机组启动主要步骤和注意事项(2013.3.1)

第一篇：机组启动主要步骤和注意事项(2013.3.1)

机组启动主要步骤和注意事项

启动过程中人员安排

值

长：负责对外联系、汇报。把握启动节奏，对重大操作进行监护，控制危险点。机 组 长：全面协调机炉电操作，协助值长对外联系。值班员A：汽机（主要监视操作给水系统和凝结水系统）值班员B：锅炉（主要监视操作风烟系统和制粉系统）值班员C：DEH操作、小机冲转、发变组恢复热备用。巡检员A：锅炉4米以上。

巡检员B：锅炉4米以下及电气侧。巡检员C：汽机侧

巡检员A、B、C在机长协调下相互补位，值班员C需要时就地监护指导巡检员操作。值长根据工作需要随时调配两台机组人员。

一、锅炉上水

1、锅炉上水时主要操作

(1)确认361阀出口至凝汽器管道电动闸阀关闭。(2)关闭锅炉所有疏放水阀。(3)关闭所有充氮阀。

(4)确认361 阀出口至排污扩容器管路电动闸阀开启。

(5)如果储水罐压力小于686kPa，开启所有锅炉排空气门以保证上水路径。

(6)上水至储水罐水位达到12米或更高时，稳定361阀开度在10%至25%，关闭锅炉给水系统所有排空气门，锅炉上水完成。

(7)完成锅炉上水后，储水罐水位由361 阀进行控制，通过361 阀和361 阀出口至排污扩容器电动闸阀的排污管道进行排污。

(8)进入锅炉的给水必须是合格的除盐水，且需化学加药。注意事项：

(1)控制上水温度、流量，尽量降低除氧器加热量(2)启动电泵时关闭中间抽头，再热汽减温水隔离门、调阀关闭，再热汽减温水隔离门“挂起”，防止低再积水。

(3)启动电泵时检查高旁减温水调门及隔离门均关闭，DCS上将高旁前疏水门、高排逆止门前后疏水气动门开启并“挂起”，就地检查高旁前疏水门、高排逆止门前后疏水气动门、手动门确实处在开位。

2、冷态开式清洗：

(1)开启361 阀和361 阀出口至排污扩容器电动闸阀。

(2)用辅助蒸汽加热除氧器，保证除氧器出口水温在100℃左右。

(3)锅炉冷态开式清洗过程中，361 阀出口至凝汽器电动闸阀关闭，361 阀出口至排污扩容器电动闸阀开启，清冼水排到到排污扩容器，直至储水罐下部出口水质Fe＜500ppb 或混浊度≤3 ppm，油脂≤1ppm； PH值≤9.5，冷态开式清洗结束。

3、冷态循环清洗

(1)开启361 阀出口至凝汽器电动闸阀，同时关闭361 阀出口至排污扩容器电动闸阀，启动系统清洗水由排往排污扩容器切换至凝汽器。(2)维持25%B-MCR清洗流量进行循环清洗，直至省煤器入口水质优于下列指标，冷态循环清洗结束： 水的电导率＜1μS/cm；Fe＜100 ppb ；PH值9.3～ 9.5。

注意事项：开式清洗要保持给水流量大流量、变流量，即流量在100～400T变化。开启凝汽器启动补水，通知化学启大泵，维持凝汽器水位。循环清洗时通知化学投前置过滤器及高混。逐步加大除氧器加热，注意轴封压力的调整。

4、锅炉上水过程中的危险点分析及控制措施

(1)锅炉上水时，防管壁金属腐蚀。措施：送进锅炉的水应进行除氧，化验合格后再上水。(2)锅炉上水时，金属应力过大。措施：

1、上水温度在100℃。

2、上水速度要以不应太快，升温速度2℃/min。

(3)锅炉上水时，防管道振动。措施：

1、上水前应将给水管路放气门及过热器等放气门开启，待管路内空气排净后，再关闭。

2、上水过程中，应监视给水管路、省煤器、水冷壁联箱等设备无泄漏和振动现象

(4)锅炉上水时，防止过热器进水。措施：

1、严密监视储水罐水位正常。

2、注意361阀调节正常，至炉排或疏扩的任一路开启。

3、注意上水速率不要过快。

(5)锅炉上水前开放锅炉顶部空气门，上水结束后关闭，上水过程中监视省煤器出口管道放空气门，见水后关闭。

二、锅炉点火

1、锅炉点火操作危险点分析：

⑪油枪或等离子投入运行前应确认锅炉吹扫工作完成，防止锅炉爆燃； ⑫防止制粉系统及燃烧器投运后燃烧不稳、积粉造成锅炉爆；

⑬锅炉启动初期A（F）层煤粉燃烧不完全，此时应防止锅炉二次燃烧； ⑭防止因配风及调整的不合理造成等离子燃烧器设备损坏。

2、锅炉点火前的准备工作：

人员分工：值班员B负责盘面、巡检员A负责就地 注意事项：

(1)检查锅炉吹扫完成。

(2)就地检查锅炉火焰摄像镜头冷却系统投入正常。检查锅炉火焰TV投入正常。

(3)检查空预器吹灰器进退灵活，火灾报警装置投入正常，空预器扇形板在自动位置。(4)检查炉膛、喷燃器、受热面和冷灰斗无结焦，捞渣机、灰沟内无灰渣堆积。投入锅炉渣水系统。投入锅炉渣水系统，炉膛冷灰斗水封建立，启动捞渣机。

(5)检查锅炉烟温探针进退灵活，投入锅炉烟温探针；锅炉各吹灰器全部退出炉外，处于备用状态。检查锅炉过热器出口PCV阀具备投运条件。(6)F（或A）磨煤机暖风器管道暖管。(7)将锅炉冲洗流量降至300吨左右。

(8)锅炉点火前应检查确认汽机油系统、盘车、汽机防进水、真空系统正常，汽机各主汽门、调门处于关闭状态。

(9)值班员B检查油循环建立，油系统油压正常，供油压力2.5Mpa，点火油压2.0Mpa，雾化蒸汽压力0.9Mpa，雾化蒸汽温度250℃以上，应根据需要启动两台燃油供油泵，以保障正常运行机组和所开机组的用油。(10)投入空预器连续吹灰。

(11)巡检员A检查就地油系统无泄漏，并恢复所以油枪至备用状态。

3、投入等离子，启动A（F）磨煤机

（1）打开A磨热风插板门和调门，建立A（F）磨一次风量，投入A磨暖风器（2）当1A磨煤机出口温度＞80℃时，准备启动1A磨煤机“等离子点火模式”。

（3）调整A层燃烧器辅助风挡板开度为35%，调整A磨煤机入口一次风量为≥63t/h，风速18～23m/s。

（4）检查各燃烧器等离子拉弧电流、电压等参数显示正确，检查等离子拉弧条件均满足，依次进行四个等离子点火装置拉弧。

（5）启动A磨煤机，启动A给煤机，调整A磨煤机给煤量为16t/h。就地观测着火情况，当着火正常后，调整A层燃烧器辅助风挡板开度为50～60%。根据需要增加A给煤机出力。

注意事项：

⑪巡检员A检查就地着火正常，值班员B监视A（F）磨出口温度达到100℃以上

⑫当任一台等离子发生器在180s内未点燃时，应立即手动停止相应磨煤机的运行,经充分通风、查明原因后再重新投入。

⑬在燃烧器显示壁温超过400℃且壁温仍然上升较快时，应及时采取降低壁温的措施，包括降低磨煤机出力、加大磨煤机的入口风量、降低等离子体发生器功率等，燃烧器显示壁温超过500℃时，应停止该燃烧器的送粉进行检查 ⑭一次风管未通风的情况下，等离子体发生器运行时间不能超过10min，防止烧坏燃烧器。⑮机组冷态启动时，在等离子投运初期，为保证锅炉燃烧，与等离子相关联的二次风门应尽可能的关小，因二次风温较低，很难起到辅助燃烧的作用，待等离子燃烧器着火稳定，二次风温较高时再加大相关二次风配风。

⑯在炉温升高后，锅炉燃烧变好时，应加强等离子燃烧器壁温的监视，以防超温结焦现象的发生。

⑰等离子投运初期，应保证空预器吹灰器连续吹灰，以防由于煤粉燃烧效率较低，飞灰可燃物含量较高，造成尾部烟道再燃烧事故。

启A（F）磨时的注意事项：

①就地检查润滑油油系统、液压油系统正常 ②启动给煤机后在最小煤量16t/h，尽量提高磨煤机出口温度，维持分离器转速350r/min，注意磨煤机振动情况。

③监视烟温升温趋势，监视火焰电视里燃烧情况 ④开大A（F）层二次风开度，注意炉膛负压波动 ⑤机长注意协调汽机侧值班员加强给水监视调整，确认361阀跟踪情况，维持给水流量在411.6t/h ⑥锅炉起压后，巡检员A检查锅炉放空气门关闭严密。⑦锅炉起压后，投入旁路系统，控制升温升压率。注意事项：

①旁路投入前，确认旁路已充分疏水、暖管 ②投入高低旁和减温水自动，注意旁路振动情况

③因高旁减温水调阀内漏较大，投旁路初期，禁止投高旁减温水

④加强给水流量控制，防止储水罐满水。如果储水罐满水造成主蒸汽管进水，要打开锅炉疏水门、主汽门前所有疏水阀和高旁阀前疏水阀充分疏水，此时严禁开高旁阀，防止水进入冷再系统

⑤控制给水母管压力与主蒸汽压力偏差不大于4Mpa,防止高旁减温水不严增大漏水量。⑥高旁阀开启前或者汽轮机冲转前，值班员和检修人员共同确认冷再管路放水完毕并恢复冷再管路放水措施，同时DCS上再次确认高旁前疏水门、高排逆止门前后疏水气动门在开启状态后，方可进行高旁阀开启或者汽轮机冲转操作

⑦手动开关高旁阀时操作要平缓，不准大幅度开关高旁阀，操作时就地有人监视冷再管路振动情况。如果开高旁阀后冷再管路振动较大，必须立即关闭。

⑧低旁阀关闭时要缓慢，防止低旁阀前压力突增造成再热器内蒸汽变成水，根据水蒸汽饱和温度和饱和压力对应表（见附表一）检查再热器内蒸汽有50℃过热度。（DCS显示的冷再压力+0.1Mpa=绝对压力）

⑨任何情况下，高旁减温水气动隔离门关闭“挂起”防止联开，但出现需使用高旁减温水情况时，手动“解挂”高旁减温水气动隔离门。

⑩开停机中经常检查冷再管路振动情况，发现振动必须立即汇报。

注：根据启动情况，在点火初期可选择性投入两三只启动油枪，启磨后逐步退出。

三、锅炉升温升压

人员分工：值班员B负责盘面、巡检员A、B负责就地

1、启动F（A）磨煤机 注意事项：

⑪热二次风温高于180℃，联系炉控强制磨煤机启动条件。⑫检查F12F34（A层）点火油运行正常 ⑬就地检查润滑油油系统、液压油系统正常

⑭启动给煤机后在最小煤量，尽量提高磨煤机出口温度，维持分离器转速350r/min ⑮监视烟温升温趋势，监视火焰电视里燃烧情况 ⑯开大F（A）层二次风开度，注意炉膛负压波动

⑰机长注意协调汽机侧值班员加强给水监视调整，根据361阀开度情况，调整给水流量

2、升温升压注意事项

⑪升温升压过程中，控制汽水品质合格 ⑫监视屏过、高过金属壁温 ⑬控制锅炉升温率1.5—2℃/min ⑭控制锅炉升压率0.15Mpa/min，达到1.25Mpa，维持参数热态清洗，合格后再升温升压。⑮空预器连续吹灰，值班员加强监视风烟及制粉系统，防止烟道再燃烧。⑯巡检员就地观察燃烧情况，根据燃烧情况逐步退出B、D层点火油枪。⑰检查空预器电流正常，否则联系检修调整扇形板位置

⑱当主汽温度高于380℃，投入二级减温水，再热气温高于330℃，打开给水泵中间抽头，投入再热减温水

⑲注意高旁开度调整，监视高旁后汽温变化，就地旁路振动情况

⑳机长协调给水与燃料量逐渐增加，直到汽温汽压达到汽机冲转参数要求 ⑴如果煤质不好，投入大量启动油时，要注意壁温变化，尽量在额定范围之内

⑵如果煤质变化时，应启动2台制粉系统运行，投退启动油应注意炉膛负压，严防锅炉大面积超温和锅炉爆燃

⑶烧参数过程中，应逐渐开打汽机旁路控制压力和温度同时达到冲转条件 ⑷起压过程中，应注意蒸汽管道疏水及其疏水门的关闭 ⑸升温升压过程中应注意各个受热面的温差。⑹升温升压过程中应注意监视空预器连续吹灰 ⑺升温升压过程中应检查烟温探针自动退出情况 ⑻升温升压时应观察和记录锅炉膨胀

⑼应加强控制燃烧，使其逐渐加强，并注意保持稳定 ⑽检修后锅炉，安全门在气压前应进行调整校验，以确保安全门可靠动作，锅炉起压后应让巡检就地检查是否有跑水漏气地方。

四、高压缸倒暖

人员分工：值班员A负责盘面、巡检员C负责就地

1、高压缸倒暖条件：

⑪、高压内下缸内壁温度低于150℃。⑫、汽机跳闸并处于连续盘车状态。⑬、凝汽器真空-88kPa以下。

⑭、高压缸倒暖所用冷再蒸汽压力要求在0.5～0.7Mpa，温度在200℃～250℃，且有28℃以上的过热度。倒暖时以控制汽缸金属温升率温升率不超过50℃/h，最高不得超过 70℃/h，即≯1.1℃/min。

2、高压缸倒暖操作准备

⑪、确认各抽汽电动阀、高排逆止阀关闭。

⑫、确认高排逆止阀前后、一抽逆止门前、高压调阀后导汽管疏水畅通。注意就地确认疏水器前、后手动关门已开启。开启高压主汽阀下阀座疏水阀、中压联合汽阀下阀座疏水阀，并就地检查阀前疏水手动门已全开，疏水10分钟以上。

3、高压缸倒暖操作

⑪、关闭高排逆止阀前疏水阀，关闭一抽逆止门前疏水阀，将高压导汽管疏水气动阀打开。⑫、开启倒暖电动截止阀，检查高压缸通风阀自动关闭（V V阀）。

⑬、缓慢开启暖缸倒暖调节电动门达10%开度保持30分钟，根据汽缸金属温升率调整暖缸调节阀的开度。

⑭、30分钟后，将倒暖调节门开启至30%。根据汽缸金属温升率调整倒暖调节门的开度。⑮、30%开度保持20分钟后，将倒暖调节门开启至55%，根据汽缸金属温升率调整倒暖调节门的开度，使调节级后压力逐渐升高至0.39 MPa～0.49MPa，高压内下缸内壁金属温度缓慢上升到150℃。⑯、高压内下缸内壁温度达到150℃后，关闭高压导汽管疏水阀进行闷缸，闷缸时间根据“高压缸暖缸闷缸时间曲线”来确定。闷缸时倒暖阀保持原有开度，缸内汽压有所上升，维持在0.5～0.7 MPa，但不得超过0.7 MPa，否则会产生附加推力。

4、高压缸倒暖结束后操作

⑪、将倒暖调节门关闭至10%，保持5分钟，然后在5分钟内逐步关闭倒暖调节门。

⑫、倒暖调节门全关后，缓慢开启高压调阀后导汽管疏水阀及一抽逆止门前疏水阀，注意高压缸蒸汽压力的下降速度。

⑬、在高压缸排汽压力达到-50KPa之后，开启高压调阀后导汽管疏水阀及一抽逆止门前疏水阀，注意高压缸蒸汽压力的下降速度。

⑭、关闭倒暖截止阀，检查高压缸通风V V阀自动开启。

5、高压缸倒暖的危险点防控

⑪、倒暖截止阀开启后，在倒暖调节阀稍开时应疏水暖管，且疏水暖管要充分，避免倒暖管道积水进入高压缸。

⑫、由于倒暖调节阀远方无开度显示，应在就地手动控制开度，以高压调节级后压力和高压内缸内壁温升速率为参照，就地操作时与盘前人员保持通讯畅通。

⑬、汽缸金属温升率必须符合规定且升温平稳，如升温不稳定应分析汽缸是否有积水，并进行相应处理，避免高压缸进水、倒暖蒸汽压力不合适或温升过快。⑭、暖缸时调节级后压力应在0.39MPa～0.49MPa，最高不得超过0.55MPa；闷缸时维持在0.5～0.7 MPa，最高不得超过0.7 Mpa。

⑮、经常检查上下缸温差、高压缸内外壁温差正常，注意温差最大不超过50℃，避免缸体和转子承受过大的热冲击。

⑯、注意监视盘车运转情况及汽缸膨胀、差胀及转子偏心度指示正常。注意监视主机润滑油油温变化，防止出现轴承振动大。

⑰、倒暖结束后应保证30分钟以上的时间保证高压缸内蒸汽排出才能冲转。但为了防止倒暖结束后长时间不能冲转导致高压缸内金属温度下降过多，在暖缸过程中预测冲转时间将推后较长时间，可适当延长闷缸时间。

⑱、炉侧注意加强燃烧，控制和保证足够的蒸汽压力和流量。⑲倒暖过程中要通过控制倒暖调节阀、导汽管疏水阀和相关抽汽逆止阀前疏水阀来调整金属温升速率。

五、高压调阀室预暖

人员分工：值班员A负责盘面、巡检员C负责就地

1、高压调阀室预暖条件

⑪、调阀室金属温度低于150℃时，必须对调阀室预暖。⑫、调阀室的预暖须在高压缸预暖结束后进行。⑬、预暖蒸汽来自主蒸汽，温度应大于271℃。

2、调阀室的预暖操作

⑪、确认汽机处于跳闸状态。⑫、确认EH油系统已投运正常。

⑬、确认主再蒸汽管疏水、高中压主汽阀座疏水和高压调阀后导汽管疏水开启。就地检查疏水阀前后手动门全开。

⑭、检查主蒸汽温度高于271℃。

⑮、进行汽轮机ETS复位，在汽机DEH“自动控制”画面点击“汽机挂闸”按钮，在操作面板上选择“挂闸”，按执行键。检查高中压主汽阀关闭，高压缸通风阀及事故排放阀开启。⑯、选择DEH“自动控制”画面“阀壳预暖”按下，在操作面板上选择“投入”，按执行键，状态显示“投入”，检查右侧高压主汽阀（#1）开启到预暖位置21%。

⑰、监视调阀室内外壁金属温差，当高于80℃时，选择按下“阀壳预暖”按钮，在操作面板上选择“切除”，按执行键，状态显示“切除”，关闭右侧高压主汽阀。

⑱、待调阀室内外壁温差低于70℃时，再次进行预暖操作，开启右侧高压主汽阀至预暖位置。

⑲、重复以上操作，直到调阀室内外壁金属温度均上升到180℃以上，且内外壁温差低于50℃，调阀室预暖操作结束，按汽机停机按钮，检查右侧高压主汽阀关闭。

3、高调阀预暖时的危险点分析：调阀室预暖时，要防止调节阀不严冲动转子，盘车脱扣。当转子被预暖蒸汽冲转后，应适当降低预暖压力，待转子静止后，重新投入盘车运行。

六、汽轮机冲转

人员分工：值班员C负责盘面、巡检员C负责就地，值长派另一台机一值班员到13.7米。

1、汽机冲转前检查：

⑪机侧巡检员就地检查润滑油压力0.176Mpa，润滑油温35—40℃，盘车运行正常，顶轴油系统运行正常，启动启动油泵。根据缸温和高调阀金属温度决定高压缸倒暖和暖阀。⑫值班员A检查主再热蒸汽压力8.63/1.0Mpa（主汽压6Mpa以上即可），主再热温度380/330℃。主再热蒸汽至少有50℃过热度。⑬抄录中压缸内壁温及凝汽器真空等参数 ⑭确认汽水品质化验合格

⑮高低旁处于自动且高旁开度在60%以上。⑯TSI无报警

⑰ETS主保护投入

⑱高中压缸上下缸温差在正常范围

⑲检查EH油压11.2±0.2Mpa，油温在30—40℃

2、冲转至1500r/min过程的注意事项 ⑪汽机冲转要在机长亲自监护下进行

⑫值班员联系巡检员携带测振仪、听针就位，保持通讯畅通

⑬挂闸前检查盘车运行正常，顶轴油系统运行正常，启动油泵运行正常 ⑭挂闸后巡检员就地检查各主再热蒸汽阀门状态正确，EH油系统无泄漏 ⑮挂闸后检查BDV阀、VV阀开启，高排逆止门关闭

⑯高中压调阀开启后汽机冲动，就地检查盘车退出正常，否则立即打闸停机 ⑰200r/min摩擦检查，巡检员就地测量并记录轴承振动，并与集控室核对正确 ⑱600r/min检查低压缸喷水自动开启

⑲冲转过程中严密监视润滑油温、轴承金属温度、汽缸壁温、轴向位移、差胀 ⑳检查监视调速系统无跳跃现象 ⑴就地与盘上核对转速一致 ⑵严禁在临界转速范围内停留

⑶机长协调燃料、给水匹配增加，维持主蒸汽温度、压力达到冲转参数要求，及时调整高低压旁路系统，按启动曲线控制汽温、汽压。

⑷及时调整凝汽器、除氧器水位、凝结水储水箱水位，注意轴封压力的变化。冲转至600r/min后及时调整主机润滑油温设定值在40℃

3、暖机过程中的操作

人员分工：值班员C负责盘面、巡检员C负责就地 ⑪投入低压加热器运行

①检查5678号低压加热器水侧已投入运行

②巡检员按低加系统疏水放气检查卡检查系统阀门状态正确 ③由低到高依次投入低压加热器汽侧

④低压加热器投入时要密切监视各低加温升 ⑤各低压加热器投入完毕，投入各疏水调阀自动 ⑥低压加热器投入后要密切监视各低加水位 ⑦投入前要注意抽汽管路充分疏水 ⑫冲B（A）小机 小机冲转分工

a巡检员C负责就地检查小机具备冲转条件，b值班员C负责B小机操作及监视

①检查供汽管道暖管结束，汽前泵运行正常。②速关阀前蒸汽温度高于150℃，真空大于73Kpa ③小机有关保护投入

④轴承润滑油供油温度大于35℃，油压0.15—0.25Mpa ⑤EH油压正常 小机冲转的注意事项：

①先冲至800rpm暖机，严密监视小机各轴承的震动、轴承温度、回油温度及轴向位移正常；

②监视小机缸温、排汽温度正常；

③巡检加强就地检查确认小机内部声音、各油压正常及进汽阀门状态正确； ④小机在冲转至3000rpm后切至遥控待并。⑬发电组恢复热备用

人员分工：值班员C负责发电组恢复热备用监护，巡检员B负责发电组恢复热备用操作。

4、中速暖机的结束条件

⑪汽机高压内缸内壁温﹥320℃ ⑫汽机中压内缸内壁温﹥305℃ ⑬高中压缸膨胀﹥8mm ⑭如高压内缸内壁温达不到320℃，暖机时间达4小时即可。

七、冲转至3000r/min 人员分工：值班员C负责冲转，巡检员C负责就地检查。

1、冲转至3000rpm过程中的注意事项： ⑪汽机冲转要在机长亲自监护下进行。

⑫冲转过程中严密监视润滑油温、轴承金属温度、汽缸壁温、轴向位移、差胀，必须注意监视汽机各部分金属内、外壁温差及温度变化率

⑬机长协调燃料、给水匹配增加，维持主蒸汽温度、压力达到冲转参数要求 ⑭检查冲转至2000rpm时顶轴油泵自停，否则手停。⑮严禁在临界转速范围内停留

⑯转速到达3000rpm后确认主油泵出口油压大于1.372Mpa，停运交流润滑油泵及交流启动油泵。

⑰检查低压缸喷水调节阀自动控制正常，低压缸排汽温度80℃以下

⑱根据风温、油温、水温、EH油温的要求，及时投入冷油器、氢冷器、定冷器、EH冷油器，并投入温度自动控制

⑲3000r/min时，及时调整主机润滑油温设定值在43℃

2、冲转过程中的危险点分析和控制

⑪汽轮机冲转时水击与大轴弯曲，控制措施：①.机组冲转前投入热机保护，胀差，上下缸温差合格后方可冲转。②.冲转前，汽温，汽压合格方可冲转。保证足够的过热度，疏水畅通。③.轴封供气温度合适，冷态启动先抽真空，后送轴封供气，热态先送轴封后抽真空。④.启动过程机组振动大时，应停止升速，不返回时应打闸停机查明原因。⑤.启动过程中汽温急剧下降应打闸停机。⑥.抽真空前应连续盘车。

⑫机组冲转过程中的振动

控制措施：迅速平稳的通过临界转速 ⑬机组冲动后盘车脱不开，控制措施：就地设专人监护，当盘车脱不开时，立刻紧急打闸停机 ⑭机组定速后停止高，低压油泵时，调速，润滑油压下降 控制措施：密切监视油压变化，当油压不能控制时，打闸停机 ⑮机组升速时烧瓦

控制措施：冲转时设专人调整润滑油油温，保证油温正常，防止油温波动较大，到机组保护动作时，立刻打闸

⑯机组升速时，调速油压偏高，控制措施：升速时调速油压不应升高，超过规定值，应及时调整，⑰机组升速，暖机及定速后凝汽器满水，真空下降

控制措施：加强对凝汽器水位监视，及时开启放水门，保持凝汽器可见水位 ⑱发电机并列后，风温高，控制措施：发电机并列后，及时投入冷却器，排净空气。⑲机组暖机时，金属温差超过规定值

控制措施：严格按照运行规程的要求按启动曲线进行暖机 ⑳低加满水

控制措施：

1、密切监视低加水位，2、无效时开启事故疏水 ⑴关闭导气管及其他疏水门时，管路振动或伤人

控制的措施：等待疏水完毕后，温度正常后，再关闭疏水门

八、发电机并网

人员分工：值班员C监护巡检员B操作发电机并网；值班员A给水调整，值班员B燃烧调整；机长协调

1、发电机并网时锅炉适当增加燃料量（每次不大于2t/h），值班员A根据燃料量关注361阀开度调整给水流量，机长监视主汽压力在8Mpa左右

2、机组负荷稳定在50MW，全面检查机组运行正常

3、切缸操作

人员分工：值班员C负责切缸操作，机长协调

4、切缸过程注意事项

⑪值班员B维持燃料量稳定，值班员A保持给水流量稳定 ⑫切缸时可设定调门开度在60%—70%，可适当增加升速率

⑬值班员C 切缸过程中监视中调阀缓慢开启，低旁逐渐关闭，在此过程中，监视机组负荷稳定在50MW，防止机组负荷过低，发电机逆功率保护动作 ⑭监视高调阀逐渐开启，高旁逐渐全关，否则手动关闭 ⑮监视高排逆止门打开，VV阀关闭

⑯切缸完毕，检查负荷稳定在90MW左右

⑰ 全面检查机组负荷、压力、温度稳定后，进行下一步操作（8）保证高压缸排气温度不超限，防止保护动作。（9）切缸时注意瓦温，轴向位移，振动、热膨胀及TSI内各项参数，发现异常时及时停止，不得强行切缸。（10）切缸时加强锅炉燃烧以保证有足够的蒸汽量，使切缸完成。和保证切缸后能带120mw负荷的蒸汽量。

（11）通过锅炉燃烧调整并逐一高旁开度，一般在60%左右。（12）高旁前主蒸汽参数合适。

（13）在DEH中设置阀位开度50%---70%，设置升负荷率为50mw/min左右。（14）检查总阀位开度接近20%，中调门全开（90%以上），高调门开始开启。Vv阀关闭，高排逆止阀得电被冲开，低旁关闭，高旁逐渐关闭，直至全关。

（15）切缸完毕后确认高低旁全关，汽机各项参数正常。（16）检查高旁减温水关闭，耳机减温水、三级减温水关闭。（17）设置DEH时，阀门开度指令要足够大，并根据气压选择合适的开度。

（18）设置升负荷速率时要足够大，一般不低于30mw/min，以免冲不开逆止阀。

5、投入高压加热器

人员分工：值班员C负责高加投运操作，巡检员C负责就地检查操作，机长协调 ⑪检查123号高压加热器水侧已投入运行

⑫巡检员C就地检查系统无振动，核对水位计与DCS一致 ⑬由低到高依次投入高压加热器汽侧

⑭高压加热器投入时要密切监视各高加温升 ⑮各高压加热器投入完毕，投入各疏水调阀自动 ⑯高压加热器投入后要密切监视各低加水位 ⑰投入前要注意抽汽管路充分疏水

6、除氧器汽源切至四抽

九、升负荷过程

1、启动B磨煤机，升负荷

人员分工：值班员B负责锅炉盘面、巡检员B负责就地

2、逐渐加负荷至150MW，在此期间，机长全面协调燃料、给水匹配增加，注意主蒸汽压力稳定在8Mpa左右，及时调整汽机调门开度，严防主蒸汽压力过高，闭锁361阀开。负荷至120MW，将DEH投遥控，即“自动控制”画面 “CCS投入”状态显示为“投入”，DEH从本地控制转为MCS控制，此时可投入汽机主控自动，将机组运行方式切换为汽机跟踪方式，机前压力设置为8.73MPa（热态、极热态启动设置为10.0MPa）。此后，随着锅炉燃烧量的增加，汽机高压调阀逐渐开大，维持机前压力8.73MPa，当高压调阀接近全开后（总阀位指令约90％，负荷约30％额定负荷。），机前压力随锅炉燃烧量的增加而升高，进入滑压运行阶段。

3、并B（A）汽泵 注意事项：

⑪机长亲自监护并全面协调

⑫缓慢增加B（A）汽泵转速，使B汽泵出口压力接近给水母管压力

⑬开启汽泵出口门前，严禁汽泵出口压力高于母管压力，造成给水流量大幅波动 ⑭汽泵并入系统后，给水流量保持与并泵前流量相等 ⑮并泵过程中，严禁其它重大操作

4、锅炉转直流运行

⑪缓慢加锅炉负荷，给水流量保持稳定，储水罐水位缓慢下降至11.3米，361阀逐渐关闭 ⑫保持主蒸汽压力不变，逐渐开大汽机调门 ⑬锅炉转直流后，检查给水流量自动跟踪正常

5、给水倒至主路

人员分工：值班员A负责汽机盘面，机长负责协调 ⑪倒主路过程中严禁进行其它操作 ⑫锅炉侧保持燃料量稳定

⑬检查机组负荷稳定在200MW ⑭检查给水旁路开度在90%以上 ⑮逐渐开启给水主路

⑯操作过程中注意保持给水流量稳定

6、并A（B）汽泵，退出电泵，投抢水备用。并汽泵注意事项：

(1)待第一台汽泵逐渐出力，而第一台汽泵逐渐关小再循环调门时要逐渐增加第二台气泵出力，防止给水流量波动大或第二台气泵处理被顶住。(2)整个并泵过程要保证给水流量波动小。

(3)并第二台气泵时将第一台汽泵的再循环调门且手动控制，防止给水流量过低跳泵。(4)如果并泵时出现第一台汽泵出力大，第二台气泵出力小，应先减少第一台汽泵出力后再加第二台气泵出力。不能只盲目地加第二台气泵的出力。(5)要密切关注给水流量，气泵出口出力及单台气泵的流量。

(6)尽量小幅度操作，尽量保持流量不变，保持稳定的煤水比，防止壁温和气温异常和负荷大幅波动。

(7)提高第二台气泵出力略小于给水压力时再开出口电动门，防止运行泵出力被顶住。(8)待给水出力均转移至汽泵后方可退出电泵。(9)并泵时，视给水流量略有增加时视为并泵成功。

7、启动D磨煤机，升负荷

人员分工：值班员A负责汽机盘面，值班员B负责锅炉盘面，机长负责协调 ⑪注意事项：

同B磨煤机启动注意事项

⑫逐渐加负荷至300MW，全面检查燃烧稳定，依次逐渐退出所有油枪，在油枪退出过程中，注意燃烧稳定。

8、切厂用电，将厂用电切至高厂变和高公变

人员分工：值班员C监护巡检员B操作厂用电切换；值班员A给水调整，值班员B燃烧调整；机长协调 注意事项：

⑪切厂用电过程中，杜绝其它操作 ⑫全面检查机炉参数稳定

⑬ 做好厂用电失去的事故预想

（4）切换厂用电必须持票操作，且必须有第二监护人，不得无票或者无第二监护人到场的情况下操作。

（5）正确使用保护及自动装置，环并时注意环流，开关动作后检查开关实际位置。（6）切换完成后必须检查备用开关直流电源投入完好。

（7）切换之前必须确认备用侧带电正常，严禁出现备用侧无电切厂用电。（8）切换之前检查6KV1A段厂用电快切装置无闭锁信号。

（9）检查6KV1A段厂用电快切装置无异常信号，已自动复归，否则手动复归。检查母线电压正常。

（10）厂用电切换前确认切换方式为“同时方式”。

（11）满足一定负荷后（从经济性与安全性的平衡考虑），在机组转干态后切厂用电至启备变带。

9、全面检查机组参数正常、稳定

第二篇：电厂300MW机组启动操作步骤

机组启动操作步骤

1.锅炉点火升压后，主汽压力0.5MPa时开启高、低旁，并控制高、低旁开度调整主、再热汽压力、温度，控制好主汽门前温度、中主门前温度。

2.锅炉烧参数阶段，控制给水流量700t/h左右，给煤量30～40t/h，控制主汽压力2.5～4MPa，再热汽压力0.5～1.2MPa。3.按大机启动程控进行检查：

1)检查机侧相关疏水门是否全部开启且开到位信号正常； 2)检查机侧各抽汽电动门、逆止门均关闭且关到位信号正常；

3)检查主机润滑油系统运行正常，排烟风机、油泵联锁投入正常； 4)检查DEH上各阀限均设置正常，调门（105%）、补汽阀（20%）；

5)检查投入#

1、#2主汽门阀门组，#

1、#2中主门阀门组，补汽阀ATT模块； 4.锅炉点火2小时左右，联系热控将大机启动程控第12步：#

1、#2主汽门前温度＞360℃条件强制，当大机DEH上Z3（主蒸汽过热度—主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、Z4（再热蒸汽过热度—中主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、X2（主汽压力下的饱和温度-高调阀温度，即主蒸汽过热度满足条件防止产生凝结换热）满足条件后，大机开始进行暖阀。5.暖阀期间注意监视大机转速，步序第15步时，检查TAB指令升至42.5%，主汽门开启，如大机转速升高至300rpm时应立即打闸。6.暖阀期间压力控制3～4MPa，暖阀时间控制：

1)主汽压力＞2MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀30分钟； 2)主汽压力＞3MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀15分钟； 3)主汽压力＞4MPa时SGC直接走步不进行暖阀；

7.暖阀时间到，步序至第20步，联系热控继续进行暖阀操作，暖阀结束条件为高调门50%处温度达到210℃。

8.暖阀结束后，锅炉继续升压至冲转参数：主汽/再热汽压力：8.5/1.2MPa，主汽/再热汽温度：390/390℃（尽量按DEH热力监控画面上推荐温度）。9.大机冲转前检查，X2、X4、X5、X6准则均已满足。

10.大机开始冲转做超速通道试验，联系热控将通道1由3300rpm改为300rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至300rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。

11.汽机复位后继续做超速通道试验，通道2由3300rpm改为360rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至360rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。12.检查大机超速通道试验完毕，大机冲转至360rpm进行暖机，暖机期间注意主汽温度控制，主汽控制400℃左右，为快速满足X7A、X7B准则在后期可适当降低主汽温度，当X7A、X7B且高压缸裕度＞30K继续升速至3000rpm。

13.大机升速至3000rpm过程中注意监视各轴瓦振动、回油温度、轴承金属温度等相关参数，并注意监视主机润滑油压力变化，如润滑油压力低润滑油泵联启，保持两台交流润滑油泵运行，将直流油泵停运备用，待油温稳定后再试停一台润滑油泵，如仍无法停运时，则采用关闭出口手动门方法进行试停。14.大机升速至3000rpm后主要控制X8及高压转子、中压转子裕度，暖机过程适当将主再热汽温升至430℃左右，当X8＜0℃且高压转子、中压转子裕度＞30K后则进行并网操作。X准则在汽机启动的以下过程中起作用：

打开主蒸汽管道上的主汽门并对阀体预热，顺控第13步（X2）打开汽轮机调门，汽机冲转。顺控第20步（X4、X5、X6）汽轮机升速到额定转速，顺控第23步（X7A、X7B）发电机并网带负荷，顺控第29步（X8）X温度准则的意义：

X1准则：防止高压缸进汽阀冷却：主蒸汽温度＞TmCV＋X1、高旁前主蒸汽和再热蒸汽过热度＞30℃ 或高压主汽门壳体温度（50%）＜150℃

X2准则：避免高压控制阀有过大的温度变化：主蒸汽饱和温度＜TmCV＋X2或 汽机全部主汽门开启

X4准则：防止湿蒸汽进入汽机：HP ESV前汽温＞主汽压对应饱和温度+X4 X5准则：防止高缸冷却：HP ESV前汽温＞高压轴平均温度HPSTm+X5 X6准则：防止中缸冷却：汽机侧热再母管温度＞中压轴平均温度IPSTm+X6 X7A准则：暖高压转子：汽机侧主汽温度＜THPS Tm+X7A X7B准则：暖高压缸：汽机侧主汽温度＜THPC Tm+X7B X7A、X7B 准则: 确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证高压缸充分暖机

X8 准则:确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证中压轴充分暖机。中旁前主蒸汽温度与中压主汽门前主蒸汽温度的较大值小于经过修正的中压转子平均转轴温

控制参数调整：X2、X7A、X7B、X8均为负值

X2要求高调阀50%处温度不能过低，调整时可通过降低压力方法 X4、X5要求主汽温度不能过低 X6要求再热汽温度不能过低 X7A要求高压转子温度不能过低 X7B要求高压缸温度不能过低 X8要求中压转子温度不能过低 根据功能划分：

Z3、Z4、X2准则：开主汽门前用到，即暖阀前要满足

X4、X5、X6准则：汽机冲转前用到，即升速至360rpm前需满足 X7A、X7B准则：汽机360rpm暖机结束后释放正常转速时用到 X8准则：机组并网前需满足 机组启动时间安排：

锅炉点火至暖阀：2.5小时；暖阀1个小时；冲转至360rpm暖机90分钟；冲转至3000rpm暖机至并网60分钟；

第三篇：机组的停止步骤

机组的停止 1.1 机组停运前的准备

1.1.1 全面检查等离子点火装置完好，进行拉弧试验正常，具备投入条件。1.1.2 根据检修要求，决定是否烧空原煤仓。

1.1.3 通知各岗位人员对设备系统进行全面检查，统计机组缺陷，做好停机前的准备工作。1.1.4 分别启动主机MSP、TOP、EOP、顶轴油泵，检查其转动正常，盘车电机空试正常。1.1.5 活动高压主汽门和中联门。

1.1.6 做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。锅炉全面吹灰一次。

1.1.7 检查主变死接地连接良好。

1.1.8 通知化学、燃料、灰水做好停机的准备工作。1.1.9 校对锅炉汽包水位一次。1.2 机组停运 1.2.1 滑参数停机运行

1.2.1.1 接值长滑停命令后，按15MW/min的速率机组减负荷至300MW，当机组负荷至540MW，锅炉按照汽轮机滑停曲线要求，开始降压，降压速率0.45MPa/min。1.2.1.2 负荷510MW，检查主机轴封压力正常并注意轴封汽源切换。1.2.1.3 负荷480MW，根据情况做真空严密性试验。

1.2.1.4 机组减负荷和降压过程中，在300MW、180MW、60MW各记录锅炉膨胀一次。1.2.2 机组减负荷至300MW 1.2.2.1 设定目标负荷300MW，主汽压力10.0MPa，设定主汽压变化率＜0.45MPa/min，主汽温度不变，负荷变化率15MW/min，减负荷到50%的额定负荷，并选定“进行”。1.2.2.2 在LCD上确认机组负荷和汽压逐渐降低。当运行中的给煤机转速降至50%左右时，可自上而下停运制粉系统。

1.2.2.3 在降负荷的过程中，注意控制主、再热汽温度。确认主汽压力为10.0MPa，负荷至300MW，稳定负荷5min，停运一台电给水泵。1.2.3 机组减负荷至180MW 1.2.3.1 设定目标负荷180MW，主汽压力8.62MPa，设定主汽压变化率＜0.1MPa/min，主汽温度变化率1.0℃/min，再热汽温变化率1.54℃/min，负荷变化率9MW/min，减负荷到180MW。1.2.3.2 机组负荷降至240MW时，投运A层等离子点火装置，将磨煤机置于正常模式。调整A磨煤机出口一次速在24m/s～28m/s，保持A磨煤机出力在45t/h以上并保持稳定。1.2.3.3 如A层等离子系统故障无法投运，则投入B层等离子。1.2.3.4 保留三套制粉系统运行，投入空气预热器连续吹灰，在排烟温度降至100℃后，停止电除尘。

1.2.3.5 有功负荷在180MW，用快切装置切换厂用电倒为启备变运行。

1.2.3.6 当机组负荷降至180MW时，调节A磨煤机出力，同时应适当降低A磨煤机的风量，保持风粉混合物浓度在最佳值范围内，并保持稳定，用其它制粉系统出力调节锅炉出力，并根据情况停运一套制粉系统。

1.2.3.7 机组负荷在180MW时，检查低压段气动疏水阀自动开启，将锅炉给水倒至给水旁路运行。

1.2.3.8 确认主汽压力8.62MPa，负荷180MW稳定运行20min。1.2.4 机组减负荷至60MW 1.2.4.1 机组继续降负荷，负荷变化率为6MW／min，主汽压力稳定在8.62MPa。1.2.4.2 负荷150MW，除氧器倒至备用汽源，停止高加运行。1.2.4.3 负荷120MW，检查主机下列疏水阀应自动开启： 1.2.4.3.1 #

1、2高压主汽门阀座疏水；

1.2.4.3.2 主汽母管疏水阀及#

1、2高压主汽门前疏水； 1.2.4.3.3 高调门导管疏水； 1.2.4.3.4 #

1、2中联门阀座疏水；

1.2.4.3.5 热段母管疏水及#

1、2中压主汽门前疏水； 1.2.4.3.6 高排逆止门前后疏水及冷段母管疏水。1.2.4.4 负荷90MW，检查汽轮机低压缸喷水自动投入。

1.2.4.5 其它制粉系统系统全部停止后，剩余A制粉系统运行，则逐渐降低A磨煤机的出力，同时调整磨煤机风量，保持在最佳风粉比，但最低风速不得低于18m/s。1.2.4.6 机组负荷降至60MW时，进行以下操作：

1.2.4.6.1 机组负荷60MW时，主汽温度400℃，再热汽温度325℃，主汽压力8.62MPa。1.2.4.6.2 启动TOP、MSP运行，检查其正常。把有功快速降至零，无功接近零，解除机电联锁保护，拉开发变组出口两台断路器，启动灭磁，检查发电机定子电压和三相电流到零。1.2.4.6.3 汽轮机手动打闸，检查高、中压主汽门、调门关闭，转速开始下降，记录惰走时间。

1.2.4.6.4 根据氢气温度下降情况停止氢气冷却器；启动氢气循环风机，注意氢气干燥器运行情况。

1.2.4.6.5 注意空冷风机运行情况，随着背压的下降，顺流风机频率逐渐下降，并停止，逆流风机频率逐渐降低到15HZ。如果背压过低（控制背压在15kpa），可适当手动停止部分逆流风机，注意轴封压力变化及时调整。机组停止后确认无蒸汽、热水进入排汽装置后，再停止所有空冷风机。1.2.4.6.6 转速下降至2000rpm时，顶轴油泵自启动，否则手动开启，转速到零后及时投入盘车连续运行，开始记录汽轮机缸温及盘车电流和偏心等参数。

1.2.5 发变组解列

1.2.5.1 发变组系统解列停机

1.2.5.1.1 发变组系统解列正常情况下采用先停汽机后停发电机的顺序,在汽机主汽门关闭后由发电机程序逆功率保护将发电机与系统解列。1.2.5.1.2 发电机与系统解列停机（以#1机为例）

1)检查调节器运行在“自动”、“远方”方式。

2)检查#1机10kV 1AM段厂用电源已切至备用电源运行。3)检查#1机10kV 1BM段厂用电源已切至备用电源运行。4)检查10kV G1M段厂用电源已切至备用电源运行。5)将发电机无功负荷减至小于3Mvar。

6）待汽轮机打闸后，检查#1机5012、5013开关确已跳闸，灭磁开关跳闸，发电机定子三相电流电压显示到零。

7)将#1机5012、5013开关及灭磁开关复位。8)检查#1机保护动作为发电机程序逆功率保护。9)退出#1机“电跳机”保护。

10）投入发电机“启停机”和“误上电”保护。1.2.6 发变组系统停运行后破坏备用的操作

1.2.6.1 发电机停机后，将10kV各段快切装置闭锁，将各段工作电源进线开关停电。1.2.6.2 拉开发变组断路器两侧隔离开关。1.2.6.3 检查发电机灭磁开关Q02断开。1.2.6.4 拉开功率整流柜交、直流输入输出刀闸。

1.2.6.5 拉开励磁调节器控制电源小开关、功率柜风扇电源开关及加热照明小开关。1.2.6.6 停用发电机启励电源。

1.2.6.7 断开发电机出口1PT、2PT、3PT二次快速小开关,拉出1PT、2PT、3PT小车。1.2.6.8 拉开发电机中性点接地变压器刀闸。

1.2.6.9 将10kV母线工作进线分支PT和工作进线开关拉至试验位置，并取下二次插头。1.2.6.10 停用主变、高压工作变和高压公用变冷却器。1.2.7 锅炉停止运行

1.2.7.1 机组解列后，将A磨煤机出力降到最低，将炉膛烟温探针投入，控制好炉膛出口温度≤538℃。

1.2.7.2 发电机解列、汽轮机停止运行后，应立即全开过热器出口排汽阀和疏水阀，全开再热器所有排汽阀和疏水阀，停止A给煤机，进行抽粉，确认MFT光字牌亮，锅炉熄火，将A磨煤机清扫排空停止A磨煤机，停止一次风机、密封风机运行。30min后关闭排汽阀和疏水阀。

1.2.7.3 锅炉MFT动作后，确认等离子装置跳闸。

1.2.7.4 锅炉熄火后，保持送风量大于30％BMCR，对炉膛进行吹扫10min。

1.2.7.4.1 减少送风量至10％BMCR，停止一侧吸、送风机运行。停止电除尘器运行。1.2.7.5 用电动给水泵继续向汽包上水至+200mm。1.2.7.6 确认省煤器再循环阀开启，关闭减温器隔绝阀。1.2.7.7 汽包压力0.5MPa时，投入炉水泵连续注水。

1.2.7.8 当空气预热器进口烟温低于120℃时，停止最后一侧吸、送风机，炉内保持自然通风状态。停止两台空预器。

1.2.7.9 当炉膛温度低于50℃时，停止火检冷却风机和等离子点火检冷却风机。1.2.7.10 当炉水温度低于150℃时，可停止三台炉水泵运行。1.2.7.11 确认锅炉炉渣系统无灰渣时可停止除渣系统运行。1.2.7.12 除尘器振打及除灰系统保持运行直至确认灰斗无灰落出。1.3 定压方式正常停机

1.3.1 定压方式停机操作与滑参数停机相同。

1.3.2 设定目标负荷300MW，主汽压力不变，主汽温度不变，负荷变化率15MW/min，减负荷到300MW，并选定“进行”。

1.3.3 机组负荷达300 MW时，开始滑降主再热汽温。主汽温度变化率0.5MPa/min运行5分钟，设定目标负荷180 MW，开始降负荷，主汽压力不变，负荷变化率3MW/min，减负荷到180MW，并选定“进行”。

1.3.4 机组负荷180 MW，稳定负荷运行225min后,主汽温度到408℃，再热汽温度到370℃时，以3MW/min负荷变化率，0.215MPa/min压力变化率，减负荷到60 MW。

1.3.5 汽轮机手动打闸，检查高、中压主汽门、调门关闭，转速开始下降，发电机解列。1.3.6 其它操作与滑参数停机操作相同。1.4 机组停运注意事项

1.4.1 滑停过程中汽轮机、锅炉要协调好，降温、降压不应有回升现象。注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温下降速度严格符合滑停曲线要求。汽温在10min内急剧下降50℃，应打闸停机。

1.4.2 在整个滑停过程中，锅炉总风量不得低于30%BMCR。

1.4.3 降负荷过程中注意各水位正常，及时退出高低压加热器运行。给水泵最小流量阀可根据负荷情况提前手动打开。

1.4.4 滑停过程中注意加强各轴承的轴振、瓦振和金属温度、回油温度的监视，发生异常振动或瓦温超标立即打闸。1.4.5 机组应尽量避免在60MW负荷下长时间运行，解列前迅速将发电机有功减至零，无功接近为零，手动脱扣汽机，检查高中压主汽门、高中压调门、各级抽汽逆止门、高排逆止门关闭，VV阀及BDV阀开启，发电机程序逆功率保护动作，机组解列。

1.4.6 注意汽轮机打闸后转速开始下降，无特殊情况严禁在2300rpm以上开启真空破坏门。1.4.7 转速2000rpm，检查顶轴油泵自启动，否则手动启动。

1.4.8 排汽装置破坏真空以前，应关闭所有至排汽装置的疏水。真空到零，停运轴封系统。1.4.9 注意记录转子惰走时间。转子静止后投入盘车自动，延时30s检查盘车电机自启动，10s后检查确认盘车装置自动啮合，否则手动投入盘车。主机盘车投入后，定时记录转子偏心度及高中压缸膨胀、胀差、高中压缸第一级温度、轴向位移等。（手动盘车操作：点动电机、盘车慢慢啮合，若不能啮合时应手动扳动，啮合到位发出信号，再启动盘车电机运行。）1.4.10 盘车运行期间，润滑油温应在30～42℃之间，保持发电机密封油系统运行正常。定时仔细倾听高低压轴封声音，严密监视汽缸金属温度变化趋势，杜绝冷汽冷水进入汽轮机。1.4.11 盘车应连续运行直至高压缸第一级金属内壁温小于180℃，当该处壁温小于150℃同时，可停运主机交流润滑油泵TOP。停机后盘车期间禁止检修与汽轮机本体有关的系统，以防冷空气倒入汽缸，特殊情况必须汇报总工批准，且需执行以下规定：

1.4.11.1 高压缸第一级内壁温在350℃以上时，停盘车不能超过3min，每停1min，应进行10min的连续盘车，直到转子偏心度恢复正常为止。

1.4.11.2 高压缸第一级内壁温在220℃以上时，如有紧急工作，每停30min，应盘车180度或连续盘车直至转子偏心度恢复正常为止。

1.4.12 锅炉完全不需要上水时，停止除氧器加热，停电动给水泵，保留部分空冷风机运行，冬季调整暖通用水后停凝结水泵。

1.4.13 当低压缸排汽温度降至50℃以下，可停运最后的空冷风机。

1.4.14 特殊情况下的闷缸操作：遇有下列情况时可进行闷缸：主机润滑油系统、顶轴油系统、密封油系统、盘车装置故障等，必须较长时间停止盘车运行时。具体操作如下： 1.4.14.1 机组破坏真空，停止轴封供汽并隔离。1.4.14.2 空冷岛所有风机已停运。

1.4.14.3 主汽母管、主汽门前、高压导管疏水手动门全部关闭。1.4.14.4 再热蒸汽冷热段管道疏水、中联门前疏水手动门全部关闭。1.4.14.5 汽缸本体和各级抽汽管道疏水手动门全部关闭。1.4.14.6 强制关闭VV阀和BDV阀及门前疏水。1.4.14.7 确认至汽轮机的所有热源已全部隔离。

1.4.14.8 记录汽轮机缸温、盘车电流、偏心等参数，停止盘车运行，并在大轴上做出标记，开始闷缸，每半小时记录一次缸温和瓦温。

1.4.14.9 闷缸过程中如轴瓦金属温度超过95℃时，应回复润滑油系统运行，降低瓦温。1.4.14.10 如氢气系统运行，停止润滑油系统之前必须将密封油系统倒为独立运行方式。1.4.14.11 停止顶轴油和润滑油系统运行。

1.4.14.12 闷缸过程中，间隔2小时将转子翻转180°，连续闷缸时间应控制在4小时之内。

1.4.14.13 闷缸结束后，回复润滑油和顶轴油系统，先手动盘车确认动静无五摩擦，然后投入电动连续盘车，直至转子偏心回复正常。1.4.15 发电机停机后的状态可分为以下三种：

1)热备用状态：指主变高压侧开关、灭磁开关在断开位置，高厂变低压侧分支开关在断开位置，其余与运行状态相同；

2)冷备用状态：指主变高压侧开关、刀闸、灭磁开关在断开位置，高厂变低压侧分支开关在隔离位置，其余与运行状态相同；

3)检修状态：指主变高压侧开关、刀闸、灭磁开关在断开位置，厂用分支开关拉至隔离位置，取下出口及厂分支电压互感器一、二次熔断器，在发电机各电源侧挂接地线。1.4.16 停机备用的发电机密封油排烟机和轴承回油主油箱的排烟风机应维持运行，抽去可能逸入排油系统的氢气；氢气报警系统应投入运行；

1.4.17 停机期间发电机内氢气湿度取决于机座周围的温度；为改善相对湿度，可向外排出一些氢气，并从供氢系统补充新鲜氢气；

1.4.18 备用中的发电机及其全部附属设备应同运行中的发电机一样进行监视和维护，使其处于完好状态，随时能启动；

1.4.19 当发电机长期（几个月或更长时间）处于备用状态时，应该采取适当的措施防止绕组受潮，并保持绕组温度在5℃以上；可采用内冷水热水循环的方法保温，内冷水水温以20℃～40℃为宜；冬季停机后，应使发电机各部温度维持在5℃以上，防止冻坏发电机设备。停机期间，若厂房室温在10℃以下，则定子绕组内的冷却水和氢气冷却器内的冷却水应彻底排干以防止冻裂。

1.4.20 停机期间发电机内充满空气时，需留意结露；应将供氢管道切断，取下充氢管道联管并加堵板，防止氢气进入发电机。

1.4.21 发电机运行二个月以上如遇停机，应对发电机定子水回路进行反冲洗，以确保水回路畅通。

1.4.22 对停用时间较长的发电机，定子绕组和定子端部冷却元件中的水应放净吹干，吹干应用过滤的干燥的压缩空气。

1.4.23 发电机停机后，应由检修人员测量定子和励磁回路的绝缘电阻。1.5 锅炉熄火后的冷却

1.5.1 停炉热备用时，经通风10min后，停止吸风机、送风机运行，关闭烟风挡板，保持空气预热器运行。保持正常汽包水位及至少一台炉水循环泵运行，炉水温度降至150℃以下时，可以停止全部炉水循环泵，预热器入口烟气温度降至120℃时，可停止空气预热器。1.5.2 停炉后需快速冷却时，保持三台炉水循环泵运行，保持汽包高水位，炉水温降速率不大于1.5℃/min，保持吸风机、送风机运行，保持60％～70％的额定风量，进行炉膛通风。锅炉快冷要严格按照规定执行，禁止急剧冷却。

1.5.3 根据需要，炉水温度小于93℃时锅炉可以放水。锅炉放水前时，停止通风及全部炉水循环泵。锅炉放水结束后，根据需要放净炉水循环泵泵壳内的炉水。

1.5.4 锅炉停止后需要干式防腐，可在汽包压力0.5MPa时，打开锅炉所有空气门、疏水门、排污门，快速将炉水放掉，用余热烘干炉管。1.6 锅炉放水的操作

1.6.1 开启锅炉水冷壁下集箱放水门、定期排污门、给水逆止门前管道放水门、省煤器入口集箱放水门、一二级减温器调节门后放水门、省煤器出口导管放水门、顶棚过热器入口集箱疏水门、后烟道前后墙下集箱疏水门、低温过热器入口集箱疏水门、锅炉连续排污门。1.6.2 汽包就地压力表管放水；取样管放水后关闭。

1.6.3 根据需要开启启动排气门、分隔屏入口集箱空气门、汽包空气门、主蒸汽管道空气门、分隔屏出口集箱空气门、省煤器吊挂管出口集箱空气门、末级过热器入口连接管空气门。1.6.4 再热器系统喷水调节门后放水门开启、再热蒸汽取样门关闭；根据需要开启启动排汽门、壁式再热器出口集箱空气门。

1.6.5 炉水循环泵电机腔室不放水，应采取保温措施，使炉水循环泵的环境温度大于5℃，注意监视电机腔室温度不得小于5℃。1.6.6 机组冬季停运防冻措施：

1.6.6.1 每年九月，进行一次全面防冻检查。

1.6.6.2 暖通系统进行注水打压试验，投入采暖系统运行，根据环境温度的变化调整热网供水温度。

1.6.6.3 根据环境温度的变化及时投入机房、炉房管式换热器、暖风机运行，关闭厂房大门，投入大门热风幕运行，门窗应挂棉门帘。

1.6.6.4 冬季应停止机房顶通风排气系统的风机运行，停止锅炉房顶通风机运行。1.6.6.5 主厂房、辅机室的门窗应关闭严密，发现门窗的把手、插销、玻璃破损不齐及关闭不严的应及时联系处理。

1.6.6.6 冬季机组停运后锅炉应尽可能采用干式保养。采用湿保养时，应定期启动炉水泵。1.6.6.7 任何情况下环境温度不得低于5℃，否则应采取措施并汇报领导。

1.6.6.8 投入采暖及伴热系统，必要时增加临时采暖设备，并经常检查是否正常，发现缺陷及时处理。

1.6.6.9 冬季机组停运时应保证启动锅炉安全运行，向厂区提供充足的采暖供热蒸汽。1.6.6.10 冬季机组停运时压缩空气系统应选择开启最远端放气门，保证压缩空气系统内空气的循环；并且定期开启储气罐、供气管道的放水门；或投入储气罐、供气管道伴热系统。1.6.6.11 冬季机组停运时，供氢母管应加强定期放水。

1.6.6.12 所有冷却水系统停运时，应将冷却器内的冷却水放尽，以免冻裂冷却器。1.6.6.13 停运机组的所有压力表管及测量表计存水放尽。1.6.6.14 捞渣机水封用密封水适当开大，保持溢流，以免冻结。

1.6.6.15 对室外可能会造成冻结的设备与系统，应采用放水或定期启动的方法来防冻。1.6.6.16 各辅助设备油系统无检修工作时均应保持运行，设备的冷却水保持畅通，若冷却水停用应打开管道放水门，把水放净，无放水阀时应联系检修解开法兰放水。1.6.6.17 1.6.6.18 1.6.6.19 所有停运的汽、水系统均应放尽存水。

根据机力冷却塔运行状态，按规定做好防冻措施。

燃油罐内油温低于15℃时，应及时投入蒸汽加热系统运行。

第四篇：机组启动试运行方案

机组启动试运行方案

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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

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（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。

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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。

马边烟峰电力有限责任公司 二OO九年十一月十六日