检查风闸磨损和自动下落情况。
6、调整各油槽油位信号及油槽油位，调整反馈位移传感器空载位置。
7、检查油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。
（四）调速器空载试验
1、手动开启调速器开机，待机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内回路、CPU、A/D模块等电气元件。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动、自动调节试验。
2、进行调速器手、自动运行切换试验，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、调速器频率给定的调整范围应符合设计要求。
4、调速器空载扰动试验应符合下列要求：（1）扰动量不超过±8%；
（2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%；（3）超调次数不超过两次。
（4）调节时间应符合规程或设计规定。通过扰动试验，找出空载运行的最佳参数并记录。
5、在调速器自动运行时，记录接力器活塞摆动值和摆动周期。
6、通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。
（五）机组过速试验及检查
1、过速试验前机组平衡已达到要求，机组在额定转速下的各部振动值达标。
2、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。
3、将转速继电器115%和140%的接点从水机保护回路中断开。
4、调速器以手动开机方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点
3马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
3.4检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。3.5检查制动闸复归情况。
4、模拟机械或电气事故，检查事故停机回路及监控事故停机流程的正确性和可 靠性。
（八）发电机定、转子绝缘检查
1、关闭空冷器冷却水，让发电机的机械部分在空转中升温，并注意记录热风的温度（测温制动屏上不大于65℃）。
2、在短路试验前的停机状态测量发电机定、转子绝缘电阻和吸收比合格。
（九）发电机短路升流试验
1、外接380V厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行短路升流试验。
2、在10.5KV发电机断路器下端设置可靠的三相短路点（自制短路线）。
3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V厂用交流电源。
4、投入水机各保护装置。
5、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常转速稳定。
6、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，手动增励升流至0.2—0.5Ie，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。检查保护装置电流极性正确。
7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机的振动和摆度和轴电流，检查碳刷及集电环工作情况。
8、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检查灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数，录制灭磁过程示波图。
9、检查发电机出口、中性点电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。
10、试验合格后自动或手动停机，恢复拆除和短接的接点，并拆除发电机短路点的短路线。
5马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
10、分别在50%和100%Ue下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况，录制示波图。
（十一）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验
1、检验励磁装置起励功能正常，对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查，对手动起励时当电压升到10%Ue时，起励磁装置应能正常工作，自动起励时定子电压升至70%Ue时，励磁装置应能正常工作。
2、检查励磁调节系统的调节范围应符合设计要求：
（1）自动励磁调节器，应能在发电机空载额定电压Ue的70%—110%范围内可连续平滑地调节。
（2）发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压Ue下的10%—110%内可连续平滑地调节。
3、用示波器检查功率柜内整流桥可控硅输出波形；检查控制脉冲在时间轴上分布应均匀，大小变化一致，可控硅开通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。
5、在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机机端电压变化值，录制 发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：
5.1手动开机至空载额定转速。
5.2励磁在自动状态下起励、母线建压至Ue，调速器转为手动运行。5.3手动调节导叶开度调节发电机转速。
5.4记录频率在45HZ—55HZ内的机端电压变化值绘制Ue—HZ特性曲线。频率值每变化1%，励磁系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值±0.25%Ue。
6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。
7、进行励磁调节器低励、过励、PT断线、过电压等保护的调整和模拟动作试验，模拟快熔熔断，检验励磁装置应能可靠工作。
7马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
4、手动零起升压，至25%Ue时检查下列内容：
4.1主变10kV出线、主变10.5KV断路器、主变10.5KV共箱母线、主变、线路隔离开关等设备的带电情况。
4.2校核10KV母线TV二次电压回路相序、相位和电压幅值正确、一致。
5、继续升压至50%、75%、100%Ue时，重复检查以上内容。
6、降低发电机电压至零，断开发电机出口断路器，断开001断路器。
八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验
（一）组织领导
110kV烟马线线路冲击试验和#1主变冲击试验由乐山供电局、乐山供电局调度所（以下简称地调）、110kV马边变电站、马边烟峰电力有限责任公司四家单位配合完成。配合关系为：
1、本次启动试验由乐山供电局组织领导，由乐山地调负责统一指挥调度，各有关单位配合。
2、烟峰电站的工作由马边烟峰电力有限公司负责。3、110kV马边变电站的工作由110kV马边变电站负责。
（二）试验前应具备的条件：
1、烟峰水电站主变、线路及其高压配电装置均已安装完毕，并符合各项验收标准的要求，新设备的试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定，并验收合格。
2、所有继电保护、安全自动装置均已按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条列》调试完毕，并验收合格。继电保护定值核对正确，各互感器二次均已接线，TA二次侧不得开路，TV二次侧不得短路。
3、烟峰水电站微机监控系统安装调试完毕，并验收合格。
4、安装单位已将设备安装记录、各种图纸、技术资料、试验记录、9马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
检查线路TV工作正常，核对二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（四）1号主变全压冲击试验
1号主变全压冲击试验是在完成线路全电压冲击试验后进行的，试验的操作程序如下：
1、断开#
1、#2发电机091、092断路器，拉开#
1、#2发电机091、092断路器手车至试验位置。
2、拉开#1主变低压侧9011隔离手车，断开#1厂变高压侧961断路器。
3、合上110kV烟马线101断路器对#1主变进行5次全电压冲击试验，第一次10分钟，以后每次5分钟，每次间隔3分钟，检查主变运行正常。
九、10kV母线、#1厂变冲击试验
主变冲击试验完成后，进行10kV母线、#1厂变冲击试验。
（一）10kV母线冲击试验
断开101断路器，合上10kV母线TV手车至工作位置，合上主变低压侧9011隔离手车，合上101断路器，对10kV母线全电压冲击试验一次。核对10kV母线二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（二）#1厂变冲击试验
（1）拉开#1厂变低压侧断路器。
（2）合上#1厂变高压侧961断路器对#1厂变进行全电压冲击试验，检查厂变运行正常，测量厂变低压侧电压、相序正确。
（3）#1厂变冲击试验完成后投入厂用电自动切换装置，将厂用电切换到#1厂变供电，检查厂用电运行正常。
冲击试验完成后，1号主变、10kV母线、#1厂变运行。
1马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
4、利用线路准同期装置进行模拟并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。
5、断开线路101断路器，合上1012隔离开关。
6、利用线路准同期装置并网，监视并网成功，断路器合闸正常，机组无冲击。
7、试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。
（三）测保护极性
1、确认烟峰电站发电机组（1号、2号）与系统侧核相正确；
2、根据调度指令，退出110kV烟马线两侧距离保护；
3、退出烟峰电站1号主变差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
4、退出烟峰电站1号主变高压侧复压过流保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
5、根据调度指令，烟峰电站2号发电机组带25％以上的额定负荷（如果情况不允许，最少安排2MW的出力，配合保护极性测试）；
6、根据调度指令，进行110kV烟马线两侧距离保护保护极性测试、线路保护方向测试并确认正确；
7、投入110kV烟马线两侧距离保护保护。
8、退出烟峰电站2号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
9、向调度申请开1号机进行保护极性测试，退出烟峰电站1号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入。
（四）带负荷试验
在完成发电机、线路同期并列试验正常后，可进行机组带负荷试验。
1、操作机组自动准同期装置使发电机与系统并网，逐渐增加有功、无功负荷，按25%、50%、75%、100%额定负荷逐级增加，各负荷值稳定5～10分钟，检查下列各项：
（1）检查机组各部位运转情况，测量机组振动、摆度值，记录机组轴承温度、导叶开度；
3马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
（二）机组甩负荷试验内容
1、甩负荷试验按机组额定有功负荷的25%、50%、75%、100％（或当前水头下可能的最大负荷）进行；录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。
2、并网及甩负荷用发电机出口断路器091、092进行。
3、各级带、甩负荷应在机组运行稳定、调压井压力稳定后进行。
4、甩负荷应进行以下记录及检查，在各项数据符合设计要求后方可进行下一步的试验：
（1）记录甩负荷时：机组负荷、机组转速、接力器位置（导叶位置）、蜗壳压力、尾水管压力，发电机电压、励磁电压、励磁电流等参数。
（2）记录甩负荷前、后以及甩负荷时机组各部振动和摆度值。
（3）在额定功率因数下，机组甩负荷时，应检查励磁调节器的稳定性和超调量，当发电机甩额定有功负荷时，其电压超调量不大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。
（4）机组甩负荷时，应检查水轮机调速系统的调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，机组转速上升率和蜗壳压力上升率应符合设计要求。
（5）机组甩负荷后，调速器的动态品质应达到下列要求：
A、机组甩100%额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过两次。
B、机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±5%为止，所经历的总时间不应大于40S。
C、转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间不大于0.2S。（6）机组甩负荷过程中、监视并记录调压井涌浪及水位波动情况。
5、机组甩负荷试验完成后，应对机组内部进行全面检查，重新拧紧推力支架与轴承座连接螺栓，并进行与过速试验后相同项目的各项检查。
十二、调速器低油压停机试验
调速器低油压停机试验的目的是检查机组事故低油压停机回路动作的正确性和
5马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案
移。
十四、水轮发电机组72h带负荷试运行
1、在上述所有试验结束后，机组具备进入72小时满负荷（或当前水头下的最大负荷）连续试运行条件。
2、根据正式运行值班制度，安装单位安排人员值班，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。
3、在72h连续试运行中，若由于机组及相关机电设备的制造或安装质量等原因引起机组运行中断，经检查处理合格后应重新开始在72h连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。
4、在72h连续试运行结束后，应停机对机电设备做全面检查，必要时可将引水隧洞放空，检查机组蜗壳和引水隧洞工作情况。5、72h连续试运行结束后，应对发现的设备或安装缺陷进行消缺。
4、机组通过72h连续试运行，并经过消缺处理后，由业主组织启动验收，设备 移交，即可投入试生产。
马边烟峰电力有限责任公司 二OO九年十一月十六日
第四篇：小三峡水电站 机组设备试运行操作规程
蓄水及首台机组启动验收
四川米易县小三峡水电站
机组设备试运行
操作规程
水电五局小三峡机电安装项目部
二OO六年十二月
审定：赵书春
审查：李 俊
校核：范长江
编写：王甲荣 尹志强 牟学芬 何祖红
水电五局小三峡机电安装项目部
二OO六年十二月
目录
一 机组充水试验操作.........................................................4 二 机组空载试运行操作...................................................16 三 发电机短路升流试验操作...........................................24 四 发电机升压试验操作...................................................26 五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作......28 六 机组并网及负荷试验操作...........................................32
小三峡电站机组试运行操作规程
一 机组充水试验操作 1充水前的检查
目的：确认机组是否具备充水条件。1.1 流道的检查
1.1.1 坝前进水口1#机组拦污栅已施工完毕验收合格，拦污栅周围已清理干净验收合格。
1.1.2 进水口1#机组用工作闸门、启闭装置已安装完工，门槽已清理干净并验收合格。工作闸门在无水情况下调试合格，启闭时间符合设计要求并处于关闭状态。
1.1.3 1#机组进水流道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已安装完工，清理干净并检验合格。灌浆孔已封堵，测压头已装好，测压管阀门、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。所有过水流道进入孔的盖板均已严密封闭，封水盖板已安装完工，且所有螺栓均已紧固。
1.1.4 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板、临时支座、转轮检测平台均已拆除。
1.1.5 蜗壳排水阀及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。全厂渗漏检修排水系统已安装完工，调试完毕，其手动、自动均能可靠运行。
1.1.6 尾水闸门槽极其周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，启闭情况良好，尾水闸门处于关闭状态。1.1.7 上、下游水位测量装置已安装完工，调试合格。1.1.8 非本期试运行的2#、3#机工作闸门及尾水闸门处于关闭状态，并已采取安全措施防止误动。1.2 水轮机部分检查
1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工，检验合格，记录完整，转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，已无遗留物。1.2.2 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，轮叶全关。
1.2.3 真空破坏阀已安装完工，经严密性试验及设计压力下的动作试验合格。
1.2.4 主轴工作密封与空气围带已安装完工、检验合格，密封自流排水管道畅通。密封水压力开关和空气围带压力开关已调整至设计值。
充水前投入检修密封：关1301、1302、1305阀，开1307、1309阀，空气围带充气。
1.2.5 顶盖排水泵已安装完工，检验合格，手动、自动工作均正常，投入运行，并切至“自动”，1228、1232阀全开。1.2.6 受油器已安装完毕，符合规范规定要求。
1.2.7 水导轴承润滑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合格，各整定值符合设计要求。1.2.8 水轮机各测压表计、示流器、均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计参考值。振动和摆度传感器均已安装完工调试合格。
1.3 调速系统的检查
1.3.1 调速系统及其设备已安装完工，调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、压力开关、安全阀、自动化元件均已整定符合设计要求，管道检查和压力试验完毕。1.3.2 压力油罐安全阀按规范要求已调整合格，且动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。回油箱油位继电器动作正常，高压补气装置手、自动操作动作均正确。漏油装置调试合格，手动、自动工作均正常。
1.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充油检查，额定压力下无渗漏现象。
1.3.4 调速器机电柜已安装完工并调试合格，各电磁阀、电气/液压转换装置工作正常。
1.3.5 手动操作进行调速系统的联动调试，检查调速器、接力器、及导水机构操作的灵活性、可靠性和全行程内动作的平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器三者的一致性，并录制导叶和接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。1.3.6 手动操作检查浆叶动作的平稳性，浆叶开度和调速器柜的浆叶开度指示器的一致性，调整好导叶和桨叶的协联关系。1.3.7 事故配压阀、两段关闭和机械过速保护装置均已安装完毕调试合格，动作试验正确，特性参数已按制造商的设计数据整定完毕。紧急关闭时导叶全开到全关所需的时间符合设计要求。1.3.8 锁定装置调试合格，信号指示正确并处于投入位置。1.3.9 调速器静态调试已完成，手动模拟开、停机试验合格，由计算机监控系统进行自动操作模拟开、停机试验和电气、机械事故停机试验，各部位动作准确可靠，关机时间调整完毕，符合设计要求。
1.3.10 机组测速装置已安装完毕并调试合格，动作接点已按要求整定完毕。1.4 发电机的检查
1.4.1 发电机整体已全部安装完工，试验检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。1.4.2 推力轴承及轴承油位、温度传感器、冷却水压已调试，整定值符合设计要求。
1.4.3 推力轴承高压油顶起装置已安装完毕，检验合格，阀门及管路均无渗油现象。
1.4.4 机组用空气冷却器已安装完工检验合格，水路风路畅通，阀门、管路无渗漏，冷却水压力已调整至设计值。风罩内其它所有阀门、管路、接头、变送器、电磁阀等均已检查合格，处于正常工作状态。
1.4.5 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，制动系统压力符合设计要求。充水前制动系统置“手动”复归位置：关1319、1327、1321、1329、1304阀，开1315、1317、1333、1331阀。
1.4.6 测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器，测温系统均已安装完工，调试合格，整定值符合设计要求。1.4.7 发电机转子集电环、碳刷、碳架已安装完毕，检验合格。1.4.8 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助接线端子板均已检查正确无误，牢固可靠。
1.4.9 发电机内灭火管路已安装完工，检验合格。1.5 励磁系统检验
1.5.1 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。
1.5.2 励磁系统屏柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好，功率柜风冷却系统安装完工，检验合格。阳极开关断开。1.5.3 灭磁开关接触良好，试验合格，动作灵活可靠。灭磁开关断开。
1.5.4 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。1.5.5 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。
1.6 油、风、水系统的检查
1.6.1 全厂透平、绝缘油系统已能满足1#机单元及其他零星用油设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格，且与2#、3#机可靠隔离。1.6.2 机组推力轴承及各导轴承润油有温度、压力、油位检测装置已安装调试合格，整定值符合设计要求。
1.6.3 油压装置回油箱、漏油箱及所有管路、阀门、接头、单向阀、油压装置油泵、漏油泵及所属自动化元件、各液位信号器及压力变送器等已安装完工，试验合格且已投入运行。油压装置油泵、漏油泵已投入运行，并置“自动”。
1.6.4 全厂技术供水系统包括蜗壳取水口、滤水器、供水泵、供水环管等已安装完工，调试合格，记录完整。供水泵手、自动状态均可正常工作，各管路、阀门、滤水器、接头等已试压合格、清洗干净，无渗漏现象。并做好与2#、3#机的隔离保护措施。1.6.5 厂内渗漏检修排水系统已安装完毕，并经全面检查合格。排水泵、排水阀手动、自动工作正常，已投入运行，并置“自动”。水位传感器已调试，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。
1.6.6 全厂两台高压空压机、两台低压空压机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各测压表计、温度计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。高低压气系统已经投运，处于正常状态。
1.6.7 1#机组单元所用的高、低压空气管路已分别通入压缩空气进行漏气检查合格，能随时可供1#机组使用，并且与2#、3#机可靠隔离。1.6.8 各管路、附属设备已按规定刷漆，阀门已挂牌编号。1.6.9 1#机组段和副厂房、主变等部位的消防供水系统安装调试完毕，并与其他部位有效隔离。1.7 电气一次设备的检查
1.7.1 发电机主引出线、中性点引出线处的电流互感器已安装完工试验合格。
1.7.2 发电机断路器、隔离开关、高压开关柜、避雷器已全部安装完工，试验合格，具备带电试验条件。发电机断路器DL1、隔离开关G11、G911、G912处于断开位置。
1.7.3 发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验试验合格，具备带电条件。
1.7.4 1#主变压器已安装完工调试合格，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，事故排油系统以及保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。
1.7.5 110KV系统已安装完工，所有试验合格，具备投运条件。110KV出线已安装完工，已具备投运条件。
1.7.6 厂房、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻值已测试，符合设计要求。
1.7.7 厂用电10KV系统包括1#、3#厂变等电气设备已安装完工，调试合格。备用电源已经形成且为3#厂用变送电，作为机组试验时期的电源。机组试验完毕投入运行后，由1#厂变为全厂提供电源，3#厂变的外来电源作为备用电源。1.7.8 厂用400V系统电气设备已安装完毕，调试合格。1#机组调试及试运行期间400V系统Ⅰ段、Ⅱ段母线并列运行，由1#、3#厂变互为备用提供电源。
1.7.9 做好与未投运2#厂变的安全隔离措施，将2#厂变低压侧断路器402ZKK断开并悬挂“禁止合闸”标识牌。1.7.10 备自投装置已检验合格，工作正常。
1.7.11 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检验合格。1.8 电气二次系统及回路的检查
1.8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，通电调试工作完成，机组现地LCU监控系统和回路、机组辅助控制系统及回路均已安装完工，并调试合格。所有电缆接线正确、可靠。1.8.2 1#机组LCU、公用LCU、进水口工作闸门控制系统已安装完毕，与被控设备联调完成，各控制流程满足设计要求。全厂集中监控设备、UPS等已安装完工，检验合格。
1.8.3 计算机监控上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。现地1#机组LCU、公用LCU监控系统与上位机已能正常实现通讯。1.8.4 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。
1.8.5 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。
1.8.6 LCU与各被控设备、厂用电及油压装置、高低压气系统、渗漏检修排水泵、断路器、隔离开关的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。
1.8.7 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。
1.8.8 机组电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装置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，电气保护装置已按定值单进行整定，具备投运条件。
1.8.9 下列电气操作回路已检查并模拟试验，其动作正确、可靠、准确：
1）进水口工作闸门自动操作回路。
2）机组自动操作与水力机械保护回路。3）机组调速器系统操作回路； 4）发电机励磁系统操作回路； 5）发电机断路器操作回路； 6）直流系统及信号回路； 7）全厂公用设备操作回路；
8）1#机组、主变及110KV线路的同期操作回路； 9）厂用400V系统备用电源自动投入回路；
10）110KV断路器、隔离开关和接地开关的操作回路和安全闭锁回路；
11）火灾报警信号及操作回路。1.8.10 以下电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查，继电保护回路已进行模拟试验，动作正确、灵敏、可靠。
1）1#发电机继电保护与故障录波回路。2）主变压器继电保护与故障录波回路。3）110KV线路继电保护与故障录波回路。
4）10KV系统继电保护回路，400V系统继电保护回路。5）仪表测量回路。
1.8.11 厂内通讯、系统通讯及对外通讯等设施已安装调试完毕，检验合格，回路畅通，准确可靠能够满足电网调度、厂内生产调度的需要。
1.9 消防系统的检查
1.9.1 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，并通过消防部门的验收。1.9.2发电机内灭火管路、灭火喷嘴、感温感烟探测器已安装完毕，检验合格。
1.9.3 全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
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。2.1 充水条件
2.1.1 确认坝前水位已蓄水至最低发电水位。2.1.2 确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。
2.1.3 指定专人确认蜗壳进入门、尾水进入门已关闭牢靠，蜗壳取水阀、蜗壳排水阀、尾水排水阀处于关闭状态。2.1.4 确认尾水已充水。
2.1.5 指定专人确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。
2.1.6 指定专人确认空气围带、处于投入状态。
2.1.7 确认厂内渗漏排水现处于自动控制位置：0205、0201、0207、0213、0209、0215阀全关，0208、0204阀全开。2.1.8 确认厂内检修排水现处于自动控制位置：0225、0229、0231、0217、0221、0223阀全关，0216、0212阀全开。2.2 尾水流道充水试验
2.2.1 打开有关排气阀，限度开启尾水检修门（开度100㎜）向尾水流道充水，在充水过程随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表记读数。
2.2.2 如在充水过程中一旦发现渗水异常现象，应立即停止充水并及时进行处理。
2.2.3 待充水与尾水平压后，提起尾水闸门，并锁定在门槽口上。2.3 进水流道充水试验
2.3.1 限度开启工作闸门（开度100㎜）向进水流道及蜗壳充水，监视蜗壳压力上升情况。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、蜗壳进人门等处的漏水情况，发现异常应立即停止充水，并及时进行处理。
2.3.2 在充水过程中需指派专人观察各测压仪表及仪表接头有无漏水情况，并监视水力测量系统各压力表计的读数。2.3.3 充水过程中，检查流道排气是否畅通。
2.3.4 充水过程中，观察厂内渗漏水情况及渗漏排水水泵排水能力和运转可靠性。
2.3.5 进水口工作门充水平压后记录充水时间，并将工作门提至全开位置。
2.4 充水后的检查和试验
2.4.1 进行工作闸门静水启闭试验，调整闸门启闭时间符合设计要求。进行远方闸门启闭操作试验，闸门启闭应可靠，位置指示准确。
2.4.2 观察厂内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。
2.4.3 打开技术供水阀门启动技术供水设备向机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力，检查滤水器、各部位管路、阀门、接头工作情况，有无渗漏。
二 机组空载试运行操作 起动前的检查及操作
1.1 主机周围场地已清扫干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，无关人员退出1#机工作现场，通讯系统布置就绪，各部位运行人员已进入岗位。振动、摆度测量装置调试完毕，检验合格，已投入运行。
1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。
1.3 起动机组冷却水泵，调节各冷却用水流量和水压至设计值。1.4 厂房渗漏排水系统、高低压气系统已投入自动运行。1.5 记录上下游水位、各部位原始温度、水压等已记录。1.6 油压装置处于自动运行状态。1.7 漏油装置处于自动运行状态。
1.8 机组启动前用高压油泵顶起转子一次：检查并操作：1333、1319、1327、1312、1321、1329、1304、1130阀全关，1314、1131全开，检查顶转子情况。油压解除后检查发电机制动器，确认已全部复归。
1.9 水轮机主轴密封水投入：关1251、1247、1259、1255、1261阀，开1263、1253阀，并控制1253阀开度，调整主轴密封水水压至规定值。
检修密封排气：关1301、1305、1307阀，开1302阀。检查围带排气情况。1.10 调速器处于以下状态：
1）油压装置主供油阀1111阀门开启，调速器油压指示正常。2）调速器滤油器位于工作位置。3）调速器处于手动工作位置。4）调速器控制导叶、轮叶于全关位置。1.11 与机组有关的设备：
1）断开发电机出口断路器DL1，断开G11、G911、G912隔离开关。
2）拔出发电机转子集电环碳刷，断开励磁阳极开关，断开灭磁开关。
3）投入水力机械保护和测温装置。4）拆除所有试验用的短接线和接地线。
5）从发电机出口母线A、B、C三相引线，接标准频率表监视发电机转速。
6）机组现LCU已处于工作状态，并具有安全监测、记录、打印报警机组各部位主要运行参数的功能。2 机组首次手动启动试验
2.1 机组轴承油位正常，符合设计要求。2.2 拔除锁定。
2.3 制动闸处于复归位置。
2.4 水轮发电机组的第一次启动采用手动开机。将调速器切换到手动位置，手动缓慢打开导叶开度，当机组开始转动时再将导叶关回闭，记录导叶启动开度，在转速上升和下降过程中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擦或碰撞情况。
2.5 确定各部位无异常后，再次采用手动开机，机组转速升至额定转速的50%时暂停升速，观察各部运行情况。检查无异后继续增大导叶开度，使转速升至额定值。转速稳定后，测量机组转动部分的摆度和固定部分的振动。记录当时水头下机组空载的开度。
2.6 在机组升速过程中，检查电气转速信号装置相应接点的正确性。
2.7 根据机组空转的振动情况，确定发电机转子是否需做动平衡试验。
2.8 在机组升速过程中应指派专人监视并记录推力瓦的各导轴瓦的温度，不应有剧烈突变现象。机组达到额定转速后，在1小时内，每隔10min测量一次各部轴承的温度，1小时后，每隔30分钟记录一次。观察并记录各轴承的油位、油温的变化，应符合设计要求，待温度稳定后，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。
2.9 机组启动过程中，密切监视各部位的运转情况，如发现金属碰撞或摩擦、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，则立即停机检查。
2.10 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。
2.11 记录全部水力测量系统计表读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值。
2.12 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。3 机组空载运行下调速系统的调整试验
3.1 检查调速器测频信号，其波形正确，幅值符合要求。3.2 检查调速器机械部分的工作应正常。3.3 频率给定的调整范围应符合要求。
3.4 手、自动切换试验，接力器应无明显摆动，机组转速摆动值应不大于规程规范要求。
3.5 进行调速器的空载试验及扰动试验，1）找出空载运行调节参数，在该组参数下机组转速相对摆动值不超过+0.25%。
2）扰动量为±8%额定转速，转速最大超调量小于扰动量的30%、3）超调次数不超过2次、调节时间均符合规程规定。3.6 记录油压装置油泵的运转时间及工作周期。
3.7 调速器自动运行时记录接力器活塞摆动值及摆动周期。4 手动停机及停机后的检查
4.1 机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。
4.2 手动关闭导叶开度，当机组转速降至30%ne时，手动投入机械制动至机组停止转动，解除制动装置使机组制动器复归，此时注意监视机组不应有蠕动。同时记录机组投入制动到到转速小于5%ne需要的时间。
4.3 停机过程中同时检测转速信号装置95%ne、30%ne、5%ne各接点的动作情况应正确。
4.4 停机后投入导叶接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封水，根据具体情况确定是否关闭工作闸门。4.5 停机后的检查和调整：
（1）检查各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。（2）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。
（3）检查发电机上下挡风板、风叶是否有松动或断裂。（4）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。（5）在相应水头下，整定调速器空载开度。（6）调整油槽油位继电器的位置接点。5 机组过速试验及检查
5.1 将测速装置115%ne和140%ne的接点从水机保护回路中断开，用临时方法监视并检验其动作情况。将机械换向阀等机械过速保护装置切除。
5.2 投入导叶与浆叶的自动协联装置。
5.3 以手动方式开机，待机组达到额定转速运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%ne，观察测速装置的动作情况。
5.4 如果机组运行无异常，继续将机组转速升至设计规定的过速保护整定。同时监视电气与机械过速保护装置的动作情况。5.5 过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆渡和振动值，记录各部位轴承的温升情况，并注意是否有异常响声。5.6 过速试验停机后进行如下检查：
（1）全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极健、阻尼环磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。（2）检查发电机定子基础及上机架千斤顶状态。（3）检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落。（4）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。
（5）检查发电机上下挡风板、导风叶是否有松动或断裂。（6）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。6 机组无励磁自动开停机试验 6.1 自动开停机前检查与操作
（1）调速器切至“自动”，油压装置和漏压泵切至“自动”；（2）制动闸系统切自动运行：关1319、1321、1312、1314、1131、1130阀，开1333、1327、1329阀。
（3）空气围带投自动：关1302、1307阀，1301、1305阀。（4）主轴密封水投自动：关1253阀，开1251、1247阀。（5）确认所有水力机械保护回路已投入，且自动开机条件已具备。
（6）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相符的。
6.2 检查具备自动开机的条件后，按试验确定的空载运行参数，分别在现地LCU及中控室上位机部位操作自动开机。机组由“静止”—“空转”，检查计算机监控程序各部位的执行情况，直到机组升至额定转速。
6.3 自动开机，做好以下各项试验记录：
（1）检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的自动投入情况。
（2）检查调速器的动作情况。
（3）记录自发出开机脉冲至机组开始转动的时间。（4）记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。（5）检查测速装置的工作是否正常。6.4 机组自动停机试验
检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，分别现地LCU及远方上位机方式操作自动停机，机组由“空转”—“停止”
6.5自动停机做好以下各项的检查记录：
（1）检查自动停机顺序是否正确，各自动化元件的动作是否正确可靠。
（2）记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动所需的时间。（3）检查制动器自动投入与复位是否正确，记录制动后机组停机的时间。
（4）检查测速装置，调速器及自动化元件的动作是否正确。7 事故停机与紧急事故停机试验 7.1 自动开机，模拟发电机保护事故、励磁事故、水机事故，作用于事故停机，检查事故停机回路与LCU事故停机流程的正确性与可靠性，检查事故配压的动作情况应正确。
7.2 手动操作紧急停机按钮，作用与紧急停机，检查LCU紧急事故停机流程的正确性与可靠性，检查紧急事故电磁阀的动作情况正确。
三 发电机短路升流试验操作 发电机升流试验前做好以下准备：
（1）在发电机出口断路器内侧设置可靠的三相短路接线。（2）用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。（3）投入水机保护。
（4）切除发电机事故引出联动水机保护的（软、硬）压板。（5）从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器一机频信号以维持机组的稳定。
（6）励磁调节器切换至“手动”（电流反馈控制）。
（7）测量定子绕组绝缘电阻、吸收比，如不满足GB8564-2003标准的要求则进行短路干燥。手动开机至额定转速，检查各部位运行正常。手动合灭磁开关，手动启动，并操作励磁装置，使定子电流升至25%额定值。检查发电机各电流回路的正确性和对称性。检查发电机差动保护回路的极性和相位，检查发电机后备保护电流回路的极性和相位，各表计的电流回路是否正确。4 在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。在发电机额定电流下跳开灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。6 每隔10%额定定子电流，记录定子电流与转子电流，做出发电机上升段和下降段的短路特性曲线。7 发电机短路干燥
7.1 机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时升温不超过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比。
7.2 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。
四 发电机升压试验操作 投入发电机保护装置，水机械保护及自动控制装置；投入发电机振动、摆度测量装置；断开1#发电机出口断路器DL1，断开G11隔离开关，合G911、G912隔离开关。解除10KV励磁临时用电源电缆（包括厂变侧），恢复励磁变高压侧接线。解出“从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器”的导线。机组励磁采用自并励手动递升加压。自动开机至额定转速，机组各部运行正常后，手动启励，并升至25%额定电压值，进行以下项目的检查：
1)发电机及引出母线、发电机断路器、各分支回路带电是否正常；
2)振动、摆度是否正常；
3)电压回路二次测相序、相位和电压值是否正确。3 以上检查无问题后，继续升压至50%额定电压，检查无问题后跳开灭磁开关，检查灭弧情况。继续升压至发电机额定电压值，检查一次带电设备运行是否正常；检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确；测量机组振动与摆度值，测量轴电压。额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况。进行零起升压，每隔10%额定电压记录一次定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。7 续续升压，当发电机空载励磁电流升到额定值时，测量定子最高电压，注意此时定子电压不应超过1.3倍额定电压，并在该电压下持续5分钟。手动操作由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录一次定子电压，转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。发电机空载下励磁装置的调整试验
9.1 额定转速下，检查励磁调节器手动单元的调节范围检查； 9.2 励磁调节器自动起励试验；
9.3 自动电压调整范围检查应符合设计要求；
9.4 在发电机额定转速下，分别检查励磁调节器投入、手/自动切换、通道切换、带励磁装置自动开停机等情况下的稳定性。发电机在95%—100%额定转速范围内，投入励磁系统，使发电机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数小于2次，调节时间小于5秒。9.5 进行励磁装置10%阶跃试验。
9.6 空载电压下进行逆变灭磁试验和跳灭磁开关灭磁力试验。9.7 测定发电机电压频率曲线。
9.8 进行低励、过励、PT断线、过电压等保护调整及模拟动作试验。
9.9 励磁装置本体的试验由制造单位完成并提供试验报告。
五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作 发电机对主变及110KV高压配电装置短路升流试验 1.1 投入发电机继电保护、水力机械保护装置，主变瓦斯保护，中性点接地开关主变冷却器系统及其控制信号回路。
1.2 在110KV出线隔离开关内侧侧设置三相短路点，升流前断开发电机及主变高压侧断路器所有的跳闸回路;1.3 用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。1.4 断开2#主变高压侧隔离开关G1021及断路器DL102，并采取防止误合的安全措施。
1.5 断开线路隔离开关G1516、接地开关G1120，断开母线PT接地隔离开关G1110、G1180，断开1#主变高压侧接地开关G10130。
1.6 合1#主变高压侧断路器DL101、隔离开关G1011、中性点接地隔离开关G1019。
1.7 合1#机出口断路器DL1、隔离开关G11，合1#机出口母线隔离开关G912、G911，合10KV母线I段隔离开关G918，断开41T 高压侧断路器DL901、隔离开关G9011。
1.8 开机后递升加流，检查各电流回路是否正确，检查主变、线路保护的电流极性和相位是否正确。
1.9 继续升流至发电机50%、75%、100%的额定电流观察主变与高压配电装置的工作情况。1.10 升流结束电流降回零后模拟主变保护动作，检查跳闸回路是否正确。拆除主变高压侧及高压配电装置的各短路点的短路线。发电机对主变及110KV高压配电装置的递升加压试验 2.1 投入发电机主变继电保护、110KV线路保护等继电保护装置自动装置控制回路。2.2 发电机对主变的递升加压
（1）断开1#主变高压侧断路器DL101、隔离开关G1011，确认2#主变高压侧高压隔离开关G1021和断路器DL102处于断开位置。机组励磁采用自并励手动递升加压。
（2）手动递升加压，分别升至发电机额定电压的25%，50%，75%，100%。
（3）1#机出口与10KV母线间的定相检查。2.3 发电机对开关站投运设备的递升加压
（1）合上1#主变高压侧断路器DL101与隔离开关G1011，检查确认2#主变高压侧隔离开关G1021、线路隔离开关G1516处于断开位置。
（2）分别在25%，50%，75%，100%的额定电压下检查开关站一次设备的工作情况。
（3）检查110KV母线电压回路的正确性。
（4）检查10KV母线PT与110KV母线PT间定相正确，检查主变高压侧断路器同期回路的正确性。2.4 手动零起升压后，分别在50%、100%额定电压下检查主变和110KV系统一次投运设备的工作情况。
2.5 检查110KV母线二次电压回路的电压、相序和相位应正确。3 电力系统对110KV母线充电
3.1 充电前：检查并断开主变高压侧断路器DL101、DL102、隔离开关G1011、G1021，检查并断开线路接地开关G15160、母线接地开关G1120，检查并断开母线接地开关G1110、PT接地开关G1180，检查并合PT隔离开关G118。合线路隔离开关G1516，对110KV母线充电。
3.2 用系统电压检查母线PT电压、相序、相位应正确。3.3 系统电源送至110KV母线后，在110KV线路PT与110KV母线PT间定相正确。检查线路DL同期回路应正确。3.4 检查系统相序于电站高压母线相序相同。4 系统对主变冲击合闸试验
4.1 对1#主变进行冲击试验前，检查并断开1#发电机出口断路器DL1、隔离开关G11，检查并断开厂变41T高压侧断路器DL901、隔离开关G9011。检查并断开1#主变高压侧断路器DL101、接地开关G10130，合1#主变高压侧隔离开关G1011、中性点接地刀闸G1019.4.2 投入主变继电保护和冷却系统、110KV线路保护、自动装置控制回路。
4.3 合1#主变高压侧断路器DL101，对主变进行冲击5次，每次时间间隔10min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的工作情况。
4.4 用系统电压检查10KV母线PT电压、相序和同期回路应正确。
4.5 再次检查6KV母线PT与110KV母线PT间的相序应正确。
六 机组并网及负荷试验操作 机组并网试验
1.1 对每个同期点先做假同期并网试验。
1.2 在正式并网试验前，断开发电机出口隔离开关G11，模拟手动和自动准同期装置进行机组并网试验并由厂家调整自动准同期装置参数，确定自动准同期装置工作的准确性。1.3 正式进行机组的手动与自动准同期并网试验。1.4 进行其它同期点的手动与自动准同期并网试验。2 机组带负荷试验
2.1 并网后手动方式逐渐增加负荷，检查机组各部位运行情况，观察并记录机组在各种负荷下的振动值。记录不同负荷时导叶开度、轮叶开度、有功功率、励磁电流、机组定子电压、功率因数、轴承温度等，然后手动降至空载。最后进行自动增减负荷试验。应快速越过机组振动区。
2.2 在带负荷情况下，观察1#发电机机组、主变、110KV系统一次设备的工作情况。
2.3 进行带负荷下调速器系统试验。检查调速器系统得协联关系是否正确。
2.4 进行带负荷下励磁装置试验。
2.5 分别在调速器、励磁装置以及计算机监控上进行发电机有功、无功功率从零到额定值的调节实验，调节应平稳无跳动。3机组甩负荷试验
3.1 机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，根据要求记录有关数据。
3.2 在额定功率因数下，突甩负荷时及甩负荷后励磁系统的工作运行情况及稳定性。
3.3 检查调速器在甩负荷时及甩后的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。
3.4 机组甩负荷后，进行全面检查。
3.5 机组带额定负荷下调速器低油压关闭导水叶试验。3.6 事故配压阀动作关闭导叶试验。
3.7 根据设计要求和电厂具体情况进行动水关闭工作闸门试验。
3.8 倒换厂用电：断开厂用变41T低压侧空气断路器401ZKK，合隔离开关G9011，合DL901对41T充电正常，然后倒换厂用电。
第五篇：机组启动试运行组织措施
机组启动试运行 组 织 措 施
能投147集中供热1×50MW工程项目部
二〇一一年八月编制
能投147集中供热1×50MW工程项目部
前 言
机组启动试运是全面检验新建电源工程的设备制造、设计、施工、调试和生产准备工作的重要环节，是保证机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关键性程序。
机组启动试运分为“分部试运、整套启动试运、试生产”三个阶段。分部试运阶段：从高压厂用母线受电开始至整套启动试运开始为止，包括单机试运和分系统试运两部分。
整套启动试运阶段：从机、电、炉第一次整套启动时锅炉点火开始，到完成满负荷试运行移交试生产为止，包括空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段。
试生产阶段：自试运总指挥宣布满负荷试运结束开始，时间为6个月。
编制依据
《火力发电厂基本建设启动及竣工验收规程（1996年版）》（原电力工业部颁）。《火电工程启动调试工作规定（1996年版）》（原电力工业部建设协调司颁）。《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》（原电力工业部颁）。《电力工程达标投产管理办法》（2006版）
能投147集中供热1×50MW工程项目部
机组试运行组织措施 组织机构设置
1.1启动验收委员会（简称启委会）
启委会是机组整套启动试运的决策机构。启委会应在机组整套启动前组成并开始工作，直到办完移交试生产手续为止。1.1.1 组织机构
主
任： 师市领导 副主任：
委
员： 师市发改委
师市国资委
师市安监局
师市消防局
技术监督局
师市环保局
师市水利局
开发区管委会
集团公司领导
股份公司领导
石河子国能投资有限公司
石河子质量监督站
自治区电力公司质监站站长
147团领导
筹建处主任
调试单位领导
设计方设总
监理方领导
施工方领导
设备厂家代表
能投147集中供热1×50MW工程项目部
1.1.2 启委会职责
1.1.2.1在机组整套启动试运前：审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报，协调整套启动的外部条件，决定机组整套启动的时间和必须具备的启动条件及其他有关事宜。
1.1.2.2在整套启动试运中：听取试运指挥部有关机组整套启动试运情况的汇报，研究决策试运指挥部提交的重大问题。
1.1.2.3在整套启动试运后：审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报，协调整套启动试运后的未完成事项，支持移交试生产的签字仪式，办理交接手续。
1.2 试运指挥部
试运指挥部从分部试运开始的一个月前组成并开始工作，直到办完移交生产手续为止。由总指挥和副总指挥组成。1.2.1 组织机构
总指挥：
副总指挥：
1.2.2 试运指挥部职责
1.2.2.1 全面组织、领导和协调机组启动试运工作。1.2.2.2 对试运中的安全、质量、进度、和效益全面负责。1.2.2.3 负责审批启动调试大纲、调试方案及措施。
1.2.2.4启动验收委员会成立后，在主任委员的领导下，筹备启动验收委员会全体会议；启动验收委员会闭会期间，代表启动验收委员会主持整套启动试运的常务指挥工作。
1.2.2.5 协调解决启动试运中的重大问题。
1.2.2.6 组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。
1.3 试运指挥部下设分部试运组、整套试运组、验收检查组、生产准备组、综合组、试生产组等共6个专业组，每个专业组可下设若干个专业小组。1.3.1 分部试运组
能投147集中供热1×50MW工程项目部
组
长：
副组长：
成员：
1.3.1.1 职责
1.3.1.1.1负责分部试运阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作。1.3.1.1.2 组织和输分部试运后的验收签证及资料的交接等。1.3.2 整套试运组
组
长：
副组长：
成员：
1.3.2.1 职责
1.3.2.1.1 负责核查机组整套启动试运应具备的条件，提出整套启动试运计划。1.3.2.1.2 负责组织实施启动调试方案和措施。
1.3.2.1.3 全面负责整套启动调试的现场指挥和具体协调工作。1.3.2.1.4 审查启动试运有关记录和调试报告。1.3.3 验收检查组
组
长：
副组长：
成员：
1.3.3.1 职责
1.3.3.1.1 负责建筑与安装工程施工和调整试运质量验收，及评定结果、安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查和交接工作。
1.3.3.1.2 组织对厂区外与市政、公交有关工程的验收或核查其验收评定结果。1.3.3.1.3协调设备材料、备品备件、专用仪器和专用工具的清点和移交工作。1.3.3.1.4打印调整试运质量验收及评定结果、安装调试记录、启动试运记录及图纸资料、技术文件的核查和交接工作。
1.3.3.1.5负责试运设备及系统代保管手续和签证资料核查，验收和交接工作。1.3.4 生产准备组
组
长：
能投147集中供热1×50MW工程项目部
副组长：
成员：
1.3.4.1 职责
1.3.4.1.1负责核查生产准备工作，包括运行和检修人员的配备、培训情况，所需的规程、制度、系统图表、记录表格、安全用具等配备情况。1.3.4.1.2核查运行和检修人员的配备、培训和持证上岗情况。
1.3.4.1.3核查设备挂牌、阀门及开关编号牌、管道流向指示、阀门开关转向标志、安全警示标志等表示和悬挂情况。
1.3.4.1.4核查生产维护器材配备及煤、油、水等动力能源准备和储备情况。1.3.4.1.5核查生产操作用安全工器具的配备情况。1.3.4.1.6核查与生产相关的其他各项准备工作情况。
1.3.5 综合组
组
长： 副组长：
1.3.5.1 职责
1.3.5.1.1负责试运指挥部的文秘、资料和后勤服务等综合管理工作。1.3.5.1.2发布试运信息。
1.3.5.1.3 核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫工作。
1.3.6 试生产组
组
长：
副组长：
成员：
1.3.6.1职责
1.3.6.1.1负责组织协调试生产阶段的运行、调整试验、调试、性能试验和消缺等各项工作。
1.3.6.1.2负责实施基建未完项目，协调组织与工程有关各方按合同和《《启规（1996年版）》》要求继续履行职责。
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1.3.6.1.3负责组织协调试生产和达标投产工作计划的全面实施。附录1 参与机组启动试运的有关单位的主要职责
参与机组启动试运的有关单位主要有建设单位、施工单位、调试单位、生产单位、设计单位、设备制造单位、质量监理部门、电网调度部门等。这些单位与工程的建设单位都有相应的合同关系，他们对机组的启动试运应负的责任都应该按照合同规定办理。同时，还要遵照《《启规（1996年版）》》确定的主要职责范围执行。建设单位的主要职责
1.1建设单位是代表建设项目法人和投资方对工程负有全面协调管理责任，全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程的组织管理工作。
1.2协助试运指挥部建立、健全机组启动试运期间的各项工作制度，明确参加试运各有关单位之间的工作关系。
1.3参加试运各阶段的工作检查和交接验收、签证等日常工作。
1.4协调解决合同执行中的问题个外部关系。组织协调解决非施工、调试原因造成的，影响机组正常启动试运、无法达到合同规定的考核指标和设计水平，所必须进行的消缺、完善化工作。
1.5组织对非主体调试单位进行的局部调试项目的检查验收工作。1.6组织协调设备及系统代保管有关问题。
1.7协助试运指挥部做好对整套启动试运应具备的建筑、设备及系统安装等现场条件的巡视核查工作。
1.8组织协调试运现场的安全、消防和保卫工作。
1.9协助试运指挥部组织研究处理启动试运过程中发生的重大问题，并提出解决方案。
1.10落实启动试运期间机组性能试验、考核性试验项目的承担单位，签订合同，落实费用，组织协调，做好测点、测试装置的预安装等准备工作。
1.11按原电力工业部机组达标考评要求，组织协调落实机组达标投产有关事宜。1.12试生产期满后，对无条件解决的试验项目和未能达到设计要求，合同标准的考核指标、向有关主管单位提出专题报告。
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1.13组织编写机组性能评价报告。
1.14组织有关单位按国家电力公司要求，向生产单位移交工程档案资料。1.15负责向参加机组移交签字的单位发送机组启动验收交接书、机组移交生产交接书、整套试运工作总结、试生产工作总结等。
1.16不是电网主管单位的建设项目法人承建的机组，应与电网主管单位事先签订机组并网协议。施工单位的主要职责
施工单位除应完成合同规定的建筑和安装工程外，还应按规定要求履行以下职责：
2.1优先完成启动试运需要的建筑、安装工程及试运中临时设施的施工。2.2做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施和临时连接设施。2.3在试运指挥部领导下，在调试等单位配合下，牵头并全面负责完成分部试运，协调各有关单位之间的配合与协作。
2.4组织编审并实施分部试运阶段的计划、方案和措施。2.5全面完成分部试运中的设备单体调试和单机试运工作。
2.6负责召集有关单位和有关人员研究解决分部试运过程中出现的有关问题。2.7在试运指挥部领导下，负责分部试运工作完成后的交接、验收签证工作。2.8组织编写分部试运工作总结。
2.9提交分部试运阶段的记录、总结、报告和有关文件、资料。2.10负责向生产单位办理设备及系统代保管手续。
2.11参与并配合机组整套启动试运工作。负责整套启动试运范围内设备和系统的维护、检修、消缺工作。
2.12接受建设单位委托，负责消除非施工原因造成的影响启动试运的设备缺陷。2.13按照委托合同要求，做好机组性能试验所需测点和测试装置的安装工作。2.14在机组试生产阶段，仍应负责施工缺陷的消除工作，并继续完成施工未完成项目。
2.15在机组移交试生产前，负责试运现场的安全、消防、治安保卫和文明启动工作。
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2.16机组试生产阶段结束后，尽快提出试生产期的施工总结。
2.17在建设单位组织下，在试运指挥部协调下，按照规定向生产单位移交与机组配套的文件资料、备品配件和专用工具等。调试单位的主要职责
3.1按合同要求负责编制调试大纲，分系统及机组整套启动试运的调试方案和措施。
3.2按合同要求提供或复审非主体调试单位编制的分部试运阶段的调试方案和措施。
3.3按合同要求完成所承担的分系统调整试运工作。确认非主体调试单位承担的调试项目是否具备进入分系统试运和整套启动试运条件。3.4参与分部试运后的验收签证工作。
3.5全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性。
3.6按合同要求组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作。3.7负责提出解决启动试运中重大技术问题的方案和建议。
3.8组织并填写调整试运质量验评表格。整理所承担分系统试运和整套启动试运阶段的调试记录。
3.9机组整套启动试运阶段完成并移交试生产后，一个半月内向建设单位提交整套启动试运调试报告及工作总结。
3.10在机组试生产阶段，应按计划继续完成未完成的调试项目，并积极处理试生产过程中出现的调试问题。
3.11按合同要求完成机组的性能考核和性能试验项目，并提交相应的技术报告。3.12配合建设单位做好机组“达标投产”的相关工作。生产单位的主要职责
4.1在机组整套启动试运前，负责完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应。
4.2配合调试进度和电网调度部门的要求，及时提供电气、热控等设备的运行整定值。
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4.3参加分部试运及分部试运后的验收签证。
4.4做好运行设备与试运设备的安全隔离措施和试运所需临时系统的连接措施。4.5在启动试运中，负责设备代保管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产。对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。4.6认真编写设备的运行操作措施、事故处理措施和事故预防措施。4.7组织运行人员配合调试单位做好各项调试工作和性能实验工作。
4.8机组移交试生产后，即全面负责机组的安全运行和维护管理工作。应认真调整运行参数，达到设计和规定指标。
4.9按《新建发电机组启动试运阶段可靠性评价办法》规定，对试运机组在启动试运阶段的启、停和运行情况进行可靠性统计和评价。
4.10机组试生产阶段结束后，在建设单位组织下，在试运指挥部协调下，对基建施工单位移交的工程档案和文件、图纸、资料等进行接收，并按档案管理要求归档管理。
4.11参加机组启动验收交接、移交生产交接和工程竣工验收的签证工作。设计单位的主要职责
5.1负责必要的设计修改和必要的设计交底工作。
5.2配合处理机组启动试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷，及时提出设计修改和处理意见，作好现场服务工作。
5.3机组试生产阶段结束后，及时提出试生产期设计修改和设计完善化工作报告。5.4按照《启规（1996年版）》《火力发电厂工程竣工图文件编制规定》以及与建设单位签订的合同，按期完成竣工图及其文件的编制。向建设单位提交完整的、符合现场实际的竣工图（既包括那些能覆盖该工程的施工图，也包括给制竣工图之前被设计单位同意认可的设计变更及变更设计）。对竣工图的技术要求、套数和费用标准等，按电力部和电力规划总院的要求执行。制造单位的主要职责
6.1完成合同规定的，由制造厂家承担的调试项目，并及时提供相应的调试资料和技术报告。
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6.2按合同规定对机组启动试运进行技术服务和技术指导。
6.3及时解决影响机组启动试运的设备制造缺陷，协助处理非制造厂家责任的设备问题。
6.4协助试运现场及有关单位完成有关设备的性能试验项目。
6.5试运设备未能达合同规定性能指标的制造厂家，应与建设单位及有关单位研究处理意见，提出改进措施、或作出相应结论，并提出专题报告。电网调度部门的职责
7.1积极配合机组启动试运，按电网主管部门指示或与工程建设项目法人签订的合同要求，及时提供归其管辖范围的线路、设备运行参数及其继电保护装置的整定值。
7.2核查并网机组的通信、远动、保护、自动化和运行方式等的实施情况。7.3审批机组的并网申请和可能影响电网安全运行的调整、试验方案。7.4实施对并网试运机组的全面调度管理。
7.5在电网安全许可的前提下，提供条件满足试运机组的消缺、调试、试验需要，讲行积极、能动性的调度配合。监理部门的主要职责
8.1按合同要求代表建设单位对机组启动试运阶段的全过程进行监理工作。8.2参与审查调度计划、方案、措施和调试报告。
8.3协助试运机组的分部试运工作，参与机组的整套启动试运工作，协调调试进度，参与试运验收。
8.4对试运机组在试生产阶段出现的设计问题、设备质量问题、施工问题等，提出监理意见。
8.5按合同要求，监督工程建设中各有关单位工程档案资料的搜集、整理和归档工作，确保建设单位向生产单位移交档案工作的顺利实施。
8.6机组试生产阶段结束后，尽快向工程建设单位提交包括机组启动试运阶段监理文件在内的、合同规定监理项目的有关监理文件、资料和总结报告。8.7参与工程竣工预验收工作。
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附录2 机组启动试运前专业调试人员应做的前期准备工作
一、锅炉专业
1熟悉下列标准、规范和规程：
1．1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》。1.2《电力建设施工及验收技术规范》 1.3《火电工程启动调试工作规定》
1.4《电力工业锅炉监察规程》
1.5《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
1.6《火电机组移交生产达标考核评定办法（1998年版）》 1.7《火电机组启动蒸汽吹管导则》
1.8设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求 1．9《火电机组启动验收性能试验导则》 1.10《电业安全工作规程》 收集有关技术资料，例如设备系统、图纸、说明书，制造厂家的设计、运行和维护手册，有关文件、相关标准、调试新技术，同型机组调试总结、启动调试经验介绍等。
3了解锅炉设备系统安装情况，现场核查、查看安装记录等。
4通过了解，对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。5准备和核验测试需要的仪器仪表。6 编写锅炉设备系统启动调试方案和措施。配合相关专业制定启动调试有关措施，例如炉前系统水冲洗或化学清洗措施、锅炉本体化学清洗措施、锅炉范围的自动装置投入措施、汽轮机甩负荷试验措施、汽轮机旁路系统调试投入及负荷变动试验措施等。
二、汽轮机专业 熟悉下列标准、规范和规程：
1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》
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1.2 《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机篇）1.3《火电工程启动调试工作规定》
1.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
1.5《火电机组移交生产达标考核评定办法（1998年版）》 1.6《电力基本建设工程质量监督规定》 1.7《汽轮机甩负荷试验导则》 1.8《火电机组启动蒸汽吹管导则》 1．9《火电机组启动验收性能试验导则》 1.10《电业安全工作规程》 收集有关技术资料，例如设备系统图纸、说明书，制造厂家的设计、运行和维护手册、有关文件、相关标准、调试新技术，同型机组调试总结、调试经验介绍等。了解锅炉设备系统安装情况，现场核查、查看安装记录等。4对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。5准备和核验测试需要的仪器仪表。编写汽轮机设备系统启动调试方案和措施。7配合化学专业制定炉前给水系统酸洗或碱洗方案。
三、电气专业
1熟悉下列标准、规范和规程。
1.1《电气设备交接试验标准》 1.2《继电器校验规程》 1.3《电气指示仪表检验规程》 1.4《电力系统自动装置检验条例》
1.5《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》 1.6《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.7设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求 1.8电气专业相关行业的技术标准、规范 1.9《火电工程启动调试工作规定》
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1.10《电业安全工作规定》
2收集有关技术资料，例如设备系统图纸、说明书，制造厂家的设计、运行和维护手册、有关文件、相关标准、调试新技术，同型机组调试总结、调试经验介绍等。参加施工图纸的会审 了解电气设备系统安装情况，现场核查、查看安装记录等 5 对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议 熟悉电气一次主接线，对机组和升压站的继电保护自动装置进行全面了解 7 熟悉全厂电气设备系统的性能特点及有关一、二次回路图纸和接线 8 根据施工计划结合施工进度及质量情况，编制、调试进度计划 9 编制电气设备系统调试大纲及整套启动电气试验方案和措施 10 准备和校验调试用的试验设备和仪器、仪表 11 升压站和厂用受电方案 11.1编制升压站受电方案
11.2 编制厂用高、低压系统受电方案
11.3 检查了解电气设备的试验记录是否满足《电气设备交接试验标准》规定的要求
11.4 检查了解直流系统、中央信号系统是否正常
11.5检查了解各系统电气设备的控制、测量、音响和灯光信号是否正确。11.6检查了解各保护装置的保护定值整定是否正确。
11.7检查了解各保护装置应该投入的跳闸压板及安全设施是否投入，自动和连锁回路是否正常.11.8参加升压站和厂用电受电。
11.9与电力系统调度配合进行升压站母线受电，电源定相或并列，启动变压器（或备用变压器）五次冲击及励磁涌流录波等各项试验。
11.10检查各级母线电压数值、相序、相位、仪表提示是否正确。11.11协助整理试验记录和调试报告。
四、热控专业
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1熟悉下列标准、规范和规程：
1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》 1.2《电力建设施工及验收技术规范》
1.3《火力发电厂热工仪表及控制装置监督条例》 1.4《火力工程调整试运质量检验及评定标准》 1.5《热工仪表及控制装置检修运行规程》 1.6《火电机组热工自动投入率统计方法》 1.7《模拟量控制系统负荷变动试验导则》
1.8设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求 1.9热工控制专业相关行业技术标准、规范。1.10《电业安全工作规程》
2收集有关技术资料，例如设备系统图纸、说明书、制造厂家的设计、运行和维护手册，相关标准，调试技术，同型机组热控系统调试总结、调试经验介绍等。3熟悉机组热力系统及主、辅机的性能好特点。
4掌握所采用的热控设备的技术性能，对新型设备的技术难题进行调查研究，提出解决办法。
5审查热控系统原理图和组态图。
6了解热控设备安装情况，现场核查、查看安装记录等。7对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。8按照合同规定，参加大型和主要的热控设备出厂的调试验收工作。9受建设单位委托或邀请，参加设备选型和统计联络会议。10准备和校验调试用的试验设备及仪器、仪表。11编制机组启动试运热控专业调试方案、措施。
12、配合汽轮机、锅炉等相关专业制订有关调试方案。
五、化学专业
1熟悉领会下列标准、规范和规程：
1.1《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.2《火力发电厂锅炉化学清洗导则》
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1.3《化学监督制度》
1.4《电力基本建设热力设备化学监督导则》 1.5《火力发电厂听（备）用热力设备防锈蚀导则》 1.6《污水综合排放标准》 1.7《电力环境监测技术规范》
1.8《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》 1.9设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求。1.10化学专业相关行业的技术标准、规范。
2收集有关技术资料，例如设备系统图纸、说明书、制造厂家的设计、运行和维护手册，相关标准，调试技新术，同型设备启动调试总结、调试经验介绍等。3掌握所采用的化学设备的技术性能、特点，对新型设备的技术难题进行调查研究，提出解决办法。
4对设计、安装和制造方面存在的问题和缺陷提出改进建议。5了解化学设备安装情况，现场核查、查看安装记录等。6准备和校验调试用的试验设备及仪器、仪表。7编制机组启动试运化学专业调试方案、措施。8配合汽轮机、锅炉等相关专业制订有关调试方案。9进行必要的小型试验：
9.1各种药品纯度、浓度等指标的鉴定。9.2凝聚剂浓度和添加量小型试验。9.3水处理设备垫层的质量鉴定。9.4离子交换树脂特殊性能的鉴定。9.5循环水处理加药最佳剂量的选择。9.6化学清洗小型试验。
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附录4
试运管理制度目录 试运期间工作票管理制度。2 试运期间交接班及值班管理规定。关于强化机组试运期间指挥调度纪律的规定。4 分部及整套试运后四方验收制度。试运期间指挥部例会及专题会议管理制度。6 试运专用证使用规定。7 试运现场安全管理制度。8 试运期间缺陷管理办法。
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试运期间工作票管理制度 目的
设备调试、试运和机组总启动是新建机组投产前检验设备性能的关键阶段，是机组投产后安全、稳定、连续、高效运行的保证。为了对机组调试期间发现的设备、系统缺陷进行规范化管理，保证能投147项目部1×50MW工程机组调试试运工作有计划、有组织地进行，确保机组试运及总启动期间的人身、设备安全，特制定本规定，望各参建单位严格执行。2 适用范围
本规定适用于机组分步试运及总启动期间所有与机组施工、调试、消缺等有关的相关工作。所有参建单位，调试单位，筹建处各部室必须严格遵守本制度。3 使用要求
3.1 设备和系统代管前的缺陷消除工作，执行施工单位缺陷消除的有关规定和相关工作票制度，由施工单位自行负责。
3.2 设备和系统代管后，所有的缺陷消除工作必须执行本工作票管理制度。3.3 代管设备系统范围外以及有关的临时系统的所有安全措施由施工单位负责办理。
3.4 代管设备系统范围内的所有安全措施由筹建处运行人员负责办理。3.5 由于事故抢修或夜间必须进行的临时性工作，经值长同意后可不用工作票，但需明确工作负责人和工作许可人，做好安全措施，并将各项安全措施详细记录在运行值班记录中。
3.6 在重点防火区、试运区内有动火工作的项目，必须按相关动火管理制度的规定办理动火工作票，动火工作票必须与热机工作票同时使用。
3.7 工作终结后，应按照规定输工作终结手续，填写临时检修交待表并签字。3.8 需要设备停送电的，应使用设备停送电联系单，随工作票一起一式两份并编号。
3.9下列情况下必须在工程部办理工作许可手续：
3.9.1 对试运设备进行消压、放水、吹扫等任何一项安全措施的检修工作； 需要运行值班人员在运行方式、操作调整上采取保障人身、设备安全措施的检修工作；
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3.9.2 在热工保护、安全自动装置、热工控制系统上进行的工作； 3.9.3 在高压设备上工作，需要全部停电或部分停电者；
3.9.4 高压室内的二次接线和照明等回路上的工作，需要将高压设备停电或做安全措施者；
3.9.5 带电作业和在带电调和外壳上工作；
3.9.6 在控制盘和低压配电盘、配电箱、电源干线上工作； 3.9.7 二次接线回路上的工作，无需将高压设备停电者；
3.9.8转动中的发电机、同期调相机的励磁回路或高压电动机转子电阻回路早的工作；
3.9.10 非当值值班人员用绝缘棒和电压互感器定相或用钳形电流表测量高压回路和电流。4 工作票编号
4.1 工作票编号要求以专业为单位统一编号，编号原则为 各专业取第一个汉字+年号（4位）+月号（2位）+编号（4位）。如：汽机2011年11月第1份“临时”工作票编号为：机2011-11-0001。各专业取汉字为：机、炉、电、控、燃（含脱硫、除灰）、化。4.2 动火工作票编号要求以专业为单位统一编号，编号原则为： H+各专业取第一个汉字+年号（4位）+月号（2位）+编号（4位）。H——代表动火；×——代表1、2级。
如汽机2011年11月份第1份“临时”一级动火工作票编号为：H1机2011-11-0001。5 管理制度
5.1 机组试运及总启动期间的所有工作，相关施工单位必须严格执行《电业安全工作规程（动力部分）》、《电业安全工作规程（变电部分）》规定的工作票制度和保证安全的组织措施以及新疆天富热电股份有限公司《工作票管理规定》等相关规程、规定。
5.2 机组试运开始，施工单位人员进入运行设备区域工作，实行工作票双负责人监护制，即工作票负责人由施工单位和筹建处各一名具有该资质的人员担任，且工作期间两名工作负责人不得离开工作现场。
5.3 施工单位在机组试运前应将工作票签发人、工作负责人的名单书面（盖单位
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公章）上报筹建处安监部审查，经考试合格，由筹建处安监部公布后执行。筹建处工作票签发人、负责人、工作许可人应以审批公布下发的人员名单为准。5.4 办理工作票时使用筹建处统一印刷的工作票，由相关施工单位具备签发资格的人员签发。
5.5 工作票执行程序严格按照《电业安全工作规程》、新疆天富热电股份有限公司《工作票管理规定》执行。6 监督与考核
筹建处安监部负责对机组试运和总启动期间的工作票使用情况进行检查，发现违章使用的情况将进行通报批评并按照规定考核。
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试运期间交接班及值班管理规定
为规范机组试运期间的交接班管理，提高工作效率，确保锅炉吹管和整组启动工作的顺利进行，经启动试运指挥部研究决定，特制定下发机组启动试运期间交接班管理规定，希望各参建单位认真执行。试运期间采用12小时两班工作制，交接班会议时间为早8：30及晚20：30。2 参加交接班会议人员： 2.1 公司试运指导工作组。
2.2 试运指挥部总指挥及各副总指挥。2.3 整套试运组组长、副组长。2.4 验收检查组组长。2.5 综合组组长。2.6 监理公司代表。2.7 设计院代表。2.8 值班指挥及有关人员。交接班会议由整套试运组组长或第一副组长主持。会议应准时召开，时间一般不超过20分钟。4 交接班会议程序。
4.1 主持会议者宣布会议开始。
4.2 试运组汇报本班试运情况及存在的问题，交代下班注意事项。4.3 施工单位汇报本班安装消缺情况及存在的问题。4.4 调试单位汇报当班调试情况 4.5 监理单位汇报监理意见
4.6 设计单位汇报代表汇报有关设计设计的工作。4.7 总指挥或副总指挥做指示，并安排工作目标。4.8 整套指挥组组长安排下班工作。4.9 上级领导讲话。
4.10 主持会议者宣布会议结束。若遇重大技术问题，由专业组讨论，提出处理意见，交试运指挥部。6 遇到有重大操作和试验项目时，可适当推迟交接班时间。
能投147集中供热1×50MW工程项目部 交接班要求精练、高效、做到交班明白，接班清楚。凡属于设备及系统的启停命令，由试运行当班指挥向运行值班人员下达。9 凡属于设备及系统的消缺命令由施工单位当班指挥向施工单位值班人员下达。凡属于设备及系统调试中存在的问题，由调试单位当班指挥通知调试工程师。11 设计、制造问题由综合组归口管理。
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关于强化机组试运期间指挥调度纪律的规定
为进一步强化机组吹管及整套启动试运期间生产调度纪律，保证政令畅通，确保吹管及整套启动试运期间的人身及设备安全和各项试运工作的顺利进行，经试运指挥部研究，现明确机组吹管及整套启动试运期间生产调度纪律。特此通知，望各单位认真执行。具体要求如下：
1、当班值长在试运指挥部总指挥、副总指挥、值班指挥领导下，负责机组当值运行调度和生产指挥。
2、当班值长负责执行调度中心下达的各项试运命令，参与试运的各级运行人员只有接到运行值长的命令后，方能执行。
3、强化调度纪律，统一指挥，值长对地区调度负责，设备启动前各运行班组主操必须将检查情况向运行值长汇报，在影响启动的设备缺陷未消除前，不允许启动设备。
4、严格两票三制，严格运行规程，设备已属筹建处代管的由运行人员操作，施工单位配合。未代管的设备和系统的操作，以施工单位为主。设备试运期间的缺陷处理，必须按规定办理工作票。
5、试运期间，施工单位申请设备停送电必须由施工单位申请部门使用停送电申请单。申请人应对设备名称的正确性负责，且对该设备是否具备停送电条件负责。试运期间的事故处理以运行人员为主，各级运行人员在值长的统一指挥协调下，迅速按规程规定处理，未代管的设备和系统的事故应及时联系施工单位处理。
6、机组吹管及整套启动期间，值长协调处理好公用系统的运行方式，确保试运机组的安全运行。
7、其他未尽事宜按指挥部措施和规程处理。
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分部及整套试运后四方验收制度
为贯彻执行原电力工业部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版），保证设备及其系统在整套启动过程中安全可靠，提高机组的投产移交水平面，特制定本制度。本制度适用于机组分部试运后，整套启动前的验收签证。四方验收签证项目范围，由施工单位提出，监理组织建设、生产、施工、调试等有关单位结合本工程的特点，经过充分讨论而确定，报试运指挥部批准。
四方验收签证，是指由生产（建设）单位、调试单位、施工单位、监理单位四方代表共同对系统分部试运结果检查认定并签字验收。3 四方验收签证卡的制定原则：
3.1 四方验收签证是对机组单机试运和分系统试运工程质量的考核，确定其是否具备参加整套试运的条件。3.2 四方验收签证的接口划分：
3.2.1四方验收签证的接口界限，即是从机组单机试运和分系统试运开始至结束的动态过程或静态模拟试验过程的检验，以达到能够参加整套试运的条件为标准。
3.2.2 在四方签证卡项中，当某些设备及其系统性能考核要延伸到整套试运过程中才能得以验证时，此卡项应取消，不作为本次验收签证的范围。3.3 四方验收签证卡的内容：
3.3.1 属单机试运后的验收签证卡只检查试运的技术记录和验收签证，及存在缺陷的处理情况。单机试运主要是辅机，包括电动机及其电气部分试运，带动机械部分试运和带负荷单系统试运等。
3.3.2 单机试运合格后,对辅机分系统进行空载和带负荷的调整试运.此阶段的验收卡项作为四方签证的重点。此卡项的编写要尽量详细（包括每一个开关、阀门及控制设备等要动作正常），通过验收签证工作，检查各系统试运是否按规定程序进行，检查技术文件、技术记录符合厂家及设计要求，确定其是否具备参加整套试运的条件。
3.4 四方验收签证卡的专业划分：
3.4.1 凡电气、热工专业自成系统的项目可独立设验收签证卡。
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3.4.2 凡电气和热工配合机务、化学专业的项目，一律列入机务、化学专业的验收签证卡。
3.5 验收中遇到下列情况之一，可填入签证卡《主要问题》栏后进行签证。3.5.1 因设备缺件，短时难以解决，而又不影响人身设备安全运行者。3.5.2因设备缺陷，难以达到设计的要求，短时难以处理。但采取措施后可避免者。
3.5.3 因设备或设计问题变更，拖延工期较长，但不影响人身设备安全者。3.5.4 因设计变更，拖延工期较长，但不影响人身设备安全者。
3.5.5对于总启动前尚未完成的个别验收签证项目，采取措施后，不影响整套启动，经总指挥批准，可推迟在总启动中进行。四方验收签证工作应由分部试运组负责组织，施工单位牵头，生产（建设）、调试、监理单位各配一位专人负责配合工作。参加四方签证的人员必须熟悉签证项目的业务，一般应具有工程师的技术职称，签证人员要全过程参加分系统试运工作，并认真签证，要为工程质量负责。为保证验收签证工作顺利进行，签证人员要积极参加单机试运工作，施工单位要提前将要进行的单机试运项目通知有关单位，使签证人员及时到位，以便在现场根据《火电工程调整试运质量检验及评定标准》完成单机试运签证，为分系统试运创造条件。单机试运签证项目未经生产（建设）、施工、监理单位的工程技术人员验收签证者，不准参加分系统试运。分系统验收签证项目未经调试单位调试工程师，生产（建设）、施工、监理单位的工程技术人员验收签证者，不准参加整套启动。四方验收签证工作结束后，根据原电力工业部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的要求，质监中心站在机组整套启动前对已完成并验收签证的分部试运项目和与整套启动有关的建筑安装工程进行质量监督检查，认定、评价合格后转入整套启动试运阶段。
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试运期间指挥部例会及专题会议管理制度
为规范各种分部试运会议的管理，提高工作效率，更好地协调能投147项目部1×50MW新建工程分部试运中各有关单位之间的关系，及时解决工程建设出现的各种问题，确保机组分部试运工作的顺利进行，特制定如下会议管理制度。1 参加人员
1.1 副总指挥：原则上每周至少参加一次会议，特殊情况可派代表。1.2 分部试运领导小组成员、各专业小组组长必须参加。2 会议时间
2.1 时常会议：分部试运阶段从单机调试开始每日16：30时召开。2.2 专业协调会：由分部试运领导小组成员根据工作实际需要确定。3 会议主持
分部试运日常会议由分部试运领导小组组长主持，组长不在时由常务副组长主持。4 会议纪要
综合组负责会议纪要的起草、发送，会议主持人签发。5 其他要求
5.1 如遇特殊情况需要更改会议时间、地点或取消会议，召集单位应提前通知各有关单位。
5.2 如有特殊情况不能参加会议，必须向分部试运领导小组组长请假。5.3 对会议形成的决议，各单位必须严格执行。
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试运专用证使用规定
为做好机组试运及总启动工作，保证重点部位和现场的安全，使试运工作有序，便于管理，经能投147项目部热电联产工程整套启动试运指挥部同意，特制定整套启动“试运专用证”使用规定，望参加试运的各单位认真遵照执行。1 机组“试运专用证”按颜色区分，不同颜色证件使用人员及范围如下： 1.1 红色证：可在各施工试运现场通行，为整套启动试运正、副总指挥，指挥组专用证。
1.2 粉红色证：可进入集控室、电子间及现场各处。使用人员：筹建处各职能部室需进入集控室工作的管理人员，需要进入集控室联系工作的人员，参加试运的全部运行人员，电建公司领导及各施工专业需要进入集控室联系工作的人员，各施工专业需要进入集控室联系工作的人员。监理单位领导、各专业人员，调试所领导及工作人员。
1.3 蓝色证：不得进入集控室、电子间、配电室工作，只允许在一般现场进行工作。
1.4 黄色证：为试运参观证。参观人员需在接洽单位工作人员的陪同下进入试运现场，参观结束后，请将参观证交回接洽单位工作人员。筹建处安保部是“试运专用证”的归口管理部门。负责试运证的制作、办理登记和管理工作。在机组总启动期间，根据启动试运工作的需要了给参加试运人员，参加试运人员进入现场必须佩戴“试运专用证”。“试运专用证”只允许本人使用，应妥善保管，不得转借，如有丢失，向办理部门报告并登记。现场保卫人员应严格按规定检查进入现场的人员，禁止无证人员进入试运现场，佩戴不符合进入该区域要求证件的，禁止进入该区域。来访、参观人员进入试运现场必须佩戴“试运参观证”，同时必须在接洽单位有关人员陪同下进入现场。已办理的“临时工作证”、“特别通行证”等证件不能替代“试运专用证”使用，进入试运现场必须佩戴筹建处发放的“试运专用证”。
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试运期间缺陷管理办法 总则
为了及时发现和消除机组试运期间的各种缺陷，保证试运工作顺利进行，提高工程质量，特制定本管理办法。2 适用范围
本管理办法适用于能投147项目部1×50MW热电联产工程机组试运期间的缺陷管理。3 职责分工 3.1 试运指挥部
3.1.1 试运指挥部是机组试运缺陷的最高管理部门，负责制定有关缺陷管理制度。3.1.2 对工程试运缺陷管理进行检查和监督。3.2 试运指挥部综合组
3.2.1 试运指挥部综合组是机组试运缺陷的综合管理部门。3.2.2 主要负责缺陷处理单接收、登记、发放等事务管理。3.3 设计、施工、设备供应单位
3.3.1 成立试运缺陷管理机构，指定专人负责试运缺陷综合管理工作。3.3.2 负责机组试运期间的缺陷处理和配合验收工作。4 过程管理
4.1 机组试运期间，建设单位、生产准备、监理公司等单位工程技术人员发现缺陷后，按要求填写《试运缺陷处理单》（一式两份），经部门负责人审核确认后，提交试运指挥部综合组。
4.2 综合组收到《试运缺陷处理单》后，进行统一编号、登记、建立台账，并下发相关缺陷责任单位。
4.3 缺陷责任单位接到《试运缺陷处理单》后，应尽快按要求组织整改。4.4 缺陷处理结束后，责任单位将缺陷处理情况填入《试运缺陷处理单》，通知缺陷提出单位进行现场验收。经双方验收合格后，验收人将验收情况填入《试运缺陷处理单》，由缺陷责任单位返回试运综合组。
4.5 试运综合组收到缺陷责任单位反馈的《试运缺陷处理单》后，进行登记，本《试运缺陷处理单》关闭。若经过验收，缺陷尚未处理或未达到要求，责任单位
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应继续整改，直至合格为止。5 工作重点
5.1 试运指挥部综合组，工程部，设计、施工、设备供应等单位必须指定试运缺陷管理专责人，保证单位之间信息传递的顺畅和唯一性，专责人易人后要及时通报各相关单位。
5.2 试运缺陷的提出要有理有据，要有利于机组安全、稳定、经济运行。5.3 试运缺陷单要一事一提，原则上谁提出缺陷由谁负责验收。5.4 试运缺陷处理单一式两，试运综合组和缺陷提出单位各保留一份。5.5 当缺陷提出单位与缺陷处理单位发生争执时，由试运指挥部做出最后裁定。5.6 《试运缺陷处理单》编号（SY×-×-××××），由三部分组成。第一部分“SY”表示机组试运，“×”表示机组号；第二部分“×”表示专业代码，用一个汉字表示；第三部分“××××”表示缺陷单流水号。如SY3-炉-0010，表示1号机组锅炉专业第10号缺陷处理单。各专业代码：机、炉、电、控、燃、化。6 附则
6.1 本管理办法由试运指挥部负责解释。6.2 本管理办法自机组分部试运开始之日起执行。
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