第一篇：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
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：机组试运行工作报告(修改稿)
铜罐驿区域供水项目TIWS.CP1-2标段
（铜罐驿长江提水工程）
机组试运行工作报告
河南水利建筑工程有限公司
2010年7月
机组试运行报告目录 工程概况…………………………………………………………………3 1.1 各泵站概况 ……………………………………………………………3 1.2 主要机电设备 …………………………………………………………4 2 试运行依据………………………………………………………………4.3 试运行过程………………………………………………………………5 3.1 试运行前的统一检查 …………………………………………………5 3.2 机组试运行持续时间安排 …………………………………………6 3.3 试运行实施过程 ……………………………………………………7 3.3.1 单台机组运行 ……………………………………………………7 3.3.2 全站机组联合运行 ………………………………………………7 3.4 试运行中的检查和测试 ……………………………………………10.3.4.1 试运行中的主要检查项目 ………………………………………10 3.4.2 机组运行中各种参数的测试 ……………………………………11 4 试运行前的抽水作业情况 ……………………………………………16 5 试运行结论 ……………………………………………………………17 6 存在的问题 ……………………………………………………………17 附件1：《汤家沱一级泵站试运行情况表（手控阶段）》 附件2：《汤家沱一级泵站试运行情况表（自控阶段）》 附件3：《马家沟二级泵站（单机）试运行情况表》 附件4：《马家沟二级泵站试运行情况表（自控阶段）》
附件5：《铜罐驿区域供水项目TIWS.CP1-2标段自动化仪器仪表参数现场调试检测记录》
附件6：《铜罐驿长江提水工程主要设备一览表》 附件7：《泵站试运行方案》工程概况
铜罐驿长江提水工程为大型II等水利工程，重庆市西部供水规划确定的4个骨干工程之一，是有效解决西部地区水供需矛盾、优化资源配臵、推动城市化进程的重要水利基础设施。该工程建设任务是为重庆市西部九龙坡区、沙坪坝区和璧山县的城镇生活和工业用水提供补充水，规划从长江干流取水，经两级提水后，通过管道输送至各供水城镇。1.1 泵站及管线概况
（1）汤家沱一级泵站
汤家沱一级泵站位于九龙坡区铜罐驿镇黄金堡村汤家沱，自长江左岸取水，通过DN1600、DN1400钢管和PCCP钢筒混凝土管输送至石板镇马家沟水库。泵站装机3台，3×1800KW（二用一备），配套XS500-860型水泵，最大提水净扬程94.048m，最小提水净扬程74.718m，设计单机提水流量4488m3/h, 设计总提水流量2.49m3/s(近期)，经陶家一巴福支线分水后，进入马家沟水库的流量规模为2.40m3/s。泵站扬水管道为DN1400钢管，总长358m。
泵站主电机额定电压10KV, 采用电抗器降压方式起动。35KV变电站主变容量6300KVA, 站变容量200KVA。
（2）马家沟二级泵站
马家沟二级泵站位于九龙坡区石板镇青龙村，自马家沟水库右岸取水，通过DN1400、DN1600钢管输送至坡顶高位蓄水池，再经高位水池自流至大学城水处理厂。泵站装机3台，3×2240KW（二用一备），配套XS600-860型水泵，最大提水净扬程100.0m，最小提水净扬程87.2m，设计单机提水流量5532m3/h, 设计总提水流量3.068m3/s（近期）。扬水管道为DN1400、DN1600钢管，总长
420m。
泵站主电机额定电压10KV,采用电抗器降压方式起动。35KV变电站主变容量6300KVA, 站变容量250KVA。
（3）陶家加压泵站
该泵站系汤家沱-马家沟输水主管线中的支管线的加压泵站，位于九龙坡区陶家镇治安村，通过汤家沱-马家沟输水主管线桩号K4+058叉管取水，加压后输送至巴福镇水厂。泵站装机2台，2×315KW，配套XS200-670B型水泵，提水净扬程69m，设计单机提水流量630m3/h, 设计总提水流量0.35m3/s（近期）。扬水管道为DN600钢管，总长约6330m。
泵站主电机额定电压10KV, 采用直接起动方式起动，电源由附近10KV架空线路提供；厂区用电由泵站内10KV所用变柜（容量50KVA）提供。
（4）汤家沱-马家沟输水主管线:总长9646m，其中PCCP管（DN1400、DN1600）6846m，钢管(DN1400、DN1600）2800m。
（5）陶家-巴福支管线：DN600钢管总长约8200m。1.2 主要机电设备
本工程机电设备按使用类别分为电气设备、水机设备、辅助设备三大类，详见“附件6”《铜罐驿长江提水工程主要设备一览表》。试运行依据
（1）《水利水电工程验收规程》（SL223-2008）；（2）《泵站安装及验收规范》（SL317-2004）；
（3）重庆市小城市基础设施改善项目铜罐驿区域供水工程项目TIWS〃CP1-2标段设计文件及设计变更文件；
（4）《重庆市小城市基础设施改善项目铜罐驿区域供水工程项目TIWS〃CP1-2标段施工合同》；
（5）《泵站试运行方案》
为使本工程泵站试运行工作有序进行,施工单位编制了《泵站试运行大纲》, 多次在工程监理例会上进行了审查、讨论、修改、补充，最后形成了可操作性较强的《泵站试运行方案》。整个试运行的组织实施按照该方案进行。详见“附件7”。试运行过程
3.1 试运行前的统一检查
试运行前，业主委托工程监理部组织参建各方(设计、监理、建设、施工单位)对泵站设施、设备及其资料进行了检查。检查的主要内容包括：
(1)土建工程质量，各建筑物、构筑物控制高程；
(2)输水管道和各种工艺管道的控制高程，管道的防腐处理；(3)各种工艺设备的安装质量，润滑油和润滑脂的加注情况；(4)电气线路和设备的外观；(5)安装单位所提供的资料： 1）竣工图及资料 a.机组安装竣工图； b.辅助设备系统安装竣工图； c.所有单机调试资料;2）主机组安装及试验记录； a.主水泵机组基础安装记录；
b.同轴度测量记录； c.摆度测量记录； d.水平测量记录； e.机组轴线中心测量记录； f.主电动机试验记录；
3）电气线路和设备安装验收记录、模拟试验资料； 4）辅机设备系统安装验收记录；(6)管道水压试验报告资料。3.2 机组试运行持续时间安排
《泵站安装及验收规范》（SL317-2004）规定：单台机组运行应在7d内运行48h或连续运行24h。全站机组联合运行时间宜为6h，且机组无故障停机次数不少于3次。根据本工程实际情况，《泵站试运行方案》对机组试运行持续时间具体安排如下：
（1）单台机组运行
1)汤家沱一级泵站单台机组连续运行24h。每台机组运行总小时数：24h，其中单台运行18h，参于联合运行6h。在单台机组运行中，包含手动控制方式启停机组和自动控制方式启停机组。
2)马家沟二级泵站单台机组连续运行0.7h。
3)陶家加压泵站单台机组连续运行24h。每台机组运行总小时数：24h，其中单台运行18h，参于联合运行6h。在单台机组运行中，包含手动控制方式启停机组和自动控制方式启停机组。（2）全站机组联合运行
1)汤家沱一级泵站全站机组连续运行6h。全站机组启动后，每运行2h左
右停机一次，联合运行中，每台机组共启停3次。
2)马家沟二级泵站全站机组连续运行0.3h。
3)陶家加压泵站全站机组连续运行6h。全站机组启动后，每运行2h左右停机一次，联合运行中，每台机组共启停3次。
3.3 试运行实施过程 3.3.1 单台机组运行 3.3.1.1 手动启停机组
(1)汤家沱一级泵站
2009年2月24日～2009年2月27日，我们对汤家沱一级泵站进行了单台机组试运行。通过手动起停机组，1#机组单机连续运行了24.5h；2#机组单机连续运行了24.8h；3#机组单机连续运行了24.3h。
(2)马家沟二级泵站
2009年3月23日，我们对马家沟二级泵站进行了单台机组试运行。通过手动起停机组，1#、2#、3#机组单机分别连续运行了43min、39min、41min。3.3.1.2 自动起停机组
2010年3月13日，我们对汤家沱一级泵站通过计算机监控系统起停机组，进行了单台机组试运行。1#、2#、3#机组单机分别连续运行了1h、1.2h、1.1h，计算机监控系统和所有机电设备工作正常。3.3.2 全站机组联合运行 3.3.2.1 手动启停机组
(1)汤家沱一级泵站
2009年3月13日，我们对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。通
过手动控制方式起停机组，1#、2#机组联合运行了1.0h；1#、3#机组联合运行了3.0h；2#、3#机组联合运行了1.0h。
2009年12月，我们再次对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。2009年12月23日,1#、2#机组在联合运行中，共同运行了6.4h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，1#机组起动后1.9h停止，5min后重新起动，运行2.3h后停止，5min后再次起动，运行2.2h后停车；2#机组起动后运行1.8h停止，5min后重新起动，运行2.1h后停止，5min后再次起动，运行2.6h后停车。
2009年12月24日,2#、3#机组在联合运行中，共同运行了6.8h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，2#机组起动后运行1.7h停止，5min后重新起动，运行2.4h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车；3#机组起动后运行1.8h停止，5min后重新起动，运行2.3h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车。
2009年12月25日,1#、3#机组在联合运行中，共同运行了7.1h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，1#机组起动后2.0h停止，5min后重新起动，运行2.5h后停止，5min后再次起动，运行2.6h后停车；3#机组起动后2.0h停止，5min后重新起动，运行2.5h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车。
(2)马家沟二级泵站
2009年6月21日，我们对马家沟二级泵站进行了2台机组联合运行。将1#、2#机组联合运行了17min，1#、3#机组联合运行了18min，2#、3#机组联合运行了16min。3.3.2.2 自动启停机组
(1)汤家沱一级泵站
2010年6月19日～2010年6月22日，我们通过计算机监控系统启停机组，对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。其中1#、2#机组联合运行了6.2h；1#、3#机组联合运行了6.5h；2#、3#机组联合运行了6.4h。
1#、2#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，1#机组起动后运行1.9h停止，5min后重新起动，运行2.1h后停止，3min后再次起动，运行2.2h后停车；2#机组起动后运行2.0h停止，5min后重新起动，运行2.2h后停止，3min后再次起动，运行2.1h后停车。
1#、3#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，1#机组起动后运行2.0h停止，5min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车；3#机组起动后运行2.0h停止，3min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车。
2#、3#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，2#机组起动后2.0h停止，4min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车；3#机组起动后2.0h停止，3min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.4h后停车。
(2)马家沟二级泵站
2010年2月3日，我们通过计算机监控系统起停机组，对马家沟二级泵站进行了2台机组联合运行。1#、2#机组联合运行了18min，1#、3#机组联合运行了17min，2#、3#机组联合运行了17min。水泵机组和计算机监控系统工作正常。
3.4 试运行中的检查和测试 3.4.1 试运行中的主要检查项目
（1）水泵
1）填料室滴水40～60滴/min, 符合CJJ58-1994规定值（30～60滴/min）。2）振幅0.07～0.9mm，符合SL317-2004规定值（≤0.1mm）。
3）轴承、填料函温度32～43℃，符合设备制造厂家的规定值（≤55℃）。4）没有发生汽蚀现象,符合SL255-2000规定（汽蚀应在允许范围内）。5）水泵的各种监测仪表指示正常。（2）电动机
1）轴承温度为50～70℃，符合设备制造厂家规定值（≤75℃）。2）定子绕组温升为58～72℃，符合设备制造厂家规定值（≤８０℃）。3）冷却水温度25～45℃，符合设计要求（≤6０℃）。（3）配电设备
1）各种开关柜操动机构动作灵活，主、辅触头通断可靠，断路器机械特性正常。
2）开关柜仪表指示正常。3)保护电路工作有效。
4）母线温度≤70℃，各导体联接点温度≤80℃，符合SL317-2004规定。（4）其它工艺设备
1)进、出水管路中各种阀门开启和关闭灵活，液控蝶阀开、关阀时间符合设计要求：开阀时间15～25S；两阶段关阀，其中快关时间9～10S，慢关时间13～22S，满足机组和管路运行要求。
2）电机冷却水系统循环水量24～27m3/h（设计值25m3/h）；电机冷却水管水温25～50℃（设计值≤6０℃），符合设计要求。
3）泵房通风系统启、停可靠，运行正常。
4）泵房排水系统启、停可靠，运行正常。（5）土建工程 1)进水建筑物
①汤家沱一级泵站进水间（进水池）水位173.3～175.5m，符合设计要求（173.2～192.53m）；水泵运行时，池内无漩涡，流态满足水泵进水要求。
②马家沟二级泵站进水间（进水池）水位238.3～243.5.0m，符合设计要求（238.0～250.8m）；水泵运行时，池内无漩涡，流态满足水泵进水要求。
2)出水建筑物
汤家沱一级泵站沉砂池和马家沟二级泵站高位水池，各部位尺寸、标高合设计要求，水池满水后墙体和底板没有渗漏现象。
3)流量计井、水锤消除器井
井内无积水，尺寸和标高符合设计要求。
4)停机后检查管路和泵房内镇墩、支墩，没有移位、裂缝现象，所有土建工程均能满足机组和管路运行要求。3.4.2 机组运行中各种参数的测试
试运行中，我们对电气参数、水力参数和机组振动值进行了测试，全部符合设计指标。
(1)电气参数 1)电源电压和频率
①汤家沱一级泵站 10.1～10.4Kv 50HZ，符合CJJ58-1994规定值（10.0Kv±10％ 50HZ±1％）。
②马家沟二级泵站 10.3～10.6Kv 50HZ，符合CJJ58-1994规定值（10.0Kv±10％ 50HZ±1％）。
2)电机工作电流 ①汤家沱一级泵站
1#电机：IA =95～101A IB = 96～101A IC=97～102A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（123A），不平衡电流不超过10％；
2#电机: IA =98～101A IB = 97～100A IC=98～100A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（123A），不平衡电流不超过10％；
3#电机: IA =98～101A IB = 97～100A IC=98～100A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（123A），不平衡电流不超过10％。
②马家沟二级泵站
1#电机：IA =116～122A IB = 118～122A IC=115～122A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（155A），不平衡电流不超过10％；
2#电机: IA =115～120A IB = 114～120A IC=116～121A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（155A），不平衡电流不超过10％；
3#电机: IA =116～121A IB = 117～122A IC=117～122A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（155A），不平衡电流不超过10％。
3）有功功率 ①汤家沱一级泵站
1#电机：有功功率1620～1660Kw＜额定功率1800Kw，满足设计要求； 2#电机：有功功率1650～1680Kw＜额定功率1800Kw，满足设计要求； 3#电机：有功功率1660～1670Kw＜额定功率1800Kw，满足设计要求。②马家沟二级泵站
1#电机：有功功率1980～2050Kw＜额定功率2240Kw，满足设计要求； 2#电机：有功功率2010～2060Kw＜额定功率2240Kw，满足设计要求；
3#电机：有功功率2020～2070Kw＜额定功率2240Kw，满足设计要求。4)电容补偿柜投入后的功率因数 ①汤家沱一级泵站
1#电机：功率因数0.948～0.952＞0.90，符合GB/T50265-97规定； 2#电机：功率因数0.944～0.953＞0.90，符合GB/T50265-97规定； 3#电机：功率因数0.945～0.946＞0.90，符合GB/T50265-97规定。②马家沟二级泵站
1#电机：功率因数0.938～0.942＞0.90，符合GB/T50265-97规定； 2#电机：功率因数0.932～0.941＞0.90，符合GB/T50265-97规定； 3#电机：功率因数0.931～0.947＞0.90，符合GB/T50265-97规定。(2)水力参数 1)提水净扬程 ①汤家沱一级泵站
1#、2#、3#水泵:92.62～93.62m，符合设计要求（74.718～94.048m）； ②马家沟二级泵站
1#、2#、3#水泵:98.5～99.0m，符合设计要求（87.2～100.0m）； 1)水泵出口压力 ①汤家沱一级泵站
1#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求;2#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求;3#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求。②马家沟二级泵站
1#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求;
2#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求;3#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求。2)流量
①汤家沱一级泵站
1#水泵：4320～4500m3/h ,符合设计要求(4488m3/h);2#水泵：4300～4490m3/h,符合设计要求(4488m3/h);3#水泵：4350～4510m3/h,符合设计要求(4488m3/h)。②马家沟二级泵站
1#水泵： 5380～5560m3/h ,符合设计要求(5532m3/h);2#水泵： 5350～5540m3/h ,符合设计要求(5532m3/h);3#水泵：5340～5530m3/h ,符合设计要求(5532m3/h)。3)泵站进水水位和出水水位 ①汤家沱一级泵站: 进水水位173.3～175.5m，出水水位267.248m, 符合设计要求。②马家沟二级泵站: 进水水位238.3～243.5.0m，出水水位338.0m, 符合设计要求。4)提水净扬程 ①汤家沱一级泵站
1#、2#、3#水泵:92.62～93.62m，符合设计要求（74.718～94.048m）。②马家沟二级泵站
1#、2#、3#水泵:98.5～99.0m，符合设计要求（87.2～100.0m）。(3)机组振动值
①汤家沱一级泵站机组振动值
1#机组：0.06≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定； 2#机组：0.07≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定； 3#机组：0.07≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定。②马家沟二级泵站机组振动值
1#机组：0.07≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定； 2#机组：0.075≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定； 3#机组：0.08≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定。
（上述参数测试情况详见“附件1”、“附件2”、“附件3”、“附件4”）（4）自控设备性能的测试情况
在试运行中，通过计算机监控系统的操作，对自控设备的各项性能进行了检验，具体情况如下：
1)计算机监控系统，能可靠、安全、实时、灵活地实现泵站主控级控制和现地控制。
2)通过观察显示器显示的电压、频率、电流、功率、功率功率因数等电气参数和压力、液位、流速、流量等水力参数与现场显示的数据完全一致，即计算机系统遥测、遥信可靠、实时。
3)自控设备的检查项目如下：
①数据采集：能接收事件数据，存入实时数据库，用于画面更新、控制调节、趋势分析、记录打印、操作指导及事故记录和分析。
②数据处理：能对所采集数据或信息进行有效检查、报警判断或跳闸控制，对一些重要数据作为历史数据予以整理、记录、归档。如温度、泵组流量等重要监视量。
③监视：能对水泵机组运行工况进行监视，监视画面包括：水泵运行情况 的动态显示及主要电气参数、事件/事故报警表、监视数据表格等。
④控制：能通过键盘、鼠标对被控制对象进行调节和控制。控制的主要内容包括泵站控制方式的选择、泵组的启/停、开关的分/合，操作常用整定值和限值的设定。主水泵、液控蝶阀、循环水泵、潜水泵、电动蝶阀、风机、冷却塔的监测控制等。
⑤记录和打印：能对所有监控对象的操作、报警事件及实时参数报表都可记录下来，并送存贮设备作为历史数据，并能在打印机实现打印。
⑥运行管理：能积累泵站运行数据，为提高泵站运行维护水平提供依据。包括：根据运行工况计算全站消耗总功率、用电量总和；累计泵组开、停次数、累计开机运行时数、停机时数、检查退出时数；累计断路器等主要设备运行时间、动作次数，检修次数和时间等。
4)自动化仪器仪表指示正确（详见“附件5”）试运行前的抽水作业情况
在试运行以前，汤家沱一级泵站和马家沟二级泵站已进行了较长时间的抽水作业。
(1)汤家沱一级泵站
汤家沱一级泵站于2008年10月12日～2008年10月30日第一次投入抽水作业，3台机组轮流运行，1#、2#、3#机组分别运行了33小时、71.5小时、28.5小时。
2009年2月28日～2009年3月29日汤家沱一级泵站第二次投入运行，1#、2#、3#机组轮流运行，分别运行了89.3小时、78.6小时、69.7小时。
2009年12月21日～2010年1月18日汤家沱一级泵站第三次投入抽水作
业，机组两两联合运行，1#、2#、3#机组分别运行了478小时、374小时、336小时。
2010年6月19日～2010年6月25日汤家沱一级泵站第三次投入抽水作业，机组两两联合运行，1#、2#、3#机组分别运行了168小时、76小时、168小时。
1#、2#、3#机组运行总小时数分别为768.3小时、521.5小时、602.2小时，分别提水345.7万立方米、234.7万立方米、271万立方米。汤家沱一级泵站累计提水已达851.4万立方米。
(2)马家沟二级泵站
马家沟二级泵站于2008年9月6日投入抽水作业，3套机组轮流运行至2009年2月15日。在此期间，由于重庆大学城需水量较小，机组起动后，连续运行时间一般为45～50分钟，每天抽水2～3次。1#机组运行147次106小时，提水58.3 万m3；2#机组运行117次87小时，提水47.85万m3；3#机组运行136次96.8小时，提水53.24万m3。3台机组共提水159.39万m3。试运行结论
试运行中，通过检查和测试，汤家沱一级泵站和马家沟二级泵站机电设备电气参数、水力参数符合设计指标；主、辅设备动作协调可靠，性能达到设计要求；自控设备各项性能稳定可靠，满足泵站运行管理要求；进、出水水工建筑物、管路构筑物、泵房等土建工程满足机组和管路运行要求。存在的问题
（1）马家沟二级泵站因受出水池容积和后级水厂需水量限制，机组持续
运行时间没有达到有关规定要求。由于马家沟二级泵站出水池（高位水池）容积仅为3000 m3，高位水池至大学城供水管道近期的输水量约仅为1500m3/h左右,而泵站单台机组提水流量达5500 m3/h。根据该站目前的实际情况，机组试运行中，单台机组连续运行时间只能控制在0.7小时之内，两台机组联合运行时间只能控制在0.3小时之内。
（2）
一、二泵站试运行中都未进行事故停泵试验。
（3）陶家加压泵站因未接通10Kv电源，机组试运行无法进行。陶家加压泵站因目前尚不需要投入运行，业主为节省昂贵的供电规费，10Kv电源暂未供电。
第四篇：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
第五篇：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
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
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；
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（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
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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。
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